TransGlobe Energy Corporation annonce ses résultats financiers et d'exploitation du deuxième trimestre 2020 pour les trois et six mois clos le 30 juin 2020

AIM et TSX: «TGL» et NASDAQ: «TGA»

Cette annonce contient des informations privilégiées telles que définies à l'article 7 du règlement sur les abus de marché n ° 596/2014 («MAR»). Dès la publication de cette annonce, ces informations privilégiées sont désormais considérées comme du domaine public.

CALGARY, Alberta, 11 août 2020 (GLOBE NEWSWIRE) – TransGlobe Energy Corporation («TransGlobe» ou la «Société») est heureuse d'annoncer ses résultats financiers et d'exploitation pour les trois et six mois terminés le 30 juin 2020. Tous en dollars les valeurs sont exprimées en dollars des États-Unis, sauf indication contraire. Les états financiers intermédiaires consolidés résumés de TransGlobe ainsi que les notes y afférentes, ainsi que le rapport de gestion de TransGlobe pour les trois et six mois clos les 30 juin 2020 et 2019, sont disponibles sur le site Web de TransGlobe à l’adresse suivante: www.trans-globe.com.

POINTS FORTS:

  • TransGlobe se concentre sur la conservation de la trésorerie afin de gérer proactivement son bilan dans le contexte actuel de prix bas des matières premières. La société a terminé le deuxième trimestre avec un fonds de roulement positif de 35,1 millions de dollars, y compris une trésorerie et des équivalents de trésorerie de 34,8 millions de dollars;
  • La production du deuxième trimestre a été en moyenne de 14 300 bep / j (Égypte 11 990 b / j, Canada 2 310 bep / j), soit une diminution de 697 bep / j (5%) par rapport au trimestre précédent;
  • La production en juillet était en moyenne de ~ 12 439 bep / j (Egypte ~ 10 145 b / j, Canada ~ 2 294 bep / j), soit une baisse de 13% par rapport au T2-2020, en ligne avec les prévisions budgétaires révisées en raison de baisses naturelles;
  • Les ventes ont été en moyenne de 12 470 bep / j, dont 312,6 mbbls vendus à EGPC pour un produit net de 7,2 millions de dollars au T2-2020. Prix ​​moyen réalisé pour les ventes du T2-20 de 21,63 $ / bep; Prix ​​moyen réalisé au T2-2020 sur les ventes égyptiennes de 23,96 $ / bbl et les ventes canadiennes de 11,01 $ / bep;
  • La fourchette des prévisions de production pour l'année 2020 a été ramenée de 13 300 à 13 800 bep / j pour tenir compte des interventions de puits différées en Égypte (auparavant 13 300 à 14 300 bep / j);
  • Flux de fonds négatifs provenant de l'exploitation de 2,8 millions de dollars (0,03 $ par action) au cours du trimestre;
  • Perte nette au deuxième trimestre de 13,4 millions de dollars (0,19 $ par action), y compris une perte non réalisée de 3,3 millions de dollars sur les contrats dérivés sur marchandises;
  • Conformément au budget 2020 révisé précédemment divulgué, il n'y a eu aucune activité de forage en Égypte ou au Canada au cours du T2-2020;
  • Les plans de continuité des activités restent efficaces dans nos sites en réponse au COVID-19 sans impact sur la santé et la sécurité ni interruption de la production;
  • Hedged TransGlobe a couvert la production de pétrole de droit de l'Égypte pour 2020 non couverte, avec des colliers Brent datés (sans frais), protégeant un prix plancher de 30,00 $ de vente achetés contre 40,70 $ d'appels vendus;
  • Malgré les restrictions sur les déplacements, des négociations constructives avec EGPC pour modifier, prolonger et consolider les accords de concession de la société dans le désert oriental se sont poursuivies tout au long du trimestre; et
  • TransGlobe continue d'évaluer activement les opportunités de fusions et acquisitions, dans le but non seulement de mieux positionner la société pour résister au ralentissement actuel, mais aussi de rebondir fortement une fois que les prix des matières premières commenceront à se raffermir.

RÉSULTATS FINANCIERS ET OPÉRATIONNELS
(En milliers de dollars EU, sauf par action, prix, volumes et% de variation)

