- 59-prozentige Zunahme des Kapitalflusses aus operativen Geschäften auf $1.319 Millionen
- 98-prozentige Zunahme des Nettogewinns auf $482 Millionen
- 40-prozentige Förder-Zunahme auf $125,9 Tausend Barrel pro Tag (Mbbl/d)
- 26-prozentige Zunahme von nachgewiesenen und wahrscheinlichen Reserven auf $446,7 Tausend Barrel pro Tag (Mbbl/d)
Calgary, Kanada (PRNewswire) - Die Addax Petroleum Corporation (“Addax Petroleum“ oder das “Unternehmen“) (TSX: AXC und LSE: AXC) gab heute ihre Ergebnisse für das am 31. Dezember 2007 abgeschlossene Jahr bekannt. Die Finanzergebnisse werden in Übereinstimmung mit Canadian GAAP erstellt und die Berichtswährung ist US-Dollar. Des Weiteren gibt das Unternehmen eine Steigerung seines Investitionsbudgets für 2008 bekannt.
Diese Bekanntmachung erfolgt in zeitlicher Übereinstimmung mit dem Einreichen von Addax Petroleums geprüftem und konsolidiertem Abschluss für das am 31. Dezember 2007 abgeschlossene Jahr, der damit verbundenen Management's Discussion and Analysis sowie von Addax Petroleums Annual Information Form bei den kanadischen und britischen Wertpapieraufsichtsbehörden. Kopien dieser Dokumente sind über
www.sedar.com,
www.londonstockexchange.com oder die Webseite des Unternehmens,
www.addaxpetroleum.com erhältlich.
Eine Telefonkonferenz für Analysten und Investoren wird heute, Donnerstag, den 13. März um 12.00 Uhr (mittags) Ostküstenzeit/ 16.00 Uhr Ortszeit London, Vereinigtes Königreich, abgehalten. Nähere Informationen sind am Schluss dieser Bekanntmachung zu finden.
Kommentar des Chief Executive Officers (CEO)
In seinem heutigen Kommentar sagte Jean Claude Gandur, Präsident und Chief Executive Officer von Addax Petroleum: “Ich bin hocherfreut, Ihnen mitteilen zu können, dass Addax Petroleums Performance 2007 unsere Erfolgsgeschichte positiver Ergebnisse fortsetzt und auf allen Unternehmensebenen Rekorderfolge erzielt hat. Im Laufe des Jahres hat Addax Petroleum seine Aktivitäten in allen Regionen ausgeweitet und bedeutende Zunahmen in jeder Finanz- und Betriebsmetrik erzielt, darunter ein weiterhin starkes Förderwachstum in unseren beiden Kerngebieten in Nigeria und Gabun. Addax Petroleums erfolgreiches Bewertungsprogramm 2007 in der sich schnell entwickelnden irakischen Region Kurdistan war eine grosse Leistung für das Unternehmen und wird 2008 voraussichtlich die erste kommerzielle Ölförderung erzielen. Im Laufe von 2007 hat Addax Petroleum auf unser herausragendes Explorationsportfolio aufgebaut, insbesondere in der Tiefsee im Golf von Guinea. Für 2008 und in den darauffolgenden Jahren planen wir, das Wachstum künftiger Reserven durch ein ehrgeiziges Explorationsprogramm zu beschleunigen. Ich danke unseren Angestellten, dem Management, dem Vorstand, unseren Geschäftspartnern und Gesellschaftern für ihre Unterstützung und ihren Beitrag zu Addax Petroleums herausragendem Erfolg für das Jahr 2007.“
Ausgewählte Finanz-Highlights
- Die Erdölumsätze vor Lizenzgebühren betrugen 2007 $3.412 Millionen, was einer Steigerung von 68 Prozent gegenüber den Erdölumsätzen vor Lizenzgebühren von $2.029 Millionen im Vorjahr entspricht. Der Anstieg der Erdölumsätze vor Lizenzgebühren wurde in erster Linie durch eine 40-prozentige Zunahme bei der durchschnittlichen Brutto-Ölförderung mit Bearbeitungsbeteiligung erzielt. Ein Anstieg des durchschnittlichen Rohölverkaufspreises von 15 Prozent auf $72,94 pro Barrel (/bbl) 2007 gegenüber $63,40/bbl im Vorjahr hat ebenfalls bedeutend zum Anstieg des Erdölumsatzes vor Lizenzgebühren im Jahresvergleich beigetragen.
- Der Kapitalfluss aus operativen Geschäften nahm 2007 um 59 Prozent auf $1.319 Millionen ($8,49 je Basisaktie) zu, gegenüber $829 Millionen ($5,80 je Basisaktie) im Vorjahr.
