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10. Mär. 2011
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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. Ebenso kann nicht davon ausgegangen werden, dass der Gesamtwert 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 Veränderungen 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.

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Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows 2010
(Millionen €)

 

Deutsch- land

Übriges
Europa

Russland/
Kaspischer
Raum

Nord-
afrika/
Naher Osten

Süd-
amerika

Gesamt Gruppe

Zukünftige Umsätze

3.470

862

6.647

16.250

2.306

29.535

Zukünftige Produktions-/Entwicklungskosten

1.980

687

1.364

3.372

1.377

8.780

Zukünftige Ertragsteuern

326

84

723

10.153

120

11.406

Zukünftige undiskontierte Netto-Cashflows

1.164

91

4.560

2.725

809

9.349

10 % Diskontierungszinssatz

378

30

1.739

925

274

3.346

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

786

61

2.821

1.800

535

6.003

Anteile Dritter

770

770

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows nach Anteilen Dritter

786

61

2.821

1.030

535

5.233

At-Equity-Beteiligungen

1.340

1.340

Gesamt nach Anteilen Dritter
und At-Equity-Beteiligungen

786

61

1.481

1.030

535

3.893

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Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows 2009
(Millionen €)

 

Deutsch- land

Übriges
Europa

Russland/
Kaspischer
Raum

Nord-
afrika/
Naher Osten

Süd-
amerika

Gesamt Gruppe

Zukünftige Umsätze

3.055

677

7.178

10.795

1.901

23.606

Zukünftige Produktions-/Entwicklungskosten

1.811

510

940

3.819

926

8.006

Zukünftige Ertragsteuern

259

107

957

5.594

144

7.061

Zukünftige undiskontierte Netto-Cashflows

985

60

5.281

1.382

831

8.539

10 % Diskontierungszinssatz

293

–28

2.046

429

318

3.058

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

692

88

3.235

953

513

5.481

Anteile Dritter

364

364

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows nach Anteilen Dritter

692

88

3.235

589

513

5.117

At-Equity-Beteiligungen

501

501

Gesamt nach Anteilen Dritter
und At-Equity-Beteiligungen

692

88

2.734

589

513

4.616

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Veränderung der standardisierten Berechnung des diskontierten zukünftigen
Netto-Cashflows 2010 
(Millionen €)

 

Deutsch- land

Übriges
Europa

Russland/
Kaspischer
Raum

Nord-
afrika/
Naher Osten

Süd-
amerika

Gesamt Gruppe

Stand am 01.01.

692

88

3.235

953

513

5.481

Verkauf von gefördertem Öl und Gas abzüglich Produktionskosten in der laufenden Periode

–324

–201

–636

–1.444

–181

–2.786

Nettoveränderungen von stichtags- bezogenen Verkaufserlösen und Produktionskosten

277

–13

–403

3.575

83

3.519

Nettoveränderungen aus Neufunden, Erweiterungen und verbesserten Fördertechniken abzüglich dazugehöriger Kosten

Revision früherer Reservenschätzungen

109

169

160

1.054

77

1.569

Investitionen der laufenden Periode

53

109

34

76

23

295

Veränderungen der erwarteten Investitionen zukünftiger Perioden

–56

–136

–54

3

–51

–294

Kauf/Verkauf von Reserven

Nettoveränderungen Ertragsteuern

–42

41

131

–2.851

14

–2.707

Diskontierung

79

9

354

434

57

933

Sonstiges

–2

–5

 

 

 

–7

Stand am 31.12.

786

61

2.821

1.800

535

6.003

Anteile Dritter

770

770

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows ohne Anteile Dritter

786

61

2.821

1.030

535

5.233

At-Equity-Beteiligungen

1.340

1.340

Gesamt ohne Anteile Dritter und At-Equity-Beteiligungen

786

61

1.481

1.030

535

3.893

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Veränderung der standardisierten Berechnung des diskontierten zukünftigen
Netto-Cashflows 2009
(Millionen €)

 

Deutsch- land

Übriges
Europa

Russland/
Kaspischer
Raum

Nord-
afrika/
Naher Osten

Süd-
amerika

Gesamt Gruppe

Stand am 01.01.

626

317

3.794

502

614

5.853

Verkauf von gefördertem Öl und Gas abzüglich Produktionskosten in der laufenden Periode

–301

–295

–542

–1.217

–143

–2.498

Nettoveränderungen von stichtags- bezogenen Verkaufserlösen und Produktionskosten

173

–299

–999

2.428

–65

1.238

Nettoveränderungen aus Neufunden, Erweiterungen und verbesserten Fördertechniken abzüglich dazugehöriger Kosten

18

18

Revision früherer Reservenschätzungen

115

16

193

812

8

1.144

Investitionen der laufenden Periode

47

120

82

82

24

355

Veränderungen der erwarteten Investitionen zukünftiger Perioden

–25

–46

–53

50

–74

Kauf/Verkauf von Reserven

–4

–4

Nettoveränderungen Ertragsteuern

–13

219

324

–1.935

8

–1.397

Diskontierung

71

42

439

230

66

848

Sonstiges

–1

–3

1

1

–2

Stand am 31.12.

692

88

3.235

953

513

5.481

Anteile Dritter

364

364

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows ohne Anteile Dritter

692

88

3.235

589

513

5.117

At-Equity-Beteiligungen

501

501

Gesamt ohne Anteile Dritter und At-Equity-Beteiligungen

692

88

2.734

589

513

4.616

1/18 nächste Fundselle