BNK Petroleum Inc. anuncia los resultados del primer trimestre de 2017
LO MÁS DESTACADO DEL PRIMER TRIMESTRE
Wolf Regener, director general y consejero delegado de BNK, comentó:
"Durante el primer trimestre, hemos utilizado los beneficios de nuestra oferta de valores 2016 para comenzar con nuestro programa de perforación 2017. Hemos perforado y completado el pozo Chandler 8-6H (con un interés laboral de un 99,9%) y perforado el pozo Hartgraves 1-6H (con un interés laboral de un 100%) y el pozo Brock 9-2H (con un interés laboral de un 100%). Esperamos llevar a cabo la estimulación por fractura del pozo Hartgraves 1-6H en el segundo trimestre, continuando con el pozo Brock 9-2H después. Vamos a llevar a cabo la finalización de estos pozos que creemos tendrán unos resultados mejores frente a todos los pozos anteriores debido a que ambos pozos disponen de laterales de longitud completa disponibles para la estimulación, mejora de la colocación de los laterales en Caney según los aprendizajes conseguidos y estando ambos situados en las áreas en las que se ha calculado de forma excelente las cifras del petróleo original.
Nuestros ingresos netos aumentaron un 5% en el primer trimestre de 2017 al tiempo que los precios medios crecieron un 91% en comparación con el año anterior. El aumento de precio ensombreció el impacto de nuestra reducción en la producción debido a los tres pozos cerrados en el primer trimestre, lo que redujo la producción en más de 300 BOEPD durante el trimestre. A pesar de ello, nuestra producción aumentó en el trimestre al mismo tiempo que el pozo Chandler 8-6H comenzó con la producción a finales de febrero y los pozos cerrados volvieron a ponerse en marcha. La producción de marzo de 2017 fue de más de 1.000 BOEPD. Todos los pozos cerrados siguen bombeando el agua fracturada del operador, y a finales del trimestre, unos 230 BOEPD seguían por debajo de los niveles de producción esperados. No esperamos ningún impacto en la producción a largo plazo de los pozos, a pesar de que incluso se están recuperando más lentos que lo que originalmente se esperaba.
La Compañía sigue con su éxito en los esfuerzos de reducción de costes. En la primera mitad del año 2017, se consiguió una reducción de los gastos generales y administrativos de un 15% frente al primer trimestre del año 2016. Esto siguió con el ahorro de costes junto a un aumento de un 91% en los precios medios frente al trimestre del año anterior, contribuyendo con los fondos generadores de la Compañía de las operaciones de 0,9 millones de dólares a pesar de la pérdida de producción de los pozos cerrados.
La posición de riesgo de la Compañía nos ha seguido permitiendo conseguir unos precios superiores frente a los actuales niveles de mercado para una parte de nuestra producción. En la primera mitad del año 2017, la Compañía fue capaz de conseguir un precio medio de 63,99 dólares/bbl en más de un 80% de su producción de petróleo. Esperamos un nivel comparable de riesgo en el resto de 2017 al tiempo que la Compañía cuenta con contratos de productos en marcha para reconocer un precio medio de 61,55 dólares/bbl en el 80% de la producción existente de 2017 en avance, excluyendo la nueva producción que estará en marcha procedente del programa de perforación de 2017.
Los valores netos medios en el primer trimestre de 2017 fueron de 25,81 dólares, un aumento de un 110% en comparación con el año anterior debido a unos precios superiores. Si incluimos el impacto de las ganancias conseguidas en los contratos de los productos, nuestros valores netos medios para 2017 serían de 32,92 dólares, lo que supone un aumento de un 27% en comparación con el primer trimestre de 2016.
En el primer trimestre de 2017, la Compañía generó unos ingresos netos de 1,0 millones de dólares en comparación con unas pérdidas netas de 1,3 millones de dólares en el primer trimestre de 2016".
1 trimestre 2017 1 trimestre 2016 %
Ingresos netos (pérdidas):
$ miles $984 $(1.250) 179
$ por acción común asumiendo dilución
$0,01 $(0,01) -
Gastos de capital
$10.544 $131 7.949
Producción media diaria (Boepd) 753 1.352 (44)
Precio producto medio por barril $41,45
$21,69 91
Valor neto medio por barril
$25,81 $12,29 110
Precio medio por barril con contratos de productos $48,56
$35,29 38
Valor neto medio por barril con contratos de productos $32,92
$25,89 27
3/31/2017 12/31/2016
Activos y equivalentes de activos
$6.988 $11.101
Capital laboral
$1.108 $10.640
Primer trimestre de 2017frente a primer trimestre de 2016
Los ingresos netos de royalties de petróleo y gas alcanzaron los 2.809.000 dólares en el trimestre frente a los 2.669.000 dólares en el primer trimestre de 2016. Los ingresos del petróleo aumentaron en 354.000 dólares o un 17% al tiempo que los precios medios del petróleo aumentaron en 18,71 dólares por barril o un 62% hasta llegar a los 48,95 dólares, ensombrecidos en parte por una reducción de un 27% de la producción de petróleo al día hasta los 545 boepd. Los ingresos de gas natural se redujeron en 142.000 dólares o un 47% hasta los 157.000 dólares al tiempo que los precios medios del gas natural aumentaron hasta los 1,23 dólares/mcf o un 64% hasta los 3,16 dólares, ensombrecidos en parte por un descenso de un 68% en la producción de gas natural de 1.702 pies cúbicos al día (mcf/d) hasta los 552 mcf/d. Los ingresos del gas natural licuado (NGLs) se redujeron en 72.000 dólares o un 22% al tiempo que la producción NGL se redujo un 64% hasta los 116 boepd al tiempo que los precios medios NGL aumentaron un 119% hasta llegar a los 24,05 dólares.
