OMV AG — Interim / Quarterly Report 2009

Aug 5, 2009

Bericht Jänner – Juni und Q2 2009

inkl. Konzernzwischenabschluss zum 30. Juni 2009

5. August 2009 7:30 (MEZ)

Ergebnis durch herausforderndes Marktumfeld beeinflusst

Q1/09	Q2/09	Q2/08		U% in EUR Mio	1-6/09	1-6/08	U%	2008
266	237	951		-75 Betriebserfolg (EBIT)	503	1.746	-71	2.340
258	288	1.083		-73 EBIT vor Sondereffekten	546	1.875	-71	3.105
340	151	873		-83 CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	491	1.617	-70	3.405
40	144	684		-79 Periodenüberschuss nach Minderheiten	185	1.130	-84	1.374
126	94	614	-85	CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten nach Minderheiten 1)	220	1.033	-79	1.942
0,14	0,48	2,29		-79 Ergebnis je Aktie in EUR	0,62	3,78	-84	4,60
0,42	0,31	2,05	-85	CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten in EUR 1)	0,73	3,46	-79	6,50
915	356	1.085		-67 Cashflow aus der Betriebstätigkeit	1.271	1.898	-33	3.214
–	–	–		n.a. Dividende je Aktie in EUR	–	–	n.a.	1,00

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

• X Herausforderndes Marktumfeld belastet Q2/09 Ergebnisse: Das CCS EBIT vor Sondereffekten fiel um 83% auf EUR 151 Mio; der CCS Periodenüberschuss nach Minderheiten vor Sondereffekten belief sich auf EUR 94 Mio und wurde durch ein signifikant niedrigeres Finanzergebnis vs. Q2/08 beeinflusst
• X Absicherung des Cashflows weiterhin im Fokus: Um ihre starke Liquiditätsposition abzusichern, hat OMV ihre Ölpreis-Hedging-Strategie bis 2010 verlängert und konzentriert sich weiterhin auf Kostenreduktion
• X Ausblick 2009: Wir erwarten, dass die wichtigsten Marktparameter weiterhin eine sehr hohe Volatilität aufweisen; die E&P-Produktion sollte durch neue Feldentwicklungen gestärkt werden; nach Abschluss des Regierungsabkommens im Juli ist für das Nabucco Gaspipeline Projekt ein Open Season Prozess geplant; bei Petrom wird zur Zeit das geplante Raffinerie-Investment geprüft

Wolfgang Ruttenstorfer, OMV Generaldirektor:

"Die Performance im Bereich E&P hat sich auf Grund der höheren Ölpreise und neuer Öl- und Gasfelder verbessert. Hier sind der Produktionsstart von Komsomolskoe in Kasachstan und das Hochfahren der Produktion von Maari (Neuseeland) zu erwähnen. Im Raffinerie-Geschäft hingegen sind wir mit einem schwierigen Umfeld konfrontiert: So fielen die Spannen für Mitteldestillate auf ihr niedrigstes Niveau seit vielen Jahren. Zusätzlich belasteten die höheren Rohölpreise die Raffineriemargen auf Grund von gesteigerten Kosten für den Eigenenergieverbrauch, insbesondere in Rumänien. Besonders erfreulich ist, dass das Nabucco Gaspipeline Projekt mit der Unterzeichnung des Regierungsabkommens im Juli einen wichtigen Meilenstein erreicht hat. Dies ebnet den Weg für weitere wichtige Schritte wie den Open Season Prozess und Projektfinanzierungsverhandlungen. Während das wirtschaftliche Umfeld herausfordernd bleibt, setzt OMV auch weiterhin auf finanzielle Disziplin und Kostenreduktion, um operative Effizienz und Ergebnisse zu maximieren."

Inhalt

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

• 10| Gas und Power

• 12| Konzernzwischenabschluss und Konzernanhang (ungeprüft)

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

OMV Q2/07|1 Mehr bewegen.

^22| Weitere Informationen

Ergebnisse auf einen Blick

Zweites Quartal 2009 (Q2/09)

In Q2/09 beeinträchtigte der im Jahresvergleich starke Rückgang des Ölpreises und der Raffineriemargen die Ergebnisse. Der durchschnittliche Brent-Preis ging verglichen zu Q2/08 um 51% zurück und die OMV Referenz-Raffineriemarge fiel um 76%. Das Konzern-EBIT von EUR 237 Mio lag deutlich unter jenem von Q2/08. Gleichermaßen fiel Petroms Beitrag zum Konzern-EBIT auf EUR 50 Mio. Der Finanzerfolg lag unter dem Niveau von Q2/08, vor allem auf Grund von fehlenden Dividendenerträgen nach dem Verkauf der MOL Anteile, sowie geringeren Beiträgen von Borealis und Petrol Ofisi. Der Periodenüberschuss nach Minderheiten fiel von EUR 684 Mio in Q2/08 auf EUR 144 Mio. Das CCS EBIT vor Sondereffekten fiel um 83% auf EUR 151 Mio vor Berücksichtigung von Netto-Sonderaufwendungen von EUR 51 Mio. Das CCS EBIT vor Sondereffekten wurde um Lagerhaltungsgewinne in Höhe von EUR 137 Mio bereinigt. Das CCS EBIT vor Sondereffekten von Petrom lag bei EUR 16 Mio. Der CCS Periodenüberschuss nach Minderheiten vor Sondereffekten betrug EUR 94 Mio; das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten nach Minderheiten belief sich auf EUR 0,31. Per Ende Juni lag die Nettoverschuldung des Konzerns bei EUR 2.717 Mio und der Verschuldungsgrad bei 28,1%.

Im Bereich Exploration und Produktion (E&P) fiel das EBIT vor Sondereffekten verglichen zu Q2/08 um 67% auf EUR 276 Mio, vor allem auf Grund der deutlich schwächeren Ölpreise und des negativen Ergebnisses aus dem 2010 Hedge für Teile der Ölproduktion. Verluste und Erträge aus

Jänner – Juni 2009 (1-6/09)

In 1-6/09 lag der durchschnittliche Brent-Preis in USD um 53% unter dem Niveau von 1-6/08. Insgesamt litt das Konzernergebnis unter dem starken Rückgang des Ölpreises und der Raffineriemargen, wodurch EBIT und Periodenüberschuss unter dem Vorjahrsniveau lagen. Das Konzern-EBIT von EUR 503 Mio fiel gegenüber 1-6/08 um 71%. Der EBIT-Beitrag von Petrom sank um 75% auf EUR 127 Mio. Das Finanzergebnis ging vor allem auf Grund von niedrigeren Dividendenerträgen nach dem MOL Verkauf und geringeren Beiträgen von Beteiligungsunternehmen zurück. Der Periodenüberschuss nach Minderheiten von EUR 185 Mio lag um 84% unter dem Vorjahrsniveau. Das CCS EBIT vor Sondereffekten fiel um 70% auf EUR 491 Mio nach Abzug eines Netto-Sonderaufwands vor allem für die Abschreibung des Meteor Felds (Großbritannien). Das CCS EBIT vor Sondereffekten wurde um Lagerhaltungsgewinne in Höhe von EUR 55 Mio bereinigt. Der Beitrag von Petrom zum CCS EBIT vor Sondereffekten belief sich auf EUR 109 Mio (-79%). Der CCS Periodenüberschuss nach Minderheiten

der Änderung des Zeitwertes dieser Instrumente werden über die Laufzeit, d.h. bis Ende 2010, gegen Null laufen. Die Öl- und Gasproduktion des Konzerns lag mit 315.000 boe/d 1% über dem Niveau von Q2/08.

Im Bereich Raffinerien und Marketing (R&M) war das CCS EBIT vor Sondereffekten negativ mit EUR -103 Mio verglichen zu EUR 45 Mio in Q2/08. Das Raffinerie-Ergebnis war durch niedrige Mitteldestillat-Aufschläge stark beeinträchtigt. Das Marketingergebnis vor Sondereffekten lag in etwa auf dem Vorjahrsniveau. Die Retail-Verkaufsmengen blieben stabil während die gesamten Marketing-Verkaufsmengen auf Grund des schlechten wirtschaftlichen Umfelds zurückgingen. Der Rückgang bei den Verkaufsmengen konnte durch eine verbesserte Kostenposition ausgeglichen werden.

Im Bereich Gas und Power (G&P) stieg das EBIT vor Sondereffekten trotz niedrigerer Mengen um 14% auf EUR 49 Mio vs. Q2/08, dank guter Ergebnisse von Gas Supply, Marketing und Trading. Das Logistikgeschäft zeigte eine positive Geschäftsentwicklung.

vor Sondereffekten betrug EUR 220 Mio; das bereinigte CCS Ergebnis je Aktie nach Minderheiten lag bei EUR 0,73, um 79% unter dem Niveau von 1-6/08.

In E&P fiel das EBIT vor Sondereffekten im Vergleich zu 1-6/08 um 68%, insbesondere auf Grund eines allgemein niedrigeren Preisniveaus, etwas geringeren Mengen und negativen Ergebnissen aus dem 2010 Hedge für Teile der Ölproduktion. Verluste und Erträge aus der Änderung des Zeitwerts dieser Instrumente werden über die Laufzeit, d.h. bis Ende 2010, gegen Null laufen. Die Öl- und Gasproduktion des Konzerns lag mit 311.000 boe/d um 1% unter 1-6/08.

In R&M war das CCS EBIT vor Sondereffekten negativ mit EUR -81 Mio im Vergleich zu EUR 39 Mio in 1-6/08. Dies ist vor allem auf rückläufige Raffineriemargen zurückzuführen. Das Marketing Ergebnis lag über dem Vorjahresniveau. In G&P stieg das EBIT vor Sondereffekten um 3% hauptsächlich durch den starken Beitrag von Gas Supply, Marketing und Trading, welche durch Portfolio- und Lageroptimie-

Bedeutende Ereignisse in Q2/09

Am 21. April gab OMV den Fund und erfolgreiche Testförderungen von bis zu 1.300 bbl/d der Explorationsbohrung im Block NC202 in Libyen im Offshore Sirte Becken, 40 km südwestlich von Benghazi, bekannt. Dies ist der erste Offshore Ölfund in Libyen.

Am 24. April gab OMV zusammen mit ihren Joint-Venture Partnern Pakistan Petroleum Limited, ENI und Government Holdings Private Limited den Beginn einer erweiterten Testförderung aus der Explorationsbohrung Tajjal-1 in Pakistan, mit einer Gas-Förderrate von rund 4.000 boe/d (OMV Anteil 35%), bekannt.

Am 13. Mai hat die OMV Hauptversammlung eine Dividende von EUR 1,00 je Aktie genehmigt und die Mitglieder des Aufsichtsrats wiedergewählt. Weiters hat der Aufsichtsrat Dr. Peter Michaelis zu seinem Präsidenten und Frau Alyazia Al Kuwaiti und Herr DI Rainer Wieltsch zu seinen Vizepräsidenten bestellt.

Am 17. Mai unterzeichnete OMV ein Abkommen mit den Verkäufern Crescent Petroleum Company und Dana Gas

Ausblick 2009

Wir erwarten für 2009, dass die wichtigsten Marktparameter (Ölpreis, Raffineriemargen und EUR-USD-Kurs) weiterhin eine sehr hohe Volatilität aufweisen werden. In den letzten Monaten hat sich der Ölpreis von seinem Tief zu Beginn des Jahres gut erholt. Dennoch wird erwartet, dass er im Durchschnitt deutlich unter dem Niveau von 2008 bleibt. Die Brent-Urals Spanne sollte ebenfalls unter dem Vorjahrsniveau liegen. Insgesamt erwarten wir einen durchschnittlich schwächeren EUR vs. USD und einen zwar volatilen aber insgesamt schwächeren RON vs. USD und EUR im Vergleich zu den Durchschnittswerten des Vorjahrs. Die wirtschaftliche Abkühlung hat einen Einfluss auf die für OMV relevanten Märkte. Insbesondere erwarten wir deutlich schwächere Raffineriemargen als 2008 und auch das Petrochemie-Geschäft geht auf Grund des wirtschaftlichen Abschwungs zurück.

