Saturn Oil + Gas Inc. / CA80412L8832
31.01.2024 - 02:26:00Saturn Oil & Gas Inc. meldet 145 Millionen Barrel Öläquivalent an Reserven und Nettobarwert (NPV10%) der nachgewiesenen, erschlossenen und produktiven Reserven von 1,4 Milliarden $
Calgary (Alberta), 30. Januar 2024 / IRW-Press / Saturn Oil & Gas Inc. (TSX-V: SOIL) (FWB: SMKA) (OTCQX: OILSF) („Saturn“ oder das „Unternehmen“) freut sich, die Ergebnisse der unabhängigen Reservenbewertung der Erdöl- und Erdgasaktiva des Unternehmens vom 29. Januar 2024 mit Wirksamkeitsdatum 31. Dezember 2023 gemäß der Vorschrift National Instrument 51-101 – Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities („NI 51-101“) sowie gemäß dem Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook (der „Reservenbericht“) bekannt zu geben.
Höhepunkte der Reservenbewertung
Der Reservenbericht des Unternehmens, erstellt von Ryder Scott Company-Canada („Ryder Scott“), bewertete die Öl- und Gasaktiva des Unternehmens in Saskatchewan und Alberta und weist folgende Höhepunkte auf:
- 145,3 Millionen BOE an gesamt nachgewiesenen und wahrscheinlichen („TP+P“) Reserven – eine Steigerung von 131 % gegenüber dem Vorjahr;
- Nettobarwert der zukünftigen Nettoeinnahmen aus nachgewiesenen, erschlossenen und produktiven Reserven („PDP“) in Höhe von 1,4 Mrd. $, mit 10 % diskontiert („NPV10%“)4;
- 879 gebuchte Bruttobohrstandorte (727,2 netto), davon 78 % in Saskatchewan und 22 % in Alberta;
- Hohe Ölgewichtung mit TP+P-Reserven, die zu 82 % leichtes und mittelschweres Öl sowie Erdgaskondensate („NGL“) umfassen;
- Lange Lebensdauer der verfügbaren Reserven (Reserve Life Index/„RLI“): 6,2 Jahre für PDP1-Reserven und 14,8 Jahre für TP+P1-Reserven;
- F&D-Kosten 2023 für TP+P-Reserven in Höhe von 13,93 $/BOE (2,5-fache Recycle Ratio)1;
- FD&A-Kosten 2023 für TP+P-Reserven in Höhe von 12,99 $/BOE (3,1-fache Recycle Ratio)1;
- Nettoinventarwert („NAV“) pro Aktie:
Nachgewiesen, erschlossen, produzierend: 6,72 $;Gesamt nachgewiesen 10,89 $; undGesamt nachgewiesen + wahrscheinlich: 16,69 $.
„Im Jahr 2023 führte Saturn das größte Bohrprogramm in der Geschichte des Unternehmens durch. Ergänzt wurde dies durch die bedeutende Akquisition von Ridgeback Resources Inc, die dem Unternehmen ein signifikantes Produktions- und Reservenwachstum bescherte. Saturn erhielt durch die Ridgeback-Akquisition 474 brutto (363,7 netto) gebuchte zukünftige Bohrstandorte2, die die zukünftige Öl- und Gasproduktion und die nachhaltige Generierung von freiem Cashflow unterstützen werden“, so Justin Kaufmann, Chief Development Officer. „Wir sind stolz auf unsere Erschließungsprogramme und strategischen Akquisitionen, die in den letzten drei Jahren zu einer Erweiterung der TP+P-Reserven um mehr als 150 MBOE geführt haben, und zwar zu attraktiven durchschnittlichen Kosten für die Auffindung, Erschließung und Übernahme von 14,35 $ pro BOE, wobei die erwarteten zukünftigen Erschließungskosten berücksichtigt wurden.“
Infolge des erfolgreichen Bohrprogramms 2023 und der Übernahme von Ridgeback lag die durchschnittliche Öl- und Gasproduktion von Saturn im vierten Quartal 2023 bei ca. 26.890 BOE/Tag und die durchschnittliche Produktion im Dezember 2023 von ca. 28.000 BOE/Tag - auf Grundlage von Einschätzungen vor Ort - lag über der prognostizierten Exit-Rate des Unternehmens von 27.000 BOE/Tag.
Der Reservenbericht umfasst 680 Bruttobohrstandorte (576,6 netto) in Saskatchewan und 199 Bruttobohrstandorte (150,6 netto) in Alberta. Zu den in Saskatchewan gebuchten Standorten gehören 20 multilaterale unverrohrte Bohrungen (brutto, Open Hole Multi-Lateral Well, „OHML“) (18,1 Nettobohrungen), die auf Bakken-Leichtöl im Gebiet Viewfield abzielen. Es wird erwartet, dass die jüngsten Fortschritte bei OHML-Bohrungen auch weiterhin ein größeres Bohrinventar mit höherer Kapitaleffizienz eröffnen werden. Das Unternehmen verfügt über intern geschätzte zusätzliche 550 Bruttobohrstandorte (450 netto) in Alberta und Saskatchewan, die zusammen mit den gebuchten Standorten des Reservenberichts ein Bohrinventar von über 20 Jahren ergeben.
