Addax Petroleum annonce ses résultats financiers pour le deuxième trimestre 2007

CALGARY, Canada, August 9 /PRNewswire/ --

- Ne pas diffuser, publier ou distribuer aux Etats-Unis, en Australie ou au Japon

- Le flux financier lié aux activités d'exploitation augmente de 46 pour cent, et le bénéfice net de 74 pour cent ;

- La production de pétrole brut liée à une participation directe fait un bond de 54 pour cent, pour une moyenne de 123 000 barils par jour ;

- Les activités d'exploration se poursuivent avec succès au large des côtes du Nigéria; même chose du côté de l'évaluation des puits d'extension à Taq Taq.

La société Addax Petroleum (<< Addax Petroleum >> ou la << Société >>)

(TSX : AXC; LES : AXC) a annoncé aujourd'hui ses résultats financiers et d'exploitation pour le trimestre terminé le 30 juin 2007. Ces résultats sont préparés conformément aux PCGR du Canada, et les montants sont exprimés en dollars américains.

Cette publication coïncide avec le dépôt des états financiers du deuxième trimestre ainsi que du rapport de gestion d'Addax Petroleum auprès des organismes de réglementation du commerce des valeurs mobilières du Canada et du Royaume-Uni. Des exemplaires de ces documents peuvent être obtenus sur les sites http://www.sedar.com et http://www.londonstockexchange.com, de même que sur le site de la Société à l'adresse http://www.addaxpetroleum.com.

Addax Petroleum tiendra une conférence téléphonique à l'intention des analystes et des investisseurs à compter de 11 h (heure normale de l'Est) / 16 h (heure de Londres), le mardi 7 août. Tous les détails se trouvent à la fin du présent communiqué.

Commentaires du PDG

Jean-Claude Gandur, président et PDG d'Addax Petroleum, a émis aujourd'hui le commentaire suivant : << Une fois de plus, nous venons d'afficher des résultats trimestriels remarquables. Je suis ravi de vous informer que nous avons de nouveau accru notre production, ce qui, jumelé à nos mesures disciplinaires strictes en matière de dépenses, nous permet de continuer à fournir un excellent rendement sur le plan financier et de l'exploitation. Par ailleurs, les opportunités de réinvestissement qui s'offrent à nous sont exceptionnelles, comme le montre le succès obtenu dans nos activités d'exploration au large des côtes du Nigéria et dans l'évaluation des travaux d'extension au champ Taq Taq. Nous continuons ainsi de bâtir une plateforme de croissance pour Addax Petroleum. Au cours du dernier trimestre, nous avons en effet accru notre capital de base par le biais d'une émission fructueuse d'obligations convertibles et complété notre inscription secondaire à la Bourse de Londres, ce qui devrait contribuer considérablement à notre objectif visant à maximiser la valeur actionnariale. >>

CALGARY, Canada, August 9 /PRNewswire/ --

Quelques faits saillants sur le plan financier

- Pour le deuxième trimestre 2007, les ventes de pétrole avant les redevances se sont chiffrées à 753 M$US, en hausse de 44 pour cent par rapport aux 523 M$US amassés à la même période l'an dernier. Cette croissance découle principalement de l'augmentation du volume des ventes de pétrole alors que le prix de vente moyen du brut a légèrement progressé de 1 pour cent, à 68,21 $US le baril (/b), comparativement à 67,85 $US/b au deuxième trimestre 2006.

- Le bénéfice net du deuxième trimestre 2007 s'est fixé à 101 M$US, une augmentation de 74 pour cent par rapport aux 58 M$US obtenus à pareille date l'an dernier. Le bénéfice net par action a quant à lui connu une hausse de 59 pour cent pour atteindre 0,65 $US l'action en circulation (de base), comparativement à 0,41 $US l'action en circulation (de base) pour la même période en 2006.

- Toujours au deuxième trimestre 2007, le flux financier lié aux activités d'exploitation (FFAE) a atteint 287 M$US, ce qui représente un gain de 46 pour cent par rapport aux 196 M$US enregistrés pour la même période en 2006. Le FFAE par action a pour sa part augmenté de 32 pour cent pour atteindre 1,85 $US l'action en circulation (de base), alors qu'il se chiffrait à 1,40 $US l'action en circulation (de base) au deuxième trimestre 2006.

- En mai, la Société a réussi à émettre 300 M$US en obligations de premier rang non garanties et convertibles venant à échéance en 2012.

