Exploration & Production

Im Geschäftsbereich Exploration & Production lieferte die OMV eine hervorragende Leistung und gestaltete gleichzeitig ihr Portfolio im Sinne der Fokussierung auf die Erhöhung des Erdgasanteils in der Produktion um. Trotz Covid-19-bedingter Restriktionen erreichte die Produktion 486 kboe/d, wobei die Produktionskosten unverändert bei USD 6,7/boe lagen und das Operative Ergebnis vor Sondereffekten deutlich anstieg.

Finanzielle Performance

Das Operative Ergebnis vor Sondereffekten stieg 2021 signifikant von EUR 145 Mio auf EUR 2.837 Mio. Außergewöhnlich positive Markteffekte in Höhe von EUR 2.282 Mio als Folge der wesentlich höheren Öl- und Gaspreise wurden von sehr günstigen operativen Effekten im Ausmaß von EUR 507 Mio unterstützt. Möglich wurde dies durch die Rückkehr zu Vollproduktion in Libyen, die Rücknahme von OPEC-Förderbeschränkungen in den Vereinigten Arabischen Emiraten und die Inbetriebnahme eines neuen Erdgasfelds in Tunesien. Die Verkaufsmengen folgten den Förderraten. Die Abschreibungen stiegen im Einklang mit den Förderzuwächsen um EUR 97 Mio.

Die 2021 erfassten Sondereffekte beliefen sich auf EUR –398 Mio (2020: EUR –1.282 Mio), die sich hauptsächlich auf temporäre Effekte aus Absicherungsgeschäften bezogen. Während die Sondereffekte 2020 hauptsächlich durch Wertberichtigungen bedingt waren, zu denen es infolge der Anpassung der langfristigen Planungsannahmen der OMV für den Brent-Rohölpreis gekommen war, wurde der Betrag für 2021 von Forderungsabschreibungen auf Explorations- und Produktionsvermögen in Höhe von EUR –383 Mio beeinflusst. Das Operative Ergebnis erreichte EUR 2.439 Mio (2020: EUR –1.137 Mio).

Die Produktionskosten abzüglich Lizenzgebühren blieben mit USD 6,7/boe auf dem Niveau des Vorjahres (2020: USD 6,6/boe).

Die Gesamtproduktion an Kohlenwasserstoffen stieg um 23 kboe/d auf 486 kboe/d. Die libysche Förderungskapazität war fast den gesamten Zeitraum hinweg voll ausgelastet, während sie im Vorjahreszeitraum von höherer Gewalt betroffen gewesen war. Die Produktion stieg in den Vereinigten Arabischen Emiraten dank der Zurücknahme von OPEC-Förderbeschränkungen und in Tunesien dank der Inbetriebnahme eines neuen Erdgasfelds. Ein natürlicher Förderrückgang in Rumänien und Österreich, der komplette Verkauf unserer Aktivitäten in Kasachstan im Mai 2021 und eine geringere Erdgasproduktion in Neuseeland schwächten die Förderzunahme etwas. Die Gesamtverkaufsmenge stieg auf 462 kboe/d (2020: 439 kboe/d) und folgte im Wesentlichen der Förderrate.

Der durchschnittliche Brent-Preis erreichte 2021 USD 70,9/bbl, ein substanzieller Anstieg um 69%. Der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns verbesserte sich um 73%. Der durchschnittlich realisierte Gaspreis in EUR/MWh wuchs um 84%.

Die Investitionen einschließlich aktivierter E&A-Ausgaben wurden 2021 auf EUR 1.173 Mio gesteigert (2020: EUR 1.090 Mio), eine Erholung von dem durch Sparmaßnahmen beeinträchtigten Niveau des Vorjahres. Organische Investitionen wurden 2021 vorwiegend für Projekte in Rumänien, Norwegen und Neuseeland getätigt. Die Explorationsausgaben, die sich vor allem auf Aktivitäten in Norwegen, Rumänien und bei SapuraOMV bezogen, beliefen sich 2021 auf EUR 210 Mio und konnten somit gegenüber dem Vorjahr um 8% verringert werden.

Reservenentwicklung

Zum 31. Dezember 2021 beliefen sich die sicheren Reserven (1P) auf 1.295 Mio boe (davon OMV Petrom: 419 Mio boe), wobei die jährliche Reservenersatzrate im Jahr 2021 bei 77% (2020: 102%) lag. Der Dreijahresdurchschnitt der Reservenersatzrate liegt bei 105% (2020: 138%). Die sicheren Reserven stiegen aufgrund erfolgreicher Bohr- und Entwicklungsaktivitäten in Malaysia, Neuseeland und Norwegen und verbesserter Lagerstättenleistungen in Norwegen, Rumänien und den Vereinigten Arabischen Emiraten. Diese zusätzlichen Mengen wurden teilweise durch Veräußerungen in Kasachstan, Rumänien und Malaysia kompensiert. Bessere globale Ölpreise wirkten sich mit Ende 2021 ebenfalls positiv auf die sicheren Reserven aus. Die sicheren und wahrscheinlichen Reserven (2P) gingen nicht zuletzt aufgrund der Veräußerungen in Kasachstan, Rumänien und Malaysia auf 2.197 Mio boe zurück (davon OMV Petrom: 680 Mio boe).