La producción media del primer trimestre de 2017 se redujo un 44% frente al primer trimestre de 2016 debido a la parada de 3 pozos además de la reducción de la producción normal.
Los gastos de producción y operativos se redujeron hasta los 427.000 dólares y la producción por barril y costes operativos aumentó en un 40% hasta llegar a los 6,30 dólares/barril debido a los esfuerzos de reducción de costes de la Compañía. Los gastos operativos por barril aumentaron un 40% debido al descenso de la producción del cierre de los pozos, además de los costes de porte de agua adicionales cuando los pozos cerrados volvieron a ponerse en producción. Si se excluyen estos costes de porte de agua, los gastos operativos por barril para el primer trimestre de 2017 se reducirían hasta los 5,87 dólares por BOE.
Los gastos de agotamiento y depreciación se redujeron hasta los 714.000 dólares o un 43% debido al descenso de la producción de 2017.
Los gastos generales y administrativos se redujeron en 161.000 dólares o un 15% debido a los esfuerzos de reducción de costes que incluyeron una reducción del salario y beneficios y tasas legales y profesionales.
La compensación basada en el stock aumentó de forma ligera en unos 5.000 dólares o un 13% gracias al momento de consecución de los stocks concedidos a los empleados.
Los ingresos por finanzas aumentaron en 361.000 dólares en el primer trimestre de 2017 en comparación con el trimestre del año anterior debido sobre todo a las ganancias no conseguidas sobre contratos de productos en el primer trimestre de 2017, ensombrecido en parte por las menores ganancias frente al trimestre del año anterior.
Los gastos financieros se redujeron en 853.000 dólares en el primer trimestre de 2017 en comparación con el año anterior debido principalmente a las pérdidas no conseguidas en los contratos de productos en el primer trimestre de 2016 y los gastos de intereses reducidos en las instalaciones de crédito en 2017.
Se incurrió en unos gastos de capital de 10.544.000 dólares en el primer trimestre de 2017 en relación al programa de perforación 2017 en Estados Unidos.
BNK PETROLEUM INC.
DECLARACIONES CONSOLIDADASCONDENSADAS DE POSICIÓN FINANCIERA
(Sin auditar, expresadas en miles de dólares estadounidenses)
($000excepto cuando está indicado)
31 marzo 31 diciembre
2017 2016
Activos actuales
Activos
$6.988 $11.101
Comercio y otros
pendientes cobro 1.709 1.163
Otros activos actuales 569 614
Valor justo de productos
contratos 991 650
10.257 13.528
No actuales
Propiedad, planta y
Equipamiento 142.980 133.476
142.980 133.476
Activos totales
$153.237 $147.004
Endeudamiento actual
Comercio y otros pagaderos
$9.149 $2.888
9.149 2.888
Endeudamiento no actual
Préstamos y endeudamientos 20.272 20.229
Retirada de activos
obligaciones 905 785
Valor justo de productos
contratos 218 1.417
21.395 22.431
Valores
Capital de acciones 289.522 289.549
Surplus contribuido 22.246 22.195
Déficit (189.075) (190.059)
Valores totales 122.693 121.685
Valores totales y endeudamiento
$153.237 $147.004
BNK PETROLEUM INC.
DECLARACIONES CONSOLIDADAS CONDENSADAS DEOPERACIONESY PÉRDIDAS COMPLETAS
(Sin auditar, expresadas en miles de dólares estadounidenses, excepto por cantidades de dólares)
($000 excepto cuando está indicado)
Tres meses finalizados el 31 de marzo,
($000's) 2017 2016
Ingresos de petróleo y gas netos de royalties $2.177
$2.064
Otros ingresos 1 1
2.178 2.065
Producción y gastos operativos 427 552
Agotamiento y depreciación 957 1.671
Gastos generales y administrativos 937 1.098
Compensación basada en las acciones 44 39
$2.365 ��
$3.360
Ingresos financieros 2.039 1.678
Gastos financieros (471) (1.324)
Ingresos netos (pérdidas) e ingresos completos
(pérdidas) de las operaciones continuadas $1.381
$(941)
Pérdidas netas y pérdidas completas de
las operaciones discontinuadas (397) (309)
Ingresos netos (pérdidas) 984 (1.250)
Ingresos netos (pérdidas) por acción
$0,01 $(0,01)
BNK PETROLEUM INC.
