OMV AG — Interim / Quarterly Report 2010

Aug 4, 2010

Bericht Jänner – Juni und Q2 2010

inkl. Konzernzwischenabschluss zum 30. Juni 2010

4. August 2010 7:30 (MEZ)

Solides Ergebnis in einem besseren Umfeld

Q1/10	Q2/10	Q2/09		% in EUR Mio	1-6/10	1-6/09	%	2009
710	647	237		173 Betriebserfolg (EBIT)	1.357	503	170	1.410
694	706	288		145 EBIT vor Sondereffekten	1.400	546	156	1.590
647	623	151		n.m. CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	1.271	491	159	1.418
346	338	144		134 Periodenüberschuss nach Minderheiten	684	185	n.m.	572
297	314	94	n.m.	CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten nach Minderheiten 1)	611	220	178	596
1,16	1,13	0,48		134 Ergebnis je Aktie in EUR	2,29	0,62	n.m.	1,91
1,00	1,05	0,31	n.m.	CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten in EUR 1)	2,04	0,73	178	1,99
747	765	356		115 Cashflow aus der Betriebstätigkeit	1.512	1.271	19	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

• Ölpreisanstieg und besseres Raffinerieumfeld führten zu Ergebnissteigerung: Der durchschnittliche Brent-Preis stieg um 32% vs. Q2/09; Produktion auf 318.000 boe/d erhöht; Mitteldestillat- und Petrochemie-Margen zeigten Anzeichen einer Erholung
• Kostenmanagement weiterhin im Fokus: CCS EBIT vor Sondereffekten stieg von EUR 151 Mio in Q2/09 auf EUR 623 Mio; CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten nach Minderheiten hat sich mit EUR 314 Mio mehr als verdreifacht; Umsetzung des konzernweiten Kostenreduktionsprogramms schreitet voran
• Ausblick 2010: In E&P gehen wir von einer weiteren Produktionssteigerung aus; in R&M bleibt die Nachhaltigkeit der höheren Raffineriemargen abzuwarten; in G&P wird weiterer Druck auf die Margen erwartet, während die großen Projekte voranschreiten

Wolfgang Ruttenstorfer, OMV Generaldirektor:

"In Q2/10 konnten wir das Ergebnis gegenüber dem Vorjahr deutlich steigern und unsere solide Performance von Q1/10 fortsetzen. Dies spiegelt sowohl eine Produktionssteigerung als auch ein wirtschaftliches Umfeld wider, das durch höhere Ölpreise, einen stärkeren USD und eine Verbesserung der Mitteldestillat- und Petrochemie-Margen gekennzeichnet war. Letzteres war ein wichtiger Treiber, der das R&M-Geschäft zu einem robusten Ergebnisbeitrag zurückführte. Um das nachhaltige Wachstum fortzusetzen, werden wir, wie kürzlich in unserem Strategie-Update bekräftigt, unsere 3plus Strategie mit den drei strategischen Stoßrichtungen regionaler Fokus, Portfolioanpassung sowie Integration und Kostenkontrolle weiter vorantreiben. Ich möchte auch die Gelegenheit nutzen, unser neues Vorstandsmitglied Jaap Huijskes zu begrüßen, der im Juli die Verantwortung für den E&P-Bereich von meinem verdienstvollen Kollegen Helmut Langanger übernommen hat."

Inhalt

• 2| Lagebericht 2| Ergebnisse auf einen Blick 3| Ausblick
• (ungeprüft) 3| Bedeutende Ereignisse 4| Auf einen Blick 5| Geschäftsbereiche 5| Exploration und Produktion 7| Raffinerien und Marketing 9| Gas und Power

11| Konzernabschluss und Konzernanhang (ungeprüft)

• 12| Gewinn- und Verlustrechnung
• 14| Bilanz, Investitionen und Gearing
• 16| Cashflow
• 17| Eigenkapitalveränderungsrechnung
• 18| Segmentberichterstattung
• 19| Ergänzende Angaben

20| Erklärung des Vorstands 21| Weitere Informationen

Ergebnisse auf einen Blick

Zweites Quartal 2010 (Q2/10)

In Q2/10 wirkten sich das günstige Ölpreisumfeld sowie eine höhere OMV Referenz-Raffineriemarge positiv auf die Ergebnisse aus. Der stetig steigende Brent-Preis übertraf das durchschnittliche Niveau Q2/09 um 32% und die OMV Referenz-Raffineriemarge stieg im Vergleich zu Q2/09 um 107%. Das Konzern-EBIT von EUR 647 Mio lag daher deutlich über Q2/09 und Petroms Beitrag zum Konzern-EBIT stieg auf EUR 170 Mio (EUR 50 Mio in Q2/09). Der Finanzerfolg lag um EUR 5 Mio über dem Niveau von Q2/09, da ein niedrigerer At-Equity-Beitrag von Petrol Ofisi und höhere Netto-Zinsaufwände durch eine bessere Performance von Borealis und signifikante Währungsgewinne überkompensiert wurden. Der Periodenüberschuss nach Minderheiten (n.M.) stieg von EUR 144 Mio in Q2/09 auf EUR 338 Mio. Das CCS EBIT vor Sondereffekten legte von EUR 151 Mio auf EUR 623 Mio zu und wurde um Netto-Sondererträge in Höhe von EUR 59 Mio und Lagerhaltungsgewinne in Höhe von EUR 83 Mio bereinigt. Das CCS EBIT vor Sondereffekten von Petrom lag bei EUR 159 Mio im Vergleich zu EUR 16 Mio im Vorjahr. Der CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten n.M. betrug EUR 314 Mio und das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten belief sich auf EUR 1,05.

Im Bereich Exploration und Produktion (E&P) konnte sich das EBIT vor Sondereffekten im Vergleich zu Q2/09 auf EUR 560 Mio mehr als verdoppeln, vor allem auf Grund eines günstigen Ölpreisumfelds, eines stärkeren USD und eines signifikant niedrigeren negativen Hedging-Ergebnisses. Die Öl- und Gasproduktion des Konzerns übertraf mit 318.000 boe/d das Niveau von Q2/09.

Im Bereich Raffinerien und Marketing (R&M) lag das CCS EBIT vor Sondereffekten mit EUR 120 Mio deutlich über dem Vorjahresniveau. Das Raffinerie-Geschäft verbesserte sich insbesondere auf Grund der gesteigerten OMV Referenz-Raffineriemarge in Folge von höheren Spannen für Mitteldestillate. Das Marketingergebnis wurde durch niedrigere Verkaufsmengen und Margen im Retail- und Commercial-Geschäft belastet. Das Petrochemie-Geschäft profitierte von höheren Margen.

Im Bereich Gas und Power (G&P) fiel das EBIT vor Sondereffekten im Vergleich zu Q2/09 deutlich auf EUR 19 Mio im Wesentlichen auf Grund des niedrigeren Beitrags des Supply, Marketing und Trading-Geschäfts, das durch signifikant höhere Verkaufsvolumina, jedoch einen massiven Druck auf die Margen geprägt war. Zusätzlich belastete die Marktsituation in der Türkei das Ergebnis. Das Logistik-Geschäft profitierte von höheren Volumina im Transportund Speicher-Geschäft.

Jänner – Juni 2010 (1-6/10)

In 1-6/10 lag der durchschnittliche Brent-Preis in USD um 50% über dem Niveau von 1-6/09. Insgesamt erzielte der Konzern ein starkes Gesamtergebnis, wobei EBIT und Periodenüberschuss das Vorjahresniveau deutlich übertrafen. Das Konzern-EBIT von EUR 1.357 Mio stieg um 170% gegenüber 1-6/09. Der EBIT-Beitrag von Petrom erhöhte sich deutlich von EUR 127 Mio in 1-6/09 auf EUR 401 Mio. Das Finanzergebnis stieg auf Grund eines höheren Beitrags von assoziierten Unternehmen sowie signifikanten Währungsgewinnen. Der Periodenüberschuss n.M. von EUR 684 Mio lag deutlich über dem Vorjahresniveau von EUR 185 Mio. Das CCS EBIT vor Sondereffekten stieg um 159% auf EUR 1.271 Mio nach Abzug eines Netto-Sonderaufwands vor allem für eine Abschreibung in E&P. Der Beitrag von Petrom zum CCS EBIT vor Sondereffekten stieg von EUR 109 Mio auf EUR 381 Mio. Der CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten n.M. betrug EUR 611 Mio; das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten lag bei EUR 2,04, um 178% über 1-6/09.

In E&P konnte sich das EBIT vor Sondereffekten im Vergleich zu 1-6/09 insbesondere auf Grund eines höheren Preisniveaus sowie positiver Währungseffekte mehr als verdoppeln. Die Öl- und Gasproduktion des Konzerns lag mit 318.000 boe/d um 2% über dem Vorjahresniveau.

In R&M stieg das CCS EBIT vor Sondereffekten deutlich auf EUR 147 Mio, vor allem in Folge von verbesserten Raffinerie- und Petrochemie-Margen 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 um 22% hauptsächlich durch den schwächeren Beitrag des Supply, Marketing und Trading-Geschäfts, das unter einem massiven Druck auf die Margen litt. Das Ergebnis war zudem durch Gasmengen, die für das Kraftwerk in der Türkei gesichert wurden und unter schwierigen Marktbedingungen verkauft werden, negativ beeinflußt.

Bedeutende Ereignisse in Q2/10

Am 24. April unterzeichneten OMV und Gazprom ein Kooperationsabkommen zur Errichtung des österreichischen Teils der South Stream Gaspipeline für die Strecke von der österreichisch-ungarischen Grenze bis zum Erdgasverteilerknoten Baumgarten. South Stream soll als zusätzliche Versorgungsroute gemeinsam mit Nabucco die Erdgasdrehscheibe Baumgarten weiter stärken und die Versorgungssicherheit Europas erhöhen.

Am 26. April gab OMV die Refinanzierung ihrer syndizierten revolvierenden Kreditlinie in Höhe von EUR 1,5 Mrd bekannt. Dies stellt den jüngsten Schritt zur Stärkung des Finanzierungsprofils des Konzerns dar.

