OMV AG — Interim / Quarterly Report 2011

Aug 10, 2011

Bericht Jänner – Juni und Q2 2011

inkl. Konzernzwischenabschluss zum 30. Juni 2011

10. August 2011 7:30 (MEZ)

Politische Unruhen in Nordafrika und dem Mittleren Osten belasten Ergebnis

Q1/11	Q2/11	Q2/10		U% in EUR Mio	1-6/11	1-6/10	U%	2010
807	567	647		-12 Betriebserfolg (EBIT)	1.374	1.357	1	2.334
827	587	706		-17 EBIT vor Sondereffekten	1.414	1.400	1	2.657
726	468	623		-25 CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	1.194	1.271	-6	2.470
365	269	338	-20	Den Aktionären zuzurechnender Periodenüberschuss 2)	634	684	-7	921
272	236	314	-25	Den Aktionären zuzurechnender CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten1), 2)	507	611	-17	1.118
1,22	0,88	1,13		-22 Ergebnis je Aktie in EUR	2,10	2,29	-8	3,08
0,91	0,77	1,05	-26	CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten in EUR 1)	1,68	2,04	-18	3,74
892	384	765		-50 Cashflow aus der Betriebstätigkeit	1.276	1.512	-16	2.886
–	–	–		n.a. Dividende je Aktie in EUR	–	–	n.a.	1,00

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

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

• X EBIT-Rückgang vs. Q2/10: CCS EBIT vor Sondereffekten fiel um 25% auf EUR 468 Mio wegen des Produktionsausfalls in Libyen und im Jemen, hoher Explorationsaufwendungen sowie niedrigerer Raffineriemargen. Der den Aktionären zuzurechnende CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten fiel um 25% auf EUR 236 Mio
• X Starke Verbesserung des Verschuldungsgrads: Nach Abschluß einer Kapitalerhöhung und Begebung einer Hybridanleihe in Q2/11 fiel das Gearing von 47% Ende Q1/11 auf 34%
• X Ausblick 2011: In E&P wird wegen der Produktionsunterbrechungen in Nordafrika und im Mittleren Osten mit einer Produktion unter dem Niveau von 2010 gerechnet; in R&M soll der Einbezug von Petrol Ofisi die Ergebnisse stützen; in G&P wird der Beginn des kommerziellen Betriebs der ersten Stromprojekte für H2/11 erwartet

Gerhard Roiss, OMV Generaldirektor:

"Das zweite Quartal brachte viele Herausforderungen, von denen wir manche nicht beeinflussen konnten. Die politischen Unruhen in Nordafrika und dem Mittleren Osten bedeuten für uns nach wie vor einen Verlust von signifikanten Produktionsmengen, die durch den höheren Ölpreis nicht ausgeglichen werden konnten. In R&M und G&P war der Margendruck das vorrangige Thema und hinterließ seine Spuren in den Ergebnissen dieser Geschäftsbereiche. Im Hinblick auf unsere Bilanz haben wir im vergangenen Quartal zwei wichtige Kapitalmarkttransaktionen platziert – eine Kapitalerhöhung und eine Hybridanleihe mit jeweils EUR 750 Mio – und dadurch den Verschuldungsgrad auf 34% gesenkt. Ich freue mich auch über Erfolge unserer Explorationsbestrebungen, welche kürzlich drei vielversprechende Funde eingebracht haben. Ohne Frage werden in der Zukunft weitere Herausforderungen auf uns zukommen, aber mit unserer aktualisierten Strategie, die wir im September bekanntgeben, werden wir gut aufgestellt sein, um diese zu bewältigen."

Inhalt

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

14| Konzernzwischenabschluss und Konzernanhang (ungeprüft)

• 15| Gewinn- und Verlustrechnung
• 18| Bilanz, Investitionen und Gearing 20| Cashflow

21| Eigenkapitalveränderungsrechnung

22| Segmentberichterstattung

23| Ergänzende Angaben

24| Erklärung des Vorstands 25| Weitere Informationen

Ergebnisse auf einen Blick

Zweites Quartal 2011 (Q2/11)

In Q2/11 unterstützte das günstige Ölpreisumfeld (der Brent-Preis übertraf das durchschnittliche Niveau von Q2/10 um 50%) das Ergebnis, jedoch wurde es durch das wesentlich niedrigere Produktionsniveau und die niedrigeren Raffineriemargen belastet. Das Konzern-EBIT von EUR 567 Mio lag daher um 12% unter Q2/10 während Petroms Beitrag zum Konzern-EBIT von EUR 170 Mio auf EUR 296 Mio in Q2/11 stieg. Der Finanzerfolg lag mit EUR -53 Mio signifikant unter dem Niveau von Q2/10. Der den Aktionären zuzurechnende Periodenüberschuss sank im Vergleich zu Q2/10 um 20% auf EUR 269 Mio. Das CCS EBIT vor Sondereffekten verringerte sich in Q2/11 um 25% auf EUR 468 Mio vs. Q2/10 und wurde um Lagerhaltungsgewinne in Höhe von EUR 119 Mio und um Netto-Sonderaufwendungen in Höhe von EUR 20 Mio, hauptsächlich auf Grund der Abschreibung einer Explorationslizenz in Kasachstan, bereinigt. Petroms Beitrag zum Konzern-CCS EBIT vor Sondereffekten lag mit EUR 306 Mio um 93% über dem Vorjahresniveau. Der den Aktionären zuzurechnende CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten betrug EUR 236 Mio (Q2/10: EUR 314 Mio). Das CCS Ergebnis vor Sondereffekten je Aktie belief sich auf EUR 0,77 (Q2/10: EUR 1,05). Der Verschuldungsgrad verbesserte sich auf 34% auf Grund der erfolgreichen Kapitalerhöhung sowie der Hybridanleihentransaktion, welche beide in Q2/11 abgeschlossen wurden.

Im Bereich Exploration und Produktion (E&P) ging das EBIT vor Sondereffekten im Vergleich zu Q2/10 um 22% auf EUR 439 Mio zurück. Dieses Ergebnis spiegelt die politischen Unruhen in Nordafrika und im Mittleren Osten sowie höhere Explorationsaufwendungen, die durch den positiven Effekt des hohen Ölpreises nicht kompensiert werden konnten, wider. Die Öl- und Gasproduktion des Konzerns lag mit 275.000 boe/d, vor allem belastet durch den Produktionsausfall in Libyen und im Jemen, signifikant unter dem Niveau von Q2/10.

Im Bereich Raffinerien und Marketing (R&M) lag das CCS EBIT vor Sondereffekten mit EUR 11 Mio unter Q2/10. Dies war vor allem auf den Rückgang der OMV Referenz-Raffineriemarge und einen geringeren Beitrag des Petrochemie-Geschäfts wegen des geplanten Wartungsstillstands der Petrochemie-Aktivitäten in Schwechat zurückzuführen. Das Marketing-Geschäft litt nach wie vor unter hohem Margendruck, der durch Petrol Ofisis positiven Beitrag nicht kompensiert werden konnte.

Im Bereich Gas und Power (G&P) lag das EBIT vor Sondereffekten mit EUR 26 Mio um 38% über dem Niveau von Q2/10. Dies ist hauptsächlich auf den starken Beitrag des Gas Logistik-Geschäfts und den geringeren negativen Beitrag von Doljchim zurückzuführen.

Jänner – Juni 2011 (1-6/11)

In 1-6/11 wirkte sich der durchschnittlich um 44% höhere Brent-Preis in USD positiv auf das Ergebnis aus, wobei das niedrigere Produktionsniveau und die niedrigen Raffineriemargen das Ergebnis sehr belasteten. Das Konzern-EBIT von EUR 1.374 Mio lag leicht über dem Wert in 1-6/10. Der EBIT-Beitrag von Petrom erhöhte sich um 44% von EUR 401 Mio in 1-6/10 auf EUR 578 Mio. Das Finanzergebnis lag vor allem auf Grund der Fremdwährungsverluste wesentlich unter dem Niveau von 1-6/10. Der den Aktionären zuzurechnende Periodenüberschuss von EUR 634 Mio lag 7% unter 1-6/10. Das CCS EBIT vor Sondereffekten sank um 6% auf EUR 1.194 Mio, nach Bereinigung um den Netto-Sonderaufwand in der Höhe von EUR 39 Mio vor allem für Abschreibungen in E&P und Lagerhaltungsgewinne in Höhe von EUR 220 Mio. Der Beitrag von Petrom zum CCS EBIT vor Sondereffekten stieg von EUR 381 Mio um 55% auf EUR 588 Mio. Der den Aktionären zuzurechnende CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten betrug EUR 507 Mio; das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten lag bei EUR 1,68, um 18% unter 1- 6/10.

In E&P lag das EBIT vor Sondereffekten auf dem Niveau von 1-6/10 und spiegelt im Wesentlichen den positiven Effekt des höheren Ölpreises, der jedoch von niedrigeren Verkaufsmengen, höheren Explorationsaufwendungen, ungünstigen Währungseffekten sowie einem negativen Hedging-Ergebnis aufgehoben wurde, wider. Die Öl- und Gasproduktion des Konzerns lag mit 290.000 boe/d 9% unter 1-6/10.

In R&M fiel das CCS EBIT vor Sondereffekten deutlich auf EUR 22 Mio, vor allem in Folge eines schwierigen Margenumfelds sowohl im Raffinerie- als auch im Marketing-Geschäft sowie eines geringeren Beitrags des Petrochemie-Geschäfts wegen des geplanten Wartungsstillstands der Petrochemie-Aktivitäten in Schwechat in Q2/11. Petrol Ofisis Beitrag, der in 1-6/10 nicht inkludiert war, konnte diese Effekte nur teilweise ausgleichen.

In G&P lag das EBIT vor Sondereffekten im Wesentlichen in Folge des starken Drucks auf die Margen im Supply, Marketing und Trading-Geschäft 7% unter 1-6/10.

Bedeutende Ereignisse in Q2/11

Am 13. April gab OMV einen bedeutenden Erdgasfund bei der Explorationsbohrung Zola-1 in Australien bekannt.

Am 26. April gab OMV zwei erste wichtige Erfolge nach dem Erwerb des tunesischen Explorations- und Produktions-Geschäfts von Pioneer bekannt. Weiters verkündete OMV die Entscheidung, nicht am anstehenden Secondary Public Offering von weiteren Aktienpaketen von OMV Petrom S.A. teilzunehmen.

Am 16. Mai gab OMV den Start einer Kapitalerhöhung im Ausmaß von bis zu 27.272.727 neuen Aktien und die Absicht zur Begebung von Hybridschuldverschreibungen bekannt.

Am 17. Mai hat die OMV Hauptversammlung eine Dividende von EUR 1,00 je Aktie für 2010 genehmigt. Auf Grund des Rücktritts von Dr. Peter Michaelis wurde Mag. Markus Beyrer als Aufsichtsratsmitglied bis zum Ende der Hauptversammlung 2013 gewählt. Weiters teilte OMV am selben Tag die beabsichtigte Teilnahme der Kernaktionäre an der OMV Kapitalerhöhung mit.

Am 25. Mai gab OMV eine neue Organisationsstruktur für das Türkei-Geschäft und Frau Gülsüm Azeri als neuen CEO bekannt. Weiters verkündete OMV die Begebung von Hybridschuldverschreibungen über EUR 750 Mio.

Am 3. Juni gab OMV einen Explorationserfolg im von OMV betriebenen Feld Bina Bawi in der Region Kurdistan im Irak bekannt.

Am 6. Juni hat OMV die Kapitalerhöhung mit 27.272.727 Aktien zu einem Bezugs- und Angebotspreis von EUR 27,50 pro Aktie und mit einem Emissionserlös von EUR 750 Mio erfolgreich platziert.

Am 8. Juni hat die Nabucco Gas Pipeline International GmbH die Unterzeichnung der Projektunterstützungsverträge mit den Ministern der einzelnen Transitländer in Kayseri (Türkei) bekannt gegeben.

