SINGAPORE, May 09, 2024 (GLOBE NEWSWIRE) -- Valeura Energy Inc. (TSX:VLE, OTCQX:VLERF) ("Valeura" or the "Company"), the upstream oil and gas company with assets in the Gulf of Thailand and the Thrace Basin of Türkiye, reports its unaudited financial and operating results for the three month period ended March 31, 2024.
The complete quarterly reporting package for the Company, including the unaudited financial statements and associated management's discussion and analysis ("MD&A"), are being filed on SEDAR+ at and posted to the Company's website at .
Q1 2024 Highlights
- Oil production of 21.9 mbbls/d(1), up 14% from the previous quarter;
- Oil sales of 1.8 million bbls, at an average realised price of US$84.6/bbl, generating revenue of US$149.4 million;
- Adjusted EBITDAX of US$89.0 million(2) and adjusted cashflow from operations of US$47.8 million(2);
- Cash and net cash balance as of March 31, 2024 of US$193.7 million(3), with no debt; and
- Adjusted net working capital surplus of US$141.9 million(2).
Year to Date Achievements
- Five horizontal development wells successfully drilled on the Wassana field (block G10/48, 100% interest) resulting in Q1 2024 average oil production of 3,979 bbls/d, and 4,900 bbls/d for the first six days of May 2024;
- Three oil discoveries announced from one exploration well in the Nong Yao concession (block G11/48, 90% working interest) and two exploration wells north of Wassana field;
- Scheduled shutdowns for maintenance on the Manora and Jasmine field production facilities conducted safely and under planned time and budget; and
- Installed the Nong Yao C mobile offshore production unit ("MOPU") T7 Shirley on the Nong Yao field in preparation for development drilling.
(1) Working interest share oil production, before royalties.
(2) Non-IFRS financial measure or non-IFRS ratio – see "Non-IFRS Financial Measures and Ratios" section below.
(3) Includes restricted cash of US$17.3 million.
Sean Guest, President and CEO commented:
"I am pleased to share details of our strong Q1 2024 performance, led by oil production of 21.9 mbbls/d, up 14% from Q4 2023. We expanded the scope of our Wassana field drilling programme, with output increasing to new highs more than 50% above our exit rate for 2023. All of our assets are fully in production and trending on plan, with operations progressing safely throughout the quarter.
Our crude oil inventory position increased somewhat during the quarter. While that resulted in slightly less oil sales this quarter, it means the inventory was ultimately sold into the relatively higher price environment we saw early in Q2. We are continuing to see price realisations above of our guidance outlook, averaging US$1.6/bbl above the Brent benchmark.
Our operational efficiency has been strong, with adjusted opex(1) at just over US$26/bbl. We continue to find new opportunities to optimise operations, including through our planned acquisition of the Nong Yao field's oil storage vessel, as announced during the quarter, which will provide more operational flexibility, and the potential to reduce costs further.
It was also an exciting quarter from a growth standpoint. We mobilised our new MOPU to the Nong Yao field and are now working to commission the facility in preparation for development drilling on Nong Yao C. We are targeting a 50% increase in production rates from the field to 11,000 bbls/d, later this year. We also began exploration drilling during the quarter, which ultimately resulted in three oil discoveries. These successes further bolster our investment thesis, that these assets offer meaningful opportunities to push the fields' economic lives further into the future, expanding the time horizon for us to generate cash flow.
Our business is highly cash generative, as demonstrated by our adjusted cash flow(1) of US$47.8 million in Q1, resulting in a quarter-end cash balance of US$194 million and adjusted net working capital(1) surplus of US$142 million. With our continually strengthening financial position, we are better prepared than ever to grow our business, adhering as always to our strict screening criteria to ensure value add for all stakeholders."
(1) Non-IFRS financial measure or non-IFRS ratio – see "Non-IFRS Financial Measures and Ratios" section below.
Q1 2024 Performance Summary Table
| | Three Months Ending March 31, 2024 |
Oil Production(1) | (bbls/d) | 21,882 |
Oil Volumes Sold | ('000 bbls) | 1,765 |
Realised Price | (US$/bbl) | 84.6 |
Oil Revenues | (US$ '000) | 149,408 |
Adjusted EBITDAX(2) | (US$ '000) | 88,721 |
Adjusted cashflow from operations (2) | (US$ '000) | 47,855 |
Adjusted opex(2) | (US$ '000) | 52,264 |
Adjusted capex(2) | (US$ '000) | 29,257 |
Net earnings/(loss) | (US$ '000) | 19,418 |
Weighted average shares outstanding - basic | ('000 shares) | 103,229 |
| | As at March 31, 2024 |
Cash & Cash equivalent and Restricted cash | (US$ '000) | 193,683 |
Debt(2) | (US$ '000) | Nil |
Net Cash(2) | (US$ '000) | 193,683 |
Adjusted Net Working Capital Surplus(2) | (US$ '000) | 141,877 |
(1) Working interest share oil production, before royalties.
(2) Non-IFRS financial measure or non-IFRS ratio – see "Non-IFRS Financial Measures and Ratios" section below.
Financial Update
The Company's Q1 2024 financial performance was influenced by maintenance activity, well workovers, and drilling operations across the portfolio, and benefited from strong overall production and an ongoing price realisation premium to the Brent oil benchmark. All activity was planned and had been included in the Company's guidance outlook for the year 2024. Accordingly, Valeura's management re-iterates its full year 2024 guidance outlook on all metrics, unchanged.
Oil production averaged 21.9 mbbls/d during Q1 2024 (Valeura's working interest share, before royalties), an increase of 14% over Q4 2023. Q1 2024 was the Company's first full quarter of production operations at the Wassana field, with its addition to the portfolio more than offsetting reduced rates from the other assets, which were affected by planned maintenance downtime. By quarter end, all fields were in operation with aggregate rates of approximately 23.0 mbbls/d, in line with management's plan.
Oil sales totalled 1.8 million bbls, during Q1 2024, slightly below the 2.0 million bbls produced during the quarter due to the timing of liftings. At quarter end, the Company held crude oil inventory of 0.9 million bbls, a 31% increase over the end Q4 2023 inventory due to the timing of liftings. This inventory, contained in the Company's floating storage vessels, was subsequently sold in early Q2 2024.
Price realisations averaged US$84.6/bbl during Q1 2024, reflecting a US$1.6/bbl premium over the Brent crude oil benchmark average price. Premium prices achieved via tendering for each of the four assets has continued to meet or exceed management's guidance outlook. The Company currently has no hedging arrangements in place in respect of its crude oil sales. The resulting oil revenue during Q1 2024 was US$149.4 million, a reduction of 12% from the US$169.9 million in Q4 2023 revenue, largely reflecting the build in crude oil inventory and consequently lower oil sales.
