OMV AG — Interim / Quarterly Report 2014

Aug 12, 2014

Bericht Jänner – Juni und Q2 2014

Aktionärsinformation

1. August 2014, 7:30 (MESZ)

inkl. Konzernzwischenabschluss zum 30. Juni 2014

• Produktion in 1-6/14 auf 304 kboe/d gesteigert
• Q2/14-Ergebnis durch Produktionsstillstände in Libyen belastet
• Ölfund Hanssen bestätigt das Potenzial im Wisting-Gebiet in der Barentssee
• Domino-2 Bohrung im Schwarzen Meer gestartet
• Optimierung des Raffinerie-Portfolios mit der Veräußerung des Bayernoil-Anteils abgeschlossen
• Modernisierung der Raffinerie Petrobrazi abgeschlossen

Gerhard Roiss, OMV Generaldirektor:

"Im ersten Halbjahr 2014 wurden unsere Ergebnisse durch niedrigere Raffineriemargen, einen schwächeren US Dollar und politische Instabilität in Libyen und im Jemen negativ beeinflusst. Trotz dieser Instabilität konnten wir unser Produktionsniveau verglichen zur Vorjahres-Periode, dank des Beitrags der erworbenen Assets in Norwegen, steigern. Wir verfolgten weiterhin unsere fokussierte Strategie in all unseren Geschäftsbereichen. In E&P bestätigte der Ölfund mit der Erweiterungsbohrung Hanssen erneut das Potenzial des Wisting-Gebiets in Norwegen. Zusätzlich ist derzeit die Bohrung Domino-2 im Schwarzen Meer im Gang, mit dem Ziel, unseren bedeutenden Gasfund zu bestätigen. Mit dem Abschluss des Verkaufs der Anteile an der Raffinerie Bayernoil haben wir den größten Schritt im Rahmen unseres R&M-Veräußerungsprogramms vollzogen. Weiters ist die Modernisierung der Raffinerie Petrobrazi nun abgeschlossen. Dies wird unsere Wettbewerbsfähigkeit weiter steigern. In G&P durchleuchten wir derzeit unser Asset-Portfolio, um unsere Profitabilität zu steigern. Unsere Teilnahme am Projekt South Stream wird in der Zukunft eine wichtige Rolle spielen, um die Versorgungssicherheit für Europa, und ganz besonders für Österreich, zu gewährleisten. Ich blicke optimistisch in die zweite Jahreshälfte, in der wichtige E&P-Projekte, wie etwa Gudrun oder Maari Growth, die Produktion steigern werden, um unsere Ziele zu erfüllen."

Q1/14	Q2/14	Q2/13	Δ%	in EUR Mio 1)	1-6/14	1-6/13	Δ%
675	232	668	-65	Betriebserfolg (EBIT)	908	1.928	-53
668	369	734	-50	CCS EBIT vor Sondereffekten	1.037	1.583	-34
301	132	226	-42	Den Aktionären zuzurechnender Periodenüberschuss 2)	433	1.011	-57
				Den Aktionären zuzurechnender CCS
302	202	321	-37	Periodenüberschuss vor Sondereffekten 2)	504	671	-25
0,92	0,40	0,69	-42	Ergebnis je Aktie in EUR	1,33	3,10	-57
0,93	0,62	0,99	-37	CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten in EUR	1,54	2,06	-25
907	680	1.206	-44	Cashflow aus der Betriebstätigkeit	1.587	2.611	-39

1) In Q1/14 wurden die Zahlen für 2013 aufgrund der Anwendung von IFRS 11 "Gemeinschaftliche Vereinbarungen" angepasst. Weitere Details sind im Abschnitt "Konzernzwischenabschluss und Konzernanhang" beschrieben

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

Inhalt

• 2| Lagebericht
• (ungeprüft)
• 3| Geschäftsbereiche
• 11| Konzernzwischenabschluss und Konzernanhang (ungeprüft)
• 24| Erklärung des Vorstands
• 9| Ausblick

2| Ergebnisse auf einen Blick

25| Weitere Informationen

Lagebericht (verkürzt, ungeprüft)

Ergebnisse auf einen Blick

Q1/14	Q2/14	Q2/13	Δ%	in EUR Mio 1)	1-6/14	1-6/13	Δ%
9.825	9.307	10.568	-12	Umsatz 2)	19.132	21.344	-10
601	211	597	-65	EBIT E&P 3)	812	1.251	-35
56	22	-25		n.m. EBIT G&P	78	62	25
39	60	91	-34	EBIT R&M	99	625	-84
-11	-22	-8	189	EBIT Konzernbereich und Sonstiges	-33	-17	96
-10	-38	14		n.m. Konsolidierung	-48	6	n.m.
675	232	668	-65	EBIT	908	1.928	-53
327	143	316	-55	davon EBIT OMV Petrom Gruppe	470	667	-30
26	-153	1		n.m. Sondereffekte 4)	-127	428	n.m.
-4	-8	-1	n.m.	davon: Personal und Restrukturierung	-12	-2	n.m.
-1	-132	0	n.m.	Außerplanmäßige Abschreibungen	-133	-21	n.m.
10	-27	-3	n.m.	Anlagenverkäufe	-17	441	n.m.
22	13	5	170	Sonstiges	35	11	n.m.
-19	16	-67		n.m. CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–)	-2	-84	-97
603	349	597	-42	EBIT vor Sondereffekten E&P 3), 5)	952	1.251	-24
36	10	-30		n.m. EBIT vor Sondereffekten G&P 5)	46	72	-36
49	62	161	-62	CCS EBIT vor Sondereffekten R&M 5)	111	272	-59
-11	-13	-8	66	EBIT vor Sondereffekten Konzernbereich und Sonstiges 5)	-23	-17	39
-10	-38	14		n.m. Konsolidierung	-48	6	n.m.
668	369	734	-50	CCS EBIT vor Sondereffekten 5)	1.037	1.583	-34
				davon CCS EBIT vor Sondereffekten OMV Petrom
328	259	327	-21	Gruppe 5)	588	687	-14
613	219	559	-61	Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	831	1.762	-53
438	175	343	-49	Periodenüberschuss	613	1.294	-53
301	132	226	-42	Den Aktionären zuzurechnender Periodenüberschuss 6)	433	1.011	-57
				Den Aktionären zuzurechnender CCS
302	202	321	-37	Periodenüberschuss vor Sondereffekten 5), 6)	504	671	-25
0,92	0,40	0,69	-42	Ergebnis je Aktie in EUR	1,33	3,10	-57
0,93	0,62	0,99	-37	CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten in EUR 5)	1,54	2,06	-25
907	680	1.206	-44	Cashflow aus der Betriebstätigkeit	1.587	2.611	-39
2,78	2,08	3,70	-44	Cashflow je Aktie in EUR	4,86	8,01	-39
4.356	4.935	2.183	126	Nettoverschuldung	4.935	2.183	126
29	33	15	130	Verschuldungsgrad in %	33	15	130
748	1.058	555	91	Investitionen	1.805	1.125	61
11	–	–		n.a. ROFA in %	8	20	-59
8	–	–		n.a. ROACE in %	7	13	-46
10	–	–		n.a. CCS ROACE vor Sondereffekten in % 5)	9	12	-23
8	–	–		n.a. ROE in %	7	14	-51
29	20	39	-48	Steuerquote des Konzerns in %	26	27	-1
26.815	26.773	27.170	-1	Mitarbeiteranzahl	26.773	27.170	-1

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

1) In Q1/14 wurden die Zahlen für 2013 aufgrund der Anwendung von IFRS 11 "Gemeinschaftliche Vereinbarungen" angepasst. Weitere Details sind im Abschnitt "Konzernzwischenabschluss und Konzernanhang" beschrieben

2) Umsätze exklusive Mineralölsteuer

3) Vor Zwischengewinneliminierung, angeführt in der Zeile "Konsolidierung"

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

5) Bereinigt um Sondereffekte. Das bereinigte CCS Ergebnis eliminiert Lagerhaltungsgewinne/-verluste (CCS Effekte) aus den Fuels-Raffinerien und Petrol Ofisi 6) Nach Abzug des den Hybridkapitalbesitzern sowie den nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnenden Periodenüberschusses

Geschäftsbereiche

Exploration und Produktion (E&P)

Q1/14	Q2/14	Q2/13	Δ%	in EUR Mio	1-6/14	1-6/13	Δ%
601	211	597	-65	Betriebserfolg (EBIT)	812	1.251	-35
-3	-138	-1		n.m. Sondereffekte	-140	0	n.m.
603	349	597	-42	EBIT vor Sondereffekten	952	1.251	-24
311	297	297	0	Gesamtproduktion in kboe/d	304	299	1
182	180	184	-2	davon OMV Petrom Gruppe	181	183	-1
14,6	13,2	14,4	-9	Rohöl- und NGL-Produktion in Mio bbl	27,8	29,1	-5
75,3	77,7	70,4	10	Erdgasproduktion in bcf	152,9	140,2	9
108,21	109,67	102,43	7	Durchschnittlicher Brent-Preis in USD/bbl	108,93	107,50	1
101,69	101,48	96,38	5	Durchschnittlich realisierter Rohölpreis in USD/bbl	101,60	100,66	1
1,370	1,371	1,306	5	Durchschnittlicher EUR-USD-Kurs	1,370	1,313	4
93	186	137	35	Explorationsausgaben in EUR Mio	279	259	8
16,11	17,96	12,64	42	Produktionskosten in USD/boe	17,02	12,68	34

Zweites Quartal 2014 (Q2/14) vs. zweites Quartal 2013 (Q2/13)

• Stabile Produktion verglichen mit Q2/13, da Beiträge aus Norwegen die Stillstände in Libyen ausgleichen konnten
• Höhere Produktionskosten aufgrund eines veränderten Ländermixes und höherer Kosten in Rumänien

Der durchschnittliche Brent-Preis in USD war in Q2/14 um 7% höher als in Q2/13. Der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns stieg um 5%, während der durchschnittlich im Konzern erzielte Gaspreis in EUR um 17% über dem Niveau von Q2/13 lag.

Das EBIT vor Sondereffekten sank um 42% auf EUR 349 Mio, vorwiegend aufgrund höherer Abschreibungen in Norwegen (in Q2/13 nicht inkludiert) und Tunesien. Zusätzlich dazu haben höhere Produktionskosten in Norwegen (Produktion seit Q4/13 inkludiert) und Rumänien das Ergebnis negativ beeinflusst. Der schwächere USD gegenüber EUR hatte einen zusätzlich negativen Effekt auf die Ergebnisse. Die Explorationsaufwendungen stiegen von EUR 98 Mio in Q2/13 auf EUR 182 Mio (davon EUR 22 Mio aus Tunesien als Sonderaufwand klassifiziert) und beinhalteten hauptsächlich die Abschreibung der nicht erfolgreichen Bohrungen mit hohem Potenzial in Gabun (Padouck Deep, Affanga Deep und Okala), auf den Färöer Inseln (Brugdan) und in Norwegen (Byrkje und Apollo). Netto-Sondereffekte in Höhe von EUR -138 Mio führten zu einem EBIT von EUR 211 Mio, das 65% unter dem Niveau von Q2/13 (EUR 597 Mio) lag. Die Sondereffekte sind hauptsächlich der Wertberichtigung des TOC Assets in Kasachstan (EUR -110 Mio), infolge der nicht erfolgreichen Ergebnisse der Feldneuentwicklung und der über die letzten Jahre verschlechterten fiskalischen Bedingungen, zuzurechnen. Zusätzlich beinhalten die Sondereffekte die Abschreibung einer Explorationslizenz in Tunesien (EUR -22 Mio).

