OMV AG — Interim / Quarterly Report 2014

May 13, 2014

Bericht Jänner – März 2014

inkl. Konzernzwischenabschluss zum 31. März 2014

Aktionärsinformation

1. Mai 2014, 7:30 (MESZ)

2. Produktion in Q1/14 auf 311 kboe/d gesteigert

3. CCS EBIT vor Sondereffekten von EUR 668 Mio in Q1/14
4. Starker Cashflow aus der Betriebstätigkeit von EUR 907 Mio
5. Erhöhter Anteil am Feld Cambo inklusive dem Explorationsgebiet Blackrock in Großbritannien
6. Verschuldungsgrad von 29% in Einklang mit dem langfristigen Zielwert

Gerhard Roiss, OMV Generaldirektor:

"Im ersten Quartal 2014 hat es unsere verbesserte operative Performance, gemeinsam mit dem ersten vollen Beitrag des Assets Gullfaks in Norwegen, ermöglicht, unser Produktionsniveau im Vergleich zu Q4/13 erheblich zu steigern. Die libysche Produktion war jedoch wieder von Sicherheitsproblemen betroffen und steht seit Mitte März still. Wir haben mehrere Schritte unternommen, um unser Upstream-Portfolio weiter zu stärken. Die 3D-Seismik-Studie im bulgarischen Schwarzen Meer wurde abgeschlossen und unsere Position in Großbritannien durch den Erwerb von vier Lizenzen von Hess im Gebiet westlich der Shetlandinseln gestärkt. Diese Transaktion beinhaltet einen erhöhten Anteil am Feld Cambo sowie das Explorationsgebiet Blackrock. Zusätzlich haben wir mit dem Einstieg in ein Offshore-Explorationsprojekt in Namibia und der Erweiterung unserer Position in Madagaskar weitere Schritte zur Stärkung unseres Explorations-Portfolios in der Sub-Sahara-Region unternommen. Auch wichtige Feldentwicklungen in unserer Upstream-Projekt-Pipeline wurden vorangetrieben. Wir haben die Produktion auf der neuen Plattform Gudrun in der norwegischen Nordsee Anfang April aufgenommen sowie intern die finale Investitionsentscheidung für das Gasentwicklungsprojekt Nawara in Tunesien getroffen und sehen nun der endgültigen Genehmigung der Behörde entgegen. Wir gehen in die richtige Richtung und werden auch weiterhin unser Versprechen erfüllen, profitabel zu wachsen."

Q4/13	Q1/14	Q1/13		∆% in EUR Mio 1)	2013	2012	∆%
99	675	1.259		-46 Betriebserfolg (EBIT)	2.602	3.104	-16
443	668	849		-21 CCS EBIT vor Sondereffekten	2.645	3.407	-22
-78	301	786		-62 Den Aktionären zuzurechnender Periodenüberschuss 2)	1.162	1.363	-15
				Den Aktionären zuzurechnender CCS
178	302	349	-13	Periodenüberschuss vor Sondereffekten 2)	1.112	1.544	-28
-0,24	0,92	2,41		-62 Ergebnis je Aktie in EUR	3,56	4,18	-15
0,55	0,93	1,07		-13 CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten in EUR	3,41	4,73	-28
427	907	1.406		-35 Cashflow aus der Betriebstätigkeit	4.124	3.813	8
–	–	–		n.a. Dividende je Aktie in EUR 3)	1,25	1,20	4

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 3) 2013: Wie vom Vorstand vorgeschlagen und vom Aufsichtsrat genehmigt. Vorbehaltlich der Zustimmung der Hauptversammlung 2014

Inhalt

• 2| Lagebericht (ungeprüft)
• 2| Ergebnisse auf einen Blick 3| Geschäftsbereiche 9| Ausblick
• 11| Konzernzwischenabschluss und Konzernanhang (ungeprüft)
• 24| Erklärung des Vorstands 25| Weitere Informationen

Lagebericht (verkürzt, ungeprüft)

Ergebnisse auf einen Blick

Q4/13	Q1/14	Q1/13		∆% in EUR Mio 1)	2013	2012	∆%
10.371	9.825	10.777		-9 Umsatz 2)	42.414	42.649	-1
209	601	654		-8 EBIT E&P 3)	1.990	2.743	-27
-47	56	87		-35 EBIT G&P	1	43	-99
-72	39	535		-93 EBIT R&M	658	417	58
-17	-11	-9		17 EBIT Konzernbereich und Sonstiges	-53	-66	-19
26	-10	-8		28 Konsolidierung	7	-33	n.m.
99	675	1.259		-46 EBIT	2.602	3.104	-16
312	327	351	-7	davon EBIT Petrom Gruppe	1.336	1.273	5
-301	26	427		-94 Sondereffekte 4)	31	-304	n.m.
-12	-4	-2	142	davon: Personal und Restrukturierung	-20	-45	-55
-277	-1	-21	-95	Außerplanmäßige Abschreibungen	-394	-162	144
12	10	444	-98	Anlagenverkäufe	453	91	n.m.
-24	22	6	n.m.	Sonstiges	-8	-190	-96
-43	-19	-17		13 CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–)	-73	1	n.m.
257	603	653		-8 EBIT vor Sondereffekten E&P 3), 5)	2.086	2.824	-26
80	36	102		-64 EBIT vor Sondereffekten G&P 5)	137	184	-25
91	49	111		-56 CCS EBIT vor Sondereffekten R&M 5)	461	488	-6
-11	-11	-9		17 EBIT vor Sondereffekten Konzernbereich und Sonstiges 5)	-46	-56	-19
26	-10	-8		28 Konsolidierung	7	-33	n.m.
443	668	849		-21 CCS EBIT vor Sondereffekten 5)	2.645	3.407	-22
310	328	360	-9	davon CCS EBIT vor Sondereffekten Petrom Gruppe 5)	1.362	1.316	3
19	613	1.203		-49 Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	2.291	2.857	-20
59	438	951		-54 Periodenüberschuss	1.729	1.790	-3
-78	301	786		-62 Den Aktionären zuzurechnender Periodenüberschuss 6)	1.162	1.363	-15
				Den Aktionären zuzurechnender CCS
178	302	349	-13	Periodenüberschuss vor Sondereffekten 5), 6)	1.112	1.544	-28
-0,24	0,92	2,41		-62 Ergebnis je Aktie in EUR	3,56	4,18	-15
0,55	0,93	1,07		-13 CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten in EUR 5)	3,41	4,73	-28
427	907	1.406		-35 Cashflow aus der Betriebstätigkeit	4.124	3.813	8
1,31	2,78	4,31		-35 Cashflow je Aktie in EUR	12,64	11,69	8
4.371	4.356	2.417		80 Nettoverschuldung	4.371	3.747	17
30	29	15		88 Verschuldungsgrad in %	30	26	17
3.282	748	570		31 Investitionen	5.239	2.426	116
–	–	–		n.a. Dividende je Aktie 7)	1,25	1,20	4
–	11	20		-46 ROFA in %	14	18	-21
–	8	13		-36 ROACE in %	11	11	3
–	10	12		-16 CCS ROACE vor Sondereffekten in % 5)	11	12	-12
–	8	15		-45 ROE in %	11	13	-10
-219	29	21		36 Steuerquote des Konzerns in %	25	37	-34
26.863	26.815	27.777		-3 Mitarbeiteranzahl	26.863	28.658	-6

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 7) 2013: Wie vom Vorstand vorgeschlagen und vom Aufsichtsrat genehmigt. Vorbehaltlich der Zustimmung der Hauptversammlung 2014

Geschäftsbereiche

	Exploration und Produktion (E&P)
--	----------------------------------

Q4/13	Q1/14	Q1/13		∆% in EUR Mio	2013	2012	∆%
209	601	654		-8 Betriebserfolg (EBIT)	1.990	2.743	-27
-47	-3	1		n.m. Sondereffekte	-96	-81	18
257	603	653		-8 EBIT vor Sondereffekten	2.086	2.824	-26
277	311	302		3 Gesamtproduktion in kboe/d	288	303	-5
181	182	183	-1	davon Petrom Gruppe	183	183	0
12,7	14,6	14,7		-1 Rohöl- und NGL-Produktion in Mio bbl	54,9	59,2	-7
71,5	75,3	69,8		8 Erdgasproduktion in bcf	279,9	290,6	-4
109,24	108,21	112,57		-4 Durchschnittlicher Brent-Preis in USD/bbl	108,66	111,67	-3
100,21	101,69	104,72		-3 Durchschnittlich realisierter Rohölpreis in USD/bbl	100,84	99,73	1
1,361	1,370	1,321		4 Durchschnittlicher EUR-USD-Kurs	1,328	1,285	3
193	93	121		-24 Explorationsausgaben in EUR Mio	627	476	32
16,77	16,11	12,73		27 Produktionskosten in USD/boe	13,96	12,79	9

Erstes Quartal 2014 (Q1/14) vs. erstes Quartal 2013 (Q1/13)

• Q1/14-Produktion auf 311 kboe/d gesteigert
• Höhere Produktionskosten aufgrund eines veränderten Ländermixes und der neuen Steuer auf Konstruktionen in Rumänien
• Interne finale Investitionsentscheidung für das Gasfeldentwicklungsprojekt Nawara in Tunesien getroffen – endgültige Genehmigung der Behörde ausstehend

Der durchschnittliche Brent-Preis in USD lag 4% unter dem Niveau von Q1/13. Der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns fiel um 3%, während der durchschnittlich im Konzern erzielte Gaspreis in EUR um 14% über dem Niveau von Q1/13 lag.

