OMV AG — Interim / Quarterly Report 2013

Nov 7, 2013

Bericht Jänner – September und Q3 2013

inkl. Konzernzwischenabschluss zum 30. September 2013

Aktionärsinformation

1. November 2013, 7:30 (MEZ)

2. CCS EBIT vor Sondereffekten von EUR 619 Mio; den Aktionären zuzurechnender CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten von EUR 263 Mio in Q3/13

3. Cashflow aus der Betriebstätigkeit für das Quartal von EUR 1.081 Mio, 11% über Q3/12, reduziert den Verschuldungsgrad auf ~12%
4. Großakquisition von Statoil-Assets wurde Ende Oktober abgeschlossen; sofortiger Produktionsbeitrag von ca. 25 kboe/d; Anstieg im Laufe des Jahres 2014 auf ca. 40 kboe/d erwartet
5. Großer Ölfund in der Barentssee

Gerhard Roiss, OMV Generaldirektor:

"In den ersten neun Monaten des Jahres konnten wir unser Upstream-Portfolio erheblich weiterentwickeln. Die Akquisition eines offshore Asset-Portfolios von Statoil ist die Basis, um unsere wichtigsten strategischen Ziele für 2016, nämlich eine Produktion von rund 400 kboe/d und eine Reserven-Ersatzrate von 100% im 3-Jahresdurchschnitt, zu erreichen. Erlöse aus der Reduzierung des Working Capitals sowie Veräußerungen im Downstream-Bereich ermöglichten es uns, den Großteil dieser Transaktion aus dem Cashflow zu finanzieren. Unser E&P-Portfolio wurde durch die Akquisition eines Explorationsblocks in Madagaskar weiter ausgebaut, während unsere Entwicklungspipeline durch Funde in Norwegen, Pakistan und Libyen gestärkt wurde."

Q2/13	Q3/13	Q3/12	Δ%	in EUR Mio	1-9/13	1-9/12	Δ%
667	576	779	-26	Betriebserfolg (EBIT)	2.504	2.312	8
733	619	786	-21	CCS EBIT vor Sondereffekten	2.203	2.451	-10
226	229	311	-27	Den Aktionären zuzurechnender Periodenüberschuss 1)	1.240	1.046	18
				Den Aktionären zuzurechnender CCS
321	263	317	-17	Periodenüberschuss vor Sondereffekten 1)	934	1.151	-19
0,69	0,70	0,95	-27	Ergebnis je Aktie in EUR	3,80	3,21	18
0,99	0,81	0,97	-17	CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten in EUR	2,86	3,53	-19
1.202	1.081	974	11	Cashflow aus der Betriebstätigkeit	3.689	2.769	33

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

Inhalt

2| Lagebericht

• (ungeprüft) 2| Ergebnisse auf einen Blick
• 3| Geschäftsbereiche

• 9| Ausblick

• 11| Konzernzwischenabschluss und Konzernanhang (ungeprüft)

• 20| Erklärung des Vorstands
• 21| Weitere Informationen

Lagebericht (verkürzt, ungeprüft)

Ergebnisse auf einen Blick

Q2/13	Q3/13	Q3/12	Δ%	in EUR Mio	1-9/13	1-9/12	Δ%
10.568	10.698	10.903	-2	Umsatz 1)	32.043	31.260	3
597	529	575	-8	EBIT E&P 2)	1.780	1.962	-9
-25	-15	7		n.m. EBIT G&P	48	112	-57
90	105	278	-62	EBIT R&M	730	386	89
-8	-19	-14	33	EBIT Konzernbereich und Sonstiges	-35	-44	-20
14	-25	-67	-63	Konsolidierung	-19	-103	-81
667	576	779	-26	EBIT	2.504	2.312	8
316	357	284	26	davon EBIT Petrom Gruppe	1.024	901	14
1	-97	-38	156	Sondereffekte 3)	331	-177	n.m.
-1	-6	-2	149	davon: Personal und Restrukturierung	-8	-27	-69
0	-95	-15	n.m.	Außerplanmäßige Abschreibungen	-117	-117	0
-3	0	6	n.m.	Anlagenverkäufe	440	6	n.m.
5	4	-26	n.m.	Sonstiges	16	-39	n.m.
-67	53	30	76	CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–)	-30	38	n.m.
597	578	617	-6	EBIT vor Sondereffekten E&P 2), 4)	1.829	2.127	-14
-30	-15	7		n.m. EBIT vor Sondereffekten G&P 4)	57	125	-54
160	98	243	-60	CCS EBIT vor Sondereffekten R&M 4)	370	343	8
-8	-18	-13	34	EBIT vor Sondereffekten Konzernbereich und Sonstiges 4)	-34	-40	-14
14	-25	-67	-63	Konsolidierung	-19	-103	-81
733	619	786	-21	CCS EBIT vor Sondereffekten 4)	2.203	2.451	-10
327	365	293	24	davon CCS EBIT vor Sondereffekten Petrom Gruppe 4)	1.052	910	16
559	510	673	-24	Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	2.271	2.170	5
343	375	401	-6	Periodenüberschuss	1.669	1.387	20
226	229	311	-27	Den Aktionären zuzurechnender Periodenüberschuss 5)	1.240	1.046	18
				Den Aktionären zuzurechnender CCS
321	263	317	-17	Periodenüberschuss vor Sondereffekten 4), 5)	934	1.151	-19
0,69	0,70	0,95	-27	Ergebnis je Aktie in EUR	3,80	3,21	18
0,99	0,81	0,97	-17	CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten in EUR 4)	2,86	3,53	-19
1.202	1.081	974	11	Cashflow aus der Betriebstätigkeit	3.689	2.769	33
3,69	3,31	2,99	11	Cashflow je Aktie in EUR	11,31	8,49	33
2.183	1.832	4.026	-54	Nettoverschuldung	1.832	4.026	-54
15	12	28	-57	Verschuldungsgrad in %	12	28	-57
552	829	474	75	Investitionen	1.949	1.363	43
–	–	–		n.a. ROFA in % 6)	19	16	12
–	–	–		n.a. ROACE in % 6), 7)	13	11	19
–	–	–		n.a. CCS ROACE vor Sondereffekten in % 4)	12	12	-3
–	–	–		n.a. ROE in % 6)	14	13	9
39	26	40	-35	Steuerquote des Konzerns in %	27	36	-27
27.170	27.128	29.066	-7	Mitarbeiteranzahl	27.128	29.066	-7

Zahlen in dieser und folgenden Tabellen lassen sich möglicherweise auf Grund von Rundungsdifferenzen nicht aufaddieren.

1) Umsätze exklusive Mineralölsteuer.

2) Vor Zwischengewinneliminierung, angeführt in der Zeile "Konsolidierung".

3) Sondereffekte sind außergewöhnliche, nicht wiederkehrende Effekte, die zum EBIT addiert bzw. vom EBIT abgezogen werden. Für nähere Informationen verweisen wir auf die Geschäftsbereiche.

4) Bereinigt um Sondereffekte. Das bereinigte CCS Ergebnis eliminiert Lagerhaltungsgewinne/-verluste (CCS Effekte) aus den Fuels-Raffinerien und Petrol Ofisi. 5) Nach Abzug des den Hybridkapitalbesitzern sowie den nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnenden Periodenüberschusses.

6) Ab Q4/12 berechnet auf rollierender Basis, basierend auf den vier vorangegangenen Quartalen. Historische Zahlen wurden entsprechend angepasst.

7) Mit Q4/12 wurden die Definitionen für NOPAT und durchschnittlich eingesetztes Kapital angepasst. Details entnehmen Sie bitte den "Abkürzungen und Definitionen". Historische Zahlen wurden entsprechend angepasst.

Geschäftsbereiche

Exploration und Produktion (E&P)

Q2/13	Q3/13	Q3/12	Δ%	in EUR Mio	1-9/13	1-9/12	Δ%
597	529	575	-8	Betriebserfolg (EBIT)	1.780	1.962	-9
-1	-49	-42	17	Sondereffekte	-49	-165	-70
597	578	617	-6	EBIT vor Sondereffekten	1.829	2.127	-14
297	275	309	-11	Gesamtproduktion in kboe/d	291	304	-4
184	182	182	0	davon Petrom Gruppe	183	183	0
14,4	13,1	15,5	-15	Rohöl- und NGL-Produktion in Mio bbl	42,2	44,6	-5
70,4	68,3	72,9	-6	Erdgasproduktion in bcf	208,5	217,3	-4
102,43	110,29	109,50	1	Durchschnittlicher Brent-Preis in USD/bbl	108,46	112,21	-3
96,38	101,79	96,66	5	Durchschnittlich realisierter Rohölpreis in USD/bbl	101,02	99,94	1
1,306	1,324	1,250	6	Durchschnittlicher EUR-USD-Kurs	1,317	1,281	3
137	175	107	64	Explorationsausgaben in EUR Mio	434	318	37
12,64	13,88	12,10	15	Produktionskosten in USD/boe	13,06	12,56	4

Drittes Quartal 2013 (Q3/13) vs. drittes Quartal 2012 (Q3/12)

• Q3/13-Ergebnis durch geringere Verkaufsmengen belastet
• Niedrigere Produktion hauptsächlich durch Sicherheitsprobleme in Libyen und Produktionsstopp von Maari, Neuseeland

Produktion in Rumänien stieg verglichen zu Q3/12

Der Brent-Preis in USD lag 1% über dem Niveau von Q3/12, während der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns um 5% stieg. Dies spiegelte ein negatives Hedging-Ergebnis von EUR -41 Mio in Q3/12 wider, während keine strategischen Ölpreis-Hedges für das Jahr 2013 abgeschlossen wurden. Der durchschnittlich im Konzern erzielte Gaspreis in EUR lag um 13% über dem Niveau von Q3/12.

