Résultats financiers et opérationnels du quatrième trimestre et de 4
PetroTal annonce ses résultats financiers et opérationnels du quatrième trimestre et de 4
Ventes et production moyennes du quatrième trimestre 4 de 2023 15,033 b/j et 14,865 XNUMX b/j, respectivement
Croissance annuelle moyenne de la production en 2023 de 17 % à 14,248 XNUMX b/j
Génération de flux de fonds libres de 2023 millions de dollars en 91
Plus de 61 millions de dollars ont été restitués sous forme de dividendes et de rachats d'actions en 2023.
Retour sur capitaux employés 2023 de 30%
Calgary, AB et Houston, Texas - 21 mars 2024-PetroTal Corp. (« PetroTal » ou la « Société ») (TSX : TAL, AIM : PTAL et OTCQX : PTALF) est heureuse de publier ses résultats financiers d'exploitation et audités pour les trois (« T4 ») et les douze mois terminés en décembre. 31 2023 ("2023").
Certaines informations financières et opérationnelles sont présentées ci-dessous et doivent être lues conjointement avec les états financiers consolidés audités et le rapport de gestion (« rapport de gestion ») de la Société pour le trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2023, qui sont disponibles sur SEDAR+ à l'adresse www. .sedarplus.ca et sur le site Web de la Société à www.PetroTal?Corp.com. Tous les montants indiqués ici sont en dollars américains, sauf indication contraire.
Faits saillants du quatrième trimestre et de 4
· Ventes et production moyennes au quatrième trimestre de 4 15,033 et 14,865 XNUMX barils (« barils ») de pétrole par jour (« barils par jour »), respectivement, affectées par une saison sèche sévère et les faibles niveaux des rivières qui en ont résulté, qui ont limité le transport par barge et la capacité de déchargement des pétroliers à Manaus ;
· Ventes et production moyennes en 2023 de 14,421 14,248 b/j et 17 2022 b/j, respectivement, dans la fourchette prévisionnelle pour l'année et générant un taux de croissance de la production de XNUMX % par rapport à XNUMX ;
· Retour sur capitaux employés 2023 de 30% contre 49% en 2022 ;(1)
· A quitté 2023 avec une solide position de trésorerie avec 111 millions de dollars de liquidités totales (91 millions de dollars sans restriction), après avoir remboursé 80 millions de dollars d'obligations au début de 2023 et restitué plus de 61 millions de dollars de dividendes et de rachats d'actions en 2023 ;
· Les dépenses d'investissement (« capex ») ont totalisé 32.2 millions de dollars au quatrième trimestre et étaient concentrées sur le forage du puits 4H, ce qui porte les dépenses d'investissement totales pour 16 à un peu plus de 2023 millions de dollars, soit moins que les prévisions d'environ 108 millions de dollars ;
· Forage réussi de trois nouveaux puits de pétrole et d'un puits d'évacuation d'eau en 2023. En 2023, les trois nouveaux puits de pétrole ont produit près d'un million de barils de pétrole et ont généré un bénéfice d'exploitation net d'environ 1 millions de dollars, ce qui représente presque un paiement intégral de leur coût de forage d'ici décembre. 45, 31 ;
· PetroTal a exécuté avec succès les opérations de reconditionnement sur les puits 1XD et 2XD en mai et juin 2023, les deux puits produisant entre 500 et 700 b/j depuis juillet 2023 et accumulant plus de 180,000 2023 barils de pétrole au cours du second semestre 2.5, recouvrant ainsi leur coût de reconditionnement environ 2023 fois d'ici la fin XNUMX ;
· EBITDA généré au 4ème trimestre2 et libre circulation des fonds2 de 50.8 millions de dollars (36.71 dollars/baril) et 8.1 millions de dollars (5.87 dollars/baril), respectivement, et un EBITDA et un flux de fonds disponibles pour 2023 de 210.8 millions de dollars (40.06 dollars/baril) et 90.7 millions de dollars (17.23 dollars/baril) respectivement et conformément aux prévisions de flux de trésorerie. pour 2023 ;
· Bénéfice net généré au quatrième trimestre de 4 millions de dollars (21.5 $/action) et de plus de 0.02 millions de dollars pour 110.5 (2023 $/action) ; et,
· Versé des dividendes totaux de 0.06 $/action et racheté 11.3 millions commun actions en 2023, représentant environ 61 millions de dollars de capital total restitué aux actionnaires (environ 11 % de la capitalisation boursière au 31 décembre 2023).
(1) Retour sur capitaux employés = bénéfice avant intérêts et impôts (« EBIT ») / (Total Actif - Passif courant)
(2) Mesure non conforme aux PCGR (définie ci-dessous) qui n'a aucune signification normalisée prescrite par les PCGR et peut donc ne pas être comparable au calcul de mesures similaires présentées par d'autres entités. Voir la section « Mesures financières sélectionnées ».