Zusammenfassung von Brutto-Öl- und -Gasreserven sowie Nettobarwert der Einnahmen
Die nachfolgenden Tabellen sind eine Zusammenfassung der von Ryder Scott geschätzten Reserven des Unternehmens (Anteil des Unternehmens an den Bruttovolumina) und des Nettobarwerts der zukünftigen Nettoeinnahmen vor Steuern, basierend auf den prognostizierten Preisen und Kosten im Reservenbericht.2, 4, 5 Der Reservenbericht umfasst 100 % der Öl- und Gaskonzessionsgebiete des Unternehmens zum 31. Dezember 2023.
Reservenkategorie | Leicht- und Mittelöl | Flüssiggas | Herkömmliches Erdgas | Barrel Öläquivalent | Flüssigkeiten-Verhältnis |
(mbbls) | (mbbls) | (MMcf) | (MBOE) | (%) | |
Nachgewiesen |
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Erschlossen, produktiv | 44.336 | 5.230 | 69.814 | 61.205 | 81 |
Erschlossen, nicht produktiv | 408 | 102 | 1.862 | 820 | 62 |
Unerschlossen | 27.620 | 2.455 | 33.020 | 35.578 | 85 |
Gesamt nachgewiesen | 72.365 | 7.786 | 104.696 | 97.603 | 82 |
Wahrscheinlich | 36.111 | 3.408 | 49.125 | 47.708 | 83 |
Gesamt nachgewiesen + wahrscheinlich | 108.476 | 11.194 | 153.822 | 145.311 | 82 |
Nettobarwerte vor Steuern2,4,5 | Diskontiert um: | |||||
Reservenkategorie | 0 % | 5 % | 10 % | 15 % | 20 % | |
(Mio. $) | (Mio. $) | (Mio. $) | (Mio. $) | (Mio. $) | ||
Nachgewiesen |
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Erschlossen, produktiv | 1.852,3 | 1.667,2 | 1.402,0 | 1.203,5 | 1.507,6 | |
Erschlossen, nicht produktiv | 20,1 | 14,3 | 10,7 | 8,4 | 6,7 | |
Unerschlossen | 1.168,4 | 797,2 | 569,4 | 421,5 | 320,3 | |
Gesamt nachgewiesen | 3.040,9 | 2.478,6 | 1.982,1 | 1.633,4 | 1.384,5 | |
Wahrscheinlich | 2.119,5 | 1.228,3 | 808,3 | 579,6 | 441,8 | |
Gesamt nachgewiesen + wahrscheinlich | 5.160,4 | 3.706,9 | 2.790,4 | 2.213,0 | 1.826,3 | |
Nettoinventarwert
In der nachfolgenden Tabelle ist eine Berechnung des Nettoinventarwert basierend auf dem Nettobarwert vor Steuern der zukünftigen Nettoeinnahmen (diskontiert mit 10 %) („NPV10 BT“) in Zusammenhang mit den PDP-, gesamten nachgewiesenen („TP“) und TP+P-Reserven gemäß der Bewertung im Reservenbericht, einschließlich der Abschläge für zukünftige Erschließungskosten, Stilllegung und Sanierungsverpflichtungen, angegeben:
| Nachgewiesen, erschlossen, produzierend | Gesamt nachgewiesen | Gesamt nachgewiesen + wahrscheinlich |
NPV10 BT (Mio. $) | 1.402,0 | 1.982,1 | 2.790,4 |
Geschätzte Nettoschulden zum 31. Dezember 2023 (Mio. $)3 | 465,3 | 465,3 | 465,3 |
Nettoinventarwert (Mio. $)1 | 936,7 | 1.516,8 | 2.325,1 |
Ausstehende Stammaktien (Mio.) | 139,3 | 139,3 | 139,3 |
Geschätzter Nettoinventarwert/Basisaktie ($)3 | 6,72 | 10,89 | 16,69 |
Abstimmung von Reserven
Die folgende Tabelle enthält eine Zusammenfassung der Änderungen der Bruttoreserven des Unternehmens zum 31. Dezember 2023 gegenüber den Reserven zum 31. Dezember 2022, basierend auf den prognostizierten Preisen und Kostenannahmen, die zum jeweiligen Datum der Reservenbewertung gültig waren:
| Leicht- und Mittelöl | Flüssiggas | Erdgas | Gesamte BOE | ||||
Gesamt nachgewiesen | TP+P | Gesamt nachgewiesen | TP+P | Gesamt nachgewiesen | TP+P | Gesamt nachgewiesen | TP+P | |
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(Mbbl) | (Mbbl) | (Mbbl) | (Mbbl) | (MMcf) | (MMcf) | (Mboe) | (Mboe) | |
31. Dezember 2022 | @ irw-press.com
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