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Portfolio & Standorte

OMV Upstream erschließt und fördert Erdöl und Erdgas in Europa, dem Nahen Osten, Afrika, Russland und Australasien – profitabel, sicher und nachhaltig. In 2017 betrug die tägliche Production 348 kboe.

In Mittel- und Ost-Europa (MOE) ist die OMV in Österreich, Rumänien, Kasachstan und Bulgarien tätig. Mit einer Produktion von 196.000 boe/d im Jahr 2017 ist die OMV einer der größten Produzenten der Region. Am 31. Dezember 2017 betrugen die nachgewiesenen Reserven in MOE 641 Millionen boe. Die Hauptziele der OMV in MOE konzentrieren sich auf die Maximierung gewinnbringender Ausförderung und das Erschließen der Wachstumspotenziale im Schwarzen Meer.

Österreich

In Österreich ist die OMV seit mehr als 50 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 2017 in Österreich auf einer Fläche von mehr als 5.000 km² über 28.000 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, 315,0 KB)

Rumänien

Mit dem Erwerb von 51% an der Petrom (heute OMV Petrom) - Rumäniens führendem integrierten Öl- und Gasunternehmen - betreibt OMV eines der ältesten ölproduzierenden Gebiete der Welt. Da die Felder in Rumänien reif sind, hat OMV seine technologische Kernkompetenz in das Land verlagert und gleichzeitig zusätzliches Wissen über die Produktion solcher Felder gewonnen.
Die Jahresgesamtproduktion in Rumänien für 2017 lag bei 58,6 Millionen Barrel Öläquivalent.
 
Schlüsselprojekte in Rumänien sind:

  • Neptun (Rumänien, OMV 50%)

Neptun Deep repräsentiert den Tiefseesektor des XIX Neptun Blocks im rumänischen Schwarzen Meer, wo OMV Petrom durch ein Joint Venture mit ExxonMobil (Betreiber) aktiv ist. Nach der ersten Gasentdeckung während der Explorationsbohrkampagne 2011 - 2012 (Domino-1-Bohrung) wurden umfangreiche seismische Akquisitionen und weitere Explorations- und Erweiterungsbohrungen einschließlich Tests durchgeführt. Im Jahr 2017 fanden umfangreiche technische Aktivitäten zur Vorbereitung der potenziellen endgültigen Investitionsentscheidung statt, die für das zweite Halbjahr 2018 geplant ist.

  • Weitere Großprojekte (Rumänien, OMV 100%)
Im Jahr 2017 wurden mehrere Feldentwicklungsprojekte wie Independenta Phase 1 und Burcioaia in Betrieb genommen. In der Zwischenzeit haben andere Projekte wichtige Meilensteine erreicht, wie die Inbetriebnahme der Wasseraufbereitungsanlage in Suplac, die erste Gaslieferung an das Nationale Transportsystem in Madulari und der Beginn der Projektausführung in Hurezani, wo eine Niedertemperaturabscheidungseinheit installiert und die zugehörigen Leitungen gebaut werden sollen.
Das im Jahr 2015 gestartete Programm zur Verjüngung von Offshore-Anlagen umfasst 34 Projekte mit dem Ziel, die Offshore-Anlagen und Pipelines zu modernisieren, das operationelle Risiko zu verringern und die Prozesssicherheit zu erhöhen. Die Gesamtinvestitionen sollen bis 2022 über 200 Mio. EUR betragen.

Detaillierte Informationen zu OMV Petrom Upstream finden Sie auf www.petrom.com
Aus dem Geschäftsbericht

Im Mittleren Osten und Afrika (MOA) ist die OMV in Libyen, Tunesien, der kurdischen Region im Irak, im Jemen und in den Vereinigten Arabischen Emiraten tätig und produzierte im Jahr 2017 46.000 boe/d. Die Hauptziele der OMV sind: mit der Förderung des Nawara-Feldes in Tunesien zu beginnen, die Produktion in Libyen zu stabilisieren und die Position in den VAE weiter zu entwickeln. 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%. 2017 betrug der Produktionsbeitrag der OMV durchschnittlich rund 25.000 bbl/d. Nach Beruhigung der politischen Lage kann die OMV die Produktion in Libyen steigern.

