Valeura Energy Inc. annonce des résultats financiers et de production consolidés non audités pour le deuxième trimestre et le semestre clos le 30 juin 2017 ; fournit des orientations opérationnelles pour 2017.
Le 10 août 2017 à 23:16
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Valeura Energy Inc. a publié des résultats financiers et de production consolidés non audités pour le deuxième trimestre et le semestre clos le 30 juin 2017. Pour le trimestre, la société a déclaré des revenus du pétrole et du gaz naturel de 3 764 000 CAD, des fonds d'exploitation de 959 000 CAD et une perte nette d'exploitation de 526 000 CAD contre des revenus du pétrole et du gaz naturel de 4 809 000 CAD, des fonds d'exploitation de 2 098 000 CAD et une perte nette d'exploitation de 642 000 CAD pour la même période de l'année dernière. Pour le semestre, la société a déclaré des recettes provenant du pétrole et du gaz naturel de 6 852 000 CAD, des fonds provenant de l'exploitation de 1 924 000 CAD et une perte nette d'exploitation de 2 527 000 CAD, contre des recettes provenant du pétrole et du gaz naturel de 9 137 000 CAD, des fonds provenant de l'exploitation de 4 067 000 CAD et une perte nette d'exploitation de 1 634 000 CAD pour la même période de l'année dernière. Pour le trimestre, la société a déclaré une production de pétrole brut de 9 bbl/d et de gaz naturel de 5 550 Mcf/d, contre une production de pétrole brut de 7 bbl/d et de gaz naturel de 5 560 Mcf/d pour la même période de l'année dernière. Le revenu net d'exploitation moyen de 22,38 CAD par bep au deuxième trimestre 2017 est en baisse de 22 % par rapport au premier trimestre 2017 en raison de la hausse des coûts d'exploitation unitaires (reflétant des charges non récurrentes) et des redevances unitaires, partiellement compensée par la hausse des réalisations du prix du gaz naturel, et en baisse de 48 % par rapport au deuxième trimestre 2016 en raison de la baisse des réalisations du prix du gaz naturel et de la hausse des coûts d'exploitation unitaires, partiellement compensée par la baisse des redevances unitaires. Les rentrées nettes d'exploitation pour 2017 sont bien inférieures à la rentrée nette d'exploitation moyenne prévue de 35,00 CAD par bep, en raison de la baisse des réalisations du prix du gaz naturel, qui ont subi l'impact négatif d'une nouvelle dévaluation de la livre turque, et de la hausse des coûts d'exploitation. (Voir la discussion ci-dessous concernant les mesures non-IFRS). Pour le semestre, la société a déclaré une production de pétrole brut de 6 bbl/d et de gaz naturel de 5 189 Mcf/d, contre une production de pétrole brut de 8 bbl/d et de gaz naturel de 5 129 Mcf/d pour la même période de l'année dernière. Le bénéfice net d'exploitation moyen de 25,25 CAD contre 44,31 CAD pour la même période de l'année dernière. La société a fourni des perspectives d'exploitation pour 2017. Compte tenu des résultats positifs du forage du puits Yamalik-1, le programme d'achèvement, de fracturation à plusieurs étages et d'essais devrait se poursuivre dans le cadre de l'affermage de Banarli et commencer au début du quatrième trimestre 2017. La phase d'enregistrement du programme sismique 3D de Karaca financé par Statoil devrait être achevée au début du quatrième trimestre 2017, le traitement devant suivre. L'achèvement de ces programmes permettrait de réaliser les phases 1 et 2 de l'amodiation de Banarli. Pour gagner 50 % des droits en profondeur, Statoil devrait s'engager dans la phase 3, qui nécessite le forage, l'achèvement et l'essai d'un deuxième puits profond d'une profondeur minimale de 4 000 mètres et un investissement minimal de 10 millions de dollars USCAD. Des discussions sont en cours avec Statoil pour élaborer le plan de la coentreprise en 2018, y compris le nombre de puits à forer, à compléter et à tester, y compris les éventuels forages post-récolte. La Société prévoit de forer le sixième puits du programme de forage de gaz à faible profondeur de 2017 à Karaevli-6 sur les terres de la coentreprise TBNG à la fin du mois d'août 2017, après quoi le programme sera mis en pause pour évaluer les résultats à ce jour, rafraîchir le portefeuille et demander les approbations gouvernementales pour de nouveaux emplacements de forage. La Société attend avec impatience les premiers résultats interprétés du nouveau programme sismique 3D de 500 kilomètres carrés de Karaca, qui devrait être disponible au premier trimestre 2018. Cette nouvelle sismique devrait ajouter à l'inventaire de prospects et de pistes de gaz à faible profondeur sur les licences Banarli et les terres de Thrace occidentale. Compte tenu des ajouts moins importants que prévu du programme de forage de gaz à faible profondeur et de la réduction du périmètre, la société a réduit ses perspectives de ventes nettes au taux de sortie de 2017 de 1 500 bep/j à une fourchette cible de 1 000 à 1 100 bep/j. Ces perspectives sont basées sur une réduction de 2,0 millions de dollars canadiens du programme d'investissement 2017, qui passe à 13 ou 14 millions de dollars canadiens (nets) pour six nouveaux forages de gaz à faible profondeur et un vaste programme de reconditionnement. Cette pause dans le programme de forage de gaz à faible profondeur fournit également une mesure de flexibilité financière dans le cas où le rythme du programme profond avec Statoil est accéléré en 2018, sur la base des résultats positifs de forage à Yamalik-1.
Valeura Energy Inc. est une société pétrolière et gazière en amont basée au Canada qui se consacre à la production, au développement et à l'exploration du pétrole et du gaz naturel dans le golfe de Thaïlande et sur le littoral de la Turquie. Elle poursuit également une croissance inorganique en Asie du Sud-Est. Elle détient une participation opérationnelle dans quatre licences offshore en eaux peu profondes dans le golfe de Thaïlande, à savoir G10/48 (champ Wassana), B5/27 (champs Jasmine et Ban Yen), G1/48 (champ Manora), G11/48 (champ Nong Yao). Elle détient une participation opérationnelle de 100 % dans la licence B5/27, qui contient les champs pétrolifères de Jasmine et de Ban Yen. Elle détient une participation opérationnelle de 70 % dans la licence G1/48 contenant le champ pétrolifère de Manora, qui produit environ 3 200 barils par jour (b/j) de pétrole brut non corrosif de poids moyen. Elle détient également une participation opérationnelle dans des droits prospectifs sur 0,407 million d'acres bruts dans le bassin de Thrace, dans le nord-ouest de la Turquie. Elle détient des participations allant de 63 % à 100 % dans divers baux et licences dans le bassin de Thrace.
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