Alvopetro meldet starke Q3-Zahlen und Fortschritte bei Murucututu-Bohrungen
Der kanadische Gasproduzent steigert Umsatz und Cashflow deutlich und treibt die Erschließung des Murucututu-Felds in Brasilien voran.
Alvopetro Energy Ltd. (TSXV: ALV, OTC: ALVOF) hat seine Finanzergebnisse für das dritte Quartal 2026 sowie ein operatives Update vorgelegt, das die ersten Ergebnisse des Bohrlochs 183-G2 auf dem Murucututu-Erdgasfeld in Brasilien umfasst. Das Unternehmen meldete für die drei Monate bis zum 30. September 2026 Absatzmengen von durchschnittlich 2.966 boepd, Umsatzerlöse von 19,3 Millionen US-Dollar und einen Cashflow aus laufendem Geschäft von 14,3 Millionen US-Dollar. Alle Beträge sind, sofern nicht anders angegeben, in US-Dollar ausgewiesen.
„Wir haben ein weiteres starkes Quartal mit Absatzmengen von 2.966 boepd, Umsatzerlösen von 19,3 Millionen Dollar und einem Cashflow aus laufendem Geschäft von 14,3 Millionen Dollar geliefert“, kommentierte Präsident und CEO Corey C. Ruttan. Bei einem realisierten Erdgaspreis von 11,49 Dollar pro Mcf habe man einen operativen Netback von 60,87 Dollar pro boe bei einer Netback-Marge von 86 Prozent erzielt.
Das Bohrloch 183-G2 trifft umfangreiche Gas führende Schichten
Auf dem zu 100 Prozent eigenen Murucututu-Erdgasfeld hat Alvopetro die Bohrung des Bohrlochs 183-G2 abgeschlossen. Das Bohrloch erreichte eine gemessene Gesamttiefe von 3.189,8 Metern. Basierend auf den Logs der offenen Bohrung traf es im Caruaçu-Mitglied der Maracangalha-Formation potenzielle Netto-Erdgasfördermengen von insgesamt 96,9 Metern vertikaler Gesamttiefe, mit einer durchschnittlichen Porosität von 11,7 Prozent und einer durchschnittlichen Wassersättigung von 29,7 Prozent. Dabei wurden ein Porositäts-Schwellenwert von 6 Prozent, ein Vshale-Schwellenwert von 50 Prozent und ein Wassersättigungs-Schwellenwert von 50 Prozent zugrunde gelegt.
Ruttan zufolge wies das Bohrloch 97 Meter potenzielle Netto-Fördermenge auf, 65 Meter stromaufwärts des hocherfolgreichen Bohrlochs 183-D4. Das Bohrloch wurde von der neu errichteten Bohrplattform 183-G gebohrt, die an die Produktionsanlage des Murucututu-Felds angebunden wird. Die Anbindung soll Anfang 2027 abgeschlossen sein, anschließend ist der Abschluss des Bohrlochs in bis zu 13 Intervallen geplant. Die Inbetriebnahme ist für das erste Quartal 2027 vorgesehen.
Bohrloch 183-H2 liefert erste Förderraten
Parallel meldete Alvopetro den Abschluss des Bohrlochs 183-H2 in fünf Intervallen. Nach einer viertägigen Reinigungsphase floss das Bohrloch mit einer durchschnittlichen Rate von 17,2 e3m3/d (0,6 MMcfpd, 101 boepd) bei einem fließenden Bohrlochdruck von 3.146 kPa. Dabei wurden 2.280 Barrel Fertigstellungsflüssigkeiten und 102 Barrel Flüssiggase aus Erdgas (NGLs) gewonnen.
Nach der Reinigungsphase wurde das Bohrloch an das Feldproduktionssystem angeschlossen und 14 Tage lang mit einem konstanten Drosselventil von 28/64 Zoll bei einer durchschnittlichen Rate von 19,1 e3m3/d (0,7 MMcfpd, 112 boepd) und einem fließenden Bohrlochdruck von 4.445 kPa gefördert. In diesem Zeitraum wurden zusätzlich 1.179 Barrel Fertigstellungsflüssigkeiten und 725 Barrel NGLs gewonnen. Die durchschnittliche Kondensatproduktion während der Förderphase betrug 52 boepd. Bisher wurden 24 Prozent der Fertigstellungsflüssigkeiten gewonnen, 11.141 von 14.600 Barrel stehen noch aus.
Anlagenausbau und neue Konzessionen in Brasilien
Alvopetro treibt die Aufrüstung der Murucututu-Anlagen voran, um die Produktions- und Pipeline-Abnahmekapazität des Felds von 150 e3m3/d auf 600 e3m3/d zu erweitern. Das Projekt soll Anfang 2027 abgeschlossen werden. In Caburé plant das Unternehmen, später im Quartal ein unvollendetes Bohrloch aus dem Kapitalprogramm 2025 seitlich abzulenken.
Im Oktober erhielt Alvopetro vier Blöcke im 6. Zyklus des Permanent Concession Offer der brasilianischen Regulierungsbehörde ANP. Die Mindestarbeitsverpflichtungen belaufen sich auf insgesamt 8,3 Millionen BRL (1,7 Millionen Dollar), die aggregierten Unterschriftsprämien auf 0,6 Millionen BRL (0,1 Millionen Dollar). Die vier Blöcke umfassen mehr als 462 Quadratkilometer im Tucano-Becken nördlich des Kernbetriebsgebiets und erhöhen die Grundstücksfläche von Alvopetro in Brasilien um über 700 Prozent. Drei Explorationsblöcke müssen innerhalb von sechs Jahren bearbeitet werden, ein reifes Feld innerhalb von drei Jahren.