Das EBIT vor Sondereffekten sank um 8% auf EUR 603 Mio, vorwiegend aufgrund höherer Abschreibungen und Produktionskosten in Norwegen und Rumänien, teilweise kompensiert durch höhere Verkaufsmengen. Der schwächere USD gegenüber EUR hatte einen zusätzlich negativen Effekt auf die Ergebnisse. Die Explorationsaufwendungen beinhalteten hauptsächlich die Abschreibung der Matuku-Bohrung in Neuseeland und lagen um 34% unter dem Vorjahresquartal (EUR 76 Mio vs. EUR 115 Mio in Q1/13), das durch die Abschreibung einer Explorationsbohrung in Norwegen und der Akquisitionen von 3D-Seismik-Daten in Rumänien beeinflusst war. Zusätzlich waren die Explorationsaufwendungen in Q1/14 positiv durch die anteilige Kostenrückerstattung in Höhe von EUR 22 Mio von ETAP (Tunisian Enterprise for Petroleum Activities), hauptsächlich für Nawara, nachdem intern die finale Investitionsentscheidung getroffen wurde (endgültige Genehmigung der Behörde ausstehend), beeinflusst. Netto-Sondereffekte in Höhe von EUR -3 Mio führten zu einem EBIT von EUR 601 Mio, das 8% unter dem Niveau von Q1/13 (EUR 654 Mio) lag.

Die Produktionskosten exkl. Lizenzgebühren (OPEX) in USD/boe waren um 27% höher als in Q1/13, im Wesentlichen aufgrund eines veränderten Ländermixes mit einem höheren Beitrag von Gullfaks in Norwegen und geringeren Produktionsmengen in Libyen. Die OPEX in USD/boe von Petrom stiegen um 14% hauptsächlich aufgrund der neuen Steuer auf Konstruktionen. Die Explorationsausgaben des Konzerns sanken im Vergleich zu Q1/13 um 24% auf EUR 93 Mio infolge geringerer Aktivitäten in Rumänien, der Region Kurdistan im Irak und in Tunesien.

Die OMV Gesamttagesproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas war, aufgrund des vollen Beitrags des Assets Gullfaks in Norwegen und höherer Mengen in Pakistan infolge der Fertigstellung der Entwicklungsprojekte Latif und Mehar, mit 311 kboe/d um 3% höher als in Q1/13. Diese Produktionssteigerungen wurden teilweise durch einen geringeren Beitrag aus Libyen, das von Sicherheitsproblemen beeinflusst war, und geringere Mengen in Österreich kompensiert. Die Gesamttagesproduktion von Petrom sank, trotz einer leicht höheren Produktion in Rumänien, um 1% vs. Q1/13. Die OMV Erdöl- und NGL-Tagesproduktion sank um 1% und spiegelte im Wesentlichen geringere Mengen infolge von Sicherheitsproblemen in Libyen wider. Durch Produktionsmengen aus Norwegen wurde diese Entwicklung zum Teil abgeschwächt. Die OMV Erdgastagesproduktion stieg um 7% vs. Q1/13, hauptsächlich infolge der Beiträge aus Norwegen und Pakistan, zum Teil kompensiert durch geringere Mengen aus Österreich, da ein wichtiges Produktionsfeld durch Wassereintritt beeinträchtigt wurde. Die Gesamtverkaufsmenge stieg, hauptsächlich durch Verkaufsmengen aus Norwegen, um 10%.

Erstes Quartal 2014 (Q1/14) vs. viertes Quartal 2013 (Q4/13)

Das EBIT vor Sondereffekten stieg stark, hauptsächlich aufgrund von signifikant höheren Verkaufsmengen und geringeren Explorationsaufwendungen, um 135%. Die Explorationsaufwendungen verringerten sich um 66% im Vergleich zum Vorquartal (EUR 76 Mio vs. EUR 221 Mio in Q4/13), das durch Abschreibungen in der Region Kurdistan im Irak und Norwegen sowie durch die Akquisitionen von Seismik-Daten in Zusammenhang mit dem Gebiet Wisting in Norwegen beeinflusst war. Zusätzlich hatte die Rückerstattung von ETAP einen positiven Einfluss auf die Explorationsaufwendungen in Q1/14. Netto-Sondereffekte von EUR -3 Mio führten zu einem EBIT von EUR 601 Mio, 187% höher als in Q4/13. Die Gesamttagesproduktion stieg um 12%. Die Erdöl- und NGL-Tagesproduktion stieg um 17% im Wesentlichen infolge höherer Mengen in Libyen, Norwegen und Neuseeland, da Maari nach dem Stillstand im Vorquartal die Produktion wieder aufgenommen hat. Die Erdgastagesproduktion stieg um 7%, hauptsächlich durch den vollen Beitrag von Gullfaks und einer höheren Produktion in Pakistan. Die Gesamtverkaufsmengen stiegen im Vergleich zu Q4/13 um 17%, infolge höherer Liftings in Norwegen, da Mengen aus Q4/13 in den Jänner 2014 verschoben wurden, Libyen und Neuseeland. Teilweise wurde dies durch geringere Gasverkaufsmengen in Österreich, beeinflusst durch geringere Produktionsmengen und geringere Nachfrage, ausgeglichen.

Gas und Power (G&P)

Q1/14	Q1/13		2013	2012	∆%
56	87		1	43	-99
20	-14		-137	-142	-3
36	102		137	184	-25
131,82	135,78		425,15	437,18	-3
413	389		1.664	–	n.a.
11,46	12,23		12,74	10,57	20
1,78	0,82		4,34	1,69	157
			∆% in EUR Mio -35 Betriebserfolg (EBIT) n.m. Sondereffekte -64 EBIT vor Sondereffekten -3 Verkaufs- und Tradingmengen Erdgas in TWh 6 Verkaufte Gastransportmengen Entry/Exit in TWh -6 Durchschnittlich verkaufte Speicherkapazitäten in TWh/h 1) 117 Nettostromerzeugung in TWh

1) Mit Q1/14 wurde die Einheit der Leistungskennzahl von Volumen auf die marktübliche Brennwerteinheit geändert

Erstes Quartal 2014 (Q1/14) vs. erstes Quartal 2013 (Q1/13)

• Erdgas-Margen verblieben unter Druck
• Performance des Gas Logistik-Geschäfts beeinflusst durch herausfordernde Speichermärkte
• Power-Ergebnis durch geringere Spark Spreads in Rumänien belastet

Das G&P-Geschäft wurde durch das herausfordernde Marktumfeld weiterhin schwer beeinträchtigt. Das EBIT vor Sondereffekten sank um 64% auf EUR 36 Mio, hauptsächlich aufgrund des anhaltenden Drucks auf Gasmargen und Spark Spreads sowie des herausfordernden Umfelds der Speichermärkte. Netto-Sondereffekte von EUR 20 Mio, die hauptsächlich aus der Reduzierung einer Drohverlust-Rückstellung, die in Q4/12 gebucht wurde und überwiegend vertraglich vereinbarten langfristigen LNG- und Transport-Kapazitätsbuchungen von EconGas zuzurechnen war, stammen, führten zu einem EBIT von EUR 56 Mio.

