Addax Petroleum annonce des flux de trésorerie importants au premier trimestre 2009

CALGARY, Canada, May 14 /PRNewswire/ --

- Des projets à fort impact ouvrent la voie vers une année transformationnelle

Addax Petroleum Corporation (<< Addax Petroleum >> ou la << Société >>) (TSX : AXC et LSE : AXC), a annoncé aujourd'hui ses résultats pour le trimestre clos le 31 mars 2009. Les résultats financiers sont préparés conformément aux PCGR canadiens et le dollar américain est utilisé comme base monétaire.

Une conférence téléphonique sera organisée pour les analystes et les investisseurs, ce jour, mercredi 13 mai 2009 à 11h (heure normale de l'Est / 16h, heure de Londres, au 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 :

<< Les flux de trésorerie liés à l'exploitation d'Addax Petroleum restent importants et les résultats nets sains malgré la tendance actuellement à la baisse en ce qui concerne le prix du pétrole. Dans le cadre de l'engagement perpétuel de la Société consistant à maintenir un certain niveau de liquidité et à adopter une approche de budget équilibré dans ses activités, certaines initiatives en termes de développement ont dû être repoussées afin de rester concentré sur l'exploration.

Le contexte actuel constitue un environnement favorable à nos projets à fort impact et annonce une année passionnante. Nous sommes ravis d'avoir obtenu récemment la confirmation de la part du gouvernement régional du Kurdistan assurant que les exportations pétrolières brutes débuteront à partir du terrain Taq Taq. Par ailleurs, grâce au navire de forage éclaireur en eaux profondes ayant fait l'objet dernièrement d'un accord contractuel, la Société est entrée dans une nouvelles phase fondamentale d'exploration dans la zone extrêmement prometteuse du Golfe de Guinée. Tandis que dans le cadre du programme initial, nous devions commencer le forage dans le Block 4 de JDZ au quatrième trimestre, il semble que le navire de forage sera disponible plus tôt, à savoir au cours du second semestre 2009 >>.

Sélection des faits financiers marquants Le tableau suivant résume les faits financiers marquants : ------------------------------------------------------------------------- Sélection des faits financiers marquants Trimestre clos au 31 mars En millions USD sauf mention contraire 2009 2008 Variation ------------------------------------------------------------------------- Ventes pétrolières avant royalties 576 1 154 -50% Prix de vente moyen du pétrole brut, USD/baril 43,98 96,03 -54% Volumes des ventes, millions de barils 13,0 12,0 8% Flux financiers liés à l'exploitation 276 466 -41% Résultat net 5 240 -98% Moyenne pondérée des actions ordinaires en circulation (action basique, 157 156 1% Flux financiers liés à l'exploitation par action millions) (USD/action basique ordinaire) 1,76 3,00 -41% Bénéfice par action (USD/action ordinaire basique) 0,03 1,54 -98% Moyenne pondérée des actions ordinaires en circulation (diluée, millions) 158 162 -2% Flux financiers liés à l'exploitation par action (USD/action diluée) 1,69 2,87 -41% Bénéfice par action (USD/action diluée) 0,03 1,51 -98% Total des actifs 5 588 4 318 29% Dette à long terme, sauf obligation convertible 1 400 1 125 24% ------------------------------------------------------------------------- Dépenses en capital - par région Nigeria (sauf eau profonde) & Cameroun 282 261 8% Gabon 151 66 129% Région du Kurdistan irakien 18 7 157% Eau profonde, Nigeria & JDZ 13 3 333% Frais d'entreprises, acquisitions, prise d'intérêt et signature de licence (2) 3 -167% Total 462 340 36% Dépenses en capital - par type Développement 337 243 39% Exploration & évaluation 127 94 35% Sous-total 464 337 38% Frais d'entreprises, acquisitions, prise d'intérêt et signature de licence (2) 3 -167% Total 462 340 36% ------------------------------------------------------------------------- -------------------------------------------------------------------------

- Les ventes pétrolières avant royalties pour le premier trimestre (Q1) 2009 se sont élevées à 576 millions USD, soit une baisse de 50 % par rapport aux ventes pétrolières avant royalties de 1 154 millions USD pour le premier trimestre 2008. La baisse des ventes pétrolières avant royalties est principalement due à une chute de 54 % du prix de vente moyen du pétrole brut au cours du premier trimestre 2009 qui a atteint 43,98 USD par baril en comparaison des 96,03 USD/baril réalisés au cours du premier trimestre 2008, chute compensée en partie par une hausse de 8 % du volume des ventes au cours des mêmes périodes.

