Upstream-Aktivitäten: Fokus auf strategische Partnerschaften und technologische Kompetenz

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1 Upstream-Aktivitäten: Fokus auf strategische Partnerschaften und technologische Kompetenz Intensive Bewertung der Investitions- und Explorationsprojekte Optimierung von Kostenstruktur und Portfolio Ausgewählte Kooperationen, innovative Technologien sowie verantwortungsvolle Entwicklung und Produktion November 2017 Tel Fax Wintershall Holding GmbH Unternehmenskommunikation Postfach Kassel, Deutschland Wintershall stellt ihre Wettbewerbsfähigkeit auch in Zeiten niedriger Ölund Gaspreise sicher: durch eine fortlaufende Optimierung der Kostenstruktur und des Portfolios an Öl- und Gas-Aktivitäten. Dazu bewertet Deutschlands größter international tätiger Erdöl- und Erdgasproduzent mit rund 2000 Mitarbeitern derzeit alle Investitionsund Explorationsprojekte ebenso wie Technologieausgaben noch intensiver. Grundsätzlich basieren unsere Investitionsentscheidungen und Aktivitäten auf einer langfristigen Einschätzung des Ölpreises, da zwischen der Entdeckung einer Lagerstätte und der Produktionsaufnahme gut zehn Jahre liegen können, sagt Mario Mehren, Vorstandsvorsitzender von Wintershall, einer 100-prozentigen Tochter der BASF. Erdöl und Erdgas werden auch in Zukunft einen wesentlichen Beitrag zur Deckung des steigenden Energiebedarfs der wachsenden Weltbevölkerung leisten. Wintershall investiert deshalb weiter in die

2 Seite 2 Exploration und Produktion von Öl und Gas, vor allem in den Kernregionen Europa, Nordafrika, Russland und Südamerika. Zusätzlich soll mit der Region Middle East eine weitere Schwerpunktregion aufgebaut werden. Die Aktivitäten der Heimischen Förderung in Deutschland bilden dabei das Zentrum für Innovationen und Forschung. Die Ergebnisse der letzten Jahre zeigen, dass wir mit der Ausrichtung unseres Unternehmens auf Schwerpunktregionen in Kombination mit strategischen Partnerschaften und innovativer Technologie richtig liegen, so Mario Mehren. Das gilt beispielhaft für den sibirischen Permafrost, die Nordsee in Europa, die Wüstenregionen und Feuerland in Argentinien. Technologische Kompetenz, operative Exzellenz und langjährige, partnerschaftliche Zusammenarbeit mit National Oil Companies (NOCs) sind unsere Stärken im Wettbewerb um weltweite Ressourcen und die Wachstumsstrategie von Wintershall, so Mehren. Produktion auf Rekordhöhe Wintershall hat ihre Öl- und Gasproduktion 2016 um 12 Millionen Barrel Öläquivalent (boe) auf 165 Millionen boe gesteigert. Wir werden auch weiter die Basis für unser zukünftiges Produktionswachstum legen, so Mehren. Wintershall plant in den kommenden fünf Jahren rund 4,4 Milliarden Euro in den Ausbau ihrer Öl- und Gasaktivitäten zu investieren, insbesondere in Norwegen, Argentinien und Russland. Hier gelte es mit Blick auf die aktuellen Öl- und Gaspreise aber jede Entscheidung sehr sorgfältig abzuwägen, sagt Mehren. Mit einer Fündigkeitsquote von fast 65 Prozent bei Explorations- und Appraisalbohrungen hat Wintershall eine hervorragende Bilanz. Im Jahr 2016 hat Wintershall insgesamt 14 Aufschluss- und Erweiterungsbohrungen abgeschlossen, von denen 9 fündig waren. Die sicheren Erdöl- und Erdgasreserven sind im Vergleich zum Jahresende 2015 um 7 Prozent auf 1,622 Milliarden boe gesunken. Die 2016 produzierten Mengen wurden zu 26 Prozent ersetzt. Die rechnerische Reichweite, die sich auf die Förderung im Jahr 2016 und auf den Reservenbestand am Jahresende bezieht, beträgt rund 10 Jahre (2015: 11 Jahre). Der Umsatz mit Dritten ging bei Wintershall im Jahr 2016 gegenüber dem Vorjahr auf 2,768 Milliarden Euro (2015: 12,998) zurück (Mengen 3%, Preise/Währungen -3%, Portfoliomaßnahmen -79%). Maßgeblich hierfür war der Ende September 2015 vollzogene Tausch von Vermögenswerten mit der russischen Gazprom, durch den die Beiträge

