Far East Energy anuncia un aumento de un 138% en los ingresos del primer trimestre

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- Far East Energy anuncia un aumento de un 138% en los ingresos del primer trimestre, las reservas actualizadas PRMS muestran un crecimiento de un 39% en su valor 2P y el equipo administrativo se centra en conseguir fondos para la próxima fase de operaciones

HOUSTON, 9 de mayo de 2014 /PRNewswire/ -- Far East Energy Corporation (OTCBB:FEEC), la compañía de cotización en Estados Unidos que opera el contrato de producción compartida (PSC) de metano de carbón del bloque Shouyang (CBM) en la provincia Shanxi, República Popular de China, anunció hoy que ha presentado los resultados para el trimestre finalizado el 31 de marzo de 2014 en Formulario 10-Q con la SEC. La compañía anunció además la publicación de un informe de ingeniera independiente actualizado preparado por Resource Investment Strategy Consultants (RISC), a fecha de 31 de diciembre de 2013. Las estimaciones de reservas dentro del informe actualizado RISC se prepararon según los estándares reconocidos por la Society of Petroleum Engineers (SPE) en el Petroleum Resources Management System (PRMS).

Los volúmenes de venta de gas del primer trimestre de 2014 crecieron un 73% en comparación con el mismo periodo del año 2013, tras el programa de fractura y de perforación de pozos completado en el año 2013. Al mismo tiempo, y tal y como se anunció anteriormente, el precio del contrato de gas para 2014 ha aumentado la siguiente negociación con el tomador, Shanxi Provincial Guoxin. Para el primer trimestre de 2014, la compañía ha recibido un precio de gas medio equivalente a 8,90 dólares/Mcf, una subida de un 38% frente al mismo periodo del año 2013. El precio de base actual pagado por nuestro gas antes de los subsidios subió un 42% el 1 de enero de 2014, frente a los 1,2 RMB por metro cúbico a los 1,7 RMB por metro cúbico. Como resultado de estos dos factores, los ingresos operativos en el primer trimestre del año 2014 fueron un superiores en un 138% en comparación con el mismo periodo de 2013.

Michael McElwrath, consejero delegado y director general, explicó: "Es recompensante ver que el trabajo realizado en el Bloque Shouyang en 2013 en perforación y fracturación de nuevos pozos como resultado, consiguiendo un aumento muy importante dentro de la producción e ingresos para el primer trimestre de 2014".

De forma separada, la compañía ha publicado el informe de reservas actualizado que confirma los estándares PRMS definidos por los ingenieros SPE y preparados por RISC, a fecha de 31 de diciembre de 2013. El informe actualizado indica que la estimación del flujo de caja neto futuro, en una base NPV10, para las reservas 2P (demostradas + probables) ha aumentado hasta los 2.850 millones de dólares, lo que supone una subida de un 39% en comparación con la cifra del 31 de diciembre de 2012, lo que refleja un crecimiento de un 104% de la categoría de reservas desarrolladas demostradas. Las reservas se han mejorado frente a la categoría de demostradas sin desarrollar, dejando las reservas generales 1P y 2P a niveles similares, de 301 Bcf y 439 Bcf, respectivamente.

En marzo de 2014, RISC había publicado un informe de reservas preparado según las normas y regulaciones de la Comisión de Bolsa y Valores (SEC). La diferencia principal en los dos informes está relacionada con el cálculo de las reservas demostradas. Las directrices de PRMS permiten más localizaciones sin desarrollar demostradas que se asignarán (que de otra forma podrían asignarse como reservas probables bajo las normas y regulaciones de la SEC) cuando se sepa que un área cuenta con cierta conectividad geológica dentro de la región. Esta diferencia es particularmente relevante con los proyectos CBM en los que son conocidas las características de veta de carbón.

Michael McElwrath, consejero delegado, comentó: "Nuestro desarrollo de perforación en 2013 y el aumento del 42% en el precio del gas se ven ambos reflejados en este informe, que sigue subrayando el valor de nuestro proyecto de Shouyang".

El informe completo actualizado RISC está disponible por medio de www.fareastenergy.com.

El Plan de Desarrollo General (ODP) para el área de producción 1H se espera se envíe en breve a NDRC, y la compañía espera recibir el "pase de ruta" ODP este verano.