Factsheet OMV Upstream Libyen (PDF, 252,9 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 (Pressearchiv, Presseaussendung 18. Februar 2011). Zusätzlich zur Steigerung der bestehenden Produktion, brachte diese Akquisition signifikante zusätzliche Explorations- und Entwicklungsmöglichkeiten und erhebliches operatives Synergiepotenzial durch die Nähe zu bestehenden OMV Assets.

Factsheet Tunisia Upstream (in englischer Sprache) (PDF, 166,1 KB)
Factsheet Community Relations at OMV Tunisia (in englischer Sprache) (PDF, 156,3 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 vor-bearbeitet, 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 Gas Development (in englischer Sprache) (PDF, 213,7 KB)
 

Vereinigte Arabische Emirate

Die OMV eröffnete 2007 ein Büro in Abu Dhabi das heute auch als Standort für die Hub Aktivitäten im Mittleren Osten sowie Afrika dient. Seit 2011 fokussiert sich die OMV Abu Dhabi als E&P Einheit darauf die Geschäftsbeziehungen zur ADNOC (Abu Dhabi National Oil Company) 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, 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 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. Beide Projekte sollen sowohl kurz- als auch langfristig den Plan von Abu Dhabi unterstützen, die lokale Gasproduktion und die Reserven zu erhöhen. Somit würde ein Beitrag zur Deckung des wachsenden Energiebedarfs in den Vereinigten Arabischen Emiraten geleistet und langfristig die Exportfähigkeit des Landes gesichert werden.

Factsheet United Arab Emirates (in englischer Sprache) (PDF, 214,4 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. Eine Blockade der jemenitischen Häfen verhinderte den Export von Rohöl. 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 YICOM betrieben wird (Yemen Company for Investment in Oil & Minerals). Von dort wurde es über eine 204 km lange Pipeline zum Al Nushaima Terminal der YICOM geleitet. Ende Juli konnte das Öl, das am internationalen Markt gehandelt wurde, auf ein Schiff zum Weitertransport geladen werden.

Factsheet OMV United Arab Emirates (in englischer Sprache) (PDF, 191,7 KB)

Madagaskar

2013 begann die OMV ihre Tätigkeiten in Madagaskar mit dem Erwerb einer 40%-igen Beteiligung am 16.000 km² großen "Grand Prix" – Block von Niko Resources Ltd (Niko), im Einklang mit der damaligen OMV Strategie, die darauf abzielte ein ausgeglichenes Explorations- und Produktionsportfolio zu halten und auch Möglichkeiten in der Sub-Sahara-Region zu untersuchen. 2015 erwarb die OMV zusätzliche 50% Anteil an der "Grand Prix" Lizenz und führte eine 3.000 km² umfassende 3D Seismikstudie durch. Nach Abschluss der Datenverarbeitung Ende 2016, wird 2017 die Evaluierung des Grand Prix Blocks finalisiert. Mittlerweile finden Vorbereitungsarbeiten für eine erste Erkundungsbohrung im Jahr 2019 statt. Die OMV sucht zusätzliche Partner für Anteile an der Lizenz.

Factsheet OMV Upstream Madagascar (PDF, 196,5 KB)

Region Kurdistan im Irak

Die OMV ist seit 2007 in der Region Kurdistan im Irak tätig, und hält einen Anteil von 10% an der Pearl Petroleum Company Limited.

Iran
Im April 2001 starteten die OMV Aktivitäten im Iran im Rahmen der Betriebsführerschaft im Mehr Block.
Unter ausgezeichneter operativer Betriebsführung und vorbildlicher HSSE Arbeit, wurden drei Erkundungsbohrungen im Mehr Block durchgeführt, wovon die erste im Jahr 2005 zu einer erfolgreichen Entdeckung führte.

Im Mai 2016 wurde bei einem Treffen zwischen der National Iranian Oil Company (NIOC) und der OMV, eine Absichtserklärung (Memorandum of Understanding) zur gemeinsamen Untersuchung mehrerer Felder im Gebiet Zagros im Westen Irans hinsichtlich ihres Potenzials für zukünftige Feldentwicklung unterzeichnet. Das MoU umfasst auch eine künftige technologische Forschungskooperation und Zusammenarbeit bei Swap-Geschäften mit Rohöl- und Erdölprodukten.

