Addax Petroleum verkündet Rekordergebnisse für 2008
Calgary, Kanada (ots/PRNewswire)
- Anstieg des Kapitalstroms aus Betriebstätigkeiten um 41 % auf 1.850 Millionen USD
- Anstieg des Nettogewinns um 63 % auf 784 Millionen USD
- Anstieg der Ölproduktion um 8 % auf 136,5 Tausend Barrel pro Tag ("Mbbl/d")
- Anstieg der bewiesenen und wahrscheinlichen Ölreserven um 20 % auf 536,7 Millionen Barrel pro Tag ("MMbbl")
Die Addax Petroleum Corporation ("Addax Petroleum" oder das
"Unternehmen") (TSX:AXC und LSE:AXC) gab heute ihre Ergebnisse für
das zum 31. Dezember 2008 endende Geschäftsjahr bekannt. Die
Finanzergebnisse wurden in Übereinstimmung mit den allgemein
anerkannten Grundsätzen der Rechnungslegung für Kanada ("Canadian
GAAP") erstellt und Rechnungslegung erfolgte in US-Dollar.Eine Telefonkonferenz für Analysten und Investoren findet heute, am Mittwoch, den 4. März 2009, um 11.00 Uhr Eastern Time / 16.00 Uhr GMT statt. Vollständige Einzelheiten folgen am Ende dieser Bekanntmachung.
Kommentar des CEO
Jean Claude Gandur, der Präsident und Chief Executive Officer von Addax Petroleum, kommentierte heute: "Ich freue mich sehr, aufgrund der Leistungen von Addax Petroleum im Geschäftsjahr 2008 erneut ein Rekordbetriebsergebnis, ein stabiles Reservenwachstum und einen bedeutenden Anstieg der voraussichtlichen Ölreserven bekanntgeben zu können. Trotz eines schwierigen Umfelds im vierten Quartal des Jahres 2008 erzielte Addax Petroleum eine Rekordölförderung von 142,5 Mbbl/d für dieses Quartal und beendete das Jahr mit einem bedeutenden Fund im Njaba Prospect. Wir haben unsere frühe Einstiegsposition in dem sich rasch entwickelnden kurdischen Teil des Irak durch die Fertigstellung einer Anlage mit einer Kapazität von 30 Mbbl/d verbessert und erwarten die Aufnahme der ersten kommerziellen Ölförderung Ende dieses Jahres. In Anerkennung des derzeitigen schwierigen Umfelds führen wir ein aggressives Programm zur Kostenkontrolle durch und leiten unsere Geschäfte mit Umsicht zum Schutz unserer Bilanz und zur Aufrechterhaltung der laufenden Liquidität. Addax Petroleum hat in früheren Phasen niedriger Ölpreise, die mit dem gegenwärtigen Umfeld vergleichbar sind, erfolgreich operiert und positioniert sich für eine Wiederholung dieses Erfolgs. Wir bedanken uns bei unseren Mitarbeitern, der Geschäftsleitung, dem Vorstand, unseren Geschäftspartnern und Aktionären für ihre Unterstützung und ihren Beitrag zu der herausragenden Leistung von Addax Petroleum im Jahr 2008."
Ausgewählte Finanzeckdaten für 2008
Die folgende Tabelle umfasst ausgewählte Finanzeckdaten.
Ausgewählte Finanzeckdaten
Zum Jahresende
In Millionen USD, wenn nicht per 31. Dezember
anders angegeben 2008 2007 Veränderung
Erdölumsatz vor Förderabgaben 4.607 3.412 35 %
Durchschnittl. Rohölverkaufspreis , 94,38 72,94 29 %
USD/bbl
Absatzmenge, MMbbl 48,7 46,8 4 %
Kapitalstrom aus Betriebstätigkeiten 1.850 1.313 41 %
Nettogewinn 784 482 63 %
Gewichteter Durchschnitt der Stammaktien
im Umlauf (unverwässert, Millionen) 156 155 1 %
Kapitalstrom aus Betriebstätigkeit pro
Aktie (USD/unverwässert) 11,86 8,45 40 %
Gewinn pro Aktie (USD/unverwässerte) 5,03 3,10 62 %
Gewichteter Durchschnitt der Stammaktien
im Umlauf (verwässert, Millionen) 163 156 4 %
Kapitalstrom aus Betriebstätigkeit pro
Aktie (USD/verwässert) 11,49 8,31 38 %
Gewinn pro Aktie (USD/verwässert) 4,95 3,09 60 %
Bilanzsumme 5.317 3.847 38 %
Langzeitverschuldung, ausgenommen
Wandelanleihen 1.200 950 26 %
Kapitalaufwendungen - nach Regionen
Nigeria (ausgenommen Tiefsee) und
Kamerun 1.160 773 50 %
Gabun 431 216 100 %
Kurdischer Teil des Irak 56 83 -33 %
Tiefsee Nigeria und JDZ 47 16 194 %
Unternehmensaufwendungen, Akquisitionen,
und Lizenzvereinbarungsgebühren 82 84 -2 %
Gesamtsumme 1.776 1.172 52 %
Kapitalaufwendungen - nach Art
Erschliessung 1.376 822 67 %
Erkundung und Beurteilung 318 266 20 %
Zwischensumme 1.694 1.088 56 %
Unternehmensaufwendungen, Akquisitionen,
und Lizenzvereinbarungsgebühren 82 84 -2 %
Gesamtsumme 1.776 1.172 52 %- Im Jahr 2008 betrug der Erdölumsatz vor Förderabgaben 4.607 Millionen USD. Dies entspricht einem 35%igen Anstieg des Erdölumsatzes vor Förderabgaben in Höhe von 3.412 Millionen USD im Jahr 2007. Dieser Anstieg des Erdölumsatzes vor Förderabgaben ist hauptsächlich bedingt durch den 29%igen Anstieg der durchschnittlichen Rohölverkaufspreise im Jahr 2008 auf USD 94.38 pro Barrel (/bbl) im Vergleich zu den erzielten Verkaufspreisen von USD 72.94/bbl im Jahr 2007 und einem Anstieg von 8 % der durchschnittlichen Bruttoölförderung der Working Interests. Das Unternehmen hat seine Rohölbestände im vierten Quartal auf ungefähr 540 Mbbl (entspricht ca.5,9 Mbbl pro Tag)ausgeweitet, da die Produktions- mengen die Verkaufsmengen übertrafen. Eine Abnahme der Rohölbestände ist für das erste Halbjahr des Jahres 2009 zu erwarten.
