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Portfolio & Standorte

Im Bereich Exploration & Production verfügt die OMV über eine starke Basis in Mittel- und Osteuropa sowie ein ausgeglichenes internationales Portfolio mit Mittleren Osten & Afrika, der Nordsee und Asien-Pazifik als Kernregionen. 2021 lag die durchschnittliche Tagesproduktion bei 486.000 boe/d mit einem Schwerpunkt auf der Produktion von Erdgas.

Factsheet OMV Upstream (PDF, 592,6 KB)

Am 5. März 2022 hat die OMV beschlossen, dass Russland keine Kernregion mehr ist und dass keine Investitionen in Russland mehr verfolgt werden.
 

Kernregionen

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

Die Exploration & Production-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 Exploration & Production "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 eine der größten Arbeitgeberinnen im niederösterreichischen Weinviertel ist die OMV eine zuverlässige Partnerin, sowohl für die Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter als auch für die Geschäftspartnerinnen und Geschäftspartner. Nach Abschluss eines umfangreichen, von der OMV angebotenen, Ausbildungsprogramms können viele Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter ihre erworbenen Fachkenntnisse im Ausland anwenden.

Die OMV Austria Exploration & Production GmbH förderte 2021 in Österreich auf einer Fläche von mehr als 3.800 km² über 19.200 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 – das entspricht rund einem Viertel des jährlichen österreichischen Erdgasverbrauchs.

Factsheet OMV Austria Exploration & Production GmbH  (PDF, 383,0 KB)


Rumänien
 

Die OMV erwarb 2004 einen Anteil von 51% an Petrom (heute OMV Petrom) – das führende integrierte Öl- und Gasunternehmen Rumäniens – und betreibt damit eines der ältesten Ölfördergebiete der Welt. Da es sich überwiegend um reife Felder handelt, kommen dort die wichtigsten technischen Kompetenzen der OMV zum Einsatz. Zudem hilft es dem Unternehmen, seine Kenntnisse über die Produktion solcher Felder kontinuierlich weiterzuentwickeln.

OMV Petrom betreibt in Rumänien 152 kommerzielle Felder, die meisten davon an Land. Außerdem betreibt das Unternehmen Offshore-Felder im Flachwasser des Schwarzen Meeres. 2021 betrug die Produktion von OMV Petrom in Rumänien durchschnittlich ca. 127,2 kboe (Barrel Öleinheiten) pro Tag. 

Die wichtigsten Onshore-Projekte sind:

  • Totea Deep-Kompressionsprojekt. Das Totea Deep-Kompressionsprojekt wurde 2017 mit dem Ziel gestartet, die Ausbeute auf dem Feld zu erhöhen. Daraufhin wurden drei neue elektrisch angetriebene Kompressoren installiert und in die Anlagensysteme von Park 4540 des Assets Oltenia integriert. Nach Abschluss der Bauarbeiten Ende 2020 wurde 2021 vor allem an der Maschinen-, Elektro- und Gerätetechnik gearbeitet. Im Mai war die Maschinentechnik erfolgreich installiert, so dass die Kompressoren während des Stilllegungs-Zeitfensters im August in die vorhandenen Anlagen integriert werden konnten. Das neue System war damit startklar. Im Oktober absolvierten die Kompressoren schließlich einen erfolgreichen Probelauf und Leistungstest.
  • Gas-to-Power (G2P) und Kraft-Wärme-Kopplung (KWK). 2021 wurden drei neue Gas-to-Power (G2P)-Einheiten mit einer Gesamtleistung von 4,5 MW installiert – zusätzlich zu den bereits vorhandenen 39 Einheiten. Es handelt sich dabei um G2P Paraieni im Asset Oltenia, G2P Oarja im Asset Muntenia Vest und G2P Baicoi Vest im Asset Muntenia. Inzwischen erreichen unsere G2P- und KWK-Einheiten eine Gesamtleistung von 102 MW und decken rund 65% des Strombedarfs im Geschäftsbereich Exploration & Production.
  • FRD Suplac Phase 2 und Suplac Schlüsselinfrastrukturprojekte. Die Hauptaktivitäten für die FRD Suplac Phase 2 sowie für zwei Infrastrukturprojekte –  „Trinkwasseraufbereitungsanlage“ und „Modernisierung des Tanklagers Suplac“ wurden 2021 abgeschlossen. Das Projekt „regenerativer Abluftreiniger” wurde in Auftrag gegeben und soll 2022 verwirklicht werden. 

