Addax Petroleum annonce ses résultats au premier trimestre 2007
CALGARY, Canada, May 9 /PRNewswire/ --
- Les flux financiers provenant de l'exploitation augmentent de 50 % au premier trimestre
- Ne pas diffuser, publier ou distribuer aux États-Unis, en Australie ou au Japon
Addax Petroleum Corporation (<< Addax Petroleum >> ou la << Société >>) (TXS : AXC), une société internationale d'exploration et de production de pétrole et de gaz se concentrant stratégiquement sur l'Afrique occidentale et le Moyen-Orient, vient d'annoncer aujourd'hui ses résultats pour le trimestre se terminant le 31 mars 2007. Les résultats financiers sont préparés conformément au GAAP canadien et le dollar américain est utilisé comme base monétaire. Cette annonce coïncide au dépôt, auprès des autorités chargées de la réglementation des valeurs mobilières au Canada, des états financiers d'Addax Petroleum pour le trimestre se terminant le 31 mars 2007 ainsi que la discussion et l'analyse de la direction qui s'y rapporte. Des exemplaires de ces documents peuvent être obtenus sur www.sedar.com et sur le site Web de la Société, www.addaxpetroleum.com.
Commentaires du PDG
Commentant aujourd'hui, le président-directeur général d'Addax Petroleum, Jean-Claude Gandur, explique : << Nous avons pris un très bon départ en 2007. Notre performance financière au premier trimestre a été forte, sur la base de revenus nets d'exploitation et d'une performance d'exploitation solides, qui fournissent une croissance alignée sur nos attentes. Outre la réalisation des résultats d'exploitation escomptés, nos résultats en matière d'exploration et d'évaluation ont été encourageants. Nos efforts visant à démontrer et réaliser la valeur de notre portefeuille d'exploration, notamment dans les zones actuellement productives sous licence, à Taq Taq et dans les eaux profondes du golfe de Guinée, progressent bien. Je suis également très heureux d'avoir récemment conclu notre première nouvelle acquisition commerciale en 2007, qui a été conclue au Gabon et qui complète nos activités qui y existent déjà. Je me réjouis de conclure notre inscription secondaire à la cote de la bourse de Londres dans un avenir proche et qui sera, je le crois, une importante contribution à nos objectifs d'optimisation de la valeur pour nos actionnaires. >>
Sélection de faits financiers marquants
- Le chiffre d'affaires pétrolier avant royalties au premier trimestre 2007 s'est élevé à 627 millions de dollars canadiens, soit une augmentation de 59 % par rapport au chiffre d'affaires pétrolier avant royalties de 394 millions de dollars canadiens enregistré au premier trimestre 2006. L'augmentation du chiffre d'affaires pétrolier avant royalties est née d'une augmentation de la production de pétrole et de ses ventes, en partie amoindrie par une baisse de 3 % du prix de vente moyen du pétrole brut qui s'est établi à 57,86 dollars canadiens par baril (/bbl) en comparaison à 59,41 dollars canadiens par baril au cours de la période correspondante en 2006.
- Le résultat net au premier trimestre 2007 était de 79 millions de dollars canadiens (0,51 dollars canadiens par action), soit une augmentation de 39 % par rapport au revenu net de 57 millions de dollars canadiens (0,44 dollars canadiens par action) au premier trimestre 2006.
- Les flux financiers provenant de l'exploitation pour le premier trimestre 2007 ont augmenté de 50 % pour s'établir à 263 millions de dollars canadiens (soit 1,69 dollars canadiens par action) en comparaison à 175 millions de dollars canadiens (soit 1,36 dollars canadiens par action) pour la période correspondante en 2006.
- La facilité d'acquisition de 1,0 milliard de dollars canadiens de la Société a été refinancée au moyen d'un emprunt à 5 ans d'un montant de 1,5 milliards de dollars canadiens, qui a ensuite reçu le soutien d'un consortium bancaire et a alors été augmenté à 1,6 milliards de dollars canadiens.
- La Société a été ajoutée à l'indice composite Standard & Poor (<< S&P >>) de la bourse de Toronto et à l'indice énergétique plafonné S&P de la bourse de Toronto, à compter du 19 mars 2007.
