Delta Petroleum Corporation annonce du troisième trimestre 2011 Résultats et mise à jour sur le processus des alternatives stratégiques
Publié le: mercredi 9 novembre 2011 | 16h30 HE Taille du texte
DENVER, le 9 nov. 2011 / PRNewswire / - Delta Petroleum Corporation («Delta» ou la «Société») (NASDAQ Capital Market: DPTR), une huile indépendante d'exploration et de développement gazière, a annoncé aujourd'hui ses résultats financiers et les résultats d'exploitation pour le troisième trimestre 2011 et a fourni une mise à jour sur le processus stratégique des alternatives.
STRAGETIC UPDATE ALTERNATIVES En Juillet 2011, le conseil d'administration de la Société a annoncé qu'elle avait engagé Macquarie Capital (Etats-Unis) Inc et Evercore Group, LLC à agir comme conseillers auprès de la Société dans la conduite d'un processus stratégique de solutions de rechange afin de maximiser la valeur actionnariale et l'adresse de la dette venant à échéance 2012. Dans le processus stratégique des alternatives, le conseil d'administration a examiné un large éventail d'opérations possibles, y compris la vente de l'entreprise, l'émission de titres de capital ou de créance, les ventes d'actifs, joint-ventures et de paiement volumétrique financement de production, ainsi que le potentiel d'autres transactions d'entreprises.
En ce qui concerne une vente potentielle de l'entreprise ou ses actifs, la Société a sollicité les offres d'un nombre important d'acheteurs potentiels, y compris les participants de l'industrie nationale et étrangère et des sociétés de capital privé, et a engagé des négociations de fond avec plusieurs de ces acheteurs potentiels.
Toutefois, la Société n'a reçu aucune offre définitive à l'égard de l'acquisition de la société ou ses actifs qui implique une valeur de l'actif qui est plus grand que son endettement global, et n'a pas été en mesure d'identifier toute source importante de financement supplémentaire qui est susceptible d'être disponibles à des conditions acceptables. En conséquence, sur la base des résultats du processus à ce jour, la Société estime que la restructuration de l'endettement de la Société est susceptible d'être nécessaire. La Société continue de discuter de transactions potentielles avec des acheteurs potentiels et s'attend à engager des discussions avec certains porteurs de billets de premier rang de ses remarquables. Il peut y avoir aucune assurance que ces discussions aboutiront à un accord définitif à des conditions acceptables, voire pas du tout, à aucun parti. Toute transaction qui est convenu d'pourrait être très dilutive pour les actionnaires existants. Si la Société ne parvient pas à consommer une ou plusieurs transactions portant sur ses problèmes de liquidité, la Société sera tenue de demander la protection en vertu du chapitre 11 du Bankruptcy Code des États-Unis.
Le 2 Novembre 2011, Delta a nommé John T. Young, Jr. comme son chef de la restructuration. M. Young est un directeur général principal à Conway MacKenzie, Inc, qui a conservé Delta pour aider à son processus alternatives stratégiques. M. Young a une connaissance et une expérience considérables offrant des services de conseiller de restructuration, y compris la gestion intermédiaire et de conseil débiteur, la préparation et la gestion de la faillite, soutien juridique, intégration post-fusion et de restructuration de la dette et de refinancement. L'expérience de M. Young comprend aussi servir dans une multitude de capacités de conseil au sein des services énergétiques et les industries du champ pétrolifère.
MISE À JOUR DE LIQUIDITE Au 30 Septembre 2011, 12,0 millions de dollars était disponible sous la Limited Macquarie Bank (MBL) facilité de crédit renouvelable, en plus de 2,1 millions de dollars en cash. La Société est en cours avec l'ensemble de ses dettes et obligations de dette, y compris de ses paiements d'intérêts semestriels sur ses notes. La disponibilité actuelle sur la facilité de crédit renouvelable se rapproche de 4,0 millions de dollars. La facilité de crédit de MBL, qui a une capacité totale de 33 millions de dollars, arrive à échéance Janvier 31, 2012. De plus, les détenteurs de 115 millions de dollars à 3 3 / 4% billets de premier rang convertibles peuvent exiger de la Société de racheter les billets au pair le ou après le 1er mai 2012.
