OMV AG — Earnings Release 2015

Feb 18, 2016

Bericht Jänner – Dezember und Q4 2015

• Q4/15: Den Aktionären zuzurechnender CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten von EUR 180 Mio, -48% vs. Q4/14, CCS EBIT vor Sondereffekten von EUR 187 Mio, -66% vs. Q4/14
• 2015 CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten stieg um 1% vs. 2014 auf EUR 3,52
• Starker Ergebnisbeitrag von Downstream durch negatives Upstream-Ergebnis in Q4/15 vs. Q4/14 kompensiert
• Investitionen 2015 von EUR 2.769 Mio, -28% vs. 2014
• Weitgehend neutraler freier Cashflow vor Dividenden 2015 erreicht
• Verkaufsprozess für OMV Petrol Ofisi gestartet
• Der Vorstand schlägt eine Dividende von EUR 1,00 je Aktie für 2015 vor

Rainer Seele, OMV Generaldirektor:

"Das Jahr 2015 war vom Rückgang des Ölpreises um fast 50% beherrscht. Dieser spiegelte sich, trotz des starken integrierten Geschäftsmodells von OMV, das die Auswirkungen dieses sehr herausfordernden Marktumfelds abschwächte, zwangsläufig im Ergebnis wider. Das CCS EBIT vor Sondereffekten verringerte sich um 38%. Das niedrige Gewinn-Niveau in Upstream wurde teilweise durch einen starken Beitrag von Downstream-Öl ausgeglichen. Mit einem Raffinerie-Auslastungsgrad von 93% war es unserem Raffinerie-Geschäft möglich, die vorteilhaften Raffineriemargen auszunutzen und zusätzlich von gestiegenen Petrochemie-Margen zu profitieren. Der CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten wurde zusätzlich vom starken Beitrag von Borealis unterstützt. Das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten stieg um 1% vs. 2014 auf EUR 3,52. In Upstream wurde durch Maßnahmen zur Kosten- und Investitionskürzung eine Produktionskostensenkung in USD/boe von 20% und eine Reduktion der Investitionssumme von 28% erzielt. Wir haben laufende Projekte umgesetzt und im Feld Edvard Grieg die Produktion in Q4/15 gestartet. Der starke Fall der Öl- und Gaspreise während des Jahres haben jedoch zu einer Überprüfung der Preisannahmen für die Zukunft geführt, die 2015 Sonderaufwendungen von EUR 3 Mrd zur Folge hatten. Trotz dieser Sonderaufwendungen hat sich der Verschuldungsgrad zum Jahresende auf 28% verbessert. Dies wurde unterstützt durch die Begebung von Hybridschuldverschreibungen im Dezember 2015. Die Generierung von Cashflow bleibt weiterhin vorrangig und 2015 haben wir einen weitgehend neutralen freien Cashflow vor Dividenden erreicht. Der weiterhin volatile Marktausblick hat den Vorstand dazu bewogen, eine reduzierte Dividende von EUR 1,00 je Aktie für das Geschäftsjahr 2015 vorzuschlagen. Mit unserer neuen Strategie werden wir uns auf Cash und Kosten konzentrieren, eine nachhaltige Ressourcenbasis in Upstream mit dem Fokus auf "value over volume"-Wachstum anstreben, weiterhin die Wettbewerbsfähigkeit des Downstream Öl-Geschäfts stärken und das Downstream Gas-Geschäft durch Restrukturierung für die Zukunft positionieren."

Q3/15	Q4/15	Q4/14		∆% in EUR Mio 1)	2015	2014	∆%
-728	-1.729	-532		n.m. Betriebserfolg (EBIT)	-2.006	969	n.m.
495	187	545		-66 CCS EBIT vor Sondereffekten	1.390	2.238	-38
-456	-1.017	-404		151 Den Aktionären zuzurechnender Periodenüberschuss 2)	-1.100	278	n.m.
				Den Aktionären zuzurechnender CCS
367	180	348	-48	Periodenüberschuss vor Sondereffekten 2)	1.148	1.132	1
-1,40	-3,11	-1,24		151 Ergebnis je Aktie in EUR	-3,37	0,85	n.m.
1,13	0,55	1,07		-48 CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten in EUR	3,52	3,47	1
1.135	434	1.445		-70 Cashflow aus der Betriebstätigkeit	2.834	3.666	-23
–	–	–		n.a. Dividende je Aktie in EUR 3)	1,00	1,25	-20

1) Die Zahlen für 2014 und für Zwischenberichte 2015 wurden gemäß IAS 8 angepasst. Weitere Details sind im Abschnitt "Konzernabschluss" beschrieben 2) Nach Abzug des den Hybridkapitalbesitzern sowie den nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnenden Periodenüberschusses 3) 2015: Vorschlag des Vorstands. Vorbehaltlich der Bestätigung des Aufsichtsrats sowie der Hauptversammlung 2016

Inhalt

• 2| Lagebericht (ungeprüft)
• 2| Ergebnisse auf einen Blick 3| Geschäftsbereiche

• 7| Ausblick

• 8| Konzernabschluss (ungeprüft)

• 23| Erklärung des Vorstands
• 24| Weitere Informationen

Lagebericht (verkürzt, ungeprüft)

Ergebnisse auf einen Blick

Q3/15	Q4/15	Q4/14		∆% in EUR Mio 1)	2015	2014	∆%
5.932	5.043	7.683		-34 Umsatz 2)	22.527	35.913	-37
-980	-1.526	220		n.m. EBIT Upstream 3)	-2.371	1.466	n.m.
174	-197	-894		-78 EBIT Downstream	334	-538	n.m.
0	-40	-19		114 EBIT Konzernbereich und Sonstiges	-48	-63	-23
78	33	161		-79 Konsolidierung	79	104	-24
-728	-1.729	-532		n.m. EBIT	-2.006	969	n.m.
8	-411	-38	n.m.	davon EBIT OMV Petrom Gruppe	-114	719	n.m.
-1.073	-1.761	-781		126 Sondereffekte 4)	-3.028	-908	n.m.
-16	-2	-12	-85	davon: Personal und Restrukturierung	-34	-46	-25
-1.071	-1.493	-699	114	Außerplanmäßige Abschreibungen	-2.771	-833	n.m.
0	-5	-21	-76	Anlagenverkäufe	-5	-20	-74
14	-261	-48	n.m.	Sonstiges	-217	-9	n.m.
-149	-155	-296		-48 CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (-)	-368	-361	2
52	-62	262		n.m. EBIT vor Sondereffekten Upstream 3), 5)	139	1.669	-92
402	247	228		9 CCS EBIT vor Sondereffekten Downstream 5)	1.178	604	95
3	-39	-15		157 EBIT vor Sondereffekten Konzernbereich und Sonstiges 5)	-43	-48	-12
37	41	71		-42 Konsolidierung	116	13	n.m.
495	187	545		-66 CCS EBIT vor Sondereffekten 5)	1.390	2.238	-38
				davon CCS EBIT vor Sondereffekten OMV Petrom
239	51	239	-79	Gruppe 5)	572	1.160	-51
-719	-1.711	-602		184 Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	-1.909	792	n.m.
-461	-1.308	-448		192 Periodenüberschuss	-1.255	527	n.m.
-456	-1.017	-404		151 Den Aktionären zuzurechnender Periodenüberschuss 6)	-1.100	278	n.m.
				Den Aktionären zuzurechnender CCS
367	180	348	-48	Periodenüberschuss vor Sondereffekten 5), 6)	1.148	1.132	1
-1,40	-3,11	-1,24		151 Ergebnis je Aktie in EUR	-3,37	0,85	n.m.
1,13	0,55	1,07		-48 CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten in EUR 5)	3,52	3,47	1
1.135	434	1.445		-70 Cashflow aus der Betriebstätigkeit	2.834	3.666	-23
3,48	1,33	4,43		-70 Cashflow je Aktie in EUR	8,68	11,24	-23
5.398	4.038	4.902		-18 Nettoverschuldung	4.038	4.902	-18
39	28	34		-16 Verschuldungsgrad in %	28	34	-16
600	772	1.066		-28 Investitionen	2.769	3.832	-28
–	–	–		n.a. Dividende je Aktie in EUR 7)	1,00	1,25	-20
–	–	–		n.a. ROFA in %	-9	5	n.m.
–	–	–		n.a. ROACE in %	-6	3	n.m.
–	–	–		n.a. CCS ROACE vor Sondereffekten in % 5)	8	9	-11
–	–	–		n.a. ROE in %	-9	4	n.m.
36	24	26		-8 Steuerquote des Konzerns in %	34	33	2
24.470	24.124	25.501		-5 Mitarbeiteranzahl	24.124	25.501	-5

Zahlen in dieser und folgenden Tabellen lassen sich möglicherweise aufgrund von Rundungsdifferenzen nicht aufaddieren.

Mit 1. Jänner 2015 wurde der gemeinsame Geschäftsbereich Downstream geschaffen, indem die beiden Geschäftsbereiche Gas und Power und Raffinerien

und Marketing zusammengeschlossen wurden. Zusätzlich wurde der Geschäftsbereich Exploration und Produktion in Upstream umbenannt. 1) Die Zahlen für 2014 und für Zwischenberichte 2015 wurden gemäß IAS 8 angepasst. Weitere Details sind im Abschnitt "Konzernabschluss" beschrieben 2) Umsätze exklusive Mineralölsteuer

3) Vor Zwischengewinneliminierung, angeführt in der Zeile "Konsolidierung"

4) Sondereffekte sind außergewöhnliche, nicht wiederkehrende Effekte und enthalten unrealisierte Gewinne/Verluste aus Rohstoffderivaten (beginnend mit

Q2/15), die zum EBIT addiert bzw. vom EBIT abgezogen werden. Für nähere Informationen verweisen wir auf die Geschäftsbereiche 5) Bereinigt um Sondereffekte. Das bereinigte CCS Ergebnis eliminiert Lagerhaltungsgewinne/-verluste (CCS Effekte) aus den Fuels-Raffinerien und OMV Petrol

Ofisi 6) Nach Abzug des den Hybridkapitalbesitzern sowie den nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnenden Periodenüberschusses 7) 2015: Vorschlag des Vorstands. Vorbehaltlich der Bestätigung des Aufsichtsrats sowie der Hauptversammlung 2016

Geschäftsbereiche

Upstream

Q3/15	Q4/15	Q4/14		∆% in EUR Mio	2015	2014	∆%
-980	-1.526	220		n.m. Betriebserfolg (EBIT)	-2.371	1.466	n.m.
-1.031	-1.464	-42		n.m. Sondereffekte	-2.509	-203	n.m.
52	-62	262		n.m. EBIT vor Sondereffekten	139	1.669	-92
445	433	671		-35 EBITD vor Sondereffekten	1.835	3.323	-45
500	438	791		-45 Investitionen	2.140	2.951	-28
292	309	318		-3 Gesamtproduktion in kboe/d	303	309	-2
174	176	182	-3	davon OMV Petrom Gruppe	179	180	-1
13,7	14,2	15,1		-6 Rohöl- und NGL-Produktion in Mio bbl	55,4	57,8	-4
74,1	80,4	79,9		1 Erdgasproduktion in bcf	309,5	309,7	0
50,47	43,76	76,58		-43 Durchschnittlicher Brent-Preis in USD/bbl	52,39	98,95	-47
50,54	40,61	69,84		-42 Durchschnittlich realisierter Rohölpreis in USD/bbl	48,93	91,34	-46
5,57	5,32	7,00		-24 Durchschnittlich realisierter Gaspreis in USD/1.000 cf	5,48	6,92	-21
1,112	1,095	1,250		-12 Durchschnittlicher EUR-USD-Kurs	1,110	1,329	-16
143	131	187		-30 Explorationsausgaben in EUR Mio	607	693	-12
353	185	64		191 Explorationsaufwendungen in EUR Mio	707	460	54
13,17	12,28	16,89		-27 Produktionskosten in USD/boe	13,24	16,60	-20

Mit 1. Jänner 2015 wurde der Geschäftsbereich Exploration und Produktion in Upstream umbenannt.

Viertes Quartal 2015 (Q4/15) vs. viertes Quartal 2014 (Q4/14)

• Niedrigere Öl- und Gaspreise wirkten sich negativ auf das Q4/15-Ergebnis aus
• Produktion war um 3% niedriger als in Q4/14, getrieben durch Produktionsstillstände in Libyen und im Jemen, teilweise durch gestiegene Produktion in Norwegen ausgeglichen
• Striktes Kostenmanagement führte zu niedrigeren Produktionskosten

In Q4/15 lag der durchschnittliche Brent-Preis in USD um 43% unter jenem von Q4/14. Der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns, der die positiven Effekte der Ölpreisabsicherungen widerspiegelte, fiel um 42%, während der durchschnittlich realisierte Gaspreis in USD/1.000 cf im Vergleich zu Q4/14 um 24% sank.

