| | Addax Petroleum annonce des résultats record pour le premier trimestre de 2008 (May 9, CALGARY, Canada) |
CALGARY, Canada, May 9 /PRNewswire/ --
- Augmentation de 78 pour cent des flux de trésorerie provenant des
activités d'exploitation, qui se chiffrent maintenant à 469 millions USD
- Augmentation de 204 pour cent du résultat net, qui s'élève maintenant à
240 millions USD
- Augmentation de 20 pour cent de la production, qui s'élève maintenant à
139,1 millions de barils par jour
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 2008. Les résultats financiers sont préparés
conformément aux PCGR du Canada et sont présentés en dollars américains.
Cette annonce coïncide avec le dépôt, auprès des autorités canadiennes et
britanniques de réglementation des valeurs mobilières, des états financiers
consolidés vérifiés d'Addax Petroleum pour le trimestre clos le 31 mars 2008
ainsi que du rapport de gestion qui s'y rattache. Des copies de ces documents
sont disponibles au http://www.sedar.com, au
http://www.londonstockexchange.com et sur le site Web de la société au
http://www.addaxpetroleum.com.
Une conférence téléphonique destinée aux analystes et aux investisseurs
sera tenue aujourd'hui le mardi 6 mai 2008 à 11 h 00 heure de l'Est / 16 h 00
heure de Londres, au Royaume-Uni. Tous les détails sont fournis à la fin de
la présente annonce.
Commentaires du PDG
Commentant aujourd'hui ces résultats record, le président-directeur
général d'Addax Petroleum Jean-Claude Gandur a affirmé : "J'ai le plaisir
d'annoncer que le rendement d'Addax Petroleum au cours des trois premiers
mois de 2008 s'ajoute à nos antécédents d'excellence qui consistent en de
solides résultats, des rendements d'exploitation élevés ainsi que des revenus
nets importants. Les activités d'exploration et d'estimation se sont avérées
très encourageantes cette année, et nous sommes ravis d'élargir davantage
notre portefeuille d'exploration grâce à l'acquisition du permis
d'exploration Iroko au Cameroun. Dans la région kurde de l'Irak, nous
intégrons les résultats prometteurs des deux plus récents puits
d'appréciation périphériques dans un plan de développement de champ complet,
et avons amorcé la construction d'une usine de production de première phase.
Dernièrement, nous avons accru de façon importante notre capacité à financer
une croissance future et supplémentaire par l'intermédiaire de notre première
facilité de crédit non garantie de premier rang obtenue avec succès malgré
les difficultés que connaissent les marchés du crédit, ce qui témoigne de
l'appui de la communauté financière envers la stratégie d'Addax Petroleum et
son potentiel de croissance."
Faits saillants financiers choisis
- Les ventes de pétrole avant les redevances se sont chiffrées à 1 154
millions USD au premier trimestre de 2008, soit une hausse de 84 pour
cent par rapport aux 627 millions USD de ventes de pétrole avant les
redevances enregistrés au premier trimestre de 2007. L'augmentation
des ventes de pétrole avant les redevances est essentiellement
attribuable à une hausse de 66 pour cent du prix de vente moyen du
pétrole brut au premier trimestre de 2008, qui s'élève maintenant à
96,03 USD le baril (/b) comparativement à 57,86 USD/b au premier
trimestre de 2007, ainsi qu'à une hausse de 12 pour cent des volumes
de ventes entre ces deux périodes. Il convient de noter qu'au premier
trimestre de 2008, la production de pétrole a dépassé les volumes de
ventes de 0,64 millions de barils, soit l'équivalent d'environ 7
milles barils par jour, ce qui a entraîné une augmentation importante
des stocks de pétrole.
- Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation au
premier trimestre de 2008 ont augmenté de 78 pour cent, pour se
chiffrer à 469 millions USD (3,02 USD par action de base)
comparativement à 263 millions USD (1,70 USD par action de base) pour
le premier trimestre de 2007
- Le résultat net au premier trimestre de 2008 a augmenté de 204 %,
pour se chiffrer à 240 millions USD (1,54 USD par action de base)
comparativement à 79 millions USD (0,51 USD par action de base) pour
le trimestre correspondant de 2007.
