OMV AG — Interim / Quarterly Report 2010

Nov 10, 2010

Bericht Jänner – September und Q3 2010

inkl. Konzernzwischenabschluss zum 30. September 2010

10. November 2010 7:30 (MEZ)

Operative Performance im Vergleich zum Vorjahr weiterhin stark

Q2/10	Q3/10	Q3/09		U% in EUR Mio	1-9/10	1-9/09	U%	2009
647	395	553	-29	Betriebserfolg (EBIT)	1.752	1.056	66	1.410
706	648	568	14	EBIT vor Sondereffekten	2.048	1.114	84	1.590
623	632	514		23 CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	1.903	1.005	89	1.418
338	149	283		-47 Periodenüberschuss nach Minderheiten	832	468	78	572
314	290	259	12	CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten nach Minderheiten 1)	901	479	88	596
1,13	0,50	0,95		-47 Ergebnis je Aktie in EUR	2,79	1,57	78	1,91
1,05	0,97	0,87	12	CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten in EUR 1)	3,02	1,60	88	1,99
765	470	174		170 Cashflow aus der Betriebstätigkeit	1.982	1.445	37	1.847
–	–	–	n.a.	Dividende je Aktie in EUR	–	–	n.a.	1,00

1) Das CCS Ergebnis eliminiert Lagerhaltungsgewinne/-verluste (CCS Effekte) aus den Fuels-Raffinerien

• X Ergebnis vor Sondereffekten über Vorjahresniveau: CCS EBIT vor Sondereffekten stieg um 23% auf EUR 632 Mio; CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten nach Minderheiten stieg um 12% auf EUR 290 Mio; EBIT war beeinträchtigt durch Abschreibungen im E&P Bereich
• X Besseres aber weiterhin herausforderndes wirtschaftliches Umfeld: Ölpreisanstieg und höhere Raffineriemargen gegenüber Q3/09 unterstützen das Ergebnis. Positiver Effekt aus laufender Umsetzung des konzernweiten Kostenreduktionsprogramms
• X Ausblick 2010: In E&P wird in Q4/10 mit einem Produktionsniveau über 1-9/10 gerechnet; in R&M sollen das strikte Kostenmanagement sowie eine Straffung der Organisation die Profitabilität stärken; in G&P wird eine anhaltend herausfordernde Margensituation erwartet, während die großen Projekte voranschreiten

Wolfgang Ruttenstorfer, OMV Generaldirektor:

"Im abgelaufenen Quartal konnten wir unsere solide operative Performance über alle Geschäftsbereiche hinweg dank höherer Ölpreise und Raffineriemargen fortsetzen, und wir sind daher auf gutem Wege auf Jahressicht ein wesentlich höheres Ergebnis als im Vorjahr zu erzielen. Ich bin sehr erfreut, dass wir in unserem Bestreben die OMV Wachstumsstrategie weiter zu verfolgen in den letzten Wochen einen großen Schritt weitergekommen sind. Im September haben wir das Explorationsund Produktionsgeschäft von PETRONAS in Pakistan erworben. Diese Übernahme ist ein wichtiger Schritt zur Erreichung eines maßgeblichen Produktionsniveaus in Pakistan und ein Beispiel für die Art der Ergänzungsakquisitionen, die wir im E&P Bereich verfolgen, um eine künftige Produktionssteigerung zu ermöglichen. Im Oktober haben wir ein Abkommen unterzeichnet, um unseren Anteil an Petrol Ofisi, dem führenden türkischen Mineralölunternehmen im Tankstellen- und Kundengeschäft, auf 95,75% aufzustocken. Diese Akquisition stärkt unsere Position in der Türkei und dient als solide Grundlage, um unser integriertes Geschäft weiter auszubauen, indem sie allen OMV Geschäftsbereichen Wachstumsmöglichkeiten bietet."

Inhalt

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

10| Gas und Power

12| Konzernzwischenabschluss und Konzernanhang (ungeprüft)

• 13| Gewinn- und Verlustrechnung
• 15| Bilanz, Investitionen und Gearing
• 17| Cashflow
• 18| Eigenkapitalveränderungsrechnung
• 19| Segmentberichterstattung
• 20| Ergänzende Angaben

21| Erklärung des Vorstands 22| Weitere Informationen

Ergebnisse auf einen Blick

Drittes Quartal 2010 (Q3/10)

In Q3/10 wirkten sich das günstige Ölpreisumfeld (der durchschnittliche Brentpreis lag um 13% über Q3/09) sowie eine höhere OMV Referenz-Raffineriemarge (+42% vs. Q3/09) positiv auf die Ergebnisse aus, welches allerdings durch erhebliche Sonderaufwendungen belastet war. Das Konzern-EBIT von EUR 395 Mio lag daher deutlich unter Q3/09 und Petroms Beitrag zum Konzern-EBIT sank auf EUR 78 Mio (von EUR 210 Mio in Q3/09). Der Finanzerfolg lag mit EUR -112 Mio deutlich unter dem Niveau von Q3/09, hauptsächlich auf Grund substanzieller Fremdwährungsverluste in Folge der Abwertung des USD und höherer Netto-Zinsaufwände. Der Periodenüberschuss nach Minderheiten (n.M.) fiel von EUR 283 Mio in Q3/09 auf EUR 149 Mio. Das CCS EBIT vor Sondereffekten legte von EUR 514 Mio auf EUR 632 Mio in Q3/10 zu und wurde um Netto-Sonderaufwendungen in Höhe von EUR 253 Mio, hauptsächlich in Bezug auf Abschreibungen in E&P und Rückstellungen für Personalrestrukturierung in R&M, sowie um Lagerhaltungsgewinne in Höhe von EUR 15 Mio bereinigt. Das CCS EBIT vor Sondereffekten von Petrom lag bei EUR 179 Mio im Vergleich zu EUR 194 Mio im Vorjahr. Der CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten n.M. betrug EUR 290 Mio (Q3/09: EUR 259 Mio) und das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten belief sich auf EUR 0,97 (Q3/09: EUR 0,87).

Im Bereich Exploration und Produktion (E&P) stieg das EBIT vor Sondereffekten im Vergleich zu Q3/09 vor allem auf Grund eines günstigen Ölpreisumfelds und eines stärkeren USD um 4% auf EUR 522 Mio. Die Öl- und Gasproduktion des Konzerns lag mit 316.000 boe/d leicht unter Q3/09.

Im Bereich Raffinerien und Marketing (R&M) lag das CCS EBIT vor Sondereffekten mit EUR 124 Mio deutlich über dem Vorjahresniveau. Das Raffinerie-Geschäft verbesserte sich insbesondere auf Grund von höheren Mitteldestillatund Petrochemie-Margen sowie durch ein gestiegenes Ergebnis der Petrom Raffinerien. Das Marketingergebnis litt unter einem niedrigeren Beitrag von Petrom in Folge der anhaltend schwachen Nachfrage.

Im Bereich Gas und Power (G&P) lag das EBIT vor Sondereffekten mit EUR 45 Mio fast auf Vorjahresniveau (-2%), im Wesentlichen auf Grund des niedrigeren Beitrags des Supply, Marketing und Trading-Geschäfts, das durch signifikant höhere Verkaufsmengen, jedoch einen massiven Druck auf die Margen geprägt war. Zusätzlich belasteten Rückstellungen für ausstehende Forderungen in Petrom das Ergebnis. Das Logistik-Geschäft profitierte von höheren Mengen im Transport- und Speicher-Geschäft.

Jänner – September 2010 (1-9/10)

In 1-9/10 lag der durchschnittliche Brent-Preis in USD um 35% über dem Niveau von 1-9/09. Insgesamt erzielte der Konzern ein starkes Gesamtergebnis, wobei EBIT und Periodenüberschuss das Vorjahresniveau deutlich übertrafen. Das Konzern-EBIT von EUR 1.752 Mio lag um 66% über dem Niveau von 1-9/09. Der EBIT-Beitrag von Petrom erhöhte sich deutlich von EUR 337 Mio in 1-9/09 auf EUR 479 Mio. Das Finanzergebnis lag auf Grund eines höheren Zinsaufwands, der durch einen höheren at-equity Beitrag von Borealis, die eine stärkere Nachfrage verzeichnete, fast kompensiert werden konnte, leicht unter 1-9/09. Der Periodenüberschuss n.M. von EUR 832 Mio lag deutlich über dem Vorjahresniveau von EUR 468 Mio. Das CCS EBIT vor Sondereffekten stieg um 89% auf EUR 1.903 Mio nach Bereinigung um den Netto-Sonderaufwand vor allem für Abschreibungen in E&P sowie um Lagerhaltungsgewinne in Höhe von EUR 145 Mio. Der Beitrag von Petrom zum CCS EBIT vor Sondereffekten stieg von EUR 303 Mio auf EUR 560 Mio. Der CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten n.M. betrug EUR 901 Mio; das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten lag bei EUR 3,02, um 88% über 1-9/09.

In E&P konnte das EBIT vor Sondereffekten im Vergleich zu 1-9/09 insbesondere auf Grund eines höheren Preisniveaus sowie positiver Währungseffekte um 63% verbessert werden. Die Öl- und Gasproduktion des Konzerns lag mit 317.000 boe/d um 1% über dem Vorjahresniveau.

In R&M stieg das CCS EBIT vor Sondereffekten deutlich auf EUR 271 Mio, vor allem in Folge von verbesserten Produkt-Margen, Kosteneinsparungen und positiven Effekten aus der Restrukturierung in Petrom, die ein schwächeres Marketing-Ergebnis auf Grund niedrigerer Nachfrage mehr als kompensierten.

In G&P fiel das EBIT vor Sondereffekten hauptsächlich durch den schwächeren Beitrag des Supply, Marketing und Trading-Geschäfts, das unter einem massiven Druck auf die Margen litt, um 17%. Das Ergebnis war zudem durch Gasmengen, die für das Kraftwerk in der Türkei gesichert wurden und unter schwierigen Marktbedingungen verkauft werden mussten, negativ beeinflusst.

Bedeutende Ereignisse in Q3/10

Am 6. September kündigte Petrom den Verkauf ihrer Explorationsblöcke in Russland an. Dieser Schritt steht im Einklang mit Petroms 2015 Strategie, das E&P-Potenzial freizusetzen sowie ihre internationalen Aktivitäten in Kasachstan weiter auszubauen.

Am 21. September gab OMV die Unterzeichnung eines Kaufvertrags zum Erwerb des Explorations- und Produktionsgeschäfts von PETRONAS in Pakistan bekannt. Diese Akquisition wird OMV's Position als größter ausländischer Gasproduzent mit einer erwarteten Produktionssteigerung auf ca. 25.000 boe/d bis 2014 in Pakistan weiter stärken.

Ausblick 2010

Wir erwarten, dass der Brent-Rohölpreis auch im Jahr 2010 eine hohe Volatilität aufweisen und sich innerhalb eines Preisbands von USD 70-85/bbl bewegen wird. Die Brent-Urals Spanne wird leicht über dem Vorjahresniveau erwartet. Wir gehen, im Vergleich zu Vorjahres-Durchschnittswerten, von einem leicht schwächeren EUR gegenüber USD und RON in einem weiterhin volatilen Marktumfeld aus. Nach der Erholung der Raffineriemargen im ersten Halbjahr, wird der Markt für Raffinerieprodukte im vierten Quartal 2010 herausfordernd gesehen. Die Marketingmengen und -margen zeigen einen leicht positiven Trend, werden aber weiterhin unter Druck gesehen, solange das gesamtwirtschaftliche Umfeld keine klareren Signale einer anhaltenden Konjunkturerholung zeigt. Um den Cashflow des Konzerns gegen niedrigere Ölpreise in 2010 teilweise abzusichern, wurde in Q2/09 Rohöl-Hedging für eine Produktionsmenge von 63.000 bbl/d in 2010 mit einem Floor von USD 54/bbl bzw. einem Cap von USD 75/bbl abgeschlossen. Auf Grund der getätigten Investitionsausgaben in den ersten drei Quartalen 2010, erwarten wir für das Gesamtjahr eine Investitionssumme von EUR 2,2 bis 2,4 Mrd exklusive größere Akquisitionen. OMV bekennt sich auch weiterhin zu ihrem Ziel, das starke Investment Grade Credit Rating aufrechtzuerhalten.

