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Central Petroleum Ltd.
Central Petroleum Ltd.
Registriert in: Australien WKN: A0JJWF Rohstoffe:
Art: Originalaktie ISIN: AU000000CTP7 Rohöl
Erdgas
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Auf gutem Weg zum Öl- und Gas-Multi: Interview mit John Heugh – Central Petroleum Limited

02.07.2008 | 22:09 Uhr | Rohstoff-Spiegel
Die australische Öl- und Gas-Company Central Petroleum Limited besitzt das größte Lizenzpaket Australiens und hat es sich zum Ziel gesetzt, der größte onshore Öl- und Gas-Produzent Australiens zu werden. Dem Rohstoff-Spiegel bot sich die Gelegenheit, Central Petroleums Managing Director John Heugh zu diesem hochgesteckten Ziel zu befragen und darüber hinaus die Frage zu klären, wie Central Petroleum Limited von zwei deutschen Chemikern des frühen bis mittleren 20. Jahrhunderts profitieren kann.


Rohstoff-Spiegel: Ihre Firma Central Petroleum Limited hat das Ziel, die größte Öl- und Gas-Company Australiens zu werden. Wie gedenken Sie dieses Ziel zu erreichen?

Central Petroleum: Zunächst einmal werden wir in 2008 ein extensives Bohrprogramm durchführen. Wir planen zunächst, vier konventionelle und drei Coal Bed Methane (durch Bohrung freigesetztes Flözgas) – Bohrlöcher in unseren größten Lizenzgebieten im Amadeus – und Pedirka – Basin einzubringen. Die drei letztgenannten werden dabei den Beginn eines Flow Test – Programms bilden, um die von unabhängigen Experten geschätzten, potentiell abbauwürdigen 34 bis 70 Billionen Kubikfuß Gas aufzuspüren. Zwei der vier konventionellen Bohrlöcher – Blamore 1 und Simpson 1 – sollen zunächst eine mögliche Ressource von 260 Millionen Barrel erreichen, die ebenfalls von unabhängiger Stelle geschätzt wurde. Zwei weitere Bohrungen sollten uns die Möglichkeit bieten, uns näher an potentiell abbauwürdige 2,5 Billionen Kubikfuß Gas, Helium und Flüssiggas heranzuführen.

Damit sind wir seit 30 Jahren die erste Firma, die im Northern Territory nennenswerte Bohrprogramme durchführt. Weitere Bohrarbeiten sowie seismische Untersuchungen des Untergrundes werden in 2009 fortgeführt. Insgesamt haben wir 200 potentielle Bohrziele identifizieren können, uns wird die Arbeit also so schnell nicht ausgehen.

Für 2008 haben wir Farm-Out-Agreements ausgehandelt, innerhalb derer unsere jeweiligen Partner 40 bis 50% der Explorationskosten tragen müssen, um einen jeweiligen 20 bis 25%igen Anteil an den explorierten Lizenzen zu erhalten. Die Projektkontrolle und –leitung bleibt dabei vollständig bei Central Petroleum Limited.

Ein weiterer Punkt innerhalb unserer Planungen, der größte onshore Öl- und Gas-Produzent Australiens zu werden, ist unsere exzellente Cash-Ausstattung. Wir haben aktuell 15 Millionen AU$ auf der Bank. Mittels Wandelschuldverschreibungen wurden bis dato 6 Millionen AU$ an Cash generiert, weitere 74 Millionen AU$ können mittels derartiger Papiere zusätzlich – je nach Bedarf – generiert werden. Weitere 6 Millionen AU$ konnten wir bisher über eine Bezugsrechtsemission einnehmen.


Rohstoff-Spiegel: Central Petroleum Limited sucht nach Öl-, Gas- und Helium-Vorkommen und besitzt Explorations- und Entwicklungslizenzen für über 230.000 Quadratkilometer in Zentral-Australien. Welches Gesamtpotential sehen Sie für dieses riesige Gebiet?

