Mise à jour des opérations et programme de travail prévisionnel 2024
POUR DIFFUSION IMMÉDIATE
12 Janvier 2024
Predator Oil & Gas Holdings Plc / Indice : LSE / Epic : PRD / Secteur : Oil & Gas
Code LEI 213800L7QXFURBFLDS54
Predator Oil & Gas Holdings Plc
(« Predator » ou la « Société » et avec ses filiales le « Groupe »)
Le point sur les opérations et le programme de travail prévisionnel 2024
Avantages
· Les tests de phase 1 du puits sans plate-forme Guercif devraient commencer avant le 25 janvier
avec une phase 2 utilisant Sandjet prévue en février/mars
· Visite du site à Cory Moruga prévue du 22 au 26 janvier pour commencer à planifier les reconditionnements du puits
· Le rapport technique indépendant de Cory Moruga donne les ressources brutes récupérables éventuelles et prospectives P50 et P90 de 14.31 et 21.41 millions de barils respectivement.
· Les reconditionnements de puits au premier semestre 1 devraient générer un bénéfice brut net d'exploitation de 2024 millions de dollars américains sur 3.1 mois du deuxième semestre 12 au premier semestre 2
· Le plan de développement du champ Cory Moruga pour les ressources brutes récupérables éventuelles et prospectives P90 de 9.13 millions de barils donne un bénéfice d'exploitation net brut non actualisé de 202.12 millions de dollars américains (VAN à 10 % de 85.14 millions de dollars américains avec un TRI de 240.9 %)
· Début de la planification du puits discrétionnaire à fort impact Jurassic pour le forage d'avril/mai
· Entièrement financé pour tous les engagements fermes 2024
· Potentiel de monétisation du gaz et revenus de production de Cory Moruga pour financer le forage discrétionnaire
· Maintien de faibles frais généraux et d’exploitation malgré la hausse de l’activité
Predator Oil & Gas Holdings Plc (LSE : PRD), la société pétrolière et gazière basée à Jersey dont les opérations à court terme sont centrées sur le Maroc et Trinidad, est heureuse de fournir une mise à jour de ses opérations.
LICENCE DE PRODUCTION DE CORY MORUGA À TRINITÉ TRINITÉ
Plus loin à l'annonce du 7 novembre 2023 relative à l'acquisition de T-Rex Resources (Trinidad) Limited (« T-Rex »), la Société publie aujourd'hui un rapport indépendant
Rapport technique (« ITR ») de Scorpion Geoscience Ltd. pour le bloc Cory Moruga et le potentiel de ressources de Snowcap Discovery.
https://wp-predatoroilandgas-2020.s3.eu-west-2.amazonaws.com/media/2024/01/Cory-Moruga_ITR_20230111-final-11.01.24-13.11-hours.pdf
Ressources pétrolières
Tableau 1 : Pétrole en place brut¹ brut et sans risque potentiel
et ressources récupérables (millions de barils de pétrole)
Herrera Sable | P90 | P50 | P10 | Catégories |
#8 en place | 4.57 | 5.94 | 7.54 | contingent |
#8 récupérable | 1.04 | 1.40 | 1.84 | contingent |
Facteur de récupération (%) | 22.75 | 23.57 | 24.4 | |
#1 à 7 en place | 35.03 | 54.9 | 81.71 | Éventuel |
# 1 à 7 récupérables | 8.09 | 12.91 | 19.57 | Éventuel |
Facteur de récupération (%) | 23.09 | 23.51 | 23.95 |
¹ Début des discussions pour acquérir, sous réserve de l'accord des autorités réglementaires, les 16.2 % restants
intérêt dans Cory Moruga pour une redevance dérogatoire
La taille du champ est indiquée comme étant similaire à celle des champs pétrolifères en production matures à proximité de Moruga West et d'Inniss-Trinity. Les données de production et de réservoir de ces champs ont été intégrées à l'évaluation des principaux facteurs de récupération utilisés pour générer les chiffres de ressources présentés dans le tableau 1.
La suppression de la cire et le maintien de la pression sont considérés comme des aspects clés pour garantir une productivité à long terme et une meilleure récupération ultime attendue (« EUR »). Injection de gaz entreprise par BP dans un seul compartiment du champ Moruga West a stimulé la récupération de l'EUR de 10 % supplémentaires en 1963, mais a été abandonné en raison d'un manque de gaz. L'ITR note qu'un facteur de récupération de 30 % peut être atteint étant donné que Cory Moruga dispose d'une plage de 5.67 à 13.8 BCF de gaz associé disponible pour la réinjection sur une durée de vie de production de 15 ans du champ modélisé dans le but de générer les données économiques du projet.
