Calgary, Alberta--(Newsfile Corp. - May 15, 2024) - Greenfire Resources Ltd. (NYSE: GFR) (TSX: GFR) ("Greenfire" or the "Company"), a Calgary-based energy company focused on the sustainable production and development of thermal energy resources from the Athabasca region of Alberta, Canada, is pleased to announce its operating and financial results for the quarter ended March 31, 2024 ("Q1 2024") and an operational outlook for the second quarter of 2024. The unaudited condensed interim consolidated financial statements and notes thereto for the three months ended March 31, 2024 and 2023 as well as related Management's Discussion and Analysis ("MD&A") will be available on SEDAR+ at , on EDGAR at www.sec.gov/edgar.shtml and on Greenfire's website at .
A conference call to discuss the Q1 2024 results has been scheduled for Thursday, May 16, 2024 at 7:00 a.m. Mountain Time (9:00 a.m. Eastern Time). Access details for the conference call are provided below.
"After successfully drilling three redevelopment infill ("Refill") wells at the Demo Asset, the Company reallocated the drilling rig to the Expansion Asset to continue the redevelopment drilling program given regulatory delays restarting the disposal well at the Demo Asset. This program is expected to be highly economic and is anticipated to have a significant impact on Greenfire's bitumen production in 2024, particularly as reservoir pressure continues to increase at the Expansion Asset following sustained non-condensable gas ("NCG") co-injection activities" said Robert Logan, President and Chief Executive Officer of Greenfire.
"We are pleased to reiterate the Company's previously announced 2024 Outlook, which is expected to drive continued production growth, commence debt repayment and positively position the Company to benefit from a potential re-rating of the Canadian heavy oil barrel as the Trans Mountain Expansion Project ("TMX") became operational in May 2024.
"The current wildfire situation in Northern Alberta has not yet had any material impact on our operations. We have taken all prudent steps to minimize any risks to our staff and our assets, however, should the fires extend into our field for an extended period, there may be negative implications to our business," concluded Mr. Logan.
All dollar amounts reported in this press release are in Canadian dollars unless otherwise noted.
The Company holds a 75% working interest in the Hangingstone Expansion Facility (the "Expansion Asset") and a 100% working interest in the Hangingstone Demonstration Facility (the "Demo Asset" and together with the Expansion Asset, the "Hangingstone Facilities"). Unless indicated otherwise, production volumes and per unit statistics are presented throughout this press release on a "gross" basis as determined in accordance with National Instrument 51-101 - Standards for Disclosure for Oil and Gas Activities, which is the Company's gross working interest basis before deduction of royalties.
Q1 2024 Highlights
Delivered consolidated bitumen production of 19,667 barrels per day ("bbls/d") in Q1 2024 (20,586 bbls/d - Q1 2023), an increase of over 2,300 bbls/d from the Q4 2023 average of 17,335 bbls/d. These results reflect strong production performance from the Refill drilling program that began in August 2023 and surface facility optimizations at the Expansion Asset, partially offset by unplanned impacts from the five previously disclosed downhole temperature sensor failures.
Generated Adjusted EBITDA(1) of $39.3 million in Q1 2024 ($13.3 million - Q1 2023), and adjusted funds flow(1) of $27.6 million in Q1 2024 ($3.1 million - Q1 2023). Adjusted EBITDA(1) and adjusted funds flow(1) in the period included realized losses on commodity risk management contracts of $8.8 million ($0.2 million - Q1 2023).
Invested capital on property, plant and equipment of $31.9 million in Q1 2024 ($2.5 million - Q1 2023), with approximately two thirds of capital expenditures in the period allocated to Refill drilling activities at the Hangingstone Facilities, with the balance of capital spending primarily directed to various facility projects.
Maintained available liquidity of $140.2 million at March 31, 2024, consisting of:
(1) Non-GAAP measures do not have any standardized meaning prescribed by International Financial Reporting Standards (IFRS") and may not be comparable with the calculation of similar measures presented by other entities. Refer to the discussion under the heading "Non-GAAP and Other Financial Measures" in this press release for further information.
Financial & Operational Highlights
| Three months ended March 31, |
($ thousands, unless otherwise noted) | 2024 | 2023 |
Bitumen Production - Expansion Asset (bbls/d) | 17,361 | 16,302 |
Bitumen Production - Demo Asset (bbls/d) | 2,306 | 4,284 |
Total Bitumen Production (bbls/d) | 19,667 | 20,586 |
| | |
WTI (US$/bbl) | 76.96 | 76.13 |
WCS differential to WTI (US$/bbl) | (19.31) | (24.88) |
WCS (US$/bbl) | 57.65 | 51.25 |
Edmonton Condensate (C5+)($/bbl) | 73.31 | 80.00 |
AECO 5A ($/GJ) | 2.36 | 3.05 |
| | |
Oil sales | 200,990 | 179,668 |
Oil sales ($/bbl) | 75.41 | 64.92 |
| | |
Operating netback(1) | 44,649 | 17,352 |
Operating netback ($/bbl) (1) | 24.69 | 9.11 |
| | |
Operating expenses | 36,348 | 39,764 |
Operating expenses ($/bbl) | 20.10 | 20.87 |
| | |
Cash provided (used) by operating activities | 17,064 | (4,495) |
Adjusted EBITDA(1) | 39,346 | 13,266 |
Adjusted funds flow(1) | 27,589 | 3,057 |
| | |
Cash provided (used) by investing activities | (37,681) | (8,521) |
Capital expenditures | 34,449 | 2,518 |
Adjusted free cash flow(1) | (6,860) | 539 |
| | |
Net income (loss) and comprehensive income (loss) | (46,915) | (16,678) |
Per share - basic | (0.68) | (0.34) |
Per share - diluted | (0.68) | (0.34) |
| | |
Total assets(2) | 1,193,953 | 1,147,984 |
Total non-current financial liabilities(2) | 337,999 | 205,482 |
| | |
Common shares outstanding, end of period | 68,973,859 | 48,911,099 |
Weighted average shares outstanding - diluted | 68,684,273 | 48,911,099 |
(1) Non-GAAP measures do not have any standardized meaning prescribed by IFRS and may not be comparable with the calculation of similar measures presented by other entities. Refer to the "Non-GAAP and Other Financial Measures" in this press release for further information.
