1. März 2016

Research #1Lithium in Northwest Territories, Kanada

92 Resources fokussiert auf Hard-Rock Lithium

Heute gab 92 Resources Corp. die Akquisition vom Hidden Lake Lithium Grundstück nahe Yellowknife in Kanada bekannt. Historische Gesteinsproben zeigten Gehalte zwischen 0,64% und 1% Lithium. Nemaskas Whabouchi Lagerstätte in Québec hat Tagebau-Ressourcen mit durchschnittlich 0,7% Lithium und zielt darauf ab, die Carbonat-Form zu Kosten von $3.771 USD/t herzustellen. Die Produktionskosten von Solen-Lagerstätten liegen mit $2.000 bis $3.000 USD/t ein wenig darunter, doch bei einem aktuellen Preis nahe $14.000 USD/t sind auch Lithium-Lagerstätten vom Typ Hartgestein höchst lukrativ geworden. Hartgestein-Lagerstätten haben den Vorteil eines kurzen und direkten Weges in die Produktion, der nicht vom Wetter abhängig ist.

Unternehmensdetails

92 Resources Corp.#1400 – 1111 West Georgia StreetVancouver, BC, Kanada V6E 4M6Telefon: +1 778 945 2950 Email: adrian@92resources.com www.92resources.com

Aktien im Markt: 21.718.203

Kanada Symbol (TSX.V): NTYAktueller Kurs: $0,05 CAD (29.02.2016)Marktkapitalisierung: $1 Mio. CAD

Deutschland Kürzel / WKN: R9G2 / A11575Aktueller Kurs: €0,025 EUR (29.02.2016)Marktkapitalisierung: €0.5 Mio. EUR

Chart Kanada (TSX.V)

Chart Deutschland (Tradegate)

n den 1970er Jahren kam der Geologe Raymond Lasmani zu fol-gender Schlussfolgerung in seinem

Bericht Lithium in the Yellowknife Area:

“Diese Ressourcen könnten entwickelt werden, falls und wann die Markt-

bedingungen das verfügbare Angebot strapazieren.”

Die Zeit ist gekommen, um diese Ressourcen erneut zu betrachten. Mit einer aktuellen Marktkapitalisierung von rund $1 Mio. CAD befindet sich 92 Resources mit ihrem neuen Fokus auf das Hidden Lake Lithium Projekt in einer günstigen Position, um damit zu beginnen, signifikantes Aktionärsvermögen zu schaffen.

I

Mitte der 1950er Jahre wurden die Peg-matite im Yellowknife Distrikt für ihr Lith-ium-Potential exploriert. Lasmanis kam zu folgendem Ergebnis in seinem Report “Lithium Resources in the Yellowknife Area, Northwest Territories, Canada” (1977):

“Detailierte Kartierungen und Gesteinsprobenahmen von der

Erdoberfläche auf 14 Grundstücken im Distrikt hat das Vorhandensein von 49

Mio. Tonnen Gestein bis in eine Tiefe von 152m und einem Durchschnittsgehalt

von 1,4% Li2O (0,65% Li) demonstriert. Diese Ressourcen könnten entwickelt

werden, falls und wann die Marktbedingungen das verfügbare

Angebot strapazieren.

Nachforschungen in Literatur haben die Yellowknife Gegend

als erstklassigen Kandidat für die Akquisition von Reserven identifiziert während sich eine Rohstoffstudie im

Jahr 1974 auf Lithium als bedeutendes Element für den Gebrauch in zukünftigen Energiesystemen

fokussierte.

Der Yellowknife Distrikt hat sich qualifiziert, da dieser über

ausreichende potentielle Ressource verfügt, um eine zentral gelegene Umwandlungsanlage zu speisen.

Neben dem benötigtem Markt würde eine Produktion aus dem

Yellowknife Distrikt auch mit dem Bau der Mackenzie Valley Erdgas-

Pipeline erleichtert werden, da eine kostengünstige Energiequelle für

jede Spodumen-Umwandlungsanlage vonnöten ist.

Spodumen in der Yellowknife Gegend kommt gewöhnlich mit leichter Farbe

und in guter Qualität vor.

