Vancouver, British Columbia--(Newsfile Corp. - April 18, 2024) - Hemisphere Energy Corporation (TSXV: HME) (OTCQX: HMENF) ("Hemisphere" or the "Company") is pleased to provide its financial and operating results for the fourth quarter and year ended December 31, 2023.
2023 Highlights
- Increased fourth quarter production by 16% to a record of 3,386 boe/d (99% heavy oil), and annual production by 11% to 3,125 boe/d (99% heavy oil), as compared to 2022.
- Achieved annual revenue of $84.5 million, with adjusted funds flow from operations ("AFF")(1) of $39.4 million.
- Invested $16.9 million to drill eight successful Atlee Buffalo wells, one unsuccessful exploration well, upgrade facilities, purchase land and seismic, and pre-purchase materials for the 2024 development program.
- Generated $22.5 million of free funds flow ("FFF")(1).
- Distributed $10.1 million in quarterly dividends to shareholders.
- Distributed $3.0 million in special dividends to shareholders.
- Purchased and cancelled 3.2 million shares at an average price of $1.28 per share under the Company's normal course issuer bid ("NCIB"), returning $4.1 million to shareholders.
- Exited the year with a positive working capital(1) position of $3.6 million compared to a net debt(1) position of $0.8 million at December 31, 2022.
- Increased Proved Developed Producing (PDP) NPV10 BT reserve value by 9% to $248 million and maintained reserve volumes at 8.2 MMboe (99.6% heavy oil).
- Increased Proved (1P) NPV10 BT reserve value by 5% to $325 million and maintained reserve volumes at 12.1 MMboe (99.4% heavy oil).
- Increased Proved plus Probable (2P) NPV10 BT reserve value by 5% to $416 million and maintained reserve volumes at 16.3 MMboe (99.4% heavy oil).
Note:
(1) Non-IFRS financial measure that is not a standardized financial measure under International Financial Reporting Standards ("IFRS") and may not be comparable to similar financial measures disclosed by other issuers. Refer to "Non-IFRS and Other Financial Measures" section below.
Financial and Operating Summary
Selected financial and operational highlights should be read in conjunction with Hemisphere's audited annual financial statements and related Management's Discussion and Analysis for the year ended December 31, 2023. These reports, including the Company's Annual Information Form for the year ended December 31, 2023, are available on SEDAR+ at and on Hemisphere's website at . All amounts are expressed in Canadian dollars unless otherwise noted.
Three Months Ended December 31 |
| Years Ended December 31
| |
($000s except per unit and share amounts) |
| 2023 |
|
| 2022 |
|
| 2023 |
|
| 2022 | |
FINANCIAL |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Petroleum and natural gas revenue | $ | 22,423
| | $ | 19,564
| | $ | 84,472
| | $ | 96,699
| |
Operating field netback(1) |
| 13,517
| |
| 10,926
| |
| 51,843
| |
| 58,270
| |
Operating netback(1) |
| 14,428
| |
| 11,396
| |
| 52,118
| |
| 51,995
| |
Cash provided by operating activities |
| 13,496
| |
| 8,995
| |
| 44,241
| |
| 45,091
| |
Adjusted funds flow from operations (AFF)(1) |
| 11,295
| |
| 11,011
| |
| 39,411
| |
| 46,686
| |
Per share, basic(1) |
| 0.11
| |
| 0.11
| |
| 0.39
| |
| 0.47
| |
Per share, diluted(1) |
| 0.11
| |
| 0.11
| |
| 0.39
| |
| 0.46
| |
Free funds flow (FFF)(1) |
| 9,144
| |
| 4,921
| |
| 22,539
| |
| 28,420
| |
Net income |
| 3,981
| |
| 3,253
| |
| 24,195
| |
| 21,317
| |
Per share, basic |
| 0.04
| |
| 0.03
| |
| 0.24
| |
| 0.21
| |
Per share, diluted |
| 0.04
| |
| 0.03
| |
| 0.24
| |
| 0.21
| |
Dividends |
| 5,489
| |
| 2,560
| |
| 13,083
| |
| 7,683
| |
Per share, basic |
| 0.025
| |
| 0.025
| |
| 0.130
| |
| 0.075
| |
NCIB share repurchases |
| 2,085
| |
| 1,694
| |
| 4,095
| |
| 3,387
| |
Capital expenditures (1) |
| 2,151
| |
| 6,090
| |
| 16,872
| |
| 18,266
| |
Working capital (Net debt)(1) |
| 3,589
| |
| (766) | |
| 3,589
| |
| (766) | |
OPERATING |
|
| |
|
| |
|
| |
|
| |
Average daily production |
|
| |
|
| |
|
| |
|
| |
Heavy oil (bbl/d) |
| 3,364
| |
| 2,884
| |
| 3,100
| |
| 2,801
| |
Natural gas (Mcf/d) |
| 132
| |
| 138
| |
| 147
| |
| 158
| |
Combined (boe/d) |
| 3,386
| |
| 2,907
| |
| 3,125
| |
| 2,828
| |
Oil weighting |
| 99%
| |
| 99%
| |
| 99%
| |
| 99%
| |
Average sales prices |
|
| |
|
| |
|
| |
|
| |
Heavy oil ($/bbl) | $ | 72.36
| | $ | 73.52
| | $ | 74.53
| | $ | 94.29
| |
Natural gas ($/Mcf) |
| 2.19
| |
| 4.76
| |
| 2.56
| |
| 5.03
| |
Combined ($/boe) | $ | 71.97
| | $ | 73.16
| | $ | 74.07
| | $ | 93.69
| |
Operating netback ($/boe) |
|
| |
|
| |
|
| |
|
| |
Petroleum and natural gas revenue | $ | 71.97
| | $ | 73.16
| | $ | 74.07
| | $ | 93.69
| |
Royalties |
| (14.07) | |
| (16.50) | |
| (14.71) | |
| (23.71) | |
Operating costs |
| (11.49) | |
| (13.16) | |
| (10.87) | |
| (11.09) | |
Transportation costs |
| (3.03) | |
| (2.64) | |
| (3.03) | |
| (2.43) | |
Operating field netback(1) |
| 43.38
| |
| 40.86
| |
| 45.46
| |
| 56.46
| |
Realized commodity hedging gain (loss) |
| 2.92
| |
| 1.76
| |
| 0.24
| |
| (6.08) | |
Operating netback(1) | $ | 46.30
| | $ | 42.62
| | $ | 45.70
| | $ | 50.38
| |
General and administrative expense |
| (5.63) | |
| (4.92) | |
| (4.05) | |
| (3.94) | |
Interest expense and foreign exchange (loss) |
| (0.44) | |
| (0.70) | |
| (0.58) | |
| (1.00) | |
Current tax expense |
| (3.98) | |
| 4.18
| |
| (6.51) | |
| (0.21) | |
Adjusted funds flow from operations(1) ($/boe) | $ | 36.25
| | $ | 41.18
| | $ | 34.56
| | $ | 45.23 | |
Note:
(1) Non-IFRS financial measure that is not a standardized financial measure under IFRS Accounting Standards ("IFRS") and may not be comparable to similar financial measures disclosed by other issuers. Refer to "Non-IFRS and Other Financial Measures" section of the MD&A.
