Addax Petroleum annonce une production record dans ses résultats du deuxième trimestre 2009

CALGARY, Canada, July 29 /PRNewswire/ --

- Production trimestrielle record de 143,2 millions de barils par jour

- 306 millions $ de flux financiers liés aux activités d'exploitation

- Revenu net de 38 millions $

Addax Petroleum Corporation ("Addax Petroleum" ou la "Société") (TSX : AXC et LSE : AXC) a annoncé aujourd'hui ses résultats financiers pour le trimestre clos le 30 juin 2009. Les résultats financiers sont préparés conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR) au Canada et le dollar américain est utilisé comme base monétaire.

Une téléconférence et une diffusion Internet réservées aux analystes et aux investisseurs se tiendra le lundi 27 juillet 2009 à 11h00, heure de l'Est, soit à 16h00, heure de Londres au Royaume-Uni. Vous trouverez les détails complets à la fin de cette annonce.

Commentaires du président-directeur général

Dans un commentaire émis aujourd'hui, le président-directeur général d'Addax Petroleum, Jean-Claude Gandur a déclaré : << Les performances record de production et l'amélioration du prix des marchandises ont permis de réaliser un nouveau trimestre solide en flux de trésorerie et des revenus nets favorables. Ce trimestre a vu la progression significative de la région du Kurdistan, en Irak, avec le démarrage des exportations de pétrole brut de la zone licenciée Taq Taq. Par ailleurs nous avons été informés que le navire de forage en eau profonde Deepwater Pathfinder devrait arriver en août pour permettre à Addax Petroleum de commencer l'exploitation dans le Golfe de Guinée. >>

<< Le fait marquant du trimestre a été l'offre reçue de Sinopec International Petroleum Exploration et Production Corporation de racheter toutes les actions ordinaires en circulation d'Addax Petroleum par le biais d'une transaction numéraire au prix de 52,80 dollars canadiens par action. Le conseil d'administration d'Addax Petroleum a étudié l'ensemble des facteurs de l'offre avant de statuer que celle-ci était équitable pour les actionnaires et dans l'intérêt d'Addax Petroleum. Par conséquent le conseil d'administration recommande unanimement aux actionnaires d'accepter l'offre et de soumettre leurs actions à cette proposition. Nous pensons que cette offre reflète de façon appropriée la valeur que nous sommes parvenus à créer et sera profitable à tous les actionnaires d'Addax Petroleum, y compris les actionnaires publics, les employés, et les pays et communautés dans lesquels nous opérons. >>

