Entwicklungen im Portfolio

Im Jahr 2022 verzeichnete E&P mit einem CCS Operativen Ergebnis vor Sondereffekten in einer Rekordhöhe von EUR 7,4 Mrd sein bislang bestes Finanzergebnis. Ursächlich dafür waren die hohen Öl- und Gaspreise. Trotz der Auswirkungen des Russland-Ukraine-Konflikts auf Produktion und Versorgung bildete E&P Teams zur Umsetzung der Strategie, die sich auf die wichtigsten Initiativen konzentrierten, und machte Fortschritte bei der Identifizierung von Optionen zur Portfolio-Optimierung sowie bei der Entwicklung des Low-Carbon-Geschäfts. Kurz nach Ausbruch des Russland-Ukraine-Konflikts nahm die OMV eine Entkonsolidierung ihrer Beteiligung am Erdgasfeld Juschno-Russkoje vor und betrachtet Russland seither nicht mehr als Kernregion. Die durchschnittliche Kohlenwasserstoffproduktion belief sich 2022 auf insgesamt 392 kboe/d, wobei der Erdgasanteil bei rund 50% lag.

Strategische Schwerpunkte des E&P-Segments sind nach wie vor die Steigerung des Anteils von Erdgas gegenüber Rohöl und die Verringerung der CO₂-Intensität im gesamten Portfolio. Im Jahr 2022 machte E&P bei seinen fünf großen Erdgasentwicklungsprojekten – Neptun (Rumänien), Jerun (Malaysia), Berling (Norwegen), Ghasha (VAE) und Māui B (Neuseeland) – gute Fortschritte.

Im Jahr 2019 hatte die OMV New Zealand den geplanten Verkauf ihres 69%igen Anteils am Maari-Feld an Jadestone Energy angekündigt. Nach einer Reihe von Gesprächen mit Jadestone Energy wurde gemeinsam beschlossen, die Transaktion nicht weiterzuverfolgen. Im Jemen wurde der Vertrag über den Verkauf der von der OMV im Land gehaltenen Assets im Dezember 2022 unterzeichnet. In Norwegen wurden am 9. Mai 2022 die Verträge über die Abtretung einer 20%igen Beteiligung an den Lizenzen Oswig und Velocette an Longboat Energy unterzeichnet. Am 27. Februar 2023 gab die OMV bekannt, dass sie den Verkaufsprozess zur Veräußerung ihrer E&P Vermögenswerte in der Region Asien-Pazifik, einer 50%-Beteiligung an SapuraOMV Upstream Sdn. Bhd. und 100% der Anteile an OMV New Zealand Limited, eingeleitet hat.

Im ersten Quartal 2022 übernahm E&P das Geschäftsfeld Gas Marketing Westeuropa von Refining & Marketing. Angesichts der Marktentwicklungen richtete E&P eine Gas-Taskforce ein, die mit folgenden Aufgaben betraut wurde: Sicherstellung einer 100%igen Befüllung der Gasspeicher in Österreich vor der Wintersaison 2022/23, Festlegung neuer Zahlungsbedingungen mit Gazprom Export unter Einhaltung der europäischen Sanktionen sowie Sicherung zusätzlicher Lieferverträge und Pipelinekapazitäten, was das Risiko für die OMV verringerte.

Mittel- und Osteuropa

In Rumänien wurden 55 neue Bohrungen und Sidetracks abgeteuft und 647 Wartungsarbeiten durchgeführt. Außerdem wurden 2022 700 unterirdische Anlagen stillgelegt. Die OMV Petrom konnte wichtige geplante Wartungsarbeiten sowohl an Offshore- als auch Onshore-Anlagen erfolgreich und sicher abschließen. Eine neue Bohrung erwies sich 2022 als besonders erfolgreich und wurde noch im selben Jahr mit hervorragenden Ergebnissen in Betrieb genommen.

Die OMV Petrom fokussierte sich weiterhin auf die profitabelsten Barrels und setzte die laufenden Aktivitäten im Zusammenhang mit selektiven Veräußerungen fort.

In Österreich wurde 2022 die zweite und letzte Ausbaustufe der Photovoltaikanlage Schönkirchen erfolgreich in Betrieb genommen. Die Anlage liefert nun eine Gesamtleistung von 15,32 MWp und erzeugt rund 15,84 GWh Strom jährlich. Die OMV Österreich legte 2022 besonderes Augenmerk auf das Thema Prozesssicherheit. In sieben Anlagen wurden Gefahren- und Betriebsfähigkeitsstudien durchgeführt.