Trois mois terminés le 30 juin Six mois terminés le 30 juin
Financier 2020 2019 % Changement 2020 2019 % Changement
Ventes de pétrole et de gaz naturel 24 549 81 123 (70 ) 104 736 150 340 (30 )
Ventes de pétrole et de gaz naturel, nettes de redevances 11 392 43 071 (74 ) 64 626 80 423 (20 )
Gain (perte) sur dérivés réalisé sur les contrats de matières premières 1 977 (707 ) 380 6 145 (929 ) 761
Gain (perte) non réalisé sur dérivés sur contrats de matières premières (3 348 ) 1 773 (289 ) 1 028 (3 001 ) 134
Frais de production et d'exploitation 10 406 12 410 (16 ) 33 663 23 943 41
Frais de vente 423 98 332 1 049 573 83
Frais généraux et administratifs 3 951 3 774 5 5 855 8 641 (32 )
Dépenses d'épuisement, d'amortissement et d'amortissement 5 657 9 245 (39 ) 17 909 18 011 (1 )
La charge d'impôt sur le revenu 2 445 7 476 (67 ) 7 030 13 679 (49 )
Flux de trésorerie généré par les activités opérationnelles 24 551 22 125 11 20 878 9 054 131
Flux de fonds des opérations1 (2 764 ) 19 116 (114 ) 22 918 34 271 (33 )
De base par action (0,03 ) 0,26 0,32 0,47
Dilué par action (0,03 ) 0,26 0,32 0,47
Bénéfice net (perte) (13 367 ) 10 046 (233 ) (68 585 ) 1 240 (5 631 )
De base par action (0,19 ) 0,14 (0,95 ) 0,02
Dilué par action (0,19 ) 0,14 (0,95 ) 0,02
Dépenses en capital 1 229 8 097 (85 ) 6 806 16 644 (59 )
Dividendes déclarés 2 539 (100 )
Dividendes déclarés par action 0,035
Fonds de roulement 35 112 54 078 (35 ) 35 112 54 078 (35 )
Dette à long terme, y compris la partie courante 27 071 48 109 (44 ) 27 071 48 109 (44 )
Actions ordinaires en circulation
Basique (moyenne pondérée) 72 542 72 542 72 542 72 485
Dilué (moyenne pondérée) 72 542 72 548 72 542 72 629
Total des actifs 221 347 315 999 (30 ) 221 347 315 999 (30 )
en fonctionnement
Volumes moyens de production (bep / j) 14 300 16 940 (16 ) 14 648 16 436 (11 )
Volumes moyens des ventes (bep / j) 12 470 15 973 (22 ) 17 702 15 513 14
Inventaire (mbbls) 408,7 735,0 (44 ) 408,7 735,0 (44 )
Prix ​​de vente moyen réalisé ($ / bep) 21,63 55,81 (61 ) 32,51 53,54 (39 )
Frais de production et d'exploitation ($ / bep) 9,17 8,54 7 10,45 8,53 23

1 Les flux de fonds provenant de l'exploitation (avant les frais financiers) sont une mesure qui représente la trésorerie générée par les activités d'exploitation avant les variations du fonds de roulement hors caisse et peuvent ne pas être comparables aux mesures utilisées par d'autres sociétés. Voir «Mesures financières non conformes aux PCGR»

2020 2019
Prix ​​de référence et taux de change moyens Q-2 Q-1 Q-4 Q-3 Q-2
Huile brute
Prix ​​moyen du pétrole Brent daté ($ / bbl) 29,34 50,44 63,41 61,93 68,92
Indice Edmonton Sweet ($ / bbl) 21,71 38,59 51,56 51,76 55,17
Gaz naturel
AECO ($ / mmbtu) 1,41 1,43 1,88 1,04 0,89
Taux de change moyen dollar américain / dollar canadien 1,39 1,35 1,32 1,32 1,34

RÉSUMÉ DE L'ENTREPRISE

TransGlobe Energy Corporation («TransGlobe» ou la «Société») a produit en moyenne 14 300 barils d'équivalent pétrole par jour («bep / j») au cours du deuxième trimestre de 2020. La production égyptienne était de 11 990 barils de pétrole par jour («bbls / j ”) et la production canadienne était de 2 310 bep / j. Alors que la production pour le trimestre se situait à la fin de la fin de l'année 2020, entre 13 300 et 14 300 bep / j et 5% de moins que le trimestre précédent, principalement en raison de baisses naturelles, la société a réduit ses prévisions pour l'année 2020 à 13 300 13 800 bep / j pour refléter les interventions de puits différées en Égypte pendant les bas prix du pétrole.

Le pétrole brut égyptien de TransGlobe est vendu à un prix de qualité à Dated Brent. La société a reçu un prix moyen de 23,96 $ le baril en Égypte au cours du trimestre. Au Canada, la société a reçu en moyenne 14,32 $ le baril de pétrole, 11,43 $ le baril de LGN et 1,31 $ le millier de pieds cubes («mpi3») de gaz naturel au cours du trimestre.

Au cours du deuxième trimestre de 2020, la société a enregistré des flux de fonds provenant de l'exploitation négatifs de 2,8 millions de dollars et a terminé le trimestre avec un fonds de roulement positif de 35,1 millions de dollars, y compris une trésorerie et des équivalents de trésorerie de 34,8 millions de dollars. La société a enregistré une perte nette au cours du trimestre de 13,4 millions de dollars, y compris une perte non réalisée sur dérivés sur contrats de marchandises de 3,3 millions de dollars, ce qui représente un ajustement de la juste valeur des contrats de couverture de la société au 30 juin 2020.

