展示99.1
NOGは2024年第3四半期の業績を発表し、過去最高の原油生産を達成しました。
第3四半期のハイライト
•1日当たり121,815 Boeの生産（58%が原油）は、2023年第3四半期から19%増加しました。
•1日当たり70,913バレルの過去最高の原油生産量は、四半期中にネット9.5回の投入ラインにもかかわらず達成しました。
•GAAP当期純利益は29840万ドル、調整後の当期純利益は14110万ドル、調整後のEBITDAは41240万ドルでした。以下の「非GAAP財務指標」を参照してください。
•営業キャッシュフローは38580万ドルでした。純運転資本の変動を除く営業キャッシュフローは37710万ドルで、2023年第3四半期から9%増加し、2024年第2四半期から1%増加しました。
•フリーキャッシュフローが17710万ドルを記録し、2024年第2四半期から32%増加しました。「Non-GAAP財務指標」を以下参照してください
•予算外の取得とその他の項目を除く、19800万ドルの資本支出
•D＆Cリストが2024年第2四半期から11.1ネットウェル増の52.2ネットウェルに増加しました
•1株当たり36.38ドルの平均価格で普通株式397,301株を買戻しました
POSt-QUARTER HIGHLIGHTS
•XCLリソースからUinta Basinの資産を、Sm Energy Companyとの合同取得により、NOGへの純額で51900万ドルで取得完了
ミネアポリス(BUSINESS WIRE) - 2024年11月5日 - 北部オイルアンドガス株式会社(NYSE: NOG)（以下「NOG」または「会社」）は、本日、同社の第3四半期の業績を発表しました
管理部のコメント
“During the third quarter we generated record oil volumes and free cash flow despite limited completion activity and a period of weaker commodity prices. Importantly, we notched multiple achievements on the business front executing on acquisitions of two high-quality growth assets,” commented Nick O’Grady, NOG’s Chief Executive Officer. “We closed our $22000万 Point transaction on time and on schedule, yet our net debt changed by only approximately $5000万 during the quarter, a testament to the power of our cash generation and the strength of our asset base. On October 1, we closed on XCL, our largest and most accretive acquisition to date. With these two assets now closed and D&C activity building, we look forward to continuing to generate differentiated returns and growth for our investors.”
THIRD QUARTER FINANCIAL RESULTS
Oil and natural gas sales for the third quarter were $51350万. Third quarter GAAP net income was $29840万 or $2.96 per diluted share. Third quarter Adjusted Net Income was $14110万 or $1.40 per adjusted diluted share. Adjusted EBITDA in the third quarter was $41240万, a 7% increase from the third quarter of 2023. See “Non-GAAP Financial Measures” below.
PRODUCTION
Third quarter production was 121,815 Boe per day, a decrease of 1% from the second quarter of 2024 and an increase of 19% from the third quarter of 2023. Oil represented 58% of total production in the third quarter with 70,913 Bbls per day, an increase of 2% from the second quarter of 2024 and an increase of 12% from the third quarter of 2023. NOG had 9.5 net wells turned in-line during the third quarter, compared to 30.1 net wells turned in-line in the second quarter of 2024. Strong well performance drove volume growth in both the Williston and Permian Basins, despite lower well completions versus the prior quarter. Natural gas volumes were lower driven by a decline in Appalachian gas activity.
PRICING
During the third quarter, NYMEX West Texas Intermediate (“WTI”) crude oil averaged $75.27 per Bbl, and NYMEX natural gas at Henry Hub averaged $2.23 per Mcf. NOG’s unhedged net realized oil price in the third quarter was $71.82, representing a $3.45 differential to WTI prices, a slight improvement compared to the second quarter. NOG’s unhedged net realized gas price in the third quarter was $1.60 per Mcf, representing a 72% realization compared with Henry Hub pricing. Natural gas realizations were lower than prior periods in the Appalachian, Permian and Williston Basins, driven by lower benchmark prices, wider regional basis differentials and lower NGL prices.
