Africa Oil Corp. - World-Class East Africa Oil Exploration (Seite 44)
eröffnet am 23.06.11 21:04:25 von
neuester Beitrag 23.05.24 13:41:49 von
neuester Beitrag 23.05.24 13:41:49 von
Beiträge: 4.125
ID: 1.167.139
ID: 1.167.139
Aufrufe heute: 2
Gesamt: 629.175
Gesamt: 629.175
Aktive User: 0
ISIN: CA00829Q1019 · WKN: A0MZJC · Symbol: AFZ
1,6340
EUR
+1,18 %
+0,0190 EUR
Letzter Kurs 24.05.24 Tradegate
Neuigkeiten
Werte aus der Branche Öl/Gas
| Wertpapier | Kurs | Perf. % |
|---|---|---|
| 5,6500 | +34,52 | |
| 1,1700 | +13,59 | |
| 16,070 | +12,85 | |
| 7,0800 | +9,26 | |
| 0,8340 | +9,02 |
| Wertpapier | Kurs | Perf. % |
|---|---|---|
| 2,520 | -7,03 | |
| 40,00 | -7,30 | |
| 17,250 | -9,21 | |
| 0,5170 | -13,15 | |
| 3,0600 | -34,83 |
Beitrag zu dieser Diskussion schreiben
Feedback
NNPC, Partners To Rake In Over $760m Revenue From OML 130 Gas Supply Agreements
FEATUREDLATEST NEWSOIL & GA By Chidi Ugwu Last Updated Jul 2, 2021
ABUJA – The Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC) and its partners in the Oil Mining Lease (OML 130) Production Sharing Agreements (PSA) and Production Sharing Contract (PSC) are set to earn over $760m from fresh Gas Supply Purchase Agreements (GSPAs) and Gas Entitlement Agreement (GEA) executed Thursday at the NNPC Towers.The agreements which are part of the Corporation’s gas commercialization programme involve Total Exploration and Production Nigeria (TEPNG), China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), South Atlantic Petroleum Nigeria Limited (SAPETRO) and Prime 130 Limited.The sale structure under which the agreements were executed is designed to provide a clear delineation for the allocation of the gas sale proceeds to all the participating parties, including midstream handling and transportation“This a very proud moment for all of us. I understand all the delays, they are completely unavoidable. It is desirable for us to have full alignment of all parties before we proceed. The end result is that there would be clarity around our relationship and we would be unlocking resources that have been on the table for many years.“We now have a clear line of sight around gas revenue of up to $250million dollars, and also another $510 million dollars that is applicable to the rest of us,” Mallam Kyari enthused.He noted that apart from the revenue boost, the agreements have also opened up an opportunity to have the dispute settlement agreement for the OML 130 PSC and ultimately to have a renewed production sharing contract which would now guide the relationship going forward.On the recently passed Petroleum Industry Bill, the GMD assured the parties that the fiscal terms proposed in the oil reform legislation remain some of the most attractive in the global oil and gas industry, noting that investors have no cause to worry.In his response, Mike Sangster, Managing Director of TEPNG, expressed delight at the signing of the agreements, adding that the parties were committed to the terms of the agreement.He commended the GMD and the NNPC for their vigorous pursuit of the aspiration of the decade of gas programme of the Federal Government.OML 130 is a deepwater block located 130kilometres offshore Niger Delta at water depths of well over 1000metres. The block contains the producing Akpo and Egina fields and Preowei discovery.The asset originally known as Oil Prospecting License (OPL) 246 was awarded in 1998 to SAPETRO and was later converted to OML 130 in February 2005 after commercial discovery of oil in Akpo and Egina in 2000 and 2003 respectively.At conversion, the Federal Government, represented by NNPC, exercised its rights as concessionaire of the block in April 2005 whereby it entered into a PSC with SAPETRO as contractor and TUPNI as operator for 50% of the interest in OML 130 PSC and a Production Sharing Agreement (PSA) between TUPNI, SAPETRO and PRIME 130 for the other 50% interest in the OML 130 block.In April 2006, SAPETRO farmed-out 90% of its Contractor interest in the OML 130 PSC to CNOOC.
The remaining reserves on the block are estimated at One billion barrels of liquids and over 1.2trillion cubic feet of natural gas.Gas from the block was transported and sold to the Nigeria Liquefied Natural Gas (NLNG) via the Akpo-Amenam Gas Pipeline and was funded in kind by the PSC under the Gas Utilization Agreements (GUAs) for a consideration of 1TCF of gas which was achieved in July 2018, thus terminating the GUA.
It was projected that the parties would agree on the post- 1TCF regime for the monetization of the gas upon the expiration of the GUA. However due to underlying disputes on the PSC and other reasons, the post-1TCF regime was never agreed upon.The new agreements offer the gas sales framework for the 100% volume under the PSC and the PSA.The asset originally known as Oil Prospecting License (OPL) 246 was awarded in 1998 to SAPETRO and was later converted to OML 130 in February 2005 after commercial discovery of oil in Akpo and Egina in 2000 and 2003 respectively.At conversion, the Federal Government, represented by NNPC, exercised its rights as concessionaire of the block in April 2005 whereby it entered into a PSC with SAPETRO as contractor and TUPNI as operator for 50% of the interest in OML 130 PSC and a Production Sharing Agreement (PSA) between TUPNI, SAPETRO and PRIME 130 for the other 50% interest in the OML 130 block.In April 2006, SAPETRO farmed-out 90% of its Contractor interest in the OML 130 PSC to CNOOC.The remaining reserves on the block are estimated at One billion barrels of liquids and over 1.2trillion cubic feet of natural gas.Gas from the block was transported and sold to the Nigeria Liquefied Natural Gas (NLNG) via the Akpo-Amenam Gas Pipeline and was funded in kind by the PSC under the Gas Utilization Agreements (GUAs) for a consideration of 1TCF of gas which was achieved in July 2018, thus terminating the GUAIt was projected that the parties would agree on the post- 1TCF regime for the monetization of the gas upon the expiration of the GUA. However due to underlying disputes on the PSC and other reasons, the post-1TCF regime was never agreed upon.The new agreements offer the gas sales framework for the 100% volume under the PSC and the PSA.
