Bill Tighe
President
Chief Operating Officer
Kodiak Energy
www.kodiakpetroleum.com
US5001171066, KDKN.OB
 
 


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Vom 16.04.2007


INTERVIEW

Kodiak Energy

Bill Tighe, Chief Operating Officer von KODIAK ENERGY (KDKN.OB, US5001171066, www.kodiakpetroleum.com) sucht nach Gasmengen, die im Boden der Northwest Territories in Kanada schlummern. Das Gas ist auf Basis von einem USD pro MCF im Boden zwei bis vier Milliarden USD wert. Der momentane Gaspreis ist jedoch ein Vielfaches davon. Die Marktkapitalisierung von Kodiak Energy liegt zudem nur bei 129,3 Mio. Euro. Dieses Projekt ist bei weitem nicht das einzige des Unternehmens. Im Interview mit dem FRANKFURTER FINANCE NEWSLETTER bekräftigt Bill Tighe: "Die Struktur, die wir durch seismische Arbeiten ausmachen, der geologische Ölverschluss und die vorhandene Gasfalle geben uns Hoffnung auf ein großes Öl- und Gasprojekt." Das Interview führte Jürgen Felger.

BRANCHE

Little Chicago in den kanadischen Northwest Territories ist wohl das wichtigste Projekt von Kodiak Energy.

Das Projekt Little Chicago in den kanadischen Northwest Territories weist eine Fläche von 200.000 Acres [809,3 km²] auf. Mitte April werden wir durch unsere Erkundungsarbeiten bei -55 Grad Celsius vor Ort und die Aufarbeitung der Daten bedeutend mehr Sicherheit über die dort vorhandene Struktur haben.

"Mitte April werden wir durch unsere Erkundungsarbeiten bei -55 Grad Celsius vor Ort und die Aufarbeitung der Daten bedeutend mehr Sicherheit über die dort vorhandene Struktur haben."

Welchen regionalen Fokus haben Sie ansonsten bei Ihren Öl- und Gasprojekten?

Der primäre Fokus von Kodiak Energy liegt auf den Northwest Territories und vielleicht auch auf dem benachbarten Alberta. Diese Gebiete liefern die besten Chancen für Kodiak Energy und die Aktionäre. Wir diversifizieren unser Projektportfolio mit New Mexico und sind damit nicht nur auf den Winter für den Zugang und die Entwicklung beschränkt. Wir hatten internationale Gelegenheiten, aber haben uns dazu entschlossen, das momentane Projekt abzuschließen. Wir verfügen über eine Reihe an Kontakten zu Projekte in Indonesien, China und Südostasien, aber nun wollen wir uns auf den Norden Albertas, British Columbia und die Northwest Territories konzentrieren, wo wir momentan eine große Wirkung entfalten können.

Welchen Hebel hat der Ölpreis auf Kodiak Energy?

Bei der Frage nach dem Hebel spielen der Ölpreis der Projekte und die zeitlichen Rahmendaten eine Rolle. Die Kosten der Entwicklung bei Fort McMurray liegen bei 8 bis 10 Dollar pro Barrel an der Oberfläche. Was die Northwest Territories anbelangt, so hat der Ölpreis kurzfristig kaum einen Effekt auf unsere Bemühungen um den Nachweis von Reserven. Dies ist ein Projekt mit einer Entwicklungsdauer von drei bis vier Jahren. Die Inbetriebnahme wäre dann 2011. In New Mexico hat der Ölpreis sehr viel eher einen Effekt. Das oberflächlich vorhandene Gas wurde bei dem Gaspreisrückgang auf 4 oder 4,5 USD MSCF/D schon schwer getroffen. Deshalb haben wir die Entwicklung dort gedrosselt.

Sie wollen also nicht jeden Tag auf die Preise von Öl und Gas sehen, wenn Sie in den Northwest Territories Projekte entwickeln.