3 Seite 3 des Gashandels- und Gasspeichergeschäfts sowie der Wintershall Noordzee B.V. entfielen. Diese Aktivitäten hatten 2015 mit 10,1 Milliarden Euro zum Umsatz beigetragen. Der Preis für ein Barrel der Referenzrohölsorte Brent betrug im Jahr 2016 durchschnittlich 44 US- Dollar (2015: 52 US-Dollar). Die Gaspreise an den europäischen Spotmärkten sind im Vergleich zum Vorjahr um 29% und damit ebenfalls stark gefallen. Sowohl die Ölpreise als auch die Gaspreise haben sich zum Ende des Jahres 2016 gegenüber dem Jahresbeginn deutlich erholt. Das Ergebnis der Betriebstätigkeit (EBIT) vor Sondereinflüssen nahm infolge des Umsatzrückgangs auf 517 Millionen Euro (2015: 1.366) ab. Dies ist vor allem auf die gefallenen Öl- und Gaspreise sowie die Devestition des Gashandels- und Gasspeichergeschäfts an Gazprom zurückzuführen. Die an Gazprom abgegebenen Aktivitäten hatten 2015 mit rund 260 Millionen Euro zum EBIT vor Sondereinflüssen beigetragen. Zudem fiel der Ergebnisbeitrag aus der Beteiligung am Erdgasfeld Juschno Russkoje erwartungsgemäß geringer aus. Grund hierfür war die vertragliche Vereinbarung mit dem Partner Gazprom, in der für 2016 ein Ausgleich für die in den vergangenen Jahren bezogenen Mehrmengen vorgesehen war. Positiv wirkten sich dagegen umfangreiche Maßnahmen zur Optimierung der Explorationsund Technologieprojekte sowie die erfolgreiche Umsetzung von operativen Maßnahmen zur Kostensenkung aus. Das EBIT sank um 573 Millionen Euro auf 499 Millionen Euro. Das Ergebnis des Unternehmens nach Steuern und Anteilen anderer Gesellschafter nahm im Vergleich zum Vorjahr um 66 Prozent auf 362 Millionen Euro (2015: Millionen Euro) ab. Aus dem Erdgasfeld Juschno Russkoje fördert Wintershall mit Gazprom seit Die Basis für das gute Ergebnis in 2016 trotz schwieriger Rahmenbedingungen: ein diversifiziertes Portfolio mit niedrigen Produktions- und Reservenersatzkosten, insbesondere in Russland und Argentinien. Damit sind wir in der Lage, auch bei niedrigen Ölpreisen positiv zum Ergebnis der BASF-Gruppe beizutragen, sagt der Wintershall-Vorstandsvorsitzende. Sichere Versorgung aus Russlands Quellen Die gemeinsame Produktion in Russland und die weiteren Feldesentwicklungen in Westsibirien mit dem Partner Gazprom leisten einen wesentlichen Beitrag für den Produktionszuwachs. Das Feld Juschno Russkoje, an dessen wirtschaftlichem Erfolg Wintershall über Severneftegazprom mit 35 Prozent beteiligt ist, fördert seit Mitte 2009 auf Plateauniveau 25 Milliarden Kubikmeter Erdgas im Jahr. In

4 Seite 4 der westsibirischen Lagerstätte befinden sich förderbare Reserven mehr als 600 Milliarden Kubikmeter Erdgas. Die ersten Bohrungen zur Entwicklung der Turon-Horizonte, einer weiteren Formation dieses Erdgasfeldes, wurden erfolgreich abgeteuft. Mitte 2016 erreichte die kumulierte Erdgasproduktion aus dem Feld 200 Milliarden Kubikmeter. Auch das zweite Projekt, die Entwicklung des Teilgebietes 1 a der technisch anspruchsvollen Achimov-Formation des Urengoi-Feldes, läuft erfolgreich. Dort wurde die schrittweise Feldesentwicklung weitergeführt: Ende 2016 wurde aus 78 Bohrungen produziert. Bis 2019 sollen bis zu 113 Bohrungen die Produktion des Joint