ArchivesMAR

Maha Energy announce preliminary 2022 Capital Plan and production guidance

on 30 de December de 2021 30 de December de 2021

Maha Energy AB (publ) (“Maha” or the “Company”) is providing production guidance of 4,000 – 5,000 BOEPD for 2022, compared to the estimated volume of 7,000 BOEPD presented in the 5 year operational strategy in early March 2021¹. The preliminary guidance accounts for the impact of the previously published delay and recent reconfiguration of Tie-4 production well from a horizontal well to a vertical well and is subject to certain assumptions as detailed below, including a potential farm down of parts of Block 70 in Oman. The guidance is subject to final approval of the proposed 2022 Capital Plan by the Company Board, which is expected early in the first quarter, 2022.

The Company is pleased to provide preliminary details of its 2022 Capital Plan and Production Guidance as follows (subject to Board approval):

2022 Capital Plan Summary

Field	Capital Program	2022 Quarter	Description/Purpose
Tie	New Well Tie-5 (Ag-Hz)	Q1	Horizontal well to maintain Tie field long term production plateau
Tie	New Well Tie-6 Water Injector	Q2	Maintain Tie field long term production plateau
Tie	New Well Tie-7 Water Injector	Q3	Maintain Tie field long term production plateau
Tie	Water Source Well	Q1	Provide make-up water for water injection
Tie	Tie-3	Q1	Conversion to water injector as per development plan
Tie	Facilities	Throughout 2022	Well tie-ins, pipelines, new well pads and facilities, water handling upgrades
Tartaruga	TTG-4 HZ Well	Q4	Increase production at TTG in core reservoir area
IB	2 Gross Wells/1.5 Net	Q2 –Q3	Commitment wells
Oman (Mafraq)	8 New Wells	Q2-4	Appraisal and production pilot wells
Oman (Mafraq)	Extended well test facility	Q2	Temporary test facilities for pilot wells
LAK	None	N/A	Regulatory well interventions may occur

¹ 5 Year Operational Strategy Corporate Presentation

Tie Field – Bahia, Brazil

Tie- 2022 Capital Plan

Tie-5 Hz
Tie-5 will be drilled from the GTE-4 pad and completed in the Agua Grande formation. This is a completely re-designed horizontal production well with an electrical submersible pump.

Tie-6
Tie-6 is a dual-zone water injector drilled on the south pad targeting to sweep the southwestern part of the structure

Tie-7
Tie-7 is a dual-zone water injector drilled on the new northwest pad targeting to sweep the northwestern part of the structure.

Tie-3 Conversion
Tie-3 was designed and drilled as a hybrid oil producer, with subsequent conversion to water injection. This conversion will commence earlier than planned and will be carried out with a workover rig during Q1.

Tie Facilities
Capital for the facilities is focused on future well tie-ins, construction of the new northwestern pad and water handling facilities, including injection.

Tartaruga Field – Sergipe, Brazil

Tartaruga- 2022 Capital Plan

TTG-4 Hz
A horizontal production well targeting the Penedo 1 reservoir is now delayed and scheduled to spud towards the end of Q4, 2022 and brought onstream in 2023.

LAK Ranch –Wyoming USA

LAK- 2022 Capital Plan

Production Optimization
The LAK Ranch heavy oil field was shut in at the beginning of the Pandemic in 2020. No work is planned for 2022 other than regulatory requirements.

Illinois Basin–Illinois and Indiana, USA

IB- 2022 Capital Plan

Wells
Production will continue from the IB area during 2022. 2 gross/1.5 net wells are planned for the year, and these wells are considered to be commitment wells to keep all leases in good standing. Once final results are received from the 2021 drilling program during the first quarter of 2022, further evaluation will occur of the future IB wells.

Mafraq Oil Field, Oman

Oman- 2022 Capital Plan

Farm-Down
A non-binding term sheet has been signed that contemplates a potential farm down of Block-70. This farm down is expected to close during Q1 2022 and all potential production from Block-70 assumes this farm down occurs.

Wells
With the ongoing placement of equipment purchase orders and rig contract negotiations, eight wells are currently planned for 2022. Two of these are appraisal wells, predominantly designed to acquire reservoir data and may not be placed on test production, and the balance are horizontal pilot wells testing Mafraq reservoir deliverability.

Facilities
A temporary Extended Well Test (“EWT”) package will be procured and constructed to allow extended well test production to commence from the pilot wells.

Production
The Company expects to complete most of the Capital Plan prior to year-end 2022 with the exception of the TTG 4 production well which is planned to be drilled towards the end of Q4 2022/Q1 2023. The exact timing of the operations is dependent upon a number of factors that may be outside Maha’s control, including delivery of long lead items, rig availability, regulatory permitting and logistics which in turn might affect Company’s total annual production.

As such, this preliminary 2022 production guidance, is net to the Company and after Oman farm down (but before government or freehold royalties and/or government production share) and is expressed in the range of 4,000 – 5,000 BOEPD, of which approximately 8% is estimated to be gas².

²Normal units for expressing gas production is m3/day or ft3/day. An average industry conversion factor to barrels does not use a simple volumetric conversion factor from m3 (or ft3) to barrels. Instead the energy produced by burning 1 barrel of oil is equated to the same volume of gas required to produce the same amount of energy. This is of course dependent on the type of gas being burned, but an industry average is that 6,000 standard cubic feet (scf) of gas generate the same amount of energy as 1 barrel of oil. As such in this and future production guidance 6,000 scf of gas will be equal to 1 barrel of oil equivalent.

This information is such information as Maha Energy AB (publ) is obliged to make public pursuant to the EU Market Abuse Regulation. The information was submitted for publication, through the agency of the contact person set out below, at 15:00 CET on December 30, 2021.

For more information, please contact:
Jonas Lindvall (CEO)
Tel: +46 8 611 05 11
jonas@mahaenergy.ca

Victoria Berg (Investor Relations)
Tel: +46 8 611 05 11
victoria@mahaenergy.ca

Caution on Forward-looking statements
Certain statements made and information contained herein constitute “forward-looking information” (within the meaning of applicable securities legislation). Such statements and information (together, “forward-looking statements”) relate to future events, including Maha Energy’s future performance, business prospects or opportunities. Forward-looking statements include, but are not limited to, statements with respect to estimates of reserves and/or resources, future production levels, future capital expenditures and their allocation to exploration and development activities, future drilling and other exploration and development activities. Ultimate recovery of reserves or resources are based on forecasts of future results, estimates of amounts not yet determinable and assumptions of management.

