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TULLOW OIL
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Retour au sujet TULLOW OIL ORD 10P

TULLOW OIL : Résultats annuel 2013 CA+13% marge 7%

ci2000
14 févr. 201416:39

Tullow Oil plc - Résultats annuels 2013
222 millions de bep de ressources éventuelles ajouté par l'exploration et l'évaluation réussie
Augmentation du revenu, la marge brute et des flux de trésorerie, les sources de financement diversifiées
Progrès majeur de développement de l'Est et Afrique de l'Ouest
12 Février 2014 - le Tullow Oil plc (Tullow), l'exploration et la production de pétrole et de gaz du Groupe indépendant, annonce son
résultats de l'exercice clos le 31 Décembre 2013. Présentation, webcast et la conférence invite les détails sont sur la page 27 du présent
document et sur le site Internet du Groupe: www.tullowoil.com
Résultats annuels FAITS MARQUANTS
? Groupe 2013 la production d'intérêt de travail moyenne de 84 200 boepd génère un cash-flow d'exploitation de 1,9 milliard $;
2014 moyenne du Groupe de travail d'intérêt production devrait être dans la gamme 79,000-85,000 boepd
? 2013 recettes et augmentation de la marge brute par rapport à l'exercice précédent, le bénéfice après impôts de 216 millions de dollars a été affectée à la fois par un
baisse du résultat sur cessions sur 670 millions de dollars et une augmentation de 200 millions de dollars en exploration radiations
? Bilan considérablement renforcée grâce à $ 650,000,000 question débuts obligataire en Novembre 2013; la dette nette à la date de
fin 2013 de 1,9 milliards de dollars et une capacité d'endettement non utilisée de 2,4 G $
? gouvernement du Kenya soutient les études de développement suite des découvertes commerciales d'au moins 600 MMBO brut;
Gouvernement de l'Ouganda signe protocole d'accord avec les partenaires dans le cadre du projet de développement du bassin du lac Albert Rift
? RTE plan de développement approuvé par le gouvernement du Ghana et du projet est dans les temps pour la première huile à la mi-2016
? Frégate-1 sauvage bien large de la Mauritanie ouvre une nouvelle pièce de l'huile dans les turbidites du Crétacé supérieur, après avoir rencontré à
30 mètres cubes de gaz-condensat et de pétrole salaire net dans plusieurs sables
? Exploration et le succès de l'évaluation, en particulier en Afrique de l'Est et de la Norvège, ajoute 222 millions de bep à ressources éventuelles dans
2013; nouvelle superficie acquise au Suriname, la Norvège, de la Namibie et de la Guyane ajoute au portefeuille de haute qualité
? significative E & Une campagne prévue pour 2014, avec des campagnes terre au Kenya et en Ethiopie et au large des côtes de fort impact
Norvège, de la Mauritanie et de la Guinée
APERÇU FINANCIER
2013
2012
Changement
Le chiffre d'affaires (en M $)
2647
2344
13%
La marge brute ($ m)
1440
1345
7%
Le résultat d'exploitation (M $)
381
1185
-68%
Bénéfice avant impôts ($ m)
313
1116
-72%
Bénéfice après impôts (en M $)
216
666
-68%
Le résultat de base par action (cents)
18,6
68,8
-73%
Dividende en année pleine par action (pence)
12.0
12.0
0%
Cash-flow opérationnel avant fonds de roulement ($ m)
1901
1777
7%
Production en part (boepd)
84200
79200
6%
Prix du pétrole Réalisé par baril ($)
105,7
108,0
-2%
Prix du gaz Réalisé par thermie (pence)
65,6
58,5
12%
A déclaré aujourd'hui le AIDAN LOURD, CHEF DE LA DIRECTION, a déclaré:
"Tullow bons résultats en 2013. Thebusiness généré près de 2 milliards de dollars d'exploitation flowand de trésorerie a mis en place un système flexible
et un bilan solide. Le Groupe a livré une autre année d'exploration et d'évaluation et succès la croissance de la production et
fait des progrès significatifs avec ses principaux développements au Ghana, au Kenya et en Ouganda qui offriront des augmentations importantes en espèces
s'écouler au cours des 3-5 prochaines années. Un programme d'exploration et d'évaluation ambitieux est prévu pour 2014 qui cible
opportunités dans nos pièces de base en Afrique et les marges de l'Atlantique. Comme les années précédentes, nous visons des ajouts de ressources
de plus de 200 millions de bep et nous sommes bien placés pour une année passionnante de la croissance en 2014 avec un portefeuille enviable de l'actif et
opportunités. "
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Tullow Oil plc - Résultats annuels 2013
2013 Résultats annuels vue d'ensemble
2013 Résultats financiers de Tullow livrés revenus solides, la marge brute et la croissance des flux de trésorerie, principalement due à l'augmentation
la production du champ Jubilee au Ghana et les prix du pétrole et du gaz fermes. Bénéfice des activités poursuivies après impôts diminué
68% à 216 millions de dollars (2012: 666 M $) et le bénéfice de base par action a été de même touché, principalement en raison d'une
combinaison des éléments suivants:
? Une diminution des profits sur cession de 670 M $ par rapport à 2012, qui incluait le gain sur l'Ouganda $ 2,9 milliards
ferme-bas annoncé en Février 2012;
? Une augmentation de l'exploration des radiations de 200 millions de dollars à $ 871 (2012 671 millions $);
? Une réduction de la charge d'impôt sur le revenu de 353 millions de dollars à 97 $ (2012: 450 millions) qui reflète le bénéfice inférieur avant
impôt, la charge $ 142 000 000 d'impôt en 2012 sur l'Ouganda ferme vers le bas et le bénéfice de crédits d'impôts différés norvégiens dans
rapport à l'exploration des radiations et
? 100 millions de dollars, une augmentation de 7% de la marge brute à 1,4 milliards $ (2012: 1,3 milliard) reflétant une augmentation de 9% du volume des ventes
et une augmentation de 13% du chiffre d'affaires à 2,6 milliards de dollars en 2013 (2012: 2,3 milliards).
Succès d'exploration significatif
Tullow a eu un succès d'exploration significatif à terre en Afrique de l'Est et large de la Norvège au cours de l'année. Le Groupe a dépassé
son objectif d'ajouts de ressources contingentes de 200 millions de bep par an. Au Kenya, Tullow a maintenant découvert plus de 600
MMBO brut de sept sur sept puits réussis dans un bassin depuis Mars 2012 et a dix de plus amples tertiaire Rift bassins
d'explorer à travers le Kenya et l'Ethiopie. Puits offshore majeurs ont moins bien réussi en 2013, en particulier au large des côtes Guyane française.
En 2014, Tullow prévoit d'investir environ 1 milliard de dollars dans l'exploration et l'évaluation de grandes campagnes en Mauritanie,
Norvège, le Kenya et l'Ethiopie et un premier Guinée et au large des côtes.
Flux de trésorerie solides et la production
En 2013, le cash flow opérationnel avant les mouvements de fonds de roulement a augmenté de 7% à 1,9 milliards $ (2012: 1.8 milliard de dollars) que le
Groupe a continué à développer ses marges élevées production Afrique de l'Ouest. La production moyenne d'intérêt de travail a augmenté de 6% à
84200 boepd cours de l'année. Les retards en 2013 à terre usine de transformation de gaz de la Ghana National Gas Company, il faudra
autres options d'élimination des gaz à considérer pour atteindre un taux de production brute moyenne de l'ordre de 100 000
BOPD du champ de Jubilee en 2014. moyenne de groupe de travail d'intérêt production en 2014 devrait être de l'ordre 79000 -
85000 boepd.
Les grands projets de développement
Le développement du RTE au large du Ghana est sur la bonne voie pour la première huile à la mi-2016, sur la base autour d'un FPSO avec une production
capacité de 80 000 barils par jour. Tullow continue de progresser un farmdown de RTE pour réduire participation dans le projet, tout en conservant
d'opérateur. En préparation pour la prochaine phase de l'investissement dans le champ de Jubilee, les discussions se poursuivent avec le
Gouvernement du Ghana sur l'approbation du plan Jubilé plein développement du champ (FFD). En Février 2014, un protocole
d'entente (MoU) a été signé entre le Gouvernement de l'Ouganda et Tullow, CNOOC Ltd et Total qui expose
le cadre pour le développement du bassin du lac Albert Rift qui cible plus de 200.000 barils par jour la production brute. Au Kenya,
le gouvernement a donné son soutien à des études de développement à commencer à la coentreprise vise à atteindre
la sanction du projet de développement, y compris un pipeline d'exportation en 2015/2016.
