Addax Petroleum annonce des résultats records pour 2007
CALGARY, Canada, March 16 - 59 pour cent d'augmentation des opérations, soit 1 319 millions de dollars US - 98 pour cent d'augmentation des bénéfices nets, soit 482 millionsde dollars US - 40 pour cent d'augmentation de la
CALGARY, Canada, March 16
- 59 pour cent d'augmentation des opérations, soit 1 319 millions de dollars US
- 98 pour cent d'augmentation des bénéfices nets, soit 482 millionsde dollars US
- 40 pour cent d'augmentation de la production, soit 125,9 millions de barils par jour
- 26 pour cent d'augmentation des réserves prouvées plus les réserves probables, soit 446,7 millions de barils
La société Addax Petroleum Corporation ( Addax Petroleum ou la société ) (TSX:AXC et LSE:AXC), a annoncé aujourd'hui ses résultats pour l'exercice financier clôturé au 31 décembre 2007. Les résultats financiers sont préparés en conformité avec les principes comptables reconnus au Canada (GAAP) et la monnaie de dénomination des comptes est le dollar US. De plus, la société annonce une augmentation de son budget des dépenses d'investissement pour 2008.
Cette annonce coïncide avec le dépôt auprès des organismes de régulation canadiens et britanniques des états financiers consolidés, les débats et l'analyse de la direction et l'information annuelle d'Addax Petroleum pour l'exercice financier clôturé au 31 décembre 2007. Les copies de ces documents peuvent être consultées sur les sites http://www.sedar.com ,http://www.londonstockexchange.com
et le site Internet de la société, http://www.addaxpetroleum.com.
Une conférence téléphonique pour les analystes et les investisseurs est prévue aujourd'hui jeudi 13 mars à 12 heures, heure de l'est, 4 heures à Londres, GMT. Des informations complètes sont disponibles à la fin de cette annonce.
Commentaires du Président Directeur Général (PDG)
Voici les déclarations du PDG d'Addax Petroleum, Jean Claude Gandur : Je suis extrêmement satisfait d'annoncer la performance d'Addax Petroleum pour 2007 qui corrobore les résultats déjà obtenus et témoigne de notre réussite sans précédent dans tous les aspects de notre affaire. Pendant l'année, les opérations d'Addax Petroleum ont gagné du terrain dans toutes les régions avec l'augmentation significative des résultats qu'ils soient mesurés financièrement ou sur la base de critères d'exploitation, sans oublier la production importante des deux principales régions du Nigeria et du Gabon qui continue. La campagne d'évaluation réussie d'Addax Petroleum en 2007, effectuée dans la région du Kurdistan iraquien en plein développement fut un accomplissement majeur et l'on s'attend à ce que cela se traduise en une première production de pétrole commercial en 2008. Au cours de l'année 2007, Addax Petroleum a également concentré ses efforts sur son portefeuille d'exploration international, et particulièrement dans les eaux profondes du Golfe de Guinée. Nous avons l'intention d'accroître nos réserves futures grâce à un programme d'exploration agressif en 2008 et dans les années à venir. Je voudrais remercier nos employés, la direction, le conseil d'administration, nos partenaires commerciaux et nos actionnaires pour leur soutien et leur contribution qui ont de 2007 une année réussie de façon remarquable.
Sélection des faits saillants financiers
- Les ventes de pétrole avant royalties en 2007 représentaient 3 412 millions dollars, soit une augmentation de 68 pour cent par comparaison à 2 029 millions en 2006. L'augmentation des ventes était principalement le résultat d'une augmentation de 40 pour cent de l'intérêt économique direct brut. Une augmentation de 15 pour cent du prix de vente moyen du brut en 2007 à 72,94 dollars le baril par comparaison à 63,40 en 2006, a également contribué à la croissance d'une année à l'autre des ventes.
Les flux financiers résultant des opérations de 2007 ont augmenté de 59 pour cent, soit 1 319 millions (8,49 dollars par action ordinaire) comparé à 829 millions (5,80 par action ordinaire) en 2006.
- Le revenu net pour 2007 a augmenté de 98 %, soit 482 millions (3,10 dollars par action ordinaire) comparé à 243 millions (1,70 par action ordinaire) en 2006.
