Far East Energy meldet Anstieg der nach den Regeln der SEC nachgewiesenen Reserven um 32% - Produktion im ersten Quartal 2014 um 96% höher als im gleichen Zeitraum von 2013 - Standard Chartered Bank verlängert bestehende Kreditlinie um weitere 3 Monate - Formular 10K am 31. März 2014 eingereicht

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HOUSTON, 2. April 2014 /PRNewswire/ -- Far East Energy Corporation (OTCBB:FEEC), ein in den USA börsennotiertes Unternehmen, das im Rahmen eines Produktionsbeteiligungsvertrags (Production Sharing Contract, PSC) die Förderung von Flözgas (Coalbed Methane, CBM) im Shouyang-Block in der Provinz Shanxi in der Volksrepublik China betreibt, gibt mit Freude bekannt, dass das Fälligkeitsdatum seiner bestehenden Überbrückungskreditlinie von der Standard Chartered Bank (SCB) vom 15. April 2014 auf den 15.Juli 2014 verschoben wurde.  

In Verbindung mit der Offenlegung seiner Geschäftsergebnisse des Jahres 2013 meldete das Unternehmen außerdem die Resultate seines aktualisierten Reservenberichts an die SEC, der von der unabhängigen Petroleumingenieursgesellschaft Resource Investment Strategy Consultants („RISC") erstellt wurde. Mit Stand vom 31. Dezember 2013 beliefen sich die nachgewiesenen Gasreserven des Unternehmens auf 67,5 Mrd. Kubikfuß netto, ein Anstieg von 32% gegenüber den nachgewiesenen Gasreserven des Vorjahres von 51,3 Mrd. Kubikfuß. Dieser Anstieg ist auf die Ergebnisse des im Jahr 2013 durchgeführten Bohrprogramms zurückzuführen, insbesondere im Pilotgebiet 1H. Dieses bildet den Kern der Gasförderzone des Unternehmens und macht es möglich, zuvor als wahrscheinlich kategorisierte Reserven als „nachgewiesen" aufzustufen. Die angehobenen Reservenzahlen in Verbindung mit den nun gestiegenen Gaspreisen (Preisniveau im Jahr 2014 bei ca. 9 US-Dollar je Tausend Kubikfuß) haben den Wert des Blocks gesteigert. Der gegenwärtige Nettowert der zukünftigen Cashflows mit einem Abschlag von 10% („NPV10") für die nachgewiesenen und wahrscheinlichen (2P) Reserven wird nun auf 1,4 Mrd. US-Dollar beziffert (73% höher als im gleichen Zeitraum des Vorjahres).

CEO Mike McElwrath sagte dazu: „Es ist erfreulich, dass die im Jahr 2013 geleisteten Arbeiten im Shouyang Block eine signifikante Erhöhung der nach den Regeln der SEC nachgewiesenen Reserven zur Folge hatten. Ich möchte außerdem in Erinnerung rufen, dass diese Reserven immer noch auf der Beurteilung von lediglich einem Teil des Blocks beruhen, weshalb ein bedeutendes Aufwärtspotenzial für unsere Reserven besteht."

Infolge des im Jahr 2013 durchgeführten Bohr- und Fracking-Programms hat die Gasproduktion im Shouyang-Block in den letzten Monaten deutlich zugelegt. Im ersten Quartal des Jahres 2014 förderte FEEC insgesamt 175,5 Mio. Kubikfuß (MMcf/d) Gas pro Tag, eine Steigerung um 96% im Vergleich zum entsprechenden Zeitraum des Jahres 2013.

Das bei der SEC eingereichte Formular 10-K für 2013 steht auf unserer Website zur Verfügung und beinhaltet die folgenden Informationen im Hinblick auf unsere Gasreserven:

Der von RISC erstellte Reservenbericht am Jahresende 2013 beurteilt die geschätzten nachgewiesenen, wahrscheinlichen und möglichen Reserven von Kohleflözmethan, die mit Stand vom 31. Dezember 2013 in den drei (3) Zielflözen (Nr. 3, 9 und 15) im Shouyang Block von Far East Energy in der chinesischen Shanxi-Provinz vorhanden sind.

