ArchivesQ2

Report for the Six months ended 30 June 2024

on 13 de August de 2024 13 de August de 2024

Highlights
(all amounts are in US dollars unless otherwise noted)

Second Quarter 2024

Daily oil production from the Illinois Basin increased 53% to 323 BOEPD in Q2 2024 compared to Q2 2023, following the completion of the development program approved in Q3 2023.
Revenue of MUSD 2.2 from continuing operations increased 66% in Q2 2024 compared to Q2 2023.
Operating netback of MUSD 1.1 from continuing operations increased 136% in Q2 2024 compared to Q2 2023, mainly due to higher production and lower production expense per barrel.
Net loss of MUSD 23.1, mainly impacted by an unrealized net loss of MUSD 20 from the depreciation of 3R Petroleum shares during the quarter.
Reclassification was done in the Group’s financial statement during Q2 2024 when the subsidiaries Maha Energy (Holding) Brasil Ltda. and Maha Energy Offshore Ltda. were classified as an asset held for sale.
Total cash balance of MUSD 36.7 (including restricted cash of MUSD 31.6) and short-term investments of MUSD 65, represented by 3R Petroleum shares and 3R Offshore debentures.
Additional investment of around MUSD 3 made in debentures of 3R Offshore (short-term investment).

Subsequent Events

Maha Energy received around MUSD 1 of dividends from 3R Petroleum shares in July.
Maha Energy has signed agreements with 3R Petroleum to merge its subsidiary, Maha Holding Brazil, rolling up its 15% holdings in 3R Offshore. The closing occurred on 31 July 2024, and Maha received around ten million shares on 05 August 2024, equivalent to MUSD 48 at the closing date.
Maha Energy has issued new bank debt of MUSD 15, with an upfront fee of 1% and an annual interest rate of 6.9%, payable quarterly, and secured by 3R Petroleum shares. The debt has a one-year maturity and is intended to enhance the company’s liquidity.
The Board of Directors resolved in August 2024 to initiate a share buy-back
In August 2024, the Company has fully repaid the bank debt of MUSD 24 using cash collateral deposited in restricted cash accounts, and by making an early amortization, the Company will save approximately TUSD 600 in interest expenses, net of early payment fees. The original maturity date was March 31, 2025.

Financial Summary
The tables below present the highlights of the continuing operations:

Financial Summary (TUSD)	Q2 2024	Q1 2024	Q2 2023	6M 2024	6M 2023	Full Year 2023
Average (BOEPD)	323	334	211	328	222	197
Revenue	2,193	2,167	1,325	4,360	2,811	5,226
Operating Netback	1,108	1,182	470	2,290	1,119	2,197
EBITDA	(861)	729	(1,145)	(132)	(1,474)	(2,905)
Net Result	(22,669)	5,984	695	(16,685)	(1,770)	(5,307)
Earnings per share (basic & diluted)	(0.13)	0.03	0.00	(0.10)	(0.01)	(0.03)
Financial Liabilities	(23,939)	(29,190)	(37,843)	(23,939)	(37,843)	(34,379)
Financial assets	72,874	91,783	302	72,874	302	9,134
Cash and cash equivalents (including restricted cash)	36,709	47,684	96,445	36,709	96,445	131,119

Letter to Shareholders

Dear Friends and Fellow Shareholders,
In the second quarter of 2024, we advanced the project with our investment of 5% of the shares in 3R Petroleum even faster than our original plan. The transactions, including the merger of Enauta shares into 3R Petroleum and the roll up Maha’s 15% holdings in 3R Offshore into the combined entity, were initiated and approved in the quarter, and completed on July 31st, 2024. In just a couple of months, our vision for a consolidation within the Brazilian oil market has become a reality. Maha now holds 4.76% of the shares in one of the leading and most diversified independent companies operating in the Latin American oil and gas chain, with a strong cash flow generation over the next five years. 3R Petroleum has a balanced portfolio and will also have a significant growth potential during this time.

Last quarter, we reported a significant unrealized gain of MUSD 9 in our investment in 3R Petroleum. Following a depreciation of the Brazilian Real against the American Dollars in combination with an overall downturn in the valuation of Brazilian oil companies, we report a total unrealized loss of about MUSD 20 in the second quarter on this investment, including a reversal of the unrealized profit from last quarter. We expected that the valuation in the short term could fluctuate, but our initial assessment remains unchanged – we strongly believe that extensive existing synergies in the combined Enauta/3R Petroleum will unlock significant value for all shareholders going forward. In addition, following the roll-up, we will – based on current market price – in next quarter be able to report a substantial profit investment we made in 3R Offshore last year, demonstrating our ability to acquire cheap barrels to create value for our shareholders.

The production from Illinois Basin increased 53% compared to Q2 2023, as a result of the production launch in Q1 2024 from three new production wells. In addition, Maha spudded in this quarter the 2024 drilling program in Illinois consisting of three new production wells. After completion, the wells are expected to increase Maha’s current production from the Illinois Basin with production ramp up starting in Q3 2024.

The revenues for Q1 2024 increased 66% and amounted to TUSD 2,193. Our Operating Netback increased 136% following 16% lower OPEX per barrel and 11% higher realized oil price. Albeit still negative, our EBITDA improved to TUSD (861), up from TUSD (1,145) in Q2 last year. Following the roll-up of our stake in the Brazilian clusters Peroá and Papa Terra, those assets are recorded as assets held for sale as of this report. Our net result was significantly impacted by the unrealized net loss on 3R Petroleum shares, as mentioned above, which resulted in a net result of MUSD (23).

We have substantially strengthened our liquidity in the third quarter. We have raised a new bank debt of MUSD 15 at very good terms, secured with 3R Petroleum shares. We have also agreed with PetroRecôncavo to release an amount of MUSD 7 held in escrow after the sale of Maha Brazil last year. And in July, we received a dividend of around MUSD 1 from 3R Petroleum shares. We have also made an early and fully repayment of our bank debt of MUSD 24 using cash collateral from our restricted cash accounts. Through this we will not accrue interest expenses for the next three quarters (Q1 2025) resulting in savings around TUSD 600, net of early payment fees. Altogether, despite presently having tied up a substantial part of our liquidity in 3R Petroleum shares, I feel very comfortable with the flexibility of our present cash position.

Elections were held in Venezuela on 28 July 2024. We continue to have a tight dialogue with the official representatives from US, Brazil and Norway in order to understand the development in Venezuela. During the second quarter, we have continued our evaluation of the PetroUrdaneta assets. I remain very comfortable with the potential to significantly increase production and reserves for Maha in Venezuela. This is a project with substantial potential and limited downside exposure. Equally important, we also believe it will bring many positive economic, social and environmental impacts to the region and its population.

In May, the Annual General Meeting authorized the Board of Directors to initiate a share buyback program. Yesterday, we announced the details of this program, which is to commence shortly. The board and management firmly believe it will benefit the Company and all of our shareholders.

Stay with us – we remain true to our strategy and aim high!
Kjetil Braaten Solbraekke (CEO)

Q2 Webcast 13 August at 14:00 CEST
The Company invites all interested parties to a live webcasted presentation on 13 August at 14.00 CEST. Kjetil Solbraekke, CEO, and Roberto Marchiori, CFO, will present the report and recent developments.

The webcast will be held in English and will be broadcasted live. An on-demand version will also be available on Maha’s website. Questions to the presenters can be emailed in advance to the Company at info@maha-energy.com or be made directly on the day of the presentation in the YouTube Comments/Questions field.

Link to webcast: https://youtube.com/live/6wblcZRvhS0?feature=share

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 a global basis. Maha holds direct and indirect interests in producing assets in Brazil and the United States, and in an exploration asset in the Sultanate of Oman. The shares are listed on Nasdaq Stockholm (MAHA-A).

For more information, please visit Maha’s corporate website www.maha-energy.com.

Q2 2024 Maha Energy Eng

Delårsrapport för sexmånadersperioden 30 juni 2024

on 13 de August de 2024 13 de August de 2024

Höjdpunkter
(alla belopp är i amerikanska dollar (USD) om ej annat anges)

Andra kvartalet 2024

Genomsnittlig dagsproduktion från Illinoisbassängen ökade 53% till 323 BOEPD under Q2 2024 jämfört med Q2 2023 efter att utbyggnadsprogrammet som godkändes under Q3 2023 slutförts.
Intäkter om MUSD 2,2 från kvarvarande verksamhet, en ökning om 66% jämfört med Q2 2023.
Rörelsens netback från kvarvarande verksamhet uppgick till MUSD 1,1 under Q2 2024, en ökning om 136% jämfört med Q2 2023, huvudsakligen till följd av högre produktion och lägre produktionskostnader per fat.
Periodens resultat uppgick till MUSD -23,1 under kvartalet, främst till följd av en orealiserad förlust, netto, om MUSD 20 till följd av värdeminskning på aktier i 3R Petroleum under kvartalet.
Omklassificering i koncernens finansiella rapporter gjordes under Q2 2024, då dotterbolagen Maha Energy (Holding) Brasil Ltda. och Maha Energy Offshore Ltda. klassificerades som Tillgångar som innehas för försäljning.
Likvida medel uppgick till MUSD 36,7 (inklusive spärrade likvida medel om MUSD 31,6) och kortfristiga investeringar uppgick till MUSD 65 avseende aktier i 3R Petroleum och skuldebrev (debentures) i 3R Offshore.
Ytterligare investeringar har gjorts om cirka MUSD 3 i skuldebrev (debentures) i 3R Offshore (kortfristiga investeringar).

Händelser efter rapportperiodens utgång

Maha Energy har erhållit cirka MUSD 1 i utdelning från 3R Petroleum i juli.
Maha Energy har tecknat avtal med 3R Petroleum att slå samman Mahas dotterbolag Maha Holding Brazil, och överföra sitt ägande om 15% i 3R Offshore. Transaktionen slutfördes den 31 juli 2024 och Maha erhöll omkring 10 miljoner aktier den 5 augusti 2024, motsvarande MUSD 48 vid slutförandet.
Maha Energy har upptagit nya banklån om MUSD 15, med säkerhet i aktier i 3R Petroleum. Låneavtalet har en löptid om 1 år och löper med en ränta om 6,9% samt en inledande avgift om 1%. Räntan erläggs kvartalsvis. Lånet har upptagits i syfte att stärka Bolagets likviditet.
Styrelsen beslutade i augusti att inleda ett återköpsprogram av aktier.
I augusti 2024 har Bolaget till fullo återbetalat bankskulden om MUSD 24 med pantsatta medel på spärrade konton. Genom den tidiga återbetalningen kommer Bolaget att spara cirka TUSD 600 i räntekostnader, netto efter kostnader för tidig återbetalning. Skulden skulle ursprungligen förfalla den 31 mars 2025.

