Chartpräsentation zur Jahrespressekonferenz 2012 - RWE AG

Jahrespressekonferenz zum
Geschäftsjahr
2011
Hamburg, 20. März 2012
Willkommen
bei RWE Dea
RWE Dea AG | 06. April 2011 | Jahrespressekonferenz zum Geschäftsjahr 2010 SEITE 1

RWE Dea …
… steigert Produktion und
verbessert Ergebnis deutlich.
… bringt große Feldesentwicklungen
auf den Weg.
… ist außerordentlich erfolgreich
bei Exploration und dem
Zugang zu neuen Lizenzen für
den weiteren Wachstumskurs.
… steigert Ressourcen. Algerien Libyen Ägypten
… investiert massiv.
Trinidad & Tobago
Irland
Mauretanien
Norwegen
UK
Exploration und Produktion
Exploration
Dänemark
Polen
Deutschland
Turkmenistan
RWE Dea AG | 20. März 2012 | Jahrespressekonferenz zum Geschäftsjahr 2011
SEITE 2

Rohölpreis (Brent)
nach Spitzenwert weiter auf hohem Niveau
135
125
115
105
95
85
75
65
55
45
35
25
15
5
$/bbl; €/bbl, Monatsdurchschnitte
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
$/bbl
€/bbl
SEITE 3

50
40
30
20
10
0
Gaspreise Deutschland und Großbritannien
in tendenzieller Aufwärtsentwicklung
€/MWh, Monatsdurchschnitte
1997
GBP
NBP
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
German Border Price (Grenzübergangspreis Deutschland)
National Balancing Point (Großbritannien)
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
GBP
NBP
SEITE 4

RWE Dea Produktion 2011
übertraf Vorjahreswert
Erdgasförderung in Mio. m 3
Abweichung
Ist 2011 Ist 2010 absolut %
Deutschland 1.821 1.973 -152 -7,7
Norwegen
UK
Ägypten
275
544
25
153
632
28
+122
-88
-3
+79,7
Gesamt Gasförderung 2.665 2.786 -121 -4,3
Erdölförderung in T m 3
-13,9
-10,7
Deutschland 835 770 +65 +8,4
Dänemark
Norwegen
UK
Ägypten
177
915
15
535
169
793
21
513
+8
+122
-6
+22
+4,7
+15,4
Gesamt Rohölförderung 2.477 2.266 +211 +9,3
Gesamtproduktion T m 3 OE 5.056 4.963 +94 +1,9
-28,6
+4,3
SEITE 5

RWE Dea Konzern Ergebnis
starker Ergebnisanstieg
Abweichung
Mio. € Ist 2011 Ist 2010 absolut in %
Produktion 838 591 247 42
Exploration -171 -168 -3 -2
New Ventures -28 -24 -4 -17
Operative Services -38 -37 -1 -3
Leitung Konzern/Konzern Services -43 -57 14 25
Betriebliches Ergebnis 558 305 253 83
Neutrales Ergebnis 1 2 -1 -50
Finanzergebnis -6 -27 21 78
Ergebnis vor Steuern 553 280 273 98
Steuern -353 -172 -181 -105
Ergebnis nach Steuern 200 108 92 85
Ergebnisanteile nicht beherrschter
Anteile
3 4 -1 -25
Nettoergebnis 197 104 93 89
RWE Dea AG | 06. April 2011 | Jahrespressekonferenz zum Geschäftsjahr 2010 SEITE 6

RWE Dea Investitionen
auf hohem Niveau für Wachstumsprojekte
1.000
800
600
400
200
Mio. €
0
248
290
481
505
606
855
507
688
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
SEITE 7

RWE Dea Kennzahlen
im Aufwärtstrend
Abweichung
(Mio. €) Ist 2011 Ist 2010 absolut %
Betriebliches Vermögen 2.768 2.509 + 259 +10
Betriebliches Ergebnis 558 305 + 253 +83
Wertbeitrag 205 -8 + 213 ----
Cashflow aus der laufenden
Geschäftstätigkeit
720 489 + 231 +47
SEITE 8