RÉSULTATS POUR LE TROISIÈME TRIMESTRE 2011 Pour le trimestre terminé le 30 Septembre 2011, la Société a déclaré une production provenant des activités poursuivies de 2,6 Gpce, sont restées stables lors de la comparaison du troisième trimestre 2011 pour l'exercice précédent. Revenu de la vente du pétrole et du gaz a été de 16,5 millions de dollars, soit une augmentation de 31% par rapport à l'exercice précédent de 12,7 millions de dollars. Le prix moyen du gaz naturel reçu au cours du trimestre terminé le Septembre 30, 2011 est passé à 5,91 $ par millier de pieds cubes (Mcf), comparativement à 4,44 $ par millier de pieds cubes pour la période de l'année précédente. Le prix moyen du pétrole a reçu au cours du trimestre terminé le Septembre 30, 2011 est passé à 71,45 $ le baril par rapport à 58,71 $ le baril pour la période de l'année précédente.
La Société a enregistré une perte au troisième trimestre net attribuable aux Delta actionnaires ordinaires de (429,4 millions de dollars), ou (15,40 $) par action diluée, comparativement à un bénéfice net attribuable aux Delta actionnaires ordinaires de 13,9 millions $, ou 0,49 $ par action diluée, au troisième trimestre de 2010. L'augmentation de la perte nette est principalement due à une augmentation des coûts de forage sec et dépréciations ainsi que les activités abandonnées.
TROISIÈME VOLUMES DE PRODUCTION trimestre, les prix unitaires et les volumes des coûts de production, les prix moyens reçus et les coûts par Mpc équivalent pour le trimestre terminé le 30 Septembre, 2011 et 2010 ont été comme suit: Trois mois clos le 30 Septembre, 2011 2010 Production - Activités poursuivies: Pétrole (Mb ) 32 39 Gaz (Mpi) 2418 2327 Production totale (Mmcfe) - activités poursuivies 2 608 2 563 Prix moyen - Activités poursuivies: Pétrole (le baril) 71,45 $ Gaz 58,71 $ (par millier de pieds cubes) 5,91 $ $ 4,44 Coûts (par MCFE) - Activités poursuivies: location-exploitation détriment de 1,37 $ des frais de transport 1,78 $ 1,29 $ 1,29 $ 0,24 $ Taxes à la production dépens épuisement 0,26 $ 3,75 $ 4,20 $ Gain réalisé dérivés (perte) (par MCFE) 0,03 $ (0,16) $ Charges d'exploitation de bail. Bail frais d'exploitation pour le trimestre terminé le Septembre 30, 2011 a diminué à 3,6 millions de dollars, passant de 4,6 millions de dollars dans la période de l'exercice précédent principalement en raison de baisser les coûts de manutention de l'eau dans la région de Vega à la suite de la reprise des activités de développement et l'amélioration des installations de manutention de l'eau. En conséquence, les dépenses de location-exploitation par MCFE dans la zone Vega diminué, passant de 1,63 $ par MCFE pour les trois mois terminés le 30 Septembre 2010 à 1,12 $ par MCFE pour les trois mois terminés le Septembre 30, 2011. Globalement, la location charges d'exploitation par MCFE des activités poursuivies pour le trimestre terminé le 30 Septembre, 2011 a diminué à 1,37 $ par MCFE partir de 1,78 $ par MCFE.
Les frais de transport. Frais de transport pour les trois mois terminés le 30 Septembre, 2011 a augmenté à 3,4 millions $ à 3,3 M $ l'année précédente. Frais de transport par MCFE maintenu constant à 1,29 $ par MCFE pour les trimestres terminés Septembre 30, 2011 et 2010.
Coûts trou à sec et des déficiences. Delta encourus puits sec et les coûts de dépréciation des 420,4 millions de dollars pour le trimestre terminé le 30 Septembre, 2011, comparativement à (1,2 millions de dollars) pour la période comparable un an auparavant. Pendant les trois mois terminés le 30 Septembre 2011, prouvé et non prouvé dépréciations des biens de la région des Rocheuses 420,1 millions de dollars ont été reconnus. Pendant les trois mois terminés le 30 Septembre 2011, la Société a évalué la juste valeur de ses propriétés basées sur des indicateurs de marché en collaboration avec la progression du processus d'évaluation des alternatives stratégiques. Delta n'a reçu aucune offre définitive à l'égard de l'acquisition de la société ou ses actifs qui implique une valeur de l'actif qui est plus grand que son endettement global. En conséquence, la Société a enregistré une dépréciation de 157,5 millions $ à ses Vega locatives non prouvées, 239,8 millions de dollars pour sa zone Vega prouvé propriétés, 20,5 millions de dollars à son système de Vega collecte espace et des installations, et 2,1 millions de dollars pour sa superficie Vega surface. Pendant les trois mois terminés le Septembre 30, 2010, le trou à sec et les coûts de dépréciation ont été le résultat d'un mineur véritable coût-ups.
