Addax Petroleum gibt ein weiteres Erfolgsjahr mit Produktions- und Reservenwachstum für das Jahr 2008 bekannt

Calgary, Kanada (ots/PRNewswire) -

- Erwiesene und wahrscheinliche Ölreserven steigen um 20 Prozent
auf 536,7 MMbbl; voraussichtliche Ölressourcen steigen um 23 Prozent
auf 2.772 MMbbl

- 17 Prozent Wachstum von möglichen Gasressourcen auf 2.820 Bcf;
281 Prozent Reserven-Erneuerungsrate

- Der Reserve Life Index wurde auf 10,8 Jahre verlängert

Addax Petroleum Corporation ("Addax Petroleum" oder das
"Unternehmen") (TSX:AXC und LSE:AXC), gibt heute bekannt, dass sein
Vorstand einen Reservebericht akzeptiert hat, der von den
unabhängigen Ingenieuren für Öl- und Erdgasreservoire ("MSAI"),
nämlich Netherland, Sewell & Associates Inc, erstellt wurde. Der
Bericht bewertet alle Ölreserven des Unternehmens und bestimmte
Rohstoffquellen (der "NSAI-Bericht"). NSAI schätzt, dass sich zum
31. Dezember 2008 die Gesamtbearbeitungsbeteiligung aller
nachgewiesenen und wahrscheinlichen Reserven des Unternehmens auf
536,7 MMBBL beläuft, was einem Anstieg von ca. 20 Prozent gegenüber
den von NSAI am 31. Dezember 2007 geschätzten Mengen und einer
Reserven-Erneuerungsrate von 281 Prozent entspricht. Darüber hinaus
betrug die durchschnittliche Ölproduktion des Unternehmens im Jahr
2008 136,5 Tausend Barrel pro Tag ("MBBL/d"), was einem Anstieg von
8 Prozent im Vergleich zu 2007 entspricht und mit den
vorausgegangenen Beratungen übereinstimmt. Die Produktion für das
vierte Quartal von 2008 betrug durchschnittlich 142,5 Mbbl/d.

Diese Ankündigung trifft mit der Einreichung eines
Materialänderungsberichts durch das Unternehmen zusammen, der auf der
Website des Unternehmens unter http://www.addaxpetroleum.com und auf
http://www.sedar.com verfügbar ist. Sofern nicht anderweitig
angegeben, beziehen sich die Reservenschätzungen in dieser
Pressemitteilung auf prognostizierte Preise und Kosten und
entsprechen der nachgewiesenen Gesamtbearbeitungsbeteiligung plus
wahrscheinlichen Schätzungen. Sofern nicht anderweitig angegeben,
beziehen sich Verweise auf "$" und "Dollars" auf die Währung der
Vereinigten Staaten von Amerika.

Kommentar des CEO

Jean Claude Gandur, der Präsident und Vorstandsvorsitzender von
Addax Petroleum, kommentierte heute: "Ich freue mich sehr, heute
ausgezeichnete Betriebsergebnisse für das zehnte Jahr in Folge
bekanntgeben zu können. Unsere Leistungen im Jahr 2008 setzen Addax
Petroleums Erfolgsgeschichte in Bezug auf das Produktions- und
Reservenwachstum fort. So konnten wir 2008 unsere überarbeiteten
Zielvorgaben für die Produktionshöhe erfüllen und unsere Erwartungen
in Bezug auf das Reservenwachstum übertreffen, indem wir fast drei
Mal soviel produzierten, als während des gesamten Jahres
zusammengenommen. Dies gelang uns hauptsächlich durch neue Funde und
Erweiterungen von vorherigen Entdeckungen. Zudem konnten wir unsere
zukünftigen Ölvorräte erheblich vergrössern, obwohl wir während des
Jahres dreizehn Erkundungs- und Probebohrungen durchführten.
Darüberhinaus werden wir auch weiterhin vernünftig investieren, um
unsere bestehenden Ölfelder zu entwickeln, während wir gleichzeitig
mit unserem dynamischen Erkundungsprogramm unsere Reserven- und
Rohstoffbasis ausweiten werden. Wir sind stolz auf den Erfolg, den
wir Addax Petroleums Aktionären im Jahr 2008 bieten konnten und
freuen uns darauf, diesen erfolgreichen Kurs auch in diesem Jahr und
weit darüber hinaus fortzusetzen."