Im Geschäftsbereich E&P wird erwartet, dass die Produktion in Q4/10 über dem Niveau der ersten drei Quartale liegen wird. Die Einschätzung für die durchschnittliche Tagesproduktion für das gesamte Jahr 2010 liegt derzeit 2- 3% unter dem ursprünglichen Produktionsziel von 325.000 boe/d. Dies beruht auf geringere Produktionsbeiträge als erwartet von Komsomolskoe (Kasachstan) and Strasshof (Österreich). Darüber hinaus belasteten hauptsächlich Produktionsstillstände und verzögerte Produktionsstarts in Großbritannien und in Neuseeland in den ersten drei Quartalen die Gesamtjahresproduktion. Mobile Produktionsanlagen für Habban Block S2 im Jemen sowie die Bohrung Latif North-1 (Pakistan) werden voraussichtlich im letzten Quartal 2010 in Betrieb gehen.

Im Geschäftsbereich R&M sind in 2010 keine weiteren Wartungsstillstände der Raffinerien geplant. Die Raffinerie Arpechim wird weiterhin im Stop & Go-Modus betrieben und heuer nicht mehr angefahren. In Summe wird die Kapazitätsauslastung somit unter dem Niveau von 2009

liegen. Der Ausstieg aus dem Retail-Geschäft in Italien Ende 2009 sowie weitere Verkäufe unrentabler Tankstellen stellen eine Optimierung des gesamten Tankstellennetzes dar. Durch striktes Kostenmanagement im Raffinerie- und Marketing-Geschäft sowie eine Straffung der Organisation soll die Profitabilität in einem für die Raffinerie-Branche nach wie vor herausfordernden Umfeld gestärkt werden. Bei Petrom wird die Implementierung des überarbeiteten Petrobrazi Raffinerie-Investments fortgesetzt.

Im Geschäftsbereich G&P wird weiterhin ein Schwerpunkt auf der Ausweitung der internationalen Verkaufsaktivitäten sowie auf einer Steigerung der Handelsaktivitäten am Central European Gas Hub und an anderen europäischen Gas Hubs liegen. Für 2010 werden eine anhaltend herausfordernde Margensituation jedoch auch weitere Marktwachstumsmöglichkeiten erwartet. Um nachhaltiges internationales Wachstum abzusichern, wird die Diversifizierung der langfristigen Gasbezugsverträge an unterschiedlichen Einlasspunkten in Europa (via Pipeline oder LNG) angestrebt. Um die Umsetzung des Nabucco Projekts mit den Gasbezugsverhandlungen der Anteilseigner zu harmonisieren, wurde der Projektzeitplan geringfügig adaptiert. Verbindliche Gasbezugsverträge werden die Basis für die finale Investitionsentscheidung bilden, die für 2011 geplant ist. Der Bau des Gate LNG Terminals in Rotterdam wird planmäßig fortgesetzt. Die Erweiterungen der WAG Gaspipeline werden fortgesetzt, mit dem Ziel die Transportkapazität bis 2011 zu erhöhen. Eine neue Kompressorstation in Baumgarten sowie eine neue Gasleitung zwischen Baumgarten und Auersthal (Österreich) werden die Transportkapazität ab 2011 ebenfalls erhöhen. Der in 2009 begonnene Bau eines 800 MW-Klasse Gaskraftwerks in Brazi (Rumänien) schreitet planmäßig voran, die Inbetriebnahme ist für Ende 2011 geplant. Mit der Errichtung eines Kraftwerkprojekts vergleichbarer Größe in der Nähe der türkischen Stadt Samsun wurde im Juni 2010 begonnen. Der Abschluss der Bauarbeiten ist für 2012 geplant. Der Bau eines Windkraftwerks in Dorobantu (Rumänien) verläuft nach Plan. Die Inbetriebnahme der Anlage ist für 2011 geplant. Bei der Central European Gas Hub AG, der österreichischen Gas-Handelsplattform, wird, nach erfolgreichem Start des Börsenhandels am Kassamarkt vor einem Jahr, im Dezember 2010 ein Terminmarkt implementiert.

Auf einen Blick

Q2/10	Q3/10	Q3/09		U% in EUR Mio	1-9/10	1-9/09	U%	2009
5.730	5.673	4.719	20	Umsatz 1)	16.688	13.123	27	17.917
500	320	492	-35	EBIT E&P 2)	1.376	967	42	1.450
222	84	36	137	EBIT R&M	398	-3	n.m.	-143
18	45	46	-3	EBIT G&P	150	179	-16	235
-42	-18	-22		-19 EBIT Konzernbereich & Sonstiges	-81	-64	27	-91
-50	-37	1	n.m.	Konsolidierung	-91	-23	n.m.	-41
647	395	553	-29	EBIT	1.752	1.056	66	1.410
560	522	502		4 EBIT vor Sondereffekten E&P 2), 3)	1.638	1.005	63	1.517
120	124	-14	n.m.	CCS EBIT vor Sondereffekten R&M 3)	271	-95	n.m.	-222
19	45	46		-2 EBIT vor Sondereffekten G&P 3)	151	181	-17	256
				EBIT vor Sondereffekten Konzernbereich
-24	-22	-21	4	und Sonstiges 3)	-66	-63	6	-92
-50	-37	1	n.m.	Konsolidierung	-91	-23	n.m.	-41
623	632	514		23 CCS EBIT vor Sondereffekten 3)	1.903	1.005	89	1.418
				Ergebnis der gewöhnlichen
645	283	533	-47	Geschäftstätigkeit	1.626	940	73	1.182
424	138	362	-62	Periodenüberschuss	1.019	606	68	717
338	149	283		-47 Periodenüberschuss nach Minderheiten	832	468	78	572
				CCS Periodenüberschuss vor
314	290	259	12	Sondereffekten nach Minderheiten 3)	901	479	88	596
1,13	0,50	0,95		-47 Ergebnis je Aktie in EUR	2,79	1,57	78	1,91
1,05	0,97	0,87		12 CCS EPS vor Sondereffekten in EUR 3)	3,02	1,60	88	1,99
765	470	174		170 Cashflow aus der Betriebstätigkeit	1.982	1.445	37	1.847
2,56	1,57	0,58		170 Cashflow je Aktie (CFPS) in EUR	6,63	4,84	37	6,18
3.123	3.262	3.152	3	Nettoverschuldung	3.262	3.152	3	3.314
29	30	31		-5 Verschuldungsgrad in %	30	31	-5	33
496	585	393	49	Investitionen	1.441	1.681	-14	2.355
–	–	–	n.a.	Dividende je Aktie in EUR	–	–	n.a.	1,00
–	–	–	n.a.	ROfA (%)	19	12	53	12
–	–	–	n.a.	ROACE (%)	10	6	60	6
–	–	–	n.a.	ROE (%)	13	8	55	7
32.484	32.219	36.292	-11	OMV Mitarbeiteranzahl	32.219	36.292	-11	34.676
26.736	26.447	30.553	-13	davon Petrom Gruppe	26.447	30.553	-13	28.984

Zahlen in dieser und folgender Tabellen lassen sich möglicherweise auf Grund von Rundungsdifferenzen nicht aufaddieren 1) Umsätze exklusive Mineralölsteuer 2) Exklusive Zwischengewinneliminierung, angeführt in der Zeile "Konsolidierung"

3) Bereinigt um einmalige Sondereffekte; das bereinigte CCS Ergebnis eliminiert Lagerhaltungsgewinne/-verluste (CCS Effekte) aus den Fuels-Raffinerien

Exploration und Produktion (E&P)

Q2/10	Q3/10	Q3/09		U% in EUR Mio	1-9/10	1-9/09	U%	2009
1.183	1.191	1.087	10	Umsatz	3.514	2.696	30	3.797
500	320	492	-35	Betriebserfolg (EBIT)	1.376	967	42	1.450
-60	-202	-11	n.m.	Sondereffekte	-262	-38	n.m.	-67
560	522	502	4	EBIT vor Sondereffekten	1.638	1.005	63	1.517
Q2/10	Q3/10	Q3/09		U% in EUR Mio	1-9/10	1-9/09	U%	2009
28,9	29,0	29,1		0 Gesamtproduktion in Mio boe	86,5	85,5	1	115,5
318.000	316.000	317.000		0 Gesamtproduktion in boe/d	317.000	313.000	1	317.000
15,8	15,8	16,1		-2 Rohöl- und NGL-Produktion in Mio bbl	47,4	45,9	3	62,6
73,6	74,5	73,2		2 Erdgasproduktion in bcf	219,5	222,2	-1	297,2
78,24	76,86	68,08		13 Durchschnittl. Brent-Preis in USD/bbl	77,14	57,32	35	61,67
				Durchschnittlich realisierter Rohölpreis in
71,82	72,65	73,38	-1	USD/bbl	72,76	56,74	28	60,94
75,69	106,86	78,00		37 Explorationsausgaben in EUR Mio	243,54	180,64	35	251,85
60,84	61,55	73,05		-16 Explorationsaufwand in EUR Mio	157,45	199,97	-21	239,05
12,56	11,84	11,95	-1	Produktionskosten in USD/boe 1)	12,37	11,80	5	12,02

Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)

Q2/10	Q3/10	Q3/09		U% in EUR Mio	1-9/10	1-9/09	U%	2009
212	119	210	-43	Betriebserfolg (EBIT)	547	424	29	582
–	-105	-12	n.m.	Sondereffekte	-105	-12	n.m.	-51
212	224	221	1	EBIT vor Sondereffekten	652	435	50	633
Q2/10	Q3/10	Q3/09		U% in EUR Mio	1-9/10	1-9/09	U%	2009
182.000	183.000	185.000		-1 Gesamtproduktion in boe/d	183.000	187.000	-2	187.000
8,3	8,4	8,4		0 Rohöl- und NGL-Produktion in Mio bbl	25,0	24,9	0	33,5
1,3	1,3	1,3		-2 Erdgasproduktion in Mrd m3 2)	3,8	4,0	-4	5,3
76,86	75,55	67,88		11 Durchschnittl. Urals-Preis in USD/bbl	75,92	56,77	34	61,18
				Durchschnittlich realisierter Rohölpreis in
66,76	68,48	71,29	-4	USD/bbl	68,37	55,31	24	58,86
				Regulierter Inlandsgaspreis für Produzenten
149,97	150,11	167,48	-10	in USD/1.000 m³ 3)	155,02	159,53	-3	162,38
16,89	15,41	15,12	2	Produktionskosten in USD/boe 1)	16,31	14,77	10	15,06

1) Beginnend mit 2010 bezieht sich die Berechnung der OPEX/boe auf die zur Veräußerung verfügbare Nettoproduktion (exklusive Eigenver-

brauch). In Q3/10 führte diese Änderung zu einem Anstieg von USD 0,54/boe bei OMV E&P und USD 0,99/boe bei Petrom E&P. 2) Werte in Mrd m³ berichtet, da rumänische Gaspreise auf 1.000 m³ basieren 3) Preise in 2010 beziehen sich auf die von ANRE (Rumänische Energie-Regulierungsbehörde) zuletzt publizierten Preise (Q4/09)

Drittes Quartal 2010 (Q3/10)

• X Günstiges Ölpreisumfeld und ein stärkerer USD unterstützten das Ergebnis in Q3/10
• X Produktionsmengen beinahe auf Q3/09 Niveau: Wesentlich höhere Mengen aus Österreich, Libyen und Kasachstan konnten den Rückgang in Neuseeland und Rumänien nahezu ausgleichen
• X Höhere Sonderaufwendungen auf Grund von Abschreibungen von Feldern in Österreich und Kasachstan

In Folge des günstigen Ölpreisumfelds bzw. gestützt durch den stärkeren USD stieg der Bereichsumsatz in Q3/10 signifikant. Der Rohölpreis Brent in USD/bbl stieg im Vergleich zu Q3/09 um 13%, während der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns um 1% auf USD 72,65/bbl fiel. Dies spiegelt das insgesamt wesentlich niedrigere positive Hedging-Ergebnis im Vergleich zu Q3/09 wider. Weiters belastete eine Anpassung der internen Preiskompensation zwischen E&P und R&M in Rumänien, die Anfang 2010 durchgeführt wurde und den hohen Integrationswert der rumänischen Raffinerien reflektiert, den realisierten Rohölpreis. Die Notierung für Urals, dem Referenzölpreis für Rumänien, nahm um 11% zu. Der durchschnittlich im Konzern erzielte Gaspreis in EUR lag ebenfalls um 11% über Q3/09.

