Far East Energy annonce une hausse de 32 % de ses réserves prouvées SEC, une augmentation de 96 % de sa production au premier trimestre par rapport à la même période en 2013, une nouvelle prolongation de 3 mois de l'échéance de son crédit actuel auprès de Standard Chartered Bank et le dépôt du formulaire 10K le 31 mars 2014
HOUSTON, 1 avril 2014 /PRNewswire/ -- Far East Energy Corporation
Parallèlement à la publication de ses résultats 2013, la société a annoncé les conclusions du rapport actualisé relatif à ses réserves SEC rédigé par la société de conseil indépendante spécialisée dans le secteur pétrolier Resource Investment Strategy Consultants (« RISC »). Au 31 décembre 2013, la société disposait de réserves de gaz prouvées nettes estimées à 67,5 milliards de pieds cubes (« Bcf », soit 1,9 milliard de mètres cubes), en hausse de 32 % par rapport aux réserves prouvées nettes de gaz de l'an dernier, chiffrées à 51,3 Bcf. Attribuable au programme de forage 2013, plus précisément dans la zone pilote 1H, la principale zone de production de gaz de la société, cette progression permet aux réserves actualisées de se hisser de la catégorie Probables à Prouvées. L'augmentation des réserves, couplée à la hausse du prix de vente actuel du gaz (en 2014, les prix tournent autour de 9 dollars pour mille pieds cubes), a contribué à la revalorisation du bloc. La valeur actuelle nette des flux de trésorerie futurs actualisés au taux de 10 % (« NPV10 ») générés par les réserves prouvées et probables (2P) s'établit désormais à 1,4 milliard de dollars (+ 73 % par rapport à la même période l'an dernier).
Mike McElwrath, directeur général, a commenté ces résultats en ces termes : « Il est gratifiant de constater que le travail fourni dans le bloc de Shouyang en 2013 a permis d'augmenter sensiblement les réserves prouvées SEC. Je pense qu'il est important de ne pas oublier que ces réserves reposent sur l'évaluation d'une fraction seulement du bloc, ce qui laisse présager un potentiel de réserve plus important. »
Notre programme 2013 de forage et de fracturation a conduit à une augmentation considérable de la production de gaz à Shouyang au cours de ces derniers mois. Au premier trimestre 2014, FEEC a produit au total 175,5 MMcf (4,97 millions de mètres cubes) de gaz, un chiffre en hausse de 96 % par rapport à la même période en 2013.
Le formulaire 10-K 2013 déposé auprès de la SEC est disponible sur notre site Internet. Il contient ce qui suit :
Le rapport relatif à nos réserves pour l'exercice 2013, rédigé par RISC, évalue, au 31 décembre 2013, nos réserves de méthane houiller possibles, probables et prouvées dans les trois (3) veines de charbon ciblées (numéro 3, 9 et 15) dans le bloc de Shouyang de Far East Energy, dans la province de Shanxi en RPC.
Ces estimations ont été effectuées conformément aux résolutions et réglementations de la Commission des opérations de Bourse américaine (SEC) et au chapitre 932 des normes comptables du FASB, Industries extractives - Pétrole et gaz, en excluant l'impôt sur les bénéfices à venir et la TVA chinoise. Les estimations des réserves possibles, probables et prouvées faites par RISC sont indiquées ci-dessous :
Réserves nettes Recettes nettes futures (en millions de dollars) --------------- ------------------------ Catégorie Millions de pieds cubes standard Non actualisées Actualisées au taux de 10 % --------- ------------------------ --------------- -------------------------- Total Prouvées 67 501 343,5 167,3 --------- ------ ----- ----- Total Probables 372 418 2 254,8 1 242,9 ---------- ------- ------- ------- Total Possibles 109 378 873,3 563,1 ---------- ------- ----- ----- Remarques : Les totaux peuvent différer suite aux arrondissements Les volumes de gaz sont exprimés en unités de millions de pieds cubes standard à des conditions de référence de 60 degrés F et 14,696 psia Les réserves nettes de gaz s'entendent hors participation de CUCBM et participation aux recettes de COP ---------------------------------------------
L'évaluation normalisée des flux de trésorerie nets futurs actualisés générés par les réserves de gaz et de pétrole prouvées s'établit à 151,8 millions de dollars, la NPV10 à 167,3 millions de dollars pour les réserves prouvées et la valeur NPV10 des réserves de gaz et de pétrole 2P combinées (prouvées et probables) à 1,4 milliard de dollars. Si l'on ajoutait à cela la valeur NPV10 des réserves possibles, la valeur 3P totale serait portée à 2,0 milliards de dollars.
