OMV AG — Interim / Quarterly Report 2010

Feb 23, 2011

Bericht Jänner – Dezember und Q4 2010

23. Februar 2011 7:30 (MEZ)

Besseres Umfeld stärkt Ergebnis

Q3/10	Q4/10	Q4/09		% in EUR Mio	2010	2009	%
395	582	354		64 Betriebserfolg (EBIT)	2.334	1.410	66
648	609	476		28 EBIT vor Sondereffekten	2.657	1.590	67
632	567	413		37 CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	2.470	1.418	74
149	88	103		-15 Periodenüberschuss nach Minderheiten	921	572	61
290	216	117	85	CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten nach Minderheiten 1)	1.118	596	88
0,50	0,30	0,35		-15 Ergebnis je Aktie in EUR	3,08	1,91	61
0,97	0,72	0,39		85 CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten in EUR 1)	3,74	1,99	88
470	904	401		125 Cashflow aus der Betriebstätigkeit	2.886	1.847	56
–	–	–		n.a. Dividende je Aktie in EUR 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

• Ergebnis vor Sondereffekten deutlich über Vorjahresniveau: CCS EBIT vor Sondereffekten stieg unterstützt durch den höheren Ölpreis, bessere Raffineriemargen und ein starkes G&P-Geschäft um 37% auf EUR 567 Mio; CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten nach Minderheiten stieg um 85% auf EUR 216 Mio
• Starkes Gesamtjahrsergebnis: Ergebnis je Aktie steigt um 61% auf EUR 3,08; vorgeschlagene Dividende von EUR 1,00 pro Aktie auf dem Niveau des Vorjahrs
• Ausblick 2011: In E&P wird mit einer Produktion auf dem Niveau von 2010 gerechnet; in R&M sollte die Einbeziehung von Petrol Ofisi das Ergebnis stützen; in G&P wird die Inbetriebnahme der ersten Strom-Projekte für H2/11 erwartet

Wolfgang Ruttenstorfer, OMV Generaldirektor:

"2010 war ein Jahr hervorragender operativer Ergebnisse begleitet von entscheidenden Akquisitionsschritten im Einklang mit unserer integrierten Wachstumsstrategie. Das EBIT des Gesamtjahrs stieg, unterstützt von besseren Ölpreisen und Raffineriemargen sowie einem starken Beitrag des G&P-Geschäfts, um 66% vs. 2009. Weiters haben wir unser Ziel erreicht, die Fixkosten bis Ende 2010 um EUR 300 Mio zu reduzieren und uns zudem vorgenommen, bis 2012 weitere EUR 200 Mio einzusparen. In Umsetzung der Konzern-Strategie haben wir die Akquisition von weiteren 54,14% an Petrol Ofisi abgeschlossen und werden uns nun auf die Integration des Unternehmens in den Konzern und auf den Ausbau der Türkei als dritten strategischen Hub konzentrieren. Im Februar haben wir unser E&P-Portfolio weiter ausgebaut, indem wir die Akquisition von 100% der tunesischen Tochtergesellschaften von Pioneer abgeschlossen haben. Insgesamt bin ich davon überzeugt, dass OMV sich in einem hervorragenden Zustand befindet, wenn ich Ende März an meinen Kollegen Gerhard Roiss, meinen Nachfolger als Vorstandsvorsitzender, übergeben werde."

Inhalt

2 Lagebericht		2 Ergebnisse auf einen Blick

• (ungeprüft) 3| Bedeutende Ereignisse
• 3| Ausblick
• 4| Auf einen Blick
• 5| Geschäftsbereiche 5| Exploration und Produktion 8| Raffinerien und Marketing
• 10| Gas und Power

12| Konzernabschluss und Konzernanhang (ungeprüft)

• 13| Gewinn- und Verlustrechnung
• 16| Bilanz, Investitionen und Gearing
• 18| Cashflow
• 19| Eigenkapitalveränderungsrechnung
• 20| Segmentberichterstattung
• 21| Ergänzende Angaben
• 22| Erklärung des Vorstands 23| Weitere Informationen
• OMV Q2/07|1 Mehr bewegen.

Ergebnisse auf einen Blick

Viertes Quartal 2010 (Q4/10)

In Q4/10 wirkten sich das günstige Ölpreisumfeld (der durchschnittliche Brentpreis lag um 16% über Q4/09) sowie eine höhere OMV Referenz-Raffineriemarge (USD 3,48/bbl vs. 0,79/bbl in Q4/09) positiv auf das Ergebnis aus. Das Konzern-EBIT von EUR 582 Mio lag daher 64% über Q4/09 und Petroms Beitrag dazu stieg auf EUR 229 Mio (von EUR 45 Mio in Q4/09). Der Finanzerfolg lag mit EUR -247 Mio deutlich unter Q4/09, vor allem auf Grund von Aufwandsbuchungen durch die verpflichtende Anwendung von IFRS 3 "Unternehmenszusammenschlüsse" im Zuge der Vollkonsolidierung von Petrol Ofisi. Der Periodenüberschuss nach Minderheiten (n.M.) fiel um 15% vs. Q4/09 auf EUR 88 Mio. Das CCS EBIT vor Sondereffekten legte um 37% auf EUR 567 Mio in Q4/10 zu und wurde um Netto-Sonderaufwendungen in Höhe von EUR 27 Mio, hauptsächlich in Bezug auf Rückstellungen für Personalrestrukturierung, sowie um Lagerhaltungsgewinne in Höhe von EUR 42 Mio bereinigt. Das CCS EBIT vor Sondereffekten von Petrom lag mit EUR 229 Mio 67% über Q4/09. Der CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten n.M. betrug EUR 216 Mio (Q4/09: EUR 117 Mio) und das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten belief sich auf EUR 0,72 (Q4/09: EUR 0,39).

Im Bereich Exploration und Produktion (E&P) sank das EBIT vor Sondereffekten im Vergleich zu Q4/09, trotz eines

günstigen Ölpreisumfelds, vor allem auf Grund niedrigerer Verkaufsmengen und eines negativen Hedging-Ergebnisses um 10% auf EUR 461 Mio. Die Öl- und Gasproduktion des Konzerns lag mit 320.000 boe/d leicht unter Q4/09. Wesentliche unrealisierte Verluste, die sich auf den saisonalbedingt üblichen Abbau von Lagermengen beziehen und die Auswirkung der höheren Ölpreise mehr als kompensierten, wurden in der Konsolidierungszeile eliminiert.

Im Bereich Raffinerien und Marketing (R&M) lag das CCS EBIT vor Sondereffekten mit EUR -46 Mio deutlich über Q4/09. Das Raffinerie-Geschäft verbesserte sich insbesondere auf Grund der höheren OMV Referenz-Raffineriemarge. Das Marketingergebnis litt unter zusätzlichen Kosten durch die neu eingeführte Krisensteuer in Ungarn.

Im Bereich Gas und Power (G&P) lag das EBIT vor Sondereffekten mit EUR 129 Mio 72% über Q4/09 und spiegelte damit vor allem einen starken Ergebnisbeitrag des Supply, Marketing und Trading Bereichs wider, der durch deutlich höhere Verkaufsmengen und eine Auflösung von Rückstellungen für ausstehende Forderungen in Petrom geprägt war. Das Logistik-Geschäft profitierte von höheren verkauften Transportmengen in Folge der Inbetriebnahme einer neuen Pipeline im Inlandssystem.

Jänner – Dezember 2010

In 2010 lag der durchschnittliche Brent-Preis in USD um 29% über 2009. Insgesamt erzielte der Konzern ein starkes Gesamtergebnis, wobei EBIT und Periodenüberschuss das Vorjahrsniveau deutlich übertrafen. Das Konzern-EBIT von EUR 2.334 Mio lag um 66% über 2009. Der EBIT-Beitrag von Petrom erhöhte sich um 86% von EUR 382 Mio in 2009 auf EUR 708 Mio. Das Finanzergebnis lag vor allem auf Grund der oben erwähnten Aufwandsbuchungen im Zuge der Vollkonsolidierung von Petrol Ofisi unter 2009. Der Periodenüberschuss n.M. von EUR 921 Mio lag 61% über 2009. Das CCS EBIT vor Sondereffekten stieg um 74% auf EUR 2.470 Mio, nach Bereinigung um den Netto-Sonderaufwand vor allem für Abschreibungen in E&P und Rückstellungen für Personalrestrukturierung sowie um Lagerhaltungsgewinne in Höhe von EUR 187 Mio. Der Beitrag von Petrom zum CCS EBIT vor Sondereffekten stieg von EUR 440 Mio um 79% auf EUR 789 Mio. Der CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten n.M. betrug EUR 1.118 Mio; das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten lag bei EUR 3,74, um 88% über 2009. In Folge der Vollkonsolidierung von Petrol Ofisi belief sich der Verschuldungsgrad der Gruppe per Ende Dezember auf 45,7%.

In E&P konnte das EBIT vor Sondereffekten im Vergleich zu 2009 insbesondere auf Grund eines höheren Preisniveaus sowie positiver Währungseffekte um 38% verbessert werden. Die Öl- und Gasproduktion des Konzerns lag mit 318.000 boe/d leicht über dem Vorjahresniveau.

In R&M stieg das CCS EBIT vor Sondereffekten deutlich auf EUR 225 Mio, vor allem in Folge von verbesserten Produkt-Margen, Kosteneinsparungen und positiven Effekten aus der Restrukturierung in Petrom, die ein schwächeres Marketing-Ergebnis auf Grund niedrigerer Nachfrage mehr als kompensierten.

In G&P stieg das EBIT vor Sondereffekten im Wesentlichen in Folge eines starken Beitrags des Logistik-Geschäfts, das von höheren verkauften Transportmengen profitierte, um 9%. Das Ergebnis des Bereichs Supply, Marketing und Trading war von starkem Druck auf die Margen geprägt, der durch Neuverhandlungen von Lieferverträgen in H2/10 und höhere Verkaufsmengen gemildert werden konnte.

Bedeutende Ereignisse in Q4/10

OMV gab am 4. Oktober zwei neue Gaskondensat-Funde in der von OMV betriebenen Nawara Produktionskonzession in Südtunesien bekannt.

Am 22. Oktober einigte sich OMV mit Dogan Holding, OMVs Anteile an Petrol Ofisi A.S. aufzustocken und damit die alleinige Kontrolle an einem der führenden türkischen Unternehmen im Tankstellen- und Kundengeschäft zu erwerben.

Am 17. November verkaufte OMV 56 Tankstellen in den deutschen Bundesländern Thüringen und Sachsen an ein Tochterunternehmen des polnischen Mineralölkonzerns PKN ORLEN.

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 80-100/bbl bewegen wird. Die Brent-Urals Spanne wird weiterhin niedrig erwartet. Wir gehen davon aus, dass die relevanten Wechselkurse ebenfalls volatil bleiben. Die Raffineriespannen sollten sich auf Grund einer gestiegenen Nachfrage nach Mitteldestillaten teilweise erholen. Die Petrochemie-Margen hingegen werden im Vergleich zu 2010 durch weltweit zusätzliche Produktionskapazitäten sinken. 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 größere 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.