Die Produktionskosten exkl. Lizenzgebühren (OPEX) in USD/boe waren um 42% höher als in Q2/13, im Wesentlichen aufgrund eines veränderten Ländermixes mit Beiträgen aus Norwegen, geringeren Produktionsmengen in Libyen sowie höheren Kosten in Rumänien. Die OPEX in USD/boe von OMV Petrom stiegen um 30%, hauptsächlich aufgrund der neuen Steuer auf Konstruktionen und höherer Personalkosten. Die Explorationsausgaben des Konzerns stiegen im Vergleich zu Q2/13 um 35% auf EUR 186 Mio aufgrund höherer Aktivitäten in Rumänien, infolge der Mobilisierung der Ocean Endeavor Tiefsee-Bohranlage für die Domino-2 Bohrung und der erfolgreichen Marina-1 Bohrung im Schwarzen Meer, sowie Norwegen.

Die OMV Gesamttagesproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas war auf gleichem Niveau wie in Q2/13 und betrug 297 kboe/d. Die geringeren Beiträge aus Libyen (beeinflusst durch Sicherheitsprobleme) wurden durch Beiträge aus Norwegen kompensiert. Die Gesamttagesproduktion von OMV Petrom sank, hauptsächlich wegen Kasachstan, wo das Produktionsniveau durch Pipeline-Probleme beeinflusst war, um 2% vs. Q2/13. Die OMV Erdöl- und NGL-Tagesproduktion sank um 9% und spiegelte im Wesentlichen die geringeren Mengen in Libyen wider. Durch Produktionsmengen aus Norwegen und Pakistan wurde diese Entwicklung abgeschwächt. Die OMV Erdgastagesproduktion stieg um 10% vs. Q2/13, hauptsächlich infolge des Beitrags aus Norwegen und höherer Produktion in Pakistan, teilweise ausgeglichen durch geringere Mengen aus Kasachstan. Die Gesamtverkaufsmenge stieg, hauptsächlich durch Verkaufsmengen aus Norwegen, die zum Teil durch geringere Verkaufsmengen aus Libyen ausgeglichen wurden, um 2%.

Zweites Quartal 2014 (Q2/14) vs. erstes Quartal 2014 (Q1/14)

Das EBIT vor Sondereffekten sank, hauptsächlich belastet durch deutlich geringere Erdöl-Verkaufsmengen und höhere Explorationsaufwendungen, um 42%. Die Explorationsaufwendungen stiegen signifikant auf EUR 182 Mio verglichen mit EUR 76 Mio in Q1/14, hauptsächlich infolge der Abschreibung von nicht erfolgreichen Bohrungen mit hohem Potenzial in Gabun, auf den Färöer Inseln und Norwegen. Zusätzlich dazu, beinhalten die Explorationsaufwendungen in Q2/14 die Abschreibung einer Explorationslizenz in Tunesien von EUR 22 Mio, die als Sonderaufwand klassifiziert wurden. Netto-Sondereffekte von EUR -138 Mio führten zu einem EBIT von EUR 211 Mio, 65% niedriger als in Q1/14. Die Gesamttagesproduktion sank um 5%. Die Erdöl- und NGL-Tagesproduktion sank um 11%, im Wesentlichen infolge geringerer Produktion in Libyen, Neuseeland (Bohr-Aktivitäten für das Projekt Maari Growth) und Kasachstan (Pipeline-Probleme), teilweise ausgeglichen durch höhere Mengen in Norwegen. Die Erdgastagesproduktion stieg um 2%, hauptsächlich durch einen höheren Beitrag aus Norwegen, da Gudrun die Produktion aufgenommen hat, und höhere Mengen aus Österreich und Rumänien. Die Gesamtverkaufsmengen sanken im Vergleich zu Q1/14 um 7%, infolge geringerer Liftings in Norwegen, da das Vorquartal verkaufte Mengen aus der Q4/13-Produktion beinhaltete, sowie geringerer Verkaufsmengen in Libyen. Teilweise wurden diese Entwicklungen durch höhere Verkaufsmengen in Österreich, dem Jemen und in Rumänien ausgeglichen.

Jänner bis Juni 2014 (1-6/14) vs. Jänner bis Juni 2013 (1-6/13)

Der Brent-Preis in USD stieg verglichen zu 1-6/13 um 1%. Der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns in USD/bbl stieg um 1% auf USD 101,60/bbl. Der durchschnittlich im Konzern erzielte Gaspreis in EUR stieg um 16%.

Das EBIT vor Sondereffekten lag 24% unter 1-6/13 und wurde negativ beeinflusst durch gestiegene Abschreibungen und Produktionskosten, hauptsächlich aufgrund des veränderten Ländermixes, der seit Q4/13 die Produktion von Norwegen sowie den über das gesamte Jahr von Sicherheitsproblemen beeinträchtigten Beitrag von Libyen beinhaltet. Zusätzlich beeinflussten gestiegene Produktionskosten in Rumänien das Ergebnis. Diese Effekte wurden teilweise durch gestiegene Verkaufsmengen ausgeglichen. Das EBIT war in 1-6/14 um 35% geringer als in den ersten sechs Monaten des Vorjahrs. Es wurden Netto-Sondereffekte in Höhe von EUR -140 Mio verzeichnet, die hauptsächlich der Wertberichtigung des TOC Assets in Kasachstan zuzurechnen waren.

Die Produktionskosten exkl. Lizenzgebühren (OPEX) in USD/boe stiegen verglichen mit 1-6/13, überwiegend aufgrund eines veränderten Ländermixes mit Beiträgen von Norwegen und geringeren Produktionsmengen in Libyen sowie gestiegenen Kosten in Rumänien, um 34%. Die OPEX von OMV Petrom stiegen um 22% und spiegeln im Wesentlichen die neue Steuer auf Konstruktionen wider. Die Explorationsausgaben stiegen verglichen zu 1-6/13 um 8%. Dies spiegelt im Wesentlichen gestiegene Aktivitäten in Rumänien, dem Schwarzen Meer sowie in Norwegen wider. Die OMV Gesamttagesproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas war um 1% höher verglichen zu 1-6/13, da der Produktionsbeitrag von den erworbenen Assets in Norwegen das geringere Produktionsniveau in Libyen, das durch Sicherheitsprobleme beeinträchtigt war, mehr als ausgleichen konnte. Die OMV Erdöl- und NGL-Tagesproduktion sank um 5% verglichen zu 1-6/13, im Wesentlichen aufgrund geringerer Mengen aus Libyen, die nur teilweise durch den Produktionsbeitrag von Norwegen sowie gestiegener Mengen von Pakistan, kompensiert werden konnten. Die OMV Erdgastagesproduktion stieg vs. 1-6/13, aufgrund des Gasproduktionsbeitrags von Norwegen sowie höherer Mengen von Pakistan, um 9%. Gestiegene Verkaufsmengen, hauptsächlich in Norwegen und Pakistan, führten zu einem Anstieg der Gesamtverkaufsmenge um 6% vs. 1-6/13.

Gas und Power (G&P)

Q1/14	Q2/14	Q2/13	Δ%	in EUR Mio	1-6/14	1-6/13	Δ%
56	22	-25		n.m. Betriebserfolg (EBIT)	78	62	25
20	12	5	142	Sondereffekte	32	-9	n.m.
36	10	-30		n.m. EBIT vor Sondereffekten	46	72	-36
131,82	89,15	85,02	5	Verkaufs- und Tradingmengen Erdgas in TWh	220,97	220,80	0
413	417	430	-3	Verkaufte Gastransportmengen Entry/Exit in TWh	830	819	1
11,46	10,60	13,51	-22	Durchschnittlich verkaufte Speicherkapazitäten in GWh/h	11,03	12,87	-14
1,78	0,83	0,23		n.m. Nettostromerzeugung in TWh	2,61	1,05	148

Zweites Quartal 2014 (Q2/14) vs. zweites Quartal 2013 (Q2/13)

• Verbesserte Erdgas-Margen aufgrund von besserem Gasbezug
• Gas Logistik-Geschäft beeinflusst durch niedrigere Speichertarife
• Power-Ergebnis durch negativen Spark Spread in Rumänien belastet

Das G&P-Marktumfeld war weiterhin herausfordernd. Das EBIT vor Sondereffekten stieg in Q2/14, aufgrund der großteils eliminierten Verluste im Bereich Supply, Marketing und Trading, hauptsächlich infolge von besserem Gasbezug, auf EUR 10 Mio. Netto-Sondereffekte von EUR 12 Mio, die hauptsächlich aus der Reduzierung einer Drohverlust-Rückstellung stammen, die in Q4/12 gebucht wurde und überwiegend vertraglich vereinbarten langfristigen LNG- und Transport-Kapazitätsbuchungen von EconGas zuzurechnen war, führten zu einem EBIT von EUR 22 Mio.

Der Ergebnisbeitrag des Bereichs Supply, Marketing und Trading stieg signifikant vs. Q2/13, aufgrund von besserem Gasbezug, hauptsächlich infolge der neuverhandelten Gasbezugs-Verträge mit Gazprom und Statoil, sowie von Portfoliooptimierungen, blieb jedoch leicht negativ. Die gesamten Erdgas-Verkaufs- und Tradingmengen sind vs. Q2/13 gestiegen, allerdings ausschließlich aufgrund von höheren Tradingmengen, die 68% der gesamten Mengen ausmachten. EconGas verzeichnete einen Rückgang der Erdgas-Verkaufs- und Tradingmengen, hauptsächlich aufgrund geringerer Tradingaktivitäten. OMV verzeichnete, auch aufgrund der Vermarktung von Eigengas aus Norwegen, gestiegene Erdgas-Verkaufs- und Tradingmengen. Die Erdgas-Verkaufsmengen in Rumänien sanken geringfügig um 2% auf 11,24 TWh. Der geschätzte durchschnittliche Importpreis lag bei RON 116,3/MWh (EUR 25,8/MWh). Entsprechend der Implementierung des Planes zur Liberalisierung des Gaspreises stieg der regulierte Inlandsgaspreis für Nicht-Privathaushalte auf RON 89,4/MWh (EUR 20,2/MWh) sowie für Privathaushalte auf RON 51,8/MWh (EUR 11,7/MWh). In der Türkei stiegen die Erdgas-Verkaufsmengen auf 3,59 TWh. Die Erdgas-Marge in der Türkei war aufgrund von höheren Gasbezugskosten, die aus dem unvorteilhaften USD-TRY-Wechselkurs resultierten, negativ.

Der Ergebnisbeitrag des Gas Logistik-Geschäfts verringerte sich, hauptsächlich durch die Änderung der Preisgestaltung im österreichischen Erdgasspeicher-Geschäft. Um auf die aktuellen Marktbedingungen zu reagieren und langfristige Kundenbeziehungen zu unterstützen, wurde den Kunden in Österreich seit Juli 2013 eine Tarif- und Kapazitätsreduktion für laufende Speicherverträge angeboten. Verkaufte Gastransportmengen Entry/Exit sanken um 3% vs. Q2/13, hauptsächlich aufgrund von geringeren kurzfristigen Kapazitätsbuchungen. Diese Entwicklung, sowie der Anstieg sowohl der operativen als auch der Instandhaltungskosten, führten zu einem geringeren Ergebnisbeitrag des Erdgastransport-Geschäfts.

