84 BASF Bericht 202 Suche und Förderung von Erdöl und Erdgas; Handel, Transport und Speicherung von Erdgas Die Öl-und-Gas-Aktivitäten der BASF sind in der Win tershall-gruppe zusammengefasst. Wintershall und ihre Tochter gesellschaften sind in den Arbeitsgebieten Exploration & Production sowie tätig. Den stark zunehmenden Energiebedarf einer wachsenden Welt bevölkerung zu decken, ist eine der zentralen globalen Herausforderungen. Erdgas und Erdöl werden auch in Zukunft wichtige Energie träger bleiben. Wir investieren deshalb in die Exploration und Produktion von Öl und Gas und konzentrieren uns dabei auf die Schwerpunkt regionen Europa, Nordafrika, Südamerika und Russland. Auch im Nahen Osten und im Raum am Kaspischen Meer sind wir zunehmend aktiv. Wir wollen mit Hilfe von innovativen Technologien sowie durch ausgewählte Kooperationen wachsen. Im Jahr 202 haben wir eine Zusammenarbeit mit ADNOC, der staatlichen Ölgesellschaft von Abu Dhabi, begonnen. Dies ist für uns ein wichtiger Schritt hin zu einer größeren Präsenz im Nahen Osten. Darüber hinaus haben wir im Rahmen eines Tauschs von Vermögenswerten mit Statoil den Erwerb von drei produzierenden Feldern in der norwegischen Nordsee vereinbart. Durch die für Mitte 203 geplante Transaktion stärken wir unsere dortigen Explo rations- und Produktionsaktivitäten erheblich. Die Zusammen arbeit mit unserem langjährigen Partner Gazprom haben wir 202 ebenfalls weiter entwickelt. Im Rahmen eines Tauschs von Vermögens werten erhalten wir im Jahr 203, vorbehaltlich der Zustimmung der zuständigen Behörden, 25 % plus einen Anteil an zwei weiteren Blöcken der Achimov- Formation des Urengoi-Feldes in Westsibirien. Gazprom erhält im Gegenzug den Wintershall-Anteil des bisher gemeinsam betrie benen Erdgas handels- und Speichergeschäfts sowie einen Anteil von 50 % an Wintershall Noordzee B.V. Damit treiben wir die gemeinsame Förderung an der Quelle weiter voran. Der Import von Erdgas über Pipelines wird auch künftig große Bedeutung für die Versorgungssicherheit Europas haben. Deshalb tragen wir neben der Exploration und Produktion von Gas in und um Europa auch zur Schaffung der notwendigen Transport infrastruktur bei. Schizophyllan Biopolymer, mit dem mehr Erdöl gefördert werden kann Wert für die BASF bis zu 0 % höherer Entölungsgrad der Lagerstätte Wert für die Umwelt 00 % biologische Abbaubarkeit Wert für die BASF Zur Verbesserung der Ausbeute wird bei der Erdölförderung häufig Wasser in die Lagerstätte gepresst. Mit Schizophyllan verdicktes Wasser kann mehr Erdöl verdrängen und so den Entölungsgrad einer Lagerstätte um bis zu 0 % steigern. Obwohl Schizophyllan biologisch abbaubar ist, hat es sich in unseren Laborversuchen als äußerst widerstandsfähig gegenüber Salz und Hitze erwiesen. Wert für die Umwelt Schizophyllan, das von einem Pilz erzeugt wird, ist vollständig biologisch abbaubar. Im Rahmen eines Pilotprojekts testen wir das Biopolymer derzeit in einer Lagerstätte in rund.300 Metern Tiefe. Der Umgang mit Erdöl und Erdgas erfordert besondere Maßnahmen zum Schutz von Mensch und Umwelt. Wir