- les dépenses d'investissement, à l'exception des provisions pour l'acquisition de propriété, les frais de prise d'intérêt et frais de signature de permis de recherche ont augmenté de 43 pour cent, soit 1 147 millions en 2007 contre 802 millions en 2006. Les dépenses d'investissement liées au développement ont totalisé 881 millions en 2007, une augmentation de 47 pour cent des dépenses d'investissement liées au développement qui représentaient 600 millions en 2006. Les dépenses d'exploration et d'évaluation se sont accrues pour atteindre 266 millions en 2007, c'est-à-dire une augmentation de 32 pour cent pour les dépenses d'investissement liées à l'exploration et l'évaluation qui étaient de 202 millions en 2006.
- Les provisions pour acquisition de propriété pétrolière, y compris les permis de recherche et frais de prise d'intérêt représentaient en 2007 78 millions par rapport à 297 millions pour l'année 2006, hors provisions de 1 448 millions pour l'acquisition de l'activité de Pan-Ocean le 7 septembre 2006.
- Pendant l'année 2007, la société a émis 300 millions de capital en obligations convertibles non sécurisées à 3,75 pour cent, à échéance au 31 mai 2012, pour un produit net de 294 millions.
- La dette bancaire est passée de 120 à 950 millions en 2007 et fait l'objet de facilités de 5 ans pour un montant de 1,6 milliard.
Le tableau suivant résume les faits saillants importants.
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Faits saillants importants. Exercice clôturé
le 31 décembre
En millions de dollars sauf mention contraire 2007 2006 Évolution
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Ventes de pétrole avant royalties 3 412 2 029 68 %
Prix de vente moyen du brut, $/bbl 72,94 63,40 15 %
Flux financiers résultants des opérations 1319 829 59 %
Bénéfice net 482 243 98 %
Actions ordinaires moyennes pondérées en
circulation (action ordinaire, en millions) 155 143 8 %
Flux financiers des opérations par action
($/action ordinaire) 8,49 5,80 46 %
Revenu par action ($/action ordinaire) 3,10 1,70 82 %
Actions ordinaires moyennes pondérées en
circulation (diluées, en millions) 156 143 9 %
Flux financiers des opérations par action
($/action diluée) 8,38 5,80 44 %
Revenu par action ($/action diluée) 3,09 1,70 82 %
Actif total 3759 2978 26 %
Passif à long terme, sauf obligations
convertibles 950 830 14 %
Dépenses d'investissement - par région
Nigeria (sauf eau profonde) et Cameroun 826 638 29 %
Gabon 216 66 227 %
Kurdistan iraquien 83 58 43 %
Eau profonde nigérienne & ZDC 16 13 23 %
Dépenses d'entreprise 6 27 -78 %
Sous-total 1147 802 43 %
Acquisitions, prise d'intérêts et frais de
signature de permis de recherche (sauf Pan-Ocean) 78 297 -74 %
Total 1225 1099 11 %
Dépenses d'investissement - par type
Développement 881 600 47 %
Exploration & évaluation 266 202 32 %
Sous-total 1147 802 43 %
Acquisitions, prise d'intérêts et frais de
signature des permis de recherche (sauf
Pan-Ocean) 78 297 -74 %
Total 1225 1099 11 %
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Sélection des faits saillants des nouvelles activités
- Pendant l'année 2007, Addax Petroleum a conclu deux transactions stratégiques qui ont(i) consolidé davantage sa position d'exploration significative en eau profonde dans le Golfe de Guinée, et (ii) ont confirmé Addax Petroleum comme un développeur et producteur important.
- Les faits saillants des nouvelles activités en 2007 incluent :
Les eaux profondes du Golfe de Guinée
- En septembre 2007, Addax Petroleum a consolidé son entrée stratégique initié en 2006 dans l'exploration en eau profonde dans le Golfe de Guinée avec l'acquisition de 40 % d'intérêt dans le bloc 1 de la zone de développement commune (ZDC), et une zone marine opérée sous traité entre le Nigeria, Sao Tome et Principe. L'acquisition dépend de l'autorisation de l'organisme de développement commun. Addax Petroleum y opère le bloc 4 et l'OPL 291, mais détient également des participations dans les blocs 2 et 3. À la clôture de l'exercice, Addax Petroleum détient un périmètre net de 430 500 demi-hectares dans les eaux profondes du Golfe de Guinée.