Am 4. Mai gab OMV einen weiteren erfolgreichen Gasfund im Latif-Block in Pakistan bekannt. Nach 2007 und 2008 war dies die dritte erfolgreiche Explorationsbohrung in diesem Gebiet und steigert die Latif-Erdgasreserven und die erwartete Produktion erheblich.

Vom 20. bis 21. Mai hielt OMV einen Capital Markets Day in Wien ab, um Investoren und Analysten über die operative Performance, Strategie und Ziele des Konzerns auf dem Laufenden zu halten.

Am 26. Mai hat die OMV Hauptversammlung eine Dividende von EUR 1,00 je Aktie für 2009 genehmigt. Auf Grund des Rücktritts von Rainer Wieltsch sowie Mohamed Al Khaja wurden Khadem Al Qubaisi und Wolfgang C. Berndt als Mitglieder des Aufsichtsrats gewählt.

Am 17. Juni gab OMV bekannt, dass sich die Wiener Börse AG mit 20% an der Central European Gas Hub AG beteiligt hat. Nach dem Start der gemeinsamen CEGH Gas Exchange der Wiener Börse Ende 2009 setzen OMV und Wiener Börse damit ihre erfolgreiche Kooperation fort.

Ausblick 2010

Wir erwarten, dass der Brent-Rohölpreis auch im Jahr 2010 eine hohe Volatilität aufweisen und sich ähnlich wie in H2/09 innerhalb eines Preisbands von USD 70-85/bbl bewegen wird. Die Brent-Urals Spanne wird leicht über dem Vorjahresniveau erwartet. Wir gehen von einem leicht schwächeren EUR gegenüber USD und RON in einem weiterhin volatilen Marktumfeld aus. Trotz der Erholung der Raffineriemargen im ersten Halbjahr, wird der Markt für Raffinerieprodukte im zweiten Halbjahr 2010 herausfordernd gesehen. Die Marketingmengen und -margen bleiben weiterhin schwach, 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 niedrigen getätigten Investitionsausgaben in H1/10 besteht die Möglichkeit, dass die für 2010 ursprünglich angenommene Investitionssumme von EUR 2,8 Mrd exklusive größere Akquisitionen nicht voll ausgeschöpft wird. OMV bekennt sich auch weiterhin zu ihrem Ziel, das starke Investment Grade Credit Rating aufrechtzuerhalten.

Der Geschäftsbereich E&P hält am Produktionsziel von 325.000 boe/d für das Jahr 2010 fest. Umfangreiche Sonden-Behandlungen in Rumänien, Österreich und Neuseeland werden positiv zur Gesamtproduktion in der zweiten Jahreshälfte beitragen. Zusätzlich werden mobile Produktionsanlagen für Habban Block S2 im Jemen sowie die Bohrung Latif North-1 voraussichtlich in Q4/10 in Betrieb gehen. Dies sollte geplante Instandhaltungsarbeiten in

Schiehallion (Großbritannien) und Komsomolskoe (Kasachstan) in H2/10 ausgleichen. Um das E&P-Portfolio weiter zu stärken, plant OMV in den verbleibenden Monaten 2010 rund 20 Explorations- und Erweiterungsbohrungen abzuteufen. E&P wird sich weiter auf strenge Kostenkontrolle und Projektpriorisierung konzentrieren.

Im Geschäftsbereich R&M sind für H2/10 keine Wartungsstillstände der Raffinerien geplant. Die Raffinerie Arpechim wird weiterhin im Stop&Go-Modus betrieben. 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 generell schwachen wirtschaftlichen 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 auf Grund der Ankündigung neuer Kraftwerksprojekte erwartet. Um nachhaltiges internationales Wachstum abzusichern, wird die Diversifizierung der langfristigen Gasbezugsverträge an unterschiedlichen Einlasspunkten in Europa (via Pipeline oder LNG) angestrebt. Der Start des Open Season Prozesses für Nabucco, der zum Abschluss von ersten Transportverträgen führen soll, ist für 2010 geplant. Danach wird die finale Investitionsentscheidung getroffen. 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 Open Season Prozess für das Speicherprojekt Schönkirchen-Tief wurde bis auf weiteres ausgesetzt, da die

Nachfrage für die Speicherkapazität nicht ausreichend war, um eine Investitionsentscheidung zum jetzigen Zeitpunk herbeizuführen. 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. Bei der Central European Gas Hub AG, der österreichischen Gas-Handelsplattform, wird nach erfolgreichem Start des Börsenhandels am Kassamarkt im Dezember 2009 ein Terminmarkt implementiert.

Auf einen Blick

Q1/10	Q2/10	Q2/09		% in EUR Mio	1-6/10	1-6/09	%	2009
5.285	5.730	4.113		39 Umsatz 1)	11.015	8.404	31	17.917
556	500	249		101 EBIT E&P 2)	1.056	476	122	1.450
92	222	12		n.m. EBIT R&M	313	-39	n.m.	-143
87	18	47		-62 EBIT G&P	105	132	-21	235
-21	-42	-23		83 EBIT Konzernbereich & Sonstiges	-63	-42	50	-91
-3	-50	-49		4 Konsolidierung	-54	-24	121	-41
710	647	237		173 EBIT	1.357	503	170	1.410
556	560	276		103 EBIT vor Sondereffekten E&P 2), 3)	1.116	503	122	1.517
27	120	-103		n.m. CCS EBIT vor Sondereffekten R&M 3)	147	-81	n.m.	-222
87	19	49		-62 EBIT vor Sondereffekten G&P 3)	106	135	-22	256
-20	-24	-23	6	EBIT vor Sondereffekten Konzernbereich und Sonstiges 3)	-45	-42	7	-92
-3	-50	-49		4 Konsolidierung	-54	-24	121	-41
647	623	151		n.m. CCS EBIT vor Sondereffekten 3)	1.271	491	159	1.418
				Ergebnis der gewöhnlichen
698	645	229	181	Geschäftstätigkeit	1.342	407	n.m.	1.182
456	424	156		173 Periodenüberschuss	881	245	n.m.	717
346	338	144		134 Periodenüberschuss nach Minderheiten	684	185	n.m.	572
				CCS Periodenüberschuss vor
297	314	94	n.m.	Sondereffekten nach Minderheiten 3)	611	220	178	596
1,16	1,13	0,48		134 Ergebnis je Aktie in EUR	2,29	0,62	n.m.	1,91
1,00	1,05	0,31		n.m. CCS EPS vor Sondereffekten in EUR 3)	2,04	0,73	178	1,99
747	765	356		115 Cashflow aus der Betriebstätigkeit	1.512	1.271	19	1.847
2,50	2,56	1,19		115 Cashflow je Aktie (CFPS) in EUR	5,06	4,26	19	6,18
3.084	3.123	2.717		15 Nettoverschuldung	3.123	2.717	15	3.314
29	29	28		2 Verschuldungsgrad in %	29	28	2	33
359	496	684		-27 Investitionen	856	1.289	-34	2.355
–	–	–		n.a. Dividende je Aktie in EUR	–	–	n.a.	1,00
–	–	–		n.a. ROFA (%)	22	9	148	12
–	–	–		n.a. ROACE (%)	13	4	n.m.	6
–	–	–		n.a. ROE (%)	17	5	n.m.	7
33.354	32.484	37.205		-13 OMV Mitarbeiteranzahl	32.484	37.205	-13	34.676
27.626	26.736	31.477	-15	davon Petrom Gruppe	26.736	31.477	-15	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)

Q1/10	Q2/10	Q2/09		% in EUR Mio	1-6/09	1-6/09	%	2009
1.140	1.183	839		41 Umsatz	2.324	1.609	44	3.797
556	500	249		101 Betriebserfolg (EBIT)	1.056	476	122	1.450
–	-60	-27		123 Sondereffekte	-60	-27	123	-67
556	560	276		103 EBIT vor Sondereffekten	1.116	503	122	1.517
Q1/10	Q2/10	Q2/09		% in EUR Mio	1-6/10	1-6/09	%	2009
28,5	28,9	28,6		1 Gesamtproduktion in Mio boe	57,5	56,4	2	115,5
317.000	318.000	315.000		1 Gesamtproduktion in boe/d	318.000	311.000	2	317.000
15,8	15,8	15,3		4 Rohöl- und NGL-Produktion in Mio bbl	31,6	29,8	6	62,6
71,5	73,6	74,9		-2 Erdgasproduktion in bcf	145,1	149,0	-3	297,2
76,36	78,24	59,13		32 Durchschnittl. Brent-Preis in USD/bbl	77,29	51,68	50	61,67
				Durchschnittlich realisierter Rohölpreis in
73,79	71,82	48,78	47	USD/bbl	72,81	47,54	53	60,94
60,98	75,69	51,85		46 Explorationsausgaben in EUR Mio	136,68	102,64	33	251,85
35,06	60,84	55,50		10 Explorationsaufwand in EUR Mio	95,90	126,92	-24	239,05
12,72	12,56	11,62		8 Produktionskosten in USD/boe 1)	12,64	11,72	8	12,02

Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)

Q1/10	Q2/10	Q2/09		% in EUR Mio	1-6/10	1-6/09	%	2009
216	212	113		88 Betriebserfolg (EBIT)	428	214	100	582
–	–	–		n.a. Sondereffekte	–	–	n.a.	-51
216	212	113		88 EBIT vor Sondereffekten	428	214	100	633
Q1/10	Q2/10	Q2/09		% in EUR Mio	1-6/10	1-6/09	%	2009
185.000	182.000	185.000		-2 Gesamtproduktion in boe/d	184.000	188.000	-3	187.000
8,3	8,3	8,2		0 Rohöl- und NGL-Produktion in Mio bbl	16,6	16,5	0	33,5
1,3	1,3	1,3		-3 Erdgasproduktion in Mrd m 2)	2,5	2,7	-5	5,3
75,40	76,86	58,36		32 Durchschnittl. Urals-Preis in USD/bbl	76,12	50,99	49	61,18
				Durchschnittlich realisierter Rohölpreis in
69,85	66,76	48,51	38	USD/bbl	68,31	47,45	44	58,86
				Regulierter Inlandsgaspreis für Produzenten
166,33	149,97	160,67	-7	in USD/1.000 m³ 3)	157,72	155,63	1	162,38
16,65	16,89	14,49		17 Produktionskosten in USD/boe 1)	16,77	14,60	15	15,06