運営費用
Lease operating costs were $10690万 in the third quarter of 2024, or $9.54 per Boe, 6% higher on a per unit basis compared to the second quarter of 2024. LOE costs increased primarily due to increased workover and water disposal costs. Production taxes were $1470万 in the third quarter of 2024, compared to $4860万 in the second quarter of 2024, a decrease due to an immaterial out-of-period accounting adjustment. Third quarter general and administrative (“G&A”) costs totaled $1000万 or $0.89 per Boe, as compared to $1.21 per Boe in the second quarter of 2024. NOG’s adjusted cash G&A costs, which excludes non-cash and acquisition costs amounts of $300万 and a credit of $190万, respectively, totaled $890万 or $0.79 per Boe in the third quarter, up $0.04 per Boe compared to the second quarter of 2024.
CAPITAL EXPENDITURES AND ACQUISITIONS
Capital expenditures for the third quarter were $19800万 (excluding non-budgeted acquisitions and other). This was comprised of $18700万 of total drilling and completion (“D&C”) capital on organic and Ground Game assets, and $1110万 of Ground Game activity inclusive of pre-closing development costs. D&C spending was largely as expected during the quarter, with significant spud activity and healthy growth to the D&C list, despite a lower number of turn-in-lines. NOG’s weighted average gross authorization for expenditure (or AFE) elected to in the third quarter was $910万, which was lower compared with the second quarter of 2024.
NOG’s Permian Basin spending was 56% of the capital expenditures for the third quarter, the Williston was 41%, and the Appalachian was 3%. On the Ground Game acquisition front, NOG closed on six transactions acquired through various structures during the third quarter totaling 1,259 net acres and 0.1 net current and future development wells.
流動性と資本資源
当社の主要な流動性源は、オペレーションからの資金提供およびその場での売却販売契約です。当社の主要な資本使用は、設備投資、運転資本、および買収です。
2024年9月30日時点で、NOGは総額13億ドルを超える流動性を有しており、その内訳は、回転信用施設における12億ドルの融資可能額と、XCL買収のための拘束された現金入金3440万ドルと制限付き現金入金2550万ドルを含む総額5990万ドルの現金です。
株主のリターン
2024年第3四半期に、平均36.38ドル（手数料を含む）で1株当たり397,301株の普通株式を市場で取得しました。これまでの年間累計では、平均37.64ドル（手数料を含む）で1,841,733株の取得を行っています。2024年7月、会社の取締役会は、事実上使い果たされた以前の株式取得プログラムを終了し、最大1億5000万ドルの同社の普通株式を取得する新しい株式買い戻しプログラムを承認しました。
2024年8月、NOGの取締役会は、2024年9月27日時点で記録株主に対して、株1株当たり0.42ドルのNOGの普通株式について定期的な四半期配当を宣言し、これは2024年10月31日に支払われ、従来の水準から5%引き上げられました。
2024年の年次ガイダンス(1)
NOGは資本支出と生産ガイダンスを再確認し、一部の項目を調整しています。生産税は、年内の見通しを反映するように調整されています。天然ガスの実現額と原油の差額は、これまでの結果を反映するように調整されています。一株当たりの現金G&Aは、一部の外部費用を削減し、増加する生産量の恩恵を受け続けるために引き下げられています。
| 予想 | 改訂ガイダンス | |||||||||||||
