Bericht Jänner – September und Q3 2014 inkl. Konzernzwischenabschluss zum 30. September 2014

- Produktion in Q3/14 auf 311 kboe/d gesteigert, +13% vs. Q3/13
- CCS EBIT vor Sondereffekten von EUR 656 Mio in Q3/14, +6% vs. Q3/13
- Die Produktion vom Feld Gudrun in Norwegen steigt weiter an
- Trotz der schwierigen Sicherheitslage wurde die Produktion in Libyen teilweise wieder aufgenommen
- Die Pelikan South-1 Explorationsbohrung wurde in einem neuen Zielgebiet im Schwarzen Meer gestartet
- Starke Raffinerien und Marketing-Performance, unterstützt durch optimierte Asset- Struktur
- Die abgeschlossene Modernisierung der Raffinerie in Petrobrazi hat den geplanten Anstieg der Referenz-Marge in Rumänien von rund USD 5/bbl geliefert

Gerhard Roiss, OMV Generaldirektor:
„Im dritten Quartal 2014 haben wir das CCS EBIT vor Sondereffekten verglichen mit Q3/13 um 6% auf EUR 656 Mio gesteigert und konnten unsere Produktion trotz der Instabilität in Libyen und des herausfordernden Marktumfelds erhöhen. Der Aufsichtsrat von OMV hat unsere Strategie, weiterhin auf Wachstum in Upstream zu fokussieren, im Oktober erneut bestätigt. Des Weiteren wurde die Entscheidung getroffen, die Geschäftsbereiche Gas und Power sowie Raffinerien und Marketing zu kombinieren und somit einen neuen Bereich Downstream zu kreieren. Vor dem Hintergrund der gestiegenen Herausforderungen im operativen Umfeld, speziell des schwachen Ölpreises zusammen mit der Unberechenbarkeit unserer Produktion in Libyen, die den Konzern-Cashflow negativ beeinflussen, haben wir entschieden, das Tempo unseres Investitionsprogramms für die nächsten zwei bis drei Jahre zu überprüfen. Gleichzeitig stehen wir weiterhin zu unserem langfristigen Verschuldungsgrad-Ziel und unserer nachhaltigen Dividendenpolitik. Im Bereich Upstream wurde die Bohrung Domino-2 im rumänischen Schwarzen Meer kürzlich abgeschlossen. Die Daten werden derzeit ausgewertet und eine neue Explorationsbohrung wurde gestartet. In Norwegen steigt die Produktion vom Feld Gudrun wie geplant stetig an. Die Vorteile aus der optimierten Asset-Basis im Raffinerie-Bereich nach dem Verkauf des 45%-Anteils an der Raffinerie Bayernoil und dem Abschluss des Modernisierungsprogramms in Petrobrazi, spiegelten sich im starken Raffinerie-Ergebnis im dritten Quartal wider. Wir werden weiterhin mit vollem Einsatz daran arbeiten, profitabel zu wachsen.“

Ausblick
Mittelfristiger Ausblick
Der schwache Ölpreis zusammen mit der Unberechenbarkeit unserer Produktion in Libyen, beeinflusst den KonzernCashflow negativ. Wir planen weiterhin einen mittelfristig weitgehend neutralen freien Cashflow nach Dividenden und haben uns daher entschieden, das Tempo unseres Investitionsprogramms zu überprüfen, um dem derzeitigen operativen Umfeld Rechnung zu tragen. Die Großprojekte, die zu unserem zuvor festgelegten Produktionsziel für 2016 von rund 400 kboe/d beitragen sollen, bleiben weitgehend auf Schiene. Ziel der Überprüfung des Investitionsprogramms ist es, die Investitions- ausgaben der nächsten zwei bis drei Jahre zu reduzieren und es kann nicht ausgeschlossen werden, dass dies zu einer späteren Erreichung des Produktionsziels von rund 400 kboe/d führen könnte. Das Resultat dieser Überprüfung wird mit unseren Ergebnissen für das Jahr 2014 im Februar 2015 kommuniziert werden. Die mittelfristige Performance des ROACE wird von dem in Feldentwicklungsprojekte investierten Kapital negativ beeinflusst werden, wobei die Performance zu den Zielwerten zurückkehren wird, sobald diese Feldentwicklungen die Produktion aufnehmen. Wir stehen weiterhin zu unserem langfristigen Verschuldungsgrad-Ziel von ≤30% und zu unserer nachhaltigen Dividendenpolitik (Ausschüttungsgrad von 30%).

