OMV AG — Interim / Quarterly Report 2011

May 11, 2011

Bericht Jänner – März 2011

inkl. Konzernzwischenabschluss zum 31. März 2011

11. Mai 2011 7:30 (MEZ)

Hoher Ölpreis kompensiert Auswirkungen politischer Unruhen

Q4/10	Q1/11	Q1/10		% in EUR Mio	2010	2009	%
582	807	710		14 Betriebserfolg (EBIT)	2.334	1.410	66
609	827	694		19 EBIT vor Sondereffekten	2.657	1.590	67
567	726	647		12 CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	2.470	1.418	74
88	365	346		5 Periodenüberschuss nach Minderheiten	921	572	61
				CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten nach
216	272	297	-9	Minderheiten 1)	1.118	596	88
0,30	1,22	1,16		5 Ergebnis je Aktie in EUR	3,08	1,91	61
0,72	0,91	1,00		-9 CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten in EUR 1)	3,74	1,99	88
904	892	747		19 Cashflow aus der Betriebstätigkeit	2.886	1.847	56
–	–	–		n.a. Dividende je Aktie 2)	1,00	1,00	0

1) Das CCS Ergebnis eliminiert Lagerhaltungsgewinne/-verluste (CCS Effekte) aus den Fuels-Raffinerien. 2) 2010: Vorschlag an die Hauptversammlung 2011.

• EBIT-Anstieg vs. Q1/10: CCS EBIT vor Sondereffekten stieg, unterstützt von hohem Ölpreis und einem besseren Petrochemie-Ergebnis, um 12% auf EUR 726 Mio; CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten nach Minderheiten fiel um 9% auf EUR 272 Mio
• Starker operativer Cashflow: Anstieg um 19% getrieben durch die Ölpreisentwicklung
• Ausblick für 2011: In E&P wird auf Grund der Produktionsunterbrechungen in Nordafrika/Mittleren Osten mit einem Produktionsniveau unter 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 erste Quartal 2011 erwies sich als sehr schwierig – eine starke operative Leistung war von politischen Unruhen in Nordafrika und im Mittleren Osten überschattet, was auch Einfluss auf unsere Produktion hatte. Der hohe Ölpreis, in Kombination mit soliden Beiträgen der Geschäftsbereiche, führte zu einem im Vergleich zu den vorangegangenen Quartalen deutlich stärkeren operativen Ergebnis. Seit 1. April leite ich OMV als Generaldirektor. Eine meiner Hauptaufgaben in den kommenden Monaten wird es sein, die OMV Strategie zu überdenken und sicherzustellen, dass wir so aufgesetzt sind, dass wir den maximalen Wert aus den Konzerntätigkeiten holen können. Wir werden uns besonders darauf fokussieren, wie wir den Geschäftsbereichen am effizientesten Kapital zuteilen, um erfolgreich profitables Wachstum sicherzustellen. Ich freue mich schon darauf, die Ergebnisse dieses Strategieprozesses auf einem Media Summit und Capital Markets Day im September in Istanbul zu präsentieren."

Inhalt

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

11| Konzernzwischenabschluss 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

Erstes Quartal 2011 (Q1/11)

In Q1/11 wirkten sich das günstige Ölpreisumfeld (der Brent-Preis übertraf das durchschnittliche Niveau von Q1/10 um 38%) und ein starkes Petrochemie-Ergebnis positiv auf die Ergebnisse aus. Das Konzern-EBIT von EUR 807 Mio lag daher um 14% über Q1/10 und Petroms Beitrag zum Konzern-EBIT stieg von EUR 230 Mio auf EUR 282 Mio in Q1/10. Der Finanzerfolg lag mit EUR -108 Mio, hauptsächlich auf Grund von Fremdwährungsverlusten, signifikant unter dem Niveau von Q1/10. Der Periodenüberschuss nach Minderheiten stieg im Vergleich zu Q1/10 um 5% auf EUR 365 Mio. Das CCS EBIT vor Sondereffekten stieg in Q1/11 um 12% auf EUR 726 Mio vs. Q1/10 und wurde um Lagerhaltungsgewinne in Höhe von EUR 101 Mio und um Netto-Sonderaufwendungen in Höhe von EUR 20 Mio, hauptsächlich auf Grund von Rückstellungen für Kosten im Zusammenhang mit der Schließung der Raffinerie Arpechim, bereinigt. Petroms Beitrag zum Konzern-EBIT lag mit EUR 283 Mio um 27% über dem Vorjahresniveau. Der CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten nach Minderheiten betrug EUR 272 Mio (Q1/10: EUR 297 Mio). Das CCS Ergebnis vor Sondereffekten je Aktie belief sich auf EUR 0,91 (Q1/10: EUR 1,00).

Im Bereich Exploration und Produktion (E&P) stieg das EBIT vor Sondereffekten im Vergleich zu Q1/10, trotz des negativen Einflusses durch die politischen Unruhen in Nordafrika und im Mittleren Osten, auf Grund des starken Ölpreises um 22% auf EUR 677 Mio. Die Öl- und Gasproduktion des Konzerns lag mit 304.000 boe/d, vor allem belastet durch die niedrigere Produktion in Libyen und im Jemen, signifikant unter dem Niveau von Q1/10.

Im Bereich Raffinerien und Marketing (R&M) lag das CCS EBIT vor Sondereffekten mit EUR 11 Mio unter dem Vorjahresniveau. Das Raffinerie-Ergebnis lag trotz eines verbesserten Petrochemie-Ergebnisses leicht unter dem Niveau von Q1/10, was den Rückgang der OMV Referenz-Raffineriemarge widerspiegelt. Das Marketing-Geschäft litt unter hohem Margendruck, der durch einen positiven Beitrag von Petrol Ofisi nicht kompensiert werden konnte.

Im Bereich Gas und Power (G&P) lag das EBIT vor Sondereffekten mit EUR 73 Mio um 16% unter dem Vorjahresniveau. Dies ist hauptsächlich auf einen schwächeren Beitrag des Supply, Marketing und Trading-Geschäfts zurückzuführen, das auf Grund des milden Wetters durch niedrigere, aus dem Speicher entnommene Mengen, gekennzeichnet war.

Bedeutende Ereignisse in Q1/11

Am 6. Jänner unterzeichnete OMV eine Vereinbarung zum Kauf sämtlicher Kapitalanteile an "Pioneer Tunisia" und erweiterte somit ihr Explorations- und Produktionsportfolio durch diese bedeutende Investition in Tunesien.

Am 4. Februar verkaufte OMV ihre Heizöltochter OMV Wärme VertriebsgmbH an ein Konsortium unter der Führung der RWA Raiffeisen Ware Austria Aktiengesellschaft.

Am 18. Februar schloss OMV den Kauf des tunesischen Explorations- und Produktionsgeschäfts von Pioneer Natural Resources in Tunesien ab.

Am 22. Februar gab OMV auf Grund der politischen Unruhen in Libyen einen temporären Rückgang der libyschen Produktion bekannt und kündigte weiters an, dass auch ein kompletter Produktionsausfall nicht ausgeschlossen werden könne.

Am 31. März hielt Gerhard Roiss in Wien seine Antrittspressekonferenz als Vorstandsvorsitzender des OMV Konzerns. Er verkündete eine Strategieüberarbeitung, deren Ergebnisse bei einem Capital Markets Day im September in Istanbul präsentiert werden.

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 zwar in Q1/11 stark, werden aber im Vergleich zu 2010 durch weltweit zusätzliche Produktionskapazitäten niedriger erwartet. Die Marketingmengen und -spannen werden weiterhin unter Druck stehen, da die westlichen Märkte trotz der gesamtwirtschaftlichen Erholung auf Grund der Marktsättigung voraussichtlich kein Wachstum aufweisen werden und Südosteuropa noch immer unter dem Einfluss des Wirtschaftsabschwungs steht. 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, die weitgehend mit der angekündigten Größenordnung von durchschnittlich EUR 2,7 Mrd pro Jahr (exklusive größerer Akquisitionen) bis 2015 übereinstimmt, 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 (LTIR, Lost-Time Injury Rate), anzustreben.

Im Vergleich zum Vorjahr erwartet E&P auf Grund der instabilen politischen Lage in Nordafrika und im Mittleren Osten eine geringere Produktion in 2011. Die Produktion in Libyen war 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. Im Jemen wurde seit Mitte März die Produktion auf Grund eines Anschlags auf eine Export-Pipeline gestoppt. Die größte Ungewissheit im Produktionsausblick ist die Dauer dieser politischen Situation und der Zeitpunkt ab dem die Produktion in Libyen und im Jemen wieder aufgenommen werden kann. In Kasachstan wird auf Grund der Lösung von Start-Up Schwierigkeiten eine erhöhte Produktion in 2011 erwartet. Zusätzlich wird in Tunesien die Erhöhung der Produktion auf Grund der jüngsten Akquisition sowie in Betrieb gehender Entwicklungsbohrungen erwartet. In Rumänien und Österreich konzentrieren wir uns weiterhin auf eine Reduktion des natürlichen Produktionsrückgangs und eine Steigerung der Ausbeuterate von reifen Feldern. Nach dem jüngsten Explorationsfund in Australien (Zola) führt E&P weitere Auswertungen durch, um die beste Weiterentwicklungsstrategie zu bestimmen. OMV hat einen Kaufvertrag für die Akquisition der pakistanischen E&P-

Anlagen von Petronas in 2010 unterzeichnet. Der Abschluss der Transaktion wird für 2011 erwartet.

