Addax Petroleum veröffentlicht Ergebnisse des dritten Quartals 2006

Calgary, Kanada, November 14 (ots/PRNewswire) -

- Zunahme von 91 Prozent bei Kapitalfluss aus Betriebstätigkeit in
den ersten neun Monaten

Nicht zur Freigabe, Veröffentlichung oder Verbreitung in den
Vereinigten Staaten, Australien oder Japan bestimmt

Addax Petroleum Corporation ("Addax Petroleum" oder das
"Unternehmen") (TSX: AXC), ein internationales Erdöl- und
Erdgas-Produktionsunternehmen, das sich auf Afrika und den Nahen
Osten konzentriert, veröffentlichte heute seine Ergebnisse für das
am 30. September 2006 zu Ende gegangene Quartal. Die
Finanzergebnisse wurden gemäss der kanadischen GAAP erstellt und sind
in US-Dollar angegeben.

Diese Veröffentlichung fällt zusammen mit der Meldung des
Finanzergebnisses des dritten Quartals sowie der Diskussion und
Analyse durch das Management von Addax Petroleum, worauf Zugriff
über die Unternehmens-Website unter www.addaxpetroleum.com und über
www.sedar.com möglich ist.

Stellungnahme des CEO

Heute bemerkte Addax Petroleums Präsident und CEO, Jean Claude
Gandur: "Unsere Betriebstätigkeit in Nigeria verzeichnete weiterhin
hervorragende Leistungen, einschliesslich des erfolgreichen
Austauschs der FPSO-Anlage auf OML123 und dem erstmaligen
Übertreffen des Förderungsmeilensteins von 100. 000 Barrel an einem
Tag in der Geschichte von Addax Petroleum. Darüber hinaus konnte
Addax Petroleum im dritten Quartal seine Reservenbasis,
Entwicklungsmöglichkeiten und Erkundungsflächen durch den Erwerb des
Geschäfts der PanOcean Energy bedeutend erweitern. Mit Abschluss des
Erwerbs im September gab es einen geringfügigen betrieblichen und
finanziellen Beitrag zu unseren Ergebnissen für das dritte Quartal.
Wir gehen jedoch von einem beständig wachsenden Beitrag aus der
Betriebstätigkeit in Gabun aus. Ich glaube, dass unsere Leistungen
und Ergebnisse des dritten Quartals zu einem ausgezeichneten
Ergebnis für 2006 führen werden, unserem ersten Jahr als
öffentliches Unternehmen, sowohl für Addax Petroleum, als auch für
seine Aktionäre."

Finanzeckdaten

- Der Erdölumsatz belief sich im dritten Quartal von 2006 vor
Förderungsabgaben auf 583,9 Millionen US-Dollar, was eine Zunahme von
51 % gegenüber dem Erdölumsatz vor Förderungsabgaben von 385,7
Millionen US- Dollar im selben Quartal 2005 bedeutet. Der Erdölumsatz
vor Förderungsausgaben aus dem übernommenen Geschäft von PanOcean
Energy belief sich auf 20,9 Millionen US-Dollar, was nahezu 4
Prozent des Quartalsumsatzes entspricht.

- Der durchschnittliche Rohölpreis stieg um 13 % auf 67,60
US-Dollar pro Barrel-Fass (bbl) im Vergleich zum durchschnittlichen
Rohölpreis von 59,88 US-Dollar/bbl im vergleichbaren Quartal des
Jahres 2005.

- Der Nettogewinn im dritten Quartal 2006 betrug 75,2 Millionen
US- Dollar (0,51 US-Dollar je Aktie), was einer Abnahme von 12 %
gegenüber dem Nettogewinn von 85,6 Millionen US-Dollar (0,73
US-Dollar je Aktie) im vergleichbaren Quartal des vorigen
Finanzjahres entspricht. Die Abnahme ist vor allem Steuerverlusten
zu zuschreiben, die 2005 verfügbar waren und vor dem dritten Quartal
2006 vollständig genutzt wurden. Der Nettogewinn in den ersten neun
Monaten 2006 betrug 189,7 Millionen US-Dollar (1,37 US-Dollar je
Aktie), was einer Steigerung von 13 % gegenüber dem Nettogewinn von
168, 0 Millionen US-Dollar (1,44 US-Dollar je Aktie) im
vergleichbaren Zeitraum des Vorjahres entspricht.

