Addax Petroleum annonce ses résultats pour le troisième trimestre 2007 ainsi que son budget d'immobilisations 2008

CALGARY, Canada, November 14 /PRNewswire/ --

- Le flux financier lié aux activités d'exploitation augmente de 37 pour cent, et le bénéfice net de 63 pour cent, par rapport au troisième trimestre 2006

- La production de pétrole brut liée à une participation directe fait un bond de 40 pour cent, pour une moyenne de 128 200 barils par jour

- L'évaluation des puits d'extension se poursuit avec succès à Taq Taq

Addax Petroleum Corporation (<< Addax Petroleum >> ou la << Société >>) (TSX : AXC et LSE : AXC) a annoncé aujourd'hui ses résultats financiers et d'exploitation pour le trimestre clos le 30 septembre 2007. Ces résultats sont préparés conformément aux PCGR du Canada, et les montants sont exprimés en dollars américains. De plus, la Société a donné un aperçu de son budget d'immobilisations et de ses prévisions de production pour 2007 et 2008.

Cette publication coïncide avec le dépôt des états financiers du troisième trimestre clos le 30 septembre 2007 ainsi que du rapport d'analyse de la direction 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 au http://www.sedar.com et au 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 et une webémission à l'intention des analystes et des investisseurs à compter de 11 h (heure normale de l'Est) / 16 h (heure de Londres), le lundi 12 novembre. Tous les détails concernant cette conférence téléphonique se trouvent à la fin du présent communiqué.

Commentaires du PDG

Jean-Claude Gandur, président-directeur général d'Addax Petroleum, a déclaré aujourd'hui : << Le troisième trimestre a été un trimestre record pour Addax Petroleum tant sur le plan opérationnel que financier, poursuivant ainsi l'élan que nous avons pris lors du premier semestre de 2007. Outre la croissance soutenue de nos activités au Nigéria, nous avons apporté de grandes améliorations en ce qui a trait à l'exploitation et à la production de nos champs au Gabon. Nous avons également fait d'importants progrès à Taq Taq en parvenant à mettre en service notre puits d'extension le plus prolifique jusqu'à ce jour. Dans la zone d'exploitation commune (JDZ) en eau profonde, nous avons amélioré considérablement notre portefeuille grâce à l'ajout d'une participation de 40 pour cent dans le bloc 1. Selon nos prévisions, 2008 sera une autre année remarquable sur le plan des activités et de la croissance. >>

Quelques faits saillants sur le plan financier

- Pour le troisième trimestre 2007, les ventes de pétrole avant les redevances se sont chiffrées à 925 M$ CA, en hausse de 58 pour cent par rapport aux 584 M$ CA amassés à la même période l'an dernier. Cette croissance découle principalement de l'augmentation du volume des ventes de pétrole jumelée à la hausse du prix de vente moyen du brut, lequel a augmenté de 10 pour cent pour atteindre 74,31 $ CA le baril (b) alors qu'il était à 67,60 $ CA/b au troisième trimestre 2006.

- Le bénéfice net du troisième trimestre 2007 s'est fixé à 122 M$ CA, une augmentation de 63 pour cent par rapport aux 75 M$ CA obtenus à pareille date l'an dernier. Le bénéfice net par action (dilué et non dilué) a quant à lui connu une hausse de 53 pour cent pour atteindre 0,78 $ CA l'action, comparativement à 0,51 $ l'action pour la même période en 2006.

- Toujours au troisième trimestre 2007, le flux financier lié aux activités d'exploitation (FFAE) a atteint 335 M$ CA, ce qui représente un gain de 37 pour cent par rapport aux 244 M$ CA enregistrés pour la même période en 2006. Le FFAE par action a pour sa part augmenté de 30 pour cent pour atteindre 2,15 $ CA l'action (de base), alors qu'il se chiffrait à 1,65 $ CA l'action au troisième trimestre 2006. Sur une base diluée, le FFAE par action a augmenté de 25 pour cent pour se chiffrer à 2,06 $ CA l'action au troisième trimestre 2007 par rapport à 1,65 $ CA l'action à la période correspondante de 2006.

