Lundin Energy AB gab bekannt, dass sich seine nachgewiesenen plus wahrscheinlichen Nettoreserven (2P-Reserven) zum 31. Dezember 2021 auf 639 Millionen Barrel Öläquivalent (MMboe) und seine nachgewiesenen plus wahrscheinlichen plus möglichen Nettoreserven (3P-Reserven) auf 799 MMboe belaufen. Die 2P-Reserven plus die bestmöglich geschätzten bedingten Nettoressourcen (Gesamtressourcen) belaufen sich auf 1.019 MMboe, mit einer Gesamtersatzrate3 für die Ressourcen im Jahr 2021 von 202 %. Lundin Energys 2P-Reserven beinhalten eine positive Revision von 39 MMboe und die 3P-Reserven eine positive Revision von 44 MMboe im Vergleich zum Jahresende 2020. Die bestgeschätzten bedingten Nettoressourcen (2C-Ressourcen) belaufen sich zum 31. Dezember 2021 auf 380 MMboe, was einem Anstieg von 105 MMboe gegenüber dem Jahresende 2020 entspricht. Die Gesamtressourcen zum 31. Dezember 2021 belaufen sich auf 1.019 MMboe, was einen Zuwachs von 144 MMboe gegenüber dem Jahresende 2020 bedeutet, einschließlich der Akquisition von Vermögenswerten. Der Anstieg der 2P-Reserven bezieht sich hauptsächlich auf die Felder Edvard Grieg und Solveig. Die Edvard-Grieg-Lagerstätte übertrifft weiterhin die Erwartungen und zusammen mit einer erfolgreichen Infill-Bohrkampagne sind die Reserven um 17 % gestiegen. Die endgültige Bruttoausbeute für Edvard Grieg beträgt jetzt 379 MMboe, was eine Steigerung von über 100 % seit dem PDO bedeutet. Die Bohrergebnisse und die frühe Produktionsleistung bei der Erschließung von Solveig Phase 1 haben zu einem Anstieg der 2P-Reserven um 20 % geführt. Insgesamt hat die Greater Edvard Grieg Area eine Bruttorohstoffausbeute von 450 MMboe mit einer Ersetzungsrate von 97 % der Produktion im Jahr 2021. Das Johan-Sverdrup-Feld übertrifft weiterhin die Erwartungen mit hoher Betriebszeit, erhöhter Verarbeitungskapazität, ausgezeichneter Lagerstättenleistung und Bohrlochproduktivität. Die 2P-Reserven des Unternehmens zum Jahresende 2021 enthalten zum ersten Mal einen Beitrag von acht Infill-Bohrungen (zuvor bedingte Ressourcen), die den Zeitraum der Plateauproduktion verlängern. Das Unternehmen ist sich darüber im Klaren, dass in mehreren Teilen des Feldes noch Reserven vorhanden sind, die durch weitere Infill-Bohrungen, ein optimiertes Reservoir-Management und höhere Anlagenkapazitäten erschlossen werden können. Die technischen Arbeiten zur Definition dieses Potenzials werden bis Mitte 2022 abgeschlossen sein. Im Oktober 2021 gab Lundin Energy den Erwerb einer weiteren Beteiligung von 25 % am Ölvorkommen Wisting in der südlichen Barentssee bekannt, wodurch sich die Gesamtbeteiligung auf 35 % erhöht. Equinor, der Betreiber von Wisting, strebt eine PDO bis Ende 2022 an, um von den von der norwegischen Regierung im Juni 2020 eingeführten temporären Steueranreizen zu profitieren. Durch die Transaktion kommen 2C-Ressourcen von 131 MMboe hinzu. Auf der Grundlage der Explorationsergebnisse von Iving aus dem Jahr 2021 und der weiteren Bewertung der gestrandeten Vermögenswerte in der Barentssee ist Lundin Energy zu dem Schluss gekommen, dass diese von den 2C-Ressourcen zum Jahresende 2021 ausgeschlossen werden sollten. Die Reservenschätzungen wurden von ERCE, einem unabhängigen Reservenprüfer, geprüft und unter Verwendung der 2018 Petroleum Resource Management System (SPE PRMS) Richtlinien der Society of Petroleum Engineers (SPE), des World Petroleum Congress (WPC), der American Association of Petroleum Geologists (AAPG) und der Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE) berechnet. Die Schätzungen der bedingten Ressourcen in Verbindung mit den Vermögenswerten Edvard Grieg, Alvheim, Johan Sverdrup, Solveig und Rolvsnes wurden von ERCE geprüft. Bei den anderen Vermögenswerten beruhen die bedingten Ressourcen auf Schätzungen des Managements.