COMMON SHARES |
| April 17, 2024 |
|
| December 31, 2023 |
|
| December 31, 2022 |
|
Common shares issued and outstanding |
| 97,951,239
| |
| 99,340,339
| |
| 101,978,939
| |
Stock options |
| 7,563,000
| |
| 7,563,000
| |
| 6,075,000
| |
Total fully diluted shares outstanding |
| 105,514,239
| |
| 106,903,339
| |
| 108,053,939
| |
Operations Update and Outlook
2023 was another rewarding year for Hemisphere, resulting in production growth of 11%, significant shareholder returns of $0.17 per share paid in dividends and NCIB purchases (representing a FFF payout ratio(2) of 76%), and the transformation from a net debt to a cash position.
Additionally, Hemisphere purchased mineral rights in a Saskatchewan oil resource play during the year, and kicked off the first quarter of 2024 by successfully drilling a 5-well pad (3 producers and 2 injectors) into the pool. The Company anticipates bringing the wells on production in the third quarter of the year, after commissioning a new polymer flood facility and oil treating battery in the area. The remainder of Hemisphere's 2024 capital development program will be spent in its core Atlee Buffalo property later this summer.
Following significant downtime due to extreme cold weather in January and early February, Hemisphere's corporate production during the latter half of the quarter has reached all-time highs of over 3,500 boe/d (February 15 - March 31, 2024 field estimates, 99% heavy oil), bringing average first quarter production to 3,135 boe/d.
Pricing outlook for heavy oil is bullish across the industry with the Trans Mountain pipeline anticipated to commence operations in May. With this additional egress capacity, WCS differential forecasts for the year have narrowed substantially. Combined with strong WTI pricing and a weak Canadian dollar, Hemisphere is optimistic about the year ahead as it tests its new Saskatchewan play while continuing to deliver top-tier free funds flow yields to its shareholders from ultra-low decline, high-value reserves in Atlee Buffalo.
About Hemisphere Energy Corporation
Hemisphere is a dividend-paying Canadian oil company focused on maximizing value-per-share growth with the sustainable development of its high netback, low decline conventional heavy oil assets through polymer flood enhanced oil recovery methods. Hemisphere trades on the TSX Venture Exchange as a Tier 1 issuer under the symbol "HME" and on the OTCQX Venture Marketplace under the symbol "HMENF".
For further information, please visit the Company's website at to view its corporate presentation or contact:
Don Simmons, President & Chief Executive Officer
Telephone: (604) 685-9255
Email: info@hemisphereenergy.ca
Website:
Note:
(2) Non-IFRS Financial Ratio that is not a standardized financial measure under IFRS and may not be comparable to similar ratios disclosed by other issuers. Free funds flow, a non-IFRS financial measure, is used as a component of the non-IFRS ratio. The ratio is calculated as dividends of $13.1 million plus NCIB of $4.1 million divided by FFF of $22.5 million, equals a FFF payout ratio of 76% to shareholders.
Forward-looking Statements
Certain statements included in this news release constitute forward-looking statements or forward-looking information (collectively, "forward-looking statements") within the meaning of applicable securities legislation. Forward-looking statements are typically identified by words such as "anticipate", "continue", "estimate", "expect", "forecast", "may", "will", "project", "could", "plan", "intend", "should", "believe", "outlook", "potential", "target" and similar words suggesting future events or future performance. In particular, but without limiting the generality of the foregoing, this news release includes forward-looking statements regarding Hemisphere's expectations that it will bring wells in Saskatchewan on production in the third quarter of the year, after commissioning a new polymer flood facility and oil treating battery in the area; that the remainder of Hemisphere's 2024 capital development program will be spent in its core Atlee Buffalo property later this summer; outlook for heavy oil and commencement of operations for the Trans Mountain pipeline; anticipated WCS differential forecasts for the year and Hemisphere's outlook for the year. In addition, statements relating to "reserves" are deemed to be forward-looking statements as they involve the implied assessment, based on certain estimates and assumptions, that the reserves described exist in the quantities predicted or estimated and can be profitably produced in the future.
Forward‐looking statements are based on a number of material factors, expectations or assumptions of Hemisphere which have been used to develop such statements and information, but which may prove to be incorrect. Although Hemisphere believes that the expectations reflected in such forward‐looking statements or information are reasonable, undue reliance should not be placed on forward‐looking statements because Hemisphere can give no assurance that such expectations will prove to be correct. In addition to other factors and assumptions which may be identified herein, assumptions have been made regarding, among other things: the current and go-forward oil price environment; that Hemisphere will continue to conduct its operations in a manner consistent with past operations; that results from drilling and development activities are consistent with past operations; timing of operations for the Trans Mountain pipeline; completion of commissioning a new polymer flood facility and oil treating battery in in its Saskatchewan operating area in the manner (and on the timing) currently expected; the quality of the reservoirs in which Hemisphere operates and continued performance from existing wells; the continued and timely development of infrastructure in areas of new production; the accuracy of the estimates of Hemisphere's reserve volumes; certain commodity price and other cost assumptions; continued availability of debt and equity financing and cash flow to fund Hemisphere's current and future plans and expenditures; the impact of increasing competition; the general stability of the economic and political environment in which Hemisphere operates; the general continuance of current industry conditions; the timely receipt of any required regulatory approvals; the ability of Hemisphere to obtain qualified staff, equipment and services in a timely and cost efficient manner; drilling results; the ability of the operator of the projects in which Hemisphere has an interest in to operate the field in a safe, efficient and effective manner; the ability of Hemisphere to obtain financing on acceptable terms; field production rates and decline rates; the ability to replace and expand oil and natural gas reserves through acquisition, development and exploration; the timing and cost of pipeline, storage and facility construction and expansion and the ability of Hemisphere to secure adequate product transportation; future commodity prices; currency, exchange and interest rates; regulatory framework regarding royalties, taxes and environmental matters in the jurisdictions in which Hemisphere operates; and the ability of Hemisphere to successfully market its oil and natural gas products.