Metallurgische Flotationstests mit einer 1 Tonnen-Gesteinsprobe aus dem THOR-Pegmatit erzielte eine

vorläufige Gewinnungsrate von 80% mit einem Konzentratgehalt von 6% Li2O.

Ausgewählte Spodumen-Kristalle hatten bis zu 8,25% Li2O.”

Der Spodumen-Gehalt in Pegmatiten vom Hidden Lake Grundstück erreicht ebenfalls bis zu 20% (einzelne Intervalle bis zu 35%) und ist allgemein grobkörnig. Der durchs-chnittliche Spodumen-Gehalt in Nemaskas Whabouchi Lagerstätte liegt bei 20% mit leicht bläulichen Spodumen-Kristallen, die bis zu 30 cm gross sind. Die historischen Lithium-Gehalte sind ähnlich oder besser als fortgeschrittene Spodumen-Lagerstät-ten in Kanada und sonstwo. Von gleich-er Wichtigkeit: Die Mineralogie ist sehr einfach (die Verarbeitung und Metallur-gie von Spodumen ist seit mehr als 100% bekannt und simpel). Drittens befindet sich das Grundstück in unmittelbarer Nähe (<5 km) von einer grossen Stras-sen und Infrastruktur. All diese Gründe ermöglichen es dem Projekt, recht schnell die Phasen Exploration und Ressour-cen-Definition bishin zur Entwicklung zu durchlaufen. Eine kapitalaufwendige Hydrometallurgie- oder Umwandlungsan-lage in der Nähe ist heutzutage kein zwin-gendes Erfordernis, da nicht nur asiatische Käufer zunehmend Spodumen-Konzen-trate weltweit zu Höchstpreisen jagen.

2 Research #1 | 92 Resources Corp.

Das Hidden Lake Lithium Grundstück hat ein historisches Lithium-Vorkommen und zahlreiche weitere Explorationsziele.

• Lage: ca. 40 km nordöstlich von Yellowknife, Northwest Territories, Kanada

• Grösse: ca. 1.045 ha

• Zugang: via Allwetter-Autobahn weniger als 5 km entfernt

• Geologie: Entlang dem Trend aus bekannten Lithium-Pegmatiten mit guter Grösse und hochgradigen Ressourcen.

• Potential: Mehrere bekannte Pegmatite an der Erdoberfläche plus zahlreiche ungetestete Zielstellen

• Mineralogie: Einfach

• Wirtsmineral: Spodumen

Historische an den Pegmatiten auf dem Hidden Lake Grundstück zeigte folgendes (basieren auf historischen Beurteilungsberichten):

LU #12 Dyke

• Geschätzte Länge: >300 m

• Durchschnittsbreite: ~10 m

• Historische Gehalte: 0,64% bis 1,4% Li (1,37% bis 3,01% Li2O) in 7 Schürfgrabenproben (“trench samples”)

• Spodumen: beobachteter Gehalt rangiert von bis zu 20% mit einzelnen Intervallen bis zu 35%; grobkörnig

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Luftaufnahme:

Research #1 | 92 Resources Corp.

Wie die oben abgebildeten Luftauf-nahmen zeigen, gibt es nicht nur den LU#12 Pegmatit, sondern auch noch mindestens 6 weitere Pegmatiten, von denen welche mehrere hundert Meter lang sind. Dies bestätigt die Beurteilung von Lasmanis (1977), dass die Fülle an Pegmatiten in der Gegend “erstaunlich” sei.

Auf Hidden Lake bieten die LU#12 und benachbarten Pegmatite formidables Potential für signifikante Tonnage aus hochgradigem Lithium. Vorherige Exploration konnte ein umfangreiches Pegmatit-Feld mit grossen und hochgradigen historischen Tonnagen identifizieren.

Potential:

• Hochgradige Lithium-Pegmatite an oder nahe der Erdoberfläche

• Mindestens 6 neue (ungetestete) Pegmatite gemäss Luftaufnahmen

• Einfache/unkomplizierte Mineralogie (grobkörniger Spodumen)

• Schnelle Ableitung einer ersten NI43-101-konformen Ressourcenschätzung (nur wenige Bohrlöcher nötig)

Bevorstehende Exploration:

Dank der Nähe zur Minenstadt Yellow-knife und nur wenige Kilometer Entfer-nung zu einer Allwetter-Strasse könnte die Exploration aus kostengünstigen Re-connaissance-Explorationsmaßnahmen bestehen, wie geologische Kartierungs- und Gesteinsprobenahmenprogramme, um Mineralogie, Gehalte, Mächtigkei-ten und Kontinuität von allen bekannt-en Pegmatiten auf dem Hidden Lake Grundstück festzustellen. Die Explora-tion könnte von der Northwest Territor-ies Mining Incentive Program (MIP) fin-anzielle Unterstützung bekommen.

