DGAP-News: ADX Energy Limited: Unabhängige Reservenzertifizierung zeigt eine 154%ige Steigerung der in ADXs Feldern erschlossenen 2P-Reserven

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ADX Energy Limited: Unabhängige Reservenzertifizierung zeigt eine 154 %ige Steigerung der in ADXs Feldern erschlossenen 2P-Reserven

05.11.2021 / 15:29

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ADX Energy Ltd (ASX Code: ADX) teilt die Ergebnisse des unabhängigen Expertenberichts (Competent Person's Report) mit, der von der Zertifizierungs und Beratungsfirma RISC ("RISC CPR") durchgeführt wurde. RISC wurde beauftragt, die erschlossenen Reserven der ADX Energy Ltd Gruppe (ADX) der Felder Zistersdorf und Gaiselberg im Wiener Becken, Österreich ("Felder) zu prüfen. Die Felder befinden sich zu 100 % im Besitz der ADX.

Wesentliche Punkte:

- RISC Advisory Pty Ltd ("RISC") hat die unabhängige Zertifizierung ("Competent Reserves Report") der erschlossenen Reserven in den ADX-Feldern Zistersdorf und Gaiselberg ("Felder") im Wiener Becken, Österreich, abgeschlossen.

- RISC führte eine unabhängige Prüfung der von ADX in den Feldern erschlossenen Reserven, Stichtag 1. Juli 2021, durch, einschließlich Produktionsprognosen, Kostenschätzungen und Projektwirtschaftlichkeit.

- Zusammenfassung der Ergebnisse der RISC CPR ("Competent Person Report"):

- 1P (nachgewiesen) - berechnete erschlossene Reserven von 1.190.000 Barrel Öläquivalent - ein Anstieg von 215 % im Vergleich zu einer früheren Feld-Revision, die am 5. November 2020 veröffentlicht wurde (siehe Tabelle 1 in der originalen englischen Pressemitteilung).

- 2P (nachgewiesen + vermutet) - berechnete erschlossene Reserven von 1.850.000 Barrel Öläquivalent - ein Anstieg von 154 % im Vergleich zu einer früheren Feld-Revision, die am 5. November 2020 veröffentlicht wurde (siehe Tabelle 1).

- Der berechnete Nettokapitalwert der 1P- und 2P-Reserven beträgt 5,7 Mio. EUR (ca. 8,7 Mio. AUD) bzw. 15,9 Mio. EUR (ca. 24,4 Mio. AUD).

- Die Zunahme der auditierten Reserven basiert auf den Möglichkeiten einer Komplettierung bestehender Ölhorizonte in bestehenden Bohrungen ("Behind Pipe") , die mittels eines geologischen Feld- und Reservoir-Simulationsmodells der ADX identifiziert wurden, sowie auf einer besser als prognostizierten Produktionsleistung des Feldes seit des letzten CPR.

ADXs Executive Chairman, Ian Tchacos, sagte: "Die Ergebnisse des RISC CPR bestätigen, dass die erschlossenen Reserven und das Produktionspotenzial der ADX-Felder Gaiselberg und Zistersdorf deutlich über den bisherigen Erwartungen liegen. Die aktuelle Leistung der Felder sowie die von RISC unterstützten ADX-Arbeiten weisen auf ein beträchtliches Behind-Pipe-Potenzial (bisher nicht produzierender Ölhorizont) hin, das zu geringen Kosten erschlossen werden kann, um die Reserven, die zukünftige Produktion und den Wert der Felder erheblich zu steigern. Die Assets sind zwar ausgereift, werden aber sehr gut gewartet und erfüllen die höchsten Umwelt- und Emissionsstandards. Die Assets bieten auch die Möglichkeit, weiteren Wert für die Aktionäre zu schaffen und durch den zukünftigen Einsatz des Projekts zur Wasserstoffproduktion und -speicherung im Wiener Becken nachaltige Vorteile für den Umweltschutz zu erzielen, wodurch die Felder im Wiener Becken über viele Jahre hinweg einen wirtschaftlichen Mehrwert generieren werden."
Anmerkung 1: nachgewiesene und vermutete erschlossene produzierende und erschlossene nicht produzierende Reserven.