The forward‐looking statements included in this news release are not guarantees of future performance and should not be unduly relied upon. Such information and statements, including the assumptions made in respect thereof, involve known and unknown risks, uncertainties and other factors that may cause actual results or events to defer materially from those anticipated in such forward‐looking statements including, without limitation: changes in commodity prices; changes in the demand for or supply of Hemisphere's products, the early stage of development of some of the evaluated areas and zones; unanticipated operating results or production declines; changes in tax or environmental laws, royalty rates or other regulatory matters; changes in development plans of Hemisphere or by third party operators of Hemisphere's properties, increased debt levels or debt service requirements; inaccurate estimation of Hemisphere's oil and gas reserve volumes; limited, unfavourable or a lack of access to capital markets; increased costs; a lack of adequate insurance coverage; the impact of competitors; and certain other risks detailed from time‐to‐time in Hemisphere's public disclosure documents, (including, without limitation, those risks identified in this news release and in Hemisphere's Annual Information Form).
The forward‐looking statements contained in this news release speak only as of the date of this news release, and Hemisphere does not assume any obligation to publicly update or revise any of the included forward‐looking statements, whether as a result of new information, future events or otherwise, except as may be required by applicable securities laws.
Non-IFRS and Other Financial Measures
This news release contains the terms adjusted funds flow from operations, free funds flow, operating field netback and operating netback, capital expenditures and net debt, which are considered "non-IFRS financial measures" and any of these measures calculated on a per boe basis, which are considered "non-IFRS financial ratios". These terms do not have a standardized meaning prescribed by IFRS. Accordingly, the Company's use of these terms may not be comparable to similarly defined measures presented by other companies. Investors are cautioned that these measures should not be construed as an alternative to net income (loss) or cashflow from operations determined in accordance with IFRS and these measures should not be considered to be more meaningful than IFRS measures in evaluating the Company's performance.
a) Adjusted funds flow from operations ("AFF") (Non-IFRS Financial Measure and Ratio if calculated on a per boe basis): The Company considers AFF to be a key measure that indicates the Company's ability to generate the funds necessary to support future growth through capital investment and to repay any debt. AFF is a measure that represents cash flow generated by operating activities, before changes in non-cash working capital and adjusted for decommissioning expenditures, and may not be comparable to measures used by other companies. The most directly comparable IFRS measure for AFF is cash provided by operating activities. AFF per share is calculated using the same weighted-average number of shares outstanding as in the case of the earnings per share calculation for the period.
A reconciliation of AFF to cash provided by operating activities is presented as follows:
| Three Months Ended December 31 |
| Years Ended December 31 |
|
($000s, except per share amounts) | 2023 |
| 2022 |
| 2023 |
| 2022 | |
Cash provided by operating activities | $ | 13,496
| | $ | 8,995
| | $ | 44,240
| | $ | 45,091
| |
Change in non-cash working capital |
| (2,259) | |
| 1,447
| |
| (5,266) | |
| 911
| |
Adjust: Decommissioning obligation expenditures |
| 58
| |
| 569
| |
| 437
| |
| 684 | |
Adjusted funds flow from operations | $ | 11,295
| | $ | 11,011
| | $ | 39,411
| | $ | 46,686 | |
Per share, basic | $ | 0.11
| | $ | 0.11
| | $ | 0.39
| | $ | 0.47 | |
Per share, diluted | $ | 0.11
| | $ | 0.11
| | $ | 0.39
| | $ | 0.46 | |
b) Free funds flow ("FFF") (Non-IFRS Financial Measures): Is calculated by taking adjusted funds flow and subtracting capital expenditures, excluding acquisitions and dispositions. Management believes that free funds flow provides a useful measure to determine Hemisphere's ability to improve returns and to manage the long-term value of the business.
| Three Months Ended December 31 |
| Years Ended December 31 |
|
($000s, except per share amounts) | 2023 |
| 2022 |
| 2023 |
| 2022 | |
Adjusted funds flow | $ | 11,295
| | $ | 11,011
| | $ | 39,411
| | $ | 46,686
| |
Capital expenditures |
| (2,151) | |
| (6,090) | |
| (16,872) | |
| (18,266) | |
Free funds flow | $ | 9,144
| | $ | 4,921
| | $ | 22,539
| | $ | 28,420 | |
Per share, basic | $ | 0.09
| | $ | 0.05
| | $ | 0.22
| | $ | 0.29 | |
Per share, diluted | $ | 0.09
| | $ | 0.05
| | $ | 0.22
| | $ | 0.28 | |
c) Capital Expenditures (Non-IFRS Financial Measure): Management uses the term "capital expenditures" as a measure of capital investment in exploration and production assets, and such spending is compared to the Company's annual budgeted capital expenditures. The most directly comparable IFRS measure for capital expenditures is cash flow used in investing activities. A summary of the reconciliation of cash flow used in investing activities to capital expenditures is set forth below:
| Three Months Ended December 31 |
| Years Ended December 31 |
|
($000s) | 2023 |
| 2022 |
| 2023 |
| 2022 | |
Cash used in investing activities | $ | 3,745
| | $ | 4,680
| | $ | 19,456
| | $ | 18,847
| |
Change in non-cash working capital |
| (1,594) | |
| 1,410
| |
| (2,584) | |
| (581) | |
Capital expenditures | $ | 2,151
| | $ | 6,090
| | $ | 16,872
| | $ | 18,266 | |
d) Operating field netback (Non-IFRS Financial Measure and Ratio if calculated on a per boe basis): Is a benchmark used in the oil and natural gas industry and a key indicator of profitability relative to current commodity prices. Operating field netback is calculated as oil and gas sales, less royalties, operating expenses and transportation costs on an absolute and per barrel of oil equivalent basis. These terms should not be considered an alternative to, or more meaningful than, cash flow from operating activities or net income or loss as determined in accordance with IFRS as an indicator of the Company's performance.