- Der Nettogewinn stieg 2007 um 98 Prozent auf $482 Millionen ($3,10 je Basisaktie) zu, gegenüber $243 Millionen ($1,70 je Basisaktie) im Vorjahr.
- Die Kapitalaufwendungen ausschliesslich Gegenleistungen für Akquisitionen, Farm-in- und Lizenzgebühren stiegen 2007 von $802 Millionen im Vorjahr um 43 Prozent auf $1.147 Millionen an. Die Gesamtinvestitionsausgaben für Erschliessung beliefen sich 2007 auf $881 Millionen, was einer Zunahme von 47 Prozent gegenüber den Investitionsausgaben für Erschliessung von $600 Millionen im Vorjahr entspricht. Investitionsausgaben für Exploration und Bewertung stiegen 2007 auf $266 Millionen an, was einer Steigerung von 32 Prozent gegenüber den Investitionsausgaben für Exploration und Bewertung im Vorjahr von $202 Millionen entspricht.
- Die Gegenleistungen für Übernahmen von Erdöl-Liegenschaften einschliesslich Lizenz- und Farm-in-Gebühren beliefen sich 2007 auf $78 Millionen, gegenüber $297 Millionen im Vorjahr, schliesst man die Gegenleistung von $1.448 Millionen zur Übernahme des Pan-Ocean-Geschäfts am 7. September 2006 aus.
- Im Laufe von 2007 gab das Unternehmen mit 3,75 Prozent verzinsliche ungesicherte Wandelanleihen für eine Kapitalsumme von $300 Millionen aus, die am 31. Mai 2012 fällig sind, und erzielte dabei einen Nettoerlös von $294 Millionen.
- Die Bankverschuldung nahm 2007 um $120 Million auf $950 Million zu und ist gegenwärtig unter einer 5-jährigen Kreditfazilität von $1,6 Milliarden verzeichnet.
Die folgende Tabelle gibt eine Zusammenfassung ausgewählter Finanzkennzahlen.
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Ausgewählte Finanz-Highlights Jahresabschluss/
Stand 31. Dezember
$ Mio, falls nicht anders ausgewiesen 2007 2006 Veränderung
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Erölumsatz vor Lizenzgebühren 3.412 2.029 68%
Durchschnittspreis für Rohöl, $/bbl 72,94 63,40 15%
Kapitalfluss aus operativen Geschäften 1.319 829 59%
Nettogewinn 482 243 98%
Gewichtete durchschnittliche Anzahl im Umlauf
befindlicher Stammaktien (je Basisaktie, in Mio.) 155 143 8%
Kapitalfluss aus operativen Geschäften je Aktie
($/je Basisaktie) 8,49 5,80 46%
Gewinn je Aktie ($/je Basisaktie) 3,10 1,70 82%
Gewichtete durchschnittliche Anzahl im Umlauf
befindlicher Stammaktien (verwässert, in Mio.) 156 143 9%
Kapitalfluss aus operativen Geschäften je Aktie
($/je verwässerte Aktie) 8,38 5,80 44%
Gewinn je Aktie ($/je verw. Aktie) 3,09 1,70 82%
Bilanzsumme 3.759 2.978 26%
Langzeitverschuldung, ausgen. Wandelanleihen 950 830 14%
Kapitalausgaben - nach Region
Nigeria (ausgen. Tiefsee) & Kamerun 826 638 29%
Gabun 216 66 227%
Irakische Region Kurdistan 83 58 43%
Tiefsee Nigeria & JDZ 16 13 23%
Unternehmensaufwand 6 27 -78%
Zwischensumme 1.147 802 43%
Akquisitionen, Farm-in und Lizenzerwerb
Gebühren (ausgen. Pan-Ocean) 78 297 -74%
Gesamtsumme 1.225 1.099 11%
Kapitalausgaben - nach Art
Erschliessung 881 600 47%
Exploration & Bewertung 266 202 32%
Zwischensumme 1.147 802 43%
Akquisitionen, Farm-in und Lizenzerwerb
Gebühren (ausgen. Pan-Ocean) 78 297 -74%
Gesamtsumme 1.225 1.099 11%
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Ausgewählte Highlights bei Neugeschäften
- 2007 hat Addax Petroleum zwei strategische Vorhaben abgeschlossen, die (i) seine bedeutende Explorationsposition im Tiefseefeld von Golf von Guinea gefestigt haben und (ii) Addax Petroleum als wichtiges Erschliessung- und Förderunternehmen in Gabun bestätigten.