Der Geschäftsbereich R&M wird weiter unter dem herausfordernden Margenumfeld leiden. In Q2/11 ist in der Raffinerie Schwechat ein sechswöchiger Revisions-Stillstand des Petrochemie-Bereichs geplant. Bayernoil beendete in Q1/11 am Standort Neustadt einen vierwöchigen Revisions-Stillstand. In der Petrom Raffinerie Petrobrazi ist kein großer Stillstand geplant. Die Raffinerie Arpechim wird dauerhaft geschlossen. Der Bau der "Ethylen Pipeline Süd", welche die Petrochemie-Industrie in Bayern stärken wird, wird voraussichtlich in H2/11 fertig gestellt. Die kontinuierliche Optimierung des Tankstellennetzwerks wird, trotz eines ungünstigen Margenumfelds, zu einer verbesserten Marketing-Profitabilität führen. Seit 2011 wird Petrol Ofisi vollkonsolidiert und somit zur OMV Marketing-Performance beitragen. 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. Weitere Ausbauten auf der WAG Pipeline sowie die Inbetriebnahme einer neuen Kompressorstation im Zusammenhang mit diesem Ausbau werden die Transportkapazität in H1/11 weiter erhöhen. Der Regasifizierungsterminal Gate in Rotterdam (OMV Anteil: 5%) soll in H2/11 seinen Betrieb aufnehmen. Absatzseitig wird auf Grund der Inbetriebnahme neuer Kraftwerksprojekte zusätzliche Nachfrage nach Gas erwartet, unterstützt durch gesteigerte Aktivitäten zur Supply Diversifikation, um eine stabile Plattform für internationales Wachstum zu schaffen. Handelsaktivitäten sowohl als Teil des Portfolio-Managements als auch zur Ausnützung zusätzlicher Geschäftsmöglichkeiten haben zugenommen. Die Gründung der OMV Trading GmbH ist ein weiterer Schritt in Richtung des Aufbaus von produkt- und regionsübergreifenden Handelsaktivitäten zur Erweiterung von OMVs internationalen Aktivitäten entlang der gesamten Gas- und Strom-Wertschöpfungskette, vor allem in SEE und in der Türkei. 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 Inbetriebnahme des Gaskraftwerks Brazi (Rumänien) und des Windparks in Dorobantu (Rumänien) werden in H2/11 erwartet und kennzeichnen den Einstieg OMVs in das operative Stromgeschäft. Die rumänischen Regulierungsbehörden haben Anfang 2011 gemeinsam eine Regelung erlassen, dass für internen nicht-technischen Verbrauch der Gas Basket anzuwenden ist. Diese Regelung betrifft auch unser Kraftwerksprojekt in Brazi.

Auf einen Blick

Q4/10	Q1/11	Q1/10		% in EUR Mio	2010	2009	%
6.635	8.071	5.285		53 Umsatz 1)	23.323	17.917	30
440	677	556		22 EBIT E&P 2)	1.816	1.450	25
0	94	92		3 EBIT R&M	397	-143	n.m.
127	73	87		-16 EBIT G&P	277	235	18
-48	-15	-21		-30 EBIT Konzernbereich & Sonstiges	-128	-91	41
63	-22	-3		n.m. Konsolidierung	-28	-41	-32
582	807	710		14 EBIT	2.334	1.410	66
229	282	230	23	davon EBIT Petrom Gruppe	708	382	86
–	8	–	n.a.	davon EBIT Petrol Ofisi Gruppe	–	–	n.a.
461	677	556		22 EBIT vor Sondereffekten E&P 2), 3)	2.099	1.517	38
-46	11	27		-59 CCS EBIT vor Sondereffekten R&M 3)	225	-222	n.m.
129	73	87		-16 EBIT vor Sondereffekten G&P 3)	279	256	9
				EBIT vor Sondereffekten Konzernbereich und
-39	-14	-20	-32	Sonstiges 3)	-105	-92	15
63	-22	-3		n.m. Konsolidierung	-28	-41	-32
567	726	647		12 CCS EBIT vor Sondereffekten 3)	2.470	1.418	74
229	283	222	27	davon CCS EBIT vor Sondereffekten Petrom Gruppe3)	789	440	79
				davon CCS EBIT vor Sondereffekten Petrol Ofisi
–	9	–	n.a.	Gruppe 3)	–	–	n.a.
335	699	698		0 Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	1.961	1.182	66
195	473	456		4 Periodenüberschuss	1.214	717	69
88	365	346		5 Periodenüberschuss nach Minderheiten	921	572	61
				CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten nach
216	272	297	-9	Minderheiten 3)	1.118	596	88
0,30	1,22	1,16		5 Ergebnis je Aktie in EUR	3,08	1,91	61
0,72	0,91	1,00		-9 CCS EPS vor Sondereffekten in EUR 3)	3,74	1,99	88
904	892	747		19 Cashflow aus der Betriebstätigkeit	2.886	1.847	56
3,03	2,98	2,50		19 Cashflow je Aktie (CFPS) in EUR	9,66	6,18	56
5.167	5.421	3.084		76 Nettoverschuldung	5.167	3.314	56
46	47	29		64 Verschuldungsgrad in %	46	33	38
1.767	1.039	359		189 Investitionen	3.207	2.355	36
–	–	–		n.a. Dividende je Aktie 4)	1,00	1,00	0
–	19	23		-16 ROFA (%)	18	12	46
–	14	13		2 ROACE (%)	10	6	68
–	17	18		-6 ROE (%)	11	7	54
31.398	31.142	33.354		-7 OMV Mitarbeiteranzahl	31.398	34.676	-9
24.662	24.339	27.626	-12	davon Petrom Gruppe	24.662	28.984	-15

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. 4) 2010: Vorschlag an die Hauptversammlung 2011.

Exploration und Produktion (E&P)

Q4/10	Q1/11	Q1/10		% in EUR Mio	2010	2009	%
1.152	1.355	1.140		19 Umsatz	4.666	3.797	23
440	677	556		22 Betriebserfolg (EBIT)	1.816	1.450	25
-21	0	0		n.a. Sondereffekte	-283	-67	n.m.
461	677	556		22 EBIT vor Sondereffekten	2.099	1.517	38
Q4/10	Q1/11	Q1/10		% Operative Kennzahlen	2010	2009	%
29,4	27,4	28,5		-4 Gesamtproduktion in Mio boe	115,9	115,5	0
320.000	304.000	317.000		-4 Gesamtproduktion in boe/d	318.000	317.000	0
16,0	14,4	15,8		-9 Rohöl- und NGL-Produktion in Mio bbl	63,4	62,6	1
75,6	72,9	71,5		2 Erdgasproduktion in bcf	295,1	297,2	-1
86,46	105,43	76,36		38 Durchschnittl. Brent-Preis in USD/bbl	79,50	61,67	29
75,55	94,13	73,79		28 Durchschnittlich realisierter Rohölpreis in USD/bbl	73,44	60,94	21
132,11	112,70	60,98		85 Explorationsausgaben in EUR Mio	375,65	251,85	49
81,26	55,43	35,06		58 Explorationsaufwand in EUR Mio	238,70	239,05	0
14,21	13,65	12,72		7 Produktionskosten in USD/boe 1)	12,83	12,02	7
	Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)
Q4/10	Q1/11	Q1/10		% in EUR Mio	2010	2009	%
167	299	216		38 Betriebserfolg (EBIT)	715	582	23
-21	0	0		0 Sondereffekte	-126	-51	146
189	299	216		38 EBIT vor Sondereffekten	841	633	33
Q4/10	Q1/11	Q1/10		% Operative Kennzahlen	2010	2009	%
185.000	186.000	185.000		1 Gesamtproduktion in boe/d	184.000	187.000	-2
8,3	8,3	8,3		0 Rohöl- und NGL-Produktion in Mio bbl	33,3	33,5	0
1,3	1,3	1,3		2 Erdgasproduktion in Mrd m2)	5,2	5,3	-3
85,30	102,67	75,40		36 Durchschnittl. Urals-Preis in USD/bbl	78,29	61,18	28
69,80	90,14	69,85		29 Durchschnittlich realisierter Rohölpreis in USD/bbl	68,72	58,86	17
				Regulierter Inlandsgaspreis für Produzenten in
156,66	160,29	166,33	-4	USD/1.000 m3 3)	155,44	162,38	-4
18,02	16,66	16,65		0 Produktionskosten in USD/boe 1)	16,74	15,06	11

1) Beginnend mit 2010 bezieht sich die Berechnung der OPEX/boe auf die zur Veräußerung verfügbare Nettoproduktion (exklusive Eigenverbrauch). In Q1/11 führte diese Änderung zu einem Anstieg von USD 0,79/boe (2010: USD 0,64/boe) bei OMV E&P und USD

1,32/boe (2010: USD 1,20/boe) bei Petrom E&P.

