Addax Petroleum gibt Ergebnis des dritten Quartals 2007 und Investitionsplan für 2008 bekannt
Calgary, Kanada, November 14 (ots/PRNewswire)
- Kapitalfluss aus operativem Geschäft um 37 Prozent und Nettogewinn um 63 Prozent gegenüber 3. Quartal 2006 gestiegen
- Bruttoölproduktion über Working Interests um 40 Prozent auf durchschnittlich 128.200 Barrels pro Tag gestiegen
- Kontinuierlicher Erfolg bei Erweiterungs- und Bewertungsbohrungen in Taq Taq
Addax Petroleum Corporation ("Addax Petroleum" oder das
"Unternehmen") (TSX:AXC und LSE:AXC) gab heute das Finanzergebnis und
das operative Ergebnis für das Quartal zum 30. September 2007
bekannt. Das Finanzergebnis wird in Übereinstimmung mit den
kanadischen Grundsätzen ordnungsgemässer Buchführung (kanadische GAAP
- Generally Accepted Accounting Principles) und in US-Dollar
ausgewiesen. Darüber hinaus stellte das Unternehmen seine
Investitions- und Produktionspläne für 2007 und 2008 vor.Diese Bekanntgabe erfolgt zeitgleich mit der Einreichung des Finanzergebnisses von Addax Petroleum für das Quartal zum 30. September 2007 bei den Börsenaufsichtsbehörden in Kanada und im Vereinigten Königreich sowie dem zugehörigen Lagebericht bzw. der Analyse der Unternehmensleitung. Kopien dieser Unterlagen erhalten Sie unter http://www.sedar.com, http://www.londonstockexchange.com sowie auf der Website des Unternehmens unter http://www.addaxpetroleum.com.
Am Montag, dem 12. November, wird für Analysten und Investoren um 11:00 Uhr (amerikanische Ostküstenzeit) bzw. 16:00 (Ortszeit London) eine Telefonkonferenz veranstaltet, die auch als Webcast gesendet wird. Am Ende dieser Pressemitteilung finden Sie alle Einzelheiten zur Telefonkonferenz.
Kommentar des CEO
Jean Claude Gandur, Präsident und CEO von Addax Petroleum, kommentiert: "Das dritte Quartal war für Addax Petroleum, sowohl vom operativen als auch vom finanziellen Standpunkt her betrachtet, ein Rekordquartal und es setzt das starke Wachstum, das wir im ersten Halbjahr 2007 verzeichnen konnten, kontinuierlich fort. Abgesehen vom stetigen Wachstum in unseren Standorten in Nigeria konnten wir bedeutende Fortschritte in unseren Lagerstätten in Gabun erreichen und das sowohl betrieblich als auch hinsichtlich der Produktion. Wir haben wertvolle Fortschritte in Taq Taq gemacht, was zur besten Erweiterungs- und Bewertungsbohrung aller Zeiten geführt hat. In der gemeinsamen Tiefsee-Entwicklungszone konnten wir unser Portfolio durch die Hinzunahme einer Beteiligung von 40 Prozent an JDZ Block 1 deutlich verbessern. Schauen wir auf das Jahr 2008, so erwartet uns ein weiteres Jahr voller Aktivität und Wachstum."
Ausgewählte finanzielle Highlights
- Die Erdölumsätze vor Lizenzgebühren wurden im dritten Quartal 2007 mit 925 Mio. CAD ausgewiesen, was einer Steigerung von 58 Prozent gegenüber den Erdölumsätzen vor Lizenzgebühren von 584 Mio. CAD im dritten Quartal 2006 gleichkommt. Der Erdölumsatzzuwachs vor Lizenzgebühren stieg aufgrund der Kombination aus gestiegenen Erdölumsatzvolumen und gestiegenem durchschnittlichen Rohölverkaufspreis; der stieg von 67,60 CAD pro Barrel im Vorjahresvergleichszeitraum 2006 um 10 Prozent auf nunmehr 74,31 CAD pro Barrel.
- Im dritten Quartal 2007 wurde ein Nettogewinn von 122 Mio. CAD Ausgewiesen. Dies entspricht einem Anstieg von 63 Prozent gegenüber dem Nettogewinn von 75 Mio. CAD im dritten Quartal 2006. Der Nettogewinn je (nicht verwässerter und verwässerter) Aktie stieg im dritten Quartal 2007 um 53 Prozent auf 0,78 CAD je Aktie, verglichen mit 0,51 CAD je Aktie im entsprechenden Berichtszeitraum 2006.