OMV als integrierter Energiekonzern besitzt, durch den niedrigen Verschuldungsgrad, genügend Finanzkraft, um auch wirtschaftlich schwierige Perioden zu überbrücken. Die geplanten Investitionen des Konzerns wurden priorisiert, um die Investitionsausgaben entsprechend dem herausfordernden Umfeld zu senken.

Um negative Auswirkungen niedrigerer Ölpreise auf den Cashflow des Konzerns zum Teil zu begrenzen, verwendet rung sowie niedrigere Importquoten in Rumänien unterstützt wurden.

PJSC über den Erwerb von 10% an Pearl Petroleum Company Limited. Das Unternehmen wurde zum Zweck der Evaluierung, Entwicklung und Produktion der sehr großen Gasfelder Khor Mor und Chemchemal in der Region Kurdistan im Irak, die über mehrere TCF (Billion Kubikfuß) Erdgas Gesamtreserven verfügen, gegründet.

Am 27. Mai erhielt OMV den Zuschlag für zwei weitere Offshore-Explorationslizenzen in Norwegen, in der Barentssee. Die Lizenz PL 537 wird von OMV (Norge) AS in einem Joint Venture mit Idemitsu, Spring Energy und SDØE betrieben. Bei der Lizenz PL 529 ist OMV an einem Joint Venture mit Eni (Betriebsführer), DONG und Wintershall beteiligt.

Am 25. Juni kündigte Petrom den Produktionsstart des Ölfelds Komsomolskoe in der Mangistau Region im Westen Kasachstans an. Die Anfangsproduktion liegt bei rund 1.000 bbl/d und wird nach weiteren Bohrungen steigen. Es wird eine Spitzen-Förderrate von rund 10.000 bbl/d bis 2010 erwartet. Die sicheren und wahrscheinlichen Reserven werden auf 34 Mio bbl geschätzt.

OMV derivative Instrumente zur Ergebnisabsicherung im Geschäftsbereich E&P für eine Menge von 65.000 bbl/d in 2009. Sollten die durchnittlichen Ölpreise im Quartal unter USD 65/bbl fallen, werden aus diesen Transaktionen, zusätzlich zu dem tatsächtlichen Ölpreis, USD 15/bbl realisiert. Von USD 65/bbl bis USD 80/bbl sichert der Hedge USD 80/bbl. Durch den gleichzeitigen Einsatz von Call- und Put-Optionen konnte eine Zero-Cost-Struktur ohne Prämienzahlung erreicht werden. Sollten die Ölpreise in 2009 über USD 110/bbl steigen, könnte OMV für das oben genannte Volumen von dieser Preissteigerung nicht profitieren. Um den Cashflow des Konzerns teilweise vor den potenziellen Auswirkungen der EUR-USD-Volatilität zu schützen, wurden ebenfalls derivative Instrumente eingesetzt um ein USD-Risiko in der Höhe von rund USD 1 Mrd zu sichern. Somit haben ausschließlich EUR-USD-Bewegungen innerhalb des Preisbands von 1,32 bis 1,15 Ergebnis-Relevanz.

Um den Cashflow des Konzerns in 2010 abzusichern, wurde in Q2/09 weiteres Rohöl-Hedging für eine Produktionsmenge von 63.000 bbl/d im kommenden Jahr mit einem Floor von USD 54/bbl bzw. einem Cap von USD 75/bbl abgeschlossen (Zero-Cost-Struktur).

Im Geschäftsbereich E&P wird eine Gesamtjahrsproduktion im Bereich des Vorjahrs erwartet und die Tagesproduktion in H2/09 sollte über der Produktion der Vergleichsperiode im Vorjahr liegen. Die Inbetriebnahme neuer Felder sowie produktionssteigernde Maßnahmen sollten den natürlichen Förderabfall, die Effekte aus der OPEC-Quote in Libyen, den Produktionsstillstand auf Grund von Umbauarbeiten am FPSO (Floating Production, Storage and Offloading) in Schiehallion (Großbritannien) sowie die Herausnahme der inerten Gase aus der Produktionsmenge in Österreich und Pakistan ausgleichen. Das Ölfeld Maari (Neuseeland) begann im Februar zu produzieren und wird seine Ölproduktion im Jahresverlauf schrittweise steigern. Die Produktion im kasachischen Ölfeld Komsomolskoe startete Ende Juni. Die Produktion wird sukzessive gesteigert, allerdings in Folge von Auflagen durch die Behörden mit geringerer Rate als geplant. In Rumänien werden Bohrungen im Gasfeld Mamu und die Entwicklung des Ölfelds Delta zur Produktion beitragen. Auf Grund geringerer industrieller Nachfrage (vor allem in der chemischen Industrie) ist die rumänische Gasnachfrage deutlich niedriger als im Vorjahr. Zudem könnten sich höhere Importe im Laufe des Jahres negativ auf Petrom's Gasproduktion auswirken. Der weiteren Eingliederung und Restrukturierung der rumänischen Ölservicefirma Petromservice, welche im Februar 2008 übernommen wurde, wird ein großer Stellenwert eingeräumt. Die erfolgreich abgeschlossene Modernisierung der Bohrungen, die Effizienzsteigerung der Produktionsprozesse und Anpassungen in der Organisationsstruktur sollten 2009 einen positiven Einfluss auf die Produktionskosten von Petrom haben. Durch eine strenge Kostenkontrolle und Projektpriorisierung innerhalb von E&P soll dem volatilen wirtschaftlichen Umfeld Rechnung getragen werden.

Im Geschäftsbereich R&M wurde Anfang Q2/09 in Schwechat der thermische Cracker in Betrieb genommen, wodurch die Verarbeitung schwererer Rohöle ermöglicht und die Produktausbeute verbessert wird. 2009 sind keine weiteren größeren Stillstände geplant. Kleinere geplante

Stillstände sollten keine materielle Ergebnisauswirkung haben. In Summe wird die Kapazitätsauslastung auf Grund des verlangsamten Wachstums in unseren Märkten unter dem langjährigen Trend erwartet. In 2009 wird der Bau der Ethylen Pipeline Süd (EPS) fortgesetzt, die Inbetriebnahme ist für 2010 geplant. Die EPS wird den Petrochemie-Standort Bayern (Deutschland) stärken. Der Ausstieg aus dem Retail-Geschäft in Italien sowie weitere Verkäufe wenig oder unrentabler Tankstellen in Österreich stellen eine Optimierung des gesamten Tankstellennetzes dar. Bei Petrom wird das geplante Raffinerieinvestment derzeit geprüft.

Im Geschäftsbereich G&P wird weiterhin ein Schwerpunkt auf der Entwicklung der Salesaktivitäten durch die Erhöhung der Marktpenetration sowie auf einer Steigerung der Handelsaktivitäten an europäischen Gas Hubs durch Econ-Gas liegen. Auf Grund des wirtschaftlichen Abschwungs rechnet EconGas mit einer niedrigeren Nachfrage vor allem aus der Industrie, und auch in Rumänien wird ein rückläufiger Gasverbrauch erwartet. Um die Position des Gasgeschäfts von OMV am europäischen Markt weiter zu stärken, wird die Diversifikation der langfristigen Liefermengen (via Pipeline oder LNG) angestrebt. Am 13. Juli haben Vertreter der beteiligten Länder ein Regierungsabkommen für das Nabucco-Projekt unterzeichnet, womit ein rechtlicher Rahmen geschaffen wurde, der gleiche Bedingungen für den Gas-Transit entlang der gesamten Nabucco Pipeline sichern soll. Für das Nabucco-Projekt ist für 2009 ein Open Season Prozess geplant, der zum Abschluss von ersten Transportverträgen führen soll. Wesentliche Meilensteine für das Gate LNG Terminal in Rotterdam sind die Errichtung der LNG Tanks und des Fundaments für die Anlandeeinrichtung. Für das Adria LNG Projekt in Kroatien ist die Vergabe der Risikoanalyse, der Umweltverträglichkeitsprüfung und der technischen Konzeption und Detailplanung für 2009 geplant. Der Ausbau der WAG Pipeline wird fortgesetzt und wird ab 2011 die Transportkapazität erhöhen. Der Bau des Gaskraftwerks Petrobrazi in Rumänien verläuft plangemäß.

Auf einen Blick

Q1/09	Q2/09	Q2/08		U% in EUR Mio	1-6/09	1-6/08	U%	2008
4.291	4.113	6.965		-41 Umsatz 1)	8.404	12.919	-35	25.543
227	249	788		-68 EBIT E&P 2)	476	1.519	-69	2.274
-51	12	200		-94 EBIT R&M	-39	243	n.m.	-105
85	47	27		78 EBIT G&P	132	115	15	245
-19	-23	-28		-17 EBIT Konzernbereich & Sonstiges	-42	-43	-3	-111
24	-49	-36		34 Konsolidierung	-24	-88	-72	37
266	237	951		-75 EBIT	503	1.746	-71	2.340
227	276	848		-67 EBIT vor Sondereffekten E&P 2), 3)	503	1.579	-68	2.580
22	-103	45		n.m. CCS EBIT vor Sondereffekten R&M 3)	-81	39	n.m.	602
86	49	43		14 EBIT vor Sondereffekten G&P 3)	135	131	3	274
				EBIT vor Sondereffekten Konzernbereich
-19	-23	-28	-17	und Sonstiges 3)	-42	-43	-3	-89
24	-49	-36		34 Konsolidierung	-24	-88	-72	37
340	151	873		-83 CCS EBIT vor Sondereffekten 3)	491	1.617	-70	3.405
178	229	1.044	-78	Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	407	1.817	-78	2.309
89	156	782		-80 Periodenüberschuss	245	1.348	-82	1.529
40	144	684		-79 Periodenüberschuss nach Minderheiten	185	1.130	-84	1.374
				CCS Periodenüberschuss vor
126	94	614	-85	Sondereffekten nach Minderheiten 3)	220	1.033	-79	1.942
0,14	0,48	2,29		-79 Ergebnis je Aktie (EPS) in EUR	0,62	3,78	-84	4,60
0,42	0,31	2,05		-85 CCS EPS vor Sondereffekten in EUR 3)	0,73	3,46	-79	6,50
915	356	1.085		-67 Cashflow aus der Betriebstätigkeit	1.271	1.898	-33	3.214
3,06	1,19	3,63		-67 Cashflow je Aktie (CFPS) in EUR	4,26	6,35	-33	10,76
3.336	2.717	2.628		3 Nettoverschuldung	2.717	2.628	3	3.448
34	28	24		15 Verschuldungsgrad in %	28	24	15	37
605	684	765		-11 Investitionen	1.289	1.580	-18	3.547
–	–	–		n.a. Dividende je Aktie in EUR	–	–	n.a.	1,00
–	–	–		n.a. ROfA (%)	9	35	-75	23
–	–	–		n.a. ROACE (%)	4	20	-80	12
–	–	–		n.a. ROE (%)	5	26	-80	16
39.713	37.205	41.957		-11 OMV Mitarbeiteranzahl	37.205	41.957	-11	41.282
34.012	31.477	36.319	-13	davon Petrom Gruppe	31.477	36.319	-13	35.588

1)Umsätze exklusive Mineralölsteuer

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

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

Exploration und Produktion (E&P)