Bilan diversifié
Le Groupe a renforcé son bilan en diversifiant ses sources de financement à l'émission de 650 millions de dollars de 6% supérieur
échéance en 2020 au pair en Novembre 2013. En 2013, Tullow ont dépensé 1,8 milliards de dollars en dépenses en capital. 2014 les dépenses en capital
on prévoit que 2,2 milliards de dollars. À la fin de Décembre 2013, le Groupe avait une dette nette de 1,9 milliards de dollars, dette inutilisé
capacité de 2,4 milliards de dollars.
modifications du conseil d'administration, assemblée générale annuelle, dividendes
Lors de l'assemblée générale annuelle (AGA) le 30 Avril 2014, David Bamford prendra sa retraite après neuf années de service exceptionnel.
Ann Grant sera le remplacer comme Senior Independent Director. Jeremy Wilson a rejoint le Conseil en Octobre 2013 après une
carrière chez JP Morgan. Il deviendra président du comité de rémunération après l'AGA 2014. Compte tenu de
Travail les engagements de Tullow en 2014 et l'état d'équilibre de la production du Groupe, le Conseil d'Administration recommande un
dividende final inchangé de 8,0 pence par action, portant le versement total pour l'année à 12,0 pence par action.
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Tullow Oil plc - Résultats annuels 2013
Opérations avis
OUEST ET AFRIQUE DU NORD
2013 production
65000 boepd
Total des réserves et des ressources
665,6 millions de bep
2013 Chiffre d'affaires
2,247.5 millions de dollars
2013 l'investissement
$ 811 000 000
Ghana
Tullow a des intérêts dans deux licences offshore au Ghana. Le champ de Jubilee est à cheval sur la plate-forme Deepwater Tano et West Cape
Trois licences Points, tandis que le Tweneboa-Enyenra-Ntomme (RTE) le développement de la grappe est entièrement situé dans le Deepwater
Licence Tano. En 2013, le champ de Jubilee en moyenne à environ 100 000 barils par jour la production brute et de gouvernement du Ghana
approbation a été reçue pour le Plan de développement (PoD) RTE, deuxième majeur du Groupe exploité développement au Ghana.
En 2014, Tullow prévoit que la production brute du champ de Jubilee à la moyenne de 100.000 barils par jour.
Jubilé
Assetwhich large le champ Jubilee est le vaisseau amiral de Tullow exploité a contribué pour environ 40% de la production totale du Groupe
en 2013. Le rendement du réservoir continue d'être forte et la phase 1A puits intercalaires sont en cours d'achèvement, au besoin.
Planification du travail se poursuit également dans le développement et de forage des possibilités supplémentaires qui étendent considérablement le champ
plateau. Le premier arrêt de maintenance prévu du Jubilé FPSO Kwame Nkrumah a été complété avec succès à la fin de
Septembre 2013. La production du champ a été affectée au cours du deuxième semestre de 2013 en raison d'un certain nombre de non planifiée
des arrêts du système d'injection d'eau de l'installation flottante. Le système est maintenant pleinement opérationnel et pression réservoir et la capacité bien
ont été restaurés à plus de 130 000 barils par jour.
Au cours de 2013, la Ghana National Gas Company a annoncé de nouveaux retards pour le démarrage de l'usine onshore de traitement de gaz
ce qui est nécessaire pour permettre l'exportation de gaz associé du Jubilé. L'usine de gaz est maintenant devrait être pleinement opérationnel dans le
deuxième semestre de 2014. En conséquence de ce retard en cours dans l'exportation de gaz, les partenaires du jubilé ont eu à poursuivre divers
d'autres options de traitement de gaz. Au quatrième trimestre de 2013, un troisième puits d'injection de gaz a été foré et mis en ligne.
Cependant, ce bien a eu un impact limité. Des discussions sont en cours avec le gouvernement du Ghana sur d'autres alternatives,
y compris le brûlage limité, qui permettra le domaine de la moyenne de 100.000 barils par jour brut en 2014.
RTE
Le 29 mai 2013, le gouvernement du Ghana a officiellement approuvé la RTE PoD. Cela a ouvert la voie à Tullow et ses partenaires
à procéder à l'élaboration. Le projet est en bonne voie pour livrer la première huile à la mi-2016, qui sera suivie par une constante
rampe jusqu'à une capacité de production prévue FPSO brut de 80 000 barils par jour.
Projet de développement du RTE nécessitera le forage et l'achèvement d'un maximum de 24 puits de développement qui seront
relié par l'infrastructure sous-marine à un navire FPSO, amarré dans environ 1 500 mètres d'eau. Le coût global
de développement est estimé à 4,9 milliards de dollars, excluant les coûts de location FPSO. Tous les contrats importants, y compris le FPSO et
infrastructures sous-marines ont été attribués et la plate-forme de l'Ouest Leo a été fixée pour effectuer le forage et l'achèvement de
les puits de développement. En Octobre 2013, le négoce pétrolier Centennial Jewel est arrivé dans le chantier naval de Jurong à Singapour,
où il a commencé sa conversion en FPSO RTE. L'évaluation des domaines RTE a été achevée en 2013 avec le forage
du puits Enyenra-6A. Le forage de développement a commencé en 2014 avec le forage de l'injection d'eau Nt-04 et en-01
puits.
Suite à l'approbation de la nacelle, Tullow a demandé le consentement du gouvernement de la ferme vers le bas son intérêt pour le projet TEN
tout en restant opérateur. Le processus ferme le bas se poursuit en parallèle au projet de développement. Dépenses de Capex brut
pour 2014 sur le projet de RTE devrait être d'environ 1,2 milliards de dollars.
Exploration et évaluation
L'exploration Sapele-1, qui a été achevée en Février 2013, a été bouché et abandonné comme un trou sec. Ce
terminé notre forage de Deepwater Tano la licence qui a expiré le 18 mai 2013, avec le reste, non prospective
superficie étant abandonné. La zone Unité Jubilé, le développement et la zone de production de RTE et la zone de découverte Wawa
sont conservés.
Dans la seconde moitié de 2013, l'évaluation Akasa-2A a été foré et testé avec succès la mesure en aval-pendage de la Akasa
accumulation. Le partenariat prévoit des activités d'évaluation supplémentaires en 2014 dans le West Cape Three Points licence
qui aidera à identifier le plan de développement optimal pour les champs d'acajou, teck et Akasa. En Janvier 2013, le
zone de découverte associée à la découverte Banda sur la West Cape Three Points licence a été abandonné.
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Tullow Oil plc - Résultats annuels 2013
Mauritanie
En Mauritanie, Tullow a commencé sa campagne de forage d'exploration en Août 2013, en ciblant de nouveaux jeux plus profondes dans le
bassin offshore mauritanien. Le premier puits, Frégate-1, dans la licence C-7, a été foré à une profondeur de 5426 mètres et a
rencontré jusqu'à 30 mètres cubes de gaz-condensat et de pétrole salaire net dans plusieurs sables et les données va maintenant être intégré avec
Régionaux de sismique 3D enquêtes de Tullow. Le puits est bouché et abandonné et la plate-forme se déplace à percer le Tapendar
perspective dans le bloc C-10. Cette sauvage et a réalisé une percée technique important en établissant un nouveau jeu d'huile dans
turbidites du Crétacé tardif en eau profonde. Alors, une évaluation et une analyse encourageants seront nécessaires avant de suivi
les activités de suivi.
L'approbation d'un plan de développement sur le terrain par le gouvernement de la Mauritanie a permis des progrès à faire sur le
Banda gaz au développement de la puissance. Les offres d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction ont été reçus et pré-attribution
des négociations sont en cours avec les entrepreneurs. Discussions commerciales sur l'accord de vente de gaz et d'électricité associée
contrats d'achat sont en cours et sont essentiels à la sanction finale de ce projet.
La production nette du champ de Chinguetti en Mauritanie, qui est un type de jeu distincte de l'intérêt d'exploration du Groupe,
en moyenne un peu plus de 1300 boepd en 2013, qui est en ligne avec les attentes.
