Questerre annonce ses résultats préliminaires de fin d'année

CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 25 fév. 2011) -

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Questerre Energy Corporation (« Questerre » ou la « Société ») (TSX:QEC) (OSLO:QEC) a fait état aujourd'hui de son bilan financier et de ses résultats d'exploitation préliminaires pour 2010.

Michael Binnion, président et chef de la direction de Questerre a déclaré : « Les premiers résultats de notre programme pilote de puits horizontaux ont été excellents en 2010. Ils ont continué à valider notre découverte importante d'Utica dans les basses-terres du Saint-Laurent, au Québec. Malgré le retard d'une année à notre calendrier initial, je suis convaincu que 2011 sera l'année où nous ferons une percée concernant les conditions préalables pour le développement commercial. »

M. Binnion a ajouté : « Alors que nous nous efforcions d'établir de nouvelles mesures législatives et l'acceptabilité sociale au Québec, nous avons développé nos actifs de pétrole brut léger en Saskatchewan. Au cours de l'année, nous avons terminé avec succès un programme de 13 (6,5 nets) puits et avons plus que doublé le nombre de nos propriétés foncières dans cette région. Environ 80 % de nos 38 millions de dollars de dépenses nettes en capital pour 2010 a été dépensé en Saskatchewan pour le forage et l'achèvement de puits ainsi que pour l'acquisition de superficies d'exploitation supplémentaires. Nous possédons maintenant plus de 41 000 acres nettes de propriété non développée dans cette zone pétrolière présentant un revenu net élevé. Nous continuerons de faire croître cet actif en 2011 en tant que source potentielle de fonds futures de développement pour l'Utica. »

Faits saillants de 2010

• Les premiers puits horizontaux du programme pilote pour les shistes d'Utica dans les basses-terres répondent ou surpassent les attentes
• Conclusion d'une entente pour la construction d'un gazoduc et travaux préliminaires pour la mise en œuvre d'un programme de relevés sismiques en trois dimensions pour le projet de démonstration commercial ciblant la région de Saint-Edouard dans les basses-terres
• L'établissement de nouvelles mesures législatives sur les hydrocarbures, de l'acceptabilité sociale et d'un secteur local de services a retardé d'une année la commercialisation des shistes d'Utica
• La réussite du programme de forage à Antler, en Saskatchewan, contribue à la croissance des réserves de pétrole brut léger
• Terminé 128 millions d'actions émis pour la commercialisation précoce des shistes d'Utica au Québec
• L'amélioration de la pondération du pétrole et des prix de l'huile brute ont généré un flux de trésorerie lié à l'exploitation de 4,74 millions de dollars avec une production quotidienne moyenne de 619 bep/j
• Renforcement du bilan : 136 millions de dollars de fonds de roulement positif et aucune dette

Pour l'année s'étant terminée le 31 décembre 2010, la Société a déclaré un flux de trésorerie lié à l'exploitation de 4,74 millions de dollars comparativement à 2,88 millions de dollars l'année précédente. Le prix plus élevé du pétrole et une proportion accrue de pétrole brut léger d'Antler compensent le déclin des volumes de production. Questerre a produit en moyenne 619 bep/j (2009 : 810 bep/j); le pétrole et les liquides comptant pour 53 % des volumes (2009 : 47 %). En date du 31 décembre 2010, la Société a déclaré un fonds de roulement excédentaire de 136,08 millions de dollars (2009 : 46,50 millions de dollars).

Le terme « flux de trésorerie lié à l'exploitation » n'est pas une mesure des PCGR. Veuillez consulter le Flux de trésorerie provenant des réconciliations de l'exploitation présenté un peu plus loin dans ce communiqué de presse.

Questerre Energy Corporation est une entreprise indépendante d'exploitation des ressources qui se consacre à l'exploitation du gaz de shale en Amérique du Nord. Elle cherche à commercialiser les gisements de gaz des Shales d'Utica qu'elle a découverts dans les basses-terres du Saint-Laurent, au Québec. Questerre s'engage à exploiter ces ressources de manière écologiquement viable et socialement responsable.