Offshore-Portfolio

  • Erneuerungsprogramm. 2021 haben wir die folgenden drei Portfolioprojekte erfolgreich vorangetrieben: die geplante Stilllegung des Assets Petromar, den Einbau eines neuen Krans und das Upgrade eines Hubschrauberdecks. Zwischen dem 27. September und 3. Oktober 2021 wurde das Asset Petromar komplett heruntergefahren, um Erneuerungs- und Wartungsarbeiten durchzuführen. Insgesamt wurden auf der zentralen Förderplattform, ihren sechs Satellitenplattformen und im Midia-Terminal rund 40.000 Arbeitsstunden ohne Sicherheitsvorfälle geleistet. Beim zweiten Projekt ging es um den Einbau eines neuen Krans in unseren Offshore-Anlagen. Der auf der Satellitenplattform PFS6 installierte Kran wurde im Juni 2021 in Betrieb genommen. Damit hat das Asset Petromar sein erstes Projektcluster zum Austausch von Kränen abgeschlossen, die beim Personaltransfer auf drei Offshore-Plattformen zum Einsatz kommen. In diesem Projekt wurden 87.000 Arbeitsstunden ohne HSSE-Vorfälle geleistet. Insgesamt haben wir in den vergangenen Jahren vier neue Kräne installiert. Sie reduzieren die Risiken für das Personal und stehen im Einklang mit der EU-weit geltenden Sicherheitsrichtlinie für Offshore-Arbeiten. Darüber hinaus wurden die Standards für Offshore-Hubschrauberlandeplätze angehoben, was ein Upgrade des Hubschrauberdecks auf der zentralen Förderplattform erforderlich machte. Diese Arbeiten wurden zwischen Juni und Juli 2021 durchgeführt, ohne dass sich die Offshore-Arbeiten nennenswert auf die Verfügbarkeit des Hubschrauberdecks auswirkten. Dabei wurden teilweise verrostete Bleche ausgetauscht, Schilder und Markierungen den aktuellen Normen und Vorschriften entsprechend angepasst, das Hubschrauberdeck mit qualitativ hochwertigen Farben angestrichen, die Beleuchtungssysteme und das Sicherheitsnetz für Landungen erneuert und ein automatisiertes Vogelabwehrsystem eingebaut. Ähnliche Arbeiten sind 2022 für drei weitere Hubschrauberdecks vorgesehen.

Genauere Informationen über OMV Petrom E&P finden Sie auf www.omvpetrom.com.

Factsheet Exploration & Production Rumänien (PDF, 421,7 KB)


Bulgarien
 

Am 31. August 2020 schloss OMV Petrom den Kauf von 100% der Anteile an der OMV Offshore Bulgaria GmbH von der OMV Exploration & Production GmbH ab und erhielt damit Zugang zum Explorationsblock Han Asparuh in Bulgarien. Nach dem Ausstieg von Repsol haben die bulgarischen Regulierungsbehörden die Übertragung des Repsol-Anteils von 30% auf die beiden verbleibenden Partner genehmigt. 

OMV Petrom hält deshalb über die OMV Offshore Bulgaria GmbH nun einen Anteil von 42,86% an dem Block, neben dem Betriebsführer Total mit einer Beteiligung von 57,14%.

2012 hatte die bulgarische Regierung den Han Asparuh-Explorationsblock an das Konsortium bestehend aus OMV (30%), Total (40%) und Repsol (30%) vergeben.  