- Der Kapitalstrom aus Betriebstätigkeiten im vierten Quartal des Jahres 2008 ging um 26 % auf 318 Millionen USD zurück(USD 2,03 pro unverwässerter Aktie) im Vergleich zu 428 Millionen USD (USD 2,75 pro unverwässerter Aktie)im vierten Quartal des Jahres 2007. Auf das Jahr umgerechnet ist dies ein 41%iger Anstieg des Kapital- stromes aus Betriebstätigkeiten für das Jahr 2008 auf 1.850 Millionen USD(USD 11,86 pro unverwässerter Aktie) im Vergleich zu 1.313 Millionen USD (USD 8,45 pro unverwässerter Aktie) im Jahr 2007.
- Der Nettogewinn im vierten Quartal des Jahres 2008 ging um 98 % auf 3 Millionen USD (USD 0,02 pro unverwässerter Aktie) zurück im Vergleich zu 180 Millionen USD (USD 1,16 pro unverwässerter Aktie) im vierten Quartal des Jahres 2007. Auf das Jahr umgerechnet erhöhte sich der Nettogewinn für das Jahr 2008 um 63 % auf 784 Millionen USD (USD 5,03 pro unverwässerter Aktie) im Vergleich zu 482 Millionen USD (USD 3,10 pro unverwässerter Aktie)im Jahr 2007.
- Die Kapitalaufwendungen, mit Ausnahme von Unternehmensaufwendungen und Akquisitionskosten, beliefen sich im vierten Quartal des Jahres 2008 auf 521 Millionen USD und umfassten Erschliessungsaufwendungen in Höhe von 406 Millionen USD sowie 115 Millionen USD für Erkundungs- und Beurteilungsaktivitäten. Kapitalaufwendungen, mit Ausnahme von Unternehmensaufwendungen und Akquisitionskosten, stiegen im Jahr 2008 um 56 % auf 1.694 Millionen USD von 1.088 Millionen USD im Jahr 2007.
Die Kapitalaufwendungen für Erschliessungen betrugen 1.376 Millionen USD im Jahr 2008. Die ist ein 67%iger Anstieg im Vergleich zu Kapitalaufwendungen für Erschliessungen in Höhe von 822 Millionen USD im Jahr 2007. Die Kapitalaufwendungen für Erkundung und Beurteilung beliefen sich auf 318 Millionen USD im Jahr 2008. Die ist ein 20%iger Anstieg im Vergleich zu den Kapitalaufwendungen für Erkundung und Beurteilung in Höhe von 266 Millionen USD im Jahr 2007.
- Die Unternehmens- und Akquisitionskosten in Verbindung mit neuen Geschäftstätigkeiten beliefen sich auf 82 Million USD im Jahr 2008 im Vergleich zu 84 Millionen USD im Jahr 2007. Die neuen Geschäftstätigkeiten umfassten den Erwerb von 4 neuen Lizenzgebieten zur Erkundung für das Sachvermögen des Unternehmens, die Erhöhung des Working Interests in einem der Lizenzgebiete zur Erkundung und die Aufnahme eines integrierten Gasverwertungsprojekts in Nigeria.
- Die Bankverbindlichkeiten stiegen im Jahr 2008 um 250 Millionen USD auf 1.200 Millionen USD und werden derzeit im Rahmen von zwei Kredit- fazilitäten in Anspruch genommen, und zwar einem vorrangig gesicherten, sich reduzierenden revolvierenden Basiskredit in Höhe von 1,6 Milliarden USD(wovon 1,3 Milliarden USD als Verbindlichkeit beanspruchbar sind) und eine ungesicherte, vorrangige revolvierende Kreditfazilität in Höhe von 500 Millionen USD, die im Laufe des Jahres eingerichtet wurde.
Die folgende Tabelle umfasst ausgewählte betriebliche Eckdaten
Ausgewählte betriebliche Eckdaten Zum Jahresende /
per 31. Dezember
2008 2007 Veränderung
Durchschnittliche jährliche Working Interest
Bruttoölförderung (Mbbl/d)
Nigeria (ablandig) 100,7 97,1 4 %
Nigeria (auflandig) 7,3 7,4 -1 %
Nigeria Zwischensumme 108,0 104,5 3 %
Gabun (ablandig) 6,7 6,4 5 %
Gabun (auflandig) 21,8 15,0 45 %
Gabun Zwischensumme 28,5 21,4 33 %
Summe 136,5 125,9 8 %
Preise, Kosten und Valorisierungen
(USD/bbl)
Durchschnittlich erzielter Preis 94,38 72,94 29 %
Betriebskosten 8,53 6,70 27 %
Betriebsvalorisierung 68,42 53,70 27 %
Working Interest Bruttoölreserven
(MMbbl)
Bewiesen 214,2 233,3 -8 %
Bewiesen und wahrscheinlich 536,7 446,7 20 %
Bewiesen und wahrscheinlich und
möglich 738,4 580,3 27 %
Bester Schätzwert für potentielle
Bruttoölreserven der Working Interests
MMbbl)
risikofrei 2.772 2.246 23 %
risikobehaftet 825 738 12 %
Bester Schätzwert für potentielle
Bruttogasreserven der Working Interests
(Bcf) 2.820 2.415 17 %
Verbundene Gasflüssigkeiten(MMbbl) 83,5 77,2 8 %- Die durchschnittliche Bruttoölförderung der Working Interests betrug im Jahr 2008 136.450 bbl/d. Dies ist ein ca. 8%iger Anstieg im Vergleich zur Durchschnittsfördermenge von 125.940 bbl/d im Jahr 2007. Die durchschnittliche Ölförderung im Jahr 2008 umfasste 107.980 bbl/d aus Nigeria und 28.470 bbl/d aus Gabun.