- Der Kapitalfluss aus operativem Geschäft stieg im dritten Quartal 2007 um 37 Prozent auf 335 Mio. CAD, verglichen mit 244 Mio. CAD im entsprechenden Berichtszeitraum 2006. Der Kapitalfluss aus operativem Geschäft stieg im dritten Quartal 2007 um 30 Prozent auf 2,15 CAD je Aktie (nicht verwässert), verglichen mit 1,65 CAD je Aktie im entsprechendem Quartal 2006. Auf verwässerter Basis stieg der Kapitalfluss aus operativem Geschäft je Aktie im dritten Quartal 2007 um 25 Prozent auf 2,06 CAD je Aktie, verglichen mit 1,65 CAD je Aktie im entsprechenden Berichtszeitraum 2006.
Die folgenden Tabellen liefern eine Zusammenfassung ausgewählter Finanzkennzahlen für das dritte Quartal und die ersten neun Monate des Geschäftsjahres.
Ausgewählte Finanzhighlights Quartal per
des dritten Quartals 30. September
in Mio. CAD, wenn nicht anders ausgewiesen 2007 2006 Änderung
Erölumsatz vor Lizenzgebühren 925 584 58 %
Durchschnittspreis f. Rohöl, CAD/bbl 74,31 67,60 10 %
Nettogewinn 122 75 63 %
Kapitalfluss aus operativem Geschäft 335 244 37 %
Durchschnittliche Anzahl im Umlauf
befindlicher Aktien (nicht verwässert),
in Millionen 155 148 5 %
Gewinn je Aktie, CAD/(nicht verw.) Aktie 0,78 0,51 53 %
Kapitalfluss aus operat. Gesch. je Aktie
CAD/Aktie (nicht verwässert) 2,15 1,65 30 %
Durchschnittliche Anzahl im Umlauf
befindlicher Aktien (verwässert),
in Millionen 162 148 9 %
Gewinn je Aktie, CAD/(verwässerter) Aktie 0,78 0,51 53 %
Kapitalfluss aus operat. Gesch. je Aktie
CAD/Aktie (verwässert) 2,06 1,65 25 %
Ausgewählte Finanzhighlights Neun Monate per
der ersten neun Monate 30. September
in Mio. CAD, wenn nicht anders ausgewiesen 2007 2006 Änderung
Erdölumsatz vor Lizenzgebühren 2.305 1.500 54 %
Durchschnittspreis f. Rohöl, CAD/bbl 67,27 65,34 3 %
Nettogewinn 302 190 59 %
Kapitalfluss aus operativem Geschäft 885 614 44 %
Durchschnittliche Anzahl im Umlauf
befindlicher Aktien (nicht verwässert),
in Millionen 155 139 12 %
Gewinn je Aktie, CAD/(nicht verw.) Aktie 1,94 1,37 42 %
Kapitalfluss aus operat. Gesch. je Aktie
CAD/Aktie (nicht verwässert) 5,70 4,44 28 %
Durchschnittliche Anzahl im Umlauf
befindlicher Aktien (verwässert),
in Millionen 158 139 14 %
Gewinn je Aktie, CAD/(verwässerter) Aktie 1,94 1,37 42 %
Kapitalfluss aus operat. Gesch. je Aktie,
CAD/(verwässerter) Aktie 5,59 4,44 26 %Neue Business Highlights
- Wie bereits am 25. September 2007 bekannt gegeben, hat das Unternehmen dem Working Interest (Bearbeitungsbeteiligung) in Höhe von 40 Prozent an Block 1 der JDZ, der "Joint Development Zone" oder gemeinsamen Entwicklungszone mit einer Tochtergesellschaft der ExxonMobil für eine Gegenleistung von 78 Mio. CAD sowie 2 Prozent am von Addax Petroleum an dem in Block 1 geförderten Profit-Oil-Anteil zugestimmt. Der Abschluss der Akquisition erfolgt vorbehaltlich der Zustimmung der Joint Development Authority der JDZ. Nach Abschluss der Akquisition hält Addax Petroleum Working Interests an den Blöcken 1, 2, 3 und 4 der JDZ.
Ausgewählte operative Highlights
- Im dritten Quartal 2007 betrug die durchschnittliche Ölproduktion über Working Interests 128,2 Tausend Barrels pro Tag (Mbbl/d), was einer Steigerung von 40 Prozent gegenüber der durchschnittlichen Ölproduktion über Working Interests von 91,5 Mbbl/d im dritten Quartal 2006 gleichkommt. Die Produktion in Nigeria stieg im dritten Quartal 2007 um 17 Prozent auf 104,5 Mbbl/d, verglichen mit 89,1 Mbbl/d im Vorjahresvergleichszeitraum 2006. Gabun trug mit 23,7 Mbbl/d zum dritten Quartal 2007 bei, verglichen mit 2,4 Mbbl/d im dritten Quartal 2006, als die Produktionsanlagen in Gabun übernommen wurden. Die gesamte Ölproduktion im Quartal beläuft sich auf 11,8 MMbbl, verglichen mit einem Ölumsatzvolumen von 12,4 MMbbl im Quartal.