e) Operating netback (Non-IFRS Financial Measure and Ratio if calculated on a per boe basis): Is calculated as the operating field netback plus the Company's realized commodity hedging gain (loss) on an absolute and per barrel of oil equivalent basis.
f) Net debt (Non-IFRS Financial Measure): Is closely monitored by the Company to ensure that its capital structure is maintained by a strong balance sheet to fund the future growth of the Company. Net debt is used in this document in the context of liquidity and is calculated as the total of the Company's current assets, less current liabilities, excluding the fair value of financial instruments, lease and warrant liabilities, and including the bank debt. There is no IFRS measure that is reasonably comparable to net debt.
The following table outlines the Company calculation of net debt:
| As at December 31 |
|
| 2023 |
| 2022 | |
Current assets(1) | $ | 14,110
| | $ | 5,825
| |
Current liabilities(1) |
| (10,521) | |
| (6,591) | |
Working capital / (Net debt) | $ | 3,589
| | $ | (765) | |
Note:
(1) Excluding fair value of financial instruments, and lease and decommissioning obligations.
g) Supplementary Financial Measures and Ratios
"Adjusted Funds Flow from operations per basic share" is comprised of funds from operations divided by basic weighted average common shares.
"Adjusted Funds Flow from operations per diluted share" is comprised of funds from operations divided by diluted weighted average common shares.
"Operating expense per boe" is comprised of operating expense, as determined in accordance with IFRS, divided by the Company's total production.
"Free Funds Flow Payout Ratio" is a non-IFRS financial ratio comprised of dividends declared during the year plus NCIB expenditures during the year divided by free funds flow (a non-IFRS financial measure) for the applicable year.
"Realized heavy oil price" is comprised of heavy crude oil commodity sales from production, as determined in accordance with IFRS, divided by the Company's crude oil production.
"Realized natural gas price" is comprised of natural gas commodity sales from production, as determined in accordance with IFRS, divided by the Company's natural gas production.
"Realized combined price" is comprised of total commodity sales from production, as determined in accordance with IFRS, divided by the Company's total production.
"Royalties per boe" is comprised of royalties, as determined in accordance with IFRS, divided by the Company's total production.
"Transportation costs per boe" is comprised of transportation expense, as determined in accordance with IFRS, divided by the Company's total production.
The Company has provided additional information on how these measures are calculated in the Management's Discussion and Analysis for the year ended December 31, 2023, which is available under the Company's SEDAR+ profile at .
Oil and Gas Advisories
All estimated reserve volumes and the estimated net present values of the future net revenues of such reserve estimates included in this news release are as attributed by McDaniel Associates & Consultants Ltd., the Company's independent reserve evaluators in its report as at December 31, 2023 and prepared in accordance with the COGE Handbook and National Instrument 51-101 - Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities.
A barrel of oil equivalent ("boe") may be misleading, particularly if used in isolation. A boe conversion ratio of 6 Mcf:1 Bbl is based on an energy equivalency conversion method primarily applicable at the burner tip and does not represent a value equivalency at the wellhead. In addition, given that the value ratio based on the current price of crude oil as compared to natural gas is significantly different from the energy equivalency of 6:1, utilizing a conversion on a 6:1 basis may be misleading as an indication of value.
It should not be assumed that the net present value of the estimated net revenues of the reserves presented in this news release represent the fair market value of the reserves. There is no assurance that the forecast prices and costs assumptions upon which such estimates are made will be attained and variances could be material. The reserve estimates of Hemisphere's crude oil, natural gas liquids and natural gas reserves and any estimated recovery factors provided herein are estimates only and there is no guarantee that the estimated reserves will be recovered. Actual crude oil, natural gas and natural gas liquids reserves may be greater than or less than the estimates provided herein.
Definitions and Abbreviations
bbl | barrel | Mcf | thousand cubic feet |
bbl/d | barrels per day | Mcf/d | thousand cubic feet per day |
$/bbl | dollar per barrel | $/Mcf | dollar per thousand cubic feet |
boe | barrel of oil equivalent | NGL | natural gas liquids |
boe/d | barrel of oil equivalent per day | NPV10 BT | Net Present Value discounted at 10%, before tax |
$/boe | dollar per barrel of oil equivalent | IFRS | International Financial Reporting Standards |
Mboe | thousand barrels of oil equivalent | WCS | Western Canadian Select |
MMboe | million barrels of oil equivalent | US$ | United States Dollar |
Neither the TSX Venture Exchange nor its Regulation Services Provider (as that term is defined in the policies of the TSX Venture Exchange) accepts responsibility for the adequacy or accuracy of this news release.
