Addax Petroleum annonce ses résultats du troisième trimestre 2006
CALGARY, Canada, November 13 /PRNewswire/ --
NE PAS DIFFUSER, PUBLIER OU DISTRIBUER AUX ÉTATS-UNIS, EN AUSTRALIE OU AU JAPON
- Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation bondissent de 91% pour les neuf premiers mois
Addax Petroleum Corporation ("Addax Petroleum" ou la "Société") (AXC à la Bourse de Toronto), société internationale d'exploration et de production pétrolière et gazière qui exerce principalement ses activités en Afrique et au Moyen-Orient, a communiqué aujourd'hui ses résultats pour le trimestre terminé le 30 septembre 2006. Ces résultats financiers sont préparés conformément aux PCGR du Canada, et les montants sont exprimés en dollars américains.
Cette publication coïncide avec le dépôt des états financiers et du rapport de gestion d'Addax Petroleum pour le troisième trimestre. Ces documents peuvent être consultés sur le site de la Société, à l'adresse www.addaxpetroleum.com, et sur le site www.sedar.com.
Commentaires du chef de la direction
Jean-Claude Gandur, président et chef de la direction d'Addax Petroleum, a émis le commentaire suivant : "Nos installations du Nigéria ont continué d'afficher d'excellents résultats, notamment le remplacement réussi de l'unité FPSO à la propriété OML123 et le dépassement, pour la première fois de l'histoire d'Addax Petroleum, de la marque des 100 000 barils produits en une journée. Par ailleurs, au cours du troisième trimestre, Addax Petroleum a considérablement accru ses réserves, ses possibilités de mise en valeur et sa surface d'exploration par l'acquisition des activités de PanOcean Energy. Puisque l'acquisition a été conclue en septembre, l'incidence a été minimale sur nos résultats opérationnels et financiers du troisième trimestre, mais nous nous attendons à ce que la contribution des installations du Gabon ne cesse de croître. Je crois que les efforts et les résultats du troisième trimestre se traduiront, pour Addax Petroleum et ses actionnaires, par un excellent exercice 2006, le premier depuis que nous sommes une société ouverte."
Faits saillants sur le plan financier
- Pour le troisième trimestre 2006, les ventes de pétrole avant les redevances se sont chiffrées à 583,9 M$, en hausse de 51 % par rapport à 385,7 M$ pour la même période en 2005. La contribution aux ventes de pétrole avant les redevances des activités de PanOcean qui ont été acquises s'élève à 20,9 M$, soit un tout petit peu moins de 4 % des ventes du trimestre.
- Le prix de vente moyen du pétrole brut a progressé de 13 %, à 67,60 $ le baril ($/b), comparativement à 59,88 $/b au troisième trimestre 2005.
- Le bénéfice net du troisième trimestre 2006 s'est fixé à 75,2 M$ (0,51 $ par action), en baisse de 12 % par rapport à 85,6 M$ (0,73 $ par action) pour le trimestre correspondant du dernier exercice. Ce recul est surtout attribuable aux pertes fiscales disponibles en 2005 qui ont été intégralement utilisées avant le troisième trimestre 2006. Pour les neuf premiers mois de 2006, le bénéfice net a été de 189,7 M$ (1,37 $ par action), en hausse de 13 % comparativement à 168 M$ (1,44 $ par action) pour la même période de l'exercice précédent.
- Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation se sont chiffrés à 244,5 M$ au troisième trimestre, ce qui représente un gain de 50 % par rapport à 163,2 M$ pour le troisième trimestre 2005. Pour les neuf premiers mois de 2006, les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation ont bondi de 91 % et totalisé 614,4 $, comparativement à 322,2 M$ pour les neuf premiers mois de 2005.
- Les activités de PanOcean Energy Corporation Limited ("PanOcean Energy"), qui se déroulent au Gabon exclusivement, ont été acquises le 7 septembre, moyennant une contrepartie en espèces de 1 441 M$.
- L'acquisition de PanOcean Energy a été financée par (a) l'utilisation de fonds internes, (b) le prélèvement, le 30 septembre 2006, d'une somme de 850 M$ sur une facilité de prêt aux fins d'acquisition de 1 G$ et (c) la tenue d'un appel public à l'épargne visant 14,75 millions d'actions ordinaires après conversion de reçus de souscription, lequel a généré un produit net de 342,7 M$ pour la Société.
Le tableau suivant présente le résumé des faits saillants financiers.