Der Stichtag der Reserven- Prüfung durch RISC ist der 1. Juli 2021. Die erschlossenen Reserven wurden in produzierende und nicht produzierende Reserven unterteilt. Die erschlossenen produzierenden Reserven umfassen Öl- und Gasmengen aus bestehenden produzierenden Bohrungen, während die nicht produzierenden erschlossenen Reserven aus zuvor nicht produzierenden Ölhorizonten (Behind-Pipe-Reservoirs) stammen, die zu produzierenden Reserven werden, sobald die Bohrungen perforiert sind, um das erbohrte Öl und Gas zu erreichen und zu fördern.

Ein Vergleich der RISC-CPR-Bewertung mit der vorherigen CPR-Bewertung mit Stichtag 31. Dezember 2019, die am 5. November 2020 veröffentlicht wurde, ist in Tabelle 1 unten dargestellt. Die zuvor berichteten äquivalenten Reserven, die zum 1. Juli 2021 angepasst wurden, werden durch Abzug der Produktion zwischen 31. Dezember 2019 und 1. Juli 2021 berechnet. Für die Kategorien der erschlossenen 1P- und 2P-Reserven wird eine positive Abweichung von 215 % bzw. 154 % zwischen den in dieser Pressemitteilung bekannt gegebenen RISC-CPR-Reserven und den von ADX am 5. November 2020 gemeldeten CPR-Reserven geschätzt. Eine Zusammenfassung der Ergebnisse des RISC CPR ist in Anhang 1 zu finden. Die RISC CPR-Nettokapitalwerte (Net Present Values, "NPV") sind für zukünftige Cashflows der entsprechenden Reservenszenarien angegeben. Alle Reserven basieren auf den internationalen PRMS ("Petroleum Resource Managment Sytsem) -Reservenklassifikationen (siehe unten).

Abbildungen, Tabellen oder Anhänge in dieser Meldung können Sie in der originalen englischen Pressemitteilung ansehen.

Tabelle 1 in der originalen englischen Pressemitteilung​​​​​​​ zeigt: Vergleich zwischen RISC CPR- und früheren CPR-Reserven für ADX-Felder

Anmerkungen:

1. ADX hält eine 100 %ige Betriebsbeteiligung an den Feldern.

2. Der fiktive Bezugspunkt für die Reserven ist die Genehmigungsgrenze oder der Einlaufteil der Exportleitung.

3. Es wurden deterministische Bewertungsmethoden verwendet.

4. Die zugehörigen Gasressourcen beinhalten die zusammen mit dem Gas verkauften Inertstoffe.

5. Es gibt keinen Verbrauch von Brennstoffen und Fackelgas auf den Feldern.

6. BOE bedeutet Barrel Öläquivalent einschließlich gelöstes Gas.

7. Die Umrechnungsfaktoren sind 1,124 m3/Tonne Öl, 165,4 sm3 Gas pro BOE und ein höherer Heizwert bei Gas von 40,7 MJ/sm3.

8. Ölpreisprognose von 65 USD/bbl (55 Euro/bbl) ab 2021 unverändert.

9. Gaspreisprognose - der prognostizierte Sommerpreis liegt bei 0,14 Euro/m3 und der Winterpreis bei 0,16 Euro/m3.

10. Es wurde ein Körperschaftssteuersatz von 25 % in Österreich zugrunde gelegt.

11. Es wurde eine Währungsumrechnung von 1,18 Euro pro USD verwendet.

PRMS (2018) Reserven-Klassifizierungen, die in dieser Mitteilung verwendet werden

1P. Bezeichnet eine niedrige Schätzung der Reserven (d. h. der nachgewiesenen Reserven). Äquivalent zu P1.

2P. Bezeichnet die beste Schätzung der Reserven. Die Summe aus nachgewiesenen und vermuteten Reserven.

3P. Bezeichnet die hohe Schätzung der Reserven. Die Summe aus nachgewiesenen plus vermuteten plus möglichen Reserven.

1. Erschlossene Reserven sind die Mengen, die voraussichtlich aus bestehenden Bohrungen und Anlagen gewonnen werden können.

a. Erschlossene produzierende Reserven werden voraussichtlich aus für die Förderung vorbereiteten Abschnitten gewonnen, die zum Zeitpunkt der Schätzung offen sind und produzieren.

b. Erschlossene nicht produzierende Reserven umfassen aufgelassene und "Behind-Pipe"-Reserven, deren Förderung zu geringen Kosten erfolgen kann.

2. Unerschlossene Reserven sind Mengen, die laut Erwartung durch erhebliche zukünftige Investitionen gewonnen werden können.

