Addax Petroleum annonce des résultats record pour le troisième trimestre 2008 et le budget d'investissement 2009

CALGARY, Canada, November 13 /PRNewswire/ --

- Hausse de 61 % des flux financiers liés aux activités d'exploitation pour s'établir à 539 millions $ - Augmentation de 103 % du résultat net pour atteindre 248 millions $ - Hausse de 2 % de la production pour atteindre 131,3 millions de barils par jour - 1,6 milliard $ en budget d'investissement pour 2009

Addax Petroleum Corporation (<< Addax Petroleum >> ou la << Société >>) (TSX : AXC et LSE : AXC) a annoncé aujourd'hui ses résultats financiers pour le trimestre clos le 30 septembre 2008. Les résultats financiers sont préparés conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR) et le dollar américain est utilisé comme base monétaire. En outre, la Société a présenté son budget d'investissement et ses perspectives de production pour 2009.

Cette annonce coïncide au dépôt, auprès des autorités chargées de la réglementation des valeurs mobilières au Canada et en Grande-Bretagne, des états financiers consolidés non audités d'Addax Petroleum pour le trimestre clos le 30 septembre 2008 ainsi qu'à la discussion et à l'analyse de la direction qui s'y rapporte. Vous pouvez télécharger des exemplaires de ces documents sur le site Internet http://www.sedar.com, http://www.londonstockexchange.com et le site Internet de la Société http://www.addaxpetroleum.com.

Une téléconférence et une diffusion Internet seront réservées aux analystes et aux investisseurs le lundi 10 novembre 2008 à 11h00, heure de l'Est, soit à 16h00, heure de Londres au Royaume-Uni. Vous trouverez les détails complets à la fin de cette annonce.

Commentaires du président-directeur général

Dans un commentaire émis aujourd'hui, le président-directeur général d'Addax Petroleum, Jean-Claude Gandur a déclaré : << Je suis ravi d'annoncer que nos excellentes performances d'exploitation, dans un environnement marqué par des prix du pétrole record, ont permis à Addax Petroleum d'enregistrer un nouveau trimestre de résultats financiers record. Nos niveaux de production poursuivent leur essor. Nous escomptons un excellent quatrième trimestre, ce qui nous permettra d'atteindre nos prévisions pour l'année 2008. Au cours du troisième trimestre, nous avons consolidé également l'expansion du portefeuille de biens d'Addax Petroleum, notamment avec l'acquisition de trois participations sous licence. Cette nouvelle activité commerciale est étroitement liée au dynamisme de notre programme d'exploration, dont la montée en puissance est illustrée par sept forages d'évaluation et d'exploration au quatrième trimestre. À la veille de 2009 et compte tenu de la volatilité actuelle des cours des produits de base, nous avons joué la carte de la prudence. En effet, nous avons élaboré un programme de dépenses en capital dont le financement sera interne. Ainsi, nous pourrons soutenir la croissance d'Addax Petroleum pour toutes les parties intéressées >>.

Sélection de faits financiers marquants

- Les ventes de pétrole avant royalties au troisième trimestre 2008 se sont élevées à 1 335 millions $, soit une hausse de 44 % par rapport aux ventes de pétrole avant royalties de 925 millions $ au troisième trimestre 2007. Cette hausse s'explique principalement par une augmentation de 48 % du cours moyen de pétrole brut au troisième trimestre 2008, soit 110,32 $ par baril par rapport aux 74,31 $ par baril au troisième trimestre 2007, légèrement compensée par une baisse de 4 % en volume de ventes au cours de la même période. La Société conserve un important stock de pétrole, qui devrait continuer à baisser d'ici la fin de cette année.

- Au troisième trimestre 2008, les flux financiers liés aux activités d'exploitation ont augmenté de 61 % pour atteindre 539 millions $ (soit 3,45 $ par action de base) comparés à 335 millions $ (soit 2,15 $ par action de base) au troisième trimestre 2007.

- Au troisième trimestre 2008, le résultat net a augmenté de 103 % pour atteindre 248 millions $ (soit 1,59 $ par action de base) comparé à 122 millions $ (soit 0,78 $ par action de base) au troisième trimestre 2007.

- Au troisième trimestre 2008, les dépenses en capital, hors coûts d'acquisition, ont augmenté de 72 % pour atteindre 483 millions $ comparés à 281 millions $ au troisième trimestre 2007. Au quatrième trimestre, les dépenses d'investissement en développement se sont élevées à 427 millions $, soit une hausse de 71 %, par rapport aux 250 millions $ au troisième trimestre 2007. Les dépenses en capital d'exploration et d'évaluation se montent à 56 millions $ au cours de ce trimestre, soit une hausse de 81 % par rapport aux 31 millions $ du troisième trimestre 2007.

