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:
o Nachgewiesen, erschlossen, produzierend: 6,72 $;
o Gesamt nachgewiesen 10,89 $; und
o Gesamt 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-Verhältn
is
(mbbls) (mbbls) (MMcf) (MBOE) (%)
Nachgewiesen
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 + 108.476 11.194 153.822 145.311 82
wahrscheinlich

Nettobarwerte vor Steuern2,4,5 Diskontiert um:
Reservenkategorie 0 % 5 % 10 % 15 % 20 %
(Mio. $) (Mio. $) (Mio. $) (Mio. $) (Mio. $)
Nachgewiesen
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 + 5.160,4 3.706,9 2.790,4 2.213,0 1.826,3
wahrscheinlich

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, Gesamt nachgewiesen Gesamt nachgewiesen
produzierend + 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

(Mbbl) (Mbbl) (Mbbl) (Mbbl) (MMcf) (MMcf) (Mboe) (Mboe)
31. Dezember 2022 39,370 57,744 1,448 2077 12,063 18,210 42,829 62,856
Erweiterungen 626 955 6 10 128 177 654 994
Verbesserte Gewinnungsrate 74 106 5 6 52 67 87 123
Ergänzungsbohrungen 327 422 5 6 29 39 336 435
Technische Überarbeitungen (3.441) (4.771) (15) (174) (1.039) (2.200) (3.630) (5.312)
Entdeckungen 359 468 16 19 101 120 393 508
Erwerbe 41.411 59.689 7.216 10.137 102.871 146.863 65.772 94.304
Wirtschaftliche Faktoren (35) 187 (4) 5 (12) 48 (42) 200
Produktion (6.325) (6.325) (891) (891) (9.480) (9.480) (8.796) (8.796)
31. Dezember 2023 72.365 108.476 7.787 11.194 104.713 153.845 97.603 145.311
Änderungen gegenüber Vorjahr84 % 88 % 438 % 439 % 768 % 745 % 128 % 131 %

Zukünftige Erschließungskosten

In der nachfolgenden Tabelle ist eine Zusammenfassung der geschätzten zukünftigen Erschließungskosten (FDC) angegeben, die erforderlich sind, um die gesamten nachgewiesenen sowie die gesamten nachgewiesenen + wahrscheinlichen unerschlossenen Reserven von Saturn in Produktion zu bringen, wie im Reservenbericht angegeben. Die Kosten dafür wurden in der Schätzung der zukünftigen Nettoeinnahmen von Ryder Scott in Zusammenhang mit diesen Reserven abgezogen:

Gesamt Gesamt nachgewiesen
Zukünftige Erschließungskosten (Mio. $) Nachgewiesen + wahrscheinlich
2024 164,3 171,3
2025 188,6 192,8
2026 151,2 168,0
2027 162,5 180,1
2028 110,8 171,7
Rest – 361,2
Summe FDC, nicht diskontiert 777,4 1.246,0

Bewertungskriterien

In der nachfolgenden Tabelle sind die Kosten für die Auffindung, Erschließung und Übernahme (FD&A)1 und die damit verbundenen Recyle Ratios auf Grundlage der von Ryder Scott erstellten Reservenbewertung angeführt:

FD&A-Kosten für nachgewiesene & wahrscheinliche Reserven1 2023 2022 2021 Drei-Jahres-Gesamtwe
rte and gewichteter
Durchschnitt

Investitionen (Mio. $) 119,5 $ 83,2 $ 7,8 $ 210,5 $
Nettoausgaben für Übernahmen (Mio. $) 516,1 $ 248,4 $ 82,3 $ 846,8 $
Gesamtaufwendungen (Mio. $) 635,6 $ 335,3 $ 90,4 $ 1.057,3 $
Wert der Reserven (MBOE) 91.251 15.034 45.612 151.897
FD&A-Kosten (pro BOE) 1 6,97 $ 22,05 $ 1,98 $ 6,96 $
Durchschnittl. operativer Netback ($/BOE)3 47,35 $ 65,92 $ 36,38 $ 52,24 $
Recycle Ratio1 6,8 x 3,0 x 18,4 x 7,5 x
FD&A-Kosten (pro BOE) 1 759,5 183,1 $ 179,2 $ 1.121,8 $
Durchschnittl. operativer Netback ($/BOE)1 15,29 $ 34,23 $ 5,90 $ 14,35 $
FD&A-Kosten (pro BOE) 1 3,1 x 1,9 x 6,1 x 3,6 x