Die gesamten Erdgas-Verkaufs- und Tradingmengen im Bereich Supply, Marketing und Trading sanken vs. Q1/13, trotz erhöhter Tradingvolumen, die 71% der gesamten Mengen ausmachten, hauptsächlich aufgrund einer schwachen Erdgas-Nachfrage. EconGas verzeichnete einen signifikanten Rückgang der Erdgas-Verkaufs- und Tradingmengen, hauptsächlich aufgrund geringerer Tradingaktivitäten und Verkaufsmengen in allen Kundensegmenten, getrieben durch den milden Winter sowie eine geringere Nachfrage von Kraftwerken. In Q1/14 verzeichnete OMV Erdgas-Verkaufs- und Tradingmengen, die die Vermarktung von Eigengas aus Norwegen und Österreich beinhalteten. Die Erdgas-Verkaufsmengen von Petrom sanken, hauptsächlich aufgrund einer geringeren Nachfrage des Industriesektors sowie des milderen Winters, um 18% auf 13,47 TWh in Q1/14 vs. 16,39 TWh in Q1/13. Der geschätzte Erdgasverbrauch in Rumänien ging um 9% zurück. Der geschätzte durchschnittliche Importpreis lag bei RON 128,7/MWh (EUR 28,6/MWh). Entsprechend der Implementierung des Planes zur Liberalisierung des Gaspreises stieg der regulierte Inlandsgaspreis für Nicht-Privathaushalte auf RON 72,0/MWh (EUR 16,0/MWh) sowie für Privathaushalte auf RON 50,6/MWh (EUR 11,2/MWh). Gestiegener Wettbewerb infolge einer geringeren Erdgas-Nachfrage, sowie geringere Speicherentnahmen führten sowohl in EconGas als auch bei Petrom zu niedrigeren Erdgas-Margen vs. Q1/13. In der Türkei verkaufte OMV 3,98 TWh Erdgas und LNG, verglichen mit 2,97 TWh in Q1/13. Die Erdgas-Marge in der Türkei war jedoch aufgrund von höheren Gasbezugskosten, die aus dem unvorteilhaften USD-TRY-Wechselkurs resultierten, in Q1/14 negativ. Zusätzlich belasteten Gasspeicherkosten, die nicht durch Kundenverträge gedeckt wurden, sowie Kosten in Verbindung mit dem Gate LNG Terminal, die Performance des Bereichs Supply, Marketing und Trading.

Im Gas Logistik-Geschäft wirkte sich die Änderung der Preisgestaltung im österreichischen Erdgasspeicher-Geschäft negativ auf das Ergebnis aus. 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 stiegen infolge neuer langfristiger Verträge um 6%, der Ergebnisbeitrag des österreichischen Erdgas Transport-Geschäfts lag jedoch unter dem Vorjahres-Niveau.

Im Bereich Power wurde in Q1/14 eine Nettostromerzeugung von 1,78 TWh vs. 0,82 TWh in Q1/13 verzeichnet, hauptsächlich durch den Beitrag der Gaskraftwerke in der Türkei (Inbetriebnahme im Juni 2013) und Rumänien. Die Spark Spreads in Rumänien waren signifikant geringer vs. Q1/13, hauptsächlich getrieben durch den gestiegenen rumänischen Gaspreis. Der durchschnittliche Strompreis für Grundlast in Rumänien sank um 9% vs. Q1/13 und lag in Q1/14 bei EUR 32,1/MWh. Der durchschnittliche Strompreis für Grundlast in der Türkei sank um 12% vs. Q1/13 und lag in Q1/14 bei EUR 52,0/MWh. Insgesamt war das Ergebnis des Bereichs Power durch schlechtere Spark Spreads in Rumänien, die zu einer geringeren Nettostromerzeugung führten, belastet.

Erstes Quartal 2014 (Q1/14) vs. viertes Quartal 2013 (Q4/13)

Das EBIT vor Sondereffekten sank um 55% vs. Q4/13, hauptsächlich da das Vorquartal den positiven Effekt der erreichten Übergangsvereinbarung für den langfristigen Gasbezugsvertrag mit Gazprom, inklusive einer rückwirkenden Preisanpassung gültig per 1. April 2013, beinhaltete. Das EBIT zeigte aufgrund der in Q4/13 verzeichneten Wertberichtigung des Gasspeichers Etzel in Deutschland eine positive Entwicklung. Die gesamten Erdgas-Verkaufs- und Tradingmengen im Bereich Supply, Marketing und Trading stiegen um 11%, ausschließlich getrieben durch gestiegene Tradingaktivitäten. Die Erdgas-Verkaufsmengen verblieben auf einem ähnlichen Niveau. Insgesamt verblieben die Gasmargen unter Druck. Der Ergebnisbeitrag des Gas Logistik-Geschäfts stieg, hauptsächlich aufgrund höherer Kosten in Q4/13. Die Nettostromerzeugung sank vs. Q4/13, hauptsächlich aufgrund verschlechterter Marktbedingungen für Gaskraftwerke in Rumänien.

Raffinerien und Marketing (R&M)

Q4/13	Q1/14	Q1/13		∆% in EUR Mio 1)	2013	2012	∆%
-72	39	535		-93 Betriebserfolg (EBIT)	658	417	58
-120	9	441		-98 Sondereffekte	271	-72	n.m.
-43	-19	-17		13 CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–) 2)	-73	1	n.m.
91	49	111		-56 CCS EBIT vor Sondereffekten 2)	461	488	-6
1,16	1,63	3,01		-46 OMV Referenz-Raffineriemarge in USD/bbl	1,94	3,85	-50
356	384	363		6 Ethylen/Propylen Netto-Marge in EUR/t 3)	362	320	13
95	89	87		3 Raffinerie-Auslastungsgrad gesamt in %	92	88	4
7,82	7,17	6,79		6 Gesamtverkaufsmenge Raffinerieprodukte in Mio t	31,48	30,23	4
5,39	4,64	4,49	3	davon Marketing-Verkaufsmengen in Mio t	21,36	21,48	-1
0,54	0,55	0,57	-4	davon Petrochemie in Mio t	2,21	2,20	1

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)

Erstes Quartal 2014 (Q1/14) vs. erstes Quartal 2013 (Q1/13)

• Geringes Raffinerie-Ergebnis getrieben durch schlechtes Raffineriemargen-Umfeld
• Starkes Petrochemie-Ergebnis, unterstützt durch gestiegene Margen

Solide Marketing-Performance trotz Herausforderungen in der Türkei

Mit EUR 49 Mio sank das CCS EBIT vor Sondereffekten vs. EUR 111 Mio in Q1/13, getrieben durch eine signifikant niedrigere OMV Referenz-Raffineriemarge und trotz eines verbesserten Beitrags des Marketing-Geschäfts, stark. In Q1/14 wurden Netto-Sondereffekte in Höhe von EUR 9 Mio, hauptsächlich der Veräußerung von R&M-Assets zurechenbar, verzeichnet. Fallende Rohölpreise im Quartal trugen zu CCS Effekten in Höhe von EUR -19 Mio bei und führten zu einem EBIT von EUR 39 Mio vs. EUR 535 Mio in Q1/13, welches durch den Abschluss des Verkaufs der LMG Lagermanagement GmbH beeinflusst war.

Das CCS EBIT vor Sondereffekten im Raffinerie-Geschäft lag signifikant unter dem Niveau von Q1/13 und spiegelte hauptsächlich das schlechte Raffineriemargen-Umfeld und einen verlängerten Wartungsstillstand in der Raffinerie Bayernoil wider. Die OMV Referenz-Raffineriemarge sank signifikant von USD 3,01/bbl in Q1/13 auf USD 1,63/bbl, hauptsächlich infolge geringerer Benzin- und Mitteldestillatspannen. Die Raffinerien West wurden durch die, hauptsächlich aufgrund geringerer Benzin- und Mitteldestillatspannen, von USD 3,93/bbl in Q1/13 auf USD 2,58/bbl in Q1/14 gesunkene OMV Referenz-Raffineriemarge West stark belastet. Bei Petrom litt das Raffinerie-Ergebnis unter der, im Wesentlichen infolge geringerer Benzinspannen, gesunkenen OMV Referenz-Raffineriemarge Ost von USD -0,88/bbl in Q1/13 auf USD -2,41/bbl in Q1/14. Mit EUR 42 Mio war das Petrochemie-EBIT vor Sondereffekten stark und verglichen zu Q1/13 stabil, beeinflusst durch verbesserte Margen sowie leicht geringere Verkaufsmengen.

Der gesamte Raffinerie-Auslastungsgrad stieg leicht auf 89%. In den Raffinerien West lag der Auslastungsgrad bei 88% vs. 87% in Q1/13. Der Auslastungsgrad der Raffinerie Petrobrazi stieg auf 92% in Q1/14, verglichen mit 86% 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 15 Mio auf EUR 37 Mio in Q1/14, da Q1/13 durch einen geplanten Stillstand in Borouge belastet war. Das Borouge 3 Erweiterungsprojekt befindet sich in der Startup-Phase und die Anlagen werden nacheinander im Laufe des Jahres 2014 den Betrieb aufnehmen. Dies 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 striktes Kostenmanagement im Retail- und Commercial-Geschäft und trotz der negativen Effekte der im März eingeführten Margendeckelung in der Türkei, über dem Niveau von Q1/13. Insgesamt stiegen die Marketing-Verkaufsmengen verglichen mit Q1/13 um 3%. Per 31. März 2014 betrug die Tankstellenanzahl des Konzerns 4.187, verglichen mit 4.367 Ende März 2013, aufgrund der Veräußerung der Marketing-Tochtergesellschaft in Kroatien und von laufenden Netzwerkoptimierungen in anderen Ländern.