Plus tard dans la vie sur le terrain, la RAP du CO2 pourrait être considérée comme susceptible de stimuler l'EUR.
Les risques géologiques liés aux ressources potentielles sont résumés comme les chances de ne pas rencontrer de réservoir ; rencontrer un réservoir qui n’est pas saturé de pétrole ; rencontrer un réservoir à partir duquel le pétrole ne coulera pas à la surface et n’est pas productif.
Les risques associés aux ressources contingentes de sable Herrera #8 sont liés à la continuité et à la productibilité du pétrole dans le contexte de conditions de forage étroites, d'une diagraphie incomplète et d'essais de puits limités.
L'assurance du débit repose sur un traitement efficace pour la suppression de la cire et sur la nécessité potentielle de finitions remplies de gravier.
L'incertitude concernant les prix futurs du pétrole peut également créer des risques commerciaux de temps à autre pendant la durée de vie du champ.
Reconditionnement des puits de découverte Snowcap-1 et Snowcap-2ST1 existants
La direction effectuera une visite sur place à Trinidad dans la semaine du 22 janvier 2024 pour rencontrer
entrepreneurs locaux en services de puits et identifier les plates-formes de reconditionnement pour préparer la mise en œuvre du
Rentrées des puits Snowcap-1 et Snowcap-2ST1.
Sous réserve d'enquêtes filaires sur les puits pour confirmer les conditions du forage, un reconditionnement et un traitement à la cire seront effectués au premier semestre 1 sur Snowcap-2024 pour le sable Herrera #1. Le taux de production initial (« IPR ») devrait être de 8 b/j et diminuer à 200 b/j après 130 mois.
Un reconditionnement et un traitement à la cire seront effectués sur Snowcap-2ST1 pour les Herrera #7 et #8 Sands. Le taux de production initial (« IPR ») devrait être de 200 b/j, diminuant à 130 b/j après 12 mois (avec un potentiel de hausse de l'IPR de 300 à 400 b/j).
Le traitement de la cire et la gestion des gaz seront essentiels pour réduire les taux de déclin.
La Société prévoit que les coûts bruts totaux estimés pour les reconditionnements et pour le rétablissement des installations de production pétrolière de Cory Moruga s'élèvent à 500,000 2024 £. La société est entièrement financée pour exécuter les reconditionnements de puits à partir de liquidités discrétionnaires dans ses prévisions de fonds de roulement pour XNUMX.
Les reconditionnements seront achevés le plus tôt possible au premier semestre 1 avec des bénéfices d'exploitation prévus, soutenus par l'ITR, après tous les coûts et impôts pour les 2024 mois à partir du deuxième semestre 12, présentés dans le tableau 2 ci-dessous.
Tableau 2 Bénéfice d'exploitation net après impôts sans risque ($ US)
12 mois à compter de juin 2024 (WTI stable à 76 $ US/baril)
Q2 / Q3 2024 | Q4 2024 | Q1 2025 | Q2 2025 | |
Reconditionnement Snowcap-1 | 623,084 | 420,611 | 374,667 | 220,148 |
Reconditionnement de Snowcap-2ST1 | 557,712 | 372,966 | 334,122 | 201,163 |
Combiné | 1,180,796 | 793,577 | 708,789 | 421,311 |
Plan de développement du champ Cory Moruga (« FDP »)
Un puits d'évaluation Snowcap-3 serait localisé pour tester les Herrera #1 - 3 et #6 à 8 Sands et constituerait la première étape de la mise en œuvre du FDP. Les sables Herrera #1 et #2 les plus épais n'ont pas été atteints dans les puits existants Snowcap-1 ou Snowcap-2ST1 au sein de la structure Snowcap définie par la sismique 3D. Herrera #1 et #2 Sands sont les principales unités de réservoir du champ Moruga West adjacent.
Production potentielle de le mélange des sables Herrera H#1, H#2 et H#3 devrait atteindre un IPR de 1,000 35 b/j, en baisse de 12 % sur XNUMX mois..
Une fois que les sables H#1, H#2 et H#3 seront à pression égale, les sables H#6, H#7 et H#8 pourraient être ajoutés à la production pour un IPR supplémentaire de 400 b/j, en baisse d'environ 35 % au cours des 12 premières années. mois.
