Informe trimestral y apéndice 5B
mlp Ag
€5.28
18:34 22/03/17
18 de abril de 2024
INFORME DE ACTIVIDADES TRIMESTRALES
Por el trimestre terminado el 31 de marzo de 2024
88 Energy Limited (ASX: 88E, AIM: 88E, OTC: EEENF) (88 Energía, 88E o de Compañía) provides the following report for the quarter ended 31 March 2024.
Destacados
Proyecto Phoenix (~75% de participación activa)
· Successful Hickory-1 discovery well flow test and stimulation program (Prueba de flujo) conducted during March and April 2024.
· Upper Slope Fan System (USFS) produced at a peak flow rate of over 70 barrels of oil per day (bopd) of light oil, with multiple oil shows measuring ~40-degree API oil gravity.
· Subsequent to quarter end the Shelf Margin Deltaic (SMD) produced at a peak flow rate of ~ 50 barrels of oil per day (bopd) of light oil, with multiple oil shows measuring ~39-degree API oil gravity.
· Quality and deliverability of both SMD-B and USFS demonstrated via oil production to surface with the USFS reservoir producing under natural flow - positively differentiating Hickory-1 from results on adjacent acreage.
· It is anticipated that these reservoirs would be developed from long horizontal production wells which typically produce at multiples of between 6 to 12 times higher than vertical wells. Project Phoenix also benefits from the ability to produce concurrently from multiple reservoirs in a single development scenario.
· Independent Contingent Resource declaration to be sought for both the Upper SFS and Lower SFS reservoirs, as well as the SMD reservoirs, based on the flow of hydrocarbons to surface.
· JV Partner Burgundy Xploration, LLC (Borgoña) transferred remaining outstanding 2023 cash call amount due of US$1.75 million and remains committed to the Hickory-1 flow test authorised funding expenditure (AFE).
Managing Director, Ashley Gilbert, commented on Project Phoenix:
"In what has proven to be a pivotal quarter for 88 Energy and its shareholders, we achieved the successful flow of oil to surface, for the first time, from the previously untested USFS reservoir and also subsequent to quarter end from the shallower SMD-B reservoir, both at our Hickory-1 discovery well. This represents a tremendous achievement that adds immediate value to Project Phoenix and unlocks multiple pathways for future commercialisation.
With flow testing operations complete, we will now transition to post well analysis and are moving to secure further Contingent Resources at Project Phoenix.
We expect to commence a formal farm-out process for Project Phoenix following completion of the Hickory-1 post flow test analysis, with the aim of attracting a strategic partner for the next stage of development and commercialisation."
Namibia PEL 93 (20% WI)
· Transfer of 20% working interest in Petroleum Exploration Licence 93 (pel 93) complete, being the first stage of a three-stage farm-in agreement following approval by the Namibian Ministry of Mines and Energy.
· PEL 93 includes an extensive lead portfolio with ten significant independent structural closures identified from a range of geophysical and geochemical techniques and potential for more leads to be identified as dataset is expanded.
· Seismic acquisition is planned for mid-2024 with potential initial exploration well targeting the Damara play as early as H2 CY2025.
Proyecto Leonis (100% participación)
· Estimación inicial de recursos prospectivos para Upper Schrader Bluff (USB) reservoir expected H1 2024.
· Farm-out process commenced with multiple parties engaged and reviewing data room materials, ahead of potential drilling of a new well in 2025/2026.
Proyecto Longhorn (~64% de participación activa)
· Two of the planned five workovers scheduled to be in completed in 1H 2024 are underway and are currently projected to be delivered under budget.
· Q1 2024 production steadily averaged 328 BOE per day gross (~62% oil).
· Company received cash flow distribution of A$0.7M in March 2024.
· The Company also reduced it's working interest in 9 leases during the quarter by an average of a ~7% reduction in net WI's across these leases. Consideration for these leases totalled A$0.3M.
Sector empresarial
· Cash balance of A$17.5 million and no debt (as at 31 March 2024), ~20% of Hickory-1 flow test payments have been made, with the remainder expected to be paid in Q2 2024.
· Net cash outflows in relation to operating expenses for Q1 2024 totalling A$0.77M as compared to A$1.44M in Q4 2023.
· Cost reduction initiatives commenced in the quarter targeting a reduction in salary and overhead costs. Further business optimisation activities underway, aimed at preserving and enhancing value for shareholders and advancement of key projects.