Le tableau suivant présente le résumé des faits saillants financiers du troisième trimestre et des neuf premiers mois de l'exercice 2007.

---------------------------------------------------------------------- Données financières choisies Trimestre clos le pour le troisième trimestre 30 septembre ------------------ en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire 2007 2006 Var. ---------------------------------------------------------------------- Ventes de pétrole avant les redevances 925 584 58 % Prix de vente moyen du brut ($CA/b) 74,31 67,60 10 % Bénéfice net 122 75 63 % Flux financier lié aux activités d'exploitation 335 244 37 % Moyenne des actions (de base) en circulation en millions 155 148 5 % Bénéfice non dilué par action ($CA/action) 0,78 0,51 53 % Flux financier lié aux activités d'exploitation par action en circulation ($CA/action) (de base) 2,15 1,65 30 % Moyenne des actions en circulation (dilué) en millions 162 148 9 % Bénéfice dilué par action ($CA/action) 0,78 0,51 53 % Flux financier dilué lié aux activités d'exploitation par action ($CA/action) 2,06 1,65 25 % ---------------------------------------------------------------------- ---------------------------------------------------------------------- ---------------------------------------------------------------------- Données financières choisies pour Période de neuf mois terminée les neuf premiers mois le 30 septembre ------------------ en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire 2007 2006 Var. ---------------------------------------------------------------------- Ventes de pétrole avant les redevances 2 305 1 500 54 % Prix de vente moyen du brut ($CA/b) 67,27 65,34 3 % Bénéfice net 302 190 59 % Flux financier lié aux activités d'exploitation 885 614 44 % Moyenne des actions en circulation (de base) en millions 155 139 12 % Bénéfice non dilué par action (de base) ($CA/action) 1,94 1,37 42 % Flux financier lié aux activités d'exploitation par action en circulation ($CA/action) (de base) 5,70 4,44 28 % Moyenne des actions en circulation (dilué) en millions 158 139 14 % Bénéfice dilué par action ($CA/action) 1,94 1,37 42 % Flux financier lié aux activités d'exploitation par action ($CA/action) 5,59 4,44 26 % ---------------------------------------------------------------------- ----------------------------------------------------------------------

Faits saillants des nouvelles activités

- Tel qu'annoncé le 25 septembre dernier, la Société a accepté d'acquérir une participation de 40 pour cent dans le bloc 1 de la zone d'exploitation commune (<< Joint Development Zone >> ou << JDZ >>) appartenant à une filiale d'ExxonMobil. En échange, Addax Petroleum versera 78 millions de dollars canadiens ainsi qu'une part de 2 pour cent des bénéfices tirés de la production de pétrole au bloc 1. La finalisation de cette acquisition est sujette à l'approbation de l'Autorité d'exploitation commune de la JDZ. Une fois la transaction complétée, Addax Petroleum détiendra une participation dans les blocs 1, 2, 3 et 4 de la JDZ.

Faits saillants opérationnels

- Au troisième trimestre 2007, la production moyenne de pétrole brut liée à une participation directe s'est élevée à 128,2 milliers de barils par jour (kb/j), soit une hausse de 40 pour cent par rapport à la production moyenne de 91,5 kb/j enregistrée à pareille date l'an dernier. La production au Nigéria a fait un bond de 17 pour cent à 104,5 kb/j, en hausse comparativement aux 89,1 kb/j obtenus au troisième trimestre de 2006. Quant au Gabon, la production a atteint 23,7 kb/j comparativement à 2,4 kb/j à pareille date l'an dernier, au moment où les biens de production du Gabon ont été acquis. La production totale de pétrole au cours du dernier trimestre s'est chiffrée à 11,8 millions de barils par jour (mb/j), comparativement à un volume de ventes de 12,4 mb/j.

