Energia
BNK Petroleum Inc. anuncia los resultados del tercer trimestre de 2011
El director general y consejero delegado de BNK, Wolf Regener , comentó:
"BNK incurrió en una pérdida neta de 0,3 millones de dólares en el tercer trimestre de 2011 en un incremento del 70% en la producción media del tercer trimestre y un incremento del 111% en el neto de derechos de los ingresos de petróleo y gas en comparación con el mismo período de 2010. Incluidos en el tercer trimestre los resultados fueron de 2,6 millones de dólares de pérdidas de divisa no realizadas debido al debilitamiento del dólar canadiense relativo al dólar estadounidense y costes generales y administrativos más altos frente al tercer trimestre del año anterior de 2,4 millones de dólares. Los gastos generales y administrativos aumentaron debido a las tasas profesionales más altas (principalmente tasas legales en conexión con restructuración corporativa incurrida para minimizar significativamente la responsabilidad fiscal a corto y a largo plazo de la compañía), salarios más altos, costes de viaje más altos y costes de relaciones públicas más altos.
Los resultados del tercer trimestre se beneficiaron de otro ingreso de 1,4 millones de dólares de tasas de gestión y 1,8 millones de dólares de ganancias no realizadas resultantes de fondos de cobertura financieros en el petróleo crudo y gas natural.
Durante el tercer trimestre en Oklahoma la Compañía completó estimulaciones de fractura de 29 fases brutas o dos pozos que opera y se benefició de una estimulación de fractura de éxito de 12 fases en un pozo no operado. Durante el trimestre, las estimulaciones de fractura comenzaron en un tercer pozo con 12 fases. Estamos muy contentos con la producción que estamos consiguiendo en los pozos de Woodford en Oklahoma ya que la producción ha sido de aproximadamente 2.200 barriles de media al día en las últimas semanas.
El efectivo y el capital laboral ascendieron a 42 y 46 millones de dólares respectivamente a 30 de septiembre de 2011.
Como resultado de una revisión de sus reservas efectiva el 1 de agosto de su campo de gas de esquisto de Tishomingo el prestamista estadounidense de la Compañía, Amegy Bank, incrementó recientemente la base de préstamos frente a estos activos a 32 millones de dólares, desde 23,8 millones de dólares. La Compañía ha pedido prestado actualmente 20 millones de dólares frente a este servicio de crédito.
En los primeros nueve meses de 2011 BNK obtuvo unos ingresos netos de 18.000 dólares, frente a una pérdida de 3,9 millones de dólares en los primeros nueve meses de 2010. El neto de derechos de ingresos de petróleo y gas aumentó a 5,8 millones de dólares o el 60% ayudado por un incremento del 35% en la producción media diaria y un incremento del 16% en los precios de producto medios.
En Polonia, la Compañía como gestora de Saponis Investments Sp z o.o. completó la perforación del tercer pozo (Starogard S-1) en agosto de 2011. La finalización del pozo Lebork S-1 se inició a mediados de septiembre. Las estimulaciones de fractura no tuvieron éxito al colocar las cantidades programadas y concentraciones de proppant. La Compañía planea utilizar un nuevo diseño de estimulación de fractura en la primavera de 2012 para re-estimular y probar el pozo Lebork. Los pozos Wytowno S-1 y Starogard S-1 están previstos para completarse en la primavera de 2012 después de recibir la re-estimulación del Lebork S-1 y los resultados del análisis del intervalo centrado en Starogard.
En sus concesiones de India de propiedad total (Bytow, Trzebielino y Darlowo) las operaciones deben comenzar para perforar tres pozos para septiembre de 2012. Respecto a ello, se ha contratado una plataforma de perforación y la Compañía planea comenzar a perforar el primer pozo en el primer trimestre de 2012.
En Alemania, la Compañia continúa el proceso de puja para las operaciones sísmicas 2D en sus concesiones para ofrecer la información necesaria para su programa de perforación y ha iniciado una campaña de relaciones públicas para comunicar su compromiso con el medio ambiente, seguridad y diálogo abierto.
En España, además de su concesión de Arquetu, la Compañía ha recibido recientemente dos nuevas concesiones (Urraca en septiembre ascendió a 234.000 acres y Sedano este mes ascendió a 86.000 acres).
