Addax Petroleum gibt ein weiteres Erfolgsjahr mit Produktions- und Reservenwachstum für das Jahr 2008 bekannt
Calgary, Kanada (ots/PRNewswire)
- Erwiesene und wahrscheinliche Ölreserven steigen um 20 Prozent auf 536,7 MMbbl; voraussichtliche Ölressourcen steigen um 23 Prozent auf 2.772 MMbbl
- 17 Prozent Wachstum von möglichen Gasressourcen auf 2.820 Bcf; 281 Prozent Reserven-Erneuerungsrate
- Der Reserve Life Index wurde auf 10,8 Jahre verlängert
Addax Petroleum Corporation ("Addax Petroleum" oder das
"Unternehmen") (TSX:AXC und LSE:AXC), gibt heute bekannt, dass sein
Vorstand einen Reservebericht akzeptiert hat, der von den
unabhängigen Ingenieuren für Öl- und Erdgasreservoire ("MSAI"),
nämlich Netherland, Sewell & Associates Inc, erstellt wurde. Der
Bericht bewertet alle Ölreserven des Unternehmens und bestimmte
Rohstoffquellen (der "NSAI-Bericht"). NSAI schätzt, dass sich zum
31. Dezember 2008 die Gesamtbearbeitungsbeteiligung aller
nachgewiesenen und wahrscheinlichen Reserven des Unternehmens auf
536,7 MMBBL beläuft, was einem Anstieg von ca. 20 Prozent gegenüber
den von NSAI am 31. Dezember 2007 geschätzten Mengen und einer
Reserven-Erneuerungsrate von 281 Prozent entspricht. Darüber hinaus
betrug die durchschnittliche Ölproduktion des Unternehmens im Jahr
2008 136,5 Tausend Barrel pro Tag ("MBBL/d"), was einem Anstieg von
8 Prozent im Vergleich zu 2007 entspricht und mit den
vorausgegangenen Beratungen übereinstimmt. Die Produktion für das
vierte Quartal von 2008 betrug durchschnittlich 142,5 Mbbl/d.Diese Ankündigung trifft mit der Einreichung eines Materialänderungsberichts durch das Unternehmen zusammen, der auf der Website des Unternehmens unter http://www.addaxpetroleum.com und auf http://www.sedar.com verfügbar ist. Sofern nicht anderweitig angegeben, beziehen sich die Reservenschätzungen in dieser Pressemitteilung auf prognostizierte Preise und Kosten und entsprechen der nachgewiesenen Gesamtbearbeitungsbeteiligung plus wahrscheinlichen Schätzungen. Sofern nicht anderweitig angegeben, beziehen sich Verweise auf "$" und "Dollars" auf die Währung der Vereinigten Staaten von Amerika.
Kommentar des CEO
Jean Claude Gandur, der Präsident und Vorstandsvorsitzender von Addax Petroleum, kommentierte heute: "Ich freue mich sehr, heute ausgezeichnete Betriebsergebnisse für das zehnte Jahr in Folge bekanntgeben zu können. Unsere Leistungen im Jahr 2008 setzen Addax Petroleums Erfolgsgeschichte in Bezug auf das Produktions- und Reservenwachstum fort. So konnten wir 2008 unsere überarbeiteten Zielvorgaben für die Produktionshöhe erfüllen und unsere Erwartungen in Bezug auf das Reservenwachstum übertreffen, indem wir fast drei Mal soviel produzierten, als während des gesamten Jahres zusammengenommen. Dies gelang uns hauptsächlich durch neue Funde und Erweiterungen von vorherigen Entdeckungen. Zudem konnten wir unsere zukünftigen Ölvorräte erheblich vergrössern, obwohl wir während des Jahres dreizehn Erkundungs- und Probebohrungen durchführten. Darüberhinaus werden wir auch weiterhin vernünftig investieren, um unsere bestehenden Ölfelder zu entwickeln, während wir gleichzeitig mit unserem dynamischen Erkundungsprogramm unsere Reserven- und Rohstoffbasis ausweiten werden. Wir sind stolz auf den Erfolg, den wir Addax Petroleums Aktionären im Jahr 2008 bieten konnten und freuen uns darauf, diesen erfolgreichen Kurs auch in diesem Jahr und weit darüber hinaus fortzusetzen."
