Ergänzende Angaben zum Segment Oil & Gas

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1 5 Über diesen Bericht 2 An unsere Aktionäre 5 Konzernlagebericht 17 Corporate Governance 125 Konzernabschluss 151 Ergänzende Angaben zum Segment Oil & Gas Übersichten 233 Ergänzende Angaben zum Segment Oil & Gas 225 Ergänzende Angaben Oil & Gas

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3 BASF Bericht 2014 Ergänzende Angaben zum Segment Oil & Gas 225 Ergänzende Angaben zum Segment Oil & Gas (ungeprüft) Im Folgenden werden zusätzliche Erläuterungen zu dem Arbeitsgebiet Exploration & Production des Segments Oil & Gas gegeben. Da IFRS keine spezifischen Vorschriften für derartige Angaben enthält, wurden die folgenden Informationen entsprechend den Vorschriften des US-GAAP-Standards SFAS 69 (Disclosure of Oil and Gas Producing Activities) und denen der Securities and Exchange Commission ermittelt. Gegenüber der Darstellung nach SFAS 69 wurden Modifikationen vorgenommen, um eine wirtschaftlich aussagefähige Berichterstattung über die Kooperation mit Gazprom bei den Projekten Juschno Russkoje und Achimgaz in zu ermöglichen. BASF ist über Severneftegazprom (SNG) als Inhaberin der Produktionslizenz mit insgesamt 35 % am wirtschaftlichen Erfolg des Juschno-Russkoje-Feldes beteiligt. SNG wird nach der Equity-Methode einbezogen. Die Vermarktung des Gases erfolgt über eine eigenständige Gesellschaft, die voll konso lidiert wird. Beim Projekt Achimgaz, an dem BASF mit 50 % beteiligt ist, wurde 2011 nach dem erfolgreichen Abschluss der Pilotphase mit der vollen Feldes entwicklung begonnen. In den nachfolgenden Übersichten wird unser Anteil an beiden Projekten unter ausgewiesen. Zusätzlich werden die auf die nach der Equity-Methode einbezogene SNG entfallenden Werte separat ausgewiesen. Alle voll konsolidierten Gesellschaften werden mit 100 % ihrer Werte einbezogen. Die Wintershall-Gesellschaft mit Produktions- und Explorationsrechten an den libyschen Onshore-Konzessionen 96 und 97, an der BASF mit 51 % beteiligt ist, wird als assoziiertes Unternehmen nach der Equity-Methode gemäß IAS 28 einbezogen. Die nachstehende Tabelle enthält eine Übersicht der wesent lichen Unterschiede zwischen den Angaben für das Arbeits gebiet Exploration & Production in der konsolidierten Bericht erstattung der BASF- und den Zusatzangaben zu Öl und Gas. In den aufgeführten Regionen sind folgende Länder mit opera tiven Aktivitäten enthalten: Regionen Exploration & Production Großbritannien, Niederlande, Norwegen Exploration Dänemark Libyen Abu Dhabi, Katar Argentinien Chile Statistische Informationen über Konzessionsflächen oder Anzahl der Bohrungen haben eine geringe wirt schaftliche Aussagekraft und werden daher nicht berichtet. Erdöl- und Erdgasreserven Bei den sicheren Erdöl- und Erdgasreserven handelt es sich um die Mengen an Erdöl, Erdgas und Kondensat, die unter Berücksichtigung der am Bilanzstichtag bestehenden geologischen, technischen und wirtschaftlichen Bedingungen zukünf tig gefördert werden können. Dementsprechend können die auf dieser Grundlage vorgenommenen Reservenschätzungen erheblich von den Mengen abweichen, die letztlich gefördert werden. Um die Unsicherheiten zu reduzieren, arbeitet Wintershall mit unabhängigen, international anerkannten Reservengutachtern zusammen, die die Mengen ihrer wichtigsten Erdöl- und Erdgasfelder wiederkehrend überprüfen. Die nachstehend aufgeführten Tabellen zeigen sowohl die geschätzten sicheren beziehungsweise entwickelten sicheren Reserven zum 31. Dezember 2013 und 2014 als auch Veränderungen, die auf Produktion oder andere Faktoren zurückzuführen sind. BASF-Berichterstattung Zusatzangaben zu Öl und Gas Sonstige Aktivitäten in E&P (z. B. Handelswarengeschäfte und Joint-Venture-Services) enthalten nicht enthalten At Equity einbezogene Gesellschaften (Severneftegazprom, Wolgodeminoil und Wintershall AG) Einbeziehung des Ergebnisses aus der Equity- Methode im EBIT anteilig enthalten Übergeordnete Verwaltungskosten und Finanzierungskosten enthalten nicht enthalten