Han Asparuh befindet sich im westlichen bulgarischen Schwarzmeer, südlich des Neptun Deep-Blocks vor der Küste Rumäniens, und erstreckt sich bei einer Wassertiefe von 2.000 m über ein Gebiet von 13.819 km². Die Explorationsaktivitäten begannen 2012 und umfassten geologische und geophysikalische Untersuchungen sowie drei Explorationsbohrungen.  Im Mai 2020 wurde eine umfangreiche, 5.614 km² umfassende 3D-Seismik abgeschlossen. Nach einer Phase intensiver Datenverarbeitung werden die Ergebnisse derzeit noch interpretiert. Eine Lagerstätte, die sich für künftige Bohrungen eignen könnte, wurde bereits identifiziert.

Factsheet OMV Exploration & Production Bulgarien (PDF, 189,1 KB)

Georgien
 

Im Juni 2020 erhielt OMV Petrom im Rahmen der offenen internationalen Ausschreibung des georgischen Ministeriums für Wirtschaft und nachhaltige Entwicklung die Betriebslizenz für den Offshore-Block II. 

Im März 2021 unterzeichnete OMV Petrom den Production Sharing Contract (PSC) für den Offshore-Block II in der ausschließlichen Wirtschaftszone des georgischen Schwarzmeeres. 

Der PSC sieht die Exploration, Entwicklung und Produktion von Kohlenwasserstoffressourcen im Offshore-Block II vor. Er umfasst eine Gesamtfläche von 5.282 km², bei einer Wassertiefe zwischen 400 und 2.000 Metern. 

Als Betreiber des Blocks hat OMV Petrom eine Betreibergesellschaft in Georgien gegründet und 2021 weitere geowissenschaftliche und ökologische Studien durchgeführt. Für 2022 ist eine große Offshore-3D-Seismik vorgesehen. Diese soll helfen, das Potenzial des Blocks genauer beurteilen zu können.

Factsheet OMV Exploration & Production Georgien (PDF, 84,7 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. 2021 betrug die durchschnittliche Produktion der OMV in MOA 86 kboe/d. 

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. Die Produktion hängt von der Sicherheitslage des Landes ab, in den letzten Jahren kam es zu temporären Unterbrechungen. 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%.

Die OMV hat im Rahmen ihrer weltweiten Unterstützung der Ziele für nachhaltige Entwicklung in die Verbesserung des Zugangs zu sauberem Wasser und Bildungseinrichtungen sowie in die Stärkung der lokalen Kapazitäten für medizinische Notfallmaßnahmen in Libyen investiert. Als Reaktion auf die anhaltende Pandemie leistete OMV COVID-19-Unterstützung für lokale Gemeinden in 2020.

Im Jahr 2020 lag die durchschnittliche Produktionsrate der OMV bei 7 kboe/d – derzeit sind es durchschnittlich 35 kboe/d.

Factsheet Lybia  (PDF, 406,7 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 Exploration & Production 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.

2021 betrug die Eigenproduktion der OMV in Tunesien 10 kboe/d. 

Factsheet Tunisia  (PDF, 622,0 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. 

2020 lieferte Nawara erstmals Gas an den tunesischen Strom- und Gasversorger STEG. 

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.

Vereinigte Arabische Emirate, Abu Dhabi
 

Die OMV eröffnete 2007 ein Büro in Abu Dhabi, das sich von Anfang an intensiv um die Geschäftsbeziehungen zur Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) kümmerte. Seit 2011 dient es außerdem als Standort für die Hub-Aktivitäten der OMV im Mittleren Osten und Afrika. 

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 Exploration & Production-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.

2021 betrug die Gesamtproduktion der OMV in den VAE 29,6 kboe/d.

Factsheet OMV Exploration & Production VAE (PDF, 428,4 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 erste Erdöl wurde Ende Juli 2018 gefördert. Das gesamte in dem Jahr geförderte Öl wurde – und wird weiterhin – auf dem internationalen Markt verkauft.