All statements other than statements of historical fact may be forward-looking statements. Statements concerning proven and probable reserves and resource estimates may also be deemed to constitute forward-looking statements and reflect conclusions that are based on certain assumptions that the reserves and resources can be economically exploited. Any statements that express or involve discussions with respect to predictions, expectations, beliefs, plans, projections, objectives, assumptions or future events or performance (often, but not always, using words or phrases such as “seek”, “anticipate”, “plan”, “continue”, “estimate”, “expect”, “may”, “will”, “project”, “predict”, “potential”, “targeting”, “intend”, “could”, “might”, “should”, “believe” and similar expressions) are not statements of historical fact and may be “forward-looking statements”. Forward-looking statements involve known and unknown risks, uncertainties and other factors that may cause actual results or events to differ materially from those anticipated in such forward-looking statements. No assurance can be given that these expectations and assumptions will prove to be correct and such forward-looking statements should not be relied upon. These statements speak only as on the date of the information and Maha Energy does not intend, and does not assume any obligation, to update these forward-looking statements, except as required by applicable laws. These forward-looking statements involve risks and uncertainties relating to, among other things, operational risks (including exploration and development risks), productions costs, availability of drilling equipment, reliance on key personnel, reserve estimates, health, safety and environmental issues, legal risks and regulatory changes, competition, geopolitical risk, and financial risks. These risks and uncertainties are described in more detail under the heading “Risk management” and elsewhere in Maha Energy’s Annual Report. Readers are cautioned that the foregoing list of risk factors should not be construed as exhaustive. Actual results may differ materially from those expressed or implied by such forward-looking statements. Forward-looking statements are expressly qualified by this cautionary statement.

About Maha
Maha Energy AB (publ) is a listed, international upstream oil and gas company whose business activities include exploration, development and production of crude oil and natural gas. The strategy is to target and develop underperforming hydrocarbon assets on global basis. Maha operates four oil fields: Tartaruga and Tie in Brazil, Powder River (LAK Ranch) and Illinois Basin in the United States. The shares are listed on Nasdaq Stockholm (MAHA-A). The head office is in Stockholm, Sweden with a technical office in Calgary, Canada, as well as operations offices in Grayville, Illinois, USA and Rio De Janeiro, Brazil. For more information, please visit our website www.mahaenergy.ca

20211230 Maha Energy Press Release ENG FINAL

Maha Energy meddelar preliminär investeringsplan och produktionsguidning för 2022

on 30 de December de 2021 30 de December de 2021

Maha Energy AB (publ) (“Maha” eller “Bolaget”) meddelar produktionsguidning om
4 000 – 5 000 BOEPD för 2022, jämfört med den estimerade volymen om 7 000 BOEPD som presenterades i Bolagets 5-års strategi i början av mars 2021¹. Den preliminära guidningen tar hänsyn till effekterna av den tidigare publicerade förseningen och den senaste konstruktionsförändringen av Tie-4 från en horisontalbrunn till en vertikal brunn och baseras på vissa antaganden som beskrivs nedan inklusive en möjlig ”nedfarmning” av delar av Block 70 i Oman. Guidningen är betingad ett slutgiltigt godkännande av den föreslagna investeringsplanen för 2022 av Bolagets styrelse planerat till i början av första kvartalet 2022.

Bolaget meddelar härmed en preliminär investeringsplan och produktionsguidning för 2022 (efter slutgiltigt godkännande av styrelsen):

2022-års investeringsplan

Fält	Investeringsplan	Kvartal 2022	Kommentar
Tie	Ny brunn Tie-5 (Ag-Hz)	Q1	Horisontalbrunn för att bibehålla Tiefältets långvariga produktionsplatå
Tie	Ny brunn Tie-6 Vatteninjiceringsbrunn	Q2	Bibehålla Tiefältets långvariga produktionsplatå
Tie	Ny brunn Tie-7 Vatteninjiceringsbrunn	Q3	Bibehålla Tiefältets långvariga produktionsplatå
Tie	Brunn – Vattenkälla	Q1-Q2	Förse vatteninjiceringsprogrammet med vatten
Tie	Tie-3	Q1	Omvandling till vatteninjiceringsbrunn
Tie	Faciliteter	Under 2022	Påkoppling av produktionsbrunnar, nya borrplatser, faciliteter samt uppgradering vattenhanterings faciliteter.
Tartaruga	TTG-4 HZ brunn	Q4	Öka produktionen i södra Tartaruga
IB	2 brutto/1.5 Netto brunnar	Q2 –Q3	Åtagandebrunnar
Oman (Mafraq)	8 nya brunnar	Q2-4	Utvärderingsbrunnar samt test produktionsbrunnar
Oman (Mafraq)	Faciliteter	Q2	Temporära faciliteter för utvärdering av produktionsbrunnarna
LAK	Ingen aktivitet	–	Regulatoriska brunningrepp kan förekomma

¹ 5 Year Operational Strategy Corporate Presentation

Tiefältet – Bahia, Brasilien

Tie- 2022-års investeringsplan

Tie-5 Hz
Tie-5 kommer att borras från GTE-4 borrplats och färdigställas i Agua Grande-formationen. Detta kommer att bli en horisontal produktionsbrunn med en sänkbar elektrisk pump.

Tie-6
Tie-6 är en tvåzons vatteninjiceringsbrunn borrad på den södra sidan av Tiefältet riktad mot den sydvästra delen av strukturen.

Tie-7
Tie-7 är en tvåzons vatteninjiceringsbrunn borrad på en ny borrplats på den nordvästra sidan av Tie-strukturen.

Tie-3-konvertering till injiceringsbrunn
Tie-3 var från början borrad som en hybrid produktions- och injiceringsbrunn. Tie-3 kommer att konverteras till en vatteninjiceringsbrunn under första kvartalet, tidigare än planerat.

Tie-faciliteter
Arbetet på produktionsfaciliteterna kommer primärt att fokusera på uppkoppling av planerade produktions- och injiceringsbrunnar, konstruktion av den nya nordvästra borrplatsen samt uppgradering av vattenhanteringsvolymer.

Tartarugafältet – Sergipe, Brasilien

Tartaruga- 2022-års investeringsplan

TTG-4 Hz
En horisontalbrunn riktad mot Penedo 1-formationen är nu senarelagd och planeras att borras i slutet av fjärde kvartalet 2022 och förväntas sättas i produktion i början av 2023.