- Les coûts d'acquisition et d'entreprise associés aux nouvelles activités commerciales sont passés à 53 millions $ au troisième trimestre 2008 par rapport à 78 millions $ au troisième trimestre 2007. Les nouvelles activités comprennent l'acquisition de deux nouvelles zones sous licence d'exploration pour le portefeuille de biens de la Société, l'augmentation de l'intérêt économique direct de la Société sur une nouvelle zone sous licence d'exploration et le lancement d'un projet d'utilisation intégrée du gaz au Nigéria.

- À la fin du troisième trimestre 2008, la dette bancaire s'élevait à 1 025 millions $, comme au trimestre correspondant en 2007. La dette bancaire est répartie sur deux catégories : 1,6 milliards $ pour une ligne de crédit principal renouvelable sécurisé (échéance en janvier 2012) et 500 millions $ pour une ligne de crédit principal renouvelable non sécurisé (échéance en avril 2010) souscrite au troisième trimestre 2008.

Le tableau suivant résume les faits financiers marquants : ------------------------------------------------------------------------- Sélection de faits financiers marquants au troisième trimestre Trimestre clos le 30 septembre En million $, sauf mention contraire 2008 2007 Variation ------------------------------------------------------------------------- Chiffre d'affaires pétrolier avant royalties 1 335 925 44 % Prix de vente moyen réalisé, $/baril 110,32 74,31 48 % Volume des ventes, millions de barils 11,9 12,4 -4 % Flux financier lié aux activités d'exploitation 539 335 61 % Résultat net 248 122 103 % Actions ordinaires moyenne pondérée en circulation (de base, millions) 156 155 1 % Flux financier lié aux activités d'exploitation par action ($/action de base) 3,45 2,15 60 % Bénéfice par action ($/action de base) 1,59 0,78 104 % Actions ordinaires moyenne pondérée en circulation (après dilution, millions) 163 162 1 % Flux financier lié aux activités d'exploitation par action ($/action après dilution) 3,30 2,06 60 % Bénéfice par action ($/action après dilution) 1,55 0,78 99 % Total de l'actif 4 895 3 613 35 % Dette à long terme, hors obligations convertibles 1 025 1 025 0 % Dépenses d'investissement - par région Nigéria (hors grands fonds) et Cameroun 333 199 67 % Gabon 128 64 100 % Région du Kurdistan irakien 8 13 -38 % Grands fonds Nigéria et JDZ 14 5 180 % Entreprise, acquisitions, prises d'intérêt et droits de signature de licence 53 78 -32 % Total 536 359 49 % Dépenses d'investissement - par type Développement 427 250 71 % Exploration et évaluation 56 31 81 % Sous-total 483 281 72 % Entreprise, acquisitions, prises d'intérêt et droits de signature de licence 53 78 -32 % Total 536 359 49 % ------------------------------------------------------------------------- ------------------------------------------------------------------------- ------------------------------------------------------------------------- Sélection de faits financiers marquants sur les trois premiers trimestres Neuf mois clos le En millions $, sauf 30 septembre mention contraire 2008 2007 Variation ------------------------------------------------------------------------- Chiffre d'affaires pétrolier avant royalties 3 982 2 305 73% Prix de vente moyen réalisé, $/baril 109,82 67,27 63% Volume des ventes, millions de barils 36,1 34,3 5% Flux financier lié aux activités d'exploitation 1 532 885 73% Résultat net 781 302 159% Actions ordinaires moyenne pondérée en circulation (de base, millions) 156 155 1% Flux financier lié aux activités d'exploitation par action ($/action de base) 9,83 5,70 72% Bénéfice par action ($/action de base) 5,01 1,94 158% Actions ordinaires moyenne pondérée en circulation (après dilution, millions) 163 158 3% Flux financier lié aux activités d'exploitation par action ($/action après dilution) 9,48 5,59 70% Bénéfice par action ($/action après dilution) 4,90 1,94 153% Total de l'actif 4 895 3 613 35% Dette à long terme, hors obligations convertibles 1 025 1 025 0% Dépenses d'investissement - par région Nigéria (hors grands fonds) et Cameroun 829 541 53% Gabon 300 138 117% Région du Kurdistan irakien 24 63 -62% Grands fonds Nigéria et JDZ 20 10 100% Entreprise, acquisitions, prises d'intérêt et droits de signature de licence 72 84 -14% Total 1 245 836 49% Dépenses d'investissement - par type Développement 970 563 72% Exploration et évaluation 203 189 7% Sous-total 1 173 752 56% Entreprise, acquisitions, prises d'intérêt et droits de signature de licence 72 84 -14% Total 1 245 836 49% ------------------------------------------------------------------------- -------------------------------------------------------------------------