Finansiell information i sammandrag
Tabellen nedan avser kvarvarande verksamhet:

Finansiell information (TUSD)	Q2 2024	Q1 2024	Q2 2023	6M 2024	6M 2023	Helåret 2023
Genomsnittlig dagsproduktion (BOEPD)	323	334	211	328	222	197
Intäkter	2 193	2 167	1 325	4 360	2 811	5 226
Rörelsens netback	1 108	1 182	470	2 290	1 119	2 197
EBITDA	-861	729	-1 145	-132	-1 474	-2 905
Periodens resultat	-22 669	5 984	695	-16 685	-1 770	-5 307
Vinst per aktie – före och efter utspädning	-0,13	0,03	0,00	-0,10	-0,01	-0,03
Finansiella skulder	-23 939	-29 190	-37 843	-23 939	-37 843	-34 379
Finansiella tillgångar	72 874	91 783	302	72 874	302	9 134
Likvida medel (inkl. spärrade likvida medel)	36 709	47 684	96 445	36 709	96 445	131 119

Brev till aktieägarna

Kära vänner och aktieägare,

Under det andra kvartalet drev vi projektet med vår investering av 5% av aktierna i 3R Petroleum framåt och till och med snabbare än vår ursprungliga plan. Transaktionerna, som inkluderar samgåendet mellan Enauta och 3R Petroleum genom aktieutbyte och överföringen av Mahas innehav om 15% i 3R Offshore till den sammanslagna enheten, initierades och godkändes under kvartalet och slutfördes den 31 juli 2024. Inom bara några månader har vår vision om en konsolidering på den brasilianska oljemarknaden blivit verklighet. Maha har nu 4,76% av aktierna i ett av de ledande och mest diversifierade oberoende bolagen som verkar inom den latinamerikanska olje- och gassektorn och med en stark kassaflödesgenerering under de kommande fem åren. 3R Petroleum har en balanserad portfölj och kommer också ha en väsentlig tillväxtpotential under denna tid.

Föregående kvartal redovisade vi en orealiserad vinst om MUSD 9 på vår investering i 3R Petroleum. Efter en nedgång av den brasilianska realen gentemot amerikanska dollarn i kombination med en allmän nedgång i värderingen av brasilianska oljebolag, rapporterar vi en sammanlagd orealiserad förlust på investeringen om cirka MUSD 20 för andra kvartalet, inklusive en återföring av den orealiserade vinsten från föregående kvartal. Vi förväntade oss att värderingen skulle kunna fluktuera, men vår initiala bedömning förblir oförändrad – vi tror starkt på att de omfattande synergierna i det kombinerade Enauta/3R Petroleum kommer att låsa upp betydande värden för alla aktieägare framgent. Därtill kommer vi också kunna rapportera en betydande vinst – baserat på rådande marknadspris – på den investering vi gjorde i 3R Offshore föregående år, vilket visar vår förmåga att förvärva billiga fat för att skapa värde för våra aktieägare.

Produktionen från Illinoisbassängen ökade med 53% jämfört med andra kvartalet 2023 till följd av starten av tre nya produktionsbrunnar under första kvartalet 2024. Därtill har Maha under kvartalet påbörjat 2024 års borrprogram i Illinois om tre nya produktionsbrunnar. Efter att brunnarna har färdigställts, beräknas de under Q3 2024 öka Mahas nuvarande produktion från Illinoisbassängen.

Intäkterna ökade under första kvartalet med 66% och uppgick till TUSD 2 193. Rörelsens netback ökade 136% till följd av 16% lägre produktionskostnader per fat och 11% högre erhållet oljepris. Även om det fortfarande är negativt, förbättrades vårt EBITDA till TUSD -861, upp från TUSD -1 145 under andra kvartalet föregående år. Efter överföringen av vårt innehav i brasilianska Papa Terra- och Peroáklustren, redovisas de tillgångarna som tillgångar som innehas för försäljning från och med denna rapport. Vårt nettoresultat för perioden påverkades väsentligt av den orealiserade nettoförlusten på aktierna i 3R Petroleum, som nämnts ovan, vilket resulterade i ett nettoresultat om MUSD -23.

Vi har väsentligt stärkt vår likviditet under tredje kvartalet. Vi har upptagit ett nytt banklån om MUSD 15 med mycket goda villkor, säkerställt mot aktier i 3R Petroleum. Vi har också kommit överens med PetroRecôncavo om att frigöra ett belopp om MUSD 7, som suttit på spärrade konton efter försäljningen av Maha Brasilien förra året. Och i juli erhöll vi en utdelning om cirka MUSD 1 på de aktier vi har i 3R Petroleum. Vi har också till fullo återbetalat vår bankskuld om MUSD 24 med pantsatta medel på våra spärrade konton. Genom detta kommer vi inte att ådra oss räntekostnader under de kommande tre kvartalen (till och med Q1 2025), vilket resulterar i besparingar om TUSD 600, netto efter kostnader för tidig återbetalning. Allt sammantaget, och trots att vi för närvarande har bundit upp en betydande del av vår likviditet i aktier i 3R Petroleum, är jag mycket trygg med flexibiliteten i vår nuvarande likviditet.

I Venezuela hölls det val den 28 juli 2024. Vi fortsätter att ha en nära dialog med officiella representanter från USA, Brasilien och Norge för att förstå utvecklingen i Venezuela. Under andra kvartalet har vi fortsatt vår utvärdering av PetroUrdaneta-tillgångarna. Jag är fortsatt mycket trygg med potentialen att väsentligt öka produktion och reserver för Maha i Venezuela. Detta är ett projekt med betydande potential och begränsad nedsida. Och lika viktigt, vi tror också att det kommer att medföra många positiva ekonomiska, sociala och miljömässiga effekter för regionen och dess befolkning.

I maj beslutat årsstämman att bemyndiga styrelsen att fatta beslut om att inleda ett återköpsprogram av aktier. Igår offentliggjorde vi detaljerna för detta program, vilket kommer inledas inom kort. Styrelsen och ledningen är fast övertygade om att det kommer att gynna Bolaget och alla våra aktieägare.

Så fortsätt följ oss – vi förblir trogna vår strategi och siktar högt!

Kjetil Braaten Solbraekke
Verkställande direktör

Q2 webbsändning tisdagen den 13 augusti 2024 klockan 14.00
Maha inbjuder härmed alla intressenter till en webbsänd presentation 13 augusti kl 14.00. Kjetil Solbraekke, VD, och Roberto Marchiori, CFO, kommer att presentera delårsrapporten och aktuella händelser.

Presentationen genomförs på engelska och sänds direkt. Presentationen spelas in och kommer att finnas tillgänglig på bolagets webbsida. Frågor till presentationen kan skickas i förväg till info@maha-energy.com eller ställas direkt under presentationen i kommentarsfältet på YouTube.

Länk till presentationen: https://youtube.com/live/6wblcZRvhS0?feature=share

Om Maha
Maha Energy AB (publ) är ett listat, internationellt uppströms olje- 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 har direkta och indirekta intresseandelar i producerande tillgångar i Brasilien och USA samt i en prospekteringstillgång i Oman. Bolagets aktier är listade på Nasdaq Stockholm (MAHA-A).

För mer information, vänligen besök www.maha-energy.com.

Q2 2024 Maha Energy Swe

Maha Energy AB Announces Filing of Second Quarter 2023 Report & Live Webcast

on 11 de August de 2023 11 de August de 2023

Maha Energy AB (publ) (“Maha” or the “Company”) is pleased to announce its second quarter 2023 results. The report is attached to this press release and available on the Company’s website at www.mahaenergy.ca.

Second Quarter 2023
All amounts are in US dollars unless otherwise noted. The amounts below are related only to continuing operations.

The Company completed the business combination with DBO 2.0 S.A., holding 15% equity interest in 3R Offshore.
Income from investment in associate amounted to 0.4 million (Q2 2022: nil), representing Maha’s share of results in 3R Offshore for the month of June.
Daily oil production for Q2 2023 from continuing operations averaged 211 BOEPD (Q2 2022: 542 BOEPD) and including non-consolidated production from 3R Offshore averaged 1,988 BOEPD.
Revenue of 1.3 million (Q2 2022: 4.1 million) following lower sales volumes and lower realized oil price.
Operating netback of 0.5 million (Q2 2022: 2.2 million) following lower sales volumes.
Finance income amounted to 4.3 million (Q2 2022: TUSD 16), mainly related to investment income generated from short-term Time Deposits and investments.
Finance costs reduced to 1.9 million (Q2 2022: 2.4 million) as the Company continues to amortize bank debt.
EBITDA of -1.8 million (Q2 2022: 0.6 million).
Positive net result of 0.1 million (Q2 2022: -2.3 million).

Six Months Ended 30 June 2023
All amounts are in US dollars unless otherwise noted. The amounts below are related only to continuing operations.

Daily oil production for H1 2023 from continuing operations averaged 222 BOEPD (H1 2022: 502 BOEPD).
Revenue of 2.8 million (H1 2022: 7.8 million) following lower sales volumes and lower realized oil price.
Operating netback of 1.1 million (H1 2022: 4.1 million) following lower sales volumes and lower realized oil price.
Finance income for H1 2023 amounted to 4.6 million (H1 2022: TUSD 27).
EBITDA of -2.0 million (H1 2022: 1.1 million).
Net result of -2.3 million (H1 2022: -5.0 million).
Total cash balance on 30 June 2023 (including restricted cash of 41.1 million) of 102.4 million (31 December: 19.5 million excluding cash from assets held for sale).

Financial Summary
The table below presents the highlights of the continuing operations:

(TUSD, unless otherwise noted)	Q2 2023	Q1 2023	Q4 2022	Q3 2022	Q2 2022	H1 2023	H1 2022
Net Daily Production (BOEPD)	211	233	280	314	542	222	502
Revenue	1,325	1,486	1991	2,567	4,053	2,811	7,769
Operating netback	470	648	1002	1,379	2,219	1,118	4,142
EBITDA¹	(1,788)	(237)	(1335)	(234)	616	(2,025)	1,149
Net result for the period	90	(2,378)	(3579)	(3,928)	(2,329)	(2,288)	(5,022)
Earnings per share – Basic & Diluted (USD)	0.00	(0.02)	(0.03)	(0.03)	(0.02)	(0.02)	(0.04)
Cash and cash equivalents (including restricted cash)	102,406	110,395	19,520	9.317	13,066	102,406	13,066

Letter to shareholders

Dear Friends and Fellow Shareholders of Maha Energy AB,

The second quarter 2023 could be viewed as the first quarter for the new Maha. The sale of our onshore assets (Tiê and Tartaruga) in Brazil was already closed in the first quarter, but in the second quarter we concluded the business combination with DBO Invest and other shareholders involving our new offshore assets in Brazil (Papa Terra and Peroá), which we from now on will refer to as Maha Offshore (instead of DBO 2.0). Through this transaction we restored our production to almost 2,000 BOEPD and reserves plus contingent resources up to 44.7 mm BOE, to levels as before of the sale of the onshore assets. In addition to that, we have achieved a substantial and robust cash position to pursue attractive new opportunities within the O&G sector worldwide.

The business combination with DBO Invest and other shareholders involving Maha Offshore was completed just before the AGM in May. Through the transaction, we increased our reserves with 18.8 MMBoe (indirect equity interest of 15% on 3R Offshore) and we are pleased to report that our new assets have gotten off with an excellent initial performance. The production increased by 24% from the first to the second quarter and amounted to 1,988 BOEPD (including 211 BOEPD from our US assets). But there is still room for further increases, specially if we consider that we had a temporary interruption (maintenance) at the Papa Terra cluster in May 2023 and ongoing investments. For the first time we are reporting our share in income from investment in associate from Maha Offshore (non-cash), which amounted to TUSD 454 since the date of closing May 23^rd.