FEATUREDLATEST NEWSOIL & GA By Chidi Ugwu Last Updated Jul 2, 2021
ABUJA – The Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC) and its partners in the Oil Mining Lease (OML 130) Production Sharing Agreements (PSA) and Production Sharing Contract (PSC) are set to earn over $760m from fresh Gas Supply Purchase Agreements (GSPAs) and Gas Entitlement Agreement (GEA) executed Thursday at the NNPC Towers.The agreements which are part of the Corporation’s gas commercialization programme involve Total Exploration and Production Nigeria (TEPNG), China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), South Atlantic Petroleum Nigeria Limited (SAPETRO) and Prime 130 Limited.The sale structure under which the agreements were executed is designed to provide a clear delineation for the allocation of the gas sale proceeds to all the participating parties, including midstream handling and transportation“This a very proud moment for all of us. I understand all the delays, they are completely unavoidable. It is desirable for us to have full alignment of all parties before we proceed. The end result is that there would be clarity around our relationship and we would be unlocking resources that have been on the table for many years.“We now have a clear line of sight around gas revenue of up to $250million dollars, and also another $510 million dollars that is applicable to the rest of us,” Mallam Kyari enthused.He noted that apart from the revenue boost, the agreements have also opened up an opportunity to have the dispute settlement agreement for the OML 130 PSC and ultimately to have a renewed production sharing contract which would now guide the relationship going forward.On the recently passed Petroleum Industry Bill, the GMD assured the parties that the fiscal terms proposed in the oil reform legislation remain some of the most attractive in the global oil and gas industry, noting that investors have no cause to worry.In his response, Mike Sangster, Managing Director of TEPNG, expressed delight at the signing of the agreements, adding that the parties were committed to the terms of the agreement.He commended the GMD and the NNPC for their vigorous pursuit of the aspiration of the decade of gas programme of the Federal Government.OML 130 is a deepwater block located 130kilometres offshore Niger Delta at water depths of well over 1000metres. The block contains the producing Akpo and Egina fields and Preowei discovery.The asset originally known as Oil Prospecting License (OPL) 246 was awarded in 1998 to SAPETRO and was later converted to OML 130 in February 2005 after commercial discovery of oil in Akpo and Egina in 2000 and 2003 respectively.At conversion, the Federal Government, represented by NNPC, exercised its rights as concessionaire of the block in April 2005 whereby it entered into a PSC with SAPETRO as contractor and TUPNI as operator for 50% of the interest in OML 130 PSC and a Production Sharing Agreement (PSA) between TUPNI, SAPETRO and PRIME 130 for the other 50% interest in the OML 130 block.In April 2006, SAPETRO farmed-out 90% of its Contractor interest in the OML 130 PSC to CNOOC.
The remaining reserves on the block are estimated at One billion barrels of liquids and over 1.2trillion cubic feet of natural gas.Gas from the block was transported and sold to the Nigeria Liquefied Natural Gas (NLNG) via the Akpo-Amenam Gas Pipeline and was funded in kind by the PSC under the Gas Utilization Agreements (GUAs) for a consideration of 1TCF of gas which was achieved in July 2018, thus terminating the GUA.
It was projected that the parties would agree on the post- 1TCF regime for the monetization of the gas upon the expiration of the GUA. However due to underlying disputes on the PSC and other reasons, the post-1TCF regime was never agreed upon.The new agreements offer the gas sales framework for the 100% volume under the PSC and the PSA.The asset originally known as Oil Prospecting License (OPL) 246 was awarded in 1998 to SAPETRO and was later converted to OML 130 in February 2005 after commercial discovery of oil in Akpo and Egina in 2000 and 2003 respectively.At conversion, the Federal Government, represented by NNPC, exercised its rights as concessionaire of the block in April 2005 whereby it entered into a PSC with SAPETRO as contractor and TUPNI as operator for 50% of the interest in OML 130 PSC and a Production Sharing Agreement (PSA) between TUPNI, SAPETRO and PRIME 130 for the other 50% interest in the OML 130 block.In April 2006, SAPETRO farmed-out 90% of its Contractor interest in the OML 130 PSC to CNOOC.The remaining reserves on the block are estimated at One billion barrels of liquids and over 1.2trillion cubic feet of natural gas.Gas from the block was transported and sold to the Nigeria Liquefied Natural Gas (NLNG) via the Akpo-Amenam Gas Pipeline and was funded in kind by the PSC under the Gas Utilization Agreements (GUAs) for a consideration of 1TCF of gas which was achieved in July 2018, thus terminating the GUAIt was projected that the parties would agree on the post- 1TCF regime for the monetization of the gas upon the expiration of the GUA. However due to underlying disputes on the PSC and other reasons, the post-1TCF regime was never agreed upon.The new agreements offer the gas sales framework for the 100% volume under the PSC and the PSA.
Ich kann es kaum glauben, dass nach 14 Jahren die Petroleum Bill doch noch verabschiedet wird
https://dailypost.ng/2021/07/01/after-14-years-reps-pass-pib…
https://dailypost.ng/2021/07/01/after-14-years-reps-pass-pib…
Das sind wirklich ermutigende Meldungen von Africa oil…. Leider kennt niemand diesen Wert..
Beide Nachrichten vom 28. Jim 2021 passen - business as usual
28 Juni 2021
ÖKO (ATLANTIK) ÖL & GAS LTD.
("Öko", "Öko Atlantik," "Unternehmen" oder zusammen mit seinen Tochtergesellschaften die "Gruppe")
Strategische Positionierungsinvestition in JHI Canje Block, offshore Guyanaund bevorstehendes Bohrprogramm
Kurzfristige, risikoarme Explorationsbohrkatalysatoren mit erheblichem Aufwärtspotenzial
Eco (Atlantic) Oil & Gas Ltd.(ZIEL: ECO, TSX – V: EOG), ein Öl- und Gasexplorationsunternehmen mit Lizenzen in der bewährten ÖlprovinzGuyana und die sehr aussichtsreichen Becken von Namibia, freut sich bekannt zu geben, dass es eine Transaktion mit . abgeschlossen hatJHI Associates Inc. ("JHI"), ein privates Unternehmen mit Sitz in Ontario und mit Hauptsitz in Toronto Kanada, damit Eco bis zu 10 % der Anteile an JHI erwirbt (die "Transaktion") und die Ernennung Keith Hill, einem nicht geschäftsführenden Direktor von Eco, in den JHI-Vorstand. Die Transaktion bietet Eco eine sofortige Beteiligung an einem aktuellen aktiven Bohrprogramm im Canje-Block vor der KüsteGuyana. Der Canje Block wird von ExxonMobil betrieben und wird von Working Interests Partnern gehaltenEsso Exploration & Production Guyana Limited (35%), mit Gesamt E&P Guyana BV (35%), JHI Associates (BVI) Inc. (17,5%) und Mid-Atlantic Oil & Gas Inc. (12,5%).
