Ich denke, falls eine Lizenzverlänerung kommt und ein Partner trotzdem aussteigt, liegt es üblicherweise erst mal am Operator, einen neuen Partner zu finden. Ich glaube nicht, dass die Behörden diesen Anteil neu ausschreiben, die werden das (nehme ich an) erst wieder für die Gesamtlizenz tun.
Hier kann man sich übrigens den 'hydrocarbons code' von Tunesien ansehen:
www.etap.com.tn/index.php?id=1181&lg=3
Angenommen ADX findet vor 22. Februar keinen Partner. Warum sollte Tunesien sich dann darauf einlassen, die Lizenz nochmal zu verlängern? Als tunesischer Minister würde ich dann annehmen, dass sich auch in der Verlängerung nichts tut, und die Lizenz lieber neu vergeben. Es sei denn, ich wüsste, dass es sowieso kein Interesse in der Industrie gibt (aus geologischen und/oder politischen Gründen), so dass es besser ist, wenn da eine kleine Bude noch eine zeitlang ihr Glück versucht und für Bohrungen wirbt (das ist ja durchaus auch eine Leistung, wenn sie auch nicht die commitments erfüllt).
A propos commitments: Im Szenario "schwarz" wäre noch zu ergänzen, dass ADX im schlechtestmöglichen Fall nicht nur die Lizenz verliert, sondern möglicherweise noch auf Kosten sitzen bleiben könnte, und zwar für das endgültige Abandonment der Lamobouka-1-Bohrung und Ausgleichszahlungen für nicht erfüllte commitments (s. im 'hydrocarbons code' unter dem Stichwort "difference between the minimum level of expenditures subject to his financial commitments and the expenditures actually incurred in the permit"). Ersteres wurde bereits von Gulfsands im letzten AR als Option genannt "The joint venture is also assessing options for the permanent abandonment of the Lambouka-1 well.". Inwieweit letzteres ADX real beträfe, weiß ich nicht. Fakt ist aber, dass die commitments (Bohrungen) noch nicht erfüllt wurden und ohne verbindlichen Partner es bis dato auch noch keine Aussicht darauf gibt: gar! nicht! gut!
Zu Dougga gibt es aus den schon länger berichteten Diskussionen/Nachverhandlungen offenbar auch noch kein Ergebnis. Dieses Kapitel kann man wohl abhaken, trotz "Appraisal statt Exploration".
Bis Jahresmitte hat es nicht geklappt mit dem Farmout. So schlau sind wir inzwischen.
In einem halben Jahr sind wir noch schlauer, ob das hier noch halbwegs gut ausgeht oder zum Offshore-Desaster wird.
Die allgemeinen theoretischen Gründe, warum es doch noch klappen könnte und Nachfrage eigentlich bestehen müsste, sind aber IMHO nach wie vor gültig (hoher Ölpreis, Ölkonzerne haben derzeit viel Geld und suchen neue Quellen). Aber wo und warum es hier bis jetzt hakt, wissen wir nicht.
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Edison schrieb am 24. Mai im Gulfsands-Report "Re-rating potential of Fés" folgendes:
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Financials: Kerkouane farm-out essential
We have updated our model for the recent guidance and full-year financials. Our model still indicates that the company is fully funded across 2013-15 on its current onshore Moroccan and Tunisian activities, for capex commitments (AR 2012) are $29.1m and $4.8m respectively.
If we include the Sicily Channel commitments, our model indicates that Gulfsands could move into negative cash. However, we note that if we remove the 2014 (non-committed) Rharb wells, Gulfsands is funded to drill its exploration well. We currently use a pre-farm-out cost of $25m for the licence commitment (as per Gulfsands’ 2012 annual accounts). We have allocated this cost to H215, as we believe this timing is more realistic for the work commitments, given rig availability, farm-out discussions and well preparation requirements. We do not believe Gulfsands will drill an exploration well at its current working interest. We think it reasonable to assume the company would be happy to divest a significant interest to receive a larger/full carry. Without the cash flow of Block 26 in Syria, Gulfsands needs to limit its expenditure and focus its cash resource on projects that can deliver the best risk/reward ratio. We do not believe the Kerkouane licence offers this, now that it has a core portfolio of onshore Moroccan, Tunisian and Colombian assets.
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