Ventures Achimgaz auf ein jährliches Plateauniveau von rund 8 Milliarden Kubikmetern Erdgas steigern. Insgesamt sollen aus dieser Konzession bis zu 200 Milliarden Kubikmeter Erdgas und 40 Millionen Tonnen Kondensat gefördert werden. Gasaufbereitungsanlage beim deutsch-russischen Joint Venture Achimgaz. Durch den Ende September 2015 mit der Gazprom vollzogenen Tausch von Unternehmensanteilen hat Wintershall zudem einen Anteil von 25,01 Prozent an den Blöcken 4 a und 5 a der Achimov- Formation erhalten. Die beiden Blöcke verfügen nach dem Entwicklungsplan insgesamt über Kohlenwasserstoffvorkommen in Höhe von 274 Milliarden Kubikmetern Erdgas und 74 Millionen Tonnen Kondensat. Die Vorkommen werden gemeinsam von Wintershall und Gazprom erschlossen. Im Gegenzug übertrug BASF/Wintershall in dem Tausch von wertgleichen Vermögensgegenständen mit wirtschaftlicher Rückwirkung zum 1. April 2013 ihre Beteiligungen an den bisher gemeinsam betriebenen Erdgashandels- und Erdgasspeichergeschäften an Gazprom. Außerdem ist der russische Partner mit 50 Prozent an der Wintershall Noordzee B.V. beteiligt, die in der Erdöl- und Erdgassuche in der südlichen Nordsee tätig ist. Zusätzlich zum Engagement in Westsibirien ist Wintershall im Gebiet Wolgograd aktiv. Dort fördert Wintershall seit fast zwei Jahrzehnten Erdöl im Joint Venture Wolgodeminoil mit der russischen Lukoil. Ausweitung der Produktion in Norwegen Ein wesentlicher Baustein für den Produktionsausbau in den vergangenen Jahren in Norwegen ist die Partnerschaft mit dem norwegischen Unternehmen Statoil. Im Jahr 2013 hat Wintershall im Rahmen eines Asset-Tausches von Statoil Anteile an den drei produzierenden Feldern Brage, Gjøa und Vega erhalten. Zusätzlich hat Wintershall im Oktober 2013 mit Brage zum ersten Mal die Produktionszuwachs in der nördlichen Nordsee.

5 Seite 5 Betriebsführerschaft einer großen Produktionsplattform in Norwegen übernommen. Im September 2014 haben die beiden Unternehmen eine weitere Transaktion vereinbart. Wintershall hat von Statoil zusätzliche Anteile an den zwei produzierenden Feldern Gjøa (5 Prozent) und Vega (24,5 Prozent) erworben. Der Gesamtanteil von Wintershall beträgt jetzt bei Gjøa 20 Prozent und bei Vega 55,6 Prozent. Zudem ging im März 2015 die Betriebsführerschaft des Feldes Vega von Statoil auf Wintershall Norge AS über. Vega ist die erste von der BASF-Tochter betriebene SubSea-Produktion in Norwegen. Das Unternehmen ist zudem Anteilseigner am Entwicklungsprojekt Aasta Hansteen (24 Prozent), dem Fund Asterix (19 Prozent), an dem Pipeline-Projekt Polarled (13,3 Prozent) sowie an vier Explorationslizenzen im Vøring-Becken in der Nähe von Aasta Hansteen. Die Anteile an den Assets umfassen Reserven und Ressourcen (2P/2C) von rund 170 Millionen Barrel Öläquivalent (boe). Durch diese Transaktionen hat Wintershall die tägliche Produktion in Norwegen weiter ausgebaut. Mit dem Produktionsstart des Feldes Ivar Aasen im Dezember 2016 hat Wintershall ihre Position als einer der großen Öl- und Gasförderer auf dem norwegischen Festlandsockel zudem weiter gestärkt. Für Wintershall ist dies ein wichtiger Meilenstein, um eigene Funde wie Maria und Skarfjell in den kommenden Jahren zügig in Produktion zu bringen. Neben Knarr und Edvard Grieg ist Ivar Aasen das dritte norwegische Entwicklungsprojekt, an dessen Überführung in die Produktion Wintershall seit 2015 beteiligt war. Zusammen mit den von Statoil erworbenen Anteilen an Brage, Gjøa und Vega konnte Wintershall die tägliche Produktion in Norwegen auf