Proyecto Phoenix (~75% de participación activa)
El Proyecto Phoenix se centra en yacimientos convencionales que contienen petróleo identificados durante la perforación y el registro de Icewine-1 y Hickory-1 y las perforaciones y pruebas adyacentes. El Proyecto Phoenix está ubicado estratégicamente en la autopista Dalton con el sistema de oleoductos Trans-Alaskan atravesando la superficie.
El pozo descubridor Hickory-1 se perforó previamente en febrero de 2023. Posteriormente, el Rig-111 mejorado de All American Oilfield se aseguró en septiembre de 2023 para realizar la prueba de flujo. Durante el trimestre de marzo de 2024, se completaron las obras de construcción de la plataforma y la carretera de hielo y posteriormente se movilizó la plataforma. Las operaciones de prueba de flujo comenzaron en marzo de 2024.
The testing operations focussed on the two primary targets, the SFS y SMD reservoirs. Of the SFS series of reservoirs, the Upper SFS reservoir was targeted to be flow tested as it has not been previously tested, whereas the Lower SFS has previously been flow tested and producibility of that reservoir confirmed on adjacent acreage. The Upper SFS was followed by a targeted testing of the SMD-B reservoir. Each zone was independently isolated, stimulated and flowed to surface using nitrogen lift to assist in an efficient clean-up of the well.
Resultados de la prueba de flujo del SFS superior
Se estimuló un intervalo perforado de 20 pies en el yacimiento Upper SFS mediante una sola etapa de fractura de 241,611 libras de volumen de apuntalante. El pozo se limpió y fluyó durante 111 horas en total, de las cuales 88 horas fueron con flujo de retorno natural y 23.5 horas utilizando elevación de nitrógeno.
The USFS test produced at a peak flow rate of over ~70 bopd. Oil cuts increased throughout the flow back period as the well cleaned up, reaching a maximum of 15% oil cut at the end of the flow test program. The Company expects that oil rates and cut would have likely increased further should the test period have been extended. The well produced at an average oil flow rate of approximately 42 bopd during the natural flow back period (with established production rates occurring over an ~11 hour test period, accumulating ~19bbls of oil. An additional ~6bbls of oil was recovered outside of the established production period), with instantaneous rates ranging from approximately 10 - 77 bopd with average rates increasing through the test period. Importantly, the USFS zone flowed oil to surface under natural flow, with flow back from other reservoirs in adjacent offset wells only producing under nitrogen lift. A total of 3,960bbls of fluid was injected into the reservoir and 2,882bbls of water was recovered during the flow back period, most of which was injection fluid. Total flow rates (inclusive of recovery of frac fluid) averaged ~600 bbl/d over the duration of the flow back.
Se recuperaron múltiples muestras de petróleo con densidades de petróleo medidas de entre 39.9 y 41.4 API (que representan un petróleo crudo ligero).
Additionally, some natural gas liquids ("NGLs") were produced but not measured, as was anticipated in the planning phase. The presence of NGLs was demonstrated by samples from the flare line and by visible black smoke in the flare. Historically, NGL prices on the North Slope of Alaska have been similar or slightly below light oil prices and are therefore considered highly valuable. Further work is required to quantify the exact volume of NGLs, which 88 Energy intends to include as part of a maiden certified Contingent Resource assessment at Project Phoenix for the SFS reservoirs.
For full details in relation to the Upper SFS test results please refer to the ASX announcement dated 2 April 2024.
SMD-B flow test results (subsequent to quarter end)
Se estimuló un intervalo perforado de 20 pies en el yacimiento SMD-B mediante una única etapa de fractura que comprendía 226,967 libras de volumen de apuntalante. El pozo se limpió y fluyó durante 84 horas en total, utilizando nitrógeno durante todo el período de prueba. El caudal de fluido promedio durante el período de retorno fue de aproximadamente 445 bbls/d, con tamaños de estrangulamiento que oscilaron entre 8/64 y 33/64.
The SMD-B test produced at a peak estimated flow rate of ~50 bopd. Oil cuts varied throughout the flow back period, reaching a maximum of 10% oil cut. The well produced at an average oil cut of 4% following initial oil to surface, with instantaneous rates observed during the 16-hour period varying as the well continued to clean up. Total stimulation load water was not recovered and water salinity measurements indicated we were recovering load water at the conclusion of the test. Unlike flow tests on adjacent acreage where multiple gas lift mandrels and valves were used in completions designs, and nitrogen was unloaded in the tubing in stages up the well bore, Hickory-1 utilised a single gas lift mandrel where nitrogen was introduced via one valve at the deepest section. This is viewed as positive indication for future potential rates and performance.