- L'évaluation des puits d'extension s'est encore une fois bien déroulée au champ Taq Taq situé dans la région du Kurdistan irakien, tout comme les activités d'exploration à la propriété OML137 au large des côtes du Nigéria. D'importantes découvertes de gaz y ont d'ailleurs été faites dans la structure Udele West au début du troisième trimestre.

- Les dépenses en immobilisations, exception faite de la contrepartie versée pour l'acquisition des nouvelles entreprises, des frais d'affermage et des frais liés à l'acquisition de permis, sont passées de 191 M$ CA au troisième trimestre 2006 à 281 M$ CA en 2007, soit une augmentation de 47 pour cent. Les dépenses en capital de développement ont quant à elles atteint 250 M$ CA, en hausse de 92 pour cent par rapport à 2006 (130 M$ CA). Pour ce qui est des dépenses associées aux activités d'exploration et d'appréciation, elles sont passées de 61 M$ CA en 2006 à 31 M$ CA en 2007.

- Tout au long du troisième trimestre 2007, la Société a exploité directement sept installations de forage : quatre 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 au troisième trimestre 2007:

Nigéria

- forage de quatre nouveaux puits de développement : trois à OML123 et un à OML124;

- mise en service des quatre puits au cours du trimestre;

- agrandissement en cours des installations de surface dans la zone de licence OML123.

Gabon

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

- mise en service de cinq des six puits;

- 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 d'appréciation au troisième trimestre 2007 :

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

- forage d'un puits d'exploration à OML137 au large des côtes du Nigéria, ayant comme résultat la découverte de la structure Udele West;

- tel qu'annoncé le 12 juillet 2007, le 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 (12 et 34 mètres), pour une hauteur totale de 542 pieds (165 mètres). Bien que ce puits de découverte ait été suspendu, la Société a l'intention d'y reprendre les activités afin d'effectuer des essais de débit sur différents intervalles plus tard;

- au Cameroun, la Société a récemment conclu un contrat d'installation d'un appareil de forage à faible tirant d'eau en vue d'entreprendre le sondage de recherche en eau peu profonde de la zone de licence Ngosso au cours du premier trimestre de 2008. Des travaux de dragage sont d'ailleurs en cours afin de donner accès au site de forage.

Gabon

- la Société a entrepris un levé sismique en 3D sur la portion sud des zones de licence Maghena et Awoun. Elle prévoit que ce levé, 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.

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 6 septembre 2007, le puits d'appréciation TT-07 a été foré et testé avec succès à un débit total de 37,6 kb/j et à partir de trois intervalles distincts. Le puits TT-07 a été foré à environ 2,9 kilomètres au sud-sud-est du puits TT-04, situé dans la zone apicale;

- au cours du troisième trimestre, les puits d'appréciation TT-08 et TT-09 ont été forés par battage à environ 1,7 kilomètre à l'est et à environ 1,7 kilomètre au sud-est du puits TT-04, respectivement. Les deux puits font actuellement l'objet d'un forage dans le but de sonder le versant du champ Taq Taq;

- à l'heure actuelle, le puits TT-09 a été foré à une profondeur finale et des essais de débit sont sur le point d'y être effectués. Les résultats de ces tests seront d'ailleurs annoncés une fois les essais complétés;

- le puits TT-08 a été foré jusqu'au réservoir, et le reste sera foré et sondé dès que les essais de débit auront été effectués au puits TT-09;

- un levé sismique en 3D du champ Taq Taq ainsi que des levés sismiques en 2D de la zone Kewa Chermila et à l'est de Taq Taq ont été complétés au cours du troisième trimestre;

- les revenus nets d'exploitation ont progressé de 15 pour cent pour s'établir à 54,94 $ CA/b, comparativement à 47,90 $ CA/b au troisième trimestre 2006. Les frais unitaires d'exploitation ont quant à eux chuté de 3 pour cent, passant de 6,47 $ CA/b en 2006 à 6,29 $ CA/b ce dernier trimestre. Cette légère baisse est attribuable à l'amélioration des coûts unitaires due à l'augmentation de la production et des ventes, laquelle a été partiellement atténuée par la hausse des frais d'exploitation découlant de la forte demande de l'industrie.

