OMV Aktiengesellschaft

Bericht Jänner – Dezember und Q4 2014

Aktionärsinformation

Februar 2015, 7:30 (MEZ)
Produktion in Q4/14 auf 318 kboe/d gesteigert, +15% vs. Q4/13
CCS EBIT vor Sondereffekten von EUR 545 Mio in Q4/14, +23% vs. Q4/13
Freier Cashflow von EUR 498 Mio in Q4/14
Die norwegischen Assets trugen ~35 kboe/d zur Produktion 2014 bei
Die Jahresproduktion in Rumänien stieg 2014 zum zweiten Mal in Folge leicht
OMV und Gazprom erzielen Vereinbarung über die Anpassung des Gasliefervertrags
Starkes R&M-CCS EBIT vor Sondereffekten in Q4/14 getrieben durch signifikant gestiegene Raffineriemargen
Der Vorstand schlägt eine unveränderte Dividende von EUR 1,25 je Aktie für 2014 vor

Gerhard Roiss, OMV Generaldirektor:

"2014 haben wir ein solides operatives Ergebnis erzielt, trotz eines turbulenten Jahres für die Branche mit um rund 50% gefallenen Ölpreisen in der zweiten Jahreshälfte und Sicherheitsproblemen in Libyen und im Jemen. Wir konnten unsere Produktion im Jahr 2014 um 8% auf durchschnittlich 309 kboe/d erhöhen, hauptsächlich aufgrund des starken Beitrags unserer Assets in Norwegen. Diese Assets liefern mittlerweile den zweitstärksten Beitrag zur OMV Produktion und untermauern die Entscheidung unsere Beteiligungen in stabilen EU/OECD-Ländern zu erhöhen. Unser integriertes Geschäftsmodell erlaubt es uns in diesem herausfordernden Marktumfeld von der positiven Entwicklung des Downstream-Bereichs zu profitieren. Die Vorteile aus der optimierten Asset-Basis im Raffinerie-Bereich, nach dem Verkauf des 45%-Anteils an der Raffinerie Bayernoil und dem Abschluss des Modernisierungsprogramms in Petrobrazi, spiegelten sich im starken Raffinerie-Ergebnis 2014 wider. Zusätzlich gelang es uns, unseren langfristigen Gasliefervertrag mit Gazprom neu zu verhandeln, der nun die geänderten Marktbedingungen widerspiegelt. Wir haben entschlossen reagiert, um unsere Profitabilität sowie die starke Bilanzstruktur zu erhalten. Dazu haben wir ein Programm gestartet, um OMVs Fitness für ein potentiell andauerndes, niedriges Ölpreisumfeld sicherzustellen. Eine umsichtige Anpassung unseres Investitionsprogramms und weitere Kostensenkungen stehen im Zentrum unserer Maßnahmen. Wir stehen weiterhin zu unserer Strategie mit dem Ziel OMV als integriertes Öl- und Gasunternehmen mit Fokus auf Upstream zu positionieren, aber mit einem angepassten Wachstum, um das herausfordernde Umfeld zu reflektieren. Unser wesentlicher Schwerpunkt für die Zukunft ist ein mittelfristig neutraler freier Cashflow nach Dividenden und die Produktionsaufnahme unserer derzeit in Umsetzung befindlichen Upstream-Projekte."

Q3/14	Q4/14	Q4/13	Δ%	in EUR Mio 1)	2014	2013	Δ%
570	-424	99	n.m.	Betriebserfolg (EBIT)	1.054	2.602	-59
656	545	443	23	CCS EBIT vor Sondereffekten	2.238	2.645	-15
232	-308	-78	n.m.	Den Aktionären zuzurechnender Periodenüberschuss 2)	357	1.162	-69
				Den Aktionären zuzurechnender CCS
281	348	178	95	Periodenüberschuss vor Sondereffekten 2)	1.132	1.112	2
0,71	-0,94	-0,24	n.m.	Ergebnis je Aktie in EUR	1,09	3,56	-69
0,86	1,07	0,55	95	CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten in EUR	3,47	3,41	2
634	1.445	427	n.m.	Cashflow aus der Betriebstätigkeit	3.666	4.124	-11
–	–	–	n.a.	Dividende je Aktie in EUR 3)	1,25	1,25	0

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

3) 2014: Vorschlag des Vorstands. Vorbehaltlich der Zustimmung des Aufsichtsrats sowie der Hauptversammlung 2015

Inhalt

2| Lagebericht (ungeprüft)

2| Ergebnisse auf einen Blick 3| Geschäftsbereiche
9| Ausblick
11| Konzernabschluss und Konzernanhang (ungeprüft)
25| Erklärung des Vorstands
26| Weitere Informationen

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

Lagebericht (verkürzt, ungeprüft)

Ergebnisse auf einen Blick

Q3/14	Q4/14	Q4/13	Δ%	in EUR Mio 1)	2014	2013	Δ%
9.098	7.683	10.371	-26	Umsatz 2)	35.913	42.414	-15
435	220	209	5	EBIT E&P 3)	1.466	1.990	-26
17	-258	-47	n.m.	EBIT G&P	-162	1	n.m.
139	-528	-72	n.m.	EBIT R&M	-290	658	n.m.
-11	-19	-17	6	EBIT Konzernbereich und Sonstiges	-63	-53	19
-9	161	26	n.m.	Konsolidierung	104	7	n.m.
570	-424	99	n.m.	EBIT	1.054	2.602	-59
287	-17	312	n.m.	davon EBIT OMV Petrom Gruppe	740	1.336	-45
-23	-672	-301	124	Sondereffekte 4)	-822	31	n.m.
-22	-12	-12	1	davon: Personal und Restrukturierung	-46	-20	125
-1	-590	-277	113	Außerplanmäßige Abschreibungen	-724	-394	84
-4	-22	12	n.m.	Anlagenverkäufe	-43	453	n.m.
4	-48	-24	105	Sonstiges	-9	-8	18
-62	-296	-43	n.m.	CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–)	-361	-73	n.m.
455	262	257	2	EBIT vor Sondereffekten E&P 3), 5)	1.669	2.086	-20
14	41	80	-49	EBIT vor Sondereffekten G&P 5)	101	137	-27
206	187	91	106	CCS EBIT vor Sondereffekten R&M 5)	503	461	9
-10	-15	-11	33	EBIT vor Sondereffekten Konzernbereich und Sonstiges 5)	-48	-46	5
-9	71	26	170	Konsolidierung	13	7	95
656	545	443	23	CCS EBIT vor Sondereffekten 5)	2.238	2.645	-15
333	239	310	-23	davon CCS EBIT vor Sondereffekten OMV Petrom Gruppe 5)	1.160	1.362	-15
539	-493	19	n.m.	Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	878	2.291	-62
344	-344	59	n.m.	Periodenüberschuss	613	1.729	-65
232	-308	-78	n.m.	Den Aktionären zuzurechnender Periodenüberschuss 6)	357	1.162	-69
				Den Aktionären zuzurechnender CCS
281	348	178	95	Periodenüberschuss vor Sondereffekten 5), 6)	1.132	1.112	2
0,71	-0,94	-0,24	n.m.	Ergebnis je Aktie in EUR	1,09	3,56	-69
0,86	1,07	0,55	95	CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten in EUR 5)	3,47	3,41	2
634	1.445	427	n.m.	Cashflow aus der Betriebstätigkeit	3.666	4.124	-11
1,94	4,43	1,31	n.m.	Cashflow je Aktie in EUR	11,24	12,64	-11
5.350	4.902	4.371	12	Nettoverschuldung	4.902	4.371	12
35	34	30	12	Verschuldungsgrad in %	34	30	12
961	1.066	3.282	-68	Investitionen	3.832	5.239	-27
–	–	–	n.a.	Dividende je Aktie 7)	1,25	1,25	0
–	–	–	n.a.	ROFA in %	5	14	-65
–	–	–	n.a.	ROACE in %	4	11	-68
–	–	–	n.a.	CCS ROACE vor Sondereffekten in % 5)	9	11	-22
–	–	–	n.a.	ROE in %	4	11	-64
36	30	-219	n.m.	Steuerquote des Konzerns in %	30	25	23
26.783	25.501	26.863	-5	Mitarbeiteranzahl	25.501	26.863	-5

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

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) 2014: Vorschlag des Vorstands. Vorbehaltlich der Zustimmung des Aufsichtsrats sowie der Hauptversammlung 2015

Geschäftsbereiche

Exploration und Produktion (E&P)

Q3/14	Q4/14	Q4/13	Δ%	in EUR Mio	2014	2013	Δ%
435	220	209	5	Betriebserfolg (EBIT)	1.466	1.990	-26
-20	-42	-47	-11	Sondereffekte	-203	-96	111
455	262	257	2	EBIT vor Sondereffekten	1.669	2.086	-20
311	318	277	15	Gesamtproduktion in kboe/d	309	288	8
178	182	181	0	davon OMV Petrom Gruppe	180	183	-1
15,0	15,1	12,7	18	Rohöl- und NGL-Produktion in Mio bbl	57,8	54,9	5
76,8	79,9	71,5	12	Erdgasproduktion in bcf	309,7	279,9	11
101,93	76,58	109,24	-30	Durchschnittlicher Brent-Preis in USD/bbl	98,95	108,66	-9
94,15	69,84	100,21	-30	Durchschnittlich realisierter Rohölpreis in USD/bbl	91,34	100,84	-9
1,326	1,250	1,361	-8	Durchschnittlicher EUR-USD-Kurs	1,329	1,328	0
228	187	193	-3	Explorationsausgaben in EUR Mio	693	627	10
15,51	16,89	16,77	1	Produktionskosten in USD/boe	16,60	13,96	19

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

Produktionsanstieg um 15% verglichen mit Q4/13, hauptsächlich aufgrund des Beitrags aus Norwegen
Signifikant niedrigere Ölpreise beeinflussten das Ergebnis in Q4/14 negativ, teilweise ausgeglichen durch eine vorteilhafte Wechselkursentwicklung
Geringere Explorationsaufwendungen unterstützen das Q4/14-Ergebnis

Der durchschnittliche Brent-Preis in USD war in Q4/14 um 30% niedriger als in Q4/13. Der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns sank um 30%, während der durchschnittlich im Konzern erzielte Gaspreis in EUR um 12% über dem Niveau von Q4/13 lag.

Das EBIT vor Sondereffekten stieg um 2% auf EUR 262 Mio, hauptsächlich getrieben durch den Anstieg der Produktion vorwiegend aus Norwegen (Produktion seit November 2013 inkludiert) und niedrigere Explorationsaufwendungen, welche teilweise durch niedrigere Ölpreise und höhere Abschreibungen ausgeglichen wurden. Die Explorationsaufwendungen sanken auf EUR 64 Mio von EUR 221 Mio in Q4/13, da im entsprechenden Vorjahresquartal Abschreibungen in der Region Kurdistan im Irak und in Norwegen inkludiert waren. Netto-Sondereffekte in Höhe von EUR -42 Mio führten zu einem EBIT von EUR 220 Mio, das 5% über dem Niveau von Q4/13 (EUR 209 Mio) lag. Die Sondereffekte sind hauptsächlich der Wertminderung des TOC Assets in Kasachstan zuzurechnen.