- Toujours en mai, la Société a été admise à la cote officielle ainsi qu'à la négociation sur le marché principal de la Bourse de Londres.

Le tableau suivant présente le résumé des faits saillants financiers du deuxième trimestre et du premier semestre.

----------------------------------------------------------------------- Données financières choisies pour le Trimestre terminé le deuxième trimestre 30 juin --------------- en millions de dollars américains, sauf 2007 2006 Var. indication contraire ----------------------------------------------------------------------- Ventes de pétrole avant les redevances 753 523 44 % Prix de vente moyen du brut ($US/b) 68,21 67,85 1 % Bénéfice net 101 58 74 % Bénéfice par action en circulation ($US/action) 0,65 0,41 59 % (de base) Actions en circulation (de base), en millions 155 140 11 % Flux financier lié aux activités d'exploitation 287 196 46 % FFAE par action en circulation (de base) ($US/action) 1,85 1,40 32 % ----------------------------------------------------------------------- ----------------------------------------------------------------------- ----------------------------------------------------------------------- Données financières choisies pour le premier Semestre terminé le semestre 30 juin -------------- en millions de dollars américains, sauf indication contraire 2007 2006 Var. ----------------------------------------------------------------------- Ventes de pétrole avant les redevances 1 380 917 50 % Prix de vente moyen du brut ($US/b) 63,09 63,95 (1 %) Bénéfice net 180 114 58 % Bénéfice par action en circulation ($US/action) 1,16 0,85 36 % (de base) Actions en circulation (de base), en millions 155 134 16 % Flux financier lié aux activités d'exploitation 550 370 49 % FFAE par action en circulation (de base) ($US/action) 3,55 2,76 29 % ----------------------------------------------------------------------- -----------------------------------------------------------------------

Données d'exploitation choisies

- Au deuxième trimestre 2007, la production moyenne de pétrole brut liée à une participation directe s'est élevée à 123,0 milliers de barils par jour (kb/j), soit une hausse de 54 pour cent par rapport à la production moyenne de 79,9 kb/j enregistrée à pareille date l'an dernier. La production au Nigéria a fait un bond de 30 pour cent à 104,1 kb/j, en hausse comparativement aux 79,9 kb/j obtenus au deuxième trimestre 2006. Quant au Gabon, la production a atteint 18,9 kb/j (aucune contribution au deuxième trimestre 2006). La production totale de pétrole au cours du dernier trimestre s'est chiffrée à 11,2 millions de barils par jour (mb/j), comparativement à un volume de ventes de 11,0 mb/j au cours du trimestre.

- Les activités d'exploration se sont poursuivies avec succès à la propriété OML137 au large des côtes du Nigéria, où des découvertes de pétrole et de gaz ont été faites dans la structure Ofrima North et, au début du troisième trimestre, dans la structure Udele West. L'évaluation des puits d'extension s'est également bien déroulée au champ Taq Taq situé dans la région du Kurdistan irakien.

- Les dépenses en immobilisations, exception faite de la contrepartie versée pour l'acquisition de nouvelles entreprises, des frais d'affermage et des frais liés à l'acquisition de permis, sont passées de 172 M$US au deuxième trimestre 2006 à 261 M$US en 2007, soit une augmentation de 52 pour cent. Les dépenses en capital de développement ont, quant à elles, atteint 174 M$US, en hausse de 28 pour cent par rapport à 2006 (136 M$US). Pour ce qui est des dépenses associées aux activités d'exploration et d'évaluation, elles sont passées de 36 M$US au deuxième trimestre 2006 à 87 M$US au deuxième trimestre 2007.

- Tout au long du deuxième trimestre 2007, la Société a exploité directement six installations de forage : trois au large des côtes du Nigéria, une sur les côtes du Nigéria et deux sur les côtes du Gabon. Par le biais de sa co-entreprise, Taq Taq Operating Company, elle s'est occupée indirectement d'une autre installation située dans la région du Kurdistan irakien.

- Voici les principaux projets de mise en valeur du deuxième trimestre 2007 :

Nigéria

- forage de quatre nouveaux puits de développement à OML123, et tous les quatre ont été mis en service au cours du trimestre;

- agrandissement en cours des installations de surface des champs Oron et Adanga dans la propriété OML123.

