Far East Energy verkündet Ertragswachstum von 138 % im 1. Quartal, aktualisierte Reserven nach PRMS zeigen einen um 39 % gesteigerten 2P-Wert, Management setzt Schwerpunkt auf Finanzierung der nächsten operativen Phase

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HOUSTON, 9. Mai 2014 /PRNewswire/ -- Far East Energy Corporation (OTCBB:FEEC), ein in den USA börsennotiertes Unternehmen und Betreiber des Shouyang Production Sharing Contract (PSC) für Flözgas in der Provinz Shanxi der Volksrepublik China, hat heute bekanntgegeben, dass es sein Ergebnis für das Quartal mit Stichtag 31. März 2014 auf Formular 10-Q bei der US-Börsenaufsicht SEC eingereicht hat.  Das Unternehmen hat ebenfalls die Veröffentlichung eines aktualisierten unabhängigen technischen Berichts von Resource Investment Strategy Consultants (RISC) mit Stichtag 31. Dezember 2013 bekanntgegeben.  Die geschätzten Reserven im aktualisierten RISC-Bericht basieren auf den von der Society of Petroleum Engineers (SPE) im Petroleum Resources Management System (PRMS) anerkannten Normen.

Die Gasverkäufe im ersten Quartal 2014 verzeichneten im Vergleich zum selben Zeitraum 2013 einen Anstieg um 73 %. In diesem Zusammenhang ist das 2013 durchgeführte Bohr- und Fracing-Programm mit mehreren Bohrlöchern zu nennen.  Gleichzeitig und wie zuvor angekündigt stieg der vertragliche Gaspreis für 2014 nach Verhandlungen mit unserem Abnehmer Guoxin, Provinz Shanxi.  Im ersten Quartal 2014 erzielte das Unternehmen einen äquivalenten durchschnittlichen Gaspreis von 8,90 US-Dollar/Mcf, ein Wachstum von 38 % gegenüber demselben Zeitraum 2013.  Der tatsächlich ausgezahlte Basispreis für unser Gas vor Subventionen stieg am 1. Januar 2014 um 42 % von 1,2 RMB pro Kubikmeter auf 1,7 RMB pro Kubikmeter.  Aufgrund dieser beiden Faktoren stieg der Betriebsertrag im 1. Quartal 2014 um 138 % gegenüber demselben Zeitraum 2013.

Michael McElwrath, CEO und President, sagte: „Es freut uns zu sehen, dass die Arbeit am Shouyang-Block 2013 mit dem Bohren und Fracing neuer Bohrlöcher im ersten Quartal 2014 zu einem bedeutenden Produktions- und Ertragszuwachs geführt hat".

Daneben hat das Unternehmen einen aktualisierten Reservenbericht veröffentlicht gemäß PRMS-Normen wie von SPE-Ingenieuren definiert und von RISC mit Stichtag 31. Dezember 2013 erstellt.  Der aktualisierte Bericht zeigt einen Anstieg des geschätzten zukünftigen Netto-Cashflow auf NPV10-Basis für die 2P-Reserven (nachgewiesen und wahrscheinlich) auf 2,85 Milliarden US-Dollar, ein Wachstum von 39 % gegenüber dem Stichtag 31. Dezember 2012 und ein Anstieg um 104 % in der Kategorie nachgewiesene erschlossene Reserven.  Reserven der Kategorie nachgewiesen/nicht erschlossen wurden auf die Kategorie nachgewiesen/erschlossen hochgestuft, wodurch 1P- und 2P-Gesamtreserven auf einem ähnlichen Niveau blieben (301 Bcf bzw. 439 Bcf).

Im März 2014 haben RISC ihren gemäß Richtlinien und Vorgaben der US-Börsenaufsicht (SEC) erstellten Reservenbericht herausgegeben.  Der Hauptunterschied zwischen den beiden Berichten besteht bei der Berechnung der nachgewiesenen Reserven.  Die PRMS-Richtlinien erlauben die Zuteilung von mehr nachgewiesenen, nicht erschlossenen Orten (die ansonsten nach den Richtlinien und Vorgaben der SEC den wahrscheinlichen Reserven zugeteilt würden), wenn ein Gebiet bekanntermaßen in einer Region eine bestimmte geologische Konnektivität aufweist.  Diese unterschiedliche Behandlung ist besonders relevant für CBM-Projekte, wo die Eigenschaften der Kohleflöze gut erforscht sind.