Der Bereich Power verzeichnete einen negativen Ergebnisbeitrag, getrieben durch schwache Spark Spreads sowohl in Rumänien als auch in der Türkei. Die Nettostromerzeugung betrug 0,83 TWh vs. 0,23 TWh in Q2/13, hauptsächlich aus dem Gaskraftwerk Samsun in der Türkei (Inbetriebnahme Ende Juni 2013). Der durchschnittliche Strompreis für Grundlast in der Türkei sank um 7% vs. Q2/13 und lag in Q2/14 bei EUR 53,9/MWh. Der durchschnittliche Strompreis für Grundlast in Rumänien stieg um 15% vs. Q2/13 und lag in Q2/14 bei EUR 32,4/MWh. Der durchschnittliche Spark Spread war jedoch negativ, hauptsächlich infolge des höheren Gaspreises. Diese Entwicklung führte zu einer geringeren Nettostromerzeugung des Kraftwerks Brazi in Rumänien.

Zweites Quartal 2014 (Q2/14) vs. erstes Quartal 2014 (Q1/14)

Das EBIT vor Sondereffekten sank um 74% in Q2/14 vs. Q1/14, hauptsächlich aufgrund der geringeren Beiträge des Bereichs Power sowie des Gas Logistik-Geschäfts. Die gesamten Erdgas-Verkaufs- und Tradingmengen folgten der üblichen saisonalen Entwicklung und sanken um 32%. Die Gasmargen standen weiterhin unter Druck. Das Gas Logistik-Geschäft verzeichnete gestiegene Kosten im Erdgastransport-Geschäft sowie zusätzliche Kosten im Erdgasspeicher-Geschäft, infolge der erstmaligen Befüllung der neuen Kavernen im Speicher Etzel. Die Nettostromerzeugung sank vs. Q1/14, hauptsächlich aufgrund verschlechterter Marktbedingungen für Gaskraftwerke in Rumänien sowie geplanter Wartungsarbeiten in der Türkei, die zu einem geringeren Ergebnisbeitrag des Bereichs Power führten.

Jänner bis Juni 2014 (1-6/14) vs. Jänner bis Juni 2013 (1-6/13)

Mit EUR 46 Mio in 1-6/14 sank das EBIT vor Sondereffekten im Vergleich zu 1-6/13 um 36%, belastet durch die negative Performance des Bereichs Power sowie den geringeren Beitrag des Gas Logistik-Geschäfts. Diese Entwicklung konnte nur teilweise durch eine verbesserte Performance des Bereichs Supply, Marketing und Trading ausgeglichen werden. Netto-Sondereffekte in Höhe von EUR 32 Mio, die hauptsächlich der zuvor beschriebenen Reduzierung einer Drohverlust-Rückstellung, die in Q4/12 gebucht wurde, zuzurechnen sind, führten zu einem EBIT von EUR 78 Mio.

Obwohl der Bereich Supply, Marketing und Trading, aufgrund von besserem Gasbezug, ein verbessertes Ergebnis vs. 1-6/13 verzeichnete, blieb das Marktumfeld weiterhin sehr herausfordernd. Der Geschäftsbereich verzeichnete gesamte Erdgas-Verkaufs- und Tradingmengen von 220,97 TWh und lag damit auf dem Niveau von 1-6/13. EconGas verzeichnete einen Rückgang der Erdgas-Verkaufs- und Tradingmengen, aufgrund geringerer Tradingvolumina und Verkaufsmengen, getrieben durch den milden Winter sowie einer geringeren Nachfrage von Kraftwerken. OMV verzeichnete, aufgrund von Tradingaktivitäten, die im April 2013 starteten, sowie aufgrund der Vermarktung von Eigengas aus Norwegen, signifikant gestiegene Erdgas-Verkaufs- und Tradingmengen. Die Erdgas-Verkaufsmengen in Rumänien waren, getrieben durch eine schwache Erdgas-Nachfrage sowie gestiegenen Wettbewerb, der in weiterer Folge auch zu geringeren Erdgas-Margen führte, 11% unter dem Niveau von 1-6/13. In der Türkei steigerte OMV die Erdgas-Verkaufsmengen auf 7,57 TWh. Das Ergebnis wurde jedoch durch gestiegene Gasbezugskosten, die aus dem unvorteilhaften USD-TRY-Wechselkurs resultierten, belastet.

Das Gas Logistik-Geschäft zeigte in 1-6/14 ein geringeres Ergebnis verglichen mit 1-6/13. Die Änderung der Preisgestaltung im österreichischen Erdgasspeicher-Geschäft wirkte sich negativ auf das Ergebnis aus. Vor allem aufgrund geringerer kurzfristiger Kapazitätsbuchungen wurde ein geringerer Ergebnisbeitrag des Erdgastransport-Geschäfts verzeichnet.

Der Bereich Power verzeichnete, hauptsächlich aufgrund nachteiliger Marktbedingungen, ein signifikant geringeres Ergebnis, verglichen mit den ersten sechs Monaten des Vorjahrs. Die Nettostromerzeugung stieg, getrieben durch den Beitrag des Kraftwerks Samsun in der Türkei, auf 2,61 TWh vs. 1,05 TWh in 1-6/13. Der durchschnittliche Strompreis für Grundlast in Rumänien lag bei EUR 32,2/MWh in 1-6/14 vs. EUR 31,8/MWh in 1-6/13. Der durchschnittliche Spark Spread in Rumänien war negativ, hauptsächlich aufgrund des gestiegenen Gaspreises, der zu einer geringeren Nettostromerzeugung des Kraftwerks Brazi führte.

Raffinerien und Marketing (R&M)

Q1/14	Q2/14	Q2/13	Δ%	in EUR Mio 1)	1-6/14	1-6/13	Δ%
39	60	91	-34	Betriebserfolg (EBIT)	99	625	-84
9	-18	-3		n.m. Sondereffekte	-9	437	n.m.
-19	16	-67		n.m. CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–) 2)	-2	-84	-97
49	62	161	-62	CCS EBIT vor Sondereffekten 2)	111	272	-59
1,63	1,92	2,48	-23	OMV Referenz-Raffineriemarge in USD/bbl	1,77	2,75	-35
384	355	382	-7	Ethylen/Propylen Netto-Marge in EUR/t 3)	370	372	0
89	84	94	-11	Raffinerie-Auslastungsgrad gesamt in %	87	91	-4
7,17	8,19	8,22	0	Gesamtverkaufsmenge Raffinerieprodukte in Mio t	15,36	15,02	2
4,64	5,47	5,56	-1	davon Marketing-Verkaufsmengen in Mio t	10,11	10,04	1
0,55	0,55	0,55	0	davon Petrochemie in Mio t	1,09	1,11	-2

1) In Q1/14 wurden die Zahlen für 2013 aufgrund der Anwendung von IFRS 11 "Gemeinschaftliche Vereinbarungen" angepasst. Weitere Details sind im Abschnitt "Konzernzwischenabschluss und Konzernanhang" beschrieben

2) Das CCS EBIT vor Sondereffekten eliminiert Lagerhaltungsgewinne/-verluste (CCS Effekte) aus den Fuels-Raffinerien und Petrol Ofisi

3) Berechnet auf Basis West European Contract Prices (WECP)

Zweites Quartal 2014 (Q2/14) vs. zweites Quartal 2013 (Q2/13)

• Geringes Raffinerie-Ergebnis getrieben durch schlechtes Raffineriemargen-Umfeld
• Starker Beitrag von Borealis, unterstützt durch den Start des Borouge 3 Erweiterungsprojekts

Solide Marketing-Performance jedoch Herausforderungen in der Türkei

Mit EUR 62 Mio sank das Q2/14 CCS EBIT vor Sondereffekten vs. EUR 161 Mio in Q2/13, getrieben durch eine signifikant niedrigere OMV Referenz-Raffineriemarge, stark. In Q2/14 wurden Netto-Sondereffekte in Höhe von EUR -18 Mio, hauptsächlich der Veräußerung von R&M-Assets zurechenbar, verzeichnet. Steigende Rohölpreise im Quartal trugen zu CCS Effekten in Höhe von EUR 16 Mio bei und führten zu einem EBIT von EUR 60 Mio.

Das CCS EBIT vor Sondereffekten im Raffinerie-Geschäft lag stark unter dem Niveau von Q2/13 und spiegelte hauptsächlich die signifikant gesunkene OMV Referenz-Raffineriemarge, die geplanten Stillstände in Petrobrazi und Schwechat sowie Wartungsarbeiten in Bayernoil (die Bayernoil-Veräußerung wurde am 30. Juni 2014 abgeschlossen) wider. Die OMV Referenz-Raffineriemarge sank signifikant von USD 2,48/bbl in Q2/13 auf USD 1,92/bbl, hauptsächlich infolge geringerer Mitteldestillatspannen (OMV Referenz-Raffineriemarge West von USD 3,45/bbl in Q2/13 auf USD 2,82/bbl in Q2/14; OMV Referenz-Raffineriemarge Ost von USD -1,62/bbl in Q2/13 auf USD -1,88/bbl in Q2/14). Zusätzlich dazu hatte das niedrige Inlands-Marktpreisniveau negative Auswirkungen auf die finanzielle Performance. Mit EUR 40 Mio war das Petrochemie-EBIT vor Sondereffekten etwas niedriger verglichen zu Q2/13, trotz stabiler Mengen, hauptsächlich beeinflusst durch geringere Margen für Ethylen.

Der gesamte Raffinerie-Auslastungsgrad sank auf 84%. In den Raffinerien West lag der Auslastungsgrad aufgrund der oben erwähnten Stillstände bei 90% vs. 95% in Q2/13. Der Auslastungsgrad der Raffinerie Petrobrazi fiel, beeinflusst durch den geplanten Stillstand um das Investitionsprogramm abzuschließen, auf 59% in Q2/14, verglichen mit 92% in derselben Periode des Vorjahrs.

Der Beitrag von Borealis (at-equity konsolidiert; wird daher im Finanzerfolg des OMV Konzerns gezeigt) verbesserte sich stark und stieg um EUR 22 Mio auf EUR 51 Mio in Q2/14, beeinflusst durch bessere Margen sowie einen gesteigerten Beitrag von Borouge durch den initialen Start des Crackers im Borouge 3 Erweiterungsprojekt. Dieses Erweiterungsprojekt wird 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, hauptsächlich getrieben durch die negativen Effekte der Margendeckelung in der Türkei, unter dem Niveau von Q2/13. Insgesamt fielen die Marketing-Verkaufsmengen verglichen mit Q2/13 um 1%. Per 30. Juni 2014 betrug die Tankstellenanzahl des Konzerns 4.167, verglichen mit 4.244 Ende Juni 2013, aufgrund von laufenden Netzwerkoptimierungen, hauptsächlich in der Türkei und Österreich.

Zweites Quartal 2014 (Q2/14) vs. erstes Quartal 2014 (Q1/14)

Mit EUR 62 Mio stieg das CCS EBIT vor Sondereffekten in Q2/14 vs. EUR 49 Mio in Q1/14, trotz einer geringeren Raffinerie-Performance, getrieben durch saisonal bedingt höhere Marketing-Ergebnisse in allen Ländern außer der Türkei. Höhere Rohölpreise im Quartal führten zu positiven CCS Effekten. Die OMV Referenz-Raffineriemarge stieg verglichen mit Q1/14, hauptsächlich beeinflusst durch gestiegene Benzin-Spannen, leicht. Die Steigerung wurde jedoch durch einen geringeren Raffinerie-Auslastungsgrad (84% vs. 89% in Q1/14), aufgrund der geplanten Stillstände in Petrobrazi und Schwechat sowie der Wartungsarbeiten in Bayernoil, mehr als kompensiert. Das Petrochemie-Ergebnis betrug EUR 40 Mio und lag damit, getrieben durch geringere Spannen für Ethylen, leicht unter dem Niveau des Vorquartals. Das Marketing-Geschäft war solide und lieferte einen signifikanten Beitrag zum gesamten R&M-Ergebnis, angetrieben durch einen saisonal bedingten Anstieg der Verkaufsmengen und Kostendisziplin. Die Performance von Petrol Ofisi wurde durch den Eingriff des Regulators negativ beeinflusst.