Die Produktionskosten exkl. Lizenzgebühren (OPEX) in USD/boe waren um 1% höher als in Q4/13. Der geringe Anstieg kommt hauptsächlich von höheren Produktionskosten in Norwegen (der Beitrag von Norwegen war im Q4/13-Ergebnis nur teilweise inkludiert). Die OPEX in USD/boe von OMV Petrom sanken um 3%, hauptsächlich aufgrund des vorteilhaften RON-USD-Wechselkurses. Die Explorationsausgaben des Konzerns sanken im Vergleich zu Q4/13, aufgrund von geringeren Aktivitäten in Norwegen, der Region Kurdistan im Irak und in Neuseeland, um 3% auf EUR 187 Mio. Dies wurde teilweise durch höhere Aktivitäten in Rumänien ausgeglichen.

Die OMV Gesamttagesproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas betrug 318 kboe/d und war somit um 15% höher als in Q4/13, im Wesentlichen aufgrund der Mengen von Norwegen (trug nur teilweise in Q4/13 bei), sowie gestiegener Produktionsmengen von Neuseeland, da in Q4/13 Wartungsarbeiten im Feld Maari durchgeführt wurden. Zusätzlich dazu trugen höhere Mengen aus dem Jemen, Pakistan und Libyen zu dem Anstieg bei. Die Gesamttagesproduktion von OMV Petrom war auf dem gleichen Niveau wie in Q4/13, mit höheren Produktionsmengen in Rumänien, die durch geringere Mengen in Kasachstan ausgeglichen wurden. Die OMV Erdöl- und NGL-Tagesproduktion stieg um 18% und spiegelte im Wesentlichen den Beitrag von Norwegen und Neuseeland wider. Die OMV Erdgastagesproduktion stieg um 11% vs. Q4/13, im Wesentlichen infolge des Beitrags aus Norwegen und Rumänien. Die Gesamtverkaufsmenge stieg, hauptsächlich durch Verkaufsmengen aus Norwegen, um 23%.

Viertes Quartal 2014 (Q4/14) vs. drittes Quartal 2014 (Q3/14)

Das EBIT vor Sondereffekten sank um 42%, hauptsächlich infolge der gesunkenen Ölpreise. Zusätzlich haben höhere Abschreibungen und Produktionskosten das Ergebnis negativ beeinflusst. Die Explorationsaufwendungen sanken auf EUR 64 Mio, verglichen mit EUR 138 Mio in Q3/14, da das Vorquartal die Abschreibung von nicht fündigen Bohrungen in Neuseeland, den Färöer Inseln sowie in Norwegen beinhaltete. Die Gesamttagesproduktion stieg um 2%. Die Erdöl- und NGL-Tagesproduktion stieg um 1%, unterstützt durch den Produktionsanstieg in Norwegen, da zwei neue Bohrungen im Feld Gudrun den Betrieb aufnahmen, und den Rückgang der Produktionsmengen aus Libyen (durch Sicherheitsprobleme beeinflusst) mehr als ausgleichen konnten. Die Erdgastagesproduktion stieg um 4%, hauptsächlich durch höhere Mengen aus Norwegen und Rumänien. Die Gesamtverkaufsmengen stiegen im Vergleich zu Q3/14 um 5%, infolge höherer Liftings in Norwegen.

Jänner bis Dezember 2014 vs. Jänner bis Dezember 2013

Der durchschnittliche Brent-Preis in USD sank, verglichen mit dem Niveau von 2013, um 9%. Der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns in USD/bbl sank um 9% auf USD 91,34/bbl. Der durchschnittlich im Konzern erzielte Gaspreis stieg um 13% vs. 2013.

Das EBIT vor Sondereffekten sank vs. 2013 um 20% auf EUR 1.669 Mio, trotz des Beitrags aus Norwegen (Produktion inkludiert seit November 2013), der durch höhere Abschreibungen, gestiegene Produktionskosten und niedrigere Ölpreise mehr als ausgeglichen wurde. Die Explorationsaufwendungen verringerten sich um 10% auf EUR 460 Mio in 2014, da in 2013 Abschreibungen von Explorationslizenzen in der Region Kurdistan im Irak sowie höhere Abschreibungen von Explorationsbohrungen in Norwegen enthalten waren. Netto-Sonderaufwendungen in Höhe von EUR -203 Mio in 2014, die hauptsächlich der Wertminderung des TOC Assets in Kasachstan zuzurechnen sind, führten zu einem EBIT von EUR 1.466 Mio, 26% unter dem Niveau von 2013.

Die Produktionskosten exkl. Lizenzgebühren (OPEX) in USD/boe stiegen, verglichen mit 2013 um 19%, überwiegend aufgrund der Änderung des Länderportfolios (Beitrag von Norwegen mit höheren Produktionskosten und geringere Produktionsmengen in Libyen). Die OPEX von OMV Petrom stiegen um 12%, hauptsächlich aufgrund der neuen Steuer auf Konstruktionen. Die Explorationsausgaben stiegen 2014, hauptsächlich aufgrund erhöhter Aktivitäten in Rumänien, um 10%. Die OMV Gesamttagesproduktion von Erdöl, NGL und Erdgas stieg um 8% verglichen mit dem Niveau von 2013 und spiegelte im Wesentlichen den Beitrag von Norwegen, welcher teilweise durch geringere Produktionsmengen in Libyen ausgeglichen wurde, wider. Der Produktionsanstieg wurde zusätzlich durch den höheren Produktionsbeitrag von Pakistan, aufgrund der höheren Produktionsmengen aus den Feldern Mehar und Latif, sowie durch Neuseeland, wo im zweiten Halbjahr 2013 Wartungsarbeiten im Maari Feld durchgeführt wurden, unterstützt. Die Gesamttagesproduktion von OMV Petrom sank, hauptsächlich infolge niedrigerer Produktionsmengen in Kasachstan, um 1% verglichen mit 2013. In Rumänien hingegen ist die Gesamtproduktion im Vergleich zum Vorjahr leicht gestiegen. Die OMV Erdöl- und NGL-Tagesproduktion stieg um 5%, im Wesentlichen infolge höherer Liftings aus Norwegen, welche die geringeren Fördermengen aus Libyen mehr als ausglichen. Die OMV Erdgastagesproduktion stieg vs. 2013 um 10%, hauptsächlich aufgrund des Beitrags aus Norwegen und der gestiegenen Produktionsmengen in Pakistan und Rumänien. Die Gesamtverkaufsmenge stieg, hauptsächlich getrieben durch die Liftings in Norwegen, um 12%.

Per 31. Dezember 2014 betrugen die sicheren Öl- und Gasreserven 1.090 Mio boe (davon OMV Petrom: 690 Mio boe). Die sicheren und wahrscheinlichen Öl- und Gasreserven beliefen sich auf 1.813 Mio boe (davon OMV Petrom: 977 Mio boe). Die auf einem 3-Jahres-Durchschnitt basierende Reserven-Ersatzrate lag 2014 bei 87% (2013: 93%). Für das Einzeljahr 2014 lag diese Rate bei 64% (2013: 113%).

Gas und Power (G&P)

Q3/14	Q4/14	Q4/13	Δ%	in EUR Mio	2014	2013	Δ%
17	-258	-47	n.m.	Betriebserfolg (EBIT)	-162	1	n.m.
4	-299	-128	134	Sondereffekte	-263	-137	92
14	41	80	-49	EBIT vor Sondereffekten	101	137	-27
117,92	147,19	118,40	24	Verkaufs- und Tradingmengen Erdgas in TWh	486,08	425,15	14
431	415	423	-2	Verkaufte Gastransportmengen Entry/Exit in TWh	1.676	1.664	1
10,99	13,23	13,28	0	Durchschnittlich verkaufte Speicherkapazitäten in GWh/h	11,57	12,74	-9
1,49	1,71	2,11	-19	Nettostromerzeugung in TWh	5,81	4,34	34

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

Die Vereinbarung mit Gazprom über die Anpassung des Gasliefervertrags schwächte den Einfluss des verschlechterten Marktumfelds ab
Stabiler Ergebnisbeitrag des Gas Logistik-Geschäfts
Gute Performance des Kraftwerks Samsun in der Türkei

Das G&P-Marktumfeld war weiterhin herausfordernd. Das EBIT vor Sondereffekten sank in Q4/14 auf EUR 41 Mio, im Wesentlichen aufgrund des niedrigeren Beitrags des Bereichs Supply, Marketing und Trading. Netto-Sondereffekte von EUR -299 Mio, die hauptsächlich aus der Wertminderung des Kraftwerks Brazi, der Wertminderung des Firmenwerts aus der Petrol Ofisi Akquisition und dem Anstieg der Drohverlust-Rückstellung in Bezug auf vertraglich vereinbarte langfristige LNG-Kapazitätsbuchungen von EconGas resultierten, führten zu einem EBIT von EUR -258 Mio.

Der Ergebnisbeitrag des Bereichs Supply, Marketing und Trading wurde durch den angepassten Gasliefervertrag mit Gazprom positiv beeinflusst. Der positive Effekt der Preisanpassung in Q4/13 war jedoch höher, und dies führte, kombiniert mit einem verschlechterten Marktumfeld in Q4/14, zu einem niedrigeren Ergebnis. Die gesamten Erdgas-Verkaufs- und Tradingmengen sind vs. Q4/14 signifikant gestiegen, allerdings ausschließlich aufgrund von höheren Tradingmengen, die 76% der gesamten Mengen ausmachten. EconGas verzeichnete einen Rückgang der Erdgas-Verkaufsmengen, hauptsächlich aufgrund warmer Wetterverhältnisse und geringerer Nachfrage von Kraftwerken. Die Erdgas-Verkaufsmengen in Rumänien stiegen aufgrund höherer Verkaufsmengen an die Düngemittel-Industrie um 5% auf 14,31 TWh. Der geschätzte durchschnittliche Importpreis lag in Rumänien bei RON 129,6/MWh (EUR 29,2/MWh). Der regulierte Inlandsgaspreis für Nicht-Privathaushalte betrug RON 89,4/MWh (EUR 20,2/MWh) und für Privathaushalte RON 53,3/MWh (EUR 12,0/MWh). In der Türkei stiegen die Erdgas-Verkaufsmengen in Q4/14 auf 3,55 TWh. Das Erdgas-Geschäft in der Türkei war durch den unvorteilhaften USD-TRY-Wechselkurs belastet, da die vom dominanten lokalen Erdgasversorger in Türkischer Lira festgesetzten Gasverkaufspreise nicht die Gasbezugskosten widerspiegelten.

Der Ergebnisbeitrag des Gas Logistik-Geschäfts war stabil verglichen mit Q4/13. Im Erdgastransport-Geschäft hat die Restrukturierung (der Betrieb der TAG Pipeline wurde per 1. Oktober 2014 von der Gas Connect Austria GmbH (100%- Eigentum von OMV) abgespalten und in die Trans Austria Gasleitung GmbH, an der OMV jetzt einen Anteil von 15,53% hält, integriert) zu einem geringeren Ergebnis geführt. Der Beitrag des Erdgasspeicher-Geschäfts stieg getrieben durch zusätzliche kurzfristige Verträge.

