BNK Petroleum Inc. anuncia los resultados para el segundo trimestre de 2011
CAMARILLO, California, August 12, 2011 /PRNewswire/ --
Todas las cantidades están expresadas en dólares estadounidenses salvo que se indique de otra forma:
Segundo trimestre Primera mitad
2011 2010 % 2011 2010 %
Ganancias (pérdidas):
$ miles $407 ($2.720) P $292 ($2.431) P
$ por acción común
asumiendo dilución - ($0,03) P $0,00 ($0,02) P
Gastos de capital $7.434 $14.594 (49)% $11.744 $15.917 (26)%
Producción media
(Boepd) 1.308 1.162 13% 1.318 1.124 17%
Precio de producto medio
por barril $47,92 $36,46 31% $46,76 $41,74 12%
Valor neto medio
por barril $27,92 $18,40 52% $27,04 $21,68 25%
30/06/2011 31/12/2010 30/06/2010
Efectivo y equivalentes
de efectivo $56.353 $62.062 $20.102
Capital laboral $56.419 $63.503 ($8.706)
El director general y consejero delegado de BNK, Wolf Regener, comentó:
"BNK ha obtenido un beneficio neto de 407.000 dólares en el segundo trimestre de 2011 sobre un aumento del 53% en neto de derechos de los ingresos de petróleo y gas. Otros ingresos en el trimestre fueron los 2,2 millones de dólares frente a los 0,4 millones de dólares en el segundo trimestre de 2010, que resultó de la venta de datos sísmicos en Oklahoma por 1,2 millones de dólares, 0,6 millones de dólares en ingresos de la tasa directiva estimados y 0,4 millones de dólares en ingresos en aumento.
El aumento en los ingresos de petróleo y gas fue el resultado de la combinación de un 31% de aumento en los precios de productos medios en el trimestre combinado con un aumento del 13% en la producción diaria media. Los valores netos medios por barril (precios de producto por barril menos derechos y gastos operativos) aumentaron un 52% en el trimestre.
Los gastos generales y administrativos aumentaron un 93% o 1,8 millones de dólares en los trimestres comparativos debido a los aumentos en las tasas de reorganización de 370.000 dólares, un mayor gasto de compensación basado en stock de 325.000 dólares, mayores tasas de gestión de contabilidad y consultoría europeas de 329.000 dólares así como mayores costes de viaje de 204.000 dólares y otros elementos de menor coste.
El efectivo y el capital laboral permaneció fuerte a 30 de junio de 2011, ascendiendo a 56,4 millones de dólares y 56,4 millones de dólares, respectivamente.
En la primera mitas de 2011, BNK obtuvo unos ingresos netos de 292.000 dólares frente a una pérdida de 2,4 millones de dólares en la primera mitad de de 2010. Los ingresos de petróleo y gas aumentaron 2,4 millones de dólares o un 36%, ayudados por una subida del 17% en la producción media diaria y una subida del 12% en los precios de producto medios
La compañía recientemente estimuló por fractura dos pozos horizontales en Woodford, en Oklahoma, uno de los cuales está todavía en las primeras fases de flujo de retorno. Además, la compañía participó en un pozo no operador que recientemente se estimuló por fractura. Por consiguiente, la producción reciente aumentó a más de 2.300 barriles diarios y la compañía tiene programadas estimulaciones por fractura en dos pozos horizontales más para finales de año.
En Polonia, la compañía, como gerente de Saponis Investments Sp z o.o., terminó de perforar dos pozos (Wytowno S-1 y Lebork S-1) e inició un tercer pozo (Starogard S-1) el mes pasado con una profundidad total superior a la esperada que se alcanzará para finales de agosto de 2011. El trabajo de estimulación por fractura en los dos primeros pozos está previsto para mediados de septiembre.
Según el reciente análisis de núcleo recibido por contratistas de terceros sobre los pozos Wytowno S-1 y Lebork S-1 la compañía cree que el pozo Lebork S-1 es particularmente prometedor.
En sus concesiones de Indiana, de su total propiedad, (Bytow, Trzebielino and Darlowo) deben comenzarse las perforaciones de tres pozos para septiembre de 2012 para continuar manteniendo dichas concesiones. La compañía está en proceso de determinar las localizaciones de perforación para estos pozos y planea comenzar a proporcionar los datos sísmicos en el cuarto trimestre de 2011, lo cual ayudará a definir la estructura de la cuenca.