Das Produktionsziel im Geschäftsbereich E&P für 2011 ist die Produktion (exklusive jüngster Akquisitionen) auf einem ähnlichen Level wie 2010 zu halten. Erhöhte Produktionsbeiträge werden im Jemen auf Grund der Inbetriebnahme von neuen Produktionsanlagen, sowie in Kasachstan auf

Am 10. Dezember, ein Jahr nach Aufnahme des Kassamarkthandels, starteten der Central European Gas Hub und die Wiener Börse mit dem Terminhandel an der CEGH Gas Exchange der Wiener Börse.

Der Aufsichtsrat gab am 14. Dezember die Bestellung von Manfred Leitner in den OMV Vorstand bekannt; er wird den Bereich Raffinerien und Marketing inklusive Petrochemie (R&M) mit 1. April 2011 übernehmen.

Am 22. Dezember gab OMV den erfolgreichen Abschluss des Kaufs von 54,14% an Petrol Ofisi bekannt. Damit stieg der OMV Anteil von 41,58% auf 95,72%.

Grund der Lösung von Start-Up Schwierigkeiten erwartet. Die gestiegenen Mengen sollten den natürlichen Rückgang in Rumänien und Österreich kompensieren. E&P wird sich weiterhin auf eine Reduktion des natürlichen Produktionsrückgangs und eine Steigerung der Ausbeuterate von reifen Feldern in den Kernländern Rumänien und Österreich konzentrieren. OMV hat einen Kaufvertrag für die Akquisition der pakistanischen E&P-Anlagen von Petronas in Q3/10 unterzeichnet. Der Abschluss der Transaktion wird für H1/11 erwartet.

Das R&M Segment wird weiterhin unter dem herausfordernden Margenumfeld leiden. In Q2/11 ist in der Raffinerie Schwechat ein Revisions-Stillstand des Petrochemiebereichs für die Dauer von sechs Wochen geplant. Bayernoil wird in Q1/11 am Standort Neustadt einen vierwöchigen Revisions-Stillstand haben. In der Petrom Raffinerie Petrobrazi ist kein großer Stillstand geplant. Die Raffinerie Arpechim bleibt aller Voraussicht nach weiterhin außer Betrieb, mit dem Ziel spätestens 2012 aus der Raffinerie auszusteigen. 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 zu einer verbesserten Profitabilität des Marketing-Bereichs führen. Mit 2011 wird Petrol Ofisi voll konsolidiert werden 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 im Jahr 2011 einen wesentlichen Schwerpunkt für den Logistik-Bereich dar. Weitere Ausbauten auf der WAG Pipeline sowie die Inbetriebnahme einer neuen Kompressorstation in Baumgarten (Österreich) werden die Transportkapazität 2011 weiter erhöhen. Der Regasifizierungsterminal Gate in Rotterdam (OMV Anteil: 5%) wird in H2/11 seinen Betrieb aufnehmen. Absatzseitig wird auf Grund der Inbetriebnahme neuer Kraftwerksprojekte zusätzliche Nachfrage nach Gas erwartet. Wichtige geplante Meilensteine in Bezug auf Nabucco sind der Abschluss der Verhandlungen mit Lieferländern in der Kaspischen Region und der Open Season Prozess, der die Vermarktung der Transportkapazitäten zum Ziel hat. Basierend auf einem erfolgreichen Abschluss dieser Aktivitäten wird die finale Investitionsentscheidung getroffen werden. 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. Die Inbetriebnahme des Gaskraftwerks Brazi (Rumänien) und des Windparks in Dorobantu (Rumänien) in H2/11 kennzeichnen den Einstieg OMVs in das operative Stromgeschäft. Die rumänischen Regulierungsbehörden haben mit 1. Februar 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

Q3/10	Q4/10	Q4/09		% in EUR Mio	2010	2009	%
5.673	6.635	4.794		38 Umsatz 1)	23.323	17.917	30
320	440	483		-9 EBIT E&P 2)	1.816	1.450	25
84	0	-140		-100 EBIT R&M	397	-143	n.m.
45	127	56		125 EBIT G&P	277	235	18
-18	-48	-27		73 EBIT Konzernbereich & Sonstiges	-128	-91	41
-37	63	-18		n.m. Konsolidierung	-28	-41	-32
395	582	354		64 EBIT	2.334	1.410	66
522	461	512		-10 EBIT vor Sondereffekten E&P 2), 3)	2.099	1.517	38
124	-46	-126		-63 CCS EBIT vor Sondereffekten R&M 3)	225	-222	n.m.
45	129	75		72 EBIT vor Sondereffekten G&P 3)	279	256	9
				EBIT vor Sondereffekten Konzernbereich und
-22	-39	-29	35	Sonstiges 3)	-105	-92	15
-37	63	-18		n.m. Konsolidierung	-28	-41	-32
632	567	413		37 CCS EBIT vor Sondereffekten 3)	2.470	1.418	74
283	335	242		39 Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	1.961	1.182	66
138	195	111		76 Periodenüberschuss	1.214	717	69
149	88	103		-15 Periodenüberschuss nach Minderheiten	921	572	61
				CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten nach
290	216	117	85	Minderheiten 3)	1.118	596	88
0,50	0,30	0,35		-15 Ergebnis je Aktie in EUR	3,08	1,91	61
0,97	0,72	0,39		85 CCS EPS vor Sondereffekten in EUR 3)	3,74	1,99	88
470	904	401		125 Cashflow aus der Betriebstätigkeit	2.886	1.847	56
1,57	3,03	1,34		125 Cashflow je Aktie (CFPS) in EUR	9,66	6,18	56
3.262	5.167	3.314		56 Nettoverschuldung	5.167	3.314	56
30	46	33		38 Verschuldungsgrad in %	46	33	38
585	1.767	673		162 Investitionen	3.207	2.355	36
–	–	–		n.a. Dividende je Aktie in EUR 4)	1,00	1,00	0
–	–	–		n.a. ROfA (%)	18	12	46
–	–	–		n.a. ROACE (%)	10	6	68
–	–	–		n.a. ROE (%)	11	7	54
32.219	31.398	34.676		-9 OMV Mitarbeiteranzahl	31.398	34.676	-9
26.447	24.662	28.984	-15	davon Petrom Gruppe	24.662	28.984	-15

Zahlen in dieser und folgender Tabellen lassen sich möglicherweise auf Grund von Rundungsdifferenzen nicht aufaddieren 1) Umsätze exklusive Mineralölsteuer

2) Exklusive Zwischengewinneliminierung, angeführt in der Zeile "Konsolidierung" 3) Bereinigt um einmalige Sondereffekte; das bereinigte CCS Ergebnis eliminiert Lagerhaltungsgewinne/-verluste (CCS Effekte) aus den Fuels-

Raffinerien 4) 2010: Vorschlag an die Hauptversammlung 2011

Exploration und Produktion (E&P)

Q3/10	Q4/10	Q4/09	% in EUR Mio	2010	2009	%
1.191	1.152	1.101	5 Umsatz	4.666	3.797	23
320	440	483	-9 Betriebserfolg (EBIT)	1.816	1.450	25
-202	-21	-29	-28 Sondereffekte	-283	-67	n.m.
522	461	512	-10 EBIT vor Sondereffekten	2.099	1.517	38
Q3/10	Q4/10	Q4/09	% in EUR Mio	2010	2009	%
29,0	29,4	30,0	-2 Gesamtproduktion in Mio boe	115,9	115,5	0
316.000	320.000	327.000	-2 Gesamtproduktion in boe/d	318.000	317.000	0
15,8	16,0	16,7	-4 Rohöl- und NGL-Produktion in Mio bbl	63,4	62,6	1
74,5	75,6	75,0	1 Erdgasproduktion in bcf	295,1	297,2	-1
76,86	86,46	74,53	16 Durchschnittlicher Brent-Preis in USD/bbl	79,50	61,67	29
72,65	75,55	72,49	4 Durchschnittlich realisierter Rohölpreis in USD/bbl	73,44	60,94	21
106,86	132,11	71,21	86 Explorationsausgaben in EUR Mio	375,65	251,85	49
61,55	81,26	39,08	108 Explorationsaufwand in EUR Mio	238,70	239,05	0
11,84	14,21	12,67	12 Produktionskosten in USD/boe 1)	12,83	12,02	7

Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)
Q3/10	Q4/10	Q4/09		% in EUR Mio	2010	2009	%
119	167	158		6 Betriebserfolg (EBIT)	715	582	23
-105	-21	-40		-46 Sondereffekte	-126	-51	146
224	189	198		-5 EBIT vor Sondereffekten	841	633	33
Q3/10	Q4/10	Q4/09		% in EUR Mio	2010	2009	%
183.000	185.000	187.000		-1 Gesamtproduktion in boe/d	184.000	187.000	-2
8,4	8,3	8,5		-2 Rohöl- und NGL-Produktion in Mio bbl	33,3	33,5	0
1,3	1,3	1,3		0 Erdgasproduktion in Mrd m3 2)	5,2	5,3	-3
75,55	85,30	74,27		15 Durchschnittlicher Urals-Preis in USD/bbl	78,29	61,18	28
68,48	69,80	69,14		1 Durchschnittlich realisierter Rohölpreis in USD/bbl	68,72	58,86	17
				Regulierter Inlandsgaspreis für Produzenten in
150,11	156,66	171,38	-9	USD/1.000 m3 3)	155,44	162,38	-4
15,41	18,02	15,93		13 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 Eigen-

verbrauch). In Q4/10 führte diese Änderung zu einem Anstieg von USD 0,73/boe bei OMV E&P und USD 1,34/boe bei Petrom E&P. 2) Werte in Mrd m³ berichtet, da rumänische Gaspreise auf 1.000 m³ basieren 3) Preise in 2010 beziehen sich auf die von ANRE (Rumänische Energie-Regulierungsbehörde) zuletzt publizierten Preise (Q4/09)

Viertes Quartal 2010 (Q4/10)

• Günstiges Ölpreisumfeld und ein stärkerer USD unterstützten das Ergebnis in Q4/10 während die Verkaufsmengen unter Q4/09 lagen
• Produktionsmengen leicht unter Q4/09: Höhere Mengen aus Kasachstan und Großbritannien konnten niedrigere Mengen aus Rumänien und Neuseeland nahezu ausgleichen
• Die auf einem 3-Jahres-Durchschnitt basierende Reservenersatzrate stieg von 71% auf 82%

Der Rohölpreis Brent in USD/bbl stieg im Vergleich zu Q4/09 um 16%, während der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns um 4% auf USD 75,55/bbl stieg. Dies spiegelt das negative Hedging-Ergebnis in Q4/10 wider. Weiters belastete eine Anpassung der internen Preiskompensation zwischen E&P und R&M in Rumänien, die Anfang 2010 durchgeführt wurde und den hohen Integrationswert der rumänischen Raffinerien reflektiert, den realisierten Rohölpreis. Die Notierung für Urals, dem Referenzölpreis für Rumänien, nahm um 15% zu. Der durchschnittlich im Konzern erzielte Gaspreis in EUR lag auf dem Niveau von Q4/09.

Trotz des günstigen Ölpreisumfelds und der positiven Währungseffekte verringerte sich das EBIT im Vergleich zu Q4/09, hauptsächlich auf Grund der niedrigeren Verkaufsmengen sowie des negativen Hedging-Ergebnisses, um 9%. Rohöl-Hedges, die in Q2/09 für Teile der Ölproduktion in 2010, abgeschlossen wurden, belasteten das Ergebnis in Q4/10 mit rund EUR -45 Mio (gegenüber einem positiven Ergebnisbeitrag von EUR 21 Mio in Q4/09). Der Explorationsaufwand hat sich im Vergleich zu Q4/09 mehr als verdoppelt. Das um Sonderaufwendungen in der Höhe von EUR 21 Mio, welche sich auf Personalrestrukturierungen beziehen, bereinigte EBIT vor Sondereffekten lag um 10% unter Q4/09.