Gabon
Production nette moyenne 13 300 barils par jour Gabon en 2013, légèrement inférieur aux attentes en raison de l'impact d'un secteur pétrolier
travailleurs la grève pour Mars 2013 et retards dans les programmes de forage intercalaire prévues à Tchatamba. Le forage Tchatamba
programme de ré-a commencé en Décembre 2013 avec les plans de forage de quatre puits, ainsi que deux puits intercalaires éventuels, et ce sera
suivie d'une campagne bien trois sur le terrain Turnix. Le champ Limande continue de dépasser les attentes en raison de deux
puits forés dans le Sud du champ au cours de l'année.
Une découverte de pétrole des carbonates modeste a été faite par le MOBA-1 bien en Octobre 2013, dans la licence DE-7. Un essai d'écoulement est en cours
effectuée pour déterminer la taille potentielle de la découverte. Le puits d'exploration Perroquet dans la licence Kiarsseny Marine
a été achevé en Décembre 2013 et a été bouché et abandonné comme un trou sec. L'interprétation des données acquises à partir de
une enquête sur la 3D pré-sel Spoutnik perspective dans le bloc Arouwe complexe a été achevé à la mi-2013, avec le forage
devrait débuter dans la première moitié de 2014.
Guinée équatoriale
Le champ Ceiba a enregistré de bons résultats en 2013 suite à l'achèvement d'un reconditionnement et le forage intercalaire succès
programme dans la première moitié de l'année, avec les deux derniers producteurs à venir en ligne en Juillet et Septembre 2013.
Le programme a augmenté sa production, avec une production nette moyenne 3.500 barils par jour pour l'exercice complet. Une nouvelle sismique 4D
enquête est prévue pour 2014 en prévision d'une nouvelle campagne de forage en 2017.
La production nette du complexe Okoumé a été stable, mais légèrement en deçà des attentes, avec une moyenne de 6.200 barils par jour pour la
année complète. Un important programme de forage intercalaire de 14 puits a débuté en Octobre 2013 et devrait se poursuivre jusqu'à la mi-
2016 qui devrait améliorer considérablement la production et la vie de cet actif.
Côte d'Ivoire
Le puits d'exploration Calao-1X dans le bloc CI-103 a été achevée en mai 2013, avec le gaz non-commercial bien rencontrer
condensats. En Décembre 2013, Tullow a annoncé que l'évaluation Paon-2A et dans la licence CI-103 au large de la Côte
d'Ivoire avait déterminé l'étendue en aval-pendage de l'accumulation de l'huile Paon. Le puits a rencontré l'eau en dessous de l'huile
accumulation découvert au puits et l'exploitation forestière pression Paon-1X a situé le contact huile-eau et probablement un montant estimé à
colonne de 700 mètres d'hydrocarbures. Tullow et ses partenaires de bloc sont en train d'examiner les options pour l'avenir.
La campagne de forage intercalaire dans les domaines de l'Est et de l'Ouest Espoir a été retardé en 2013 en raison de problèmes de performances avec le
entrepreneur de forage. Le retard de cette activité a été partiellement compensée par une bonne disponibilité et les performances des installations de production de gaz
du champ résultant de la production de l'exercice de 3500 boepd. L'opérateur est actuellement bien avancé dans le recrutement
une unité de forage alternative pour la campagne de 11 puits qui est maintenant prévu de commencer dans la seconde moitié de 2014. Ce
campagne aura un impact significatif sur la production du champ dans la dernière partie de 2014 et les années à venir.
Congo (Brazzaville)
Production de champ de M'Boundi est stable tout au long de 2013, en moyenne 2600 net boepd, avec une forte contribution de la
région sud-est du champ après la découverte d'une extension de sud-est en 2012. Pour optimiser les performances, f notre remplissage
puits ont été achevés dans les six derniers mois et le nombre d'appareils de forage pour 2014 vont augmenter de un à trois, ce qui permet à
16 puits qui seront livrés par an dans le cadre de la stratégie de réaménagement de terrain.
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Tullow Oil plc - Résultats annuels 2013
Guinée
Tullow et ses artenaires p traitent 4.000 kilomètres carrés de données 3D que les préparatifs se poursuivent pour commencer le forage en eau profonde de la Fatala
perspective (anciennement nommé Eos) au deuxième trimestre de 2014. Tullow a pris d'exploitant de la concession d'exploration
en Avril 2013.
Libéria et en Sierra Leone
En Juin 2013, Tullow a renoncé à ses intérêts dans les blocs LB-16 et LB-17 au large du Libéria après un examen détaillé de la
résultats à ce jour de notre Afrique de l'Ouest marge de transformation superficie. Tullow conserve ses intérêts dans le bloc 15 au Libéria et bloc
SL-07B-11 en Sierra Leone, et évalue actuellement les options pour ces blocs avec des partenaires.
Afrique australe et orientale
2013 production
NIL
Total des réserves et des ressources
579,8 millions de bep
2013 Chiffre d'affaires
NIL
2013 l'investissement
$ 515 000 000
Kenya
Au Kenya, Tullow exploite cinq blocs onshore dans le système du Rift Est africain tertiaire couvrant environ 65 000 km ² et a
entre 50% et 65% des intérêts dans ces licences. Le Groupe a continué à faire d'excellents progrès avec son exploration
campagne dans le nord du Kenya de découvertes sept sur sept forés depuis le début de l'exploration tertiaire Rift bassins
programme. En Janvier 2014, à la suite des découvertes importantes faites à ce jour, Tullow mis à jour son estimation de
ressources découvertes dans ce bassin un nord du Kenya à plus de 600 brut MMBO avec un potentiel de plus d'un milliard de barils
de l'huile. Compte tenu des résultats obtenus jusqu'à présent dans ce bassin unique, Tullow estime que sa superficie dans le nord du Kenya a le potentiel de
une nouvelle importante province pétrolière.
La superficie terrestre couvre plusieurs bassins d'effondrement qui ont des caractéristiques similaires à celles du lac Albert Rift bassin en Ouganda. A
inventaire important de prospects et perspectives a été identifié, à ce jour, à travers cette superficie suite à l'acquisition de
60 000 km ² de FTG et 5840 km de sismique 2D. Le forage d'exploration et de l'activité de contrôle dans la région ont commencé en Janvier
2012 avec le forage du puits Ngamia-1 bien suivie par le Twiga Sud-1 et sur la délimitation des défauts bassin Lecture. Ces initiale
découvertes ont tous deux été testé avec succès en découlent Février et Juillet 2013. Les deux puits ont coulé au taux contraints
de près de 3000 barils par jour de 25 à 35 degrés API huile cireuse douce sans indication d'épuisement de la pression, et sans contrainte
taux de plus de 5000 barils par jour par puits sont considérés comme possible.
En mai 2013, le forage a commencé le Etuko perspective, à 14 km à l'est de Twiga South-1 dans le bloc 10BB. Le bien réussi
ouvert du bassin flanc Jouer dans la partie orientale du bassin Lokichar Sud. Ekales-1 forage commencé en Juillet 2013 et
la poursuite de la course réussie de découvertes sur la Lecture bassin de délimitation défaut, sur la tendance avec Ngamia et Twiga Sud. La
Ekales-1 a été suivie de deux autres découvertes à agete-1 en Novembre 2013 et Amosing-1 en Janvier 2014. La
septième découverte dans le bassin à jour est également venu en Janvier 2014 à EWOI-1, qui a continué à écarter les risques du bassin flanc Lecture
ouvert par Etuko-1 au début de 2013. Essais de puits à Etuko-1 a été achevée et coulé à un taux combiné de plus de 550
boepd. Zones de rémunération potentiels supplémentaires n'ont pas pu être testé en raison de la grande taille du trou et si la plate-forme de forage est maintenant un 650
mètre bien, Etuko-2, d'évaluer et potentiellement tester cet intervalle profonde.
Les activités en cours comprennent le test de la Ekales-1 bien et le forage de Emong-1 et Twiga Sud-deux exploration et
puits d'appréciation.
Un important programme de quelque 40 puits d'exploration et d'évaluation dans les deux années à venir sera d'évaluer non seulement le Sud
Bassin Lokichar mais à un autre six séparé tertiaire Rift bassins dans la superficie du Kenya de Tullow. Tullow est actuellement
exploite trois plates-formes, le PR Marriott 46, Weatherford 804 et plates-formes Sakson PR5 et une unité de reconditionnement, le SMP-5.