Operating expenses during Q1 2024 were US$41.8 million, a decrease of 16% from US$49.6 million in Q4 2023, reflecting the characteristically higher level of maintenance and well workover activity in Q4 2023. Adjusted opex during Q1 2024 was US$52.3 million, largely unchanged from the US$51.8 recorded in Q4 2023. Q1 2024 adjusted opex per barrel was US$26.2/bbl, a decrease of 11% from US$29.4/bbl in Q4 2023, primarily reflecting the increase in production in Q1 2024 versus the prior quarter. Adjusted opex is a non-IFRS measure which is more fully described in the "Non-IFRS Financial Measures and Ratios" section of this news release.
During Q1 2024, Valeura generated adjusted cashflow from operations of US$47.9 million, a decrease of 15% from the US$56.0 million in Q4 2023, which was primarily driven by lower sales due to inventory build. Adjusted cash flow from operations is a non-IFRS measure which is more fully described in the "Non-IFRS Financial Measures and Ratios" section of this news release.
Valeura generated adjusted EBITDAX of US$88.7 million in Q1 2024, approximately 8% lower than the US$96.7 million in Q4 2023, due to lower oil sales as well as an increase in depletion and depreciation expense. Adjusted EBITDAX is a non-IFRS and non-standardised variant of EBITDAX, as more fully described in the "Non-IFRS Financial Measures and Ratios" section of this news release.
There were no cash taxes paid in Q1 2024, in accordance with Thailand's taxation regime which mandates payment of taxes in May and in August in respect of its Thai III concessions (relating to the Nong Yao, Manora and Wassana fields), and payment of taxes in May in respect of its Thai I concession (relating to the Jasmine field). The Company recorded a deferred tax recovery of US$16.3 million and a non-cash tax expense of US$24.2 million.
As of March 31, 2024, Valeura had cash and cash equivalents of US$193.6 million (including restricted cash of US$17.3 million), compared to US$151.2 million at December 31, 2023. This reflects a net inflow of cash due to ongoing oil production operations during Q1 2024.
Valeura had an adjusted net working capital surplus of US$141.9 million at March 31, 2024, versus US$118.1 million at December 31, 2024, an increase of 20%. This reflects the net effect of increased current assets, led by its cash balance, in excess of the increase in current liabilities including future tax obligations. Adjusted net working capital surplus is a non-IFRS measure, and is more fully described in the "Non-IFRS Financial Measures and Ratios" section of this news release.
Operations Update
During Q1 2024, the Company had ongoing production operations on all of its Gulf of Thailand fields including the Jasmine, Nong Yao, Manora, and Wassana fields. This was the first full quarter of production operations at the Wassana field, following its re-start in Q4 2023. In aggregate the Company's net working interest share production was 21.9 mbbls/d. One drilling rig was under contract throughout the quarter.
Jasmine/Ban Yen
Oil production (before royalties) from the Jasmine/Ban Yen field, in Licence B5/27 (100% interest) averaged 7.7 mbbls/d during Q1 2024. Production during the quarter was impacted by planned downtime to conduct scheduled maintenance activity at the field, which was completed during the quarter.
No wells were drilled and there was no well workover activity on the B5/27 block during the quarter. It is currently planned to mobilise a workover rig to the field in Q2 and the Company is planning for a drilling campaign later in 2024, comprising approximately five infill development wells intended to increase production volumes.
Nong Yao
At the Nong Yao field, in Licence G11/48 (90% working interest), Valeura's working interest share of oil production before royalties averaged 7.3 mbbls/d during Q1 2024. Subsequent to quarter end, the drilling rig was mobilised to the Nong Yao A facility to drill two new development wells. Operations on the two new wells are expected to be complete in the coming week; once tied in, the wells are expected to yield increased production from the field.
Growth activities focussed on preparations for the development of the Nong Yao C accumulation. During the quarter the T7 Shirley MOPU arrived on location and subsequent to quarter end the unit has been fixed to the seabed and all of the conductors, which will contain all of the production wells, have been installed from the MOPU, as well as risers for production having been connected to the subsea pipeline. The Company anticipates development drilling will result in first oil from the development in Q3 2024. Through this development project, Valeura is targeting an increase in block G11/48 peak oil production to approximately 11 mbbls/d (Valeura's working interest share, before royalties).
The Company began an exploration drilling campaign in Q1 2024, starting with the open water well Nong Yao-13, which tested the Nong Yao D prospect. Subsequent to quarter end, Valeura announced that the well was a success, discovering just over 30 feet of new oil pay across several intervals. The Company has begun further analysis of seismic data, seeking out potential locations for follow-up exploration and appraisal drilling in the vicinity, with the ultimate objective of amassing sufficient volumes to justify a future development hub.
Also during Q1 2024, the Company announced that it had agreed to purchase the Nong Yao field's floating storage and offloading ("FSO") vessel, the Aurora, for US$19 million. Closing of the transaction is expected in June 2024. Valeura anticipates that owning, as opposed to leasing the FSO is value accretive, will provide operational flexibility, and will reduce operating expenses for the field.
Wassana
Oil production at the Wassana field, in Licence G10/48 (100% working interest), averaged 4.0 mbbls/d during Q1 2024 (before royalties). In February 2024, Valeura announced its intent to expand the scope of its in-progress development drilling programme on the Wassana field from three horizontal wells to five, and subsequently completed the campaign during the quarter. All wells encountered their targets in line with expectations and thereafter the field has increased production to an average of 4.9 mbbls/d in the first six days of May 2024, and has demonstrated daily production results above 5.0 mbbls/d.
During Q1 2024, the Company continued progressing its work to select a concept for re-development of the Wassana field to commercialise additional volumes encountered through appraisal drilling on the field in 2023. Valeura anticipates finalising its concept-select phase in Q2 2024, leading to a final investment decision on the redevelopment around the end of the year.
At the end of Q1 2024, the Company was continuing an exploration drilling campaign, which concluded in Q2 with two oil discoveries on Licence G10/48. The Niramai-4 well and Niramai-4 ST1 well (Wassana North Prospect) discovered over 90 feet, and approximately 40 feet of new oil pay, respectively. Based on preliminary estimates, when combined with the pre-existing Niramai volumes the total recoverable volumes in the north-east portion of the G10/48 block are believed to exceed management's requirements to support an additional future development, beyond the scope of the currently-contemplated redevelopment.
Manora
At the Manora field, in Licence G1/48 (70% working interest), Valeura's working interest share of oil production before royalties averaged 2.9 mbbls/d during Q1 2024. Production rates during the quarter were impacted by scheduled downtime to conduct planned maintenance, which was completed on time and under budget, and by quarter end the field had resumed normal production operations.
Subsequent to quarter end a workover rig was mobilised to the Manora facility where it has since completed two well workovers intended to offset recent natural production declines. The workover unit will be mobilised to the Jasmine field to conduct further planned workovers.
The team have continued to review the drilling results and production data from 2022 and 2023 drilling campaigns and are currently proposing additional development and appraisal drilling. Valeura anticipates that a Manora field drilling campaign will be included in the drill sequence in late 2024 or early 2025.
AGM and Webcast
Valeura's Annual and Special Meeting of Shareholders is scheduled for today, May 9, 2024, at 4:00 P.M. in Calgary. Shareholders may attend in person, as further detailed in the Management's Information Circular which was mailed to shareholders and is available on the Company's website and on . A webcast of the live event is available with the link below. In addition to the meeting, Valeura's management will discuss the Q1 2024 results and will host a question and answer session. Written questions may be submitted through the webcast system or by email to IR@valeuraenergy.com.
