Addax Petroleum annonce des résultats record pour 2008

CALGARY, Canada, March 6 /PRNewswire/ --

- Augmentation de 41 % des flux financiers liés à l'exploitation pour atteindre 1 850 millions USD

- Augmentation de 63 % du résultat net pour atteindre 784 millions USD

- Augmentation de 8 % de la production, qui est passée à 136,5 milles de barils/jour

- Augmentation de 20 % des réserves prouvées et probables pour atteindre 536,7 millions de barils

Addax Petroleum Corporation (<< Addax Petroleum >> ou la << Société >>) (TSX : AXC et LSE : AXC), a annoncé aujourd'hui ses résultats pour l'exercice clos au 31 décembre 2008. Les résultats financiers sont préparés conformément aux PCGR canadiens et le dollar américain est utilisé comme base monétaire.

Une conférence téléphonique aura lieu pour les analystes et les investisseurs aujourd'hui, mercredi 4 mars 2009 à 11h (EST)/ 16h (heure de Londres, Royaume-Uni). Vous trouverez tous les détails à la fin de ce communiqué.

Commentaires du PDG

Dans un commentaire émis aujourd'hui, le président directeur général d'Addax Petroleum, Jean Claude Gandur, a déclaré : << Je suis ravi d'annoncer que la performance d'Addax Petroleum en 2008 nous a à nouveau propulsé vers une année de performance opérationnelle record, une croissance des réserves solide et une augmentation significative de nos ressources pétrolières potentielles. Malgré un environnement difficile auquel nous avons fait face au quatrième trimestre 2008, Addax Petroleum a atteint une production record de 142,5 mille barils par jour au cours du trimestre. Par ailleurs, une découverte décisive a marqué la fin d'année : la zone productive possible Njaba. En dépit de notre entrée récente sur le marché de la région du Kurdistan irakien, en évolution rapide, nous avons achevé une unité de production de 30 mille barils par jour, qui constituerait la première production pétrolière à une échelle commerciale plus tard dans l'année. Pour faire face à la difficulté de l'environnement actuel, nous avons entrepris un programme de contrôle des coûts vigoureux et nous gérons nos activités prudemment afin de protéger notre bilan et maintenir notre liquidité permanente. Par le passé, Addax Petroleum a réussi à faire face à des environnements similaires à celui auquel nous sommes confrontés aujourd'hui, où le prix du pétrole est particulièrement bas, et se positionne de manière à y remédier de la même façon. Je voudrais remercier nos employés, notre direction, notre conseil d'administration, nos partenaires commerciaux et nos actionnaires pour leur soutien et leur contribution qui ont permis à Addax Petroleum d'atteindre cette performance exceptionnelle en 2008 >>.

Sélection des faits financiers marquants en 2008 Le tableau suivant résume les faits financiers marquants. ------------------------------------------------------------------------- Sélection des faits financiers marquants Exercice clos / En millions USD sauf au 31 décembre mention contraire 2008 2007 Change ------------------------------------------------------------------------- Ventes pétrolières avant royalties 4 607 3 412 35 % Prix de vente moyen du pétrole brut, USD/baril 94,38 72,94 29 % Volumes des ventes, millions de barils 48,7 46,8 4 % ------------------------------------------------------------------------- ------------------------------------------------------------------------- Flux financiers liés à l'exploitation 1 850 1 313 41 % Résultat net 784 482 63 % Moyenne pondérée des actions ordinaires en circulation (action basique, millions) 156 155 1 % Flux financiers liés à l'exploitation par action (USD/action basique ordinaire) 11,86 8,45 40 % Bénéfice par action (USD/action ordinaire basique) 5,03 3,10 62 % Moyenne pondérée des actions ordinaires en circulation (diluée, millions) 163 156 4 % Flux financiers liés à l'exploitation par action (USD/action diluée) 11,49 8,31 38 % Bénéfice par action (USD/action diluée) 4,95 3,09 60 % Total des actifs 5 317 3 847 38 % Dette à long terme, sauf obligation convertible 1 200 950 26 % ------------------------------------------------------------------------- Dépenses en capital - par région Nigéria (sauf eau profonde) & Cameroun 1 160 773 50 % Gabon 431 216 100 % Région du Kurdistan irakien 56 83 -33 % Eau profonde, Nigéria & JDZ 47 16 194 % Frais d'entreprises, acquisitions, prise d'intérêt et signature de licence 82 84 -2 % Total 1 776 1 172 52 % Dépenses en capital - par type Développement 1 376 822 67 % Exploration & évaluation 318 266 20 % Sous-total 1 694 1 088 56 % Frais d'entreprises, acquisitions, prise d'intérêt et signature de licence 82 84 -2 % Total 1 776 1 172 52 % ------------------------------------------------------------------------- -------------------------------------------------------------------------

