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Portfolio & Standorte

Im Bereich Upstream verfügt die OMV über eine starke Basis in Rumänien und Österreich als Teil der Kernregion Zentral- und Osteuropa sowie ein ausgeglichenes internationales Portfolio mit Russland, der Nordsee, dem Mittleren Osten & Afrika sowie Asien-Pazifik als weitere Kernregionen. 2018 lag die Tagesproduktion bei rund 427.000 boe/d.

In Upstream wollen wir die Produktion steigern und Reserven verdoppeln und unser Geschäft durch ein kostenoptimiertes Portfolio langfristig absichern. Strategisches Wachstum setzt aber auch ein geografisch ausgewogenes Portfolio voraus, mit dem wir wirtschaftliche und politische Risiken so gut wie möglich ausgleichen können.

In Zentral- und Osteuropa ist die OMV in Österreich, Rumänien, Kasachstan und Bulgarien tätig. 

Die Upstream-Strategie der OMV wird durch die Entwicklung und Anwendung modernster eigener Technologien vorangetrieben. Dabei hilft der Zugang zu gut gewarteten Anlagen zur Durchführung von Pilotversuchen und zum zukünftigen weltweiten Feldeinsatz. Aktuelle Technologieschwerpunkte verbessern die Ölausbeute, erhöhen die Lebensdauer von Ölfeldeinrichtungen und ermöglichen eine effizientere Exploration – auch in herausfordernden Umgebungen.

Österreich

In Österreich ist die OMV seit mehr als 60 Jahren im Bereich der Exploration und Produktion tätig. Das Land spielt nach wie vor eine wichtige Rolle im internationalen Öl- und Gasförderprogramm des Unternehmens.

Österreich ist das Zentrum für die weltweiten Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten der OMV. Hier werden viele wissenschaftliche Theorien und Studien erarbeitet, wie beispielsweise neue Konzepte für Lagerstättenmodelle oder Druckerhaltungsmaßnahmen. Die OMV konnte in Österreich wichtige Erkenntnisse für die ökologisch nachhaltige Exploration und Förderung gewinnen und ist bekannt für ihre technischen Innovationen.

Nachdem diese Technologien erfolgreich in Österreich zur Anwendung gekommen sind, werden sie weltweit in der OMV Upstream "Familie" angewandt. Bei der Erschließung des Wiener Beckens konnte sich die OMV spezielles technologisches Wissen bei der Gewinnung überdurchschnittlicher Fördermengen aus reifen Feldern aneignen.

Als einer der größten Arbeitgeber im niederösterreichischen Weinviertel ist die OMV eine zuverlässige Partnerin, sowohl für die Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter als auch für die Geschäftspartner. Nach Abschluss eines umfangreichen, von der OMV angebotenen, Ausbildungsprogramms können viele Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter ihre erworbenen Fachkenntnisse im Ausland anwenden.

Die OMV förderte 2018 in Österreich auf einer Fläche von mehr als 3.800 km2 über 26.000 boe pro Tag. Neben Exploration und Produktion betreibt die OMV in Österreich zwei unterirdische Erdgasspeicher. Das gesamte Fassungsvermögen beträgt derzeit rund 2,2 Mrd m3 Erdgas – rund ein Viertel des jährlichen österreichischen Erdgasverbrauchs.

Factsheet OMV Österreich (PDF, 1,0 MB)

Rumänien

Mit dem Erwerb von 51% an der Petrom (heute OMV Petrom) - Rumäniens führendem integrierten Öl- und Gasunternehmen - betreibt die OMV eines der ältesten ölproduzierenden Gebiete der Welt.  Da die Felder in Rumänien reif sind, hat die OMV die technologische Kernkompetenz in das Land verlagert und gleichzeitig zusätzliches Wissen über die Produktion solcher Felder gewonnen.
Die Jahresgesamtproduktion in Rumänien für 2018 lag bei 55,82 Millionen Barrel Öläquivalent.