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

3) Preise ab 2010 beziehen sich auf die von ANRE (Rumänische Energie-Regulierungsbehörde) zuletzt publizierten Preise (Q4/09).

Erstes Quartal 2011 (Q1/11)

• Günstiges Ölpreisumfeld und ein stärkerer USD im Vergleich zu Q1/10 unterstützten das Ergebnis
• Produktionsmengen unter Q1/10: Niedrigere Mengen aus Libyen und dem Jemen konnten nicht durch höhere Mengen aus Kasachstan, Tunesien und Pakistan kompensiert werden
• Petrom Produktionsmengen leicht über Q1/10

Der Brent-Preis in USD lag 38% über dem Niveau von Q1/10, während sich der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns um 28% auf USD 94,13/bbl erhöhte und somit das negative Hedging-Ergebnis in Q1/11 widerspiegelte. Der Urals-Preis, der Referenzölpreis für Rumänien, nahm um 36% zu. Der durchschnittlich im Konzern erzielte Gaspreis in EUR war gegenüber Q1/10 um 10% höher.

Das EBIT stieg im Vergleich zu Q1/10 um 22%, hauptsächlich auf Grund des günstigen Ölpreisumfelds und positiver Fremdwährungseffekte, die das negative Hedging-Ergebnis, die leicht gesunkenen Verkaufsmengen sowie die höheren Produktionskosten und Lizenzgebühren mehr als kompensieren konnten. Obwohl Rohöl-Hedges, die in Q1/11 abgeschlossen wurden, das Ergebnis mit EUR -26 Mio belasteten, konnte dieser Effekt durch einen leicht

positiven Beitrag des EUR-USD-Hedges etwas abgeschwächt werden. Das Nettoergebnis dieser Hedges wirkte sich in Summe mit EUR -24 Mio negativ auf das EBIT aus, im Gegensatz zum positiven Beitrag in Höhe von EUR 35 Mio in Q1/10. Der Explorationsaufwand lag mit EUR 55 Mio um 58% über dem Niveau von Q1/10. Da in Q1/11 wie auch schon in Q1/10 keine Sonderaufwendungen gebucht wurden, betrug die signifikante Steigerung des EBIT vor Sondereffekten, dem EBIT-Zuwachs entsprechend, 22%.

Die Produktionskosten exkl. Lizenzgebühren (OPEX) in USD/boe stiegen im Vergleich zu Q1/10 um 7%, und spiegeln somit hauptsächlich die insgesamt niedrigeren Produktionsmengen sowie höhere Servicekosten wider. Diese Effekte wurden jedoch zu einem gewissen Teil durch positive Fremdwährungseffekte (insbesondere den schwächeren RON) aufgehoben. Die OPEX in USD/boe von Petrom blieben, trotz positiver Fremdwährungseffekte (RON im Vergleich zum USD um 4% schwächer), auf dem gleichen Niveau wie in Q1/10. Die Explorationsausgaben des OMV Konzerns stiegen im Vergleich zu Q1/10 um 85% auf EUR 113 Mio, im Wesentlichen auf Grund von gestiegenen Aktivitäten in Rumänien, Großbritannien (Lagavulin), Australien (Zola) und der Region Kurdistan im Irak.

Die Gesamtproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas lag, vorwiegend auf Grund der aktuellen politischen Situation in Libyen und im Jemen, mit 304.000 boe/d um 4% unter Q1/10. Die Produktionsmengen von Petrom lagen leicht über Q1/10, da höhere Mengen aus Kasachstan dem natürlichen Produktionsabfall in Rumänien, welcher durch Initiativen zur Produktionsoptimierung erfolgreich verringert wurde, entgegenwirken konnten. In Tunesien wurden die kürzlich von Pioneer erworbenen Anlagen mit März vollkonsolidiert, und erhöhten die Gesamtproduktion in Q1/11 um 2.200 boe/d. Die Erdöl- und NGL-Produktion fiel um 9% vs. Q1/10 und spiegelt den Produktionsrückgang in Libyen und im Jemen wider. 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 eines Anschlags auf eine Export-Pipeline wurde die Produktion im Jemen ab Mitte März eingestellt. Dieser Rückgang konnte nicht durch die gesteigerte Produktion in Kasachstan und Tunesien kompensiert werden. Die Erdgasproduktion lag geringfügig über Q1/10, hauptsächlich auf Grund von höheren Mengen in Pakistan (Inbetriebnahme der Bohrung Latif North-1 in Q4/10), Rumänien und Österreich, die die niedrigere Produktion in Neuseeland und Großbritannien ausgeglichen haben. Höhere Verkaufsmengen in Österreich, Pakistan und Tunesien konnten die niedrigeren Verkaufsmengen in Libyen und Großbritannien beinahe ausgleichen. Dies führte zu einer um 1% niedrigeren Gesamtverkaufsmenge.

Verglichen zu Q4/10, stieg das EBIT vor Sondereffekten, hauptsächlich auf Grund des höheren Ölpreisniveaus, um 47%. Das Hedging-Ergebnis war wie im Vorquartal negativ, jedoch mit EUR -24 Mio eine geringere Belastung für das EBIT als in Q4/10 (EUR -45 Mio). Trotz niedriger Produktionsmengen, lagen die OPEX in USD/boe unter dem hohen Niveau von Q4/10, welches durch höhere Instandhaltungsarbeiten gekennzeichnet war. Die Verkaufsmengen lagen, bedingt durch höhere Gasverkaufsmengen in Österreich, die die signifikant niedrigeren Verkaufsmengen in Libyen mehr als kompensierten, auf dem Niveau des Vorquartals. Die Gesamttagesproduktion lag 5% unter dem Vorquartal. Die Öltagesproduktion ging im Vergleich zu Q4/10 um 8% zurück, da niedrigere Mengen in Libyen und im Jemen, aus den oben genannten Gründen, nicht durch gestiegene Mengen in Tunesien, Rumänien, Kasachstan und Neuseeland ausgeglichen werden konnten. Die Erdgastagesproduktion lag 1% unter Q4/10.

Q4/10	Q1/11	Q1/10		% in EUR Mio	2010	2009	%
4.908	6.117	3.759		63 Umsatz	18.042	13.900	30
0	94	92		3 EBIT	397	-143	n.m.
7	37	20	88	davon Petrochemie	95	40	135
4	-18	17		n.m. Sondereffekte	-14	-93	-85
				CCS Effekte:
42	101	47	116	Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–) 1)	187	172	8
-46	11	27		-59 CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	225	-222	n.m.
Q4/10	Q1/11	Q1/10		% Operative Kennzahlen	2010	2009	%
3,48	2,30	2,92		-21 OMV Referenz-Raffineriemarge in USD/bbl 2)	2,90	1,99	46
5,68	5,02	5,12		-2 Raffinerieeinsatz in Mio t	20,97	22,58	-7
81	85	75		13 Raffinerie-Auslastungsgrad gesamt in % 3)	76	82	-7
5,20	4,49	4,31		4 Raffinerie-Ausstoß in Mio t	18,99	20,28	-6
6,57	7,03	5,38		31 Gesamtverkaufsmenge Raffinerieprodukte in Mio t	24,48	25,53	-4
4,22	4,97	3,43	45	davon Marketing-Verkaufsmengen in Mio t	16,03	16,79	-5
0,53	0,54	0,50	8	davon Petrochemie in Mio t	2,08	2,02	3
2.291	4.742	2.331		103 Tankstellenanzahl	2.291	2.433	-6
	Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)
Q4/10	Q1/11	Q1/10		% in EUR Mio	2010	2009	%
-30	-12	4		n.m. EBIT	25	-146	n.m.
-1	-25	1		n.m. Sondereffekte	0	-92	100
				CCS Effekte:
27	25	7	n.m.	Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–) 1)	50	105	-52
-56	-12	-4		182 CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	-25	-160	-84
Q4/10	Q1/11	Q1/10		% Operative Kennzahlen	2010	2009	%
0,69	-0,88	0,85		n.m. OMV Referenz-Raffineriemarge Ost in USD/bbl 2)	0,33	0,02	n.m.
1,05	0,96	1,08		-11 Raffinerieeinsatz in Mio t	4,15	5,46	-24
49	81	52		57 Raffinerie-Auslastungsgrad gesamt in % 3)	49	65	-24
1,04	0,91	0,95		-4 Raffinerie-Ausstoß in Mio t	3,78	4,99	-24
1,49	1,14	1,17		-3 Gesamtverkaufsmenge Raffinerieprodukte in Mio t	5,38	6,18	-13
1,08	0,86	0,88	-2	davon Marketing-Verkaufsmengen in Mio t	4,16	4,67	-11
801	794	811		-2 Tankstellenanzahl	801	814	-2
	Davon Petrol Ofisi (oben inkludiert)
Q4/10	Q1/11	Q1/10		% in EUR Mio	2010	2009	%
–	8	–		n.a. EBIT	–	–	n.a.
–	0	–		n.a. Sondereffekte	–	–	n.a.
				CCS Effekte:
–	-2	–	n.a.	Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–) 1)	–	–	n.a.
–	9	–		n.a. CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	–	–	n.a.
Q4/10	Q1/11	Q1/10		% Operative Kennzahlen	2010	2009	%

– 2.470 – n.a. Tankstellenanzahl – – n.a.