- Les ventes pétrolières avant royalties en 2008 se sont élevées à 4 607 millions USD, soit une augmentation de 35 % par rapport aux ventes pétrolières avant royalties de 3 412 millions USD en 2007. L'augmentation des ventes pétrolières avant royalties a été avant tout stimulée par une augmentation de 29 % du prix de vente moyen du pétrole brut en 2008 qui est passé de 94,38 USD par baril contre 72,94 USD/baril en 2007, et une augmentation de 8 % de la production pétrolière brute moyenne liée à une participation directe. La Société a connu une augmentation des stocks de pétrole brut au quatrième trimestre équivalent à environ 540 mille barils (ce qui correspond à environ 5,9 mille barils par jour) tandis que le volume de production dépassait le volume de ventes. Ce stock de pétrole brut devrait connaître une baisse au cours du premier semestre 2009.

- Les flux financiers liés à l'exploitation du quatrième trimestre 2008 ont baissé de 26 % pour atteindre 318 millions USD (2,03 USD par action ordinaire basique) contre 428 millions USD (2,75 USD par action ordinaire basique) pour le quatrième trimestre 2007. Globalement, les flux financiers liés à l'exploitation de 2008 ont augmenté de 41 % pour atteindre 1 850 millions USD (11,86 USD par action ordinaire basique) contre 1 313 millions USD (8,45 USD par action ordinaire basique) en 2007.

- Le résultat net du quatrième trimestre 2008 a baissé de 98 % pour atteindre 3 millions USD (0,02 USD par action ordinaire basique) contre 180 millions USD (1,16 USD par action ordinaire basique) au quatrième trimestre 2007. Globalement, le résultat net de 2008 a augmenté de 63 % pour atteindre 784 millions USD (5,03 USD par action ordinaire basique) contre 482 millions USD (3,10 USD par action ordinaire basique) en 2007.

- Les dépenses en capital, hors frais d'entreprises et acquisitions, ont atteint 521 millions USD au quatrième trimestre 2008, dont 406 millions USD pour le développement et 115 millions USD pour les activités d'exploration et d'évaluation. Les dépenses en capital, hors frais d'entreprises et acquisitions, ont augmenté de 56 % pour atteindre 1 694 millions en 2008 par rapport à 1 088 millions USD en 2007. Les dépenses en capital liées au développement ont atteint 1 376 millions USD en 2008, soit une augmentation de 67 % par rapport aux dépenses en capital liées au développement, équivalentes à 822 millions USD en 2007. Les dépenses en capital liées aux activités d'exploration et d'évaluation ont atteint 318 millions USD en 2008, soit une augmentation de 20 % par rapport aux dépenses en capital liées aux activités d'exploration et d'évaluation, équivalentes à 266 millions USD en 2007.

- Les frais d'entreprises et acquisitions liés aux nouvelles activités commerciales s'élevaient à 82 millions USD en 2008 contre 84 millions USD en 2007. Les nouvelles activités commerciales comprennent l'acquisition de quatre nouvelles régions d'exploration sous licence pour le portefeuille immobilier de la Société, l'augmentation de la participation directe de la Société dans une région d'exploration sous licence et le lancement d'un projet d'utilisation du gaz intégré au Nigéria.

- En 2008, la dette bancaire a augmenté de 250 millions USD pour atteindre 1 200 millions. Elle est actuellement financée à l'aide de deux emprunts garantis pour un montant de 1,6 milliard (dont 1,3 milliard USD peut être financé comme étant une dette) et un emprunt non garanti pour un montant de 500 millions USD, conclu au cours de l'année.

Sélection des faits marquants liés à l'exploitation Le tableau suivant résume les informations relatives à l'exploitation. ------------------------------------------------------------------------- Sélection des résultats d'exploitation Exercice clos / au 31 décembre 2008 2007 Changement ------------------------------------------------------------------------- Production pétrolière brute moyenne liée à une participation directe (mille barils par jour) Nigéria (en mer) 100,7 97,1 4 % Nigéria (à terre) 7,3 7,4 -1 % Nigéria sous-total 108,0 104,5 3 % Gabon (en mer) 6,7 6,4 5 % Gabon (à terre) 21,8 15,0 45 % Gabon sous-total 28,5 21,4 33 % Total 136,5 125,9 8 % Prix, dépenses et revenus nets (USD/baril) Prix moyen réalisé 94,38 72,94 29 % Dépenses d'exploitation 8,53 6,70 27 % Revenus nets d'exploitation 68,42 53,70 27 % Réserves pétrolières brutes à participation directe (millions de barils) Prouvées 214,2 233,3 -8 % Prouvées et probables 536,7 446,7 20 % Prouvées, probables et possibles 738,4 580,3 27 % Meilleure évaluation des ressources pétrolières brutes potentielles à participation directe (millions de barils) Sans risque 2 772 2 246 23 % Risque 825 738 12 % Meilleure évaluation de ressources gazières brutes contingentes à participation directe Gaz (milliards de pieds cubes) 2 820 2 415 17 % Gaz liquides associés (millions de barils) 83,5 77,2 8 % ------------------------------------------------------------------------- -------------------------------------------------------------------------