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

verbrauch). In Q2/10 führte diese Änderung zu einem Anstieg von USD 0,66/boe bei OMV E&P und USD 1,30/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)

Zweites Quartal 2010 (Q2/10)

• Der im Jahresvergleich wesentlich höhere Ölpreis stärkte das Ergebnis in Q2/10; weiters unterstützte ein starker USD diesen Effekt
• Produktionsmengen über dem Niveau von Q2/09: Wesentlich höhere Mengen aus Libyen, Neuseeland und Kasachstan konnten den Rückgang in Rumänien mehr als ausgleichen
• Höhere Explorationsausgaben auf Grund von Abschreibungen in der Slowakei und im Jemen

In Folge des günstigen Ölpreisumfelds und eines stärkeren USD stieg der Bereichsumsatz in Q2/10 signifikant. Der Rohölpreis Brent in USD/bbl stieg im Vergleich zu Q2/09 um 32%, während sich der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns um 47% auf USD 71,82/bbl erhöhte. Dies spiegelt das insgesamt niedrigere negative

Hedging-Ergebnis im Vergleich zu Q2/09 wider. Allerdings belastete eine Anpassung der internen Preiskompensation zwischen E&P und R&M in Rumänien, die den hohen Integrationswert der rumänischen Raffinerien reflektiert, den realisierten Rohölpreis. Die Notierung für Urals, dem Referenzölpreis für Rumänien, nahm um 32% zu. Der durchschnittlich im Konzern erzielte Gaspreis in EUR lag um 14% über Q2/09 und spiegelte die verzögerte, an den Ölpreis gekoppelte Entwicklung der Gaspreise sowie den in lokaler Währung unveränderten, regulierten Inlandsgaspreis für Produzenten in Rumänien wider. Das EBIT hat sich mehr als verdoppelt, hauptsächlich auf Grund deutlich höherer Ölpreise, aber auch beeinflusst von positiven Währungseffekten und einem signifikant niedrigeren negativen Hedging-Ergebnis. Allerdings war das EBIT durch eine Abschreibung des Bardolino Felds (Großbritannien) und um 3% niedrigere Verkaufsmengen stark belastet. In Folge der Abschreibung nicht erfolgreicher Probebohrungen in der Slowakei und im Jemen lag der Explorationsaufwand über Q2/09. Das Ergebnis wurde durch Verluste aus Rohöl-Hedges, die in Q2/09 für Teile der Ölproduktion in 2010 abgeschlossen wurden, leicht belastet (EUR -3 Mio im Vergleich zu einem signifikant höheren negativen Ergebnis von EUR -59 Mio in Q2/09). Der stärkere USD wirkte sich positiv auf die Umsätze in EUR aus. In Q2/10 wurde die Abschreibung des Bardolino Felds (EUR -60 Mio) als Sonderaufwand gebucht, im Vergleich zu niedrigeren Sondereffekten in Q2/09 (EUR -27 Mio für die Abschreibung des Meteor Felds in Großbritannien). Das EBIT vor Sondereffekten stieg um 103%.

Die Produktionskosten exkl. Lizenzgebühren (OPEX) in USD/boe stiegen um 8% 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 teilweise kompensiert wurde. Die OPEX/boe von Petrom stiegen um 17% hauptsächlich auf Grund von niedrigeren Mengen, trotz Kosteneinsparungen und vorteilhaften Fremdwährungseffekten (RON im Vergleich zu USD um 7% schwächer). Die Explorationsausgaben stiegen um 46% auf EUR 76 Mio, trotz geringerer Aktivitäten in Libyen, Großbritannien und Russland vor allem in Folge von höheren Aktivitäten in der Region Kurdistan im Irak, in Tunesien und in

Rumänien. Die Gesamtproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas lag mit 318.000 boe/d leicht über Q2/09. Die Erdölund NGL-Produktion stieg um 4% auf Grund der höheren Mengen aus Libyen, Kasachstan (insbesondere Komsomolskoe) und Neuseeland, die den Mengenrückgang in Rumänien mehr als kompensierten. Höhere Mengen in Libyen sind durch eine temporäre Neuzuteilung der auf die OPEC-Quote zurückzuführenden Produktionskürzungen auf andere Betriebsführer bedingt. Die Erdgasproduktion sank um 2% hauptsächlich auf Grund von niedrigeren Mengen in Rumänien, die vor allem auf eine Verzögerung bei der Fertigstellung wichtiger Gasfelder zurückzuführen sind. Niedrigere Verkaufsmengen in Rumänien, Österreich und im Jemen konnten durch höhere Mengen in Libyen nicht kompensiert werden. Dies führte zu einem Rückgang der Gesamtverkaufsmenge um 3%.

Verglichen zu Q1/10 stieg das EBIT vor Sondereffekten leicht um 1%, auf Grund von leicht höheren Ölpreisen (sowohl Brent als auch Urals legten um 2% zu) sowie positiven Währungseffekten. Diese positiven Effekte wurden allerdings fast vollständig durch niedrigere Verkaufsmengen, höhere Explorationsausgaben (insbesondere im Jemen und in der Slowakei) und ein negatives Hedging-Ergebnis (im Vergleich zu einem positiven Hedging-Ergebnis von EUR 35 Mio in Q1/10) aufgewogen. Die Verkaufsmengen lagen um 1% unter Q1/10, hauptsächlich auf Grund niedrigerer Mengen im Jemen, in Großbritannien, Libyen und Kasachstan, welche durch höhere Mengen in Tunesien und Pakistan nicht kompensiert werden konnten. Die Gesamtproduktion stieg leicht. Die Ölproduktion ging vorwiegend auf Grund niedrigerer Mengen aus Rumänien, Libyen, dem Jemen und Tunesien zurück. Höhere Mengen aus Neuseeland (da Maari nach einem Stillstand in Q1/10 wieder in Betrieb war) und Großbritannien wirkten diesem Rückgang jedoch entgegen. Die Gasproduktionsmenge stieg auf Grund höherer Mengen aus Neuseeland leicht, trotz niedrigerer Mengen aus Rumänien und Großbritannien.

Jänner – Juni 2010 (1-6/10)

Der Bereichsumsatz stieg in 1-6/10 signifikant auf Grund höherer Preisniveaus und leicht höherer Verkaufsmengen. Während der Rohölpreis Brent im Vergleich zu 1-6/09 um 50% anstieg, erhöhte sich der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns sogar um 53% auf USD 72,81/bbl. Dies spiegelt die positiven Hedging-Effekte (EUR 32 Mio vs. EUR -1 Mio in 1-6/09) wider. Der durchschnittlich im Konzern erzielte Gaspreis stieg in Folge der allgemeinen Gaspreiserhöhung um 8%. Diese Steigerung ist verzögert zur Ölpreisentwicklung und spiegelt auch den unveränderten, regulierten Inlandsgaspreis für Produzenten in Rumänien wider. Das EBIT stieg um 122%, vorwiegend auf Grund der signifikant höheren Preise, eines positiven Hedging-Ergebnisses und höherer Volumina. Das EBIT beinhaltet die oben erwähnten Netto-Sonderaufwendungen in Höhe von EUR -60 Mio (EUR -27 Mio in 1-6/09). Das EBIT vor Sondereffekten lag ebenfalls um 122% über dem Vorjahreswert.

Die Produktionskosten exkl. Lizenzgebühren (OPEX) in USD/boe stiegen um 8%, vorwiegend wegen niedrigeren Volumina (Eigenverbrauch) und negativen Währungseffekten. Die OPEX von Petrom stiegen um 15%, insbesondere auf Grund niedrigerer Mengen, Herausnahme des Eigenverbrauchs aus der OPEX-Berechnung und Währungseffekten (stärkerer RON). Die Explorationsausgaben stiegen um 33%, vor allem in Folge von höheren Aktivitäten in Tunesien, Norwegen und der Region Kurdistan im Irak. Die Gesamtproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas stieg um 2%, da höhere Mengen aus Libyen, Neuseeland und Kasachstan niedrigere Mengen in Rumänien kompensieren konnten. Die Erdöl- und NGL-Produktion lag um 6% über 1-6/09, vor allem auf Grund von höheren Mengen in Libyen, Neuseeland und Kasachstan. Die Erdgasproduktion sank um 3%, insbesondere da die Gasproduktion von Petrom durch die Verzögerung bei der Fertigstellung wichtiger Gasfelder und den strengen Winter in Q1/10 negativ beeinflusst war.

Q1/10	Q2/10	Q2/09		% in EUR Mio	1-6/10	1-6/09	%	2009
3.759	4.722	3.497		35 Umsatz	8.481	6.339	34	13.900
92	222	12		n.m. EBIT	313	-39	n.m.	-143
20	37	14	167	davon Petrochemie West	57	13	n.m.	40
17	19	-22		n.m. Sondereffekte	36	-13	n.m.	-93
				CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/-
47	83	137	-40	verluste (–) 1)	130	55	135	172
27	120	-103		n.m. CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	147	-81	n.m.	-222
Q1/10	Q2/10	Q2/09		% in EUR Mio	1-6/10	1-6/09	%	2009
2,92	3,39	1,64		107 OMV Referenz-Raffineriemarge in USD/bbl	3,15	2,97	6	1,99
5,12	4,78	5,71		-16 Raffinerieeinsatz in Mio t 2)	9,91	11,24	-12	22,58
75	69	83		-18 Raffinerie-Auslastungsgrad gesamt in %	72	82	-13	82
4,31	4,55	5,03		-9 Raffinerie-Ausstoß in Mio t 3)	8,86	10,08	-12	20,28
				Gesamtverkaufsmenge Raffinerieprodukte
5,38	6,03	6,41	-6	in Mio t 4)	11,42	12,56	-9	25,53
				davon Marketing Verkaufsmengen
3,43	3,96	4,25	-7	in Mio t 5)	7,39	8,17	-9	16,79
0,50	0,53	0,51	4	davon Petrochemie in Mio t	1,03	1,01	2	2,02
2.331	2.319	2.483		-7 Tankstellenanzahl	2.319	2.483	-7	2.433
	Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)
Q1/10	Q2/10	Q2/09		% in EUR Mio	1-6/10	1-6/09	%	2009
4	30	-4		n.m. EBIT	34	-70	n.m.	-146
1	2	-20		n.m. Sondereffekte	3	-18	n.m.	-92
				CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/
7	10	56	-83	-verluste (–) 1)	17	39	-57	105
-4	19	-40		n.m. CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	14	-91	n.m.	-160
Q1/10	Q2/10	Q2/09		% in EUR Mio	1-6/10	1-6/09	%	2009
				OMV Referenz-Raffineriemarge Ost in
0,85	0,99	0,14	n.m.	USD/bbl	0,92	1,42	-35	0,02
1,08	1,08	1,40		-22 Raffinerieeinsatz in Mio t 2)	2,16	2,78	-22	5,46
52	51	67		-23 Raffinerie-Auslastungsgrad gesamt in %	51	67	-23	65
0,95	0,93	1,18		-21 Raffinerie-Ausstoß in Mio t 3)	1,88	2,57	-27	4,99
				Gesamtverkaufsmenge Raffinerieprodukte
1,17	1,31	1,49	-12	in Mio t 4)	2,48	3,07	-19	6,18
				davon Marketing Verkaufsmengen
0,88	1,03	1,15	-10	in Mio t 5)	1,91	2,27	-16	4,67
811	804	829		-3 Tankstellenanzahl	804	829	-3	814