Der NSAI-Bericht

Der NSAI Report wurde auf Wunsch des Technical and Reserves
Committees von Addax Petroleum für das Unternehmen erstellt. Er hält
sich hierbei an die Vorgaben zu den Annahmen und der Methodik, die im
Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook umrissen sind und in
Übereinstimmung mit dem National Instrument 51-101 stehen. Zusätzlich
zu den Ölreserven in den Lizenzgebieten des Unternehmens beinhaltet
der NSAI-Bericht künftige Ölressourcen für die Lizenzgebiete des
Unternehmens, die sich in Westafrika und dem kurdischen Gebiet im
Irak befinden und mögliche Gasressourcen für die nigerianischen
Lizenzgebiete des Unternehmens.

Ausgewählte Ölressourcen-Höhepunkte

Die Höhepunkte der Ölressourcen, die im NSAI-Bericht Erwähnung
fanden, wie auch der Produktion des Unternehmens für das Jahr 2008 im
Vergleich zu den Ergebnissen von 2007 lauten wie folgt:

- Die Gesamtreserven erhöhten sich zum 31. Dezember 2008 um 20
Prozent auf 536,7 MMbbl, verglichen mit 446,7 MMbbl zum 31. Dezember
2007. Das Unternehmen kaufte oder verkaufte im Jahre 2008 keine
Ressourcen. Die zusätzlichen Ressourcen basieren hauptsächlich auf
den betrieblichen Aktivitäten des Unternehmens, u.a. auf
Erweiterungen und Funden, wie auch auf günstigen wirtschaftlichen
Faktoren

- In Nigeria stiegen die Reserven zum 31. Dezember 2008 um 23
Prozent auf 324,0 MMbbl, im Vergleich zu 262,7 MMbl zum 31.Dezember
2007. Der bedeutendste Reservezuwachs in Nigeria stammt aus
zusätzlichen Forschungsaktivitäten auf dem Kita Marine Feld in
OML123, das die Reserven dieses Feldes um 34,0 MMbbl erhöhte, und
von dem kürzlich bekanntgegebenen Fund in Njaba, bei dem man (vor
einer zusätzlichen Probebohrung, die zur Zeit in Vorbereitung ist)
von geschätzten Reserven von 42,0 MMbbl ausgeht.

Die Ölproduktion in Nigeria für das Jahr 2008 betrug
durchschnittlich 108,0 Mbbl/d, was einer Zunahme von 3 Prozent im
Vergleich zu 2007 entspricht.

- In Gabun fielen die Reserven zum 31. Dezember 2008 um 6
Prozent auf 103,3 MMbbl, im Vergleich zu 109,4 MMbbl zum 31.
Dezember 2007, und zwar hauptsächlich in der Ölproduktion, die sich
während des Jahres auf insgesamt 10,4 MMbbl belief. Die Ölproduktion
in Gabun für das Jahr 2008 belief sich durchschnittlich auf 28,5
bbl/d, was einer Zunahme um 33 Prozent im Vergleich zu 2007
entspricht.

- Im kurdischen Teil Iraks erhöhten sich die Reserven zum 31.
Dezember 2008 um 47 Prozent auf 109,5 MMbbl. Verglichen dazu waren es
zum 31. Dezember 2007 nur 74,6 MMbbl. Alle diese Reserven befinden
sich auf dem Taq Taq-Feld. Diese Zunahme an Reserven war in erster
Linie das Ergebnis zusätzlicher Probebohrungen während des Jahres
2008. Im Jahr 2008 fiel die Ölproduktion auf dem Taq Taq-Feld nur
gering aus.

- Insgesamt betrug die Reserven-Erneuerungsrate des
Unternehmens für das Jahr 2008 281 Prozent. Die
Reserven-Erneuerungsrate wird berechnet, indem die zusätzlichen
Reserven von 140,0 MMbbl (vor Abzug der Produktion von 49,9 MMbbl im
Jahr 2008) durch die Produktion im Jahre 2008 geteilt werden.

- Der Reserve Life Index des Unternehmens für das Jahr 2008
basiert auf den Reserven zum 31. Dezember 2008 und der
durchschnittlichen Ölproduktion von 2008. Er wurde von 9,7 im Jahr
2007 auf 10,8 erweitert. Den Reserve Life Index von 2008 berechnet
man, indem man die Reserven von 536,7 MMbbl zum 31. Dezember 2008
durch die Produktion des Jahres 2008 von 49,9 MMbbl teilt.