- Les dépenses en immobilisations ont augmenté de 57 pour cent pour se
chiffrer à 340 millions USD au premier trimestre de 2008
comparativement aux 216 millions USD enregistrés au premier trimestre
de 2007. Les dépenses en immobilisations de développement ont
totalisées 246 millions USD au premier trimestre, soit une hausse de
68 pour cent par rapport aux dépenses en immobilisations de
développement de 146 millions USD enregistrées au premier trimestre
de 2007. Les dépenses en immobilisations d'exploration et
d'appréciation ont augmenté de 34 pour cent, passant de 70 millions
USD au premier trimestre de 2007 à 94 millions USD au trimestre
correspondant de 2008.
- À la fin du premier trimestre de 2008, la dette bancaire se chiffrait
à 1 125 millions USD, soit une augmentation de 150 millions USD par
rapport au trimestre correspondant de 2007. La dette bancaire est
actuellement utilisée sous une facilité à terme garanti de premier
rang de 1,6 milliard USD sur 5 ans, et il reste encore 4 années à
écouler.
- À la fin d'avril 2008, la société a élargi sa capacité d'emprunt et a
conclu une facilité de prêt bancaire non garanti de premier rang de
450 millions USD sur 2 ans. Cette facilité de prêt est actuellement
inutilisée, mais est destinée à fournir du financement pour les
occasions de croissance future en accélérant ou en augmentant
potentiellement les projets de dépenses en immobilisations et/ou
d'autres occasions d'acquisition.
Le tableau suivant résume les faits saillants financiers choisis :
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Faits saillants financiers choisis Trimestre clos le
31 mars
En millions USD à moins d'avis contraire 2008 2007 Écart
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Ventes de pétrole avant les redevances 1 154 627 84 %
Prix de vente moyen du pétrole brut, USD/b 96,03 57,86 66 %
Flux de trésorerie provenant des
activités d'exploitation 469 263 78 %
Revenu net 240 79 204 %
Moyenne pondérée des actions ordinaires
en circulation (de base, en millions) 156 155 0 %
Flux de trésorerie provenant des
activités d'exploitation
par action (USD/action de base) 3,02 1,70 78 %
Bénéfice par action (USD/action de base) 1,54 0,51 202 %
Moyenne pondérée des actions ordinaires
en circulation (après dilution, en millions) 162 155 5 %
Flux de trésorerie provenant des
activités d'exploitation par action
(USD/action après dilution) 2,86 1,70 68 %
Bénéfice par action (USD/action après dilution) 1,51 0,51 196 %
Total des éléments d'actif 4 178 3 113 34 %
Passif à long terme, à l'exception des
obligations convertibles 1 125 975 15 %
Dépenses en immobilisations - par région
Nigeria (à l'exception des eaux profondes)
& Cameroun 261 165 58 %
Gabon 66 31 113 %
Région kurde de l'Irak 7 15 -53 %
Eaux profondes au Nigeria & dans la JDZ 3 3 0 %
Entreprise 3 2 50 %
Total 340 216 57 %
Dépenses en immobilisations - par type
Développement 246 146 68 %
Exploration & appréciation 94 70 34 %
Total 340 216 57 %
-------------------------------------------------------------------------
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Nouveaux faits saillants commerciaux choisis
- Au cours du premier trimestre de 2008, la société a renégocié un
contrat modifié de partage de la production pour la zone de licence
Taq Taq dans la région kurde de l'Irak, permettant ainsi de ne
pratiquement pas changer les intérêts économiques et d'exploitation
de la société. Au début du deuxième trimestre de 2008, Addax
Petroleum a conclu une acquisition stratégique qui a permis
d'accroître le portefeuille d'exploration de la société au large des
côtes du Cameroun.
