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 gemäß 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 Energy mit Ausnahme der Bereiche Gasversorgung, -marketing, -handel und -logistik und Low-Carbon-Geschäft. Weitere Informationen zu den OMV Geschäftsbereichen können der Anhangangabe 6 – Segmentberichterstattung entnommen werden.

Die regionale AufteilungDie Regionen Mittel- und Osteuropa (beinhaltet Rumänien und Schwarzes Meer sowie Österreich) und Rest der Welt (beinhaltet Neuseeland und Australien sowie Malaysia) laut Lagebericht werden für diese Angabe weiter untergliedert, um die Informationen detaillierter darzustellen. wird nachfolgend beschrieben:

Rumänien und Schwarzes Meer

Österreich

Russland

Nord

Süd

Neuseeland und Australien

Malaysia

Bulgarien und Rumänien

Österreich

Russland (bis Februar 2022)

Norwegen

Iran (Evaluierung ausgesetzt), Region Kurdistan im Irak, Libyen, Tunesien, Vereinigte Arabische Emirate, JemenIm Jahr 2024 erklärten OMV und ihr internationaler JV-Partner ihren Rückzug aus dem Joint Venture im Block S2, und OMV trat als Betreiber zurück (bis Dezember 2024).

Australien und Neuseeland

SapuraOMVBeinhaltet nicht nur Malaysia, sondern auch die Tochtergesellschaften der SapuraOMV in Neuseeland, Australien und Mexiko. (bis Dezember 2024)

Akquisitionen

Es gab es keine wesentlichen Akquisitionen in den Jahren 2024, 2023 und 2022.

Veräußerungen und Entkonsolidierung

Am 9. Dezember 2024 hat OMV den Verkauf des 50-prozentigen Anteils an der malaysischen SapuraOMV Upstream Sdn. Bhd. an TotalEnergies abgeschlossen. Weitere Informationen können der Anhangangabe 4 – Signifikante Änderungen in der Konzernstruktur entnommen werden.

Es gab keine wesentliche Veräußerungen im Jahr 2023.

Mit 1. März 2022 hat OMV die Vollkonsolidierung von JSC GAZPROM YRGM Development aufgrund des Verlusts der Beherrschung infolge des Kriegs Russland gegen die Ukraine beendet.

Nicht beherrschende Anteile

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

OMV hielt eine 50% Beteiligung an SapuraOMV, die vollkonsolidiert war. Die Zahlen beinhalten daher 100% der Vermögenswerte und Ergebnisse von SapuraOMV bis zu ihrer Entkonsolidierung.

At-equity bewertete Beteiligungen

OMV hält 10% an Pearl Petroleum Company Limited (Region Süd).

Am 1. März 2022 hat OMV die at-equity-Bilanzierung der OJSC Severneftegazprom (Region Russland), an der es 24,99% hält, aufgrund des Verlusts des maßgeblichen Einflusses, dem Krieg Russlands gegen die Ukraine folgend, beendet.

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

Weitere Informationen zu wesentlichen Auswirkungen

2023 war wesentlich beeinflusst durch die finale Investitionsentscheidung (FID) zur Ausführung des Neptun Deep Projekts im Schwarzen Meer und der Hail und Ghasha Entwicklung in den Vereinigten Arabischen Emiraten.

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.

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Aktivierte Kosten – Tochtergesellschaften
In EUR Mio
	2024	2023	2022
Öl- und Gasvermögen ohne sichere Reserven	1.068	1.197	1.811
Öl- und Gasvermögen mit sicheren Reserven	28.515	29.501	28.240
Gesamt	29.583	30.698	30.051
Kumulierte Abschreibungen	–20.223	–20.009	–19.411
Aktivierte Kosten (abzüglich Abschreibungen)	9.360	10.689	10.640

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Aktivierte Kosten – at-equity bewertete Beteiligungen
In EUR Mio
	2024	2023	2022
Öl- und Gasvermögen ohne sichere Reserven	123	116	151
Öl- und Gasvermögen mit sicheren Reserven	380	344	292
Gesamt	504	460	443
Kumulierte Abschreibungen	–214	–193	–76
Aktivierte Kosten (abzüglich Abschreibungen)	290	267	367

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.

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Kosten der Periode
	2024
In EUR Mio
	Rumänien und schwarzes Meer	Österreich	Russland	Nord	Süd	Neuseeland und Australien	Malaysia	Gesamt

Tochterunternehmen
Anschaffungskosten für nicht sichere Reserven	–	–	–	–	–	–	–	–
Explorationskosten	42	41	–	74	40	2	29	229
Entwicklungskosten	652	48	–	159	312	15	33	1.218
Kosten der Periode	694	89	–	233	352	17	61	1.447
At-equity bewertete Beteiligungen	–	–	–	–	14	–	–	14

	2023
Tochterunternehmen
Anschaffungskosten für nicht sichere Reserven	–	–	–	–	–	–	–	–
Explorationskosten	35	61	–	62	28	25	38	248
Entwicklungskosten	338	40	–	168	252	71	154	1.024
Kosten der Periode	373	101	–	231	280	96	191	1.272
At-equity bewertete Beteiligungen	–	–	–	–	33	–	–	33

	2022
Tochterunternehmen
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

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 von OMV anfallen. Das Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion entspricht nicht dem Ergebnis des Energy Bereichs, da Zinsen, allgemeine Verwaltungskosten, andere Aufwendungen und die Bereiche Stromproduktion, Gasversorgung, -marketing, -handel und -logistik und Low-Carbon-Geschäft nicht enthalten sind. Weitere Informationen zu den OMV Geschäftsbereichen können der Anhangangabe 6 – Segmentberichterstattung entnommen werden. Die Ertragsteuer wird nach Berücksichtigung von Investitionsbegünstigungen und Verlustvorträgen und unter Anwendung des lokalen Steuersatzes hypothetisch errechnet.

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Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion

In EUR Mio

Rumänien und schwarzes Meer

Österreich

Russland

Nord

Süd

Neuseeland und Australien

Malaysia

Gesamt

2024

Tochterunternehmen

Umsatz mit Dritten¹

–

766

572

159

257

1.759

Konzerninterner Umsatz

2.107

382

–

885

1.736

172

–

5.281

2.112

383

–

1.651

2.308

330

257

7.041

Produktionsaufwand

–565

–89

–

–182

–173

–78

–18

–1.104

Förderzinsabgaben

–282

–80

–

–296

–25

–9

–691

Explorationsaufwand²

–26

–54

–

–46

–13

–2

–10

–151

Abschreibungen, Wertminderungen und Wertaufholungen

–639

–98

–

–286

–389

–1

–1.802

Sonstige Kosten³

–88

–18

–

–120

–87

–7

–24

–344

–1.601

–339

–

–633

–957

–501

–61

–4.092

Ergebnis vor Steuern

511

–

1.018

1.351

–170

196

2.949

Ertragsteuern⁴

–79

–

–808

–1.224

–63

–2.125

Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion

432

–

210

127

–123

132

823

Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen

–

2023

Tochterunternehmen

Umsatz mit Dritten¹

–

979

635

218

268

2.107

Konzerninterner Umsatz

2.452

418

–

1.064

1.646

231

–

5.812

2.458

419

–

2.044

2.282

450

268

7.920

Produktionsaufwand

–535

–94

–

–197

–181

–83

–18

–1.108

Förderzinsabgaben

–501

–84

–

–283

–46

–10

–925

Explorationsaufwand²

–23

–8

–

–60

–16

–8

–107

–222

Abschreibungen, Wertminderungen und Wertaufholungen

–475

–97

–

–333

–168

–214

–72

–1.358

Sonstige Kosten³

–54

–17

–

–116

–50

–15

–19

–271

–1.587

–300

–

–707

–698

–367

–226

–3.884

Ergebnis vor Steuern

871

119

–

1.337

1.584

4.036

Ertragsteuern⁴

–124

–42

–

–1.063

–1.273

–23

–16

–2.542

Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion

746

–

274

311

1.493

Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen

–

–72

–

–72

2022

Tochterunternehmen

Umsatz mit Dritten¹

–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

–87

–16

–1.071

Förderzinsabgaben

–1.102

–182

–

–312

–46

–21

–1.663

Explorationsaufwand²

–28

–12

–

–118

–53

–41

–250

Abschreibungen, Wertminderungen und Wertaufholungen

–845

–43

–12

–416

–424

–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

2.516

Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen

–

1	Enthält Hedging-Effekte aus Derivaten; die Region Österreich enthält Hedging-Effekte zentral gesteuerter Derivate (2024: null, 2023: null, 2022: EUR –33 Mio)
2	Enthält Wertminderungen betreffend Exploration und Evaluierung
3	Enthält Bestandsveränderungen von Vorräten
4	Ertragsteuern in den Regionen Nord und Süd enthalten Körperschaftsteuern und „Special Petroleum Taxes“. 2024, 2023 und 2022 enthielten die 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 verglichen mit den Kosten einer neuen Bohrung relativ gering sind, gefördert werden können. Weiters ist von sicheren entwickelten Reserven auszugehen, falls sichere Reserven voraussichtlich durch bereits vorhandene und zurzeit in Betrieb befindliche 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 Fertigstellung eine verhältnismäßig hohe Aufwendung oder substanzielle neue Investition benötigen, um den Zustand alternder Einrichtungen zu gewährleisten oder diese zu ersetzen, gefördert werden können.

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Erdöl und NGL
Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – Tochterunternehmen
in Mio bbl
	Rumänien und Schwarzes Meer	Österreich	Russland	Nord	Süd	Neuseeland und Australien	Malaysia	Gesamt
1. Jänner 2022	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
Revision früherer Schätzungen	–1,6	0,7	–	6,9	89,9	0,6	2,1	98,6
Erwerb von Reserven	–	–	–	–	–	–	–	–
Verkauf von Reserven	–	–	–	–	–	–	–	–
Erweiterungen und Neufunde	0,3	–	–	–	–	–	–	0,3
Produktion	–20,0	–3,0	–	–13,4	–29,1	–3,6	–0,7	–69,7
31. Dezember 2023	208,3	27,7	–	41,1	341,5	8,0	7,6	634,2
Revision früherer Schätzungen	–1,8	1,1	–	3,8	13,7	0,0	0,0	16,9
Erwerb von Reserven	–	–	–	–	–	–	–	–
Verkauf von Reserven	–	–	–	–	–4,4	–	–6,9	–11,3
Erweiterungen und Neufunde	0,2	–	–	–	–	–	–	0,2
Produktion	–19,1	–3,0	–	–10,0	–29,5	–2,9	–0,8	–65,2
31. Dezember 2024	187,6	25,8	–	35,0	321,3	5,1	–	574,8

Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen
31. Dezember 2022	–	–	–	–	16,0	–	–	16,0
31. Dezember 2023	–	–	–	–	15,1	–	–	15,1
31. Dezember 2024	–	–	–	–	15,7	–	–	15,7

Sichere, entwickelte Reserven – Tochterunternehmen
31. Dezember 2022	206,6	30,0	–	39,4	234,5	9,2	1,7	521,4
31. Dezember 2023	187,6	27,7	–	32,8	252,4	8,0	1,4	509,8
31. Dezember 2024	171,1	25,8	–	23,6	245,3	4,8	–	470,6

Sichere, entwickelte Reserven – at-equity bewertete Beteiligungen
31. Dezember 2022	–	–	–	–	15,4	–	–	15,4
31. Dezember 2023	–	–	–	–	13,4	–	–	13,4
31. Dezember 2024	–	–	–	–	14,8	–	–	14,8

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Erdgas

in bcf

Rumänien und Schwarzes Meer

Österreich

Russland

Nord

Süd

Neuseeland und Australien

Malaysia

Gesamt

Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – Tochterunternehmen

1. Jänner 2022

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

Revision früherer Schätzungen

464,3

13,7

–

37,0

195,5

–36,5

56,2

730,1

Erwerb von Reserven

–

Verkauf

–

Erweiterungen und Neufunde

4,9

–

4,9

Produktion

–115,7

–18,0

–

–84,5

–13,6

–53,8

–57,9

–343,6

31. Dezember 2023¹

1.166,8

143,6

–

283,9

311,7

145,7

445,0

2.496,7

Revision früherer Schätzungen

65,9

20,3

–

49,5

6,6

–35,4

1,8

108,7

Erwerb von Reserven

–

Verkauf

–

–389,9

–389,9

Erweiterungen und Neufunde

1,9

–

1,9

Produktion

–112,4

–18,2

–

–86,1

–9,2

–36,0

–56,9

–318,9

31. Dezember 2024¹

1.122,3

145,7

–

247,2

309,1

74,3

–

1.898,5

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

31. Dezember 2022

–

303,6

–

303,6

31. Dezember 2023

–

292,5

–

292,5

31. Dezember 2024

–

307,8

–

307,8

Sichere, entwickelte Reserven – Tochterunternehmen

31. Dezember 2022

723,4

80,3

–

290,8

39,9

195,9

228,9

1.559,1

31. Dezember 2023

628,0

76,0

–

246,8

35,0

145,7

158,5

1.290,0

31. Dezember 2024

621,2

74,9

–

203,9

39,5

56,1

–

995,6

Sichere, entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen

31. Dezember 2022

–

288,3

–

288,3

31. Dezember 2023

–

259,3

–

259,3

31. Dezember 2024

–

268,8

–

268,8

1	2024: Inklusive rund 70,8 bcf an Kissengas in Gasspeicherreservoirs 2023: Inklusive rund 67,6 bcf an Kissengas in Gasspeicherreservoirs 2022: 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.

Zukünftige Mittelzuflüsse beinhalten die Erlöse aus dem Verkauf der Produktionsmengen, inklusive Kissengas in Gasspeicherreservoirs, unter der Annahme, dass die zukünftige Produktion zu jenen Preisen verkauft wird, die 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 Nettokosten 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 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 und einen dem Risiko der Öl- und Gasproduktion entsprechenden Diskontierungssatz berücksichtigen.