Gabon

- forage de deux puits de développement dans les zones de licence côtières de la Société;

- mise en service de trois nouveaux puits, tous sur terre, dont les deux puits de développement qui ont été forés au cours du trimestre et un autre puits qui avait déjà été foré;

- agrandissement en cours des installations de surface dans les zones de licence Maghena (sur terre) et Etame (en mer).

- Voici les principaux faits saillants des activités d'exploration et d'évaluation du deuxième trimestre 2007 :

Eaux peu profondes du golfe de Guinée (Nigéria et Cameroun)

- forage de deux puits d'exploration au large des côtes du Nigéria, les deux à OML137, ayant comme résultat la découverte de deux nouvelles structures (Ofrima North et Udele West). La dernière a été découverte au début du troisième trimestre;

- tel qu'annoncé le 12 juillet 2007, le puits d'exploration Ofrima-2 foré sur la structure Ofrima North a permis de découvrir un intervalle de pétrole brut de 140 pieds (environ 43 mètres). Selon les données de pression statique, cet intervalle consisterait en du pétrole léger d'une densité d'environ 39 degrés API ainsi qu'en trois intervalles de gaz brut d'une hauteur individuelle de 29, 43 et 158 pieds. Un deuxième puits d'exploration, Udele-2, a révélé la présence de sept intervalles de gaz brut d'une hauteur individuelle variant entre 41 et 113 pieds, pour une hauteur totale de 542 pieds. Bien que ces deux puits de découverte aient été suspendus, la Société à l'intention d'y reprendre les activités afin d'effectuer des essais de débit sur différents intervalles plus tard au cours de l'année;

- au Cameroun, la Société a récemment conclu un contrat d'installation de forage en vue d'entreprendre le sondage de recherche dans la zone de licence Ngosso plus tard cette année.

Gabon

- la Société a entrepris un levé sismique de développement et d'évaluation en 3D sur la portion sud de la zone de licence Maghena. La Société s'emploie présentement à accroître ses acquisitions sismiques en vue de couvrir la portion sud de la zone de licence adjacente Awoun qui est exploitée par Shell Gabon, et dans laquelle la Société détient une participation de 40 pour cent. La Société prévoit que le levé 3D, une fois acquis, traité et interprété, fournira des renseignements très utiles pour le développement, l'évaluation et l'exploration futurs de cette zone, qui comprend les champs Obangue, Koula et Damier;

- tel qu'annoncé le 10 avril 2007, la Société a acquis une participation de 50 pour cent dans la zone de licence d'exploration Epaemeno, qui est située immédiatement au nord des zones de licence Maghena et Awoun sur les côtes du Gabon. Il est à noter que l'acquisition d'Epaemeno est assujettie au consentement du gouvernement gabonais.

Eaux profondes du golfe de Guinée (Nigéria et JDZ)

- des études techniques sont en cours afin d'évaluer les sites de forage des zones d'intérêt à explorer.

Région du Kurdistan irakien

- tel qu'annoncé le 4 juin 2007, le puits d'appréciation TT-06 a été foré et testé à un débit total de 18,9 kb/j et à partir de trois intervalles distincts. Le puits TT-06 a été foré à environ 3,6 kilomètres au nord-nord-ouest du puits TT-05;

- au cours du deuxième trimestre, le puits TT-07 a été foré par battage à environ 2,2 kilomètres au sud-est du puits TT-05. Des essais de débit sont d'ailleurs sur le point d'être effectués sur TT-07, et les résultats seront dévoilés une fois que les tests auront été complétés;

- le puits TT-08 a récemment fait l'objet d'un forage par battage à environ 1,1 kilomètre au nord du puits TT-05 dans le but de sonder le versant du champ;

- un levé sismique en 2D a été entrepris dans la zone Kewa Chermila et vient tout juste d'être complété. Un levé sismique en 3D a alors été amorcé sur le champ Taq Taq.

- les revenus nets d'exploitation ont progressé de 4 pour cent, s'établissant à 51,17 $US/b, comparativement à 49,17 $US/b au deuxième trimestre 2006. Les frais unitaires d'exploitation ont quant à eux chuté de 18 pour cent, passant de 6,99 $US/b en 2006 à 5,75 $US/b ce dernier trimestre. Cette baisse est attribuable au remplacement de l'unité FPSO à la propriété OML123, au large des côtes du Nigéria.