Central Petroleum: Mehrere unabhängige Studien haben allein für das Amadeus Basin potentielle Ressourcen von bis zu 6 Milliarden Barrel Öl-Äquivalent geschätzt. Für das Pedirka-Basin, an dem wir einen großen Teil der Lizenzen halten, rechnet man mit bis zu 70 Billionen Kubikfuß Gas. Für das Amadeus Basin, wo wir den überwiegenden Teil der Lizenzen halten, reichen neueste Schätzungen allein für die beiden relativ neuen Horn Valley Siltsone Shale Gas – Vorkommen von 12 bis 90 Billionen Kubikfuß Gas und bis zu 10 Milliarden Barrel Öl-Äquivalent. Dabei ist es so, dass neuere Schätzungen ständig nach oben angepasst werden müssen. Alles in allem ist das Gesamtpotential in den Gebieten, in denen wir operieren, sehr hoch.


Rohstoff-Spiegel: Eines Ihrer beiden Hauptprojekte ist das Amadeus Basin Gebiet, wo sie bereits 6 Projekte mit nachgewiesenen Ressourcen besitzen. Welche Explorationspläne haben sie für dieses Areal?

Central Petroleum: Im Amadeus Basin, wo Santos auf dem Merreenie Ölfeld und dem Palm Valley Gasfeld produziert, haben wir uns die jeweils umliegenden Lizenzen gesichert. Für die beiden Santos/Magellan - Projekte existieren potentiell abbauwürdige Reserven von 25 Millionen Barrel Öl und 75 Milliarden Kubikfuß Gas. Im Amadeus Basin werden wir zunächst auf Mt. Kitty und auf Ooraminna bohren.


Rohstoff-Spiegel: In welchen Tiefen liegen diese Reserven und können diese wirtschaftlich abgebaut werden?

Central Petroleum: Geplante Bohrungen sollen in mehreren Etappen durchgeführt werden. Zunächst werden wir uns auf eine Tiefe von maximal 2.000 bis 2.500 Meter konzentrieren. In etwa 3 bis 6 Jahren wollen wir tiefere Schichten bis zu 5.000 Meter untersuchen und dann in etwa 10 bis 15 Jahren noch tiefere Bohrungen durchführen. Die Förderung aus letztgenannten Tiefen kann je nach den aktuellen Marktpreisen durchaus ökonomisch sein, so werden beispielsweise in den USA Vorkommen aus Tiefen von 6.000 bis 7.000 Meter und tiefer wirtschaftlich an die Oberfläche geholt.


Rohstoff-Spiegel: Ihr zweites größeres Projekt ist das Pedirka Basin Gebiet. Welche Pläne haben Sie für Pedirka?

Central Petroleum: Unser erstes Bohrprogramm wird zwischen dem 26. Juni uns 01. Juli 2008 gestartet. Dabei werden wir zunächst ein Loch auf Blamore im Pedirka Basin bohren. Nach Schätzungen liegen dort noch unentdeckte 70 Millionen Barrel Öl. Darauf folgen dann drei Coal Bed Methane Bohrungen und eine weitere konventionelle Bohrung, die uns – so hoffen wir – ungefähr 190 Millionen Barrel Öl auf dem Simpson Projekt beschert. Die Bohrungen werden dabei bis in eine Tiefe von 1.800 bis 3.000 Metern gesetzt. Die Coal Bed Methane Bohrungen werden in geringere Tiefen von 300 bis 1.200 Metern gesetzt. Wir rechnen mit relativ oberflächennahen Gas- und Öl-Einschlüssen. Im weiteren Verlauf sollen so viele oberflächennahe Bohrziele wie möglich untersucht werden. Potentielle Funde sollen zu australischen Raffinerien und gegebenenfalls auch nach Singapur transportiert werden. Gasfunde sollen schlußendlich zu einer GTL-Anlage nach Alice Springs transportiert und dort mit Hilfe des Fischer-Tropsch-Verfahrens zu Diesel, Flugbenzin und Naphtha umgewandelt werden.


Rohstoff-Spiegel: Welche Vorteile erhalten Sie aus Ihren eingegangenen Farm-Out-Agreements?

