EP ENERGY ANNONCE LE QUATRIÈME TRIMESTRE ET L’ANNÉE COMPLÈTE 2018 RÉSULTATS

EP Energy Corporation a déclaré aujourd’hui 2018 résultats financiers et opérationnels pour l’entreprise.

2018 principaux résultats:

• Perte nette de $1,003 milliard incluant $1,103 milliard non-trésorerie de dépréciation
• EBITDAX ajusté de $813 millions
• 80700 barils d’équivalent pétrole par jour (MBoe/j), dont 45800 barils de production de pétrole par jour (MBbls/d)
• $984 millions des dépenses pétrolières et gazières, y compris les acquisitions et autres capitaux propres de $340 millions
• $644 millions des dépenses de pétrole et de gaz ajustées
• 136 achevé (basé sur la fracture des puits stimulée ou FRAC) puits bruts
• Amélioration de l’efficacité du capital dans tous les bassins
• Forage et achèvement des premiers puits horizontaux de l’entreprise dans le nord-est de l’ Utah
• Expansion de l’empreinte nette de la superficie de l’aigle Ford d’environ 30%
• Réserves prouvées de 325 millions barils d’équivalent pétrole (MMBoe) qui comprend la réduction de notre période de développement de la PUD de cinq ans à trois ans, ce qui a été un impact négatif de 64 MMBoe

2018 fonctionnement et performance financière

Vous trouverez ci-dessous un résumé des résultats du quatrième trimestre 2018 par rapport au quatrième trimestre 2017 et 2018 résultats de l’exercice total comparativement à 2017:

>

112%

 

2,69

3,03

13

Charges G & A ajustées par part ($/BOE)¹

2,05

1,99

3

 

2,62

2,24

15

(Perte nette) ($MM)

(72)

(919)

– 1 176%

 

(194)

(1 003)

– 417%

Établissements de couverture ($MM)

7

9

-29

 

93

25

– 215%

EBITDAX ajusté ($MM)¹

181

195

8

 

691

813

18

Dépenses pétrolières et gazières ($MM)

145

107

26

 

587

984

68%

Dépenses de pétrole et de gaz ajustées (hors acquisitions et autres) ($MM)¹

145

99

– 32%

 

558

644

15

Quatrième trimestre 2018

Pour le trimestre terminé le 31 décembre 2018, EP Energy a déclaré une perte nette diluée de $3,70 par action et $0,13 perte ajustée par action. La perte nette déclarée pour le quatrième trimestre de 2018 a été de $919 millions, comparativement à une perte nette de $72 millions au cours de la même période de 2017, qui est principalement attribuable aux charges de dépréciation hors trésorerie.  Le BAIIA ajusté pour le quatrième trimestre 2018 a été de $195 millions, en hausse par rapport à $181 millions au quatrième trimestre de 2017, en raison de la hausse des volumes pétroliers, de la baisse des coûts en espèces et de la hausse des prix réalisés sur les ventes de matériel pétrolier.

La société a terminé l’exercice avec les frais d’exploitation du quatrième trimestre de $1,328 milliard, en hausse par rapport à $217 millions au quatrième trimestre de 2017 en raison des charges de dépréciation hors trésorerie de 2018.  Les coûts de fonctionnement en espèces ajustés étaient de $89 millions pour le quatrième trimestre 2018, contre $101 millions pour la même période de 2017. Les frais de fonctionnement en espèces ajustés étaient de $12,16 le baril d’équivalent pétrole (BOE) pour le quatrième trimestre 2018, contre $13,65 par BOE dans la même période de 2017, principalement en raison des coûts d’exploitation de la location inférieurs.

Les dépenses en immobilisations au quatrième trimestre 2018 étaient de $107 millions, contre $145 millions au cours de la même période 2017, principalement en raison de la diminution de l’activité de forage dans le Permien en 2018.  Les dépenses en immobilisations pour chaque secteur au quatrième trimestre de 2018 ont été d’environ $83 millions dans l’aigle Ford, $22 millions en

n Class = “xn-location” > nord-est de l’Utah, et $2 millions à Permian.  Au quatrième trimestre 2018, la compagnie a complété 27 puits bruts, dont 22 dans l’Eagle Ford et 5 à NEU.

Année complète 2018

Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2018, EP Energy a déclaré une perte nette diluée de $4,05 par action et $0,25 perte ajustée par action. La perte nette déclarée était de $1,003 milliard pour l’exercice 2018, comparativement à une perte nette de $194 millions au cours de la même période de 2017, qui comprend environ $1,103 milliard charges de dépréciation d’actifs liées au Permien en 2018. Le BAIIA ajusté pour l’exercice 2018 s’est chiffré à $813 millions, contre $691 millions en 2017, en raison principalement de la baisse des frais d’exploitation de la location, des frais généraux et administratifs rajustés inférieurs et des prix plus élevés réalisés sur les volumes pétroliers et NGL en 2018.