ブリティッシュコロンビア州バンクーバー--(Newsfile Corp.-2024年4月18日)-ヘミスフィアエナジー株式会社 (TSXV: 自分) (OTCQX: クメンフ) (「Hemisphere」または「当社」)は、2023年12月31日に終了した第4四半期および年度の財務および経営成績を発表できることを嬉しく思います。
2023年のハイライト
- 2022年と比較して、第4四半期の生産量が16%増加して過去最高の3,386BOE/d(99%の重油)になり、年間生産量が11%増加して3,125BOE/日(99%の重油)になりました。
- 調整後の事業資金フロー(「AFF」)により、年間売上高8,450万ドルを達成(1) 3,940万ドルです。
- 1690万ドルを投資して、成功したAtlee Buffaloの井戸8本、失敗した探査井1本の掘削、施設のアップグレード、土地と耐震材の購入、2024年の開発プログラムの資材の事前購入を行いました。
- 2,250万ドルのフリーファンドフロー(「FFF」)を生み出しました(1)。
- 1010万ドルの四半期配当を株主に分配しました。
- 300万ドルの特別配当を株主に分配しました。
- 当社の通常コース発行体入札(「NCIB」)に基づき、1株あたり平均1.28ドルで320万株を購入して取り消し、410万ドルを株主に還元しました。
- プラスの運転資金で今年を終了しました(1) 純負債と比較して360万ドルのポジション(1) 2022年12月31日現在のポジションは80万ドルです。
- NPV10 BTの確認開発生産量(PDP)の埋蔵額を9%増の2億4800万ドルにし、埋蔵量は820万BOE(99.6%の重油)に維持しました。
- NPV10 BTの確認埋蔵量(1P)を5%増加して3億2500万ドルにし、埋蔵量は12.1百万BOE(99.4%の重油)に維持しました。
- NPV10 BTの確認済みおよび確定(2P)埋蔵量を 5% 増の4億1,600万ドルに増やし、埋蔵量を16.3百万BOE(99.4%の重油)に維持しました。
メモ:
(1) 国際財務報告基準(「IFRS」)に基づく標準化された財務指標ではなく、他の発行体によって開示された同様の財務指標と比較できない可能性のある非IFRS財務指標。以下の「非IFRSおよびその他の財務指標」セクションを参照してください。
財務と業務の概要
一部の財務および業務上のハイライトは、2023年12月31日に終了した年度のHemisphereの監査済み年次財務諸表および関連する経営陣の議論と分析と併せて読む必要があります。2023年12月31日に終了した年度の当社の年次情報フォームを含むこれらのレポートは、SEDAR+とHemisphereのWebサイト()で入手できます。特に明記されていない限り、金額はすべてカナダドルで表されます。
12 月 31 日に終了した 3 か月間 |
| 12月31日に終了した年度
| |
(ユニットあたりの金額と株式の金額を除いて000ドル) |
| 2023 |
|
| 2022 |
|
| 2023 |
|
| 2022 | |
金銭的 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
石油と天然ガスの収入 | $ | 22,423
| | $ | 19,564
| | $ | 84,472
| | $ | 96,699
| |
運用現場のネットバック(1) |
| 13,517です
| |
| 10,926
| |
| 51,843
| |
| 58,270%
| |
オペレーティングネットバック(1) |
| 14,428
| |
| 11,396
| |
| 52,118
| |
| 51,995です
| |
営業活動による現金 |
| 13,496
| |
| 8,995
| |
| 44,241
| |
| 45,091
| |
調整後の営業資金フロー(AFF)(1) |
| 11,295
| |
| 11,011
| |
| 39,411%
| |
| 46,686
| |
一株当たり、基本です(1) |
| 0.11
| |
| 0.11
| |
| 0.39
| |
| 0.47
| |
希薄化後の1株当たり(1) |
| 0.11
| |
| 0.11
| |
| 0.39
| |
| 0.46
| |
フリーファンドフロー(FFF)(1) |
| 9,144
| |
| 4,921
| |
| 22,539
| |
| 28,420
| |
当期純利益 |
| 3,981
| |
| 3,253
| |
| 24,195です
| |
| 21,317
| |
一株当たり、基本です |
| 0.04
| |
| 0.03
| |
| 0.24
| |
| 0.21
| |
希薄化後の1株当たり |
| 0.04
| |
| 0.03
| |
| 0.24
| |
| 0.21
| |
配当金 |
| 5,489
| |
| 2,560
| |
| 13,083
| |
| 7,683
| |
一株当たり、基本です |
| 0.025
| |
| 0.025
| |
| 0.130
| |
| 0.075
| |
NCIBの自社株買い |
| 2,085
| |
| 1,694
| |
| 4,095
| |
| 3,387
| |
資本支出 (1) |
| 2,151
| |
| 6,090
| |
| 16,872
| |
| 18,266です
| |
運転資本(純負債)(1) |
| 3,589
| |
| (766) | |
| 3,589
| |
| (766) | |
動作しています |
|
| |
|
| |
|
| |
|
| |
1日の平均生産量 |
|
| |
|
| |
|
| |
|
| |
ヘビーオイル (bbl/d) |
| 3,364
| |
| 2,884
| |
| 3,100
| |
| 2,801
| |
天然ガス(MCF/D) |
| 132
| |
| 138
| |
| 147
| |
| 158
| |
複合 (boe/d) |
| 3,386
| |
| 2,907
| |
| 3,125
| |
| 2,828
| |
石油加重 |
| 99%
| |
| 99%
| |
| 99%
| |
| 99%
| |
平均販売価格 |
|
| |
|
| |
|
| |
|
| |
重油 ($/バレル) | $ | 72.36
| | $ | 73.52
| | $ | 74.53
| | $ | 94.29
| |
天然ガス ($/Mcf) |
| 2.19
| |
| 4.76
| |
| 2.56
| |
| 5.03
| |
複合 ($/BOE) | $ | 71.97
| | $ | 73.16
| | $ | 74.07
| | $ | 93.69
| |
オペレーティングネットバック($/BOE) |
|
| |
|
| |
|
| |
|
| |
石油と天然ガスの収入 | $ | 71.97
| | $ | 73.16
| | $ | 74.07
| | $ | 93.69
| |
ロイヤリティ |
| (14.07) | |
| (16.50) | |