PRIMER TRIMESTRE DE 2017
(Sin auditar, expresadas en miles de dólares estadounidenses, excepto donde se indica)
Trimestres finalizado el 31 de marzo,
2017 2016
Ingresos de petróleo antes de royalties $2.401 $2.047
Ingresos de gas antes de royalties 157 299
Ingresos de NGL antes de royalties 251 323
Ingresos de petróleo y gas 2.809 2.669
Flujo de caja proporcionado por actividades
operativas 6 1.544
Gastos de capital (10.544) (131)
Estadísticas:
Producción media de petróleo (Bopd) 545 744
Producción media de gas natural (mcf/d) 552 1.702
Producción media de NGL (Boepd) 116 324
Producción media (Boepd) 753 1.352
Precio medio petróleo ($/bbl) $ 48,95
$ 30,24
Precio medio gas natural ($/mcf) 3,16 1,93
Precio medio NGL ($/bbl) 24,05 10,96
Precio medio por barril $41,45 $21,69
Royalties por barril 9,34 4,91
Gastos operativos por barril 6,30 4,49
Valor neto por barril $25,81 $12,29
Precio medio por barril incluyendo
contratos de productos $48,56 $35,29
Royalties por barril 9,34 4,91
Gastos operativos por barril 6,30 4,49
�� Precio medio por barril incluyendo
contratos de productos $32,92 $25,89
La información destacada anteriormente se extrae de y deberá leerse junto a las declaraciones financieras sin auditor de la Compañía para los tres meses terminados el 31 de marzo de 2017 y el debate administrativo relacionado y su análisis, con las copias estando disponibles por medio del perfil de la Compañía a través de http://www.sedar.com.
MEDIDAS NO-GAAP
El valor neto por barril y valores netos que incluyen los contratos de productos, 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.
Las medidas no GAAP de la Compañía se describen y reconcilian con las medidas GAAP en la discusión y análisis de la dirección que está disponible en el perfil de la Compañía en http://www.sedar.com.
Declaraciones de futuro
En este comunicado y en otras desvelaciones públicas de la Compañía:
(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 descontad 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) La Compañía desvela unas tasas de producción iniciales de pico y 30 días y otras 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.
Advertencia relacionada con las declaraciones de futuro
Este comunicado contiene información de futuro que incluye información relacionada con el tiempo propuesto y los resultados esperados de los trabajos de exploración y desarrollo, incluyendo la producción del campo Tishomingo de la Compañía, los acres de Oklahoma, rendimiento futuro de los pozos tras las paradas y reinicio, efectos esperados de los esfuerzos de reducción de costes, disponibilidad de los fondos de las reservas de la Compañía basadas en las instalaciones de préstamo, niveles de riesgo esperados y estrategias y objetivos de la Compañía. El uso de palabras como "objetivo", "planes", "anticipa", "continúa", "estima", "espera", "podría", "deberá", "proyecta", "deberá", "cree" y expresiones similares está previsto identifique las declaraciones de futuro.
Dicha información prospectiva se basa en las expectativas y suposiciones de la dirección, incluyendo que los modelos geológicos y de reserva de la Compañía y análisis serán validados, que las indicaciones de los resultados iniciales son indicadores razonablemente precisos de la prospectividad de los intervalos de esquisto, que los resultados de exploración anteriores son indicativos de los resultados y éxito futuros, que la producción esperada de los futuros pozos puede alcanzarse como modelada, los descensos encajarán con el modelado, que los descensos encajen con el modelado, las tasas de producción de pozos futuros se mejorarán sobre los pozos existentes, que las tasas de retorno modeladas pueden alcanzarse, que las recuperaciones son consistentes con las expectativas de la directiva, que los pozos adicionales son perforados y completados, que las mejoras en diseño y rendimiento reducirán el tiempo de desarrollo y el gasto y mejorarán la productividad, que los descubrimientos demostrarán ser económicos, que los resultados anticipados y los costes estimados serán consistentes con las expectativas de la dirección, que se obtendrán todos los permisos y aprobaciones necesarias y se obtendrá el trabajo y equipamiento necesarios, proporcionados o disponibles, como sea aplicable, en términos que sean aceptables para la Compañía, cuando se requiera, que no hay retrasos previstos, efectos geológicos no esperados u otros efectos, fallos en el equipamiento, retrasos en permisos o disputas contractuales, que los planes de desarrollo de la Compañía y sus co-sociedades no cambien, que la demanda de petróleo y gas se mantenga, que la Compañía continúe teniendo acceso al capital suficiente mediante financiaciones, servicios de crédito, farm-ins u otros acuerdos de participación para mantener sus proyectos, que la Compañía no se verá gravemente afectada por las política y regulaciones gubernamentales cambiantes, la inestabilidad social u otros desarrollos políticos, económicos o diplomáticos en los países en los que opera y que las condiciones económicas globales no deteriorarán de ninguna manera que tenga un impacto negativo en el negocio de la Compañía y su capacidad para avanzar su estrategia empresarial.