Les charges opérationnelles totales pour l’exercice terminé le 31 décembre 2018 ont été de $2,039 milliards, contre $927 millions pour la même période de 2017. La différence a été tirée par des charges de dépréciation hors trésorerie de $1,103 milliard liées aux actifs Permien de la société en 2018. Les coûts d’exploitation ajustés en espèces étaient de $406 millions pour l’exercice 2018, contre $427 millions au cours de la même période de 2017. Les coûts d’exploitation de trésorerie ajustés par part étaient de $13,77 par BOE pour l’exercice 2018, contre $14,23par BOE au cours de la même période de 2017, principalement en raison de la baisse des frais d’exploitation de la location, de la baisse des coûts de transport et de la réduction des dépenses générales et dépenses administratives en 2018.

Les dépenses de pétrole et de gaz ajustées en 2018 étaient de $644 millions, contre $558 millions au cours de la même période 2017. En 2018, la société a dépensé $425 millions dans Eagle Ford (excluant $315 millions du capital d’acquisition), $99 millions dans le permian (à l’exclusion de $23 millions dans les ajustements de capital dans le cadre d’une entente de coentreprise) et $120 millions dans le nord-est de l’ Utah(excluant $2 millions en capital d’acquisition). En 2018, la compagnie a complété 136 puits bruts, soit environ 13 de moins que le EP Energy achevé en 2017. En 2018, la compagnie a complété 85 puits dans l’aigle Ford, 24 puits dans le Permien et 27 puits dans le nord-est de l’ Utah. En outre, la société a terminé l’année avec 29 DUC.

Remarque: Voir la section sur la divulgation des mesures financières non conformes aux PCGR de cette publication pour les définitions et les conciliations applicables aux termes des PCGR.

Situation financière et liquidité

Au 31 décembre 2018, le bilan de EP Energy comprenait $4,4 milliards de la dette totale et environ $27 millions de trésorerie et d’équivalents de trésorerie.  Au 31 décembre 2018, la société disposait de $537 millions de liquidités totales. La société a également racheté $84 millions de billets non garantis au cours de l’année à une remise. En 2019, la société a racheté un $50 millions supplémentaire de ses billets non garantis à une remise à compter du 28 février 2019.

Mise à jour des opérations

Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2018, la production journalière moyenne était de 80,7 MBoe/j, dont 45,8 MBbls/d de pétrole.  Le quatrième trimestre 2018 la production journalière moyenne était de 79,5 MBoe/j, dont 44,3 MBbls/d de pétrole. Au cours du quatrième trimestre de 2018, la société a complété (FRAC) 27 puits bruts (13 nets).  La diminution du quatrième trimestre de 2018 la production est attribuable à la baisse des achèvements nets au second semestre de 2018.

Nord -est de l’Utah Neu

Les actifs de EP Energy dans le nord-est de l’ Utah ont été en moyenne d’environ 17,0 mboe/j au quatrième trimestre de 2018, qui comprenait 11,5 Mbbls/d de pétrole, tout en complétant cinq puits bruts (2 nets). L’objectif de la société en 2018 à NEU a été l’activité de développement et de reachèvement de puits horizontaux. Au cours de 2018, EP Energy a achevé avec succès les premiers puits horizontaux de la société dans le bassin. Au premier trimestre de 2019, l’entreprise s’attend à une moyenne d’une plate-forme exploitée centrée sur le forage horizontal tout en apportant quatre puits bruts (deux nets) aux ventes.

Eagle Ford

Les actifs d’EP Energy dans Eagle Ford étaient en moyenne d’environ 37,3 MBoe/j au quatrième trimestre de 2018, dont 24,7 MBbls/d de pétrole, tout en complétant 22 puits bruts (11 nets). Au cours de 2018, l’entreprise A élargi son empreinte de près de 30% dans l’Eagle Ford grâce à une activité & D. La compagnie s’attend à la moyenne de trois plates-formes exploitées et d’une équipe d’achèvement tout en apportant environ 13 puits bruts (8 nets) aux ventes au premier trimestre de 2019.

Permien

Les actifs du PE Energy dans le bassin du Permian ont été en moyenne d’environ 25,2 MBoe/j par jour au quatrième trimestre de 2018, dont 8,1 MBbls/d de pétrole. La société n’aura pas de plates-formes ou d’équipes d’achèvement au premier trimestre de 2019 dans le Permien.

Mise à jour du programme de couverture

En 2018, EP Energy a réalisé un négatif de $25 millions des règlements sur les produits financiers dérivés.  À la fin de l’exercice 2018, la valeur sur le marché des positions de couverture de la société était d’environ $114 millions.