- Die Gesamtmenge der bewiesenen und wahrscheinlichen Bruttoreserven stieg, gemäss der Auswertung in Übereinstimmung mit National Instrument 51-101 durch Netherland, Sewell & Associates ("NSAI") per 31. Dezember 2008, um ca. 20 % auf 536,7 MMbbl von 446,7 MMbbl per 31. Dezember 2007. Das Unternehmen hat im Laufe des Jahres keine Reserven erworben oder veräussert und die Zugänge im Jahr 2008 stammten in erster Linie aus Betriebstätigkeiten des Unternehmens, einschliesslich von Ausdehnungen und Funden. Die bewiesenen Reserven nahmen im gleichen Zeitraum um 8 % ab, da NSAI ohne Förderungstestergebnisse keine Zuordnung der bewiesenen Reserven zu Bohrquellen vornimmt. Die Geschäftsleitung von Addax hat sich dazu entschieden, die Kita Marine Auswertungsbohrungen im Jahr 2008 nicht zu testen, bei denen 34,0 MMbbl bewiesener und wahrscheinlicher Reserven (2P) im Laufe des Jahres hinzukamen, da Addax Petroleum die Erstfunde im Jahr 2007 testen lassen hat und über adäquate Daten verfügt, um der Regierung einen Felderschliessungsplan zu unterbreiten. In gleicher Weise kamen 42,0 MMbbl 2P-Resreven aus der Njababohrung hinzu, jedoch wurden keine bewiesenen (1P) verbucht, da die Bohrung erst Ende des Jahres stattfand und in dem Jahr keine Tests durchgeführt wurden. Die Geschäftsleitung erwartet eine Umgruppierung eines Teils dieser Reserven als 1P-Reserven durch zusätzliche Bohrungen im Jahr 2009.
- Die Reservenersatzrate des Unternehmens betrug im Jahr 2008 insgesamt 281 %. Die Reservenersatzrate wird berechnet, indem man die Bruttozunahme an 2P-Reserven in Höhe von 140,00 MMbbl (vor Abzug der Fördermenge von 49,9 MMbbl für das Jahr 2008) durch die Fördermenge für das Jahr 2008 dividiert.
- Ausgewählte Eckdaten für Erschliessungen:
Nigeria
- Erfolgreiche Bohrung von 12 neuen ablandigen Bohrlöchern zur Erschliessung, 10 im Gebiet von OML123 und zwei im Gebiet von OML126.
Bei allen Bohrungen wurde die Förderung im Laufe des Jahres aufgenommen;
- Erfolgreiche Bohrung von zwei neuen auflandigen Bohrlöchern zur Erschliessung im Gebiet von OML124. Bei beiden Bohrungen wurde die Förderung im Laufe des Jahres aufgenommen;
- Erste Förderung im Feld Inagha im Gebiet OML123 und
- fortlaufende volle Felderschliessung des Feldes Adanga North Horst im Gebiet von OML123 und des Feldes Okwori im Gebiet von OML126.
Gabun
- Bohrung von 23 Bohrlöchern zur Erschliessung in den auf- und ablandigen Lizenzgebieten des Unternehmens. Von diesen nahmen 21 die Förderung im Laufe des Jahres auf;
- Fortlaufende Entwicklung der oberirdischen Anlagen der auflandigen Lizenzgebiete Panthere NZE und Awoun;
- Abschluss der Installation der Bohrinsel und Ölleitung vom ablandigen Ebouri Feld zum FPSO-Schiff bei Etame Marin und
- Abschluss der Ausweitung des auflandigen Exportsystems des Unternehmens, einschliesslich einer neuen 38 km langen 12-Zoll-Leitung zur Erhöhung der Förderungsmengen durch die Nutzung freier Kapazitäten der von Shell betriebenen Rabi-Station. Das Unternehmen geht davon aus, dass das erweiterte Exportsystem im zweiten Quartal des Jahres 2009 in Betrieb genommen wird.
Kurdischer Teil des Irak
- Installation und Inbetriebnahme eines Systems für die anfängliche Förderung bei Taq Taq mit einer Förderungskapazität bis zu 30 Mbbl/d und zeitweiliger Absatz wurde am Markt vor Ort aufgenommen und,
- Abschluss von Umweltstudien und Vorfeldkonstruktionen sowie von Auslegungsarbeiten im Zusammenhang mit einer Exportleitung und Addax stellt derzeit Nachforschungen an über Komponenten mit langen Lieferzeiten für die Konstruktion der Exportleitung.