Der Bereich Power verzeichnete einen negativen Ergebnisbeitrag, da die positive Performance in der Türkei durch das verschlechterte Ergebnis des Kraftwerks Brazi, aufgrund des ungünstigen Marktumfelds, mehr als ausgeglichen wurde. Die Nettostromerzeugung betrug 1,71 TWh vs. 2,11 TWh in Q4/13. Der durchschnittliche Strompreis für Grundlast in der Türkei stieg um 2% vs. Q4/13 (EUR 58,9/MWh) und lag in Q4/14 bei EUR 60,0/MWh. Der durchschnittliche Strompreis für Grundlast in Rumänien stieg um 10% vs. Q4/13 (EUR 38,7/MWh) und lag in Q4/14 bei EUR 42,5/MWh. Der signifikant höhere Gaspreis führte jedoch zu einem niedrigeren durchschnittlichen Spark Spread und in weiterer Folge zu einem Rückgang der Nettostromerzeugung des Kraftwerks Brazi in Rumänien.

Viertes Quartal 2014 (Q4/14) vs. drittes Quartal 2014 (Q3/14)

Das EBIT vor Sondereffekten stieg in Q4/14 auf EUR 41 Mio vs. EUR 14 Mio in Q3/14, aufgrund des höheren Beitrags des Bereichs Supply, Marketing und Trading, teilweise ausgeglichen durch ein geringeres Ergebnis des Bereichs Power sowie des Gas Logistik-Geschäfts. Die gesamten Erdgas-Verkaufs- und Tradingmengen stiegen, getrieben durch gestiegene Tradingmengen und Saisonalität, um 25%. Die Gasmargen wurden durch den angepassten Gasliefervertrag mit Gazprom unterstützt, blieben jedoch gering. Das Gas Logistik-Geschäft verzeichnete ein niedrigeres Ergebnis, aufgrund der zuvor erwähnten Restrukturierung des Erdgastransport-Geschäfts und des niedrigeren Beitrags des Erdgasspeicher-Geschäfts.

Die Nettostromerzeugung stieg vs. Q3/14 um 15%, getrieben durch das Gaskraftwerk in Rumänien. Das Marktumfeld in Rumänien für gasbefeuerte Stromerzeugung verbesserte sich vs. Q3/14, blieb jedoch schwach.

Jänner bis Dezember 2014 vs. Jänner bis Dezember 2013

Das EBIT vor Sondereffekten sank, getrieben durch die niedrigeren Beiträge aller Bereiche, um 27% auf EUR 101 Mio vs. EUR 137 Mio 2013. Das EBIT fiel, durch Sondereffekte in Höhe von EUR -263 Mio, hauptsächlich den Wertminderungen des Gaskraftwerks Brazi in Rumänien und des Firmenwerts aus der Petrol Ofisi Akquisition zuzurechnen, auf EUR -162 Mio vs. EUR 1 Mio 2013.

Der Ergebnisbeitrag des Bereichs Supply, Marketing und Trading sank, hauptsächlich aufgrund niedrigerer Ergebnisse in Rumänien und der Türkei. Die gesamten Erdgas-Verkaufs- und Tradingmengen stiegen um 14% auf 486,08 TWh (2013: 425,15 TWh), getrieben durch höhere Trading-Aktivitäten. Das schwache Gas-Marktumfeld und die warmen Wetterverhältnisse führten zu einem Rückgang der Erdgas-Verkaufsmengen von EconGas sowie in Rumänien. Erhöhter Wettbewerb führte insgesamt zu einem niedrigeren Niveau der Erdgas-Verkaufsmargen. Der Ergebnisbeitrag von EconGas lag auf dem Niveau des Vorjahrs, unterstützt durch angepasste langfristige Gasbezugsverträge, aber belastet durch die Kosten der nicht genutzten Kapazität des Gate LNG-Terminals. Die Erdgas-Verkaufsmengen in Rumänien sanken, aufgrund des 4%-igen Rückgangs des gesamten Gasmarkts und der geringeren Nachfrage von Kraftwerken, um 9% auf 47,70 TWh (2013: 52,70 TWh). Die Erdgas-Verkaufsmarge in Rumänien wurde durch zusätzliche Speicher- und Transportkosten negativ beeinflusst. In der Türkei verkaufte OMV 2014 14,70 TWh Erdgas und LNG vs. 11,96 TWh 2013. Das Erdgas-Geschäft in der Türkei war durch den unvorteilhaften USD-TRY-Wechselkurs belastet, da die vom dominanten lokalen Erdgasversorger in Türkischer Lira festgesetzten Gasverkaufspreise nicht die Gasbezugskosten widerspiegelten.

Der Bereich Gas Logistik verzeichnete ein geringfügig niedrigeres Ergebnis vs. 2013. Das Ergebnis des Erdgastransport-Geschäfts lag unter dem Niveau des Vorjahrs, hauptsächlich aufgrund der zuvor erwähnten Restrukturierung des Betriebs der TAG Pipeline. Die Gastransportmengen Entry/Exit stiegen um 1% auf 1.676 TWh. Der Ergebnisbeitrag des Speicher-Geschäfts sank vs. 2013, hauptsächlich aufgrund der Tarifreduktion für laufende Speicherverträge, die seit Juli 2013 für Kunden in Österreich bestehen.

Der Bereich Power verzeichnete eine Nettostromerzeugung von 5,81 TWh vs. 4,34 TWh 2013, hauptsächlich durch die gesteigerte Stromerzeugung durch das im Juni 2013 in Betrieb genommene Gaskraftwerk in Samsun (Türkei). Die Stromerzeugung des Gaskraftwerks in Brazi (Rumänien) fiel hingegen signifikant. Die Performance des Power-Geschäfts war durch ungünstige Marktbedingungen in Rumänien beeinflusst. Der durchschnittliche Strompreis für Grundlast in Rumänien sank auf EUR 34,6/MWh 2014 vs. EUR 35,3/MWh 2013. Dies führte zusammen mit dem höheren Gaspreis zu einem negativen durchschnittlichen Spark Spread in Rumänien. Das Kraftwerk Samsun lieferte ein positives Ergebnis, basierend auf den vorteilhaften Spark Spreads und dem zusätzlichen Einkommen aus Ausgleichs- und Nebenleistungen, ab. Der durchschnittliche Strompreis für Grundlast in der Türkei betrug EUR 56,4/MWh 2014 vs. EUR 59,2/MWh 2013. Basierend auf vorläufigen Daten blieb die Stromnachfrage in Rumänien stabil und die Türkei verzeichnete einen Anstieg der Stromnachfrage von 4%.

Raffinerien und Marketing (R&M)

Q3/14	Q4/14	Q4/13	Δ%	in EUR Mio 1)	2014	2013	Δ%
139	-528	-72	n.m.	Betriebserfolg (EBIT)	-290	658	n.m.
-5	-328	-120	174	Sondereffekte	-342	271	n.m.
-62	-387	-43	n.m.	CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–) 2)	-452	-73	n.m.
206	187	91	106	CCS EBIT vor Sondereffekten 2)	503	461	9
4,90	5,19	1,16	n.m.	OMV Referenz-Raffineriemarge in USD/bbl 3)	3,28	1,94	69
387	474	356	33	Ethylen/Propylen Netto-Marge in EUR/t 4)	397	362	10
97	86	95	-9	Raffinerie-Auslastungsgrad gesamt in %	89	92	-4
8,18	7,56	7,82	-3	Gesamtverkaufsmenge Raffinerieprodukte in Mio t	31,10	31,48	-1
5,36	4,91	5,39	-9	davon Marketing-Verkaufsmengen in Mio t	20,38	21,36	-5
0,54	0,36	0,54	-34	davon Petrochemie in Mio t	1,99	2,21	-10

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

3) In Q3/14 wurde nach Abschluss des Modernisierungsprogramms der Raffinerie Petrobrazi die Produktenstruktur für die Berechnung der OMV Referenz-

Raffineriemarge angepasst. Zuvor veröffentlichte Zahlen wurden nicht entsprechend angepasst

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

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

Starkes Raffinerie-Ergebnis getrieben durch signifikant gestiegene Raffineriemargen

Starker Beitrag der Raffinerie Petrobrazi nach dem abgeschlossenen Modernisierungsprogramm

Gute Marketing-Performance, trotz Herausforderungen in der Türkei, unterstützt durch striktes Kostenmanagement

Mit EUR 187 Mio, stieg das Q4/14-CCS EBIT vor Sondereffekten vs. EUR 91 Mio in Q4/13 stark, und spiegelt die signifikant höhere OMV Referenz-Raffineriemarge und einen besseren Beitrag des Marketing-Geschäfts wider. In Q4/14 wurden Netto-Sondereffekte in Höhe von EUR -328 Mio verzeichnet, die hauptsächlich von der Wertminderung des Firmenwerts aus der Petrol Ofisi Akquisition resultierten. Substanziell gesunkene Rohölpreise im Quartal trugen zu negativen CCS Effekten in Höhe von EUR -387 Mio bei und führten zu einem EBIT von EUR -528 Mio.

Nach Abschluss des Modernisierungsprogramms der Raffinerie in Rumänien wurde die Möglichkeit genutzt, die Produktenstruktur für die Berechnung der OMV Referenz-Raffineriemarge in Q3/14 anzupassen. Die erfolgreiche Fertigstellung dieses Programms erhöht die Standard-Profitabilität der Raffinerie Petrobrazi um rund USD 5/bbl verglichen zur Periode vor der Modernisierung. Dies entspricht einem Gesamtanstieg der OMV Referenz-Raffineriemarge aller Raffinerie-Assets des Konzerns von rund USD 1/bbl. Die in der Vergangenheit veröffentlichten Zahlen wurden nicht entsprechend angepasst.

Das CCS EBIT vor Sondereffekten im Raffinerie-Geschäft lag deutlich über dem Niveau von Q4/13, hauptsächlich wegen besserer Produkt-Spannen und der verbesserten Performance in OMV Petrom nach der abgeschlossenen Raffinerie-Modernisierung in Petrobrazi. Die OMV Referenz-Raffineriemarge stieg signifikant von USD 1,16/bbl in Q4/13 auf USD 5,19/bbl, hauptsächlich infolge geringerer Kosten für den Eigenenergieverbrauch und der oben erwähnten Anpassung der Produktenstruktur in Petrobrazi (OMV Referenz-Raffineriemarge West von USD 2,46/bbl in Q4/13 auf USD 4,96/bbl in Q4/14; OMV Referenz-Raffineriemarge Ost von USD -4,39/bbl in Q4/13 auf USD 5,90/bbl in Q4/14). Die Gesamtverkaufsmenge an Raffinerieprodukten war im Vergleich zur Vorjahresperiode durch den im Juni 2014 abgeschlossenen Verkauf des 45%-Anteils am Raffinerieverbund Bayernoil und den geplanten generellen Stillstand der Raffinerie Burghausen für die regelmäßige TÜV-Inspektion in Q4/14, geringer. Mit EUR 21 Mio war das Petrochemie-EBIT vor Sondereffekten etwas geringer verglichen mit EUR 25 Mio in Q4/13, da die höheren WECP-Margen durch niedrigere Verkaufsmengen, beeinflusst durch den oben erwähnten generellen Stillstand in Burghausen, mehr als kompensiert wurden.