JHI ist ein Guyana 2011 gegründetes, reines Tiefsee-Explorationsunternehmen. Im Jahr 2014 hat sich JHI mit . zusammengetan Guyana-basierend Mid-Atlantic Oil & Gas Inc.("MOGI"), die 2015 mit dem Canje-Block ausgezeichnet wurde. 2016 trat ExxonMobil als Betreiber in den Canje-Block ein, und 2018 bewirtschaftete TotalEnergies den Block. Fünf Jahre umfangreicher technischer und seismischer Datenanalysen führten dazu, dass die Canje-Partner mehrere bohrbare Prospektionen identifizierten und erfolgreich eine Bohrgenehmigung für mehrere Bohrlöcher beantragten. Das Multi-Bohr-Explorationsprogramm 2021 auf dem Canje-Block zielt darauf ab, die Erweiterung des produktiven Kohlenwasserstoffsystems zu testen, das seit 2015 dazu führte, dass im angrenzenden Stabroek-Block über 9 Milliarden Barrel Öläquivalent an förderbaren Ressourcen entdeckt wurden.
Diese Transaktion wird zunehmen Eco AtlanticsPräsenz im Guyana-Suriname- Becken, um ein Bohrprogramm mit drei Bohrlöchern zu umfassen, wobei die ersten beiden festen Bohrlöcher im Canje-Block im Jahr 2021 und mindestens eine im Orinduik-Block gebohrt werden, vorbehaltlich der Zustimmung der Partner. Die Bohrung Jabillo-1 wird derzeit auf dem Canje-Block unter Verwendung des Bohrschiffs Stena Carron gebohrt, wobei die Ergebnisse im Juli erwartet werden. Die Bohrung Sapote-1 soll noch in diesem Jahr im dritten Quartal von Stena DrillMax im östlichen Teil des Canje-Blocks gebohrt werden , an dem Eco durch seine jetzige Beteiligung an JHI ebenfalls beteiligt sein wird.
Höhepunkte der Transaktion
· Exploration: Kurzfristige Exposition gegenüber risikoarmem, hochwirksamem Zwei-Bohrloch-Bohrprogramm im Canje-Block vor der KüsteGuyana unter der Leitung von ExxonMobil.
· Finanziert: aus bestehenden Barmitteln und einer erwarteten Privatplatzierung von Anteilen an Africa Oil und Charlestown Energy, wodurch Eco über starke Barreserven für zukünftige Explorationsbohrungen auf Orinduik verfügt.
· Vertretung im Vorstand: Eco Atlantic VorstandsmitgliedKeith Hill wird mit sofortiger Wirkung dem JHI-Vorstand als Nominee von Eco beitreten.
· Zukünftige Zusammenarbeit: Die Transaktion ermöglicht sowohl Eco als auch JHI die Möglichkeit einer künftigen Zusammenarbeit bei ihrem gemeinsamen Fokus auf Kohlenwasserstoffexplorationen im vielversprechenden Guyana-Suriname-Becken.
Bedingungen der Transaktion
Eco hat 5.000.000 neue Stammaktien von JHI zu einem Preis von . gezeichnet 2,0 US-Dollar pro Aktie, was 6,4 % des erweiterten Grundkapitals von JHI (der "JHI-Investitionen"), und es wurde ein Optionsschein zur Zeichnung weiterer 9.155.471 neuer JHI-Stammaktien zu einem Ausübungspreis von . ausgegeben 2,0 US-Dollarpro Aktie für einen Zeitraum von achtzehn Monaten (der "JHI Warrant"). Bei vollständiger Ausübung des JHI-Warrants wird Eco ceteris paribus eine Beteiligung von 10 % an JHI auf vollständig verwässerter Basis halten.
Wie bei 31. Dezember 2020, hatte JHI ein Nettovermögen von ca. 46,3 Millionen US-Dollar und verzeichnete einen Nettoverlust von ca 8,28 Millionen US-Dollar.
Das derzeit auf dem Canje-Block laufende Bohrprogramm mit zwei Bohrlöchern bietet Eco-Katalysatoren für Explorationsbohrungen mit geringem Risiko und erheblichem Aufwärtspotenzial. JHI trägt die Kosten für die Bohrung der ersten Bohrung Jabillo-1 und würde im Falle einer Entdeckung auf Jabillo-1 auch für eine gegenläufige Gutachterbohrung übernommen. Die Partner von Canje Block haben sich außerdem verpflichtet, das Bohrloch Sapote-1 noch in diesem Jahr im dritten Quartal 2021 zu bohren.
Unter der Leitung von ExxonMobil als Betreiber und technischer Leiter bieten die Bohrlöcher die Möglichkeit, an einer erwarteten Erweiterung des Stabroek Block Oil Discovery-Trends teilzunehmen, der auf dem Offshore-Äquivalent von über 9 Milliarden BOE-Barrel baut Guyana schon entdeckt.
Öko Atlantik hat die finanziert JHI-Investitionen durch eigene Barreserven und beabsichtigt, eine damit verbundene Privatplatzierung mit seinem strategischen Partner Africa Oil Corp. ("Africa Oil") und mit Charlestown Energy Partners LLC ("Charlestown Energy"), ein Private-Equity-Unternehmen mit Sitz in based New York, USA (die "vorgeschlagene Zeichnung"), um zusätzliche Mittel in Höhe von ca 6,1 Mio. CAD (4,9 Millionen US-Dollar). Gemäß der geplanten Zeichnung beabsichtigt Africa Oil, 5.945.913 neue Stammaktien von Eco zu einem Preis von . zu zeichnen0,41 CADpro neuer Stammaktie (der "Bezugspreis") und erhält die gleiche Anzahl von Warrants zum Erwerb von Stammaktien zum Bezugspreis mit einer Laufzeit von zwei Jahren, und Charlestown Energy beabsichtigt, 9.000.000 neue Stammaktien zum Bezugspreis zu zeichnen und wird die gleiche Anzahl von Optionsscheinen zu gleichen Bedingungen ausgegeben. Das geplante Abonnement unterliegt der Genehmigung durch dieTSX Venture Exchange und Zulassung der Zeichnungsanteile zum Handel an der TSX und an der AIM.