- Der Kapitalfluss aus Betriebstätigkeit betrug im dritten
Quartal 244,5 Millionen US-Dollar, was einer Zunahme von 50 % im
Vergleich zum Kapitalfluss aus Betriebstätigkeit von 163,2 Millionen
US-Dollar im dritten Quartal 2005 entspricht. Der Kapitalfluss aus
Betriebstätigkeit für die ersten neun Monate 2006 stieg um 91 % auf
614,4 Millionen US-Dollar im Vergleich zu den 322,2 Millionen
US-Dollar in den ersten neun Monaten 2005.

- Geschäftserwerb der PanOcean Energy Corporation Limited
("PanOcean Energy"), der sich nur auf Gabun bezieht, für eine
Bargegenleistung in Höhe von 1.441 Millionen US-Dollar am 7.
September.

- Die Finanzierung des Erwerbs der PanOcean Energy erfolgte
durch eine Kombination aus (a) unternehmenseigenem Kapital, (b)
Dispositionen im Rahmen einer neuen Erwerbskreditlinie über 1,0
Milliarde US-Dollar, wovon 850,0 Millionen US-Dollar am 30.
September 2006 gezogen wurden sowie (c) dem öffentlichen
Zeichnungsangebot für 14,75 Millionen Stammaktien nach Umwandlung
von Zeichnungsbelegen, was für das Unternehmen einen Nettoerlös von
342,7 Millionen US-Dollar erbrachte.

Die folgende Tabelle fasst die Finanzeckdaten zusammen.
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Finanzeckdaten
Quartal endend am Neun Monate endend am
In Millionen USD, wenn nicht 30. September 30. September
anders angegeben 2006 2005 Änderung 2006 2005 Änderung
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Erdölumsatz vor
Förderungsabgaben 583,9 385,7 51 % 1.500,5 840,6 79%
Durchschnittl. Rohölpreis,
USD/bbl 67,60 59,88 13 % 65,34 52,21 25%
Nettogewinn 75,2 85,6 (12 %) 189,7 168,0 13%
Kapitalfluss aus
Betriebstätigkeit 244,5 163,2 50 % 614,4 322,2 91%
Gewinn je Aktie,
USD/Aktie 0,51 0,73 (30 %) 1,37 1,44 (5%)
Aktien im Umlauf,
Millionen 148,0 117,0 26 % 138,8 117,0 19%
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Betriebseckdaten

- Die durchschnittliche Working-Interest-Bruttoölproduktion im
dritten Quartal 2006 betrug 91,5 tausend Barrel-Fässer pro Tag
(mbbls/Tag), was eine Zunahme von 23 % gegenüber dem dritten Quartal
2005 mit einer Durchschnittsproduktion von 74,2 mbbls/Tag darstellt.
Der Beitrag zur Produktion aus dem übernommenen Geschäft von
PanOcean Energy lag bei durchschnittlich 2,4 mbbls/Tag bzw. unter 3
% im Quartal.

- Die Kapitalaufwendungen stiegen unter Ausnahme der
Erwerbsgegenleistung für das Geschäft der PanOcean Energy um 83 % von
117,0 Millionen US-Dollar im dritten Quartal 2005 auf 214,1
Millionen US-Dollar im selben Zeitraum im Jahr 2006. Die
Entwicklungskapitalaufwendungen beliefen sich insgesamt auf 118,9
Millionen US-Dollar, einschliesslich der
Entwicklungskapitalaufwendungen von 25,2 Millionen US-Dollar in
PanOcean Energy seit dem Erwerb. Die Aufwendungen für Lizenzerwerb,
Erkundung und Proben lagen bei 95,2 Millionen US-Dollar,
einschliesslich der 10,9 Millionen US-Dollar
Kapitalisierungsgebühren im Zusammenhang mit dem Erwerb von PanOcean
Energy, 23,0 Millionen US-Dollar für den Lizenzerwerb von OPL291 vor
der Küste Nigerias (siehe "Neueste Entwicklungen") sowie Erkundungs-
und Probenaufwendungen von 55,1 Millionen US-Dollar auf den Feldern
von Okwok und Taq Taq, vor der Küste Nigerias bzw. in kurdischen
Regionen des Irak, wo einige gebohrte Bohrlöcher als potenzielle,
zukünftige Förderstätten eingestellt wurden.