- Zu den Highlights bei Neugeschäften von 2007 gehören:
Tiefsee Golf von Guinea
- Im September 2007 festigte Addax Petroleum seinen strategischen Zugang im Tiefsee-Explorationsfeld im Golf von Guinea durch die Übernahme einer Beteiligung in Höhe von 40 Prozent an Block 1 der JDZ (Joint Development Zone, gemeinsame Entwicklungszone), einem Offshore-Gebiet, das unter einem Vertrag zwischen Nigeria und Sao Tome und Principe betrieben wird. Der Abschluss der Übernahme bedarf der Genehmigung durch die Joint Development Authority. Addax Petroleum betreibt JDZ Block 4 und OPL 291 und hält Fremdbeteiligungen an den JDZ Blöcken 2 und 3. Bei Jahresabschluss besitzt Addax Petroleum eine Fläche von 430.500 Acre (ca. 1742 kmsquared) in der Tiefsee im Golf von Guinea.
Gabun
- Im April 2007 erwarb Addax Petroleum eine Bearbeitungsbeteilung von 50 % am Epaemeno-Lizenzgebiet und wurde zu dessen Betreiber. Das Epaemeno-Lizenzgebiet erstreckt sich über eine Fläche von ca. 331.000 Acre (ca. 530 kmsquared) (brutto) und liegt unmittelbar nördlich von Addax Petroleums Lizenzgebieten von Maghena und Awoun auf der Landseite Gabuns. Bei Jahresabschluss hält Addax Petroleum eine Gesamt-Flächenposition von 1.442.800 Acres (ca. 5838 kmsquared) an land- und seeseitigen Gebieten Gabuns.
Ausgewählte Betriebs-Highlights
- Die durchschnittliche Brutto-Ölproduktion mit Bearbeitungsbeteiligung belief sich 2007 auf 125.940 Barrel pro Tag (bbl/d), was einer Zunahme von etwa 40 Prozent gegenüber der durchschnittlichen Förderung von 90.050 bbl/d im Vorjahr entspricht. Die durchschnittliche Ölförderung von 2007 setzt sich aus den Fördermengen von 104.510 bbl/d aus Nigeria und 21.430 bbl/d aus Gabun zusammen.
- Laut einer Überprüfung von Netherland, Sewell & Associates mit Stand vom 31. Dezember 2007 und in Übereinstimmung mit National Instrument 51-101 stieg die Gesamtfördermenge aus nachgewiesenen und wahrscheinlichen Reserven mit Gesamtbearbeitungsbeteiligung von 353,7 Mio. Barrel (MMbbl) mit Stand vom 31. Dezember 2006 um ca. 26 Prozent auf 446,7 Mio. Barrel (MMbbl) an. Das Unternehmen hat im Laufe des Jahres keine Reserven übernommen oder abgetreten und die 2007 hinzugekommenen Reserven sind primär auf seine Geschäftsaktivitäten zurückzuführen, darunter Erweiterungen und neu entdeckte Reserven, sowie günstige Wirtschaftsfaktoren.
- Die Gesamterneuerungsrate (Reserves Replacement Ratio, RRR) des Unternehmens wurde im Jahr 2007 mit 302 Prozent ausgewiesen. Die Erneuerungsrate berechnet sich durch Division der Zugänge an nachgewiesenen und wahrscheinlichen Reserven mit Gesamtbearbeitungsbeteiligung von 139,0 Mio. Barrel (MMbbl) (vor Abzug der Fördermenge von 2007 von 46,0 Mio. Barrel) durch die Fördermenge von 2007.
- Zu den neuen Projekt-Highlights von 2007 gehören:
Nigeria
- Umwandlung der Oil Prospecting License OPL225 in Oil Mining Lease OML137;
- 18 neue seeseitige Erschliessungsbohrungen wurden ausgeführt, 17 im Lizenzgebiet OML123 und eine im Gebiet OML126. 17 dieser Bohrlöcher nahmen im Laufe des Jahres die Förderproduktion auf;
- vier neue landseitige Erschliessungsbohrungen wurden im Lizenzgebiet OML124 angelegt, womit sich die Förderproduktion dort verdoppelte;
- fortlaufende Erschliessung von Oberflächenanlagen auf den Feldern Oron und Adanga im Lizenzgebiet OML123 und Erschliessung von Subsurface-Anlagen auf den Felder Okwori und Nda im Lizenzgebiet OML126.
