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Ergänzende Informationen zu Öl- und Gasreserven (ungeprüft)

Die folgenden Tabellen stellen Zusatzinformationen hinsichtlich der Öl- und Gasaktivitäten des Konzerns dar. Da dieser Themenbereich unter 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 () 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.:

Rumänien und Schwarzes Meer

Bulgarien, Kasachstan (bis Mai 2021) und Rumänien

Österreich

Österreich

Russland

Russland (bis Februar 2022)

Nordsee

Norwegen

Mittlerer Osten und Afrika

Iran (Evaluierung ausgesetzt), Region Kurdistan im Irak, Libyen, Tunesien, Vereinigte Arabische Emirate, Jemen

Neuseeland und Australien

Australien und Neuseeland

Malaysia

SapuraOMV*Beinhaltet nicht nur Malaysia, sondern auch die Tochtergesellschaften der SapuraOMV in Neuseeland, Australien und Mexiko.

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 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.

Aktivierte Kosten – Tochtergesellschaften

In EUR Mio

 

 

 

 

2022

2021

2020

Öl- und Gasvermögen ohne sichere Reserven

1.811

2.137

2.461

Öl- und Gasvermögen mit sicheren Reserven

28.240

27.611

26.988

Gesamt

30.051

29.749

29.449

Kumulierte Abschreibung

–19.411

–18.136

–17.117

Aktivierte Kosten (abzüglich Abschreibung)

10.640

11.613

12.333

Aktivierte Kosten – at-equity bewertete Beteiligungen

In EUR Mio

 

 

 

 

2022

2021

2020

Öl- und Gasvermögen ohne sichere Reserven

151

164

154

Öl- und Gasvermögen mit sicheren Reserven

292

477

346

Gesamt

443

641

501

Kumulierte Abschreibung

–76

–99

–76

Aktivierte Kosten (abzüglich Abschreibung)

367

542

424

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.

Kosten der Periode

In EUR Mio

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Rumänien und schwarzes Meer

Österreich

Russland

Nordsee

Mittlerer Osten und Afrika

Neu­seeland und Australien

Malaysia

Gesamt

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2022

Tochter­unternehmen

 

 

 

 

 

 

 

 

Anschaffungskosten für sichere Reserven

Anschaffungskosten für nicht sichere Reserven

Explorationskosten

35

24

59

10

26

48

202

Entwicklungskosten

327

21

159

171

188

102

969

Kosten der Periode

362

45

219

181

214

150

1.171

At-equity bewertete Beteiligungen

2

27

29

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2021

Tochter­unternehmen

 

 

 

 

 

 

 

 

Anschaffungskosten für sichere Reserven

Anschaffungskosten für nicht sichere Reserven

1

0

1

3

Explorationskosten

41

6

81

25

26

30

210

Entwicklungskosten

265

38

243

165

102

39

852

Kosten der Periode

307

44

324

191

128

70

1.065

At-equity bewertete Beteiligungen

62

21

83

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2020

Tochter­unternehmen

 

 

 

 

 

 

 

 

Anschaffungskosten für sichere Reserven

Anschaffungskosten für nicht sichere Reserven

Explorationskosten

51

25

55

17

46

32

227

Entwicklungslosten

330

20

187

163

60

19

778

Kosten der Periode

380

45

242

180

106

51

1.005

At-equity bewertete Beteiligungen

55

7

62

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.

Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion

In EUR Mio

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Rumänien und schwarzes Meer

Österreich

Russland

Nordsee

Mittlerer Osten und Afrika

Neu­seeland und Australien

Malaysia

Gesamt

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2022

Tochter­unternehmen

 

 

 

 

 

 

 

 

Umsatz mit Dritten1

5

–32

206

1.394

931

225

302

3.032

Konzerninterner Umsatz

3.281

959

3.530

1.927

236

9.933

 

3.286

927

206

4.924

2.858

461

302

12.965

Produktionsaufwand

–512

–91

–183

–183

–87

–16

–1.071

Förderzinsabgaben

–1.102

–182

–312

–46

–21

–1.663

Explorationsaufwand2

–28

–12

–118

2

–53

–41

–250

Abschreibungen, Wertminderungen und Wertaufholungen

–845

–43

–12

–416

–424

46

–91

–1.785

Sonstige Kosten3

–65

–15

–60

–131

–64

–2

–22

–359

 