Raffinerien und Marketing (R&M)

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

2) Wert an Raffinerie West Berichtspraxis angepasst, die Rohöl und Halbfertigprodukte inkludiert. Zahlen der Vorperioden wurden angepasst 3) In den vergangenen Perioden 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

Zweites Quartal 2010 (Q2/10)

• Anstieg der OMV Raffineriemarge unterstützt durch höhere Mitteldestillat-Aufschläge
• Petrochemie-Geschäft profitierte von höheren Margen

Marketing-Geschäft litt unter rückläufiger Marktnachfrage vs. Q2/09

Höhere Rohöl- und Produktenpreise führten im Vergleich zu Q2/09 zu einem Anstieg im R&M-Bereichsumsatz um 35%.

Mit EUR 120 Mio lag das CCS EBIT vor Sondereffekten deutlich über dem Vorjahresniveau. Dies war insbesondere auf höhere Mitteldestillat- und Petrochemie-Margen zurückzuführen. Die Netto-Sondererträge in Q2/10 in Höhe von EUR 19 Mio bezogen sich auf eine Versicherungsentschädigungsleistung. Positive CCS Effekte in Höhe von

EUR 83 Mio auf Grund von steigenden Ölpreisen, insbesondere in EUR, führten zu einem EBIT von EUR 222 Mio.

Das CCS EBIT vor Sondereffekten im Raffinerie-Geschäft lag über Q2/09, vor allem auf Grund des Anstiegs der OMV Referenz-Raffineriemarge auf USD 3,39/bbl (+107% vs. Q2/09) in Folge von höheren Mitteldestillat-Aufschlägen. Die Nachhaltigkeit dieser Entwicklung bleibt abzuwarten, da in Q2/10 ein Großteil der europäischen Produktkapazitäten gewartet wurde, was sich positiv auf die Margen auswirkte. Weiters profitierte das Ergebnis von höheren Petrochemie-Margen (insbesondere für Propylen) und einem besseren Produktenmix. Bei Petrom wurde das Raffinerie-Ergebnis durch die laufenden Restrukturierungsmaßnahmen und den Stop&Go-Modus von Arpechim positiv beeinflusst. Weiters wirkte sich eine Anpassung der internen Preiskompensation in Rumänien, mit der Absicht den hohen Integrationswert der rumänischen Raffinerien angemessen widerzuspiegeln, positiv auf das Ergebnis aus. Die OMV Referenz-Raffineriemarge Ost legte auch in Folge von höheren Mitteldestillat-Aufschlägen im Vergleich zu Q2/09 deutlich zu (USD 0,99/bbl vs. USD 0,14/bbl).

Die gesamte Kapazitätsauslastung lag bei 69%. In den Raffinerien West war die Auslastung unter dem Niveau von Q2/09 bei 77%, insbesondere auf Grund des geplanten ca. einmonatigen Stillstands in Schwechat. Bei Petrom sank die Kapazitätsauslastung deutlich auf 51%, vor allem in Folge des geplanten Stillstands der Raffinerie Petrobrazi von Anfang April bis Anfang Mai. Die Raffinerie Arpechim läuft

Jänner – Juni 2010 (1-6/10)

Der R&M-Bereichsumsatz stieg auf Grund höherer Preise um 34%.

Das EBIT (EUR 313 Mio vs. EUR -39 Mio in 1-6/09) lag deutlich über dem Vorjahresniveau. Dies war insbesondere auf höhere Raffinerie- und Petrochemie-Margen sowie positive CCS Effekte (EUR 130 Mio vs. EUR 55 Mio in 1-6/09) zurückzuführen. Das CCS EBIT vor Sondereffekten verbesserte sich ebenfalls im Vergleich zu 1-6/09 und wurde um die oben erwähnten Sondererträge sowie die Netto-Sondererträge in Q1/10 in Höhe von EUR 17 Mio vor allem in Folge des Verkaufs des italienischen Tankstellennetzwerks bereinigt.

Das Raffinerie-Ergebnis stieg verglichen zu 1-6/09 deutlich, 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 Arpeweiter im Stop&Go-Modus und der Betrieb wurde Anfang Juni wieder angehalten. Insgesamt fiel der Raffinerie-Ausstoß um 9% im Vergleich zu Q2/09.

Das Petrochemie-Ergebnis verbesserte sich verglichen zu Q2/09, auf Grund höherer Margen insbesondere für Propylen. Die Verkaufsmengen lagen ebenfalls über dem Niveau von Q2/09.

Das Marketing-Ergebnis vor Sondereffekten lag unter dem Vorjahresniveau, insbesondere auf Grund von niedrigeren Margen und Verkaufsmengen. Dies ist auf die anhaltend schwache Nachfrage in Folge der weiterhin herausfordernden Wirtschaftslage zurückzuführen. Die Volumina fielen sowohl im Retail- als auch im Commercial-Geschäft. Per 30. Juni 2010 verringerte sich die Tankstellenanzahl des Konzerns um 7% vs. Ende Juni 2009, vorwiegend auf Grund des Verkaufs des italienischen Tankstellennetzwerks sowie von österreichischen Tankstellen im Zuge der Netzwerkoptimierung.

Verglichen zu Q1/10 stieg das CCS EBIT vor Sondereffekten, insbesondere auf Grund des Anstiegs der OMV Referenz-Raffineriemarge und eines besseren Petrochemie-Ergebnisses in Folge von höheren Olefin-Aufschlägen. Die Verkaufsmengen stiegen sowohl im Treibstoff- als auch im Petrochemie-Bereich. Der Beitrag des Marketing-Geschäfts verbesserte sich ebenfalls, bedingt durch den Start der Urlaubssaison. Während die Volumina stiegen, blieben die Marketing-Margen auf dem Niveau von Q1/10.

chim (Verkauf des Petrochemie-Geschäfts, Stop&Go-Modus der Treibstoff-Raffinerie). Die OMV Referenz-Raffineriemarge Ost lag unter dem Niveau von 1-6/09, da höhere Kosten für den Eigenenergieverbrauch die besseren Produktspannen mehr als aufwogen.

Insgesamt fiel die Kapazitätsauslastung, in Folge der oben erwähnten Stillstände und des Betriebs von Arpechim im Stop&Go-Modus auf 72%. Der Raffinerie-Ausstoß ging um 12% zurück.

Das Petrochemie-Ergebnis verbesserte sich im Vergleich zu 1-6/09, insbesondere auf Grund von höheren Olefin-Margen, deutlich. Die Petrochemie-Verkaufsmengen lagen leicht über dem Niveau von 1-6/09.

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

Gas und Power (G&P)

Q1/10	Q2/10	Q2/09		% in EUR Mio	1-6/10	1-6/09	%	2009
1.268	783	527		48 Umsatz	2.051	1.798	14	3.273
87	18	47		-62 EBIT	105	132	-21	235
0	0	-2		-78 Sondereffekte	-1	-3	-79	-21
87	19	49		-62 EBIT vor Sondereffekten	106	135	-22	256
Q1/10	Q2/10	Q2/09		% in EUR Mio	1-6/10	1-6/09	%	2009
5,61	3,27	2,08		57 Verkaufsmengen Erdgas in Mrd m3	8,89	6,60	35	13,06
				Durchschnittlich verkaufte
846.352	888.547	841.567	6	Speicherkapazität in m3 /h	867.449	845.558	3	850.207
21,00	21,53	18,75		15 Verkaufte Gastransporte in Mrd m3	42,53	36,12	18	75,29

Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)

Q1/10	Q2/10	Q2/09		% in EUR Mio	1-6/10	1-6/09	%	2009
17	-11	-1		n.m. EBIT	6	22	-72	17
0	0	-2		n.m. Sondereffekte	0	-3	-93	-21
18	-11	0		n.m. EBIT vor Sondereffekten	6	24	-74	37
Q1/10	Q2/10	Q2/09		% in EUR Mio	1-6/10	1-6/09	%	2009
290	290	370		-22 Importpreis in USD/1.000 m3 1)	290	425	-32	353
				Regulierter Inlandsgaspreis für
166	150	161	-7	Produzenten in USD/1.000 m³ 1)	158	156	1	162

1) Preise in 2010 beziehen sich auf die von ANRE (Rumänische Energie-Regulierungsbehörde) zuletzt publizierten Preise für Q4/09. Seit Anfang 2010 hat ANRE die Veröffentlichung des regulierten Inlandsgaspreises für Produzenten und des Importpreises, welche als Basis für die Berechnung des Mischpreises (basket price) und der regulierten Endabnehmerpreise dienen, eingestellt. Der von ANRE veröffentlichte tatsächliche Importpreis betrug für April und Mai USD 363/1.000 m³

Zweites Quartal 2010 (Q2/10)

• Ergebnis der Business Unit Supply, Marketing und Trading durch massiven Druck auf Margen belastet
• Deutlicher Anstieg der verkauften Gasmengen im Vergleich zu Q2/09, hauptsächlich auf Grund von höheren Großhandelsmengen
• Das Logistik-Geschäft profitierte von steigenden verkauften Transportmengen und einer starken Speichernachfrage

Das EBIT lag, im Wesentlichen auf Grund des niedrigeren Beitrags der Business Unit Supply, Marketing und Trading, die von erheblich höheren Verkaufsvolumina aber massivem Druck auf die Margen geprägt war, deutlich unter Q2/09. Das Logistik-Geschäft profitierte von höheren Transportund Speichervolumina. Das Ergebnis vor Sondereffekten entwickelte sich analog zum EBIT, da weder in Q2/10 noch in Q2/09 wesentliche Sondereffekte verbucht wurden.