RWE Dea …
… übertraf die Produktion des Vorjahres.
… steigert das betriebliche Ergebnis um 83%.
… investiert auf hohem Niveau.
… finanziert die Investitionen vollständig aus dem
operativen Cashflow.
SEITE 9

Anstehende Projekte der RWE Dea
positive Entwicklungen entlang der Prozesskette
New Ventures Exploration Appraisal Feldesentwicklung Neuproduktion
Osteuropa
Region des Kaspischen
Meeres
Afrika
Ägypten
Deutschland
Irland
Libyen
Mauretanien
Norwegen
Trinidad & Tobago
Turkmenistan
UK
Irland
Mauretanien
Norwegen
UK
Dänemark
Polen
Deutschland
Titan, Zidane
(Norwegen)
North El Amriya
Algerien Libyen Ägypten
Turkmenistan
Trinidad & Tobago Exploration und Produktion
Exploration
Clipper South, Breagh,
Devenick (UK)
West Nile Delta, Disouq
(Ägypten)
Reggane (Algerien)
NC 193/195 (Libyen)
Knarr, Luno (Norwegen)
Gjøa (Norwegen)
SEITE 10

Wirtschaftliche Fündigkeiten 2011
Erfolgsquote 53 %
Ägypten:
> Python (North El Ameriya): RWE Dea Anteil 100% – Erdgasfund
> Yazzi (North El Ameriya): RWE Dea Anteil 100% - Erdgasfund
> El Arish Shallow (North Alex): RWE Dea Anteil 40% – Erdöl- / Erdgasfund
> Rayan 3x (West Wadi El Rayan): RWE Dea Anteil 40% – Erdgasfund
Norwegen:
> Tellus (PL 338): RWE Dea Anteil 20% – Erdölfund
> Jordbaer West (PL 373): RWE Dea Anteil 10% – Erdöl- / Erdgasfund
Großbritannien:
> Breagh East (Breagh): RWE Dea Anteil 70% – Erdgasfund
Deutschland:
> Böstlingen Z2 (Celle): RWE Dea Anteil 50% – Erdgasfund
SEITE 11

Exploration Deutschland
Böstlingen Z2 fündig, Wattenmeerexploration beantragt
Prospekt
Gjøa Plattform
Böstlingen Z2 (Konzession Celle: RWE Dea 50%, Operator EMPG)
> Horizontalbohrung Böstlingen Z2a hat über 1.000 m
gasführende Sandsteine aufgeschlossen.
> Die Bohrung ist wirtschaftlich gasfündig.
Wattenmeer (Konzessionen Cuxhaven/Heide: Oper. RWE Dea 50%)
> Detaillierte Antragsunterlagen zur geplanten Exploration
wurden am 3. November 2011 eingereicht.
> Mit Hilfe der Bohrungen sollen vermutete Reserven von
insgesamt rund 23 Millionen Kubikmetern Erdöl
nachgewiesen und Erkenntnisse für eine potenzielle spätere
Förderung gewonnen werden.
SEITE 12

Exploration im deutschen Wattenmeer
Bei Erfolg ist die Förderung von Land bzw. Mittelplate geplant
Nähere Infos: www.erdölsucher.de
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Anstehende Projekte der RWE Dea
Entwicklungsprojekte sichern eine Erhöhung der Produktion
New Ventures Exploration Appraisal Feldesentwicklung Neuproduktion
Osteuropa
Region des Kaspischen
Meeres
Afrika
Ägypten
Deutschland
Irland
Libyen
Mauretanien
Norwegen
Trinidad & Tobago
Turkmenistam
UK
Luno, Titan, Zidane
(Norwegen)
North El Amriya
Produktionsstart 2011 2012 2013 2014 2015 2016
West Nile Delta
(Ägypten)
Disouq (Ägypten)
Breagh Phase 1 (GB)
RWE-Anteil
NA 40%
WMDW 20%
100%
(Operator)
70%
(Operator)
Reggane (Algerien) 19,5%
Luno (Norwegen) 20%
Knarr (Norwegen) 10%
NC 193/195 (Libyen)*
Clipper South, Breagh,
Devenick (UK)
West Nile Delta, Disouq
(Ägypten)
Reggane (Algerien)
NC 193/195 (Libyen)
Knarr, Luno (Norwegen)
100%
(Operator)
* durch die politische Situation in Libyen verzögert
Gjøa (Norwegen)
SEITE 14