Marktumfeld
OMV erwartet für das Gesamtjahr 2014 einen Brent-Rohölpreis von durchschnittlich rund USD 100/bbl. Die Brent-Urals Spanne wird relativ niedrig erwartet. In Rumänien wurde der regulierte Inlandsgaspreis für Nicht-Privathaushalte auf RON 89,4/MWh für Q4/14 festgelegt (unverändert seit 1. April 2014). Gemäß einer neuen Verordnung der rumänischen Regulierungsbehörde für Energie (ANRE) wird die Deregulierung des Gaspreises für Nicht-Privathaushalte bis 31. Dezember 2014 abgeschlossen werden. Das G&P-Marktumfeld bleibt weiterhin sehr herausfordernd. Für das verbleibende Jahr wird erwartet, dass die Raffinerie-Margen nach dem jüngsten Hoch wieder zurückgehen, da Kapazitäten nach Wartungen wieder auf den Markt zurückkommen und Überkapazitäten auf den europäischen Märkten bestehen bleiben. Im Petrochemie Geschäft wird erwartet, dass die Margen auf ähnlichem Niveau wie 2013 bleiben. Es wird erwartet, dass die Marketingverkaufsmengen aufgrund anhaltend gedämpfter Nachfrage, verursacht durch ein weiterhin schwaches wirtschaftliches Umfeld in den Kernmärkten von OMV, unter Druck bleiben werden. Bei den Marketing-Margen wird ein Verbleiben auf oder etwas unter dem Niveau von 2013 erwartet (exklusive der Türkei, wo die Margen durch den Eingriff des Regulators weiterhin nega- tiv beeinflusst werden).

Konzern
- 2014 wird eine Investitionssumme von rund EUR 3,9 Mrd erwartet
- Das konzernweite Performance-Steigerungsprogramm „energize OMV“, mit dem Ziel einen ROACE Beitrag von 2%- Punkten zu erreichen, ist auf Kurs dieses Ziel mit Ende 2014 zu erreichen Exploration und Produktion
- In Libyen und im Jemen bleibt die Sicherheitslage weiterhin sehr schwer prognostizierbar. In den ersten neun Monaten von 2014 lag die Produktion im Jemen bei ~6 kboe/d und in Libyen bei ~9 kboe/d. Das gesamte Produktionsniveau 2014 wird bei durchschnittlich rund 310 kboe/d erwartet. In Rumänien und Österreich wird die Produktion voraussichtlich im Zielbereich von 200-210 kboe/d bleiben
- In Norwegen übersteigt die derzeitige gemeinsame Produktion von Gudrun (Inbetriebnahme im April 2014) und Gullfaks 40 kboe/d und wird weiter steigen, da erwartet wird, dass eine zusätzliche Bohrung im Feld Gudrun vor Jahresende in Betrieb gehen wird
- In Neuseeland wird nach dem erfolgreichen Wartungsprogramm in Maari in 2013 im Jahresvergleich eine höhere Produk- tion erwartet. Der Start der Produktion aus dem Maari Growth Projekt wird vor Jahresende 2014 erwartet
- Die Investitionen in E&P werden für 2014 rund EUR 3 Mrd betragen. Die größten Investitionsprojekte sind Gullfaks, Aasta Hansteen, Edvard Grieg und Gudrun in Norwegen, Schiehallion in Großbritannien, Habban Phase 2 im Jemen, Nawara in Tunesien sowie Feldneuentwicklungen in Rumänien und Österreich
- Im Neptun Block (Rumänien, Schwarzes Meer) wurde die Bohrung Domino-2 abgeschlossen und die Daten aus der Bohrung werden ausgewertet. Die Plattform wurde in der Zwischenzeit zu einer anderen Position gebracht und bohrt derzeit die Explorationsbohrung Pelikan South-1
- Explorationsausgaben und Ausgaben für Erweiterungsbohrungen werden 2014 rund EUR 0,7 Mrd betragen