Das EBIT vor Sondereffekten fiel mit EUR -62 Mio negativ aus, hauptsächlich getrieben durch niedrigere Öl- und Gaspreise, geringere Verkaufsmengen und höhere Explorationsaufwendungen. Diese Auswirkungen wurden nur teilweise durch die vorteilhafte Entwicklung des EUR-USD-Wechselkurses, niedrigere Produktionskosten und den positiven Beitrag der Ölpreisabsicherungen ausgeglichen. Der Konzern hat seine Ölpreisabsicherungen in Q3/15 für die Periode von Q4/15 bis inklusive Q2/16 monetisiert. Dies verbesserte das EBIT vor Sondereffekten in Q4/15 um EUR 18 Mio. Die Explorationsaufwendungen stiegen von EUR 64 Mio in Q4/14 auf EUR 185 Mio, hauptsächlich getrieben durch die Abschreibung von nicht erfolgreichen Bohrungen in Rumänien. Wertminderungen von Explorationsvermögen in Höhe von EUR 55 Mio wurden als Sondereffekte klassifiziert. Explorationsaufwendungen vor Sondereffekten beliefen sich auf EUR 130 Mio in Q4/15. Weitere Reduktionen der Öl- und Gaspreise, zusammen mit erhöhter Marktvolatilität haben OMV veranlasst, die kurz- und längerfristigen Preisannahmen zu überprüfen. Diese geänderten Annahmen erforderten Wertminderungen bei den Vermögensbewertungen in Upstream, die sowohl Vermögenswerte in Produktion und Entwicklung als auch Explorationsvermögen betreffen und in Q4/15 im Ausmaß von rund EUR 1,5 Mrd erfasst wurden (davon sind rund EUR 0,4 Mrd Vermögenswerten in Produktion von OMV Petrom zuzurechnen). Die im Quartal verzeichneten Netto-Sondereffekte in Höhe von EUR -1.464 Mio resultierten hauptsächlich aus den reduzierten Preisannahmen. Diese Netto-Sondereffekte führten zu einem EBIT von EUR - 1.526 Mio (Q4/14: EUR 220 Mio).

Die Produktionskosten exkl. Lizenzgebühren (OPEX) in USD/boe waren um 27% niedriger als in Q4/14, im Wesentlichen aufgrund niedrigerer Personal- und Servicekosten, die durch striktes Kostenmanagement erreicht wurden, sowie aufgrund des vorteilhaften EUR-USD-Wechselkurses. Die OPEX in USD/boe von OMV Petrom sanken um 29%, hauptsächlich aufgrund niedrigerer Service-, Material- und Personalkosten sowie der Verringerung der Steuer auf Konstruktionen in Rumänien von 1,5% auf 1,0% und aufgrund der vorteilhaften Entwicklung des RON-USD-Wechselkurses. Die gesamten Explorationsausgaben des OMV Konzerns sanken im Vergleich zu Q4/14 um 30% auf EUR 131 Mio und spiegelten dabei hauptsächlich das niedrigere Aktivitätsniveau in Rumänien und Österreich wider.

Die OMV Gesamttagesproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas betrug 309 kboe/d. Dies war um 3% weniger als in Q4/14, getrieben durch die Produktionsstillstände in Libyen und im Jemen. Produktionsanstiege in Norwegen (+32%) und Neuseeland (+19%) glichen diesen Rückgang teilweise aus. Die Gesamttagesproduktion von OMV Petrom von Erdöl und Erdgas sank im Vergleich zum Niveau in Q4/14 um 3%, hauptsächlich aufgrund der Umgestaltung von Lebada Offshore-Gaskompressoren und des natürlichen Produktionsrückgangs bei wichtigen Bohrungen. Die OMV Gesamttagesproduktion von Erdöl und NGL sank um 6% und spiegelte damit die Produktionsstillstände in Libyen und im Jemen wider, was teilweise durch die Produktionsanstiege in Norwegen und Neuseeland ausgeglichen wurde. Die OMV Gesamttagesproduktion von Erdgas war um 1% höher als in Q4/14, hauptsächlich aufgrund höherer Produktionsmengen in Norwegen, die den

Rückgang in Pakistan und Rumänien mehr als ausglichen. Die Gesamtverkaufsmenge sank, hauptsächlich aufgrund geringerer Verkaufsmengen im Jemen und in Libyen, um 4%.

Viertes Quartal 2015 (Q4/15) vs. drittes Quartal 2015 (Q3/15)

Das EBIT vor Sondereffekten sank in Q4/15 auf EUR -62 Mio vs. EUR 52 Mio in Q3/15, hauptsächlich getrieben durch den Rückgang der Öl- und Gaspreise und höhere Explorationsaufwendungen vor Sondereffekten. Die Explorationsaufwendungen, die in Q3/15 beträchtliche als Sondereffekte klassifizierte Wertminderungen von Explorationsvermögen beinhalteten, waren mit EUR 353 Mio in Q3/15 deutlich über den EUR 185 Mio in Q4/15. Die Explorationsaufwendungen vor Sondereffekten stiegen hingegen von EUR 81 Mio in Q3/15 auf EUR 130 Mio in Q4/15, getrieben durch die Abschreibung von nicht erfolgreichen Bohrungen in Rumänien. Die Gesamttagesproduktion stieg um 6% verglichen mit Q3/15. Der Anstieg war hauptsächlich getrieben durch höhere Produktionsbeiträge von Norwegen, da das Feld Gullfaks nach Fertigstellung der geplanten Wartungsarbeiten Ende September wieder voll in Betrieb genommen werden konnte, und von Rumänien, mit höheren Gasmengen nach geplanten Workover-Aktivitäten in Q3/15. Die Tagesproduktion von Erdöl und NGL stieg aufgrund höherer Produktion in Norwegen um 4%. Die Tagesproduktion von Erdgas war um 8% höher als im Vorquartal, mit höheren Mengen aus Norwegen und Rumänien. Die Gesamtverkaufsmengen stiegen im Vergleich zum Vorquartal um 10%, hauptsächlich infolge höherer Liftings in Norwegen, da die Underlift-Situation von Q3/15 ausgeglichen wurde.

Jänner bis Dezember 2015 vs. Jänner bis Dezember 2014

Der durchschnittliche Brent-Preis in USD fiel 2015, verglichen mit dem Niveau von 2014, um 47%, auf USD 52,39/bbl. Der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns, der die positiven Effekte der Ölpreisabsicherungen widerspiegelte, sank um 46%. Der durchschnittlich realisierte Gaspreis des Konzerns in USD/1.000 cf sank im Vergleich zu 2014 um 21%.

Das EBIT vor Sondereffekten sank deutlich – um 92% – auf EUR 139 Mio vs. EUR 1.669 Mio 2014. Dies spiegelte den signifikanten Rückgang der Öl- und Gaspreise wider. Darüber hinaus wirkten sich niedrigere Verkaufsmengen und höhere Abschreibungen auf das Ergebnis aus. Dies wurde nur teilweise durch niedrigere Produktionskosten und niedrigere Explorationsaufwendungen vor Sondereffekten ausgeglichen. Der Konzern hat für die Periode Q3/15 bis inklusive Q2/16 Ölpreisabsicherungen abgeschlossen und seine Ölpreisabsicherungen in Q3/15 für die Periode Q4/15 bis inklusive Q2/16 monetisiert. Dies verbesserte das EBIT vor Sondereffekten 2015 um EUR 74 Mio. Wertminderungen von Explorationsvermögen in Höhe von EUR 327 Mio, die als Sondereffekte klassifiziert wurden, führten 2015 zu einem Anstieg der Explorationsaufwendungen von 54% auf EUR 707 Mio. Die Explorationsaufwendungen vor Sondereffekten sanken 2015 auf EUR 379 Mio (2014: EUR 437 Mio) und sind hauptsächlich Aktivitäten in Rumänien und Norwegen zuzuschreiben. Reduktionen der Öl- und Gaspreise, zusammen mit erhöhter Marktvolatilität haben OMV veranlasst, die kurz- und längerfristigen Preisannahmen zu überprüfen. Diese geänderten Annahmen erforderten Wertminderungen bei den Vermögensbewertungen in Upstream, die sowohl Vermögenswerte in Produktion und Entwicklung als auch Explorationsvermögen betreffen, welche in Q3/15 und Q4/15 im Gesamtausmaß von rund EUR 2,5 Mrd erfasst wurden (davon sind rund EUR 0,6 Mrd hauptsächlich Vermögenswerten in Produktion von OMV Petrom zuzurechnen). Netto-Sondereffekte von EUR -2.509 Mio 2015 sind hauptsächlich den zuvor genannten Wertminderungen zuzuschreiben und führten zu einem EBIT von EUR -2.371 Mio vs. EUR 1.466 Mio 2014.

Die Produktionskosten exkl. Lizenzgebühren in USD/boe (OPEX) sanken um 20% auf USD 13,24/boe, im Wesentlichen aufgrund des vorteilhaften EUR-USD-Wechselkurses und des strikten Kostenmanagements, das zu niedrigeren Service-, Personal- und Materialkosten führte. Die OPEX von OMV Petrom sanken im Vergleich zu 2014 um 24%, hauptsächlich getrieben durch die vorteilhafte Entwicklung des RON-USD-Wechselkurses und niedrigere Service-, Personal- und Materialkosten sowie die Verringerung der Steuer auf Konstruktionen in Rumänien von 1,5% auf 1,0%. Die Explorationsausgaben sanken 2015 um 12% auf EUR 607 Mio und umfassten hauptsächlich hohe Aktivitätsniveaus in Rumänien (Onshore und Offshore), Norwegen und in den Vereinigten Arabischen Emiraten. Die OMV Gesamttagesproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas sank um 2% auf 303 kboe/d. Der höhere Beitrag Norwegens wurde durch die Produktionsstillstände in Libyen und im Jemen mehr als ausgeglichen, da beide Länder von Sicherheitsproblemen betroffen waren. Norwegen profitierte von zusätzlichen Bohrungen, die in den Feldern Gudrun und Gullfaks in Betrieb genommen wurden und vom Anlaufen der Produktion im Feld Edvard Grieg. Die OMV Petrom Gesamttagesproduktion von Erdöl und Erdgas sank im Vergleich zu 2014 nur leicht, um 1%. Grund dafür waren niedrigere Produktionsvolumen in Rumänien aufgrund von Workover-Aktivitäten bei wichtigen Bohrungen. Die OMV Gesamttagesproduktion von Erdöl und NGL befand sich um 4% unter dem Niveau von 2014 und spiegelte damit insbesondere die Produktionsstillstände in Libyen und im Jemen wider. Die OMV Gesamttagesproduktion von Erdgas war im Vergleich zu 2014 unverändert, da der höhere Beitrag Norwegens den Rückgang in Pakistan, Neuseeland und Österreich ausglich. Die Gesamtverkaufsmenge sank um 5%, getrieben durch niedrigere Verkaufsmengen in Libyen und im Jemen, welche teilweise von höheren Verkaufsmengen in Norwegen ausgeglichen wurden. Per 31. Dezember 2015 betrugen die sicheren Öl- und Gasreserven (1P) 1.028 Mio boe (davon OMV Petrom: 647 Mio boe) und die sicheren und wahrscheinlichen Öl- und Gasreserven (2P) 1.729 Mio boe (davon OMV Petrom: 917 Mio boe). Die Reserven-Ersatzrate (RRR) für das Einzeljahr 2015 lag bei 44% (2014: 64%). Die Reserven-Ersatzrate im 3-Jahres-Durchschnitt betrug 2015 73% (2014: 87%).