In Oman, we continued the work with the initial short-term production test launched in mid March 2023. All eight production wells drilled in the 2022/2023 drilling program were tested for short term and five produced oil to surface at an initial estimated average rate of 300 barrels of oil per day per well, while three had to be suspended after producing water and gas but before producing any oil. Even though more than 4,000 barrels of heavy, high viscosity oil (between 11-13 degrees API) were produced, filling all tank capacity available at Block 70, oil offloading has not yet initiated. Maha is now scaling up chemical treatment of the produced oil to reduce viscosity and enhance flowability to achieve the required specification to offload the produced oil to the third-party facility for further processing and transportation through the Omani national pipeline system.

Also, during the second quarter of 2023, the Minimum Work Obligations of the EPSA have been fully concluded as planned and, as Maha approaches the end of the Initial Phase in late October 2023, Maha has requested the extension of this Phase of the EPSA to the Ministry of Energy and Minerals of the Sultanate of Oman (“MEM”). During the extended Initial Phase, Maha intends to implement activities necessary to support any potential decision regarding Block 70’s declaration of commerciality.

Our total cash balance amounts to USD 102.4 million (including restricted cash of USD 41.1 million). On top of that, we expect the second installment of USD 55.0 million from the onshore Brazil sale later in the end of August. We have actively managed these funds. For the second quarter 2023, we report a Financial Income of USD 4.3 million. We are very excited with this moment and confident to continue investing these resources into new transactions and continue our growth momentum based on a robust M&A strategy. We stick to our growth path and are eager to conclude more transactions at attractive multiples. We appreciate you taking this journey with us.

Yours sincerely,
Paulo T. Arantes de Mendonça (CEO)

Q2 Webcast today at 18:00 CEST

The Company invites all interested parties to a live webcasted presentation today at 18.00 CEST. Paulo Thiago Mendonça, CEO, and Guilherme Guidolin de Campos, CFO, will present the report and recent developments.

The webcast will be held in English and will be broadcasted live. An on-demand version will also be available on Maha’s website and YouTube channel. Questions to the presenters can be emailed in advance to the Company at info@mahaenergy.ca or be made directly on the day of the presentation in the YouTube Comments/Questions field.

Link to webcast: https://youtube.com/live/G4SJcdUBm8w

This information is such information as Maha Energy AB (publ) is obliged to make public pursuant to the EU Market Abuse Regulation and the Securities Markets Act. The information was submitted for publication, through the agency of the contact person set out below, at 15:20 CEST on 11 August 2023.

For more information, please contact:
Paulo Thiago Mendonça (CEO), Tel: +46 8 611 05 11, Email: info@mahaenergy.ca
Guilherme Guidolin de Campos (CFO), Tel: +46 8 611 05 11, Email: info@mahaenergy.ca
Jakob Sintring (Head of Investor Relations), Tel: +46 8 611 05 11, Email: info@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 the Mafraq field in Block 70 in the Sultanate of Oman and assets 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, Rio De Janeiro, Brazil and Muscat, Oman. For more information, please visit our website www.mahaenergy.ca.

1 See page 31-32 for the alternative performance measurement.

2023-Q2_Maha_Energy_Report_ENG

230811_Q2-23_Release_ENG

Maha Energy AB meddelar resultat för andra kvartalet 2023 och inbjudan till webcast

on 11 de August de 2023 11 de August de 2023

Maha Energy AB (publ) (“Maha” eller “bolaget”) presenterar resultatet för andra kvartalet 2023. Rapporten är bifogad i detta pressmeddelande och finns även tillgänglig på bolagets hemsida www.mahaenergy.ca.

Andra kvartalet 2023
Alla belopp är i amerikanska dollar (USD) om ej annat anges. Beloppen nedan avser enbart kvarvarande verksamhet

Bolagets slutförde förvärvet av DBO 2.0 S.A., som har 15 procents aktieinnehav i 3R Offshore.
Resultat från andelar i intressebolag uppgick till 0,4 miljoner USD (Q2 2022: noll TUSD) motsvarande Mahas andel av resultatet i 3R Offshore i juni.
Genomsnittlig dagsproduktion av olja från kvarvarande verksamhet under Q2 2023 var 211 BOEPD (Q2 2022: 542 BOEPD) och inklusive icke-konsoliderad produktion från 3R Offshore uppgick den till i genomsnitt 1 988 BOEPD.
Intäkter om 1,3 miljoner USD (Q2 2022: 4,1 miljoner USD) till följd av lägre försäljningsvolymer och lägre erhållet oljepris.
Rörelsens netback uppgick till 0,5 miljoner USD (Q2 2022: 2,2 miljoner USD) till följd av lägre försäljningsvolymer.
Finansiella intäkter uppgick till 4,3 miljoner USD (Q2 2022: 16 TUSD) huvudsakligen hänförligt till intäkter från kortfristiga placeringar och investeringar.
Finansiella kostnader minskade till 1,9 miljoner USD (Q2 2022: 2,4 miljoner USD) då Bolaget fortsatt amortera på bankskulder.
EBITDA uppgick till -1,8 miljoner USD (Q2 2022: 0,6 miljoner USD).
Periodens resultat (positivt) uppgick till 0,1 miljoner USD (Q2 2022: -2,3 miljoner USD).

Sexmånadersperioden som avslutades 30 juni 2023
Alla belopp är i amerikanska dollar (USD) om ej annat anges. Beloppen nedan avser enbart kvarvarande verksamhet

Genomsnittlig dagsproduktion av olja och gas för det första halvåret 2023 var 222 BOEPD (H1 2022: 502 BOEPD)
Intäkter om 2,8 miljoner USD (H1 2022: 7,8 miljoner USD) till följd av lägre försäljningsvolymer och lägre erhållet oljepris.
Rörelsens netback uppgick till 1,1 miljoner USD (H1 2022: 4,1 miljoner USD) till följd av lägre försäljningsvolymer och lägre erhållet oljepris.
Finansiella intäkter för första halvåret 2023 uppgick till 4,6 miljoner USD (H1 2022: 27 TUSD).
EBITDA om -2,0 miljoner USD (H1 2022: 1,1 miljoner USD)
Periodens resultat uppgick till -2,3 miljoner USD (H1 2022: -5,0 miljoner USD)
Likvida medel per den 30 juni 2023 uppgick till 102,4 miljoner USD (inklusive spärrade likvida medel om 41,1 miljoner USD) (31 december 2022: 19,5 miljoner USD exklusive likvida medel från tillgångar som innehas för försäljning)

Finansiell information i sammandrag
Tabellen nedan avser kvarvarande verksamhet:

(TUSD, om ej annat anges)	Q2 2023	Q1 2023	Q4 2022	Q3 2022	Q2 2022	H1 2023	H1 2022
Dagsproduktion, netto (BOEPD)	211	233	280	314	542	222	502
Intäkter	1 325	1,486	1 991	2 567	4 053	2 811	7 769
Rörelsens netback	470	648	1 002	1 379	2 219	1 118	4 142
EBITDA¹	-1 788	-237	-1 335	-234	616	-2 025	1 149
Periodens resultat	90	-2 378	-3 579	-3 928	-2 329	–2 288	– 5 022
Vinst per aktie – före och efter utspädning (USD)	0,00	-0,02	-0,03	-0,03	-0,02	-0,02	-0,04
Likvida medel	102 406	110 395	19 520	9 317	13 066	102 406	13 066

Brev till Aktieägare
Kära vänner och aktieägare i Maha Energy,

Andra kvartalet 2023 kan ses som det första kvartalet för det nya Maha. Försäljningen av våra tillgångar onshore Brasilien (Tiê och Tartaruga) slutfördes redan under det första kvartalet, men under andra kvartalet slutförde vi sammanslagning av verksamheterna med DBO Invest och andra aktieägare avseende våra nya tillgångar offshore Brasilien (Papa Terra och Peroá), vilka vi framgent kommer hänvisa till som Maha Offshore (istället för DBO 2.0). Genom denna transaktion återställde vi vår produktion nästan till nivåerna som vi hade före försäljningen av tillgångarna onshore, dvs nästan 2 000 fat oljeekvivalenter per dag samt reserver och betingade resurser om upp till 44,7 miljoner fat oljeekvivalenter. Därtill har nått vi en väsentlig och robust kassa som möjliggör för oss att sträva efter nya attraktiva möjligheter inom olje- och gasmarknaden världen över.

Vår sammanslagning av verksamheterna med DBO Invest och andra aktieägare avseende Maha Offshore slutfördes precis före årsstämman i maj. Genom denna transaktion ökar vi våra reserver med 18,8 miljoner fat oljeeekvivalenter (indirekt ägande genom 15% i 3R Offshore) och vi är glada över att kunna rapportera att våra nya tillgångar fått en flygande start. Produktionen ökade med 24% från första till andra kvartalet och uppgick till 1 988 fat oljeekvivalenter per dag (”boepd”) (inklusive 211 boepd från våra tillgångar i USA). Men det finns fortfarande utrymme för ytterligare ökning, speciellt om hänsyn tas till det tillfälliga avbrottet (underhåll) på Papa Terraklustret i maj 2023 och pågående investeringar. För första gången redovisar vi också ’resultat från andelar i intressebolag’ från Maha Offshore, vilket uppgick till TUSD 454 (icke kassapåverkande) sedan förvärvet slutfördes 23 maj.

I Oman fortsatte vi att arbeta med det initiala kortfristiga produktionstestet som vi lanserade i mitten av mars 2023. Alla åtta nya produktionsbrunnar, som borrats i 2022/2023 års borrprogram, korttidstestades och fem flödade olja till ytan till ett initialt beräknat genomsnittligt flöde om 300 fat olja per dag och brunn. Tre brunnar behövde stängas ned efter att ha producerat vatten och gas men innan de producerat någon olja. Även om över 4 000 fat tung olja med hög viskositet (omkring 11-13 grader API) producerades, vilket fyllt upp all lagringskapacitet på Block 70, har ingen vidaretransport av oljan ännu påbörjats. Maha utvidgar nu den kemiska behandlingen av den producerade oljan för att minska viskositeten och förbättra flytegenskaperna för att få oljan att motsvara specifikationerna för vidaretransport av oljan till tredjeparts-anläggning för ytterligare bearbetning och därefter transport genom det nationella pipelinesystemet i Oman.

Under andra kvartalet 2023 har dessutom minsta arbetsåtagande under EPSA-avtalet till fullo uppfyllts enligt plan. Maha närmar sig slutet på den Initiala Fasen, vilket sker i slutet på oktober 2023, och har hos Sultanatet Omans departement för Energi och Mineraler (”MEM”) ansökt om en förlängning av den Initiala Fasen av EPSA-avtalet för licensen. Under den utökade Initiala Fasen avser Maha att genomföra aktiviteter nödvändiga för att stödja möjligt beslut avseende kommersialitet för Block 70 (declaration of commerciality)

Vår kassa uppgår till USD 102,4 miljoner (inklusive spärrade likvida medel om USD 41,1 miljoner). Därtill väntar vi i slutet av augusti den andra betalningen om USD 55 miljoner från försäljningen av av tillgångarna onshore Brasilien. Vi har aktivt förvaltat dessa medel. Under andra kvartalet 2023 rapporterar vi finansiella intäkter om USD 4,3 miljoner. Vi glädjer oss åt detta, och är säkra på att fortsätta med att investera dessa tillgångar i nya transaktioner och fortsätta vår tillväxtmomentum baserat på en robust M&A-strategi. Vi fortsätter vår resa mot tillväxt och är angelägna om att slutföra fler transaktioner till attraktiva multiplar. Vi uppskattar att ni följer med oss på resan.