Schlüsselprojekte in Rumänien sind:

  • Neptun (Rumänien, OMV 50%)
    Neptun Deep repräsentiert den Tiefseesektor des Blocks XIX Neptun im rumänischen Schwarzen Meer, wo die OMV Petrom durch ein Joint Venture mit ExxonMobil (Betreiber) aktiv ist. Nach der ersten Gasentdeckung während der Explorationsbohrkampagne in den Jahren 2011 und 2012 (Domino-1-Bohrung) wurden umfangreiche seismische Akquisitionen und weitere Explorations- und Erweiterungsbohrungen einschließlich Tests durchgeführt. Im Jahr 2018 erfolgten Tätigkeiten technisch-planerischer, vertraglicher und regulatorischer Art. Am 17. November 2018 trat eine neue Gesetzgebung für den Offshore-Bereich in Kraft, die den rechtlichen Rahmen für Offshore-Projekte im rumänischen Teil des Schwarzen Meeres bildet. Unter diesen rechtlichen Rahmenbedingungen sind momentan die notwendigen Voraussetzungen für eine Multi-Milliarden-Investmententscheidung nicht gegeben. OMV Petrom ist weiterhin an einer Entwicklung des Schwarzen Meeres interessiert und wird daher den Dialog mit den Behörden zu den weiteren Schritten fortführen.
     
  • Weitere Großprojekte (Rumänien, OMV 100%)
    Rund EUR 90 Mio wurden 2018 in die Modernisierung, Erweiterung und Errichtung neuer Öl- und Gasaufbereitungsanlagen und Pipelines investiert. Beim Projekt CHD (Central Hydrocarbon Dewpointing) Hurezani, das den Bau einer neuen Tieftemperaturabscheidungsanlage
    und der zugehörigen Rohrleitungen vorsieht, wurden signifikante Fortschritte im Hinblick auf eine Inbetriebnahme in der ersten Jahreshälfte 2019 erzielt. Das 2015 begonnene Offshore-Erneuerungsprogramm umfasst mehrere Projekte mit dem Ziel, die Offshore-Anlagen und Pipelines zu modernisieren, das operative Risiko zu verringern und die Prozesssicherheit zu erhöhen. Die geschätzten Gesamtinvestitionen werden sich bis 2023 auf voraussichtlich über EUR 200 Mio belaufen. Von den 2018 verzeichneten Erfolgen sind die Modernisierung der Brand- und Gaserkennungssysteme auf allen Plattformen, die Nachrüstung von Kranen und die Installation von Steigleitungsschutzvorrichtungen erwähnenswert.

Detaillierte Informationen zu OMV Petrom Upstream finden Sie auf www.omvpetrom.com.

Informationen aus dem Geschäftsbericht 2018.

Factsheet Rumänien (PDF, 2,0 MB)
 

Kasachstan
OMV ist Betreiber von vier produzierenden Onshore-Ölfeldern Tasbulat, Turkmenoi, Aktas und Komsomolskoe. Alle Felder befinden sich in der Region Mangistau in Westkasachstan in der Nähe des Kaspischen Meeres. Das produzierte Rohöl wird sowohl international als auch im Inland verkauft. Das mit dem Öl geförderte Erdgas wird wieder injiziert und auch im Inland verkauft.

Factsheet Kasachstan (PDF, 910,4 KB)

Bulgarien

2012 vergab die bulgarische Regierung den offshore Explorationsblock 1-21 Han Asparuh an das Konsortium bestehend aus OMV (30%), Total (40%) und Repsol (30%). Die erste Lizenzperiode von fünf Jahren beinhaltete ein umfangreiches Explorationsprogramm. Die OMV fungierte als Betreiber während der durchgeführten Seismik.
 
Die erste Explorationsbohrung, Polshkov-1, wurde 2016 erfolgreich durchgeführt. Anschließend wurden 2017 (Rubin-1) und 2018 (Melnik-1) zwei weitere Explorationsbohrungen realisiert. Die entsprechenden Ergebnisse aus den Bohrungen sowie das Potenzial für eine langfristige Rentabilität werden derzeit analysiert sowie weitere geologische und geophysikalische Studien durchgeführt.

Factsheet Bulgarien (PDF, 144,0 KB)

Im Mittleren Osten und Afrika (MOA) ist die OMV in den Vereinigten Arabischen Emiraten (VAE), Tunesien, Libyen, der kurdischen Region im Irak und im Jemen tätig. 2018 betrug die durchschnittliche Produktion der OMV in MOA 55.000 boe/d. Die Hauptziele der OMV sind die Förderung des Nawara-Feldes in Tunesien zu beginnen, weitere Geschäftsentwicklungen in Libyen sowie die Position der OMV in den VAE zu optimieren. Zusätzlich verfolgt die OMV weitere Wachstumsmöglichkeiten in den kohlenwasserstoffreichen und produktionskostengünstigen Regionen des Mittleren Ostens, um nachhaltigen Ersatz für Reserven zu sichern.