- La production pétrolière moyenne brute à participation directe en 2008 s'élevait à 136 450 barils par jour, soit une augmentation d'environ 8 % par rapport à la production moyenne en 2007 de 125 940 barils par jour. La production pétrolière moyenne pour 2008 comprend 107 980 barils par jour en provenance du Nigéria et 28 470 barils par jour en provenance du Gabon.

- Selon une estimation effectuée conformément au National Instrument 51-101 par les Pays-Bas, Sewell & Associates (<< NSAI >>) au 31 décembre 2008, le total des réserves brutes prouvées et probables à participation directe a augmenté d'environ 20 % pour atteindre 536,7 millions de barils par rapport à 446,7 millions de barils au 31 décembre 2007. La Société n'a effectué aucune acquisition ou aliénation de réserve au cours de l'année et les ajouts de réserves en 2008 sont principalement dus aux activités d'exploitation de la Société, notamment les extensions et les découvertes. Les réserves prouvées ont diminué de 8 % sur la même période tandis que NSAI n'a pas assigné de réserves prouvées aux puits sans les résultats des tests de production. La direction d'Addax a préféré ne pas tester les puits d'appréciation Kita Marine en 2008, où 34,0 millions de barils de réserves prouvées et probables (2P) ont été ajoutés au cours de l'année, étant donné qu'Addax Petroleum avait effectué un test préalable de la découverte initiale en 2007 et dispose des données appropriées pour soumettre un plan d'aménagement du terrain (Field Development Plan) au gouvernement. De même, 42 millions de barils des réserves 2P ont été ajoutés à partir du puits Njaba, mais aucune réserve prouvée (1P) n'a été inscrite en raison du fait que le forage du puits avait été effectué en fin d'année et que sa production n'avait pas été testée dans l'année. La direction prévoit qu'une part de ces réserves soit reclassée dans la catégorie des réserves 1P après un forage supplémentaire en 2009.

- Le ratio de remplacement des réserves global de la Société pour 2008 s'élevait à 281 %. Le ratio de remplacement des réserves est calculé en divisant les ajouts de réserves 2P brutes à participation directe de 140 millions de barils (avant déduction de la production 2008 de 49,9 millions de barils) par la production 2008.

- Voici les faits marquants du projet de développement en 2008 :

Nigéria

- forage réussi de 12 nouveaux puits de développement en mer, 10 sur OML123 et deux sur OML126, dont tous étaient placés en production au cours de l'année ;

- forage réussi de deux nouveaux puits de développement à terre sur OML124, dont tous étaient placés en production au cours de l'année ;

- production initiale du terrain Inagha sur OML123 ; et,

- développement actuel de l'intégralité du terrain Adanga North Horst sur OML123 et Okwori sur OML126.

Gabon

- forage de 23 puits de développement sur les régions sous licence en mer et à terre de la Société, dont 21 étaient placés en production au cours de l'année ;

- développement actuel des installations de surface dans les régions sous licence à terre Maghena, Panthere NZE et Awoun ;

- installation complète de la plateforme et de la canalisation du terrain Ebouri (en mer) jusqu'au bâtiment de débarquement et de stockage de production flottante Etame Marin ; et,

- extension complète du système d'exportation à terre de la Société, notamment une nouvelle canalisation de 38 kilomètres sur 30 centimètres, qui permettra des augmentations supplémentaires de la production en tirant profit de la capacité libre à travers la station Rabi exploitée par Shell. La Société prévoit la mise en service du système d'exportation d'ici le deuxième trimestre 2009.

Région du Kurdistan irakien

- installation et mise en service d'un système de production précoce à Taq Taq, permettant une capacité de production pouvant aller jusqu'à 30 mille barils par jour ; début des ventes intermittentes sur le marché local ; et,

- réalisation d'études environnementales, ingénierie et design de lancement liés à une canalisation d'exportation ; recherche menée actuellement par Addax Petroleum sur les articles à long délai de livraison nécessaires à la construction de la canalisation d'exportation.