Le tableau suivant présente quelques données d'exploitation du deuxième trimestre et du premier semestre. ----------------------------------------------------------------------- Données d'exploitation choisies pour le Trimestre terminé le deuxième trimestre 30 juin --------------- 2007 2006 Var. ----------------------------------------------------------------------- Production moyenne de pétrole brut liée à une participation directe (kb/j) : Nigéria (en mer) 96,6 76,1 27 % Nigéria (sur terre) 7,5 3,8 97 % Nigéria sous-total 104,1 79,9 30 % Gabon (en mer) 6,4 - - Gabon (sur terre) 12,5 - - Gabon sous-total 18,9 - - Total 123,0 79,9 54 % Prix, charges et revenus nets ($/b) Prix moyen réalisé 68,21 67,85 1 % Charges d'exploitation 5,75 6,99 (18 %) Revenus nets d'exploitation 51,17 49,17 4 % ----------------------------------------------------------------------- ----------------------------------------------------------------------- ----------------------------------------------------------------------- Données d'exploitation choisies pour le Semestre terminé le premier semestre 30 juin --------------- 2007 2006 Var. ----------------------------------------------------------------------- Production moyenne de pétrole brut liée à une participation directe (kb/j) : Nigéria (en mer) 94,4 76,6 23 % Nigéria (sur terre) 6,6 3,5 89 % Nigéria sous-total 101,0 80,1 26 % Gabon (en mer) 6,4 - - Gabon (sur terre) 12,2 - - Gabon sous-total 18,6 - - Total 119,6 80,1 49 % Prix, charges et revenus nets ($/b) Prix moyen réalisé 63,09 63,95 (1 %) Charges d'exploitation 6,72 7,05 (5 %) Revenus nets d'exploitation 46,75 45,51 3 % ----------------------------------------------------------------------- -----------------------------------------------------------------------

Dividende

Le conseil d'administration de la Société a déclaré un dividende de 0,05 $ CAD par action pour le deuxième trimestre 2007. Le dividende sera versé le 13 septembre 2007 aux actionnaires dûment inscrits en date du 30 août 2007. Un dividende de 0,05 $ CAD par action a été déclaré et versé au cours du deuxième trimestre relativement au premier trimestre 2007. Conformément aux lignes directrices de l'Agence du revenu du Canada, les dividendes qui ont été versés par la Société au cours de cette période sont considérés comme des dividendes admissibles.

Participation d'AOG dans Addax Petroleum Corporation

Tel qu'annoncé les 20 et 31 juillet dernier, l'actionnaire majoritaire de la Société, Addax & Oryx Group Ltd. (<< AOG >>), a réduit sa participation dans Addax Petroleum à quelque 55,5 millions d'actions, soit environ 36 pour cent des actions émises par la Société. Cette cession a eu lieu lorsque certains actionnaires d'AOG ont décidé d'échanger leurs actions contre des actions que détenait AOG dans la Société. Il est à noter toutefois que les droits d'usufruit de la haute direction de la Société dans Addax Petroleum demeurent inchangés.

Perspectives

Les perspectives de la Société pour 2007 correspondent aux prévisions qui ont été mises à jour. Addax Petroleum s'attend donc à ce que la production moyenne de pétrole brut liée à une participation directe de ses installations au Nigéria et au Gabon s'établisse entre 127 et 133 kb/j approximativement. Les dépenses en immobilisations devraient totaliser quant à elles 1 150 millions $US (1 178 millions $US en 2006), dont 340 millions $US seront consacrés aux activités d'exploration et 810 millions $US aux activités de développement. Les autres dépenses en capital devraient être allouées comme suit : 750 millions $US pour les actifs de production nigériens, 30 millions $US pour les actifs de non-production nigériens, 240 millions $US pour les actifs de production gabonais, 90 millions $US pour le champ Taq Taq et finalement 40 millions $US pour d'autres éléments d'actifs, notamment à JDZ et au Cameroun.