Le tableau suivant présente le résumé des résultats d'exploitation du troisième trimestre et des neuf premiers mois de l'exercice 2007.

---------------------------------------------------------------------- Données d'exploitation choisies pour Trimestre terminé le le troisième trimestre 30 septembre ------------------ 2007 2006 Var. ---------------------------------------------------------------------- Production moyenne de pétrole brut liée à une participation directe (kb/j) Nigéria (en mer) 96,1 85,1 13 % Nigéria (sur terre) 8,4 4,0 110 % Nigéria sous-total 104,5 89,1 17 % Gabon (en mer) 6,3 1,4 350 % Gabon (sur terre) 17,4 1,0 1640 % Gabon sous-total 23,7 2,4 888 % Total 128,2 91,5 40 % Prix, charges et revenus nets ($CA/b) Prix moyen réalisé 74,31 67,60 10 % Charges d'exploitation 6,29 6,47 (3 %) Revenus nets d'exploitation 54,94 47,90 15 % ---------------------------------------------------------------------- ---------------------------------------------------------------------- ---------------------------------------------------------------------- Données d'exploitation choisies Période de neuf mois terminée le pour les neuf premiers mois 30 septembre ------------------ 2007 2006 Var. ---------------------------------------------------------------------- Production moyenne de pétrole brut liée à une participation directe (kb/b) Nigéria (en mer) 95,0 79,4 20 % Nigéria (sur terre) 7,2 3,7 95 % Nigéria sous-total 102,2 83,1 23 % Gabon (en mer) 6,3 0,5 1 160 % Gabon (sur terre) 14,0 0,4 3 400 % Gabon sous-total 20,3 0,9 2 156 % Total 122,5 84,0 46 % Prix, charges et revenus nets ($CA/b) Prix moyen réalisé 67,27 65,34 3 % Charges d'exploitation 6,58 6,81 (3 %) Revenus nets d'exploitation 49,81 46,49 7 % ---------------------------------------------------------------------- ----------------------------------------------------------------------

Dividende

Le conseil d'administration de la Société a déclaré un dividende de 0,05 $ CA par action pour le troisième trimestre 2007. Le dividende sera versé le 14 décembre prochain aux actionnaires dûment inscrits en date du 30 novembre 2007. Un dividende de 0,05 $ CA par action a été déclaré et versé au cours du troisième trimestre relativement au deuxième 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.

Perspectives

La Société a établi ses perspectives budgétaires pour le reste de l'année et l'exercice 2008. Le processus budgétaire d'Addax Petroleum est continuellement déterminé par sa philosophie qui consiste à financer ses dépenses en immobilisations au moyen des flux de trésorerie qui sont générés à l'interne, et de temps à autre par des créances, tout en maintenant la force et la souplesse financière de son bilan de manière à accroître ses activités et son portefeuille de propriétés. La Société cherche à réinvestir les fonds qu'elle génère à l'interne sur une base économique et de façon équilibrée entre ses activités de développement et d'exploration. Notamment, son budget de développement pour 2008 vise à accroître et à maintenir à des niveaux record la production de ses biens actuels au Nigéria, à maintenir la croissance de sa production au Gabon grâce au développement en cours de ses champs d'exploitation terrestres, de même qu'à exploiter le potentiel de production dans la région du Kurdistan irakien. La Société réinvestira les flux de trésorerie tirés de cette base de production dans un ambitieux programme d'exploration et d'appréciation, lequel a été créé dans le but d'accélérer les additions aux réserves et aux ressources qui favoriseront la croissance de l'entreprise. Le budget d'exploration et d'appréciation d'Addax Petroleum pour 2008 comprend le forage de quelque 15 puits dans toutes les régions d'activités, y compris son premier puits d'exploration en eau profonde.