Sélection de faits marquants concernant les nouvelles activités

- Le troisième trimestre 2008 a témoigné de la poursuite d'un programme actif de nouvelles opérations pour Addax Petroleum, avec l'ajout de deux nouvelles zones sous licence d'exploration au portefeuille de biens de la Société et l'augmentation de l'intérêt économique direct de la Société sur une zone sous licence d'exploration en grands fonds. De plus, Addax Petroleum a reçu l'autorisation du gouvernement fédéral du Nigéria pour une initiative d'utilisation intégrée du gaz, qui pourrait mener au développement et à la monétisation des importantes ressources en gaz de la Société au Nigéria.

- Les faits marquants concernant les nouvelles activités pour le troisième trimestre 2008 sont les suivants :

Gabon

- Addax Petroleum a acquis un intérêt économique direct supplémentaire de 50 % dans la zone sous licence de Gryphon Marin. La zone sous licence de Gryphon Marin couvre une zone brute de 9 750 km2. Elle se situe au nord de la licence Etame Marin d'Addax Petroleum, au large des côtes gabonaises. Dans le cadre de cette acquisition, Addax Petroleum a hérité d'une série complète de données sismiques, notamment 3 900 km2 d'études sismiques 3D modernes et 2 100 km d'études sismiques 2D. La participation d'Addax Petroleum à Gryphon Marin est soumise à deux concessions détenues par une partie tierce, ce qui pourrait réduire cette participation à 23,5 % pour environ 44 % de la zone sous licence brute. La zone sous licence Gryphon Marin est également soumise à un droit de retour de 10 % détenu par le gouvernement gabonais pour toute zone de développement. Elle se situe dans une période d'exploration dont la date de clôture est novembre 2009. Cette licence est associée à un engagement de forage de deux puits supplémentaires.

Région du Kurdistan irakien

- Addax Petroleum a acquis 33,33 % de participation dans le contrat de partage de production Sangaw du Nord (<< PSC >>), dont la date d'effet est septembre 2008. La zone sous licence de Sangaw du Nord est exploitée par Sterling Energy plc (<< Sterling >>) ; elle se situe à environ 80 kilomètres au sud-ouest de la licence Taq Taq d'Addax Petroleum. Le PSC de Sangaw du Nord prévoit un acte de cession vis-à-vis de la Société pétrolière nationale de Corée, ce qui, à terme, réduira la participation d'Addax Petroleum à 26,67 %. Qui plus est, le gouvernement régional du Kurdistan a le droit d'exiger qu'une part de 25 % soit attribuée à une entité gouvernementale désignée à une date ultérieure. Si cette mesure se concrétise, la participation d'Addax Petroleum sera réduite à 20 %. Conformément aux conditions de l'acquisition, Addax Petroleum doit rembourser les coûts antérieurs de Sterling ainsi que le financement des études sismiques acquises et le forage d'un puits d'exploration.

Zone d'exploitation commune (<< JDZ >>)

- Addax Petroleum a obtenu un intérêt économique direct supplémentaire de 7,2 % dans le Bloc 4 de la JDZ. Cette acquisition résulte d'une procédure d'arbitrage rendue par un jury de la Cour d'arbitrage international de Londres, qui a confirmé qu'Addax Petroleum pouvait bénéficier d'une participation supplémentaire de 7,2 % sans frais supplémentaires, au-delà des 18 millions $ qu'il a déjà versés. Suite à cette décision, la participation d'Addax Petroleum s'élève désormais à 45,5 % dans le Bloc 4.

Petits fonds dans le golfe de Guinée (Nigéria et Cameroun)

- Addax Petroleum a annoncé avec ses partenaires Chrome Oil Services Limited et Korea Gas Corporation, qu'il avait reçu l'autorisation du gouvernement fédéral du Nigéria pour mettre en oeuvre son initiative d'utilisation intégrée du gaz au Nigéria. Le projet d'utilisation intégrée du gaz a été conçu pour explorer et développer les gisements de gaz au Nigéria, notamment OML137 d'Addax Petroleum, et pour garantir les réserves de gaz requises pour la commercialisation d'un nouveau site de production en gaz naturel liquéfié, à hauteur de 10 millions de tonnes par an. Il prévoit également la création d'un site de production électrique à des fins nationales ainsi que l'approvisionnement en matière de base pour le développement de sites pétrochimiques.