In der nachfolgenden Tabelle sind die Kosten für die Auffindung und Erschließung (F&D)1 und die damit verbundenen Recyle Ratios auf Grundlage der von Ryder Scott erstellten Reservenbewertung angeführt:

F&D-Kosten für nachgewiesene & wahrscheinliche Reserven 2023 2022 2021 Drei-Jahres-Gesamtwe
rte and gewichteter
Durchschnitt

Investitionen (Mio. $) 119,5 $ 83,2 $ 7,8 $ 210,5 $
Wert der Reserven aus Investitionen (MBOE) 6.247 5.521 1.299 $ 13.067
F&D-Kosten (pro BOE)3 19,13 $ 15,07 $ 6,00 $ 16,11 $
Durchschnittl. operativer Netback ($/BOE)3 47,35 $ 65,92 $ 36,38 $ 52,24 $
Recycle Ratio1 2,5 x 4,4 x 6,1 x 3,2 x

Zusammenfassung aller Standorte

In der nachfolgenden Tabelle sind die im Reservenbericht für die zukünftige Erschließung ermittelten Bruttobohrstandorte zusammengefasst:

Bohrfeld (Geschäftseinheit) Standorte Vorherige Standorte
Jahresende 2023 Jahresende
2022
Südost-Saskatchewan 518 290
Westzentral-Saskatchewan 165 162
Zentral-Alberta 157 0
Nord-Alberta 39 0
Standorte, gesamt 879 452

Ungeprüfte Finanzinformationen

Bestimmte Finanz- und Betriebsinformationen für das am 31. Dezember 2023 endende Jahr, die in dieser Pressemitteilung enthalten sind, basieren auf ungeprüften Finanzergebnissen. Dementsprechend unterliegen diese Informationen denselben Einschränkungen, wie sie unter Zukunftsgerichtete Informationen und Aussagen angegeben sind, und können sich nach Fertigstellung des geprüften Jahresabschlusses für das am 31. Dezember 2023 endende Jahr, der am oder um den 12. März 2024 veröffentlicht werden soll, wesentlich ändern.

Webcast für Investoren

Saturn wird am 13. März 2024 um 10:00 Uhr MDT (12:00 Uhr EDT) einen Webcast veranstalten, um die Finanz- und Betriebsergebnisse für das vierte Quartal und das Jahr 2024 sowie die wichtigsten Ergebnisse des Reservenberichts zu präsentieren. Die Teilnehmer können über saturnoil.com/invest/q4-2023-results-webcast auf den Live-Webcast zugreifen. Ein aufgezeichnetes Archiv des Webcast wird anschließend auf der Website des Unternehmens verfügbar sein.

Zusätzliche Informationen zu den Reserven gemäß NI 51-101 werden in das jährliche Informationsformular des Unternehmens aufgenommen, das am oder um den 12. März 2024 auf SEDAR veröffentlicht wird.

Über Saturn Oil & Gas Inc.

Saturn Oil & Gas Inc. ist ein wachsendes kanadisches Energieunternehmen, das sich darauf konzentriert, durch die weitere verantwortungsvolle Erschließung hochwertiger Leichtölprojekte positive Aktionärsrenditen zu erwirtschaften. Unterstützt wird dieser Fokus durch eine Akquisitionsstrategie, die auf äußerst wertsteigernde, ergänzende Gelegenheiten abzielt. Saturn hat ein attraktives Portfolio von in Betrieb befindlichen Projekten mit freiem Cashflow und geringem Rückgang Saskatchewan und Alberta aufgebaut, die langfristige wirtschaftliche Bohrmöglichkeiten in mehreren Zonen bieten. Mit einem unerschütterlichen Engagement für den Aufbau einer auf ESG ausgerichteten Kultur ist es das Ziel von Saturn, die Reserven, die Produktion und den Cashflow bei einer attraktiven Rendite auf das investierte Kapital zu erhöhen. Die Aktien von Saturn sind an der TSX unter dem Kürzel SOIL, an der Frankfurter Wertpapierbörse unter dem Kürzel SMKA und an der OTCQX unter dem Kürzel OILSF notiert.