- Parmi les nouveaux faits saillants commerciaux relevés depuis le
début de 2008, on compte :
Région kurde de l'Irak
- tel qu'annoncé précédemment en février 2008, la société a conclu
une entente avec le gouvernement régional du Kurdistan pour
modifier le contrat de partage de la production qu'elle détient en
partenariat avec Genel Enerji à la zone de licence Taq Taq dans la
région kurde de l'Irak. L'objectif de ces modifications est de
rendre les modalités du contrat de partage de la production à Taq
Taq conformes aux lois sur le pétrole et le gaz naturel qui ont
récemment été adoptées dans la région kurde de l'Irak.
Cameroun
- tel qu'annoncé précédemment en avril 2008, Addax Petroleum a
acquis un intérêt économique direct de 100 % dans la zone de
licence d'exploration Iroko, au large des côtes du Cameroun. La
Société Nationale des Hydrocarbures, la société pétrolière
nationale du Cameroun, possède un privilège d'acquisition de 30
pour cent si des travaux de développement y sont effectués. La
société est dans l'obligation de payer une prime de signature de 3
millions USD ainsi que d'entreprendre un programme de travail
d'une valeur minimale de 18 millions USD. Aucun puits n'a été foré
à Iroko, mais des activités de production pétrolière sont exercées
à proximité du complexe de champ Mokoko-Abana exploité par Pecten
(Shell). La société entreprend actuellement un programme
d'exploration dans la zone de licence Ngosso au large des côtes du
Cameroun, et prévoit, une fois que celui-ci sera complété, de
commencer le forage d'exploration à la zone de licence Iroko.
Faits saillants choisis en matière d'exploration et d'appréciation
- Pendant le premier trimestre de 2008, Addax Petroleum a enregistré
d'excellents résultats d'exploration et d'appréciation dans son
programme au large des côtes du Nigeria et dans la région kurde de
l'Irak. Elle a de plus amorcé son programme d'exploration au large
des côtes du Nigeria. La société a également fait progresser son
portefeuille d'exploration et d'estimation au Gabon et dans la zone
de développement commune (Joint Development Zone - JDZ), et prévoit
d'exercer des activités d'exploration et d'estimation plus tard cette
année.
- Parmi les faits saillants en matière d'exploration et d'estimation
relevés depuis le début de 2008, on compte :
Eaux peu profondes du golfe de Guinée (Nigeria et Cameroun)
- dans la propriété OML137, deux puits d'estimation ont été forés
avec succès sur la propriété de découverte Ofrima North. Le puits
Ofrima-3A a confirmé l'extension vers l'ouest du gisement de
pétrole H42 découvert par le puits Ofrima-2 foré en 2007, et le
puits Ofrima-3 a découvert 62 pieds de pétrole et 92 pieds de gaz
riche en liquides dans des horizons plus profonds. Des études de
planification de développement pour Ofrima North sont actuellement
en cours ;
- dans la propriété OML123, deux puits ont fait l'objet d'une
appréciation réussie aux champs Kita Marine et Oron West, dont les
résultats sont actuellement intégrés dans les options de
développement des champs. Le puits ORW-C1AST a réalisé avec succès
une appréciation d'une extension au champ exploité Oron West, et
le puits KTM-6 découvert en mars 2008 a enregistré une hauteur de
pétrole brut totale de 173 pieds sur quatre zones. Les découvertes
Kita Marine se trouvent dans la partie nord de la prolifique
propriété OML123 au large des côtes du Nigeria, dans une région
qui n'a pas enregistrée de production auparavant; et
- au Cameroun, la société a amorcé sa première campagne de forage
d'exploration. La campagne comprend le forage d'un maximum de
trois puits d'exploration dans la zone de licence Ngosso ainsi que
d'un puits d'exploration dans la zone de licence Iroko, qui a
d'ailleurs été primée tout récemment. La campagne de forage
d'exploration 2008 au Cameroun devrait être finalisée au cours du
deuxième trimestre.
Eaux profondes du golfe de Guinée (Nigeria et JDZ)
- la société a poursuivi son évaluation des sites de forage dans les
zones de licence de la JDZ de même que ses efforts visant à
sécuriser une série d'occasions pour entreprendre les activités de
forage pendant le second semestre de 2008. En ce qui a trait à la
concession OPL291, la société prévoit d'acquérir un levé sismique
3D, toujours pendant le second semestre de 2008.