Gabun
- 17 Erschliessungsbohrungen wurden in land- und seeseitigen Lizenzgebieten des Unternehmens ausgeführt, von denen 16 im Laufe des Jahres die Förderproduktion aufnahmen;
- fortlaufende Erschliessung von Oberflächenanlagen im landseitigen Lizenzgebiet Maghena und dem seeseitigen Lizenzgebiet Etame; und
- es wurde mit der Erweiterung des landseitigen Exportsystems des Unternehmens begonnen, inklusive einer neuen Pipeline von 38 Kilometern Länge und 12 Zoll (ca. 30,5 cm) Durchmesser, die weitere Produktionssteigerungen durch Nutzung der freien Kapazität der von Shell betriebenen Station Rabi ermöglichen wird. Das Unternehmen erwartet, dass das erweiterte Exportsystem im zweiten Halbjahr 2008 in Betrieb genommen wird.
- Der Gesamtertrag aus nach bester Einschätzung (“best estimate“) risikoarmen prospektiven Erdölvorkommen mit Gesamtbearbeitungsbeteiligung betrug mit Stand vom 31. Dezember 2007 2.246 Mio. Barrel (MMbbl), gegenüber 2.199 Mio. Barrel (MMbbl) zum Vorjahresende. Erträge aus risikoreichen prospektiven Erdölvorkommen nahmen gegenüber 670 Mio. Barrel (MMbbl), Stand Dezember 2006, um etwa 10 Prozent zu und erreichten damit 738 Mio. Barrel (MMbbl), Stand 31. Dezember 2007. Von den zum Jahresabschluss 2007 vorliegenden risikoarmen prospektiven Erdölvorkommen stammen 1.204 Mio. Barrel (MMbbl) bzw. 54 Prozent aus dem Unternehmensportfolio der Tiefsee im Golf von Guinea, während 907 Mio. Barrel (MMbbl) bzw. 40 Prozent aus landseitigen Feldern in Nigeria und seeseitigen Flachwasserfeldern in Nigeria und Kamerun, sowie 136 Mio. Barrel (MMbbl) bzw. 6 Prozent aus vorwiegend seeseitigen Feldern in Gabun stammen.
- Der Gesamtertrag aus nach bester Einschätzung (“best estimate“) möglichen Erdgasvorkommen mit Gesamtbearbeitungsbeteiligung nahm gegenüber 1.412 Mrd. Kubikfuss (Bcf), Stand 31. Dezember 2006, um ca. 71 Prozent auf 2.415 Bcf, Stand 31. Dezember 2007, zu. Die nach bester Einschätzung mit möglichen Erdgasvorkommen verbundenen Flüssigkeiten nahmen gegenüber 37,4 MMbbl, Stand 31. Dezember 2006, um etwa 106 Prozent auf 77,2 MMbbl, Stand 31. Dezember 2007, zu. Die grössten Zugänge gab es im Lizenzgebiet OML137, wo die erfolgreichen Explorationsbemühungen des Unternehmens im Laufe von 2007 in zusätzlichen Fördermengen von 926 Bcf und 25,3 MMbbl resultierten.
- Zu den Highlights bei den Explorations- und Bewertungsaktivitäten von 2007 gehören:
Flachwasser Golf von Guinea (Nigeria und Kamerun)
- zwei Explorationsbohrungen wurden im Lizenzgebiet OML123 vor der Küste Nigerias durchgeführt und führten zur Entdeckung und Bewertung des Antan-Ölfeldes. Es wurden erhebliche Ölmengen entdeckt, für die zum Jahresabschluss wahrscheinliche Reserven mit einer Fördermenge von 17 MMbbl verbucht wurden. Eine dritte Explorationsbohrung wurde im Lizenzgebiet OML123 auf dem Erkundungsfeld Ibeno-E ausgeführt, doch wurden dabei gasführende Schichten entdeckt;
- zwei Explorationsbohrungen wurden im Lizenzgebiet OML137 vor der Küste Nigerias durchgeführt und führten zur Entdeckung der Felder Ofrima North und Udele West. Infolge der Ergebnisse der Ofrima North Explorationsbohrung wurden zum Jahresabschluss ebenfalls wahrscheinliche Ölvorkommen mit einem Ertrag von 17 MMbbl verbucht. Die Ofrima North und Udele West Explorationsbohrungen bestätigten auch das potenzielle Gasvorkommen im Lizenzgebiet OML137 und zum Jahresabschluss wurden mögliche Gasvorkommen von 926 Bcf verbucht;
- eine Probebohrung wurde im Lizenzgebiet OML126 im Nda-West-Erkundungsfeld durchgeführt, die allerdings erfolglos war;
- drei zusätzliche Probebohrungen wurden zur Felderweiterung im Lizenzgebiet OML123 durchgeführt, von denen eine auf Ölschichten stiess und zwei erfolglos waren; und
- es wurde mit Standortvorbereitungen für die ersten beiden Explorationsbohrungen des Unternehmens in Ngosso vor der Küste Kameruns begonnen, die im ersten Halbjahr 2008 durchgeführt werden sollen. Die erste dieser Explorationsbohrungen wurde Anfang März 2008 eingeleitet und zielt auf die Erkundung des Odoing-Gebiets ab.