Das EBIT vor Sondereffekten sank um 6% auf EUR 578 Mio, vorwiegend auf Grund geringerer Verkaufsmengen in Libyen, Großbritannien und Pakistan. Der schwächere USD gegenüber EUR hatte einen negativen Effekt auf das Ergebnis, wurde jedoch durch den Anstieg der Rohölpreise kompensiert. Die Explorationsaufwendungen lagen um 56% unter dem Vorjahresquartal (EUR 79 Mio vs. EUR 179 Mio in Q3/12), da Q3/12 durch Abschreibungen von nicht fündigen Bohrungen und Explorationslizenzen in der Region Kurdistan im Irak (Mala Omar und Shorish), belastet war. Netto-Sonderaufwendungen in Höhe von EUR -49 Mio, hauptsächlich auf Grund der Abschreibung vom Bina Bawi Vermögenswert betreffend Öl in der Region Kurdistan im Irak, führten zu einem EBIT von EUR 529 Mio, 8% unter dem Niveau von Q3/12 (EUR 575 Mio).

Die Produktionskosten exkl. Lizenzgebühren (OPEX) in USD/boe waren, im Wesentlichen auf Grund geringerer Produktionsmengen, um 15% höher als in Q3/12. Die OPEX in USD/boe von Petrom stiegen auf Grund negativer FX-Effekte, um 2%. Die Explorationsausgaben des Konzerns stiegen verglichen zu Q3/12 um 64% auf EUR 175 Mio, hauptsächlich infolge erhöhter Explorationsaktivitäten in Neuseeland, Pakistan (Sofiya Explorationsbohrung) und Norwegen (Wisting Central/Main und Bonna Explorationsbohrungen).

Die OMV Gesamttagesproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas lag mit 275 kboe 11% unter dem Q3/12-Niveau. Die Gesamttagesproduktion von Petrom lag auf dem Vorjahresquartals-Niveau. Die OMV Erdöl- und NGL-Tagesproduktion sank um 15% und spiegelte im Wesentlichen die vorübergehenden Produktionsstopps infolge von Sicherheitsproblemen und Streiks in Libyen, geringere Beiträge von Großbritannien (bedingt durch die veräußerten Beteiligungen in der britischen Nordsee), und den geringeren Beitrag des Feldes Maari in Neuseeland, das auf Grund von Wartungsarbeiten und dem Austausch von wichtigem Equipment die meiste Zeit im Quartal still stand, wider. Die OMV Erdgastagesproduktion sank um 6% vs. Q3/12, hauptsächlich infolge von niedrigeren Beiträgen einer wichtigen Produktionsstätte in Österreich, die durch Wassereintritt beeinträchtigt wurde, und natürlichem Produktionsrückgang in Pakistan (Sawan), teilweise kompensiert durch eine höhere Produktion in Rumänien. Die Gesamtverkaufsmenge sank, hauptsächlich durch geringere Verkaufsmengen in Libyen, Großbritannien und Pakistan, welche teilweise durch gestiegene Verkaufsmengen im Jemen und in Rumänien kompensiert wurden, um 6%.

Drittes Quartal 2013 (Q3/13) vs. zweites Quartal 2013 (Q2/13)

Das EBIT vor Sondereffekten sank, hauptsächlich auf Grund geringerer Verkaufsmengen in Libyen und Tunesien, um 3%. Der schwächere USD gegenüber dem EUR hatte einen negativen Effekt auf das Q3/13-Ergebnis, wurde jedoch durch den Anstieg der Ölpreise mehr als kompensiert. Die Explorationsaufwendungen lagen 19% unter dem Niveau von Q2/13, da Q2 durch die Abschreibung einer Explorationslizenz in Tunesien belastet wurde, sowie auf Grund geringerer Seismikkosten. Das EBIT lag mit EUR 529 Mio 11% unter dem Niveau von Q2/13, hauptsächlich auf Grund der Abschreibung vom Bina Bawi Vermögenswert betreffend Öl in der Region Kurdistan im Irak.

Die Gesamttagesproduktion sank um 7%. Die Erdöl- und NGL-Tagesproduktion sank um 10%, vor allem infolge von Sicherheitsproblemen und Streiks in Libyen und im Jemen sowie des Produktionsstillstands vom Feld Maari in Neuseeland. Die Erdgastagesproduktion sank um 4% und spiegelte damit hauptsächlich geringere Volumina in Österreich (Wassereintritt in einer wichtigen Produktionsstätte) und Rumänien (Workover-Aktivitäten im Feld Totea) wider. Die Gesamtverkaufsmengen lagen um 2% unter dem Niveau von Q2/13, als Resultat der schwächeren Produktionsperformance in Libyen und dem Liftingplan in Tunesien, die teilweise durch höhere Mengen in Rumänien, Kasachstan und Lagerverkäufen in Neuseeland ausgeglichen wurden.

Gas und Power (G&P)

Q2/13	Q3/13	Q3/12	Δ%	in EUR Mio	1-9/13	1-9/12	Δ%
-25	-15	7		n.m. Betriebserfolg (EBIT)	48	112	-57
5	0	0		n.m. Sondereffekte	-9	-13	-25
-30	-15	7		n.m. EBIT vor Sondereffekten	57	125	-54
85,02	85,94	100,39	-14	Verkaufsmengen Erdgas in TWh	306,74	308,51	-1
1.204.570	1.064.015	914.832	16	Durchschnittlich verkaufte Speicherkapazitäten m3 /h	1.129.558	869.671	30
430	422	–		n.a. Verkaufte Gastransportmengen Entry/Exit in TWh	1.241	–	n.a.
0,23	1,18	0,80	48	Nettostromerzeugung in TWh	2,23	0,91	144

Drittes Quartal 2013 (Q3/13) vs. drittes Quartal 2012 (Q3/12)

• Ölpreisgebundener Gasbezug und schwieriges Marktumfeld belasteten EconGas schwer
• Performance des Gas Logistik-Geschäfts beeinflusst durch herausfordernden Speichermarkt
• Power-Ergebnis durch schwaches Strom-Marktumfeld belastet

Das EBIT vor Sondereffekten fiel, hauptsächlich auf Grund des signifikant negativen Beitrags des Bereichs Supply, Marketing und Trading sowie des niedrigeren Ergebnisses des Bereichs Power, auf EUR -15 Mio. Das EBIT lag auf ähnlichem Niveau, da keine signifikanten Netto-Sondereffekte verzeichnet wurden.

Die gesamten Erdgas-Verkaufsmengen im Bereich Supply, Marketing und Trading sanken, vor allem auf Grund geringerer Handelsaktivitäten in EconGas, um 14% vs. Q3/12 von 100,39 TWh auf 85,94 TWh. Handelsmengen machten in Q3/13 68% der gesamten Verkaufsvolumina aus. EconGas verzeichnete geringere Verkaufsmengen an Industrie- und Kraftwerks-Kunden in Österreich und geringere Handelsaktivitäten. Die EconGas-Marge verblieb, auf Grund von hauptsächlich hubpreisgebundenen Verkaufsverträgen und der noch nicht finalisierten Neuverhandlungen des langfristigen Gasbezugsvertrags mit Gazprom, negativ. Mit Statoil wurde eine Anpassung der Konditionen des Gasbezugsvertrags ab 1. Oktober 2013 erzielt. Die, auf Grund der weiterhin hohen Abnahmepreise in Asien, niedrige Auslastung der vertraglich vereinbarten Kapazitäten in Gate LNG belastete das Ergebnis von EconGas. Der Ergebnisbeitrag des Erdgas-Geschäfts von Petrom lag, im Wesentlichen auf Grund geringerer Margen, unter dem Niveau des Vorjahresquartals. Die Erdgas-Verkaufsmengen in Rumänien stiegen, angetrieben durch eine höhere Nachfrage für Inlandsgas und unterstützt durch eine leicht erhöhte Erdgasproduktion, um 22% auf 11,24 TWh in Q3/13 vs. 9,24 TWh in Q3/12, während die Entwicklung des geschätzten Erdgasverbrauchs in Rumänien um 11% zurückging. Der geschätzte durchschnittliche Importpreis lag bei USD 405/1.000 m³ (EUR 29,0/MWh). Der regulierte Inlandsgaspreis für Nicht-Privathaushalte stieg entsprechend der Implementierung des Planes zur Liberalisierung des Gaspreises auf RON 63,4/MWh (EUR 14,3/MWh). In der Türkei verkaufte OMV rund 2,95 TWh Erdgas und LNG.

