Addax Petroleum verkündet Rekordergebnisse für 2008

Calgary, Kanada (ots/PRNewswire) -

- Anstieg des Kapitalstroms aus Betriebstätigkeiten um 41 % auf
1.850 Millionen USD

- Anstieg des Nettogewinns um 63 % auf 784 Millionen USD

- Anstieg der Ölproduktion um 8 % auf 136,5 Tausend Barrel pro
Tag ("Mbbl/d")

- Anstieg der bewiesenen und wahrscheinlichen Ölreserven um 20 %
auf 536,7 Millionen Barrel pro Tag ("MMbbl")

Die Addax Petroleum Corporation ("Addax Petroleum" oder das
"Unternehmen") (TSX:AXC und LSE:AXC) gab heute ihre Ergebnisse für
das zum 31. Dezember 2008 endende Geschäftsjahr bekannt. Die
Finanzergebnisse wurden in Übereinstimmung mit den allgemein
anerkannten Grundsätzen der Rechnungslegung für Kanada ("Canadian
GAAP") erstellt und Rechnungslegung erfolgte in US-Dollar.

Eine Telefonkonferenz für Analysten und Investoren findet heute,
am Mittwoch, den 4. März 2009, um 11.00 Uhr Eastern Time / 16.00 Uhr
GMT statt. Vollständige Einzelheiten folgen am Ende dieser
Bekanntmachung.

Kommentar des CEO

Jean Claude Gandur, der Präsident und Chief Executive Officer von
Addax Petroleum, kommentierte heute: "Ich freue mich sehr, aufgrund
der Leistungen von Addax Petroleum im Geschäftsjahr 2008 erneut ein
Rekordbetriebsergebnis, ein stabiles Reservenwachstum und einen
bedeutenden Anstieg der voraussichtlichen Ölreserven bekanntgeben zu
können. Trotz eines schwierigen Umfelds im vierten Quartal des Jahres
2008 erzielte Addax Petroleum eine Rekordölförderung von 142,5 Mbbl/d
für dieses Quartal und beendete das Jahr mit einem bedeutenden Fund
im Njaba Prospect. Wir haben unsere frühe Einstiegsposition in dem
sich rasch entwickelnden kurdischen Teil des Irak durch die
Fertigstellung einer Anlage mit einer Kapazität von 30 Mbbl/d
verbessert und erwarten die Aufnahme der ersten kommerziellen
Ölförderung Ende dieses Jahres. In Anerkennung des derzeitigen
schwierigen Umfelds führen wir ein aggressives Programm zur
Kostenkontrolle durch und leiten unsere Geschäfte mit Umsicht zum
Schutz unserer Bilanz und zur Aufrechterhaltung der laufenden
Liquidität. Addax Petroleum hat in früheren Phasen niedriger
Ölpreise, die mit dem gegenwärtigen Umfeld vergleichbar sind,
erfolgreich operiert und positioniert sich für eine Wiederholung
dieses Erfolgs. Wir bedanken uns bei unseren Mitarbeitern, der
Geschäftsleitung, dem Vorstand, unseren Geschäftspartnern und
Aktionären für ihre Unterstützung und ihren Beitrag zu der
herausragenden Leistung von Addax Petroleum im Jahr 2008."

Ausgewählte Finanzeckdaten für 2008
Die folgende Tabelle umfasst ausgewählte Finanzeckdaten.
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Ausgewählte Finanzeckdaten
Zum Jahresende
In Millionen USD, wenn nicht per 31. Dezember
anders angegeben 2008 2007 Veränderung
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Erdölumsatz vor Förderabgaben 4.607 3.412 35 %
Durchschnittl. Rohölverkaufspreis , 94,38 72,94 29 %
USD/bbl
Absatzmenge, MMbbl 48,7 46,8 4 %
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Kapitalstrom aus Betriebstätigkeiten 1.850 1.313 41 %
Nettogewinn 784 482 63 %
Gewichteter Durchschnitt der Stammaktien
im Umlauf (unverwässert, Millionen) 156 155 1 %
Kapitalstrom aus Betriebstätigkeit pro
Aktie (USD/unverwässert) 11,86 8,45 40 %
Gewinn pro Aktie (USD/unverwässerte) 5,03 3,10 62 %
Gewichteter Durchschnitt der Stammaktien
im Umlauf (verwässert, Millionen) 163 156 4 %
Kapitalstrom aus Betriebstätigkeit pro
Aktie (USD/verwässert) 11,49 8,31 38 %
Gewinn pro Aktie (USD/verwässert) 4,95 3,09 60 %
Bilanzsumme 5.317 3.847 38 %
Langzeitverschuldung, ausgenommen
Wandelanleihen 1.200 950 26 %
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Kapitalaufwendungen - nach Regionen
Nigeria (ausgenommen Tiefsee) und
Kamerun 1.160 773 50 %
Gabun 431 216 100 %
Kurdischer Teil des Irak 56 83 -33 %
Tiefsee Nigeria und JDZ 47 16 194 %
Unternehmensaufwendungen, Akquisitionen,
und Lizenzvereinbarungsgebühren 82 84 -2 %
Gesamtsumme 1.776 1.172 52 %
Kapitalaufwendungen - nach Art
Erschliessung 1.376 822 67 %
Erkundung und Beurteilung 318 266 20 %
Zwischensumme 1.694 1.088 56 %
Unternehmensaufwendungen, Akquisitionen,
und Lizenzvereinbarungsgebühren 82 84 -2 %
Gesamtsumme 1.776 1.172 52 %
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- Im Jahr 2008 betrug der Erdölumsatz vor Förderabgaben 4.607
Millionen USD. Dies entspricht einem 35%igen Anstieg des
Erdölumsatzes vor Förderabgaben in Höhe von 3.412 Millionen USD im
Jahr 2007. Dieser Anstieg des Erdölumsatzes vor Förderabgaben ist
hauptsächlich bedingt durch den 29%igen Anstieg der
durchschnittlichen Rohölverkaufspreise im Jahr 2008 auf USD 94.38 pro
Barrel (/bbl) im Vergleich zu den erzielten Verkaufspreisen von USD
72.94/bbl im Jahr 2007 und einem Anstieg von 8 % der
durchschnittlichen Bruttoölförderung der Working Interests. Das
Unternehmen hat seine Rohölbestände im vierten Quartal auf ungefähr
540 Mbbl (entspricht ca.5,9 Mbbl pro Tag)ausgeweitet, da die
Produktions- mengen die Verkaufsmengen übertrafen. Eine Abnahme der
Rohölbestände ist für das erste Halbjahr des Jahres 2009 zu erwarten.