LAK Ranch –Wyoming USA

LAK- 2022-års investeringsplan

Produktion
Tungoljefältet LAK Ranch stängdes ned i början av pandemin under 2020. Inget arbete är planerat att utföras där under 2022 förutom med brunnar som är i behov av regulatoriskt underhåll.

Illinois Basin–Illinois/Indiana, USA

IB- 2022-års investeringsplan

Brunnar
Oljeproduktionen från IB kommer att fortsätta under 2022. Två brunnar (1,5 netto) som ligger för åtaganden planeras att borras under 2022. Resultaten av 2021-års borrprogram kommer kontinuerligt att utvärderas vilket kommer att bestämma investeringstakten på oljefält under det kommande året.

Mafraq Oljefält, Oman

Oman- 2022-års investeringsplan

”Farm-down”
Ett icke bindande villkorsavtal har tecknats för en möjlig ”nedfarmning” av Block-70. Slutligt avtal förväntas slutförhandlas under första kvartalet 2022 och all eventuell produktion från Block 70 under 2022 antar att detta genomförs.

Brunnar
Med befintliga inköpsordrar för utrustning och riggkontraktsförhandlingar planeras för närvarande åtta brunnar under 2022. Två av de planerade brunnarna är utvärderingsbrunnar, huvudsakligen utformade för att inhämta reservoarinformation och är inte utformade som testproduktionsbrunnar. Resterade brunnar är horisontella testbrunnar för testning av leveranskapaciteten på Mafraq.

Faciliteter
Utrustning för ett temporärt förlängt produktionsbrunnstest kommer att anskaffas och konstrueras för att möjliggöra utökad brunnstestproduktion från brunnarna.

Produktion
Bolaget förväntas att slutföra 2022-års investeringsplan under 2022, med undantag för
TTG-4 brunnen som planeras för borrning under slutet av Q4 2022/Q1 2023. De exakta tidpunkterna för verkställande kan påverkas av en mängd faktorer som kan stå utanför Bolagets kontroll såsom leveranstider på utrustning, tillgänglighet på borr-riggar, myndigheters godkännande samt transportlogistik som i sin tur kan påverka Bolagets totala årliga produktion.

Den preliminära produktionsguidningen för 2022 som är netto till Bolaget och efter ”nedfarmning” av Block 70 i Oman (men före statliga royaltyavgifter och/eller statlig andel av produktionsdelningskontrakt) är 4 000 – 5 000 BOEPD, varav cirka 8 procent är gas omvandlat till fat (Barrels)².

²Normalt uttrycks gasproduktion i m3 per dag eller ft3 per dag. Oljeindustrin använder sig inte av en direkt omräkning av m3, eller ft3, till fat. Istället likställs energin av att bränna ett fat olja med likvärdig energi i naturgasvolym. Detta beror naturligtvis på kvalitén på naturgasen, men ett snittmått som används i oljeindustrin är att 6 000 ft3 naturgas avger lika mycket energi som ett fat olja av normal kvalitet. Därav konverteras kommersiell gas, det vill säga gas som används som bränsle eller säljs till kunder, i volymen 6 000 ft3 till ett fat oljeekvivalenter.

Denna information är sådan information som Maha Energy AB (publ) är skyldigt att offentliggöra enligt EU:s marknadsmissbruksförordning. Informationen lämnades, genom nedanstående kontaktpersons försorg, för offentliggörande den 30 december 2021, kl. 15:00 CET.

För mer information, kontakta:
Jonas Lindvall (CEO)
Tel: +46 8 611 05 11
jonas@mahaenergy.ca

Victoria Berg (Investor Relations)
Tel: +46 8 611 05 11
victoria@mahaenergy.ca

Framåtriktade uttalanden
Vissa uttalanden samt viss information i detta meddelande utgör “framåtriktad information” (enligt tillämplig värdepapperslagstiftning). Sådana uttalanden och information (tillsammans, “framåtriktade uttalanden”) avser framtida händelser, inklusive Maha Energys framtidaresultat, affärsutsikter och affärsmöjligheter. Framåtriktade uttalanden inkluderar, men är inte begränsade till, uttalanden avseende uppskattningar av reserver och/eller resurser, framtida produktionsnivåer, framtida investeringar och fördelningen av dessa på prospekterings- och utbyggnadsaktiviteter, framtida borrningar samt andra prospekterings och utbyggnadsaktiviteter. Slutlig utvinning av reserver och resurser baseras på prognoser om framtida resultat, uppskattningar av kvantiteter som ännu inte kan fastställas samt antaganden av företagsledningen. Samtliga uttalanden, förutom uttalanden avseende historiska fakta, kan vara framåtriktade uttalanden. Uttalanden om bevisade och sannolika reserver och resursestimat kan också anses utgöra framåtriktade uttalanden och återspeglar slutsatser som baseras på vissa antaganden om att reserverna och resurserna är möjliga att utnyttja ekonomiskt. Samtliga uttalanden som uttrycker eller involverar diskussioner avseende förutsägelser, förväntningar, övertygelser, planer, prognoser, mål, antaganden eller framtida händelser eller prestationer (ofta, men inte alltid, med ord eller fraser som “söka”, “antecipera”, “planera”, “fortsätta”, “uppskatta”, “förvänta”, “kan komma att”, “kommer att”, “projektera”, “förutse”, “potentiell”, “målsättning”, “avse”, “kan”, “skulle kunna”, “bör”, “tror” och liknande uttryck) utgör inte uttalanden avseende historiska fakta och kan vara “framåtriktade uttalanden”. Framåtriktade uttalanden inbegriper kända och okända risker, osäkerheter och andra faktorer som kan förorsaka att faktiska resultat och händelser skiljer sig väsentligt från dem som förutses i sådana framåtriktade uttalanden. Ingen garanti kan lämnas att dessa förväntningar och antaganden kommer att visa sig vara korrekta och sådana framåtriktade uttalanden bör inte förlitas på. Dessa uttalanden är gällande endast vid tidpunkten för informationen och Maha Energy har inte för avsikt, och åtar sig inte, att uppdatera dessa framåtriktade uttalanden, utöver vad som krävs enligt tillämplig lagstiftning. Dessa framåtriktade uttalanden innefattar risker och osäkerheter som rör bland annat operativa risker (inklusive risker relaterade till prospektering och utbyggnad), produktionskostnader, tillgång till borrutrustning, tillit till nyckelpersoner, reservestimat, hälsa, säkerhet och miljöfrågor, legala risker och förändringar i regelverk, konkurrens, geopolitiska risker och finansiella risker. Dessa risker och osäkerhetsfaktorer beskrivs mer i detalj under rubriken “Riskhantering” samt på andra ställen i Maha Energys årsredovisning. Läsaren uppmärksammas på att ovanstående lista över riskfaktorer inte ska uppfattas som uttömmande. Faktiska resultat kan skilja sig väsentligt från dem som uttrycks eller antyds i sådana framåtriktade uttalanden. Framåtriktade uttalanden är uttryckligen föremål för förbehåll enligt detta varnande uttalande.