| (14.71) | |
| (23.71) | |
運用コスト |
| (11.49) | |
| (13.16) | |
| (10.87) | |
| (11.09) | |
交通費 |
| (3.03) | |
| (2.64) | |
| (3.03) | |
| (2.43) | |
運用現場のネットバック(1) |
| 43.38
| |
| 40.86
| |
| 45.46
| |
| 56.46
| |
実現商品ヘッジ利益(損失) |
| 2.92
| |
| 1.76
| |
| 0.24
| |
| (6.08) | |
オペレーティングネットバック(1) | $ | 46.30
| | $ | 42.62
| | $ | 45.70
| | $ | 50.38
| |
一般管理費 |
| (5.63) | |
| (4.92) | |
| (4.05) | |
| (3.94) | |
支払利息と外国為替(損失) |
| (0.44) | |
| (0.70) | |
| (0.58) | |
| (1.00) | |
現在の税金費用 |
| (3.98) | |
| 4.18
| |
| (6.51) | |
| (0.21) | |
事業からの調整後の資金フロー(1) ($/BOE) | $ | 36.25
| | $ | 41.18
| | $ | 34.56
| | $ | 45.23 | |
メモ:
(1) IFRS会計基準(「IFRS」)に基づく標準化された財務指標ではなく、他の発行体によって開示された同様の財務指標と比較できない可能性のある非IFRS財務指標。MD&Aの「非IFRSおよびその他の財務指標」セクションを参照してください。
普通株式 |
| 4月17日、 2024 |
|
| 12月31日 2023 |
|
| 12月31日 2022 |
|
発行済みおよび発行済み普通株式 |
| 97,951,239
| |
| 99,340,339
| |
| 101,978,939
| |
ストックオプション |
| 7,563,000です
| |
| 7,563,000です
| |
| 6,075,000です
| |
完全希薄化後の発行済株式総数 |
| 105,514,239
| |
| 106,903,339
| |
| 108,053,939
| |
業務の更新と見通し
2023年はHemisphereにとってもやりがいのある年でした。その結果、生産量は11%増加し、配当金とNCIBの購入(FFFの配当性向を表す)で1株あたり0.17ドルという大幅な株主利益が支払われました。(2) の 76%)、そして純負債からキャッシュポジションへの転換。
さらに、Hemisphereはその年の間にサスカチュワン州の石油資源事業で鉱業権を購入し、プールへの5ウェルパッド(3つのプロデューサーと2つのインジェクター)の掘削に成功し、2024年の第1四半期を開始しました。同社は、この地域に新しいポリマー洪水施設と石油処理用バッテリーを稼働させた後、今年の第3四半期に井戸の生産を開始する予定です。Hemisphereの2024年の資本開発プログラムの残りは、今年の夏の終わりに、中核となるAtlee Buffaloの施設で費やされる予定です。
1月と2月初旬の極寒による大幅なダウンタイムを受けて、四半期後半の半期の半球の企業生産は過去最高の3,500BOE/日(2024年2月15日から3月31日の現地推定、99%の重油)に達し、第1四半期の平均生産量は3,135BOE/日になりました。
重油の価格見通しは業界全体で強気で、トランスマウンテンパイプラインは5月に操業を開始する予定です。この出口容量の追加により、今年のWCSの差異予測は大幅に縮小しました。Hemisphereは、堅調なWTI価格設定とカナダドル安と相まって、アトリー・バッファローの超低下落・高価値準備金から株主に一流のフリーファンドフロー利回りを引き続き提供しながら、サスカチュワン州の新事業を試しているため、来年について楽観的です。
ヘミスフィア・エナジー・コーポレーションについて
Hemisphereは配当金を支払うカナダの石油会社です。ポリマーフラッドで強化された石油回収方法を通じて、純利益が高く、下落率が低い従来の重油資産を持続的に開発することで、1株当たり価値の成長を最大化することに重点を置いています。ヘミスフィアは、TSXベンチャー取引所でティア1発行体として「HME」のシンボルで取引され、OTCQXベンチャーマーケットプレイスでは「HMENF」のシンボルで取引されています。
詳細については、当社のWebサイト()にアクセスして企業プレゼンテーションをご覧になるか、以下にお問い合わせください。
社長兼最高経営責任者のドン・シモンズ
電話:(604) 685-9255
電子メール:info@hemisphereenergy.ca
ウェブサイト:
メモ:
(2) IFRS以外の財務比率。IFRSに基づく標準化された財務指標ではなく、他の発行体によって開示された同様の比率と比較できない場合があります。非IFRS財務指標であるフリー・ファンド・フローは、非IFRS比率の一部として使用されます。この比率は、1,310万ドルの配当金に410万ドルのNCIBを加えたものを、2,250万ドルのFFFで割って計算され、株主へのFFFの配当性向76%に等しくなります。
将来の見通しに関する記述
このニュースリリースに含まれる特定の記述は、適用される証券法の意味における将来の見通しに関する記述または将来の見通しに関する情報(総称して「将来の見通しに関する記述」)を構成します。将来の見通しに関する記述は通常、「予測」、「継続」、「見積もり」、「期待」、「予想」、「かもしれない」、「意志」、「計画」、「意図」、「すべき」、「信じる」、「見通し」、「可能性」、「目標」などの言葉や、将来の出来事や将来の業績を示唆する同様の言葉で識別されます。特に、上記の一般性を制限することなく、このニュースリリースには、サスカチュワン州の新しいポリマー洪水施設と石油処理用バッテリーを稼働させた後、今年の第3四半期にサスカチュワン州の井戸が生産を開始するとの半球の予想に関する将来の見通しに関する記述が含まれています。半球の2024年の資本開発プログラムの残りの期間は、今年の夏の終わりにアトリー・バッファローの中核施設で使われる予定です。重油の見通しとトランスマウンテンパイプラインの操業開始。予想今年のWCS差分予測と半球の今年の見通し。さらに、「埋蔵量」に関する記述は、特定の見積もりや仮定に基づいて、記載されている埋蔵量が予測または推定された量で存在し、将来的に収益を上げることができるという暗黙の評価を伴うため、将来の見通しに関する記述とみなされます。