Le tableau suivant résume les faits financiers marquants. --------------------------------------------------------------------- Sélection de faits financiers marquants - Trimestre se terminant le 31 mars En millions CAD, sauf mention contraire 2007 2006 Changement --------------------------------------------------------------------- CA pétrolier avant royalties 627 394 59 % Prix de vente moyen du pétrole brut, dollars canadiens/baril 57,86 59,41 (3 %) Résultat net 79 57 39 % Bénéfice par action, CAD/action 0,51 0,44 16 % Nombre d'actions en circulation en moyenne (de base ou ap. dilution), en millions 155 128 21 % Flux financiers provenant de l'expl. 263 175 50 % Flux financiers provenant de l'exploitation par action, CAD/action 1,69 1,36 24 % --------------------------------------------------------------------- ---------------------------------------------------------------------
Sélection de faits marquants dans l'exploitation
- La production moyenne brute de pétrole avec participation de concessionnaire au premier trimestre 2007 était de 116 000 barils/jour (Mbbl/j), soit une augmentation de 45 % par rapport à la production moyenne de pétrole au premier trimestre 2006 qui s'élevait à 80 000 barils/jour. Le Gabon a contribué 18 000 barils/jour au premier trimestre 2007 (aucune contribution au premier trimestre 2006) et la production du Nigeria a augmenté de 22 % pour arriver à 98 000 barils/jour en comparaison à 80 000 barils/jour au cours de la période correspondante en 2006.
- Les dépenses d'investissement ont augmenté de 20 % pour atteindre 216 millions de dollars canadiens au premier trimestre 2007, en augmentation par rapport aux 180 millions de dollars canadiens au premier trimestre 2006, à l'exclusion des acquisitions de nouvelles activités, des droits d'affermage et des droits de signature de licence. Les dépenses d'investissement en développement ont atteint un total de 146 millions de dollars canadiens au premier trimestre 2007, une baisse de 18 % par rapport au premier trimestre 2006 où les dépenses d'investissement en développement se sont élevées à 173 millions de dollars canadiens. Les dépenses d'investissement en exploration et évaluation sont passées à 70 millions de dollars canadiens au premier trimestre 2007, par rapport à un montant de 7 millions de dollars canadiens au premier trimestre 2006.
- Tout au long du premier trimestre 2007, la Société a exploité sept plates-formes de forage : trois offshore au Nigeria, une sur terre au Nigeria, deux sur terre au Gabon, dont l'une d'entre elles a par la suite été cédée - et une dans la région du Kurdistan, en Irak. Une deuxième plate-forme de forage a fait l'objet d'un contrat au Gabon à la fin du premier trimestre et elle est actuellement en cours d'assemblage pour être prête à commencer le forage au cours du trimestre courant.
- Parmi les faits marquants des projets de développement au premier trimestre 2007, citons :
Nigeria
- développement des activités de forage composées de six nouveaux puits en développement, trois sur OML123, un sur OML126 et deux sur OML124 ;
- parmi ces six nouveaux puits, les puits OML123 et OML124 ont été mis en production alors que le nouveau puits en développement OML126 est en attente d'ancrage ;
- développement en cours des installations de surface sur les champs Oron et Adanga sur OML123.
Gabon
- trois puits de développement ont été forés dans les zones terrestres sous licence de la Société ;
- un total de cinq nouveaux puits de production ont été mis en production, ils comprennent deux des trois nouveaux puits forés au cours de ce trimestre, deux autres puits terrestres forés auparavant et un puits en développement dans la zone offshore sous licence et non exploitée ;
- développement d'installations de surface en cours dans les zones sous licence de Maghena et d'Etame.
- Parmi les activités d'exploration et d'évaluation et les faits marquants au premier trimestre 2007, citons :
Petits fonds dans le golfe de Guinée (Nigeria et Cameroun)
- cinq puits d'exploration et d'évaluation ont été forés offshore au Nigeria au cours du trimestre, trois sur OML123 et deux sur OML126, avec pour conséquence la découverte et l'évaluation réussie d'une nouvelle accumulation, la démonstration d'extensions dans deux champs en cours de production et un puits d'exploration et d'évaluation sans succès ;
- dans OML123, le puits d'exploration Antan-1X a découvert une nouvelle accumulation qui a rencontré trois intervalles de réservoir porteurs de pétrole comprenant environ 104 pieds (32 m) de zone productrice nette totale. Un des trois intervalles de réservoir a été testé et il a présenté un débit d'environ 470 barils/jour d'un pétrole à 15 degrés API. Le véritable potentiel de débit de l'intervalle n'a pas été atteint en raison de mesures de contrôle du sable mises en place au cours de l'essai. La découverte d'Antan a été évaluée avec succès par le puits Antan-2X, un puits en aval-pendage d'extension situé à environ 0,8 kilomètres du puits Antan-1X, qui a rencontré environ 41 pieds (12 m) de zone productrice nette totale. Le puits a confirmé le contact pétrole-eau dans un des intervalles du puits Antan-1X et a découvert du pétrole dans deux intervalles plus profonds qui n'ont pas été enregistrés par le puits Antan-1X. Le puits Antan-2X n'a pas été testé ;
- des puits d'évaluation à extension de champ ont été forés sur les champs Ebughu et Okwori dans OMl123 et OML126, respectivement. Trois puits de développement ont ensuite été forés, dont deux sont en production et un est en attente d'ancrage.