Erstes Quartal 2014 (Q1/14) vs. viertes Quartal 2013 (Q4/13)

Das CCS EBIT vor Sondereffekten war, trotz einer leicht verbesserten OMV Referenz-Raffineriemarge, die jedoch mehr als ausgeglichen wurde durch geringere Verkaufsmengen, ein geringeres Marktpreisniveau in Deutschland sowie den länger als geplant dauernden Wartungsstillstand in Bayernoil in Q1/14, mit EUR 49 Mio bedeutend niedriger als die EUR 91 Mio in Q4/13. Das Petrochemie-Ergebnis betrug EUR 42 Mio und lag damit, getrieben durch gestiegene Margen insbesondere für Propylen sowie Benzol, signifikant über dem Niveau von Q4/13 mit EUR 25 Mio. Der Beitrag des Marketing-Geschäfts zum gesamten R&M-Ergebnis war geringer, angetrieben durch einen starken Rückgang der Verkaufsmengen, während die Margen auf ähnlichem Niveau lagen wie in Q4/13. Die Performance von Petrol Ofisi wurde durch den Eingriff des Regulators (Margendeckelung), welcher im März 2014 begann, negativ beeinflusst.

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 gebundenem 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 bereits implementiert. Während zwei weitere Erhöhungen für Juli und Oktober 2014 im Gaspreisliberalisierungskalender festgeschrieben sind, ziehen die lokalen Behörden derzeit eine mögliche frühere Gaspreisderegulierung für Nicht-Privathaushalte in Betracht. Das G&P Markumfeld 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 schwaches wirtschaftliches Umfeld in den Kernmärkten von OMV, unter Druck bleiben werden, während bei den Margen ein Verbleiben auf dem, oder etwas unter dem, Niveau von 2013 erwartet wird.

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 nur wenige Tage unterbrochen war, wurde die Produktion in Libyen öfters im Quartal beeinträchtigt und steht seit Mitte März still. Unter Berücksichtigung der Produktionsperformance seit Anfang 2014 wird das Produktionsniveau für 2014 in einer Bandbreite von 310-330 kboe/d erwartet (das untere Ende nimmt keine weitere Produktion aus Libyen an; das obere Ende repräsentiert ein normales Produktionsniveau in Libyen für die Zukunft). In Rumänien und Österreich wird die Produktion voraussichtlich im Zielbereich von 200-210 kboe/d bleiben
• In Norwegen wird erwartet, dass die gemeinsame Produktion von Gudrun (Inbetriebnahme im April 2014) und Gullfaks im Laufe des Jahres 2014 auf rund 40 kboe/d ansteigen wird. Im Mai/Juni 2014 sind Wartungsarbeiten auf Gullfaks A und B geplant
• Nach dem erfolgreichen Wartungsprogramm in Maari in 2013 und der zusätzlichen Produktion aus dem Maari Growth Projekt in 2014wird 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 wird, nach der Interpretation der Daten der 3D-Seismik-Studie des Neptun Blocks, der Start weiterer Bohrungen für ca. Mitte 2014 erwartet
• Explorationsausgaben und Ausgaben für Erweiterungsbohrungen werden 2014 rund EUR 0,7 Mrd betragen. Bis zu 9 Explorationsbohrungen mit hohem Potenzial in Rumänien (Schwarzes Meer), Norwegen (Barentssee), Gabun, Färöer Inseln (westlich der Shetlandinseln) und Österreich werden heuer noch 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

• In Rumänien wird erwartet, dass die Erdgas-Nachfrage 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 von dem dominanten lokalen Erdgasversorger Botas festgesetzten Gaspreise deutlich belastet wird

• Im Erdgasspeicher-Geschäft wird Mitte 2014 die zweite Tranche an Kavernen in Etzel dem Betrieb übergeben. Es wird erwartet, dass die gesamte Profitabilität des Erdgasspeicher-Geschäfts unter Druck bleiben wird
• Aufgrund von zu implementierenden Restrukturierungsmaßnahmen, die aus der Umsetzung des Gaswirtschaftsgesetz in Österreich resultieren, wird ein signifikant geringerer Beitrag des Erdgas Transport-Geschäfts in Österreich erwartet
• In Rumänien und in der Türkei wird anhaltender Druck auf die Spark Spreads erwartet. Insgesamt wird dies 2014 zu einem negativen Power-Ergebnis führen

Raffinerien und Marketing

• Das Modernisierungsprogramm in der Raffinerie Petrobrazi wird 2014 abgeschlossen werden und zu Verbesserungen der Raffinerieeffizienz und der Produktenstruktur führen. In diesem Zusammenhang sind ein 30-tägiger Stillstand und eine Wartung der Raffinerie in Q2/14 geplant
• In Q4/14 ist ein 40-tägiger genereller Stillstand der Raffinerie Burghausen für die regelmäßige TÜV-Inspektion geplant. Der geplante Stillstand der Raffinerie Schwechat (15 Tage Reinigung der Rohölanlage) wurde erfolgreich in Q2/14 durchgeführt
• Der Abschluss der Bayernoil-Veräußerung wird in Q2/14 erwartet
• Das Veräußerungsprogramm ist auf Kurs, den erwarteten Zielwert von bis zu EUR 1 Mrd bis Ende 2014 zu erreichen
• Der jüngste Eingriff des Regulators (Margendeckelung) sowie die Volatilität in der wirtschaftlichen Entwicklung der Türkei werden die Profitabilität von Petrol Ofisi negativ beeinflussen

Konzernzwischenabschluss und Konzernanhang (verkürzt, ungeprüft)

Gesetzliche Grundlagen und Methoden

Der Konzernzwischenabschluss für die Berichtsperiode 1. Jänner bis 31. März 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 Q1/14 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.

Der Standard IFRS 11 "Gemeinschaftliche Vereinbarungen" wird seit dem 1. Jänner 2014 angewendet. Die Anwendung dieses Standards 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 2013 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)

	An te ge pa ss	Bis he r		An te ge pa ss	Bis he r		An te ge pa ss	Bis he r
	Za hle n	be ric hte t	∆	Za hle n	be ric hte t	∆	Za hle n	be ric hte t	∆
Ko -G inn nd Ve rlu str hn in EU R M io nz ern ew ec un g - u	20 13	20 13	in EU R M io	Q 4/1 3	Q 4/1 3	in EU R M io	Q 1/1 3	Q 1/1 3	in EU R M io
Um sat rlö ze se	42 .41 3, 79	42 .41 4, 70	-0, 91	10 .37 1, 33	10 .37 1, 69	-0, 37	10 .77 6, 77	10 .77 6, 90	-0, 13
Br bn is Um utt tz oe rge vo m sa	4.3 71 36 ,	4.3 48 07 ,	23 28 ,	82 3, 61	81 8, 22	39 5,	1.3 11, 88	1.3 07 50 ,	4, 37
Be trie bs erf olg ( EB IT)	2.6 02 26 ,	2.7 16 60 ,	-11 4, 34	98 93 ,	21 2, 78	-11 3, 86	1.2 59 31 ,	1.2 60 80 ,	-1, 49
Fin rfo lg an ze	-31 1, 47	-42 6, 60	11 5, 13	-80 34 ,	-19 4, 10	11 3, 76	-56 28 ,	-57 84 ,	1, 56
Erg eb nis de öh nli ch G ch äft stä tig ke it r g ew en es	2.2 90 79 ,	2.2 90 00 ,	0, 79	18 58 ,	18 69 ,	-0, 10	1.2 03 03 ,	1.2 02 96 ,	0, 07
n-/ sü Pe rio de Ja hre be hu rsc ss	1.7 28 57 ,	1.7 28 57 ,	0, 00	59 37 ,	59 37 ,	0, 00	95 0, 83	95 0, 83	0, 00

Cashflow (verkürzt)

	An te ge pa ss	Bis he r		An te ge pa ss	Bis he r		An te ge pa ss	Bis he r
	Za hle n	be ric hte t	∆	Za hle n	be ric hte t	∆	Za hle n	be ric hte t	∆
-Ca flo Ko sh Re ch in EU R M io nz ern w- nu ng	20 13	20 13	in EU R M io	Q 4/1 3	Q 4/1 3	in EU R M io	Q 1/1 3	Q 1/1 3	in EU R M io
Pe rio de n-/ Ja hre sü be hu rsc ss	1.7 28 57 ,	1.7 28 57 ,	0, 00	59 37 ,	59 37 ,	0, 00	95 0, 83	95 0, 83	0, 00
Mit tel flu ch ba Po ste zu ss na un ren n	3.4 76 18 ,	3.4 37 17 ,	39 01 ,	83 0, 48	82 1, 09	9, 40	1.0 24 12 ,	1.0 14 65 ,	9, 47
flu tät Mit tel s d Be trie bs ig ke it zu ss au er	4.1 23 53 ,	4.1 10 32 ,	13 21 ,	42 11 7,	42 1, 40	71 5,	1.4 05 63 ,	1.4 05 29 ,	0, 34
Mit tel flu /-a bfl de r In sti tio tät ig ke it zu ss us s a us ve ns	-3. 98 1, 29	-3. 96 8, 09	-13 21 ,	-2. 83 2, 92	-2. 82 20 7,	72 -5,	10 7,	8, 79	-1, 69
Mit tel flu /-a bfl de r F ina ier tät ig ke it ss us s a us nz un gs zu	-64 0, 59	-64 0, 59	0, 00	27 0, 13	27 0, 13	0, 00	41 31 ,	39 96 ,	1, 35
Ne tto ab hm e ( –) /-z ah ( +) liq uid Mit tel na un me er	-52 2, 38	-52 2, 38	0, 00	-2. 13 8, 74	-2. 13 8, 74	-0, 01	1.4 57 24 ,	1.4 57 23 ,	0, 01
Liq uid e M itte l P eri od de en en	70 4, 92	70 4, 92	0, 00	70 4, 92	70 4, 92	0, 00	2.6 84 54 ,	2.6 84 53 ,	0, 01