Webcast link:
An audio only feed of the event is available by phone using the conference ID and dial-in numbers below.
Conference ID: 893 125 625#
Dial-in numbers:
Canada: 833-845-9589
Singapore: +65 6450 6302
Thailand: +66 2 026 9035
Türkiye: 00800142034779
UK: 0800 640 3933
USA: 833-846-5630
For further information, please contact:
Valeura Energy Inc. (General Corporate Enquiries) | +65 6373 6940 |
Sean Guest, President and CEO | |
Yacine Ben-Meriem, CFO | |
Contact@valeuraenergy.com | |
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Valeura Energy Inc. (Investor Enquiries) | +1 403 975 6752 / +44 7392 940495 |
Robin James Martin, Vice President, Communications and Investor Relations
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IR@valeuraenergy.com | |
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CAMARCO (Public Relations, Media Adviser to Valeura) | +44 (0) 20 3757 4980 |
Owen Roberts, Billy Clegg | |
Valeura@camarco.co.uk | |
Contact details for the Company's advisors, covering research analysts, and joint brokers, including Auctus Advisors LLP, Cormark Securities Inc., Research Capital Corporation, Schachter Energy Report, and Stifel Nicolaus Europe Limited, are listed on the Company's website at .
About the Company
Valeura Energy Inc. is a Canadian public company engaged in the exploration, development and production of petroleum and natural gas in Thailand and in Türkiye. The Company is pursuing a growth-oriented strategy and intends to re-invest into its producing asset portfolio and to deploy resources toward further organic and inorganic growth in Southeast Asia. Valeura aspires toward value accretive growth for stakeholders while adhering to high standards of environmental, social and governance responsibility.
Additional information relating to Valeura is also available on SEDAR+ at .
Non-IFRS Financial Measures and Ratios
This news release includes references to financial measures commonly used in the oil and gas industry such as adjusted EBITDAX, adjusted net working capital, adjusted cashflow from operations, adjusted opex, and adjusted capex which are not generally accepted accounting measures under International Financial Reporting Standards ("IFRS Accounting Standards") and do not have any standardised meaning prescribed by IFRS and, therefore, may not be comparable with similar definitions that may be used by other public companies. Management believes that adjusted EBITDAX, adjusted net working capital, adjusted cashflow from operations, adjusted opex, and adjusted capex are useful supplemental measures that may assist shareholders and investors in assessing the financial performance and position of the Company. Non-IFRS financial measures should not be considered in isolation or as a substitute for measures prepared in accordance with IFRS.
Adjusted EBITDAX: is a non-IFRS financial measure which does not have a standardised meaning prescribed by IFRS. This non-IFRS financial measure is included because management uses the information to analyse the financial performance of the Company. Adjusted EBITDAX is a non-IFRS and non-standardised variant of EBITDAX, adjusted to remove non-cash items as well as certain non-recurring costs including severance payments and other one-off items in relation to the Company's recent acquisitions. Adjusted EBITDAX is calculated by adjusting profit (loss) for the year before other items as reported under IFRS to exclude the effects of other income, exploration, special remuneratory benefit ("SRB"), finance income and expenses, transaction costs, and depreciation, depletion and amortisation ("DD&A"), restructuring and other costs, and certain non-cash items (such as impairments, foreign exchange, unrealised risk management contracts, reassessment of contingent consideration, and share-based compensation) and gains or losses arising from the disposal of capital assets. In addition, other unusual or non-recurring items are excluded from Adjusted EBITDAX, as they are not indicative of the underlying financial performance of the Company.
Adjusted opex and adjusted opex per bbl: are a Non-IFRS financial measure, and a non—IFRS financial ratio, respectively, which do not have standardised meanings prescribed by IFRS. These are included because management uses the information to analyse cash generation and financial performance of the Company. Operating cost represents the operating cash expenses incurred by the Company during the period including the leases that are associated with operations, such as bareboat contracts for key operating equipment, such as FSOs, floating production, storage, and offloading vessels ("FPSOs"), and warehouses. Adjusted opex is calculated by effectively adjusting non-cash items from the operating cost and adding lease costs. Adjusted opex is divided by production in the period to arrive at adjusted opex per bbl. Valeura calculates adjusted opex per barrel, a non-IFRS measure, to provide a more consistent indication of the cost of field operations. Adjusted opex, as opposed to operating expenses, excludes the impacts of non-recurring, non-cash items such as prior period adjustments, and adds back lease costs in relation to FSOs, FPSOs, and other facilities.
Adjusted cashflow from operations: is a non-IFRS financial measure which does not have a standardised meaning prescribed by IFRS. This non-IFRS finance measure is included because management uses the information to analyse cash generation and financial performance of the Company. Adjusted cashflow from operations is calculated essentially using two methods which generate the same figures. A) by subtracting from oil revenues, royalties, adjusted opex, general and administrative costs which are adjusted for non-recurring charges, and accrued petroleum income tax ("PITA") taxes and SRB expenses, and B) to enhance and facilitate to the reader a reconciliation of this non-IFRS measure, the Company also presented the adjusted cash flow from operations by calculating from cash generated from (used in) operating activities in the consolidated statement of cash flows, adjusting with non-cash items, adjusted opex, general and administrative costs which are adjusted for non-recurring charges, and accrued PITA tax and SRB expenses.
Net cash: is a non-IFRS financial measure which does not have a standardised meaning prescribed by IFRS. This non-IRFS financial measure is provided because management uses the information to a) analyse financial strength and b) manage the capital structure of the Company. This non-IFRS measure is used to ensure capital is managed effectively in order to support the Company's ongoing operations and needs.
Adjusted net working capital: is a non-IFRS financial measure which does not have a standardised meaning prescribed by IFRS. This non-IFRS financial measure is included because management uses the information to analyse liquidity and financial strength of the Company. Adjusted net working capital is calculated by adding back current leases liability to net working capital.
The leases are associated with operations, such as bareboat contracts for key operating equipment, such as FSOs, FPSOs, and warehouses which are included in the Company's disclosed adjusted opex (and adjusted opex guidance). Management believes adjusted net working capital provides a useful data point to the reader to ascertain the business' next-twelve-months surplus or deficit capital requirement. It is also a data point that management uses for cash management.
Adjusted capex: is a non-IFRS measure which does not have a standardised meaning prescribed by IFRS. Capex is defined as the addition in capital expenditure for drilling, brownfield, and other property, plant & equipment ("PP&E").