Mittlerer Osten und Afrika

Im Jahr 2022 erzielte die Region Mittlerer Osten und Afrika trotz der angespannten Sicherheitslage in Libyen, Kurdistan und im Jemen gute Produktionsergebnisse. Es kam zu häufigen Beeinträchtigungen des Betriebs, und einige Projekte verzögerten sich.

Die starke Produktion war auf eine Lockerung der OPEC-Quote und mehrere von der OMV vorangetriebene Initiativen zur Verbesserung der Betriebsbereitschaft und Zuverlässigkeit der Offshore-Anlagen in Umm Lulu und SARB in den VAE zurückzuführen.

In Libyen war die Produktion der nicht von der OMV betriebenen Assets in der ersten Jahreshälfte aufgrund mehrerer Ereignisse höherer Gewalt stark eingeschränkt. Verursacht wurde dieser Produktionsaufschub durch Sicherheitsabschaltungen infolge der politischen Instabilität im Land. Doch sobald die Produktion Mitte Juli wieder anlief, blieb sie bis zum Jahresende stabil.

Im Jemen war die Produktion über weite Strecken des Jahres 2022 stabil, bis im vierten Quartal 2022 politische Unruhen ausbrachen, die für alle Öl- und Gasunternehmen im Land Störungen der Rohöltransporte zur Folge hatten.

In Tunesien konnte die Produktion im Erdgasfeld Nawara stabil gehalten werden. Die erste Phase des Projekts zum Bau eines Verdichtungssystems wurde 2022 gestartet, und mit einem Infill-Bohrprojekt wird 2023 begonnen. Beide Projekte zielen darauf ab, die Laufzeit der Förderung im Feld Nawara zu verlängern.

Nordsee

In Norwegen wurden mehrere neue Produktionsbohrungen in Betrieb genommen.

Im Feld Gullfaks wurden neun Bohrungen durchgeführt. Das „Improved Oil Recovery“-(IOR-)Projekt Gudrun Phase 2 wurde abgeschlossen. Dieses Projekt umfasst eine Infill-Bohrung, zwei Wasserproduktionsbohrungen und zwei Wasserinjektoren. Die Infill-Bohrungen im Feld Edvard Grieg wurden 2022 abgeschlossen, und alle fünf Bohrungen des Solveig-Feldes produzieren nun in Richtung der Plattform Edvard Grieg.

Das Feld Gullfaks bezieht nun erneuerbaren Strom aus dem Offshore-Windpark Hywind Tampen.

Für die Entwicklung von Berling (früher bekannt als Iris/Hades) fiel die endgültige Investitionsentscheidung (FID), und der Entwicklungs- und Betriebsplan (Plan for Development & Operation; PDO) wurde im Dezember 2022 beim zuständigen norwegischen Ministerium eingereicht.

Asien-Pazifik

Das Erdgasprojekt Jerun in Malaysia schreitet planmäßig voran. Die Detailplanung kommt gut voran, und die ersten Lieferungen von Baustahl sind in der Werft eingetroffen.

In Neuseeland setzte die OMV die weitere Erschließung und Optimierung der Erdgas-Assets Māui und Pohokura fort.

Das Einsatzteam konzentrierte sich weiterhin darauf, den Gasstrom aufrechtzuerhalten und Möglichkeiten zur weiteren Verringerung der Standortemissionen zu priorisieren.

In Pohokura wurde die Infill-Bohrung an die Pohokura-Onshore-Anlage angeschlossen und produziert nun wie erwartet.

Die Wartungsarbeiten in Maari wurden bis Ende 2022 fortgesetzt. Durch den besonderen Fokus auf Anlagenintegrität und Korrosionsmanagement konnten die Initiativen zur Verlängerung der Förderdauer bislang ohne größere Probleme weiterverfolgt werden.