2021 betrug die durchschnittliche Fördermenge der OMV Yemen ca. 3,0 kboe/d.

Factsheet Exploration & Production Jemen (PDF, 286,7 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 (PPCLD), mit Dana Gas und Crescent Petroleum als Betriebsführer.

PPCLD ist ein Firmenkonsortium, in dem sich fünf Unternehmen zusammengeschlossen haben, um die riesigen Erdgasfelder Khor Mor und Chemchemal in der Region Kurdistan im Irak zu evaluieren, zu entwickeln und dort zu produzieren – Felder mit einem Potenzial von mehreren Billionen Kubikfuß Erdgas.

2017 erhielt PPCLD die Explorationsrechte für die Blöcke 19 und 20 in der Region Kurdistan im Irak.

2021 betrug die Gesamtproduktion der OMV in der Region 9,8 kboe/d.

Factsheet OMV Exploration & Production KRI (PDF, 262,0 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. 

Factsheet OMV Norway 2022 (PDF, 355,0 KB)

Der Erwerb der Shell-Assets in Neuseeland war ein wichtiger Schritt in der Entwicklung der Region Asien-Pazifik zur fünften OMV Kernregion. Außerdem ist die OMV Exploration & Production mit dem Erwerb eines 50-Prozent-Anteils an dem neuen malaysischen Joint Venture SapuraOMV Exploration & Production erstmals in Südostasien aktiv.

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

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

Die OMV hält derzeit Beteiligungen an drei Explorationslizenzen mit Betriebsführerschaft, sowie an drei Offshore-Produktions- und Erdölabbaulizenzen – alle in der Taranaki Region: Maari, Pohokura und Māui.

OMV Neuseeland gehört zu den größten Produzenten von Erdgas und flüssigen Kohlenwasserstoffen des Landes.


Factsheet New Zealand (PDF, 568,9 KB)

Malaysia

OMV Exploration & Production ist durch den Erwerb eines 50-Prozent-Anteils an dem neuen malaysischen Joint Venture SapuraOMV Exploration & Production, mit Sitz in Kuala Lumpur, nun auch in Südostasien aktiv. Diese strategische Partnerschaft zwischen Sapura Energy Berhad und der OMV Exploration & Production GmbH hat sich zum Ziel gesetzt, zu einem der führenden unabhängigen Öl- und Gasunternehmen im asiatisch-pazifischen Raum aufzusteigen.
SapuraOMV hat Produktions- und Entwicklungsassets im Flachwasser offshore Malaysia und hält Beteiligungen an Explorationsblöcken in Mexiko, Australien und Neuseeland.

Factsheet SapuraOMV  (PDF, 642,1 KB)

Weitere Regionen

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. Diese Entscheidung sorgte für weitere ähnliche Verträge mit westeuropäischen Unternehmen. Die Sowjetunion blieb auch weiterhin ein Lieferant, daher wurden 1974, 1975 und 1982 neue Gaslieferverträge abgeschlossen. 2018 verlängerte OMV diese Verträge mit der russischen Gazprom. 
 

  • Juschno Russkoje
    2017 erwarb OMV von Uniper SE eine 24,99% Beteiligung am Erdgasfeld Juschno Russkoje. Dieser Ankauf 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%) Dieses moderne und technisch fortschrittliche Gasfeld ist die Hauptquelle für Kohlenwasserstoffe für die Nord Stream Pipeline, die Deutschland direkt mit russischem Gas versorgt. 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.

    Am 1. März 2022 hat der Vorstand der OMV beschlossen, die Verhandlungen mit Gazprom über den möglichen Erwerb einer 24,98% Beteiligung an den Blöcken 4A/5A der Achimov-Formation des Urengoi-Erdgas- und Kondensatfelds nicht weiterzuführen und das Basic Sale Agreement zu kündigen.

Factsheet OMV Russland 2022 (PDF, 291,2 KB)