Gil Holzmann, Mitbegründer und Chief Executive Officer von Öko Atlantik, kommentierte:
"Nach einer gründlichen technischen Analyse des Canje-Blocks freuen wir uns sowohl durch unser Team bei Eco als auch durch unsere strategischen Partner bei Africa Oil Corp, den Markt bei dieser aufregenden Transaktion zu beraten und mit den in Kürze erwarteten Ergebnissen wieder Bohren zu machen.
„Die geförderte Bohrung Jabillo-1 ist im Gange und wird voraussichtlich in den kommenden Wochen das Ziel erreichen, was unseren Aktionären kurzfristig wirksame Katalysatoren bietet.
"Ich möchte den Teams von Eco, Africa Oil und JHI für ihre harte Arbeit und Zusammenarbeit in den letzten Monaten bei der Umsetzung dieses Deals danken.
"Während wir mit Spannung die Wiederaufnahme der Bohraktivitäten auf unserem Orinduik-Block im nächsten Jahr erwarten, vorbehaltlich der Zustimmung der Partner, und wir sichergestellt haben, dass dafür ausreichende Mittel bereitgestellt werden, freuen wir uns sehr, dass wir nun zwei unmittelbar bevorstehende" GuyanaBohrlöcher in unserem Portfolio sowie zusätzliches Inventar mehrerer Prospektionen auf dem Canje-Block. Seit 2014 konzentriert sich Eco stark auf das Offshore-KohlenwasserstoffpotenzialGuyana, und dieser strategische Deal mit JHI markiert den Beginn einer breiteren Präsenz und einer potenziell verstärkten zukünftigen Zusammenarbeit im Becken."
Keith Hill, nicht geschäftsführender Direktor von Öko Atlantik und Präsident und CEO von Africa Oil, kommentierte weiter:
„Wir freuen uns sehr, dass Eco mit den beiden sachkundigsten Betriebspartnern im Becken zusammenarbeitet und glauben, dass der Canje-Block das Potenzial hat, Ressourcen zu halten, die mit dem Weltklasse-Stabroek-Block vergleichbar sind, der zweifellos die erfolgreichste Explorationskampagne in der jüngeren Geschichte ist. In Kombination mit den Beteiligungen am Orinduik-Block ist Eco gut positioniert, um Teil der historischen Ölentwicklung in Offshore Guyana zu sein."
**ENDET**
ÖKO (ATLANTIK) ÖL & GAS LTD.
("Öko", "Öko Atlantik," "Unternehmen" oder zusammen mit seinen Tochtergesellschaften die "Gruppe")
Strategische Positionierungsinvestition in JHI Canje Block, offshore Guyanaund bevorstehendes Bohrprogramm
Kurzfristige, risikoarme Explorationsbohrkatalysatoren mit erheblichem Aufwärtspotenzial
Eco (Atlantic) Oil & Gas Ltd.(ZIEL: ECO, TSX – V: EOG), ein Öl- und Gasexplorationsunternehmen mit Lizenzen in der bewährten ÖlprovinzGuyana und die sehr aussichtsreichen Becken von Namibia, freut sich bekannt zu geben, dass es eine Transaktion mit . abgeschlossen hatJHI Associates Inc. ("JHI"), ein privates Unternehmen mit Sitz in Ontario und mit Hauptsitz in Toronto Kanada, damit Eco bis zu 10 % der Anteile an JHI erwirbt (die "Transaktion") und die Ernennung Keith Hill, einem nicht geschäftsführenden Direktor von Eco, in den JHI-Vorstand. Die Transaktion bietet Eco eine sofortige Beteiligung an einem aktuellen aktiven Bohrprogramm im Canje-Block vor der KüsteGuyana. Der Canje Block wird von ExxonMobil betrieben und wird von Working Interests Partnern gehaltenEsso Exploration & Production Guyana Limited (35%), mit Gesamt E&P Guyana BV (35%), JHI Associates (BVI) Inc. (17,5%) und Mid-Atlantic Oil & Gas Inc. (12,5%).
JHI ist ein Guyana 2011 gegründetes, reines Tiefsee-Explorationsunternehmen. Im Jahr 2014 hat sich JHI mit . zusammengetan Guyana-basierend Mid-Atlantic Oil & Gas Inc.("MOGI"), die 2015 mit dem Canje-Block ausgezeichnet wurde. 2016 trat ExxonMobil als Betreiber in den Canje-Block ein, und 2018 bewirtschaftete TotalEnergies den Block. Fünf Jahre umfangreicher technischer und seismischer Datenanalysen führten dazu, dass die Canje-Partner mehrere bohrbare Prospektionen identifizierten und erfolgreich eine Bohrgenehmigung für mehrere Bohrlöcher beantragten. Das Multi-Bohr-Explorationsprogramm 2021 auf dem Canje-Block zielt darauf ab, die Erweiterung des produktiven Kohlenwasserstoffsystems zu testen, das seit 2015 dazu führte, dass im angrenzenden Stabroek-Block über 9 Milliarden Barrel Öläquivalent an förderbaren Ressourcen entdeckt wurden.
Diese Transaktion wird zunehmen Eco AtlanticsPräsenz im Guyana-Suriname- Becken, um ein Bohrprogramm mit drei Bohrlöchern zu umfassen, wobei die ersten beiden festen Bohrlöcher im Canje-Block im Jahr 2021 und mindestens eine im Orinduik-Block gebohrt werden, vorbehaltlich der Zustimmung der Partner. Die Bohrung Jabillo-1 wird derzeit auf dem Canje-Block unter Verwendung des Bohrschiffs Stena Carron gebohrt, wobei die Ergebnisse im Juli erwartet werden. Die Bohrung Sapote-1 soll noch in diesem Jahr im dritten Quartal von Stena DrillMax im östlichen Teil des Canje-Blocks gebohrt werden , an dem Eco durch seine jetzige Beteiligung an JHI ebenfalls beteiligt sein wird.
Höhepunkte der Transaktion
· Exploration: Kurzfristige Exposition gegenüber risikoarmem, hochwirksamem Zwei-Bohrloch-Bohrprogramm im Canje-Block vor der KüsteGuyana unter der Leitung von ExxonMobil.
· Finanziert: aus bestehenden Barmitteln und einer erwarteten Privatplatzierung von Anteilen an Africa Oil und Charlestown Energy, wodurch Eco über starke Barreserven für zukünftige Explorationsbohrungen auf Orinduik verfügt.
· Vertretung im Vorstand: Eco Atlantic VorstandsmitgliedKeith Hill wird mit sofortiger Wirkung dem JHI-Vorstand als Nominee von Eco beitreten.