Compte tenu des volumes importants découverts et l'exploration approfondie, l'évaluation et le programme sismique prévues pour pleinement
évaluer le potentiel de hausse du bassin Lokichar Sud, Tullow et ses partenaires ont convenu avec le Gouvernement du Kenya
de commencer des études de développement. En outre, le partenariat est impliqué dans une vaste étude pré-FEED pour une exportation
pipeline. L'ambition actuelle du gouvernement du Kenya et le partenariat de joint-venture est de parvenir à la sanction du projet
pour le développement, y compris un pipeline d'exportation, en 2015/2016. Si d'autres succès d'exploration s'ouvre bassins supplémentaires, il
sera portée pour le développement à être élargi.
Dans la terre Anza bassin, Bloc 10A, Tullow a testé un jeu Mésozoïque à l'engagement Paipai-1 bien dans Mars 2013,
rencontrer des indices d'hydrocarbures légers. La licence a par la suite été abandonné que le partenariat se concentre son
activités sur la principale Rift tertiaire Jouer à travers le Kenya et l'Ethiopie.
Tullow a également une participation de 15% dans le bloc offshore L8, ciblant une marge distincte Transformer Play, mais la licence a été
abandonné en Janvier 2014.
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Tullow Oil plc - Résultats annuels 2013
Ethiopie
En Ethiopie, Tullow a un intérêt exploité à 50% dans le bloc South Omo, son intérêt le plus au nord dans le Kenya et l'Éthiopie
Système de Rift tertiaire. Au moins trois bassins indépendants ont été identifiés. En Janvier 2013, Tullow forage a commencé
Sabisa-1, le premier bien à cette frontière superficie dans le bassin de l'Omo Sud. Les réservoirs de sable de qualité bien rencontrés
contenant des émissions de gaz lourds et une section de schiste épais. Tullow alors foré le Tultule-1 et dans le même bassin quatre kilomètres
est de Sabisa-1. En Décembre 2013, le puits a été abandonné comme un trou sec avec des spectacles de gaz enregistrées. La présence de la source
roches, sables du réservoir et de bons joints sont encourageants pour les nombreux pièges limitées de défaut identifiés ailleurs dans le bassin
où quelque 10 prospects ont été identifiés.
La plate-forme OGEC se déplace actuellement à la Chew Bahir bassin de percer la perspective Shimela dans la partie orientale de la
Bloc South Omo où nouvelle sismique a délimité un certain nombre de perspectives inédites, dont certaines ont encourageante
anomalies d'amplitude sismique. Le puits est prévu pour forer à la fin du premier trimestre de 2014 dans le but de derisking
quelques 15 autres perspectives et pistes à travers le bassin.
Ouganda
Tullow a une participation d'un tiers dans chacune des quatre licences dans le bassin du Rift lac Albert. Responsabilités opérationnelles au sein de la
bassin sont divisés entre les partenaires: Total opère EA-1 et EA-1A; Tullow opère EA-2 et CNOOC Limited exploite
la licence de production de Kingfisher.
Les activités opérationnelles ont mis l'accent sur l'achèvement de nombreux puits d'évaluation et des essais d'écoulement avec des résultats atteignant ou
dépassant les attentes. Il s'agit notamment de la Waraga-3 et qui a découvert 93 mètres de salaire net de pétrole, le plus grand décompte de salaire
depuis le début de la campagne, et la Jobi-6 et qui a testé avec succès les techniques de forage horizontal, ce qui
amélioration de la productivité des puits. En outre, une 352 kilomètres carrés acquisition sismique 3D à travers EA1 se poursuit avec plus de la moitié de l'
programme maintenant terminée. Ces activités couronnées de succès continuent à soutenir nos estimations de ressources récupérables brutes de
environ 1,7 milliards de barils de pétrole.
Un protocole d'accord (MoU) de convenir d'un plan de commercialisation avec le gouvernement de l'Ouganda a été signé le
5 Février 2014. Le concept protocole d'accord implique un développement intégré de l'amont, un pipeline d'exportation et une raffinerie
de 60 000 barils par jour à être développés de façon modulaire à partir de 30 000 barils par jour. Un investisseur principal de développer la raffinerie est
devrait être choisi par le gouvernement de l'Ouganda à la fin de la première moitié de 2014. Le partenariat se poursuit une
étude de pré-FEED complet pour le pipeline d'exportation de pétrole brut.
Le partenariat a présenté des demandes de licence de production (PLA), y compris les plans de développement sur le terrain (PEF), pour sept
les champs en ligne avec le plan de commercialisation convenu dans le protocole d'accord. PLA restants et les PDF seront présentées au cours de
2014. Le FDP pour la zone de découverte Kingfisher a été approuvée et les conditions de licence de production ont été atteints.
Le travail de planification du développement a continué avec un accent important mis sur la réduction du coût global de la
développement. Ce travail a donné lieu à plusieurs milliards d'économies en dollars, principalement en raison de l'optimisation de la conception et bien
les nombres et la conception de l'infrastructure de surface.
En Juin 2013, Tullow a reçu un jugement en sa faveur dans le cas de l'impôt procédure devant la Haute Cour contre Heritage Oil et Gas Ltd
et Heritage Oil plc (ci-patrimoine »). Lors de la prise en compte des charges d'intérêt, Tullow a reçu un paiement total de
obtenu environ 346 millions de dollars en Août 2013. Patrimoine a fait une application directe de la Cour d'appel la permission d'
interjeter appel du jugement qui a été accordée le 20 Septembre 2013. Une audience en appel est prévue pour le 7 et 8 mai 2014
jugement en raison de l'automne.
Tullow a également été évalué par l'Administration fiscale de l'Ouganda pour les gains en capital sur la ferme-bas à CNOOC Limited
et Total. L'évaluation de 473 millions de dollars est contestée par Tullow. Après le paiement de 142 millions de dollars à l'URA sur
compte, étant de 30% du montant de la cotisation que Tullow a été tenu de payer en vertu de la loi ougandaise, afin de contester la
évaluation, l'affaire a été entendue devant le Tribunal d'appel de l'impôt à Kampala avec une décision attendue d'ici mai 2014. Sur
l'avis de l'avocat principal, le Groupe estime qu'il a un dossier solide en vertu du droit international et de l'Ouganda et
considère actuellement le résultat le plus probable d'être que toute la responsabilité sera à un niveau similaire à la somme déjà versée sur
compte.
La découverte Ngassa, qui s'étend sous le lac Albert, a été radié en raison de l'évaluation et de développement offshore
étant actuellement non rentable.
Namibie
Il a poursuivi des progrès sur le gaz de Kudu de projet d'énergie en 2013. Le plan d'aménagement révisé reçu
l'approbation du gouvernement, la conception technique frontale a été achevée et offres contractuelles sont en cours a progressé pour un FPSO
et l'équipement sous-marin. Négociations de l'accord de vente de gaz progressent également en parallèle. Le partenaire de Tullow, Namibie
compagnie pétrolière nationale Namcor, est à la recherche de l'équité en ferme-out et a nommé Deloitte pour gérer ce processus. Tullow
s'attend à examiner une décision finale d'investissement en 2014.
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Tullow Oil plc - Résultats annuels 2013
En Octobre 2013, Tullow a complété une ferme en Namibie licence EL 0037, la prise en charge d'opérateur de Pancontinental.
Acquisition de 3.000 km ² de la 3D et 1.000 km de données sismiques 2D a commencé en Janvier 2014 dans la licence.
Mozambique
En Juillet 2013, la Cachalote-1 bien et déviation, situé dans la zone 2 au large des côtes du Mozambique, a découvert 38 mètres cubes de gaz humide
portant grès dans la cible supérieure. Le bien a également été foré Buzio en Septembre 2013, mais n'a pas réussi à la rencontre
des hydrocarbures. En outre le retraitement sismique est en cours pour établir la prospectivité potentiel supplémentaire dans la zone 5 et
cela est prévu pour être achevé d'ici le deuxième trimestre de 2014, ce qui permet pour un puits d'exploration potentiellement commencer
avant l'expiration de la licence en Juillet 2014.
Madagascar
Les négociations pour une ferme-bas de Bocks 3109 et 3111 à Madagascar devraient se terminer avant la fin de Février
2014. La planification est en cours pour exécuter un programme sismique dans le bloc 3109 et de forer un puits dans le bloc 3111.
EUROPE, AMERIQUE DU SUD ET ASIE
2013 production
19200 boepd
Total des réserves et des ressources
163,4 millions de bep
2013 Chiffre d'affaires
$ 399 400 000
2013 l'investissement
$ 474 000 000
Norvège
Tullow a commencé sa campagne d'exploration à fort impact en Norvège en 2013 et au début de Septembre 2013, le Groupe a réalisé un
jouer l'ouverture découverte de pétrole léger à la Wisting centrale et dans le bassin de Hoop-Maud dans la mer de Barents. Le Wisting
Alternative bien ciblé, une formation sans lien profond et a été foré en Octobre 2013, mais l'huile rencontré montre en mauvais
réservoir qualité rocher et a été bouché et abandonné. La découverte Wisting centrale sera évaluée en 2014 et
cette découverte significative dé-risque perspectives peu profondes similaires dans la licence.