Sélection de faits financiers marquants Le tableau suivant résume les éléments financiers marquants : ------------------------------------------------------------------------- Sélection d'éléments financiers marquants Trimestre se terminant au du second trimestre 30 juin en million $ sauf indication contraire 2009 2008 Evolution ------------------------------------------------------------------------- Chiffre d'affaires pétrolier avant royalties 735 1,493 -51% Prix de vente moyen réalisé, $/baril 59.45 123.17 -52% Volume des ventes, millions de barils 12.4 12.2 2% Flux financiers liés aux activités d'exploitation 306 521 -41% Résultat net 38 293 -87% Action ordinaire moyenne pondérée en circulation (de base, millions) 157 156 1% Flux financiers liés aux activités d'exploitation par action ($/action de base) 1.95 3.37 -42% Bénéfice par action ($/action de base) 0.24 1.88 -87% Action ordinaire moyenne pondérée en circulation (après dilution, millions) 158 162 -2% Flux financiers liés aux activités d'exploitation par action ($/action après dilution) 1.90 3.22 -41% Bénéfice par action ($/action après dilution) 0.24 1.83 -87% Total de l'actif 5,761 4,540 27% Dette à long terme, hors obligations convertibles 1,525 910 68% ------------------------------------------------------------------------- Dépenses d'investissement - par région Nigéria (hors grands fonds) & Cameroun 188 235 -20% Gabon 97 106 -8% Kurdistan, région d'Irak 7 9 -22% Grands fonds, Nigéria & JDZ 9 3 200% Entreprise, acquisitions, prises d'intérêt et droits de signature de licence 1 16 -94% Total 302 369 -18% Dépenses d'investissement - par type Développement 243 300 -19% Exploration & évaluation 58 53 9% Sous-total 301 353 -15% Entreprise, acquisitions, prises d'intérêt et droits de signature de licence 1 16 -94% Total 302 369 -18% ------------------------------------------------------------------------- ------------------------------------------------------------------------- ------------------------------------------------------------------------- Sélection d'éléments financiers marquants Semestre se terminant au du premier semestre 30 juin en million $ sauf indication contraire 2009 2008 Evolution ------------------------------------------------------------------------- Chiffre d'affaires pétrolier avant royalties 1,311 2,647 -50% Prix de vente moyen réalisé, $/baril 51.52 109.58 -53% Volume des ventes, millions de barils 25.4 24.2 5% Flux financier lié aux activités d'exploitation 582 987 -41% Résultat net 43 533 -92% Actions ordinaires moyenne pondérée en circulation (de base, millions) 157 156 1% Flux financier lié aux activités d'exploitation par action($/action de base) 3.71 6.38 -42% Bénéfice par action ($/action de base) 0.28 3.42 -92% Actions ordinaires moyenne pondérée en circulation (après dilution, millions) 158 162 -2% Flux financiers liés aux activités d'exploitation par action ($/après dilution) 3.59 6.11 -41% Bénéfice par action ($/action après dilution) 0.27 3.35 -92% Total de l'actif 5,761 4,540 27% Dette à long terme, hors obligations convertibles 1,525 910 68% ------------------------------------------------------------------------- Dépenses d'investissement - par région Nigéria (hors grands fonds) & Cameroun 470 496 -5% Gabon 248 172 44% Kurdistan, région d'Irak 25 16 56% Grands fonds, Nigéria & JDZ 22 6 267% Entreprise, acquisitions, prises d'intérêt et droits de signature de licence (1) 19 -105% Total 764 709 8% Dépenses d'investissement - par type Développement 580 543 7% Exploration & évaluation 185 147 26% Sous-total 765 690 11% Entreprise, acquisitions, prises d'intérêt et droits de signature de licence (1) 19 -105% Total 764 709 8% ------------------------------------------------------------------------- -------------------------------------------------------------------------

- Le chiffre d'affaires pétrolier avant royalties pour le deuxième trimestre 2009 s'est élevé à 735 millions $, soit une baisse de 51 pour cent par rapport au chiffre d'affaires pétrolier de 1 493 millions $ du deuxième trimestre 2008. Ce résultat est principalement imputable à une baisse de 52 pour cent du prix moyen du pétrole brut au deuxième trimestre 2009, faisant passer le baril de 123,17 $/baril à 59,45 $ par baril pour ces deux trimestres de référence, compensée partiellement par une augmentation de 2 pour cent des ventes dans la même période.

- Les flux financiers liés aux activités d'exploitation pour le deuxième trimestre 2009 ont décliné de 41 pour cent, passant de 521 millions $ (3,37 $ par action de base) au deuxième trimestre 2008 à 306 millions $ (1,95 $ par action de base) pour ce trimestre.

- Le résultat net du deuxième trimestre 2009 a baissé de 87 pour cent pour s'établir à 38 millions $ (0,24 $ par action de base), contre 293 millions de $ (1,88 $ par action de base) à la même période en 2008.

- Les dépenses d'investissement ont baissé de 18 pour cent pour s'établir à 302 millions $ au deuxième trimestre 2009, contre 369 millions de $ à la même période en 2008. Les investissements en développement ont totalisé 243 millions $ au second trimestre, soit une baisse de 19 pour cent par rapport aux 300 millions $ du deuxième trimestre 2008. Les dépenses d'investissement en explorations et évaluations ont augmenté de 58 millions de $ dans le trimestre, soit 9 pour cent d'augmentation par rapport aux 53 millions $ du deuxième trimestre 2008.