- Quelques faits saillants de 2007 :

Prévisions de production

- la production de pétrole brut liée à une participation directe devrait s'établir à une moyenne d'environ 127 kb/j, ce qui correspond à la fourchette prévue de 127 à 133 kb/j;

- la production de pétrole au Nigéria devrait demeurer supérieure aux prévisions grâce à l'excellent rendement obtenu à OML124 et à OML126. Cette différence devrait toutefois être partiellement atténuée par la production à OML123, qui a été plus faible que prévue;

- la production de pétrole au Gabon devrait croître et ainsi poursuivre sur sa lancée du troisième trimestre, même si en moyenne elle demeurera en dessous des prévisions annuelles. Des contraintes de pipelines d'exportations concernant la production terrestre d'un tiers exploitant sont la principale cause de cette production plus faible que prévue. La capacité de production des puits est conforme aux prévisions, mais la production totale est inférieure à celle escomptée pour la raison citée plus haut.

Estimations des dépenses en immobilisations

- l'estimation révisée de la Société en matière de dépenses d'immobilisations pour 2007 est de 1 072 millions $ CA, en excluant les considérations d'acquisition de nouvelle entreprise, les frais d'affermage et les coûts liés à la signature de licence, comparativement à son estimation annuelle annoncée de 1 150 millions $ CA;

- les dépenses estimées en capital développement s'élèvent à 817 millions $ CA, 74 pour cent de cette somme étant allouée au Nigéria et le reste au Gabon. Le forage de développement est le poste le plus important, contribuant pour 518 millions $ CA ou 63 pour cent des dépenses de développement estimées;

- les dépenses estimées en exploration et en appréciation s'établissent quant à elles à 251 millions $ CA, y compris 138 millions $ CA au Nigéria (en excluant la zone de licence en eau profonde) ayant donné lieu à trois découvertes prometteuses au cours des neuf premiers mois de 2007 ainsi que 76 millions $ CA pour l'appréciation fructueuse du champ Taq Taq.

- Quelques faits saillants de 2008 :

Prévisions de production

- en 2008, la production de pétrole brut liée à une participation directe devrait s'établir à une moyenne d'environ 140 à 145 kb/j, en hausse de 10 à 14 pour cent par rapport à 2007;

- la production de pétrole au Nigéria devrait connaître une légère hausse pour se situer entre 106 et 111 kb/j. Cette augmentation, qui comprend de nouvelles hausses de production à OML123 ainsi qu'une production stable à OML124, devrait être partiellement annulée par une baisse de production à OML126. Ce déclin avait d'abord été prévu pour 2007, mais il n'a toujours pas eu lieu;

- la production de pétrole au Gabon devrait s'établir quant à elle entre 31 et 36 kb/j en moyenne. Cette prévision repose sur la croissance continue des zones de licence terrestres de la Société ainsi que sur le maintien de la production dans les zones de licence situées au large des côtes. Addax Petroleum prévoit que la production de pétrole sur les côtes du Gabon continuera de subir les contraintes partielles d'un tiers exploitant durant la majeure partie de 2008, bien que la Société ait amorcé les travaux d'agrandissement de son système d'exportation qui, une fois mis en service, permettra d'accroître davantage la production en tirant parti de la capacité de réserve par le biais de la station Rabi exploitée par Shell;

- les prévisions de production pour 2008 ne tiennent pas compte de la production de pétrole provenant de la région du Kurdistan irakien, même si la Société, de concert avec ses partenaires Genel Enerji et le gouvernement régional du Kurdistan, prévoit installer un système initial de production au champ Taq Taq. Ce système, qui devrait être mis en service au début du second semestre de 2008, affichera une production de pétrole d'environ 10 kb/j à Taq Taq (soit une participation directe d'approximativement 4 kb/j pour Addax Petroleum).