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

– 1,50 – n.a. Gesamtverkaufsmenge Raffinerieprodukte in Mio t – – n.a.

Erstes Quartal 2011 (Q1/11)

• Höhere Kosten für Eigenenergieverbrauch wegen des hohen Ölpreises belasten OMV Referenz-Raffineriemarge
• Besseres Margenumfeld stärkt Petrochemie-Geschäft
• Marketing leidet unter fortdauerndem Margendruck

Höhere Rohöl- und Produktenpreise führten im Vergleich zu Q1/10 zu einem Anstieg im R&M-Bereichsumsatz um 63%.

Mit EUR 11 Mio lag das CCS EBIT vor Sondereffekten unter dem Vorjahresniveau von EUR 27 Mio. Dies war insbesondere auf den Rückgang der OMV Referenz-Raffineriemarge und einen niedrigeren Beitrag des Marketing-Geschäfts zurückzuführen. Netto-Sonderaufwendungen in Q1/11 in Höhe von EUR 18 Mio bezogen sich hauptsächlich auf die erwarteten Kosten im Zusammenhang mit der Schließung der Raffinerie Arpechim. Die Sonderaufwendungen beinhalten keine Dekontaminierungskosten, welche erst nach Erhalt der behördlichen Schließungsbescheinigung bestimmt werden und von denen erwartet wird, dass sie unter die Schadenersatz-Bestimmungen des Privatisierungsvertrags fallen. Positive CCS Effekte in Höhe von EUR 101 Mio auf Grund von steigenden Ölpreisen führten zu einem EBIT von EUR 94 Mio (vs. EUR 92 Mio in Q1/10).

Das CCS EBIT vor Sondereffekten im Raffinerie-Geschäft lag leicht unter Q1/10 vor allem auf Grund des Rückgangs der OMV Referenz-Raffineriemarge von USD 2,92/bbl auf 2,30/bbl und trotz eines verbesserten Petrochemie-Ergebnisses, das von höheren Olefin-Margen profitierte. Bei Petrom konnte das Raffinerie-Ergebnis leicht gesteigert werden, da eine niedrigere OMV Referenz-Raffineriemarge durch niedrigere Kosten, hauptsächlich weil die Raffinerie Arpechim in Q1/11 nicht in Betrieb war, kompensiert 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 -0,88/bbl auf Grund der höheren Kosten des Eigenenergieverbrauchs in Folge des gestiegenen Ölpreises unter dem Niveau von Q1/10 (USD 0,85/bbl).

Die gesamte Kapazitätsauslastung, welche die Raffinerie Arpechim nicht mehr in der Berechnung berücksichtigt, lag bei 85%. In Q1/11 wurde die endgültige Entscheidung getroffen, Arpechim zu schließen. In den Raffinerien West war die Auslastung wie in Q1/10 bei 86%, da höhere Auslastungen in Schwechat und Burghausen die

niedrigere Auslastung in Bayernoil, auf Grund des vierwöchigen geplanten Wartungsstillstands in Neustadt, aufwiegen konnten. Die Kapazitätsauslastung der Raffinerie Petrobrazi lag in Q1/11 bei 81%, verglichen mit 64% in derselben Periode des Vorjahrs, als Arpechim noch in Betrieb war. Insgesamt stieg der Raffinerie-Ausstoß um 4% im Vergleich zu Q1/10.

Das Petrochemie-Ergebnis verbesserte sich auf Grund höherer Olefin-Margen und Verkaufsmengen, die 8% über dem Vorjahreswert lagen, deutlich auf EUR 37 Mio (Q1/10: EUR 20 Mio).

Das Marketing-Ergebnis vor Sondereffekten lag unter dem Vorjahresniveau, da insbesondere die Margen in den Ost-Märkten stark unter Druck waren. Dies konnte durch den positiven Ergebnisbeitrag von Petrol Ofisi nach der erstmaligen Vollkonsolidierung in das operative Konzernergebnis nicht aufgewogen werden. Die Verkaufsmengen stiegen im Vergleich zu Q1/10 auf Grund der Konsolidierung von Petrol Ofisi um 45%. Per 31. März 2011 erhöhte sich die Tankstellenanzahl des Konzerns um 103% vs. Ende März 2010, was ebenfalls auf die erstmalige Vollkonsolidierung von Petrol Ofisi zurückzuführen war.

Verglichen zu Q4/10 zeigte das CCS EBIT vor Sondereffekten des Geschäftsbereichs R&M trotz der niedrigeren OMV Referenz-Raffineriemarge eine positive Entwicklung. Dies war hauptsächlich auf ein stark verbessertes Petrochemie-Ergebnis auf Grund der höheren Olefin-Margen und Verkaufsmengen sowie auf niedrigere Kosten zurückzuführen, da das Vorquartal von einer Reihe von Einmalaufwendungen (in Höhe von EUR 70 Mio) und höheren Kosten zum Jahresende sowohl in den Raffinerien als auch in Marketing belastet war. Der Beitrag des Marketing-Geschäfts lag leicht über dem Vorquartal, da niedrigere Kosten und der Beitrag von Petrol Ofisi nach der erstmaligen Vollkonsolidierung in das operative Konzernergebnis die Auswirkungen von niedrigeren Verkaufsmengen (exkl. Petrol Ofisi) und Margendruck speziell in den Ost-Märkten aufwiegen konnten.

Gas und Power (G&P)

Q4/10	Q1/11	Q1/10	% in EUR Mio	2010	2009	%
1.536	1.752	1.268	38 Umsatz	4.365	3.273	33
127	73	87	-16 EBIT	277	235	18
-2	0	0	-100 Sondereffekte	-2	-21	88
129	73	87	-16 EBIT vor Sondereffekten	279	256	9
Q4/10	Q1/11	Q1/10	% Operative Kennzahlen	2010	2009	%
6,03	6,63	5,61	18 Verkaufsmengen Erdgas in Mrd m3	18,03	13,06	38
933.192	856.519	846.352	1 Durchschnittlich verkaufte Speicherkapazität m3 /h	867.507	850.207	2
24,93	24,98	21,00	19 Verkaufte Gastransporte in Mrd m3	89,21	75,29	18

Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)

Q4/10	Q1/11	Q1/10		% in EUR Mio	2010	2009	%
44	8	17		-55 EBIT	39	17	131
-2	0	0		-100 Sondereffekte	-2	-21	90
46	8	18		-55 EBIT vor Sondereffekten	41	37	10
Q4/10	Q1/11	Q1/10		% Operative Kennzahlen	2010	2009	%
376	396	334		18 Importpreis in USD/1.000 m3 1), 2)	360	353	2
				Regulierter Inlandsgaspreis für Produzenten in
157	160	166	-4	USD/1.000 m3 1)	155	162	-4
1,58	1,46	1,47		0 Verkaufsmengen Erdgas in Mrd m3	4,66	4,59	1

1) Seit Anfang 2010 hat ANRE (Rumänische Energie-Regulierungsbehörde) die Veröffentlichung des regulierten Inlandsgaspreises für Produzenten und des Importpreises, welche für die Berechnung des Mischpreises (basket price) und der regulierten Endabnehmerpreise in Betracht gezogen werden, eingestellt. Die regulierten Inlandspreise für Produzenten für 2010-2011 beziehen sich auf die von ANRE

zuletzt publizierten Preise. 2) Für 2010-2011 werden die tatsächlichen Importpreise, die von ANRE monatlich rückwirkend veröffentlicht werden, gezeigt. Da die letzten verfügbaren Daten von Februar 2011 sind, beruhen die Zahlen für Q1/11 auf Schätzungen. Die Importpreise für 2009 wurden nicht angepasst.

Erstes Quartal 2011 (Q1/11)

• Deutlicher Anstieg der Verkaufsmengen von EconGas, hauptsächlich auf Grund von höheren Großhandelsmengen
• Negativer Ergebniseinfluss auf Grund von starkem Druck auf Margen in den Zielmärkten von EconGas
• Transport- und Speichergeschäft zeigte stabile Ergebnisbeiträge

Das EBIT vor Sondereffekten lag mit EUR 73 Mio 16% unter Q1/10, und spiegelt damit vor allem einen schwächeren Beitrag des Supply, Marketing und Trading Bereichs wider, der durch milde Temperaturen und dadurch bedingt niedrigere Entnahmen aus dem Speicher negativ beeinflusst war. Das EBIT zeigte denselben Verlauf, da keine Sondereffekte zu berücksichtigen waren.