sind uns dieser Verantwortung bewusst und prüfen daher vor Beginn unserer Aktivitäten sorgfältig mögliche Auswirkungen. Gemeinsam mit Experten, Kontraktoren und relevanten Interessengruppen entwickeln wir Verfahren und führen Maßnahmen durch, um Ressourcen noch effizienter nutzen zu können und Umwelteinflüsse zu minimieren. Maßstäbe unseres Handelns sind dabei die Einhaltung internationaler Konventionen, lokaler Gesetzgebung und unserer eigenen hohen Standards. Strategie Öl-und-Gas-Aktivitäten gebündelt in der Wintershall- Gruppe Umsetzung unserer Wachstumsstrategie durch Exploration, zielgerichtete Akquisitionen, strategische Partnerschaften, Ausbau der technischen Kompetenzen Wichtiger Beitrag zur sicheren Erdgasversorgung Europas Wintershall stärkt Portfolio und wird einer der führenden Produzenten in Norwegen Intensivierung der Kooperation mit Gazprom in Upstream-Projekten in Russland und in der Nordsee Erfolgreiche Explorationstätigkeit
BASF Bericht 202 85 Europa: Das Erdölfeld Mittelplate im Wattenmeer ist der wichtigste Bestandteil unserer Erdölförderung in Deutschland. Mit unserem Partner RWE-DEA sind wir an diesem größten bekannten Ölvorkommen des Landes zu jeweils 50 % beteiligt. Im Rahmen eines Pilotprojekts testen wir derzeit unser Bio polymer Schizophyllan zur Steigerung der Lagerstättenausbeute im Ölfeld Bockstedt. In der südlichen Nordsee ist Wintershall Noordzee B.V. mit einer Jahresproduktion von,2 Milliarden Kubikmetern einer der größten Produzenten von Erdgas. Das Feld K8-Golf in der niederländischen Nordsee hat im Februar 202 die Förderung aufgenommen. In unserem Portfolio gewinnen die Aktivitäten in Norwegen und Großbritannien an Bedeutung. Die im Oktober 202 mit der norwegischen Statoil vereinbarte Kooperation sieht neben dem Tausch von Feldesbeteiligungen gemeinsame Forschungsaktivitäten zur Erhöhung der Ausbeute von Erdöl lagerstätten sowie zu unkonventionellen Kohlenwasserstoffvorkommen vor. Durch den für Mitte 203 geplanten Erwerb von Anteilen an den produzierenden Feldern Brage, Gjøa und Vega wird Wintershall die Tages förderung in Norwegen von rund 3.000 auf knapp 40.000 Barrel Öläquivalent (BOE) steigern. Neben einem finanziellen Ausgleich erhält Statoil im Gegen zug einen Anteil am Entwicklungsprojekt Edvard Grieg. Unsere Ressourcenbasis haben wir durch erfolgreiche Explo ration weiter gestärkt. So konnten durch die Aufschlussbohrung Skarfjell im nordöstlichen Teil der Nordsee nach ersten Schätzungen Kohlenwasserstoffe von 60 bis 60 Millionen BOE nachgewiesen werden. Russland: Das westsibirische Erdgasfeld Juschno Russkoje, an dessen wirtschaftlichem Erfolg wir mit 35 % beteiligt sind, fördert seit 2009 auf Plateauniveau. An der Entwicklung des Blocks IA der Achimov-Formation des Urengoi- Feldes sind wir mit 50 % beteiligt. Hier wurden im Rahmen der vollen Feldesentwicklung die ersten Produktionsbohrungen im November 202 in Betrieb genommen. Mit Gazprom haben wir 202 die gemeinsame Erschließung von zwei weiteren Blöcken der Achimov-Formation vereinbart. Wir erhalten 25 % plus einen Anteil an den Blöcken