Trotz des günstigen Ölpreisumfelds und der positiven Währungseffekte verringerte sich das EBIT im Vergleich zu Q3/09 hauptsächlich auf Grund der Abschreibungen in Österreich und Kasachstan, eines signifikant niedrigeren positiven Hedging-Ergebnisses bzw. leicht unter Q3/09 liegenden Verkaufsmengen, um 35%. Der Gewinn aus den in Q2/09 für Teile der Ölproduktion in 2010 abgeschlossenen Rohöl-Hedges hat EUR 17 Mio zum Ergebnis beigetragen, was jedoch weit unter dem positiven Hedging-Ergebnis in Q3/09 lag (EUR 88 Mio). Der Explorationsaufwand lag 16% unter Q3/09, das durch Abschreibungen der russischen Explorationslizenzen getrieben war. Das um Sonderaufwendungen in der Höhe von EUR 202 Mio bereinigte EBIT vor Sondereffekten lag um 4% über Q3/09. Die Sonderaufwendungen entfallen in etwa zu gleichen Teilen auf die Abschreibungen von Strasshof und die kasachischen Aktivitäten von Petrom, die auf eine kürzlich durchgeführte technische Evaluierung zurückzuführen sind. Letzteres stand auch in Verbindung mit der Wiedereinführung einer Export-Abgabe in Kasachstan.

Die Produktionskosten exkl. Lizenzgebühren (OPEX) in USD/boe lagen leicht unter Q3/09 und spiegelten hauptsächlich die niedrigeren Mengen durch die Herausnahme des Eigenverbrauchs aus der Berechnung der OPEX beginnend mit Q1/10 wider, was durch positive Währungseffekte (insbesondere den schwächeren RON) und Kosteneinsparungen kompensiert wurde. Die OPEX in USD/boe von Petrom stiegen um 2% hauptsächlich auf Grund von niedrigeren Mengen (siehe oben), trotz Kosteneinsparungen und vorteilhaften Fremdwährungseffekten (RON im Vergleich zum USD um 12% schwächer). Die Explorationsausgaben stiegen hauptsächlich durch gesteigerte Aktivitäten in der Region Kurdistan im Irak, Tunesien, Norwegen und Pakistan, trotz geringerer Aktivitäten in Großbritannien, Rumänien und Österreich, um 37% auf EUR 107 Mio.

Die Gesamtproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas lag mit 316.000 boe/d beinahe auf Q3/09 Niveau. Die Erdöl- und NGL-Produktion fiel trotz höheren Mengen aus Kasachstan

Jänner – September 2010 (1-9/10)

Der Bereichsumsatz stieg in 1-9/10 bei unveränderten Verkaufsmengen auf Grund höherer Preisniveaus und des stärkeren USD deutlich an. Während der Rohölpreis Brent im Vergleich zu 1-9/09 um 35% anstieg, erhöhte sich der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns um 28% auf USD 72,76/bbl. Dies spiegelt die niedrigeren Hedging-Effekte (EUR 49 Mio vs. EUR 87 Mio in 1-9/09) wider. Der durchschnittlich im Konzern erzielte Gaspreis stieg um 9%, und spiegelt damit die allgemeine Gaspreiserhöhung aber auch die verzögerte Entwicklung im Vergleich zum Ölpreis, wie auch die unveränderte Gaspreissituation in Rumänien wider.

und Libyen, was jedoch den Mengenrückgang in Neuseeland, Rumänien und Tunesien nicht kompensieren konnte, um 2%. Höhere Mengen in Libyen sind auf eine geringere Produktionsbeschränkung aus der OPEC-Quote zurückzuführen. Die Erdgasproduktion stieg gegenüber Q3/09 um 2%. Hauptgrund hierfür waren höhere Mengen in Österreich und Großbritannien, welche die niedrigeren Mengen in Rumänien, die vor allem auf eine Verzögerung bei der Fertigstellung wichtiger Gasfelder zurückzuführen sind, mehr als kompensieren konnten. Niedrigere Verkaufsmengen in Neuseeland und Rumänien konnten durch höhere Mengen in Kasachstan, im Jemen und in Großbritannien nicht wettgemacht werden. Dies führte zu einem Rückgang der Gesamtverkaufsmenge um 2%.

Verglichen zu Q2/10 fiel das EBIT vor Sondereffekten auf Grund von leicht niedrigeren Ölpreisen (sowohl Brent als auch Urals gingen um 2% zurück), negativen Währungseffekten und der Wiedereinführung einer Export-Abgabe in Kasachstan, um 7%. Diese negativen Effekte konnten allerdings zum Teil durch das positive Hedging-Ergebnis von EUR 17 Mio (gegenüber dem negativen Ergebnis von EUR -3 Mio in Q2/10) kompensiert werden. Die Verkaufsmengen lagen um 1% über Q2/10, hauptsächlich auf Grund höherer Mengen im Jemen und in Rumänien, welche die niedrigeren Mengen in Tunesien, Österreich und Libyen kompensierten. Die Gesamtproduktion fiel um 1% gegenüber Q2/10. Die Ölproduktion ging vorwiegend auf Grund niedrigerer Mengen aus Großbritannien, was durch die geplanten Wartungsarbeiten am Schiehallion FPSO-Schiff verursacht wurde, um 2% zurück. Weiters negativ wirkten die Produktionskürzungen in Libyen, die auf erhöhte Restriktionen durch die OPEC-Quote zurückzuführen waren (positiver Effekt aus OPEC-Quoten in Q2/10 durch eine temporäre Neuzuteilung der Produktionskürzungen auf andere Betriebsführer). Diese negativen Effekte konnten zum Teil durch Mehrmengen aus dem Jemen aufgehoben werden. Die Gasproduktionsmenge blieb in etwa unverändert, da höhere Mengen aus Rumänien die Mindermengen aus Österreich, verursacht durch den geplanten Wartungsstillstand der Sauergasanlage in Aderklaa, ausgleichen konnten.

Das EBIT stieg vorwiegend auf Grund der höheren Preise und niedrigeren Explorationsaufwendungen und trotz des niedrigeren positiven Hedging-Ergebnisses um 42%. Das EBIT beinhaltet die oben erwähnten Netto-Sonderaufwendungen bzw. die Abschreibung des Bardolino-Felds (Großbritannien) in Q2/10 in Höhe von EUR -262 Mio (EUR -38 Mio in 1-9/09). Das EBIT vor Sondereffekten lag damit um 63% über dem Vorjahreswert.

Die Produktionskosten exkl. Lizenzgebühren (OPEX) in USD/boe stiegen gegenüber 1-9/09 vorwiegend wegen niedrigerer Mengen (Eigenverbrauch) um 5%. Die OPEX von Petrom stiegen trotz positiver Währungseffekte (schwächerer RON gegenüber dem USD) um 10%, insbesondere auf

Grund der negativen Wirkung der niedrigeren Produktionsmengen auf die Kosten pro Faß sowie der Herausnahme des Eigenverbrauchs aus der OPEX-Berechnung. Die Explorationsausgaben stiegen vor allem in Folge von höheren Aktivitäten in der Region Kurdistan im Irak, Tunesien und Norwegen um 35%. Die Gesamtproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas stieg um 1%, da höhere Mengen aus Libyen, Kasachstan und Österreich niedrigere Mengen in Rumänien kompensieren konnten. Die Erdöl- und NGL-Produktion lag

um 3% über 1-9/09, vor allem auf Grund von höheren Mengen in Kasachstan und Libyen (bedingt durch die temporäre Neuzuteilung in 1-6/10 der auf die OPEC-Quote zurückzuführenden Produktionskürzungen auf andere Betriebsführer). Die Erdgasproduktion sank um 1%, insbesondere da die Gasproduktion in Rumänien durch die Verzögerung bei der Fertigstellung wichtiger Gasfelder und den strengen Winter in Q1/10 negativ beeinflusst war.

Raffinerien und Marketing (R&M)
---------------------------------	--	--

Q2/10	Q3/10	Q3/09		U% in EUR Mio	1-9/10	1-9/09	U%	2009
4.722	4.653	3.952	18	Umsatz	13.134	10.291	28	13.900
222	84	36	137	EBIT	398	-3	n.m.	-143
37	31	27	13	davon Petrochemie	88	40	117	40
19	-55	-4	n.m.	Sondereffekte	-18	-17	9	-93
				CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/
83	15	54	-72	-verluste (–) 1)	145	109	33	172
120	124	-14	n.m.	CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	271	-95	n.m.	-222
Q2/10	Q3/10	Q3/09		U% in EUR Mio	1-9/10	1-9/09	U%	2009
3,39	1,84	1,30		42 OMV Referenz-Raffineriemarge in USD/bbl	2,70	2,40	13	1,99
4,78	5,38	5,80		-7 Raffinerieeinsatz in Mio t 2)	15,29	17,04	-10	22,58
69	77	83		-6 Raffinerie-Auslastungsgrad gesamt in %	74	82	-10	82
4,55	4,93	5,22		-6 Raffinerie-Ausstoß in Mio t 3)	13,79	15,30	-10	20,28
				Gesamtverkaufsmenge Raffinerieprodukte in
6,03	6,49	6,66	-3	Mio t 4)	17,91	19,23	-7	25,53
3,96	4,42	4,46	-1	davon Marketing Verkaufsmengen in Mio t5)	11,81	12,63	-7	16,79
0,53	0,52	0,52	1	davon Petrochemie in Mio t	1,55	1,53	1	2,02
	2.310	2.469	-6	Tankstellenanzahl	2.310	2.469	-6	2.433
2.319
	Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)
Q2/10	Q3/10	Q3/09		U% in EUR Mio	1-9/10	1-9/09	U%	2009
30	20	11	92	EBIT	55	-60	n.m.	-146
2	-3	1	n.m.	Sondereffekte	0	-17	n.m.	-92
				CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/
10	7	26	-75	-verluste (–) 1)	23	65	-64	105
19	16	-16	n.m.	CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	31	-108	n.m.	-160
Q2/10	Q3/10	Q3/09		U% in EUR Mio	1-9/10	1-9/09	U%	2009
				OMV Referenz-Raffineriemarge Ost in
0,99	-1,15	-0,92	25	USD/bbl	0,21	0,61	-66	0,02
1,08	0,94	1,43		-34 Raffinerieeinsatz in Mio t 2)	3,11	4,21	-26	5,46
51	44	67		-35 Raffinerie-Auslastungsgrad gesamt in %	49	67	-27	65
0,93	0,86	1,36		-37 Raffinerie-Ausstoß in Mio t 3)	2,74	3,94	-30	4,99
				Gesamtverkaufsmenge Raffinerieprodukte in
1,31	1,41	1,66	-15	Mio t 4)	3,89	4,73	-18	6,18
1,03 804	1,17 802	1,24 828	-6 -3	davon Marketing Verkaufsmengen in Mio t5) Tankstellenanzahl	3,08 802	3,51 828	-12 -3	4,67 814

1) Das CCS EBIT vor Sondereffekten eliminiert Lagerhaltungsgewinne/-verluste (CCS Effekte) aus den Fuels-Raffinerien

2) Seit Q1/10 Wert an Raffinerie West Berichtspraxis angeglichen, die Rohöl und Halbfertigprodukte inkludiert. Zahlen der Vorperioden

wurden angepasst. 3) In den Perioden vor Q1/10 wurden die Raffinerie-Verkaufsmengen berichtet, welche auch extern bezogene Handelswaren enthalten. Der Raffinerie-Ausstoß für vorangegangene Perioden wird hier ebenfalls angeführt.