- Die erwiesene Gesamtbearbeitungsbeteiligung plus
wahrscheinlicher plus möglicher Reserven ist zum 31. Dezember 2008 um
27 Prozent auf 738,4 MMbbl gestiegen. Zum 31. Dezember 2007 waren es
dazu im Vergleich nur 580,3 MMbbl.

- Die Ölproduktion des Unternehmens für das vierte Quartal von
2008 betrug durchschnittlich 142,5 Mbbl/d. Dieses Ergebnis setzt sich
aus 113,1 Mbbl/d in Nigeria und 29,4 Mbbl/d in Gabun zusammen.

Die folgende Tabelle fasst ausgewählte Reserveinformationen zum
31. Dezember 2008 zusammen:

Ölreserven und zukünftige Nettoumsätze, die auf
prognostizierten Preisen und Kosten zum 31. Dezember 2008 basieren.
-------------------------------------------------------------------------
Geschätzter
Kapitalwert
10% von zukünftigen
Nettoumsätzen
Interest Reserven
Nach Steuern
------------------------------------ -------------
Erwiesen plus Erwiesen
Erwiesen plus Wahrscheinlich plus plus
Erwiesen Wahrscheinlich Möglich Wahrscheinlich
------------------------------------ -------------
(MMbbl) (MMbbl) (MMbbl) ($Millionen)
Nigeria 133,8 324,0 458,9 3,814
Gabun 66,7 103,3 127,0 1,676
Kurdischer Teil des 13,7 109,5 152,6 1,032
Irak
Gesamt 214,2 536,7 738,4 6,521

Die folgende Tabelle vergleicht die Veränderungen an der
Gesamtbearbeitungsbeteiligung in erwiesenen plus wahrscheinlichen
Reserven:

Abstimmung der unternehmenseigenen Reserven auf der
Basis von prognostizierten Preisen und Kosten
-------------------------------------------------------------------------
Gesamtbearbeitungsbeteiligung
Erwiesene plus wahrscheinliche
Reserven
-----------------------------
(MMbbl)
Geschätzter Betrag zum 31. Dezember 2007 446,7
Akquisitionen abzüglich Veräußerungen 0,0
Funde 52,5
Erweiterungen und verbesserte Gewinnung 70,9
Technische Überarbeitungen 10,5
Wirtschaftliche Faktoren 6,1
Produktion (49,9)
Geschätzter Betrag zum 31. Dezember 2008 536,7

Ausgewählte künftige Ölressourcen-Höhepunkte

Die Höhepunkte der künftigen Ölressourcen, die im NSAI-Bericht
Erwähnung fanden, im Vergleich zu Ergebnissen bis zum 31. Dezember
2007, lauten wie folgt:

CALGARY, Kanada, February 6 /PRNewswire/ --

- Künftige Ölressourcen wurden für die Mehrzahl aller
Lizenzgebiete des Unternehmens in Westafrika und der Region Kurdistan
im Irak gemeldet.

- Gesamtbearbeitungsbeteiligung, beste Schätzung der künftigen
Ölressourcen, stiegen zum 31. Dezember 2007 um 23 Prozent auf 2,772
MMbbl. Verglichen dazu waren es zum 31. Dezember 2007 nur 2,246
MMbbl. Potenzielle Ölressourcen stiegen zum 31. Dezember 2008 um 12
Prozent auf 835 MMbbl. Im Vergleich dazu waren es zum 31. Dezember
2007 nur 738 MMbbl.

- Vom Best Estimate des Jahresabschlusses von 2008 für
potenzielle Ölressourcen beziehen sich 1.359 MMbl oder 49 Prozent auf
das "Deep Water Gulf of Guinea"-Portfolio des Unternehmens, 1.030
MMbbl oder 37 Prozent auf Nigerias Küstenvorland und Nigerias und
Kameruns küstennahe Flachwassergebiete, 248 MMbbl oder 9 Prozent auf
Gabun und 136 Mmbbl oder 5 Prozent auf die Region Kurdistan im Irak.