über boe steigern. Neben solch partner-operierten Feldern konzentriert sich Wintershall auf die Projekte mit eigener Betriebsführerschaft wie Maria und Skarfjell. Der eigenoperierte Maria-Fund (Wintershall-Anteil 50 Prozent) mit geplantem Produktionsstart im ersten Halbjahr 2018 verfügt über geschätzt 180 Millionen Barrel Öläquivalent an technisch gewinnbaren Ressourcen. Im März 2017 hat Wintershall einen weiteren Meilenstein erreicht: Das Rig Deepsea Stavanger hat mit den Bohrarbeiten begonnen. Gleichzeitig wurden die beiden Unterwasserinstallationen in 300 Metern Wassertiefe an die nahegelegenen Plattformen Kristin, Heidrun und Åsgard B angeschlossen. Wintershall nutzt damit die bereits bestehende Infrastruktur für die eigene Förderung. Investitionen für einen Plattformneubau sind so nicht notwendig.

6 Seite 6 Ausgebaut wurde das Engagement in Norwegen zudem durch die Zuteilung von fünf neuen Explorationslizenzen durch das norwegische Energieministerium im Rahmen der Lizenzrunde APA Bei zwei dieser Lizenzen fungiert Wintershall als Betriebsführer. Alle Lizenzen befinden sich in Kerngebieten von Wintershall: in der norwegischen Nordsee sowie nahe dem Entwicklungsgebiet Aasta Hansteen in der Norwegischen See. Traditionelle Förderung in der südlichen Nordsee In der Nordsee und ihren Anrainerstaaten wird noch immer rund 50 Prozent des Erdgases gefördert, das in der Europäischen Union benötigt wird. Die heimische Nordsee ist somit eine wichtige und sichere Quelle für die europäische Versorgung über das Jahr 2020 hinaus. In den Niederlanden ist Wintershall einer der größten Erdgasproduzenten und betreibt dort rund 20 Offshore-Plattformen. Um die Betriebsführung offshore effizient zu steuern, kontrolliert Wintershall einen Großteil dieser Plattformen mit einem modernen Funküberwachungssystem von Den Helder aus. Mit der Plattform Wingate in der britischen Nordsee werden Anlagen in vier verschiedenen Ländern sowie mehr als 20 Plattformen von der Zentrale für Remote Controlled Operations (RCO) überwacht: neben den Plattformen in der niederländischen Nordsee gehören eine Plattform in der deutschen, eine in der dänischen und die Wingate-Plattform in der südlichen britischen Nordsee dazu. Dadurch wird die Zahl der Transport- und Versorgungsflüge zu den Plattformen um ein Drittel reduziert. Die 100-prozentige BASF-Tochter ist bereits seit 1965 in der Region tätig. In Zukunft soll die Erdgasproduktion in den Niederlanden zunehmend durch eine Erdölkomponente ergänzt werden. Ein Kernstück ist hierbei der Offshore Fund Rembrandt, der 120 Kilometer nördlich von Den Helder innerhalb der Explorationslizenz F17a liegt. Das Rembrandt- Reservoir ist einer der größten Ölfunde der letzten Jahre in der südlichen Nordsee; für Rembrandt wird zurzeit an einem Entwicklungskonzept gearbeitet. Mit der unbemannten Minimum Facility -Plattform L6-B hat 2015 eine weitere Plattform die Erdgasproduktion in der niederländischen Nordsee aufgenommen; ermöglicht wird der Einsatz in dem militärischen Sperrgebiet durch ein minimales Plattform-Design, das wirtschaftliche Ausbeute auch bei sehr kleinen Vorkommen ermöglicht. Die Erdölförderung