Im Gas Logistik-Bereich verzeichnete das Speicher-Geschäft ausschließlich auf Grund des Beitrags des Speichers Etzel in Deutschland höhere durchschnittlich verkaufte Speicherkapazitäten. Um auf die aktuellen Marktbedingungen zu reagieren und langfristige Kundenbeziehungen zu unterstützen, wurde den Kunden in Österreich eine Tarif- und Kapazitätsreduktion für laufende Speicherverträge angeboten. Die neue Preisgestaltung hatte einen signifikant negativen Einfluss auf das Ergebnis des Speicher-Geschäfts. Im Erdgas Transport-Geschäft wurde das neue Gasmarktmodell einschließlich eines Entry/Exit Tarifsystems in Österreich eingeführt, welches die Umwandlung der bestehenden Punkt-zu-Punkt Verträge erforderlich machte. Daher wurde der Schlüsselindikator auf "Verkaufte Gastransportmengen Entry/Exit in TWh" geändert, der ab 2013 berichtet wird. Das Erdgas Transport-Geschäft verzeichnete eine verbesserte Performance auf Grund von zusätzlichen kurzfristigen Transport-Erlösen und gutem Kostenmanagement.

Im Bereich Power wurde eine Nettostromerzeugung von 1,18 TWh in Q3/13, hauptsächlich vom Gaskraftwerk Brazi (Rumänien) und einem ersten Beitrag des Gaskraftwerks in Samsun (Türkei), verzeichnet. Der durchschnittliche Strompreis für Grundlast in Rumänien sank um 26% vs. Q3/12 und lag in Q3/13 bei EUR 39,0/MWh. Der durchschnittliche Strompreis für Grundlast in der Türkei sank um 17% vs. Q3/12 und lag in Q3/13 bei EUR 59,5/MWh. Insgesamt war das Ergebnis des Bereichs Power durch schwache Stromnachfrage und niedrige Strompreise in Rumänien und der Türkei belastet.

Drittes Quartal 2013 (Q3/13) vs. zweites Quartal 2013 (Q2/13)

Das EBIT vor Sondereffekten stieg vs. Q2/13, hauptsächlich auf Grund eines angepassten Transportvertrags in der Econ-Gas, der zu einem einmaligen Ertrag in Q3/13 führte. Das EBIT zeigte eine ähnliche Entwicklung. Die gesamten Erdgas-Verkaufsmengen im Bereich Supply, Marketing und Trading waren stabil. Die Performance von EconGas wurde durch geringere Erdgas-Verkäufe, ölpreisgebundene Gasbezugsverträge sowie hubpreisgebundene Verkaufsverträge belastet. Petroms Erdgas-Verkaufsmengen sanken saisonal bedingt um 2%, verglichen mit dem 15%-Rückgang des geschätzten Erdgasverbrauchs in Rumänien. In der Türkei stiegen die Erdgas-Verkaufsmengen leicht um 2%. Der Beitrag des Speicher-Geschäfts sank durch die zuvor erwähnte Änderung der Preisgestaltung, signifikant. Das Transport-Geschäft verzeichnete, trotz eines leichten Rückgangs der verkauften Erdgas-Transportmengen, ein verbessertes Ergebnis. Die Nettostromerzeugung stieg signifikant, hauptsächlich da Q2/13 durch den geplanten einmonatigen Stillstand des Kraftwerks Brazi belastet war, sowie auf Grund der Inbetriebnahme des Kraftwerks Samsun.

Raffinerien und Marketing (R&M)

Q2/13	Q3/13	Q3/12	Δ%	in EUR Mio	1-9/13	1-9/12	Δ%
90	105	278	-62	Betriebserfolg (EBIT)	730	386	89
-3	-47	5	n.m.	Sondereffekte	390	5	n.m.
-67	53	30	76	CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–) 1)	-30	38	n.m.
160	98	243	-60	CCS EBIT vor Sondereffekten 1)	370	343	8
2,48	1,17	5,28	-78	OMV Referenz-Raffineriemarge in USD/bbl	2,20	3,79	-42
382	349	257	36	Ethylen/Propylen Netto-Marge in EUR/t 2)	364	312	17
94	93	93	0	Raffinerie-Auslastungsgrad gesamt in %	91	87	5
8,22	8,63	8,16	6	Gesamtverkaufsmenge Raffinerieprodukte in Mio t	23,65	22,58	5
5,56	5,92	5,99	-1	davon Marketing-Verkaufsmengen in Mio t	15,96	16,14	-1
0,55	0,56	0,56	1	davon Petrochemie in Mio t	1,67	1,66	1

1) Das CCS EBIT vor Sondereffekten eliminiert Lagerhaltungsgewinne/-verluste (CCS Effekte) aus den Fuels-Raffinerien und Petrol Ofisi. 2) Berechnet auf Basis West European Contract Prices (WECP).

Drittes Quartal 2013 (Q3/13) vs. drittes Quartal 2012 (Q3/12)

• Geringeres Raffinerie-Ergebnis durch schlechtes Margen-Umfeld
• Optimierung des Tankstellen-Netzes wurde weiter vorangetrieben
• Starker Raffinerie-Auslastungsgrad von 93%

Mit EUR 98 Mio sank das CCS EBIT vor Sondereffekten vs. EUR 243 Mio in Q3/12, angetrieben durch eine signifikant niedrigere OMV Referenz-Raffineriemarge und trotz eines verbesserten Beitrags des Marketing-Geschäfts, stark. In Q3/13 wurden Netto-Sonderaufwendungen in Höhe von EUR -47 Mio, die hauptsächlich der Abschreibung bestimmter Retail-Assets in Österreich zuzurechnen waren, verzeichnet. Gestiegene Rohölpreise im Quartal trugen zu positiven CCS Effekten in Höhe von EUR 53 Mio bei und führten zu einem EBIT von EUR 105 Mio (vs. EUR 278 Mio in Q3/12).

Das CCS EBIT vor Sondereffekten im Raffinerie-Geschäft lag unter dem Niveau von Q3/12 und spiegelte hauptsächlich das schlechte Margen-Umfeld wider. Die OMV Referenz-Raffineriemarge sank signifikant von USD 5,28/bbl in Q3/12 auf USD 1,17/bbl, hauptsächlich infolge geringerer Benzin- und Mitteldestillatspannen. Die Raffinerien West wurden durch die von USD 6,63/bbl in Q3/12 auf USD 2,46/bbl in Q3/13 gesunkene OMV Referenz-Raffineriemarge West belastet. Bei Petrom verblieb das Raffinerie-Ergebnis einigermaßen positiv, trotz der negativen OMV Referenz-Raffineriemarge Ost von USD -4,31/bbl vs. USD -0,46/bbl in Q3/12, auf Grund der schrittweisen Verbesserung der Struktur der Produktausbeute in der Raffinerie Petrobrazi sowie geringerer Kosten und erhöhter Verkaufsmengen verglichen mit Q3/12. Das Petrochemie-EBIT vor Sondereffekten lag, getrieben durch verbesserte Ethylen/Propylen-Margen, mit EUR 27 Mio über dem Niveau von Q3/12 (EUR 19 Mio).

Der gesamte Raffinerie-Auslastungsgrad blieb bei einem hohen Niveau von 93%. In den Raffinerien West lag der Auslastungsgrad bei 94% vs. 97% in Q3/12. Der Auslastungsgrad der Raffinerie Petrobrazi erreichte 90% in Q3/13, verglichen mit 76% in derselben Periode des Vorjahrs. Dies spiegelte die stufenweise Wiederinbetriebnahme der Raffinerie nach dem sechswöchigen Stillstand in Q2/12 wider.

Der Beitrag von Borealis (at-equity konsolidiert; wird daher im Finanzerfolg des OMV Konzerns gezeigt) war stark und erhöhte sich leicht um EUR 1 Mio auf EUR 47 Mio in Q3/13, infolge eines verbesserten Ergebnisses des Bereichs Polyolefin und eines soliden Beitrags von Borouge. Das Borouge 3 Erweiterungsprojekt schritt wie geplant voran und wird mit der Inbetriebnahme in 2014 die jährliche Kapazität der integrierten Olefin/Polyolefin-Anlage in Abu Dhabi von 2 Mio t auf 4,5 Mio t steigern.

Das Marketing-EBIT vor Sondereffekten lag, trotz geringerer Mengen, getrieben durch erhöhte Margen im Retail- und Commercial-Geschäft, leicht über dem Niveau von Q3/12. Insgesamt sanken die Marketing-Verkaufsmengen verglichen mit Q3/12 um 1%. Per 30. September 2013 betrug die Tankstellenanzahl des Konzerns 4.213, verglichen mit 4.479 Ende September 2012, auf Grund des Verkaufs der Marketing-Tochtergesellschaften in Kroatien und Bosnien-Herzegowina sowie auf Grund von Netzwerkoptimierungen, hauptsächlich in der Türkei und Österreich.