CEO Michael McElwrath weiter: „Unsere Erschließungsbohrungen in 2013 und unser um 42 % höherer Gaspreis sind beide in diesen Bericht eingeflossen. Die Bedeutung des Shouyang-Projekts wird dadurch nachhaltig unterstrichen".

Den kompletten aktualisierten RISC-Bericht finden Sie unter www.fareastenergy.com.

Der Gesamtentwicklungsplan (ODP) für das 1H-Produktionsgebiet soll in Kürze der Staatlichen Kommission für Entwicklung und Reform (NDRC) vorgelegt werden. Das Unternehmen erwartet für den Sommer den Erhalt des „Roadpass"-ODP.

Das Programm 2013 zeigt jetzt Ergebnisse in Form einer höheren Gasproduktion. Daher legt das Management den Schwerpunkt auf die Sicherung des Finanzierungsbedarfs für die Erweiterung des Produktionsbohrungsschemas im 1H-Kerngebiet und die fortgesetzte Feststellung des Südteils des Shouyang-Blocks. 

McElwrath weiter: „Wir bemühen uns stark um die Sicherung des Finanzierungsbedarfs, damit die Erschließung des Shouyang-PSC fortgesetzt werden kann.  Die Erweiterung des Rahmenkreditvertrages mit der Standard Chartered Bank gibt uns Zeit für die Weiterarbeit.  Die Feldaktivitäten gehen weiter mit der nächsten Bohr- und Fracing-Runde, vorbehaltlich der Sicherung des neuen Finanzierungsbedarfs.  Wir haben bei allem unsere Aktionäre vor Augen. Wir sind dankbar für Ihre fortgesetzte Unterstützung des Unternehmens und werden Sie auf unserem Weg zu unseren gemeinsamen Zielen auf dem Laufenden halten."

Weitere Informationen zu Reservenschätzungen nach PRMS

Reserven nach PRMS sind keine Reserven nach SEC.  Die Schätzungen im RISC-Bericht basieren auf den Definitionen und Richtlinien im 2007 Petroleum Resources Management System, das von der Society of Professional Engineers anerkannt wird.  Die im RISC-Bericht aufgeführten Ressourcen sind nur Schätzungen und sollten nicht als genaue Mengen ausgelegt werden. Der Leser wird nachdrücklich gebeten, den gesamten Bericht zu lesen.

NPV10 für 1P-, 2P- und 3P-Reserven nach PRMS kann als Nicht-GAAP-Ergebnisindikator wie von der SEC definiert ausgelegt werden.  Die standardisierte Berechnung der diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows gilt nur für nachgewiesene Reserven nach SEC. Daher gibt es keine direkt vergleichbaren Ergebnisindikatoren nach US-GAAP gegenüber NPV10 für 1P-, 2P- und 3P-Reserven nach PRMS.  NPV10 berechnet sich auf gleicher Basis wie die standardisierte Berechnung der diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows für nachgewiesene Reserven nach SEC. Allerdings wird hier die spezifizierte Menge an Reserven nach PRMS (sofern anwendbar) angesetzt, ohne Abzug zukünftiger Einkommensteuer und unter Verwendung zukünftiger Gaspreise.  NPV10 für 1P-, 2P- und 3P-Reserven nach PRMS ist nach unserer Ansicht ein nützlicher Indikator, mit dem Investoren die relative monetäre Bedeutung unserer CBM-Güter bewerten können.  Darüber hinaus sind wir der Meinung, dass Investoren das NPV10 für 1P-, 2P- und 3P-Reserven nach PRMS als Grundlage für einen Vergleich der relativen Größe und des relativen Werts unserer Reserven nach PRMS gegenüber anderen Unternehmen verwenden können, die ähnliche Informationen veröffentlichen.  Unser Management beurteilt anhand dieses Indikators die potenzielle Rendite in Zusammenhang mit CBM-Gütern und -Akquisitionen.  NPV10 für 1P-, 2P- und 3P-Reserven nach PRMS ist allerdings kein Ersatz für die standardisierte Berechnung der diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows für nachgewiesene Reserven nach SEC. NPV10 für 1P-, 2P- und 3P-Reserven nach PRMS gibt nicht vor, den üblichen Marktwert unserer nachgewiesenen CBM-Gasreserven oder unserer Reserven nach PRMS wiederzugeben.