Ce communiqué de presse peut renfermer certains énoncés qui représentent des informations ou des énoncés prospectifs (« énoncés prospectifs »), y compris les résultats de nos puits horizontaux, l'évaluation de la récupération des ressources ainsi que le calendrier et l'étendue du projet de démonstration commerciale. Bien que la Société soit d'avis que les attentes reflétées dans nos énoncés prospectifs sont raisonnables, nos énoncés prospectifs ont été basés sur des facteurs et des hypothèses concernant des événements futurs qui pourraient s'avérer inexacts. Ces facteurs et ces hypothèses sont basés sur l'information dont dispose actuellement la Société. De tels énoncés comportent des éléments de risque, des incertitudes et autres facteurs connus et inconnus qui peuvent influencer les résultats ou les événements réels et faire que les résultats ou les événements réels soient matériellement différents de ceux annoncés, anticipés ou sous-entendus dans les énoncés prospectifs. Donc, les lecteurs sont avertis de ne pas se fier outre mesure sur les énoncés prospectifs, puisque aucune garantie ne peut être faite quant aux résultats, aux réalisations ou aux niveaux d'activités futurs. Les risques, incertitudes et hypothèses matérielles et autres facteurs qui pourraient toucher les résultats réels sont discutés dans notre Formulaire d'information annuel et autres documents disponibles sur www.sedar.com. De plus, les énoncés prospectifs dans ce document sont faits en date de ce document et, sauf lorsque cela est requis par la loi applicable, la Société ne reconnaît aucune obligation de publier des mises à jour ou de réviser tout autre énoncé prospectif, que ce soit suite à de nouvelles informations, des événements futurs ou tout autre facteur. Les énoncés prospectifs dans ce document sont expressément visés par cet avertissement.

Ce communiqué de presse de constitue pas une offre de vente de titres aux États-Unis. Ces titres ne peuvent pas être offerts ou vendus aux États-Unis s'ils ne sont pas enregistrés ou ne font pas l'objet d'une dispense en vertu de la loi intitulée « United States Securities Act », en sa version modifiée.

Les montants des barils équivalents pétrole (bep) peuvent être trompeurs, notamment s'ils sont utilisés sans contexte. Un taux de conversion bep a été calculé à l'aide d'un taux de conversion de six mille pieds cubes de gaz naturel pour un baril et est basé sur une méthode de conversion d'équivalence d'énergie à la pointe du brûleur et ne représente pas nécessairement une équivalence de la valeur économique à la tête de puits.

Les termes « flux de trésorerie lié à l'exploitation » et « revenus nets » utilisés dans ce communiqué de presse ne sont pas des termes des PCGR. Questerre utilise ces mesures afin de faciliter l'évaluation de ses rendements.

À titre d'indicateur du rendement de Questerre, le flux de trésorerie lié à l'exploitation ne doit pas être considéré comme étant une solution de rechange au flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation ni être interprété de façon plus explicite tel que déterminé conformément par les PCGR canadiens. L'analyse du flux de trésorerie lié à l'exploitation de Questerre peut ne pas se comparer à celle déclarée par d'autres entreprises. Questerre considère que le flux de trésorerie lié à l'exploitation est une mesure clé puisqu'il démontre la capacité de la Société à générer la liquidité nécessaire pour financer ses exploitations et soutenir ses activités.

Flux de trésorerie provenant des réconciliations de l'exploitation

Pour l'année s'étant terminée le 31 décembre		2010			2009
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation		3 629 524	$		(26 529	)	$
Variation nette des éléments hors caisse du fonds de roulement		1 115 036	$		2 905 105		$
Flux de trésorerie provenant des exploitations		4 744 560	$		2 878 576		$

La Société considère que les revenus nets sont une mesure clé puisqu'ils démontrent sa rentabilité relativement au cours des produits de base actuels. Les revenus nets liés à l'exploitation par bep égalent les revenus totaux du pétrole et du gaz naturel par bep ajustés pour les redevances par bep et les charges d'exploitation par bep.