- Der Kapitalstrom aus Betriebstätigkeiten im vierten Quartal des
Jahres 2008 ging um 26 % auf 318 Millionen USD zurück(USD 2,03 pro
unverwässerter Aktie) im Vergleich zu 428 Millionen USD (USD 2,75 pro
unverwässerter Aktie)im vierten Quartal des Jahres 2007. Auf das Jahr
umgerechnet ist dies ein 41%iger Anstieg des Kapital- stromes aus
Betriebstätigkeiten für das Jahr 2008 auf 1.850 Millionen USD(USD
11,86 pro unverwässerter Aktie) im Vergleich zu 1.313 Millionen USD
(USD 8,45 pro unverwässerter Aktie) im Jahr 2007.

- Der Nettogewinn im vierten Quartal des Jahres 2008 ging um 98 %
auf 3 Millionen USD (USD 0,02 pro unverwässerter Aktie) zurück im
Vergleich zu 180 Millionen USD (USD 1,16 pro unverwässerter Aktie) im
vierten Quartal des Jahres 2007. Auf das Jahr umgerechnet erhöhte
sich der Nettogewinn für das Jahr 2008 um 63 % auf 784 Millionen USD
(USD 5,03 pro unverwässerter Aktie) im Vergleich zu 482 Millionen USD
(USD 3,10 pro unverwässerter Aktie)im Jahr 2007.

- Die Kapitalaufwendungen, mit Ausnahme von
Unternehmensaufwendungen und Akquisitionskosten, beliefen sich im
vierten Quartal des Jahres 2008 auf 521 Millionen USD und umfassten
Erschliessungsaufwendungen in Höhe von 406 Millionen USD sowie 115
Millionen USD für Erkundungs- und Beurteilungsaktivitäten.
Kapitalaufwendungen, mit Ausnahme von Unternehmensaufwendungen und
Akquisitionskosten, stiegen im Jahr 2008 um 56 % auf 1.694 Millionen
USD von 1.088 Millionen USD im Jahr 2007.

Die Kapitalaufwendungen für Erschliessungen betrugen 1.376
Millionen USD im Jahr 2008. Die ist ein 67%iger Anstieg im Vergleich
zu Kapitalaufwendungen für Erschliessungen in Höhe von 822 Millionen
USD im Jahr 2007. Die Kapitalaufwendungen für Erkundung und
Beurteilung beliefen sich auf 318 Millionen USD im Jahr 2008. Die ist
ein 20%iger Anstieg im Vergleich zu den Kapitalaufwendungen für
Erkundung und Beurteilung in Höhe von 266 Millionen USD im Jahr 2007.

- Die Unternehmens- und Akquisitionskosten in Verbindung mit
neuen Geschäftstätigkeiten beliefen sich auf 82 Million USD im Jahr
2008 im Vergleich zu 84 Millionen USD im Jahr 2007. Die neuen
Geschäftstätigkeiten umfassten den Erwerb von 4 neuen Lizenzgebieten
zur Erkundung für das Sachvermögen des Unternehmens, die Erhöhung des
Working Interests in einem der Lizenzgebiete zur Erkundung und die
Aufnahme eines integrierten Gasverwertungsprojekts in Nigeria.

- Die Bankverbindlichkeiten stiegen im Jahr 2008 um 250 Millionen
USD auf 1.200 Millionen USD und werden derzeit im Rahmen von zwei
Kredit- fazilitäten in Anspruch genommen, und zwar einem vorrangig
gesicherten, sich reduzierenden revolvierenden Basiskredit in Höhe
von 1,6 Milliarden USD(wovon 1,3 Milliarden USD als Verbindlichkeit
beanspruchbar sind) und eine ungesicherte, vorrangige revolvierende
Kreditfazilität in Höhe von 500 Millionen USD, die im Laufe des
Jahres eingerichtet wurde.

Die folgende Tabelle umfasst ausgewählte betriebliche Eckdaten
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Ausgewählte betriebliche Eckdaten Zum Jahresende /
per 31. Dezember
2008 2007 Veränderung
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Durchschnittliche jährliche Working Interest
Bruttoölförderung (Mbbl/d)
Nigeria (ablandig) 100,7 97,1 4 %
Nigeria (auflandig) 7,3 7,4 -1 %
Nigeria Zwischensumme 108,0 104,5 3 %
Gabun (ablandig) 6,7 6,4 5 %
Gabun (auflandig) 21,8 15,0 45 %
Gabun Zwischensumme 28,5 21,4 33 %
Summe 136,5 125,9 8 %
Preise, Kosten und Valorisierungen
(USD/bbl)
Durchschnittlich erzielter Preis 94,38 72,94 29 %
Betriebskosten 8,53 6,70 27 %
Betriebsvalorisierung 68,42 53,70 27 %
Working Interest Bruttoölreserven
(MMbbl)
Bewiesen 214,2 233,3 -8 %
Bewiesen und wahrscheinlich 536,7 446,7 20 %
Bewiesen und wahrscheinlich und
möglich 738,4 580,3 27 %
Bester Schätzwert für potentielle
Bruttoölreserven der Working Interests
MMbbl)
risikofrei 2.772 2.246 23 %
risikobehaftet 825 738 12 %
Bester Schätzwert für potentielle
Bruttogasreserven der Working Interests
(Bcf) 2.820 2.415 17 %
Verbundene Gasflüssigkeiten(MMbbl) 83,5 77,2 8 %
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- Die durchschnittliche Bruttoölförderung der Working Interests
betrug im Jahr 2008 136.450 bbl/d. Dies ist ein ca. 8%iger Anstieg im
Vergleich zur Durchschnittsfördermenge von 125.940 bbl/d im Jahr
2007. Die durchschnittliche Ölförderung im Jahr 2008 umfasste 107.980
bbl/d aus Nigeria und 28.470 bbl/d aus Gabun.