Der Bereich Supply, Marketing und Trading verzeichnete im Vergleich zu Q1/10 einen Anstieg der Verkaufsmengen um 18%. EconGas konnte die Verkaufsmengen hauptsächlich durch höhere Großhandelsmengen sowie Tradingmengen an internationalen Gashandelspunkten steigern. Auf Grund der durch das aktuelle Marktumfeld eingeschränkten Möglichkeiten zur Portfoliooptimierung sowie auf Grund von milden Temperaturen im März und dadurch getriebenen niedrigeren Ausspeicherungen kamen die Margen unter Druck.

Petroms Verkaufsmengen lagen auf dem Niveau von Q1/10, während sich die Nachfrage nach Gas in Rumänien im Vergleich zum Vorjahr um 1% erhöhte. In Q1/11 belasteten eine höhere Importquote und höhere Importpreise sowie der negative Effekt durch die verpflichtende Anwendung des Gas Baskets für internen nicht-technischen Verbrauch die Margen von Petrom.

Seit 2010 verzichtet ANRE, die rumänische Energie-Regulierungsbehörde, auf die Veröffentlichung der regulierten Gaspreise. Der empfohlene (de facto regulierte) Erdgaspreis für Produzenten wurde zuletzt in Q4/09 veröffentlicht und liegt daher seit Februar 2008 unverändert bei RON 495/1.000 m3 , während dies in USD im Vergleich zu Q1/10 eine Reduktion um 4% bedeutete.

Im Logistik-Bereich zeigte das Speicher-Geschäft im Vergleich zu Q1/10 stabile Volumina und verkaufte Ausspeicherraten. In Folge der Inbetriebnahme einer neuen Pipeline (Baumgarten-Auersthal Pipeline) in Q4/10 im

regulierten Inlandssystem verzeichnete das Transport-Geschäft deutlich höhere verkaufte Transportmengen als in Q1/10. Aktivitäten im Zusammenhang mit der Implementierung des Dritten Energiepakets der Europäischen Union (Unbundling Verpflichtung) hatten ein, im Vergleich zu Q1/10, erhöhtes Kostenniveau zur Folge.

Nachdem Petrom den Ausstieg aus dem Chemie-Geschäft beschlossen hat, wurde Doljchim's Methanol-Produktion in Q4/10 gestoppt. Schließungsarbeiten wie der Abbruch und die Dekontaminierung von Doljchim's Anlagen werden unter Einhaltung der europäischen Umwelt- und Sicherheitsstandards durchgeführt. In Q1/11 lag das EBIT von Doljchim mit etwa EUR -3 Mio auf einem ähnlichen Niveau wie in Q1/10.

Im Power-Bereich 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 Q4/10, fiel das EBIT vor Sondereffekten um 43%, was vor allem auf einen niedrigeren Beitrag des Supply, Marketing und Trading-Geschäfts zurückzuführen war, der sich nicht im Einklang mit den um 10% gestiegenen Verkaufsmengen entwickelte. Vor allem EconGas wurde durch niedrigere Margen in ihren Zielmärkten belastet, die auf geringere Möglichkeiten der Portfoliooptimierung zurückzuführen waren. Die Verkaufsmengen von Petrom fielen im Vergleich zu Q4/10 vor allem auf Grund von niedrigeren verfügbaren Speichermengen um 7%. In Q4/10 profitierte Petrom außerdem stark von der Auflösung von Rückstellungen für ausstehende Forderungen. Das Logistik-Geschäft zeigte im Vergleich zu Q4/10 stabile verkaufte Transportvolumina und etwas höhere Ausspeicherraten. Aktivitäten im Zusammenhang mit der Implementierung des Dritten Energiepakets hatten ein höheres Kostenniveau zur Folge.

Gesetzliche Grundlagen und Methoden

Der Konzernzwischenabschluss für die Berichtsperiode 1. Jänner bis 31. März 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 Q1/11 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.

Q4/10	Q1/11		Q1/10 Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung in EUR Mio	2010	2009
6.635,44	8.071,50		5.284,60 Umsatzerlöse	23.323,44	17.917,27
-66,35	-69,87		-49,91 Direkte Vertriebskosten	-244,75	-212,67
-5.563,18	-6.748,84		-4.205,62 Umsatzkosten	-19.187,96	-14.703,60
1.005,90	1.252,79		1.029,07 Bruttoergebnis vom Umsatz	3.890,72	3.001,00
77,90	69,87		73,90 Sonstige betriebliche Erträge	250,52	223,64
-191,62	-214,73		-177,23 Vertriebsaufwendungen	-755,51	-800,12
-110,73	-114,44		-74,23 Verwaltungsaufwendungen	-327,32	-299,88
-81,26	-55,43		-35,06 Explorationsaufwendungen	-238,70	-239,05
-6,23	-3,75		-2,82 Forschungs- und Entwicklungsaufwendungen	-15,80	-14,44
-112,34	-127,06		-103,19 Sonstige betriebliche Aufwendungen	-470,11	-461,27
581,62	807,25		710,43 Betriebserfolg (EBIT)	2.333,80	1.409,88
-0,33	70,85		26,37 Ergebnis aus assoziierten Unternehmen	91,71	65,53
0,28	0,11		2,89 Dividendenerträge	9,97	11,64
-73,97	-94,68		-78,59 Zinsergebnis	-335,85	-297,76
-172,70	-84,74		36,58 Sonstiges Finanzergebnis	-139,01	-7,46
-246,72	-108,46		-12,75 Finanzerfolg	-373,17	-228,05
334,90	698,79		697,68 Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	1.960,63	1.181,83
-139,42	-225,35		-241,26 Steuern vom Einkommen und Ertrag	-746,51	-464,90
195,48	473,44		456,43 Perioden-/Jahresüberschuss	1.214,12	716,93
88,23	364,89	345,88	davon eigenen Gesellschaftern zustehender Gewinn	920,59	571,71
107,25	108,55	110,55	davon anderen Gesellschaftern zustehender Gewinn	293,53	145,22
0,30	1,22		1,16 Ergebnis je Aktie in EUR	3,08	1,91
0,29	1,22		1,16 Verwässertes Ergebnis je Aktie in EUR	3,07	1,91
–	–		– Dividende je Aktie 1)	1,00	1,00

Gewinn- und Verlustrechnung (ungeprüft)

1) 2010: Vorschlag an die Hauptversammlung 2011.

Q4/10	Q1/11	Q1/10		% in EUR Mio	2010	2009	%
-0,33	70,85	26,37		169 Ergebnis aus assoziierten Unternehmen	91,71	65,53	40
37,70	62,34	18,90	n.m.	davon Borealis	108,89	11,86	n.m.
-40,15	0,00	8,46	-100	davon Petrol Ofisi	-15,66	39,59	n.m.

Gesamtergebnisrechnung (ungeprüft)

Q4/10	Q1/11	Q1/10		% in EUR Mio	2010	2009	%
195,48	473,44	456,43		4 Periodenüberschuss	1.214,12	716,93	69
80,01	-77,13	262,12	n.m.	Währungsdifferenzen aus der Umrechnung ausländischer Geschäftsbetriebe	202,88	-175,61	n.m.
0,00	-2,29	1,29	n.m.	Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung zur Veräußerung verfügbarer finanzieller Vermögenswerte	-0,06	622,92	n.m.
0,00	-149,25	3,73	n.m.	Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung von Hedges	101,53	-190,77	n.m.
29,93	-16,59	28,64	n.m.	Auf assoziierte Unternehmen entfallender Anteil am sonstigen Ergebnis	74,67	11,24	n.m.
0,00	29,91	-1,21	n.m.	Summe der auf das sonstige Ergebnis entfallenden Ertragsteuern	-21,47	30,38	n.m.
109,94	-215,35	294,56		n.m. Sonstiges Ergebnis der Periode n. Steuern	357,55	298,17	20
305,42	258,09	750,99		-66 Gesamtergebnis der Periode	1.571,67	1.015,10	55
				davon den Anteilseignern des Mutterunternehmens
196,18	108,45	580,57	-81	zuzurechnen	1.277,48	1.006,40	27
109,24	149,64	170,41	-12	davon Minderheitenanteilen zuzurechnen	294,19	8,70	n.m.

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

Erstes Quartal 2011 (Q1/11)

Der im Vergleich zu Q1/10 um 53% höhere Konzernumsatz ist vor allem auf höhere Rohöl- und Produktenpreise, einen Anstieg der Gasverkaufsmengen sowie die erstmalige Erfassung von Petrol Ofisi zurückzuführen. Das Konzern-EBIT lag mit EUR 807 Mio über Q1/10 (EUR 710 Mio), vor allem auf Grund höherer Rohölpreise, besserer Petrochemie-Margen und höherer CCS Effekte, teilweise kompensiert durch schwächere Raffineriemargen. Der EBIT-Beitrag von Petrom lag mit EUR 282 Mio ebenfalls über Q1/10 (EUR 230 Mio), vor allem auf Grund eines stärkeren Rohölpreises. Die Netto-Sonderaufwendungen in Q1/11 von EUR 20 Mio beziehen sich hauptsächlich auf die erwarteten Kosten im Zusammenhang mit der Schließung der Raffinerie Arpechim. Zusätzlich wurden positive CCS Effekte von EUR 101 Mio gebucht. Das CCS EBIT vor Sondereffekten stieg von EUR 647 Mio in Q1/10 auf EUR 726 Mio; der Beitrag von Petrom lag mit EUR 283 Mio ebenfalls über Q1/10.