Drittes Quartal 2013 (Q3/13) vs. zweites Quartal 2013 (Q2/13)

Das CCS EBIT vor Sondereffekten war mit EUR 98 Mio niedriger als die EUR 160 Mio in Q2/13, angetrieben durch eine deutlich niedrigere OMV Referenz-Raffineriemarge und trotz eines soliden Beitrags des Marketing-Geschäfts. Die OMV Referenz-Raffineriemarge sank deutlich, hauptsächlich beeinflusst durch geringere Benzin-Spannen sowie gestiegene Rohölpreise (Urals wurde mit einem Aufschlag zu Brent gehandelt). Das Petrochemie-Ergebnis betrug EUR 27 Mio und war damit, hauptsächlich auf Grund geringerer Margen, die durch gestiegene Naphtha-Preise negativ beeinflusst wurden und trotz gestiegener Verkaufsmengen, unter dem Niveau von Q2/13. Das Marketing-Geschäft trug signifikant zum gesamten R&M-Ergebnis bei, angetrieben durch einen Anstieg der Verkaufsmengen auf Grund der Urlaubssaison und einem ähnlichen Margenniveau wie in Q2/13, war jedoch durch Einmalkosten, hauptsächlich für Rückstellungen für ausstehende Forderungen in Petrol Ofisi, leicht beeinträchtigt.

Ausblick 2013

Marktumfeld

OMV erwartet für das Jahr 2013, dass der durchschnittliche Brent-Rohölpreis weiterhin über USD 100/bbl liegen wird. Die Brent-Urals Spanne wird weiterhin niedrig erwartet. Auf den europäischen Gasmärkten werden die Marktpreise zunehmend durch Hubpreise statt durch ölpreisgebundene Gaspreise bestimmt. In Rumänien wurde, im Einklang mit dem Plan zur Liberalisierung der Gaspreise, der Inlandsgaspreis per Oktober 2013 erhöht. Die nächste geplante Preiserhöhung ist für Jänner 2014 vorgesehen. Nach dem Hoch der Raffinerie-Margen in 2012 wird für 2013, auf Grund gedämpfter Nachfrage und bestehender Überkapazitäten an den europäischen Märkten, der Verbleib auf einem historisch niedrigen Niveau erwartet. Im Petrochemie-Geschäft wird erwartet, dass die Margen ein etwas höheres Niveau als 2012 erreichen. Es wird erwartet, dass die Marketingverkaufsmengen auf Grund gedämpfter Nachfrage, verursacht durch ein schwaches wirtschaftliches Umfeld in den Kernmärkten von OMV, unter Druck bleiben werden, während bei den Margen ein Verbleiben auf dem derzeitigen Niveau erwartet wird.

Mittelfristiger Ausblick

Nach der Akquisition der offshore Statoil-Assets wird erwartet, dass das Produktionsniveau für 2014 in einer Bandbreite von 320-340 kboe/d liegen wird und in 2016 auf rund 400 kboe/d steigen wird. Das akquirierte Portfolio wird es ermöglichen, eine Reserven-Ersatzrate von >100% im 3-Jahresdurchschnitt bis 2016 zu erreichen. Es wird daher erwartet, dass das durchschnittliche Investitionsvolumen des Konzerns für den Zeitraum 2014-2016 auf rund EUR 3,9 Mrd pro Jahr ansteigen wird, wovon ca. 80% in E&P investiert werden wird. Unter der Annahme eines ähnlichen Marktumfelds wie derzeit vorherrschend, wird das Investitionsprogramm durch den Cashflow aus der Betriebstätigkeit sowie die geplanten Veräußerungen finanziert werden. Es wird ein Dividendenwachstum im Einklang mit dem den Aktionären zuzurechnenden Jahresüberschuss erwartet (Ausschüttungsgrad von 30%).

Konzern

• Ziel ist die Erreichung von erstklassiger HSSE-Performance mit sicherem Arbeitsumfeld sowie Prozessen und die Reduktion der Unfallhäufigkeit (LTIR) von 0,69 in 2012
• OMV erwartet eine Investitionssumme von rund EUR 2,8 Mrd in 2013. Diese Summe inkludiert nicht die kürzlich abgeschlossene Akquisition von offshore Assets von Statoil zu einem Transaktionswert von USD 2,65 Mrd
• Das konzernweite Performance-Steigerungsprogramm "energize OMV", mit dem Ziel eines ROACE Beitrags von 2%- Punkten bis 2014 zu erreichen, ist auf Kurs und wird weiter vorangetrieben

Exploration und Produktion

• Das Produktionsniveau für 2013 wird nun etwas unter jenem von 2012 erwartet. In Libyen und im Jemen hatten Sicherheitsprobleme und Streiks eine signifikant negative Auswirkung auf die Produktion in Q3/13. Im Jemen bleibt die Sicherheitslage weiterhin ungewiss, mit regelmäßigen Anschlägen auf die Pipeline. Die Situation in beiden Gebieten bleibt schwer prognostizierbar. Diese Unterbrechungen, zusammen mit dem – früher als geplanten – vorübergehenden Produktionsstopp des Feldes Maari in Neuseeland und einem Wassereintritt in einer wichtigen Produktionsstätte in Österreich, werden die Gesamtjahresproduktion beeinflussen
• Die Investitionen werden rund EUR 2,1 Mrd betragen und ca. 75% der Gesamtinvestitionssumme des Konzerns (vor Akquisitionen) ausmachen. Die größten Projekte, in die heuer investiert wurde, sind Edvard Grieg und Aasta Hansteen in Norwegen sowie Feldneuentwicklungen von Petrom
• In Rumänien wird, nach der Interpretation der Daten einer großen 3D Seismik-Studie des Neptun Blocks, der Start weiterer Bohrungen ca. Mitte 2014 erwartet
• In Pakistan wurde die Feldentwicklung Latif fertiggestellt und der Produktionsstart wird, wie auch für das Mehar-Projekt, für Q4/13 erwartet
• In Tunesien ist die finale Investitionsentscheidung für die Gasfeldentwicklung Nawara derzeit für Q4/13 geplant
• E&P wird die Explorationsausgaben und die Ausgaben für Erweiterungsbohrungen auf rund EUR 0,7 Mrd steigern. Nach dem Ölfund in Wisting Central, wurde eine weitere signifikante Bohrung, Wisting Main, in der Norwegischen Barentssee durchgeführt, welche jedoch nur begrenzt Kohlenwasserstoffvorkommen in den Zielformationen zu Tage brachte
• Gegen Ende 2013 ist der Start der signifikanten Bohrung, Matuku offshore Neuseeland geplant

Gas und Power

• Eine Vereinbarung mit Statoil über die Anpassung der Konditionen des Gasbezugsvertrags ab 1. Oktober 2013 wurde erreicht. Die Vereinbarung spiegelt nun die nordwesteuropäischen Marktänderungen, hin zu einer Preisgestaltung auf Basis der relevanten Gasmarktindizes, wider
• Die Neuverhandlungen bezüglich des langfristigen Gasbezugsvertrags mit Gazprom dauern an
• Der Speichermarkt wird auf Grund der allgemeinen Situation des Überangebots an Erdgas an allen europäischen Handelspunkten und der niedrigen Sommer/Winter Spreads herausfordernd erwartet
• Die Strommärkte in Rumänien und der Türkei werden auf Grund der geringen Nachfrage und des gestiegenen Angebots herausfordernd bleiben

Raffinerien und Marketing

• Weitere Schritte des Modernisierungsprogramms in der Raffinerie Petrobrazi, mit dem geplanten Abschluss im Jahr 2014, befinden sich in Umsetzung
• Für das verbleibende Jahr 2013 sind keine weiteren größeren Raffinerie-Stillstände geplant
• Das Veräußerungsprogramm mit dem Ziel bis 2014 bis zu EUR 1 Mrd zu generieren, wird weiter verfolgt

Konzernzwischenabschluss und Konzernanhang (verkürzt, ungeprüft)

Gesetzliche Grundlagen und Methoden

Der Konzernzwischenabschluss für die Berichtsperiode 1. Jänner bis 30. September 2013 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 2012 gelesen werden.

Die bei der Erstellung des Konzernzwischenabschlusses angewandten Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden stimmen mit jenen des Konzernjahresabschlusses zum 31. Dezember 2012 überein, mit der im Folgenden beschriebenen Ausnahme.

Der Konzernzwischenabschluss für Q3/13 ist ungeprüft. Eine externe prüferische Durchsicht wurde nicht durchgeführt.

Der Standard IFRS 13 "Bemessung des beizulegenden Zeitwerts", Ergänzungen zu IFRS 7 "Finanzinstrumente: Angaben", Ergänzungen zu IAS 1 "Darstellung des Abschlusses" und Verbesserungen zu IFRS (2009-2011) werden seit dem 1. Jänner 2013 angewendet und hatten keine wesentlichen Auswirkungen auf den Konzernzwischenabschluss.

Konsolidierungskreisänderungen

Folgende Änderungen im Konsolidierungskreis traten im Vergleich zum 31. Dezember 2012 ein:

Im Geschäftsbereich E&P wurde OMV Tellal Hydrocarbons GmbH, Wien, beginnend mit 1. Jänner 2013 in den Konsolidierungskreis aufgenommen.

OMV Offshore Morondava GmbH, Wien, wurde beginnend mit 1. Jänner 2013 in den Konsolidierungskreis aufgenommen.

OMV Petrom Ukraine E&P GmbH, Wien, wurde beginnend mit 21. August 2013 in den Konsolidierungskreis aufgenommen.

OMV (EGYPT) Exploration GmbH, OMV (IRELAND) Exploration GmbH und OMV (SLOVAKIA) Exploration GmbH, alle mit Sitz in Wien, wurden per 1. Jänner 2013 entkonsolidiert.