Manuel Pablo Zuniga-Pflucker, président et chef de la direction, a déclaré :
« Les objectifs opérationnels et financiers de PetroTal ont été atteints en 2023, augmentant la production moyenne de 17 % par rapport à 2022, remboursant 80 millions de dollars de dette et restituant plus de 61 millions de dollars aux actionnaires sous forme de dividendes et de rachats d'actions. La société a réussi à traverser une saison sèche difficile à atteindre atteindre les prévisions de marché et sortir en décembre 2023 avec une production d'environ 20,000 XNUMX b/j.
L'année 2024 démarre de manière record, après avoir maintenu près de 19,000 XNUMX b/j au cours des deux premiers mois dans un environnement de prix du pétrole à XNUMX dollars, ce qui nous a permis de maintenir une solide position de trésorerie tout au long du premier trimestre. Grâce aux progrès continus du projet pilote d'exportation de pétrole de l'OCP à travers l'Équateur, la Société continuera de donner la priorité aux ventes de pétrole sans risque afin que PetroTal puisse se lancer dans de nouveaux projets de croissance de la production.
Grâce à son bilan solide et sans dette, PetroTal continuera d’évaluer les opportunités de croissance relutive. Je tiens à remercier les actionnaires pour leur soutien continu, ainsi que le conseil d'administration de PetroTal et le reste de l'équipe de PetroTal pour leurs précieuses contributions continues à notre succès. »
Faits saillants financiers sélectionnés
Le tableau ci-dessous résume la situation financière comparative de PetroTal.
Trois mois se sont terminés | Exercice terminé le 31 décembre | |||||||
Q4-2023 |
| Q3-2023 |
| 2023 |
| 2022 |
| |
| $/b | 000 $ | $/b | 000 $ | $/b | 000 $ | $/b | 000 $ |
Production moyenne (bopj) |
| 14,865 |
| 10,909 |
| 14,248 |
| 12,200 |
Ventes moyennes (b/j) |
| 15,033 |
| 11,553 |
| 14,421 |
| 13,168 |
Ventes totales (bbl)(1) |
| 1,383,061 |
| 1,062,851 |
| 5,263,485 |
| 4,806,431 |
Prix moyen du Brent | $82.21 |
| $84.65 |
| $81.53 |
| $98.92 |
|
Prix de vente contracté, brut | $81.05 |
| $84.31 |
| $80.54 |
| $96.67 |
|
Tarifs, frais et différentiels | ($ 20.28) |
| ($ 19.25) |
| ($ 20.33) |
| ($ 21.96) |
|
Prix de vente réalisé, net | $60.77 |
| $65.05 |
| $60.21 |
| $74.71 |
|
Recettes pétrolières(1) | $60.77 | $84,046 | $65.05 | $69,142 | $60.21 | $316,911 | $74.71 | $359,106 |
Redevances(2) | $7.00 | $9,676 | $5.49 | $5,835 | $5.82 | $30,648 | $6.66 | $31,991 |
Charges d'exploitation | $7.24 | $10,010 | $8.45 | $8,982 | $6.16 | $32,446 | $6.86 | $32,954 |
Transport direct : |
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Diluant | $1.46 | $2,020 | $1.72 | $1,829 | $1.30 | $6,857 | $1.96 | $9,440 |
Barge | $0.60 | $828 | $0.80 | $845 | $0.66 | $3,475 | $1.34 | $6,431 |
Diesel | $0.10 | $142 | $0.13 | $141 | $0.10 | $516 | $0.23 | $1,083 |
Stockage | $1.45 | $2,001 | $1.99 | $2,114 | $0.78 | $4,115 | $0.76 | $3,668 |
Transport total | $3.61 | $4,991 | $4.64 | $4,929 | $2.84 | $14,963 | $4.29 | $20,622 |
Résultat net d'exploitation(3,4) | $42.92 | $59,369 | $46.47 | $49,396 | $45.39 | $238,854 | $56.90 | $273,539 |
GÉORGIE | $6.21 | $8,588 | $6.92 | $7,355 | $5.33 | $28,049 | $4.14 | $19,891 |
EBITDA(3) | $36.71 | $50,781 | $39.55 | $42,041 | $40.06 | $210,805 | $52.77 | $253,648 |
EBITDA ajusté(3,5) | $29.13 | $40,284 | $50.76 | $53,953 | $37.83 | $199,127 | $53.28 | $256,070 |
Revenu net | $15.57 | $21,529 | $23.86 | $25,359 | $20.99 | $110,505 | $39.22 | $188,527 |
Actions de base en circulation (000) |
| 912,314 |
| 916,700 |
| 912,314 |
| 862,209 |
Capitalisation boursière(6) |
| $556,512 |
| $522,519 |
| $556,512 |
| $431,104 |
Bénéfice net/action ($/action) |
| $0.02 |
| $0.03 |
| $0.12 |
| $0.219 |
Capex |
| $32,157 |
| $17,011 |
| $108,453 |
| $94,203 |
Flux de fonds libre(3) (7) | $5.87 | $8,127 | $34.76 | $36,944 | $17.23 | $90,674 | $33.68 | $161,868 |
% de la capitalisation boursière(6) |
| 1.5% |
| 7.1% |
| 16.3% |
| 37.5% |
Total des espèces(8) |
| $111,299 |
| $112,827 |
| $111,299 |
| $119,969 |
Excédent net (dette) (3) (9) |
| $57,298 |
| $86,545 |
| $57,298 |
| $74,224 |
1. Environ 85 % des ventes du quatrième trimestre 4 ont été réalisées via la route brésilienne, contre 2023 % au troisième trimestre 82.