Supply, Marketing and Trading verzeichnete im Vergleich zu Q2/09 eine Mengensteigerung von 57%, die im Wesentlichen auf gesteigerte Großhandelsmengen und höhere internationale Absatzmengen von EconGas zurückzuführen war. Die Margen in den Zielmärkten von EconGas kamen unter massiven Druck, da die Spotpreise weiterhin deutlich unter den langfristigen Gaspreisen lagen.

Die Verkaufsmengen von Petrom stiegen im Vergleich zu Q2/09 um 6%. In Rumänien war der Gasverbrauch auf Grund einer Regelung unterstützt, die Kunden mit unterbrechbaren Verträgen einen ausschließlichen Bezug von rumänischem Gas gewährt. Das Ergebnis von Petrom war jedoch durch geringere Margen als in Q2/09 belastet, wo das Unternehmen von ausgespeicherten Gasmengen profitierte. Zusätzlich wurde das Ergebnis in Q2/10 von einem Anstieg der Rückstellungen für ausstehende Forderungen belastet.

ANRE, die rumänische Energie-Regulierungsbehörde, hat auf die Veröffentlichung der regulierten Preise verzichtet. Der zuletzt von ANRE publizierte Importpreis lag in Q4/09 bei USD 290/1.000 m³. Der regulierte Erdgaspreis für Produzenten wurde ebenfalls zuletzt in Q4/09 veröffentlicht und lag daher unverändert bei RON 495/1.000 m³, während dies in USD eine Reduktion um 7% bedeutete.

Gasmengen, die für das derzeit in Bau befindliche Gaskraftwerk in Samsun (Türkei) gesichert wurden, mussten unter schwierigen Marktbedingungen abgesetzt werden und haben eine negative Wirkung auf das Ergebnis.

Im Logistik-Bereich zeigte das Speicher-Geschäft im Vergleich zu Q2/09 einen Anstieg der gebuchten Volumina. In Folge der Inbetriebnahme einer Kompressorstation auf der

TAG Pipeline in Q4/09 und zusätzlicher verkaufter Kapazitäten auf der HAG Pipeline verzeichnet das Transport-Geschäft deutlich höhere verkaufte Transportmengen als in Q2/09.

Im Dezember 2009 beschloss Petrom den Ausstieg aus dem Chemie-Geschäft und die Schließung der Düngemittelanlagen von Doljchim in 2010. Auf Grund der Optimierung der integrierten Aktivitäten von Petrom wurde der Betrieb von Doljchims Methanolanlage in Q2/10 aufrechterhalten. Im Vergleich zu Q2/09 halbierte sich das negative EBIT von Doljchim auf ungefähr EUR -3 Mio.

Der Baufortschritt des Kraftwerks Brazi in Rumänien verlief 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 Q1/10 fiel das EBIT vor Sondereffekten um 79%, was im Wesentlichen auf die saisonale Geschäftsentwicklung und ein schwaches Margenumfeld in Supply, Marketing und Trading zurückzuführen ist. Die Verkaufsmengen von EconGas profitierten von einem starken Großhandelsgeschäft und internationalen Verkaufsvolumina, wodurch der saisonale Abschwung und die schwächeren Margen teilweise kompensiert wurden. Die Verkaufsmengen von Petrom sanken saisonal getrieben im Vergleich zu Q1/10 um 40%, während der Gasverbrauch in Rumänien einen Rückgang um 54% verzeichnete. Das Ergebnis von Petrom war zudem von einem Anstieg der Rückstellungen für ausstehende Forderungen belastet. Im Logistik-Geschäft lagen die verkauften Transportmengen leicht über jenen von Q1/10. Das Speicher-Geschäft zeigte mit niedrigeren Ausspeicher- und höheren Einspeicherraten die erwartete saisonale Entwicklung.

Jänner – Juni 2010 (1-6/10)

Im Vergleich zum Vorjahr reduzierte sich das EBIT um 21%, was im Wesentlichen auf den niedrigeren Beitrag der Business Unit Supply, Marketing und Trading zurückzuführen war, 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. Das EBIT vor Sondereffekten entwickelte sich nahezu im Einklang mit dem EBIT.

Die Business Unit Supply, Marketing und Trading verzeichnete im Vergleich zum Vorjahr einen starken Anstieg der Verkaufsmengen, war jedoch durch massiven Margendruck belastet. Die Verkaufsmengen von EconGas zeigten einen kräftigen Anstieg der Verkaufsmengen, im Wesentlichen auf Grund von niedrigen Temperaturen, gestiegenen Großhandelsmengen und höheren internationalen Absatzmengen durch gestiegene Volumina der ausländischen Tochtergesellschaften. Auf Grund des anhaltenden Unterschieds zwischen langfristigen Gaspreisen und Spotpreisen kamen die Margen jedoch unter massiven Druck. Die Verkaufsmengen von Petrom stiegen im Vergleich zum Vorjahr um 5%, das Ergebnis wurde jedoch von niedrigeren Margen

negativ beeinflusst, da diese im Vorjahr von ausgespeicherten Gasmengen profitierten. Im Zusammenhang mit ausstehenden Forderungen gebildete Rückstellungen belasteten zusätzlich das Ergebnis.

Das Logisitk-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 und HAG Pipeline zurückzuführen waren. Weiters trugen der Anstieg der gebuchten Speichervolumen und der 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 33% auf etwa EUR -6 Mio reduziert.

Der planmäßige Baufortschritt der Kraftwerke in Brazi und Samsun hatte im Vergleich zum Vorjahr ein höheres Kostenniveau der Business Unit Power zur Folge.

Gesetzliche Grundlagen und Methoden

Der Konzernzwischenabschluss für die Berichtsperiode 1. Jänner bis 30. Juni 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 Q2/10 ist ungeprüft; eine externe prüferische Durchsicht wurde nicht durchgeführt.

Konsolidierungskreisänderungen

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

Im Geschäftsbereich 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.

Im Geschäftsbereich Kb&S wird die OMV Finance Service GmbH, Wien, seit Q2/10 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. Juni 2010 enthalten die Darstellungen der Geschäftsbereiche weitere Informationen, welche den Konzernzwischenabschluss betreffen.

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

			Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung in
Q1/10	Q2/10	Q2/09	EUR Mio	1-6/10	1-6/09	2009
5.284,60	5.730,23		4.113,15 Umsatzerlöse	11.014,82	8.404,47	17.917,27
-49,91	-60,20		-44,66 Direkte Vertriebskosten	-110,11	-90,82	-212,67
-4.205,62	-4.643,77		-3.452,04 Umsatzkosten	-8.849,39	-7.036,23	-14.703,60
1.029,07	1.026,25		616,45 Bruttoergebnis vom Umsatz	2.055,32	1.277,41	3.001,00
73,90	50,47		46,68 Sonstige betriebliche Erträge	124,37	111,02	223,64
-177,23	-193,32		-189,06 Vertriebsaufwendungen	-370,55	-379,05	-800,12
-74,23	-72,88		-74,35 Verwaltungsaufwendungen	-147,11	-143,78	-299,88
-35,06	-60,84		-55,50 Explorationsaufwendungen	-95,90	-126,92	-239,05
			Forschungs- und
-2,82	-2,60	-3,27	Entwicklungsaufwendungen	-5,42	-6,45	-14,44
-103,19	-100,37		-104,30 Sonstige betriebliche Aufwendungen	-203,57	-229,13	-461,27
710,43	646,72		236,66 Betriebserfolg (EBIT)	1.357,15	503,10	1.409,88
26,37	27,38		56,38 Ergebnis aus assoziierten Unternehmen	53,75	24,18	65,53
2,89	6,51		1,66 Dividendenerträge	9,40	11,59	11,64
-78,59	-86,21		-63,91 Zinsergebnis		-118,70	-297,76
36,58	50,28		-1,40 Sonstiges Finanzergebnis	86,86	-12,76	-7,46
-12,75	-2,04		-7,27 Finanzerfolg	-14,78	-95,69	-228,05
			Ergebnis der gewöhnlichen
697,68	644,68	229,40	Geschäftstätigkeit	1.342,37	407,41	1.181,83
-241,26	-220,31		-73,72 Steuern vom Einkommen und Ertrag	-461,57	-162,90	-464,90
456,43	424,37		155,67 Perioden-/Jahresüberschuss	880,80	244,51	716,93
345,88	337,65	144,46	davon eigenen Gesellschaftern zustehender Gewinn	683,53	184,91	571,71
110,55	86,72	11,21	davon anderen Gesellschaftern zustehender Gewinn	197,27	59,60	145,22
1,16	1,13		0,48 Ergebnis je Aktie in EUR	2,29	0,62	1,91
1,16	1,13		0,48 Verwässertes Ergebnis je Aktie in EUR	2,28	0,62	1,91
–	–		– Dividende je Aktie in EUR	–	–	1,00
Q1/10	Q2/10	Q2/09	% in EUR Mio	1-6/10	% 1-6/09	2009
26,37	27,38	56,38	-51 Ergebnis aus assoziierten Unternehmen	53,75	24,18 122	65,53
18,90	32,96	12,64 161	davon Borealis	51,86	-9,13 n.m.	11,86
8,46	-3,20	35,42 n.m.	davon Petrol Ofisi	5,26	24,13 -78	39,59

Gesamtergebnisrechnung (ungeprüft)

