Energia
BNK Petroleum Inc. anuncia los resultados para el cuarto trimestre y año completo 2013
El director general y consejero delegado de BNK, Wolf Regener , comentó:
"Creo que hemos hecho un excelente progreso el año pasado en los proyectos de Estados Unidos y Europa. En nuestro programa de perforación de la formación de Caney , en el campo de Tishomingo de 2013, nuestros esfuerzos se centraron en reducir el tiempo y coste de perforación, probar la localización lateral óptima dentro de la formación y optimizar las estimulaciones de fractura resultando en un aumento de la tasa de petróleo de cada pozo consecutivo. Estos objetivos se lograron. Los dos últimos pozos que se perforaron y completaron en 2013, el Barnes 7-2H y el Wiggins 12-8H, han sido nuestros pozos de mejor rendimiento hasta la fecha, demostrando unas menores tasas de descenso con porcentajes más altos de petróleo en la mezcla de producción. El pozo Barnes 7-2H, que aún tiene un 15% del lateral izquierdo de estimulación de fractura, tiene una tasa de producción inicial a 60 días de 360 barriles de petróleo al día (bopd) (469 barriles de petróleo equivalente al día (boepd)) y el pozo Wiggins 12-8H, donde solo aproximadamente la mitad de la longitud del lateral se estimuló efectivamente, de 273 bopd (402 boepd). Estos dos pozos fueron los primeros en perforarse en el intervalo del bajo Caney en lugar de la zona de transición que se abordó en los tres primeros pozos. La producción media del cuarto trimestre de la compañía fue de 877 boepd y nuestra producción media de diciembre fue de aproximadamente 1.050 boepd.
"El informe de reservas de final de año 2013 confirmó la creencia de la compañía en el potencial de Caney ya que las reservas brutas demostradas y probables ("2P") de la compañía se estimaron en aproximadamente 15,5 millones de boe, mientras las reservas brutas probadas, probables y posibles ("3P") se estimaron en aproximadamente 40,9 millones de boe. El valor actual neto de ingresos netos futuros antes de impuestos, descontado al 10%, fue de 286 millones de dólares para las reservas de 2P y 847 millones de dólares para las reservas 3P.
"Esperamos iniciar nuestro programa de perforación 2014 en el segundo trimestre después de obtener los datos finales del análisis de núcleo Barnes 7-2. Las operaciones de estimulación de fractura comenzarán al final de este mes en el primero de los dos pozos laterales de Caney que no se estimularon totalmente por fractura (el 15% restante del pozo Barnes 7-2H y el pozo Leila 31-2H). Además, el trabajo en las localizaciones e instalación de carcasa de superficie para los dos próximos pozos de Caney ya ha comenzado y se espera que finalice en las próximas semanas.
"En menos de 8 meses tras vender sustancialmente todos nuestros activos de producción pudimos sustituir todos nuestros ingresos ya que nuestros ingresos para el cuatro trimestre de 2013 superaron los ingresos del cuarto trimestre de 2012 en más de 400.000 dólares. Nuestro flujo de efectivo de operaciones para el cuarto trimestre de 2013 fue de 2,3 millones de dólares, que es 1,5 millones de dólares más que en nuestro flujo de efectivo operativo para el cuarto trimestre de 2012. Además, nuestros valores netos de Caney para el cuarto trimestre de 2013 eran de una media de 50,65 dólares por barril, un aumento del 184% sobre los valores netos de la producción de Woodford en el cuarto trimestre del año pasado, que fe de una media de 17,83 dólares por barril.
"En Polonia, la compañía perforó con éxito y cimentó el pozos Gapowo B-1 en su concesión de Bytow. Estamos animados por las altas muestras de gas encontradas en los 5.900 pues de lateral y esperamos estimular por fractura el primer 30 por ciento de la longitud disponible. Una vez probada esta parte del pozo diseñaremos la estimulación para el resto del lateral, incorporando lo que aprendemos de la primera estimulación.