Q1/09	Q2/09	Q2/08		U% in EUR Mio	1-6/09	1-6/08	U%	2008
770	839	1.404		-40 Umsatz	1.609	2.585	-38	5.089
227	249	788		-68 EBIT 1)	476	1.519	-69	2.274
–	-27	-60		-55 Sondereffekte	-27	-60	-55	-307
227	276	848		-67 EBIT vor Sondereffekten 1)	503	1.579	-68	2.580
Q1/09	Q2/09	Q2/08		U% Operative Kennzahlen	1-6/09	1-6/08	U%	2008
27,7	28,6	28,3		1 Gesamtproduktion in Mio boe	56,4	57,5	-2	115,9
308.000	315.000	310.000		1 Gesamtproduktion in boe/d	311.000	316.000	-1	317.000
14,5	15,3	14,9		3 Rohöl- und NGL-Produktion in Mio bbl	29,8	30,1	-1	60,9
74,1	74,9	74,5		0 Erdgasproduktion in bcf	149,0	153,6	-3	308,0
44,46	59,13	121,18		-51 Durchschnittl. Brent-Preis in USD/bbl	51,68	109,05	-53	97,26
				Durchschnittlich realisierter Rohölpreis in
45,88	48,78	111,62	-56	USD/bbl	47,54	100,78	-53	89,74
50,79	51,85	81,74		-37 Explorationsausgaben in EUR Mio	102,64	140,01	-27	406,01
71,42	55,50	82,74		-33 Explorationsaufwand in EUR Mio	126,92	109,54	16	333,97
11,82	11,62	14,68		-21 Produktionskosten in USD/boe	11,72	14,08	-17	14,29

Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)

Q1/09	Q2/09	Q2/08		U% in EUR Mio	1-6/09	1-6/08	U%	2008
101	113	300		-62 EBIT 1)	214	630	-66	796
–	–	-65		n.a. Sondereffekte	–	-65	n.a.	-298
101	113	365		-69 EBIT vor Sondereffekten 1)	214	696	-69	1.094
Q1/09	Q2/09	Q2/08		U% Operative Kennzahlen	1-6/09	1-6/08	U%	2008
192.000	185.000	194.000		-5 Gesamtproduktion in boe/d	188.000	196.000	-4	194.000
8,3	8,2	8,5		-4 Rohöl- und NGL-Produktion in Mio bbl	16,5	17,1	-3	34,4
1,4	1,3	1,4		-6 Erdgasproduktion in Mrd m3 2)	2,7	2,9	-6	5,6
43,73	58,36	117,24		-50 Durchschnittl. Urals-Preis in USD/bbl	50,99	105,22	-52	94,76
				Durchschnittl. realisierter Rohölpreis in
46,45	48,51	104,84	-54	USD/bbl	47,45	94,87	-50	83,01
				Regulierter Inlandsgaspreis für
150,97	160,67	211,71	-24	Produzenten in USD/1.000 m³	155,63	204,49	-24	195,59
14,71	14,49	18,99		-24 Produktionskosten in USD/boe	14,60	18,13	-19	18,27

1) Exklusive Zwischengewinneliminierung; Vergleichswerte der Vorperioden wurden entsprechend angepasst

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

Zweites Quartal 2009 (Q2/09)

• X Der im Jahresvergleich niedrigere Ölpreis belastete das Ergebnis in Q2/09; der stärkere USD konnte diesen Effekt teilweise kompensieren
• X Produktionsmengen auf Q2/08 Niveau: Geringere Produktion auf Grund niedrigerer OPEC-Quote in Libyen konnte durch wesentlich höhere Mengen des neuen Ölfelds Maari (Neuseeland) kompensiert werden
• X Positive OPEX-Entwicklung: Eine allgemeine Verbesserung der Kostensituation sowie der stärkere USD hatten einen positiven Effekt auf die OPEX in USD/boe

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

Trotz des starken USD ging der Bereichsumsatz im Vergleich zu Q2/08, hauptsächlich auf Grund des Ölpreisrückgangs, signifikant zurück. Der Rohölpreis Brent in USD/bbl fiel um 51% und der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns sank um 56% auf USD 48,78/bbl. Im realisierten Rohölpreis spiegelte sich auch das negative Ergebnis aus dem 2010 Hedge für Teile der Ölproduktion wider. Die Notierung für Urals, Referenzölpreis für Rumänien, nahm um 50% ab. Der durchschnittlich im Konzern erzielte Gas- preis in EUR war gegenüber Q2/08 um 14% niedriger und spiegelt dadurch die verzögerte, an den Ölpreis gekoppelte Entwicklung der Gaspreise wider. Das EBIT fiel im Vergleich zu Q2/08, hauptsächlich durch die schwache Preissituation und trotz Verkaufsmengen auf dem Niveau von Q2/08, um 68%. Höhere Mengen aus Neuseeland und Jemen halfen die Reduktion der Mengen in Libyen auf Grund der niedrigeren OPEC-Quote, bzw. die niedrigeren Mengen in Rumänien zu kompensieren. Der Explorationsaufwand lag trotz der Abschreibungen der Deep Banff-Bohrung (Großbritannien) und einer russischen Explorationsbohrung um 33% unter Q2/08. Das Ergebnis wurde weiters durch den nicht realisierten Zeitwertverlust (EUR 108 Mio) des Rohöl-Hedgings, das in Q2/09 für Teile der Ölproduktion in 2010 abgeschlossen wurde, belastet. Erträge und Verluste aus der Änderung des Zeitwerts dieser Instrumente werden bis Ende 2010 gegen Null laufen. Die in 2008 für Teile der Ölproduktion 2009 abgeschlossenen Hedging-Instrumente haben in Q2/09 mit EUR 49 Mio positiv zum E&P-EBIT beigetragen. Der stärkere USD wirkte sich positiv auf die Umsätze in EUR aus. Auch der verglichen zu Q2/08 schwächere RON (vs. EUR) hatte einen positiven Effekt auf die in RON gebuchten, aber in EUR ausgewiesenen Kosten. Hingegen wirkte sich die Abschwächung des RON negativ auf die rumänischen Gaspreise in EUR aus, da diese in RON festgesetzt werden. Das EBIT vor Sondereffekten lag um 67% unter dem Vorjahrswert und exkludiert Netto-Sonderaufwendungen in Höhe von EUR 27 Mio, die auf die außerordentliche Abschreibung des Meteor Felds (Großbritannien) zurückzuführen sind.

Die Produktionskosten (OPEX) exkl. Lizenzgebühren in USD/boe fielen im gesamten E&P-Bereich im Vergleich zu Q2/08 um 21%. Die OPEX/boe von Petrom verringerten sich sogar um 24%. Negative Mengeneffekte in Petrom konnten durch positive Effekte des starken USD und schwachen RON sowie Kosteneinsparungen mehr als kompensiert werden. Die Explorationsausgaben sanken um 37% auf EUR 52 Mio auf Grund geringerer Explorationsaktivitäten in Rumänien, Australien, Österreich sowie Tunesien und trotz höherer Explorationsaktivitäten in Libyen, im Jemen und der Region Kurdistan im Irak.

Die Gesamtproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas stieg um 1% auf 315.000 boe/d. Die Erdöl- und NGL-Produktion lag leicht über Q2/08. Die höheren Mengen des Maari Ölfelds (Neuseeland, +9.000 bbl/d) und des Habban Felds (Jemen) kompensierten den Mengenrückgang in Rumänien und Libyen (-6.000 bbl/d, hauptsächlich in Folge der niedrigeren OPEC-Quote). Die Erdgasproduktion war auf dem Niveau von Q2/08. Stillstände in der lokalen Düngemittelindustrie wirkten sich in Rumänien negativ auf die Mengen aus. Zudem werden beginnend mit Q1/09 Gase, die nicht Kohlenwasserstoffe sind (Inert-Gase), in Österreich und Pakistan nicht mehr als Teil der Produktionsmenge ausgewiesen. Diese Effekte konnten jedoch durch zusätzliche Mengen aus den Feldern Strasshof und Ebenthal in Österreich, die in Q3/08 zu produzieren begannen, kompensiert werden.

Niedrigere Verkaufsmengen in Libyen und Rumänien konnten durch höhere Mengen im Jemen und in Neuseeland ausgeglichen werden. Dies führte zu einer Gesamtverkaufsmenge auf dem Niveau von Q2/08.

Verglichen zu Q1/09 stieg das EBIT vor Sondereffekten um 21%. Die positive Wirkung der höheren Rohölpreise (Brent und Urals stiegen um 33%) und leicht höherer Mengen in Q2/09 konnten das negative Ergebnis aus dem Hedge für Teile der 2010 Ölproduktion abschwächen. Die Verkaufsmengen waren hauptsächlich in Neuseeland und Libyen höher. Die Ölproduktion nahm vor allem durch Maari (Neuseeland) und Habban (Jemen) zu, was den Rückgang in Rumänien ausgleichen konnte. Die Gasproduktionsmenge stieg geringfügig, da die Mehrmengen aus den Feldern Strasshof und Ebenthal (Österreich) den Mengenrückgang in Rumänien kompensierten. Die Gasmengen in Rumänien wurden von dem saisonalbedingt üblichen Rückgang der Gasnachfrage, der durch Stillstände in der lokalen Düngemittelindustrie noch verstärkt wurde, beeinträchtigt.

Jänner – Juni 2009 (1-6/09)

Der Bereichsumsatz nahm auf Grund niedrigerer Preise und Verkaufsmengen, trotz stärkerer USD-Wechselkurse, signifikant ab. Sowohl der Rohölpreis Brent als auch der durchschnittlich realisierte Rohölpreis im Konzern (USD 47,54/bbl) sanken gegenüber 1-6/08 um 53%. Der durchschnittlich im Konzern erzielte Gaspreis fiel um 12% und spiegelt den allgemeinen Rückgang der Gaspreise wider.

Das EBIT fiel um 69%, vor allem auf Grund wesentlich niedrigerer Preise, leicht niedrigerer Mengen und des negativen Ergebnisses aus dem 2010 Hedge, das aber größtenteils durch das positive Ergebnis aus dem 2009 Hedge kompensiert wurde. Das EBIT beinhaltet die oben erwähnten Netto-Sonderaufwendungen von EUR 27 Mio. Das EBIT vor Sondereffekten lag um 68% unter 1-6/08.

Die Produktionskosten exkl. Lizenzgebühren (OPEX) in USD/boe fielen um 17%. Die OPEX von Petrom verringerten sich um 19%, auf Grund eines im Vergleich zum USD 33% niedrigeren RON, trotz der negativen Wirkung der niedrigeren Produktionsmengen auf die Kosten pro Fass. Die Explorationsausgaben waren um 27% niedriger, vor allem durch den Rückgang der Aktivitäten von Petrom. Die Gesamtproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas sank um 1%. Die Erdöl- und NGL-Produktion lag vor allem auf Grund höherer Produktionsmengen im Jemen und in Neuseeland, die niedrigere Mengen in Rumänien, Libyen und Großbritannien kompensierten, auf dem Vorjahrsniveau. Die Erdgasproduktion sank um 3%, vor allem durch Stillstände in der rumänischen Düngemittelindustrie, sowie niedrigere Mengen in Pakistan, wo Gase, die nicht Kohlenwasserstoffe sind, nicht mehr als Teil der Produktionsmenge ausgewiesen werden.