Die Reservenschätzungen wurden im Einklang mit den Definitionen und Richtlinien der US-amerikanischen Securities and Exchange Commission (SEC) und Thema 932 der FASB-Rechnungslegungsstandards für extraktive Industrien - Öl und Gas (FASB Accounting Standards Codification Topic 932, Extractive Industries-Oil and Gas) angefertigt, wobei zukünftige Ertragssteuern und chinesische Mehrwertsteuern unberücksichtigt blieben. In der folgenden Tabelle sind die von RISC geschätzten nachgewiesenen, wahrscheinlichen und möglichen Reserven aufgeführt:

Die standardkonforme Kennzahl der diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows für nachgewiesene Öl- und Gasreserven beläuft sich auf 151,8 Mio. US-Dollar und der NPV10-Wert der nachgewiesenen Reserven auf 167,3 Mio. US-Dollar, während die kombinierte 2P-Bewertung (nachgewiesene und wahrscheinliche) den NPV10-Wert dieser Reserven auf 1,4 Mrd. US-Dollar beziffert. Wird der Wert der möglichen Reserven zum NPV10 hinzugerechnet, ergibt sich ein 3P-Wert von 2,0 Mrd. US-Dollar.

Weiterführende Informationen zu den Schätzungen der Reserven

Der NPV10 und die standardkonforme Kennzahl der diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows sollen weder den beizulegenden Zeitwert (Fair Value) der Flözgasreserven des Shouyang-Projekts darstellen, noch sollten sie entsprechend interpretiert werden. Eine Schätzung des beizulegenden Zeitwerts würde unter anderem die Förderung von noch nicht als nachgewiesen klassifizierten Reserven, den Wert von Liegenschaften mit noch nicht nachgewiesenen Vorkommen sowie die erwarteten zukünftigen wirtschaftlichen und betrieblichen Bedingungen berücksichtigen.

Die geschätzte zukünftige Fördermenge von nachgewiesenen Reserven und die geschätzten zukünftigen Produktions- und Erschließungskosten von nachgewiesenen Reserven basieren auf aktuellen Kosten und wirtschaftlichen Bedingungen. Der zukünftige Ertragssteueraufwand wird anhand der relevanten Jahresendregelsteuersätze, angewendet auf die zukünftigen Netto-Cashflows aus nachgewiesenen Flözgasreserven vor Steuern und abzüglich der Besteuerungsgrundlage von Far East Energy, kalkuliert. Alle Bohrkopfpreise für alle Reservekategorien bleiben für die Dauer der Prognoseperiode unverändert. Auf die geschätzten zukünftigen Netto-Cashflows wird dann ein Abschlag von 10% angewendet.

Der NPV10 der nachgewiesenen Reserven kann im Sinne der SEC-Bestimmungen als eine nicht GAAP-konforme Finanzkennzahl angesehen werden. Sie wird vom diskontierten zukünftigen Netto-Cashflow für nachgewiesene Reserven abgeleitet, der am direktesten vergleichbaren US-GAAP-konformen Kennzahl. Der NPV10 wird auf der gleichen Basis kalkuliert wie die standardkonforme Kennzahl des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows für nachgewiesene Reserven, jedoch ohne zukünftige Ertragssteuern abzuziehen. Mit Stand vom 31. Dezember 2013 wurden unsere diskontierten zukünftigen Ertragssteuern auf 15,5 Mio. US-Dollar geschätzt. Dementsprechend beliefen sich unsere standardkonforme Kennzahl der zukünftigen Netto-Cashflows für nachgewiesene Reserven auf 151,8 Mio. US-Dollar und unser NPV10 auf 167,3 Mio. US-Dollar. Unseres Erachtens ist der NPV10 eine nützliche Kennzahl für Investoren, um die relative monetäre Bedeutung unserer Flözgasliegenschaften zu beurteilen. Wir sind zudem der Ansicht, dass Investoren unseren NPV10 als Basis nutzen können, um die relative Größe und den relativen Wert unserer nachgewiesenen Reserven mit denen anderer Unternehmen zu vergleichen, da die Höhe der zukünftig zahlbaren Ertragssteuern von zahlreichen Faktoren beeinflusst wird, die für jedes einzelne Unternehmen einzigartig sind. Unsere Geschäftsführung verwendet diese Kennzahl zur Beurteilung der potenziellen Investitionsrendite im Zusammenhang mit unseren Flözgasliegenschaften und unseren Übernahmen. Der NPV10 ist jedoch kein Ersatz für die standardkonforme Kennzahl des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows. Unser NPV10 und die standardkonforme Kennzahl der diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows sollen nicht den beizulegenden Zeitwert (Fair Value) unserer nachgewiesenen Flözgasreserven darstellen.