Downstream

Q3/15	Q4/15	Q4/14		∆% in EUR Mio 1)	2015	2014	∆%
174	-197	-894		-78 Betriebserfolg (EBIT)	334	-538	n.m.
-38	-296	-735		-60 Sondereffekte	-512	-691	-26
-190	-147	-387		-62 CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (-) 2)	-332	-452	-27
402	247	228		9 CCS EBIT vor Sondereffekten 2)	1.178	604	95
430	288	187	54	davon Downstream Öl	1.209	503	140
-28	-40	41	n.m.	davon Downstream Gas	-30	101	n.m.
559	411	387		6 CCS EBITD vor Sondereffekten 2)	1.823	1.240	47
98	326	268		22 Investitionen	608	850	-28
				Downstream Öl-Kennzahlen
7,84	5,90	5,19		14 OMV Referenz-Raffineriemarge in USD/bbl 3)	7,24	3,28	121
521	357	474		-25 Ethylen/Propylen Netto-Marge in EUR/t 4)	419	397	6
93	94	86		9 Raffinerie-Auslastungsgrad gesamt in % 5)	93	89	4
8,21	7,64	7,56		1 Gesamtverkaufsmenge Raffinerieprodukte in Mio t	29,98	31,10	-4
2,87	2,60	2,46	6	davon Retail-Verkaufsmengen in Mio t	10,34	9,67	7
0,57	0,60	0,36	67	davon Petrochemie in Mio t	2,30	1,99	16
				Downstream Gas-Kennzahlen
20,36	28,71	33,01		-13 Erdgas-Verkaufsmengen in TWh 6)	110,12	114,35	-4
2,15	1,92	1,71		12 Nettostromerzeugung in TWh	5,41	5,81	-7

Mit 1. Jänner 2015 wurde der gemeinsame Geschäftsbereich Downstream geschaffen, indem die beiden Geschäftsbereiche Gas und Power und Raffinerien und Marketing zusammengeschlossen wurden. Zusätzlich wurden die Bereiche wie folgt umbenannt: Gas und Power in Downstream Gas sowie Raffinerien und Marketing in Downstream Öl.

1) Die Zahlen für 2014 und für Zwischenberichte 2015 wurden gemäß IAS 8 angepasst. Weitere Details sind im Abschnitt "Konzernabschluss" beschrieben 2) Das CCS EBIT vor Sondereffekten eliminiert Lagerhaltungsgewinne/-verluste (CCS Effekte) aus den Fuels-Raffinerien und OMV Petrol Ofisi 3) In Q3/14 wurde nach Abschluss des Modernisierungsprogramms der Raffinerie Petrobrazi die Produktenstruktur für die Berechnung der OMV Referenz-

Raffineriemarge angepasst. Zuvor veröffentlichte Zahlen wurden nicht entsprechend angepasst 4) Berechnet auf Basis West European Contract Prices (WECP) 5) In Q1/15 wurde die Raffineriekapazität, aufgrund des nachgewiesenen maximalen Durchsatzes basierend auf einem Zeitraum der besten 30 aufeinanderfolgenden Tage nach dem Abschluss der Modernisierung der Raffinerie Petrobrazi, von 17,4 Mio t auf 17,8 Mio t aktualisiert. Zuvor veröffentlichte Zahlen wurden

nicht entsprechend angepasst 6) Ab Q1/15 spiegelt diese Kennzahl nur Mengen an Dritte wider und exkludiert Tradingmengen. Zuvor veröffentlichte Zahlen wurden entsprechend angepasst

Viertes Quartal 2015 (Q4/15) vs. viertes Quartal 2014 (Q4/14)

Downstream Öl unterstützt durch starke Raffineriemargen

Gestiegener Beitrag von Petrochemie und Borealis

Downstream Gas durch schwaches Marktumfeld mit niedrigen Gaspreisen belastet

Das CCS EBIT vor Sondereffekten stieg auf EUR 247 Mio vs. EUR 228 Mio in Q4/14, getrieben durch ein starkes Downstream Öl-Geschäft, teilweise ausgeglichen durch einen negativen Beitrag des Downstream Gas-Geschäfts. In Q4/15 wurden Netto-Sondereffekte in Höhe von EUR -296 Mio verzeichnet, welche hauptsächlich auf eine weitere Rückstellung die für die Gate LNG Verbindlichkeit und die damit verbundenen Transportverpflichtungen gebildet wurde zurückzuführen sind. Dies wurde aufgrund einer Überprüfung der Langzeit-Geschäftsannahmen für den Gasmarkt erforderlich. Gesunkene Rohölpreise im Quartal trugen zu negativen CCS Effekten von EUR -147 Mio bei und führten zu einem EBIT von EUR -197 Mio.

Das Downstream Öl-CCS EBIT vor Sondereffekten stieg deutlich auf EUR 288 Mio vs. EUR 187 Mio in Q4/14 und spiegelt damit sowohl die höhere Raffineriemarge als auch ein starkes Petrochemie-Ergebnis wider. Die OMV Referenz-Raffineriemarge stieg von USD 5,19/bbl in Q4/14 auf USD 5,90/bbl in Q4/15, hauptsächlich aufgrund geringerer Kosten für den Eigenenergieverbrauch (OMV Referenz-Raffineriemarge West von USD 4,96/bbl in Q4/14 auf USD 5,29/bbl in Q4/15; OMV Referenz-Raffineriemarge Ost von USD 5,90/bbl in Q4/14 auf USD 7,75/bbl in Q4/15). Der gesamte Raffinerie-Auslastungsgrad war in Q4/15 stark und stieg auf 94% (86% in Q4/14). Die Gesamtverkaufsmenge an Raffinerieprodukten war leicht über dem Niveau von Q4/14. Beginnend mit Q3/15 wird die Retail-Verkaufsmenge, Teil der Gesamtverkaufsmenge an Raffinerieprodukten, separat ausgewiesen. Dies ist auf Änderungen in der Organisationsstruktur im Downstream Öl-Geschäft, die zur Optimierung von Vertriebskanälen eingeführt wurden, zurückzuführen. In Q4/15 stieg die Gesamt-Retail-Verkaufsmenge im Vergleich zu Q4/14 aufgrund hoher Nachfrage, die durch niedrige Produktpreise getrieben wurde, um 6%. Mit EUR 52 Mio war das Petrochemie-EBIT vor Sondereffekten höher verglichen mit EUR 21 Mio in Q4/14, getrieben durch höhere Mengen.

Der Beitrag von Borealis (at-equity konsolidiert; wird daher im Finanzerfolg des OMV Konzerns gezeigt) stieg auf EUR 87 Mio in Q4/15 vs. EUR 51 Mio in Q4/14, hauptsächlich getrieben durch verbesserte Polyolefin-Margen. Zusätzlich wurde das Ergebnis von Borealis auch durch einen starken Beitrag von Borouge unterstützt.

Das Downstream Gas-EBIT vor Sondereffekten sank deutlich, auf EUR -40 Mio in Q4/15, vs. EUR 41 Mio in Q4/14, hauptsächlich aufgrund eines schwachen Gas-Marktumfelds, das zu niedrigeren Erdgas-Verkaufsmengen und niedrigen Erdgas-Margen führte. Das Ergebnis war signifikant durch Verluste aus der Bewertung von Termingeschäften, getrieben durch Entwicklungen bei den Forwardpreisen für Gas, belastet. Der dementsprechende Gewinn im Zusammenhang mit der durch

diese Verträge abgesicherten physischen Position wird hauptsächlich 2016 und 2017 realisiert werden. Zusätzlich wurde das Q4/14-Ergebnis durch den angepassten Gasliefervertrag mit Gazprom positiv beeinflusst. Erdgas-Verkaufsmengen sanken um 13% auf 28,71 TWh, im Wesentlichen durch geringere Verkaufsmengen in Rumänien. Insgesamt war die Erdgas-Verkaufsmarge deutlich niedriger verglichen mit Q4/14. Die Nettostromerzeugung stieg auf 1,92 TWh in Q4/15 verglichen mit 1,71 TWh in Q4/14. Dies resultierte aus einer höheren Nettostromerzeugung in Rumänien, die den Rückgang der Nettostromerzeugung in der Türkei mehr als ausglich. Der Beitrag des Erdgastransport-Geschäfts in Österreich blieb im Vergleich zu Q4/14 weitgehend stabil.

Viertes Quartal 2015 (Q4/15) vs. drittes Quartal 2015 (Q3/15)

Das CCS EBIT vor Sondereffekten sank auf EUR 247 Mio vs. EUR 402 Mio, getrieben durch ein niedrigeres Downstream Öl- und Downstream Gas-Ergebnis. Das Downstream Öl-CCS EBIT vor Sondereffekten in Q4/15 betrug EUR 288 Mio und war somit niedriger als EUR 430 Mio in Q3/15, hauptsächlich getrieben durch einen deutlichen Rückgang der Raffineriemargen und ein niedrigeres Ergebnis im Petrochemie-Geschäft. Die OMV Referenz-Raffineriemarge sank vs. Q3/15 deutlich, im Wesentlichen aufgrund von gesunkenen Benzin- und Mitteldestillat-Spannen, welche nur teilweise durch niedrigere Ölpreise (welche die Kosten für den Eigenenergieverbrauch reduzierten) ausgeglichen werden konnten. Das Petrochemie-Ergebnis verschlechterte sich von EUR 110 Mio in Q3/15 auf EUR 52 Mio, getrieben durch gesunkene Margen. Das Retail-Geschäft verzeichnete den erwarteten saisonalen Rückgang der Verkaufsmengen. Das Downstream Gas-EBIT vor Sondereffekten sank auf EUR -40 Mio in Q4/15 vs. EUR -28 Mio in Q3/15, hauptsächlich aufgrund eines schwachen Gas-Marktumfelds. Die Erdgas-Verkaufsmengen stiegen in Q4/15 im Kontext der saisonal höheren Gasnachfrage auf 28,71 TWh. Das Ergebnis lag aufgrund von Verlusten aus der Bewertung von Termingeschäften, getrieben durch Entwicklungen bei den Forwardpreisen für Gas, deutlich unter jenem in Q3/15. Der dementsprechende Gewinn im Zusammenhang mit der durch diese Verträge abgesicherten physischen Position wird hauptsächlich 2016 und 2017 realisiert werden. Die Nettostromerzeugung sank auf 1,92 TWh in Q4/15 verglichen mit 2,15 TWh in Q3/15, aufgrund des Rückgangs der Nettostromerzeugung in der Türkei. Das Erdgas-Transportgeschäft in Österreich verzeichnete im Vergleich zu Q3/15 ein ähnliches Ergebnis.

Jänner bis Dezember 2015 vs. Jänner bis Dezember 2014

Downstream erzielte 2015 mit EUR 1.178 Mio vs. EUR 604 Mio 2014 ein sehr starkes CCS EBIT vor Sondereffekten. Dies ist auf einen deutlich gesteigerten Beitrag des Downstream Öl-Geschäfts zurückzuführen. 2015 wurden Netto-Sondereffekte in Höhe von EUR -512 Mio verzeichnet, hauptsächlich getrieben durch die Wertminderung des Kraftwerks Samsun, die weitere Rückstellung die für die Gate LNG Verbindlichkeit und die damit verbundenen Transportverpflichtungen gebildet wurde sowie die Wertminderung des Gasspeichers Etzel. Gesunkene Rohölpreise während des Jahres trugen zu negativen CCS Effekten von EUR -332 Mio bei und führten zu einem EBIT von EUR 334 Mio.

Mit EUR 1.209 Mio war das Downstream Öl-CCS EBIT vor Sondereffekten 2015 deutlich über dem 2014 erzielten Ergebnis von EUR 503 Mio, hauptsächlich getrieben durch ein deutlich gesteigertes Raffinerie-Geschäftsergebnis. Die OMV Referenz-Raffineriemarge stieg von USD 3,28/bbl 2014 auf USD 7,24/bbl 2015, hauptsächlich aufgrund geringerer Kosten für den Eigenenergieverbrauch, besserer Produktspannen und der Anpassung der Produktenstruktur in Petrobrazi seit Q3/14 (OMV Referenz-Raffineriemarge West von USD 3,65/bbl 2014 auf USD 6,76/bbl 2015; OMV Referenz-Raffineriemarge Ost von USD 1,89/bbl 2014 auf USD 8,71/bbl 2015). Der gesamte Raffinerie-Auslastungsgrad war stark bei 93% (vs. 89% 2014). Das Petrochemie-EBIT vor Sondereffekten verbesserte sich im Vergleich zu 2014 um 77% auf EUR 262 Mio, aufgrund der gestiegenen Ethylen/Propylen Netto-Marge und höherer Mengen. Die Retail-Performance wurde unterstützt von den positiven Effekten des besseren Marktumfelds durch höhere Verkaufsmengen, hauptsächlich beeinflusst vom Rückgang der Ölpreise. Dies wurde nur teilweise durch eine schwächere Performance von OMV Petrol Ofisi ausgeglichen, welche durch regulatorische Eingriffe negativ beeinflusst war.