Der Finanzerfolg lag mit EUR -108 Mio deutlich unter Q1/10 (EUR -13 Mio). Ursache für die Verschlechterung waren Fremdwährungsverluste auf Grund des stärkeren RON vs. USD, was sich negativ auf die Bewertung von USD-Finanzierungen von Petrom an ihre kasachische Tochtergesellschaft auswirkte. Die erstmalige Einbeziehung von Petrol Ofisi sorgte zusätzlich für einen höheren Zinsaufwand. Ein starkes Ergebnis aus assoziierten Unternehmen (hoher at-equity Beitrag von Borealis) konnte das Finanzergebnis teilweise verbessern.

Die laufenden Ertragsteuern des OMV Konzerns betrugen EUR 193 Mio, ein Aufwand aus latenten Steuern von EUR 33 Mio wurde ergebniswirksam gebucht. Die effektive Steuerquote des Konzerns lag bei 32% (Q1/10: 35%). Dieser Rückgang ist vor allem auf ein wesentlich höheres Ergebnis aus At-Equity-konsolidierten Unternehmen, hauptsächlich Borealis, sowie auf den geringeren Ergebnisbeitrag der hoch besteuerten libyschen

Gesellschaften zurückzuführen, während sich die Steuererhöhung in Großbritannien belastend auswirkte.

Der Periodenüberschuss nach Minderheiten stieg von EUR 346 Mio in Q1/10 auf EUR 365 Mio. Die Minderheitenanteile waren EUR 109 Mio (Q1/10: EUR 111 Mio). Der CCS Periodenüberschuss nach Minderheiten vor Sondereffekten betrug EUR 272 Mio (Q1/10: EUR 297 Mio). Das Ergebnis je Aktie lag bei EUR 1,22, das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten lag bei EUR 0,91 (Q1/10: EUR 1,16 bzw. EUR 1,00).

Verglichen zu Q4/10 ist der Umsatzanstieg von 22% vor allem auf gestiegene Rohöl- und Produktenpreise, höhere Gasverkaufsmengen sowie die erstmalige Erfassung von Petrol Ofisi zurückzuführen. Das EBIT lag mit EUR 807 Mio deutlich über Q4/10 (EUR 582 Mio), im Wesentlichen auf Grund höherer Rohölpreise und Petrochemiemargen sowie höherer positiver CCS Effekte, teilweise abgeschwächt durch geringere Raffineriemargen. Das CCS EBIT vor Sondereffekten stieg um 28%. Das Finanzergebnis lag deutlich über dem von Q4/10, bedingt durch einen höheren Beitrag von Beteiligungsunternehmen, vor allem ein starkes Borealis Ergebnis. Außerdem war das Q4/10 Finanzergebnis vor allem durch Aufwandsbuchungen auf Grund der Anwendung von IFRS 3 "Unternehmenszusammenschlüsse" im Zuge der Vollkonsolidierung von Petrol Ofisi belastet. Die effektive Steuerquote des Konzerns lag bei 32% (Q4/10: 42%). Die höhere effektive Steuerquote in Q4/10 ist vor allem auf den relativ höheren Ergebnisbeitrag der hoch besteuerten libyschen Gesellschaften in Q4/10 zurückzuführen. Der Periodenüberschuss nach Minderheiten lag mit EUR 365 Mio über Q4/10 (EUR 88 Mio); ebenso stieg mit EUR 272 Mio der CCS Periodenüberschuss nach Minderheiten vor Sondereffekten im Vergleich zu Q4/10 (EUR 216 Mio).

Bilanz, Investitionen und Verschuldungsgrad (ungeprüft)

Konzernbilanz in EUR Mio	31. März 2011	31. Dez. 2010
Vermögen
Immaterielle Vermögenswerte	3.438,74	3.092,70
Sachanlagen	13.158,69	12.828,80
Anteile an assoziierten Unternehmen	1.485,85	1.487,63
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	1.185,83	1.152,68
Sonstige Vermögenswerte	108,78	108,45
Langfristiges Vermögen	19.377,89	18.670,26
Latente Steuern	214,31	189,59
Vorräte	2.850,29	2.818,13
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	3.486,44	2.930,54
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	396,55	352,61
Forderungen aus laufenden Ertragsteuern	99,23	103,07
Sonstige Vermögenswerte	247,31	299,94
Kassenbestand und Bankguthaben	314,73	946,13
Zu Veräußerungszwecken gehaltenes Vermögen	78,97	93,54
Kurzfristiges Vermögen	7.473,52	7.543,98
Summe Aktiva	27.065,72	26.403,83
Eigenkapital und Verbindlichkeiten
Grundkapital	300,00	300,00
Rücklagen	8.873,86	8.780,58
Eigenkapital der Gesellschafter des Mutterunternehmens	9.173,86	9.080,58
Anteile anderer Gesellschafter	2.373,42	2.231,71
Eigenkapital	11.547,28	11.312,29
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	904,02	899,33
Anleihen	1.975,74	1.990,13
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	2.495,59	3.015,05
Rückstellungen für Rekultivierungsverpflichtungen	1.924,07	1.932,57
Sonstige Rückstellungen	320,75	295,57
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	216,04	193,44
Sonstige Verbindlichkeiten	10,07	9,15
Langfristige Verbindlichkeiten	7.846,27	8.335,25
Latente Steuern	796,41	535,85
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	3.560,49	3.361,58
Anleihen	77,46	72,61
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	1.061,87	895,52
Rückstellung für laufende Ertragsteuern	198,81	121,48
Sonstige Rückstellungen	438,55	451,27
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	541,18	309,22
Sonstige Verbindlichkeiten	975,98	1.000,51
Zu Veräußerungszwecken gehaltene Verbindlichkeiten	21,41	8,25
Kurzfristige Verbindlichkeiten	6.875,75	6.220,45
Summe Passiva	27.065,72	26.403,83

Erläuterungen zur Bilanz zum 31. März 2011

Das Investitionsvolumen stieg auf EUR 1.039 Mio (Q1/10: EUR 359 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 886 Mio (Q1/10: EUR 170 Mio), vor allem in den Erwerb der tunesischen Tochtergesellschaften von Pioneer. Des Weiteren wurde in die Entwicklung von Feldern in Rumänien, Großbritannien sowie im Jemen investiert. Das Investitionsvolumen im Geschäftsbereich R&M, vor allem für den Kauf weiterer Petrol Ofisi A.S. Aktien sowie für Investitionen in Qualitätsverbesserungsprojekte in Österreich und Rumänien sowie in den Umbzw. Neubau von Tankstellen, lag bei EUR 93 Mio (Q1/10: EUR 28 Mio). Die Investitionen im Geschäftsbereich G&P, EUR 52 Mio (Q1/10: EUR 141 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 8 Mio (Q1/10: EUR 20 Mio).

Durch die erläuterten Investitionen stieg das Gesamtvermögen im Vergleich zum Jahresende 2010 um EUR 662 Mio bzw. 3% auf EUR 27.066 Mio. Des Weiteren gab es

auf Grund des gestiegenen Preisumfelds eine Steigerung der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, welchen eine Reduktion der Position Kassenbestand und Bankguthaben sowie die Rückzahlungen von vergebenen Krediten gegenüber stand.

Das Eigenkapital erhöhte sich um etwa 2%. Die Eigenkapitalquote des Konzerns blieb mit 43% unverändert zum Vorjahr.

Die gesamte Zahl der vom Unternehmen gehaltenen eigenen Aktien betrug per 31. März 2011 unverändert 1.203.195 Stück.

Per 31. März 2011 betrugen die kurz- und langfristigen Kredite, Anleihen und Finanzierungsleasingverbindlichkeiten EUR 5.736 Mio (31. Dezember 2010: EUR 6.113 Mio). Davon entfielen EUR 125 Mio auf Finanzierungsleasingverbindlichkeiten (31. Dezember 2010: EUR 139 Mio). Kassenbestand und Bankguthaben verringerten sich auf EUR 315 Mio (31. Dezember 2010: EUR 946 Mio). Die Nettoverschuldung erhöhte sich leicht auf EUR 5.421 Mio verglichen zu EUR 5.167 Mio Ende 2010.

Zum 31. März 2011 betrug der Verschuldungsgrad (Gearing Ratio) 46,9% (31. Dezember 2010: 45,7%).