Der NSAI-Bericht
Der NSAI Report wurde auf Wunsch des Technical and Reserves Committees von Addax Petroleum für das Unternehmen erstellt. Er hält sich hierbei an die Vorgaben zu den Annahmen und der Methodik, die im Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook umrissen sind und in Übereinstimmung mit dem National Instrument 51-101 stehen. Zusätzlich zu den Ölreserven in den Lizenzgebieten des Unternehmens beinhaltet der NSAI-Bericht künftige Ölressourcen für die Lizenzgebiete des Unternehmens, die sich in Westafrika und dem kurdischen Gebiet im Irak befinden und mögliche Gasressourcen für die nigerianischen Lizenzgebiete des Unternehmens.
Ausgewählte Ölressourcen-Höhepunkte
Die Höhepunkte der Ölressourcen, die im NSAI-Bericht Erwähnung fanden, wie auch der Produktion des Unternehmens für das Jahr 2008 im Vergleich zu den Ergebnissen von 2007 lauten wie folgt:
- Die Gesamtreserven erhöhten sich zum 31. Dezember 2008 um 20 Prozent auf 536,7 MMbbl, verglichen mit 446,7 MMbbl zum 31. Dezember 2007. Das Unternehmen kaufte oder verkaufte im Jahre 2008 keine Ressourcen. Die zusätzlichen Ressourcen basieren hauptsächlich auf den betrieblichen Aktivitäten des Unternehmens, u.a. auf Erweiterungen und Funden, wie auch auf günstigen wirtschaftlichen Faktoren
- In Nigeria stiegen die Reserven zum 31. Dezember 2008 um 23 Prozent auf 324,0 MMbbl, im Vergleich zu 262,7 MMbl zum 31.Dezember 2007. Der bedeutendste Reservezuwachs in Nigeria stammt aus zusätzlichen Forschungsaktivitäten auf dem Kita Marine Feld in OML123, das die Reserven dieses Feldes um 34,0 MMbbl erhöhte, und von dem kürzlich bekanntgegebenen Fund in Njaba, bei dem man (vor einer zusätzlichen Probebohrung, die zur Zeit in Vorbereitung ist) von geschätzten Reserven von 42,0 MMbbl ausgeht.
Die Ölproduktion in Nigeria für das Jahr 2008 betrug durchschnittlich 108,0 Mbbl/d, was einer Zunahme von 3 Prozent im Vergleich zu 2007 entspricht.
- In Gabun fielen die Reserven zum 31. Dezember 2008 um 6 Prozent auf 103,3 MMbbl, im Vergleich zu 109,4 MMbbl zum 31. Dezember 2007, und zwar hauptsächlich in der Ölproduktion, die sich während des Jahres auf insgesamt 10,4 MMbbl belief. Die Ölproduktion in Gabun für das Jahr 2008 belief sich durchschnittlich auf 28,5 bbl/d, was einer Zunahme um 33 Prozent im Vergleich zu 2007 entspricht.
- Im kurdischen Teil Iraks erhöhten sich die Reserven zum 31. Dezember 2008 um 47 Prozent auf 109,5 MMbbl. Verglichen dazu waren es zum 31. Dezember 2007 nur 74,6 MMbbl. Alle diese Reserven befinden sich auf dem Taq Taq-Feld. Diese Zunahme an Reserven war in erster Linie das Ergebnis zusätzlicher Probebohrungen während des Jahres 2008. Im Jahr 2008 fiel die Ölproduktion auf dem Taq Taq-Feld nur gering aus.
- Insgesamt betrug die Reserven-Erneuerungsrate des Unternehmens für das Jahr 2008 281 Prozent. Die Reserven-Erneuerungsrate wird berechnet, indem die zusätzlichen Reserven von 140,0 MMbbl (vor Abzug der Produktion von 49,9 MMbbl im Jahr 2008) durch die Produktion im Jahre 2008 geteilt werden.