- Les flux financiers liés à l'exploitation du premier trimestre 2009 ont baissé de 41% pour atteindre 276 millions USD (1,76 USD par action ordinaire basique) contre 466 millions USD (3,00 USD par action ordinaire basique) au premier trimestre 2008.

- Le résultat net du premier trimestre 2009 a baissé de 98 % pour atteindre 5 millions USD (0,03 USD par action basique ordinaire) contre 240 millions USD (1,54 USD par action basique ordinaire) au premier trimestre 2008.

- Les dépenses en capital ont augmenté de 36 % pour atteindre 462 millions USD au premier trimestre 2009 contre 340 millions USD au premier trimestre 2008. Les dépenses en capital destinées au développement se sont élevées à 337 millions USD au premier trimestre, soit une augmentation de 39 % par rapport aux dépenses en capital destinées au développement de 243 millions USD au cours du premier trimestre 2008. Les dépenses en capital liées à l'exploration et à l'évaluation ont augmenté pour atteindre 127 millions USD au cours du trimestre, soit une hausse de 35 % par rapport aux dépenses en capital liées à l'exploration et à l'évaluation s'élevant à 94 millions USD au premier trimestre 2008. La Société prévoit de dépenser environ 1 milliard USD en capital au cours de l'année 2009 en raison d'un ralentissement attendu relatif aux activités de développement et de réductions des coûts afférant aux services.

- A la fin du premier trimestre 2009, la dette bancaire a augmenté pour atteindre 1 400 millions USD en raison de l'utilisation prévue de la dette contractée pour financer les fluctuations provisoires des fonds de roulement. Elle est actuellement financée à l'aide de deux emprunts garantis pour un montant de 1,6 milliard (dont 1,3 milliard USD pouvant être financé comme étant une dette) et un emprunt non garanti pour un montant de 500 millions USD.

Sélection des faits marquants liés à l'exploitation

Le tableau suivant résume les informations relatives à l'exploitation:

------------------------------------------------------------------------- Trimestre clos au Sélection des résultats d'exploitation 31 mars 2009 2008 Variation ------------------------------------------------------------------------- Production pétrolière brute moyenne liée à une participation directe (millier de barils par jour) Nigeria (en mer) 98,3 102,3 -4% Nigeria (à terre) 5,6 7,4 -24% Nigeria sous-total 103,9 109,7 -5% Gabon (en mer) 6,6 7,0 -6% Gabon (à terre) 21,3 22,4 -5% Gabon sous-total 27,9 29,4 -5% Kurdistan 2,9 - s/o Total 134,7 139,1 -3% Prix, dépenses et revenus nets (USD/baril) Prix moyen réalisé 43,98 96,03 -54% Dépenses d'exploitation 8,47 8,09 5% Revenus nets d'exploitation 29,35 72,49 -60% ------------------------------------------------------------------------- -------------------------------------------------------------------------

- La production pétrolière moyenne brute à participation directe au premier trimestre 2009 s'élevait à 134 730 barils par jour, ce qui correspond à une baisse d'environ 3 % par rapport à la production moyenne du premier trimestre 2008 s'élevant à 139 100 barils par jour.

Nigeria

- la production pétrolière moyenne du Nigeria au cours du premier trimestre 2009 s'élevait à 103 930 barils par jour et correspondait aux prévisions, par rapport au niveau de production moyen du premier trimestre 2008 s'élevant à 109 700 barils par jour ;

- la plus faible production au cours du premier trimestre 2009 a été principalement attribuée au retard des prestataires dans la mise en route des nouveaux puits et à la restriction dans l'ascension par poussée de gaz, dans la zone sous licence OML123, ainsi qu'à la fermeture prévue de Sendje Berge FPSO en raison d'une inspection de routine dans la zone sous licence OML126.

Gabon

- la production pétrolière moyenne du Gabon au cours du premier trimestre 2009 s'élevait à 27 960 barils par jour et correspondait aux prévisions, par rapport au niveau de production moyen du premier trimestre 2008 s'élevant à 29 400 barils par jour ;

- la production au cours du premier trimestre 2009 a été générée par la mise en route des nouvelles installations de production d'Obangue et des puits en attente d'installations d'ascension par poussée de gaz.

Kurdistan

- Le droit à la production pétrolière brute octroyé à Addax Petroleum sur le terrain Taq Taq dans la région du Kurdistan irakien est effectif depuis le premier trimestre 2009 à un taux moyen de 2 850 barils par jour ;

- les activités pétrolières pour Taq Taq demeurent au stage de pré -production ou de développement à des fins comptables, et à ce titre, toutes les recettes sont actuellement en cours d'enregistrement en vue de réduire les dépenses en immobilisations.

