BASF Bericht 2008 - Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows der sicheren Öl- und Gasreserven (druckoptimiert)

Die folgenden Informationen wurden entsprechend den Regelungen des US-GAAP-Standards SFAS 69 ermittelt. Hiernach ist eine standardisierte Berechnung der diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows auf Basis derjenigen Erlöse, Kosten und Ertragsteuersätze vorzunehmen, die am Jahresende Gültigkeit hatten. Die so ermittelten Werte sind mit einem jährlichen Diskontierungszinssatz von 10% abzuzinsen. Da die verwendeten Preise und Kosten immer auf dem 31. Dezember basieren, kann diese standardisierte Berechnung von Jahr zu Jahr deutliche Unterschiede aufweisen.

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 verglichen werden, die an anderer Stelle im Konzernabschluss aufgeführt sind, da jeder derartige Vergleich eine Überleitungsrechnung erfordern würde.

2008 (Millionen €)
	Deutsch- land	Übriges Europa	Russland/ Kaspischer Raum	Nordafrika/ Naher Osten	Südamerika	Gesamt Gruppe
Zukünftige Umsätze	2.919	1.480	8.594	6.394	2.539	21.926
Zukünftige Produktions-/ Entwicklungskosten	1.649	762	862	2.441	1.254	6.968
Zukünftige Ertragsteuern	273	379	1.489	3.161	166	5.468
Zukünftige undiskontierte Netto-Cashflows	997	339	6.243	792	1.119	9.490
10 % Diskontierungszinssatz	371	22	2.449	290	505	3.637
Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows	626	317	3.794	502	614	5.853
Anteile Dritter	–	–	–	193	–	193
Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows nach Anteilen Dritter	626	317	3.794	309	614	5.660
At-Equity-Beteiligungen	–	–	652	–	–	652
Gesamt nach Anteilen Dritter und At-Equity-Beteiligungen	626	317	3.142	309	614	5.008

2007 (Millionen €)
	Deutsch- land	Übriges Europa	Russland/ Kaspischer Raum	Nordafrika/ Naher Osten	Südamerika	Gesamt Gruppe
Zukünftige Umsätze	4.776	1.062	8.120	16.547	2.629	33.134
Zukünftige Produktions-/ Entwicklungskosten	1.577	496	913	2.204	936	6.126
Zukünftige Ertragsteuern	850	263	1.644	12.445	222	15.424
Zukünftige undiskontierte Netto-Cashflows	2.349	303	5.563	1.898	1.471	11.584
10 % Diskontierungszinssatz	960	8	2.248	663	655	4.534
Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows	1.389	295	3.315	1.235	816	7.050
Anteile Dritter	–	–	–	410	–	410
Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows nach Anteilen Dritter	1.389	295	3.315	825	816	6.640
At-Equity-Beteiligungen	–	–	531	–	–	531
Gesamt nach Anteilen Dritter und At-Equity-Beteiligungen	1.389	295	2.784	825	816	6.109

Veränderung der standardisierten Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows 2008 (Millionen €)
	Deutsch- land	Übriges Europa	Russland/ Kaspischer Raum	Nordafrika/ Naher Osten	Südamerika	Gesamt Gruppe
Stand am 1.1.	1.389	295	3.315	1.235	816	7.050
Verkauf von gefördertem Öl und Gas abzgl. Produktionskosten in der lfd. Periode	–534	–404	–440	–2.467	–149	–3.994
Nettoveränderungen von stichtagsbezogenen Verkaufserlösen und Produktionskosten	–746	268	162	–5.669	–306	–6.291
Nettoveränderungen aus Neufunden, Erweiterungen und verbesserten Fördertechniken abzgl. dazugehöriger Kosten	–	105	–	–	–	105
Revision früherer Reservenschätzungen	50	91	98	625	131	995
Investitionen der lfd. Periode	75	23	170	80	32	380
Veränderungen der erwarteten Investitionen zukünftiger Perioden	–96	–7	–3	–254	–63	–423
Kauf/Verkauf von Reserven	–	6	–	–	–	6
Nettoveränderungen Ertragsteuern	320	–86	76	6.118	64	6.492
Diskontierung	170	26	416	832	91	1.535
Sonstiges	–2	–	–	2	–2	–2
Stand am 31.12.	626	317	3.794	502	614	5.853
Anteile Dritter	–	–	–	193	–	193
Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows ohne Anteile Dritter	626	317	3.794	309	614	5.660
At-Equity-Beteiligungen	–	–	652	–	–	652
Gesamt ohne Anteile Dritter und At-Equity-Beteiligungen	626	317	3.142	309	614	5.008

Veränderung der standardisierten Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows 2007 (Millionen €)
	Deutsch- land	Übriges Europa	Russland/ Kaspischer Raum	Nordafrika/ Naher Osten	Südamerika	Gesamt Gruppe
Stand am 1.1.	1.011	400	59	866	697	3.033
Verkauf von gefördertem Öl und Gas abzgl. Produktionskosten in der lfd. Periode	–470	–354	–44	–2.050	–151	–3.069
Nettoveränderungen von stichtagsbezogenen Verkaufserlösen und Produktionskosten	547	–39	95	3.890	122	4.615
Nettoveränderungen aus Neufunden, Erweiterungen und verbesserten Fördertechniken abzgl. dazugehöriger Kosten	–	10	–	94	–	104
Revision früherer Reservenschätzungen	113	145	18	172	–3	445
Investitionen der lfd. Periode	47	21	–	68	40	176
Veränderungen der erwarteten Investitionen zukünftiger Perioden	–21	–3	–2	–39	22	–43
Kauf/Verkauf von Reserven	–	–	3.196	–	–	3.196
Nettoveränderungen Ertragsteuern	27	54	–20	–2.375	7	–2.307
Diskontierung	136	79	8	591	80	894
Sonstiges	–1	–18	5	18	2	6
Stand am 31.12.	1.389	295	3.315	1.235	816	7.050
Anteile Dritter	–	–	–	410	–	410
Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows ohne Anteile Dritter	1.389	295	3.315	825	816	6.640
At-Equity-Beteiligungen	–	–	531	–	–	531
Gesamt ohne Anteile Dritter und At-Equity-Beteiligungen	1.389	295	2.784	825	816	6.109

optimiertes Drucken

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows der sicheren Öl- und Gasreserven