En Égypte, la société a vendu 312,6 mbbls à EGPC au cours du trimestre et disposait de 402,4 mbbls de stock de pétrole brut admissible au 30 juin 2020. Au Canada, la société a mis en service une capacité de stockage de pétrole de réserve d'environ 12 000 bbls dans ses sites de production canadiens au cours du trimestre pour profiter de la solidité de la courbe des prix à terme et a conservé le caractère facultatif de la production de rinçage dans un environnement de prix des matières premières plus élevé avec le report des opérations d'achèvement du puits South Harmattan foré au premier trimestre de 2020. La société a terminé le trimestre avec 6,3 mbbls de pétrole brut léger canadien.

Conformément au budget révisé de 2020 de la Société, il n’ya eu aucune activité de forage en Égypte ou au Canada au cours du deuxième trimestre.

Malgré les restrictions sur les déplacements, des négociations constructives avec EGPC pour modifier, prolonger et consolider les accords de concession de la société dans le désert oriental se sont poursuivies tout au long du trimestre. Les deux parties reconnaissant l'attrait d'un accord révisé visant à stabiliser et, à terme, à améliorer l'investissement dans la production, à la suite d'un retour à un environnement de prix des matières premières plus durable, la Société est de plus en plus convaincue qu'une conclusion positive sera conclue à court terme.

La Société reste tournée vers l'avenir et prête à utiliser son contrôle opérationnel pour profiter de tout mouvement à la hausse soutenu des prix du pétrole. TransGlobe continue d'être vigilant dans sa recherche d'opportunités intéressantes de fusions et acquisitions tout en gardant résolument l'accent sur la création de valeur pour les actionnaires.

Mesures d'atténuation des crises

TransGlobe se concentre sur la conservation de la trésorerie afin de gérer proactivement son bilan dans le contexte actuel de prix bas des matières premières. La société a mis en œuvre avec succès la réduction de 80% annoncée précédemment dans le programme d'immobilisations 2020 et continue de surveiller les réductions des coûts généraux et administratifs («G&A»). La société estime que les réductions des frais généraux et administratifs réduiront les frais généraux et administratifs mensuels futurs d'environ 35%, mais la société a engagé des frais de restructuration non récurrents qui ont eu une incidence sur les résultats du deuxième trimestre de 2020.

Les réductions importantes des coûts d’exploitation en Égypte nécessitent l’assistance du partenaire de la coentreprise égyptienne de la société, la société égyptienne General Petroleum («EGPC»). Les discussions se poursuivent pour réduire davantage les dépenses de fonctionnement.

La Société reste en communication constante avec ses prêteurs (Mercuria Energy Trading SA et ATB Financial) et ne prévoit pas de s'écarter de son calendrier de désendettement prévu avant la crise. La Société a remboursé 10,0 millions de dollars sur l'accord de facilité de remboursement anticipé de 75,0 millions de dollars avec Mercuria en avril 2020, laissant 20,0 millions de dollars prélevés et en cours sur un solde renouvelable pouvant atteindre 75,0 millions de dollars.

Des plans de continuité des activités ont été mis en œuvre dans tous nos sites et les opérations se poursuivent normalement. La société a signalé trois cas de COVID-19 dans sa coentreprise en Égypte, qui ont été gérés conformément aux directives établies de la société, locales et nationales en matière de quarantaine. Tous les trois se sont rétablis et sont retournés au travail sans qu'aucune propagation de l'infection ne soit signalée.

LIQUIDITÉ ET RESSOURCES EN CAPITAL

La liquidité décrit la capacité d’une entreprise à accéder aux liquidités. Les entreprises opérant dans l'industrie pétrolière et gazière en amont ont besoin de liquidités suffisantes pour financer des programmes d'immobilisations qui maintiennent et augmentent la production et les réserves, pour acquérir des actifs pétroliers et gaziers stratégiques et pour rembourser les passifs et la dette courants et, en fin de compte, fournir un rendement aux actionnaires. Les programmes d’immobilisations de TransGlobe sont financés par son fonds de roulement existant et par la trésorerie provenant des activités d’exploitation. Les flux de trésorerie liés à l’exploitation de la société varient considérablement d’un trimestre à l’autre en fonction du moment des ventes de pétrole provenant des cargaisons transportées en Égypte, et ces fluctuations des flux de trésorerie ont une incidence sur la liquidité de la société. La direction de TransGlobe continuera de gérer le capital et de se concentrer sur la réduction des coûts afin de maintenir la solidité du bilan dans le contexte actuel de volatilité des prix du pétrole.

Le financement des dépenses en immobilisations de la société est assuré par les flux de trésorerie liés à l’exploitation et l’encaisse disponible. La Société prévoit financer son programme révisé d'exploration et de développement pour 2020 en utilisant le fonds de roulement et les flux de trésorerie liés à l'exploitation. La société prévoit également de rembourser sa dette et d'explorer les opportunités de développement commercial grâce à son fonds de roulement. Les fluctuations des prix des produits de base, la demande de produits, les taux de change, les taux d'intérêt et divers autres risques peuvent avoir une incidence sur les ressources en capital et les dépenses en capital.