Libyen

Die OMV ist seit 1975 in Libyen vertreten und expandierte massiv 1985, als 25% der Produktions-Assets von Occidental Petroleum im Land übernommen wurden. 1994 und 1997 unterschrieb die OMV "Exploration & Production Sharing Agreements" (EPSA) Verträge für die Blöcke NC115 und NC186 im Murzuq Becken mit den Partnern Repsol, TOTAL und Equinor. Im Zuge der Explorationstätigkeiten wurden zahlreiche wirtschaftliche Felder entdeckt und entwickelt. 2008 wurden die bestehenden Verträge neu verhandelt und entsprechend dem neuen EPSA IV Vertragsmodell unterschrieben; die Laufzeiten der Verträge wurden signifikant bis 2032 verlängert. Seit 2011 kam es aufgrund ziviler Unruhen, von Protesten, vor allem aber durch Blockaden der Pipelines und Ölterminals, immer wieder zu langfristigen Unterbrechungen unserer Aktivitäten im Land. Im September 2016 öffneten die Ölterminals im Sirte Becken und die Produktion in den Feldern Nafoora Augila und in Lizenz C103 wurde wieder aufgenommen. Seit Dezember gibt es keine Blockaden der Sharara Pipeline mehr und die Felder im Murzuq Becken gingen ebenfalls wieder in Betrieb. Die OMV konnte außerdem die zusätzlichen Anteile der internationalen Partner in den Blöcken C103, NC29/74, C102 und an Nafoora Augila erwerben und ist nun alleiniger internationaler Partner der lokalen NOC (National Oil Company). Mehrheitsgesellschafter bleibt die staatliche libysche Ölgesellschaft NOC mit einer Beteiligung von 88 bis 90%. 

2018 betrug der Produktionsbeitrag der OMV durchschnittlich rund 30.000 bbl/d. Nach Beruhigung der politischen Lage kann die OMV die Produktion in Libyen steigern.

Factsheet OMV Upstream Libyen (PDF, 147,4 KB)

Tunesien

Tunesien hat einen besonderen Stellenwert in der Geschichte der OMV: Die Erschließung dieses Landes in den frühen 70er Jahren stellte das erste ausländische E&P Projekt in der Geschichte des Konzerns dar. Mit der Übernahme der Preussag Energie GmbH im Jahr 2003 erlangte die OMV eine wettbewerbsfähige breite Positionierung im Land. Darauf folgte eine erfolgreiche Explorationskampagne im Süden des Landes, welche zu mehreren Gaskondensat-Funden, darunter auch das Nawara Feld, im Jahr 2006 führte. Im Februar 2011 schloss die OMV die Übernahme des tunesischen E&P Geschäfts von Pioneer Natural Resources im Süden des Landes erfolgreich ab.

Im August 2017 verkaufte die OMV ihren Anteil von 50% an dem Ashtart-Offshore Ölfeld, sowie die Beteiligung von 50% an SEREPT. Durch den Verkauf ihrer 100%-igen Tochtergesellschaft „OMV Tunesien Upstream GmbH“ veräußerte die OMV im Dezember 2018 ihre Beteiligung von 50% an TPS sowie ihren Anteil von 49% an den Konzessionen. Diese Veräußerungen stehen im Einklang mit der globalen OMV Strategie zur Optimierung des Portfolios.

2018 betrug die Eigenproduktion der OMV in Tunesien 5 kboe/d.

Factsheet Tunesien Upstream (PDF, 164,3 KB)
Factsheet Community Relations OMV Tunesien (PDF, 299,4 KB)

  • Das Nawara Gasentwicklungsprojekt
    Die Nawara Konzession wurde im Zuge der Explorationsgenehmigung für Jenein Sud zugeteilt. Das Projekt soll Gas und Nebenprodukte für den tunesischen Markt liefern. In den Anlagen im Feld wird das Rohgas so vorbearbeitet, dass bereits Kondensat gewonnen wird. Die 370 km lange 24 Zoll Gaspipeline führt von der Nawara Konzession zur geplanten Gasaufbereitungsanlage in Gabès, wo Gas und LPG handelsüblich aufbereitet werden. 