Un résumé des positions de couverture 2019 et 2020 de la société est énuméré ci-dessous:

/p >

$

55,90

 

Volumes de gaz naturel (TBtu)

25,6

—

 

Prix plafonds moyens ($/MMBtu)

$

3,72

$

—

 

Prix plancher moyen ($/MMBtu)

$

2,86

$

—

 

2018 réserves prouvées

Ryder Scott, qui a été engagé dans les années précédentes pour vérifier uniquement les estimations des réserves de fin d’année, a préparé les estimations des réserves au nom de EP Energy en 2018. Les réserves prouvées de pétrole et de gaz naturel du PE Energy ont été de 325 MMBoe au 31 décembre 2018, soit une diminution de 17% par rapport à la réserve prouvée au 31 décembre 2017 de 392 mmboe. Nos réserves de PUD au 31 décembre 2018 reflètent les effets de l’ajustement de notre méthodologie de réservations de PUD d’un délai de cinq ans à trois ans en raison de l’environnement actuel des prix économiques, d’un budget d’immobilisations projeté inférieur en 2019, et de notre liquidités disponibles et l’accès aux marchés des capitaux. Nos réserves de PUD du 31 décembre 2018 sont de 64 mmboe inférieures à la suite de ce changement. Les réserves prouvées ont augmenté de 10%, passant de 205 MMBoe en 2017 à 234 MMBoe en 2018.  En 2018, le total des réserves prouvées s’est établi à 72% et 70% de liquides.

Les prix moyens du premier jour du mois de la SEC pour les réserves au 31 décembre 2018 ont été de $65,56 par BBL pour le pétrole et de $3,10 par MMBtu pour le gaz naturel, contre $51,34 par BBL pour l’huile et $2,98 par MMBtu pour le gaz naturel au cours de la période précédente de 12 mois.

Premier trimestre 2019 perspectives

Compte tenu de l’incertitude des prix des produits de base, EP Energy a choisi de fournir des informations d’orientation trimestrielles. La production au premier trimestre 2019 est affectée par une réduction du nombre net d’achèvement sur 4Q’ 18 et 1Q’ 19. Le premier trimestre 2019 les dépenses en immobilisations sont affectées par la construction de l’inventaire DUC.

La société a fourni des lignes directrices en matière de production et de capital pour le premier trimestre de 2019:

Ue

 

1

Achèvements brutes (basées sur la fracture stimulée ou FRAC)

 

~ 17 ans

Fin de l’inventaire percé mais non complété

 

~ 45

Coûts d’exploitation

Charges opérationnelles de location ($MM)

 

$38 – $41

Charges opérationnelles de location ($/BOE)

 

$6,00 – $6,50

G & A charge ($/BOE)

 

$2,75 – $3,15

Charges G & A ajustées ($/BOE)¹

 

$2,20 – $2,60

Achats de produits de transport et de marchandises ($/BOE)

 

$3,75 – $4,05

Impôts, autres que les revenus ($/BOE)²

 

$1,80 – $1,95

DD & A ($/BOE)

 

$14,50 – $15,50

 

Informations sur le webcast

EP Energy a programmé un webcast à 10 h, heure de l’est, 9 h, heure du centre, le 15 mars, pour discuter de ses résultats financiers et opérationnels pour le quatrième trimestre et l’année entière.  Le webcast peut être consulté en ligne sur le site Web de l’entreprise à epenergy.com dans le Centre des investisseurs.  Les documents à discuter pendant le webcast seront disponibles dans le Centre des investisseurs une heure avant le webcast.  Un nombre limité de lignes téléphoniques sera disponible aux participants en composant le 888-317-6003 (numéro de conférence 4069531) 10 minutes avant le début du webcast.  Une relecture du webcast sera disponible jusqu’au 15 avril 2019 sur le site Web de l’entreprise dans le Centre des investisseurs ou en composant le 877-344-7529 (numéro de conférence 10129100).

À propos de EP Energy

L’équipe EP Energy est entraînée à fournir des rendements supérieurs pour nos investisseurs en développant le pétrole et le gaz naturel qui alimente les besoins énergétiques croissants de l’Amérique. La société se concentre sur l’amélioration de la valeur de son portefeuille d’actifs de haute qualité, l’augmentation de l’efficience du capital, le maintien de la souplesse financière, et la poursuite des acquisitions et des cessions.  EP Energy s’efforce de définir la norme pour un développement efficace des hydrocarbures aux États-Unis.  En savoir plus sur epenergy.com.

Le tableau suivant présente les résultats de production de la société, les prix moyens réalisés, les résultats des opérations et certaines mesures financières non conformes aux PCGR pour les périodes présentées.  Voir la divulgation des mesures financières non conformes aux PCGR pour les définitions et les réconciliations applicables aux termes des PCGR.