"El diseño de estimulación por fractura para la primera parte del pozo Gapowo B-1 se ha completado, se han seleccionado los subcontratistas y el trabajo de localización está en marcha. Esperamos comenzar la estimulación por fractura de este pozo tan pronto como el trabajo de localización se haya completado.
"En 2013, Saponis Investments Sp. z o.o (" ") decidió renunciar a las concesiones de Slawno y Starogard, al tiempo que se retenía la concesión de Slupsk. En diciembre de 2013, la compañía aumentó su propiedad en Saponis al 57,04%, desde el 26,7%. Esto desencadenó una prueba de deterioro del interés de Saponis de la compañía bajo las normas de IFRS y el deterioro restante más la suscripción de las dos concesiones contribuyó a que la compañía registrase una pérdida de 7,5 millones de dólares de inversiones de valor. Sin embargo, la compañía cree que su interés en Saponis es más valioso ahora que antes de estos eventos debido a su mayor interés en la concesión más prospectiva de Slupsk.
"La compañía incurrió en una pérdida de 11,0 millones de dólares en el cuarto trimestre de 2013, lo que incluye la inversión de capital de Saponis de 7,5 millones de dólares no recurrentes y una suscripción de 1,7 millones de dólares del arrendamiento de Darlowo en Polonia, frente a una pérdida de 4,5 millones de dólares en el cuarto trimestre de 2012.
"Para el año 2013, la compañía incurrió en una pérdida de 19,7 millones de dólares frente a una pérdida de 14,9 millones de dólares en 2012. Los ingresos de petróleo y gas se redujeron 4,9 millones de dólares, o un 30% debido a una reducción en la producción media por día debido a la venta por la compañía en abril de 2013 de todos los derechos en Woodford y otras formaciones en el campo de Tishomingo (la " "), que se vio compensado por la producción de nuestros pozos de Caney posteriormente perforados y un aumento en el precio medio por barril.
"La compañía registró una ganancia de 9,5 millones de dólares en la venta de Woodford, y utilizó una parte de las ganancias para pagar su deuda de 41 millones de dólares a 100.000 dólares. Compensando esta ganancia estuvieron los 3,5 millones de dólares relacionados con la amortización de los costes financieros diferidos, una multa prepago de 2,5 millones de dólares y un pago de 2,5 millones de dólares para establecer todos nuestros contratos de servicios financieros".
INFORMACIÓN DESTACADA DEL CUARTO TRIMESTRE:
Cuarto trimestre de 2013 frente a cuarto trimestre de 2012
Los ingresos de petróleo y gas netos de royalties alcanzaron los 4.613.000 dólares en el trimestre, frente a los 4.212.000 dólares del cuarto trimestre de 2012. Los ingresos de petróleo fueron de 4.716.000 dólares en el trimestre, frente a los 1.822.000 dólares en el cuarto trimestre de 2012, lo que supone un aumento de un 159% al tiempo que aumenta la producción un 118% hasta una media de 533 barriles por día debido a la mezcla de producción de los pozos de Caney mientras que los precios de petróleo aumentaron un 19% o 15,20 dólares por barril. Los ingresos de gas natural se redujeron en 1.008.000 dólares o en un 79% al tiempo que la producción de gas natural se redujo hasta los 690 mcfd debido a la venta de Woodford y mezcla de producción de los pozos de Caney , mientras que los precios de gas natural medios por mcf aumentaron un 3%. Los ingresos NGL se redujeron en 1.391.000 o un 67% hasta llegar a los 690.000 dólares a la vez que la producción media se redujo en un 73% hasta los 197 boepd como resultado de la venta de Woodford y de la mezcla de producción de los pozos de Caney mientras que la media de los precios NGL aumentó un 22% hasta los 38,03 dólares por barril.
Los otros ingresos se redujeron en 735.000 dólares hasta los 163.000 dólares a la vez que los resultados del cuarto trimestre de 2012 incluyeron ganancias de la eliminación de las obligaciones de retirada de activos de los pozos ya no eran propiedad de la compañía.
