OMV AG — Earnings Release 2009

Feb 25, 2010

Bericht Jänner – Dezember und Q4 2009

25. Februar 2010 7:30 (MEZ)

Fortschritte in einem herausfordernden Umfeld

Q3/09	Q4/09	Q4/08		% in EUR Mio	2009	2008	%
553	354	-129		n.m. Betriebserfolg (EBIT)	1.410	2.340	-40
568	476	301		58 EBIT vor Sondereffekten	1.590	3.105	-49
514	413	786		-47 CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	1.418	3.405	-58
283	103	-208		n.m. Periodenüberschuss nach Minderheiten	572	1.374	-58
259	117	302	-61	CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten nach Minderheiten 1)	596	1.942	-69
0,95	0,35	-0,70		n.m Ergebnis je Aktie in EUR	1,91	4,60	-58
0,87	0,39	1,01		-61 CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten in EUR 1)	1,99	6,50	-69
174	401	515		-22 Cashflow aus der Betriebstätigkeit	1.847	3.214	-43
–	–	–		n.a. Dividende je Aktie in EUR 2)	1,00	1,00	0

1) Das CCS Ergebnis eliminiert Lagerhaltungsgewinne/-verluste aus den Fuels-Raffinerien. Für eine nähere Definition siehe S. 8 2) 2009: Vorschlag an die Hauptversammlung 2010

• Volatiles und herausforderndes operatives Umfeld: Mit einer Produktion von 327.000 boe/d in Q4 stieg die Produktion dem Trend aus den Vorquartalen folgend; der Ölpreis in Q4/09 lag im Schnitt über Q4/08 sowie Q3/09; die Raffineriemargen waren rückläufig, Mitteldestillate waren besonders stark betroffen
• Ergebnisse unter dem hohen Vorjahrsniveau: Das CCS EBIT vor Sondereffekten fiel im Vergleich zu Q4/08 um 47% auf EUR 413 Mio; der CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten nach Minderheiten belief sich auf EUR 117 Mio in Q4/09 und wurde durch höhere Netto-Zinsaufwendungen und Steuern beeinflusst; vorgeschlagene Dividende mit EUR 1 pro Aktie auf dem Niveau des Vorjahrs, Ausschüttungsgrad von 52%
• Ausblick 2010: In E&P erwarten wir einen Produktionsanstieg; das Umfeld in R&M bleibt in allen Bereichen herausfordernd; verstärkter Fokus auf G&P setzt sich fort

Wolfgang Ruttenstorfer, OMV Generaldirektor:

"Dank der erfolgreichen Inbetriebnahme neuer Felder, vor allem Maari (Neuseeland) und Komsomolskoe (Kasachstan), konnten wir im Laufe des Jahrs 2009 unsere Produktion kontinuierlich steigern. Das Umfeld im Downstream-Bereich hingegen blieb, speziell bei Mitteldestillaten, besonders herausfordernd und bis dato gibt es keine deutlichen Anzeichen einer Konjunkturerholung. Diese Umstände bewogen das Management, den ursprünglichen Investitionsplan für die rumänischen Raffinerien zu überarbeiten und neue Rahmenbedingungen für die zukünftige Raffinerie-Strategie von Petrom festzulegen. Im Bereich G&P entwickelten sich die einzelnen Kernprojekte wie die Nabucco Gaspipeline sowie die Gaskraftwerke in Rumänien und der Türkei kontinuierlich weiter. Die Kostenposition des Konzerns verbesserte sich weiter und wir sind auf dem besten Weg unser Ziel, die Reduktion der Produktions- und Gemeinkosten um EUR 300 Mio bis Ende 2010, zu erreichen. Die integrierte Strategie sowie die solide Finanzstruktur von OMV erwiesen sich dabei als starker Rückhalt des Konzerns in wirtschaftlich turbulenten Zeiten."

Inhalt

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

• 10| Gas und Power

• 12| Konzernabschluss 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

OMV Q2/07|1 Mehr bewegen.

Ergebnisse auf einen Blick

Viertes Quartal 2009 (Q4/09)

In Q4/09 wirkte sich das günstige Ölpreisumfeld positiv auf die Ergebnisse aus. Der negative Ergebniseffekt der schwachen OMV Referenz-Raffineriemarge wurde durch einen stetig steigenden Brent-Preis, der das Niveau von Q4/08 um 34% übertraf, sowie positive CCS Effekte und niedrigere Netto-Sonderaufwendungen mehr als kompensiert. Das Konzern-EBIT von EUR 354 Mio lag daher deutlich über Q4/08. Petroms Beitrag zum Konzern-EBIT stieg auf EUR 45 Mio, da das Vorjahrsergebnis von erheblichen Netto-Sonderaufwendungen belastet war. Der Finanzerfolg lag mit EUR -112 Mio über dem Niveau von Q4/08, da verbesserte At-Equity-Beiträge von Borealis und Petrol Ofisi den höheren Netto-Zinsaufwand, der in Q4/09 eine Rückstellung für die Steuerdurchsicht bei Petrom beinhaltet, überkompensierten. Der Periodenüberschuss nach Minderheiten (n.M.) stieg von EUR -208 Mio auf EUR 103 Mio. Das CCS EBIT vor Sondereffekten sank um 47% auf EUR 413 Mio vor Berücksichtigung von Netto-Sonderaufwendungen von EUR 123 Mio und bereinigt um Lagerhaltungsgewinne in Höhe von EUR 63 Mio. Das CCS EBIT vor Sondereffekten von Petrom lag mit EUR 137 Mio um 13% unter Q4/08. Der CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten n.M. betrug EUR 117 Mio und das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten belief sich auf EUR 0,39.

Jänner – Dezember 2009

2009 lag der durchschnittliche Brent-Preis in USD um 37% unter dem Vorjahrsniveau. Insgesamt litt das Konzernergebnis unter dem Rückgang des Ölpreises und der Raffineriemargen sowie niedrigeren Verkaufsmengen in Folge der Wirtschaftskrise in fast allen für OMV relevanten Märkten. Das Konzern-EBIT (EUR 1.410 Mio) fiel um 40%. Der EBIT-Beitrag von Petrom stieg auf EUR 382 Mio, vor allem auf Grund wesentlich geringerer Netto-Sonderaufwendungen. Das Finanzergebnis (EUR -228 Mio) ging vor allem auf Grund von niedrigeren Dividendenerträgen nach dem Verkauf der MOL Anteile, geringeren Beiträgen von assoziierten Unternehmen und höheren Netto-Zinsaufwendungen zurück. Der Periodenüberschuss n.M. von EUR 572 Mio lag deutlich unter dem Vorjahrsniveau. Das CCS EBIT vor Sondereffekten fiel um 58% auf EUR 1.418 Mio vor Abzug von Netto-Sonderaufwendungen von EUR 180 Mio und bereinigt um Lagerhaltungsgewinne von EUR 172 Mio. Der Beitrag von Petrom zum CCS EBIT vor Sondereffekten belief sich auf EUR 440 Mio (-58%). Der CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten betrug EUR 596 Mio und das bereinigte CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten n.M. lag mit EUR 1,99 um 69% unter dem Vorjahrsniveau. Per Ende Dezember belief sich die Nettoverschuldung des KonIm Bereich Exploration und Produktion (E&P) stieg das EBIT vor Sondereffekten im Vergleich zu Q4/08 um 87% auf EUR 512 Mio, vor allem auf Grund eines günstigen Ölpreisumfelds und leicht gesteigerten Verkaufsmengen. Die Ölund Gasproduktion des Konzerns lag mit 327.000 boe/d fast 3% über dem Niveau von Q4/08.

Im Bereich Raffinerien und Marketing (R&M) lag das CCS EBIT vor Sondereffekten mit EUR -126 Mio deutlich unter dem Vorjahrsniveau. Das Raffinerie-Geschäft war durch niedrige Mitteldestillat-Aufschläge stark beeinträchtigt. Das Marketingergebnis wurde durch niedrigere Margen sowie insgesamt geringere Verkaufsmengen in Folge der Wirtschaftskrise belastet. Das Petrochemie-Geschäft litt auch unter rückläufigen Margen.

Im Bereich Gas und Power (G&P) fiel das EBIT vor Sondereffekten um 9% angesichts eines niedrigeren Ergebnisses von Petrom. Das Gas Supply, Marketing und Trading Geschäft war mit einem schwierigen Marktumfeld konfrontiert, da die Industrieaktivität auf Grund des Wirtschaftsabschwungs auf anhaltend niedrigem Niveau blieb. Das Logistik-Geschäft profitierte von höheren Volumina im Transportund Speichergeschäft.

zerns auf EUR 3.314 Mio mit einem Verschuldungsgrad von 33%.

In E&P fiel das EBIT vor Sondereffekten im Vergleich zu 2008 um 41%, insbesondere auf Grund eines deutlich niedrigeren Preisniveaus, trotz konstanter Mengen und eines positiven Hedging-Ergebnisses für Teile der Ölproduktion 2009, das das negative Ergebnis aus dem Hedge für Teile der Ölproduktion 2010 mehr als ausgleichen konnte. Die Öl- und Gasproduktion des Konzerns lag mit 317.000 boe/d auf dem Niveau des Vorjahrs.

In R&M lag das CCS EBIT vor Sondereffekten mit EUR -222 Mio deutlich unter dem Vorjahrsniveau. Dies ist vor allem auf rückläufige Raffineriemargen im Zusammenhang mit einer insgesamt niedrigeren Nachfrage im Marketing-Geschäft sowie rückläufigen Petrochemie-Margen zurückzuführen.

In G&P fiel das EBIT vor Sondereffekten um 7% insbesondere auf Grund eines schwächeren Ergebnisses von Doljchim, das durch eine geringere Nachfrage und niedrigere Preise im Jahr 2009 belastet war. Dies konnte durch bessere Ergebnisse in Gas Supply, Marketing und Trading nicht kompensiert werden. Im Logistik-Geschäft zeigten sich eine

Bedeutende Ereignisse in Q4/09

Am 18. November beendeten OMV und das türkische Unternehmen Doğan Holding die Verhandlungen bezüglich eines möglichen Erwerbs der Doğan Holding gehörenden Anteile an Petrol Ofisi und beschlossen, die bestehende stabile Partnerschaft fortzuführen.

Am 10. Dezember gab OMV bekannt, dass sie ihre italienische Tochtergesellschaft OMV Italia S.r.L. an den Mineralöl-Großhändler San Marco Petroli verkauft hat.

Am 11. Dezember starteten Central European Gas Hub und Wiener Börse den Spothandel an der gemeinsamen Gas Exchange. Der Start des Terminhandels ist für 1-6/10 geplant.