4) In Q1/10 erstmalig berichtet. Inkludiert sämtliche, vom Konzern verkaufte Produkte. Zahlen für Vorperioden werden ebenfalls angeführt. 5) Ab Q1/10 sind Petrom-Exportmengen hier nicht miteinbezogen. Diese sind in Gesamtverkaufsmenge Raffinerieprodukte inkludiert. Zahlen der Vorperioden wurden angepasst.

Drittes Quartal 2010 (Q3/10)

X OMV Referenz-Raffineriemarge lag über dem Vorjahr, blieb jedoch weiterhin auf niedrigem Niveau

X Petrochemie-Geschäft profitierte von günstigen Produktmargen

X Marketing-Geschäft litt nach wie vor unter dem schwachen Marktumfeld

Höhere Rohöl- und Produktenpreise führten im Vergleich zu Q3/09 zu einem Anstieg im R&M-Bereichsumsatz um 18%.

Mit EUR 124 Mio lag das CCS EBIT vor Sondereffekten deutlich über dem Vorjahresniveau. Dies war insbesondere auf höhere Mitteldestillat- und Petrochemie-Margen sowie

eine bessere Performance der Petrom-Raffinerien zurückzuführen. Die Netto-Sonderaufwendungen in Q3/10 in Höhe von EUR 55 Mio bezogen sich hauptsächlich auf Rückstellungen für Personalrestrukturierung im Zusammenhang mit einem Kostensenkungsprojekt in den Raffinerien West. Positive CCS Effekte in Höhe von EUR 15 Mio auf Grund

von höheren Ölpreisen am Quartalsende führten zu einem EBIT von EUR 84 Mio.

Das CCS EBIT vor Sondereffekten im Raffinerie-Geschäft lag über Q3/09, vor allem auf Grund des Anstiegs der OMV Referenz-Raffineriemarge um 42% und eines verbesserten Ergebnisses der Petrom Raffinerien. Das Ergebnis der Raffinerien West profitierte zudem von höheren Petrochemie-Margen und den laufenden Kostensenkungsaktivitäten. Bei Petrom wurde das Raffinerie-Ergebnis durch die laufenden Restrukturierungsmaßnahmen und den Stillstand der Raffinerie Arpechim in Q3/10 positiv beeinflusst. Weiters wirkte sich eine Anpassung der internen Preiskompensation zwischen E&P und R&M in Rumänien, die Anfang 2010 durchgeführt wurde und die Absicht verfolgt, den hohen Integrationswert der rumänischen Raffinerien angemessen widerzuspiegeln, positiv auf das Ergebnis aus. Die OMV Referenz-Raffineriemarge Ost lag, hauptsächlich auf Grund des höheren Ölpreises, der sich durch die höheren Kosten des Eigenenergieverbrauchs negativ auf die Referenzmarge auswirkte, unter dem Niveau von Q3/09 (USD -1,15/bbl vs. USD -0,92/bbl).

Die gesamte Kapazitätsauslastung lag bei 77%. In den Raffinerien West war die Auslastung mit 92% leicht über dem Niveau von Q3/09. Bei Petrom sank die Kapazitätsauslastung jedoch deutlich auf 44%, da die Raffinerie Arpechim im Juni abgeschaltet worden war und das gesamte Q3/10 still stand. Der Auslastungsgrad der Raffinerie Petrobrazi lag in Q3/10 bei 78%. Insgesamt fiel der Raffinerie-Ausstoß um 6% im Vergleich zu Q3/09.

Das Petrochemie-Ergebnis verbesserte sich verglichen zu Q3/09 auf Grund höherer Margen, insbesondere für Propylen. Die Verkaufsmengen lagen auf dem Niveau von Q3/09.

Das Marketing-Ergebnis vor Sondereffekten lag unter dem Vorjahresniveau, insbesondere auf Grund eines niedrigeren Ergebnisbeitrags des Marketing-Geschäfts von Petrom, der auf die anhaltend schwache Nachfrage in Folge der weiterhin herausfordernden Wirtschaftslage zurückzuführen ist. In den anderen OMV-Märkten allerdings, stiegen sowohl die Margen als auch die Mengen gesamt leicht an. Insgesamt blieben die Verkaufsmengen auf einem ähnlichen Niveau wie in Q3/09. Per 30. September 2010 verringerte sich die Tankstellenanzahl des Konzerns um 6% vs. Ende September 2009, was vorwiegend auf den Verkauf des italienischen Tankstellennetzwerks sowie von österreichischen Tankstellen im Zuge der Netzwerkoptimierung zurückzuführen ist.

Verglichen zu Q2/10 stieg das CCS EBIT vor Sondereffekten auf Grund des höheren Ergebnisbeitrags des Marketing-Geschäfts, das vom saisonalen Nachfrageanstieg durch die Urlaubssaison profitierte, um 3%. Sowohl die Verkaufsmengen als auch die Margen verbesserten sich in allen Märkten. Das Raffinerieergebnis lag auf Grund der niedrigeren OMV Referenz-Raffineriemarge unter dem Niveau von Q2/10.

Jänner – September 2010 (1-9/10)

Der R&M-Bereichsumsatz stieg auf Grund höherer Preise um 28%.

Das CCS EBIT vor Sondereffekten verbesserte sich mit EUR 271 Mio im Vergleich zu 1-9/09 stark. Dies war insbesondere auf höhere Produkt-Margen, Kosteneinsparungen und die fortlaufende Restrukturierung in Petrom zurückzuführen. Nach Berücksichtigung von positiven CCS Effekten in Höhe von EUR 145 Mio (vs. EUR 109 Mio in 1-9/09) sowie Netto-Sonderaufwendungen in Höhe von EUR 18 Mio, lag auch das EBIT (EUR 398 Mio vs. EUR -3 Mio in 1-9/09) deutlich über dem Vorjahresniveau.

Das Raffinerie-Ergebnis stieg verglichen zu 1-9/09, vor allem auf Grund des Anstiegs der OMV Referenz-Raffineriemarge, einer günstigen Entwicklung der Petrochemie-Margen (insbesondere für Propylen) sowie positiver Effekte aus der fortlaufenden Restrukturierung von Arpechim (Verkauf des Petrochemie-Geschäfts, Stop & Go-Modus der Raffinerie) deutlich. Die OMV ReferenzRaffineriemarge Ost lag unter dem Niveau von 1-9/09 (USD 0,21/bbl vs. USD 0,61/bbl in 1-9/09), da höhere Kosten für den Eigenenergieverbrauch durch den gestiegenen Ölpreis die besseren Produktspannen mehr als aufwogen.

Insgesamt fiel die Kapazitätsauslastung, in Folge der Stillstände in Petrobrazi und Schwechat in Q2/10 und des Stillstands der Raffinerie Arpechim für annähernd sechs Monate im Laufe des Jahrs, auf 74%. Der Raffinerie-Ausstoß ging um 10% zurück.

Das Petrochemie-Ergebnis verbesserte sich im Vergleich zu 1-9/09, insbesondere auf Grund von höheren Olefin-Margen, deutlich. Die Petrochemie-Verkaufsmengen lagen leicht über dem Niveau von 1-9/09.

Das Marketing-Ergebnis lag deutlich unter dem Vorjahresniveau, da sowohl die Volumina als auch die Margen unter der weiterhin schwachen Wirtschaftslage litten.

Gas und Power (G&P)

Q2/10	Q3/10	Q3/09		U% in EUR Mio	1-9/10	1-9/09	U%	2009
783	778	505	54	Umsatz	2.829	2.303	23	3.273
18	45	46	-3	EBIT	150	179	-16	235
0	0	0	n.m.	Sondereffekte	-1	-2	-70	-21
19	45	46	-2	EBIT vor Sondereffekten	151	181	-17	256
Q2/10	Q3/10	Q3/09		U% in EUR Mio	1-9/10	1-9/09	U%	2009
3,27	3,11	2,16		44 Verkaufsmengen Erdgas in Mrd m3	12,00	8,76	37	13,06
				Durchschnittlich verkaufte
888.547	801.939	779.767	3	Speicherkapazität m3 /h	845.612	823.627	3	850.207
21,53	21,74	19,18		13 Verkaufte Gastransporte in Mrd m3	64,27	55,31	16	75,29

Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)

Q2/10	Q3/10	Q3/09		U% in EUR Mio	1-9/10	1-9/09	U%	2009
-11	-11	-4	n.m.	EBIT	-5	18	n.m.	17
0	0	1	n.m.	Sondereffekte	0	-2	-85	-21
-11	-11	-4	164	EBIT vor Sondereffekten	-5	20	n.m.	37
Q2/10	Q3/10	Q3/09		U% in EUR Mio	1-9/10	1-9/09	U%	2009
360	378	270		42 Importpreis in USD/1.000 m3 1), 2)	355	373	-4	353
				Regulierter Inlandsgaspreis für
150	150	167	-10	Produzenten in USD/1.000 m3 1)	155	160	-3	162
0,89	0,73	0,99		-26 Verkaufsmengen Erdgas in Mrd m3	3,09	3,23	-4	4,59

1) Seit Anfang 2010 hat ANRE (Rumänische Energie-Regulierungsbehörde) die Veröffentlichung des regulierten Inlandsgaspreises für Produzenten und des Importpreises, welche für die Berechnung des Mischpreises (basket price) und der regulierten Endabnehmerpreise in Betracht gezogen werden, eingestellt. Die regulierten Inlandspreise für Produzenten für 2010 beziehen sich auf die von ANRE zuletzt publi-

zierten Preise. 2) Für 2010 werden die tatsächlichen Importpreise, die von ANRE monatlich rückwirkend veröffentlicht werden, gezeigt. Da die letzten verfügbaren Daten von August 2010 sind, beruhen die Zahlen für Q3/10 und 1-9/10 auf Schätzungen. Die Importpreise für 2009 wurden nicht angepasst.

Drittes Quartal 2010 (Q3/10)

• X Deutlicher Anstieg der verkauften Gasmengen von EconGas im Vergleich zu Q3/09, hauptsächlich auf Grund von höheren Großhandelsmengen
• X Ergebnis der Business Unit Supply, Marketing und Trading durch niedrige Nachfrage bei Petrom belastet
• X Margen in EconGas Zielmärkten weiterhin unter Druck, jedoch begünstigt durch Neuverhandlungen von Lieferverträgen
• X Das Logistik-Geschäft profitierte von steigenden verkauften Transportmengen

Das EBIT lag, im Wesentlichen auf Grund des niedrigeren Beitrags der Business Unit Supply, Marketing und Trading, die von deutlich höheren Verkaufsvolumina und (wenn auch sich erholenden) sich nach wie vor unter Druck befindlichen Margen geprägt war, knapp unter dem Ergebnis in Q3/09. Das Logistik-Geschäft profitierte von höheren Transport- und Speichervolumina. Das Ergebnis vor Sondereffekten entwickelte sich analog zum EBIT, da weder in Q3/10 noch in Q3/09 wesentliche Sondereffekte gebucht wurden.

