Condor Energies Inc. / CA20676A1084

CALGARY, 12. November 2024 – Condor Energies Inc. (“Condor“ oder das “Unternehmen“); TSX: CDR, ISIN: CA20676A1084), ein in Kanada ansässiges, international ausgerichtetes Energiewendeunternehmen mit Schwerpunkt auf Zentralasien, freut sich, die Veröffentlichung seines ungeprüften Zwischenberichts bekannt zu geben, die verkürzten Konzernabschlüsse für das dritte Quartal und die ersten neun Monate bis zum 30. September 2024 sowie Analyse und Einschätzung des Managements. Die Dokumente werden unter dem Profil von Condor auf der Plattform SEDAR+ unter www.sedarplus.ca und auf der Condor-Website unter www.condorenergies.ca verfügbar gemacht. Leser sind herzlich eingeladen, sich die neueste Unternehmenspräsentation anzusehen, die auf der Condor-Website verfügbar ist. Hinweis: Alle Finanzbeträge in dieser Pressemitteilung werden in kanadischen Dollar angegeben, sofern nicht anders angegeben.

HIGHLIGHTS

-          Die Produktion in Usbekistan betrug im dritten Quartal 2024 durchschnittlich 10.010 boe/d, davon 58.638 Mcf/d (9.773 boe/d) Erdgas und 237 bopd Kondensat.

-          Im Juni 2024 startete das Unternehmen ein umfangreiches Workover-Programm auf den acht Gaskondensatfeldern, die es in Usbekistan betreibt. Eine zweite Workover-Anlage nahm Ende Oktober 2024 den Betrieb auf.

-          Die Produktion in Usbekistan betrug in den vergangenen sieben Tagen vom 5. November 2024 bis zum 11. November 2024 durchschnittlich 10.706 boe/d aufgrund anhaltender Workover-Erfolge und der teilweisen Inbetriebnahme des ersten In-Field-Flowline-Wasserabscheidesystems Anfang November.

-          Die Gas- und Kondensatverkäufe in Usbekistan beliefen sich im dritten Quartal 2024 auf einen Umsatz in Höhe von 19,14 Millionen Dollar.

-          Im Juli 2024 unterzeichnete Condor seinen ersten LNG-Rahmenvertrag für die Produktion und Nutzung von Flüssigerdgas („LNG“) als Antrieb für Lokomotiven in Kasachstans.

-          Im August 2024 erhielt das Unternehmen eine zweite Erdgaszuteilung in Kasachstan, die als Einsatzgas für die zweite modulare LNG-Produktionsanlage des Unternehmens verwendet werden soll.

EINSCHÄTZUNG VOM CEO VON CONDOR

Don Streu, Präsident und CEO von Condor, kommentierte: „Wir sind sehr erfreut über die positiven Auswirkungen der frühen Workover- und Optimierungsaktivitäten auf unser Produktionsvolumen und unsere Einnahmen. Im dritten Quartal lag die Produktion im Durchschnitt bei 10.010 boe/d und wir schätzen, dass die Basisproduktionsrate ohne den Erfolg unseres Programms etwa 2.800 boe/d niedriger hätte sein können, was die Produktionsrückgänge im natürlichen Reservoir mehr als ausgleicht. Wir haben begonnen, Produktionssteigerungen aufgrund anhaltender Workover-Erfolge und der teilweisen Inbetriebnahme des ersten In-Field-Flowline-Wasserabscheidersystems zu erzielen.

Unser Workover-Inventar wird kontinuierlich erweitert und die beiden Workover-Bohrgeräte werden weiterhin neu identifizierte, nicht erschöpfte und umgangene Förderintervalle perforieren und gleichzeitig künstliche Hebevorrichtungen installieren. Dieses Programm ist ein sehr kapitaleffizientes Mittel zur Steigerung der Produktion. Vorläufige Ergebnisse unserer neu aufbereiteten 3D-Seismikdaten liefern höhere vertikale und laterale seismische Auflösungen, die es uns ermöglichen sollten, die Reservoirs genauer zu charakterisieren und im Vorfeld eines Infill-Bohrprogramms im Jahr 2025 neue Ziele zu identifizieren.“

„Darüber hinaus werden wir in den kommenden Monaten die Anzahl der In-Field-Flowline-Wasserabscheidesysteme erhöhen.

Parallel zu unseren Aktivitäten zur Produktionssteigerung haben wir Sicherheitsmaßnahmen durch laufende Schulungen für Mitarbeiter und Auftragnehmer implementiert, was seit Projektbeginn zu null Arbeitsausfällen geführt hat.