Le fonds de roulement est l'excédent des actifs courants sur les passifs courants. Au 30 juin 2020, la société avait un excédent du fonds de roulement de 35,1 millions de dollars (31 décembre 2019 – 32,2 millions de dollars). L'augmentation du fonds de roulement est principalement attribuable à une augmentation de la trésorerie résultant des encaissements sur les débiteurs au cours de la période et à une augmentation des débiteurs en raison de l'augmentation des ventes à EGPC en 2020, partiellement compensée par une diminution correspondante des stocks de pétrole brut.

Au 30 juin 2020, le solde des équivalents de trésorerie de la société se composait de dépôts à court terme d’une durée initiale à l’échéance à l’achat d’un mois ou moins. La totalité de la trésorerie et des équivalents de trésorerie de la société est en dépôt auprès d’institutions financières de premier ordre.

Au cours des 10 dernières années, la société a connu des retards dans le recouvrement des comptes débiteurs d'EGPC. La durée du retard a culminé en 2013, est revenue à des retards historiques allant jusqu'à six mois en 2017 et a depuis fluctué dans une fourchette acceptable. Au 30 juin 2020, les montants dus par EGPC s'élevaient à 14,7 millions de dollars. La société considère que le risque de crédit associé aux montants à recevoir d'EGPC est minime.

En Égypte, la société a vendu 312,6 mbbls de pétrole brut à EGPC au T2-2020 pour un produit net de 7,2 millions de dollars. Au cours du deuxième trimestre de 2020, la société a encaissé 21,7 millions de dollars de créances auprès d'EGPC, un montant supplémentaire de 2,0 millions de dollars a été recouvré après le trimestre. La Société engage un cycle de collecte de 30 jours sur les ventes à des acheteurs internationaux tiers. En fonction de l’évaluation par la société du crédit des acheteurs de pétrole brut, ils peuvent être tenus d’afficher des lettres de crédit irrévocables pour soutenir les ventes avant le levage de la cargaison. Au 30 juin 2020, le pétrole brut détenu en stock s'élevait à 408,7 Mb / s.

Au 30 juin 2020, la société disposait de 86,0 millions de dollars de facilités de crédit renouvelables, 27,4 millions de dollars prélevés et 58,6 millions de dollars disponibles. La Société a conclu un accord de paiement anticipé avec Mercuria qui permet un solde renouvelable pouvant atteindre 75,0 millions de dollars, dont 20,0 millions de dollars ont été prélevés et impayés au 30 juin 2020. Au cours du semestre clos le 30 juin 2020, la société a remboursé 10,0 millions de dollars sur cette facilité de prépaiement. La Société dispose également d'une facilité de prêt renouvelable fondée sur les réserves canadiennes avec ATB qui a été renouvelée et réduite au 30 juin 2020 de 25,0 millions de dollars canadiens (18,4 millions de dollars) à 15,0 millions de dollars canadiens (11,0 millions de dollars), dont 10,0 millions de dollars canadiens (7,4 millions de dollars) ) a été dessiné et exceptionnel. La réduction de la facilité ATB résulte de la baisse des prix prévus des matières premières et de l'impact connexe sur la valeur des actifs. Au cours du semestre clos le 30 juin 2020, la société a effectué des prélèvements de 0,2 million de dollars canadiens (0,2 million de dollars) sur cette facilité.

MISE À JOUR DES OPÉRATIONS

RÉPUBLIQUE ARABE D'EGYPTE

DESERT DE L'EST

West Gharib, West Bakr et North West Gharib (participation directe de 100%, exploités)

Opérations et exploration

Conformément au budget 2020 révisé de la société, il n'y a eu aucune activité de forage dans le désert oriental au cours du deuxième trimestre 2020.

Production

La production s'est établie en moyenne à 11 757 b / j au cours du trimestre, soit une baisse de 5% (586 b / j) par rapport au trimestre précédent. Cette baisse marginale était principalement attribuable à des déclins naturels, la production de juin ayant eu une incidence positive sur la réussite de l'entretien des puits en mai et le moment de la reconnaissance de la production. Pour refléter les reports d'intervention des puits depuis mai, les prévisions de production, y compris South Ghazalat, ont été réduites pour toute l'année 2020 et sont maintenant de 11 200 à 11 600 b / j.

La production en juillet 2020 était en moyenne d'environ 9 956 b / j.

Ventes

La société a vendu 304,6 mbbls de pétrole brut inventorié à EGPC au cours du trimestre.