Die obenstehenden Angaben für NPV10 für 1P-, 2P- und 3P-Reserven nach PRMS spiegeln den derzeitigen Wert der geschätzten zukünftigen Erträge wider, die sich aus der Produktion der angegebenen Reserven nach PRMS erzielen lassen. Der Berechnung liegen die Annahmen des RISC-Berichts zugrunde. Eigentumsfremde Ausgaben wie allgemeine und administrative Ausgaben, Schuldendienst und Abschreibungen oder zukünftige Einkommensteuer sind nicht berücksichtigt. Ein jährlicher Diskontierungszinssatz von 10 % wird angesetzt.

Far East Energy Corporation weist ausdrücklich darauf hin, dass die obenstehenden Angaben auf geschätzten Reserven nach PRMS und zukünftigen Produktionsplänen beruhen, die von Natur aus ungenau und vorbehaltlich Änderungen sind. Der Diskontierungszinssatz von 10 % ist ebenfalls willkürlich gewählt.  Zudem werden bei den Bestimmungen Kosten und Preise zum Bestimmungsdatum verwendet, und Reserven nach PRMS wird eventuell kein Wert zugeteilt.  Schätzungen der wirtschaftlich förderbaren Reserven nach PRMS und des zukünftigen Netto-Cashflows basieren auf verschiedenen variablen Faktoren und Annahmen, die wiederum allesamt in gewissem Maß subjektiv sind und erheblich vom tatsächlichen Erfolg abweichen können.  Aus diesem Grund können die tatsächliche(n) Produktion, Erträge, Erschließung und Betriebskosten von den Schätzungen abweichen.  Die Daten bezüglich der Reserven nach PRMS sind ausschließlich Schätzwerte, unterliegen zahlreichen Ungewissheiten und basieren auf Daten, die aus Produktionshistorien gewonnen wurden und auf Annahmen bezüglich geologischer Formationen und anderer Begebenheiten beruhen.  Die tatsächlichen CBM-Mengen können deutlich von den Schätzwerten abweichen.

Die SEC gestattet Öl- und Gasunternehmen bei ihren SEC-Einreichungen ausschließlich nachgewiesene, wahrscheinliche und mögliche Reserven wie in SEC-Verordnung S-X Abschnitt 210.4-10(a) definiert auszuweisen. Wir verwenden bestimmte Ausdrücke in dieser Pressemitteilung wie „Reserven nach PRMS" oder „NPV10", die bei SEC-Einreichungen unzulässig sind.  Investoren werden nachdrücklich aufgefordert, die Informationen in unserem Formular 10-K, Einreichungs-Nr. 0-32455, genau zu berücksichtigen, die auf der SEC-Website unter http://www.sec.gov einsehbar sind.

Far East Energy Corporation
Das Kerngeschäft der Far East Energy Corporation mit Hauptsitz in Houston, Texas, und Niederlassungen in Peking, China, bilden die Erkundung und Erschließung von Flözgas in China.

Resource Investment Strategy Consultants (RISC)
RISC ist eine unabhängige Beraterfirma, die gemeinsam mit Unternehmen deren Interessen in der Öl- und Gasindustrie vertritt.  RISC bietet technische, kommerzielle und strategische Beratung auf höchstem Niveau für Kunden auf der ganzen Welt.  Zum Dienstangebot von RISC zählt die Erstellung unabhängiger Berichte für börsennotierte Unternehmen gemäß regulatorischen Vorschriften.  RISC ist von der Far East Energy Corporation unabhängig.