2. Les redevances depuis le début de l'exercice au 31 décembre 2023 et au 31 décembre 2022 incluent l'impact de la fiducie sociale communautaire de 2.5 %.
3. Mesure non conforme aux PCGR (définie ci-dessous) qui n'a aucune signification normalisée prescrite par les PCGR et peut donc ne pas être comparable au calcul de mesures similaires présentées par d'autres entités. Voir la section « Mesures financières sélectionnées ».
4. Le bénéfice net d'exploitation représente les revenus moins les redevances, les dépenses d'exploitation et le transport direct.
5. L'EBITDA ajusté correspond au résultat opérationnel net moins les frais généraux et administratifs (« G&A ») et plus/moins les impacts dérivés réalisés.
6. La capitalisation boursière pour le quatrième trimestre 4, le troisième trimestre 2023 et le quatrième trimestre 3 suppose des cours des actions de 2023 $, 4 $ et 2022 $ respectivement.
7. Les flux de fonds libres sont définis comme l'EBITDA ajusté moins les dépenses en capital. Voir la section « Mesures financières sélectionnées ».
8. Comprend les soldes de trésorerie affectés.
9. Excédent net (dette) = Trésorerie totale + toutes les créances commerciales et TVA nettes + soldes dérivés nets à court et à long terme - total du passif à court terme - dette à long terme - dettes locatives non courantes - impôts différés nets - autres obligations à long terme.
Résumé des écarts financiers du quatrième trimestre 4
| Trois mois se sont terminés | Exercice terminé le 31 décembre | ||||
Récapitulatif des écarts en dollars américains/baril | Q4 2023 | Q3 2023 | Variance | 2023 | 2022 | Variance |
Ventes de pétrole (bopj) | 15,033 | 11,553 | 3,480 | 14,421 | 13,168 | 1,253 |
Prix du Brent contracté | $81.05 | $84.31 | ($ 3.26) | $80.54 | $96.67 | ($ 16.13) |
Prix de vente réalisé | $60.77 | $65.05 | ($ 4.28) | $60.21 | $74.71 | ($ 14.50) |
Redevances | $7.00 | $5.49 | $1.51 | $5.82 | $6.66 | ($ 0.84) |
Exploitation totale et transport | $10.85 | $13.09 | ($ 2.24) | $9.00 | $11.15 | ($ 2.15) |
Résultat net d'exploitation(1,2) | $42.92 | $46.47 | ($ 3.55) | $45.39 | $56.90 | ($ 11.51) |
GÉORGIE | $6.21 | $6.92 | ($ 0.71) | $5.33 | $4.14 | $1.19 |
EBITDA | $36.71 | $39.55 | ($ 2.84) | $40.05 | $52.77 | ($ 12.72) |
Revenu net | $15.57 | $23.86 | ($ 8.29) | $20.99 | $39.22 | ($ 18.23) |
Flux de fonds libre(1,3) | $5.87 | $34.76 | ($ 28.89) | $17.23 | $33.68 | ($ 16.45) |
Commentaire sur les écarts financiers du quatrième trimestre 4
· Baisse du prix contractuel du Brent à 81.05 $/baril par rapport à l' trimestre précédent de 84.31 $/baril, ce qui se traduit par une baisse de 7 % du prix réalisé de 60.77 $/baril.
· Des dépenses d'exploitation plus faibles par baril résultant de volumes de ventes plus élevés au quatrième trimestre 4 par rapport au troisième trimestre 2023. Les dépenses d'exploitation du quatrième trimestre 3 comprenaient des coûts de stockage flottant supplémentaires causés par des temps de trajet des barges plus longs que d'habitude au cours des derniers mois de la saison sèche.
· Les dépenses en capital au cours du trimestre se sont élevées à 32 millions de dollars, contre 17 millions de dollars au troisième trimestre 3, en raison du début du forage du puits 2023H et de la poursuite des investissements dans les installations de traitement de l'eau. Cela entraîne une diminution des flux de fonds disponibles au quatrième trimestre 16.(1,3) chiffre en dollars à environ 8.1 millions de dollars, contre 37 millions de dollars au troisième trimestre 3.