Production trimestrielle du désert oriental (bbls / j) 2020 2019
Q-2 Q-1 Q-4 Q-3
Taux de production brute1 11 757 12 343 12 831 13 750
Production de TransGlobe (inventoriée) vendue (1 761 ) 7 937 (674 ) (1 821 )
Ventes totales 9 996 20 280 12 157 11 929
Part du gouvernement (redevances et impôts) 6 648 6 977 7 250 7 795
Ventes TransGlobe (après redevances et taxes)2 3 348 13 303 4 907 4 134
Ventes totales 9 996 20 280 12 157 11 929

1 Production trimestrielle par concession (bbls / j):
West Gharib – 3453 (T2-2020), 3664 (T1-2020), 3857 (T4-2019) et 4003 (T3-2019)
West Bakr – 7935 (T2-2020), 8277 (T1-2020), 8489 (T4-2019) et 8978 (T3-2019)
North West Gharib – 369 (T2-2020), 402 (T1-2020), 485 (T4-2019) et 769 (T3-2019)
2 Aux termes des accords de concession de partage de la production, les redevances et les taxes sont prélevées sur la part du gouvernement dans le partage de la production d’huile.

DESERT DE L'OUEST

South Ghazalat (participation directe à 100%, exploitée)

Opérations et exploration

Le puits SGZ-6x continue de produire à partir du réservoir Upper Bahariya à un débit limité à un champ estimé à 150-200 bbls / j de brut léger et moyen pour évaluer le puits, gérer le réservoir et optimiser la séparation du pétrole, du gaz et de l'eau.

Production

La production s'est établie en moyenne à 233 b / j au cours du trimestre, soit une augmentation de 15% (31 b / j) par rapport au trimestre précédent.

La production en juillet 2020 était en moyenne d'environ 189 b / j.

Ventes

La société a vendu la totalité de sa production de pétrole brut admissible de 8,0 Mb / s au cours du trimestre à EGPC.

CANADA

Opérations et exploration

Conformément au budget 2020 révisé de la société, il n'y a eu aucune activité de forage ou d'achèvement au cours du deuxième trimestre 2020.

Le puits horizontal 2-20 de 2 milles, achevé au T4-2019 et réduisant les risques du chenal South Harmattan, a produit à des taux estimés sur le terrain de 140 bep / j (95 b / j de pétrole léger, 171 mcf / j de gaz, 17 b / j / d NGL) en juillet. La société demeure encouragée car le puits continue de produire au-dessus des attentes pour ce nouveau jeu de ressources important. Le puits 2-20 a réduit le risque de 18,5 sections de terrain dans le chenal, représentant 72 emplacements équivalents de 1 mile.

La production de pétrole léger de TransGlobe a continué d’être produite à un rendement net positif sur le terrain, malgré la baisse des prix du pétrole brut dans l’ouest du Canada au début du trimestre, encore soutenue par des prix du gaz naturel relativement élevés. La société a mis en service une capacité de stockage de pétrole de réserve d'environ 12000 bbls dans nos sites de production canadiens au cours du trimestre pour profiter de la vigueur de la courbe des prix à terme et a conservé le caractère facultatif de la production de vidange dans un environnement de prix des matières premières plus élevé avec le report de les opérations d'achèvement du puits South Harmattan forées au premier trimestre 2020.

Production

Au Canada, la production s'est établie en moyenne à 2 310 bep / j au cours du trimestre, soit une baisse de 143 bep / j (6%) par rapport au trimestre précédent. Cette diminution marginale était principalement attribuable aux déclins naturels. Les prévisions de production ont été réduites pour toute l'année 2020 et sont désormais de 2 100 à 2 200 bep / j.

L'inventaire final de pétrole brut léger au Canada était de 6,3 mbbls au 30 juin 2020.

La production en juillet 2020 était en moyenne de ~ 2294 bep / j avec ~ 667 b / j de pétrole.

Production trimestrielle au Canada 2020 2019
Q-2 Q-1 Q-4 Q-3
Pétrole brut canadien (bbl / j) 706 860 908 666
LGN du Canada (b / j) 826 761 735 585
Canada gaz naturel (mcf / j) 4 665 4 996 5 331 5 652
Production totale (bep / j) 2 310 2 453 2 531 2 193

États consolidés intermédiaires résumés du résultat (perte) et du résultat global (perte)

(Non audité – Exprimé en milliers de dollars américains, sauf les montants par action)

Trois mois terminés le 30 juin Six mois terminés le 30 juin
2020 2019 2020 2019
REVENU
Ventes de pétrole et de gaz naturel, nettes de redevances 11 392 43 071 64 626 80 423
Revenus financiers 34 133 92 316
Autre revenu 222 222
11 648 43 204 64 940 80 739
FRAIS
Production et exploitation 10 406 12 410 33 663 23 943
Frais de vente 423 98 1 049 573
général et administratif 3 951 3 774 5 855 8 641
Perte de change 113 32 165 (55 )
Charges financières 589 1 140 1 404 2 281
Épuisement, dépréciation et amortissement 5 657 9 245 17 909 18 011
Augmentation de l'obligation de mise hors service d'immobilisations 60 49 128 105
Perte (gain) sur instruments financiers 1 371 (1 066 ) (7 173 ) 3 930
Perte de valeur 73 495 8 391
22 570 25 682 126 495 65 820
(Perte) Bénéfice avant impôts sur le revenu (10 922 ) 17 522 (61 555 ) 14 919
Impôt sur le résultat – courant 2 445 7 476 7 030 13 679
RÉSULTAT NET (PERTE) (13 367 ) 10 046 (68 585 ) 1 240
AUTRES REVENUS GLOBAUX (PERTES)
Ajustements de conversion de devises 2 247 1 119 (2 559 ) 1 660
REVENU GLOBAL (PERTE) (11 120 ) 11 165 (71 144 ) 2 900
Bénéfice net (perte) par action
De base (0,19 ) 0,14 (0,95 ) 0,02
Dilué (0,19 ) 0,14 (0,95 ) 0,02