Ausblick 2010

Wir erwarten, dass der Brent-Rohölpreis auch im Jahr 2010 eine hohe Volatilität aufweisen und sich ähnlich wie in H2/09 innerhalb eines Preisbands von USD 60-80/bbl bewegen wird. Die Brent-Urals Spanne wird weiterhin niedrig erwartet. Wir gehen davon aus, dass die relevanten Wechselkurse (EUR-USD, EUR-RON und USD-RON) volatil bleiben, wobei keine wesentlichen Kursänderungen im Vergleich zu 2009 erwartet werden. Der Markt für Raffinerieprodukte wird auch 2010 herausfordernd bleiben, die Petrochemie-Margen werden zudem durch neue Produktkapazitäten im Mittleren Osten weiter unter Druck kommen. Die Marketingmengen und -margen werden weiterhin schwach erwartet, bis das gesamtwirtschaftliche Umfeld klarere Signale einer Konjunkturerholung zeigt. Um den Cashflow des Konzerns gegen niedrigere Ölpreise in 2010 teilweise abzusichern, wurde in Q2/09 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. Nachdem verschiedene Investitionsprojekte 2009 aufgeschoben wurden, plant OMV 2010 die Investitionen, exklusive größere Akquisitionen, auf rund EUR 2,8 Mrd zu erhöhen und gleichzeitig das starke Investment Grade Credit Rating sowie ein stabiles Finanzprofil aufrechtzuerhalten.

Im Geschäftsbereich E&P wird das Produktionsziel für 2010 angepasst, vor allem da Inertgase in Österreich und Pakistan nicht länger als Teile der Produktion ausgewiesen werden, eine negative Auswirkung der OPEC-Quoten auf die Produktion erwartet wird und zudem das Potenzial von bestimmten Feldentwicklungen in Österreich und Rumänien neu evaluiert wurde. Im Vergleich zu 2009 wird auf Grund der neuen Ölfelder in Maari (Neuseeland) und Komsomolskoe (Kasachstan) eine Produktionssteigerung auf rund 325.000 boe/d erwartet. Diese Felder werden in 2010 durch Erreichung der maximalen täglichen Förderleistung nennenswert zur Gesamtproduktion beitragen. Um das E&P-Portfolio weiter zu stärken, plant OMV rund 40 Explohohe Speichernachfrage und höhere verkaufte Transportvolumina.

Am 16. Dezember gab Petrom mehrere Aufsichtsratsbeschlüsse bekannt, um sich an das herausfordernde Umfeld anzupassen. In diesem Zusammenhang wurden die Rahmenbedingungen für die künftige Raffinerie-Strategie festgelegt sowie die Entscheidung getroffen, den Chemiesektor zu verlassen und Doljchim bis Ende 2010 zu schließen.

Am 18. Dezember berichtete Petrom, dass die Verhandlungen mit Oltchim, dem führenden Petrochemie-Hersteller Südosteuropas, bezüglich des Transfers der Petrochemie-Aktivitäten von Arpechim abgeschlossen wurden.

rations- und Erweiterungsbohrungen, 25% mehr als in 2009. Beträchtliche Investitionen werden in einem der derzeit wichtigsten Feldentwicklungsprojekte von OMV, dem Habban Block S2 im Jemen, getätigt. Ein weiterer substanzieller Teil des OMV Investitionsprogramms wird in Rumänien in die Kompressorstation Hurezani zur Erleichterung der Gasförderung aus Niedrigdruckbohrungen, in Entwicklungs- und Produktionsbohrungen, in die Instandhaltung der Fördersonden, in Produktionsanlagen sowie in Infrastruktur investiert. Die Restrukturierung in Rumänien wird ebenfalls fortgesetzt. Eine strenge Kostenkontrolle sowie Projektpriorisierung innerhalb von E&P werden weiterhin forciert.

Im Geschäftsbereich R&M ist in Q2/10 ein ca. einmonatiger Stillstand der Rohöldestillationsanlage in Schwechat geplant, zudem gibt es einen geplanten Stillstand in Petrobrazi im April. Auf Grund des schlechten Margenumfelds wird die Raffinerie Arpechim im Stop&Go-Modus betrieben. In Summe wird die Kapazitätsauslastung somit unter dem Niveau von 2009 liegen. Der Bau der "Ethylen Pipeline Süd" (EPS) wird voraussichtlich 2010 abgeschlossen. Diese Pipeline wird den Petrochemie-Standort Bayern (Deutschland) stärken. Der Ausstieg aus dem Retail-Geschäft in Italien Ende 2009 sowie weitere Verkäufe unrentabler Tankstellen stellen eine Optimierung des gesamten Tankstellennetzes dar. Durch striktes Kostenmanagement im Raffinerie- und Marketinggeschäft sowie eine Straffung der Organisation soll die Profitabilität in einem generell schwachen wirtschaftlichen Umfeld gestärkt werden. Bei Petrom wird die Implementierung des überarbeiteten Petrobrazi Raffinerie-Investments gestartet.

Im Geschäftsbereich G&P wird weiterhin ein Schwerpunkt auf der Ausweitung der internationalen Verkaufsaktivitäten sowie auf einer Steigerung der Handelsaktivitäten am Central European Gas Hub und an anderen europäischen Gas Hubs liegen. Weitere Marktwachstumsmöglichkeiten werden auf Grund der Ankündigung neuer Kraftwerksprojekte erwartet. Um nachhaltiges internationales Wachstum abzusichern, wird die Diversifizierung der langfristigen Gasbezugsverträge an unterschiedlichen Einlasspunkten in Europa (via Pipeline oder LNG) angestrebt. Für das Nabucco-Gaspipeline-Projekt wird die finale Investitionsentscheidung für Ende 2010 erwartet. Im Zuge dessen ist ein Open Season Prozess geplant, der zum Abschluss von ersten verbindlichen Transportverträgen führen soll. Die LNG-Projekte Gate und Adria LNG verlaufen nach Plan. Die Erweiterungen an der WAG Gaspipeline werden fortgesetzt, mit dem Ziel die Transportkapazität bis 2011 zu erhöhen. Eine neue

Kompressorstation in Baumgarten sowie eine neue Gasleitung zwischen Baumgarten und Auersthal (Österreich) werden die Transportkapazität ab 2011 ebenfalls erhöhen. Der in 2009 begonnene Bau eines 800 MW-Klasse Gaskraftwerks in Brazi (Rumänien) schreitet planmäßig voran. Die Grundsteinlegung für ein Kraftwerksprojekt ähnlicher Größe in Samsun (Türkei) ist für 1-6/10 geplant. Bei der Central European Gas Hub AG, einer österreichischen Gas-Plattform, wird nach erfolgreichem Start des Börsenhandels am Kassamarkt im Dezember 2009 in 1-6/10 ein Terminmarkt implementiert.

Auf einen Blick

Q3/09	Q4/09	Q4/08		% in EUR Mio	2009	2008	%
4.719	4.794	5.771		-17 Umsatz 1)	17.917	25.543	-30
492	483	30		n.m. EBIT E&P 2)	1.450	2.274	-36
36	-140	-286		-51 EBIT R&M	-143	-105	35
46	56	70		-19 EBIT G&P	235	245	-4
-22	-27	-41		-33 EBIT Konzernbereich & Sonstiges	-91	-111	-18
1	-18	98		n.m. Konsolidierung	-41	37	n.m.
553	354	-129		n.m. EBIT	1.410	2.340	-40
502	512	274		87 EBIT vor Sondereffekten E&P 2), 3)	1.517	2.580	-41
-14	-126	357		n.m. CCS EBIT vor Sondereffekten R&M 3)	-222	602	n.m.
46	75	83		-9 EBIT vor Sondereffekten G&P 3)	256	274	-7
				EBIT vor Sondereffekten Konzernbereich und
-21	-29	-25	14	Sonstiges 3)	-92	-89	3
1	-18	98		n.m. Konsolidierung	-41	37	n.m.
514	413	786		-47 CCS EBIT vor Sondereffekten 3)	1.418	3.405	-58
533	242	-282		n.m. Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	1.182	2.309	-49
362	111	-365		n.m. Periodenüberschuss	717	1.529	-53
283	103	-208		n.m. Periodenüberschuss nach Minderheiten	572	1.374	-58
				CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten nach
259	117	302	-61	Minderheiten 3)	596	1.942	-69
0,95	0,35	-0,70		n.m. Ergebnis je Aktie (EPS) in EUR	1,91	4,60	-58
0,87	0,39	1,01		-61 CCS EPS vor Sondereffekten in EUR 3)	1,99	6,50	-69
174	401	515		-22 Cashflow aus der Betriebstätigkeit	1.847	3.214	-43
0,58	1,34	1,72		-22 Cashflow je Aktie (CFPS) in EUR	6,18	10,76	-43
3.152	3.314	3.448		-4 Nettoverschuldung	3.314	3.448	-4
31	33	37		-10 Verschuldungsgrad in %	33	37	-10
393	673	906		-26 Investitionen	2.355	3.547	-34
–	–	–		n.a. Dividende je Aktie 4)	1,00	1,00	0
–	–	–		n.a. ROfA (%)	12	23	-47
–	–	–		n.a. ROACE (%)	6	12	-51
–	–	–		n.a. ROE (%)	7	16	-52
36.292	34.676	41.282		-16 OMV Mitarbeiteranzahl	34.676	41.282	-16
30.553	28.984	35.588	-19	davon Petrom Gruppe	28.984	35.588	-19

1) Umsätze exklusive Mineralölsteuer

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

sprechend 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 4) 2009: Vorschlag an die Hauptversammlung 2010

Exploration und Produktion (E&P)

Q3/09	Q4/09	Q4/08	% in EUR Mio	2009	2008	%
1.087	1.101	1.065	3 Umsatz	3.797	5.089	-25
492	483	30	n.m. EBIT 1)	1.450	2.274	-36
-11	-29	-244	-88 Sondereffekte	-67	-307	-78
502	512	274	87 EBIT vor Sondereffekten 1)	1.517	2.580	-41
Q3/09	Q4/09	Q4/08	% Operative Kennzahlen	2009	2008	%
29,1	30,0	29,2	3 Gesamtproduktion in Mio boe	115,5	115,9	0
317.000	327.000	318.000	3 Gesamtproduktion in boe/d	317.000	317.000	0
16,1	16,7	15,6	7 Rohöl- und NGL-Produktion in Mio bbl	62,6	60,9	3
73,2	75,0	76,8	-2 Erdgasproduktion in bcf	297,2	308,0	-4
68,08	74,53	55,48	34 Durchschnittl. Brent-Preis in USD/bbl	61,67	97,26	-37
73,38	72,49	56,54	28 Durchschnittlich realisierter Rohölpreis in USD/bbl	60,94	89,74	-32
78,00	71,21	132,57	-46 Explorationsausgaben in EUR Mio	251,85	406,01	-38
73,05	39,08	128,32	-70 Explorationsaufwand in EUR Mio	239,05	333,97	-28
11,95	12,67	13,33	-5 Produktionskosten in USD/boe	12,02	14,29	-16

	Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)
Q3/09	Q4/09	Q4/08		% in EUR Mio	2009	2008	%
210	158	-187		n.m. EBIT 1)	582	796	-27
-12	-40	-232		-83 Sondereffekte	-51	-298	-83
221	198	44		n.m. EBIT vor Sondereffekten 1)	633	1.094	-42
Q3/09	Q4/09	Q4/08		% Operative Kennzahlen	2009	2008	%
185.000	187.000	192.000		-3 Gesamtproduktion in boe/d	187.000	194.000	-4
8,4	8,5	8,7		-1 Rohöl- und NGL-Produktion in Mio bbl	33,5	34,4	-3
1,3	1,3	1,4		-4 Erdgasproduktion in Mrd m³ 2)	5,3	5,6	-5
67,88	74,27	54,65		36 Durchschnittl. Urals-Preis in USD/bbl	61,18	94,76	-35
71,29	69,14	45,75		51 Durchschnittlich realisierter Rohölpreis in USD/bbl	58,86	83,01	-29
				Regulierter Inlandsgaspreis für Produzenten in
167,48	171,38	170,75	0	USD/1.000 m³	162,38	195,59	-17
15,12	15,93	17,40		-8 Produktionskosten in USD/boe	15,06	18,27	-18

1) Exklusive Zwischengewinneliminierung; Vergleichswerte der Vorperioden wurden entsprechend angepasst 2) Werte in Mrd m³ berichtet, da rumänische Gaspreise auf 1.000 m³ basieren

Viertes Quartal 2009 (Q4/09)

• Der im Jahresvergleich höhere Ölpreis stärkte das Ergebnis in Q4/09; der schwächere USD mäßigte diesen Effekt
• Produktionsmengen über Q4/08: Wesentlich höhere Mengen aus Neuseeland, Habban (Jemen) und Komsomolskoe (Kasachstan) konnten den Rückgang in Rumänien und Großbritannien mehr als ausgleichen
• Positive OPEX-Entwicklung auf Grund erfolgreicher Kostensenkungsmaßnahmen führt zu einer allgemeinen Verbesserung der Kostensituation
• Die auf einem 3-Jahres-Durchschnitt basierende Reservenersatzrate stieg von 55% auf 71%

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 schwächeren USD stieg der Bereichsumsatz in Q4/09, hauptsächlich auf Grund des günstigen Ölpreisumfelds, leicht an. Der Rohölpreis Brent in USD/bbl stieg im Vergleich zu Q4/08 um 34% während sich der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns um 28% auf USD 72,49/bbl erhöhte. Dieser geringere Anstieg spiegelt das verglichen mit Q4/08 insgesamt niedrigere positive Hedging-Ergebnis wider. Die Notierung für Urals, dem Referenzölpreis für Rumänien, nahm um 36% zu. Der durchschnittlich im Konzern erzielte Gaspreis in EUR war gegenüber Q4/08 um 15% niedriger und spiegelt die verzögerte, an den Ölpreis gekoppelte Entwicklung der Gaspreise wider. Das EBIT stieg, hauptsächlich durch die günstige Preissituation und Verkaufsmengen leicht über Q4/08, signifikant an. Höhere Verkaufsmengen aus Neuseeland, Österreich, Kasachstan und dem Jemen kompensierten die niedrigeren Mengen aus Rumänien, Pakistan und Großbritannien. Der Explorationsaufwand lag, trotz der Abschreibungen von nicht fündigen Bohrungen in Großbritannien und Irland, um 70% unter dem außergewöhnlich hohen Niveau von Q4/08. Das Ergebnis wurde zum Teil durch den nicht realisierten Verlust (EUR -11 Mio) aus dem Rohöl-Hedge, der in Q2/09 für Teile der Ölproduktion in 2010 abgeschlossen wurde, belastet. Die in 2008 für die Aktivitäten in 2009 abgeschlossenen Hedging-Instrumente haben in Q4/09 mit EUR 33 Mio jedoch positiv zum E&P-EBIT beigetragen. Der schwächere USD wirkte sich negativ auf die Umsätze in EUR aus, während der verglichen zu Q4/08 schwächere RON (vs. EUR) einen stark positiven Effekt auf die in RON gebuchten, aber in EUR ausgewiesenen Kosten, hatte. 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 87% über dem Vorjahrswert und exkludiert Netto-Sonderaufwendungen in Höhe von EUR 29 Mio, die hauptsächlich auf Personalrestrukturierungskosten bei Petrom sowie die Abschreibungen von Material und Services zurückzuführen sind.

Die Produktionskosten (OPEX) exkl. Lizenzgebühren in USD/boe fielen im Vergleich zu Q4/08 um 5%. Die OPEX/boe von Petrom verringerten sich um 8%, da Kosteneinsparungen die negativen Mengen- und FX-Effekte bei Petrom mehr als kompensieren konnten. Die Explorationsausgaben sanken um 46% auf EUR 71 Mio auf Grund geringerer Explorationsaktivitäten in Russland, Libyen, Rumänien sowie Großbritannien und trotz höherer Explorationsaktivitäten in Tunesien und im Jemen.

Die Gesamtproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas lag mit 327.000 boe/d über Q4/08. Die Erdöl- und NGL-Produktion stieg um 7% gegenüber Q4/08, im Wesentlichen auf Grund der höheren Mengen aus Neuseeland (+14.000 bbl/d), Habban sowie Komsomolskoe, die den Mengenrückgang in Rumänien, Tunesien und Großbritannien mehr als kompensieren konnten. Die Produktion in Libyen lag auf dem Niveau von Q4/08. Die Erdgasproduktion fiel um 2%. Teilweise Stillstände in der lokalen Düngemittelindustrie und anderen Industrien 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 teilweise durch zusätzliche Mengen aus Großbritannien kompensiert werden. Niedrigere Verkaufsmengen in Rumänien, Pakistan und Großbritannien konnten durch höhere Mengen in Neuseeland, Österreich, Kasachstan und im Jemen mehr als kompensiert werden. Dies führte zu einer gegenüber Q4/08 um 4% höheren Gesamtverkaufsmenge.

Verglichen zu Q3/09 stieg das EBIT vor Sondereffekten um 2%. Das Ergebnis wurde durch höhere Rohölpreise (Brent und Urals stiegen beide um 9%) und das positive Hedging-Ergebnis, welches jedoch im Vergleich zum Vorquartal eine insgesamt niedrigere positive Auswirkung hatte, gestärkt. Die Verkaufsmengen lagen um 2% über Q3/09 hauptsächlich auf Grund höherer Mengen in Tunesien (Ashtart), Kasachstan und Österreich, die dem Rückgang in Neuseeland, Libyen und Rumänien entgegenwirken konnten. Die weitere Inbetriebnahme des Ölfelds Komsomolskoe wirkte sich positiv auf die Ölproduktion aus. Diese stieg auch vor allem in Libyen, nachdem auf die OPEC-Quote zurückzuführende Produktionskürzungen den Betriebsführern temporär anders zugeteilt wurden. Die Gasproduktionsmenge stieg geringfügig auf Grund des Abschlusses der geplanten Wartungsarbeiten der Sauergas-Anlage Aderklaa (Österreich).

Jänner – Dezember 2009

Der Bereichsumsatz nahm auf Grund niedrigerer Durchschnittspreise, trotz eines stärkeren USD und Verkaufsmengen auf dem Vorjahrsniveau, signifikant ab. Während der Rohölpreis Brent gegenüber 2008 um 37% sank, fiel der durchschnittlich realisierte Rohölpreis im Konzern um 32% auf USD 60,94/bbl. Der durchschnittlich im Konzern erzielte Gaspreis fiel um 15% und spiegelt den allgemeinen Rückgang der Gaspreise wider.

Das EBIT fiel um 36%, vor allem auf Grund wesentlich niedrigerer Preise, trotz Mengen auf Vorjahrsniveau und des positiven Ergebnisses aus dem Hedge für 2009 (EUR 176 Mio), das das negative Ergebnis aus dem Hedge für 2010 mehr als kompensieren konnte (EUR -79 Mio). Das EBIT beinhaltet Netto-Sonderaufwendungen von EUR 67 Mio, die hauptsächlich auf Personalrestrukturierungskosten bei Petrom sowie die Abschreibungen von Material und Services,

Explorationslizenzen in Russland und des Meteor Felds (Großbritannien) zurückzuführen sind. Das EBIT vor Sondereffekten lag um 41% unter 2008.

Die Produktionskosten exkl. Lizenzgebühren in USD/boe (OPEX) fielen um 16%. Die OPEX/boe von Petrom verringerten sich, trotz der negativen Wirkung der leicht niedrigeren Produktionsmengen auf die Kosten pro Faß, auf Grund eines im Vergleich zum USD um 21% schwächeren RON sowie Kosteneinsparungen um 18%. Die Explorationsausgaben waren um 38% niedriger als in 2008, vor allem durch den Rückgang der Aktivitäten von Petrom, in Österreich und in der Kernregion Nordafrika. Die Gesamtproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas lag auf dem Niveau von 2008. Die Erdöl- und NGL-Produktion lag vor allem auf Grund höherer Produktionsmengen in Neuseeland und im Jemen, die niedrigere Mengen in Rumänien, Libyen und

Großbritannien kompensierten, leicht über 2008. Die Erdgasproduktion sank um 4%, vor allem durch teilweise Stillstände in der rumänischen Düngemittelindustrie und anderen Industrien, sowie niedrigeren Mengen in Österreich und Pakistan, wo Gase, die nicht Kohlenwasserstoffe sind, nicht mehr als Teil der Produktionsmenge ausgewiesen werden. In Österreich, konnte dieser Effekt jedoch durch zusätzliche Mengen aus den Feldern Strasshof und Ebenthal (Österreich) mehr als kompensiert werden.

Per 31. Dezember 2009 betrugen die sicheren Öl- und Gasreserven 1.188 Mio boe (davon Petrom: 854 Mio boe), die sicheren und wahrscheinlichen Öl- und Gasreserven beliefen sich auf 1.870 Mio boe (davon Petrom: 1.254 Mio boe). Aus diesem Grund stieg die weltweite, auf einem 3-Jahres-Durchschnitt basierende Reservenersatzrate auf 71% (2008: 55%). Für das Einzeljahr 2009 fiel diese Rate auf 85% (2008: 91%).