Kort om Maha

Maha Energy AB (publ) är ett listat, internationellt uppströmsolje- och gasbolag vars affärsverksamhet inkluderar prospektering, utveckling och produktion av råolja och naturgas. Strategin är att inrikta sig på att utveckla underpresterande kolvätetillgångar på en global basis. Maha är verksam på fyra oljefält, Tartaruga- och Tiefältet i Brasilien samt LAK Ranch och Illinois Basin i USA. Bolagets aktier är listade på Nasdaq Stockholm (MAHA-A). Bolagets huvudkontor ligger i Stockholm, Sverige. Bolaget har även ett tekniskt kontor i Calgary, Kanada, samt operativa kontor i Grayville, Illionis, USA och i Rio de Janeiro, Brasilien. För mer information, vänligen besök vår hemsida www.mahaenergy.ca

20211230 Maha Energy Press Release SWE FINAL

Maha Energy AB (publ) (”Maha” eller ”Bolaget”) meddelar sänkning av royalties för Tie- och Tartarugafälten i Brasilien

on 28 de December de 2021 28 de December de 2021

De royaltyavgifter som betalas till den brasilianska staten sänks från 10,0 respektive 9,7 procent till 7,5 procent för både Tie- och Tartarugafältet.

Styrelsen för det brasilianska statliga organet för olja, naturgas och biobränslen (ANP) har utfärdat en resolution som godkänner Maha Energy Brasil Ltdas (MEBL) begäran om minskning av royalties på koncessionsavtalen Tie och Tartaruga, med hänvisning till ANP:s resolution nr 853/2021, som reglerar detta förfarande.

För närvarande är royaltybeloppen för Tie- och Tartarugafälten 10,0 respektive 9,7 procent. De nya royaltyavgifterna sänks till 7,5 procent eftersom båda drivs av MEBL, som av ANP definieras som ett medelstort företag (som enligt ANP:s resolution nr 32/2014 är ett bolag som har en sammanlagd global genomsnittlig årlig produktion på mindre än 10 000 boe/d).

Ett tillägg till koncessionsavtalen kommer att verkställas av ANP och koncessionshavarna, som är MEBL för Tiefältet respektive MEBL och Petrobras för Tartarugafältet, inom 30 dagar efter ovannämnda resolution. De nya royaltyavgifterna träder i kraft månaden efter att tilläggen till koncessionsavtalen vunnit laga kraft.

De nya royaltyavgifterna kommer att gälla under den återstående löptiden av respektive koncessionsavtal och så länge MEBL definieras som ett medelstort företag. Effekten av ovannämnda tillägg kan komma att ändras i det fall MEBL inte betalar royalty för något av fälten. I så fall så sker ändringen från och med den produktionsmånad som betalningen uteblev.

För mer information, kontakta:
Jonas Lindvall (CEO)
Tel: +46 8 611 05 11
jonas@mahaenergy.ca

Victoria Berg (Investor Relations)
Tel: +46 8 611 05 11
victoria@mahaenergy.ca

Kort om Maha

20211228 Maha Energy Press Release Royalty SWE FINAL

Maha Energy AB (publ) (“Maha” or the “Company”) Announce Reduction of Royalties on Tiê And Tartaruga Fields

on 28 de December de 2021 28 de December de 2021

The Royalties paid to the Government of Brazil has been reduced from 10% and 9.7% to 7.5% at the Tie and Tartaruga fields respectively.

The Board of Directors of the Brazilian National Agency of Oil, Natural Gas and Biofuels (“ANP”) has issued a Resolution approving Maha Energy Brasil Ltda.’s (“MEBL”) request of reduction of royalties concerning the Tiê and Tartaruga concession agreements, on the grounds of ANP Resolution No. 853/2021, which regulates this proceeding.

Currently, the amounts of royalties due by the Tiê and Tartaruga Fields are 10%, and 9,7% respectively. The new royalties due by each of the above-mentioned fields will now be 7,5% as both are operated by MEBL, which is considered a “mid-size company”, in accordance with ANP Resolution No. 32/2014 – since it has an aggregate average annual production of less than 10,000 boe/d in Brazil and abroad.

An addendum to the Concession Agreements shall be executed by ANP and the concessionaires, that is, only MEBL for the Tiê Field and MEBL and Petrobras for the Tartaruga Field, within 30 days of the above-mentioned notification. It is noteworthy that the new royalties will only be due on the production of the subsequent month of the entering into of the addendum to each of the concession agreements.

It is also important to emphasize that the new royalties will remain effective for the remaining term of the respective Concession Agreements as long as MEBL is considered a “mid-size company”. The effectiveness of the above-mentioned addendum may also be suspended in the case of non-payment of governmental royalties of any of the fields, as of the month of the production in which such obligations were not paid.

This information is such information that Maha Energy AB (publ) is obliged to make public pursuant to the EU Market Abuse Regulation. The information was submitted for publication, through the agency of the contact person set out below, 20:15 CET on 28 December, 2021.

For more information, please contact:
Jonas Lindvall (CEO)
Tel: +46 8 611 05 11
jonas@mahaenergy.ca

Victoria Berg (Investor Relations)
Tel: +46 8 611 05 11
victoria@mahaenergy.ca

20211228 Maha Energy Press Release Royalty ENG FINAL

Maha Energy AB (publ) (”Maha” eller ”Bolaget”) meddelar totalt borrdjup och loggningsresultat för Tie-4

on 22 de December de 2021 22 de December de 2021

Borrningen av Tiefältets brunn Tie-4 är nu klar. Produktionshålet borrades till ett djup om 2 221 meter och resultaten av den påföljande elektriska loggningen är nu klara. Hålet är nu också fodrat och cementerat. Agua Grande (AG) formationen nåddes 6,5 meter högre än förväntat och uppmätte 14 meter ”net pay” med en genomsnittlig permeabilitet om 600 mD. Sergiformationen (SG) som påträffades något lägre än förväntat gav dock en högre ”net pay” än förväntat, om 6,4 meter och med en genomsnittlig permeabilitet om 282 mD. Även om Itaparicaformationen påträffades även i denna brunn så gav den ej någon ”net pay”.

