Delta Petroleum Corporation Anuncia Resultados de Cuarto Anual 2009 y la Cuarta
DENVER, 11 de marzo / PRNewswire-FirstCall / - Delta Petroleum Corporation (Delta o la Compañía) (Nasdaq: DPTR), un independiente de petróleo y gas y la compañía de desarrollo, ha anunciado hoy sus resultados operativos y financieros para el cuarto trimestre y año completo 2009.
John Wallace, Presidente y Director de Operaciones de Delta declaró: "Estamos encantados de comunicar nuestros resultados financieros para el año 2009 y para el cuarto trimestre de 2009. Claramente, 2009 resultó ser un año muy difícil para Delta a partir de la caída del gas natural los precios durante el primer semestre del año, y agrava aún más por la liquidez y las preocupaciones pacto banco durante gran parte del año. Sin embargo, estoy muy contento con lo lejos que hemos llegado y, desde un punto de vista operativo y la liquidez, cuánto hemos mejorado durante la segunda mitad del año. El flujo de efectivo provisto por actividades operativas fue de $ 61,0 millones para el cuarto trimestre, que es significativa hasta el tercer trimestre. El cuarto trimestre de 2009 fue el tercer trimestre consecutivo de crecimiento sustancial en EBITDAX (no-GAAP medida), hasta 134% de los niveles del tercer trimestre. Tambiíén hemos sido capaces de reducir nuestros gastos de operación de arrendamiento a 1,26 dólares por MCFE para el cuarto trimestre, un 14% desde el tercer trimestre de 2009. Más importante aún, la EBITDAX para el cuarto trimestre suficiente para estar en cumplimiento con el Pacto ratio de apalancamiento de nuestra línea de críédito de alto nivel. Mientras que obtener la autorización para el primer trimestre de 2010, bajo el precio de los productos básicos hacia adelante curva, nuestras proyecciones financieras actuales sugieren que será en conformidad con nuestros compromisos financieros para el resto de 2010.
"Nuestra situación de liquidez tambiíén ha mejorado sustancialmente, ayudados en gran parte por los ingresos extraterritoriales de solución de litigios recibido del gobierno federal a fines de año, que le proporcionó a aproximadamente 48,7 millones dólares a Delta. Si bien los ingresos se muestran como dinero en efectivo de diciembre 31, 2009 balance, despuíés de finalizar el año, el producto de la liquidación se utilizaron para reducir los príéstamos en virtud de nuestras instalaciones de críédito senior. Con la disponibilidad de príéstamos de base y dinero en efectivo, nuestra posición de liquidez al 31 de diciembre de 2009 tuvo 102 millones dólares y es aproximadamente 84 millones dólares al día de hoy. Una vez que la semi-anual de redeterminación base de príéstamos y el proceso de alternativas estratíégicas se completan vamos a anunciar nuestros planes para reanudar nuestro programa de perforación en la zona de Vega.
"En cuanto a nuestras reservas probadas para el año fiscal 2009, el precio base para el cálculo fue de $ 3.03 por MMBTU para el gas natural (el promedio del primer día del mes en el 2009 los precios de Colorado Interestatal de gas), que dio lugar en reservas probadas de 154 BCFE. Si calculamos nuestras reservas probadas basadas en la fijación de precios de fin de año CIG de 5,54 dólares por MMBtu para el gas natural de conformidad con la antigua reserva de la SEC, las normas de presentación de informes, nuestro fin de año las reservas probadas que han sido aproximadamente 830 BCFE.
"Teniendo en cuenta lo difícil que era nuestra situación, no puedo dejar de estar orgullosos de lo lejos que hemos llegado y dónde estamos hoy".
ACTUALIZACIí“N DE ALTERNATIVAS ESTRATí‰GICAS
Como ya se anunció el 30 de noviembre de 2009, Delta mantiene Morgan Stanley y Evercore Partners para evaluar y asesorar al Consejo de Administración sobre las alternativas estratíégicas para aumentar el valor de los accionistas. El proceso está en sus etapas avanzadas y la Compañía no espera hacer más comentarios públicos sobre el proceso hasta que el Consejo de Administración ha aprobado una operación específica, o bien decide que la divulgación de importantes acontecimientos, en su caso, son apropiadas.
2009 RESERVAS DE FIN DE Aí‘O
Para el año terminado el 31 de diciembre 2009, Delta informó total estimado de las reservas probadas de 154 millones de metros cúbicos equivalentes de los pies (BCFE), frente a 884 BCFE al 31 de diciembre de 2008. Estimada de las reservas probadas fueron de 82% de gas natural y el 87% resultó desarrollados, con una despuíés de impuestos PV-10 el valor de 156,7 millones dólares. Aproximadamente el 73% de las reservas probadas se encuentran en las Montañas Rocosas, el 26% en la Costa del Golfo y menos del 1% en otros lugares. Las reservas fueron preparados por una tercera empresa independiente de parte de la ingeniería.
Los precios utilizados para calcular las reservas estimadas de la Compañía demostró reflejar la metodología de fijación de precios deben ser empleados en virtud de nuevas reservas de la SEC información normas que utiliza el final promedio de 12 meses de la primera de los precios al mes, o $ 3,03 por MMBtu precio de Colorado Interestatal de gas ( CIG) y 61,18 dólares por barril de West Texas Intermediate (WTI) de petróleo para 2009.
Usando la metodología de fijación de precios que se aplica conforme a las normas SEC antes de la presentación de informes, el total estimado de reservas probadas que han sido 830 BCFE, basada en un año solo día-el precio final de la CIG 5,54 dólares por MMBtu de gas natural y un precio WTI de 79,36 dólares por barril de petróleo . La aplicación de las nuevas normas y su uso asociado de menores de 12 meses los precios medios en el cálculo de las reservas al 31 de diciembre 2009 resultó en una reducción de las denuncias de las reservas probadas de 677 BCFE.
De perforación y terminación de gastos de capital para todo el año 2009 ascendieron a 59,3 millones dólares. Total de los gastos incurridos en operaciones de petróleo y gas durante 2009, incluida la adquisición, arrendamiento, perforación, terminación, gastos de pozo seco, sísmicos, las obligaciones de retirada de activos y de todo el petróleo y el gas en mayúsculas otros costos relacionados, aproximarse 97,7 millones dólares.