    Das Nawara Entwicklungsprojekt ist ein wesentliches Infrastrukturprojekt für Tunesien, das Zugang zu den südtunesischen Gasressourcen ermöglicht. Nawara ist ein wesentlicher Teil der OMV Wachstumsgeschichte in Tunesien.
Factsheet Nawara Gasentwicklungsprojekt (PDF, 178,0 KB)
 

Vereinigte Arabische Emirate, Abu Dhabi

Die OMV eröffnete 2007 ein Büro in Abu Dhabi, das heute auch als Standort für die Hub Aktivitäten im Mittleren Osten und Afrika dient. 

Seit 2011 fokussiert sich die OMV Abu Dhabi als E&P Einheit darauf die Geschäftsbeziehungen zur Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) zu verbessern, vor Ort Geschäftsmöglichkeiten zu evaluieren sowie bestehende Projekte im Mittleren Osten und in Nordafrika zu koordinieren. 

Die enge Zusammenarbeit mit der Mubadala Investment Company of Abu Dhabi, seit 1994 durch ihre Tochtergesellschaft der zweitgrößte Aktionär der OMV mit einem Anteil von 24,9 %, unterstützt die Geschäftstätigkeit der OMV in dieser Region. 

Im Juni 2012 hat sich OMV ihre erste Upstream-Position in den Vereinigten Arabischen Emiraten vertraglich gesichert. Gemeinsam mit den Partnern ADNOC und Wintershall (Betreiber) hat OMV eine Evaluierung des Sauergas- und Kondensat Felds Shuwaihat durchgeführt. Ein Jahr später unterzeichneten ADNOC und OMV eine Explorationsvereinbarung um das Öl - und Gasvorkommen im Osten von Abu Dhabi zu untersuchen. 

Mit Wirksamkeit zum 9. März 2018 erhielt die OMV einen Anteil von 20% an der Offshore-Konzession Abu Dhabi – Satah Al Razboot (SARB) sowie Umm Lulu mit der zugehörigen Infrastruktur. 

Im Dezember 2018 unterzeichneten die OMV und ADNOC einen Konzessionsvertrag mit dem ein 5%iger Anteil an der Ghasha-Konzession an die OMV vergeben wurde. Die Konzession befindet sich vor der Küste Abu Dhabis und besteht aus drei großen Gas- und Kondensat-Entwicklungsprojekten.

2018 betrug der Eigenproduktionsanteil der OMV in den VAE 5 kboe/d. 

Factsheet Vereinigte Arabische Emirate (PDF, 190,1 KB)

Jemen

Mit der Übernahme der Preussag Energie GmbH im Jahre 2003 konnte die OMV die Präsenz im Jemen stärken. Das Unternehmen besitzt im Land vier Explorations- und Förderlizenzen. 

Im Jemen verschlechterte sich die Sicherheitslage im zweiten Quartal 2015 signifikant. OMV musste Anfang April sämtliche Produktionsanlagen stilllegen und Force Majeure für alle Blöcke und offenen Verträge erklären. Allerdings war der Standort des Feldes Habban nicht von der verschlechterten Sicherheitslage betroffen. Daher konnten, nach umfassenden technischen, kommerziellen und sicherheitsspezifischen Vorkehrungen, Tests für Produktionsbohrungen im Block S2 durchgeführt werden. 

Das Erdöl wurde dabei mit Lastwägen zu den Anlagen im nahegelegenen Block 4 transportiert, der von der Yemen Company for Investment in Oil & Minerals (YICOM) betrieben wird. Von dort wird es über eine 204 km lange Pipeline zum Al Nushaima Terminal der YICOM geleitet. Ende Juli konnte das erste Öl auf ein Schiff zum Weitertransport geladen werden.

2018 betrug die durchschnittliche Fördermenge der OMV Yemen 3.000 boe/d.

Factsheet Jemen (PDF, 132,9 KB)

Irakische Region Kurdistan

Die OMV ist seit 2007 in der irakische Region Kurdistan
tätig und hält einen Anteil von 10% an der 2009 gegründeten Pearl Petroleum Company Limited (Pearl), einem Konsortium aus fünf Unternehmen.

