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Öl- und Gasinvestitionen in der Nordsee sind entscheidend für die Energiesicherheit Großbritanniens 22. Februar 2022 Großbritannien wird auch in Zukunft neue Lizenzen für Öl- und Gaserschließungsprojekte in der Nordsee erteilen, sagte der britische Energieminister Greg Hands am Dienstag auf einer Online-Energiekonferenz. "Wir brauchen weitere Investitionen in der Nordsee", sagte Hands laut Reuters. Trotz der Netto-Null-Zusage sieht die derzeitige britische Regierung die britische Öl- und Gasindustrie in der Nordsee weiterhin als entscheidend für die Energiesicherheit an. Anfang dieses Monats erklärte der britische Premierminister Boris Johnson, dass die heimische Öl- und Gasproduktion trotz der Verpflichtung, bis 2050 Netto-Null-Emissionen zu erreichen, weiterhin eine wichtige Rolle im Energiemix des Vereinigten Königreichs spielen werde. Während das Vereinigte Königreich darauf drängt, mehr Offshore-Windkapazitäten aufzubauen, wird es weiterhin neue Öl- und Gasprojekte in der britischen Nordsee zulassen, um seine Energiesicherheit zu gewährleisten. Die letzten Monate haben gezeigt, dass Europa und das Vereinigte Königreich nicht ohne Erdgas auskommen können, während sich in Großbritannien eine Lebenskostenkrise entwickelt hat, da die Energierechnungen in die Höhe schießen und die Preisobergrenze für diese Rechnungen ab dem 1. April um 54 Prozent steigen wird, wovon schätzungsweise 22 Millionen britische Haushalte betroffen sind. Anfang dieses Jahres warnte der Branchenverband Offshore Energies UK (OEUK), dass das Vereinigte Königreich viel anfälliger für Preisschocks und geopolitische Ereignisse werden könnte, wenn nicht neue Offshore-Felder genehmigt und erschlossen werden - und die britische Gasproduktion könnte bis 2030 um 75 Prozent zurückgehen. Die britische Regierung ist nicht bereit, den Sektor abzuschalten, der 73 Prozent der britischen Energie liefert und 47 Prozent des Erdgasbedarfs deckt. Die Behörden haben jedoch kürzlich vorgeschlagen, dass neue Projektentwicklungen einen so genannten Netto-Null-Verträglichkeitstest bestehen müssen.

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Zentral Nordsee Während in der Süd-Nordsee die Projekte Pensacola Selene (Shell), sowie Breagh, Plymouth, Cadence (Capricorn) vorrangig entwickelt werden, sollen die Zentral-Nordseeprojekte von Deltic danach entwickelt werden: Dewar (P 2352) Syros (P2542). An beiden Lizenzgebieten hält Deltic noch 100%.

Für Dewar laufen im Hintergrund Verhandlungen für die Ausgliederung eines großen Anteils (farm-out) an einen Major, der dann auch die hauptsächlichen Explorationskosten übernimmt (ähnlich Shell Capricorn). Eine Entscheidung soll in Q2/2022 fallen. Eine BP-Bohrplattform ist in der Nähe von Dewar stationiert. Ich könnte mir vorstellen, dass BP im Kreis der Interessierten zu finden ist.

Bei Deltic sind nicht nur für 2022 entscheidende Meilensteine zu erreichen, sondern auch darüber hinaus für mind. 2023. Und wenn weitere Lizenzen dazu kommen, wahrscheinlich auf für 2024/2025. Es gehört nach meiner Erfahrung zu den größten Anleger-Freuden, einen kleinen, relativ unbekannten Explorer bei der Entwicklung zum Produzenten bzw. zum Teilhaber von Öl-/Gasproduktions-Feldern zu begleiten. Was brauchts? - Gutes MM - Gute Lizenzgebiete - Einen guten Entwicklungsplan - Starke Partner mit Geld und know-how - Das Umfeld muss stimmen (also entsprechende Nachfrage nach Öl/Gas mit Rohstoffpreisen, die einen ökonomischen Betrieb ermöglichen) Das ist bei Deltic alles vorhanden! Es würde mich freuen, wenn unsere kleine Thread-Community zusammen diesen (potenziellen) Aufsteiger begleitet. Noch kann jeder günstig ein Stück vom Kuchen kaufen. Die Chance ist vorhanden, man muss sie nur sehen und zugreifen.

