Addax Petroleum gibt Reserven zum Jahresende 2007, Ressourcen und durchschnittliche Erdölproduktion 2007 bekannt

Calgary, Kanada (ots/PRNewswire) -

- Im Jahr 2007 liegt der Reserve-Replacement-Ratio bei 302 Prozent
und der Reserve-Life-Index bei 9,7 Jahren

- Per Jahresende 2007 bestätigtes Plus wahrscheinlicher
Erdölreserven von 26 Prozent auf 446,7 Mrd. Barrel gestiegen

- Per Jahresende 2007 zuverlässige Schätzung künftiger
Erdölressourcen 2.246 Mrd. Barrel (MMbbl) (nicht zuverlässig 738
MMbbl)

- Per Jahresende 2007 Kontingent-Gas-Ressourcen von 2.415 Mrd.
Kubikfuss (Bcf) und 77,2 MMbbl an Liquiden

Addax Petroleum Corporation ("Addax Petroleum" oder der "Konzern")
(TSX:AXC und LSE:AXC), gab heute bekannt, dass der Vorstand den
Reserven-Report (der "NSAI Report"), den Netherland, Sewell &
Associates Inc. ("NSAI"), unabhängige Erdöl- und
Erdgas-Reservoir-Ingenieure, der alle Erdölreserven und bestimmte
Ressourcen des Konzerns bewertet, akzeptiert hat. Per 31. Dezember
2007, schätzt NSAI die bestätigten Brutto-Working-Interests plus
wahrscheinliche Reserven des Unternehmens auf 446,7 MMbbl, was einem
Anstieg um rund 26 Prozent gegenüber den Schätzungen der NSAI zum
Ende des Vorjahres entspricht. Darüber hinaus produzierte das
Unternehmen durchschnittlich 125.940 Milliarden Barrel Erdöl pro Tag
(bbl/d) im Jahr 2007, was einem Anstieg von rund 40 Prozent gegenüber
2006 entspricht und nur unwesentlich unter der erwarteten
Produktionsmenge für 2007 von 127.000 bbl/d liegt. In der
durchschnittlichen Erdölproduktion für 2007 sind auch 104.510 bbl/d
aus nigerianischer Produktion und 21.430 bbl/d aus Gabun enthalten.

Diese Pressemitteilung fällt zusammen mit der Einreichung eines
Reports wesentlicher Änderungen durch das Unternehmen zusammen, der
über die Website des Unternehmens unter http://www.addaxpetroleum.com
sowie auf der Sedar-Website unter http://www.sedar.com eingesehen
werden kann. Die Reserveschätzungen in dieser Pressemitteilung
basieren auf Prognosen von Preisen und Kosten. Wenn nicht anders
angegeben, beziehen sich Zahlen mit "USD"- bzw. "Dollar"-Angabe auf
die Währung der Vereinigten Staaten von Amerika.

Der Kommentar des CEO

In seinem heutigen Kommentar sagte Jean Claude Gandur, Präsident
und Chief Executive Officer von Addax Petroleum: "Ich bin erfreut,
dass ich sehr gute operative Ergebnisse für 2007 verkünden kann.
Unsere Produktionsleistung war herausragend, wir schafften 40 Prozent
Zuwachs gegenüber 2006. Das starke Anwachsen der Produktion hat uns,
zusammen mit der günstigen Ölpreisentwicklung, ermöglicht, weiter in
die Vergrösserung unserer Reserven und in unsere Ressourcenbasis zu
investieren. Ich bin überzeugt, dass wir unsere Investitionen wohl
platziert haben und dass wir ein ordentliches Wachstum unserer
Reserven in all unseren operativen Bereichen erzielt haben. Das ist
auch in der Bekanntgabe unserer Reserven nachzulesen. Der Anstieg der
Produktion und die Vergrösserung der Reserven wurden durch die
Vergrösserung unserer künftigen Ölressourcen und unserer
Kontingent-Gas-Ressourcen ergänzt und ausgeglichen und bieten die
Plattform für kontinuierliches Wachstum in der Zukunft. Ich bin
überzeugt, dass unser Erfolg in 2007 durch Anstieg der Produktion und
Erweiterung der Reserven- und Ressourcenbasis wichtige
Errungenschaften sind, die Addax Petroleum für seine Aktionäre und
Interessengruppen erzielt hat."