7 Seite 7 aus den Lagerstätten Kotter und Logger wurde hingegen eingestellt, da die begrenzten Restmengen nicht mehr wirtschaftlich förderbar sind. In der britischen Nordsee hat Wintershall im Oktober 2011 mit der Wingate-Plattform die erste eigenoperierte Erdgasproduktion in Großbritannien in Betrieb genommen. Wingate fördert derzeit eine Gesamtmenge (100 Prozent) von rund 2 Millionen Kubikmetern Erdgas pro Tag. Wintershall Noordzee besitzt einen Anteil von 49,5 Prozent an der Plattform. Zudem exploriert Wintershall vor der Küste Dänemarks. Mit der eigenoperierten Explorationsbohrung Hibonite in der westlichen dänischen Nordsee ist Wintershall im März 2013 auf Erdöl gestoßen. In der nächsten Phase werden nun die Wirtschaftlichkeit des Hibonite Fundes sowie potenzielle zusätzliche Reserven untersucht. Das nahegelegene Feld Ravn überführt Wintershall Noordzee dieses Jahr stufenweise mit Hilfe eines sogenannten Appraisal through Development -Konzepts von der Entwicklungs- in die Produktionsphase. Über eine Unterwasserpipeline kann das produzierte Erdöl von einer unbemannten Produktionsplattform zur 18 Kilometer entfernten Plattform A6-A in der deutschen Nordsee befördert werden. Von dort wird es über bestehende Infrastruktur weiter zur niederländischen Küste transportiert. Ravn ist das erste Feld in Dänemark, das Wintershall Noordzee als Betriebsführer (Anteil: 63,6%) in die Produktion überführt. Das dänische Energieministerium hat Wintershall Anfang 2016 drei neue Lizenzen in der dänischen Nordsee zugeteilt. Wintershall ist in allen drei Lizenzen Betriebsführer. Stärkeres Upstream-Engagement in der MENA-Region Als neues Schwerpunktgebiet entwickelt Wintershall zunehmend Aktivitäten in der sogenannten MENA Region (Middle East / North Africa) und will ihr Engagement dort deutlich verstärken. Neben der Produktion in Libyen sollen neue Erdgas- und Kondensatreserven in den Vereinigten Arabischen Emiraten erschlossen werden. Wir haben das Know-how und die Technologie, um dort als attraktiver Partner aufzutreten, erläutert Martin Bachmann, Mitglied des Vorstandes der Wintershall und zuständig für den Bereich Exploration und Produktion in Europa und Middle East. In Katar hat Wintershall Ende Mai 2015 mit Auslaufen der Konzessionslizenz seine Aktivitäten eingestellt. Der Erdgasfund Al Radeef konnte aufgrund fehlender Zugänge zur lokalen Infrastruktur nicht realisiert werden. In der libyschen Wüste produziert Wintershall aus acht Ölfeldern. In Abu Dhabi hat Wintershall 2015 die erste eigenoperierte Erkundungsbohrung zur Entwicklung des Sauergas- und Kondensatfeldes Shuwaihat abgeschlossen. Die zweite

8 Seite 8 Erkundungsbohrung offshore wurde 2016 gestartet und Mitte 2017 erfolgreich beendet. Derzeit läuft die Auswertung der Ergebnisse. Im Juni 2012 hatten die Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC), Wintershall (Betriebsführer) und OMV eine Vereinbarung über die technische Bewertung von Shuwaihat unterzeichnet. Wintershall bringt hier technologische Expertise ein und kann auf mehr als 40 Jahre Erfahrung in der sicheren Entwicklung und Förderung aus Sauergasvorkommen (H 2S und CO 2) zurückgreifen. Der Erfolg der Wintershall beruht auf der Kombination moderner Explorationstechniken und innovativer Förderverfahren zur Steigerung der Ausbeute aus komplexen Lagerstätten. Diese Expertise wollen wir auch für die weitere Entwicklung technisch anspruchsvoller Felder in der Region nutzen, erläutert Wintershall-Vorstand Bachmann. Wintershall hat 2015 die Partnerschaft mit ADNOC weiter ausgebaut: Eine Absichtserklärung zur gemeinsamen Erforschung von Methoden zur Erhöhung der Lagerstättenausbeutung (Enhanced Oil Recovery EOR) wurde im November unterzeichnet. Im April 2016 unterzeichnete Wintershall mit der National Iranian Oil Company ein Memorandum of Understanding über eine mögliche Zusammenarbeit der Unternehmen. In Nordafrika