Cashflow (ungeprüft)

Q4/10	Q1/11		Q1/10 Konzern-Cashflow-Rechnung in EUR Mio	2010	2009
195,48	473,44		456,43 Perioden-/Jahresüberschuss	1.214,12	716,93
370,58	365,82		285,20 Abschreibungen (+)/Zuschreibungen (–)	1.571,18	1.319,55
-18,52	32,58		34,63 Latente Steuern	29,25	-85,60
			Gewinne (–)/Verluste (+) aus Abgängen von
6,23	-4,70	-1,60	Anlagevermögen	-1,46	5,28
			Erhöhung (+)/Verminderung (–) langfristige
-0,14	18,54	23,64	Rückstellungen	71,56	-48,28
315,50	86,50		-66,78 Sonstige unbare Erträge (–)/Aufwendungen (+)	89,13	96,14
869,13	972,18		731,52 Mittelzufluss nach unbaren Posten	2.973,78	2.004,02
82,27	-73,19		110,24 Verminderung (+)/Erhöhung (–) Vorräte	-52,11	-196,68
-273,89	-550,75		-387,72 Verminderung (+)/Erhöhung (–) Forderungen	-698,31	-120,64
217,28	463,08		292,08 Erhöhung (+)/Verminderung (–) Verbindlichkeiten	670,64	281,44
			Erhöhung (+)/Verminderung (–) kurzfristige
9,53	80,59	1,09	Rückstellungen	-7,69	-121,40
904,32	891,90		747,21 Mittelzufluss aus der Betriebstätigkeit	2.886,31	1.846,74
			Investitionen
-482,43	-596,87		-486,09 Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	-2.087,61	-2.206,46
-5,94	-4,44	-20,25	Beteiligungen, Ausleihungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte	-40,41	-522,81
			Erwerb einbezogener Unternehmen und Geschäftsbetriebe
-797,00	-609,34	-7,32	abzüglich liquider Mittel	-813,55	-13,27
			Veräußerungen
2,82	20,09		17,20 Erlöse aus dem Verkauf von Anlagevermögen	39,69	1.532,69
			Erlöse aus dem Verkauf einbezogener Unternehmen
-0,84	0,00	23,44	abzüglich liquider Mittel	26,79	0,00
-1.283,39	-1.190,57		-473,03 Mittelabfluss aus der Investitionstätigkeit	-2.875,09	-1.209,86
			Erhöhung (+)/Verminderung (–) langfristiger
-209,69	-367,37	764,76	Finanzierungen	536,56	1.048,46
0,00	-23,10		0,00 Erwerb nicht beherrschender Anteile	0,00	0,00
			Erhöhung (+)/Verminderung (–) kurzfristiger
334,72	66,02	-4,42	Finanzierungen	52,48	-1.370,89
-10,89	0,00		0,00 Dividendenzahlungen	-333,56	-335,97
0,44	0,00		0,00 Rückkauf eigener Aktien	0,44	0,93
114,58	-324,45		760,34 Mittelzufluss/-abfluss aus der Finanzierungstätigkeit	255,92	-657,47
0,41	-8,30		11,82 Währungsdifferenz auf liquide Mittel	4,45	-4,96
-264,08	-631,41		1.046,34 Nettoabnahme (–)/-zunahme (+) liquider Mittel	271,59	-25,55
1.210,21	946,13		674,54 Liquide Mittel Periodenbeginn	674,54	700,09
946,13	314,72		1.720,88 Liquide Mittel Periodenende	946,13	674,54

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 Q1/11 EUR 972 Mio (Q1/10: EUR 732 Mio); im Net Working Capital wurden Mittel in Höhe von EUR 80 Mio gebunden (Q1/10: Mittelfreisetzung EUR 16 Mio). Die, durch das hohe Rohölpreisumfeld unterstützte, solide operative Performance, führte zu einem Cashflow aus der Betriebstätigkeit in Höhe von EUR 892 Mio. Im Vergleich zu Q1/10 bedeutet das einen Anstieg um EUR 145 Mio.

Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit (Mittelabfluss EUR 1.191 Mio, Q1/10: Mittelabfluss von EUR 473 Mio) beinhaltet neben Zahlungen für Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte (EUR 597 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 Q1/10 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 299 Mio (Q1/10: Zufluss von EUR 274 Mio). Wie in Q1/10, erfolgten in Q1/11 keine Dividendenzahlungen, sodass der Free Cashflow abzüglich Dividendenzahlungen zu einem Mittelabfluss von EUR 299 Mio führte.

Der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit zeigt Mittelabflüsse von EUR 324 Mio (Q1/10: Mittelzuflüsse EUR 760 Mio) und beinhaltet den Mittelabfluss von EUR 23 Mio aus dem Kauf weiterer Petrol Ofisi A.S. Aktien (Q1/10: EUR 500 Mio Mittelzufluss aus der Begebung eines Eurobonds).

Verkürzte Eigenkapitalveränderungsrechnung (ungeprüft)

in EUR Mio	Grund kapital	Kapital rücklagen	Gewinn rücklagen	Sonstige Rücklagen 1)	Eigene Anteile	Gesellschafter OMV	Nicht beherr schende Anteile	Summe Eigenkapital
1. Jänner 2011	300,00	783,90	8.198,65	-188,76	-13,21	9.080,58	2.231,71	11.312,29
Gesamtergebnis der
Periode			364,89	-256,44		108,45	149,64	258,09
Erhöhung (+)/ Verminderung (–)
Minderheitenanteile			-15,17			-15,17	-7,93	-23,10
31. März 2011	300,00	783,90	8.548,38	-445,20	-13,21	9.173,86	2.373,42	11.547,28

in EUR Mio	Grund kapital	Kapital rücklagen	Gewinn rücklagen	Sonstige Rücklagen 1)	Eigene Anteile	Gesellschafter OMV	Nicht beherr schende 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			345,88	234,70		580,57	170,41	750,99
31. März 2010	300,00	783,64	7.919,59	-310,95	-13,39	8.678,89	2.106,88	10.785,77

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 Q1/11 erfolgten keine Dividendenzahlungen an die Aktionäre der OMV Aktiengesellschaft und an Minderheitsaktionäre. Für 2010 wird eine Dividende von EUR 1,00 pro Aktie der am 17. Mai 2011 stattfindenden Hauptversammlung vorgeschlagen werden. Die vorgeschlagene Dividende bleibt somit auf dem Niveau des Vorjahrs.

Segmentberichterstattung

Umsätze mit anderen Segmenten

Q4/10	Q1/11	Q1/10	% in EUR Mio	2010	2009	%
923,43	1.113,69	854,57	30 Exploration und Produktion	3.620,37	2.965,13	22
2,36	6,81	8,43	-19 Raffinerien und Marketing	29,66	25,60	16
35,60	34,74	21,42	62 Gas und Power	103,08	67,89	52
74,48	88,29	75,00	18 Konzernbereich und Sonstiges	335,96	343,35	-2
1.035,87	1.243,52	959,43	30 Summe	4.089,07	3.401,98	20

Umsätze mit Dritten

Q4/10	Q1/11	Q1/10	% in EUR Mio	2010	2009	%
228,18	241,78	285,69	-15 Exploration und Produktion	1.045,68	832,11	26
4.905,86	6.110,57	3.750,65	63 Raffinerien und Marketing	18.012,33 13.874,80		30
1.500,27	1.716,97	1.246,83	38 Gas und Power	4.261,92	3.205,14	33
1,13	2,19	1,42	54 Konzernbereich und Sonstiges	3,52	5,21	-32
6.635,44	8.071,50	5.284,60	53 Summe	23.323,44 17.917,27		30

Umsätze

Q4/10	Q1/11	Q1/10	% in EUR Mio	2010	2009	%
1.151,61	1.355,47	1.140,26	19 Exploration und Produktion	4.666,05	3.797,24	23
4.908,21	6.117,37	3.759,08	63 Raffinerien und Marketing	18.041,99 13.900,41		30
1.535,87	1.751,70	1.268,25	38 Gas und Power	4.365,00	3.273,03	33
75,61	90,47	76,42	18 Konzernbereich und Sonstiges	339,48	348,57	-3
7.671,31	9.315,02	6.244,02	49 Summe	27.412,51 21.319,24		29

Segment- und Konzernergebnis

Q4/10	Q1/11	Q1/10		% in EUR Mio	2010	2009	%
439,51	677,33	556,23		22 EBIT Exploration und Produktion 1)	1.815,60	1.449,97	25
-0,32	93,94	91,62		3 EBIT Raffinerien und Marketing	397,36	-142,77	n.m.
126,90	72,87	86,97		-16 EBIT Gas und Power	277,00	235,05	18
-47,60	-14,77	-21,04		-30 EBIT Konzernbereich und Sonstiges	-128,28	-91,06	41
518,48	829,37	713,78		16 EBIT Segment Summe	2.361,69	1.451,19	63
63,14	-22,13	-3,35		n.m. Konsolidierung: Zwischengewinneliminierung	-27,89	-41,31	-32
581,62	807,25	710,43		14 OMV Konzern EBIT	2.333,80	1.409,88	66
-246,72	-108,46	-12,75		n.m. Finanzerfolg	-373,17	-228,05	64
				OMV Konzern Ergebnis der gewöhnlichen
334,90	698,79	697,68	0	Geschäftstätigkeit	1.960,63	1.181,83	66

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

Vermögenswerte 1)

in EUR Mio	31. März 2011	31. Dez. 2010
Exploration und Produktion	8.126,44	7.212,21
Raffinerien und Marketing	6.604,18	6.970,68
Gas und Power	1.614,70	1.469,44
Konzernbereich und Sonstiges	252,12	269,16
Summe	16.597,43	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

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 drei Monate des Geschäftsjahrs und ihrer Auswirkungen auf den verkürzten Konzernzwischenabschluss, bezüglich der wesentlichen Risiken und Ungewissheiten in den restlichen neun Monaten des Geschäftsjahrs und bezüglich der offen zu legenden wesentlichen Geschäfte mit nahe stehenden Unternehmen und Personen vermittelt.