- Wichtigste Entwicklungsprojekte im dritten Quartal:

Nigeria

- Umwandlung der Lizenz Oil Prospecting License OPL90 in die
Lizenz Oil Mining License OML126, um der Notwendigkeit zur teilweisen
Freigabe unerschlossener Lizenzflächen zuvor zu kommen;

- Beginn der ersten Förderbohrung auf dem Nda-Feld auf OML126
innerhalb von sechs Monaten nach der Genehmigung seines
Feldentwicklungsplans durch die nigerianischen Behörden;

- sicherer und erfolgreicher Austausch der FPSO-Anlage auf
OML123, bei dem die FPSO-Anlage Knock Taggart durch die grössere
FPSO-Anlage Knock Adoon ersetzt wurde;

- Inbetriebnahme von fünf zusätzlichen Entwicklungsbohrungen,
zwei auf OML123 und drei auf OML126 sowie

- weitere Anlagenentwicklung an der Oberfläche auf den Feldern
Oron und Adanga auf OML123.

Gabun

- Bau der von Addax Petroleum betriebenen zentralen
Produktionsanlagen Tsiengui und der Export-Pipeline, die im vierten
Quartal 2006 betriebsbereit sein soll;

- Bohrung und Abschluss der zwei horizontalen
Entwicklungsbohrungen auf den beiden auflandigen Feldern Tsiengui und
Obangue, einschliesslich Erweiterungsbohrungen in jedem Feld, die auf
grössere Wahrscheinlichkeitsschätzungen für Öl an den Stellen
hindeuten sowie

- weitere Installations- und Inbetriebnahmearbeiten vor der Küste
am von Vaalco betriebenen Feld Avouma, das im ersten Quartal 2007
betriebsbereit sein soll.

- Wichtigste Erkundungs- und Probenaktivitäten im dritten
Quartal:

- Nigeria: Beginn der Kampagne für Erkundung und Proben des
Okwok- Felds 2006 innerhalb einer Woche nach Abschluss des Erwerbs
von 40 % Gewinnbeteiligung am Besitz. Die Erkundungs- und
Probenkampagne wurde im Oktober abgeschlossen und erreichte ihr
Ziel, und zwei der Bohrlöcher wurden als potenzielle, zukünftige
Ölförderstätten eingestellt.

- Kurdische Region im Irak: Schluss der Bohrungen und
Kernbohrungen im ersten neuen Bohrloch auf dem Feld Taq Taq, TT-04,
mit Hinweisen auf eine Bruttoölsäule von über 500 Metern.
Bohrungsabschlussarbeiten und Testarbeiten laufen weiter bei TT-04,
und eine zweite Bohrung, TT-05, wurde niedergebracht sowie

- Sonstige Gebiete: Analyse und technische Studien,
einschliesslich Anfragen zum Bohranlagenkauf, laufen auf den anderen
Besitzen des Unternehmens, einschliesslich OPL225 vor der Küste von
Nigeria, Ngosso vor der Küste von Kamerun und Tiefwasser-JDZ-Blöcke
2, 3 und 4.

- Betriebs-Netbackbewertung stieg um 9 % auf 47,90 US-Dollar/bbl
im Vergleich zu 44,14 US-Dollar/bbl im dritten Quartal 2005.
Betriebsausgaben stiegen auf 6,47 US-Dollar/bbl, was eine
Niveauzunahme von 6 % gegenüber dem dritten Quartal 2005 von 6,10
US-Dollar/bbl darstellt.

- Die folgende Tabelle fasst Informationen der Betriebseckdaten
zusammen.

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Ausgewählte Betriebsergebnisse
Quartal endend am Neun Monate endend am
30. September 30. September
2006 2005 Änderung 2006 2005 Änderung
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Durchschnittliche
Working-Interest-
Bruttoölproduktion
für den Zeitraum
(mbbls/Tag):
Nigeria (ablandig) 85,1 70,6 21 % 79,4 58,5 36%
Nigeria (anlandig) 4,0 3,6 11 % 3,7 3,5 5%
Gabun (ablandig
& anlandig) 2,4 - - 0,9 - -
Insgesamt 91,5 74,2 23 % 84,0 62,0 49%
Preise, Kosten
und Netbacks
(US-Dollar/bbl):
Durchschnittl.
erzielter Preis 67,60 59,88 13 % 65,34 52,21 25%
Betriebsaufwendungen 6,47 6,10 6 % 6,81 6,42 6%
Betriebs-Netback 47,90 44,14 9 % 46,49 37,15 25%
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Dividende

Der Unternehmensvorstand hat eine Dividende von 0,05 CDNUS Dollar
je Aktie für das dritte Quartal 2006 bekannt gegeben. Die Auszahlung
erfolgt am 14. Dezember 2006 an die zum 30. November 2006
registrierten Aktionäre.