Raffinerien und Marketing (R&M)

Q3/09	Q4/09	Q4/08		% in EUR Mio	2009	2008	%
3.952	3.609	4.265		-15 Umsatz	13.900	20.883	-33
36	-140	-286		-51 EBIT	-143	-105	35
27	0	122	-100	davon Petrochemie	40	168	-76
-4	-76	-159		-52 Sondereffekte	-93	-408	-77
54	63	-484		n.m. CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–)1)	172	-300	n.m.
-14	-126	357		n.m. CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	-222	602	n.m.
Q3/09	Q4/09	Q4/08		% Operative Kennzahlen	2009	2008	%
1,30	0,79	7,25		-89 OMV Referenz-Raffineriemarge in USD/bbl	1,99	6,14	-68
5,72	5,46	5,53		-1 Raffinerieeinsatz in Mio t	22,28	23,76	-6
83	79	86		-8 Raffinerie-Auslastungsgrad gesamt in %	82	86	-5
5,55	5,32	5,72		-7 Raffinerie-Verkaufsmenge gesamt in Mio t	21,49	22,64	-5
0,52	0,49	0,46	9	davon Petrochemie in Mio t	2,02	2,13	-5
4,64	4,24	4,67		-9 Verkaufsmengen Marketing in Mio t	17,41	18,45	-6

Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)

Q3/09	Q4/09	Q4/08	% in EUR Mio	2009	2008	%
11	-87	-273	-68 EBIT	-146	-488	-70
1	-75	-125	-40 Sondereffekte	-92	-326	-72
26	40	-160	n.m. CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–)1)	105	-57	n.m.
-16	-52	11	n.m. CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	-160	-105	52

Q3/09	Q4/09	Q4/08		% Operative Kennzahlen	2009	2008	%
-0,92	-1,74	3,95		n.m. OMV Referenz-Raffineriemarge Ost in USD/bbl	0,02	1,43	-99
1,35	1,17	1,55		-24 Gesamte Verarbeitungsmenge in Mio t	5,16	6,12	-16
67	58	77		-25 Raffinerie-Auslastungsgrad gesamt in %	65	77	-16
1,44	1,21	1,49		-19 Raffinerie-Verkaufsmenge in Mio t	5,39	5,72	-6
0,01	0,02	0,03	-53	davon Petrochemie in Mio t	0,05	0,27	-82
1,42	1,23	1,54		-20 Verkaufsmengen Marketing in Mio t	5,28	5,64	-6
828	814	819		-1 Tankstellenanzahl	814	819	-1

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

Viertes Quartal 2009 (Q4/09)

• OMV Raffineriemarge, hauptsächlich auf Grund von niedrigen Mitteldestillat-Aufschlägen, weiter stark unter Druck
• Steigende Ölpreise in Q4/09 führten zu positiven CCS Effekten im Raffinerie-Geschäft von EUR 63 Mio
• Petrochemie-Geschäft war von rückläufigen Margen negativ beeinflußt
• Marketing-Geschäft litt unter niedriger Nachfrage und niedrigeren Margen als Resultat des schwächeren wirtschaftlichen Umfelds

Ein geringeres Preisniveau und rückläufige Verkaufsmengen führten im Vergleich zu Q4/08 zu einem 15%igen Rückgang im R&M-Bereichsumsatz.

Das CCS EBIT vor Sondereffekten lag mit EUR -126 Mio deutlich unter dem Vorjahrsniveau, insbesondere hervorgerufen durch einen starken Rückgang der Raffineriemargen, aber auch durch Rückstellungen in Bezug auf eine Steuerdurchsicht bei Petrom. Die Netto-Sonderaufwendungen in Q4/09 in Höhe von EUR 76 Mio bezogen sich vorwiegend auf Abschreibungen von Raffinerieanlagen bei Petrom, ausgelöst durch den überarbeiteten Investitionsplan, der im Dezember bekannt gegeben wurde. Positive CCS Effekte in Höhe von EUR 63 Mio auf Grund von steigenden Ölpreisen führten zu einem EBIT von EUR -140 Mio.

Das CCS EBIT vor Sondereffekten im Raffinerie-Geschäft sank im Vergleich zu Q4/08 vor allem auf Grund eines starken Rückgangs der Raffineriemargen. Die OMV Referenz-Raffineriemarge in Höhe von USD 0,79/bbl (vs. USD 7,25/bbl in Q4/08) resultierte hauptsächlich aus niedrigeren Spannen für Mitteldestillate in Folge von schwacher Nachfrage und hohen Lagerbeständen in Europa. Insbesondere die Raffinerien West litten unter dieser Entwicklung, da deren Produktenausbeute stark von Mitteldestillaten geprägt ist. Darüber hinaus belasteten höhere Kosten für den Eigenenergieverbrauch wegen höherer Rohölpreise im Vergleich zu Q4/08 die Referenzmarge. Ein Rückgang der Raffinerie-Verkaufsmengen belastete ebenfalls das Ergebnis. Die OMV Referenz-Raffineriemarge Ost war negativ und litt ebenfalls unter den schwachen Mitteldestillat-Margen und höheren Kosten für den Eigenenergieverbrauch.

Die gesamte Kapazitätsauslastung lag bei 79%. In den Raffinerien West war die Auslastung auf dem Niveau von Q4/08 bei 89%, während die Kapazitätsauslastung bei Petrom, hauptsächlich durch den Betriebsstop der Raffinerie Arpechim im November auf Grund des schwachen wirtschaftlichen Umfelds, auf 58% stark zurückging. Insgesamt fielen die Raffinerie-Verkaufsmengen um 7% verglichen zu Q4/08.

Das Petrochemie-Ergebnis West lag unter dem Niveau von Q4/08 auf Grund wesentlich niedrigerer Margen für Ethylen und Propylen. Höhere Verkaufsmengen konnten dies nur teilweise kompensieren.

Das Marketingergebnis vor Sondereffekten lag unter dem Vorjahrsniveau insbesondere auf Grund von niedrigeren Margen, insgesamt niedrigeren Verkaufsmengen und einem niedrigeren Beitrag aus dem Non-Oil-Geschäft in Folge der Wirtschaftskrise. Per 31. Dezember 2009 verringerte sich die Tankstellenanzahl des Konzerns um 4% vs. Ende Dezember 2008, vorwiegend auf Grund des laufenden Verkaufs von österreichischen Tankstellen im Zuge der Netzwerkoptimierung.

Verglichen zu Q3/09 fiel das CCS EBIT vor Sondereffekten auf Grund von niedrigeren Benzin-Aufschlägen und höheren Kosten für den Eigenenergieverbrauch, wodurch auch die OMV Referenz-Raffineriemarge um 40% zurückging. Außerdem war der Beitrag des Marketing-Geschäfts deutlich geringer, da sich Saisonalität, weiterer Nachfragerückgang und Rückstellungen in Bezug auf eine Steuerdurchsicht bei Petrom negativ auswirkten. Der Bereich Petrochemie litt unter niedrigeren Mengen und realisierten Margen.

Jänner – Dezember 2009

Der R&M-Bereichsumsatz fiel um 33% auf Grund niedrigerer Preisniveaus und Mengen.

Das CCS EBIT vor Sondereffekten von EUR -222 Mio ging im Vergleich zum Vorjahr auf Grund rückläufiger Margen im Raffinerie-Geschäft deutlich zurück und war weiters durch einen allgemeinen Nachfragerückgang im Marketing-Geschäft und rückläufige Petrochemie-Margen belastet. Trotz positiver CCS Effekte auf Grund von steigenden Ölpreisen im Laufe des Jahrs (EUR 172 Mio vs. EUR -300 Mio in 2008) war das EBIT mit EUR -143 Mio rückläufig und inkludierte Sondereffekte in Höhe von EUR -93 Mio (verglichen mit EUR -408 Mio in 2008, die die außerordentliche Abschreibung von Arpechim und Rückstellungen für Rechtsstreitigkeiten in Rumänien inkludierten). Dank eines aktiven Kostenmanagements, Restrukturierungsmaßnahmen und positiven Währungseffekten konnten die Kosten im gesamten Geschäftsbereich Raffinerien und Marketing reduziert werden.

Das Raffinerie-Ergebnis verschlechterte sich signifikant im Vergleich zu 2008. Der deutliche Rückgang der OMV Referenz-Raffineriemarge und geringere Mengen belasteten das Ergebnis.

Die gesamte Kapazitätsauslastung sank wegen der geringen Auslastung in den Ost-Raffinerien, speziell Arpechim, auf Grund der Auswirkungen des schwierigen wirtschaftlichen Umfelds auf die Nachfrage auf 82%.

Das Petrochemie-Ergebnis West verschlechterte sich im Vergleich zu 2008 auf Grund von niedrigeren Produkt-Margen trotz leicht gestiegener Verkaufsmengen.

Das Marketingergebnis vor Sondereffekten lag auf Grund niedrigerer Margen und Mengen als Resultat des wirtschaftlichen Umfelds unter dem Niveau von 2008. Dies konnte durch geringere Kosten im Vergleich zu 2008 und die Auswirkungen der erfolgreichen Restrukturierung des Tankstellennetzes von Petrom nicht kompensiert werden.

Gas und Power (G&P)

Q3/09	Q4/09	Q4/08	% in EUR Mio	2009	2008	%
505	970	1.299	-25 Umsatz	3.273	3.798	-14
46	56	70	-19 EBIT	235	245	-4
0	-18	-13	45 Sondereffekte	-21	-29	-29
46	75	83	-9 EBIT vor Sondereffekten	256	274	-7
Q3/09	Q4/09	Q4/08	% Operative Kennzahlen	2009	2008	%
2,16	4,30	3,94	9 Verkaufsmengen Erdgas in Mrd m³	13,06	12,77	2
779.767	929.945	892.546	4 Durchschnittlich verkaufte Speicherkapazität m³/h	850.207	802.760	6
19,18	19,98	17,26	16 Verkaufte Gastransporte in Mrd m³	75,29	66,32	14

Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)

Q3/09	Q4/09	Q4/08		% in EUR Mio	2009	2008	%
-4	-1	13		n.m. EBIT	17	30	-43
1	-18	-13		45 Sondereffekte	-21	-28	-27
-4	17	26		-33 EBIT vor Sondereffekten	37	58	-35
Q3/09	Q4/09	Q4/08		% Operative Kennzahlen	2009	2008	%
270	290	540		-46 Importpreis in USD/1.000 m³	353	440	-20
167	171	171	0	Regulierter Erdgaspreis für Produzenten in USD/1.000 m³	162	196	-17
0,99	1,37	1,32		3 Verkaufsmengen Erdgas in Mrd m³	4,59	5,02	-9

Viertes Quartal 2009 (Q4/09)

• Verbessertes Ergebnis und höhere Mengen bei EconGas im Vergleich zu Q4/08 trotz des schwierigen wirtschaftlichen Umfelds
• Das Logistik-Geschäft profitierte von steigenden verkauften Transportvolumina und einer guten Speichernachfrage
• Doljchim, Petroms Düngemittelanlage, war durch geringe Nachfrage und niedrigere Preise sowie durch Kosten im Zusammenhang mit der geplanten Schließung belastet

Das EBIT sank im Vergleich zu Q4/08 um 19%, hauptsächlich auf Grund des niedrigeren Petrom Ergebnisses, wo das Gasgeschäft durch niedrigere Margen und Doljchim durch Kosten im Zusammenhang mit der geplanten Schließung der Anlage belastet war. Das Logistik-Geschäft profitierte von höheren Transport- und Speichervolumina. Das EBIT vor Sondereffekten sank um 9% und ist im Wesentlichen um Kosten im Zusammenhang mit der Schließung von Doljchim bereinigt.

Das Gas Supply, Marketing und Trading Geschäft war von schwierigen Marktbedingungen geprägt, da sich die Industrieaktivitäten auf Grund des gesamtwirtschaftlichen Umfelds weiterhin auf einem niedrigen Niveau befanden. Trotzdem konnte Gas Supply, Marketing und Trading die gesamten Verkaufsmengen im Vergleich zu Q4/08 um 9% steigern. Die Verkaufsmengen von Petrom blieben im Vergleich zu Q4/08 in etwa stabil (nach einem starken Rückgang in Q4/08 vs. Q4/07), während EconGas die verkauften Mengen um 13% im Vergleich zu Q4/08 steigern konnte. Diese Entwicklung war von niedrigeren Temperaturen, höheren Auslandsmengen auf Grund gesteigerter Volumina der Tochtergesellschaften und Großhandelsmengen getrieben.