Bilans intermédiaires consolidés condensés

(Non audité – exprimé en milliers de dollars américains)

Comme à Comme à
30 juin 2020 31 décembre 2019
LES ATOUTS
Actuel
Trésorerie et équivalents de trésorerie 34 837 33 251
Comptes débiteurs 19 189 10 681
Contrats dérivés sur matières premières 810
Prépayés et autres 4 313 4 338
Inventaire de produits 9 518 17 516
68 667 65 786
Non courant
Actifs d'exploration et d'évaluation immatériels 584 33 706
Propriété et équipement
Actifs pétroliers et gaziers 144 520 196 150
Autre 3 554 4 296
Impôts différés 4 022 8 387
221 347 308 325
PASSIFS
Actuel
Comptes fournisseurs et charges à payer 32 630 32 156
Contrats dérivés sur matières premières 217
Partie courante des obligations locatives 925 1 219
33 555 33 592
Non courant
La dette à long terme 27 071 37 041
Obligations de mise hors service d'immobilisations 12 555 13 612
Autres passifs à long terme 146 614
Obligations de location 407 589
Impôts différés 4 022 8 387
77 756 93 835
CAPITAUX PROPRES
Partage le capital 152 805 152 805
Cumul des autres éléments du résultat global (1 425 ) 1 134
Surplus d'apport 24 918 24 673
(Déficit) Bénéfices non répartis (32 707 ) 35 878
143 591 214 490
221 347 308 325

États consolidés intermédiaires résumés de l’évolution des capitaux propres

(Non audité – exprimé en milliers de dollars américains)

Six mois terminés le 30 juin
2020 2019
Partage le capital
Solde, début de période 152 805 152 084
Options d'achat d'actions exercées 547
Transfert du surplus d'apport à la levée d'options 174
Solde, fin de période 152 805 152 805
Cumul des autres revenus (pertes) étendus
Solde, début de période 1 134 (939 )
Ajustement de conversion de devise (2 559 ) 1 660
Solde, fin de période (1 425 ) 721
Surplus d'apport
Solde, début de période 24 673 24 195
Charge de rémunération en actions 245 337
Transfert au capital lors de l'exercice d'options (174 )
Solde, fin de période 24 918 24 358
(Déficit) Bénéfices non répartis
Solde, début de période 35 878 44 951
Bénéfice net (perte) (68 585 ) 1 240
Les dividendes (2 539 )
Solde, fin de période (32 707 ) 43 652

États consolidés intermédiaires résumés des flux de trésorerie

(Non audité – Exprimé en milliers de dollars américains)

Trois mois terminés le 30 juin Six mois terminés le 30 juin
2020 2019 2020 2019
EN FONCTIONNEMENT
Bénéfice net (perte) (13 367 ) 10 046 (68 585 ) 1 240
Ajustements pour:
Épuisement, dépréciation et amortissement 5 657 9 245 17 909 18 011
Augmentation de l'obligation de mise hors service d'immobilisations 60 49 128 105
Perte de valeur 73 495 8 391
Rémunération en actions 884 428 (417 ) 1 343
Charges financières 589 1 140 1 404 2 281
Perte (gain) non réalisé sur les instruments financiers 3 348 (1 773 ) (1 028 ) 3 001
Perte (gain) non réalisé sur la conversion de devises 65 (18 ) 32 (70 )
Obligations de mise hors service d'immobilisations réglées (1 ) (20 ) (31 )
Variations du fonds de roulement hors caisse 27 315 3 009 (2 040 ) (25 217 )
Trésorerie nette générée par les activités opérationnelles 24 551 22 125 20 878 9 054
INVESTIR
Ajouts aux actifs d'exploration et d'évaluation intangibles (7 ) (788 ) (337 ) (788 )
Ajout d'actifs pétroliers et gaziers (1 161 ) (6 877 ) (6 322 ) (15 424 )
Ajouts à d'autres actifs (61 ) (432 ) (147 ) (432 )
Variations du fonds de roulement hors caisse (1 594 ) (834 ) (662 ) (301 )
Trésorerie nette utilisée dans les activités d'investissement (2 823 ) (8 931 ) (7 468 ) (16 945 )
FINANCEMENT
Émission d'actions ordinaires en espèces 547
Intérêts payés (512 ) (986 ) (1 130 ) (1 981 )
Augmentation de la dette à long terme 72 135 168 256
Paiements sur obligations locatives (381 ) (491 ) (775 ) (890 )
Remboursements de la dette à long terme (10 000 ) (10 000 ) (5 000 )
Les dividendes versés (2 539 ) (2 539 )
Variations du fonds de roulement hors caisse (200 )
Trésorerie nette utilisée dans les activités de financement (10 821 ) (3 881 ) (11 737 ) (9 807 )
Différences de conversion de devises liées à la trésorerie et aux équivalents de trésorerie 100 77 (87 ) 118
AUGMENTATION (DIMINUTION) NETTE DE LA TRÉSORERIE ET ​​DES ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE 11 007 9 390 1 586 (17 580 )
TRÉSORERIE ET ​​ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE, DEBUT DE PÉRIODE 23 830 24 735 33 251 51 705
TRÉSORERIE ET ​​ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE, FIN DE PÉRIODE 34 837 34 125 34 837 34 125