Con un destacado programa en 2013 que ya muestra los resultados en términos de producción de gas más elevada, el principal objetivo del equipo de administración es asegurarse los fondos necesarios para ampliar la producción del patrón del pozo en el área principal 1H, además de seguir con la valoración de la parte sur del Bloque Shouyang. 

McElwrath añadió: "Estamos dedicando un tiempo sustancial a asegurar los fondos necesarios para seguir con el desarrollo de Shouyang PSC. La ampliación del acuerdo de instalaciones por parte de Standard Chartered Bank proporciona el tiempo para seguir progresando. Continúa la actividad de campo, con la próxima ronda de perforación y fracturación estando pendiente de la capacidad para asegurarse un nuevo fondo. Somos conscientes de que nuestros accionistas, a los que les estamos muy agradecidos por su apoyo continuado a la compañía, están comprometidos con el suministro de actualizaciones superiores al tiempo que seguimos realizando progresos hacia nuestros objetivos compartidos".

Información adicional relacionada con las estimaciones de las reservas PRMS

Las reservas PRMS no constituyen las reservas SEC. Las estimaciones en el informe RISC se han preparado según las definiciones y directrices establecidas para el 2007 Petroleum Resources Management System aprobado por medio de la Society of Professional Engineers. Los recursos demostrados en el informe RISC son estimaciones solo y no deberían tomarse como cantidades exactas. Se insta a los lectores a que lean el informe en su totalidad.

NPV10 para las reservas PRMS 1P, 2P y 3P deberá considerarse como una medida financiera no GAAP tal y como se define por la SEC. Como las medidas estandarizadas de flujos de caja netos futuros discontinuados se aplican solo a las reservas demostradas SEC, no son directamente comparables con las medidas financieras GAAP de Estados Unidos de NPV10 para las reservas PRMS 1P, 2P y 3P. NPV10 se computa en la misma base que la medida estandarizada de flujos de caja netos futuros discontinuados para reservas demostradas SEC pero usando la cantidad especificada de reservas PRMS, cuando sea aplicable, sin deducir los impuestos por ingresos futuros y usando las estimaciones de los precios de gas futuros. Creemos que NPV10 para las reservas PRMS 1P, 2P y 3P es una medida útil para los inversores que evalúan la importancia monetaria relativa de nuestras propiedades CBM. Seguimos creyendo que los inversores podrían usar NPV10 para las reservas PRMS 1P, 2P y 3P para los recursos contingentes como base de comparación para el tamaño relativo y valor de nuestros recursos contingentes para las reservas PRMS diferentes que las de otras compañías que presentan información similar. Nuestro equipo administrativo usa esta medida cuando evalúa el retorno potencial de nuestra inversión relacionada con nuestras propiedades y adquisiciones CBM. A pesar de ello, NPV10 para las reservas PRMS 1P, 2P y 3P para los recursos contingentes no es un sustituto para la medida estandarizada de flujos de activos netos futuros discontinuados para las reservas demostradas SEC. NPV10 para las reservas PRMS 1P, 2P y 3P no pretende presentar el valor justo de nuestras reservas de gas demostradas CBM o nuestras reserva PRMS.

Las cantidades por encima de NPV10 para las reservas PRMS 1P, 2P y 3P representan el valor presente de los ingresos futuros estimados para que se generen por medio de la producción de las cantidades específicas de reservas PRMS, calculados usando las presunciones establecidas en el informe RISC, sin dar efecto a los gastos relacionados no de propiedad, como gastos generales y administrativos, servicio de deuda y depreciación, borrado y amortización o impuestos por ingresos futuros y discontinuidad usando una tasa de descuento anual de un 10%.

Far East Energy insta a tener precaución para que las desvelaciones mostradas anteriormente se basen en las estimaciones de las reservas PRMS y en los esquemas de producción futuros que son imprecisos de forma inherente y están sujetos a revisión, además de que la tasa de descuento del 10% es arbitraria. Además, los costes y precios de las fechas de evaluación se usan en las determinaciones y no se podrían asignar valores a las reservas PRMS. Las estimaciones de las reservas PRMS recuperables económicamente y de los ingresos netos futuros se basan en varios factores variables y presunciones, todos ellos en algún grado estando sujetos y que podrían variar considerablemente frente a los resultados reales. Así, la producción actual, desarrollo y gastos de funcionamiento podría no producirse de la forma estimada. Los datos de los recursos contingentes son solo estimaciones, están sujetos a incertidumbres y se basan en los datos conseguidos de las historias de producción y en las presunciones como las formaciones geológicas y otros temas. Las cantidades actuales de CBM podrían diferir de modo material de las cantidades estimadas.