Advisory and Caution Regarding Forward-Looking Information
Certain information included in this news release constitutes forward-looking information under applicable securities legislation. Such forward-looking information is for the purpose of explaining management's current expectations and plans relating to the future. Readers are cautioned that reliance on such information may not be appropriate for other purposes, such as making investment decisions. Forward-looking information typically contains statements with words such as "anticipate", "believe", "expect", "plan", "intend", "estimate", "propose", "project", "target" or similar words suggesting future outcomes or statements regarding an outlook. Forward-looking information in this news release includes, but is not limited to: the investment thesis, that the Company's assets offer opportunities to push field economic lives into the future; the Company's strengthening financial position resulting in being better prepared to grow its business; the Company's reiteration of its guidance outlook for 2024; the Company's plan for drilling on Jasmine comprising approximately five infill development wells; the expectation to bring on the new Nong Yao A wells in the coming days; the Company's expectation to commission the T7 Shirley MOPU; timing to mobilise the drilling rig to Nong Yao C, timing for first oil, and target rates from the development; timing for completion of the FSO Aurora acquisition and the potential for more operational flexibility and reduced operating expenses; timing to complete the concept-select phase and final investment decision on the Wassana field redevelopment; expectations that well workovers on the Manora field will offset recent production declines; and the expectation that a Manora drilling campaign will be included in the drill sequence in late 2024 or early 2025. In addition, statements related to "reserves" are deemed to be forward-looking information as they involve the implied assessment, based on certain estimates and assumptions, that the resources can be discovered and profitably produced in the future.
Forward-looking information is based on management's current expectations and assumptions regarding, among other things: political stability of the areas in which the Company is operating; continued safety of operations and ability to proceed in a timely manner; continued operations of and approvals forthcoming from governments and regulators in a manner consistent with past conduct; future drilling activity on the required/expected timelines; the prospectivity of the Company's lands; the continued favourable pricing and operating netbacks across its business; future production rates and associated operating netbacks and cash flow; decline rates; future sources of funding; future economic conditions; the impact of inflation of future costs; future currency exchange rates; interest rates; the ability to meet drilling deadlines and fulfil commitments under licences and leases; future commodity prices; the impact of the Russian invasion of Ukraine; royalty rates and taxes; future capital and other expenditures; the success obtained in drilling new wells and working over existing wellbores; the performance of wells and facilities; the availability of the required capital to funds its exploration, development and other operations, and the ability of the Company to meet its commitments and financial obligations; the ability of the Company to secure adequate processing, transportation, fractionation and storage capacity on acceptable terms; the capacity and reliability of facilities; the application of regulatory requirements respecting abandonment and reclamation; the recoverability of the Company's reserves and contingent resources; ability to attract a partner to participate in its tight gas exploration/appraisal play in Türkiye; future growth; the sufficiency of budgeted capital expenditures in carrying out planned activities; the impact of increasing competition; the ability to efficiently integrate assets and employees acquired through acquisitions; global energy policies going forward; future debt levels; and the Company's continued ability to obtain and retain qualified staff and equipment in a timely and cost efficient manner. In addition, the Company's work programmes and budgets are in part based upon expected agreement among joint venture partners and associated exploration, development and marketing plans and anticipated costs and sales prices, which are subject to change based on, among other things, the actual results of drilling and related activity, availability of drilling, offshore storage and offloading facilities and other specialised oilfield equipment and service providers, changes in partners' plans and unexpected delays and changes in market conditions. Although the Company believes the expectations and assumptions reflected in such forward-looking information are reasonable, they may prove to be incorrect.
Forward-looking information involves significant known and unknown risks and uncertainties. Exploration, appraisal, and development of oil and natural gas reserves and resources are speculative activities and involve a degree of risk. A number of factors could cause actual results to differ materially from those anticipated by the Company including, but not limited to: the ability of management to execute its business plan or realise anticipated benefits from acquisitions; the risk of disruptions from public health emergencies and/or pandemics; competition for specialised equipment and human resources; the Company's ability to manage growth; the Company's ability to manage the costs related to inflation; disruption in supply chains; the risk of currency fluctuations; changes in interest rates, oil and gas prices and netbacks; potential changes in joint venture partner strategies and participation in work programmes; uncertainty regarding the contemplated timelines and costs for work programme execution; the risks of disruption to operations and access to worksites; potential changes in laws and regulations, the uncertainty regarding government and other approvals; counterparty risk; the risk that financing may not be available; risks associated with weather delays and natural disasters; and the risk associated with international activity. See the most recent annual information form and management's discussion and analysis of the Company for a detailed discussion of the risk factors.
Certain forward-looking information in this news release may also constitute "financial outlook" within the meaning of applicable securities legislation. Financial outlook involves statements about Valeura's prospective financial performance or position and is based on and subject to the assumptions and risk factors described above in respect of forward-looking information generally as well as any other specific assumptions and risk factors in relation to such financial outlook noted in this news release. Such assumptions are based on management's assessment of the relevant information currently available, and any financial outlook included in this news release is made as of the date hereof and provided for the purpose of helping readers understand Valeura's current expectations and plans for the future. Readers are cautioned that reliance on any financial outlook may not be appropriate for other purposes or in other circumstances and that the risk factors described above or other factors may cause actual results to differ materially from any financial outlook. The forward-looking information contained in this new release is made as of the date hereof and the Company undertakes no obligation to update publicly or revise any forward-looking information, whether as a result of new information, future events or otherwise, unless required by applicable securities laws. The forward-looking information contained in this new release is expressly qualified by this cautionary statement.