Ergebnisse auf einen Blick

	An te ge pa ss	Bis he r		An te ge pa ss	Bis he r		An te ge pa ss	Bis he r
	Za hle n	be ric hte t	∆	Za hle n	be ric hte t	∆	Za hle n	be ric hte t	∆
Erg eb nis f e ine n B lic k i n E UR M io se au	20 13	20 13	in EU R M io	Q 4/1 3	Q 4/1 3	in EU R M io	Q 1/1 3	Q 1/1 3	in EU R M io
1) So nd ffe kte ere	31	14 3	-11 3	-30 1	-18 8	-11 3	42 7	42 7	0
2) CC S E BIT r S de ref fek ten vo on	2.6 45	2.6 47	-2	44 3	44 4	-1	84 9	85 1	-1
EB IT R& M	65 8	77 2	-11 4	-72	42	-11 4	53 5	53 6	-1
2) CC S E BIT r S de ref fek ten R& M vo on	46 1	46 2	-2	91	92	-1	111	11 2	-1
Inv itio est ne n	5.2 39	5.2 26	13	3.2 82	3.2 76	6	0 57	56 8	2
RO FA in %	14	15	-1	–	–	–	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)

	An te Za hle ge pa ss n	Bis he r b eri ch tet	∆	An te Za hle ge pa ss n	Bis he r b eri ch tet	∆
Ko bil z i n E UR M io nz ern an	31 . D . 2 01 3 ez	31 . D . 2 01 3 ez	in EU R M io	31 . M ärz 20 13	31 . M ärz 20 13	in EU R M io
ög Ve rm en
Sa cha nla ge n	17 .05 0, 76	17 .05 0, 76	0, 00	14 .78 0, 15	14 .49 7, 67	28 2, 48
At- uity be rte te Be tei ligu eq we ng en	1.8 53 14 ,	1.8 53 14 ,	0, 00	1.8 06 59 ,	1.8 44 03 ,	-37 44 ,
So nst ige fin zie lle Ve ög ert an rm en sw e	63 4, 60	63 4, 60	0, 00	82 5, 99	1.0 38 30 ,	-21 2, 31
La fris tig Ve ög ng es rm en	23 .64 1, 01	23 .64 1, 01	0, 00	21 .41 8, 20	21 .38 2, 25	35 95 ,
Ku rzf ris tig Ve ög es rm en	63 51 7.5 ,	63 65 7.5 ,	-0, 15	10 .19 6, 07	10 .18 0, 30	15 77 ,
Zu Ve räu ße cke eh alt Ve ög run gsz we n g en es rm en	64 3, 43	58 1, 59	61 84 ,	174 66 ,	17 4, 66	0, 00
Su e A kti mm va	31 .84 7, 94	31 .78 6, 25	61 70 ,	31 .78 8, 93	31 .73 7, 21	51 71 ,
Eig ka ita l u nd Ve rbi nd lic hk eit en p en
Rü cks tel lun n f ür Pe ion d ä hn lich e V flic htu ge ns en un erp ng en	1.0 21 98 ,	1.0 21 98 ,	0, 00	1.0 18 08 ,	97 3, 45	44 63 ,
La fris tig e V erb ind lic hk eit ng en	8.8 94 18 ,	8.8 94 18 ,	0, 00	8.6 75 54 ,	8.6 27 74 ,	47 81 ,
Ve rbi nd lich ke ite Lie fer nd Le istu n a us un ge n u ng en	4.9 13 91 ,	4.9 13 91 ,	0, 00	4.2 17 04 ,	4.3 87 09 ,	-17 0, 05
So nst ige Ve rbi nd lich kei ten	1.1 89 07 ,	1.1 89 07 ,	0, 00	1.4 56 62 ,	1.2 86 44 ,	17 0, 18
rzf Ku ris tig e V erb ind lic hk eit en	8.2 57 40 ,	8.2 57 40 ,	0, 00	7.4 20 63 ,	7.4 16 72 ,	3, 91
Zu Ve räu ße cke eh alt e V erb ind lich ke ite run gsz we n g en n	15 1, 02	89 33 ,	61 70 ,	30 16 ,	30 16 ,	0, 00
Su e P siv mm as a	31 .84 7, 94	31 .78 6, 25	61 70 ,	31 .78 8, 93	31 .73 7, 21	51 71 ,

Konsolidierungskreisänderungen

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

Im Geschäftsbereich E&P wurde die OMV Oystercatcher Exploration GmbH, 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 per 30. Jänner 2014 in den Konsolidierungskreis aufgenommen.

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

Im Geschäftsbereich R&M wurde die BAYERNOIL Raffineriegesellschaft mbH, mit Sitz in Vohburg, per 1. Jänner 2013 in den Konsolidierungskreis aufgenommen als Folge der Erstanwendung von IFRS 11 "Gemeinschaftliche Vereinbarungen".

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 31. März 2014 betreffen.

Gewinn- und Verlustrechnung (ungeprüft)

Q4/13	Q1/14		Q1/13 Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung in EUR Mio 1)	2013	2012
10.371,33	9.825,02		10.776,77 Umsatzerlöse	42.413,79	42.649,23
-86,45	-85,14		-90,25 Direkte Vertriebskosten	-343,49	-363,55
-9.461,27	-8.639,26		-9.374,64 Umsatzkosten	-37.698,95	-36.970,52
823,61	1.100,61		1.311,88 Bruttoergebnis vom Umsatz	4.371,36	5.315,16
96,68	77,24		499,22 Sonstige betriebliche Erträge	705,32	258,35
-229,41	-218,49		-235,46 Vertriebsaufwendungen	-979,84	-1.018,74
-93,15	-105,97		-107,89 Verwaltungsaufwendungen	-427,18	-421,75
-221,48	-76,06		-114,63 Explorationsaufwendungen	-513,05	-488,49
-6,22	-3,50		-3,10 Forschungs- und Entwicklungsaufwendungen	-16,94	-21,04
-271,09	-98,65		-90,70 Sonstige betriebliche Aufwendungen	-537,42	-519,77
98,93	675,18		1.259,31 Betriebserfolg (EBIT)	2.602,26	3.103,72
53,01	36,64		33,23 Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen	169,69	200,44
53,18	36,62	21,93	davon Borealis	151,99	172,49
4,53	0,04		0,12 Dividendenerträge	10,68	11,89
8,35	8,31		20,98 Zinserträge	66,72	37,64
-77,11	-95,34		-76,07 Zinsaufwendungen	-303,97	-413,71
-69,12	-12,17		-34,54 Sonstiges Finanzergebnis	-254,59	-82,49
-80,34	-62,52		-56,28 Finanzerfolg	-311,47	-246,23
18,58	612,65		1.203,03 Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	2.290,79	2.857,49
40,79	-174,95		-252,20 Steuern vom Einkommen und Ertrag	-562,22	-1.067,03
59,37	437,71		950,83 Perioden-/Jahresüberschuss	1.728,57	1.790,46
			davon den Aktionären des Mutterunternehmens
-77,51	300,65	785,78	zuzurechnen	1.162,35	1.363,35
9,57	9,36	9,36	davon den Hybridkapitalbesitzern zuzurechnen	37,97	38,04
127,32	127,70	155,68	davon den nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnen	528,25	389,07
-0,24	0,92		2,41 Ergebnis je Aktie in EUR	3,56	4,18
-0,24	0,92		2,40 Verwässertes Ergebnis je Aktie in EUR	3,55	4,17
–	–		– Dividende je Aktie in EUR 2)	1,25	1,20

1) In Q1/14 wurden die Zahlen für 2013 aufgrund der Anwendung von IFRS 11 "Gemeinschaftliche Vereinbarungen" angepasst. Weitere Details sind im Unterab-

schnitt "Gesetzliche Grundlagen und Methoden" beschrieben 2) 2013: Wie vom Vorstand vorgeschlagen und vom Aufsichtsrat genehmigt. Vorbehaltlich der Zustimmung der Hauptversammlung 2014