blickt Wintershall auf eine lange Geschichte zurück: In der libyschen Wüste ist das Unternehmen bereits seit 1958 in der Exploration und Produktion aktiv. Neben einer Beteiligung am Offshore-Feld Al Jurf, werden in Libyen acht Onshore-Ölfelder in den Konzessionen 96 und 97 betrieben. Die Förderung ist insbesondere auf Grund von Blockaden der Transportinfrastruktur nur sehr eingeschränkt möglich. Das Erdölfeld Al Jurf vor der Küste Libyens konnte dagegen durchgängig betrieben werden. In Argentinien gut positioniert für neue Ressourcen Seit fast 40 Jahren fördert Wintershall in Argentinien Kohlenwasserstoffe, insbesondere Erdgas, und ist mittlerweile der viertgrößte Gasproduzent des Landes. Das Unternehmen ist in den zentralargentinischen Provinzen Neuquén und Mendoza sowie im Süden vor der Küste Feuerlands aktiv. Die hundertprozentige Tochtergesellschaft Wintershall Energía S.A besitzt gegenwärtig Beteiligungen an insgesamt 15 Öl- und Gasfeldern und fördert jährlich rund 26 Millionen Barrel Öläquivalent (boe). Im Februar 2016 konnte Wintershall mit Total und Pan American South zudem die Produktion aus dem neuen Erdgasfeld Vega Pléyade in der

9 Seite 9 argentinischen See vor der Küste von Feuerland starten. Die Vega Pléyade Plattform hat ein tägliches Produktionsvolumen von 8,5 Millionen Kubikmetern erreicht und wird dabei helfen, die Belieferung der bereits in Betrieb befindlichen Gasaufbereitungsanlagen in der Region zu optimieren. Bisher haben sich die Aktivitäten von Wintershall in Argentinien zumeist auf die Förderung aus konventionellen Lagerstätten beschränkt. Jetzt untersucht das Unternehmen verstärkt auch das Potenzial unkonventioneller Lagerstätten. Argentinien verfügt über die zweitgrößten Schiefergasvorkommen der Welt. Von besonderer Bedeutung ist die Vaca Muerta-Formation, die auch in der argentinischen Provinz Neuquén angetroffen wird. Seit mehr als 20 Jahren ist Wintershall in der Provinz Neuquén im Bereich der konventionellen Förderung von Erdgas und Erdöl aktiv. Im Block Aguada Pichana wurden bislang mehr als 350 Bohrungen abgeteuft. Aus rund 200 dieser Bohrungen wird heute Erdgas gefördert wurden in dem Block täglich 7,4 Millionen Standardkubikmeter Gas gefördert. Zudem wurde im Jahr 2014 ein Schiefergas-Pilotprojekt gestartet: Die geplanten zwölf Horizontalbohrungen mit 1000 bis 1500 Meter langen Ablenkungen sollen Erdgas in der Vaca Muerta-Formation nachweisen. Momentan wird aus 13 Bohrungen dieses Projekts mit vielversprechenden Ergebnissen gefördert. Aguada Pichana wird jetzt in zwei separate Blöcke gegliedert: Aguada Pichana Este (Ost) und Aguada Pichana Oeste (West). Im 761 km² großen östlichen Teil (für dessen Betrieb Total Austral verantwortlich sein wird) befinden sich alle gegenwärtigen Anlagen und die derzeitige Aguada-Pichana-Produktion. Wintershall behält dort seine ursprüngliche Beteiligung (27,27 %) an allen Projekten, die herkömmliches Gas und Tight-Gas betreffen. Hinsichtlich der Schiefergasprojekte in der Vaca-Muerta-Formation wird Wintershall künftig 22,5 % der Anteile halten (4,77 % werden an TOTAL verkauft). Seine Beteiligung an Aguada Pichana Oeste wird Wintershall an PAE verkaufen, den künftigen Betreiber des betreffenden Blocks. Gasförderanlage San Roque in Neuquén (Argentinien). Der 1040 Quadratkilometer große Block San Roque (Wintershall 24,7 %, Betriebsführer Total 24,7 %, YPF 34,1 %, PAE 16,5 %) liegt nordöstlich von Aguada Pichana. Hier werden aus rund 50 Bohrungen täglich bis zu 4,5 Millionen Kubikmeter Gas gefördert.