En Alemania, la compañía ha abierto una oficina en Hannover y planea adquirir datos sísmicos en sus seis localizaciones a comienzos del cuarto trimestre de este año.
En otras áreas de Europa, la compañía espera la posible entrega de otras concesiones que ha solicitado, además de solicitar otras en todo el mundo".
INFORMACIÓN DESTACADA DE SEGUNDO TRIMESTRE DE 2011 FRENTE A SEGUNDO TRIMESTRE DE 2010:
- El neto de derechos de los ingresos de petróleo y gas aumentó un 53%.
- El valor neto medio por barril aumentó un 52%, a 27,92 dólares el barril.
- El efectivo y capital laboral a 30 de junio de 2011 ascendieron a 56,4 millones de dólares y 56,4 millones de dólares, respectivamente.
- La producción diaria media aumentó un 13%, a 1.308 boepd.
- Los gastos de capital ascendieron a 7,4 millones de dólares, de los cuales 5,7 millones de dólares fueron en Oklahoma, 1,4 millones de dólares en Polonia y 0,3 millones de dólares en España.
- Adquirió una nueva concesión en España con 61.470 acres.
- Como gerente de Saponis completó la perforación de dos pozos en Polonia y se preparó para iniciar un tercero en julio de 2011.
Segundo trimestre de 2011 frente a segundo trimestre de 2010
El neto de derechos de los ingresos de petróleo y gas ascendió a 4.634.000 dólares en el segundo trimestre frente a 3.022.000 dólares en el segundo trimestre de 2010. Los ingresos de petróleo aumentaron a 806.000 dólares o un 63% ya que la producción de petróleo al día aumentó un 22%, a 230 boepd mientras que los precios de petróleo medios aumentaron 24,85 dólares el barril o un 33% a 99,54 dólares el barril. Los ingresos por líquidos de gas natural (NGL) aumentaron 767.000 dólares o un 47% a 2.424.000 dólares mientras que la producción de NGL aumentó un 6%, a 564 boepd mientras que los precios de NGL aumentaron un 38%, a 47,04 dólares el barril. Los ingresos de gas natural aumentaron 276.000 dólares o un 30%, a 1.204.000 dólares mientras que los precios de gas natural medios ascendieron 0,44 dólares por barril, a 4,29 dólares, mientras que la producción de gas natural aumentó 434 pies cúbicos métricos al día (mcf/d), a 3.083 o un 16%.
Otros ingresos de 1.761.000 dólares consistieron en 1.176.000 dólares de la venta de datos sísmicos en Oklahoma y 585.000 dólares de tasas de gestión.
Los gastos de exploración y evaluación ascendieron a 692.000 dólares en el trimestre y se refieren a la cancelación de los costes relacionados con Black Warrior en Alabama de 591.000 dólares y otros costes europeos de 101.000 dólares.
Los gastos de producción y operativos aumentaron 233.000 dólares, a 1.310.000 dólares o un 22%, debido a los gastos más altos de recolección y mantenimiento de campo debido a la mayor producción del 13% y el tiempo de reparación y costes de mantenimiento.
Los gastos de reducción y depreciación aumentaron 417.000 dólares o un 46% a 1.329.000 dólares debido a la mayor producción, una base de reserva más alta a la que se aplica el porcentaje de reserva y una mayor depreciación.
Los gastos generales y administrativos aumentaron 1.787.000 dólares o un 93% debido a las tasas legales y de otros profesionales más altas, la compensación basada en stock, viajes y otros costes.
Los ingresos financieros aumentaron a 856.000 dólares, desde 337.000 dólares o un 154% debido a las ganancias proyectadas en la cobertura del petróleo crudo.
Los gastos financieros se redujeron un 84% a 261.000 dólares debido a una pérdida de moneda de 1.112.000 dólares en el segundo trimestre del año pasado frente a una ganancia de moneda de 16.000 dólares en el segundo trimestre de 2011 combinada con unos menores gastos por intereses entre los trimestres de 228.000 dólares.
INFORMACIÓN DESTACADA DE PRIMERA MITAD DE 2011 FRENTE A PRIMERA MITAD DE 2010
- La producción media diaria aumentó un 17%, a 1.318 boepd.
- El neto de derechos de ingresos de petróleo y gas aumentó un 36%, a 9.062.000 dólares, frente a 6.670.000 dólares en la primera mitad de 2010.
- El valor neto medio por barril aumentó un 25% a 27,04 dólares por barril.
