Ergänzende Informationen zu Öl- und Gasreserven (ungeprüft)

Die folgenden Tabellen stellen Zusatzinformationen hinsichtlich der Öl- und Gasaktivitäten des Konzerns dar. Da dieser Themenbereich unter IFRS nicht detailliert geregelt ist, hat der Konzern beschlossen, jene Daten freiwillig zu veröffentlichen, die gemäß der ASC 932 erforderlich wären, würde nach US GAAP berichtet werden.

Sofern sich die nachfolgenden Zusatzangaben auf Jahresabschlussinformationen beziehen, beruhen diese auf den Daten des IFRS Konzernabschlusses.

Die Zusatzangaben beziehen sich auf den Geschäftsbereich Exploration & Production (E&P) mit Ausnahme der Bereiche Gasversorgung, Marketing, Handel und Logistik in Westeuropa. Weitere Informationen zu den Geschäftsbereichen der OMV können der Anhangangabe 4 – Segmentberichterstattung – entnommen werden.

Die regionale Aufteilung wird nachfolgend beschrieben*Die Regionen ‚Mittel- und Osteuropa‘ (beinhaltet Rumänien und Schwarzes Meer sowie Österreich) und ‚Asien-Pazifik‘ (beinhaltet Neuseeland und Australien sowie Malaysia) laut Lagebericht werden für diese Angabe weiter untergliedert, um die Informationen detaillierter darzustellen.:

Akquisitionen

Es gab keine wesentlichen Akquisitionen in den Jahren 2022, 2021 und 2020.

Veräußerungen & Entkonsolidierung

Seit 1. März 2022 hat die OMV die Vollkonsolidierung von JSC GAZPROM YRGM Development, aufgrund des Verlusts der Beherrschung, der Russland-Ukraine-Krise folgend, beendet. Weitere Details sind der Anhangangabe 2 – Bilanzierungsgrundsätze, Ermessensentscheidungen und Schätzungen, Abschnitt „Auswirkungen des Angriffs Russlands auf die Ukraine und damit in Zusammenhang stehende wesentliche Schätzungen und Annahmen“ zu entnehmen.

Am 1. August 2021 schloss die SapuraOMV Upstream Sdn. Bhd. den Verkauf ihrer Anteile an der SapuraOMV Upstream (PM) Inc. ab, die Anteile an vor der malaysischen Halbinsel produzierenden Vermögenswerten gehalten hat.

Am 14. Mai 2021 hat die OMV Petrom den Verkauf ihrer 100%-Anteile an der Kom-Munai LLP und der Tasbulat Oil Corporation LLP (beide mit Sitz in Aktau, Kasachstan) abgeschlossen.

Es gab keine wesentlichen Veräußerungen in 2020.

Nicht beherrschende Anteile

Da die OMV 51% an OMV Petrom hält, ist diese vollkonsolidiert; es sind daher 100% der OMV Petrom Vermögenswerte und Ergebnisse enthalten.

Die OMV hält eine 50% Beteiligung an SapuraOMV, die vollkonsolidiert ist. Die Zahlen beinhalten daher 100% der Vermögenswerte und Ergebnisse der SapuraOMV.

At-equity bewertete Beteiligungen

Die OMV hält 10% an Pearl Petroleum Company Limited (Region Mittlerer Osten und Afrika).

Seit 1. März 2022 hat die OMV die at-equity-Bilanzierung der OJSC Severneftegazprom (Region Russland), an der sie 24,99% hält, aufgrund des Verlusts des maßgeblichen Einflusses, der Russland-Ukraine-Krise folgend, beendet. Weitere Details sind der Anhangangabe 2 – Bilanzierungsgrundsätze, Ermessensentscheidungen und Schätzungen, Abschnitt „Auswirkungen des Angriffs Russlands auf die Ukraine und damit in Zusammenhang stehende wesentliche Schätzungen und Annahmen“ zu entnehmen.

Die nachfolgenden Angaben zu den at-equity bewerteten Beteiligungen entsprechen dem OMV Anteil an den Unternehmen.

Die nachfolgenden Darstellungen können Rundungsdifferenzen enthalten.

Tabellen

a) Aktivierte Kosten

Die aktivierten Kosten umfassen die Summe des aktivierten Öl- und Gasvermögens einschließlich sonstiges immaterielles Vermögen und Sachanlagen wie Grundvermögen, Betriebs- und Geschäftsausstattung, Konzessionen, Lizenzen und Rechte.

b) Kosten der Periode

Die Kosten der Periode umfassen alle Kosten, die im Zusammenhang mit der Anschaffung, Exploration und Entwicklung von Öl- und Gasvorkommen anfallen, unabhängig davon, ob diese Kosten aktiviert werden oder Aufwand der laufenden Periode sind.

c) Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion

Die folgenden Tabellen stellen Erträge und Aufwendungen dar, die direkt im Zusammenhang mit der Öl- und Gasproduktion der OMV anfallen. Das Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion entspricht nicht dem Ergebnis des Exploration & Production Bereichs, da Zinsen, allgemeine Verwaltungskosten, andere Aufwendungen und die Bereiche Gasversorgung, Marketing, Handel und Logistik in Westeuropa nicht enthalten sind. Weitere Informationen zu den Geschäftsbereichen der OMV können der Anhangangabe 4 – Segmentberichterstattung – entnommen werden. Die Ertragsteuer wird nach Berücksichtigung von Investitionsbegünstigungen und Verlustvorträgen und unter Anwendung des lokalen Steuersatzes hypothetisch errechnet.

d) Öl- und Gasreserven

Sichere Reserven sind jene Mengen an Erdöl und -gas, für welche durch Analysen von geologischen und technischen Daten mit begründeter Sicherheit beurteilt werden kann, dass sie aus bekannten Lagerstätten unter gegenwärtigen wirtschaftlichen, produktionstechnischen und regulatorischen Bedingungen in der Zukunft und innerhalb der Konzessionsdauer – außer die Verlängerung der Konzession ist sicher – wirtschaftlich gefördert werden können. Die sicheren Reserven werden auf Basis eines 12-Monats-Durchschnittspreises ermittelt, es sei denn, die Preise sind vertraglich festgelegt.

Sichere, entwickelte Reserven sind jene Reserven, die voraussichtlich mittels bestehenden Bohrungen mit bestehenden Ausrüstungen und Verfahren, oder wenn die Kosten der benötigten Ausrüstung relativ gering verglichen mit den Kosten einer neuen Bohrung sind, gefördert werden können. Weiters ist von sicheren entwickelten Reserven auszugehen, falls sichere Reserven voraussichtlich durch bereits vorhandene und zurzeit in Betrieb befindlicher Förderanlagen und -infrastruktur gefördert werden können. Es sollte sichergestellt sein, dass die benötigten zukünftigen Aufwendungen zur Sicherstellung der bestehenden Ausrüstungen innerhalb des aktuellen Budgets geleistet werden.

Sichere, nicht entwickelte Reserven sind jene sicheren Reserven, die voraussichtlich aus neuen Bohrungen in Gebieten, in denen noch keine Bohrungen stattgefunden haben oder aus bestehenden Bohrungen, die zur Rekomplettierung eine verhältnismäßig hohe Aufwendung oder substanzielle neue Investition benötigen, um den Zustand alternder Einrichtungen zu gewährleisten oder diese zu ersetzen, gefördert werden können.

e) Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

Die zukünftige Netto-Cashflow-Information wird unter der Annahme erstellt, dass die vorherrschenden wirtschaftlichen und operativen Rahmenbedingungen über die Produktionsdauer der sicheren Reserven bestehen bleiben. Weder zukünftige Veränderungen der Preise, noch Fortschritte in der Technologie oder Veränderungen der operativen Bedingungen werden berücksichtigt.

Der zukünftige Cash-Inflow beinhaltet die Erlöse aus dem Verkauf der Produktionsmengen, inklusive Kissengas in Gasspeicherreservoirs, unter der Annahme, dass die zukünftige Produktion zu jenen Preisen verkauft wird, welche zur Schätzung der sicheren Reserven zu den Jahresend-Mengen dieser Reserven verwendet werden (12-Monats-Durchschnittspreis). Die zukünftigen Produktionskosten umfassen geschätzte Ausgaben für die Förderung sicherer Reserven sowie entsprechende Steuern ohne Berücksichtigung der zukünftigen Inflation. In den zukünftigen Rekultivierungsausgaben sind die Netto-Kosten der Rekultivierung von Sonden und Produktionsanlagen enthalten. Die zukünftigen Entwicklungsausgaben umfassen die geschätzten Kosten für Entwicklungsbohrungen und Produktionsanlagen. Allen drei Bereichen liegt die Annahme zugrunde, dass das Kostenniveau zum Bilanzstichtag ohne Berücksichtigung der Inflation beibehalten wird. Die zukünftigen Steuerzahlungen werden unter Verwendung des Steuersatzes jenes Landes berechnet, in dem die OMV tätig ist. Der Barwert ergibt sich aus der Diskontierung des zukünftigen Netto-Cashflows mit einem Diskontfaktor von 10% pro Jahr. Die standardisierte Ermittlung stellt keine Schätzung des beizulegenden Zeitwertes der sicheren Reserven im Konzern dar. Eine Schätzung des beizulegenden Zeitwertes würde neben vielen anderen Faktoren auch die Gewinnungsmöglichkeit von Reserven, die über die Menge der sicheren Reserven hinausgeht, und voraussichtliche Veränderungen in den zukünftigen Preisen und Kosten sowie einen dem Risiko der Öl- und Gasproduktion entsprechenden Diskontierungssatz berücksichtigen.

f) Veränderung der standardisierten Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows