Explorations- und Produktionsgeschäft (E&P)

Der strategische Schwerpunkt des E&P-Geschäfts liegt nach wie vor auf der Erhöhung des Anteils von Erdgas auf rund 60% bis 2030 und auf der Verringerung der CO₂-Emissionen im gesamten Portfolio. Im Jahr 2024 machte E&P gute Fortschritte bei seinen großen Erdgasentwicklungs­projekten: Neptun Deep (Rumänien), Berling (Norwegen) und Jerun (Malaysia). Das Asset Jerun wurde mittlerweile veräußert.

OMV richtet sein Produktionsportfolio neu aus und konzentriert sich dabei auf drei Kernregionen: Nord, CEE (Mittel- und Osteuropa) und Süd. Im Zuge der Neuausrichtung veräußerte OMV seine Assets in Malaysia. Am 9. Dezember schloss OMV die Transaktion mit TotalEnergies zum Verkauf seiner 50%-Beteiligung an der malaysischen SapuraOMV Upstream Sdn. Bhd. ab. Der zahlungswirksame Verkaufspreis betrug insgesamt USD 957 Mio. Dieser Betrag beinhaltet die vollständige Rückzahlung des ausstehenden Gesellschafterdarlehens in Höhe von USD 350 Mio, das von OMV an SapuraOMV gewährt wurde, sowie das Net Working Capital und andere Elemente einschließlich der Zinsen auf den Kaufpreis. Im Dezember 2024 beschloss OMV, den Prozess zur Veräußerung von 100% seiner Anteile an der OMV New Zealand Limited nicht mehr weiterzuverfolgen. Als einer der wichtigsten Energieversorger Neuseelands bleibt das Unternehmen damit Teil des E&P-Portfolios.

In der Region Nord konzentriert sich OMV in Norwegen auf die Optimierung des Portfolios unter besonderer Berücksichtigung von Erdgas, um den natürlichen Förderrückgängen entgegenzuwirken. Dabei werden auch potenzielle anorganische Möglichkeiten ausgelotet und Steuersynergien im Land genutzt. In der Region Mittel- und Osteuropa setzt OMV Maßnahmen, um dem natürlichen Förderrückgang reifer Felder entgegenzusteuern und die Langlebigkeit seiner Aktivitäten sicherzustellen. Darüber hinaus hat sich OMV zur Umsetzung des Gasentwicklungsprojekts Neptun Deep verpflichtet, das eine Produktion von rund 70 kboe/d zum OMV-Portfolio beisteuern wird. Das Projekt verläuft nach Plan; die ersten Entwicklungsbohrungen werden für 2025 erwartet und das erste Gas soll 2027 gefördert werden. Angesichts seiner aktuell starken Position in der Region ist OMV überdies bestrebt, die Wachstumschancen in der Schwarzmeerregion durch strategische Partnerschaften und Investitionen zu nutzen. In der Region Süd will OMV seine Position in Nordafrika und im Mittelmeerraum stärken, um die bestehende Präsenz in den Vereinigten Arabischen Emiraten zu ergänzen. In Anbetracht des erheblichen Potenzials dieser Regionen bietet sich OMV die Möglichkeit, sein Portfolio zu diversifizieren und die allgemeine Widerstandsfähigkeit zu verbessern.

Die durchschnittliche Kohlenwasserstoffproduktion belief sich 2024 auf insgesamt 340 kboe/d, wobei der Erdgasanteil bei rund 47% lag.

Reservenentwicklung

Zum 31. Dezember 2024 sanken die sicheren Reserven (1P) von 1.136 Mio boe (Stand 31. Dezember 2023) auf 979 Mio boe (davon OMV Petrom: 395 Mio boe). Die jährliche Reservenersatzrate betrug 2024 –26% (2023: 174%), hauptsächlich bedingt durch die Veräußerung von SapuraOMV. Der Dreijahresdurchschnitt der Reservenersatzrate erreichte 21% (2023: 56%). Positive Performance-Revisionen bei den sicheren Reserven vor allem in Norwegen, Rumänien und den VAE sowie erfolgreiche Projektentwicklungen hauptsächlich in Rumänien, Libyen und Norwegen konnten die Gesamtproduktion und die Veräußerung von SapuraOMV nicht vollständig ausgleichen. Die sicheren und wahrscheinlichen Reserven (2P) verringerten sich von 1.807 Mio boe (Stand 31. Dezember 2023) auf 1.543 Mio boe (davon OMV Petrom: 637 Mio boe). Netto-Reservenzugänge auf Basis von Projektentwicklungen in Österreich und der Region Kurdistan im Irak konnten die geförderten Mengen und die Veräußerung von SapuraOMV nicht vollständig ersetzen.

Nord

OMV ist in der Offshore-Exploration, -Evaluierung, -Erschließung und -Produktion in Norwegen tätig. Das Unternehmen konzentriert sich auf die Optimierung seines Portfolios, um dem natürlichen Förderrückgang entgegenzuwirken.

Norwegen

Exploration

Im Jahr 2024 führte OMV seine erste Tiefsee-Explorationsbohrung im Vøring Basin durch und machte im Explorationsgebiet Haydn/Monn einen Gasfund mit einem vorläufigen geschätzten förderbaren Gesamtvolumen von bis zu 140 Mio boe. Dies war einer der größten Erdgasfunde in Norwegen im Jahr 2024. Ein umfangreiches Programm von Messungen und Kernbohrungen zur Erkundung der Lagerstätte wurde abgeschlossen. Dieser Gasfund wird die Position von OMV in Norwegen weiter stärken und gleichzeitig zur Optimierung des Portfolios beitragen. OMV verstärkte seine Präsenz im Vøring Basin durch zwei neue Lizenzen, die im Rahmen der Vergaberunde APA (Awards in Predefined Areas) 2023 erteilt wurden.

Joint Ventures/Joint Operations

Im Feld Gullfaks wurden neun Bohrungen durchgeführt und der Produktion übergeben. Mit dem schwimmenden Windpark Hywind Tampen, der die Felder Snorre und Gullfaks mit Strom versorgt, wurden im ersten Betriebsjahr CO₂-Einsparungen von 90.000 t erreicht. Das Projekt Solveig Phase 2 – eine Unterwasseranbindung an die Plattform Edvard Grieg – schreitet planmäßig voran. Die erste Produktion wird für 2026 erwartet. Für das Feld Edvard Grieg wurde eine dritte Infill-Kampagne mit zwei neuen Bohrungen genehmigt, die im Jahr 2025 anlaufen sollen. Auch für das Feld Gudrun wurde eine dritte Infill-Kampagne genehmigt, in deren Rahmen 2026 zwei neue Infill-Bohrungen niedergebracht werden sollen.

Projekte

Mittel- und Osteuropa (CEE)

In CEE ist OMV in Österreich, Rumänien und Bulgarien tätig. Die Hauptziele von OMV in der Region sind die Maximierung der profitablen Förderung von Kohlenwasserstoffen und die Erschließung des Wachstumspotenzials im Schwarzen Meer.

Österreich

Exploration

Die Planung der Explorationsbohrung Wittau West Tief 1 wurde aufgenommen. Die Bohrarbeiten an der Sonde Strasshof Tief 17/17a wurden im März 2024 abgeschlossen. Sondenmessungen ergaben, dass eine wirtschaftliche Erschließung der entdeckten Kohlenwasserstoffressourcen nicht möglich ist. Die Sonde wurde daher abgeschrieben.

Operations

Im Jahr 2024 stabilisierte OMV Österreich die Ölproduktion durch Erhöhung der Workover-Anlagenkapazitäten und „Smart Oil Recovery“-(SOR-)Projekte. Dies trug dazu bei, den natürlichen Förderrückgang in den bestehenden Feldern zu verringern. Darüber hinaus konnten die Abschaltungen der Sauergasanlagen in Aderklaa, Schönkirchen und Korneuburg im Jahr 2024 erfolgreich durchgeführt werden.

Ein Schwerpunkt lag 2024 erneut auf der Kontrolle von Methanemissionen mit Programmen zur Lecksuche und -reparatur (Leak Detection And Repair; LDAR) unter Verwendung modernster innovativer Methoden zur Erkennung und Reduzierung von Methanquellen. Eine deutliche Senkung der Methanemissionen durch Leckagen wurde in Rekordzeit erreicht, und die Verringerung der CO₂-Emissionen wurde weiter vorangetrieben.

Projekte

Rumänien

Im Jahr 2024 erzielte Rumänien hervorragende Produktionsmengen, machte weitere Fortschritte beim Projekt Neptun Deep und erreichte bemerkenswerte Erfolge bei den Explorationstätigkeiten.

Exploration

Die Gasexplorationsbohrung Spineni-1 in Rumänien wurde erfolgreich abgeschlossen und stieß in mehreren Lagerstätten auf Gas. Zur Bestätigung der Förderraten wird die Bohrung nun getestet und dann an die bestehende Infrastruktur im Feld angebunden.

Operations

OMV Petrom startete eine neue Bohrkampagne mit einer hochmodernen automatisierten Anlage. Die Kampagne zielte zunächst auf mehrere Felder in Oltenia, Muntenia und Moldova ab, soll jedoch künftig auf das gesamte Portfolio von OMV Petrom ausgeweitet werden. Ziel ist es, neue Ressourcen in reifen Feldern zu erschließen und gleichzeitig die Sicherheit und Effizienz der Bohrarbeiten zu verbessern. Im Jahr 2024 wurden in Rumänien abgesehen von Production Enhancement Contracts 39 neue Bohrungen und Sidetracks abgeteuft, 511 Workovers durchgeführt und 605 Sonden stillgelegt. Wichtige geplante Wartungsarbeiten sowohl an Offshore- als auch an Onshore-Anlagen wurden im vorgegebenen Zeit- und Budgetrahmen erfolgreich und sicher abgeschlossen. OMV Petrom konzentrierte sich weiterhin auf die profitabelsten Barrels und prüfte selektive Veräußerungsmöglichkeiten.

Bei OMV Petrom E&P schritten im Jahr 2024 die Aktivitäten zur Reduzierung seiner Scope-1- und Scope-2-Emissionen voran. Dazu gehören Projekte zur Gewinnung von Strom (Gas to Power; G2P) oder Strom und thermischer Nutzenergie (Kraft-Wärme-Kopplung; KWK) aus Gas, die zusammen mit den Anlagen zur Gewinnung von Solarstrom (Solar to Power; S2P) beinahe den gesamten internen Strombedarf decken.

Projekte

Andere Großprojekte in Rumänien, wie FRD Bradesti Opportunity Phase 1 und Tank Farm Independenta NFA Safeguarding, schreiten planmäßig voran. Darüber hinaus trat das Projekt Abramut Gas Plant Revamp in die Ausführungsphase ein. In den kommenden Jahren wird die Modernisierung der Anlage abgeschlossen sein. Beim Projekt FRD Bradesti Opportunity Phase 2, das ebenfalls nach Plan verläuft, wurden die ersten Meilensteine bei der Konzeptbewertung erreicht. Auch die Erneuerung der Offshore-Infrastruktur schreitet voran. Schwerpunktmäßig geht es dabei um die langfristige Absicherung der Produktion und die Gewährleistung der Einhaltung sicherheitskritischer Anforderungen. In einigen Gebieten wurden Stilllegungsmaßnahmen eingeleitet.

Bulgarien

Der Explorationsblock Han Asparuh mit einer Fläche von 13.712 km² befindet sich auf bulgarischem Gebiet im westlichen Teil des Schwarzen Meeres und liegt südlich des Blocks Neptun Deep. OMV Petrom wurde mit einer 100%igen Beteiligung zum Betreiber des Blocks. Im November 2024 wurden Fortschritte bei den Farm-down-Optionen erzielt: Eine Vereinbarung zur Übertragung einer 50%igen Beteiligung an dem Projekt an eine Tochtergesellschaft des israelischen Unternehmens NewMed Energy wurde unterzeichnet. OMV Petrom fungiert bei dem Projekt jedoch weiterhin als Betreiber.

Süd

In der Region Süd ist OMV in den Vereinigten Arabischen Emiraten, Libyen, Tunesien und der Region Kurdistan im Irak tätig. Die Hauptziele von OMV in der Region sind der weitere Ausbau seiner Position in den VAE und die Sicherung eines stabilen Beitrags aus Libyen.

Libyen

Im Jahr 2024 war die Produktion der Anlagen in Libyen, bei denen OMV nicht als Betriebsführer agiert, durch zwei Ereignisse höherer Gewalt im Jänner bzw. von Anfang August bis Anfang Oktober eingeschränkt. Diese Produktionsausfälle waren auf Förderstillstände aufgrund der politischen Instabilität des Landes zurückzuführen. Abgesehen von diesen Störungen blieb die Produktion auf dem derzeitigen Kapazitätsniveau. Ein Meilenstein im Jahr 2024 war der Beginn der von OMV betriebenen Explorationsbohrungen in der Lizenz C103, die im Oktober starteten. Die Produktion der Murzuq-Assets verzeichnete im Laufe des Jahres aufgrund von Bohrungen und Workovers einen deutlichen Anstieg von 257 kboe/d (Ausblick 100%) im Jänner auf eine Jahresendrate von 300 kboe/d (Ausblick 100%). Dies ist das höchste Produktionsniveau seit Jahren.

Vereinigte Arabische Emirate (VAE)

In den VAE stieg die Förderleistung im Jahr 2024 um 9%, was auf die verbesserte Zuverlässigkeit und Effizienz der Offshore-Anlagen in Umm Lulu und SARB zurückzuführen ist. In beiden Feldern wurden die Erschließungsbohrungen und Evaluierungstätigkeiten fortgesetzt. Die Bohraktivitäten schritten sowohl in den Lizenzen SARB/Umm Lulu mit 17 abgeschlossenen Bohrungen als auch in der Ghasha-Lizenz mit 7 Bohrungen voran. Die ersten beiden Aufbauten der Offshore-Plattformen des Erschließungsprojekts Dalma wurden erfolgreich installiert. Auch die Bautätigkeiten für das Erschließungsprojekt Hail & Ghasha machen Fortschritte, wobei der erste Stahlschnitt im Oktober erfolgte.

Tunesien

In Tunesien führte OMV im Jahr 2024 nur eine Explorationsbohrung durch. Die Bohrung Aziza bestätigte einen kommerziell nutzbaren Fund und soll die stabile Produktion im Feld Nawara weiter unterstützen.

Region Kurdistan im Irak

In der Region Kurdistan im Irak bewiesen die Tätigkeiten im Feld Khor Mor trotz schwieriger Sicherheitsbedingungen eine bemerkenswerte Widerstandsfähigkeit. Nach einem Drohnenangriff im April wurde die Produktion rasch wieder in vollem Umfang aufgenommen. Allerdings kam es beim Erweiterungsprojekt KM250 zu erheblichen Verzögerungen, sodass die Bauaktivitäten erst gegen Jahresende weitergeführt wurden.

Rest der Welt

Abgesehen von den Kernregionen ist OMV in Neuseeland aktiv. Das Unternehmen erklärte hingegen seinen Rückzug aus dem Jemen und veräußerte 2024 seine malaysischen Assets.

Neuseeland

Im Dezember 2024 beschloss der OMV Vorstand, dass OMV den Verkaufsprozess für 100% seiner Anteile an der OMV New Zealand Limited nicht weiterverfolgen wird. Neuseeland bleibt damit Teil des E&P-Portfolios von OMV. In Pohokura wurde das Bohrcamp für eine Infill-Bohrung vor Ort gebracht. Offshore wurden die Workover-Kampagnen in den Feldern Maari und Māui fortgesetzt, um die Förderung aus bestehenden Bohrungen zu steigern. Das Team feierte vor Kurzem das 25-jährige Bestehen des Standorts Aotearoa.

Malaysia

Am 10. Dezember gab OMV den Abschluss der Transaktion mit TotalEnergies über den Verkauf seiner 50%-Beteiligung an der malaysischen SapuraOMV Upstream Sdn. Bhd. bekannt. Im Feld Jerun wurden die Förderung auf rund 92 kboe/d (100% Basis) gesteigert und der 72-stündige Leistungstestlauf abgeschlossen. Die Unterzeichnung der Projekt- und Betriebsübergabe markierte den erfolgreichen Abschluss des Projekts.

Jemen

Im Jemen stand die Produktion wegen der anhaltenden Blockade der Erdölexporte weiterhin still. Nach der Aussetzung der Produktion im März 2023 implementierte OMV Jemen einen Erhaltungsplan. Demzufolge wurden die Feldaktivitäten auf Inspektionen sowie Wartungs- und Instandhaltungsarbeiten beschränkt. Im Jahr 2024 erklärten OMV und sein internationaler JV-Partner ihren Rückzug aus dem Gemeinschaftsprojekt in Block S2 und OMV trat als Betreiber zurück. Das Unternehmen führte mit den zuständigen Behörden Gespräche über die Übergabe des Blocks, einschließlich aller Anlagen.