–2.552

–344

–72

–848

–980

–142

–191

–5.128

Ergebnis vor Steuern

734

583

135

4.077

1.878

319

111

7.837

Ertragsteuern4

–121

–229

–28

–3.274

–1.553

–83

–34

–5.322

Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion

613

354

107

803

325

237

77

2.516

Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen

3

56

59

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2021

Tochter­unternehmen

 

 

 

 

 

 

 

 

Umsatz mit Dritten1

22

–649

562

876

556

279

239

1.884

Konzerninterner Umsatz

1.845

432

1.345

1.018

122

4.762

 

1.868

–218

562

2.221

1.574

400

239

6.646

Produktionsaufwand

–477

–78

–144

–146

–81

–24

–950

Förderzinsabgaben

–404

–66

–135

–39

–13

–658

Explorationsaufwand2

–43

–5

–108

–43

–18

–65

–281

Abschreibungen, Wertminderungen und Wertaufholungen

–499

–102

–70

–381

–246

–127

–101

–1.526

Sonstige Kosten3

–70

–14

–329

–132

–25

–5

–21

–597

 

–1.493

–265

–399

–766

–596

–270

–223

–4.012

Ergebnis vor Steuern

375

–483

163

1.455

979

130

15

2.635

Ertragsteuern4

–59

121

–27

–981

–750

–38

–6

–1.740

Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion

316

–362

135

475

229

92

10

895

Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen

24

31

55

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2020

Tochter­unternehmen

 

 

 

 

 

 

 

 

Umsatz mit Dritten1

57

–25

389

569

102

228

209

1.529

Konzerninterner Umsatz

1.203

186

269

365

102

2.125

 

1.260

161

389

838

467

330

209

3.654

Produktionsaufwand

–472

–77

–144

–125

–77

–24

–920

Förderzinsabgaben

–180

–40

–67

–34

–4

–325

Explorationsaufwand2

–179

–96

–56

–298

–201

–67

–896

Abschreibungen, Wertminderungen und Wertaufholungen

–538

–223

–74

–309

–226

–384

–126

–1.880

Sonstige Kosten3

–63

–16

–343

–135

–14

–23

–26

–619

 

–1.432

–452

–417

–644

–730

–719

–246

–4.641

Ergebnis vor Steuern

–172

–291

–28

194

–263

–389

–38

–987

Ertragsteuern4

25

107

5

–122

118

107

–16

224

Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion

–148

–184

–23

72

–145

–282

–53

–763

Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen

15

16

31

1

Enthält Hedging-Effekte aus Derivaten; die Region Österreich enthält Hedging-Effekte zentral gesteuerter Derivate (2022: EUR –33 Mio, 2021: EUR –675 Mio, 2020: EUR –37 Mio)

2

Enthält Wertminderungen betreffend Exploration und Evaluierung

3

Enthält Bestandsveränderungen von Vorräten

4

Ertragsteuern in den Regionen Nordsee und Mittlerer Osten und Afrika enthalten Körperschaftsteuern und “Special Petroleum Taxes”. In 2022 enthielten Ertragssteuern in Österreich den EU Solidaritätsbeitrag.

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.

Erdöl und NGL

in Mio bbl

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Rumänien und Schwarzes Meer

Österreich

Russland

Nordsee

Mittlerer Osten und Afrika

Neu­seeland und Australien

Malaysia

Gesamt

 

Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – Tochterunternehmen

1. Jänner 2020

315,2

35,2

51,1

213,2

11,6

7,4

633,7

Revision früherer Schätzungen

8,6

2,7

8,5

69,7

0,2

1,0

90,7

Erwerb von Reserven

Verkauf von Reserven

Erweiterungen und Neufunde

0,5

0,5

Produktion

–25,5

–3,8

–15,1

–12,8

–3,8

–2,7

–63,7

31. Dezember 2020

298,8

34,0

44,5

270,2

8,0

5,7

661,2

Revision früherer Schätzungen

4,2

1,0

17,2

30,3

7,6

4,9

65,2

Erwerb von Reserven

Verkauf von Reserven

–21,4

–2,4

–23,8

Erweiterungen und Neufunde

0,3

0,8

1,0

Produktion

–23,0

–3,6

–15,3

–24,8

–3,5

–1,7

–71,9

31. Dezember 2021

258,8

31,4

46,4

275,7

12,9

6,5

631,7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Revision früherer Schätzungen