- A l'issue du deuxième trimestre 2009, la dette bancaire a augmenté de 1 525 millions $, en raison de la nécessité planifiée de financer l'excès de dépenses d'investissement par rapport aux fonds générés ce trimestre. La dette est tirée de deux facilités consistant en un crédit renouvelable sécurisé de 1,6 milliards $ (duquel 1,3 milliard $ peut-être extrait en dette) et un crédit renouvelable non sécurisé de 500 millions $.

Sélection de faits marquants concernant l'exploitation : Le tableau suivant résume certaines informations sur l'exploitation ------------------------------------------------------------------------- Sélection de faits marquants d'exploitation Trimestre se terminant pour le deuxième trimestre 2009 au 30 juin 2009 2008 Evolution ------------------------------------------------------------------------- Production moyenne de pétrole brut avec un intérêt économique direct au deuxième trimestre (millions de barils/jour) Nigéria (en mer) 97.5 98.5 -1% Nigéria (à terre) 5.8 7.0 -17% Sous-total Nigéria 103.3 105.5 -2% Gabon (en mer) 7.5 7.0 7% Gabon (à terre) 20.4 20.4 0% Sous-total Gabon 27.9 27.4 2% Kurdistan 12.0 - n/a Total 143.2 132.9 8% Prix, dépenses et revenus nets ($/baril) Prix de vente moyen réalisé 59.45 123.17 -52% Dépenses d'exploitation 7.95 9.55 -17% Revenus nets d'exploitation 38.98 91.14 -57% ------------------------------------------------------------------------- ------------------------------------------------------------------------- ------------------------------------------------------------------------- Sélection de faits marquants d'exploitation Semestre se terminant pour le premier semestre au 30 juin 2009 2008 Evolution ------------------------------------------------------------------------- Production moyenne de pétrole brut avec un intérêt économique direct (millions de barils/jour)pendant le trimestre Nigéria (en mer) 97.9 100.4 -2% Nigéria (à terre) 5.7 7.2 -21% Sous-total Nigéria 103.6 107.6 -4% Gabon (en mer) 7.1 7.0 1% Gabon (à terre) 20.8 21.4 -3% Sous-total Gabon 27.9 28.4 -2% Kurdistan 7.5 - n/a Total 139.0 136.0 2% Prix, dépenses et revenus nets ($/baril) Prix de vente moyen réalisé 51.52 109.58 -53% Dépenses d'exploitation 8.22 8.81 -7% Revenus nets d'exploitation 34.05 81.78 -58% ------------------------------------------------------------------------- -------------------------------------------------------------------------

- La production moyenne de pétrole brut avec un intérêt économique direct est de 143 240 barils par jour au deuxième trimestre 2009, ce qui représente une augmentation d'environ 8 pour cent par rapport à la production moyenne de 2008, qui était de 132 880 barils par jour.

Nigéria

- la production moyenne de pétrole brut du Nigéria au deuxième trimestre 2009 était de 103 290 barils par jour, contre une production moyenne de 105 500 barils par jourau deuxième trimestre 2008;

- forage de quatre nouveaux puits de développement, incluant trois puits de production en OML123 et un puits de production en OML126 ;

- la baisse de production du deuxième trimestre 2009 est principalement imputable à une contrainte sur le procédé d'éjection, et le démarrage différé d'un nouveau puits de production, les deux sur la zone licenciée OML123 ;

- fin du forage du puits d'exploitation OK-19 (Okwori East)sur la zone licenciée OML126, au large du Nigéria, où le puits a été obstrué et abandonné.

Gabon

- la production moyenne de pétrole brut du Gabon au deuxième trimestre 2009 est de 27 910 barils par jour, contre une production moyenne de 27 390 barils par jour au deuxième trimestre 2008 ;

- forage de six nouveaux puits de développement dans la zone licenciée Panthere, opérée par Addax Petroleum, sur les terres du Gabon ;

- sept nouveaux puits de production ont été placés durant le trimestre, dont cinq forés durant le trimestre, et deux le trimestre précédent ;

- mise en service de la nouvelle Obangue East Central Processing Facility au deuxième trimestre 2009, avec l'installation de compresseurs et la mise en service d'un deuxième train avec un séparateur de test ;

- fin du forage du puits d'exploitation d'Ajomba Main sur la zone licenciée Gryphon Marin, au large du Gabon, où le puits a été obstrué et abandonné.

