Kelt Exploration Ltd. gab ein operatives Update und Änderungen an seiner Prognose für 2024 bekannt. Aufgrund der derzeit überdurchschnittlich hohen Erdgaslagerbestände sowohl in den Vereinigten Staaten als auch in Kanada sind die aktuellen Erdgaspreise an den nordamerikanischen Preissammelstellen schwach; insbesondere an AECO und Station 2, wo die Gaspreise unter 1,00 $/GJ gefallen sind. Kelt hat sich entschieden, die Inbetriebnahme bestimmter Gasbohrungen in seinem Bohrportfolio auf November/Dezember 2024 zu verschieben.

Die Strip-Preise für Wintergas liegen derzeit deutlich über den aktuellen Spotpreisen. In seinem Geschäftsbereich Wembley/Pipestone, wo Kelt im Rahmen seines Kapitalprogramms 2024 ein Entwicklungsprogramm mit 14 Bohrungen auf öl- und flüssigkeitsreiche Montney-Gashorizonte abzielt, hat das Unternehmen die ersten sechs Bohrungen von seinem Bohrloch 14-2 aus niedergebracht und abgeschlossen. Diese Bohrungen kompensieren zwei bestehende Bohrungen, die eine durchschnittliche IP30-Rate von 1.326 BOE/d (59% Öl und NGLs) pro Bohrung aufwiesen.

Das Unternehmen testet derzeit den Durchfluss der 14-2-Bohrungen und geht davon aus, dass es die Produktion fortsetzen und gleichzeitig die Gasbohrungen mit niedrigeren CGR-Werten in diesem Gebiet stilllegen wird, da es auf die Fertigstellung einer neuen Gasanlage wartet, die nach ihrer Inbetriebnahme, die vor Ende des Jahres erwartet wird, 50 MMcf pro Tag an Rohgas für die Verarbeitung bereitstellen wird. Kelt hat mit den Bohrungen seines Fünf-Bohrungen-Programms auf dem Bohrplatz 14-9 begonnen und wird danach zu seinem Drei-Bohrungen-Programm auf dem Bohrplatz 14-26 übergehen. Kelt geht davon aus, dass die verbleibenden acht Bohrungen im September und Oktober abgeteuft werden, um sie im Dezember 2024 mit der voraussichtlichen Inbetriebnahme der neuen Gasanlage in Produktion zu bringen.

In Wembley/Pipestone verfügt Kelt außerdem über eine feste Rohgasverarbeitungskapazität von 34 MMcf pro Tag in einer anderen Gasanlage eines Dritten. Im zweiten Quartal 2024 verarbeitete diese Anlage im Durchschnitt etwa 21,4 MMcf/d (63%) des Anteils von Kelt an der Kapazität. Während des Quartals hat der Betreiber die Anlage abgeschaltet, um bestimmte planmäßige Wartungsarbeiten durchzuführen, bei denen festgestellt wurde, dass zusätzliche Wartungsarbeiten erforderlich waren.

Die Anlage läuft derzeit mit einer Kapazität von 50%, wird aber voraussichtlich in der zweiten Julihälfte nach Abschluss der zusätzlichen Reparaturen wieder die volle Kapazität erreichen. In seinem Geschäftsbereich Pouce Coupe/Progress/Spirit River hat Kelt ein Bohrprogramm mit 6 Bohrlöchern durchgeführt, das auf Ölhorizonte in der Charlie Lake Formation abzielt. Die Bohrungen haben im Juni begonnen und werden voraussichtlich bis Ende September abgeschlossen sein.

Die ersten beiden Bohrungen sollen im September in Betrieb genommen werden, zwei weitere Bohrungen im Oktober und die verbleibenden zwei Bohrungen bis Dezember 2024. Historisch gesehen beginnen die Charlie Lake-Bohrungen in diesem Gebiet in der Regel mit einer durchschnittlichen Öl- und NGL-Förderrate von etwa 65% bis 70% der Gesamtproduktion. In Pouce Coupe West, wo Kelt über drei DUCs auf seinem hochgradig förderbaren Gasblock verfügt, hat das Unternehmen beschlossen, die Fertigstellung und den Produktionsstart aufgrund des derzeit schwachen AECO-Gaspreisumfelds auf die Mitte des vierten Quartals zu verschieben.

Es wird erwartet, dass diese Bohrungen insgesamt eine zusätzliche Gasproduktion von 25 bis 30 MMcf pro Tag ermöglichen werden. In seinem Geschäftsbereich Oak/Flatrock begann Kelt im November 2023 mit einem Erschließungsbohrprogramm mit 8 Bohrungen. Zwei Bohrungen wurden von einem bestehenden Bohrloch bei 5-33 und drei Bohrungen von einem bestehenden Bohrloch bei 6-35 abgeteuft.

Diese fünf Bohrungen wurden bereits abgeschlossen und in Produktion genommen. Die verbleibenden drei Bohrungen wurden im ersten Quartal 2024 von einem bestehenden Bohrloch bei 5-31 aus niedergebracht und die Inbetriebnahme wird ebenfalls auf das vierte Quartal 2024 verschoben. Für den Sommer 2024 hat Kelt Finanzverträge abgeschlossen, die das AECO-Gaspreis-Hub-Risiko auf den NYMEX Henry Hub für 20.000 MMBtu pro Tag übertragen.

Für 10.000 MMBtu pro Tag ist die Differenz zur NYMEX auf minus $1,06 pro MMBtu festgelegt und für 10.000 MMBtu pro Tag wird die feste Differenz zur NYMEX auf 30% des variablen monatlichen NYMEX-Preises berechnet. Für den Winter, vom 1. November 2024 bis zum 31. März 2025, hat Kelt Finanzverträge abgeschlossen, die das AECO-Gaspreis-Hub-Engagement auf NYMEX Henry Hub für 40.000 MMBtu pro Tag zu einer festen Differenz von minus 1,09 $ pro MMBtu übertragen. Darüber hinaus hat Kelt für den Zeitraum vom 1. November 2024 bis zum 31. März 2025 physische Verträge abgeschlossen, die das Gaspreis-Hub-Engagement von STATION 2 auf AECO für 5.000 GJ pro Tag zu einem festen Differenzbetrag von AECO in Höhe von minus 0,15 $ pro GJ übertragen.

Kelt hat vor kurzem Finanzkontrakte zur Absicherung des Propanpreises für etwa 45% seiner erwarteten Propanverkäufe für den Zeitraum vom 1. Juli 2024 bis zum 31. März 2025 abgeschlossen. Für 250 Barrel pro Tag hat das Unternehmen den Conway-Propanpreis auf $0,82 pro Gallone (entspricht $34,44 pro Barrel) festgelegt und für weitere 250 Barrel pro Tag erhält Kelt 43,5% des monatlichen durchschnittlichen WTI-Ölpreises für Propanverkäufe, der an Conway indexiert ist. Das Unternehmen verkauft seine physische Propanproduktion zum Conway-Index, abzüglich der Transportkosten.

Darüber hinaus hat Kelt zur Diversifizierung des Gasmarktes einen Vertrag über den Verkauf von 2.513 GJ pro Tag mit einer Laufzeit von zwei Jahren vom 1. Januar 2025 bis zum 31. Dezember 2026 für Gas, das an NIT geliefert wird, zu einem monatlichen durchschnittlichen AESO-Strompreis geteilt durch einen festen Wärmesatz von 17,95 GJ pro MWh abgeschlossen.