Der gesamte Raffinerie-Auslastungsgrad lag in Q4/14 bei 86%. In den Raffinerien West verringerte sich der Auslastungsgrad auf 82% vs. 96% in Q4/13. Der Auslastungsgrad der Raffinerie Petrobrazi erreichte 101% in Q4/14 verglichen mit 90% in Q4/13, beeinflusst durch eine kurzfristig höhere Durchsatz-Rate aufgrund des immer noch hohen Rohöllagerstands in Verbindung mit dem geplanten Raffinerie-Stillstand in Q2/14.

Der Beitrag von Borealis (at-equity konsolidiert; wird daher im Finanzerfolg des OMV Konzerns gezeigt) war etwas geringer und lag bei EUR 51 Mio in Q4/14, beeinflusst durch einen geringeren Beitrag von Borouge aufgrund von niedrigeren Marktpreisen. Im Borouge 3 Erweiterungsprojekt wurden der Cracker und drei der fünf Polyolefin-Anlagen bis zum Jahresende 2014 erfolgreich gestartet. Wenn alle Anlagen gestartet sind, wird Borouge 3 eine zusätzliche jährliche Kapazität von 2,5 Mio t liefern und damit die gesamte Kapazität von Borouge auf 4,5 Mio t steigern.

Das Marketing-EBIT vor Sondereffekten lag, hauptsächlich getrieben durch striktes Kostenmanagement und trotz der negativen Effekte der anhaltenden Margendeckelung in der Türkei, über dem Niveau von Q4/13. Hauptsächlich aufgrund des

oben erwähnten Verkaufs von Bayernoil fielen die gesamten Marketing-Verkaufsmengen verglichen mit Q4/13 um 9%. Per 31. Dezember 2014 betrug die Tankstellenanzahl des Konzerns 4.135, verglichen mit 4.192 Ende Dezember 2013, aufgrund von laufenden Netzwerkoptimierungen, hauptsächlich in der Türkei.

Viertes Quartal 2014 (Q4/14) vs. drittes Quartal 2014 (Q3/14)

Mit EUR 187 Mio war das CCS EBIT vor Sondereffekten in Q4/14 vs. EUR 206 Mio in Q3/14 etwas geringer. Hauptsächlich war dies beeinflusst durch einen geringeren Petrochemie-Beitrag (EUR 21 Mio vs. EUR 46 Mio in Q3/14), trotz gestiegener Ethylen- und Propylen-Margen, aufgrund von gesunken Verkaufsmengen und höheren Kosten im Zusammenhang mit dem Stillstand in Burghausen, sowie einem saisonal geringeren Marketing-Ergebnis. Das Raffinerie-Ergebnis war getrieben durch höhere Margen besser. Die OMV Referenz-Raffineriemarge stieg vs. Q3/14, hauptsächlich infolge geringerer Kosten für den Eigenenergieverbrauch. Der gesamte Raffinerie-Auslastungsgrad war niedriger (86% vs. 97% in Q3/14), infolge des oben erwähnten Stillstands in Burghausen.

Jänner bis Dezember 2014 vs. Jänner bis Dezember 2013

Das CCS EBIT vor Sondereffekten von EUR 503 Mio stieg verglichen zu den EUR 461 Mio 2013, getrieben durch eine signifikant höhere OMV Referenz-Raffineriemarge und trotz eines etwas geringeren Raffinerie-Auslastungsgrads, aufgrund von Stillständen in unseren drei Raffinerien. 2014 wurden Netto-Sondereffekte in Höhe von EUR -342 Mio verzeichnet, die hauptsächlich von der Wertminderung des Firmenwerts aus der Petrol Ofisi Akquisition resultierten. Fallende Rohölpreise über das Jahr trugen zu einem negativen CCS Effekt in Höhe von EUR -452 Mio vs. EUR -73 Mio 2013 bei, und führten zu einem EBIT von EUR -290 Mio vs. EUR 658 Mio 2013.

Das Raffinerie-Ergebnis stieg im Vergleich zu 2013, hauptsächlich aufgrund der stark gestiegenen OMV Referenz-Raffineriemarge infolge geringerer Kosten für den Eigenenergieverbrauch sowie der oben erwähnten Anpassung der Produktenstruktur in Petrobrazi und trotz höherer Kosten in Zusammenhang mit den zuvor erwähnten Stillständen. Die OMV Referenz-Raffineriemarge stieg um 69% auf USD 3,28/bbl, verglichen mit dem Level von 2013 von USD 1,94/bbl.

Die gesamte Raffinerie-Auslastung sank auf 89% 2014 im Vergleich zu 92% 2013, aufgrund von umfangreichen Stillständen in Burghausen (genereller Stillstand für die regelmäßige TÜV-Inspektion), Petrobrazi (Abschluss des Modernisierungsprogramms) und Schwechat (Reinigung der Rohölanlage).

Das Petrochemie-EBIT vor Sondereffekten stieg, aufgrund substanziell höheren Propylen- und Benzen-Margen, die die niedrigeren Ethylen-Margen und geringeren Verkaufsmengen (-10% vs. 2013) mehr als kompensierten, auf EUR 148 Mio (vs. EUR 140 Mio 2013).

Das Marketing-Ergebnis vor Sondereffekten war, aufgrund der negativen Effekte der anhaltenden Margendeckelung in der Türkei und trotz eines verbesserten Kostenmanagements sowohl im Retail- als auch im Commercial-Geschäft, geringer als 2013. Die Marketing-Verkaufsmengen waren im Vergleich zum Vorjahr um 5% geringer, hauptsächlich durch die fehlenden Mengen nach dem Verkauf des 45%-Anteils am Raffinerieverbund Bayernoil und durch den Verkauf der Marketing-Tochtergesellschaften in Kroatien und Bosnien-Herzegowina.

Ausblick

Mittelfristiger Ausblick

Aufgrund des signifikant gesunkenen Ölpreises und der Unberechenbarkeit unserer Produktion in Libyen, haben wir unser Investitionsprogramm zurückgefahren. Die Erwartung für die durchschnittliche Investitionssumme des Konzerns für die Periode von 2015-2017 liegt bei rund EUR 2,5 bis 3,0 Mrd p.a. (das untere Ende der Bandbreite repräsentiert eine Ölpreis-Erwartung von rund USD 50/bbl für die nächsten drei Jahre), wobei rund 80% in Upstream investiert werden. Wir stehen weiterhin zu den Großprojekten, die zu unserem zuvor festgelegten Produktionsziel für 2016 von rund 400 kboe/d beitragen sollen. Die Änderungen in unserem Investitionsprogramm werden aber unausweichlich dazu führen, dass dieses Produktionsniveau erst später erreicht werden kann. Unser Ziel bleibt weiterhin einen mittelfristig weitgehend neutralen freien Cashflow nach Dividenden zu erreichen. Das geänderte Investitionsprogramm unterstützt uns bei diesem Ziel. Die mittelfristige Performance des ROACE wird von dem in Feldentwicklungsprojekte investierten Kapital sowie dem niedrigen Ölpreis negativ beeinflusst werden. Wir stehen weiterhin zu unserem langfristigen Verschuldungsgrad-Ziel von ≤30% und zu unserer Dividendenpolitik (langfristiges Ausschüttungsgrad-Ziel von 30%).

Marktumfeld

OMV erwartet für das Gesamtjahr 2015, dass der Brent-Rohölpreis im Durchschnitt zwischen USD 50/bbl und USD 60/bbl liegen wird. Die Brent-Urals Spanne wird weiterhin relativ niedrig erwartet. Das Gas-Marktumfeld wird weiterhin sehr herausfordernd erwartet. Für 2015 wird prognostiziert, dass die Raffinerie-Margen nach dem jüngsten Hoch wieder zurückgehen, da Überkapazitäten auf den europäischen Märkten bestehen bleiben. Im Petrochemie-Geschäft wird erwartet, dass die Margen auf ähnlichem Niveau wie 2014 bleiben. Aufgrund des niedrigen Ölpreises wird erwartet, dass niedrigere Produktpreise die Nachfrage im Marketing-Geschäft unterstützen. Das Marketing-Geschäft in der Türkei wird durch den Eingriff des Regulators weiterhin negativ beeinflusst werden.

Konzern

2015 wird eine Investitionssumme von rund EUR 2,5 bis 2,8 Mrd erwartet
OMV hat ein Programm gestartet, um die Fitness des Unternehmens durch die Implementierung von Kostensenkungsmaßnahmen und die Fokussierung auf Kapitaleffizienz für ein potentiell andauerndes, niedriges Ölpreisumfeld sicherzustellen

Upstream

Produktionsstillstände in Libyen und zu einem geringeren Ausmaß im Jemen haben unsere Gesamtproduktion seit Beginn der politischen Unruhen 2011 beeinträchtigt. Die unterbrechungsfreie Vollkapazität der beiden Länder könnte 2015 ~43 kboe/d liefern. Ohne diese beiden Länder wird das gesamte Produktionsniveau 2015 bei durchschnittlich rund 300 kboe/d erwartet. In Rumänien und Österreich wird die Produktion voraussichtlich am unteren Ende des Zielbereichs von 200-210 kboe/d liegen
In Norwegen stand die gemeinsame Produktion der Felder Gudrun und Gullfaks 2014 bei ~35 kboe/d und wird weiter steigen, da erwartet wird, dass zusätzliche Bohrungen im Feld Gudrun dieses Jahr in Betrieb genommen werden
In Neuseeland wird nach der Meldung "erstes Öl" aus dem Maari Growth Projekt eine weiter steigende Produktion erwartet, da in Maari bis Mitte 2015 der Abschluss zusätzlicher Bohrungen geplant ist
Die Investitionen in Upstream werden für 2015 rund 80% der gesamten Konzern-Investitionen betragen. Die größten Investitionsprojekte sind Gullfaks, Aasta Hansteen, Edvard Grieg und Gudrun in Norwegen, sowie Feldneuentwicklungen in Rumänien, Nawara in Tunesien und Schiehallion in Großbritannien
Im Neptun Block (Rumänien, Schwarzes Meer) wurde die Bohrung Domino-2 in Q4/14 abgeschlossen und die Daten aus der Bohrung werden derzeit ausgewertet. Die Halbtaucher-Bohrplattform Ocean Endeavor wurde in der Zwischenzeit zu einer anderen Position gebracht und bohrt derzeit die Explorationsbohrung Pelican South-1. 2015 sind weitere Explorationsbohrungen geplant. Die Ergebnisse der Domino-2 und Pelican South-1 Bohrungen werden gemeinsam mit den Daten der zusätzlichen Explorationsbohrungen zur Evaluierung des gesamten Block-Potenzials verwendet werden
Explorationsausgaben und Ausgaben für Erweiterungsbohrungen werden 2015 rund EUR 0,5 Mrd betragen. 2015 sind signifikante Explorationsbohrungen in Rumänien (Schwarzes Meer), Norwegen (Barentssee und norwegische Nordsee) und den Färöer Inseln (westlich der Shetlandinseln) geplant