- Die Gesamtmenge der bewiesenen und wahrscheinlichen
Bruttoreserven stieg, gemäss der Auswertung in Übereinstimmung mit
National Instrument 51-101 durch Netherland, Sewell & Associates
("NSAI") per 31. Dezember 2008, um ca. 20 % auf 536,7 MMbbl von 446,7
MMbbl per 31. Dezember 2007. Das Unternehmen hat im Laufe des Jahres
keine Reserven erworben oder veräussert und die Zugänge im Jahr 2008
stammten in erster Linie aus Betriebstätigkeiten des Unternehmens,
einschliesslich von Ausdehnungen und Funden. Die bewiesenen Reserven
nahmen im gleichen Zeitraum um 8 % ab, da NSAI ohne
Förderungstestergebnisse keine Zuordnung der bewiesenen Reserven zu
Bohrquellen vornimmt. Die Geschäftsleitung von Addax hat sich dazu
entschieden, die Kita Marine Auswertungsbohrungen im Jahr 2008 nicht
zu testen, bei denen 34,0 MMbbl bewiesener und wahrscheinlicher
Reserven (2P) im Laufe des Jahres hinzukamen, da Addax Petroleum die
Erstfunde im Jahr 2007 testen lassen hat und über adäquate Daten
verfügt, um der Regierung einen Felderschliessungsplan zu
unterbreiten. In gleicher Weise kamen 42,0 MMbbl 2P-Resreven aus der
Njababohrung hinzu, jedoch wurden keine bewiesenen (1P) verbucht, da
die Bohrung erst Ende des Jahres stattfand und in dem Jahr keine
Tests durchgeführt wurden. Die Geschäftsleitung erwartet eine
Umgruppierung eines Teils dieser Reserven als 1P-Reserven durch
zusätzliche Bohrungen im Jahr 2009.

- Die Reservenersatzrate des Unternehmens betrug im Jahr 2008
insgesamt 281 %. Die Reservenersatzrate wird berechnet, indem man die
Bruttozunahme an 2P-Reserven in Höhe von 140,00 MMbbl (vor Abzug der
Fördermenge von 49,9 MMbbl für das Jahr 2008) durch die Fördermenge
für das Jahr 2008 dividiert.

- Ausgewählte Eckdaten für Erschliessungen:

Nigeria

- Erfolgreiche Bohrung von 12 neuen ablandigen Bohrlöchern zur
Erschliessung, 10 im Gebiet von OML123 und zwei im Gebiet von
OML126.

Bei allen Bohrungen wurde die Förderung im Laufe des Jahres
aufgenommen;

- Erfolgreiche Bohrung von zwei neuen auflandigen Bohrlöchern zur
Erschliessung im Gebiet von OML124. Bei beiden Bohrungen wurde die
Förderung im Laufe des Jahres aufgenommen;

- Erste Förderung im Feld Inagha im Gebiet OML123 und

- fortlaufende volle Felderschliessung des Feldes Adanga North
Horst im Gebiet von OML123 und des Feldes Okwori im Gebiet von
OML126.

Gabun

- Bohrung von 23 Bohrlöchern zur Erschliessung in den auf- und
ablandigen Lizenzgebieten des Unternehmens. Von diesen nahmen 21
die Förderung im Laufe des Jahres auf;

- Fortlaufende Entwicklung der oberirdischen Anlagen der
auflandigen Lizenzgebiete Panthere NZE und Awoun;

- Abschluss der Installation der Bohrinsel und Ölleitung vom
ablandigen Ebouri Feld zum FPSO-Schiff bei Etame Marin und

- Abschluss der Ausweitung des auflandigen Exportsystems des
Unternehmens, einschliesslich einer neuen 38 km langen
12-Zoll-Leitung zur Erhöhung der Förderungsmengen durch die Nutzung
freier Kapazitäten der von Shell betriebenen Rabi-Station. Das
Unternehmen geht davon aus, dass das erweiterte Exportsystem im
zweiten Quartal des Jahres 2009 in Betrieb genommen wird.

Kurdischer Teil des Irak

- Installation und Inbetriebnahme eines Systems für die
anfängliche Förderung bei Taq Taq mit einer Förderungskapazität bis
zu 30 Mbbl/d und zeitweiliger Absatz wurde am Markt vor Ort
aufgenommen und,

- Abschluss von Umweltstudien und Vorfeldkonstruktionen sowie von
Auslegungsarbeiten im Zusammenhang mit einer Exportleitung und
Addax stellt derzeit Nachforschungen an über Komponenten mit langen
Lieferzeiten für die Konstruktion der Exportleitung.

- Die gesamten potentiellen risikofreien Ölreserven der Working
Interests stiegen per 31. Dezember 2008 um ca. 23 % auf 2.772 MMbbl
von 2.246 MMbbl per 31. Dezember 2007. Risikobehaftete potentielle
Ölreserven stiegen per 31. Dezember 2008 um 12 % auf 825 MMbbl von
738 MMbbl per 31. Dezember 2007. Von den risikofreien potentiellen
Ölreserven per 31. Dezember 2008 beziehen sich 49 % auf das "Tiefsee
Golf von Guinea"-Portfolio des Unternehmens, 1.030 MMbbl oder 37 %
auf Auflandgebiete Nigerias und ablandige Flachwassergebiete Nigerias
und Kameruns, 248 MMbbl oder 9 % auf hauptsächlich ablandige Gebiete
in Gabun und 136 MMbbl oder 5 % auf den kurdischen Teil des Irak.