Amortissement, épuisement et amortissement. La dotation aux amortissements, épuisement et amortissement a diminué de 7% à 10,7 millions $ pour le trimestre terminé le 30 Septembre 2011, comparativement à 11,5 millions de dollars pour l'année comparable période antérieure. Détriment d'épuisement pour les trois mois terminés le Septembre 30, 2011 a diminué à 9,8 millions de dollars contre 10,8 millions de dollars pour le trimestre terminé le Septembre 30, 2010, principalement due à l'augmentation des réserves en raison des récents travaux de forage de la société et l'activité réalisation dans la région de Vega. En conséquence, le taux d'épuisement a diminué de 4,20 $ par MCFE pour les trois mois terminés le 30 Septembre 2010 à 3,75 $ par MCFE pour la période de l'année en cours.
Frais généraux et administratifs. Frais généraux et administratifs ont diminué de 23% à 6,1 millions $ pour le trimestre terminé le 30 Septembre 2011, comparativement à 7,9 millions $ pour la période de l'exercice précédent. La diminution des frais généraux et administratifs est attribuable à une diminution des frais hors caisse de rémunération et de dotation en personnel réduit en raison de l'attrition et d'une réduction en vigueur dans le troisième trimestre de 2010 résultant de la charge de trésorerie baisse de la rémunération.
RESULTATS POUR LES NEUF MOIS TERMINÉE LE 30 SEPTEMBRE 2011 La Société a enregistré une perte neuf mois net attribuable aux actionnaires ordinaires de (458,2 millions de dollars), ou (16,33 $) par action, comparativement à une perte nette attribuable aux actionnaires ordinaires de (148,6 millions de dollars), ou (5,40 $) par action, au cours des neuf mois terminés le Septembre 30, 2010.
Pour les neuf mois terminés le 30 Septembre 2011, la Société a déclaré une production totale de 9,2 Gpce, y compris la production provenant des activités poursuivies de 8,4 Gpce. Revenu des ventes de pétrole et de gaz a augmenté de 9% à 51,1 millions de dollars par rapport à l'exercice précédent. Le prix moyen du gaz naturel reçu au cours des neuf mois terminés le 30 Septembre, 2011 a augmenté à 5,50 $ par millier de pieds cubes par rapport à 5,17 $ par millier de pieds cubes pour l'année précédente période. Le prix moyen du pétrole a reçu au cours des neuf mois terminés le 30 Septembre, 2011 est passé à 79,13 $ le baril par rapport à 59,32 $ le baril pour l'année précédente période.
NEUF MOIS TERMINÉE LE VOLUME production, les prix unitaires et les volumes des coûts de production, les prix moyens reçus et le coût par millier de pieds cubes équivalent pour les neuf mois terminés le 30 Septembre, 2011 et 2010 sont comme suit: Neuf mois clos le 30 Septembre, 2011 2010 Production - Activités poursuivies: Pétrole (Mb) 108 125 Gaz (Mpi) 7741 7678 Production totale (Mmcfe) - Activités poursuivies 8392 8428 Prix moyen - Activités poursuivies: Pétrole (le baril) 79,13 $ Gaz 59,32 $ (par millier de pieds cubes) 5,50 $ $ 5,17 Coûts (par MCFE) - Activités poursuivies: Bail des charges d'exploitation 1,26 $ 1,79 $ frais de transport de 1,30 $ Taxes à la production 1,30 $ 0,25 $ 0,28 $ frais épuisement 3,69 $ 3,93 $ Pertes réalisées dérivés (par MCFE) $ (0,64) $ (0,61) Charges d'exploitation bail. Bail des charges d'exploitation pour les neuf mois terminés le Septembre 30, 2011 a diminué de 30% à 10,5 millions $, comparativement à 15,1 millions de dollars dans l'année précédente période. La diminution est principalement attribuable à la baisse des coûts de manutention de l'eau dans la région de Vega à la suite de la reprise des activités de développement et l'amélioration des installations de manutention de l'eau. En conséquence, le bail charges d'exploitation par MCFE dans la région de Vega est passé de 1,70 $ par MCFE pour les neuf mois terminés le 30 Septembre 2010 à 0,95 $ par MCFE pour les neuf mois terminés le Septembre 30, 2011. Globalement, la location charges d'exploitation par MCFE provenant des activités poursuivies pour les neuf mois terminés le 30 Septembre, 2011 a diminué à 1,26 $ par MCFE de 1,79 $ par MCFE pour l'année comparables période antérieure.