Fait saillants financiers Trimestre terminé le Neuf mois terminés le 30 septembre 30 septembre en millions de dollars, 2006 2005 Variation 2006 2005 Variation sauf indication contraire Ventes de pétrole avant 583,9 385,7 51 % 15000,5 840,6 79 % les redevances 67,60 59,88 13 % 65,34 52,21 25 % Prix de vente moyen du 75,2 85,6 (12 %) 189,7 168,0 13 % brut ($/b) 244,5 163,2 50 % 614,4 322,2 91 % Bénéfice net Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation Bénéfice par action 0,51 0,73 (30 %) 1,37 1,44 (5 %) ($/action) 148,0 117,0 26 % 138,8 117,0 19 % Actions en circulation, en millions
Faits saillants sur le plan de l'exploitation
- Au troisième trimestre 2006, la production moyenne de pétrole brut liée à une participation directe s'est élevée à 91,5 milliers de barils par jour (kb/j), soit une progression de 23 % par rapport à la production moyenne de 74,2 kb/j au troisième trimestre 2005. La contribution à la production des activités de PanOcean Energy qui ont été acquises s'est chiffrée à 2,4 kb/j, soit un peu moins de 3 %, selon une moyenne calculée pour l'ensemble du trimestre.
- Les dépenses en immobilisations, exception faite de la contrepartie versée pour l'acquisition de PanOcean Energy, ont progressé de 83 %, passant de 117 M$ au troisième trimestre 2005 à 214,1 M$ pour la même période en 2006. Les dépenses en capital de développement ont totalisé 118,9 M$, dont 25,2 M$ en relation avec PanOcean Energy depuis son acquisition. Les frais liés à l'acquisition de permis, à l'exploration et à l'évaluation se sont situés à 95,2 M$, dont 10,9 M$ en frais immobilisés pour l'acquisition de PanOcean Energy, 23 M$ pour l'acquisition d'un permis pour la concession OPL291 aux larges des côtes du Nigéria (voir la rubrique "Événements récents") et 55,1 M$ pour des activités d'exploration et d'évaluation des champs pétrolifères Okwok et Taq Taq, respectivement au large du Nigéria et dans la région du Kurdistan irakien, où des puits ont été forés et d'autres provisoirement abandonnés en tant qu'éventuels puits producteurs.
- Voici les principaux projets de mise en valeur du troisième trimestre :
Nigéria
- conversion du permis d'exploration pétrolière OPL90 en bail d'exploitation pétrolière (OML126), ce qui évite à la Société de renoncer à une partie de la superficie visée par le permis qui n'est pas exploitée;
- démarrage du premier puits de développement sur le champ Nda de la concession OML126 moins de six mois après que les autorités nigérianes eurent approuvé son plan de mise en valeur;
- remplacement sans heurt de l'unité FPSO Knock Taggart de la concession OML123 par une unité Knock Adoon plus grosse;
- mise en service de cinq nouveaux puits de développement, deux à OML123 et trois à OML126; et
- agrandissement en cours des installations de surface des champs Oron et Adanga dans la propriété OML123.
Gabon
- construction d'une installation centrale de production et d'exportation exploitée par Addax Petroleum à Tsiengui, laquelle devrait entrer en service au cours du quatrième trimestre 2006;
- forage et achèvement de deux puits horizontaux de développement sur les champs pétrolifères Tsiengui et Obangue, ce qui comprend, dans les deux cas, des puits d'extension suggérant des réserves de pétrole plus importantes que ce qui avait été estimé; et
- travaux d'installation et de mise en service en cours sur le champ Avouma exploité par Vaalco, lequel devrait entrer en production au cours du premier trimestre 2007.
- Voici les principales activités d'exploration et d'évaluation réalisées au troisième trimestre :
- Nigéria : début de la campagne 2006 d'exploration et d'évaluation du champ Okwok, moins d'une semaine après la conclusion de l'acquisition d'une participation de 40 % dans la propriété. À la fin de la campagne d'exploration et d'évaluation en octobre, les objectifs avaient été atteints et deux des puits forés ont été provisoirement abandonnés en tant qu'éventuels puits producteurs;
- Région du Kurdistan irakien : conclusion des activités de forage et de carottage sur le premier nouveau puits du champ Taq Taq, TT-04, lequel révèle une hauteur d'huile brute de plus de 500 mètres. Les activités d'achèvement et d'essai sont en cours au puits TT-04, et un deuxième puits, TT-05, a été foré par battage;
- Autres régions : des analyses et des études techniques, ainsi que des recherches pour trouver des appareils de forage, sont en cours dans les autres propriétés de la Société, notamment aux concessions OPL225, au large des côtes du Nigéria, et Ngosso, au large du Cameroun, ainsi que dans les blocs 2, 3 et 4 de la propriété JDZ.