Informations complémentaires sur les estimations des réserves
La NPV10 et l'évaluation normalisée des flux de trésorerie nets futurs actualisés ne sont pas censées et ne doivent pas être considérées comme représentant la juste valeur des réserves de méthane houiller du projet Shouyang. Pour estimer la juste valeur de ces réserves, il conviendrait de prendre en considération, entre autres facteurs, la part des réserves non encore qualifiées de réserves prouvées, la valeur des gisements non prouvés et les hypothèses relatives à la conjoncture économique et aux conditions d'exploitation futures attendues.
L'estimation de la future production des réserves prouvées, de même que des futurs coûts de développement et de production des réserves prouvées se fonde sur les coûts et la conjoncture économique actuels. Le montant des impôts sur les bénéfices futurs est calculé en appliquant les taux d'imposition légaux en vigueur en fin d'exercice aux flux de trésorerie nets futurs avant impôts générés par les réserves de méthane houiller prouvées, déduction faite de l'assiette fiscale de Far East Energy. Tous les prix à la tête de puits sont fixes durant la période d'estimation pour toutes les catégories de réserves. Les flux de trésorerie nets futurs estimés sont ensuite actualisés au taux de 10 %.
La NPV10 des réserves prouvées peut être considérée comme une mesure financière non conforme aux GAAP telle que définie par la SEC. Elle résulte de l'évaluation normalisée des flux de trésorerie net futurs actualisés générés par les réserves prouvées, qui est la mesure financière la plus directement conforme aux GAAP américaines. La NPV10 est calculée sur la même base que l'évaluation normalisée des flux de trésorerie nets futurs actualisés générés par les réserves prouvées, mais sans en déduire les impôts sur les bénéfices futurs. Au 31 décembre 2013, le montant actualisé de l'impôt sur les bénéfices futurs était estimé à 15,5 millions de dollars, soit une évaluation normalisée des flux de trésorerie nets futurs actualisés après impôts générés par les réserves prouvées de 151,8 millions de dollars et une NPV10 de 167,3 millions de dollars. Nous pensons que la NPV10 constitue pour les investisseurs un indicateur utile du poids monétaire relatif de nos gisements de méthane houiller. Nous pensons également que les investisseurs peuvent utiliser la NPV10 comme base de comparaison de la taille et de la valeur relatives de nos réserves prouvées avec celles d'autres sociétés dans la mesure où de nombreux facteurs propres à chaque société influent sur le montant des impôts sur les bénéfices futurs à payer. Nos dirigeants se servent de cette mesure pour évaluer le retour sur investissement potentiel de nos acquisitions et gisements de méthane houiller. La NPV10 ne saurait toutefois se substituer à l'évaluation normalisée des flux de trésorerie nets futurs actualisés. Notre NPV10 et l'évaluation normalisée des flux de trésorerie nets futurs actualisés ne sont pas censées représenter la juste valeur de nos réserves prouvées de méthane houiller.
La NPV10 des réserves probables et possibles présentée ci-dessus représente la valeur actuelle des recettes futures estimées que devrait générer la production des réserves probables et possibles spécifiées, calculée après déduction des dépenses opérationnelles de location, taxes sur la production et futurs coûts de développement estimés, en se basant sur les coûts en vigueur à la date de l'évaluation, hors indexation des coûts futurs, ainsi que sur les prix fixés par contrat et sur un taux de change moyen sur 12 mois, sans tenir compte des frais non liés aux gisements, tels que les frais généraux et administratifs, le service de la dette, les amortissements, dépréciations et pertes de valeur ou les impôts sur les bénéfices futurs et sur la base également d'un taux d'actualisation annuel de 10 % Il n'existe pas de mesure financière directement conforme aux GAAP américaines applicable à la NPV10 des réserves probables ou possibles.
