OMV AG — Earnings Release 2009

Nov 10, 2009

Bericht Jänner – September und Q3 2009

inkl. Konzernzwischenabschluss zum 30. September 2009

Steigende Ölpreise und Kostenmanagement verbessern das Ergebnis

10. November 2009 7:30 (MEZ)

Q2/09	Q3/09	Q3/08		U% in EUR Mio	1-9/09	1-9/08	U%	2008
237	553	723		-23 Betriebserfolg (EBIT)	1.056	2.469	-57	2.340
288	568	928		-39 EBIT vor Sondereffekten	1.114	2.803	-60	3.105
151	514	1.002		-49 CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	1.005	2.619	-62	3.405
144	283	453		-37 Periodenüberschuss nach Minderheiten	468	1.583	-70	1.374
				CCS Periodenüberschuss vor
94	259	608	-57	Sondereffekten nach Minderheiten 1)	479	1.641	-71	1.942
0,48	0,95	1,52		-37 Ergebnis je Aktie in EUR	1,57	5,30	-70	4,60
				CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten
0,31	0,87	2,04	-57	in EUR 1)	1,60	5,49	-71	6,50
356	174	801		-78 Cashflow aus der Betriebstätigkeit	1.445	2.699	-46	3.214
–	–	–		n.a. Dividende je Aktie in EUR	–	–	n.a	1,00

1) Das CCS Ergebnis eliminiert Lagerhaltungsgewinne/-verluste aus den Fuels-Raffinerien. Für eine nähere Definition siehe S. 8

• X Ergebnisse unter dem Rekordquartal des Vorjahres: Das CCS EBIT vor Sondereffekten fiel um 49% auf EUR 514 Mio; der CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten nach Minderheiten belief sich auf EUR 259 Mio und wurde durch ein signifikant niedrigeres Finanzergebnis vs. Q3/08 beeinflusst
• X Marktumfeld verbessert sich im Vergleich zu Q2/09: Obwohl das Raffinerie-Marktumfeld schwierig bleibt, unterstützten höhere Ölpreise vs. Q2/09 sowie unser Kostenreduktionsprogramm das Q3/09 Ergebnis
• X Ausblick 2009: Wir erwarten, dass die wichtigsten Marktparameter auch künftig volatil bleiben; die E&P-Produktion sollte durch die kürzliche Inbetriebnahme neuer Felder gestärkt werden; in G&P wirken sich niedrigere Industrieaktivitäten insbesondere in Rumänien weiterhin negativ auf den Gasverbrauch aus; bei Petrom wird das geplante Raffinerie-Investment weiterhin geprüft

Wolfgang Ruttenstorfer, OMV Generaldirektor:

"Im letzten Quartal nahmen wir in den einzelnen Geschäftsbereichen unterschiedliche Signale wahr. Das E&P-Ergebnis profitierte von höheren Ölpreisen gegenüber Q2/09 und positiven Effekten der diesjährigen Inbetriebnahmen, wie z.B. Maari und Komsomolskoe sowie Delta und Lebada Vest, die neuen Offshore-Bohrlöcher im Schwarzen Meer. Im Bereich R&M belasteten die schwachen Spannen für Mitteldestillate auch weiterhin insbesondere die OMV Raffineriemarge, da die Ausbeutestruktur der Raffinerien West stark von Mitteldestillaten geprägt ist. Das Petrochemie-Geschäft zeigte erste Anzeichen einer Erholung gegenüber Q2/09, deren Nachhaltigkeit sich allerdings erst erweisen wird. Im Bereich G&P läuft die Umsetzung der ersten Gaskraftwerk-Projekte nach Plan. Die Unterzeichnung des zwischenstaatlichen Abkommens im Juli ebnet den Weg für weitere wichtige Schritte im Nabucco-Gaspipeline-Projekt. Im Hinblick auf unser Investment in der Türkei, gaben wir im August bekannt, dass wir uns in Verhandlungen mit Doğan Group hinsichtlich der Akquisition von deren Anteil an Petrol Ofisi befinden. Diese Verhandlungen werden weitergeführt. Mit unserem fortlaufenden Effizienz- und Kostenkontrollprogramm sind wir auf gutem Weg, um unsere Produktions- und Overhead-Kosten um EUR 300 Mio bis 2010 zu reduzieren. Dadurch stärken wir unser integriertes Geschäftsmodell in herausfordernden Zeiten und sind bestens für weiteres Wachstum in einem schwierigen Umfeld aufgestellt."

Inhalt

• 2| Lagebericht 2| Ergebnisse auf einen Blick
• (ungeprüft) 3| Bedeutende Ereignisse
• 3| Ausblick
• 5| Auf einen Blick
• 6| Geschäftsbereiche 6| Exploration und Produktion 8| Raffinerien und Marketing

• 10| Gas und Power

• 12| Konzernzwischenabschluss und Konzernanhang (ungeprüft)

• 13| Gewinn- und Verlustrechnung
• 15| Bilanz, Investitionen und Gearing
• 17| Cashflow
• 18| Entwicklung d. Konzerneigenkapitals
• 19| Segmentberichterstattung 20| Ergänzende Angaben
• 21| Erklärung des Vorstands

22| Weitere Informationen

Ergebnisse auf einen Blick

Drittes Quartal 2009 (Q3/09)

In Q3/09 beeinträchtigte der im Jahresvergleich starke Rückgang des Ölpreises und der Raffineriemargen die Ergebnisse. Der durchschnittliche Brent-Preis ging verglichen zu Q3/08 um 41% zurück und die OMV Referenz-Raffineriemarge fiel um 79%. Das Konzern-EBIT von EUR 553 Mio lag deutlich unter jenem von Q3/08. Petroms Beitrag zum Konzern-EBIT stieg auf EUR 210 Mio, da das Vorjahresergebnis von der außerordentlichen Abschreibung Arpechims (EUR 157 Mio) belastet war. Der Finanzerfolg lag mit EUR -20 Mio deutlich unter dem Niveau von Q3/08, vor allem auf Grund geringerer Beiträge von Borealis und Petrol Ofisi sowie einem höheren Netto-Zinsaufwand. Der Periodenüberschuss nach Minderheiten (n.M.) fiel von EUR 453 Mio in Q3/08 auf EUR 283 Mio. Das CCS EBIT vor Sondereffekten sank um 49% auf EUR 514 Mio vor Berücksichtigung von Netto-Sonderaufwendungen von EUR 15 Mio. Das CCS EBIT vor Sondereffekten wurde um Lagerhaltungsgewinne in Höhe von EUR 54 Mio bereinigt. Das CCS EBIT vor Sondereffekten von Petrom lag bei EUR 194 Mio. Der CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten n.M. betrug EUR 259 Mio; das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten n.M. belief sich auf EUR 0,87.

Jänner – September 2009 (1-9/09)

In 1-9/09 lag der durchschnittliche Brent-Preis in USD um 48% unter dem Niveau von 1-9/08. Insgesamt litt das Konzernergebnis unter dem starken Rückgang des Ölpreises und der Raffineriemargen, wodurch EBIT und Periodenüberschuss unter dem Vorjahresniveau lagen. Das Konzern-EBIT von EUR 1.056 Mio fiel gegenüber 1-9/08 um 57%. Der EBIT-Beitrag von Petrom sank um 52% auf EUR 337 Mio, trotz der außerordentlichen Abschreibung der Raffinerie Arpechim im Vorjahr. Das Finanzergebnis (EUR -116 Mio) ging vor allem auf Grund von niedrigeren Dividendenerträgen nach dem MOL Verkauf und geringeren Beiträgen von Beteiligungsunternehmen zurück. Der Periodenüberschuss n.M. von EUR 468 Mio lag um 70% unter dem Vorjahresniveau. Das CCS EBIT vor Sondereffekten fiel um 62% auf EUR 1.005 Mio vor Abzug von Netto-Sonderaufwendungen von EUR 58 Mio. Das CCS EBIT vor Sondereffekten wurde um Lagerhaltungsgewinne in Höhe von EUR 109 Mio bereinigt. Der Beitrag von Petrom zum CCS EBIT vor Sondereffekten belief sich auf EUR 303 Mio (-66%). Der CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten n.M. betrug EUR 479 Mio; das bereinigte CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten n.M. lag bei EUR 1,60, um 71% unter dem Niveau von 1-9/08. Per Ende September lag die Nettoverschuldung des

Im Bereich Exploration und Produktion (E&P) fiel das EBIT vor Sondereffekten verglichen zu Q3/08 um 31% auf EUR 502 Mio, vor allem auf Grund der deutlich schwächeren Ölpreise. Die Öl- und Gasproduktion des Konzerns lag mit 317.000 boe/d leicht über dem Niveau von Q3/08.

Im Bereich Raffinerien und Marketing (R&M) war das CCS EBIT vor Sondereffekten negativ mit EUR -14 Mio verglichen zu EUR 207 Mio in Q3/08. Das Raffinerie-Ergebnis war durch niedrige Mitteldestillat-Aufschläge stark beeinträchtigt. Das Marketingergebnis vor Sondereffekten lag leicht unter dem Vorjahresniveau. Die Retail-Verkaufsmengen stiegen leicht während die gesamten Marketing-Verkaufsmengen in Folge des schlechten wirtschaftlichen Umfelds zurückgingen.

Im Bereich Gas und Power (G&P) fiel das EBIT vor Sondereffekten auf Grund eines niedrigeren Ergebnisses von Petrom um 24%. Das Gas Supply, Marketing und Trading (SMT) Geschäft war mit einem schwierigen Marktumfeld konfrontiert, da der Wirtschaftsabschwung zu nachlassenden Industrieaktivitäten und somit zu einer geringeren Nachfrage führte. Das Logistikgeschäft hingegen profitierte von höheren Volumina im Transport- und Speichergeschäft.

Konzerns bei EUR 3.152 Mio und der Verschuldungsgrad bei 31,5%.

In E&P fiel das EBIT vor Sondereffekten im Vergleich zu 1-9/08 um 56%, insbesondere auf Grund eines deutlich niedrigeren Preisniveaus und etwas geringeren Mengen, trotz eines positiven Hedging-Ergebnisses für Teile der 2009 Ölproduktion, das das negative Ergebnis aus dem 2010 Hedge für Teile der Ölproduktion mehr als ausgleichen konnte. Die Öl- und Gasproduktion des Konzerns lag mit 313.000 boe/d um 1% unter 1-9/08.

In R&M war das CCS EBIT vor Sondereffekten negativ mit EUR -95 Mio im Vergleich zu EUR 245 Mio in 1-9/08. Dies ist vor allem auf rückläufige Raffineriemargen zurückzuführen. Das Marketingergebnis lag über dem Vorjahresniveau.

In G&P fiel das EBIT vor Sondereffekten um 5% auf Grund eines niedrigeren Ergebnisses der Düngemittelfabrik Doljchim, die unter einer geringeren Nachfrage und niedrigeren Margen litt, was nur teilweise von besseren Ergebnissen in SMT kompensiert werden konnte.

Bedeutende Ereignisse in Q3/09

Am 13. Juli gab die Nabucco Gaspipeline International GmbH die Unterzeichnung des politischen Abkommens zwischen den Nabucco-Transitländern bekannt. Das Zwischenstaatliche Abkommen garantiert den stabilen Rechtsrahmen für Gastransit auf dem gesamten Nabucco-Pipelinesystem.

Am 3. August bestätigte Petrom sowohl Öl- als auch Gasfunde im Zuge der Probebohrung Lugovaya-1, die unter die Kamenski Bohrlizenz in der Saratov Region (Russland) fällt. Erste Tests zeigten eine Förderrate von über 6.500 bbl/d in Summe.

Am 5. August kündigten OMV und das türkische Unternehmen Doğan Holding an, dass sie sich in Verhandlungen betreffend der Absicht von OMV befinden, den Anteil der Doğan Holding an Petrol Ofisi zu erwerben.

Ausblick 2009

Für den Rest des Jahres erwarten wir, dass die wichtigsten Marktparameter (Ölpreis, Raffineriemargen und EUR-USD-Kurs) weiterhin eine hohe Volatilität aufweisen werden. In den letzten Monaten hat sich der Ölpreis von seinem Tief zu Beginn des Jahres gut erholt. Dennoch wird erwartet, dass er im Durchschnitt deutlich unter dem Niveau von 2008 bleibt. Die Brent-Urals Spanne sollte ebenfalls unter dem Vorjahresniveau liegen. Insgesamt erwarten wir einen durchschnittlich schwächeren EUR vs. USD und einen zwar volatilen aber insgesamt schwächeren RON vs. USD und EUR im Vergleich zu den Durchschnittswerten des Vorjahres. Das schwierige gesamtwirtschaftliche Umfeld hat einen Einfluss auf die für OMV relevanten Märkte. Die Raffineriemargen bleiben weiterhin auf sehr niedrigem Niveau und belasten das Raffinerieergebnis sehr stark. Die Petrochemiemargen sollten sich im Vergleich zu Jahresbeginn verbessern, bleiben jedoch weiter deutlich unter dem Vorjahresniveau.