En otras zonas de Europa (incluyendo Francia), la Compañía ha realizado aplicaciones de concesiones y espera su subvención potencial. La Compañía también explora las oportunidades de gas de esquisto en otras áreas del mundo".
INFORMACIÓN DESTACADA DEL TERCER TRIMESTRE:
Tercer trimestre de 2011 frente al tercer trimestre de 2010
El neto de derechos de ingresos de petróleo y gas ascendió a 6.537.000 dólares en el tercer trimestre frente a 3.080.000 dólares en el tercer trimestre de 2010. Los ingresos de petróleo aumentaron a 1.741.000 dólares o un 105% ya que la producción de petróleo por día aumentó un 76% a 432 boepd mientras que los precios de petróleo medios aumentaron a 12,05 dólares por barril o un 16% a 85,46 dólares por barril. Los ingresos de líquidos de gas natural (NGL) aumentaron 1.604.000 dólares o un 121% a 2.930.000 dólares, ya que la producción de NGL aumentó un 45% a 675 boepd mientras que los precios de NGL aumentaron un 52% a 47,15 dólares por barril. Los ingresos de gas natural aumentaron 895.000 dólares o un 108% a 1.720.000 dólares ya que los precios de gas natural medios aumentaron 0,23 dólares el barril a 4,10 dólares mientras que la producción de gas natural aumentó 2.245 pies cúbicos al día (mcf/d) a 4.564 o el 97%.
Otros ingresos de 1.423.000 dólares consistieron en tasas de la dirección registradas como operador de Saponis Sp z o.o.
Los gastos de exploración y evaluación ascendieron a 258.000 dólares en el trimestre y se refieren a gastos pre-concesión relativos a nuevas sociedades.
Los gastos de producción y operativos aumentaron 616.000 dólares o el 58% a 1.678.000 dólares debido a un aumento del 70% en producción entre los trimestres.
Los gastos de reducción y depreciación aumentaron 876.000 dólares o un 97% a 1.781.000 dólares debido a la mayor producción, una base de reserva más alta en la que el porcentaje de reserva se aplica y se incrementa la depreciación.
Los gastos generales y administrativos aumentaron 2.358.000 dólares o 119% debido a costes legales superiores principalmente incurridos en reestructurar las entidades corporativas, mayores costes de salarios, otras tasas profesionales, y unos gastos de salarios más altos.
Los ingresos financieros aumentaron a 2.226.000 dólares desde 1.151.000 o un 93% debido a las ganancias proyectadas en la cobertura del petróleo de crudo y gas natural.
Los gastos financieros aumentaron un 541% o 2.371.000 dólares debido a una pérdida de divisa no realizada de 2.594.000 dólares en el tercer trimestre debido al debilitamiento del dólar canadiense en relación al dólar estadounidense.
INFORMACIÓN DESTACADA DE LOS PRIMEROS NUEVE MESES DE 2011 FRENTE A LOS PRIMEROS NUEVE MESES DE 2010
El neto de derechos de ingresos de petróleo y gas ascendió a 15.599.000 dólares en los primeros nueve meses de 2011 frente a 9.750.000 dólares en los primeros nueve meses de 2010. Los ingresos de petróleo aumentaron a 2.986.000 dólares o un 65% ya que la producción diaria aumentó un 39%, a 306 boepd mientras que los precios de petróleo medios aumentaron 14,14 dólares por barril o un 18% a 90,74 dólares por barril. Los ingresos de líquidos de gas natural (NGL) aumentaron 2.702.000 dólares o un 56%, a 7.536.000 dólares, ya que la producción de NGL aumentó un 23% a 597 boepd mientras que los precios de NGL aumentaron un 27% a 46,25 dólares por barril. Los ingresos de gas natural aumentaron 1.214.000 dólares o un 42%, a 4.072.000 dólares ya que los precios de gas natural medios se redujeron 0,11 dólares por mcf a 4,15 dólares, mientras que la producción de gas natural aumentó 1.142 pies cúbicos por día (mcf/d) a 3.598 o un 46%.
Otros ingresos ascendieron a 3.214.000 dólares en los primeros nueve meses de 2011 frente a ninguno en 2010 y fueron el resultado de 2.038.000 dólares en tasas de gestión y 1.176.000 dólares de la venta de datos sísmicos en Oklahoma .