(2) As at March 31, 2024 and March 31, 2023.
Liquidity and Balance Sheet
As at ($ thousands) | Three months ended March 31, 2024 | Year ended December 31, 2023 |
Cash and cash equivalents | 90,234 | 109,525 |
Available credit facilities (1) | 50,000 | 50,000 |
Face value of Long-term debt (2) | 406,500 | 396,780 |
(1) As at March 31, 2024 the Company had $50.0 million (December 31, 2023 - $50.0 million) of available credit under the Senior Credit Facility, of which nil (December 31, 2023 - nil) was drawn as of March 31, 2024.
(2) As at March 31, 2024, the 2028 Notes (as defined below) had a face value of US$300.0 million (December 31, 2023 - US$300.0 million) and were converted into Canadian dollars as at period end exchange rates.
Operational Update
In April 2024, consolidated bitumen production averaged approximately 18,360 bbls/d, reflecting temporary production impacts at the Expansion Asset owing to the previously disclosed failure of third-party downhole temperature sensors at five of the ten recently drilled Refill wells, along with production impacts from Refill well drilling operations and the ongoing shut-in of the disposal well at the Demo Asset.
In response to the recent wildfires in northern Alberta, out of an abundance of caution, Greenfire temporarily evacuated all non-essential personnel from its operated facilities on May 11th. The Company is actively monitoring the situation to ensure the protection and safety of our people and assets as the situation continues to evolve.
Expansion Asset (75% Working Interest, Operator)
Working Interest Bitumen Production at the Expansion Asset Averaged Approximately 16,020 bbls/d in April 2024: The Company's production in April was impacted by the previously disclosed failure of third-party downhole temperature sensors in five of the ten recently drilled Refill wells. The five Refill wells equipped with downhole temperature sensors that have not failed produced at an average of approximately 1,500 bbls/d per well, on a 100% working interest basis, in April 2024. Greenfire has replaced the failed downhole temperature sensors at three of five Refill wells and expects that the average productivity of these Refill wells will increase to align with the current average productivity of the remaining five Refill wells where temperature sensors have not failed.
Drilling Rig Redeployed to Maintain Redevelopment Drilling: In response to continued regulatory delays at the Demo Asset, Greenfire redeployed the drilling rig to focus on redevelopment activities at the Expansion Asset. This drilling program is anticipated to conclude in the third quarter of 2024, after which the Company plans to mobilize the drilling rig back to the Demo Asset to drill additional Refill wells.
NCG Co-injection Continues to Support Higher Reservoir Pressure: Reservoir pressure and well productivity continue to increase at the Expansion Asset as a result of sustained high rates of NCG co-injection following the Company's debottlenecking initiatives undertaken in the second half of 2023. Greenfire expects that targeted reservoir pressure will be restored at the Expansion Asset around mid-2024.
Demo Asset (100% Working Interest, Operator)
Working Interest Bitumen Production at the Demo Asset Averaged Approximately 2,340 bbls/d in April 2024: The Company's production in April was impacted by Refill well drilling operations as well as the temporary shut-in of the disposal well.
Timing to Recommence Disposal Well Operations Impacted by Delayed Regulatory Approval: The disposal well at the Demo Asset has been temporarily shut-in since the beginning of October 2023. With required remediation work complete, the disposal well is awaiting regulatory approval to recommence operations.
Three Refill Wells Drilled; Drilling Rig Reallocated to the Expansion Asset: The Company successfully drilled three extended reach Refill wells with lateral lengths of approximately 2,300 meters, which is 700 meters longer than the Refills recently drilled by Greenfire at the Expansion Asset. A second disposal well was also drilled at the Demo Asset, which is awaiting regulatory approval to commence operations.
Reiterates 2024 Outlook and Reaffirms Commitment to Prioritize Near-Term Debt Repayment
Greenfire reiterates the previously announced 2024 Outlook, including forecasted ranges for production and capital expenditures, which is underpinned by the Company's production growth plan that is anticipated to result in meaningful adjusted free cash flow generation over the balance of 2024, assuming continued strong commodity pricing, particularly for heavy oil. The evolving wildfire situation in northern Alberta represents a risk to the Company's 2024 Outlook.
The Company remains committed to prioritizing debt repayment and intends to reduce debt in the near-term using 75% of excess cash flow (as defined in the indenture for the Company's Senior Secured Notes due 2028, the "2028 Notes") to semi-annually redeem a portion of the 2028 Notes until total indebtedness is less than US$150 million.
Reiterated 2024 Outlook: | |
2024 Outlook | |
Annual Production Average | 22,000 - 25,000 bbls/d |
Production Growth Over Annual 2023 | 25% - 40% |
Capital Expenditures | $70 - $90 million |
Sensitivity on 2024 Adjusted Funds Flow(1)(2) Variable | Range | 2024 Adjusted Funds Flow Sensitivity |
Net Bitumen Production | +/- 1,000 bbls/d | +/- $24 million |
WCS Differential to WTI | +/- US$1.00/bbl | +/- $12 million |
Condensate Differential to WTI | +/- US$1.00/bbl | +/- $4 million |
AECO Natural Gas | +/- C$0.25/GJ | +/- $3 million |
Exchange Rate C$/US$ | +/- $0.01 | +/- $3 million |
WTI | +/- US$1.00/bbl | +/- $2 million |
Power | +/- C$25/MWh | +/- $2 million |
(1) The base case for the 2024 adjusted funds flow sensitivity assumes the midpoint of the 2024 Outlook production range of 23,500 bbls/d, WTI of US$80/bbl, WCS differential of US$15/bbl, AECO price of $2.00/GJ, F/X rate of C$1.35/$US, condensate purchased at 100% of WTI and one bbl of bitumen per 1.45 bbls of diluted bitumen sold.