Der NSAI Report

Der NSAI Report wurde für den Konzern unter Leitung des Addax
Petroleum Technical and Reserves Committee vorbereitet. Dabei wurden
die im Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook ausgeführten
Annahmen, Methoden und Richtlinien in Übereinstimmung mit National
Instrument 51-101 eingesetzt. Über die Erdölreserven in den
Lizenzgebieten des Konzerns hinaus berücksichtigt der NSAI Report
auch die künftigen Erdölressourcen (Prospective oil resources) für
die Lizenzgebiete des Konzerns in Westafrika und die
Kontingent-Gas-Ressourcen für die nigerianischen Lizenzgebiete des
Konzerns.

Highlights ausgewählte Erdölreserven

Zu den Highlights der im NSAI Report ausgewiesenen Erdölreserven
und der Produktion des Konzerns im Jahre 2007 im Vergleich zu den
Ergebnis des Vorjahres 2006 gehören die folgenden:

- Bestätigte Brutto-Working-Interests
(Brutto-Bearbeitungsbeteiligung) plus wahrscheinliche Reserven
stiegen um rund 26 Prozent von 353,7 MMbbl per 31. Dezember 2006 auf
446,7 MMbbl per 31. Dezember 2007. Der Konzern führte im Jahr 2007
keinerlei Akquisitionen oder Verkäufe von Reserven durch. Die Zugänge
an Reserven des Jahres 2007 sind primär auf die operativen
Aktivitäten des Konzerns zurückzuführen, darunter die Erweiterungen
und neu entdeckten Reserven sowie die günstigen Wirtschaftsfaktoren.

- In Nigeria stiegen bestätigte Brutto-Working-Interests plus
wahrscheinliche Reserven um rund 22 Prozent von 215,4 MMbbl per 31.
Dezember 2006 auf 262,7 MMbbl per 31. Dezember 2007 und die
durchschnittliche Erdölproduktion 2007 erreichte 104.510 bbl/d.

- In Gabun stiegen bestätigte Brutto-Working-Interests plus
wahrscheinliche Reserven um rund 11 Prozent von 98,2 MMbbl per 31.
Dezember 2006 auf 109,4 MMbbl per 31. Dezember 2007 und die
durchschnittliche Erdölproduktion 2007 erreichte 21.430 bbl/d.

- In der Region Kurdistan im Irak stiegen bestätigte
Brutto-Working-Interests plus wahrscheinliche Reserven um rund 86
Prozent von 40,1 MMbbl per 31. Dezember 2006 auf 74,6 MMbbl per 31.
Dezember 2007, wobei alle Zahlen das Gebiet von Taq Taq betreffen. Im
Verlauf des Jahres wurde kein Erdöl im Gebiet von Taq Taq produziert.

- Der Gesamt-Reserves-Replacement-Ratio des Konzerns wurde im Jahr
2007 mit 302 Prozent ausgewiesen. Der Reserves-Replacement-Ratio
berechnet sich durch Division der Zugänge an bestätigten
Brutto-Working-Interests plus wahrscheinliche Reserven von 139,0
MMbbl (vor Abzug der Erdölproduktion 2007 von 46,0 MMbbl) durch die
Erdölproduktion 2007.

- Der Reserve Life Index des Konzerns für 2007, der auf der
bestätigten Zunahme der wahrscheinlichen Reserven per 31. Dezember
2007 und der durchschnittlichen Erdölproduktion 2007 beruht, sank
leicht von 10,8 Jahren im Jahr 2006 auf 9,7 im Jahr 2007. Der Reserve
Life Index 2007 berechnet sich durch Division der
Brutto-Working-Interests plus wahrscheinlicher Reserven von 446,7
MMbbl per 31. Dezember 2007 durch die Produktion 2007 von 46,0 MMbbl.
Im Dezember 2007 erreichte die Erdölproduktion des Konzerns
durchschnittlich 143,600 bbl/Tag und beinhaltete auch die
durchschnittliche Tagesproduktion in Nigeria von 117.200 bbl/Tag und
in Gabun von 26.400 bbl/Tag.

- Die Gesamtsumme der bestätigten Brutto-Working-Interests plus
wahrscheinlicher plus möglicher Reserven stieg um 21 Prozent von
480,4 MMbbl per 31. Dezember 2006 auf 580,3 MMbbl per 31. Dezember
2007.

