附件 99.1

艾诺加能源基金公布2023年度末储备结果

请读者查阅本新闻稿结尾处的《关于本新闻稿所载信息的通告》，了解本新闻稿所载储量信息的呈现方式，包括此处使用的“加拿大NI 51-101标准”与“美国标准”的定义及区别。 

除非另有说明，本新闻稿中的所有金额均以美元表示。

美国卡尔加里，2024年2月21日/CNW/-Enerplus Corporation（“艾诺加能源基金”或“公司”）（多伦多证券交易所代码：ERF）（纽约证券交易所代码：ERF）今天根据加拿大NI 51-101标准和美国标准报告了2023年年底的储备。

2023年年底储备金摘要

加拿大NI 51-101标准-扣除特许权使用费前（“毛”），预测价格，美元：

• 总探明加概略（“2P”）储量为585.1 MMBOE，同比下降3%，储量增加在很大程度上抵消了产量、技术修正、经济因素和处置。
• 北达科他州总2P储量为422.9 MMBOE，与2022年底大致持平。
• 艾诺加能源基金在2023年新增了来自北达科他州的33.0MMBOE总2P储量（包括技术修正和经济因素），100%替代了2023年北达科他州的产量。
• 在北达科他州，2P发现和开发（“F & D”）总成本为每BOE 20.67美元，包括未来开发成本（“FDC”）。

美国标准-扣除特许权使用费（“净额”）后，不变价格，美元：

• 净总探明储量为281.8MMBOE，同比下降13%，主要是由于2023年底储量所使用的固定天然气价格假设降低约60%导致Marcellus数量修正。
• 与2022年底相比，北达科他州的净探明储量减少了2%。
• 艾诺加能源基金在2023年新增了来自北达科他州的24.4MMBOE的净探明储量（包括技术修正和经济因素），取代了2023年北达科他州92%的产量。
• 在北达科他州，净探明F & D成本为每BOE 26.08美元，包括FDC。

“艾诺加能源基金在北达科他州的高质量库存生活继续支持我们业务的可持续长期前景，”总裁兼首席执行官Ian C. Dundas表示。“我们一贯的运营执行记录继续以具有竞争力的成本提供储备增加。”

年终储备评估

储备汇总

以下信息列出截至2023年12月31日艾诺加能源基金的原油、天然气液体（“NGLS”）和天然气储量的总量和净额（按照加拿大NI 51-101标准编制）以及净额（按照美国标准编制）。在不同的价格情景下，这些储备可能会有所不同，因为价格的变化会影响与房产相关的经济极限。有关艾诺加能源基金截至2023年12月31日的原油、NGLS和天然气储量的更多信息，请参阅www.sedarplus.ca上艾诺加能源基金‘SEDAR + profile上的艾诺加能源基金截至2023年12月31日止年度的年度信息表（“AIF”），以及www.sec.gov上的EDGAR上截至2023年12月31日止年度的艾诺加能源基金’美国表格40-F（“表格40-F”），预计每一项都将于2024年2月22日提交。

2023年总和净探明加上概略储量摘要-加拿大NI 51-101标准（预测价格）⁽¹⁾⁽²⁾

2023年净探明储量摘要-美国标准（不变价格）⁽¹⁾⁽²⁾

准备金调节

2023净探明储量调节-加拿大NI 51-101标准（预测价格）⁽¹⁾⁽²⁾

2023年净探明储量调节-美国标准（不变价格）⁽¹⁾⁽²⁾

2023年总探明和探明加上概略储量调节-加拿大NI 51-101标准（预测价格）⁽¹⁾⁽²⁾

加拿大NI 51-101标准和美国标准下使用的价格假设

未来开发成本

预测FDC的变化每年都会发生，这是由于开发活动、收购和撤资活动以及资本成本估计，这些估计反映了评估人员对使已探明和已探明加上可能储量投产所需资本的最佳估计。最近一年发生的勘探和开发费用以及估计FDC年内变化的总和一般反映了该年度与储量增加有关的总发现和开发费用。

以下是使总探明和探明加上生产上的可能储量所需的估计FDC的摘要：

该公司的网站www.enerplus.com上提供了AIF和40-F表格的电子副本，以及艾诺加能源基金的2023年MD & A和财务报表以及包括投资者介绍在内的其他公开信息。欲了解更多信息，请致电1-800-319-6462或发送电子邮件至investorrelations@enerplus.com联系投资者关系部。

