BNK Petroleum Inc. anuncia los resultados para el cuatro trimestre y año completo 2014
CAMARILLO, California, March 13, 2015 /PRNewswire/ --
Todas las cantidades están en dólares estadounidenses a menos que se indique lo contrario:
INFORMACIÓN DESTACADA DE 2014
- Los ingresos, neto de royalties, fueron de 22,5 millones de dólares para el año finalizado en 2014, un aumento del 98% en comparación con 2013 debido a la mayor producción
- El flujo de efectivo de operaciones fue de 12,8 millones de dólares en 2014 en comparación con el flujo de efectivo negativo de operaciones de 6,7 millones de dólares en 2013
- Los valores netos para el año 2014 fueron de 51,71 dólares, un aumento del 68 % sobre 2013 debido a la combinación de producción de los pozos Caney ricos en petróleo perforados a finales de 2013 y en 2014
- La producción media para el año fue de 1.053 BOEPD, un aumento del 36 % en comparación con el año anterior debido a la mayor producción de los pozos de Caney perforados a finales de 2013 y en 2014, parcialmente compensado por la pérdida de producción de la venta de Woodford en abril de 2013
- Los gastos de capital fueron de 75,8 millones de dólares para el año, que consistieron principalmente en el programa de perforación de 2014 en Oklahoma y el pozo Gapowo B-1 en Polonia
- Los gastos generales y administrativos se redujeron 2,5 millones de dólares principalmente debido a las reducciones de personal y menores costes en Europa
- Completada una financiación de valor para unas ganancias netas totales de aproximadamente 30,8 millones de dólares
- Cerró un servicio de crédito de 100 millones de dólares con Morgan Stanley y tomó prestada una cantidad inicial de 15,9 millones de dólares en 2014. Posteriormente a final de año, la Compañía tomó prestados 8,5 millones de dólares adicionales
- La Compañía entró en transacciones de derivados financieros con Morgan Stanley como parte de los requisitos de cobertura del servicio de crédito de 100 millones de dólares. Estas transacciones también cubren la estrategia de gestión del riesgo de la Compañía para gestionar las fluctuaciones del precio de las materias primas y estabilizar los flujos de efectivo para futuros programas de exploración y desarrollo
- Se incurrió en una pérdida neta de 57,5 millones de dólares en el año finalizado en 2014 debido a los 60,3 millones de dólares en cargas por deterioro del proyecto polaco de la Compañía. Estas cargas por deterioro están formadas por un deterioro de 57,3 millones de dólares de activos de exploración y evaluación y un deterioro de valor de 3,0 millones de dólares. Excluyendo el impacto de estas cargas, la Compañía habría reportado unos ingresos netos de 2,8 millones de dólares para 2014
El director general y consejero delegado de BNK, Wolf Regener, comentó:
"Durante 2014, la Compañía aumentó la producción un 36 %, a 1.053 boepd y aumentó los valores netos un 68 %, a 51,71 dólares a pesar de la crisis de la industria debido a una reducción significativa del precio del petróleo global. Hicimos un excelente progreso en nuestro campo estadounidense de Tishomingo en 2014 que se confirmó por nuestro informe de reservas de final de año 2014 para la formación de Caney, donde nuestras reservas brutas demostradas ("1P") casi se triplicaron y nuestras reservas brutas probables ("2P") aumentaron un 141 por ciento, a 37,4 millones de boe, en comparación con el informe de reservas de 2013. Las reservas brutas demostradas, probables y posibles ("3P") también aumentaron un 72 % desde el informe de 2013 a aproximadamente 70,3 millones de boe. El valor presente neto de los ingresos netos futuros antes de impuestos, descontados al 10 %, fueron 504,5 millones de dólares para las reservas 2P, un aumento del 76 % desde 2013, y 875 millones de dólares para las reservas 3P, un aumento del 3 % desde 2013.
"También aumentó nuestro flujo de efectivo de operaciones a 12,8 millones de dólares positivos en comparación con el flujo de efectivo negativo de operaciones de 6,7 millones de dólares en 2013. Además, los ingresos brutos aumentaron un 98 % a 27,7 millones de dólares en comparación con 2013.