Autres résultats de puits au cours de l'année inclus l'exploration 31/3-4 bien sur la perspective Mantra en Décembre 2013, qui
rencontrées sables qualité du réservoir, mais tous les intervalles étaient mouillé. Fait encourageant, le bien potentiellement pénétré l'extrême
bas degré d'immersion du Kuro perspective, où des traces d'hydrocarbures ont été identifiés. En Juin 2013, le 7/34 et sur la
Carlsberg perspective a été achevée, mais n'a pas rencontré d'hydrocarbures. Le bien Mjøsa dans le bloc PL 511 a également été achevée
en Juin 2013 et a découvert des volumes de gaz Uncommercial en grès de la qualité du réservoir. L'activité future en Norvège comprend
Butch Orient et en PL405 qui a commencé le forage à la fin de l'année 2013 avec un résultat attendu dans le premier trimestre de 2014.
Tullow prévoit de forer son prochain exploités bien, la perspective Gautama dans le bloc PL 550, au cours du premier trimestre de 2014.
Tullow a obtenu avec succès trois nouvelles licences dans le cycle d'octroi de licences norvégienne 22 en Juin 2013. Les licences se trouvent
dans les zones frontalières de l'ouest, le nord et le centre de la mer de Barents et Tullow va détenir des actions non-exploités de 20-40%.
La production du champ Brage en Norvège était en ligne avec les attentes, avec une moyenne de 300 boepd net pour l'exercice complet.
Royaume-Uni et Pays-Bas
Production en année pleine dans les actifs sud de la mer du Nord de Tullow a été en ligne avec les attentes avec 9200 boepd au Royaume-Uni
et 5300 boepd aux Pays-Bas. Production au Royaume-Uni a été complété par le forage et de l'achèvement de la
Schooner-11 et qui est entré en service en Octobre 2013 à un taux de 35 mmscfd. Performance aux Pays-Bas a été
soutenue en raison de la K8 A 308 et puits B11 K12 qui ont été mis en production en Avril 2013.
Au Royaume-Uni, Tullow a renoncé à la découverte Cameron exploité dans le bloc 44/19b, avant l'expirant de licence.
Aux Pays-Bas, l'exploration Vincent Tullow fonctionnant bien commencé le forage en Octobre 2013 et a été avec succès
foré à une TD de 4027 mètres. Le puits a rencontré une colonne de gaz de 72 mètres et un salaire net de 25 mètres et a été
testé à un taux stable de 64 mmscfd. Vincent et a donc ouvert avec succès la sous-exploré Pays-Bas
Carbonifère jeu sous-culture qui a si bien réussi dans le plateau continental britannique. Ces résultats vont maintenant être incorporés
dans notre modèle géologique régional.
Comme annoncé précédemment, la vente d'actifs sud de la mer du Nord a été restructuré.
Groenland
De Tullow la ferme-pour le Bloc 9 (licence TooQ) a été achevé en Décembre 2013 et une perspective d'huile très matériel, peut-être le
Le plus grand dans la région, a été cartographiée à partir de données sismiques 3D récemment transformés. Tout au long de 2013, Tullow et son conjoint
partenaires de l'entreprise ont travaillé sur un programme de travail technique et non technique afin de décider de forer un
puits d'exploration en 2015. Cette décision sera prise que si Tullow est convaincu que toutes les mesures nécessaires technique, de l'environnement,
la sécurité et les normes sociales ont été atteints.
Guyane française
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Tullow Oil plc - Résultats annuels 2013
Le programme de forage Guyane française a été achevée en 2013. Priodontes-1 (GM-ES-3) a été déclaré infructueux en Avril
2013 en raison d'un problème spécifique piège sans conséquences matérielles pour prospectivité ailleurs dans le bloc. GM-ES-4 sur le
Perspective Cebus a été achevée en Juillet 2013 et alors qu'il était important développement des sables ciblées, pas
hydrocarbures ont été trouvés et le puits a été bouché et abandonné. Le bien final du programme de forage, GM-ES-5, était
foré dans la jambe de l'eau de la piscine 1 Zaedyus-huile et délimité le contact huile-eau. La plate-forme Stena IceMax était
démobilisés et à gauche du bloc au début de Décembre 2013. T ullow intègre actuellement les résultats de 2013 puits dans
notre modèle géologique afin que nous puissions mieux comprendre la prospectivité reste considérable et déterminer l'avenir
programme de travail de la licence.
Suriname
Au Suriname, les interprétations sismiques d'une enquête 3D 3000 km carrés pris sur bloc 47 à la fin de 2012 confirment la présence de
principaux systèmes turbiditiques en eau profonde. Un inventaire de perspective intéressante a été achevé et évalué, avec le
Goliathberg / Votzberg Sud perspective identifié un potentiel d'exploration bien pour 2015.
Dans la première moitié de 2013, Tullow termes avec Teikoku Oil (Suriname) Co., Ltd, une filiale de INPEX CORPORATION, a accepté de
ferme pour le bloc offshore 31. Tullow a acquis une participation de 30% (INPEX de conserver 70%), l'objet de sanctions de l'huile de l'Etat
entreprise, Staatsolie qui est attendu dans le premier trimestre de 2014.
Tullow et Statoil ont fait une offre conjointe réussie pour le bloc offshore 54, dans le Suriname ronde internationale Offre 2013. Tullow
sera l'opérateur avec un intérêt de 50%.
Guyane
Au deuxième trimestre de 2013, Tullow a conclu un accord avec Repsol pour obtenir une participation de 30% dans la nouvelle définition
Kanuku bloc offshore Guyane . La transaction a été réalisée en Décembre 2013 après l'approbation du gouvernement. Repsol
est l'opérateur avec 70% du capital et Tullow 30% des capitaux propres. 2D (857 kms) et 3D (3175 kilomètres carrés) sismique a été acquise en
Décembre 2013.
Uruguay
Tullow a signé un accord en Avril 2013 à affermer participation de 30% à INPEX Uruguay Ltd sur le bloc 15. Ce
opération a été réalisée en Décembre 2013. A 2000 km carrés programme sismique 3D a été achevé en Septembre 2013,
l'interprétation des données en cours, remplissant la phase 1 des engagements de la licence.
Bangladesh et Pakistan
Dans le cadre des cessions prévues, Tullow a conclu la vente de ses actifs Bangladesh à KrisEnergy Asia Holdings Ltd
Décembre 2013. Tullow attend l'autorisation du gouvernement pour compléter la vente de ses actifs à Ocean Pakistan Pakistan Ltd
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Tullow Oil plc - Résultats annuels 2013
examen de la Finance
2013 APERÇU DES RÉSULTATS
Production et des matières premières
Production en part en moyenne 84 200 boepd, soit une augmentation de 6% pour l'exercice (2012: 79 200 boepd). Il s'agit principalement d'
en raison de la production accrue du champ Jubilee compensée par le déclin des champs matures en Europe et en Asie. Les volumes de ventes
moyenne 74 400 boepd, en hausse de 9% par rapport à 2012.
En moyenne, les prix du pétrole en 2013 a été légèrement inférieur à celui de 2012. Prix du pétrole Réalisé après couverture pour 2013 était de 105,7 $ US / baril
(2012: 108.0/bbl US $), en baisse de 2%. Prix du gaz en Europe en 2013 ont été plus élevés en 2012. Le prix du gaz européen réalisé
après couverture pour 2013 était de 65,6 pence / therm (2012: 58,5 pence / therm), soit une augmentation de 12%.
Les coûts d'exploitation, les amortissements, dépréciations et charges
Les coûts d'exploitation au comptant sous-jacents, ce qui exclut l'épuisement et l'amortissement et les mouvements dans underlift /-enlèvement, s'élèvent
à 524 millions de dollars, 16.5/boe $ (2012 437 millions de dollars, 14.6/boe $). L'augmentation de 13% des coûts d'exploitation fondamentaux de trésorerie baril
est principalement due à l'impact de la baisse de la production sur les coûts fixes sur les actifs matures et Jubilee activité et reconditionnement cours
2013.