Supply, Marketing and Trading verzeichnete im Vergleich zu Q3/09 eine Mengensteigerung von 44%, die im Wesentlichen auf gesteigerte Großhandelsmengen und höhere internationale Absatzmengen von EconGas zurückzuführen war. Die Margen in den Zielmärkten von EconGas sind

unter Druck, wurden aber durch Neuverhandlungen von Lieferverträgen begünstigt.

Auf Grund von schwacher Industrienachfrage, geringerer Nachfrage von Verteilgesellschaften sowie niedrigeren internen Absatzmengen in Folge des Arpechim-Stillstands bzw. der niedrigen Doljchim-Auslastung, lagen Petrom's Verkaufsmengen 26% unter Q3/09. Zusätzlich wurde das Ergebnis von Petrom in Q3/10 von einem Anstieg der Rückstellungen für ausstehende Forderungen, hauptsächlich gegenüber kommunalen Betrieben, belastet.

ANRE, die rumänische Energie-Regulierungsbehörde, hat die Veröffentlichung der regulierten Gaspreise eingestellt. Der zuletzt von ANRE publizierte Importpreis lag in Q4/09 bei USD 290/1.000 m3 . Der empfohlene (de facto regulierte) Erdgaspreis für Produzenten wurde ebenfalls zuletzt in

Q4/09 veröffentlicht und lag daher unverändert bei RON 495/1.000 m3 , während dies im Vergleich zu Q3/09 in USD eine Reduktion um 10% bedeutete.

Gasmengen, die für das derzeit in Bau befindliche Gaskraftwerk in Samsun (Türkei) gesichert wurden, mussten unter schwierigen Marktbedingungen abgesetzt werden.

Im Logistik-Bereich zeigte das Speicher-Geschäft im Vergleich zu Q3/09 einen Anstieg der gebuchten Volumina. In Folge der Inbetriebnahme einer Kompressorstation auf der TAG Pipeline in Q4/09 verzeichnete das Transport-Geschäft deutlich höhere verkaufte Transportmengen als in Q3/09.

Im Dezember 2009 beschloss Petrom den Ausstieg aus dem Chemie-Geschäft und die Schließung der Düngemittelfabrik Doljchim in 2010. In Q3/10 wurde Doljchim's Methanolanlage ausschließlich dann betrieben, wenn dies auf Grund der Optimierung von Petrom's integrierten Aktivitäten erforderlich war. Dadurch konnte im Vergleich zu Q3/09 der negative Ergebnisbeitrag von Doljchim um 38% auf etwa EUR -3 Mio reduziert werden.

In der Business Unit Power verlief der Baufortschritt der rumänischen Kraftwerksprojekte – das Gaskraftwerk Brazi und der Windpark in der Region Dorobantu – planmäßig. Auch das Kraftwerk Samsun in der Türkei schreitet planmäßig voran. Der Baufortschritt der Kraftwerke führte daher zu einem höheren Kostenniveau der Business Unit Power.

Im Vergleich zu Q2/10, hat sich das EBIT vor Sondereffekten mehr als verdoppelt, was im Wesentlichen auf Neuverhandlung von Lieferverträge im Supply, Marketing und Trading Geschäft zurückzuführen ist. Weiters profitierte EconGas von einem starken Großhandelsgeschäft und einem Anstieg der internationalen Verkaufsvolumina. Im Vergleich zu Q2/10 sanken Petrom's Verkaufsmengen um 18%, was im Wesentlichen auf eine niedrigere Industrie-Nachfrage bzw. auf niedrigere interne Absatzmengen hauptsächlich durch den Arpechim-Stopp zurückzuführen ist. Im Vergleich zu Q2/10 verzeichnete das Logistik-Geschäft leicht höhere verkaufte Transportmengen. Das Speicher-Geschäft zeigte mit niedrigeren Ausspeicher- und höheren Einspeicherraten sowie höheren verkauften Volumina die erwartete saisonale Entwicklung.

Jänner – September 2010 (1-9/10)

Im Vergleich zum Vorjahr reduzierte sich das EBIT um 16%, was im Wesentlichen auf den niedrigeren Beitrag der Business Unit Supply, Marketing und Trading zurückzuführen ist, die durch massiven Druck auf die Margen und durch Gasmengen, die für das Kraftwerk in der Türkei gesichert und derzeit unter schwierigen Marktbedingungen verkauft werden, negativ beeinflusst war. Weiters wurde das Ergebnis durch gebuchte Rückstellungen für ausstehende Forderungen bei Petrom belastet. Dies konnte durch einen starken Ergebnisbeitrag des Logistik-Geschäfts nicht kompensiert werden. Das EBIT vor Sondereffekten entwickelte sich nahezu im Einklang mit dem EBIT.

Supply, Marketing und Trading verzeichnete im Vergleich zum Vorjahr einen starken Anstieg der Verkaufsmenge, war jedoch durch massiven Margendruck belastet. Der Anstieg der Verkaufsmengen von EconGas ist im Wesentlichen auf niedrige Temperaturen, gestiegene Großhandelsmengen und höhere internationalen Absatzmengen durch gestiegene Volumina der ausländischen Tochtergesellschaften zurückzuführen. Auf Grund des anhaltenden Unterschieds zwischen langfristigen Gaspreisen und Spotpreisen kamen die Margen jedoch kräftig unter Druck. Dies wurde durch Neuverhandlungen von Lieferverträgen im Laufe des Jahrs einigermaßen abgeschwächt. Die Verkaufsmengen von Petrom fielen im Vergleich zum Vorjahr um 4%. Das Ergebnis wurde von niedrigeren Margen negativ beeinflusst, da diese im Vorjahr von ausgespeicherten Gasmengen profitierten. In Zusammenhang mit ausstehenden Forderungen gebildete Rückstelllungen belasteten zusätzlich das Ergebnis.

Gasmengen, die für das derzeit in Bau befindliche Gaskraftwerk in Samsun (Türkei) gesichert wurden, mussten unter schwierigen Marktbedingungen abgesetzt werden und beeinflussten das EBIT negativ.

Das Logistik-Geschäft profitierte von höheren verkauften Transportmengen, die primär auf die Inbetriebnahme einer neuen Kompressorstation auf der TAG Pipeline in Q4/09 und zusätzliche Kapazitätsverkäufe auf der WAG Pipeline zurückzuführen waren. Weiters trugen die gebuchten Speichervolumina und die verkauften Raten positiv zum Logistik-Ergebnis bei.

Seitdem Ende 2009 der Ausstieg aus dem Chemie-Geschäft beschlossen wurde, befand sich Doljchim nur dann in Betrieb, wenn dies auf Grund der Optimierung Petroms integrierter Aktivitäten erforderlich war. Dadurch wurde der negative Ergebnisbeitrag von Doljchim im Vergleich zum Vorjahr um 35% auf etwa EUR -9 Mio reduziert.

In der Business Unit Power verläuft der Baufortschritt der Kraftwerke in Brazi, Dorobantu und Samsun planmäßig. Der Aufbau der Business Unit hatte im Vergleich zum Vorjahr ein höheres Kostenniveau zur Folge.

Gesetzliche Grundlagen und Methoden

Der Konzernzwischenabschluss für die Berichtsperiode 1. Jänner bis 30. September 2010 wurde in Übereinstimmung mit IAS 34 Interim Financial Reporting erstellt.

Der Konzernzwischenabschluss enthält nicht alle im Geschäftsbericht enthaltenen Informationen und Angaben und sollte gemeinsam mit dem Konzernjahresabschluss zum 31. Dezember 2009 gelesen werden.

Die bei der Erstellung des Konzernzwischenabschlusses angewandten Bilanzierungsmethoden stimmen mit jenen des Konzernjahresabschlusses zum 31. Dezember 2009 überein. Die zum 31. Dezember 2009 angewandten Bewertungsmethoden blieben unverändert.

Der Konzernzwischenabschluss für Q3/10 ist ungeprüft; eine externe prüferische Durchsicht wurde nicht durchgeführt.

Konsolidierungskreisänderungen

Folgende Änderungen im Konsolidierungskreis traten im Vergleich zum 31. Dezember 2009 ein:

Im Geschäftsbereich E&P wurden Anfang September 2010 die RING OIL HOLDING & TRADING LTD, Nicosia, einschliesslich der sieben Tochtergesellschaften in Russland verkauft. OMV Bina Bawi GmbH, OMV Rovi GmbH, OMV Sarta GmbH, OMV Block 70 upstream GmbH, alle mit Sitz in Wien, und Petrom Exploration & Production Limited, Douglas, wurden mit Q3/10 einbezogen.

Im Geschäftsbereich R&M wurde der Verkauf der OMV Italia S.r.l., Bozen, im März 2010 abgeschlossen.

Im Geschäftsbereich G&P wurde Wind Power Park SRL, Galbiori, im Juni 2010 in den Konsolidierungskreis einbezogen. Seit Q3/10, wird die OMV Gas Storage GmbH, Wien, einbezogen.

Im Geschäftsbereich Kb&S werden die OMV Finance Service GmbH, Wien, seit Q2/10 und Petromed Solutions Srl, Bukarest, seit Q3/10 vollkonsolidiert.

Saisonalität und Zyklizität

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

Zusätzlich zum Konzernzwischenabschluss und Konzernanhang zum 30. September 2010 enthalten die Darstellungen der Geschäftsbereiche weitere Informationen, welche den Konzernzwischenabschluss betreffen.

	Gewinn- und Verlustrechnung (ungeprüft)
--	-----------------------------------------	--

			Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung in
Q2/10	Q3/10	Q3/09	EUR Mio	1-9/10	1-9/09	2009
5.730,23	5.673,18	4.718,53	Umsatzerlöse	16.688,00	13.123,00	17.917,27
-60,20	-68,29	-64,15	Direkte Vertriebskosten	-178,40	-154,97	-212,67
-4.643,77	-4.775,39	-3.720,46	Umsatzkosten	-13.624,78	-10.756,70	-14.703,60
1.026,25	829,50		933,92 Bruttoergebnis vom Umsatz	2.884,82	2.211,33	3.001,00
50,47	48,24		47,44 Sonstige betriebliche Erträge	172,62	158,46	223,64
-193,32	-193,34	-195,01	Vertriebsaufwendungen	-563,89	-574,06	-800,12
-72,88	-69,47	-67,92	Verwaltungsaufwendungen	-216,58	-211,70	-299,88
-60,84	-61,55	-73,05	Explorationsaufwendungen	-157,45	-199,97	-239,05
			Forschungs- und
-2,60	-4,15	-4,40	Entwicklungsaufwendungen	-9,57	-10,86	-14,44
-100,37	-154,21		-87,82 Sonstige betriebliche Aufwendungen	-357,77	-316,95	-461,27
646,72	395,03	553,16	Betriebserfolg (EBIT)	1.752,18	1.056,26	1.409,88
27,38	38,29		33,75 Ergebnis aus assoziierten Unternehmen	92,04	57,93	65,53
6,51	0,30	0,24	Dividendenerträge	9,70	11,83	11,64
-86,21	-97,09	-64,24	Zinsergebnis	-261,88	-182,94	-297,76
50,28	-53,16	9,82	Sonstiges Finanzergebnis	33,70	-2,94	-7,46
-2,04	-111,67	-20,43	Finanzerfolg	-126,45	-116,12	-228,05
			Ergebnis der gewöhnlichen
644,68	283,36	532,74	Geschäftstätigkeit	1.625,73	940,15	1.181,83
-220,31	-145,52		-171,23 Steuern vom Einkommen und Ertrag	-607,09	-334,14	-464,90
424,37	137,84	361,50	Perioden-/Jahresüberschuss	1.018,64	606,01	716,93
337,65	148,82	283,41	davon eigenen Gesellschaftern zustehender Gewinn	832,35	468,31	571,71
			davon anderen Gesellschaftern zustehender
86,72	-10,99	78,10	Gewinn	186,28	137,70	145,22
1,13	0,50		0,95 Ergebnis je Aktie in EUR	2,79	1,57	1,91
1,13	0,50		0,95 Verwässertes Ergebnis je Aktie in EUR	2,78	1,57	1,91
–	–		– Dividende je Aktie in EUR	–	–	1,00
Q2/10	Q3/10	Q3/09	U% in EUR Mio	1-9/10	U% 1-9/09	2009
27,38	38,29	33,75	13 Ergebnis aus assoziierten Unternehmen	92,04	57,93	59 65,53
32,96	19,33	16,86 15	davon Borealis	71,19	7,72 n.m.	11,86
-3,20	19,23	13,95	38 davon Petrol Ofisi	24,49	38,08	-36 39,59