Der Verkauf von Petrol Ofisi Arama Üretim Sanayi ve Ticaret Anonim Şirketi, Ankara, wurde am 14. März 2013 abgeschlossen.

Im Geschäftsbereich G&P wurde die OMV Gaz ve Enerji Satış Anonim Şirketi, Instanbul, in die OMV Enerji Ticaret Limited Şirketi, Istanbul, mit 1. August 2013 verschmolzen.

Im Geschäftsbereich R&M wurde LMG Lagermanagement GmbH, Wiener Neustadt, in die ein Großteil von R&Ms österreichischer Pflichtnotstandsreserve eingebracht wurde, beginnend mit 1. Jänner 2013 in den Konsolidierungskreis aufgenommen. Der Verkauf der Gesellschaft wurde am 20. März 2013 abgeschlossen.

Der Verkauf von PETROM LPG SA, Otopeni, wurde am 7. Jänner 2013 abgeschlossen.

Der Verkauf von OMV BH d.o.o., Sarajevo, wurde am 28. Februar 2013 abgeschlossen.

Der Verkauf von OMV Hrvatska d.o.o., Zagreb, wurde am 31. Mai 2013 abgeschlossen.

Saisonalität und Zyklizität

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

Zusätzlich zum Konzernzwischenabschluss und Konzernanhang zum 30. September 2013 enthalten die Darstellungen der Geschäftsbereiche weitere Informationen, welche den Konzernzwischenabschluss betreffen.

Gewinn- und Verlustrechnung (ungeprüft)

Q2/13	Q3/13	Q3/12	Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung in EUR Mio	1-9/13	1-9/12
10.567,94	10.698,16	10.903,08	Umsatzerlöse	32.043,01	31.259,56
-74,48	-92,31	-97,38	Direkte Vertriebskosten	-257,04	-274,28
-9.376,68	-9.500,28	-9.460,05	Umsatzkosten	-28.256,11	-27.136,75
1.116,78	1.105,57	1.345,64	Bruttoergebnis vom Umsatz	3.529,85	3.848,53
54,20	54,79	34,97	Sonstige betriebliche Erträge	606,92	126,12
-234,44	-272,27	-224,02	Vertriebsaufwendungen	-737,61	-694,32
-105,92	-115,51	-101,99	Verwaltungsaufwendungen	-326,74	-322,38
-98,00	-78,93	-179,26	Explorationsaufwendungen	-291,57	-366,49
-3,77	-3,84	-3,38	Forschungs- und Entwicklungsaufwendungen	-10,71	-11,01
-61,68	-113,95	-93,00	Sonstige betriebliche Aufwendungen	-266,33	-268,23
667,17	575,84	778,97	Betriebserfolg (EBIT)	2.503,81	2.312,22
31,81	48,45	50,81	Ergebnis aus assoziierten Unternehmen	111,94	164,85
29,64	47,25	46,21	davon Borealis	98,81	136,48
5,90	0,11	0,49	Dividendenerträge	6,13	11,66
10,10	27,29	5,98	Zinserträge	58,37	22,65
-70,70	-76,71	-102,98	Zinsaufwendungen	-223,48	-280,83
-85,70	-65,23	-60,47	Sonstiges Finanzergebnis	-185,47	-60,42
-108,59	-66,08	-106,17	Finanzerfolg	-232,51	-142,09
558,58	509,77	672,80	Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	2.271,31	2.170,14
-215,57	-134,41	-271,51	Steuern vom Einkommen und Ertrag	-602,11	-782,80
343,01	375,35	401,29	Perioden-/Jahresüberschuss	1.669,20	1.387,34
			davon den Aktionären des Mutterunternehmens
225,52	228,56	311,23	zuzurechnen	1.239,86	1.046,46
9,47	9,57	9,57	davon den Hybridkapitalbesitzern zuzurechnen	28,40	28,47
108,03	137,22	80,49	davon den nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnen	400,93	312,41
0,69	0,70	0,95	Ergebnis je Aktie in EUR	3,80	3,21
0,69	0,70	0,95	Verwässertes Ergebnis je Aktie in EUR	3,78	3,19

Gesamtergebnisrechnung (verkürzt, ungeprüft)

Q2/13	Q3/13	Q3/12	in EUR Mio	1-9/13	1-9/12
343,01	375,35	401,29	Perioden-/Jahresüberschuss	1.669,20	1.387,34
-364,82	-338,53	-196,43	Währungsdifferenzen aus der Umrechnung ausländischer Geschäftsbetriebe	-544,56	-42,94
-1,04	-1,07	1,20	Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung zur Veräußerung verfügbarer finanzieller Vermögenswerte	-2,46	3,05
-23,21	8,17	-84,60	Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung von Hedges	-16,54	6,56
-22,62	-9,20	-5,05	Auf assoziierte Unternehmen entfallender Anteil am sonstigen Ergebnis	-14,36	18,61
-411,70	-340,63	-284,88	Summe der Posten, die nachträglich in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert ("recycelt") werden können	-577,93	-14,73
5,84	-1,24	16,56	Summe der auf das sonstige Ergebnis entfallenden Ertragsteuern	5,97	-1,10
-405,85	-341,87	-268,33	Sonstiges Ergebnis der Periode nach Steuern	-571,96	-15,82
-62,84	33,48	132,97	Gesamtergebnis der Periode	1.097,24	1.371,51
			davon den Aktionären des Mutterunternehmens
-152,14	-110,34	108,88	zuzurechnen	681,26	1.138,40
9,47	9,57	9,57	davon den Hybridkapitalbesitzern zuzurechnen	28,40	28,47
79,84	134,25	14,52	davon den nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnen	387,58	204,64

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

Drittes Quartal 2013 (Q3/13) vs. drittes Quartal 2012 (Q3/12)

Der im Vergleich zu Q3/12 um 2% niedrigere Konzernumsatz ist vor allem auf niedrigere Gasverkaufsmengen zurückzuführen. Das Konzern-EBIT lag mit EUR 576 Mio um 26% unter Q3/12. Dies wurde getrieben durch eine deutlich niedrigere OMV Referenz-Raffineriemarge, geringere Verkaufsmengen in E&P, und einen negativen Ergebnisbeitrag des Geschäftsbereichs G&P, wurde aber teilweise durch geringere Explorationsausgaben und höhere Retail-Margen kompensiert. Der EBIT-Beitrag von Petrom lag mit EUR 357 Mio höher als in Q3/12 (EUR 284 Mio), was vor allem durch höhere Ölpreise und striktes Kostenmanagement erklärbar ist, und wurde teilweise durch die niedrigere OMV Referenz-Raffineriemarge Ost und geringere Power Spark-Spreads (Stromerzeugungsbruttospanne) kompensiert. In Q3/13 wurden Netto-Sonderaufwendungen von EUR -97 Mio verzeichnet, was im Wesentlichen auf die Abschreibung des Öl-Teils des Bina Bawi Vermögenswerts in der Region Kurdistan im Irak und bestimmter Retail-Vermögenswerte in Österreich zurückzuführen ist. Positive CCS Effekte in Höhe von EUR 53 Mio wurden auf Grund der Rohöl-Preissteigerung im Laufe des Quartals gebucht. Das CCS EBIT vor Sondereffekten fiel von EUR 786 Mio in Q3/12 auf EUR 619 Mio, der Beitrag von Petrom war dabei mit EUR 365 Mio um 24% höher als in Q3/12.

Der Finanzerfolg lag mit EUR -66 Mio in Q3/13 über dem Wert von Q3/12 in Höhe von EUR -106 Mio. Die wesentlichen Gründe hierfür waren einmalige Finanzierungskosten, die durch die Restrukturierung von Teilen der Gruppenfinanzierung in Q3/12 entstanden sind.

Die laufenden Ertragsteuern des OMV Konzerns betrugen in Q3/13 EUR 152 Mio. Latente Steuern wurden in Höhe von EUR -18 Mio ergebniswirksam gebucht. Die effektive Steuerquote in Q3/13 betrug 26% (Q3/12: 40%). Die Verringerung der effektiven Steuerquote resultierte hauptsächlich aus geringeren Verkaufsmengen in Libyen.

Der den Aktionären zuzurechnende Periodenüberschuss verringerte sich von EUR 311 Mio in Q3/12 auf EUR 229 Mio. Den Minderheiten und Hybridanteilen waren EUR 147 Mio (Q3/12: EUR 90 Mio) zuzurechnen. Der den Aktionären zuzurechnende CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten betrug EUR 263 Mio (Q3/12: EUR 317). Das Ergebnis je Aktie im Quartal lag bei EUR 0,70 und das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten bei EUR 0,81 (Q3/12: EUR 0,95 bzw. EUR 0,97).

Drittes Quartal 2013 (Q3/13) vs. zweites Quartal 2013 (Q2/13)

Der Anstieg des Konzernumsatzes um 1% ist vor allem auf höhere Marketing-Verkaufsmengen zurückzuführen. Das EBIT lag mit EUR 576 Mio unter dem Vergleichswert in Q2/13 (EUR 667 Mio). Dies ist im Wesentlichen auf geringere Verkaufsmengen in E&P und auf Netto-Sonderaufwendungen für die Abschreibung des Öl-Teiles des Bina Bawi Vermögenswerts in der Region Kurdistan im Irak und von bestimmten Retail-Assets in Österreich zurückzuführen, wurde jedoch teilweise durch höhere Ölpreise kompensiert.