IV und V, verbunden mit der Möglichkeit, den Anteil zukünftig aufzustocken. Der Produktionsbeginn ist für das Jahr 206 vorgesehen. Nordafrika/Naher Osten: In Libyen betreiben wir acht Ölfelder in den Onshore-Konzessionen 96 und 97. Nach der Wiederaufnahme der Erdölförderung im Oktober 20 konnte die Produktion 202 deutlich schneller als erwartet wieder hochgefahren werden. Wir erzielten eine durchschnittliche Tagesförderrate von über 80.000 BOE. Darüber hinaus sind wir am Feld Al Jurf vor der Küste Libyens beteiligt. In Abu Dhabi haben wir im Juni 202 mit ADNOC und dem österreichischen Öl-und-Gas-Unternehmen OMV eine Vereinbarung über die technische Bewertung des Sauergas- und Kondensat feldes Shuweihat unterzeichnet. Südamerika: In Argentinien sind wir an insgesamt 5 Onshore- und Offshore-Feldern beteiligt. Im Neuquén-Becken haben wir unsere Technologieprojekte zur Untersuchung des Schiefergas- und Öl-Potenzials in den Blöcken Aguada Pichana, Bandurria und San Roque fortgesetzt. Von der argentinischen Regierung wurde ein Dekret zur weiteren Regulierung des Energiesektors erlassen, das auch unsere Aktivitäten beeinträchtigt. In Chile sind wir an drei Explorationsblöcken beteiligt. Mehr zu den Risiken aus der Regulierung des argentinischen Energiesektors für unser Öl-und-Gas-Geschäft auf Seite Informationen zur Reservenreichweite auf den Seiten 88 und 20 Die in diesem Arbeitsgebiet gemeinsam mit Gazprom betriebenen Aktivitäten sind im Wesentlichen in der Gruppe der W & G Beteiligungs-GmbH & Co. KG (W & G, vormals WINGAS GmbH & Co. KG) zusammengefasst. Um die verschärften Entflechtungs vorgaben des novellierten deutschen Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) umzusetzen, haben wir die Gruppenstruktur 202 verändert. W & G übernimmt vornehmlich Holding- und Finanzierungsaufgaben und hält die Anteile an der Ostsee- Pipeline-Anbindungsleitung (OPAL) und der Nordeuropäischen Erdgasleitung (NEL). Die Bereiche Gashandel, Gastransport und Gas speicherung agieren unter dem Dach der Holding als Tochtergesellschaften. Wichtige Entwicklungen 202 Vollständige Übertragung des bislang gemeinsam betriebenen Erdgashandels- und Speichergeschäfts auf Gazprom vereinbart Weiterer Ausbau der europäischen Erdgasinfrastruktur Beteiligung am Offshore-Abschnitt der South-Stream- Pipeline von Russland durch das Schwarze Meer nach Südosteuropa Zweiter Strang der Nord-Stream-Pipeline und Teilbereiche der Nordeuropäischen Erdgasleitung in Betrieb genommen Bauarbeiten am Erdgasspeicher Jemgum fortgeführt Gesellschaftsrechtliche Ausgliederung des Gashandels in die WINGAS GmbH sowie der Gasspeicherung in die astora GmbH & Co. KG vorgenommen