Ausblick 2011

Wir erwarten für 2011, dass die wichtigsten Marktparameter weiterhin eine sehr hohe Volatilität aufweisen werden und dass sich der Brent-Rohölpreis innerhalb eines Preisbands von USD 90-110/bbl bewegen wird. Wir gehen davon aus, dass die relevanten Wechselkurse ebenfalls volatil bleiben. Die Raffineriespannen sollten sich auf Grund einer gestiegenen Nachfrage nach Mitteldestillaten etwas erholen. Die Petrochemie-Margen waren in Q2/11 sehr stark und werden in der zweiten Jahreshälfte voraussichtlich attraktiv bleiben. Die Marketingmengen und -spannen werden weiterhin unter Druck stehen, da die westlichen Märkte trotz der gesamtwirtschaftlichen Erholung auf Grund der Marktsättigung vermutlich kein Wachstum aufweisen werden und Südosteuropa noch immer unter dem Einfluss des Wirtschaftsabschwungs leidet.

Um den Cashflow des Konzerns in 2011 teilweise abzusichern, wurden im Jänner 2011 Rohöl-Swaps für eine Menge von 50.000 bbl/d der Produktion in 2011 zu einem Preis von USD 97/bbl sowie EUR-USD Average Rate Forwards zu einem Kurs von USD 1,37, welche die genannten Mengen bis Ende 2011 abdecken, abgeschlossen. OMV plant eine Investitionssumme unter der angekündigten Größenordnung von durchschnittlich EUR 2,7 Mrd pro Jahr (exkl. größerer Akquisitionen) bis 2015, während nach wie vor ein Hauptaugenmerk darauf gelegt wird, das starke Investment Grade Credit Rating und ein stabiles Finanzprofil aufrechtzuerhalten. Es gehört zu den obersten Prioritäten von OMV, erstklassige HSEQ-Standards, einschließlich der Reduktion der Unfallhäufigkeit (Lost-Time Injury Rate), anzustreben.

Auf Grund der weiterhin instabilen politischen Lage in Nordafrika und im Mittleren Osten erwartet E&P in 2011 eine geringere Produktion im Vergleich zum Vorjahr. Wir verfolgen die politische Situation in Libyen und im Jemen sehr aufmerksam. In Libyen steht die Produktion seit Anfang März 2011 und wir erwarten für den Rest des Jahrs keine weitere Produktion (in 2010 betrug die Produktion in Libyen rund 33.000 boe/d). Im Jemen wurde Mitte März die Produktion auf Grund eines Anschlags auf eine Export-Pipeline gestoppt. Die beschädigte Pipeline wurde im Juli repariert und die Produktion wieder aufgenommen. In Anbetracht bestehender Sicherheitsbedenken ist es jedoch möglich, dass es im Rest des Jahres zu weiteren Produktionsunterbrechungen kommt. Der Produktionsausfall beider Länder wird teilweise durch kürzlich getätigte Akquisitionen kompensiert. Die Produktion in Tunesien profitiert von der jüngsten Akquisition der Pioneer Anlagen. Mit dem Abschluss der Transaktion zum Erwerb der Petronas E&P-Tochtergesellschaft in Pakistan im Juli, tragen die neuen Anlagen sofort zur Produktion bei. Bei der derzeit laufenden Explorationsbohrung Bina Bawi-3 in der Region Kurdistan im Irak wurden Kohlenwasserstoffe in einem der seichteren Explorationsziele entdeckt. Das Endergebnis, das auch die tieferen Explorationsziele mit einschließt, wird für Ende des Jahrs erwartet. In Rumänien und Österreich konzentrieren wir uns weiterhin auf eine Reduktion des natürlichen Produktionsrückgangs und eine Steigerung der Ausbeuterate von reifen Feldern.

Der Geschäftsbereich R&M wird weiter vom herausfordernden Margenumfeld sowohl in den Raffinerien als auch im Marketing-Geschäft unter Druck gesetzt. Nach dem Revisions-Stillstand von Bayernoil am Standort Neustadt (Q1/11) und des Petrochemie-Bereichs in Schwechat (Q2/11) sind keine weiteren Abschaltungen in den westlichen Raffinerien für das restliche Jahr geplant. In der Petrom Raffinerie Petrobrazi ist kein großer Stillstand geplant. Die Raffinerie Arpechim wird dauerhaft geschlossen. Die kontinuierliche Optimierung des Tankstellennetzwerks soll zu einer verbesserten Marketing-Profitabilität führen. Seit 2011 wird Petrol Ofisi vollkonsolidiert und trägt somit zur OMV Marketing-Performance bei. In Petrom wird das überarbeitete Petrobrazi Raffinerie-Investitionsprogramm weitergeführt. Striktes Kostenmanagement und eine weitere Optimierung des Geschäfts werden zu einer verbesserten Profitabilität in R&M führen.

Im Geschäftsbereich G&P stellt die Implementierung des Dritten Energiepakets der EU (Unbundling Vorschriften) im Jahr 2011 einen wesentlichen Schwerpunkt für den Logistik-Bereich dar. Der Regasifizierungsterminal Gate in Rotterdam (OMV Anteil: 5%) soll im September seinen Betrieb aufnehmen. Absatzseitig wird auf Grund der Inbetriebnahme neuer Kraftwerksprojekte zusätzliche Nachfrage nach Gas erwartet. Internationale Handelsaktivitäten sowohl als Teil des Portfolio-Managements als auch zur Ausnützung zusätzlicher Geschäftsmöglichkeiten werden weiter zunehmen. Wichtige geplante Meilensteine in Bezug auf das Nabucco Gas Pipeline Projekt sind die Verhandlungen mit Lieferländern in der Kaspischen Region und darauffolgend der Start des Open Season Prozesses, der die Vermarktung der Transportkapazitäten zum Ziel hat. Die für H2/11 geplante Inbetriebnahme des Gaskraftwerks Brazi (Rumänien) und des Windparks in Dorobantu (Rumänien) kennzeichnen OMVs Einstieg in das operative Strom-Geschäft. Die rumänischen Regulierungsbehörden haben Anfang 2011 entschieden, den Gas Basket auf den internen nicht-technischen Verbrauch auszuweiten, was auch das Kraftwerk in Brazi betrifft. Beginnend mit Juli erzwingt eine weitere Regelung auch einen 10%igen Anstieg des Gaspreises für Industriekunden. Während es unwahrscheinlich ist, dass diese Regelung starke negative Auswirkungen auf Petroms Ergebnis in 2011 haben wird, wird sie den Ergebnisbeitrag des Kraftwerks in Brazi für 2012 belasten.

Auf einen Blick

Q1/11	Q2/11	Q2/10		U% in EUR Mio	1-6/11	1-6/10	U%	2010
8.071	7.960	5.730		39 Umsatz 1)	16.032	11.015	46	23.323
677	412	500		-18 EBIT E&P 2)	1.089	1.056	3	1.816
94	138	222		-38 EBIT R&M	232	313	-26	397
73	26	18		41 EBIT G&P	98	105	-6	277
-15	-11	-42		-75 EBIT Konzernbereich und Sonstiges	-25	-63	-60	-128
-22	2	-50		n.m. Konsolidierung	-20	-54	-63	-28
807	567	647		-12 EBIT	1.374	1.357	1	2.334
282	296	170	74	davon EBIT Petrom Gruppe	578	401	44	708
8	32	–	n.a.	davon EBIT Petrol Ofisi	40	–	n.a.	–
677	439	560		-22 EBIT vor Sondereffekten E&P 2), 3)	1.117	1.116	0	2.099
11	11	120		-91 CCS EBIT vor Sondereffekten R&M 3)	22	147	-85	225
73	26	19		38 EBIT vor Sondereffekten G&P 3)	98	106	-7	279
				EBIT vor Sondereffekten Konzernbereich
-14	-10	-24	-60	und Sonstiges 3)	-23	-45	-48	-105
-22	2	-50		n.m. Konsolidierung	-20	-54	-63	-28
726	468	623		-25 CCS EBIT vor Sondereffekten 3)	1.194	1.271	-6	2.470
				davon CCS EBIT vor Sondereffekten
283	306	159	93	Petrom Gruppe 3)	588	381	55	789
				davon CCS EBIT vor Sondereffekten Petrol
9	18	–	n.a.	Ofisi 3)	27	–	n.a.	–
699	514	645	-20	Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	1.213	1.342	-10	1.961
473	378	424		-11 Periodenüberschuss	851	881	-3	1.214
				Den Aktionären zuzurechnender
365	269	338	-20	Periodenüberschuss 4)	634	684	-7	921
				Den Aktionären zuzurechnender CCS
272	236	314	-25	Periodenüberschuss vor Sondereffekten3), 4)	507	611	-17	1.118
1,22	0,88	1,13		-22 Ergebnis je Aktie in EUR	2,10	2,29	-8	3,08
0,91	0,77	1,05		-26 CCS EPS vor Sondereffekten in EUR 3)	1,68	2,04	-18	3,74
892	384	765		-50 Cashflow aus der Betriebstätigkeit	1.276	1.512	-16	2.886
2,98	1,26	2,56		-51 Cashflow je Aktie (CFPS) in EUR	4,22	5,06	-17	9,66
5.421	4.312	3.123		38 Nettoverschuldung	4.312	3.123	38	5.167
47	34	29		18 Verschuldungsgrad in %	34	29	18	46
1.039	483	496		-3 Investitionen	1.522	856	78	3.207
–	–	–		n.a. Dividende je Aktie 4)	–	–	n.a.	1,00
–	–	–		n.a. ROFA in %	17	22	-24	18
–	–	–		n.a. ROACE in %	12	13	-5	10
–	–	–		n.a. ROE in %	14	17	-16	11
31.142	30.516	32.484		-6 OMV Mitarbeiteranzahl	30.516	32.484	-6	31.398
24.339	23.693	26.736	-11	davon Petrom Gruppe	23.693	26.736	-11	24.662

Zahlen in dieser und folgenden 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 und Petrol Ofisi.

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

Exploration und Produktion (E&P)

Q1/11	Q2/11	Q2/10		U% in EUR Mio	1-6/11	1-6/10	U%	2010
1.355	1.196	1.183		1 Umsatz	2.551	2.324	10	4.666
677	412	500		-18 Betriebserfolg (EBIT)	1.089	1.056	3	1.816
0	-27	-60		-55 Sondereffekte	-27	-60	-55	-283
677	439	560		-22 EBIT vor Sondereffekten	1.117	1.116	0	2.099
Q1/11	Q2/11	Q2/10		U% Operative Kennzahlen	1-6/11	1-6/10	U%	2010
27,4	25,1	28,9		-13 Gesamtproduktion in Mio boe	52,5	57,5	-9	115,9
304.000	275.000	318.000		-13 Gesamtproduktion in boe/d	290.000	318.000	-9	318.000
14,4	12,2	15,8		-23 Rohöl- und NGL-Produktion in Mio bbl	26,6	31,6	-16	63,4
72,9	72,1	73,6		-2 Erdgasproduktion in bcf	145,1	145,1	0	295,1
105,43	117,04	78,24		50 Durchschnittl. Brent-Preis in USD/bbl	111,09	77,29	44	79,50
				Durchschnittlich realisierter Rohölpreis in
94,13	100,22	71,82	40	USD/bbl	96,89	72,81	33	73,44
112,70	143,92	75,69		90 Explorationsausgaben in EUR Mio	256,63	136,68	88	375,65
55,43	179,25	60,84		195 Explorationsaufwand in EUR Mio	234,68	95,90	145	238,70
13,65	14,48	12,56		15 Produktionskosten in USD/boe	14,05	12,64	11	12,83
Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)
Q1/11	Q2/11	Q2/10		U% in EUR Mio	1-6/11	1-6/10	U%	2010
299	283	212		34 Betriebserfolg (EBIT)	582	428	36	715
0	-21	0		n.a. Sondereffekte	-21	0	n.a.	-126
299	304	212		44 EBIT vor Sondereffekten	603	428	41	841
Q1/11	Q2/11	Q2/10		U% Operative Kennzahlen	1-6/11	1-6/10	U%	2010
186.000	187.000	182.000		3 Gesamtproduktion in boe/d	187.000	184.000	2	184.000
8,3	8,4	8,3		1 Rohöl- und NGL-Produktion in Mio bbl	16,6	16,6	0	33,3
1,3	1,3	1,3		4 Erdgasproduktion in Mrd m3 1)	2,6	2,5	3	5,2
102,67	114,21	76,86		49 Durchschnittl. Urals-Preis in USD/bbl	108,29	76,12	42	78,29
				Durchschnittlich realisierter Rohölpreis in
90,14	95,72	66,76	43	USD/bbl	92,92	68,31	36	68,72
				Regulierter Inlandsgaspreis für Produzenten
160,29	172,11	149,97	15	in USD/1.000 m³	165,95	157,72	5	155,44
16,66	16,11	16,89		-5 Produktionskosten in USD/boe	16,39	16,77	-2	16,74

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

Zweites Quartal 2011 (Q2/11)

• X Q2/11 Ergebnis durch wesentlich niedrigere Produktionsmengen, vorwiegend auf Grund des Produktionsausfalls in Libyen und im Jemen, belastet
• X Signifikant höhere Explorationsaufwendungen auf Grund von Abschreibungen nicht fündiger Bohrungen in Großbritannien und Australien sowie einer Explorationslizenz in Kasachstan und höheren Explorationsaktivitäten
• X Petrom Gesamtproduktion 3% über Q2/10 zum Teil auf Grund von Initiativen zur Produktionsoptimierung in Rumänien, welche dem natürlichen Produktionsabfall entgegenwirken konnten

Der Brent-Preis in USD lag 50% über dem Niveau von Q2/10, während sich der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns um 40% auf USD 100,22/bbl erhöhte und somit das negative Hedging-Ergebnis in Q2/11 widerspiegelte. Der Urals-Preis, der Referenzölpreis für Rumänien, stieg um 49%. Der durchschnittlich im Konzern erzielte Gaspreis in EUR war gegenüber Q2/10 um 14% höher.