Gesamtergebnisrechnung (verkürzt, ungeprüft)

Q4/13	Q1/14		Q1/13 in EUR Mio	2013	2012
59,37	437,71		950,83 Perioden-/Jahresüberschuss	1.728,57	1.790,46
-341,02	52,92	158,79	Währungsdifferenzen aus der Umrechnung ausländischer Geschäftsbetriebe	-885,58	-50,92
0,15	-0,01	-0,35	Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung zur Veräußerung verfügbarer finanzieller Vermögenswerte	-2,31	3,85
-0,16	14,88		-1,51 Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung von Hedges	-16,70	74,54
-19,35	-4,64	17,47	Auf at-equity bewertete Beteiligungen entfallender Anteil am sonstigen Ergebnis	-33,71	4,35
-360,38	63,15	174,40	Summe der Posten, die nachträglich in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert ("recycelt") werden können	-938,30	31,82
-98,31	0,00	0,00	Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Neubewertung von leistungsorientierten Plänen	-98,31	-76,43
-0,30	0,00	0,00	Auf at-equity bewertete Beteiligungen entfallender Anteil am sonstigen Ergebnis	-0,30	-14,27
-98,61	0,00	0,00	Summe der Posten, die nicht nachträglich in die Gewinn und Verlustrechnung umgegliedert ("recycelt") werden	-98,61	-90,70
3,59	-4,58	1,27	Ertragssteuern, die auf Posten, die nachträglich in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert ("recycelt") werden können, entfallen	9,46	-16,56
25,08	0,00	0,10	Ertragssteuern, die auf Posten, die nicht nachträglich in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert ("recycelt") werden, entfallen	25,18	19,17
28,68	-4,58	1,36	Summe der auf das sonstige Ergebnis entfallenden Ertragssteuern	34,64	2,60
-430,31	58,57		175,76 Sonstiges Ergebnis der Periode nach Steuern	-1.002,27	-56,28
-370,94	496,28		1.126,60 Gesamtergebnis der Periode	726,29	1.734,18
			davon den Aktionären des Mutterunternehmens
-501,47 9,57	345,62 9,36	943,75 9,36	zuzurechnen davon den Hybridkapitalbesitzern zuzurechnen	179,79 37,97	1.354,53 38,04
120,96	141,30	173,49	davon den nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnen	508,54	341,62

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

Erstes Quartal 2014 (Q1/14) vs. erstes Quartal 2013 (Q1/13)

Der im Vergleich zu Q1/13 um 9% geringere Konzernumsatz ist vor allem auf geringere G&P-Umsätze zurückzuführen. Das Konzern-EBIT lag mit EUR 675 Mio deutlich unter Q1/13 mit EUR 1.259 Mio. Dies war hauptsächlich bedingt durch einen einmaligen positiven EBIT-Effekt in Höhe von EUR 440 Mio in Q1/13 aufgrund des abgeschlossenen Verkaufs von LMG Lagermanagement GmbH (LMG). Darüber hinaus wurde das Q1/14-Ergebnis durch ein niedrigeres R&M-Ergebnis aufgrund einer niedrigeren OMV Referenz-Raffineriemarge, einen geringeren Beitrag von G&P aufgrund signifikant niedrigerer Erdgas-Margen und ein niedrigeres E&P-Ergebnis hauptsächlich durch höhere Abschreibungen, teilweise durch höhere Verkaufsmengen kompensiert, belastet. Der EBIT-Beitrag von Petrom lag mit EUR 327 Mio, aufgrund niedrigerer Ergebnisse von E&P und G&P, unter Q1/13 (EUR 351 Mio). In Q1/14 verzeichnete Netto-Sondereffekte in Höhe von EUR 26 Mio ergaben sich im Wesentlichen aus der Reduktion einer Drohverlust-Rückstellung für belastende Verträge, welche in Q4/12 aufgrund von langfristig abgeschlossenen LNG- und Transport-Kapazitäten von EconGas erfasst wurde, und Gewinnen aus dem R&M-Veräußerungsprogramm. Des Weiteren wurden in Q1/14 CCS-Effekte aufgrund von sinkenden Rohölpreisen in Höhe von EUR -19 Mio ausgewiesen. Das CCS EBIT vor Sondereffekten fiel von EUR 849 Mio in Q1/13 auf EUR 668 Mio, der Beitrag von Petrom war dabei mit EUR 328 Mio um 9% niedriger als in Q1/13. Der Finanzerfolg lag mit EUR -63 Mio in Q1/14 unter dem Wert von Q1/13 in Höhe von EUR -56 Mio. Dies war hauptsächlich auf höhere Zinsaufwendungen zurückzuführen, die durch eine Finanzprüfung von Petroms Niederlassung in Kasachstan belastet wurden. Teilweise wurde diese Belastung durch ein verbessertes Fremdwährungsergebnis kompensiert.

In Q1/14 betrugen laufende Ertragsteuern des OMV Konzerns EUR -172 Mio und latente Steuern EUR -3 Mio. Die effektive Steuerquote in Q1/14 betrug 29% (Q1/13: 21%) und spiegelte damit den höheren Ergebnisbeitrag von Norwegen wider, während die Steuerquote in Q1/13 aufgrund des abgeschlossenen Verkaufs von LMG geringer war. Des Weiteren wurde die effektive Steuerquote in Q1/14 durch die Auflösung von Rückstellungen für Investitionsrücklagen, aufgrund der intern getroffenen finalen Investitionsentscheidung für das Projekt Nawara in Tunesien (endgültige Genehmigung der Behörde ausstehend), reduziert.

Der den Aktionären zuzurechnende Periodenüberschuss betrug EUR 301 Mio verglichen mit EUR 786 Mio in Q1/13. Der den nicht beherrschenden Anteilen und Hybridkapitalbesitzern zuzurechnende Periodenüberschuss betrug EUR 137 Mio (Q1/13: EUR 165 Mio). Der den Aktionären zuzurechnende CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten betrug EUR 302 Mio (Q1/13: EUR 349 Mio). Das Ergebnis je Aktie im Quartal lag bei EUR 0,92 und das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten bei EUR 0,93 (Q1/13: EUR 2,41 bzw. EUR 1,07).

Erstes Quartal 2014 (Q1/14) vs. viertes Quartal 2013 (Q4/13)

Der Rückgang des Konzernumsatzes um 5% ist vor allem auf geringere G&P-Umsätze und saisonal bedingt geringere Marketing-Verkaufsmengen zurückzuführen. Das Konzern-EBIT betrug EUR 675 Mio und lag deutlich über Q4/13 (EUR 99 Mio). Dies resultierte vor allem aus höheren Verkaufsmengen und niedrigerem Explorationsaufwand in E&P, sowie zwei in Q4/13 gebuchten Einmaleffekten. Diese Effekte betrafen die Umgliederung ins EBIT der zuvor erfassten Wertminderung von Bayernoil aufgrund von Änderungen der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden für gemeinschaftliche Vereinbarungen und die Wertminderung des Gasspeichers Etzel. Das CCS EBIT vor Sondereffekten stieg um 51%, von EUR 443 Mio in Q4/13 auf EUR 668 Mio. Im Vergleich zum Vorquartal verbesserte sich das Finanzergebnis. Dies ist im Wesentlichen auf ein besseres Fremdwährungsergebnis zurückzuführen. Die effektive Steuerquote in Q1/14 betrug 29% (Q4/13: -220%). Die effektive Steuerquote in Q4/13 war negativ, da im Durchschnitt die effektive Steuerquote jener Gesellschaften mit einem negativen Ergebnisbeitrag deutlich höher war als die Steuerquote von Gesellschaften mit positivem Ergebnisbeitrag. Die höhere Steuerquote in Q1/14 spiegelt den Produktionsbeitrag von Norwegen wider. Der den Aktionären zuzurechnende Periodenüberschuss lag bei EUR 301 Mio (Q4/13: EUR -78 Mio). Der den Aktionären zuzurechnende CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten erhöhte sich von EUR 178 Mio in Q4/13 auf EUR 302 Mio.