Die Produktionskosten exkl. Lizenzgebühren (OPEX) in USD/boe lagen um 12% über Q4/09 und spiegelten hauptsächlich die niedrigeren Mengen durch die Herausnahme des Eigenverbrauchs aus der Berechnung der OPEX beginnend mit Q1/10 sowie höhere Servicekosten wider, was zum Teil durch positive Währungseffekte (insbesondere den schwächeren RON) kompensiert wurde. Die OPEX in USD/boe von Petrom stiegen trotz vorteilhaften Fremdwährungseffekten (RON im Vergleich zum USD um 9% schwächer) um 13%, hauptsächlich auf Grund von niedrigeren Mengen (siehe oben). Die Explorationsausgaben stiegen hauptsächlich durch gesteigerte Aktivitäten in Rumänien, Österreich, Großbritannien und auf den Färöer Inseln, trotz geringerer Aktivitäten in Tunesien, der Slowakei und im Jemen um 86% auf EUR 132 Mio.

Die Gesamtproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas lag mit 320.000 boe/d leicht unter dem Niveau von Q4/09. Die Erdöl- und NGL-Produktion fiel im Vergleich zu Q4/09 trotz höherer Mengen aus Kasachstan (vornehmlich Komso-

Jänner – Dezember 2010

Während der Rohölpreis Brent im Vergleich zu 2009 um 29% anstieg, erhöhte sich der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns um 21% auf USD 73,44/bbl. Dies spiegelt den signifikant niedrigeren positiven Hedging-Effekt (EUR 4 Mio vs. EUR 108 Mio in 2009) wider. Trotz der unveränderten Gaspreissituation in Rumänien, stieg der durchschnittlich im Konzern erzielte Gaspreis um 7% und spiegelt damit die allgemeine Gaspreiserhöhung aber auch die verzögerte Entwicklung im Vergleich zum Ölpreis wider.

Das EBIT stieg, vorwiegend auf Grund der höheren Preise und trotz des niedrigeren positiven Hedging-Ergebnisses, um 25%. Das EBIT beinhaltet Netto-Sonderaufwendungen in Höhe von EUR 283 Mio (EUR 67 Mio in 2009). Diese beziehen sich auf die oben erwähnten Personalrestrukturierungen, die Abschreibung des Bardolino-Felds (Großbritannien) in Q2/10 sowie die Abschreibungen von Strasshof (Österreich) und der kasachischen Aktivitäten von Petrom in Q3/10, welche auf durchgeführte technische Evaluierungen zurückzuführen waren. Letztere standen auch in Verbindung mit der Wiedereinführung einer Export-Abgabe in Kasachsmolskoe) und Großbritannien (Inbetriebnahme des Bardolino-Felds im September 2010), was jedoch den natürlichen Förderabfall in Rumänien sowie den Mengenrückgang in Neuseeland (Schwierigkeiten in der Produktion) nicht kompensieren konnte, um 4%. Die Erdgasproduktion lag geringfügig über Q4/09. Hauptgrund hierfür waren höhere Mengen in Rumänien, Österreich und Pakistan (Inbetriebnahme der Bohrung Latif North-1 in Q4/10), welche die niedrigeren Mengen in Großbritannien und Kasachstan, ausgleichen konnten. Höhere Verkaufsmengen in Pakistan und Großbritannien konnten niedrigere Mengen in Rumänien, Österreich und Libyen nicht wettmachen. Dies führte zu einem Rückgang der Gesamtverkaufsmenge um 5%.

Verglichen zu Q3/10 fiel das EBIT vor Sondereffekten auf Grund des negativen Hedging-Ergebnisses von EUR -45 Mio in Q4/10 (gegenüber dem positiven Ergebnis von EUR 17 Mio in Q3/10), negativen Währungseffekten sowie auch durch höhere Instandhaltungsarbeiten gesteigerte Produktionskosten, um 12%. Diese negativen Effekte konnten jedoch zum Teil durch höhere Ölpreise (Brent und Urals legten 12% bzw. 13% zu) kompensiert werden. Die Verkaufsmengen lagen um 2% unter Q3/10, hauptsächlich auf Grund niedrigerer Mengen im Jemen, in Österreich und Rumänien, welche von höheren Mengen in Tunesien und Pakistan nicht aufgehoben werden konnten. Die Gesamtproduktion lag um 1% über dem Vorquartal. Die Ölproduktion nahm ebenfalls um 1% zu, da höhere Mengen aus Libyen und Großbritannien (Inbetriebnahme des Bardolino-Felds), den niedrigeren Mengen aus Neuseeland und Kasachstan entgegenwirken konnten. Die Gasproduktionsmenge stieg um 2%, da höhere Mengen aus Rumänien, Kasachstan und Pakistan (Latif North-1), die Mindermengen aus Großbritannien, ausgleichen konnten.

tan. Das EBIT vor Sondereffekten lag damit um 38% über dem Vorjahreswert.

Die Produktionskosten exkl. Lizenzgebühren (OPEX) in USD/boe stiegen gegenüber 2009 vorwiegend wegen niedrigerer Mengen als Folge der neuen Berechnungsmethode um 7%. Die OPEX von Petrom stiegen trotz positiver Währungseffekte (schwächerer RON gegenüber dem USD) um 11%, insbesondere auf Grund der negativen Wirkung der niedrigeren Produktionsmengen auf die Kosten pro Fass sowie der Herausnahme des Eigenverbrauchs aus der OPEX-Berechnung. Die Explorationsausgaben stiegen vor allem in Folge von höheren Aktivitäten in der Region Kurdistan im Irak, Tunesien und Norwegen um 49%. Die Gesamtproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas lag leicht über dem Vorjahresniveau, da höhere Mengen aus Kasachstan, Libyen und Österreich niedrigere Mengen aus Rumänien und Tunesien kompensieren konnten. Die Erdöl- und NGL-Produktion lag um 1% über 2009, vor allem auf Grund von höheren Mengen in Kasachstan und Libyen (bedingt durch die temporäre Neuzuteilung in 2010 der auf die OPEC-Quote zurückzuführenden Produktionskürzungen auf andere Betriebsführer). Die Erdgasproduktion sank um 1%, insbesondere da die Gasproduktion in Rumänien durch die Verzögerung bei der Fertigstellung wichtiger Gasfelder und den strengen Winter in Q1/10 negativ beeinflusst war. Niedrigere Verkaufsmengen in Rumänien und Österreich konnten durch höhere Mengen in Kasachstan und Neuseeland nicht wettgemacht werden. Dies führte zu einem Rückgang der Gesamtverkaufsmenge um 2%.

Per 31. Dezember 2010 betrugen die sicheren Öl- und Gasreserven 1.153 Mio boe (davon Petrom: 832 Mio boe), die sicheren und wahrscheinlichen Öl- und Gasreserven beliefen sich auf 1.728 Mio boe (davon Petrom: 1.172 Mio boe). Die weltweite, auf einem 3-Jahres-Durchschnitt basierende, Reservenersatzrate stieg in 2010 auf 82% (2009: 71%). Für das Einzeljahr 2010 lag diese Rate bei 70% (2009: 85%).

Raffinerien und Marketing (R&M)

Q3/10	Q4/10	Q4/09		% in EUR Mio	2010	2009	%
4.653	4.908	3.609		36 Umsatz	18.042	13.900	30
84	0	-140		-100 EBIT	397	-143	n.m.
31	7	0	n.m.	davon Petrochemie	95	40	135
-55	4	-76		n.m. Sondereffekte	-14	-93	-85
15	42	63		-34 CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–) 1)	187	172	8
124	-46	-126		-63 CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	225	-222	n.m.
Q3/10	Q4/10	Q4/09		% in EUR Mio	2010	2009	%
1,84	3,48	0,79		n.m. OMV Referenz-Raffineriemarge in USD/bbl	2,90	1,99	46
5,38	5,68	5,54		3 Raffinerieeinsatz in Mio t 2)	20,97	22,58	-7
77	81	79		2 Raffinerie-Auslastungsgrad gesamt in %	76	82	-7
4,93	5,20	4,97		5 Raffinerie-Ausstoß in Mio t 3)	18,99	20,28	-6
6,49	6,57	6,30		4 Gesamtverkaufsmenge Raffinerieprodukte in Mio t 4)	24,48	25,53	-4
4,42	4,22	4,16	1	davon Marketing Verkaufsmengen in Mio t 5)	16,03	16,79	-5
0,52	0,53	0,49	7	davon Petrochemie in Mio t	2,08	2,02	3
2.310	2.291	2.433		-6 Tankstellenanzahl	2.291	2.433	-6
Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)
Q3/10	Q4/10	Q4/09		% in EUR Mio	2010	2009	%
20	-30	-87		-66 EBIT	25	-146	n.m.
-3	-1	-75		-99 Sondereffekte	0	-92	-100
7	27	40		-33 CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–) 1)	50	105	-52
16	-56	-52		7 CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	-25	-160	-84
Q3/10	Q4/10	Q4/09		% in EUR Mio	2010	2009	%
-1,15	0,69	-1,74		n.m. OMV Referenz-Raffineriemarge Ost in USD/bbl	0,33	0,02	n.m.
0,94	1,05	1,25		-16 Raffinerieeinsatz in Mio t 2)	4,15	5,46	-24
44	49	58		-16 Raffinerie-Auslastungsgrad gesamt in %	49	65	-24
0,86	1,04	1,05		-1 Raffinerie-Ausstoß in Mio t 3)	3,78	4,99	-24
1,41	1,49	1,45		3 Gesamtverkaufsmenge Raffinerieprodukte in Mio t 4) 5,38		6,18	-13
1,17	1,08	1,15		davon Marketing Verkaufsmengen in Mio t 5) -7 4,16 4,67		-11
802
	801	814		-2 Tankstellenanzahl	801	814	-2

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

3) In den Perioden vor Q1/10 wurden die Raffinerie-Verkaufsmengen berichtet, welche auch extern bezogene Handelswaren enthalten.

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

Viertes Quartal 2010 (Q4/10)

Höhere OMV Referenz-Raffineriemarge, aber Ergebnis durch Einmalaufwendungen belastet

• Petrochemie-Umfeld besser als in Q4/09, allerdings mit negativem Trend zu Jahresende
• Solides Marketing-Ergebnis von ungarischer Krisensteuer belastet

Höhere Rohöl- und Produktenpreise führten im Vergleich zu Q4/09 zu einem Anstieg im R&M-Bereichsumsatz um 36%.

Mit EUR -46 Mio lag das CCS EBIT vor Sondereffekten über dem Vorjahresniveau von EUR -126 Mio. Dies war insbesondere auf höhere Fuels-Margen zurückzuführen während Einmalaufwendungen in Höhe von EUR 70 Mio belastend wirkten. Der Netto-Sonderertrag in Q4/10 in Höhe von EUR 4 Mio bezog sich hauptsächlich auf den Verkauf von Tankstellen in Deutschland. Positive CCS Effekte in Höhe von

EUR 42 Mio auf Grund von steigenden Ölpreisen führten zu einem EBIT von EUR 0 Mio (vs. EUR -140 Mio in Q4/09).