Schlüsselprojekte

Neptun (Rumänien, OMV 50%)

Seit August 2022 ist die OMV Petrom Betriebsführerin des Offshore-Lizenzblocks Neptun Deep, den sie gemeinsam mit dem neuen nicht operativen Partner Romgaz erschließen wird. Die Feststellung der wirtschaftlichen Rentabilität (Declaration of Commerciality; DoC) wurde im Dezember 2022 bei den rumänischen Behörden eingereicht. Diese Feststellung der kommerziellen Nutzbarkeit ist zwar ein Meilenstein, aber im Grunde nur ein Zwischenschritt auf dem Weg zu einer endgültigen Investitionsentscheidung (FID). Gemeinsam mit ihrem neuen Partner plant die OMV Petrom die FID für Mitte 2023.

Weitere Großprojekte (Rumänien, OMV 100%)

Der erfolgreiche Abschluss einer Explorationsbohrung im Juli 2022 führte zur Entdeckung großer Ressourcen im Block X von Craiova. Derzeit läuft die Testförderung. Der Fund erschließt wichtige Entwicklungsmöglichkeiten, wie etwa die Durchführung von Evaluierungs- und Entwicklungsbohrungen in den kommenden Jahren.

Die Inbetriebnahme eines Photovoltaikparks im Jahr 2022 war für die OMV Petrom eine Premiere. Im Rahmen eines Energieeffizienzprogramms werden wir den Strom, den diese PV-Anlage erzeugt, für den Eigenverbrauch in unserem Geschäftssegment Exploration & Production nutzen.

Das „Enhanced Oil Recovery“-(EOR-)Projekt, bei dem für eine verbesserte Erdölförderung viskoses Salzwasser unter Druck in die Lagerstätte eingeleitet wird, wurde im Mai 2022 gestartet und hat bereits erste Ergebnisse gezeitigt.

Umm Lulu und SARB (Vereinigte Arabische Emirate, OMV 20%)

In den Feldern Umm Lulu und SARB wurde im Jahr 2022 eine Rekordproduktion erzielt. Da fast das ganze Jahr hindurch nur eine minimale OPEC-Quote galt, lag die Produktion in beiden Feldern nahe an ihrem vollen Potenzial.

Die Entwicklungsbohrungen wurden weiter fortgesetzt, wobei insgesamt fünf Bohranlagen zum Einsatz kamen. In SARB wurden 7 Bohrungen und in Umm Lulu 13 Bohrungen abgeteuft, und 22 neue Bohrungen wurden in Betrieb genommen.

Ghasha-Konzession (Vereinigte Arabische Emirate, OMV 5%)

Die Ghasha-Konzession wird in drei parallelen Projekten entwickelt: Hail & Ghasha, dem Dalma-Projekt (mit mehreren Feldern in der Region um Dalma) und dem Deep-Gas-Entwicklungsprojekt (ebenfalls mit mehreren Feldern). Das Megaprojekt Hail & Ghasha erreichte 2022 mehrere Meilensteine: vier der elf künstlichen Inseln wurden fertiggestellt.

Beim Projekt Dalma schreiten die Onshore- und Offshore-Arbeiten im Rahmen der Engineering-, Beschaffungs- und Bauaufträge (Engineering, Procurement, and Construction; EPC) voran. Das erste Gas soll Mitte des Jahrzehnts gefördert werden.

Khor Mor (Autonome Region Kurdistan, OMV 10%)

Das Feld Khor Mor übertraf die Produktionserwartungen, obwohl es im Laufe des Jahres zu mehreren Angriffen von Aufständischen kam. Da sich die Sicherheitslage seit Juni weiter verschlechterte, wurden die Bauarbeiten an dem Khor-Mor-Erweiterungsprojekt vorübergehend eingestellt. Der Betreiber wird die Situation in der ersten Hälfte des Jahres 2023 evaluieren.

Gullfaks (Norwegen, OMV 19%)

Das von Equinor betriebene Gullfaks-Feld lieferte 2022 beachtliche Produktionsmengen, was vor allem auf die reduzierte Erdgasinjektion zurückzuführen war. Hywind Tampen, Norwegens erster schwimmender Windpark, nahm im November 2022 die Stromproduktion auf und soll erwartungsgemäß etwa 35% des Strombedarfs von Gullfaks decken. Bis Ende 2022 hatten sieben von elf Windturbinen die Produktion aufgenommen. Die restlichen vier wurden Ende 2022 zusammengebaut und werden im Laufe des Jahres 2023 vor Ort installiert. Entsprechend dem Jahresprogramm für das Feld Gullfaks wurden 2022 neun Bohrungen durchgeführt.