Trotz eines erheblich höheren Ölpreises fiel das EBIT im Vergleich zu Q2/10 um 18%, im Wesentlichen auf Grund von niedrigeren Verkaufsmengen, signifikant höheren Explorationsaufwendungen, ungünstigen Fremdwährungseffekten sowie einem negativen Hedging-Ergebnis. Während Rohöl-Hedges, die in Q1/11 abgeschlossen wurden, das Ergebnis mit EUR -63 Mio belasteten, konnte dieser Effekt durch einen positiven Beitrag des EUR-USD-Hedges (EUR 16 Mio) etwas abgeschwächt werden. Das Nettoergebnis dieser Hedges wirkte sich somit in Summe mit EUR -47 Mio negativ auf das EBIT aus, im Vergleich zu einem negativen Beitrag in Höhe von EUR -3 Mio in Q2/10. Die Explorationsaufwendungen haben sich, auf Grund von Abschreibungen nicht fündiger Bohrungen in Großbritannien (Lagavulin) und Australien (Klimt Blöcke) sowie einer Explorationslizenz in Kasachstan (Kultuk), mit EUR 179 Mio im Vergleich zu Q2/10 beinahe verdreifacht. Das um Sonderaufwendungen in der Höhe von EUR 27 Mio, die sich hauptsächlich auf die oben erwähnte Abschreibung von Kultuk beziehen, bereinigte EBIT vor Sondereffekten lag um 22% unter dem Niveau von Q2/10, welches mit EUR 60 Mio durch die Abschreibung des Bardolino Felds (Großbritannien) belastet war.

Die Produktionskosten exkl. Lizenzgebühren (OPEX) in USD/boe stiegen im Vergleich zu Q2/10 um 15% und spiegeln somit hauptsächlich die insgesamt niedrigeren Produktionsmengen sowie die negativen Fremdwährungseffekte (insbesondere den stärkeren RON) wider. Die OPEX in USD/boe von Petrom gingen, trotz negativer Fremdwährungseffekte (RON im Vergleich zum USD um 13% stärker) vorwiegend auf Grund leicht höherer Mengen, um 5% zurück. Die Explorationsausgaben des OMV Konzerns stiegen im Vergleich zu Q2/10 um 90% auf EUR 144 Mio, im Wesentlichen auf Grund von höheren Aktivitäten in Rumänien, Norwegen, Großbritannien und Australien (Zola).

Die OMV Gesamttagesproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas lag, vorwiegend auf Grund der anhaltenden politischen Instabilität in Libyen und im Jemen, einiger geplanter Wartungsstillstände in Österreich (Aderklaa) und Neuseeland (Maari) sowie Wartungs- und Reparaturarbeiten in Großbritannien (Schiehallion), mit 275.000 boe/d um 13% unter Q2/10. Die Gesamttagesproduktion von Petrom lag, durch gesteigerte Mengen aus Kasachstan sowie aus Rumänien, wo Initiativen zur Produktionsoptimierung dem natürlichen Produktionsabfall entgegenwirken konnten, um 3% über Q2/10. Die OMV Erdöl- und NGL-Tagesproduktion fiel um 23% vs. Q2/10 und spiegelt die Produktionsunterbrechung in Libyen und im Jemen sowie den Rückgang in Neuseeland, welche durch einen höheren Beitrag aus Tunesien (Pioneer) und Kasachstan nicht kompensiert werden konnten, wider. Die OMV Erdgastagesproduktion lag geringfügig unter Q2/10, hauptsächlich auf Grund des geplanten Wartungsstillstands in Österreich, welcher durch höhere Mengen in Rumänien und Kasachstan beinahe ausgeglichen werden konnte. Höhere Verkaufsmengen in Österreich, Tunesien und Kasachstan konnten den Mengenausfall in Libyen und im Jemen nicht ausgleichen. Dies führte zu einer um 9% niedrigeren Gesamtverkaufsmenge.

Verglichen zu Q1/11, ging das EBIT vor Sondereffekten um 35% zurück und spiegelt vor allem den Rückgang der Verkaufsmengen, den signifikanten Anstieg der Explorationsaufwendungen sowie die negativen Fremdwährungseffekte, die durch das höhere Ölpreisniveau (Brent und Urals legten in USD/bbl um 11% zu) nicht kompensiert werden konnten, wider. Der Anstieg des Ölpreises fiel in EUR viel geringer aus als in USD (Brent und Urals in EUR/bbl um 6% gestiegen). Das Hedging-Ergebnis war mit EUR -47 Mio eine größere Belastung für das EBIT als in Q1/11 (EUR -24 Mio). Die Gesamttagesproduktion lag 10% unter dem Vorquartal. Die Öltagesproduktion ging im Vergleich zu Q1/11 um 16% zurück, vorwiegend auf Grund der anhaltenden politischen Instabilität in Libyen und im Jemen, welche zu einem Rückgang von 24.000 bbl/d vs. Q1/11 geführt hat. Die Export-Pipeline im Jemen, auf die in Q1/11 ein Anschlag verübt worden war, wurde im Juli 2011 repariert und die Produktion wurde wieder aufgenommen. Einige Wartungsstillstände in Neuseeland (Maari) und Großbritannien (Schiehallion) haben die Produktionsmengen ebenfalls negativ beeinflusst und konnten durch den positiven Beitrag der tunesischen Pioneer-Anlagen nicht ausgeglichen werden. Die Erdgastagesproduktion lag 2% unter Q1/11, vorwiegend auf Grund des geplanten Wartungsstillstands in Aderklaa (Österreich). Insgesamt folgten die Verkaufsmengen dem Trend der Produktionsmengen.

Jänner – Juni 2011 (1-6/11)

Während der Rohölpreis Brent im Vergleich zu 1-6/10 um 44% anstieg, erhöhte sich der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns um 33% auf USD 96,89/bbl. Der geringere Anstieg spiegelt den negativen Hedging-Effekt von EUR -71 Mio, der einem positiven Hedging-Effekt von EUR 32 Mio in 1- 6/10 gegenüber steht, wider. Trotz der unveränderten Gaspreissituation in Rumänien stieg der durchschnittlich im Konzern erzielte Gaspreis um 12% und spiegelt damit die allgemeine Gaspreiserhöhung aber auch die verzögerte Entwicklung im Vergleich zum Ölpreis wider.

Trotz eines erheblich höheren Ölpreises stieg das EBIT im Vergleich zu 1-6/10 um nur 3%, im Wesentlichen auf Grund von niedrigeren Verkaufsmengen, signifikant höheren Explorationsaufwendungen, ungünstigen Fremdwährungseffekten sowie einem negativen Hedging-Ergebnis. Das EBIT beinhaltet Netto-Sonderaufwendungen in Höhe von EUR 27 Mio, die sich hauptsächlich auf die oben erwähnte Abschreibung von Kultuk

beziehen. Da das EBIT in 1-6/10 Netto-Sonderaufwendungen in der Höhe von EUR 60 Mio, die auf die Abschreibung des Bardolino Felds (Großbritannien) zurückzuführen waren, beinhaltete, lag das EBIT vor Sondereffekten auf Vorjahresniveau.

Die Produktionskosten exkl. Lizenzgebühren (OPEX) in USD/boe stiegen gegenüber 1-6/10, vorwiegend wegen des Mengenrückgangs sowie der negativen Fremdwährungseffekte, um 11%. Die OPEX von Petrom fielen um 2%. Die Explorationsausgaben stiegen vor allem in Folge von höheren Aktivitäten in Australien (Zola), Großbritannien, Rumänien (Totea Deep) und Norwegen um 88%. Die OMV Gesamttagesproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas lag 9% unter 1- 6/10, da höhere Mengen aus Tunesien (Pioneer) und Kasachstan niedrigere Mengen aus Libyen, dem Jemen und Österreich (geplanter Stillstand) nicht kompensieren konnten. Die OMV Erdöl- und NGL-Tagesproduktion fiel im Wesentlichen durch den Produktionsrückgang in Libyen und im Jemen um 16%. Die Produktion in Libyen befand sich bis 20. Februar auf normalem Niveau. Nachdem mehrere Felder Anfang März keine offiziellen Produktionsvolumina mehr meldeten, hat die Produktion de facto aufgehört. OMV berichtet deshalb keine libyschen Produktionszahlen mehr. Auf Grund des oben erwähnten Anschlags auf eine Export-Pipeline, die jedoch im Juli repariert wurde, ist die Produktion im Jemen ab Mitte März

eingestellt worden. Die OMV Erdgastagesproduktion lag auf dem Niveau von 1-6/10, insbesondere da eine höhere Produktion in Rumänien, Kasachstan und Pakistan den Rückgang in Österreich wettmachen konnte. Niedrigere Verkaufsmengen in Libyen, im Jemen und Neuseeland konnten durch höhere Mengen in Österreich nicht ausgeglichen werden. Dies führte zu einem Rückgang der Gesamtverkaufsmenge um 5%.

Raffinerien und Marketing (R&M)