Jänner bis Juni 2014 (1-6/14) vs. Jänner bis Juni 2013 (1-6/13)

Mit EUR 111 Mio war das CCS EBIT vor Sondereffekten in 1-6/14 vs. EUR 272 Mio in 1-6/13, hauptsächlich getrieben durch eine signifikant gesunkene OMV Referenz-Raffineriemarge und aufgrund der geplanten Stillstände in Petrobrazi und Schwechat sowie der Wartungsarbeiten in Bayernoil, wesentlich niedriger. Netto-Sondereffekte in Höhe von EUR -9 Mio und negative CCS Effekte in Höhe von EUR -2 Mio führten zu einem EBIT von EUR 99 Mio. Das EBIT in 1-6/13 war, infolge der Netto-Sondererträge aus dem abgeschlossenen Verkauf der LMG Lagermanagement GmbH in Q1/13, signifikant höher.

Die OMV Referenz-Raffineriemarge sank signifikant von USD 2,75/bbl in 1-6/13 auf USD 1,77/bbl in 1-6/14, hauptsächlich aufgrund geringerer Mitteldestillatspannen (OMV Referenz-Raffineriemarge West von USD 3,69/bbl in 1-6/13 auf USD 2,70/bbl in 1-6/14; OMV Referenz-Raffineriemarge Ost von USD -1,25/bbl in 1-6/13 auf USD -2,15/bbl in 1-6/14). Zusätzlich dazu hatte das niedrige Inlands-Marktpreisniveau negative Auswirkungen auf die finanzielle Performance. Der gesamte Raffinerie-Auslastungsgrad sank auf 87% (vs. 91% in 1-6/13). Mit EUR 82 Mio war das Petrochemie-EBIT vor Sondereffekten etwas niedriger verglichen mit den EUR 88 Mio in 1-6/13, beeinflusst durch geringere Margen für Ethylen und Benzen, die nur teilweise durch höhere Margen für Propylen ausgeglichen wurden.

Das Marketing-EBIT vor Sondereffekten lag, angetrieben durch eine schlechtere Performance der Petrol Ofisi, die durch den Eingriff des Regulators negativ beeinflusst wurde, unter dem Level von 1-6/13. Die Marketing-Performance ohne Türkei war etwas besser, unterstützt durch solide Margen und striktes Kostenmanagement sowohl im Retail- als auch im Commercial-Geschäft.

Ausblick

Mittelfristiger Ausblick

Das aktuelle Upstream-Portfolio einschließlich der Fertigstellung von Entwicklungsprojekten sollte es OMV ermöglichen, ein Produktionslevel von rund 400 kboe/d und eine Reserven-Ersatzrate von 100% im 3-Jahres-Durchschnitt bis 2016 zu erreichen. Ein durchschnittliches Investitionsvolumen des Konzerns von rund EUR 3,9 Mrd pro Jahr wird für den Zeitraum 2014- 2016 erwartet, wovon ca. 80% in E&P investiert werden. Unter der Annahme eines ähnlichen Marktumfelds wie derzeit vorherrschend, wird erwartet, dass der Cashflow aus der Betriebstätigkeit sowie die geplanten Veräußerungen ausreichen, um das Investitionsprogramm sowie die Dividenden an Aktionäre zu finanzieren, während der Verschuldungsgrad in Einklang mit dem langfristigen Ziel von ≤30% bleibt. Die mittelfristige Performance des ROACE wird negativ von dem in Entwicklungsprojekten investierten Kapital beeinflusst, wobei die Performance zu den Zielwerten zurückkehren wird, sobald die Entwicklungen die Produktion aufnehmen. Es wird ein Dividendenwachstum in Einklang mit dem den Aktionären zuzurechnenden Jahresüberschuss erwartet (Ausschüttungsgrad von 30%).

Marktumfeld

OMV erwartet für das Jahr 2014, dass der durchschnittliche Brent-Rohölpreis weiterhin über USD 100/bbl liegen wird. Die Brent-Urals Spanne wird weiterhin relativ niedrig erwartet. In Rumänien wurden die geplanten Inlandsgaspreiserhöhungen für Jänner und April implementiert. Der regulierte Inlandsgaspreis für Nicht-Privathaushalte wurde auf RON 89,4/MWh für Q3/14 festgelegt (gleiches Niveau wie in Q2/14), während er für Q4/14 zu einem späteren Zeitpunkt bestimmt wird. Das G&P-Marktumfeld wird weiterhin sehr herausfordernd erwartet. Es wird prognostiziert, dass die Raffinerie-Margen 2014 aufgrund schleppender wirtschaftlicher Erholung und bestehender Überkapazitäten an den europäischen Märkten unter Druck bleiben werden. Im Petrochemie-Geschäft wird erwartet, dass die Margen auf ähnlichem Niveau wie 2013 bleiben. Es wird erwartet, dass die Marketingverkaufsmengen aufgrund anhaltend gedämpfter Nachfrage, verursacht durch ein weiterhin schwaches wirtschaftliches Umfeld in den Kernmärkten von OMV, unter Druck bleiben werden. Bei den Marketing-Margen wird ein Verbleiben auf dem, oder etwas unter dem, Niveau von 2013 erwartet (exklusive der Türkei, wo die Margen durch den Eingriff des Regulators negativ beeinflusst werden).

Konzern

• Ziel ist die Erreichung von erstklassiger HSSE-Performance mit sicherem Arbeitsumfeld sowie Prozessen und die weitere Reduktion der Unfallhäufigkeit (Lost-Time Injury Rate)
• 2014 wird eine Investitionssumme von rund EUR 3,9 Mrd erwartet
• Das konzernweite Performance-Steigerungsprogramm "energize OMV", mit dem Ziel einen ROACE Beitrag von 2%- Punkten zu erreichen, ist auf Kurs dieses Ziel mit Ende 2014 zu erreichen

Exploration und Produktion

• In Libyen und im Jemen bleibt die Sicherheitslage weiterhin sehr schwer prognostizierbar. Während die Produktion im Jemen 2014 rund ein Monat unterbrochen war, stand die Produktion in Libyen über weite Teile des Jahres still. Unter der Annahme keiner weiteren Produktion in Libyen, wird das Produktionsniveau in 2014 bei rund 310 kboe/d erwartet. In Rumänien und Österreich wird die Produktion voraussichtlich im Zielbereich von 200-210 kboe/d bleiben
• Es wird erwartet, dass die gemeinsame Produktion von Gudrun (Inbetriebnahme im April 2014) und Gullfaks in Norwegen bis Jahresende 2014 auf rund 40 kboe/d ansteigen wird. Im August/September 2014 ist ein geplanter Stillstand von Gudrun vorgesehen
• Nach dem erfolgreichen Wartungsprogramm in Maari 2013 und der zusätzlichen Produktion aus dem Maari Growth Projekt 2014 wird eine höhere Produktion in Neuseeland erwartet
• Die Investitionen in E&P werden für 2014 rund EUR 3 Mrd betragen. Die größten Investitionsprojekte sind Gullfaks, Aasta Hansteen, Edvard Grieg und Gudrun in Norwegen, Schiehallion in Großbritannien, Habban Phase 2 im Jemen, Nawara in Tunesien sowie Feldneuentwicklungen in Rumänien und Österreich
• In Rumänien startete die Bohrung Domino-2 im Neptun Block im Schwarzen Meer und die Fertigstellung wird für Ende des Jahres erwartet. Die Resultate werden in 2015 erwartet
• Explorationsausgaben und Ausgaben für Erweiterungsbohrungen werden 2014 rund EUR 0,7 Mrd betragen. Bis zu 4 Explorationsbohrungen mit hohem Potenzial in Rumänien (Schwarzes Meer), auf den Färöer Inseln (westlich der Shetlandinseln) sowie in Österreich werden noch für heuer erwartet

Gas und Power

• In EconGas werden die Nachverhandlungen des langfristigen Gasbezugsvertrags mit Gazprom, mit dem Ziel, eine vollständig marktbasierte Preisbildung zu erreichen, weitergeführt. Der Fokus auf die Verbesserung der Gate LNG-Position wird ebenfalls weitergeführt. Druck auf die Gasverkaufsmargen wird weiterhin erwartet
• Es wird erwartet, dass die Erdgas-Nachfrage in Rumänien weiter sinkt und 2014 zu erhöhtem Wettbewerb und Margendruck führen wird
• Aufgrund der starken Abwertung der Türkischen Lira wird für das Gasgeschäft in der Türkei erwartet, dass es durch die vom dominanten lokalen Erdgasversorger festgesetzten Gaspreise deutlich belastet wird
• Im Erdgasspeicher-Geschäft wurde in Q2/14 die zweite Tranche an Kavernen in Etzel dem OMV Betrieb übergeben. Es wird erwartet, dass die erste Befüll-Phase Anfang Q4/14 abgeschlossen wird. Trotz verbesserter Sommer/Winter-Spreads in Q2/14, wird die gesamte Profitabilität des Gasspeicher-Geschäfts weiterhin unter Druck erwartet
• Aufgrund von zu implementierenden Restrukturierungsmaßnahmen, die aus der Umsetzung des Gaswirtschaftsgesetzes in Österreich resultieren, wird ein geringerer Beitrag des Erdgastransport-Geschäfts in Österreich erwartet
• Aufgrund des anhaltenden Drucks auf die Spark Spreads, speziell in Rumänien, wird für 2014 ein negatives Power-Ergebnis erwartet

Raffinerien und Marketing

• Es wird erwartet, dass das abgeschlossene Modernisierungsprogramm in der Raffinerie Petrobrazi zu einer Verbesserung der rumänischen Referenz-Raffineriemarge von rund USD 5/bbl gegenüber der Periode vor der Modernisierung führen wird
• In Q4/14 ist ein 40-tägiger genereller Stillstand der Raffinerie Burghausen für die regelmäßige TÜV-Inspektion geplant
• Nach dem Closing des Bayernoil-Verkaufs ist das Veräußerungsprogramm weitgehend abgeschlossen. Es wird erwartet, dass der Zielwert von bis zu EUR 1 Mrd bis Ende 2014 erreicht wird
• Der anhaltende Eingriff des Regulators (Margendeckelung) sowie die Volatilität in der wirtschaftlichen Entwicklung der Türkei werden die Profitabilität von Petrol Ofisi weiter negativ beeinflussen

Konzernzwischenabschluss und Konzernanhang (verkürzt, ungeprüft)

Gesetzliche Grundlagen und Methoden

Der Konzernzwischenabschluss für die Berichtsperiode 1. Jänner bis 30. Juni 2014 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 2013 gelesen werden.

Der Konzernzwischenabschluss für Q2/14 ist ungeprüft und eine externe prüferische Durchsicht wurde nicht durchgeführt.

Die bei der Erstellung des Konzernzwischenabschlusses angewandten Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden stimmen mit jenen des Konzernjahresabschlusses zum 31. Dezember 2013 überein, mit der im Folgenden beschriebenen Ausnahme.

Folgende neue bzw. überarbeitete Standards wurden mit dem Erstanwendungszeitpunkt 1. Jänner 2014 angewandt. Mit Ausnahme von IFRS 11 "Gemeinschaftliche Vereinbarungen" hat keiner einen wesentlichen Einfluss auf den verkürzten Konzernzwischenabschluss.