Downstream

Die Überprüfung des Asset-Portfolios von Gas und Power (inklusive Veräußerungsoptionen) wird in der ersten Jahreshälfte 2015 abgeschlossen
Wie im Oktober 2014 angekündigt, besteht seit 1. Jänner 2015 ein gemeinsamer Geschäftsbereich Downstream, der die Geschäftsbereiche Gas und Power und Raffinieren und Marketing beinhaltet. Eine detaillierte Analyse und Planung der Integration von R&M und G&P in den gemeinsamen Geschäftsbereich Downstream wird derzeit durchgeführt und die notwendige Restrukturierung beginnt in der zweiten Jahreshälfte 2015
Die optimierte Asset-Struktur inklusive des Abschlusses des Modernisierungsprogramms der Raffiniere Petrobrazi und der Verkauf des Anteils am Raffinerieverbund Bayernoil unterstützen den stabilen Gewinn- und Cash-Beitrag des Raffiniere-Geschäfts, der sich in der Performance 2015 widerspiegeln wird
2015 sind keine größeren Raffinerie-Stillstände geplant
Der anhaltende Eingriff des Regulators (Margendeckelung) sowie die Volatilität der wirtschaftlichen Entwicklung der Türkei werden die Profitabilität von Petrol Ofisi weiter negativ beeinflussen
Nach Vereinbarungen mit wichtigen Gaslieferanten spiegeln die langfristigen Gaslieferverträge nun die derzeitige Marktsituation wider. Dennoch wird erwartet, dass die Erdgas-Verkaufsmargen unter Druck bleiben
Im Gas-Logistik Bereich wird erwartet, dass sich das Erdgastransport-Geschäft, aufgrund einer 2014 durchgeführten Restrukturierung des Geschäfts, auf einem niedrigeren Niveau stabilisiert
Es wird erwartet, dass die Spark Spreads in Rumänien schwach bleiben und den Beitrag des Kraftwerks Brazi beeinflussen. Trotz der volatilen Wirtschaftsentwicklung in der Türkei wird erwartet, dass das Kraftwerk Samsun 2015 einen positiven Beitrag liefert

Konzernabschluss und Konzernanhang (verkürzt, ungeprüft)

Gesetzliche Grundlagen und Methoden

Der vorläufige, verkürzte, ungeprüfte Konzernabschluss für 2014 wurde in Übereinstimmung mit jenen Bilanzierungsregeln erstellt, welche auch der Erstellung des OMV Geschäftsberichts zugrunde liegen. Diese stimmen mit den für den Geschäftsbericht 2013 verwendeten Bilanzierungsregeln überein, mit der im Folgenden beschriebenen Ausnahme. Der endgültige, geprüfte Konzernabschluss wird als Teil des Geschäftsberichts 2014 Ende März 2015 veröffentlicht

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 Konzernabschluss.

► 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 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	2013	2013	in EUR Mio	Q3/13		Q3/13 in EUR Mio	Q4/13		Q4/13 in EUR Mio
Umsatzerlöse	42.413,79	42.414,70	-0,91	10.698,00	10.698,16	-0,16	10.371,33	10.371,69	-0,37
Bruttoergebnis vom Umsatz	4.371,36	4.348,07	23,28	1.111,32	1.105,57	5,75	823,61	818,22	5,39
Betriebserfolg (EBIT)	2.602,26	2.716,60	-114,34	575,77	575,84	-0,08	98,93	212,78	-113,86
Finanzerfolg	-311,47	-426,60	115,13	-65,62	-66,08	0,45	-80,34	-194,10	113,76
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	2.290,79	2.290,00	0,79	510,14	509,77	0,37	18,58	18,69	-0,10
Perioden-/Jahresüberschuss	1.728,57	1.728,57	0,00	375,35	375,35	0,00	59,37	59,37	0,00

Cashflow (verkürzt)

	Angepasste	Bisher		Angepasste	Bisher		Angepasste	Bisher
	Zahlen	berichtet	∆	Zahlen	berichtet	∆	Zahlen	berichtet	∆
Konzern-Cashflow-Rechnung in EUR Mio	2013	2013	in EUR Mio	Q3/13		Q3/13 in EUR Mio	Q4/13		Q4/13 in EUR Mio
Perioden-/Jahresüberschuss	1.728,57	1.728,57	0,00	375,35	375,35	0,00	59,37	59,37	0,00
Mittelzufluss nach unbaren Posten	3.476,18	3.437,17	39,01	870,36	860,03	10,33	830,48	821,09	9,40
Mittelzufluss aus der Betriebstätigkeit	4.123,53	4.110,32	13,21	1.084,94	1.081,43	3,50	427,11	421,40	5,71
Mittelzufluss/-abfluss aus der Investitionstätigkeit	-3.981,29	-3.968,09	-13,21	-752,16	-749,02	-3,14	-2.832,92	-2.827,20	-5,72
Mittelzufluss/-abfluss aus der Finanzierungstätigkeit	-640,59	-640,59	0,00	75,52	75,88	-0,36	270,13	270,13	0,00
Nettoabnahme (–)/-zunahme (+) liquider Mittel	-522,38	-522,38	0,00	391,68	391,68	0,00	-2.138,74	-2.138,74	-0,01
Liquide Mittel Periodenende	704,92	704,92	0,00	2.843,66	2.843,66	0,01	704,92	704,92	0,00

Ergebnisse auf einen Blick

	Angepasste	Bisher		Angepasste	Bisher		Angepasste	Bisher
Ergebnisse auf einen Blick in EUR Mio	Zahlen 2013	berichtet 2013	∆ in EUR Mio	Zahlen Q3/13	berichtet	∆ Q3/13 in EUR Mio	Zahlen Q4/13	berichtet	∆ Q4/13 in EUR Mio
Sondereffekte 1)	31	143	-113	-97	-97	0	-301	-188	-113
CCS EBIT vor Sondereffekten 2)	2.645	2.647	-2	619	619	0	443	444	-1
EBIT R&M	658	772	-114	105	105	0	-72	42	-114
CCS EBIT vor Sondereffekten R&M 2)	461	462	-2	98	98	0	91	92	-1
Investitionen	5.239	5.226	13	832	829	3	3.282	3.276	6
ROFA in %	14	15	-1	–	–	–	–	–	–

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	∆
Konzernbilanz in EUR Mio	31. Dez. 2013	31. Dez. 2013	in EUR Mio
Vermögen
Sachanlagen	17.050,76	17.050,76	0,00
At-equity bewertete Beteiligungen	1.853,14	1.853,14	0,00
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	634,60	634,60	0,00
Langfristiges Vermögen	23.641,01	23.641,01	0,00
Kurzfristiges Vermögen	7.563,51	7.563,65	-0,15
Zu Veräußerungszwecken gehaltenes Vermögen	643,43	581,59	61,84
Summe Aktiva	31.847,94	31.786,25	61,70

Eigenkapital und Verbindlichkeiten
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	1.021,98	1.021,98	0,00
Langfristige Verbindlichkeiten	8.894,18	8.894,18	0,00
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	4.913,91	4.913,91	0,00
Sonstige Verbindlichkeiten	1.189,07	1.189,07	0,00
Kurzfristige Verbindlichkeiten	8.257,40	8.257,40	0,00
Zu Veräußerungszwecken gehaltene Verbindlichkeiten	151,02	89,33	61,70
Summe Passiva	31.847,94	31.786,25	61,70

Konsolidierungskreisänderungen

Folgende Änderungen im Konsolidierungskreis traten im Vergleich 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 Offshore (NAMIBIA) GmbH, mit Sitz in Wien, wurde beginnend mit 12. 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.

OMV Anaguid Ltd und OMV South Tunisia Ltd, beide mit Sitz in Grand Cayman, wurden per 6. Juni 2014 liquidiert. OMV Dorra Limited, mit Sitz in Road Town, wurde per 10. Juli 2014 liquidiert. Dies führte zu keiner Auswirkung auf den Konzernabschluss, da Sachanlagen und Verbindlichkeiten einer anderen Konzerngesellschaft, mit Sitz in Tunesien, vor der Liquidation übertragen wurden.

OMV erhöhte ihren Anteil an Explorationslizenzen im Cambo-Gebiet, Großbritannien, durch den Erwerb von Aktien an der Cambo North Sea Ltd., mit Sitz auf den Cayman Inseln, im Zuge einer Transaktion die am 11. September 2014 abgeschlossen wurde. Da die Transaktion zu keinem Erwerb eines Geschäftsbetriebs im Sinne von IFRS 3 führte, wurde es als Zugang von Vermögenswerten erfasst. Die zugehörigen Vermögenswerte wurden in OMV (U.K.) Limited umgegliedert und Cambo North Sea Ltd. wurde am 31. Dezember 2014 liquidiert.

OMV (Manga) Exploration S.A., mit Sitz in Libreville, wurde beginnend mit 8. September, 2014 in den Konsolidierungskreis aufgenommen.

OMV (Gnondo) Exploration S.A., mit Sitz in Libreville, wurde beginnend mit 6. Oktober, 2014 in den Konsolidierungskreis aufgenommen.

OMV (Mbeli) Exploration S.A. und OMV (Ntsina) Exploration S.A, beide mit Sitz in Libreville, wurden beginnend mit 10. Oktober, 2014 in den Konsolidierungskreis aufgenommen.

OMV Exploration & Production Limited, mit Sitz in Douglas, OMV Rovi Gmbh und OMV Sarta GmbH, beide mit Sitz in Wien, und PEI Venezuela Gesellschaft mit beschränkter Haftung, mit Sitz in Burghausen, wurden per 31. Dezember 2014 entkonsolidiert.

Im Geschäftsbereich G&P wurden EGBV Beteiligungsverwaltung GmbH, mit Sitz in Wien, und OMV Gas Germany GmbH, mit Sitz in Düsseldorf, per 31. Dezember 2014 entkonsolidiert.

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.

OMV Supply & Trading Limited, mit Sitz in London, wurde beginnend mit 1. Dezember 2014 in den Konsolidierungskreis aufgenommen.

OMV Supply & Trading Singapore PTE LTD., mit Sitz in Singapur, wurde per 31. Dezember 2014 entkonsolidiert.