Übersicht Kernregion Europa
Wachstum durch Feldesentwicklungen und Exploration
Schwerpunkte 2011
> Produktionssteigerung 2011
vor allem durch Gjøa und Mittelplate sowie
stabile Gasförderung in Deutschland und UK.
> Feldesentwicklungsprojekte vorangebracht
in Norwegen und Großbritannien liegen
Feldesentwicklungen weitgehend im Plan.
> Explorations- bzw. Appraisal-Erfolge
in Norwegen (Tellus, Jordbaer-West), in UK
(Breagh-East) und Deutschland (Böstlingen Z2).
Neue Lizenzen in Norwegen.
> Umweltthema
Lagerstättenwasserleitung in Völkersen.
SEITE 15

Produktion Deutschland
Umsetzung innovativer Produktionstechniken
Mittelplate
Völkersen
Mittelplate (Operator RWE Dea 50%)
Status:
> Multilateralbohrung A7b nutzt effiziente
Multilateraltechnologie.
> Ziel: Speicherhorizonte südlich des Zentralfeldes.
> Weiteres Ziel der Bohrung liegt im Südosten des Feldes. Dazu
wird das Hauptbohrloch um 1.400 Meter verlängert.
Völkersen (Operator RWE Dea 100%)
Status:
> Neue Bohrungen im Gasfeld Völkersen tragen erfolgreich
dazu bei, die Förderung zu beschleunigen und die deutsche
Produktion auf hohem Niveau zu halten.
> Bohrung NZ6 bohrt derzeit. Sie dient dem Erhalt der
Förderkapazität.
SEITE 16

Produktion Deutschland
Sanierungskonzept in Völkersen vor der Umsetzung
Völkersen
Völkersen (Operator RWE Dea 100%)
> Bei der Gasförderung in Völkersen fällt Lagerstättenwasser
an, das über ein PE-Leitungsnetz zu einer Bohrung geführt
und von dort wieder in den Untergrund gepumpt wird.
> Feststellung erhöhter Benzol-Gehalte an einer Leitung in
oberflächennahen Grundwasserproben (im Rahmen eines
behördlich angeordneten, systematischen
Beprobungsprogramms in der gesamten Branche).
> Vorsorgliche Stilllegung des Netzes durch RWE Dea.
> Seit Anfang Januar 2012: Untersuchung aller Leitungen
seitens RWE Dea in behördlicher Abstimmung; Information
über Ergebnisse an Behörden und betroffene Anwohner.
> Gutachter schließen eine akute Gefährdung aus.
> Ein umfassendes Sanierungskonzept ist in Abstimmung, die
ersten Maßnahmen sollen im April 2012 starten. Die PE-
Leitungen werden dabei sukzessive entfernt.
> Nähere Infos: www.bürgerinfo-völkersen.de
SEITE 17

Feldesentwicklungen Großbritannien
Breagh und Clipper South vor den Produktionsbohrungen
Breagh
Clipper S.
Breagh (Operator RWE Dea 70%)
Produktionsbeginn:
> 2012
Aktuelle Entwicklung:
> Die Installation der Plattform ist abgeschlossen.
> Der Beginn der Produktionsbohrungen steht kurz bevor.
Clipper South (Operator RWE Dea 50%)
Produktionsbeginn:
> 2012
Aktuelle Entwicklung:
> Die Installation der Plattform ist abgeschlossen.
> Die Produktionsbohrungen haben begonnen.
Vertraulich!
SEITE 18