- Las ganancias fueron de 292.000 dólares frente a una pérdida de 2.431.000 dólares en la primera mitad de 2010.
- El efectivo de operaciones excluyendo cambios en el capital laboral no de efectivo aumentaron a 2.951.000 dólares desde 953.000 dólares.
- Los gastos de capital ascendieron a 11.744.000 dólares frente a 3.917.000 dólares en 2010 (excluyendo el gasto de 12.000.000 dólares en el segundo trimestre de 2010 para adquirir el derecho primordial y el interés de beneficios netos de su antiguo prestamista que se registró como un incremento en propiedad, planta y equipamiento).
El neto de derechos de ingresos de petróleo y gas ascendió a 9.062.000 dólares en la primera mitad de 2011 frente a 6.670.000 dólares en la primera mitad de 2010. Los ingresos de petróleo aumentaron a 1.245.000 dólares o un 42% ya que la producción de petróleo diaria aumentó un 17%, a 243 boepd mientras que los precios de petróleo medios aumentaron 16,99 dólares por barril o un 22% a 95,51 dólares por barril. Los ingresos de líquidos de gas natural (NGL) aumentaron 1.098.000 dólares o un 31% a 4.606.000 dólares ya que la producción de NGL aumentó un 13%, a 557 boepd mientras que los precios de NGL aumentaron un 17%, a 45,69 dólares por barril. Los ingresos de gas natural aumentaron 319.000 dólares o un 16% a 2.352.000 dólares ya que los precios de gas natural medios se redujeron 0,27 dólares por mcf, a 4,18 dólares, mientras que la producción de gas natural ascendió a 581 pies cúbicos métricos al día (mcf/d), a 3.107 o un 23%.
Los gastos de exploración y evaluación se redujeron a 917.000 dólares en los períodos comparativos debido a las mayores cancelaciones de Black Warrior en la primera mitad de 2010.
Los gastos de producción y operativos aumentaron un 16% en proporción al aumento del 17% en la producción.
Los gastos de reducción y depreciación aumentaron a 769.000 dólares o un 44% debido a la mayor producción, una mayor base de reservas en la que se aplica la tasa de reducción y la mayor depreciación principalmente en los activos europeos.
Los gastos generales y administrativos aumentaron a 2.170.000 dólares en los periodos comparativos debido a las mayores tasas legales y de otros profesionales (tasas de gestión, tasas de contabilidad y consultoría), viajes y otros.
Los ingresos financieros aumentaron a 621.000 dólares por las ganancias de divisas en la primera mitad de 2011 debido al fuerte dólar canadiense frente al dólar estadounidense que fueron parcialmente compensadas por las ganancias de cobertura realizadas y no realizadas y las ganancias no realizadas en la reevaluación de garantías de corretaje en la primera mitad de 2010.
Los principales datos financieros y operativos siguen a continuación.
BNK PETROLEUM INC.
HOJAS DE BALANCE CONSOLIDADAS
(No auditadas, en miles de dólares estadounidenses)
30 de junio, 31 de diciembre,
2011 2010
Activos
Efectivo y
equivalentes de efectivo $ 56.353 $ 62.062
Intercambios y otras cuentas
por cobrar 15.588 18.398
Depósitos y
gastos prepagados 935 757
Valor justo de
contratos de
materias primas 215 322
Activos corrientes totales 73.091 81.539
Activos no corrientes
Propiedad, planta
y equipamiento 139.653 132.413
Activos de exploración y
evaluación 4.738 2.345
Valor justo de
contratos
de materias primas 81 -
Activos no crrientes totales 144.472 134.758
Activos totales $ 217.563 $ 216.297
Pasivos
Intercambios y otras
cuentas pagaderas $ 16.672 $ 18.036
Pasivos corrientes totales 16.672 18.036
Pasivos no corrientes
Préstamos y
empréstitos 19.555 19.486
Obligaciones de
retirada de activos
Garantía 347 205
Pasivos no corrientes totales 21.594 21.421
Valor
Capital de acciones 246.932 246.240
Excedente
contribuido 12.984 11.511
Déficit (80.619) (80.911)
Valor total 179.297 176.840
Valor y pasivos totales $ 217.563 $ 216.297
BNK PETROLEUM INC.