Jonas Lindvall, Maha Energy’s VD, kommenterar ”Vi konfigurerade om Tie-4 till en standard vertikalborrning och kunde till slut nå båda reservoarerna. De elektriska loggningsresultat som framkommit är bra och visar liknande petrofysiska egenskaper som de redan producerande brunnarna GTE-4 och Tie-2. Brunnen kommer nu att färdigställas med en elektrisk sänkbar pump och sättas i produktion.”

Tie-4 Elektriska Loggningsresultat

Agua Grande	Prognos	Resultat	Skillnad	Kommentar
Top	-1917,0 m ss	-1910,5 m ss	+ 6,5	Grundare
Base	-1937,5 m ss	-1932,2 m ss	+ 5,3	Grundare
Thickness	20,50 m	21,70 m	+ 1,2	Tjockare
Net Pay	12 m	14 m	+ 2	Högre
Av. Permeability		608 mD
Av. Porosity		18%

Sergi	Prognos	Resultat	Skillnad	Kommentar
Top	-2030,5 m ss	-2034,9 m ss	– 4,4	Djupare
Base	-2049,5 m ss	-2056,5 m ss	– 7,0	Djupare
Thickness	19,00 m	21,60 m	+ 2,6	Tjockare
Net Pay	6 m	6,4 m	+ 0,4	Högre
Av. Permeability		282 mD
Av. Porosity		16%

Tie-4 var från början designad att bli en horisontell brunn i Agua Grande formationen. Man gjorde tre försök att borra brunnen horisontellt men efter att ha fastnat i tredje hålet så bestämde man att fortsätta med att borra brunnen vertikalt. Det problematiska schifferlager som ligger ovanför AG formationen visade sig vara ostabilt vid höga borrvinklar men gav inte några problem vid den vertikala borrningen.

Informationen lämnades, genom nedanstående kontaktpersons försorg, för offentliggörande den 22 december 2021, kl. 16:00 CET.

För mer information, kontakta:
Jonas Lindvall (CEO)
Tel: +46 8 611 05 11
jonas@mahaenergy.ca

Victoria Berg (Investor Relations)
Tel: +46 8 611 05 11
victoria@mahaenergy.ca

Kort om Maha

20211222 Maha Energy Press Release Operational Update SWE

Maha Energy AB (publ) (“Maha” or the “Company”) Announce Total Depth (“TD”) and Logging Results on Tie-4

on 22 de December de 2021 22 de December de 2021

The drilling of the well “Tie-4” is now complete. A final measured depth of 2,221 m has been reached and the well has now been extensively logged, cased and cemented. The Agua Grande (AG) reservoir was penetrated 6.5m higher than prognosis and yielded 14 m net pay with an average permeability of 600 mD. The Sergi (SG) reservoir, while penetrated lower than prognosis, yielded higher than expected net pay of 6.4m with an average permeability of 282 mD. Although present in this well, the Itaparica sandstone did not yield any net pay.

Jonas Lindvall, CEO of Maha Energy commented: ”After reconfiguring the Tie-4 well to a standard vertical well, TD was reached without any problems. Electric logging results are encouraging and displays similar petrophysical properties to the already producing GTE-4 and Tie-2 wells. The well will now be completed using an electric submersible pump and then placed on production.”

Tie-4 Well Electric Logging Results

Agua Grande	Prognosis	Actual	Difference	Comment
Top	-1917.0 m ss	-1910.5 m ss	+ 6.5	Shallower
Base	-1937.5 m ss	-1932.2 m ss	+ 5.3	Shallower
Thickness	20.50 m	21.70 m	+ 1.2	Thicker
Net Pay	12 m	14 m	+ 2	Higher
Av. Permeability		608 mD
Av Porosity		18%

Sergi	Prognosis	Actual	Difference	Comment
Top	-2030.5 mSS	-2034.9 mSS	– 4.4	Deeper
Base	-2049.5 mSS	-2056.5 mSS	– 7.0	Deeper
Thickness	19.00 m	21.60 m	+ 2.6	Thicker
Net Pay	6 m	6.4 m	+ 0.4	Higher
Av. Permeability		282 mD
Av Porosity		16%

The Tie-4 well was originally designed as a horizontal well in the Agua Grande reservoir. Three attempts were made to horizontally land the well, but after getting stuck in the third sidetrack it was decided to reconfigure the well as a conventional vertical well. The problematic Lower Candeais shale overlying the AG reservoir that proved to be unstable at high drilling angles displayed no stability problems in the vertical well.

The information was submitted for publication, through the agency of the contact person set out below, 16:00 CET on 22 December, 2021.

For more information, please contact:
Jonas Lindvall (CEO)
Tel: +46 8 611 05 11
jonas@mahaenergy.ca

Victoria Berg (Investor Relations)
Tel: +46 8 611 05 11
victoria@mahaenergy.ca

About Maha
Maha Energy AB (publ) is a listed, international upstream oil and gas company whose business activities include exploration, development and production of crude oil and natural gas. The strategy is to target and develop underperforming hydrocarbon assets on global basis. Maha operates four oil fields: Tartaruga and Tie in Brazil, Powder River (LAK Ranch) and Illinois Basin in the United States. The shares are listed on Nasdaq First North Growth Market (MAHA-A) in Stockholm. FNCA Sweden AB is Certified Adviser and can be contacted at info@fnca.se or +46-8-528 00 399. The head office is in Stockholm, Sweden with a technical office in Calgary, Canada, as well as operations offices in Illinois, USA and Rio De Janeiro, Brazil. For more information, please visit our website www.mahaenergy.ca.

20211222 Maha Energy Press Release Operational Update ENG

Maha Energy announce change to Tie-4 well design due to ongoing issues with wellbore stability and updated completion date

on 30 de November de 2021 30 de November de 2021

Due to ongoing issues with reactive shales in the wellbore Maha Energy AB has elected to plug back the wellbore and drill a simpler sidetrack to ensure continued production growth at the Tie field. The company does not expect this to impact the completion date of the Tie-4 well significantly nor the Tie annual production for 2021. However, Tie-4 is most likely to be placed on production after the year-end which will affect the 2021 exit production rate estimate of 5,000 BOEPD and 5,500 BOEPD.

Due to highly reactive shales encountered at drilling angles of greater than 65 degrees, and thus causing issues with wellbore stability the Company has elected to plug the well back to the 9 5/8” casing shoe.
A vertical sidetrack will be drilled from the 9 5/8” shoe targeting both the Agua Grande and Sergi reservoirs.
The well will be completed as a dual zone commingled Electric Submersible Pump completion.