Gesamtergebnisrechnung (ungeprüft)

Q2/10	Q3/10	Q3/09		U% in EUR Mio	1-9/10	1-9/09	U%	2009
424,37	137,84	361,50	-62	Periodenüberschuss	1.018,64	606,01	68	716,93
-73,65	-65,59	-15,72	n.m.	Währungsdifferenzen aus der Umrechnung ausländischer Geschäftsbetriebe	122,87	-174,37	n.m.	-175,61
-0,39	-0,55	2,04	n.m.	Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung zur Veräußerung verfügbarer finanzieller Vermögenswerte	0,35	622,26	-100	622,92
64,64	-17,29	-20,29	-15	Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung von Hedges	51,08	-75,60	n.m.	-190,77
24,39	-8,28	8,86	n.m.	Auf assoziierte Unternehmen entfallender Anteil am sonstigen Ergebnis	44,74	10,25	n.m.	11,24
-13,05	4,01	3,02	33	Summe der auf das sonstige Ergebnis entfallenden Ertragsteuern	-10,25	8,53	n.m.	30,38
1,94	-87,70	-22,09	n.m.	Sonstiges Ergebnis der Periode n. Steuern	208,80	391,07	-47	298,17
426,31	50,14	339,41	-85	Gesamtergebnis der Periode	1.227,44	997,08	23	1.015,10
				davon den Anteilseignern des
455,89	13,20	270,62	-95	Mutterunternehmens zuzurechnen	1.049,66	956,82	10	1.006,40
-29,58	36,94	68,79	-46	davon Minderheitenanteilen zuzurechnen	177,77	40,26	n.m.	8,70

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

Drittes Quartal 2010 (Q3/10)

Der im Vergleich zu Q3/09 um 20% höhere Konzernumsatz ist vor allem auf höhere Rohöl- und Produktenpreise sowie einen Anstieg der Gasverkaufsmengen zurückzuführen, die den Rückgang der Marketingverkaufsmengen mehr als wettmachten. Das Konzern-EBIT lag mit EUR 395 Mio unter Q3/09 (EUR 553 Mio), was vor allem auf substantielle Abschreibungen von E&P-Assets in Kasachstan und Österreich zurückzuführen war. Höhere Rohölpreise, bessere Petrochemie- und Raffineriemargen sowie ein stärkerer USD konnten den Rückgang zum Teil kompensieren. Der EBIT-Beitrag von Petrom (EUR 78 Mio) lag ebenfalls unter Q3/09 (EUR 210 Mio), vor allem auf Grund der erwähnten Abschreibungen in Kasachstan. Die Netto-Sonderaufwendungen beliefen sich auf EUR 253 Mio. Rund EUR 200 Mio davon entfallen in etwa zu gleichen Teilen auf die Abschreibungen von Strasshof und Kasachstan. Neben der oben genannten technischen Neubewertung stand die Abschreibung in Kasachstan auch mit der Wiedereinführung einer Export-Abgabe in Verbindung. Der Rest bezog sich hauptsächlich auf Personalrückstellungen in den Raffinerien West. Zusätzlich wurden positive CCS Effekte von EUR 15 Mio gebucht. Das CCS EBIT vor Sondereffekten stieg von EUR 514 Mio in Q3/09 auf EUR 632 Mio; der Beitrag von Petrom lag mit EUR 179 Mio leicht unter Q3/09.

Der Finanzerfolg lag mit EUR -112 Mio unter Q3/09 (EUR -20 Mio), was vor allem auf substanzielle Fremdwährungsverluste auf Grund des schwächeren USD (in Petrom führte die Abwertung des USD zu Fremdwährungsverlusten bei Gesellschafterdarlehen in USD an die kasachischen Tochtergesellschaften von Petrom) sowie auf einen höheren Netto-Zinsaufwand zurückzuführen ist. Die laufenden Ertragsteuern des OMV Konzerns betrugen EUR 126 Mio, ein Aufwand aus latenten Steuern von EUR 20 Mio wurde ergebniswirksam gebucht. Die effektive Steuerquote des Konzerns lag bei 51% (Q3/09: 32%). Der in Q3/10 deutlich größere Ergebnisbeitrag der relativ hoch besteuerten E&P-Gesellschaften und die Abschreibungen der E&P-

Assets in Ländern mit einem unter der Konzernsteuerrate liegenden Steuersatz waren die Hauptgründe für den signifikanten Anstieg verglichen mit Q3/09.

Der Periodenüberschuss nach Minderheiten fiel von EUR 283 Mio in Q3/09 auf EUR 149 Mio. Die Minderheitenanteile waren EUR -11 Mio (Q3/09: EUR 78 Mio). Der CCS Periodenüberschuss nach Minderheiten vor Sondereffekten betrug EUR 290 Mio (Q3/09: EUR 259 Mio), das Ergebnis je Aktie lag bei EUR 0,50, das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten lag bei EUR 0,97 (Q3/09: EUR 0,95 bzw. EUR 0,87).

Verglichen zu Q2/10 blieb der Umsatz nahezu konstant. Das EBIT lag mit EUR 395 Mio unter Q2/10 (EUR 647 Mio), im Wesentlichen auf Grund niedrigerer Rohölpreise sowie im Vergleich zu Q2/10 deutlich höherer Netto-Sonderaufwendungen. Höhere Gas-Verkaufsmargen in EconGas sowie ein besseres Marketing-Geschäft konnten den Rückgang etwas abschwächen. Das CCS EBIT vor Sondereffekten stieg um 1%. Der Finanzerfolg lag vor allem wegen Fremdwährungsverlusten auf Grund des schwächeren USD unter Q2/10. Jedoch konnte der schwächere, durch niedrige Mengen und geringfügige Lagerhaltungsverluste belastete At-Equity-Beitrag von Borealis durch einen höheren At-Equity-Beitrag von Petrol Ofisi auf Grund saisonal bedingt hoher Nachfrage und der Aufwertung des TRY gegenüber dem USD überkompensiert werden. Die effektive Steuerquote des Konzerns lag bei 51% (Q2/10: 34%). Die Abschreibungen der E&P-Assets in Ländern mit einem unter der Konzernsteuerrate liegenden Steuersatz sowie der größere Ergebnisbeitrag der hoch besteuerten E&P-Gesellschaften wirkten sich negativ auf die effektive Steuerquote des Konzerns aus. Der Periodenüberschuss nach Minderheiten lag mit EUR 149 Mio unter Q2/10 (EUR 338 Mio); ebenso fiel mit EUR 290 Mio der CCS Periodenüberschuss nach Minderheiten vor Sondereffekten im Vergleich zu Q2/10 (EUR 314 Mio).

Jänner – September 2010 (1-9/10)

Der Anstieg des Konzernumsatzes um 27% ist vor allem auf gestiegene Rohöl- und Produktenpreise sowie auf höhere Gasverkaufsmengen zurückzuführen. Das Konzern-EBIT von EUR 1.752 Mio lag deutlich über 1-9/09 (EUR 1.056 Mio), vor allem begünstigt von höheren Rohölpreisen, einem besseren Raffinerie- und Petrochemiemargen-Umfeld sowie höheren positiven CCS Effekten. Der EBIT-Beitrag von Petrom stieg auf EUR 479 Mio (1-9/09: EUR 337 Mio), vor allem auf Grund höherer Rohölpreise und geringerer Kosten in Zusammenhang mit dem Stop & Go-Modus in der Raffinerie Arpechim. In 1-9/10 wurden Netto-Sonderaufwendungen von EUR 296 Mio – hauptsächlich in Folge von Abschreibungen von E&P-Assets in Kasachstan und Österreich sowie Personalrestrukturierungen in den Raffinerien West – und positive CCS Effekte von EUR 145 Mio ausgewiesen. Das CCS EBIT vor Sondereffekten stieg um 89% auf EUR 1.903 Mio; der Beitrag von Petrom betrug EUR 560 Mio und lag damit über dem Vorjahreswert (EUR 303 Mio).

Der Finanzerfolg lag mit EUR -126 Mio leicht unter dem Vorjahrsniveau (1-9/09: EUR -116 Mio), im Wesentlichen auf Grund eines höheren Netto-Zinsaufwands, der von einem marktbedingt stärkeren At-Equity-Beitrag von Borealis nahezu kompensiert werden konnte. Die laufenden Ertragsteuern des OMV Konzerns betrugen EUR 559 Mio, ein Aufwand aus latenten Steuern wurde in der Höhe von EUR 48 Mio ergebniswirksam gebucht. Die effektive Steuerquote des Konzerns lag bei 37% (1-9/09: 36%). Diese leichte Erhöhung ist im Wesentlichen auf den Ergebnisbeitrag von

hochbesteuerten E&P-Ergebnissen zurückzuführen. Der Periodenüberschuss nach Minderheiten lag mit EUR 832 Mio deutlich über 1-9/09 (EUR 468 Mio). Die Minderheitenanteile waren EUR 186 Mio (1-9/09: EUR 138 Mio). Der CCS Periodenüberschuss nach Minderheiten vor Sonderef- fekten betrug EUR 901 Mio (1-9/09: EUR 479 Mio). Das Ergebnis je Aktie lag bei EUR 2,79. Das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten lag bei EUR 3,02 (1-9/09: EUR 1,57 bzw. EUR 1,60).

Bilanz, Investitionen und Verschuldungsgrad (ungeprüft)

Konzernbilanz in EUR Mio	30. Sept. 2010	31. Dez. 2009
Vermögen
Immaterielle Vermögenswerte	901,82	812,39
Sachanlagen	11.707,83	11.370,40
Anteile an assoziierten Unternehmen	2.457,16	2.214,97
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	1.197,14	1.173,03
Sonstige Vermögenswerte	59,56	45,05
Langfristiges Vermögen	16.323,51	15.615,85
Latente Steuern	173,17	177,60
Vorräte	2.475,60	2.324,76
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	2.248,98	1.934,64
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	288,16	402,38
Forderungen aus laufenden Ertragsteuern	113,38	70,79
Sonstige Vermögenswerte	222,49	159,14
Kassenbestand und Bankguthaben	1.210,21	674,54
Zu Veräußerungszwecken gehaltenes Vermögen	73,17	55,51
Kurzfristiges Vermögen	6.631,99	5.621,77
Summe Aktiva	23.128,67	21.415,21
Eigenkapital und Verbindlichkeiten
Grundkapital	300,00	300,00
Rücklagen	8.552,08	7.798,32
Eigenkapital der Gesellschafter des Mutterunternehmens	8.852,08	8.098,32
Anteile anderer Gesellschafter	2.087,06	1.936,47
Eigenkapital	10.939,14	10.034,79
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	914,20	883,84
Anleihen	1.987,16	1.475,93
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	2.211,40	1.720,73
Rückstellungen für Rekultivierungsverpflichtungen	1.916,32	1.801,73
Sonstige Rückstellungen	277,08	259,73
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	165,93	200,10
Sonstige Verbindlichkeiten	10,87	11,71
Langfristige Verbindlichkeiten	7.482,96	6.353,76
Latente Steuern	359,57	295,10
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	2.529,50	2.141,53
Anleihen	50,30	310,00
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	90,58	363,88
Rückstellung für laufende Ertragsteuern	130,81	101,46
Sonstige Rückstellungen	356,15	418,62
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	280,12	502,87
Sonstige Verbindlichkeiten	894,63	868,22
Zu Veräußerungszwecken gehaltene Verbindlichkeiten	14,91	24,99
Kurzfristige Verbindlichkeiten	4.347,00	4.731,57
Summe Passiva	23.128,67	21.415,21

Erläuterungen zur Bilanz zum 30. September 2010

Das Investitionsvolumen ging auf EUR 1.441 Mio zurück (1-9/09: EUR 1.681 Mio). Niedrigere Investitionen in den Geschäftsbereichen E&P, R&M und Konzernbereich und Sonstiges (Kb&S) standen gesteigerten Investitionstätigkeiten in G&P gegenüber.