Q1/11	Q2/11	Q2/10		U% in EUR Mio	1-6/11	1-6/10	U%	2010
6.117	6.533	4.722		38 Umsatz	12.650	8.481	49	18.042
94	138	222		-38 EBIT	232	313	-26	397
37	11	37	-70	davon Petrochemie	48	57	-16	95
-18	8	19		-58 Sondereffekte	-10	36	n.m.	-14
				CCS Effekte:
101	119	83	44	Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–) 1)	220	130	70	187
11	11	120		-91 CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	22	147	-85	225
Q1/11	Q2/11	Q2/10		U% Operative Kennzahlen	1-6/11	1-6/10	U%	2010
2,30	1,51	3,39	-56	OMV Referenz-Raffineriemarge in USD/bbl 2)	1,90	3,15	-40	2,90
5,02	5,14	4,78		7 Raffinerieeinsatz in Mio t	10,16	9,91	3	20,97
85	86	69		25 Raffinerie-Auslastungsgrad gesamt in % 3)	86	72	19	76
4,49	4,61	4,55		1 Raffinerie-Ausstoß in Mio t	9,09	8,86	3	18,99
				Gesamtverkaufsmenge Raffinerieprodukte in
7,03	7,73	6,03	28	Mio t	14,76	11,42	29	24,48
				davon Marketing-Verkaufsmengen
4,97	5,73	3,96	45	in Mio t	10,70	7,39	45	16,03
0,54	0,39	0,53	-27	davon Petrochemie in Mio t	0,93	1,03	-10	2,08
4.742	4.701	2.319		103 Tankstellenanzahl	4.701	2.319	103	2.291
	Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)
Q1/11	Q2/11	Q2/10		U% in EUR Mio	1-6/11	1-6/10	U%	2010
-12	14	30		-55 EBIT	1	34	-96	25
-25	1	2		-63 Sondereffekte	-24	3	n.m.	0
				CCS Effekte:
25	11	10	10	Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–) 1)	36	17	113	50
-12	2	19		-89 CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	-10	14	n.m.	-25
Q1/11	Q2/11	Q2/10		U% Operative Kennzahlen	1-6/11	1-6/10	U%	2010
				OMV Referenz-Raffineriemarge Ost in
-0,88	-1,39	0,99	n.m.	USD/bbl 2)	-1,13	0,92	n.m.	0,33
0,96	0,99	1,08		-8 Raffinerieeinsatz in Mio t	1,95	2,16	-10	4,15
81	83	51		63 Raffinerie-Auslastungsgrad gesamt in % 3)	82	51	60	49
0,91	0,94	0,93		1 Raffinerie-Ausstoß in Mio t	1,85	1,88	-2	3,78
1,14	1,28	1,31	-2	Gesamtverkaufsmenge Raffinerieprodukte in Mio t	2,42	2,48	-3	5,38
				davon Marketing-Verkaufsmengen
0,86	0,97	1,03	-6	in Mio t	1,83	1,91	-4	4,16
794	794	804		-1 Tankstellenanzahl	794	804	-1	801
	Davon Petrol Ofisi (oben inkludiert)
Q1/11	Q2/11	Q2/10		U% in EUR Mio	1-6/11	1-6/10	U%	2010
8	35	–		n.a. EBIT	43	–	n.a.	–
0	2	–		n.a. Sondereffekte	2	–	n.a.	–
				CCS Effekte:
-2	12	–	n.a.	Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–) 1)	11	–	n.a.	–
9	20	–		n.a. CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	30	–	n.a.	–
Q1/11	Q2/11	Q2/10		U% Operative Kennzahlen	1-6/11	1-6/10	U%	2010
				Gesamtverkaufsmenge Raffinerieprodukte in
1,50	1,86	–	n.a.	Mio t	3,36	–	n.a.	–
2.470	2.458	–		n.a. Tankstellenanzahl	2.458	–	n.a.	–
				1) Das CCS EBIT vor Sondereffekten eliminiert Lagerhaltungsgewinne/-verluste (CCS Effekte) aus den Fuels-Raffinerien und Petrol Ofisi.

2) Mit Q1/11 wurde die OMV Referenz-Raffineriemarge Ost adaptiert, um Änderungen in der Produktertragsstruktur und der geplanten Schließung der Raffinerie Arpechim Rechnung zu tragen. Vorhergehende Perioden wurden nicht angepasst.

3) Seit Q1/11 wird die Raffinerie Arpechim nicht mehr in der Berechnung berücksichtigt. Vorhergehende Perioden wurden nicht angepasst.

Zweites Quartal 2011 (Q2/11)

• X Höhere Kosten für Eigenenergieverbrauch wegen des hohen Ölpreises belasteten OMV Referenz-Raffineriemarge
• X Geplanter Stillstand in der Raffinerie Schwechat wirkte sich negativ auf das Petrochemie-Geschäft aus
• X Marketing leidet unter fortdauerndem Margendruck

Höhere Rohöl- und Produktenpreise sowie höhere Verkaufsmengen führten im Vergleich zu Q2/10 zu einem Anstieg im R&M-Bereichsumsatz um 38%.

Mit EUR 11 Mio lag das CCS EBIT vor Sondereffekten beträchtlich unter dem Niveau von Q2/10 (EUR 120 Mio). Dies war insbesondere auf den Rückgang der OMV Referenz-Raffineriemarge und einen niedrigeren Beitrag des Petrochemie-Geschäfts zurückzuführen. Netto-Sondererträge in Q2/11 in Höhe von EUR 8 Mio bezogen sich hauptsächlich auf Buchgewinne in Verbindung mit dem Verkauf von Tankstellen in Deutschland. Positive CCS Effekte in Höhe von EUR 119 Mio in Folge gestiegener Ölpreise führten zu einem EBIT von EUR 138 Mio (vs. EUR 222 Mio in Q2/10).

Das CCS EBIT vor Sondereffekten im Raffinerie-Geschäft lag deutlich unter Q2/10 vor allem auf Grund des Rückgangs der OMV Referenz-Raffineriemarge von USD 3,39/bbl auf USD 1,51/bbl, welcher auf gestiegene Ölpreise und dadurch auf höhere Kosten für den Eigenenergieverbrauch zurückzuführen ist. Dies konnte durch höhere Mitteldestillat- und Benzin-Margen nicht kompensiert werden. Weiters war der Ergebnisbeitrag des Petrochemie-Geschäfts auf Grund des geplanten Wartungsstillstands in der Raffinerie Schwechat niedriger. Bei Petrom litt das Raffinerie-Ergebnis ebenfalls unter der niedrigeren OMV Referenz-Raffineriemarge, welche nicht durch niedrigere Kosten und operative Verbesserungen unterstützt durch die Schließung der Raffinerie Arpechim ausgeglichen werden konnte. Die OMV Referenz-Raffineriemarge Ost, die von nun an nur mehr die, mit Q1/11 aktualisierte, standardisierte Produktertragsstruktur der Raffinerie Petrobrazi beinhaltet, lag mit USD

-1,39/bbl auf Grund der durch den gestiegenen Ölpreis höheren Kosten des Eigenenergieverbrauchs unter dem Niveau von Q2/10 (USD 0,99/bbl).

Die gesamte Kapazitätsauslastung, welche die Raffinerie Arpechim seit Q1/11 nicht mehr in der Berechnung berücksichtigt, lag bei 86%. In den Raffinerien West war die Auslastung höher als im Vorjahr (87% vs. 77% in Q2/10), da sich in Q2/10 die Raffinerie Schwechat in geplantem Wartungsstillstand befand. Die Kapazitätsauslastung der Raffinerie Petrobrazi lag in Q2/11 bei 83%, verglichen mit 52% in derselben Periode des Vorjahrs, als Petrobrazi von Anfang April bis Ende Mai in planmäßigem Stillstand war. Insgesamt stieg der Raffinerie-Ausstoß im Vergleich zu Q2/10 um 1%.

Das Petrochemie-Ergebnis lag, wegen des geplanten Wartungsstillstands in der Raffinerie Schwechat in Q2/11 und der dadurch verbundenen Verringerung der Verkaufsmengen um 27%, mit EUR 11 Mio klar unter dem Niveau von Q2/10 (EUR 37 Mio). Die höheren Olefin-Margen konnten den oben genannten Effekt nicht kompensieren.

Das Marketing-Ergebnis vor Sondereffekten lag unter dem Niveau von Q2/10, da die Margen insbesondere in Mitteleuropa und im Retail-Geschäft allgemein noch immer stark unter Druck standen. Kostensteigerungen wie die neue Krisensteuer in Ungarn und ein erhöhter Werbeaufwand verstärkten die Situation noch weiter. Diese Entwicklungen konnten durch den positiven Ergebnisbeitrag von Petrol Ofisi, welche auch unter dem andauernden Margendruck litt, nicht ausgeglichen werden. Die Verkaufsmengen stiegen im Vergleich zu Q2/10 auf Grund der Konsolidierung von Petrol Ofisi um 45%. Per 30. Juni 2011 erhöhte sich die Tankstellenanzahl des Konzerns um 103% vs. Ende Juni 2010, was ebenfalls auf die Vollkonsolidierung von Petrol Ofisi zurückzuführen war.

Verglichen zu Q1/11 blieb das CCS EBIT vor Sondereffekten des Geschäftsbereichs R&M trotz der niedrigeren OMV Referenz-Raffineriemarge auf Grund von geringeren Mitteldestillat-Margen und höheren Kosten für den Eigenenergieverbrauch sowie trotz geringerem Ergebnisbeitrag des Petrochemie-Geschäfts in Folge des geplanten Stillstands in der Raffinerie Schwechat auf gleichem Niveau. Diese Entwicklungen konnten durch das Marketing-Geschäft aufgewogen werden, welches vom Beginn der Urlaubssaison und dem höheren Beitrag von Petrol Ofisi profitierte. Der Margendruck ließ in den mittel- und osteuropäischen Märkten leicht nach, Petrol Ofisi sieht sich jedoch weiterhin mit einem schwierigen Margenumfeld konfrontiert.

Jänner – Juni 2011 (1-6/11)

Der R&M-Bereichsumsatz stieg auf Grund höherer Preise und Verkaufsmengen um 49%.

Das CCS EBIT vor Sondereffekten lag mit EUR 22 Mio signifikant unter dem Niveau von 1-6/10 (EUR 147 Mio). Dies war insbesondere auf das schwierige Margenumfeld sowohl im Raffinerie- als auch im Marketing-Geschäft zurückzuführen,

aber auch darauf, dass das volle Potenzial der günstigen Petrochemie-Margen in Folge des Stillstands der Petrochemie-Aktivitäten in Schwechat in Q2/11 nicht ausgeschöpft werden konnte. Nach Berücksichtigung von positiven CCS Effekten in Höhe von EUR 220 Mio (vs. EUR 130 Mio in 1-6/10) sowie Netto-Sonderaufwendungen in Höhe von EUR 10 Mio, lag das EBIT mit EUR 232 Mio 26% unter dem Niveau von 1-6/10.

Das Raffinerie-Ergebnis ging verglichen zu 1-6/10 vor allem auf Grund des Rückgangs der OMV Referenz-Raffineriemarge, der aus gestiegenen Ölpreisen und dadurch höheren Kosten für den Eigenenergieverbrauch resultierte, aber auch wegen des schwächeren Ergebnisbeitrags des Petrochemie-Geschäfts aus oben genannten Gründen deutlich zurück. Dies konnte durch niedrigere Kosten und operative Verbesserungen unterstützt durch die Schließung der Raffinerie Arpechim nicht ausgeglichen werden. Die OMV Referenz-Raffineriemarge Ost lag unter dem Niveau von 1-6/10 (USD -1,13/bbl vs. USD 0,92/bbl in

1-6/10), da höhere Kosten für den Eigenenergieverbrauch nicht durch bessere Mitteldestillat- und Benzin-Spannen aufgewogen werden konnten.

Insgesamt stieg die Kapazitätsauslastung, wegen der Stillstände in Schwechat und Petrobrazi in Q2/10 und weil die

Raffinerie Arpechim seit Q1/11 nicht mehr in die Berechnung einbezogen wird, auf 86% (vs. 72% in 1-6/10). Der Raffinerie-Ausstoß erhöhte sich um 3%.

Das Petrochemie-Ergebnis verringerte sich im Vergleich zu 1-6/10 insbesondere auf Grund des Stillstands in Schwechat in Q2/11, was die Möglichkeit vom günstigen Margenumfeld voll zu profitieren einschränkte. Die Petrochemie-Verkaufsmengen lagen 10% unter dem Niveau von 1-6/10.

Das Marketing-Ergebnis lag in Folge des andauernden schwierigen Margenumfelds speziell in Osteuropa sowie höherer Kosten, etwa durch die neue Krisensteuer in Ungarn und einen erhöhten Werbeaufwand, deutlich unter 1-6/10 und konnte durch den positiven Beitrag von Petrol Ofisi, welcher in 1-6/10 noch nicht inkludiert war, nicht kompensiert werden.

Gas und Power (G&P)

Q1/11	Q2/11	Q2/10		U% in EUR Mio	1-6/11	1-6/10	U%	2010
1.752	1.313	783		68 Umsatz	3.065	2.051	49	4.365
73	26	18		41 EBIT	98	105	-6	277
0	0	0		-100 Sondereffekte	0	-1	-100	-2
73	26	19		38 EBIT vor Sondereffekten	98	106	-7	279
Q1/11	Q2/11	Q2/10		U% Operative Kennzahlen	1-6/11	1-6/10	U%	2010
6,63	4,69	3,27		43 Verkaufsmengen Erdgas in Mrd m3	11,32	8,89	27	18,03
				Durchschnittlich verkaufte Speicherkapazität
856.519	908.272	888.547	2	m3 /h	882.396	867.449	2	867.507
24,98	25,55	21,53		19 Verkaufte Gastransporte in Mrd m3	50,53	42,53	19	89,21
Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)

Q1/11	Q2/11	Q2/10		U% in EUR Mio	1-6/11	1-6/10	U%	2010
8	-2	-11		-81 EBIT	6	6	-4	39
0	0	0		-100 Sondereffekte	0	0	-100	-2
8	-2	-11		-81 EBIT vor Sondereffekten	6	6	-7	41
Q1/11	Q2/11	Q2/10		U% Operative Kennzahlen	1-6/11	1-6/10	U%	2010
396	428	360		19 Importpreis in USD/1.000 m3 1)	408	347	18	360
				Regulierter Inlandsgaspreis für Produzenten
160	172	150	15	in USD/1.000 m³	166	158	5	155

1) Die Tabelle zeigt die tatsächlichen Importpreise, die von ANRE monatlich rückwirkend veröffentlicht werden. Da die letzten verfügbaren Daten von Mai 2011 sind, beruhen die Zahlen für Q2/11 und 1-6/11 auf Schätzungen.