Das CCS EBIT vor Sondereffekten sank um 16%. Im Vergleich zum Vorquartal verbesserte sich der Finanzerfolg, was im Wesentlichen auf ein verbessertes Ergebnis aus assoziierten Unternehmen sowie die Abschreibung von Vermögenswerten in Verbindung mit dem Nabucco West Projekt in Q2/13 zurückzuführen ist. Die effektive Steuerquote betrug in Q3/13 26% (Q2/13: 39%). Die geringe effektive Steuerquote in Q3/13 resultiert hauptsächlich aus geringeren Verkaufsmengen in Libyen sowie einem größeren Ergebnisbeitrag von Petrom. Der den Aktionären zuzurechnende Periodenüberschuss lag bei EUR 229 Mio (Q2/13: EUR 226 Mio). Der den Aktionären zuzurechnende CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten verringerte sich von EUR 321 Mio in Q2/13 auf EUR 263 Mio.

Bilanz, Investitionen und Verschuldungsgrad (ungeprüft)

Konzernbilanz in EUR Mio	30. Sept. 2013	31. Dez. 2012
Vermögen
Immaterielle Vermögenswerte	3.200,86	3.479,57
Sachanlagen	14.652,19	14.347,11
Anteile an assoziierten Unternehmen	1.866,49	1.811,00
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	891,87	1.016,24
Sonstige Vermögenswerte	162,63	119,27
Latente Steuern	313,96	299,92
Langfristiges Vermögen	21.087,99	21.073,11
Vorräte	2.675,18	3.202,24
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	3.334,45	3.821,75
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	720,81	477,17
Forderungen aus laufenden Ertragsteuern	125,40	152,12
Sonstige Vermögenswerte	305,99	310,14
Kassenbestand und Bankguthaben	2.843,66	1.227,30
Kurzfristiges Vermögen	10.005,49	9.190,71
Zu Veräußerungszwecken gehaltenes Vermögen	53,06	255,34
Summe Aktiva	31.146,54	30.519,17
Eigenkapital und Verbindlichkeiten
Grundkapital	327,27	327,27
Hybridkapital	740,79	740,79
Rücklagen	11.119,09	10.834,40
OMV Anteilseigner	12.187,16	11.902,46
Nicht beherrschende Anteile	2.823,92	2.627,51
Eigenkapital	15.011,08	14.529,97
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	940,37	978,03
Anleihen	2.823,31	3.527,15
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	726,40	886,08
Rückstellungen für Rekultivierungsverpflichtungen	2.072,41	1.995,12
Sonstige Rückstellungen	282,42	298,30
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	196,22	243,01
Sonstige Verbindlichkeiten	6,34	6,78
Latente Steuern	725,48	778,39
Langfristige Verbindlichkeiten	7.772,94	8.712,86
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	4.815,62	4.290,44
Anleihen	763,47	213,62
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	211,96	162,13
Rückstellung für laufende Ertragsteuern	228,23	193,73
Rückstellungen für Rekultivierungsverpflichtungen	74,88	81,44
Sonstige Rückstellungen	468,34	568,90
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	415,63	408,72
Sonstige Verbindlichkeiten	1.378,79	1.261,26
Kurzfristige Verbindlichkeiten	8.356,93	7.180,23
Zu Veräußerungszwecken gehaltene Verbindlichkeiten	5,59	96,10
Summe Passiva	31.146,54	30.519,17

Erläuterungen zur Bilanz zum 30. September 2013

Das Investitionsvolumen erhöhte sich auf EUR 1.949 Mio (1-9/12: EUR 1.363 Mio). Die Hauptgründe hierfür waren E&P Investitionen in Petrom und Feldentwicklungen in Norwegen.

E&P investierte EUR 1.523 Mio (1-9/12: EUR 732 Mio), vor allem in Feldneuentwicklungen in Rumänien und Österreich sowie Entwicklungen von Feldern in Norwegen und Großbritannien. Die Investitionen im Geschäftsbereich G&P, EUR 157 Mio (1-9/12: EUR 284 Mio), standen hauptsächlich im Zusammenhang mit der Ausübung von Put-Optionen im Besitz der Oberösterreichische Ferngas Aktiengesellschaft, die zu einer Erhöhung des indirekten Anteils von OMV an EconGas GmbH führte. Des Weiteren beinhalten die Investitionen die Übernahme des Anteils von RWE an NABUCCO Gas Pipeline International GmbH sowie Investitionen in das Kraftwerksprojekt in Samsun (Türkei). Das Investitionsvolumen im Geschäftsbereich R&M belief sich auf EUR 251 Mio (1-9/12: EUR 321 Mio) und enthielt hauptsächlich Investitionen in die Modernisierung der Raffinerie Petrobrazi in Rumänien, in Petrol Ofisi, die Umbauarbeiten der Butadien-Anlage in Schwechat und den Neubau einer Butadien-Anlage in Burghausen. Das Investitionsvolumen im Geschäftsbereich Kb&S lag bei EUR 17 Mio (1-9/12: EUR 26 Mio).

Im Vergleich zum Jahresende 2012 stieg das Gesamtvermögen um EUR 627 Mio auf EUR 31.147 Mio. Der Anstieg resultierte hauptsächlich aus der Erhöhung des Kassenbestands und der Bankguthaben, was durch die saisonale Verringerung der Vorräte und der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie durch die umgesetzten Working Capital-Maßnahmen kompensiert wurde.

Das Eigenkapital erhöhte sich um etwa 3%. Die Eigenkapitalquote des Konzerns blieb mit 48% zum 30. September 2013 unverändert im Vergleich zum Ende des Vorjahrs.

Die gesamte Zahl der vom Unternehmen gehaltenen eigenen Aktien betrug per 30. September 2013 1.038.404 Stück (31. Dezember 2012: 1.078.780).

Per 30. September 2013 betrugen die kurz- und langfristigen Kredite, Anleihen und Finanzierungsleasingverbindlichkeiten EUR 4.676 Mio (31. Dezember 2012: EUR 4.974 Mio). Davon entfielen EUR 151 Mio auf Finanzierungsleasingverbindlichkeiten (31. Dezember 2012: EUR 185 Mio).

Kassenbestand und Bankguthaben erhöhten sich auf EUR 2.844 Mio (31. Dezember 2012: EUR 1.227 Mio) und spiegelten damit den abgeschlossenen Verkauf von LMG Lagermanagement GmbH sowie die umgesetzten Working Capital-Maßnahmen wider. Die Nettoverschuldung verringerte sich auf EUR 1.832 Mio verglichen mit EUR 3.747 Mio Ende 2012.

Zum 30. September 2013 betrug der Verschuldungsgrad (Gearing Ratio) 12,2% (31. Dezember 2012: 25,8%).

Cashflow (verkürzt, ungeprüft)

Q2/13	Q3/13	Q3/12	Konzern-Cashflow-Rechnung in EUR Mio	1-9/13	1-9/12
343,01	375,35	401,29	Perioden-/Jahresüberschuss	1.669,20	1.387,34
519,67	518,43	545,76	Abschreibungen (+)/Zuschreibungen (–)	1.514,52	1.548,37
2,69	-17,69	-7,54	Latente Steuern	-32,42	-102,25
-10,30	20,19	3,43	Gewinne (–)/Verluste (+) aus Abgängen von Anlagevermögen	11,04	-14,11
-72,24	28,54	-4,44	Erhöhung (+)/Verminderung (–) langfristige Rückstellungen	-41,78	-25,13
-41,42	-64,80	44,92	Sonstige unbare Erträge (–)/Aufwendungen (+)	-504,46	-145,72
741,41	860,03	983,42	Mittelzufluss nach unbaren Posten	2.616,09	2.648,49
-146,26	-313,11	-529,00	Verminderung (+)/Erhöhung (–) Vorräte	224,62	-374,49
321,50	207,48	-127,47	Verminderung (+)/Erhöhung (–) Forderungen	159,87	-668,20
268,81	382,63	706,64	Erhöhung (+)/Verminderung (–) Verbindlichkeiten	814,19	1.319,43
16,74	-55,60	-59,09	Erhöhung (+)/Verminderung (–) kurzfristige Rückstellungen	-125,85	-156,01
1.202,20	1.081,43	974,49	Mittelzufluss aus der Betriebstätigkeit	3.688,92	2.769,22
			Investitionen
-523,09	-764,52	-547,01	Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	-1.900,43	-1.570,75
			Beteiligungen, Ausleihungen und sonstige finanzielle
-2,07	-3,18	-0,95	Vermögenswerte	-42,28	-8,81
			Veräußerungen
18,48	18,67	21,32	Erlöse aus dem Verkauf von Anlagevermögen	59,74	66,22
			Erlöse aus dem Verkauf einbezogener Unternehmen
106,03	0,01	0,00	abzüglich liquider Mittel	742,08	0,00
-400,65	-749,02	-526,64	Mittelzufluss/-abfluss aus der Investitionstätigkeit	-1.140,89	-1.513,34
-180,32	-25,72	1.280,20	Erhöhung (+)/Verminderung (–) langfristiger Finanzierungen	-309,25	1.225,97
0,00	0,00	6,60	Veränderung nicht beherrschender Anteile	-34,28	6,60
-230,26	110,58	-5,85	Erhöhung (+)/Verminderung (–) kurzfristiger Finanzierungen	57,95	-145,25
-615,99	-8,98	-11,88	Dividendenzahlungen	-625,15	-625,44
-1.026,57	75,88	1.269,07	Mittelzufluss/-abfluss aus der Finanzierungstätigkeit	-910,72	461,88
-7,53	-16,62	-5,40	Währungsdifferenz auf liquide Mittel	-20,95	-4,14
-232,55	391,68	1.711,52	Nettoabnahme (–)/-zunahme (+) liquider Mittel	1.616,36	1.713,62
2.684,53	2.451,98	360,93	Liquide Mittel Periodenbeginn	1.227,30	358,83
2.451,98	2.843,66	2.072,45	Liquide Mittel Periodenende	2.843,66	2.072,45

