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 März 2018 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 seine Investitions- und 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. Öl- und Gasproduktion bleibt auf Rekordniveau Mit 164 Millionen Barrel Öläquivalent (boe) lag die Öl- und Gasproduktion von Wintershall im Jahr 2017 auf der Höhe des Vorjahres (2016: 165 Millionen boe). Wir werden auch weiter die Basis für unser zukünftiges Produktionswachstum legen, so Mehren. Wintershall plant bis 2022 rund 3,5 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 auch weiter sehr sorgfältig abzuwägen, sagt Mehren. Im Jahr 2017 hat Wintershall insgesamt sieben Aufschluss- und Erweiterungsbohrungen abgeschlossen, von denen drei fündig waren. Die sicheren Erdöl- und Erdgasreserven sind im Vergleich zum Jahresende 2016 um 3 Prozent auf Millionen boe (2016: Millionen boe). gestiegen. Die 2017 produzierten Mengen wurden zu 133 Prozent ersetzt. Die rechnerische Reichweite, die sich auf die Förderung im Jahr 2017 und auf den Reservenbestand am Jahresende bezieht, beträgt rund 10 Jahre (2016: 10 Jahre). Der Umsatz mit Dritten nahm bei Wintershall im Jahr 2017 gegenüber dem Vorjahr infolge höherer Preise und Mengen um 476 Millionen auf Millionen Euro (2016: Millionen Euro) zu. Zum Absatzwachstum trugen vor allem die höheren Verkaufsmengen von Gas bei. Der Preis für ein Barrel der Referenzrohölsorte Brent betrug im Jahr 2017 durchschnittlich 54 US-Dollar (2016: 44 US-Dollar). Die

3 Seite 3 Gaspreise an den europäischen Spotmärkten sind im Vergleich zum Vorjahr um 24% gestiegen. Das Ergebnis der Betriebstätigkeit (EBIT) vor Sondereinflüssen nahm 2017 um 276 Millionen auf 793 Millionen zu (2016: 517 Millionen Euro). Dies ist vor allem auf die gestiegenen Öl- und Gaspreise sowie den höheren Ergebnisbeitrag aus der Beteiligung am Erdgasfeld Juschno Russkoje zurückzuführen. Positiv wirkten sich ebenfalls umfangreiche Maßnahmen zur Optimierung der Explorations- und Technologieprojekte sowie die erfolgreiche Umsetzung von operativen Maßnahmen zur Kostensenkung aus. Das EBIT stieg um 544 Millionen Euro auf Millionen Euro (2016: 499 Millionen Euro). Es enthielt Sondererträge aus Zuschreibungen in Norwegen und den Niederlanden sowie aus dem Verkauf von Anteilen an der Konzession Aguada Pinchana in Argentinien. Gegenläufig wirkte eine Wertberichtigung des Explorationspotenzials in Norwegen. Der Jahresüberschuss nach Anteilen anderer Gesellschafter erhöhte sich um 357 Millionen Euro auf 719 Millionen Euro (2016: 362 Millionen Euro). Die Basis für das gute Ergebnis in 2017 trotz weiterhin 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 geplanten Produktionszuwachs. Die Erdgasproduktion aus dem westsibirischen Erdgasfeld Juschno Russkoje feierte Ende 2017 ihr zehnjähriges Jubiläum. Das Feld, 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 der westsibirischen Lagerstätte befinden sich förderbare Reserven mehr als 600 Milliarden Kubikmeter Erdgas. Im ersten Halbjahr 2018 wird eine Gesamtförderung von 250 Milliarden Kubikmetern erreicht. Das entspricht in etwa dem deutschen Erdgasverbrauch der letzten drei Jahre. Die dort produzierten Erdgasmengen werden unter anderem über die Nord Stream nach Europa transportiert. Damit trägt

4 Seite 4 Wintershall entscheidend zur sicheren Erdgasversorgung in Europa bei. 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 2017 wurde aus 88 Bohrungen produziert. Bis 2020 sollen bis zu 110 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. 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. Wolgodeminoil, Wintershalls Joint Venture mit dem russischen Partner RITEK (ein 100-prozentiges Tochterunternehmen der russischen LUKOIL) in Südrussland, feierte vor kurzem sein 25-jähriges Bestehen. Die Kooperation beider Unternehmen gilt als Wegbereiter der deutschrussischen Erdölförderung und steht auch heute noch beispielhaft für die erfolgreiche bilaterale Zusammenarbeit sowie den gemeinsamen wirtschaftlichen Erfolg. Sie ist ein weiterer Garant dafür, dass wir zuversichtlich in eine gemeinsame Zukunft mit Russland blicken: Unsere Projekte aber auch die über 25 Jahre währende Kooperation mit unseren russischen Partnern haben im vergangenen Jahr einmal mehr gezeigt, dass wir die deutsch-russische Zusammenarbeit vertrauensvoll, stabil und erfolgreich gestalten können, betonte Mehren: Auf diesem partnerschaftlichen Fundament und mit den erheblichen Erdgasreserven in Sibirien wird Russland auch weiterhin die zentrale Säule im Portfolio des Unternehmens sein. Ausweitung der Produktion in Norwegen Ein wesentlicher Baustein des langfristigen soliden Wachstums in Norwegen ist die Partnerschaft mit dem norwegischen Unternehmen Statoil. Im Rahmen zweier umfangreicher wirtschaftlicher Transaktionen hat Wintershall die Betriebsführerschaft für die produzierenden Felder Brage und Vega übernommen und auch Anteile am Feld Gjøa erhalten. Im Zusammenhang mit der Vereinbarung aus dem Jahr 2015 hat