Le coût brut du forage de Snowcap-3 est estimé à 3 millions de dollars américains. Actuellement, le puits d'évaluation est prévu pour 2025 et pourrait être entièrement financé par les bénéfices d'exploitation du programme de reconditionnement du puits (tableau 2 ci-dessus).
Un profil de production préliminaire sur 15 ans du scénario de référence, comparé à celui de l'ancien champ voisin de BP et Shell Moruga West, utilise uniquement les ressources pétrolières P90 et est présenté dans l'ITR. Il suppose 14 nouveaux puits de production et un taux de production brut maximal de 3,500 XNUMX b/j.
Les bénéfices bruts d'exploitation projetés pour les 10 premières années de production sont présentés dans le tableau 3 ci-dessous.
Tableau 3 Bénéfice d'exploitation net après impôts sans risque (en millions de dollars)
10 ans à partir de 2025 (WTI stable à 76 $ US/baril)
2025 | 2026 | 2027 | 2028 | 2029 | 2030 | 2031 | 2032 | 2033 | 2034 |
2.989 | 11.899 | 27.168 | 21.541 | 25.600 | 29.228 | 23.890 | 20.132 | 9.609 | 9.587 |
Le forage de développement progressif devrait être financé à partir des bénéfices d'exploitation après impôts afin de permettre à la Société d'être entièrement financée pour toutes ses dépenses en capital projetées.
Économie du projet
Au prix au comptant du baril de WTI de 76 $ US, le bénéfice d'exploitation brut non actualisé basé sur le FDP ci-dessus est de 202.12 millions de dollars US.
La VAN à 10 % est de 85.14 millions de dollars américains.
Le TRI est de 240.9 %.
Le revenu net non actualisé est de 19.61 $ US par baril de pétrole.
Dans le cas d'un taux de production de 100 b/j et d'un prix spot du WTI de 50 $ US le baril, les bilans bruts nets d'exploitation restent fortement positifs générant 434,870 XNUMX $ US.
Potentiel de développement futur à la hausse
Il existe un potentiel de réinsertion et de reperforation des puits RD-6 et RD-7, qui sont situés dans le bloc Cory Moruga mais se trouvent dans le champ pétrolifère Moruga West et ont déjà été produits.
De plus, il pourrait également y avoir une opportunité de réintégrer Green Hermit-1 pour évaluer un intervalle épais non testé du sable Herrera #1 qui présentait des indices de pétrole pendant le forage. Les produits pétroliers à faible résistivité se sont révélés productifs dans le champ Moruga West et pourraient potentiellement être évalués à l'aide de la technologie de perforation Sandjet que la Société a l'intention de déployer au Maroc.
PROGRAMME DE TESTS GUERCIF À TERRITOIRE AU MAROC
Un rapport technique indépendant (« ITR ») mis à jour, intégrant les résultats des puits MOU-2023 et MOU-3 de 4, est actuellement en cours de préparation. par Scorpion Geoscience Ltd. pour le bloc Guercif et le potentiel de ressources de la zone prospective testée par MOU-1, MOU-2, MOU-3 et MOU-4. La Société fera de son mieux pour publier l'ITR avant le début des tests sans plate-forme de phase 1.
Phase 1
La phase 1 devrait commencer avant le 25 janvier 2024 et devrait durer jusqu'à 14 jours.
L’imprévu réglementaire lié à Guercif Amendement n°3 à l’Accord Pétrolier a maintenant été résolu avec succès.
Les intervalles à tester sont ceux annoncés précédemment.
PE-3
1,406.0 1,412.0 à XNUMX XNUMX mètres RKB (dans l’intervalle Moulouya Fan) ; et
845.0 à 849.0 mètres RKB (Ma Sand)
PE-1
1,236.5 1,241.1 à 2 XNUMX mètres RKB (TGB-XNUMX Sand) ; et
844.0 à 848.0 mètres RKB (Ma Sand)
La perforation réussie des sables Ma et TGB-2, tout en fonction des taux de test et de toute preuve d'épuisement du réservoir, peut justifier un profil de production sur 10 ans à un taux de plateau de 10 mm cfgpd sur la base des volumes anticipés dans les structures testées par ces puits.
En fonction des résultats des tests et de la possibilité de combiner la production des deux horizons différents du MOU-1, un profil cfgpd de 20 mm pour une durée allant jusqu'à 5 ans peut également être réalisable.
Les prévisions de production dépendent du succès du programme de perforation.