Raffinerien und Marketing (R&M)

Q1/09	Q2/09	Q2/08		U% in EUR Mio	1-6/09	1-6/08	U%	2008
2.842	3.497	6.047		-42 Umsatz	6.339	10.751	-41	20.883
-51	12	200		-94 EBIT	-39	243	n.m.	-105
-1	14	1	n.m.	davon Petrochemie	13	6	122	168
9	-22	-56		-61 Sondereffekte	-13	-53	-76	-408
				CCS Effekte:
-82	137	211	-35	Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (-) 1)	55	258	-79	-300
22	-103	45		n.m. CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	-81	39	n.m.	602
Q1/09	Q2/09	Q2/08		U% Operative Kennzahlen	1-6/09	1-6/08	U%	2008
4,26	1,64	6,76		-76 OMV Referenz-Raffineriemarge in USD/bbl	2,97	5,53	-46	6,14
5,46	5,64	5,83		-3 Raffinerieeinsatz in Mio t	11,10	11,81	-6	23,76
81	83	84		0 Raffinerie-Auslastungsgrad gesamt in %	82	85	-4	86
5,28	5,34	5,75		-7 Raffinerie-Verkaufsmenge gesamt in Mio t	10,62	11,11	-4	22,64
0,51	0,51	0,57	-11	davon Petrochemie in Mio t	1,01	1,12	-10	2,13
4,14	4,38	4,74		-8 Verkaufsmengen Marketing in Mio t	8,52	8,94	-5	18,45
2.477	2.483	2.527		-2 Tankstellenanzahl	2.483	2.527	-2	2.528
	Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)
Q1/09	Q2/09	Q2/08		U% in EUR Mio	1-6/09	1-6/08	U%	2008
-66	-4	-8		-47 EBIT	-70	-30	132	-488
2	-20	-44		-55 Sondereffekte	-18	-41	-57	-326
				CCS Effekte:
-17	56	86	-35	Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (-) 1)	39	107	-64	-57
-51	-40	-49		-18 CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	-91	-96	-5	-105
Q1/09	Q2/09	Q2/08		U% Operative Kennzahlen	1-6/09	1-6/08	U%	2008
				OMV Referenz-Raffineriemarge Ost in
2,65	0,14	1,12	-87	USD/bbl	1,42	0,90	57	1,43
1,31	1,33	1,51		-12 Gesamte Verarbeitungsmenge in Mio t	2,64	2,96	-11	6,12
67	67	76		-12 Raffinerie-Auslastungsgrad gesamt in %	67	75	-11	77
1,43	1,31	1,48		-11 Raffinerie-Verkaufsmenge in Mio t	2,74	2,73	0	5,72

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 der operativen Performance der Raffinerien. Um eine Vergleichbarkeit zu ermöglichen, sind entsprechende Zahlen für 2008 angeführt.

0,01 0,01 0,09 -89 davon Petrochemie in Mio t 0,02 0,17 -86 0,27 1,35 1,27 1,42 -10 Verkaufsmengen Marketing in Mio t 2,63 2,62 0 5,64 822 829 808 3 Tankstellenanzahl 829 808 3 819

Zweites Quartal 2009 (Q2/09)

• X OMV Referenz-Raffineriemarge geriet auf Grund von niedrigen Mitteldestillat-Aufschlägen in Folge von schwacher Nachfrage und hohen Lagerbeständen in Europa stark unter Druck
• X Steigende Ölpreise in Q2/09 führten zu positiven CCS Effekten im Raffinerie-Geschäft (EUR 137 Mio)
• X Retail-Verkaufsmengen konnten durch Marktanteilsgewinne stabil gehalten werden; Rückgang der gesamten Marketing-Verkaufsmengen reflektiert allerdings das schwache Wirtschaftsumfeld

Ein geringeres Preisniveau und rückläufige Verkaufsmengen führten im Vergleich zu Q2/08, zu einem 42%igen Rückgang im R&M-Bereichsumsatz.

Das CCS EBIT vor Sondereffekten lag mit EUR -103 Mio deutlich unter dem Vorjahrsniveau, insbesondere hervorgerufen durch einen starken Rückgang der Raffineriemargen. Die Netto-Sonderaufwendungen in Q2/09 in Höhe von EUR 22 Mio bezogen sich vorwiegend auf die laufende Analyse der Zukunftsoptionen für das Raffinerie-Geschäft von Petrom. Positive CCS Effekte in Höhe von EUR 137 Mio führten dennoch zu einem positiven EBIT von EUR 12 Mio.

Das CCS EBIT vor Sondereffekten im Raffinerie-Geschäft sank im Vergleich zu Q2/08 auf Grund eines starken Rückgangs der Raffineriemargen. Die OMV ReferenzRaffineriemarge in Höhe von USD 1,64/bbl resultierte aus niedrigeren Spannen für Mitteldestillate in Folge von schwacher Nachfrage und hohen Lagerbeständen in Europa. Dies konnte durch niedrigere Kosten für den Eigenenergieverbrauch im Vergleich zu Q2/08, wegen niedrigerer Rohölpreise, und höhere Spannen bei Heizöl Schwer nur teilweise kompensiert werden. Ein Rückgang der Raffinerie-Verkaufsmengen (hauptsächlich Diesel und Jet) belastete ebenfalls das Ergebnis. Die OMV Referenz-Raffineriemarge Ost litt ebenfalls unter den schwachen Mitteldestillat-Margen, die nur teilweise durch die geringeren Kosten für den Eigenenergieverbrauch aufgefangen werden konnten.

Die gesamte Kapazitätsauslastung lag bei 83%. In Raffinerie West stieg die Auslastung auf 91% auf Grund der Kapazitätsreduktion in 2009 nach der erfolgreichen Bayernoil Restrukturierung, während die Kapazitätsauslastung in Petrom durch das schwache wirtschaftliche Umfeld auf 67% zurückging. Die Raffinerie-Verkaufsmengen fielen um 7% vs. Q2/08.

Das Petrochemie-Ergebnis West (exklusive Petrom) lag über dem niedrigen Niveau von Q2/08 auf Grund des höheren Anteils von Ethylen und Propylen im Produktenmix in Folge der Erweiterung des Crackers in Burghausen und höherer realisierter Verkaufspreise.

Das Marketingergebnis vor Sondereffekten lag auf dem Vorjahrsniveau trotz niedrigerer Margen in Commercial West, die allerdings durch höhere Margen bei Petrom kompensiert wurden. Die Kosten bei Petrom sanken durch die positiven Effekte des schwächeren RON und durch Restrukturierungsmaßnahmen. Die Marketingmengen sanken im Vergleich zu Q2/08 auf Grund des Wirtschaftsabschwungs. Die Retail-Verkaufsmengen waren auf dem Niveau von Q2/08, da die positiven Effekte der Restrukturierung bei Petrom das schwache wirtschaftliche Umfeld kompensieren konnten. Per 30. Juni 2009 verringerte sich die Tankstellenanzahl des Konzerns um 2% vs. Ende Juni 2008 vorwiegend auf Grund des laufenden Verkaufs von österreichischen Tankstellen im Zuge der Netzwerkoptimierung.

Verglichen zu Q1/09 gab es einen deutlichen Rückgang beim CCS EBIT vor Sondereffekten, eine Folge niedrigerer Raffineriemargen auf Grund der Verminderung der Produktenaufschläge (speziell für Mitteldestillate) und höherer Kosten für den Eigenenergieverbrauch. Zusätzlich war das Raffinerie West Ergebnis durch einen schwächeren Trend im lokalen Marktpreislevel im Vergleich zu Rotterdam für Mitteldestillate belastet. Diese negative Margenentwicklung hat die positive Kostenentwicklung in Folge des Restrukturierungserfolges in Petrom und die positive Marketing-Ergebnisentwicklung mehr als aufgehoben.

Jänner – Juni 2009 (1-6/09)

Der R&M-Bereichsumsatz fiel um 41% hauptsächlich auf Grund niedrigerer Preisniveaus und Mengen.

Trotz eines besseren Marketinggeschäfts bei Petrom lag das R&M-EBIT auf Grund rückläufiger Margen im Raffinerie-Geschäft und niedrigerer positiver CCS Effekte deutlich unter dem Vorjahrsniveau. Das CCS EBIT vor Sondereffekten ging im Vergleich zu 1-6/08 deutlich zurück und exkludiert hauptsächlich die oben erwähnten Sonderaufwendungen sowie positive CCS Effekte in Höhe von EUR 55 Mio (vs. EUR 258 Mio in 1-6/08).

Das Raffinerie-Ergebnis verschlechterte sich signifikant im Vergleich zu 1-6/08. Der deutliche Rückgang der OMV Referenz-Raffineriemarge West und geringere Mengen belasteten das Ergebnis. Die OMV Referenz-Raffineriemarge Ost war höher als in 1-6/08, da niedrigere Kosten für den Eigenenergieverbrauch die rückläufigen Spannen für Mitteldestillate kompensierten.

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

Das Petrochemie-Ergebnis West (exklusive Petrom) verbesserte sich im Vergleich zu 1-6/08 vorwiegend auf Grund von leicht höheren Mengen. Die Petrochemie-Verkaufsmengen West stiegen verglichen zu 1-6/08 um 4% auf Grund der verlängerten Anlaufphase in 1-6/08 nach der Kapazitätserhöhung in Burghausen.

Das Marketingergebnis lag insbesondere auf Grund von höheren Margen in Petrom über dem Niveau von 1-6/08. Die gefallenen Mengen in Marketing West reflektieren den negativen Markttrend, wohingegen die Verkaufsmengen von Petrom auf Grund der erfolgreichen Restrukturierung des Retail-Netzwerkes stabil waren.

Gas und Power (G&P)

Q1/09	Q2/09	Q2/08		U% in EUR Mio	1-6/09	1-6/08	U%	2008
1.271	527	735	- 28	Umsatz	1.798	1.797	0	3.798
85	47	27		78 EBIT	132	115	15	245
- 1	- 2	- 17	- 89	Sondereffekte	- 3	- 16	- 82	- 29
86	49	43		14 EBIT vor Sondereffekten	135	131	3	274
Q1/09	Q2/09	Q2/08		U% Operative Kennzahlen	1-6/09	1-6/08	U%	2008
4,52	2,08	2,56	- 19	Verkaufsmengen Erdgas in Mrd m3	6,60	6,63	0	12,77
				Durchschnittlich verkaufte
849.548	841.567	799.012	5	Speicherkapazität m3 /h	845.558	791.818	7	802.760

Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)

Q1/09	Q2/09	Q2/08		U% in EUR Mio	1-6/09	1-6/08	U%	2008
23	- 1	- 13	- 91	EBIT	22	3	n.m.	30
- 1	- 2	- 16	- 90	Sondereffekte	- 3	- 16	- 83	- 28
24	0	3	- 85	EBIT vor Sondereffekten	24	19	30	58
Q1/09	Q2/09	Q2/08		U% Operative Kennzahlen	1-6/09	1-6/08	U%	2008
480	370	370		0 Importpreis in USD/1.000 m³	425	370	15	440
				Regulierter Erdgaspreis für Produzenten in
151	161	212	- 24	USD/1.000 m³	156	204	- 24	196

Zweites Quartal 2009 (Q2/09)

• X Höheres Ergebnis aufgrund von Portfoliooptimierungen im Gas Supply, Marketing und Trading Geschäft trotz geringerer Mengen im Vergleich zu Q2/08 auf Grund des wirtschaftlichen Abschwungs
• X Positive Auswirkung einer hohen Nachfrage auf das Speichergeschäft
• X Das Ergebnis von Petroms Düngemittelanlage Doljchim war durch niedrige Nachfrage negativ beeinflusst

Das EBIT stieg um 78% gegenüber Q2/08, wo es durch Sondereffekte aus Rückstellungen für Rechtsstreitigkeiten und außerordentliche Abschreibungen belastet war. Gas Supply, Marketing und Trading profitierte trotz leicht geringerer Mengen auf Grund von Portfolio Optimierungen. Der Logistikbereich konnte die verkauften Mengen deutlich ausbauen. Petrom´s Düngemittelanlage Doljchim wurde durch fallende Verkaufspreise und Absatzmengen belastet. Das EBIT vor Sondereffekten stieg im Jahresvergleich um 14%, da dieses in Q2/08 um Rückstellungen für Rechtstreitigkeiten und ausßerordentliche Abschreibungen bereinigt war. In Q2/09 gab es keine signifikanten Sonderaufwendungen.

Das Marktumfeld für Gas Supply, Marketing und Trading war in Q2/09 durch höhere Temperaturen im April (höher als im langjährigen Durchschnitt) und geringere Nachfrage aus der Industrie auf Grund des wirtschaftlichen Abschwungs geprägt. Der rumänische Markt wurde durch den wirtschaftlichen Abschwung belastet, was sich in geringerer Industrienachfrage niederschlug, gleichzeitig aber durch eine geringere Importquote positiv beeinflusst.