A. Nachgewiesene Reserven sind jene Erdölmengen, von denen durch die Analyse geowissenschaftlicher und technischer Daten mit hinreichender Sicherheit angenommen werden kann, dass sie aus bekannten Reservoirs und unter definierten technischen und kommerziellen Bedingungen kommerziell förderbar sind. Werden deterministische Methoden angewandt, so soll der Begriff "angemessene Gewissheit" ein hohes Maß an Vertrauen in die Gewinnung der Mengen ausdrücken. Werden probabilistische Methoden angewandt, sollte eine Wahrscheinlichkeit von mindestens 90 % bestehen, dass die tatsächlich geförderten Mengen der Schätzung entsprechen oder diese übersteigen.

B. Vermutete Reserven sind die zusätzlichen Reserven, die nach der Analyse geowissenschaftlicher und technischer Daten mit geringerer Wahrscheinlichkeit gefördert werden als die nachgewiesenen Reserven, aber mit größerer Sicherheit als die möglichen Reserven. Es ist gleichermaßen wahrscheinlich, dass die tatsächlich geförderten Restmengen größer oder kleiner sind als die Summe der geschätzten nachgewiesenen und vermuteten Reserven (2P). In diesem Zusammenhang sollte bei Anwendung probabilistischer Methoden eine Wahrscheinlichkeit von mindestens 50 % bestehen, dass die tatsächlich geförderten Mengen der 2P-Schätzung entsprechen oder diese übersteigen.

C. Mögliche Reserven sind die zusätzlichen Reserven, die nach der Analyse geowissenschaftlicher und technischer Daten mit geringerer Wahrscheinlichkeit gefördert werden können als die wahrscheinlichen Reserven. Die Gesamtmengen, die letztendlich aus dem Projekt gefördert werden, übersteigen mit geringer Wahrscheinlichkeit die Summe aus nachgewiesenen plus wahrscheinlichen plus möglichen (3P) Reserven, was dem Szenario mit der höchsten Schätzung entspricht. Wenn probabilistische Methoden verwendet werden, sollte eine Wahrscheinlichkeit von mindestens 10 % bestehen, dass die tatsächlich geförderten Mengen die 3P-Schätzung erreichen oder übersteigen. Mögliche Reserven, die sich außerhalb des 2P-Bereichs befinden (die nicht dem 2P-Szenario entsprechen), dürfen nur dann vorhanden sein, wenn die kommerziellen und technischen Reifekriterien erfüllt sind (die das mögliche Erschließungsausmaß einschließen). Eigenständige mögliche Reserven müssen sich auf ein kommerzielles 2P-Projekt beziehen.

Umfang der RISC CPR

RISC führte eine unabhängige Prüfung der ADX-Feldbewertungen durch, einschließlich Produktionsprognosen, Kostenschätzungen und Projektwirtschaftlichkeit. Die Produktion aus bestehenden Bohrungen wird als erschlossene Produktion eingestuft. Die geplante erneute Produktion aus neuen Abschnitten in bestehenden Bohrungen wird als "erschlossen nicht produzierend" (Developed Non-Producing) klassifiziert.

Die CPR bietet eine unabhängige Prüfung der von ADX durchgeführten Reserven- und Ressourcenbewertung, einschließlich:

- 1P und 2P erschlossene produzierende Reserven.

- 1P- und 2P-erschlossene nicht produzierende Reserven aus der zur erneuten Produktionsaufnahme vorbereiteten Bohrungen.

- 2C eventuelle Ressourcen, falls zutreffend.

- Projektwirtschaftlichkeit und NPV.

RISC hat auch eine Bewertung in Bezug auf die Gültigkeit der ADX-Simulationsfallprognosen vorgenommen.

Vergleich der RISC CPR-Ergebnisse mit dem ADX Reservoir-Simulationsmodell

ADX stellte RISC seine vollständigen geologischen und historisch verifizierten dynamischen Modelle für die sarmatischen (Neogen) Reservoirs in den Ölfeldern Gaiselberg und Zistersdorf zur Verfügung. Dies umfasste die Produktionsgeschichte bis Ende April 2021, den prognostizierten Zeitplan der Aufwältigungsarbeiten und Aktivitäten sowie Prognosen für die kleineren Reservoirs Gaiselberg und Zistersdorf.

