ANALIZĂ REZULTATE FINANCIARE T1 2026 – OMV PETROM (SNP)

Gaze și Energie salvează trimestrul; Explorare şi Producție cedează teren

Segmentul Explorare şi Producție trăgea în sens contrar, afectat de prețuri mai mici la gaze naturale, volume de vânzări de țitei în scădere şi un curs de schimb nefavorabil. Profitul net CCA excluzând elementele speciale creşte cu 5%, până la 1,13 mld. lei, în timp ce profitul net raportat scade uşor cu 4%, influențat de pierderi temporare din instrumente derivate şi efecte de curs.

Privire de Ansamblu

OMV Petrom a început 2026 cu rezultate financiare superioare celor din T1 2025, măsurate în termeni ajustați. Veniturile din vânzări consolidate au crescut cu 7%, la 9,57 miliarde lei, susținute de volume şi prețuri mai mari la produsele petroliere, de volume mai mari de gaze naturale şi energie electrică vândute, parțial compensate de prețuri mai mici la gaze naturale şi energie electrică.

La nivel ajustat, rezultatul din exploatare CCA excluzând elementele speciale a urcat cu 16%, la 1,47 miliarde lei. Profitul net CCA excluzând elementele speciale atribuibil acționarilor societății-mamă a ajuns la 1,13 miliarde lei, în creştere cu 5%. Profitul net raportat, în schimb, a scăzut uşor la 1,03 miliarde lei (-4%), afectat de pierderi temporare din instrumente derivate de 499 mil. lei (elemente speciale), parțial compensate de câştiguri din deținerea stocurilor de 378 mil. lei ca urmare a aprecierii cotei Brent.

Trimestrul este marcat de contextul geopolitic din Orientul Mijlociu, care a stimulat prețurile petrolului şi marjele de rafinare, dar a generat şi volatilitate suplimentară şi intervenții guvernamentale (plafonarea marjelor Rafinare şi Marketing în T2/26, contribuția de solidaritate din Explorare şi Producție).

Explorare şi Producție – Sub Presiunea Gazelor şi a Cursului Valutar

Segmentul E&P a raportat un rezultat din exploatare excluzând elementele speciale de 660 mil. lei, cu 20% mai mic față de 827 mil. lei în T1 2025. Scăderea reflectă trei factori principali: prețuri mai mici la gazele naturale pe piața românească (media livrărilor a cotat 195 lei/MWh față de 244 lei/MWh în T1 2025), volume de vânzări de țitei mai mici şi un curs USD/RON nefavorabil (dolarul s-a depreciat față de leu).

Producția totală de hidrocarburi a scăzut cu 3,1%, la 104,2 mii bep/zi. Producția de țitei şi condensat a scăzut cu 8,6% (la 45,8 mii bbl/zi), afectată de declinul natural şi vremea nefavorabilă temporară, în timp ce producția de gaze naturale a crescut cu 1,7% (la 58,4 mii bep/zi), susținută de reparații capitale la sonde şi sonde noi.

Costul unitar de producție a crescut cu 10%, la 18,7 USD/bep, din cauza cursului de schimb nefavorabil şi a volumelor mai mici, parțial compensate de măsuri de optimizare a costurilor. Prețul mediu realizat la țitei a crescut cu 7%, la 70,77 USD/bbl, urmând cotațiile Brent.

Investițiile în E&P au crescut cu 4%, la 1.094 mil. lei, concentrate pe reparații capitale complexe la sonde. În perimetrul Han Asparuh (offshore Bulgaria), forajul de explorare nu a întâlnit un volum semnificativ de gaze naturale. OMV Petrom s-a alăturat unui nou proiect de explorare offshore în Han Tervel (Bulgaria), în parteneriat cu Shell (operator, 42%) şi TPAO (33%), cu o participație de 25%.

Rafinare şi Marketing – Marjă de Rafinare Excepțională

Segmentul R&M a livrat un rezultat din exploatare CCA excluzând elementele speciale de 506 mil. lei, în creştere cu 28% față de 395 mil. lei în T1 2025. Motorul creşterii a fost indicatorul marjei de rafinare, care a urcat spectaculos cu 74%, la 14,3 USD/bbl, susținut de diferențiale ridicate pentru distilate medii în contextul perturbat de conflictul din Orientul Mijlociu.