Pan “> 11.5

12,2

11,7

12,3

 

Permien

8,1

12,0

9,1

11,4

 

Volumes totaux de ventes de pétrole

44,3

43,6

45,8

46,1

 

Volumes de ventes de gaz naturel (MMcf/d)

Eagle Ford

36

32

36

39

 

Neu

33

34

32

33

 

Permien

53

64

55

55

 

Volumes totaux de ventes de gaz naturel

122

130

123

127

 

Volumes de ventes NGLs (MBbls/d)

Eagle Ford

6,6

5,9

6,1

6,8

 

Neu

—

—

—

—

 

Permien

</td class=”prngen17″ n>

 

owrap = “nowrap” >

8,3

9,4

8,2

8,2

 

Volumes totaux de ventes de NGLs

14,9

15,3

14,3

15,0

 

Volumes de ventes équivalents (MBoe/d)

Eagle Ford

37,3

30,6

37,1

35,7

 

Neu

17,0

17,9

17,1

17,9

 

Permien

25,2

32,1

26,5

28,7

 

Total des volumes de ventes équivalents

79,5

80,6

80,7

82,3

Perte nette (en millions de dollars)

(919)

(72)

(1 003)

(194)

 

EBITDAX ajusté (en millions de dollars)

195

181

813

691

 

Perte nette de base et diluée par action ordinaire ($)

(3,70)

(0,29)

(4,05)

(0,79)

 

</p clas>

s = “prnews_p DNR” >EPS ajusté ($)

 

(0,13)

(0,07)

(0,25)

(0,39)

 

Dépenses pétrolières et gazières (en millions de dollars)⁽¹⁾

107

145

984

587

 

Dépenses de pétrole et de gaz ajustées (en millions de dollars)

99

145

644

558

 

Total des charges opérationnelles ($/BOE)

181,47

29,16

69,25

30,86

 

Coûts de fonctionnement en espèces ajustés ($/BOE)

12,16

13,65

13,77

14,23

 

Amortissement, épuisement et taux d’amortissement ($/BOE)

17,90

16,01

17,23

16,22

 

Prix moyens réalisés⁽²⁾

Prix du pétrole sur les ventes physiques ($/BBL)

55,31

54,13

62,34

48,23

 

Pétrole, y compris les dérivés financiers ($/BBL)⁽³⁾

56,71

55,70

60,37

53,50

 

Prix du gaz naturel sur les ventes physiques ($/MCF)

1,76

2,14

1,66

2,32

 

Gaz naturel, y compris dérivés financiers ($/MCF)⁽³⁾

</td c>

 

Lass = “prngen16” nowrap = “nowrap” >

2,16

2,44

1,96

2,47

 

Prix NGLs sur les ventes physiques ($/BBL)

20,29

22,72

22,88

18,87

 

Lng, y compris les dérivés financiers ($Bbl)⁽³⁾

19,51

20,98

21,79

18,46

 

ews_span “> NGLs

 

28

32

120

103

 

Produits financiers dérivés

206

(51)

84

41

 

Total des produits d’exploitation

479

224

1 324

1 066

Charges opérationnelles

Achats de pétrole et de gaz naturel

—

—

3

2

 

Frais de transport

24

29

100

115

 

Charges opérationnelles de location

35

42

158

163

 

Général et administratif

21

10

89

81

 

Amortissement, épuisement et amortissement

131

119

507

487

 

Gain sur la vente d’actifs

2

—

</td class=”prngen16>

 

“nowrap =” nowrap “>

3

—

 

Charges de dépréciation

1 103

—

1 103

2

 

Frais d’exploration et autres dépenses

2

2

5

12

 

Impôts, autres que les impôts sur le revenu

14

15

77

65

 

Total des charges opérationnelles

1 328

217

2 039

927

Bénéfice (perte) d’exploitation

(849)

7

(715)

139

Autres revenus

2

—

4

—

 

Gain (perte) sur l’extinction/modification de la dette

25

—

73

16

 

Charges d’intérêts

(97)

(81)

(365)

(326)

 

</span class=”prnews_spa>

n “> perte avant impôts sur le revenu

 

(919)

(74)

(1 003)

(203)

 

Prestations d’impôt sur le revenu

—

2

—

9

 

Perte nette

$

(919)

$

(72)

$

(1 003)

$

(194)

 

 

span “>

 

Autres passifs non courants

4 340

4 060

 

Total des capitaux propres des actionnaires

(599)

392

 

Total des passifs et des capitaux propres

$

4 181

$

4 900

 

 

ND trésorerie restreinte – début de la période

 

45

20

 

Trésorerie, équivalents de trésorerie et liquidités restreintes – fin de la période

$

27

$

45

 

 

Divulgation des mesures financières non conformes aux PCGR

Le règlement G de la Securities and Exchange Commission s’applique à toute divulgation ou publication publique d’informations importantes qui comprend une mesure financière non conforme aux PCGR. Dans le cas d’une telle divulgation ou mainlevée, le règlement G exige (i) la présentation de la mesure financière la plus directement comparable calculée et présentée conformément aux PCGR et (II) un rapprochement des écarts entre les États financiers non conformes aux PCGR mesure présentée et la mesure financière la plus directement comparable calculée et présentée conformément aux PCGR.