- Der Reserve Life Index des Unternehmens für das Jahr 2008 basiert auf den Reserven zum 31. Dezember 2008 und der durchschnittlichen Ölproduktion von 2008. Er wurde von 9,7 im Jahr 2007 auf 10,8 erweitert. Den Reserve Life Index von 2008 berechnet man, indem man die Reserven von 536,7 MMbbl zum 31. Dezember 2008 durch die Produktion des Jahres 2008 von 49,9 MMbbl teilt.
- Die erwiesene Gesamtbearbeitungsbeteiligung plus wahrscheinlicher plus möglicher Reserven ist zum 31. Dezember 2008 um 27 Prozent auf 738,4 MMbbl gestiegen. Zum 31. Dezember 2007 waren es dazu im Vergleich nur 580,3 MMbbl.
- Die Ölproduktion des Unternehmens für das vierte Quartal von 2008 betrug durchschnittlich 142,5 Mbbl/d. Dieses Ergebnis setzt sich aus 113,1 Mbbl/d in Nigeria und 29,4 Mbbl/d in Gabun zusammen.
Die folgende Tabelle fasst ausgewählte Reserveinformationen zum 31. Dezember 2008 zusammen:
Ölreserven und zukünftige Nettoumsätze, die auf
prognostizierten Preisen und Kosten zum 31. Dezember 2008 basieren.
Geschätzter
Kapitalwert
10% von zukünftigen
Nettoumsätzen
Interest Reserven
Nach Steuern
------------------------------------ -------------
Erwiesen plus Erwiesen
Erwiesen plus Wahrscheinlich plus plus
Erwiesen Wahrscheinlich Möglich Wahrscheinlich
------------------------------------ -------------
(MMbbl) (MMbbl) (MMbbl) ($Millionen)
Nigeria 133,8 324,0 458,9 3,814
Gabun 66,7 103,3 127,0 1,676
Kurdischer Teil des 13,7 109,5 152,6 1,032
Irak
Gesamt 214,2 536,7 738,4 6,521Die folgende Tabelle vergleicht die Veränderungen an der Gesamtbearbeitungsbeteiligung in erwiesenen plus wahrscheinlichen Reserven:
Abstimmung der unternehmenseigenen Reserven auf der
Basis von prognostizierten Preisen und Kosten
Gesamtbearbeitungsbeteiligung
Erwiesene plus wahrscheinliche
Reserven
(MMbbl)
Geschätzter Betrag zum 31. Dezember 2007 446,7
Akquisitionen abzüglich Veräußerungen 0,0
Funde 52,5
Erweiterungen und verbesserte Gewinnung 70,9
Technische Überarbeitungen 10,5
Wirtschaftliche Faktoren 6,1
Produktion (49,9)
Geschätzter Betrag zum 31. Dezember 2008 536,7Ausgewählte künftige Ölressourcen-Höhepunkte
Die Höhepunkte der künftigen Ölressourcen, die im NSAI-Bericht Erwähnung fanden, im Vergleich zu Ergebnissen bis zum 31. Dezember 2007, lauten wie folgt:
CALGARY, Kanada, February 6 /PRNewswire/ --
- Künftige Ölressourcen wurden für die Mehrzahl aller Lizenzgebiete des Unternehmens in Westafrika und der Region Kurdistan im Irak gemeldet.
- Gesamtbearbeitungsbeteiligung, beste Schätzung der künftigen Ölressourcen, stiegen zum 31. Dezember 2007 um 23 Prozent auf 2,772 MMbbl. Verglichen dazu waren es zum 31. Dezember 2007 nur 2,246 MMbbl. Potenzielle Ölressourcen stiegen zum 31. Dezember 2008 um 12 Prozent auf 835 MMbbl. Im Vergleich dazu waren es zum 31. Dezember 2007 nur 738 MMbbl.
- Vom Best Estimate des Jahresabschlusses von 2008 für potenzielle Ölressourcen beziehen sich 1.359 MMbl oder 49 Prozent auf das "Deep Water Gulf of Guinea"-Portfolio des Unternehmens, 1.030 MMbbl oder 37 Prozent auf Nigerias Küstenvorland und Nigerias und Kameruns küstennahe Flachwassergebiete, 248 MMbbl oder 9 Prozent auf Gabun und 136 Mmbbl oder 5 Prozent auf die Region Kurdistan im Irak.