Tiefsee Golf von Guinea (Nigeria und JDZ)
- fortgesetzter Aufbau eines eigenen Teams für Oberflächen-Auswertung und Bohrtechnik infolge der Etablierung der Unternehmensposition in der Tiefsee im Golf von Guinea 2006; und
- Auswertung seismischer 3D-Daten für die gesamte JDZ-Zone und Auswahl des Erkundungsfeldes von Block 4, für das das Unternehmen fürs zweite Halbjahr 2008 Bohrungen einkalkuliert hat.
Gabun
- Erfassung seismischer 3D-Daten auf einer Fläche von 126 kmsquared über den Unternehmens-Lizenzgebieten Panthere NZE und Awoun, Landseite Gabun; und erfolgreiche Probebohrung im Autour-Feld im Lizenzgebiet Panthere NZE, Landseite Gabun.
Irakische Region Kurdistan
- Das Programm zur Erfassung seismischer Daten beinhaltet seismische 3D-Kartierung auf einer 292-kmsquared-Fläche über dem Taq Taq-Feld und die Erstellung eines seismischen 2D-Profils auf einer Länge von 218 km über dem erkundeten Kewa-Chirmila-Feld und Umgebung, für das das Unternehmen für Mitte 2008 Bohrungen vorsieht; und
- die drei Bewertungs- und Erschliessungsbohrungen im Taq Taq-Feld (TT-05, TT-06 und TT-07) wurden ausgeführt und getestet, und zwei weitere Bewertungs- und Erschliessungsbohrungen (TT-08 und TT-09) wurden eingeleitet, die bereits Anfang 2008 getestet wurden. Bei den Tests der fünf Bohrlöcher wurden Gesamt-Förderleistungen zwischen 16.170 bbl/d und 37.560 bbl/d aus drei unterschiedlichen Zonen erreicht.
- Die Betriebsvalorisierungen stiegen 2007 um 19 Prozent auf $53,70/bbl an, gegenüber $44,97/bbl im Vorjahr. Ausgaben für den Anlagenbetrieb stiegen 2007 auf $6,70/bbl an, was einer 6-prozentigen Zunahme gegenüber dem Vorjahrswert von $6,33/bbl entspricht.
Die folgende Tabelle gibt eine Zusammenfassung ausgewählter operativer Daten.
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Ausgewählte operative Ergebnisse Jahresabschluss/
Stand 31. Dezember
2007 2006 Veränderung
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Jährliche durchschnittliche Bruttoölproduktion
mit Bearbeitungsbeteiligung (Mbbl/d)
Nigeria (seeseitig) 97,1 82,5 18%
Nigeria (landseitig) 7,4 3,8 95%
Nigeria Zwischensumme 104,5 86,3 21%
Gabun (seeseitig) 6,4 1,6 300%
Gabun (landseitig) 15,0 2,1 614%
Gabun Zwischensumme 21,4 3,7 478%
Gesamtsumme 125,9 90,0 40%
Preise, Ausgaben und Valorisierungen ($/bbl)
Erzielter Durchschnittspreis 72,94 63,40 15%
Betriebsaufwand 6,70 6,33 6%
Betriebsvalorisierung 53,70 44,97 19%
Erdölreserven mit Gesamtbearbeitungsbeteiligung
(MMbbl)
Nachgewiesen 233,3 182,0 28%
Nachgewiesen und wahrscheinlich 446,7 353,7 26%
Nachgewiesen und wahrscheinlich und möglich 580,3 480,4 21%
Nach bester Einschätzung (“best estimate“)
prospektive Erdölvorkommen mit
Gesamtbearbeitungsbeteiligung (MMbbl)
Risikoarm 2.246 2.199 2%
Risikoreich 738 670 10%
Nach bester Einschätzung mögliche Vorkommen
mit Gesamtbearbeitungsbeteiligung
Gas (Bcf) 2.415 1.412 71%
Mit Erdgas verbundene Flüssigkeiten (MMbbl) 77,2 37,4 106%
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Dividenden
Für Informationszwecke meldete und zahlt das Unternehmen für 2007 Gesamtdividenden von CDN$ 0,20 je Aktie. Eine mit CDN$ 0,10 je Aktie gemeldete Dividende wird im ersten Quartal 2008 ausgezahlt. In Übereinstimmung mit den Richtlinien der kanadischen Finanzbehörde (Canada Revenue Agency) sind vom Unternehmen während des Berichtszeitraums gezahlte Dividenden qualifizierte Dividenden.