Gabon
- En avril 2007, Addax Petroleum a acquis 50 % des intérêts opérationnels et est devenu l'opérateur de la zone licenciée d'Epaemeno. Cette zone d'Epaemeno couvre environ 331 100 demi-hectares (bruts) et se situe immédiatement au nord des zones licenciées de Maghena et Awoun appartenant à Addax Petroleum, à terre au Gabon. À la clôture de l'année, Addax Petroleum détient un périmètre net de 1.442.800 demi-hectares sur terre et au large du Gabon.
Sélection des faits saillants de nos opérations
- L'intérêt économique direct brut moyen de la production de pétrole en 2007 était de 125 940 barils par jour, c'est-à-dire une augmentation de la production moyenne d'environ 40 pour cent par rapport à 2006, qui était de 90 050 b/j. La production moyenne de pétrole en 2007 était composée de 104 510 bbl/d provenant du Nigeria et 21 430 bbl/d du Gabon.
- L''intérêt économique direct total prouvé plus les réserves probables, évalué par Basewell & Associates des Pays-Bas au 31 décembre 2007 en conformité avec l'instrument national 51-101, a augmenté de 26 pour cent, soit 446,7 millions de barils par comparaison à 353,7 au 31 décembre, 2006. La société n'a pas fait d'acquisitions de réserves ou de cessions pendant l'année et les ajouts de réserve en 2007 provenaient principalement des activités opérationnelles de la société, y compris les extensions et découvertes, et les facteurs économiques favorables.
- Le taux de remplacement des réserves globales en 2007 était de 302 pour cent. Le taux de remplacement des réserves est calculé en divisant l'intérêt économique direct prouvé plus les ajouts de réserves probables de 139,0 millions de barils (avant déduction de la production de 2007 de 46,0 millions) par la production de 2007.
- Les faits saillants des projets de développement en 2007 incluent :
Le Nigeria
- conversion des permis d'exploration OPL225 en concession d'exploration pétrolière OML137 ;
- Forage de 18 nouveaux puits de développement marins, 17 dans OML123 et un dans OML126, desquels 17 sont entrés en production pendant l'année ;
- Forage de quatre nouveaux développements à terre dans OML124, ce qui a doublé la production de la zone licenciée ; et
- développement permanent des installations de surface dans les champs d'Oron et d'Adanga dans OML123, et des installations subsurfaces dans les champs d'Okwori et de Nda dans OML126.
Gabon
- Forage de 17 nouveaux puits de développement sur les zones licenciées de la société en mer et à terre, desquels 16 sont entrés en production pendant l'année ;
- développement continu des installations de surface sur les zones à terre et en mer licenciées de Maghena et d'Etame ; et
- début de l'extension du système d'exportation à terre de la société, comprenant un nouveau pipeline de 80 cm et long de 38 kilomètres qui permettra une augmentation de la production en profitant d'une capacité de réserve de la station de Rabi opérée par Shell. La société espère la mise en service du système d'exportation étendu durant la deuxième moitié de l'année 2008.
- La meilleure estimation sans risque du total brut de l'intérêt économique direct des ressources de pétrole prospectives donnait 2 246 millions de barils à la clôture de l'exercice, au 31 décembre 2007 par rapport à 2 199 au 31 décembre 2006. Les ressources prospectives à risque ont augmenté d'environ 10 pour cent pour atteindre 738 millions de barils au 31 décembre 2007 par rapport à 670 au 31 décembre 2006. Des ressources prospectives de pétrole sans risque à la clôture de l'exercice 2007, 1 204 millions de barils ou 54 pour cent concerne le portefeuille d'eau profonde du Golfe de Guinée de la société : 907 millions de barils ou 40 pour cent pour l'activité pétrolière à terre au Nigeria et les puits en eau peu profonde au Nigeria et au Cameroun, et 136 millions de barils ou 6 pour cent pour le Gabon, principalement des puits marins.