Central Petroleum: Mit unseren Farm-Out-Agreements lagern wir einen großen Teil an Explorations- und Entwicklungskosten an unsere jeweiligen Partner aus und müssen im Gegenzug nur einen kleinen Teil möglicher Produktionsrechte abtreten. Im Klartext bedeutet das, dass unsere Farm-Out-Partner wie He Nuclear Ltd. und Petroleum Exploration Australia Ltd. 40 bis 50% der Explorations- und Entwicklungskosten auf den jeweiligen Projekten tragen und dafür einen 20 bis 25%igen Anteil am jeweiligen Projekt erhalten können. Auf allen Projekten behält Central Petroleum Limited dabei die Projektleitung und einen 75 bis 80%igen Anteil. Durch dieses Vorgehen reduzieren wir die eigenen Ausgaben und damit auch das Explorationsrisiko, wobei wir bei Erfolg einen Großteil an den potentiellen Produktionseinnahmen behalten.


Rohstoff-Spiegel: Wie weit sind Ihre Pläne, eine GTL (Gas-to-Liquid) – Anlage aufzubauen?

Central Petroleum: Sollten wir auf größere Gasvorkommen stoßen, wollen wir diese zu großen Teilen zu einer eigenen GTL-Anlage transportieren und dieses Gas dort mittels der in den 1920er bis 1940 er Jahren von den Deutschen entwickelten Fischer-Tropsch-Methode (die Fischer-Tropsch-Synthese oder das Fischer-Tropsch-Verfahren ist ein von Franz Fischer und seinem Mitarbeiter Hans Tropsch in Mülheim an der Ruhr vor 1925 entwickeltes großtechnisches Verfahren zur Umwandlung von Synthesegas (CO/H2) in flüssige Kohlenwasserstoffe (Anmerkung der Red.)) in Treibstoff umwandeln. Um eine derartige Anlage wirtschaftlich betreiben zu können, müssen etwa 20.000 Barrel Öl pro Tag produziert werden. Dazu sollte man etwa eine Billion Kubikfuß Gas als Reservenbasis haben. Der Bau einer solchen Anlage dauert inklusive aller zu leistenden Vorarbeiten etwa 5 Jahre ab der Entdeckung der Ressource bis hin zur endgültigen Inbetriebnahme. Eine GTL-Anlage sollte dabei so konstruiert sein, dass sie relativ leicht erweitert werden kann, sofern die zu Grunde liegende Reservenbasis dies rechtfertigt.


Rohstoff-Spiegel: Welche nächsten Meilensteine will Central Petroleum Limited erreichen?

Central Petroleum: Wir wollen zunächst versuchen mittels rascher Ölfunde möglichst bald einen Cashflow zu generieren. Das nächste Etappenziel ist der Nachweis von einer Billion Kubikfuß Gas, mittels derer dann eine bankfähige Machbarkeitsstudie erstellt werden kann. Je mehr Öl im Endeffekt gefunden wird und je höher damit unsere Reservenbasis ist, desto mehr können wir unsere geplante GTL-Anlage erweitern.


Rohstoff-Spiegel: Welche zukünftige Entwicklung erwarten Sie für den Öl- und Gaspreis?

Central Petroleum: Die Antwort auf diese Frage ist schwieriger, als man vielleicht annehemn könnte, zumal ich kein Ölpreis-Analyst bin. Ich persönlich bin der Meinung, dass wir kurzfristig noch einmal einen Rücksetzer des Ölpreises auf 80 bis 100 US$ je Barrel sehen könnten. Danach wird der Ölpreis meiner Meinung nach langsam aber stetig auf 150 US$ ja Barrel steigen. In 3 bis 5 Jahren rechne ich mit einem Ölpreisniveau von um die 200 US$. Ob der Gaspreis in gleichem Maße mit ansteigen wird, hängt davon ab, ob die Koppelung des Gaspreises an den Ölpreis – wie es in einigen Teilen der Welt praktiziert wird – sich weiter durchsetzen läßt.


Rohstoff-Spiegel: Warum lohnt sich aktuell ein Investment in Central Petroleum Limited?