(2) Non-GAAP measures do not have any standardized meaning prescribed by IFRS and may not be comparable with the calculation of similar measures presented by other entities. Refer to the "Non-GAAP and Other Financial Measures" in this press release for further information.
Greenfire's Growth-oriented Strategy Underpinned by Concentrated Tier-1 SAGD Assets
Greenfire has a large, long-life and relatively low decline Tier-1 oil sands resource base, with two producing and adjacent SAGD assets at the Hangingstone Facilities and expandable pipeline infrastructure in place for diluted bitumen and diluent at the Expansion Asset. The Company's structural cost advantages from its Tier-1 SAGD reservoir at the Hangingstone Facilities, combined with its relatively lower forecasted capital expenditure profile due to its projected multi-year inventory of Refill well targets, is anticipated to result in continued near-term production growth and potential meaningful free cash flow generation. The Company believes that the Hangingstone Facilities offer ample opportunities for additional value generation. In addition to Greenfire's existing commitment to repay debt, the Company intends to formalize and initiate a policy to return capital to its shareholders over time. Greenfire also plans to evaluate and consider additional potential prospects for further production growth, including external acquisitions that compete with the expected returns from its existing Tier-1 SAGD assets, if the Company believes they are accretive to Greenfire's shareholders.
Conference Call Details
Greenfire plans to host a conference call on Thursday, May 16, 2024 at 7:00 a.m. Mountain Time (9:00 a.m. Eastern Time), during which members of the Company's executive team will discuss its Q1 2024 results as well as host a question-and-answer session with investors.
Date: Thursday, May 16, 2024
Time: 7:00 a.m. Mountain Time (9:00 a.m. Eastern Time)
Dial In:
Non-GAAP and Other Financial Measures
Certain financial measures in this news release including Adjusted EBITDA (in total, and per bbl), Operating Netback (in total, and per bbl), Adjusted Funds Flow, Adjusted Free Cash Flow), are non-GAAP financial measures or ratios, supplementary financial measures or ratios and capital management measures. These measures are not defined by IFRS and, therefore, may not be comparable to similar measures provided by other companies. These non-GAAP and other financial measures should not be considered in isolation or as an alternative for measures of performance prepared in accordance with IFRS.
For further details of these non-GAAP financial measures or ratios, please refer to the Corporation's MD&A for the three months ended March 31, 2024, which is available on the Corporation's website at and is also available on the EDGAR and SEDAR+ websites.
Non-GAAP Financial Measures
Adjusted EBITDA
Net income (loss) and comprehensive income (loss) is the most directly comparable GAAP measure for adjusted EBITDA, which is a non-GAAP measure. Adjusted EBITDA is calculated as net income (loss) before interest and financing, income taxes, depletion, depreciation and amortization, the transaction and financing cost impacts of the Company's business combination with M3-Brigade Acquisition III Corp. and bond refinancing and is adjusted for certain non-cash items, or other items that are not considered part of normal business operations. Adjusted EBITDA is used to measure Greenfire's profitability from its underlying asset base on a continuing basis. This measure is not intended to represent net income (loss) and comprehensive income (loss) in accordance with IFRS.
The following table is a reconciliation of net income (loss) net income (loss) and comprehensive income (loss) to adjusted EBITDA(1).
Adjusted EBITDA(1)
| Three months ended March 31, |
($ thousands) | 2024 | 2023 |
Net income (loss) | (46,915) | (16,678) |
Add (deduct): | | |
Income tax expense (recovery) | - | (3,613) |
Unrealized (gain) loss risk management contracts | 38,737 | (5,023) |
Stock-based compensation | 852 | 325 |
Financing and interest | 15,456 | 15,316 |
Depletion and depreciation | 18,003 | 20,915 |
Transaction costs | - | 2,327 |
Gain on revaluation of warrants | 6,379 | - |
Foreign exchange loss (gain) | 8,275 | (303) |
Other (income) and expenses | (1,441) | - |
Adjusted EBITDA(1) | 39,346 | 13,266 |
| | |
Net income (loss) ($/bbl) | (25.94) | (8.75) |
Add (deduct): | | |
Income tax recovery (expense) ($/bbl) | - | (1.90) |
Unrealized (gain) loss risk management contracts ($/bbl) | 21.42 | (2.64) |
Stock based compensation ($/bbl) | 0.47 | 0.17 |
Financing and interest ($/bbl) | 8.55 | 8.04 |
Depletion and depreciation ($/bbl) | 9.96 | 10.98 |
Transaction costs ($/bbl) | - | 1.22 |
Gain on revaluation of warrants ($/bbl) | 3.53 | - |
Foreign exchange loss (gain) ($/bbl) | 4.58 | (0.16) |
Other (income) and expenses ($/bbl) | (0.80) | - |
Adjusted EBITDA(1) ($/bbl) | 21.77 | 6.96 |
(1) Non-GAAP measures do not have any standardized meaning prescribed by IFRS and may not be comparable with the calculation of similar measures presented by other entities. Refer to the "Non-GAAP and Other Financial Measures" in this press release for further information.
Operating Netback
Oil sales is the most directly comparable GAAP measure for operating netback, which is a non-GAAP measure. This measure is not intended to represent oil sales, net earnings or other measures of financial performance calculated in accordance with IFRS. Operating netback is comprised of oil sales, less diluent expense, royalties, operating expense, transportation and marketing expense, adjusted for realized commodity risk management gains or losses, as appropriate. Operating netback is a financial measure widely used in the oil and gas industry as a supplemental measure of a Company's efficiency and ability to generate cash flow for debt repayments, capital expenditures or other uses.