Avis juridique - Énoncés prospectifs

Certains énoncés contenus dans le présent communiqué constituent des énoncés prospectifs en vertu des lois applicables sur les valeurs mobilières. Ces énoncés peuvent être généralement reconnus à l'emploi de mots tels que << anticiper >>, << croire >>, << avoir l'intention de >>, << s'attendre à >>, << planifier >>, << estimer >>, << budget >>, << perspective >> ou d'autres expressions semblables. Ces énoncés prospectifs comprennent, entre autres, les références aux objectifs et aux stratégies d'entreprise, le capital futur et autres dépenses, les estimations des réserves et des ressources, les plans de forage, les activités de construction et de réparation, la présentation de plans de développement, la sismicité, les niveaux de production et les sources de croissance connexes, les calendriers des projets et les résultats, les résultats des activités d'exploration et les dates auxquelles certaines régions peuvent être développées ou mises en activité, les redevances payables, les activités d'investissement et de financement, le passif éventuel ainsi que les questions environnementales. De nature, ces énoncés prospectifs exigent d'Addax Petroleum qu'elle formule des hypothèses qui pourraient ne pas se concrétiser ou se révéler inexactes. Ces énoncés prospectifs sont assujettis à des risques et à des incertitudes, connus et inconnus, ainsi qu'à d'autres facteurs susceptibles d'entraîner des écarts considérables entre les résultats réels, les niveaux d'activité et les réalisations et ceux exprimés ou sous-entendus dans ces énoncés. Ces facteurs comprennent, entre autres : l'imprécision des estimations des réserves et des ressources, la récupération finale des réserves, les prix du pétrole et du gaz naturel, la conjoncture générale, du marché et de l'économie; la capacité de l'industrie; les mesures concurrentielles prises par d'autres sociétés; les fluctuations des prix du pétrole; les marges de raffinage et de commercialisation; la capacité à produire du gaz naturel et du gaz brut aux fins d'expédition vers les marchés; les effets des conditions climatiques et météorologiques; les résultats du forage d'exploration et de développement ainsi que les activités connexes; la fluctuation des taux d'intérêt et des taux de change; la capacité des fournisseurs à respecter leurs engagements; les mesures prises par les autorités gouvernementales, y compris les hausses d'impôts; les décisions ou autorisations rendues par les tribunaux administratifs; les changements dans les lois environnementales et les autres règlements; les risques liés aux activités pétrolières et gazières, tant à l'échelle nationale qu'internationale; les événements politiques internationaux; les taux de rendement attendus; ainsi que d'autres facteurs, dont un grand nombre échappe au contrôle 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, le rendement des réservoirs et les taux de réduction naturelle, les systèmes de circulation d'eau ainsi que le progrès des travaux de forage. Les dépenses en immobilisations peuvent subir quant à elles les répercussions des tensions exercées sur les coûts associés aux nouveaux projets d'investissement, y compris l'offre de main-d'oeuvre et de matériaux, la gestion des projets, les taux et la disponibilité des appareils de forage ainsi que les coûts liés à la sismicité. Ces facteurs sont décrits de façon plus détaillée dans les documents que dépose Addax Petroleum auprès des organismes provinciaux canadiens de réglementation du commerce des valeurs mobilières.

Les lecteurs sont avisés du fait que la liste précédente de facteurs importants ayant des répercussions sur les énoncés prospectifs n'est pas complète. 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'exigence, Addax Petroleum rejette toute obligation de mettre à jour publiquement ou de réviser tout énoncé prospectif à la lumière de nouveaux renseignements, d'événements futurs ou pour toute autre raison. 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 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, laquelle marge est calculée comme les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation par baril vendu avant les charges du siège social. Il est à noter toutefois que le FFAE 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 cette mesure au bénéfice net déterminé conformément aux PCGR du Canada pour évaluer le rendement d'Addax Petroleum. La méthode employée par Addax Petroleum pour calculer ces mesures peut différer de celle utilisée par les autres sociétés et, par conséquent, elles peuvent ne pas être comparables.

Conférence téléphonique à l'intention des analystes

Les analystes financiers sont invités à participer à une conférence téléphonique le mardi 7 août à 11 h (heure normale de l'Est) / 16 h (heure de Londres) en compagnie de MM. Jean-Claude Gandur, président et PDG, Michael Ebsary, directeur financier, et James Pearce, directeur de l'exploitation. Les médias et les actionnaires pourront participer à la conférence à titre d'auditeurs uniquement.

Pour écouter la conférence téléphonique, veuillez composer l'un des numéros suivants :

Toronto : 416-644-3418

Sans frais (Canada et É.-U.) : 1-800-732-6179

Sans frais (Royaume-Uni) : 00-800-0000-2288

Sans frais (Suisse) : 00-800-0022-8228

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 21240077 (suivi de la touche dièse), jusqu'au mardi 21 août 2007.