E&P investierte EUR 692 Mio (1-9/09: EUR 1.095 Mio) vor allem in die Entwicklung von Feldern in Rumänien, Österreich, im Jemen, in Tunesien und Großbritannien. Das Investitionsvolumen im Geschäftsbereich R&M, vor allem für Investitionen in Qualitätsverbesserungsprojekte in Österreich und Rumänien sowie in den Um- bzw. Neubau von Tankstellen, lag bei EUR 212 Mio (1-9/09: EUR 228 Mio). Die Investitionen im Geschäftsbereich G&P, EUR 502 Mio (1-9/09: EUR 274 Mio), standen im Zusammenhang mit dem Bau der Kraftwerke in Brazi in Rumänien und in Samsun in der Türkei, sowie mit dem Expansionsprojekt der West-Austria Gas Pipeline (WAG). Das Investitionsvolumen im Geschäftsbereich Kb&S lag bei EUR 35 Mio (1-9/09: EUR 84 Mio).

Das Gesamtvermögen stieg im Vergleich zum Jahresende 2009 um EUR 1.713 Mio bzw. 8% auf EUR 23.129 Mio. Der größte Anstieg ist in der Position Kassenbestand und Bankguthaben zu sehen und auf die Ausgabe einer Anleihe bzw. den deutlich gestiegenen operativen Cashflow zurückzuführen.

Das Eigenkapital erhöhte sich um etwa 9%. Die Eigenkapitalquote des Konzerns blieb im Vergleich zu Ende 2009 mit 47% nahezu unverändert.

Die gesamte Zahl der vom Unternehmen gehaltenen eigenen Aktien betrug per 30. September 2010 1.219.695 Stück (unverändert zum 31. Dezember 2009).

Per 30. September 2010 betrugen die kurz- und langfristigen Kredite, Anleihen und Finanzierungsleasingverbindlichkeiten EUR 4.472 Mio (31. Dezember 2009: EUR 3.989 Mio). Davon entfielen EUR 132 Mio auf Finanzierungsleasingverbindlichkeiten (31. Dezember 2009: EUR 118 Mio). Kassenbestand und Bankguthaben erhöhten sich auf EUR 1.210 Mio (31. Dezember 2009: EUR 675 Mio). Die Nettoverschuldung reduzierte sich auf EUR 3.262 Mio verglichen zu EUR 3.314 Mio Ende 2009. Im Februar 2010 wurde eine Anleihe mit zehn Jahren Laufzeit und einem Nominale von EUR 500 Mio ausgegeben, im Juni 2010 wurde eine Anleihe mit einem Nominale in Höhe von EUR 250 Mio fällig.

Zum 30. September 2010 betrug der Verschuldungsgrad (Gearing Ratio) 29,8% (31. Dezember 2009: 33,0%).

Cashflow (ungeprüft)

Q2/10	Q3/10		Q3/09 Konzern-Cashflow-Rechnung in EUR Mio	1-9/10	1-9/09	2009
424,37	137,84	361,50	Perioden-/Jahresüberschuss	1.018,64	606,01	716,93
386,49	528,92		331,16 Abschreibungen (+)/Zuschreibungen (-)	1.200,61	925,27	1.319,55
-6,29	19,43	-7,54	Latente Steuern	47,77	-46,74	-85,60
			Gewinne (-)/Verluste (+) aus Abgängen von
-2,23	-3,85	0,61	Anlagevermögen	-7,68	15,50	5,28
			Erhöhung (+)/Verminderung (-) langfristige
-11,41	59,47	-4,38	Rückstellungen	71,70	-82,54	-48,28
-211,22	51,63	-88,25	Sonstige Anpassungen	-226,37	-8,78	96,14
579,72	793,43		593,12 Mittelzufluss nach unbaren Posten	2.104,66	1.408,72	2.004,02
124,15	-368,76		-264,43 Verminderung (+)/Erhöhung (-) Vorräte	-134,38	-158,06	-196,68
-33,20	-3,51	-95,49	Verminderung (+)/Erhöhung (-) Forderungen	-424,42	33,24	-120,64
60,75	100,54	-91,05	Erhöhung (+)/Verminderung (-) Verbindlichkeiten	453,36	289,67	281,44
			Erhöhung (+)/Verminderung (-) kurzfristige
33,50	-51,81	31,79	Rückstellungen	-17,23	-128,25	-121,40
764,90	469,88		173,94 Mittelzufluss aus der Betriebstätigkeit	1.981,99	1.445,32	1.846,74
			Investitionen
			Immaterielle Vermögenswerte und
-549,97	-569,13	-535,93	Sachanlagen	-1.605,18	-1.729,19	-2.206,46
-11,08	-3,14	-141,50	Beteiligungen, Ausleihungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte	-34,47	-464,73	-522,81
			Erwerb einbezogener Unternehmen und
-8,55	-0,67	–	Geschäftsbetriebe abzüglich liquider Mittel	-16,55	-9,81	-13,27
			Veräußerungen
			Erlöse aus dem Verkauf von
3,38	16,30	55,61	Anlagevermögen	36,88	1.490,99	1.532,69
			Erlöse aus dem Verkauf einbezogener
5,00	-0,81	–	Unternehmen abzüglich liquider Mittel	27,62	–	–
-561,21	-557,46		-621,82 Mittelabfluss aus der Investitionstätigkeit	-1.591,70	-712,74	-1.209,86
			Erhöhung (+)/Verminderung (-) langfristiger
-177,28	158,77	-11,84	Finanzierungen	746,25	1.044,78	1.048,46
-164,84	-112,99	14,68	Erhöhung (+)/Verminderung (-) kurzfristiger Finanzierungen	-282,24	-1.195,25	-1.370,89
–	–		– Rückkauf eigener Aktien	–	0,40	0,93
-322,67	–	–	Dividendenzahlungen	-322,67	-335,97	-335,97
			Mittelzufluss/-abfluss aus der
-664,79	45,79	2,85	Finanzierungstätigkeit	141,34	-486,03	-657,47
4,07	-11,86	-1,53	Währungsdifferenz auf liquide Mittel	4,04	-5,21	-4,96
			Nettoabnahme (-)/-zunahme (+) liquider
-457,02	-53,65	-446,58	Mittel	535,67	241,35	-25,55
1.720,88	1.263,86	1.388,01	Liquide Mittel Periodenbeginn	674,54	700,09	700,09
1.263,86	1.210,21	941,43	Liquide Mittel Periodenende	1.210,21	941,43	674,54

Erläuterungen zur Cashflow-Rechnung

Der Free Cashflow (Cashflow aus der Betriebstätigkeit abzüglich Cashflow aus der Investitionstätigkeit) zeigte in 1-9/10 einen Mittelzufluss von EUR 390 Mio (1-9/09: EUR 733 Mio). In 1-9/10 erfolgten Dividendenzahlungen von EUR 323 Mio (1-9/09: EUR 336 Mio). Der Free Cashflow abzüglich Dividendenzahlungen führte zu einem Mittelzufluss von EUR 68 Mio (1-9/09: EUR 397 Mio).

Der Mittelzufluss aus dem Periodenergebnis bereinigt um unbare Positionen – wie Abschreibungen, Nettoveränderung langfristiger Rückstellungen, nicht zahlungswirksame Beteiligungsergebnisse und andere Positionen – betrug EUR 2.105 Mio (1-9/09: EUR 1.409 Mio); im Net Working Capital wurden Mittel in Höhe von EUR 123 Mio gebunden (1-9/09: Mittelfreisetzung EUR 37 Mio).

Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit (Mittelabfluss EUR 1.592 Mio, 1-9/09: EUR 713 Mio) beinhaltet neben Zahlungen für Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte sowie Finanzanlagen (EUR 1.656 Mio) auch den Netto-Mittelzufluss aus dem Verkauf der OMV Italia S.r.l. im März 2010 (EUR 23 Mio). In 1-9/09 beinhaltete diese Position auch den Mittelzufluss aus dem Verkauf der MOL Anteile (EUR 1.400 Mio).

Der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit zeigt Mittelzuflüsse von EUR 141 Mio (1-9/09: Mittelabflüsse von EUR 486 Mio) und beinhaltet – neben der Dividendenzahlung von EUR 323 Mio – unter anderem den Mittelzufluss aus der Begebung eines weiteren Eurobonds (EUR 500 Mio) in Q1/10 sowie die Rückzahlung einer Anleihe (EUR 250 Mio).

Verkürzte Eigenkapitalveränderungsrechnung (ungeprüft)

in EUR Mio	Grund kapital	Kapital rücklagen	Gewinn rücklagen	Sonstige Rücklagen 1)	Eigene Anteile	Gesellschafter OMV	Nicht beherrschende Anteile	Summe Eigenkapital
1. Jänner 2010	300,00	783,64	7.573,72	-545,65	-13,39	8.098,32		1.936,47 10.034,79
Gesamtergebnis der Periode			832,35	217,31		1.049,66	177,77	1.227,44
Dividendenzahlungen			-298,78			-298,78	-23,89	-322,67
Erhöhung (+)/ Verminderung (–) Minderheitenanteile			2,88			2,88	-3,29	-0,41
30. September 2010	300,00	783,64	8.110,16	-328,34	-13,39	8.852,08		2.087,06 10.939,14

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

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 26. Mai 2010 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,

ebenso wie im Vorjahr (auch EUR 299 Mio). Dividendenzahlungen an Minderheitsaktionäre erfolgten in 1-9/10 in Höhe von EUR 24 Mio.