Um negative Auswirkungen niedrigerer Ölpreise auf den Cashflow des Konzerns zum Teil zu begrenzen, verwendet OMV derivative Instrumente zur Ergebnisabsicherung im Geschäftsbereich E&P für eine Menge von 65.000 bbl/d in 2009. Sollten die durchschnittlichen Ölpreise im Quartal unter USD 65/bbl fallen, werden aus diesen Transaktionen, zusätzlich zu dem tatsächlichen Ölpreis, USD 15/bbl realisiert. Von USD 65/bbl bis USD 80/bbl sichert der Hedge USD 80/bbl. Durch den gleichzeitigen Einsatz von Call- und Put-Optionen konnte eine Zero-Cost-Struktur ohne Prämienzahlung erreicht werden. Sollten die Ölpreise in 2009 über USD 110/bbl steigen, könnte OMV für das oben genannte Volumen von dieser Preissteigerung nicht profitieren. Um den Cashflow des Konzerns teilweise vor den potenziellen Auswirkungen der EUR-USD-Volatilität zu schützen, wurden ebenfalls derivative Instrumente eingeAm 10. August gaben Petrom, Betreiber des Neptun Blocks im Schwarzen Meer, und ExxonMobil die Durchführung erster seismischer 3D Tests auf einer Gesamtfläche von rund 3.000 km² bekannt.

Am 21. August berichtete OMV vom Verkauf von 30 österreichischen Standorten an neue Eigentümer und Betreiber im Rahmen der Optimierung ihres Tankstellennetzes.

Am 14. September meldete Petrom die ersten Ölförderungen von ihren neuen Bohrinseln Delta 6 und Lebada Vest 4, beide Felder liegen im Schwarzen Meer. Insgesamt sollen beide Bohrlöcher mit Jahresende mehr als 4.500 boe/d beitragen.

setzt, um ein USD-Risiko in der Höhe von rund USD 1 Mrd zu sichern. Somit haben ausschließlich EUR-USD-Bewegungen innerhalb des Preisbands von 1,32 bis 1,15 Ergebnis-Relevanz. Um den Cashflow des Konzerns in 2010 teilweise abzusichern, wurde in Q2/09 weiteres Rohöl-Hedging für eine Produktionsmenge von 63.000 bbl/d im kommenden Jahr mit einem Floor von USD 54/bbl bzw. einem Cap von USD 75/bbl abgeschlossen (Zero-Cost-Struktur).

Im Geschäftsbereich E&P wird eine Tagesproduktion im Bereich des Vorjahres erwartet; die Gesamtproduktion für das letzte Quartal 2009 sollte jedoch über der Produktion der Vergleichsperiode des Vorjahres liegen. Die kürzliche Inbetriebnahme neuer Felder sowie produktionssteigernde Maßnahmen sollten den natürlichen Förderabfall, die Effekte aus der OPEC-Quote in Libyen, den Produktionsstillstand auf Grund von Umbauarbeiten am FPSO- (floating production, storage and offloading) Schiff in Schiehallion (Großbritannien) sowie die Herausnahme der inerten Gase aus der Produktionsmenge in Österreich und Pakistan ausgleichen. Das Ölfeld Maari (Neuseeland) begann im Februar zu produzieren und hat sich in Richtung der erwarteten Höchst-Förderrate von 20.000 bbl/d stetig verbessert. Die Produktion im kasachischen Ölfeld Komsomolskoe startete Ende Juni. Diese wird sukzessive gesteigert, allerdings in Folge von Auflagen durch die lokalen Behörden mit geringerer Rate als geplant. In Rumänien wurden die Bohrungen Delta 6 und Lebada Vest 4 am Beginn des dritten Quartals in Betrieb genommen. Der Produktionsstart des Mamu Gasfelds wird sich voraussichtlich wegen geologischer Unsicherheiten verzögern. Auf Grund geringerer industrieller Nachfrage (vor allem in der chemischen Industrie) ist die rumänische Gasnachfrage deutlich niedriger als im Vorjahr. Zudem könnten sich höhere Importe negativ auf Petroms

Gasproduktion auswirken, obwohl dies bis jetzt nicht eingetreten ist. In Rumänien wird der weiteren Restrukturierung und Eingliederung von E&P-Service in den E&P-Geschäftsbereich weiterhin ein großer Stellenwert eingeräumt. Die erfolgreich abgeschlossene Modernisierung der Bohrungen, die Effizienzsteigerung der Produktionsprozesse und Anpassungen in der Organisationsstruktur haben einen positiven Einfluss auf die Produktionskosten von Petrom.

Der Geschäftsbereich R&M ist stark von einem schwachen Margenumfeld im Raffinerie- und Petrochemiegeschäft beeinflusst. 2009 sind keine weiteren größeren Stillstände geplant. Kleinere geplante Stillstände sollten keine materielle Ergebnisauswirkung auf Konzernebene haben. In Summe wird die Kapazitätsauslastung auf Grund des verlangsamten Wachstums in unseren Märkten unter dem langjährigen Trend erwartet. In 2009 wird der Bau der Ethylen Pipeline Süd (EPS) fortgesetzt, die Inbetriebnahme ist für 2010 geplant. Die EPS wird den Petrochemie-Standort Bayern (Deutschland) stärken. Der Ausstieg aus dem Retail-Geschäft in Italien sowie weitere Verkäufe wenig oder unrentabler Tankstellen in Österreich stellen eine Optimierung des gesamten Tankstellennetzes dar. Durch straffes Kostenmanagement im Raffinerie- und Marketinggeschäft soll die Profitabilität in einem generell schwachen wirtschaflichen Umfeld gestärkt werden. Bei Petrom wird erwartet, dass die derzeitige Überprüfung des Raffinerie-Investments bis Jahresende abgeschlossen ist.

Im Geschäftsbereich G&P wird weiterhin ein Schwerpunkt auf der Entwicklung der Verkaufsaktivitäten durch die

Erhöhung der Marktdurchdringung sowie auf einer Steigerung der Handelsaktivitäten an europäischen Gas Hubs durch EconGas liegen. Auf Grund des wirtschaftlichen Abschwungs rechnet EconGas mit einer niedrigeren Nachfrage vor allem aus der Industrie, und auch in Rumänien wird ein rückläufiger Gasverbrauch erwartet. Um die Position des Gasgeschäfts von OMV am europäischen Markt weiter zu stärken, wird die Diversifikation der langfristigen Liefermengen (via Pipeline oder LNG) angestrebt. Am 13. Juli haben Vertreter der beteiligten Länder ein Regierungsabkommen für das Nabucco-Gaspipeline-Projekt unterzeichnet, womit ein rechtlicher Rahmen geschaffen wurde, der gleiche Bedingungen für den Gas-Transit entlang der gesamten Nabucco Pipeline sichert. Für das Nabucco-Projekt ist für 2010 ein Open Season Prozess geplant, der zum Abschluss von ersten verbindlichen Transportverträgen führen soll. Wesentliche Meilensteine für das Gate LNG Terminal in Rotterdam sind die Errichtung der LNG Tanks und des Fundaments für die Anlandeeinrichtung. Für das Adria LNG Projekt in Kroatien ist die Fertigstellung der Risikoanalyse und der Umweltverträglichkeitsprüfung für 2009 geplant. Der von den Eigentümern beauftragte technische Berater wird die Arbeit am Genehmigungsverfahren in Q4/09 aufnehmen. Der Ausbau der WAG Pipeline wird fortgesetzt und wird ab 2011 die Transportkapazität erhöhen. Der Bau des Gaskraftwerks in Brazi in Rumänien verläuft plangemäß. Bei Central European Gas Hub AG, einer österreichischen Gas-Plattform, wird der Börsenhandel am Kassamarkt im Dezember 2009 starten, ein Terminmarkt ist für 2010 geplant.

Auf einen Blick

Q2/09	Q3/09	Q3/08		U% in EUR Mio	1-9/09	1-9/08	U%	2008
4.113	4.719	6.852		-31 Umsatz 1)	13.123	19.772	-34	25.543
249	492	724		-32 EBIT E&P 2)	967	2.244	-57	2.274
12	36	-63		n.m. EBIT R&M	-3	180	n.m.	-105
47	46	60		-22 EBIT G&P	179	175	2	245
-23	-22	-26		17 EBIT Kb&S	-64	-70	9	-111
-49	1	28		-95 Konsolidierung	-23	-60	62	37
237	553	723		-23 EBIT	1.056	2.469	-57	2.340
276	502	727		-31 EBIT vor Sondereffekten E&P 2), 3)	1.005	2.307	-56	2.580
-103	-14	207		n.m. CCS EBIT vor Sondereffekten R&M 3)	-95	245	n.m.	602
49	46	60		-24 EBIT vor Sondereffekten G&P 3)	181	191	-5	274
-23	-21	-21		-1 EBIT vor Sondereffekten Kb&S3)	-63	-64	2	-89
-49	1	28		-95 Konsolidierung	-23	-60	62	37
151	514	1.002		-49 CCS EBIT vor Sondereffekten 3)	1.005	2.619	-62	3.405
				Ergebnis der gewöhnlichen
229	533	774	-31	Geschäftstätigkeit	940	2.592	-64	2.309
156	362	546		-34 Periodenüberschuss	606	1.894	-68	1.529
144	283	453		-37 Periodenüberschuss nach Minderheiten	468	1.583	-70	1.374
				CCS Periodenüberschuss vor
94	259	608	-57	Sondereffekten nach Minderheiten 3)	479	1.641	-71	1.942
0,48	0,95	1,52		-37 Ergebnis je Aktie (EPS) in EUR	1,57	5,30	-70	4,60
0,31	0,87	2,04		-57 CCS EPS vor Sondereffekten in EUR 3)	1,60	5,49	-71	6,50
356	174	801		-78 Cashflow aus der Betriebstätigkeit	1.445	2.699	-46	3.214
1,19	0,58	2,68		-78 Cashflow je Aktie (CFPS) in EUR	4,84	9,03	-46	10,76
2.717	3.152	2.844		11 Nettoverschuldung	3.152	2.844	11	3.448
28	31	26		5 Verschuldungsgrad in %	31	26	5	37
684	393	1.062		-63 Investitionen	1.681	2.641	-36	3.547
–	–	–		n.a. Dividende je Aktie	–	–	n.a.	1,00
–	–	–		n.a. ROfA (%)	12	32	-20	23
–	–	–		n.a. ROACE (%)	6	19	-12	12
–	–	–		n.a. ROE (%)	8	24	-16	16
37.205	36.292	41.652		-13 OMV Mitarbeiteranzahl	36.292	41.652	-13	41.282
31.477	30.553	35.878	-15	davon Petrom Gruppe	30.553	35.878	-15	35.588

1) Umsätze exklusive Mineralölsteuer

2) Exklusive Zwischengewinneliminierung (nunmehr in der Zeile "Konsolidierung" angeführt); Vergleichswerte der Vorperioden wurden entsprechend angepasst

3) Bereinigt um einmalige Sondereffekte; das bereinigte CCS Ergebnis eliminiert Lagerhaltungsgewinne oder -verluste (CCS Effekte) aus den Fuels-Raffinerien, welche durch steigende oder fallende Ölpreise verursacht werden und bietet somit eine wesentlich höhere Transparenz des operativen Ergebnisses der Raffinerien. Um eine Vergleichbarkeit zu ermöglichen, sind entsprechende Zahlen für 2008 angeführt.