关于艾诺加能源基金

艾诺加能源基金是一家独立的北美石油和天然气勘探和生产公司，专注于通过严格的、基于回报的资本配置战略以及对安全、负责任运营的承诺为其股东创造长期价值。欲了解更多信息，请访问公司网站www.enerplus.com。

关于本新闻稿所载信息的通知

每桶石油当量

这份新闻稿还提到了“BOE”（桶油当量）、“MBOE”（千桶油当量）、“MMBOE”（百万桶油当量）。艾诺加能源基金在将天然气转换为BOE时采用了六千立方英尺的天然气比一桶石油（6mCF：1 bbl）的标准。BOE、MBOE和MMBOE可能会产生误导，特别是如果单独使用的话。上述转换比率基于主要适用于燃烧器尖端的能量当量转换方法，并不代表井口的价值当量。鉴于基于当前石油价格与天然气相比的价值比率与6：1的能源当量有显着差异，使用6：1基础上的换算可能会产生误导。

储量和其他石油和天然气信息的介绍

该公司的所有储量均根据加拿大国家仪器51-101 –石油和天然气活动披露标准（“加拿大NI 51-101标准”）下的储量评估标准进行了评估。已对公司总探明储量加上概略储量的净现值（按10%折现，税前，使用2024年1月1日预测价格和成本）的100%的资产进行了独立储量评估。McDaniel & Associates Consultants Ltd.（“McDaniel”）是一家位于艾伯塔省卡尔加里的独立石油咨询公司，该公司评估了与该公司位于北达科他州和科罗拉多州的资产相关的所有已探明储量和可能储量。位于德克萨斯州达拉斯的独立石油顾问公司Netherland，Sewell & Associates，Inc.（“NSAI”）已根据加拿大NI 51-101标准评估了公司在宾夕法尼亚州与公司资产相关的所有储量。为了公司储量报告的一致性，NSAI还使用了独立石油顾问公司McDaniel、GLJ Ltd.和Sproule Associates Limited截至2024年1月1日的平均商品价格预测和通货膨胀率来编制报告。

公司还根据财务会计准则委员会的ASC主题932采掘活动–石油和天然气（“ASC 932”）的规定提交了自2023年12月31日起生效的某些储量信息，该条款通常使用与美国证券交易委员会颁布的S-X条例（“SEC规则”）第4-10条一致的探明储量定义和估计，但不一定包括S-K条例第1200分部中规定的SEC披露标准（统称为“美国标准”）要求的所有披露。在评估公司加拿大NI 51-101标准储量的同时，McDaniel和NSAI编制并审查了公司在美国标准下的储量估计。加拿大NI 51-101标准下编制产量和储量数据的做法与美国标准不同。这两项报告要求的主要区别包括：

• 加拿大NI 51-101标准要求披露探明和概略储量，美国标准要求仅披露探明储量；
• 加拿大NI 51-101标准要求在储量估算中使用预测价格，而美国标准要求使用12个月平均追踪历史价格，保持不变；
• 加拿大NI 51-101标准要求在毛额（特许权使用费前）和净额（特许权使用费后）基础上披露储量，而美国标准要求在净额（特许权使用费后）基础上披露；
• 加拿大NI 51-101标准要求以毛额（特许权使用费前）为基础披露产量，而美国标准要求以净额（特许权使用费后）为基础进行披露；
• 加拿大NI 51-101标准要求以比美国标准要求的更精细的产品类型为基础报告储量和其他数据；
• 加拿大NI 51-101标准要求，如果开发未按原计划进行，则每年对已探明未开发储量进行审查，以进行保留或重新分类，而美国标准则规定了对已探明未开发储量开发进行首次预订后的五年限制；和
• SEC禁止在SEC文件中披露油气资源，包括或有资源，而加拿大证券监管机构则允许披露油气资源。资源与储量不同，也不应被解释为储量。
• 加拿大证券监管机构要求披露独立生成的储量数据，而SEC则允许披露内部生成的储量数据。