Das Konsortium fördert und entwickelt in KRI Erdgasvorkommen in den großen Gasfeldern Khor Mor und Chemchemal.

2018 betrug der Eigenproduktionsanteil der OMV in Kurdistan 8.000 boe/d. 

Factsheet Irakische Region Kurdistan (PDF, 172,8 KB)

Iran
Die OMV verfolgt derzeit keine geschäftlichen Aktivitäten im Iran. Es gibt lediglich eine nicht operative Zweigniederlassung in Teheran zu Repräsentationszwecken (mit Blick auf die Rückerstattung getätigter Aufwendungen im Zusammenhang mit dem 2001 geschlossenen Explorations-Vertrag zum “Mehr Block”). Die OMV verhält sich im Einklang mit den anwendbaren Sanktionsregelungen in Bezug auf den Iran einschließlich der Europäischen Antiboykott Verordnung.

In Norwegen ist die OMV in Explorations-, Evaluierungs-, Erschließungs- und Förderungsprojekten aktiv und konzentriert sich auf Produktions-Assets, Explorationsaktivitäten und die Wisting und Hades/Iris Funde.

Norwegen

Die OMV ist seit 2006 in Norwegen tätig und hat 2007 die erste Lizenz auf der norwegischen Kontinentalplatte erworben. Heute hält die OMV (Norge) AS Anteile an zahlreichen Produktionslizenzen (PL), bei einigen auch als Betriebsführer. Die Lizenzen liegen im norwegischen Teil der Nordsee, in der Norwegischen See und der Barentssee. Die norwegische Niederlassung OMV (Norge) AS befindet sich in Stavanger und beschäftigt mehr als 100 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter.

Norwegen ist einer der größten Erdöl- und Erdgasexporteure der Welt und verfügt über ein sehr stabiles politisches und wirtschaftliches Umfeld sowie ein bedeutendes Ressourcenpotenzial. Norwegen bietet auch Synergien für die Integration mit dem Gas & Power Bereich der OMV, wie beispielsweise den Zugang zum nord- und westeuropäischen Gasmarkt. Die ausnehmend hohen Sicherheits- und Umweltstandards in Norwegen können als Leitlinien für andere OMV Aktivitäten herangezogen werden, und die Aktivitäten in Norwegen werden von einem starken Team lokaler und internationaler Expertinnen und Experten unterstützt.

  • Gudrun (OMV 24%)
    Das Erdöl- und Erdgasfeld Gudrun befindet sich im mittleren Teil der Nordsee, unter Betriebsführerschaft von Equinor. Gudrun wird mithilfe einer fest installierten Anlage in einer Stahlummantelung erschlossen. Die Lagerstätte zeichnet sich durch hohe Druck- und Temperaturwerte aus und erfordert eine spezielle Technik. Die Produktion begann 2014, und das geförderte Öl und Gas gelangt über zwei Pipelines zur Sleipner A-Anlage, wo es weiterverarbeitet und exportiert wird.
     
  • Gullfaks (OMV 19%)
    Das Gullfaks-Feld befindet sich im nördlichen Teil der Nordsee und wird mit mehreren Produktionslizenzen unter der Betriebsführerschaft von Equinor erschlossen. Gullfaks besteht aus den Anlagen A, B und C sowie mehreren Satellitenfeldern. Das Erdöl wird mittels Shuttle-Tankern exportiert, während das Erdgas von Statpipe zur Weiterverarbeitung nach Kårstø in Norwegen befördert wird.
     
  • Edvard Grieg (OMV 20%)
    Das erste Erdöl des Offshore-Felds Edvard Grieg wurde unter der Betriebsführerschaft von Lundin Ende November 2015 gefördert. Edvard Grieg ist ein Öl- und Gasfeld 180 km westlich von Stavanger im mittleren Teil der Nordsee. Das Edvard Grieg-Feld besteht aus einer Oberdeckplattform auf einem Stahlmantel mit umfassenden Möglichkeiten zur Weiterverarbeitung. Das Erdöl wird über eine mit der Grane Oil Pipeline verbundene Leitung zum Sture-Terminal in Norwegen transportiert, während das Erdgas über eine an das SAGE-Transportsystem angeschlossene Pipeline nach St. Fergus in Schottland gelangt.
     