Zweites Quartal 2011 (Q2/11)

• X Deutlicher Anstieg der Verkaufsmengen von EconGas vs. Q2/10, hauptsächlich auf Grund von erhöhten kurzfristigen Handelsmengen an internationalen Gashandelspunkten
• X Negativer Ergebniseinfluss auf Grund von starkem Druck auf Margen in den Zielmärkten von EconGas
• X Transport-Geschäft profitierte von höheren verkauften Transportmengen

Das EBIT vor Sondereffekten lag mit EUR 26 Mio 38% über Q2/10, und spiegelt damit vor allem einen starken Beitrag des Gas Logistik-Bereichs und einen geringeren negativen Ergebnisbeitrag von Petroms Düngemittelwerk Doljchim, das sich im Schließungsprozess befindet, wider. Das EBIT zeigte denselben Verlauf, da keine Sondereffekte zu berücksichtigen waren.

Der Bereich Supply, Marketing und Trading verzeichnete im Vergleich zu Q2/10 einen Anstieg der Verkaufsmengen um 43%. EconGas konnte die Verkaufsmengen hauptsächlich auf Grund von höheren kurzfristigen Handelsmengen an internationalen Gashandelspunkten steigern. Die Margen waren unter starkem Druck, da die Spotpreise weiterhin deutlich unter den langfristigen Gaspreisen lagen. In diesem Marktumfeld sind die erzielbaren Margen im Großhandels-Geschäft sowie bei kurzfristigen Handelsmengen sehr gering.

Petroms Verkaufsmengen stiegen im Vergleich zu Q2/10 um 19%, während sich der geschätzte Gasverbrauch in Rumänien im Vergleich zum Vorjahr um 10% erhöhte. Dies ist auf eine geringere Einspeicherung von Inlandsgas zurückzuführen, wodurch höhere Mengen am Markt platziert werden konnten. Auf Grund von hohen Importpreisen wurde Petrom in Q2/11 wieder durch die gesetzlich festgelegte Importverpflichtung für

internen nicht-technischen Verbrauch belastet. Niedrigere neue Rückstellungen für ausstehende Forderungen unterstützten das Ergebnis.

Der empfohlene (de facto regulierte) Erdgaspreis für Produzenten liegt seit Februar 2008 unverändert bei RON 495/1.000 m3 , während dies in USD im Vergleich zu Q2/10 eine Steigerung um 15% bedeutete.

Im Gas Logistik-Bereich zeigte das Speicher-Geschäft im Vergleich zu Q2/10 etwas höhere Volumina und verkaufte Ausspeicherraten. Das Transport-Geschäft verzeichnete im Vergleich zu Q2/10 auf Grund zusätzlicher Pipeline-Transportkapazitäten in Österreich (neue Pipeline Baumgarten-Auersthal und WAG Erweiterung) deutlich höhere verkaufte Transportmengen. Aktivitäten im Zusammenhang mit der Implementierung des Dritten Energiepakets der Europäischen Union (Unbundling Verpflichtung) hatten, im Vergleich zu Q2/10, erhöhte Kosten zur Folge.

Nachdem Petrom den Ausstieg aus dem Chemie-Geschäft beschlossen hat, wurde Doljchims Methanol-Produktion in Q4/10 gestoppt. Schließungsarbeiten wie der Abbruch und die Dekontaminierung von Doljchims Anlagen werden unter Einhaltung der europäischen Umwelt- und Sicherheitsstandards

durchgeführt. In Q2/11 lag der negative Ergebnisbeitrag unter dem Niveau von Q2/10.

Im Bereich Power wird der Baufortschritt der rumänischen Kraftwerksprojekte – das Gaskraftwerk Brazi und der Windpark in der Region Dorobantu – den Start des kommerziellen Betriebs für H2/11 ermöglichen. Auch das Kraftwerk Samsun in der Türkei schreitet plangemäß voran. Der Baufortschritt der Kraftwerke führte auch zu einem höheren Kostenniveau des Power-Bereichs.

Im Vergleich zu Q1/11 fiel das EBIT vor Sondereffekten um 65%, was vor allem auf einen saisonal bedingten niedrigeren Beitrag des Supply, Marketing und Trading-Geschäfts zurückzuführen war. Die saisonale Geschäftsentwicklung hatte zur Folge, dass die Verkaufsmengen von EconGas um 29% unter dem Niveau von Q1/11 lagen. Zusätzlich wurde EconGas durch niedrigere Margen in ihren Zielmärkten belastet, die auf geringere Möglichkeiten der Portfoliooptimierung zurückzuführen waren. Die Verkaufsmengen von Petrom fielen saisonal bedingt im Vergleich zu Q1/11 um 28%, während der geschätzte Gasverbrauch in Rumänien um 51% zurückging. Das Transport-Geschäft verzeichnete im Vergleich zu Q1/11 auf Grund der WAG Erweiterung in Q2/11 etwas höhere verkaufte Transportvolumina. Das Speicher-Geschäft zeigte mit niedrigeren Ausspeicher- und höheren Einspeicherraten die erwartete saisonale Entwicklung.

Jänner – Juni 2011 (1-6/11)

Im Vergleich zum Vorjahr reduzierte sich das EBIT um 6%, im Wesentlichen in Folge des extremen Drucks auf die Margen im Supply, Marketing und Trading-Geschäft. Das EBIT vor Sondereffekten zeigte eine ähnliche Entwicklung wie das EBIT.

Der Bereich Supply, Marketing und Trading verzeichnete im Vergleich zum Vorjahr einen starken Anstieg der Verkaufsmengen, jedoch belastete der starke Druck auf die Margen das Ergebnis. EconGas verzeichnete einen deutlichen Anstieg der Verkaufsmengen, was vor allem auf niedrige Temperaturen, eine Steigerung der kurzfristigen Handelsmengen und höhere internationale Absatzmengen zurückzuführen war. Die Margen waren jedoch unter Druck, da die Spotpreise weiterhin deutlich unter den langfristigen Gaspreisen lagen. Die Verkaufsmengen von Petrom erhöhten sich im Vergleich zu 1-6/10 um 7%, während die geschätzte Nachfrage in Rumänien ein Wachstum von 4% verzeichnete. Das Ergebnis wurde negativ von der höheren Importquote und den höheren Importpreisen, sowie von der Verordnung der rumänischen Regulierungsbehörden, die die Anwendung des Gas-Basket-Systems auf den internen nicht-technischen Verbrauch durchsetzte, beeinflusst. Dies konnte durch die verbesserte Situation im Zusammenhang mit Rückstellungen für ausstehende Forderungen teilweise kompensiert werden.

Das Gas Logistik-Geschäft profitierte von höheren verkauften Transportmengen, die primär auf die oben erwähnten zusätzlichen Kapazitäten in Österreich zurückzuführen waren. Weiters trug ein Anstieg der gebuchten Speichervolumina und der verkauften Raten positiv zum Logistik-Ergebnis bei.

Wie oben beschrieben, wurde Doljchims Methanol-Produktion in Q4/10 gestoppt. Dadurch wurde Doljchims negativer Ergebnisbeitrag im Vergleich zum Vorjahr reduziert.

Der Baufortschritt der beiden Kraftwerke in Rumänien sowie des Kraftwerks Samsun in der Türkei in 1-6/11 hatte ein höheres Kostenniveau zur Folge.

Gesetzliche Grundlagen und Methoden

Der Konzernzwischenabschluss für die Berichtsperiode 1. Jänner bis 30. Juni 2011 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 2010 gelesen werden.

Die bei der Erstellung des Konzernzwischenabschlusses angewandten Bilanzierungsmethoden stimmen mit jenen des Konzernjahresabschlusses zum 31. Dezember 2010 überein. Die zum 31. Dezember 2010 angewandten Bewertungsmethoden blieben unverändert.

Der Konzernzwischenabschluss für Q2/11 ist ungeprüft; eine externe prüferische Durchsicht wurde nicht durchgeführt.

Konsolidierungskreisänderungen

Folgende Änderungen im Konsolidierungskreis traten im Vergleich zum 31. Dezember 2010 ein:

Im Geschäftsbereich E&P wurden OMV Anaguid Ltd. und OMV South Tunisia Ltd., beide mit Sitz in Grand Cayman, mit 1. März 2011 einbezogen. Die erstmalige Bilanzierung dieser beiden von Pioneer erworbenen Gesellschaften ist vorläufig. Die zum Erwerbszeitpunkt angesetzten vorläufigen Beträge können daher während des Bewertungszeitraums noch berichtigt oder ergänzt werden.

Anfang Q1/11 wurde die OMV (Tunesien) Exploration GmbH, Wien, in die OMV (Tunesien) Production GmbH, Wien, verschmolzen.

In Konzernbereich & Sonstiges (Kb&S) wurde die OMV Insurance Broker GmbH, Wien, dekonsolidiert.

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 2011 enthalten die Darstellungen der Geschäftsbereiche weitere Informationen, welche den Konzernzwischenabschluss betreffen.

Gewinn- und Verlustrechnung (ungeprüft)

			Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung in
Q1/11	Q2/11	Q2/10	EUR Mio	1-6/11		1-6/10	2010
8.071,50	7.960,27		5.730,23 Umsatzerlöse	16.031,77	11.014,82		23.323,44
-69,87	-74,81		-60,20 Direkte Vertriebskosten	-144,68	-110,11		-244,75
-6.748,84	-6.758,12		-4.643,77 Umsatzkosten	-13.506,96	-8.849,39		-19.187,96
1.252,79	1.127,34		1.026,25 Bruttoergebnis vom Umsatz	2.380,13	2.055,32		3.890,72
69,87	57,31		50,47 Sonstige betriebliche Erträge	127,18	124,37		250,52
-214,73	-237,67		-193,32 Vertriebsaufwendungen	-452,40	-370,55		-755,51
-114,44	-112,47		-72,88 Verwaltungsaufwendungen	-226,91	-147,11		-327,32
-55,43	-179,25		-60,84 Explorationsaufwendungen	-234,68		-95,90	-238,70
-3,75	-3,30		-2,60 Forschungs- und Entwicklungsaufwendungen	-7,05		-5,42	-15,80
-127,06	-84,89		-100,37 Sonstige betriebliche Aufwendungen	-211,95	-203,57		-470,11
807,25	567,08		646,72 Betriebserfolg (EBIT)	1.374,33	1.357,15		2.333,80
70,85	72,86		27,38 Ergebnis aus assoziierten Unternehmen	143,71		53,75	91,71
0,11	6,70		6,51 Dividendenerträge	6,82		9,40	9,97
-94,68	-83,56		-86,21 Zinsergebnis	-178,24	-164,79		-335,85
-84,74	-48,82		50,28 Sonstiges Finanzergebnis	-133,56		86,86	-139,01
-108,46	-52,81		-2,04 Finanzerfolg	-161,27		-14,78	-373,17
			Ergebnis der gewöhnlichen
698,79	514,27	644,68	Geschäftstätigkeit	1.213,06	1.342,37		1.960,63
-225,35	-136,23		-220,31 Steuern vom Einkommen und Ertrag	-361,58	-461,57		-746,51
473,44	378,04		424,37 Perioden-/Jahresüberschuss	851,48	880,80		1.214,12
			davon den Aktionären des
364,89	268,88	337,65	Mutterunternehmens zuzurechnen	633,77	683,53		920,59
			davon den Hybridkapitalbesitzern
–	2,91	–	zuzurechnen	2,91		–	–
108,55	106,26	86,72	davon den nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnen	214,80	197,27		293,53
1,22	0,88		1,13 Ergebnis je Aktie in EUR	2,10		2,29	3,08
1,22	0,88		1,13 Verwässertes Ergebnis je Aktie in EUR	2,09		2,28	3,07
–	–		– Dividende je Aktie in EUR	–		–	1,00
Q1/11	Q2/11	Q2/10	U% in EUR Mio	1-6/11	1-6/10	U%	2010
70,85	72,86	27,38	166 Ergebnis aus assoziierten Unternehmen	143,71	53,75	167	91,71
62,34	60,27	32,96 83	davon Borealis	122,62	51,86	136	108,89
0,00	0,00	-3,20 -100	davon Petrol Ofisi	0,00	5,26	-100	-15,66