"La compañía logró lo anterior perforando cinco pozos colocados estratégicamente y estimulando por fractura cinco pozos, de los cuales sólo uno tuvo el 30 % del lateral completado. Esperamos completar la parte restante del lateral parcialmente completado junto con uno pozo que no se ha completado empezando en el segundo trimestre de 2015. La producción existente de la Compañía está también reduciéndose a un ritmo más lento que el originalmente previsto. La producción media del cuarto trimestre de la Compañía fue de 1.280 boepd, un aumento del 46 % en comparación con el cuarto trimestre de 2013 y nuestra tasa de producción de salida a 31 de diciembre de 2014 era de aproximadamente 1.400 boepd.
"En 2014, nuestro gastos generales y administrativos se redujeron un 18 % (2,5 millones de dólares) y posteriormente a final de año la Compañía tomó medidas de reducción de costes adicionales y racionalizó las operaciones, que resultarán en una mayor reducción de los costes generales y administrativos.
"Durante el año, tuvimos éxito en completar la financiación de deuda y capital. Nuestra financiación de capital, que se completaba en la primera mitad de año, generó unas ganancias netas de 30,8 millones de dólares. Tras el cierre de nuestro servicio de crédito de 100 millones de dólares con Morgan Stanley en julio de 2014, tomamos prestados 15,9 millones de dólares para financiar nuestro programa de perforación estadounidense de 2014. En febrero de 2015, recibimos 8,5 millones de dólares adicionales dentro del servicio.
"En Polonia, la Compañía completó un análisis de reserva del pozo horizontal Gapowo B-1A en la concesión de Bytow. Se preparó un modelo numérico que mostró resultados alentadores de tasas de flujo simuladas y recuperaciones que se habrían logrado si se perforase otro pozo en el esquisto de Ordovician con estimulación por fractura de longitud completa. Debido al difícil entorno del precio del petróleo y el gas en el que actualmente estamos, la Compañía ha determinado que dejará su interés en las concesiones de Trzebielino y Bytow y concentrará sus esfuerzos en la concesión de Slupsk propiedad de Saponis, donde el esquisto Ordovician no es tan profundo como en las concesiones de Bytow y Trzebielino. La Compañía continuará su búsqueda de un posible socio de interés conjunto para esta concesión de forma que un pozo puede perforarse y probarse. La Compañía está en las fases finales de adquirir el restante 42,96 % de Saponis del socio restante de la Compañía en Saponis sin retribución y esperamos completar esta adquisición para finales de marzo".
Cuarto trimestre Año completo
2014 2013 % 2014 2013 %
Pérdida neta:
$ millas $(57.628) $(11.016) - $(57.478) $(19.710) -
$ por acción común $(0,36) $(0,08) - $(0,36) $(0,14) -
asumiendo dilución
Gastos de capital $18.027 $36.502 (51%) $75.773 $81.772 (7%)
Producción media (Boepd) 1.280 877 46% 1.053 776 36%
Ingresos brutos 6.811 5.678 20% 27.694 13.995 98%
Precio de producto por barril $57,82 $70,39 (18%) $72,05 $49,39 46%
Valor neto medio por barril $41,60 $50,65 (18%) $51,71 $30,81 68%
31/12/2014 31/12/2013
Efectivo, equivalentes de efectivo y valores comercializables $12.035 $42.215
Capital laboral ajustado (excluye la deuda) $663 $18.854
Año finalizado en 2014 respecto al año finalizado en 2013
Para 2014, el neto de royalties de los ingresos de petróleo y gas natural aumentaron 11.132.000 dólares o un 98 %, a 22.501.000 dólares. Los ingresos de petróleo antes de royalties aumentaron un 166 %, a 24.398.000 dólares, debido a un aumento del 183 % en la producción debido a la combinación de producción de los pozos de Caney parcialmente compensada por una reducción del 6 % en los precios entre años. Los ingresos de gas natural antes de royalties se redujeron 305.000 dólares o un 17 % debido a una reducción del 35 % en la producción media debido a la venta de Woodford y la combinación de producción de los pozos de Caney, parcialmente compensada por un aumento del 28 % en los precios del gas natural por mcf. Los ingresos de NGL antes de royalties se redujeron 1.243.000 dólares o un 41 % a 1.811.000 dólares debido a una reducción del 43 % en la producción media diaria debido a la venta de Woodford y la combinación de producción de los pozos de Caney.