Rata de utilizare a rafinăriei a rămas la 98%, menținută la un nivel ridicat pentru a valorifica mediul cu marje favorabile. Vânzările totale de produse rafinate au crescut cu 11%, iar vânzările cu amănuntul cu 4%. Marjele la canalele de vânzări au fost în schimb semnificativ mai mici, reflectând politica moderată de prețuri a companiei față de cotațiile de piață în creştere abruptă.

Investițiile din R&M au crescut la 354 mil. lei (T1 2025: 286 mil. lei), susținute în principal de lucrările de construcție a unității SAF/HVO la Petrobrazi, planificată să intre în producție în 2028. De asemenea, a fost demarat un proiect fotovoltaic de ~7 MW la rafinaria Petrobrazi.

Gaze şi Energie – Revenire Spectaculoasă

Segmentul G&E a reprezentat surpriza pozitivă a trimestrului: rezultatul din exploatare excluzând elementele speciale a crescut de la -86 mil. lei în T1 2025 la +339 mil. lei în T1 2026, cu contribuții pozitive din ambele linii de activitate.

Activitatea de gaze naturale a beneficiat de cel mai ridicat nivel trimestrial al volumelor vândute din ultimii 6 ani: 16,1 TWh, cu 23% mai mult față de T1 2025. Vânzările au crescut atât către piața angro cât şi către clienții finali, la marje realizate mai mari per total. Prețul mediu la livrări a fost de 195 lei/MWh, mai mic decât 244 lei/MWh în T1 2025, în urma scăderii prețurilor la gaze pe piața românească.

Activitatea de energie electrică a performat excepțional, beneficiind de de-reglementarea pieței de energie electrică începând cu iulie 2025. Centrala electrică Brazi a atins al doilea cel mai mare nivel trimestrial de producție din istoria sa (din 2012 încoace), de 1,63 TWh (în creştere cu 32%), acoperind 11% din mixul de generare al României.

Rezultatul din exploatare raportat al G&E a fost de doar 84 mil. lei (față de 339 mil. lei ajustat), afectat de elemente speciale de -255 mil. lei, în principal efecte temporare de evaluare la valoare justă pentru contracte forward de energie electrică şi CO2.

Bilanț şi Poziție Financiară

Bilanțul consolidat rămâne extrem de solid. La 31 martie 2026, totalul activelor a ajuns la 61,9 miliarde lei, în creştere cu 1,1 miliarde lei față de 31 decembrie 2025. Capitalurile proprii au urcat la 39,2 miliarde lei (63% din total active), confirmațnd o structură financiară echilibrată.

OMV Petrom se află într-o poziție de numerar net (fără datorii financiare nete): numerarul şi echivalentele de numerar au ajuns la 7,61 miliarde lei, în creştere față de 7,20 miliarde lei la finalul lui 2025, în urma generației solide de numerar din exploatare (2,65 miliarde lei în T1 2026). Compania nu are împrumuturi purtatoare de dobânzi semnificative pe termen scurt (0 la 31 martie 2026, față de 31,65 mil. lei la 31 decembrie 2025).

Fluxul de trezorerie extins după plata dividendelor a scăzut la 634 mil. lei (față de 1.092 mil. lei în T1 2025), reflectând investiții mai mari. Compania anticipează un flux de trezorerie extins negativ pentru întreg anul 2026, dat fiind noul record de investiții planificat.

Investiții şi Proiecte Strategice

Investițiile totale în T1 2026 au ajuns la 1.594 mil. lei, cu 14% mai mari față de T1 2025, direcționate în principal către E&P (1.094 mil. lei), R&M (354 mil. lei) şi G&E (143 mil. lei). Creşterea reflectă intensificarea efortului investional în proiecte cu emisii de carbon reduse şi zero.