Se recuperaron múltiples muestras de petróleo, con densidades de petróleo medidas de entre 38.5 y 39.5 API, lo que representa un petróleo crudo ligero.
Importantly, the SMD-B zone flowed oil to surface with little to no measurable gas, representing a low GoR production rate. Pressurised oil samples collected during both the USFS and SMD tests will be transported to laboratories for further analysis.
La prueba de flujo SMD-B concluyó con información suficiente para los siguientes pasos, y los datos registrados ayudarán a 88E en los procesos de optimización y diseño en la siguiente fase de avance del Proyecto Phoenix.
For full details in relation to the SMD-B test results please refer to the ASX announcement dated 15 April 2024.
Namibia PEL 93 (20% WI)
In February 2024, the Company announced the successful 20% WI transfer by Monitor Exploration Limited (Monitorear) to 88 Energy in relation to pel 93 located in the Owambo Basin, Namibia following receipt approval from the Ministry of Mines and Energy.
The Company, via its wholly-owned Namibian subsidiary, previously executed a three-stage farm-in agreement in November 2023 for up to a 45% non-operated working interest in onshore Petroleum Exploration Licence (PEL 93), which covers 18,500km2 of underexplored ground within the Owambo Basin in Namibia (refer to ASX announcement dated 13 November 2023).
Según los términos del acuerdo, 88 Energy puede obtener hasta un 45% de participación en explotación financiando su parte de los costos acordados según el programa de trabajo y presupuesto aprobados para 2023-2024, tal como se define en el Acuerdo Farm-In (Programa de Trabajo 2024) y cualquier los presupuestos del programa de trabajo futuro aún no se han acordado. Se prevé que la inversión total máxima de la Compañía sea de US$ 18.7 millones.
Los socios e intereses laborales actuales y potenciales de la empresa conjunta PEL 93 son los siguientes:
Namibia ha sido identificada como una de las últimas cuencas fronterizas terrestres subexploradas y una de las nuevas zonas de exploración más prospectivas del mundo. PEL 93 es más de 10 veces más grande que la cartera de Alaska de 88 Energy y más de 70 veces más grande que el Proyecto Phoenix.
Los recientes resultados de perforación en áreas cercanas han resaltado el potencial de un nuevo y poco explorado yacimiento convencional de petróleo y gas en el cinturón Damara Fold, conocido como Damara Play. La evaluación histórica utilizó una combinación de técnicas e interpretación de datos heredados para identificar la cuenca de Owambo, y específicamente los bloques 1717 y 1817, como si tuvieran un potencial de exploración significativo.
Monitor ha utilizado una variedad de técnicas geofísicas y geoquímicas para evaluar y validar el potencial significativo de la superficie desde la adjudicación de PEL 93 en 2018. Ha identificado diez (10) cierres estructurales independientes a partir de métodos geofísicos aéreos y los ha verificado parcialmente utilizando sísmica 2D existente. cobertura. Además, la concentración de etano medida en muestras de suelo sobre pistas estructurales interpretadas valida la existencia de un sistema petrolero activo, con anomalías sísmicas pasivas que también se alinean estrechamente tanto con las pistas estructurales interpretadas como con las concentraciones medidas de moléculas de alcanos (c1-c5) en el suelo.
El programa de trabajo futuro comenzará con un programa sísmico 200D de bajo impacto de ~2 kilómetros lineales que se centrará en confirmar los cierres estructurales de los 10 canales independientes identificados. El programa de sísmica 2D se llevará a cabo a mediados de 2024 luego de un período de planificación, consulta pública, actualización de los requisitos de cumplimiento ambiental y aprobaciones pertinentes. Los resultados del programa sísmico 2D luego se incorporarán a los datos de exploración históricos existentes sobre la superficie, y los resultados se utilizarán para identificar posibles ubicaciones de perforación de exploración.
Proyecto Longhorn (~65% de participación activa)
In December 2023, the Joint Venture (Bighorn JV), Bighorn Energy LLC (Cuerno grande) which comprises Longhorn Energy Investments LLC (LEY) a 100% wholly owned subsidiary of 88 Energy with 75% ownership and Lonestar I, LLC (Lonestar or Operador) with remaining 25% ownership, finalised its 2024 work program and budget. The Bighorn JV agreed to a development program that included 5 workovers in 1H 2024 and 2 new wells in 2H 2024, contingent on successful workovers.