将来の見通しに関する記述は、そのような記述や情報の作成に使用されてきたHemisphereの多くの重要な要因、期待、または仮定に基づいていますが、正しくないことが判明する可能性があります。Hemisphereは、このような将来の見通しに関する記述や情報に反映されている期待は妥当であると考えていますが、将来の見通しに関する記述に過度に依存すべきではありません。Hemisphereは、そのような期待が正しいことが証明されるという保証はできないからです。本書で特定できる他の要因や仮定に加えて、現在および今後の石油価格環境、Hemisphereが過去の事業と一致する方法で事業を継続すること、掘削および開発活動の結果が過去の事業と一致していること、トランスマウンテンパイプラインの運用のタイミング、新しいポリマー洪水施設とそのSAS内の石油処理バッテリーの試運転の完了などに関する仮定がなされていますカチュワン州の事業地域でのやり方(と現在予想されるタイミング)、Hemisphereが操業している貯水池の質と既存の井戸からの継続的な業績、新規生産地域におけるインフラの継続的かつタイムリーな開発、Hemisphereの埋蔵量の推定の正確さ、特定の商品価格およびその他の費用の仮定、Hemisphereの現在および将来の計画と支出に資金を提供するための負債および株式融資とキャッシュフローの継続的な利用可能性、競争の激化による影響、経済・政治環境の一般的な安定性Hemisphereが事業を行っている分野、現在の業界状況の一般的な継続、必要な規制当局の承認のタイムリーな受領、適時かつ費用対効果の高い方法で資格のあるスタッフ、設備、サービスを入手できること、掘削結果、Hemisphereが関心を持つプロジェクトの運営者が安全で効率的かつ効果的な方法で現場を運営する能力、許容できる条件で資金を調達するHemisphereの能力。油田生産率と減少率、石油の交換と膨張の能力取得、開発、探査による天然ガス埋蔵量、パイプライン、貯蔵、施設の建設と拡張の時期と費用、および適切な製品輸送を確保するための半球の能力、将来の商品価格、通貨、為替レート、金利、半球が事業を展開する管轄区域におけるロイヤリティ、税金、環境問題に関する規制の枠組み、および石油と天然ガス製品の販売を成功させるHemisphereの能力。
このニュースリリースに含まれる将来の見通しに関する記述は、将来の業績を保証するものではなく、過度に信頼すべきではありません。そのような情報および記述(それらに関する仮定を含む)には、既知および未知のリスク、不確実性、および実際の結果または出来事がそのような将来の見通しに関する記述で予想されたものとは大きく異なる原因となる可能性のあるその他の要因が含まれます:商品価格の変動、Hemisphereの製品の需要または供給の変化、評価対象地域およびゾーンの開発の初期段階、予期せぬものが含まれますが、これらに限定されません。経営成績や生産量の減少、税法や環境法の変更、ロイヤリティレートまたはその他の規制事項、半球または半球の不動産の第三者運営者による開発計画の変更、債務水準または債務返済要件の増加、半球の石油・ガス埋蔵量の不正確な見積もり、資本市場へのアクセスの限定、不利または欠如、費用の増加、適切な保険の適用範囲の欠如、競合他社の影響、および半球の一般に随時詳述される特定のその他のリスク開示文書(このニュースリリースと半球の年次情報フォーム)。
このニュースリリースに含まれる将来の見通しに関する記述は、このニュースリリースの日付の時点でのみ述べられており、Hemisphereは、適用される証券法で義務付けられている場合を除き、新しい情報、将来の出来事、またはその他の結果として、含まれている将来の見通しに関する記述を公に更新または改訂する義務を負いません。
非IFRSおよびその他の財務指標
このニュースリリースには、「非IFRS財務指標」と見なされる、調整後の営業資金フロー、フリーファンドフロー、営業分野のネットバックと営業ネットバック、資本支出と純負債、およびBOEごとに計算されたこれらの指標のいずれかという用語が含まれており、これらは「非IFRS財務比率」と見なされます。これらの用語には、IFRSで規定されている標準化された意味はありません。したがって、当社によるこれらの用語の使用は、他の企業が提示する同様に定義されている対策と比較できない場合があります。投資家は、これらの指標がIFRSに従って決定された事業からの純利益(損失)またはキャッシュフローに代わるものとして解釈されるべきではなく、これらの指標が会社の業績を評価する上でIFRS指標よりも意味があると見なされるべきではないことに注意してください。
a) 調整後の営業資金フロー(「AFF」)(非IFRSベースの財務指標と比率(BOE単位で計算した場合): 当社は、AFFを、設備投資を通じて将来の成長を支援するために必要な資金を調達し、債務を返済する当社の能力を示す重要な指標と考えています。AFFは、非現金運転資本の変動前で、廃止措置支出に合わせて調整された営業活動によって生み出されたキャッシュフローを表す指標であり、他の企業が使用している指標と比較できない場合があります。AFFの最も直接的に比較できるIFRS指標は、営業活動によって提供される現金です。1株当たりのAFFは、その期間の1株当たり利益の計算の場合と同じ加重平均発行済株式数を使用して計算されます。
AFFと営業活動によって提供される現金との調整は次のとおりです。
| 12 月 31 日に終了した 3 か月間 |
| 12月31日に終了した年度 |
|
(000ドル、1株あたりの金額を除く) | 2023 |
| 2022 |
| 2023 |
| 2022 | |
営業活動による現金 | $ | 13,496
| | $ | 8,995
| | $ | 44,240%
| | $ | 45,091
| |
非現金運転資本の変化 |
| (2,259) | |
| 1,447
| |
| (5,266) | |
| 911
| |
調整:廃止措置義務支出 |
| 58
| |
| 569
| |
| 437
| |
| 684 | |
事業からの調整後の資金フロー | $ | 11,295
| | $ | 11,011
| | $ | 39,411%
| | $ | 46,686 | |
一株当たり、基本です | $ | 0.11
| | $ | 0.11
| | $ | 0.39
| | $ | 0.47 | |
希薄化後の1株当たり | $ | 0.11
| | $ | 0.11
| | $ | 0.39
| | $ | 0.46 | |
b) フリーファンドフロー(「FFF」)(非IFRS財務指標): 調整後の資金フローから、買収と処分を除く資本支出を差し引いて計算されます。経営陣は、フリーファンドの流れが、Hemisphereのリターンを向上させ、事業の長期的価値を管理する能力を判断するための有用な尺度になると考えています。
| 12 月 31 日に終了した 3 か月間 |
| 12月31日に終了した年度 |
|
(000ドル、1株あたりの金額を除く) | 2023 |
| 2022 |
| 2023 |
| 2022 | |
調整後の資金フロー | $ | 11,295
| | $ | 11,011
| | $ | 39,411%
| | $ | 46,686
| |
資本支出 |
| (2,151) | |
| (6,090) | |
| (16,872) | |
| (18,266) | |
フリーファンドの流れ | $ | 9,144
| | $ | 4,921
| | $ | 22,539
| | $ | 28,420 | |
