Wintershall Dea zieht sich aus dem Ölfeld Brage zurück

• OKEA erwirbt den 35,2-prozentigen Anteil von Wintershall Dea an Brage und den 6,46-prozentigen Anteil an Ivar Aasen sowie sechs Prozent am Nova-Entwicklungsprojekt für 108 Mio. € (1,1 Mrd. NOK)
• Bedingte Zahlungen weiterer Teil der Transaktion
• Brage gewinnt führenden Betreiber, der auf langjährig produzierende Felder und deren optimale Ausförderung spezialisiert ist
• Wintershall Dea stärkt Position als erfahrener Subsea-Operator mit Fokus auf Gas- und Carbon-Management-Projekte

Wintershall Dea verkauft ihren Anteil am Brage-Feld und überträgt die Betriebsführerschaft an den auf langjährig produzierende Felder spezialisierten Betreiber OKEA. Im nächsten Kapitel der Geschichte von Wintershall Dea in Norwegen wird das Unternehmen seine Position als einer der größten Betreiber von Unterwasser-Anbindungen auf dem Norwegischen Kontinentalschelf ausbauen.

"Norwegen ist und bleibt eine wichtige Kernregion für die Produktion von Wintershall Dea in unserem globalen Portfolio", sagt Dawn Summers, Chief Operating Officer bei Wintershall Dea. "Mit dem Verkauf unserer Beteiligungen an Brage und Ivar Aasen fokussieren wir uns weiter auf die Gasproduktion in Norwegen. Hier haben wir bereits eine starke Position im Land, und mit unseren Großprojekten Dvalin und Njord, die bis Ende 2022 in Betrieb gehen sollen, kommen weitere Gasmengen hinzu, die die Energieversorgung in Europa sichern", so Summers weiter.

Im Rahmen der Vereinbarung erwirbt OKEA den 35,2-prozentigen Anteil von Wintershall Dea am Brage-Feld und den 6,46-prozentigen Anteil am Ivar-Aasen-Feld sowie sechs Prozent am Nova-Entwicklungsprojekt für 108 Mio. € (1,1 Mrd. NOK). Zusätzlich sind Zahlungen, die an die Erfüllung bestimmter Bedingungen geknüpft sind, Teil der Transaktion.

FOKUS AUF ZUSÄTZLICHE GASMENGEN

"Wir bleiben einer der größten Produzenten in Norwegen und einer der größten Exporteure von Gas. Gleichzeitig gestalten wir unser Portfolio robuster und richten es für die Zukunft aus“, sagt Michael Zechner, Managing Director von Wintershall Dea Norge. "Mit dieser Vereinbarung haben wir einen Mehrwert für unsere Assets geschaffen, indem wir die Betriebsführerschaft für Brage an ein auf langjährig produzierende Felder spezialisiertes Unternehmen abgegeben und einen wertvollen Partner für die von uns betriebene Nova-Lizenz gewonnen haben", betont Zechner. In Norwegen wird Wintershall Dea einen noch stärkeren Fokus auf die Exploration, Entwicklung und Produktion in Kernregionen legen, um möglichst emissionsarm Kohlenwasserstoffe zu fördern und das Unternehmen im Bereich Carbon Management und Wasserstoff zu positionieren.

Die Gesamtproduktion von Wintershall Dea in Norwegen betrug im Jahr 2021 159.000 Barrel Öläquivalent (boe) pro Tag, mehr als die Hälfte davon war Erdgas. Die Mengen aus den anstehenden Projekten Nova, Njord und Dvalin werden täglich rund 70.000 bis 80.000 boe hinzufügen. Die Produktion von Brage und Ivar Aasen beläuft sich auf rund 6.000 boe pro Tag.

AUSBAU DER EFFIZIENTEN UND KOHLENSTOFFARMEN UNTERWASSERPRODUKTION

Wintershall Dea entwickelt sich auf dem norwegischen Kontinentalschelf zu einem führenden Betriebsführer von Unterwasseranbindungen mit einem Fokus auf Gas- und Carbon-Management-Projekten. Bis 2030¹ will das Unternehmen seine Upstream-Aktivitäten durch die Konzentration auf emissionsarme Projekte sowie ein strenges Treibhausgas-Management auf netto-null bringen. Das Unternehmen, dessen Schwerpunkt auf Gas liegt, ist bereits der drittgrößte Unterwasserbetreiber in Norwegen, gemessen an der Anzahl der Felder, und verfolgt nun auch Möglichkeiten des Kohlenstoffmanagements auf dem Schelf.

