Far East Energy anuncia el comienzo del programa de perforación 2013 y los resultados de 2012

HOUSTON, 20 de marzo de 2013 /PRNewswire/ -- Far East Energy Corporation (OTCBB: FEEC) ha anunciado hoy que su campaña de perforación del bloque Shouyang 2013 está en marcha, ahora que las vacaciones por el nuevo año lunar nacional chino han terminado y en cuanto mejoren las condiciones climáticas en la provincia de Shanxi.

Dos anillos de perforación ya están operando en la localización en el bloque Shouyang y otras plataformas adicional se han movilizado y se espera que empiecen las operaciones de perforación en las próximas tres semanas.  

El programa de perforación 2013 está dirigido inicialmente a (i) perforar 70 pozos en el área de producción piloto 1H para acelerar el impulso hacia elevar los niveles de producción y venta de gas; y, (ii) 25 pozos adicional en el bloque, en un esfuerzo por identificar las secciones no desarrolladas más prospectivas del bloque.  

Michael R. McElwrath, consejero delegado, afirmó: "Far East ha iniciado 2013 en buena forma y ahora tiene la financiación para desarrollar un completo programa de perforación en el bloque Shouyang. Tenemos plataformas ya preparadas y, cuando las condiciones climatológicas mejoren, se añadirán más plataformas; de hecho, nuestros contratistas ya están pasando nuevas plataformas al bloque".

Dado que el Ministerio Chino de Tierra y Recursos (MLR) certificó los recursos de metano de yacimiento de carbón (CBM) de la compañía hasta su superficie de 99,8 kilómetros cuadrados dentro de Shouyang PSC (junio de 2012); la compañía está ahora en proceso de preparar la solicitud del plan de desarrollo general (ODP) para su entrega. La solicitud ODP se entregará a principios de la segunda mitad de 2013.

La compañía también ha emitido sus resultados para 2012, con la presentación de su Formulario 10-K, que revela un aumento del 85% en los volúmenes de ventas de gas en 2012 en comparación con 2011, ya que más pozos se conectaron con el sistema de reunión, compresión y transmisión de gas. El net del volumen de ventas totales de 2012 para Far East fue de 260.424 Mcf. La compañía recibe un precio medio de $6.43/Mcf de gas vendido, incluyendo varios subsidios gubernamentales y provinciales.

Los resultados para final del año 2012 también incluyen un informe actualizado y revisado de reservas (para los estándares SEC) preparado por la firma consultora independiente, RISC Advisory Consultants. Este informe estipulaba las reservas probadas netas para final de año en diciembre de 2012 de 51,3 MMscf y las reservas probables netas en 392,4 MMscf.

La medida estandarizada de flujo de activos netos futuros discontinuados para las reservas demostradas de petróleo y gas y la valoración NPV10% de las reservas demostradas es de 40,4 millones de dólares, mientras que la valoración combinada 2P (demostradas y probables) NPV10% para estas reservas es de 816.1 millones de dólares. Añadir el valor NPV10% de las reservas posibles podría llevar el valor total 3P hasta los 1.200 millones de dólares.

Mike McElwrath añadió: "Las operaciones de fractura de la compañía y el enlace en los pozos para el sistema de recopilación han conseguido un rendimiento con un aumento destacado en las ventas de gas durante el año 2012 frente a 2011, a pesar de que solo hay una actividad de perforación de pozo limitada debido al retraso de los fondos relacionados con nuestra aprobación tardía por parte del Ministerio de Comercio de China. Creo que la valoración revisada y actualizada RISC de los intereses de la compañía en el bloque Shouyang subraya el valor del recurso de gas CBM del bloque Shouyang de la compañía. Estamos impacientes por disfrutar de un destacado año operativo en el proyecto del bloque Shouyang".