• ► IFRS 10 "Konzernabschlüsse" und IAS 27 "Einzelabschlüsse"
• ► IFRS 11 "Gemeinschaftliche Vereinbarungen" und IAS 28 " Anteile an assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen"
• ► IFRS 12 "Angaben zu Beteiligungen an anderen Unternehmen"
• ► Änderungen an IAS 32 "Finanzinstrumente: Darstellung Saldierung von finanziellen Vermögenswerten und finanziellen Verbindlichkeiten"
• ► Änderungen an IFRS 10, 11 und 12 "Übergangsvorschriften"
• ► Änderungen an IFRS 10, IFRS 12 und IAS 27 Investmentgesellschaften
• ► Änderungen zu IAS 19 Arbeitnehmerbeiträge zu leistungsorientierten Plänen
• ► Änderungen zu IAS 39 Novationen von Derivativen und Fortsetzung der Sicherungsbilanzierung
• ► IFRIC 21 Abgaben

Die Anwendung des Standards IFRS 11 "Gemeinschaftliche Vereinbarungen" führte zu einer retrospektiven Anpassung der Bilanzierung der Beteiligung an BAYERNOIL Raffineriegesellschaft mbH. Diese Vereinbarung ist in erster Linie auf die Versorgung der Parteien, welche gemeinsame Kontrolle ausüben, ausgerichtet. Dies zeigt, dass die Parteien im Wesentlichen alle Rechte am wirtschaftlichen Nutzen der Vermögenswerte haben.

Bis zur Umgliederung in zur Veräußerung gehaltene langfristige Vermögenswerte zum 31. Dezember 2013 wurde dieses gemeinschaftlich geführte Unternehmen nach der Equity-Methode bewertet. Gemäß IFRS 11 wird diese Beteiligung als gemeinschaftliche Tätigkeit eingestuft. Dementsprechend wird der Anteil an den Vermögenswerten und Schulden sowie Erträgen und Aufwendungen retrospektiv zum 1. Jänner 2013 im Konzernabschluss des OMV Konzerns berücksichtigt. Deshalb wurden nur die in 2013 berichteten Zahlen zu Vergleichszwecken angepasst. Die neuen Anforderungen haben keinen Einfluss auf den Konzern-Jahresüberschuss und das Eigenkapital, die Änderungen wirken sich allerdings auf bestimme Positionen in der Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung, der Konzernbilanz sowie auf die Konzern-Cashflow-Rechnung aus.

Die nachfolgenden Tabellen zeigen die Auswirkungen der Anwendung von IFRS 11 auf ausgewählte und aggregierte Positionen, welche in der Vergangenheit berichtet wurden. Alle angepassten Werte für sämtliche Quartale in 2013 werden darüber hinaus im Datenblatt von OMV veröffentlicht, welches als Excel-Download auf der OMV Homepage verfügbar ist (www.omv.com > Investor Relations > Finanzkalender und Events > Quartalsergebnis).

Die Anpassungen führten zu einer Neuverteilung der in Q4/13 erfassten Wertminderung resultierend aus der Umgliederung in zur Veräußerung gehaltene langfristige Vermögenswerte. Als Folge davon wurden EUR 113 Mio dem Anteil von OMV an den immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen der BAYERNOIL Raffineriegesellschaft mbH zugeordnet und folglich im Betriebsergebnis ausgewiesen.

Zusammenfassung der Auswirkung der IFRS 11-Anpassungen auf bereits 2013 veröffentlichte Werte (ungeprüft)

Gewinn- und Verlustrechnung (verkürzt)

	Angepasste	Bisher		Angepasste	Bisher		Angepasste	Bisher
	Zahlen	berichtet	∆	Zahlen	berichtet	∆	Zahlen	berichtet	∆
Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung in EUR Mio	1-6/13	1-6/13	in EUR Mio	Q1/13		Q1/13 in EUR Mio	Q2/13		Q2/13 in EUR Mio
Umsatzerlöse	21.344,47	21.344,84	-0,38	10.776,77	10.776,90	-0,13	10.567,70	10.567,94	-0,24
Bruttoergebnis vom Umsatz	2.436,43	2.424,29	12,15	1.311,88	1.307,50	4,37	1.124,56	1.116,78	7,77
Betriebserfolg (EBIT)	1.927,57	1.927,97	-0,40	1.259,31	1.260,80	-1,49	668,25	667,17	1,08
Finanzerfolg	-165,50	-166,43	0,92	-56,28	-57,84	1,56	-109,22	-108,59	-0,64
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	1.762,06	1.761,54	0,52	1.203,03	1.202,96	0,07	559,03	558,58	0,45
Perioden-/Jahresüberschuss	1.293,84	1.293,84	0,00	950,83	950,83	0,00	343,01	343,01	0,00

Cashflow (verkürzt)

	Angepasste	Bisher		Angepasste	Bisher	Angepasste		Bisher
	Zahlen	berichtet	∆	Zahlen	berichtet	∆	Zahlen	berichtet	∆
Konzern-Cashflow-Rechnung in EUR Mio	1-6/13	1-6/13	in EUR Mio	Q1/13		Q1/13 in EUR Mio	Q2/13		Q2/13 in EUR Mio
Perioden-/Jahresüberschuss	1.293,84	1.293,84	0,00	950,83	950,83	0,00	343,01	343,01	0,00
Mittelzufluss nach unbaren Posten	1.775,34	1.756,06	19,28	1.024,12	1.014,65	9,47	751,22	741,41	9,81
Mittelzufluss aus der Betriebstätigkeit	2.611,48	2.607,49	3,99	1.405,63	1.405,29	0,34	1.205,85	1.202,20	3,65
Mittelzufluss/-abfluss aus der Investitionstätigkeit	-396,21	-391,86	-4,35	7,10	8,79	-1,69	-403,31	-400,65	-2,66
Mittelzufluss/-abfluss aus der Finanzierungstätigkeit	-986,25	-986,61	0,36	41,31	39,96	1,35	-1.027,56	-1.026,57	-0,99
Nettoabnahme (–)/-zunahme (+) liquider Mittel	1.224,69	1.224,68	0,00	1.457,24	1.457,23	0,01	-232,55	-232,55	0,00
Liquide Mittel Periodenende	2.451,98	2.451,98	0,00	2.684,54	2.684,53	0,01	2.451,98	2.451,98	0,00

Ergebnisse auf einen Blick

	Angepasste	Bisher		Angepasste	Bisher		Angepasste	Bisher
	Zahlen	berichtet	∆	Zahlen	berichtet	∆	Zahlen	berichtet	∆
Ergebnisse auf einen Blick in EUR Mio	1-6/13	1-6/13	in EUR Mio	Q1/13		Q1/13 in EUR Mio	Q2/13		Q2/13 in EUR Mio
Sondereffekte 1)	428	428	0	427	427	0	1	1	0
CCS EBIT vor Sondereffekten 2)	1.583	1.584	0	849	851	-1	734	733	1
EBIT R&M	625	626	0	535	536	-1	91	90	1
CCS EBIT vor Sondereffekten R&M 2)	272	272	0	111	112	-1	161	160	1
Investitionen	1.125	1.120	5	570	568	2	555	552	3
ROFA in %	20	20	0	20	20	0	-	-	-

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

2) Bereinigt um Sondereffekte. Das bereinigte CCS Ergebnis eliminiert Lagerhaltungsgewinne/-verluste (CCS Effekte) aus den Fuels-Raffinerien und Petrol Ofisi

Bilanz (verkürzt)

	Angepasste Zahlen	Bisher berichtet	∆	Angepasste Zahlen	Bisher berichtet	∆
Konzernbilanz in EUR Mio	31. Dez. 2013	31. Dez. 2013	in EUR Mio	30. Jun. 2013	30. Jun. 2013	in EUR Mio
Vermögen
Sachanlagen	17.050,76	17.050,76	0,00	14.755,17	14.480,79	274,39
At-equity bewertete Beteiligungen	1.853,14	1.853,14	0,00	1.805,39	1.841,23	-35,84
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	634,60	634,60	0,00	786,91	990,22	-203,31
Langfristiges Vermögen	23.641,01	23.641,01	0,00	21.146,54	21.108,10	38,44
Kurzfristiges Vermögen	7.563,51	7.563,65	-0,15	9.542,32	9.524,37	17,95
Zu Veräußerungszwecken gehaltenes Vermögen	643,43	581,59	61,84	38,96	38,96	0,00
Summe Aktiva	31.847,94	31.786,25	61,70	30.727,83	30.671,44	56,39
Eigenkapital und Verbindlichkeiten
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	1.021,98	1.021,98	0,00	978,11	932,85	45,26
Langfristige Verbindlichkeiten	8.894,18	8.894,18	0,00	7.815,56	7.767,12	48,44
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	4.913,91	4.913,91	0,00	4.387,62	4.561,32	-173,70
Sonstige Verbindlichkeiten	1.189,07	1.189,07	0,00	1.446,07	1.266,07	180,00
Kurzfristige Verbindlichkeiten	8.257,40	8.257,40	0,00	7.935,74	7.927,79	7,95
Zu Veräußerungszwecken gehaltene Verbindlichkeiten	151,02	89,33	61,70	2,02	2,02	0,00
Summe Passiva	31.847,94	31.786,25	61,70	30.727,83	30.671,44	56,39

Konsolidierungskreisänderungen

Folgende Änderungen im Konsolidierungskreis traten im Vergleich zum 31. Dezember 2013 ein:

Im Geschäftsbereich E&P wurden OMV Oystercatcher Exploration GmbH, OMV East Abu Dhabi Exploration GmbH und OMV (Namibia) Exploration GmbH, alle mit Sitz in Wien, beginnend mit 1. Jänner 2014 in den Konsolidierungskreis aufgenommen.

OMV (AFRICA) Exploration & Production GmbH, mit Sitz in Wien, wurde beginnend mit 16. Jänner 2014 in den Konsolidierungskreis aufgenommen.

OMV (Mandabe) Exploration GmbH und OMV (Berenty) Exploration GmbH, beide mit Sitz in Wien, wurden beginnend mit 20. Jänner 2014 in den Konsolidierungskreis aufgenommen.

OMV (Mbeli) Exploration GmbH und OMV (Ntsina) Exploration GmbH, beide mit Sitz in Wien, wurden beginnend mit 30. Jänner 2014 in den Konsolidierungskreis aufgenommen.

OMV (Manga) Exploration GmbH und OMV (Gnondo) Exploration GmbH, beide mit Sitz in Wien, wurden beginnend mit 2. Februar 2014 in den Konsolidierungskreis aufgenommen.

OMV (WEST AFRICA) Exploration & Production GmbH, mit Sitz in Wien, wurde beginnend mit 1. April 2014 in den Konsolidierungskreis aufgenommen.

Im Geschäftsbereich R&M wurde die BAYERNOIL Raffineriegesellschaft mbH, mit Sitz in Vohburg, beginnend mit 1. Jänner 2013 in den Konsolidierungskreis aufgenommen als Folge der Erstanwendung von IFRS 11 "Gemeinschaftliche Vereinbarungen". Der Verkauf der Gesellschaft wurde am 30. Juni 2014 abgeschlossen.

Der Teilverkauf der Marmara Depoluk Hizmetleri ve Ticaret Anonim Sirketi, mit Sitz in Istanbul, am 16. Juni 2014 führte zur Einstufung des Restanteils als gemeinschaftliche Tätigkeit und zur Änderung der Konsolidierungsmethode. Dementsprechend wird nun nur der OMV Anteil an den Vermögenswerten und Schulden sowie Erträgen und Aufwendungen im Konzernabschluss berücksichtigt.

Im Geschäftsbereich Kb&S, wurde OMV Petrom Global Solutions SRL, mit Sitz in Bukarest, beginnend mit 15. Jänner 2014 in den Konsolidierungskreis aufgenommen.

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 enthalten die Darstellungen der Geschäftsbereiche weitere Informationen, welche den Konzernzwischenabschluss zum 30. Juni 2014 betreffen.