- La meilleure estimation sans risque du total brut de l'intérêt économique direct des ressources de gaz éventuelles montre une augmentation d'environ 71 pour cent, c'est-à-dire 2 415 pieds cubes au 31 décembre 2007 contre 1 412 au 31 décembre 2006. La meilleure estimation pour les hydrocarbures liquides ajoutés aux ressources de gaz éventuelles montre une augmentation de 106 pour cent, soit 77,2 millions de barils au 31 décembre 2007 par rapport à 37,4 au 31 décembre 2006. Les additions les plus importantes concernent OML137 où 926 pieds cubes et 25,3 millions de barils réalisées grâce aux efforts d'exploration de la société qui se sont révélés fructueux durant l'année 2007.
- L'activité d'exploration et d'évaluation et les faits saillants de 2007 incluent :
Les eaux peu profondes du Golfe de Guinée (Nigeria et Cameroun)
- Forage de deux puits d'exploration au Nigeria, découverts et évalués dans l'indice d'Antan. Des quantités significatives de pétrole ont été découvertes pour lesquelles 17 millions de barils de réserves exploitables ont été enregistrées à la clôture de l'exercice 2007. Un troisième puits d'exploration a été foré dans OML123 sur l'indice Ibeno-E, mais il s'est révélé gazéifère ;
- Le forage de deux puits d'exploration dans OML137, au large du Nigeria, a permis de découvrir les champs nord d'Ofrima et ouest d'Udelelds. Suite aux résultats du puits d'exploration d'Ofrima nord, 17 millions de barils de réserves possibles ont également été enregistrés à la clôture de l'exercice 2007. Les puits d'exploration d'Ofrima nord d'Udele ouest ont également confirmé le potentiel en gaz de la zone licenciée dans OML137, tandis que 926 pieds cubes de ressources de gaz éventuelles ont été enregistrées à la fin de l'année 2007 ;
- forage d'un puits d'évaluation dans OML126 sur l'indice Nda mais sans succès ;
- Forage d'extension de trois puits d'évaluation supplémentaires dans OML123, dont un où l'on découvert du pétrole et les deux autres qui se sont révélés être des échecs ; et
- démarrage de la préparation du site de forage pour les deux premiers puits d'exploration de la société à Ngosso, dans les eaux maritimes du Cameroun, dont le forage est prévu durant la première moitié 2008. Le battage au câble du premier de ces puits d'exploration a été effectué début mars 2008 et en ciblant l'indice Odiong.
Eau profonde du Golfe de Guinée (Nigeria et ZDC)
- travail de l'équipe technique d'interprétation et forage de subsurface interne poursuivi suite à l'établissement de la société en eau profonde dans le Golfe de Guinée en 2006 ; et
- traitement séismique 3D dans toute la ZDC et sélection de l'indice dans le bloc 4 dans lequel la société a projeté de forer durant la deuxième moitié de 2008.
Gabon
- Acquisition de 126 km(2) de données séismiques 3D sur les zones licenciées Panthere NZE et, Gabon à terre, et évaluation réussie du forage du champ d'Autour dans la zone licenciée de NZE, à terre, au Gabon.
Région du Kurdistan en Iraq
- Programme d'acquisition séismique comprenant 292 km(2) de données séismiques 3D sur le champ Taq Taq et 218 km de données séismiques 2D sur la zone de Kewa Chirmila et les régions avoisinantes que la société prévoit de forer au milieu de l'année 2008 ; et
- forage et test des trois puits d'évaluation et des puits de développement sur le champ Taq Taq (TT-05, TT-06 et TT-07) et début du forage de deux puits d'évaluation et de développement (TT-08 et TT-09) qui ont été testés au début de l'année 2008. Les tests des cinq puits ont donné des taux d'écoulement d'agrégats allant de 16 170 pieds cubes/j à 37 560 dans trois zones séparées.
- les revenus nets d'exploitation en 2007 ont augmenté de 19 pour cent, soit 53,70 dollars/baril, comparé à 44,97 en 2006. Les dépenses de fonctionnement d'unité en 2007 ont atteint 6,70 dollars/baril, une augmentation de 6 pour cent au dessus du niveau 2006 de 6,33 dollars/baril.
Le tableau suivant résume l'information opérationnelle sélectionnée.