Paulo T. Arantes de Mendonça
Verkställande direktör

Q2 webbsändning idag kl.18:00 CEST

Maha inbjuder alla intressenter till en webbsänd presentation idag klockan 18.00. Paulo Thiago Mendonça, VD, och Guilherme Guidolin de Campos, CFO, kommer att presentera delårsrapporten och aktuella händelser.

Presentationen genomförs på engelska och sänds direkt. Presentationen spelas in och kommer att finnas tillgänglig på bolagets webbsida och YouTube kanal. Frågor till presentationen kan skickas i förväg till info@mahaenergy.ca eller ställas direkt under presentationen i kommentarsfältet på YouTube.

Länk till presentationen: https://youtube.com/live/G4SJcdUBm8w

Denna information är sådan information som Maha Energy AB (publ) är skyldigt att offentliggöra enligt EU:s marknadsmissbruksförordning och lag (2007:528) om värdepappersmarknaden. Informationen lämnades, genom nedanstående kontaktpersons försorg, för offentliggörande den 11 augusti 2023, kl. 15:20 CEST.

För mer information, kontakta:
Paulo Thiago Mendonça, VD, Telefon: +46 8 611 05 11, E-post: info@mahaenergy.ca
Guilherme Guidolin de Campos, CFO, Telefon: +46 8 611 05 11, E-post: info@mahaenergy.ca
Jakob Sintring, Head of IR, Telefon: +46 8 611 05 11, E-post: info@mahaenergy.ca

Kort om Maha

Maha Energy AB (publ) är ett listat, internationellt uppströms olje- 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 operatör för Block 70 i Oman och för tillgångar 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, i Rio de Janeiro, Brasilien och i Muskat, Oman. För mer information, vänligen besök vår hemsida www.mahaenergy.ca.

1 Se sidorna 30-31 för alternativa resultatmått.

2023-Q2_Maha_Energy_Report_SVE

230811_Q2-23_Release_SVE

Maha Energy AB Announces Filing of Second Quarter 2022 Report & Live Webcast

on 15 de August de 2022 15 de August de 2022

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

Second Quarter 2022

The Tie-5 well was completed free-flowing 766 BOEPD (590 BOPD and 1,054 MSCFPD) and is now producing through the Tie field’s permanent facilities.
The Tie-6 well was spudded in June and can potentially be hooked up for production during Q3.
Daily oil & gas production for Q2 2022 averaged 3,292 BOEPD (Q2 2021: 3,104 BOEPD)
Revenue of USD 24.0 million (Q2 2021: USD 15.2 million)
Operating netback of USD 17.4 million or USD 64.72 per BOE (Q2 2021: USD 9.5 million or USD 35.46 per BOE)
EBITDA of USD 14.6 million (Q2 2021: USD 9.0 million)
Net result of USD 8.2 million (Q2 2021: USD 2.6 million)
Basic and Diluted Earnings per share of USD 0.07 (Q2 2021: USD 0.02)
Cash and cash equivalents balance of USD 23.9 million (Q2 2021: 34.1 million)

Six Months Ended 30 June 2022

Daily oil & gas production for H1 2022 averaged 3,933 BOEPD (H1 2021: 3,421 BOEPD)
Revenue of USD 54.8 million (H1 2021: USD 31.0 million)
Operating netback of USD 39.9 million or USD 60.69 per BOE (H1 2021: USD 20.6 million or USD 34.56 per BOE)
EBITDA of USD 36.7 million (H1 2021: USD 19.2 million)
Net result for the period of USD 20.2 million (H1 2021: USD 8.1 million)
Basic and Diluted Earnings per share of USD 0.17 (H1 2021: USD 0.08)
Cash and cash equivalents balance of USD 23.9 million (31 December 2021: USD 25.5 million)

Financial Summary

(TUSD, unless otherwise noted)	Q2 2022	Q1 2022	Q4 2021	Q3 2021	Q2 2021	H1 2022	H1 2021	FY 2021
Net Daily Production (BOEPD)	3,292	4,580	3,098	3,610	3,104	3,933	3,421	3,387
Revenue	24,018	30,831	17,818	19,496	15,178	54,849	30,992	68,306
Operating netback	17,408	22,528	11,913	13,568	9,548	39,936	20,579	46,060
EBITDA	14,621	22,069	15,615	12,909	8,988	36,690	19,201	47,725
Net result for the period	8,219	12,030	7,363	6,083	2,603	20,249	8,141	21,587
Earnings per share – Basic (USD)	0.07	0.10	0.06	0.05	0.02	0.17	0.08	0.19
Earnings per share – Diluted (USD)	0.07	0.10	0.06	0.05	0.02	0.17	0.08	0.19
Cash and cash equivalents	23,863	29,416	25,535	31,778	34,139	23,863	34,139	25,535

Letter to shareholders

Dear Friends and Fellow Shareholders of Maha Energy AB,

Near record high oil prices helped our bottom line this quarter as our quarterly production volumes were lower than planned, and at the moment we are tracking around the bottom end of our 2022 production guidance of 4,000 BOEPD. Maha delivered a record first half of the year (H1) on all fronts, including production, revenues and net results. H1 average daily production landed at 3,933 BOEPD and H1 EBITDA was USD 36.7 million, almost double compared to last year’s record. Our result for H1 was twice that of our previous highest H1 result recorded. But even though we experienced unwanted and frustrating temporary production setbacks in Brazil during the quarter, we are making real progress in securing long-term production stability at the Tie field. Despite higher than normal operating expenses during the quarter, our Netback per barrel is at an all time high at USD 65 per BOE. Of course, we are not happy with the temporary reduction in production volumes from the Tie field, but we are working hard on getting all of our producing wells back on production again as soon as possible. Only two out of six wells contributed to our oil production at the Tie field this quarter.

Brazil
At our core asset in Brazil, the Tie field, production was lower during the second quarter due to; natural production decline, converting the Tie-3 well from an oil producer to a water injector, oil production from Tie-5 horizontal coming on late, and losing production from three key production wells (Tie-1, GTE-3, and GTE-4). These three wells are scheduled for repair using the contracted Braserv rig during the third and fourth quarters to restore production levels.

Operationally at the Tie field, the Tie-5 well was completed as a horizontal producer in July and flowed naturally 770 BOEPD on a 24 hour test. The Tie-5 continues to produce steadily with negligible water and will contribute to offset other temporary setbacks on the Tie-field. Further, unexpected positive news was encountered on Tie-6, where the Agua Grande (AG) reservoir was penetrated 12 meters higher than predicted. This is very good news, since the reservoir is higher structurally than anticipated, the seismic mapping of the structure will have to be redefined. Furthermore, and because most of the AG is now above the oil water contact, we are currently evaluating the possibility of initially producing the oil in the AG before converting the well to a water injector, as was originally planned.

Unfortunately, delays in the drilling of the Tie-4 and Tie-5 wells have adversely impacted the schedule for Tie-1, GTE-3 and GTE-4 workovers. The Brasserv workover rig was contracted in June to commence the well intervention work to restore production on the Tie field. To date, work on completing the Tie-5 oil producer and converting the ALV-2 well to a gas injector has been completed. Next, GTE-3, GTE-4 and Tie-1 will be restored to full production during the second half of the year. Importantly, Electric Submersible Pumps (ESP) will be installed in GTE-3 and then later in Tie-2 to further boost production at Tie.

Oman
After the contracted GBS-1 drilling rig was withdrawn by the drilling contractor, the Maha team in Oman acted swiftly to secure the Gulf Drilling Company Rig-109 and drilling is now expected to commence in October. The Company also decided to strategically farm down 35% of the Block 70 Exploration and Production Sharing Agreement to Mafraq Energy LLC. Not only does the farm down manage the Company’s asset risk exposure, but it also reduces cost and increase confidence in the project. Mafraq Energy brings important technical expertise as well as a strategic partnership in Oman to aid in future growth. It is probably the best proof yet of the robustness of the Mafraq field.

The Mafraq field is a delineated and tested heavy oil field onshore Oman. A previous operator tested 15,700 barrels of heavy oil from a single well over a 23 day well test period in 1991. Maha’s plan is to start drilling the first six appraisal and production pilot test wells on the field starting in October.

USA
Production from the Illinois Basin was steady during the quarter and the Company continues to evaluate the results from the 2021 drilling campaign along with potential growth opportunities in the USA. At LAK Ranch in Wyoming, the Company commenced a series of regulatory well tests and well reactivations. A strategic process was initiated during the quarter to evaluate the best future options for the LAK Ranch property.

It was a ‘mixed’ bag of events this quarter – some good and some not so good. As previously mentioned at the Tie field, we produced from only two wells, Tie-4 and Tie-2, for most of the quarter. This affected production significantly. Delays in the drilling of Tie-5 and the tubing leaks in GTE-3, GTE-4 and Tie-1 resulted in lower production volumes during the quarter. These three wells will be returned to production now that the drilling rig is moved out of the field and the workover rig has finished the work on the ALV-2 gas injection well. The fact that the AG was penetrated higher than prognoses in the Tie-6 well is very encouraging.

The future looks bright and busy for the second half of the year. With the workovers on the Tie field, we will add important barrels to our production and with the unexpected results of Tie-6, we may have a total of seven producing wells there, providing important production redundancy. Finally, in Oman, we will start the drilling of the large Mafraq structure and commence well test production at a commercial level. It is going to be a very busy second half of the year.

Finally, I wish to thank my fellow Maha colleagues who work so tirelessly for all of us, and to all loyal shareholders who support us. Thank you!

Yours truly,

Jonas Lindvall
Managing Director

Q2 Webcast today at 16:00 CET

There will be a live webcast today, 15 August 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.

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 07:30 CET on 15 August 2022.

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

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

2022 Q2 Maha Energy Report ENG

20220815 Maha Energy Press Release Q2 2022_ENG

Maha Energy AB meddelar resultat för andra kvartalet 2022 och inbjudan till webcast

on 15 de August de 2022 15 de August de 2022

Maha Energy AB (publ) (“Maha” eller “bolaget”) presenterar resultatet för andra kvartalet 2022. Rapporten är bifogad i detta pressmeddelandet och finns även tillgänglig på bolagets hemsida www.mahaenergy.ca.