Neueste Entwicklungen
Im Januar 2008 hat das Unternehmen die TT-09 Erweiterungsbohrung zur Bewertung und Erschliessung im Taq Taq-Feld in der irakischen Region Kurdistan getestet. Bei den Tests erreichte das TT-09 Bohrloch eine Ölfördermenge von insgesamt 16.170 bbl/d aus zwei getrennten Zonen.
Im Februar 2008 unterzeichnete das Unternehmen mit der Regionalregierung Kurdistans (KRG) ein Abkommen zur Änderung des mit Genel Enerji über die gemeinsame Produktion im Taq Taq-Lizenzgebiet im irakischen Teil Kurdistans abgeschlossenen Vertrags (“Taq Taq PSC“). Zweck der Änderungen ist es, die Konformität des “Taq Taq PSC“ mit der vor kurzem erlassenen Öl- und Gasgesetzgebung in der irakischen Region Kurdistan herzustellen.
Im März 2008 hat das Unternehmen die TT-08 Erweiterungsbohrung zur Bewertung und Erschliessung im Taq Taq-Feld in der irakischen Region Kurdistan getestet. Bei den Tests erreichte das TT-08 Bohrloch eine Ölfördermenge von insgesamt 35.750 bbl/d aus zwei getrennten Zonen.
Im März 2008 gab das Unternehmen ebenfalls die erfolgreiche Probebohrung der Kita Marine-Fundstätte und deren Erweiterung bekannt. Die Bohrung KTM-6 ergab eine Gesamtrohölsäule von 173 Fuss über vier Zonen. Die Kita Marine-Fundstätten liegen im nördlichen Teil des ergiebigen OML123-Blocks vor der Küste Nigerias in einem Gebiet, in dem zuvor noch nicht gefördert wurde.
Ausblick & für 2008 geplanter Investitionsanstieg
Die Produktionserwartungen des Unternehmens für 2008 entsprechen den zum Berichtszeitpunkt vorliegenden Richtwerten. Addax Petroleum erwartet eine jährliche durchschnittliche Bruttoölproduktion mit Bearbeitungsbeteiligungen von etwa 140.000 bis 145.000 bbl/d aus seinen Aktivitäten in Nigeria und Gabun.
Aufgrund der positiven Geschäftsergebnisse und einer robusten Ölpreisentwicklung steigert Addax Petroleum ausserdem sein Investitionsbudget von den im November 2007 angekündigten $1.509 Millionen auf $1.615 Millionen. Veranlasst wurde diese Steigerung insbesondere durch einen 23-prozentigen Zuwachs im Explorationsbudget des Unternehmens auf $406 Millionen, das der Finanzierung eines beschleunigten Explorationsprogramms in den Firmen-Kerngebieten im seeseitigen Gabun, Nigeria und Kamerun dient. Das beschleunigte Explorationsprogramm wird die Ausführung von bis zu vier zusätzlichen Explorationsbohrungen umfassen, womit das Exploration-Portfolio des Unternehmens 2008 eine Gesamtanzahl von 20 Bohrlöchern aufweisen wird, sowie ein Projekt zur Erstellung eines seismischen 2D-Profils über 307 km Länge am landseitigen Gabun.
Zur Unterstützung seines beschleunigten Explorationsprogramms hat Addax Petroleum seinen Vertrag für die schwimmende Bohrplattform Hercules-156, die gegenwärtig die erste Explorationsbohrung für das Unternehmen in Ngosso ausführt, bis Anfang 2009 verlängert. Das Unternehmen hat auch sein Investitionsbudget für Erschliessung um drei Prozent gesteigert, womit zwei zusätzliche Erschliessungsbohrungen in Nigeria finanziert werden.
Die folgende Tabelle fasst die aktuellen Ölproduktionserwartungen sowie den für 2008 geplanten Investitionsanstieg zusammen:
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Highlights des Ausblicks für 2008
März 2008 Nov 2007 Veränderung
Budget Budget
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Erwartete Ölproduktion, Mbbl/d
Nigeria 106 bis 111 106 bis 111 k.A.