- Der grösste Zuwachs zum Best Estimate der potenziellen Ölressourcen stammt von OML137, wo ein Anstieg von 179 MMbbl verzeichnet wurde, der in erster Linie auf der Hinzufügung neuer potenzieller Ölressourcen beruht, im "Deepwater Gulf of Guinea", von denen durch die Hinzufügung neuer potenzieller Ölressourcen 155 MMbl hinzukamen, die in erster Linie aus der Region Kurdistan im Irak stammen, wo 136 MMbbl hinzukamen und dieses Gebiet erstmalig berücksichtigten und in Gabun, wo dank der Akquisition neuer seismischer Daten 64 MMbbl an der Küste hinzukamen sowie 68 MMbbl, die in erster Linie durch den Erwerb des Gryphon Marin Lizenzgebiets im Jahr 2008 hinzukamen.
Die folgende Tabelle fasst ausgewählte Reserveinformationen zum 31. Dezember 2008 zusammen:
Schätzungen der potenziellen Ölressourcen des
Unternehmens in Westafrika zum 31. Dezember 2008
Best Estimate
Potenzielle Ölressourcen
Unrisked Risked
(MMbbl) (MMbbl)
Flachwasser und auf Festland Nigerias und Kameruns
OML123 341 71
OML124 110 9
OML126 272 51
OML137 254 112
Ngosso (Kamerun) 54 12
Zwischensumme 1.030 255
Deep Water Gulf of Guinea
JDZ (1, 2, 3 & 4) 793 306
OPL291, Nigeria 566 188
Zwischensumme 1.359 493
Region Kurdistan im Irak
Kewa Chirmila 10 1
Sangaw North 126 14
Zwischensumme 136 15
Gabun
Auf dem Festland 99 18
Vor der Küste 149 43
Zwischensumme 248 61
Gesamt 2.772 825
Aufgrund von Rundungsdifferenzen können die Summen inkorrekt sein.Ausgewählte Höhepunkte möglicher Gasressourcen
Höhepunkte möglicher Gasressourcen, die im NSAI-Bericht Erwähnung fanden, im Vergleich zu den Zahlen zum 31. Dezember 2007, lauten wie folgt:
- Die gemeldeten potenziellen Gasressourcen beschränken sich auf die Produktions-Lizenzgebiete des Unternehmens im Flachwasser und auf dem Festland Nigerias. Sie werden als potenziell eingestuft, weil die Kommerzialität der Gasressourcen und die Produktionsrechte des Unternehmens erst noch festgestellt werden müssen. Das Unternehmen prüft für diese potenziellen Gasressourcen derzeit kommerzielle Entwicklungsvorschläge.
- Gesamtbearbeitungsbeteiligung, Best Estimate Gasressourcen stiegen bis zum 31. Dezember 2007 um 17 Prozent auf 2.820 Bcf. Im Vergleich dazu waren es zum 31. Dezember 2007 lediglich 2.415 Bcf. Best Estimate Flüssigkeiten, die zu den Gasressourcen gehören, stiegen zum 31. Dezember 2008 um 8 Prozent auf 83,5 MMbbl. Im Vergleich dazu waren es zum 31. Dezember 2007 77,2 MMbbl.
- Den grössten Zuwachs zu den Best Estimate potenziellen Gasressourcen stammen vom OML137, wo 411 Bcf und 8,7 MMbbl an dazugehörigen Flüssigkeiten hinzukamen. Sie stammen von erfolgreichen Erkundungs- und Probebohrungen, die das Unternehmen während des Jahres 2008 erfolgreich durchgeführt hatte.
Die folgende Tabelle fasst ausgewählte Informationen zum 31. Dezember 2008 über potenzielle Gasressourcen zusammen. Dazu zählen auch dazugehörige Flüssiggasmengen:
Best Estimates der potenziellen Gasressourcen des
Unternehmens in Nigeria - zum 31. Dezember 2008.