Das CCS EBIT vor Sondereffekten im Raffinerie-Geschäft war besser als Q4/09, vor allem auf Grund des Anstiegs der OMV Referenz-Raffineriemarge von USD 0,79/bbl auf 3,48/bbl. Das Ergebnis der Raffinerien West profitierte zudem von höheren Petrochemie-Verkaufsmengen. Bei Petrom wurde das Raffinerie-Ergebnis durch Abschreibungen von Tanklagern und Ersatzteilen hauptsächlich auf dem Gelände der Raffinerie Arpechim, aus der wir spätestens

2012 aussteigen wollen, belastet. Dies konnte durch die höhere OMV Referenz-Raffineriemarge und eine Anpassung der internen Preiskompensation zwischen E&P und R&M in Rumänien, die Anfang 2010 durchgeführt wurde und die Absicht verfolgt, den hohen Integrationswert der rumänischen Raffinerien angemessen widerzuspiegeln, nicht kompensiert werden. Die OMV Referenz-Raffineriemarge Ost lag mit USD 0,69/bbl auf Grund der höheren Produktmargen, die die höheren Kosten des Eigenenergieverbrauchs mehr als ausgleichen konnten, über dem Niveau von Q4/09 (USD -1,74/bbl).

Die gesamte Kapazitätsauslastung in Q4/10 lag bei 81%. In den Raffinerien West war die hohe Auslastung von 95%, teilweise unterstützt durch regionale Angebotsbeschränkungen auf Grund von Streiks in französischen Raffinerien zu Beginn des Quartals, über dem Niveau von Q4/09. Bei Petrom sank die Kapazitätsauslastung jedoch auf 49%, da die Raffinerie Arpechim nicht in Betrieb war. Der Auslastungsgrad der Raffinerie Petrobrazi lag in Q4/10 bei 86%. Insgesamt stieg der Raffinerie-Ausstoß um 5% im Vergleich zu Q4/09.

Das Petrochemie-Ergebnis verbesserte sich verglichen zu Q4/09 auf Grund höherer Margen, insbesondere für Propylen, und Verkaufsmengen, die 7% über dem Vorjahreswert lagen.

Das Marketing-Ergebnis vor Sondereffekten lag unter dem Vorjahresniveau, insbesondere auf Grund eines niedrigeren Ergebnisbeitrags des Marketing-Geschäfts West, das unter zusätzlichen Kosten durch die neu eingeführte Krisensteuer in Ungarn, die in Q4/10 für das gesamte Jahr 2010 fällig wurde, litt. Das Marketing-Geschäft in Petrom verbesserte sich jedoch leicht, da Kosteneinsparungen das anhaltend schwache Marktumfeld kompensieren konnten. Insgesamt stiegen die Verkaufsmengen im Vergleich zu Q4/09 leicht an (+1%). Per 31. Dezember 2010 verringerte sich die Tankstellenanzahl des Konzerns um 6% vs. Ende Dezember 2009, was vorwiegend auf den Verkauf des italienischen Tankstellennetzwerks sowie von einzelnen österreichischen Tankstellen im Zuge der Netzwerkoptimierung zurückzuführen ist.

Verglichen zu Q3/10 fiel das CCS EBIT vor Sondereffekten deutlich. Trotz einer höheren OMV Referenz-Raffineriemarge belasteten eine Reihe von Einmalaufwendungen (in Höhe von EUR 70 Mio) und höhere Kosten zum Jahresende sowohl in Raffinerien als auch in Marketing, rückläufige Olefin-Margen im Petrochemie-Geschäft sowie niedrigere Margen und Verkaufsmengen in Marketing auf Grund des Endes der Urlaubssaison, das Ergebnis.

Jänner – Dezember 2010

Der R&M-Bereichsumsatz stieg auf Grund höherer Preise um 30%.

Das CCS EBIT vor Sondereffekten verbesserte sich mit EUR 225 Mio im Vergleich zu 2009 (EUR -222 Mio) stark. Dies war insbesondere auf höhere Produktmargen, Kosteneinsparungen und die fortlaufende Restrukturierung in Petrom zurückzuführen. Nach Berücksichtigung von positiven CCS Effekten in Höhe von EUR 187 Mio (vs. EUR 172 Mio in 2009) sowie Netto-Sonderaufwendungen in Höhe von EUR 14 Mio, lag auch das EBIT (EUR 397 Mio vs. EUR -143 Mio in 2009) deutlich über dem Vorjahresniveau.

Das Raffinerie-Ergebnis stieg verglichen zu 2009, vor allem auf Grund des Anstiegs der OMV Referenz-Raffineriemarge, einer günstigen Entwicklung der Petrochemie-Margen (insbesondere für Propylen), Kosteneinsparungen sowie positiver Effekte aus der fortlaufenden Restrukturierung von Arpechim (Verkauf des Petrochemie-Geschäfts, Stop & Go-Modus der Raffinerie) deutlich. Die OMV ReferenzRaffineriemarge Ost lag über dem Niveau von 2009 (USD 0,33/bbl vs. USD 0,02/bbl in 2009), da bessere Produktspannen die durch den gestiegenen Ölpreis höheren Kosten für den Eigenenergieverbrauch mehr als aufwogen.

Insgesamt fiel die Kapazitätsauslastung, in Folge der Stillstände in Schwechat und Petrobrazi in Q2/10 und des Stillstands der Raffinerie Arpechim für annähernd neun Monate im Laufe des Jahrs, auf 76%. Der Raffinerie-Ausstoß ging um 6% zurück.

Das Petrochemie-Ergebnis verbesserte sich im Vergleich zu 2009, insbesondere auf Grund von höheren Olefin-Margen, deutlich. Die Petrochemie-Verkaufsmengen lagen 3% über dem Niveau von 2009.

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

Gas und Power (G&P)

Q3/10	Q4/10	Q4/09	% in EUR Mio	2010	2009	%
778	1.536	970	58 Umsatz	4.365	3.273	33
45	127	56	125 EBIT	277	235	18
0	-2	-18	-91 Sondereffekte	-2	-21	-88
45	129	75	72 EBIT vor Sondereffekten	279	256	9
Q3/10	Q4/10	Q4/09	% in EUR Mio	2010	2009	%
3,11	6,03	4,30	40 Verkaufsmengen Erdgas in Mrd m3	18,03	13,06	38
801.939	933.192	929.945	0 Durchschnittlich verkaufte Speicherkapazität m3 /h	867.507	850.207	2
21,74	24,93	19,98	25 Verkaufte Gastransporte in Mrd m3	89,21	75,29	18

Davon Petrom Gruppe (oben inkludiert)

Q3/10	Q4/10	Q4/09		% in EUR Mio	2010	2009	%
-11	44	-1		n.m. EBIT	39	17	131
0	-2	-18		-91 Sondereffekte	-2	-21	-90
-11	46	17		164 EBIT vor Sondereffekten	41	37	10
Q3/10	Q4/10	Q4/09		% in EUR Mio	2010	2009	%
371	376	290		30 Importpreis in USD/1.000 m3 1), 2)	360	353	2
				Regulierter Inlandsgaspreis für Produzenten in
150	157	171	-9	USD/1.000 m3 1)	155	162	-4

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

zierten Preise. 2) Für 2010 werden die tatsächlichen Importpreise, die von ANRE monatlich rückwirkend veröffentlicht werden, gezeigt. Die Importpreise für 2009 wurden nicht angepasst.

Viertes Quartal 2010 (Q4/10)

• Positiver Ergebniseinfluss durch einen deutlichen Anstieg der verkauften Gasmengen von EconGas, hauptsächlich auf Grund von höheren Großhandelsmengen
• Petrom profitierte von der Auflösung von Rückstellungen für ausstehende Forderungen
• Das Logistik-Geschäft verzeichnete steigende verkaufte Transportmengen

Das EBIT vor Sondereffekten lag 72% über Q4/09 und spiegelte damit vor allem einen starken Ergebnisbeitrag des Supply, Marketing und Trading Bereichs wider, der durch deutlich höhere Verkaufsmengen und eine Auflösung von Rückstellungen in Petrom geprägt war. Im Vergleich zum Vorjahr hat sich das EBIT mehr als verdoppelt, da Q4/09 durch Rückstellungen im Zusammenhang mit der Schließung von Doljchim stark belastet war.

Der Bereich Supply, Marketing und Trading verzeichnete im Vergleich zum Q4/09 einen Anstieg der Verkaufsmengen um 40%. EconGas konnte die Verkaufsmengen hauptsächlich auf Grund von niedrigen Temperaturen, höheren Großhandelsmengen sowie einer Zunahme der Verkaufsmengen an internationalen Gashandelspunkten steigern. Die Margen wurden durch Neuverhandlungen von Lieferverträgen begünstigt, wodurch sich der Druck in Folge von anhaltend niedrigen Spotpreisen im Jahr 2010 reduzierte.

Die Verkaufsmengen von Petrom lagen 15% über Q4/09, während sich die Nachfrage nach Gas in Rumänien im

Vergleich zum Vorjahr um 3% erhöhte. Diese Mengensteigerung bei Petrom war vor allem auf die starke Nachfrage der Düngemittelindustrie zurückzuführen, die zu großen Teilen aus dem Speicher bedient wurde. Weiters profitierte Petrom von der Auflösung von Rückstellungen im Zusammenhang mit ausstehenden Forderungen. Diese betrafen vor allem Forderungen gegenüber kommunalen Betrieben, die großteils bezahlt wurden.

ANRE, die rumänische Energie-Regulierungsbehörde, hat auf die Veröffentlichung der regulierten Gaspreise verzichtet. Der zuletzt von ANRE publizierte Importpreis lag in Q4/09 bei USD 290/1.000 m3 . Der empfohlene (de facto regulierte) Erdgaspreis für Produzenten wurde ebenfalls zuletzt in Q4/09 veröffentlicht und lag daher unverändert bei RON 495/1.000 m3 , während dies in USD im Vergleich zu Q4/09 eine Reduktion um 9% bedeutete.

Im Logistik-Bereich zeigte das Speicher-Geschäft im Vergleich zum Vorjahr stabile Volumina und etwas höhere verkaufte Raten. In Folge der Inbetriebnahme einer neuen Pipeline im Inlandssystem (Baumgarten-Auersthal) verzeichnete das Transport-Geschäft deutlich höhere verkaufte Transportmengen als in Q4/09.

Im Dezember 2009 beschloss Petrom den Ausstieg aus dem Chemie-Geschäft und die Schließung der Düngemittelfabrik Doljchim in 2010. Auf Grund der Schließung von Doljchims Methanolanlage im Oktober konnte das negative EBIT von Doljchim um 97% auf etwa EUR -1 Mio reduziert werden, wobei Q4/09 auf Grund von Rückstellungen im Zusammenhang mit der geplanten Schließung stark belastet war.

In Power-Bereich verlief der Baufortschritt der rumänischen Kraftwerksprojekte – das Gaskraftwerk Brazi und der Windpark in der Region Dorubantu – planmäßig. In Brazi wurde bereits mit dem Testen der wesentlichen Komponenten und Systeme begonnen. Auch der Bau des Kraftwerks Samsun in der Türkei schreitet planmäßig voran. Der Baufortschritt

der Kraftwerke führte auch zu einem höheren Kostenniveau des Power-Bereichs.