Feldesentwicklung UK Projekt Breagh
Aufbau der Plattform
SEITE 19

Feldesentwicklung UK Projekt Breagh
Errichtung der Aufbereitungsanlage Teesside TGPP
Transport eines „Slug Catchers“
Fundamente für „Slug Catcher“
SEITE 20

Feldesentwicklungen UK Projekt Clipper South
Aufbau der Plattform
SEITE 21

Feldesentwicklungen Norwegen
Knarr in Vorbereitung, Luno in Beantragung
Luno
Knarr
Knarr, vormals Jordbaer (RWE Dea 10%, Operator BG)
Produktionsbeginn:
> 2014
Aktuelle Entwicklung:
> Die Fertigung des FPSO-Schiffes geht weiter voran
(FPSO= floating, production, storage and offloading).
Luno (RWE Dea 20 %, Operator Lundin)
Produktionsbeginn:
> 2015
Aktuelle Entwicklung:
> Der Feldesentwicklungsplan wurde bei den Behörden
eingereicht.
SEITE 22

Feldesentwicklungen Norwegen
FPSO Vessel für Knarr und geplante Luno-Plattform
SEITE 23

Übersicht Kernregion Nordafrika
Breite Aufstellung für weiteres Wachstum
Schwerpunkte 2011
> Ägypten: Produktion der Suez Oil Company ist höher als 2010,
Feldesentwicklungen Disouq und West Nile Delta
schreiten voran.
> Algerien: Feldesentwicklung Reggane von den Behörden genehmigt.
> Libyen: Erste Mitarbeiter wieder aus Deutschland entsendet.
> Mauretanien: 3. Explorationsphase mit den Behörden abgestimmt.
SEITE 24

Feldesentwicklungen Ägypten
West Nile Delta Projekt leicht verzögert, Disouq gestartet
Alexandria
Disouq
West Nile Delta
Ägypten
West Nile Delta
(N. Alex: RWE Dea 40%, W. Med. Deep RWE Dea 20%; Operator BP)
Produktionsbeginn:
> 2015
Aktuelle Entwicklung:
> Bisher leichte Verzögerung des Baubeginns für die
Gasaufbereitungsanlagen.
Disouq (RWE Dea 100%, Operator)
Produktionsbeginn:
> 2013
Aktuelle Entwicklung:
> Die Engineering-Aufträge für Gasaufbereitungsanlage und
Pipeline sind vergeben.
> Produktionsbohrung hat das Reservoir erfolgreich und wie
erwartet angetroffen. Weitere Produktionsbohrungen folgen in
Kürze.
> Die Kosten und der Projektfortschritt sind im Plan.
SEITE 25

RWE Dea …
… operiert mit einer breiten Basis in Europa
und Nordafrika.
… ist sehr erfolgreich in der Exploration.
… treibt große Feldesentwicklungen voran.
SEITE 26

RWE Dea Reserven- und Ressourcenbasis
weiter ausgebaut
Mio. m³ OE
300
250
200
150
100
50
0
180 170 192 208 223 228 237
64
116
75
95
111
Nachgewiesene Ressourcen Reserven
134
143
81 74 80
91
104
137 133
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
SEITE 27

Ausbau der Gas- und Ölproduktion
anstehende Projekte sichern künftiges Wachstum
2010
Afrika Gas
Europa Gas
Afrika Öl
Europa Öl
2010 2016
> Hauptproduktionszuwachs
durch
Gasentwicklungsprojekte
> Deutschland und Europa
bleibt ein wichtiger
Standort für die
Produktion
> Anstieg der Produktion
Nordafrika
SEITE 28

Ausweitung der New Venture Aktivitäten
ausgewählte Länder
Trinidad & Tobago
Irland
Mauretanien
Norwegen
UK
Dänemark
Deutschland
Polen
Algerien Libyen Ägypten
Aserbaidschan
Turkmenistan
Kasachstan
Exploration und Produktion
Exploration
Aktuelle Interessenbereiche
Neue Interessenbereiche
SEITE 29