- Der gesamte beste Schätzwert für potentielle Bruttogasreserven
stieg per 31. Dezember 2008 um ca. 17 % auf 2.820 Bcf von 2.415 Bcf
per 31. Dezember 2007. Die besten Schätzwerte für Flüssigkeiten in
Zusammenhang mit potentiellen Gasreserven stiegen per 31. Dezember
2008 um ca. 8 % auf 83,5 MMbbl von 77,2 MMbbl per 31. Dezember 2007.
Der grösste Zuwachs stammt aus dem OML137-Gebiet, für das 411 Bcf und
8,7 MMbbl hinzukamen, und zwar aufgrund der erfolgreichen
Auswertungen des Unternehmens im Jahr 2008.

- Der durchschnittliche Verkaufspreis für das vierte Quartal des
Jahres 2008 fiel um 44 % auf USD 49,28/bbl im Vergleich zu USD
88,46/bbl im vierten Quartal des Vorjahres. Der Preisrückgang war
hauptsächlich zurückzuführen auf einen 38%igen Rückgang des
durchschnittlichen datierten Brent-Öl Richtpreises im vierten Quartal
des Jahres 2008 im Vergleich zum vierten Quartal des Jahres 2007 und
die zeitliche

Planung Rohölförderung.

- Der prozentuale Anteil von Förderabgaben am Umsatz stieg im
vierten Quartal des Jahres 2008 im Vergleich zu den ersten neun
Monaten des Jahres 2008 hauptsächlich aufgrund von Tätigkeiten in
Gabun. Der prozentuale Anteil von ablandigem Royalty Oil in Gabun an
den Umsatzerlösen stieg im vierten Quartal des Jahres 2008, weil die
Ermittlung von Royalty Oil im Fördermonat und nicht im Verkaufsmonat
erfolgt. Die Bestände für Etame stiegen zu Anfang des Quartals und
wurden später im Quartal nach dem Fall des durchschnittlichen
Verkaufspreises verkauft.

- Die Betriebsvalorisierungen stiegen im Jahr 2008 um 27 % auf
USD 68,42/bbl im Vergleich zu USD 53,70 im Jahr 2007. Für die
Betriebsaufwendungen pro Einheit war eine Zunahme auf USD 8,53/bbl zu
verzeichnen, was gegenüber dem Niveau von USD 6,70/bbl im Jahr 2007
einem Anstieg von 27 % entspricht. Diese Entwicklung ist erklärbar
mit der Kosteninflation für die Bereitstellung von Dienstleistungen,
der Anzahl von Bohrlochüberholungen sowie mit den Kosten für
Sicherheitsmassnahmen in Nigeria, einem Personalkostenanstieg
aufgrund zunehmender Betriebstätigkeiten in Gabun und mit der
Aufwertung der Landeswährung gegenüber dem US-Dollar. Ausgewählte
Eckdaten für Erkundungen und Beurteilungen

- Die Eckdaten für Erkundungs- und Beurteilungstätigkeiten für
2008 umfassen folgendes:

Golf von Guinea Flachwasser (Nigeria und Kamerun)

- Überaus erfolgreiche Bohrung eines auflandigen
Erkundungsbohrlochs im Gebiet OML124 in Nigeria mit der Entdeckung
des Njaba Prospects. Es wurden erhebliche Ölmengen gefunden, für die
eine Verbuchung von 42,0 MMbbl wahrscheinlicher Reserven zum
Jahresende 2008 erfolgte. Zudem führte die Bohrung eines
Beurteilungsbohrlochs im nördlichen Teil des Ossu Felds im Gebiet
OML124 zur einer räumlichen Ausweitung des Feldes, da das
Vorhandensein von Öl nördlich eines Sattels nachgewiesen wurde, der
das Hauptfeld von einem unabhängigen Block trennt;

- Erfolgreiche Bohrung von vier ablandigen
Beurteilungsbohrlöchern im Gebiet OML123 in Nigeria zur Beurteilung
der Adanga, Kita Marine und Oron West Felder. Besonders zu vermerken
ist die Erbohrung einer Gesamtbruttorohölsäule von 173 Fuss über vier
Zonen am Bohrloch KTM-6 im März 2008, für die am Jahresende 2008 2P
Ölreserven in Höhe von 34,0 MMbbl verbucht wurden. Im vierten Quartal
des Jahres 2008 führte Addax Petroleum Bohrungen im Adanga North
Graben Prospect im Gebiet OML123 durch und stiess auf Gas;

- Erfolgreiche Bohrung von zwei ablandigen
Beurteilungsbohrlöchern in OML137 in Nigeria im Gebiet des Ofrima
North Fundes. Eine der Bohrungen führte zur Bestätigung der
westlichen Ausweitung der H42 Öllagerstätte. Durch die andere wurden
62 Fuss Öl und 92 Fuss flüssigkeitsreiches Erdgas in tieferen
Schichten entdeckt und

- die Bohrung von vier Erkundungsbohrlöchern in den ablandigen
Lizenzgebieten von Ngosso und Iroko in Kamerun. Mitte 2008 wurde
in Ngosso die Odiong und Tali Erkundungsbohrungen aufgenommen,
wobei bei der Nebenbohrung in Tali eine Brutto-Kohlenwasserstoff-
säule von 79 Fuss erbohrt wurde. Die zwei Erkundungsbohrlöcher in
Ngosso wurden abgedichtet und zurückgelassen. Beim
Erkundungsbohrloch in Iroko wurden Kohlenwasserstofffunde im
Hauptzielintervall gemacht.

