Far East Energy anuncia los resultados del segundo trimestre y el aumento de ingresos de la primera mitad del año 2014

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HOUSTON, 7 de agosto de 2014 /PRNewswire/ -- Far East Energy Corporation (OTCBB:FEEC), la compañía que cotiza en Estados Unidos y que opera el contrato de producción compartida (PSC) de metano de carbón del bloque Shouyang (CBM) en la Provincia de Shanxi, República Popular de China, se complace al poder anunciar la cumplimentación de su Formulario 10-Q para el periodo finalizado el 30 de junio de 2014.

En los primeros seis meses del año 2014, los ingresos subieron un 209% frente al mismo periodo del año 2013, alcanzando los 2,2 millones de dólares para la primera mitad del año. Este rendimiento refleja (1) el destacado aumento de la producción de gas y ventas de gas resultantes del programa de perforación y fracturación 2013 y (2) el aumento importante en los precios del gas que se va a recibir en el año 2014 frente a 2013. En comparación con un segundo trimestre relativamente débil en el año 2013, los ingresos para los tres meses finalizados el 30 de junio de 2014 aumentaron en un 324% hasta llegar a los 1,1 millones de dólares.

Los volúmenes de venta de gas para los seis meses finalizados el 30 de junio de 2014 alcanzaron una media de 1,35 MMcf/d, una subida de un 126% frente al mismo periodo del año 2013, consiguiendo unos pozos de nueva perforación y fracturación. Tal y como se anunció anteriormente, se cerraron 29 pozos de la zona de producción central del Área A en el segundo trimestre, y al ser pozos de fuera del área de producción principal, los pozos no estaban relacionados con el sistema de recopilación de gas ni eran pozos que contaban con fracturación poco eficaz. La producción y ventas han seguido siendo constantes desde inicios de mayo, pese al cierre de estos 29 pozos en el Área A. Varios de estos pozos han sido candidatos para terminaciones futuras, y deberían mejorar la producción de agua y/o gas cuando finalicen con éxito.

Tras el aumento anteriormente anunciado en el precio de venta del gas, el precio medio recibido por la venta de gas, incluyendo las ayudas y reembolsos, fue de 8,87 dólares/Mcf en la primera mitad del año 2014, lo que supone una subida de un 37% en comparación con el mismo periodo del año 2013.

La compañía siguió centrándose en los costes en la primera mitad del año 2014, y a pesar de que los costes directos de cooperación subieron con unos niveles de producción superiores, se redujeron en un 23% en una base de ventas por Mcf, además de que los costes generales y administrativos se redujeron en total frente al mismo periodo del año 2013. El cierre anunciado de los pozos contribuyó a unas reducciones de costes mayores en el tercer trimestre de 2014, sin afectar a los actuales niveles de producción.

Jennifer Whitley, responsable de finanzas, comentó acerca de ello: "Estos resultados demuestran el impacto de nuestro programa de perforación y facturación 2013, en combinación con un precio de gas más elevado que ahora estamos recibiendo para nuestras ventas de gas contratadas. Al tiempo que seguimos con nuestros debates estratégicos en marcha, el equipo administrativo está manteniendo su objetivo en el control de costes dentro de la segunda mitad de año".

ODP
El borrador del informe ODP, que cubre el Área A, se envió a la National Energy Administration ("NEA") de la National Development and Reform Commission ("NDRC") el 16 de junio de 2014. La NEA está en proceso de revisar el informe ODP, y la compañía ya espera el premio de su "Road Pass". El Área A saldrá del periodo de exploración y comenzará con el periodo de desarrollo cuando ODP reciba las aprobaciones normativas finales. Las aprobaciones normativas finales se esperan ya para el año 2015. La recepción del "Road Pass" permitirá a la compañía proceder con el desarrollo del Área A, al tiempo que espera las aprobaciones normativas finales; pese a ello, el desarrollo continuado superior y actividades de exploración necesitan de la conclusión de los procesos estratégicos actualmente en marcha, y con los que el equipo administrativo está trabajando de forma diligente, con el fin de proporcionar fondos de cara a estas actividades.

Far East Energy Corporation
Con sede en Houston, Texas, y oficinas en Pekín, China, Far East Energy Corporation se centra en la exploración y desarrollo de metano 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, incluyendo que la modificación del PSC pudiera no llevarse a cabo o si se lleva a cabo no fuera en los mismos términos que se acordaron originalmente por las partes. 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 Shanxi Province Guoxin Energy Development Group Limited y China United Coalbed Methane Corporation, 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 nuestro 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 o inadecuada de nuestros recursos de efectivo; riesgo e incertidumbres asociados con la exploración, desarrollo y producción de metano en capas de carbón; nuestra incapacidad para extraer o vender todas o una parte sustancial de nuestras reservas y otros recursos; podríamos no satisfacer los requisitos para cotizar nuestros valores en una bolsa de valores; la expropiación y otros riesgos asociados con operaciones extranjeras; interrupciones en los mercados de capital que afectan a la recaudación de fondos; cuestiones que afectan a la industria energética generalmente; falta de disponibilidad de productos y servicios del campo de petróleo y gas; riesgos medioambientales; riesgos de perforación y producción; cambios en las leyes o regulaciones que afectan a nuestras operaciones, así como otros riesgos descritos en nuestro Informe anual en Formulario 10-K, Informes trimestrales en Formulario 10-Q y posteriores documentos presentados a la Comisión de Bolsa y Valores.