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シンガポール、2024年5月9日(GLOBE NEWSWIRE)— タイ湾とトゥルキエのトラキア盆地に資産を持つ上流の石油・ガス会社であるヴァレウラ・エナジー社(TSX: VLE、OTCQX: VLERF)(「ヴァレウラ」または「当社」)は、3月31日に終了した3か月間の未監査の財務および経営成績を報告しています。2024。
未監査の財務諸表および関連する経営陣の議論と分析(「MD&A」)を含む、当社の四半期報告パッケージ一式は、SEDAR+に提出されています。 そして会社のウェブサイトに投稿しました 。
2024年第1四半期のハイライト
- 21.9メガブル/日の石油生産量(1)、前四半期から 14% 増加しました。
- 石油の売上高は180万バレル、平均実現価格は84.6米ドル/バレルで、売上高は1億4,940万米ドルです。
- 8,900万米ドルの調整後EBITDAX(2) そして調整後の営業活動によるキャッシュフローは4,780万米ドル(2);
- 2024年3月31日現在の現金および純現金残高は1億9,370万米ドル(3)、借金なしで。そして
- 調整後の純運転資本黒字は1億4190万米ドル(2)。
年初来の成果
- ワッサナ油田(ブロックG10/48、100%の利息)での5つの水平開発井の掘削に成功しました。その結果、2024年第1四半期の平均石油生産量は3,979バレル/日、2024年5月の最初の6日間は4,900バレル/日になりました。
- ノンヤオコンセッションの1つの探鉱井(ブロックG11/48、90%が作業利益)とワッサナ油田の北にある2つの探査井から3件の石油発見が発表されました。
- マノラ油田とジャスミン油田の生産施設のメンテナンスのための定期停止を、計画された時間と予算内で安全に実施しました。そして
- ノンヤオCモバイルオフショア生産ユニット(「MOPU」)を設置 T7 シャーリー 開発掘削の準備のためにノンヤオ油田についてです。
(1) 石油生産のワーキング・インタレスト・シェア、ロイヤリティ適用前。
(2) 非IFRS財務指標または非IFRS比率-以下の「非IFRS財務指標と比率」セクションを参照してください。
(3) 1730万米ドルの制限付現金を含みます。
社長兼最高経営責任者のショーン・ゲストのコメント:
「2023年第4四半期から14%増加した21.9mbbls/dの石油生産量を中心に、2024年第1四半期の好調な業績の詳細を共有できることを嬉しく思います。私たちはワッサナ油田掘削プログラムの範囲を拡大し、生産量を2023年の出口率を50%以上上回る新高値に増加しました。私たちの資産はすべて完全に生産中で、計画通りに動いており、四半期を通して事業は安全に進んでいます。
当社の原油在庫状況は、四半期中に幾分増加しました。その結果、今四半期の石油販売はわずかに減少しましたが、それは在庫が最終的に第2四半期の初めに見られた比較的高い価格環境で売却されたことを意味します。価格実現は引き続きガイダンスの見通しを上回り、ブレントのベンチマークを平均1.6米ドル/バレル上回っています。
運用コストを調整した結果、当社の業務効率は堅調に推移しています(1) 1バレルあたり26米ドル強です。四半期中に発表されたノンヤオ油田の石油貯蔵船の買収計画などを通じて、事業を最適化する新たな機会を引き続き模索しています。これにより、運用の柔軟性が高まり、さらにコストを削減できる可能性があります。
また、成長の観点から見てもエキサイティングな四半期でした。私たちは新しいMOPUをノンヤオ油田に動員し、現在、ノンヤオCでの開発掘削に備えて施設の試運転に取り組んでいます。今年後半には、この油田からの生産率を50%増加して11,000バレル/日にすることを目標としています。また、四半期中に探査掘削も開始し、最終的に3件の石油が発見されました。これらの成功は、これらの資産がこの分野の経済生活を将来に向けてさらに推し進める有意義な機会を提供し、キャッシュフローを生み出す期間を広げるという私たちの投資方針をさらに裏付けています。
調整後のキャッシュフローからもわかるように、当社の事業はキャッシュ創出率が高いです(1) 第1四半期には4,780万米ドル、その結果、四半期末の現金残高は1億9,400万米ドル、調整後の正味運転資本金は(1) 1億4200万米ドルの黒字。財務状態が継続的に強化されているため、すべての利害関係者に付加価値を提供するために、常に厳しい審査基準を遵守し、事業を成長させるための準備がこれまでになく整っています。」
(1) 非IFRS財務指標または非IFRS比率-以下の「非IFRS財務指標と比率」セクションを参照してください。
2024年第1四半期の業績概要表
| | 終わりの3か月 2024年3月31日 |
石油生産(1) | (バブル/d) | 21,882 |
石油の販売量 | ('000 bbls) | 1,765 |
実現価格 | (米ドル/バレル) | 84.6 |
石油収入 | ('000米ドル) | 149,408 |
調整後EBITDAX(2) | ('000米ドル) | 88,721 |
事業からの調整後キャッシュフロー (2) | ('000米ドル) | 47,855 |
調整後の運用コスト(2) | ('000米ドル) | 52,264 |
調整後の設備投資(2) | ('000米ドル) | 29,257 |
純利益/(損失) | ('000米ドル) | 19,418 |
加重平均発行済株式数-基本 | ('000 株) | 103,229 |
| | 同様 2024年3月31日 |
現金および現金同等物および制限付現金 | ('000米ドル) | 193,683 |
債務(2) | ('000米ドル) | ゼロ |
ネットキャッシュ(2) | ('000米ドル) | 193,683 |
調整後の純運転資本剰余金(2) | ('000米ドル) | 141,877 |
(1) 石油生産のワーキング・インタレスト・シェア、ロイヤリティ適用前。
(2) 非IFRS財務指標または非IFRS比率-以下の「非IFRS財務指標と比率」セクションを参照してください。
財務アップデート
当社の2024年第1四半期の財務実績は、ポートフォリオ全体のメンテナンス活動、井戸改修、掘削作業の影響を受け、全体的な生産量が好調で、ブレントオイルのベンチマークに対する継続的な価格実現プレミアムの恩恵を受けました。すべての活動は計画されており、2024年の会社のガイダンス見通しに含まれていました。したがって、Valeuraの経営陣は、すべての指標について、2024年通年のガイダンスの見通しを変更せずに繰り返しています。
2024年第1四半期の石油生産量は平均21.9mbbls/日(ロイヤルティ控除前のヴァレウラの運転持分シェア)で、2023年第4四半期に比べて 14% 増加しました。2024年第1四半期は、ワッサナ油田での当社の最初の四半期全体の生産事業でした。ポートフォリオへの追加は、計画的なメンテナンスダウンタイムの影響を受けた他の資産からの割引料金を相殺する以上のものでした。四半期末までに、経営陣の計画に沿って、すべての油田が合計約23.0mbbls/dで稼働しました。
2024年第1四半期の石油売上高は合計180万バレルで、リフティングのタイミングにより、当四半期の生産量200万バレルをわずかに下回りました。四半期末の時点で、当社の原油在庫は90万バレルで、持ち上げのタイミングにより2023年第4四半期末の在庫を31%増加しました。当社の浮体式貯蔵船に含まれていたこの在庫は、その後2024年第2四半期初頭に売却されました。
2024年第1四半期の価格実現平均は84.6米ドル/バレルでした。これは、ブレント原油のベンチマーク平均価格を1.6米ドル/バレル上回ったことを反映しています。4つの資産のそれぞれに入札によって達成されたプレミアム価格は、引き続き経営陣のガイダンスの見通しを満たしているか、上回っています。当社は現在、原油販売に関してヘッジの取り決めを行っていません。2024年第1四半期の石油収入は1億4,940万米ドルで、2023年第4四半期の売上高の1億6,990万米ドルから12%減少しました。これは主に、原油在庫の増加とその結果としての石油販売の減少を反映しています。