Los gastos de exploración y evaluación aumentaron en 859.000 dólares entre los trimestres debido a la pérdida del pozo de Darlowo en Polonia.
Los gastos de producción y funcionamiento se redujeron en 925.000 dólares entre los trimestres debido a la venta de Woodford.
Los gastos de disminución y depreciación se redujeron en 189.000 dólares entre los trimestres gracias a la reducción de la producción y base de disminución y menor producción como resultado de la venta de Woodford.
Los gastos generales y administrativos se redujeron en 954.000 dólares entre los trimestres debidos principalmente al menor pago y costes relacionados y las menores tarifas profesionales incurridas en Europa relacionadas con las tasas legales, de contabilidad y gestión, que se vieron ensombrecidas en parte por unas tasas de director más elevadas incurridas en el año 2013.
La compensación basada en el stock aumentó en 524.000 dólares entre los trimestres debido a la concesión de stock options en el cuarto trimestre de 2013.
Los ingresos por finanzas se redujeron en 344.000 dólares debido a las ganancias conseguidas en contratos financieros de valores en 2012. Los gastos de finanzas se redujeron en 774.000 dólares debidos principalmente a los intereses de los préstamos y concesiones de 384.000 dólares en 2012 y las pérdidas no conseguidas de contratos de servicios públicos financieros en 2012.
En el cuarto trimestre de 2013 se incurrieron en unos gastos de capital de 36.502.000 dólares, casi todos ellos invertidos en Oklahoma .
INFORMACIÓN DESTACADA DEL AÑO COMPLETO 2013
Año completo 2013 frente a año completo 2012
Los ingresos de petróleo y gas natural netos de royalties se redujeron en 4.902.000 dólares o un 30% hasta los 11.371.000 dólares. Los ingresos de petróleo antes de royalties aumentaron en 624.000 dólares hasta los 9.149.000 dólares debido a un aumento de un 2% en la producción gracias a la mezcla de producción de los pozos de Caney y a un aumento de un 6% en los precios entre los años. Los ingresos de gas natural antes de royalties se redujeron en 2.086.000 dólares o un 54% debido a la reducción del 62% de la producción media gracias a la venta de Woodford y mezcla de producción de los pozos de Caney , ensombrecido en parte por un aumento de un 23% en los precios del gas natural por mcf. Los ingresos NGL antes de royalties cayeron en 4.574.000 dólares o un 60% hasta los 3.054.000 dólares debido a una reducción de un 60% en la producción media por día gracias a la venta de Woodford y mezcla de producción de los pozos de Caney .
Los otros ingresos se redujeron debido a las ganancias de 2012 de la eliminación de las obligaciones de retirada de activos para los pozos que ya no eran propiedad de la compañía.
Los gastos de exploración y evaluación aumentaron en 606.000 dólares debido a la retirada de la concesión de Darlowo en Polonia.
Los gastos de producción y operativos se redujeron en un 56% hasta los 2.641.000 dólares al tiempo se redujo un 51% debido a la venta de Woodford.
Los gastos de disminución y depreciación se redujeron en 2.288.000 dólares principalmente debido a la reducción de la producción y base de disminución y menor producción como resultado de la venta de Woodford.
Los gastos generales y administrativos se redujeron en 2.935.000 dólares principalmente gracias a un menor pago y costes relacionados, reducción de las tarifas profesionales incurridas en Europa relacionadas con las tasas legales, de contabilidad y gestión y menores costes de viaje ensombrecidos en parte por unas tasas de director más elevadas en el año 2013.
Los ingresos financieros se redujeron en 1,5 millones de dólares debido a las ganancias conseguidas en los contratos de servicios públicos financieros y ganancias no conseguidas en las evaluaciones de garantías en el año 2012. Los gastos financieros aumentaron en 7,6 millones de dólares principalmente debido al cargo de 7,5 millones de dólares relacionado con los intereses de los préstamos y cesiones, que incluyeron 3,5 millones de dólares para la amortización de los costes financieros diferidos y los 2,5 millones de dólares de penalizaciones prepago relacionadas con el pago de préstamos junto a las pérdidas conseguidas de contratos de servicios públicos financieros de 2,5 millones de dólares al tiempo que estos contratos se establecieron el abril de 2013.