Potenzielles Gas Dazugehörige
Ressourcen(1) Flüssiggas(2)
(Bcf) (MMbbl)
OML123 1.013 25,2
OML124 377 22,8
OML126 92 1,5
OML137 1.337 34,0
Okwok 2 0
Gesamt 2.820 83,5
(1) nach Abzug des Pflanzenkraftstoffs und Gewinnung von Flüssiggas
(2) dazu gehört u.a. Flüssiggas und C5+Sonstige neue Erforschungs- und Probebohrungsaktivitäten
Das Unternehmen hat vor Kurzem auch die folgenden Probebohrungen in Nigeria und Gabun abgeschlossen:
- Ossu North (OML124 Lizenzgebiet): Erfolgreiche Probebohrung im nördlichen Bereich des Ossu-Ölfelds in OML124 auf dem Festland Nigerias. Das Ossu 14 (Nord)Bohrloch hat den Umfang des Areals vom Ossu Ölfeld durch den Nachweis eines Ölvorkommens nördlich eines Bergsattels, der das Hauptfeld von einem unabhängigen Block trennt, erweitert. Das Bohrloch wurde mit dem DWC 20-Bohrturm erbohrt und stiess auf eine Kohlenwasserstoffsäule von 25 Fuss - 12 Fuss davon waren erdölführend.
- Adanga North Graben (OML123 Lizenzgebiet): Man stiess während des Anbohrens einer Probebohrung auf dem Adanga North Graben in OML123 vor der Küste Nigerias auf Gas. Die Adanga North Graben Förderstelle im südöstlichen Teil des Lizenzgebiets wurde vom Tommy Craighead-Bohrturm mit einer Gesamttiefe von 1.620 Metern erbohrt. Die Adanga North Graben Bohrung stiess auf zwei Intervalle mit Gas, die individuelle Säulen von ca. 16 Fuss aufwiesen, mit einer jeweiligen Tiefe von 1.440 bis 1.560 Metern.
- Andok (Maghena Lizenzgebiet): Man stiess im Intervall des Hauptzieles und einem Up-Dip des Förderplatzes im Maghena Lizenzgebiet auf dem Festland Gabuns auf Kohlenwasserstoff. Die Andok-Bohrstelle befindet sich ca. 5 km östlich des Tsiengui-Ölfeldes des Unternehmens und wurde bis zu einer Gesamttiefe von 1.746 Metern erbohrt.
Addax Petroleum beabsichtigt im Jahre 2009 in den Lizenzgebieten Maghena und Epaemeno je eine Probebohrung durchzuführen.
Über Addax Petroleum
Addax Petroleum ist ein internationales Öl- und Gasexplorations- und Förderunternehmen, das sich auf Westafrika und den Nahen Osten spezialisiert hat. Addax Petroleum ist einer der grössten unabhängigen Ölproduzenten in Westafrika und hat seine Rohölfördermenge von durchschnittlich 8,8 Mbbl/d im Jahr 1998 auf durchschnittlich 136,5 Mbbl/d für das Jahr anheben können.
Weitere Informationen über Addax Petroleum erhalten Sie unter http://www.addaxpetroleum.com oder auf http://www.sedar.com.
Rechtshinweis zu zukunftsweisenden Aussagen
Bestimmte, in dieser neuen Pressemitteilung enthaltene Aussagen stellen zukunftsweisende Aussagen im Rahmen des Sinngehalts der geltenden kanadischen Sicherheitsvorschriften dar. Derartige Aussagen lassen sich im Allgemeinen an der verwendeten Terminologie erkennen, wie etwa "mag", "wird", "würde", "könnte", "sollte", "erwarten", "glauben", "beabsichtigen", "annehmen", "planen", "schätzen", "Budget", "Prognose", "vorschlagen", "Vorhaben", und Aussagen, die sich auf Angelegenheiten beziehen, die keinen historischen Tatsachen entsprechen. Zu den zukunftsweisenden Aussagen in dieser Pressemitteilung zählen unter anderem (ohne darauf beschränkt zu sein): Angaben bezüglich Schätzungen von Reserven und Ressourcen, Geschäftsstrategien und -zielen, Entwicklungs- und Zeitplänen, Ergebnissen von Forschungsaktivitäten und Daten, an denen bestimmte Fördergebiete in Betrieb gehen könnten.