Segmentberichterstattung

Umsätze mit anderen Segmenten

Q2/10	Q3/10	Q3/09		U% in EUR Mio	1-9/10	1-9/09	U%	2009
924,75	917,62	806,15		14 Exploration und Produktion	2.696,94	2.108,56	28	2.965,13
8,02	10,85	6,20		75 Raffinerien und Marketing	27,31	19,05	43	25,60
25,80	20,26	12,34	64	Gas und Power	67,48	43,32	56	67,89
92,83	93,65	79,85		17 Konzernbereich und Sonstiges	261,48	241,68	8	343,35
1.051,40	1.042,38	904,55	15	Summe	3.053,20	2.412,61	27	3.401,98

Umsätze mit Dritten

Q2/10	Q3/10	Q3/09		U% in EUR Mio	1-9/10	1-9/09	U%	2009
258,66	273,14	280,75		-3 Exploration und Produktion	817,50	587,33	39	832,11
4.713,77	4.642,05	3.945,85		18 Raffinerien und Marketing		13.106,47 10.272,29		28 13.874,80
757,17	757,64	492,27	54	Gas und Power	2.761,64	2.259,52	22	3.205,14
0,62	0,35	-0,34	n.m.	Konzernbereich und Sonstiges	2,39	3,86	-38	5,21
5.730,23	5.673,18	4.718,53	20	Summe		16.688,00 13.123,00		27 17.917,27

Umsätze

Q2/10	Q3/10	Q3/09		U% in EUR Mio	1-9/10	1-9/09	U%	2009
1.183,42	1.190,75	1.086,90		10 Exploration und Produktion	3.514,44	2.695,88	30	3.797,24
4.721,79	4.652,90	3.952,05		18 Raffinerien und Marketing	13.133,78 10.291,34			28 13.900,41
782,97	777,90	504,62	54	Gas und Power	2.829,12	2.302,85	23	3.273,03
93,45	94,01	79,51		18 Konzernbereich und Sonstiges	263,87	245,55	7	348,57
6.781,62	6.715,56	5.623,08	19	Summe	19.741,21 15.535,61			27 21.319,24

Segment- und Konzernergebnis

Q2/10	Q3/10	Q3/09		U% in EUR Mio	1-9/10	1-9/09	U%	2009
499,57	320,29	491,53		-35 EBIT Exploration und Produktion 1)	1.376,09	967,45	42	1.449,97
221,63	84,43	35,55		137 EBIT Raffinerien und Marketing	397,68	-3,17	n.m.	-142,77
18,10	45,03	46,37		-3 EBIT Gas und Power	150,11	178,65	-16	235,05
-42,09	-17,54	-21,63		-19 EBIT Konzernbereich & Sonstiges	-80,68	-63,59	27	-91,06
697,22	432,21	551,83		-22 EBIT Segment Summe	1.843,20	1.079,34	71	1.451,19
				Konsolidierung:
-50,50	-37,18	1,33	n.m.	Zwischengewinneliminierung	-91,03	-23,07	n.m.	-41,31
646,72	395,03	553,16		-29 OMV Konzern EBIT	1.752,18	1.056,26	66	1.409,88
-2,04	-111,67	-20,43	n.m.	Finanzerfolg	-126,45	-116,12	9	-228,05
				OMV Konzern Ergebnis der gewöhnlichen
644,68	283,36	532,74	-47	Geschäftstätigkeit	1.625,73	940,15	73	1.181,83

1) Exklusive Zwischengewinneliminierung, angeführt in der Zeile "Konsolidierung"

Vermögenswerte 1)

in EUR Mio	30. Sept. 2010	31. Dez. 2009
Exploration und Produktion	6.834,97	6.818,90
Raffinerien und Marketing	4.127,69	4.213,41
Gas und Power	1.381,90	889,46
Konzernbereich und Sonstiges	265,09	261,02
Summe	12.609,65	12.182,80

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

Am 22. Oktober 2010 hat OMV ein Abkommen unterzeichnet, um von Doğan Holding einen 54,17%-Anteil an Petrol Ofisi für EUR 1 Mrd zu erwerben. Nach Abschluss dieser Transaktion wird der Anteil von OMV an Petrol Ofisi, welcher derzeit at-equity bilanziert wird, erstmals vollkonsolidiert werden. Dieser Wechsel führt zur verpflichtenden Anwendung von IFRS 3 "Unternehmenszusammenschlüsse". Dadurch werden Fremdwährungsverluste, welche bisher ergebnisneutral im Eigenkapital gebucht wurden, ergebniswirksam in die Gewinn- und Verlustrechnung umgebucht werden. Darüber hinaus führt die Minderung für den derzeit angesetzten Buchwert pro Aktie auf den Kaufpreis pro Aktie für den 54,17%-Anteil zu Ergebniseffekten bei Abschluss der Transaktion.

Erklärung des Vorstands

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

Wien, 10. November 2010

Der Vorstand

Wolfgang Ruttenstorfer Generaldirektor und Vorstandsvorsitzender

Gerhard Roiss Vorsitzender-Stellvertreter Raffinerien und Marketing inkl. Petrochemie

Werner Auli Mitglied des Vorstands Gas und Power

David C. Davies Mitglied des Vorstands Finanzen

Jaap Huijskes Mitglied des Vorstands Exploration und Produktion

EBIT Aufgliederung

EBIT

Q2/10	Q3/10	Q3/09		U% in EUR Mio	1-9/10	1-9/09	U%	2009
500	320	492		-35 Exploration und Produktion 1)	1.376	967	42	1.450
222	84	36		137 Raffinerien und Marketing	398	-3	n.m.	-143
18	45	46	-3	Gas und Power	150	179	-16	235
-42	-18	-22		-19 Konzernbereich und Sonstiges	-81	-64	27	-91
-50	-37	1	n.m.	Konsolidierung	-91	-23	n.m.	-41
647	395	553		-29 OMV Konzern EBIT	1.752	1.056	66	1.410
-59	-253	-15	n.m.	Sondereffekte 2)	-296	-58	n.m.	-180
-3	-57	-4	n.m.	davon: Personal und Restrukturierung	-62	-6	n.m.	-54
-61	-200	-12	n.m.	Außerplanmäßige Abschreibungen	-261	-42	n.m.	-119
1	4	2	139	Anlagenverkäufe	24	13	88	22
3	0	-1	-75	Sonstiges	4	-22	n.m.	-29
				CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/
83	15	54	-72	-verluste (–) 3)	145	109	33	172
623	632	514		23 CCS EBIT vor Sondereffekten 3)	1.903	1.005	89	1.418
560	522	502		4 davon: Exploration und Produktion 1)	1.638	1.005	63	1.517
120	124	-14	n.m.	Raffinerien und Marketing 3)	271	-95	n.m.	-222
19	45	46	-2	Gas und Power	151	181	-17	256
-24	-22	-21	4	Konzernbereich und Sonstiges	-66	-63	6	-92
-50	-37	1	n.m.	Konsolidierung	-91	-23	n.m.	-41

1) Exklusive Zwischengewinneliminierung, angeführt in der Zeile "Konsolidierung"

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/-verluste (CCS Effekte) aus den Fuels-Raffinerien

EBITD

Q2/10	Q3/10	Q3/09		U% in EUR Mio	1-9/10	1-9/09	U%	2009
770	723	710		2 Exploration und Produktion 1)	2.224	1.562	42	2.250
318	185	130		42 Raffinerien und Marketing	689	275	151	303
25	53	52	1	Gas und Power	172	200	-14	263
-30	-6	-9		40 Konzernbereich und Sonstiges	-44	-27	-63	-42
-50	-37	1	n.m.	Konsolidierung	-91	-23	n.m.	-41
1.033	918	884	4	Summe	2.949	1.987	48	2.734

1) Exklusive Zwischengewinneliminierung, angeführt in der Zeile "Konsolidierung"

Wirtschaftliches Umfeld: Ölpreise und Wechselkurse

Der weltweite Ölverbrauch stieg laut IEA in 1-9/10 um 2,8% auf 86,9 Mio bbl/d. In der OECD-Region nahm die Nachfrage nur um 0,9% auf 45,7 Mio bbl/d zu, da den Zuwächsen von 0,6 Mio bbl/d in Nordamerika und 0,1 Mio bbl/d im Pazifik ein Rückgang um 0,3 Mio bbl/d in Europa gegenüber stand. In den Nicht-OECD-Ländern war ein kräftiges Nachfrageplus von knapp 2 Mio bbl/d bzw. 5% zu verzeichnen. Mit einer Zunahme von über 11% verursachte China nahezu die Hälfte dieses Mehrbedarfs. Die weltweite Ölproduktion wurde um 2,0 Mio bbl/d auf 86,7 Mio bbl/d gesteigert. Das restliche Aufkommen wurde durch einen Abbau der weltweiten Lagerbestände von 0,4 Mio bbl/d gedeckt. In der OECD stagnierte die Ölförderung bei 18,8 Mio bbl/d. Die OPEC-Länder erhöhten ihre Rohölproduktion um 1,6% auf 29,1 Mio bbl/d. Erhöhte Produktionsmengen steuerten weiters GUS und Südamerika sowie LNG und die Biotreibstoffe bei. Die aktuelle IEA-Schätzung für die Rohölnachfrage für 2010 wurde auf 86,9 Mio bbl/d (+2,5%) angehoben.

Der durchschnittliche Brent-Preis in 1-9/10 betrug USD 77,14/bbl und lag damit um 35% über dem Vorjahreswert von USD 57,32/bbl. Die Tagesnotierung für Brent-Rohöl am Rotterdamer Spotmarkt startete zu Jahresbeginn mit einem Preis von knapp 78 USD/bbl und blieb im Jahresverlauf relativ stabil. Ende April erreichte sie den bisherigen Jahreshöchstwert von 86,79 USD/bbl, fiel ein Monat später auf den bisherigen Jahrestiefstwert von 67,58 USD/bbl, und durchschritt Ende September wieder die USD 80 Marke. Der Durchschnittspreis für Urals stieg im Vergleich zu 1-9/09 um 34% auf USD 75,92/bbl.

Der EUR verlor in der ersten Jahreshälfte gegenüber dem USD an Wert, zeigte sich aber im dritten Quartal deutlich fester. Der durchschnittliche Wechselkurs 1-9/10 betrug 1,315 und lag damit um 4% unter dem Vorjahreswert von 1,367. Der rumänische Leu (RON) verbesserte sich leicht gegenüber dem EUR in 1-9/10 auf durchschnittlich 4,186/EUR und war im Schnitt um 1% stärker als in 1-9/09.

Q2/10	Q3/10	Q3/09	U%		1-9/10	1-9/09	U%	2009
78,24	76,86	68,08		13 Durchschnittl. Brent-Preis in USD/bbl	77,14	57,32	35	61,67
76,86	75,55	67,88		11 Durchschnittl. Urals-Preis in USD/bbl	75,92	56,77	34	61,18
1,271	1,291	1,430	-10	Durchschnittl. EUR-USD-Kurs	1,315	1,367	-4	1,395
4,185	4,255	4,226	1	Durchschnittl. EUR-RON-Kurs	4,186	4,230	-1	4,240
3,301	3,298	2,956	12	Durchschnittl. USD-RON-Kurs	3,193	3,104	3	3,048
3,81	2,81	3,26		-47 NWE Raffineriemarge in USD/bbl	3,48	3,36	-13	3,23
3,55	1,74	1,65		70 Med Urals Raffineriemarge in USD/bbl	2,92	2,25	55	2,08

Quelle: Reuters

OMV Aktienkursentwicklung

Die OMV Aktie sowie die Aktienmärkte im Allgemeinen wiesen in Q3/10 eine gegenüber dem Vorquartal stärkere Performance auf. Nachdem die OMV Aktie am 6. Juli ihren Quartalstiefststand von EUR 24,12 erreicht hatte, entwickelte sie sich volatil, jedoch einem positiven Trend folgend und erreichte ihr Quartalshoch von EUR 27,46 am 30. September. Dies entspricht in Summe einem Kursanstieg der OMV Aktie an der Wiener Börse von 11% in Q3/10.

Die internationalen Finanzmärkte zeigten ein ähnliches Bild mit Kurssteigerungen des FTSEurofirst 100 (6%) und des Dow Jones (10%). Der stagnierende Nikkei (+/- 0%) war die Ausnahme zum positiven internationalen Markttrend. Der österreichische Leitindex ATX legte um 12% und der FTSE Global Energy Index (bestehend aus den weltweit größten Öl- und Gasunternehmen) um 16% zu.

ISIN: AT0000743059	Marktkapitalisierung per 30. September	EUR 8.205 Mio
Wiener Börse: OMV	Schlusskurs per 30. September	EUR 27,46
Reuters: OMV.VI	Jahreshöchstkurs am 11. Jänner	EUR 32,63
Bloomberg: OMV AV	Jahrestiefstkurs am 6. Juli	EUR 24,12
ADR Level I: OMVKY	Ausstehende Aktien (per 30. September)	298.780.305
	Ausstehende Aktien (gewichtet) in Q3/10	298.780.305
ISIN: XS0422624980	6,250% OMV Bond (2009-2014)
ISIN: XS0434993431	5,250% OMV Bond (2009-2016)
ISIN: XS0485316102	4,375% OMV Bond (2010-2020)

Abkürzungen

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

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