Información adicional sobre las estimaciones de reservas

NPV10% y la medida estandarizada del flujo de activos netos futuros discontinuados no pretenden ser, ni deberán interpretarse como presentes, en el valor justo de las reservas de metano de carbón del proyecto de Shouyang. Se estima que el valor justo podría tenerse en cuenta, entre otras cosas, para la recuperación de reservas no clasificadas en el presente tal y como demostradas, el valor de las propiedades no demostrado y la consideración de las condiciones económicas y operativas futuras esperadas.

La producción futura estimada de las reservas demostradas y la producción futura estimada y costes de desarrollo de las reservas demostradas se basan en los costes actuales y condiciones económicas. Los gastos de impuestos por ingresos futuros se computan usando las tasas de impuestos adecuadas de final de año aplicadas a los flujos de activos netos futuros antes de impuestos de las reservas de metano de carbón demostradas menos la base del impuesto de Far East Energy. Todos los precios de las paredes de los pozos se mantienen planos en un periodo previsto para todas las categorías de reservas. Los flujos netos de valores futuros son discontinuados en una tasa del 10%.

NPV10% deberá considerarse como una medida financiera no GAAP tal y como se define por la SEC y deriva de las medidas estandarizadas de flujos de caja netos futuros discontinuados se aplican solo a las reservas demostradas, que son directamente comparables con las medidas financieras GAAP de Estados Unidos. NPV10% se computa en la misma base que la medida estandarizada de flujos de caja netos futuros discontinuados para reservas demostradas pero sin deducir los impuestos por ingresos futuros. A fecha de 31 de diciembre de 2012, nuestros ingresos futuros discontinuados estimados fueron de 0 dólares, y de esta forma, nuestra medida estandarizada de flujos de activos netos futuros discontinuados después de impuesto de las reservas demostradas fueron de 40,4 millones de dólares. Creemos que NPV10% es una medida útil para los inversores que evalúan la importancia monetaria relativa de nuestras propiedades de carbón metano. Seguimos creyendo que los inversores podrían usar NPV10% como base de comparación para el tamaño relativo y valor de nuestras reservas demostradas para otras compañías gracias a numerosos factores que son únicos para cada compañía individual y que impactan en la cantidad de impuestos por ingresos futuros que se pagarán. Nuestro equipo administrativo usa esta medida cuando evalúa el retorno potencial de nuestra inversión relacionada con nuestras propiedades de carbón metano. A pesar de ello, NPV10% no es un sustituto para la medida estandarizada de flujos de activos netos futuros discontinuados para las reservas demostradas de flujos de activos netos futuros discontinuados. Nuestro NPV10% y la medida estandarizada de flujos de caja netos de futuros discontinuados no apoyan el valor justo presente de nuestras reservas de gas de carbón metano demostradas.

Las cantidades de reservas probables y posibles por encima de NPV10% representan el valor presente de los ingresos futuros estimados que se generan por medio de la producción de las cantidades específicas posibles y probables, calculadas de forma neta con los gastos operativos de alquiler estimados, impuestos de producción y costes de desarrollo futuros, usando el coste a fecha de estimación sin la escalada futura y utilizando un precio medio de 12 meses sin tener efecto con los gastos relacionados con la no propiedad, como los gastos generales y administrativos, servicio de deuda y depreciación, borrado y amortización o impuestos por ingresos futuros y discontinuidad usando una tasa de descuento anual de un 10%. Con respecto a las cantidades NPV10% de las reservas probables o posibles, no existe ninguna medida directamente comparable GAAP de Estados Unidos, y estas cantidades no presentan el valor justo de nuestras reservas posibles o probables.