Les tests sans plate-forme de phase 1 sur un petit intervalle du réservoir MOU-3 Moulouya Fan n'ont été programmés que pour l'instant pour évaluer la qualité du réservoir et les débits de gaz potentiels à cet endroit. Cela pourrait permettre à la Société d'améliorer la conception du programme de tests sans plate-forme de phase 2 utilisant Sandjet pour évaluer davantage le ventilateur Moulouya.
La société est entièrement financée pour exécuter le programme de tests sans plate-forme de phase 1.
Phase 2
Phase 2 opérations de tests sans plate-forme avec Sandjet devraient commencer entre début février et début mars. La durée des opérations devrait atteindre 21 jours.
L'approbation réglementaire de l'Amendement n°4 de l'Accord Pétrolier de Guercif, qui propose de prolonger la période initiale de l'Accord Pétrolier de Guercif jusqu'au 5 juin 2024, est une condition préalable avant que les opérations d'essais de Phase 2 puissent commencer.
En fonction des résultats des tests sans plate-forme de phase 1, l'amendement n°4 à l'accord pétrolier faciliterait également potentiellement une demande d'ici le 5 mars 2024 pour une concession d'exploitation unique sur la zone testée par les MOU-1 et MOU-3, assurant la continuité géologique du potentiel gazier. les réservoirs peuvent être démontrés.
Le programme de tests sans plate-forme Sandjet ciblera probablement, sous réserve d'améliorations supplémentaires, les intervalles suivants :
PE-4
Minces réservoirs dolomitiques du Jurassique
Éventail Moulouya
Intervalle volcanique altéré très poreux
Plusieurs sables fins et peu profonds
PE-3
Plusieurs sables minces au sein de TGB-6
GBT-4
Sandjet permet de tester plusieurs horizons par rapport aux pistolets perforateurs conventionnels en fonction de considérations de coût. Il perce également potentiellement plus loin que tout dommage de formation par rapport aux canons perforants conventionnels.
Les essais de Sandjet à Guercif pourraient également permettre à la Société d'évaluer son adéquation aux reconditionnements prévus du puits Cory Moruga et à la mise en œuvre du FDP afin d'évaluer la capacité à augmenter la livrabilité initiale du puits.
Sandjet testera les intervalles dans MOU-3 et MOU-4 où l'interprétation conventionnelle actuelle des diagraphies filaires est affectée par d'éventuels dommages à la formation causés par la nécessité de forer en déséquilibre avec de la boue de forage lourde pour contrôler les puits à travers des argiles très mobiles.
L'interprétation des journaux pétrophysiques NuTech pour les intervalles ci-dessus interprète la présence de gaz. Cependant, l'intégrité de l'interprétation ne peut être vérifiée qu'une fois le programme de tests sans plate-forme Sandjet terminé.
Les résultats des tests sans plate-forme Sandjet détermineront dans le à plus court terme, toute capacité d'évolution vers un profil de production de 50 mm de cfgpd facilitée dans le cadre de l'accord de collaboration pour un accord de vente de gaz GNC avec Afriquia Gaz.
La société est entièrement financée pour exécuter le programme de tests sans plate-forme de phase 2.
Forage discrétionnaire d’évaluation/d’exploration dans le Jurassique à impact potentiellement élevé
La planification est en cours sur la base d'une fenêtre de forage provisoire en avril/mai.
Sujet à l'approbation réglementaire de l'Amendement #4 de l'Accord Pétrolier de Guercif visant à prolonger la Période Initiale de l'Accord Pétrolier de Guercif jusqu'au 5 juin 2024, la Société cherche à forer la cible Jurassique, dont le bord extrême a été pénétré dans le MOU-4 en aval-pendage depuis la crête de la grande fermeture sismique cartographiée de 126 km2.
Il existe actuellement des plates-formes de forage disponibles dans le pays dans la fenêtre pour laquelle MOU-4 NE pourrait être prêt à forer, sous réserve des approbations réglementaires et du calendrier de livraison des articles en stock pour les puits à long terme.
Le forage de MOU-4 NE devrait prendre jusqu'à 12 jours.
Il s’agit d’un risque plus élevé mais d’une récompense potentiellement élevée, à proximité des infrastructures gazières (le gazoduc du Maghreb).
Un puits réussi pourrait créer un nouveau marché potentiel du gaz (gas-to-power) si l'ampleur de l'opportunité pour la structure MOU-4 NE est réalisée.