Im Vergleich zu Q3/10, zeigte das EBIT vor Sondereffekten die erwartete positive saisonale Entwicklung im Supply, Marketing und Trading Geschäft, das durch hohe Verkaufsmengen begünstigt war. EconGas profitierte von starken Großhandelsaktivitäten und gestiegenen Verkaufsmengen an internationalen Gashandelspunkten. Im Vergleich zu Q3/10 zeigten die Verkaufsmengen von Petrom einen Anstieg von 116%, während sich die Nachfrage am rumänischen Markt um 106% erhöhte. Die Auflösung von Rückstellungen für ausstehende Forderungen hatte ebenfalls einen positiven Ergebniseffekt. Im Vergleich zu Q3/10 verzeichnete das Logistik-Geschäft höhere verkaufte Transportmengen, die hauptsächlich auf die Inbetriebnahme einer neuen Pipeline im Inlandssystem zurückzuführen waren. Das Speicher-Geschäft zeigte mit hohen Ausspeicherraten sowie höheren verkauften Volumina die erwartete saisonale Entwicklung.

Jänner – Dezember 2010

Im Vergleich zum Vorjahr erhöhte sich das EBIT im Wesentlichen in Folge eines starken Beitrags des Logistik-Geschäfts, das von höheren verkauften Transportmengen profitierte, um 18%. Das Ergebnis des Bereichs Supply, Marketing und Trading war von starkem Druck auf die Margen geprägt, der durch Neuverhandlungen von Lieferverträgen in H2/10 und höhere Verkaufsmengen gemildert werden konnte. Gasmengen, die für das Kraftwerk in der Türkei gesichert wurden, wurden unter schwierigen Marktbedingungen verkauft und beeinflussten das Ergebnis negativ. Das EBIT vor Sondereffekten zeigte einen flacheren Anstieg als das EBIT, da dieses um Kosten die im Zusammenhang mit der geplanten Schließung von Doljchim im Jahr 2009 gebucht wurden, bereinigt ist.

Supply, Marketing und Trading verzeichnete im Vergleich zum Vorjahr einen starken Anstieg der Verkaufsmengen, der vor allem auf niedrige Temperaturen, verbesserte Großhandelsmengen und höhere Verkaufsmengen an internationalen Gashandelspunkten von EconGas zurückzuführen war. Diese Mengenentwicklung, sowie Neuverhandlungen von Lieferverträgen in H2/10 kompensierten negative Effekte in Folge eines schwierigen Margenumfelds, das vor allem durch niedrige Spotpreise an internationalen Gashandelspunkten getrieben war. Die Verkaufsmengen von Petrom erhöhten sich im Vergleich zu 2009 um 1%, während die Nachfrage in Rumänien ein Wachstum von 5% verzeichnete. Petroms interne Transfermengen lagen unter dem Niveau von 2009, im Wesentlichen auf Grund des Stop & Go-Modus der Raffinerie Arpechim und der geringen Auslastung von Doljchim. Das Ergebnis wurde von niedrigeren Margen negativ beeinflusst, da diese im Vorjahr von ausgespeicherten Gasmengen profitierten.

Das Logistik-Geschäft profitierte von höheren verkauften Transportmengen, die primär auf die Inbetriebnahme einer neuen Kompressorstation auf der TAG Pipeline in Q4/09 und einer neuen Pipeline im Inlandssystem in Q4/10 sowie zusätzliche Kapazitätsverkäufe auf der WAG Pipeline zurückzuführen waren. Weiters trugen die gebuchten Speichervolumina und die verkauften Raten positiv zum Logistik-Ergebnis bei.

Seitdem Ende 2009 der Ausstieg aus dem Chemie-Geschäft beschlossen wurde, befand sich Doljchim nur dann in Betrieb, wenn dies auf Grund der Optimierung Petroms integrierter Aktivitäten erforderlich war. Dadurch wurde Doljchims negativer Ergebnisbeitrag vor Sondereffekten im Vergleich zum Vorjahr von EUR -14 Mio auf etwa EUR -8 Mio reduziert.

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

Gesetzliche Grundlagen und Methoden

Der Konzernabschluss für das Geschäftsjahr 2010 wurde unter Beachtung aller zum Erstellungszeitpunkt verpflichtenden IFRS Standards, wie sie in der EU anzuwenden sind, erstellt.

Konsolidierungskreisänderungen

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

Im Geschäftsbereich E&P wurden in Q3/10 OMV Bina Bawi GmbH, OMV Rovi GmbH, OMV Sarta GmbH, OMV Block 70 upstream GmbH, alle mit Sitz in Wien, und Petrom Exploration & Production Limited, Douglas, in den Konsolidierungskreis einbezogen. OMV Maurice Energy GmbH, Wien, wird seit Q4/10 vollkonsolidiert.

Anfang September 2010 wurde die RING OIL HOLDING & TRADING LTD, Nicosia, einschließlich der sieben Tochtergesellschaften in Russland, verkauft.

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

Am 22. Dezember 2010 wurde der Erwerb von weiteren 54,14% der Anteile an Petrol Ofisi A.S., Istanbul, abgeschlossen. Die Beteiligung von 95,72 % an Petrol Ofisi A.S. und ihren Tochtergesellschaften Erk Petrol Yatirimlari A.S., Istanbul, Kibris Türk Petrolleri Ltd., Lefkosa (Nicosia), Marmara Depoculuk Hizmetleri Sanayi ve Ticaret Anonim Sirketi, Istanbul, Petrol Ofisi Alternatif Yakitlar Toptan Satis A.S., Istanbul, Petrol Ofisi Gaz Iletim A.S., Istanbul, PO Georgia LLC, Tbilisi, Petrol Ofisi Akdeniz Rafinerisi Sanayi ve Ticaret A.S., Istanbul, und Petrol Ofisi Arama Üretim Sanayi ve Ticaret Anonim Sirketi, Ankara, wird seit Ende Dezember 2010 vollkonsolidiert. Vor der Einbeziehung wurde die Beteiligung an Petrol Ofisi A.S. at-equity konsolidiert.

Anfang Q4/10 wurde die M.P. PETROLEUM DISTRIBU-TIE SA, Bukarest, in die OMV PETROM MARKETING SRL, Bukarest, verschmolzen.

Im Geschäftsbereich G&P wird die Wind Power Park SRL, Galbiori, seit Q2/10 vollkonsolidiert. In Q3/10 wurde die OMV Gas Storage GmbH, Wien, einbezogen; seit Q4/10 wird die OMV Trading GmbH, Wien, vollkonsolidiert.

Im Geschäftsbereich Konzernbereich und Sonstiges (Kb&S) wurden in Q2/10 die OMV Finance Service GmbH, Wien, und in Q3/10 die Petromed Solutions Srl, Bukarest, in den Konsolidierungskreis einbezogen. OMV Enerji Holding A.S., Istanbul, wird seit Q4/10 vollkonsolidiert.

Q3/10	Q4/10	Q4/09 Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung in EUR Mio	2010	2009
5.673,18	6.635,44	4.794,27 Umsatzerlöse	23.323,44	17.917,27
-68,29	-66,35	-57,70 Direkte Vertriebskosten	-244,75	-212,67
-4.775,39	-5.563,18	-3.946,91 Umsatzkosten	-19.187,96	-14.703,60
829,50	1.005,90	789,66 Bruttoergebnis vom Umsatz	3.890,72	3.001,00
48,24	77,90	65,18 Sonstige betriebliche Erträge	250,52	223,64
-193,34	-191,62	-226,06 Vertriebsaufwendungen	-755,51	-800,12
-69,47	-110,73	-88,18 Verwaltungsaufwendungen	-327,32	-299,88
-61,55	-81,26	-39,08 Explorationsaufwendungen	-238,70	-239,05
-4,15	-6,23	-3,58 Forschungs- und Entwicklungsaufwendungen	-15,80	-14,44
-154,21	-112,34	-144,33 Sonstige betriebliche Aufwendungen	-470,11	-461,27
395,03	581,62	353,62 Betriebserfolg (EBIT)	2.333,80	1.409,88
38,29	-0,33	7,60 Ergebnis aus assoziierten Unternehmen	91,71	65,53
0,30	0,28	-0,19 Dividendenerträge	9,97	11,64
-97,09	-73,97	-114,82 Zinsergebnis	-335,85	-297,76
-53,16	-172,70	-4,52 Sonstiges Finanzergebnis	-139,01	-7,46
-111,67	-246,72	-111,93 Finanzerfolg	-373,17	-228,05
283,36	334,90	241,69 Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	1.960,63	1.181,83
-145,52	-139,42	-130,77 Steuern vom Einkommen und Ertrag	-746,51	-464,90
137,84	195,48	110,92 Perioden-/Jahresüberschuss	1.214,12	716,93
148,82	88,23	103,40 davon eigenen Gesellschaftern zustehender Gewinn	920,59	571,71
-10,99	107,25	7,52 davon anderen Gesellschaftern zustehender Gewinn	293,53	145,22
0,50	0,30	0,35 Ergebnis je Aktie in EUR	3,08	1,91
0,50	0,29	0,35 Verwässertes Ergebnis je Aktie in EUR	3,07	1,91
–	–	– Dividende je Aktie in EUR 1)	1,00	1,00

Gewinn- und Verlustrechnung (ungeprüft)

1) 2010: Vorschlag an die Hauptversammlung 2011

Q3/10	Q4/10	Q4/09	% in EUR Mio	2010	2009	%
38,29	-0,33	7,60	n.m. Ergebnis aus assoziierten Unternehmen	91,71	65,53	40
19,33	37,70	4,14	n.m. davon Borealis	108,89	11,86	n.m.
19,23	-40,15	1,52	n.m. davon Petrol Ofisi	-15,66	39,59	n.m.

Gesamtergebnisrechnung (ungeprüft)

Q3/10	Q4/10	Q4/09		% in EUR Mio	2010	2009	%
137,84	195,48	110,92		76 Perioden-/Jahresüberschuss	1.214,12	716,93	69
-65,59	80,01	-1,24	n.m.	Währungsdifferenzen aus der Umrechnung ausländischer Geschäftsbetriebe	202,88	-175,61	n.m.
-0,95	–	0,66	n.m.	Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung zur Veräußerung verfügbarer finanzieller Vermögenswerte	-0,06	622,92	n.m.
33,16	–	-115,17	n.m.	Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung von Hedges	101,53	-190,77	n.m.
-8,28	29,93	1,00	n.m.	Auf assoziierte Unternehmen entfallender Anteil am sonstigen Ergebnis	74,67	11,24	n.m.
-7,21	–	21,86	n.m.	Summe der auf das sonstige Ergebnis entfallenden Ertragsteuern	-21,47	30,38	n.m.
-48,88	109,94	-92,90		n.m. Sonstiges Ergebnis der Periode nach Steuern	357,55	298,17	20
88,95	305,42	18,02		n.m. Gesamtergebnis der Periode	1.571,67	1.015,10	55
				davon den Anteilseignern des Mutterunternehmens
44,83	196,18	49,58	n.m.	zuzurechnen	1.277,48	1.006,40	27
44,12	109,24	-31,56	n.m.	davon Minderheitenanteilen zuzurechnen	294,19	8,70	n.m.