Gesamtergebnisrechnung (ungeprüft)

Q1/11	Q2/11	Q2/10		U% in EUR Mio	1-6/11	1-6/10	U%	2010
473,44	378,04	424,37		-11 Periodenüberschuss	851,48	880,80	-3	1.214,12
-77,13	-253,59	-73,65	n.m.	Währungsdifferenzen aus der Umrechnung ausländischer Geschäftsbetriebe	-330,71	188,47	n.m.	202,88
				Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung zur Veräußerung verfügbarer finanzieller
-2,29	0,24	-0,39	n.m.	Vermögenswerte	-2,06	0,89	n.m.	-0,06
-149,25	97,90	64,64	51	Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung von Hedges	-51,35	68,37	n.m.	101,53
-16,59	-17,75	24,39	n.m.	Auf assoziierte Unternehmen entfallender Anteil am sonstigen Ergebnis	-34,34	53,02	n.m.	74,67
29,91	-21,04	-13,05	61	Summe der auf das sonstige Ergebnis entfallenden Ertragsteuern	8,87	-14,26	n.m.	-21,47
-215,35	-194,24	1,94	n.m.	Sonstiges Ergebnis der Periode n. Steuern	-409,59	296,50	n.m.	357,55
258,09	183,79	426,31		-57 Gesamtergebnis der Periode	441,89	1.177,30	-62	1.571,67
108,45	122,86	455,89	-73	davon den Aktionären des Mutterunternehmens zuzurechnen	231,31	1.036,47	-78	1.277,48
–	2,91	–	n.a.	davon den Hybridkapitalbesitzern zuzurechnen	2,91	–	n.a.	–
149,64	58,03	-29,58	n.m.	davon den nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnen	207,67	140,83	47	294,19

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

Zweites Quartal 2011 (Q2/11)

Der im Vergleich zu Q2/10 um 39% höhere Konzernumsatz ist vor allem auf höhere Rohöl- und Produktenpreise, einen Anstieg der Gasverkaufsmengen sowie die Vollkonsolidierung von Petrol Ofisi zurückzuführen. Belastet durch die fehlende Produktion in Libyen und im Jemen, deutlich niedrigere Raffineriemargen, einen schwächeren USD sowie höhere Explorationsaufwendungen auf Grund von größeren Abschreibungen lag das Konzern-EBIT mit EUR 567 Mio unter Q2/10 (EUR 647 Mio). Der EBIT-Beitrag von Petrom lag mit EUR 296 Mio deutlich über Q2/10, vor allem auf Grund eines stärkeren Rohölpreises. Die Netto-Sonderaufwendungen in Q2/11 von EUR 20 Mio beziehen sich hauptsächlich auf die Abschreibung der Explorationslizenz Kultuk (Kasachstan). Zusätzlich wurden positive CCS Effekte von EUR 119 Mio gebucht. Das CCS EBIT vor Sondereffekten fiel von EUR 623 Mio in Q2/10 auf EUR 468 Mio. Der Beitrag von Petrom lag mit EUR 306 Mio 93% über Q2/10.

Der Finanzerfolg lag mit EUR -53 Mio deutlich unter Q2/10 (EUR -2 Mio). Dafür maßgeblich verantwortlich waren die USD-Finanzierungen von Petrom an ihre kasachischen Tochtergesellschaften, die in Q2/10 von der Abwertung des RON gegenüber dem USD profitiert hatten. Zum anderen gab es in Q2/11 auf Grund der Abwertung der TRY zum USD Verluste bei der Bewertung von USD-Krediten von Petrol Ofisi. Das positive Borealis Ergebnis, das durch die vorteilhafte wirtschaftliche Lage bei Basis-Chemikalien und einen starken Joint Venture-Beitrag von Borouge hervorgerufen wurde, führte zu einem sehr guten Ergebnisbeitrag aus den At-Equitykonsolidierten Beteiligungen.

Die laufenden Ertragsteuern des OMV Konzerns betrugen EUR 130 Mio, ein Aufwand aus latenten Steuern von EUR 6 Mio wurde ergebniswirksam in Q2/11 gebucht. Die effektive Steuerquote des Konzerns lag bei 26% (Q2/10: 34%). Dieser Rückgang ist vor allem auf ein höheres Ergebnis aus At-Equity-konsolidierten Unternehmen, hauptsächlich Borealis,

sowie auf den fehlenden Ergebnisbeitrag der hoch besteuerten libyschen Gesellschaften zurückzuführen.

Der den Aktionären zuzurechnende Periodenüberschuss fiel von EUR 338 Mio in Q2/10 auf EUR 269 Mio in Q2/11. Den Minderheiten- und Hybridanteilen waren EUR 109 Mio zuzurechnen (Q2/10: EUR 87 Mio). Der den Aktionären zuzurechnende CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten betrug EUR 236 Mio (Q2/10: EUR 314 Mio). Das Ergebnis je Aktie lag bei EUR 0,88, das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten lag bei EUR 0,77 (Q2/10: EUR 1,13 bzw. EUR 1,05).

Verglichen zu Q1/11 fiel der Umsatz um 1%, vor allem auf Grund saisonal bedingt niedrigerer Gasverkaufsmengen, kompensiert durch höhere Marketingverkaufsmengen. Das EBIT lag mit EUR 567 Mio deutlich unter Q1/11 (EUR 807 Mio), vor allem belastet durch eine geringere Produktion auf Grund der anhaltenden politischen Instabilität in Libyen und im Jemen, einen schwächeren USD sowie wesentlich höhere Explorationsaufwendungen. Das CCS EBIT vor Sondereffekten sank um 35%. Das Finanzergebnis lag deutlich über dem Vorquartal. Zurückzuführen ist diese Abweichung auf die höheren FX-Verluste in Q1/11, resultierend insbesondere aus der Bewertung von USD-Krediten, die von Petrom an ihre kasachischen Tochtergesellschaften gewährt worden sind. Die effektive Steuerquote des Konzerns lag bei 26% (Q1/11: 32%). Dieser Rückgang ist vor allem auf den fehlenden Ergebnisbeitrag der hoch besteuerten libyschen Gesellschaften sowie einen Verlust im hoch besteuerten Großbritannien auf Grund der Abschreibung einer nicht fündigen Bohrung (Lagavulin) zurückzuführen. Der den Aktionären zuzurechnende Periodenüberschuss lag mit EUR 269 Mio unter Q1/11 (EUR 365 Mio); ebenso sank mit EUR 236 Mio der den Aktionären zuzurechnende CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten im Vergleich zu Q1/11 (EUR 272 Mio).

Jänner – Juni 2011 (1-6/11)

Der Anstieg des Konzernumsatzes um 46% vs. 1-6/10 ist vor allem auf deutlich höhere Rohöl- und Produktenpreise, gestiegene Marketing- und Gasverkaufsmengen sowie die Vollkonsolidierung von Petrol Ofisi zurückzuführen. Das Konzern-EBIT von EUR 1.374 Mio lag leicht über 1-6/10, begünstigt durch höhere Rohölpreise und dadurch höhere positive CCS Effekte, teilweise kompensiert durch geringere Produktionsmengen, niedrigere Raffineriemargen und höhere Explorationsaufwendungen. Der EBIT-Beitrag von Petrom stieg, vor allem auf Grund höherer Rohölpreise, auf EUR 578 Mio (1- 6/10: EUR 401 Mio). In 1-6/11 wurden Netto-

Sonderaufwendungen von EUR 39 Mio (1-6/10: EUR 43 Mio), vor allem bezogen auf Schließungskosten der Raffinerie Arpechim sowie die Abschreibung der Explorationslizenz Kultuk (Kasachstan), und positive CCS Effekte von EUR 220 Mio (1-6/10: EUR 130 Mio) ausgewiesen. Das CCS EBIT vor Sondereffekten sank um 6% auf EUR 1.194 Mio. Der Beitrag

von Petrom betrug EUR 588 Mio, 55% über 1-6/10.

Der Finanzerfolg lag mit EUR -161 Mio deutlich unter 1- 6/10 (EUR -15 Mio) und war wesentlich durch die Bewertung der USD-Ausleihungen von Petrom an ihre kasachischen Tochtergesellschaften (RON Aufwertung gegen USD in 1-6/11 steht der RON Abwertung gegen USD aus 1-6/10 gegenüber) beeinflusst. Des Weiteren hatten die USD-Kredite von Petrol Ofisi auf Grund der Abwertung der TRY gegen USD einen negativen Einfluss auf das Finanzergebnis in 1-6/11. Diese FX-Verluste wurden durch einen marktbedingt deutlich stärkeren At-Equity-Beitrag von Borealis teilweise kompensiert.

Die laufenden Ertragsteuern des OMV Konzerns betrugen EUR 323 Mio, latente Steueraufwendungen wurden in der Höhe von EUR 39 Mio in 1-6/11 gebucht. Die effektive Steu- erquote des Konzerns fiel auf 30% (1-6/10: 34%), was insbesondere auf ein höheres At-Equity-Ergebnis, hauptsächlich von Borealis, sowie den deutlich geringeren Ergebnisbeitrag der hoch besteuerten libyschen Gesellschaften zurückzuführen ist.

Der den Aktionären zuzurechnende Periodenüberschuss lag mit EUR 634 Mio leicht unter 1-6/10 (EUR 684 Mio). Den Minderheiten- und Hybridanteilen waren EUR 218 Mio zuzurechnen (1-6/10: EUR 197 Mio). Der den Aktionären zuzurechnende CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten betrug EUR 507 Mio (1-6/10: EUR 611 Mio). Das Ergebnis je Aktie lag bei EUR 2,10, das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten lag bei EUR 1,68 (1-6/10: EUR 2,29 bzw. EUR 2,04).

Bilanz, Investitionen und Verschuldungsgrad (ungeprüft)

Konzernbilanz in EUR Mio	30. Juni 2011	31. Dez. 2010
Vermögen
Immaterielle Vermögenswerte	3.185,44	3.092,70
Sachanlagen	13.175,08	12.828,80
Anteile an assoziierten Unternehmen	1.535,02	1.487,63
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	1.158,36	1.152,68
Sonstige Vermögenswerte	134,60	108,45
Langfristiges Vermögen	19.188,50	18.670,26
Latente Steuern	194,71	189,59
Vorräte	3.101,77	2.818,13
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	3.097,23	2.930,54
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	384,83	352,61
Forderungen aus laufenden Ertragsteuern	109,48	103,07
Sonstige Vermögenswerte	265,72	299,94
Kassenbestand und Bankguthaben	1.228,09	946,13
Zu Veräußerungszwecken gehaltenes Vermögen	67,93	93,54
Kurzfristiges Vermögen	8.255,06	7.543,98
Summe Aktiva	27.638,27	26.403,83
Eigenkapital und Verbindlichkeiten
Grundkapital	327,27	300,00
Hybridkapital	740,79	–
Rücklagen	9.405,67	8.780,58
OMV Anteilseigner	10.473,74	9.080,58
Anteile anderer Gesellschafter	2.287,58	2.231,71
Eigenkapital	12.761,32	11.312,29
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	904,31	899,33
Anleihen	1.972,24	1.990,13
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	2.274,27	3.015,05
Rückstellungen für Rekultivierungsverpflichtungen	1.877,48	1.932,57
Sonstige Rückstellungen	312,59	295,57
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	161,12	193,44
Sonstige Verbindlichkeiten	8,33	9,15
Langfristige Verbindlichkeiten	7.510,33	8.335,25
Latente Steuern	784,30	535,85
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	3.396,94	3.361,58
Anleihen	23,41	72,61
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	1.153,69	895,52
Rückstellung für laufende Ertragsteuern	192,16	121,48
Sonstige Rückstellungen	464,43	451,27
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	379,25	309,22
Sonstige Verbindlichkeiten	961,29	1.000,51
Zu Veräußerungszwecken gehaltene Verbindlichkeiten	11,16	8,25
Kurzfristige Verbindlichkeiten	6.582,33	6.220,45
Summe Passiva	27.638,27	26.403,83

Erläuterungen zur Bilanz zum 30. Juni 2011

Das Investitionsvolumen stieg auf EUR 1.522 Mio (1-6/10: EUR 856 Mio). Gestiegene Investitionen in den Geschäftsbereichen E&P und R&M standen niedrigeren Investitionstätigkeiten in G&P sowie Konzernbereich und Sonstiges (Kb&S) gegenüber.