- Die gesamten potentiellen risikofreien Ölreserven der Working Interests stiegen per 31. Dezember 2008 um ca. 23 % auf 2.772 MMbbl von 2.246 MMbbl per 31. Dezember 2007. Risikobehaftete potentielle Ölreserven stiegen per 31. Dezember 2008 um 12 % auf 825 MMbbl von 738 MMbbl per 31. Dezember 2007. Von den risikofreien potentiellen Ölreserven per 31. Dezember 2008 beziehen sich 49 % auf das "Tiefsee Golf von Guinea"-Portfolio des Unternehmens, 1.030 MMbbl oder 37 % auf Auflandgebiete Nigerias und ablandige Flachwassergebiete Nigerias und Kameruns, 248 MMbbl oder 9 % auf hauptsächlich ablandige Gebiete in Gabun und 136 MMbbl oder 5 % auf den kurdischen Teil des Irak.
- Der gesamte beste Schätzwert für potentielle Bruttogasreserven stieg per 31. Dezember 2008 um ca. 17 % auf 2.820 Bcf von 2.415 Bcf per 31. Dezember 2007. Die besten Schätzwerte für Flüssigkeiten in Zusammenhang mit potentiellen Gasreserven stiegen per 31. Dezember 2008 um ca. 8 % auf 83,5 MMbbl von 77,2 MMbbl per 31. Dezember 2007. Der grösste Zuwachs stammt aus dem OML137-Gebiet, für das 411 Bcf und 8,7 MMbbl hinzukamen, und zwar aufgrund der erfolgreichen Auswertungen des Unternehmens im Jahr 2008.
- Der durchschnittliche Verkaufspreis für das vierte Quartal des Jahres 2008 fiel um 44 % auf USD 49,28/bbl im Vergleich zu USD 88,46/bbl im vierten Quartal des Vorjahres. Der Preisrückgang war hauptsächlich zurückzuführen auf einen 38%igen Rückgang des durchschnittlichen datierten Brent-Öl Richtpreises im vierten Quartal des Jahres 2008 im Vergleich zum vierten Quartal des Jahres 2007 und die zeitliche
Planung Rohölförderung.
- Der prozentuale Anteil von Förderabgaben am Umsatz stieg im vierten Quartal des Jahres 2008 im Vergleich zu den ersten neun Monaten des Jahres 2008 hauptsächlich aufgrund von Tätigkeiten in Gabun. Der prozentuale Anteil von ablandigem Royalty Oil in Gabun an den Umsatzerlösen stieg im vierten Quartal des Jahres 2008, weil die Ermittlung von Royalty Oil im Fördermonat und nicht im Verkaufsmonat erfolgt. Die Bestände für Etame stiegen zu Anfang des Quartals und wurden später im Quartal nach dem Fall des durchschnittlichen Verkaufspreises verkauft.
- Die Betriebsvalorisierungen stiegen im Jahr 2008 um 27 % auf USD 68,42/bbl im Vergleich zu USD 53,70 im Jahr 2007. Für die Betriebsaufwendungen pro Einheit war eine Zunahme auf USD 8,53/bbl zu verzeichnen, was gegenüber dem Niveau von USD 6,70/bbl im Jahr 2007 einem Anstieg von 27 % entspricht. Diese Entwicklung ist erklärbar mit der Kosteninflation für die Bereitstellung von Dienstleistungen, der Anzahl von Bohrlochüberholungen sowie mit den Kosten für Sicherheitsmassnahmen in Nigeria, einem Personalkostenanstieg aufgrund zunehmender Betriebstätigkeiten in Gabun und mit der Aufwertung der Landeswährung gegenüber dem US-Dollar. Ausgewählte Eckdaten für Erkundungen und Beurteilungen
- Die Eckdaten für Erkundungs- und Beurteilungstätigkeiten für 2008 umfassen folgendes:
Golf von Guinea Flachwasser (Nigeria und Kamerun)
- Überaus erfolgreiche Bohrung eines auflandigen Erkundungsbohrlochs im Gebiet OML124 in Nigeria mit der Entdeckung des Njaba Prospects. Es wurden erhebliche Ölmengen gefunden, für die eine Verbuchung von 42,0 MMbbl wahrscheinlicher Reserven zum Jahresende 2008 erfolgte. Zudem führte die Bohrung eines Beurteilungsbohrlochs im nördlichen Teil des Ossu Felds im Gebiet OML124 zur einer räumlichen Ausweitung des Feldes, da das Vorhandensein von Öl nördlich eines Sattels nachgewiesen wurde, der das Hauptfeld von einem unabhängigen Block trennt;
- Erfolgreiche Bohrung von vier ablandigen Beurteilungsbohrlöchern im Gebiet OML123 in Nigeria zur Beurteilung der Adanga, Kita Marine und Oron West Felder. Besonders zu vermerken ist die Erbohrung einer Gesamtbruttorohölsäule von 173 Fuss über vier Zonen am Bohrloch KTM-6 im März 2008, für die am Jahresende 2008 2P Ölreserven in Höhe von 34,0 MMbbl verbucht wurden. Im vierten Quartal des Jahres 2008 führte Addax Petroleum Bohrungen im Adanga North Graben Prospect im Gebiet OML123 durch und stiess auf Gas;
- Erfolgreiche Bohrung von zwei ablandigen Beurteilungsbohrlöchern in OML137 in Nigeria im Gebiet des Ofrima North Fundes. Eine der Bohrungen führte zur Bestätigung der westlichen Ausweitung der H42 Öllagerstätte. Durch die andere wurden 62 Fuss Öl und 92 Fuss flüssigkeitsreiches Erdgas in tieferen Schichten entdeckt und
- die Bohrung von vier Erkundungsbohrlöchern in den ablandigen Lizenzgebieten von Ngosso und Iroko in Kamerun. Mitte 2008 wurde in Ngosso die Odiong und Tali Erkundungsbohrungen aufgenommen, wobei bei der Nebenbohrung in Tali eine Brutto-Kohlenwasserstoff- säule von 79 Fuss erbohrt wurde. Die zwei Erkundungsbohrlöcher in Ngosso wurden abgedichtet und zurückgelassen. Beim Erkundungsbohrloch in Iroko wurden Kohlenwasserstofffunde im Hauptzielintervall gemacht.