Die folgende Tabelle fasst ausgewählte Daten über die Reserven des
Konzerns per 31. Dezember 2007 zusammen:

Erdölreserven und künftige Nettoertragserwartungen
basierend auf den Prognosen für Preise und Kosten per
31. Dezember 2007
------------------------------------------------------------------------
Geschätzte
NPV10% an
künftigen
Nettoerträgen
Brutto-Working-Interest Reserven Nach Steuer
--------------------------------- -----------
bestätigte
plus
bestät. wahrsch. bestät.
plus plus plus
bestätigt wahrsch. mögliche wahrsch.
--------------------------------- -----------
(MMbbl) (MMbbl) (MMbbl) (Mio. USD)
Nigeria 154,2 262,7 348,7 3,659
Gabun 79,1 109,4 128,2 2,099
Region Kurdistan (Irak) - 74,6 103,4 640
Summe 233,3 446,7 580,3 6,398
Die folgende Tabelle vergleicht die Änderungen des bestätigten
Brutto-Working-Interests plus wahrscheinlicher Reserven:
Vergleich der Konzernreserven
anhand der Prognosen für Preise und Kosten
------------------------------------------------------------------------
Bestätigte Brutto-Working-Interests
plus wahrscheinliche Reserven
------------------------------
(MMbbl)
Schätzung per 31. Dezember 2006 353,7
Akquisitionen abzgl. Verkäufe 0,0
Neufunde und Erweiterungen 40,8
Technische Überprüfungen 66,0
Wirtschaftsfaktoren 32,2
Produktion (46,0)
Schätzung per 31. Dezember 2007 446,7
Ausgewählte Highlights künftiger Erdölressourcen

Die folgende Auflistung vergleicht die Highlights der im NSAI
Report ausgewiesenen künftigen Erdölressourcen mit den Ergebnissen
aus dem Jahr 2006:

- Die künftigen Erdölressourcen wurden für den grössten Teil der
Lizenzgebiete des Unternehmens in Westafrika ausgewiesen, darunter
auch der kürzlich erworbene JDZ Block 1. Nicht ausgewiesen wurden in
dem Report die künftigen Erdölressourcen für das Lizenzgebiet Taq Taq
in der Region Kurdistan (Irak) und den Grossteil der Lizenzgebiete
des Konzerns vor der Küste Gabuns. In beiden Fällen war die
Datenerhebung und -prüfung am Jahresende 2007 noch nicht ausreichend
fortgeschritten, um künftige Ressourcen ausmachen zu können.

- Die Summe der Brutto-Working-Interests ergab als bestmögliche,
zuverlässige Schätzung Erdölressourcen von 2.246 MMbbl per 31.
Dezember 2007. Die unzuverlässige Schätzung der Erdölressourcen
stiege von 670 MMbbl per 31. Dezember 2006 um rund 10 Prozent auf 738
MMbbl per 31. Dezember 2007.

- Von den künftigen, unzuverlässigen Erdölressourcen Ende des
Jahres 2007 sind 476 MMbbl bzw. 64 Prozent dem Deep Water Gulf of
Guinea Portfolio, 210 MMbbl bzw. 28 Prozent den Onshore- und den
Flachwasser-Offshore-Gebieten in Nigeria und Kamerun sowie 51 MMbbl
bzw. 8 Prozent den zum grössten Teil Offshore-Lizenzgebieten in Gabun
zuzuschreiben.

Die folgende Tabelle fasst ausgewählte Daten über ausgewählte
künftige Erdölressourcen des Konzerns per 31. Dezember 2007 zusammen:

Schätzungen des Konzerns zu künftigen Erdöl-
Ressourcen in Westafrika per 31. Dezember 2007
------------------------------------------------------------------------
Optimale Schätzung
künftiger Erdölressourcen
-------------------------
zuverlässig nicht
zuverlässig
(MMbbl) (MMbbl)
Flachwasser- u. Onshore Nigeria
OML123 401 110
OML124 82 16
OML126 250 37
OML137 74 15
Zwischensumme 807 178
Flachwasser Kamerun
Ngosso 100 32
Zwischensumme 100 32
Tiefwasser Golf von Guinea
JDZ (1, 2, 3 & 4) 727 313
OPL291, Nigeria 477 163
Zwischensumme 1.204 476
Gabun
Onshore 31 8
Offshore 105 43
Zwischensumme 136 51
------------------------------------------------------------------------
Summe 2.246 738
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Die Summen könnten beim Zusammenrechnen nicht aufgehen, da
gerundet wurde.