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

Gewinn- und Verlustrechnung (ungeprüft)

Q3/14	Q4/14	Q4/13	Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung in EUR Mio 1)	2014	2013
9.097,97	7.682,91	10.371,33	Umsatzerlöse	35.912,50	42.413,79
-83,48	-95,46	-86,45	Direkte Vertriebskosten	-342,15	-343,49
-7.903,03	-7.514,15	-9.461,27	Umsatzkosten	-32.503,64	-37.698,95
1.111,46	73,31	823,61	Bruttoergebnis vom Umsatz	3.066,71	4.371,36
69,49	98,95	96,68	Sonstige betriebliche Erträge	313,88	705,32
-239,73	-271,84	-229,41	Vertriebsaufwendungen	-949,63	-979,84
-95,38	-102,95	-93,15	Verwaltungsaufwendungen	-416,01	-427,18
-138,21	-63,65	-221,48	Explorationsaufwendungen	-459,53	-513,05
-4,32	-14,23	-6,22	Forschungs- und Entwicklungsaufwendungen	-24,99	-16,94
-132,85	-143,22	-271,09	Sonstige betriebliche Aufwendungen	-475,99	-537,42
570,47	-423,63	98,93	Betriebserfolg (EBIT)	1.054,43	2.602,26
65,19	22,75	53,01	Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen	179,94	169,69
66,67	50,69	53,18	davon Borealis	205,26	151,99
0,37	0,14	4,53	Dividendenerträge	16,35	10,68
10,79	6,89	8,35	Zinserträge	32,92	66,72
-101,52	-87,57	-77,11	Zinsaufwendungen	-362,50	-303,97
-5,80	-11,84	-69,12	Sonstiges Finanzergebnis	-43,51	-254,59
-30,97	-69,63	-80,34	Finanzerfolg	-176,81	-311,47
539,49	-493,26	18,58	Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	877,62	2.290,79
-195,00	149,64	40,79	Steuern vom Einkommen und Ertrag	-264,19	-562,22
344,49	-343,62	59,37	Perioden-/Jahresüberschuss	613,43	1.728,57

			davon den Aktionären des Mutterunternehmens
232,45	-308,21	-77,51	zuzurechnen	356,79	1.162,35
9,57	9,57	9,57	davon den Hybridkapitalbesitzern zuzurechnen	37,97	37,97
102,47	-44,98	127,32	davon den nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnen	218,67	528,25
0,71	-0,94	-0,24	Ergebnis je Aktie in EUR	1,09	3,56
0,71	-0,94	-0,24	Verwässertes Ergebnis je Aktie in EUR	1,09	3,55
–	–	–	Dividende je Aktie in EUR 2)	1,25	1,25

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) 2014: Vorschlag des Vorstands. Vorbehaltlich der Zustimmung des Aufsichtsrats sowie der Hauptversammlung 2015

Gesamtergebnisrechnung (verkürzt, ungeprüft)

Q3/14	Q4/14	Q4/13	in EUR Mio	2014	2013
344,49	-343,62	59,37	Perioden-/Jahresüberschuss	613,43	1.728,57
283,72	-198,57	-341,02	Währungsdifferenzen aus der Umrechnung ausländischer Geschäftsbetriebe	310,64	-885,58
0,34	0,27	0,15	Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung zur Veräußerung verfügbarer finanzieller Vermögenswerte	0,38	-2,31
-14,84	-41,92	-0,16	Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Bewertung von Hedges	-41,75	-16,70
53,41	21,66	-19,35	Auf at-equity bewertete Beteiligungen entfallender Anteil am sonstigen Ergebnis	67,42	-33,71
322,63	-218,56	-360,38	Summe der Posten, die nachträglich in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert ("recycelt") werden können	336,69	-938,30
0,00	-145,35	-98,31	Gewinne (+)/Verluste (-) aus der Neubewertung von leistungsorientierten Plänen	-145,35	-98,31
0,00	-21,97	-0,30	Auf at-equity bewertete Beteiligungen entfallender Anteil am sonstigen Ergebnis	-21,97	-0,30
0,00	-167,32	-98,61	Summe der Posten, die nicht nachträglich in die Gewinn und Verlustrechnung umgegliedert ("recycelt") werden	-167,32	-98,61
0,87	7,94	3,59	Ertragssteuern, die auf Posten, die nachträglich in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert ("recycelt") werden können, entfallen	3,37	9,46
-0,08	-55,62	25,08	Ertragssteuern, die auf Posten, die nicht nachträglich in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert ("recycelt") werden, entfallen	-55,71	25,18
0,78	-47,69	28,68	Summe der auf das sonstige Ergebnis entfallenden Ertragssteuern	-52,34	34,64
323,42	-433,57	-430,31	Sonstiges Ergebnis der Periode nach Steuern	117,03	-1.002,27
667,91	-777,19	-370,94	Gesamtergebnis der Periode	730,46	726,29
580,62	-689,59	-501,47	davon den Aktionären des Mutterunternehmens zuzurechnen	485,85	179,79
9,57	9,57	9,57	davon den Hybridkapitalbesitzern zuzurechnen	37,97	37,97
77,72	-97,17	120,96	davon den nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnen	206,64	508,54

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

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

Der im Vergleich zu Q4/13 um 26% geringere Konzernumsatz ist vor allem auf geringere G&P-Umsätze zurückzuführen. Das Konzern-EBIT lag mit EUR -424 Mio unter dem Niveau von Q4/13 (EUR 99 Mio). Dies war hauptsächlich bedingt durch ein geringeres R&M-Ergebnis aufgrund der Wertminderungen in Petrol Ofisi und ein geringeres G&P-Ergebnis aufgrund der Wertminderungen des Kraftwerks Brazi sowie des Firmenwerts aus der Petrol Ofisi Akquisition. OMV Petroms EBIT lag mit EUR -17 Mio unter Q4/13 (EUR 312 Mio). Dies ist hauptsächlich auf ein geringeres E&P-Ergebnis, beeinflusst von einem geringeren Ölpreis, und ein geringeres G&P-Ergebnis, aufgrund der Wertminderung des Kraftwerks Brazi, zurückzuführen. In Q4/14 wurden Netto-Sondereffekte in Höhe von EUR -672 Mio verzeichnet, hauptsächlich aufgrund der Wertminderungen im Zusammenhang mit Petrol Ofisi und dem Kraftwerk Brazi. In Q4/14 wurden negative CCS-Effekte in Höhe von EUR -296 Mio aufgrund gesunkener Rohölpreise ausgewiesen. Das CCS EBIT vor Sondereffekten stieg von EUR 443 Mio in Q4/13 auf EUR 545 Mio. Der Beitrag von OMV Petrom war dabei mit EUR 239 Mio um 23% niedriger als in Q4/13. Der Finanzerfolg verbesserte sich mit EUR -70 Mio in Q4/14 leicht, verglichen mit dem Wert von Q4/13 in Höhe von EUR -80 Mio. Dies liegt hauptsächlich an einem verbesserten Fremdwährungsergebnis, das teilweise durch niedrigere Ergebnisbeiträge von den at-equity bewerteten Beteiligungen ausgeglichen wurde.

In Q4/14 betrugen laufende Ertragsteuern des OMV Konzerns EUR -64 Mio und latente Steuern EUR 214 Mio. Die effektive Steuerquote in Q4/14 betrug 30% (Q4/13: -219%). Das relativ geringe Ergebnis in Q4/13 führte zu einer extrem hohen und negativen effektiven Steuerquote.

Der den Aktionären zuzurechnende Periodenüberschuss betrug EUR -308 Mio, vs. EUR -78 Mio in Q4/13. Der den nicht beherrschenden Anteilen und Hybridkapitalbesitzern zuzurechnende Periodenüberschuss betrug EUR -35 Mio (Q4/13: EUR 137 Mio). Der den Aktionären zuzurechnende CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten betrug EUR 348 Mio (Q4/13: EUR 178 Mio). Das Ergebnis je Aktie im Quartal lag bei EUR -0,94 und das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten lag bei EUR 1,07 (Q4/13: EUR -0,24 bzw. EUR 0,55).

Viertes Quartal 2014 (Q4/14) vs. drittes Quartal 2014 (Q3/14)

Der Rückgang des Konzernumsatzes um 16% ist vor allem auf niedrigere Verkaufsmengen in R&M zurückzuführen, als Folge saisonal bedingt geringerer Marketingumsätze sowie des geplanten generellen Stillstands der Raffinerie Burghausen. Das Konzern-EBIT betrug EUR -424 Mio und lag signifikant unter dem Niveau von Q3/14 (EUR 570 Mio), da Q4/14 durch ein geringeres R&M-Ergebnis, aufgrund der Wertminderungen in Petrol Ofisi, ein geringeres G&P-Ergebnis, aufgrund der Wertminderung des Kraftwerks Brazi, sowie ein geringeres E&P-Ergebnis, hauptsächlich aufgrund des gesunkenen Rohölpreises, belastet war. Das CCS EBIT vor Sondereffekten sank von EUR 656 Mio in Q3/14 um 17% auf EUR 545 Mio. Im Vergleich zum Vorquartal verringerte sich der Finanzerfolg. Dies ist im Wesentlichen auf niedrigere Ergebnisbeiträge von den at-equity bewerteten Beteiligungen zurückzuführen.

Die effektive Steuerquote in Q4/14 betrug 30% im Vergleich zu 36% in Q3/14. Die geringere effektive Steuerquote in Q4/14 war zum Großteil auf das negative Quartalsergebnis in Verbindung mit den Ergebnisbeiträgen aus Ländern mit hohen Steuerraten zurückzuführen. Der den Aktionären zuzurechnende Periodenüberschuss lag bei EUR -308 Mio (Q3/14: EUR 232 Mio). Der den Aktionären zuzurechnende CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten erhöhte sich von EUR 281 Mio in Q3/14 auf EUR 348 Mio.

Jänner bis Dezember 2014 vs. Jänner bis Dezember 2013

Der Rückgang des Konzernumsatzes um 15% verglichen mit 2013 ist vor allem auf geringere G&P-Umsätze zurückzuführen. Das EBIT lag mit EUR 1.054 Mio unter dem Vergleichswert 2013, belastet durch ein geringeres R&M-Ergebnis aufgrund der Wertminderungen in Petrol Ofisi, ein geringeres E&P-Ergebnis hauptsächlich aufgrund des gesunkenen Ölpreises, sowie ein geringeres G&P-Ergebnis aufgrund der Wertminderung des Kraftwerks Brazi. Der EBIT-Beitrag von Petrom lag mit EUR 740 Mio um 45% unter dem Vorjahr. Dies ist vor allem auf ein niedrigeres E&P-Ergebnis, hauptsächlich durch die Wertminderungen des TOC Assets in Kasachstan, sowie durch ein geringeres G&P-Ergebnis, durch die Wertminderung des Kraftwerks Brazi in Rumänien, zurück zu führen. Netto-Sondereffekte von EUR -822 Mio (2013: EUR 31 Mio) sind im Wesentlichen auf die Wertminderungen in Petrol Ofisi in der Türkei, das Kraftwerk Brazi in Rumänien und die E&P-Assets in Kasachstan zurückzuführen. Es wurden negative CCS Effekte in Höhe von EUR -361 Mio verzeichnet (2013: EUR -73 Mio). Das CCS EBIT vor Sondereffekten fiel um 15% auf EUR 2.238 Mio. Der Beitrag von Petrom war dabei mit EUR 1.160 Mio um 15% niedriger als 2013 (EUR 1.362 Mio).

Der Finanzerfolg lag mit EUR -177 Mio 2014 über dem Wert von 2013 in Höhe von EUR -311 Mio. Dies ist hauptsächlich auf ein verbessertes Fremdwährungsergebnis zurückzuführen.