La información prospectiva implica riesgos e incertidumbres conocidos y desconocidos, que podrían causar que los resultados reales difieran materialmente de los anticipados. Estos riesgos son, entre otros: cualquiera de las suposiciones en las que se basa la información prospectiva varíen o no sean válidas, incluyendo que los modelos geológicos y de reservas de la Compañía no sean validados, que los resultados anticipados y los costes estimados no sean consistentes con las expectativas de la dirección, que los riesgos asociados con la industria del petróleo y el gas (por ejemplo, riesgos operacionales en desarrollo, exploración y producción; retrasos o cambios en los planes con respecto a los proyectos de exploración y desarrollo o gastos de capital; la incertidumbre de la reserva y estimaciones y proyecciones de recursos relativos a la producción, costes y gastos, y los riesgos de salud, seguridad y medio ambiente, incluyendo inundaciones e interrupciones ampliadas debido a las inclemencias meteorológicas), el riesgo del precio de las materias primas y las fluctuaciones de la tasa de cambio de las divisas, los riesgos e incertidumbres asociados con asegurar las aprobaciones regulatorias necesarias y la financiación para proceder con el desarrollo continuado del campo de Tishomingo, la Compañía o sus filiales no son capaces por alguna razón de obtener y proporcionar la información necesaria para asegurar las aprobaciones requeridas o que las aprobaciones regulatorias requeridas no estén disponibles cuando se requiera, que se encuentren resultados geológicos no esperados, que las técnicas de finalización requieran más optimización, que las tasas de producción no encajen con las suposiciones de la Compañía, que se alcancen tasas de producción muy bajas o no se alcancen, que la Compañía cese en su compatibilidad con los acuerdos bajo sus instalaciones de préstamo basadas en licencias y que sea necesario proceder al repago de las cantidades destacadas o base de préstamos que se reduzca tras una base de préstamo de re-determinación y que la Compañía deba repagar las carencias resultantes, que la Compañía no pueda acceder al capital requerido, que no estén disponibles los fondos del servicio de préstamos basados en reservas de la Compañía cuando se requiera financiar las operaciones previstas, que eventos como estos no se produzcan, que sí se produzcan, y que las condiciones que se asumen continúen o mejoren, que no continúen ni mejoren y que los otros riesgos identificados en el Formulario de Información Anual más reciente de la Compañía bajo la sección "Factores de riesgo", el análisis más reciente de la directiva de la Compañía, el prospecto final para la oferta y otras revelaciones públicas de la Compañía, disponibles bajo el perfil de la Compañía en SEDAR en http://www.sedar.com.
Con relación a las reservas estimadas, la evaluación de las reservas de la Compañía se basa en una cifra limitada de pozos con historial de producción limitada e incluye diversas presunciones relacionadas con factores como la disponibilidad de capital para los fondos que necesitaban de infraestructura, precios de mercancías, rendimiento de producción de los pozos perforados, éxito en la perforación de los pozos de relleno, efectos asumidos de la normativa de las agencias gubernamentales y capital futuro y costes operativos. Todas estas estimaciones variarán frente a los resultados actuales. Las estimaciones de las reservas recuperables de petróleo y gas natural se atribuyen a cualquier grupo particular de propiedades, clasificados como las reservas basadas en el riesgo de recuperación y estimaciones de ingresos netos futuros que se esperan de allí, que pudieran variar. La producción real de la Compañía, sus ingresos, impuestos, desarrollo y gastos operativos con relación a sus reservas variará de estas estimaciones, y estas variaciones podrían ser materiales. Además de los mencionados, otros factores destacados o incertidumbres que pudieran afectar a las reservas de la Compañía o ingresos netos futuros asociados a estas reservas incluirán cambios materiales con los impuestos existentes o tasas de royalties y/o normativas, además de cambios con las leyes medioambientales y sus normativas.
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. La información de futuro incluida en este comunicado está cualificada expresamente en su totalidad dentro de esta declaración de futuro. 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. 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.
Contactos para medios:
Wolf E. Regener
Director general y consejero delegado
+1-(805)-484-3613
E-mail: [email protected]
Página web: http://www.bnkpetroleum.com