Bilanz, Investitionen und Verschuldungsgrad (ungeprüft)

Konzernbilanz in EUR Mio 1)	31. März 2014	31. Dez. 2013
Vermögen
Immaterielle Vermögenswerte	3.500,71	3.596,92
Sachanlagen	17.367,20	17.050,76
At-equity bewertete Beteiligungen	1.856,28	1.853,14
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	721,99	634,60
Sonstige Vermögenswerte	109,78	113,26
Latente Steuern	390,11	392,34
Langfristiges Vermögen	23.946,06	23.641,01
Vorräte	2.351,34	2.455,51
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	3.621,63	3.270,32
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	853,61	751,70
Forderungen aus laufenden Ertragsteuern	77,10	81,67
Sonstige Vermögenswerte	345,99	299,39
Kassenbestand und Bankguthaben	851,83	704,92
Kurzfristiges Vermögen	8.101,50	7.563,51
Zu Veräußerungszwecken gehaltenes Vermögen	437,13	643,43
Summe Aktiva	32.484,70	31.847,94
Eigenkapital und Verbindlichkeiten
Grundkapital	327,27	327,27
Hybridkapital	740,79	740,79
Rücklagen	10.904,86	10.545,84
OMV Anteilseigner	11.972,93	11.613,91
Nicht beherrschende Anteile	3.072,73	2.931,43
Eigenkapital	15.045,66	14.545,34
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	1.023,92	1.021,98
Anleihen	3.318,45	3.317,82
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	565,25	581,29
Rückstellungen für Rekultivierungsverpflichtungen	2.768,63	2.764,54
Sonstige Rückstellungen	271,87	305,80
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	218,24	223,57
Sonstige Verbindlichkeiten	6,38	6,34
Latente Steuern	680,43	672,84
Langfristige Verbindlichkeiten	8.853,17	8.894,18
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	4.628,74	4.913,91
Anleihen	795,67	778,21
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	348,85	217,42
Rückstellung für laufende Ertragsteuern	299,80	275,89
Rückstellungen für Rekultivierungsverpflichtungen	100,04	84,02
Sonstige Rückstellungen	381,08	415,41
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	404,34	383,48
Sonstige Verbindlichkeiten	1.343,09	1.189,07
Kurzfristige Verbindlichkeiten	8.301,62	8.257,40
Zu Veräußerungszwecken gehaltene Verbindlichkeiten	284,25	151,02
Summe Passiva	32.484,70	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 31. März 2014

Das Investitionsvolumen erhöhte sich auf EUR 748 Mio (Q1/13: EUR 570 Mio). Die Hauptgründe hierfür waren E&P-Investitionen in Petrom und in Feldentwicklungen in Norwegen.

E&P investierte EUR 624 Mio (Q1/13: EUR 399 Mio), hauptsächlich in Workover-Aktivitäten, Bohrungen und Feldneuentwicklungen in Rumänien und in die Entwicklung von Feldern in Norwegen. Die Investitionen im Geschäftsbereich G&P beliefen sich auf EUR 5 Mio (Q1/13: EUR 108 Mio). Das Investitionsvolumen im Geschäftsbereich R&M belief sich auf EUR 113 Mio (Q1/13: EUR 60 Mio) und enthielt hauptsächlich Investitionen in Petrol Ofisi, die Modernisierung der Raffinerie Petrobrazi in Rumänien, den Neubau einer Butadien-Anlage in Burghausen und die Umbauarbeiten der Butadien-Anlage in Schwechat. Das Investitionsvolumen im Geschäftsbereich Kb&S lag bei EUR 6 Mio (Q1/13: EUR 3 Mio).

Im Vergleich zum Jahresende 2013 stieg das Gesamtvermögen um EUR 637 Mio auf EUR 32.485 Mio. Der Anstieg ist hauptsächlich auf die Erhöhung der Sachanlagen und Forderungen aus Lieferungen und Leistungen zurückzuführen, was teilweise durch die saisonale Verringerung der Vorräte kompensiert wurde.

Das Eigenkapital stieg um rund 3%. Die Eigenkapitalquote des Konzerns blieb stabil auf 46% zum 31. März 2014.

Die gesamte Zahl der vom Unternehmen gehaltenen eigenen Aktien betrug per 31. März 2014 1.038.404 Stück, unverändert im Vergleich zum 31. Dezember 2013.

Per 31. März 2014 betrugen die kurz- und langfristigen Kredite, Anleihen und Finanzierungsleasingverbindlichkeiten EUR 5.208 Mio (31. Dezember 2013: EUR 5.076 Mio). Davon entfielen EUR 179 Mio auf Finanzierungsleasingverbindlichkeiten (31. Dezember 2013: EUR 182 Mio).

Kassenbestand und Bankguthaben erhöhten sich auf EUR 852 Mio (31. Dezember 2013: EUR 705 Mio).

Die Nettoverschuldung verringerte sich geringfügig auf EUR 4.356 Mio verglichen mit EUR 4.371 Mio Ende 2013. Zum 31. März 2014 betrug der Verschuldungsgrad (Gearing Ratio) 29,0% (31. Dezember 2013: 30,1%).

Cashflow (verkürzt, ungeprüft)

Q4/13	Q1/14		Q1/13 Konzern-Cashflow-Rechnung in EUR Mio 1)	2013	2012
59,37	437,71		950,83 Perioden-/Jahresüberschuss	1.728,57	1.790,46
742,61	542,59		486,88 Abschreibungen (+)/Zuschreibungen (–)	2.289,32	2.033,71
-98,30	3,35		-17,42 Latente Steuern	-130,72	-138,92
5,56	-5,22		1,15 Gewinne (–)/Verluste (+) aus Abgängen von Anlagevermögen	16,60	-96,36
1,21	11,09		2,49 Erhöhung (+)/Verminderung (–) langfristige Rückstellungen	-38,42	72,91
120,03	25,79		-399,80 Sonstige unbare Erträge (–)/Aufwendungen (+)	-389,16	-86,11
830,48	1.015,31		1.024,12 Mittelzufluss nach unbaren Posten	3.476,18	3.575,70
-115,74	295,48		684,08 Verminderung (+)/Erhöhung (–) Vorräte	108,37	-125,43
-149,53	-342,33		-367,34 Verminderung (+)/Erhöhung (–) Forderungen	7,22	-444,81
-259,05	-2,80		151,96 Erhöhung (+)/Verminderung (–) Verbindlichkeiten	536,30	920,40
120,95	-58,50		-87,19 Erhöhung (+)/Verminderung (–) kurzfristige Rückstellungen	-4,54	-112,88
427,11	907,16		1.405,63 Mittelzufluss aus der Betriebstätigkeit	4.123,53	3.812,97
			Investitionen
-2.860,24	-961,62		-614,51 Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	-4.768,16	-2.484,86
			Beteiligungen, Ausleihungen und sonstige finanzielle
-5,89	-3,10	-37,03	Vermögenswerte	-48,17	-12,70
			Veräußerungen
29,26	66,71		22,59 Erlöse aus dem Verkauf von Anlagevermögen	89,00	183,61
			Erlöse aus dem Verkauf einbezogener Unternehmen
3,96	17,30	636,05	abzüglich liquider Mittel	746,04	34,46
-2.832,92	-880,72		7,10 Mittelzufluss/-abfluss aus der Investitionstätigkeit	-3.981,29	-2.279,49
351,27	-99,43		-103,21 Erhöhung (+)/Verminderung (–) langfristiger Finanzierungen	42,02	618,44
-99,40	0,00		-34,28 Veränderung nicht beherrschender Anteile	-133,68	6,60
20,39	216,75		178,98 Erhöhung (+)/Verminderung (–) kurzfristiger Finanzierungen	78,34	-656,68
-2,13	-0,08		-0,18 Dividendenzahlungen	-627,27	-626,28
270,13	117,24		41,31 Mittelzufluss/-abfluss aus der Finanzierungstätigkeit	-640,59	-657,93
-3,07	3,23		3,20 Währungsdifferenz auf liquide Mittel	-24,02	-7,08
-2.138,74	146,91		1.457,24 Nettoabnahme (–)/-zunahme (+) liquider Mittel	-522,38	868,47
2.843,66	704,92		1.227,30 Liquide Mittel Periodenbeginn	1.227,30	358,83
704,92	851,83		2.684,54 Liquide Mittel Periodenende	704,92	1.227,30

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 Q1/14 EUR 1.015 Mio (Q1/13: EUR 1.024 Mio). In Q1/13 beinhaltet die Position Sonstige unbare Erträge/Aufwendungen den Gewinn aus dem Verkauf der LMG Lagermanagement GmbH (LMG), 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 (Q1/13: EUR 382 Mio freigesetzt). Im Vergleich zu Q1/13 führte dies zu einem um EUR 498 Mio niedrigeren Cashflow aus der Betriebstätigkeit von EUR 907 Mio.

Der Mittelabfluss aus der Investitionstätigkeit betrug in Q1/14 EUR 881 Mio (Q1/13: Mittelzufluss EUR 7 Mio). Darin waren neben Zahlungen für Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte (EUR 962 Mio) auch der Netto-Mittelzufluss aus dem abgeschlossenen Verkauf von Anlagevermögen sowie aus anderen Veräußerungen enthalten.

Der Free Cashflow (Mittelzufluss aus der Betriebstätigkeit minus Mittelabfluss aus der Investitionstätigkeit) zeigte einen Mittelzufluss von EUR 26 Mio (Q1/13: EUR 1.413 Mio). Der Free Cashflow abzüglich Dividendenzahlungen führte zu einem Mittelzufluss von EUR 26 Mio (Q1/13: EUR 1.413 Mio).