Jonas Lindvall, CEO of Maha Energy comments: ”We are obviously disappointed with the challenges we have encountered in this well. Although these types of well design are common in North America we are applying this as new technology to the Tie field and this is the first attempt targeting these zones. We are confident that we will succeed in due course. In the meantime we can apply a tried and tested approach and continue Tie-4 as a vertical well to commence production as soon as possible. Hopefully before year-end, but most likely in the beginning of next year.”

¹Barrels of oil equivalent ("BOE") conversion ratio of 6,000 scf: 1 bbl is used.

Miscellaneous
This information is such information that Maha Energy AB (publ) is obliged to make public pursuant to the EU Market Abuse Regulation. The information was submitted for publication, through the agency of the contact persons set out below, at 16:35 CET on 30 November, 2021.

For more information, please contact:
Jonas Lindvall (CEO)
Tel: +46 8 611 05 11
jonas@mahaenergy.ca

Victoria Berg (Investor Relations)
Tel: +46 8 611 05 11
victoria@mahaenergy.ca

20211130 Maha Energy Press Release Tie4 ENG

Maha Energy meddelar konstruktionsförändring av Tie-4 på grund av pågående problem med borrhålsstabilitet och nytt färdigställandedatum

on 30 de November de 2021 30 de November de 2021

På grund av pågående problem med reaktiva schiffer lager i Tie-4 har Maha Energy AB valt att plugga tillbaka borrhålet och borra en enklare vertikal sidoborrning för att säkerställa fortsatt produktionstillväxt på Tie-fältet. Företaget förväntar sig inte att detta kommer att påverka färdigställandedatumet för Tie-4 nämnvärt eller Tie-snittproduktionen för 2021. Dock förväntas Tie-4 sättas i produktion efter nyåret vilket påverkar den utgående produktionsvolymen för 2021 som tidigare uppskattats till 5 000 – 5 500 BOEPD.

• På grund av mycket reaktiva schiffer lager som påträffas vid borrvinklar över 65 grader som orsakar problem med borrhålsstabiliteten har Bolaget valt att plugga igen borrhålet vid slutet av 9 5/8”-foderröret.
• Ett vertikalt produktionshål kommer att borras från botten av 9 5/8”-röret som penetrerar både Agua Grande (AG)- och Sergi (SG)-reservoarerna.
• Brunnen kommer att färdigställas så att både AG- och SG-reservoarerna produceras tillsammans med en elektrisk nedsänkbar pump.

Jonas Lindvall, VD för Maha Energy kommenterar: ”Vi är självklart besvikna över de utmaningar vi har stött på i denna brunn. Även om dessa typer av brunnskonstruktioner är vanliga i Nordamerika, så är det ny teknik på Tie-fältet och detta är det första försöket på dessa zoner. Vi är övertygade om att vi kommer att lyckas till slut. Under tiden kan vi tillämpa ett beprövat tillvägagångssätt för att sätta Tie-4 i produktion så snart som möjligt. Förhoppningsvis före årsskriftet, men mest troligt i början av nästa år."

¹Fat oljeekvivalent ("BOE") konverteringsgrad: 6 000 scf: 1 bbl.

Denna information är sådan information som Maha Energy AB (publ) är skyldigt att offentliggöra enligt EU:s marknadsmissbruksförordning. Informationen lämnades, genom nedanstående kontaktpersoners försorg, för offentliggörande den 30 november 2021, kl. 16:35 CET.

För mer information, kontakta:
Jonas Lindvall (CEO)
Tel: +46 8 611 05 11
jonas@mahaenergy.ca

Victoria Berg (Investor Relations)
Tel: +46 8 611 05 11
victoria@mahaenergy.ca

Kort om Maha

20211130 Maha Energy Press Release Tie4 SWE

Maha Energy AB meddelar resultat för tredje kvartalet 2021 och inbjudan till webcast

on 22 de November de 2021 22 de November de 2021

Maha Energy AB (publ) (“Maha” eller “bolaget”) presenterar resultatet för tredje kvartalet 2021. Rapporten är bifogad i detta pressmeddelandet och finns även tillgänglig på bolagets hemsida www.mahaenergy.ca.

Tredje kvartalet 2021

Genomsnittlig dagsproduktion av olja och gas för det tredje kvartalet var 3 610 fat oljeekvivalenter per dag (BOEPD) (Q3 2020: 3 580 BOEPD)
Intäkter om 19,5 miljoner USD (Q3 2020: 11,2 miljoner USD)
Rörelsens netback uppgick till 13,6 miljoner USD eller 41,17 USD per fat oljeekvivalenter (BOE) (Q3 2020: 7,0 miljoner USD eller 21,12 USD per BOE)
EBITDA om 12,9 miljoner USD (Q3 2020: 5,5 miljoner USD)
Periodens resultat uppgick till 6,1 miljoner USD (Q3 2020: 1,8 miljoner USD)
Vinst per aktie före utspädning om 0,05 USD (Q3 2020: 0,02 USD)
Vinst per aktie efter utspädning om 0,05 USD (Q3 2020: 0,02 USD)
Likvida medel om 31,8 miljoner USD (Q3 2020: 18,0 miljoner USD)

Niomånadersperioden som avslutades 30 september 2021

Genomsnittlig dagsproduktion av olja och gas för nio månader 2021 var 3 485 BOEPD (nio månader 2020: 3 490 BOEPD)
Intäkter om 50,5 miljoner USD (nio månader 2020: 30,4 miljoner USD)
Rörelsens netback uppgick till 34,1 miljoner USD eller 36,92 USD per BOE (nio månader 2020: 19,3 miljoner USD eller 20,67 USD per BOE)
EBITDA om 32,1 miljoner USD (nio månader 2020: 15,4 miljoner USD)
Periodens resultat uppgick till 14,2 miljoner USD (nio månader 2020: 5,4 miljoner USD)
Vinst per aktie före utspädning om 0,13 USD (nio månader 2020: 0,05 USD)
Vinst per aktie efter utspädning om 0,13 USD (nio månader 2020: 0,05 USD)
Likvida medel om 31,8 miljoner USD (2020: 6,7 miljoner USD)