Im Vergleich zu Q2/08 sanken die Verkaufsmengen von EconGas um 11%. Diese Minderung resultierte vor allem aus dem überdurchschnittlich warmen April, der den Österreichabsatz belastete, während die Mengen im Ausland auf Grund der anhaltenden Internationalisierungsstrategie von EconGas gesteigert wurden. EconGas profitierte von höheren Handelsaktivitäten an internationalen Hubs, während diese Aktivitäten in Q2/08 gering waren. Dadurch wurden Optimierungseffekte erzielt und sowohl die Margen als auch das EBIT in Q2/09 gesteigert.

Die rückläufigen Mengen in Rumänien waren von den widrigen Marktbedingungen auf Grund des wirtschaftlichen Abschwungs, speziell in der Düngemittelindustrie, getrieben. Die verkaufte Gasmenge von Petrom sank um 27%, während der rumänische Gesamtmarkt um 33% zurückging. Das EBIT von Petrom profitierte von einer niedrigeren Importrate im Vergleich zu Q2/08. Der rumänische Importpreis in USD lag auf dem selben Niveau wie in Q2/08: USD 370/1.000 m³ (auf Grund eines starken USD 32% über Q2/08 in RON). Der für Petrom relevante durchschnittliche regulierte Erdgaspreis für Produzenten lag in Q2/09 bei USD 161/1.000 m³ (RON 495/1.000 m³) und somit auf

Grund des schwachen RON um 24% niedriger als in Q2/08 (in RON seit Februar 2008 unverändert).

Im Logistikbereich zeigte der Speicher bedingt durch höhere verfügbare Kapazitäten und Volumina sowie zusätzliche Nachfrage höhere verkaufte Volumina im Vergleich zu Q2/08. Jedoch waren die zusätzlich verfügbaren Kapazitäten in Q2/09 nicht völlig ausgebucht. Auf Grund der Inbetriebnahme einer neuen Kompressorstation auf der TAG Pipeline in Q4/08 und zusätzlichen verkauften Kapazitäten auf der WAG und anderen Pipelines verzeichnete das Transportgeschäft deutlich höhere verkaufte Transportmengen im Vergleich zu Q2/08.

Das Ergebnis von Doljchim, der Düngemittelanlage von Petrom, wurde von geringer Nachfrage und damit einhergehender niedrigerer Verkaufspreise belastet. Im Vergleich zu Q2/08 verbesserte sich das Ergebnis, da sich im Vorjahr Rückstellungen für Rechtsstreitigkeiten und außerordentliche Abschreibungen negativ auswirkten.

Der Baufortschritt des Kraftwerks Brazi verlief plangemäß. Die Grundsteinlegungszeremonie erfolgte in Q2/09.

Im Vergleich zu Q1/09 sank das EBIT vor Sondereffekten um 43%. Dies ist im Wesentlichen auf die Saisonalität des Geschäfts in Gas Supply, Marketing und Trading zurückzuführen. Das EBIT reduzierte sich im Vergleich zu Q1/09 um 44%. Das Verkaufsvolumen von EconGas in Q2/09 wurde von der Saisonalität und geringerer Nachfrage im Industriekundensegmentaufgrund des wirtschaftlichen Abschwungs belastet. Die erfolgreiche Internationalisierungsstrategie konnte den Rückgang teilweise ausgleichen. Auf Grund von Optimierungsmaßnahmen und Tradingaktivitäten an internationalen Hubs konnte der Ergebnisrückgang im Vergleich zu Q1/09 abgeschwächt werden. In Q2/09 sank der Gasverbrauch in Rumänien im Vergleich zu Q1/09 um 59%. Das Ergebnis von Petrom wurde einerseits durch den erwarteten saisonalen Rückgang und andererseits durch die schwächere Nachfrage der Industrie in Folge des wirtschaftlichen Abschwungs belastet. Unter diesen Marktbedingungen sanken die gesamten Verkaufsmengen von Petrom um 40% gegenüber Q1/09. Das Logistikgeschäft verzeichnete höhere verkaufte Transportmengen, die auf zusätzliche Kapazitätsverkäufe auf der WAG Pipeline zurückzuführen sind. Im Speichergeschäft zeigte sich im Vergleich zu Q1/09 der erwartete saisonale Rückgang von verkauften Volumen und Ausspeicherraten. Das EBIT von Doljchim in Q2/09 wurde durch anhaltend sinkende Verkaufspreise und Nachfrage belastet.

Jänner – Juni 2009 (1-6/09)

Die EBIT-Steigerung im Vergleich zum Vorjahr ist im Wesentlichen auf die guten Ergebnisse in Gas Supply, Marketing und Trading zurückzuführen, das von Portfolio Optimierungen und ausgespeicherten Gasmengen profitierte. Dem Logistikgeschäft kamen die höhere Speichernachfrage sowie die höheren verkauften Transportmengen ebenfalls zugute. Das Doljchim Ergebnis verbesserte sich leicht gegenüber dem Vorjahr, wo sich Rückstellungen für Rechtsstreitigkeiten und außerordentliche Abschreibungen negativ niederschlugen, war aber von geringer Nachfrage und niedrigeren Preisen belastet. Das Ergebnis vor Sondereffekten verbesserte sich daher nur um 3% im Vergleich zu 1- 6/08, da diese Effekte herausgerechnet waren.

Das Gas Supply, Marketing und Trading Geschäft profitierte von höheren Mengen in Q1/09 und Portfoliooptimierungen und Handelsaktivitäten an internationalen Hubs in Q2/09, wodurch die geringere Marktnachfrage ausgeglichen werden konnte. Höhere Verkaufsmengen von EconGas konnten die geringeren Mengen in Rumänien ausgleichen. Trotz des herausfordernden Umfeldes steigerte EconGas die Verkaufsmengen um 10%. Der Anstieg wurde aufgrund niedrigerer Temperaturen hauptsächlich in Q1/09 erzielt, während in Q2/09 milde Temperaturen und der wirtschaftliche Abschwung zu einem Rückgang führten. Das Ergebnis von

EconGas stieg aufgrund höherer Mengen, Optimierungsmaßnahmen sowie Handelsaktivitäten an internationalen Hubs und höheren Absatzmengen im Ausland aufgrund der Internationalisierungsstrategie. Die Gesamtabsatzmenge von Petrom sank um rund 15% im Vergleich zu 1-6/08, während der rumänische Gesamtmarkt um rund 22% nachgab. Das Ergebnis von Petrom wurde von geringeren Importquoten und Speicheroptimierungen positiv beeinflusst.

Das Logistikgeschäft profitierte von höheren verkauften Transportmengen, primär auf Grund der Inbetriebnahme einer Kompressorstation auf der TAG Pipeline sowie zusätzlichen verkauften Mengen auf der WAG. Eine hohe Nachfrage, auch in Folge der Lieferunterbrechungen in Q1/09, und höhere verfügbare Kapazitäten führten zu gestiegenen vermarkteten Volumina und Entnahmeraten im Speichergeschäft im Vergleich zu 1-6/08, obwohl noch nicht die gesamten zusätzlichen Kapazitäten vermarktet wurden.

Trotz geringer Nachfrage und niedriger Preise erzielte Doljchim ein leicht besseres EBIT, da in 2008 Rückstellungen für Rechtsstreitigkeiten und außerordentliche Abschreibungen das Ergebnis belasteten.

Gesetzliche Grundlagen und Methoden

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

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

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

Der Konzernzwischenabschluss für 1-6/09 ist ungeprüft; eine externe prüferische Durchsicht wurde nicht durchgeführt.

Konsolidierungskreisänderungen

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

Im Geschäftsbereich E&P wird OMV (TUNESIEN) Sidi Mansour GmbH, Wien, seit Jahresbeginn 2009 vollkonsolidiert. In Q1/09 wurden OMV (ALBANIEN) Adriatic

Sea Exploration GmbH, Wien, OMV (Bulgaria) Offshore Exploration GmbH, Wien, OMV Proterra GmbH, Wien, OMV (RUSSLAND) Exploration & Production GmbH, Wien und van Sickle Gesellschaft m.b.H., Wien, dekonsolidiert. Seit Q2/09 werden OMV Upstream International GmbH, Wien, vollkonsolidiert sowie ein 10%-Anteil an Pearl Petroleum Company Limited, Road Town, at-equity konsolidiert.

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

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

Saisonalität und Zyklizität

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

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

Gewinn- und Verlustrechnung (ungeprüft)

			Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung
Q1/09	Q2/09	Q2/08	in EUR Mio	1-6/09	1-6/08		2008
4.291,31	4.113,15		6.964,64 Umsatzerlöse	8.404,47	12.919,27		25.542,60
-46,16	-44,66		-64,27 Direkte Vertriebskosten	-90,82	-109,51		-238,40
-3.584,19	-3.452,04		-5.405,61 Umsatzkosten	-7.036,23	-10.208,58		-20.704,40
660,96	616,45		1.494,75 Bruttoergebnis vom Umsatz	1.277,41	2.601,18		4.599,80
64,34	46,68		56,85 Sonstige betriebliche Erträge	111,02	119,43		278,37
-189,99	-189,06		-206,57 Vertriebsaufwendungen	-379,05	-392,33		-881,62
-69,43	-74,35		-76,01 Verwaltungsaufwendungen	-143,78	-144,00		-279,17
-71,42	-55,50		-82,74 Explorationsaufwendungen	-126,92	-109,54		-333,97
-3,19	-3,27		-2,63 Forschungs- und Entwicklungsaufwand	-6,45	-6,31		-13,64
-124,83	-104,30		-232,49 Sonstige betriebliche Aufwendungen	-229,13	-322,14		-1.030,10
266,44	236,66		951,16 Betriebserfolg (EBIT)	503,10	1.746,29		2.339,66
-32,20	56,38		66,31 Ergebnis aus assoziierten Unternehmen	24,18	103,63		117,89
9,93	1,66		80,40 Dividendenerträge	11,59	89,90		91,58
-54,78	-63,91		-39,40 Zinsergebnis	-118,70	-89,58		-213,49
-11,36	-1,40		-14,71 Sonstiges Finanzergebnis	-12,76	-33,14		-26,56
-88,43	-7,27		92,60 Finanzerfolg	-95,69	70,82		-30,58
			Ergebnis der gewöhnlichen
178,02	229,40	1.043,76	Geschäftstätigkeit	407,41	1.817,11		2.309,08
-89,18	-73,72		-262,01 Steuern vom Einkommen und Ertrag	-162,90	-469,28		-780,13
			Ergebnis der gewöhnlichen
88,84	155,67	781,76	Geschäftstätigkeit nach Steuern	244,51	1.347,83		1.528,95
88,84	155,67		781,76 Periodenüberschuss	244,51	1.347,83		1.528,95
			davon eigenen Gesellschaftern zustehender
40,44	144,46	683,81	Gewinn	184,91	1.129,55		1.374,44
48,39	11,21	97,94	davon anderen Gesellschaftern zustehender Gewinn	59,60	218,28		154,51
0,14 0,14	0,48 0,48		2,29 Ergebnis je Aktie in EUR 2,29 Verwässertes Ergebnis je Aktie in EUR	0,62 0,62	3,78 3,78		4,60 4,60
–	–		– Dividende je Aktie in EUR	–		–	1,00
Q1/09	Q2/09	Q2/08	U% in EUR Mio	1-6/09	1-6/08	U%	2008
-32,20	56,38	66,31	-15 Ergebnis aus assoziierten Unternehmen	24,18	103,63	-77	117,89
-21,77	12,64	25,89 -51	davon Borealis	-9,13	75,33	n.m.	91,00
-11,29	35,42	38,74 -9	davon Petrol Ofisi	24,13	22,57	7	10,26

Gesamtergebnisrechnung (ungeprüft)

Q1/09	Q2/09	Q2/08		U% in EUR Mio	1-6/09	1-6/08	U%	2008
88,84	155,67	781,76		-80 Periodenüberschuss	244,51	1.347,83	-82	1.528,95
-211,57	52,92	190,80	-72	Währungsdifferenzen aus der Umrechnung ausländischer Geschäftsbetriebe	-158,65	-147,76	7	-667,11
618,12	2,10	60,46	-97	Unrealisierte Gewinne (+)/Verluste (–) aus der Bewertung zur Veräußerung verfügbarer finanzieller Vermögenswerte	620,22	-221,96		n.m. -1.301,71
-8,79	-46,52	25,16	n.m.	Unrealisierte Gewinne (+)/Verluste (–) aus der Bewertung von Hedges	-55,30	20,66	n.m.	110,38
4,39	-3,00	15,42	n.m.	Auf assoziierte Unternehmen entfallender Anteil am sonstigen Ergebnis	1,38	2,10	-34	-39,70
0,45	5,06	-6,22	n.m.	Summe der auf das sonstige Ergebnis entfallenden Ertragsteuern	5,51	-10,76	n.m.	-18,86
402,59	10,57	285,62		-96 Sonstiges Ergebnis der Periode n. Steuern	413,16	-357,72		n.m. -1.917,00
491,43	166,24	1.067,38		-84 Gesamtergebnis der Periode	657,67	990,11	-34	-388,05
524,75 -33,33	161,45 4,80	908,43 158,95	-82 -97	[den Anteilseignern des Mutterunternehmens zuzurechnen] [den Minderheitenanteilen zuzurechnen]	686,20 -28,53	780,03 210,08	-12 n.m.	-357,83 -30,22

– – 1,22 n.a. davon Oberösterreichische Ferngas – 5,09 n.a. 5,09

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

Zweites Quartal 2009 (Q2/09)

Der im Vergleich zu Q2/08 um 41% geringere Konzernumsatz ist vor allem auf rückgängige Rohöl- und Produktenpreise zurückzuführen.