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Luftaufnahme: Luftaufnahme:

Research #1 | 92 Resources Corp.

5 Research #1 | 92 Resources Corp.

6 Research #1 | 92 Resources Corp.

“However, lithium production from salars can be problematic. Salars are porous bodies of sand and salt, filled with salty water. Pumping water too quickly from the salar can result in fresh water being pulled too deep into a salar too quickly, and a significant, perhaps long-term, dilution of lithium grade. In some cases, the hydrostatic pressure from pumping too much brine out of the well too quickly can collapse the poros-ity of the salar, and effectively shut down a well. And once the brine is out of the salar and in the evaporation pond, the process is at the mercy of the weather. If hot and dry weather becomes cool and damp, the time to produce lithium car-bonate using solar evaporation, typical-ly a 12-18 month cycle, might become significantly longer.

In an era where the lithium produced from these projects is increasingly in-tended for use in automotive drive trains and 3C batteries, a supplier not meeting the required schedule for a delivery of lithium to a battery producer can have serious financial implications. In addi-tion, many brine sources are located in areas that are, geopolitically speaking, less than ideal. The Salar de Uyuni in Bolivia is an extremely large lithium re-source, albeit one with some problem-atic chemistry. However, any entity that has studied the recent history of mining projects in Bolivia would likely think twice before investing substantial sums in a long-term lithium production facility in that nation. Adding new production from within Chile has also become prob-lematic.

The Chilean government declared lith-ium to be a strategic material years ago, and its National Lithium Commission continues to struggle with policy issues related to the status of both existing and future licenses to harvest lithium. We have previously presented to the Na-tional Lithium Commission in Santiago, and the debate is far from complete. This means that the future prospects for production from Chilean salars re-mains uncertain. Investors, obviously, do not willingly seek out uncertainty.

The alternative to brines is to mine lithium-bearing minerals such as spodumene or lepidolite.“

(Quelle: Stormcrow‘s ‘Lithium – Strong Gets Stronger‘, May 29, 2015)

Von Tom Randall am 25. Februar 2016 für

Bloomberg

With all good technologies, there comes a time when buying the alternative no longer makes sense. Think smartphones in the past decade, color TVs in the 1970s, or even gasoline cars in the early 20th century. Predicting the timing of these shifts is difficult, but when it happens, the whole world changes.

It’s looking like the 2020s will be the decade of the electric car.

Battery prices fell 35 percent last year and are on a trajectory to make unsubsidized electric vehicles as affordable as their gasoline counterparts in the next six years, according to a new analysis of the electric-vehicle market by Bloomberg New Energy Finance (BNEF). That will be the start of a real mass-market liftoff for electric cars.

By 2040, long-range electric cars will cost

less than $22,000 (in today’s dollars), according to the projections. Thirty-five percent of new cars worldwide will have a plug.

This isn’t something oil markets are plan-ning for, and it’s easy to see why. Plug-in cars make up just one-tenth of 1 percent of the global car market today. They’re a rarity on the streets of most countries

and still cost significantly more than simi-lar gasoline burners. OPEC maintains that electric vehicles (EVs) will make up just 1 percent of cars in 2040. Last year Cono-coPhillips Chief Executive Officer Ryan Lance told me EVs won’t have a material impact for another 50 years—probably not in his lifetime.

But here’s what we know: In the next few years, Tesla, Chevy, and Nissan plan to start selling long-range electric cars in the $30,000 range. Other carmakers and tech companies are investing billions on dozens of new models. By 2020, some of these will cost less and perform better than their gasoline counterparts. The aim would be to match the success of Tesla’s Model S, which now outsells its competitors in the large luxury class in the U.S. The question then is how much oil demand will these cars displace? And when will the reduced demand be enough to tip the scales and cause the next oil crisis?