Das Downstream Gas-EBIT vor Sondereffekten betrug 2015 EUR -30 Mio vs. EUR 101 Mio 2014, hauptsächlich aufgrund eines schwachen Gas-Marktumfelds mit niedrigeren Erdgas-Verkaufsmengen und niedrigeren Gas-Margen. Das Ergebnis wurde durch Verluste aus der Bewertung von Termingeschäften, getrieben durch Entwicklungen bei den Forwardpreisen für Gas, deutlich belastet. Der dementsprechende Gewinn im Zusammenhang mit der durch diese Verträge abgesicherten physischen Position wird hauptsächlich 2016 und 2017 realisiert werden. Die Erdgas-Verkaufsmengen sanken von 114,35 TWh 2014 auf 110,12 TWh 2015. Die Nettostromerzeugung sank 2015 auf 5,41 TWh vs. 5,81 TWh 2014, aufgrund der niedrigeren Stromerzeugung des Kraftwerks Samsun, getrieben von negativen Spark Spreads in der Türkei. Der Rückgang in der Türkei glich die höhere Nettostromerzeugung in Rumänien mehr als aus. Der Beitrag des Erdgas-Transportgeschäfts in Österreich sank auf EUR 123 Mio 2015 vs. EUR 150 Mio 2014, aufgrund der Abspaltung des Betriebs der TAG Pipeline in Q4/14.

Ausblick

Marktumfeld

OMV erwartet für das Gesamtjahr 2016, dass der Brent-Ölpreis im Jahresdurchschnitt bei rund USD 40/bbl liegen wird. Es wird erwartet, dass die Brent-Urals Spanne höher als in den letzten Jahren sein wird. Das Gas-Marktumfeld wird für 2016 weiterhin herausfordernd erwartet. Es wird ein Rückgang der Raffineriemargen im Vergleich zum Niveau von 2015, aufgrund von weiterhin bestehenden Überkapazitäten auf den europäischen Märkten, erwartet. Im Petrochemie-Geschäft wird ebenfalls ein Rückgang der Margen im Vergleich zu 2015 erwartet. Aufgrund des gesunkenen Ölpreises wird erwartet, dass niedrigere Produktpreise die Nachfrage nach Mineralölprodukten unterstützen.

Konzern

• 2016 wird eine Investitionssumme (inkl. aktivierten Vermögenswerten aus Exploration und Evaluierung) von EUR 2,4 Mrd erwartet
• 2015 hat OMV ein Kostensenkungsprogramm zur Einsparung von rund EUR 200 Mio im Vergleich zu 2014 implementiert. Die Bemühungen zur Kostensenkung werden aufgrund des derzeitig schwierigen Umfelds weitergeführt, mit zusätzlich geplanten Einsparungen von EUR 100 Mio für 2017 im Vergleich mit 2015
• Der OMV Konzern hat seine Ölpreisabsicherungen in Q3/15 für die Periode von Q4/15 bis inklusive Q2/16 monetisiert. Dies wird das Upstream EBIT vor Sondereffekten des Konzerns in Q1/16 um USD 11 Mio und in Q2/16 um USD 2 Mio verbessern

Upstream

• Es wird erwartet, dass die Produktion in Libyen und im Jemen aufgrund der andauernden kritischen Sicherheitssituation das ganze Jahr beeinträchtigt sein wird. Exklusive dieser zwei Länder erwarten wir im Jahr 2016 eine durchschnittliche Gesamtproduktion von rund 300 kboe/d
• Für den Gesamtproduktionsbeitrag von Rumänien und Österreich wird ein durchschnittlicher Wert im Bereich von 190– 200 kboe/d erwartet. In Rumänien sind Arbeiten an Onshore-Anlagen, die auch Produktionsstillstände bei wichtigen Bohrungen inkludieren und somit Einfluss auf die Produktion haben werden, in H2/16 geplant
• In Norwegen wird erwartet, dass die durchschnittliche Produktion 2016 aufgrund zusätzlicher Mengen, hauptsächlich durch den Produktionsanlauf im Feld Edvard Grieg, auf rund 60 kboe/d steigt. Das gesamte Produktionsniveau wird durch geplante Wartungsarbeiten während des Jahres beeinträchtigt sein
• Die Investitionen in Upstream werden für 2016 rund 70% der gesamten Konzern-Investitionen betragen. Dies beinhaltet, unter anderem, Bohrungen und Workover-Aktivitäten in Rumänien und Österreich sowie die großen Investitionsprojekte Gullfaks, Aasta Hansteen und Edvard Grieg in Norwegen, Nawara in Tunesien und Schiehallion in Großbritannien
• Im Neptun Deep Block (Rumänien, Schwarzes Meer) wurde die zweite Explorations-Bohrkampagne mit sieben fertiggestellten Bohrungen im Jänner 2016 abgeschlossen, wobei der Großteil auf Gas stieß. Zur Verbesserung der Beurteilung sowie der Bestimmung des gesamten Block-Potenzials sind weitere Interpretationen und Analysen der gesammelten Daten nötig. Die Ergebnisse der Bohrkampagne sind vielversprechend genug um detailliertere Arbeiten zur Festlegung der kommerziellen Realisierbarkeit durchzuführen
• Explorationsausgaben und Ausgaben für Erweiterungsbohrungen werden derzeit mit rund EUR 450 Mio für 2016 erwartet

Downstream

• Es wird erwartet, dass die um Wartungsperioden bereinigte Kapazitätsauslastung aufgrund der starken Performance in allen Vertriebskanälen weiterhin hoch bleibt und den stabilen Gewinn- und Cash-Beitrag des Downstream Öl-Geschäfts unterstützen wird
• Größere Raffinerie-Stillstände sind für die Raffinerie Schwechat für rund ein Monat von Ende Q1/16 bis in Q2/16 hinein und für die Raffinerie Petrobrazi für rund ein Monat in Q2/16 geplant
• OMV hat einen Verkaufsprozess für bis zu 100% am Tochterunternehmen OMV Petrol Ofisi gestartet. Derzeit läuft ein Verfahren zur Auswahl der Berater zur Unterstützung der Transaktion sowie der Strukturierung des geplanten Prozesses
• Aufgrund des anhaltend schwachen Gas-Marktumfelds wird erwartet, dass die Erdgas-Verkaufsmargen auf einem niedrigen Niveau bleiben
• Es wird erwartet, dass die Spark Spreads in Rumänien und der Türkei schwach bleiben
• Die Veräußerung von bis zu 49% der Anteile an Gas Connect Austria wurde initiiert und die Unterzeichnung der Transaktion wird für 2016 erwartet
• OMV hat eine Vereinbarung mit seinen Partnern für die Übernahme des restlichen 35,75%-Anteils an EconGas durch OMV unterzeichnet. Die diesbezügliche Genehmigung durch die Kartellbehörden wird im Laufe des Jahres 2016 erwartet. Infolgedessen wird EconGas in den OMV Konzern voll eingegliedert, was einen weiteren Schritt in Richtung Umstrukturierung und Effizienzsteigerung des Gas-Geschäfts bedeutet
• Die endgültige Investitionsentscheidung für das Nord Stream 2-Pipelineprojekt soll im Laufe von 2016 getroffen werden

Konzernabschluss (verkürzt, ungeprüft)

Gesetzliche Grundlagen und Methoden

Der vorläufige, verkürzte, ungeprüfte Konzernabschluss für 2015 wurde in Übereinstimmung mit jenen Bilanzierungsregeln erstellt, welche auch der Erstellung des OMV Geschäftsberichts zugrunde liegen. Diese stimmen mit den für den Geschäftsbericht 2014 verwendeten Bilanzierungsregeln überein, mit der im Folgenden beschriebenen Ausnahme. Der endgültige, geprüfte Konzernabschluss wird als Teil des Geschäftsberichts 2015 Ende März 2016 veröffentlicht.

Folgende neue bzw. überarbeitete Standards wurden mit dem Erstanwendungszeitpunkt 1. Jänner 2015 angewandt, wobei keiner einen wesentlichen Einfluss auf den verkürzten Konzernabschluss hat.

• Änderungen zu IAS 19: Leistungsorientierte Pläne: Arbeitnehmerbeiträge
• "Annual Improvements to IFRSs" 2010-2012
• "Annual Improvements to IFRSs" 2011-2013

Beginnend mit 1. Jänner 2015 wurde die Organisation aufgrund eines Aufsichtsratsbeschlusses umstrukturiert. Der Geschäftsbereich Gas und Power wurde mit dem Geschäftsbereich Raffinerien und Marketing verschmolzen. Dadurch wurde ein gemeinsamer Geschäftsbereich Downstream geschaffen.

Die interne Berichterstattung und die relevanten Informationen, die dem Hauptentscheidungsträger im Hinblick auf die Beurteilung der Ertragskraft und zur Allokation von Ressourcen vorgelegt werden, wurden angepasst und spiegeln die neue Organisationsstruktur wider.

Die Segmentinformation der Vorperioden wurde dementsprechend angepasst.

Konsolidierungskreisänderungen

Im Vergleich zum Konzernjahresabschluss per 31. Dezember 2014 fanden folgende Änderungen des Konsolidierungskreises statt:

Im Geschäftsbereich Downstream wurde OMV Nord Stream II Holding AG, mit Sitz in Zug, beginnend mit dem 1. September 2015 im Konsolidierungskreis aufgenommen.

Im Geschäftsbereich Kb&S wurde OMV FINANCE LIMITED, mit Sitz in Douglas, per 30. September 2015 entkonsolidiert.

Gewinn- und Verlustrechnung (ungeprüft)

Q3/15	Q4/15		Q4/14 Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung in EUR Mio 1)	2015	2014
5.932	5.043		7.683 Umsatzerlöse	22.527	35.913
-84	-79		-95 Direkte Vertriebskosten	-327	-342
-5.922	-6.188		-7.623 Umsatzkosten	-22.174	-32.613
-74	-1.225		-35 Bruttoergebnis vom Umsatz	26	2.958
112	100		99 Sonstige betriebliche Erträge	392	337
-215	-244		-272 Vertriebsaufwendungen	-906	-950
-80	-96		-103 Verwaltungsaufwendungen	-371	-416
-353	-185		-64 Explorationsaufwendungen	-707	-460
-5	-12		-14 Forschungs- und Entwicklungsaufwendungen	-28	-25
-111	-68		-143 Sonstige betriebliche Aufwendungen	-413	-476
-728	-1.729		-532 Betriebserfolg (EBIT)	-2.006	969
98	76		23 Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen	345	180
93	87	51	davon Borealis	356	205
17	8		0 Dividendenerträge	37	16
24	13		7 Zinserträge	89	33
-87	-77		-88 Zinsaufwendungen	-304	-362
-43	-2		-12 Sonstiges Finanzergebnis	-70	-44
9	18		-70 Finanzerfolg	97	-177
-719	-1.711		-602 Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	-1.909	792
258	403		154 Steuern vom Einkommen und Ertrag	654	-265
-461	-1.308		-448 Periodenüberschuss	-1.255	527
			davon den Aktionären des Mutterunternehmens
-456	-1.017	-404	zuzurechnen	-1.100	278
9	14	10	davon den Hybridkapitalbesitzern zuzurechnen	42	38
-14	-305	-53	davon den nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnen	-197	211
-1,40	-3,11		-1,24 Ergebnis je Aktie in EUR	-3,37	0,85
-1,39	-3,11		-1,24 Verwässertes Ergebnis je Aktie in EUR	-3,37	0,85
–	–		– Dividende je Aktie in EUR 2)	1,00	1,25

1) Die Zahlen für 2014 und für Zwischenberichte 2015 wurden gemäß IAS 8 angepasst

2) 2015: Vorschlag des Vorstands. Vorbehaltlich der Bestätigung des Aufsichtsrats sowie der Hauptversammlung 2016

Gesamtergebnisrechnung (verkürzt, ungeprüft)

Q3/15	Q4/15		Q4/14 in EUR Mio 1)	2015	2014
-461	-1.308		-448 Periodenüberschuss	-1.255	527
-374	74	-200	Währungsdifferenzen aus der Umrechnung ausländischer Geschäftsbetriebe	-109	309
0	0	0	Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung zur Veräußerung verfügbarer finanzieller Vermögenswerte	-1	0
51	24		-42 Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung von Hedges	119	-42
-5	22	22	Auf at-equity bewertete Beteiligungen entfallender Anteil am sonstigen Ergebnis	95	67
-328	120	-220	Summe der Posten, die nachträglich in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert ("recycelt") werden können	103	335
-	19	-145	Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Neubewertung von leistungsorientierten Plänen	19	-145
-	9	-22	Auf at-equity bewertete Beteiligungen entfallender Anteil am sonstigen Ergebnis	9	-22
-	28	-167	Summe der Posten, die nicht nachträglich in die Gewinn und Verlustrechnung umgegliedert ("recycelt") werden	28	-167
-10	-9	8	Ertragsteuern, die auf Posten, die nachträglich in die Gewinn und Verlustrechnung umgegliedert ("recycelt") werden können, entfallen	-36	3
0	-5	-56	Ertragsteuern, die auf Posten, die nicht nachträglich in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert ("recycelt") werden, entfallen	-5	-56
-10	-14	-48	Summe der auf das sonstige Ergebnis entfallenden Ertragsteuern	-41	-52
-338	134	-435	Sonstiges Ergebnis der Periode nach Steuern	90	116
-799	-1.174	-883	Gesamtergebnis der Periode	-1.166	643
-835	-814	-788	davon den Aktionären des Mutterunternehmens zuzurechnen	-987	406
9	14	10	davon den Hybridkapitalbesitzern zuzurechnen	42	38
27	-374	-105	davon den nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnen	-221	199