During the quarter, the Bighorn JV commenced two of the planned five workovers with assessment of production occuring during April 2024.
La producción del primer trimestre de 1 promedió un promedio bastante estable de 2024 BOE por día bruto (~328 % de petróleo), que estuvo ligeramente por debajo del volumen presupuestado de 62 BOE por día bruto (346 % de petróleo) debido a las tormentas invernales de enero y la Compañía recibió una distribución de flujo de efectivo de 65 millones de dólares australianos en marzo de 0.7.
The Bighorn JV executed a ~10% sell-down (gross, ~7% net to 88 Energy) of the 2023 acquired acreage, in order to re-disk and accelerate development opportunities. The transaction realised acquisition payments of ~A$0.3M and the non-operated partners will contribute their share of the capital development costs coupled with a 25% carry of their ownership share on the five 2024 WP&B agreed workovers.
Qualified Petroleum Reserves Evaluator Statement
The information in this evaluation that relates to Project Longhorn is based on, and fairly represents, information and supporting documentation prepared by Paul Griffith of consultants PJG Petroleum Engineers LLC. Mr Griffith holds a BSc. and a Master's in Petroleum Engineering, is a member of the Society of Petroleum Engineers (SPE) and has over 35 years of reservoir and petroleum engineering experience. Mr Griffith is not an employee of the Company. Mr Griffith has reviewed this document as to its form and context in which the reserves and the supporting information are presented and consent to its release.
The information in this evaluation that relates to the Umiat oil field has not changed since first reporting to the ASX on 11 January 2021, and fairly represents, information and supporting documentation prepared by technical employees of consultants Ryder Scott Company LP, under the supervision of Dr Stephen Staley, as stated in that announcement. Dr Staley is a Non-Executive Director of the Company. Dr Staley has more than 40 years' experience in the petroleum industry, is a Fellow of the Geological Society of London, and a qualified Geologist/Geophysicist who has sufficient experience that is relevant to the style and nature of the oil prospects under consideration and to the activities discussed in this document. Dr Staley has reviewed the information and supporting documentation referred to in this announcement and considers the resource and reserve estimates to be fairly represented and consents to its release in the form and context in which it appears. His academic qualifications and industry memberships appear on the Company's website and both comply with the criteria for "Competence" under clause 3.1 of the Valmin Code 2015.
Declaración de precaución de reservas
Las reservas de petróleo y gas y las estimaciones de recursos son expresiones de juicio basadas en el conocimiento, la experiencia y la práctica de la industria. Las estimaciones que eran válidas cuando se calcularon originalmente pueden modificarse significativamente cuando se disponga de nueva información o técnicas. Además, por su propia naturaleza, las estimaciones de reservas y recursos son imprecisas y dependen en cierta medida de interpretaciones, que pueden resultar inexactas. A medida que haya más información disponible a través de perforaciones y análisis adicionales, es probable que las estimaciones cambien. Esto puede resultar en modificaciones a los planes de desarrollo y producción que, a su vez, pueden impactar negativamente las operaciones de la Compañía. Las estimaciones de reservas y las estimaciones de ingresos netos futuros son, por naturaleza, declaraciones prospectivas y están sujetas a los mismos riesgos que otras declaraciones prospectivas.
Sector empresarial
The Company held a General Meeting on 15 January 2024 and all 11 resolutions were passed without amendment on a poll.
Finanzas
As at 31 March 2024, the Company's cash balance is A$17.5M.
El Apéndice 5B de ASX adjunto a este informe trimestral contiene el estado de flujo de efectivo de la Compañía para el trimestre. Los flujos de efectivo materiales para el período fueron:
· Exploration and evaluation expenditure of A$3.9M (December 2023 quarter: A$2.8M) predominantly related to the Hickory-1 flow test program. Approximately 20% of Hickory-1 flow test payments have been made, with the remainder expected to be paid in Q2 2024.
· Administration, staff, and other costs of A$0.7M (December 2023 quarter: A$1.4M). Including fees paid to Directors and consulting fees paid to Directors of A$0.2M.
· Cost reduction initiatives commenced in the quarter targeting a reduction in salary and overhead costs. Further business optimisation activities underway, aimed at preserving and enhancing value for shareholders and advancement of key projects.