Auszug und Übesetzung aus einem Times-Artikel von heute (‘North Sea gas is crucial for our energy security,’ minister says - Minister says Britain must keep drilling new wells): Gas aus der Nordsee ist entscheidend für unsere Energiesicherheit", sagt der Minister Minister sagt, Großbritannien müsse weiterhin neue Bohrungen durchführen Montag, 14. Februar 2022, The Times Großbritannien muss aus "Gründen der Energiesicherheit" weiter nach Gas in der Nordsee bohren, so der Energieminister, während die Ukraine-Krise die Angst vor russischen Lieferungen nach Europa schürt. Greg Hands sagte, die einheimische Produktion verschaffe Großbritannien einen Vorteil gegenüber den europäischen Nachbarn, die einen "großen Teil" ihres Gases von Russland bezögen. Es sei "wichtig für uns, unsere Gasimporte nicht zu erhöhen", und das in einer Zeit, in der es um die Energiesicherheit gehe, sagte er.

Wir haben begonnen, ein erhebliches Interesse zu erkennen, und wir sind nach wie vor optimistisch, dass wir einen Partner finden oder ein Geschäft abschließen können, das letztendlich zu einer Bohrung in diesem Gebiet führt. Droht Cambo dauerhafte Auswirkungen auf die Attraktivität der Erschließung von Ölvorkommen im UKCS zu haben? Swindells: Wir sollten vorsichtig sein, wie viel wir in Cambo hineininterpretieren. Die Umstände in Cambo waren einmalig - zu einem bestimmten Zeitpunkt hatte man das Gefühl, dass es das bekannteste Ölfeld der Welt war, und es war noch nicht einmal erschlossen worden. Ich glaube nicht, dass Cambo für sich allein genommen als Maßstab für das Investitionsinteresse an Ölvorkommen und Erschließungen im UKCS herangezogen werden sollte. Besteht die Möglichkeit, dass das Interesse an der SNS (Süd-Nordsee) angesichts des größeren Appetits auf Gas den Enthusiasmus für die zentrale Nordsee (Central North Sea, CNS), die oft als der "Maschinenraum" des Beckens bezeichnet wird, überholt? Swindells: Angesichts der bestehenden Produktion und der laufenden Exploration denke ich, dass die CNS extrem stark bleiben wird. Abgesehen davon stimme ich zu, dass die SNS, die natürlich ein ausgereiftes Becken ist - wir fördern dort seit den 1960er Jahren Gas - unserer Meinung nach, und vielleicht würden wir das als Explorationsunternehmen sagen, ein erhebliches Maß an weiteren Möglichkeiten bietet. Es gibt eine Reihe von Merkmalen, die es für Unternehmen und Investoren attraktiv machen, dort tätig zu werden. UKCS-Gas ist mit den ESG-Zielen, die natürlich eine Schlüsselkomponente bei Investitionen sind, durchaus vereinbar. Es besteht kein Zweifel, dass es eine gewisse Renaissance geben wird. Das beste Beispiel dafür ist vielleicht die Beteiligung von Shell an unseren Pensacola- und Selene-Projekten. Wenn Pensacola im zweiten Quartal dieses Jahres gebohrt wird, ist dies die erste Explorationsbohrung, die Shell seit fast einem Jahrzehnt im SNS durchführt. Und bedenken Sie, dass dies historisch gesehen ein Kerngebiet von Shell war. Die vorhandene Infrastruktur verfügt über Leerrohre (nicht benutzte Pipelines), und es besteht die Möglichkeit, an die vorhandene Infrastruktur anzuknüpfen und diese Anlagen auf sehr effiziente Weise zu entwickeln. Sehen Sie irgendwelche Risiken in Bezug auf künftige Lizenzen und die Möglichkeit, im UKCS Öl und Gas zu suchen und zu fördern? Swindells: Die Argumente für Exploration und Bewertung sind nach wie vor überzeugend. Wir wissen, dass wir als Land immer noch Öl und Gas brauchen, und es gibt immer noch beträchtliche Möglichkeiten, auch solche, die wir identifiziert haben. Wir bereiten uns bereits auf die nächste Lizenzierungsrunde vor. Die Konsultation zum Thema Klimaverträglichkeit wurde vom britischen Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie eine Woche vor Weihnachten eingeleitet und wird im Januar und Februar fortgesetzt. Nach allem, was wir wissen, sind wir sehr zuversichtlich, dass es im Vereinigten Königreich (UK) weitere Genehmigungen geben wird, sofern wir als Branche nachweisen können, dass künftige Genehmigungen mit den Zielen des Klimawandels vereinbar sein werden.