- Der grösste Zuwachs zum Best Estimate der potenziellen
Ölressourcen stammt von OML137, wo ein Anstieg von 179 MMbbl
verzeichnet wurde, der in erster Linie auf der Hinzufügung neuer
potenzieller Ölressourcen beruht, im "Deepwater Gulf of Guinea", von
denen durch die Hinzufügung neuer potenzieller Ölressourcen 155 MMbl
hinzukamen, die in erster Linie aus der Region Kurdistan im Irak
stammen, wo 136 MMbbl hinzukamen und dieses Gebiet erstmalig
berücksichtigten und in Gabun, wo dank der Akquisition neuer
seismischer Daten 64 MMbbl an der Küste hinzukamen sowie 68 MMbbl,
die in erster Linie durch den Erwerb des Gryphon Marin Lizenzgebiets
im Jahr 2008 hinzukamen.

Die folgende Tabelle fasst ausgewählte Reserveinformationen zum
31. Dezember 2008 zusammen:

Schätzungen der potenziellen Ölressourcen des
Unternehmens in Westafrika zum 31. Dezember 2008
-------------------------------------------------------------------------
Best Estimate
Potenzielle Ölressourcen
---------------------------
Unrisked Risked
-------------------------------------------------------------------------
(MMbbl) (MMbbl)
Flachwasser und auf Festland Nigerias und Kameruns
OML123 341 71
OML124 110 9
OML126 272 51
OML137 254 112
Ngosso (Kamerun) 54 12
Zwischensumme 1.030 255
Deep Water Gulf of Guinea
JDZ (1, 2, 3 & 4) 793 306
OPL291, Nigeria 566 188
Zwischensumme 1.359 493
Region Kurdistan im Irak
Kewa Chirmila 10 1
Sangaw North 126 14
Zwischensumme 136 15
Gabun
Auf dem Festland 99 18
Vor der Küste 149 43
Zwischensumme 248 61
-------------------------------------------------------------------------
Gesamt 2.772 825
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Aufgrund von Rundungsdifferenzen können die Summen inkorrekt sein.

Ausgewählte Höhepunkte möglicher Gasressourcen

Höhepunkte möglicher Gasressourcen, die im NSAI-Bericht
Erwähnung fanden, im Vergleich zu den Zahlen zum 31. Dezember 2007,
lauten wie folgt:

- Die gemeldeten potenziellen Gasressourcen beschränken sich
auf die Produktions-Lizenzgebiete des Unternehmens im Flachwasser
und auf dem Festland Nigerias. Sie werden als potenziell eingestuft,
weil die Kommerzialität der Gasressourcen und die Produktionsrechte
des Unternehmens erst noch festgestellt werden müssen. Das
Unternehmen prüft für diese potenziellen Gasressourcen derzeit
kommerzielle Entwicklungsvorschläge.

- Gesamtbearbeitungsbeteiligung, Best Estimate Gasressourcen
stiegen bis zum 31. Dezember 2007 um 17 Prozent auf 2.820 Bcf. Im
Vergleich dazu waren es zum 31. Dezember 2007 lediglich 2.415 Bcf.
Best Estimate Flüssigkeiten, die zu den Gasressourcen gehören,
stiegen zum 31. Dezember 2008 um 8 Prozent auf 83,5 MMbbl. Im
Vergleich dazu waren es zum 31. Dezember 2007 77,2 MMbbl.

- Den grössten Zuwachs zu den Best Estimate potenziellen
Gasressourcen stammen vom OML137, wo 411 Bcf und 8,7 MMbbl an
dazugehörigen Flüssigkeiten hinzukamen. Sie stammen von erfolgreichen
Erkundungs- und Probebohrungen, die das Unternehmen während des
Jahres 2008 erfolgreich durchgeführt hatte.

Die folgende Tabelle fasst ausgewählte Informationen zum 31.
Dezember 2008 über potenzielle Gasressourcen zusammen. Dazu zählen
auch dazugehörige Flüssiggasmengen:

Best Estimates der potenziellen Gasressourcen des
Unternehmens in Nigeria - zum 31. Dezember 2008.
-------------------------------------------------------------------------
Potenzielles Gas Dazugehörige
Ressourcen(1) Flüssiggas(2)
(Bcf) (MMbbl)
-------------------------------------------------------------------------
OML123 1.013 25,2
OML124 377 22,8
OML126 92 1,5
OML137 1.337 34,0
Okwok 2 0
-------------------------------------------------------------------------
Gesamt 2.820 83,5
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
(1) nach Abzug des Pflanzenkraftstoffs und Gewinnung von Flüssiggas
(2) dazu gehört u.a. Flüssiggas und C5+