· La liquidité est restée stable au quatrième trimestre 4 par rapport au troisième trimestre 2023, avec une trésorerie totale en baisse de 3 million de dollars pour atteindre 2023 millions de dollars en raison d'un timing favorable du fonds de roulement.
· Bilan solide au quatrième trimestre 4, sans dette et excédent net (1,4) de 57 millions de dollars, incluant désormais un passif d'impôt différé net de 42 millions de dollars.
1. Voir « Certaines mesures financières »
2. Le bénéfice net d'exploitation représente les revenus moins les redevances, les dépenses d'exploitation et le transport direct.
3. Les flux de fonds libres sont définis comme l'EBITDA ajusté moins les dépenses en capital.
4. Excédent net (dette) = Trésorerie totale + toutes les créances commerciales et TVA nettes + soldes dérivés nets à court et à long terme - total du passif à court terme - dette à long terme - dettes locatives non courantes - impôts différés nets - autres obligations à long terme.
Mises à jour financières et opérationnelles postérieures au 31 décembre 2023
Production pétrolière robuste. La production continue de progresser par rapport aux prévisions pour 2024, la Société produisant 20,453 17,411 b/j en janvier et 2024 15,600 b/j en février 16. La production de mars à ce jour a été en moyenne de 2,500 6 b/j, le puits foré le plus récemment par la Société (2024H) produisant environ 8 2024 b/j et approchant du remboursement intégral de l'investissement. . Le champ a été fermé du 2 mars 1 au 2024 mars 1 par mesure de sécurité après qu'un incident de barge exploité de manière indépendante ait provoqué un petit déversement de pétrole dans la rivière Puniuaha à environ 2024 km du champ. Aucun blessé n'a été signalé et le nettoyage est en grande partie terminé. Le temps d'arrêt du champ n'a pas eu d'impact significatif sur la production du premier trimestre 18,500 et la société devrait toujours atteindre ses prévisions de production pour le premier trimestre XNUMX de XNUMX XNUMX b/j.
Et bien mise à jour 17H. La Société a terminé le forage du puits 17H à temps, conformément à son budget de 14 millions de dollars, et a commencé la production le 1er mars 2024. Le puits a une profondeur totale d'environ 4,960 1,245 mètres avec une section latérale de 3,300 XNUMX mètres. Depuis le démarrage, la production a été en moyenne de XNUMX XNUMX b/j dans des conditions d'écoulement naturel, permettant au puits de continuer à nettoyer les fluides de forage et d'atteindre sa production initiale maximale.
Début du forage du puits 18H. La Société a commencé le forage du puits 18H le 5 mars 2024 pour un coût estimé à 14 millions de dollars. Le forage et l'achèvement du puits devraient prendre environ 60 jours, la production initiale étant estimée à la mi-mai 2024.
Projet pilote OCP. PetroTal est heureux d'annoncer des progrès continus dans le cadre de l'expédition d'huile pilote OCP avec la signature de trois approbations clés. Début février 2024, la Société a reçu des lettres d'approbation du ministère équatorien de l'Environnement et de la marine équatorienne ainsi que la signature réussie d'un accord d'utilisation du port avec Petroecuador. La société attend une lettre finale du sous-secrétariat portuaire pour démarrer le projet pilote de 100,000 2024 barils. En attendant le succès du premier pilote, la Société prévoit un pilote supplémentaire au second semestre 4 avec des ventes récurrentes attendues au quatrième trimestre 2024.
Orientations budgétaires 2024. Le 22 janvier 2024, la Société a publié ses prévisions pour 2024, prévoyant un objectif moyen de production et de ventes pour 2024 de 17,000 20 b/j, soit un taux de croissance estimé à 2023 % par rapport à la production moyenne de 200. Si cette prévision se réalise, PetroTal générera environ 2024 millions de dollars d'EBITDA, soutenu par des dépenses d'investissement totales de 134 millions de dollars en 77 et permettant un programme de remboursement de capital stable. Si la production et/ou le prix du Brent dépassent les hypothèses budgétaires de base de la Société (pétrole Brent à 15 $/baril), un balayage des liquidités pour un rendement à la hausse pour les actionnaires est possible. Au 2024 mars XNUMX, la Société estime que son évolution est conforme aux attentes budgétaires.
Réserves pour l’exercice 2023. Le 12 février 2024, PetroTal a annoncé son profil de réserves mis à jour se terminant le 31 décembre 2023. La société a pu augmenter la valeur de ses réserves 2P après impôts par action à 1.80 $/action avec une valeur actuelle nette des réserves de 1.64 milliard de dollars après impôts, actualisée à 10. % (« NPV10 ») et réserves 2P associées de 100 millions de barils. Le taux de remplacement des réserves 2023P de la Société pour l'exercice 2 terminé est de 167 %, avec un indice de durée de vie des réserves 2P associé de 19 ans. Pour le texte complet de cette annonce, veuillez vous référer au communiqué de presse de PetroTal daté du 12 février 2024, déposé sur SEDAR+ (www.sedarplus.ca) et publié sur le site Web de PetroTal (www.perotalcorp.com). En plus des informations sommaires divulguées dans ce communiqué de presse, des informations plus détaillées seront incluses dans la notice annuelle pour l'exercice clos le 31 décembre 2023, qui sera déposée sur SEDAR+ (www.sedarplus.ca) et publiée sur le site Web de PetroTal ( www.petrotalcorp.com) le 28 mars 2024.