2014 wurden laufende Ertragsteuern in Höhe von EUR -515 Mio und latente Steuern von EUR 251 Mio erfolgswirksam erfasst. Die effektive Steuerquote betrug 30% in 2014 (2013: 25%). Die höhere effektive Steuerquote 2014 ist im Wesentlichen auf höhere Beiträge aus Norwegen zurückzuführen.

Der den Aktionären zuzurechnende Periodenüberschuss lag mit EUR 357 Mio unter dem Level von 2013 mit EUR 1.162 Mio. Den Minderheiten und Hybridanteilen waren EUR 257 Mio (2013: EUR 566 Mio) zuzurechnen. Der den Aktionären zuzurechnende CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten betrug EUR 1.132 Mio (2013: EUR 1.112 Mio). Das Ergebnis je Aktie lag bei EUR 1,09 und das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten bei EUR 3,47 (2013: EUR 3,56 bzw. EUR 3,41).

Bilanz, Investitionen und Verschuldungsgrad (ungeprüft)

Konzernbilanz in EUR Mio 1)	31. Dez. 2014	31. Dez. 2013
Vermögen
Immaterielle Vermögenswerte	3.527,81	3.596,92
Sachanlagen	18.499,90	17.050,76
At-equity bewertete Beteiligungen	2.131,09	1.853,14
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	815,94	634,60
Sonstige Vermögenswerte	116,88	113,26
Latente Steuern	455,90	392,34
Langfristiges Vermögen	25.547,53	23.641,01

Vorräte	2.230,78	2.455,51
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	3.041,68	3.270,32
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	1.782,22	751,70
Forderungen aus laufenden Ertragsteuern	81,13	81,67
Sonstige Vermögenswerte	513,57	299,39
Kassenbestand und Bankguthaben	648,70	704,92
Kurzfristiges Vermögen	8.298,08	7.563,51
Zu Veräußerungszwecken gehaltenes Vermögen	92,79	643,43

Summe Aktiva	33.938,40	31.847,94

Eigenkapital und Verbindlichkeiten
Grundkapital	327,27	327,27
Hybridkapital	740,79	740,79
Rücklagen	10.602,17	10.545,84
OMV Anteilseigner	11.670,23	11.613,91
Nicht beherrschende Anteile	2.931,54	2.931,43
Eigenkapital	14.601,77	14.545,34

Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	1.115,49	1.021,98
Anleihen	3.967,27	3.317,82
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	674,36	581,29
Rückstellungen für Rekultivierungsverpflichtungen	3.148,43	2.764,54
Sonstige Rückstellungen	329,45	305,80
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	466,47	223,57
Sonstige Verbindlichkeiten	175,87	6,34
Latente Steuern	567,72	672,84
Langfristige Verbindlichkeiten	10.445,05	8.894,18
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	4.330,28	4.913,91
Anleihen	159,26	778,21
Verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	438,97	217,42
Rückstellung für laufende Ertragsteuern	285,66	275,89
Rückstellungen für Rekultivierungsverpflichtungen	77,90	84,02
Sonstige Rückstellungen	474,42	415,41
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	1.610,06	383,48
Sonstige Verbindlichkeiten	1.486,49	1.189,07
Kurzfristige Verbindlichkeiten	8.863,06	8.257,40
Zu Veräußerungszwecken gehaltene Verbindlichkeiten	28,52	151,02

Summe Passiva	33.938,40	31.847,94

Erläuterungen zur Bilanz zum 31. Dezember 2014

Das Investitionsvolumen sank auf EUR 3.832 Mio (2013: EUR 5.239 Mio). Der Hauptgrund hierfür war der Erwerb von Vermögenswerten von Statoil 2013.

E&P investierte EUR 2.951 Mio (2013: EUR 4.431 Mio), hauptsächlich in Feldneuentwicklungen, Bohrungen und Workover-Aktivitäten in Rumänien sowie Feldentwicklungen in Norwegen und Großbritannien. Die Investitionen im Geschäftsbereich G&P beliefen sich auf EUR 243 Mio (2013: EUR 270 Mio) und betrafen hauptsächlich den Gasspeicher in Etzel, Deutschland. Das Investitionsvolumen im Geschäftsbereich R&M belief sich auf EUR 607 Mio (2013: EUR 506 Mio) und enthielt hauptsächlich Investitionen in den Neubau einer Butadien-Anlage in Burghausen und die Modernisierung der Raffinerie Petrobrazi in Rumänien. Das Investitionsvolumen im Geschäftsbereich Kb&S lag bei EUR 31 Mio (2013: EUR 32 Mio).

Im Vergleich zum Jahresende 2013 stieg das Gesamtvermögen um EUR 2.090 Mio auf EUR 33.938 Mio. Der Anstieg ist hauptsächlich auf die Erhöhung der Sachanlagen, als Ergebnis der getätigten signifikanten Investitionen, zurückzuführen.

Das Eigenkapital blieb stabil im Vergleich zum Vorjahr. Die Eigenkapitalquote des Konzerns zum 31. Dezember 2014 fiel auf 43% im Vergleich zum Jahresende 2013 (46%).

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

Per 31. Dezember 2014 betrugen die kurz- und langfristigen Kredite, Anleihen und Finanzierungsleasingverbindlichkeiten EUR 5.551 Mio (31. Dezember 2013: EUR 5.076 Mio). Davon entfielen EUR 300 Mio auf Finanzierungsleasingverbindlichkeiten (31. Dezember 2013: EUR 182 Mio).

Am 10. November 2014 begab die OMV einen EUR 750 Mio Eurobond mit einem Kupon von 0,6% und einer Laufzeit bis zum 19. November 2018.

Kassenbestand und Bankguthaben verringerten sich auf EUR 649 Mio (31. Dezember 2013: EUR 705 Mio).

Die Nettoverschuldung erhöhte sich auf EUR 4.902 Mio verglichen mit EUR 4.371 Mio Ende 2013, hauptsächlich resultierend aus der Erhöhung von kurzfristigen Finanzierungen und Finanzierungsleasing. Zum 31. Dezember 2014 betrug der Verschuldungsgrad (Gearing Ratio) 33,6% (31. Dezember 2013: 30,1%).

Cashflow (verkürzt, ungeprüft)

Q3/14	Q4/14	Q4/13	Konzern-Cashflow-Rechnung in EUR Mio 1)	2014	2013
344,49	-343,62	59,37	Perioden-/Jahresüberschuss	613,43	1.728,57
641,48	1.169,07	742,61	Abschreibungen (+)/Zuschreibungen (–)	3.055,93	2.289,32
34,87	-213,53	-98,30	Latente Steuern	-250,60	-130,72
1,58	3,37	5,56	Gewinne (–)/Verluste (+) aus Abgängen von Anlagevermögen	5,91	16,60
-2,35	-11,11	1,21	Erhöhung (+)/Verminderung (–) langfristige Rückstellungen	-13,54	-38,42
-81,45	24,15	120,03	Sonstige unbare Erträge (–)/Aufwendungen (+)	-149,61	-389,16
938,63	628,32	830,48	Mittelzufluss nach unbaren Posten	3.261,52	3.476,18
243,77	242,94	-115,74	Verminderung (+)/Erhöhung (–) Vorräte	271,41	108,37
11,04	335,82	-149,53	Verminderung (+)/Erhöhung (–) Forderungen	183,89	7,22
-503,13	92,61	-259,05	Erhöhung (+)/Verminderung (–) Verbindlichkeiten	-135,48	536,30
-55,84	145,18	120,95	Erhöhung (+)/Verminderung (–) kurzfristige Rückstellungen	84,81	-4,54
634,47	1.444,85	427,11	Mittelzufluss aus der Betriebstätigkeit	3.666,15	4.123,53
			Investitionen
-1.108,07	-968,07	-2.860,24	Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	-3.833,84	-4.768,16
			Beteiligungen, Ausleihungen und sonstige finanzielle
-16,23	-30,65	-5,89	Vermögenswerte	-76,20	-48,17
			Veräußerungen
35,02	51,48	29,26	Erlöse aus dem Verkauf von Anlagevermögen	175,34	89,00
			Erlöse aus dem Verkauf einbezogener Unternehmen
37,39	0,00	3,96	abzüglich liquider Mittel	341,03	746,04
-1.051,89	-947,24	-2.832,92	Mittelzufluss/-abfluss aus der Investitionstätigkeit	-3.393,67	-3.981,29
-17,48	875,41	351,27	Erhöhung (+)/Verminderung (–) langfristiger Finanzierungen	39,24	42,02
0,00	-23,73	-99,40	Veränderung nicht beherrschender Anteile	-23,73	-133,68
422,02	-1.122,62	20,39	Erhöhung (+)/Verminderung (–) kurzfristiger Finanzierungen	291,81	78,34
-13,39	-3,52	-2,13	Dividendenzahlungen	-649,61	-627,27
391,15	-274,46	270,13	Mittelzufluss/-abfluss aus der Finanzierungstätigkeit	-342,29	-640,59
3,35	5,74	-3,07	Währungsdifferenz auf liquide Mittel	13,59	-24,02
-22,91	228,90	-2.138,74	Nettoabnahme (–)/-zunahme (+) liquider Mittel	-56,23	-522,38
442,71	419,80	2.843,66	Liquide Mittel Periodenbeginn	704,92	1.227,30
419,80	648,70	704,92	Liquide Mittel Periodenende	648,70	704,92

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 2014 EUR 3.262 Mio (2013: EUR 3.476 Mio). Die Position Sonstige unbare Erträge/Aufwendungen beinhaltete 2013 den Gewinn aus dem Verkauf der LMG Lagermanagement GmbH, einem Unternehmen, das einen Großteil von R&Ms österreichischer Pflichtnotstandsreserve hält und verwaltet. In den Net Working Capital Positionen der Cashflow-Rechnung wurden Mittel in Höhe von EUR 405 Mio freigesetzt (2013: EUR 647 Mio). Im Vergleich zu 2013 führte dies zu einem um EUR 457 Mio niedrigeren Cashflow aus der Betriebstätigkeit von EUR 3.666 Mio. Der höhere Beitrag aus den Net Working Capital Positionen 2013 ist im Wesentlichen auf die Einmaleffekte aus den Working Capital Verbesserungsmaßnahmen zurückzuführen, die erstmals 2013 implementiert wurden. Diese Maßnahmen wurden 2014 fortgesetzt jedoch mit einem niedrigeren Effekt.

Der Mittelabfluss aus der Investitionstätigkeit betrug 2014 EUR 3.394 Mio (2013: EUR 3.981 Mio) und ist im Wesentlichen auf die Investitionen in Rumänien, Norwegen und Großbritannien zurückzuführen. Darin waren neben Zahlungen für Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte (EUR 3.834 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 272 Mio (2013: EUR 142 Mio). Der Free Cashflow abzüglich Dividendenzahlungen führte zu einem Mittelabfluss von EUR 377 Mio (2013: EUR 485 Mio).