Die oben angeführten NPV10-Wertangaben der wahrscheinlichen und möglichen Reserven stellen den aktuellen Wert geschätzter zukünftiger Einnahmen dar, die aus der Förderung wahrscheinlicher oder möglicher Reserven generiert werden sollen. Bei ihrer Berechnung werden die geschätzten standortabhängigen Betriebskosten (engl. „lease operating expenses"), Produktionssteuern und zukünftigen Entwicklungskosten abgezogen. Die berücksichtigten Kosten bleiben in der Berechnung auf dem Stand des Schätzungsdatums ohne zukünftige Steigerungen und basieren auf vertraglich vereinbarten Preisen und den durchschnittlichen Wechselkursen eines Zeitraums von 12 Monaten. Es werden keine außerhalb der Liegenschaften anfallenden Kosten wie allgemeine und administrative Ausgaben, Schuldendienst und Abwertungen, Schwund und Amortisierung oder zukünftige Ertragssteuern berücksichtigt. Das Ergebnis wird zu einem jährlichen Diskontsatz von 10% diskontiert. Im Hinblick auf die NPV10-Beträge für wahrscheinliche oder mögliche Reserven gibt es keine direkt vergleichbaren US-GAAP-konformen Finanzkennzahlen und derartige Beträge sollen nicht den beizulegenden Zeitwert (Fair Value) unserer wahrscheinlichen und möglichen Reserven darstellen.

 Es ist nicht beabsichtigt, mit dem NPV10 oder der FASB-standardkonformen Kennzahl des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows für nachgewiesene Reserven den beizulegenden Zeitwert der nachgewiesenen, wahrscheinlichen oder möglichen Reserven von Far East Energy anzugeben. Far East Energy weist ausdrücklich darauf hin, dass die oben angeführten Werte auf Schätzungen der nachgewiesenen, wahrscheinlichen oder möglichen Reservenmengen und zukünftigen Produktionsplänen basieren, die von Natur aus unpräzise und Änderungen vorbehalten sind. Der Diskontsatz von 10% ist nach freiem Ermessen gewählt. Des Weiteren werden in den Berechnungen Kosten und Preise mit Stand vom Schätzungsdatum verwendet und kein Wert kann den wahrscheinlichen und möglichen Reserven zugerechnet werden. Schätzungen wirtschaftlich förderbarer Flözgasreserven und zukünftiger Nettoeinnahmen basieren auf einer Reihe variabler Faktoren und Annahmen, die alle einen gewissen Grad von Subjektivität enthalten, und können wesentlich von den tatsächlichen Ergebnissen abweichen. Daher können die tatsächliche Produktion, Einnahmen, Entwicklung und Betriebsausgaben anders ausfallen als in den Schätzungen angegeben. Die Daten zu den Reserven sind lediglich Schätzungen, unterliegen zahlreichen Unwägbarkeiten und basieren auf Daten aus früheren Förderprojekten sowie auf Annahmen über die geologischen Formationen und andere Faktoren. Die tatsächlichen Flözgasmengen können wesentlich von den geschätzten Beträgen abweichen.

Far East Energy Corporation

Die Far East Energy Corporation ist ein in Houston, Texas, ansässiges Unternehmen, das Niederlassungen in Peking und Taiyuan City (China) unterhält und sich auf die Exploration und Erschließung von Flözgasprojekten in China spezialisiert.