Exploration und Produktion (E&P)

Q2/09	Q3/09	Q3/08		U% in EUR Mio	1- 9/09	1- 9/08	U%	2008
839	1.087	1.439		- 24 Umsatz	2.696	4.024	- 33	5.089
249	492	724		- 32 EBIT 1)	967	2.244	- 57	2.274
- 27	- 11	- 3		n.m. Sondereffekte	- 38	- 63	40	- 307
276	502	727		- 31 EBIT vor Sondereffekten 1)	1.005	2.307	- 56	2.580
Q2/09	Q3/09	Q3/08		U% Operative Kennzahlen	1- 9/09	1- 9/08	U%	2008
28,6	29,1	29,1		0 Gesamtproduktion in Mio boe	85,5	86,6	- 1	115,9
315.000	317.000	316.000		0 Gesamtproduktion in boe/d	313.000	316.000	- 1	317.000
15,3	16,1	15,3		5 Rohöl- und NGL-Produktion in Mio bbl	45,9	45,4	1	60,9
74,9	73,2	77,5		- 6 Erdgasproduktion in bcf	222,2	231,2	- 4	308,0
59,13	68,08	115,09		- 41 Durchschnittl. Brent-Preis in USD/bbl	57,32	111,11	- 48	97,26
				Durchschnittlich realisierter Rohölpreis in
48,78	73,38	107,42	- 32	USD/bbl	56,74	102,99	- 45	89,74
51,85	78,00	133,45		- 42 Explorationsausgaben in EUR Mio	180,64	273,44	- 34	406,01
55,50	73,05	96,11		- 24 Explorationsaufwand in EUR Mio	199,97	205,65	- 3	333,97
11,62	11,95	15,66		- 24 Produktionskosten in USD/boe	11,80	14,61	- 19	14,29

Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)

Q2/09	Q3/09	Q3/08		U% in EUR Mio	1- 9/09	1- 9/08	U%	2008
113	210	353		- 41 EBIT 1)	424	983	- 57	796
–	- 12	- 1		n.m. Sondereffekte	- 12	- 66	82	- 298
113	221	354		- 37 EBIT vor Sondereffekten 1)	435	1.049	- 59	1.094
Q2/09	Q3/09	Q3/08		U% Operative Kennzahlen	1- 9/09	1- 9/08	U%	2008
185.000	185.000	193.000		- 4 Gesamtproduktion in boe/d	187.000	195.000	- 4	194.000
8,2	8,4	8,7		- 3 Rohöl- und NGL-Produktion in Mio bbl	24,9	25,7	- 3	34,4
1,3	1,3	1,4		- 5 Erdgasproduktion in Mrd m3 2)	4,0	4,2	- 5	5,6
58,36	67,88	113,55		- 40 Durchschnittl. Urals-Preis in USD/bbl	56,77	108,07	- 47	94,76
				Durchschnittlich realisierter Rohölpreis in
48,51	71,29	103,41	- 31	USD/bbl	55,31	97,71	- 43	83,01
				Regulierter Inlandsgaspreis für
160,67	167,48	207,88	- 19	Produzenten in USD/1.000 m³	159,53	205,64	- 22	195,59
14,49	15,12	19,42		- 22 Produktionskosten in USD/boe	14,77	18,56	- 20	18,27

1) Exklusive Zwischengewinneliminierung; Vergleichswerte der Vorperioden wurden entsprechend angepasst

2) Werte in Mrd m³ berichtet, da rumänische Gaspreise auf 1.000 m³ basieren

Drittes Quartal 2009 (Q3/09)

• X Der im Jahresvergleich niedrigere Ölpreis belastete das Ergebnis in Q3/09; der stärkere USD konnte diesen Effekt teilweise kompensieren
• X Produktionsmengen leicht über Q3/08: Geringere Produktion auf Grund der OPEC-Quote in Libyen konnte durch wesentlich höhere Mengen des Ölfelds Maari (Neuseeland) kompensiert werden
• X Positive OPEX-Entwicklung: Eine allgemeine Verbesserung der Kostensituation sowie der stärkere USD hatten einen positiven Effekt auf die OPEX in USD/boe

Seit Q1/09 berichtet OMV die Ergebnisse der Bereiche vor Durchführung der notwendigen Zwischengewinneliminierung. Der Eliminierung dieser unrealisierten Gewinne wird in der Konsolidierungszeile Rechnung getragen.

Trotz des starken USD ging der Bereichsumsatz im Vergleich zu Q3/08, hauptsächlich auf Grund des Ölpreisrückgangs, signifikant zurück. Der Rohölpreis Brent in USD/bbl fiel um 41% und der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns sank um 32% auf USD 73,38/bbl. Dies spiegelt das positive Hedging Ergebnis wider. Die Notierung für Urals, Referenzölpreis für Rumänien, nahm um 40% ab. Der durchschnittlich im Konzern erzielte Gaspreis in EUR war gegenüber Q3/08 um 21% niedriger und

spiegelt dadurch die verzögerte, an den Ölpreis gekoppelte Entwicklung der Gaspreise wider. Das EBIT fiel im Vergleich zu Q3/08, hauptsächlich durch die schwache Preissituation und trotz Verkaufsmengen leicht über dem Niveau von Q3/08, um 32%. Höhere Mengen aus Neuseeland und Jemen kompensierten die signifikante Reduktion der Mengen in Libyen auf Grund der OPEC-Quote, bzw. die niedrigeren Mengen in Rumänien, Pakistan und Großbritannien. Der Explorationsaufwand lag trotz der Abschreibungen von Explorationslizenzen in Russland um 24% unter Q3/08. Das Ergebnis wurde weiters durch den nicht realisierten Zeitwertgewinn (EUR 39 Mio) des Rohöl-Hedgings, das in Q2/09 für Teile der Ölproduktion in 2010 abgeschlossen wurde, gestärkt. Erträge und Verluste aus der Änderung des Zeitwerts dieser Instrumente werden bis Ende 2010 gegen Null laufen. Die für 2009-Aktivitäten in 2008 abgeschlossenen Hedging-Instrumente haben in Q3/09 mit EUR 49 Mio positiv zum E&P-EBIT beigetragen. Der stärkere USD wirkte sich positiv auf die Umsätze in EUR aus. Auch der verglichen zu Q3/08 schwächere RON (vs. EUR) hatte einen positiven Effekt auf die in RON gebuchten, aber in EUR ausgewiesenen Kosten. Hingegen wirkte sich die Abschwächung des RON negativ auf die rumänischen Gaspreise in EUR aus, da diese in RON festgesetzt werden. Das EBIT vor Sondereffekten lag um 31% unter dem Vorjahreswert und exkludiert Netto-Sonderaufwendungen in Höhe von EUR 11 Mio, die auf die Abschreibung von Explorationslizenzen in Russland zurückzuführen sind.

Die Produktionskosten (OPEX) exkl. Lizenzgebühren in USD/boe fielen im gesamten E&P-Bereich im Vergleich zu Q3/08 um 24%. Die OPEX/boe von Petrom verringerten sich um 22%. Negative Mengeneffekte in Petrom konnten durch positive Effekte des des starken USD vs. RON sowie Kosteneinsparungen mehr als kompensiert werden. Die Explorationsausgaben sanken um 42% auf EUR 78 Mio auf Grund geringerer Explorationsaktivitäten in Rumänien,

Libyen, Russland sowie Tunesien und trotz höherer Explorationsaktivitäten in Großbritannien.

Die Gesamtproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas lag mit 317.000 boe/d leicht über Q3/08. Die Erdöl- und NGL-Produktion stieg um 5% gegenüber Q3/08, da die höheren Mengen des Maari Ölfelds (Neuseeland, +17.000 bbl/d), Komsomolskoe und des Habban Felds (Jemen) den Mengenrückgang in Rumänien und Libyen (-5.000 bbl/d in Folge der OPEC-Quote), kompensieren konnten. Die Erdgasproduktion fiel um 6%. Stillstände in der lokalen Düngemittelindustrie wirkten sich in Rumänien negativ auf die Mengen aus. Zudem werden beginnend mit Q1/09 Gase, die nicht Kohlenwasserstoffe sind (Inert-Gase), in Österreich und Pakistan nicht mehr als Teil der Produktionsmenge ausgewiesen. Diese Effekte konnten jedoch zum Teil durch zusätzliche Mengen aus den Feldern Strasshof und Ebenthal in Österreich, die in Q3/08 zu produzieren begannen, kompensiert werden. Niedrigere Verkaufsmengen in Rumänien und Großbritannien konnten durch höhere Mengen im Jemen und in Neuseeland mehr als kompensiert werden. Dies führte zu einer gegenüber Q3/08 um 3% höheren Gesamtverkaufsmenge.

Verglichen zu Q2/09 stieg das EBIT vor Sondereffekten um 82%. Das Ergebnis wurde durch höhere Rohölpreise (Brent und Urals stiegen um 15% bzw. 16%) und das positive Ergebnis aus dem Hedge für Teile der 2010 Ölproduktion gestärkt. Die Verkaufsmengen lagen auf dem Niveau von Q2/09 hauptsächlich auf Grund höherer Mengen in Libyen und Neuseeland, die dem Rückgang in Österreich, Tunesien und Großbritannien entgegenwirken konnten. Die Ölproduktion nahm vor allem durch gesteigerte Mengen aus Maari (Neuseeland), den Produktionsstart der Offshore-Ölfelder Delta 6 und Lebada Vest 4 und die kontinuierliche Zunahme der Produktion in Komsomolskoe (Kasachstan) zu. Die Gasproduktionsmenge fiel geringfügig, da die Mehrmengen aus dem Feld Ebenthal (Österreich) den Mengenrückgang in Großbritannien und Pakistan nicht kompensieren konnten.

Jänner – September 2009 (1-9/09)

Der Bereichsumsatz nahm auf Grund niedrigerer Preise und Verkaufsmengen, trotz stärkerer USD-Wechselkurse, signifikant ab. Während der Rohölpreis Brent gegenüber 1-9/08 um 48% sank, fiel der durchschnittlich realisierte Rohölpreis im Konzern um 45% auf USD 56,74/bbl. Der durchschnittlich im Konzern erzielte Gaspreis fiel um 15% und spiegelt den allgemeinen Rückgang der Gaspreise wider.

Das EBIT fiel um 57%, vor allem auf Grund wesentlich niedrigerer Preise und leicht niedrigerer Mengen trotz des positiven Ergebnisses aus dem 2009 Hedge (EUR 157 Mio), das das negative Ergebnis aus dem 2010 Hedge mehr als kompensieren konnte (EUR -68 Mio). Das EBIT beinhaltet Netto-Sonderaufwendungen von EUR 38 Mio. Das EBIT vor Sondereffekten lag um 56% unter 1-9/08.

Die Produktionskosten exkl. Lizenzgebühren (OPEX) in USD/boe fielen um 19%. Die OPEX/boe von Petrom verringerten sich um 20%, auf Grund eines im Vergleich zum USD 30% niedrigeren RON sowie Kostensparmaßnahmen, trotz der negativen Wirkung der leicht niedrigeren Produktionsmengen auf die Kosten pro Fass. Die Explorationsausgaben waren um 34% niedriger, vor allem durch den Rückgang der Aktivitäten von Petrom, in Österreich und in der Kernregion Nordafrika. Die Gesamtproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas sank um 1%. Die Erdöl- und NGL-Produktion lag vor allem auf Grund höherer Produktionsmengen im Jemen und in Neuseeland, die niedrigere Mengen in Rumänien, Libyen und Großbritannien kompensierten, leicht über dem Vorjahresniveau. Die Erdgasproduktion sank um 4%, vor allem durch Stillstände in der rumänischen Düngemittelindustrie, sowie niedrigere Mengen in Österreich und Pakistan, wo Gase, die nicht Kohlenwasserstoffe sind, nicht mehr als Teil der Produktionsmenge ausgewiesen werden.

Raffinerien und Marketing (R&M)

Q2/09	Q3/09	Q3/08		U% in EUR Mio	1-9/09	1-9/08	U%	2008
3.497	3.952	5.867		-33 Umsatz	10.291	16.619	-38	20.883
12	36	-63		n.m. EBIT	-3	180	n.m.	-105
14	27	40	-32	davon Petrochemie West	40	46	-12	168
-22	-4	-196		98 Sondereffekte	-17	-249	93	-408
137	54	-73	n.m.	CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/ -verluste (–) 1)	109	184	-41	-300
-103	-14	207		n.m. CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	-95	245	n.m.	602
Q2/09	Q3/09	Q3/08		U% Operative Kennzahlen	1-9/09	1-9/08	U%	2008
1,64	1,30	6,24		-79 OMV Referenz-Raffineriemarge in USD/bbl	2,40	5,77	-58	6,14
5,64	5,72	6,41		-11 Raffinerieeinsatz in Mio t	16,82	18,23	-8	23,76
83	83	86		-4 Raffinerie-Auslastungsgrad gesamt in %	82	86	-3	86
5,34	5,55	5,81		-4 Raffinerie-Verkaufsmenge gesamt in Mio t	16,17	16,92	-4	22,64
0,51	0,52	0,55	-6	davon Petrochemie in Mio t	1,53	1,67	-9	2,13
4,38	4,64	4,84		-4 Verkaufsmengen Marketing in Mio t	13,16	13,78	-4	18,45
2.483	2.469	2.524		-2 Tankstellenanzahl	2.469	2.524	-2	2.528

Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)

Q2/09	Q3/09	Q3/08		U% in EUR Mio	1-9/09	1-9/08	U%	2008
-4	11	-185		n.m. EBIT	-60	-215	72	-488
-20	1	-160		n.m. Sondereffekte	-17	-201	91	-326
				CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/-
56	26	-5	n.m.	verluste (–) 1)	65	103	-37	-57
-40	-16	-20		20 CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	-108	-117	8	-105
Q2/09	Q3/09	Q3/08		U% Operative Kennzahlen	1-9/09	1-9/08	U%	2008
				OMV Referenz-Raffineriemarge Ost in
0,14	-0,92	0,01	n.m.	USD/bbl	0,61	0,59	4	1,43
1,33	1,35	1,61		-16 Gesamte Verarbeitungsmenge in Mio t	3,99	4,57	-13	6,12
67	67	80		-13 Raffinerie-Auslastungsgrad gesamt in %	67	76	-10	77
1,31	1,44	1,50		-4 Raffinerie-Verkaufsmenge in Mio t	4,18	4,23	-1	5,72
0,01	0,01	0,06	-85	davon Petrochemie in Mio t	0,03	0,24	-86	0,27
1,27	1,42	1,48		-4 Verkaufsmengen Marketing in Mio t	4,04	4,10	-1	5,64

Raffinerien West: Schwechat (Österreich), Burghausen und Bayernoil (Deutschland)

Raffinerien Ost: Petrobrazi und Arpechim (Rumänien)

1) Das CCS EBIT vor Sondereffekten eliminiert Lagerhaltungsgewinne oder -verluste (CCS Effekte) aus den Fuels-Raffinerien, welche durch steigende oder fallende Ölpreise verursacht werden und bietet somit eine wesentlich höhere Transparenz des operativen Ergebnisses der Raffinerien. Um eine Vergleichbarkeit zu ermöglichen, sind entsprechende Zahlen für 2008 angeführt.