- Voici les faits marquants du projet de développement au premier trimestre 2009 :

Nigeria

- forage de quatre nouveaux puits de développement, notamment deux puits de production pétrolière et un puits d'injection d'eau dans la zone OML123 et un puits de production pétrolière dans la zone OML126 ;

- mise à disposition d'un total de deux nouveaux puits de production pétrolière au cours du trimestre, soit les deux puits forés dans la zone OML123 au cours du trimestre ; et,

- installation et test des structures supérieures de la plateforme Adanga Nord B dans la zone OML123 au large des côtes du Nigeria.

Gabon

- forage de trois nouveaux puits de développement sur les côtes du terrain Obangue exploité par Addax Petroleum dans la zone sous licence Panthere NZE et deux puits de développement supplémentaires sur le terrain Ebouri exploité par un tiers dans la zone sous licence Etame Marin ;

- mise à disposition de trois nouveaux puits de production pétrolière au cours du trimestre, soit deux puits sur le terrain Obangue et un puits sur le terrain Ebouri ;

- accomplissement de nouvelles installations de traitement (à terre) au centre est d'Obangue, en vue de gérer l'augmentation prévue en production et les fluides y afférant sur le terrain Obangue tout au long de l'aménagement du terrain ; et

- suite du développement du terrain Koula par l'exploitant de la zone sous licence Awoun pour la mise en route prévue en matière de production au cours du quatrième trimestre 2009.

Kurdistan

- commencement de la production pétrolière brute soutenue et des ventes sur le marché domestique à partir du terrain Taq Taq ;

- soumission d'un plan d'aménagement de l'intégralité du site pour le terrain Taq Taq au gouvernement régional du Kurdistan ; et

- expansion continue des installations de traitement sur place en vue d'augmenter la capacité pour atteindre jusqu'à 70 000 barils par jour fin 2009.

- Baisse de 60 % des revenus nets d'exploitation au premier trimestre 2009 pour atteindre 29,35 USD/baril contre 72,49 USD/baril au premier trimestre 2008. Les frais d'exploitation de l'unité au premier trimestre 2009 ont augmenté pour atteindre 8,47 USD/baril, soit une augmentation de 5 % par rapport au niveau en 2008 qui s'élevait à 8,09 USD/baril principalement en raison des coûts supplémentaires pour la maintenance du fond des puits et le personnel, relatifs à l'exploitation en plein essor au Gabon et à l'augmentation des coûts de sécurité pour les navires au Nigeria.

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

- Voici les faits marquants des activités d'exploration et d'évaluation en 2009 :

Région du Kurdistan irakien

- accomplissement des tests sur le puits d'évaluation TT-10 foré dans la crête des formations crétacées dans le terrain Taq Taq, où une nappe de pétrole brut de 530 mètres a été découverte. Le puits TT-10 a réalisé des tests hydrauliques avec succès de trois gisements avec un taux global de 44 240 barils par jour de pétrole léger, et a mesuré la gravité de 48 degrés API avec un faible ratio gaz-pétrole ; et,

- commencement du forage d'exploration de la zone productive possible Kewa Chirmila dans la zone sous licence Taq Taq, où il est prévu que le puits atteigne sa profondeur totale d'ici mi-2009.

Eaux profondes du Golfe de Guinée (Nigeria et JDZ)

- annonce de la signature d'un accord entre la Société et une filiale de Transocean Ltd. pour la fourniture et l'exploitation du navire de forage éclaireur en eaux profondes pour commencer sa campagne de forage d'exploration dans les eaux profondes du Golfe de Guinée. Addax

Petroleum prévoit de recevoir l'éclaireur en eaux profondes au cours du second semestre 2009 afin de commencer le forage de quatre puits consécutifs.

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

- avis de l'intention d'entrer dans la prochaine période d'exploration de deux ans dans la zone sous licence Ngosso au large des côtes du Cameroun, sous réserve de l'approbation gouvernementale, et notamment d'un engagement de forer un puits d'exploration d'ici janvier 2011.

Gabon

- forage d'un puits d'évaluation sur le terrain Autour dans la zone sous licence Panthere sur les côtes du Gabon, dont les résultats sont actuellement en cours d'évaluation ;

- commencement du programme d'exploration dans la zone sous licence Gryphon Marin au large des côtes du Gabon avec le forage des premiers puits de la Société. Les puits Ajomba South et Ajomba Main ont été bouchés et abandonnés car ils étaient considérés comme des forages secs ; néanmoins, les résultats et données techniques acquises à partir du puits seront utilisées dans le cadre du forage sismique et d'exploration supplémentaire prévu dans la zone sous licence ; et

- participation au forage du puits d'exploration North Etame dans la zone sous licence de la Société, Etame Marin, au large des côtes du Gabon. Le puits exploité par un tiers a donné lieu à une découverte d'hydrocarbures plus faible que prévu, qui contenait de l'eau et a donc été bouché et abandonné.