La NPV10 et l'évaluation normalisée FASB des flux de trésorerie nets futurs actualisés générés par les réserves prouvées ne sont pas censées représenter la juste valeur des réserves prouvées, probables ou possibles de Far East Energy. Far East Energy tient à souligner que les données ci-dessus reposent sur des estimations du volume des réserves prouvées, probables et possibles ainsi que sur de futurs calendriers de production qui sont, par nature, imprécis et sujets à modification, de même que le taux d'actualisation de 10 % est arbitraire. De plus, les calculs se fondent sur les coûts et prix à la date d'évaluation, et aucune valeur ne peut être attribuée aux réserves probables ou possibles. Les estimations relatives aux réserves de méthane houiller exploitables d'un point de vue économique et aux recettes nettes futures se fondent sur un certain nombre d'hypothèses et de paramètres variables, qui sont tous dans une mesure ou une autre subjectifs et peuvent sensiblement différer des résultats réels. La production, les recettes, les frais de développement et d'exploitation réels peuvent, de ce fait, ne pas correspondre aux estimations. Les informations relatives aux réserves sont uniquement des estimations, soumises à de nombreuses incertitudes et fondées sur des données basées sur un historique de production et sur des hypothèses quant aux formations géologiques et à d'autres paramètres. Les volumes réels de méthane houiller peuvent différer sensiblement de ceux estimés.
Far East Energy Corporation
Far East Energy Corporation, qui a son siège à Houston au Texas et des bureaux à Beijing et Taiyuan, en Chine, se consacre à la recherche et à l'exploitation de méthane houiller en Chine.
Certains énoncés du présent communiqué qui expriment les intentions, souhaits, estimations, opinions, anticipations, attentes ou prévisions de Far East Energy Corporation et de sa direction pour l'avenir sont des énoncés prospectifs au sens de l'article 27A de la Securities Act de 1933, dans sa version modifiée, et de l'article 21E du Securities Exchange Act de 1934, dans sa version modifiée. Il est important de noter que ces énoncés prospectifs ne garantissent en rien les futurs résultats de la société et qu'ils sont sujets à un certain nombre de risques et d'incertitudes, au nombre desquels le risque qu'il ne soit établi aucun avenant au CPP ou que cet avenant ne soit pas établi aux mêmes conditions que celles convenues à l'origine entre les parties. Les résultats réels pourraient différer sensiblement de ceux anticipés par de tels énoncés. Parmi les facteurs susceptibles de faire différer sensiblement les résultats réels des résultats escomptés, mentionnons les suivants : le caractère provisoire des données relatives aux puits, notamment les informations concernant leur perméabilité et leur teneur en gaz ; l'absence totale de garantie quant au volume de gaz en provenance de nos puits qui sera réellement produit ou vendu ; les programmes de forage et de stimulation par fracture pourraient ne pas être en mesure d'augmenter les volumes de gaz ; en raison des restrictions imposées par la législation chinoise, nous sommes susceptibles de n'obtenir que des droits limités pour l'application de l'accord de vente de gaz entre Shanxi Province Guoxin Energy Development Group Limited et China United Coalbed Methane Corporation, dont nous sommes les bénéficiaires exprès ; des puits supplémentaires pourraient ne pas être forés ou s'ils le sont, ils pourraient ne pas l'être dans les délais impartis ; les gazoducs et les systèmes de collecte supplémentaires nécessaires au transport du gaz pourraient ne pas être construits ou s'ils l'étaient, ils pourraient ne pas l'être dans les délais prévus ou leur tracé pourrait être différent de celui prévu initialement ; les entreprises exploitant les gazoducs et de distribution locale de gaz naturel comprimé pourraient refuser d'acheter ou de prendre notre gaz, ou nous pourrions ne pas être en mesure de faire valoir nos droits en vertu des accords définitifs conclus avec les exploitants de gazoducs ; des conflits lors des opérations de forage minier ou de coordination de nos activités de recherche et de production avec nos activités minières pourraient avoir un impact défavorable ou entraîner une hausse considérable des coûts de nos opérations ; notre manque d'expérience en matière d'exploitation ; une gestion limitée et potentiellement inappropriée de nos liquidités ; les risques et incertitudes liées à la prospection, à la mise en valeur et à la production de méthane houiller ; notre incapacité à extraire ou à vendre tout ou une partie substantielle de nos réserves et autres ressources ; nous pourrions ne pas remplir les conditions requises pour la cotation de nos actions en bourse ; les risques d'expropriation et autres risques associés aux opérations réalisées à l'étranger ; les dysfonctionnements sur les marchés financiers ayant une incidence sur les levées de fonds ; les questions touchant l'industrie de l'énergie en général ; le manque de disponibilité des biens et services relatifs aux gisements pétroliers et gaziers ; les risques environnementaux ; les risques associés au forage et à la production ; les changements de législations ou de réglementations affectant nos opérations ainsi que les autres risques décrits dans notre rapport annuel (formulaire 10-K), dans nos rapports trimestriels (formulaire 10-Q) et dans les autres documents déposés ultérieurement auprès de la Securities and Exchange Commission (Commission des opérations de Bourse des États-Unis).