Kontakt für Investoren & Medien bei Saturn Oil & Gas:

John Jeffrey, MBA – Chief Executive Officer
Tel: +1 (587) 392-7900
www.saturnoil.com

Kevin Smith, MBA – VP Corporate Development
Tel: +1 (587) 392-7900
info@saturnoil.com

Anmerkungen:

(1) Siehe Leserhinweise Wichtige Kennzahlen zu Öl & Gas.
(2) Die Summe der Werte kann aufgrund von Rundungen abweichen.
(3) Siehe Leserhinweis Nicht-GAAP-konforme und andere Finanzkennzahlen.
(4) Der geschätzte Kapitalwert entspricht nicht dem Marktwert der Reserven.
(5) Durchschnittliche Preisprognosen und Wechselkursannahmen von drei Beratern (GLJ Ltd., McDaniel & Associates Consultants Ltd. und Sproule Associates Ltd.) zum 1. Januar 2024, wie im Reservenbericht verwendet.

Hinweise für den Leser

Nicht-GAAP-konforme und andere Finanzkennzahlen

In dieser Pressemitteilung und in anderen Unterlagen, die das Unternehmen veröffentlicht, verwenden wir bestimmte Kennzahlen zur Analyse der finanziellen Leistung, der Finanzlage und des Cashflows. Diese nicht GAAP-konformen und andere Finanzkennzahlen haben keine standardisierte Bedeutung, die von den IFRS vorgeschrieben ist, und sind daher möglicherweise nicht mit ähnlichen Kennzahlen anderer Emittenten vergleichbar. Die nicht GAAP-konformen und andere Kennzahlen sollten nicht als aussagekräftiger angesehen werden als GAAP-konforme Kennzahlen, die in Übereinstimmung mit den IFRS ermittelt werden. Der nicht testierte verkürzte konsolidierte Zwischenabschluss des Unternehmens und die MD&A für die drei und neun Monate bis zum 30. September 2023 sind auf der Website des Unternehmens unter www.saturnoil.com und in unserem SEDAR-Profil unter www.sedar.com verfügbar. Die Offenlegung im Abschnitt Non-GAAP and Other Financial Measures, einschließlich nicht-GAAP-konforme Finanzkennzahlen und Ratios, Kapitalmanagementkennzahlen und ergänzende Finanzkennzahlen, in der MD&A wird durch Verweis in diese Pressemitteilung aufgenommen.

In dieser Pressemitteilung werden die Begriffe Investitionsausgaben, Nettoverschuldung und Operativer Netback verwendet, die nicht-GAAP-konforme Kennzahlen darstellen. Diese nicht-GAAP-konforme Finanzkennzahl ist keine standardisierte Finanzkennzahl nach IFRS und ist möglicherweise nicht mit ähnlichen Finanzkennzahlen anderer Emittenten vergleichbar. Siehe die Offenlegung im Abschnitt Non-GAAP Financial Measures and Ratios in unserer MD&A für die drei und neun Monate bis zum 30. September 2022 für eine Erläuterung der Zusammensetzung dieser Kennzahlen und der Art und Weise, wie diese Kennzahlen nützliche Informationen für einen Investor liefern, sowie die zusätzlichen Zwecke, für die das Management diese Kennzahlen gegebenenfalls verwendet.

Wo zutreffend, sind die in dieser Pressemitteilung verwendeten ergänzenden Finanzkennzahlen entweder eine Offenlegung pro Einheit einer entsprechenden GAAP-konformen Kennzahl oder eine Komponente einer entsprechenden GAAP-konformen Kennzahl, die im untestierten verkürzten konsolidierten Zwischenabschluss dargestellt ist. Ergänzende Finanzkennzahlen, die pro Einheit ausgewiesen werden, werden berechnet, indem die gesamte GAAP-konforme Kennzahl (oder deren Komponente) durch die entsprechende Einheit für den Zeitraum dividiert wird. Ergänzende Finanzkennzahlen, die auf der Basis von Komponenten einer entsprechenden GAAP-konformen Kennzahl ausgewiesen werden, sind eine granulare Darstellung eines Jahresabschlusspostens und werden in Übereinstimmung mit GAAP ermittelt.