本新闻稿中介绍的F & D成本的计算方法是：（i）在已探明储量的F & D成本的情况下，将当年发生的勘探和开发成本之和加上当年估计未来开发成本的变化，除以当年已探明储量的增加量；（ii）在已探明储量加上概略储量的F & D成本的情况下，将当年发生的勘探和开发成本之和加上当年估计未来开发成本的变化，除以当年已探明储量加上概略储量的增加量。最近一个财政年度发生的勘探和开发成本的总和以及该年度估计未来开发成本的变化一般反映与该年度储量增加有关的总发现和开发成本。F & D成本按规定以每净BOE总额的美元表示。

我们的AIF中包含对我们的石油和天然气储量以及根据加拿大NI 51-101标准提供的其他石油和天然气信息以及根据美国标准提供的补充信息的完整披露，该信息可在我们的网站www.enerplus.com和我们的SEDAR +简介www.sedarplus.ca下查阅。此外，我们的AIF是我们向美国证券交易委员会提交的40-F表格的一部分，可在EDGAR网站www.sec.gov上查阅。我们还敦促读者查看管理层在SEDAR +上提交的截至2023年12月31日止年度的讨论与分析和经审计的财务报表，并作为我们在EDGAR上提交的40-F表格的一部分，与本新闻稿同时进行，以便更完整地披露我们的运营情况。

这份新闻稿中所有提到“原油”的地方都包含了轻中质原油、重质油和致密油的合并口径。这份新闻稿中所有提及的“天然气”，都包含了常规天然气和页岩气的合并口径。

前瞻性信息和声明

本新闻稿包含适用证券法含义内的某些前瞻性信息和前瞻性陈述（“前瞻性信息”）。使用“预期”、“估计”、“相信”和类似表述中的任何一个词，都是为了识别前瞻性信息。特别是，但不限制前述内容，本新闻稿包含与以下相关的前瞻性信息：公司石油和天然气储量的数量；预测2024年和未来的石油和天然气价格；以及估计的未来FDC。此外，与“储量”相关的陈述也被视为前瞻性信息，因为它们涉及基于某些估计和假设的隐含评估，即所描述的储量以预测或估计的数量存在，并且储量可以在未来以盈利方式生产。

本新闻稿中包含的前瞻性信息反映了几个重要因素、预期和假设，包括但不限于：我们将按预期开展业务并取得经营成果；我们的发展计划将取得预期成果；缺乏适当的基础设施不会导致减产和/或降低实现的价格超出我们目前的预期；当前的商品价格、差异和成本假设；当前或（如适用）假定的行业条件的总体持续；假定税收的持续，特许权使用费和监管制度；对我们的储量和或有资源量的估计的准确性；以及第三方服务的可用性。我们认为前瞻性信息中反映的重大因素、预期和假设是合理的，但无法保证这些因素、预期和假设将被证明是正确的。

这份新闻稿中包含的前瞻性信息并不是未来业绩的保证，不应被过度依赖。此类信息涉及已知和未知的风险、不确定性和其他因素，可能导致实际结果或事件与此类前瞻性信息中的预期存在重大差异，这些因素包括但不限于：商品价格下降或商品价格波动；艾诺加能源基金产品的实际价格与当前预期相比的变化；对我们产品的需求或供应的变化，包括全球能源需求的变化，包括由于全球供应链持续中断而导致的变化；意外的经营业绩，源于我们的资本支出活动或产量下降；由于实现的价格较低或缺乏足够的基础设施而削减我们的产量；税法或环境法、特许权使用费率或其他监管事项的变化；对我们的石油和天然气储量和或有资源量的估计不准确；成本增加；对行业合作伙伴和第三方服务提供商的依赖；以及我们在公开披露文件中不时详述的某些其他风险（包括但不限于在AIF中的“风险因素”、艾诺加能源基金 2023年MD & A中的“风险因素和风险管理”中描述的那些风险和或有事项，以及在我们的其他公开文件中）。

本新闻稿中包含的前瞻性信息仅代表截至本新闻稿发布之日的情况，我们不承担任何义务公开更新或修改此类前瞻性信息以反映新事件或情况，除非适用法律可能要求。

消息来源Enerplus Corporation

查看原文内容：http://www.newswire.ca/en/releases/archive/February2024/21/c3158.html

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欲知详情：投资者联系人，Drew Mair，403-298-1707，Krista Norlin，403-298-4304

CO：Enerplus Corporation

CNW 17：31e 2月21日-24日