- Le total des ressources pétrolières potentielles brutes à participation directe sans risque ont augmenté d'environ 23 % pour atteindre 2 772 millions de barils au 31 décembre 2008 par rapport à 2 246 millions de barils au 31 décembre 2007. Les ressources pétrolières potentielles à risque ont augmenté d'environ 12 % pour atteindre 825 millions de barils au 31 décembre 2008 par rapport à 738 millions de barils au 31 décembre 2007. Sur les ressources pétrolières potentielles sans risque au 31 décembre 2008, 1 359 millions de barils (soit 49 %) sont associés au portefeuille des eaux profondes du Golfe de Guinée appartenant à la Société, 1 030 millions de barils (soit 37 %) au Nigéria (à terre) et aux eaux peu profondes (en mer) du Nigéria et du Cameroun, 248 millions de barils (soit 9 %) au Gabon (principalement en mer) et 136 millions de barils (soit 5 %) à la Région du Kurdistan irakien.

- La meilleure estimation des ressources gazières contingente brutes totales liées à une participation directe a augmenté d'environ 17 % pour atteindre 2 820 milliards de pieds cubes au 31 décembre 2008 par rapport à 2 415 milliards de pieds cubes au 31 décembre 2007. La meilleure estimation des liquides associés aux ressources gazières contingentes a augmenté d'environ 8 % pour atteindre 83,5 millions de barils au 31 décembre 2008 par rapport à 77,2 millions de barils au 31 décembre 2007. Les ajouts les plus conséquents se situent sur OML137, où les 411 milliards de pieds cubes et 8,7 millions de barils ont été ajoutés suite aux efforts d'appréciation réussis de la Société au cours de l'année 2008.

- Le prix de vente moyen réalisé pour le quatrième trimestre 2008 a diminué de 44 % pour atteindre 49,28USD/baril contre 88,46 USD/baril au quatrième trimestre 2007. Cette diminution est principalement due à la chute de 38 % sur le prix de référence moyen du Brent au quatrième trimestre 2008 par rapport au quatrième trimestre 2007 et au délai d'enlèvement du pétrole brut.

- Les royalties, en pourcentage de vente, ont augmenté au cours du quatrième trimestre 2008 par rapport aux neuf premiers mois de 2008, principalement en raison des activités réalisées au Gabon. Le pétrole-redevance afférant au Gabon (en mer), en pourcentage des recettes, a augmenté au cours du quatrième trimestre 2008, dans la mesure où le pétrole-redevance est déterminé en fonction du mois de production et non du mois de vente. Les niveaux de stock relatifs à Etame ont augmenté au début du trimestre et ont été vendus plus tard dans le trimestre, tandis que le prix de vente moyen avait chuté.

- Les revenus nets d'exploitation en 2008 ont augmenté de 27 % pour atteindre 68,42 USD/baril contre 53,70 USD/baril en 2007. Les dépenses d'exploitation de l'unité en 2008 ont augmenté de 27 % pour atteindre 8,53USD/baril, contre 6,70 USD/baril en 2007, en raison du gonflement des coûts pour la fourniture des services, de l'augmentation du nombre de reconditionnements des puits et des frais associés à la sécurité au Nigéria, de l'augmentation du personnel en relation au coût visant à soutenir la croissance de l'exploitation au Gabon et l'appréciation de la devise locale face au dollar américain.

Sélection des faits marquants liés à l'exploration et à l'évaluation

- Voici les faits marquants des activités d'exploration et d'évaluation en 2008 :

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

- forage très réussi d'un puits d'exploration à OML124, au Nigéria (à terre), qui a donné suite à la découverte de la zone productive possible Njaba. Des quantités considérables de pétrole ont été découvertes, pour lesquelles 42 millions de barils de réserves probables ont été inscrits à la fin de l'année 2008. Un puits d'appréciation a également été foré dans la zone nord du terrain Ossu sur OML124, qui a élargi l'étendue géographique du terrain, en révélant la présence de pétrole au nord du col séparant le terrain principal d'un block indépendant ;

- forage réussi de quatre puits d'appréciation sur OML123, au Nigéria (en mer), en vue d'évaluer les sites Adanga, Kita Marine et Oron West. En mars 2008, le puits KTM-6 a notamment révélé une hauteur de pétrole brut globale d'environ 5 mètres sur quatre zones, qui a entraîné 34 millions de barils de réserves pétrolières 2P inscrits à la fin de l'année 2008. Au cours du quatrième trimestre 2008, Addax Petroleum a effectué le forage de la zone productive possible Adanga North Graben sur OML123 et a découvert la présence de gaz ;

- forage réussi de deux puits d'appréciation sur OML137, au Nigéria (en mer), sur le site Ofrima North, dont l'un a confirmé l'extension ouest du gisement de pétrole de H42 ainsi que l'autre découverte d'environ 2 mètres de pétrole et d'environ 3 mètres de gaz riche en liquide dans des horizons plus profondes ; et,

- forage de quatre puits d'exploration dans les régions sous licence Ngosso et Iroko au Cameroun (en mer). À Ngosso, les zones d'exploration possibles Odiong et Tali ont été forées mi-2008, où le dévier Tali a établi une nappe d'hydrocarbure brute d'environ 2,5 mètres tandis que les deux puits d'exploration à Ngosso ont été bouchés et abandonnés. Le puits d'exploration Iroko a révélé des hydrocarbures dans l'intervalle objectif principal.