No está previsto que NPV10% o las medidas estandarizadas de flujos de activos netos futuros discontinuados de FASB para reservas demostradas representen el valor de mercado justo de las reservas demostradas, probables y posibles de Far East Energy. Far East Energy insta a tener precaución para que las desvelaciones mostradas anteriormente se basen en las estimaciones de los recursos contingentes y en los esquemas de producción futuros que son imprecisos de forma inherente y están sujetos a revisión, además de que la tasa de descuento del 10% es arbitraria. Además, los costes y precios de las fechas de evaluación se usan en las determinaciones y no se podrían asignar valores a los recursos contingentes. Las estimaciones de los recursos de contingencia recuperables económicamente y de los ingresos netos futuros se basan en varios factores variables y presunciones, todos ellos en algún grado estando sujetos y que podrían variar considerablemente frente a los resultados reales. Así, la producción actual, desarrollo y gastos de funcionamiento podría no producirse de la forma estimada. Los datos de los recursos contingentes son solo estimaciones, están sujetos a incertidumbres y se basan en los datos conseguidos de las historias de producción y en las presunciones como las formaciones geológicas y otros temas. Las cantidades actuales de CBM podrían diferir de modo material de las cantidades estimadas.

Far East Energy Corporation

Con sede en Houston, Texas, y oficinas en Beijing, y Taiyuan City, China, Far East Energy Corporation se centra en la exploración y desarrollo de metano en capas de carbón en China.

Las declaraciones contenidas en este comunicado que confirman las intenciones, esperanzas, creencias, anticipaciones, expectativas o predicciones de futuro de Far East Energy Corporation y su dirección son declaraciones prospectivas dentro de la Sección 27A de la Securities Act of 1933, modificada, y la Sección 21E de la Securities Act of 1934, modificada. Es importante apuntar que dichas declaraciones prospectivas no son garantías del rendimiento futuro e implican una serie de riesgos e incertidumbres. Los resultados reales podrían diferir materialmente de los proyectados en dichas declaraciones prospectivas. Los factores que podrían causar que los resultados reales difieran materialmente de los proyectados en dichas declaraciones prospectivas incluyen: la naturaleza preliminar de los datos del pozo, incluyendo permeabilidad y contenido de gas; no tener garantía del volumen de gas producido o vendido de nuestros pozos; el programa de estimulación de fractura puede no tener éxito en mayores volúmenes de gas; debido a limitaciones con arreglo a la legislación china, puede que tengamos derechos limitados para ejecutar el acuerdo de compraventa de gas entre between Shanxi Province Guoxin Energy Development Group Limited y China United Coalbed Methane Corporation ("CUCBM"), del que somos un beneficiario directo; pozos adicionales pueden no ser perforados, o si lo son, puede no ser oportuno; los gasoductos o sistemas de recogida necesarios para transportar nuestros gas pueden no estar construidos - no estar construidos de manera oportuna; puede que las rutas difieran de las mencionadas; la red y distribución local de las compañías de gas natural podrían declinar a comprar o adquirir nuestro gas, o podríamos no ser capaces de hacer cumplir nuestros derechos bajo acuerdos definitivos con oleoductos; conflictos con operaciones de minería de carbón o coordinación de nuestras actividades de exploración y producción con actividades de minería que podrían impactar negativamente o añadir gastos a nuestras operaciones; nuestra falta de historial operativo; gestión limitada y potencialmente inadecuada de nuestros recursos de efectivo; riesgos e incertidumbres asociados con la exploración, desarrollo y producción de metano en capas de carbón; las reservas podrían no ser informadas a tiempo o para nada y, si se informan, podrían ser menores que las anticipadas; nuestra incapacidad para extraer o vender todos o una parte sustancial de nuestros Recursos de Contingente estimados, que podrían no satisfacer los requerimientos para incluir nuestros valores en una bolsa de valores; expropiación y otros riesgos asociados con operaciones extranjeras; alteraciones en los mercados de capital que afectan a la recaudación de fondos; cuestiones que afectan a la industria de la energía generalmente; falta de disponibilidad de bienes y servicios de petróleo y gas; riesgos medioambientales; riesgos de perforación y producción; cambios en las leyes y regulaciones que afectan a nuestras operaciones, así como otros riesgos descritos en nuestro Informe Anual en Forma 10-K , Informes Trimestrales en Forma 10-Q y los documentos posteriores presentados ante la Comisión de Bolsa y Valores.