Highlights ausgewählter Kontingent-Gas-Ressourcen

Die folgende Auflistung vergleicht die Highlights der im NSAI
Report ausgewiesenen Contigentgas-Ressourcen mit den Ergebnissen aus
dem Jahr 2006:

- Die ausgewiesenen Kontingent-Gas-Ressourcen sind auf die
produzierenden Lizenzgebiete des Konzerns in den Flachwasser- und
Onshore-Lizenzgebieten in Nigeria beschränkt. Sie sind nach
Kategorien sortiert, da die Vermarktungsrechte der Gasressourcen und
die Rechte des Konzerns zur Produktion der Gasressourcen noch
ausgehandelt werden müssen. Der Konzern erarbeitet derzeit
kommerzielle Entwicklungsvorschläge für diese
Kontingent-Gas-Ressourcen.

- Die bestmögliche Schätzung der Brutto-Working-Interests der
Kontingent-Gas-Ressourcen stieg um rund 71 Prozent von 1.412 Bcf per
31. Dezember 2006 auf 2.415 Bcf per 31. Dezember 2007. Die optimale
Schätzung der Liquide in Zusammenhang mit den
Kontingent-Gas-Ressourcen stieg um rund 106 Prozent von 37,4 Bcf per
31. Dezember 2006 auf 77,2 Bcf per 31. Dezember 2007.

- Die grössten Zugänge sind in OML137 zu verzeichnen, wo 926 Bcf
bzw. 25,3 MMbbl aufgrund der erfolgreichen Explorationsmassnahmen des
Konzerns in 2007 hinzukamen.

Die folgende Tabelle fasst ausgewählte Daten der
Kontingent-Gas-Ressourcen per 31. Dezember 2007 zusammen,
einschliesslich der zugehörigen Gasliquidmengen:

Schätzungen des Konzerns zu Kontingent-Gas-
Ressourcen in Nigeria per 31. Dezember 2007
------------------------------------------------------------------------
Kontingent-Gas-Ressourcen(1) Zugehörige Gasliquide(2)
(Bcf) (MMbbl)
------------------------------------------------------------------------
OML123 1.000 27,9
OML124 381 22,2
OML126 106 1,8
OML137 926 25,3
Okwok 2 0,0
------------------------------------------------------------------------
Total 2.415 77,2
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

(1) nach den Abzug der Kraftstoffe für die Anlage und Extraktion
von Gasliquiden

(2) einschliesslich LPG und C5+

Unternehmensprofil Addax Petroleum

Addax Petroleum ist ein internationales Öl- und Gas-Explorations-
und Förderunternehmen, das sich strategisch auf Westafrika und den
Nahen Osten spezialisiert hat. Addax Petroleum ist eines der grössten
unabhängigen Ölförderunternehmen in Westafrika und hat seine
Rohölfördermenge von durchschnittlich 8.800 Barrel pro Tag im Jahr
1998 auf durchschnittlich ca. 126.000 Barrel pro Tag im Jahr 2007
anheben können. Weitere Informationen zu Addax Petroleum stehen unter
http://www.addaxpetroleum.com bzw. unter http://www.sedar.com zur
Verfügung.

