Rohstoff-Explorer: Research oder Neuvorstellung (Seite 2783)

[Coxos]

http://spreadsheets.google.com/pub?key=pSvrnHoPCA_nXKFwMPAAK…

[Ikar]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.406.825 von Coxos am 30.06.08 20:11:44

na dann sollte aber auch etract EXT genannt werden.
In hc sind viele in beiden werten drin. Interessanter Uranspielplatz in namibia.

[Coxos]

Uran
Bannerman Resources
top wert für leute mit ausdauer

http://www.bannermanresources.com/presentation/slide1.htm

[stupidgame]

3 kleine Hinweise...

-Palladon Ventures auch heute gut unterwegs. Aktuell bei +14,8$

-China North East Petroleum (CNEH) laufen wie`s böse. Ich wollte sie eigentlich nicht vorstellen, da OTCBB-Aktie. Ausserdem nach meinen Bewertungsmasstäben nicht billig. Aber die Geschmäcker sind halt verschieden. Schaut mal...

-Inmet Mining, hatte ich hier kurz schonmal angerissen. Finde ich nicht uninteressant. Hier kann man aber trefflich streiten zwischen Fundis und Charties. Die Aktie ist nämlich dabei, den ganz langfristigen Aufwärtstrend im log-Langfristchart zu brechen. Für jeden Chart-Anhänger heisst das natürlich Finger weg. Fundamental und ausgehend, von den Projekten, die die noch in der Pipeline haben, halte ich das aber weiter für einen guten Wert...
Vielleicht gibt es den aber, auf Grund der Technik, bald noch billiger.
Vorsicht ist auf alle Fälle angesagt.

s.

[Urlaub2]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.401.092 von Popeye82 am 30.06.08 02:19:10

Also ich habe meine Energulf-Aktien gestern (Sonntag !)über Lang und Schwarz rausgehauen, nachdem es am Freitag in Kanada fette 89 % Gewinn gab.

Ich steige aber gerne wieder ein.

[Popeye82]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.400.588 von apollo2000 am 29.06.08 21:46:31

schon lustig, daß alle so scharf auf
Energulf sind.

[apollo2000]

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.
Ihre Firma Central Petroleum
Limited hat das Ziel, die größte Ölund
Gas-Company Australiens zu
werden. Wie gedenken Sie dieses
Ziel zu erreichen?
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 AUD auf der Bank.
Mittels Wandelschuldverschreibungen
wurden bis dato 6 Millionen
AUD an Cash generiert, weitere
74 Millionen AUD können mittels
derartiger Papiere zusätzlich –
je nach Bedarf – generiert werden.
Weitere 6 Millionen AUD konnten
wir bisher über eine Bezugsrechtsemission
einnehmen.
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?
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.
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?
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
Auf gutem Weg zum Öl- und Gas-Multi
Quelle: Central Petroleum
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.
In welchen Tiefen liegen diese
Reserven und können diese wirtschaftlich
abgebaut werden?
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.
Ihr zweites größeres Projekt ist
das Pedirka Basin Gebiet. Welche
Pläne haben Sie für Pedirka?
Unser erstes Bohrprogramm
wird zwischen dem 26. Juni und 1.
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.
Welche Vorteile erhalten Sie aus
Ihren eingegangenen Farm-Out-
Agreements?
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.
Wie weit sind Ihre Pläne, eine
GTL (Gas-to-Liquid) – Anlage aufzubauen?
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.
Welche nächsten Meilensteine
will Central Petroleum Limited
erreichen?
Wir wollen zunächst versuchen
mittels rascher Ölfunde möglichst
bald einen Cashflow zu generieren.
Das nächste Etappenziel ist der
Nachweis von einer Billion

fuß 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.
Welche zukünftige Entwicklung
erwarten Sie für den Öl- und
Gaspreis?
Die Antwort auf diese Frage ist
schwieriger, als man vielleicht
annehmen könnte, zumal ich kein
Ölpreisanalyst bin. Ich persönlich
bin der Meinung, dass wir kurzfristig
noch einmal einen Rücksetzer
des Ölpreises auf 80 bis 100 USD je
Barrel sehen könnten. Danach wird
der Ölpreis meiner Meinung nach
langsam aber stetig auf 150 USD je
Barrel steigen. In 3 bis 5 Jahren
rechne ich mit einem Ölpreisniveau
von um die 200 USD. 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.
Warum lohnt sich aktuell ein
Investment in Central Petroleum
Limited?
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 dieses 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 Indien 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 erfahrener
Produktionsingenieur mit exzellenten
Kenntnissen im Bereich
der finanziellen Entwicklung und
modelltechnischen Analyse von
Minenbetrieben. Er arbeitete 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 bei 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
im Bereich der Ölexplorationsprozesse
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.

http://www.centralpetroleum.com.au/

[XIO]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.399.844 von Popeye82 am 29.06.08 16:40:14

Hauptprojekt ist Amazon Bay mit Eisensand und Titandioxid

[Popeye82]

achso, die Neueinbringungen könnten m.A. nach einige
Phantasie eröffnen
-ist aber auf der anderen Seite halt noch nicht
konkret abzusehen.

[Popeye82]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.399.376 von XIO am 29.06.08 13:55:58

das Magnesiumprojekt scheint MIL aber noch
zu gehören, oder?

aus dem Link: "whose interests include: ... Mt Hutton, S.A. magnesite deposits – MIL is evaluating options for the sale or joint venture."

(wäre mir grundsätzlich auch recht schleierhaft
warum man das verkaufen wollen würde)