Wichtige Kennzahlen zu Öl & Gas

Diese Pressemitteilung enthält in der Öl- und Gasbranche übliche Kennzahlen, die von der Unternehmensführung erstellt wurden, wie z.B. FD&A-Kosten, F&D-Kosten, Net Asset Value, Recycle Ratio und Reserve Life Index. Diese Begriffe haben keine standardmäßige Bedeutung und sind möglicherweise nicht mit ähnlichen Bewertungskriterien, wie sie von anderen Unternehmen verwendet werden, vergleichbar. Sie sollten daher nicht für derartige Vergleiche herangezogen werden.

Die FD&A-Kosten entsprechen den Kosten für die Auffindung, Erschließung und Übernahme, die sich aus der Summe der Investitionsausgaben 2023 ohne die aktivierten allgemeinen Kosten und Verwaltungskosten (119,5 Mio. $), zuzüglich Nettoübernahmekosten (516,1 Mio. $), geteilt durch die Veränderung der Reserven innerhalb der jeweiligen Reservenkategorie, einschließlich Veränderungen aufgrund von technischen Überarbeitungen, Übernahmen und Veräußerungen, ergeben.

Die F&D-Kosten entsprechen den Kosten für die Auffindung und Erschließung, die sich aus der Summe der Investitionsausgaben 2023 ohne die aktivierten allgemeinen Kosten und Verwaltungskosten (119,6 Mio. $), geteilt durch die Veränderung der Reserven innerhalb der jeweiligen Reservenkategorie ergeben, wobei Veränderungen der Reserven aufgrund von technischen Überarbeitungen, Übernahmen und Veräußerungen nicht berücksichtigt sind. Ryder Scott schätzt, dass etwa 4,0 MBOE Brutto-TP+P-Reserven aus dem Jahr 2023 Saturn-Kapitalausgaben in der Überleitung unter Acquisition von Ridgeback Resources Inc. enthalten sind und in die F&D-Berechnung einbezogen wurden.

Der Net Asset Value (Nettoinventarwert) wurde auf Grundlage des geschätzten Nettobarwerts aller zukünftigen Einnahmen aus den Reserven des Unternehmens vor Einkommenssteuer berechnet (laut Schätzung von Ryder Scott zum 31. Dezember 2022), einschließlich der Ausgaben für die Stilllegung, den Rückbau und die Rekultivierung aller produktiven und nicht produktiven Bohrungen und Anlagen, abzüglich der Nettoverschuldung.

Die Recycle Ratio wird berechnet, indem der operative Netback pro BOE durch die F&D-Kosten oder die F&D-Kosten für ein Jahr oder für einen Drei-Jahres-Durchschnitt geteilt wird.

Der Reserve Life Index (RLI) wird berechnet, indem das Volumen der jeweiligen Reservenkategorie durch die Produktion im vierten Quartal 2023 von 26.890 BOE/Tag auf 365 Tage aufgeteilt wird, um abschätzen zu können, wie viele Jahre bei einem gleichbleibenden Förderniveau das Reservevolumen ausreichen würde.

INFORMATIONEN ÜBER BOE

Boe steht für Barrel Öläquivalent. Alle boe-Umrechnungen in dieser Pressemitteilung basieren auf der Umrechnung von Gas zu Öl im Verhältnis von 6.000 ft² (Mcf) Erdgas zu einem Barrel (bbl) Öl. Boe könnten irreführend sein, vor allem wenn sie ohne Kontext verwendet werden. Das boe-Umwandlungsverhältnis von 1 boe zu 6 Mcf basiert auf einer Umrechnungsmethode der Energieäquivalenz, die in erster Linie am Brennerkopf anwendbar ist und keine Wertäquivalenz am Bohrlochkopf darstellt. Da das Wertverhältnis von Erdöl im Vergleich zu Erdgas auf Basis der aktuellen Preise erheblich vom Energieäquivalenzverhältnis von 1 bbl zu 6 Mcf abweicht, könnte die Verwendung eines Umrechnungsverhältnisses von 1 bbl zu 6 Mcf als Wertangabe irreführend sein.

Definitionen von Reserven

Nachgewiesene Reserven sind jene Reserven, die mit hoher Sicherheit als förderbar eingeschätzt werden können. Es ist wahrscheinlich, dass die tatsächlich geförderten Mengen die geschätzten nachgewiesenen Reserven übersteigen werden.