Sélection de faits marquants concernant l'exploration et l'évaluation

- Au cours du troisième trimestre 2008, Addax Petroleum a renforcé son programme d'exploration au sein de son portefeuille de biens par l'intermédiaire d'une campagne d'acquisition sismique sur terre au Gabon et au Cameroun, d'ouvrages d'évaluation dans la région du Kurdistan irakien et de préparatifs pour des forages d'exploitation devant démarrer au quatrième trimestre.

- Les faits marquants concernant l'exploration et l'évaluation pour le troisième trimestre 2008 sont les suivants :

Petits fonds dans le golfe de Guinée (Nigéria et Cameroun)

- Dans la zone sous licence d'Iroko, Addax Petroleum a poursuivi ses analyses d'échantillons carottés et fluides issus du forage d'exploitation au deuxième trimestre 2008. En outre, des études sismiques 3D ont été acquises au troisième trimestre 2008 et sont en cours de traitement.

- Addax Petroleum compte passer à la période d'exploration suivante dans la licence Ngosso, en sachant que la période actuelle se termine au premier trimestre 2009. Cette nouvelle période d'exploration porte notamment sur un engagement à forer un puits d'exploration et à acquérir d'autres données sismiques 3D sur la partie prospective Nord de la zone sous licence. La campagne d'acquisition sismique doit commencer au quatrième trimestre 2008 et se terminer au premier trimestre 2009.

- La Société a poursuivi la préparation de site pour le forage d'exploration Okaka et Adanga North Graben dans les zones sous licence OML124 et OML123.

Gabon

- Addax Petroleum a terminé une campagne d'acquisition sismique 2D sur sa zone sous licence Maghena et en a commencé une autre 2D sur sa zone sous licence Epaemeno (fin de la campagne prévue pour le quatrième trimestre 2008). En outre, des travaux de traitement et d'interprétation sismiques en continu se poursuivent dans les zones sous licence Remboue et Maghena.

- La société a continué la préparation de site pour le forage d'exploration Andok dans la zone sous licence Maghena.

Région du Kurdistan irakien

- par le biais de la société Taq Taq (<< TTOPCO >>), une coentreprise entre Addax Petroleum et Genel Enerji A.S., Addax Petroleum a importé un deuxième appareil de forage plus grand (Kurdistan-1) et compte commencer le forage du puits d'évaluation TT-10 au troisième trimestre 2008.

- Depuis la fin du troisième trimestre 2008, la Société a annoncé également l'évaluation réussie de la formation Eocene Pila Spi dans le gisement Taq Taq avec le forage TT-11. Le puits TT-11 a été foré au début du mois de septembre 2008 pour atteindre une profondeur de 1 000 mètres au début du mois d'octobre 2008. Il a révélé une hauteur de pétrole brut de 52 mètres avec un essai d'écoulement de 470 barils par jour.

- Des études fondamentales approfondies et des interprétations sismiques 3D en continu ont été organisées sur le gisement Taq Taq, ainsi que pour la préparation du site en vue de forer le puits d'exploration Kewa Chirmila au cours du troisième trimestre 2008.

Grands fonds dans le golfe de Guinée (Nigéria et JDZ)

La Société a continué son évaluation technique des éventuels sites de forage dans ses zones sous licence des grands fonds au troisième trimestre 2008.

Sélection de faits marquants dans l'exploitation

- La production moyenne de pétrole brut avec un intérêt économique direct au troisième trimestre 2008 était de 131 320 barils/jour, ce qui représente une augmentation d'environ 2 % par rapport à la production moyenne 2007 de 128 160 barils/jour. La production moyenne de pétrole au troisième trimestre 2008 comprenait 103 630 barils/jour au Nigéria et 27 690 barils/jour au Gabon, contre un niveau de production moyen au troisième 2007 de 104 510 barils/jour et de 23 650 barils/jour respectivement.

- Les faits marquants des projets de développement au troisième trimestre 2008 sont les suivants :

Nigéria

- Forage de cinq puits de développement comprenant deux puits de production pétrolière, deux puits d'évaluation sur OML123 et un puits de production pétrolière sur OML126.