Le financement du puits discrétionnaire dépendrait des estimations finales des coûts du puits ; le montant des liquidités discrétionnaires au bilan de la Société au deuxième trimestre 2 ; et la possibilité d'une potentielle monétisation précoce du gaz suite à un programme réussi de tests sans plate-forme de phase 2024.
Forage discrétionnaire d’évaluation/de développement
Des forages discrétionnaires d’évaluation/développement sont provisoirement prévus pour le deuxième semestre 2.
Sous réserve d'une demande et de l'attribution ultérieure d'une concession d'exploitation et de l'approbation réglementaire du programme de forage, la Société peut forer deux puits d'évaluation/de développement pour potentiellement, en cas de succès, ajouter des ressources gazières supplémentaires pour soutenir et étendre les profils de production de GNC.
MOU-3-NW
MOU-3NW ciblera les sables peu profonds derrière le tubage dans MOU-3 et non disponibles pour des tests sans plate-forme dans ce puits. MOU-3 NW nécessitera une révision de la conception du puits pour faciliter les tests sans plate-forme de gaz potentiel peu profond à une pression de réservoir supérieure à la normale pour la faible profondeur.
MOU-3-SW
MOU-3SW ciblera les sables Ma, TGB-6 et, potentiellement, en fonction des résultats des tests sans plate-forme de la phase 2, les sables TGB-4.
Rentrée et approfondissement du MOU-2
Sous réserve d'une évaluation des résultats des tests sans plate-forme de phase 1 et de phase 2, la Société a la possibilité de rentrer dans le puits MOU-2 et de l'approfondir jusqu'à la cible Moulouya Fan.
Le financement et le calendrier du programme de forage discrétionnaire seront dictés par la disponibilité et le montant des revenus de production générés par Cory Moruga et par l'opportunité de monétisation partielle des actifs gaziers de Guercif, toujours sous réserve d'un programme de tests sans plate-forme réussi.
Les le programme de forage discrétionnaire devra peut-être être aligné sur l'exigence de développer davantage le marché du gaz industriel GNC au-dessus du plafond de 50 mm de cfgpj fixé dans l'accord de collaboration d'Afriquia Gaz.
IRLANDE
Les demandes d'autorisations succédant aux options de licence 16/26 (Corrib Sud) et 16/30 (Ram Head) sont toujours à l'étude par le ministère de l'Environnement, du Climat et des Communications.
Paul Griffiths, président exécutif de Predator, a commenté :
"Je suis heureux de confirmer que 2024 s'annonce comme l'année la plus chargée en termes d'activité depuis la création de la Société.
L'ajout d'un important actif d'évaluation et de développement sur le terrain, presque vierge, à Trinidad offre à la Société le potentiel de générer des flux de trésorerie fortement positifs en 2024 pour contribuer de manière organique au développement ultérieur de ses actifs.
Les étapes à franchir pour une potentielle monétisation du gaz au Maroc, sous réserve des résultats des tests sans plate-forme de phase 1, sont désormais clairement définies d'un point de vue réglementaire, technique, marketing et opérationnel. L’objectif des six derniers mois depuis l’achèvement du programme de forage 2023 a toujours été axé sur la mise en place de tous les éléments de monétisation du gaz pour soutenir une demande de Concession d’Exploitation.
L'appétit de la direction pour un forage efficace dans le cadre des budgets de pré-forage modère le risque, mais les puits à fort impact qui génèrent potentiellement une augmentation multiple des coûts de forage restent forts et alignés sur le sentiment actuel du marché. Pour cette raison, nous nous concentrons également sur l’accélération du forage de la cible Jurassic au Maroc et d’un puits d’évaluation à fort impact à Cory Moruga à une date ultérieure. La Société est dans une position de force qui lui permet de dicter le moment où elle exercera les opportunités de forage discrétionnaire à fort impact, soit par le biais d'éventuels revenus de production de Cory Moruga, soit par le biais d'un processus accéléré déclenché par une éventuelle monétisation partielle anticipée des actifs gaziers, qui sont soumis à un accord réussi. programme de tests.
La Société est cependant également en mesure de financer ses engagements fermes pour 2024 tout en conservant des liquidités discrétionnaires au bilan sans tenir compte des revenus de production potentiels de Cory Moruga en 2024.
Le financement du développement du GNC peut être réalisé en utilisant des liquidités discrétionnaires au bilan combinées à un accord de location pour les remorques et les équipements GNC. Pour cette raison, il a été important de développer l'échelle des ventes potentielles de gaz GNC à Guercif, en cas de succès, afin de fournir un plus grand levier pour négocier des accords de location avec une plus grande matérialité pour les fournisseurs de services potentiels.