DECLARACIÓN DE OPERACIONES, INGRESOS (PÉRDIDAS) Y DÉFICIT CONSOLIDADA
(No auditada, expresada en miles de dólares estadounidenses,
excepto cantidades por acción)
Segundo trimestre Primera mitad
2011 2010 2011 2010
Ingresos de petróleo y gas natural,
neto de derechos $ 4.634 $ 3.022 $ 9.062 $ 6.670
Ingresos en aumento 449 412 950 1.942
Otros ingresos 1.761 - 1.791 -
6.844 3.434 11.803 8.612
Gastos de exploración
y evaluación 692 986 1.335 2.252
Gastos de producción y operativos 1.310 1.077 2.613 2.260
Reducción y depreciación 1.329 912 2.518 1.749
Gastos generales y
administrativos 3.701 1.914 5.726 3.556
7.032 4.889 12.192 9.817
(188) (1.455) (389) (1.205)
Ingresos financieros 856 337 1.394 773
Gastos financieros (261) (1.602) (713) (1.999)
Ingresos (pérdidas) financieros netos 595 (1.265) 681 (1.226)
Ingresos netos (pérdidas) e ingresos
exhaustivos (pérdidas) $ 407 $ (2.720) $ 292 $ (2.431)
Ingresos netos (pérdidas) por acción
básica y diluida $ 0,00 $ (0,03) $ 0,00 $ (0,02)
BNK Petroleum Inc.
Segundo trimestre de 2011
($000 excepto que se espeficique)
Segundo trimestre Primera mitad
2011 2010 2011 2010
Ingresos de petróleo antes de derechos $2.086 1.280 4.196 2.951
Ingresos de gas antes de derechos 1.204 928 2.352 2.033
Ingresos de NGL antes de derechos 2.414 1.647 4.606 3.508
Ingresos de petróleo y gas 5.704 3.855 11.154 8.492
Flujo de efectivo proporcionado (utilizado) por
actividades operativas (3.670) (3.677) (827) (7.103)
Adiciones a propiedad,
planta y equipamiento (7.434) (14.594) (11.744) (15.917)
Ganancias de efectivo de opciones de
stock ejercidas 47 - 429 -
Repago de la deuda a largo plazo - (4.761) - (6.084)
Estadísticas:
Segundo trimestre Primera mitad
2011 2010 2011 2010
Producción de gas natural media
(mcf/d) 3.083 2.649 3.107 2.526
Producción de NGL media(Boepd) 564 532 557 495
Producción de petróleo media (Bopd) 230 188 243 208
Producción media (Boepd) 1.308 1.162 1.318 1.124
Precio de gas natural medio ($/mcf) $4,29 $3,85 $4,18 $4,45
Precio de NGL medio ($/bbl) $47,04 $34,01 $45,69 $39,12
Precio de petróleo medio ($/bbl) $99,54 $74,69 $95,51 $78,52
Precio medio por barril $47,92 $36,46 $46,76 $41,74
Derechos por barril 8,99 7,88 8,77 8,96
Gastos operativos por barril 11,01 10,18 10,95 11,10
Valor neto por barril $27,92 $18,40 $27,04 $21,68
La información descrita arriba se extrae de y deberá leerse en combinación con las declaraciones financieras no auditadas de la Compañía para los tres meses finalizados el 30 de junio de 2011 y el análisis de la dirección de los mismos, cuyas copias están disponibles en el perfil de la Compañía en http://www.sedar.com.
Información no IFRS
El valor neto por barril y sus componentes se calcula 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. Ésta 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.
Notas sobre la información prospectiva
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 sobre los plazos y resultados esperados del trabajo de exploración, el comienzo de la perforación y las aplicaciones de concesión. 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 los permisos requeridos y aprobaciones, financiación de coempresarios, personal y 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 permisos, aprobaciones, equipo y financiación se retrasen o estén disponibles solo en términos no aceptables por la compañía, riesgos políticos y otros riesgos asociados con la exploración y desarrollo de los proyectos de gas y petróleo incluyendo los establecidos en el análisis de la dirección de la compañía y su formulario de información anual, que están disponibles para consulta en el perfil de la compañía en http://www.sedar.com.
Acerca de BNK Petroleum Inc.
BNK Petroleum Inc. es una compañía internacional de 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, Alemania y España. Además, la compañía utiliza su técnica y experiencia operativa para identificar y adquirir proyectos no convencionales fuera de Norteamérica. Las acciones de la compañía cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto bajo el símbolo de cotización BKX.
Para más información:
Wolf E. Regener, director general y consejero delegado
+1-805-484-3613
E-mail: [email protected]
Sitio web: http://www.bnkpetroleum.com
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