- le cinquième puits d'exploration et d'évaluation, dans la zone productive possible Nda Ouest dans OML126 s'est avéré sans succès ;
- la Société a cédé 50 % de la zone sous licence d'exploration OPL225 conformément aux conditions générales du contrat de partage de production en question. OPL225 a ensuite été renommé OML137 ;
- au Cameroun, il n'y a eu aucune activité de champ ou de forage. La Société prévoit de commencer l'exploration en forant dans la zone sous licence de Ngosso courant 2007 et la sélection des appareils de forage est en cours ;
Gabon
- un puits d'exploration et d'évaluation réussi a été foré dans le champ terrestre d'Autour, auparavant découvert mais jusqu'alors non développé. Le puits est à présent suspendu, en attente d'un essai de débit ;
- la Société, aux termes du contrat de partage de la production de la zone sous licence Panthere NZE, a cédé les zones Mokabou et Pomarin et a gardé la zone Autour.
Grands fonds dans le golfe de Guinée (Nigeria et JDZ)
- les études techniques sont en cours pour évaluer les sites de forage des zones productives possibles ;
- comme annoncé le 6 mars 2007, la Société a engagé l'Aban Abraham, un navire de forage de grands fonds, qui sera disponible dès le deuxième trimestre 2008 dans les zones sous licence de grands fonds de la Société.
Région du Kurdistan en Iraq
- comme annoncé le 1er mars 2007, le puits TT-05 a été testé à un débit total de 26 600 barils/jour à partir de deux intervalles distincts ;
- le puits TT-06 a fait l'objet d'un battage au câble à environ 3,6 kilomètres au nord-nord-ouest du TT-05 et ce puits fait à l'heure actuelle l'objet d'un essai de débit dont les résultats seront annoncés une fois l'essai terminé ;
- le puits TT-07 a récemment fait l'objet d'un battage au câble à environ 2,2 kilomètres au sud-est du site du puits TT-05.
- Les revenus nets d'exploitation au premier trimestre 2007 ont augmenté de 2 % pour s'élever à 42,05 dollars canadiens/baril, contre 41,24 dollars canadiens/baril au premier trimestre 2006. Les dépenses d'exploitation de l'unité sont passées à 7,84 dollars canadiens/baril, soit une augmentation de 10 % par rapport au niveau du premier trimestre 2006 qui était de 7,13 dollars canadiens/baril. Les coûts d'exploitation de l'unité au premier trimestre 2007 reflètent les coûts d'exploitation actuels de l'unité relativement élevés associés à l'exploitation de la Société au Gabon.
Le tableau suivant résume certaines informations sur l'exploitation. ------------------------------------------------------------------------- Sélection de faits marquants sur l'expl. - Trimestre se terminant le 31 mars 2007 2006 Changement ------------------------------------------------------------------------- Production moyenne brute annuelle de pétrole avec participation de concessionnaire (en milliers de barils/jour) Nigeria (offshore) 92,1 77,1 19 % Nigeria (sur terre) 5,8 3,3 76 % Sous-total Nigeria 97,9 80,4 22 % Gabon (offshore) 6,3 - - Gabon (sur terre) 12,0 - - Sous-total Gabon 18,3 - - Total 116,1 80,4 45 % Prix, dépenses et revenus nets (CAD/baril) Prix moyen réalisé 57,86 59,41 (3 %) Dépenses d'exploitation 7,84 7,13 10 % Revenus nets d'exploitation 42,05 41,24 2 % ------------------------------------------------------------------------- -------------------------------------------------------------------------
Dividendes
Le conseil d'administration de la Société a déclaré un dividende de 0,05 dollars canadiens par action pour le premier trimestre 2007. Le dividende est payable le 14 juin 2007 aux actionnaires inscrits au 31 mai 2007. Un dividende de 0,05 dollars canadiens par action a été déclaré et payé au premier trimestre 2007 pour le quatrième trimestre 2006.