- Les revenus nets d'exploitation ont progressé de 9 %, s'établissant à 47,90 $/b, comparativement à 44,14 $/b au troisième trimestre 2005. Les frais unitaires d'exploitation sont passés à 6,47 $/b, soit une hausse de 6 % par rapport à 6,10 $/b au troisième trimestre 2005.
Le tableau suivant présente quelques données d'exploitation.
Données d'exploitation Trimestre terminé le Neuf mois terminés le choisies 30 septembre 30 septembre 2006 2005 Variation 2006 2005 Variation Production moyenne de pétrole brut liée à une participation directe pour la période (kb/j) : Nigéria (en mer) 85,1 70,6 21 % 79,4 58,5 36 % Nigéria (sur terre) 4,0 3,6 11 % 3,7 3,5 5 % Gabon (en mer et sur 2,4 -- -- 0,9 -- -- terre) 91,5 74,2 23 % 84,0 62,0 49 % Total Prix, charges et revenus nets ($/b) : Prix réalisé moyen 67,60 59,88 13 % 65,34 52,21 25 % Charges d'exploitation 6,47 6,10 6 % 6,81 6,42 6 % Revenus nets 47,90 44,14 9 % 46,49 37,15 25 % d'exploitation
Dividende
Le conseil d'administration de la Société a déclaré un dividende de 0,05 $ CA par action pour le troisième trimestre 2006. Le dividende sera versé le 14 décembre 2006 aux actionnaires dûment inscrits en date du 30 novembre 2006.
Événements récents
En octobre, la Société a acquis une participation de 72,5 % dans le bloc en eau profonde OPL291, qui est situé au large du Nigeria, à proximité du champ de classe mondiale Agbami et dans l'axe de plusieurs autres vastes champs pétrolifères en eau profonde au large des côtes du Nigéria. En contrepartie, la Société a versé une prime de signature de 55 M$ au gouvernement du Nigéria et des frais d'affermage de 35 M$ à Starcrest Nigeria Energy Limited ("Starcrest"), la société pétrolière nigériane qui détient le permis. De plus, la Société a accepté d'assumer la part de 27,5 % des coûts d'exploration et de mise en valeur de Starcrest.
Perspectives
Les perspectives de la Société pour 2006 correspondent aux prévisions qui ont été émises à ce jour. Addax Petroleum s'attend à ce que la production moyenne de pétrole brut liée à une participation directe de ses installations du Nigéria et du Gabon s'établisse entre 88 kb/j et 90 kb/j approximativement.
La direction de la Société organisera une présentation à l'intention des analystes financiers le 21 novembre 2006 afin de fournir de plus amples prévisions pour 2006 et les années à venir.
Avis juridique - Énoncés prospectifs
Certains des énoncés du présent communiqué constituent des énoncés prospectifs au sens des lois applicables sur le commerce des valeurs mobilières. On peut en général reconnaître ces énoncés à l'emploi de mots comme "anticipe'', "croit'', "a l'intention de", "s'attend à", "plan", "estimation", "budget'', "perspectives'' ou d'autres expressions similaires. Les énoncés prospectifs font notamment référence aux éléments suivants, mais sans s'y limiter : stratégies et objectifs d'affaires, futures dépenses en immobilisations et autres, estimations des réserves et des ressources, projets de forage, activités de construction et de réparation, présentation de plans de mise en valeur, activités sismiques, niveaux de production et sources de croissance, calendriers de mise en valeur et résultats des projets, résultats des activités d'exploration et dates avant lesquelles certains secteurs pourront être mis en valeur ou en service, redevances à verser, activités de financement et d'immobilisations, passifs éventuels et questions environnementales. De par leur nature même, les énoncés prospectifs obligent Addax Petroleum à faire des hypothèses qui pourraient ne pas se concrétiser ou s'avérer inexactes. Ces énoncés prospectifs sont soumis à certains facteurs de risque et d'incertitude connus et inconnus, ainsi qu'à divers autres facteurs pouvant entraîner un écart notable entre les résultats, niveaux d'activité et résultats réels et ceux exprimés ou sous-entendus dans ces énoncés prospectifs. Ces facteurs incluent, mais sans s'y limiter, les éléments suivants :le caractère imprécis des estimations concernant les réserves et les ressources, le taux de récupération final des réserves, les cours du pétrole et du gaz naturel, la conjoncture générale de l'économie, du marché et du secteur; la capacité de l'industrie; la concurrence des autres entreprises; les variations des prix du pétrole; les marge de raffinage et de commercialisation; la