Drei bis vier Jahre bis 2011 wird es dauern, bis die Pipeline fertig gestellt ist. Genau jetzt weisen wir die Reserven nach, denn das Potenzial ist erheblich. Dann werden wir die Entwicklungskosten spezifizieren. Wenn wir dort Öl finden, wird dies unsere ökonomische Grundlage verändern. Rückflüsse erhalten wir durch Frachtkähne während des Sommers früher. Wir glauben, wir können einige Zeichen von Öl an den oberflächlicheren Strukturen sehen. Es sickert durch. Das würde die Produktion bedeutend früher als 2011 ermöglichen.

Verstehe ich Sie richtig? Eine Produktion in den Northwest Territories wäre für Kodiak eventuell schon bedeutend früher als geplant möglich?

Das unserer Ansicht nach dort vorhandene Öl wird früh zu produzieren sein, noch vor der Fertigstellung der Mackenzie Valley Pipeline. Wir haben Öl an die Oberfläche durchsickern sehen und auch Erdgas über dem Boden ausgemacht. Die Struktur, die wir durch seismische Arbeiten ausmachen, der geologische Ölverschluss und die vorhandene Gasfalle geben uns Hoffnung auf ein großes Öl- und Gasprojekt. Ab 2011 planen wir die Gasproduktion. Die Pipeline fasst große Volumina. Wenn wir jedoch Öl auf dem Grundstück finden, wir haben es ja an die Oberfläche durchsickern sehen, dann wäre eine Ölproduktion möglich. Öl gelangt in den Fluss Muskagon, dieses muss von unserem Grundstück kommen. Schon ab nächsten Sommer könnten wir dort evtl. Öl produzieren. Wir würden es in Lastkähnen zum Pipeline-Terminal Norman Wells transportieren und damit sehr viel früher Cashflow mit dem Projekt in den Northwest Territories generieren können.

"Wir glauben, wir können einige Zeichen von Öl an den oberflächlicheren Strukturen sehen... dieses muss von unserem Grundstück kommen. Schon ab nächsten Sommer könnten wir dort evtl. Öl produzieren."

Sie erwähnten vorhin, dass es gerade Minus 35 Grad auf Ihrem Projektgebiet sind. Können Sie dort das ganze Jahr erkunden?

Ich habe eben mit dem Projektmanager vor Ort gesprochen und es ist dort momentan wirklich -35 Grad Celsius kalt. Wir bohren sogar bei Minus 55 Grad. Wenn Sie etwas über das Wetter dort erfahren möchten, können Sie in Google Earth "Little Chicago" eingeben. Unser Projekt liegt nördlich von Fort Good Hope. In der Breakup-Periode von Ende April bis Anfang Juni ist es zu nass, um zu arbeiten. In der Kälte aber können wir arbeiten. Und wenn der Fluss danach erst einmal aufgetaut ist, können wir im Sommer von Bohrmatten aus bohren.

Herr Tighe, Sie sind einer der Experten für Öl im Unternehmen. Was denken Sie generell über die Entwicklung des Ölpreises?

Bei den großen Öl- und Gasprojekten nehmen wir eine langfristige Sichtweise ein. Es hat sich gezeigt, dass die Öl- und Gaspreise sehr viel eher auf oberflächliche Projekte Einfluss haben und wir dort je nach Marktlage schneller oder langsamer agieren. Bei konventionellem Öl und Gas sind unsere Entwicklungskosten auf eine Zeitachse von sechs bis zwölf Monaten ausgelegt. Typischerweise suchen wir nach einem Payback innerhalb von 18 Monaten. Für uns ist bei den Experten-Prognosen für die Öl- und Gaspreise der Zeitrahmen von 12 bis 18 Monaten besonders relevant.

UNTERNEHMEN

Kodiak Energy ist offensichtlich ein Öl- und Gasunternehmen mit Projekten ausschließlich in Nordamerika. Das Projekt Granlea produziert bereits…

Bei Granlea haben wir eine Zeit lang produziert. Es gab dort kürzlich Probleme mit eintretendem Wasser. Wir haben die Quelle geschlossen, bis wir eine andere Pumpe verwenden können. Momentan produzieren wir dort nicht.

Können Sie uns einen Überblick über die Öl- und Gasprojekte von Kodiak Energy geben?