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

Viertes Quartal 2010 (Q4/10)

Der im Vergleich zu Q4/09 um 38% höhere Konzernumsatz ist vor allem auf höhere Rohöl- und Produktenpreise sowie einen Anstieg der Gasverkaufsmengen zurückzuführen, die den Rückgang der Marketingverkaufsmengen in Petrom mehr als wettmachten. Das Konzern-EBIT lag mit EUR 582 Mio über Q4/09 (EUR 354 Mio), was vor allem auf höhere Rohölpreise, bessere Raffinerie- und Petrochemie-Margen, höhere Gas-Verkaufsmengen, einen stärkeren USD sowie auf geringere Netto-Sonderaufwendungen zurückzuführen ist. Der EBIT-Beitrag von Petrom (EUR 229 Mio) lag ebenfalls deutlich über Q4/09 (EUR 45 Mio), vor allem auf Grund der Abschreibung des Raffinerie-Anlagevermögens und Kosten im Zusammenhang mit der Schließung von Doljchim in Q4/09. Die Netto-Sonderaufwendungen in Q4/10 von EUR 27 Mio beziehen sich hauptsächlich auf Personalrestrukturierungskosten in Rumänien. Zusätzlich wurden positive CCS Effekte von EUR 42 Mio gebucht. Das CCS EBIT vor Sondereffekten stieg von EUR 413 Mio in Q4/09 auf EUR 567 Mio; der Beitrag von Petrom lag mit EUR 229 Mio deutlich über Q4/09.

Der Finanzerfolg lag mit EUR -247 Mio deutlich unter Q4/09 (EUR -112 Mio), vor allem getrieben durch die erstmalige Vollkonsolidierung des Anteils von OMV an Petrol Ofisi, welcher bisher at-equity bilanziert wurde. Dieser Wechsel führt zur verpflichtenden Anwendung von IFRS 3 "Unternehmenszusammenschlüsse". Dadurch wurden Fremdwährungsverluste, welche bisher ergebnisneutral im Eigenkapital gebucht wurden, ergebniswirksam in die Gewinn- und Verlustrechnung umgebucht. Darüber hinaus führte die Minderung für den derzeit angesetzten Buchwert pro Aktie auf den Kaufpreis pro Aktie für den 54,14%- Anteil an Petrol Ofisi zu Ergebniseffekten bei Abschluss der Transaktion. Diese Aufwendungen sowie höhere Fremdwährungsverluste und ein schwächeres At-Equity-Ergebnis von Petrol Ofisi, auf Grund der Abwertung des TRY gegenüber dem USD und Einmaleffekten, konnten nur teilweise von einem niedrigeren Netto-Zinsaufwand und einem deutlich höheren At-Equity-Beitrag von Borealis kompensiert werden. Die laufenden Ertragsteuern des OMV Konzerns betrugen EUR 158 Mio, ein Ertrag aus latenten Steuern von

Jänner – Dezember 2010

Der Anstieg des Konzernumsatzes um 30% ist vor allem auf gestiegene Rohöl- und Produktenpreise sowie auf höhere Gasverkaufsmengen zurückzuführen. Das Konzern-EBIT von EUR 2.334 Mio lag deutlich über 2009 (EUR 1.410 Mio), vor allem begünstigt von höheren Rohölpreisen sowie einem besseren Raffinerie- und Petrochemie-Margen-Umfeld. Der EBIT-Beitrag von Petrom stieg auf EUR 708 Mio (2009: EUR 382 Mio), vor allem auf Grund höherer Rohölpreise und geringerer Netto-Sonderaufwendungen sowie geringerer Kosten im Zusammenhang mit dem StillEUR 19 Mio wurde ergebniswirksam gebucht. Die effektive Steuerquote des Konzerns lag bei 42% (Q4/09: 54%). Der wesentliche Grund für die im Vergleich zu Q4/09 niedrigere effektive Steuerquote lag am höheren Ergebnisbeitrag der hoch besteuerten libyschen Gesellschaften in Q4/09.

Der Periodenüberschuss nach Minderheiten fiel von EUR 103 Mio in Q4/09 auf EUR 88 Mio. Die Minderheitenanteile beliefen sich auf EUR 107 Mio (Q4/09: EUR 8 Mio). Der CCS Periodenüberschuss nach Minderheiten vor Sondereffekten betrug EUR 216 Mio (Q4/09: EUR 117 Mio). Das Ergebnis je Aktie lag bei EUR 0,30, das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten lag bei EUR 0,72 (Q4/09: EUR 0,35 bzw. EUR 0,39).

Verglichen zu Q3/10 ist der Umsatzanstieg von 17% vor allem auf gestiegene Rohölpreise und saisonal bedingt höhere Gasverkaufsmengen zurückzuführen. Das EBIT lag mit EUR 582 Mio über Q3/10 (EUR 395 Mio), im Wesentlichen auf Grund höherer Rohölpreise und Gas-Verkaufsmengen sowie deutlich höherer Netto-Sonderaufwendungen in Q3/10, teilweise abgeschwächt durch geringere Petrochemie-Margen. Das CCS EBIT vor Sondereffekten sank um 10%. Der Finanzerfolg lag deutlich unter Q3/10, vor allem durch Aufwandsbuchungen auf Grund der verpflichtenden Anwendung von IFRS 3 "Unternehmenszusammenschlüsse" im Zuge der Vollkonsolidierung von Petrol Ofisi sowie durch ein schwächeres At-Equity-Ergebnis von Petrol Ofisi, das aus der Abwertung des TRY gegenüber dem USD, saisonal bedingt niedrigerer Nachfrage und Einmaleffekten resultiert. Ein höherer At-Equity-Beitrag von Borealis konnte diese Effekte teilweise kompensieren. Die effektive Steuerquote des Konzerns lag bei 42% (Q3/10: 51%). Die höhere effektive Steuerquote in Q3/10 reflektiert vor allem die außergewöhnlichen Abschreibungen in niedriger besteuerten Ländern im Vorquartal. Der Periodenüberschuss nach Minderheiten lag mit EUR 88 Mio unter Q3/10 (EUR 149 Mio); ebenso fiel mit EUR 216 Mio der CCS Periodenüberschuss nach Minderheiten vor Sondereffekten im Vergleich zu Q3/10 (EUR 290 Mio).

stand der Raffinerie Arpechim für annähernd neun Monate im Laufe des Jahrs. 2010 wurden Netto-Sonderaufwendungen von EUR 323 Mio – hauptsächlich in Folge von Abschreibungen von E&P-Assets in Kasachstan, Großbritannien und Österreich sowie Personalrestrukturierungen – und positive CCS Effekte von EUR 187 Mio ausgewiesen. Das CCS EBIT vor Sondereffekten stieg um 74% auf EUR 2.470 Mio; der Beitrag von Petrom betrug EUR 789 Mio und lag damit deutlich über dem Vorjahreswert (2009: EUR 440 Mio).

Der Finanzerfolg lag mit EUR -373 Mio deutlich unter dem Vorjahresniveau (2009: EUR -228 Mio), im Wesentlichen durch Aufwandsbuchungen auf Grund der verpflichtenden Anwendung von IFRS 3 "Unternehmenszusammenschlüsse" im Zuge der Vollkonsolidierung der Petrol Ofisi sowie durch einen höheren Netto-Zinsaufwand, teilweise kompensiert durch einen marktbedingt stärkeren At-Equity-Beitrag von Borealis. Die laufenden Ertragsteuern des OMV Konzerns betrugen EUR 717 Mio, ein Aufwand aus latenten Steuern wurde in der Höhe von EUR 29 Mio ergebniswirksam gebucht. Die effektive Steuerquote des Konzerns lag bei 38% (2009: 39%). Diese leichte Verbesserung ist vor

allem auf den geringeren Ergebnisbeitrag der hoch besteuerten libyschen E&P-Gesellschaften sowie den höheren Ergebnisbeitrag der geringer besteuerten rumänischen Gesellschaften zurückzuführen. Der Periodenüberschuss nach Minderheiten lag mit EUR 921 Mio deutlich über 2009 (EUR 572 Mio). Die Minderheitenanteile waren EUR 294 Mio (2009: EUR 145 Mio). Der CCS Periodenüberschuss nach Minderheiten vor Sondereffekten betrug EUR 1.118 Mio (2009: EUR 596 Mio). Das Ergebnis je Aktie lag bei EUR 3,08, das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten lag bei EUR 3,74 (2009: EUR 1,91 bzw. EUR 1,99).

Konzernbilanz in EUR Mio	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Vermögen
Immaterielle Vermögenswerte	3.092,70	812,39
Sachanlagen	12.828,80	11.370,40
Anteile an assoziierten Unternehmen	1.487,63	2.214,97
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	1.152,68	1.173,03
Sonstige Vermögenswerte	108,45	45,05
Langfristiges Vermögen	18.670,26	15.615,85
Latente Steuern	189,59	177,60
Vorräte	2.818,13	2.324,76
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	2.930,54	1.934,64
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	352,61	402,38
Forderungen aus laufenden Ertragsteuern	103,07	70,79
Sonstige Vermögenswerte	299,94	159,14
Kassenbestand und Bankguthaben	946,13	674,54
Zu Veräußerungszwecken gehaltenes Vermögen	93,54	55,51
Kurzfristiges Vermögen	7.543,98	5.621,77
Summe Aktiva	26.403,83	21.415,21
Eigenkapital und Verbindlichkeiten
Grundkapital	300,00	300,00
Rücklagen	8.780,58	7.798,32
Eigenkapital der Gesellschafter des Mutterunternehmens	9.080,58	8.098,32
Anteile anderer Gesellschafter	2.231,71	1.936,47
Eigenkapital	11.312,29	10.034,79
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	899,33	883,84
Anleihen	1.990,13	1.475,93
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	3.015,05	1.720,73
Rückstellungen für Rekultivierungsverpflichtungen	1.932,57	1.801,73
Sonstige Rückstellungen	295,57	259,73
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	193,44	200,10
Sonstige Verbindlichkeiten	9,15	11,71
Langfristige Verbindlichkeiten	8.335,25	6.353,76
Latente Steuern	535,85	295,10
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	3.361,58	2.141,53
Anleihen	72,61	310,00
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	895,52	363,88
Rückstellung für laufende Ertragsteuern	121,48	101,46
Sonstige Rückstellungen	451,27	418,62
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	309,22	502,87
Sonstige Verbindlichkeiten	1.000,51	868,22
Zu Veräußerungszwecken gehaltene Verbindlichkeiten	8,25	24,99
Kurzfristige Verbindlichkeiten	6.220,45	4.731,57
Summe Passiva	26.403,83	21.415,21

Bilanz, Investitionen und Verschuldungsgrad (ungeprüft)

Erläuterungen zur Bilanz zum 31. Dezember 2010

Das Investitionsvolumen stieg deutlich auf EUR 3.207 Mio (2009: EUR 2.355 Mio). Wesentlich höhere Investitionen in den Geschäftsbereichen R&M sowie G&P standen gesunkenen Investitionstätigkeiten in Konzernbereich und Sonstiges (Kb&S) gegenüber.

E&P investierte EUR 1.152 Mio (2009: EUR 1.500 Mio). Die größte Einzelinvestition war die Entwicklung des Habban Feldes im Jemen. Zusätzlich gab es signifikante Investitionen in Rumänien, Österreich und Kasachstan. Das Investitionsvolumen im Geschäftsbereich R&M, vor allem für den Erwerb von weiteren 54,14% an Petrol Ofisi A.S. für EUR 1 Mrd, Investitionen in Qualitätsverbesserungsprojekte in Österreich und Rumänien sowie in den Um- bzw. Neubau von Tankstellen, lag bei EUR 1,394 Mio (2009: EUR 347 Mio). Die Investitionen im Geschäftsbereich G&P, EUR 612 Mio (2009: EUR 381 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 49 Mio (2009: EUR 127 Mio).