Gabon

- forage réussi de deux puits d'appréciation sur Ebouri dans la zone sous licence Etame Marin, au Gabon (en mer), et début de la production fin janvier 2009 ;

- acquisition terminée de données sismiques en 2D concernant la zone sous licence de la Société, Remboue, et la partie nord de la zone sous licence Epaemeno, toutes deux au Gabon (à terre) ; et,

- forage d'un puits d'exploration sur la zone productive possible Andok au cours du quatrième trimestre 2008 dans la zone sous licence Maghena au Gabon (à terre), où des traces d'hydrocarbures ont été trouvées dans l'intervalle objectif principal et dans un dévier en amont-pendage.

Région du Kurdistan irakien

- forage et test de deux puits d'appréciation de la période crétacée sur le site de Taq Taq (TT-08 et TT-09) dont le débit global est compris entre 16,2 mille barils par jour et 35,8 mille barils par jour ;

- forage et test du puits d'appréciation Pila Spi sur le site de Taq Taq (TT-11), dont le débit est de 470 barils par jour en provenance d'une hauteur de pétrole brut de 52 mètres. Le pétrole testé en provenance du Pila Spi est bien plus lourd que celui des formations crétacées et la Société pense que des débits largement plus élevés peuvent être atteints grâce à l'installation d'une ascension artificielle ; et,

- forage d'un puits d'appréciation de la période crétacée (TT-10) qui sera testé au cours du premier trimestre 2009.

Eaux profondes du Golfe de Guinée (Nigéria et JDZ)

- poursuite des études techniques en vue d'évaluer les zones de forage d'exploration possibles dans les eaux profondes sous licence de la Société contenant des ressources pétrolières potentielles sans risque à participation directe de 1 359 millions de barils (493 millions de barils à risque). La Société prévoit le forage de son premier puits d'exploration à grande échelle dans les eaux profondes du Golfe de Guinée fin 2009 sur la zone productive possible Kina, Block 4 de la zone de développement commune (Joint Development Zone). Chevron Corp. a notifié l'autorité Nigeria/Sao Tome Joint Development Authority de son intention de passer à la seconde phase d'exploration pour le Block 1.

Sélection des faits marquants en matière de nouvelles affaires

- En 2008 : programme actif en matière de nouvelles affaires pour Addax Petroleum, avec un ajout de quatre nouvelles zones d'exploration sous licence au portefeuille d'immobilisations de la Société et une augmentation de la participation directe relative aux eaux profondes de la zone d'exploration sous licence. Par ailleurs, Addax Petroleum a reçu l'approbation du gouvernement fédéral du Nigéria pour l'initiative d'utilisation du gaz intégré, qui pourrait mener au développement et à la monétisation des importantes ressources gazières de la Société au Nigéria.

- Voici les faits marquants en matière de nouvelles affaires pour 2008 :

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

- la Société a gagné 40 % d'intérêt sur la licence d'exploration pétrolière (Oil Prospecting License - OPL) 227, au Nigéria (en mer), soumis à la réception de l'acte formel de cession. La zone sous licence OPL227 couvre environ 851 km(2) (soit 210 300 acres bruts) et se situe au nord est de la zone sous licence OML79, exploitée par Shell, dont la production aurait commencé en 2002 et dont la capacité serait d'environ 350 millions de barils de pétrole récupérable restant.

Quatre puits ont été forés dans la zone sous licence OPL227, entre 1974 et 1988, et tous ont révélé des traces d'hydrocarbures, mais dans des quantités non commercialisables. Par ailleurs à ce jour, des données sismiques minimales 2D ont été acquises (mais aucune 3D) sur le site OPL227 ;

- Addax Petroleum a signé un contrat de partage de production (Production Sharing Contract - PSC) avec la République du Cameroun, concernant la zone d'exploration sous licence Iroko. Conformément au PSC, Addax Petroleum a acquis un intérêt de 100 % dans la zone sous licence Iroko et agit en tant qu'exploitant. La zone sous licence Iroko couvre une superficie de 16 km(2) (soit 3 900 acres bruts) et se situe à environ 30 kilomètres des côtes du Cameroun adjacentes à la zone sous licence OML123 de la Société, au Nigéria ; et,

