Woodside Energy verzeichnete einen Jahresanstieg des freien Cashflows im ersten Halbjahr um 159 % auf 352 Millionen US-Dollar, da die wichtigsten Raffinerieprojekte greifbarer Fortschritte auf dem Weg zu den Produktionszielen erzielten. Der australische Produzent wies im Halbjahr, das zum 30. Juni 2026 endete, einen operativen Jahresüberschuss nach Steuern in Höhe von 1,3 Milliarden US-Dollar und einen ausgewiesenen Jahresüberschuss von 1,7 Milliarden US-Dollar auf, während die operativen Einnahmen um 13 % auf 7,4 Milliarden US-Dollar gestiegen sind.
Die Geldgenerierung wurde gestärkt, und die durchschnittlichen realisierten Preise stiegen um 17 % auf 74 US-Dollar je Barrel Ölgleichgewicht, angetrieben durch Brent-Rohölpreise nahe 100 US-Dollar je Barrel und JKM-LNG-Preise von 15 US-Dollar je MJ BTU. Der operierende Cashflow belief sich auf 3,0 Mrd. US-Dollar, und das EBITDA stieg auf 4,6 Mrd. US-Dollar. Das Ergebnis je Aktie stieg um 27 % auf 88 US-Cent, und die Kapitalrendite verbesserte sich auf 9,3 % von 7,4 % im Vorjahreszeitraum.
Das Unternehmen erklärte eine Zwischenauszahlung in voller Freigabe, die 1,1 Milliarden US-Dollar beträgt und entspricht 57 US-Cent pro Aktie. Die Ausschüttungsquote liegt mit 80 % weiterhin am oberen Ende des Zielbands von 50–80 %. Seit der Vollendung des Zusammenschlusses mit BHP im Jahr 2022 hat Woodside den Aktionären etwa 12 Milliarden US-Dollar in Form von Auszahlungen und Rückkäufe zurückgegeben.
Die Produktion für das Halbjahr belief sich auf 86,5 Millionen Barrel Öl-Äquivalent, respektive 478.000 boe pro Tag. Die Verfügbarkeit der betriebenen Erdgasmengen übertraf mit 99% die mittlere Verfügbarkeit an wichtigen Standorten. Nach den Zahlungen über 470 Millionen US-Dollar im Rahmen der transaktionsbezogenen Restschuldenabwicklung senkte das Unternehmen seine Produktionsprognose für das Gesamtjahr 2026 auf einen Bereich von 174 bis 185 Millionen boe, darunter 2 bis 3 Millionen boe aus dem Projekt Beaumont New Ammonia.
Zu den grösseren Projektfortschritten zählen Scarborough, das nun 98% fertiggestellt ist, mit seiner schwimmenden Produktionseinheit in einem Zustand, der „bereit für den Start“ ist, und dem ersten Gas. Pluto Train 2 hat die mechanischen Probefahrten an drei von sechs Verdampfungskompressoren abgeschlossen. Die Entwicklung Trion in Mexiko erreichte 64% der Fertigstellung, mit einem Bohrprogramm von 24 Bohren, das im März eingeleitet wurde, und drei Produktionsbohren, die für einen ersten Abschnitt mit 18 Bohrungen erforderlich sind. Die Aufzüge der Oberflächenbauelemente und des Wohnbereichs auf der schwimmenden Produktionsanlage wurden abgeschlossen.
Louisiana LNG erzielte einen Gesamtfortschritt von 28 %; der Zug 1 wurde mit 35 % fertiggestellt nach dem Kleinen Baggerarbeiten und der Installation der ersten Maschinen. Der Montage der Struktureisen begann für den Zug 2. Die Partnerkapitalbeiträge in Höhe von 1,7 Milliarden US-Dollar von Stonepeak und Williams reduzierten Woodsides Anteil an dem Projekt auf 57 %.
Woodside übernahm die Betreibung des Gippsland Basin am 1. Juli 2026 von ExxonMobil und erwartet strukturelle Kostenreduzierungen von 350 Millionen US-Dollar pro Jahr ab 2028. Die Unit-Produktionskosten beliefen sich im Jahr 2026 auf 8,8 US-Dollar pro Barrel Oel, mit Ausnahme der grossen Umbauten bei Pluto und Okha, wo die Kosten bei 7,4 US-Dollar pro Barrel Oel lagen. Die nennenswerten Investitionen für das gesamte Jahr 2026 werden auf 4,0 bis 4,5 Milliarden US-Dollar geschätzt, die Produktionskosten auf 1,5 bis 1,8 Milliarden US-Dollar.
Das Unternehmen erreichte ein Verschuldungsgrad von 20,6 %, das innerhalb des Zielbereichs von 10 bis 20 % liegt, und verbuchte eine vorzeitige Rückzahlung eines 600 Millionen US-Dollar umfassenden syndizierten Terminleihraums. Die Kreditratings lagen unverändert bei Baa1 von Moody’s und BBB+ von S&P. Woodside zahlte im Halbjahr mehr als eine Milliarde australische Dollar an Steuern und Pachtgeldern in Australien, was das Unternehmen zum grössten Zahlungspflichtigen des Petroleum Resource Rent Tax-Monopols im Land macht.