Neueste Entwicklungen

Im Oktober erwarb das Unternehmen 72,5 % Gewinnbeteiligung an
OPL291, einem Tiefwasserblock vor der Küste von Nigeria nahe dem
Weltklassefeld Agbami und im Trend mit mehreren anderen grossen
Ölfeldern im Tiefwasserbereich vor der Küste Nigerias. Als
Gegenleistung hat das Unternehmen der Regierung von Nigeria 55
Millionen US-Dollar Bonus bei Unterschrift und 35 Million US-Dollar
als Farm-in- oder Pachtgebühr an den Lizenzinhaber, Starcrest
Nigeria Energy Limited ("Starcrest"), eine einheimische
nigerianische Ölgesellschaft gezahlt. Ausserdem hat das Unternehmen
vereinbart, Starcrests 27,5 % Anteil an Erkundungs- und
Feldentwicklungskosten zu übernehmen.

Ausblick

Der Ausblick für das Unternehmen im Jahr 2006 ist im Einklang mit
den bisherigen Prognosen. Addax Petroleum erwartet eine
jahresdurchschnittliche Working-Interest-Bruttoölproduktion von etwa
88 bis 90 mbbls/Tag für seine Betriebstätigkeiten in Nigeria und
Gabun.

Das Unternehmen wird eine Präsentation des Managements für
Finanzanalysten am 21. November 2006 abhalten und versucht, dann
weitere Prognosen für 2006 und die kommenden Jahre abzugeben.

Rechtshinweis - Zukunftsgerichtete Erklärungen

Bestimmte Aussagen in dieser Pressemitteilung enthalten
zukunftsgerichtete Erklärungen unter den geltenden
Wertpapiergesetzesregelungen. Solche Aussagen lassen sich im
Allgemeinen an der verwendeten Terminologie erkennen, wie etwa
"vorhersehen", "glauben", "versuchen", "erwarten", "planen",
"schätzen", "Budget", "Ausblick" oder andere ähnliche Wörter. Zu
zukunftsgerichteten Erklärungen zählen, jedoch nicht
ausschliesslich, Verweise auf Geschäftsstrategie und -ziele,
zukünftige Kapital- und andere Aufwendungen, Schätzungen zu Reserven
und Ressourcen, Bohrungspläne, Bau- und Reparaturarbeiten, die
Einreichung von Entwicklungsplänen, seismische Aktivität,
Produktionsniveaus und deren Wachstumsquellen,
Projektentwicklungspläne und -ergebnisse, Ergebnisse von
Erkundungsaktivitäten und Termine bis zu denen bestimmte Gebiete
entwickelt oder betriebsbereit sein können, fällige
Förderungsabgaben, Finanzierungs- und Kapitalaktivitäten,
Eventualverbindlichkeiten sowie Umweltschutzangelegenheiten.
Aufgrund ihrer typischen Charakteristik verlangen solche
zukunftsgerichteten Erklärungen von Addax Petroleum, Annahmen zu
machen, die möglicherweise nicht eintreten oder die möglicherweise
nicht exakt sind. Diese zukunftsgerichteten Erklärungen unterliegen
bekannten und unbekannten Risiken, Unwägbarkeiten und anderen
Faktoren, die dazu führen können, dass die tatsächlichen Ergebnisse,
Aktivitätsniveaus und Leistungen erheblich von denen abweichen, die
in solchen Informationen angegeben oder implizit enthalten sind. Zu
diesen Faktoren gehören, aber nicht ausschliesslich: Ungenauigkeit
von Reserven- und Ressourcenschätzungen, endgültige Produktion der
Reserven, Preise von Erdöl und Erdgas, allgemeine Wirtschafts-,
Markt- und Geschäftsbedingungen; Industriekapazität;
Konkurrenzaktivitäten anderer Unternehmen; Ölpreisschwankungen;
Raffinations- und Vermarktungsmargen; die Fähigkeit zur Produktion
und zum Transport von Rohöl und Erdgas für die Märkte; die
Auswirkungen von Wetter und Klima; die Ergebnisse der Erkundungs- und
Entwicklungsbohrungen und ähnlicher Aktivitäten; Schwankungen bei
Zinsen und Devisenkursen; die Fähigkeit der Lieferanten zur
Erfüllung der Abmachungen; Massnahmen von Regierungsbehörden,
einschliesslich Steuererhöhungen; Entscheidungen oder Genehmigungen
von Verwaltungsgerichten; Änderungen von Umweltschutz- und anderen
Vorschriften ; mit Öl- und Gasbetriebstätigkeiten verbundene Risiken,
sowohl im Inland, als auch international; internationale politische
Ereignisse; erwartete Renditen sowie andere Faktoren, von denen
viele ausserhalb der Kontrolle von Addax Petroleum sind. Die
Produktion kann speziell durch Faktoren wie Erkundungserfolg,
Zeitplanung und Erfolg des Anfangs, Anlagenzuverlässigkeit,
Lagerstättenleistung und natürliche Rückgangswerte, Wasseraufnahme
und Bohrungsfortschritt beeinträchtigt werden. Kapitalaufwendungen
können durch Kostendruck im Zusammenhang mit neuen Kapitalprojekten
beeinträchtigt werden, darunter auch Arbeitskräfte- und
Materialangebot, Projektmanagement, Bohranlagenpreise und
-verfügbarkeit sowie Seismikkosten. Diese Faktoren werden in ihren
Einzelheiten in den Dokumenten erläutert, die Addax Petroleum bei
den Kanadischen Provinzwertpapierkommissionen eingereicht hat.