4 226 Ergänzende Angaben zum Segment Oil & Gas BASF Bericht 2014 Öl 2014 Entwickelte und noch nicht entwickelte sichere Ölreserven am in Millionen Barrel (MMbbl) Revisionen und Sonstiges Erweiterungen und Neufunde Kauf/Verkauf von Reserven Produktion Sichere Reserven zum davon bei at Equity einbezogenen Gesellschaften Sichere Reserven nach At-Equity-Beteiligungen Entwickelte sichere Reserven zum Gas 2014 Entwickelte und noch nicht entwickelte sichere Gasreserven am in Billion Standard Cubic Feet (BSCF) Revisionen und Sonstiges Erweiterungen und Neufunde Kauf/Verkauf von Reserven Produktion Sichere Reserven zum davon bei at Equity einbezogenen Gesellschaften Sichere Reserven nach At-Equity-Beteiligungen Entwickelte sichere Reserven zum Die Erdgasmengen können mit dem Faktor 5,6 BSCF pro MMBOE (Million Barrel Oil Equivalent) umgerechnet werden.

5 BASF Bericht 2014 Ergänzende Angaben zum Segment Oil & Gas 227 Öl 2013 Entwickelte und noch nicht entwickelte sichere Ölreserven am in Millionen Barrel (MMbbl) Revisionen und Sonstiges Erweiterungen und Neufunde 1 1 Kauf/Verkauf von Reserven Produktion Sichere Reserven zum davon bei at Equity einbezogenen Gesellschaften Sichere Reserven nach At-Equity-Beteiligungen Entwickelte sichere Reserven zum Gas 2013 Entwickelte und noch nicht entwickelte sichere Gasreserven am in Billion Standard Cubic Feet (BSCF) Revisionen und Sonstiges Erweiterungen und Neufunde Kauf/Verkauf von Reserven Produktion Sichere Reserven zum davon bei at Equity einbezogenen Gesellschaften Sichere Reserven nach At-Equity-Beteiligungen Entwickelte sichere Reserven zum Die Erdgasmengen können mit dem Faktor 5,6 BSCF pro MMBOE (Million Barrel Oil Equivalent) umgerechnet werden.

6 228 Ergänzende Angaben zum Segment Oil & Gas BASF Bericht 2014 Operatives Ergebnis der Öl- und Gasproduktion Das operative Ergebnis beinhaltet nur diejenigen Erträge und Aufwendungen, die im direkten Zusammenhang mit der Öl- und Gasproduktion stehen. Darin sind weder Finanzierungskosten (unter anderem Zinsaufwendungen) noch übergeordnete Verwaltungskosten berücksichtigt, so dass keine Übereinstimmung mit den Beiträgen zum Segment Oil & Gas gegeben ist. Die Umsatzabweichung gegenüber der Segmentberichterstattung resultiert aus hier nicht aufzuführenden Handelswaren- und Dienstleistungsgeschäften sowie der anteiligen Berücksichtigung der im IFRS-Abschluss at Equity einbezogenen Gesellschaften. Die Ertragsteuern wurden unter Berücksichtigung des jeweils aktuell geltenden lokalen Steuersatzes berechnet. Zum Jahresende 2012 wurden die Vermögenswerte und Schulden der Wintershall Noordzee B.V. im Zusammenhang mit dem geplanten Asset-Tausch mit Gazprom bilanziell in eine Veräußerungsgruppe umgegliedert. Auf Grund der Absage der Transaktion war es notwendig, die seitdem ausgesetzten Abschreibungen durch Anpassung der Werte für das Jahr 2013 nachzuholen (in Mio. ) Erlöse Erdöl (inkl. Kondensat und LPG) Erlöse Erdgas Lokale Abgaben (Förderung, Export etc.) Nettoerlöse abzüglich Abgaben Produktionskosten Explorationsaufwand und Technologie Abschreibungen und außerplanmäßige Wertberichtigungen Sonstiges Ergebnis vor Steuern Einkommensteuer Operatives Ergebnis nach Steuern At-Equity-Ergebnis Ergebnis nach Steuern und At-Equity-Ergebnissen (in Mio. ) Erlöse Erdöl (inkl. Kondensat und LPG) Erlöse Erdgas Lokale Abgaben (Förderung, Export etc.) Nettoerlöse abzüglich Abgaben Produktionskosten Explorationsaufwand und Technologie Abschreibungen und außerplanmäßige Wertberichtigungen Sonstiges Ergebnis vor Steuern Einkommensteuer Operatives Ergebnis nach Steuern At-Equity-Ergebnis Ergebnis nach Steuern und At-Equity-Ergebnissen