–8,4

1,9

15,8

32,3

1,1

0,4

43,1

Erwerb von Reserven

Verkauf von Reserven

Erweiterungen und Neufunde

0,1

0,1

Produktion

–20,9

–3,3

–14,7

–27,3

–3,0

–0,6

–69,9

31. Dezember 2022

229,6

30,0

47,6

280,6

11,0

6,2

605,0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen

31. Dezember 2020

18,4

18,4

31. Dezember 2021

17,5

17,5

31. Dezember 2022

16,0

16,0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Sichere, entwicklelte Reserven – Tochterunternehmen

31. Dezember 2020

273,1

33,9

32,7

172,7

5,6

5,7

523,8

31. Dezember 2021

234,2

31,4

40,7

189,2

6,0

1,6

503,2

31. Dezember 2022

206,6

30,0

39,4

234,5

9,2

1,7

521,4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Sichere, entwicklelte Reserven – at-equity bewertete Beteiligungen

31. Dezember 2020

15,7

15,7

31. Dezember 2021

14,7

14,7

31. Dezember 2022

15,4

15,4

Erdgas

in Mio bcf

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Rumänien und Schwarzes Meer

Österreich

Russland

Nordsee

Mittlerer Osten und Afrika

Neu­seeland und Australien

Malaysia

Gesamt

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – Tochterunternehmen

1. Jänner 2020

1.020,7

177,8

422,8

61,9

315,8

335,7

2.334,7

Revision früherer Schätzungen

61,3

2,5

58,3

27,5

–62,8

93,9

180,7

Erwerb von Reserven

Verkauf

Erweiterungen und Neufunde

7,2

7,2

Produktion

–148,6

–24,9

–97,5

–7,0

–57,7

–53,3

–389,0

31. Dezember 20201

940,7

155,3

383,6

82,4

195,3

376,3

2.133,6

Revision früherer Schätzungen

76,2

17,7

7,8

80,7

115,3

212,0

509,6

Erwerb von Reserven

Verkauf

–22,3

–9,1

–31,5

Erweiterungen und Neufunde

1,5

15,4

17,0

Produktion

–130,6

–20,6

–102,3

–17,3

–51,8

–64,5

–387,0

31. Dezember 20211

865,5

152,4

289,2

145,8

274,2

514,7

2.241,7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Revision früherer Schätzungen

68,1

15,2

144,4

–1,3

9,0

–7,9

227,6

Erwerb von Reserven

Verkauf

Erweiterungen und Neufunde

1,6

1,6

Produktion

–122,0

–19,7

–102,2

–14,7

–47,1

–60,0

–365,6

31. Dezember 20221

813,2

147,9

331,4

129,8

236,1

446,8

2.105,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen

31. Dezember 2020

1.321,0

383,8

1.704,8

31. Dezember 2021

1.167,1

369,2

1.536,4

31. Dezember 2022

303,6

303,6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Sichere, entwickelte Reserven – Tochterunternehmen

31. Dezember 2020

851,9

76,1

335,7

55,2

143,5

376,3

1.838,7

31. Dezember 2021

779,5

84,0

287,0

62,5

115,4

291,9

1.620,2

31. Dezember 2022

723,4

80,3

290,8

39,9

195,9

228,9

1.559,1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Sichere, entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen

31. Dezember 2020

1.003,1

293,5

1.296,6

31. Dezember 2021

1.090,7

278,9

1.369,7

31. Dezember 2022

288,3

288,3

1

2022: Inklusive rund 67,6 bcf an Kissengas in Gasspeicherreservoirs
2021: Inklusive rund 67,6 bcf an Kissengas in Gasspeicherreservoirs
2020: Inklusive rund 67,6 bcf an Kissengas in Gasspeicherreservoirs

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.

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

In EUR Mio

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Tochterunternehmen und at-equity bewertete Beteiligungen

 

 

Rumänien und Schwarzes Meer

Österreich

Russland

Nordsee

Mittlerer Osten und Afrika

Neu­seeland und Australien

Malaysia

Gesamt

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2022

Tochter­unternehmen

 

 

 

 

 

 

 

 