1) Die Zahlen für 2014 und für Zwischenberichte 2015 wurden gemäß IAS 8 angepasst

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

Viertes Quartal 2015 (Q4/15) vs. viertes Quartal 2014 (Q4/14)

Der im Vergleich zu Q4/14 um 34% geringere Konzernumsatz ist vor allem auf geringere Downstream-Umsätze zurückzuführen. Das Konzern-EBIT lag mit EUR -1.729 Mio deutlich unter dem Niveau von Q4/14 (EUR -532 Mio). Dies war hauptsächlich bedingt durch Wertminderungen in Upstream und ein geringeres Upstream-Ergebnis aufgrund der signifikant gesunkenen Ölpreise, welches nur teilweise durch einen niedrigeren EUR-USD-Wechselkurs sowie ein starkes Downstream Öl-Ergebnis kompensiert wurde. Der EBIT-Beitrag von OMV Petrom war unter dem Niveau von Q4/14 (EUR -38 Mio) und betrug EUR -411 Mio, hauptsächlich aufgrund von Wertminderungen von Anlagen und niedrigeren Ölpreisen in Q4/15. In Q4/15 wurden Netto-Sondereffekte in der Höhe von EUR -1.761 Mio verzeichnet, hauptsächlich aufgrund von Wertminderungen im Upstream-Bereich und einer weiteren Rückstellung die für die Gate LNG Verbindlichkeit und die damit verbundenen Transportverpflichtungen in Downstream gebildet wurde (weitere Details über die Wertminderungen in Upstream sind im Abschnitt "Ergänzende Angaben" unter dem Punkt "Wertminderungen" zu finden). In Q4/15 wurden negative CCS Effekte in Höhe von EUR -155 Mio aufgrund gesunkener Rohölpreise ausgewiesen. Das CCS EBIT vor Sondereffekten sank von EUR 545 Mio in Q4/14 auf EUR 187 Mio. Der Beitrag von OMV Petrom war dabei mit EUR 51 Mio um 79% niedriger als in Q4/14. Der Finanzerfolg verbesserte sich wesentlich mit EUR 18 Mio in Q4/15 verglichen mit dem Wert von Q4/14 in Höhe von EUR -70 Mio. Dies liegt hauptsächlich an höheren Ergebnisbeiträgen von at-equity bewerteten Beteiligungen und einem verbesserten Zinsergebnis.

In Q4/15 betrugen laufende Ertragsteuern des OMV Konzerns EUR 2 Mio und latente Steuern EUR 401 Mio. Die effektive Steuerquote in Q4/15 betrug 24% (Q4/14: 26%) und war durch Wertminderungen, die zu einer hohen Steuerentlastung führten, beeinflusst.

Der den Aktionären zuzurechnende Periodenüberschuss betrug EUR -1.017 Mio, vs. EUR -404 Mio in Q4/14. Der den nicht beherrschenden Anteilen und Hybridkapitalbesitzern zuzurechnende Periodenüberschuss betrug EUR -291 Mio (Q4/14: EUR -44 Mio). Der den Aktionären zuzurechnende CSS Periodenüberschuss vor Sondereffekten betrug EUR 180 Mio (Q4/14: EUR 348 Mio). Das Ergebnis je Aktie im Quartal lag bei EUR -3,11 und das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten lag bei EUR 0,55 (Q4/14: EUR -1,24 bzw. EUR 1,07).

Viertes Quartal 2015 (Q4/15) vs. drittes Quartal 2015 (Q3/15)

Der Rückgang des Konzernumsatzes um 15% im Vergleich zu Q3/15 ist vor allem saisonal bedingt. Das Konzern-EBIT betrug EUR -1.729 Mio und lag signifikant unter dem Niveau von Q3/15 (EUR -728 Mio), aufgrund von Wertminderungen hauptsächlich im Upstream-Bereich (weitere Details sind im Abschnitt "Ergänzende Angaben" unter dem Punkt "Wertminderungen" zu finden). Das CCS EBIT vor Sondereffekten sank von EUR 495 Mio in Q3/15 um 62% auf EUR 187 Mio. Dies ist im Wesentlichen auf niedrigere Ölpreise und niedrigere Raffineriemargen zurückzuführen. Im Vergleich zum Vorquartal verbesserte sich der Finanzerfolg. Dies ist im Wesentlichen auf ein besseres Fremdwährungsergebnis zurückzuführen.

Die effektive Steuerquote in Q4/15 betrug 24% (im Vergleich zu 36% in Q3/15). Die effektive Steuerquote war in beiden Quartalen von Wertminderungen beeinflusst.

Der den Aktionären zuzurechnende Periodenüberschuss betrug EUR -1.017 Mio (Q3/15: EUR -456 Mio). Der den Aktionären zuzurechnende CSS Periodenüberschuss vor Sondereffekten sank von EUR 367 Mio in Q3/15 auf EUR 180 Mio in Q4/15.

Jänner bis Dezember 2015 vs. Jänner bis Dezember 2014

Der Rückgang des Konzernumsatzes um 37% verglichen mit 2014 ist vor allem auf geringere Downstream Öl-Umsätze zurückzuführen. Das Konzern-EBIT lag mit EUR -2.006 Mio deutlich unter dem Niveau von 2014 (EUR 969 Mio), belastet durch ein geringeres Upstream-Ergebnis aufgrund von Wertminderungen und niedrigeren Ölpreisen. Der EBIT-Beitrag von OMV Petrom sank von EUR 719 Mio in 2014 auf EUR -114 Mio, bedingt durch ein geringeres Upstream-Ergebnis aufgrund von Wertminderungen und der signifikant gesunkenen Ölpreise. Dies konnte teilweise durch ein stärkeres Downstream-Ergebnis kompensiert werden, welches auf gestiegene Raffineriemargen zurückzuführen ist. Netto-Sondereffekte von EUR -3,028 Mio (2014: EUR -908 Mio) waren hauptsächlich auf Wertminderungen in Upstream, auf eine weitere Rückstellung die für die Gate LNG Verbindlichkeit und die damit verbundenen Transportverpflichtungen gebildet wurde und einer Wertminderung des Kraftwerks Samsun in Downstream Gas zurückzuführen. Es wurden negative CCS Effekte in Höhe von EUR - 368 Mio (2014: EUR -361 Mio) verzeichnet. Das CCS EBIT vor Sondereffekten sank um 38% auf EUR 1.390 Mio. Der Beitrag von OMV Petrom war dabei mit EUR 572 Mio um 51% niedriger als 2014 (EUR 1.160 Mio).

Der Finanzerfolg lag mit EUR 97 Mio 2015 über dem Wert von 2014 in Höhe von EUR -177 Mio. Dies ist hauptsächlich auf höhere Ergebnisbeiträge von at-equity bewerteten Beteiligungen und einem verbesserten Zinsergebnis zurückzuführen.

2015 wurden laufende Ertragsteuern in Höhe von EUR -133 Mio und latente Steuern von EUR 787 Mio erfolgswirksam erfasst. 2015 betrug die effektive Steuerquote 34% (2014: 33%) und war von Wertminderungen beeinflusst.

Der den Aktionären zuzurechnende Periodenüberschuss lag mit EUR -1.100 Mio unter dem Vergleichswert von 2014 in Höhe von EUR 278 Mio. Der den nicht beherrschenden Anteilen und Hybridkapitalbesitzern zuzurechnende Periodenüberschuss betrug EUR -155 Mio (2014: EUR 249 Mio). Der den Aktionären zuzurechnende CSS Periodenüberschuss vor Sondereffekten betrug EUR 1.148 Mio (2014: EUR 1.132 Mio). Das Ergebnis je Aktie lag bei EUR -3,37 und das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten bei EUR 3,52 (2014: EUR 0,85 bzw. EUR 3,47).

Bilanz, Investitionen und Verschuldungsgrad (ungeprüft)

Konzernbilanz in EUR Mio 1)	31. Dez. 2015	31. Dez. 2014
Vermögen
Immaterielle Vermögenswerte	3.275	3.453
Sachanlagen	16.440	18.488
At-equity bewertete Beteiligungen	2.562	2.131
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	846	816
Sonstige Vermögenswerte	81	117
Latente Steuern	850	459
Langfristiges Vermögen	24.054	25.464
Vorräte	1.873	2.231
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	2.567	3.042
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	2.245	1.782
Forderungen aus laufenden Ertragsteuern	108	81
Sonstige Vermögenswerte	374	514
Kassenbestand und Bankguthaben	1.348	649
Kurzfristiges Vermögen	8.516	8.298
Zu Veräußerungszwecken gehaltenes Vermögen	94	93
Summe Aktiva	32.664	33.855
Eigenkapital und Verbindlichkeiten
Grundkapital	327	327
Hybridkapital	2.231	741
Rücklagen	9.114	10.523
OMV Anteilseigner	11.672	11.591
Nicht beherrschende Anteile	2.626	2.924
Eigenkapital	14.298	14.514
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	1.045	1.115
Anleihen	3.721	3.967
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	871	674
Rückstellungen für Rekultivierungsverpflichtungen	3.342	3.148
Sonstige Rückstellungen	535	329
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	410	466
Sonstige Verbindlichkeiten	160	176
Latente Steuern	229	572
Langfristige Verbindlichkeiten	10.314	10.449
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	3.380	4.330
Anleihen	295	159
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	200	439
Rückstellung für laufende Ertragsteuern	215	286
Rückstellungen für Rekultivierungsverpflichtungen	100	78
Sonstige Rückstellungen	418	474
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	2.341	1.610
Sonstige Verbindlichkeiten	1.074	1.486
Kurzfristige Verbindlichkeiten	8.021	8.863
Zu Veräußerungszwecken gehaltene Verbindlichkeiten	32	29
Summe Passiva	32.664	33.855

1) Die Zahlen für 2014 und für Zwischenberichte 2015 wurden gemäß IAS 8 angepasst

Erläuterungen zur Bilanz zum 31. Dezember 2015

Das Investitionsvolumen sank auf EUR 2.769 Mio (2014: EUR 3.832 Mio).

Upstream investierte EUR 2.140 Mio (2014: EUR 2.951 Mio), hauptsächlich in Feldentwicklungen in Norwegen und Feldneuentwicklungen, Bohrungen und Workover-Aktivitäten in Rumänien. Die Investitionen in Downstream beliefen sich auf EUR 608 Mio (2014: EUR 850 Mio), davon EUR 546 Mio in Downstream Öl (2014: EUR 607 Mio) und EUR 62 Mio in Downstream Gas (2014: EUR 243 Mio). Das Investitionsvolumen im Geschäftsbereich Kb&S lag bei EUR 21 Mio (2014: EUR 31 Mio).

Im Vergleich zum Jahresende 2014 sank das Gesamtvermögen um EUR 1.191 Mio auf EUR 32.664 Mio. Die Verminderung war hauptsächlich auf wesentliche Wertminderungen zurückzuführen, welche im Laufe der Periode erfasst wurden.

Das Eigenkapital verringerte sich um 1% im Vergleich zum Vorjahr. Die Eigenkapitalquote des Konzerns zum 31. Dezember 2015 erhöhte sich auf 44% im Vergleich zu 43% zum Jahresende 2014. Am 7. Dezember 2015 begab die OMV Hybridanleihen mit einem Emissionsvolumen von insgesamt EUR 1,5 Mrd in zwei Tranchen von jeweils EUR 750 Mio. Die Nettoerlöse aus den Hybridanleihen werden gemäß IFRS zur Gänze als Eigenkapital behandelt.

Die gesamte Zahl der vom Unternehmen gehaltenen eigenen Aktien betrug per 31. Dezember 2015 912.824 Stück (31. Dezember 2014: 1.015.102 Stück).

Per 31. Dezember 2015 betrugen die kurz- und langfristigen Kredite, Anleihen und Finanzierungsleasingverbindlichkeiten EUR 5.386 Mio (31. Dezember 2014: EUR 5.551 Mio). Davon entfielen EUR 290 Mio auf Finanzierungsleasingverbindlichkeiten (31. Dezember 2014: EUR 300 Mio).

Kassenbestand und Bankguthaben erhöhten sich auf EUR 1.348 Mio (31. Dezember 2014: EUR 649 Mio).