Gewinn- und Verlustrechnung (ungeprüft)

Q1/14	Q2/14	Q2/13	Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung in EUR Mio 1)	1-6/14	1-6/13
9.825,02	9.306,60	10.567,70	Umsatzerlöse	19.131,62	21.344,47
-85,14	-78,08	-74,48	Direkte Vertriebskosten	-163,22	-164,73
-8.639,26	-8.447,20	-9.368,66	Umsatzkosten	-17.086,46	-18.743,30
1.100,61	781,33	1.124,56	Bruttoergebnis vom Umsatz	1.881,94	2.436,43
77,24	68,21	54,17	Sonstige betriebliche Erträge	145,45	553,39
-218,49	-219,57	-238,71	Vertriebsaufwendungen	-438,06	-474,17
-105,97	-111,72	-108,32	Verwaltungsaufwendungen	-217,69	-216,21
-76,06	-181,61	-98,00	Explorationsaufwendungen	-257,67	-212,63
-3,50	-2,96	-3,77	Forschungs- und Entwicklungsaufwendungen	-6,45	-6,87
-98,65	-101,27	-61,68	Sonstige betriebliche Aufwendungen	-199,92	-152,37
675,18	232,41	668,25	Betriebserfolg (EBIT)	907,59	1.927,57
36,64	55,36	33,41	Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen	92,00	66,64
36,62	51,28	29,64	davon Borealis	87,90	51,56
0,04	15,79	5,90	Dividendenerträge	15,84	6,02
8,31	6,93	10,10	Zinserträge	15,24	31,08
-95,34	-78,06	-72,94	Zinsaufwendungen	-173,41	-149,01
-12,17	-13,69	-85,70	Sonstiges Finanzergebnis	-25,87	-120,23
-62,52	-13,68	-109,22	Finanzerfolg	-76,20	-165,50
612,65	218,74	559,03	Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	831,39	1.762,06
-174,95	-43,89	-216,02	Steuern vom Einkommen und Ertrag	-218,84	-468,22
437,71	174,84	343,01	Perioden-/Jahresüberschuss	612,55	1.293,84
			davon den Aktionären des Mutterunternehmens
300,65	131,90	225,52	zuzurechnen	432,54	1.011,30
9,36	9,47	9,47	davon den Hybridkapitalbesitzern zuzurechnen	18,83	18,83
127,70	33,48	108,03	davon den nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnen	161,18	263,71
0,92	0,40	0,69	Ergebnis je Aktie in EUR	1,33	3,10
0,92	0,40	0,69	Verwässertes Ergebnis je Aktie in EUR	1,32	3,09

1) In Q1/14 wurden die Zahlen für 2013 aufgrund der Anwendung von IFRS 11 "Gemeinschaftliche Vereinbarungen" angepasst. Weitere Details sind im Unterabschnitt "Gesetzliche Grundlagen und Methoden" beschrieben

Gesamtergebnisrechnung (verkürzt, ungeprüft)

Q1/14	Q2/14	Q2/13	in EUR Mio	1-6/14	1-6/13
437,71	174,84	343,01	Perioden-/Jahresüberschuss	612,55	1.293,84
52,92	172,56	-364,82	Währungsdifferenzen aus der Umrechnung ausländischer Geschäftsbetriebe	225,48	-206,03
-0,01	-0,22	-1,04	Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung zur Veräußerung verfügbarer finanzieller Vermögenswerte	-0,23	-1,39
14,88	0,13	-23,21	Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung von Hedges	15,01	-24,71
-4,64	-3,01	-22,62	Auf at-equity bewertete Beteiligungen entfallender Anteil am sonstigen Ergebnis	-7,65	-5,16
			Summe der Posten, die nachträglich in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert ("recycelt") werden
63,15	169,46	-411,70	können	232,61	-237,29
0,00	0,00	0,00	Summe der Posten, die nicht nachträglich in die Gewinn und Verlustrechnung umgegliedert ("recycelt") werden	0,00	0,00
-4,58	-0,85	5,84	Ertragssteuern, die auf Posten, die nachträglich in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert ("recycelt") werden können, entfallen	-5,43	7,11
			Ertragssteuern, die auf Posten, die nicht nachträglich in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert ("recycelt")
0,00	0,00	0,00	werden, entfallen	0,00	0,10
-4,58	-0,85	5,84	Summe der auf das sonstige Ergebnis entfallenden Ertragssteuern	-5,43	7,21
58,57	168,61	-405,85	Sonstiges Ergebnis der Periode nach Steuern	227,18	-230,09
496,28	343,45	-62,84	Gesamtergebnis der Periode	839,73	1.063,76
			davon den Aktionären des Mutterunternehmens
345,62	249,19	-152,14	zuzurechnen	594,81	791,60
9,36	9,47	9,47	davon den Hybridkapitalbesitzern zuzurechnen	18,83	18,83
141,30	84,79	79,84	davon den nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnen	226,09	253,32

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

Zweites Quartal 2014 (Q2/14) vs. zweites Quartal 2013 (Q2/13)

Der im Vergleich zu Q2/13 um 12% geringere Konzernumsatz ist vor allem auf geringere G&P-Umsätze zurückzuführen. Das Konzern-EBIT lag mit EUR 232 Mio deutlich unter Q2/13 mit EUR 668 Mio. Dies war bedingt durch ein geringeres E&P-Ergebnis, hauptsächlich resultierend aus höherer Abschreibung und höherem Explorationsaufwand, sowie einem niedrigeren Marketing-Ergebnis. Dies wurde teilweise durch einen positiven G&P-Beitrag, aufgrund von besseren langfristigen Gaslieferverträgen und Portfoliooptimierung, kompensiert. Der EBIT-Beitrag von OMV Petrom lag mit EUR 143 Mio unter Q2/13 (EUR 316 Mio). Die Gründe dafür waren hauptsächlich die Wertberichtigung des TOC Assets in Kasachstan in Q2/14 und der Stillstands der Raffinerie Petrobrazi, der zu höherem Lagerstand von Rohöl aus Eigenförderung führte. In Q2/14 verzeichnete Netto-Sondereffekte in Höhe von EUR -153 Mio ergaben sich im Wesentlichen aus der Wertberichtigung des TOC Assets in Kasachstan (EUR -110 Mio), infolge der nicht erfolgreichen Ergebnisse der Feldneuentwicklung und der über die letzten Jahre verschlechterten fiskalischen Bedingungen, zuzurechnen. Zusätzlich beinhalten die Sondereffekte die Abschreibung einer Explorationslizenz in Tunesien (EUR -22 Mio). Des Weiteren wurden in Q2/14 CCS Effekte aufgrund von steigenden Rohölpreisen in Höhe von EUR 16 Mio ausgewiesen. Das CCS EBIT vor Sondereffekten fiel von EUR 734 Mio in Q2/13 auf EUR 369 Mio. Der Beitrag von OMV Petrom war dabei mit EUR 259 Mio um 21% niedriger als in Q2/13. Der Finanzerfolg lag mit EUR -14 Mio für Q2/14 deutlich über dem Wert von Q2/13 in Höhe von EUR -109 Mio. Die Ursachen hierfür sind ein verbessertes Fremdwährungsergebnis und höhere Ergebnisbeiträge von den at-equity bewerteten Beteiligungen, wobei das Ergebnis in Q2/13 von der Abschreibung von Vermögenswerten in Verbindung mit dem Projekt Nabucco West belastet war.

In Q2/14 betrugen laufende Ertragsteuern des OMV Konzerns EUR -119 Mio und latente Steuern EUR 75 Mio. Die effektive Steuerquote in Q2/14 betrug 20% (Q2/13: 39%). Die niedrigere effektive Steuerquote in Q2/14 resultiert hauptsächlich aus den Produktionsstillständen in Libyen sowie dem starken at-equity Beitrag von Borealis.

Der den Aktionären zuzurechnende Periodenüberschuss betrug EUR 132 Mio, verglichen mit EUR 226 Mio in Q2/13. Der den nicht beherrschenden Anteilen und Hybridkapitalbesitzern zuzurechnende Periodenüberschuss betrug EUR 43 Mio (Q2/13: EUR 117 Mio). Der den Aktionären zuzurechnende CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten betrug EUR 202 Mio (Q2/13: EUR 321 Mio). Das Ergebnis je Aktie im Quartal lag bei EUR 0,40 und das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten bei EUR 0,62 (Q2/13: EUR 0,69 bzw. EUR 0,99).

Zweites Quartal 2014 (Q2/14) vs. erstes Quartal 2014 (Q1/14)

Der Rückgang des Konzernumsatzes um 5% ist vor allem auf saisonal bedingt geringere G&P-Umsätze zurückzuführen. Das Konzern-EBIT betrug EUR 232 Mio und lag deutlich unter Q1/14 (EUR 675 Mio). Dies resultierte vor allem aus geringeren Verkaufsmengen und höherem Explorationsaufwand in E&P, sowie der Wertberichtigung des TOC Assets in Kasachstan. Das CCS EBIT vor Sondereffekten sank um 45%, von EUR 668 Mio in Q1/14 auf EUR 369 Mio.

Im Vergleich zum Vorquartal verbesserte sich der Finanzerfolg. Dies ist im Wesentlichen auf höhere Ergebnisbeiträge von den at-equity bewerteten Beteiligungen und Dividenden sowie auf geringere Zinsaufwendungen, aufgrund der Rückzahlung einer 2009 begebenen Anleihe Anfang April 2014, zurückzuführen.

Die effektive Steuerquote in Q2/14 betrug 20% (Q1/14: 29%). Die niedrigere effektive Steuerquote in Q2/14 ist hauptsächlich auf die Produktionsstillstände in Libyen, einen starken at-equity Beitrag von Borealis sowie auf höhere Explorationsaufwendungen in Ländern mit hoher Steuerquote (wie Norwegen) zurückzuführen.

Der den Aktionären zuzurechnende Periodenüberschuss lag bei EUR 132 Mio (Q1/14: EUR 301 Mio). Der den Aktionären zuzurechnende CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten verringerte sich von EUR 302 Mio in Q1/14 auf EUR 202 Mio.

Jänner bis Juni 2014 (1-6/14) vs. Jänner bis Juni 2013 (1-6/13)

Der Rückgang des Konzernumsatzes um 10% gegenüber 1-6/13 ist vor allem auf geringere G&P-Umsätze zurückzuführen. Das Konzern-EBIT betrug EUR 908 Mio und lag somit um 53% unter 1-6/13 mit EUR 1.928 Mio, da Q1/13 einen einmaligen positiven EBIT-Effekt von EUR 440 Mio aus dem abgeschlossenen Verkauf von LMG Lagermanagement GmbH verzeichnete. Zusätzlich war das Ergebnis in 1-6/14 beeinflusst von geringeren Verkaufsmengen in Libyen, teilweise kompensiert durch Verkaufsmengen in Norwegen. Der EBIT-Beitrag von OMV Petrom sank auf EUR 470 Mio gegenüber EUR 667 Mio in 1- 6/13, hauptsächlich aufgrund der Wertberichtigung des TOC Assets in Kasachstan. Netto-Sondereffekte in Höhe von EUR -127 Mio resultierten aus der Wertberichtigung des TOC Assets in Kasachstan und der Abschreibung einer Explorationslizenz in Tunesien. Negative CCS Effekte in Höhe von EUR -2 Mio wurden verzeichnet (1-6/13: EUR 84 Mio). Das CCS EBIT vor Sondereffekten fiel um 34% auf EUR 1.037 Mio, der Beitrag von OMV Petrom war dabei mit EUR 588 Mio um 14% niedriger als in 1-6/13.