10 Seite 10 Im Süden der Provinz Mendoza hält Wintershall Energía als Betriebsführer die Explorationsgenehmigung für den Block CN-V (50 Prozent Wintershall, 50 Prozent Geopark). Seit 2014 ist Wintershall am Block Aguada Federal in der Provinz Neuquén beteiligt und ist hier Betriebsführer. Im Dezember 2015 wurde diese Beteiligung von 50 auf 90 Prozent erhöht. Gemeinsam mit dem lokalen staatlichen Energieunternehmen, Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP), will Wintershall die Konzession untersuchen und das Entwicklungspotenzial prüfen. Auch hier finden sich höffige Gesteine der Vaca Muerta-Formation. Nach zwei vertikalen Explorationsbohrungen wurden in der so genannten Pilotphase vier Horizontalbohrungen abgeteuft, die jeweils ungefähr 1000 Meter waagerecht verlaufen. Diese werden nun getestet und die Ergebnisse ausgewertet. Mit Bandurria Norte (Neuaufteilung der Konzession Bandurria) erhielt Wintershall zusätzlich einen neuen Block als Betriebsführer (100 Prozent). Wintershall hat im Sommer 2017 die letzte von drei geplanten Pilotbohrungen ins Schiefergestein der Vaca-Muerta- Formation abgeteuft. Die Bohrungen in dem 107 Quadratkilometer großen Block zielen auf sehr vielversprechendes Schiefergestein der Vaca-Muerta-Formation. Die Bohrungen sollen Anfang nächsten Jahres in Produktion gehen. Heimische Förderung als Innovationszentrum In Deutschland leistet Wintershall seit mehr als 85 Jahren durch die Heimische Förderung von Erdöl und Erdgas einen wesentlichen Beitrag zur Versorgungssicherheit. Die Produktion in Deutschland ist aufgrund schwieriger geologischer Rahmenbedingungen technologisch anspruchsvoll und oft nur mit erheblichem Mehraufwand und Spezialtechniken möglich, erläutert der Wintershall- Vorstandsvorsitzende Mehren. Wintershall zeige in der Heimat, wie sich unter herausfordernden Bedingungen erfolgreich produzieren lässt. Zugleich ist die Produktion von Öl und Gas in Deutschland die Grundlage kontinuierlicher Innovationen, die auch international Akzente setzt. Die Arbeit in Deutschland - unter hohen geologischen und rechtlichen Anforderungen - bildet zugleich die Basis für Innovationen und Hochtechnologien, mit denen wir weltweit punkten und internationale Energiepartnerschaften knüpfen können, so Mehren. Bohrung Düste Z10 in der Nähe von Barnstorf, Niedersachsen.