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Résultats opérationnels sélectionnés Exercice clôturé au
31 décembre
2007 2006 Évolution
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Intérêt économique moyen brut annuel
Production de pétrole (millions de barils/j)
Nigeria (marin) 97,1 82,5 18 %
Nigeria (à terre) 7,4 3,8 95 %
Sous total Nigeria 104,5 86,3 21 %
Gabon (marin) 6,4 1,6 300 %
Gabon (à terre) 15,0 2,1 614 %
Sous total Gabon 21.4 3,7 478 %
Total 125,9 90,0 40 %
Prix, dépenses et revenus nets (dollars/baril)
Prix réalisé moyen 72,94 63,40 15 %
Frais d'opération 6,70 6,33 6 %
Revenus nets d'opération 53,70 44,7 19 %
Intérêt économique direct des réserves de pétrole
brut(millions de barils)
Prouvé 233,3 182,0 28 %
Prouvé plus probable 446,7 353,7 26 %
Prouvé plus probable plus possible 580,3 480,4 21 %
Meilleure estimation de l'intérêt économique
direct
Ressources en pétrole prospectives (millions de
barils)
Sans risque 2246 2199 2 %
À risque 738 670 10 %
Meilleure estimation de l'intérêt économique
direct
Ressources éventuelles
Gaz (Bcf) 2415 1412 71 %
Gazolines associées (millions de barils) 77,2 37,4 106 %
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Dividendes
À titre d'information, la société a déclaré et payé des dividendes en 2007 d'un montant de 0,20 dollar canadien par action. Un dividende de 0,10 dollar canadien par action a été déclaré et sera payé au premier trimestre 2008. En conformité avec les directives de l'Agence des revenus du Canada, les dividendes payés par la société pendant la période sont des dividendes admissibles imposables.
Développements récents
En janvier 2008, La société a testé le puits d'évaluation et d'extension TT-09 sur le champ Taq Taq dans la région du Kurdistan en Iraq. Le puits TT- 09 a été testé pour donner un taux d'agrégats du pétrole de 16 170 barils/j dans deux zones séparées.
En février 2008, la société a signé un accord pour amender le contrat de partage de la production avec le gouvernement régional du Kurdistan qu'elle détient avec Genel Enerji concernant la zone licenciée de la région Taq Taq dans le Kurdistan iraquien. Le but de l'amendement était d'amener les conditions du contrat de partage de la production à conformité avec la législation sur le pétrole et le gaz, récemment appliquée dans la région du Kurdistan iraquien.
En mars 2008, la société a testé le puits d'extension et de développement TT-08 sur le champ Taq Taq dans la région du Kurdistan iraquien. Les tests du puits
TT-08 ont donné un taux d'agrégats de 35 750 barils/j dans deux zones séparées.
Également en mars 2008, la société a annoncé l'évaluation et l'addition réussie du puits de découverte Kita Marine. Le puits KTM-6 a rencontré
une colonne d'agrégats d'huile brute de 58 m sur quatre zones. Les puits de découvertes Kita Marine se trouvent dans la partie nord du bloc OML123, au large du Nigeria, dans une zone qui n'avait pas de production auparavant.
Perspectives et augmentation du budget des investissements 2008
Les perspectives de production de la société pour 2008 sont en phase avec les directives fournies à cette date. Addax Petroleum s'attend un intérêt économique direct brut moyen de production de pétrole d'environ 140 000 à 145 000 barils/j de ses opérations au Nigeria et au Gabon.
De plus, en réponse à des résultats d'exploitation sains et un environnement de prix du pétrole solide, Addax Petroleum augmente son budget de dépenses à 1 615 millions de dollars contre 1 509 millions annoncés en novembre 2007. Cette augmentation va de pair avec l'augmentation du budget d'exploration de la société de 23 pour cent, soit 406 millions de dollars, qui financera un programme d'exploration accéléré dans les domaines de spécialisation de la société au large du Gabon, du Nigeria et du Cameroun. Le programme d'exploration accéléré comprendra un forage de quatre puits d'exploration supplémentaires, associé à un programme séismique 2D de 307 Km à terre, au Gabon, ce qui amène le nombre total de puits forés du portefeuille d'exploration de la société à 20 puits en 2008.
Addax Petroleum a étendu son contrat jusqu'au début de l'année 2009, concernant la plate-forme de forage à vérins, l'Hercules-156, qui sert actuellement au forage du premier puits d'exploration à Ngosso, toujours dans le but de soutenir son programme d'exploration accéléré. La société a également développé son budget de dépenses de 3 %, ce qui financera le forage de deux puits de développement supplémentaires au Nigeria.