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, die das Ergebnis aus dem Verkauf der LMG Lagermanagement GmbH (LMG) beinhalten – betrug in 1-9/13 EUR 2.616 Mio (1-9/12: EUR 2.648 Mio). Im Net Working Capital wurden Mittel in Höhe von EUR 1.073 Mio freigesetzt (1-9/12: EUR 121 Mio). Dies ist im Wesentlichen auf die umgesetzten Working Capital-Maßnahmen, wie beispielsweise die Verbriefung (Securitization) von Lieferforderungen und Factoring, zurückzuführen. Im Vergleich zu 1-9/12 führte dies zu einem um EUR 920 Mio höheren Cashflow aus der Betriebstätigkeit von EUR 3.689 Mio.

Der Mittelabfluss aus der Investitionstätigkeit betrug in 1-9/13 EUR 1.141 Mio (1-9/12: EUR 1.513 Mio). In 1-9/13 war darin neben Zahlungen für Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte (EUR 1.900 Mio) auch der Netto-Mittelzufluss aus dem abgeschlossenen Verkauf von LMG sowie aus Verkäufen in den Geschäftsbereichen R&M und E&P enthalten.

Der Free Cashflow (Mittelzufluss aus der Betriebstätigkeit minus Mittelabfluss aus der Investitionstätigkeit) zeigte einen Mittelzufluss von EUR 2.548 Mio (1-9/12: EUR 1.256 Mio). Der Free Cashflow abzüglich Dividendenzahlungen führte zu einem Mittelzufluss von EUR 1.923 Mio (1-9/12: EUR 630 Mio).

Der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit zeigte einen Netto-Mittelabfluss von EUR 911 Mio (1-9/12: Netto-Mittelzufluss von EUR 462 Mio). Dies ist im Wesentlichen auf die während der Periode gezahlten Dividenden und die Rückzahlungen langfristiger Schulden und Finanzierungsleasingverbindlichkeiten zurückzuführen. Die Position beinhaltet zudem einen Netto-Mittelabfluss in Höhe von EUR 34 Mio im Zusammenhang mit der Ausübung von Put-Optionen im Besitz der Oberösterreichische Ferngas Aktiengesellschaft, die zu einer Erhöhung des indirekten Anteils von OMV an EconGas GmbH führte, welche durch die Verringerung der Anteile an Austrian Gas Grid Management AG teilweise ausgeglichen wurde.

Eigenkapitalveränderungsrechnung (verkürzt, ungeprüft)

in EUR Mio	Grund kapital	Kapital rücklagen	Hybrid kapital	Gewinn rücklagen	Sonstige Rücklagen 1)	Eigene Anteile	OMV Anteils eigner	Nicht beherrschende Anteile	Summe Eigen kapital
1. Jänner 2013	327,27	1.495,80	740,79	9.853,10	-502,66	-11,85	11.902,46	2.627,51	14.529,97
Perioden- /Jahresüberschuss				1.268,26			1.268,26	400,93	1.699,20
Sonstiges Ergebnis der Periode				0,10	-558,70		-558,60	-13,36	-571,96
Gesamtergebnis der Periode				1.268,36	-558,70		709,66	387,58	1.097,24
Dividendenzahlungen und Hybrid-Kupon				-442,11			-442,11	-187,83	-629,93
Steuereffekte auf Transaktionen mit
Eigentümern				9,47			9,47		9,47
Abgang eigener Anteile		0,90				0,44	1,34		1,34
Anteilsbasierte Vergütung		0,65					0,65		0,65
Zugang (+)/Abgang (–) nicht beherrschende
Anteile 30. September 2013	327,27	1.497,35	740,79	5,68 10.694,50	-1.061,36	-11,40	5,68 12.187,16	-3,34 2.823,92	2,34 15.011,08

	Grund	Kapital	Hybrid	Gewinn	Sonstige Rücklagen 1)	Eigene	OMV Anteils	Nicht beherrschende	Summe Eigen
in EUR Mio 1. Jänner 2012	kapital 327,27	rücklagen 1.489,13	kapital 740,79	rücklagen 8.901,40	-551,09	Anteile -13,16	eigner 10.894,34	Anteile 2.509,56	kapital 13.403,90
Perioden- /Jahresüberschuss				1.074,93			1.074,93	312,41	1.387,34
Sonstiges Ergebnis der Periode				-0,06	92,00		91,95	-107,77	-15,82
Gesamtergebnis der Periode				1.074,87	92,00		1.166,87	204,64	1.371,51
Dividendenzahlungen und Hybrid-Kupon				-404,13			-404,13	-225,42	-629,55
Steuereffekte auf Transaktionen mit
Eigentümern Abgang eigener Anteile				9,49 1,09		0,76	9,49 1,85		9,49 1,85
Anteilsbasierte Vergütung		3,67					3,67		3,67
Zugang (+)/Abgang (–) nicht beherrschende
Anteile 30. September 2012	327,27	1.492,80	740,79	5,22 9.587,94	-459,09	-12,40	5,22 11.677,31	1,38 2.490,16	6,60 14.167,47

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 15. Mai 2013 wurde die Ausschüttung einer erhöhten Dividende von EUR 1,20 je Aktie beschlossen. Dies führte zu einer Dividendenzahlung von EUR 391 Mio an die Aktionäre der OMV Aktiengesellschaft. Dividendenzahlungen an Minderheitsaktionäre erfolgten in 1-9/13 in Höhe von EUR 188 Mio. Die Zinszahlung an Hybridkapitalbesitzer in der Höhe von EUR 51 Mio erfolgte ebenfalls in 1-9/13.

Segmentberichterstattung

Umsätze mit anderen Segmenten

Q2/13	Q3/13	Q3/12	Δ%	in EUR Mio	1-9/13	1-9/12	Δ%
1.064,10	1.093,89	1.116,33	-2	Exploration und Produktion	3.268,56	3.468,03	-6
48,26	42,48	44,10	-4	Gas und Power	148,68	116,42	28
14,22	12,04	14,25	-16	Raffinerien und Marketing	40,55	41,80	-3
102,74	98,80	95,98	3	Konzernbereich und Sonstiges	292,75	286,98	2
1.229,31	1.247,21	1.270,66	-2	Summe	3.750,54	3.913,24	-4

Umsätze mit Dritten

Q2/13	Q3/13	Q3/12	Δ%	in EUR Mio	1-9/13	1-9/12	Δ%
272,09	275,18	339,40	-19	Exploration und Produktion	863,77	1.059,35	-18
2.411,16	2.429,85	2.654,34	-8	Gas und Power	8.660,87	8.093,37	7
7.883,34	7.990,02	7.907,87	1	Raffinerien und Marketing	22.512,61	22.102,94	2
1,35	3,11	1,47	112	Konzernbereich und Sonstiges	5,75	3,90	48
10.567,94	10.698,16	10.903,08	-2	Summe	32.043,01	31.259,56	3

Umsätze

Q2/13	Q3/13	Q3/12	Δ%	in EUR Mio	1-9/13	1-9/12	Δ%
1.336,19	1.369,07	1.455,73	-6	Exploration und Produktion	4.132,34	4.527,38	-9
2.459,42	2.472,34	2.698,44	-8	Gas und Power	8.809,55	8.209,80	7
7.897,56	8.002,06	7.922,12	1	Raffinerien und Marketing	22.553,16	22.144,75	2
104,08	101,91	97,45	5	Konzernbereich und Sonstiges	298,50	290,88	3
11.797,25	11.945,37	12.173,74	-2	Summe	35.793,55	35.172,80	2

Segment- und Konzernergebnis

Q2/13	Q3/13	Q3/12	Δ%	in EUR Mio	1-9/13	1-9/12	Δ%
596,67	529,49	575,06	-8	EBIT Exploration und Produktion 1)	1.780,22	1.961,55	-9
-24,98	-14,57	6,85		n.m. EBIT Gas und Power	47,90	112,31	-57
89,62	104,73	278,20	-62	EBIT Raffinerien und Marketing	730,46	385,73	89
-7,70	-18,63	-14,00	33	EBIT Konzernbereich und Sonstiges	-35,48	-44,33	-20
653,61	601,01	846,11	-29	EBIT Segment Summe	2.523,10	2.415,26	4
13,56	-25,17	-67,14	-63	Konsolidierung: Zwischengewinneliminierung	-19,28	-103,03	-81
667,17	575,84	778,97	-26	OMV Konzern EBIT	2.503,82	2.312,22	8
-108,59	-66,08	-106,17	-38	Finanzerfolg	-232,51	-142,09	64
				OMV Konzern Ergebnis der gewöhnlichen
558,58	509,77	672,80	-24	Geschäftstätigkeit	2.271,31	2.170,14	5

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

Vermögenswerte 1)

in EUR Mio	30. Sept. 2013	31. Dez. 2012
Exploration und Produktion	9.813,78	9.188,36
Gas und Power	2.276,16	2.348,81
Raffinerien und Marketing	5.541,20	6.053,77
Konzernbereich und Sonstiges	221,90	235,74
Summe	17.853,05	17.826,68

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.