E&P investierte EUR 1.099 Mio (1-6/10: EUR 381 Mio), vor allem in den Erwerb der tunesischen Tochtergesellschaften von Pioneer. Des Weiteren wurde in die Entwicklung von Feldern in Rumänien, Österreich sowie in Kasachstan investiert. Das Investitionsvolumen im Geschäftsbereich R&M, vor allem auch für Investitionen in Qualitätsverbesserungsprojekte in Österreich und Rumänien sowie für den Kauf weiterer Petrol Ofisi A.S. Aktien von den Minderheitsaktionären, lag bei EUR 216 Mio (1-6/10: EUR 104 Mio). Die Investitionen im Geschäftsbereich G&P, EUR 191 Mio (1-6/10: EUR 348 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 16 Mio (1-6/10: EUR 22 Mio).

Im Vergleich zum Jahresende 2010 stieg das Gesamtvermögen um EUR 1.234 Mio bzw. 5% auf EUR 27.638 Mio hauptsächlich auf Grund der erläuterten Investitionen. Des Weiteren gab es auf Grund des gestiegenen Ölpreisumfelds eine Steigerung der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie eine Erhöhung der Position Kassenbestand und Bankguthaben durch die Kapitalerhöhung und die Begebung einer Hybridanleihe. Diesen positiven Effekten standen die Rückzahlungen von aufgenommen Krediten gegenüber.

OMV platzierte am 6. Juni 2011 erfolgreich eine Kapitalerhöhung mit 27,3 Mio Aktien zu einem Bezugspreis von EUR 27,50 pro Aktie. Zusätzlich wurde am 25. Mai 2011 eine Hybridanleihe mit einem Emissionsvolumen von EUR 750 Mio erfolgreich ausgegeben. Gemäß IFRS wird der Erlös der Hybridanleihe vollständig als Eigenkapital anerkannt.

Das Eigenkapital erhöhte sich nach den oben erwähnten Kapitalmaßnahmen um etwa 13%, wodurch sich die Eigenkapitalquote des Konzerns zum Stichtag 30. Juni 2010 auf 46% (31. Dezember 2010: 43%) verbesserte.

Die gesamte Zahl der vom Unternehmen gehaltenen eigenen Aktien betrug per 30. Juni 2011 unverändert 1.203.195 Stück.

Per 30. Juni 2011 betrugen die kurz- und langfristigen Kredite, Anleihen und Finanzierungsleasingverbindlichkeiten EUR 5.540 Mio (31. Dezember 2010: EUR 6.113 Mio). Davon entfielen EUR 116 Mio auf Finanzierungsleasingverbindlichkeiten (31. Dezember 2010: EUR 139 Mio). Kassenbestand und Bankguthaben erhöhten sich auf EUR 1.228 Mio (31. Dezember 2010: EUR 946 Mio). Die Nettoverschuldung verringerte sich auf EUR 4.312 Mio verglichen zu EUR 5.167 Mio Ende 2010.

Zum 30. Juni 2011 betrug der Verschuldungsgrad (Gearing Ratio) 33,8% (31. Dezember 2010: 45,7%).

Cashflow (ungeprüft)

Q1/11	Q2/11		Q2/10 Konzern-Cashflow-Rechnung in EUR Mio	1-6/11	1-6/10	2010
473,44	378,04		424,37 Perioden-/Jahresüberschuss	851,48	880,80	1.214,12
365,82	449,95		386,49 Abschreibungen (+)/Zuschreibungen (–)	815,78	671,69	1.571,18
32,58	6,29		-6,29 Latente Steuern	38,87	28,34	29,25
			Gewinne (–)/Verluste (+) aus Abgängen von
-4,70	-4,58	-2,23	Anlagevermögen	-9,28	-3,83	-1,46
			Erhöhung (+)/Verminderung (–) langfristige
18,54	0,37	-11,41	Rückstellungen	18,90	12,23	71,56
			Sonstige unbare Erträge (–)/Aufwendungen
86,50	-280,43	-211,22	(+)	-193,93	-278,00	89,13
972,18	549,63		579,72 Mittelzufluss nach unbaren Posten	1.521,82	1.311,23	2.973,78
-73,19	-297,53		124,15 Verminderung (+)/Erhöhung (–) Vorräte	-370,73	234,39	-52,11
-550,75	384,39		-33,20 Verminderung (+)/Erhöhung (–) Forderungen	-166,36	-420,92	-698,31
			Erhöhung (+)/Verminderung (–)
463,08	-220,82	60,75	Verbindlichkeiten	242,26	352,83	670,64
			Erhöhung (+)/Verminderung (–) kurzfristige
80,59	-31,38	33,50	Rückstellungen	49,21	34,59	-7,69
891,90	384,29		764,90 Mittelzufluss aus der Betriebstätigkeit	1.276,20	1.512,11	2.886,31
			Investitionen
-596,87	-508,50	-549,97	Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	-1.105,37	-1.036,05	-2.087,61
-4,44	-5,75	-11,08	Beteiligungen, Ausleihungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte	-10,19	-31,33	-40,41
-609,34	0,00	-8,55	Erwerb einbezogener Unternehmen und Geschäftsbetriebe abzüglich liquider Mittel	-609,34	-15,87	-813,55
			Veräußerungen
20,09	30,34		3,38 Erlöse aus dem Verkauf von Anlagevermögen	50,43	20,58	39,69
			Erlöse aus dem Verkauf einbezogener
0,00	0,00	5,00	Unternehmen abzüglich liquider Mittel	0,00	28,44	26,79
-1.190,57	-483,90		-561,21 Mittelabfluss aus der Investitionstätigkeit	-1.674,47	-1.034,24	-2.875,09
			Erhöhung (+)/Verminderung (–) langfristiger
-367,37	88,77	-177,28	Finanzierungen	-278,60	587,48	536,56
-23,10	0,08		0,00 Erwerb nicht beherrschender Anteile	-23,02	0,00	0,00
			Erhöhung (+)/Verminderung (–) kurzfristiger
66,02	-107,74	-164,84	Finanzierungen	-41,72	-169,26	52,48
0,00	-432,86		-322,67 Dividendenzahlungen	-432,86	-322,67	-333,56
–	1.473,23		– Kapitalerhöhung und Hybridanleihe	1.473,23	–	–
0,00	0,00		0,00 Rückkauf eigener Aktien	0,00	0,00	0,44
			Mittelzufluss/-abfluss aus der
-324,45	1.021,47	-664,79	Finanzierungstätigkeit	697,02	95,55	255,92
-8,30	-8,49		4,07 Währungsdifferenz auf liquide Mittel	-16,79	15,90	4,45
			Nettoabnahme (–)/-zunahme (+) liquider
-631,41	913,37	-457,02	Mittel	281,96	589,32	271,59
946,13	314,72		1.720,88 Liquide Mittel Periodenbeginn	946,13	674,54	674,54
314,72	1.228,09		1.263,86 Liquide Mittel Periodenende	1.228,09	1.263,86	946,13

Erläuterungen zur Cashflow-Rechnung

Der Mittelzufluss aus dem Periodenergebnis bereinigt um unbare Positionen – wie Abschreibungen, Nettoveränderung der langfristigen Rückstellungen, nicht zahlungswirksame Beteiligungsergebnisse und andere Positionen – betrug in 1- 6/11 EUR 1.522 Mio (1-6/10: EUR 1.311 Mio); im Net Working Capital wurden Mittel in Höhe von EUR 246 Mio gebunden (1- 6/10: Mittelfreisetzung von EUR 201 Mio). Dies führte zu einem, im Vergleich zu 1-6/10, um EUR 236 Mio niedrigeren Cashflow aus der Betriebstätigkeit in Höhe von EUR 1.276 Mio.

Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit (Mittelabfluss von EUR 1.674 Mio, 1-6/10: Mittelabfluss von EUR 1.034 Mio) beinhaltet neben Zahlungen für Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte (EUR 1.105 Mio) auch den Mittelabfluss aus dem Erwerb der tunesischen Tochtergesellschaften von Pioneer in Höhe von EUR 623 Mio (Netto-Mittelabfluss abzüglich der erworbenen Zahlungsmittel EUR 609 Mio). In 1-6/10 beinhaltete diese Position auch den Netto-Mittelzufluss aus dem Verkauf der OMV Italia S.r.l. (EUR 23 Mio).

Der Free Cashflow (Cashflow aus der Betriebstätigkeit abzüglich Cashflow aus der Investitionstätigkeit) zeigte einen Mittelabfluss von EUR 398 Mio (1-6/10: Zufluss von EUR 478 Mio). In 1-6/11 gab es Dividendenzahlungen, die mit EUR 433 Mio, auf Grund der Zahlungen an Minderheitsgesellschafter von OMV Petrom S.A. (EUR 109 Mio), höher als in 1-6/10 (EUR 323 Mio) ausfielen. Der Free Cashflow abzüglich Dividendenzahlungen führte zu einem Mittelabfluss von EUR 831 Mio (1-6/10: Mittelzufluss von EUR 155 Mio).

Der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit zeigt nach der Ausgabe neuer Aktien (EUR 732 Mio) und einer Hybridanleihe (EUR 741 Mio) Mittelzuflüsse von EUR 697 Mio (1-6/10: EUR 96 Mio). Des Weiteren reflektiert diese Entwicklung auch den Mittelabfluss von EUR 23 Mio aus dem Kauf weiterer Petrol Ofisi A.S. Aktien von Minderheitsaktionären sowie die während der Periode bezahlten Dividenden (zusätzlich zu Dividendenzahlungen spiegelte die Entwicklung in 1-6/10 einen Mittelzufluss in Höhe von EUR 500 Mio aus der Begebung eines Eurobonds, sowie EUR 250 Mio aus der Rückzahlung einer Anleihe wider).

Verkürzte Eigenkapitalveränderungsrechnung (ungeprüft)

in EUR Mio	Grundkapital	Kapital rücklagen	Hybrid kapital	Gewinn rücklagen	Rücklagen1) Eigene Sonstige	Anteile	OMV Anteilseigner	Nicht beherrschende Anteile	Summe Eigenkapital
1. Jänner 2011	300,00	783,90	0,00	8.198,65	-188,76	-13,21	9.080,58	2.231,71	11.312,29
Gesamtergebnis der Periode				636,67	-402,46		234,22	207,67	441,89
Kapitalerhöhung	27,27		705,16 740,79				1.473,23		1.473,23
Dividendenzahlungen				-298,80			-298,80	-144,27	-443,06
Zugang (+)/Abgang (–) nicht beherrschende Anteile				-15,50			-15,50	-7,53	-23,02
30. Juni 2011	327,27	1.489,06 740,79		8.521,03	-591,21	-13,21	10.473,74	2.287,58	12.761,32
in EUR Mio	Grundkapital	Kapital rücklagen	Hybrid kapital	Gewinn rücklagen	Rücklagen1) Eigene Sonstige	Anteile	OMV Anteilseigner	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				683,53	352,94		1.036,47	140,83	1.177,30
Dividendenzahlungen				-298,78			-298,78	-23,89	-322,67
Zugang (+)/Abgang (–) nicht beherrschende 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

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 17. Mai 2011 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, in der selben Höhe wie im Vorjahr. Dividendenzahlungen an Minderheitsaktionäre erfolgten in 1-6/11 in Höhe von EUR 144 Mio.