7 BASF Bericht 2014 Ergänzende Angaben zum Segment Oil & Gas 229 Ausgaben der Periode für Akquisition, Exploration und Entwicklung von Öl- und Gasvorkommen Die Ausgaben der Periode umfassen alle Beträge, die im Zusammenhang mit der Akquisition, Exploration oder Entwicklung von Öl- und Gasvorkommen angefallen sind, unabhängig davon, ob eine Aktivierung oder eine Verrechnung im Aufwand erfolgte (in Mio. ) Akquisitionsausgaben Explorations- und Technologieausgaben Entwicklungsausgaben ausgaben (in Mio. ) Akquisitionsausgaben Explorations- und Technologieausgaben Entwicklungsausgaben ausgaben Aktivierte Kosten im Zusammenhang mit der Öl- und Gasproduktion Die aktivierten Kosten umfassen die gesamten Anschaffungskosten für nachgewiesene und nicht nachgewiesene Öl- und Gasvorkommen mit den zugehörigen kumulierten Abschreibungen (in Mio. ) Nachgewiesene Öl- und Gasvorkommen Nicht nachgewiesene Öl- und Gasvorkommen Ausrüstung und Sonstiges Bruttovermögen Kumulierte Abschreibungen Nettovermögen (in Mio. ) Nachgewiesene Öl- und Gasvorkommen Nicht nachgewiesene Öl- und Gasvorkommen Ausrüstung und Sonstiges Bruttovermögen Kumulierte Abschreibungen Nettovermögen

8 230 Ergänzende Angaben zum Segment Oil & Gas BASF Bericht 2014 Aktivierte Explorationsbohrungen: Kosten für suspendierte Bohrungen Die Kosten für Explorationsbohrungen werden zunächst bis zum Abschluss der Bohrarbeiten aktiviert. Wird ein Kohlenwasserstoff-Vorkommen entdeckt, das wahrscheinlich wirtschaftlich entwickelt werden kann, so bleiben die Kosten vorbehaltlich weiterer Erkundungsmaßnahmen, die Aufschlussbohrungen umfassen können, als Anlagen im Bau aktiviert. Diese aktivierten Kosten werden mindestens einmal jährlich technischen und wirtschaftlichen Bewertungen durch das Management unterzogen, um die weiterhin vorhandene Absicht einer Entwicklung oder sonstigen Nutzung des Fundes zu überprüfen. Ist diese Absicht nicht länger gegeben, werden die Beträge wertberichtigt. Werden sichere Erdöl- oder Erdgasreserven gefunden und deren Entwicklung genehmigt, dann werden die entsprechenden Aufwendungen innerhalb des Anlagevermögens in die Position Technische Anlagen und Maschinen umgebucht. Nichtfündige Explorationsbohrungen werden im Explorationsaufwand wertberichtigt. Die nachstehende Tabelle stellt die Veränderungen bei den aktivierten Explorationsbohrungen dar. Aktivierte Explorationsbohrungen 1 (in Mio. ) Stand Zugänge Explorationsbohrungen des Jahres Wertberichtigung von aktivierten Explorationsbohrungen Umbuchung fündig deklarierter Explorationsbohrungen Stand Nur voll konsolidierte Unternehmen Die nachstehende Tabelle gibt einen Überblick über die Aktivierungsdauer, die aktivierten Beträge für Explorationsbohrungen und die Anzahl suspendierter Explorationsbohrungen. Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows der sicheren Öl- und Gasreserven Die folgenden Informationen wurden entsprechend den Regelungen des US-GAAP-Standards SFAS 69 und den Vorschriften der Securities and Exchange Commission ermittelt. Hiernach ist eine standardisierte Berechnung der diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows mit den jeweiligen Erlösen, Kosten und Ertragsteuersätzen vorzunehmen. Die sicheren Reserven werden mit einem Durchschnittspreis aus den jeweiligen Notierungen am Monatsersten bewertet. Die so ermittelten Werte sind mit einem jährlichen Diskontierungszinssatz von 10 % abzuzinsen. Die ermittelten Vorhersagewerte sollten nicht als realistische Schätzung zukünftiger Cashflows ausgelegt werden. Außerdem kann nicht davon ausgegangen werden, dass der wert der zukünftigen Netto-Cashflows dem aktuellen Unternehmenswert entspricht. Die erwarteten sicheren Reserven könnten in der Zukunft erheblich von den heutigen Schätzungen abweichen. Bei der Entwicklung und Produktion der Reserven könnten zeitliche V eränderungen eintreten, und die tatsächlich realisierten Preise und Kosten könnten erheblich abweichen. Sowohl die operativen Entscheidungen als auch die Durchführung von Investitionsprojekten der Gesellschaft beruhen nicht auf den nachstehend aufgeführten Angaben, sondern auf einer größeren Bandbreite an Reservenschätzungen sowie auf abweichenden Preis- und Kostenannahmen. Die standardisierte Netto-Cashflow-Berechnung kann neben den oben genannten Aspekten auch nicht direkt mit den übrigen Vermögensdarstellungen, die an anderer Stelle im Konzernabschluss aufgeführt sind, verglichen werden, da jeder derartige Vergleich eine Überleitungsrechnung erfordern würde. Aktivierte Explorationsbohrungen 1 (in Mio. ) Bohrungen, die noch nicht fertiggestellt sind Bohrungen, die kürzer als 1 Jahr aktiviert sind Bohrungen, die länger als 1 Jahr aktiviert sind Summe Anzahl der suspendierten Bohrungen Nur voll konsolidierte Unternehmen