5 Seite 5 Wintershall Anteile am Entwicklungsprojekt Aasta Hansteen (24 Prozent), am Fund Asterix (19 Prozent) und am Pipeline-Projekt Polarled (13,3 Prozent) übernommen. Die Anteile an den Assets umfassen Reserven und Ressourcen (2P/2C) von rund 170 Millionen Barrel Öläquivalent (boe). Maria: Blaupause für die Branche Bei Maria handelt es sich um das erste Feld in Norwegen, das von der Entdeckung bis zum Produktionsstart gänzlich von Wintershall entwickelt wurde. Mit dem Produktionsstart im Dezember 2017 war man dem Plan fast ein Jahr voraus und auch wirtschaftlich verlief dies deutlich besser als geplant. Der Start war ursprünglich für das vierte Quartal 2018 anvisiert; die Kosten wurden gegenüber dem Budget um ein Fünftel verringert. Die Partner Wintershall als Betreiber sowie Petoro und Spirit Energy hatten die Genehmigung für den Entwicklungsund Betriebsplan (Plan for Development and Operation PDO) im September 2015 erhalten. Der Produktionsstart nur zwei Jahre nach der behördlichen Freigabe für ein derart komplexes Offshore-Projekt belegt Wintershalls Kompetenz im Bereich von Entwicklungsprojekten. Wintershall wird dies für künftige Entwicklungen und ähnliche Branchenprojekte als Blaupause nutzen. Das Feld Maria wurde auf der Grundlage von zwei Unterwasserinstallationen entwickelt, die in einer Tiefe von 300 Metern an die nahegelegenen Plattformen Kristin, Heidrun und Åsgard B angebunden sind. Mit dem einzigartigen Entwicklungskonzept hat Wintershall für die eigene Produktion auf bereits vorhandene Infrastruktur zurückgegriffen und Investitionen in eine neue Plattform waren somit nicht notwendig. In einem anspruchsvollen Marktumfeld stellt dieses Projekt ein treffliches Beispiel für Kosteneffizienz und Profitabilität dar. Maria, das über geschätzt 180 Millionen boe an technisch gewinnbaren Ressourcen verfügt, wird den Annahmen zufolge über 20 Jahre für die Produktion genutzt werden. Für Nova (ehemals Skarfjell), das zweite Entwicklungsprojekt mit eigener Betriebsführerschaft von Wintershall in Norwegen, wird das Unternehmen dem norwegischen Erdöl- und Energieministerium im ersten Halbjahr 2018 das Feldentwicklungskonzept vorlegen. Wintershall plant gemeinsam mit den Lizenzpartnern, das Nova-Feld mit der Plattform Gjøa zu verbinden. Wie bei Maria setzt das Entwicklungskonzept darauf, die bestehende Infrastruktur zu nutzen. Das Produktionsvolumen wird mit etwa 80 Millionen boe veranschlagt. Derzeit befindet sich das Projekt in der abschließenden Definitions- und Planungsphase, in