Central Petroleum: Auf Grund gesetzlicher Vorgaben der ASX darf ich eigentlich keine Empfehlung für oder gegen den Kauf von Anteilen der eigenen Firma geben. Deshalb an dieser Stelle nur ein paar Anmerkungen, auf Grund derer sich der Leser selbst ein Urteil bilden soll:

Central Petroleum besitzt aktuell das größte Lizenzgebiet innerhalb Australiens. Wir haben diese seit 1998 zusammengeschnürt, in Zeiten, wo Öl- und Gaspreise Tiefststände markierten. Unsere Lizenzen befinden sich in einer der am wenigsten explorierten Gegenden Australiens, wenn nicht sogar weltweit. Die Ausbeute der Bohrkampagnen, die zwischen unseren Lizenzen durchgeführt wurden, ist vergleichsweise doppelt so hoch als in anderen, ölreichen Gebieten Australiens. So wurden allgemein im Amadeus Basin pro Erkundungsbohrung durchschnittlich 4,2 Millionen Barrel Öl-Äquivalent entdeckt, während man zum Beispiel im Cooper Basin nur 2,1 Millionen Barrel pro Bohrloch fand.

Ein weiterer entscheidender Punkt ist unser äußerst erfahrenes und vielseitiges Management-Board:

Dr. Henry Askin sammelte über 30 Jahre Erfahrung in der Explorationsindustrie, wovon er 25 Jahre bei Shell Group of Companies hauptsächlich als Explorationsmanager für Australien tätig war. Er begleitete bei Shell technische - und Senior Management – Posten im Oman, in norwegen, den Niederlanden, in Insien und managte darüber hinaus für drei Jahre shells seismisches Auswertungszentrum in Den Haag.

Richard Faull bringt es auf 20 Jahre Erfahrung als Direktor und Company Secretary in Mining- und Ölexplorations-Gesellschaften und ist Direktor einer Steuerberatungsgesellschaft.

William Dunmore ist ein erfahrenen Produktionsingenieur mit exzellenten Kenntnissen im Bereich der finanziellen Entwicklung und modelltechnischen Analyse von Minenbetrieben. Er arbeitet mit unzähligen Kreditinstituten und Ölfirman wie HBOS, Rothschilds, Gaffney Cline and Associates, BHP Petroleum, Schlumberger, Hardman, Mobil, Lasmo, Petrobras, CSX, Total, Nippon Oil, Powergen, Mosbacher, Unocal und Svenska Petroleum zusammen.

Mark DiSilvio managte die finanziellen Interessen von Woodside's mauretanischen Joint Ventures und bringt einiges an Erfahrung von Firmen wie Goldfields und Coolgardie Gold NL mit, wo er dem Management beziehungsweise der Bilanzbuchhaltung angehörte.

Randy Frazier managte sowohl BPs riesiges Shah Deniz Ölfeld als auch deren Alaska Joint Venture. Er besaß eine eigene Bohrfirma, die in, an BP angrenzenden Gebieten bohrte und war als Ingenieur auf dem Hugoton Gas Field (Nordamerikas größtes Gas- und Heliumfeld) tätig, wo er für 1.000 Bohrtürme zuständig war. Frazier war dabei sowohl für die gesamte Produktion in den Bundesstaaten Texas, New Mexico, Colorado, Wyoming, Montana, Utah und Kalifornien als auch für die Bohrarbeiten und die Produktion von Coal Bed Methane im San Juan Becken, eines der größten Abbaugebiete für Coal Bed Methane verantwortlich.

Ich selbst habe über 25 Jahre Erfahrung im Explorationsbereich sammeln können. Darüber hinaus arbeitete ich unter anderem in beratender Funktion Esso, Wapet, Pancontinental Petroleum, Santos, Western Mining Corporation, Bridge Oil, Ampol, Kuwaiti Foreign Petroleum Corporation (Tochterfirma von IEDC), Arco und Chevron-Texaco. Außerdem führte ich in den Bereichen der Ölexplorations-Technik und –Exploration Studien für die Universität von Texas durch und gründete die Servicefirma Labrador Petro-Management Pty Ltd..

Alle erwähnten Punkte plus unsere Farm-Out-Agreements sowie unsere exzellente Cash-Situation, werden uns – so hoffen wir – unserem Ziel, der größte onshore Öl- und Gas-Produzent Australiens zu werden, ein Stück näher bringen.


© Rohstoff-Spiegel







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