Die Nettoverschuldung verringerte sich auf EUR 4.038 Mio verglichen mit EUR 4.902 Mio Ende 2014. Zum 31. Dezember 2015 betrug der Verschuldungsgrad (Gearing Ratio) 28,2% (31. Dezember 2014: 33,8%).

Cashflow (verkürzt, ungeprüft)

Q3/15	Q4/15		Q4/14 Konzern-Cashflow-Rechnung in EUR Mio 1)	2015	2014
-461	-1.308		-448 Periodenüberschuss	-1.255	527
1.631	2.162		1.278 Abschreibungen und Wertminderungen (+)/Zuschreibungen (-)	5.153	3.165
-301	-401		-217 Latente Steuern	-787	-250
-9	0		3 Gewinne (-)/Verluste (+) aus Abgängen von Anlagevermögen	-19	6
-11	236		-11 Erhöhung (+)/Verminderung (-) von langfristigen Rückstellungen	233	-14
54	-34		24 Sonstige unbare Erträge (-)/Aufwendungen (+)	-91	-173
903	655		628 Mittelzufluss nach unbaren Posten	3.234	3.262
169	101		243 Verminderung (+)/Erhöhung (-) von Vorräten	207	271
-148	676		336 Verminderung (+)/Erhöhung (-) von Forderungen	512	184
222	-996		93 Erhöhung (+)/Verminderung (-) von Verbindlichkeiten	-1.004	-135
-11	-2		145 Erhöhung (+)/Verminderung (-) von kurzfristigen Rückstellungen	-114	85
1.135	434		1.445 Mittelzufluss aus der Betriebstätigkeit	2.834	3.666
			Investitionen
-689	-595		-968 Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	-2.978	-3.834
			Beteiligungen, Ausleihungen und sonstige finanzielle
2	-33	-31	Vermögenswerte	-88	-76
			Veräußerungen
76	51		51 Erlöse aus dem Verkauf von Anlagevermögen	193	175
			Erlöse aus dem Verkauf einbezogener Unternehmen und
-	-	-	Geschäftseinheiten abzüglich liquider Mittel	-	341
-612	-577		-947 Mittelzufluss/-abfluss aus der Investitionstätigkeit	-2.874	-3.394
-19	15		875 Erhöhung (+)/Verminderung (-) von langfristigen Finanzierungen	137	39
0	0		-24 Veränderung aus nicht beherrschenden Anteilen	-12	-24
-422	-643		-1.123 Erhöhung (+)/Verminderung (-) von kurzfristigen Finanzierungen	-327	292
0	0		-4 Dividendenzahlungen	-530	-650
-	1.490		- Kapitalerhöhung und Hybridanleihe	1.490	-
-441	862		-274 Mittelzufluss/-abfluss aus der Finanzierungstätigkeit	758	-342
-28	17		6 Währungsdifferenz auf liquide Mittel	-19	14
54	736		229 Nettoabnahme (-)/-zunahme (+) liquider Mittel	700	-56
558	612		420 Liquide Mittel Periodenbeginn	649	705
612	1.348		649 Liquide Mittel Periodenende	1.348	649

1) Die Zahlen für 2014 und für Zwischenberichte 2015 wurden gemäß IAS 8 angepasst

Erläuterungen zur Cashflow-Rechnung

Der Mittelzufluss aus dem Periodenergebnis bereinigt um unbare Positionen – wie Abschreibungen, Nettoveränderung der langfristigen Rückstellungen, nicht zahlungswirksame Beteiligungsergebnisse und andere Positionen – betrug 2015 EUR 3.234 Mio (2014: EUR 3.262 Mio). In den Net Working Capital Positionen der Cashflow-Rechnung wurden Mittel in Höhe von EUR 400 Mio gebunden (2014: EUR 405 Mio freigesetzt). Im Vergleich zu 2014 führte dies zu einem um EUR 832 Mio niedrigeren Cashflow aus der Betriebstätigkeit von EUR 2.834 Mio.

Der Mittelabfluss aus der Investitionstätigkeit betrug 2015 EUR 2.874 Mio (2014: EUR 3.394 Mio) und ist im Wesentlichen auf Investitionen in Norwegen und Rumänien zurückzuführen. Die höheren Zahlungen für Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte 2014 wurden teilweise durch den signifikanten Netto-Mittelzufluss aus dem Abschluss des Anteilsverkaufs am Raffinerieverbund Bayernoil sowie aus anderen Veräußerungen kompensiert.

Der freie Cashflow (Mittelzufluss aus der Betriebstätigkeit minus Mittelabfluss aus der Investitionstätigkeit) zeigte einen Mittelabfluss von EUR 39 Mio (2014: Mittelzufluss von EUR 272 Mio). Der freie Cashflow abzüglich Dividendenzahlungen führte zu einem Mittelabfluss von EUR 569 Mio (2014: EUR 377 Mio).

Der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit zeigte nach Begebung von Hybridschuldverschreibungen (Mittelzufluss von EUR 1.490 Mio) sowie Neuaufnahmen langfristiger Kredite, kompensiert durch die Rückzahlung einer Anleihe (US Privatplatzierung), langfristiger Schulden und Finanzierungsleasings, einen Netto-Mittelzufluss von EUR 758 Mio (2014: Netto-Mittelzufluss von EUR 342 Mio). Weiters beinhaltet diese Position auch den Mittelabfluss durch die während der Periode gezahlten Dividenden, Rückzahlung kurzfristiger Geldmarktaufnahmen sowie den Kauf der restlichen Minderheitsanteile an OMV Petrol Ofisi A.S.

Eigenkapitalveränderungsrechnung (verkürzt, ungeprüft)

							OMV	Nicht	Summe
in EUR Mio 1)	Grund kapital	Kapital rücklagen	Hybrid kapital	Gewinn rücklagen	Sonstige Rücklagen 2)	Eigene Anteile	Anteils eigner	beherrschende Anteile	Eigen kapital
1. Jänner 2015	327	1.503	741	10.117	-1.086	-11	11.591	2.924	14.514
Periodenüberschuss				-1.058			-1.058	-197	-1.255
Sonstiges Ergebnis der Periode				10	103		113	-24	90
Gesamtergebnis der Periode				-1.048	103		-945	-221	-1.166
Kapitalerhöhung			1.490				1.490		1.490
Dividendenzahlungen und Hybrid-Kupon				-459			-459	-72	-531
Abgang eigener Anteile		1				1	3		3
Anteilsbasierte Vergütung		-4		3			-1		-1
Zugang (+)/Abgang (-) nicht beherrschende Anteile				-1	-6		-7	-4	-12
31. Dezember 2015	327	1.500	2.231	8.613	-989	-10	11.672	2.626	14.298

in EUR Mio 1)	Grund kapital	Kapital rücklagen	Hybrid kapital	Gewinn rücklagen	Sonstige Rücklagen 2)	Eigene Anteile	OMV Anteils eigner	Nicht beherrschende Anteile	Summe Eigen kapital
1. Jänner 2014	327	1.498	741	10.471	-1.412	-11	11.614	2.931	14.545
Periodenüberschuss				316			316	211	527
Sonstiges Ergebnis der Periode				-199	327		128	-12	116
Gesamtergebnis der Periode				117	327		444	199	643
Dividendenzahlungen und Hybrid-Kupon				-458			-458	-194	-653
Abgang eigener Anteile		1				0	1		1
Anteilsbasierte Vergütung		4					4		4
Zugang (+)/Abgang (-) nicht beherrschende Anteile				-13			-13	-13	-26
31. Dezember 2014	327	1.503	741	10.117	-1.086	-11	11.591	2.924	14.514

1) Die Zahlen für 2014 und für Zwischenberichte 2015 wurden gemäß IAS 8 angepasst

2) 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 at-equity bewertete Beteiligungen entfallenden Anteil am sonstigen Ergebnis

Dividenden und Hybridkapitalzinsen

In der Hauptversammlung am 19. Mai 2015 wurde die Ausschüttung einer Dividende von EUR 1,25 je Aktie beschlossen. Dies führte zu einer Dividendenzahlung von EUR 408 Mio an die Aktionäre der OMV Aktiengesellschaft. 2015 wurden zudem Ausschüttungen an Minderheitsaktionäre in Höhe von EUR 72 Mio erfasst. Die Zinszahlung an Hybridkapitalbesitzer belief sich auf EUR 51 Mio.

Segmentberichterstattung *

Umsätze mit anderen Segmenten

Q3/15	Q4/15	Q4/14		∆% in EUR Mio	2015	2014	∆%
673	628	983		-36 Upstream	2.883	4.284	-33
18	21	24		-13 Downstream	83	99	-16
7	10	10	-2	davon Downstream Öl	32	43	-24
31	54	50	9	davon Downstream Gas	167	167	0
-20	-43	-36	20	davon Umsatzeliminierung innerhalb des Segments	-116	-111	5
100	96	106		-9 Konzernbereich und Sonstiges	393	416	-6
791	745	1.113		-33 Summe	3.359	4.799	-30

Umsätze mit Dritten

Q3/15	Q4/15	Q4/14		∆% in EUR Mio	2015	2014	∆%
282	293	383		-24 Upstream	1.017	1.489	-32
5.649	4.749	7.299		-35 Downstream	21.506	34.419	-38
4.674	3.788	6.080	-38	davon Downstream Öl	17.290	27.787	-38
975	961	1.219	-21	davon Downstream Gas	4.215	6.632	-36
1	1	1		26 Konzernbereich und Sonstiges	4	4	4
5.932	5.043	7.683		-34 Summe	22.527	35.913	-37

Umsätze (nicht konsolidiert)

Q3/15	Q4/15	Q4/14		∆% in EUR Mio	2015	2014	∆%
956	921	1.366		-33 Upstream	3.900	5.773	-32
5.667	4.770	7.323		-35 Downstream	21.589	34.518	-37
4.681	3.798	6.090	-38	davon Downstream Öl	17.323	27.830	-38
1.007	1.015	1.269	-20	davon Downstream Gas	4.382	6.799	-36
-20	-43	-36	20	davon Umsatzeliminierung innerhalb des Segments	-116	-111	5
101	97	106		-9 Konzernbereich und Sonstiges	397	420	-6
6.723	5.788	8.796		-34 Summe	25.886	40.711	-36

Segment- und Konzernergebnis

Q3/15	Q4/15	Q4/14		∆% in EUR Mio 1)	2015	2014	∆%
-980	-1.526	220		n.m. EBIT Upstream 2)	-2.371	1.466	n.m.
174	-197	-894		-78 EBIT Downstream	334	-538	n.m.
238	138	-599	n.m.	davon EBIT Downstream Öl	890	-338	n.m.
-64	-334	-295	13	davon EBIT Downstream Gas	-555	-200	178
0	-40	-19		114 EBIT Konzernbereich und Sonstiges	-48	-63	-23
-805	-1.762	-693		154 EBIT Segment Summe	-2.085	865	n.m.
78	33	161		-79 Konsolidierung: Zwischengewinneliminierung	79	104	-24
-728	-1.729	-532		n.m. OMV Konzern EBIT	-2.006	969	n.m.
9	18	-70		n.m. Finanzerfolg	97	-177	n.m.
				OMV Konzern Ergebnis der gewöhnlichen
-719	-1.711	-602	184	Geschäftstätigkeit	-1.909	792	n.m.

Vermögenswerte 3)

in EUR Mio 1)	31. Dez. 2015	31. Dez. 2014
Upstream	13.036	14.619
Downstream	6.492	7.113
davon Downstream Öl	4.985	5.213
davon Downstream Gas	1.507	1.899
Konzernbereich und Sonstiges	188	209
Summe	19.715	21.941

* Beginnend mit 1. Jänner 2015 wurde ein gemeinsamer Geschäftsbereich Downstream, durch die Verschmelzung der Geschäftsbereiche Gas und Power und Raffinerien und Marketing, geschaffen. Zusätzlich wurde das Gas und Power-Geschäft in Downstream Gas und das Raffinerien und Marketing-Geschäft in Downstream Öl umbenannt. Der Geschäftsbereich Exploration und Produktion wurde in Upstream umbenannt. Aufgrund genannter organisatorischer Ände-

rungen wurde die Summe der Umsätze mit anderen Segmenten der Vorperioden angepasst. 1) Die Zahlen für 2014 und für Zwischenberichte 2015 wurden gemäß IAS 8 angepasst

2) Vor Zwischengewinneliminierung, angeführt in der Zeile "Konsolidierung"

3) Segmentvermögenswerte bestehen aus immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen

Ergänzende Angaben

Transaktionen mit nahestehenden Unternehmen

2015 bestanden folgende Liefer- und Leistungsbeziehungen zu fremdüblichen Marktpreisen zwischen dem OMV Konzern und at-equity bewerteten Unternehmen:

Wesentliche Liefer- und Leistungsbeziehungen zu nahe stehenden

Unternehmen in EUR Mio		2015		2014
	Umsätze und sonstige		Umsätze und sonstige
	Erträge	Zukäufe	Erträge	Zukäufe
Borealis	1.262	41	1.574	45
GENOL Gesellschaft m.b.H. & Co	285	2	169	-
Erdöl-Lagergesellschaft m.b.H.	44	49	163	94
Enerco Enerji Sanayi ve Ticaret A.Ş.	0	219	-	244

Bilanzpositionen in EUR Mio		31. Dez. 2015 31. Dez. 2014	∆%
Darlehensforderungen	19	55	-65
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	26	18	43
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	28	41	-32
Fremde Vorauszahlungen	168	178	-6

2015 wurde ein an die Trans Austria Gasleitung GmbH gewährtes Darlehen in Höhe von EUR 36 Mio zur Gänze getilgt.