In 1-6/14 war der Finanzerfolg mit EUR -76 Mio besser als die EUR -166 Mio für 1-6/13. Die wesentlichen Gründe hierfür sind vor allem die Abschreibung von Vermögenswerten in Verbindung mit dem Projekt Nabucco West welche als Sondereffekt in Q2/13 im Finanzergebnis verbucht wurde, das verbesserte Fremdwährungsergebnis sowie die höheren Ergebnisbeiträge von at-equity bewerteten Beteiligungen.

In 1-6/14 betrugen laufende Ertragsteuern des OMV Konzerns EUR -291 Mio und latente Steuern EUR 72 Mio. Die effektive Steuerquote in 1-6/14 betrug 26% (1-6/13: 27%).

Der den Aktionären zuzurechnende Periodenüberschuss betrug EUR 433 Mio und war geringer als in 1-6/13 (EUR 1.011 Mio). Der den nicht beherrschenden Anteilen und Hybridkapitalbesitzern zuzurechnende Periodenüberschuss betrug EUR 180 Mio (1-6/13: EUR 283 Mio). Der den Aktionären zuzurechnende CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten betrug EUR 504 Mio (1-6/13: EUR 671 Mio). Das Ergebnis je Aktie lag bei EUR 1,33 und das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten bei EUR 1,54 (1-6/13: EUR 3,10 bzw. EUR 2,06).

Bilanz, Investitionen und Verschuldungsgrad (ungeprüft)

Konzernbilanz in EUR Mio 1)	30. Jun. 2014	31. Dez. 2013
Vermögen
Immaterielle Vermögenswerte	3.538,13	3.596,92
Sachanlagen	17.846,20	17.050,76
At-equity bewertete Beteiligungen	1.912,13	1.853,14
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	792,41	634,60
Sonstige Vermögenswerte	108,49	113,26
Latente Steuern	404,86	392,34
Langfristiges Vermögen	24.602,22	23.641,01
Vorräte	2.668,62	2.455,51
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	3.392,59	3.270,32
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	1.003,19	751,70
Forderungen aus laufenden Ertragsteuern	75,82	81,67
Sonstige Vermögenswerte	385,85	299,39
Kassenbestand und Bankguthaben	442,71	704,92
Kurzfristiges Vermögen	7.968,79	7.563,51
Zu Veräußerungszwecken gehaltenes Vermögen	129,57	643,43
Summe Aktiva	32.700,58	31.847,94
Eigenkapital und Verbindlichkeiten
Grundkapital	327,27	327,27
Hybridkapital	740,79	740,79
Rücklagen	10.709,91	10.545,84
OMV Anteilseigner	11.777,98	11.613,91
Nicht beherrschende Anteile	2.961,33	2.931,43
Eigenkapital	14.739,31	14.545,34
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	999,41	1.021,98
Anleihen	3.216,85	3.317,82
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	555,32	581,29
Rückstellungen für Rekultivierungsverpflichtungen	2.755,05	2.764,54
Sonstige Rückstellungen	273,83	305,80
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	336,62	223,57
Sonstige Verbindlichkeiten	9,22	6,34
Latente Steuern	623,83	672,84
Langfristige Verbindlichkeiten	8.770,14	8.894,18
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	4.897,87	4.913,91
Anleihen	166,82	778,21
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	1.136,13	217,42
Rückstellung für laufende Ertragsteuern	314,21	275,89
Rückstellungen für Rekultivierungsverpflichtungen	114,11	84,02
Sonstige Rückstellungen	410,15	415,41
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	680,61	383,48
Sonstige Verbindlichkeiten	1.452,26	1.189,07
Kurzfristige Verbindlichkeiten	9.172,17	8.257,40
Zu Veräußerungszwecken gehaltene Verbindlichkeiten	18,95	151,02
Summe Passiva	32.700,58	31.847,94

1) In Q1/14 wurden die Zahlen für 2013 aufgrund der Anwendung von IFRS 11 "Gemeinschaftliche Vereinbarungen" angepasst. Weitere Details sind im Unterabschnitt "Gesetzliche Grundlagen und Methoden" beschrieben

Erläuterungen zur Bilanz zum 30. Juni 2014

Das Investitionsvolumen erhöhte sich auf EUR 1.805 Mio (1-6/13: EUR 1.125 Mio). Die Hauptgründe hierfür waren E&P-Investitionen in Rumänien und in Feldentwicklungen in Norwegen.

E&P investierte EUR 1.337 Mio (1-6/13: EUR 842 Mio), hauptsächlich in Bohrungen, Workover-Aktivitäten und Feldneuentwicklungen in Rumänien und in die Entwicklung von Feldern in Norwegen. Die Investitionen im Geschäftsbereich G&P beliefen sich auf EUR 164 Mio (1-6/13: EUR 138 Mio). Das Investitionsvolumen im Geschäftsbereich R&M belief sich auf EUR 288 Mio (1-6/13: EUR 135 Mio) und enthielt hauptsächlich Investitionen in die Modernisierung der Raffinerie Petrobrazi in Rumänien, Petrol Ofisi, den Neubau einer Butadien-Anlage in Burghausen und die Umbauarbeiten der Butadien-Anlage in Schwechat. Das Investitionsvolumen im Geschäftsbereich Kb&S lag bei EUR 16 Mio (1-6/13: EUR 9 Mio).

Im Vergleich zum Jahresende 2013 stieg das Gesamtvermögen um EUR 853 Mio auf EUR 32.701 Mio. Der Anstieg ist hauptsächlich auf die Erhöhung der Sachanlagen, der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und die saisonale Erhöhung von Vorräten zurückzuführen.

Das Eigenkapital stieg um rund 1%. Die Eigenkapitalquote des Konzerns verringerte sich geringfügig auf 45% zum 30. Juni 2014 (31. Dezember 2013: 46%).

Die gesamte Zahl der vom Unternehmen gehaltenen eigenen Aktien betrug per 30. Juni 2014 1.015.102 Stück (31. Dezember 2013: 1.038.404 Stück).

Per 30. Juni 2014 betrugen die kurz- und langfristigen Kredite, Anleihen und Finanzierungsleasingverbindlichkeiten EUR 5.378 Mio (31. Dezember 2013: EUR 5.076 Mio). Davon entfielen EUR 303 Mio auf Finanzierungsleasingverbindlichkeiten (31. Dezember 2013: EUR 182 Mio).

Kassenbestand und Bankguthaben verringerten sich auf EUR 443 Mio (31. Dezember 2013: EUR 705 Mio).

Die Nettoverschuldung erhöhte sich auf EUR 4.935 Mio verglichen mit EUR 4.371 Mio Ende 2013, hauptsächlich resultierend aus der Verringerung von Kassenbestand und Bankguthaben sowie der Erhöhung von kurzfristigen finanziellen Verbindlichkeiten. Zum 30. Juni 2014 betrug der Verschuldungsgrad (Gearing Ratio) 33,5% (31. Dezember 2013: 30,1%).

Cashflow (verkürzt, ungeprüft)

Q1/14	Q2/14	Q2/13	Konzern-Cashflow-Rechnung in EUR Mio 1)	1-6/14	1-6/13
437,71	174,84	343,01	Perioden-/Jahresüberschuss	612,55	1.293,84
542,59	702,79	530,44	Abschreibungen (+)/Zuschreibungen (–)	1.245,38	1.017,31
3,35	-75,29	2,69	Latente Steuern	-71,93	-14,73
-5,22	6,18	-10,30	Gewinne (–)/Verluste (+) aus Abgängen von Anlagevermögen	0,96	-9,16
11,09	-11,17	-71,61	Erhöhung (+)/Verminderung (–) langfristige Rückstellungen	-0,08	-69,12
25,79	-118,10	-43,01	Sonstige unbare Erträge (–)/Aufwendungen (+)	-92,31	-442,81
1.015,31	679,27	751,22	Mittelzufluss nach unbaren Posten	1.694,57	1.775,34
295,48	-510,78	-146,65	Verminderung (+)/Erhöhung (–) Vorräte	-215,30	537,43
-342,33	179,36	319,71	Verminderung (+)/Erhöhung (–) Forderungen	-162,97	-47,64
-2,80	277,84	264,54	Erhöhung (+)/Verminderung (–) Verbindlichkeiten	275,04	416,50
-58,50	53,98	17,04	Erhöhung (+)/Verminderung (–) kurzfristige Rückstellungen	-4,52	-70,16
907,16	679,66	1.205,85	Mittelzufluss aus der Betriebstätigkeit	1.586,82	2.611,48
			Investitionen
-961,62	-796,08	-525,75	Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	-1.757,71	-1.140,26
			Beteiligungen, Ausleihungen und sonstige finanzielle
-3,10	-26,22	-2,07	Vermögenswerte	-29,33	-39,10
			Veräußerungen
66,71	22,13	18,48	Erlöse aus dem Verkauf von Anlagevermögen	88,84	41,07
			Erlöse aus dem Verkauf einbezogener Unternehmen
17,30	286,34	106,03	abzüglich liquider Mittel	303,64	742,08
-880,72	-513,83	-403,31	Mittelzufluss/-abfluss aus der Investitionstätigkeit	-1.394,55	-396,21
-99,43	-719,26	-180,32	Erhöhung (+)/Verminderung (–) langfristiger Finanzierungen	-818,69	-283,54
0,00	0,00	0,00	Veränderung nicht beherrschender Anteile	0,00	-34,28
216,75	775,66	-231,25	Erhöhung (+)/Verminderung (–) kurzfristiger Finanzierungen	992,41	-52,27
-0,08	-632,62	-615,99	Dividendenzahlungen	-632,70	-616,16
117,24	-576,22	-1.027,56	Mittelzufluss/-abfluss aus der Finanzierungstätigkeit	-458,98	-986,25
3,23	1,27	-7,53	Währungsdifferenz auf liquide Mittel	4,50	-4,33
146,91	-409,12	-232,55	Nettoabnahme (–)/-zunahme (+) liquider Mittel	-262,21	1.224,69
704,92	851,83	2.684,54	Liquide Mittel Periodenbeginn	704,92	1.227,30
851,83	442,71	2.451,98	Liquide Mittel Periodenende	442,71	2.451,98

1) In Q1/14 wurden die Zahlen für 2013 aufgrund der Anwendung von IFRS 11 "Gemeinschaftliche Vereinbarungen" angepasst. Weitere Details sind im Unterabschnitt "Gesetzliche Grundlagen und Methoden" beschrieben

Erläuterungen zur Cashflow-Rechnung

Der Mittelzufluss aus dem Periodenergebnis bereinigt um unbare Positionen – wie Abschreibungen, Nettoveränderung der langfristigen Rückstellungen, nicht zahlungswirksame Beteiligungsergebnisse und andere Positionen – betrug in 1-6/14 EUR 1.695 Mio (1-6/13: EUR 1.775 Mio). In 1-6/13 beinhaltete die Position Sonstige unbare Erträge/Aufwendungen den Gewinn aus dem Verkauf der LMG Lagermanagement GmbH, einem Unternehmen, das einen Großteil von R&Ms österreichischer Pflichtnotstandsreserve hält und verwaltet. Im Net Working Capital wurden Mittel in Höhe von EUR 108 Mio gebunden (1-6/13: EUR 836 Mio freigesetzt). Im Vergleich zu 1-6/13 führte dies zu einem um EUR 1.025 Mio niedrigeren Cashflow aus der Betriebstätigkeit von EUR 1.587 Mio. Der Zufluss im Net Working Capital in 1-6/13 ist im Wesentlichen auf die erfolgreich umgesetzten Working Capital-Maßnahmen, wie beispielsweise die Verbriefung (Securitization) von Lieferforderungen und Factoring, zurückzuführen.