A 31 de diciembre de 2013, los valores de activos y comercializables aumentaron en 39.379.000 dólares desde el 31 de diciembre de 2012, principalmente debido a la venta de Woodford ensombrecida por los gastos de capital de 2013.
La información detallada arriba se extrae de, y debería leerse en combinación con, las declaraciones financieras no auditadas de la compañía para los nueve meses finalizados el 31 de diciembre de 2013 y el análisis y discusión de la dirección de las mismas, cuya copia está disponible bajo el perfil de la compañía en http://www.sedar.com.
MEDIDAS NO GAAP
El valor neto por barril, ingresos netos de operaciones y fondos de las operaciones (de forma colectiva "las medidas no GAAP de la compañía") no son medidas reconocidas bajo los principios de contabilidad canadienses generalmente aceptados ("GAAP") y no cuentan con ningún significado estandarizado prescrito por GAAP. El equipo administrativo de la compañía cree que estas medidas son relevantes para evaluar los retornos de cada uno de los proyectos de la compañía, además del rendimiento de la empresa en general. Las medidas no GAAP de la compañía podrían diferir de las computaciones similares tal y como se ha indicado por medio de otras organizaciones similares, y de esta forma, podrían no ser comparables a las medidas no GAAP similares tal y como se indica en estas organizaciones. Las medidas no GAAP de la compañía no deberán tomarse como alternativas a los ingresos netos, flujos de caja relacionados con las actividades operativas u otras medidas financieras determinadas según GAAP, como indicador del rendimiento de la compañía.
El valor neto por barril y sus componentes se calculan dividiendo los ingresos, derechos y gastos operativos por el volumen de ventas de la compañía durante el período. El valor neto por barril es una medida no IFRS pero se utiliza normalmente por las compañías de petróleo y gas para ilustrar la contribución de unidad de cada barril producido. Esta es una medida útil para que los inversores comparen el rendimiento de una entidad con otra. Las medidas no IFRS referidas no tienen ningún significado estandarizado prescrito por IFRS y por tanto no pueden compararse con medidas similares utilizadas por otras compañías.
Los ingresos operativos netos son similares a las medidas no GAAP que representan los ingresos netos de los royalties y de los gastos operativos. La compañía cree que los ingresos de las operaciones netas son una medida supletoria útil para analizar el rendimiento operativo y proporciona un indicativo de los resultados generados por las principales actividades empresariales de la compañía antes de la consideración de otros ingresos y gastos.
Los fondos de las operaciones son una medida no GAAP que representa los activos proporcionados por (usados en) las actividades operativas, como por las declaraciones consolidadas de flujos de activos, antes de cambios en el capital laboral no de activos. La compañía considera que esta es una medida clave ya que demuestra la capacidad para generar los fondos necesarios para el crecimiento futuro tras tener en cuenta las fluctuaciones a largo plazo en las colecciones de cuentas pagaderas y el pago de las cuentas pagaderas.
Notas cautelares
(a) La producción de gas natural de la compañía está indicada en miles de pies cúbicos ("Mcfs"). La compañía usa además las referencias a los barriles ("Bbls") y los equivalentes de barriles de petróleo ("Boes") para reflejar los líquidos de gas natural y producción y ventas de petróleo. Los Boes podrían ser engañosos, sobre todo si se usan de forma aislada. Una media de conversión Boe de 6 Mcf:1 Boe se basa en el método de conversión de equivalencia de energía aplicable principalmente en la punta del quemador, y no representa un valor de equivalencia en el manantial. Teniendo en cuenta que la media de valor basada en el precio actual del crudo comparado con el gas natural es significativamente diferente a la de la equivalencia de energía de 6:1, el uso de una conversión en una base de 6:1 podría ser errónea como indicación de valor.