Zeitgleich unterzeichnete die OMV mit der NIOC ein gemeinsames Forschungsabkommen über potenzielle Förderungsmöglichkeiten im Fars Gebiet (am Land sowie am Meer). Alle zuvor genannten Vereinbarungen wurden abgeschlossen oder sind entsprechend ausgelaufen. 

In Norwegen ist die OMV in Explorations-, Evaluierungs-, Erschließungs- und Förderungsprojekten aktiv und konzentriert sich darauf, Aasta Hansteen in Betrieb zu nehmen, die Wisting-Entdeckung bohrreif zu machen und ihre Explorationsaktivitäten auszudehnen.

Norwegen

Die OMV ist seit 2006 in Norwegen tätig und hat 2007 die erste Lizenz auf dem norwegischen Festlandsockel erworben. Heute hält die OMV (Norge) AS Anteile an zahlreichen Produktionslizenzen (PL), bei einigen von ihnen als Betriebsführerin. Die Lizenzen liegen im norwegischen Teil der Nordsee, in der Norwegischen See und der Barentssee. Die norwegische Niederlassung, OMV (Norge) AS, befindet sich Stavanger im südwestlichen Teil Norwegens 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 in Produktionslizenz PL 025, 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%)
Der zentrale Teil des Gullfaks-Felds befindet sich im nördlichen Teil der Nordsee. Das Feld wird mit mehreren Produktionslizenzen unter Betriebsführerschaft von Equinor erschlossen. Entdeckt wurde Gullfaks 1978 und die Produktion begann 1986. Gullfaks hat sich zu einem wichtigen Feld-Knotenpunkt für die gesamte Gegend entwickelt. Mittlerweile befinden sich dort die Anlagen: Gullfaks A, B und C. Von den Satellitenfeldern Gullfaks Sør und anderen Öl- und Gasfeldern werden Kohlenwasserstoffe zu Gullfaks A und C geleitet und dort verarbeitet. Gullfaks B ist eine Aufbereitungsanlage, von der Öl und Gas nach A und C transportiert wird, um es zu lagern und von dort zu exportieren. Das Erdöl wird mittels Shuttle-Tankern exportiert, während das Erdgas von Statpipe zur Weiterverarbeitung nach Kårstø in Norwegen befördert wird. Produktionsbeginn des Satelliten-Felds Gullfaks Rimfaksdalen war im September 2016.
 
  • Edvard Grieg (OMV 20%)
Das erste Erdöl des Offshore-Felds Edvard Grieg wurde unter Betriebsführerschaft von Lundin Ende November 2015 gefördert. Edvard Grieg ist ein Öl- und Gasfeld 180 km westlich von Stavanger im mittleren Teil der Nordsee in PL 338. 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 in PL 218. Die schwimmende Spar-Förderplattform ist eine am Meeresgrund verankerte Vertikalsäule. Das Kondensat wird an der Quelle auf Shuttle-Tanker verladen und direkt zu den Marktabnehmern befördert. Das Erdgas gelangt über die 480 km lange Polarled-Pipeline zu der von Shell betriebenen Gasaufbereitungsanlage Nyhamna in Norwegen. Die Produktion auf dem Aasta Hansteen-Feld wird voraussichtlich Q4 2018 beginnen.