· Zukünftige Zusammenarbeit: Die Transaktion ermöglicht sowohl Eco als auch JHI die Möglichkeit einer künftigen Zusammenarbeit bei ihrem gemeinsamen Fokus auf Kohlenwasserstoffexplorationen im vielversprechenden Guyana-Suriname-Becken.
Bedingungen der Transaktion
Eco hat 5.000.000 neue Stammaktien von JHI zu einem Preis von . gezeichnet 2,0 US-Dollar pro Aktie, was 6,4 % des erweiterten Grundkapitals von JHI (der "JHI-Investitionen"), und es wurde ein Optionsschein zur Zeichnung weiterer 9.155.471 neuer JHI-Stammaktien zu einem Ausübungspreis von . ausgegeben 2,0 US-Dollarpro Aktie für einen Zeitraum von achtzehn Monaten (der "JHI Warrant"). Bei vollständiger Ausübung des JHI-Warrants wird Eco ceteris paribus eine Beteiligung von 10 % an JHI auf vollständig verwässerter Basis halten.
Wie bei 31. Dezember 2020, hatte JHI ein Nettovermögen von ca. 46,3 Millionen US-Dollar und verzeichnete einen Nettoverlust von ca 8,28 Millionen US-Dollar.
Das derzeit auf dem Canje-Block laufende Bohrprogramm mit zwei Bohrlöchern bietet Eco-Katalysatoren für Explorationsbohrungen mit geringem Risiko und erheblichem Aufwärtspotenzial. JHI trägt die Kosten für die Bohrung der ersten Bohrung Jabillo-1 und würde im Falle einer Entdeckung auf Jabillo-1 auch für eine gegenläufige Gutachterbohrung übernommen. Die Partner von Canje Block haben sich außerdem verpflichtet, das Bohrloch Sapote-1 noch in diesem Jahr im dritten Quartal 2021 zu bohren.
Unter der Leitung von ExxonMobil als Betreiber und technischer Leiter bieten die Bohrlöcher die Möglichkeit, an einer erwarteten Erweiterung des Stabroek Block Oil Discovery-Trends teilzunehmen, der auf dem Offshore-Äquivalent von über 9 Milliarden BOE-Barrel baut Guyana schon entdeckt.
Öko Atlantik hat die finanziert JHI-Investitionen durch eigene Barreserven und beabsichtigt, eine damit verbundene Privatplatzierung mit seinem strategischen Partner Africa Oil Corp. ("Africa Oil") und mit Charlestown Energy Partners LLC ("Charlestown Energy"), ein Private-Equity-Unternehmen mit Sitz in based New York, USA (die "vorgeschlagene Zeichnung"), um zusätzliche Mittel in Höhe von ca 6,1 Mio. CAD (4,9 Millionen US-Dollar). Gemäß der geplanten Zeichnung beabsichtigt Africa Oil, 5.945.913 neue Stammaktien von Eco zu einem Preis von . zu zeichnen0,41 CADpro neuer Stammaktie (der "Bezugspreis") und erhält die gleiche Anzahl von Warrants zum Erwerb von Stammaktien zum Bezugspreis mit einer Laufzeit von zwei Jahren, und Charlestown Energy beabsichtigt, 9.000.000 neue Stammaktien zum Bezugspreis zu zeichnen und wird die gleiche Anzahl von Optionsscheinen zu gleichen Bedingungen ausgegeben. Das geplante Abonnement unterliegt der Genehmigung durch dieTSX Venture Exchange und Zulassung der Zeichnungsanteile zum Handel an der TSX und an der AIM.
Gil Holzmann, Mitbegründer und Chief Executive Officer von Öko Atlantik, kommentierte:
"Nach einer gründlichen technischen Analyse des Canje-Blocks freuen wir uns sowohl durch unser Team bei Eco als auch durch unsere strategischen Partner bei Africa Oil Corp, den Markt bei dieser aufregenden Transaktion zu beraten und mit den in Kürze erwarteten Ergebnissen wieder Bohren zu machen.
„Die geförderte Bohrung Jabillo-1 ist im Gange und wird voraussichtlich in den kommenden Wochen das Ziel erreichen, was unseren Aktionären kurzfristig wirksame Katalysatoren bietet.
"Ich möchte den Teams von Eco, Africa Oil und JHI für ihre harte Arbeit und Zusammenarbeit in den letzten Monaten bei der Umsetzung dieses Deals danken.
"Während wir mit Spannung die Wiederaufnahme der Bohraktivitäten auf unserem Orinduik-Block im nächsten Jahr erwarten, vorbehaltlich der Zustimmung der Partner, und wir sichergestellt haben, dass dafür ausreichende Mittel bereitgestellt werden, freuen wir uns sehr, dass wir nun zwei unmittelbar bevorstehende" GuyanaBohrlöcher in unserem Portfolio sowie zusätzliches Inventar mehrerer Prospektionen auf dem Canje-Block. Seit 2014 konzentriert sich Eco stark auf das Offshore-KohlenwasserstoffpotenzialGuyana, und dieser strategische Deal mit JHI markiert den Beginn einer breiteren Präsenz und einer potenziell verstärkten zukünftigen Zusammenarbeit im Becken."
Keith Hill, nicht geschäftsführender Direktor von Öko Atlantik und Präsident und CEO von Africa Oil, kommentierte weiter:
„Wir freuen uns sehr, dass Eco mit den beiden sachkundigsten Betriebspartnern im Becken zusammenarbeitet und glauben, dass der Canje-Block das Potenzial hat, Ressourcen zu halten, die mit dem Weltklasse-Stabroek-Block vergleichbar sind, der zweifellos die erfolgreichste Explorationskampagne in der jüngeren Geschichte ist. In Kombination mit den Beteiligungen am Orinduik-Block ist Eco gut positioniert, um Teil der historischen Ölentwicklung in Offshore Guyana zu sein."
**ENDET**
Trading Spotlight
NACHRICHTEN
Africa Oil gibt den Erhalt der Spitzendividende bekannt und liefert positives operatives Update von Egina
28. Juni 2021
PDF anzeigen
VANCOUVER, BC , 29. Juni 2021 /CNW/ - (TSX: AOI) (Nasdaq-Stockholm: AOI) – Africa Oil Corp. ("AOI", "Africa Oil" oder "das Unternehmen") freut sich bekannt zu geben, dass es hat seine siebte Dividende von Prime Oil and Gas Cooperatief UA ("Prime") erhalten. Das Unternehmen freut sich auch, die Märkte über eine signifikante Steigerung der Egina-Ölfeldproduktion zu informieren. PDF-Version anzeigen .