DD & A frais avant dépréciation des actifs de production et de développement se sont élevés à 565 millions de dollars, 17.8/boe $
(2012:
$ 537,000,000; 17.9/boe $). Le Groupe a comptabilisé une charge de dépréciation de 53 M $; $ 1,7 / bep (2012 31 M $;
1.0/boe $) à l'égard d'une augmentation des coûts futurs prévus de déclassement sur le terrain de la Tamise (44 M $), le
différence entre le produit de cession et la valeur comptable nette de Tullow Bangladesh Limited (5 millions) et sur la Brage
domaine en Norvège (4 millions $). La charge de dépréciation après impôts s'élève à 32 millions de dollars.
Les frais d'administration de 219 M $ (2012 191 M $), incluant un montant de 40 M $ (2012 31 M $) associé
la norme IFRS 2 - Paiements fondés sur des actions. L'augmentation des frais généraux et administratifs totaux est due principalement à la suite
croissance du Groupe en 2013 avec l'effectif total de Tullow en hausse de 10% à 1 553 personnes.
Total des coûts radiés
2013
2012
Les frais d'exploration radiés ($ m)
(871)
(671)
Crédit d'impôt différé lié ($ m)
174
70
Les coûts nets d'exploration radiés ($ m)
(697)
(601)
Au cours de 2013, le Groupe a consacré 1,1 milliard de dollars, y compris les frais d'exploration Norvège sur une base après impôt, sur l'exploration et
activités d'évaluation et a radié $ 417 000 000 par rapport à cette dépense. Cela comprenait des radiations en Guyane française
(101 M $), la Norvège (28 millions), le Gabon (28 millions), l'Ethiopie (45 millions) et le Mozambique (77 millions $) et nouveau
les coûts en capital de risque étaient de 75 millions de dollars. En outre, le Groupe a radié 280 millions de dollars par rapport aux années antérieures et dépenses
ajustements de juste valeur en raison de renonciations de licence et les changements de programmes de travail futurs. Cela comprenait écriture
offs au Kenya (79 millions) en raison de l'abandon du bloc 10A, Ouganda (67 millions) en ce qui concerne le bloc offshore
contenant les découvertes NGASSA et Royaume-Uni (30 millions) en raison de l'abandon de la découverte Cameron.
Les instruments dérivés
Tullow continue d'entreprendre des activités de couverture dans le cadre de la gestion courante de ses risques d'affaires pour se protéger contre
la volatilité et à assurer la disponibilité des flux de trésorerie pour les réinvestir dans des programmes d'immobilisations qui sont moteurs de la croissance de l'entreprise.
Au 31 Décembre 2013, les instruments dérivés du Groupe avaient une juste valeur nette négative de 70 M $ (2012: négatif $ 59
millions), y compris de la prime différée. Bien que tous produits dérivés du groupe se qualifient pour le moment
la comptabilité de couverture, une charge avant impôts de 20 M $ (2012: charge de 20 M $) par rapport à la variation de la valeur temps de l'
Produits dérivés du Groupe a été reconnue dans le compte de résultat pour 2013.
A 7 Février 2014 la position produits de couverture du Groupe à la fin de 2016 était comme suit:
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Tullow Oil plc - Résultats annuels 2013
Position de couverture
2014
2015
2016
couvertures de pétrole
Volume (bpj)
35500
27500
13000
Prix actuel couverture (en $ / baril)
106.74
101,99
97.57
couvertures de gaz
Volume (mmscfd)
14.46
4,87
0,61
Prix actuel couverture (p / therm)
62.51
64.81
69.30
Les coûts nets de financement
La charge d'intérêts nette pour l'année était de 48 millions de dollars (2012: 49 millions $) et reflète une augmentation des recettes des finances associé
avec les intérêts perçus sur le règlement de l'affaire à l'huile et la Haute Cour de Heritage Gas compensée par une augmentation des coûts de financement.
L'augmentation des coûts de financement est associée à l'augmentation de la dette nette, mais partiellement compensée par une augmentation de la capitalisation
intérêt en raison de début de développement du RTE. La charge d'intérêt nette de 2013 inclut les intérêts courus sur le
Les facilités de crédit du Groupe et la charge financière de déclassement compensée par les intérêts gagnés sur les dépôts bancaires et les emprunts
les coûts capitalisés principalement sur les actifs ougandais.
Imposition
La charge d'impôt de 97 M $ (2012: 450 millions) concerne la mer du Nord, le Gabon, la Guinée équatoriale et au Ghana du Groupe
activités de production compensée par le remboursement d'impôt par rapport à l'exploration de la Norvège et des crédits d'impôt différé lié à
exploration des radiations. Après ajustement pour l'exploration des radiations, au profit d'impôts différés par rapport à la
exploration des radiations et des profits / pertes sur cession, le taux effectif d'impôt sous-jacent du Groupe est de 32% (2012: 41%). La
diminution du taux d'imposition effectif sous-jacent est principalement attribuable à des revenus plus élevés CFP.
Bénéfice des activités poursuivies et le bénéfice de base par action
Bénéfice de l'exercice des activités poursuivies a diminué de 68% à 216 millions de dollars (2012: 666 millions $). Le résultat de base par action
diminué de 73% à 18,6 cents (2012: 68,8 cents).
Dividende par action
Le Conseil d'Administration propose un dividende final de 8,0 pence par action (2012: 8,0 pence par action). Le dividende sera payé le 9
Mai 2014 aux actionnaires sur le registre le 4 Avril 2014 sous réserve de l'approbation des actionnaires à l'assemblée générale annuelle
Réunion qui se tiendra le 30 Avril 2014. Les actionnaires ayant leur adresse au Royaume-Uni seront payés leurs dividendes en livres
Sterling. Ceux avec des adresses enregistrées dans les pays européens qui ont adopté l'euro sera versé leurs dividendes en
Euro. Ces actionnaires peuvent toutefois choisir de recevoir leurs dividendes en soit livres sterling ou l'euro, à condition que cette
il est reçu à registraires de la Société le 15 Avril 2014. Les actionnaires inscrits sur le registre de la succursale Ghana seront payés
leurs dividendes au Ghana Cedis. Le taux de conversion pour les paiements de dividendes en Euro ou le Ghana Cedis sera déterminé
en utilisant le taux de change en vigueur le 16 Avril 2014. Un plan de réinvestissement des dividendes (RRD) est disponible aux actionnaires sur
le registre du Royaume-Uni qui préfèrent investir leurs dividendes dans les actions de la Société. La dernière date de son choix pour le RRD
et de se qualifier pour l'alternative de l'action à l'égard de ce dividende est le 15 Avril 2014.
flux de trésorerie d'exploitation
Cash flow d'exploitation avant de travailler les mouvements de capitaux a augmenté de 7% à 1,9 milliards $ (2012: 1.8 milliard de dollars) à la suite de
l'augmentation des volumes de vente de Jubilé, compensée par la hausse des coûts d'exploitation au comptant. En 2013, ce flux monétaires ainsi augmenté
facilités de crédit a contribué au financement de 2,0 milliards de dollars des dépenses en capital dans les activités d'exploration et de développement, le paiement $ 298 000 000
de dividendes et de l'entretien des installations de la dette.
Les dépenses en capital
2013, les dépenses en capital s'élève à 1,8 G $ (2012: 1,9 milliard) (net d'impôt norvégien) avec 38% investis dans
activités de développement, 12% dans les activités d'évaluation et de 50% dans les activités d'exploration. Plus de 40% du total a été investi
au Kenya, au Ghana et en Ouganda et plus de 70%, plus de 1,3 milliards de dollars, ont été investis en Afrique. Selon les estimations actuelles et
programmes de travail 2014 des dépenses en capital est devraient atteindre 2,2 G $ (net d'impôt norvégien).
Gestion de portefeuille
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Tullow Oil plc - Résultats annuels 2013
Au cours de Décembre 2013, la vente d'actifs Bangladesh terminé résultant en réception de 41 millions de dollars en recettes. Le 11 Octobre
2013, Tullow a signé un accord de vente et d'achat avec Ocean Pakistan Limited, une partie du groupe Hashoo, pour la vente
de la propriété à 100% de la filiale de Tullow Pakistan (TPDL). Gouvernement et l'approbation réglementaire a été demandée et est
prévue au début de 2014. La vente d'actifs sud de la mer du Nord est en cours de restructuration et les ventes de pièces de ce portefeuille sont
devrait avoir lieu graduellement. Suite à la réception des offres initiales, il est devenu clair que la stratégie de vente devait être ajusté
pour refléter les conditions actuelles du marché et de veiller à ce que Tullow reçoit valeur appropriée des actifs qui effectuent
bien avec des flux de trésorerie solides et ont une exploration plus poussée à l'envers. Le processus de cultiver bas l'intérêt de Tullow dans le RTE
Le développement se poursuit avec des propositions en cours d'évaluation.