- Addax Petroleum a annoncé, avec ses partenaires Chrome Oil Services Limited et Korea Gas Corporation, qu'elle recevrait l'approbation du gouvernement fédéral du Nigéria pour la mise en application de son projet d'utilisation du gaz intégré au Nigéria. Ce projet est censé inclure l'exploration et le développement des sites gazifières au Nigéria, notamment le site OML137 d'Addax Petroleum, et assurer les réserves de gaz nécessaires à la commercialisation d'installations destinées à la production d'un nouveau gaz naturel liquéfié, dont la capacité peut atteindre jusqu'à 10 millions de tonnes par an. Ce projet est également censé fournir une capacité de production d'énergie domestique et l'approvisionnement de charge d'alimentation pour le développement d'installations pétrochimiques. Ce projet est encore en phase préliminaire de développement.

Gabon

- Addax Petroleum a acquis une participation directe supplémentaire de 18 % et l'exploitation de la zone sous licence Iris Marin, où la Société jouit à présent de 51,33 % de participation directe. La zone sous licence Iris Marin constitue un permis d'exploration d'environ 403 km(2) (soit 99 600 acres bruts) dans le bassin du Gabon du sud ; et,

- Addax Petroleum a acquis un intérêt de 68,75 % et l'exploitation de la zone sous licence Gryphon Marin. Cette zone couvre une superficie brute de 9 750 km(2) (soit 2 409 200 acres bruts) et se situe au nord de la zone sous licence d'Addax Petroleum, Etame Marin, au Gabon (en mer). La Société prévoit de commencer ses activités d'exploration à Gryphon Marin avec le forage de deux puits au cours du premier semestre 2009.

Région du Kurdistan irakien

- Addax Petroleum a acquis un intérêt de 33,33 % relatif à Sangaw North PSC, qui a pris effet en septembre 2008. La zone sous licence Sangaw North présente une large surface anticlinale, un indice de surface et se situe à environ 80 kilomètres au sud-est de la zone sous licence d'Addax Petroleum, Taq Taq. Au cours du quatrième trimestre 2008, une cession en faveur de Korean National Oil Corporation a été conclue, réduisant l'intérêt d'Addax Petroleum à 26,67 %. La Société a complété l'acquisition de sismiques 2D dans les zones sous licence au cours du quatrième trimestre 2008 et prévoit le forage d'un puits d'exploration dans la période d'exploration.

Zone de développement commune (Joint Development Zone - JDZ)

- Addax Petroleum a reçu un intérêt de participation supplémentaire de 7,2 % sur Block 4 de la JDZ suite à une décision arbitrale rendue par un groupe d'experts de la London Court of International Arbitration. Cet intérêt a augmenté l'intérêt d'Addax Petroleum sur le Block 4 à 45,5 %.

Dividendes

Au cours de l'exercice 2008, la Société a déclaré et payé un dividende global 0,40 dollars canadiens par action. Un dividende de 0,10 dollars canadiens par action a été déclaré le 3 mars 2009, payable le 2 avril 2009 aux actionnaires inscrits au 19 mars 2009. 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.

Développements récents

En janvier 2009, la Société a annoncé une découverte significative à partir du puits Njaba 2 dans la partie est de la zone sous licence OML124 au Nigéria. Cette découverte a poussé Addax Petroleum à inscrire 42 millions de barils de réserves probables en provenance de ce puits au 31 décembre 2008.

En janvier 2009, la Société a commencé la production à partir du site Ebouri dans la zone sous licence Etame Marin, au Gabon (en mer).

En février 2009, l'exploitant a terminé le forage du puits d'exploration North Etame dans la zone sous licence de la Société, Etame Marin, au Gabon (en mer). Le puits a révélé une quantité d'hydrocarbures inférieure à celle escomptée, imprégnée d'eau. Il est prévu que ce puits soit bouché et abandonné.

Perspectives 2009 & Capital d'investissement

Pour 2009, Addax Petroleum a prévu un budget total pour le capital d'investissement d'environ 1,6 milliard USD (hors acquisitions), équivalent à une production totale moyenne comprise entre 140 mille barils par jour et 145 mille barils par jour en provenance de l'exploitation du Nigéria et du Gabon. Ce budget reflète parfaitement la philosophie de la Société relative au financement des dépenses en capital à partir d'une trésorerie générée en interne et il a été déterminé à l'aide du prix moyen du Brent brut de 60 USD/baril. Si le prix du Brent brut dominant continue de stagner en dessous de 60USD/baril pour le bilan 2009, Addax Petroleum a l'intention, et est en mesure de le faire, de réduire ses dépenses en capital de telle manière que les dépenses en capital continuent d'être financées par une trésorerie générée en interne. Si le prix moyen du Brent brut atteint 40USD/baril, ceci entraînerait une réduction des dépenses en capital à environ 1 milliard USD. De même, les dépenses associées relatives aux installations et au forage réduit influenceraient la production totale d'Addax Petroleum pour l'exercice 2009 pour atteindre entre 132 et 137 mille barils par jour.