Q1/10	Q2/10	Q2/09		% in EUR Mio	1-6/10	1-6/09	%	2009
456,43	424,37	155,67		173 Perioden-/Jahresüberschuss	880,80	244,51	n.m.	716,93
262,12	-73,65	52,92	n.m.	Währungsdifferenzen aus der Umrechnung ausländischer Geschäftsbetriebe	188,47	-158,65	n.m.	-175,61
				Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung zur Veräußerung verfügbarer
1,29	-0,39	2,10	n.m.	finanzieller Vermögenswerte	0,89	620,22	-100	622,92
3,73	64,64	-46,52	n.m.	Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung von Hedges	68,37	-55,30	n.m.	-190,77
28,64	24,39	-3,00	n.m.	Auf assoziierte Unternehmen entfallender Anteil am sonstigen Ergebnis	53,02	1,38	n.m.	11,24
-1,21	-13,05	5,06	n.m.	Summe der auf das sonstige Ergebnis entfallenden Ertragsteuern	-14,26	5,51	n.m.	30,38
294,56	1,94	10,57		-82 Sonstiges Ergebnis der Periode n. Steuern	296,50	413,16	-28	298,17
750,99	426,31	166,24		156 Gesamtergebnis der Periode	1.177,30	657,67	79	1.015,10
580,57	455,89	161,45	182	davon den Anteilseignern des Mutterunternehmens zuzurechnen	1.036,47	686,20	51	1.006,40
170,41	-29,58	4,80	n.m.	davon nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnen	140,83	-28,53	n.m.	8,70

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

Zweites Quartal 2010 (Q2/10)

Der im Vergleich zu Q2/09 um 39% höhere Konzernumsatz ist vor allem auf höhere Rohöl- und Produktenpreise sowie einen Anstieg der Gasverkaufsmengen zurückzuführen, die den Rückgang der Raffinerie- und Marketingverkaufsmengen überkompensierten. Das Konzern-EBIT betrug EUR 647 Mio (EUR 237 Mio in Q2/09), was vor allem auf höhere Rohölpreise, bessere Petrochemie- und Raffineriemargen sowie den stärkeren USD zurückzuführen war. Der Rückgang im Marketing-Geschäft und das schwierige Margenumfeld von EconGas schwächten diesen Anstieg nur geringfügig ab. Der EBIT-Beitrag von Petrom (EUR 170 Mio) lag über Q2/09 (EUR 50 Mio), ebenfalls beeinflusst durch höhere Rohölpreise und Raffineriemargen. Die Netto-Sonderaufwendungen beliefen sich auf EUR 59 Mio und bezogen sich in erster Linie auf die Abschreibung des E&P-Assets Bardolino (Großbritannien). Zusätzlich wurden positive CCS Effekte von EUR 83 Mio gebucht. Das CCS EBIT vor Sondereffekten stieg von EUR 151 Mio in Q2/09 auf EUR 623 Mio; der Beitrag von Petrom lag mit EUR 159 Mio über Q2/09. Der Finanzerfolg verbesserte sich mit EUR -2 Mio leicht. Schwächere At-Equity-Beiträge von Beteiligungsunternehmen und ein höherer Netto-Zinsaufwand wurden von Fremdwährungsgewinnen, die vor allem auf die Aufwertung des USD zurückzuführen waren, überkompensiert. Die laufenden Ertragsteuern des OMV Konzerns betrugen EUR 227 Mio, ein Ertrag aus latenten Steuern von EUR 7 Mio wurde ergebniswirksam gebucht. Die effektive Steuerquote des Konzerns lag bei 34% (Q2/09: 32%). Der in Q2/10 deutlich niedrigere relative bereits versteuerte Ergebnisbeitrag der At-Equity einbezogenen Beteiligungen war hauptsächlich verantwortlich für den leichten Anstieg der effektiven Konzernsteuerquote. Dem gegenüber wirkte sich Petroms deutlich höherer Ergebnisbeitrag leicht senkend auf die Steuerquote aus. Der Periodenüberschuss nach Minderheiten stieg von EUR 144 Mio in Q2/09 auf

EUR 338 Mio. Die Minderheitenanteile waren EUR 87 Mio (Q2/09: EUR 11 Mio). Der CCS Periodenüberschuss nach Minderheiten vor Sondereffekten betrug EUR 314 Mio (Q2/09: EUR 94 Mio), das Ergebnis je Aktie lag bei EUR 1,13, das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten lag bei EUR 1,05 (Q2/09: EUR 0,48 bzw. EUR 0,31).

Verglichen zu Q1/10 stieg der Umsatz um 8%, was vor allem auf höhere Marketingverkaufsmengen zurückzuführen war. Das EBIT (EUR 647 Mio) lag unter Q1/10 (EUR 710 Mio), im Wesentlichen beeinflusst durch die Saisonalität des Gas Supply, Marketing & Trading-Geschäfts, höhere Explorationsaufwendungen, ein leicht negatives Hedging-Ergebnis in E&P (in Q1/10 ein Ertrag) sowie im Vergleich zu Q1/10 deutlich höhere Netto-Sonderaufwendungen. Leicht höhere Rohölpreise, der positive Effekt des stärkeren USD sowie ein besseres Raffinerie- und Marketing-Geschäft konnten den Rückgang etwas abschwächen. Das CCS EBIT vor Sondereffekten sank um 4%. Der Finanzerfolg lag über Q1/10, begünstigt durch Fremdwährungsgewinne, vor allem in Folge der Aufwertung des USD. Der schwächere, durch Fremdwährungsverluste belastete At-Equity-Beitrag von Petrol Ofisi konnte durch einen höheren At-Equity-Beitrag von Borealis auf Grund besserer Petrochemie-Margen überkompensiert werden. Die effektive Steuerquote des Konzerns lag bei 34% (Q1/10: 35%). Bei einer anhaltend Ergebnisentwicklung wirkte sich in Q2/10 vor allem der deutlich höhere Ergebnisbeitrag des R&M-Bereichs leicht positiv auf die effektive Steuerquote des Konzerns aus. Der Periodenüberschuss nach Minderheiten lag mit EUR 338 Mio leicht unter Q1/10 (EUR 346 Mio); mit EUR 314 Mio stieg der CCS Periodenüberschuss nach Minderheiten vor Sondereffekten (Q1/10: EUR 297 Mio).

Jänner – Juni 2010 (1-6/10)

Der Anstieg des Konzernumsatzes um 31% ist vor allem auf gestiegene Rohöl- und Produktenpreise zurückzuführen. Das Konzern-EBIT von EUR 1.357 Mio lag deutlich über 1-6/09 (EUR 503 Mio), vor allem begünstigt von höheren Rohölpreisen, höheren positiven CCS Effekten sowie einem besseren Petrochemie-Umfeld. Der EBIT-Beitrag von Petrom stieg, ebenfalls vor allem auf Grund höherer Rohölpreise, auf EUR 401 Mio (1-6/09: EUR 127 Mio). In 1-6/10 wurden Netto-Sonderaufwendungen von EUR 43 Mio, hauptsächlich in Folge der Abschreibung von Bardolino (s.o.) und dem Erlös aus dem Verkauf des italienischen Tankstellennetzes in Q1/10, und positive CCS Effekte von EUR 130 Mio ausgewiesen. Das CCS EBIT vor Sondereffekten stieg um 159% auf EUR 1.271 Mio; der Beitrag von Petrom betrug EUR 381 Mio und lag damit deutlich über dem Vorjahreswert (EUR 109 Mio). Der im Jahresvergleich bessere Finanzerfolg von EUR -15 Mio (1-6/09: EUR -96 Mio) ist im Wesentlichen auf den marktbedingt stärkeren At-Equity-Beitrag von Borealis sowie auf Fremdwährungsgewinne, vor

allem durch die Aufwertung des USD, zurückzuführen. Dadurch konnte ein höherer Netto-Zinsaufwand überkompensiert werden. Die laufenden Ertragsteuern des OMV Konzerns betrugen EUR 434 Mio, während latente Steueraufwendungen in der Höhe von EUR 28 Mio gebucht wurden. Die effektive Steuerquote des Konzerns fiel auf 34% (1-6/09: 40%). Diese deutliche Reduktion ist insbesondere auf den nicht steuerwirksamen Veräußerungsverlust aus dem Verkauf der MOL Anteile in 2009 zurückzuführen. Zusätzlich wirkte sich in 2010 ein deutlich höherer relativer Ergebnisbeitrag des R&M-Bereichs positiv auf die effektive Steuerquote des Konzerns aus. Der Periodenüberschuss nach Minderheiten (EUR 684 Mio) lag deutlich über 1-6/09 (EUR 185 Mio). Die Minderheitenanteile waren EUR 197 Mio (1-6/09: EUR 60 Mio). Der CCS Periodenüberschuss nach Minderheiten vor Sondereffekten betrug EUR 611 Mio (1-6/09: EUR 220 Mio). Das Ergebnis je Aktie lag bei EUR 2,29. Das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten lag bei EUR 2,04 (1-6/09: EUR 0,62 bzw. EUR 0,73).

Bilanz, Investitionen und Verschuldungsgrad (ungeprüft)

Konzernbilanz in EUR Mio	30. Juni 2010	31. Dez. 2009
Vermögen
Immaterielle Vermögenswerte	868,68	812,39
Sachanlagen	11.746,74	11.370,40
Anteile an assoziierten Unternehmen	2.474,70	2.214,97
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	1.216,30	1.173,03
Sonstige Vermögenswerte	53,86	45,05
Langfristiges Vermögen	16.360,28	15.615,85
Latente Steuern	160,91	177,60
Vorräte	2.151,40	2.324,76
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	2.337,65	1.934,64
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	270,50	402,38
Forderungen aus laufenden Ertragsteuern	95,09	70,79
Sonstige Vermögenswerte	170,05	159,14
Kassenbestand und Bankguthaben	1.263,86	674,54
Zu Veräußerungszwecken gehaltenes Vermögen	64,92	55,51
Kurzfristiges Vermögen	6.353,47	5.621,77
Summe Aktiva	22.874,67	21.415,21
Eigenkapital und Verbindlichkeiten
Grundkapital	300,00	300,00
Rücklagen	8.539,49	7.798,32
Eigenkapital der Gesellschafter des Mutterunternehmens	8.839,49	8.098,32
Anteile anderer Gesellschafter	2.054,94	1.936,47
Eigenkapital	10.894,43	10.034,79
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	862,36	883,84
Anleihen	2.016,52	1.475,93
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	2.032,43	1.720,73
Rückstellungen für Rekultivierungsverpflichtungen	1.856,57	1.801,73
Sonstige Rückstellungen	311,01	259,73
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	165,81	200,10
Sonstige Verbindlichkeiten	11,10	11,71
Langfristige Verbindlichkeiten	7.255,80	6.353,76
Latente Steuern	344,02	295,10
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	2.472,94	2.141,53
Anleihen	19,16	310,00
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	193,67	363,88
Rückstellung für laufende Ertragsteuern	189,48	101,46
Sonstige Rückstellungen	321,21	418,62
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	295,02	502,87
Sonstige Verbindlichkeiten	877,38	868,22
Zu Veräußerungszwecken gehaltene Verbindlichkeiten	11,55	24,99
Kurzfristige Verbindlichkeiten	4.380,42	4.731,57
Summe Passiva	22.874,67	21.415,21

Erläuterungen zur Bilanz zum 30. Juni 2010

Das Investitionsvolumen ging auf EUR 856 Mio zurück (1-6/09: EUR 1.289 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 381 Mio (1-6/09: EUR 872 Mio) vor allem in die Entwicklung von Feldern in Rumänien, im Jemen, in Tunesien, Österreich, der Region Kurdistan im Irak 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 104 Mio (1-6/09: EUR 173 Mio). Die Investitionen im Geschäftsbereich G&P, EUR 348 Mio (1-6/09: EUR 179 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 22 Mio (1-6/09: EUR 65 Mio) und ist hauptsächlich auf Investitionen in das neue Petrom Headoffice in Bukarest, "Petrom City", zurückzuführen.