Durch die erläuterten Investitionen stieg das Gesamtvermögen im Vergleich zum Jahresende 2009 um EUR 4.989 Mio bzw. 23% auf EUR 26.404 Mio. Die größte gegenläufige Veränderung war die Reduktion der Anteile an assoziierten Unternehmen um EUR 727 Mio, die im Zusammenhang mit

der, seit 31. Dezember 2010 vollkonsolidierten, Petrol Ofisi A.S. steht.

Das Eigenkapital erhöhte sich um etwa 13%. Die Eigenkapitalquote des Konzerns verringerte sich auf 43% (31. Dezember 2009: 47%).

Die gesamte Zahl der vom Unternehmen gehaltenen eigenen Aktien betrug per 31. Dezember 2010 1.203.195 Stück (31. Dezember 2009: 1.219.695).

Per 31. Dezember 2010 betrugen die kurz- und langfristigen Kredite, Anleihen und Finanzierungsleasingverbindlichkeiten EUR 6.113 Mio (31. Dezember 2009: EUR 3.989 Mio). Davon entfielen EUR 139 Mio auf Finanzierungsleasingverbindlichkeiten (31. Dezember 2009: EUR 118 Mio). Kassenbestand und Bankguthaben erhöhten sich auf EUR 946 Mio (31. Dezember 2009: EUR 675 Mio). Die Nettoverschuldung erhöhte sich auf EUR 5.167 Mio (hauptsächlich durch den Erwerb von weiteren 54,14% an Petrol Ofisi) verglichen zu EUR 3.314 Mio Ende 2009. Im Februar 2010 wurde eine Anleihe mit zehn Jahren Laufzeit und einem Nominale von EUR 500 Mio ausgegeben, im Juni 2010 wurde eine Anleihe mit einem Nominale in Höhe von EUR 250 Mio getilgt.

Zum 31. Dezember 2010 betrug der Verschuldungsgrad (Gearing Ratio) 45,7% (31. Dezember 2009: 33,0%).

Cashflow (ungeprüft)

Q3/10	Q4/10		Q4/09 Konzern-Cashflow-Rechnung in EUR Mio	2010	2009
137,84	195,48		110,92 Perioden-/Jahresüberschuss	1.214,12	716,93
528,92	370,58		394,28 Abschreibungen (+)/Zuschreibungen (–)	1.571,18	1.319,55
19,43	-18,52		-38,85 Latente Steuern	29,25	-85,60
-3,85	6,23	-10,23	Gewinne (–)/Verluste (+) aus Abgängen von Anlagevermögen	-1,46	5,28
59,47	-0,14	34,26	Erhöhung (+)/Verminderung (–) langfristige Rückstellungen	71,56	-48,28
51,63	315,50		104,92 Sonstige Anpassungen	89,13	96,14
793,43	869,13		595,30 Mittelzufluss nach unbaren Posten	2.973,78	2.004,02
-368,76	82,27		-38,62 Verminderung (+)/Erhöhung (–) Vorräte	-52,11	-196,68
-3,51	-273,89		-153,88 Verminderung (+)/Erhöhung (–) Forderungen	-698,31	-120,64
100,54	217,28		-8,23 Erhöhung (+)/Verminderung (–) Verbindlichkeiten	670,64	281,44
-51,81	9,53	6,85	Erhöhung (+)/Verminderung (–) kurzfristige Rückstellungen	-7,69	-121,40
469,88	904,32		401,42 Mittelzufluss aus der Betriebstätigkeit	2.886,31	1.846,74
			Investitionen
-569,13	-482,43		-477,27 Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	-2.087,61	-2.206,46
-3,14	-5,94	-58,08	Beteiligungen, Ausleihungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte	-40,41	-522,81
-0,67	-797,00	-3,46	Erwerb einbezogener Unternehmen und Geschäftsbetriebe abzüglich liquider Mittel	-813,55	-13,27
			Veräußerungen
16,30	2,82		41,70 Erlöse aus dem Verkauf von Anlagevermögen	39,69	1.532,69
-0,81	-0,84	0,00	Erlöse aus dem Verkauf einbezogener Unternehmen abzüglich liquider Mittel	26,79	–
-557,46	-1.283,39		-497,11 Mittelabfluss aus der Investitionstätigkeit	-2.875,09	-1.209,86
158,77	-209,69	3,67	Erhöhung (+)/Verminderung (–) langfristiger Finanzierungen	536,56	1.048,46
-112,99	334,72	-175,64	Erhöhung (+)/Verminderung (–) kurzfristiger Finanzierungen	52,48	-1.370,89
–	-10,89		– Dividendenzahlungen	-333,56	-335,97
–	0,44		0,53 Rückkauf eigener Aktien	0,44	0,93
45,79	114,58		-171,45 Mittelzufluss/-abfluss aus der Finanzierungstätigkeit	255,92	-657,47
-11,86	0,41		0,25 Währungsdifferenz auf liquide Mittel	4,45	-4,96
-53,65	-264,08		-266,89 Nettoabnahme (–)/-zunahme (+) liquider Mittel	271,59	-25,55
1.263,86	1.210,21		941,43 Liquide Mittel Periodenbeginn	674,54	700,09
1.210,21	946,13		674,54 Liquide Mittel Periodenende	946,13	674,54

Erläuterungen zur Cashflow-Rechnung

Der Free Cashflow (Cashflow aus der Betriebstätigkeit abzüglich Cashflow aus der Investitionstätigkeit) zeigte in 2010 einen Mittelzufluss von EUR 11 Mio (2009: EUR 637 Mio). In 2010 erfolgten Dividendenzahlungen von EUR 334 Mio (2009: EUR 336 Mio). Der Free Cashflow abzüglich Dividendenzahlungen führte zu einem Mittelabfluss von EUR 323 Mio (2009: Mittelzufluss von EUR 301 Mio).

Der Mittelzufluss aus dem Periodenergebnis bereinigt um unbare Positionen – wie Abschreibungen, Nettoveränderung langfristiger Rückstellungen, nicht zahlungswirksame Beteiligungsergebnisse und andere Positionen – betrug EUR 2.974 Mio (2009: EUR 2.004 Mio); im Net Working Capital wurden Mittel in Höhe von EUR 87 Mio freigesetzt (2009: EUR 157 Mio).

Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit (Mittelabfluss EUR 2.875 Mio, 2009: EUR 1.210 Mio) beinhaltet neben Zahlungen für Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte (EUR 2.088 Mio) auch den Mittelabfluss von EUR 1.007 Mio für die Erhöhung der Beteiligung an Petrol Ofisi A.S. (der Netto-Mittelabfluss nach übernommenen Geldmitteln beträgt EUR 797 Mio). In 2009 beinhaltete diese Position auch den Mittelzufluss aus dem Verkauf der MOL Anteile (EUR 1.400 Mio).

Der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit zeigt Mittelzuflüsse von EUR 256 Mio (2009: Mittelabflüsse von EUR 657 Mio) und beinhaltet – neben Dividendenzahlungen von EUR 334 Mio – unter anderem den Mittelzufluss aus der Begebung eines weiteren Eurobonds (EUR 500 Mio) in Q1/10 sowie die Rückzahlung einer Anleihe (EUR 250 Mio).

Verkürzte Eigenkapitalveränderungsrechnung (ungeprüft)

in EUR Mio	Grund kapital	Kapital rücklagen	Gewinn rücklagen	Sonstige Rücklagen 1)	Eigene Anteile	Gesellschafter OMV	Nicht beherrschende Anteile	Summe Eigenkapital
1. Jänner 2010	300,00	783,64	7.573,72	-545,65	-13,39	8.098,32	1.936,47	10.034,79
Gesamtergebnis der Periode			920,59	356,89		1.277,48	294,19	1.571,67
Dividendenzahlungen			-298,78			-298,78	-34,77	-333,55
Verkauf eigener Anteile		0,26			0,18	0,44		0,44
Stufenweise Unternehmens zusammenschlüsse							38,86	38,86
Erhöhung (+)/ Verminderung (–) Minderheitenanteile			3,13			3,13	-3,04	0,09
31. Dezember 2010	300,00	783,90	8.198,65	-188,76	-13,21	9.080,58	2.231,71	11.312,29

in EUR Mio	Grund kapital	Kapital rücklagen	Gewinn rücklagen	Sonstige Rücklagen 1)	Eigene Anteile	Gesellschafter OMV	Nicht beherrschende Anteile	Summe Eigenkapital
1. Jänner 2009	300,00	783,31	7.310,09	-980,33	-14,00	7.399,08	1.964,17	9.363,24
Gesamtergebnis der Periode			571,71	434,68		1.006,40	8,70	1.015,10
Dividendenzahlungen			-298,76			-298,76	-37,20	-335,97
Verkauf eigener Anteile		0,33			0,61	0,93		0,93
Erhöhung (+)/ Verminderung (–) Minderheitenanteile			-9,32			-9,32	0,80	-8,52
31. Dezember 2009	300,00	783,64	7.573,72	-545,65	-13,39	8.098,32	1.936,47	10.034,79

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

Gezahlte Dividenden

In der Hauptversammlung am 26. Mai 2010 wurde die Ausschüttung einer Dividende von EUR 1,00 je Aktie beschlossen. Dies führte zu einer Dividendenzahlung von EUR 299 Mio an die Aktionäre der OMV Aktiengesellschaft,

ebenso wie im Vorjahr (auch EUR 299 Mio). Zahlungen an Minderheitsaktionäre erfolgten in 2010 in Höhe von EUR 35 Mio.