Höjdpunkter

(alla belopp är i amerikanska dollar om ej annat anges)

Andra kvartalet 2022

Tie-5 brunnen färdigställdes och producerar nu i Tiefältets permanenta produktionsanläggningar
Tie-6 brunnen började borras i juni kommer att färdigställas och anslutas för produktion i det tredje kvartalet
Genomsnittlig dagsproduktion av olja och gas för det andra kvartalet 2022 var 3 292 BOEPD (Q2 2021: 3 104 BOEPD)
Intäkter om 24,0 miljoner USD (Q2 2021: 15,2 miljoner USD)
Rörelsens netback uppgick till 17,4 miljoner USD eller 64,72 USD per fat oljeekvivalenter (BOE) (Q2 2021: 9,5 miljoner USD eller 35,46 USD per BOE)
EBITDA om 14,6 miljoner USD (Q2 2021: 9,0 miljoner USD)
Periodens resultat uppgick till 8,2 miljoner USD (Q2 2021: 2,6 miljoner USD)
Vinst per aktie före och efter utspädning om 0,07 USD (Q2 2021: 0,02 USD)
Likvida medel om 23,9 miljoner USD (Q2 2021: 34,1 miljoner USD)

Sexmånadersperioden som avslutades 30 juni 2022

Genomsnittlig dagsproduktion av olja och gas för det första halvåret var 2022 3 933 BOEPD (H1 2021: 3 421 BOEPD)
Intäkter om 54,8 miljoner USD (H1 2021: 31,0 miljoner USD)
Rörelsens netback uppgick till 39,9 miljoner USD eller 60,69 USD per fat oljeekvivalenter (BOE) (H1 2021: 20,6 miljoner USD eller 34,56 USD per BOE)
EBITDA om 36,7 miljoner USD (H1 2021: 19,2 miljoner USD)
Periodens resultat uppgick till 20,2 miljoner USD (H1 2021: 8,1 miljoner USD)
Vinst per aktie före och efter utspädning om 0,17 USD (H1 2021: 0,08 USD)
Likvida medel om 23,9 miljoner USD (31 december 2021: 25,5 miljoner USD)

Finansiell information i sammandrag

(TUSD, om ej annat anges)	Q2 2022	Q1 2022	Q4 2021	Q3 2021	Q2 2021	H1 2022	H1 2021	Helår 2021
Dagsproduktion, netto (BOEPD)	3 292	4 580	3 098	3 610	3 104	3 933	3 421	3 387
Intäkter	24 018	30 831	17 818	19 496	15 178	54 849	30 992	68 306
Rörelsens netback	17 408	22 528	11 913	13 568	9 548	39 936	20 579	46 060
EBITDA	14 621	22 069	15 615	12 909	8 988	36 690	19 201	47 725
Periodens resultat	8 219	12 030	7 363	6 083	2 603	20 249	8 141	21 587
Vinst per aktie – före utspädning (USD)	0,07	0,10	0,06	0,05	0,02	0,17	0,08	0,19
Vinst per aktie – efter utspädning (USD)	0,07	0,10	0,06	0,05	0,02	0,17	0,08	0,19
Likvida medel	23 863	29 416	25 535	31 778	34 139	23 863	34 139	25 535

Brev till Aktieägare

Kära vänner och aktieägare i Maha Energy AB,

Nästan rekordhöga oljepriser hjälpte vårt nettoresultat detta kvartal då våra produktionsvolymer under kvartalet var lägre än planerat. I skrivande stund så ligger vi runt den nedre delen av 2022 års produktionsguidning om 4.000 BOEPD. Maha levererade rekordhöga siffror under första delen av halvåret 2022 (H1) på alla fronter, inklusive produktionsvolymer, EBITDA och resultat. Snittdagsproduktionen för H1 hamnade på 3 933 BOEPD och EBITDA blev 36,7 miljoner, nästan dubbelt jämfört mot förra årets första halva och resultatet blev dubbelt så starkt jämfört mot företagets tidigare bästa resultat. Men även om vi hade oönskade och frustrerande tillfälliga produktionsstörningar i Brasilien under kvartalet gör vi konkreta framsteg i att säkerställa långfristig produktionsstabilitet på Tiefältet i Brasilien. Trots högre rörelsekostnader än normalt under kvartalet, var vår Netback per fat den högsta någonsin om 65 USD per BOE. Självklart är vi inte nöjda med den tillfälliga reduktionen i produktionsvolymer från Tiefältet men vi arbetar intensivt med att få alla våra producerande brunnar tillbaka i produktion så snart som möjligt. Endast två brunnar av sex bidrog till vår oljeproduktion vid Tiefältet detta kvartal.

Brasilien
Vid Bolagets, i dagsläget, viktigaste tillgång i Brasilien, Tiefältet, var produktionen lägre under det andra kvartalet på grund av; naturligt sinande, konvertering av Tie-3 från en oljeproducerande brunn till en vatteninjiceringsbrunn, oljeproduktion från den horisontella Tie-5-brunnen påbörjades efter kvartalets slut, samt förlusten av produktion från tre viktiga producerande brunnar (Tie-1, GTE-3 och GTE-4). Dessa tre brunnar är schemalagda att repareras under tredje och fjärde kvartalen för att återställa produktionsnivåerna.

Verksamhetsmässigt på Tiefältet färdigställdes Tie-5-brunnen som en horisontellt producerande brunn och flödade under naturligt tryck 770 BOEPD vid ett 24-timmarstest. Tie-5 fortsätter att producera stabilt med försumbara volymer vatten och bidrar därmed att parera de temporära produktionsnedgångarna. Ytterligare oväntade positiva nyheter var att vid borrning av Tie-6 penetrerades Agua Grande (AG)-reservoaren 12 meter grundare än förutsett. Det är verkligen goda nyheter eftersom reservoaren är strukturellt högre än förväntat och den seismiska kartläggningen av strukturen måste nu omdefinieras positivt. Ytterligare, och på grund av att huvuddelen av AG reservoaren är ovanför olja-/vattenkontakten undersöker vi nu möjligheten att initialt producera olja från reservoaren innan den konverteras till en vatteninjiceringsbrunn, precis som vi gjorde med Tie-3.

Olyckligtvis har förseningar i borrningarna av Tie-4- och Tie-5-brunnarna negativt påverkat tidsschemat för underhållsarbeten i Tie-1-, GTE-3- och GTE-4-brunnarna. Brasserv-underhållsriggen kontrakterades i juni för att påbörja brunnsunderhållsarbetet för att återställa produktionen på Tiefältet. Fram tills nu har arbeten med att färdigställa oljeproduktionsbrunnen Tie-5 och konvertera ALV-2-brunnen till en gasinjiceringsbrunn avslutats. Härnäst kommer GTE-3, GTE-4 och Tie-1 att återställas till full produktion under andra halvan av året. Viktigt är att elektiska nedsänkbara pumpar (ESP-pumpar) kommer att installeras i GTE-3 och därefter i Tie-2 för att öka produktionen på Tie.

Oman
Efter att den kontrakterade GBS-1-borriggen drogs tillbaka av borrentreprenören agerade Mahateamet i Oman snabbt för att säkerställa ersättningsriggen Gulf Drilling Company Rig-109. Trots att detta ledde till oönskade förseningar förväntas nu borrning påbörjas i oktober. Bolaget beslutade också att strategiskt ”farma” ned 35 procent i Exploration and Production Sharing Contract (EPSA) för Block 70 till Mafraq Energy LLC. Inte bara kommer utfarmningen att reducera Bolagets riskexponering men kommer också att minska kostnader och öka förtroendet i projektet. Mafraq Energy LLC kommer att bidra med viktig teknisk expertis såväl som strategiskt partnerskap i Oman för att bidra till fortsatt tillväxt i Oman. Att Mafraq Energy ville köpa in sig i projektet är förmodligen det bästa beviset hittills att Mafraqfältet är en bra investering.

Mafraqfältet är ett utvärderat och produktionstestat tjockoljefält på land i Oman. En tidigare operatör testade drygt 15 700 fat av tjockolja från en enda brunn vid ett 23-dagars brunnstest 1991. Maha’s plan är att börja borra de första sex utvärderings- och pilotproduktionstestbrunnarna på fältet i oktober.

USA
Produktionen från Illinoisbassängen var stabil under kvartalet och Bolaget fortsätter att utvärdera resultaten från borrkampanjen under 2021 samt potentiella tillväxtmöjligheter i USA. Vid LAK Ranch i Wyoming har Bolaget påbörjat en serie med regulatoriska borrtester och återaktivering av brunnar. En strategisk process initierades under kvartalet för att utvärdera framtiden för LAK Ranch-tillgången.

Det var en blandning av händelser detta kvartal, några bra och några mindre bra. Som tidigare nämnts producerade vi på Tiefältet under större delen av kvartalet enbart från två brunnar, Tie-2 och Tie-4. Detta påverkade produktionen väsentligt. Förseningen av borrningen av Tie-5 och rörläckagen i GTE-3, GTE-4 och Tie-1 resulterade i lägre produktionsvolymer under kvartalet. Dessa tre brunnar kommer att återställas till produktion nu när borriggen har flyttats från fältet och underhållsriggen har slutfört arbetet på gasinjiceringsbrunnen ALV-2. Det faktum att AG penetrerades 12 meter högre än förväntat i Tie-6 brunnen är mycket positivt.

Framtiden ser ljus och händelserik ut under det andra halvåret. Med underhållsarbetena på Tiefältet kommer vi att kunna återhämta vår produktion och med det möjliga tillskottet av Tie-6-brunnen kommer vi att kanske ha totalt sju producerande brunnar där, vilket ger viktiga produktionstillskott. Slutligen, i Oman, kommer vi att påbörja borrningen av den stora Mafraqstrukturen och påbörja brunnstestproduktion på kommersiell nivå. Det kommer att bli ett intensivt andra halvår.

Slutligen vill jag tacka alla medarbetare på Maha som oförtrutet jobbar för oss alla, och till alla aktieägare som stöder oss.

Stort tack!

Jonas Lindvall,
Verkställande direktör
Maha Energy AB

Q2 webbsändning idag kl.16:00 CET

Det kommer att hållas en livepresentation idag den 15 augusti 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.

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 15 augusti 2022, kl. 07:30 CET.

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

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

2022 Q2 Maha Energy Report SWE

20220815 Maha Energy Press Release Q2 2022 SWE

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

on 23 de August de 2021 23 de August de 2021

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

Andra kvartalet 2021

Genomsnittlig dagsproduktion av olja och gas för det andra kvartalet var 3 104 fat oljeekvivalenter per dag (BOEPD) (Q2 2020: 3 602 BOEPD)
Driftstörningar vid Tiefältet under andra kvartalet ledde till produktionsreducering men återställdes till normal produktion i mitten av juni
Bolaget påbörjade sin första horisontalborrning vid Tiefältet den 9 juli och har hittills borrat fyra brunnar av tolvbrunnsprogrammet i Illinoisbassängen
Intäkter om 15,2 miljoner USD (Q2 2020: 7,9 miljoner USD)
Rörelsens netback om 9,5 miljoner USD eller 35,46 USD per fat oljeekvivalenter (BOE) (Q2 2020: 4,4 miljoner USD eller 13,80 USD per BOE)
EBITDA om 9,0 miljoner USD (Q2 2020: 3,4 miljoner USD)
Periodens resultat uppgick till 2,6 miljoner USD (Q2 2020: 0,4 miljoner USD)
Vinst per aktie före utspädning om 0,02 USD (Q2 2020: 0,00 USD)
Vinst per aktie efter utspädning om 0,02 USD (Q2 2020: 0,00 USD)
Likvida medel om 34,1 miljoner USD (Q2 2020: 15,7 miljoner USD)

Sexmånadersperioden som avslutades 30 juni 2021

Genomsnittlig dagsproduktion av olja och gas för första halvåret (H1) 2021 var 3 421 BOEPD (H1 2020: 3 445 BOEPD).
Intäkter om 31,0 miljoner USD (H1 2020: 19,1 miljoner USD)
Rörelsens netback om 20,6 miljoner USD eller 34,56 USD per BOE (H1 2020: 12,2 miljoner USD eller 20,42 USD per BOE)
EBITDA om 19,2 miljoner USD (H1 2020: 9,9 miljoner USD)
Periodens resultat om 8,1 miljoner USD (H1 2020: 3,6 miljoner USD)
Vinst per aktie före utspädning om 0,08 USD (H1 2020: 0,04 USD)
Vinst per aktie efter utspädning om 0,08 USD (H1 2020: 0,03 USD)
Likvida medel om 34,1 miljoner USD (2020: 6,7 miljoner USD)