Im Rahmen des Farm-Outs hat sich Capricorn verpflichtet, neue seismische 3D-Aufnahmen über dem Gebiet zu machen, was unmittelbar nach der Ankündigung des Deals geschah. Die Daten werden derzeit ausgewertet, und wir werden die Ergebnisse im zweiten Quartal dieses Jahres sehen und prüfen, was uns hoffentlich in die Lage versetzen wird, schnell zu einer Investitionsentscheidung zu kommen. Gibt es einen Unterschied zwischen dem sehr erfolgreichen Prozess bei den gashaltigen Cupertino-Lizenzen und den Diskussionen und Vorgesprächen, die Sie über die Dewar- und Syros-Ölvorkommen geführt haben? Haben Sie das Gefühl, dass Gas im UKCS leichter zu fördern ist als Öl? Swindells: Zuallererst möchte ich klarstellen, dass wir zwar ein Portfolio haben, das sich mehr auf Gas konzentriert, aber ich würde nie behaupten, dass das eine besser ist als das andere. Wir haben auch Ölvorkommen in unserem Portfolio. Es gibt eine Reihe von Gründen, warum wir uns mehr auf Gas konzentriert haben: Zum einen ist es ein Bereich, in dem wir als Team über sehr gute Fachkenntnisse verfügen. Dies hängt zum Teil damit zusammen, dass wir hier den größten Erfolg erzielen konnten, sowohl bei der Vergabe von Lizenzen als auch bei der Einbindung von Partnern wie Shell und Capricorn, um die Aktivitäten wirklich voranzutreiben. Das bedeutet aber nicht, dass wir dem Öl weniger positiv gegenüberstehen. Es ist wichtig zu erkennen, dass sowohl Öl als auch Gas eine entscheidende Rolle bei der Energiewende zu spielen haben. "Capricorn hat in der Vergangenheit immer wieder neue Vorkommen erschlossen.“ Sicherlich gibt es derzeit Faktoren, die Gas sehr attraktiv machen. Es gibt eindeutig Probleme im Zusammenhang mit der Energiesicherheit und der Versorgung, die sich im Anstieg der Gaspreise niederschlagen. Auch wenn viele dies als ein relativ kurzfristiges Phänomen betrachten - und niemand erwartet, dass die Preise auf dem derzeitigen Niveau bleiben -, besteht kein Zweifel daran, dass es eine längerfristige strukturelle Veränderung auf den Gasmärkten und bei den Preisen gibt. Dies lässt sich jetzt an der Terminkurve ablesen, die bei 60 Pence/Th und darüber liegt, sowie an der langfristigen Preisgestaltung, die sowohl von Öl- und Gasanalysten als auch von Reserven-Prüfern verwendet wird. Wir haben erst vor kurzem den Zuschlag für Syros erhalten und sind noch dabei, es als Farm-Out-Projekt zu entwickeln. Bei Dewar waren wir mit der Vermarktung bereits weit fortgeschritten, als Covid einschlug, und dieser Prozess musste aufgrund des Ölpreisverfalls praktisch auf Eis gelegt werden. Und während des gesamten letzten Jahres wurde eine Reihe von Unternehmen, die sich auf Öl konzentrieren, umstrukturiert und viele ihrer eigenen internen Projekte wurden auf Eis gelegt, was es etwas schwieriger machte, ein Farmout eines Ölprojekts durchzuführen. Dennoch handelt es sich bei Dewar um ein relativ einfaches Forties-Sandsteinprojekt in unmittelbarer Nähe der Etap-Infrastruktur mit einer sehr guten Wirtschaftlichkeit. Unserer Ansicht nach bleibt es ein sehr attraktives Angebot, insbesondere für alle, die in und um Etap tätig sind. Wir haben begonnen, ein erhebliches Interesse zu erkennen, und wir sind weiterhin optimistisch, dass wir das Projekt zu einem Erfolg machen können.