Gabon
- la société a participé aux activités non concluantes entourant le
puits d'exploration THAM-1 foré par Sterling Energy dans le but de
mettre à l'essai le prospect Admiral dans la zone de licence
Themis Marin au large des côtes du Gabon. La licence Themis Marin
a ultérieurement été abandonnée, une fois que tous les engagements
professionnels ont été remplis. Vers les côtes du Gabon, la
société a acquis des données sismiques en matière de développement
et d'exploration dans sa zone de licence Remboue exploitée.
Région kurde de l'Irak
- en janvier 2008, la société a mis à l'essai le puits d'estimation
et de développement périphérique TT-09 sur le champ Taq Taq dans
la région kurde de l'Irak. Le puits TT-09 a été mis à l'essai à un
taux de production total de 16 170 barils de pétrole par jour
provenant de deux zones séparées.
- en mars 2008, la société a mis à l'essai le puits d'estimation et
de développement périphérique TT-08 sur le champ Taq Taq dans la
région kurde de l'Irak. Le puits TT-08 a été mis à l'essai à un
taux de production total de 35 750 barils de pétrole par jour
provenant de deux zones séparées.
Faits saillants d'exploitation choisis
- La production moyenne de pétrole brut relative à l'intérêt économique
direct s'est élevée à 139 100 barils par jour au cours du premier
trimestre de 2008, soit une augmentation d'environ 20 pour cent par
rapport à la production moyenne de 116 090 barils de pétrole par jour
enregistrée en 2007. La production pétrolière moyenne au premier
trimestre de 2008 comprenait 109 700 barils par jour du Nigeria et
29 400 barils par jour du Gabon comparativement au niveau de
production moyen de 97 880 barils par jour et de 18 210 barils par
jour, respectivement, enregistré au premier trimestre de 2007.
- Parmi les faits saillants des projets de développement au premier
trimestre de 2008, on compte :
Nigeria
- forage de trois nouveaux puits de développement, dont un puits de
production de pétrole et un puits d'injection d'eau dans la
propriété OML123 ainsi qu'un puits de production de pétrole dans
la propriété OML124 ;
- mise en production d'un total de deux nouveaux puits de production
de pétrole pendant le trimestre, soit les deux seuls puits forés
pendant le trimestre ;
- Dans la propriété OML123, la plateforme Oron West South a été
installée alors que la première de deux sous-structures de
plateformes a été installée sur le champ Adanga North Horst, que
des pipelines à injection d'eau ont été placés, et que des
installations ont été mises en service.
Gabon
- forage de sept nouveaux puits de développement vers les côtes ; de
ce nombre, on comptait cinq puits, dont quatre puits de production
de pétrole et un puits d'injection de gaz naturel, dans le champ
Tsiengui exploité par Addax Petroleum dans la zone de licence
Maghena, et deux puits de développement de pétrole dans le champ
Koula exploité par Shell dans la zone de licence Awoun ;
- mise en production d'un total de cinq nouveaux puits de production
de pétrole dans le champ Tsiengui pendant le trimestre ; de ce
nombre, deux puits ont été forés au cours du premier trimestre et
trois autres l'ont été pendant le trimestre précédent ;
- prolongation du développement continu des installations de surface
aux champs Tsiengui et Obangue exploités par Addax Petroleum vers
les côtes ainsi qu'au champ Koula exploité par Shell, y compris
l'extension du réseau de pipelines d'exportation de pétrole vers
les côtes de la société, de même qu'au champ Ebouri non exploité
au large des côtes ;
Kurdistan
- début de la construction d'une usine de production de première
phase ; et
- début de la production d'essai au champ Taq Taq à des taux
réduits, et ventes locales intermittentes. La société a pour
objectif d'entreprendre la production commerciale de pétrole
attribuable à son intérêt économique direct au cours du second
semestre de 2008.