Gabun

- Erfolgreiche Bohrung von zwei ablandigen
Beurteilungsbohrlöchern in dem zum Etame Marin Lizenzgebiet
gehörenden Ebouri Feld in Gabun und Aufnahme der Förderung Ende
Januar 2009;

- Abschluss des Erwerbs von seismischen 2-D-Daten über das zum
Unternehmen gehörende Remboue Lizenzgebiet und über den nördlichen
Teil des Epaemeno Lizenzgebietes, die sich beide im auflandigen
Gabun befinden; und

- Bohrung eines Erkundungsbohrlochs im Andok Prospect im
auflandigen Maghena Lizenzgebiet von Gabun im vierten Quartal des
Jahres 2008 mit Anzeichen auf Kohlenwasserstoff im Hauptzielintervall
und in einer "up-dip" Nebenbohrung.

Kurdischer Teil des Irak

- Bohrung und Tests von zwei kreidehaltigen
Beurteilungsbohrlöchern im Taq Taq Feld (TT-08 und TT-09) mit
Gesamtdurchsatzraten von 16,2 Mbbl/d bis zu 35,8 Mbbl/d;

- Bohrung und Test eines Pila Spi Beurteilungsbohrlochs im Taq
Taq Feld(TT-11) mit einer Durchsatzrate von 470 bbl/d von einer
Bruttoölsäule von 52 Metern. Das getestete Öl von Pila Spi ist
weitaus schwerer als das Öl aus den kreidhaltigen Formationen und das
Unternehmen geht davon aus, dass durch die Installation einer
artifiziellen Fördereinrichtung weitaus höhere Durchsatzraten erzielt
werden können und,

- Bohrung eines kreidehaltigen Beurteilungsbohrlochs (TT-10), für
das im ersten Quartal des Jahres 2009 Tests durchgeführt werden.

Golf von Guinea Tiefwasser (Nigeria und JDZ)

- Erstellung weiterer technischer Studien zur Erkundung der
möglichen Bohrstellen im Rahmen der Tiefwasserlizenzen des
Unternehmens, die risikofreie potentielle Ölreserven des Working
Interests in Höhe von 1.359 MMbbl (493 MMbbl risikobehaftet)
umfassen. Das Unternehmen plant die Bohrung seines ersten
bedeutungsvollen Tiefwasser-Erkundungsbohrlochs im Golf von Guinea
Ende 2009 in Bock 4 des Kina Prospects in der Joint
Development Zone. Die Chevron Corp. hat die Nigeria/Sao
Tome Joint Development Authority davon unterrichtet, dass sie die
Absicht hat, die zweite Erkundungsphase für Block 1 einzuleiten.

Ausgewählte Eckdaten für das Neugeschäft

- Das Jahr 2008 sah die Fortführung eines aktiven Programms zur
Entwicklung des Neugeschäfts von Addax Petroleum mit dem Hinzufügen
von vier neuen Lizenzgebieten zur Erkundung zum Sachvermögen des
Unternehmens und der Ausweitung des Working Interests in einem
Tiefwasser Erkundungslizenzgebiet. Zudem hat die Bundesregierung von
Nigeria Addax Petroleum die Genehmigung für eine integrierte
Gasverwertungsinitiative erteilt, die zu der Erschliessung und
kommerziellen Nutzung der beachtlichen Erdgasressourcen des
Unternehmens in Nigeria führen könnte.

- Die Eckdaten für das Neugeschäft im Jahr 2008 umfassen:
Golf von Guinea Flachwasser (Nigeria und Kamerun)

- Dem Unternehmen wurde im ablandigen Nigeria ein 40%iger Anteil
an der Oil Prospecting License 227 ("OPL" - das Recht, nach Öl zu
bohren) zuerkannt. Diese Lizenz ist vorbehaltlich des Erhalts einer
offiziellen Abtretungserklärung. Das Lizenzgebiet OPL227 umfasst ca.
851 km(2) (210.300 Gross Acres) und befindet sich im Nordosten des
von Shell betriebenen Lizenzgebiets OML79, das laut Berichten die
Förderung im Jahr 2002 aufgenommen hat und ca. 350 MMbbl
verbleibendes förderungswürdiges Öl enthält. Im OPL227 Lizenzgebiet
wurden zwischen 1974 und 1988 vier Bohrlöcher gebohrt, die jeweils
kommerziell nicht nutzbare Mengen oder Anzeichen von
Kohlenwasserstoff aufwiesen. Zudem wurden bisher minimale 2-D- und
keine 3-D-seismischen Daten zu OPL227 erworben;

- Addax Petroleum und die Republik Kamerun haben einen Vertrag
zur gemeinsamen Förderung von Erdöl (Production Sharing Contract
("PSC") in Hinblick auf die Erkundung des Iroko Lizenzgebiets
unterzeichnet. Im Rahmen des PSC hat Addax Petroleum einen 100%igen
Anteil am Iroko Lizenzgebiet erworben und ist dessen Betreiber. Das
Iroko Lizenzgebiet umfasst 16 km(2)(3.900 Gross Acres) und befindet
sich ca. 30 km vor der Küste von Kamerun neben dem OML123
Lizenzgebiet des Unternehmens in Nigeria

- Addax Petroleum gab zusammen mit seinen Partnern Chrome Oil
Services Limited und der Korea Gas Corporation bekannt, dass die
Bundesregierung von Nigeria die Genehmigung für die Durchführung
eines vorgeschlagenen integrierten Gasverwertungsprojekts in Nigeria
erteilt hat. Das integrierte Gasprojekt soll die Erkundung und
Erschliessung von Gasfeldern in Nigeria umfassen, einschliesslich von
OML137 von Addax Petroleum, und Erdgasreserven sichern, die zur
kommerziellen Nutzung einer neuen Förderungsanlage für verflüssigtes
Erdgas mit einer Kapazität von bis zu 10 Millionen Tonnen pro Jahr
benötigt werden. Zudem wird mit der Bereitstellung von
Stromerzeugungskapazität und der Bereitstellung von Rohstoffen für
die Entwicklung von petrochemischen Anlagen gerechnet. Das Projekt
befindet sich noch in den Entwicklungsvorstufen.