Petrom war von schwierigen Marktbedingungen und damit einhergehend von leicht geringerer Nachfrage und niedrigeren Margen belastet. Die Importmengen waren durch eine Regelung negativ beeinflusst, die Kunden mit unterbrechbaren Verträgen einen ausschließlichen Bezug von rumänischem Gas gewährt. Dadurch war gegenüber Q4/08 sogar eine leichte Steigerung der Verkaufsmengen der Petrom Gruppe zu verzeichnen. Der Importpreis in USD sank um 46% auf USD 290/1.000 m³ im Vergleich zu USD 540/1.000 m³ in Q4/08 (auch in RON 46% unter Q4/08). Der durchschnittliche Erdgaspreis für Produzenten, der nach wie vor reguliert ist, liegt seit Februar 2008 bei RON 495/1.000 m³ und ist in USD gegenüber Q4/08 unverändert (USD 171/1.000 m³).

Im Logistikbereich zeigte das Speichergeschäft im Vergleich zu Q4/08 konstante Volumina und gestiegene verkaufte Speicherraten, was auf eine gute Nachfrage und höhere verfügbare Kapazitäten zurückzuführen ist. In Folge der Inbetriebnahme einer neuen Kompressorstation auf der TAG Pipeline in Q4/09 und zusätzlicher verkaufter Kapazitäten auf der WAG und HAG Pipeline verzeichnete das Transportgeschäft deutlich höhere verkaufte Transportmengen als in Q4/08.

Das Ergebnis von Doljchim, der Düngemittelanlage von Petrom, wurde von geringer Nachfrage und niedrigen Produktenpreisen belastet. Im Dezember 2009 beschloss Petrom den Ausstieg aus dem Chemiegeschäft mit Ende 2010. In Doljchim wurden deshalb Sondereffekte im Ausmaß von EUR 18 Mio gebucht, die sich im Wesentlichen auf Rückstellungen für Restrukturierung, Abbruch und Rekultivierung beziehen.

Der Baufortschritt des Kraftwerks Brazi verlief planmäßig. Auch das Kraftwerksprojekt Samsun in der Türkei schreitet voran. In Q4/09 erhöhte OMV ihren Anteil an der Errichtergesellschaft Borasco Elektrik auf 100%.

Im Vergleich zu Q3/09 erhöhte sich das EBIT vor Sondereffekten um 63%. Dies wurde im Wesentlichen durch das

Jänner – Dezember 2009

Das EBIT vor Sondereffekten reduzierte sich im Vergleich zum Vorjahr um 7%, hauptsächlich auf Grund des Doljchim Ergebnisses, das 2009 von niedriger Nachfrage und niedrigen Preisen belastet war, aber auch auf Grund von Kosten im Zusammenhang mit der Entwicklung des Power-Geschäfts. Das auf Grund von höheren Verkaufsmengen und Portfolio-Optimierungsmaßnahmen gestiegene Ergebnis von Gas Supply, Marketing und Trading konnte dies nicht kompensieren. Auch der Logistikbereich verzeichnete eine gute Nachfrage im Speichergeschäft und höhere verkaufte Transportmengen. Das EBIT reduzierte sich im Vergleich zu 2008 um 4%. Dies geht nahezu mit der Entwicklung des EBIT vor Sondereffekten einher und berücksichtigt Sondereffekte im Zusammenhang mit der Schließung Doljchims, während in 2008 Rückstellungen für Rechtsstreitigkeiten und außerplanmäßige Abschreibungen für Doljchim enthalten waren.

Die gesamten Verkaufsmengen von Gas Supply, Marketing und Trading erhöhten sich im Vergleich zu 2008 um 2%. EconGas steigerte die verkauften Mengen um 10% hauptsächlich auf Grund von höheren Auslandsmengen der Tochtergesellschaften und Großhandelsmengen. Im Gegensatz dazu fielen die gesamten Petrom Verkaufsmengen im Vergleich zu 2008 um 9%, während der Gasverbrauch in Rumänien einen Rückgang von 15% gegenüber dem Vorjahr verzeichnete. Das Ergebnis von Gas Supply, Marketing und Trading profitierte von Portfolio-Optimierungsmaßnahmen und Tradingaktivitäten an internationalen Hubs durch

Gas Supply, Marketing und Trading Geschäft getrieben, das von saisonal höheren Verkaufsmengen begünstigt war. Die Verkaufsmengen von EconGas profitierten von höheren Mengen im Ausland sowie Großhandelsgeschäften, während die Verkaufsmengen von Petrom durch eine rumänische Regelung für Kunden mit unterbrechbaren Verträgen (siehe oben) und Ausspeicherungen getrieben waren. Im Logistik-Geschäft konnten auf Grund der Inbetriebnahme der Kompressorstation Weitendorf auf der TAG Pipeline höhere verkaufte Transportmengen erzielt werden. Der Speicher zeigte mit hohen Ausspeicherraten und auch höheren verkauften Volumina als in Q3/09 die erwartete saisonale Entwicklung. Das EBIT des Bereichs Gas und Power erhöhte sich um 22%, was einem deutlich niedrigeren Anstieg als beim EBIT vor Sondereffekten entspricht und auf die gebuchten Rückstellungen im Zusammenhang mit der Schließung von Doljchim zurückzuführen ist.

EconGas bzw. von der niedrigeren Importquote und Speicheroptimierung in Rumänien.

Das Logistik-Geschäft profitierte von höheren verkauften Transportmengen, primär auf Grund der Inbetriebnahme neuer Kompressorstationen auf der TAG Pipeline sowie zusätzlichen verkauften Mengen auf der WAG und HAG Pipeline. Eine hohe Nachfrage und höhere verfügbare Speicherkapazitäten führten zu gestiegenen vermarkteten Volumina und Speicherraten im Vergleich zu 2008.

Doljchim erzielte ein negatives Ergebnis, das sogar unter dem Vorjahrsniveau lag, obwohl das Ergebnis 2008 von Rückstellungen für Rechtsstreitigkeiten und außerplanmäßigen Abschreibungen belastet war. 2009 war von deutlich sinkender Nachfrage am rumänischen und an internationalen Märkten und damit einhergehenden niedrigeren Preisen geprägt. Daher wurde die Produktion zeitweise reduziert oder gänzlich abgeschaltet. Da Doljchim kein Kerngeschäft darstellt sowie auf Grund der schlechten wirtschaftlichen Situation, beschloss das Management den Ausstieg aus diesem Geschäftsfeld. Petrom wird die Produktion von Doljchim deshalb mit Ende 2010 einstellen. Rückstellungen im Zusammenhang mit der Schließung von Doljchim belasteten zusätzlich das Ergebnis in 2009. Auch das EBIT vor Sondereffekten von Doljchim war im Gegensatz zu 2008 negativ, was auf das bessere wirtschaftliche Umfeld im Vorjahr zurückzuführen war.

Gesetzliche Grundlagen und Methoden

Der Konzernabschluss für das Geschäftsjahr 2009 wurde unter Beachtung aller zum Erstellungszeitpunkt verpflichtenden IFRS Standards, wie sie in der EU anzuwenden sind, erstellt.

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 Jahrsbeginn 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. Korned LLP, Algabas (Kasachstan), wird seit Ende Q4/09 in den Vollkonsolidierungskreis einbezogen.

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 die 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 40%-Anteil an der Freya Pipeline GmbH & Co. KG, Bonn, wird seit Q4/09 at-equity konsolidiert. OMV Gas Storage Germany GmbH, Köln, wird seit Q4/09 vollkonsolidiert. Der Anteil an Borasco Elektrik Üretim Sanayi ve Ticaret A.Ş., Istanbul, wurde auf 100% erhöht und mit Ende Dezember 2009 in den Vollkonsolidierungskreis einbezogen.

Q3/09	Q4/09		Q4/08 Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung in EUR Mio	2009	2008
4.718,53	4.794,27		5.770,90 Umsatzerlöse	17.917,27	25.542,60
-64,15	-57,70		-62,78 Direkte Vertriebskosten	-212,67	-238,40
-3.720,46	-3.946,91		-4.921,61 Umsatzkosten	-14.703,60	-20.704,40

Gewinn- und Verlustrechnung (ungeprüft)

-3.720,46	-3.946,91		-4.921,61 Umsatzkosten	-14.703,60	-20.704,40
933,92	789,66		786,51 Bruttoergebnis vom Umsatz	3.001,00	4.599,80
47,44	65,18		85,42 Sonstige betriebliche Erträge	223,64	278,37
-195,01	-226,06		-266,13 Vertriebsaufwendungen	-800,12	-881,62
-67,92	-88,18		-61,86 Verwaltungsaufwendungen	-299,88	-279,17
-73,05	-39,08		-128,32 Explorationsaufwendungen	-239,05	-333,97
-4,40	-3,58		-4,98 Forschungs- und Entwicklungsaufwendungen	-14,44	-13,64
-87,82	-144,33		-539,90 Sonstige betriebliche Aufwendungen	-461,27	-1.030,10
553,16	353,62		-129,26 Betriebserfolg (EBIT)	1.409,88	2.339,66
33,75	7,60		-65,86 Ergebnis aus assoziierten Unternehmen	65,53	117,89
0,24	-0,19		1,36 Dividendenerträge	11,64	91,58
-64,24	-114,82		-71,92 Zinsergebnis	-297,76	-213,49
9,82	-4,52		-16,76 Sonstiges Finanzergebnis	-7,46	-26,56
-20,43	-111,93		-153,19 Finanzerfolg	-228,05	-30,58
532,74	241,69		-282,45 Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	1.181,83	2.309,08
-171,23	-130,77		-82,11 Steuern vom Einkommen und Ertrag	-464,90	-780,13
361,50	110,92		-364,56 Perioden-/Jahresüberschuss	716,93	1.528,95
			davon den Eigentümern des Mutterunternehmens
283,41	103,40	-208,14	zuzurechnen	571,71	1.374,44
78,10	7,52		-156,42 davon nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnen	145,22	154,51
0,95	0,35		-0,70 Ergebnis je Aktie in EUR	1,91	4,60
0,95	0,35		-0,70 Verwässertes Ergebnis je Aktie in EUR	1,91	4,60
–	–		– Dividende je Aktie in EUR 1)	1,00	1,00

1) 2009: Vorschlag an die Hauptversammlung 2010

Q3/09	Q4/09	Q4/08		% in EUR Mio	2009	2008	%
33,75	7,60	-65,86		n.m. Ergebnis aus assoziierten Unternehmen	65,53	117,89	-44
16,86	4,14	-41,70	n.m.	davon Borealis	11,86	91,00	-87
13,95	1,52	-35,10	n.m.	davon Petrol Ofisi	39,59	10,26	n.m.
–	–	–	n.a.	davon Oberösterreichische Ferngas	–	5,09	n.a.