The following table is a reconciliation of oil sales to operating netback.
Operating Netback(1)
| Three months ended March 31, |
($ thousands, unless otherwise noted) | 2024 | 2023 |
Oil sales | 200,990 | 179,668 |
Diluent expense | (91,682) | (101,856) |
Transportation and marketing | (13,199) | (16,014) |
Royalties | (6,315) | (4,502) |
Operating expenses | (36,348) | (39,764) |
Operating netback(1), excluding realized gain (loss) risk management contracts | 53,446 | 17,532 |
Realized gain (loss) risk management contracts | (8,797) | (180) |
Operating netback(1) | 44,649 | 17,352 |
| | |
Oil sales ($/bbl) | 75.41 | 64.92 |
Diluent expense ($/bbl) | (14.97) | (24.08) |
Transportation and marketing ($/bbl) | (7.30) | (8.40) |
Royalties ($/bbl) | (3.49) | (2.36) |
Operating expenses ($/bbl) | (20.10) | (20.87) |
Operating netback(1), excluding realized gain (loss) risk management contracts ($/bbl) | 29.55 | 9.21 |
Realized gain (loss) risk management contracts ($/bbl) | (4.86) | (0.09) |
Operating netback ($/bbl)(1) | 24.69 | 9.12 |
(1) Non-GAAP measures do not have any standardized meaning prescribed by IFRS and may not be comparable with the calculation of similar measures presented by other entities. Refer to the "Non-GAAP and Other Financial Measures" in this press release for further information.
Adjusted Funds Flow and Adjusted Free Cash Flow
Cash provided (used) by operating activities is the most directly comparable GAAP measure for adjusted funds flow and adjusted free cash flow, which are non-GAAP measures. These measures are not intended to represent cash provided (used) by operating activities calculated in accordance with IFRS.
The adjusted funds flow measure allows management and others to evaluate the Company's ability to fund its capital programs and meet its ongoing financial obligations using cash flow internally generated from ongoing operating related activities. We compute adjusted funds flow as cash provided (used) by operating activities, excluding the impact of changes in non-cash working capital, less transaction costs.
Management uses adjusted free cash flow as an indicator of the efficiency and liquidity of its business, measuring its funds after capital investment that is available to manage debt levels and return capital to shareholders. By removing the impact of current period capital expenditures from adjusted free cash flow, management monitors its adjusted free cash flow to inform its capital allocation decisions. We compute adjusted free cash flow as cash provided (used) by operating activities, excluding the impact of changes in non-cash working capital, less transaction costs and capital expenditures.
The following table is a reconciliation of cash provided (used) by operating activities to adjusted funds flow and adjusted free cashflow.
Adjusted Funds Flow(1) and Adjusted Free Cash Flow(1)
| Three months ended March 31, |
($ thousands) | 2024 | 2023 |
Cash provided (used) by operating activities | 17,064 | (4,495) |
Transaction costs | - | 2,327 |
Changes in non-cash working capital | 10,525 | 5,225 |
Adjusted funds flow(1) | 27,589 | 3,057 |
Property, plant and equipment expenditures | (31,920) | (2,518) |
Acquisitions | (2,529) | - |
Adjusted free cash flow(1) | (6,860) | 539 |
(1) Non-GAAP measures do not have any standardized meaning prescribed by IFRS and may not be comparable with the calculation of similar measures presented by other entities. Refer to the "Non-GAAP and Other Financial Measures" in this press release for further information.
Non-GAAP Financial Ratios
Adjusted EBITDA ($/bbl)
Net income (loss) and comprehensive income (loss) is the most directly comparable GAAP measure for adjusted EBITDA ($/bbl), which is a non-GAAP measure. Adjusted EBITDA ($/bbl) is used to measure Greenfire's profitability from its underlying asset base on a continuing basis. This measure is not intended to represent net income (loss) and comprehensive income (loss) in accordance with IFRS. Adjusted EBITDA ($/bbl) is calculated by dividing adjusted EBITDA by the Company's total sales volume in a specified period.
Operating Netback ($/bbl)
Oil sales ($/bbl) is a ratio calculated using oil sales, which is the most directly comparable GAAP measure for operating netback. Operating netback is the non-GAAP financial measure used to calculate operating netback ($/bbl), which is a non-GAAP financial ratio. This measure is not intended to represent oil sales, net earnings or other measures of financial performance calculated in accordance with IFRS. Operating netback ($/bbl) is calculated by dividing operating netback by the Company's total oil sales volume, in a specified period. Operating netback ($/bbl) is a non-GAAP financial ratio widely used in the oil and gas industry as a supplemental measure of a Company's efficiency and ability to generate cash flow for debt repayments, capital expenditures or other uses, isolated for the impact of changes in oil sales volume, in a specified period.