Der RISC CPR basiert auf einer Überprüfung der neuen Arbeiten, die von ADX durchgeführt wurden:

- sowohl historische als auch aktuelle Produktionsdaten der Felder und einzelner Produktionsbohrungen;

- ein neu bearbeiteter seismischer 3D-Datensatz und die umfangreiche Datenbank der Bohrungen, die in ein geologisches 3D-Modell für das Feld einfließen;

- ein auf die Geschichte abgestimmtes Reservoir-Simulationsmodell und

- die Verwendung eines Reservoir-Simulationsmodells zur Vorhersage zukünftiger Produktions- und Reservenschätzungen (ADX-Simulationsmodell).

Die nachstehende Tabelle 2 zeigt eine Aufschlüsselung der produzierenden Reserven im Vergleich zu den produzierenden und nicht produzierenden Reserven. Nicht produzierende Reserven oder Behind-Pipe-Reserven machen etwa 50 % der Reserven aus und stellen einen wichtigen Wertzuwachs für den Cashflow und die Wirtschaftlichkeit des Feldes dar.

Tabelle 2 zeigt: Aufschlüsselung der Ergebnisse von RISC CPR und des ADX-Simulationsmodells

Anmerkung 1: RISC ist der Ansicht, dass das ADX-Simulationsmodell zweckmäßig und nützlich für die Quantifizierung von Möglichkeiten einer erneuten Produktionsaufnahme ist. RISC ist der Ansicht, dass die Simulationsprognose ein hohes Niveau darstellt, sofern sie nicht durch weitere Ergebnisse validiert wird, und ein intermediäres Szenario als 2P verwendet wird.

Anmerkung 2: Der angegebene Kapitalwert ist nach Steuern und basiert auf einem Ölpreis von 65 USD/Barrel, der ab 2021 konstant bleibt. Die angegebenen Kapitalwerte werden mit 8 % real (ca. 10 % nominal) abgezinst. Der angegebene Kapitalwert entspricht nicht unbedingt dem Marktwert.

Strategie zur Förderung der Felder

Bei den Feldern handelt es sich um mehrfach gestapelte Sandstein Lagerstätten. Die ölführenden Horizonte wurden weitgehend von unten nach oben erschlossen. Der Hauptantriebsmechanismus ist ein starker Randwasser Aquifer, der lokal durch Wassereinpressung ergänzt wird. ADX hat zur weiteren Erschließung der verschiedenen Zonen mindestens 32 bestehende Bohrungen für eine erneute Produktionsaufnahme identifiziert.

Abbildung 1 in der originalen englischen Pressemitteilung​​​​​​​ zeigt: Strukturmodell des Feldes Gaiselberg mit den wichtigsten ölproduzierenden sarmatischen (Neogen) Reservoireinheiten (Sandstein Lagerstätten). Die Lagerstätten werden an der Basis durch die Steinberg-Verwerfung begrenzt und innerhalb des Feldes wurden Verwerfungen modelliert. Das Feld ist mit einer großen Anzahl von Produktionsbohrungen und Produktionsleistungsdaten seit 1938 gut bewertet. Der Umriss der Gaiselberg-Förderlizenz ist in orange dargestellt. Nördlich des Feldmodells sind einige der "RAG"-Bohrungen des ADX-Feldes Zistersdorf zu sehen.

Abbildung 2 zeigt: Karte der ADX-Produktions- und Explorationslizenzen in Österreich, einschließlich der Felder Gaiselberg und Zistersdorf (weisse Polygone) im Wiener Becken.

Die Berechnungen des ADX-Simulationsmodells umfassen erschlossene produzierende Ressourcen und erschlossene nicht-produzierende Ressourcen aus zur erneuten Produktionsaufnahme vorbereiteten Bohrungen und neuen seichteren noch nicht erschlossenen Zonen. Der Großteil der Arbeiten zur erneuten Produktionsaufnahme findet innerhalb der nächsten 10 Jahre statt, die letzten Arbeiten sind für 2042 geplant. Die Vorbereitung von Bohrungen zur erneuten Produktionsaufnahme in seichteren Zonen würde erst dann erfolgen, wenn die Produktion aus der aktuellen (tieferen) Zone unwirtschaftlich geworden ist. Dies erklärt den verlängerten Zeitplan für die Arbeiten zur erneuten Produktionsaufnahme in den ADX-Feldern.

RISC ist ebenfalls der Meinung, dass die Felder durch Behind-Pipe-Möglichkeiten erhebliche Reserven gewinnen werden. Das Szenario des ADX-Simulationsmodells stellt eine beträchtliche Möglichkeit dar, die zu relativ geringen Kosten umgesetzt werden kann. RISC hat angemerkt, dass die im ADX-Simulationsmodell prognostizierten zusätzlichen Volumina bei späteren Reservenbewertungen möglicherweise in eine 1P (bewiesene) -Reservenklassifizierung umgewandelt werden könnten, wenn die ADX-Förderstrategie umgesetzt und die Simulationshistorie durch die tatsächliche Produktion und die Ergebnisse der wichtigsten Aufwältigungsarbeiten validiert wird.