Sonstige neue Erforschungs- und Probebohrungsaktivitäten

Das Unternehmen hat vor Kurzem auch die folgenden Probebohrungen
in Nigeria und Gabun abgeschlossen:

- Ossu North (OML124 Lizenzgebiet): Erfolgreiche Probebohrung
im nördlichen Bereich des Ossu-Ölfelds in OML124 auf dem Festland
Nigerias. Das Ossu 14 (Nord)Bohrloch hat den Umfang des Areals vom
Ossu Ölfeld durch den Nachweis eines Ölvorkommens nördlich eines
Bergsattels, der das Hauptfeld von einem unabhängigen Block trennt,
erweitert. Das Bohrloch wurde mit dem DWC 20-Bohrturm erbohrt und
stiess auf eine Kohlenwasserstoffsäule von 25 Fuss - 12 Fuss davon
waren erdölführend.

- Adanga North Graben (OML123 Lizenzgebiet): Man stiess
während des Anbohrens einer Probebohrung auf dem Adanga North Graben
in OML123 vor der Küste Nigerias auf Gas. Die Adanga North Graben
Förderstelle im südöstlichen Teil des Lizenzgebiets wurde vom Tommy
Craighead-Bohrturm mit einer Gesamttiefe von 1.620 Metern erbohrt.
Die Adanga North Graben Bohrung stiess auf zwei Intervalle mit Gas,
die individuelle Säulen von ca. 16 Fuss aufwiesen, mit einer
jeweiligen Tiefe von 1.440 bis 1.560 Metern.

- Andok (Maghena Lizenzgebiet): Man stiess im Intervall des
Hauptzieles und einem Up-Dip des Förderplatzes im Maghena
Lizenzgebiet auf dem Festland Gabuns auf Kohlenwasserstoff. Die
Andok-Bohrstelle befindet sich ca. 5 km östlich des
Tsiengui-Ölfeldes des Unternehmens und wurde bis zu einer
Gesamttiefe von 1.746 Metern erbohrt.

Addax Petroleum beabsichtigt im Jahre 2009 in den
Lizenzgebieten Maghena und Epaemeno je eine Probebohrung
durchzuführen.

Über Addax Petroleum

Addax Petroleum ist ein internationales Öl- und Gasexplorations-
und Förderunternehmen, das sich auf Westafrika und den Nahen Osten
spezialisiert hat. Addax Petroleum ist einer der grössten
unabhängigen Ölproduzenten in Westafrika und hat seine
Rohölfördermenge von durchschnittlich 8,8 Mbbl/d im Jahr 1998 auf
durchschnittlich 136,5 Mbbl/d für das Jahr anheben können.

Weitere Informationen über Addax Petroleum erhalten Sie unter
http://www.addaxpetroleum.com oder auf http://www.sedar.com.

Rechtshinweis zu zukunftsweisenden Aussagen

Bestimmte, in dieser neuen Pressemitteilung enthaltene Aussagen
stellen zukunftsweisende Aussagen im Rahmen des Sinngehalts der
geltenden kanadischen Sicherheitsvorschriften dar. Derartige Aussagen
lassen sich im Allgemeinen an der verwendeten Terminologie erkennen,
wie etwa "mag", "wird", "würde", "könnte", "sollte", "erwarten",
"glauben", "beabsichtigen", "annehmen", "planen", "schätzen",
"Budget", "Prognose", "vorschlagen", "Vorhaben", und Aussagen, die
sich auf Angelegenheiten beziehen, die keinen historischen Tatsachen
entsprechen. Zu den zukunftsweisenden Aussagen in dieser
Pressemitteilung zählen unter anderem (ohne darauf beschränkt zu
sein): Angaben bezüglich Schätzungen von Reserven und Ressourcen,
Geschäftsstrategien und -zielen, Entwicklungs- und Zeitplänen,
Ergebnissen von Forschungsaktivitäten und Daten, an denen bestimmte
Fördergebiete in Betrieb gehen könnten.