Das Gesamtvermögen stieg im Vergleich zum Jahresende 2009 um EUR 1.459 Mio bzw. 7% auf EUR 22.875 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 48% nahezu unverändert.

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

Per 30. Juni 2010 betrugen die kurz- und langfristigen Kredite, Anleihen und Finanzierungsleasingverbindlichkeiten EUR 4.387 Mio (31. Dezember 2009: EUR 3.989 Mio), während sich Kassenbestand und Bankguthaben auf EUR 1.264 Mio erhöhten (31. Dezember 2009: EUR 675 Mio). Die Nettoverschuldung reduzierte sich auf EUR 3.123 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. Juni 2010 betrug der Verschuldungsgrad (Gearing Ratio) 28,7% (31. Dezember 2009: 33,0%).

Cashflow (ungeprüft)

Q1/10	Q2/10		Q2/09 Konzern-Cashflow-Rechnung in EUR Mio	1-6/10	1-6/09	2009
456,43	424,37		155,67 Perioden-/Jahresüberschuss	880,80	244,51	716,93
285,20	386,49		322,81 Abschreibungen (+)/Zuschreibungen (–)	671,69	594,11	1.319,55
34,63	-6,29		-53,77 Latente Steuern	28,34	-39,20	-85,60
			Gewinne (–)/Verluste (+) aus Abgängen
-1,60	-2,23	29,58	von Anlagevermögen	-3,83	14,89	5,28
			Erhöhung (+)/Verminderung (–) langfristige
23,64	-11,41	-72,11	Rückstellungen	12,23	-78,17	-48,28
-66,78	-211,22		35,07 Sonstige Anpassungen	-278,00	79,47	96,14
731,52	579,72		417,25 Mittelzufluss nach unbaren Posten	1.311,23	815,61	2.004,02
110,24	124,15		-270,44 Verminderung (+)/Erhöhung (–) Vorräte	234,39	106,37	-196,68
			Verminderung (+)/Erhöhung (–)
-387,72	-33,20	142,80	Forderungen	-420,92	128,73	-120,64
			Erhöhung (+)/Verminderung (–)
292,08	60,75	141,71	Verbindlichkeiten	352,83	380,73	281,44
			Erhöhung (+)/Verminderung (–) kurzfristige
1,09	33,50	-75,06	Rückstellungen	34,59	-160,05	-121,40
747,21	764,90		356,26 Mittelzufluss aus der Betriebstätigkeit	1.512,11	1.271,39	1.846,74
			Investitionen
			Immaterielle Vermögenswerte und
-486,09	-549,97	-578,65	Sachanlagen	-1.036,05	-1.193,26	-2.206,46
			Beteiligungen, Ausleihungen und sonstige
-20,25	-11,08	-259,63	finanzielle Vermögenswerte Erwerb einbezogener Unternehmen und	-31,33	-323,23	-522,81
-7,32	-8,55	-0,02	Geschäftsbetriebe abzüglich liquider Mittel	-15,87	-9,81	-13,27
			Veräußerungen
			Erlöse aus dem Verkauf von
17,20	3,38	1.414,96	Anlagevermögen	20,58	1.435,38	1.532,69
			Erlöse aus dem Verkauf einbezogener
23,44	5,00	–	Unternehmen abzüglich liquider Mittel	28,44	–	–
-473,03	-561,21		576,66 Mittelabfluss aus der Investitionstätigkeit	-1.034,24	-90,92	-1.209,86
			Erhöhung (+)/Verminderung (–) langfristiger
764,76	-177,28	1.311,50	Finanzierungen	587,48	1.056,62	1.048,46
			Erhöhung (+)/Verminderung (–)
-4,42	-164,84	-887,14	kurzfristiger Finanzierungen	-169,26	-1.209,93	-1.370,89
–	–		– Rückkauf eigener Aktien	–	0,40	0,93
–	-322,67		-322,55 Dividendenzahlungen	-322,67	-335,97	-335,97
			Mittelzufluss/-abfluss aus der
760,34	-664,79	101,81	Finanzierungstätigkeit	95,55	-488,87	-657,47
11,82	4,07		-1,08 Währungsdifferenz auf liquide Mittel	15,90	-3,67	-4,96
			Nettoabnahme (–)/-zunahme (+) liquider
1.046,34	-457,02	1.033,66	Mittel	589,32	687,93	-25,55
674,54	1.720,88		354,35 Liquide Mittel Periodenbeginn	674,54	700,09	700,09
1.720,88	1.263,86		1.388,00 Liquide Mittel Periodenende	1.263,86	1.388,01	674,54

Erläuterungen zur Cashflow-Rechnung

Der Free Cashflow (Cashflow aus der Betriebstätigkeit abzüglich Cashflow aus der Investitionstätigkeit) zeigte in 1-6/10 einen Mittelzufluss von EUR 478 Mio (1-6/09: EUR 1.180 Mio). In 1-6/10 erfolgten Dividendenzahlungen von EUR 323 Mio (1-6/09: EUR 336 Mio). Der Free Cashflow abzüglich Dividendenzahlungen führte zu einem Mittelzufluss von EUR 155 Mio (1-6/09: EUR 844 Mio).

Der Mittelzufluss aus dem Periodenergebnis bereinigt um unbare Positionen – wie Abschreibungen, Nettoveränderung langfristiger Rückstellungen, nicht zahlungswirksame Beteiligungsergebnisse und andere Positionen – betrug EUR 1.311 Mio (1-6/09: EUR 816 Mio); im Net Working Capital wurden Mittel in Höhe von EUR 201 Mio freigesetzt (1-6/09: EUR 456 Mio).

Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit (Mittelabfluss EUR 1.034 Mio, 1-6/09: EUR 91 Mio) beinhaltet neben Zahlungen für Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte sowie Finanzanlagen (EUR 1.083 Mio) auch den Netto-Mittelzufluss aus dem Verkauf der OMV Italia S.r.l. im März 2010 (EUR 23 Mio). In 1-6/09 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 96 Mio (1-6/09: Mittelabflüsse von EUR 489 Mio) und beinhaltet – neben der Dividendenzahlung von EUR 323 Mio – unter anderem den Mittelzufluss aus der Begebung eines weiteren Eurobonds (EUR 500 Mio) sowie die Rückzahlung einer Anleihe (EUR 250 Mio).

Verkürzte Eigenkapitalveränderungsrechnung (ungeprüft)

							Nicht
	Grund	Kapital	Gewinn	Sonstige	Eigene	OMV	beherrschende	Summe
in EUR Mio	kapital	rücklagen	rücklagen	Rücklagen 1)	Anteile	Gesellschafter	Anteile	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			683,53	352,94		1.036,47	140,83	1.177,30
Dividendenzahlungen			-298,78			-298,78	-23,89	-322,67
Erhöhung (+)/
Verminderung (–) nicht
beherrschender Anteile			3,48			3,48	1,53	5,01
30. Juni 2010	300,00	783,64	7.961,95	-192,71	-13,39	8.839,49	2.054,94	10.894,43

in EUR Mio	Grund kapital	Kapital rücklagen	Gewinn rücklagen	Sonstige Rücklagen 1)	Eigene Anteile	OMV Gesellschafter	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			184,91	501,29		686,20	-28,53	657,67
Dividendenzahlungen			-298,76			-298,76	-37,20	-335,97
Verkauf eigener Anteile		0,00			0,41	0,40		0,40
Erhöhung (+)/ Verminderung (–) nicht
beherrschender Anteile			-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

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 1-6/10 in Höhe von EUR 24 Mio.