Aussagen in dieser Pressemitteilung in Zusammenhang mit Absichten, Hoffnungen, Schätzungen, Überzeugungen, Erwartungen oder Voraussagen hinsichtlich der Zukunft der Far East Energy Corporation und ihres Managements sind vorausschauende Aussagen im Sinne des Abschnitts 27A des Securities Act von 1933 in seiner geänderten Fassung sowie des Abschnitts 21E des Securities Exchange Act von 1934 in seiner geänderten Fassung. Es wird nachdrücklich darauf hingewiesen, dass solche vorausschauenden Aussagen keine Garantien für den zukünftigen Erfolg sind und verschiedenen Risiken und Unsicherheiten unterliegen, einschließlich dass die geänderte Fassung des PSC nicht abgeschlossen wird oder im Fall eines Abschlusses die Vertragsbedingungen von den ursprünglich von den Parteien vereinbarten abweichen können. Tatsächliche Ergebnisse können deutlich von denen abweichen, die in solchen vorausschauenden Aussagen vorausgesagt werden. Zu den Faktoren, durch die die tatsächlichen Ergebnisse deutlich von den in vorausschauenden Aussagen vorausgesagten abweichen können, zählen: die vorläufige Natur von Bohrlochdaten, einschließlich der Permeabilität und des Gasgehalts; die aus unseren Bohrlöchern stammende Gasmenge, die letztendlich gefördert bzw. verkauft wird, kann nicht mit Sicherheit vorausgesagt werden; die Bruchstimulations- und Bohrprogramme führen möglicherweise hinsichtlich der Erhöhung der Gasmenge nicht zum gewünschten Erfolg; aufgrund der Beschränkungen durch die chinesische Gesetzgebung haben wir ggf. nur eingeschränkte Möglichkeiten, die Vereinbarung über den Verkauf von Gas zwischen der Guoxin Energy Development Group Limited der Provinz Shanxi und der China United Coalbed Methane Corporation durchzusetzen, in der wir ausdrücklich als Begünstigter benannt sind; zusätzliche Bohrungen werden möglicherweise nicht oder nicht termingerecht durchgeführt; zusätzliche Pipelines und Sammelsysteme, die für den Gastransport benötigt werden, werden ggf. nicht gebaut oder nicht termingerecht fertiggestellt oder die Streckenführung weicht von der geplanten Route ab; die Pipelinebetreiber und lokalen Versorgungsunternehmen/CNG-Unternehmen können es ablehnen, unser Gas zu erwerben oder abzunehmen, oder wir sind möglicherweise nicht in der Lage, die aus den mit den Betreibern der Pipelines geschlossenen Vereinbarungen resultierenden Rechte durchzusetzen; Überschneidungen mit dem Abbau von Kohle oder bei der Koordination unserer Erkundungs- und Produktionsaktivitäten mit dem Bergbau können unseren Betrieb negativ beeinflussen oder deutlich erhöhte Betriebskosten zur Folge haben; unsere fehlende Betriebserfahrung; eingeschränkte oder möglicherweise falsche Handhabung von Geldmitteln; Risiken und Unsicherheiten, die im Zusammenhang mit unseren Erkundungs-, Erschließungs- und Abbauaktivitäten im Zusammenhang mit Flözgas entstehen; unser Unvermögen, alle oder einen maßgeblichen Anteil unserer Reserven und anderen Ressourcen abzubauen oder zu verkaufen; möglicherweise erfüllen wir nicht die Anforderungen zur Börsennotierung unserer Aktien; Enteignungen und andere Risiken im Zusammenhang mit geschäftlichen Aktivitäten im Ausland; Störungen an den Kapitalmärkten, die sich auf die Finanzmittelbeschaffung auswirken; Angelegenheiten, die sich auf die Energiewirtschaft im Allgemeinen auswirken; mangelnde Verfügbarkeit von Waren und Dienstleistungen für die Öl- und Gasfelder; Umweltrisiken; Risiken bei der Bohrung und Produktion; Änderungen von Gesetzen oder Vorschriften, die sich auf unseren Betrieb auswirken, sowie weitere Risiken, die in unserem Jahresbericht auf Formular 10-K, unseren Quartalsberichten auf Formular 10-Q und nachfolgenden bei der US-Börsenaufsicht eingereichten Unterlagen dargelegt sind.

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