Gabun 31 bis 36 31 bis 36 k.A.
Gesamt 140 bis 145 140 bis 145 k.A.
Investitionsbudget - nach Region,
$ Millionen
Nigeria (ausgen. Tiefsee) & Kamerun 1.102 1.034 7%
Gabun 345 307 12%
Tiefsee Nigeria & JDZ 90 90 0%
Irakische Region Kurdistan 74 74 0%
Unternehmensaufwand 4 4 0%
Gesamtsumme 1.615 1.509 7%
Investitionsbudget - nach Art,
$ Millionen
Erschliessung 1.209 1.179 3%
Exploration & Bewertung 406 330 23%
Gesamtsumme 1.615 1.509 7%
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Telefonkonferenz für Analysten
Finanzanalysten sind eingeladen, heute, Donnerstag, den 13. März um 12.00 Uhr (mittags) Ostküstenzeit / 16.00 Uhr Ortszeit London, Vereinigtes Königreich, an einer Telefonkonferenz mit Jean Claude Gandur, President und Chief Executive Officer, Michael Ebsary, Chief Financial Officer, und James Pearce, Chief Operating Officer, teilzunehmen. Pressevertreter und Aktionäre können an der Telefonkonferenz zuhörend teilnehmen. Um an der Telefonkonferenz teilzunehmen, wählen Sie bitte eine der folgenden Einwahlnummern:
Toronto: 1-416-644-3419
Gebührenfrei (Kanada und USA): 1-800-731-5774
Gebührenfrei (Vereinigtes Königreich): 00-800-2288-3501
Gebührenfrei (Schweiz): 00-800-2288-3501
Eine Aufzeichnung der Telefonkonferenz ist bis Samstag, den 29. März 2008 unter +1-416-640-1917 oder +1-877-289-8525 und Angabe des Passcodes 21264945, gefolgt vom Rautezeichen, verfügbar.
Rechtliche Hinweise bezüglich vorausschauender Erklärungen
Bei bestimmten Aussagen in dieser Pressemeldung handelt es sich um vorausschauende Erklärungen im Sinne anwendbarer Wertpapiergesetze. Diese Erklärungen lassen sich im Allgemeinen an der verwendeten Terminologie erkennen, z.B. durch Wörter wie “antizipieren“, “glauben“, “beabsichtigen“, erwarten“, “planen“, “schätzen“, “budgetieren“, “Ausblick“, “dürfte“, “wird“, “könnte“, “sollte“, “würde“ und ähnliche Ausdrücke.
Zu den vorausschauenden Erklärungen zählen u. a. Verweise auf geschäftliche Strategien und Ziele, zukünftige Kapital- und sonstige Ausgaben, Reserven- und Ressourcenschätzungen, Bohrpläne, Bau- und Reparaturaktivitäten, die Einreichung von Entwicklungsplänen, seismische Aktivitäten, Produktionsniveaus und die Quellen der Steigerung derselben, Projektentwicklungspläne und -ergebnisse, Ergebnisse von Explorationsaktivitäten und Termine, zu denen bestimmte Bereiche erschlossen oder produktiv sind, zu zahlende Lizenzen, Finanzierungs- und Kapitalaktivitäten, Eventualverbindlichkeiten, Umweltthemen und Genehmigungen durch Regierungen. Per se zwingen derartige zukunftsweisende Aussagen Addax Petroleum dazu, Annahmen zu treffen, die unter Umständen nicht eintreffen bzw. nicht präzise sind. Diese vorausschauenden Informationen sind bekannten und unbekannten Risiken und Unwägbarkeiten ausgesetzt, sowie anderen Faktoren, die dazu führen können, dass tatsächliche Ergebnisse, Aktivitätsniveaus und Erfolge erheblich von den in diesen Informationen dargestellten oder implizierten Ergebnissen abweichen. Zu derartigen Faktoren zählen unter anderen:
Ungenauigkeit von Reserven- und Ressourcenschätzungen; letztendliche Gewinnung von Reserven; Preise für Öl- und Erdgas; allgemeine Wirtschafts-, Markt- und Geschäftsbedingungen; Branchenkapazität; Wettbewerbsaktivitäten anderer Unternehmen; Fluktuation von Ölpreisen; Raffinerie- und Vermarktungsmargen; die Fähigkeit, Rohöl und Erdgas zu produzieren und zu Märkten zu transportieren; die Fähigkeit, Erdgas im Rahmen von gemeinsamen Produktionsverträgen zu vermarkten und zu verkaufen; die Einflüsse von Witterungs- und Klimabedingungen; die Ergebnisse von Explorations- und Entwicklungsbohrungen und zugehörigen Aktivitäten; Fluktuation von Zinssätzen und Devisenwechselkursen; die Fähigkeit der Lieferanten, ihre Verpflichtungen zu erfüllen; Aktivitäten von Regierungsbehörden, einschliesslich der Anhebung von Steuern; Entscheidungen oder Genehmigungen von Verwaltungsgerichten; Änderungen von Umwelt- und sonstigen Auflagen; Risiken im Zusammenhang mit Öl- und Gasbetrieben im In- und Ausland; internationale politische Ereignisse; erwartete Renditen, sowie weitere Faktoren, die sich grösstenteils der Kontrolle von Addax Petroleum entziehen. Insbesondere kann die Produktion durch Faktoren wie Explorationserfolg, Zeitpunkt und Erfolg des Anlaufs, Zuverlässigkeit von Anlagen, Reservoir-Performance und natürliche Abnahmeraten, Wasserbehandlung und Bohrfortschritt beeinflusst werden. Kapitalaufwendungen können durch Kostendruck im Zusammenhang mit neuen Kapitalprojekten beeinflusst werden, wozu die Bereitstellung von Arbeitskräften und Materialien, Projektmanagement, Raten und Verfügbarkeit von Bohrinseln und seismische Kosten zählen.