Ältere Produktionsbohrungen haben über 60 Jahre im Feld Gaiselberg und über 30 Jahre im Feld Zistersdorf produziert. Das Alter der im Jahr 2040 zur erneuten Produktionsaufnahme vorbereiteten Bohrungen wäre geringer als die Lebensdauer dieser historischen Bohrungen. Es wird daher nicht erwartet, dass die Integrität der Bohrungen ein Problem darstellt. Trotz des längeren Zeitraums bis zur erneuten Produktionsaufnahme einiger dieser Bohrungen ist RISC der Ansicht, dass die Ressourcen die Klassifizierung als Reserven (im PRMS Sinn) erfüllen.

Personen, die Informationen über Kohlenwasserstoffe zusammenstellen.

Gemäß den Anforderungen der ASX-Kotierungsregel 5.31 wurden die ungeprüften technischen Informationen und Informationen über Reserven in dieser Mitteilung unter der Aufsicht von Herrn Paul Fink erstellt. Herr Fink ist Technischer Direktor von ADX Energy Limited, ist ein qualifizierter Geophysiker mit 23 Jahren technischer, kommerzieller und Management-Erfahrung in der Exploration, Bewertung und Entwicklung von Öl- und Gasressourcen. Herr Fink hat der Aufnahme dieser Informationen in der Form und dem Kontext, in dem sie erscheinen, zugestimmt. Herr Fink ist Mitglied der EAGE (European Association of Geoscientists & Engineers) und der FIDIC (Federation of Consulting Engineers).

Berichtsstandards

Reserven und Ressourcen werden in Übereinstimmung mit den Definitionen von Reserven, Eventualressourcen und prospektiven Ressourcen und den Richtlinien des Petroleum Resources Management System (PRMS) berichtet, das vom Oil and Gas Reserves Committee der Society of Petroleum Engineers (SPE) ausgearbeitet und von der American Association of Petroleum Geologists (AAPG), World Petroleum Council (WPC), Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE), Society of Exploration Geophysicists (SEG), Society of Petrophysicists and Well Log Analysts (SPWLA) und European Association of Geoscientists and Engineers (EAGE) überprüft und mitfinanziert wurde. Überarbeitet im Juni 2018.

Unabhängigkeit von RISC

RISC hat keine finanzielle Beteiligung, außer hinsichtlich der Höhe der für die Erstellung dieses Berichts erhaltenen Honorare, oder eine andere Beteiligung an den bewerteten Assets. Folglich könnte vernünftigerweise angenommen werden, dass dies unsere Fähigkeit beeinträchtigt, eine unvoreingenommene Meinung über diese Assets abzugeben. RISC macht die folgenden Angaben:

- RISC ist hinsichtlich ADX unabhängig und bestätigt, dass kein Interessenkonflikt mit einer an dem Auftrag beteiligten Partei besteht;

- Gemäß den Auftragsbedingungen zwischen RISC und ADX erhält RISC ein zeitabhängiges Honorar, wobei kein Teil des Honorars von den erzielten Schlussfolgerungen oder dem Inhalt oder der künftigen Verwendung dieses Berichts abhängt. Abgesehen von diesem Honorar erhielt und erhält RISC keine direkten oder indirekten finanziellen oder sonstigen Vorteile für oder im Zusammenhang mit der Erstellung dieses Berichts;

- Weder die Direktoren von RISC noch die Mitarbeiter, die an der Erstellung dieses Berichts beteiligt waren, haben eine wesentliche Beteiligung an ADX oder an einer der hier beschriebenen Liegenschaften.

RISC hat eine unabhängige Prüfung der erschlossenen Reserven durchgeführt und der Aufnahme von Informationen, die als von RISC geprüfte Werte in dieser Mitteilung angegeben werden, zugestimmt.

Von Ian Tchacos, Executive Chairman, zur Einreichung genehmigt

Für weitere Informationen wenden Sie sich bitte an:

Ian Tchacos
Executive Chairman
ian.tchacos@adxenergy.com.au

Paul Fink
Chief Executive Officer
paul.fink@adx-energy.com

Tel. +61 (8) 9381 4266

Im deutschsprachigen Raum

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