Gabun

- Addax Petroleum hat ein zusätzliches 18%iges Working Interest
und das Eigentum an dem Iris Marin Lizenzgebiet erworben, in dem
das Unternehmen jetzt ein Working Interest von 51,33 % besitzt.
Die Erkundungserlaubnis für das Iris Marin Lizenzgebiet umfasst
ca.403 km(2) (99.600 Gross Acres) im südlichen Becken von Gabun,
und,

- Addax Petroleum hat einen Anteil von 68,75 % und das Recht zur
Betreibung des Gryphon Marin Lizenzgebiets erworben. Das Gryphon
Marin Lizenzgebiet umfasst eine Bruttofläche von 9.750 km(2)
(2.409.200 Gross Acres) und befindet sich unmittelbar nördlich der
zu Addax Petroleum gehörenden Etame Marin ablandigen Lizenz in
Gabun. Das Unternehmen plant mit dem Bohren von zwei Bohrlöchern die
aufnahme der Erkundungsaktivitäten in Gryphon Marin in der ersten

Hälfte des Jahres 2009.

Kurdischer Teil des Irak

- Addax Petroleum erwarb mit Wirkung vom September 2008 einen
Anteil in Höhe von 33,33 % am Sangaw North PSC. Das Lizenzgebiet
Sangaw North zeichnet sich durch einen grossen überirdischen
Erdsattel und einer Reihe von oberflächlichen Ölquellen aus und
befindet sich ca. 80 km südöstlich von Addax Petroleums Taq Taq
Lizenz. Im vierten Quartal des Jahres 2008 wurde eine Abtretung an
die Korean National Oil Corporation abgeschlossen, wodurch sich
Addax Petroleums Anteil auf 26,67 % reduzierte. Das Unternehmen
schloss den Erwerb von 2-D-seismischen Daten zum Lizenzgebiet
im vierten Quartal des Jahres 2008 ab und plant die Bohrung eines
Erkundungsbohrlochs innerhalb der Erkundungsperiode.

Gemeinsame Entwicklungszone (Joint Development Zone "JDZ")

- Aufgrund des Schiedsspruchs eines Ausschusses des
internationalen Schiedsgerichts in London (London Court of
International Arbitration) wurde Addax Petroleum eine zusätzliche
Beteiligung von 7,2 % an Block 4 der JDZ zuerkannt. Dadurch erhöhte
sich der Anteil von Addax Petroleum an Block 4 auf 45,5 %.

Dividenden

Das Unternehmen meldete und zahlte eine Gesamtdividende von CDN$
0,20 pro Aktie. Eine Dividende von CDN$ 0,20 pro Aktie wurde am 3.
März 2009 erklärt und wird am 2. April an die am 19. März 2009
eingetragenen Aktionäre gezahlt. In Übereinstimmung mit den
Richtlinien der kanadischen Finanzbehörde (Canada Revenue Agency)
sind die vom Unternehmen während des Berichtszeitraums gezahlten
Dividenden qualifizierte Dividenden.

Neueste Entwicklungen

Im Januar 2009 gab das Unternehmen einen bedeutsamen Fund im
Njaba 2 Bohrloch im östlichen Teil des OML124 Lizenzgebiets in
Nigeria bekannt. Aufgrund dieses Fundes verbuchte Addax Petroleum per
31. Dezember 2008 42,0 MMbbl wahrscheinlicher Reserven aus diesem
Bohrloch.

Im Januar 2009 nahm das Unternehmen die Förderung in dem sich im
Etam Marin Lizenzgebiet ablandig gelegenen Ebouri Feld in Gabun auf.

Im Februar 2009 vollendete der Betreiber die Bohrung des
ablandigen North Etame Erkundungsbohrlochs im Etame Marin
Lizenzgebiet des Unternehmens in Gabun. Das Bohrloch wies niedriger
als erwartete Kohlenwasserstoffmengen auf, führte Wasser und es ist
zu erwarten, dass es abgedichtet und aufgegeben wird.

Prognose für 2009 und Finanzplanung

Für das Jahr 2009 hat Addax Petroleum Gesamtkapitalaufwendungen
in Höhe von ca. 1,6 Milliarden USD geplant(Akquisitionen
ausgenommen), durch die eine voraussichtliche durchschnittliche
Gesamtfördermenge zwischen 140 Mbbl/d und 145 Mbbl/d aus den
Geschäftstätigkeiten in Nigeria und Gabun erzielt wird. Dieser
Finanzplan steht mit der Unternehmensphilosophie in Einklang, die auf
die Finanzierung von Kapitalaufwendung aus intern generierten
Geldströmen abzielt, und er wurde auf Grundlage eines
Durchschnittspreises für Brent Rohöl von USD 60/bbl ermittelt. Sollte
der übliche Brent-Rohölpreis für den Rest des Jahres 2009 weiterhin
unter USD 60/bbl liegen, hat Addax Petroleum die Absicht und
Flexibilität, seine Kapitalaufwendungen so zu reduzieren, dass die
Finanzierung der Gesamtkapitalaufwendungen weiterhin aus intern
generierten Geldströmen erfolgt. Ein Durchschnittspreis für
Brent-Rohöl von USD 40/bbl würde zu einer Herabsetzung der
Kapitalaufwendungen auf ca. 1 Milliarde USD führen und die damit in
Verbindung stehenden verminderten Aufwendungen für Bohrungen und
Anlagen würden zu einer Gesamtförderung von Addax Petroleum für das
Jahr 2009 zwischen 132 Mbbl/d und 137 Mbbl/d führen.

