Callon Petroleum Company annonce ses résultats du deuxième trimestre 2023 :: Callon Petroleum Company (CPE)

Augmentation de la production séquentielle de 7 %

Dépenses en capital au bas de la fourchette prévisionnelle

13e trimestre consécutif de génération de flux de trésorerie disponible ajusté

Le programme de rachat d'actions débutera au troisième trimestre

HOUSTON, 2 août 2023 /PRNewswire/ -- Callon Petroleum Company (NYSE : CPE) (« Callon » ou la « Société ») a publié aujourd'hui ses résultats financiers et opérationnels du deuxième trimestre 2023. Une conférence téléphonique pour discuter des résultats est prévue à 8 h HAC, le jeudi 3 août. Les diapositives accompagnant le communiqué d'aujourd'hui sont disponibles sur www.callon.com/investors.

Faits saillants du deuxième trimestre 2023

« Le deuxième trimestre a mis en évidence les contributions de plusieurs projets à grande échelle dans le bassin permien, combinées à l'amélioration de notre structure de trésorerie et à l'efficacité de notre programme de dépenses en capital », a déclaré Joe Gatto, président et chef de la direction. « Nous entamons le second semestre 2023 en tant qu'entreprise axée sur le Permien avec de multiples initiatives visant à améliorer davantage l'efficacité de notre capital et nos marges opérationnelles, ce qui donne déjà des résultats à court terme. Plus important encore, nous progressons désormais avec un autre levier pour augmenter la valeur actionnariale. grâce à un programme de rachat d'actions qui viendra compléter de nouvelles réductions de nos soldes de dette.

Résultats financiers

Callon a déclaré une perte nette de 107,9 millions de dollars au deuxième trimestre 2023, soit 1,74 $ par action, et un EBITDAX ajusté de 332,3 millions de dollars. Hors une charge de dépréciation non monétaire unique de 406,9 millions de dollars liée à la vente des actifs d'Eagle Ford ainsi que d'autres éléments, le bénéfice ajusté s'est élevé à 123,1 millions de dollars, soit 1,99 dollars par action.

La Société a généré 279,5 millions de dollars de trésorerie nette provenant des activités d'exploitation au deuxième trimestre. Les dépenses d'investissement opérationnelles totales pour le trimestre s'élevaient à 285,1 millions de dollars. Callon s'attend à ce que le flux de trésorerie disponible ajusté augmente sensiblement au second semestre 2023 et soit réparti entre la réduction de la dette et le programme de rachat d'actions de 300 millions de dollars sur deux ans récemment annoncé.

Résultats opérationnels

La production du deuxième trimestre s'est élevée en moyenne à 107 Mbep/j (59 % de pétrole et 80 % de liquides), conformément aux prévisions. Au cours du trimestre, 32 puits bruts ont été mis en ligne.

Les prix moyens réalisés des matières premières au cours du trimestre étaient de 73,52 $ par baril pour le pétrole (100 % du NYMEX WTI), de 19,87 $ par baril pour les liquides de gaz naturel et de 1,23 $ par MMBtu pour le gaz naturel (53 % du NYMEX HH). Le prix total moyen réalisé pour la période était de 49,00 $ par Bep sur une base non couverte.

Les charges d'exploitation liées aux contrats de location, qui comprennent les frais de reconditionnement, pour le trimestre se sont élevées à 76,8 millions de dollars, ou 7,89 dollars par Bep, contre 75,1 millions de dollars, ou 8,36 dollars par Bep, au premier trimestre 2023. La diminution séquentielle par unité était principalement liée à l'augmentation des volumes de production totaux.

Perspectives et orientations pour les troisième et quatrième trimestres

Callon est entré dans le troisième trimestre avec sept plates-formes de forage, cinq dans le bassin du Delaware, une dans le bassin de Midland et une dans l'Eagle Ford. Lors de la clôture de la cession d'Eagle Ford le 3 juillet, l'acquéreur a repris la plate-forme Eagle Ford.

Callon a finalisé ses plans d'intégration des actifs du bassin du Delaware nouvellement acquis dans son modèle de co-développement à grande échelle et ses calendriers de forage et d'achèvement. La Société a l'intention de mettre en service une plate-forme de forage dans le bassin permien en août et de maintenir un programme de forage de cinq plates-formes jusqu'à la fin de l'année. L'activité de développement sur les actifs acquis devrait reprendre au second semestre après que l'opérateur précédent ait abandonné son unique appareil de forage au deuxième trimestre. Cinq puits forés mais inachevés acquis avec l'ensemble d'actifs devraient être transformés en ventes au quatrième trimestre.

Au cours du deuxième trimestre, les actifs d'Eagle Ford, désormais cédés, ont produit 17 Mbep/j et les actifs du Delaware nouvellement acquis ont produit 14 Mbep/j. En transition vers le troisième trimestre, la Société prévoit de produire entre 100 et 103 MBep/j, ce qui comprend des volumes de pétrole de 60 à 62 MBbls/j. Ces estimations incluent l'impact d'un événement de force majeure survenu en juillet dans une grande installation de traitement de gaz naturel du bassin de Midland, qui a duré 14 jours. Compte tenu du nombre élevé de perturbations liées aux conditions météorologiques et aux perturbations intermédiaires du secteur en juin et juillet, la Société a également supposé des temps d'arrêt supplémentaires supérieurs aux niveaux saisonniers précédents utilisés pour les prévisions. Ensemble, ces deux facteurs ont réduit les estimations de production du troisième trimestre d'environ 1 500 Bep/j. Les puits mis en ligne devraient avoir une capacité brute de 30 à 35 puits exploités (27 à 32 nets). Les dépenses en capital opérationnelles devraient se situer entre 250 et 275 millions de dollars selon la comptabilité d'exercice.