capacité de produire le pétrole brut et le gaz naturel, ainsi que de les transporter vers les marchés; l'incidence des conditions météorologiques et climatiques; les résultats des activités d'exploration, de mise en valeur et des autres activités connexes; les variations des taux d'intérêt et de change; la capacité des fournisseurs à respecter leurs engagements; les mesures prises par les autorités gouvernementales, notamment les hausses de taxes; les décisions ou les autorisations des tribunaux administratifs; les changement dans les lois environnementales et les autres règlements; les risques liés à l'exploitation pétrolière et gazière, tant à l'échelle nationale qu'internationale; les événements politiques internationaux; les taux de rendement attendus; de même que d'autres facteurs qui, en grande partie, sont indépendants de la volonté d'Addax Petroleum. Plus précisément, la production peut être influencée par divers facteurs, comme la réussite des activités d'exploration, le calendrier et le succès des activités de démarrage, la fiabilité des installations, la production des réservoirs et les taux de réduction naturels, le traitement des eaux et les progrès des travaux de forage. Les dépenses en immobilisations peuvent varier selon les tensions exercées sur les coûts associées aux nouveaux projets d'immobilisations, notamment en ce qui a trait à la main‑d'oeuvre et à l'approvisionnement, à la gestion des projets, à la disponibilité des appareils de forage et à leur taux de productivité, ainsi qu'aux coûts des relevés sismiques. Ces facteurs sont étudiés plus en détail dans les documents que dépose Addax Petroleum auprès des organismes provinciaux canadiens de réglementation du commerce des valeurs mobilières.
Les lecteurs sont priés de prendre note que cette liste de facteurs importants qui exercent une influence sur les énoncés prospectifs n'est pas complète. Par ailleurs, les énoncés prospectifs sont formulés à la date du présent communiqué et, sauf où les lois applicables l'exigent, Addax Petroleum n'est aucunement obligée de mettre à jour ou de réviser publiquement aucun de ces énoncés prospectifs, que ce soit à la suite de nouveaux renseignements, d'événements futurs ou d'autres facteurs. Tous les énoncés prospectifs contenus dans le présent communiqué sont expressément visés par cet avertissement.
Mesures financières non conformes aux PCGR
Addax Petroleum définit les "flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation" comme étant l'encaisse nette provenant des activités d'exploitation avant les variations des éléments hors caisse du fonds de roulement. La direction estime qu'en plus du résultat net, les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation constituent une mesure utile, car ils indiquent la capacité d'Addax Petroleum à générer les liquidités nécessaires pour rembourser sa dette 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'elle définit comme la marge bénéficiaire par baril associée à la production et à la vente de pétrole brut et qu'elle calcule comme les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation par baril vendu, avant les charges du siège social. Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation et les revenus nets d'exploitation ne sont pas des mesures reconnues en vertu des PCGR du Canada. Les lecteurs sont avisés de ne pas substituer ces mesures au résultat net déterminé conformément aux PCGR du Canada pour déterminer le rendement d'Addax Petroleum. La méthode employée par Addax Petroleum pour calculer ces mesures peut différer de celle utilisée par d'autres sociétés et, par conséquent, elles peuvent ne pas être comparables aux mesures utilisées par d'autres sociétés.
Conférence téléphonique à l'intention des analystes
Les analystes financiers sont invités à participer à une conférence téléphonique aujourd'hui, à 11 h HNE, avec Jean-Claude Gandur, président et chef de la direction, Michael Ebsary, directeurs des finances, et James Pearce, directeur de l'exploitation. Les médias et les actionnaires peuvent participer à la conférence à titre d'auditeurs uniquement. Pour participer à la conférence, veuillez composer l'un des numéros suivants :
Toronto : 416-644-3423
Sans frais (Canada et États-Unis) : 1-866-250-4910
Sans frais (Royaume-Uni) : 00-800-0000-2288
Partout ailleurs : 1-416-644-3423