Finansiell information i sammandrag

(TUSD, om ej annat anges)	Q2 2021	Q1 2021	Q4 2020	Q3 2020	Q2 2020	H1 2021	H1 2020	Helår 2020
Dagsproduktion, netto (BOEPD)	3 104	3 742	2 738	3 580	3 602	3 421	3 445	3 301
Intäkter	15 178	15 814	8 659	11 226	7 926	30 992	19 133	39 018
Rörelsens netback	9 548	11 031	4 247	7 041	4 377	20 579	12 235	23 523
EBITDA	8 988	10 213	2 720	5 514	3 436	19 201	9 870	18 104
Periodens resultat¹	2 603	5 538	(15 702)	1 845	407	8 141	3 598	(10 259)
Vinst per aktie – före utspädning (USD)	0,02	0,05	(0,15)	0,02	0,00	0,08	0,04	(0,10)
Vinst per aktie – efter utspädning (USD)	0,02	0,05	(0,15)	0,02	0,00	0,08	0,03	(0,10)
Likvida medel	34 139	5 698	6 681	18 034	15 699	34 139	15 699	6 681

Brev till Aktieägare

Kära vänner och aktieägare i Maha Energy AB,

15:e kvartalet i rad med vinst²
Två av tre toppkällor på det brasilianska fastlandet tillhör Maha
Produktion helt återställd efter tekniska problem på viktig brunn i Brasilien
98 procent av teckningsoptionerna av serie TO-2 konverterade till aktier
Arbetsprogrammet för 2021 utökades och forcerades på grund av gynnsamt oljepris

Under andra kvartalet utvecklades oljepriserna fortsatt starkt. Snittpriset för Brentoljan ökade med cirka 11 procent jämfört med föregående kvartal till 68,97 USD per fat. Trots att oljeproduktionen var 13 procent lägre jämfört med föregående kvartalet så bidrog det starka oljepriset till att andra kvartalets intäkter var i nivå med förra kvartalet. Kvartalets EBITDA belastades något på grund av oplanerat merarbete på Tiefältet som påverkade driftskostnaderna. Trots dessa tillfälliga motgångar går bolaget med vinst för det 15:e kvartalet i rad, om man bortser från nedskrivningen av LAK Ranch oljefältet i slutet av 2020².

Under kvartalet är det fyra väsentliga händelser som är värt att utveckla. För det första är det fortsatt två brunnar på Tiefältet som dominerar vår produktion och dessa är enligt brasilianska myndigheten ANP bland de tre bäst producerande oljekällorna på det brasilianska fastlandet. En av dessa viktiga brunnar drabbades av tekniska problem under kvartalet vilket i sin tur krävde ett antal riggbaserade ingrepp för att återställa. Den förlorande produktionen från brunnen bidrog till att den totala produktionsvolymen under kvartalet blev lägre än förväntat. I slutet av maj var dock brunnen återställd och vid utgången av andra kvartalet var de brasilianska brunnarna tillbaka i normal produktion.

För det andra ledde både planerade och oplanerade nedstängningar på produktions-anläggningarna vid Tie och Tartaruga och de oplanerade åtgärderna enligt ovan till oförutsedda kostnader för att återställa oljeproduktionen. Detta påverkade i sin tur både produktionsvolymen och driftskostnaderna. Den kombinerade effekten av högre kostnader och lägre produktionsvolymer orsakade koncernens höga driftskostnader under kvartalet. Sedan mitten av juni är produktionen helt återställd och sedan dess går produktionen på samtliga fält enligt plan och alla brunnar är aktiva. Driftskostnaderna är också tillbaka till de mer normala 5-6 USD per BOE.

För det tredje löstes obligationen på 300 miljoner kronor in i förtid och ersattes med en finansiering på 70 miljoner dollar från brasilianska Banco BTG Pactual (BTG). En direkt följd av detta blev att teckningsoptionerna från 2017 (TO-2) förblev lönsamma, vilket gav ett kapitaltillskott på drygt 53 miljoner kronor då optionsinnehavarna konverterade optioner till aktier. Totalt sett konverterades nästan 98 procent av de utestående optionerna till aktier, vilket är en utmärkt nivå och visar på ett stort intresse för Bolaget. Detta tillsammans med den riktade emissionen på 10 miljoner dollar till BTG och den höga oljeprisnivån gör att vi nu har en mycket låg nettoskuld och stark likviditet.

Slutligen så intensifierades utvecklingsarbetet i Illinois Basin (IB). I slutet av kvartalet hade fyra produktionsbrunnar och en vatteninjektionsbrunn blivit borrade. Alla brunnar i IB kräver initialt stimulation, och i slutet av kvartalet hade tre brunnar stimulerats och den fjärde var på gång. Arbetsprogrammet för IB forcerades för att dra fördel av det starka oljepriset och de gynnsamma ekonomiska förhållandena vilket redan börjar ge ökade produktionsvolymer. Totalt ska 12 brunnar borras under sommaren och vi förväntar oss att IB ska producera mellan 600 – 700 fat olja om dagen vid årsskiftet.

Jag vill återigen tacka alla medarbetare på Maha som jobbar så hårt för bolaget. Och stort tack till alla er trofasta aktieägare som är med oss på resan och visar oss ert stöd.

Jonas Lindvall,
Verkställande direktör
Maha Energy AB

Q2 webbsändning idag kl.16:00 CET

Det kommer att hållas en livepresentation idag den 23 augusti 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.

² Exklusive nedskrivningen av LAK Ranch med 21 miljoner USD under fjärde kvartalet till följd av oljeprisraset.

20210823 Maha Energy Press Release - Q2 2021 SWE FINAL

Maha Energy Q2 2021 Rapport SWE FINAL

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

on 23 de August de 2021 23 de August de 2021

Second Quarter 2021

Daily oil & gas production for Q2 2021 averaged 3,104 BOEPD (Q2 2020: 3,602 BOEPD)
Production at the Tie filed was interrupted during the second quarter and restored back to normal production volumes by mid-June
The Company spudded its first horizontal well at the Tie field on 9 July and has so far spudded 4 wells out of the 12 oil well program in the Illinois Basin
Revenue of USD 15.2 million (Q2 2020: USD 7.9 million)
Operating netback of USD 9.5 million or USD 35.46 per BOE (Q2 2020: USD 4.4 million or USD 13.80 per BOE)
EBITDA of USD 9.0 million (Q2 2020: USD 3.4 million)
Net result of USD 2.6 million (Q2 2020: USD 0.4 million)
Basic Earnings per share of USD 0.02 (Q2 2020: USD 0.00)
Diluted Earnings per share of USD 0.02 (Q22020: USD 0.00)
Cash and cash equivalents balance of USD 34.1 million (Q2 2020: 15.7 million)

Six Months Ended 30 June 2021

Daily oil & gas production for H1 2021 averaged 3,421 BOEPD (H1 2020: 3,445 BOEPD).
Revenue of USD 31.0 million (H1 2020: USD 19.1 million)
Operating netback of USD 20.6 million or USD 34.56 per BOE (H1 2020: USD 12.2 million or USD 20.42 per BOE)
EBITDA of USD 19.2 million (H1 2020: USD 9.9 million)
Net result for the period of USD 8.1 million (H1 2020: USD 3.6 million)
Basic Earnings per share of USD 0.08 (H1 2020: USD 0.04)
Diluted Earnings per share of USD 0.08 (H1 2020: USD 0.03)
Cash and cash equivalents balance of USD 34.1 million (2020: USD 6.7 million)

Financial Summary

(TUSD, unless otherwise noted)	Q2 2021	Q1 2021	Q4 2020	Q3 2020	Q2 2020	H1 2021	H1 2020	FY 2020
Net Daily Production (BOEPD)	3,104	3,742	2,738	3,580	3,602	3,421	3,445	3,301
Revenue	15,178	15,814	8,659	11,226	7,926	30,992	19,133	39,018
Operating netback	9,548	11,031	4,247	7,041	4,377	20,579	12,235	23,523
EBITDA	8,988	10,213	2,720	5,514	3,436	19,201	9,870	18,104
Net result for the period¹	2,603	5,538	(15,702)	1,845	407	8,141	3,598	(10,259)
Earnings per share – Basic (USD)	0.02	0.05	(0.15)	0.02	0.00	0.08	0.04	(0.10)
Earnings per share – Diluted (USD)	0.02	0.05	(0.15)	0.02	0.00	0.08	0.03	(0.10)
Cash and cash equivalents	34,139	5,698	6,681	18,034	15,699	34,139	15,699	6,681

Letter to shareholders

Dear Friends and Fellow Shareholders of Maha Energy AB,

Maha’s 15^th consecutive profitable quarter²
Two of the top three onshore producing wells in Brazil belong to Maha
Production fully restored after mechanical issues on a key well in Brazil
98% of TO-2 (2017) warrants converted to shares
2021 work program expanded and accelerated in response to strong price of oil

The second quarter saw continued strengthening of the price of oil. The average Brent oil price for the quarter landed at USD 68.97 per barrel, up some 11% compared to the previous quarter. The average production for the Company during the quarter was 13% lower compared to the first quarter; but because of the strong price of oil, Company revenue was comparable to the year’s first three months. The EBITDA for the quarter suffered slightly due to unplanned workovers at the Tie field which impacted operational expenditures. But, despite these temporary setbacks, Maha remains profitable and this quarter marks the 15^th straight profitable quarter, if you ignore the non-cash write down of the LAK oil field in December last year.²

Four events dominated the quarter and are worth expanding on;

Firstly, two wells in the Tie field continue to dominate production for the Company and are listed in the top three performing wells onshore Brazil, according to the ANP. One of these wells suffered mechanical setbacks during the quarter which in turn required a series of rig based interventions to remediate. The loss of production from this well during the quarter contributed to lower than planned production. But as at the end of May, the well was restored to routine production, and at the end of the second quarter, the Brazilian fields were back to normal operations.

Secondly, planned and unplanned shutdowns at the Tie and Tartaruga facilities along with the unplanned well interventions mentioned above led to unexpected expenditures to restore production. This in turn impacted production volumes and operating expenses. The compounded effect of higher costs and lower production numbers is what caused the Company’s high operating expenses for the quarter. Since the middle of June, production has been restored and has remained at planned levels at all fields with all wells onstream and producing. Operating costs has also returned to a more normal USD 5 – 6/BOE range.

Thirdly, the SEK 300 million bond from 2017 was redeemed and replaced by the announced USD 70 million BTG Pactual financing. A direct consequence of the financing was that the 2017 issued warrants (TO-2) remained ‘in the money’, which in turn generated SEK 53,018,729 of cash to the Company as warrant holders converted warrants to shares. All in all, close to 98% of the outstanding warrants were converted to shares, which is an excellent ratio and demonstrates a very strong interest in the Company. Coupled with the US$ 10 million private placement of shares to BTG and the strong oil price environment, the Company now sits in a position of very low net debt and a strong cash balance.