- Les revenus nets d'exploitation au premier trimestre de 2008 ont
augmenté de 72 pour cent, se chiffrant maintenant à 72,49 USD/b
comparativement à 42,05 USD/b au premier trimestre de 2007.
Les frais d'exploitation des unités ont augmenté de 3 pour cent,
passant de 7,84 USD/b au premier trimestre de 2007 à 8,09 USD/b au
premier trimestre de 2008, alors que la société continue de faire
face aux pressions causées par l'inflation des coûts liés à la
prestation de services.
Le tableau suivant résume les faits saillants d'exploitation choisis :
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Faits saillants d'exploitation choisis Trimestre clos le
31 mars
2008 2007 Écart
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Production de pétrole brute trimestrielle moyenne
relative à l'intérêt économique direct
(en millions de barils par jour)
Nigeria (au large des côtes) 102,3 92,1 11 %
Nigeria (vers les côtes) 7,4 5,8 28 %
Nigeria sous-total 109,7 97,9 12 %
Gabon (au large des côtes) 7,0 6,3 11 %
Gabon (vers les côtes) 22,4 11,9 88 %
Gabon sous-total 29,4 18,2 62 %
Total 139,1 116,1 20 %
Prix, frais et revenus nets (USD/b)
Prix réalisé moyen 96,03 57,86 66 %
Frais d'exploitation 8,09 7,84 3 %
Revenus nets d'exploitation 72,49 42,05 72 %
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Dividende
Pendant le premier trimestre de 2008, la société a payé un dividende de
0,10 CAD par action. Le conseil d'administration de la société a déclaré un
dividende de 0,10 CAD par action le 2 mai 2008, dividende qui sera versé le
12 juin 2008 aux actionnaires inscrits au 29 mai 2008. En vertu des Lignes
directrices de l'Agence du revenu du Canada, les dividendes versés par la
société pendant la période sont des dividendes déterminés.
Développements récents
Depuis la fin du premier trimestre de 2008, la société a fait les
annonces suivantes :
- le 3 avril 2008, la société a annoncé l'acquisition de la totalité des
intérêts dans la zone de licence d'exploration Iroko, au large des
côtes du Cameroun, ainsi que l'exploitation de cette zone ;
- le 1er mai 2008, la société a annoncé le succès du processus
d'appréciation de la propriété de découverte Ofrima North dans l'OML137
au large des côtes du Nigeria.
De plus, une nouvelle facilité de prêt sur deux ans a été conclue et
prise en charge en avril 2008 pour 450 millions USD, montant qui pourrait
passer à 500 millions USD après la syndication. Cette facilité de prêt sera
utilisée pour fournir du financement à l'accélération ou à l'augmentation des
projets de dépenses en immobilisations et/ou d'autres occasions
d'acquisition.
Perspectives
Les perspectives de la société en 2008 en matière de production sont
conformes aux directives fournies à ce jour. Addax Petroleum s'attend en 2008
à enregistrer une production de pétrole brute annuelle moyenne relative à
l'intérêt économique direct se chiffrant entre 140 000 et 145 000 barils par
jour environ dans ses activités au Nigeria et au Gabon.
Conférence téléphonique destinée aux analystes
Les analystes financiers sont invités à prendre part à une conférence
téléphonique aujourd'hui le mardi 6 mai à 11 h heure de l'Est / 16 h heure de
Londres, au Royaume-Uni, avec M. Jean-Claude Gandur, président-directeur
général, M. Michael Ebsary, directeur financier ainsi que M. James Pearce,
directeur de l'exploitation. Les médias et les actionnaires peuvent
participer à la conférence en mode écoute seulement. Pour vous joindre à la
conférence téléphonique, veuillez composer l'un des numéros suivants :
Toronto : +1-416-644-3424
Sans frais (Canada et États-Unis) : 1-800-732-6179
Sans frais (Royaume-Uni) : 00-800-2288-3501
Sans frais (Suisse) : 00-800-2288-3501
Une rediffusion de la conférence sera disponible jusqu'au mardi 20 mai
2008 ; pour y accéder, veuillez composer le +1-416-640-1917 ou le
+1-877-289-8525, faire le code 21269672 puis appuyer sur la touche dièse.