Schließlich fühlen wir uns sehr geehrt, dass wir eingeladen wurden, die Energiewende-Initiativen des Unternehmens auf der Klimakonferenz der Vereinten Nationen 2024 („COP29“) vorzustellen, die vom 11. bis 22. November 2024 in Baku, Aserbaidschan, stattfinden wird. Auf der COP29 werden wir einige der technologischen Fortschritte und Betriebsinnovationen hervorheben, die wir umsetzen, um die Nachhaltigkeit kohlenstoffarmer Brennstoffe als verantwortungsvolle und stabile Brücke für die Energiewende zu Netto-Null-Energie zu erhöhen.“

Produktion in Usbekistan

Die Produktion im dritten Quartal 2024 betrug durchschnittlich 10.010 boe/d, davon 58.638 Mcf/d (9.773 boe/d) Erdgas und 237 bopd Kondensat, obwohl die Produktion im August aufgrund von Wartungsarbeiten an der nachgelagerten Infrastruktur in nicht vom Unternehmen betriebenen Anlagen für vier Tage eingeschränkt war. Seit der Aufnahme des Betriebs am 1. März 2024 konnte das Unternehmen die natürlichen Produktionsrückgänge abflachen, die zuvor jährlich über zwanzig Prozent lagen.

Ende Juni 2024 leitete das Unternehmen eine Mehrquellen-Überarbeitungskampagne für die acht Felder ein, die die Installation bewährter künstlicher Hebegeräte, das Perforieren neu identifizierter Förderintervalle, die Durchführung von Stimulationsbehandlungen im Bohrloch und die Installation neuer Produktionsrohre umfasst. Aufgrund früher Erfolge wurde eine zweite Workover-Anlage in Auftrag gegeben, die Ende Oktober 2024 in Betrieb genommen wurde.

Anfang November 2024 nahm das Unternehmen Usbekistans erstes In-Field-Flowline-Wasserabscheidesystem teilweise in Betrieb, das Wasser im Feldsammelnetz und nicht in der Produktionsanlage von den Gasströmen trennt. Dies reduziert den Pipeline-Fließdruck, was zu höheren Reservoir-Fließraten führen kann. Zusätzliche Wasserabscheidesystemen wurden bestellt und werden in den kommenden Monaten installiert. Die bestehende Pipeline- und Anlageninfrastruktur wird ebenfalls evaluiert, um die Wasserbehandlung zu optimieren, den langfristigen Feldkompressionsbedarf zu bestimmen und die Feldsammelnetze zu verbessern. Die Produktion in den sieben Tagen vom 5. November 2024 bis zum 11. November 2024 lag im Durchschnitt bei 10.706 boe/d aufgrund anhaltender Workover-Erfolge und der teilweisen Inbetriebnahme des ersten In-Field-Flowline-Wasserabscheiders.

Umfangreiche geologische Untersuchungen sowie die Ergebnisse jüngster Workovers deuten darauf hin, dass in den Karbonat-Formationen des 279 Km2 großen Lizenzgebiets des Unternehmens ein erhebliches, ungenutztes Kohlenwasserstoffpotenzial vorhanden ist. Diese Karbonat-Plattformen enthalten dicke Reservoirabschnitte, die mit seitlich ausgedehnten Evaporitschichten durchsetzt sind, was ideale Bedingungen für die Kohlenwasserstoffbindung schafft. Die Reservoirs sind analog zu Karbonatformationen im Sedimentbecken Westkanadas, wie Charlie Lake und Midale, die weiterhin erfolgreich monetarisiert werden. Indem das Unternehmen diese geologische Ähnlichkeit nutzt, schöpft es das Potenzial horizontaler und multilateraler Bohrungen aus, einer in Kanada bewährten Methode zur Verbesserung der Förderfähigkeit und Maximierung der Ausbeute aus diesen Reservoirs. Das Unternehmen verarbeitet außerdem zuvor erworbene 3D-Seismikdaten erneut und integriert vorläufige Ergebnisse in diese Untersuchungen. Es plant, ab 2025 Infill-Bohrungen und Bohrlochvertiefungsprogramme durchzuführen.

LNG in Kasachstan

Condor plant, die ersten LNG-Anlagen in Kasachstan zu entwickeln und LNG zu produzieren, zu verteilen und zu verkaufen, um den industriellen Dieselverbrauch auszugleichen. Zu den LNG-Anwendungen gehören Eisenbahnlokomotiven, Langstrecken-LKW-Flotten, Seeschiffe, Bergbaumaschinen, städtische Busflotten, landwirtschaftliche Maschinen und andere schwere Geräte und Maschinen mit Hochleistungsmotoren. In diesen Anwendungen wurde erfolgreich LNG-Kraftstoff in anderen Ländern eingesetzt.

Im August 2024 erhielt das Unternehmen eine zweite Erdgaszuteilung in Kasachstan, die als Ausgangsgas für die zweite modulare LNG-Produktionsanlage des Unternehmens verwendet werden soll, die sich in der Nähe des Hafens Kuryk am Kaspischen Meer befinden wird. Diese zweite Gaszuteilung wird die geplante LNG-Anlage des Unternehmens in Kuryk versorgen, die das Energieäquivalent von 565.000 Litern Dieselkraftstoff pro Tag produzieren wird und ausreicht, um 155 Fernbahnlokomotiven anzutreiben. Zusammen mit der im Januar 2024 bekannt gegebenen ersten Gaszuteilung für die Alga-LNG-Anlage wird der gesamte produzierte LNG-Kraftstoff ein Energieäquivalentvolumen von über einer Million Litern Diesel täglich haben und gleichzeitig die CO2-Emissionen um das Äquivalent von mehr als 38.000 Autos pro Jahr reduzieren.