アルバータ州カルガリー--(Newsfile Corp.-2024年5月15日)-カナダのアルバータ州アサバスカ地域からの熱エネルギー資源の持続可能な生産と開発に注力するカルガリーを拠点とするエネルギー企業であるGreenfire Resources Ltd.(NYSE:GFR)(TSX:GFR)(「グリーンファイア」または「当社」)は、カナダのアルバータ州アサバスカ地域からの熱エネルギー資源の持続可能な生産と開発に焦点を当てているエネルギー会社で、終了した四半期の営業および財務結果を発表できることを嬉しく思います 2024年3月31日(「2024年第1四半期」)および2024年第2四半期の事業展望。2024年3月31日および2023年3月31日に終了した3か月間の未監査の要約中間連結財務諸表とその注記、および関連する経営陣の議論と分析(「MD&A」)は、SEDAR+、EDGAR(www.sec.gov/edgar.shtml)、およびGreenfireのWebサイト()でご覧いただけます。
2024年第1四半期の結果について話し合う電話会議は、2024年5月16日(木)山地標準時の午前7時(東部標準時の午前9時)に予定されています。電話会議へのアクセスの詳細は以下のとおりです。
「デモアセットで3つの再開発インフィル(「リフィル」)井の掘削に成功した後、規制によりデモアセットの処分井の再開が遅れたため、再開発掘削プログラムを継続するために掘削リグを拡張資産に再配置しました。このプログラムは非常に経済的であると予想されており、2024年のGreenfireのビチューメン生産に大きな影響を与えると予想されています。特に、非凝縮性ガス(「NCG」)の同時注入活動が続いた後、拡張資産の貯留層圧力が上昇し続けるためです」とグリーンファイアの社長兼最高経営責任者であるロバート・ローガンは述べました。
「当社が以前に発表した2024年の見通しを改めて表明できることを嬉しく思います。これにより、2024年5月にトランスマウンテン拡張プロジェクト(「TMX」)が開始されたため、カナダの重油バレルの格付けが再評価され、カナダ重油バレルの格付けが再評価される可能性から当社が確実に利益を得ることが期待されます。
「アルバータ州北部の現在の山火事の状況は、まだ当社の事業に重大な影響を与えていません。私たちは、スタッフと資産へのリスクを最小限に抑えるためにあらゆる慎重な措置を講じていますが、火災が長期間にわたって現場に及んだ場合、当社の事業に悪影響を及ぼす可能性があります」とローガン氏は結論付けました。
このプレスリリースで報告されている金額は、特に明記されていない限り、すべてカナダドルです。
当社は、ハンギングストーン拡張施設(「拡張資産」)の75%の実効持分を、ハンギングストン実証施設(「デモ資産」および拡張資産と合わせて「ハンギングストーン施設」)の100%の実効持分を保有しています。特に明記されていない限り、生産量と単位あたりの統計は、ロイヤルティを控除する前の会社の総営業利息基準である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決定された「総額」ベースで、このプレスリリース全体に示されています。
2024年第1四半期のハイライト
2024年第1四半期(20,586バレル/日-2023年第1四半期)に1日あたり19,667バレル(「bbls/d」)の連結ビチューメン生産量を実現しました。これは、2023年第4四半期の平均である17,335バレル/日から2,300バレル/日以上増加しました。これらの結果は、2023年8月に開始された詰め替え掘削プログラムの好調な生産実績と地上施設の最適化を反映しています拡張資産での発生は、以前に公開された5つのダウンホール温度センサーの故障による計画外の影響によって一部相殺されました。
2024年第1四半期の調整後EBITDA(1)は3,930万ドル(1,330万ドル~2023年第1四半期)、2024年第1四半期には2,760万ドルの調整後資金フロー(1)を生み出しました(310万ドル~2023年第1四半期)。この期間の調整後EBITDA(1)と調整後資金フロー(1)には、商品リスク管理契約の実現損失880万ドル(2023年第1四半期には20万ドル)が含まれていました。
2024年第1四半期の不動産、プラント、設備への投資額は3190万ドル(250万ドル〜2023年第1四半期)で、この期間の資本支出の約3分の2がハンギングストン施設での補充掘削活動に割り当てられ、資本支出の残りは主にさまざまな施設プロジェクトに向けられました。
2024年3月31日現在、利用可能な流動性は1億4020万ドルを維持しています。内容は次のとおりです。
(1) 非GAAP指標には、国際財務報告基準(「IFRS」)で規定されている標準化された意味はなく、他の企業が提示する同様の指標の計算と比較できない場合があります。詳細については、このプレスリリースの「非GAAPおよびその他の財務指標」という見出しの下の説明を参照してください。
財務と業務のハイライト
| 3 か月が終わりました 3 月 31 日 |
(特に明記されていない限り、数千ドル) | 2024 | 2023 |
ビチューメン生産-拡張資産(bbls/d) | 17,361 | 16,302 |
ビチューメン生産-デモ資産 (bbls/d) | 2,306 | 4,284 |
ビチューメンの総生産量(bbls/d) | 19,667 | 20,586 |
| | |
WTI (米ドル/バレル) | 76.96 | 76.13 |
WTIに対するWCSの差異(米ドル/バレル) | (19.31) | (24.88) |
WCS (米ドル/バレル) | 57.65 | 51.25 |
エドモントンコンデンセート (C5+) ($/bbl) | 73.31 | 80.00 |
アエコ 5A ($/GJ) | 2.36 | 3.05 |
| | |
石油販売 | 200,990 | 179,668 |
石油販売 ($/バレル) | 75.41 | 64.92 |
| | |
オペレーティングネットバック (1) | 44,649 | 17,352 |
オペレーティングネットバック ($/bbl) (1) | 24.69 | 9.11 |
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営業経費 | 36,348 | 39,764です |
営業費用 ($/バレル) | 20.10 | 20.87 |
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営業活動によって提供(使用)された現金 | 17,064 | (4,495) |
調整後EBITDA (1) | 39,346 | 13,266です |