- Weiter erfolgreiche Bewertung der Erweiterungsbohrungen in der Lagerstätte Taq Taq in der Region Kurdistan im Irak und Explorationserfolg in OML137 Offshore Nigeria, wo potenziell bedeutende Gasfunde in Udele West zu Beginn des dritten Quartals gemacht wurden.
- Der Investitionsaufwand stieg, schliesst man Gegenleistungen für Geschäftsübernahmen, Farm-In-Gebühren und Kommissionen aus, um 47 Prozent von 191 Mio. CAD im dritten Quartal 2006 auf 281 Mio. CAD im dritten Quartal 2007. Im dritten Quartal 2007 betrug der Investitionsaufwand im Bereich Entwicklung 250 Mio. CAD, ein Anstieg von 92 Prozent gegenüber dem Entwicklungs-Investitionsaufwand von 130 Mio. CAD im dritten Quartal 2006. Der Explorations- und Bewertungs-Investitionsaufwand sank von 61 Mio. CAD im dritten Quartal 2006 auf 31 Mio. CAD im dritten Quartal 2007.
- Im gesamten dritten Quartal 2007 betrieb das Unternehmen sieben Bohrtürme selbst, vier davon vor der Küste Nigerias, einen Offshore Nigeria und zwei Onshore Gabun; ausserdem betrieb das Unternehmen einen Bohrturm indirekt über das Joint Venture mit Taq Taq Operating Company in der Region Kurdistan im Irak.
- Entwicklungsprojekt-Highlights im dritten Quartal 2007:
Nigeria
- vier neue Förderbohrungen wurden angelegt, davon drei in OML123 und eine in OML124;
- alle vier neuen Bohrlöcher nahmen in diesem Quartal die Förderproduktion auf;
- die Anlagenentwicklung im Lizenzgebiet OML123 wurde über Tage fortgesetzt.
Gabun
- sechs Förderbohrungen wurden in den Onshore- (vor der Küste liegenden) Lizenzgebieten des Unternehmens durchgeführt;
- fünf der sechs neuen Onshore-Bohrungen haben die Förderproduktion aufgenommen;
- die Anlagenentwicklung über Tage im Onshore-Lizenzgebiet Maghena und im Offshore-Lizenzgebiet Etame läuft.
- Zu den Explorations- und Bewertungsaktivitäten sowie Highlights des dritten Quartals 2007 gehören:
Flachwasser im Golf von Guinea (Nigeria und Kamerun)
- eine Explorationsbohrung wurde in OML137 Offshore Nigeria durchgeführt und führte zur Entdeckung in Udele West;
- wie bereits am 12. Juli 2007 berichtet, wurde bei der Erkundungsbohrung Udele-2 sieben Gas führende Intervalle mit einzelnen Bruttogasblasen von insgesamt 41, 113 und 542 Fuss Grösse entdeckt. Die Erkundungsbohrung wurde unterbrochen und das Unternehmen beabsichtigt die Bohrung erneut zu aktivieren und Fliesstests über ausgewählte Intervalle zu einem späteren Zeitpunkt durchzuführen;
- in Kamerun hat das Unternehmen einen Flachwasser-Bohrturm gechartert, um mit der Flachwasser-Explorationsbohrung im Lizenzgebiet Ngosso im ersten Quartal 2008 zu beginnen. Die Aushubarbeiten für den Zugang zum geplanten Bohrstandort sind im Gange.
Gabun
- Das Unternehmen hat eine seismische 3D-Kartierung des südlichen Teils der Lizenzgebiete Maghena und Awoun begonnen. Das Unternehmen erwartet, dass die 3D-Daten, nach der Erfassung verarbeitet und analysiert werden und so wertvolle Informationen für die weitere Entwicklung, Bewertung und Exploration dieses Bereichs, der auch die Lagerstätten Obangue, Koula und Damier umfasst, gewonnen werden.
Tiefsee im Golf von Guinea (Nigeria und Kamerun)
- technische Untersuchungen zur Bewertung der Explorationsausschichten der Bohrstellen sind im Gange.