Gute Perspektiven für 2012
Mitarbeiter (Vollzeitäquivalente) 1.362
Investitionen (Mio. €) 688
Betriebliches Vermögen (Mio. €) 2.768
Produktion (Tsd. m³ Öläquivalente) 5.056
Betriebliches Ergebnis (Mio. €) 558
Wertbeitrag (Mio. €) 205
2011 2012
SEITE 30

Ausblick: RWE Dea wird …
… weiter höchste Priorität auf Sicherheit und Umwelt legen.
… den Dialog mit der Öffentlichkeit verstärken.
… Feldesentwicklungsprojekte umsetzen.
… die erfolgreiche Exploration vorantreiben.
… das internationale Lizenz-Portfolio ausbalancieren.
… Produktion und Ergebnis weiter erhöhen.
… einen wesentlichen Beitrag für das Wachstum des RWE
Konzerns leisten.
RWE Dea AG | 20. März 2012 | Jahrespressekonferenz zum Geschäftsjahr 2011 SEITE 31

Vielen Dank
für Ihre
Aufmerksamkeit!
RWE Dea AG | 06. April 2011 | Jahrespressekonferenz zum Geschäftsjahr 2010 SEITE 32

Wo im Bohrloch wird ein Frac (Riss) platziert?
4.761m = ca. 15
Eiffeltürme
Frac-
Initiierungspunkt
bei ungefähr 4.761 m
Frac in der Wustrow-
Lagerstätte;
Höhe 60 m, Länge
180 m
Schutzrohre mit Zement-
mantel in unterschied-
lichen Bohrabschnitten
Perforation durch das
Stahlrohr und den
Zementmantel, um die
Verbindung zwischen
Lagerstätte und Bohrloch
herzustellen
RWE Dea AG Hydraulic Fracturing 20.03.2012 Seite 33

Zusatzstoffe in der Frac-Flüssigkeit
Essigsäure /
Ammoniumacetat
(organische
Säure); 0,11%
Kaliumcarbonat;
0,30%
Borax; 0,01%
Glycerin /
Zirkoniumnitrilo
trisethanolat;
0,02%
Chlorige Säure
(Natriumsalz) /
Natriumchlorid;
0,14%
Biopolymer aus
Guarkernmehl;
0,95%
Polyacrylat;
0,10%
Orangenextrakt;
0,12%
Kaliumsalz ;
3,00%
Zusätze;
Süsswasser:
95,25
Süsswasser
Kaliumsalz
Biopolymer aus Guarkernmehl
Glycerin /
Zirkoniumnitrilotrisethanolat
Borax
Kaliumcarbonat
Essigsäure / Ammoniumacetat
(organische Säure)
Chlorige Säure (Natriumsalz) /
Natriumchlorid
Polyacrylat
Orangenextrakt
RWE Dea AG Hydraulic Fracturing 20.03.2012 Seite 34

Zusammenfassung
Der vertikale Abstand vom Frac bis zu eventuellen Trinkwasserlagerstätten
beträgt über 4.000m (mit mächtigen, undurchlässigen Schichten).
Es ist in der deutschen Gasindustrie kein einziger Fall bekannt, in dem es durch
Fracen zur Verschmutzung des Grundwassers oder zu einer mechanischen
Auswirkung auf die Geländeoberfläche gekommen ist.
RWE Dea verwendet ausschließlich Vorprodukte, die nach
Gefahrstoffverordnung nicht giftig und nicht umweltgefährdend sind.
Die Konzentration der Zusatzstoffe ist so niedrig, dass die verwendete Mischung
nach Gefahrstoffverordnung nicht gefährlich ist.
Die Flüssigkeiten und Feststoffe, die nach den Frac-Arbeiten zurückgefördert
werden, werden von einem zertifizierten Entsorger entsorgt.
RWE Dea AG Hydraulic Fracturing 20.03.2012 Seite 35