Energy

Der Geschäftsbereich Energy besteht aus E&P, Gas Marketing & Power und dem Low-Carbon-Geschäft. E&P beinhaltet die Exploration und Förderung von Kohlenwasserstoffen. Gas Marketing & Power betreibt eine vollständige Wertschöpfungskette im Erdgasbereich mit Vertriebsaktivitäten, Logistik und dem Stromgeschäft in Rumänien. Das Low-Carbon-Geschäft konzentriert sich auf Geothermie, Carbon Capture and Storage (CCS) und erneuerbare Energien.

Finanzielle Performance

Das Operative Ergebnis vor Sondereffekten fiel 2023 auf EUR 4.357 Mio (2022: EUR 8.001 Mio), primär wegen negativer Markteffekte im Ausmaß von EUR 3.070 Mio als Konsequenz substanziell geringerer Öl- und Gaspreise. Die Verkaufsmengen gingen im Vergleich zur Förderrate stärker zurück, was auf das Timing der Lifting-Zeitpläne in Libyen, Norwegen und Tunesien zurückzuführen ist. Darüber hinaus beeinflusste der fehlende Beitrag der Aktivitäten in Russland infolge der Änderung der Konsolidierungsmethode, die Ergebnisse. Das Ergebnis von Gas Marketing & Power verdoppelte sich auf EUR 609 Mio. Dies war dem starken Beitrag von Gas Marketing Westeuropa zu verdanken, da bessere Ergebnisse aus dem Speicher- und Handelsgeschäft sowie geringere Versorgungsverluste nur zum Teil durch eine Drohverlust-Rückstellung, die mit gebuchter Pipeline-Kapazität in Verbindung steht, und einem geringeren LNG-Beitrag aufgewogen wurden. Der Beitrag von Gas & Power Osteuropa verringerte sich aufgrund geringerer Margen im Erdgasgeschäft, die zum Teil durch ein besseres Ergebnis in der Stromerzeugung, welches von der Auflösung einer Rückstellung und höheren Verkaufsvolumina außerhalb Rumäniens profitierte, kompensiert wurden.

Die 2023 erfassten Netto-Sondereffekte beliefen sich auf EUR –586 Mio (2022: EUR –111 Mio), wobei der Großteil davon auf Bewertungseffekte der Rohstoffderivate im Erdgasgeschäft und auf den Nettoeffekt von Wertminderungen und -aufholungen von E&P-Vermögenswerten zurückzuführen ist. Diese wurden teilweise durch positive Lagerbewertungseffekte und eine Wertzuschreibung eines Erdgasspeichers in Deutschland kompensiert. Dementsprechend verringerte sich das Operative Ergebnis auf EUR 3.771 Mio (2022: EUR 7.890 Mio).

Die Produktionskosten abzüglich Lizenzgebühren stiegen im Jahr 2023 auf USD 9,7/boe (2022: USD 8,2/boe). Die Hauptgründe dafür sind der inflationäre Kostendruck, die Änderung der Konsolidierungsmethode der russischen Aktivitäten ab dem 1. März 2022, ein positiver Einmaleffekt verbunden mit einer Steuerprüfung bei der OMV Petrom in Q2/22 und geringere Fördermengen.

Die Gesamtproduktion an Kohlenwasserstoffen fiel um 27 kboe/d auf 364 kboe/d, teilweise aufgrund der Änderung der Konsolidierungsmethode der russischen Aktivitäten ab dem 1. März 2022. Ein natürlicher Förderrückgang und Förderstillstände in Norwegen sowie ein natürlicher Förderrückgang in Rumänien beeinflussten die Förderung ebenfalls. Die Produktion stieg in Neuseeland nach der Inbetriebnahme neuer Sonden, in den Vereinigten Arabischen Emiraten nach der Zurücknahme von OPEC+-Förderbeschränkungen und auch in Libyen an, wo die Förderung im ersten Halbjahr 2022 aufgrund höherer Gewalt beeinträchtigt gewesen war.

Die Gesamtverkaufsmenge an Kohlenwasserstoffen ging in einem stärkeren Ausmaß als die Gesamtproduktion auf 345 kboe/d zurück (2022: 379 kboe/d). Die Abweichung zwischen produzierter und verkaufter Menge lässt sich durch das Timing der Lifting-Zeitpläne in Libyen, Tunesien und Norwegen erklären.

Der durchschnittliche Brent-Preis erreichte 2023 USD 82,6/bbl, ein Rückgang um 18% im Vergleich zur Vorjahresperiode. Der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns sank um 17%. Der durchschnittlich realisierte Gaspreis in EUR/MWh verringerte sich um 46% auf EUR 29,1/MWh, während der THE-Indikatorpreis um 66% zurückging.

Die Investitionen einschließlich aktivierter E&A-Ausgaben wurden 2023 auf EUR 1.582 Mio gesteigert (2022: EUR 1.464 Mio), eine Folge eines gesteigerten Tätigkeitsniveaus. Organische Investitionen wurden 2023 vorwiegend für Projekte in Rumänien, Norwegen und den Vereinigten Arabischen Emiraten getätigt. Die Explorationsausgaben, die sich vor allem auf Aktivitäten in Malaysia, Rumänien und Österreich bezogen, beliefen sich 2023 auf EUR 248 Mio und waren damit gegenüber 2022 um fast ein Viertel höher.

Reservenentwicklung

Zum 31. Dezember 2023 stiegen die sicheren Reserven (1P) auf 1.136 Mio boe (davon OMV Petrom: 424 Mio boe), mit einer jährlichen Reservenersatzrate von 174% im Jahr 2023 (2022: –80% durch den Ausschluss der Reserven in Russland, nachdem die OMV die Vollkonsolidierung bzw. at-equity-Bilanzierung der russischen Konzerngesellschaften beendete). Der Dreijahresdurchschnitt der Reservenersatzrate erreichte 56% (2022: 40%). Bedeutende Ergänzungen an sicheren Reserven konnten in Rumänien durch die Verpflichtung verbucht werden, das Projekt Neptun Deep im Schwarzen Meer zu verwirklichen. Zusätzlich gab es Ergänzungen in den Vereinigten Arabischen Emiraten durch die Weiterentwicklung des Projekts Hail und Ghasha und durch eine vielversprechende Lagerstätten-Performance in anderen produzierenden Feldern. Die sicheren und wahrscheinlichen Reserven (2P) verringerten sich auf 1.807 Mio boe (davon OMV Petrom: 694 Mio boe), da hauptsächlich in den Vereinigten Arabischen Emiraten erwirkte Reservenzugänge die geförderten Mengen nicht vollständig ersetzten.