Region Kurdistan im Irak
- wie bereits am 6. September 2007 berichtet, wurde eine erfolgreiche Bewertungs- und Erweiterungsbohrung, Bohrung TT-07, vorgenommen und mit einer Gesamtrate von 37,6 Mbbl/d aus drei separaten Intervallen getestet. Bohrung TT-07 wurde rund 2,9 km südöstlich des Kammes der Bohrung TT-04 vorgenommen;
- Während des dritten Quartals wurden die Bewertungs- und Erweitungsbohrungen TT-08 und TT-09 rund 1,7 km östlich und rund 1,7 km südwestlich der Bohrung TT-04 angebohrt. Beide Bohrungen haben die Bewertung der Flanken der Taq Taq Lagerstätte zum Ziel.
- Derzeit erreicht Bohrloch TT-09 seine Endteufe und wird für Flusstests, deren Ergebnisse nach deren Abschluss bekannt gegeben werden, vorbereitet;
- Die Bohrung an Bohrloch TT-08 ist bis über das Reservoir vorangekommen und der Rest der Bohrung wird nach den Flusstests an TT-09 gebohrt und getestet;
- Die Erfassung der seismischen 3D-Daten über der Taq Taq Lagerstätte und der seismischen 2D-Daten im Bereich Kewa Chermila und östlich von Taq Taq wurde im dritten Quartal abgeschlossen.
- Die Betriebsvalorisierungen stiegen im dritten Quartal 2007 um 15 Prozent auf 54,94 CAD/bbl, verglichen mit 47,90 CAD/bbl im dritten Quartal 2006. Der Betriebsaufwand je Einheit sank im dritten Quartal 2007 leicht um 3 Prozent auf 6,29 CAD/bbl, verglichen mit dem Stand des dritten Quartals 2006 von 6,47 CAD/bbl, was auf die Verbesserungen beim Betriebsaufwand je Einheit aufgrund von Produktions- und Umsatzverbesserungen zurückzuführen ist, die ihrerseits teilweise von gestiegenem Betriebsaufwand aufgrund der Industrienachfrage neutralisiert wurden.
Die folgenden Tabellen liefern eine Zusammenfassung ausgewählter Betriebskennzahlen für das dritte Quartal und die ersten neun Monate des Geschäftsjahres.
Ausgewählte betriebliche Highlights Quartal per
des dritten Quartals 30. September
2007 2006 Änderung
Durchschnittliche Bruttoölproduktion
aus Working Interests pro Jahr (Mbbl/d)
Nigeria (Offshore) 96,1 85,1 13 %
Nigeria (Onshore) 8,4 4,0 110 %
Zwischensumme Nigeria 104,5 89,1 17 %
Gabun (Offshore) 6,3 1,4 350 %
Gabun (Onshore) 17,4 1,0 1640 %
Zwischensumme Gabun 23,7 2,4 888 %
Summe 128,2 91,5 40 %
Preise, Ausgaben u.
Valorisierungen (CAD$/bbl)
Erzielter Durchschnittspreis 74,31 67,60 10 %
Betriebsaufwand 6,29 6,47 (3 %)
Betriebsvalorisierung 54,94 47,90 15 %
Ausgewählte betrieblich Highlights Neun Monate per
der ersten neun Monate 30. September
2007 2006 Änderung
Durchschnittliche Bruttoölproduktion
aus Working Interests pro Jahr (Mbbl/d)
Nigeria (Offshore) 95,0 79,4 20 %
Nigeria (Onshore) 7,2 3,7 95 %
Zwischensumme Nigeria 102,2 83,1 23 %
Gabun (Offshore) 6,3 0,5 1160 %
Gabun (Onshore) 14,0 0,4 3400 %
Zwischensumme Gabun 20,3 0,9 2156 %
Summe 122,5 84,0 46 %
Preise, Ausgaben u.
Valorisierungen (CAD$/bbl)
Erzielter Durchschnittspreis 67,27 65,34 3 %
Betriebsaufwand 6,58 6,81 (3 %)
Betriebsvalorisierung 49,81 46,49 7 %Dividenden
Der Vorstand des Unternehmens hat für das dritte Quartal 2007 eine Dividende von 0,05 CAD je Aktie beschlossen. Die Dividende wird am 14. Dezember 2007 bis zum 30. November 2007 an registrierte Aktionäre ausgezahlt. Im dritten Quartal 2007 wurde die für das zweite Quartal 2007 beschlossene Dividende von 0,05 CAD je Aktie ausgezahlt. In Übereinstimmung mit den Richtlinien der Canada Revenue Agency sind vom Unternehmen während des Berichtszeitraums gezahlte Dividenden qualifizierte Dividenden.