一株当たり、基本です | $ | 0.09
| | $ | 0.05
| | $ | 0.22
| | $ | 0.29 | |
希薄化後の1株当たり | $ | 0.09
| | $ | 0.05
| | $ | 0.22
| | $ | 0.28 | |
c) 資本支出(非IFRS財務指標): 経営陣は、探鉱・生産資産への設備投資の尺度として「資本支出」という用語を使用しており、そのような支出は会社の年間予算資本支出と比較されます。資本支出について最も直接的に比較できるIFRS指標は、投資活動に使用されるキャッシュフローです。投資活動に使用されたキャッシュフローと資本支出との調整の概要は以下のとおりです。
| 12 月 31 日に終了した 3 か月間 |
| 12月31日に終了した年度 |
|
(千ドル) | 2023 |
| 2022 |
| 2023 |
| 2022 | |
投資活動に使われる現金 | $ | 3,745
| | $ | 4,680
| | $ | 19,456
| | $ | 18,847
| |
非現金運転資本の変化 |
| (1,594) | |
| 1,410
| |
| (2,584) | |
| (581) | |
資本支出 | $ | 2,151
| | $ | 6,090
| | $ | 16,872
| | $ | 18,266です | |
d) 営業分野のネットバック(非IFRSベースの財務指標と比率(BOEベースで計算した場合): 石油・天然ガス業界で使用されるベンチマークで、現在の商品価格に対する収益性を示す重要な指標です。事業分野の純利益は、石油とガスの売上から、ロイヤリティ、営業費用、輸送費を差し引いて、絶対値および1バレルあたりの石油換算額で計算されます。これらの条件は、IFRSに従って会社の業績の指標として決定される営業活動によるキャッシュフローまたは純利益または損失に代わるものでも、それよりも意味のあるものでもありません。
e) 営業純利益(非IFRSベースの財務指標と比率(BOE単位で計算した場合): 営業フィールド純利益に、絶対および1バレルあたりの石油換算ベースでの会社の実現商品ヘッジ利益(損失)を加えたものです。
f) 純負債(非IFRS財務指標): 会社の将来の成長のための資金となる堅調な貸借対照表によって資本構造が維持されていることを確認するために、会社によって綿密に監視されています。純負債は、この文書では流動性の観点から使用されており、会社の流動資産から流動負債を差し引いた合計から、金融商品の公正価値、リース負債、ワラント負債を除く、銀行負債を含めて計算されます。純負債と合理的に比較できるIFRS指標はありません。
次の表は、会社の純負債の計算の概要を示しています。
| 12月31日現在 |
|
| 2023 |
| 2022 | |
流動資産(1) | $ | 14,110
| | $ | 5,825
| |
現在の負債(1) |
| (10,521) | |
| (6,591) | |
運転資本/(純負債) | $ | 3,589
| | $ | (765) | |
メモ:
(1) 金融商品の公正価値、リースおよび廃止措置の義務は除きます。
g) 補足的な財務指標と比率
「基本株式1株あたりの調整後の営業資金フロー」 営業資金を基本加重平均普通株式で割ったものです。
「希薄化後1株当たりの営業からの調整後資金フロー」 営業資金を、希薄化後の加重平均普通株式で割ったものです。
「BOEあたりの営業費用」 は、IFRSに従って決定された営業費用を会社の総生産量で割ったものです。
「フリーファンドフローペイアウト率」 は、その年に申告された配当金に、その年のNCIB支出を加えたものを、該当する年のフリーファンドフロー(非IFRS財務指標)で割った非IFRS財務比率です。
「重油の実現価格」 は、IFRSに従って決定された、生産からの重質原油商品の売上高を、会社の原油生産量で割ったものです。
「天然ガスの実現価格」 は、IFRSに従って決定された、生産による天然ガス商品の売上を、会社の天然ガス生産量で割ったものです。
「実現複合価格」 は、IFRSに従って決定された、生産からの商品の総売上高を会社の総生産量で割ったものです。
「BOEあたりのロイヤリティ」 は、IFRSに従って決定されたロイヤルティを会社の総生産量で割ったものです。
「BOE1個あたりの輸送費」 は、IFRSに従って決定された輸送費を会社の総生産量で割ったものです。
当社は、2023年12月31日に終了した年度の経営陣の議論と分析で、これらの指標がどのように計算されるかについての追加情報を提供しました。この情報は、当社のSEDAR+プロファイルで入手できます。
石油・ガスアドバイザリー
このニュースリリースに含まれるすべての推定埋蔵量およびそのような埋蔵量推定の将来の純収益の推定正味現在価値は、2023年12月31日現在の当社の独立埋蔵量評価者であるマクダニエルアソシエイツ&コンサルタント株式会社のレポートに記載されており、COGEハンドブックおよびナショナルインスツルメンツ51-101-石油・ガス活動の開示基準に従って作成されています。
1バレルの石油換算量(「boe」)は、特に単独で使用すると誤解を招く可能性があります。BOE換算比が6 Mcf:1 Bblは、主にバーナーの先端に適用されるエネルギー等価換算法に基づいており、坑口での価値等価を表すものではありません。さらに、天然ガスと比較した原油の現在の価格に基づく価値比率は、エネルギー等価の6:1とは大きく異なるため、6:1ベースで換算すると、価値の指標として誤解を招く可能性があります。
このニュースリリースに記載されている準備金の推定純収入の正味現在価値が、準備金の公正市場価値を表しているとは限りません。そのような見積もりの基礎となる予測価格と費用の仮定が達成されるという保証はなく、大きな差異が生じる可能性があります。半球の原油、液化天然ガス、天然ガス埋蔵量の推定埋蔵量、およびここに記載されている推定回収係数は推定値であり、推定埋蔵量が回収される保証はありません。原油、天然ガス、液化天然ガスの実際の埋蔵量は、ここに記載されている推定値よりも多い場合も少ない場合もあります。
定義と略語
bbl | バレル | Mcf | 千立方フィートです |
bbl/d | 1 日あたりのバレル | MCF/D | 1日あたり1000立方フィート |
$/bbl | 1バレルあたり1ドル | $/Mcf | 1000立方フィートあたり1ドル |
boe | 1バレルの石油換算量 | NGL | 液化天然ガス |
boe/d | 1日あたりの石油換算バレル | NPV10 BT | 正味現在価値を税抜きで 10% 割引しました |
$/BOE | 石油換算1バレルあたり1ドルです | IFRS | 国際財務報告基準 |
Mboe | 千バレルの石油換算量 | WCS | 西カナダセレクト |
MBOE | 百万バレルの石油換算量 | 米国$ | 米国ドル |
TSXベンチャー取引所もその規制サービスプロバイダー(その用語はTSXベンチャー取引所のポリシーで定義されています)も、このニュースリリースの妥当性または正確性について責任を負いません。