Prime hat eine Dividende von 75,0 Millionen US-Dollar mit einer Nettozahlung von 37,5 Millionen US-Dollar an Africa Oil im Zusammenhang mit seiner 50%igen Beteiligung ausgeschüttet. Das Unternehmen beabsichtigt, 18 Millionen US-Dollar aus der letzten Dividende zu verwenden, um den ausstehenden Saldo des BTG-Darlehens ("Term Loan") auf 123 Millionen US-Dollar zu reduzieren .
Das Management von Africa Oil erwartet die Refinanzierung des Term Loan Ende Juli 2021 aus dem Erlös des neuen Unternehmenskredits ("Corporate Facility"), wie am 13. Mai 2021 angekündigt . Die Nutzung der Corporate Facility unterliegt der Erfüllung üblicher aufschiebender Bedingungen und das Unternehmen ist auf dem besten Weg, diese vor Ende Juli abzuschließen.
Prime ist auch zur Rückzahlung voraussichtlich $ 136 Mio. der ausstehenden Reserven Kredite ( „RBL“) -Anlage Menge von Ende dieses Monats, den noch ausstehenden Betrag auf etwa Reduzierung $ 1.114 Millionen . Damit beläuft sich die Gesamtrückzahlung der RBL von Prime in den letzten 18 Monaten auf 711 Millionen US-Dollar , was einem Schuldenabbau von 39 % entspricht. Prime wird voraussichtlich das zweite Quartal 2021 mit einem Barguthaben von mindestens 240 Millionen US-Dollar nach der Dividendenausschüttung und der RBL-Rückzahlung beenden.
Die Produktion von Egina steigt aufgrund der Lockerung der OPEC+-Quotenbeschränkung weiter an. Für den Monat Juni wurde die Quote des Feldes auf 173 Tsd. Barrel Öl pro Tag ("kbopd") erhöht. Dies steht im Vergleich zur durchschnittlichen Tagesproduktion von Egina im ersten Quartal 2021 von 152 kbpod. Die Juli- und August-Quoten des Feldes wurden mit 181 kbopd bzw. 177 kbopd genehmigt.
Keith Hill , President und CEO von Africa Oil, kommentierte: „Primes Vermögenswerte haben sich in der ersten Hälfte dieses Jahres besser entwickelt als erwartet, und der starke Cashflow aus der Geschäftstätigkeit hat die Barreserven von Prime erheblich gestärkt. Prime ist in einer starken Position, um Dividenden auszuschütten, Gleichzeitig ist der Ausblick von Africa Oil für die zweite Jahreshälfte sehr vielversprechend, da wir uns auf höhere Produktionsraten von Egina freuen, der Unternehmenskreditrefinanzierung, die unsere Kapitalkosten und wirkungsvolle Explorationskatalysatoren erheblich senkt. significantly Offshore Namibia , Südafrika und Guyana ."
Africa Oil Corp. ist ein kanadisches Öl- und Gasunternehmen mit Produktions- und Entwicklungsanlagen in der Tiefsee- Nigeria ; Entwicklungsvermögen in Kenia ; und ein Explorations-/Bewertungsportfolio in Afrika und Guyana . Das Unternehmen ist an der Toronto Stock Exchange und an der Nasdaq Stockholm unter dem Symbol "AOI" notiert.
Alle Dollarbeträge sind in US- Dollar angegeben, sofern nicht anders angegeben.
Bei diesen Informationen handelt es sich um Informationen, zu deren Veröffentlichung die Africa Oil Corp. gemäß der EU-Marktmissbrauchsverordnung verpflichtet ist. Die Informationen wurden am 29. Juni 2021 um 1:00 Uhr ET über die unten genannte Kontaktperson zur Veröffentlichung eingereicht .
Beratung zu Öl- und Gasinformationen
Diese Pressemitteilung bezieht sich auf das Ölfeld Egina. Die dargestellten Produktionsdaten sind auf Bruttofeldbasis und in der Kategorie der konventionellen leichten und mittelschweren Öle angegeben.
Zukunftsgerichtete Informationen
Bestimmte hierin enthaltene Aussagen und Informationen stellen "zukunftsgerichtete Informationen" dar (im Sinne der geltenden kanadischen Wertpapiergesetze). Solche Aussagen und Informationen (zusammen "zukunftsgerichtete Aussagen") beziehen sich auf zukünftige Ereignisse oder die zukünftige Leistung, Geschäftsaussichten oder -chancen des Unternehmens.
Alle Aussagen, die keine historischen Tatsachen sind, können zukunftsgerichtete Aussagen sein. Alle Aussagen, die Diskussionen in Bezug auf Vorhersagen, Erwartungen, Überzeugungen, Pläne, Projektionen, Ziele, Annahmen oder zukünftige Ereignisse oder Leistungen ausdrücken oder beinhalten (oft, aber nicht immer, mit Wörtern oder Ausdrücken wie „anstreben“, „vorwegnehmen“, „ planen", "weiter", "schätzen", "erwarten", "können", "werden", "projizieren", "vorhersagen", "potenziell", "ausrichten", "beabsichtigen", "könnten", "könnten", "sollten", "glauben" und ähnliche Ausdrücke) sind keine Aussagen über historische Tatsachen und können "zukunftsgerichtete Aussagen" sein. Zukunftsgerichtete Aussagen beinhalten bekannte und unbekannte Risiken, laufende Unsicherheiten und andere Faktoren, die dazu führen können, dass die tatsächlichen Ergebnisse oder Ereignisse wesentlich von den in solchen zukunftsgerichteten Aussagen erwarteten abweichen. Es kann keine Zusicherung gegeben werden, dass sich diese Erwartungen als richtig erweisen werden, und auf solche zukunftsgerichteten Aussagen sollte man sich nicht unangemessen verlassen. Das Unternehmen beabsichtigt nicht und übernimmt keine Verpflichtung, diese zukunftsgerichteten Aussagen zu aktualisieren, es sei denn, dies ist nach geltendem Recht erforderlich. Die tatsächlichen Ergebnisse können erheblich von den in solchen zukunftsgerichteten Aussagen ausgedrückten oder implizierten Ergebnissen abweichen. Das Unternehmen beabsichtigt nicht und übernimmt keine Verpflichtung, diese zukunftsgerichteten Aussagen zu aktualisieren, es sei denn, dies ist nach geltendem Recht erforderlich. Die tatsächlichen Ergebnisse können erheblich von den in solchen zukunftsgerichteten Aussagen ausgedrückten oder implizierten Ergebnissen abweichen. Das Unternehmen beabsichtigt nicht und übernimmt keine Verpflichtung, diese zukunftsgerichteten Aussagen zu aktualisieren, es sei denn, dies ist nach geltendem Recht erforderlich. Die tatsächlichen Ergebnisse können erheblich von den in solchen zukunftsgerichteten Aussagen ausgedrückten oder implizierten Ergebnissen abweichen.