Wien, 11. Mai 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

Q4/10	Q1/11	Q1/10		% in EUR Mio	2010	2009	%
440	677	556		22 Exploration und Produktion 1)	1.816	1.450	25
0	94	92		3 Raffinerien und Marketing	397	-143	n.m.
127	73	87		-16 Gas und Power	277	235	18
-48	-15	-21		-30 Konzernbereich und Sonstiges	-128	-91	41
63	-22	-3		n.m. Konsolidierung	-28	-41	-32
582	807	710		14 OMV Konzern EBIT	2.334	1.410	66
-27	-20	16		n.m. Sondereffekte 2)	-323	-180	79
-39	-2	-3		-51 davon: Personal und Restrukturierung	-101	-54	88
3	0	0	-100	Außerplanmäßige Abschreibungen	-258	-119	116
8	2	19	-89	Anlagenverkäufe	32	22	44
1	-20	1	n.m.	Sonstiges	4	-29	n.m.
				CCS Effekte:
42	101	47	116	Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–) 3)	187	172	8
567	726	647		12 CCS EBIT vor Sondereffekten 3)	2.470	1.418	74
461	677	556		22 davon: Exploration und Produktion 1)	2.099	1.517	38
-46	11	27	-59	Raffinerien und Marketing 3)	225	-222	n.m.
129	73	87	-16	Gas und Power	279	256	9
-39	-14	-20	-32	Konzernbereich und Sonstiges	-105	-92	15
63	-22	-3	n.m.	Konsolidierung	-28	-41	-32

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

Q4/10	Q1/11	Q1/10	% in EUR Mio	2010	2009	%
664	895	731	22 Exploration und Produktion 1)	2.888	2.250	28
124	225	185	21 Raffinerien und Marketing	812	303	168
135	80	94	-14 Gas und Power	307	263	16
-36	-4	-9	-48 Konzernbereich und Sonstiges	-80	-42	91
63	-22	-3	n.m. Konsolidierung	-28	-41	-32
950	1.173	998	18 Summe	3.899	2.734	43

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

Wirtschaftliches Umfeld: Ölpreise und Wechselkurse

Der weltweite Ölverbrauch hat laut IEA in den ersten drei Monaten des Jahrs um 2,7% bzw. 2,3 Mio bbl/d auf 88,8 Mio bbl/d zugenommen. In den OECD-Ländern fiel der Nachfragezuwachs mit 0,7% bzw. 0,3 Mio bbl/d relativ gering aus. In den Nicht-OECD-Ländern stieg der Ölverbrauch um knapp 5% bzw. 2,0 Mio bbl/d weiterhin kräftig an. Rund 50% des globalen Mehrbedarfs entfielen auf China, dessen Verbrauch wie im Gesamtjahr 2010 um über 11% zunahm. Die weltweite Ölproduktion wurde gegenüber der Vorjahresperiode um 2,5% bzw. 2,2 Mio bbl/d auf 88,7 Mio bbl/d gesteigert, wobei auch der Produktionsrückgang Libyens von 0,4 Mio bbl/d kompensiert werden musste. Das restliche Aufkommen wurde durch Lagerabbau im Ausmaß von 0,1 Mio bbl/d gedeckt. Die OPEC erreichte mit einer Rohölproduktion von 29,8 Mio bbl/d und 5,7 Mio bbl/d NGL eine Marktdeckung von 40% und deckte rund die Hälfte des globalen Mehrbedarfs. Die IEA schätzt die Rohölnachfrage für das Gesamtjahr 2011 auf 89,4 Mio bbl/d (+1,7%).

Der Handel am Spotmarkt in Rotterdam startete zu Jahresbeginn mit einem Preis für Brent-Rohöl von USD 93,7/bbl und überschritt Anfang Februar die 100 USD-Marke. Getrieben vor allem durch die politischen Umbrüche mit zum Teil bürgerkriegsähnlichen Unruhen in einigen arabischen Ländern Nordafrikas und des Mittleren Ostens, aber vor allem durch den Ausfall der Ölexporte des OPEC-Staates Libyen, stieg der Ölpreis bis Ende März auf knapp USD 117/bbl. Der Durchschnittspreis in Q1/11 betrug USD 105,43/bbl und lag damit um 38% über dem Wert der Vorjahresperiode von USD 76,36/bbl. Der Durchschnittspreis für die Rohölsorte Urals betrug USD 102,67/bbl verglichen mit USD 75,40/bbl in Q1/10. Gegenüber Q1/10 erhöhten sich die auf Euro umgerechneten Produktennotierungen für Benzin und Heizöl Schwer um 28%, jene für Mitteldestille um über 40%.

Obwohl im Quartalsverlauf die US-Währung gegenüber dem Euro deutlich an Wert verlor, lag der EUR-USD-Wechselkurs im Periodenvergleich mit 1,368 noch um 1% unter jenem von Q1/10 (1,383). Die türkische Lira (TRY) verlor gegenüber dem USD in Q1/11 im Schnitt 5% an Wert und lag bei durchschnittlich 1,578/USD (Q1/10: 1,510/USD).

Q4/10	Q1/11	Q1/10	%		2010	2009	%
86,46	105,43	76,36		38 Durchschnittl. Brent-Preis in USD/bbl	79,50	61,67	29
85,30	102,67	75,40		36 Durchschnittl. Urals-Preis in USD/bbl	78,29	61,18	28
1,358	1,368	1,383		-1 Durchschnittl. EUR-USD-Kurs	1,326	1,395	-5
4,289	4,221	4,114		3 Durchschnittl. EUR-RON-Kurs	4,212	4,240	-1
3,160	3,088	2,976		4 Durchschnittl. USD-RON-Kurs	3,185	3,048	4
1,990	2,159	2,087		3 Durchschnittl. EUR-TRY-Kurs	1,997	2,163	-8
1,466	1,578	1,510		5 Durchschnittl. USD-TRY-Kurs	1,508	1,553	-3
3,65	2,44	3,97		-39 NWE Raffineriemarge in USD/bbl	3,98	3,23	23
2,76	0,42	3,50		-88 Med Urals Raffineriemarge in USD/bbl	2,89	2,08	39

Quelle: Reuters.

OMV Aktienkursentwicklung

Die OMV Aktie zeigte nach dem starken Kursanstieg in Q4/10 auch in Q1/11 eine positive Performance. Nachdem sie am 14. Februar ihr Quartalshoch von EUR 34,69 erreicht hatte, begann sich der Kurs vor dem Hintergrund der Unruhen in Nordafrika abzuschwächen und führte zu einem Quartalstiefststand von EUR 29,02 am 16. März. Bis zum 31. März konnte sich die Aktie jedoch erholen und schloss bei EUR 31,89. In Summe entspricht dies einem

Kursanstieg der OMV Aktie an der Wiener Börse von 3% in Q1/11. Die internationalen Finanzmärkte zeigten insgesamt ein uneinheitliches Bild mit Steigerungen des FTSEurofirst 100 (+1%), des Dow Jones Industrial Average (+6%) und mit einem Kursrückgang des Nikkei (-5%). Der österreichische Leitindex ATX fiel um 1% während der FTSE Global Energy Index (bestehend aus den weltweit größten Öl- und Gasunternehmen) um 14% stieg.

ISIN: AT0000743059	Marktkapitalisierung per 31. März	EUR 9.529 Mio
Wiener Börse: OMV	Schlusskurs per 31. März	EUR 31,89
Reuters: OMVV.VI	Jahreshöchstkurs am 14. Februar	EUR 34,69
Bloomberg: OMV AV	Jahrestiefstkurs am 16. März	EUR 29,02
ADR Level I: OMVKY	Ausstehende Aktien (per 31. März)	298.796.805
	Ausstehende Aktien (gewichtet) in Q1/11	298.796.805
ISIN: XS0422624980	6,250% OMV Eurobond (2009–2014)
ISIN: XS0434993431	5,250% OMV Eurobond (2009–2016)
ISIN: XS0485316102	4,375% OMV Eurobond (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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