Información requerida por la regla de cotización ASX 5.4.3
Pursuant to the requirements of the ASX Listing Rules Chapter 5 and the AIM Rules for Companies, the technical information and resource reporting contained in this announcement was prepared by, or under the supervision of, Dr Stephen Staley, who is a Non-Executive Director of the Company. Dr Staley has more than 40 years' experience in the petroleum industry, is a Fellow of the Geological Society of London, and a qualified Geologist / Geophysicist who has sufficient experience that is relevant to the style and nature of the oil prospects under consideration and to the activities discussed in this document. Dr Staley has reviewed the information and supporting documentation referred to in this announcement and considers the prospective resource estimates to be fairly represented and consents to its release in the form and context in which it appears. His academic qualifications and industry memberships appear on the Company's website, and both comply with the criteria for "Competence" under clause 3.1 of the Valmin Code 2015. Terminology and standards adopted by the Society of Petroleum Engineers "Petroleum Resources Management System" have been applied in producing this document.
Este anuncio ha sido autorizado por la Junta.
Relaciones con los medios e inversores:
88 Energía Ltda. Ashley Gilbert, directora general Tel.: +61 (0) 8 9485 0990 Email:GME@dhr-rgv.com | |
socios de cinco marcas, Relaciones con inversores y medios | |
miguel vaughan | Tel.: +61 (0) 422 602 720 |
EurozHartleys Ltd | |
dale bryan | Tel.: +61 (0) 8 9268 2829 |
Cavendish Capital Markets Limitado | Tel.: +44 (0) 207 220 0500 |
Derrick Lee | Tel.: +44 (0) 131 220 6939 |
Perla Kellie | Tel.: +44 (0) 131 220 9775 |
1. Refer announcement released to ASX on 21 December 2023 regarding Project Peregrine 12-month suspension until 30 November 2024
Information required by ASX Listing Rule 5.4.3 - Lease Schedules as at 31 March 2024
Apéndice 5B
Entidad de exploración minera o entidad de exploración de petróleo y gas
informe de flujo de caja trimestral
Nombre de la entidad | ||
88 Energía limitada | ||
ABN | Trimestre finalizado ("trimestre actual") | |
80 072 964 179 | 31 de marzo de 2024 |
Estado de flujos de efectivo consolidado | Trimestre actual | Año hasta la fecha (3 meses) |
| |
1. | flujos de efectivo por actividades operacionales | - | - |
|
1.1 | Recibos de clientes |
| ||
1.2 | Pagos por | - | - |
|
(a) exploración y evaluación |
| |||
(b) desarrollo | - | - |
| |
(c) producción | - | - |
| |
(d) costos de personal | (399) | (399) |
| |
(e) costos administrativos y corporativos | (406) | (406) |
| |
1.3 | Dividendos recibidos (ver nota 3) | - | - |
|
1.4 | Interés recibido | 37 | 37 |
|
1.5 | Intereses y otros costos financieros pagados | - | - |
|
1.6 | Impuestos a la renta pagados | - | - |
|
1.7 | Subvenciones gubernamentales e incentivos fiscales | - | - |
|
1.8 | Otro | - | - |
|
1.9 | Efectivo neto de / (utilizado en) actividades operativas | (768) | (768) |
|
| ||||
2. | Flujos de efectivo de actividades de inversión | - | - |
|
2.1 | Pagos para adquirir o por: |
| ||
(a) entidades |
| |||
(b) viviendas | (153) | (153) |
| |
(c) propiedades, planta y equipo | - | - |
| |
(d) exploración y evaluación | (3,851) | (3,851) |
| |
(e) inversiones | - | - |
| |
(f) otros activos no corrientes | - | - |
| |
2.2 | Ingresos por la disposición de: | - | - |
|
(a) entidades |
| |||
(b) viviendas | - | - | ||
(c) propiedades, planta y equipo | - | - |
| |
(d) inversiones | - | - |
| |
(e) otros activos no corrientes | - | - |
| |
2.3 | Flujos de efectivo de préstamos a otras entidades | - | - |
|
2.4 | Dividendos recibidos (ver nota 3) | - | - |
|
2.5 | Otros - Contribuciones de empresas conjuntas Otros - Distribución del Proyecto Longhorn Otros - Devolución de bonos | 2,874 715 - | 2,874 715 - |
|
2.6 | Efectivo neto de / (utilizado en) actividades de inversión | (415) | (415) |
|
| ||||
3. | Flujos de efectivo de actividades de financiación | - | - |
|
3.1 | Producto de las emisiones de valores de renta variable (excluidos los valores de deuda convertibles) |