Otros ingresos se redujeron debido a las menores tasas administrativas en 2014 debido al aumento en el interés de propiedad de la Compañía en la inversión de capital de Saponis.
Los gastos de exploración y evaluación aumentaron en 55.480.000 dólares debido al deterioro registrado en las concesiones de Bytow y Trzebielino en Polonia.
Los gastos de disminución y depreciación aumentaron en 2.750.000 dólares debido principalmente a la mayor producción y base de disminución.
Los gastos generales y administrativos se redujeron en 2.457.000 dólares debido principalmente a los menores costes de nóminas y relacionados, menores tasas profesionales incurridas en Europa relativas a tasas legales, contables y administrativas y menores costes de viajes. La Compañía ha implementado medidas de recorte de costes en 2015 que se dirigen a reducir los gastos generales y administrativos.
La pérdida de inversiones en sociedades mixtas fue de 3.933.000 dólares en 2014 debido a un deterioro registrado por Saponis para la concesión Slupsk. En 2013, la pérdida de inversiones en sociedades conjuntas fue de 7.533.000 debido a un deterioro de explotación y evaluación y la escritura de las concesiones Slawno y Starogard.
Los ingresos financieros aumentaron 4.106.000 dólares debido a ganancias realizadas y no realizadas en contratos de gestión del riesgo en 2014. El gasto financiero se redujo 9.493.000 dólares debido principalmente a una carga de 7.527.000 dólares relativa al interés en créditos y préstamos que incluyó 3.500.000 dólares para la amortización de costes financieros diferidos y 2.500.000 dólares de sanciones prepago relativas al pago de préstamos junto con una pérdida realizada en contratos de materias primas financieras de 2.463.000 dólares, ya que estos contratos se establecieron en abril de 2013.
Se incurrió en unos gastos de capital de 75.773.000 dólares en 2014 debido principalmente al programa de perforación de 2014 en Oklahoma y el pozo Gapowo B-1 en Polonia.
INFORMACIÓN DESTACADA DEL CUARTO TRIMESTRE:
- Los ingresos netos de los royalties fueron de 5,5 millones de dólares para el cuarto trimestre de 2014, un aumento del 20 % comparado con el cuarto trimestre de 2013 debido a la mayor producción compensada parcialmente por las reducciones en los precios
- El flujo de efectivo de las operaciones fue de 4,6 millones de dólares en el cuarto trimestre de 2014 en comparación con los 2,3 millones de dólares en el cuarto trimestre del año anterior
- Los valores netos para el cuarto trimestre de 2014 fueron de 41,60 dólares, una reducción del 18 % sobre el cuarto trimestre de 2013 debido a las bajadas de precios
- La producción media para el trimestre fue de 1.280 BOEPD, un aumento del 46 % en comparación con el cuarto trimestre del año anterior debido a la mayor producción de los pozos de Caney perforados en 2014
- Los gastos generales y administrativos se redujeron 1,5 millones de dólares debido a los esfuerzos de recorte del coste incluyendo reducciones en personal y menores costes en Europa
- Los gastos de capital se redujeron 18,5 millones de dólares o un 51 % a 18,0 millones de dólares principalmente debido a la mayor actividad en el programa de perforación de Oklahoma del año anterior en comparación con 2014
- Se incurrió en una pérdida neta de 57,7 millones de dólares en el cuarto trimestre de 2014 debido a un deterioro de 57,3 millones de dólares de activos de exploración y evaluación y un deterioro de capital de 3,0 millones de dólares. Excluyendo el impacto de estas cargas, la Compañía habría reportado unos ingresos netos de 2,6 millones de dólares para el cuarto trimestre de 2014
Cuarto trimestre de 2014 frente al cuarto trimestre de 2013
Los ingresos de petróleo y gas neto de royalties ascendieron a 5.534.000 dólares en el trimestre frente a 4.613.000 dólares en el cuarto trimestre de 2013. Los ingresos de petróleo fueron de 6.035.000 dólares en el trimestre frente a 4.716.000 dólares en el cuarto trimestre de 2013, una subida del 28 % ya que la producción aumentó un 71 % a una media de 910 barriles al día debido a la combinación de producción de los pozos de Caney mientras que los precios de petróleo medios se redujeron un 25 % o 24,02 dólares por barril. Los ingresos por gas natural aumentaron 111.000 dólares o un 41 % mientras que la producción de gas natural aumentó a 384 mcfd debido a los pozos de Caney perforados en 2014 mientras que los precios medios del gas natural por mcf aumentaron un 4 %. Los ingresos de NGL se redujeron 300.000 dólares o un 43 % a 390.000 dólares mientras que la producción media se redujo un 12 % a 173 boepd como resultado de la combinación de producción de los nuevos pozos Caney mientras que los precios NGL medios se redujeron un 35 % a 24,55 dólares por barril.