Archives réglementaires

Cette annonce coïncide avec l'archive des états financiers consolidés d'Addax Petroleum auprès des autorités réglementaires en matière de valeurs mobilières canadienne et britannique pour l'exercice clos au 31 décembre 2008, ainsi que l'archive de la discussion et de l'analyse de la direction y afférent, et le formulaire de renseignements annuel d'Addax Petroleum, notamment l'énoncé informatif des réserves de la Société et autres informations, le rapport de l'évaluateur indépendant qualifié en matière de réserves et le rapport de la direction et du conseil d'administration. Des exemplaires de ces documents sont disponibles aux adresses suivantes : http://www.sedar.com, http://www.londonstockexchange.com et sur le site de la Société : http://www.addaxpetroleum.com.

Conférence téléphonique pour les analystes

Les analystes financiers sont invités à participer à la conférence téléphonique organisée en ce jour, mercredi 4 mars 2009 à 11h (EST)/ 16h (heure de Londres, au Royaume-Uni) avec M. Jean Claude Gandur, président directeur général, M. Michael Ebsary, directeur financier, et M.

James Pearce, directeur de l'exploitation. Les média et les actionnaires ne peuvent participer à la conférence, mais peuvent l'écouter. Pour cela, veuillez composer les numéros suivants :

Toronto : 416-644-3420 Appel gratuit du Canada et des USA : 1-800-731-5319 Appel gratuit du Royaume-Uni : 00-800-2288-3501 Appel gratuit de la Suisse : 00-800-2288-3501 La conférence téléphonique sera rediffusée au +1-416-640-1917 ou +1-877-289-8525, mot de passe 21296229 suivi de la touche dièse jusqu'au mercredi 18 mars 2009.

Capital Markets Day

Addax Petroleum organisera une présentation de Capital Markets Day destinée aux analystes financiers et aux investisseurs, le lundi 23 mars 2009 à Londres, au Royaume-Uni, et le mardi 24 mars 2009 à Toronto, au Canada. Les membres de la direction de la Société discuteront des résultats d'exploitation de la Société les plus récents ainsi que des attentes concernant les activités à venir. Une diffusion sur Internet en live des présentations sera accessible, ainsi que les supports de la présentation de Capital Markets Day, sur le site de la Société à l'adresse suivante : http://www.addaxpetroleum.com avant l'événement. Nous encourageons les personnes qui souhaitent y assister à contacter la liste des responsables à la fin de ce communiqué afin de s'inscrire à l'avance.

Avis aux lecteurs concernant les énoncés prospectifs

Certaines déclarations contenues dans ce communiqué, notamment les déclarations relatives aux dépenses en capital à venir, à la stratégie et aux objectifs commerciaux, aux prix des matières premières à venir, aux estimations concernant les réserves et les ressources, aux projets de forage, de développement et aux calendriers y afférant, à l'activité sismique à venir, aux niveaux de production et aux sources de croissance y afférant, aux résultats des activités d'exploration et aux dates auxquelles les zones seront mises en service, les royalties payables, les obligations contingentes, et toutes déclarations contenant les mots << peut >>, << pourra >>, << pourrait >>, << devrait >>, << anticiper >>, << croire >>, << avoir l'intention de >>, << prévoir >>, << planifier >>, << estimer >>, << budget >>, << perspective >>, << proposer >>, << projeter >> et autres déclarations relatives aux sujets ne constituant pas des faits historiques, sont des énoncés prospectifs sans le sens de la législation relative aux valeurs mobilières en vigueur au Canada.

Les énoncés prospectifs sont soumis à des risques connus et inconnus, à des incertitudes relatives aux activités pétrolières et gazières, et autres facteurs, notamment, mais sans s'y limiter : estimations imprécises quant aux réserves et aux ressources ; récupération inattendue des réserves ; prix des matières premières ; la conjoncture économique en général ; le climat des entreprises et de l'activité ; la capacité industrielle ; les mesures concurrentielles entreprises par d'autres sociétés ; le raffinage et les marges commerciales ; la capacité de produire et transporter du pétrole brut vers les marchés ; les intempéries et les conditions climatiques ; les résultats de l'exploration et du forage ainsi que les autres activités correspondantes ; la fluctuation des taux d'intérêt et des taux de change en devise étrangère ; la capacité des fournisseurs à respecter leurs engagements ; les agissements des autorités gouvernementales, notamment la hausse des impôts ; les décisions ou approbations de tribunaux administratifs ; les changements environnementaux et autres législations ; les événements politiques internationaux ; et les taux de retour prévus. Plus précisément, la production peut être affectée par le succès de l'exploration, le temps de mise en route et la réussite, la fiabilité des installations, le rendement du gisement et les taux naturels du déclin, circulation d'eau et le processus de forage. Les dépenses en capital peuvent être affectées par la pression exercée sur les prix, associées aux nouveaux projets de capital, notamment l'approvisionnement en main d'oeuvre et en matériaux, la gestion de projet, les taux et la disponibilité des appareils de forage et les frais sismiques.