Déclaration de Dividendes

Le Conseil d'administration de la Société a déclaré un dividende de 0,10 dollar canadien par action le 12 mai 2009, payable le 18 juin 2009 aux actionnaires inscrits au 4 juin 2009. Au cours du premier trimestre 2009, la Société a déclaré un dividende de 0,10 dollar canadien par action. Conformément aux directives de l'Agence du revenu du Canada, les dividendes payés par la Société au cours de cette période sont des dividendes admissibles.

Développements récents

En mai 2009, la Société a reçu un avis officiel de la part du gouvernement régional du Kurdistan confirmant que les exportations internationales de pétrole brut en provenance de la zone sous licence Taq Taq commenceront dès le 1er juin 2009 ou peu après.

En avril 2009, la Société a achevé le forage d'un puits d'exploration dans la zone productive possible Okwori East dans la zone sous licence OML126, au large des côtes du Nigeria, où le puits a été bouché et abandonné car il était considéré comme un forage sec.

Perspectives

Les perspectives de production de la Société pour 2009 sont toujours conformes aux indications précédemment formulées. Addax Petroleum prévoit que sa production pétrolière brute moyenne liée à une participation directe pour 2009 sera comprise entre 132 000 et 137 000 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 le trimestre clos au 31 mars 2009 ainsi que l'archive de la discussion et analyse de la direction y afférant. 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 financier sont invités à participer à la conférence téléphonique organisée en ce jour, mercredi 13 mai à 11h (heure normale de l'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)-644-3416 Appel gratuit depuis le Canada et les USA : 1-800-733-7560 Appel gratuit depuis le Royaume-Uni 00-800-2288-3501 Appel gratuit depuis la Suisse : 00-800-2288-3501

La conférence téléphonique sera rediffusée au +1-416-640-1917 ou +1-877-289-8525, mot de passe 21296234 suivi de la touche dièse. Elle sera accessible jusqu'à samedi 13 juin 2009.

Avis aux lecteurs concernant les énoncés prospectifs

Certaines déclarations contenues dans ce communiqué, notamment les déclarations relatives aux dépenses en capital à venir, aux activités financières et relatives au capital, à la stratégie et aux objectifs commerciaux, aux prix des commodités 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, aux royalties payables, aux obligations contingentes et aux autorisations gouvernementales, et à toutes déclarations contenant les mots << peut >>, << pourra >>, << pourrait >>, << devrait >>, << anticiper >>, << croire >>, << avoir l'intention de >>, << prévoir >>, << planifier >>, << estimer >>, << budget >>, << perspective >>, << proposer >>, 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. Dans le présent communiqué, les informations et énoncés prospectifs comprennent : le budget des dépenses en capital d'Addax Petroleum et la production anticipée y afférant, les contrôles des coûts anticipés, le prix des commodités à venir, et l'accès au financement et liquidité à venir, aux impôts sur le revenu et autre passif éventuel, les projets majeurs relatifs au capital, ainsi que les obligations contractuelles et engagements actuels.

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 : les estimations imprécises quant aux réserves et aux ressources ; la récupération inattendue des réserves ; le prix des commodités ; la conjoncture économique en général ; la capacité industrielle ; les mesures concurrentielles entreprises par d'autres sociétés ; le raffinage et les marges commerciales ; la capacité à 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 activités correspondantes ; la fluctuation des taux d'intérêts 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 taxes ; 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 du déclin naturel, 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, Addax Petroleum a formulé des hypothèses concernant les éléments suivants :

- prix du pétrole et du gaz naturel ; - quantités des réserves et 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, et 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; - approbation des exportations pétrolières du gouvernement régional du Kurdistan ; et - traitement effectué conformément aux conditions fiscales des contrats de partage de la production et des régimes de réglementation gouvernementale.

Les résultats d'Addax Petroleum peuvent 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 classées 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 ou 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 << FFRO >> comme les 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 FFRO 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 avec un 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 FFRO 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. Il est possible que la méthode d'Addax Petroleum pour le calcul de cette mesure diffère des autres sociétés, et de ce fait, elle 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: +1-416-934-8011, nick.cowling@cossette.com ; Mark Antelme, Relations avec la presse, Tél: +44(0)20-3178-6242, mark.antelme@pelhampr.com