Vorbehaltlich der üblichen behördlichen Genehmigungen wird der Abschluss der Transaktion für das vierte Quartal 2022 erwartet. Die Transaktion wird dann rückwirkend zum 1.1.2022 in Kraft treten.

LIZENZANTEILE NACH ABGESCHLOSSENER TRANSAKTION:

Brage

• Befindet sich im nördlichen Teil der Nordsee, 123 Kilometer westlich von Bergen, in einer Wassertiefe von 140 Metern.
• Es wurde 1980 entdeckt und 1993 in Produktion genommen.
• Das Feld wurde mit einer integrierten Produktions-, Bohr- und Unterbringungsanlage als Stahlplattform erschlossen.
• Das Öl wird über eine Pipeline zum Oseberg-Feld und weiter über das Oseberg Transport System (OTS) zum Terminal in Sture transportiert. Eine Gaspipeline ist an die Statpipe angebunden.
• OKEA wird den gesamten Anteil von Wintershall Dea Norge AS (35,2%) sowie die Betriebsführerschaft übernehmen. Weitere Partner sind Lime Petroleum AS (33,84%), DNO Norge AS (14,26%), Vår Energi ASA (12,26%) und M Vest Energy AS (4,44%).

Ivar Aasen

• Befindet sich im nördlichen Teil der Nordsee, 30 Kilometer südlich von Grane und Balder, in einer Wassertiefe von 110 Metern.
• Es wurde 2008 entdeckt, und der Plan für die Erschließung und den Betrieb (PDO) wurde 2013 genehmigt. Die Produktion wurde 2016 aufgenommen.
• Die Erschließung umfasst eine Produktions-, Bohr- und Unterbringungsanlage (PDQ) mit einem Stahlunterbau und einer separaten Hubinsel für Bohrungen und Bohrstrang. Ivar Aasen wird von Edvard Grieg mit Strom versorgt und soll im Rahmen der gemeinsamen Erschließung der Utsira-Hochebene, die Ende 2022 beginnen soll, mit Strom von Land versorgt werden.
• Aker BP ist der Betreiber (34,79%), weitere Partner sind Equinor Energy AS (41,47%), Spirit Energy Norway AS (12,32%), Lundin Energy Norway AS (1,39%), M Vest Energy AS (0,80%). Nach Abschluss der Transaktion wird OKEA 9,23% der Anteile halten.

Nova

• Das Nova-Feld befindet sich im nördlichen Teil der Nordsee, 17 Kilometer südwestlich des Gjøa-Feldes, in einer Wassertiefe von 370 Metern.
• Nova wurde 2012 entdeckt, und der Plan für die Erschließung und den Betrieb (PDO) wurde 2018 genehmigt. Die Erschließung besteht aus zwei Unterwasser-Templates mit je vier Anschlüssen, die an die Gjøa-Hauptplattform angebunden sind. Von dort aus soll Nova mit Ökostrom von Land aus versorgt werden. Die Unterwasserinstallation wurde 2021 fertiggestellt.
• Das Feld befindet sich in der Entwicklungsphase, und die Förderung ist für die zweite Hälfte des Jahres 2022 geplant.
• Das produzierte Rohöl wird zur Gjøa-Plattform geleitet, um dort verarbeitet und exportiert zu werden. Das Öl wird über die Troll Oil Pipeline II zum Terminal in Mongstad weitertransportiert, und das Gas wird über die Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS) Pipeline nach St. Fergus in Großbritannien exportiert.
• Nach Abschluss der Transaktion wird Wintershall Dea Norge AS als Betriebsführer 39% der Anteile halten, weitere Partner sind OKEA (6%), Sval Energi AS (25%), Spirit Energy Norway (20%) und ONE-Dyas Norge AS (10%).

^{1 Scope 1- und 2-Treibhausgasemissionen in allen eigenoperierten und nicht eigenoperierten Explorations- und Produktionsaktivitäten}