Lundin Energy meddelar resursökning uppgående till 210 procent av 2020 års produktion

Lundin Energy AB (Lundin Energy) meddelar bevisade och sannolika nettoreserver (2P reserver) om 671 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe^1,2) samt bevisade, sannolika och möjliga nettoreserver (3P reserver) om 826 MMboe per den 31 december 2020. 2P reserver och betingade nettoresurser enligt bästa estimat (totala resurser) uppgick sammanlagt till 946 MMboe, med en resursersättningsgrad³ för totala resurser om 210 procent för 2020.

Per den 31 december 2020 har Lundin Energy 2P reserver om 670,9 MMboe och 3P reserver om 826,0 MMboe, vilket inkluderar en positiv uppdatering om 39,3 MMboe respektive 30,0 MMboe. Betingade nettoresurser enligt bästa estimat (2C resurser) uppgick till 275,5 MMboe per den 31 december 2020, vilket motsvarar en ökning om 90,2 MMboe jämfört med slutet av 2019. Totala resurser uppgår till 946,4 MMboe per den 31 december 2020, vilket innebär en ökning om 129,4 MMboe från slutet av 2019 och innefattar förvärv av tillgångar.

Ökningen av 2P reserverna är främst hänförlig till Edvard Griegfältet och mindre reservökningar vid andra fält. Ökningen av betingade 2C resurser är hänförlig till förvärvet av licensandelar i Wisting- och Altafyndigheterna i södra Barents hav, samt prospekteringsframgången på strukturen Iving i norska Nordsjön. Cirka 90 procent av Lundin Energys totala resurser utgörs av olja.

I september 2020 meddelades en ökning av 2P reserver på Edvard Grieg med 51 MMboe, brutto jämfört med årets slut 2019 (33 MMboe netto för Lundin Energy). Detta ökar de slutliga utvinningsbara 2P reserverna till 350 MMboe⁶, brutto vilket motsvarar en ökning med cirka 90 procent jämfört med den ursprungliga utbyggnads-planen. De slutliga utvinningsbara 2P reserverna från det större Edvard Griegområdet, ökar därmed till 410 MMboe, brutto vilket inkluderar utbyggnaden av Solveigs första fas och Rolvsnes förlängda borrtest. Dessa tillkommande reserver förlänger platåproduktionen för det större Edvard Griegområdet med ytterligare ett år till slutet av 2023, vilket innebär en förlängning med fem år jämfört med den ursprungliga utbyggnadsplanen. Aktiviteten fortsätter i det större Edvard Griegområdet under 2021, med tre kompletterande borrningar på Edvard Grieg, produktionsstart för de två återkopplingsprojekten och ytterligare prospekteringsborrning.

Johan Sverdrupfältet fortsätter att överträffa förväntningarna, med utmärkta resultat från reservoaren och produktionen. Den första fasens anläggningskapacitet har ökat till 500 tusen fat olja per dag (Mbopd), med potential för ytterligare ökning när förändringar av systemet för vatteninjicering har genomförts, vilket planeras till mitten av 2021. När den andra fasen tas i produktion, vilket planeras att ske under det fjärde kvartalet 2022, förväntas produktionskapaciteten att öka till 720 Mbopd. Erfarenhet från en längre tids produktion behövs för att skapa en djupare förståelse för reservoaren innan en eventuell uppdatering av reservestimaten kan göras.

I mars 2020 meddelade Lundin Energy fyndigheter på strukturerna Iving och Evra i norska Nordsjön, nära Balder- och Ringhornefälten. Fyndigheterna uppskattas innehålla bruttoresurser om mellan 12 och 71 MMboe och kommer att utvärderas ytterligare under 2021.

I oktober 2020 meddelade Lundin Energy förvärvet av en 10-procentig licensandel i oljefyndigheten Wisting, och en ytterligare 15-procentig licensandel i Altafyndigheten där Lundin Energy är operatör, båda belägna i södra Barents hav. Equinor, som är operatör för Wisting under utbyggnadsfasen, har som målsättning att lämna in en utbyggnadsplan innan slutet av 2022, för att dra nytta av de tillfälliga skattemässiga stimulansåtgärder som den norska regeringen fastställde i juni 2020. Transaktionen ökar 2C resurserna med 78 MMboe.

Uppdateringen av reserverna baseras på en oberoende tredjepartsrevision genomförd av ERCE. Reserverna har beräknats enligt 2018 Petroleum Resource Management System (SPE PRMS), Guidelines of the Society of Petroleum Engineers (SPE), World Petroleum Congress (WPC), American Association of Petroleum Geologists (AAPG) och Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE). Uppskattning av de betingade resurserna för Edvard Grieg, Alvheimområdet, Johan Sverdrup, Solveig och Rolvsnes har reviderats av ERCE. För övriga tillgångar baseras de betingade resursestimaten på uppskattningar gjorda av bolagets ledning.

Nick Walker, koncernchef och vd för Lundin Energy kommenterar:

”Tillväxt och värdeskapande är de viktigaste drivkrafterna i vår verksamhet och det gläder mig att vi under ett år då vi nästintill har fördubblat vår produktion, dessutom har lyckats leverera en resursökning som uppgick till mer än två gånger vad vi producerat. Vi fortsätter att framgångsrikt leverera tillväxt i verksamheten och har nu uppnått en total resursersättning om 150 procent av vår produktion under de senaste fem åren.