Finansiell information i sammandrag

(TUSD, om ej annat anges)	Q3 2021	Q2 2021	Q1 2021	Q4 2020	Q3 2020	Nio månader 2021	Nio månader 2020	Helår 2020
Dagsproduktion, netto (BOEPD)	3 610	3 104	3 742	2 738	3 580	3 485	3 490	3 301
Intäkter	19 496	15 178	15 814	8 659	11 226	50 488	30 359	39 018
Rörelsens netback	13 568	9 548	11 031	4 247	7 041	34 147	19 276	23 523
EBITDA	12 909	8 988	10 213	2 720	5 514	32 110	15 384	18 104
Periodens resultat¹	6 083	2 603	5 538	(15 702)	1 845	14 224	5 443	(10 259)
Vinst per aktie – före utspädning (USD)	0,05	0,02	0,05	(0,15)	0,02	0,13	0,05	(0,10)
Vinst per aktie – efter utspädning (USD)	0,05	0,02	0,05	(0,15)	0,02	0,13	0,05	(0,10)
Likvida medel	31 778	34 139	5 698	6 681	18 034	31 778	18 034	6 681

Brev till Aktieägare

Kära vänner och aktieägare i Maha Energy AB,

Vid det här laget hade jag verkligen hoppats att vi skulle kunna ha meddelat lovande resultat från vår första horisontella borrning på Tiefältet, men så är tyvärr inte fallet. Tie-4-brunnen fortsätter att pröva oss och vi borrar för närvarande 8-1/2-produktionshålet för tredje gången. Som en erfaren ”borrare” kan jag säga hur ont i magen jag får när borrsträngen fastnar i hålet. Arbetet för att försöka få upp det som fastnat och att sidoborra är både tidsödande och dyrt. Det gör ju saken inte bättre att fördröjningen skjuter lönsamma fat olja på framtiden, vilket annars skulle ha positivt påverkat vårt resultat detta kvartal, framför allt till nuvarande oljepriser.

Men, med det sagt så levererar vi ett rekordkvartal vad gäller intäkter och EBITDA. Periodens resultat ligger inte långt efter heller och vi skulle ha slagit vårt tidigare rekord om det inte hade varit för att vi hade tillkommande kostnader för att färdigställa stimulationen på Tie-3 (ökad produktionsnivå från cirka 100 BOPD till 240 BOPD) och lite förbättringsarbete på GTE-4 under kvartalet. Rörelsens netback är mycket hälsosam med 41,17 USD per BOE och vårt resultat för perioden är 6,083 miljoner USD.

Vår produktion för kvartalet påverkades av problemen på Tie-4 men de övriga brunnarna producerar faktiskt bättre än förutspått så jag är positiv till vår framtida produktion förutsatt att vi kan få vår horisontella brunn borrad i tid. I syfte att kunna uppnå det har vi genomfört ett antal konkreta åtgärder för att adressera de återkommande borrproblemen som plågar oss och vi kämpar oss envetet igenom dem.

I Oman har vi fått upp farten. De globala leveransproblem som blev till följd av Covid ställer till utmaningar för vår personalstyrka i Oman men jag är nöjd att kunna konstatera att vi har lokaliserat och beställt all väsentlig utrustning för brunnarna i Oman och vi håller för närvarande på att hitta en borrigg. Jag är hoppfull att vi kan påbörja borrningarna i Oman under första halvåret nästa år.

I USA ökar produktionen på vår tillgång i Illinoisbassängen. Vi hade några utmärkta borresultat i år och samtliga brunnar är nu färdigställda, stimulerade och anslutna till pumpar. Fem av de nya brunnarna producerar redan bra kvantiteter av olja, en ytterligare håller nu på att övergå till olja från vatten och fem är fortfarande föremål för avvattning av stimuleringsvätskor. Vi förväntar oss att Illinoisbassängen kommer vara i full produktion vid slutet av året. Förra veckans snitt produktion uppgick till 287 BOPD.

Jag vet att den nyligen meddelade minskningen av vår förväntade genomsnittliga oljeproduktion var en besvikelse. Vi delar den besvikelsen och jag vet att jag talar för samtliga medarbetare på Maha när jag säger att ingen arbetar hårdare än vårt borrteam för att få brunnarna borrade och i produktion så snart som möjligt. Detta är oljebranschen, arbetet är tungt, komplicerat och utmanande, och vi arbetar hårt och så snabbt som möjligt för att skapa en produktionsportfölj där vi är mindre beroende av vårt Tiefält. Det är därför det var så väsentligt att bredda oss in i Illinoisbassängen och Oman under 2020. Jag är övertygad om att när vi närmar oss slutet av 2021 och blickar in i 2022 så kan vi se fram emot fler brunnar och mer olja!

Jag är tacksam över det stöd vi får från våra aktieägare vilket vi värderar mycket högt. Utan tvekan kommer vi att uppnå våra mål – oljan är där och har varit där i miljontals år, den behöver bara vänta ytterligare några få månader tills den ser dagens ljus

Som alltid, ett stort tack till alla medarbetare på Maha som jobbar så hårt för Bolaget, och stort tack till alla aktieägare för ert fortsatta stöd.

Jonas Lindvall,
Verkställande direktör
Maha Energy AB

Q3 webbsändning idag kl.16:00 CET

Det kommer att hållas en livepresentation idag den 22 november kl. 16:00 CET (svensk tid) där bolagets VD Jonas Lindvall och CFO Andres Modarelli kommer att presentera kvartalsrapporten och ge en generell bolagsuppdatering. Länk till webbsändningen finns tillgänglig på bolagets hemsida www.mahaenergy.ca och sändningen visas också live på Nyhetsbyrån Direkts YouTube kanal. Frågor under presentationen ställs direkt i kommentarsfältet på YouTube.

För mer information, kontakta:
Jonas Lindvall (CEO)
Tel: +46 8 611 05 11
jonas@mahaenergy.ca

Andres Modarelli (CFO)
Tel: +46 8 611 05 11
andres@mahaenergy.ca

Victoria Berg (Investor Relations)
Tel: +46 8 611 05 11
victoria@mahaenergy.ca

Kort om Maha

¹ Periodens resultat för fjärde kvartalet och helåret 2020 inkluderar en nedskrivning om 21 miljoner USD.

2021_MAHA Q3 Report SWE_FINAL

20211122 Maha Energy Press Release Q3 2021 SWE

Maha Energy AB Announces Filing of Third Quarter 2021 Report & Live Webcast

on 22 de November de 2021 22 de November de 2021

Maha Energy AB (publ) (“Maha” or the “Company”) is pleased to announce its third quarter results. The report is attached to this press release and available on the Company’s website at www.mahaenergy.ca.