Offene Forderungen aus Lieferung und Leistung gegenüber GENOL Gesellschaft m.b.H. & Co bestanden in Höhe von EUR 14 Mio (31. Dezember 2014: EUR 13 Mio).

Zum 31. Dezember 2015 beliefen sich die Verbindlichkeiten aus Lieferung und Leistung gegenüber ENERCO Enerji Sanayi ve Ticaret A.Ş. auf EUR 18 Mio (31. Dezember 2014: EUR 31 Mio).

Im Juni 2015 hat Borealis eine Entscheidung der finnischen Steuerbehörde über die Neufestsetzung der Steuern seiner finnischen Tochtergesellschaft Borealis Technology Oy für das Jahr 2010 erhalten. Die finnische Steuerbehörde hat Borealis dabei eine zusätzlich zahlbare Gesamtsumme von EUR 124,6 Mio, bestehend aus Steuernachzahlungen, Strafzuschlägen und Zinsen vorgeschrieben. Diese Entscheidung folgt auf die Entscheidung, die Borealis Ende 2014 für die Neufestsetzung der Steuern seiner finnischen Tochtergesellschaft Borealis Technology Oy für das Jahr 2008 erhalten hatte, wobei Borealis ein zusätzlich zahlbarer Betrag von EUR 281,7 Mio vorgeschrieben worden war. Borealis erachtet beide Entscheidungen als ungerechtfertigt und hat dagegen Rechtsmittel beim zuständigen "Board of Adjustment" der finnischen Steuerbehörde eingelegt.

Ende Dezember 2015 hat Borealis eine Entscheidung der finnischen Steuerbehörde über die Neufestsetzung der Steuern seiner finnischen Tochtergesellschaft Borealis Polymers Oy für das Jahr 2009 erhalten. Die finnische Steuerbehörde hat Borealis dabei eine zusätzlich zahlbare Summe von EUR 152,5 Mio, bestehend aus Steuernachzahlungen, Strafzuschlägen und Zinsen vorgeschrieben. Borealis erachtet auch diese Entscheidung als ungerechtfertigt und wird dagegen Rechtsmittel beim zuständigen "Board of Adjustment" der finnischen Steuerbehörde einlegen.

Am 30. Juni 2015 trat Gerhard Roiss von seiner Position als Vorstandsvorsitzender und Generaldirektor zurück. Zu diesem Zeitpunkt wurde eine Verbindlichkeit in Höhe von EUR 3,4 Mio für ausstehende Vergütungen inkl. variable Vergütungen (exklusive Long Term Incentive Plan und Strategic Incentive Plan) erfasst.

Wertminderungen

Die weitere Verringerung der Öl- und Gaspreise sowie die Marktvolatilität haben zu einer weiteren Überprüfung der kurzund langfristigen Ölpreisannahmen von OMV geführt. Die Brent Rohölpreisannahmen wurden auf USD 40/bbl für 2016, USD 55/bbl für 2017, USD 65/bbl für 2018, USD 70/bbl für 2019 und USD 75/bbl ab 2020 angepasst. Die Gaspreisannahmen wurden angepasst und spiegeln die derzeit gedämpften Marktbedingungen in Europa wider. Diese geänderten Annahmen hatten Wertminderungen in Höhe von EUR 1.475 Mio in Q4/15 im Geschäftsbereich Upstream – sowohl von Vermögenswerten in Produktion und Entwicklung als auch von Explorationsvermögen – zusätzlich zu den in Q3/15 verzeichneten zur Folge. In Summe wurden 2015 Wertminderungen von EUR 2.449 Mio erfasst. Davon betrafen EUR 68 Mio einen der Region Mittlerer Osten und Kaspische Region zugeordneten Firmenwert. Die Wertminderungen wurden in 12 Ländern im gesamten OMV Portfolio erfasst.

Aufgrund des schwierigen Marktumfelds für das Gasspeicher-Geschäft und der Angebots- und Nachfrageprognosen für Erdgas wurden die Annahmen zu langfristigen Sommer/Winter-Spreads überprüft und nach unten angepasst. Dies hatte einen negativen Einfluss auf den Gasspeicher Etzel und führte 2015 zu einer Wertminderung in Höhe von EUR 58 Mio.

Eine Verringerung der Spark Spreads in der Türkei hatte einen negativen Einfluss auf das Kraftwerk Samsun und führte zu einer Wertminderung in Q2/15. Der Betrag der Wertminderung wurde um EUR-TRY-Wechselkurseffekte angepasst und betrug 2015 insgesamt EUR 194 Mio.

Fair-Value-Bewertung

Zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente werden gemäß nachfolgender Fair-Value-Hierarchie ausgewiesen:

Level 1: Börsennotierte Kurse in aktiven Märkten werden für identische Vermögenswerte und Verbindlichkeiten verwendet.

Level 2: Entweder direkt (d.h. wie Kurse) oder indirekt feststellbare Vorgaben werden als Informationsgrundlage für die Berechnung der Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten verwendet (keine börsennotierten Kurse).

Level 3: Als Informationsgrundlage für die Berechnung der Vermögenswerte und Verbindlichkeiten werden interne Modelle oder andere Bewertungsmethoden verwendet, keine am Markt feststellbaren Daten (z.B. Kurse).

in EUR Mio			31. Dez. 2015			31. Dez. 2014
Finanzinstrumente aktiv	Level 1	Level 2	Gesamt	Level 1	Level 2	Gesamt
Investmentfonds	7	-	7	7	-	7
Anleihen	97	-	97	79	-	79
Als Sicherungsinstrumente designierte und effektive Derivate	-	165	165	-	184	184
Sonstige Derivate	732	894	1.626	588	425	1.013
Summe	836	1.059	1.895	675	610	1.284

in EUR Mio			31. Dez. 2015			31. Dez. 2014
Finanzinstrumente passiv	Level 1	Level 2	Gesamt	Level 1	Level 2	Gesamt
Verbindlichkeiten aus als Sicherungsinstrumenten designierten und
effektiven Derivaten	-	91	91	-	232	232
Verbindlichkeiten aus sonstigen Derivaten	779	917	1.696	580	425	1.005
Summe	779	1.008	1.787	580	657	1.238

Es gab keine Umgruppierungen zwischen den verschiedenen Levels der Fair-Value-Hierarchie.

Mit Ausnahme der Anteile an sonstigen Unternehmen zu Anschaffungskosten, für welche die beizulegenden Zeitwerte nicht zuverlässig geschätzt werden können, entsprechen die Buchwerte der finanziellen Vermögenswerte deren beizulegenden Zeitwerten.

Anleihen und sonstige verzinsliche Finanzverbindlichkeiten in Höhe von insgesamt EUR 5.087 Mio (31. Dezember 2014: EUR 5.240 Mio) sind zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Der geschätzte Tageswert dieser Verbindlichkeiten beträgt EUR 5.449 Mio (31. Dezember 2014: EUR 5.798 Mio). Die Buchwerte der sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten entsprechen im Wesentlichen deren beizulegenden Zeitwerten, da diese Verbindlichkeiten überwiegend kurzfristige Fälligkeiten aufweisen.

Wesentliche Ereignisse nach dem Bilanzstichtag

Am 12. Februar 2016 hat OMV bekannt gegeben, einen Verkaufsprozess für bis zu 100% am Tochterunternehmen OMV Petrol Ofisi A. Ş. zu starten.

Rückwirkende Anpassungen

Im Zuge einer Stichprobenprüfung der Österreichischen Prüfstelle für Rechnungslegung (OePR) wurden der Konzernabschluss 2014 sowie die Halbjahresabschlüsse 2014 und 2015 des OMV Konzerns ausgewählt und einer Prüfung gemäß § 2 Abs. 1 Z 2 Rechnungslegungs- Kontrollgesetz unterzogen (es handelte sich um eine Prüfung ohne besonderen Anlass).

OMV wurde von OePR darüber informiert, dass seine Auslegung des IFRS 10 in Verbindung mit IFRS 13 im Hinblick auf die Veräußerung des 45%-Anteils der Beteiligung an der Marmara Depoluk Hizmetleri ve Ticaret Anonim Sirketi (Marmara) am 16. Juni 2014, welche zu einem Kontrollverlust in der Gesellschaft führte, inkorrekt war. Zum Zeitpunkt des Verlusts der Kontrolle, hätten die restlichen Anteile an Marmara zu ihrem beizulegenden Zeitwert nach IFRS 10.25 (b) neu bewertet werden sollen. Folglich wäre ein Gewinn von EUR 23 Mio zu realisieren gewesen.

Darüber hinaus hätten weitere Wertminderungen auf den Firmenwert und Sachanlagen in Höhe von EUR 109 Mio im Konzernabschluss 2014 erfasst werden sollen. Diese beziehen sich auf den Firmenwert aus der Petrol Ofisi Akquisition (EUR 71 Mio einschließlich der Auswirkungen aus der Neubewertung von Marmara, welche den Buchwert der zahlungsmittelgenerierenden Einheit (ZGE) erhöht), auf das Kraftwerk Brazi (EUR 20 Mio) sowie auf den Gasspeicher Etzel (EUR 17 Mio).

Die zur Ermittlung des Nutzungswerts dieser zahlungsmittelgenerierenden Einheiten (ZGE) zugrundeliegenden Abzinsungssätze spiegelten nicht die gegenwärtigen Marktbewertungen zum Bilanzstichtag wider und entsprachen nicht den Anforderungen des IAS 36.55 aus zwei Gründen: die in den Abzinsungssätzen berücksichtigte Marktrisikoprämie basierte nicht auf den letztverfügbaren Daten und die Abzinsungssätze für Etzel und Brazi wurden auf Basis von Steuerraten bestimmt, welche durch außergewöhnliche, nicht wiederkehrende Aufwendungen verzerrt waren.

Fehler aus früheren Perioden werden rückwirkend angepasst. Der Konzernabschluss einschließlich Vergleichszahlen für frühere Perioden wird so dargestellt, als ob der Fehler aus früheren Perioden nicht aufgetreten wäre.

Die rückwirkende Anpassung hatte keine Auswirkung auf die Informationen in der Bilanz zu Beginn der vorangegangenen Periode (1. Jänner 2014).