Gabun
- Erfolgreiche Bohrung von zwei ablandigen Beurteilungsbohrlöchern in dem zum Etame Marin Lizenzgebiet gehörenden Ebouri Feld in Gabun und Aufnahme der Förderung Ende Januar 2009;
- Abschluss des Erwerbs von seismischen 2-D-Daten über das zum Unternehmen gehörende Remboue Lizenzgebiet und über den nördlichen Teil des Epaemeno Lizenzgebietes, die sich beide im auflandigen Gabun befinden; und
- Bohrung eines Erkundungsbohrlochs im Andok Prospect im auflandigen Maghena Lizenzgebiet von Gabun im vierten Quartal des Jahres 2008 mit Anzeichen auf Kohlenwasserstoff im Hauptzielintervall und in einer "up-dip" Nebenbohrung.
Kurdischer Teil des Irak
- Bohrung und Tests von zwei kreidehaltigen Beurteilungsbohrlöchern im Taq Taq Feld (TT-08 und TT-09) mit Gesamtdurchsatzraten von 16,2 Mbbl/d bis zu 35,8 Mbbl/d;
- Bohrung und Test eines Pila Spi Beurteilungsbohrlochs im Taq Taq Feld(TT-11) mit einer Durchsatzrate von 470 bbl/d von einer Bruttoölsäule von 52 Metern. Das getestete Öl von Pila Spi ist weitaus schwerer als das Öl aus den kreidhaltigen Formationen und das Unternehmen geht davon aus, dass durch die Installation einer artifiziellen Fördereinrichtung weitaus höhere Durchsatzraten erzielt werden können und,
- Bohrung eines kreidehaltigen Beurteilungsbohrlochs (TT-10), für das im ersten Quartal des Jahres 2009 Tests durchgeführt werden.
Golf von Guinea Tiefwasser (Nigeria und JDZ)
- Erstellung weiterer technischer Studien zur Erkundung der möglichen Bohrstellen im Rahmen der Tiefwasserlizenzen des Unternehmens, die risikofreie potentielle Ölreserven des Working Interests in Höhe von 1.359 MMbbl (493 MMbbl risikobehaftet) umfassen. Das Unternehmen plant die Bohrung seines ersten bedeutungsvollen Tiefwasser-Erkundungsbohrlochs im Golf von Guinea Ende 2009 in Bock 4 des Kina Prospects in der Joint Development Zone. Die Chevron Corp. hat die Nigeria/Sao Tome Joint Development Authority davon unterrichtet, dass sie die Absicht hat, die zweite Erkundungsphase für Block 1 einzuleiten.
Ausgewählte Eckdaten für das Neugeschäft
- Das Jahr 2008 sah die Fortführung eines aktiven Programms zur Entwicklung des Neugeschäfts von Addax Petroleum mit dem Hinzufügen von vier neuen Lizenzgebieten zur Erkundung zum Sachvermögen des Unternehmens und der Ausweitung des Working Interests in einem Tiefwasser Erkundungslizenzgebiet. Zudem hat die Bundesregierung von Nigeria Addax Petroleum die Genehmigung für eine integrierte Gasverwertungsinitiative erteilt, die zu der Erschliessung und kommerziellen Nutzung der beachtlichen Erdgasressourcen des Unternehmens in Nigeria führen könnte.
- Die Eckdaten für das Neugeschäft im Jahr 2008 umfassen: Golf von Guinea Flachwasser (Nigeria und Kamerun)
- Dem Unternehmen wurde im ablandigen Nigeria ein 40%iger Anteil an der Oil Prospecting License 227 ("OPL" - das Recht, nach Öl zu bohren) zuerkannt. Diese Lizenz ist vorbehaltlich des Erhalts einer offiziellen Abtretungserklärung. Das Lizenzgebiet OPL227 umfasst ca. 851 km(2) (210.300 Gross Acres) und befindet sich im Nordosten des von Shell betriebenen Lizenzgebiets OML79, das laut Berichten die Förderung im Jahr 2002 aufgenommen hat und ca. 350 MMbbl verbleibendes förderungswürdiges Öl enthält. Im OPL227 Lizenzgebiet wurden zwischen 1974 und 1988 vier Bohrlöcher gebohrt, die jeweils kommerziell nicht nutzbare Mengen oder Anzeichen von Kohlenwasserstoff aufwiesen. Zudem wurden bisher minimale 2-D- und keine 3-D-seismischen Daten zu OPL227 erworben;
- Addax Petroleum und die Republik Kamerun haben einen Vertrag zur gemeinsamen Förderung von Erdöl (Production Sharing Contract ("PSC") in Hinblick auf die Erkundung des Iroko Lizenzgebiets unterzeichnet. Im Rahmen des PSC hat Addax Petroleum einen 100%igen Anteil am Iroko Lizenzgebiet erworben und ist dessen Betreiber. Das Iroko Lizenzgebiet umfasst 16 km(2)(3.900 Gross Acres) und befindet sich ca. 30 km vor der Küste von Kamerun neben dem OML123 Lizenzgebiet des Unternehmens in Nigeria
- Addax Petroleum gab zusammen mit seinen Partnern Chrome Oil Services Limited und der Korea Gas Corporation bekannt, dass die Bundesregierung von Nigeria die Genehmigung für die Durchführung eines vorgeschlagenen integrierten Gasverwertungsprojekts in Nigeria erteilt hat. Das integrierte Gasprojekt soll die Erkundung und Erschliessung von Gasfeldern in Nigeria umfassen, einschliesslich von OML137 von Addax Petroleum, und Erdgasreserven sichern, die zur kommerziellen Nutzung einer neuen Förderungsanlage für verflüssigtes Erdgas mit einer Kapazität von bis zu 10 Millionen Tonnen pro Jahr benötigt werden. Zudem wird mit der Bereitstellung von Stromerzeugungskapazität und der Bereitstellung von Rohstoffen für die Entwicklung von petrochemischen Anlagen gerechnet. Das Projekt befindet sich noch in den Entwicklungsvorstufen.