Le calendrier de développement du GNC sera mis à jour après les résultats des tests sans plate-forme de phase 1.
La Société a maintenu une surveillance stricte de ses frais généraux d'exploitation et commerciaux et malgré l'augmentation exponentielle de son activité, nous continuerons à faire preuve de retenue en matière de contrôle des coûts.
Pour de plus amples renseignements, visitez www.predatoroilandgas.com
Suivez la société sur twitter @PredatorOilGas.
Cette annonce contient des informations privilégiées aux fins de l'article 7 du règlement (UE) n° 596/2014 sur les abus de marché
Pour plus d'informations, veuillez visiter le site Web de la société à l'adresse www.predatoroilandgas.com:
Enquêtes
Predator Oil & Gas Holdings Plc Paul Griffiths, président exécutif Lonny Baumgardner Directeur général | Tel: + 44 (0) 1534 834 600 |
Valeurs mobilières Novum Limitée David Coffman/Jon Belliss |
Téléphone : +44 (0) 207 399 9425
|
Flagstaff Communication stratégique et avec les investisseurs Tim Thompson Mark Edwards Fergus Melon
| Téléphone : +44 (0) 207 129 1474 |
Notes aux rédacteurs:
Predator est l'opérateur de l'accord pétrolier de Guercif à terre au Maroc, prometteur pour le gaz du Tertiaire et du Jurassique. Le centre actuel du programme de forage d'exploration et d'évaluation est situé à moins de 10 kilomètres du gazoduc maghrébin. Le puits MOU-1 foré en 2021 et les puits MOU-3 et MOU-4 forés en 2023 ont été achevés pour des tests sans plate-forme début 2024. À court terme, l'accent est mis sur la fourniture de gaz naturel comprimé (« GNC ») à l'industrie marocaine. marché. Un accord de collaboration pour des ventes potentielles de gaz GNC allant jusqu'à 50 mm cfgpj a été signé avec Afriquia Gaz. D’autres activités de forage sont prévues en 2024 pour évaluer davantage le prospect MOU-4 Jurassic.
Predator cherche à moyen terme à appliquer à Trinidad des techniques de CO2 EOR qui présentent l'avantage de séquestrer le dioxyde de carbone anthropique. L'acquisition de T-Rex Resources (Trinidad) Ltd. (« T-Rex ») est une première étape vers la réalisation de cet objectif. T-Rex détient la licence de production Cory Moruga. Cory Moruga est un champ pétrolifère quasi vierge, en grande partie sous-exploité, d'une taille potentielle similaire à celle des champs pétrolifères matures proches de Moruga West et d'Inniss-Trinity. La licence de production de Cory Moruga constitue un atout potentiellement important pour la Société, avec la capacité de générer des bénéfices d'exploitation positifs à court terme. Le capital requis pour le développement par étapes du champ peut être mis en œuvre en utilisant potentiellement les bénéfices d'exploitation générés par un niveau croissant de revenus de production bruts.
Predator possède et exploite des actifs d'exploration et d'évaluation dans le cadre d'options de licence au large de l'Irlande, pour lesquelles des autorisations successives ont été demandées, adjacentes au champ gazier Corrib de Vermilion dans le bassin de Slyne sur la marge atlantique et à l'est du champ gazier déclassé de Kinsale dans la mer Celtique. Les demandes d'autorisations successives restent "à l'étude" par la DECC.
Predator a développé un projet de stockage flottant et de regazéification ("FSRUP") pour l'importation de GNL et sa regazéification pour l'Irlande et développe également des concepts de stockage de gaz pour assurer la sécurité de l'approvisionnement en gaz et la volatilité des prix du gaz pendant les périodes de pointe de la demande de gaz.
Les progrès ultérieurs du Mag Mell FSRUP dépendront de la politique gouvernementale en matière de sécurité de l'approvisionnement énergétique. Un concept FSRUP généralisé est désormais reconnu par le gouvernement comme une option pour la sécurité de l'approvisionnement énergétique.
La Société dispose d'une équipe de direction restreinte mais très expérimentée, qui a fait ses preuves dans l'exécution réussie d'opérations de forage dans le secteur pétrolier et gazier et dans l'acquisition d'actifs où il existe un potentiel de génération de rendements multiples pour des niveaux d'investissement relativement faibles et gérables.
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