Mise à jour de la présentation corporative. La Société a mis à jour sa présentation d'entreprise, qui peut être téléchargée ou consultée sur www.perotal-corp.com.
Lien de webdiffusion du quatrième trimestre et de l'année 4 pour le 2023 mars 21
PetroTal organisera une webdiffusion de ses résultats du quatrième trimestre 4 et de l'exercice 2023 le 2023 mars 21 à 2024h9 CT (Houston). Veuillez consulter le lien ci-dessous pour vous inscrire.
https://stream.brrmedia.co.uk/broadcast/65d6373035af67d51a41b45b
À PROPOS DU PÉTROLE
PetroTal est une société de développement et de production pétrolière et gazière cotée en bourse et tricotée (TSX : TAL, AIM : PTAL et OTCQX : PTALF), domiciliée à Calgary, en Alberta, axée sur le développement d'actifs pétroliers au Pérou. L'actif phare de PetroTal est sa participation directe de 100 % dans le champ pétrolifère Bretana dans le bloc 95 au Pérou, où la production pétrolière a débuté en juin 2018. Début 2022, PetroTal est devenu le plus grand producteur de pétrole brut au Pérou. L'équipe de direction de la société possède une expérience significative dans le développement et l'exploration pétrolière au Pérou et est dirigée par un conseil d'administration qui se concentre sur le développement sûr et rentable du champ pétrolifère Bretana. Il élabore activement de nouvelles initiatives pour défendre la production d’énergie sensible aux communautés, au bénéfice de toutes les parties prenantes.
Pour plus d'informations, veuillez consulter le site Web de la Société à l'adresse www.petrotal-corp.com, les documents déposés par la Société à www.sedarplus.ca, ou ci-dessous :
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Vice-président exécutif et directeur financier
T: (713) 609-9101
Manolo Zuniga
Président et chef de la direction
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Relations avec les investisseurs de PetroTal
Célicourt Communications
Mark Antelme / Jimmy Léa
T : 44 (0) 20 7770 6424
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Ritchie Balmer/James Spinney/Robert Collins
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Callum Stewart / Simon Mensley / Ashton Clanfield
T: + 44 (0) 20 7710 7600
Peel Hunt LLP (Conjoint Broker)
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AVIS AU LECTEUR
DÉCLARATIONS PROSPECTIVES : Ce communiqué de presse contient certaines déclarations qui peuvent être considérées comme des déclarations prospectives. Ces déclarations concernent des événements futurs possibles, y compris, mais sans s'y limiter, les niveaux et les prévisions de production pétrolière. Toutes les déclarations autres que les déclarations de faits historiques peuvent être des déclarations prospectives. Les déclarations prospectives sont souvent, mais pas toujours, identifiées par l'utilisation de mots tels que « anticiper », « croire », « s'attendre à », « planifier », « estimer », « potentiel », « sera », « devrait » , « continuer », « peut », « objectif » et des expressions similaires. Sans limitation, ce communiqué de presse contient des déclarations prospectives concernant : les forages, les complétions, les reconditionnements et autres activités de PetroTal ; les plans et les attentes de la Société concernant l'expédition d'huile pilote OCP et son avancement continu ; la production et les revenus futurs anticipés ; les plans de forage, y compris le calendrier du forage, de la mise en service et du démarrage ; Les prévisions de PetroTal pour 2024, y compris en ce qui concerne son objectif de production et de ventes de 17,000 20 b/j et l'estimation qu'elle générera un taux de croissance de 2023 % par rapport à la production de 200 et les avantages attendus (c'est-à-dire que PetroTal générera en conséquence environ 2024 millions de dollars d'EBITDA), soutenu par des dépenses d’investissement totales de 134 millions de dollars en 17 et permettant un programme de remboursement de capital stable et un potentiel de rendement pour les actionnaires) ; les attentes en matière de production du puits 2024H ; Orientations budgétaires 18 ; les plans concernant le puits 18H, y compris en ce qui concerne les coûts prévus, l'achèvement et le calendrier de ceux-ci, y compris les projets de la société de commencer la production au puits 2024H en mai 1 ; les attentes de la Société d'atteindre les prévisions de production de 2024 18,500 b/j pour le premier trimestre 2024 ; l'attente selon laquelle la Société continuera de donner la priorité à la réduction des risques dans les ventes de pétrole afin de pouvoir se lancer dans de nouveaux projets de croissance de la production ; production