  • Aasta Hansteen (OMV 15%) einschließlich Polarled
    Das Aasta Hansteen-Feld ist ein Gasentwicklungsprojekt unter Betriebsführerschaft von Equinor und befindet sich im Tiefwasser der Norwegischen See. Aasta Hansteen startete die Produktion in 2018 und verfügt über eine schwimmende Spar-Förderplattform mit einer am Meeresgrund verankerte Vertikalsäule. Das Erdgas gelangt über die Polarled-Pipeline zu der Gasaufbereitungsanlage Nyhamna in Norwegen. 
     
  • Wisting (OMV 25%)
    Der Wisting-Fund befindet sich im Hoop-Gebiet der Barents See in PL 537, ungefähr 310 Kilometer vom norwegischen Festland entfernt. Die OMV ist Betreiber des Wisting-Fundes mit einer 25% Beteiligung. Bis heute wurden sechs Bohrungen durchgeführt, die sechste und neueste Erweiterungsbohrung (Wisting Central III) in 2017. Die Wisting-Funde enthalten schätzungsweise 1 Milliarde Barrel Öl und eine geschätzte Bandbreite von 440 Millionen Barrel förderbarer Ressourcencen.

Factsheet OMV Upstream Norway (PDF, 1010,4 KB)
Factsheet Aasta Hansteen (PDF, 971,0 KB)
Factsheet Wisting (PDF, 791,7 KB)

Im Jahr 2017 etablierte die OMV nach der Akquisition von ca. 25% des riesigen Juschno Russkoje Gasfeldes Russland als eine neue Kernregion. 2018 unterzeichnete die OMV ein „Basic Sale Agreement“  mit der Gazprom für fast 25% des Achimov 4A/5A Entwicklungsprojekts in Urengoi, eines der weltweit größten Gasfelder. Russland bietet reichlich vorhandene Kohlenwasserstoffreserven und einen kostengünstig strukturierten, etablierten Zugang zu den Pipelines der europäischen Gasmärkte.

Die Zusammenarbeit von OMV mit Russland begann im Jahr 1968. Damals war die OMV das erste europäische Unternehmen, das einen Gasliefervertrag mit der ehemaligen UdSSR abschloss. Dieser richtungsweisende Schritt verhinderte einen Lieferengpass am florierenden europäischen Gasmarkt und hatte Vorbildfunktion für weitere ähnliche Verträge mit westeuropäischen Unternehmen. Die Sowjetunion blieb auch weiterhin ein verlässlicher Lieferant, daher wurden 1974, 1975 und 1982 neue Gaslieferverträge abgeschlossen. Nach jahrzehntelanger sicherer Versorgung verlängerte OMV 2018 diese Verträge mit der russischen Gazprom sogar bis in Jahr 2040.

Seit 1991 hatte die OMV eine Repräsentanz in Moskau. 2017 begann die OMV in St. Petersburg mit dem Aufbau einer “Hub”-Organisation, die für sämtliche Aktivitäten der OMV in Russland verantwortlich ist. Mit der Akquisition von Juschno Russkoje und dem potenziellen Erwerb von Achimov ist Russland heute ein Kernland für die OMV und ihre Konzerngesellschaften, da in Russland weitere Wachstumsmöglichkeiten untersucht werden.

  • Juschno Russkoje
    2017 erwarb OMV von Uniper SE eine 24,99% Beteiligung am Erdgasfeld Juschno Russkoje. Dieser Ankauf bildet einen neuen Kernbereich, Russland, im Upstream-Portfolio der OMV und trägt mit zusätzlichen 100.000 boe/d zum Produktionsvolumen der OMV bei. Juschno Russkoje ist eines der größten Erdgasfelder in Russland und befindet sich in Westsibirien. Die derzeitige Plateauförderung des Felds beträgt 25 Milliarden Kubikmeter pro Jahr (100%), die Lizenz ist bis Ende 2043 gültig. Dieses moderne und technisch fortschrittliche Gasfeld ist die Hauptquelle für Kohlenwasserstoffe für die Nord Stream Pipeline, die Deutschland direkt mit russischem Gas versorgt. Diese Transaktion ermöglicht es der OMV, ihr strategisches Ziel einer 100 %-igen Reservenersatzrate für einen Zeitraum von rund fünf Jahre zu erreichen (basierend auf dem OMV-Fördervolumen von 2016). Die Juschno Russkoje Transaktion wurde am 1. Dezember 2017 abgeschlossen, der wirtschaftlicher Stichtag der Transaktion ist rückwirkend der 1. Jänner 2017.
     