Kurdistan, région d'Irak

- la production moyenne de pétrole du Kurdistan au deuxième trimestre 2009 a augmenté à 12 050 barils par jour en raison du démarrage des exportations de pétrole brut de la zone licenciée Taq Taq le 1er juin 2009 ;

- approbation obtenue du gouvernement régional de Kurdistan pour le plan de développement complet du champ de Taq Taq ;

- maintien de l'expansion de l'usine sur site avec l'objectif d'augmenter la capacité à 70 millions de barils par jour pour la fin 2009 ;

- forage toujours en cours du prospect Kewa Chirmila, dont la profondeur cible devrait être atteinte au troisième trimestre 2009. Eaux profondes du Golfe de Guinée (Nigéria et JDZ)

- Addax Petroleum avait précédemment annoncé la signature d'un accord avec Transocean Ltd. sur l'alimentation et l'exploitation du navire de forage Deepwater Pathfinder pour commencer sa campagne de forage d'exploration dans les eaux profondes du Golfe de Guinée. Addax Petroleum prévoit la livraison du Deepwater Pathfinder en août 2009, et envisage de démarrer le forage consécutif de quatre puits, en commençant par le prospect Kina du Block 4 de la Joint Development Zone;

- Sinopec JDZ Block 2 Limited a informé la Joint Development Authority de son intention de débuter le forage d'exploration en août 2009 du Block 2 du JDZ , dont Addax Petrolum détient 14,3 pour cent des intérêts.

- les revenus nets du deuxième trimestre 2009 ont baissé de 57 pour cent à 38,98 $ par baril contre 91,14 $ par baril au deuxième trimestre 2008. Les dépenses d'exploitation de l'unité ont baissé à 7,95 $ par baril, soit 17 % de baisse par rapport au niveau de 2008 qui se situait à 9,55 $par baril, en raison du nombre moins élevé de reconditionnements et dans la mesure où la suppression d'un réducteur de turbulences n'est plus nécessaire au Nigéria suite à l'installation d'un gazoduc plus important de 14 pouces : ces économies ont été compensées en partie par des coûts additionnels de maintenance du gazoduc, et des coûts de sécurité et de personnel plus élevés.

Sélection de faits marquants concernant les Nouveaux Business :

Voici une présentation des faits marquants concernant les Nouveaux Business  pour le deuxième trimestre 2009:

Gabon

- Addax Petroleum a accepté de financer un nouveau puits d'exploitation dans la zone licenciée Ogueyi située sur la bordure Est du bassin Port Gentil, dans les terres du Gabon, avec le potentiel de gagner 50 % d'intérêts dans la licence. Le prospect Azango dans la zone licenciée Ogueyi a été foré durant le trimestre puis obstrué et abandonné.

Déclaration de dividendes

Durant le second trimestre 2009, le Groupe a payé un dividende de 0,10 dollars canadiens par action. Le conseil d'administration du groupe a déclaré un dividende de 0.10 dollars canadiens par action le 24 juillet 2009, payable le 27 août 2009 aux actionnaires enregistrés au 13 août 2009. Conformément aux Canada Revenue Agency Guidelines, les dividendes payés par la Société au cours de la période sont des dividendes admissibles.