Das Konzern-EBIT lag mit EUR 237 Mio deutlich unter dem Vorjahrswert (Q2/08 EUR 951 Mio), wobei rückläufige Rohölpreise sowie deutlich niedrigere Raffineriemargen die wesentlichsten Einflussfaktoren waren. Der EBIT-Beitrag von Petrom lag auf Grund des herausfordernden Umfelds ebenfalls mit EUR 50 Mio deutlich unter Q2/08 (EUR 235 Mio). Die Netto-Sonderaufwendungen in Q2/09 in der Höhe von EUR 51 Mio beziehen sich im Wesentlichen auf eine außerordentliche Abschreibung bei OMV UK (Segment E&P) sowie auf Aufwendungen im Zuge der laufenden Optionsanalyse Petrom Refining. In Q2/09 wurden positive CCS Effekte in der Höhe von EUR 137 Mio ausgewiesen.. Das CCS EBIT vor Sondereffekten fiel um 83% auf EUR 151 Mio; der darin enthaltene Beitrag von Petrom lag mit EUR 16 Mio deutlich unter Q2/08 (EUR 275 Mio).

Der Finanzerfolg lag in Q2/09 mit EUR -7 Mio deutlich unter dem Wert des Vorjahrs (Q2/08: EUR 93 Mio). Der Finanzerfolg in Q2/08 wurde von den MOL Dividendenerträgen positiv beeinflusst. In Q2/09 wurden die positiven At-Equity Beiträge von Petrol Ofisi und Borealis durch den Netto-Zinsaufwand überkompensiert.

Die laufenden Ertragsteuern des OMV Konzerns betrugen EUR 128 Mio. Ein Ertrag aus latenten Steuern wurde in Q2/09 in der Höhe von EUR 54 Mio erfolgswirksam gebucht. Die effektive Steuerquote des Konzerns lag bei 32% (Q2/08: 25%). Dieser Anstieg ist hauptsächlich auf die in Q3/08 in Kraft getretenen neuen Verträge in Libyen zurückzuführen.

Der Periodenüberschuss nach Minderheiten lag bei EUR 144 Mio vs. EUR 684 Mio in Q2/08. Den Minderheitenanteilen waren EUR 11 Mio zuzurechnen. Der CCS Periodenüberschuss nach Minderheiten vor Sondereffekten betrug EUR 94 Mio (Q2/08: EUR 614 Mio), das Ergebnis je Aktie lag bei EUR 0,48, das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten lag bei EUR 0,31 (Q2/08: EUR 2,29 bzw. EUR 2,05).

Verglichen zu Q1/09 ist der 4%ige Umsatzrückgang im Wesentlichen auf die saisonbedingt niedrigere Gasverkaufsmenge zurückzuführen. Das EBIT lag mit EUR 237 Mio unter Q1/09 (EUR 266 Mio). In Q2/09 wurden die positiven Effekte des steigenden Rohölpreises von gebuchten unrealisierten Zeitwertverlusten von Hedging-Instrumenten für 2010 in der Höhe von EUR 108 Mio sowie von Netto-Sonderaufwendungen in der Höhe von EUR 51 Mio kompensiert. Um den Cashflow des Konzerns in 2010 abzusichern, wurde in Q2/09 Rohöl-Hedging (Zero-Cost-Struktur) für eine Menge von 63.000 bbl/d mit einem Floor von USD 54/bbl bzw. einem Cap von USD 75/bbl abgeschlossen. Erträge/Verluste aus der Änderung des Zeitwerts dieser Instrumente werden über die Laufzeit, d.h. bis Ende 2010, gegen Null laufen. Der Finanzerfolg lag auf Grund der deutlich verbesserten At-Equity-Beiträge von Borealis und Petrol Ofisi deutlich über Q1/09. Die effektive Steuerquote des Konzerns betrug 32% (Q1/09: 50%). Dieser Rückgang der effektiven Steuerquote ist hauptsächlich auf das deutlich bessere Ergebnis der At-Equity einbezogenen Beteiligungen zurückzuführen. Zusätzlich wirkte sich im Vorquartal der Einmaleffekt in Folge des steuerlich nicht absetzbaren Verlustes aus dem MOL Verkauf erhöhend auf die effektive Konzernsteuerquote aus. Der Periodenüberschuss nach Minderheiten lag mit EUR 144 Mio deutlich über Q1/09 (EUR 40 Mio); der Periodenüberschuss nach Minderheiten vor Sondereffekten auf CCS Basis fiel auf EUR 94 Mio (Q1/09: EUR 126 Mio).

Jänner – Juni 2009 (1-6/09)

Der 35%ige Rückgang des Konzernumsatzes verglichen mit 1-6/08 ist vor allem auf gesunkene Rohöl- und Produktenpreise zurückzuführen.

Das Konzern-EBIT von EUR 503 Mio lag 71% unter 1-6/08, belastet von rückläufigen Rohölpreisen und Raffineriemargen sowie niedrigeren positiven CCS Effekten. Der EBIT-Beitrag von Petrom lag, ebenfalls auf Grund der deutlich niedrigeren Rohölpreise, mit EUR 127 Mio um 75% unter 1- 6/08. In 1-6/09 wurden Netto-Sonderaufwendungen von EUR 43 Mio und positive CCS Effekte von EUR 55 Mio ausgewiesen. Das CCS EBIT vor Sondereffekten sank um 70% auf EUR 491 Mio; der darin enthaltene Beitrag von Petrom betrug EUR 109 Mio, 79% unter dem Vorjahrswert.

Der im Vergleich zum Vorjahr rückgängige Finanzerfolg von EUR -96 Mio (EUR 71 Mio 1-6/08) kann im Wesentlichen auf das marktbedingt schwächere Borealis At-equity-Ergebnis zurückgeführt werden. Zusätzlich wurde der Finanzerfolg im Vorjahr von den MOL Dividendenerträgen positiv beeinflusst.

Die laufenden Ertragsteuern des OMV Konzerns betrugen EUR 202 Mio, während latente Steuererträge in der Höhe von EUR 39 Mio in 1-6/09 gebucht wurden. Die effektive Steuerquote des Konzerns stieg auf 40%, verglichen mit 26% in 1-6/08. Dieser Anstieg ist hauptsächlich auf die in Q3/08 in Kraft getretenen neuen Verträge in Libyen sowie den Verkauf der MOL Anteile (Einmaleffekte in 2009 und steuerfreier Dividendenertrag in 2008) zurückzuführen. Der Periodenüberschuss nach Minderheiten lag mit EUR 185 Mio deutlich unter 1-6/08 (EUR 1.130 Mio). Den Minderheitenanteilen waren EUR 60 Mio zuzurechnen (EUR 218 Mio 1-6/08). Der Periodenüberschuss nach Minderheiten vor Sondereffekten auf CCS Basis betrug EUR 220 Mio (1-6/08: EUR 1.033 Mio). Das Ergebnis je Aktie lag bei EUR 0,62. Das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten lag bei EUR 0,73 (1-6/08: EUR 3,78 bzw. EUR 3,46).

Konzernbilanz in EUR Mio	30. Jun. 2009	31. Dez. 2008
Vermögen
Immaterielle Vermögenswerte	704,71	807,46
Sachanlagen	10.904,39	10.421,49
Anteile an assoziierten Unternehmen	2.232,76	1.955,10
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	1.257,23	2.124,66
Sonstige Vermögenswerte	48,84	42,59
Langfristiges Vermögen	15.147,92	15.351,29
Latente Steuern	127,97	140,30
Vorräte	2.023,32	2.172,93
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	1.733,36	1.999,79
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	456,33	697,96
Forderungen aus laufenden Ertragsteuern	91,72	76,91
Sonstige Vermögenswerte	179,21	176,36
Kassenbestand und Bankguthaben	1.388,01	700,09
Zu Veräußerungszwecken gehaltenes Vermögen	60,11	60,36
Kurzfristiges Vermögen	5.932,06	5.884,39
Summe Aktiva	21.207,96	21.375,98
Eigenkapital und Verbindlichkeiten
Grundkapital	300,00	300,00
Rücklagen	7.476,79	7.099,08
Eigenkapital der Gesellschafter des Mutterunternehmens	7.776,79	7.399,08
Anteile anderer Gesellschafter	1.898,74	1.964,17
Eigenkapital	9.675,54	9.363,24
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	900,44	931,78
Anleihen	1.495,11	488,12
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	1.833,18	2.038,21
Rückstellungen für Rekultivierungsverpflichtungen	1.755,76	1.678,79
Sonstige Rückstellungen	221,52	283,07
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	410,86	399,32
Sonstige Verbindlichkeiten	13,96	13,93
Langfristige Verbindlichkeiten	6.630,83	5.833,21
Latente Steuern	301,65	363,17
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	2.284,51	2.141,07
Anleihen	251,28	–
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	393,17	1.606,51
Rückstellung für laufende Ertragsteuern	89,95	85,42
Sonstige Rückstellungen	346,51	552,35
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	357,14	415,41
Sonstige Verbindlichkeiten	854,71	1.007,46
Zu Veräußerungszwecken gehaltene Verbindlichkeiten	22,67	8,15
Kurzfristige Verbindlichkeiten	4.599,94	5.816,36
Summe Passiva	21.207,96	21.375,98

Bilanz, Investitionen und Verschuldungsgrad (ungeprüft)

Erläuterungen zur Bilanz zum 30. Juni 2009

Das Investitionsvolumen ging auf Grund der, durch das aktuelle herausfordernde Umfeld, angekündigten Kürzung des Investitionsprogramms auf EUR 1.289 Mio zurück (1- 6/08: EUR 1.580 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 872 Mio (1-6/08: EUR 1.135 Mio) vor allem in die Entwicklung von Feldern in Neuseeland, Rumänien, Österreich, Großbritannien, Kasachstan und im Jemen sowie in die Akquisition eines 10%-Anteils an Pearl Petroleum Company Limited. Das Investitionsvolumen im Geschäftsbereich R&M, vor allem für Investitionen in Qualitätsverbesserungsprojekte in Österreich und Rumänien sowie in die Umgestaltung von Tankstellen, lag bei EUR 173 Mio (1-6/08: EUR 322 Mio). Die Investitionen im Geschäftsbereich G&P, EUR 179 Mio (1-6/08: EUR 89 Mio), standen im Zusammenhang mit Investitionen in einen 40%- Anteil an einer türkischen Gashandelsgesellschaft, mit dem Bau des Kraftwerks in Brazi sowie mit dem Expansionsprojekt der West-Austria Gas Pipeline (WAG). Das Investitionsvolumen im Geschäftsbereich Kb&S lag bei EUR 65 Mio (1-6/08: EUR 33 Mio). Der Anstieg ist hauptsächlich auf Investitionen in das neue Petrom Headoffice, die "Petrom City", zurückzuführen.