QUELLE Africa Oil Corp.
Africa Oil gibt den Erhalt der Spitzendividende bekannt und liefert positives operatives Update von Egina
28. Juni 2021
PDF anzeigen
VANCOUVER, BC , 29. Juni 2021 /CNW/ - (TSX: AOI) (Nasdaq-Stockholm: AOI) – Africa Oil Corp. ("AOI", "Africa Oil" oder "das Unternehmen") freut sich bekannt zu geben, dass es hat seine siebte Dividende von Prime Oil and Gas Cooperatief UA ("Prime") erhalten. Das Unternehmen freut sich auch, die Märkte über eine signifikante Steigerung der Egina-Ölfeldproduktion zu informieren. PDF-Version anzeigen .
Prime hat eine Dividende von 75,0 Millionen US-Dollar mit einer Nettozahlung von 37,5 Millionen US-Dollar an Africa Oil im Zusammenhang mit seiner 50%igen Beteiligung ausgeschüttet. Das Unternehmen beabsichtigt, 18 Millionen US-Dollar aus der letzten Dividende zu verwenden, um den ausstehenden Saldo des BTG-Darlehens ("Term Loan") auf 123 Millionen US-Dollar zu reduzieren .
Das Management von Africa Oil erwartet die Refinanzierung des Term Loan Ende Juli 2021 aus dem Erlös des neuen Unternehmenskredits ("Corporate Facility"), wie am 13. Mai 2021 angekündigt . Die Nutzung der Corporate Facility unterliegt der Erfüllung üblicher aufschiebender Bedingungen und das Unternehmen ist auf dem besten Weg, diese vor Ende Juli abzuschließen.
Prime ist auch zur Rückzahlung voraussichtlich $ 136 Mio. der ausstehenden Reserven Kredite ( „RBL“) -Anlage Menge von Ende dieses Monats, den noch ausstehenden Betrag auf etwa Reduzierung $ 1.114 Millionen . Damit beläuft sich die Gesamtrückzahlung der RBL von Prime in den letzten 18 Monaten auf 711 Millionen US-Dollar , was einem Schuldenabbau von 39 % entspricht. Prime wird voraussichtlich das zweite Quartal 2021 mit einem Barguthaben von mindestens 240 Millionen US-Dollar nach der Dividendenausschüttung und der RBL-Rückzahlung beenden.
Die Produktion von Egina steigt aufgrund der Lockerung der OPEC+-Quotenbeschränkung weiter an. Für den Monat Juni wurde die Quote des Feldes auf 173 Tsd. Barrel Öl pro Tag ("kbopd") erhöht. Dies steht im Vergleich zur durchschnittlichen Tagesproduktion von Egina im ersten Quartal 2021 von 152 kbpod. Die Juli- und August-Quoten des Feldes wurden mit 181 kbopd bzw. 177 kbopd genehmigt.
Keith Hill , President und CEO von Africa Oil, kommentierte: „Primes Vermögenswerte haben sich in der ersten Hälfte dieses Jahres besser entwickelt als erwartet, und der starke Cashflow aus der Geschäftstätigkeit hat die Barreserven von Prime erheblich gestärkt. Prime ist in einer starken Position, um Dividenden auszuschütten, Gleichzeitig ist der Ausblick von Africa Oil für die zweite Jahreshälfte sehr vielversprechend, da wir uns auf höhere Produktionsraten von Egina freuen, der Unternehmenskreditrefinanzierung, die unsere Kapitalkosten und wirkungsvolle Explorationskatalysatoren erheblich senkt. significantly Offshore Namibia , Südafrika und Guyana ."
Africa Oil Corp. ist ein kanadisches Öl- und Gasunternehmen mit Produktions- und Entwicklungsanlagen in der Tiefsee- Nigeria ; Entwicklungsvermögen in Kenia ; und ein Explorations-/Bewertungsportfolio in Afrika und Guyana . Das Unternehmen ist an der Toronto Stock Exchange und an der Nasdaq Stockholm unter dem Symbol "AOI" notiert.
Alle Dollarbeträge sind in US- Dollar angegeben, sofern nicht anders angegeben.
Bei diesen Informationen handelt es sich um Informationen, zu deren Veröffentlichung die Africa Oil Corp. gemäß der EU-Marktmissbrauchsverordnung verpflichtet ist. Die Informationen wurden am 29. Juni 2021 um 1:00 Uhr ET über die unten genannte Kontaktperson zur Veröffentlichung eingereicht .
Beratung zu Öl- und Gasinformationen
Diese Pressemitteilung bezieht sich auf das Ölfeld Egina. Die dargestellten Produktionsdaten sind auf Bruttofeldbasis und in der Kategorie der konventionellen leichten und mittelschweren Öle angegeben.
Zukunftsgerichtete Informationen
Bestimmte hierin enthaltene Aussagen und Informationen stellen "zukunftsgerichtete Informationen" dar (im Sinne der geltenden kanadischen Wertpapiergesetze). Solche Aussagen und Informationen (zusammen "zukunftsgerichtete Aussagen") beziehen sich auf zukünftige Ereignisse oder die zukünftige Leistung, Geschäftsaussichten oder -chancen des Unternehmens.