86 BASF Bericht 202 Investitionen in Sachanlagen Standort Projekt Gesamtkapazität Fertigstellung Deutschland Bau der Onshore-Anbindung NEL an die Nord-Stream- Pipeline 20 Milliarden m 3 202 2 /203 Jemgum/Deutschland Inbetriebnahme und Ausbau des Erdgasspeichers circa Milliarde m 3 203 2 /206 Nordsee/Norwegen Feldesentwicklung Knarr 20 Millionen BOE 204 2 Feldesentwicklung Maria 20 Millionen BOE 207 2 Feldesentwicklung Edvard Grieg (Luno) 30 Millionen BOE 205 2 Sibirien/Russland Achimgaz, Entwicklung des Achimov-Horizonts in der Erdgasund Kondensatlagerstätte Urengoi 70 Millionen BOE 2008 2 /208 BOE = Barrel Öläquivalent 2 Jahr der Inbetriebnahme Gashandel: Der Gashandel ist in die neu gegründete WINGAS GmbH ausgegliedert worden. WINGAS vermarktet das aus verschiedenen Quellen bezogene Erdgas in Deutschland und anderen europäischen Ländern. Beliefert werden vor allem Stadtwerke und regionale Gasversorgungsunternehmen sowie größere Industriebetriebe und Kraftwerke. Darüber hinaus ist WINGAS auch auf Spothandelsmärkten aktiv. Unsere Anteile an der WINGAS sowie an den Erdgashandels häusern in Berlin und Zug/Schweiz einschließlich deren Tochtergesellschaften werden wir 203 im Rahmen des vereinbarten Tauschs von Vermögenswerten vollständig an Gazprom übertragen. Gastransport: Unser deutschlandweites Gasfernleitungsnetz von etwa 2.300 Kilometern Länge wird von der GASCADE Gastransport GmbH (vormals WINGAS TRANSPORT GmbH) betrieben. Die OPAL Gastransport GmbH ist Betreiberin der Erdgasleitung OPAL. Ende 202 ist die NEL, die von der NEL Gastransport GmbH betrieben wird, mit einer Transportkapazität von etwa 20 % in Betrieb genommen worden. Die durch eine Klage notwendig gewordene Umtrassierung auf einer Strecke von 40 Kilo metern südlich von Hamburg soll Ende 203 abge schlos sen werden. Die NEL wird dann ihre volle Transport kapazität von rund 20 Milliarden Kubikmetern Erdgas pro Jahr erreichen. Außerdem wurde der zweite Strang der Nord-Stream-Pipeline in Betrieb genommen. Anteilseigner der als Finanzanlage at Equity in den BASF-Gruppenabschluss einbezogenen Nord Stream AG, welche die Offshore-Pipeline betreibt, sind Gazprom (5 %), Wintershall (5,5 %), E.on (5,5 %) sowie die N.V. Nederlandse Gasunie und GDF Suez (je 9 %). Mit einer Gesamtkapazität von jährlich 55 Milliarden Kubikmetern Erdgas trägt die Nord-Stream-Pipeline zur Stärkung der Versorgungssicherheit Europas bei. Den Offshore-Abschnitt der South-Stream-Pipeline durch das Schwarze Meer wird die South Stream Transport B.V. entwickeln, bauen und betreiben. Anteilseigner dieser Gesellschaft sind neben Gazprom (50 %) und Wintershall (5 %) auch Eni (20 %) und EdF (5 %). Voraussichtlich ab Ende 205 soll schrittweise eine Gesamtkapazität von jährlich 63 Milliarden Kubikmetern Erdgas aufgebaut werden. Gasspeicherung: Die Gasspeicheraktivitäten wurden 202 von der WINGAS in die astora GmbH & Co. KG aus gegliedert. Wichtige Bestandteile des Portfolios sind der größte Erdgasspeicher Westeuropas in Rehden/Deutschland sowie der Anteil am Erdgasspeicher Haidach in Österreich. Die Arbeiten am Erdgasspeicher Jemgum in Norddeutschland, der 203 teilweise in Betrieb genommen werden soll, schreiten weiter voran. Unsere Gasspeicheraktivitäten werden wir 203 im Rahmen des Tauschs von Vermögens werten auf Gazprom übertragen. Umsatz (Millionen ) Anteile am Umsatz 202 6.700 20 2.05 200 0.79 32 % 2 68 % 6.700 Mio. 2