Wahrscheinliche Reserven sind die zusätzlichen Reserven, deren Förderung weniger sicher ist als die der nachgewiesenen Reserven. Es ist gleichermaßen wahrscheinlich, dass die tatsächlich geförderten Restmengen größer oder kleiner sind als die Summe der geschätzten nachgewiesenen plus wahrscheinlichen Reserven.

Erschlossene Reserven sind jene Reserven, von denen erwartet wird, dass sie mit Hilfe bestehender Bohrungen und installierter Anlagen gefördert werden können, oder die, falls noch keine Anlagen installiert wurden, nur einen geringen Aufwand erfordern (z. B. im Vergleich zu den Kosten einer Bohrung), um die Reserven in Produktion zu bringen.

Erschlossene, produktive Reserven sind jene Reserven, von denen erwartet wird, dass sie aus den zum Zeitpunkt der Schätzung offenen Fertigstellungsintervallen gewonnen werden. Diese Reserven können gegenwärtig in Produktion sein oder, falls sie stillgelegt sind, müssen sie zuvor in Produktion gewesen sein, und das Datum der Wiederaufnahme der Produktion muss mit angemessener Sicherheit bekannt sein.

Erschlossene, nicht produktive Reserven sind jene Reserven, die entweder noch nicht in Produktion sind oder früher in Produktion waren, aber stillgelegt sind, und das Datum der Wiederaufnahme der Produktion ist unbekannt.

Unerschlossene Reserven sind jene Reserven, die voraussichtlich aus bekannten Lagerstätten gewonnen werden, bei denen ein erheblicher Aufwand (z. B. im Vergleich zu den Kosten einer Bohrung) erforderlich ist, um sie förderfähig zu machen. Sie müssen die Anforderungen der Reservenklassifizierung (nachgewiesen, wahrscheinlich, möglich), der sie zugeordnet sind, vollständig erfüllen.

ZUKUNFTSGERICHTETE INFORMATIONEN UND AUSSAGEN

Bestimmte in dieser Pressemitteilung enthaltene Informationen stellen gemäß den geltenden Wertpapiergesetzen zukunftsgerichtete Informationen dar. Zukunftsgerichtete Informationen enthalten in der Regel Aussagen mit Begriffen wie antizipieren, glauben, erwarten, planen, beabsichtigen, schätzen, vorschlagen, projizieren, geplant, werden oder ähnliche Begriffe, die auf zukünftige Ergebnisse oder Aussagen über einen Ausblick hindeuten. Zu den zukunftsgerichteten Informationen in dieser Pressemitteilung zählen unter anderem die Bohrung von Löchern sowie der Geschäftsplan, das Kostenmodell und die Strategie des Unternehmens. Reservenschätzungen sind von Natur aus zukunftsgerichtet.

Die in dieser Pressemitteilung enthaltenen zukunftsgerichteten Aussagen beruhen auf bestimmten zentralen Erwartungen und Annahmen von Saturn, einschließlich Erwartungen und Annahmen in Bezug auf: den Zeitplan und den Erfolg zukünftiger Bohr-, Erschließungs- und Fertigstellungsaktivitäten, die Ergebnisse bestehender Bohrungen, die Ergebnisse neuer Bohrungen, die Verfügbarkeit und die Ergebnisse von Anlagen und Pipelines, die geologischen Eigenschaften der Konzessionsgebiete von Saturn, die Anwendung von behördlichen und lizenzrechtlichen Anforderungen, die Verfügbarkeit von Kapital, Arbeitskräften und Dienstleistungen, die Kreditwürdigkeit von Industriepartnern und die Fähigkeit, Akquisitionen von Vermögenswerten zu finden und abzuschließen.