6 Seite 6 der der detaillierte technische und wirtschaftliche Plan ausgearbeitet wird. Außer auf diese eigenoperierten Felder konzentriert Wintershall sich auf partnerschaftlich betriebene Projekte: Mit dem Produktionsstart des Feldes Aasta Hansteen Ende 2018 wird Wintershall seine Position als einer der wichtigsten Akteure komplexer unternehmerischer Großprojekte auf dem norwegischen Kontinentalschelf untermauern. Aasta Hansteen ist neben Knarr, Edvard Grieg, Ivar Aasen und Maria das fünfte norwegische Entwicklungsprojekt seit 2015, bei dem Wintershall in den Produktionsstart eingebunden ist. Zusammen mit den von Statoil erworbenen Brage-, Gjøa- und Vega-Anteilen hat Wintershall seine Tagesproduktion in Norwegen damit auf etwa boe gesteigert. Darüber hinaus hat Wintershall seine Position in Norwegen durch sechs neue Explorationslizenzen gestärkt, die in der APA-Lizenzierungsrunde 2017 vom dortigen Erdöl- und Energieministerium vergeben wurden. Bei drei der neuen Lizenzen wird Wintershall als Betreiber agieren. Alle Lizenzen sind in Wintershalls Kernregion verortet: in der norwegischen Nordsee, im Europäischen Nordmeer und in der Barentssee. 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. Wintershall Noordzee, ein Joint Venture von Wintershall Nederland B.V. und Gazprom EP International B.V., zählt zu den größeren Offshore-Gasproduzenten in den Niederlanden und betreibt 18 aktive Plattformen auf dem niederländischen, dänischen, deutschen und britischen Kontinentalschelf. Damit die Offshore-Betriebstätigkeiten effizient gesteuert werden, nutzt Wintershall zur Steuerung der Mehrheit dieser Plattformen das Hightech-Funkmonitoringsystem in den Büros in Den Helder. Das für die Fernüberwachung des Betriebs (Remote Controlled Operations RCO) dienende Zentrum überwacht und kontrolliert nicht nur die Mehrheit der Produktionsstätten im niederländischen Bereich der Nordsee, sondern auch die Plattform Ravn in dänischen Gewässern, die Plattform A6-A auf dem deutschen Kontinentalschelf und die Plattform Wingate im südlichen Bereich der britischen Nordsee. Somit kann die Zahl der Transportflüge für Besatzung und Ver-

7 Seite 7 sorgung um ein Drittel geringer gehalten werden. Wintershall Noordzee ist bereits seit 1965 in der Region aktiv. Die Erdgasproduktion von Wintershall Noordzee in den Niederlanden soll künftig um die Rohölproduktion ergänzt werden. Ein Kernstück ist hierbei der Offshore-Ölfund Rembrandt, der etwa 120 Kilometer nördlich von Den Helder innerhalb der Explorationslizenz F17a liegt. Es handelt sich dabei um einen der größten Ölfunde der vergangenen Jahre im niederländischen Teil der südlichen Nordsee. Derzeit evaluiert Wintershall Noordzee die mögliche Entwicklung dieses Feldes, gemeinsam mit dem benachbarten Ölfund Vermeer. Die kleinste eigenständige Erdgasproduktionsplattform von Wintershall Noordzee ist L6-B, eine seit 2015 produzierende unbemannte Minimum-Facility-Plattform im niederländischen Teil der Nordsee. Ermöglicht wird der Einsatz der Plattform in dem militärischen Sperrgebiet etwa 85 Kilometer nördlich von Den Helder durch ihr einzigartiges minimalistisches Design, das auch bei kleinen Vorkommen eine wirtschaftliche Ausbeute ermöglicht. Mit der Wingate-Plattform hat Wintershall Noordzee im Oktober 2011 seine erste Erdgasproduktion in der britischen Nordsee in Betrieb genommen. Wingate fördert derzeit eine Gesamtmenge (100 Prozent) von rund 1,2 Millionen Kubikmetern Erdgas pro Tag. Wintershall Noordzee hält an der Plattform einen Anteil von 49,5 Prozent. Zudem exploriert Wintershall Noordzee vor der Küste Dänemarks. Mit der eigenoperierten Explorationsbohrung Hibonite in der westlichen dänischen Nordsee ist Wintershall im März 2013 auf Erdöl gestoßen. Gegenwärtig werden die Wirtschaftlichkeit des Hibonite-Fundes sowie etwaige zusätzliche Reserven untersucht. Das in der Nähe gelegene Feld Ravn nahm 2017 die Produktion auf. Über eine Unterwasserpipeline kann das produzierte Erdöl von der unbemannten Produktionsplattform Ravn zur 18 Kilometer entfernten Plattform A6-A in der deutschen Nordsee befördert werden. Von dort wird es nach seiner Verarbeitung zur Produktionsplattform F3-FB-1 transportiert, die von Neptune betrieben wird und sich auf dem niederländischen Kontinentalschelf befindet. Ravn ist das erste Feld in Dänemark, das Wintershall Noordzee als Betriebsführer (Anteil: 63,6 Prozent) in die Produktion überführt hat. Das dänische Energieministerium hat Wintershall in der achten Lizenzierungsrunde 2016 drei neue Lizenzen in der dänischen Nordsee zu-

8 Seite 8 geteilt (1/16, 2/16 und 3/16). Bei allen drei Lizenzen ist Wintershall Noordzee 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 Abu Dhabi konnte Wintershall 2017 die zweite eigenoperierte Erkundungsbohrung (SH-6) im Feld Shuwaihat erfolgreich abschließen. Deutlich schneller als im Zeitplan vorgesehen und zu niedrigeren Kosten als geplant. Die Bohrung SH-6 wurde offshore, fünf Kilometer vor der Küste im Arabischen Golf, abgeteuft. 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 Libyen betreibt Wintershall als Betriebsführer acht Ölfelder in den Onshore-Konzessionen 96 und 97. In beiden Konzessionen wurde die Erdölproduktion im März 2017 zunächst eingestellt. Gemäß einer Vereinbarung mit dem staatlichen Ölunternehmen National Oil