Ausblick
Das Unternehmen hat seinen Investitionsplan für das verbleibende Geschäftsjahr 2007 und für 2008 fertig gestellt. Der Budgetierungsprozess von Addax Petroleum folgt stets der Philosophie der Finanzierung des eigenen Investitionsaufwandes über den intern freigesetzten Kapitalzufluss; der wird von Zeit zu Zeit mithilfe von Fremdkapital vergrössert und gute Bilanzen sowie finanzielle Flexibilität sorgen für betriebliche Expansion und Ausweitung des Eigentumsportfolios. Das Unternehmen versucht, auf wirtschaftlicher Basis die intern freigesetzten Geldmittel ausgewogen zwischen Entwicklungs- und Explorations-Aktivitäten zu reinvestieren. So ist das Entwicklungsbudget des Unternehmens für 2008 insbesondere darauf ausgerichtet, ein gleichmässiges Produktionsniveau bei den bestehenden Produktionsanlagen in Nigeria aufzubauen und beizubehalten und die Produktion in Gabun durch laufende Entwicklung der von Addax Petroleum betriebenen Onshore-Lagerstätten und der potenziell ersten Produktion in der Region Kurdistan im Irak kontinuierlich zu steigern. Das Unternehmen wird den dadurch freigesetzten Kapitalzufluss in ein ehrgeiziges Explorations- und Bewertungsprogramm reinvestieren, das der Beschleunigung der Reserven und neu hinzugewonnen Ressourcen und damit der Fortsetzung des Wachstums des Unternehmens dient. Das Explorations- und Bewertungsbudget von Addax Petroleum für 2008 umfasst die Bohrarbeiten von 15 Bohrungen in allen Betriebsregionen, unter anderem die erste Tiefsee-Explorationsbohrung.
- Zu den Ausgewählten Highlights für 2007 gehören:
Richtwerte für die Produktion
- Es wird eine Bruttoölproduktion aus Working Interests von durchschnittlich rund 127 Mbbl pro Tag, was der Erwartung von 127 bis 133 Mbbl pro Tag entspricht;
- Es wird erwartet, dass die Ölproduktion aus Nigeria höher als der Vorgabewert ausfällt, was auf die unerwartet hohe Produktionsmenge aus OML124 und OML126 zurückzuführen ist, die allerdings teilweise von der niedrigeren Produktionsmenge aus OML123 neutralisiert wurde;
- Es wird erwartet, dass die Ölproduktion aus Gabun vom dritten Quartal zum vierten Quartal hin weiter gesteigert wird, sie bleibt allerdings im unter der erwarteten Durchschnittsmenge für das Gesamtjahr. Die von einem Drittbetrieb verursachten Exportpipeline- Hemmnisse sind der Hauptfaktor für die unerwartet niedrige Onshore- Produktion. Die Produktionsmenge aus der Bohrung entspricht den Erwartungen, aber die Gesamtproduktion fällt aus den oben genannten Gründen niedriger aus.
Schätzung des Investitionsaufwandes
- Die korrigierte Schätzung des Investitionsaufwandes des Unternehmens für 2007 beläuft sich auf 1.072 Mio. CAD; Gegenleistungen für Geschäftsübernahmen, Farm-In-Gebühren und Kommissionen sind nicht enthalten; die zuvor ausgewiesene Schätzung für das Gesamtjahr hatte 1.150 Mio. CAD betragen;
- Der geschätzte Betrag für den Entwicklungs-Investitionsaufwand beträgt 817 Mio. CAD; dabei entfallen 74 Prozent auf Nigeria und der Rest auf Gabun. Entwicklungsbohrarbeiten sind der grösste Posten und schlagen mit 518 Mio. CAD bzw. 63 Prozent des geschätzten Entwicklungsaufwandes zu Buche;
- Der Investitionsaufwand für Explorations- und Bewertungsbohrungen beträgt 251 Mio. CAD einschliesslich 138 Mio. CAD in Nigeria (ohne das Tiefsee-Lizenzgebiet), der zu drei viel versprechenden Entdeckungen in den ersten neun Monaten des Geschäftsjahres 2007 geführt hat, und 76 Mio. CAD für die erfolgreiche Bewertungsbohrung in Taq Taq.