Développements récents

En juillet 2009, Addax Petroleum a annoncé que Mirror Lake Oil et Gas Company Limited ("Mirror Lake"), une filiale indirecte et entièrement détenue par Sinopec International Petroleum Exploration and Production Corporation ("SIPC"), a lancé une offre d'achat sur Addax Petroleum (l'<< Offre >>) et envoyé par courrier l'Offre et la note d'information concernant l'acquisition (la << Documentation de l'Offre >>), ainsi que la circulaire des dirigeants d'Addax Petroleum, contenant la recommandation unanime du conseil d'administration d'Addax Petroleum envers ses actionnaires d'accepter l'Offre. Le 24 juin 2009, SIPC et Addax Petroleum ont conclu un accord autorisant Mirror Lake à faire une offre d'acquisition de la totalité des actions ordinaires d'Addax Petroleum pour 52,80 dollars canadiens par action dans une transaction exclusivement numéraire. L'Offre est sujette à de nombreuses conditions, incluant l'acceptation valide des actionnaires pour un minimum de 66 2/3 pour cent des parts d'Addax Petroleum sur une base entièrement diluée, et l'obtention de certaines approbations réglementaires, incluant celle du gouvernement de la République Populaire de Chine. L'Offre devrait se conclure au cours du troisième trimestre 2009. En juillet 2009, Addax Petroleum a annoncé avoir reçu une lettre du Ministère des Ressources Naturelles du Kurdistan Regional Government (le "KRG") et a la confirmation de SIPC que cette lettre est conforme aux conditions de l'Offre faite à Addax Petroleum par Mirror Lake en date du 9 juillet 2009.

Perspectives

Les dépenses d'investissements d'Addax Petroleum approuvées en 2009 avaient été fixées à approximativement 1,6 milliards $ mais, comme indiqué précédemment, ce plan se basait sur une moyenne estimée du prix du pétrole Brent de 60 $ par baril en 2009. La direction continue d'ajuster le programme d'investissement avec l'objectif d'équilibrer les dépenses avec les fonds générés en interne pendant l'ensemble de l'année. Le nouveau plan d'investissement pour l'année complète s'élève à approximativement 1,3 milliard $, même si Addax Petroleum continue d'étudier les opportunités d'augmentation des investissements si le prix du pétrole se maintient ou augmente par rapport à la fin du deuxième trimestre 2009. Les prévisions de production du Groupe pour 2009 sont toujours en cohérence avec les précédentes estimations. Si l'on exclue la production pétrolière de la région du Kurdistan, Addax Petroleum envisage une production moyenne annuelle de pétrole brut avec un intérêt économique direct pour 2009 située entre 132 and 137 millions de barils par jour.

Mentions légales

Cette annonce coïncide avec le dépôt, auprès des autorités chargées de la réglementation des valeurs mobilières au Canada et au Royaume-Uni, des états financiers consolidés non audités d'Addax Petroleum pour le trimestre clos le 30 juin 2009, et avec la discussion et l'analyse de la direction qui s'y rapporte. Vous pouvez télécharger des exemplaires de ces documents sur les sites Internet http://www.sedar.com, http://www.londonstockexchange.com et sur le site Internet de la Société http://www.addaxpetroleum.com.

Conférence téléphonique à l'intention des analystes

Les analystes financiers sont invités à participer à une conférence téléphonique et à une diffusion Internet le lundi 27 juillet à 11h00, heure de l'Est, soit 16h00, heure de Londres au Royaume-Uni, avec M. Jean-Claude Gandur, président-directeur général, M. Michael Ebsary, directeur financier, et M. James Pearce, directeur de l'exploitation. La presse et les actionnaires pourront participer à la conférence à titre d'auditeurs uniquement. Pour participer à la conférence téléphonique, veuillez composer l'un des numéros suivants :

CALGARY, Canada, July 29 /PRNewswire/ --

Toronto: +1-416-644-3414 Appel gratuit (Canada et Etats-Unis): 1-800-733-7571 Appel gratuit (Royaume-Uni): 00-800-2288-3501 Appel gratuit (Suisse): 00-800-2288-3501

Il sera possible d'écouter la rediffusion de la conférence en composant le +1-416-640-1917 ou le +1-877-289-8525, code d'accès 21296236, suivi de la touche dièse jusqu'au mardi 27 août 2009.