La SEC permite a las compañías de petróleo y gas, en sus documentos redactados según la SEC, desvelar solo las reservas demostradas, probables y posibles definidas según la regulación S-X de la sección 210.4-10(a) de la SEC. Usamos algunos términos en este comunicado, como "reservas PRMS" y "NPV-10" que no están permitidos para usarse en los documentos según la SEC. Se insta a los inversores a considerar de cerca la desvelación en nuestro Formulario 10-K, archivo número 0-32455, disponible en Internet en la página web de la SEC sita en http://www.sec.gov.

Far East Energy Corporation
Con sede en Houston, Texas, y oficinas en Beijing, China, Far East Energy Corporation se centra en la exploración y desarrollo de metano en capas de carbón en China.

Resource Investment Strategy Consultants (RISC)
RISC es una firma de consultoría independiente de la industria que trabaja en asociación con compañías que apoyan sus intereses dentro de la industria del petróleo y el gas. RISC ofrece el nivel más elevado de asesoramiento técnico, comercial y estratégico para los clientes de todo el mundo. Los servicios de RISC  incluyen la preparación de informes independientes para las compañías que cotizan según los requisitos normativos. RISC es independiente con relación a Far East Energy Corporation.

Las declaraciones contenidas en este comunicado que confirman las intenciones, esperanzas, creencias, anticipaciones, expectativas o predicciones de futuro de Far East Energy Corporation y su dirección son declaraciones prospectivas dentro de la Sección 27A de la Securities Act of 1933, modificada, y la Sección 21E de la Securities Act of 1934, modificada. Es importante apuntar que dichas declaraciones prospectivas no son garantías del rendimiento futuro e implican una serie de riesgos e incertidumbres. Los resultados reales podrían diferir materialmente de los proyectados en dichas declaraciones prospectivas. Los factores que podrían causar que los resultados reales difieran materialmente de los proyectados en dichas declaraciones prospectivas incluyen: la naturaleza preliminar de los datos del pozo, incluyendo permeabilidad y contenido de gas; no tener garantía del volumen de gas producido o vendido de nuestros pozos; el programa de estimulación de fractura puede no tener éxito en mayores volúmenes de gas; debido a limitaciones con arreglo a la legislación china, puede que tengamos derechos limitados para ejecutar el acuerdo de compraventa de gas entre Shanxi Province Guoxin Energy Development Group Limited y China United Coalbed Methane Corporation, del que somos un beneficiario directo; pozos adicionales pueden no ser perforados, o si lo son, puede no ser oportuno; los gasoductos o sistemas de recogida necesarios para transportar nuestros gas pueden no estar construidos - no estar construidos de manera oportuna; puede que las rutas difieran de las mencionadas; la red y distribución local de las compañías de gas natural podrían declinar a comprar o adquirir nuestro gas, o podríamos no ser capaces de hacer cumplir nuestros derechos bajo acuerdos definitivos con oleoductos; conflictos con operaciones de minería de carbón o coordinación de nuestras actividades de exploración y producción con actividades de minería que podrían impactar negativamente o añadir gastos a nuestras operaciones; gestión limitada y potencialmente inadecuada de nuestros recursos de efectivo; riesgos e incertidumbres asociados con la exploración, desarrollo y producción de metano en capas de carbón; las reservas podrían no ser informadas a tiempo o para nada y, si se informan, podrían ser menores que las anticipadas; nuestra incapacidad para extraer o vender todos o una parte sustancial de nuestros Recursos de Contingente estimados, que podrían no satisfacer los requerimientos para incluir nuestros valores en una bolsa de valores; expropiación y otros riesgos asociados con operaciones extranjeras; alteraciones en los mercados de capital que afectan a la recaudación de fondos; cuestiones que afectan a la industria de la energía generalmente; falta de disponibilidad de bienes y servicios de petróleo y gas; riesgos medioambientales; riesgos de perforación y producción; cambios en las leyes y regulaciones que afectan a nuestras operaciones, así como otros riesgos descritos en nuestro Informe Anual en Forma 10-K , Informes Trimestrales en Forma 10-Q y los documentos posteriores presentados ante la Comisión de Bolsa y Valores.

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