9 BASF Bericht 2014 Ergänzende Angaben zum Segment Oil & Gas 231 Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows 2014 (in Mio. ) Zukünftige Umsätze Zukünftige Produktions-/Entwicklungskosten Zukünftige Ertragsteuern Zukünftige undiskontierte Netto-Cashflows % Diskontierungszinssatz Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows At-Equity-Beteiligungen nach At-Equity-Beteiligungen Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows 2013 (in Mio. ) Zukünftige Umsätze Zukünftige Produktions-/Entwicklungskosten Zukünftige Ertragsteuern Zukünftige undiskontierte Netto-Cashflows % Diskontierungszinssatz Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows At-Equity-Beteiligungen nach At-Equity-Beteiligungen

10 232 Ergänzende Angaben zum Segment Oil & Gas BASF Bericht 2014 Veränderung der standardisierten Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows 2014 (in Mio. ) Stand am Verkauf von gefördertem Öl und Gas abzüglich Produktionskosten in der laufenden Periode Nettoveränderungen von stichtagsbezogenen Verkaufserlösen und Produktionskosten Nettoveränderungen aus Neufunden, Erweiterungen und verbesserten Fördertechniken abzüglich dazugehöriger Kosten Revision früherer Reservenschätzungen Investitionen der laufenden Periode Veränderungen der erwarteten Investitionen zukünftiger Perioden Kauf/Verkauf von Reserven Nettoveränderungen Ertragsteuern Diskontierung Sonstiges Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows At-Equity-Beteiligungen ohne At-Equity-Beteiligungen Veränderung der standardisierten Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows 2013 (in Mio. ) Stand am Verkauf von gefördertem Öl und Gas abzüglich Produktionskosten in der laufenden Periode Nettoveränderungen von stichtagsbezogenen Verkaufserlösen und Produktionskosten Nettoveränderungen aus Neufunden, Erweiterungen und verbesserten Fördertechniken abzüglich dazugehöriger Kosten 9 9 Revision früherer Reservenschätzungen Investitionen der laufenden Periode Veränderungen der erwarteten Investitionen zukünftiger Perioden Kauf/Verkauf von Reserven Nettoveränderungen Ertragsteuern Diskontierung Sonstiges Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows At-Equity-Beteiligungen ohne At-Equity-Beteiligungen