Ich beginne bei den kleineren Projekten. Im Süden der kanadischen Provinz Alberta und im angrenzenden US-Bundesstaat Montana verfügt Kodiak Energy über Gasvorkommen nahe der Oberfläche. Deren Wirtschaftlichkeit ist recht abhängig vom Gaspreis und den Betriebskosten. Kürzlich haben wir dort Erdgas nachgewiesen. Die Entwicklungskosten sind letztes Jahr jedoch in die Höhe geschnellt. Wenn der Gaspreis bei 7 USD pro mcf in Calgary liegt, dann haben diese Projekte eine gewisse Lebenszeit. Bei Granlea handelt es sich hauptsächlich um oberflächennahe Gasvorkommen. Am profitabelsten wird es dort, wenn wir auf relativ kleinem Raum viele Quellen erschließen. Vielleicht 16 Quellen auf einer Quadratmeile wäre unser Ziel.

Durch unsere Akquisition von Thunder River verfügen wir über eine recht stattliche Landfläche mit jetzt 55.000 Acres [222,6 km²] in New Mexico. Dabei suchen wir dort nach weiterem Land. Gravitationsuntersuchungen und seismische Studien vor Ort haben zwei große Strukturen ergeben. Wir wollen diese genauer untersuchen. Andere Ölfirmen haben vor fünf oder sieben Jahren dort in tieferen Schichten ebenfalls Öl entdeckt. Definitiv wurde nahe der Oberfläche CO² entdeckt. Wir glauben, dass es ein gutes Potenzial für Hydrocarbon sowohl an der Oberfläche als auch in der Tiefe gibt. Sicher sind wir uns in Bezug auf wirtschaftliche Mengen von CO², für das es Pipelines in der ganzen Gegend gibt, sowohl Richtung Süden und Westen, als auch nach Texas. Im Mai und Juni planen wir seismische Programme, Testbohrungen im September.

Das Projekt Little Chicago in den Northwest Territories weist eine Fläche von 200.000 Acres [809,3 km²] auf. An diesem Projekt halten wir ebenfalls durch die Akquisition von Thunder River 50 %. Wir können weitere 6,25 % mit der Durchführung von seismischen Arbeiten erhalten. Dieses Projekt wurde auf Grund von ungeklärten Landrechten 20 Jahre lang nicht bearbeitet. Wir haben die Daten aus den 70er und 80er Jahren mit neuer Technik aufgearbeitet und eine sehr große Struktur sowie zwei oberflächliche Strukturen auf dem Grundstück identifiziert. In den letzten beiden Monaten führten wir ein seismisches Erkundungsprogramm durch. Die Ergebnisse lassen darauf schließen, dass eine große Struktur noch bedeutsamer ist als es im Chapman-Bericht veröffentlich wurde. Dort könnten wir eventuell eine Gasproduktion von insgesamt vielleicht 4 TCF erreichen. Das wäre ein beachtlicher Fund.

In den Northwest Territories befindet sich unverkennbar Ihr wichtigstes Projekt!

Auf Grund der Art und der Qualität der Erkundungsergebnisse gehen wir von einem signifikanten Fund aus. In Fort McMurray in Nord-Kanada verfügen wir über ein weiteres Projekt, nicht mit Ölsand, sondern mit konventionellem Öl. Wir beginnen dort gerade mit dem Sammeln von seismischen Daten. Dieses Landpaket mit 50 % von 64 Sektionen konnten wir durch einen weiteren Kontakt erwerben. In den nächsten sechs Monaten wollen wir dort herausfinden, ob dort eine Struktur vorhanden ist und mögliches Öl und Gas quantifizieren. Die Gravitationsergebnisse ermutigen uns, die seismische Untersuchung durchzuführen. Die Strukturen sind unserer Ansicht nach ähnlich denen etwas westlich von Fort McMurray, in Richtung Red Earth. Alles was wir bei unserem Projekt in den Northwest Territories beobachten konnten, ist sehr aufregend.

Sie erwähnen gerade Ölsande. Es handelt sich dabei nicht um Ölsand?