moyenne 19 ; intentions en matière de remboursement de capital et d’indice de durée de vie de réserve 2P de XNUMX ans. En outre, les déclarations relatives à la production attendue, aux réserves, à la récupération, au remplacement, aux coûts et à l'évaluation sont considérées comme des déclarations prospectives car elles impliquent l'évaluation implicite, basée sur certaines estimations et hypothèses, selon laquelle les réserves décrites peuvent être produites de manière rentable dans le futur. . Les déclarations prospectives sont basées sur certaines attentes et hypothèses clés formulées par la Société, y compris, sans s'y limiter, les attentes et hypothèses concernant la capacité de l'infrastructure existante à livrer la production et les dépenses en capital prévues qui y sont associées, la capacité d'obtenir et maintenir les permis et licences nécessaires, la capacité des groupes gouvernementaux à atteindre efficacement les objectifs en matière de réduction des conflits sociaux et de collaborer à la poursuite des investissements dans le secteur de l'énergie, les caractéristiques des réservoirs, le facteur de récupération, les perspectives d'exploration, les prix des matières premières en vigueur et les prix réels reçus pour PetroTal. produits, y compris en vertu d'accords de couverture, la disponibilité et la performance des appareils de forage, des installations, des pipelines, d'autres services pétroliers et de la main-d'œuvre qualifiée, les régimes de redevances et les taux de change, l'impact de l'inflation sur les coûts, l'application des exigences réglementaires et de licences, l'exactitude de l'interprétation géologique par PetroTal de ses opportunités de forage et de terrain, de la législation en vigueur, de l'obtention de l'approbation réglementaire requise, du succès des futures activités de forage et de développement, de la performance des nouveaux puits, des futurs niveaux d'eau des rivières, de la stratégie de croissance de la Société, des conditions économiques générales et de la disponibilité. des équipements et services requis. Bien que la société estime que les attentes et les hypothèses sur lesquelles reposent les déclarations prospectives sont raisonnables, il ne faut pas se fier indûment aux déclarations prospectives, car la société ne peut donner aucune assurance qu'elles s'avéreront exactes. Étant donné que les déclarations prospectives concernent des événements et des conditions futurs, de par leur nature même, elles impliquent des risques et des incertitudes inhérents. Les résultats réels pourraient différer sensiblement de ceux actuellement prévus en raison d'un certain nombre de facteurs et de risques. Ceux-ci incluent, sans toutefois s'y limiter, les risques associés à l'industrie pétrolière et gazière en général (par exemple, les risques opérationnels liés au développement, à l'exploration et à la production ; les retards ou les changements dans les plans concernant les projets d'exploration ou de développement ou les dépenses en capital ; l'incertitude de les estimations des réserves ; l'incertitude des estimations et des projections relatives à la production, aux coûts et aux dépenses ; et les risques pour la santé, la sécurité et l'environnement), la volatilité des prix des matières premières, les écarts de prix et les prix réels reçus pour les produits, les fluctuations des taux de change, l'instabilité juridique, politique et économique au Pérou, l'accès aux voies de transport et aux marchés pour la production de la Société, les changements de législation affectant l'industrie pétrolière et gazière et les incertitudes résultant de retards potentiels ou de changements dans les plans concernant les projets d'exploration ou de développement ou les dépenses en capital ; les changements dans le paysage financier tant au niveau national qu'à l'étranger, y compris la volatilité du marché boursier et du système financier ; et les guerres (y compris la guerre de la Russie en Ukraine et le conflit entre Israël et le Hamas). Veuillez vous référer aux facteurs de risque identifiés dans la notice annuelle et le rapport de gestion les plus récents de la Société, disponibles sur SEDAR+ à l'adresse www.sedarplus.ca.
RÉFÉRENCES PÉTROLIÈRES : Toutes les références à la production, aux revenus ou aux ventes de « pétrole » ou de « pétrole brut » dans ce communiqué de presse signifient « pétrole brut lourd » tel que défini dans le Règlement 51-101. Toutes les références au Brent désignent le Brent Intercontinental Exchange (« ICE »). Les pourcentages des facteurs de récupération incluent la production historique.