Vår tillväxtstrategi understöds av våra tillgångar i världsklass som fortsätter att överträffa förväntningarna, en rad potentiella nya projekt i pipeline som vi prioriterar för att kunna dra nytta av de nya skattevillkoren, och en spännande prospekteringsportfölj. Med vårt program för 2021 som redan har startat, är jag fast förvissad om att vi kommer att leverera ytterligare ett år av resurstillväxt.”

Lundin Energy har utvecklats från att vara ett bolag för prospektering av olja och gas till att bli ett erfaret nordiskt energibolag aktivt inom både utbyggnad och drift. För att bibehålla vår branschledande position när det gäller såväl produktionseffektivitet som hållbarhet och låga koldioxidutsläpp, utvecklar vi hela tiden nya idéer, koncept och lösningar. (Nasdaq Stockholm: LUNE). För mer information, besök -energy.com eller ladda ner vår app via

För ytterligare information var vänlig kontakta:

Framåtriktade uttalanden

Vissa uttalanden samt viss information i detta meddelande utgör “framåtriktad information” (enligt tillämplig värdepapperslagstiftning). Sådana uttalanden och information (tillsammans, “framåtriktade uttalanden”) avser framtida händelser, inklusive Lundin Energys framtida resultat, affärsutsikter och affärsmöjligheter. Framåtriktade uttalanden inkluderar, men är inte begränsade till, uttalanden avseende uppskattningar av reserver och/eller resurser, framtida produktionsnivåer, framtida investeringar och fördelningen av dessa på prospekterings- och utbyggnadsaktiviteter, framtida borrningar samt andra prospekterings och utbyggnadsaktiviteter. Slutlig utvinning av reserver och resurser baseras på prognoser om framtida resultat, uppskattningar av kvantiteter som ännu inte kan fastställas samt antaganden av företagsledningen. Samtliga uttalanden, förutom uttalanden avseende historiska fakta, kan vara framåtriktade uttalanden. Uttalanden om bevisade och sannolika reserver och resursestimat kan också anses utgöra framåtriktade uttalanden och återspeglar slutsatser som baseras på vissa antaganden om att reserverna och resurserna är möjliga att utnyttja ekonomiskt. Samtliga uttalanden som uttrycker eller involverar diskussioner avseende förutsägelser, förväntningar, övertygelser, planer, prognoser, mål, antaganden eller framtida händelser eller prestationer (ofta, men inte alltid, med ord eller fraser som “söka”, “antecipera”, “planera”, “fortsätta”, “uppskatta”, “förvänta”, “kan komma att”, “kommer att”, “projektera”, “förutse”, “potentiell”, “målsättning”, “avse”, “kan”, “skulle kunna”, “bör”, “tror” och liknande uttryck) utgör inte uttalanden avseende historiska fakta och kan vara “framåtriktade uttalanden”. Framåtriktade uttalanden inbegriper kända och okända risker, osäkerheter och andra faktorer som kan förorsaka att faktiska resultat och händelser skiljer sig väsentligt från dem som förutses i sådana framåtriktade uttalanden. Ingen garanti kan lämnas att dessa förväntningar och antaganden kommer att visa sig vara korrekta och sådana framåtriktade uttalanden bör inte förlitas på. Dessa uttalanden är gällande endast vid tidpunkten för informationen och Lundin Energy har inte för avsikt, och åtar sig inte, att uppdatera dessa framåtriktade uttalanden, utöver vad som krävs enligt tillämplig lagstiftning. Dessa framåtriktade uttalanden innefattar risker och osäkerheter som rör bland annat operativa risker (inklusive risker relaterade till prospektering och utbyggnad), produktionskostnader, tillgång till borrutrustning, tillit till nyckelpersoner, reservestimat, hälsa, säkerhet och miljöfrågor, legala risker och förändringar i regelverk, konkurrens, geopolitiska risker och finansiella risker. Dessa risker och osäkerhetsfaktorer beskrivs mer i detalj under rubriken “Riskhantering” samt på andra ställen i Lundin Energys årsredovisning. Läsaren uppmärksammas på att ovanstående lista över riskfaktorer inte ska uppfattas som uttömmande. Faktiska resultat kan skilja sig väsentligt från dem som uttrycks eller antyds i sådana framåtriktade uttalanden. Framåtriktade uttalanden är uttryckligen föremål för förbehåll enligt detta varnande uttalande.

¹ BOEs kan vara missledande, särskilt om det används isolerat. Konverteringsförhållandet för en BOE om 6 Mcf:1 Bbl är baserat på en konverteringsmetod för energilikvärdighet som främst är tillämplig vid brännaren och representerar inte ett likvärdigt värde vid borrhuvudet.

² Reserverna har beräknats med tillämpning av ett nominellt pris på Brent-olja om 50 USD per fat för 2021, 54 för 2022, 58 för 2023, 60 för 2024, och med en ökning om 2 procent per år därefter.

³ Resursersättningsgraden definieras som summan av uppdateringar av 2P reserver, uppdateringar av betingade 2c resurser och förvärv av tillgångar dividerat med den årliga produktionen.

⁴ Reserver mäts i säljbara kvantiteter (säljbar olja, flytande naturgas och torr gas konverterat till oljeekvivalenter) och kan skilja sig gentemot produktionsvolymerna i bolagets rapportering som anges enligt värdet beräknat vid borrhuvudet (olja och naturgas konverterat till oljeekvivalenter).

⁵ Reserversättningsgraden definieras i enlighet med industristandard som reservökningen i förhållande till årets produktion, exklusive

avyttringar och förvärv.

⁶ Slutliga utvinningsbara 2P reserver innefattar sammanlagd produktionsvolym fram till årets slut samt återstående bevisade och sannolika (2P) reserver.

Bilaga