Avertissements au lecteur concernant les énoncés prospectifs

Certains énoncés contenus dans le présent communiqué constituent des énoncés prospectifs en vertu des lois canadiennes applicables sur les législations sécuritaires. Ces énoncés prospectifs comprennent, de façon non exhaustive, les références aux dépenses d'investissement, aux activités financières et d'investissement en immobilisations, aux stratégies et objectifs d'entreprise, aux estimations des prix futurs, aux estimations de réserves et de ressources, aux plans de forage, à la présentation de plans de développement et leur calendrier, à l'activité sismique future, aux niveaux de production et aux sources de croissance connexes, aux résultats des activités d'exploration et aux dates où les zones peuvent entrer en service, aux royalties à payer, aux projets de construction, aux éléments de passif, aux accords gouvernementaux, aux énoncés contenant les mots tels que << peut >>, << pourra >>, << pourrait >>, << devrait >>, << anticiper >>, << croire >>, << prévoir >>, << envisager >>, << s'attendre à >>, << estimer >>, << budget >>, << perspectives >>, << propose >>, << projet >> et tous les énoncés se rapportant à des faits non historiques. Dans ce communiqué de presse, les informations et énoncés prospectifs incluent : les budgets de dépenses de développement d'Addax Petroleum et les anticipations de productions associées, l'anticipation des contrôles des coûts, l'anticipation des prix, et l'accès aux financement et liquidités futures, les impôts et autres éléments de passif éventuels, les projets de capitaux majeurs et les obligations et engagements contractuels légaux.

L'information prospective est dépendante de risques connus ou non, et d'incertitudes liées aux exploitations du pétrole et du gaz, et d'autres facteurs, incluant, sans se limiter à, la cessation du Support Agreement entre Addax Petroleum et SIPC (tel que défini par la présente), incluant la terminaison sous des circonstances pouvant conduire Addax Petroleum à devoir payer 300 millions $ de pénalité à l'Offrant, le risque que l'Offre (telle que définie par la présente) ne soit pas conclue de façon opportune ou du tout, ce qui pourrait affecter défavorablement l'activité d'Addax Petroleum et le prix de ses actions, un effet défavorable sur les affaires d'Addax Petroleum, ses possessions et ses exploitations, en raison de certaines convention du Support Agreement, l'augmentation des coûts résultant des dépenses liées à l'Offre, l'impossibilité de conserver et, si besoin, de recruter des employés clés, en particulier à la lumière de l'Offre, des risques liés à la distraction de l'attention des dirigeants envers les affaires courantes, le risque pour Addax Petroleum d'être sujet à litige en connexion avec l'Offre, l'impossibilité de satisfaire aux conditions requises pour conclure l'Offre, l'échec de la complétion de l'Offre pour toute raison, les effets de l'annonce du Support Agreement sur les résultats opérationnels et Addax Petroleum en général, incluant le risque qu'Addax Petroleum puisse être sujet à litige an cas de détérioration des relations, l'imprécision des estimations concernant les réserves et les ressources ; la récupération finale des réserves ; les prix des produits; l'économie générale, les conditions du marché ; la capacité de l'industrie; les actions concurrentielles des autres sociétés ; le raffinage et les marges du marché; la capacité de produire et transporter le pétrole brut et le gaz naturel vers les marchés consommateurs; les conditions climatiques; les résultats de l'exploration, des forages et des activités qui leurs sont liés ; la fluctuation des taux d'intérêt et taux de change ; la capacité des fournisseurs à remplir leurs engagements ; les actions des autorités gouvernementales, incluant l'augmentation des taxes ; les décisions ou approbations des tribunaux administratifs ; les changements dans l'environnement et autres régulations ; les événements politiques internationaux, et les taux prévus de retours. Plus spécifiquement, la production peut être perturbée par les exploitations plus ou moins fructueuses, le calendrier de lancement de nouvelles exploitations et leur succès, la fiabilité des usines, la performance des réservoirs et leurs taux de déclin naturel, les progrès de manutention et de forage du gaz et de l'eau. Les dépenses d'investissement peuvent être affectées par la pression sur les coûts en lien avec de nouveaux projets d'investissement, incluant la fourniture de matériel et de main d'oeuvre, la gestion de projets, les coûts des appareils de forage et leur disponibilité, et les coûts sismiques.

Dans ce communiqué de presse, Addax Petroleum a émis des hypothèses sur la base des éléments suivants :

- les prix du pétrole et du gaz naturel ;

- la quantité de ressources disponibles dans les réserves de pétrole et gaz ainsi que la dépréciation de la valeur actuelle de ces réserves pour les flux financiers futurs et la capacité de récupération finale de ces réserves.