Avis légal - Énoncés prospectifs
Certains énoncés contenus dans le présent communiqué constituent des
énoncés prospectifs en vertu des lois applicables sur les valeurs mobilières.
Ces énoncés peuvent être généralement reconnus par les termes ou expressions
employés, comme "anticiper", "croire", "avoir l'intention de", <<
s'attendre à", "planifier", "estimer", "budget", "perspective
>>, "pouvoir", "devoir", "vouloir", la forme conditionnelle et
future de ces verbes, ou d'autres termes semblables. Les énoncés prospectifs
comprennent, mais sans s'y limiter, les références aux objectifs et
stratégies d'entreprise, le capital futur et les autres dépenses, les
estimations des réserves et des ressources, les plans de forage, les
activités de construction et de réparation, la présentation de plans de
développement, la sismicité, les niveaux de production et les sources de
croissance connexes, les calendriers des projets de développement et les
résultats, les résultats des activités d'exploration et les dates auxquelles
certaines régions peuvent être développées ou mises en activité, les
redevances payables, les activités d'investissement et de financement, le
passif éventuel, les questions environnementales, les approbations
gouvernementales et la syndication de nouveau financement. De par leur
nature, ces énoncés prospectifs exigent d'Addax Petroleum qu'elle fasse des
hypothèses qui risquent de ne pas se concrétiser ou de se révéler fausses.
Ces énoncés prospectifs sont assujettis à des risques et à des incertitudes,
connus et inconnus, ainsi qu'à d'autres facteurs, qui peuvent faire en sorte
que les résultats réels, les niveaux d'activité et les réalisations diffèrent
considérablement de ceux exprimés ou sous-entendus dans ces énoncés. Ces
facteurs comprennent, mais sans s'y limiter : l'imprécision des estimations
des réserves et des ressources ; la récupération finale des réserves ; les
prix du pétrole et du gaz naturel ; la conjoncture économique, du marché et
générale ; la capacité de l'industrie ; les mesures concurrentielles prises
par d'autres sociétés ; les fluctuations des prix du pétrole ; le raffinage
et les marges commerciales ; la capacité à produire du pétrole brut et du gaz
naturel et à les expédier aux marchés ; la capacité à commercialiser et à
vendre du gaz naturel en vertu de ses contrats de partage de la production ;
les effets des conditions climatiques et météorologiques ; les résultats du
forage d'exploration et de développement ainsi que les activités connexes ;
la fluctuation des taux d'intérêt et des taux de change des monnaies
étrangères ; la capacité des fournisseurs à respecter leurs engagements ; les
mesures des autorités gouvernementales, y compris les augmentations des
impôts ; les décisions ou autorisations rendues par les tribunaux
administratifs ; les changements de règlements environnementaux ainsi que
d'autres règlements ; les risques liés aux activités pétrolières et gazières,
qu'elles soient menées à l'échelle nationale et internationale ; les
évènements politiques internationaux ; les taux de rendement prévus ; ainsi
que d'autres facteurs, dont un grand nombre dépasse le contrôle d'Addax
Petroleum. Plus particulièrement, la production peut subir les répercussions
de ces facteurs tels que le succès de l'exploration, le succès et le moment
opportun du démarrage des activités, la fiabilité des installations, le
rendement des réservoirs et les taux de déclin naturel, les systèmes de
circulation d'eau, ainsi que le progrès des activités de forage. Les dépenses
en immobilisations peuvent subir les répercussions des tensions de coûts
liées aux nouveaux projets d'immobilisations, y compris l'offre de main
d'oeuvre et de matériaux, la gestion des projets, les taux et la
disponibilité des appareils de forage, ainsi que les coûts liés à la
sismicité. Ces facteurs sont décrits de façon plus détaillée dans les
documents déposés par Addax Petroleum auprès des commissions des valeurs
mobilières des provinces canadiennes.