Gudrun (Norwegen, OMV 24%)

Im Nordseefeld Gudrun wurde das Wasserinjektionsprojekt Gudrun Phase 2 gestartet. Dieses „Improved Oil Recovery“-(IOR-)Projekt wird die Ölausbeute aus der Hauptlagerstätte des Feldes steigern und die Förderdauer um zwei Jahre verlängern, da das Abbauverfahren von Druckabbau auf Druckunterstützung durch Wassereinspritzung umgestellt wird.

Berling (Hades/Iris) (Norwegen, OMV 30%)

Die OMV als Betriebsführerin änderte den Namen des Feldentwicklungsprojekts Hades/Iris in Berling. Seit der Einreichung des PDO beim zuständigen norwegischen Ministerium im Dezember 2022 macht dieses Projekt nun Fortschritte in Richtung FID. Derzeit werden Charter-Angebote für die Bohrinsel geprüft. Die Produktion soll 2028 aufgenommen werden.

SK408 (Malaysia, OMV 40%)

In Malaysia wurden in der Phase 1 der Entwicklung der SK408-Lizenz (die Felder Gorek, Larak und Bakong) weiterhin hohe Fördermengen erzielt.

Die Phase 2 der Lizenz, das Jerun-Projekt, schreitet gemäß Bauplan gut voran. Die Errichtung des Tragwerks (Jacket) und des Aufbaus (Topside) ist in vollem Gange und verläuft nach Plan. Die weiteren Topside-Arbeiten umfassen die Installation der mechanischen Ausrüstung und der vorgefertigten Rohrleitungsteile (Spools) sowie die Verlegung der Elektro- und Steuerleitungen.

Māui A Crestal Infill (Neuseeland, OMV 100%)

Nach dem erfolgreichen Bohrprogramm zu Beginn des Jahres wurden im Rahmen des Bohrprojekts Māui A Crestal Infill (MACI) weitere Bohrungen begonnen. Die Bohrungen werden voraussichtlich 2023 abgeschlossen sein.

Māui B IRF Phase 3 (Neuseeland, OMV 100%)

Der Projektumfang der Infill-Bohrungen im Rahmen des Projekts Māui B IRF Phase 3 umfasst das Bohren, die Fertigstellung, die Einbindung und die Inbetriebnahme von fünf Sidetracks auf der Plattform Māui B. Drei der fünf Bohrungen wurden 2022 durchgeführt.

Highlights Exploration und Evaluierung

Im Jahr 2022 führten die OMV, die OMV Petrom und die SapuraOMV zwölf Explorations- und Evaluierungsbohrungen in sechs verschiedenen Ländern durch. Acht davon wurden noch vor Jahresende abgeschlossen, während die anderen vier Anfang Jänner 2023 weitergeführt bzw. getestet wurden.

Die OMV führte eine Reihe von wichtigen Bohrungen als Betriebsführerin durch bzw. war an diesen beteiligt, darunter zwei erfolgreiche Offshore-Appraisal-Bohrungen in den VAE, Erdgas-/Kondensatfunde in Norwegen und Tunesien sowie eine erfolgreiche Erdgas-Evaluierungsbohrung in Neuseeland. Die OMV Petrom führte in Rumänien drei Onshore-Explorationsbohrungen durch, die zu zwei Ölfunden führten. Die unter der Betriebsführerschaft der SapuraOMV durchgeführte Kanga-Bohrung in Australien wurde im Juni 2022 abgeschlossen. Die Bohrung stieß auf keine förderbaren Kohlenwasserstoffe.

Vier Bohrungen in Österreich, Neuseeland, Mexiko und den VAE waren zum Jahresende noch im Gange. Der Abschluss dieser Bohrungen soll im ersten oder zweiten Quartal 2023 erfolgen.

Die Explorations- und Evaluierungsausgaben sanken 2022 geringfügig und beliefen sich auf EUR 202 Mio (2021: EUR 210 Mio).

Zu Jahresbeginn erhielt die SapuraOMV eine 40%ige Beteiligung an einem Production-Sharing-Vertrag für den Offshore-Explorationsblock SB412 in Malaysia.

Für das erste Quartal 2023 sind neue Bohrungen in Rumänien, Neuseeland und Tunesien geplant, die im Jänner begonnen werden sollen.