Diese zukunftsweisendn Aussagen unterliegen bekannten und
unbekannten Risiken und Ungewissheiten in Verbindung mit Öl- und
Gasoperationen sowie anderen Faktoren. Zu diesen Faktoren gehören:
Ungenaue Angaben über Reserven; Rohstoffpreise; allgemeine
Wirtschafts- , Markt- und Geschäftsbedingungen; Industriekapazität;
Wettbewerbsaktivitäten anderer Unternehmen; Veredelungs- und
Marktmargen; die Fähigkeit, Erdöl und Erdgas zu produzieren und auf
die Märkte zu bringen; Wetter- und Klimabedingungen; Ergebnisse von
Forschungs- und Entwicklungsbohrungen und anderen dazugehörigen
Aktivitäten; Schwankungen in Bezug auf Zinssätze und Devisenkurse;
die Fähigkeit der Anbieter, ihren Verpflichtungen nachzukommen;
Massnahmen durch die Regierungsstellen, einschliesslich
Steuererhöhungen; Entscheidungen oder Zulassungen von
Verwaltungsgerichten; Veränderungen in Bezug auf Umwelt- oder andere
Bestimmungen; internationale politische Ereignisse; und zu erwartende
Renditen. Genauer gesagt: Die Produktion kann durch
Erkundungserfolge, durch das Timing und den Erfolg der
Inbetriebnahme, durch die Ausfallsicherheit der Anlage, der
Reservoir-Leistung und natürlichen Decline Rates, dem Umgang mit
Wasser und dem Bohrprozess beeinträchtigt werden. Investitionen
können eventuell durch Kostendruck in Verbindung mit neuen
Kapitalprojekten wie Arbeits- und Materialangeboten, Bohrturmpreise
und -Verfügbarkeit sowie durch seismische Kosten beeinträchtigt
werden.

In dieser Pressemitteilung hat das Unternehmen Vermutungen in
Bezug auf folgende Faktoren geäussert:

- Öl- und Erdgaspreise;

- Menge der Öl- und Gasreserven und -ressourcen, und der
diskontierte derzeitige Wert vom zukünftigen Geldfluss aus diesen
Reserven und die ultimative Wiedererlangbarkeit von Reserven;

- Das Timing und den Umfang zukünftiger Produktionen,
Vorhersagen über Investitionen und die Finanzquellen hiervon;

- der Betrag, Beschaffenheit, das Timing und die Effekte der
Investitionen;

- Pläne für Bohrungen und das Timing und der Standort hiervon;
- Erwartungen in Bezug auf Verhandlung und Erfüllung von
Vertragsrechten;

- Betriebs- und andere Kosten;

- Geschäftsstrategien und Management-Pläne;

- voraussichtliche Gewinne und gesteigerter Nutzen für die
Aktionäre, der sich aus den Entwicklungsförderstätten und
Akquisitionen ergibt; und

- Verhandlung unter den Finanzbedingungen der Production
Sharing Contracts und dem behördlichen System.

Die tatsächlichen Ergebnisse des Unternehmens können stark von
den in diesen zukunftsweisenden Aussagen prognostizierten
Ergebnissen abweichen, falls sich die Annahmen, auf denen diese
basieren, sich als falsch herausstellen sollten, oder falls sich
eine oder mehrere der oben genannten Ungewissheiten oder Risiken als
wahr erweisen sollten. Diese Risikofaktoren werden detailliert in
den von Addax Petroleum bei den Wertpapierbehörden der kanadischen
Provinzen eingereichten Unterlagen dargestellt.

Der Leser wird darauf hingewiesen, dass die oben angeführte
Auflistung wichtiger Faktoren, die die zukunftsweisenden
Informationen beeinträchtigen können, nicht erschöpfend ist. Darüber
hinaus wird die in dieser Pressemitteilung enthaltene
zukunftsweisende Information zum Datum dieser Pressemitteilung
gegeben, und sofern geltendes Recht es nicht anders verlangt,
übernimmt Addax Petroleum keinerlei Verpflichtung, die hierin
enthaltene vorausschauende Information öffentlich zu aktualisieren
oder zu revidieren, und zwar unabhängig davon, ob es sich um neue
Informationen, zukünftige Ereignisse oder anderes handelt. Die
vorausschauenden Informationen in dieser Pressemeldung unterliegen
ausdrücklich diesem Vorbehalt.

Rechtshinweis zu Reserven und Ressourcen

Alle Schätzungen von Reserven und Ressourcen gelten zum 31.
Dezember 2008, wie es auch in Addax Petroleums Material Change Report
vom 4. Februar 2009 (MCR) dargestellt wurde. Der Bericht kann auf den
folgenden Webseiten eingesehen werden: http://www.sedar.com oder
http://www.addaxpetroleum.com.