Third Quarter 2021

Daily oil & gas production for Q3 2021 averaged 3,610 BOEPD (Q3 2020: 3,580 BOEPD)
Revenue of USD 19.5 million (Q3 2020: USD 11.2 million)
Operating netback of USD 13.6 million or USD 41.17 per BOE (Q3 2020: USD 7.0 million or USD 21.12 per BOE)
EBITDA of USD 12.9 million (Q3 2020: USD 5.5 million)
Net result of USD 6.1 million (Q3 2020: USD 1.8 million)
Basic Earnings per share of USD 0.05 (Q3 2020: USD 0.02)
Diluted Earnings per share of USD 0.05 (Q3 2020: USD 0.02)
Cash and cash equivalents balance of USD 31.8 million (Q3 2020: 18.0 million)

Nine months Ended 30 September 2021

Daily oil & gas production for nine months 2021 averaged 3,485 BOEPD (Nine months 2020: 3,490 BOEPD)
Revenue of USD 50.5 million (Nine months 2020: USD 30.4 million)
Operating netback of USD 34.1 million or USD 36.92 per BOE (Nine months 2020: USD 19.3 million or USD 20.67 per BOE)
EBITDA of USD 32.1 million (Nine months 2020: USD 15.4 million)
Net result for the period of USD 14.2 million (Nine months 2020: USD 5.4 million)
Basic Earnings per share of USD 0.13 (Nine months 2020: USD 0.05)
Diluted Earnings per share of USD 0.13 (Nine months 2020: USD 0.05)
Cash and cash equivalents balance of USD 31.8 million (2020: USD 6.7 million)

Financial Summary

(TUSD, unless otherwise noted)	Q3 2021	Q2 2021	Q1 2021	Q4 2020	Q3 2020	Nine months 2021	Nine months 2020	FY 2020
Net Daily Production (BOEPD)	3,610	3,104	3,742	2,738	3,580	3,485	3,490	3,301
Revenue	19,496	15,178	15,814	8,659	11,226	50,488	30,359	39,018
Operating netback	13,568	9,548	11,031	4,247	7,041	34,147	19,276	23,523
EBITDA	12,909	8,988	10,213	2,720	5,514	32,110	15,384	18,104
Net result for the period¹	6,083	2,603	5,538	(15,702)	1,845	14,224	5,443	(10,259)
Earnings per share – Basic (USD)	0.05	0.02	0.05	(0.15)	0.02	0.13	0.05	(0.10)
Earnings per share – Diluted (USD)	0.05	0.02	0.05	(0.15)	0.02	0.13	0.05	(0.10)
Cash and cash equivalents	31,778	34,139	5,698	6,681	18,034	31,778	18,034	6,681

Letter to shareholders

Dear Friends and Fellow Shareholders of Maha Energy AB

By now, I was really hoping that we could have announced some promising results from our first horizontal well on the Tie field, but alas, that is unfortunately not the case. The Tie-4 well continues to test us and we are currently re-drilling the 8-1/2” production hole, for the third time. As an old ‘Driller’ I can tell you how gut wrenching it is when you stick the drillstring in the hole. Fishing and sidetracking operations are time consuming and expensive. To add insult to injury the delay in completion are deferring profitable barrels that would have added to our healthy bottom line this quarter, especially at the current price of oil.

Having said that, we are delivering a record quarter in terms of revenue and EBITDA. The net result for the period is not far behind and would have also broken our previous record had we not incurred extra costs when completing the successful acid stimulation of Tie 3 (increased rate from ~100 to 240 bopd) and some slickline work on GTE-4 during the quarter. Our netbacks are very healthy at USD 41.17/BOE and our net result is USD 6.083 million for the quarter.

Our production for the quarter was impacted by the problems on Tie-4, but the other wells are actually performing better than predicted – so I am bullish on our future production provided we can get our horizontal wells drilled on time. To that extent, we have taken a number of concrete steps to address the continuing drilling problems that are plaguing us and we are stubbornly working through all the issues.

In Oman we are gathering momentum. The Covid induced supply chain problems we are experiencing are challenging our crew in Oman, but I am pleased to say that we have located and ordered all critical long lead items for the wells in Oman and we are currently sourcing a drilling rig. I am hopeful to start drilling in Oman during the first half of next year.

In the USA, production at our Illinois Basin (IB) property is ramping up. We have had some excellent drilling results this year and all wells are now completed, stimulated and hooked up to pumps. Five of the new wells are already producing good quantities of oil, one more is just breaking to oil from water and five are still being dewatered from stimulation fluids. We expect that IB will be in full oil production by the end of the year. Last week’s oil production from IB is averaging 287 BOPD.

I know that the recent downward revision in our estimated annual average production rate was very disappointing. We share that disappointment and I know I speak for all Maha employees when I say that no one is working harder than our drilling team to get the wells drilled and placed on production as soon as possible. This is the oil business and we are working hard and as fast as we can to create redundancy in our production portfolio so that we are less dependent on our Tie field. That is why it was important to diversify into IB and Oman during 2020. I am confident that as we end 2021 and look into 2022 we can look forward to more wells and more oil!

I am grateful of the support we are getting from our shareholders and we value your continued support. No doubt, we will achieve our goals – the oil is there and it has been there for millions of years, it just has to wait a few more months until it sees daylight

As always, a big thank you to all Maha employees that I know work so hard for all of us. And to all fellow shareholders
– thank you for your continued support.

Jonas Lindvall
Managing Director

Q3 Webcast today at 16:00 CET

There will be a live webcast today, 22 November at 16:00 CET (Sweden time) to present the quarterly results and provide an operational update. A link to the webcast is available on the Company’s website: www.mahaenergy.ca. Questions posted on the day of the presentation should be made directly in the YouTube Comments/Questions field. The webcast will be broadcast live on Nyhetsbyrån Direkts Youtube Channel and is hosted by Laikas’ Mr. Kaarlo Airaxin, and will feature Maha’s CEO Jonas Lindvall and CFO Andres Modarelli.

For more information, please contact:
Jonas Lindvall (CEO)
Tel: +46 8 611 05 11
jonas@mahaenergy.ca

Andres Modarelli (CFO)
Tel: +46 8 611 05 11
andres@mahaenergy.ca

Victoria Berg (Investor Relations)
Tel: +46 8 611 05 11
victoria@mahaenergy.ca

¹ Net result of Q4 2020 and full year 2020 includes an impairment charge of USD 21.0 million.

20211122 Maha Energy Press Release Q3 2021 ENG

2021_MAHA Q3 Report ENG_FINAL