Le tableau suivant résume les directives de production de pétrole de la
société et l'augmentation du budget de dépenses de 2008 :
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Faits saillants des perspectives 2008
Mars 2008 Nov. 2007
Budget Budget Évolution
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Lignes directrices de la production de
pétrole, Mbbl/d
Nigeria 106 à 111 106 à 111 néant
Gabon 31 à 36 31 à 36 néant
Total 140 à 145 140 à 145 néant
Budget de dépenses - par région,
en millions de dollars
Nigeria (sauf eau profonde) & Cameroun 1102 1034 7 %
Gabon 345 307 12 %
Eau profonde Nigeria & ZDC 90 90 0 %
Région du Kurdistan iraquien 74 74 0 %
Dépenses d'entreprise 4 4 0 %
Total 1615 1509 7 %
Budget des dépenses - par type,
en millions de dollars
Développement 1209 1179 3 %
Exploration & évaluation 406 330 23 %
Total 1615 1509 7 %
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Conférence téléphonique d'analystes
Les analystes financiers sont invités à participer à une conférence téléphonique, aujourd'hui jeudi 13 mars, à 12 heures, Heure de l'est ou 4 heures GMT avec Mr. Jean Claude Gandur, président directeur général,
Mr. Michael Ebsary, directeur financier et Mr. James Pearce, directeur de l'exploitation. Les médias et les actionnaires sont limités à l'écoute de
la conférence. Pour participer à la conférence téléphonique, veuillez composer le numéro suivant:
Toronto : 416-644-3419
Numéro gratuit (Canada et États-Unis): 1-800-731-5774
Numéro gratuit (RU): 00-800-2288-3501
Numéro gratuit(Suisse): 00-800-2288-3501
Une retransmission différée de la conférence sera accessible au +1-416-640-1917 ou au +1-877-289-8525, code clé 21264945 suivi du carré, jusqu'à samedi 29 mars,2008.
Avis juridique - énoncés prévisionnels
Certaines déclarations de ce communiqué de presse tiennent lieu d'énoncés prévisionnels et sont soumis à la législation sur les valeurs mobilières. De telles déclarations sont généralement identifiables à la terminologie utilisée, par exemple prévoit , croit , à l'intention de , s'attend à , envisage de , estime , budget , perspectives , peut , fera , devrait , pourrait , ferait ou toute autre formulation.
Les informations relatives aux énoncés prévisionnels incluent mais ne sont pas limitées aux références à la stratégie et aux objectifs commerciaux, capitaux et autres dépenses budgétaires, estimatifs des réserves et des ressources, plans de forage, activités de construction et de réparation, soumissions de plans de développement, activités séismiques, niveaux de production et sources de croissance résultantes, calendriers et résultats des projets de développement, résultats d'activités d'exploration et dates auxquelles certaines zones pourront être développées ou pourront entrer en production, royalties à payer, activités de financement et de capitalisation, éléments de passif éventuels, questions d'environnement et accords des gouvernements. De par leur nature, de telles informations prévisionnelles obligent Addax Petroleum à faire des hypothèses qui peuvent ne pas se matérialiser ou qui peuvent être imprécises. De telles informations prévisionnelles sont dépendantes de facteurs de risque connus ou non connus et d'incertitudes ou d'autres facteurs qui peuvent entraîner des variations de résultat, de niveau d'activité et de rendement, et qui comprennent mais ne sont pas limités au manque de précision des estimations des ressources et des réserves, à la récupération finale des réserves, au prix du pétrole et du gaz naturel, aux conditions économiques, commerciales et générales du marché et des affaires, aux capacités de l'industrie, à l'action compétitive d'autres sociétés, aux fluctuations des prix du pétrole, aux marges de raffinage et de marketing, à la capacité de produire et de transporter du pétrole brut et du gaz naturel vers les marchés, à la possibilité de mettre sur le marché et de vendre du gaz naturel en respectant les conditions des contrats de partage de production, aux conséquences des conditions climatiques et météorologiques, aux résultats du forage d'exploration et de développement et aux activités afférentes, aux fluctuations des taux d'intérêt et aux taux de change des devises étrangères, à la capacité des fournisseurs à respecter leurs engagements, à l'action des organismes gouvernementaux, y compris les augmentations d'impôts, les décisions ou approbations de tribunaux administratifs, aux modifications de la législation environnementale et autres, aux risques liés à l'exploitation gazière et pétrolière, à la fois internes et internationaux, aux événements politiques internationaux, aux taux de rendement prévus et autres facteurs, qui sont en majorité hors du contrôle d'Addax Petroleum. Plus particulièrement, la production peut être affectée par des facteurs comme la réussite de l'exploration, la planification des démarrages et leur réussite, la fiabilité des installations, la performance du réservoir et les taux de déclin naturel, le traitement de l'eau et l'avancement du forage. Les dépenses d'investissement peuvent être affectées par la pression de coût associée à de nouveaux projets d'investissement, y compris la fourniture de main-d'oeuvre et de matériel, la gestion de projet, la vitesse d'avancement du forage et la disponibilité et les coûts séismiques.