11 Seite 11 Auch auf die in Deutschland gesammelte Erfahrung in der sicheren Entwicklung und Förderung von Sauergas (H 2S und CO 2) und Tight- Gas kann Wintershall bei internationalen Kooperationen zurückgreifen. Tight-Gas lagert in einer tief liegenden Gesteinsschicht aus dichtem Sandstein und kann nur mit der Hydraulic-Fracturing-Methode gefördert werden. Beim Projekt Düste Z10 in unmittelbarer Nähe zum Standort Barnstorf in Niedersachsen wird ein förderbares Potenzial von etwa 10 Milliarden Kubikmetern Erdgas vermutet. Wintershall produziert bereits seit mehr als 30 Jahren mit Hilfe dieser erprobten Technologie Erdgas. Die Tight-Gas-Technologie aus Deutschland setzt Wintershall nicht nur bei der Heimischen Förderung, sondern auch in Russland, den Niederlanden und in Argentinien ein. In Landau in der Pfalz befindet sich eines der größten Erdölfelder im Oberrheingraben. Wintershall fördert am Standort seit der Entdeckung des Feldes im Jahr 1955 Erdöl. Insgesamt fördert Wintershall im Betrieb Landau jährlich bis zu Tonnen Erdöl. In der Region Großaitingen nahe Augsburg fördert Wintershall seit fast 40 Jahren Erdöl. Seitdem wurden an dem bayerischen Standort bereits rund 1,4 Millionen Tonnen Rohöl gefördert. Insgesamt fördert Wintershall im Betrieb Aitingen mehr als Tonnen Erdöl jährlich. Der Innovationsgeist von Wintershall ist noch mit einem weiteren deutschen Standort verbunden: Emlichheim in Niedersachsen. Seit über 70 Jahren fördert Wintershall an der deutsch-niederländischen Grenze Erdöl und das auf konstantem Niveau. Das ist weltweit einzigartig. So haben wir die Produktionsdauer in Emlichheim mit Hilfe des Dampfflutverfahrens im Vergleich zur ursprünglichen Planung bereits verdreifacht. Derzeit fördert Wintershall in Emlichheim rund Tonnen Erdöl pro Jahr. Die Produktion kann die nächsten Jahrzehnte fortgesetzt werden. Dieser lange Förderzeitraum ist das Resultat einer weiteren höchst wirkungsvollen Innovation: Die Kombination von horizontalen Bohrungen mit der Dampffluttechnik. Hierbei wird das Öl in der Lagerstätte mit heißem Wasserdampf erhitzt und auf diese Weise verdünnt und leichter förderbar gemacht. Im September 2016 wurden zwölf neue Bohrungen gestartet. Sie erschließen die bekannte Erdöllagerstätte, den Bentheimer Sandstein, in einer Tiefe von 700 bis 900 Metern. Acht der zwölf Bohrungen dienen später der Erdölförderung, über vier Bohrungen wird heißer Dampf in die Lagerstätte injiziert. Wintershall hat weltweit anerkannte Umweltstandards und wendet sie täglich an. Das Offshore-Feld Mittelplate im schleswig-holsteinischen Wattenmeer, an dem Wintershall gemeinsam mit DEA (Betriebsführer) zu je 50 Prozent beteiligt ist, stellt nach wie vor die tragende Säule der

12 Seite 12 Erdölförderung in Deutschland dar und gilt international als Musterbeispiel für die Verbindung von Ökologie und Ökonomie. Wintershall. Wir fördern Zukunft. Weitere Informationen finden Sie im Internet unter oder folgen Sie uns auf Twitter, Facebook und Youtube. Diese und andere Bilder stehen auf in der Mediathek zum Download bereit. Zukunftsgerichtete Aussagen und Prognosen Diese Mitteilung enthält zukunftsgerichtete Aussagen. Diese Aussagen basieren auf den gegenwärtigen Einschätzungen und Prognosen des Vorstands sowie den ihm derzeit verfügbaren Informationen. Die zukunftsgerichteten Aussagen sind nicht als Garantien der darin genannten zukünftigen Entwicklungen und Ergebnisse zu verstehen. Die zukünftigen Entwicklungen und Ergebnisse sind vielmehr abhängig von einer Vielzahl von Faktoren; sie beinhalten verschiedene Risiken und Unwägbarkeiten und beruhen auf Annahmen, die sich möglicherweise als nicht zutreffend erweisen. Wir übernehmen keine Verpflichtung, die in dieser Mitteilung gemachten zukunftsgerichteten Aussagen zu aktualisieren.