Obwohl Saturn der Ansicht ist, dass die Erwartungen und Annahmen, auf denen die zukunftsgerichteten Aussagen beruhen, angemessen sind, sollte man sich nicht zu sehr auf die zukunftsgerichteten Aussagen verlassen, da Saturn keine Garantie dafür geben kann, dass sie sich als richtig erweisen werden. Da sich zukunftsgerichtete Aussagen auf zukünftige Ereignisse und Umstände beziehen, sind sie naturgemäß mit Risiken und Ungewissheiten behaftet. Die tatsächlichen Ergebnisse können aufgrund einer Reihe von Faktoren und Risiken erheblich von den derzeit erwarteten Ergebnissen abweichen. Dazu gehören unter anderem Risiken, die mit der Öl- und Gasindustrie im Allgemeinen verbunden sind (z.B., operative Risiken bei der Erschließung, Exploration und Produktion, die Ungewissheit von Reservenschätzungen, die Ungewissheit von Schätzungen und Prognosen in Bezug auf Produktion, Kosten und Ausgaben sowie Gesundheits-, Sicherheits- und Umweltrisiken), Einschränkungen bei der Verfügbarkeit von Dienstleistungen, Rohstoffpreis- und Wechselkursschwankungen, Maßnahmen der OPEC- und OPEC+-Mitglieder, Änderungen der Gesetzgebung, die sich auf die Öl- und Gasindustrie auswirken, ungünstige Wetterbedingungen oder Betriebsunterbrechungen sowie Ungewissheiten, die sich aus potenziellen Verzögerungen oder Planänderungen bei Explorations- oder Erschließungsprojekten oder Investitionsausgaben ergeben. Diese und andere Risiken werden im Jahresbericht von Saturn für das am 31. Dezember 2022 endende Jahr ausführlicher dargelegt.

Zukunftsgerichtete Informationen beruhen auf einer Reihe von Faktoren und Annahmen, die zur Entwicklung dieser Informationen herangezogen wurden, die sich jedoch als falsch erweisen können. Obwohl Saturn der Ansicht ist, dass die Erwartungen, die sich in den zukunftsgerichteten Informationen widerspiegeln, vernünftig sind, sollte man sich nicht zu sehr auf zukunftsgerichtete Informationen verlassen, da Saturn keine Garantie dafür geben kann, dass sich diese Erwartungen als richtig erweisen. Zusätzlich zu anderen Faktoren und Annahmen, die in dieser Pressemitteilung genannt werden, wurden Annahmen getroffen, die unter anderem den voraussichtlichen Zeitplan und die Ergebnisse der Kapitalausgaben, den Erfolg bei der Durchführung neuer Bohrungen, die Angemessenheit der budgetierten Kapitalausgaben bei der Durchführung geplanter Aktivitäten, den Zeitplan, den Ort und das Ausmaß zukünftiger Bohrungen, den voraussichtlichen Zeitpunkt der Veröffentlichung unserer nachgewiesenen Finanzberichte und des AIF, die Betriebsergebnisse, die Leistung, die Geschäftsaussichten und -möglichkeiten sowie die Verfügbarkeit und die Kosten der Finanzierung betreffen. Die Leser werden darauf hingewiesen, dass die vorstehende Liste nicht alle Faktoren und Annahmen enthält, die verwendet wurden.

Die in dieser Pressemitteilung enthaltenen zukunftsgerichteten Informationen sind zum Zeitpunkt der Veröffentlichung aktuell und Saturn übernimmt keine Verpflichtung, zukunftsgerichtete Informationen öffentlich zu aktualisieren oder zu revidieren, sei es aufgrund neuer Informationen, zukünftiger Ereignisse oder aus anderen Gründen, es sei denn, dies wird von den geltenden Wertpapiergesetzen verlangt. Die in dieser Pressemitteilung enthaltenen zukunftsgerichteten Informationen werden durch diesen Warnhinweis ausdrücklich eingeschränkt.

Alle hierin enthaltenen Dollar-Zahlen sind, sofern nicht anders angegeben, in kanadischen Dollar angegeben.

Die Ausgangssprache (in der Regel Englisch), in der der Originaltext veröffentlicht wird, ist die offizielle, autorisierte und rechtsgültige Version. Diese Übersetzung wird zur besseren Verständigung mitgeliefert. Die deutschsprachige Fassung kann gekürzt oder zusammengefasst sein. Es wird keine Verantwortung oder Haftung für den Inhalt, die Richtigkeit, die Angemessenheit oder die Genauigkeit dieser Übersetzung übernommen. Aus Sicht des Übersetzers stellt die Meldung keine Kauf- oder Verkaufsempfehlung dar! Bitte beachten Sie die englische Originalmeldung auf www.sedarplus.ca, www.sec.gov, www.asx.com.au/ oder auf der Firmenwebsite!

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