| ||
3.2 | Producto de la emisión de valores representativos de deuda convertibles | - | - |
|
3.3 | Producto del ejercicio de opciones | - | - |
|
3.4 | Costos de transacción relacionados con emisiones de valores de renta variable o valores de deuda convertibles | - | - |
|
3.5 | Producto de préstamos | - | - |
|
3.6 | Reembolso de préstamos | - | - |
|
3.7 | Costos de transacción relacionados con préstamos y empréstitos | - | - |
|
3.8 | Dividendos pagados | - | - |
|
3.9 | Otro (proporcione detalles si es material) | - | - |
|
3.10 | Efectivo neto de / (utilizado en) actividades de financiación | - | - |
|
| ||||
4. | Aumento / (disminución) neto de efectivo y equivalentes de efectivo para el período |
| ||
4.1 | Efectivo y equivalentes de efectivo al comienzo del período | 18,183 | 18,183 |
|
4.2 | Efectivo neto de / (utilizado en) actividades operativas (elemento 1.9 anterior) | (768) | (768) |
|
4.3 | Efectivo neto de / (utilizado en) actividades de inversión (elemento 2.6 anterior) | (415) | (415) |
|
4.4 | Efectivo neto de / (utilizado en) actividades de financiación (punto 3.10 anterior) | - | - |
|
4.5 | Efecto del movimiento de los tipos de cambio sobre el efectivo mantenido | 502 | 502 |
|
4.6 | Efectivo y equivalentes de efectivo al final del período | 17,502 | 17,502 |
|
5. | Conciliación de efectivo y equivalentes de efectivo | Trimestre actual | Trimestre anterior |
5.1 | Saldos bancarios | 17,502 | 18,182 |
5.2 | Depósitos a la vista | - | - |
5.3 | sobregiros bancarios | - | - |
5.4 | Otro (proporcione detalles) | - | - |
5.5 | Efectivo y equivalentes de efectivo al final del trimestre (debe ser igual al punto 4.6 anterior) | 17,502 | 18,182 |
6. | Payments to related parties of the entity and their asociados | Trimestre actual |
6.1 | Monto agregado de pagos a partes relacionadas y sus asociadas incluidos en el ítem 1 | 214 |
6.2 | Monto agregado de pagos a partes relacionadas y sus asociadas incluidos en el ítem 2 | - |
Nota: si se muestra algún monto en los puntos 6.1 o 6.2, su informe de actividad trimestral debe incluir una descripción y una explicación de dichos pagos. |
6.1 Los pagos se refieren a los honorarios del Director y de consultoría pagados a los Directores. Todas las transacciones que involucran a directores y asociados se realizaron en términos comerciales normales.
7. | Facilidades de financiaciónNote: the term "facility' includes all forms offinancing arrangements available to the entity.Add notes as necessary for an understanding ofthe sources of finance available to the entity. | Monto total de la instalación al final del trimestre | Importe retirado al final del trimestre |
7.1 | Facilidades de préstamo | - | - |
7.2 | Acuerdos de reserva de crédito | - | - |
7.3 | Otros (especificar) | - | - |
7.4 | Total facilidades de financiación | - | - |
| |||
7.5 | Facilidades de financiación no utilizadas disponibles al final del trimestre | - | |
7.6 | Incluya en el cuadro a continuación una descripción de cada instalación anterior, incluido el prestamista, la tasa de interés, la fecha de vencimiento y si está garantizada o no. Si se ha contratado o se propone ingresar alguna línea de financiamiento adicional después del final del trimestre, incluya también una nota que proporcione detalles de esas líneas. | ||
8. | Efectivo estimado disponible para actividades operativas futuras | $ A'000 |
8.1 | Efectivo neto de / (utilizado en) actividades operativas (elemento 1.9) | (768) |
8.2 | (Pagos por exploración y evaluación clasificadas como actividades de inversión) (elemento 2.1 (d)) | (3,851) |
8.3 | Total de gastos relevantes (elemento 8.1 + elemento 8.2) | (4,619) |
8.4 | Efectivo y equivalentes de efectivo al final del trimestre (elemento 4.6) | 17,502 |
8.5 | Facilidades financieras no utilizadas disponibles al final del trimestre (elemento 7.5) | - |
8.6 | Financiamiento total disponible (ítem 8.4 + ítem 8.5) | 17,502 |
8.7 | Trimestres estimados de financiamiento disponible (elemento 8.6 dividido por elemento 8.3) | 3.8 |