Gesetzlich vorgeschriebene Meldungen

Diese Bekanntmachung fällt zeitlich zusammen mit der
Unterbreitung bei den Wertpapieraufsichtsbehörden in Kanada und
Grossbritannien des geprüften Konzernabschlusses von Addax Petroleum
für das am 31. Dezember 2008 endende Jahr mit der dazugehörigen
Management's Discussion and Analysis sowie des jährlichen
Informationsblatts (Annual Information Form) von Addax Petroleum mit
der Aufstellung der Reservedaten und anderen Informationen (Statememt
of Reserves Data and Other Information) der Gesellschaft, des
Berichts des unabhängigen qualifizierten Reservengutachters
(Independent Qualified Reserves Evaluator) und des Berichts des
Vorstands und der Direktoren. Kopien dieser Dokumente sind erhältlich
unter http://www.sedar.com, http://www.londonstockexchange.com und
auf der Webseite des Unternehmens: http://www.addaxpetroleum.com.

Telefonkonferenz für Analysten

Finanzanalysten sind eingeladen, heute, am Mittwoch, den 4. März
um 11.00 Uhr Eastern Time / 16.00 Uhr GMT, an einer Telefonkonferenz
mit Jean Claude Gandur, Präsident und Chief Executive Officer,
Michael Ebsary, Chief Financial Officer, und James Pearce, Chief
Operating Officer, teilzunehmen. Pressevertreter und Aktionäre können
an der Telefonkonferenz als Zuhörer teilnehmen. Zur Teilnahme an der
Telefonkonferenz wählen Sie bitte eine der folgenden Einwahlnummern:

Toronto: 416-644-3420
Gebührenfrei (Kanada und USA): 1-800-731-5319
Gebührenfrei (Grossbritannien): 00-800-2288-3501
Gebührenfrei (Schweiz): 00-800-2288-3501

Eine Aufzeichnung der Telefonkonferenz ist bis Mittwoch, den 18.
März 2009, unter +1-(416)-640-1917 oder +1-(877)-289-8525 und Angabe
der Kennnummer 21296229, gefolgt vom Rautezeichen, verfügbar.

Kapitalmärkte

Addax Petroleum wird am Montag, den 23. März 2009 in London,
Grossbritannien, und am Dienstag, den 24. März 2009 in Toronto,
Kanada, Kapitalmarkttag-Präsentationen für Finanzanalysten und
Investoren veranstalten. Eine Gruppe von Führungskräften des
Unternehmens wird die jüngsten Betriebsergebnisse des Unternehmens
und Erwartungen in Hinblick auf zukünftige Geschäftstätigkeiten
erörtern. Die Präsentationen werden live über das Internet
übertragen. Die Unterlagen zu den Kapitalmarkttagpräsentationen sind
auf der Webseite der Gesellschaft unter

http://www.addaxpetroleum.com verfügbar. Interessierte Teilnehmer
werden dazu ermutigt, sich bei einem der am Ende dieser
Bekanntmachung aufgelisteten Personen im Voraus anzumelden.

Rechtliche Hinweise zu vorausschauenden Erklärungen

Bestimmte Aussagen in dieser Pressemeldung, einschliesslich der
Erklärungen über zukünftige Kapitalaufwendungen, Geschäftsstrategien
und -ziele, zukünftige Rohstoffpreise, Reserven- und
Ressourcenschätzungen, Bohrpläne, Erschliessungspläne und deren
zeitlichen Abläufe, zukünftige seismische Aktivitäten,
Förderungsniveaus und die Quellen für deren Steigerung, Ergebnisse
von Erkundungsaktivitäten und Termine, zu denen bestimmte Bereiche in
Betrieb gehen sollen, zahlbare Förderungsabgaben, ungewisse
Verbindlichkeiten und Aussagen, die Wörter wie z. B. "könnte",
"wird", "würde", "könnte", "sollte", "erwarten", "glauben",
"beabsichtigen", "erwarten", "planen", "schätzen", "einkalkulieren",
"prognostizieren", "vorschlagen", "voraussagen" und Aussagen über
historisch nicht belegte Angelegenheiten sind vorausschauende
Informationen im Sinne der derzeitigen kanadischen
Wertpapiergesetzgebung (Canadian securities legislation).

Vorausschauende Informationen unterliegen bekannten und
unbekannten Risiken und anderen zum Öl- und Gasgeschäft gehörenden
Ungewissheiten sowie weiteren Faktoren. Diese umfassen, aber
beschränken sich nicht auf: unpräzise Schätzungen der Reserven und
Ressourcen; endgültige Gewinnung von Reserven; Rohstoffpreise;
allgemeine Wirtschafts-, Markt- und Geschäftskonditionen;
Branchenkapazität; Wettbewerbsmassnahmen anderer Unternehmen;
Raffinerie- und Vermarktungsmargen; Befähigung zur Förderung von
Rohöl und Erdgas und die Belieferung der Märkte; Wetter und
Klimabedingungen; die Ergebnisse von Erkundungs- und
Entwicklungsbohrungen und zugehöriger Aktivitäten; Zinssatz- und
Devisenwechselkursschwankungen; die Fähigkeit der Lieferanten, ihre
Verpflichtungen zu erfüllen; Handlungen von Regierungsbehörden,
einschliesslich Steuererhöhungen; Entscheidungen und Genehmigungen
von Verwaltungsgerichten; Änderung on Umwelt- und sonstigen Auflagen;
internationale politische Ereignisse und erwartete Renditen.
Insbesondere kann die Produktion Faktoren unterliegen wie
Erkundungserfolg, Zeitpunkt und Erfolg der Inbetriebnahme,
Anlagenverlässlichkeit, Kapazität der Lagerstätte und natürliche
Abnahmeraten, Wasserbehandlung und Bohrfortschritt.
Kapitalaufwendungen können durch Kostendruck in Zusammenhang mit
neuen Kapitalprojekten beeinflusst werden. Dazu gehören die
Bereitstellung von Arbeitskräften und Materialien, das
Projektmanagement, Kosten für und Verfügbarkeit von Bohrinseln und
seismische Kosten.