- Mise en production d'un total de deux nouveaux puits au cours du trimestre, ce qui représente un sur cinq des puits de développement forés au cours du trimestre et un puits foré au cours d'un trimestre précédent.

- Trois opérations de reconditionnement sur OML124.

- La production d'environ 8 000 barils/jour a été arrêtée sur Oron West South (OML123) suite à des contraintes sur site, à savoir le retard du contractant à installer de nouveaux oléoducs. Une production partielle sur le site Oron West South a démarré au quatrième trimestre 2008.

- Poursuite de la préparation des plans de développement des gisements de Kita Marine et d'Antan.

Gabon

- Forage de six puits de développement terrestres, dont quatre puits de production pétrolière (exploités par Addax Petroleum) se trouvant sur les gisements de Tsiengui dans la zone sous licence de Maghena, et deux autres se trouvant sur les gisements de Tsiengui West dans la zone sous licence d'Awoun.

- Mise en production d'un total de quatre nouveaux puits sur le gisement de Tsiengui au cours du trimestre, dont trois ont été forés au cours de ce trimestre et un au cours du trimestre précédent.

- Extraction de gaz sur trois puits avec le lancement d'injection dans la poche de gaz pour contribuer à la pression sur le gisement Tsengui. Bien que la production du gisement Tsiengui soit légèrement inférieure aux prévisions, de nouveaux puits sont forés pour compenser cette perte auprès des producteurs existants.

- Poursuite du développement du gisement Koula par l'opérateur tiers de la licence Awoun avec un démarrage de production prévu pour la seconde moitié 2009.

- Développement continu des sites de surface sur les gisements terrestres de Tsiengui et d'Obangue (exploités par Addax Petroleum), sur le gisement terrestre de Koula (exploité par un opérateur tiers), sur le gisement au large des côtes d'Ebouri (exploité par un opérateur tiers) et poursuite de l'extension du système d'oléoducs d'exportation de pétrole terrestre de la Société.

Région du Kurdistan irakien

- Installation et mise en service d'un système de production précoce. TTOPCO souhaite démarrer la production pétrolière commerciale attribuable à l'intérêt économique direct d'Addax Petroleum au quatrième trimestre 2008.

- Agrandissement des sites de production existants au quatrième trimestre 2008 avec une capacité supplémentaire prévue pour 2009.

- Au troisième trimestre 2008, les revenus nets d'exploitation ont augmenté de 50 % pour s'élever à 82,43 $/baril contre 54,94 $/baril au troisième trimestre 2007. Au même moment, les dépenses d'exploitation d'unité sont passées à 8,12 $/baril, soit une augmentation de 29 % par rapport au niveau de 2007 qui était de 6,29 $/baril. Cette situation s'explique par les tensions inflationnistes des coûts de prestation de services, la hausse des opérations de reconditionnement et des coûts de sécurité connexes au Nigéria, la hausse des charges de personnel pour soutenir l'essor des opérations au Gabon et la réévaluation de la monnaie locale par rapport au dollar américain.

Le tableau suivant résume certaines informations sur l'exploitation : ------------------------------------------------------------------------- Sélection de faits d'exploitation Trimestre clos en marquants au troisième trimestre septembre 30 2008 2007 Variation ------------------------------------------------------------------------- Production moyenne de pétrole brut avec un intérêt économique direct au troisième trimestre (millions de barils par jour) Nigéria (en mer) 95,8 96,1 0 % Nigéria (à terre) 7,8 8,4 -7 % Sous-total Nigéria 103,6 104,5 -1 % Gabon (en mer) 6,5 6,3 3 % Gabon (à terre) 21,2 17,4 22 % Sous-total Gabon 27,7 23,7 17 % Total 131,3 128,2 2% Prix, dépenses et revenus nets ($/baril) Prix de vente moyen réalisé 110,32 74,31 48 % Dépenses d'exploitation 8,12 6,29 29 % Revenus nets d'exploitation 82,43 54,94 50 % ------------------------------------------------------------------------- ------------------------------------------------------------------------- ------------------------------------------------------------------------- Sélection de faits d'exploitation marquants Neuf mois clos le sur les trois premiers trimestres septembre 30 2008 2007 Variation ------------------------------------------------------------------------- Production moyenne de pétrole brut avec intérêt économique direct au troisième trimestre (millions de barils par jour) Nigéria (en mer) 98,9 95,0 4 % Nigéria (à terre) 7,4 7,2 3 % Sous-total Nigéria 106,3 102,2 4 % Gabon (en mer) 6,8 6,3 8 % Gabon (à terre) 21,3 14,0 52 % Sous-total Gabon 28,1 20,3 38 % Total 134,4 122,5 10 % Prix, dépenses et revenus nets ($/baril) Prix de vente moyen réalisé 109,82 67,27 63 % Dépenses d'exploitation 8,58 6,58 30 % Revenus nets d'exploitation 82,00 49,81 65 % ------------------------------------------------------------------------- ------------------------------------------------------------------------- -------------------------------------------------------------------------