Alle Aussagen, die keine historischen Tatsachen sind, können zukunftsgerichtete Aussagen sein. Alle Aussagen, die Diskussionen in Bezug auf Vorhersagen, Erwartungen, Überzeugungen, Pläne, Projektionen, Ziele, Annahmen oder zukünftige Ereignisse oder Leistungen ausdrücken oder beinhalten (oft, aber nicht immer, mit Wörtern oder Ausdrücken wie „anstreben“, „vorwegnehmen“, „ planen", "weiter", "schätzen", "erwarten", "können", "werden", "projizieren", "vorhersagen", "potenziell", "ausrichten", "beabsichtigen", "könnten", "könnten", "sollten", "glauben" und ähnliche Ausdrücke) sind keine Aussagen über historische Tatsachen und können "zukunftsgerichtete Aussagen" sein. Zukunftsgerichtete Aussagen beinhalten bekannte und unbekannte Risiken, laufende Unsicherheiten und andere Faktoren, die dazu führen können, dass die tatsächlichen Ergebnisse oder Ereignisse wesentlich von den in solchen zukunftsgerichteten Aussagen erwarteten abweichen. Es kann keine Zusicherung gegeben werden, dass sich diese Erwartungen als richtig erweisen werden, und auf solche zukunftsgerichteten Aussagen sollte man sich nicht unangemessen verlassen. Das Unternehmen beabsichtigt nicht und übernimmt keine Verpflichtung, diese zukunftsgerichteten Aussagen zu aktualisieren, es sei denn, dies ist nach geltendem Recht erforderlich. Die tatsächlichen Ergebnisse können erheblich von den in solchen zukunftsgerichteten Aussagen ausgedrückten oder implizierten Ergebnissen abweichen. Das Unternehmen beabsichtigt nicht und übernimmt keine Verpflichtung, diese zukunftsgerichteten Aussagen zu aktualisieren, es sei denn, dies ist nach geltendem Recht erforderlich. Die tatsächlichen Ergebnisse können erheblich von den in solchen zukunftsgerichteten Aussagen ausgedrückten oder implizierten Ergebnissen abweichen. Das Unternehmen beabsichtigt nicht und übernimmt keine Verpflichtung, diese zukunftsgerichteten Aussagen zu aktualisieren, es sei denn, dies ist nach geltendem Recht erforderlich. Die tatsächlichen Ergebnisse können erheblich von den in solchen zukunftsgerichteten Aussagen ausgedrückten oder implizierten Ergebnissen abweichen.
QUELLE Africa Oil Corp.
Bei manchen Sachen kann man sich voll und ganz auf die Nigerianer verlassen (sarkstisch)
Nigeria hat die Fertigstellung der seit Jahren verhandelten Oil bill wieder einmal nach hinten verschoben.
https://www.reuters.com/business/energy/nigerias-oil-bill-fa…
Damit reduziert sich die Wahrscheinlichkeit, dass Aoi / Prime den Kredit strecken kann und dieser müsste schneller zurückgezahlt werden( und damit gibt es vorerst weniger finanziellen Spielraum für Aoi für Übernahmen etc. Da die höheren Kreditrückzahlungen vorrangig bedient werden müssen)
Nigeria hat die Fertigstellung der seit Jahren verhandelten Oil bill wieder einmal nach hinten verschoben.
https://www.reuters.com/business/energy/nigerias-oil-bill-fa…
Damit reduziert sich die Wahrscheinlichkeit, dass Aoi / Prime den Kredit strecken kann und dieser müsste schneller zurückgezahlt werden( und damit gibt es vorerst weniger finanziellen Spielraum für Aoi für Übernahmen etc. Da die höheren Kreditrückzahlungen vorrangig bedient werden müssen)
Aus dem Schwedischen
Die Kredite in Prime müssen vereinbarungsgemäß vor Ablauf der Lizenz bezahlt werden (glaube es war 2023)?
Deshalb sparen sie das Geld in Prime, bis sie die Öllizenzen in Nigeria verlängern.
Dann können sie die Kredite verhandeln, damit wir nicht vor Ablauf der Lizenz die gesamte Restschuld tilgen müssen.
Das bedeutet, dass wir keine 500 Millionen Dollar in Raten zahlen müssen, sondern vielleicht nur 100 Millionen pro Jahr mit neuen längeren Krediten.
Dann kann Prime noch in diesem Jahr den gesamten Cashflow nach Kosten und Tilgungen auszahlen.
Das werden große Summen für Africa Oil sein.
Diese Informationen sind verfügbar, wenn Sie sich das Africa Oil Town Hall Meeting am 19. Mai 2021 anhören
https://africaoilcorp.com/investors/videos/
Jetzt heißt es nur noch warten, bis Nigeria diesen Monat über das neue Ölabkommen abstimmt, dann würden alle Lizenzen im Zusammenhang mit diesem neuen Abkommen verlängert.
Danach geht es wohl um neue Kredite und später wofür das Geld verwendet wird. Maklerartikel vor Börseneröffnung
heute mit
702.726 / Mudman
Die Kredite in Prime müssen vereinbarungsgemäß vor Ablauf der Lizenz bezahlt werden (glaube es war 2023)?
Deshalb sparen sie das Geld in Prime, bis sie die Öllizenzen in Nigeria verlängern.
Dann können sie die Kredite verhandeln, damit wir nicht vor Ablauf der Lizenz die gesamte Restschuld tilgen müssen.
Das bedeutet, dass wir keine 500 Millionen Dollar in Raten zahlen müssen, sondern vielleicht nur 100 Millionen pro Jahr mit neuen längeren Krediten.
Dann kann Prime noch in diesem Jahr den gesamten Cashflow nach Kosten und Tilgungen auszahlen.
Das werden große Summen für Africa Oil sein.
Diese Informationen sind verfügbar, wenn Sie sich das Africa Oil Town Hall Meeting am 19. Mai 2021 anhören
https://africaoilcorp.com/investors/videos/
Jetzt heißt es nur noch warten, bis Nigeria diesen Monat über das neue Ölabkommen abstimmt, dann würden alle Lizenzen im Zusammenhang mit diesem neuen Abkommen verlängert.
Danach geht es wohl um neue Kredite und später wofür das Geld verwendet wird. Maklerartikel vor Börseneröffnung
heute mit
702.726 / Mudman
Das KGV beträgt ca 5 . Es wurden im letzten Jahr ca40 % der Verschuldung zurückgeführt. Der Cashflow ist so stark, das sie sowohl Aktien zurückkaufen wollen als auch mit einer dividendenzahlung beginnen. Der Ölpreis ist zwar komplett gehedgte, was einerseits das upsite begrenzt aber auch Sicherheit im Hinblick auf den Cashflow gibt. Ferner werden die Felder vor Südafrika noch 21 in Produktion gehen.....hör dir mal das verlinkte Interview an....Kenya hat auch großes Potential..... etc
Antwort auf Beitrag Nr.: 68.285.639 von mistery01 am 24.05.21 12:22:23Und jetzt erklär mir auch bitte warum?
Durchsuchen