Les frais de transport. Frais de transport pour les neuf mois terminés le 30 Septembre, 2011 et 2010 était de 10,9 millions de dollars. Frais de transport par MCFE pour les neuf mois terminés le Septembre 30, 2011 maintenu constant à 1,30 $ par MCFE.
Coûts trou à sec et des déficiences. Delta encourus puits sec et les coûts de dépréciation des 420,9 millions de dollars pour les neuf mois terminés le Septembre 30, 2011, comparativement à 29,8 millions de dollars pour la période comparable un an auparavant. Pendant les trois mois terminés le 30 Septembre 2011, prouvé et non prouvé dépréciations des biens de la région des Rocheuses 420,1 millions de dollars ont été reconnus. Pendant les trois mois terminés le 30 Septembre 2011, la Société a évalué la juste valeur de ses propriétés basées sur des indicateurs de marché en collaboration avec la progression du processus d'évaluation des alternatives stratégiques. Delta n'a reçu aucune offre définitive à l'égard de l'acquisition de la société ou ses actifs qui implique une valeur de l'actif qui est plus grand que son endettement global. En conséquence, la Société a enregistré une dépréciation de 157,5 millions $ à ses Vega locatives non prouvées, 239,8 millions de dollars pour sa zone Vega prouvé propriétés, 20,5 millions de dollars à son système de Vega collecte espace et des installations, et 2,1 millions de dollars pour sa superficie Vega surface. Pendant les neuf mois terminés le Septembre 30, 2010, le trou à sec et les coûts de dépréciation liés principalement à des dépréciations des biens non prouvées de 25,7 millions de dollars pour le bassin du fleuve Columbia, Hingeline, Howard Ranch, Bull Canyon, Jardin Gulch, Delores River et Haynesville perspectives de schiste et un $ 4.8 millions de dépréciation de l'oléoduc Paradox.
Dépréciation, d'épuisement, d'amortissement et de désactualisation. La dotation aux amortissements, épuisement et amortissement a diminué de 6% à 33,2 millions de dollars pour les neuf mois terminés le Septembre 30, 2011, comparativement à 35,4 millions de dollars pour l'année comparable période antérieure. Détriment d'épuisement pour les neuf mois terminés le Septembre 30 2011 a été de 31,0 millions $ comparativement à 33,1 millions de dollars pour les neuf mois terminés le Septembre 30, 2010.
Taux d'épuisement de la Société est passé de 3,93 $ par MCFE pour les neuf mois terminés le Septembre 30, 2010 à 3,69 $ par MCFE pour la période de l'année en cours principalement en raison de l'augmentation des réserves en raison des récents travaux de forage de la société et l'activité réalisation dans la région de Vega.
Frais généraux et administratifs. Frais généraux et administratifs ont diminué de 33% à 19,2 millions de dollars pour les neuf mois terminés le Septembre 30, 2011, comparativement à 28,8 millions de dollars pour la période de l'exercice précédent. La diminution des frais généraux et administratifs est attribuable à une diminution des frais hors caisse de rémunération en actions, moins les frais de consultation des entreprises et à la dotation réduite en raison de l'attrition et une réduction de la vigueur au cours de 2010 résultant de la charge de trésorerie baisse de la rémunération.
Drilling Company EDS sur Octobre 31, 2011, Delta a vendu ses actions dans le DHS Drilling Company au DHS de prêteur, Lehman Commercial Paper, Inc, pour 500 000 $. Delta s'attend à reconnaître un gain d'environ 6,1 millions de dollars relativement à la cession de DHS au cours du quatrième trimestre de 2011.