Der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit zeigte einen Netto-Mittelzufluss von EUR 117 Mio (Q1/13: EUR 41 Mio). Dies ist im Wesentlichen auf einen Anstieg der kurzfristigen Darlehensverbindlichkeiten kompensiert durch Rückzahlungen langfristiger Schulden und Finanzierungsleasings zurückzuführen.

Eigenkapitalveränderungsrechnung (verkürzt, ungeprüft)

	Grund	Kapital	Hybrid	Gewinn	Sonstige	Eigene	OMV Anteils	Nicht beherrschende	Summe Eigen
in EUR Mio	kapital	rücklagen	kapital	rücklagen	Rücklagen 1)	Anteile	eigner	Anteile	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				310,01			310,01	127,70	437,71
Sonstiges Ergebnis der
Periode					44,97		44,97	13,60	58,57
Gesamtergebnis der Periode				310,01	44,97		354,98	141,30	496,28
Steuereffekte auf
Transaktionen mit Eigentümern				3,12			3,12		3,12
Anteilsbasierte Vergütung		0,92					0,92		0,92
Zugang (+)/Abgang (–) nicht beherrschende Anteile
31. März 2014	327,27	1.499,14	740,79	10.784,35	-1.367,22	-11,40	11.972,93	3.072,73	15.045,66

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				795,15			795,15	155,68	950,83
Sonstiges Ergebnis der Periode				0,10	157,87		157,96	17,80	175,76
Gesamtergebnis der Periode				795,24	157,87		953,11	173,49	1.126,60
Steuereffekte auf Transaktionen mit Eigentümern				3,12			3,12		3,12
Anteilsbasierte Vergütung		0,57					0,57		0,57
Zugang (+)/Abgang (–) nicht beherrschende Anteile				5,68			5,68	-3,34	2,34
31. März 2013	327,27	1.496,37	740,79	10.657,14	-344,79	-11,85	12.864,94	2.797,65	15.662,60

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 Q1/14 erfolgten keine Dividendenzahlungen an die Aktionäre der OMV Aktiengesellschaft und an Minderheitsaktionäre.

Für 2013 wird der am 14. Mai 2014 stattfindenden Hauptversammlung eine erhöhte Dividende von EUR 1,25 pro Aktie vorgeschlagen werden.

Segmentberichterstattung

Umsätze mit anderen Segmenten

Q4/13	Q1/14	Q1/13	∆% in EUR Mio	2013	2012	∆%
1.067,18	1.048,76	1.110,57	-6 Exploration und Produktion	4.335,75	4.687,39	-8
51,88	43,42	57,94	-25 Gas und Power	200,56	176,34	14
13,36	11,36	14,29	-21 Raffinerien und Marketing	53,91	57,50	-6
101,78	103,13	91,33	13 Konzernbereich und Sonstiges	395,01	389,04	2
1.234,21	1.206,67	1.274,13	-5 Summe	4.985,23	5.310,27	-6

Umsätze mit Dritten

Q4/13	Q1/14	Q1/13	∆% in EUR Mio 1)	2013	2012	∆%
178,96	482,30	316,50	52 Exploration und Produktion	1.042,73	1.387,32	-25
3.374,49	2.697,47	3.819,86	-29 Gas und Power	12.035,36	11.706,59	3
6.817,80	6.644,34	6.639,23	0 Raffinerien und Marketing	29.330,35	29.550,68	-1
0,08	0,90	1,18	-23 Konzernbereich und Sonstiges	5,35	4,63	15
10.371,33	9.825,02	10.776,77	-9 Summe	42.413,79	42.649,23	-1

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)

Q4/13	Q1/14	Q1/13	∆% in EUR Mio 1)	2013	2012	∆%
1.246,14	1.531,06	1.427,07	7 Exploration und Produktion	5.378,48	6.074,71	-11
3.426,37	2.740,90	3.877,79	-29 Gas und Power	12.235,92	11.882,93	3
6.831,16	6.655,69	6.653,53	0 Raffinerien und Marketing	29.384,26	29.608,19	-1
101,86	104,03	92,51	12 Konzernbereich und Sonstiges	400,36	393,68	2
11.605,53	11.031,68	12.050,90	-8 Summe	47.399,02	47.959,50	-1

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

Q4/13	Q1/14	Q1/13		∆% in EUR Mio 1)	2013	2012	∆%
209,36	600,57	654,06		-8 EBIT Exploration und Produktion 2)	1.989,58	2.743,32	-27
-47,32	56,42	87,45		-35 EBIT Gas und Power	0,57	42,53	-99
-71,85	38,70	534,63		-93 EBIT Raffinerien und Marketing	658,13	416,82	58
-17,43	-10,73	-9,15		17 EBIT Konzernbereich und Sonstiges	-52,91	-65,56	-19
72,76	684,97	1.266,99		-46 EBIT Segment Summe	2.595,37	3.137,11	-17
26,17	-9,79	-7,67		28 Konsolidierung: Zwischengewinneliminierung	6,89	-33,39	n.m.
98,93	675,18	1.259,31		-46 OMV Konzern EBIT	2.602,26	3.103,72	-16
-80,34	-62,52	-56,28		11 Finanzerfolg	-311,47	-246,23	26
				OMV Konzern Ergebnis der gewöhnlichen
18,59	612,65	1.203,03	-49	Geschäftstätigkeit	2.290,79	2.857,49	-20

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	31. März 2014	31. Dez. 2013
Exploration und Produktion	13.102,30	12.831,03
Gas und Power	2.066,54	2.089,76
Raffinerien und Marketing	5.463,80	5.486,21
Konzernbereich und Sonstiges	235,27	240,67
Summe	20.867,90	20.647,67

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			31. März 2014	31. Dez. 2013
Finanzinstrumente aktiv	Level 1	Level 2	Gesamt	Level 1	Level 2	Gesamt
Investmentfonds	6,85	–	6,85	6,65	–	6,65
Anleihen	88,46	–	88,46	118,56	–	118,56
Als Sicherungsinstrumente designierte und effektive Derivate	–	25,87	25,87	–	37,36	37,36
Sonstige Derivate	1,88	242,25	244,13	2,55	68,59	71,14
Summe	97,19	268,12	365,31	127,76	105,95	233,70

in EUR Mio			31. März 2014	31. Dez. 2013
Finanzinstrumente passiv	Level 1	Level 2	Gesamt	Level 1	Level 2	Gesamt
Verbindlichkeiten aus als Sicherungsinstrumenten designierten und
effektiven Derivaten	–	16,06	16,06	–	41,63	41,63
Verbindlichkeiten aus sonstigen Derivaten	8,16	230,81	238,96	0,13	62,76	62,89
Summe	8,16	246,87	255,02	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 5.028 Mio (31. Dezember 2013: EUR 4.895 Mio) sind zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Der geschätzte Tageswert dieser Verbindlichkeiten beträgt 5.360 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

Am 29. April 2014 wurde von der österreichischen Bundesregierung die Regierungsvorlage zum Budgetbegleitgesetz 2014 im Nationalrat eingebracht, welche eine Änderung des Mineralrohstoffgesetzes vorsieht, die – bei parlamentarischer Beschlussfassung – zu einer Erhöhung des Förderzinses in Österreich führen würde.

E Erkläru ung des s Vorst tands

W v v K a n te Wir bestätigen verkürzte Konz vermittelt und d Konzerns bezü auf den verkürz neun Monaten ernehmen und nach bestem zernzwischena dass der Lage üglich der wich zten Konzernz des Geschäft d Personen ve Wissen, dass abschluss ein ebericht des K htigen Ereignis zwischenabsc tsjahres und b ermittelt. s der im Einkla möglichst get Konzerns ein m sse während d chluss, bezügl bezüglich der o ang mit den m treues Bild de möglichst getre der ersten dre ich der wesen offen zu legen maßgebenden r Vermögenseues Bild der V ei Monate der ntlichen Risike nden wesentlic Rechnungsleg , Finanz- und Vermögens-, F Geschäftsjahr en und Ungew chen Geschäft gungsstandar Ertragslage d Finanz- und E res und ihrer A wissheiten in de fte mit naheste rds aufgestellte des Konzerns Ertragslage de Auswirkungen en restlichen ehenden Unees

W Wien, 13. Mai 2 2014

D Der Vorstand

Vor Gerh rstandsvorsitze hard Roiss nder und Gener raldirektor

Han Mitg G ns-Peter Flore lied des Vorstan Gas und Power en nds

Mitg Explo Jaap Huijskes glied des Vorsta oration und Prod sands duktion

V David C. D Vorsitzender-St Finanze Davies tellvertreter en

Mi Raff Manfred Leitn itglied des Vors ffinerien und Ma inkl. Petrochem ner tands arketing mie

Weitere Informationen

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; 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.