調整後の資金フロー (1) | 27,589 | 3,057 |
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投資活動によって提供された(使用された)現金 | (37,681) | (8,521) |
資本支出 | 34,449 | 2,518 |
調整後のフリーキャッシュフロー (1) | (6,860) | 539 |
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純利益 (損失) と包括利益 (損失) | (46,915) | (16,678) |
一株当たり-基本 | (0.68) | (0.34) |
1株当たり-希薄化後 | (0.68) | (0.34) |
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総資産 (2) | 1,193,953 | 1,147,984 |
非流動金融負債の合計 (2) | 337,999 | 205,482 |
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発行済普通株式、期末 | 68,973,859 | 48,911,099 |
加重平均発行済株式数-希薄化後 | 68,684,273 | 48,911,099 |
(1) 非GAAP指標には、IFRSで規定されている標準化された意味がなく、他の事業体が提示する同様の指標の計算と比較できない場合があります。詳細については、このプレスリリースの「非GAAPおよびその他の財務指標」を参照してください。
(2) 2024年3月31日および2023年3月31日現在です。
流動性と貸借対照表
時点(千ドル) | 3 か月が終わりました 3 月 31 日 2024 | 年度終了 12月31日 2023 |
現金および現金同等物 | 90,234 | 109,525 |
利用可能なクレジット施設 (1) | 5万人 | 5万人 |
長期負債の額面 (2) | 406,500 | 396,780 |
(1) 2024年3月31日現在、当社にはシニアクレジットファシリティの下で利用可能なクレジットが5,000万ドル(2023年12月31日から5,000万ドル)あり、2024年3月31日現在、そのうちゼロ(2023年12月31日-ゼロ)が引き出されました。
(2) 2024年3月31日現在、2028年債券(以下に定義)の額面価格は3億米ドル(2023年12月31日〜3億米ドル)で、期末の為替レートでカナダドルに換算されました。
運用上の更新
2024年4月の連結ビチューメン生産量は平均約18,360バレル/日でした。これは、最近掘削された10本の詰め替え井戸のうち5本でサードパーティのダウンホール温度センサーが故障したことが以前に明らかになったことによる拡張資産の一時的な生産上の影響と、詰め替え井の掘削作業による生産上の影響、およびデモ資産での処分井の継続的な閉鎖を反映しています。
アルバータ州北部で最近発生した山火事に対応して、Greenfireは細心の注意を払って、5月11日、重要でないすべての人員を運営施設から一時的に避難させました。当社は、状況が変化し続ける中、人と資産の保護と安全を確保するために、状況を積極的に監視しています。
拡張資産(営業利息の75%、オペレーター)
2024年4月の拡張資産での作業利子ビチューメン生産量は平均約16,020バレル/日でした:当社の4月の生産量は、以前に開示された最近掘削された10本の補充井戸のうち5本でサードパーティのダウンホール温度センサーが故障したことの影響を受けました。故障していないダウンホール温度センサーを備えた5つのリフィル井戸は、2024年4月に、100%の稼働利率ベースで、井戸あたり平均約1,500バレル/日を生産しました。Greenfireは、5つのリフィルウェルのうち3つで故障したダウンホール温度センサーを交換しました。これらのリフィルウェルの平均生産性は、温度センサーが故障していない残りの5つのリフィルウェルの現在の平均生産性と一致するように増加すると予想しています。
再開発掘削を維持するために掘削リグを再配置:デモ資産での継続的な規制上の遅れに対応して、Greenfireは拡張資産での再開発活動に注力するために掘削リグを再配置しました。この掘削プログラムは2024年の第3四半期に終了する予定です。その後、当社は掘削リグをデモアセットに戻して追加の補充井を掘削する予定です。
NCGコインジェクションは引き続き貯留層圧力の上昇を支えています:2023年後半に実施された当社のボトルネック解消イニシアチブに続いて、NCGのコインジェクション率が高止まり続けた結果、拡張資産の貯留層圧力と井戸生産性は引き続き向上しています。Greenfireは、2024年半ば頃に拡張資産で目標とする貯留層圧が回復すると予想しています。
デモ資産(100% ワーキング・インタレスト、オペレーター)
作業利子デモ資産でのビチューメン生産量は、2024年4月の平均で約2,340バレル/日でした。4月の当社の生産量は、詰め替え井の掘削作業と処分井の一時的な閉鎖の影響を受けました。
規制当局の承認が遅れた場合の処分井操業再開のタイミング:デモアセットの処分井は、2023年10月の初めから一時的に閉鎖されています。必要な修復作業が完了したら、処分井は操業再開のための規制当局の承認を待っています。
3つの詰め替え井を掘削しました。拡張資産に再配分された掘削リグ:同社は、Greenfireが拡張資産で最近掘削したリフィルよりも700メートル長い、横方向の長さが約2,300メートルの拡張リーチ井戸3本の掘削に成功しました。デモアセットでは2つ目の処分井も掘削され、操業開始のための規制当局の承認を待っています。
2024年の見通しを改めて表明し、短期的な債務返済を優先するというコミットメントを再確認する
Greenfireは、生産と資本支出の予測範囲を含め、以前に発表された2024年の見通しを改めて表明します。これは、特に重油の商品価格設定が引き続き堅調であることを前提として、2024年の残りの期間にわたって有意義な調整後フリーキャッシュフローの創出につながると予想される当社の生産成長計画によって支えられています。アルバータ州北部で進化する山火事の状況は、当社の2024年の見通しにとってリスクとなっています。
当社は引き続き債務返済の優先順位付けに取り組んでおり、短期的には超過キャッシュフロー(2028年満期当社のシニア担保付債券の契約書で定義されている「2028年債券」)の75%を使用して、負債総額が1億5,000万米ドル未満になるまで半年ごとに2028年債の一部を償還する予定です。
繰り返しますが、2024年の見通し: | |
2024年の展望 | |
年間生産平均 | 22,000-25,000バレル/日 |