INFORMATIONS FINANCIÈRES SUPPLÉMENTAIRES Le tableau suivant résume ouverte de la Société des contrats dérivés à Septembre 30, 2011: Rester Volume des marchandises à prix fixe Indice terme du pétrole brut Prix 203 barils / jour 57,70 $ oct. '11-Dec '11 NYMEX - pétrole brut WTI 62 barils / jour 91,05 $ oct. '11-Dec '11 NYMEX - Le pétrole brut WTI 230 barils / jour $ 91.05 Jan '12-Dec '12 NYMEX - pétrole brut WTI 162 barils / jour 91,05 $ '13 Jan-Déc '13 NYMEX - WTI gaz naturel 12 000 BTU / Jour 5,150 $ oct. '11-Dec '11 CIG gaz naturel 3253 Btu / Jour 5,040 $ oct. '11-Dec '11 CIG gaz naturel 12 052 BTU / Jour 4,440 $ Jan '12-Dec '12 CIG gaz naturel 10 301 BTU / Jour 4,440 $ Jan '13- décembre '13 liquides CIG de gaz naturel (1) 34 367 gallons / jour 0,913 $ oct. '11-Dec '11 MT. Liquides Belvieu Gaz naturel (1) 30 617 gallons / jour 0,832 $ Jan '12-Dec '12 MT. Liquides Belvieu Gaz naturel (1) 12 286 gallons / jour 0,767 $ Jan '13-Dec '13 MT. Belvieu (1) de liquides de gaz naturel comprend l'éthane pureté, le propane, l'essence naturelle, butane normal et dérivés isobutène et le prix moyen pondéré est utilisé. A PROPOS Delta Petroleum Corporation Delta Petroleum est une exploration du pétrole et du gaz et société de développement basée à Denver, au Colorado. Zone centrale de la Société d'opération est la région des Rocheuses, où la majorité de ses réserves prouvées, la production et les perspectives de croissance à long terme sont situés. Ses actions ordinaires sont inscrites au NASDAQ Capital Market sous le symbole "DPTR".
DÉCLARATIONS PROSPECTIVES Ces énoncés prospectifs dans ce communiqué sont faites conformément aux dispositions de refuge de la loi Private Securities Litigation Reform Act de 1995. Ces énoncés prospectifs comprennent, sans limitation objectifs d'affaires et les stratégies, y compris notre focalisation sur la zone de Vega du bassin Piceance, ainsi que des déclarations concernant notre processus stratégiques alternatives, la création de valeur possible et le potentiel de ressources, d'exploitation futurs prévus et les frais généraux , des exigences de liquidité et de disponibilité des capitaux, l'activité de forage et d'achèvement et le calendrier prévu, et les sources et les utilisations espérés de capitaux. Les lecteurs sont avertis que tous les énoncés prospectifs sont basés sur la direction actuelle des attentes, estimations et projections, mais impliquent des risques et incertitudes, y compris mais sans s'y limiter, la disponibilité du capital pour financer les paiements requis sur l'endettement de la Société, de ses besoins en fonds de roulement, sa capacité de vendre la société ou de ses actifs à une valeur supérieure à sa dette globale, sa capacité à obtenir un financement de quelque source ou la viabilité de tout les efforts de restructuration ou de tentative de la procédure de faillite, les effets des prix du pétrole et du gaz naturel, la demande de gaz naturel en les Etats-Unis, les incertitudes dans la projection des taux futurs de problèmes de production, la récupération ou la production imprévus, les résultats imprévus provenant de puits forés ou achevés, les effets des retards dans l'achèvement des systèmes de collecte de gaz, des pipelines et des installations de traitement, les règlements qui pourraient être adoptées dans le futur qui pourrait, entre autres choses, limiter ou restreindre de façon significative les techniques de fracturation hydraulique utilisée dans le bassin Piceance, ainsi que les conditions générales du marché, la concurrence et la tarification. Les Etats-Unis Securities and Exchange Commission autorise les sociétés pétrolières et gazières, dans leurs dépôts auprès de la SEC, afin de caractériser comme des réserves prouvées uniquement les accumulations que l'entreprise a démontré par la production réelle ou d'essais des couches concluants, être produites économiquement et légalement dans les conditions économiques actuelles et conditions de fonctionnement, et qui font partie d'un plan de développement quinquennal approuvé. S'il vous plaît se référer au rapport de la Société sur formulaire 10-K pour l'exercice terminé le Décembre 31 décembre 2010 et ses rapports ultérieurs sur les formulaires 10-Q et 8-K déposé auprès de la Securities and Exchange Commission pour des informations supplémentaires. La Société n'a aucune obligation (et rejette expressément toute obligation) d'actualiser ou de modifier ses énoncés prospectifs, que ce soit en raison de nouveaux renseignements, d'événements futurs ou autrement.
Pour plus d'informations contacter la Société à (303) 293-9133 ou par courriel à investorrelations@deltapetro.com.
DELTA PETROLEUM CORPORATION
ET SES FILIALES
BILANS CONSOLIDÉS
http://www.cnbc.com/id/45229337