9 Seite 9 Corporation (NOC) konnte die Produktion von Juni bis Oktober wiederaufgenommen werden: mit Produktionsraten von Barrel Öl pro Tag (BOPD) für die Konzession 96 und BOPD für die Konzession 97. Bis Ende Januar 2018 ruhte die Produktion in Konzession 96 erneut - wegen eines Streiks der lokalen Kommune. Wintershall verhandelt mit NOC derzeit über den Rahmen der zukünftigen Zusammenarbeit. Das Erdölfeld Al Jurf vor der Küste Libyens, an dem Wintershall beteiligt ist, konnte 2017 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 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

10 Seite 10 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 wurde 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. 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. 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. 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.

11 Seite 11 Dabei konnte das Team auf die Erfahrungen aus dem vorangegangenen Projekt zurückgreifen und so die Bohrkampagne früher und mit geringeren Kosten abschließen. In 2018 werden beide Projekte getestet. Wir haben die Technologie und Expertise, um Bohrungen unter anspruchsvollen geologischen Bedingungen und unter Einhaltung höchster HSE-Standards durchzuführen, erklärte Mehren. 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. Auch auf die in Deutschland gesammelte Erfahrung in der sicheren Entwicklung und Förderung von Sauergas (H2S und CO2) 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. Im Sommer 2016 hat der Bundestag schließlich ein Regelungspaket für den zukünftigen Einsatz von Hydraulic Fracturing verabschiedet, das mittlerweile in Kraft getreten ist. Die neuen gesetzlichen Regelungen verschärfen die Voraussetzungen für den Einsatz von Hydraulic Fracturing deutlich. So wird es in unkonventionellen Lagerstätten bis 2021 generell verboten ausgenommen sind vier reine Forschungsprojekte. Bohrung Düste Z10 in der Nähe von Barnstorf, Niedersachsen. In der konventionellen, etablierten Erdgasförderung soll Fracking hingegen möglich sein, also auch bei dem Wintershall-Projekt Düste Z10 in Barnstorf, der Zentrale der deutschen Wintershall-Aktivitäten. Hier ist seit 2012 geplant ein mögliches Tight-Gas-Vorkommen erschließen. Die konkrete Projektumsetzung für die Erschließung

12 Seite 12 dieses Erdgasfelds ist derzeit noch offen. Wintershall wird über alle Schritte frühzeitig, offen und transparent informieren, sagt Volker Riha, Leiter der eigenoperierten Erdöl- und Erdgasförderung von Wintershall in Deutschland. 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. Anfang 2017 hat Wintershall in Landau erfolgreich eine 3D-Seismik abgeschlossen. Derzeit untersuchen Geologen und Lagerstätteningenieure, ob noch Potenzial für mögliche neue Bohrungen vorhanden ist. Wintershall fördert in Landau seit über 60 Jahren 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 hat Wintershall zwölf neue Bohrungen in Emlichheim gestartet. Sie erschließen die bekannte Erdöllagerstätte, den Bentheimer Sandstein, in einer Tiefe von 700 bis 900 Metern. Diese Bohrkampagne hat Wintershall im Sommer 2017 abgeschlossen. Acht der zwölf Bohrungen dienen der Erdölförderung, über vier Bohrungen wird heißer Dampf in die Lagerstätte injiziert. Da Emlichheim noch über unerschlossene Reserven verfügt, analysiert Wintershall das Erdölfeld mit einer modernen hochauflösenden 3D-

13 Seite 13 Seismik. Erste Ergebnisse der im Februar 2018 durchgeführten grenzüberschreitenden Messung werden Anfang 2019 vorliegen. Wintershall hat weltweit anerkannte Umweltstandards und wendet sie täglich an. Das Offshore-Feld Mittelplate, an dem Wintershall gemeinsam mit DEA Deutsche Erdoel AG (Betriebsführer) zu je 50 Prozent beteiligt ist, stellt eine tragende Säule der Erdölförderung in Deutschland dar. Mehr als 34 Millionen Tonnen Erdöl wurden bereits aus der Lagerstätte gefördert. Damit Mittelplate auch in Zukunft einen wichtigen Beitrag zur heimischen Förderung leisten kann, haben Wintershall und DEA bereits 2017 eine weitere Bohrkampagne bis zum Jahr 2022 angestoßen 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 nichtzutreffend erweisen. Wir übernehmen keine Verpflichtung, die in dieser Mitteilung gemachten zukunftsgerichteten Aussagen zu aktualisieren.