- Zu den Ausgewählten Highlights für 2008 gehören:
Richtwerte für die Produktion
- Die erwartete Bruttoölproduktion aus Working Interests wird 2008 durchschnittlich zwischen 140 und 145 Mbbl pro Tag betragen und damit rund 10 bis 14 Prozent gegenüber 2007 ansteigen;
- Die Ölproduktionssteigerung in Nigeria wird moderat ausfallen und durchschnittlich zwischen 106 und 111 Mbbl pro Tag liegen. In der erwarteten Produktion in Nigeria sind weitere Steigerungen in OML123 plus gleichbleibende Produktion in OML124 enthalten, die teilweise durch den Rückgang der Produktion in OML126, der ursprünglich für 2007 erwartet wurde, aber nicht eingetreten war, neutralisiert;
- die erwartete Ölproduktion in Gabun wird durchschnittlich zwischen 31 und 36 Mbbl pro Tag liegen. Die erwartete Produktion in Gabun setzt sich aus kontinuierlichem Wachstum in den Onshore- Lizenzgebieten des Unternehmens und der Beibehaltung des Produktionsniveaus in den Offshore-Lizenzgebieten zusammen. Addax Petroleum erwartet, dass die Onshore-Ölproduktion in Gabun die meiste Zeit im Verlauf des Geschäftsjahres 2008 teilweise aufgrund eines Drittbetriebs gehemmt bleibt, obgleich Addax mit der Ausweitung seines Exportsystems begonnen hat; das System wird, wenn es in Betrieb genommen wurde, weitere Produktionssteigerungen durch Nutzung der freien Kapazität der von Shell betriebenen Station Rabi ermöglichen;
- Die Produktionserwartungen 2008 beinhalten keinerlei Ölproduktion aus der Region Kurdistan im Irak, obgleich das Unternehmen, zusammen mit seinen Partnern, Genel Enerji und der Regionalregierung der Region Kurdistan, die Errichtung eines frühen Produktionssystems für die Taq Taq Lagerstätte plant. Das frühe Produktionssystem soll bereits im ersten Halbjahr 2008 in Betrieb gehen und könnte dann eine Ölproduktion von rund 10 Mbbl pro Tag in Taq Taq (wobei rund 4 Mbbl pro Tag aus Working Interest von Addax Petroleum stammen) zustande bringen.
Investitionsplanung
- Das Budget des Unternehmen für Investitionen im Geschäftsjahr 2008 beträgt 1.509 Mio. CAD; Gegenleistungen für Geschäftsübernahmen, Farm-In-Gebühren und Kommissionen sind nicht enthalten;
- Das Budget für Entwicklungsinvestitionen beträgt 1.175 Mio. CAD; Dabei entfallen 73 Prozent auf Nigeria, 23 % auf Gabun und der Rest auf die Region Kurdistan im Irak. Entwicklungsbohrarbeiten sind der grösste Posten und schlagen mit 636 Mio. CAD bzw. 54 Prozent des geschätzten Budgets für Entwicklungsinvestitionen zu Buche;
- Das Budget für Explorations- und Bewertungsbohrungen beträgt 330 Mio. CAD und beinhaltet 175 Mio. CAD für Nigeria (ohne Tiefssee-Lizenzgebiet) und Kamerun, 90 Mio. CAD für die Tiefsee- Lizenz in Nigeria und die JDZ, 42 Mio. CAD für Gabun und 23 Mio. CAD für die Region Kurdistan im Irak ein. Das Unternehmen plant, bis zu 15 Explorations- und Bewertungsbohrungen im Jahr 2008 durchzuführen. Das Unternehmen ist bemüht, die Explorationsbohrungen in seinen Tiefsee-Lizenzgebieten so früh wie möglich im Jahr 2008 zu beginnen. Das Unternehmen sucht derzeit aktiv nach einer Bohrinsel um sein Tiefsee-Bohrprogramm zu beschleunigen, für den Fall, dass der Einsatz der Aban Abraham Bohrinsel, die bereits für Ende 2008 unter Vertrag genommen ist, sich verzögert.
Die folgende Tabelle fasst die aktuellen Produktionserwartungen sowie die geplanten Investitionsaufwendungen für 2007 und 2008 zusammen:
Highlights der Ausblicke 2007 und 2008
2007 2008 Änderung
Erwartete Ölproduktion, in Mbbl pro Tag
Nigeria 106 106 - 111 0 - 5 %
Gabun 21 31 - 36 48 - 71 %
Summe 127 140 - 145 10 - 14 %
Budget Investitionsaufwand -
nach Region in Millionen CAD
Nigeria (ohne Tiefsee) & Kamerun 744 1.034 39 %
Gabun 228 307 35 %
Nigeria Tiefsee & JDZ 20 90 350 %
Region Kurdistan im Irak 76 74 (3 %)
Konzern 4 4 0 %
Summe 1.072 1.509 41 %
Budget Investitionsaufwand -
nach Typ, in Millionen CAD
Entwicklung 817 1.175 44 %
Exploration & Bewertung 251 330 31 %
Konzern 4 4 0 %
Summe 1.072 1.509 41 %Schliesslich erwartet das Unternehmen, seinen Bericht der Erdölreserven- und Ressourcenschätzungen für das Geschäftsjahr 2007, der unabhängig und in Übereinstimmung mit dem National Instrument 51-101 erstellt wird, in der zweiten Januarhälfte 2008 zu veröffentlichen.