Der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit zeigte einen Netto-Mittelabfluss von EUR 342 Mio (2013: EUR 641 Mio). Dies ist im Wesentlichen auf die Rückzahlung von Eurobonds im Wert von EUR 702 Mio im April sowie während der Periode gezahlte Dividenden zurückzuführen, welche teils durch die Emission eines neuen Eurobonds mit einem Nominale von EUR 750 Mio im November und die Ausnützung der kurzfristigen Geldmarktlinien kompensiert wurden.

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				394,76			394,76	218,67	613,43
Sonstiges Ergebnis der Periode				-198,95	328,01		129,06	-12,03	117,03
Gesamtergebnis der Periode				195,81	328,01		523,82	206,64	730,46
Dividendenzahlungen und Hybrid-Kupon				-458,45			-458,45	-194,23	-652,68
Abgang eigener Anteile		0,51				0,26	0,77		0,77
Anteilsbasierte Vergütung		3,85					3,85		3,85
Zugang (+)/Abgang (–) nicht beherrschende
Anteile 31. Dezember 2014	327,27	1.502,58	740,79	-13,66 10.194,92	-1.084,19	-11,15	-13,66 11.670,23	-12,30 2.931,54	-25,96 14.601,77

in EUR Mio	Grund kapital	Kapital rücklagen	Hybrid kapital	Gewinn rücklagen	Sonstige Rücklagen 1)	Eigene Anteile	OMV Anteils eigner	Nicht beherrschende Anteile	Summe Eigen kapital
1. Jänner 2013	327,27	1.495,80	740,79	9.853,10	-502,66	-11,85	11.902,46	2.627,51	14.529,97
Perioden- /Jahresüberschuss				1.200,32			1.200,32	528,25	1.728,57
Sonstiges Ergebnis der Periode				-73,03	-909,54		-982,56	-19,71	-1.002,27
Gesamtergebnis der Periode				1.127,29	-909,54		217,75	508,54	726,29
Dividendenzahlungen und Hybrid-Kupon				-442,11			-442,11	-187,83	-629,93
Steuereffekte auf Transaktionen mit
Eigentümern				12,66			12,66		12,66
Abgang eigener Anteile		0,90				0,44	1,34		1,34
Anteilsbasierte Vergütung		1,52		0,54			2,07		2,07
Zugang (+)/Abgang (–) nicht beherrschende
Anteile				-80,27			-80,27	-16,79	-97,06
31. Dezember 2013	327,27	1.498,22	740,79	10.471,22	-1.412,20	-11,40	11.613,91	2.931,43	14.545,34

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

Dividenden und Hybridkapitalzinsen

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. 2014 wurden zudem Ausschüttungen an Minderheitsaktionäre in Höhe von EUR 194 Mio erfasst. Die Zinszahlung an Hybridkapitalbesitzer belief sich auf EUR 51 Mio.

Segmentberichterstattung

Umsätze mit anderen Segmenten

Q3/14	Q4/14	Q4/13	Δ%	in EUR Mio	2014	2013	Δ%
1.109,24	983,32	1.067,18	-8	Exploration und Produktion	4.283,94	4.335,75	-1
37,32	50,07	51,88	-3	Gas und Power	166,51	200,56	-17
10,76	10,07	13,36	-25	Raffinerien und Marketing	42,84	53,91	-21
105,70	105,56	101,78	4	Konzernbereich und Sonstiges	416,18	395,01	5
1.263,02	1.149,01	1.234,21	-7	Summe	4.909,48	4.985,23	-2

Umsätze mit Dritten

Q3/14	Q4/14	Q4/13	Δ%	in EUR Mio 1)	2014	2013	Δ%
354,39	383,04	178,96	114	Exploration und Produktion	1.489,30	1.042,73	43
1.295,45	1.218,70	3.374,49	-64	Gas und Power	6.632,25	12.035,36	-45
7.447,21	6.080,39	6.817,80	-11	Raffinerien und Marketing	27.787,05	29.330,35	-5
0,94	0,78	0,08	n.m.	Konzernbereich und Sonstiges	3,91	5,35	-27
9.097,98	7.682,91	10.371,33	-26	Summe	35.912,50	42.413,79	-15

Umsätze (nicht konsolidiert)

Q3/14	Q4/14	Q4/13	Δ%	in EUR Mio 1)	2014	2013	Δ%
1.463,63	1.366,35	1.246,14	10	Exploration und Produktion	5.773,24	5.378,48	7
1.332,77	1.268,77	3.426,37	-63	Gas und Power	6.798,76	12.235,92	-44
7.457,96	6.090,46	6.831,16	-11	Raffinerien und Marketing	27.829,89	29.384,26	-5
106,64	106,34	101,86	4	Konzernbereich und Sonstiges	420,09	400,36	5
10.361,00	8.831,92	11.605,53	-24	Summe	40.821,98	47.399,02	-14

Segment- und Konzernergebnis

Q3/14	Q4/14	Q4/13	Δ%	in EUR Mio 1)	2014	2013	Δ%
434,82	219,67	209,36	5	EBIT Exploration und Produktion 2)	1.466,13	1.989,58	-26
17,47	-258,10	-47,32	n.m.	EBIT Gas und Power	-162,49	0,57	n.m.
138,74	-527,74	-71,85	n.m.	EBIT Raffinerien und Marketing	-290,15	658,13	n.m.
-11,47	-18,53	-17,43	6	EBIT Konzernbereich und Sonstiges	-63,02	-52,91	19
579,56	-584,70	72,76	n.m.	EBIT Segment Summe	950,47	2.595,37	-63
-9,09	161,08	26,17	n.m.	Konsolidierung: Zwischengewinneliminierung	103,96	6,89	n.m.
570,47	-423,63	98,93	n.m.	OMV Konzern EBIT	1.054,43	2.602,26	-59
-30,97	-69,63	-80,34	-13	Finanzerfolg	-176,81	-311,47	-43
				OMV Konzern Ergebnis der gewöhnlichen
539,49	-493,26	18,59	n.m.	Geschäftstätigkeit	877,62	2.290,79	-62

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

Vermögenswerte 1)

in EUR Mio	31. Dez. 2014	31. Dez. 2013
Exploration und Produktion	14.618,90	12.831,03
Gas und Power	1.936,57	2.089,76
Raffinerien und Marketing	5.263,06	5.486,21
Konzernbereich und Sonstiges	209,19	240,67
Summe	22.027,71	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			31. Dez. 2014			31. Dez. 2013
Finanzinstrumente aktiv	Level 1	Level 2	Gesamt	Level 1	Level 2	Gesamt
Investmentfonds	7,24	-	7,24	6,65		6,65
Anleihen	79,26	-	79,26	118,56		118,56
Als Sicherungsinstrumente designierte und
effektive Derivate	-	184,39	184,39	-	37,36	37,36
Sonstige Derivate	4,32	1.009,10	1.013,42	2,55	68,59	71,14
Summe	90,83	1.193,49	1.284,32	127,76	105,95	233,70

in EUR Mio			31. Dez. 2014			31. Dez. 2013
Finanzinstrumente passiv	Level 1	Level 2	Gesamt	Level 1	Level 2	Gesamt
Verbindlichkeiten aus als
Sicherungsinstrumenten designierten und
effektiven Derivaten	-	232,17	232,17	-	41,63	41,63
Verbindlichkeiten aus sonstigen Derivaten	25,86	979,57	1.005,43	0,13	62,76	62,89
Summe	25,86	1.211,74	1.237,61	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 5.240 Mio (31. Dezember 2013: EUR 4.895 Mio) sind zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Der geschätzte Tageswert dieser Verbindlichkeiten beträgt 5.798 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 vorläufige und ungeprüfte Konzernabschluss ein möglichst getreues Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt, dass der Konzernlagebericht den Geschäftsverlauf, das Geschäftsergebnis und die Lage des Konzerns so darstellt, dass ein möglichst getreues Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns entsteht und, dass der Konzernlagebericht die wesentlichen Risiken und Ungewissheiten beschreibt, denen der Konzern ausgesetzt ist.

Wien, 19. Februar 2015

Der Vorstand

Gerhard Roiss Vorstandsvorsitzender und Generaldirektor

Jaap Huijskes Vorstandsdirektor Upstream

David C. Davies Vorsitzender-Stellvertreter Finanzen

Manfred Leitner Vorstandsdirektor Downstream

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; 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; 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: [email protected]

Johannes Vetter, Media Relations Tel. +43 1 40440-22729; E-Mail: [email protected]

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.

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OMV AG — Interim / Quarterly Report 2014

751_rns_2015-02-19_9a895b15-f2d6-4ff3-9fb0-f33332c0d64c.pdf

Bericht Jänner – Dezember und Q4 2014

Gerhard Roiss, OMV Generaldirektor:

Inhalt

2| Lagebericht (ungeprüft)

Lagebericht (verkürzt, ungeprüft)

Ergebnisse auf einen Blick

Geschäftsbereiche

Exploration und Produktion (E&P)

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

Viertes Quartal 2014 (Q4/14) vs. drittes Quartal 2014 (Q3/14)

Jänner bis Dezember 2014 vs. Jänner bis Dezember 2013

Gas und Power (G&P)

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

Viertes Quartal 2014 (Q4/14) vs. drittes Quartal 2014 (Q3/14)

Jänner bis Dezember 2014 vs. Jänner bis Dezember 2013

Raffinerien und Marketing (R&M)

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

Viertes Quartal 2014 (Q4/14) vs. drittes Quartal 2014 (Q3/14)

Jänner bis Dezember 2014 vs. Jänner bis Dezember 2013

Ausblick

Mittelfristiger Ausblick

Marktumfeld

Konzern

Upstream

Downstream

Konzernabschluss und Konzernanhang (verkürzt, ungeprüft)

Gesetzliche Grundlagen und Methoden

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

Gewinn- und Verlustrechnung (verkürzt)

Cashflow (verkürzt)

Ergebnisse auf einen Blick

Bilanz (verkürzt)

Konsolidierungskreisänderungen

Gewinn- und Verlustrechnung (ungeprüft)

Gesamtergebnisrechnung (verkürzt, ungeprüft)

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

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

Viertes Quartal 2014 (Q4/14) vs. drittes Quartal 2014 (Q3/14)

Jänner bis Dezember 2014 vs. Jänner bis Dezember 2013

Bilanz, Investitionen und Verschuldungsgrad (ungeprüft)

Erläuterungen zur Bilanz zum 31. Dezember 2014

Cashflow (verkürzt, ungeprüft)

Erläuterungen zur Cashflow-Rechnung

Eigenkapitalveränderungsrechnung (verkürzt, ungeprüft)

Dividenden und Hybridkapitalzinsen

Segmentberichterstattung

Umsätze mit anderen Segmenten

Umsätze mit Dritten

Umsätze (nicht konsolidiert)

Segment- und Konzernergebnis

Vermögenswerte 1)

Ergänzende Angaben

Wesentliche Transaktionen mit nahestehenden Unternehmen

Fair Value Bewertung

Wesentliche Ereignisse nach dem Bilanzstichtag

Erklärung des Vorstands

Weitere Informationen

Abkürzungen und Definitionen

OMV Kontakte

Haftungshinweis für die Zukunft betreffende Aussagen

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