Im Vergleich zum Jahresende 2008 fiel das Gesamtvermögen leicht um EUR 168 Mio bzw. 0,8% auf EUR 21.208 Mio. Die größte Veränderung war die Reduktion der sonstigen langfristigen finanziellen Vermögenswerte um EUR 867 Mio. Dieser Rückgang ist großteils auf den Verkauf der

Beteiligung am ungarischen Öl- und Gasunternehmen MOL zurückzuführen.

Das Eigenkapital erhöhte sich um etwa 3%, was hauptsächlich 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 46% per 30. Juni 2009.

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

Per 30. Juni 2009 betrugen die kurz- und langfristigen Kredite, Anleihen und Finanzierungsleasingsverbindlichkeiten. EUR 4.105 Mio (31. Dezember 2008: 4.148 Mio) während sich Kassenbestand und Bankguthaben auf EUR 1.388 Mio erhöhte (31. Dezember 2008: EUR 700 Mio). Die Nettoverschuldung reduzierte sich damit auf EUR 2.717 Mio verglichen zu EUR 3.448 Mio Ende 2008. Im April und Juni 2009 hat OMV zwei Eurobonds mit einem Gesamtvolumen von EUR 1.250 Mio emittiert. Der erste Eurobond wurde im April mit einer Laufzeit von fünf Jahren und einem Gesamtvolumen von EUR 1.000 Mio begeben. Der im Juni emittierte Eurobond hat eine Laufzeit von sieben Jahren und ein Volumen von EUR 250 Mio. Die Anleihen wurden im Rahmen des neuen EMTN Programms begeben. Weiters enthalten die Kreditverbindlichkeiten EUR 555 Mio aus der Aufnahme eines Schuldscheindarlehens.

Zum 30. Juni 2009 betrug der Verschuldungsgrad (Gearing Ratio) 28,1% (31. Dezember 2008: 36,8%).

Cashflow (ungeprüft)

Q1/09	Q2/09		Q2/08 Konzern-Cashflow-Rechnung in EUR Mio	1-6/09	1-6/08	2008
88,84	155,67		781,76 Perioden-/Jahresüberschuss	244,51	1.347,83	1.528,95
271,30	322,81		271,24 Abschreibungen (+)/Zuschreibungen (–)	594,11	472,38	1.286,95
14,57	-53,77		1,56 Latente Steuern	-39,20	17,72	-56,69
-14,69	29,58	-10,44	Gewinne (–)/Verluste (+) aus Abgängen von Anlagevermögen	14,89	5,04	6,56
-6,06	-72,11	18,59	Erhöhung (+)/Verminderung (–) langfristige Rückstellungen	-78,17	-4,94	98,55
44,40	35,07	-157,04	Sonstige unbare Erträge (–)/Aufwendungen (+)	79,47	-162,57	-137,54
398,36	417,25		905,67 Mittelzufluss nach unbaren Posten	815,61	1.675,45	2.726,79
376,81	-270,44		-450,54 Verminderung (+)/Erhöhung (–) Vorräte	106,37	-236,15	167,38
-14,07	142,80	-481,17	Verminderung (+)/Erhöhung (–) Forderungen	128,73	-534,03	479,21
239,02	141,71	956,72	Erhöhung (+)/Verminderung (–) Verbindlichkeiten	380,73	844,39	-334,19
-84,99	-75,06	154,66	Erhöhung (+)/Verminderung (–) kurzfristige Rückstellungen	-160,05	148,72	175,06
915,13	356,26		1.085,34 Mittelzufluss aus der Betriebstätigkeit	1.271,39	1.898,38	3.214,24
			Investitionen
			Immaterielle Vermögenswerte und
-614,61	-578,65	-630,56	Sachanlagen	-1.193,26	-1.643,47	-3.229,98
-63,60	-259,63	-71,05	Beteiligungen, Ausleihungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte sowie kurzfristige Finanzinvestitionen	-323,23	160,25	-110,15
-9,79	-0,02	–	Erwerb einbezogener Unternehmen und Geschäftsbetriebe abzüglich liquider Mittel 1)	-9,81	-1,08	-355,86
			Veräußerungen
20,42	1.414,96	20,15	Erlöse aus dem Verkauf von Anlagevermögen	1.435,38	226,34	266,57
–	–	–	Erlöse aus dem Verkauf einbezogener Unternehmen abzüglich liquider Mittel	–	–	25,03
-667,58	576,66	-681,46	Mittelabfluss/-zufluss aus der Investitionstätigkeit	-90,92	-1.257,96	-3.404,40
-254,88	1.311,50	839,44	Erhöhung (+)/Verminderung (–) langfristiger Finanzierungen	1.056,62	848,27	1.660,21
-322,79	-887,14	-777,42	Erhöhung (+)/Verminderung (–) kurzfristiger Finanzierungen	-1.209,93	-1.057,05	-905,00
0,40	–		-0,01 Rückkauf (–)/Verkauf (+) eigener Anteile	0,40	1,27	0,86
-13,41	-322,55		-547,09 Dividendenzahlungen	-335,97	-547,09	-547,09
			Mittelzufluss/-abfluss aus der
-590,68	101,81	-485,06	Finanzierungstätigkeit	-488,87	-754,59	208,98
-2,60	-1,08		4,88 Währungsdifferenz auf liquide Mittel	-3,67	-10,58	-18,30
			Nettoabnahme (–)/-zunahme (+) liquider
-345,73	1.033,66	-76,31	Mittel	687,93	-124,76	0,52
700,09	354,35		651,11 Liquide Mittel Periodenbeginn	700,09	699,56	699,56
354,35	1.388,01		574,81 Liquide Mittel Periodenende	1.388,01	574,81	700,09

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

Erläuterungen zur Cashflow-Rechnung

Der Free Cashflow (Cashflow aus der Betriebstätigkeit abzüglich Cashflow aus der Investitionstätigkeit) zeigte in 1-6/09 einen Mittelzufluss von EUR 1.180 Mio (1-6/08: EUR 640 Mio). Dividendenzahlungen erfolgten in 1-6/09 in Höhe von EUR 336 Mio an OMV Aktionäre und Minderheitsaktionäre (1-6/08: EUR 547 Mio). Der Free Cashflow abzüglich Dividendenzahlungen führte zu einem Mittelzufluss von EUR 844 Mio (1-6/08: EUR 93 Mio).

Der Mittelzufluss aus dem Periodenergebnis bereinigt um unbare Positionen – wie Abschreibungen, Nettorückstellungsveränderungen, nicht zahlungswirksame Beteiligungsergebnisse und andere Positionen – betrug EUR 816 Mio (1-6/08: EUR 1.675 Mio); im Net Working Capital wurden zusätzliche Mittel in Höhe von EUR 456 Mio freigesetzt (1-6/08: EUR 223 Mio).

Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit (Mittelabfluss von EUR 91 Mio, 1-6/08: EUR 1.258 Mio) beinhaltet neben Zahlungen für Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte sowie Finanzanlagen (EUR 1.516 Mio) auch den Mittelzufluss aus dem Verkauf der MOL Anteile (EUR 1.400 Mio). Der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit beinhaltet Mittelabflüsse von EUR 489 Mio (1-6/08: EUR 755 Mio) und resultiert im Wesentlichen aus Dividendenzahlungen; neben den Rückzahlungen lang- und kurzfristiger Finanzierungen sind auch die Aufnahme eines Schuldscheindarlehens in Höhe von EUR 555 Mio sowie der Mittelzufluss aus der Begebung von Eurobonds (EUR 1.250 Mio) enthalten.

Verkürzte Eigenkapitalveränderungsrechnung (ungeprüft)

	Grund	Kapital	Gewinn	Sonstige	Eigene	Gesellschafter	Minder
in EUR Mio	kapital	rücklagen	rücklagen	Rücklagen1)	Anteile	OMV		heitenanteile Gesamtkapital
1. Jänner 2009	300,00	783,31	7.310,09	-980,33	-14,00	7.399,08	1.964,17	9.363,24
Gesamtergebnis der
Periode			184,91	501,29		686,20	-28,53	657,67
Dividendenausschüttung			-298,76			-298,76	-37,20	-335,97
Verkauf eigener Anteile		-0,00			0,41	0,40		0,40
Erhöhung (+)/
Verminderung (–)
Minderheitenanteile			-10,12			-10,12	0,31	-9,81
30. Juni 2009	300,00	783,31	7.186,11	-479,03	-13,59	7.776,79	1.898,74	9.675,54

in EUR Mio	Grund kapital	Kapital rücklagen	Gewinn rücklagen	Sonstige Rücklagen1)	Eigene Anteile	Gesellschafter OMV	Minder	heitenanteile Gesamtkapital
1. Jänner 2008	300,00	782,38	6.318,29	751,94	-13,93	8.138,69	2.200,83	10.339,52
Gesamtergebnis der
Periode			1.129,55	-349,52		780,03	210,08	990,11
Dividendenausschüttung			-373,45			-373,45	-173,63	-547,09
Kauf eigener Anteile					-0,04	-0,04		-0,04
Verkauf eigener Anteile		0,93			0,38	1,31		1,31
Erhöhung (+)/ Verminderung (–)
Minderheitenanteile			-0,57			-0,57	-0,51	-1,08
30. Juni 2008	300,00	783,31	7.073,82	402,42	-13,59	8.545,97	2.236,76	10.782,73

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

Gezahlte Dividenden

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

20%igen Rückgang im Vergleich zu 2007 und ist mit der Erhaltung unserer konservativen Finanzstruktur in dem deutlich herausfordernderen Umfeld, das zur Zeit vorherrscht, konsistent. Dividendenzahlungen an Minderheitsaktionäre erfolgten in 1-6/09 in Höhe von EUR 37 Mio.