(b) Valor presente neto descontad o no descontado de los ingresos netos futuros atribuibles a las reservas que no representa un valor de mercado justo.
(c) Las reservas posibles son las reservas adicionales que es menos cierto que sean reservas recuperables frente a reservas probables. Existe una probabilidad del 10% de que las cantidades recuperadas realmente sean iguales o superen la suma de las reservas demostradas más las probables además de las reservas posibles.
(d) Esta nota de prensa contiene tasas de producción a corto plazo. Se insta a los lectores a tener precaución en torno a estas tasas de producción, que no son un indicador necesario de rendimiento a largo plazo o de una recuperación definitiva.
Los lectores han de consultar la descripción completa de los resultados en la evaluación de reservas independientes del 31 de diciembre de 2013 de la compañía y otra información de petróleo y gas contenida en la Amended and Restated Form 51-101F1 para el año terminado el 31 de diciembre de 2013, que la compañía cumplimentó según SEDAR el 10 de marzo de 2014.
Nota cautelar sobre la información prospectiva
Este comunicado contiene declaraciones de futuro, incluyendo información relacionada con las estimaciones de reservas e ingresos netos futuras, el tiempo propuesto y resultados esperados de los trabajos de exploración y desarrollo, incluyendo las formaciones de Lower Caney y upper Sycamore en los acres de la compañía en Oklahoma , el efecto de diseño y mejoras de rendimiento en la productividad futura, tiempo anticipado del inicio y finalización de la perforación y estimulaciones por fractura en relación con el programa de perforación de la compañía en Caney , avance de los proyectos europeos de la compañía, incluyendo los permisos y aplicaciones de concesiones y aprobaciones, planes de perforación y estimulación por fractura en marcha en el pozo de gas esquisto Gapowo B-1 de la compañía en Polonia, programas de gasto de capital planeados y estimaciones de costes, uso planeado y suficiencia de los activos y valores comercializables a mano y estrategias y objetivos de la compañía. El uso de cualquiera de las palabras "objetivo", "planea", "anticipa", "continúa", "estima", "espera", "podría", "podrá", "prevé", "deberá", "cree" y expresiones similares está previsto puedan identificar las declaraciones de futuro.
La información prospectiva se basa en planes y estimaciones de la dirección, incluyendo que los modelos geológicos de la compañía se validen, que las indicaciones de los resultados tempranos sean indicadores razonablemente precisos de la prospectividad de los intervalos de esquisto, que los resultados previos de la exploración sean indicadores de los resultados y éxitos futuros, que la producción esperada de los pozos futuros se consiga como modelados, los descensos encajen con el modelado, las tasas de producción futuras de los pozos se perforen realmente y se completen, que el diseño y rendimiento de las mejoras reduzca el tiempo de desarrollo y gastos y se mejore la productividad, que los descubrimientos demuestren ser económicos, que los resultados anticipados y costes estimados sean consistentes con las expectativas de gestión, que todos los permisos necesarios y aprobaciones y los trabajos necesarios y equipamiento se consigan, proporcionados o disponibles, de la forma aplicable, en los términos aceptables para la compañía, cuando sea necesario, que no haya demoras imprevistas, efectos geológicos o de otro tipo no previstos, fallos en el equipamiento, retrasos permitidos o disputas laborales o contractuales, que los planes de desarrollo de la compañía y sus co-asociados de riesgo no cambien, que la demanda de petróleo y gas se sostenga, que la compañía continúe pudiendo acceder al capital suficiente a través de financiaciones, farm-ins u otras disposiciones de participación para mantener sus proyectos, que la compañía no se vea afectada de forma adversa por las políticas gubernamentales cambiantes y normativas, inestabilidad social o otros desarrollos políticos, económicos o diplomáticos en los países en los que realiza operaciones y que las condiciones económicas globales no se deterioren de una manera que ha sido un impacto negativo en el negocio de la compañía, su capacidad de avanzar su estrategia empresarial y la industria en su totalidad.