Im Juli 2024 unterzeichnete das Unternehmen seinen ersten LNG-Rahmenvertrag (den „Rahmenvertrag“) für die Produktion und Nutzung von LNG zum Betanken der kasachischen Lokomotiven. Der Rahmenvertrag wurde auch von der Kazakhstan Temir Zholy National Company JSC („KTZ“), dem nationalen Eisenbahnbetreiber von Kasachstan, und der Wabtec Corporation („Wabtec“) (NYSE: WAB), einem in den USA ansässigen Lokomotivhersteller mit bestehenden Anlagen in Kasachstan, unterzeichnet. KTZ und Wabtec haben zuvor eine Absichtserklärung unterzeichnet, die Modernisierungsarbeiten zur Umrüstung der Hauptstreckenlokomotivflotte von KTZ für die Nutzung von LNG und zur Integration von LNG in neu gebaute Lokomotiven umfasst.

Der Rahmenvertrag führt Condor als Lieferant und Vertreiber des LNG in diese Strategie zur Modernisierung der Lokomotivflotte ein. Die Rahmenvereinbarung bietet außerdem einen detaillierten Rahmen, in dem die drei Parteien ihre Bemühungen koordinieren werden, um sicherzustellen, dass die LNG-Produktionsmengen von Condor mit der Lieferung neuer und umgebauter LNG-betriebener Lokomotiven von Wabtec zusammenfallen. Eine Arbeitsgruppe, die sich aus Mitgliedern aller Parteien zusammensetzt, ist dafür verantwortlich, die mit dieser Initiative verbundenen Leistungskennzahlen zu ermitteln und zu überwachen.

Die Rahmenvereinbarung ist von entscheidender Bedeutung für die Bereitstellung einer stabilen, wirtschaftlichen und umweltfreundlicheren Kraftstoffquelle für den Ausbau der Transkaspischen Internationalen Transportroute („TITR“), die derzeit der kürzeste, schnellste und geopolitisch sicherste Transitkorridor für den Güterverkehr zwischen Asien und Europa ist. Die Regierung von Kasachstan und KTZ tätigen erhebliche Investitionen in die TITR-Infrastruktur, darunter den Ausbau des Schienennetzes, den Bau eines neuen Trockenhafens an der Grenze zwischen Kasachstan und China und die Erhöhung der Containerumschlagkapazitäten in verschiedenen Häfen am Kaspischen Meer.

Die geplante erste modulare LNG-Anlage wird in der Nähe der Stadt Alga errichtet und produziert jährlich 120.000 Tonnen LNG, was dem Energieäquivalent von 450.000 Litern Diesel pro Tag entspricht. Phase 1 der ersten Anlage soll derzeit in der zweiten Hälfte des Jahres 2026 mit der LNG-Produktion beginnen. Das Unternehmen treibt auch Alternativen zur Projektfinanzierung voran.

Lithium-Lizenz in Kasachstan

Das Unternehmen besitzt eine 100-prozentige Beteiligung an dem zusammenhängenden, 37.300 Hektar großen Gebiet, dass die unterirdischen Explorationsrechte für feste Mineralien für eine Laufzeit von sechs Jahren gewährt (die „Lithium-Lizenz“). Aufgrund seines strategischen Zugangs zu den asiatischen und europäischen Lithiummärkten ist diese Region ideal für den schnellen Einsatz neuer Technologien zur direkten Lithiumextraktion („DLE“) geeignet, um Lithium für EV-Batterien und andere Stromspeicheranwendungen zu erzeugen.

Der anfängliche Entwicklungsplan für die Lithium-Lizenz umfasst das Bohren und Testen von zwei Quellen, um die Förderraten zu überprüfen, die seitliche Ausdehnung und die Konzentrationen von Lithium in den getesteten und ungetesteten Intervallen zu bestätigen, vorläufige technische Planungen für die Produktionsanlagen durchzuführen und einen Bericht über Mineralressourcen oder Mineralreserven gemäß National Instrument 43-101 Standards of Disclosure for Mineral Projects zu erstellen.

Bitte beachten Sie: Es gilt das englische Original dieser Pressemitteilung. Sie finden diese auf der Webseite des Unternehmens: https://condorenergies.ca/.

OPERATIVE ERGEBNISSE

Operating Netback – Usbekistan

2024 Operating netback – Uzbekistan1,2 ($000’s)	Natural Gas
	Q1	Q2	Q3	Total2
Natural gas sales	6,565	17,420	17,419	41,404
Royalties	(1,203)	(3,186)	(3,215)	(7,604)
Production costs	(2,288)	(7,394)	(7,394)	(17,076)
Transportation and selling	(228)	(619)	(625)	(1,472)
Operating netback 1,2	2,846	6,221	6,185	15,252
	Condensate
Condensate sales	647	1,534	1,717	3,898
Royalties	(128)	(304)	(339)	(771)
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