Mögliche Reserven: Mögliche Reserven sind die zusätzlichen
Reserven, bei denen es nicht so sicher ist, dass sie geborgen werden,
wie das bei wahrscheinlichen Reserven der Fall ist. Es besteht eine
10 % Wahrscheinlichkeit, dass die Mengen, die tatsächlich gefördert
werden, der Summe der erwiesenen plus wahrscheinlichen plus möglichen
Reserven entspricht oder diese sogar übertreffen wird.

Potenzielle Gasressourcen: Potenzielle Gasressourcen sind die
Mengen von geschätztem Petroleum, die von einem bestimmten Datum an
als potenziell förderbar betrachtet werden. Man geht davon aus, dass
sie aus bereits bekannten Ablagerungen unter Verwendung bewährter
Technologien oder während der Entwicklungsphase gefördert werden
können. Sie werden jedoch derzeit aufgrund von zwei oder mehr
Eventualitäten nicht als kommerziell förderbar angesehen. Alle diese
potenziellen Gasressourcen befinden sich auf Feldern, in denen
bereits Bohrungen durch den Gasanteil der Reservoirs angebohrt
wurden, um die Dichte vom Gas, die Qualität des Reservoirs und den
räumlichen Umfang genau definieren zu können. Es gibt keine
Gasverkäufe aus diesen Grundstücken, da derzeit keine
Gasmarkt-Verbindung besteht. Ausserdem besitzt Addax Petroleum
zurzeit nicht die Gasrechte. Es besteht keine Sicherheit, dass es
sich kommerziell rentieren würde, einen Teil der Ressourcen zu
produzieren.

Voraussichtliche Ressourcen: Voraussichtliche Ressourcen sind
die Mengen an geschätztem Petroleum, die von einem bestimmten Tag an
potenziell förderbar sind. Sie sind potenziell förderbar aus
unentdeckten Ablagerungen durch Anwendung von zukünftigen
Erforschungsprojekten. Die voraussichtlichen Ölressourcen lassen
Erforschungsmöglichkeiten und Entwicklungspotential erkennen, falls
es zu einer kommerziellen Entdeckung käme. Es sollte nicht als
ungewisse Ressourcen oder Reserven ausgelegt werden. Es gibt keine
Sicherheit, dass überhaupt ein Teil dieser Ressourcen entdeckt
werden wird. Sollte er entdeckt werden, gibt es keinerlei
Sicherheit, dass es kommerziell rentabel sein wird, auch nur einen
Teil der Ressourcen zu produzieren.

Alle mitgeteilten Mengen der Ressourcen basieren auf einem "Best
Estimate". Weitere Informationen über hohe und niedrige Schätzungen
für ungewisse Ressourcen und potenzielle Ressourcen finden Sie in
Addax Petroleums MCR.

Für weitere Informationen: Mr. Craig Kelly, Investor Relations,
Tel.: +41(0)22-702-95-68, craig.kelly@addaxpetroleum.com; Mr. Chad
O'Hare, Investor Relations, Tel.: +41(0)22-702-94-10,
chad.o'hare@addaxpetroleum.com; Ms. Marie-Gabrielle Cajoly, Press
Relations, Tel.: +41(0)22-702-94-44, marie-
gabrielle.cajoly@addaxpetroleum.com; Mr. Nick Cowling, Press
Relations, Tel.: +1-416-934-8011, nick.cowling@cossette.com; Mr.
James Henderson, Press Relations, Tel.: +44(0)20-7743-6673,
james.henderson@pelhampr.com; Mr. Mark Antelme, Press Relations,
Tel.: +44(0)20-3178-6242, mark.antelme@pelhampr.com

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

Pressekontakt:
Für weitere Informationen: Mr. Craig Kelly, Investor Relations, Tel.:
+41(0)22-702-95-68, craig.kelly@addaxpetroleum.com; Mr. Chad O'Hare,
Investor Relations, Tel.: +41(0)22-702-94-10,
chad.o'hare@addaxpetroleum.com; Ms. Marie-Gabrielle Cajoly, Press
Relations, Tel.: +41(0)22-702-94-44,
marie-gabrielle.cajoly@addaxpetroleum.com; Mr. Nick Cowling, Press
Relations, Tel.: +1-416-934-8011, nick.cowling@cossette.com; Mr.
James Henderson, Press Relations, Tel.: +44(0)20-7743-6673,
james.henderson@pelhampr.com; Mr. Mark Antelme, Press Relations,
Tel.: +44(0)20-3178-6242, mark.antelme@pelhampr.com