Los gastos de exploración y evaluación se redujeron 2.433.000 dólares en el periodo comparativo de nueve meses debido a las escrituras de Black Warrior en los primeros nueve meses de 2010.
Los gastos de producción y operativos aumentaron un 29% con el 35% de aumento en la producción.
Los gastos de reducción y depreciación aumentaron 1.645.000 dólares o un 62% debido a la mayor producción, una base de reserva más alta en la que la tasa de reducción se aplica y se aumenta la depreciación principalmente en activos europeos.
Los gastos generales y administrativos aumentaron 4.528.000 dólares en los periodos comparativos debido a los costes legales más altos, principalmente debido a la reestructuración y otras tasas profesionales (tasas de gestión, contabilidad y tasas de relaciones pública), mayores gastos de salarios y reclutamiento así como costes más altos de viajes.
Los ingresos financieros aumentaron 867.000 dólares o un 69% debido a las ganancias no realizadas más altas de la cobertura financiera de petróleo crudo y gas natural.
Los gastos financieros aumentaron un 14% a 2.026.000 dólares debido a las mayores pérdidas de divisa extranjera de 1.265.000 dólares debido a que el debilitamiento del dólar canadiense frente al dólar estadounidense excedió los gastos de intereses más bajos de 645.000 dólares debido a niveles de deuda más bajos y mejores tasas de préstamo.
Los datos financieros y operativos claves son los siguientes:
La información detallada anteriormente se extrae de, y se debería leer en combinación con, las declaraciones financieras no auditadas de la Compañía para los tres y nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2011 y el análisis de la dirección de los mismos, cuyas copias están disponibles en el perfil de la Compañ��a en http://www.sedar.com.
Medidas no GAAP
Los fondos de operaciones y fondos de operaciones por acción común no se definen por los GAAP en Canadá y se conocen como medidas no GAAP. Los fondos de operaciones se basan en el flujo de efectivo de actividades operativas en cuanto a la declaración de flujos de efectivo antes de cambios en el capital laboral no efectivo. Los fondos de operaciones por acción común se calculan basándose en el número medio ponderado de acciones comunes destacadas consistentes con el cálculo de ganancias netas (pérdidas) por acción.
Para más información sobre las medidas no GAAP, consulte el "Management's Discussion and Analysis" de BNK.
Información no IFRS
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.
La Compañía también utiliza los 'barriles' (bbls) o 'barriles de petróleo equivalente' (boe) en este comunicado para reflejar la producción y ventas de líquidos de gas natural y petróleo Todas las conversiones boe se derivan convirtiendo el gas a petróleo en una relación de 6.000 pies cúbicos de gas para un barril de petróleo, lo que representa la equivalencia energética aproximada.
Algunas de las declaraciones contenidas en este comunicado constituyen 'declaraciones de futuro' tal y como se utilizan estos términos en la normativa de valores aplicable de Canadá, incluyendo información relacionada con los planes actuales de la compañía y expectativas, programas de exploración planificados y aplicaciones de concesiones. La información prospectiva se basa en planes y estimaciones de la directiva en la fecha en que se ofrece la información y está sujeta a determinados factores y suposiciones de la dirección, incluyendo que se obtengan todos los permisos requeridos y aprobaciones, financiación de otras empresas, y el equipamiento necesario, proporcionado o disponible, cuando sea necesario. La información prospectiva está sujeta a una variedad de riesgos e incertidumbres y otros factores que podrían causar que los planes, estimaciones y resultados reales varíen materialmente de los proyectados en dicha información prospectiva. Los factores que podrían causar que la información prospectiva de este comunicado cambie o sea imprecisa incluyen, entre otros, el riesgo de que determinados permisos, aprobaciones y/o financiación se retrasen o solo estén disponibles en ciertos términos que no son aceptables para la Compañía, riesgos políticos y de divisas y otros riesgos asociados con la exploración y desarrollo de proyectos de petróleo y gas, incluyendo los análisis establecidos por la dirección de la Compañía y el formulario de información anual, que está disponibles para consulta en el perfil de la compañía en http://www.sedar.com.
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