Interview mit dem Deltic-CEO am 3. Februar Deltic behält seine Explorationsfreude bei Das unabhängige britische Unternehmen hat erfolgreich Partner ins Boot geholt und bereitet sich auf Bohrungen vor Exploration war in den letzten Jahren auf dem britischen Kontinentalschelf (UKCS) so etwas wie ein Schimpfwort. Das an der AIM notierte Explorationsunternehmen Deltic Energy ist jedoch zuversichtlich, dass es in diesem Becken noch wirtschaftliche Öl- und Gasvorkommen gibt. Und das Unternehmen kann auf die Überzeugungskraft seiner Argumente verweisen, nachdem es im vergangenen Jahr erfolgreich Farm-Out-Vereinbarungen mit Shell im Jahr 2019 und mit der unabhängigen britischen Capricorn Energy - damals noch Cairn - abgeschlossen hat. Petroleum Economist sprach mit dem CEO von Deltic, Graham Swindells, um mehr über die Attraktivität und die Herausforderungen des Wachstums mit dem Bohrer zu erfahren. Was war der Grund für den Erfolg des Capricorn-Farmouts? Swindells: Wir haben eine Gruppe von fünf zusammenhängenden Lizenzen, die sich über den größten Teil von 3.000 km² des mittleren Nordseehochs am nördlichen Rand der südlichen Nordsee (SNS) erstrecken. In den letzten Lizenzvergaberunden haben wir dieses wirklich starke strategische Fundament aufgebaut. Das Herzstück des Portfolios ist die Lizenz P2428, die wir als Cupertino-Lizenz bezeichnen, obwohl das Cupertino-Kohlenstoffvorkommen nur eines von drei Vorkommen in dieser Lizenz ist - die anderen sind das Zechstein-Riff-Vorkommen in Plymouth, das erste oder primäre Ziel, und Richmond, ein klassisches Leman-Vorkommen. Das Schöne an dieser besonderen Lizenz und der Grund, warum sie uns so gut gefällt, ist, dass sie praktisch am Schnittpunkt einer Reihe von wichtigen Spielwegen liegt und auf mehreren geologischen Ebenen aussichtsreich ist. Für das Farm-Out gab es ein erhebliches Interesse, und wir waren glücklicherweise in der Lage, ein wettbewerbsorientiertes Verfahren durchzuführen. Warum haben wir uns letztendlich für Capricorn entschieden? Als ein Unternehmen, das derzeit nicht in der SNS (Süd-Nordsee) tätig ist, war Capricorn sehr daran interessiert, sich in diesem Becken niederzulassen. Und es wurde sehr früh klar, dass Capricorn sein Interesse über die Cupertino-Lizenz hinaus ausweiten wollte, was uns dazu veranlasste, über den Rest unseres Portfolios in diesem Gebiet zu sprechen. Letztendlich haben wir das Farm-Out auf die Cadence-Lizenz und eine Gruppe von drei Lizenzen zwischen Tolmount und Breagh - die wir South Breagh nennen - ausgedehnt, wo es erhebliche zusätzliche Möglichkeiten gibt. Wir waren aus mehreren Gründen erfreut, mit Capricorn zusammenzuarbeiten. Wir hätten auch mit anderen Unternehmen zusammenarbeiten können, aber letztendlich gefällt uns die Tatsache, dass wir einen neuen Marktteilnehmer ins Boot holen, bei dem es sich eindeutig um ein Unternehmen handelt, das sich in der Vergangenheit stark für die Exploration engagiert hat. Auch wenn Capricorn bisher keine SNS-Fußabdrücke hatte, so hat es doch in der Vergangenheit immer wieder neue Becken erschlossen und erschlossen.

Das Geschäftsmodell ist genial: Als Prospect Generator besorgt sich Deltic Lizenzgebiete, erkundet diese durch seismische Messungen und holt sich JV-Partner mit „dicken Brieftaschen“ ins Boot, die dann die Bohrungen (ganz oder zum größten Teil) bezahlen. Die JV-Partner sind dann auch Operator und tragen mit ihren Erfahrungen und know-how dazu bei, dass – bei erfolgreichen Testbohrungen – die Lagerstätten professionell ausgebeutet werden. Für Deltic geringe CapEx, weniger Risiko. Q2/2022 werden wir dann die 1. Bohrung durch Shell im „Pesacola“-Feld sehen. Gefolgt von „Selene“ in Q1/2023 (auch Shell). In 2023 kommt dann auch Capricorn hinzu mit „Cupertino“ und „Cadance“. Wobei ich davon ausgehen, dass Capricorn schon in 2022 die Entscheidung für Testbohrungen treffen wird. Da kommen somit im Laufe der nächsten Monate bis 1 ½ Jahre viele potenzielle game changer.