Avis sur les déclarations prospectives

Certaines déclarations incluses dans ce communiqué de presse constituent des déclarations prospectives ou des informations prospectives en vertu de la législation sur les valeurs mobilières applicable. Ces déclarations ou informations prospectives sont fournies dans le but de fournir des informations sur les attentes et les projets actuels de la direction concernant l’avenir. Les lecteurs sont avertis que se fier à ces informations peut ne pas être approprié à d'autres fins. Les déclarations ou informations prospectives contiennent généralement des déclarations avec des mots tels que «anticiper», «croire», «s'attendre», «planifier», «avoir l'intention», «estimer», «peut», «vouloir», «serait» ou similaire des mots suggérant des résultats futurs ou des déclarations concernant une perspective. En particulier, les informations et déclarations prospectives contenues dans ce document comprennent, mais sans s'y limiter, les plans du programme de forage canadien 2020 de la société et les détails de celui-ci; les attentes de la société concernant la performance du prospect South Harmattan Cardium; et les avantages attendus pour la société de la consolidation, de la modification et de l’extension des PSC du désert oriental de la société et d’autres questions.

Les déclarations ou informations prospectives sont basées sur un certain nombre de facteurs et d'hypothèses qui ont été utilisés pour développer ces déclarations et informations mais qui peuvent se révéler inexactes. Bien que la société estime que les attentes reflétées dans ces déclarations ou informations prospectives sont raisonnables, il ne faut pas se fier indûment aux déclarations prospectives, car la société ne peut donner aucune assurance que ces attentes se révéleront exactes. De nombreux facteurs pourraient faire en sorte que les résultats réels de TransGlobe diffèrent sensiblement de ceux exprimés ou implicites dans les déclarations prospectives faites par ou au nom de TransGlobe.

En plus des autres facteurs et hypothèses pouvant être identifiés dans ce communiqué de presse, des hypothèses ont été formulées concernant, entre autres, les volumes de production prévus; le moment du forage des puits et la mobilisation des appareils de forage; le nombre de puits à forer; la capacité de la société à obtenir du personnel et du matériel qualifiés de manière opportune et économique le cadre réglementaire régissant les redevances, les taxes et les questions environnementales dans les juridictions dans lesquelles la Société exerce et mènera ses activités; les dépenses en immobilisations futures à effectuer par la société; les futures sources de financement des programmes d’immobilisations de la société; les estimations géologiques et techniques relatives aux réserves et aux ressources de la société; la géographie des zones dans lesquelles la société mène des activités d'exploration et de développement; les prix actuels des produits de base et les régimes de redevances; disponibilité de main-d'œuvre qualifiée; les taux de change futurs; le prix du pétrole; l'impact d'une concurrence croissante; les conditions des marchés économiques et financiers en général; la disponibilité du matériel de forage et du matériel connexe; effets de la réglementation par les agences gouvernementales; les coûts d'exploitation futurs; un accès ininterrompu aux zones d’exploitation et à l’infrastructure de TransGlobe; la récupérabilité des réserves et les taux de production futurs; that TransGlobe will have sufficient cash flow, debt or equity sources or other financial resources required to fund its capital and operating expenditures and requirements as needed; that TransGlobe’s conduct and results of operations will be consistent with its expectations; that TransGlobe will have the ability to develop its properties in the manner currently contemplated; current or, where applicable, proposed industry conditions, laws and regulations will continue in effect or as anticipated as described herein; that the estimates of TransGlobe’s reserves and resource volumes and the assumptions related thereto (including commodity prices and development costs) are accurate in all material respects; and other matters.