La información prospectiva está sujeta a una variedad de riesgos e incertidumbres conocidos y desconocidos y otros factores que podrían causa que los planes, estimaciones y resultados reales varíen materialmente de los proyectados. Estos riesgos incluyen, pero no se limitan: cualquiera de las suposiciones en las que se basa la información prospectiva varíen o demuestren no ser válidas, incluyendo que los resultados y costes estimados no sean consistentes con las expectativas de gestión, los riesgos asociados con la industria del petróleo y gas (por ejemplo, los riesgos operativos en el desarrollo, exploración y producción; retrasos o cambios en los planes con respecto a la exploración y proyectos de desarrollo o gastos de capital; incertidumbre de las reservas y estimaciones de recursos y proyecciones relacionadas a la producción, costes y gastos, y riesgos de salud, seguridad y medioambientales), los riesgos de los precios de las materias primas y fluctuaciones de tipo de cambio extranjeros, riesgos e incertidumbres asociado con la aseguración de las aprobaciones normativas necesarias y financiación de los beneficios con desarrollo continuado del campo de Tishomingo y otras cuencas esquistas en Estados Unidos y Europa, la compañía o sus filiales no sea capaz, por cualquier motivo, de obtener y proporcionar la información necesaria para asegurar las aprobaciones requeridas, que se encuentren resultados geológicos no esperados, que las técnicas de finalización requieran más optimización, que las tasas de producción no se correspondan con las suposiciones de la compañía, que se logren tasas de producción muy bajas o no se logren, que la compañía no pueda acceder al capital requerido, que eventos como los asumidos no se produzcan, que sí lo hagan, y que las condiciones asumidas continúen o mejoren, no continúen ni mejore, y otros riesgos identificados en el Annual Information Form más reciente de la compañía en la sección "Risk Factors" y otras desvelaciones públicas de la compañía, disponibles bajo el perfil de la compañía en SEDAR a través de http://www.sedar.com.
Con respecto a las reservas estimadas e ingresos netos futuros, la evaluación de las reservas de la compañía se basa en un número limitado de pozos con historial de producción limitada, e incluye varias presunciones relacionadas con factores como la disponibilidad de capital para los fondos que necesitan infraestructura, precios de la material prima, rendimiento de producción de los pozos perforados, éxito en la perforación de los pozos de relleno, efectos asumidos de regulación de las agencias gubernamentales y costes de las operaciones futuras. Todas estas estimaciones variarán frente a los resultados reales. Las estimaciones de las reservas recuperables de petróleo y gas natural se atribuyen a cualquier grupo de propiedades particular, clasificaciones de dichas reservas basándose en los riesgos de recuperación y estimaciones de los ingresos netos futuros esperados desde allí, podrán variar. La producción real de la compañía, ingresos, impuestos, desarrollos y gastos operativos con respecto a sus reservas variarán de las estimaciones, y estas variaciones podrían ser materiales. Además de las previsiones, otros factores destacados o incertidumbres que podrían afectar a las reservas de la compañía en torno a los ingresos netos futuros asociados a estas reservas incluyen los cambios de materiales de los impuestos existentes o tasas de derechos de uso y/o normativas y cambio dentro de las lees y normativas medioambientales.
Aunque la compañía ha intentado tener en cuenta factores importantes que podrían causar que los resultados reales difieran materialmente, puede haber otros factores que causen que los resultados reales no sean los previstos, estimados o pretendidos. No puede garantizarse que dichas declaraciones sean precisas ya que los resultados reales y eventos futuros podrían diferir materialmente de los anticipados en dichas declaraciones. Por consiguiente, los lectores no deberían depositar una confianza indebida en la información prospectiva. La compañía no tiene obligación de actualizar estas advertencias relacionadas con las declaraciones de futuro si no son necesarias por la ley aplicable.
Acerca de BNK Petroleum Inc.
Para más información: Wolf E. Regener , director general y consejero delegado, +1(805)484-3613, e-mail: investorrelations@bnkpetroleum.com
Sitio web: http://www.bnkpetroleum.com