Dividendes

Au cours du troisième trimestre 2008, la Société a versé un dividende de 0,10 CDN/USD par action. Le Conseil d'administration de la Société a déclaré un dividende de 0,10 CDN/USD par action le 7 novembre 2008 payable le 11 décembre 2008 aux actionnaires inscrits au 27 novembre 2008. Conformément aux directives de l'Agence du revenu du Canada, les dividendes payés par la Société au cours de la période sont des dividendes admissibles.

Perspectives

La Société a établi ses perspectives budgétaires pour le reste de l'année 2008 et l'exercice 2009. Le processus budgétaire d'Addax Petroleum dépend continuellement de sa stratégie de refinancement de la trésorerie disponible générée par les opérations, ainsi que de son approche d'ajustement du programme des capitaux compte tenu des prix du pétrole en vue d'atteindre ses objectifs sans recourir aux financements externes. La Société estime que le financement de ses dépenses d'investissement par une trésorerie générée en interne, combiné au recours ponctuel à une ligne de crédit existante, garantira un bilan sain et une souplesse financière de manière à accroître ses activités et son portefeuille de biens. La Société cherche à réinvestir les fonds qu'elle génère en interne sur une base économique et de façon équilibrée entre ses activités de développement et d'exploration.

- Les faits marquants pour 2008 sont les suivants :

Prévisions de production

- La production de pétrole brut liée à un intérêt économique direct au Nigéria et au Gabon devrait s'établir à une moyenne d'environ 136 à 140 millions de barils par jour, ce qui correspond à la fourchette prévue précédemment. Pour octobre 2008, la production moyenne était supérieure aux prévisions à raison de 140 millions de barils par jour.

Estimations des dépenses en capital

- Les estimations de la Société en matière de dépenses en capital pour 2008 se montent à 1 602 millions $, en excluant les considérations d'acquisition de nouvelles activités commerciales, les frais liés aux intérêts économiques directs et les droits de signature de licence, par rapport à son estimation annuelle annoncée précédemment de 1 615 millions $.

- Les dépenses estimées d'investissement en développement s'élèvent à 1 294 millions $, dont 74 % de cette somme sont alloués au Nigéria et le reste au Gabon. Le forage de développement est le poste le plus important, contribuant à hauteur de 790 millions $ ou 61 % des dépenses de développement estimées.

- Les dépenses estimées en exploration et en évaluation pour 2008 s'établissent à 302 millions $, donnant lieu à quatre découvertes à ce jour (taux de réussite : 44 %) et à la poursuite de programmes ambitieux sismiques dans le but de consolider une base de ressources pour la Société. Les dépenses sont réparties comme suit : 145 millions $ au Nigéria (à l'exception des zones sous licence de grands fonds) et au Cameroun, 51 millions $ dans les grands fonds du golfe de Guinée et de JDZ, 50 millions $ au Gabon et 56 millions $ pour l'évaluation fructueuse du gisement Taq Taq.

Addax Petroleum va consacrer 1 600 millions $ de son budget aux dépenses en capital pour 2009. La Société prévoit de financer ce budget d'investissement avec une trésorerie générée en interne et l'obtention début 2009 de certains postes de fonds de roulement prévus en fin d'année, sur la base d'un prix de pétrole Brent de 60 $ par baril et des prévisions de production 2009.

Il est important de noter que le budget réservé au développement pour 2009 comprend 54 puits de développement, dont 23 puits de production pétrolière au Nigéria (18 sur OML123 et cinq sur OML126, les deux en mer) et 31 au Gabon (cinq puits de production pétrolière et deux puits d'injection d'eau/gaz sur Maghena, 18 puits de production pétrolière et quatre puits d'injection d'eau/gaz à Panthere, les deux à terre, et deux puits de production pétrolière à Etame, en mer). La stratégie de forage d'Addax Petroleum vise à renforcer et à maintenir la production à un niveau d'exploitation maximum pour les actifs existants au Nigéria, et à soutenir une croissance de production continue au Gabon grâce au développement de gisements terrestres exploités par Addax Petroleum. La Société réinvestira la trésorerie générée par cette base de production dans le programme d'évaluation et d'exploration pour élargir ses nouvelles ressources et réserves. Le budget d'évaluation et d'exploration pour 2009 comprend le forage de 12 puits dans toutes les régions d'exploitation, notamment le premier puits d'exploration des grands fonds appartenant à la Société.