L'endettement net et le financement
Le 6 Novembre 2013, Tullow a réalisé un placement de 650 millions de dollars de billets de premier rang à 6% échéant en 2020 après avoir offert à l'origine
500 millions $. Le produit net a été utilisé pour rembourser la dette existante en vertu des facilités de crédit de la Société, mais pas
annuler des engagements en vertu de ces facilités. Cette émission obligataire inaugurale a été une étape importante dans l'évolution de Tullow de
la structure du capital et réduit la dépendance sur les prêts des banques commerciales en ouvrant l'accès à une nouvelle source de la dette
capital. Engagements au titre des réserves en fonction facilité de crédit de prêt restent inchangées à 3,5 milliards de dollars de 2012, faire
engagements au titre de la facilité de crédit renouvelable de 0,5 milliard. Au 31 Décembre 2013, Tullow avait une dette nette de 1,9 G $
(2012: 1,0 milliards de dollars). Capacité d'endettement non utilisée à la fin s'élevait à environ 2,4 milliards de dollars. Boîte de vitesse était de 35% (2012:
19%) et l'EBITDA de couverture des intérêts a diminué de 40,2 fois (2012: 48,3 fois). Total de l'actif net au 31 Décembre 2013 s'élève
à 5,4 G $ (31 Décembre 2012: $ 5,3 milliards) avec l'augmentation de l'actif net total dû principalement au profit de l'année
des activités poursuivies.
$ M
Fin de l'année 2012 la dette nette
(989)
Revenu
2647
Les coûts d'exploitation
(524)
Les charges d'exploitation
(222)
Les flux de trésorerie provenant de l'exploitation
1901
Mouvement en fonds de roulement
97
Impôt payé
(252)
Les dépenses en capital
(2009)
Acquisitions
(481)
Cessions
80
Autres activités d'investissement
34
Les activités de financement
(298)
Les liquidités détenues à vendre
1
Gain de change sur la trésorerie et de la dette
7
Fin de l'année 2013 la dette nette
(1909)
Taxe Ouganda et questions juridiques
En 2012, nous avons inclus $ 142 000 000 dans la charge d'impôt du Groupe en matière de litige fiscal des plus-values sur la ferme-Ouganda
bas à Total et CNOOC. Ceci est actuellement engagé dans un processus juridique et sur les conseils de l'avocat principal supérieur, les deux
dans le droit international et de l'Ouganda, nous croyons que nous avons un dossier solide et attendons le résultat le plus probable soit que toute
responsabilité sera similaire à la somme déjà versée sur le compte. Toujours en relation avec l'Ouganda ferme-bas nous continuons à avoir
une créance sur notre bilan au 31 Décembre 2013 $ 358,000,000 contrepartie conditionnelle en raison de l'Ouganda 2012
cultiver en bas de Total et CNOOC. Le montant recouvrable est réelle dépend de la date de réception de certains
l'approbation des projets et devrait être réglé en totalité.
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Tullow Oil plc - Résultats annuels 2013
la gestion du risque de liquidité et de continuité
Le Groupe surveille et gère son risque de liquidité. prévisions de trésorerie sont produits régulièrement et sensibilités courir pour
différents scénarios, y compris, mais sans s'y limiter, les changements dans les prix des produits de base, les différents taux du Groupe de la production
actifs de production et des retards dans les projets de développement. En plus de la flux de trésorerie Group'soperating, la gestion de portefeuille
possibilités sont examinées potentiellement de renforcer la capacité financière et la flexibilité du Groupe. Les prévisions du Groupe,
en tenant compte raisonnablement éventuelles modifications décrites ci-dessus, montrent que le Groupe sera en mesure de fonctionner dans son
facilités de crédit actuelles et avoir une marge financière importante pour les 12 mois à compter de la date d'approbation de 2013
Rapport annuel et des comptes.
2014 principaux risques et incertitudes
Les principaux risques financiers à la performance identifiés pour 2014 sont:
? livraison continue de la stratégie financière à maintenir une liquidité appropriée;
? Assurer le coût et la discipline du capital et de la gestion efficace de la chaîne d'approvisionnement;
? Le prix du pétrole et la volatilité globale du marché, et
? livraison de l'activité de portefeuille prévu.
Les événements survenus depuis fin de l'année
Depuis la date de clôture du bilan Tullow a poursuivi sa gestion exploration et d'appréciation, le développement et portefeuille
activités.
En Janvier 2014, Tullow a annoncé la découverte de pétrole au puits d'exploration Amosing-1 et EWOI-1 dans le bloc 10BB terre
le nord du Kenya. À la suite de ces récents succès, Tullow mis à jour son estimation de ressources découvertes dans ce bassin de
plus de 600 MMBO brut.
Le 5 Février 2014, un protocole d'accord a été signé entre le Gouvernement de l'Ouganda et Tullow, Total
CNOOC et convenir d'un plan de commercialisation à l'échelle du bassin pour le bassin du lac Albert.
2014 perspectives
Tullow a une grande base d'actifs diversifiée dans la production de haute valeur, les développements sélectifs et d'exploration à fort impact.
L'entreprise génère un cash-flow d'exploitation par la production de marge élevée et à la gestion de portefeuille en cours. Nous
financer nos activités grâce à une gestion disciplinée du capital et le maintien d'un solide profil financier. Dans l'ensemble, nous nous attendons à
2014 sera une autre année de progrès pour Tullow avec davantage de croissance de l'activité, le succès de l'exploration continue et
progrès réalisés avec des développements majeurs et la gestion de portefeuille.
FIN
Désistement
Cette annonce de résultats contient certains énoncés prospectifs qui sont assujettis à des facteurs de risque et incertitudes
associé à l'exploration et la production pétrolière et gazière entreprise. Bien que le Groupe estime que les attentes reflétées
ici pour être raisonnable, compte tenu des informations disponibles à eux en ce moment, l'issue réelle peut être sensiblement
différente en raison d'une variété de facteurs, y compris des facteurs spécifiques identifiés dans cette déclaration et d'autres facteurs décrits dans le