Segmentberichterstattung

Umsätze mit anderen Segmenten

Q1/11	Q2/11	Q2/10	U% in EUR Mio	1-6/11	1-6/10	U%	2010
1.113,69	1.041,38	924,75	13 Exploration und Produktion	2.155,07	1.779,32	21	3.620,37
6,81	5,53	8,02	-31 Raffinerien und Marketing	12,33	16,45	-25	29,66
34,74	33,96	25,80	32 Gas und Power	68,69	47,22	45	103,08
88,29	76,83	92,83	-17 Konzernbereich und Sonstiges	165,12	167,83	-2	335,96
1.243,52	1.157,69	1.051,40	10 Summe	2.401,22	2.010,82	19	4.089,07

Umsätze mit Dritten

Q1/11	Q2/11	Q2/10	U% in EUR Mio	1-6/11	1-6/10	U%	2010
241,78	154,32	258,66	-40 Exploration und Produktion	396,10	544,36	-27	1.045,68
6.110,57	6.527,02	4.713,77	38 Raffinerien und Marketing	12.637,59	8.464,43	49	18.012,33
1.716,97	1.279,03	757,17	69 Gas und Power	2.995,99	2.004,00	50	4.261,92
2,19	-0,10	0,62	n.m. Konzernbereich und Sonstiges	2,09	2,04	2	3,52
8.071,50	7.960,27	5.730,23	39 Summe	16.031,77	11.014,82	46	23.323,44

Umsätze

Q1/11	Q2/11	Q2/10	U% in EUR Mio	1-6/11	1-6/10	U%	2010
1.355,47	1.195,70	1.183,42	1 Exploration und Produktion	2.551,17	2.323,68	10	4.666,05
6.117,37	6.532,55	4.721,79	38 Raffinerien und Marketing	12.649,92	8.480,88	49	18.041,99
1.751,70	1.312,98	782,97	68 Gas und Power	3.064,69	2.051,22	49	4.365,00
90,47	76,73	93,45	-18 Konzernbereich und Sonstiges	167,20	169,87	-2	339,48
9.315,02	9.117,97	6.781,62	34 Summe	18.432,99	13.025,65	42	27.412,51

Segment- und Konzernergebnis

Q1/11	Q2/11	Q2/10		U% in EUR Mio	1-6/11	1-6/10	U%	2010
677,33	412,10	499,57		-18 EBIT Exploration und Produktion 1)	1.089,43	1.055,80	3	1.815,60
93,94	137,61	221,63		-38 EBIT Raffinerien und Marketing	231,56	313,25	-26	397,36
72,87	25,58	18,10		41 EBIT Gas und Power	98,45	105,08	-6	277,00
-14,77	-10,56	-42,09		-75 EBIT Konzernbereich und Sonstiges	-25,34	-63,13	-60	-128,28
829,37	564,73	697,22		-19 EBIT Segment Summe	1.394,11	1.411,00	-1	2.361,69
				Konsolidierung:
-22,13	2,35	-50,50	n.m.	Zwischengewinneliminierung	-19,78	-53,85	-63	-27,89
807,25	567,08	646,72		-12 OMV Konzern EBIT	1.374,33	1.357,15	1	2.333,80
-108,46	-52,81	-2,04		n.m. Finanzerfolg	-161,27	-14,78	n.m.	-373,17
				OMV Konzern Ergebnis der
698,79	514,27	644,68	-20	gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	1.213,06	1.342,37	-10	1.960,63

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

Vermögenswerte 1)

in EUR Mio	30. Juni 2011	31. Dez. 2010
Exploration und Produktion	8.017,09	7.310,58
Raffinerien und Marketing	6.388,45	6.773,96
Gas und Power	1.709,99	1.567,80
Konzernbereich und Sonstiges	245,00	269,16
Summe	16.360,53	15.921,49

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 20. September 2010 unterzeichnete OMV eine Vereinbarung zum Erwerb des gesamten Stammkapitals der operativen E&P-Gesellschaft von PETRONAS International Corporation Limited in Pakistan. Der Abschluss der Transaktion fand am 11. Juli 2011 statt.

Für weitere Informationen 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, 10. August 2011

Der Vorstand

Gerhard Roiss Generaldirektor und Vorstandsvorsitzender

David C. Davies Vorsitzender-Stellvertreter Finanzen

Werner Auli Mitglied des Vorstands Gas und Power

Jaap Huijskes Mitglied des Vorstands Exploration und Produktion

Manfred Leitner Mitglied des Vorstands Raffinerien und Marketing inkl. Petrochemie

EBIT Aufgliederung

EBIT

Q1/11	Q2/11	Q2/10		U% in EUR Mio	1-6/11	1-6/10	U%	2010
677	412	500		-18 Exploration und Produktion 1)	1.089	1.056	3	1.816
94	138	222		-38 Raffinerien und Marketing	232	313	-26	397
73	26	18		41 Gas und Power	98	105	-6	277
-15	-11	-42		-75 Konzernbereich und Sonstiges	-25	-63	-60	-128
-22	2	-50		n.m. Konsolidierung	-20	-54	-63	-28
807	567	647		-12 OMV Konzern EBIT	1.374	1.357	1	2.334
-20	-20	-59		-66 Sondereffekte 2)	-39	-43	-8	-323
-2	-9	-3		n.m. davon: Personal und Restrukturierung	-10	-6	75	-101
0	-21	-61	-65	Außerplanmäßige Abschreibungen	-21	-61	-65	-258
2	6	1	n.m.	Anlagenverkäufe	8	20	-59	32
-20	4	3	37	Sonstiges	-16	4	n.m.	4
				CCS Effekte:
101	119	83	44	Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–) 3)	220	130	70	187
726	468	623		-25 CCS EBIT vor Sondereffekten 3)	1.194	1.271	-6	2.470
677	439	560		-22 davon: Exploration und Produktion 1)	1.117	1.116	0	2.099
11	11	120	-91	Raffinerien und Marketing 3)	22	147	-85	225
73	26	19	38	Gas und Power	98	106	-7	279
-14	-10	-24	-60	Konzernbereich und Sonstiges	-23	-45	-48	-105
-22	2	-50	n.m.	Konsolidierung	-20	-54	-63	-28

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 und Petrol Ofisi.

EBITD

Q1/11	Q2/11	Q2/10	U% in EUR Mio	1-6/11	1-6/10	U%	2010
895	710	770	-8 Exploration und Produktion 1)	1.604	1.501	7	2.888
225	269	318	-16 Raffinerien und Marketing	493	504	-2	812
80	36	25	43 Gas und Power	116	119	-2	307
-4	0	-30	n.m. Konzernbereich und Sonstiges	-4	-38	-89	-80
-22	2	-50	n.m. Konsolidierung	-20	-54	-63	-28
1.173	1.017	1.033	-2 Summe	2.190	2.031	8	3.899

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

Der weltweite Ölverbrauch hat laut IEA im ersten Halbjahr 2011 um 1,7% bzw. 1,5 Mio bbl/d auf 88,7 Mio bbl/d zugenommen. In den OECD-Ländern ging die Nachfrage um 1% zurück, in den Nicht-OECD-Ländern stieg sie um knapp 4%. In China ist die Ölintensität der Volkswirtschaft nach wie vor hoch und die Nachfrage stieg um 7%. Die weltweite Ölproduktion wurde gegenüber 1-6/10 um 1,4% bzw. auf 88,1 Mio bbl/d gesteigert, wobei der Produktionsrückgang Libyens von 0,9 Mio bbl/d zur Deckung des weltweiten Ölverbrauchs nur zum Teil kompensiert wurde. Das restliche Aufkommen wurde durch Lagerabbau im Ausmaß von 0,6 Mio bbl/d gedeckt. Die OPEC erreichte mit einer Rohölproduktion von 29,7 Mio bbl/d und 5,8 Mio bbl/d NGL eine Marktdeckung von über 40%. Die IEA schätzt die Rohölnachfrage für das Gesamtjahr 2011 auf 89,5 Mio bbl/d (+1,4%).

Der Handel am Spotmarkt in Rotterdam startete zu Jahresbeginn mit einem Preis für Brent-Rohöl von USD 93,70/bbl und überschritt Anfang Februar die 100 USD-Marke. Die politische Instabilität in einigen Ländern in Nordafrika und im Mittleren

Osten – aber vor allem der durch den bewaffneten Konflikt in Libyen bedingte Ausfall der Ölexporte – ließ die Ölpreise ansteigen. Mitte April hat Brent mit USD 126,64/bbl den Jahreshöchststand erreicht. Der Durchschnittspreis in 1-6/2011 betrug USD 111,09/bbl und lag damit um 44% über dem Wert der Vergleichsperiode. Der Durchschnittspreis für die Rohölsorte Urals in 1-6/11 betrug USD 108,29/bbl. Die in EUR umgerechneten Produktennotierungen am Rotterdamer Produktenmarkt erhöhten sich gegenüber 1-6/2010 für Benzin und Heizöl Schwer um jeweils rund 28%, jene für Mitteldestille um rund 35%.

Auf den Finanzmärkten war das Geschehen von der Schuldenkrise im Euro-Raum und von der politischen Uneinigkeit über die Bekämpfung des ausufernden Budgetdefizits in den USA geprägt. Die US-Währung verlor gegenüber dem EUR an Wert und der durchschnittliche EUR-USD-Wechselkurs lag mit 1,403 um 6% über

1-6/2010. Die türkische Lira (TRY) verlor in 1-6/11 gegenüber dem USD 3% an Wert und lag bei durchschnittlich 1,574/USD.

Q1/11	Q2/11	Q2/10	U%		1-6/11	1-6/10	U%	2010
105,43	117,04	78,24		50 Durchschnittl. Brent-Preis in USD/bbl	111,09	77,29	44	79,50
102,67	114,21	76,86		49 Durchschnittl. Urals-Preis in USD/bbl	108,29	76,12	42	78,29
1,368	1,439	1,271		13 Durchschnittl. EUR-USD-Kurs	1,403	1,327	6	1,326
4,221	4,138	4,185		-1 Durchschnittl. EUR-RON-Kurs	4,180	4,149	1	4,212
3,088	2,876	3,301		-13 Durchschnittl. USD-RON-Kurs	2,983	3,138	-5	3,185
2,159	2,258	1,956		15 Durchschnittl. EUR-TRY-Kurs	2,208	2,021	9	1,997
1,578	1,569	1,541		2 Durchschnittl. USD-TRY-Kurs	1,574	1,525	3	1,508
2,44	3,38	4,72		-28 NWE Raffineriemarge in USD/bbl	2,91	4,34	-33	3,98
0,42	1,62	3,54		-54 Med Urals Raffineriemarge in USD/bbl	1,02	3,52	-71	2,89

Quelle: Reuters/Platts.

OMV Aktienkursentwicklung

Die OMV Aktie zeigte nach dem Kursanstieg in Q1/11 in Q2/11 eine schwächere Performance. Nachdem sie am 8. April ihr Quartalshoch von EUR 32,30 erreicht hatte, begann sich der Kurs abzuschwächen und führte zu einem Quartalstiefststand von EUR 27,85 am 6. Juni. Bis zum 30. Juni konnte sich die Aktie jedoch etwas erholen und schloss bei EUR 30,13. In Summe entspricht dies einem Kursrückgang der OMV Aktie an

der Wiener Börse von 6% in Q2/11. Die internationalen Finanzmärkte zeigten insgesamt ein uneinheitliches Bild mit einem Kursrückgang des FTSEurofirst 100 um 3% und des FTSE Global Energy Index (bestehend aus den weltweit größten Öl- und Gasunternehmen) um 5%. Der Dow Jones Industrial Average und der Nikkei verzeichneten Kursanstiege um jeweils rund 1%. Der österreichische Leitindex ATX fiel um 4%.

ISIN: AT0000743059	Marktkapitalisierung per 30. Juni	EUR 9.824 Mio
Wiener Börse: OMV	Schlusskurs per 30. Juni	EUR 30,13
Reuters: OMVV.VI	Jahreshöchstkurs am 14. Februar	EUR 34,69
Bloomberg: OMV AV	Jahrestiefstkurs am 6. Juni	EUR 27,85
ADR Level I: OMVKY	Ausstehende Aktien (per 30. Juni)	326.069.532
	Ausstehende Aktien (gewichtet) in Q2/11	302.111.722
ISIN: XS0422624980	6,250% OMV Eurobond (2009–2014)
ISIN: XS0434993431	5,250% OMV Eurobond (2009–2016)
ISIN: XS0485316102	4,375% OMV Eurobond (2010–2020)
ISIN: XS0629626663	6,750% OMV perp-NC7/12 Hybridanleihe

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

OMV Kontakte

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 40440-21660; E-Mail: media.relations@omv.com