Nota: si la entidad ha informado gastos relevantes positivos (es decir, una entrada de efectivo neta) en el ítem 8.3, responda el ítem 8.7 como "N / A". De lo contrario, se debe incluir en el ítem 8.7 una cifra para los trimestres estimados de financiamiento disponible. | ||
8.8 | Si el ítem 8.7 es menos de 2 trimestres, responda las siguientes preguntas: | |
8.8.1 ¿La entidad espera que continúe teniendo el nivel actual de flujos de efectivo operativos netos por el momento y, si no es así, por qué no? | ||
Respuesta: n / a | ||
8.8.2 ¿La entidad ha tomado alguna medida, o se propone tomar alguna medida, para recaudar más efectivo para financiar sus operaciones y, de ser así, cuáles son esos pasos y qué tan probable cree que tendrán éxito? | ||
Respuesta: n / a | ||
8.8.3 ¿La entidad espera poder continuar sus operaciones y cumplir con sus objetivos comerciales y, de ser así, sobre qué base? | ||
Respuesta: n / a
| ||
Nota: cuando el ítem 8.7 sea menor a 2 trimestres, se deben responder todas las preguntas 8.8.1, 8.8.2 y 8.8.3 anteriores. |
Declaración de conformidad
1 Esta declaración ha sido preparada de acuerdo con las normas y políticas contables que cumplen con la Regla de Listado 19.11A.
2 Esta declaración brinda una visión fiel y fiel de los asuntos revelados.
Fecha: 18 de abril de 2024
Autorizado por: Por la Junta
(Nombre del organismo o funcionario que autoriza la liberación; consulte la nota 4)
Notas
1. Este informe de flujo de efectivo trimestral y el informe de actividad adjunto proporcionan una base para informar al mercado sobre las actividades de la entidad durante el último trimestre, cómo han sido financiadas y el efecto que esto ha tenido en su posición de efectivo. Se recomienda que una entidad que desee revelar información adicional por encima del mínimo requerido por las Reglas de cotización lo haga.
2. Si este informe de flujo de efectivo trimestral se ha preparado de acuerdo con las NIIF, las definiciones y disposiciones de, NIA 6: Exploración y evaluación de recursos minerales y NIC 107: Estado de flujos de efectivo aplicar a este informe. Si este informe de flujo de efectivo trimestral se ha preparado de acuerdo con otras normas contables acordadas por ASX de conformidad con la Regla de cotización 19.11A, se aplicarán las normas equivalentes correspondientes a este informe.
3. Los dividendos recibidos pueden clasificarse como flujos de efectivo de actividades operativas o flujos de efectivo de actividades de inversión, dependiendo de la política contable de la entidad.
4. Si este informe ha sido autorizado para su lanzamiento al mercado por su junta directiva, puede insertar aquí: "Por la junta". Si ha sido autorizado para su lanzamiento al mercado por un comité de su junta directiva, puede insertar aquí: "Por el [nombre del comité de la junta - por ejemplo, Comité de Auditoría y Riesgos] ". Si ha sido autorizado para su lanzamiento al mercado por un comité de divulgación, puede insertar aquí:" Por el comité de divulgación ".
5. Si este informe ha sido autorizado para su lanzamiento al mercado por su junta directiva y usted desea declararse cumpliendo con la recomendación 4.2 del Consejo de Gobierno Corporativo de ASX. Principios y recomendaciones de gobierno corporativo, el directorio debe haber recibido una declaración de su CEO y CFO de que, en su opinión, los registros financieros de la entidad se han mantenido adecuadamente, que este informe cumple con las normas contables adecuadas y ofrece una visión fiel y fiel de los flujos de efectivo. de la entidad, y que su opinión se ha formado sobre la base de un sólido sistema de gestión de riesgos y control interno que está operando con eficacia.
RNS puede usar su dirección IP para confirmar el cumplimiento de los términos y condiciones, para analizar cómo interactúa con la información contenida en esta comunicación y para compartir dicho análisis de forma anónima con otros como parte de nuestros servicios comerciales. Para obtener más información sobre cómo RNS y la Bolsa de Valores de Londres utilizan los datos personales que nos proporciona, consulte nuestra Política de privacidad.