Unser potenzielles Ölvorkommen bei McMurray liegt unter Ölsanden. In Alberta werden die Minerallizenzen zum einen auf den Ölsand und zum anderen auf das in vielleicht 600 Tiefe befindliche Öl vergeben. Das Gute daran ist, falls wir mit Gas oder Öl fündig werden, können wir es sofort an die Firmen mit den großen Ölsandanlagen verkaufen. Die Transport- und Entwicklungskosten wären dort sehr gering.

"In den nächsten sechs bis zwölf Monaten wird Kodiak zusammen mit anderen Partnern das Projekt in Northwest Territories vorantreiben ... Wir werden die Größe der Reserve bald definieren. Innerhalb der nächsten zwölf Monate werden Sie bei Kodiak eine recht signifikante Entdeckung erleben. Wenn die untere Struktur sehr groß sein wird, bohren wir mindestens zwei oder vielleicht drei Quellen nächsten Winter, beginnend am 1. Dezember hindurch bis zum 1. März 2008."

Sie nannten jetzt einige Ihrer Pläne. Was kann der Investor in einem Zeitrahmen von sechs oder zwölf Monaten erwarten?

In den nächsten sechs bis zwölf Monaten wird Kodiak zusammen mit anderen Partnern das Projekt in Northwest Territories vorantreiben. Wir werden die Größe der Reserve bald definieren. Innerhalb der nächsten zwölf Monate werden Sie bei Kodiak eine recht signifikante Entdeckung erleben. Wenn die untere Struktur sehr groß sein wird, bohren wir mindestens zwei oder vielleicht drei Quellen nächsten Winter, beginnend am 1. Dezember hindurch bis zum 1. März 2008. Die Ergebnisse dieser Quellen werden großen Einfluss auf Kodiak haben. Die seismischen Arbeiten und das Bohrprogramm in New Mexico führen wir bis September oder November durch. Dies sollte uns nicht später als Dezember hoffentlich eine Ölproduktion von 300 bis 500 Barrel pro Tag bringen. Was Fort McMurray in Northwest Territories anbelangt, so wollen wir die Ressource definieren. Unser Einsatz zielt auf den schnellen Cashflow. Im Moment liegt der Fokus mehr auf New Mexico. Aber wir werden unseren Schwerpunkt leicht anpassen, je nachdem wie die Ergebnisse im Mai bis Juni ausfallen. Unter der Vorgabe, die Entwicklungskosten gering zu halten, könnte Montana die besten Chancen haben, schnell Cashflow einzuspielen. Der größte Einfluss auf das Unternehmen und den Aktienkurs wird jedoch bei weitem die Northwest Territories haben, gefolgt von New Mexico. Dort liegen die größten Chancen.

MANAGER

Wie ist das Unternehmen Kodiak Energy entstanden bzw. wie hat das Management zueinander gefunden? Ich schätze, Sie und das Team kennen sich schon eine Weile.

Mark, Glenn und ich sind schon lange Zeit im Öl- und Gasgeschäft tätig und kennen uns schon von früher. Wir kommen von großen Unternehmen der Branche. Es ist etwa drei oder vier Jahre her als wir näher ins Gespräch kamen und den Zeitpunkt für richtig hielten, die einzigartigen wirtschaftlichen Umstände in Calgary zu nutzen. Unser Geschäftsmodell ist recht typisch: eine Reihe Projekte entwickeln, diese finanzieren und wachsen. Die notwendigen Fähigkeiten der Projektentwicklung und des Managements haben wir. Peter Schriber bringt die Finanzen und die Fähigkeit der Kapitalbeschaffung mit. Mark Hlady besitzt exzellente Kontakte zur Regierung und zur Branche, die für die Gründung notwendig waren. Wir, die Leute um uns und die Gründer haben sich dazu entschlossen, mit Kodiak Werte für uns und die Aktionäre zu schaffen. Wir haben unsere Lebensersparnisse in das Unternehmen investiert und bekommen nur wenig Gehalt. Niemand von uns hat Optionen.