Dans ce communiqué, la Société a formulé des hypothèses concernant les éléments suivants :

- prix du pétrole et du gaz naturel ;

- quantités des réserves et des ressources pétrolières et gazières et valeur actuelle des flux monétaires nets actualisés en provenance de ces réserves et la possibilité de récupération inattendue de ces réserves ;

- délais et quantité de la production à venir, prévisions de dépenses en capital et les sources de financement y afférant ;

- montant, nature, délai et effets des dépenses en capital ;

- projets de forage de puits, délai et emplacement de ceux-ci ;

- attentes concernant la négociation et l'exécution des droits contractuels ;

- frais d'exploitation et autres coûts ;

- stratégies commerciales et projets de gestion ;

- profits anticipés et valeur actionnaire améliorée suite au développement et acquisition de zones productives possibles ; et

- traitement effectué conformément aux conditions fiscales des contrats de partage de la production et des régimes de réglementation gouvernementale.

Les résultats de la Société peuvent être amenés à différer de manière importante par rapport aux résultats anticipés dans ces énoncés prospectifs si les hypothèses formulées s'avèrent incorrectes, ou si une ou plusieurs incertitudes ou risques décrits ci-dessus se concrétisent. Les facteurs de risque sont détaillés dans les archives réalisées par Addax Petroleum auprès des commissions relatives aux valeurs mobilières provinciales du Canada.

Nous conseillons vivement aux lecteurs de ne pas considérer la liste des facteurs pouvant affecter les énoncés prospectifs comme étant exhaustive. Par ailleurs, les énoncés prospectifs sont diffusés à la date des présentes et, sauf disposition légale contraire, Addax Petroleum décline toute responsabilité quant à la mise à jour publique ou la révision de toute information prospective, qu'il s'agisse de nouvelles informations, d'événements à venir ou tout autre. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent communiqué sont expressément définis par le présent avis.

Mesures non-PCGR

Addax Petroleum définit << les flux financiers résultant des opérations >> ou << FFE >> comme des flux de trésorerie nets provenant des activités d'exploitation avant variation du capital d'exploitation non liquide. La direction pense qu'en plus du bénéfice net, les FFE constituent des mesures utiles, dans la mesure où ils démontrent la capacité d'Addax Petroleum à générer l'actif liquide nécessaire à rembourser ses dettes ou financer une croissance future par le biais du capital d'investissement. Addax Petroleum évalue également sa performance à l'aide des revenus nets d'exploitation qu'elle définit par la marge de bénéfice par baril avant impôt, en conséquence de la production et la vente de pétrole brut ; c'est-à-dire le prix moyen de vente réalisé moins les royalties et les dépenses liées à l'exploitation, sur la base du baril. Les FFE et les revenus nets d'exploitation ne sont pas des mesures reconnues par les principes comptables canadiens (GAAP). Les lecteurs sont avertis que ces mesures ne doivent pas être interprétées comme un bénéfice net alternatif ou un flux de trésorerie provenant d'activités d'exploitation déterminées en accord avec les principes comptables généralement reconnus ou encore comme indication des performances d'Addax Petroleum. La méthode d'Addax Petroleum pour le calcul de cette mesure diffère des autres sociétés, et de ce fait, peut ne pas être comparable aux mesures choisies par les autres sociétés.

Pour plus d'informations : Michael Ebsary, directeur financier, Tél. : +41(0)22-702-94-03, michael.ebsary@addaxpetroleum.com ; Craig Kelly, Relations avec les investisseurs, Tél. : +41(0)22-702-95-68, craig.kelly@addaxpetroleum.com ; Chad O'Hare, Relations avec les investisseurs, Tél. : +41(0)22-702-94-10, chad.o'hare@addaxpetroleum.com ; Marie-Gabrielle Cajoly, Relations avec la presse, Tél. : +41(0)22-702-94-44, marie-gabrielle.cajoly@addaxpetroleum.com ; Nick Cowling, Relations avec la presse, Tél. : +1-416-934-80-11, nick.cowling@cossette.com ; Mark Antelme, Relations avec la presse, Tél. : +44(0)20-3178-6242, mark.antelme@pelhampr.com