Segmentberichterstattung

Umsätze mit anderen Segmenten

Q3/10	Q4/10	Q4/09	% in EUR Mio	2010	2009	%
917,62	923,43	856,57	8 Exploration und Produktion	3.620,37	2.965,13	22
10,85	2,36	6,55	-64 Raffinerien und Marketing	29,66	25,60	16
20,26	35,60	24,57	45 Gas und Power	103,08	67,89	52
93,65	74,48	101,67	-27 Konzernbereich und Sonstiges	335,96	343,35	-2
1.042,38	1.035,87	989,36	5 Summe	4.089,07	3.401,98	20

Umsätze mit Dritten

Q3/10	Q4/10	Q4/09	% in EUR Mio	2010	2009	%
273,14	228,18	244,78	-7 Exploration und Produktion	1.045,68	832,11	26
4.642,05	4.905,86	3.602,51	36 Raffinerien und Marketing	18.012,33 13.874,80		30
757,64	1.500,27	945,62	59 Gas und Power	4.261,92	3.205,14	33
0,35	1,13	1,35	-16 Konzernbereich und Sonstiges	3,52	5,21	-32
5.673,18	6.635,44	4.794,27	38 Summe	23.323,44 17.917,27		30

Umsätze

Q3/10	Q4/10	Q4/09	% in EUR Mio	2010	2009	%
1.190,75	1.151,61	1.101,35	5 Exploration und Produktion	4.666,05	3.797,24	23
4.652,90	4.908,21	3.609,07	36 Raffinerien und Marketing	18.041,99 13.900,41		30
777,90	1.535,87	970,19	58 Gas und Power	4.365,00	3.273,03	33
94,01	75,61	103,02	-27 Konzernbereich und Sonstiges	339,48	348,57	-3
6.715,56	7.671,31	5.783,63	33 Summe	27.412,51 21.319,24		29

Segment- und Konzernergebnis

Q3/10	Q4/10	Q4/09		% in EUR Mio	2010	2009	%
320,29	439,51	482,52		-9 EBIT Exploration und Produktion 1)	1.815,60	1.449,97	25
84,43	-0,32	-139,60		-100 EBIT Raffinerien und Marketing	397,36	-142,77	n.m.
45,03	126,90	56,40		125 EBIT Gas und Power	277,00	235,05	18
-17,54	-47,60	-27,47		73 EBIT Konzernbereich & Sonstiges	-128,28	-91,06	41
432,21	518,48	371,85		39 EBIT Segment Summe	2.361,69	1.451,19	63
-37,18	63,14	-18,23		n.m. Konsolidierung: Zwischengewinneliminierung	-27,89	-41,31	-32
395,03	581,62	353,62		64 OMV Konzern EBIT	2.333,80	1.409,88	66
-111,67	-246,72	-111,93		120 Finanzerfolg	-373,17	-228,05	64
				OMV Konzern Ergebnis der gewöhnlichen
283,36	334,90	241,69	39	Geschäftstätigkeit	1.960,63	1.181,83	66

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

Vermögenswerte 1)

in EUR Mio	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Exploration und Produktion	7.212,21	6.818,90
Raffinerien und Marketing	6.970,68	4.213,41
Gas und Power	1.469,44	889,46
Konzernbereich und Sonstiges	269,16	261,02
Summe	15.921,49	12.182,80

1) Segmentvermögenswerte bestehen aus immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen

Ergänzende Angaben

Wesentliche Transaktionen mit nahestehenden Unternehmen

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

Wesentliche Ereignisse nach dem Bilanzstichtag

Am 6. Jänner 2011 unterzeichnete OMV eine Vereinbarung zum Kauf sämtlicher Kapitalanteile an Pioneer Natural Resources Tunisia Ltd. und an Pioneer Natural Resources Anaguid Ltd. von dem unabhängigen US amerikanischen Öl- und Gasunternehmen Pioneer Natural Resources. Der Abschluss der Transaktion fand am 18. Februar 2011 statt. OMV zahlte einen Kaufpreis von USD 800 Mio zuzüglich USD 39,3 Mio Working Capital.

Ende Jänner 2011 wurde eine Ölpreisabsicherung mit Swaps, die einen Brent-Preis von ca. USD 97/bbl für eine Produktionsmenge von 50.000 bbl/d bis Ende 2011 fixieren, sowie EUR-USD Average Rate Forwards (gesicherter Kurs USD 1,37), die eben diese Menge absichern, abgeschlossen.

Am 4. Februar 2011 hat OMV ihre Heizöltochter OMV Wärme VertriebsgmbH, eine 100%-Tochter der OMV Refining & Marketing GmbH verkauft. Das Closing ist nach dem Abschluss der wettbewerbsrechtlichen Prüfung in H1/11 geplant.

Erklärung des Vorstands

Wir bestätigen nach bestem Wissen, dass der im Einklang mit den maßgebenden Rechnungslegungsstandards aufgestellte vorläufige und ungeprüfte Konzernabschluss ein möglichst getreues Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt, dass der Lagebericht des Konzerns den Geschäftsverlauf, das Geschäftsergebnis und die Lage des Konzerns so darstellt, dass ein möglichst getreues Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns entsteht und, dass der Lagebericht des Konzerns die wesentlichen Risiken und Ungewissheiten beschreibt, denen der Konzern ausgesetzt ist.

Wien, 23. Februar 2011

Der Vorstand

Wolfgang Ruttenstorfer Generaldirektor und Vorstandsvorsitzender

Gerhard Roiss Vorsitzender-Stellvertreter Raffinerien und Marketing inkl. Petrochemie

Werner Auli Mitglied des Vorstands Gas und Power

David C. Davies Mitglied des Vorstands Finanzen

Jaap Huijskes Mitglied des Vorstands Exploration und Produktion

EBIT Aufgliederung

EBIT

Q3/10	Q4/10	Q4/09		% in EUR Mio	2010	2009	%
320	440	483		-9 Exploration und Produktion 1)	1.816	1.450	25
84	0	-140		-100 Raffinerien und Marketing	397	-143	n.m.
45	127	56		125 Gas und Power	277	235	18
-18	-48	-27		73 Konzernbereich und Sonstiges	-128	-91	41
-37	63	-18		n.m. Konsolidierung	-28	-41	-32
395	582	354		64 OMV Konzern EBIT	2.334	1.410	66
-253	-27	-123		-78 Sondereffekte 2)	-323	-180	79
-57	-39	-48		-19 davon: Personal und Restrukturierung	-101	-54	88
				Außerplanmäßige Abschreibungen (–)/
-200	3	-77	n.m.	Zuschreibungen (+)	-258	-119	116
4	8	9	-17	Anlagenverkäufe	32	22	44
0	1	-7	n.m.	Sonstiges	4	-29	n.m.
15	42	63		-34 CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–)3)	187	172	8
632	567	413		37 CCS EBIT vor Sondereffekten 3)	2.470	1.418	74
522	461	512		-10 davon: Exploration und Produktion 1)	2.099	1.517	38
124	-46	-126	-63	Raffinerien und Marketing 3)	225	-222	n.m.
45	129	75	72	Gas und Power	279	256	9
-22	-39	-29	35	Konzernbereich und Sonstiges	-105	-92	15
-37	63	-18	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

Q3/10	Q4/10	Q4/09	% in EUR Mio	2010	2009	%
723	664	688	-3 Exploration und Produktion 1)	2.888	2.250	28
185	124	29	n.m. Raffinerien und Marketing	812	303	168
53	135	63	113 Gas und Power	307	263	16
-6	-36	-15	141 Konzernbereich und Sonstiges	-80	-42	91
-37	63	-18	n.m. Konsolidierung	-28	-41	-32
918	950	747	27 Summe	3.899	2.734	43

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

Wirtschaftliches Umfeld: Ölpreise und Wechselkurse

Nachdem laut IEA der Weltölverbrauch 2008 und 2009 rückläufig war, kam es 2010 zum zweitgrößten Anstieg der letzten 30 Jahre. Die Ölnachfrage stieg um über 3% bzw. um 2,7 auf 87,7 Mio bbl/d. Davon entfiel ein Plus von über 5% bzw. 2 Mio bbl/d auf die Nicht-OECD-Länder. Der Zuwachs in der OECD-Region betrug 0,7 Mio bbl/d bzw. 1,5%. Die weltweite Ölproduktion wurde um 2,5% auf 87,3 Mio bbl/d gesteigert, womit sich die in den letzten beiden Jahren aufgebauten Lagerbestände um 0,4 Mio bbl/d verringerten. Die OPEC erhöhte die Tagesproduktion auf 29,2 Mio bbl Rohöl und 5,3 Mio bbl/d NGL. Mit einer gesamten Produktionsausweitung von 1 Mio bbl/d wurde ein Marktanteil von rund 40% erreicht.

Der Preis für Brent-Rohöl zeigte – ausgehend von einem Preisniveau von knapp USD 78/bbl – zunächst eine deutlich geringere Volatilität als in den Vorjahren. Angesichts des relativ stabilen Preisbandes wurden die bestehenden Produktionsziele der OPEC-Länder unverändert beibehalten. In Q4/10 zeigte der Ölpreis eine klare Aufwärtstendenz und erreichte in der letzten Dezemberwoche den Jahreshöchstpreis von USD 94/bbl. Der Durchschnittspreis 2010 betrug USD 79,50/bbl und lag damit um 29% über dem Vorjahreswert von USD 61,67/bbl. Für die russische Rohölsorte Urals betrug der Durchschnitt USD 78,29/bbl. Am Rotterdamer Produktenmarkt lagen die Notierungen in EUR/t für die Hauptproduktgruppen um 35-40% über dem Vorjahresniveau. Die nordwesteuropäische Raffineriemarge zeigte sich um etwa 10% schwächer als 2009.

Der EUR-USD-Wechselkurs betrug im Jahresdurchschnitt USD 1,33 je EUR gegenüber 1,39 im Vorjahr. Der Euro verlor somit gegenüber der US-Währung 5% an Wert. Der rumänische Leu (RON) verbesserte sich leicht gegenüber dem EUR in 2010 auf durchschnittlich 4,212/EUR und war im Schnitt um 1% stärker als in 2009.

Q3/10	Q4/10	Q4/09	%		2010	2009	%
76,86	86,46	74,53		16 Durchschnittl. Brent-Preis in USD/bbl	79,50	61,67	29
75,55	85,30	74,27		15 Durchschnittl. Urals-Preis in USD/bbl	78,29	61,18	28
1,291	1,358	1,478		-8 Durchschnittl. EUR-USD-Kurs	1,326	1,395	-5
4,255	4,289	4,268		0 Durchschnittl. EUR-RON-Kurs	4,212	4,240	-1
3,298	3,160	2,888		9 Durchschnittl. USD-RON-Kurs	3,185	3,048	4
2,81	1,19	2,82		-58 NWE Raffineriemarge in USD/bbl	2,90	3,23	-10
1,74	2,74	1,56		76 Med Urals Raffineriemarge in USD/bbl	2,87	2,08	38

Quelle: Reuters

OMV Aktienkursentwicklung

Die OMV Aktie sowie die Aktienmärkte im Allgemeinen zeigten in Q4/10 eine starke Performance. Die OMV Aktie setzte ihren Kursanstieg vom Ende des letzten Quartals bis Mitte Oktober fort, ehe sie sich für einen begrenzten Zeitraum rückläufig entwickelte. Nachdem die OMV Aktie am 30. November ihren Quartalstiefststand von EUR 25,89 erreicht hatte, zeigte sie eine stark positive Tendenz und erreichte ihr Quartalshoch von EUR 31,52 am 29. Dezember. Dies entspricht in Summe einem Kursanstieg der OMV Aktie an der Wiener Börse von 13% in Q4/10. Die internationalen Finanzmärkte zeigten ein ähnliches, jedoch leicht schwächer positives, Bild, mit Kurssteigerungen des FTSEurofirst 100 (+5%), des Dow Jones (+7%) und des Nikkei (+9%). Der österreichische Leitindex ATX legte um 14% und der FTSE Global Energy Index (bestehend aus den weltweit größten Öl- und Gasunternehmen) um 16% zu.

ISIN: AT0000743059	Marktkapitalisierung per 31. Dezember	EUR 9.293 Mio
Wiener Börse: OMV	Schlusskurs per 31. Dezember	EUR 31,10
Reuters: OMVV.VI	Jahreshöchstkurs am 11. Jänner	EUR 32,63
Bloomberg: OMV AV	Jahrestiefstkurs am 6. Juli	EUR 24,12
ADR Level I: OMVKY	Ausstehende Aktien (per 31. Dezember)	298.796.805
	Ausstehende Aktien (gewichtet) in 2010	298.781.978
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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Angelika Altendorfer-Zwerenz, Investor Relations Tel. +43 1 40440-21600; e-mail: investor.relations@omv.com Michaela Huber, Media Relations Tel. +43 1 40440-21661; e-mail: media.relations@omv.com