Termes non conformes aux PCGR

Le BPA ajusté est défini comme le résultat dilué par action ajusté pour certains éléments que EP Energy considère comme significatifs pour comprendre notre performance sous-jacente pour une période donnée.  Le BPA ajusté est utile pour analyser le potentiel de revenus continu de l’entreprise et comprendre certains éléments significatifs ayant un impact sur la comparabilité des résultats d’EP Energy. Le BPA ajusté est calculé comme le bénéfice net (perte nette) par action ordinaire ajusté en fonction de l’incidence des produits financiers dérivés (effets de la marque sur le marché des produits financiers dérivés, déduction faite des règlements en espèces et des primes en espèces liées à ces dérivés), des gains et des pertes sur extinction/modification de la dette, des gains et/ou des pertes sur la vente d’actifs, de dépréciations, d’autres coûts qui affectent la comparabilité, y compris la transition, les indemnités de départ et autres coûts et les variations de l’allocation d’évaluation sur les actifs d’impôt différé.

Vous trouverez ci-dessous un rapprochement du bénéfice net (perte nette) dilué par action au BPA ajusté:

“> (2)

(0,01)

 

Charges de dépréciation

1 103

859

3,46

 

Provision pour dépréciation sur actifs d’impôts différés

200

0,81

 

Total des ajustements

$

881

$

887

$

3,57

BPA ajusté

$

(0,13)

Actions moyennes pondérées diluées

249

Exercice terminé le 31 décembre 2018

 

avant impôt

 

Après impôt

 

BPA dilué⁽¹⁾

 

(en millions de dollars, à l’exception des montants des bénéfices par action)

Perte nette

$

(1 003)

$

(4,05)

Ajustements⁽²⁾

Incidence des instruments financiers dérivés⁽³⁾

$

(109)

$

(85)

$

(0,34)

 

Frais de transition, de départ et autres

9

7

&

 

nbsp

0,03

 

Gain sur l’extinction/modification de la dette

(73)

(57)

(0,23)

 

Gain sur la vente d’actifs

2

2

(0,01)

 

Charges de dépréciation

1 103

859

3,47

 

Provision pour dépréciation sur actifs d’impôts différés

218

$

0,88

 

Total des ajustements

$

928

$

940

$

3,80

BPA ajusté

$

(0,25)

Actions moyennes pondérées diluées

248

 

EBITDAX est défini comme le bénéfice net (perte nette) plus les intérêts et la dette, l’impôt sur le résultat, l’amortissement, l’épuisement et l’amortissement et les frais d’exploration. L’EBITDAX ajusté est défini comme EBITDAX, ajusté comme applicable au cours de la période pertinente pour la variation nette de la juste valeur des produits dérivés (effets sur le marché des dérivés financiers, déduction faite des règlements en espèces et des primes en espèces liées à ces dérivés), la partie non en espèces de la charge de rémunération (qui représente la charge de rémunération hors trésorerie dans le cadre de nos programmes d’intéressement à long terme rajustés pour les paiements en espèces effectués en vertu de ces régimes), les frais de transition, de départ et autres qui affectent la comparabilité, les honoraires versés à Commanditaires, gains et pertes sur l’extinction/modification de la dette, des gains et/ou des pertes sur la vente d’actifs et les charges de dépréciation.

Vous trouverez ci-dessous un rapprochement entre notre bénéfice net consolidé (perte nette) et ebitdax ajusté:

news_p DNR “>année terminée

Le 31 décembre

 

2018

 

2017

 

2018

 

2017

 

(en millions de dollars, sauf volumes équivalents et par unité)

Perte nette

$

(919)

$

(72)

$

(1 003)

$

(194)

 

Prestations d’impôt sur le revenu

—

2

—

9

 

Charges d’intérêts, déduction faite des intérêts capitalisés

97

81

365

326

 

Amortissement, épuisement et amortissement

131

119

507

487

 

Frais d’exploration

1

2

4

9

 

EBITDA

(690)

128

(127)

619

 

Marque de marché sur les dérivés financiers⁽¹⁾

(206)

51

(84)

(41)

 

Règlements en espèces et primes en espèces sur instruments financiers dérivés⁽²⁾

9

7

25

 

93

 

Portion hors caisse de la charge de rémunération⁽³⁾

4

29

13

22

 

Frais de transition, de départ et autres⁽⁴⁾

2

19

9

19

 

Honoraires versés aux commanditaires⁽⁵⁾

—

5

—

5

 

Gain sur la vente d’actifs

2

—

3

—

 

(Gain) perte sur extinction/modification de la dette

25

—

(73)

16

 

Charges de dépréciation

1 103

—

1 103

2

 

EBITDAX ajusté

$

195

$

181

$

813

$

691

 

= “prngen19” >

5

Représente les honoraires payés dans le cadre de la libération des membres de la nouvelle équipe de direction d’une société de portefeuille de fonds gérés par Apollo Global Management LLC et le paiement de certaines dépenses légales.