Rechtshinweis - Zukunftsweisende Aussagen
Bestimmte Aussagen in dieser Pressemitteilung enthalten zukunftsweisende Aussagen unter den geltenden Wertpapiergesetzesregelungen. Solche Aussagen lassen sich im Allgemeinen an der verwendeten Terminologie erkennen, etwa an Wörtern wie "vorhersehen", "glauben", "versuchen", "erwarten", "planen", "schätzen", "Budget", "Ausblick", "kann", "wird", "soll", "könnte", "würde" oder anderen ähnlichen Wörtern. Zu zukunftsweisenden Aussagen zählen unter anderem Verweise auf Geschäftsstrategie und -ziele, zukünftige Kapitalausgaben und andere Aufwendungen, Schätzungen zu Reserven und Ressourcen, Bohrungspläne, Bau- und Reparaturarbeiten, die Einreichung von Entwicklungsplänen, seismische Aktivität, Produktionsmengen und daraus entstehende Wachstumsquellen, Projektentwicklungspläne und -ergebnisse, Ergebnisse von Erkundungsaktivitäten und Termine bis zu denen bestimmte Gebiete entwickelt oder betriebsbereit sein können, fällige Förderungsabgaben , Finanzierungs- und Kapitalaktivitäten, Eventualverbindlichkeiten, Umweltschutzangelegenheiten sowie behördliche Genehmigungen und der Abschluss laufender Verhandlungen. Naturgemäss verlangen solche zukunftsweisenden Aussagen von Addax Petroleum, Annahmen zu machen, die möglicherweise nicht eintreten oder die möglicherweise nicht exakt sind. Diese zukunftsweisenden Aussagen unterliegen bekannten und unbekannten Risiken, Unwägbarkeiten und anderen Faktoren, die dazu führen können, dass die tatsächlichen Ergebnisse, Aktivitätsniveaus und Leistungen erheblich von denen abweichen, die in solchen Informationen angegeben oder implizit enthalten sind. Zu diesen Faktoren gehören unter anderem: Ungenauigkeit der Schätzungen von Reserven und Ressourcen; tatsächlicher Förderung der Vorkommen; Öl- und Erdgaspreise; die allgemeine Wirtschafts-, Markt- und Geschäftslage; Industriekapazität; Konkurrenzaktivitäten anderer Unternehmen; Ölpreisschwankungen; Raffinations- und Vermarktungsmargen; die Fähigkeit zur Produktion und zum Transport von Rohöl und Erdgas für die Märkte; die Fähigkeit, Erdgas unter seinen Production Sharing Agreements zu vermarkten und zu verkaufen; die Auswirkungen von Wetter und Klima; die Ergebnisse der Erkundungs- und Entwicklungsbohrungen und ähnlicher Aktivitäten; Schwankungen bei Zinsen und Devisenkursen; die Fähigkeit der Lieferanten zur Erfüllung der Abmachungen; Massnahmen von Regierungsbehörden, einschliesslich Steuererhöhungen; Entscheidungen oder Genehmigungen von Verwaltungsgerichten; Änderungen von Umweltschutz- und anderen Vorschriften; mit Öl- und Gasbetriebstätigkeiten verbundene Risiken, sowohl im Inland, als auch international; internationale politische Ereignisse; erwartete Renditen sowie andere Faktoren, von denen viele ausserhalb der Kontrolle von Addax Petroleum liegen. Die Produktion kann speziell durch Faktoren wie Erkundungserfolg, Zeitplanung und Erfolg des Anfangs, Anlagenzuverlässigkeit, Lagerstättenleistung und natürliche Rückgangswerte, Wasseraufnahme und Bohrungsfortschritt beeinträchtigt werden. Kapitalaufwendungen können durch Kostendruck im Zusammenhang mit neuen Kapitalprojekten beeinträchtigt werden, darunter auch Arbeitskräfte- und Materialangebot, Projektmanagement, Bohranlagenpreise und -verfügbarkeit sowie Seismikkosten. Diese Faktoren werden in ihren Einzelheiten in den Dokumenten erläutert, die Addax Petroleum bei den Kanadischen Provinzwertpapierkommissionen eingereicht hat. Der Leser wird darauf hingewiesen, dass die oben stehende Liste wichtiger Faktoren der Beeinträchtigung zukunftsweisender Informationen nicht erschöpfend ist. Ausserdem wird die in dieser Pressemitteilung enthaltene zukunftsweisende Information zum Datum dieser Pressemitteilung gegeben, und sofern geltendes Recht es nicht anders verlangt, sieht sich Addax Petroleum nicht verpflichtet, irgendeine hier enthaltene zukunftsweisende Information öffentlich zu aktualisieren oder zu überarbeiten, egal ob in Folge von neuer Information, zukünftigen Ereignissen oder Sonstigem. Die in dieser Pressemitteilung enthaltenen zukunftsweisenden Informationen sind ausdrücklich durch diese vorbehaltlichen Aussagen qualifiziert.