Diese zukunftsweisendn Aussagen unterliegen bekannten und unbekannten Risiken und Ungewissheiten in Verbindung mit Öl- und Gasoperationen sowie anderen Faktoren. Zu diesen Faktoren gehören: Ungenaue Angaben über Reserven; Rohstoffpreise; allgemeine Wirtschafts- , Markt- und Geschäftsbedingungen; Industriekapazität; Wettbewerbsaktivitäten anderer Unternehmen; Veredelungs- und Marktmargen; die Fähigkeit, Erdöl und Erdgas zu produzieren und auf die Märkte zu bringen; Wetter- und Klimabedingungen; Ergebnisse von Forschungs- und Entwicklungsbohrungen und anderen dazugehörigen Aktivitäten; Schwankungen in Bezug auf Zinssätze und Devisenkurse; die Fähigkeit der Anbieter, ihren Verpflichtungen nachzukommen; Massnahmen durch die Regierungsstellen, einschliesslich Steuererhöhungen; Entscheidungen oder Zulassungen von Verwaltungsgerichten; Veränderungen in Bezug auf Umwelt- oder andere Bestimmungen; internationale politische Ereignisse; und zu erwartende Renditen. Genauer gesagt: Die Produktion kann durch Erkundungserfolge, durch das Timing und den Erfolg der Inbetriebnahme, durch die Ausfallsicherheit der Anlage, der Reservoir-Leistung und natürlichen Decline Rates, dem Umgang mit Wasser und dem Bohrprozess beeinträchtigt werden. Investitionen können eventuell durch Kostendruck in Verbindung mit neuen Kapitalprojekten wie Arbeits- und Materialangeboten, Bohrturmpreise und -Verfügbarkeit sowie durch seismische Kosten beeinträchtigt werden.
In dieser Pressemitteilung hat das Unternehmen Vermutungen in Bezug auf folgende Faktoren geäussert:
- Öl- und Erdgaspreise;
- Menge der Öl- und Gasreserven und -ressourcen, und der diskontierte derzeitige Wert vom zukünftigen Geldfluss aus diesen Reserven und die ultimative Wiedererlangbarkeit von Reserven;
- Das Timing und den Umfang zukünftiger Produktionen, Vorhersagen über Investitionen und die Finanzquellen hiervon;
- der Betrag, Beschaffenheit, das Timing und die Effekte der Investitionen;
- Pläne für Bohrungen und das Timing und der Standort hiervon; - Erwartungen in Bezug auf Verhandlung und Erfüllung von Vertragsrechten;
- Betriebs- und andere Kosten;
- Geschäftsstrategien und Management-Pläne;
- voraussichtliche Gewinne und gesteigerter Nutzen für die Aktionäre, der sich aus den Entwicklungsförderstätten und Akquisitionen ergibt; und
- Verhandlung unter den Finanzbedingungen der Production Sharing Contracts und dem behördlichen System.
Die tatsächlichen Ergebnisse des Unternehmens können stark von den in diesen zukunftsweisenden Aussagen prognostizierten Ergebnissen abweichen, falls sich die Annahmen, auf denen diese basieren, sich als falsch herausstellen sollten, oder falls sich eine oder mehrere der oben genannten Ungewissheiten oder Risiken als wahr erweisen sollten. Diese Risikofaktoren werden detailliert in den von Addax Petroleum bei den Wertpapierbehörden der kanadischen Provinzen eingereichten Unterlagen dargestellt.
Der Leser wird darauf hingewiesen, dass die oben angeführte Auflistung wichtiger Faktoren, die die zukunftsweisenden Informationen beeinträchtigen können, nicht erschöpfend ist. Darüber hinaus wird die in dieser Pressemitteilung enthaltene zukunftsweisende Information zum Datum dieser Pressemitteilung gegeben, und sofern geltendes Recht es nicht anders verlangt, übernimmt Addax Petroleum keinerlei Verpflichtung, die hierin enthaltene vorausschauende Information öffentlich zu aktualisieren oder zu revidieren, und zwar unabhängig davon, ob es sich um neue Informationen, zukünftige Ereignisse oder anderes handelt. Die vorausschauenden Informationen in dieser Pressemeldung unterliegen ausdrücklich diesem Vorbehalt.
