California Resources Corporation a annoncé les résultats non audités de ses bénéfices et de son exploitation pour le quatrième trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2017. Pour le trimestre, la perte nette attribuable aux actions ordinaires était de 138 millions de dollars ou 3,23 dollars par action diluée contre 77 millions de dollars ou 1,83 dollar par action diluée pour le quatrième trimestre 2016. La perte nette ajustée était de 14 millions de dollars ou 0,33 $ par action diluée contre 74 millions de dollars ou 1,76 $ par action diluée pour le quatrième trimestre 2016. L'EBITDAX ajusté a été de 222 millions de dollars contre 168 millions de dollars pour le quatrième trimestre de 2016. Les flux de trésorerie provenant des activités opérationnelles se sont élevés à 23 millions de dollars contre 15 millions de dollars pour le quatrième trimestre 2016. Le total des revenus et autres a été de $455 millions contre $452 millions pour le quatrième trimestre de 2016. La perte d'exploitation était de 40 millions de dollars contre 3 millions de dollars pour le quatrième trimestre de 2016. La perte avant impôts est de 135 millions de dollars contre 77 millions de dollars pour le quatrième trimestre de 2016. Pour l'année, la perte nette est de 266 millions de dollars ou 6,26 dollars par action diluée contre 279 millions de dollars ou 6,76 dollars par action diluée il y a un an. La perte nette ajustée pour l'ensemble de l'année 2017 a été de 187 millions de dollars ou 4,40 dollars par action diluée contre 317 millions de dollars ou 7,85 dollars par action diluée il y a un an. L'EBITDAX ajusté s'est élevé à 761 millions de dollars contre 616 millions de dollars pour l'ensemble de l'année 2016. Les flux de trésorerie provenant des activités opérationnelles ont été de 248 millions de dollars contre 130 millions de dollars pour l'ensemble de l'année 2016. Le total des revenus et autres a été de 2 006 millions de dollars contre 1 546 millions de dollars pour l'ensemble de l'année 2016. Le résultat d'exploitation a été de 63 millions de dollars contre une perte de 306 millions de dollars pour l'ensemble de l'année 2016. La perte avant impôts sur le résultat a été de 262 millions de dollars contre un bénéfice de 201 millions de dollars pour le quatrième trimestre de 2016. Pour le trimestre, les volumes de production quotidiens totaux se sont élevés en moyenne à 126 000 barils équivalent pétrole (bep) par jour. Les volumes de pétrole ont atteint en moyenne 80 000 barils par jour, les volumes de LGN ont atteint en moyenne 16 000 barils par jour et les volumes de gaz ont atteint en moyenne 179 000 milliers de pieds cubes (MCF) par jour. Ces résultats reflètent environ 1 300 bep par jour d'effets PSC négatifs en raison de prix réalisés plus élevés au quatrième trimestre par rapport aux prix prévus, ainsi qu'un impact trimestriel de 700 bep par jour dû aux incendies de forêt en Californie qui ont eu lieu en décembre 2017. Les prix réalisés du pétrole brut, y compris l'effet des couvertures réglées, ont augmenté de 11,44 $ par baril pour atteindre 56,92 $ par baril par rapport à la période comparable de l'exercice précédent. Les couvertures réglées ont diminué les prix réalisés du pétrole brut de 2,95 $ par baril. Les prix moyens réalisés pour les LGN ont atteint 44,03 $ le baril et les prix réalisés pour le gaz naturel ont été de 2,77 $ par MCF. Les coûts de production se sont élevés à 227 millions de dollars, soit 19,64 $ par bep, contre 17,50 $ par bep pour la période comparable de l'exercice précédent. Pour l'année, les volumes de production quotidiens totaux ont atteint en moyenne 129 000 bep par jour. Les volumes de pétrole ont atteint en moyenne 83 000 barils par jour, les volumes de LGN ont atteint en moyenne 16 000 barils par jour et les volumes de gaz ont atteint en moyenne 182 000 MCF par jour. Les prix réalisés du pétrole brut, y compris l'effet des couvertures réglées, ont augmenté de 9,23 $ par baril pour atteindre 51,24 $ par baril, contre 42,01 $ par baril en 2016. Les couvertures réglées ont diminué les prix réalisés du pétrole brut de 2017 de 0,23 $ par baril, comparativement à une augmentation de 2,29 $ par baril en 2016. Les prix réalisés des LGN ont augmenté de 60 %, passant de 22,39 $ le baril en 2016 à 35,76 $. Les prix réalisés du gaz naturel ont augmenté de 17 % pour atteindre 2,67 $ par MCF, contre 2,28 $ par MCF en 2016. Les coûts de production se sont élevés à 876 millions de dollars, soit 18,64 dollars par bep. Les coûts de production unitaires, à l'exclusion de l'effet des CFP1, ont été de 17,48 $ par bep. L'augmentation des coûts de production de 76 millions de dollars par rapport à l'année précédente s'explique par une augmentation des coûts énergétiques et une montée en puissance des activités de maintenance en fond de puits et en surface, en lien avec la hausse des prix des matières premières, mais a été partiellement compensée par une utilisation plus efficace de l'énergie. La société a fourni des prévisions de bénéfices et d'exploitation pour le premier trimestre de 2018. Pour le trimestre, la société prévoit une production de 120 MBOE par jour à 125 MBOE par jour, des frais généraux et administratifs ajustés de 6,05 $ par BOE à 6,35 $ par BOE, une dépréciation, un amortissement et une épuisement de 10,50 $ par BOE à 10,80 $ par BOE et des frais d'exploration de 6 millions à 10 millions de dollars. Le budget d'investissement pour 2018 est prévu entre 425 millions de dollars et 450 millions de dollars, ce qui inclut environ 100 millions de dollars à 150 millions de dollars de capital JV et représente une légère augmentation pour le capital CRC financé en interne par rapport aux niveaux de 2017, en tant que transition vers un environnement de prix de milieu de cycle.