2024年第1四半期の営業費用は4,180万米ドルで、2023年第4四半期の4,960万米ドルから 16% 減少しました。これは、2023年第4四半期のメンテナンスと井戸改修活動のレベルが特徴的に高まったことを反映しています。2024年第1四半期の調整後運営費は5,230万米ドルで、2023年第4四半期に記録された51.8米ドルとほとんど変わりませんでした。2024年第1四半期の調整後1バレルあたりの運用コストは26.2/バレルで、2023年第4四半期の29.4米ドル/バレルから 11% 減少しました。これは主に、2024年第1四半期の生産量が前四半期と比較して増加したことを反映しています。調整後運用コストは非IFRS指標であり、このニュースリリースの「非IFRS財務指標と比率」セクションで詳しく説明されています。
2024年第1四半期に、Valeuraは4,790万米ドルの調整後営業キャッシュフローを生み出し、2023年第4四半期の5,600万米ドルから 15% 減少しました。これは主に在庫増加による売上の減少によるものです。調整後の営業活動によるキャッシュフローは非IFRS指標であり、このニュースリリースの「非IFRS財務指標と比率」セクションで詳しく説明されています。
Valeuraは2024年第1四半期に8,870万米ドルの調整後EBITDAXを生み出し、2023年第4四半期の9,670万米ドルを約8%下回りました。これは、石油販売の減少と枯渇および減価償却費の増加によるものです。調整後EBITDAXは、このニュースリリースの「非IFRS財務指標と比率」のセクションで詳しく説明されているように、EBITDAXの非IFRSおよび非標準化バリアントです。
タイの税制では、5月と8月に税金を支払うことが義務付けられているため、2024年第1四半期には現金税は支払われませんでした タイIII 譲歩(ノンヤオ、マノラ、ワッサナ油田に関する)、および5月の税金の支払い タイ語 I 売店(ジャスミン畑に関する)。当社は、1,630万米ドルの繰延税金控除と2,420万米ドルの非現金税費用を記録しました。
2024年3月31日現在、ヴァレウラの現金および現金同等物は1億9,360万米ドル(制限付現金1,730万米ドルを含む)でしたが、2023年12月31日時点では1億5,120万米ドルでした。これは、2024年第1四半期に継続していた石油生産事業による現金の純流入を反映しています。
ヴァレウラの調整後純運転資本黒字は、2024年12月31日時点の1億1,810万米ドルに対し、2024年3月31日時点で1億4,190万米ドルで、20%増加しました。これは、将来の納税義務を含む流動負債の増加を上回る、現金残高を中心とした流動資産の増加による正味の影響を反映しています。調整後の純運転資本剰余金は非IFRS指標であり、このニュースリリースの「非IFRS財務指標と比率」セクションで詳しく説明されています。
オペレーションアップデート
2024年第1四半期中、当社はジャスミン、ノンヤオ、マノーラ、ワッサナ油田を含むタイ湾のすべての油田で継続的な生産活動を行っていました。これは、2023年第4四半期に再開されたワッサナ油田の生産操業の最初の四半期全体でした。合計すると、当社の純運転持分生産量は21.9mbbls/dでした。四半期を通じて1台の掘削リグが契約されていました。
ジャスミン/バン・イェン
ライセンスB5/27(100%の利息)のジャスミン/バンイェン油田からの石油生産量(ロイヤルティ前)は、2024年第1四半期に平均7.7mbbls/日でした。四半期中の生産は、四半期中に完了した現場での定期メンテナンス作業のために予定されていたダウンタイムの影響を受けました。
この四半期中、井戸は掘削されず、B5/27ブロックでは井戸の改修作業も行われませんでした。現在、第2四半期に改修リグを現場に動員する予定で、同社は2024年後半に、生産量の増加を目的とした約5つのインフィル開発井からなる掘削キャンペーンを計画しています。
ノン・ヤオさん
ノンヤオ油田では、ライセンスG11/48(営業利息の90%)で、2024年第1四半期のロイヤルティ控除前の石油生産におけるヴァレウラの運転持分は平均7.3 mbbls/日でした。四半期末以降、掘削リグはノンヤオAの施設に動員され、2つの新しい開発井を掘削しました。2つの新しい井戸の操業は来週中に完了する予定です。いったん井戸がまとまると、油田からの生産量が増加すると予想されます。
成長活動は、ノンヤオCの集積地の発展に向けた準備に焦点を当てました。四半期中に T7 シャーリー MOPUが現場に到着し、四半期末にユニットは海底に固定され、すべての生産井を含むすべての導体がMOPUから設置され、生産用のライザーも海底パイプラインに接続されました。同社は、開発用掘削の結果、2024年第3四半期に開発中の最初の石油が生産されると予想しています。この開発プロジェクトを通じて、ValeuraはG11/48ブロックのピークオイル生産量を約11 mbbls/日(ロイヤルティ控除前のValeuraの営業持分)に増やすことを目標としています。
同社は2024年第1四半期に、オープンウォーターの井戸から始めて、探査掘削キャンペーンを開始しました。 ノンヤオ-13さんこれは、ノンヤオDの見込み客を試しました。四半期末に続いて、Valeuraは井戸が成功し、いくつかの間隔で30フィート強の新しい石油ペイを発見したと発表しました。同社は、将来の開発拠点を設立するのに十分な量を集めることを最終目的として、地震データのさらなる分析を開始し、フォローアップ調査や評価掘削の候補地を近辺で探しています。
また、2024年第1四半期に、当社はノンヤオ油田の浮体式貯蔵積出船(「FSO」)を購入することに合意したと発表しました。 オーロラ、 1900万米ドルで。取引の完了は2024年6月に予定されています。Valeuraは、FSOをリースするのではなく所有することで価値が高まり、運用の柔軟性が高まり、現場の運営費が削減されると予想しています。
ワッサナ
ライセンスG10/48(営業利息100%)のワッサナ油田の石油生産量は、2024年第1四半期(ロイヤルティ控除前)に平均4.0 mbbls/日でした。2024年2月、Valeuraは、進行中のワッサナ油田の開発掘削プログラムの範囲を水平井戸3本から5本に拡大する意向を発表し、その後、四半期中にキャンペーンを完了しました。すべての井戸が期待どおりに目標を達成し、その後、この油田は2024年5月の最初の6日間で生産量を平均4.9mbbls/dに増やし、1日の生産量は5.0mbbls/dを超えました。
2024年第1四半期中、当社は引き続きワッサナ油田の再開発コンセプトの選択を進め、2023年にワッサナ油田での鑑定掘削で得られた追加量を商品化しました。Valeuraは、2024年第2四半期にコンセプト選択段階が終了し、年末頃に再開発に関する最終的な投資決定が下されると予想しています。
2024年第1四半期の終わりに、当社は探査掘削キャンペーンを継続していましたが、第2四半期にライセンスG10/48に基づく2回の石油発見で終了しました。その ニラマイ-4 さて、そして ニラマイ-4 ST1 さて(ワッサナ・ノース・プロスペクト)は、それぞれ90フィート以上、約40フィートの新しい石油ペイを発見しました。暫定的な見積もりに基づくと、既存のニラマイの量と組み合わせると、G10/48ブロックの北東部の回収可能な総量は、現在検討されている再開発の範囲を超えて、将来のさらなる開発を支援するための経営陣の要件を上回ると考えられています。
マノーラ