Bei in der vorliegenden Pressemitteilung enthaltenen Aussagen, die Absichten, Hoffnungen, Einschätzungen, Überzeugungen, Erwartungen, Aussichten bzw. Vorhersagen der Far East Energy Corporation und ihrer Unternehmensleitung zum Ausdruck bringen, handelt es sich um zukunftsbezogene Aussagen im Sinne von Paragraf 27A des US-amerikanischen Securities Act von 1933 in seiner gültigen Fassung und Paragraf 21E des Securities Exchange Act von 1934 in seiner gültigen Fassung. Es muss darauf hingewiesen werden, dass derartige zukunftsbezogene Aussagen keine Garantien im Hinblick auf zukünftige Ergebnisse darstellen und verschiedenen Risiken und Unsicherheiten unterworfen sind, einschließlich der Möglichkeit, dass die Änderung des PSC-Vertrags nicht oder nicht zu den ursprünglich von den Parteien vereinbarten Konditionen ratifiziert wird. Tatsächliche Ergebnisse können maßgeblich von den Darstellungen derartiger zukunftsbezogener Aussagen abweichen. Zu den Faktoren, aufgrund derer tatsächliche Ergebnisse maßgeblich von den Darstellungen der zukunftsbezogenen Aussagen abweichen können, gehören: die vorläufige Natur der gesammelten Bohrungsdaten einschließlich Permeabilität und Gasgehalt, die Tatsache, dass die letztendlich aus unseren Bohrlöchern geförderte oder verkaufte Gasmenge nicht garantiert werden kann, dass die Bohr- und Frakturstimulationsprogramme die Gasmengen nicht erfolgreich steigern, dass wir die im Gasvertriebsvertrag zwischen der Shanxi Province Guoxin Energy Development Group Limited und China United Coalbed Methane Corporation festgelegten Rechtsansprüche aufgrund bestimmter Einschränkungen nach chinesischem Recht nur in begrenztem Umfang geltend machen können, obwohl wir darin ausdrücklich als Begünstigter genannt werden, dass weitere Bohrungen entweder gar nicht oder eventuell nicht rechtzeitig durchgeführt werden, dass zusätzliche Pipelines und Sammelsysteme, die für unseren Gastransport notwendig sind, unter Umständen nicht gebaut oder nicht rechtzeitig fertiggestellt werden oder ihre Routenführung von der erwarteten Routenführung abweicht, dass die Betreiber der Pipeline bzw. örtliche Vertriebs- oder Erdgasunternehmen sich weigern könnten, unser Gas zu kaufen oder zu beziehen, oder wir selbst nicht in der Lage sein könnten, unsere Rechte unter gültigen Vereinbarungen mit den Pipelines durchzusetzen, dass sich Konflikte mit Steinkohlebergbauaktivitäten oder bei der Koordinierung unserer Erschliessungs- und Produktionsaktivitäten mit örtlichen Bergbautätigkeiten negativ auf unsere betriebliche Tätigkeit auswirken oder erhebliche Kosten nach sich ziehen könnten, unser Mangel an Betriebserfahrung, die eingeschränkte und möglicherweise unangemessene Nutzung unserer Barmittelbestände, Risiken und Unsicherheiten im Zusammenhang mit der Exploration, Entwicklung und Förderung von Methangas aus Kohleflözen, unser eventuelles Unvermögen, einen bedeutenden Teil unserer Reserven und anderen Ressourcen zu verkaufen, dass wir nicht die Bedingungen für die Notierung unserer Wertpapiere an einer Börse erfüllen, Enteignungen und sonstige mit Betriebstätigkeiten im Ausland einhergehende Risiken, dass Turbulenzen an den Kapitalmärkten die Finanzmittelbeschaffung erschweren könnten, Angelegenheiten, welche die Energiebranche allgemein betreffen, die mangelnde Verfügbarkeit von Gütern und Dienstleistungen für Erdöl- und Erdgasfelder, Umweltrisiken, Bohrungs- und Förderungsrisiken, Änderungen von Gesetzen und Verordnungen, die unsere betriebliche Tätigkeit betreffen, sowie weitere Risiken, die in unserem jährlichen Geschäftsbericht auf Formular 10-K, in unseren Quartalsberichten auf Formular 10-Q sowie in weiteren, bei der Securities and Exchange Commission laufend eingereichten Unterlagen näher erörtert werden.

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