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

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
Für den Inhalt der Mitteilung ist der Emittent / Herausgeber verantwortlich.

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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

AXINO Media GmbH
Fleischmannstraße
73728 Esslingen am Neckar
Tel. +49-711-82 09 72 11
Fax +49-711-82 09 72 15
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www.axino.de

Dies ist eine Übersetzung der ursprünglichen englischen Pressemitteilung.
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1246708 05.11.2021

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Quelle: dpa-AFX