Forward-looking statements or information are based on current expectations, estimates and projections that involve a number of risks and uncertainties which could cause actual results to differ materially from those anticipated by the Company and described in the forward-looking statements or information. These risks and uncertainties which may cause actual results to differ materially from the forward-looking statements or information include, among other things, operating and/or drilling costs are higher than anticipated; unforeseen changes in the rate of production from TransGlobe’s oil and gas properties; changes in price of crude oil and natural gas; adverse technical factors associated with exploration, development, production or transportation of TransGlobe’s crude oil reserves; the potential impacts of COVID-19 to the Company’s business, operating results, cash flows and/or financial condition; changes or disruptions in the political or fiscal regimes in TransGlobe’s areas of activity; changes in tax, energy or other laws or regulations; changes in significant capital expenditures; delays or disruptions in production due to shortages of skilled manpower equipment or materials; economic fluctuations; competition; lack of availability of qualified personnel; the results of exploration and development drilling and related activities; obtaining required approvals of regulatory authorities; volatility in market prices for oil; fluctuations in foreign exchange or interest rates; environmental risks; ability to access sufficient capital from internal and external sources; failure to negotiate the terms of contracts with counterparties; failure of counterparties to perform under the terms of their contracts; and other factors beyond the Company’s control. Readers are cautioned that the foregoing list of factors is not exhaustive. Please consult TransGlobe’s public filings at www.sedar.com and www.sec.goedgar.shtml for further, more detailed information concerning these matters, including additional risks related to TransGlobe’s business.

The forward-looking statements or information contained in this news release are made as of the date hereof and the Company undertakes no obligation to update publicly or revise any forward-looking statements or information, whether as a result of new information, future events or otherwise unless required by applicable securities laws. The forward-looking statements or information contained in this news release are expressly qualified by this cautionary statement.

Oil and Gas Advisories

Mr. Ron Hornseth, B.Sc., General Manager – Canada for TransGlobe Energy Corporation, and a qualified person as defined in the Guidance Note for Mining, Oil and Gas Companies, June 2009, of the London Stock Exchange, has reviewed and approved the technical information contained in this report. Mr. Hornseth is a professional engineer who obtained a Bachelor of Science in Mechanical Engineering from the University of Alberta. He is a member of the Association of Professional Engineers and Geoscientists of Alberta (“APEGA”) and the Society of Petroleum Engineers (“SPE”) and has over 20 years’ experience in oil and gas.

BOEs may be misleading, particularly if used in isolation. A BOE conversion ratio of six thousand cubic feet of natural gas to one barrel of oil equivalent (6 mcf: 1 bbl) is based on an energy equivalency conversion method primarily applicable at the burner tip and does not represent a value equivalency at the wellhead. Given that the value ratio based on the current price of crude oil as compared to natural gas is significantly different from the energy equivalency of 6:1, utilizing a conversion on a 6:1 basis may be misleading as an indication of value.

The following abbreviations used in this press release have the meanings set forth below:

bbl barrels
bbls/d barrels per day
mbbls thousand barrels
boe barrel of oil equivalent
boe/d barrels of oil equivalent per day
mmbtu One million British thermal units
mcf thousand cubic feet
mcf/d thousand cubic feet per day
NGL Natural Gas Liquids

Production Disclosure

Production Summary (WI before royalties and taxes):
July – 20 Q2 – 20 Q1 – 20 Q4 – 19 Q3 – 19
Egypt (bbls/d) 10,145 11,990 12,544 12,831 13,750
Eastern Desert of Egypt (bbls/d) 9,956 11,757 12,343 12,831 13,750
Heavy Crude (bbls/d) 9,327 11,001 11,548 11,984 12,909
Light and Medium Crude (bbls/d) 629 756 795 847 841
Western Desert of Egypt (bbls/d) 189 233 201
Light and Medium Crude (bbls/d) 189 233 201
Canada (boe/d) 2,294 2,310 2,453 2,531 2,193
Light and Medium Crude (bbls/d) 667 706 860 908 666
Natural Gas (mcf/d) 4,542 4,665 4,996 5,334 5,652
Associated Natural Gas Liquids (bbls/d) 870 826 761 735 585
Total (boe/d) 12,439 14,300 14,997 15,362 15,943
Production Guidance
Faible High Mid-Point
Egypt (bbls/d) 11,200 11,600 11,400
Heavy Crude (bbls/d) 10,304 10,672 10,488
Light and Medium Crude (bbls/d) 896 928 912
Canada (boe/d) 2,100 2,200 2,150
Light and Medium Crude (bbls/d) 646 677 661
Natural Gas (mcf/d) 4,294 4,499 4,397
Associated Natural Gas Liquids (bbls/d) 738 774 756
Total (boe/d) 13,300 13,800 13,550
For further information, please contact:
TransGlobe Energy Via FTI Consulting
Randy Neely, President and Chief Executive Officer
Eddie Ok, Chief Financial Officer
Canaccord Genuity  (Nomad & Sole Broker) +44 (0) 20 7523 8000
Henry Fitzgerald-O’Connor
James Asensio
FTI Consulting  (Financial PR) +44 (0) 20 3727 1000
Ben Brewerton transglobeenergy@fticonsulting.com
Genevieve Ryan
Tailwind Associates  (Investor Relations)
Darren Engels darren@tailwindassociates.ca
http://www.tailwindassociates.ca
+1 403.618.8035

investor.relations@trans-globe.com
http://www.trans-globe.com
+1 403.264.9888

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