Factsheet OMV Upstream Aasta Hansteen (PDF, 3,3 MB)
Factsheet OMV Upstream Norway (PDF, 307,1 KB)

Im Jahr 2017 etablierte die OMV nach der Akquisition von ca. 25% des riesigen Juschno Russkoje Gasfeldes eine neue Kernregion. 2016 unterzeichnete die OMV einen Asset-Tausch mit der Gazprom für fast 25% des Achimov IV/V 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 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 ver-lässlicher Lieferant, daher wurden 1974, 1975 und 1982 neue Gaslieferverträge abge-schlossen. Nach jahrzehntelanger sicherer Versorgung verlängerte OMV 1994 diese Verträge mit der russischen Gazprom bis 2006, 2012 und sogar bis in Jahr 2027.
Seit 1991 hatte OMV hatte ein kleines Vertretungsbüro in Moskau. 2017 begann OMV in St. Petersburg mit dem Bau eines vollständigen “Hub”, der für sämtliche Aktivitäten der OMV in Russland verantwortlich ist.
Mit der Akquisition von Yuzhno-Russkoye, dem bevorstehenden closing des asset swaps von Achimov und weiterer potenzieller Assets ist Russland heute ein Kernland für OMV. Die Gruppe lotet auch weiterhin immer neue Möglichkeiten in Russland aus.

  • Yuzhno Russkoye
2017 erwarb OMV von Uniper SE eine 24,99% Beteiligung am in Westsibirien gelegenen Erdgasfeld Yuzhno Russkoye. Dieser Ankauf bildet einen neuen russischen Kernbereich im Upstream-Portfolio der OMV und trägt zusätzliche 100.000 boe/d zum Produktionsvolumen der OMV bei. Yuzhno Russkoye, eines der größten Erdgasfelder in Russland, befindet sich in Westsibirien. Die derzeitige Plateau-förderung 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. Diese Transaktion ermöglicht der OMV, ihr strategisches Ziel einer 100 prozentigen Reservenersetzungs-rate für ca. fünf Jahre zu erreichen (basierend auf dem OMV-Förderungs-volumen von 2016).

Der Yuzhno Russkoye Vertrag ist rückwirkend zum 1. Jänner 2017 wirksam.

  • Achimov IV und V
OMV und Gazprom haben heute ein „Basic Sale Agreement“ unterzeichnet, welches einen möglichen Erwerb einer 24,98% Beteiligung an den Blöcken IV und V der Achimov-Formation des Urengoi-Erdgas- und Kondensatfelds durch 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. Mit der Unterfertigung der finalen Transaktionsdokumente wird zu Beginn des Jahres 2019 gerechnet.
 

Factsheet OMV Upstream Russia (PDF, 205,0 KB)

In Neuseeland ist die OMV im Bereich Exploration und Produktion tätig; in Australien wird offshore produziert. Im Jahr 2017 wurden 17.000 boe/d produziert und nachgewiesene Reserven betrugen 15 Millionen boe. Australasien 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 des australischen Nordwestschelfs, nördlich der großen Erdgasfunde, die das Herzstück der australischen Flüssiggasindustrie (LNG) bilden, befindet. In Australien ist OMV nicht betriebsführender Partner in drei Explorationslizenzen und einer Pachtlizenz („Retention Lease“). 2011 führte die OMV Explorationsbohrung Zola-1 zu einem bedeutenden Erdgasfund. 2013 bestätigte die Bianchi-1 Erweiterungsbohrung mit einem weiteren Fund das Potenzial des Gebiets. Zola und Bianchi in weiterer Folge von Explorations- in Pachtlizenzen umgewandelt. Die 2017 durchgeführte 3D Studie wird weiteren Aufschluss über die Entdeckungen geben.
Die OMV ist hält außerdem vielversprechende Beteiligungen in einigen angrenzenden Lizenzen, deren Erkundung potenziell zu substanziellen Gasfunden führen kann.

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. Diese beinhalten Beteiligungen an den Maui und Pohokura Gasfeldern sowie der Maui Pipeline. OMV Neuseeland hält Beteiligungen an neun Explorationslizenzen (sieben davon als Betriebsführer) und den drei offshore Produktionslizenzen in der Taranaki Region Maari (Öl), Pohokura und Maui (beide Gas). Das Erdgas der beiden großen Gasfelder und die Maari Ölfeld Produktion machen OMV Neuseeland zum größten Produzenten von flüssigen Kohlenwasserstoffen und zum drittgrößten Produzenten von Erdgas im Land. Mit seinen relativ unerforschten Becken, hat Neuseeland enormes Potenzial für zukünftige Entdeckungen und Entwicklungen.

Factsheet OMV Upstream Neuseeland (PDF, 174,3 KB)