  • Achimov
    Im Oktober 2018 haben die OMV und Gazprom ein „Basic Sale Agreement“ unterzeichnet, welches einen möglichen Erwerb einer 24,98% Beteiligung an den Blöcken 4A und 5A der Achimov-Formation des Urengoi-Erdgas- und Kondensatfelds durch die OMV für einen in guter Absicht zu verhandelnden Kaufpreis vorsieht. Die Produktion beginnt voraussichtlich 2020.

    Das „Basic Sale Agreement“ ersetzt das am 14. Dezember 2016 zwischen OMV und Gazprom abgeschlossene „Basic Agreement“, welches einen potenziellen Asset Tausch der zuvor genannten Beteiligung gegen eine 38,5% Beteiligung der Gazprom an der OMV (NORGE) AS vorsah.

    Der Abschluss und die Durchführung der potenziellen Transaktion hängen unter anderem von einer Einigung mit Gazprom hinsichtlich der finalen Transaktionsdokumente sowie behördlichen Genehmigungen und Organbeschlüssen zu einem späteren Zeitpunkt ab. 

Factsheet OMV Upstream Russia (PDF, 771,6 KB)

In Neuseeland ist die OMV im Bereich Exploration und Produktion tätig; in Australien wird offshore produziert. Die derzeitige Produktionsmenge ist 40.000 boe pro Tag, bestehend aus 75% Gas, 25% Kondensat und Öl.
Asien-Pazifik soll sich zu einer Kernregion entwickeln, damit das Wachstumspotenzial des rasch wachsenden asiatischen Marktes erschlossen werden kann.

Australien

Die OMV ist seit 1998 in Australien vertreten und übernahm 1999 erfolgreich Cultus Petroleum, ein Unternehmen mit erheblichen Beteiligungen sowohl in Australien als auch in Neuseeland. Australien besitzt nicht nur ein international anerkanntes Potenzial für große Funde, insbesondere für Erdgasfunde, sondern bietet auch sichere und attraktive politische sowie finanzielle Bedingungen. Die Explorationsaktivitäten konzentrieren sich auf das Carnarvon-Becken im North West Shelf von Australien, wo die OMV in einer Explorationslizenz (WA-290-P) und einer Pachtlizenz („Retention Lease“/ WA-49-R) nicht betriebsführender Partner ist.

2011 führte die Explorationsbohrung Zola-1 zu einem bedeutenden Erdgasfund für die OMV. 2013 bestätigte die Bianchi-1 Erweiterungsbohrung mit einem weiteren Fund das Potenzial des Gebiets. Zola und Bianchi wurden in weiterer Folge von Explorations- in Pachtlizenzen umgewandelt. Eine neue 3D Seismik-Studie wurde Ende 2018 durchgeführt und wird weiteren Aufschluss über diese Funde geben.

Neuseeland

OMV ist seit dem Kauf der australischen Cultus Petroleum 1999 mit 30% am Maari Ölfeld beteiligt und hat das lokale Portfolio seitdem kontinuierlich durch diverse Akquisitionen erweitert. Dazu gehören das Māui-Gasfeld sowie eine 74%-ige Beteiligung am Pohokura Gasfeld. 

Die OMV hat aktiv nach zusätzlichen Öl- und Gasressourcen gesucht und hält derzeit Beteiligungen an sieben Explorationslizenzen und drei offshore Produktionslizenzen in der Taranaki Region Maari (Öl), Pohokura und Māui (beide Gas). 

OMV Neuseeland ist Neuseelands größter Erdgasproduzent und einer der größten Produzenten von flüssigen Kohlenwasserstoffen des Landes. Mit seinen relativ unerforschten Becken und den derzeitigen Interessen der OMV hat Neuseeland Potenzial für zukünftige Funde und Entwicklungen.

Factsheet OMV Upstream Neuseeland (PDF, 595,0 KB)