Lundin Petroleum AB (Lundin Petroleum) meddelar bevisade och sannolika nettoreserver (2P reserver) om 745 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe) samt bevisade, sannolika och möjliga nettoreserver (3P reserver) om 901 MMboe per den 31 december 2018. De betingade nettoresurserna enligt bästa estimat (betingade resurser) uppgick till 225 MMboe. Reserversättningsgraden för 2P reserverna uppgick till 163 procent för 2018 och överstiger för  femte året i rad vad som producerats under året.1

Per den 31 december 2018 har Lundin Petroleum 2P reserver om 745,4 MMboe och 3P reserver om 900,9 MMboe, vilket motsvarar en ökning  med 49,2 MMboe respektive 35,4 MMboe, exklusive produktion.2, 3

 
 
2P
reserver
3P
reserver
Årets slut 2017726,3895,5
- Producerat4-30,1-30,1
+Uppdateringar+49,2+35,4
Årets slut 2018745,4900,9
Reserversättningsgrad5163%118%


Ökningen av reserverna är främst hänförlig till Lundin Petroleums största tillgång, Johan Sverdrupfältet. Mindre ökningar har även gjorts för Edvard Griegfältet och Alvheimområdet. Sammanlagt 94 procent av Lundin Petroleums 2P reserver utgörs av olja. När produktion från Johan Sverdrupfältet startar, beräknat till november 2019, kommer en majoritet av Lundin Petroleums 2P reserver att vara i produktion.

Reserverna i Johan Sverdrup har ökat till följd av positiva borresultat samt en förbättrad utvinningsteknik med alternering av vatten- och gasinjicering som beslutades av partnerskapet under 2018 och som har medfört att betingade resurser uppgraderas till reserver. Ökningen av reserver i Johan Sverdrup är i enlighet med de uppdateringar som operatören Equinor meddelade under 2018.

Edvard Griegfältet fortsätter att producera över förväntan och inflödet av producerat vatten sker betydligt
långsammare än förväntat, vilket gör att fältets platåproduktion kan förlängas med ytterligare cirka sex månader till mitten av 2020. Den 4D-seismik som samlats in över fältet under 2018 bekräftar att vattengränsen ligger längre bort från de huvudsakliga produktionsborrningarna än vad som uppskattats i de nuvarande reservoarmodellerna. Denna information utvärderas fortfarande och har inte inkluderats i reservuppdateringen för årets slut 2018. Ett kompletterande borrprogram planeras starta på Edvard Griegfältet i början av 2020. Beslut avseende projektet förväntas fattas under 2019 och baserat på ett program med tre borrningar kommer 10 MMboe betingade nettoresurser att kunna omklassificeras till 2P reserver.  

Per den 31 december 2018 har Lundin Petroleum betingade resurser om 225 MMboe, vilket motsvarar en ökning med 40 MMboe jämfört med årets slut 2017, exklusive resurser som omklassificerats till reserver. Ökningen är främst hänförlig till de nya fyndigheterna Frosk i Alvheimområdet och Lille Prinsen på Utsirahöjden, framgångsrika utvärderingsborrningar på Luno II, Rolvsnes och Gekko samt förvärvet av ytterligare en 15-procentig licensandel i Luno II. Den stora mängd ny information som samlats in dels från det framgångsrika förlängda produktionstestet på Alta och dels genom den nya metod för 3D-seismik (TopSeis) som använts över hela Alta- och Gohtaområdet utvärderas fortfarande. De betingade resurserna för Alta och Gohta är därmed oförändrade sedan årets slut 2017 och kommer att uppdateras under 2019 när utvärderingsplanen för området har definierats och all ny data har bearbetats.

Första fasen av utbyggnaden av Luno II förväntas godkännas under det första kvartalet 2019 och 37 MMboe betingade nettoresurser kommer då att kunna omklassificeras till 2P reserver. Dessutom förväntas beslut tas om det förlängda borrtestet på Rolvsnes under det första kvartalet 2019 och utbyggnaden av denna fyndighet kommer att ske parallellt med Luno II-projektet.

Uppdateringen av reserverna baseras på en oberoende tredjepartsrevision genomförd av ERCE. Reserverna har beräknats enligt 2007 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). De betingade resurserna för Edvard Grieg, Alvheimområdet, Johan Sverdrup och Luno II baseras på en revision genomförd av ERCE och de betingade resurserna för de övriga tillgångarna baseras på uppskattningar gjorda av bolagets ledning.

Nick Walker, COO för Lundin Petroleum, kommenterar:
“Under 2018 ökade vi både våra reserver och de betingade resurserna.Detta visar än en gång hur framgångsrik vår organiska tillväxtstrategi är genom hela värdekedjan för prospektering och produktion då vi lyckas öka våra resurser, omvandla dem till reserver och ta dem fram till produktion. Detta är det femte året i rad som vår reserversättning överstiger produktionen, under en period då vi samtidigt har ökat vår produktion betydligt. Under 2019 kommer vi att fortsätta investera i vår portfölj och jag är övertygad om att vi kommer fortsätta växa organiskt.”


1 Avser Lundin Petroleums tillgångar i Norge.

2 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.

3 Reserverna har beräknats med tillämpning av ett nominellt pris för Nordsjöolja (Brent) om 66 USD per fat för 2019, 70 för 2020, 71 för 2021, 74 för 2022, 75 för 2023, 78 för 2024, 80 för 2025, 81 för 2026, 83 för 2027, 84 för 2028 och med en ökning om 2 procent per år därefter.

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.



Lundin Petroleum är ett av Europas ledande oberoende bolag för prospektering och produktion av olja och gas. Bolaget fokuserar på verksamhet i Norge och är noterat på Nasdaq Stockholm (ticker ”LUPE”). Läs mer om Lundin Petroleums verksamhet på 
www.lundin-petroleum.com


För ytterligare information var vänlig kontakta:

Edward Westropp
VP Investor Relations
Tel: +41 22 595 10 14
edward.westropp@lundin.ch
 Sofia Antunes
Investor Relations Officer
Tel: +41 795 23 60 75
sofia.antunes@lundin.ch
 Robert Eriksson
Manager, Media Communications
Tel: +46 701 11 26 15
robert.eriksson@lundin-petroleum.se


Denna information är sådan som Lundin Petroleum AB är skyldig att offentliggöra enligt EU:s marknadsmissbruksförordning. Informationen lämnades, genom ovanstående kontaktpersoners försorg, för offentliggörande den 14 januari 2019 kl. 08.00 CET.

Framåtriktade uttalanden

Vissa uttalanden samt viss informationen i detta meddelande utgör "framåtriktad information" (enligt tillämplig värdepapperslagstiftning). Sådana uttalanden och information (tillsammans, "framåtriktade uttalanden") avser framtida händelser, inklusive bolagets 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 bolaget 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 "Risker och riskhantering" samt på andra ställen i bolagets 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.






Bilaga