DIVULGATION DES RÉSERVES : Toutes les valeurs des réserves, les revenus nets futurs et les informations auxiliaires contenus dans ce communiqué de presse sont issus d'un rapport indépendant sur les réserves préparé par Netherland, Sewell & Associates, Inc. (« NSAI ») en vigueur le 31 décembre 2023, sauf indication contraire. Les estimations des réserves et des revenus nets futurs pour les propriétés individuelles peuvent ne pas refléter le même niveau de confiance que les estimations des réserves et des revenus nets futurs pour toutes les propriétés, en raison de l'effet de regroupement. Rien ne garantit que les hypothèses prévisionnelles de prix et de coûts appliquées par NSAI pour évaluer les réserves de PetroTal seront atteintes et les écarts pourraient être importants. Il ne faut pas présumer que les estimations des revenus nets futurs présentées dans les tableaux ci-dessous représentent la juste valeur marchande des réserves. Les estimations de récupération et de réserves des réserves pétrolières de PetroTal fournies ici ne sont que des estimations et il n'y a aucune garantie que les réserves estimées seront récupérées. Les réserves pétrolières réelles peuvent être supérieures ou inférieures aux estimations fournies ici. Il existe de nombreuses incertitudes inhérentes à l'estimation des quantités de pétrole brut, des réserves et des flux de trésorerie futurs attribués à ces réserves. Les réserves et les informations sur les flux de trésorerie associées présentées ici ne sont que des estimations. Les réserves prouvées sont les réserves dont on peut estimer avec un degré élevé de certitude qu'elles sont récupérables. Il est probable que les quantités réellement récupérées dépasseront les réserves prouvées estimées. Les réserves probables sont les réserves supplémentaires dont la récupération est moins certaine que les réserves prouvées. Il est également probable que les quantités réelles restantes récupérées seront supérieures ou inférieures à la somme des réserves prouvées et probables estimées. Les réserves de production prouvées développées sont les réserves qui devraient être récupérées à partir des intervalles d'achèvement ouverts au moment de l'estimation. Ces réserves peuvent être actuellement en production ou, si elles sont fermées, elles doivent avoir été auparavant en production, et la date de reprise de la production doit être connue avec une certitude raisonnable. Les réserves possibles sont les réserves qui devraient être récupérées à partir d'accumulations connues où une dépense importante (par exemple, par rapport au coût de forage d'un puits) est nécessaire pour les rendre capables de production. Ils doivent répondre pleinement aux exigences de la catégorie de réserves (prouvée, probable, possible) à laquelle ils sont affectés. Certains termes utilisés dans ce communiqué de presse mais non définis sont définis dans le Règlement 51-101, l'Avis 51-324 du personnel des ACVM - Glossaire révisé du Règlement 51-101, le Glossaire révisé du Règlement 51-101, Normes d'information concernant les activités pétrolières et gazières ( « Avis du personnel des ACVM 51-324 » et/ou du COGEH et, à moins que le contexte ne l'exige autrement, auront le même sens aux présentes que dans le Règlement 51-101, l'Avis du personnel des ACVM 51-324 et le COGEH, selon le cas. .
RÉSULTATS À COURT TERME : Les références dans ce communiqué de presse aux taux de pointe, aux taux de production depuis le début, aux taux de production actuels, aux taux de production initiaux sur sept jours et à d'autres taux de production à court terme sont utiles pour confirmer la présence d'hydrocarbures, mais ces taux ne sont pas déterminants pour les taux auxquels ces puits commenceront à produire et diminueront par la suite et ne sont pas indicatifs d'une performance à long terme ou d'une récupération finale. Bien qu’ils soient encourageants, les lecteurs sont avertis de ne pas se fier à ces taux pour calculer la production globale de PetroTal. La Société prévient que ces résultats doivent être considérés comme préliminaires.
MESURES FINANCIÈRES SPÉCIFIÉES : Ce communiqué de presse comprend diverses mesures financières spécifiées, y compris des mesures financières non conformes aux PCGR, des ratios financiers non conformes aux PCGR et des mesures de gestion du capital telles que décrites plus en détail dans les présentes. Ces mesures n'ont pas de signification normalisée prescrite par les principes comptables généralement reconnus (« PCGR ») et, par conséquent, peuvent ne pas être comparables au calcul de mesures similaires par d'autres sociétés. La direction utilise ces mesures non conformes aux PCGR pour sa propre mesure de performance et pour fournir aux actionnaires et aux investisseurs des mesures supplémentaires de l'efficacité de la Société et de sa capacité à financer une partie de ses dépenses en capital futures. L'« EBITDA ajusté » (mesure financière non-GAAP) est calculé comme le bénéfice (perte) net consolidé avant intérêts et frais de financement, impôts sur le résultat, épuisement, dépréciation et amortissement et ajusté pour tenir compte des impacts généraux et administratifs et de certains éléments hors trésorerie, extraordinaires et non récurrents. éléments liés principalement aux gains et pertes latents sur instruments financiers et aux pertes de valeur, y compris les règlements d'ajustement des dérivés. PetroTal utilise l'EBITDA ajusté comme mesure de la performance opérationnelle et de la capacité de génération de flux de trésorerie. L'EBITDA ajusté a un impact sur le niveau et l'étendue du financement des investissements dans les projets d'investissement. La référence à l’EBITDA est calculée comme le résultat opérationnel net moins les frais généraux et administratifs. Le « bénéfice net d'exploitation » (mesure financière non conforme aux PCGR) correspond aux revenus moins les redevances, les dépenses d'exploitation et le transport direct. La Société considère la mesure du résultat opérationnel net car elle démontre la rentabilité de la Société par rapport aux prix actuels des matières premières. « L'excédent (dette) net » (mesure financière non-GAAP) est calculé en additionnant le total de la trésorerie, des créances commerciales et de TVA, et les soldes dérivés nets à court et à long terme moins le total des passifs courants, la dette à long terme et les contrats de location non courants. passifs, impôts différés et autres obligations à long terme. L'excédent net (dette) est utilisé par la direction pour fournir une compréhension plus complète de la structure du capital de la société et constitue une mesure clé pour évaluer la liquidité de la société. Les « flux de fonds libres » (mesure financière non-GAAP) sont calculés comme le bénéfice d'exploitation net moins les frais généraux et administratifs moins les dépenses en capital d'exploration et de développement moins les gains/pertes réalisés sur les dérivés et sont calculés avant tous les services de la dette, les impôts, les paiements de location, les coûts de couverture, l'affacturage. et les paiements de location. La direction utilise les flux de fonds disponibles pour déterminer le montant des fonds disponibles à la Société pour les futures décisions d'allocation de capital. Veuillez vous référer au rapport de gestion pour plus d'informations concernant les mesures financières spécifiées. Le « flux de trésorerie disponible » (mesure financière non-GAAP) est calculé comme l'EBITDA moins les frais généraux et administratifs moins les dépenses d'investissement avant la réalisation de tout impact dérivé.