Les coûts d’exploitation ajustés en espèces sont une mesure non conforme aux PCGR qui est définie comme les charges opérationnelles totales, à l’exclusion des amortissements, des charges d’amortissement, des frais d’exploration, des dépréciations, des gains/pertes sur la vente d’actifs, de la portion hors trésorerie de la charge de rémunération (qui représente la charge de rémunération dans le cadre de nos programmes d’intéressement à long terme rajustés pour les paiements en espèces effectués en vertu de ces régimes) et les coûts de transition, de départ et autres qui affectent la comparabilité.  Nous utilisons cette mesure pour décrire les coûts nécessaires pour exploiter directement ou indirectement nos actifs existants et produire et vendre notre pétrole et notre gaz naturel, y compris les coûts associés à la livraison et à l’achat et à la vente de produits de base. Par conséquent, nous excluons la dépréciation, l’épuisement et les charges d’amortissement et de dépréciation, car ces coûts sont non monétaires. Nous excluons les dépenses d’exploration de notre mesure car elles sont substantiellement non monétaires et ne sont pas liées aux coûts d’exploitation de nos actifs existants. De même, les gains et les pertes sur la vente d’actifs sont exclus car ils ne sont pas liés à nos actifs existants. Nous excluons la portion hors trésorerie de la charge de rémunération ainsi que les coûts de transition, de départ et autres qui affectent la comparabilité, car nous croyons que ces ajustements permettent aux investisseurs d’évaluer nos coûts par rapport à d’autres dans notre industrie et que cet article peut varier selon différentes structures de propriété, des objectifs de rémunération ou la survenance de transactions.

Vous trouverez ci-dessous un rapprochement de nos charges d’exploitation selon les PCGR aux coûts d’exploitation en espèces non conformes aux PCGR:

“prnews_span” > (2)

(0,31)

—

—

 

Charges de dépréciation

1 103

150,70

—

—

 

Frais d’exploration et autres dépenses

2

0,29

2

0,20

 

Impôts, autres que les impôts sur le revenu

14

1,87

15

2,08

 

Total des charges opérationnelles

$

1 328

$

181,47

$

217

$

29,16

 

Ajustements:

Amortissement, épuisement et amortissement

$

(131)

$

(17,90)

$

(119)

$

(16,01)

 

Charges de dépréciation

(1 103)

(150,70)

—

—

 

Frais d’exploration

1

(0,15)

2

(0,20)

 

Gain sur la vente d’actifs

2

 

/span >

0,31

—

—

 

Portion hors caisse de la charge de rémunération⁽²⁾

4

(0,56)

29

3,95

 

Frais de transition, de départ et autres⁽²⁾

2

(0,31)

19

(2,56)

 

Honoraires versés aux commanditaires⁽²⁾

—

—

5

(0,18)

 

Coûts de fonctionnement en espèces ajustés et coûts en espèces ajustés par unité

$

89

$

12,16

$

101

$

13,65

Total des volumes équivalents consolidés (MBoe)

7 318

7 412

Exercice terminé le 31 décembre

 

2018

 

2017

 

total
($MM)

 

Par unité
($/BOE) ⁽¹⁾ les

 

total
($MM)

 

Par unité
($/BOE) ⁽¹⁾ les

Achats de pétrole et de gaz naturel

$

3

$

0,10

$

2

$

 

d >

0,07

 

Frais de transport

100

3,41

115

3,83

 

Charges opérationnelles de location

158

5,35

163

5,42

 

Général et administratif

89

3,03

81

2,69

 

Amortissement, épuisement et amortissement

507

17,23

487

16,22

 

Gain sur la vente d’actifs

3

(0,13)

—

—

 

Charges de dépréciation

1 103

37,47

2

0,04

 

Frais d’exploration et autres dépenses

5

0,18

12

0,40

 

Impôts, autres que les impôts sur le revenu

77

2,61

65

2,19

 

Total des charges opérationnelles

$

2 039

$

69,25

$

927

$

>

30,86

 

Ajustements:

Amortissement, épuisement et amortissement

$

(507)

$

(17,23)

$

(487)

$

(16,22)

 

Charges de dépréciation

(1 103)

(37,47)

2

(0,04)

 

Gain sur la vente d’actifs

3

0,13

—

—

 

Frais d’exploration

4

(0,12)

9

(0,30)

 

Portion hors caisse de la charge de rémunération⁽²⁾

13

(0,47)

22

0,75

 

Coûts de transition, de restructuration et autres⁽²⁾

9

(0,32)

19

(0,64)

 

Honoraires versés aux commanditaires⁽²⁾

—

—

5

(0,18)

 

Coûts de fonctionnement en espèces ajustés et coûts de trésorerie ajustés par unité

$

406

$

13,77

$

427

</td class=>

“prngen18” nowrap = “nowrap” >

$

14,23

 

Total des volumes équivalents consolidés (MBoe)

29 439

30 024

 

Les frais généraux et administratifs ajustés sont définis comme des frais généraux et administratifs excluant la portion hors caisse de la charge de rémunération qui représente la charge de rémunération (déduction faite des confiscations) dans le cadre de nos programmes d’intéressement à long terme paiements en espèces au titre de ces régimes et des frais de transition, de licenciement et autres. Les frais généraux et administratifs ajustés sont définis comme frais généraux et administratifs ajustés, y compris la main-d’œuvre capitalisée.