Gesamtergebnisrechnung (ungeprüft)

Q3/09	Q4/09	Q4/08		% in EUR Mio	2009	2008	%
361,50	110,92	-364,56		n.m. Perioden-/Jahresüberschuss	716,93	1.528,95	-53
-15,72	-1,24	-497,91	-100	Währungsdifferenzen aus der Umrechnung ausländischer Geschäftsbetriebe	-175,61	-667,11	-74
2,04	0,66	-601,92	n.m.	Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung zur Veräußerung verfügbarer finanzieller Vermögenswerte		622,92 -1.301,71	n.m.
-20,29	-115,17	156,51	n.m.	Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung von Hedges	-190,77	110,38	n.m.
8,86	1,00	-35,86	n.m.	Auf assoziierte Unternehmen entfallender Anteil am sonstigen Ergebnis	11,24	-39,70	n.m.
3,02	21,86	-24,16	n.m.	Summe der auf das sonstige Ergebnis entfallenden Ertragsteuern	30,38	-18,86	n.m.
-22,09		-92,90 -1.003,34		-91 Sonstiges Ergebnis der Periode n. Steuern		298,17 -1.917,00	n.m.
339,41		18,02 -1.367,90		n.m. Gesamtergebnis der Periode	1.015,10	-388,05	n.m.
				davon den Eigentümern des Mutterunternehmens
270,62		49,58 -1.114,92	n.m.	zuzurechnen	1.006,40	-357,83	n.m.
68,79	-31,56	-252,99		-88. Davon nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnen	8,70	-30,22	n.m.

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

Viertes Quartal 2009 (Q4/09)

Der im Vergleich zu Q4/08 um 17% geringere Konzernumsatz ist vor allem auf geringere Verkaufsmengen und niedrigere Gaspreise zurückzuführen. Das Konzern-EBIT stieg von EUR -129 Mio auf EUR 354 Mio. Höhere Rohölpreise, positive Lagereffekte und geringere Netto-Sonderaufwendungen konnten schwache Raffineriemargen überkompensieren. Der EBIT-Beitrag von Petrom lag mit EUR 45 Mio über Q4/08 (EUR -372 Mio, belastet durch erhebliche Netto-Sonderaufwendungen). Die Netto-Sonderaufwendungen in Q4/09 (EUR 123 Mio) beziehen sich auf Personalrestrukturierungskosten sowie die Abschreibung des Raffinerie-Anlagevermögens von Petrom in Folge des geänderten Investitionsplans. Zusätzlich wurden positive CCS Effekte von EUR 63 Mio gebucht. Das CCS EBIT vor Sondereffekten fiel auf EUR 413 Mio (-47%); der Beitrag von Petrom lag mit EUR 137 Mio unter Q4/08. Der Finanzerfolg lag mit EUR -112 Mio über dem Vorjahrswert. Ein höherer Netto-Zinsaufwand wurde von besseren At-Equity Beiträgen von Beteiligungsunternehmen überkompensiert. Der Netto-Zinsaufwand beinhaltet eine Rückstellung für die Steuerdurchsicht der Petrom S.A. Die laufenden Ertragsteuern des Konzerns betrugen EUR 169 Mio. Ein Ertrag aus latenten Steuern von EUR 39 Mio wurde erfolgswirksam gebucht. Die effektive Steuerquote, basierend auf dem Ergebnis aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit, lag bei 54% (Q4/08: -29%). Dieser Anstieg ist hauptsächlich auf den hohen relativen Beitrag überdurchschnittlich hoch besteuerter E&P-Ergebnisse zurückzuführen. Zusätzlich belasteten die Einbuchung der Rückstellung betreffend die Steuerdurchsicht der Petrom S.A. von ca. EUR 55

Jänner – Dezember 2009

Der 30%ige Rückgang des Konzernumsatzes vs. 2008 ist vor allem auf gesunkene Rohöl-, Gas- und Produktenpreise sowie auf geringere Verkaufsmengen in Folge des wirtschaftlichen Abschwungs zurückzuführen. Das Konzern-EBIT von EUR 1.410 Mio lag 40% unter 2008, v.a. auf Grund von geringeren Rohölpreisen, einem schwachen Raffineriemargen-Umfeld sowie rückläufigen R&M-Verkaufsmengen in Folge des wirtschaftlichen Abschwungs in den für OMV relevanten Märkten. Der EBIT-Beitrag von Petrom stieg, trotz geringerer Rohölpreise, auf EUR 382 Mio, v.a. auf Grund wesentlich geringerer Netto-Sonderaufwendungen. Die Netto-Sonderaufwendungen 2009 in Höhe von EUR 180 Mio waren insbesondere auf Personalrestrukturierungskosten, die Abschreibung des Raffinerie-Anlagevermögens von Petrom in Folge des geänderten Investitionsplans und E&P-Abschreibungen in Rumänien, Russland und Großbritannien zurückzuführen. Zusätzlich wurden positive CCS Effekte von EUR 172 Mio ausgewiesen. Das CCS EBIT vor Sondereffekten sank um 58% auf EUR 1.418 Mio; der darin enthaltene Beitrag von Petrom betrug EUR 440 Mio (-58% vs. 2008). Der Finanzerfolg lag mit EUR -228 Mio deutlich unter 2008. Das At-equity-Ergebnis wurde von einem geringeren Beitrag der Borealis negativ beeinflusst. Der Netto-Zinsaufwand

Mio (für 2004 bis Q3/2008) und ein schwächeres Petrom Ergebnis die effektive Steuerquote. Der Periodenüberschuss n.M. stieg von EUR -208 auf EUR 103 Mio. Den Minderheitenanteilen waren EUR 8 Mio zuzurechnen. Der CCS Periodenüberschuss n.M. vor Sondereffekten betrug EUR 117 Mio (Q4/08: EUR 302 Mio), das Ergebnis je Aktie lag bei EUR 0,35, das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten lag bei EUR 0,39 (Q4/08: EUR -0,70 bzw. EUR 1,01).

Verglichen zu Q3/09 ist der 2%ige Umsatzanstieg im Wesentlichen auf höhere Rohölpreise und saisonal bedingte höhere Gasverkaufsmengen zurückzuführen. Das EBIT, das mit EUR 354 Mio unter Q3/09 (EUR 553 Mio) lag, war von erheblichen Netto-Sonderaufwendungen und schwachen Raffineriemargen belastet. Der Finanzerfolg lag unter Q3/09; der wesentlich höhere Netto-Zinsaufwand war teilweise auf eine Rückstellung für die Steuerdurchsicht der Petrom S.A. zurückzuführen. Die At-Equity-Beiträge von Borealis und Petrol Ofisi zeigten den erwarteten saisonalen Rückgang. Die effektive Steuerquote stieg im Vergleich zu Q3/09 (54% vs. 32%) deutlich. Dies ist auf den hohen relativen Ergebnisbeitrag überdurchschnittlich hoch besteuerter E&P-Ergebnisse zurückzuführen. Zusätzlich wirkten sich der geringere relative Anteil am Konzerngesamtergebnis von Petrom sowie deren Steuerdurchsicht erhöhend auf die effektive Steuerquote aus. Der Periodenüberschuss n.M. lag mit EUR 103 Mio deutlich unter Q3/09 (EUR 283 Mio); mit EUR 117 Mio fiel der CCS Periodenüberschuss n.M. vor Sondereffekten vs. Q3/09 (EUR 259 Mio).

war beeinflusst von höheren Aufzinsungen für Rückstellungen, eine Rückstellung betreffend die Steuerdurchsicht der Petrom S.A. sowie einer höheren durchschnittlichen Verschuldung. Zusätzlich wurde der Finanzerfolg im Vorjahr von den MOL Dividendenerträgen positiv beeinflusst. Die laufenden Ertragsteuern betrugen EUR 547 Mio, während latente Steuererträge von EUR 82 Mio erfolgswirksam gebucht wurden. Die effektive Steuerquote, basierend auf dem Ergebnis aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit, lag bei 39% (2008: 34%). Dieser Anstieg ist v.a. auf die in Q3/08 in Kraft getretenen neuen Verträge in Libyen sowie den höheren relativen Beitrag der hoch besteuerten E&P-Ergebnisse zurückzuführen. Zusätzlich erhöhten der Verkauf der MOL Anteile und die auf Grund der Steuerdurchsicht der Petrom S.A. gebildete Rückstellung von ca. EUR 55 Mio (mit Auswirkungen auf EBIT, Finanzergebnis und Steueraufwand) die effektive Steuerquote. Der Periodenüberschuss n.M. lag mit EUR 572 Mio deutlich unter 2008 (EUR 1.374 Mio). Den Minderheitenanteilen waren EUR 145 Mio zuzurechnen. Der CCS Periodenüberschuss n.M. vor Sondereffekten betrug EUR 596 Mio (2008: EUR 1.942 Mio). Das Ergebnis je Aktie lag bei EUR 1,91, das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten bei EUR 1,99 (2008: EUR 4,60 bzw. EUR 6,50).

Konzernbilanz in EUR Mio	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Vermögen
Immaterielle Vermögenswerte	812,39	807,46
Sachanlagen	11.370,40	10.421,49
Anteile an assoziierten Unternehmen	2.214,97	1.955,10
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	1.173,03	2.124,66
Sonstige Vermögenswerte	45,05	42,59
Langfristiges Vermögen	15.615,85	15.351,29
Latente Steuern	177,60	140,30
Vorräte	2.324,76	2.172,93
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	1.934,64	1.999,79
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	402,38	697,96
Forderungen aus laufenden Ertragsteuern	70,79	76,91
Sonstige Vermögenswerte	159,14	176,36
Kassenbestand und Bankguthaben	674,54	700,09
Zu Veräußerungszwecken gehaltenes Vermögen	55,51	60,36
Kurzfristiges Vermögen	5.621,77	5.884,39
Summe Aktiva	21.415,21	21.375,98
Eigenkapital und Verbindlichkeiten
Grundkapital	300,00	300,00
Rücklagen	7.798,32	7.099,08
Eigenkapital der Gesellschafter des Mutterunternehmens	8.098,32	7.399,08
Anteile anderer Gesellschafter	1.936,47	1.964,17
Summe Eigenkapital	10.034,79	9.363,24
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	883,84	931,78
Anleihen	1.475,93	488,12
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	1.720,73	2.038,21
Rückstellungen für Rekultivierungsverpflichtungen	1.801,73	1.678,79
Sonstige Rückstellungen	259,73	283,07
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	200,10	399,32
Sonstige Verbindlichkeiten	11,71	13,93
Langfristige Verbindlichkeiten	6.353,76	5.833,21
Latente Steuern	295,10	363,17
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	2.141,53	2.141,07
Anleihen	310,00	–
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	363,88	1.606,51
Rückstellung für laufende Ertragsteuern	101,46	85,42
Sonstige Rückstellungen	418,62	552,35
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	502,87	415,41
Sonstige Verbindlichkeiten	868,22	1.007,46
Zu Veräußerungszwecken gehaltene Verbindlichkeiten	24,99	8,15
Kurzfristige Verbindlichkeiten	4.731,57	5.816,36
Summe Passiva	21.415,21	21.375,98

Bilanz, Investitionen und Verschuldungsgrad (ungeprüft)

Erläuterungen zur Bilanz zum 31. Dezember 2009

Das Investitionsvolumen ging auf Grund der, durch das aktuelle herausfordernde Umfeld, angekündigten Kürzung des Investitionsprogramms auf EUR 2.355 Mio zurück (2008: EUR 3.547 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 1.500 Mio (2008: EUR 2.328 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 den Um- bzw. Neubau von Tankstellen, lag bei EUR 347 Mio (2008: EUR 894 Mio). Die Investitionen im Geschäftsbereich G&P, EUR 381 Mio (2008: EUR 243 Mio), standen im Zusammenhang mit dem Erwerb von Anteilen an zwei türkischen Unternehmen (Enerco Enerji Sanayi ve Ticaret A.Ş. bzw. Borasco Elektrik Üretim Sanayi ve Ticaret A.Ş.) in Höhe von jeweils 40%. Des Weiteren wurde in den Bau des Kraftwerks in Brazi in Rumänien sowie in das Expansionsprojekt der West-Austria Gas Pipeline (WAG) investiert. Das Investitionsvolumen im Geschäftsbereich Kb&S lag bei EUR 127 Mio (2008: EUR 82 Mio). Der Anstieg ist hauptsächlich auf Investitionen in das neue Petrom Headoffice in Bukarest, die "Petrom City", zurückzuführen.