Diese Faktoren sind detailliert in den von Addax Petroleum bei den Wertpapierbehörden der kanadischen Provinzen eingereichen Unterlagen dargestellt.
Leser werden gewarnt, dass die hier aufgeführte Liste wichtiger Faktoren, die sich auf vorausschauende Informationen auswirken können, nicht erschöpfend ist. Darüber hinaus beziehen sich die vorausschauenden Informationen in dieser Pressemeldung auf den Zeitpunkt dieser Mitteilung, und Addax Petroleum übernimmt keinerlei Verpflichtung, hierin enthaltene vorausschauende Informationen öffentlich zu aktualisieren oder zu revidieren, sei es aufgrund neuer Informationen, zukünftiger Ereignisse oder anderweitiger Einflüsse, sofern dies nicht gesetzlich vorgeschrieben ist. Die vorausschauenden Informationen in dieser Pressemeldung werden durch diesen Warnhinweis ausdrücklich eingeschränkt.
GAAP-abweichendes System
Addax Petroleum definiert “Kapitalfluss aus operativen Geschäften“ (Funds Flow From Operations - FFFO) als Nettokapital aus Geschäftstätigkeiten vor Änderungen an nicht liquiditätswirksamem Umlaufvermögen. Die Geschäftsführung hält FFFO neben dem Nettogewinn für eine nützliche Kennzahl, da sie die Fähigkeit von Addax Petroleum aufzeigt, das notwendige Bargeld zur Schuldentilgung oder zur Sicherung künftigen Wachstums durch Kapitalausgaben zu erwirtschaften. Addax Petroleum bewertet seine Performance auch anhand von Betriebsvalorisierungen. Diese definiert das Unternehmen als vorsteuerliche Gewinnspanne je Barrel aus der Produktion und dem Verkauf von Rohöl und berechnet sie aus dem durchschnittlich erzielten Verkaufspreis je Barrel abzüglich Lizenzgebühren und Betriebsaufwand.
FFFO und Betriebsvalorisierung sind keine anerkannten Kennzahlen gemäss den kanadischen GAAP-Grundsätzen. Leser werden darauf hingewiesen, dass diese Kennzahlen nicht als Alternative zum GAAP-gemäss festgelegten Nettogewinn bzw. Kapitalfluss aus operativen Geschäften anzusehen oder als Anhaltspunkt für die Performance von Addax Petroleum zu bewerten sind. Das Berechnungsverfahren von Addax Petroleum für diese Kennzahl weicht eventuell von denen anderer Unternehmen ab und ist mit den Kennzahlen anderer Unternehmen nicht unbedingt vergleichbar.
Für weitere Informationen:
Mr. Michael Ebsary, Chief Financial Officer
Tel.: +41(0)22-702-94-03
michael.ebsary@addaxpetroleum.com
Ms. Marie-Gabrielle Cajoly, Pressesprecherin
Tel.: +41(0)22-702-94-44
marie-gabrielle.cajoly@addaxpetroleum.com
Mr. Patrick Spollen, Investor Relations
Tel.: +41(0)22-702-95-47
patrick.spollen@addaxpetroleum.com
Mr. Craig Kelly, Investor Relations
Tel.: +41(0)22-702-95-68
craig.kelly@addaxpetroleum.com
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