Vous trouverez ci-dessous un rapprochement entre les frais généraux et administratifs des PCGR et les frais généraux et administratifs non conformes aux PCGR et les frais généraux et administratifs non ajustés aux PCGR:

SP

(0,55)

(0,55)

 

Moins de transition, de licenciement et autres coûts

9

(0,32)

19

(0,64)

—

—

 

Moins de frais payés aux commanditaires

—

—

5

(0,18)

—

—

 

Charges générales et administratives ajustées

$

67

$

2,24

$

79

$

2,62

$

2,20

$

2,60

 

Main-d’œuvre capitalisée

14

0,49

23

0,77

Frais généraux et administratifs ajustés en espèces

$

81

$

2,73

$

102

$

3,39

La dette nette est une mesure non conforme aux PCGR définie comme une dette à long terme moins la trésorerie et les équivalents de trésorerie. Au 31 décembre 2018, la dette nette de la société était d’environ $4,4 milliards (dette totale $4,438 milliards l

trésorerie et équivalents de trésorerie d’environ $27 millions). Au 31 décembre 2017, la dette nette de la compagnie était d’environ $4,1 milliards (une dette totale d’environ $4,093 milliards moins de liquidités et d’équivalents de trésorerie d’environ $27 millions).

EBITDAX et EBITDAX ajusté sont utilisés par la direction et nous croyons fournir aux investisseurs des informations supplémentaires (i) pour évaluer notre capacité à assurer le rajustement de la dette pour les articles requis ou permis dans le calcul du respect des engagements en vertu de nos contrats de dette, ( II) fournir un indicateur supplémentaire important de la performance opérationnelle de notre entreprise sans tenir compte des méthodes de financement et de la structure du capital, (III) pour évaluer notre rendement par rapport à nos pairs, (IV) pour mesurer notre liquidité (avant l’encaisse exigences de fonds propres et besoins en fonds de roulement) et (v) fournir des renseignements supplémentaires sur certains éléments non monétaires et/ou autres qui peuvent ne pas se poursuivre au même niveau à l’avenir. Les coûts d’exploitation ajustés en espèces ($ et par part) et les charges opérationnelles de location ajustées ($ et par part) sont utilisés par la direction comme mesure de rendement, et nous croyons qu’il fournit aux investisseurs de précieuses informations liées à notre rendement d’exploitation et à nos l’efficience par rapport aux autres participants de l’industrie et comparativement au fil du temps à travers nos résultats historiques.  Les frais généraux et administratifs ajustés, les frais généraux et administratifs ajustés et les mesures connexes par unité ainsi que les dépenses de pétrole et de gaz ajustées sont utilisés par la direction et les investisseurs comme renseignements supplémentaires comme indiqué ci-dessus. La dette nette est utilisée par la direction pour l’analyse de la situation financière et/ou de la liquidité de l’entreprise. En outre, la société estime que ces mesures sont largement utilisées par les analystes de recherche professionnels et d’autres dans les recommandations d’évaluation, de comparaison et d’investissement des entreprises dans l’industrie pétrolière et gazière d’exploration et de production.