Los gastos de exploración y evaluación aumentaron 55.389.000 dólares entre los trimestres debido al deterioro registrado en las concesiones de Bytow y Trzebielino en Polonia.
Los gastos de producción y operación aumentaron 106.000 dólares entre los trimestres debido a los pozos adicionales añadidos en 2014.
Los gastos de disminución y depreciación aumentaron 229.000 dólares entre los trimestres debido a la mayor producción y base de disminución.
Los gastos generales y administrativos se redujeron 1.484.000 dólares entre los trimestres principalmente debido a unos menores costes de nóminas y relacionados, menores tasas profesionales incurridas en Europa relativas a tasas legales, contables y administrativas y menores costes de viaje.
Los ingresos financieros aumentaron 2.994.000 dólares debido a las ganancias realizadas y no realizadas en contratos de gestión del riesgo en 2014. Los gastos financieros aumentaron 356.000 dólares debido principalmente al interés en préstamos y créditos en 2014.
Se incurrió en unos gastos de capital de 18.027.000 dólares en el cuarto trimestre de 2014, casi todo se gastó en Oklahoma.
BNK PETROLEUM INC.
DECLARACIONES CONSOLIDADAS CONDENSADAS DE LA POSICIÓN FINANCIERA
(Sin auditar, expresado en miles de dólares estadounidenses)
31 de 31 de
diciembre, diciembre,
2014 2013
Activos corrientes
Efectivo y equivalentes de efectivo $ 12.035 $ 17.159
Inversiones en valores comercializables - 25.056
Comercio y otras cuentas por cobrar 3.938 7.268
Depósitos y Gastos prepago 1.304 1.243
Valor justo de las materias primas contratos 2.037 -
19.314 50.726
Activos no corrientes
Cuentas por cobrar a largo plazo - 433
Inversiones en sociedades mixtas - 2.787
Valor justo de contratos de materias primas 1.248
Propiedad, planta y equipamiento 134.942 94.663
Activos de exploración y evaluación 7.925 36.194
144.115 134.077
Activos totales $ 163.429 $ 184.803
Pasivos corrientes
Comercio y otros pagos $ 18.651 $ 31.872
Créditos y préstamos 15.401 -
34.052 31.872
Pasivos no corrientes
Créditos y préstamos - 100
Obligaciones de retirada de activos 1.355 1.192
1.355 1.292
Valor
Capital de acciones 279.859 247.782
Surplus contribuido 20.505 18.721
Déficit (172.342) (114.864)
Valor total 128.022 151.639
Valor y pasivos totales $ 163.429 $ 184.803
BNK PETROLEUM, INC.