Gabun
- Addax Petroleum hat ein zusätzliches 18%iges Working Interest und das Eigentum an dem Iris Marin Lizenzgebiet erworben, in dem das Unternehmen jetzt ein Working Interest von 51,33 % besitzt. Die Erkundungserlaubnis für das Iris Marin Lizenzgebiet umfasst ca.403 km(2) (99.600 Gross Acres) im südlichen Becken von Gabun, und,
- Addax Petroleum hat einen Anteil von 68,75 % und das Recht zur Betreibung des Gryphon Marin Lizenzgebiets erworben. Das Gryphon Marin Lizenzgebiet umfasst eine Bruttofläche von 9.750 km(2) (2.409.200 Gross Acres) und befindet sich unmittelbar nördlich der zu Addax Petroleum gehörenden Etame Marin ablandigen Lizenz in Gabun. Das Unternehmen plant mit dem Bohren von zwei Bohrlöchern die aufnahme der Erkundungsaktivitäten in Gryphon Marin in der ersten
Hälfte des Jahres 2009.
Kurdischer Teil des Irak
- Addax Petroleum erwarb mit Wirkung vom September 2008 einen Anteil in Höhe von 33,33 % am Sangaw North PSC. Das Lizenzgebiet Sangaw North zeichnet sich durch einen grossen überirdischen Erdsattel und einer Reihe von oberflächlichen Ölquellen aus und befindet sich ca. 80 km südöstlich von Addax Petroleums Taq Taq Lizenz. Im vierten Quartal des Jahres 2008 wurde eine Abtretung an die Korean National Oil Corporation abgeschlossen, wodurch sich Addax Petroleums Anteil auf 26,67 % reduzierte. Das Unternehmen schloss den Erwerb von 2-D-seismischen Daten zum Lizenzgebiet im vierten Quartal des Jahres 2008 ab und plant die Bohrung eines Erkundungsbohrlochs innerhalb der Erkundungsperiode.
Gemeinsame Entwicklungszone (Joint Development Zone "JDZ")
- Aufgrund des Schiedsspruchs eines Ausschusses des internationalen Schiedsgerichts in London (London Court of International Arbitration) wurde Addax Petroleum eine zusätzliche Beteiligung von 7,2 % an Block 4 der JDZ zuerkannt. Dadurch erhöhte sich der Anteil von Addax Petroleum an Block 4 auf 45,5 %.
Dividenden
Das Unternehmen meldete und zahlte eine Gesamtdividende von CDN$ 0,20 pro Aktie. Eine Dividende von CDN$ 0,20 pro Aktie wurde am 3. März 2009 erklärt und wird am 2. April an die am 19. März 2009 eingetragenen Aktionäre gezahlt. In Übereinstimmung mit den Richtlinien der kanadischen Finanzbehörde (Canada Revenue Agency) sind die vom Unternehmen während des Berichtszeitraums gezahlten Dividenden qualifizierte Dividenden.
Neueste Entwicklungen
Im Januar 2009 gab das Unternehmen einen bedeutsamen Fund im Njaba 2 Bohrloch im östlichen Teil des OML124 Lizenzgebiets in Nigeria bekannt. Aufgrund dieses Fundes verbuchte Addax Petroleum per 31. Dezember 2008 42,0 MMbbl wahrscheinlicher Reserven aus diesem Bohrloch.
Im Januar 2009 nahm das Unternehmen die Förderung in dem sich im Etam Marin Lizenzgebiet ablandig gelegenen Ebouri Feld in Gabun auf.
Im Februar 2009 vollendete der Betreiber die Bohrung des ablandigen North Etame Erkundungsbohrlochs im Etame Marin Lizenzgebiet des Unternehmens in Gabun. Das Bohrloch wies niedriger als erwartete Kohlenwasserstoffmengen auf, führte Wasser und es ist zu erwarten, dass es abgedichtet und aufgegeben wird.
Prognose für 2009 und Finanzplanung
Für das Jahr 2009 hat Addax Petroleum Gesamtkapitalaufwendungen in Höhe von ca. 1,6 Milliarden USD geplant(Akquisitionen ausgenommen), durch die eine voraussichtliche durchschnittliche Gesamtfördermenge zwischen 140 Mbbl/d und 145 Mbbl/d aus den Geschäftstätigkeiten in Nigeria und Gabun erzielt wird. Dieser Finanzplan steht mit der Unternehmensphilosophie in Einklang, die auf die Finanzierung von Kapitalaufwendung aus intern generierten Geldströmen abzielt, und er wurde auf Grundlage eines Durchschnittspreises für Brent Rohöl von USD 60/bbl ermittelt. Sollte der übliche Brent-Rohölpreis für den Rest des Jahres 2009 weiterhin unter USD 60/bbl liegen, hat Addax Petroleum die Absicht und Flexibilität, seine Kapitalaufwendungen so zu reduzieren, dass die Finanzierung der Gesamtkapitalaufwendungen weiterhin aus intern generierten Geldströmen erfolgt. Ein Durchschnittspreis für Brent-Rohöl von USD 40/bbl würde zu einer Herabsetzung der Kapitalaufwendungen auf ca. 1 Milliarde USD führen und die damit in Verbindung stehenden verminderten Aufwendungen für Bohrungen und Anlagen würden zu einer Gesamtförderung von Addax Petroleum für das Jahr 2009 zwischen 132 Mbbl/d und 137 Mbbl/d führen.