Lastly, the development pace in the Illinois Basin (IB) increased. At the end of the quarter a total of four production wells and one water disposal well had been drilled. All of these 4 production wells require initial stimulation and as at the same date, 3 wells had already been stimulated and the fourth was under way. The work program was accelerated in view of the strong price of oil and favourable economic conditions with the result of higher production volumes already being recorded. A total of 12 wells will be drilled in IB this year, and we expect to end the year between 600 – 700 BOPD coming from the IB area alone.

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

Q2 Webcast today at 16:00 CET

There will be a live webcast today, 23 August 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.

² The LAK Ranch asset was impaired by USD 21 million in a non-cash write down at the end of 2020 due to the low oil price environment which impacted the net result of the Company for the fourth quarter 2020.

20210823 Maha Energy Press Release - Q2 2021 ENG FINAL

Maha Energy Q2 2021 Report ENG FINAL

Maha Energy AB Announces Filing of Second Quarter Report & Live Webcast

on 24 de August de 2020 24 de August de 2020

Maha Energy AB (publ)

Strandvägen 5A
SE-114 51 Stockholm

www.mahaenergy.ca

Press release
Stockholm
24 August 2020

Maha Energy AB Announces Filing of Second Quarter Report & Live Webcast

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

Second Quarter 2020

Record daily oil & gas production for Q2 2020 averaged 3,602 BOEPD (Q2 2019: 2,739 BOEPD)
Illinois Basin, acquired at the end of Q1 2020, averaged at 144 BOEPD for Q2 2020
Revenue of USD 7.9 million (Q2 2019: USD 14.1 million)
Operating netback of USD 4.4 million or USD 13.80 per BOE (Q2 2019: USD 10.7 million or USD 43.30 per BOE)
EBITDA of USD 3.4 million (Q2 2019: USD 9.2 million)
Net result of USD 0.4 million (Q2 2019: USD 6.2 million)
Basic and Diluted Earnings per share of USD 0.00 (Q2 2019: USD 0.06)
Cash and cash equivalents balance of USD 15.7 million (Q2 2019: 20.5 million)

Six Months Ended 30 June 2020

Daily oil & gas production for H1 2020 averaged 3,445 BOEPD (H1 2019: 2,704 BOEPD).
Revenue of USD 19.1 million (H1 2019: USD 25.8 million)
Operating netback of USD 12.2 million or USD 20.42 per BOE (H1 2019: 19.7 USD million or 41.83 USD per BOE)
EBITDA of USD 9.9 million (H1 2019: USD 16.9 million)
Net result for the period of USD 3.6 million (H1 2019: USD 10.4 million)
Basic Earnings per share of USD 0.04 (H1 2019: USD 0.11)
Diluted Earnings per share of USD 0.03 (H1 2019: USD 0.10)
Cash and cash equivalents balance of USD 15.7 million (2019: 22.4 million).

Financial Summary

(TUSD, unless otherwise noted)	Q2 2020	Q1 2020	Q4 2019	Q3 2019	Q2 2019	H1 2020	H1 2019	FY 2019
Net Daily Production (BOEPD)	3,602	3,288	3,165	3,593	2,739	3,445	2,704	3,044
Revenue	7,926	11,207	13,672	16,068	14,098	19,133	25,849	55,589
Operating netback	4,377	7,858	9,825	12,017	10,668	12,235	19,697	41,539
EBITDA	3,436	6,434	8,354	10,663	9,188	9,870	16,851	35,868
Net result for the period	407	3,191	2,679	6,570	6,157	3,598	10,405	19,654
Earnings per share – Basic (USD)	0.00	0.03	0.03	0.07	0.06	0.04	0.11	0.20
Earnings per share – Diluted (USD)	0.00	0.03	0.02	0.06	0.06	0.03	0.10	0.18
Cash and cash equivalents	15,699	19,190	22,450	20,421	20,504	15,699	20,504	22,450

Letter to shareholders

Dear Friends and Fellow Shareholders of Maha Energy AB,

Record Quarter
The COVID-19 pandemic continues to challenge our business. Despite a record quarter for production, quarterly revenue is just over half of the comparable period last year. Three individuals (contractors) working at the Tie field tested positive for the virus, directly impacting operations (all three have since recovered). And finally, travel restrictions continue to cause real problems for the movement of equipment and people in Brazil. Despite this, Maha had a record quarter in terms of production, the quarterly netback is a healthy US$ 13.80 per boe, OPEX is US$ 7.66 per boe and our G&A cost is a stellar US$ 2.61 per boe. Simply put at the average quarterly Brent price of US$ 29.34, Maha is still generating significant positive netbacks (US$ 13.80 per boe). Corrected for G&A expenses, on a per barrel basis, and Maha will continue to generate positive cashflows at a Brent Oil price as low as US$ 16 per bbl. We are pleased to report our highest production quarter on record and 11^th straight quarter of positive net results – we are still profitable, even at these challenging times. A true testament to the robustness of our assets and our team.

The first two months of the second quarter was in the epicenter of the COVID-19 storm. Our production capability suffered; as did the oil price. OPEX and CAPEX were reduced to conserve cash and the Company temporarily prepared for survival mode. Towards the end of the quarter, however, as the OPEC+ production cuts started to bite, and as oil prices stabilized, our operations and project work could resume. In terms of field activity, we are almost back to pre-COVID-19 levels.

Field work in Brazil
An unseasonably wet ‘rainy season’ has affected civil works for the remaining minor project works at the Tie field. The effect of this are a few weeks delay in flowline installations between GTE-4 and the battery, the compressor installation and the GTE-7 water supply line. Construction progress of the Tie south drilling locations have also been delayed by the rain. Further, and as mentioned, COVID-19 has caused labor issues as contractors reported in sick. An important event during the quarter was the recompletion of GTE-4 from a free flowing well to a dual pumping well. Positively, the GTE-4 Sergi zone is now producing 800 BOPD on pump, some 300 BOPD more than what was anticipated. Finally, at Tartaruga, Gas-To-Wire started delivering electricity to the local grid allowing for the associated gas there to be monetized.

Government Incentives
In response to the tough times, the Brazilian Government is considering temporarily reducing the oil and gas royalty from 10% to 5%. If this proposal is implemented, Maha will be profitable at an even lower oil price.

Negative Oil Price on 20 April.
On 20th April, history was made when, for one day, WTI oil was sold at a negative US$ 36.98/bbl, meaning that sellers were paying buyers to take their oil. Of course, there was no fundamental supply and demand cause for this, instead it stemmed from oil traders having to pay to get out of their future contracts. Something we are not likely to see again. Note that this event affected only WTI oil, Brent oil was largely unaffected. Even as unusual as that was, it demonstrates how uncertain and volatile the oil markets were (and still are) due to the demand erosion of COVID-19.

The short version of the current oil market is;

unprecedented reduction in demand for oil (although not as much as originally believed),
there is still a large surplus of oil available, keeping prices low,
high cost production has been hit very hard (shale oil, deepwater, oilsands)
CAPEX has been slashed from already depressed expenditure levels,
hundreds of independent oil companies have filed for bankruptcy since 2015.

Surprisingly, according to the Energy Information Agency (EIA), crude oil and gasoline inventories in the United States is only 16% and 8% higher respectively than the 5-year moving average¹. Furthermore, on 4 August, the EIA Monthly Crude Oil and Natural Gas Production Report stated: “Production of crude oil decreased in the United States in May 2020 by 1.99 million barrels per day (b/d), the largest monthly decrease since at least January 1980.”

Given the OPEC+ cuts, the smaller than originally forecasted demand reduction, the knee-jerk reaction of industry CAPEX slashing, and as the world reboots, an upcoming crude oil shortage is easy to see. The timing of the balancing of the markets have constantly been updated and brought forward. Some analysts believe that the supply/demand curves will cross already in the third quarter of this year. Of course, OPEC+ will easily be able to accommodate the increase in oil demand to the pre-COVID-19 levels, but thereafter it will become challenging. Slashing of CAPEX this year is compounded by five consecutive years of depressed investments into oil and gas projects. Given the very long lag time for oil to be brought on stream and onto the markets, the lack of investments for the past 6 years is concerning.

As the old adage goes: “the cure for high prices are high prices” – and the inverse of this is true as well.

To still turn a profit during the absolute worst quarter in modern history says a lot about the tenacity and resilience of the Maha team. I am super thankful to all of my fellow Maha colleagues for keeping the Company going whilst we all battle this pandemic. We think we are superbly prepared for the upcoming upturn in oil prices.

Stay well and stay healthy,

“Jonas Lindvall”
Managing Director

¹EIA. August 4, 2020 U.S. Energy Information Administration’s (EIA) Monthly Crude Oil and Natural Gas Production Report. And 31 July,2020 Weekly Petroleum Data Report.

Q2 Webcast 24 August 2020

There will be a live webcast today, 24 August at 16:00 CET (Stockholm time) to present the Q2 results and provide an operational update. A link to the webcast is available on the Company’s website: www.mahaenergy.ca. Interested parties are encouraged to e-mail questions ahead of time to victoria@mahaenergy.ca. Questions posted on the day of the presentation should be done directly in the YouTube Comments/Questions field. The webcast will be broadcast live on Nyhetsbyrån Direkts Youtube Channel and hosted by Laikas’ Mr.Kaarlo Airaxin, and will feature Maha’s CEO Jonas Lindvall and CFO Andres Modarelli.

Adviser

Certified Advisor: FNCA Sweden AB, info@fnca.se, Telephone: +46-8-528 00 399.

For more information, please contact:

Jonas Lindvall (CEO)
Tel: +46 8 611 05 11
Email: jonas@mahaenergy.ca

Andres Modarelli (CFO)
Tel: +1-403-454-7560
Email: andres@mahaenergy.ca

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

Miscellaneous

This information is published in accordance with the EU Market Abuse Regulation.

Maha in Brief

Maha Energy AB is a Swedish public limited liability company. FNCA Sweden AB has been engaged as Certified Adviser and can be contacted at info@fnca.se or +46-8-528 00 399. The Company's auditors are Deloitte. The Company's predecessor Maha Energy Inc. was founded in 2013 in Calgary, Canada, by Jonas Lindvall and Ron Panchuk. In May 2016, the new group was formed with Maha Energy AB as parent company for purposes completing an initial public offering on the Nasdaq First North Sweden stock exchange. Jonas Lindvall, CEO and Managing Director, has 30 years of international experience in the oil and gas industry, starting his career with Lundin Oil during the early days of E&P growth. After 6 years at Shell and Talisman, Jonas joined, and helped secure the success of, Tethys Oil AB. Maha's strategy is to target and develop underperforming hydrocarbon assets on global basis. The Company operates three oil fields, Tartaruga and Tie in Brazil, Powder River (LAK Ranch) and Illinois basins in the United States For more information, please visit our website www.mahaenergy.ca.