Die Auswirkungen auf die jeweiligen Positionen in der Konzerngewinn- und Verlustrechnung, Konzernbilanz und Konzern Cashflow-Rechnung sind in folgenden Tabellen dargestellt:

Zusammenfassung der Auswirkung der IAS 8-Anpassungen auf bereits veröffentlichte Zahlen (ungeprüft)

Ergebnisse auf einen Blick

	An te ge pa ss	Bis he r		An te ge pa ss	Bis he r		An te ge pa ss	Bis he r
	Za hle n	be ric hte t	∆	Za hle n	be ric hte t	∆	Za hle n	be ric hte t	∆
f e Erg eb nis ine n B lic k i n E UR M io se au	Q 3/1 5	Q 3/1 5	in EU R M io	20 14	20 14	in EU R M io	Q 4/1 4	Q 4/1 4	in EU R M io
EB IT Do str wn ea m	174	15 7	17	-53 8	-45 3	-86	-89 4	-78 6	-10 8
EB IT	-72 8	-74 4	17	96 9	1.0 54	-86	-53 2	-42 4	-10 8
O Gr da n E BIT MV Pe tro vo m up pe	8	8	0	71 9	74 0	-20	-38	-17	-20
da n E BIT O MV Pe l O fis i tro vo	1	1	0	-26 0	-21 2	-48	-35 6	-28 5	-71
1) So nd ffe kte ere	-1. 07 3	-1. 09 0	17	-90 8	-82 2	-86	-78 1	-67 2	-10 8
Au ße lan mä ßig e A bsc hre ibu rp ng en	-1. 07 1	-1. 08 8	17	-83 3	-72 4	-10 9	-69 9	-59 0	-10 9
An lag rkä ufe en ve	0	0	-	-20	-43	24	-21	-22	0
n G fts Erg eb nis de öh nlic he chä tät ig ke it r g ew es	-71 9	-73 5	17	79 2	87 8	-86	-60 2	-49 3	-10 8
Pe rio de nü be hu rsc ss	-46 1	-47 7	16	52 7	61 3	-86	-44 8	-34 4	-10 5
2) De n A ktio nä hn de r P eri od üb ch ren rec en en ers uss zu zu	-45 6	-47 2	16	27 8	35 7	-79	-40 4	-30 8	-96
Erg eb nis je Ak tie in EU R	-1, 40	-1, 45	0, 05	0, 85	1, 09	-0, 24	-1, 24	-0, 94	-0, 30
Ve hu ldu rad in % rsc ng sg	39	38	0	34	34	0	34	34	0
RO % FA in	-	-	-	5	5	0	-	-	-
RO AC E i n %	-	-	-	3	4	0	-	-	-
3) CC S R OA CE r S de ref fek ten in % vo on	-	-	-	9	9	0	-	-	-
RO E i n %	-	-	-	4	4	-1	-	-	-
Ste ote de s K in % ue rqu on ze rns	36	35	1	33	30	3	26	30	-5

1) Sondereffekte sind außergewöhnliche, nicht wiederkehrende Effekte und enthalten unrealisierte Gewinne/Verluste aus Rohstoffderivaten (beginnend mit Q2/15), die zum EBIT addiert bzw. vom EBIT abgezogen werden. Für nähere Informationen verweisen wir auf die Geschäftsbereiche

2) Nach Abzug des den Hybridkapitalbesitzern sowie den nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnenden Periodenüberschusses

3) Bereinigt um Sondereffekte. Das bereinigte CCS Ergebnis eliminiert Lagerhaltungsgewinne/-verluste (CCS Effekte) aus den Fuels-Raffinerien und OMV Petrol Ofisi

Gewinn- und Verlustrechnung (verkürzt)

	An te ge pa ss	Bis he r		An te ge pa ss	Bis he r		An te ge pa ss	Bis he r
	Za hle n	be ric hte t	∆	Za hle n	be ric hte t	∆	Za hle n	be ric hte t	∆
-G Ko inn nd Ve rlu str hn in EU R M io nz ern ew - u ec un g	Q 3/1 5	Q 3/1 5	in EU R M io	20 14	20 14	in EU R M io	Q 4/1 4	Q 4/1 4	in EU R M io
Um sat zko ste n	-5. 92 2	-5. 93 9	17	-32 .61 3	-32 .50 4	-10 9	-7. 62 3	-7. 51 4	-10 9
Br utt bn is Um tz oe rge vo m sa	-74	-91	17	2.9 58	3.0 67	-10 9	-35	73	-10 9
So nst ige be trie blic he Ert räg e	112	11 2	-	33 7	31 4	24	99	99	0
Be trie bs erf olg ( EB IT)	-72 8	-74 4	17	96 9	1.0 54	-86	-53 2	-42 4	-10 8
Fin rfo lg an ze	9	9	-	-17 7	-17 7	0	-70	-70	0
Erg eb nis de öh nli ch G ch äft stä tig ke it r g ew en es	-71 9	-73 5	17	79 2	87 8	-86	-60 2	-49 3	-10 8
Ste Ein ko d E rtra ue rn vo m mm en un g	25 8	25 9	-1	-26 5	-26 4	-1	154	15 0	4
Pe rio de nü be hu rsc ss	-46 1	-47 7	16	52 7	61 3	-86	-44 8	-34 4	-10 5
da n d Ak tio nä de s M hm ch utt nte vo en ren eru rne en s z ure ne n uz	-45 6	-47 2	16	27 8	35 7	-79	-40 4	-30 8	-96
da n d ni cht be he ch de n A nte ilen hn vo en rrs en rec en zu zu	-14	-14	0	21 1	21 9	-8	-53	-45	-8
Erg eb nis je Ak tie in EU R	-1	-1	0	1	1	0	-1	-1	0
Ve rwä rte s E bn is j e A ktie in EU R sse rge	-1	-1	0	1	1	0	-1	-1	0

Bilanz (verkürzt)

	An Za hle te ge pa ss n	Bis he r b eri ch tet	∆
Ko bil z i n E UR M io nz ern an	31 . D . 2 01 4 ez	31 . D . 2 01 4 ez	in EU R M io
Ve ög rm en
Im ter iell e V ög ert ma erm en sw e	3.4 53	3.5 28	-74
Sa cha nla ge n	18 .48 8	18 .50 0	-12
La Ste ten te ue rn	45 9	45 6	3
La fris tig Ve ög ng es rm en	25 .46 4	25 .54 8	-83
Ku rzf ris tig Ve ög es rm en	8.2 98	8.2 98	-
Su e A kti mm va	33 .85 5	33 .93 8	-83
Eig ka ita l u nd Ve rbi nd lich ke ite en p n
Rü ckl ag en	10 .52 3	10 .60 2	-80
OM V A nte ilse ign er	11. 59 1	11 .67 0	-80
Nic ht be he ch de An tei le rrs en	2.9 24	2.9 32	-8
Eig ka ita l en p	14 .51 4	14 .60 2	-88
Ste La ten te ue rn	57 2	56 8	4
La fris tig e V erb ind lic hk eit ng en	10 .44 9	10 .44 5	4
Ku rzf ris tig e V erb ind lic hk eit en	8.8 63	8.8 63	-
Su e P siv mm as a	33 .85 5	33 .93 8	-83

Cashflow (verkürzt)

	An te ge pa ss	Bis he r		An te ge pa ss	Bis he r		An te ge pa ss	Bis he r
Ko -Ca sh flo Re ch in EU R M io nz ern nu w-	Za hle n Q 3/1 5	be ric hte t Q 3/1 5	∆ in EU R M io	Za hle n 20 14	be ric hte t 20 14	∆ in EU R M io	Za hle n Q 4/1 4	be ric hte t Q 4/1 4	∆ in EU R M io
ng
Pe rio de nü be hu rsc ss	-46 1	-47 7	16	52 7	61 3	-86	-44 8	-34 4	-10 5
Ab sch rei bu d W mi nd ( +) /Zu sch rei bu (- ) ert ng en un eru ng en ng en	1.6 31	1.6 47	-17	3.1 65	3.0 56	10 9	1.2 78	1.1 69	10 9
La ten te Ste ue rn	-30 1	-30 2	1	-25 0	-25 1	1	-21 7	-21 4	-4
So nst ige ba Ert räg e ( -) /Au fwe nd n ( +) un re un ge	54	54	-	-17 3	-15 0	-24	24	24	0
Mit tel flu ch ba Po ste zu ss na un ren n	90 3	90 3	-	3.2 62	3.2 62	0	62 8	62 8	0
Mit tel flu s d Be trie bs tät ig ke it zu ss au er	1.1 35	1.1 35	-	3.6 66	3.6 66	0	1.4 45	1.4 45	0
Mit tel flu /-a bfl de r In sti tio tät ig ke it zu ss us s a us ve ns	-61 2	-61 2	0	-3. 39 4	-3. 39 4	0	-94 7	-94 7	0
Mit tel flu /-a bfl de r F ina ier tät ig ke it ss us s a us nz un gs zu	-44 1	-44 1	0	-34 2	-34 2	0	-27 4	-27 4	0
Ne tto ab hm e ( -) /-z ah ( +) liq uid Mit tel na un me er	54	54	0	-56	-56	0	22 9	22 9	0
Liq uid e M itte l P eri od de en en	61 2	61 2	0	64 9	64 9	0	64 9	64 9	0

E Erkläru ung des s Vorst tands

W v K s K Wir bestätigen vorläufige und Konzerns verm o darstellt, da Konzernlagebe nach bestem ungeprüfte Ko mittelt, dass de ass ein möglich ericht die wese Wissen, dass onzernabschlu er Konzernlage hst getreues B entlichen Risik s der im Einkla uss ein möglic ebericht den G Bild der Vermö ken und Unge ang mit den m chst getreues Geschäftsverla ögens-, Finanz ewissheiten be maßgebenden Bild der Verm auf, das Gesc z- und Ertrags eschreibt, dene Rechnungsleg ögens-, Finan häftsergebnis slage des Konz en der Konzer gungsstandar nz- und Ertrag s und die Lage zerns entsteh rn ausgesetzt rds aufgestellte slage des e des Konzern t und, dass de ist. ens er

W Wien, 18. Febr ruar 2016

D Der Vorstand

Vor Rai rstandsvorsitze ner Seele nder und Gener raldirektor

Johan Vorsta U nn Pleininger andsdirektor Upstream

V David C. D Vorsitzender-St Finanze Davies tellvertreter en

Manfred L Vorstandsd Downstre Leitner direktor eam

Weitere Informationen

Abkürzungen und Definitionen

bbl: (barrel(s)) Fass (rund 159 Liter); bcf: (billion cubic feet) Milliarden Standard-Kubikfuß; boe: (barrel(s) of oil equivalent) Fass Öläquivalent; boe/d: Fass Öläquivalent pro Tag; CCS: (Current Cost of Supply) zu aktuellen Beschaffungskosten; E&P: Exploration und Produktion; eingesetztes Kapital: Eigenkapital inklusive nicht beherrschende Anteile zuzüglich Nettoverschuldung; EUR: Euro; FX: Fremdwährungs-Wechselkurs; GWh: Gigawatt Stunde(n); kbbl, kbbl/d: Tausend Barrel, kbbl pro Tag; kboe, kboe/d: Tausend Barrel Öläquivalent, kboe pro Tag; Kb&S: Konzernbereich und Sonstiges; LNG: (Liquefied Natural Gas) Flüssigerdgas; Mio: Million; Mrd: Milliarde; MWh: Megawatt Stunde(n); n.a.: (not available) Wert nicht verfügbar; n.m.: (not meaningful) Wert nicht aussagekräftig; NGL: (Natural Gas Liquids) Erdgaskondensat; NOPAT: Net Operating Profit After Tax. Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit nach Steuern zuzüglich Zinsergebnis auf Finanzverbindlichkeiten, +/- Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, +/– Steuereffekte aus Anpassungen; ROFA: Return On Fixed Assets. %-Verhältnis EBIT zu durchschnittlichem immateriellen und Sachanlagevermögen; ROACE: Return On Average Capital Employed. %-Verhältnis NOPAT zu durchschnittlich eingesetztem Kapital; ROE: Return On Equity. %- Verhältnis Jahresüberschuss zu durchschnittlichem Eigenkapital (ROFA, ROACE und ROE sind auf rollierender Basis, basierend auf den vier vorangegangenen Quartalen, berechnet); RON: neuer Rumänischer Leu; t: Tonne; TRY: Türkische Lira; TWh: Terawatt Stunde(n); USD: US Dollar; Verschuldungsgrad: %-Verhältnis Nettoverschuldung zu Eigenkapital

Eine ausführliche Liste von Abkürzungen und Definitionen entnehmen Sie bitte dem OMV Geschäftsbericht.

OMV Kontakte

Felix Rüsch, Investor Relations Tel. +43 1 40440-21600; E-Mail: investor.relations@omv.com

Robert Lechner, Media Relations Tel. +43 1 40440-21472; E-Mail: media.relations@omv.com

Zusätzliche Informationen finden Sie auf unserer Internet-Seite www.omv.com.

Haftungshinweis für die Zukunft betreffende Aussagen

Dieser Bericht beinhaltet die Zukunft betreffende Aussagen. Diese Aussagen sind durch Bezeichnungen wie "Ausblick", "glauben", "erwarten", "rechnen", "beabsichtigen", "planen", "Ziel", "Einschätzung", "können/könnten", "werden" und ähnliche Begriffe gekennzeichnet oder können sich aus dem Zusammenhang ergeben. Aussagen dieser Art beruhen auf aktuellen Erwartungen, Einschätzungen und Annahmen von OMV sowie OMV aktuell zur Verfügung stehenden Informationen. Die Zukunft betreffende Aussagen unterliegen ihrer Natur nach bekannten und unbekannten Risiken und Unsicherheiten, weil sie sich auf Ereignisse beziehen und von Umständen abhängen, die in der Zukunft eintreten werden oder eintreten können und die außerhalb der Kontrolle von OMV liegen. Folglich können die tatsächlichen Ergebnisse erheblich von jenen Ergebnissen, welche durch die Zukunft betreffende Aussagen beschrieben oder unterstellt werden, abweichen. Empfänger dieses Berichts sollten die Zukunft betreffende Aussagen daher mit der gebotenen Vorsicht zur Kenntnis nehmen.

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