マノーラ油田では、ライセンスG1/48(営業利息の70%)で、2024年第1四半期のロイヤルティ控除前の石油生産におけるヴァレウラの営業利息シェアは平均2.9 mbbls/日でした。四半期中の生産率は、計画的なメンテナンスを実施するために予定されていたダウンタイムの影響を受けましたが、予定通りに、予算内で完了し、四半期末までに現場は通常の生産業務を再開しました。
四半期末以降、マノラの施設に改修リグが動員され、最近の自然生産量の減少を相殺するための2回の井戸改修が完了しました。改修ユニットはジャスミン油田に動員され、さらに計画的な改修が行われます。
チームは、2022年と2023年の掘削キャンペーンの掘削結果と生産データを引き続き検討しており、現在、追加の開発と評価掘削を提案しています。Valeuraは、2024年後半または2025年初頭にマノーラの野外掘削キャンペーンが掘削シーケンスに含まれると予想しています。
年次総会とウェブキャスト
ヴァレウラの年次および特別株主総会は、本日、2024年5月9日午後4時にカルガリーで開催される予定です。株主は直接出席することができます。詳細については、経営陣の情報回覧に詳述されています。この回覧は株主に郵送され、会社のウェブサイトやウェブサイトで入手できます。 。ライブイベントのウェブキャストは、以下のリンクから視聴できます。会議に加えて、Valeuraの経営陣は2024年第1四半期の結果について話し合い、質疑応答を行います。書面による質問は、ウェブキャストシステムまたは電子メールで送信できます IR@valeuraenergy.com。
Web キャストリンク:
イベントの音声のみのフィードは、以下の会議IDとダイヤルイン番号を使って電話で受けられます。
カンファレンス ID: 893 125 625#
ダイヤルイン番号:
カナダ:833-845-9589
シンガポール:+65 6450 6302
タイ:+66 2 026 9035
トルコ:00800142034779
英国:0800 640 3933
米国:833-846-5630
詳細については、以下にお問い合わせください。
ヴァレウラエナジー株式会社(一般的な企業のお問い合わせ) | +65 6373 6940 |
ショーン・ゲスト、社長兼最高経営責任者 | |
ヤシン・ベン・メリエム、最高財務責任者 | |
Contact@valeuraenergy.com | |
| |
ヴァレウラエナジー株式会社(投資家からのお問い合わせ) | +1 403 975 6752/+44 7392 940495 |
ロビン・ジェームズ・マーチン、コミュニケーションおよび投資家向け広報担当副社長
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IR@valeuraenergy.com | |
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CAMARCO(ヴァレウラの広報、メディアアドバイザー) | +44 (0) 20 3757 4980 |
オーウェン・ロバーツ、ビリー・クレッグ | |
Valeura@camarco.co.uk | |
Auctus Advisors LLP、Cormark Securities Inc.、リサーチ・キャピタル・コーポレーション、シャクター・エナジー・レポート、Stifel Nicolaus Europe Limitedを含む当社の顧問(リサーチ・アナリストを含む)、および合弁会社の連絡先の詳細は、当社のウェブサイトに掲載されています。 。
会社について
Valeura Energy Inc. は、タイとトルコで石油と天然ガスの探査、開発、生産を行うカナダの公開会社です。同社は成長志向の戦略を追求しており、生産資産ポートフォリオに再投資し、東南アジアのさらなる有機的および無機的成長に向けて資源を投入する予定です。Valeuraは、環境、社会、ガバナンスに対する高い責任を果たしながら、利害関係者の価値を高める成長を目指しています。
ヴァレウラに関する追加情報は、SEDAR+でも入手できます。 。
非IFRS財務指標と比率
このニュースリリースには、国際財務報告基準(「IFRS会計基準」)で一般に認められていない会計指標であり、IFRSで規定されている標準化された意味がないため、調整後EBITDAX、調整後純運転資本、調整後営業経費、調整後設備投資など、石油・ガス業界で一般的に使用されている財務指標への言及が含まれています。他の公開会社によって。経営陣は、調整後EBITDAX、調整後純運転資本、調整後営業キャッシュフロー、調整後運用コスト、および調整後資本支出は、株主や投資家が会社の財務実績と地位を評価するのに役立つ有用な補足措置であると考えています。IFRS以外の財務指標を単独で検討したり、IFRSに従って作成された指標の代わりとして検討したりしないでください。
調整後EBITDAX:IFRSで規定されている標準化された意味を持たない非IFRS財務指標です。この非IFRS財務指標が含まれているのは、経営陣がその情報を使用して会社の財務実績を分析するためです。調整後EBITDAXは、非IFRSで非標準化されたEBITDAXのバリアントで、非現金項目のほか、退職金やその他の会社の最近の買収に関連する1回限りの項目を含む特定の非経常費用を除外するように調整されています。調整後EBITDAXは、IFRSに基づいて報告された他の項目を控除した年の利益(損失)を、その他の収益、探査、特別報酬給付(「SRB」)、金融収入と費用、取引費用、減価償却、減価償却(「DD&A」)、リストラおよびその他の費用、および特定の非現金項目(減損など)の影響を除外して計算されます。()、外国為替、未実現のリスク管理契約、偶発的対価の再評価、株式ベースの報酬)および処分から生じる利益または損失資本資産。さらに、その他の珍しい項目や非経常項目は、会社の基礎となる財務実績を示すものではないため、調整後EBITDAXから除外されます。
調整後運用費用と調整後運用費用は、それぞれ非IFRS財務指標であり、非IFRS財務比率であり、IFRSで規定されている標準化された意味はありません。これらが含まれるのは、経営陣がその情報を使用して会社の現金創出と財務実績を分析するためです。運用コストは、FSO、浮体式生産船、保管船、荷下ろし船(「FPSO」)、倉庫などの主要な運用機器の裸船契約など、事業に関連するリースを含め、期間中に会社が負担した営業現金費用を表します。調整後の運用費用は、運用コストから非現金項目を効果的に調整し、リースコストを加算して計算されます。調整後の運用費用は、その期間における生産量で割られ、調整後の1バレル当たりの運用費用が算出されます。Valeuraは、フィールドオペレーションのコストをより一貫して示すために、非IFRS指標であるバレルあたりの調整後運用費用を計算します。調整後の運用費用は、営業費用とは対照的に、前期の調整などの非経常的で現金以外の項目の影響を除外し、FSO、FPSO、その他の施設に関連するリースコストを加算します。
事業からの調整後キャッシュフロー:IFRS以外の財務指標であり、IFRSで規定されている標準化された意味はありません。この非IFRS財務指標が含まれているのは、経営陣がその情報を使用して会社の現金創出と財務実績を分析するためです。調整後の営業活動によるキャッシュフローは、基本的に同じ数値を生成する2つの方法で計算されます。A)石油収入、ロイヤリティ、調整後運用コスト、非経常費用を調整した一般管理費、未払石油所得税(「PITA」)税とSRB費用を差し引き、B)この非IFRS指標の調整を読者にわかりやすくするために、当社はまた、(使用済み)から生み出された現金から計算して、事業からの調整後のキャッシュフローを示しました in)連結キャッシュフロー計算書における営業活動、非現金項目による調整後、調整後の運用コスト、一般管理費非経常費用、および発生したPITA税とSRB費用を考慮して調整されています。
ネットキャッシュ:IFRSで規定されている標準化された意味を持たない非IFRS財務指標です。このIRFS以外の財務指標が提供されているのは、経営陣がその情報をa)財務力の分析、b)会社の資本構成の管理に使用しているためです。この非IFRS指標は、会社の継続的な事業とニーズをサポートするために、資本が効果的に管理されていることを確認するために使用されます。