2023年の年間生産量の増加 | 25%-40% |
資本支出 | 7000万ドル-9000万ドル |
2024年の調整後資金フローに対する感度(1)(2) 変数 | 範囲 | 2024 調整後のファンド フロー感度 |
ビチューメンの純生産量 | +/-1,000 ボール/日 | +/-2400万ドル |
WCSとWTIの違い | +/-1.00米ドル/バレル | +/-1,200万ドル |
WTIへのコンデンセートディファレンシャル | +/-1.00米ドル/バレル | +/-400万ドル |
AECO 天然ガス | +/-C$0.25/GJ | +/-3百万ドル |
為替レート C$/US$ | +/-0.01ドルです | +/-3百万ドル |
WTI | +/-1.00米ドル/バレル | +/-200万ドル |
パワー | +/-C$25/メガワット | +/-200万ドル |
(1) 2024年の調整後資金フロー感度の基本ケースは、2024年の見通しの生産範囲の中間点である23,500バレル/日、WTIは80米ドル/バレル、WCS差は15米ドル/バレル、AECO価格は2.00ドル/GJ、F/Xレートは1.35カナダドル/米ドル、コンデンセートはWTIの100%とビット1バレルの1バレルで購入したことを前提としています販売された希釈ビチューメン1.45bblsあたりの販売量。
(2) 非GAAP指標には、IFRSで規定されている標準化された意味がなく、他の事業体が提示する同様の指標の計算と比較できない場合があります。詳細については、このプレスリリースの「非GAAPおよびその他の財務指標」を参照してください。
Greenfireの成長志向の戦略は、集中したTier 1のSAGD資産に支えられています
Greenfireには、大規模で長寿命で減少率が比較的低いTier-1オイルサンド資源基盤があります。ハンギングストーン施設には2つの生産拠点と隣接するSAGD資産があり、拡張資産には希釈ビチューメンと希釈液用の拡張可能なパイプラインインフラが整備されています。ハンギングストン・ファシリティーズのTier-1 SAGD貯留層による当社の構造的コスト上の優位性と、リフィルウェルの在庫目標を複数年にわたって予測しているため、資本支出の予測が比較的低いことと相まって、短期的な生産量の継続的な増加と潜在的に有意義なフリーキャッシュフローの創出が見込まれます。当社は、ハンギングストーンの施設には付加価値を生み出す機会が十分にあると考えています。Greenfireの既存の負債返済へのコミットメントに加えて、当社は長期にわたって株主に資本を還元する方針を正式化し、開始する予定です。Greenfireはまた、既存のTier-1 SAGD資産からの期待収益と競合する外部買収を含む、さらなる生産成長の潜在的な見通しを評価し、検討する予定です。これは、Greenfireの株主にとってプラスになると当社が考える場合です。
電話会議の詳細
Greenfireは、2024年5月16日木曜日の山岳標準時午前7時(東部標準時の午前9時)に電話会議を開催する予定です。この電話会議では、会社の経営陣が2024年第1四半期の結果について話し合ったり、投資家との質疑応答を開催したりします。
非GAAPおよびその他の財務指標
調整後EBITDA(合計および1バレル当たり)、営業純利益(合計および1バレル当たり)、調整後資金フロー、調整後フリーキャッシュフロー(調整後フリーキャッシュフロー)など、このニュースリリースの特定の財務指標は、非GAAP財務指標または比率、補足財務指標または比率、資本管理措置です。これらの指標はIFRSで定義されていないため、他の企業が提供する同様の指標と比較できない場合があります。これらの非GAAPおよびその他の財務指標を単独で検討したり、IFRSに従って作成された業績指標の代替として検討したりしないでください。
これらの非GAAPベースの財務指標または比率の詳細については、2024年3月31日に終了した3か月間の当社のMD&Aを参照してください。このMD&Aは、当社のWebサイト、EDGARおよびSEDAR+Webサイトでも入手できます。
非GAAPベースの財務指標
調整後EBITDA
純利益(損失)と包括利益(損失)は、非GAAP指標である調整後EBITDAの最も直接的に比較可能なGAAP指標です。調整後EBITDAは、利息および資金調達、所得税、減価償却、当社とM3-Brigade Acquisition III Corp. との企業合併および債券借り換えによる取引および財務費用の影響を控除した純利益(損失)として計算され、特定の非現金項目または通常の事業運営の一部とは見なされないその他の項目について調整されます。調整後EBITDAは、原資産ベースからのGreenfireの収益性を継続的に測定するために使用されます。この指標は、IFRSに基づく純利益(損失)と包括利益(損失)を表すことを意図したものではありません。
次の表は、純利益(損失)、純利益(損失)と包括利益(損失)を調整後EBITDA(1)と調整後のEBITDA(1)との調整後のものです。
調整後EBITDA(1)
| 3月31日に終了した3か月間 |
(千ドル) | 2024 | 2023 |
当期純利益 (損失) | (46,915) | (16,678) |
追加 (差し引く): | | |
所得税費用(回収) | - | (3,613) |
未実現(利益)損失リスク管理契約 | 38,737 | (5,023) |
株式ベースの報酬 | 852 | 325 |
資金調達と利息 | 15,456 | 15,316% |
枯渇と減価償却 | 18,003 | 20,915 |
取引コスト | - | 2,327 |
新株予約権の再評価による利益 | 6,379 | - |
為替差損失 (利益) | 8,275 | (303) |
その他(収入)と支出 | (1,441) | - |
調整後EBITDA (1) | 39,346 | 13,266です |
| | |
純利益 (損失) ($/バレル) | (25.94) | (8.75) |
追加 (差し引く): | | |
所得税の控除(費用)($/bbl) | - | (1.90) |
未実現(利益)損失リスク管理契約($/bbl) | 21.42 | (2.64) |
株式ベースの報酬($/bbl) | 0.47 | 0.17 |
資金調達と利息 ($/bbl) | 8.55 | 8.04 |
減価償却と減価償却 ($/bbl) | 9.96 | 10.98 |
取引コスト ($/バレル) | - | 1.22 |
新株予約権の再評価による利益($/bbl) | 3.53 | - |
外国為替損失 (利益) ($/bbl) | 4.58 | (0.16) |
その他(収入)と費用($/bbl) | (0.80) | - |