BPA ajusté, EBITDAX, EBITDAX ajusté, coûts opérationnels de trésorerie ajustés, dépenses de pétrole et de gaz ajustées, charges opérationnelles de location ajustées, dépenses générales et administratives ajustées, trésorerie ajustée et charges administratives et dette nette les limitations en tant qu’outils analytiques et ne doivent pas être considérées isolément ou comme un substitut à l’analyse de nos résultats tel que rapporté dans les PCGR des États-Unis. Le BPA ajusté ne doit pas être utilisé comme alternative au bénéfice (perte) par action ou autre mesure de la performance financière présentée conformément aux PCGR. EBITDAX et EBITDAX ajusté ne doivent pas être utilisés comme alternative au bénéfice net (perte), au bénéfice (perte) d’exploitation, aux flux de trésorerie d’exploitation ou à d’autres mesures de performance financière ou de liquidité présentées conformément aux PCGR. Les coûts d’exploitation et les charges opérationnelles de location rajustées ne doivent pas être utilisés comme alternative aux charges d’exploitation, aux flux de trésorerie d’exploitation ou à d’autres mesures de performance financière ou de liquidité présentées conformément aux PCGR. Les frais généraux et administratifs ajustés et les frais généraux et administratifs ajustés ne doivent pas être utilisés comme alternative aux frais généraux et administratifs des PCGR. Les dépenses de pétrole et de gaz ajustées ne devraient pas être utilisées comme alternative aux flux de trésorerie, aux investissements et/ou au financement, aux dépenses d’immobilisations pétrolières et gazières ou à d’autres mesures de liquidité présentées conformément aux PCGR. Notre présentation du BPA ajusté, du BAIIA, du BAIIA ajusté, des coûts d’exploitation ajustés en espèces, des charges opérationnelles de location ajustées, des dépenses de pétrole et de gaz ajustées, des frais généraux et administratifs ajustés, de la trésorerie ajustée des dépenses générales et des frais administratifs et la dette nette ne peut pas être comparable à des mesures de même intitulé utilisées par d’autres entreprises de notre industrie. En outre, notre présentation du BPA ajusté, du BAIIA, du BAIIA ajusté, des coûts d’exploitation ajustés en espèces, des charges opérationnelles de location ajustées, des dépenses de pétrole et de gaz ajustées, des frais généraux et administratifs ajustés, de la trésorerie ajustée générale et Les frais administratifs et la dette nette ne doivent pas être interprétés comme une déduction que nos résultats futurs ne seront pas affectés par les éléments susmentionnés ou ce que nous croyons être d’autres éléments inhabituels, ou que, dans l’avenir, nous ne pouvons pas engager des dépenses qui sont les mêmes ou similaires à ajustements dans cette présentation.

Déclaration de prudence concernant les énoncés prospectifs

Cette version comprend certains énoncés prospectifs et projections de EP Energy. Nous avons fait tous les efforts raisonnables pour nous assurer que les renseignements et les hypothèses sur lesquels reposent ces énoncés et ces projections sont à jour, raisonnables et complets. Toutefois, divers facteurs pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent sensiblement des projections, des résultats escomptés ou d’autres attentes exprimées, y compris, sans s’y limiter, la volatilité et le potentiel de faible pétrole, de gaz naturel et de NGL tarifs l’offre et la demande de pétrole, de gaz naturel et de NGLs;  la capacité de l’entreprise à atteindre ses objectifs en matière de volume de production; les variations des prix des matières premières et des écarts de base pour le pétrole et le gaz naturel; l’incertitude de l’estimation des réserves prouvées et des ressources non prouvées; la capacité de développer des réserves prouvées et non développées; le niveau futur des coûts d’exploitation et des immobilisations; la disponibilité et le coût du financement pour financer les futures opérations d’exploration et de production; le succès des programmes de forage en ce qui concerne les réserves prouvées non développées et les ressources non avérées; la capacité de l’entreprise à respecter les clauses restrictives dans divers documents de financement; la capacité de l’entreprise à générer des flux de trésorerie suffisants pour répondre à ses obligations et engagements en matière de dette; la possibilité que la société puisse ne pas être en mesure de continuer comme une préoccupation à partir de mai 2020 si elle n’a pas réussi à obtenir la liquidité supplémentaire nécessaire et/ou si les prix des matières premières n’augmentent pas sensiblement; la capacité limitée de l’entreprise à emprunter en vertu de contrats de dette existants pour financer ses activités; la capacité de l’entreprise à générer des flux de trésorerie suffisants pour répondre à ses obligations et à ses engagements en matière de dette; la capacité de l’entreprise d’obtenir les approbations gouvernementales nécessaires pour les projets E & P proposés et de construire et d’exploiter avec succès de tels projets; les agences de notation de crédit, y compris les rétrogrades potentiels; risque de crédit et de performance de nos prêteurs, contreparties commerciales, clients, vendeurs, fournisseurs et opérateurs tiers; les conditions économiques et météorologiques générales dans les régions géographiques ou les marchés desservis par la société, ou lorsque les opérations de la société sont localisées, y compris le risque d’une récession mondiale et l’impact négatif sur la demande de pétrole et de gaz naturel; les incertitudes liées à la réglementation gouvernementale, y compris les éventuelles modifications des lois et réglementations fiscales fédérales et étatiques; concurrence et d’autres facteurs décrits dans les dépôts de la société Securities and Exchange Commission. Bien que la société fasse ces déclarations et projections de bonne foi, ni l’entreprise ni sa direction ne peuvent garantir que les résultats futurs anticipés seront atteints. Il doit être fait référence à ces dépôts pour des facteurs importants supplémentaires qui peuvent influer sur les résultats réels. EP Energy n’assume aucune obligation de mettre à jour ou de réviser publiquement les déclarations prospectives faites ici ou tout autre énoncé prospectives fait par EP Energy, que ce soit à la suite de nouvelles informations, d’événements futurs ou autrement.

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