2013 Rapport annuel du Groupe.
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Tullow Oil plc - Résultats annuels 2013
État consolidé du résultat global
produits et charges
Exercice clos le 31 Décembre 2013
2013
$ M
2012
$ M
Bénéfice de l'exercice
216.1
666.2
Les éléments qui peuvent être reclassés dans le compte de résultat au cours des périodes ultérieures
couvertures de flux de trésorerie
Gains / (pertes) découlant de l'année
3.4
(3,3)
Ajustement de reclassement pour les éléments inclus dans le résultat sur la réalisation
5.3
11.0
8.7
7.7
Les écarts de change sur la conversion des établissements étrangers
12,7
7.7
Autres éléments du résultat étendu
Impôts relatifs aux autres éléments du résultat étendu
21,4
0,1
15.4
0,1
Autres éléments du résultat étendu pour l'exercice
21,5
15,5
Total du résultat étendu pour l'exercice
237,6
681,7
Attribuable aux:
Propriétaires de la Société
190,5
639,8
Part des actionnaires sans contrôle
47.1
41,9
237,6
681,7
Compte de résultat consolidé
Exercice clos le 31 Décembre 2013
Remarques
2013
$ M
2012
$ M
Activités poursuivies
Le chiffre d'affaires
6
2,646.9
2,344.1
Coût des ventes
(1,206.5)
(999.3)
Bénéfice brut
1,440.4
1,344.8
Les frais d'administration
(218,5)
(191.2)
Gain sur cession
9
29,5
702,5
Les frais d'exploration radiés
10
(870,6)
(670,9)
Le bénéfice d'exploitation
380,8
1,185.2
Perte sur instruments de couverture
(19,7)
(19,9)
Le résultat financier
43,7
9.6
Les charges financières
(91,6)
(59,0)
Bénéfice des activités poursuivies avant impôts
313,2
1,115.9
La charge d'impôt sur le revenu
7
(97,1)
(449,7)
Bénéfice de l'exercice des activités poursuivies
216.1
666.2
Attribuable aux:
Propriétaires de la Société
169,0
624,3
Part des actionnaires sans contrôle
47.1
41,9
216.1
666.2
Bénéfice par action ordinaire découlant des activités poursuivies
¢
¢
De base
2
18,6
68,8
Dilué
2
18,5
68,4
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Tullow Oil plc - Résultats annuels 2013
Bilan consolidé condensé
Au 31 Décembre 2013
Remarques
2013
$ M
2012
$ M
ACTIF
Les actifs non courants
Bonne volonté
8
350,5
-
Actifs de prospection et d'évaluation incorporels
10
4,148.3
2,977.1
Immobilisations corporelles
4,862.9
4,407.9
Investissements
1.0
1.0
Autres actifs non courants
11
68,7
696,7
Les instruments financiers dérivés
6.8
-
Les impôts différés actifs
1.1
4.9
9,439.3
8,087.6
Actif à court terme
Stocks
193,9
163,7
Créances
308,7
238,7
Autres actifs courants
11
944.4
416,6
Actifs d'impôts courants
226,2
28,6
Trésorerie et équivalents de trésorerie
352,9
330,2
Actifs classés comme destinés à la vente
43.2
116,4
2,069.3
1,294.2
Total de l'actif
11,508.6
9,381.8
PASSIF
Passif à court terme
Fournisseurs et autres créditeurs
(1,041.1)
(848,1)
Emprunts
(159,4)
-
Passifs d'impôts courants
(165,5)
(292.4)
Les instruments financiers dérivés
(48,1)
(39,4)
Passifs directement associés aux actifs détenus en vue de la vente
(18,2)
(48,9)
(1,432.3)
(1,228.8)
Les passifs non courants
Fournisseurs et autres créditeurs
(29,4)
(30,6)
Emprunts
(1,995.0)
(1,173.6)
Les instruments financiers dérivés
(28,3)
(19,3)
Dispositions
12
(989,2)
(531,6)
Passifs d'impôts différés
(1,588.0)
(1,076.3)
(4,629.9)
(2,831.4)
Total du passif
(6,062.2)
(4,060.2)
L'actif net
5,446.4
5,321.6
ACTIONS
Capital appelé
13
146,9
146,6
Partager prime
603,2
584,8
Devises réserve de conversion
(155.1)
(167,8)
réserve de couverture
2.3
(6,5)
Autres réserves
740,9
740,9
Bénéfices non répartis
3,984.7
3,931.2
Capitaux propres attribuables aux actionnaires de la Société en actions
5,322.9
5,229.2
Part des actionnaires sans contrôle
123,5
92,4
Total des capitaux propres
5,446.4
5,321.6
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Tullow Oil plc - Résultats annuels 2013
État condensé des variations des capitaux
Exercice clos le 31 Décembre 2013
Part
capital
$ M
Part
prime
$ M
Étranger
monnaie
traduction
réserve
$ M
Couverture
Réserve
$ M
Autre
réserves
$ M
Retenu
bénéfices
$ M
Total
$ M
Non-
contrôle
intérêt
$ M
Total
Équité
$ M
Au 1er Janvier 2012
146.2
551,8 (175,5)
(14,3)
740,9 3,441.3 4,690.4
75.6 4,766.0
Bénéfice de l'exercice
-
-
-
-
-
624,3 624,3
41,9 666,2
Couvertures, net d'impôt
-
-
-
7.8
-
-
7.8
-
7.8
les écarts de conversion des devises
-
-
7.7
-
-
-
7.7
-
7.7
Émission d'actions
-
4.9
-
-
-
-
4.9
-
4.9
Autorisation de consentir des options d'achat d'actions
0,4
28.1
-
-
-
-
28,5
-
28,5
L'acquisition des actions PSP
-
-
-
-
-
(9,1)
(9,1)
-
(9,1)
Les frais de paiement à base d'actions
-
-
-
-
-
47,9
47,9
-
47,9
Dividendes versés
-
-
-
-
- (173,2) (173,2)
- (173,2)
Distribution aux actionnaires sans contrôle
intérêts
-
-
-
-
-
-
-
(25,1)
(25,1)
Au 1er Janvier 2013
146,6
584,8 (167,8)
(6,5)
740,9 3,931.2 5,229.2
92.4 5,321.6
Bénéfice de l'exercice
-
-
-
-
-
169,0 169,0
47.1 216.1
Couvertures, net d'impôt
-
-
-
8.8
-
-
8.8
-
8.8
les écarts de conversion des devises
-
-
12,7
-
-
-
12,7
-
12,7
Autorisation de consentir des options d'achat d'actions
0,3
18.4
-
-
-
-
18,7
-
18,7
L'acquisition des actions PSP
-
-
-
-
-
(12,7)
(12,7)
-
(12,7)
Les frais de paiement à base d'actions
-
-
-
-
-
64,6
64,6
-
64,6
Dividendes versés
-
-
-
-
- (167,4) (167,4)
- (167,4)
Distribution aux actionnaires sans contrôle
intérêts
-
-
-
-
-
-
-
(16,0)
(16,0)
Au 31 Décembre 2013
146,9
603,2 (155,1)
2,3 740,9 3,984.7 5,322.9
123,5 5,446.4
Une. La réserve de conversion des devises représente les gains et les pertes découlant de la conversion des devises de change
filiales, les éléments monétaires à recevoir ou à payer à une activité à l'étranger dont le règlement n'est ni planifié ni probable
de se produire, qui font partie de l'investissement net dans une activité à l'étranger, et les gains ou les pertes découlant de long terme sur change
emprunts en devises qui sont un rempart contre les investissements à l'étranger du groupe.
2. La réserve de couverture représente les gains et les pertes sur les instruments dérivés classés comme couvertures de flux de trésorerie.
3.
Les autres réserves comprennent la réserve de fusion et la réserve d'actions auto-détenues qui représente le coût des actions de Tullow Oil plc
achetées sur le marché et détenues par la fiducie Tullow Oil employés pour satisfaire les bourses détenues en vertu part l'incitation du Groupe
plans.
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Tullow Oil plc - Résultats annuels 2013
Tableau des flux de trésorerie consolidés
Exercice clos le 31 Décembre 2013
Remarques
2013
$ M
2012
$ M
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation
Bénéfice avant impôts
313,2
1,115.9
Ajustements pour:
Épuisement et amortissement
591,9
561,9
Perte de valeur
52,7
31,3
Les frais d'exploration radiés
870,6
670,9
Gain sur cession
9
(29,5)
(702,5)
dépenses de déclassement
(6,7)
(2,4)
Frais de paiement fondé sur des actions
41,3
32,6
Perte sur instruments de couverture
19,7
19,9
Le résultat financier
(43,7)
(9,6)
Les charges financières
91,6
59,0
Cash flow d'exploitation avant de travailler les mouvements de capitaux
1,901.1
1,777.0
Diminution / (augmentation) des créances clients et autres créances
75,8
(11,3)
(Augmentation) / diminution des stocks
(28,9)
11.3
Augmentation des dettes commerciales
49,6
7.5
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation
1,997.6
1,784.5
Impôts sur les bénéfices payés
(252.3)
(264.1)
Flux de trésorerie nets provenant des activités opérationnelles
1,745.3
1,520.4
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement
Cession de filiales
9
41,4
-
Cession d'actifs d'exploration et d'évaluation
9
38,2
2,568.2
Cession d'actifs de pétrole et de gaz
0,7
0,3
Cession d'autres actifs
-
1.3
Achat de filiales
8
(392,8)
-
Acquisition d'actifs d'exploration et d'évaluation incorporels
(1,268.5)
(1,196.6)
Acquisition d'immobilisations corporelles
(740,8)
(652,8)
Le résultat financier
34,3
1.3
Flux de trésorerie nets (affectés aux) / générée par les activités d'investissement
(2,287.5)
721,7
Flux de trésorerie liés aux activités de financement
Le produit net de l'émission de capital-actions
6.0
24,5
frais d'arrangement de la dette
(13,5)
(77,2)
Remboursement des emprunts bancaires
(1,236.5)
(2,407.5)
Versement de l'emprunt bancaire
1,447.7
565,0
Question de billets de premier rang de prêt
650,0
-
Remboursement des obligations découlant de contrats de location financement
(3,3)
(1,8)
Les charges financières
(103,5)
(103.2)
Dividendes versés
(167,4)
(173.2)
Distribution aux intérêts minoritaires
(16,0)
(25,1)
La trésorerie nette générée par / (affectés aux) activités de financement
563,5
(2,19

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