BASF Bericht 202 87 Segmentdaten (Millionen ) 202 20 Veränderung % Umsatz mit Dritten 6.700 2.05 39 davon 5.330 3.82 68.370 8.869 28 Transfers zwischen den Segmenten.43.05 3 Umsatz inklusive Transfers 7.843 3.066 37 Ergebnis der Betriebstätigkeit vor Abschreibungen (EBITDA) 4.72 2.66 80 davon 4.057 2.042 99 664 574 6 EBITDA-Marge % 28,3 2,7 Ergebnis der Betriebstätigkeit (EBIT) vor Sondereinflüssen 4.04 2. 94 davon 3.622.686 5 482 425 3 Ergebnis der Betriebstätigkeit (EBIT) 3.904 2. 85 davon 3.422.686 03 482 425 3 Ergebnis der Betriebstätigkeit (EBIT) nach Kapitalkosten 2 884 667 33 Vermögen.30 0.232 9 davon 5.84 5.35 0 5.289 4.97 8 Explorationsaufwand 222 84 2 Investitionen in Sachanlagen und immaterielles Vermögen.206.274 5 Nicht anrechenbare ausländische Ertragsteuern für die Ölförderung.880 439 328 Jahresüberschuss nach Anteilen anderer Gesellschafter 3.20.064 3 Ergänzende Angaben zum Segment ab Seite 20 2 Für das Segment werden die nicht anrechenbaren ausländischen Ertragsteuern für die Ölförderung abgezogen. 3 Informationen zum Jahresüberschuss nach Anteilen anderer Gesellschafter des Segments sind in der Überleitungsrechnung im Anhang zum Konzernabschluss auf Seite 69 zu finden. Umsatzeinflüsse Ergebnis der Betriebstätigkeit (Millionen ) Mengen 29 % Preise/Währungen 0 % Portfoliomaßnahmen 0 % Umsatz 39 % 202 3.904 20 2. 200 2.334
88 BASF Bericht 202 Im Segment erhöhte sich der Umsatz mit Dritten 202 mengen- und preisbedingt um 4.649 Millionen auf 6.700 Millionen (Mengen 29 %, Preise/Währungen 0 %). Das Ergebnis der Betriebstätigkeit nahm um.793 Millionen auf 3.904 Millionen zu. Hauptgrund hierfür war die durchgängige Erdöl produktion in Libyen; von Februar bis Oktober 20 war die Förderung dort eingestellt. Auch der Jahresüberschuss nach Anteilen anderer Gesellschafter stieg an; er lag mit.20 Millionen um 37 Millionen über dem Wert des Vorjahres. Unsere Planungen für das Jahr 203 beruhen auf einem Ölpreis von durchschnittlich 0 US$/Barrel bei einem Wechselkurs von,30 US$ pro Euro. Wir streben an, Umsatz und Ergebnis vor allem infolge höherer Produk tionsmengen zu steigern. Im Arbeitsgebiet verbesserten wir den Umsatz um 2.48 Millionen auf 5.330 Millionen. Dieser signifikante Zuwachs ist vor allem auf die durchgängige Erdölproduktion in Libyen zurück zuführen. Dort konnten wir die tägliche Förderrate auf Grund einer höheren Verfügbarkeit der Exportpipeline schneller als erwartet anheben. Verglichen mit dem Produktions niveau vor den Unruhen im Frühjahr 20, lagen die Förder mengen bereits wieder bei über 80 %. Der durchschnittliche Preis für die Referenzrohölsorte Brent blieb mit knapp 2 US$/Barrel etwa auf dem Niveau des Vorjahres. Der gegenüber dem Euro stärkere US-Dollar führte dage gen zu einer Erhöhung des Ölpreises auf Eurobasis um 7 /Barrel auf 87 /Barrel. Unsere Erdöl- und Erdgasproduktion stieg infolge der Entwicklung in Libyen um 27 % auf 44 Millionen Barrel Öl äqui valent (BOE). Auf Grund des deutlich gestiegenen Beitrags aus Libyen übertraf das Ergebnis der Betriebstätigkeit mit 3.422 Millionen den Wert des Vorjahres um.736 Millionen. Die darin enthaltenen nicht anrechen baren Ertragsteuern auf die Ölförderung in Libyen