Zukünftiger Cash-Inflow

29.864

7.435

14.937

26.611

2.051

2.248

83.145

Zukünftige Produktions- und Rekultivierungs­ausgaben

–15.951

–2.766

–2.711

–7.771

–1.829

–690

–31.718

Zukünftige Entwicklungs­ausgaben

–1.424

–246

–631

–890

–222

–213

–3.626

Zukünftiger Netto-Cashflow vor Ertragsteuern

12.489

4.422

11.594

17.950

0

1.345

47.800

Zukünftige Ertragsteuern

–1.724

–1.028

–10.465

–13.283

132

–380

–26.748

Zukünftiger Netto-Cashflow undiskontiert

10.765

3.394

1.129

4.667

132

965

21.053

10% jährlicher Diskontsatz für die zeitliche Differenz des Cashflows

–4.718

–1.815

–184

–1.547

213

–296

–8.347

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

6.048

1.579

945

3.120

345

669

12.705

At-equity bewertete Beteiligungen

451

451

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2021

Tochter­unternehmen

 

 

 

 

 

 

 

 

Zukünftiger Cash-Inflow

17.585

3.336

2.625

5.608

16.545

1.905

1.433

49.038

Zukünftige Produktions- und Rekultivierungs­ausgaben

–9.221

–1.612

–2.148

–2.293

–5.419

–1.647

–490

–22.831

Zukünftige Entwicklungs­ausgaben

–1.422

–246

–281

–776

–380

–257

–3.362

Zukünftiger Netto-Cashflow vor Ertragsteuern

6.942

1.479

477

3.034

10.350

–122

685

22.845

Zukünftige Ertragsteuern

–577

–264

–97

–2.541

–6.893

116

–175

–10.432

Zukünftiger Netto-Cashflow undiskontiert

6.366

1.214

380

493

3.457

–6

510

12.413

10% jährlicher Diskontsatz für die zeitliche Differenz des Cashflows

–3.089

–630

–71

–109

–1.100

175

–216

–5.040

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

3.276

584

309

384

2.357

169

294

7.373

At-equity bewertete Beteiligungen

187

336

523

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2020

Tochter­unternehmen

 

 

 

 

 

 

 

 

Zukünftiger Cash-Inflow

12.167

1.513

2.497

2.628

9.914

928

959

30.607

Zukünftige Produktions- und Rekultivierungs­ausgaben

–7.748

–1.159

–2.276

–1.857

–3.907

–1.257

–450

–18.654

Zukünftige Entwicklungs­ausgaben

–1.632

–297

–373

–698

–226

–24

–3.249

Zukünftiger Netto-Cashflow vor Ertragsteuern

2.787

58

220

399

5.308

–554

486

8.704

Zukünftige Ertragsteuern

–69

–60

–1

–2.954

199

–104

–2.990

Zukünftiger Netto-Cashflow undiskontiert

2.718

58

160

397

2.354

–355

382

5.714

10% jährlicher Diskontsatz für die zeitliche Differenz des Cashflows

–1.038

–5

1

–40

–696

153

–103

–1.727

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

1.680

53

161

357

1.659

–202

279

3.987

At-equity bewertete Beteiligungen

100

233

333

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

Veränderung der standardisierten Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

In EUR Mio

 

 

 

 

2022

2021

2020

Tochterunternehmen

 

 

 

1. Jänner

7.373

3.987

8.230

Verkauf von gefördertem Öl und Gas abzüglich Produktionsausgaben

–4.102

–2.262

–3.397

Nettoveränderung der Preise und Produktionskosten

13.243

8.231

–7.040

Nettoveränderung aus dem Kauf und Verkauf von Mineralvorkommen

–67

Nettoveränderung aufgrund von Erweiterungen und neuen Funden

7

5

22

Entwicklungs- und Rekultivierungsausgaben der laufenden Periode

895

657

1.031

Veränderung der geschätzten zukünftigen Entwicklungs- und Rekultivierungskosten in der Periode

–344

–269

259

Revision früherer Schätzungen

4.507

1.854

757

Zuwachs aus der Diskontierung

671

341

732

Nettoveränderung der Ertragsteuern (inkl. Steuereffekte aus Zukäufen und Verkäufen)

–9.593

–4.935

3.625

Sonstiges1

48

–168

–232

31. Dezember

12.705

7.373

3.987

At-equity bewertete Beteiligungen

451

523

333

1

Beinhaltet Wechselkursveränderungen gegenüber dem EUR. Weiters war 2022 von der Entkonsolidierung der russischen Aktivitäten sowie der Umgliederung von Jemen in die Position „Zu Veräußerungszwecken gehalten“ beeinflusst.

IFRSs
International Financial Reporting Standards
E&P
Geschäftsbereich Exploration & Production
Pearl
Pearl Petroleum Company Limited