Principalele teme investionale pentru 2026:

• Neptun Deep (offshore România): forarea sondelor de dezvoltare în zăcământul Domino şi instalarea infrastructurii submarine şi de suprafață. Peste jumătate din bugetul E&P este alocat acestui proiect.
• SAF/HVO (biocombustibili): lucrările de construcție progresează la Petrobrazi, cu producere planificată pentru 2028.
• Energie din surse regenerabile: trei proiecte eoliene de ~300 MW (parteneriat cu Renovatio Group) au intrat în fază de execuție. Se vizează creşterea treptată a producției de energie electrică verde între 2027-2029.
• Hidrogen verde: primul modul al proiectului de 20 MW de la Petrobrazi a fost livrat.
• Mobilitate electrică: extinderea rețelei de încărcare către ~1.500 de puncte până la finalul anului 2026.

Bugetul de investiții total net pentru 2026 este de până la 9,4 miliarde lei (față de 7,8 miliarde lei în 2025), din care circa 9 miliarde lei organice.

Tabel Comparativ T1 2026 vs. T1 2025

Indicator	T1 2026	T1 2025	Variație
PROFITABILITATE GRUP
Venituri din vânzări (mil. lei)	9.574	8.953	+7%
Rezultat exploatare CCA excl. speciale (mil. lei)	1.465	1.263	+16%
Profit net CCA excl. speciale (mil. lei)	1.128	1.072	+5%
Profit net raportat (mil. lei)	1.028	1.070	-4%
EPS CCA excl. speciale (lei/acțiune)	0,0181	0,0172	+5%
EPS raportat (lei/acțiune)	0,0165	0,0172	-4%
ROACE CCA excl. speciale (%)	14,2%	13,3%	+0,9 pp
Flux trezorerie din exploatare (mil. lei)	2.654	2.664	~0%
Flux trezorerie extins după dividende (mil. lei)	634	1.092	-42%
Investiții totale (mil. lei)	1.594	1.403	+14%
EXPLORARE ŞI PRODUCȚIE
Rezultat exploatare excl. speciale (mil. lei)	660	827	-20%
Producție totală hidrocarburi (mii bep/zi)	104,2	107,5	-3,1%
Producție țitei şi condensat (mii bbl/zi)	45,8	50,1	-8,6%
Producție gaze naturale (mii bep/zi)	58,4	57,4	+1,7%
Preț mediu Brent (USD/bbl)	81,13	75,73	+7%
Preț mediu realizat titei (USD/bbl)	70,77	66,11	+7%
Cost producție unitar (USD/bep)	18,7	17,0	+10%
RAFINARE ŞI MARKETING
Rezultat exploatare CCA excl. speciale (mil. lei)	506	395	+28%
Indicatorul marjei de rafinare (USD/bbl)	14,31	8,23	+74%
Rată de utilizare rafinarie (%)	98%	98%	0 pp
Vânzări totale produse rafinate (mil. tone)	1,33	1,20	+11%
Vânzări cu amănuntul (mil. tone)	0,73	0,70	+4%
GAZE ŞI ENERGIE
Rezultat exploatare excl. speciale (mil. lei)	339	(86)	n.m.
Volume vânzări gaze naturale (TWh)	16,08	13,10	+23%
Producție netă centrală Brazi (TWh)	1,63	1,23	+32%
Preț spot OPCOM (lei/MWh)	603	668	-10%
BILANȚ ŞI POZIȚIE FINANCIARĂ *
Total active (mld. lei)	61,91	60,77*	+1,9%
Capitaluri proprii (mld. lei)	39,20	38,18*	+2,7%
Numerar şi echivalente (mld. lei)	7,61	7,20*	+5,7%

* Pentru bilanț, comparația este cu 31 decembrie 2025.

Dividend şi Remunerarea Acționarilor

Adunarea Generală Ordinară a Acționarilor (AGOA) din 28 aprilie 2026 a aprobat distribuirea de dividende brute totale de 3.602 mil. lei aferente exercițiului financiar 2025, compuse dintr-un dividend de bază de 0,0466 lei/acțiune (în creştere cu 5% față de 2024) şi un dividend special de 0,0112 lei/acțiune (cu 44% mai mic față de 2024), totalizând 0,0578 lei/acțiune.