Nicht-GAAP Kennzahlen
Addax Petroleum definiert "Kapitalfluss aus operativem Geschäft" (Funds Flow From Operations - FFFO) als Nettokapital aus Betriebstätigkeiten vor Änderungen an nicht liquiditätswirksamem Umlaufvermögen. Die Geschäftsführung hält FFFO neben dem Nettogewinn für eine nützliche Kennzahl, da sie die Fähigkeit von Addax Petroleum widerspiegelt, das notwendige Bargeld zu erwirtschaften, mit dem Schulden beglichen und künftiges Wachstum durch Kapitalinvestitionen gesichert werden können. Addax Petroleum bewertet sein Ergebnis auch anhand von Betriebsvalorisierungen; das Unternehmen definiert sie 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-Buchführungsgrundsätzen. Leser werden darauf hingewiesen, dass diese Kennzahlen nicht als Alternative zum kanadischen GAAP-konformen Nettogewinn anzusehen oder als Anhaltspunkt für das Ergebnis von Addax Petroleum zu bewerten sind. Das Berechnungsverfahren von Addax Petroleum für diese Kennzahlen weicht eventuell von dem anderer Unternehmen ab, sodass die Kennzahlen auch mit denen anderer Unternehmen nicht unbedingt vergleichbar sind.
Telefonkonferenz für Analysten
Finanzanalysten werden zur Teilnahme an der am heutigen Montag, dem 12. November um 11:00 Uhr Eastern Time / 16:00 Uhr Ortszeit London stattfindenden Telefonkonferenz mit Jean Claude Gandur, Präsident und Chief Executive Officer, Michael Ebsary, Chief Financial Officer und James Pearce, Chief Operating Officer, eingeladen. Die Presse und Aktionäre können an der Telefonkonferenz zuhörend teilnehmen.
Um der Telefonkonferenz zuzuhören, wählen Sie bitte folgende Einwahlnummern:
Toronto - +1-416-644-3418
Gebührenfrei (nur aus Kanada und USA): +1-800-732-0232
Gebührenfrei (Vereinigtes Königreich): 00-800-2288-3501
Gebührenfrei (Schweiz): 00-800-2288-3501
Eine Aufzeichnung der Telefonkonferenz steht unter +1-416-640-1917 bzw. +1-877-289-8525, Passcode 21251977 (gefolgt von der Rautetaste) bis Montag 26. November 2007 zur Verfügung.
Ein Webcast steht Ihnen hier zur Verfügung:
http://www.axisto.com/webcasting/investis/addax-petroleum/q3-2007- results
Pressekontakt:
Weitere Informationen erhalten Sie von: Herr Michael Ebsary, Chief
Financial Officer, Tel. +41(0)22-702-94-03, E-Mail
michael.ebsary@addaxpetroleum.com; Herr Patrick Spollen, Investor
Relations, Tel. +41(0)22-702-95-47, E-Mail
patrick.spollen@addaxpetroleum.com; Craig Kelly, Investor Relations,
Tel. +41(0)22-702-95-68, E-Mail craig.Kelly@addaxpetroleum.com; Frau
Marie-Gabrielle Cajoly, Press Relations, Tel. +41(0)22-702-94-44,
E-Mail marie-gabrielle.cajoly@addaxpetroleum.com; Herr Nick Cowling,
Press Relations, Tel. +1-416-934-8011, E-Mail
nick.cowling@cossette.com; Herr James Henderson, Press Relations,
Tel. +44(0)20-7743-6673, E-Mail james.Henderson@pelhampr.com; Herr
Alisdair Haythornthwaite, Press Relations, Tel. +44(0)20-7743-6676,
E-Mail alisdair.haythornthwaite@pelhampr.com