- Les faits marquants pour 2009 sont les suivants :

Prévisions de production

- En 2009, la production de pétrole brut avec un intérêt économique direct devrait s'établir à une moyenne d'environ 140 à 145 millions de barils par jour, soit une hausse de 7 % par rapport à 2008.

- La production de pétrole au Nigéria devrait connaître une légère hausse pour se situer en moyenne entre 108 et 112 millions de barils par jour. Cette prévision, qui comprend de nouvelles hausses de production sur OML123, ainsi qu'une production relativement stable sur OML124, devrait être partiellement compensée par une baisse de production sur OML126. Ce déclin avait d'abord été prévu pour 2007.

- La production de pétrole au Gabon devrait s'établir entre 31 et 34 millions de barils par jour en moyenne. Cette prévision repose sur la croissance continue des zones sous licence terrestres de la Société, ainsi que sur le maintien de la production dans les zones sous licence situées au large des côtes.

- Les prévisions de production pour 2009 ne comprennent pas la production pétrolière de la région du Kurdistan irakien. La Société, de concert avec ses partenaires Genel Enerji et le gouvernement régional du Kurdistan, prévoit de mener des études d'oléoducs destinés à l'exportation en 2009 afin de finaliser les deuxième et troisième étapes du système de production précoce pour garantir une capacité totale de production de 60 millions de barils par jour.

Budgétisation des dépenses en capital

- Le budget de la Société pour les dépenses en capital pour 2009 se monte à 1 600 millions $, en excluant les considérations d'acquisition de nouvelles activités commerciales, les frais liés aux intérêts économiques directs et les droits de signature de licence.

- Les dépenses d'investissement en développement budgétisées s'élèvent à 1 251 millions $, dont 68 % sont réparties pour le Nigéria et les 5 % restants pour la région du Kurdistan irakien. Le forage de développement est le poste le plus important, contribuant à hauteur de 734 millions $ ou 59 % du budget de développement.

- Les dépenses budgétisées en exploration et en évaluation s'établissent à 345 millions $, dont 173 millions $ au Nigéria (à l'exception des zones sous licence de grands fonds) et au Cameroun, 50 millions $ dans les grands fonds du Nigéria et de JDZ, 86 millions $ au Gabon et 36 millions $ pour la région du Kurdistan irakien. La Société planifie de forer 12 puits d'évaluation et d'exploration en 2009, dont trois au Nigéria, un au Cameroun, cinq au Gabon, un dans les grands fonds du golfe de Guinée et deux dans la région du Kurdistan irakien.

Le tableau suivant résume les prévisions actuelles de la Société concernant sa production de pétrole et le budget alloué pour ses dépenses en capital pour 2008 et 2009 :

Faits marquants - Prévisions pour 2008 - 2009 2008 2009 Variation ------------------------------------------------------------------------- Prévisions de production pétrolière, millions de barils par jour Nigéria 106 à 111 108 à 112 1 - 2 % Gabon 28 à 31 31 à 34 10 - 11 % Total 136 à 140 140 à 145 3 - 4 % Budget des dépenses en capital - par région, en millions $ Nigéria (sauf grands fonds) et Cameroun 1 101 1 028 -7 % Gabon 388 425 10 % Grands fonds Nigéria et JDZ 51 50 -2 % Région du Kurdistan irakien 56 93 66 % Entreprise 6 4 -33 % Total 1 602 1 600 0 % Budget des dépenses en capital - par type, en millions $ Développement 1 294 1 251 -3 % Exploration et évaluation 302 345 14 % Entreprise 6 4 -33 % Total 1 602 1 600 0 % ------------------------------------------------------------------------- -------------------------------------------------------------------------

En outre, Addax Petroleum a préparé un budget éventuel d'investissement en capital s'élevant à environ 850 millions $, dont une partie pourrait être utilisée en 2009 si les prix du pétrole actuels dépassent le niveau anticipé de 1,6 milliards $ de base. Le budget éventuel d'investissement est constitué d'environ 300 millions $ pour des projets d'exploration définis tout en prenant en compte les projets de développement.