First we need an estimate for how quickly sales will grow.

Last year EV sales grew by about 60 percent worldwide. That’s an interesting number, because it’s also roughly the annual growth rate that Tesla forecasts

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Here‘s How Electric Cars Will Cause The Next Oil Crisis

A shift is under way that will lead to widespread adoption of EVs in the next decade.

Click on above picture to watch introduction video

Research #1 | 92 Resources Corp.

for sales through 2020, and it’s the same growth rate that helped the Ford Model T cruise past the horse and buggy in the 1910s. For comparison, solar panels are following a similar curve at around 50 percent growth each year, while LED light-bulb sales are soaring by about 140 percent each year.

Yesterday, on the first episode of Bloomb-erg’s new animated series Sooner Than You Think, we calculated the effect of con-tinued 60 percent growth. We found that electric vehicles could displace oil demand of 2 million barrels a day as early as 2023. That would create a glut of oil equiva-lent to what triggered the 2014 oil crisis.

Compound annual growth rates as high as 60 percent can’t hold up for long, so it’s a very aggressive forecast. BNEF takes a more methodical approach in its analysis today, breaking down electric vehicles to their component costs to forecast when prices will drop enough to lure the average car buyer. Using BNEF’s model, we’ll cross the oil-crash benchmark of 2 million barrels a few years later — in 2028.

Predictions like these are tricky at best. The best one can hope for is to be more accurate than conventional wisdom, which in the oil industry is for little interest in electric cars going forward.

“If you look at reports like what OPEC puts out, what Exxon puts out, they put adoption at like 2 percent,” said Salim Morsy, BNEF analyst and author of to-day’s EV report. “Whether the end num-ber by 2040 is 25 percent or 50 percent, it frankly doesn’t matter as much as mak-ing the binary call that there will be mass adoption.”

BNEF’s analysis focuses on the total cost of ownership of electric vehicles, includ-ing things like maintenance, gasoline costs, and—most important—the cost of batteries. Batteries account for a third of the cost of building an electric car.

For EVs to achieve widespread adoption, one of four things must happen:

1. Governments must offer incentives to lower the costs.2. Manufacturers must accept extremely low profit margins.3. Customers must be willing to pay more to drive electric. 4. The cost of batteries must come down.

The first three things are happening now in the early-adopter days of electric vehicles, but they can’t be sustained. Fortunately, the cost of batteries is headed in the right direction.

There’s another side to this EV equation: Where will all this electricity come from? By 2040, electric cars will draw 1,900 terawatt-hours of electricity, according to BNEF. That’s equivalent to 10 percent of humanity’s electricity produced last year.

The good news is electricity is getting cleaner. Since 2013, the world has been adding more electricity-generating capacity from wind and solar than from coal, natural gas, and oil combined. Electric cars will reduce the cost of battery storage and help store intermittent sun and wind power.

In the move toward a cleaner grid, electric vehicles and renewable power create a mutually beneficial circle of demand.

And what about all the lithium and other finite materials used in the batteries? BNEF analyzed those markets as well, and found they’re just not an issue. Through 2030, battery packs will require less than 1 percent of the known reserves of lithium, nickel, manganese, and copper. They’ll require 4 percent of the world’s cobalt. After 2030, new battery chemistries will probably shift to other source materials, making packs lighter, smaller, and cheaper.

Despite all this, there’s still reason for oil markets to be skeptical. Manufacturers need to actually follow through on bringing down the price of electric cars, and there aren’t yet enough fast-charging stations for convenient long-distance travel. Many new drivers in China and India will continue to choose gasoline and diesel. Rising oil demand from developing countries could outweigh the impact of electric cars, especially if crude prices fall to $20 a barrel and stay there.

The other unknown that BNEF considers is the rise of autonomous cars and ride-sharing services like Uber and Lyft, which would all put more cars on the road that drive more than 20,000 miles a year. The more miles a car drives, the more economical battery packs become. If these new services are successful, they could boost electric-vehicle market share to 50 percent of new cars by 2040, according to BNEF.

One thing is certain: Whenever the oil crash comes, it will be only the beginning. Every year that follows will bring more electric cars to the road, and less demand for oil. Someone will be left holding the barrel. ■

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