Gesetzlich vorgeschriebene Meldungen
Diese Bekanntmachung fällt zeitlich zusammen mit der Unterbreitung bei den Wertpapieraufsichtsbehörden in Kanada und Grossbritannien des geprüften Konzernabschlusses von Addax Petroleum für das am 31. Dezember 2008 endende Jahr mit der dazugehörigen Management's Discussion and Analysis sowie des jährlichen Informationsblatts (Annual Information Form) von Addax Petroleum mit der Aufstellung der Reservedaten und anderen Informationen (Statememt of Reserves Data and Other Information) der Gesellschaft, des Berichts des unabhängigen qualifizierten Reservengutachters (Independent Qualified Reserves Evaluator) und des Berichts des Vorstands und der Direktoren. Kopien dieser Dokumente sind erhältlich unter http://www.sedar.com, http://www.londonstockexchange.com und auf der Webseite des Unternehmens: http://www.addaxpetroleum.com.
Telefonkonferenz für Analysten
Finanzanalysten sind eingeladen, heute, am Mittwoch, den 4. März um 11.00 Uhr Eastern Time / 16.00 Uhr GMT, an einer Telefonkonferenz mit Jean Claude Gandur, Präsident und Chief Executive Officer, Michael Ebsary, Chief Financial Officer, und James Pearce, Chief Operating Officer, teilzunehmen. Pressevertreter und Aktionäre können an der Telefonkonferenz als Zuhörer teilnehmen. Zur Teilnahme an der Telefonkonferenz wählen Sie bitte eine der folgenden Einwahlnummern:
Toronto: 416-644-3420
Gebührenfrei (Kanada und USA): 1-800-731-5319
Gebührenfrei (Grossbritannien): 00-800-2288-3501
Gebührenfrei (Schweiz): 00-800-2288-3501Eine Aufzeichnung der Telefonkonferenz ist bis Mittwoch, den 18. März 2009, unter +1-(416)-640-1917 oder +1-(877)-289-8525 und Angabe der Kennnummer 21296229, gefolgt vom Rautezeichen, verfügbar.
Kapitalmärkte
Addax Petroleum wird am Montag, den 23. März 2009 in London, Grossbritannien, und am Dienstag, den 24. März 2009 in Toronto, Kanada, Kapitalmarkttag-Präsentationen für Finanzanalysten und Investoren veranstalten. Eine Gruppe von Führungskräften des Unternehmens wird die jüngsten Betriebsergebnisse des Unternehmens und Erwartungen in Hinblick auf zukünftige Geschäftstätigkeiten erörtern. Die Präsentationen werden live über das Internet übertragen. Die Unterlagen zu den Kapitalmarkttagpräsentationen sind auf der Webseite der Gesellschaft unter
http://www.addaxpetroleum.com verfügbar. Interessierte Teilnehmer werden dazu ermutigt, sich bei einem der am Ende dieser Bekanntmachung aufgelisteten Personen im Voraus anzumelden.
Rechtliche Hinweise zu vorausschauenden Erklärungen
Bestimmte Aussagen in dieser Pressemeldung, einschliesslich der Erklärungen über zukünftige Kapitalaufwendungen, Geschäftsstrategien und -ziele, zukünftige Rohstoffpreise, Reserven- und Ressourcenschätzungen, Bohrpläne, Erschliessungspläne und deren zeitlichen Abläufe, zukünftige seismische Aktivitäten, Förderungsniveaus und die Quellen für deren Steigerung, Ergebnisse von Erkundungsaktivitäten und Termine, zu denen bestimmte Bereiche in Betrieb gehen sollen, zahlbare Förderungsabgaben, ungewisse Verbindlichkeiten und Aussagen, die Wörter wie z. B. "könnte", "wird", "würde", "könnte", "sollte", "erwarten", "glauben", "beabsichtigen", "erwarten", "planen", "schätzen", "einkalkulieren", "prognostizieren", "vorschlagen", "voraussagen" und Aussagen über historisch nicht belegte Angelegenheiten sind vorausschauende Informationen im Sinne der derzeitigen kanadischen Wertpapiergesetzgebung (Canadian securities legislation).
Vorausschauende Informationen unterliegen bekannten und unbekannten Risiken und anderen zum Öl- und Gasgeschäft gehörenden Ungewissheiten sowie weiteren Faktoren. Diese umfassen, aber beschränken sich nicht auf: unpräzise Schätzungen der Reserven und Ressourcen; endgültige Gewinnung von Reserven; Rohstoffpreise; allgemeine Wirtschafts-, Markt- und Geschäftskonditionen; Branchenkapazität; Wettbewerbsmassnahmen anderer Unternehmen; Raffinerie- und Vermarktungsmargen; Befähigung zur Förderung von Rohöl und Erdgas und die Belieferung der Märkte; Wetter und Klimabedingungen; die Ergebnisse von Erkundungs- und Entwicklungsbohrungen und zugehöriger Aktivitäten; Zinssatz- und Devisenwechselkursschwankungen; die Fähigkeit der Lieferanten, ihre Verpflichtungen zu erfüllen; Handlungen von Regierungsbehörden, einschliesslich Steuererhöhungen; Entscheidungen und Genehmigungen von Verwaltungsgerichten; Änderung on Umwelt- und sonstigen Auflagen; internationale politische Ereignisse und erwartete Renditen. Insbesondere kann die Produktion Faktoren unterliegen wie Erkundungserfolg, Zeitpunkt und Erfolg der Inbetriebnahme, Anlagenverlässlichkeit, Kapazität der Lagerstätte und natürliche Abnahmeraten, Wasserbehandlung und Bohrfortschritt. Kapitalaufwendungen können durch Kostendruck in Zusammenhang mit neuen Kapitalprojekten beeinflusst werden. Dazu gehören die Bereitstellung von Arbeitskräften und Materialien, das Projektmanagement, Kosten für und Verfügbarkeit von Bohrinseln und seismische Kosten.