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Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows
	2024
In EUR Mio
	Tochterunternehmen und at-equity bewertete Beteiligungen
	Rumänien und Schwarzes Meer	Österreich	Russland	Nord	Süd	Neuseeland und Australien	Malaysia	Gesamt

Tochterunternehmen
Zukünftige Mittelzuflüsse	21.487	3.154	–	4.798	24.536	704	–	54.679
Zukünftige Produktions- und Rekultivierungsausgaben	–12.668	–2.071	–	–2.240	–7.589	–1.227	–	–25.795
Zukünftige Entwicklungsausgaben	–2.652	–335	–	–579	–1.551	–78	–	–5.195
Zukünftiger Netto-Cashflow vor Ertragsteuern	6.167	748	–	1.979	15.395	–601	–	23.689
Zukünftige Ertragsteuern	–783	–94	–	–1.924	–10.831	191	–	–13.442
Zukünftiger Netto-Cashflow undiskontiert	5.384	654	–	55	4.564	–410	–	10.247
10% jährlicher Diskontsatz für die zeitliche Differenz des Cashflows	–1.864	–353	–	26	–2.237	167	–	–4.261
Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows	3.519	301	–	81	2.327	–243	–	5.986
At-equity bewertete Beteiligungen	–	–	–	–	370	–	–	370

	2023
Tochterunternehmen
Zukünftige Mittelzuflüsse	30.238	3.656	–	6.457	28.233	1.170	2.256	72.011
Zukünftige Produktions- und Rekultivierungsausgaben	–13.937	–2.276	–	–2.397	–8.842	–1.412	–622	–29.486
Zukünftige Entwicklungsausgaben	–3.184	–378	–	–512	–1.901	–86	–71	–6.131
Zukünftiger Netto-Cashflow vor Ertragsteuern	13.117	1.002	–	3.549	17.491	–327	1.563	36.395
Zukünftige Ertragsteuern	–1.857	–129	–	–3.265	–12.340	168	–461	–17.884
Zukünftiger Netto-Cashflow undiskontiert	11.260	873	–	284	5.150	–159	1.103	18.511
10% jährlicher Diskontsatz für die zeitliche Differenz des Cashflows	–4.546	–422	–	–11	–2.582	169	–297	–7.689
Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows	6.714	451	–	273	2.568	10	806	10.821
At-equity bewertete Beteiligungen	–	–	–	–	475	–	–	475

	2022
Tochterunternehmen
Zukünftige Mittelzuflüsse	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

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

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Veränderung der standardisierten Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

In EUR Mio

2024

2023

2022

Tochterunternehmen

1. Jänner

10.821

12.705

7.373

Verkauf von gefördertem Öl und Gas in der laufenden Periode abzüglich dazugehöriger Produktionsausgaben

–4.714

–7.049

–4.102

Nettoveränderung Preise und Produktionskosten für künftige Perioden

–4.427

–6.538

13.243

Nettoveränderung aus dem Kauf und Verkauf von Mineralvorkommen¹

–684

–

Nettoveränderung aufgrund von Erweiterungen und neuen Funden

Entwicklungs- und Rekultivierungsausgaben der laufenden Periode

1.369

823

895

Veränderung der geschätzten zukünftigen Entwicklungs- und Rekultivierungskosten in der Periode

–436

–1.912

–344

Revision früherer Schätzungen

293

4.239

4.507

Zuwachs aus der Diskontierung

1.011

1.146

671

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

2.908

7.539

–9.593

Sonstiges²

–165

31. Dezember

5.986

10.821

12.705

At-equity bewertete Beteiligungen

370

475

451

1	Das Jahr 2024 enthält den Effekt aus der Veräußerung von SapuraOMV.
2	Enthält Wechselkursveränderungen gegenüber dem EUR. 2022 war von der Entkonsolidierung der russischen Aktivitäten beeinflusst.

Wien, 14. März 2025

Der Vorstand

Alfred Stern e.h.
Vorstandsvorsitzender
und Chief Executive Officer

Reinhard Florey e.h.
Chief Financial Officer

Martijn van Koten e.h.
Executive Vice President Fuels & Feedstock und Executive Vice President Chemicals

Berislav Gaso e.h.
Executive Vice President Energy

IFRS

International Financial Reporting Standards

Pearl

Pearl Petroleum Company Limited

Upstream

Akquisitionen

Veräußerungen und Entkonsolidierung

Nicht beherrschende Anteile

At-equity bewertete Beteiligungen

Weitere Informationen zu wesentlichen Auswirkungen

Tabellen

a) Aktivierte Kosten

b) Kosten der Periode

c) Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion

d) Öl- und Gasreserven

e) Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

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

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