調整後EBITDA (1) ($/バレル) | 21.77 | 6.96 |
(1) 非GAAP指標には、IFRSで規定されている標準化された意味がなく、他の事業体が提示する同様の指標の計算と比較できない場合があります。詳細については、このプレスリリースの「非GAAPおよびその他の財務指標」を参照してください。
オペレーティングネットバック
石油売上高は、営業純利益で最も直接的に比較可能なGAAP指標であり、非GAAP指標です。この指標は、IFRSに従って計算された石油販売、純利益、またはその他の財務実績の指標を表すことを意図したものではありません。営業純利益は、石油販売から希薄剤経費、ロイヤリティ、営業費用、輸送費およびマーケティング費を差し引いたもので、必要に応じて商品リスク管理の実現損益に合わせて調整されます。オペレーティングネットバックは、企業が債務返済、資本支出、その他の用途のためのキャッシュフローを生み出す効率性と能力を補完する指標として、石油・ガス業界で広く使用されている財務指標です。
次の表は、石油販売と営業純利益の調整です。
オペレーティングネットバック (1)
| 3月31日に終了した3か月間 |
(特に明記されていない限り、数千ドル) | 2024 | 2023 |
石油販売 | 200,990 | 179,668 |
希薄剤経費 | (91,682) | (101,856) |
輸送とマーケティング | (13,199) | (16,014) |
ロイヤリティ | (6,315) | (4,502) |
営業経費 | (36,348) | (39,764) |
オペレーティングネットバック(1)、実現利益(損失)リスク管理契約を除く | 53,446 | 17,532 |
実現利益(損失)リスク管理契約 | (8,797) | (180) |
オペレーティングネットバック (1) | 44,649 | 17,352 |
| | |
石油販売 ($/バレル) | 75.41 | 64.92 |
希薄化剤費用 ($/バレル) | (14.97) | (24.08) |
輸送とマーケティング ($/bbl) | (7.30) | (8.40) |
ロイヤリティ ($/バレル) | (3.49) | (2.36) |
営業費用 ($/バレル) | (20.10) | (20.87) |
営業純利益(1)、実現利益(損失)リスク管理契約を除く($/bbl) | 29.55 | 9.21 |
実現利益(損失)リスク管理契約($/bbl) | (4.86) | (0.09) |
オペレーティングネットバック ($/bbl) (1) | 24.69 | 9.12 |
(1) 非GAAP指標には、IFRSで規定されている標準化された意味がなく、他の事業体が提示する同様の指標の計算と比較できない場合があります。詳細については、このプレスリリースの「非GAAPおよびその他の財務指標」を参照してください。
調整後の資金フローと調整後のフリーキャッシュフロー
営業活動によって提供(使用)された現金は、非GAAP指標である調整後資金フローと調整後フリーキャッシュフローの最も直接的に比較可能なGAAP指標です。これらの指標は、営業活動によって提供(使用)された現金をIFRSに従って計算したものではありません。
調整後の資金フロー指標により、経営陣などは、継続的な営業関連活動から社内で生み出されるキャッシュフローを使用して、資本プログラムへの資金提供と継続的な財務上の義務の履行における会社の能力を評価できます。調整後の資金フローは、営業活動によって提供(使用)された現金(現金以外の運転資本の変動による影響を除く)から取引コストを差し引いたものとして計算しています。
経営陣は、調整後のフリーキャッシュフローを事業の効率性と流動性の指標として使用し、負債水準の管理と株主への資本還元に利用できる設備投資後の資金を測定しています。当期の資本支出の影響を調整後のフリーキャッシュフローから取り除くことで、経営陣は調整後のフリーキャッシュフローを監視して、資本配分の決定を行います。調整後のフリーキャッシュフローは、営業活動によって提供(使用)された現金(現金以外の運転資本の変動による影響を除く)から取引コストと資本支出を差し引いたものとして計算しています。
次の表は、営業活動によって提供(使用)された現金を、調整後の資金フローおよび調整後のフリーキャッシュフローと調整後のフリーキャッシュフローと照合したものです。
調整後の資金フロー(1)と調整後のフリーキャッシュフロー(1)
| 3月31日に終了した3か月間 |
(千ドル) | 2024 | 2023 |
営業活動によって提供(使用)された現金 | 17,064 | (4,495) |
取引コスト | - | 2,327 |
非現金運転資本の変動 | 10,525 | 5,225 |
調整後の資金フロー (1) | 27,589 | 3,057 |
不動産、プラント、設備の支出 | (31,920) | (2,518) |
買収 | (2,529) | - |
調整後のフリーキャッシュフロー (1) | (6,860) | 539 |
(1) 非GAAP指標には、IFRSで規定されている標準化された意味がなく、他の事業体が提示する同様の指標の計算と比較できない場合があります。詳細については、このプレスリリースの「非GAAPおよびその他の財務指標」を参照してください。
非GAAPベースの財務比率
調整後EBITDA(ドル/バレル)
純利益(損失)と包括利益(損失)は、非GAAP指標である調整後EBITDA(ドル/バレル)の最も直接的に比較可能なGAAP指標です。調整後EBITDA($/bbl)は、原資産ベースからのGreenfireの収益性を継続的に測定するために使用されます。この指標は、IFRSに基づく純利益(損失)と包括利益(損失)を表すことを意図したものではありません。調整後EBITDA($/bbl)は、調整後EBITDAを指定期間における会社の総売上高で割って計算されます。
オペレーティングネットバック ($/bbl)
石油売上高($/バレル)は、石油売上高を使用して計算された比率です。これは、営業純利益で最も直接的に比較できるGAAP指標です。営業純利益は、非GAAP財務比率である営業純利益($/bbl)の計算に使用される非GAAP財務指標です。この指標は、IFRSに従って計算された石油販売、純利益、またはその他の財務実績の指標を表すことを意図したものではありません。営業純利益($/bbl)は、指定期間における営業純利益を会社の総石油販売量で割って計算されます。営業純利回り($/バレル)は、石油・ガス業界で広く使用されている非GAAP財務比率で、特定の期間における石油販売量の変化による影響を考慮して、会社の債務返済、資本支出、またはその他の用途のためのキャッシュフロー創出の効率性と能力を補完する指標です。