Rechtshinweis zu Reserven und Ressourcen
Alle Schätzungen von Reserven und Ressourcen gelten zum 31. Dezember 2008, wie es auch in Addax Petroleums Material Change Report vom 4. Februar 2009 (MCR) dargestellt wurde. Der Bericht kann auf den folgenden Webseiten eingesehen werden: http://www.sedar.com oder http://www.addaxpetroleum.com.
Mögliche Reserven: Mögliche Reserven sind die zusätzlichen Reserven, bei denen es nicht so sicher ist, dass sie geborgen werden, wie das bei wahrscheinlichen Reserven der Fall ist. Es besteht eine 10 % Wahrscheinlichkeit, dass die Mengen, die tatsächlich gefördert werden, der Summe der erwiesenen plus wahrscheinlichen plus möglichen Reserven entspricht oder diese sogar übertreffen wird.
Potenzielle Gasressourcen: Potenzielle Gasressourcen sind die Mengen von geschätztem Petroleum, die von einem bestimmten Datum an als potenziell förderbar betrachtet werden. Man geht davon aus, dass sie aus bereits bekannten Ablagerungen unter Verwendung bewährter Technologien oder während der Entwicklungsphase gefördert werden können. Sie werden jedoch derzeit aufgrund von zwei oder mehr Eventualitäten nicht als kommerziell förderbar angesehen. Alle diese potenziellen Gasressourcen befinden sich auf Feldern, in denen bereits Bohrungen durch den Gasanteil der Reservoirs angebohrt wurden, um die Dichte vom Gas, die Qualität des Reservoirs und den räumlichen Umfang genau definieren zu können. Es gibt keine Gasverkäufe aus diesen Grundstücken, da derzeit keine Gasmarkt-Verbindung besteht. Ausserdem besitzt Addax Petroleum zurzeit nicht die Gasrechte. Es besteht keine Sicherheit, dass es sich kommerziell rentieren würde, einen Teil der Ressourcen zu produzieren.
Voraussichtliche Ressourcen: Voraussichtliche Ressourcen sind die Mengen an geschätztem Petroleum, die von einem bestimmten Tag an potenziell förderbar sind. Sie sind potenziell förderbar aus unentdeckten Ablagerungen durch Anwendung von zukünftigen Erforschungsprojekten. Die voraussichtlichen Ölressourcen lassen Erforschungsmöglichkeiten und Entwicklungspotential erkennen, falls es zu einer kommerziellen Entdeckung käme. Es sollte nicht als ungewisse Ressourcen oder Reserven ausgelegt werden. Es gibt keine Sicherheit, dass überhaupt ein Teil dieser Ressourcen entdeckt werden wird. Sollte er entdeckt werden, gibt es keinerlei Sicherheit, dass es kommerziell rentabel sein wird, auch nur einen Teil der Ressourcen zu produzieren.
Alle mitgeteilten Mengen der Ressourcen basieren auf einem "Best Estimate". Weitere Informationen über hohe und niedrige Schätzungen für ungewisse Ressourcen und potenzielle Ressourcen finden Sie in Addax Petroleums MCR.
Für weitere Informationen: Mr. Craig Kelly, Investor Relations, Tel.: +41(0)22-702-95-68, craig.kelly@addaxpetroleum.com; Mr. Chad O'Hare, Investor Relations, Tel.: +41(0)22-702-94-10, chad.o'hare@addaxpetroleum.com; Ms. Marie-Gabrielle Cajoly, Press Relations, Tel.: +41(0)22-702-94-44, marie- gabrielle.cajoly@addaxpetroleum.com; Mr. Nick Cowling, Press Relations, Tel.: +1-416-934-8011, nick.cowling@cossette.com; Mr. James Henderson, Press Relations, Tel.: +44(0)20-7743-6673, james.henderson@pelhampr.com; Mr. Mark Antelme, Press Relations, Tel.: +44(0)20-3178-6242, mark.antelme@pelhampr.com
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