Drittes Quartal 2009 (Q3/09)

• X OMV Raffineriemarge weiter stark unter Druck auf Grund von niedrigen Mitteldestillat-Aufschlägen und einem hohen Mitteldestillatanteil im Produktenmix der Raffinerien
• X Steigende Ölpreise in Q3/09 führten zu positiven CCS Effekten im Raffinerie-Geschäft (EUR 54 Mio)
• X Petrochemie-Margen erholen sich langsam im Vergleich zu Q2/09, bleiben jedoch weiter unter Druck

Ein geringeres Preisniveau und rückläufige Verkaufsmengen führten im Vergleich zu Q3/08, zu einem 33%igen Rückgang im R&M-Bereichsumsatz.

Das CCS EBIT vor Sondereffekten lag mit EUR -14 Mio deutlich unter dem Vorjahresniveau, insbesondere hervorgerufen durch einen starken Rückgang der Raffineriemargen. Die Netto-Sonderaufwendungen in Q3/09 in Höhe von EUR 4 Mio bezogen sich vorwiegend auf Aufwendungen

für Personalrestrukturierung. Positive CCS Effekte in Höhe von EUR 54 Mio führten dennoch zu einem positiven EBIT von EUR 36 Mio.

Das CCS EBIT vor Sondereffekten im Raffinerie-Geschäft sank im Vergleich zu Q3/08 auf Grund eines starken Rückgangs der Raffineriemargen. Die OMV Referenz-Raffineriemarge in Höhe von USD 1,30/bbl resultierte aus niedrigeren Spannen für Mitteldestillate in Folge von schwacher Nachfrage und hohen Lagerbeständen in Europa. Insbesondere die Raffinerien West litt unter dieser Entwicklung, da deren Produktausbeute zu 50% von Mitteldestillate geprägt ist. Dies konnte durch niedrigere Kosten für den Eigenenergieverbrauch im Vergleich zu Q3/08, wegen niedrigerer Rohölpreise, nicht kompensiert werden. Ein Rückgang der Raffinerie-Verkaufsmengen (vor allem bei Mitteldestillaten) belastete ebenfalls das Ergebnis. Die OMV Referenz-Raffineriemarge Ost war sogar negativ und litt ebenfalls unter den schwachen Mitteldestillat-Margen, die nur teilweise durch die geringeren Kosten für den Eigenenergieverbrauch abgefangen werden konnten.

Die gesamte Kapazitätsauslastung lag bei 83%. In den Raffinerien West war die Auslastung auf dem Niveau von Q3/08 bei 90%, während die Kapazitätsauslastung in Petrom durch das schwache wirtschaftliche Umfeld auf 67% stark zurückging. Insgesamt fielen die Raffinerie-Verkaufsmengen um 4% verglichen zu Q3/08.

Das Petrochemie-Ergebnis West lag unter dem Niveau von Q3/08 auf Grund niedrigerer Margen für Ethylen und Propylen. Höhere Verkaufsmengen konnten dies nur teilweise kompensieren.

Das Marketingergebnis vor Sondereffekten lag unter dem Vorjahresniveau insbesondere auf Grund von niedrigeren Margen in Commercial, insgesamt niedrigeren Verkaufsmengen und einem niedrigeren Beitrag aus dem Non-Oil-Geschäft in Folge der Wirtschaftskrise. Dank eines aktiven Kostenmanagements, Restrukturierungsmaßnahmen und positiven Währungseffekten konnten die Kosten im gesamten Marketing-Geschäft reduziert werden. Insgesamt sanken die Marketingmengen im Vergleich zu Q3/08 auf Grund des Wirtschaftsabschwungs. Die Retail-Verkaufsmengen indes stiegen im Vergleich zu Q3/08, da die positiven Effekte der Restrukturierung bei Petrom das schwache wirtschaftliche Umfeld kompensieren konnten. Per 30. September 2009 verringerte sich die Tankstellenanzahl des Konzerns um 2% vs. Ende September 2008 vorwiegend auf Grund des laufenden Verkaufs von österreichischen Tankstellen im Zuge der Netzwerkoptimierung.

Verglichen zu Q2/09 stieg das CCS EBIT vor Sondereffekten als Folge des höheren Beitrags aus dem Marketing-Geschäft, das durch einen saisonalen Anstieg der Nachfrage begünstigt war. Außerdem profitierte der Bereich Petrochemie von höheren Margen und leicht höheren Verkaufsmengen.

Jänner – September 2009 (1-9/09)

Der R&M-Bereichsumsatz fiel um 38% hauptsächlich auf Grund niedrigerer Preisniveaus und Mengen.

Das CCS EBIT vor Sondereffekten ging im Vergleich zum Vorjahr auf Grund rückläufiger Margen im Raffinerie-Geschäft deutlich zurück, was durch ein besseres Marketing-Geschäft bei Petrom nicht aufgewogen werden konnte. Auch das EBIT war rückläufig und inkludierte Sondereffekte in Höhe von EUR -17 Mio (verglichen mit EUR -249 Mio in 1-9/08, die die außerordentliche Abschreibung von Arpechim inkludierten) sowie niedrigere positive CCS Effekte (EUR 109 Mio vs. EUR 184 Mio in 1-9/08).

Das Raffinerie-Ergebnis verschlechterte sich signifikant im Vergleich zu 1-9/08. Der deutliche Rückgang der OMV Referenz-Raffineriemarge und geringere Mengen belasteten das Ergebnis. Die OMV Referenz-Raffineriemarge Ost lag auf dem Vorjahresniveau, da niedrigere Kosten für den

Eigenenergieverbrauch die rückläufigen Spannen für Mitteldestillate kompensierten.

Die gesamte Kapazitätsauslastung sank leicht auf 82% und reflektierte damit den Rückgang bei den Raffinerie-Verkaufsmengen von 4% auf Grund der Auswirkungen des schwierigen wirtschaftlichen Umfelds auf die Nachfrage.

Das Petrochemie-Ergebnis West verschlechterte sich im Vergleich zu 1-9/08 auf Grund von niedrigeren Produkt-Margen. Die Petrochemie-Verkaufsmengen West stiegen verglichen zu 1-9/08 um 4%.

Das Marketingergebnis vor Sondereffekten lag insbesondere auf Grund des aktiven Kostenmanagements sowie der erfolgreichen Restrukturierung des Retail-Netzwerks in Petrom über dem Niveau von 1-9/08. Insgesamt fielen die Verkaufsmengen und reflektieren damit den negativen Markttrend.

Gas und Power (G&P)

Q2/09	Q3/09	Q3/08		U% in EUR Mio	1-9/09	1-9/08	U%	2008
527	505	703		-28 Umsatz	2.303	2.500	-8	3.798
47	46	60		-22 EBIT	179	175	2	245
-2	0	-1		n.m. Sondereffekte	-2	-17	85	-29
49	46	60		-24 EBIT vor Sondereffekten	181	191	-5	274
Q2/09	Q3/09	Q3/08		U% Operative Kennzahlen	1-9/09	1-9/08	U%	2008
2,08	2,16	2,21		-2 Verkaufsmengen Erdgas in Mrd m3	8,76	8,84	-1	12,77
				Durchschnittlich verkaufte
841.567	779.767	734.860	6	Speicherkapazität m3 /h	823.627	772.832	7	802.760
18,75	19,18	16,41		17 Verkaufte Gastransporte in Mrd m3	55,31	49,06	13	66,32

Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)

Q2/09	Q3/09	Q3/08		U% in EUR Mio	1-9/09	1-9/08	U%	2008
-1	-4	14		n.m. EBIT	18	17	8	30
-2	1	0		-31 Sondereffekte	-2	-15	86	-28
0	-4	13		n.m. EBIT vor Sondereffekten	20	32	-37	58
Q2/09	Q3/09	Q3/08		U% Operative Kennzahlen	1-9/09	1-9/08	U%	2008
370	270	480		-44 Importpreis in USD/1.000 m3	373	407	-8	440
				Regulierter Erdgaspreis für Produzenten in
161	167	208	-19	USD/1.000 m3	160	206	-22	196

Drittes Quartal 2009 (Q3/09)

• X Stabiles Ergebnis in EconGas im Vergleich zu Q3/08 trotz des wirtschaftlichen Abschwungs
• X Das Logistikgeschäft profitierte von steigenden verkauften Transportvolumina und einer guten Speichernachfrage
• X Doljchim, Petroms Düngemittelanlage, war durch niedrige Nachfrage und Preise beeinflusst

Das EBIT sank im Vergleich zu Q3/08 um rund 22%, hauptsächlich auf Grund eines niedrigeren Ergebnisses in Petrom, wo sowohl das Gasgeschäft als auch Doljchim von geringerer Nachfrage und niedrigeren Margen belastet war. Das Logistikgeschäft profitierte von höheren Verkaufsmengen im Transport- und Speichergeschäft. Das EBIT vor Sondereffekten sank nahezu im Gleichklang mit dem berichteten Ergebnis um 24%.

Das Gas Supply, Marketing und Trading Geschäft war von einem schwierigen Marktumfeld geprägt. Der Wirtschaftsabschwung führte zu nachlassenden Industrieaktivitäten und geringerer Nachfrage. Die gesamten Verkaufsmengen von Gas Supply, Marketing und Trading blieben im Vergleich zu Q3/08 nahezu unverändert, da höhere Mengen in EconGas, geringere Verkaufsmengen in Petrom beinahe ausgleichen konnten. EconGas steigerte die Verkaufsmengen um 3% verglichen mit Q3/08. Dieses Wachstum wurde im Wesentlichen durch die konsequente Internationalisierungsstrategie von EconGas generiert. Die im Ausland verkauften Mengen stiegen dadurch um 52% im Vergleich zu Q3/08.

Petrom war von schwierigen Marktbedingungen, die zu geringerer Nachfrage und niedrigeren Margen führten, belastet. Der Gesamtverbrauch in Rumänien sank um 17% im Vergleich zu Q3/08. Durch eine neue Regelung, die Kunden mit unterbrechbaren Verträgen einen ausschließlichen Bezug von rumänischem Gas im Zeitraum Juli bis Oktober 2009 gewährt, war von dem Minderverbrauch hauptsächlich die Importgasmenge betroffen. Dadurch sanken die Verkaufsmengen von Petrom nur um 6%. Der rumänische Importpreis in USD sank um 44% vs. Q3/08 auf USD 270/1.000 m³ im Vergleich zu USD 480/1.000 m³ (30% unter Q3/08 in RON auf Grund eines stärkeren USD). Der für Petrom relevante, durchschnittliche regulierte Erdgaspreis für Produzenten lag für Q3/09 bei USD 167/1.000 m³ und damit auf Grund eines schwächeren RON rund 19% unter Q3/08 (in RON bei 495/1.000 m³, seit Februar 2008 unverändert).

Im Logistikbereich profitierte das Speichergeschäft auf Grund guter Nachfrage und höherer verfügbarer Kapazitäten von gestiegenen verkauften Speicherraten im Vergleich zu Q3/08. In Folge der Inbetriebnahme einer neuen Kompressorstation auf der TAG Pipeline in Q4/08 und zusätzlichen verkauften Kapazitäten auf der WAG verzeichnete das Transportgeschäft deutlich höhere verkaufte Transportmengen im Vergleich zu Q3/08.

Das Ergebnis von Doljchim, der Düngemittelanlage von Petrom, wurde von geringer Nachfrage und damit einhergehenden niedrigeren Verkaufspreisen im Zuge des wirtschaftlichen Abschwungs belastet.

Der Baufortschritt des Kraftwerks Brazi verlief plangemäß. Auch das Kraftwerksprojekt Samsun in der Türkei schreitet voran. Derzeit strebt OMV die vollständige Übernahme der Errichtergesellschaft – Borasco Elektrik – an und hat die behördliche Genehmigung dazu schon bei der türkischen EMRA (Energy Market Regulatory Authority) beantragt.