Der Mittelabfluss aus der Investitionstätigkeit betrug in 1-6/14 EUR 1.395 Mio (1-6/13: EUR 396 Mio) und ist im Wesentlichen auf die Investitionen in Norwegen und Rumänien zurückzuführen. Darin waren neben Zahlungen für Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte (EUR 1.758 Mio) auch der signifikante Netto-Mittelzufluss aus dem Abschluss des Anteilsverkaufs am Raffinerieverbund Bayernoil sowie aus anderen Veräußerungen enthalten.

Der Free Cashflow (Mittelzufluss aus der Betriebstätigkeit minus Mittelabfluss aus der Investitionstätigkeit) zeigte einen Mittelzufluss von EUR 192 Mio (1-6/13: EUR 2.215 Mio). Der Free Cashflow abzüglich Dividendenzahlungen führte zu einem Mittelabfluss von EUR 440 Mio (1-6/13: Mittelzufluss von EUR 1.599 Mio).

Der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit zeigte einen Netto-Mittelabfluss von EUR 459 Mio (1-6/13: EUR 986 Mio). Dies ist im Wesentlichen auf die Rückzahlungen langfristiger Schulden sowie während der Periode gezahlte Dividenden zurückzuführen, welche teils durch die Aufnahme der kurzfristigen Darlehensverbindlichkeiten kompensiert wurde.

Eigenkapitalveränderungsrechnung (verkürzt, ungeprüft)

							OMV	Nicht	Summe
in EUR Mio	Grund kapital	Kapital rücklagen	Hybrid kapital	Gewinn rücklagen	Sonstige Rücklagen 1)	Eigene Anteile	Anteils eigner	beherrschende Anteile	Eigen kapital
1. Jänner 2014	327,27	1.498,22	740,79	10.471,22	-1.412,20	-11,40	11.613,91	2.931,43	14.545,34
Perioden- /Jahresüberschuss				451,37			451,37	161,18	612,55
Sonstiges Ergebnis der Periode					162,27		162,27	64,91	227,18
Gesamtergebnis der Periode				451,37	162,27		613,64	226,09	839,73
Dividendenzahlungen und Hybrid-Kupon				-458,45			-458,45	-193,96	-652,41
Steuereffekte auf Transaktionen mit
Eigentümern				6,28			6,28		6,28
Abgang eigener Anteile		0,51				0,26	0,77		0,77
Anteilsbasierte Vergütung		1,83					1,83		1,83
Zugang (+)/Abgang (–) nicht beherrschende Anteile								-2,23	-2,23
30. Juni 2014	327,27	1.500,57	740,79	10.470,42	-1.249,93	-11,15	11.777,98	2.961,33	14.739,31

							OMV	Nicht	Summe
in EUR Mio	Grund kapital	Kapital rücklagen	Hybrid kapital	Gewinn rücklagen	Sonstige Rücklagen 1)	Eigene Anteile	Anteils eigner	beherrschende Anteile	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				1.030,13			1.030,13	263,71	1.293,84
Sonstiges Ergebnis der Periode				0,10	-219,79		-219,70	-10,39	-230,09
Gesamtergebnis der Periode				1.030,23	-219,79		810,43	253,32	1.063,76
Dividendenzahlungen und Hybrid-Kupon				-442,11			-442,11	-186,85	-628,95
Steuereffekte auf Transaktionen mit
Eigentümern				6,28			6,28		6,28
Abgang eigener Anteile		0,90				0,44	1,34		1,34
Anteilsbasierte Vergütung		-0,23					-0,23		-0,23
Zugang (+)/Abgang (–) nicht beherrschende
Anteile				5,68			5,68	-3,34	2,34
30. Juni 2013	327,27	1.496,47	740,79	10.453,18	-722,45	-11,40	12.283,86	2.690,65	14.974,51

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 at-equity bewertete Beteiligungen entfallenden Anteil am sonstigen Ergebnis

Gezahlte Dividenden

In der Hauptversammlung am 14. Mai 2014 wurde die Ausschüttung einer erhöhten Dividende von EUR 1,25 je Aktie beschlossen. Dies führte zu einer Dividendenzahlung von EUR 408 Mio an die Aktionäre der OMV Aktiengesellschaft. In 1-6/14 wurden zudem Ausschüttungen an Minderheitsaktionäre in Höhe von EUR 194 Mio erfasst. Die Zinszahlung an Hybridkapitalbesitzer in der Höhe von EUR 51 Mio erfolgte ebenfalls in 1-6/14.

Segmentberichterstattung

Umsätze mit anderen Segmenten

Q1/14	Q2/14	Q2/13	Δ%	in EUR Mio	1-6/14	1-6/13	Δ%
1.048,76	1.142,63	1.064,10	7	Exploration und Produktion	2.191,39	2.174,67	1
43,42	35,70	48,26	-26	Gas und Power	79,12	106,19	-25
11,36	10,66	14,22	-25	Raffinerien und Marketing	22,02	28,51	-23
103,13	101,79	102,86	-1	Konzernbereich und Sonstiges	204,92	194,19	6
1.206,67	1.290,78	1.229,43	5	Summe	2.497,45	2.503,57	0

Umsätze mit Dritten

Q1/14	Q2/14	Q2/13	Δ%	in EUR Mio 1)	1-6/14	1-6/13	Δ%
482,30	269,57	272,09	-1	Exploration und Produktion	751,87	588,60	28
2.697,47	1.420,63	2.411,16	-41	Gas und Power	4.118,10	6.231,02	-34
6.644,34	7.615,12	7.883,21	-3	Raffinerien und Marketing	14.259,45	14.522,45	-2
0,90	1,29	1,23	5	Konzernbereich und Sonstiges	2,19	2,40	-9
9.825,02	9.306,60	10.567,70	-12	Summe	19.131,61	21.344,47	-10

1) In Q1/14 wurden die Zahlen für 2013 aufgrund der Anwendung von IFRS 11 "Gemeinschaftliche Vereinbarungen" angepasst. Weitere Details sind im Unterabschnitt "Gesetzliche Grundlagen und Methoden" beschrieben

Umsätze (nicht konsolidiert)

Q1/14	Q2/14	Q2/13	Δ%	in EUR Mio 1)	1-6/14	1-6/13	Δ%
1.531,06	1.412,20	1.336,19	6	Exploration und Produktion	2.943,26	2.763,27	7
2.740,90	1.456,32	2.459,42	-41	Gas und Power	4.197,22	6.337,21	-34
6.655,69	7.625,78	7.897,43	-3	Raffinerien und Marketing	14.281,47	14.550,96	-2
104,03	103,08	104,08	-1	Konzernbereich und Sonstiges	207,11	196,59	5
11.031,68	10.597,38	11.797,13	-10	Summe	21.629,06	23.848,03	-9

1) In Q1/14 wurden die Zahlen für 2013 aufgrund der Anwendung von IFRS 11 "Gemeinschaftliche Vereinbarungen" angepasst. Weitere Details sind im Unterabschnitt "Gesetzliche Grundlagen und Methoden" beschrieben

Segment- und Konzernergebnis

Q1/14	Q2/14	Q2/13	Δ%	in EUR Mio 1)	1-6/14	1-6/13	Δ%
600,57	211,06	596,67	-65	EBIT Exploration und Produktion 2)	811,64	1.250,73	-35
56,42	21,72	-24,98		n.m. EBIT Gas und Power	78,14	62,47	25
38,70	60,15	90,70	-34	EBIT Raffinerien und Marketing	98,85	625,33	-84
-10,73	-22,29	-7,70	189	EBIT Konzernbereich und Sonstiges	-33,02	-16,85	96
684,97	270,65	654,69	-59	EBIT Segment Summe	955,62	1.921,68	-50
-9,79	-38,24	13,56		n.m. Konsolidierung: Zwischengewinneliminierung	-48,03	5,89	n.m.
675,18	232,41	668,25	-65	OMV Konzern EBIT	907,59	1.927,57	-53
-62,52	-13,68	-109,22	-87	Finanzerfolg	-76,20	-165,50	-54
				OMV Konzern Ergebnis der gewöhnlichen
612,65	218,73	559,03	-61	Geschäftstätigkeit	831,39	1.762,06	-53

1) In Q1/14 wurden die Zahlen für 2013 aufgrund der Anwendung von IFRS 11 "Gemeinschaftliche Vereinbarungen" angepasst. Weitere Details sind im Unterabschnitt "Gesetzliche Grundlagen und Methoden" beschrieben

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

Vermögenswerte 1)

in EUR Mio	30. Jun. 2014	31. Dez. 2013
Exploration und Produktion	13.395,12	12.831,03
Gas und Power	2.211,52	2.089,76
Raffinerien und Marketing	5.548,26	5.486,21
Konzernbereich und Sonstiges	229,43	240,67
Summe	21.384,33	20.647,67

1) Segmentvermögenswerte bestehen aus immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen

Ergänzende Angaben

Wesentliche Transaktionen mit nahestehenden Unternehmen

Mit dem assoziierten Unternehmen Borealis AG 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. Jun. 2014			31. Dez. 2013
Finanzinstrumente aktiv	Level 1	Level 2	Gesamt	Level 1	Level 2	Gesamt
Investmentfonds	7,05	–	7,05	6,65	–	6,65
Anleihen	118,22	–	118,22	118,56	–	118,56
Als Sicherungsinstrumente designierte und
effektive Derivate	–	25,15	25,15	–	37,36	37,36
Sonstige Derivate	2,46	363,84	366,29	2,55	68,59	71,14
Summe	127,72	388,98	516,71	127,76	105,95	233,70

in EUR Mio			30. Jun. 2014	31. Dez. 2013
Finanzinstrumente passiv	Level 1	Level 2	Gesamt	Level 1	Level 2	Gesamt
Verbindlichkeiten aus als
Sicherungsinstrumenten designierten und
effektiven Derivaten	–	15,99	15,99	–	41,63	41,63
Verbindlichkeiten aus sonstigen Derivaten	9,31	332,03	341,34	0,13	62,76	62,89
Summe	9,31	348,02	357,33	0,13	104,39	104,52

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 5.075 Mio (31. Dezember 2013: EUR 4.895 Mio) sind zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Der geschätzte Tageswert dieser Verbindlichkeiten beträgt 5.507 Mio (31. Dezember 2013: EUR 5.135 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

Für Informationen wird auf die Erläuterungen im Abschnitt Ausblick des Lageberichts verwiesen.

Erklärung des Vorstands

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

Wien, 12. August 2014

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

Strategic Incentive Plan

Beginnend mit Q3/14 wurde ein neuer Strategic Incentive Plan (SIP) gestartet, um die OMV Wachstumsstrategie zu unterstützen. Der SIP ist ein langfristiges Vergütungsinstrument für Vorstandsmitglieder, Executives und ausgewählte E&P-Expertinnen und -Experten und legt einen stärkeren Fokus auf die Erreichung der Hauptziele der OMV Strategie "Profitables Wachstum". Der Plan wurde aufgesetzt, um hervorragende Leistungen im Bereich Produktionswachstum und ROACE zu honorieren. Die Auszahlung ist an die Entwicklung des OMV Aktienkurses gekoppelt. Detaillierte Informationen finden Sie auf unserer Homepage unter www.omv.com > Über OMV > Corporate Governance & Organisation > Vorstand > Vergütung.

Abkürzungen und Definitionen

bbl: (barrel(s)) Fass (rund 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; GWh: Gigawatt Stunde(n); 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) Flüssigerdgas; LTIR: (Lost-Time Injury Rate) Rate an Unfällen mit Arbeitszeitausfall pro 1 Mio Arbeitsstunden; Mio: Million; Mrd: Milliarde; MWh: Megawatt Stunde(n); 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: neuer Rumänischer Leu; t: Tonne; TRY: Türkische Lira; TWh: Terawatt Stunde(n); 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 40440-22729; 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.