Durch die erläuterten Investitionen stieg das Gesamtvermögen im Vergleich zum Jahresende 2008 leicht um EUR 39 Mio bzw. 0,2% auf EUR 21.415 Mio. Die größte gegenläufige Veränderung war die Reduktion der sonstigen langfristigen finanziellen Vermögenswerte um EUR 952 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 31. Dezember 2009.

Die gesamte Zahl der vom Unternehmen gehaltenen eigenen Aktien betrug per 31. Dezember 2009 1.219.695 Stück (31. Dezember 2008: 1.252.899 Stück).

Per 31. Dezember 2009 betrugen die kurz- und langfristigen Kredite, Anleihen und Finanzierungsleasingverbindlichkeiten EUR 3.989 Mio (31. Dezember 2008: 4.148 Mio) während sich Kassenbestand und Bankguthaben auf EUR 675 Mio verringerte (31. Dezember 2008: EUR 700 Mio). Die Nettoverschuldung reduzierte sich geringfügig auf EUR 3.314 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 Euro Medium Term Note (EMTN) Programms begeben. Weiters enthalten die Kreditverbindlichkeiten EUR 555 Mio aus der Aufnahme eines Schuldscheindarlehens.

Zum 31. Dezember 2009 betrug der Verschuldungsgrad (Gearing Ratio) 33,0% (31. Dezember 2008: 36,8%).

Cashflow (ungeprüft)

Q3/09	Q4/09		Q4/08 Konzern-Cashflow-Rechnung in EUR Mio	2009	2008
361,50	110,92		-364,56 Perioden-/Jahresüberschuss	716,93	1.528,95
331,16	394,28		356,54 Abschreibungen (+)/Zuschreibungen (–)	1.319,55	1.286,95
-7,54	-38,85		-56,94 Latente Steuern	-85,60	-56,69
0,61	-10,23	4,96	Gewinne (–)/Verluste (+) aus Abgängen von Anlagevermögen	5,28	6,56
-4,38	34,26	162,71	Erhöhung (+)/Verminderung (–) langfristige Rückstellungen	-48,28	98,55
-88,25	104,92		72,64 Sonstige unbare Erträge (–)/Aufwendungen (+)	96,14	-137,54
593,12	595,30		175,35 Mittelzufluss nach unbaren Posten	2.004,02	2.726,79
-264,43	-38,62		648,95 Verminderung (+)/Erhöhung (–) Vorräte	-196,68	167,38
-95,49	-153,88		679,26 Verminderung (+)/Erhöhung (–) Forderungen	-120,64	479,21
-91,05	-8,23		-955,43 Erhöhung (+)/Verminderung (–) Verbindlichkeiten	281,44	-334,19
			Erhöhung (+)/Verminderung (–) kurzfristige
31,79	6,85	-32,94	Rückstellungen	-121,40	175,06
173,94	401,42		515,20 Mittelzufluss aus der Betriebstätigkeit	1.846,74	3.214,24
			Investitionen
-535,93	-477,27		-668,64 Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	-2.206,46	-3.229,98
-141,50	-58,08	-135,15	Beteiligungen, Ausleihungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte	-522,81	-110,16
–	-3,46	-354,78	Erwerb einbezogener Unternehmen und Geschäftsbetriebe abzüglich liquider Mittel 1)	-13,27	-355,86
			Veräußerungen
55,61	41,70		9,99 Erlöse aus dem Verkauf von Anlagevermögen	1.532,69	266,57
–	–	-3,90	Erlöse aus dem Verkauf einbezogener Unternehmen abzüglich liquider Mittel	–	25,03
-621,82	-497,12		-1.152,49 Mittelabfluss aus der Investitionstätigkeit	-1.209,86	-3.404,40
-11,84	3,67	822,97	Erhöhung (+)/Verminderung (–) langfristiger Finanzierungen	1.048,46	1.660,21
14,68	-175,64	-163,46	Erhöhung (+)/Verminderung (–) kurzfristiger Finanzierungen	-1.370,89	-905,00
–	0,53		-0,41 Verkauf (+)/Rückkauf (–) eigener Aktien	0,93	0,86
–	–		– Dividendenzahlungen	-335,97	-547,09
2,85	-171,45		659,10 Mittelzufluss/-abfluss aus der Finanzierungstätigkeit	-657,47	208,98
-1,53	0,25		-17,54 Währungsdifferenz auf liquide Mittel	-4,96	-18,30
-446,58	-266,90		4,28 Nettoabnahme (–)/-zunahme (+) liquider Mittel	-25,55	0,52
1.388,01	941,43		695,81 Liquide Mittel Periodenbeginn	700,09	699,56
941,43	674,54		700,09 Liquide Mittel Periodenende	674,54	700,09

1) Beinhaltet in 2008 EUR 328,5 Mio für den Erwerb von Vermögenswerten der Petromservice S.A. (in Q1/08 in der Position "immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen" ausgewiesen)

Erläuterungen zur Cashflow-Rechnung

Der Free Cashflow (Cashflow aus der Betriebstätigkeit abzüglich Cashflow aus der Investitionstätigkeit) zeigte in 2009 einen Mittelzufluss von EUR 637 Mio (2008: Mittelabfluss EUR 190 Mio). Dividendenzahlungen erfolgten in 2009 in Höhe von EUR 336 Mio an OMV Aktionäre und Minderheitsaktionäre (2008: EUR 547 Mio). Der Free Cashflow abzüglich Dividendenzahlungen führte zu einem Mittelzufluss von EUR 301 Mio (2008: Mittelabfluss EUR 737 Mio).

Der Mittelzufluss aus dem Periodenergebnis bereinigt um unbare Positionen – wie Abschreibungen, Nettoveränderung der langfristigen Rückstellungen, nicht zahlungswirksame Beteiligungsergebnisse und andere Positionen – betrug EUR 2.004 Mio (2008: EUR 2.727 Mio); im Net Working Capital wurden Mittel in Höhe von EUR 157 Mio gebunden (2008: Mittelfreisetzung EUR 487 Mio).

Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit (Mittelabfluss 2009: EUR 1.210 Mio, 2008: EUR 3.404 Mio) beinhaltet neben Zahlungen für Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte sowie Finanzanlagen (EUR 2.743 Mio) auch den Mittelzufluss aus dem Verkauf der MOL Anteile (EUR 1.400 Mio).

Der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit beinhaltet Mittelabflüsse von EUR 658 Mio (2008: Mittelzuflüsse EUR 209 Mio) und resultiert mehrheitlich 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)

in EUR Mio	Grund kapital	Kapital rücklagen	Gewinn rücklagen	Sonstige Rücklagen 1)	Eigene Anteile	Gesellschafter OMV	Nicht beherr schende Anteile	Summe Eigenkapital
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			571,71	434,68		1.006,40	8,70	1.015,10
Dividendenausschüttung			-298,76			-298,76	-37,20	-335,97
Verkauf eigener Anteile		0,33			0,61	0,93		0,93
Erhöhung (+)/ Verminderung (–) nicht beherrschender Anteile			-9,32			-9,32	0,80	-8,52
31. Dezember 2009	300,00	783,64	7.573,72	-545,65 -13,39		8.098,32	1.936,47	10.034,79

in EUR Mio	Grund kapital	Kapital rücklagen	Gewinn rücklagen	Sonstige Rücklagen 1)	Eigene Anteile	Gesellschafter OMV	Nicht beherr schende Anteile	Summe Eigenkapital
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			1.374,44	-1.732,27		-357,83	-30,22	-388,05
Dividendenausschüttung			-373,45			-373,45	-173,63	-547,09
Kauf eigener Anteile					-0,45	-0,45		-0,45
Verkauf eigener Anteile		0,93			0,38	1,31		1,31
Effekte aus stufenweisem Geschäftszusammen schluss			1,33			1,33	4,75	6,08
Erhöhung (+)/ Verminderung (–) nicht beherrschender Anteile			-10,52			-10,52	-37,56	-48,07
31. Dezember 2008	300,00	783,31	7.310,09	-980,33 -14,00		7.399,08	1.964,17	9.363,24

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 Jahr davor. Dies bedeutet einen Rückgang um 20% im Vergleich zur Dividendenausschüttung für 2007 und ist mit der Erhaltung unserer konservativen Finanzstruktur in dem deutlich herausfordernderen Umfeld, das zurzeit vorherrscht, konsistent. Dividendenzahlungen an Minderheitsaktionäre erfolgten in 2009 in Höhe von EUR 37 Mio.