Im Vergleich zu Q2/09 ging das EBIT vor Sondereffekten trotz schwieriger Markt- und Margenbedingungen in Gas

Jänner – September 2009 (1-9/09)

Das EBIT stieg um 2% im Vergleich zum Vorjahr, da 1-9/08 durch Rückstellungen für Prozesskosten in Petrom und außerplanmäßigen Abschreibungen von Anlagen in Doljchim im Ausmaß von EUR 17 Mio belastet war. Das Ergebnis vor Sondereffekten sank hingegen im Vergleich zum Vorjahr um 5%, da das Ergebnis vor Sondereffekten von Doljchim durch geringe Nachfrage und niedrigere Preise in 1-9/09 belastet war. Der Rückgang konnte nur teilweise durch positive Effekte – wie Portfoliooptimierungen und Gasverkäufe aus dem Speicher – in Gas Supply, Marketing und Trading kompensiert werden. Der Logistikbereich profitierte von guter Nachfrage nach Speicherprodukten und höheren verkauften Transportvolumina.

Die gesamte Verkaufsmenge von Gas Supply, Marketing und Trading blieb im Vergleich zum Vorjahr nahezu konstant. EconGas steigerte die verkauften Mengen um 9% hauptsächlich durch höhere abgesetzte Mengen im Ausland. Petrom hingegen verbuchte einen Absatzrückgang von rund 13% im Vergleich zu 1-9/08, während der gesamte Verbrauch in Rumänien sogar um rund 21% einbrach. Das Ergebnis von Gas Supply, Marketing und TraSupply, Marketing und Trading nur um 7% zurück. Während die Verkaufsmengen von EconGas leicht unter Q2/09 lagen, konnte Petrom die Verkaufsmengen um rund 18% steigern, auch auf Grund der neuen Regelung in Rumänien (siehe oben). Im Logistikgeschäft konnten leicht höhere verkaufte Transportmengen erzielt werden. Der Speicher zeigte die erwartete saisonale Entwicklung von sinkenden Ausspeicherraten, aber höheren Volumina und Einspeicherraten verglichen mit Q2/09. Das EBIT des Bereichs Gas und Power sank leicht um 2%, da Doljchim in Q3/09 eine leichte Ergebnisverbesserung auf Grund geringerer Belastungen aus Restrukturierungskosten und außerplanmäßigen Abschreibungen auf Anlagen im Vergleich zu Q2/09 erzielen konnte.

ding stieg auf Grund von Portfoliooptimierungen und Handelsaktivitäten an internationalen Hubs durch EconGas und geringerer Importquoten in Rumänien und Speicheroptimierungen in Petrom.

Das Logistikgeschäft profitierte von höheren verkauften Transportmengen, primär auf Grund der Inbetriebnahme einer Kompressorstation auf der TAG sowie zusätzlichen verkauften Mengen auf der WAG Pipeline. Eine hohe Nachfrage und höhere verfügbare Speicherkapazitäten führten zu gestiegenen vermarkteten Volumina und Speicherraten im Vergleich zu 1-9/08, obwohl die gesamten zusätzlichen Kapazitäten noch nicht zur Gänze vermarktet wurden.

Auf Grund eines nachfragegetriebenen Verfalls der Preise und Verkaufsmengen erzielte Doljchim ein negatives Ergebnis sogar unter dem Niveau des Vorjahres, das von Rückstellungen für Prozesskosten und außerordentlichen Abschreibungen auf Anlagen belastet war. Das Ergebnis vor Sondereffekten drehte ins Minus verglichen mit einem positiven Ergebnis in 1-9/08 auf Grund der deutlich besseren Rahmenbedingungen in 2008.

Gesetzliche Grundlagen und Methoden

Der Konzernzwischenabschluss für die Berichtsperiode 1. Jänner bis 30. September 2009 wurde in Übereinstimmung mit IAS 34 Interim Financial Reporting erstellt. Die überarbeitete Fassung des IAS 1 "Darstellung des Abschlusses" sowie IFRS 8 "Geschäftssegmente" werden angewandt.

Der Konzernzwischenabschluss enthält nicht alle im Geschäftsbericht enthaltenen Informationen und Angaben und sollte gemeinsam mit dem Konzernjahresabschluss zum 31. Dezember 2008 gelesen werden.

Die bei der Erstellung des Konzernzwischenabschlusses angewandten Bilanzierungsmethoden stimmen mit jenen des Konzernjahresabschlusses zum 31. Dezember 2008 überein. Die zum 31. Dezember 2008 angewandten Bewertungsmethoden blieben unverändert.

Der Konzernzwischenabschluss für 1-9/09 ist ungeprüft; eine externe prüferische Durchsicht wurde nicht durchgeführt.

Konsolidierungskreisänderungen

Folgende Änderungen im Konsolidierungskreis traten im Vergleich zum 31. Dezember 2008 ein:

Im Geschäftsbereich E&P wird OMV (TUNESIEN) Sidi Mansour GmbH, Wien, seit Jahresbeginn 2009 vollkonsolidiert. In Q1/09 wurden OMV (ALBANIEN) Adriatic Sea Exploration GmbH, Wien, OMV (Bulgaria) Offshore Exploration GmbH, Wien, OMV Proterra GmbH, Wien, OMV (RUSSLAND) Exploration & Production GmbH, Wien und van Sickle Gesellschaft m.b.H., Wien, dekonsolidiert. Seit Q2/09 werden OMV Upstream International GmbH, Wien, vollkonsolidiert sowie ein 10%-Anteil an Pearl Petroleum Company Limited, Road Town, at-equity konsolidiert.

Im Geschäftsbereich R&M wurde mit 1. Jänner 2009 der Verkauf der OMV Bayern GmbH, Burghausen, abgeschlossen.

Im Geschäftsbereich G&P wurde in Q1/09 OMV Kraftwerk Haiming GmbH, Haiming, in den Konsolidierungskreis aufgenommen. Der Anteil des Konzerns an der EconGas GmbH, Wien, und deren Tochtergesellschaften erhöhte sich von 58,81% auf 59,26% per Ende März 2009. Seit Q2/09 wird ein 40%-Anteil an Enerco Enerji Sanayi ve Ticaret A.Ş., Istanbul, at-equity konsolidiert. Der Anteil an Borasco Elektrik Üretim Sanayi ve Ticaret A.Ş. wurde in Q3/09 um 15% erhöht.

Saisonalität und Zyklizität

Saisonalität ist vor allem in den Geschäftsbereichen G&P sowie R&M von Bedeutung; Erläuterungen dazu sind in der Darstellung dieser Geschäftsbereiche enthalten.

Zusätzlich zum Konzernzwischenabschluss und Konzernanhang zum 30. September 2009 enthalten die Darstellungen der Geschäftsbereiche weitere Informationen, welche den Konzernzwischenabschluss betreffen.

Gewinn- und Verlustrechnung (ungeprüft)

			Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung
Q2/09	Q3/09	Q3/08	in EUR Mio	1-9/09	1-9/08	2008
4.113,15	4.718,53		6.852,44 Umsatzerlöse	13.123,00	19.771,70	25.542,60
-44,66	-64,15		-66,12 Direkte Vertriebskosten	-154,97	-175,63	-238,40
-3.452,04	-3.720,46		-5.574,20 Umsatzkosten	-10.756,70	-15.782,79	-20.704,40
616,45	933,92		1.212,11 Bruttoergebnis vom Umsatz	2.211,33	3.813,29	4.599,80
46,68	47,44		73,52 Sonstige betriebliche Erträge	158,46	192,95	278,37
-189,06	-195,01		-223,16 Vertriebsaufwendungen	-574,06	-615,49	-881,62
-74,35	-67,92		-73,32 Verwaltungsaufwendungen	-211,70	-217,31	-279,17
-55,50	-73,05		-96,11 Explorationsaufwendungen	-199,97	-205,65	-333,97
-3,27	-4,40	-2,36	Forschungs- und Entwicklungsaufwendungen	-10,86	-8,67	-13,64
-104,30	-87,82		-168,05 Sonstige betriebliche Aufwendungen	-316,95	-490,19	-1.030,10
236,66	553,16		722,63 Betriebserfolg (EBIT)	1.056,26	2.468,92	2.339,66
56,38	33,75		80,12 Ergebnis aus assoziierten Unternehmen	57,93	183,75	117,89
1,66	0,24		0,32 Dividendenerträge	11,83	90,22	91,58
-63,91	-64,24		-52,00 Zinsergebnis	-182,94	-141,57	-213,49
-1,40	9,82		23,35 Sonstiges Finanzergebnis	-2,94	-9,79	-26,56
-7,27	-20,43		51,79 Finanzerfolg	-116,12	122,61	-30,58
229,40	532,74	774,42	Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	940,15	2.591,53	2.309,08
-73,72	-171,23		-228,74 Steuern vom Einkommen und Ertrag	-334,14	-698,02	-780,13
			Ergebnis der gewöhnlichen
155,67	361,50	545,68	Geschäftstätigkeit nach Steuern	606,01	1.893,51	1.528,95
155,67	361,50		545,68 Perioden-/Jahresüberschuss	606,01	1.893,51	1.528,95
			davon eigenen Gesellschaftern zustehender
144,46	283,41	453,02	Gewinn	468,31	1.582,58	1.374,44
			davon anderen Gesellschaftern zustehender
11,21	78,10	92,66	Gewinn	137,70	310,93	154,51
0,48	0,95		1,52 Ergebnis je Aktie in EUR	1,57	5,30	4,60
0,48	0,95		1,52 Verwässertes Ergebnis je Aktie in EUR	1,57	5,29	4,60
–	–		– Dividende je Aktie in EUR	–	–	1,00
Q2/09	Q3/09	Q3/08	U% in EUR Mio	1-9/09	1-9/08 U%	2008
56,38	33,75	80,12	-58 Ergebnis aus assoziierten Unternehmen	57,93	183,75 -68	117,89

Gesamtergebnisrechnung (ungeprüft)

Q2/09	Q3/09	Q3/08		U% in EUR Mio	1- 9/09	1- 9/08	U%	2008
155,67	361,50	545,68	- 34	Periodenüberschuss	606,01	1.893,51	- 68	1.528,95
52,92	- 15,72	- 21,44	27	Währungsdifferenzen aus der Umrechnung ausländischer Geschäftsbetriebe	- 174,37	- 169,20	- 3	- 667,11
				Unrealisierte Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung zur Veräußerung
2,10	2,04	- 477,83	n.m.	verfügbarer finanzieller Vermögenswerte	622,26	- 699,79		n.m. - 1.301,71
				Unrealisierte Gewinne (+)/Verluste (-) aus
- 46,52	- 20,29	- 66,80	70	der Bewertung von Hedges	- 75,60	- 46,14	- 64	110,38
				Auf assoziierte Unternehmen entfallender
- 3,00	8,86	- 5,94	n.m.	Anteil am sonstigen Ergebnis	10,25	- 3,84	n.m.	- 39,70
				Summe der auf das sonstige Ergebnis
5,06	3,02	16,07	- 81	entfallenden Ertragsteuern	8,53	5,30	61	- 18,86
10,57	- 22,09	- 555,94		96 Sonstiges Ergebnis der Periode n. Steuern	391,07	- 913,66		n.m. - 1.917,00
166,24	339,41	- 10,26		n.m. Gesamtergebnis der Periode	997,08	979,85	2	- 388,05
				davon den Anteilseignern des
161,45	270,62	- 22,95	n.m.	Mutterunternehmens zuzurechnen	956,82	757,08	26	- 357,83
4,80	68,79	12,69		n.m. davon Minderheitenanteilen zuzurechnen	40,26	222,77	- 82	- 30,22

12,64 16,86 57,37 -71 davon Borealis 7,72 132,70 -94 91,00 35,42 13,95 22,80 -39 davon Petrol Ofisi 38,08 45,36 -16 10,26 – – – n.a. davon Oberösterreichische Ferngas – 5,09 n.a. 5,09

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

Drittes Quartal 2009 (Q3/09)

Der im Vergleich zu Q3/08 um 31% geringere Konzernumsatz ist vor allem auf rückgängige Rohöl-, Gas- und Produktenpreise zurückzuführen.