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Gestern auf Linkedin Deltic Energy Plc is confident there is still economic oil and gas to find on the UK continental shelf. And it can point to the persuasive power of its argument, having completed farm-out deals with Shell in 2019 and Capricorn Energy PLC last year.  Petroleum Economist spoke to Deltic CEO Graham Swindells to find out more about the attractions and challenges of growth via the drill bit. https://lnkd.in/gkc9JBcw Deltic Energy Plc ist zuversichtlich, dass es auf dem britischen Festlandsockel noch wirtschaftliche Öl- und Gasvorkommen gibt. Und sie kann Und das Unternehmen kann auf die Überzeugungskraft seiner Argumente verweisen, nachdem es im Jahr 2019 Farm-Out-Geschäfte mit Shell und im vergangenen Jahr mit Capricorn Energy PLC abgeschlossen hat. Petroleum Economist sprach mit dem CEO von Deltic, Graham Swindells, um mehr über die Attraktivität und die Herausforderungen des Wachstums mit dem Bohrer zu erfahren.

Das Erdöl- und Gasunternehmen Deltic Energy hat eine verbindliche, bedingte Betriebsvereinbarung über fünf seiner südlichen Nordsee-Gaslizenzen mit Deltic und Capricorn Capricorn Energy abgeschlossen, deshalb habe ich gekauft. Deltic Energy Plc gab bekannt, dass es eine verbindliche, bedingte Farm-out-Vereinbarung ("Farm-out-Vereinbarung") in Bezug auf fünf seiner Gaslizenzen in der südlichen Nordsee mit Cairn Energy PLC ("Cairn") durch Cairn's vollständig abgeschlossen hat Tochtergesellschaft Nautical Petroleum Limited. Gemäß den Bedingungen der Farm-out-Vereinbarung erwirbt Cairn eine 60 %-Beteiligung an jeder der Lizenzen P2428 (Gebiet Cupertino) und P2567 (Cadence) und eine 70 %-Beteiligung an jeder der Lizenzen P2560, P2561 und P2562, die sich zwischen Breagh befinden und Tolmount-Gasfelder. Deltic wird einen Anteil von 40 % an den Lizenzen P2428 und P2567 und einen Anteil von 30 % an den Lizenzen P2560, P2561 und P2562 behalten. Cairn wird 100 % eines vereinbarten Arbeitsprogramms für jede der fünf Lizenzen finanzieren, bis zu dem Punkt, an dem für jede Lizenz eine Bohr- oder Fallentscheidung getroffen wird, was die Aufnahme neuer seismischer Daten über Lizenz P2428 beinhalten wird. Nachdem die Farm-Out-Vereinbarung bedingungslos geworden ist, wird Cairn Deltic eine Vorauszahlung in Höhe von 1 Mio. USD als Beitrag zu den historischen Kosten leisten, die Deltic in den Lizenzgebieten entstanden sind. Für den Fall, dass eine Bohrentscheidung auf P2428 und P2567 getroffen wird, die die am weitesten fortgeschrittenen Prospektionsgebiete enthalten, wird Cairn 70 % der Kosten des zuerst gebohrten Bohrlochs übernehmen, vorbehaltlich einer Brutto-Bohrlochkostenobergrenze von 25 Millionen USD. Der Abschluss des Farm-Outs ist abhängig vom Abschluss einer gemeinsamen Betriebsvereinbarung und der Einholung von standardmäßigen behördlichen Genehmigungen der Öl- und Gasbehörde, vorbehaltlich einer dreimonatigen Rücklaufsperre. Cairn wird nach Abschluss Betreiber aller fünf Lizenzen. P2428 (Cupertino-Gebiet) und P2567 (Cadence-Gebiet): Das Lizenzgebiet P2428 wurde in der 30. Offshore-Lizenzierungsrunde zuerkannt und enthält Schürfgebiete und Vorkommen auf mehreren geologischen Ebenen. Das von Deltic identifizierte Schlüsselprojekt ist das Plymouth-Projekt, eine große Zechstein-Karbonat-Anhäufung, die mit Deltics Pensacola-Projekt und der Entdeckung Crosgan vergleichbar ist. Andere Spuren wurden in den Abschnitten Leman Sandstone und Karbon identifiziert. Das Gebiet wird derzeit auf alten seismischen 2D-Daten abgebildet, die bis in die frühen 1990er Jahre zurückreichen, und es werden neue seismische 3D-Daten erworben, um eine Bohrlochinvestitionsentscheidung für diese Lizenz zu unterstützen; Die Lizenz P2567 wurde in der 32. Offshore-Lizenzierungsrunde vergeben und enthält Prospektionsgebiete im Buntsandstein der Trias und im Karbon.