Conférence téléphonique à l'intention des analystes

Les analystes financiers sont invités à participer à une conférence téléphonique et à une diffusion Internet le lundi 10 novembre à 11h00, heure de l'Est, soit 16h00, heure de Londres au Royaume-Uni, en compagnie de M. Jean-Claude Gandur, président-directeur général, M. Michael Ebsary, directeur financier, et M. James Pearce, directeur de l'exploitation. La presse et les actionnaires pourront participer à la conférence à titre d'auditeurs uniquement. Pour participer à la conférence téléphonique, veuillez composer l'un des numéros suivants :

Toronto : +1-416-644-3416 Appel gratuit (Canada et États-Unis) : +1-800-733-7560 Appel gratuit (Royaume-Uni) : +44(0)-800-2288-3501 Appel gratuit (Suisse) : +41(0)-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 21277906 suivi de la touche dièse jusqu'au mercredi 26 novembre 2008.

Les investisseurs sont conviés à écouter la diffusion Internet en direct de la présentation en cliquant sur le lien suivant :

http://www.newswire.ca/en/webcast/viewEvent.cgi?eventID=2465980

Les diaporamas de la présentation seront disponibles avant la conférence téléphonique et la diffusion Internet sur le site Internet d'Addax Petroleum : http://www.addaxpetroleum.com.

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 << peut >>, << pourra >>, << devrait >>, << pourrait >>, << anticiper >>, << croire >>, << avoir l'intention de >>, << s'attendre à >>, << planifier >>, << estimer >>, << budget >>, << perspectives >> ou d'autres expressions semblables. Ces énoncés prospectifs comprennent, de façon non exhaustive, 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 zones peuvent être développées ou mises en activité, les royalties dues, les activités d'investissement et de financement, le passif éventuel, les questions environnementales et les approbations gouvernementales. Par leur nature même, ces énoncés prospectifs exigent d'Addax Petroleum qu'il 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 des hypothèses et 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. De tels hypothèses et facteurs comprennent, sans s'y limiter, ce qui suit : 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, les conditions du marché et de l'économie, la capacité industrielle, 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 et à transporter du gaz naturel et du pétrole brut vers les marchés, la capacité à commercialiser et à vendre le gaz naturel dans le cadre de contrats de partage de production, 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 capital peuvent subir les pressions exercées sur les coûts associés aux nouveaux projets d'investissement, notamment 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 avertis du fait que la liste précédente de facteurs importants ayant des répercussions sur les énoncés prospectifs n'est pas exhaustive. Par ailleurs, l'information véhiculée par ces énoncés prospectifs n'est valable qu'à la date du présent communiqué et, à moins que la loi applicable ne l'exige, Addax Petroleum rejette toute obligation de mettre à jour publiquement ou de réviser tout énoncé prospectif à la lumière de nouveaux renseignements, 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'il définit comme la marge bénéficiaire avant taxe par baril associée à la production et à la vente de pétrole brut, ladite marge étant calculée par le prix de vente moyen réalisé moins les royalties et les frais d'exploitation, par baril. Il est à noter toutefois que le FFAE et les revenus nets d'exploitation ne sont pas des mesures reconnues dans le cadre des PCGR du Canada. Les lecteurs sont avisés de ne pas substituer cette mesure au bénéfice net déterminé ou à la trésorerie issue des activités d'exploitation conformément aux PCGR du Canada ou à un indicateur de rendement d'Addax Petroleum. La méthode employée par Addax Petroleum pour calculer cette mesure peut différer de celle utilisée par les autres sociétés et, par conséquent, elles ne sont pas comparables.

Pour de plus amples informations, contactez : M. Michael Ebsary, directeur financier, Tél : +41(0)22-702-94-03, michael.ebsary@addaxpetroleum.com ; M. Craig Kelly, Relations avec les investisseurs, Tél : +41(0)22-702-95-68, craig.kelly@addaxpetroleum.com ; M. Chad O'Hare, Relations avec les investisseurs, Tél : +41(0)22-702-94-10, chad.o'hare@addaxpetroleum.com ; Mme Marie-Gabrielle Cajoly, Relations avec la presse, Tél : +41(0)22-702-94-44, marie-gabrielle.cajoly@addaxpetroleum.com ; M. Nick Cowling, Relations avec la presse, Tél : +1-416-934-8011, nick.cowling@cossette.com ; M. James Henderson, Relations avec la presse, Tél : +44(0)20-7743-6673, james.henderson@pelhampr.com ; M. Alisdair Haythornthwaite, Relations avec la presse, Tél : +44(0)20-7743-6676 , alisdair.haythornthwaite@pelhampr.com