Développements récents
Depuis la fin du premier trimestre, la Société a fait un certain nombre d'annonces, notamment :
- Le 10 avril, la Société a annoncé l'acquisition d'une participation à hauteur de 50 % dans l'exploitation de la zone terrestre sous licence d'exploration Epaemeno, au Gabon. La zone sous licence Epaemeno se situe immédiatement au nord des zones sous licence Maghena et Awoun.
- Le 22 avril, la Société a annoncé son intention de réaliser une inscription secondaire à la cote de ses actions à la bourse de Londres.
Perspectives
Les perspectives de la Société pour 2007 sont alignées sur les directives fournies à ce jour. Addax Petroleum prévoit que la production moyenne brute annuelle de pétrole avec participation de concessionnaire s'élèvera à environ 127 à 133 000 barils/jour pour ses activités au Nigeria et au Gabon. La direction de la Société va faire une présentation aux analystes financiers le 29 mai 2007 à Londres et compte fournir des directives supplémentaires pour 2007 et les années à venir lors de cette présentation.
Avis juridique - Énoncés prospectifs
Certains des énoncés du présent communiqué de presse constituent des énoncés prospectifs au sens des lois qui s'appliquent aux valeurs mobilières. On peut en général reconnaître ces énoncés à l'emploi de mots comme << anticiper >>, << croire >>, << avoir l'intention de >>, << s'attendre à >>, << prévoir >>, << estimation >>, << budget >>, << perspectives >> ou d'autres expressions similaires. Les énoncés prospectifs font notamment référence aux éléments suivants, mais ne s'y limitent pas : 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 considérable entre les résultats, niveaux d'activité et résultats réels et ceux exprimés ou sous-entendus dans ces énoncés prospectifs. Ces facteurs comprennent, mais ne se limitent pas, 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 d'investissement peuvent varier selon les tensions exercées sur les coûts associées aux nouveaux projets d'investissement, 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 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 exhaustive. Par ailleurs, les énoncés prospectifs sont formulés à la date du présent communiqué et, sauf où les lois en vigueur 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 indiqués dans le présent communiqué de presse sont expressément visés par cet avertissement.
Mesures non GAAP
Addax Petroleum définit les << flux financiers provenant de l'exploitation >>, ou << FFFO >>, comme une trésorerie nette provenant des activités d'exploitation avant changement du fonds de roulement autre que les disponibilités. La direction croit qu'outre le résultat net, les FFFO représentent une mesure utile étant donné que cette dernière démontre la capacité qu'a Addax Petroleum à générer les liquidités nécessaires au remboursement de la dette ou au financement de la croissance future au moyen des dépenses d'investissement. Addax Petroleum évalue également ses performances en utilisant les revenus nets d'exploitation qu'elle définit comme étant le ratio de marge bénéficiaire par baril associé à la production et à la vente de pétrole brut et qu'elle calcule au fur et à mesure que les fonds proviennent de l'exploitation par baril vendu, avant les imputations d'entreprise. Les FFFO et les revenus nets d'exploitation ne sont pas des mesures reconnues dans le GAAP canadien. Les lecteurs sont avertis par la présente que ces mesures ne doivent pas être interprétées comme une alternative au résultat net déterminé conformément au GAAP canadien ou comme une indication des performances d'Addax Petroleum. La méthode de calcul de cette mesure par Addax Petroleum peut être différente de celle d'autres sociétés et ainsi, elle n'est pas forcément comparable aux mesures utilisées par d'autres sociétés.
Téléconférence pour les analystes
Les analystes financiers sont invités à participer à une conférence aujourd'hui, mardi le 8 mai à 11h00 (heure de l'Est) avec M. Jean-Claude Gandur, président et PDG, M. Michael Ebsary, directeur financier et M. James Pearce, directeur de l'exploitation. Les médias et les actionnaires peuvent uniquement y participer à titre d'auditeurs. Pour participer à la téléconférence, veuillez composer un des numéros suivants :
Pour participer à la téléconférence, veuillez composer un des numéros suivants : Toronto : +1-416-644-3415 Numéro sans frais (Canada et États-Unis) : +1-800-731-5319 Numéro sans frais (RU) : 00-800-0000-2288 Numéro sans frais (Suisse) : 00-800-0022-8228 Une rediffusion de la téléconférence sera disponible au +1-416-640-1917 ou au +1-877-289- 8525, code 21227718 (suivi de la touche dièse) jusqu'à mardi le 22 mai 2007.