Das Konzern-EBIT lag mit EUR 553 Mio deutlich unter dem Vorjahreswert (Q3/08 EUR 723 Mio), wobei rückläufige Rohölpreise sowie deutlich niedrigere Raffineriemargen die wesentlichsten Einflussfaktoren waren. Der EBIT-Beitrag von Petrom lag mit EUR 210 Mio über Q3/08 (EUR 187 Mio), da das Vorjahresergebnis von der außerordentlichen Abschreibung Arpechims (EUR 157 Mio) belastet war. Die Netto-Sonderaufwendungen in Q3/09 in der Höhe von EUR 15 Mio beziehen sich im Wesentlichen auf außerordentliche Abschreibungen in Russland (Segment E&P) sowie auf Aufwendungen für Personalrestrukturierungen. In Q3/09 wurden positive CCS Effekte in der Höhe von EUR 54 Mio ausgewiesen. Das CCS EBIT vor Sondereffekten fiel um 49% auf EUR 514 Mio; der darin enthaltene Beitrag von Petrom lag mit EUR 194 Mio deutlich unter Q3/08 (EUR 352 Mio).

Der Finanzerfolg lag in Q3/09 mit EUR -20 Mio deutlich unter dem Wert des Vorjahres (Q3/08: EUR 52 Mio). Der Finanzerfolg wurde nachteilig beeinflusst durch einen geringeren atequity Beitrag von Borealis infolge des wirtschaftlichen Abschwungs, einen verringerten at-equity Beitrag von Petrol Ofisi sowie einen höheren Netto-Zinsaufwand.

Die laufenden Ertragsteuern des OMV Konzerns betrugen EUR 176 Mio. Ein Ertrag aus latenten Steuern wurde in Q3/09 in der Höhe von EUR 5 Mio erfolgswirksam gebucht. Die effektive Steuerquote des Konzerns, basierend auf dem Ergebnis aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit, lag bei 32% (Q3/08: 30%). Dieser leichte Anstieg ist hauptsächlich auf den relativ höheren Beitrag der hoch besteuerten E&P Ergebnisse sowie geringere at-equity Beiträge zurückzuführen.

Der Periodenüberschuss nach Minderheiten (n.M.) lag bei EUR 283 Mio vs. EUR 453 Mio in Q3/08. Den Minderheitenanteilen waren EUR 78 Mio zuzurechnen. Der CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten n.M. betrug EUR 259 Mio (Q3/08: EUR 608 Mio), das Ergebnis je Aktie lag bei EUR 0,95, das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten n.M. lag bei EUR 0,87 (Q3/08: EUR 1,52 bzw. EUR 2,04).

Verglichen zu Q2/09 ist der 15%ige Umsatzanstieg im Wesentlichen auf höhere Rohöl- und Produktenpreise zurückzuführen. Das EBIT lag mit EUR 553 Mio deutlich über Q2/09 (EUR 237 Mio). Der EBIT-Anstieg ist auf höhere Rohölpreise, positive Hedging-Effekte (EUR 39 Mio unrealisierte Zeitwertgewinne von Hedging-Instrumenten für 2010 im Vergleich zu gebuchten unrealisierten Zeitwertverlusten von Hedging-Instrumenten für 2010 in der Höhe von EUR 108 Mio in Q2/09) sowie ein steigendes Petrochemiemargen-Umfeld zurückzuführen. Um den Cashflow des Konzerns in 2010 teilweise abzusichern, wurde in Q2/09 Rohöl-Hedging (Zero-Cost-Struktur) für eine Menge von 63.000 bbl/d mit einem Floor von USD 54/bbl bzw. einem Cap von USD 75/bbl abgeschlossen. Erträge/Verluste aus der Änderung des Zeitwerts dieser Instrumente werden über die Laufzeit, d.h. bis Ende 2010, gegen Null laufen. Der Finanzerfolg lag auf Grund des geringeren at-equity-Beitrags von Petrol Ofisi unter Q2/09 (das Petrol Ofisi Ergebnis wurde in Q2/09 durch eine Aufwertung des TRY vs. USD begünstigt). Die effektive Steuerquote des Konzerns, basierend auf dem Ergebnis aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit, betrug 32%. Ein deutlicher Anstieg sowohl von hochbesteuerten E&P-Ergebnissen als auch von niedrig besteuerten Petrom Ergebnissen führte zu einer nahezu unveränderten Konzernsteuerquote im Vergleich zum Vorquartal (Q2/09: 32%). Der Periodenüberschuss n.M. lag mit EUR 283 Mio deutlich über Q2/09 (EUR 144 Mio); der CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten n.M. stieg auf EUR 259 Mio (Q2/09: EUR 94 Mio).

Jänner – September 2009 (1-9/09)

Der 34%ige Rückgang des Konzernumsatzes verglichen mit 1- 9/08 ist vor allem auf gesunkene Rohöl-, Gas- und Produktenpreise zurückzuführen. Das Konzern-EBIT von EUR 1.056 Mio lag 57% unter 1-9/08, belastet von rückläufigen Rohölpreisen und Raffineriemargen sowie niedrigeren positiven CCS Effekten. Der EBIT-Beitrag von Petrom lag, ebenfalls auf Grund der deutlich niedrigeren Rohölpreise und trotz der außerordentlichen Abschreibung Arpechims im letzten Jahr, mit EUR 337 Mio um 52% unter 1-9/08. In 1-9/09 wurden Netto-Sonderaufwendungen von EUR 58 Mio und positive CCS Effekte von EUR 109 Mio ausgewiesen. Das CCS EBIT vor Sondereffekten sank um 62% auf EUR 1.005 Mio; der darin enthaltene Beitrag von Petrom betrug EUR 303 Mio, 66% unter dem Vorjahreswert.

Der im Vergleich zum Vorjahr deutlich rückgängige Finanzerfolg von EUR -116 Mio (EUR 123 Mio 1-9/08) kann im Wesentlichen auf das marktbedingt schwächere Borealis at-equity-Ergebnis zurückgeführt werden. Zusätzlich wurde der Finanzerfolg im Vorjahr von den MOL Dividendenerträgen positiv beeinflusst.

Die laufenden Ertragsteuern des OMV Konzerns betrugen EUR 378 Mio, während latente Steuererträge in der Höhe von EUR 44 Mio in 1-9/09 erfolgswirksam gebucht wurden. Die effektive Steuerquote des Konzerns, basierend auf dem Ergebnis aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit, stieg auf 36%, verglichen mit 27% in 1-9/08. Dieser deutliche Anstieg ist hauptsächlich auf die in Q3/08 in Kraft getretenen neuen Verträge in Libyen sowie den Verkauf der MOL Anteile (Einmaleffekte in 2009 und steuerfreier Dividendenertrag in 2008) zurückzuführen.

Der Periodenüberschuss n.M. lag mit EUR 468 Mio deutlich unter 1-9/08 (EUR 1.583 Mio). Den Minderheitenanteilen waren EUR 138 Mio zuzurechnen (EUR 311 Mio 1-9/08). Der CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten n.M. betrug EUR 479 Mio (1-9/08: EUR 1.641 Mio). Das Ergebnis je Aktie lag bei EUR 1,57, das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten n.M. lag bei EUR 1,60 (1-9/08: EUR 5,30 bzw. EUR 5,49).

Bilanz, Investitionen und Verschuldungsgrad (ungeprüft)

Konzernbilanz in EUR Mio	30. Sept. 2009	31. Dez. 2008
Vermögen
Immaterielle Vermögenswerte	672,52	807,46
Sachanlagen	10.955,09	10.421,49
Anteile an assoziierten Unternehmen	2.316,24	1.955,10
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	1.208,04	2.124,66
Sonstige Vermögenswerte	47,15	42,59
Langfristiges Vermögen	15.199,03	15.351,29
Latente Steuern	126,77	140,30
Vorräte	2.285,83	2.172,93
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	1.885,89	1.999,79
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	526,50	697,96
Forderungen aus laufenden Ertragsteuern	114,33	76,91
Sonstige Vermögenswerte	193,68	176,36
Kassenbestand und Bankguthaben	941,43	700,09
Zu Veräußerungszwecken gehaltenes Vermögen	59,78	60,36
Kurzfristiges Vermögen	6.007,45	5.884,39
Summe Aktiva	21.333,25	21.375,98
Eigenkapital und Verbindlichkeiten
Grundkapital	300,00	300,00
Rücklagen	7.747,47	7.099,08
Eigenkapital der Gesellschafter des Mutterunternehmens	8.047,47	7.399,08
Anteile anderer Gesellschafter	1.967,48	1.964,17
Eigenkapital	10.014,95	9.363,24
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	903,77	931,78
Anleihen	1.506,15	488,12
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	1.735,04	2.038,21
Rückstellungen für Rekultivierungsverpflichtungen	1.749,71	1.678,79
Sonstige Rückstellungen	270,36	283,07
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	209,60	399,32
Sonstige Verbindlichkeiten	11,53	13,93
Langfristige Verbindlichkeiten	6.386,16	5.833,21
Latente Steuern	289,01	363,17
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	2.018,99	2.141,07
Anleihen	252,52	–
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	477,60	1.606,51
Rückstellung für laufende Ertragsteuern	145,26	85,42
Sonstige Rückstellungen	302,13	552,35
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	450,52	415,41
Sonstige Verbindlichkeiten	972,93	1.007,46
Zu Veräußerungszwecken gehaltene Verbindlichkeiten	23,19	8,15
Kurzfristige Verbindlichkeiten	4.643,13	5.816,36
Summe Passiva	21.333,25	21.375,98

Erläuterungen zur Bilanz zum 30. September 2009

Das Investitionsvolumen ging auf Grund der, durch das aktuelle herausfordernde Umfeld, angekündigten Kürzung des Investitionsprogramms auf EUR 1.681 Mio zurück (1-9/08: EUR 2.641 Mio). Niedrigere Investitionen in den Geschäftsbereichen R&M und E&P standen gesteigerten Investitionstätigkeiten in G&P sowie Konzernbereich und Sonstiges (Kb&S) gegenüber.

E&P investierte EUR 1.095 Mio (1-9/08: EUR 1.874 Mio) vor allem in die Entwicklung von Feldern in Neuseeland, Rumänien, Österreich, Großbritannien, Kasachstan und im Jemen sowie in die Akquisition eines 10%-Anteils an Pearl Petroleum Company Limited. Das Investitionsvolumen im Geschäftsbereich R&M, vor allem für Investitionen in Qualitätsverbesserungsprojekte in Österreich und Rumänien sowie in die Umgestaltung von Tankstellen, lag bei EUR 228 Mio (1-9/08: EUR 522 Mio). Die Investitionen im Geschäftsbereich G&P, EUR 274 Mio (1-9/08: EUR 196 Mio), standen im Zusammenhang mit dem Erwerb eines 40% sowie eines 15%-Anteils an zwei türkischen Unternehmen (Enerco Enerji Sanayi ve Ticaret A.Ş. bzw. Borasco Elektrik Üretim Sanayi ve Ticaret A.Ş.). Des Weiteren wurde in den Bau des Kraftwerks in Brazi sowie in das Expansionsprojekt der West-Austria Gas Pipeline (WAG) investiert. Das Investitionsvolumen im Geschäftsbereich Kb&S lag bei EUR 84 Mio (1-9/08: EUR 50 Mio). Der Anstieg ist hauptsächlich auf Investitionen in das neue Petrom Headoffice in Bucharest, die "Petrom City", zurückzuführen.

Im Vergleich zum Jahresende 2008 fiel das Gesamtvermögen leicht um EUR 43 Mio bzw. 0,2% auf EUR 21.333 Mio. Die größte Veränderung war die Reduktion der sonstigen langfristigen finanziellen Vermögenswerte um EUR 917 Mio. Dieser Rückgang ist großteils auf den Verkauf der Beteiligung am ungarischen Öl- und Gasunternehmen MOL zurückzuführen.

Das Eigenkapital erhöhte sich um etwa 7%, was auch auf die Wertänderung (+EUR 579 Mio) auf den Verkaufspreis der Beteiligung an MOL zurückzuführen ist. Die Eigenkapitalquote des Konzerns erhöhte sich dadurch von 44% per Ende 2008 auf 47% per 30. September 2009.

Die gesamte Zahl der vom Unternehmen gehaltenen eigenen Aktien betrug per 30. September 2009 1.237.875 Stück (31. Dezember 2008 1.252.899 Stück).

Per 30. September 2009 betrugen die kurz- und langfristigen Kredite, Anleihen und Finanzierungsleasingsverbindlichkeiten EUR 4.094 Mio (31. Dezember 2008: 4.148 Mio) während sich Kassenbestand und Bankguthaben auf EUR 942 Mio erhöhte (31. Dezember 2008: EUR 700 Mio). Die Nettoverschuldung reduzierte sich damit auf EUR 3.152 Mio verglichen zu EUR 3.448 Mio Ende 2008. Im April und Juni 2009 hat OMV zwei Eurobonds mit einem Gesamtvolumen von EUR 1.250 Mio emittiert. Der erste Eurobond wurde im April mit einer Laufzeit von fünf Jahren und einem Gesamtvolumen von EUR 1.000 Mio begeben. Der im Juni emittierte Eurobond hat eine Laufzeit von sieben Jahren und ein Volumen von EUR 250 Mio. Die Anleihen wurden im Rahmen des neuen EMTN Programms begeben. Weiters enthalten die Kreditverbindlichkeiten EUR 555 Mio aus der Aufnahme eines Schuldscheindarlehens.