Les lecteurs sont avisés du fait que la liste précédente de facteurs
importants ayant des répercussions sur les énoncés prospectifs n'est pas
complète. De plus, les énoncés prospectifs contenus dans le présent
communiqué ne sont valables qu'à la date du présent communiqué et, sauf si
exigence contraire de la loi applicable, Addax Petroleum rejette toute
obligation de mettre à jour publiquement ou de réviser tout énoncé
prospectif, que ce soit à la lumière de nouveaux renseignements, d'évènements
futurs ou pour toute autre raison. Les énoncés prospectifs contenus dans le
présent communiqué sont présentés expressément sous réserve de cette mise en
garde.
Mesures non conformes aux PCGR
Addax Petroleum définit les "flux de trésorerie provenant d'activités
d'exploitation" comme les mouvements de trésorerie des activités
d'exploitation avant les variations des éléments hors-caisse du fonds de
roulement. La direction estime qu'en plus du résultat net, les flux de
trésorerie provenant d'activités d'exploitation constituent une mesure utile
car ils démontrent la capacité d'Addax Petroleum à générer les liquidités
nécessaires pour rembourser sa dette ou financer sa croissance future par des
investissements de capitaux. Addax Petroleum évalue également son rendement à
l'aide des revenus nets d'exploitation qu'elle définit comme la marge de
profit avant impôts par baril associée à la production et à la vente de
pétrole brut et qu'elle calcule comme le prix de vente réalisé moyen moins
les redevances et les frais d'exploitation, sur une base par baril. Les flux
de trésorerie provenant d'activités d'exploitation et les revenus nets
d'exploitation ne sont pas reconnus comme des mesures conformes aux PCGR du
Canada. Les lecteurs sont avisés de ne pas interpréter ces mesures comme une
alternative au résultat net ou aux mouvements de trésorerie des activités
d'exploitation déterminés conformément aux PCGR du Canada ou comme une
indication du rendement d'Addax Petroleum. La méthode employée par Addax
Petroleum pour calculer les flux de trésorerie provenant d'activités
d'exploitation peut différer de celles utilisées par les autres sociétés et
peut, par conséquent, ne pas être comparable aux mesures utilisées par les
autres sociétés.
Pour de plus amples renseignements : M. Michael Ebsary, directeur
financier, Tél. : +41(0)22-702-94-03, michael.ebsary@addaxpetroleum.com; Mme
Marie-Gabrielle Cajoly, Relations avec les médias, Tél. : +41(0)22-702-94-44,
marie-gabrielle.cajoly@addaxpetroleum.com; M. Patrick Spollen, Relations avec
les investisseurs, Tél. : +41(0)22-702-95-47,
patrick.spollen@addaxpetroleum.com; M. Craig Kelly, Relations avec les
investisseurs, Tél. : +41(0)22-702-95-68, craig.kelly@addaxpetroleum.com; M.
Nick Cowling, Relations avec les médias, Tél. : +1-416-934-8011,
nick.cowling@cossette.com; M. James Henderson, Relations avec les médias,
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Haythornthwaite, Relations avec les médias, Tél. : +44(0)20-7743-6676,
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Pour de plus amples renseignements : M. Michael Ebsary, directeur financier, Tél. : +41(0)22-702-94-03, michael.ebsary@addaxpetroleum.com; Mme Marie-Gabrielle Cajoly, Relations avec les médias, Tél. : +41(0)22-702-94-44, marie-gabrielle.cajoly@addaxpetroleum.com; M. Patrick Spollen, Relations avec les investisseurs, Tél. : +41(0)22-702-95-47, patrick.spollen@addaxpetroleum.com; M. Craig Kelly, Relations avec les investisseurs, Tél. : +41(0)22-702-95-68, craig.kelly@addaxpetroleum.com; M. Nick Cowling, Relations avec les médias, Tél. : +1-416-934-8011, nick.cowling@cossette.com; M. James Henderson, Relations avec les médias, Tél. : +44(0)20-7743-6673, james.henderson@pelhampr.com; M. Alisdair Haythornthwaite, Relations avec les médias, Tél. : +44(0)20-7743-6676, alisdair.haythornthwaite@pelhampr.com. | | Source : Addax Petroleum Corporation |
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