In dieser Pressemeldung des Unternehmens wurden Vermutungen hinsichtlich der folgenden Angaben angestellt:
- Öl- und Erdgaspreise;
- Umfang der Öl- und Erdgasreserven sowie der Ressourcen, verminderter heutiger Wert von zukünftigen Nettokapitalströmen aus diesen Reserven und die endgültige Erschliessbarkeit von Reserven;
- Zeitliche Gestaltung und Umfang zukünftiger Förderungen, Voraussagen über Kapitalaufwendungen und deren Finanzierungsquellen
- Umfang, Art, Zeitplanung und Auswirkungen von Kapitalaufwendungen;
- Pläne für das Bohren von Bohrlöchern, die zeitliche Planung und Orte;
- Erwartungen in Hinblick auf die Verhandlung und Ausübung von vertragsgemässen Rechten;
- Betriebs- und sonstige Kosten;
- Geschäftsstrategien und Managementpläne;
- erwartete Vorteile und verbessertes Unternehmensvermögen aus der Erschliessung von Probebohrungen und Akquisitionen sowie
- Behandlung gemäss den steuerlichen Bedingungen von gemeinsamen Produktionsverträgen (Production Sharing Contracts) und der gesetzlichen Regelwerke von Staaten.
Die tatsächlichen Unternehmensergebnisse könnten beträchtlich von den voraussichtlichen Ergebnissen in den vorausschauenden Erklärungen abweichen, falls sich die zugrundegelegten Annahmen als unrichtig erweisen oder falls eine oder mehrere der oben beschriebenen Ungewissheiten oder Risiken eintreten. Risikofaktoren werden in grösserer Ausführlichkeit in den Meldungen von Addax Petroleum an die Wertpapieraufsichtsbehörden der kanadischen Provinzen (Canadian provincial securities commissions) behandelt.
Die Leser werden ausdrücklich darauf hingewiesen, dass die oben aufgeführte Liste von Faktoren mit Einfluss auf vorausschauende Informationen keinen Anspruch auf Vollständigkeit erhebt. Weiterhin beziehen sich die vorausschauenden Erklärungen auf den Tag, an dem sie gemacht wurden, und mit Ausnahme der gesetzlichen Erfordernisse beabsichtigt und verpflichtet sich Addax Petroleum in keiner Weise zur Aktualisierung von vorausschauenden Informationen, egal ob neue oder anderweitige Informationen vorliegen. Die in dieser neuen Pressemeldung enthaltenen vorausschauenden Erklärungen werden durch diesen Warnhinweis ausdrücklich eingeschränkt.
Abweichungen von den Grundsätzen der Rechnungslegung (GAAP)
Addax Petroleum definiert "Kapitalstrom aus Betriebstätigkeiten" oder "FFFO" (Funds Flow from Operations) als Nettokapital aus Betriebstätigkeiten vor Änderungen am nicht liquiditätswirksamen Umlaufvermögen. Die Geschäftsführung betrachtet den FFFO neben dem Nettokapital als eine nützliche Messgrösse, da sie die Fähigkeit von Addax Petroleum aufzeigt, die für die Schuldentilgung oder die zukünftige Wachstumssicherung durch Kapitalaufwendungen notwendigen Geldmittel zu erwirtschaften. Addax Petroleum bewertet seine Leistung anhand von Betriebsvalorisierungen, die es als Gewinnspanne per Barrel vor Steuern aus der Förderung und dem Absatz von Rohöl definiert und anhand des durchschnittlichen Verkaufspreises pro Barrel abzüglich der Förderabgaben und Betriebskosten errechnet. FFFO und Betriebsvalorisierungen sind keine anerkannten Messgrössen gemäss den Grundsätzen der kanadischen Rechnungslegung (Canadian GAAP). Die Leser werden ausdrücklich darauf hingewiesen, dass diese Messgrössen keine Alternative zur Bestimmung des Nettogewinns oder Geldflusses aus laufenden Geschäftstätigkeiten gemäss den Grundsätzen der kanadischen Rechnungslegung sind bzw. Aufschluss geben über die Leistung von Addax Petroleum. Das Berechnungsverfahren von Addax Petroleum für diese Messgrössen weicht eventuell von den Verfahren anderer Unternehmen ab und die Messgrössen sind daher nicht unbedingt mit denen anderer Unternehmen vergleichbar.
Weitere Informationen erhalten Sie von: Mr. Michael Ebsary, Chief Financial Officer, Tel.: +41(0)22-702-94-03, michael.ebsary@addaxpetroleum.com; Mr. Craig Kelly, Investor Relations, Tel.: +41(0)22-702-95-68, craig.kelly@addaxpetroleum.com; Mr. Chad O'Hare, Investor Relations, Tel.: +41(0)22-702-94-10, chad.o'hare@addaxpetroleum.com; Ms. Marie-Gabrielle Cajoly, Press Relations, Tel.: +41(0)22-702-94-44, marie-gabrielle.cajoly@addaxpetroleum.com; Mr. Nick Cowling, Press Relations, Tel.: +1-416-934-80-11, nick.cowling@cossette.com; Mr. Mark Antelme, Press Relations, Tel.: +44(0)20-3178-6242, mark.antelme@pelhampr.com
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