Rata totală de distribuire din fluxul de numerar operațional 2025 a fost de 40%, iar randamentul total al dividendului (bază + special) raportat la prețul acțiunii de 0,995 lei la 30 decembrie 2025 a fost de 5,8%.

Compania nu oferă o perspectivă explicită de dividend pentru 2026, dar anticipează un flux de trezorerie extins negativ, în contextul unui nivel record de investiții. Aceasta sugerează posibil o reducere a componentei speciale de dividend în anii următori, menținând totuşi o distribuire atractivă.

Perspective 2026

Compania şi-a revizuit semnificativ perspectivele pentru 2026, în contextul escalădărilor din Orientul Mijlociu:

• Preț mediu Brent estimat între 85-95 USD/bbl (anterior ~65 USD/bbl), cu asumpția că restricțiile din Strâmtoarea Hormuz vor fi ridicate în mare măsură înainte de finalul H1 2026.
• Marja de rafinare estimată peste 10 USD/bbl, dar cu efect limitat în T2/26 din cauza plăfonului impus de guvernul român pentru benzină şi motorină.
• Producție E&P de peste 100 mii bep/zi (2025: 104,5 mii bep/zi).
• Investiții totale nete de până la 9,4 miliarde lei (2025: 7,8 miliarde lei), incluzând Neptun Deep, SAF/HVO şi regenerabile.
• Flux de trezorerie extins înainte de dividende negativ în 2026.
• În T2/26, guvernul român a instituit o stare de criză pe 3 luni pentru piața de petrol şi carburanți, cu limitarea marjelor R&M şi o contribuție de solidaritate în E&P.

Riscuri de Urmărit

• Extinderea sau agravarea conflictului din Orientul Mijlociu şi restricțiionările navigatiei prin Strâmtoarea Hormuz pot menține volatilitatea prețurilor şi pot genera noi intervenții guvernamentale.
• Intervenția fiscală şi de reglementare: plafonarea marjelor R&M în T2/26, contribuția de solidaritate din E&P, taxa pe cifra de afaceri (0,5%) menținută până la final 2026 şi taxa pe construcții speciale (0,5% din valoarea netă) pot limita profitabilitatea.
• Declinul natural al producției de țitei este un risc structural; compensarea prin sonde noi şi reparații capitale devine tot mai costisitoare.
• Prețurile gazelor naturale sunt în scădere pe piața românească şi europeană, ceea ce poate afecta E&P şi G&E în următoarele trimestre.
• Riscul de execuție al proiectelor mari (Neptun Deep, SAF/HVO, renovabile): întârzierile sau depăşirile de buget pot afecta estimările pe termen mediu.
• Cursul de schimb USD/RON nefavorabil (dolarul s-a depreciat față de leu) presupune costuri mai mari în lei pentru un sector ce îşi denominează veniturile parțial în dolari.
• Ieşirea din indicii FTSE Russell Piețe Emergente (23 martie 2026) poate reduce lichiditatea şi interesul investitorilor instituționali.

Concluzie pentru Investitori

OMV Petrom livrează un T1 2026 solid în termeni ajustați: profitabilitate în creştere, bilanț extrem de sănătos, o poziție de numerar net de 7,6 miliarde lei şi un program ambițios de investiții care poziționează compania bine pe termen lung, în special prin Neptun Deep şi tranziția energetică.

Revenirea G&E (de la negativ la +339 mil. lei) este cea mai importantă notă pozitivă a trimestrului şi confirmă că de-reglementarea pieței de energie electrică beneficiază compania. E&P rămâne segmentul sub presiune, iar T2/26 va fi mai dificil din cauza intervenției guvernamentale pe marjele R&M şi contribuția de solidaritate.

Dividendul de 5,8% randament (din profit 2025) este atractiv pentru un profil defensiv, iar perspectivele pe termen lung – Neptun Deep, SAF/HVO, regenerabile – susțin teza de investiție pe orizonturi mai lungi. Pe termen scurt, investitorii trebuie să monitorizeze evoluția prețurilor petrolului şi gazelor, dar mai ales amploarea măsurilor de reglementare adoptate de statul român în contextul stării de criză.