DECLARACIONES CONSOLIDADAS CONDENSADAS DE OPERACIONES Y PÉRDIDA COMPLETA
(Sin auditar, expresado en miles de dólares de Estados Unidos, excepto
cantidades por acción)
Tres meses finalizados Año finalizado
el 31 de diciembre el 31 de diciembre
2014 2013 2014 2013
Ingresos:
Ingresos de petróleo y gas natural,
neto $ 5.534 $ 4.613 $ 22.501 $ 11.371
Recopilación de ingresos - - - - 331
Ganancia de la venta de activos - (119) - 9.499
Tasas de gestión y otros ingresos 444 163 763 1.124
5.978 4.657 23.264 22.325
Gastos:
Exploración y evaluación 57.326 1.937 57.474 1.994
Producción y funcionamiento 634 528 2.626 2.641
Agotamiento y depreciación 1.958 1.729 7.536 4.786
Generales y administrativos 1.930 3.414 10.887 13.344
Compensación basada en acciones 480 716 1.610 1.305
Pérdida de las inversiones en
sociedades mixtas 4.006 7.439 3.933 7.533
Gastos de reestructuración - - 438 595
66.334 15.763 84.504 32.198
Ingresos financieros 3.901 97 4.272 166
Gastos financieros (363) (7) (510) (10.003)
Pérdida neta y pérdida completa $ (57.628) $ (11.016) $ (57.478) $ (19.710)
Pérdida neta por acción
básica y diluida $ (0,36) $ (0,08) $ (0,36) $ (0,14)
BNK PETROLEUM, INC.
CUARTO TRIMESTRE Y AÑO COMPLETO 2014
(Sin auditar, expresado en miles de dólares de Estados Unidos, excepto que
se especifique lo contrario)
Cuarto trimestre Año completo 31 dic
2014 2013 2014 2013
Ingresos de petróleo antes de royalties $ 6.035 4.716 24.398 9.149
Ingresos de gas antes de royalties 384 273 1.482 1.787
Ingresos NGL antes de royalties 390 690 1.811 3.054
Ingresos de petróleo y gas 6.809 5.679 27.691 13.990
Flujo de activos usados en las
actividades operativas 4.565 2.286 12.750 (6.656)
Adiciones a la propiedad, planta y
equipamiento (16.715) (34.504) (46.839) (78.386)
Adiciones a los activos de exploración y
evaluación (1.312) (1.998) (28.934) (3.386)
Estadísticas:
Cuarto trimestre Año completo 31 dic
2014 2013 2014 2013
Media de producción de petróleo(Bopd) 910 533 739 261
Media de producción de gas natural(mcf/d) 1.182 879 975 1.504
Media de producción NGL(Boepd) 173 197 151 264
Media de producción(Boepd) 1.280 877 1.053 776
Media de precio de petróleo($/bbl) $72,11 $96,13 $90,42 $95,93
Media de precio de gas natural($/mcf) $3,53 $3,38 $4,16 $3,26
Media de precio NGL ($/bbl) $24,55 $38,03 $32,78 $31,69
Media de precio por barril $57,82 $70,39 $72,05 $49,39
Royalties por barril 10,84 13,20 13,51 9,26
Gastos operativos por barril 5,38 6,54 6,83 9,32
Valor neto por barril $41,60 $50,65 $51,71 $30,81
La información detallada arriba se extrae de, y debería leerse en combinación con, las declaraciones financieras no auditadas de la compañía para el año finalizado el 31 de diciembre de 2014 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 descontado 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 2014 de la compañía y otra información de petróleo y gas contenida en la Form 51-101F1 Statement of Reserves Data and Other Oil and Gas Information para el año terminado el 31 de diciembre de 2014, que la compañía cumplimentó según SEDAR el 5 de marzo de 2015.
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 cierre de la adquisición del interés restante en Saponis, 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.
Dicha 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 y su capacidad de avanzar su estrategia empresarial.
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.
BNK Petroleum Inc. es una compañía internacional dedicada a la exploración y producción de petróleo y gas centrada en la búsqueda y explotación de grandes recursos de petróleo y gas. Por medio de varias afiliadas y filiales, la compañía posee y realiza operaciones en las propiedades de gas esquisto y concesiones en Estados Unidos, Polonia y España. Además, la compañía utiliza su técnica y experiencia operativa para identificar y adquirir proyectos no convencionales adicionales. Las acciones de la compañía cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto bajo el símbolo de cotización BKX.
Wolf E. Regener, director general y consejero delegado +1(805)484-3613, Email: [email protected], Sitio web: http://www.bnkpetroleum.com
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