調整後純運転資本:IFRSで規定されている標準化された意味を持たない非IFRS財務指標です。経営陣は会社の流動性と財務力を分析するためにこの情報を使用するため、この非IFRS財務指標が含まれています。調整後の正味運転資本は、現在のリース負債を正味運転資本に加算して計算されます。
リースは、会社が開示する調整後運用コスト(および調整後運用コストガイダンス)に含まれるFSO、FPSO、倉庫などの主要な運用機器のベアボート契約などの業務に関連しています。経営陣は、調整後の正味運転資本は、読者が企業の今後12か月間の余剰資本または赤字資本要件を確認するのに役立つデータポイントになると考えています。また、経営陣が現金管理に使用するデータポイントでもあります。
調整後の設備投資:IFRS以外の指標であり、IFRSで規定されている標準化された意味はありません。設備投資とは、掘削、ブラウンフィールド、その他の不動産、プラント、設備(「PP&E」)への資本支出の追加として定義されます。
将来の見通しに関する情報に関する勧告と注意
このニュースリリースに含まれる特定の情報は、適用される証券法に基づく将来の見通しに関する情報です。このような将来の見通しに関する情報は、経営陣の現在の期待と将来に関する計画を説明することを目的としています。読者は、そのような情報に頼ることは、投資判断などの他の目的には適さない可能性があることに注意してください。将来の見通しに関する情報には、通常、「予想する」、「信じる」、「期待する」、「計画」、「意図」、「見積もり」、「提案」、「プロジェクト」、「ターゲット」などの言葉を含む記述、または将来の結果を示唆する同様の言葉や見通しに関する記述が含まれます。このニュースリリースの将来の見通しに関する情報には、会社の資産が現場の経済生活を将来へと押し上げる機会を提供するという投資論文、事業成長に向けた準備の強化につながる当社の財政状態の強化、2024年のガイダンス見通しについての当社の繰り返し、約5つの埋立開発井からなるジャスミンの掘削計画、新しいノングの建設への期待などが含まれますが、これらに限定されません。八尾Aは近日中に元気になります。会社の期待は委託します T7 シャーリー MOPU、ノンヤオCに掘削リグを動員するタイミング、最初の石油調達のタイミング、開発の目標料金、FSOの完成タイミング オーロラ 買収と運用の柔軟性の向上と運営費の削減の可能性、ワッサナ油田再開発に関する構想選択段階と最終投資決定を完了する時期、マノーラ油田の井戸改修が最近の生産量の減少を相殺することへの期待、そしてマノーラの掘削キャンペーンが2024年後半または2025年初頭に掘削シーケンスに含まれることへの期待。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、将来的に資源を発見して収益を上げることができるという暗黙の評価を含むため、将来の見通しに関する情報とみなされます。
将来の見通しに関する情報は、とりわけ、当社が事業を展開している地域の政治的安定、操業の安全性の維持とタイムリーな進め方、過去の行動と一致した方法での政府と規制当局の継続的な操業と承認の取得、必要/予想されるスケジュールでの将来の掘削活動、会社の土地の見通し、継続的な有利な価格設定と運営に関する経営陣の現在の期待と仮定に基づいています。事業全体のネットバック。将来の生産率とそれに関連する営業純利益とキャッシュフロー、減少率、将来の資金源、将来の経済状況、将来のコストのインフレの影響、将来の為替レート、金利、掘削期限に間に合い、ライセンスとリースに基づく約束を履行する能力、将来の商品価格、ロシアのウクライナ侵攻の影響、ロイヤルティ率と税金、将来の資本およびその他の支出、新しい井戸の掘削の成功既存の坑井の改修や、井戸の性能と施設、探査、開発、その他の事業に資金を提供するために必要な資本の利用可能性、および当社がコミットメントと財務上の義務を果たす能力、許容できる条件で適切な処理、輸送、分別、保管容量を確保する会社の能力、施設の容量と信頼性、放棄と再生に関する規制要件の適用、会社の埋蔵量および偶発的資源の回収可能性、能力参加するパートナーを引き付けるトルコでのタイトなガス調査/評価活動、将来の成長、計画された活動を実行するための予算化された資本支出の十分性、競争激化の影響、買収を通じて獲得した資産と従業員を効率的に統合する能力、今後のグローバルなエネルギー政策、将来の負債水準、適時かつ費用対効果の高い方法で有能なスタッフと設備を獲得し維持する会社の継続的な能力。さらに、当社の作業計画と予算の一部は、合弁事業パートナー間の予想される合意、関連する探査、開発、マーケティング計画、および予想される費用と販売価格に基づいています。これらは、とりわけ、掘削および関連活動の実際の結果、掘削、オフショア貯蔵および荷降ろし施設、その他の専門の油田機器およびサービスプロバイダーの利用可能性、パートナーの計画の変更、予期しない遅延や変更に基づいて変更される場合があります市場の状況。当社は、このような将来の見通しに関する情報に反映されている期待と仮定は妥当だと考えていますが、正しくないことが判明する可能性があります。
将来の見通しに関する情報には、既知および未知の重大なリスクと不確実性が含まれます。石油と天然ガスの埋蔵量と資源の探査、評価、開発は投機的な活動であり、ある程度のリスクが伴います。実際の業績は、経営陣が事業計画を実行したり、買収から期待される利益を実現したりする能力、公衆衛生上の緊急事態やパンデミックによる混乱のリスク、専門機器や人材をめぐる競争、成長を管理する会社の能力、インフレに関連するコストを管理する会社の能力、混乱などがありますが、これらに限定されません。サプライチェーン、通貨変動のリスク、金利の変動、石油・ガスの価格と純資金、合弁事業パートナーの戦略と作業計画への参加の潜在的な変化、作業計画実施の予定スケジュールと費用に関する不確実性、業務や職場へのアクセスが中断されるリスク、法律や規制の潜在的な変更、政府やその他の承認に関する不確実性、カウンターパーティリスク、資金調達が利用できないリスク、天候の遅れや自然災害に関連するリスク、リスク国際的な活動に関連しています。リスク要因の詳細については、最新の年次情報フォームと経営陣による会社についての議論と分析を参照してください。
このニュースリリースに含まれる特定の将来の見通しに関する情報は、適用される証券法の意味での「財務見通し」を構成する場合もあります。財務見通しには、Valeuraの将来の財務実績または地位に関する記述が含まれており、一般的な将来の見通しに関する情報に関する上記の仮定とリスク要因、およびこのニュースリリースに記載されているそのような財務見通しに関連するその他の特定の仮定とリスク要因に基づいており、その対象となります。このような仮定は、現在入手可能な関連情報に対する経営陣の評価に基づいており、このニュースリリースに含まれる財務見通しは、読者がヴァレウラの現在の期待と将来の計画を理解するのに役立つことを目的として、本書の日付の時点で作成されたものです。読者は、財務見通しへの依存は他の目的や他の状況には適さない場合があり、上記のリスク要因やその他の要因により、実際の結果が財務見通しと大きく異なる可能性があることに注意してください。この新しいリリースに含まれる将来の見通しに関する情報は、本書の日付の時点で作成されたものであり、当社は、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であるかどうかにかかわらず、将来の見通しに関する情報を公に更新したり、改訂したりする義務を負いません。この新しいリリースに含まれる将来の見通しに関する情報は、この注意書きによって明確に証明されています。
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