Q1/14 Trading Statement
Exploration und Produktion
Das Produktionsniveau in Q1/14 stieg signifikant vs. Q4/13 und spiegelt den vollen Beitrag des Assets Gullfaks in Norwegen wider. Des Weiteren wurden höhere Volumina in Neuseeland, da Maari die Produktion nach dem Stillstand im Vorquartal wieder aufnahm, Libyen und Pakistan, nach Abschluss der Entwicklungsprojekte Latif und Mehar in Q4/13, verzeichnet. Während des Quartals war die Produktion in Libyen jedoch erneut von Sicherheitsproblemen betroffen und steht seit Mitte März still. Die Verkaufsmengen stiegen im Vergleich zum Vorquartal dem Produktionstrend entsprechend. Die Explorationsaufwendungen sanken signifikant vs. Q4/13 und sind haupt-sächlich der Abschreibung der Bohrung Matuku in Neuseeland zuzurechnen. Die Entwicklung der Ölpreise sowie des EUR-USD-Wechselkurses hatten keinen bedeutenden Einfluss auf die ge-samte Performance in Q1/14 verglichen zu Q4/13.
Gas und Power
Das G&P-Geschäft wurde durch das herausfordernde Marktumfeld weiterhin schwer beeinträch-tigt. Hauptsächlich aufgrund einer schwächeren Erdgas-Nachfrage und trotz erhöhter Tradingvo-lumen, die 71% der gesamten Mengen ausmachten, sanken die gesamten Erdgas-Verkaufs- und Tradingmengen vs. Q1/13. Die Erdgas-Verkaufsmengen sanken vs. Q1/13 in EconGas um 23% und bei Petrom um 18%, vor allem aufgrund des milden Winters sowie einer geringeren Nachfrage von Kraftwerken. Eine schwächere Erdgas-Nachfrage sowie geringere Speicherentnahmen führten vs. Q1/13 sowohl in EconGas als auch bei Petrom zu geringeren Erdgas-Margen. Die Erdgas-Marge in der Türkei war aufgrund von höheren Gasbezugskosten, die aus dem unvorteilhaften USD-TRY-Wechselkurs resultierten, in Q1/14 negativ. Die Nettostromerzeugung stieg auf 1,8 TWh vs. 0,8 TWh in Q1/13, getrieben durch den Beitrag des Kraftwerks Samsun in der Türkei (Inbetriebnahme im Juni 2013). Die Spark Spreads in Rumänien waren signifikant geringer vs. Q1/13, hauptsächlich getrieben durch den gestiegenen rumänischen Gaspreis. Das Erdgasspeicher-Geschäft wurde durch geringere Tarife in Österreich belastet.
Raffinerien und Marketing
Die OMV Referenz-Raffineriemarge stieg in Q1/14 geringfügig vs. Q4/13, hauptsächlich getrieben durch verbesserte Benzin-Spannen. Die Verbesserung wurde jedoch durch geringere Verkaufsmengen, ein geringeres Marktpreisniveau in Deutschland sowie den länger als geplant dauernden Stillstand von Bayernoil (Abschluss der Bayernoil-Veräußerung wird für die erste Jahreshälfte 2014 erwartet) in Q1/14, mehr als ausgeglichen. Die Rohöl-Preise sanken geringfügig in Q1/14 und führten zu negativen CCS Effekten. Im Petrochemie-Geschäft verbesserten sich die Margen hauptsächlich aufgrund von gestiegenen Propylen-Preisen, welche, zusammen mit einem leichten Anstieg der Verkaufsmengen vs. Q4/13, die Performance unterstützten. Das Marketing-Geschäft verzeichnete einen starken Rückgang der Verkaufsmengen, während die Margen auf ähnlichem Niveau verblieben wie in Q4/13. Die Performance von Petrol Ofisi wurde durch den Eingriff des Regulators (Margendeckelung), welcher im März 2014 begann, negativ beeinflusst.
At-equity konsolidierte Unternehmen
Der Beitrag von Borealis war im Vergleich zu Q4/13, hauptsächlich aufgrund einer durch geringe-re Verkaufsmengen schwächeren Performance von Borouge, niedriger.
Erwartete Sondereffekte
Die Q1/14-Ergebnisse enthalten Netto-Sondererträge in Höhe von EUR 26 Mio, die hauptsächlich von einer teilweisen Auflösung von Drohverlust-Rückstellungen stammen, die in Q4/12 gebucht wurden und überwiegend vertraglich vereinbarten langfristigen Transport- und LNG-Kapazitätsbuchungen von EconGas zuzurechnen sind.
Konzern-Steuerquote
Die Steuerquote in Q1/14 wird auf etwas höherem Niveau erwartet wie für das volle Jahr 2013. Dies ist hauptsächlich auf den Produktionsbeitrag aus Norwegen zurückzuführen.