Maha Energy AB 2020_Q2 Report

Maha Energy AB Press Release - Q2 2020

Maha Energy AB (publ) (“Maha” or the “Company”) Announces Filing of Second Quarter Report and Live Webcast

on 25 de August de 2019 25 de August de 2019

Maha Energy AB (publ)

Strandvagen 5A
SE-114 51 Stockholm

www.mahaenergy.ca

Press release
Stockholm
26 August 2019

Maha Energy AB Announces Filing of Second Quarter Report & Live Webcast

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

Second Quarter 2019

Daily oil & gas production for Q2 2019 averaged 2,739 BOEPD (Q2 2018: 1,429 BOEPD).
Revenue of USD 14.1 million (Q2 2018: USD 7.9 million)
Operating netback of USD 10.7 million or USD 43.30 per BOE (Q2 2018: USD 5.1 million or USD 39.22 per BOE)
EBITDA of USD 9.2 million (Q2 2018: USD 4.0 million)
Net result of USD 6.2 million (Q2 2018: USD 1.9 million)
Basic and diluted Earnings per share of USD 0.06 (Q2 2018: USD 0.02)

Six Months Ended 30 June 2019

Daily oil & gas production for H1 2019 2,704 BOEPD (H1 2018: 1,595 BOEPD).
Revenue of USD 25.8 million (H1 2018: USD 16.5 million)
Operating netback of USD 19.7 million or USD 41.83 per BOE (H1 2018: 10.9 USD million or 38.01 USD per BOE)
EBITDA of USD 16.9 million (H1 2018: USD 8.5 million)
Net result for the period of USD 10.4 million (H1 2018: USD 4.2 million)
Basic Earnings per share of USD 0.11 (H1 2018: USD 0.04)
Diluted Earnings per share of USD 0.10 (H1 2018: USD 0.04)
Cash and cash equivalents balance of USD 20.5 million.

Financial Summary

(TUSD, unless otherwise noted)	Q2 2019	Q1 2019	Q4 2018	Q3 2018	Q2 2018	H1 2019	H1 2018	FY 2018
Net Daily Production (BOEPD)	2,739	2,669	2,454	1,565	1,429	2,704	1,595	1,804
Revenue	14,098	11,751	12,595	9,049	7,859	25,849	16,488	38,132
Operating netback	10,668	9,029	9,436	6,553	5,071	19,697	10,928	26,917
EBITDA	9,188	7,663	8,486	5,392	3,960	16,851	8,526	22,404
Net result for the period	6,157	4,248	18,2671	3,213	1,859	10,405	4,165	25,645
Earnings per share – Basic (USD)	0.06	0.04	0.19	0.03	0.02	0.11	0.04	0.26
Earnings per share – Diluted (USD)	0.06	0.04	0.17	0.03	0.02	0.10	0.04	0.25
Cash and cash equivalents	20,504	19,768	20,255	22,292	20,914	20,504	20,914	20,255

Letter to Shareholders

Dear Friends and Fellow Shareholders of Maha Energy AB,

As usual the summer passed too quickly! Here at Maha we spent the summer months ramping up production and working toward achieving our 4,850 BOPD production goal at the Tie field. In order to reach that goal, three components must converge at the same time: (1) the combined well production capability on the field must exceed 4,850 BOPD, (2) the Tie Production Facility must be able to safely handle and separate the incoming oil, water and associated gas from the wells, and, (3) there need to be somewhere to take (sell) the finished product. To complicate matters, the Tie field is not connected to a pipeline system, the sales agreements need to cater for both oil and gas production. And since both products are co-dependent (oil and gas volumes are proportionally linked) it makes for many moving pieces that must come together, as is detailed below.

Well Productivity (Tie Field) – now at over 6,000 BOPD
During this reporting period, the Attic Well (7-Tie-1D-BA) was completed and brought on production. Both the Agua Grande and Sergi zones were completed individually allowing for independent production of each zone. The GTE-3 well was also recompleted from a co-mingled producer to a dual producer, also providing for individual zonal production. This completes the 2018/19 work program for well deliverability on the Tie field. The total combined production from the wells in the Field currently exceeds 6,000 BOPD and the field can be optimized to selectively produce the optimum mix of oil and gas.

Facility Handling Capacity (Tie Field) – now at 5,000 BOPD
By the end of 2018, temporary modifications to the Processing Facility at the Tie field were completed to allow for handling up to 5,000 BOPD of oil and associated gas. During the first half of 2019 the temporary modifications were permanently installed and commissioned. As of today, with only minor commissioning and testing items remaining, the Tie Processing Facility is capable of consistently gathering, separating, treating and storing up to 5,000 BOPD. The associated gas is separated and sent for sales.

Offtake Agreements (Tie Field) – now at 4,850 BOPD and 80,000 m3/day of gas
Gas
When the Tie Field was purchased in July of 2017 it was producing about 1,300 BOPD from a single well. The oil rate was limited by how much gas could be sold. At that time, if more gas could have been sold then more oil could have been produced. Through a series of negotiations with two primary gas customers, Maha was quickly able to increase the gas offtake volumes. As of today, the Company has secured approximately 80,000 m3/day of gas sales to a Compressed Natural Gas (CNG) customer and a Gas to Wire (GTW) customer. Additionally, +/- 6,000 m3/d is consumed internally by generators at the Processing Facility to provide electric power to the Tie Field operations. The target production of 4,850 BOPD currently generates production of approximately 86,000 m3 of gas per day – so with respect to gas, there are now sufficient arrangements in place to handle the target production rate.

Oil
With respect to oil, Maha has managed a very complicated picture. Tie oil will be trucked to two customers at three different terminals. The largest customer is a private refinery located very close to the Tie field. This refinery has progressively increased their demand for Tie oil; starting in late 2017 at 900 BOPD and now up to 2,200 BOPD. At the end of 2018, and in conjunction with refinery’s decision to double its’ processing capacity, Maha agreed with the refinery to increase deliveries to 3,000 BOPD by the middle of 2019. The refinery undertook a series of upgrades during the first half of 2019, with the last upgrade being completed in July 2019. The refinery is now awaiting final regulatory approvals to commence processing the expansion volumes which are expected by mid-September. Thereafter, Maha should be able to consistently deliver 3,000 BOPD to the refinery.

Petrobras, the State Oil Company of Brazil, which owns most of the oil and gas infrastructure in Bahia is the Company’s second customer. From first production of Tie field, Petrobras has been receiving 500 – 1,100 BOPD at a nearby pipeline pumping terminal and since 2017, Maha has been in discussions with Petrobras about increasing the deliveries into the regional pipeline system. In early 2019, and as a result of these discussions, Petrobras proposed an alternative plan to accept an additional 750 BOPD through a second pumping terminal it would upgrade. There is a new agreement in place with Petrobras for that volume. In June, a test delivery of Tie crude oil to the new Pumping terminal was undertaken with no issues. Petrobras now awaits regulatory approval to commence receiving oil from Maha there.

So long as the planned gas customer facilities are commissioned on time, the Company should regularly be able to deliver 3,300 BOPD from the Tie field from now on. Once the refinery and Petrobras receive final regulatory approvals, the Company will commence trucking the additional 1,550 BOPD (800 + 750). It is estimated that by the end of September, the Company should regularly deliver 4,850 BOPD of Tie crude oil for sale.

Tartaruga
The Tartaruga field, is producing at the current maximum plant capacity of about 500 – 800 BOPD (gross). The 7-TTG-3D-SES well was spudded on 12 July, 2019. As at 1 August, the 13-3/8” casing had been set and cemented at 886 m. The objective of this well is to delineate and test certain untested intervals of the Penedo sand reservoir. Upon completion of the 7-TTG-3D-SES well, the 107D well will be re-entered, recompleted, cleaned out and brought on production. Whilst currently the Tartaruga facility is operating at capacity handling production from the 7TTG well, when certain facility upgrades are completed it is expected that the 107D well will immediately increase production at Tartaruga; following which the 7-TTG-3D-SES well will be tied in and the permanent upgrade of the processing facility completed.

Production and Current Production Guidance
In our August 23rd 2019 Press Release I expressed my frustration that delays in normal course regulatory approvals/commissioning at our customers facilities caused the Company to revise downward its annual average production forecast. The frustration is that in all other respects we have made remarkable progress; we can produce more oil than we can sell, and as outlined above all the physical construction and upgrades are completed at the various required facilities. Our current production capacity in Brazil exceeds 6,500 BOPD while our current sales capabilities limits us to 3,900 BOPD of daily sales and production. Upon the above final approvals/commissioning the Company will be in a position to produce, deliver and sell 5,400 BOPD almost immediately. This is an outstanding accomplishment that the revised forecast should not detract from.

I continue to be grateful to all Maha employees for their hard work and dedication that has made all this possible.

“Jonas Lindvall” Managing Director

Q2 Webcast

There will be a live webcast today, 26 August 2019 at 16:00 CET (Stockholm time) to review and discuss the Second Quarter results and provide an operational update. The webcast will be broadcast live on Nyhetsbyrån Direkts Youtube Channel and hosted by Laikas’ Mr. Mats Jonsson and will feature Maha’s CEO Jonas Lindvall and CFO Andres Modarelli. For further details please consult the Company’s website: www.mahaenergy.ca

Adviser

Certified Advisor: FNCA Sweden AB, info@fnca.se, Telephone: +46-8-528 00 399.

For more information, please contact:

Jonas Lindvall (CEO)
Tel: +1 403 454 7560
Email: jonas@mahaenergy.ca

Ron Panchuk (CCO)
Tel: +1 403 454 7560
Email: ron@mahaenergy.ca

Andres Modarelli (CFO)
Tel: +1-403-454-7560
Email: andres@mahaenergy.ca

Miscellaneous

This information is published in accordance with the EU Market Abuse Regulation. The information was submitted for publication through the agency of the contact persons set out above on 26 August 2019, at 1:00 am CET.

Maha in Brief

Maha Energy AB is a Swedish public limited liability company. FNCA Sweden AB has been engaged as Certified Adviser. The Company’s auditors are Deloitte. The Company’s predecessor Maha Energy Inc. was founded in 2013 in Calgary, Canada, by Jonas Lindvall and Ron Panchuk. In May 2016, the new group was formed with Maha Energy AB as parent company for purposes completing an initial public offering on the Nasdaq First North Sweden stock exchange. Jonas Lindvall, CEO and Managing Director, has 26 years of international experience in the oil and gas industry, starting his career with Lundin Oil during the early days of E&P growth. After 6 years at Shell and Talisman, Jonas joined, and helped secure the success of, Tethys Oil AB. Maha’s strategy is to target and develop underperforming hydrocarbon assets on global basis. The Company operates three oil fields, Tartaruga and Tie in Brazil and LAK Ranch, in Wyoming, U.S. For more information, please visit our website www.mahaenergy.ca.

Important Information

Publication or distribution, directly or indirectly, of this press release could in some jurisdictions be subject to restrictions according to law and recipients of this press release, or part of it, are required to inform themselves of, and comply with, such legal restrictions. This press release is not for release, publication or distribution, directly or indirectly, in or into Australia, Canada, Hong Kong, Japan, New Zealand, Singapore, South Africa, Switzerland or the United States, or in any other jurisdiction where distribution of this press release could be illegal or subject to legal restrictions. Copies of this press release are not being made and may not be distributed or sent, in whole, or part, directly or indirectly, in violation of such restrictions. Failure to comply with such restrictions may constitute a criminal act under the United States Securities Act of 1933 (as amended) ("Securities Act") or applicable laws in other jurisdictions.

1 Q4 2018 Net result includes USD 11.3 million of recognized deferred tax recovery and USD 0.8 million of other gains.

Attachments

Maha Energy AB Press Release - Q2 2019 Results

Maha Energy AB - Q2 2019 Report