Horizon Petroleum Ltd. anunció una evaluación independiente actualizada de reservas y recursos ("Informe de Reservas y Recursos") para el yacimiento de gas natural convencional de Lachowice, en la concesión de Bielsko-Biala, en el sur de Polonia. El Informe de Reservas y Recursos fue elaborado por APEX Global Engineering Inc. ("APEX"), el evaluador de reservas cualificado independiente de la empresa, con fecha de entrada en vigor el 31 de diciembre de 2023 y se preparó de conformidad con las normas establecidas en el Instrumento Nacional 51-101 Normas de Divulgación para Actividades de Petróleo y Gas de los Administradores de Valores de Canadá y el Manual de Evaluación de Petróleo y Gas de Canadá (COGEH). A pesar de ser esencialmente verticales en su diseño, y de utilizar métodos de perforación y terminación subóptimos para formaciones naturalmente fracturadas, los pozos probaron a tasas reportadas por los operadores anteriores de hasta 5,8 MMcf/d, 8,9 MMcf/d y 2,5 MMcf/d, respectivamente durante las pruebas originales a pozo abierto y pozo entubado.

La empresa se basa en los informes de las pruebas de producción de los antiguos operadores, cuyos detalles están incompletos. Se prevé que el rendimiento neto de explotación del proyecto G2P sea de aproximadamente 5,86 USD/Mcfe durante los primeros 12 meses de producción, basándose en el precio actual previsto en el momento de elaborar el informe de reservas y recursos. A lo largo de la vida del proyecto, para el caso de reservas probables y el precio previsto, se espera que el netback operativo sea de 7,81 USD/Mcfe.

El Informe de Reservas y Recursos trata de calibrar el impacto que la guerra puede tener en el precio de los hidrocarburos producidos, así como el potencial de desarrollo comercial del proyecto de la Compañía. Los precios de las materias primas utilizados en el Informe de Reservas y Recursos modificaron los precios del anterior informe de reservas de la Compañía para reflejar los precios actuales. El Informe de Reservas y Recursos utiliza precios del gas que reflejan los precios anteriores al impacto de Covid-19 y antes del inicio del con licto ruso.

Los riesgos e incertidumbres adicionales incluyen, entre otros (i) el hecho de que no hay certeza de que las zonas de interés existan en la medida estimada o de que se descubra que las zonas tienen gas natural con características que cumplen o superan los criterios mínimos en términos de espesor de la capa útil neta y/o porosidad, o de que el gas natural sea comercialmente recuperable en la medida estimada; (ii) el hecho de que no hay certeza de que cualquier parte de las reservas probables y de los recursos contingentes y prospectivos sea comercialmente viable de producir; (iii) el hecho de que la empresa deba contratar un equipo de operaciones y un equipo ejecutivo tanto en Calgary como en Polonia para poder ejecutar el plan de desarrollo, y no existen garantías de que se disponga de personal técnico y profesional y/o consultores debidamente cualificados; (iv) la falta de financiación adicional para financiar las actividades de desarrollo y la continuación de las operaciones de la empresa; (v) los riesgos asociados a la obtención de aprobaciones para acceder a terrenos para perforar pozos o instalar infraestructuras e instalaciones en un plazo razonable; el régimen regulador polaco es relativamente estable pero está marcado por largos procesos de aprobación en relación con las jurisdicciones norteamericanas; (vi) los riesgos en la adquisición o construcción de infraestructuras de gas natural adecuadas para producir y vender gas natural, y si se dispondrá de capacidad en el sistema principal de gasoductos existente a costes razonables; (vii) el riesgo de que no haya un equipo de perforación disponible para perforar los pozos necesarios, y el riesgo de que si se requiere la movilización de un equipo de perforación desde fuera de Polonia, que los costes sean prohibitivos; (ix) los riesgos inherentes a la industria internacional del petróleo y del gas natural; La posibilidad de que un proyecto de exploración dé lugar al descubrimiento de petróleo se denomina " posibilidad de descubrimiento." Las principales contingencias identificadas en el Informe de Reservas y Recursos que impiden la clasificación de los recursos como reservas son la recompletación con éxito de los pozos abandonados existentes, las tasas de declive previstas y la aprobación y finalización de nuevos desarrollos y nuevas reentradas. En la tabla 6 se resumen los factores positivos y negativos que pueden ser relevantes para las hipótesis y estimaciones del Informe de Reservas y Recursos. La información prospectiva se basa en determinadas expectativas e hipótesis clave realizadas por la dirección de Horizon, incluidas las expectativas e hipótesis anteriormente en este comunicado de prensa bajo leyes petroleras y fiscales; tasas de producción futuras, y estimaciones de costes de explotación; pozos futuros; tasas de producción futuras y estimaciones de gastos de capital; pozos futuros; el calendario previsto y las estimaciones de los gastos de capital; el calendario previsto y los volúmenes de recursos; el calendario previsto y los gastos de recursos; el éxito obtenido en la perforación de nuevos pozos; las Reservas y las estimaciones que pueden ser relevantes para el éxito obtenido en la realización de las actividades planificadas; el éxito obtenido en las Reservas y los gastos de recursos; las Reservas y las hipótesis de los gastos de capital de Horizon; las Reservas y los gastos de recursos.

El éxito obtenido en la realización de los gastos de capital; el éxito obtenido en el éxito obtenido en la realización de nuevas operaciones de perforación; las Reservas y los volúmenes de recursos que pueden ser recursos relevantes; las Reservas y los resultados de los gastos de capital. El éxito obtenido en la realización de operaciones de perforación; el éxito obtenido en la realización de actividades planificadas.