Fair Value Bewertung

Zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente werden gemäß nachfolgender Fair Value Hierarchie ausgewiesen:

Level 1: Börsennotierte Kurse in aktiven Märkten werden für identische Vermögenswerte und Verbindlichkeiten verwendet.

Level 2: Entweder direkt (d.h. wie Kurse) oder indirekt feststellbare Vorgaben werden als Informationsgrundlage für die Berechnung der Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten verwendet (keine börsennotierten Kurse).

Level 3: Als Informationsgrundlage für die Berechnung der Vermögenswerte und Verbindlichkeiten werden interne Modelle oder andere Bewertungsmethoden verwendet, keine am Markt feststellbaren Daten (z.B. Kurse).

in EUR Mio	30. Sept. 2013			31. Dez. 2012
Finanzinstrumente aktiv	Level 1	Level 2	Gesamt	Level 1	Level 2	Gesamt
Investmentfonds	6,83	–	6,83	6,86	–	6,86
Anleihen	128,12	–	128,12	129,90	–	129,90
Als Sicherungsinstrumente designierte und effektive Derivate	–	68,99	68,99	–	38,76	38,76
Sonstige Derivate	0,27	94,84	95,10	10,94	89,52	100,47
Summe	135,22	163,83	299,05	147,70	128,28	275,98

in EUR Mio			30. Sept. 2013			31. Dez. 2012
Finanzinstrumente passiv	Level 1	Level 2	Gesamt	Level 1	Level 2	Gesamt
Verbindlichkeiten aus als
Sicherungsinstrumenten designierten und effektiven Derivaten	–	72,26	72,26	–	24,42	24,42
Verbindlichkeiten aus sonstigen Derivaten	1,18	105,58	106,76	2,72	97,32	100,04
Summe	1,18	177,84	179,02	2,72	121,74	124,46

Im OMV Konzern gibt es keine Finanzinstrumente, die gemäß Level 3 bewertet werden. Es gab keine Umgruppierungen zwischen den verschiedenen Levels der Fair Value Hierarchie.

Mit Ausnahme der Anteile an sonstigen Unternehmen zu Anschaffungskosten, für welche die beizulegenden Zeitwerte nicht zuverlässig geschätzt werden können, entsprechen die Buchwerte der finanziellen Vermögenswerte deren beizulegenden Zeitwerten.

Anleihen und sonstige verzinsliche Finanzverbindlichkeiten in Höhe von insgesamt EUR 4.525 Mio (31. Dezember 2012: EUR 4.789 Mio) sind zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Der geschätzte Tageswert dieser Verbindlichkeiten beträgt EUR 4.817 Mio (31. Dezember 2012: EUR 5.170 Mio). Die Buchwerte der sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten entsprechen im Wesentlichen deren beizulegenden Zeitwerten, da diese Verbindlichkeiten überwiegend kurzfristige Fälligkeiten aufweisen.

Wesentliche Ereignisse nach dem Bilanzstichtag

Am 31. Oktober 2013 hat OMV die Akquisition zur Übernahme von Statoil Assets in Norwegen und Großbritannien (westlich der Shetlandinseln) abgeschlossen.

OMV hat eine Beteiligung von 19% an dem produzierenden Ölfeld Gullfaks und eine Beteiligung von 24% am Feld Gudrun erworben. Beides sind offshore Öl- und Gasfelder auf der norwegischen Kontinentalplatte. Weiters hat OMV eine zusätzliche Beteiligung von 30% an Rosebank und einen 5,88%-Anteil an Schiehallion übernommen; beide Felder befinden sich in der Region westlich der Shetlandinseln. OMV hält bereits Anteile an beiden Assets.

Erklärung des Vorstands

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

Wien, 7. November 2013

Der Vorstand

Gerhard Roiss Vorstandsvorsitzender und Generaldirektor

Hans-Peter Floren Mitglied des Vorstands Gas und Power

Jaap Huijskes Mitglied des Vorstands Exploration und Produktion

David C. Davies Vorsitzender-Stellvertreter Finanzen

Manfred Leitner Mitglied des Vorstands Raffinerien und Marketing inkl. Petrochemie

Weitere Informationen

Abkürzungen und Definitionen

bbl: (barrel(s)) Fass (159 Liter); bcf: (billion cubic feet) Milliarden Kubikfuß; boe: (barrel(s) of oil equivalent) Fass Öläquivalent; boe/d: Fass Öläquivalent pro Tag; CCS: (current cost of supply) zu aktuellen Beschaffungskosten; E&P: Exploration und Produktion; eingesetztes Kapital: Eigenkapital inklusive nicht beherrschende Anteile zuzüglich Nettoverschuldung; EUR: Euro; FX: Fremdwährungs-Wechselkurs; G&P: Gas und Power; kbbl, kbbl/d: Tausend Barrel, kbbl pro Tag; kboe, kboe/d: Tausend Barrel Öläquivalent, kboe pro Tag; Kb&S: Konzernbereich und Sonstiges; LNG: (liquefied natural gas) verflüssigtes Erdgas; LTIR: (Lost-Time Injury Rate) Rate an Unfällen mit Arbeitszeitausfall pro 1 Mio Arbeitsstunden; Mio: Million; Mrd: Milliarde; MWh: Megawatt Stunden; n.a.: (not available) Wert nicht verfügbar; n.m.: (not meaningful) Wert nicht aussagekräftig; NGL: (natural gas liquids) Erdgaskondensat; NOPAT: Net Operating Profit After Tax. Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit nach Steuern zuzüglich Zinsergebnis auf Finanzverbindlichkeiten, +/- Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, +/– Steuereffekte aus Anpassungen; R&M: Raffinerien und Marketing inklusive Petrochemie; ROFA: Return On Fixed Assets. %-Verhältnis EBIT zu durchschnittlichem immateriellen und Sachanlagevermögen; ROACE: Return On Average Capital Employed. %-Verhältnis NOPAT zu durchschnittlich eingesetztem Kapital; ROE: Return On Equity. %- Verhältnis Jahresüberschuss zu durchschnittlichem Eigenkapital; RON: Rumänischer Leu; t: Tonne; TWh: Terawatt Stunden; USD: US-Dollar; Verschuldungsgrad: Verhältnis Nettoverschuldung zu Eigenkapital

Eine ausführliche Liste von Abkürzungen und Definitionen entnehmen Sie bitte dem OMV Geschäftsbericht.

OMV Kontakte

Felix Rüsch, Investor Relations Tel. +43 1 40440-21600; E-Mail: investor.relations@omv.com

Johannes Vetter, Media Relations Tel. +43 1 40440-21357; E-Mail: media.relations@omv.com

Zusätzliche Informationen finden Sie auf unserer Internet-Seite www.omv.com

Haftungshinweis für die Zukunft betreffende Aussagen

Dieser Bericht beinhaltet die Zukunft betreffende Aussagen. Diese Aussagen sind durch Bezeichnungen wie "Ausblick", "erwarten", "rechnen", "beabsichtigen", "planen", "Ziel", "Einschätzung", "können/könnten", "werden" und ähnliche Begriffe gekennzeichnet oder können sich aus dem Zusammenhang ergeben. Aussagen dieser Art beruhen auf aktuellen Erwartungen und Annahmen von OMV sowie OMV aktuell zur Verfügung stehenden Informationen. Die Zukunft betreffende Aussagen unterliegen ihrer Natur nach bekannten und unbekannten Risiken und Unsicherheiten, weil sie sich auf Ereignisse beziehen und von Umständen abhängen, die in der Zukunft eintreten werden oder eintreten können und die außerhalb der Kontrolle von OMV liegen. Folglich können die tatsächlichen Ergebnisse erheblich von jenen Ergebnissen, welche durch die Zukunft betreffende Aussagen beschrieben oder unterstellt werden, abweichen. Empfänger dieses Berichts sollten die Zukunft betreffende Aussagen daher mit der gebotenen Vorsicht zur Kenntnis nehmen.

Weder OMV noch irgendeine andere Person übernimmt für die Richtigkeit und Vollständigkeit der in diesem Bericht enthaltenen die Zukunft betreffenden Aussagen Verantwortung. OMV lehnt jede Verpflichtung ab, diese Aussagen im Hinblick auf tatsächliche Ergebnisse, geänderte Annahmen und Erwartungen sowie zukünftige Entwicklungen und Ereignisse zu aktualisieren. Dieser Bericht stellt keine Empfehlung oder Einladung zum Kauf oder Verkauf von Wertpapieren von OMV dar.