Lizenz P2437 – Selene (50%-Anteil) Lizenz P2437 liegt in der Nachbarschaft einiger anderer Gasfelder, wie z.B. „West Sole“. West Sole wurde von British Petroleum (BP) entdeckt. Es befindet sich im Sole Pit-Gebiet des Permischen Beckens der südlichen Nordsee im britischen Block 48/6. BP hatte Gasproduktion in 1967 aufgenommen. Die ursprünglichen Reserven belaufen sich auf 1.873 TCF, von denen 1.335 TCF gefördert wurden. In der Nähe von P2437 liegt auch das Barque Field, das von Shell und Esso betrieben wurde und nicht mehr aktiv ist. Das Gasfeld wurde früher übersehen Deltic hatte das Glück, dass frühere seismische Messungen die Gasfelder in P2437 übersehen hatten. Die Technologie damals war noch zu ungenau. Die heutigen Spezialisten für geotechnische Bodenuntersuchung bzw. geologische und geophysikalische Untersuchungen - wie z.B. Fugro - setzen 3D-Verfahren sowie Technologien zur Tiefenumrechnung (Tiefenkonvertierung) ein, die den früheren Betreibern nicht zur Verfügung standen. Die Tiefenkonvertierung ist eine Methode, eine notwendige Bewegung in der seismischen Reflexionsmethode zu erzeugen, die im Allgemeinen die Messung der akustischen Wellenausbreitung in der tatsächlichen Tiefe des großen Objekts darstellt. Es scheint kompliziert zu sein, wie es auch hin und wieder ist, denn im Grunde genommen ist die Erde kein flacher homogener Felsbrocken. Die Erde besteht aus zahlreichen Elementen und unzähligen Schichten aus mehr als nur ein paar Gesteinsarten, die sowohl unterschiedlich dick als auch verschiedenartig sein können. Einige Gesteinsschichten sind durchlässiger als andere, während andere sehr dick und stark sind. Das liegt daran, dass es sich um verschiedene Arten von Gestein handelt. Mit der modernen Tiefenkonvertierungs-Technologie konnte die Wahrscheinlichkeit von Gasvorkommen in P2437 nachgewiesen werden. Shell als großer Partner Im April 2019 wurde bekannt gegeben, dass Shell U.K. Ltd. seine Option auf die Lizenz P2437 und insbesondere auf das Selene-Prospekt ausgeübt hat. Nach Abschluss der Transaktion im August 2019 hat Deltic eine 50 %ige Arbeitsbeteiligung an der Lizenz P2437 an Shell übertragen. Im Gegenzug zahlte das Unternehmen 600.000 USD in bar und Shell übernimmt 75 % der Kosten für die erste Explorationsbohrung auf der Lizenz bis zu einem Bruttobohrpreis von 25 Mio. USD. Ressorcen 271 BCF mit GCoS 70% Die seismischen Messungen ergaben eine Ressourcenschätzung (P50) von 271 BCF. Die Chance (GCoS) wurde auf zuletzt 70% erhöht. Die endgültige Investitionsentscheidung für die Bohrung steht noch aus. Die Budget-Genehmigung bei Shell soll im 2. Hj 2022 erfolgen. Der Plan sieht dann die Bohrung für Anf. 2023 vor. Weiter Nordsee-Projekte sind vorhanden, werde ich später zu kommen.