nahmen um.44 Millionen auf.880 Millionen zu. Im Jahr 202 haben wir auf der Suche nach neuen Erdölund Erdgaslagerstätten insgesamt 20 Aufschluss- und Erweiterungsbohrungen fertiggestellt, von denen 0 fündig waren. Der Explorationsaufwand stieg im Vergleich zum Vorjahr um 38 Millionen auf 222 Millionen. Die sicheren Erdöl- und Erdgasreserven lagen Ende 202 mit.57 Millionen BOE auf dem Niveau des Vorjahres. Die 202 produzierten Mengen wurden zu 00 % ersetzt. Die rechnerische Reichweite, die sich auf den Winters hall-anteil an der Förderung im Jahr 202 und auf den Reservenbestand am Jahresende bezieht, beläuft sich auf 9 Jahre (20: Jahre). Wir gehen davon aus, dass wir Umsatz und Ergebnis 203 vor allem infolge höherer Produktionsmengen in Russland, Norwegen und Libyen steigern werden. Segment Umsatz auf Grund höherer Mengen und Preise deutlich gestiegen Ergebnis dank der durchgängigen Erdölproduktion in Libyen signifikant verbessert; auch Jahresüberschuss nach Anteilen anderer Gesellschafter deutlich erhöht 203 wird der Ölpreis voraussichtlich etwa auf Vorjahresniveau liegen; Planwerte im Jahres durchschnitt: Ölpreis 0 US$/Barrel, Wechselkurs,30 US$/ Prognose 203: Umsatz und Ergebnis vor allem mengenbedingt über den Werten des Vorjahres
BASF Bericht 202 89 Auf Grund von höheren Mengen und Preisen stieg der Umsatz mit Dritten im Jahr 202 um 2.50 Millionen auf.370 Millionen. Insgesamt lag der Absatz mit 47 Milliarden Kilowattstunden deutlich über dem Niveau des Vorjahres. Im Auslandsgeschäft steigerten wir die Mengen um 23 % auf 226 Milliarden Kilowattstunden. WINGAS verkaufte 9 % ihrer Mengen an BASF- Gruppen gesellschaften außerhalb des Segments. Das Ergebnis der Betriebstätigkeit verbesserte sich um 57 Millionen auf 482 Millionen. Höhere Beiträge aus dem Transportgeschäft auf Grund des erstmals ganzjährigen Betriebs der Ostsee-Pipeline-Anbindungsleitung (OPAL) trugen maßgeblich zum deutlichen Ergebnisanstieg bei. Die Bedeu tung ölpreisindi zier ter Bezugs- und Absatzmengen hat im Jahr 202 weiter abge nom men. Auf den Spotmärkten stiegen die Preise im Jahresverlauf leicht an. Der Druck auf die Verkaufs margen, dem wir durch Opti mierungs maßnahmen auf der Beschaffungs seite entgegenwirken konnten, war unverändert hoch. Das Ergebnis des Han dels geschäfts blieb auf dem Niveau des Vorjahres. Ein niedrigeres Preisniveau und schwächere Verkaufsmargen werden 203 voraussichtlich zu einem Rückgang von Umsatz und Ergebnis führen. Umsatz nach Regionen (nach Sitz der Kunden) Europa 93 % 2 Nordamerika 2 % 3 Asien-Pazifik % 4 Südamerika, Afrika, Naher Osten 4 % 2 3 4 6.700 Mio. Deutliche Verbesserung von Umsatz und Ergebnis vor allem dank der durchgängigen Erdölproduktion in Libyen Erdöl- und Erdgasproduktion gestiegen Prognose 203: Mengenbedingte Umsatz- und Ergebnis steigerung Umsatz durch höhere Gasmengen und Verkaufspreise signifikant gestiegen Ergebnis maßgeblich infolge höherer Beiträge aus dem Transportgeschäft deutlich gesteigert Prognose 203: Rückgang von Umsatz und Ergebnis bedingt durch niedrigere Preise und schwächere Verkaufsmargen