Kanada: Farmin-Vereinbarung und neue Bohrungen
In Kanada hat der ursprüngliche Partner zwei geplante multilaterale Bohrungen in Saskatchewan gebohrt, abgeschlossen und ausgestattet. Alvopetros Working Interest beträgt 50 Prozent am ersten und 30 Prozent am zweiten Bohrloch; beide sind nun in Förderung. Im Rahmen der im September angekündigten 2026-Farmin-Vereinbarung will Alvopetro in den kommenden Tagen mit der Bohrung der ersten von fünf Earning Wells beginnen und alle Bohrungen bis Anfang 2027 fertigstellen. Alvopetro trägt 100 Prozent der auf 8,5 Millionen kanadische Dollar geschätzten Kosten und erwirbt dafür ein 50-Prozent-Interest an den umliegenden, noch nicht erschlossenen Grundstücken. Nach Abschluss aller Bohrungen soll die Farmin 28 große (14 netto) Landabschnitte hinzufügen und die kanadische Landesposition auf 133,5 große Abschnitte (43.829 netto Acres) erhöhen.
Oktober-Absatz und Ausblick auf die Gaspreise
Die Absatzmengen im Oktober lagen im Durchschnitt bei 3.200 boepd, darunter 3.095 boepd aus Brasilien (Erdgasabsätze von 17,3 MMcfpd, Kondensat von 178 bopd und Ölverkäufe von 35 bopd) sowie 105 bopd aus Ölverkäufen in Kanada. Alvopetro hat einen Zuweisungsvertrag geschlossen, um die Felder Bom Lugar und Mãe da Lua zu veräußern; der Abschluss steht unter dem Vorbehalt regulatorischer Genehmigungen, einschließlich der ANP.
Mit Wirkung zum 1. November 2026 wurde der Erdgaspreis gemäß dem langfristigen Verkaufsvertrag auf 1,97 BRL pro Kubikmeter für die ersten 400 e3m3/d Referenzvolumen (QDC1) und auf 1,84 BRL pro Kubikmeter für die zusätzlichen 100 e3m3/d (QDC2) angepasst. Basierend auf dem durchschnittlichen Heizwert und dem Wechselkurs vom 30. Oktober 2026 von 5,42 BRL/USD erwartet Alvopetro für den Zeitraum vom 1. November 2026 bis zum 31. Januar 2027 einen gewichteten durchschnittlichen realisierten Preis von 11,10 Dollar pro Mcf. Das entspricht einem Rückgang von 3 Prozent gegenüber dem realisierten Preis von 11,49 Dollar pro Mcf im dritten Quartal 2026.
Finanzielle Kennzahlen im Detail
Die durchschnittlichen täglichen Verkäufe in Brasilien beliefen sich im dritten Quartal 2026 auf 2.834 boepd, ein Plus von 29 Prozent gegenüber dem Vorjahresquartal und ein Minus von 2 Prozent gegenüber dem zweiten Quartal 2026. Die Verkaufsmengen wurden durch eine geplante Abschaltung für ein Upgrade der Gasaufbereitungsanlage beeinträchtigt. In Kanada lagen die täglichen Verkäufe bei durchschnittlich 132 bopd (plus 4 Prozent zum Vorjahr, minus 24 Prozent zum Vorquartal).
Der durchschnittliche realisierte Erdgaspreis lag bei 11,49 Dollar pro Mcf (plus 4 Prozent zum Vorjahr, plus 5 Prozent zum Vorquartal), der gesamte durchschnittliche Verkaufspreis bei 70,62 Dollar pro boe. Die Umsätze aus Erdgas, Öl und Kondensat stiegen auf 19,3 Millionen Dollar, ein Plus von 36 Prozent gegenüber dem dritten Quartal 2025. Der operative Netback erreichte 60,87 Dollar pro boe, ein Anstieg von 4,97 Dollar gegenüber dem Vorjahr und 1,79 Dollar gegenüber dem zweiten Quartal 2026.
Der Cashflow aus laufendem Geschäft betrug 14,3 Millionen Dollar (0,38 Dollar pro Basisaktie, 0,37 Dollar pro verwässerter Aktie). Der Nettogewinn lag bei 8,5 Millionen Dollar (0,23 Dollar pro Basisaktie, 0,22 Dollar pro verwässerter Aktie), ein Plus von 3,9 Millionen Dollar gegenüber dem Vorjahr und ein Minus von 1,2 Millionen Dollar gegenüber dem zweiten Quartal 2026. Die Kapitalausgaben von 16,1 Millionen Dollar konzentrierten sich auf Bohr-, Fertigstellungs- und Anlagenprojekte auf dem Murucututu-Feld sowie auf die initialen Bohrkosten für den Anteil an zwei Bohrungen in Saskatchewan. Zum 30. September 2026 belief sich das Working Capital auf 2,5 Millionen Dollar, die Nettoverschuldung auf 1,5 Millionen Dollar.