Der Leser wird darauf hingewiesen, dass die oben stehende Liste
wichtiger Faktoren der Beeinträchtigung zukunftsgerichteter
Informationen nicht erschöpfend ist. Ausserdem wird die in dieser
Pressemitteilung enthaltene zukunftsgerichtete Information zum Datum
dieser Pressemitteilung gegeben, und sofern geltendes Recht es nicht
anders verlangt, sieht sich Addax Petroleum nicht verpflichtet,
irgendeine hier enthaltene zukunftsgerichtete Information öffentlich
zu aktualisieren oder zu überarbeiten, egal ob in Folge von neuer
Information, zukünftigen Ereignissen oder Sonstigem. Die in dieser
Pressemitteilung enthaltenen zukunftsgerichteten Informationen sind
ausdrücklich durch diese vorbehaltlichen Aussagen qualifiziert.

Nicht GAAP-konforme Masse

Addax Petroleum definiert "Kapitalfluss aus Betriebstätigkeit"
(FFFO) als Nettokapital aus Betriebstätigkeiten vor Änderungen im
nicht-liquiden Arbeitskapital. Die Geschäftsführung hält FFFO neben
dem Nettogewinn für ein nützliches Mass, da es die Fähigkeit von
Addax Petroleum widerspiegelt, das notwendige Bargeld zu generieren,
mit dem Schulden gezahlt und zukünftiges Wachstum durch
Kapitalinvestitionen gesichert werden können. Addax Petroleum
bewertet seine Leistungen auch mit Hilfe der Betriebs- Netbacks, die
es als Gewinnspanne je Barrel im Zusammenhang mit der Produktion und
dem Absatz von Rohöl definiert und als Kapitalfluss aus der
Betriebstätigkeit (Funds Flow From Operations - FFFO) je verkauftem
Barrel vor Unternehmensaufwendungen berechnet. FFFO und
Betriebs-Netback ( Operating Netback) sind keine anerkannten Masse
gemäss der kanadischen GAAP. Leser werden darauf hingewiesen, dass
dieses Mass nicht als Alternative zu Nettogewinn in Übereinstimmung
mit den kanadischen GAAP anzusehen oder es als Hinweis auf die
Leistungen von Addax Petroleum zu bewerten ist. Die
Berechnungsmethode dieses Masses kann bei Addax Petroleum von der
Methode anderer Unternehmen abweichen und könnte daher mit den
Massstäben anderer Unternehmen nicht vergleichbar sein.

Konferenzgespräch für Analysten

Finanzanalysten werden zur Teilnahme an einem Konferenzgespräch
heute um 11:00 Uhr Eastern Time mit Jean Claude Gandur, Präsident
und Chief Executive Officer, Michael Ebsary, Chief Financial Officer
und James Pearce, Chief Operating Officer eingeladen. Medien und
Aktieninhaber können lediglich zuhören. Wenn Sie an dem
Konferenzgespräch teilnehmen möchten, wählen Sie bitte:

Toronto: 416-644-3423
Gebührenfrei (in Kanada und den USA): 866-250-4910
Gebührenfrei
(in Grossbritannien und Nordirland): 00-800-0000-2288
Aus allen anderen Ländern: +1-416-644-3423

Originaltext: Addax Petroleum Corporation
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Pressekontakt:
Tel.: +41-(0)-22-702-94-03, michael.ebsary@addaxpetroleum.com;
Patrick Spollen, Investor Relations, Tel.: +41-(0)-22-702-95-47,
patrick.spollen@addaxpetroleum.com; Craig Kelly, Investor Relations,
Tel.: +41-(0)-22-702-95-68, craig.Kelly@addaxpetroleum.com; Mac
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Tel.: +41(0)-22-702-94-44, marie-gabrielle.cajoly@addaxpetroleum.com