- le calendrier et la quantité des productions futures, les prévisions d'investissements et leurs sources de financement ;

- le montant, la nature, le calendrier et les effets des investissements

- les plans des puits de forage, leur calendrier et leur location ;

- les attentes concernant les négociations et les performances des droits contractuels ;

- les coûts d'opérations et autres coûts ;

- les stratégies économiques et les plans de gestion ;

- l'anticipation des bénéfices et de la valeur accrue pour les

actionnaires résultant du développement de prospects et d'acquisitions;

l'approbation des exportations pétrolières de la part du gouvernement régional du Kurdistan ;

- le traitement sous le régime fiscal des Production Sharing Contracts et des cadres de réglementation gouvernementaux.

Les résultats réels d'Addax Petroleum peuvent différer matériellement des résultats anticipés dans ces énoncés prospectifs si les hypothèses de travail se révèlent incorrectes, ou si l'un ou plus des risques ou incertitudes décrits ci-dessus se matérialisait. Les facteurs de risque sont décrits en détail dans les dossiers fournis par Addax Petroleum aux commissions sécuritaires provinciales du Canada.

Les lecteurs sont avertis du fait que la liste précédente de facteurs importants ayant des répercussions sur les énoncés prospectifs n'est pas exhaustive. Par ailleurs, l'information véhiculée par ces énoncés prospectifs n'est valable qu'à la date du présent communiqué et, à moins que la loi applicable ne l'exige, Addax Petroleum rejette toute obligation de mettre à jour publiquement ou de réviser tout énoncé prospectif à la lumière de nouveaux renseignements ou non. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent communiqué sont présentés expressément sous réserve de cette mise en garde.

Mesures financières non conformes aux PCGR

Addax Petroleum définit le "flux financier lié aux activités d'exploitation" ou "FFAE" comme étant l'encaisse nette tirée des activités d'exploitation avant les variations des éléments hors caisse du fonds de roulement. La direction estime qu'en plus du bénéfice net, le FFAE constitue une mesure utile car il démontre la capacité d'Addax Petroleum à générer les liquidités nécessaires pour rembourser sa dette et/ou pour financer sa croissance par des investissements en immobilisations. Addax Petroleum évalue également son rendement à l'aide des revenus nets d'exploitation, qu'il définit comme la marge bénéficiaire avant taxe par baril associée à la production et à la vente de pétrole brut, ladite marge étant calculée par le prix de vente moyen réalisé moins les royalties et les frais d'exploitation, par baril. Il est à noter toutefois que le FFAE et les revenus nets d'exploitation ne sont pas des mesures reconnues dans le cadre des PCGR du Canada. Les lecteurs sont avisés de ne pas substituer ces mesures au bénéfice net déterminé ou à la trésorerie issue des activités d'exploitation conformément aux PCGR du Canada ou à un indicateur de rendement d'Addax Petroleum. La méthode employée par Addax Petroleum pour calculer cette mesure peut différer de celle utilisée par les autres sociétés et, par conséquent, elles peuvent ne pas être comparables.

Pour de plus amples informations, veuillez contactez : M. Michael Ebsary, directeur financier, Tél. : +41-22-702-94-03, michael.ebsary@addaxpetroleum.com ; M. Craig Kelly, responsable des relations avec les investisseurs, Tél : +41-22-702-95-68, craig.kelly@addaxpetroleum.com ; M. Chad O'Hare, Relations avec les investisseurs, Tél : +41-22-702-94-10, chad.o'hare@addaxpetroleum.com ; Mme Marie-Gabrielle Cajoly, relations avec la presse, Tél : +41-22-702-94-44, marie-gabrielle.cajoly@addaxpetroleum.com ; M. Nick Cowling, relations avec la presse, Tél : +1-416-934-8011, nick.cowling@cossette.com ; Mr. Mark Antelme, relations avec la presse, Tél : +44-20-3178-6242, mark.antelme@pelhampr.com