Australis Oil and Gas Limited proporcionó su actualización de reservas y recursos para el año 2021, evaluada de forma independiente por Ryder Scott Company L.P., con fecha efectiva del 31 de diciembre de 2021. Australis sigue adoptando un enfoque conservador en la estimación de sus reservas y recursos de petróleo y gas. La producción futura de los pozos existentes se ha evaluado en el informe YE2021 de forma coherente con los años anteriores. Sin embargo, dada la estrategia actual de la empresa de introducir un socio para avanzar en el desarrollo de su activo TMS, el Consejo ha determinado que no sería apropiado proponer un plan de desarrollo como parte de la evaluación de las reservas YE2021. Por lo tanto, la estimación de reservas y recursos del YE2021 consiste únicamente en una estimación de reservas probadas, probables y posiblemente desarrolladas y no se han generado estimaciones de reservas para las superficies no desarrolladas. Se proporciona una estimación de recursos contingentes y, como en años anteriores, el recurso contingente 2C de caso medio está sujeto a un plan de desarrollo calificado para la transición de los volúmenes a una categoría de reserva apropiada de probada, probable y posible. Reservas netas de petróleo desarrolladas: Ryder Scott realizó las siguientes estimaciones1 de volúmenes de petróleo recuperables desarrollados, netos para Australis. Probadas y escasas; 2,98 MMbbls (-18%), Probables y Probadas y escasas; 3,67 MMbbls (-11%), Posibles, Probables y Probadas y escasas; 4,54 MMbbls (-4%). El VAN(10) de las reservas de PDP es de 62 millones de dólares utilizando un precio fijo del petróleo de 67,27 dólares/bbl. Ryder Scott ha realizado las siguientes estimaciones1 de recursos contingentes de caso bajo, medio y alto. 1C ­ 23,40 MMbbls (+13%), 2C ­ 148,99 MMbbls (0%), 3C ­ 269,87 MMbbls (0%). En la fecha efectiva del informe, el 31 de diciembre de 2021, Australis tenía los derechos sobre ~98.000 acres netos dentro del área TMS Core, una reducción de unos 10.000 acres durante 2021. Australis también cedió sus intereses en 5 pozos marginales de TMS ubicados en Luisiana fuera del área central de TMS, lo que redujo el recuento de pozos operados existentes a 33, de los cuales dos estuvieron cerrados a la espera de reparaciones durante todo el año y, por lo tanto, fueron designados como Probados Desarrollados No Productivos. Los restantes 31 pozos operados en producción y las participaciones en 15 pozos no operados en producción fueron evaluados por Ryder Scott sobre la base de Proved Developed Producing y se atribuyeron volúmenes adicionales a los casos medio (probable) y alto (posible). En años anteriores, Australis propuso a Ryder Scott modestos planes de desarrollo para evaluar las reservas probadas, probables y posibles no desarrolladas. Estos planes de desarrollo se basaban en un calendario de pozos proyectado adecuado en ese momento y cualquier volumen recuperable no asignado como reserva no desarrollada se asignaba a un recurso contingente de caso bajo, medio o alto, sujeto únicamente a un plan de desarrollo cualificado. Australis ha informado constantemente de que la Compañía ha estado buscando introducir un socio en el TMS para ayudar a progresar en el desarrollo del campo. Por lo tanto, el Consejo de Australis consideró apropiado esperar y tiene la intención de actualizar la evaluación de las reservas no desarrolladas cuando haya más claridad sobre los futuros planes de desarrollo. Esta decisión no afecta al potencial económico del yacimiento. Como se muestra en el informe de reservas YE2020, que incluía un modesto programa de desarrollo, las reservas probadas no desarrolladas eran económicas incluso al precio del petróleo del informe de reservas YE2020 de 47,02 dólares por barril. Sin un plan de desarrollo, todos los volúmenes de petróleo recuperables de futuros pozos se asignan a recursos contingentes. La metodología de la ASX y de la SPE, consistente en tomar la media del primer día del período de 12 meses anterior, dio como resultado un precio del petróleo de 67,27 dólares por barril para su uso en el informe YE2021. El VAN(10) del volumen de reservas netas de PDP es de 61,76 millones de dólares, lo que supone un aumento del 30% con respecto al valor YE2020, debido principalmente a la hipótesis de un precio del petróleo más alto para el informe YE2020, de 67,27 dólares/bbl. Las principales hipótesis utilizadas por Ryder Scott para generar las estimaciones para el año 2021 son las siguientes: Las estimaciones de reservas y recursos contingentes se basan en el método de estimación determinista. El precio del petróleo utilizado para todos los análisis de reservas en este informe es un precio plano realizado de 67,27 $/bbl, que se basa en el precio medio alcanzado por Australis el primer día de los últimos 12 meses de 2021. Los costes de explotación de los pozos productores desarrollados se basan en la media de los reales incurridos entre diciembre de 2020 y noviembre de 2021. Las estimaciones existentes de PDP se basan en la producción de 31 pozos operados y 15 no operados. Las estimaciones de PDNP existentes se basan en la producción prevista de 2 pozos operados y 2 no operados. Los recursos contingentes se estiman para áreas fuera de la ubicación de un pozo productor. Los recursos contingentes 1C se limitan a cualquier unidad de desarrollo que contenga un pozo TMS existente que se habría considerado como reservas si el plan de desarrollo hubiera incluido tales ubicaciones dentro de la ventana de desarrollo de cinco años. En la 2C y la 3C se han tenido en cuenta todas las superficies netas restantes no desarrolladas dentro de la zona central, pero se han utilizado diferentes estimaciones de los volúmenes in situ y de los factores de recuperación. En las estimaciones de las reservas no se asume ninguna venta de gas, ya que todo el gas se consume actualmente en el arrendamiento, pero los volúmenes de gas proyectados se incluyen en las estimaciones de recursos contingentes. Los siguientes factores clave contribuyeron a los cambios en los recursos contingentes: Todos los supuestos del subsuelo sobre los volúmenes in situ y los factores de recuperación se mantuvieron idénticos para las estimaciones de recursos del año 2020 y del año 2021. Toda la superficie no desarrollada se evaluó para los recursos contingentes sobre la base de la decisión de no considerar un plan de desarrollo. Durante el año 2021, Australis llevó a cabo un arrendamiento estratégico para mantener el control y la huella en el juego, sin mantener necesariamente una posición de superficie. La reducción neta resultante fue de 107.500 a ~98.000 acres netos y esto influye directamente en el cálculo de los recursos contingentes.