Rechtshinweis - Zukunftsweisende Aussagen

Bestimmte Aussagen in dieser Pressemitteilung enthalten
zukunftsweisende Aussagen unter den geltenden
Wertpapiergesetzesregelungen. Solche Aussagen lassen sich im
Allgemeinen an der verwendeten Terminologie erkennen, etwa an Wörtern
wie "vorhersehen", "glauben", "versuchen", "erwarten", "planen",
"schätzen", "Budget", "Ausblick", "kann", "wird", "soll", "könnte",
"würde" oder anderen ähnlichen Wörtern. Zu zukunftsweisenden Aussagen
zählen unter anderem Verweise auf Geschäftsstrategie und -ziele,
zukünftige Kapitalausgaben und andere Aufwendungen, Schätzungen zu
Reserven und Ressourcen, Bohrungspläne, Bau- und Reparaturarbeiten,
die Einreichung von Entwicklungsplänen, seismische Aktivität,
Produktionsmengen und daraus entstehende Wachstumsquellen,
Projektentwicklungspläne und -ergebnisse, Ergebnisse von
Erkundungsaktivitäten und Termine bis zu denen bestimmte Gebiete
entwickelt oder betriebsbereit sein können, fällige Förderungsabgaben
, Finanzierungs- und Kapitalaktivitäten, Eventualverbindlichkeiten,
Umweltschutzangelegenheiten sowie behördliche Genehmigungen und der
Abschluss laufender Verhandlungen. Naturgemäss verlangen solche
zukunftsweisenden Aussagen von Addax Petroleum, Annahmen zu machen,
die möglicherweise nicht eintreten oder die möglicherweise nicht
exakt sind. Diese zukunftsweisenden Aussagen unterliegen bekannten
und unbekannten Risiken, Unwägbarkeiten und anderen Faktoren, die
dazu führen können, dass die tatsächlichen Ergebnisse,
Aktivitätsniveaus und Leistungen erheblich von denen abweichen, die
in solchen Informationen angegeben oder implizit enthalten sind. Zu
diesen Faktoren gehören unter anderem: Ungenauigkeit der Schätzungen
von Reserven und Ressourcen; tatsächliche Förderung der Reserven;
Erdöl- und Erdgaspreise; die allgemeine Wirtschafts-, Markt- und
Geschäftslage; Industriekapazität; Konkurrenzaktivitäten anderer
Unternehmen; Ölpreisschwankungen; Raffinations- und
Vermarktungsmargen; die Fähigkeit zur Produktion und zum Transport
von Rohöl und Erdgas für die Märkte; die Fähigkeit, Erdgas unter
seinen Production Sharing Agreements zu vermarkten und zu verkaufen;
die Auswirkungen von Wetter und Klima; die Ergebnisse der Erkundungs-
und Entwicklungsbohrungen und ähnlicher Aktivitäten; Schwankungen bei
Zinsen und Devisenkursen; die Fähigkeit der Lieferanten zur Erfüllung
der Abmachungen; Massnahmen von Regierungsbehörden, einschliesslich
Steuererhöhungen; Entscheidungen oder Genehmigungen von
Verwaltungsgerichten; Änderungen von Umweltschutz- und anderen
Vorschriften; mit Öl- und Gasbetriebstätigkeiten verbundene Risiken,
sowohl im Inland, als auch international; internationale politische
Ereignisse; erwartete Renditen sowie andere Faktoren, von denen viele
ausserhalb der Kontrolle von Addax Petroleum liegen. Die Produktion
kann besonders durch Faktoren wie Erkundungserfolg, Zeitplanung und
Erfolg des Anfangs, Anlagenzuverlässigkeit, Lagerstättenleistung und
natürliche Rückgangswerte, Wasseraufnahme und Bohrungsfortschritt
beeinträchtigt werden. Kapitalaufwendungen können durch Kostendruck
im Zusammenhang mit neuen Kapitalprojekten beeinträchtigt werden,
darunter auch Arbeitskräfte- und Materialangebot, Projektmanagement,
Bohranlagenpreise und -verfügbarkeit sowie Seismikkosten. Diese
Faktoren werden in ihren Einzelheiten in den Dokumenten erläutert,
die Addax Petroleum bei den Kanadischen Provinzwertpapierkommissionen
eingereicht hat.

Der Leser wird darauf hingewiesen, dass die oben stehende Liste
wichtiger Faktoren der Beeinträchtigung zukunftsweisender
Informationen nicht erschöpfend ist. Ausserdem wird die in dieser
Pressemitteilung enthaltene zukunftsweisende Information zum Datum
dieser Pressemitteilung gegeben, und sofern geltendes Recht es nicht
anders verlangt, sieht sich Addax Petroleum nicht verpflichtet,
irgendeine hier enthaltene zukunftsweisende Information öffentlich zu
aktualisieren oder zu überarbeiten, egal ob in Folge von neuer
Information, zukünftigen Ereignissen oder Sonstigem. Die in dieser
Pressemitteilung enthaltenen zukunftsweisenden Informationen sind
ausdrücklich durch diese vorbehaltlichen Aussagen qualifiziert.

Originaltext: Addax Petroleum Corporation
Digitale Pressemappe: http://www.presseportal.de/pm/63085
Pressemappe via RSS : http://www.presseportal.de/rss/pm_63085.rss2

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Weitere Informationen erhalten Sie von: Herr Patrick Spollen,
Investor Relations, Tel. +41(0)22-702-95-47, E-Mail
patrick.spollen@addaxpetroleum.com; Herr Craig Kelly, Investor
Relations, Tel. +41(0)22-702-95-68, E-Mail
craig.kelly@addaxpetroleum.com; Frau Marie-Gabrielle Cajoly, Press
Relations, Tel. +41(0)22-702-94-44, E-Mail
marie-gabrielle.cajoly@addaxpetroleum.com; Nick Cowling, Press
Relations, Tel. +1-416-934-8011, E-Mail nick.cowling@cossette.com;
Herr James Henderson, Press Relations, Tel. +44(0)20-7743-6673,
E-Mail james.henderson@pelhampr.com; Herr Alisdair Haythornthwaite,
Press Relations, Tel. +44(0)20-7743-6676, E-Mail
alisdair.haythornthwaite@pelhampr.com


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