In dieser Pressemeldung des Unternehmens wurden Vermutungen
hinsichtlich der folgenden Angaben angestellt:

- Öl- und Erdgaspreise;

- Umfang der Öl- und Erdgasreserven sowie der Ressourcen,
verminderter heutiger Wert von zukünftigen Nettokapitalströmen aus
diesen Reserven und die endgültige Erschliessbarkeit von Reserven;

- Zeitliche Gestaltung und Umfang zukünftiger Förderungen,
Voraussagen über Kapitalaufwendungen und deren Finanzierungsquellen

- Umfang, Art, Zeitplanung und Auswirkungen von
Kapitalaufwendungen;

- Pläne für das Bohren von Bohrlöchern, die zeitliche Planung und
Orte;

- Erwartungen in Hinblick auf die Verhandlung und Ausübung von
vertragsgemässen Rechten;

- Betriebs- und sonstige Kosten;

- Geschäftsstrategien und Managementpläne;

- erwartete Vorteile und verbessertes Unternehmensvermögen aus
der Erschliessung von Probebohrungen und Akquisitionen sowie

- Behandlung gemäss den steuerlichen Bedingungen von gemeinsamen
Produktionsverträgen (Production Sharing Contracts) und der
gesetzlichen Regelwerke von Staaten.

Die tatsächlichen Unternehmensergebnisse könnten beträchtlich von
den voraussichtlichen Ergebnissen in den vorausschauenden Erklärungen
abweichen, falls sich die zugrundegelegten Annahmen als unrichtig
erweisen oder falls eine oder mehrere der oben beschriebenen
Ungewissheiten oder Risiken eintreten. Risikofaktoren werden in
grösserer Ausführlichkeit in den Meldungen von Addax Petroleum an die
Wertpapieraufsichtsbehörden der kanadischen Provinzen (Canadian
provincial securities commissions) behandelt.

Die Leser werden ausdrücklich darauf hingewiesen, dass die oben
aufgeführte Liste von Faktoren mit Einfluss auf vorausschauende
Informationen keinen Anspruch auf Vollständigkeit erhebt. Weiterhin
beziehen sich die vorausschauenden Erklärungen auf den Tag, an dem
sie gemacht wurden, und mit Ausnahme der gesetzlichen Erfordernisse
beabsichtigt und verpflichtet sich Addax Petroleum in keiner Weise
zur Aktualisierung von vorausschauenden Informationen, egal ob neue
oder anderweitige Informationen vorliegen. Die in dieser neuen
Pressemeldung enthaltenen vorausschauenden Erklärungen werden durch
diesen Warnhinweis ausdrücklich eingeschränkt.

Abweichungen von den Grundsätzen der Rechnungslegung (GAAP)

Addax Petroleum definiert "Kapitalstrom aus Betriebstätigkeiten"
oder "FFFO" (Funds Flow from Operations) als Nettokapital aus
Betriebstätigkeiten vor Änderungen am nicht liquiditätswirksamen
Umlaufvermögen. Die Geschäftsführung betrachtet den FFFO neben dem
Nettokapital als eine nützliche Messgrösse, da sie die Fähigkeit von
Addax Petroleum aufzeigt, die für die Schuldentilgung oder die
zukünftige Wachstumssicherung durch Kapitalaufwendungen notwendigen
Geldmittel zu erwirtschaften. Addax Petroleum bewertet seine Leistung
anhand von Betriebsvalorisierungen, die es als Gewinnspanne per
Barrel vor Steuern aus der Förderung und dem Absatz von Rohöl
definiert und anhand des durchschnittlichen Verkaufspreises pro
Barrel abzüglich der Förderabgaben und Betriebskosten errechnet. FFFO
und Betriebsvalorisierungen sind keine anerkannten Messgrössen gemäss
den Grundsätzen der kanadischen Rechnungslegung (Canadian GAAP). Die
Leser werden ausdrücklich darauf hingewiesen, dass diese Messgrössen
keine Alternative zur Bestimmung des Nettogewinns oder Geldflusses
aus laufenden Geschäftstätigkeiten gemäss den Grundsätzen der
kanadischen Rechnungslegung sind bzw. Aufschluss geben über die
Leistung von Addax Petroleum. Das Berechnungsverfahren von Addax
Petroleum für diese Messgrössen weicht eventuell von den Verfahren
anderer Unternehmen ab und die Messgrössen sind daher nicht unbedingt
mit denen anderer Unternehmen vergleichbar.

Weitere Informationen erhalten Sie von: Mr. Michael Ebsary, Chief
Financial Officer, Tel.: +41(0)22-702-94-03,
michael.ebsary@addaxpetroleum.com; Mr. Craig Kelly, Investor
Relations, Tel.: +41(0)22-702-95-68, craig.kelly@addaxpetroleum.com;
Mr. Chad O'Hare, Investor Relations, Tel.: +41(0)22-702-94-10,
chad.o'hare@addaxpetroleum.com; Ms. Marie-Gabrielle Cajoly, Press
Relations, Tel.: +41(0)22-702-94-44,
marie-gabrielle.cajoly@addaxpetroleum.com; Mr. Nick Cowling, Press
Relations, Tel.: +1-416-934-80-11, nick.cowling@cossette.com; Mr.
Mark Antelme, Press Relations, Tel.: +44(0)20-3178-6242,
mark.antelme@pelhampr.com

Originaltext: Addax Petroleum Corporation
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Weitere Informationen erhalten Sie von: Mr. Michael Ebsary, Chief
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Relations, Tel.: +41(0)22-702-95-68, craig.kelly@addaxpetroleum.com;
Mr. Chad O'Hare, Investor
Relations, Tel.: +41(0)22-702-94-10, chad.o'hare@addaxpetroleum.com;
Ms. Marie-Gabrielle Cajoly, Press Relations, Tel.:
+41(0)22-702-94-44, marie-gabrielle.cajoly@addaxpetroleum.com; Mr.
Nick Cowling, Press Relations, Tel.: +1-416-934-80-11,
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+44(0)20-3178-6242, mark.antelme@pelhampr.com