Segmentberichterstattung

Umsätze mit anderen Segmenten

Q1/09	Q2/09	Q2/08	U% in EUR Mio	1-6/09	1-6/08	U%	2008
565,08	737,33	1.182,60	-38 Exploration und Produktion	1.302,41	2.138,08	-39	4.065,95
7,20	5,65	12,37	-54 Raffinerien und Marketing	12,85	23,71	-46	46,10
19,82	11,16	28,12	-60 Gas und Power	30,98	56,18	-45	123,24
79,41	82,42	83,24	-1 Konzernbereich und Sonstiges	161,83	152,90	6	360,46
671,51	836,55	1.306,32	-36 Summe	1.508,07	2.370,86	-36	4.595,75

Umsätze mit Dritten

Q1/09	Q2/09	Q2/08	U% in EUR Mio	1-6/09	1-6/08	U%	2008
204,45	102,13	221,62	-54 Exploration und Produktion	306,58	447,32	-31	1.023,15
2.834,63	3.491,81	6.034,14	-42 Raffinerien und Marketing		6.326,44 10.727,70		-41 20.837,26
1.251,14	516,10	707,23	-27 Gas und Power	1.767,25	1.740,37	2	3.675,10
1,08	3,12	1,65	89 Konzernbereich und Sonstiges	4,20	3,88	8	7,09
4.291,31	4.113,15	6.964,64	-41 Summe		8.404,47 12.919,27		-35 25.542,60

Umsätze

Q1/09	Q2/09	Q2/08	U% in EUR Mio	1-6/09	1-6/08	U%	2008
769,53	839,45	1.404,22	-40 Exploration und Produktion	1.608,99	2.585,40	-38	5.089,10
2.841,84	3.497,45	6.046,51	-42 Raffinerien und Marketing		6.339,29 10.751,41		-41 20.883,36
1.270,96	527,27	735,34	-28 Gas und Power	1.798,23	1.796,55	0	3.798,34
80,50	85,54	84,88	1 Konzernbereich und Sonstiges	166,03	156,78	6	367,55
4.962,83	4.949,71	8.270,96	-40 Summe		9.912,53 15.290,13		-35 30.138,35

Segment- und Konzernergebnis

Q1/09	Q2/09	Q2/08		U% in EUR Mio	1-6/09	1-6/08	U%	2008
227,16	248,76	788,44		-68 EBIT Exploration und Produktion 1)	475,91	1.519,33	-69	2.273,67
-50,66	11,94	200,14		-94 EBIT Raffinerien und Marketing	-38,72	243,42	n.m.	-105,47
84,83	47,45	26,68		78 EBIT Gas und Power	132,28	114,99	15	244,64
-18,99	-22,98	-27,85		-17 EBIT Konzernbereich und Sonstiges	-41,96	-43,34	-3	-110,51
242,34	285,16	987,41		-71 EBIT Segment Summe	527,51	1.834,39	-71	2.302,33
				Konsolidierung:
24,10	-48,50	-36,24	34	Zwischengewinneliminierung	-24,40	-88,10	-72	37,34
266,44	236,66	951,16		-75 OMV Konzern EBIT	503,10	1.746,29	-71	2.339,66
-88,43	-7,27	92,60		n.m. Finanzerfolg	-95,69	70,82	n.m.	-30,58
				OMV Konzern Ergebnis der gewöhnlichen
178,02	229,40	1.043,76	-78	Geschäftstätigkeit	407,41	1.817,11	-78	2.309,08

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

Vermögenswerte 1)

	30. Jun. 2009	Dez. 31, 2008
Exploration und Produktion	6.506,64	6.219,23
Raffinerien und Marketing	4.334,41	4.383,63
Gas und Power	544,99	438,87
Konzernbereich und Sonstiges	223,07	187,21
Summe	11.609,10	11.228,95

1) Segmentvermögenswerte bestehen aus immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen

Ergänzende Angaben

Wesentliche Transaktionen mit nahestehenden Unternehmen

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

Wesentliche Ereignisse nach dem Bilanzstichtag

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

Erklärung des Vorstands

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

Wien, 3. August 2009

Der Vorstand

Wolfgang Ruttenstorfer Vorsitzender

Gerhard Roiss Vorsitzender-Stellvertreter

Werner Auli David C. Davies Helmut Langanger

EBIT Aufgliederung

EBIT

Q1/09	Q2/09	Q2/08		U% in EUR Mio	1-6/09	1-6/08	U%	2008
227	249	788		-68 Exploration und Produktion 1)	476	1.519	-69	2.274
-51	12	200		-94 Raffinerien und Marketing	-39	243	n.m.	-105
85	47	27		78 Gas und Power	132	115	15	245
-19	-23	-28		-17 Konzernbereich und Sonstiges	-42	-43	-3	-111
24	-49	-36		34 Konsolidierung	-24	-88	-72	37
266	237	951		-75 OMV Konzern EBIT	503	1.746	-71	2.340
8	-51	-132		-61 Sondereffekte 2)	-43	-129	-67	-765
-1	-2	-13		-88 davon: Personal und Restrukturierung	-2	-13	-83	-125
-1	-29	-10	198	Außerplanmäßige Abschreibungen	-30	-10	208	-250
11	1	16	-96	Anlagenverkäufe	11	20	-45	31
				Rückstellung für Rechts-
–	–	-124	n.a.	streitigkeiten (Petrom)	–	-124	n.a.	-358
-1	-21	-2	n.m.	Sonstiges	-22	-2	n.m.	-63
				CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)
-82	137	211	-35	/-verluste (–) 3)	55	258	-79	-300
340	151	873		-83 CCS EBIT vor Sondereffekten 3)	491	1.617	-70	3.405
227	276	848		-67 davon: Exploration und Produktion 1)	503	1.579	-68	2.580
22	-103	45	n.m.	Raffinerien und Marketing 3)	-81	39	n.m.	602
86	49	43	14	Gas und Power	135	131	3	274
-19	-23	-28	-17	Konzernbereich und Sonstiges	-42	-43	-3	-89
24	-49	-36	34	Konsolidierung	-24	-88	-72	37

1)Exklusive Zwischengewinneliminierung; Vergleichswerte der Vorperiode wurden entsprechend angepasst

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

EBITD

Q1/09	Q2/09	Q2/08	U% in EUR Mio	1-6/09	1-6/08	U%	2008
395	457	942	-51 Exploration und Produktion 1)	853	1.778	-52	2.927
38	106	292	-64 Raffinerien und Marketing	145	419	-66	453
93	55	42	30 Gas und Power	148	137	8	281
-8	-10	-17	-42 Konzernbereich und Sonstiges	-18	-23	-24	-65
24	-49	-36	34 Konsolidierung	-24	-88	-72	37
543	560	1.223	-54 OMV Konzern	1.103	2.223	-50	3.633

1) Exklusive Zwischengewinneliminierung; Vergleichswerte der Vorperiode wurden entsprechend angepasst

Wirtschaftliches Umfeld: Ölpreise und Wechselkurse

Der aktuelle Ölmarktbericht der IEA beziffert den weltweiten Ölverbrauch in 1-6/09 mit 83,8 Mio bbl/d, um 3,1 Mio bbl/d bzw. 3,6% weniger als in 1-6/08. Über 90% des Rückgangs entfielen auf die OECD-Länder, deren Ölnachfrage mit knapp 6% deutlich sank. In China und im Nahen Osten hingegen stieg der Verbrauch um jeweils 0,1 Mio bbl/d, während sich der Verbrauchsrückgang der Nicht-OECD-Länder insgesamt auf rund 0,3 Mio bbl/d belief. Die weltweite Ölproduktion lag in 1-6/09 mit 84,4 Mio bbl/d deutlich über dem Verbrauchsniveau und der Lageraufbau erreichte somit 0,6 Mio bbl/d. Die OPEC-Länder drosselten ihre Rohölproduktion (ohne 5,0 Mio bbl/d NGL) zwar um über 9% auf 28,5 Mio bbl/d, produzierten damit aber um 1,3 Mio bbl/d mehr als ihre vereinbarten individuellen Produktionsziele. Ihr Marktanteil an der Weltölproduktion (inkl. NGL) fiel dennoch auf unter 40%.

Der Durchschnittspreis von Brent-Rohöl betrug in 1-6/09 USD 51,68/bbl und lag damit 53% unter dem Vorjahrsniveau von USD 109,05/bbl. Brent startete zu Jahresbeginn mit einem Preisniveau von 40 USD/bbl und zeigte bis Mitte März nur geringe Schwankungen und keinen einheitlichen Trend. Danach kletterte der Rotterdam Spot-Preis bis zu einem Niveau von 70 USD/bbl, welches in der 2. Juniwoche erreicht wurde. Der Durchschnittspreis für Urals lag in 1-6/09 bei USD 50,99/bbl, um 52% unter 1-6/08.

Die Marktlage am Rohöl- und Produktenmarkt zeigt derzeit sowohl preisdrückende als auch preisstützende Faktoren. Die stark rückläufige Nachfrage, die hohe Produktionsreserve der OPEC und die deutlich höheren Lagerbestände in der OECD verhindern einen nachhaltigen Preisanstieg. Gleichzeitig verhindern die Erwartung einer bevorstehenden Konjunkturerholung, Investitionskürzungen bei Ölexplorationsprojekten und geopolitische Faktoren (Iran, Nigeria) stärkere Preisrückgänge. Am Rotterdamer Mineralölproduktenmarkt lag das Preisniveau der wichtigsten Produktgruppen in 1- 6/09 um 40% bis 50% unter dem Vorjahrsniveau. Die Margen im Verarbeitungsbereich – vor allem für Mitteldestillate – haben sich gegenüber dem Vorjahr deutlich verschlechtert.

Auf Grund des extrem niedrigen Leitzinssatzes und des auf über USD 1 Billion dramatisch angestiegenen Budgetdefizits kam die US-Währung zunehmend unter Druck. Dennoch lag der durchschnittliche EUR-USD-Wechselkurs in 1-6/09 bei 1,333 im Vergleich zu 1,530 in 1-6/08. Der USD gewann damit gegenüber dem EUR 13% an Wert. Der rumänische Leu (RON) verlor in 1-6/09 gegenüber dem EUR an Stärke, und lag im Schnitt bei 4,233/EUR, 15% unter 1-6/08.

Q1/09	Q2/09	Q2/08	U%		1-6/09	1-6/08	U%	2008
44,46	59,13	121,18		-51 Durchschnittl. Brent-Preis in USD/bbl	51,68	109,05	-53	97,26
43,73	58,36	117,24		-50 Durchschnittl. Urals-Preis in USD/bbl	50,99	105,22	-52	94,76
1,303	1,362	1,562		-13 Durchschnittl. EUR-USD-Kurs	1,333	1,530	-13	1,471
4,268	4,196	3,652		15 Durchschnittl. EUR-RON-Kurs	4,233	3,670	15	3,683
3,279	3,081	2,338		32 Durchschnittl. USD-RON-Kurs	3,181	2,400	33	2,520
4,52	2,30	9,44		-76 NWE Raffineriemarge in USD/bbl	3,41	6,79	-50	8,23
3,59	1,50	6,26		-76 Med Urals Raffineriemarge in USD/bbl	2,55	4,98	-49	5,54

Quelle: Reuters

OMV Aktienkursentwicklung

Nach einer Kursperformance dem Markttrend entsprechend in Q1/09, wies die OMV Aktie in Q2/09 eine hohe Volatilität auf, die den Anstieg des Ölpreises bis Anfang Juni sowie die darauffolgende Gewinnrealisierung widerspiegelte. Nach ihrem Quartalstiefststand von EUR 23,00 am 23. April erholte sich die OMV Aktie langsam und erreichte am 10. Juni das Quartalshoch von EUR 31,00. Danach fiel die Aktie auf EUR 26,69 per 30. Juni zurück, was einem leichten Anstieg gegenüber Quartalsbeginn entspricht. In Summe bedeutete dies einen Kursanstieg der OMV Aktie in Q2/09 um 6%, und somit eine schwächere Performance als der allgemeine Markttrend. Die internationalen Finanzmärkte zeigten eine stärkere Performance mit Steigerungen des FTSEurofirst 100 (+21%), des Dow Jones (+11%) und des Nikkei (+23%). Der österreichische Leitindex ATX verzeichnete ein Plus von 24%. Der FTSE Global Energy Index (bestehend aus den weltweit größten Öl- und Gasunternehmen) stieg um 16%.

ISIN: AT0000743059	Marktkapitalisierung per 30. Juni	EUR 7.974 Mio
Wiener Börse: OMV	Schlusskurs per 30. Juni	EUR 26,69
Reuters: OMV.VI	Jahreshöchstkurs am 10. Juni	EUR 31,00
Bloomberg: OMV AV	Jahrestiefstkurs am 23. Jänner	EUR 18,02
ADR Level I: OMVKY	Ausstehende Aktien (per 30. Juni)	298.762.125
	Ausstehende Aktien (gewichtet) in Q2/09	298.759.979
ISIN: AT0000341623	3,75% OMV bond (2003-2010)
ISIN: XS0422624980	6,25% OMV bond (2009-2014)

Abkürzungen

bbl: Fass (159 Liter); bcf: (billion cubic feet) Milliarden Kubikfuß; boe: Fass Öläquivalent; boe/d: Fass Öläquivalent pro Tag; CCS: (Current cost of supply) zu aktuellen Beschaffungskosten; E&P: Exploration und Produktion; EPS: (Earnings per share) Ergebnis pro 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

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