Estimations des dépenses en immobilisations

- la Société alloue en 2008 un budget de 1 509 millions $ CA en dépenses d'immobilisations, en excluant les considérations d'acquisition de nouvelle entreprise, les frais d'affermage et les coûts liés à la signature de licence;

- les dépenses budgétées en capital développement s'élèvent à 1 175 millions $ CA répartis de la façon suivante : 73 pour cent au Nigéria, 23 % au Gabon et le reste à la région du Kurdistan irakien. Le forage de développement est le poste le plus important, contribuant pour 636 millions $ CA ou 54 pour cent du budget alloué au développement;

- les dépenses budgétées en exploration et en appréciation s'établissent quant à elles à 330 millions $ CA, y compris 137 millions $ CA au Nigéria (en excluant la zone de licence en eau profonde) et au Cameroun, 90 millions $ CA aux eaux profondes du Nigéria et à la JDZ, 42 millions $ CA au Gabon et 23 millions $ CA à la région du Kurdistan irakien. La Société prévoit d'ailleurs forer jusqu'à 15 puits d'exploration et d'appréciation en 2008. Elle tentera également d'entreprendre dès que possible le forage d'exploration de ses zones de licence en eaux profondes. Par ailleurs, la Société cherche activement à installer un appareil de forage afin d'accélérer son programme de forage en eaux profondes et ainsi réduire les risques de retard dans la mise en service de la plateforme de forage Aban Abraham, prévue pour la fin de 2008.

Le tableau suivant présente un résumé des prévisions actuelles de la Société concernant sa production de pétrole, ainsi qu'un aperçu du budget alloué pour ses dépenses en immobilisations pour 2007 et 2008 :

---------------------------------------------------------------------- Faits saillants - Perspectives de 2007 et 2008 2007 2008 Var. ---------------------------------------------------------------------- Prévision de la production de pétrole (kb/j) Nigéria 106 106 à 111 0 - 5 % Gabon 21 31 à 36 48 - 71 % Total 127 140 à 145 10 - 14 % Budget alloué aux dépenses en immobilisations, par région (en millions de dollars canadiens) Nigéria (sauf en eau profonde) et Cameroun 744 1 034 39 % Gabon 228 307 35 % Eaux profondes - Nigéria et JDZ 20 90 350 % Région du Kurdistan irakien 76 74 (3 %) Général 4 4 0 % Total 1 072 1 509 41 % Budget alloué aux dépenses en immobilisations, par type (en millions de dollars canadiens) Développement 817 1 175 44 % Exploration et appréciation 251 330 31 % Général 4 4 0 % Total 1 072 1 509 41 % ---------------------------------------------------------------------- ----------------------------------------------------------------------

Finalement, la Société prévoit annoncer ses estimations de ressources et de réserves de pétrole pour la fin de l'exercice 2007, lesquelles sont préparées de manière indépendante en vertu de la norme canadienne 51-101, au cours de la deuxième moitié de janvier 2008.

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 >>, << peut >>, << pourra >>, << pourrait >>, << devrait >> 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, l'activité sismique, 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, les questions environnementales, les approbations gouvernementales ainsi que la finalisation des négociations actuelles. Par leur nature même, 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 pétrole 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 pressions 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 l'activité sismique. 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'exige, 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 lundi 12 novembre à 11 h (heure normale de l'Est) / 16 h (heure de Londres) en compagnie de MM. Jean-Claude Gandur, président-directeur général, 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 :

CALGARY, Canada, November 14 /PRNewswire/ --

Toronto: +1-416-644-3418

Sans frais (Canada et USA): +1-800-732-0232

Sans frais (Royaume-Uni): 00-800-2288-3501

Sans frais (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 21251977 (suivi de la touche dièse), jusqu'au lundi 26 novembre 2007.

Une webémission sera également disponible à l'adresse URL suivante :

http://www.axisto.com/webcasting/investis/addax-petroleum/q3-2007-results