Segmentberichterstattung

Umsätze mit anderen Segmenten

Q1/10	Q2/10	Q2/09	% in EUR Mio	1-6/10	1-6/09	%	2009
854,57	924,75	737,33	25 Exploration und Produktion	1.779,32	1.302,41	37	2.965,13
8,43	8,02	5,65	42 Raffinerien und Marketing	16,45	12,85	28	25,60
21,42	25,80	11,16	131 Gas und Power	47,22	30,98	52	67,89
75,00	92,83	82,42	13 Konzernbereich und Sonstiges	167,83	161,83	4	343,35
959,43	1.051,40	836,55	26 Summe	2.010,82	1.508,07	33	3.401,98

Umsätze mit Dritten

Q1/10	Q2/10	Q2/09	% in EUR Mio	1-6/10	1-6/09	%	2009
285,69	258,66	102,13	153 Exploration und Produktion	544,36	306,58	78	832,11
3.750,65	4.713,77	3.491,81	35 Raffinerien und Marketing	8.464,43	6.326,44		34 13.874,80
1.246,83	757,17	516,10	47 Gas und Power	2.004,00	1.767,25	13	3.205,14
1,42	0,62	3,12	-80 Konzernbereich und Sonstiges	2,04	4,20	-51	5,21
5.284,60	5.730,23	4.113,15	39 Summe	11.014,82	8.404,47		31 17.917,27

Umsätze

Q1/10	Q2/10	Q2/09	% in EUR Mio	1-6/10	1-6/09	%	2009
1.140,26	1.183,42	839,45	41 Exploration und Produktion	2.323,68	1.608,99	44	3.797,24
3.759,08	4.721,79	3.497,45	35 Raffinerien und Marketing	8.480,88	6.339,29		34 13.900,41
1.268,25	782,97	527,27	48 Gas und Power	2.051,22	1.798,23	14	3.273,03
76,42	93,45	85,54	9 Konzernbereich und Sonstiges	169,87	166,03	2	348,57
6.244,02	6.781,62	4.949,71	37 Summe	13.025,65	9.912,53		31 21.319,24

Segment- und Konzernergebnis

Q1/10	Q2/10	Q2/09		% in EUR Mio	1-6/10	1-6/09	%	2009
556,23	499,57	248,76		101 EBIT Exploration und Produktion 1)	1.055,80	475,91	122	1.449,97
91,62	221,63	11,94		n.m. EBIT Raffinerien und Marketing	313,25	-38,72	n.m.	-142,77
86,97	18,10	47,45		-62 EBIT Gas und Power	105,08	132,28	-21	235,05
-21,04	-42,09	-22,98		83 EBIT Konzernbereich und Sonstiges	-63,13	-41,96	50	-91,06
713,78	697,22	285,16		144 EBIT Segment Summe	1.411,00	527,51	167	1.451,19
				Konsolidierung:
-3,35	-50,50	-48,50	4	Zwischengewinneliminierung	-53,85	-24,40	121	-41,31
710,43	646,72	236,66		173 OMV Konzern EBIT	1.357,15	503,10	170	1.409,88
-12,75	-2,04	-7,27		-72 Finanzerfolg	-14,78	-95,69	-85	-228,05
				OMV Konzern Ergebnis der gewöhnlichen
697,68	644,68	229,40	181	Geschäftstätigkeit	1.342,37	407,41	n.m.	1.181,83

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

Vermögenswerte 1)

in EUR Mio	30. Juni 2010	31. Dez. 2009
Exploration und Produktion	7.027,22	6.818,90
Raffinerien und Marketing	4.094,85	4.213,41
Gas und Power	1.234,14	889,46
Konzernbereich und Sonstiges	259,22	261,02
Summe	12.615,42	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

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

Erklärung des Vorstands

Wir bestätigen nach bestem Wissen, dass der im Einklang mit den maßgebenden Rechnungslegungsstandards aufgestellte verkürzte Konzernzwischenabschluss ein möglichst getreues Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt und dass der Lagebericht des Konzerns ein möglichst getreues Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns bezüglich der wichtigen Ereignisse während der ersten 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, 4. August 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

Helmut Langanger Mitglied des Vorstands (bis 30. Sept. 2010)

EBIT Aufgliederung

EBIT

Q1/10	Q2/10	Q2/09		% in EUR Mio	1-6/10	1-6/09	%	2009
556	500	249		101 Exploration und Produktion 1)	1.056	476	122	1.450
92	222	12		n.m. Raffinerien und Marketing	313	-39	n.m.	-143
87	18	47		-62 Gas und Power	105	132	-21	235
-21	-42	-23		83 Konzernbereich und Sonstiges	-63	-42	50	-91
-3	-50	-49		4 Konsolidierung	-54	-24	121	-41
710	647	237		173 OMV Konzern EBIT	1.357	503	170	1.410
16	-59	-51		16 Sondereffekte 2)	-43	-43	0	-180
-3	-3	-2		78 davon: Personal und Restrukturierung	-6	-2	177	-54
0	-61	-29	108	Außerplanmäßige Abschreibungen	-61	-30	102	-119
19	1	1	113	Anlagenverkäufe	20	11	79	22
1	3	-21	n.m.	Sonstiges	4	-22	n.m.	-29
				CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/-
47	83	137	-40	verluste (–) 3)	130	55	135	172
647	623	151		n.m. CCS EBIT vor Sondereffekten 3)	1.271	491	159	1.418
556	560	276		103 davon: Exploration und Produktion 1)	1.116	503	122	1.517
27	120	-103	n.m.	Raffinerien und Marketing 3)	147	-81	n.m.	-222
87	19	49	-62	Gas und Power	106	135	-22	256
-20	-24	-23	6	Konzernbereich und Sonstiges	-45	-42	7	-92
-3	-50	-49	4	Konsolidierung	-54	-24	121	-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

Q1/10	Q2/10	Q2/09	% in EUR Mio	1-6/10	1-6/09	%	2009
731	770	457	68 Exploration und Produktion 1)	1.501	853	76	2.250
185	318	106	200 Raffinerien und Marketing	504	145	n.m.	303
94	25	55	-54 Gas und Power	119	148	-19	263
-9	-30	-10	196 Konzernbereich und Sonstiges	-38	-18	116	-42
-3	-50	-49	4 Konsolidierung	-54	-24	121	-41
998	1.033	560	84 Summe	2.031	1.103	84	2.734

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

Wirtschaftliches Umfeld: Ölpreise und Wechselkurse

Der weltweite Ölverbrauch stieg laut IEA in 1-6/10 um 2,4% auf 86,1 Mio bbl/d. In den OECD-Ländern stagnierte die Nachfrage auf einem Niveau von 45,5 Mio bbl/d, da der Anstieg in Nordamerika von 0,5 Mio bbl/d von einem Rückgang in Europa im selben Ausmaß kompensiert wurde. Somit entfiel der gesamte globale Zuwachs von 2,0 Mio bbl/d auf die Nicht-OECD-Länder, deren Ölverbrauch sich um über 5% auf 40,6 Mio bbl/d erhöhte. 80% des Mehrbedarfs war China zuzurechnen. Die weltweite Ölproduktion erhöhte sich um 2,3 Mio bbl/d auf 86,5 Mio bbl/d, wovon 0,4 Mio bbl/d in die Erhöhung der Lagerbestände flossen. Vom Produktionszuwachs entfielen je 0,5 Mio bbl/d auf OPEC-Rohöl und GUS. Auch die OECD konnte die Ölförderung um 0,2 Mio bbl/d steigern. Mit einer Ölproduktion von 34,0 Mio bbl/d (inkl. 5,1 Mio bbl/d NGL) deckte die OPEC knapp 40% der globalen Ölversorgung. Die IEA schätzt die Rohölnachfrage für das Gesamtjahr 2010 auf 86,5 Mio bbl/d (+1,5%).

Der durchschnittliche Brent-Preis in 1-6/10 betrug USD 77,29/bbl und lag damit um 50% über dem Vorjahreswert von USD 51,68/bbl. Ausgehend von einem Preis von knapp unter USD 78/bbl schwankte die Tagesnotierung für Brent-Rohöl am Spotmarkt in der ersten Jahreshälfte innerhalb einer Bandbreite von etwa USD +/-10/bbl. In der letzten Aprilwoche wurde das Jahresmaximum von USD 86,79/bbl, ein Monat später das bisherige Jahresminimum von USD 67,58/bbl erreicht. Der Durchschnittspreis für Urals stieg im Vergleich zu 1-6/09 um 49% auf USD 76,12/bbl.

Im Verlauf von 1-6/10 verlor der EUR gegenüber dem USD 15% an Wert. Im Jahresvergleich jedoch zeigte sich der durchschnittliche Wechselkurs mit 1,327 gegenüber 1,333 in 1-6/09 nahezu unverändert. Der rumänische Leu (RON) verbesserte sich gegenüber dem EUR in 1-6/10 auf durchschnittlich 4,149/EUR und war im Schnitt um 2% stärker als in 1-6/09.

Q1/10	Q2/10	Q2/09	%		1-6/10	1-6/09	%	2009
76,36	78,24	59,13		32 Durchschnittl. Brent-Preis in USD/bbl	77,29	51,68	50	61,67
75,40	76,86	58,36		32 Durchschnittl. Urals-Preis in USD/bbl	76,12	50,99	49	61,18
1,383	1,271	1,362		-7 Durchschnittl. EUR-USD-Kurs	1,327	1,333	0	1,395
4,114	4,185	4,196		0 Durchschnittl. EUR-RON-Kurs	4,149	4,233	-2	4,240
2,976	3,301	3,081		7 Durchschnittl. USD-RON-Kurs	3,138	3,181	-1	3,048
3,83	3,55	2,30		54 NWE Raffineriemarge in USD/bbl	3,54	3,41	4	3,23
3,48	3,81	1,50		154 Med Urals Raffineriemarge in USD/bbl	3,84	2,55	50	2,08

Quelle: Reuters

OMV Aktienkursentwicklung

Die OMV Aktie sowie die Aktienmärkte im Allgemeinen wiesen in Q2/10 eine schwache Performance auf. Nachdem die OMV Aktie am 12. April mit EUR 31,00 ihr Quartalshoch erreicht hatte, entwickelte sie sich weiterhin sehr volatil und erreichte ihren Quartalstiefststand von EUR 24,34 am 7. Mai. Am 30. Juni schloss die Aktie bei EUR 24,74. Dies entspricht in Summe einem Kursrückgang der OMV Aktie an der Wiener Börse von 9% in Q2/10. Die internationalen Finanzmärkte zeigten ein ähnliches Bild mit Kursrückgängen des FTSEurofirst 100 (-7%), des Dow Jones (-11%) und des Nikkei (-14%). Der österreichische Leitindex ATX fiel um 14% und der FTSE Global Energy Index (bestehend aus den weltweit größten Öl- und Gasunternehmen) um 19%.

ISIN: AT0000743059	Marktkapitalisierung per 30. Juni	EUR 7.392 Mio
Wiener Börse: OMV	Schlusskurs per 30. Juni	EUR 24,74
Reuters: OMV.VI	Jahreshöchstkurs am 11. Jänner	EUR 32,63
Bloomberg: OMV AV	Jahrestiefstkurs am 7. Mai	EUR 24,34
ADR Level I: OMVKY	Ausstehende Aktien (per 30. Juni)	298.780.305
	Ausstehende Aktien (gewichtet) in Q2/10	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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Homepage: www.omv.com

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