MESURES PÉTROLIÈRES ET GAZIÈRES : Ce communiqué de presse contient des mesures couramment utilisées dans l'industrie pétrolière et gazière qui ont été préparées par la direction, telles que « l'indice de durée de vie des réserves », le « remplacement des réserves » et la « valeur des réserves par action ». Ces termes n'ont pas de signification standardisée et peuvent ne pas être comparables à des mesures similaires présentées par d'autres sociétés. Ils ne doivent donc pas être utilisés pour effectuer de telles comparaisons. "L'indice de durée de vie des réserves" est calculé comme le total des réserves d'intérêts de la Société divisé par la production annuelle. Le « remplacement des réserves » est calculé en divisant les réserves dans la catégorie référencée par la production référencée estimée. Les « réserves par action » ou « valeur des réserves par action » sont calculées comme les réserves de la catégorie référencée divisées par le nombre d'actions ordinaires de PetroTal émises et en circulation. Ces termes ont été calculés par la direction et n'ont pas de signification standardisée et peuvent ne pas être comparables à des mesures similaires présentées par d'autres sociétés et ne doivent donc pas être utilisés pour effectuer de telles comparaisons. La direction utilise ces mesures pétrolières et gazières pour ses propres mesures de performance et pour fournir aux actionnaires des mesures permettant de comparer les opérations de PetroTal au fil du temps. Les lecteurs sont avertis que les informations fournies par ces mesures, ou qui peuvent être dérivées des mesures présentées dans ce communiqué de presse, ne doivent pas être utilisées à des fins d'investissement ou à d'autres fins.
DIVULGATION FOFI : Ce communiqué de presse contient des informations financières prospectives et des informations sur les perspectives financières (collectivement, « FOFI ») sur les résultats d'exploitation et les résultats de production prospectifs de PetroTal, les flux de fonds disponibles, les estimations de coûts, la VAN10, les taux d'imposition, le budget, l'EBITDA, 2024. les investissements, la production moyenne et les objectifs de production et de vente pour 2024, la solidité du bilan, les rendements pour les actionnaires et leurs composantes, qui sont tous soumis aux mêmes hypothèses, facteurs de risque, limitations et qualifications que ceux énoncés dans les paragraphes ci-dessus. Le FOFI contenu dans ce communiqué de presse a été approuvé par la direction à la date de ce communiqué de presse et a été inclus dans le but de fournir de plus amples informations sur les opérations commerciales futures prévues de PetroTal. PetroTal et sa direction estiment que le FOFI a été préparé sur une base raisonnable, reflétant les meilleures estimations et jugements de la direction, et représente, au meilleur de la connaissance et de l'opinion de la direction, la ligne de conduite attendue de la Société. Cependant, ces informations étant très subjectives, elles ne doivent pas être considérées comme nécessairement indicatives des résultats futurs. PetroTal décline toute intention ou obligation de mettre à jour ou de réviser tout FOFI contenu dans ce communiqué de presse, que ce soit à la suite de nouvelles informations, d'événements futurs ou autrement, sauf si la loi applicable l'exige. Les lecteurs sont avertis que le FOFI contenu dans ce communiqué de presse ne doit pas être utilisé à des fins autres que celles pour lesquelles il est divulgué ici. Tous les FOFI contenus dans ce communiqué de presse sont conformes aux exigences de la législation canadienne en valeurs mobilières, y compris le Règlement 51-101. Les changements dans les prix prévus des matières premières, les différences dans le calendrier des dépenses en capital et les écarts dans les estimations de production moyenne peuvent avoir un impact significatif sur les mesures de performance clés incluses dans les orientations de PetroTal. Les résultats réels de la Société peuvent différer sensiblement de ces estimations.
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