Zum 30. September 2009 betrug der Verschuldungsgrad (Gearing Ratio) 31,5% (31. Dezember 2008: 36,8%).

Cashflow (ungeprüft)

Q2/09	Q3/09		Q3/08 Konzern-Cashflow-Rechnung in EUR Mio	1-9/09	1-9/08	2008
155,67	361,50		545,68 Perioden-/Jahresüberschuss	606,01	1.893,51	1.528,95
322,81	331,16		458,02 Abschreibungen (+)/Zuschreibungen (–)	925,27	930,40	1.286,95
- 53,77	- 7,54		- 17,47 Latente Steuern	- 46,74	0,25	- 56,69
29,58	0,61	- 3,44	Gewinne (–)/Verluste (+) aus Abgängen von Anlagevermögen	15,50	1,60	6,56
			Erhöhung (+)/Verminderung (–) langfristige
- 72,11	- 4,38	- 59,22	Rückstellungen	- 82,54	- 64,16	98,55
			Sonstige unbare Erträge (–)/Aufwendungen
35,07	- 88,25	- 47,60	(+)	- 8,78	- 210,17	- 137,54
417,25	593,12		875,99 Mittelzufluss nach unbaren Posten	1.408,72	2.551,43	2.726,79
- 270,44	- 264,43		- 245,43 Verminderung (+)/Erhöhung (–) Vorräte	- 158,06	- 481,58	167,38
			Verminderung (+)/Erhöhung (–)
142,80	- 95,49	333,97	Forderungen	33,24	- 200,06	479,21
			Erhöhung (+)/Verminderung (–)
141,71	- 91,05	- 223,15	Verbindlichkeiten	289,67	621,24	- 334,19
			Erhöhung (+)/Verminderung (–) kurzfristige
- 75,06	31,79	59,27	Rückstellungen	- 128,25	207,99	175,06
356,26	173,94		800,65 Mittelzufluss aus der Betriebstätigkeit	1.445,32	2.699,04	3.214,24
			Investitionen
			Immaterielle Vermögenswerte und
- 578,65	- 535,93	- 917,87	Sachanlagen	- 1.729,19	- 2.561,34	- 3.229,98
			Beteiligungen, Ausleihungen und sonstige
- 259,63	- 141,50	- 135,25	finanzielle Vermögenswerte Erwerb einbezogener Unternehmen und	- 464,73	25,00	- 110,15
- 0,02	–	–	Geschäftsbetriebe abzüglich liquider Mittel 1)	- 9,81	- 1,08	- 355,86
			Veräußerungen
			Erlöse aus dem Verkauf von
1.414,96	55,61	30,25	Anlagevermögen	1.490,99	256,59	266,57
			Erlöse aus dem Verkauf einbezogener
–	–	28,93	Unternehmen abzüglich liquider Mittel	–	28,93	25,03
576,66	- 621,82		- 993,94 Mittelabfluss aus der Investitionstätigkeit	- 712,74	- 2.251,91	- 3.404,40
			Erhöhung (+)/Verminderung (–) langfristiger
1.311,50	- 11,84	- 11,03	Finanzierungen	1.044,78	837,24	1.660,21
			Erhöhung (+)/Verminderung (–)
- 887,14	14,68	315,50	kurzfristiger Finanzierungen	- 1.195,25	- 741,54	- 905,00
–	–		– Verkauf (+) / Rückkauf (–) eigener Aktien	0,40	1,27	0,86
- 322,55	–		– Dividendenzahlungen	- 335,97	- 547,09	- 547,09
			Mittelzufluss/-abfluss aus der
101,81	2,85	304,47	Finanzierungstätigkeit	- 486,03	- 450,12	208,98
- 1,08	- 1,53		9,82 Währungsdifferenz auf liquide Mittel	- 5,21	- 0,76	- 18,30
1.033,66	- 446,58	121,00	Nettoabnahme (–)/-zunahme (+) liquider Mittel	241,35	- 3,76	0,52
354,35	1.388,01		574,81 Liquide Mittel Periodenbeginn	700,09	699,56	699,56
1.388,01	941,43		695,81 Liquide Mittel Periodenende	941,43	695,81	700,09

1) Beinhaltet in 2008 EUR 328,5 Mio für den Erwerb von Vermögenswerten der Petromservice S.A.

Erläuterungen zur Cashflow-Rechnung

Der Free Cashflow (Cashflow aus der Betriebstätigkeit abzüglich Cashflow aus der Investitionstätigkeit) zeigte in 1-9/09 einen Mittelzufluss von EUR 733 Mio (1-9/08: EUR 447 Mio). Dividendenzahlungen erfolgten in 1-9/09 in Höhe von EUR 336 Mio an OMV Aktionäre und Minderheitsaktionäre (1-9/08: EUR 547 Mio). Der Free Cashflow abzüglich Dividendenzahlungen führte zu einem Mittelzufluss von EUR 397 Mio (1-9/08: Mittelabfluss EUR 100 Mio).

Der Mittelzufluss aus dem Periodenergebnis bereinigt um unbare Positionen – wie Abschreibungen, Nettoveränderung der langfristigen Rückstellungen, nicht zahlungswirksame Beteiligungsergebnisse und andere Positionen – betrug EUR 1.409 Mio (1-9/08: EUR 2.551 Mio); im Net Working Capital wurden zusätzliche Mittel in Höhe von EUR 37 Mio freigesetzt (1-9/08: EUR 148 Mio).

Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit (Mittelabfluss 1-9/09: EUR 713 Mio, 1-9/08: EUR 2.252 Mio) beinhaltet neben Zahlungen für Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte sowie Finanzanlagen (EUR 2.194 Mio) auch den Mittelzufluss aus dem Verkauf der MOL-Anteile (EUR 1.400 Mio).

Der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit beinhaltet Mittelabflüsse von EUR 486 Mio (1-9/08: EUR 450 Mio) und resultiert im Wesentlichen aus Dividendenzahlungen; neben den Rückzahlungen lang- und kurzfristiger Finanzierungen sind auch die Aufnahme eines Schuldscheindarlehens in Höhe von EUR 555 Mio sowie der Mittelzufluss aus der Begebung von Eurobonds (EUR 1.250 Mio) enthalten.

Verkürzte Eigenkapitalveränderungsrechnung (ungeprüft)

	Grund	Kapital	Gewinn	Sonstige	Eigene	Gesellschafter	Minder
in EUR Mio	kapital	rücklagen	rücklagen	Rücklagen1)	Anteile	OMV		heitenanteile Gesamtkapital
1. Jänner 2009	300,00	783,31	7.310,09	- 980,33	- 14,00	7.399,08	1.964,17	9.363,24
Gesamtergebnis der
Periode			468,31	488,51		956,82	40,26	997,08
Dividendenausschüttung			- 298,76			- 298,76	- 37,20	- 335,97
Verkauf eigener Anteile		- 0,00			0,41	0,40		0,40
Erhöhung (+)/
Verminderung (–)
Minderheitenanteile			- 10,07			- 10,07	0,26	- 9,81
30. September 2009	300,00	783,31	7.469,57	- 491,82	- 13,59	8.047,47	1.967,48	10.014,95

in EUR Mio	Grund kapital	Kapital rücklagen	Gewinn rücklagen	Sonstige Rücklagen1)	Eigene Anteile	Gesellschafter OMV	Minder	heitenanteile Gesamtkapital
1. Jänner 2008	300,00	782,38	6.318,29	751,94	- 13,93	8.138,69	2.200,83	10.339,52
Gesamtergebnis der
Periode			1.582,58	- 825,50		757,08	222,77	979,85
Dividendenausschüttung			- 373,45			- 373,45	- 173,63	- 547,09
Kauf eigener Anteile					- 0,04	- 0,04		- 0,04
Verkauf eigener Anteile		0,93			0,38	1,31		1,31
Erhöhung (+)/ Verminderung (–)
Minderheitenanteile			- 2,15			- 2,15	- 19,71	- 21,86
30. September 2008	300,00	783,31	7.525,26	- 73,55	- 13,59	8.521,43	2.230,25	10.751,69

1) Die sonstigen Rücklagen beinhalten Währungsdifferenzen aus der Umrechnung ausländischer Geschäftsbetriebe, unrealisierte Gewinne und Verluste aus der Bewertung von Hedges und zur Veräußerung verfügbarer finanzieller Vermögenswerte, sowie den auf assoziierte Unternehmen entfallenden Anteil am sonstigen Ergebnis

Gezahlte Dividenden

In der Hauptversammlung am 13. Mai 2009 wurde die Ausschüttung einer Dividende von EUR 1,00 je Aktie beschlossen. Dies führte zu einer Dividendenzahlung von EUR 299 Mio an die Aktionäre der OMV Aktiengesellschaft, im Vergleich zu 373 Mio im Vorjahr. Dies bedeutet einen

20%igen Rückgang im Vergleich zu 2007 und ist mit der Erhaltung unserer konservativen Finanzstruktur in dem deutlich herausfordernderen Umfeld, das zur Zeit vorherrscht, konsistent. Dividendenzahlungen an Minderheitsaktionäre erfolgten in 1-9/09 in Höhe von EUR 37 Mio.

Segmentberichterstattung

Umsätze mit anderen Segmenten

Q2/09	Q3/09	Q3/08	U% in EUR Mio	1-9/09	1-9/08	U%	2008
737,33	806,15	1.112,36	-28 Exploration und Produktion	2.108,56	3.250,43	-35	4.065,95
5,65	6,20	12,59	-51 Raffinerien und Marketing	19,05	36,29	-48	46,10
11,16	12,34	32,57	-62 Gas und Power	43,32	88,75	-51	123,24
82,42	79,85	106,46	-25 Konzernbereich und Sonstiges	241,68	259,37	-7	360,46
836,55	904,55	1.263,98	-28 Summe	2.412,61	3.634,84	-34	4.595,75

Umsätze mit Dritten

Q2/09	Q3/09	Q3/08	U% in EUR Mio	1-9/09	1-9/08	U%	2008
102,13	280,75	326,36	-14 Exploration und Produktion	587,33	773,68	-24	1.023,15
3.491,81	3.945,85	5.854,82	-33 Raffinerien und Marketing		10.272,29 16.582,52		-38 20.837,26
516,10	492,27	670,60	-27 Gas und Power	2.259,52	2.410,96	-6	3.675,10
3,12	-0,34	0,66	n.m. Konzernbereich und Sonstiges	3,86	4,54	-15	7,09
4.113,15	4.718,53	6.852,44	-31 Summe		13.123,00 19.771,70		-34 25.542,60

Umsätze

Q2/09	Q3/09	Q3/08	U% in EUR Mio	1-9/09	1-9/08	U%	2008
839,45	1.086,90	1.438,71	-24 Exploration und Produktion	2.695,88	4.024,11	-33	5.089,10
3.497,45	3.952,05	5.867,41	-33 Raffinerien und Marketing		10.291,34 16.618,81		-38 20.883,36
527,27	504,62	703,17	-28 Gas und Power	2.302,85	2.499,72	-8	3.798,34
85,54	79,51	107,13	-26 Konzernbereich und Sonstiges	245,55	263,90	-7	367,55
4.949,71	5.623,08	8.116,41	-31 Summe		15.535,61 23.406,54		-34 30.138,35

Segment- und Konzernergebnis

Q2/09	Q3/09	Q3/08		U% in EUR Mio	1- 9/09	1- 9/08	U%	2008
248,76	491,53	724,23		- 32 EBIT Exploration und Produktion 1)	967,45	2.243,55	- 57	2.273,67
11,94	35,55	- 63,07		n.m. EBIT Raffinerien und Marketing	- 3,17	180,35	n.m.	- 105,47
47,45	46,37	59,82	- 22	EBIT Gas und Power	178,65	174,81	2	244,64
- 22,98	- 21,63	- 26,17		17 EBIT Konzernbereich und Sonstiges	- 63,59	- 69,51	9	- 110,51
285,16	551,83	694,81	- 21	EBIT Segment Summe	1.079,34	2.529,20	- 57	2.302,33
				Konsolidierung:
- 48,50	1,33	27,82	- 95	Zwischengewinneliminierung	- 23,07	- 60,28	62	37,34
236,66	553,16	722,63		- 23 OMV Konzern EBIT	1.056,26	2.468,92	- 57	2.339,66
- 7,27	- 20,43	51,79		n.m. Finanzerfolg	- 116,12	122,61	n.m.	- 30,58
				OMV Konzern Ergebnis der gewöhnlichen
229,40	532,74	774,42	- 31	Geschäftstätigkeit	940,15	2.591,53	- 64	2.309,08

1) Exklusive Zwischengewinneliminierung (nunmehr in der Zeile "Konsolidierung" angeführt); Vergleichswerte der Vorperiode wurden entsprechend angepasst

Vermögenswerte 1)

in EUR Mio	30. Sept. 2009	Dez. 31, 2008
Exploration und Produktion	6.534,17	6.219,23
Raffinerien und Marketing	4.290,92	4.383,63
Gas und Power	573,79	438,87
Konzernbereich und Sonstiges	228,73	187,21
Summe	11.627,61	11.228,95

1) Segmentvermögenswerte bestehen aus immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen

Ergänzende Angaben

Wesentliche Transaktionen mit nahestehenden Unternehmen

Mit den assoziierten Unternehmen Borealis AG und Bayernoil Raffineriegesellschaft mbH bestehen laufende Geschäftsbeziehungen in Form von Güterlieferungen und Dienstleistungen.