Segmentberichterstattung

Umsätze mit anderen Segmenten

Q3/09	Q4/09	Q4/08	% in EUR Mio	2009	2008	%
806,15	856,57	815,52	5 Exploration und Produktion	2.965,13	4.065,95	-27
6,20	6,55	9,81	-33 Raffinerien und Marketing	25,60	46,10	-44
12,34	24,57	34,49	-29 Gas und Power	67,89	123,24	-45
79,85	101,67	101,10	1 Konzernbereich und Sonstiges	343,35	360,46	-5
904,55	989,36	960,91	3 Summe	3.401,98	4.595,75	-26

Umsätze mit Dritten

Q3/09	Q4/09	Q4/08	% in EUR Mio	2009	2008	%
280,75	244,78	249,47	-2 Exploration und Produktion	832,11	1.023,15	-19
3.945,85	3.602,51	4.254,74	-15 Raffinerien und Marketing		13.874,80 20.837,26	-33
492,27	945,62	1.264,14	-25 Gas und Power	3.205,14	3.675,10	-13
-0,34	1,35	2,55	-47 Konzernbereich und Sonstiges	5,21	7,09	-26
4.718,53	4.794,27	5.770,90	-17 Summe		17.917,27 25.542,60	-30

Umsätze

Q3/09	Q4/09	Q4/08	% in EUR Mio	2009	2008	%
1.086,90	1.101,35	1.064,99	3 Exploration und Produktion	3.797,24	5.089,10	-25
3.952,05	3.609,07	4.264,55	-15 Raffinerien und Marketing		13.900,41 20.883,36	-33
504,62	970,19	1.298,62	-25 Gas und Power	3.273,03	3.798,34	-14
79,51	103,02	103,65	-1 Konzernbereich und Sonstiges	348,57	367,55	-5
5.623,08	5.783,63	6.731,81	-14 Summe		21.319,24 30.138,35	-29

Segment- und Konzernergebnis

Q3/09	Q4/09	Q4/08		% in EUR Mio	2009	2008	%
491,53	482,52	30,12		n.m. EBIT Exploration und Produktion 1)	1.449,97	2.273,67	-36
35,55	-139,60	-285,82		-51 EBIT Raffinerien und Marketing	-142,77	-105,47	35
46,37	56,40	69,83		-19 EBIT Gas und Power	235,05	244,64	-4
-21,63	-27,47	-41,00		-33 EBIT Konzernbereich und Sonstiges	-91,06	-110,51	-18
551,83	371,85	-226,87		n.m. EBIT Segment Summe	1.451,19	2.302,33	-37
1,33	-18,23	97,61		n.m. Konsolidierung: Zwischengewinneliminierung	-41,31	37,34	n.m.
553,16	353,62	-129,26		n.m. OMV Konzern EBIT	1.409,88	2.339,66	-40
-20,43	-111,93	-153,19		-27 Finanzerfolg	-228,05	-30,58	n.m.
				OMV Konzern Ergebnis der gewöhnlichen
532,74	241,69	-282,45	n.m.	Geschäftstätigkeit	1.181,83	2.309,08	-49

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

Vermögenswerte 1)

in EUR Mio	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Exploration und Produktion	6.818,90	6.219,23
Raffinerien und Marketing	4.213,41	4.383,63
Gas und Power	889,46	438,87
Konzernbereich und Sonstiges	261,02	187,21
Summe	12.182,80	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. Am 10. Februar 2010 wurde ein Bond mit 10 Jahren Laufzeit und einem Nominale von EUR 500 Mio ausgegeben.

Erklärung des Vorstands

Wir bestätigen nach bestem Wissen, dass der im Einklang mit den maßgebenden Rechnungslegungsstandards aufgestellte vorläufige und ungeprüfte Konzernabschluss ein möglichst getreues Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt, dass der Lagebericht des Konzerns den Geschäftsverlauf, das Geschäftsergebnis und die Lage des Konzerns so darstellt, dass ein möglichst getreues Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns entsteht, und dass der Lagebericht des Konzerns die wesentlichen Risiken und Ungewissheiten beschreibt, denen der Konzern ausgesetzt ist.

Wien, 25. Februar 2010

Der Vorstand

Wolfgang Ruttenstorfer Vorsitzender

Gerhard Roiss Vorsitzender-Stellvertreter

Werner Auli David C. Davies Helmut Langanger

EBIT Aufgliederung

EBIT

Q3/09	Q4/09	Q4/08		% in EUR Mio	2009	2008	%
492	483	30		n.m. Exploration und Produktion 1)	1.450	2.274	-36
36	-140	-286		-51 Raffinerien und Marketing	-143	-105	35
46	56	70		-19 Gas und Power	235	245	-4
-22	-27	-41		-33 Konzernbereich und Sonstiges	-91	-111	-18
1	-18	98		n.m. Konsolidierung	-41	37	n.m.
553	354	-129		n.m. OMV Konzern EBIT	1.410	2.340	-40
-15	-123	-431		-72 Sondereffekte 2)	-180	-765	-76
-4	-48	-68		-30 davon: Personal und Restrukturierung	-54	-125	-57
-12	-77	-72	6	Außerplanmäßige Abschreibungen	-119	-250	-52
2	9	3	174	Anlagenverkäufe	22	31	-29
2	–	-232	n.a.	Rückst. f. Rechtsstreitigkeiten (Petrom)	–	-358	n.a
-2	-7	-61	-89	Sonstiges	-29	-63	-54
				CCS Effekte:
54	63	-484	n.m.	Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–) 3)	172	-300	n.m.
514	413	786		-47 CCS EBIT vor Sondereffekten 3)	1.418	3.405	-58
502	512	274		87 davon: Exploration und Produktion 1)	1.517	2.580	-41
-14	-126	357	n.m.	Raffinerien und Marketing 3)	-222	602	n.m.
46	75	83	-9	Gas und Power	256	274	-7
-21	-29	-25	14	Konzernbereich und Sonstiges	-92	-89	3
1	-18	98	n.m.	Konsolidierung	-41	37	n.m.

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

Q3/09	Q4/09	Q4/08	% in EUR Mio	2009	2008	%
710	688	242	184 Exploration und Produktion 1)	2.250	2.927	-23
130	29	-161	n.m. Raffinerien und Marketing	303	453	-33
52	63	77	-18 Gas und Power	263	281	-6
-9	-15	-28	-46 Konzernbereich und Sonstiges	-42	-65	-36
1	-18	98	n.m. Konsolidierung	-41	37	n.m.
884	747	228	n.m. OMV Konzern	2.734	3.633	-25

1) Exklusive Zwischengewinneliminierung; Vergleichswerte der Vorperiode wurden entsprechend angepasst

Wirtschaftliches Umfeld: Ölpreise und Wechselkurse

Der weltweite Rohölverbrauch sank laut IEA 2009 um 1,5% auf 84,9 Mio bbl/d. Während in den OECD-Ländern mit über 4% der stärkste Rückgang seit Anfang der achtziger Jahre zu verzeichnen war, stieg der Verbrauch der Nicht-OECD-Länder um 2% weiter an. Die weltweite Ölproduktion wurde um 2% bzw. 1,7 Mio bbl/d gedrosselt, womit die Rohöllagerbestände unverändert blieben. Der OPEC-Marktanteil sank bei einer Tagesproduktion von 28,5 Mio bbl Rohöl und 4,9 Mio bbl NGL auf unter 40%. Die Rohölproduktion der OECD stagnierte bei 19,3 Mio bbl/d, während die Ölproduktion in Russland, in der Kaspischen Region und in Südamerika deutlich stieg.

Der durchschnittliche Brent-Preis betrug 2009 USD 61,67/bbl und lag damit um 37% unter dem Vorjahrsniveau. Zu Jahresbeginn startete der Brent bei USD 40/bbl und zeigte bis Mitte März geringe Schwankungen und keinen einheitlichen Trend. Danach kletterte die Tagesnotierung für Brent-Rohöl – unterbrochen von vorübergehenden Preisrückgängen Anfang Juli und Anfang September – bis Mitte November auf knapp unter USD 80/bbl. Der Durchschnittspreis für Urals sank im Vergleich zu 2008 um 35% auf USD 61,18/bbl. Die Rohölpreisentwicklung wurde

2009 wenig von den realen Faktoren des physischen Markts, wie z.B. dem Verbrauchsrückgang sowie steigenden Produktionsreserven und Lagerbeständen, beeinflusst. Hingegen motivierten die Aussicht auf Konjunkturerholung, die Absicherung gegen Dollarschwäche und Inflation sowie niedrige Kapitalmarktzinsen viele Finanzmarktakteure sich verstärkt am Öl-Terminmarkt zu engagieren. Die anhaltende Contango-Marktlage führte auch zu verstärktem Arbitrageverhalten und zu Lageraufbau vor allem bei Mitteldestillaten. Am Rotterdamer Mineralölproduktenmarkt war dadurch auch der Preisrückgang für Mitteldestillate (in EUR) mit einem Minus von 40% ausgeprägter als bei anderen Produktgruppen. Auf Grund der steigenden Lagerbestände und der geringen Nachfrage sanken die Raffineriemargen um über 60% und die Auslastung ging zurück.

Der EUR-USD-Wechselkurs betrug im Jahresdurchschnitt 1,395 gegenüber 1,471 im Vorjahr. Der USD gewann somit gegenüber dem EUR 5% an Wert. Der rumänische Leu (RON) verlor 2009 gegenüber dem EUR an Stärke und lag im Schnitt um 15% unter dem Vorjahrswert bei 4.240/EUR.

Q3/09	Q4/09	Q4/08	%		2009	2008	%
68,08	74,53	55,48		34 Durchschnittl. Brent-Preis in USD/bbl	61,67	97,26	-37
67,88	74,27	54,65		36 Durchschnittl. Urals-Preis in USD/bbl	61,18	94,76	-35
1,430	1,478	1,317		12 Durchschnittl. EUR-USD-Kurs	1,395	1,471	-5
4,226	4,268	3,818		12 Durchschnittl. EUR-RON-Kurs	4,240	3,683	15
2,956	2,888	2,899		0 Durchschnittl. USD-RON-Kurs	3,048	2,520	21
3,26	2,82	8,82		-68 NWE Raffineriemarge in USD/bbl	3,23	8,23	-61
1,65	1,56	5,59		-72 Med Urals Raffineriemarge in USD/bbl	2,08	5,54	-62

Quelle: Reuters

OMV Aktienkursentwicklung

Nach einem volatilen Kursverlauf ohne klaren Trend in Q3/09, erholte sich die OMV Aktie in Q4/09 deutlich. Sie erreichte ihren Quartalstiefststand von EUR 26,32 am 5. Oktober und stieg anschließend auf ein Quartalshoch von EUR 30,70 am 30. Dezember. Dies bedeutet insgesamt einen Kursanstieg der OMV Aktie an der Wiener Börse in Q4/09 von 11%, und somit eine stärkere Performance als der allgemeine Markttrend. Die internationalen Finanzmärkte zeigten eine schwächere Entwicklung mit einstelligem Wachstum des FTSEurofirst 100 (+4%), des Dow Jones (+7%) und des Nikkei (+4%). Der FTSE Global Energy Index (bestehend aus den weltweit größten Öl- und Gasunternehmen) stieg um 5%, während der Österreichische Leitindex ATX um 5% fiel.

ISIN: AT0000743059	Marktkapitalisierung per 31. Dezember	EUR 9.173 mn
Wiener Börse: OMV	Schlusskurs per 31. Dezember	EUR 30,70
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 31. Dezember)	298.780.305
	Ausstehende Aktien (gewichtet) in Q4/09	298.763.196
ISIN: AT0000341623	3,750% OMV Bond (2003-2010)
ISIN: XS0422624980	6,250% OMV Bond (2009-2014)
ISIN: XS0434993431	5,250% OMV bond (2009-2016)
ISIN: XS0485316102	4,375% OMV bond (2010-2020)

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

Angelika Altendorfer-Zwerenz, Investor Relations Tel. +43 1 40440-21600; e-mail: investor.relations@omv.com Michaela Huber, Presse Tel. +43 1 40440-21661; e-mail: media.relations@omv.com