Ces facteurs sont abordés en plus grand détail dans les annonces déposées par Addax Petroleum auprès des autorités provinciales canadiennes en valeurs mobilières.
Les lecteurs doivent noter que la liste ci-dessus des facteurs importants affectant les énoncés prospectifs n'est pas exhaustive. De plus, les informations contenues dans ce communiqué de presse ne sont valides que le jour de ce communiqué et, sauf indication contraire selon la loi en vigueur, Addax Petroleum n'est pas dans l'obligation de mettre à jour publiquement ou de réviser n'importe lequel de ces énoncés prospectifs, que ce soit à la lumière de nouvelles informations, de futurs événements ou autre. Les énoncés prospectifs contenus dans ce communiqué de presse ne sont donnés que sous réserve de cet avertissement.
Mesures non-PCGR
Addax Petroleum définit Les flux financiers résultant des opérations ou FFE comme les flux de trésorerie nets provenant des activités d'exploitation avant variation du capital d'exploitation non liquide.
L'avis de la direction est qu'en sus du bénéfice net, les FFE sont des mesures de sécurité, comme ils démontrent la capacité d'Addax Petroleum à générer l'actif liquide nécessaire à rembourser ses dettes ou financer une croissance future avec un capital d'investissement. Addax Petroleum évalue également sa performance en faisant usage des revenus nets d'exploitation qu'elle définit par la marge de bénéfice par baril avant impôt, en conséquence de la production et la vente de pétrole brut ; c'est-à-dire le prix moyen de vente réalisé moins les royalties et les dépenses liées à l'exploitation, calculé sur la base du baril.
Les FFE et les netbacks d'exploitation ne sont pas des mesures reconnues par les principes comptables canadiens(GAAP).
Les lecteurs sont avertis que ces mesures ne doivent pas être interprétées comme un bénéfice net alternatif ou un flux de trésorerie provenant d'activités d'exploitation déterminées en accord avec les principes comptables généralement reconnus ou encore comme indication des performances d'Addax Petroleum. La méthode d'Addax Petroleum pour le calcul de cette mesure diffère des autres sociétés, et de ce fait, peut ne pas être comparable aux mesures choisies par les autres sociétés.
Pour en savoir plus :
Mr. Michael Ebsary
Directeur financier
Tel.: +41(0)22-702-94-03
michael.ebsary@addaxpetroleum.com
Ms. Marie-Gabrielle Cajoly
Relations avec la presse
Tel.: +41(0)22-702-94-44
marie-gabrielle.cajoly@addaxpetroleum.com
Mr. Patrick Spollen
Relations investisseurs
Tel.: +41(0)22-702-95-47
patrick.spollen@addaxpetroleum.com
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Source(s) : Addax Petroleum Corporation
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CALGARY, Canada, March 6 /PRNewswire/ -- - Augmentation de 41 % des flux financiers liés à l'exploitation pour atteindre 1 850 millions USD - Augmentation de 63 % du résultat net pour atteindre 784 millions USD - ... -
CALGARY, Canada, November 13 /PRNewswire/ -- - Hausse de 61 % des flux financiers liés aux activités d'exploitation pour s'établir à 539 millions $ - Augmentation de 103 % du résultat net pour atteindre...
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