Wesentliche Ereignisse nach dem Bilanzstichtag

Dazu wird auf die Erläuterungen im Abschnitt Ausblick des Lageberichts verwiesen.

Erklärung des Vorstands

Wir bestätigen nach bestem Wissen, dass der im Einklang mit den maßgebenden Rechnungslegungsstandards aufgestellte verkürzte Konzernzwischenabschluss ein möglichst getreues Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt und dass der Lagebericht des Konzerns ein möglichst getreues Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns bezüglich der wichtigen Ereignisse während der ersten neun Monate des Geschäftsjahres und ihrer Auswirkungen auf den verkürzten Konzernzwischenabschluss, bezüglich der wesentlichen Risiken und Ungewissheiten in den restlichen drei Monaten des Geschäftsjahres und bezüglich der offen zu legenden wesentlichen Geschäfte mit nahe stehenden Unternehmen und Personen vermittelt.

Wien, 9. November 2009

Der Vorstand

Wolfgang Ruttenstorfer Vorsitzender

Gerhard Roiss Vorsitzender-Stellvertreter

Werner Auli David C. Davies Helmut Langanger

EBIT Aufgliederung

EBIT

Q2/09	Q3/09	Q3/08		U% in EUR Mio	1-9/09	1-9/08	U%	2008
249	492	724		-32 Exploration und Produktion 1)	967	2.244	-57	2.274
12	36	-63		n.m. Raffinerien und Marketing	-3	180	n.m.	-105
47	46	60		-22 Gas und Power	179	175	2	245
-23	-22	-26		17 Konzernbereich und Sonstiges	-64	-70	9	-111
-49	1	28		-95 Konsolidierung	-23	-60	62	37
237	553	723		-23 OMV Konzern EBIT	1.056	2.469	-57	2.340
-51	-15	-206		93 Sondereffekte 2)	-58	-334	83	-765
-2	-4	-44		91 davon: Personal und Restrukturierung	-6	-57	89	-125
-29	-12	-168	93	Außerplanmäßige Abschreibungen	-42	-178	76	-250
1	2	8	- 77	Anlagenverkäufe	13	28	53	31
				Rückst. f. Rechtsstreitigkeiten
–	2	-3	n.m.	(Petrom)	2	-128	n.m.	-358
-21	-2	2	n.m.	Sonstiges	-24	–	n.a.	-63
				CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/-
137	54	-73	n.m.	verluste (–) 3)	109	184	-41	-300
151	514	1.002		-49 CCS EBIT vor Sondereffekten 3)	1.005	2.619	-62	3.405
276	502	727		-31 davon: Exploration und Produktion 1)	1.005	2.307	-56	2.580
-103	-14	207	n.m.	Raffinerien und Marketing 3)	-95	245	n.m.	602
49	46	60	-24	Gas und Power	181	191	-5	274
-23	-21	-21	-1	Konzernbereich und Sonstiges	-63	-64	2	-89
-49	1	28	-95	Konsolidierung	-23	-60	62	37

1) Exklusive Zwischengewinneliminierung; Vergleichswerte der Vorperiode wurden entsprechend angepasst

2) Sondereffekte werden zum EBIT addiert bzw. vom EBIT abgezogen; für nähere Informationen verweisen wir auf die einzelnen Segmente 3) Das CCS EBIT eliminiert Lagerhaltungsgewinne oder -verluste (CCS Effekte) aus den Fuels-Raffinerien, welche durch steigende oder fallende Ölpreise verursacht werden und bietet somit eine wesentlich höhere Transparenz des operativen Ergebnisses der Raffinerien. Um eine Vergleichbarkeit zu ermöglichen, sind entsprechende Zahlen für 2008 angeführt.

EBITD

Q2/09	Q3/09	Q3/08	U% in EUR Mio	1-9/09	1-9/08	U%	2008
457	710	907	-22 Exploration und Produktion 1)	1.562	2.685	-42	2.927
106	130	195	-33 Raffinerien und Marketing	275	614	-55	453
55	52	67	-22 Gas und Power	200	204	-2	281
-10	-9	-14	36 Konzernbereich und Sonstiges	-27	-38	29	-65
-49	1	28	-95 Konsolidierung	-23	-60	62	37
560	884	1.182	-25 OMV Konzern	1.987	3.405	-42	3.633

1) Exklusive Zwischengewinneliminierung; Vergleichswerte der Vorperiode wurden entsprechend angepasst

Wirtschaftliches Umfeld: Ölpreise und Wechselkurse

Der weltweite Rohölverbrauch hat sich laut IEA in 1-9/09 um 2,6% bzw. 2,2 Mio bbl/d auf 84,4 Mio bbl/d vermindert. Während in den OECD-Ländern die Nachfrage um über 5% bzw. 2,5 Mio bbl/d sank, stieg sie in den Nicht-OECD-Ländern um 0,3 Mio bbl/d. Dieser Anstieg ist großteils auf den Mehrbedarf Chinas zurückzuführen. Geringfügigen Mehrbedarf gab es in anderen asiatischen Ländern, in Südamerika und im Nahen Osten. In den Ländern der GUS sank der Ölverbrauch um über 6%. Die weltweite Ölproduktion wurde gegenüber der Vorjahresperiode um 2 Mio bbl/d auf 84,7 Mio bbl/d reduziert. Daraus resultiert ein Aufbau an Rohöllagerbeständen von 0,3 Mio bbl/d. Die OPEC-Länder drosselten ihre Rohölproduktion überproportional um 9% auf 28,6 Mio bbl/d. Unter Berücksichtigung der leicht gestiegenen Mengen an NGL errechnet sich eine OPEC-Ölproduktion von insgesamt 33,7 Mio bbl/d bzw. ein weltweiter Marktanteil von 40%. Produktionssteigerungen verzeichneten Südamerika (+5%) und die GUS (+2%), in der OECD ging die Produktion um 1% zurück.

Der durchschnittliche Brent-Preis in 1-9/09 betrug USD 57,32/bbl und lag damit um 48% unter dem Vorjahresniveau von USD 111,11/bbl. Brent startete zu Jahresbeginn mit einem Preisniveau von USD 40/bbl und zeigte bis Mitte März geringe Schwankungen und keinen einheitlichen Trend. Danach kletterte die Tagesnotierung für Brent-Rohöl bis Mitte Juni auf über USD 70/bbl. Unterbrochen von vorübergehenden Preisrückgängen Anfang Juli und Anfang September zeigte die Ölpreisentwicklung auch weiterhin

einen Aufwärtstrend. Der Durchschnittspreis für Urals lag in 1-9/09 bei USD 56,77/bbl, um 47% unter 1-9/08. Die Rohölpreisentwicklung basierte in den letzten Monaten wenig auf den realen Fakten des physischen Markts, wie z.B. dem Wachstum freier Produktionskapazitäten und des Angebots bei sinkender Nachfrage und steigenden Lagerbeständen. Die Aussicht auf Konjunkturerholung, die Absicherung gegen Dollarschwäche und Inflation sowie niedrige Kapitalmarktzinsen waren die Hauptmotive von Finanzmarktakteuren, sich verstärkt am Goldmarkt und am Futures-Markt für Öl und Ölprodukte zu engagieren. Die klare Contango-Marktlage führte aber auch zu verstärktem Arbitrageverhalten und Lagerbildung, die sich zuerst am Rohölmarkt und später auf dem Mitteldestillatmarkt zeigte. Am Rotterdamer Mineralölproduktenmarkt war dadurch auch der Preisrückgang für Mitteldestillate (in EUR) mit einem Minus von knapp 50% ausgeprägter als bei anderen Produktgruppen, die sich um knapp 40% verbilligten. Die Raffinerie-Margen lagen trotz Verbesserung in Q3/09 deutlich unter dem Vorjahresniveau.

Nach einem zweimonatigen Hoch zu Jahresbeginn geriet die US-Währung im Jahresverlauf zunehmend unter Druck. Dennoch zeigte sich der USD im Periodenvergleich stärker als im Vorjahr und der EUR-USD-Wechselkurs lag mit 1,367 im Durchschnitt um 10% unter 1-9/08 (1,522). Der rumänische Leu (RON) verlor in 1-9/09 gegenüber dem EUR an Stärke, und lag im Schnitt bei 4.230/EUR, 16% unter 1-9/08.

Q2/09	Q3/09	Q3/08	U%		1-9/09	1-9/08	U%	2008
59,13	68,08	115,09		-41 Durchschnittl. Brent-Preis in USD/bbl	57,32	111,11	-48	97,26
58,36	67,88	113,55		-40 Durchschnittl. Urals-Preis in USD/bbl	56,77	108,07	-47	94,76
1,362	1,430	1,504		-5 Durchschnittl. EUR-USD-Kurs	1,367	1,522	-10	1,471
4,196	4,226	3,576		18 Durchschnittl. EUR-RON-Kurs	4,230	3,638	16	3,683
3,081	2,956	2,378		24 Durchschnittl. USD-RON-Kurs	3,104	2,394	30	2,520
2,30	3,26	10,54		-69 NWE Raffineriemarge in USD/bbl	3,36	8,04	-58	8,23
1,50	1,65	6,59		-75 Med Urals Raffineriemarge in USD/bbl	2,25	5,52	-59	5,54

Quelle: Reuters

OMV Aktienkursentwicklung

Nach einer schwachen Kursperformance in Q2/09, wies die OMV Aktie auch in Q3/09 eine hohe Volatilität mit keinem klaren Trend auf. Nach ihrem Quartalstiefststand von EUR 24,32 am 8. Juli folgte ein Hoch mit EUR 29,28 am 27. Juli. Am 30. September schloss die Aktie bei EUR 27,57, was einem leichten Anstieg gegenüber dem Quartalsbeginn entspricht. In Summe bedeutete dies einen Kursanstieg der OMV Aktie in Q3/09 um nur 0,2%, und

somit eine schwächere Performance als der allgemeine Markttrend. Die internationalen Finanzmärkte zeigten eine stärkere Performance mit Steigerungen des FTSEurofirst 100 (+17%), des Dow Jones (+14%) und des österreichischen Leitindexes ATX (+23%). Der FTSE Global Energy Index (bestehend aus den weltweit größten Öl- und Gasunternehmen) stieg um 11%. Lediglich der Nikkei konnte mit einem Plus von nur 2% nicht Schritt halten.

ISIN: AT0000743059	Marktkapitalisierung per 30. September	EUR 8.237 Mio
Wiener Börse: OMV	Schlusskurs per 30. September	EUR 27,57
Reuters: OMV.VI	Jahreshöchstkurs am 10. Juni	EUR 31,00
Bloomberg: OMV AV	Jahrestiefstkurs am 23. Jänner	EUR 18,02
ADR Level I: OMVKY	Ausstehende Aktien (per 30. September)	298.762.125
	Ausstehende Aktien (gewichtet) in Q3/09	298.760.702
ISIN: AT0000341623	3,75% OMV bond (2003-2010)
ISIN: XS0422624980	6,25% OMV bond (2009-2014)

Abkürzungen

bbl: Fass (159 Liter); bcf: (billion cubic feet) Milliarden Kubikfuß; boe: Fass Öläquivalent; boe/d: Fass Öläquivalent pro Tag; CCS: (Current cost of supply) zu aktuellen Beschaffungskosten; E&P: Exploration und Produktion; EPS: (Earnings per share) Ergebnis je Aktie; EUR: Euro; G&P: Gas und Power; Kb&S: Konzernbereich und Sonstiges; LNG: (Liquefied Natural Gas) verflüssigtes Erdgas; m: Meter; Mio: Million; n.a.: (not available) Wert nicht verfügbar; n.m.: (not meaningful) Wert nicht aussagekräftig; NGL: Natural Gas Liquids; NWE: (North-West European) Raffineriemarge für den nordwesteuropäischen Raum; R&M: Raffinerien und Marketing inklusive Petrochemie; RON: Rumänischer Leu; t: Tonne; USD: US Dollar

OMV Kontakte

Homepage: www.omv.com

Investor Relations Tel. +43 1 40440-21600; e-mail: investor.relations@omv.com Presse Tel. +43 1 40440-21661; e-mail: media.relations@omv.com