年間生産量 (1日当たりBoe) | 120,000 - 124,000 | 120,000 - 124,000 | ||||||||||||
年間の原油生産量 (1日当たりBbls) | 73,000 - 76,000 | 73,000 - 76,000 | ||||||||||||
総資本支出 （百万ドル単位） | $890 - $970 | $890 - $970 | ||||||||||||
| ネット投入井数（TIL） | 93.0 - 98.0 | 93.0 - 98.0 | ||||||||||||
| ネットスパッドウェル数 | 73.0 - 78.0 | 73.0 - 78.0 | ||||||||||||
| 営業費用とディファレンシャル: | ||||||||||||||
生産費用 (Boe当たり) | $9.15 - $9.40 | $9.15 - $9.40 | ||||||||||||
生産税 (Oil＆Gas売上高に対する割合) | 9.0% - 9.5% | 8.5% - 9.0%(2) | ||||||||||||
NYMEX WTIに対する平均ディファレンシャル (Bbl当たり) | ($4.00) - ($4.85) | ($4.00) - ($4.50) | ||||||||||||
NYMEX Henry Hubに対する平均実現率 (Mcfあたり) | 87.5% - 92.5% | 90.0% - 95.0% | ||||||||||||
DD&Aレート (Boeあたり) | $16.50 - $17.50 | $16.50 - $17.50 | ||||||||||||
一般及び管理費用 (Boeあたり): | ||||||||||||||
非現金 | $0.25 - $0.27 | $0.25 - $0.27 | ||||||||||||
現金 （予算外取得に関する取引コストを除く） | $0.74 - $0.80 | $0.72 - $0.77 | ||||||||||||
________________
(1) この予測は、2つの生産段階で提供されています。
(2) 四半期予想税率を表しています。 実際の年間生産税率は、三半期に行われた期間外調整により低くなる見込みです。
2024年第3四半期の結果
次の表に、指定された期間の選択された運営および財務データが示されています。
| 9月30日までの3か月間 | |||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | % 変更 | |||||||||||||||
| 純生産量（単位：千）： | |||||||||||||||||
| (B)この授与が変更管理に関連して後継者または存続会社によって引き継がれ、参加者が後継者または存続会社の変更管理保護期間中に妥当な終了を受けた場合、未払いの | 6,524 | 5,848 | 12 | % | |||||||||||||
| 天然ガス (MMcf) | 28,098 | 21,397 | 31 | % | |||||||||||||
| 8. 移転不可。Performance UnitsまたはPerformance Unitsの利益に関する参加者の権利は、参加者（または許可された譲受人）によって遺言または相続法によるもの以外は譲渡、売却、設定、差し押さえ、売買、譲渡または担保に供することはできず、そのような示唆される譲渡、売買、設定、差し押さえ、売却、譲渡または担保は当社、パートナーシップまたは関連会社に対して無効および強制執行できないものとなります。 | 11,207 | 9,414 | 19 | % | |||||||||||||
| 1日平均生産量： | |||||||||||||||||
| 石油（Bbl） | 70,913 | 63,564 | 12 | % | |||||||||||||
| 天然ガス (千立方フィート) | 305,413 | 232,576 | 31 | % | |||||||||||||
| 合計 (石油換算ボイリューム) | 121,815 | 102,327 | 19 | % | |||||||||||||
| 平均販売価格： | |||||||||||||||||
| 石油（Bbl当たり） | $ | 71.82 | $ | 79.48 | (10) | % | |||||||||||
| ゲイン（損失）が決済済オイルデリバティブの平均価格（Bbl当たり）に与える影響 | 0.20 | (2.58) | |||||||||||||||
| オイルデリバティブの当座処理後の合計額（Bbl当たり） | 72.02 | 76.90 | (6) | % | |||||||||||||
| 天然ガスおよびNGLs（Mcf当たり） | 1.60 | 2.19 | (27) | % | |||||||||||||
| ゲインが決済済天然ガスデリバティブの平均価格（Mcf当たり）に与える影響 | 1.01 | 0.95 | |||||||||||||||
| 天然ガスおよびNGLsの決済済天然ガスデリバティブの合計額（Mcf当たり） | 2.61 | 3.14 | (17) | % | |||||||||||||
| 決済済コモディティデリバティブを除いたBoeベースの実現価格 | 45.82 | 54.35 | (16) | % | |||||||||||||
| ゲインが決済済コモディティデリバティブの平均価格（Boe当たり）に与える影響 | 2.65 | 0.55 | |||||||||||||||
| 決済済コモディティデリバティブを含むBoeベースの実現価格 | 48.47 | 54.90 | (12) | % | |||||||||||||
| 原油あたりのコストと経費: | |||||||||||||||||
| 生産費用 | $ | 9.54 | $ | 8.76 | 9 | % | |||||||||||
| 生産税 | 1.31 | 4.48 | (71) | % | |||||||||||||
| 一般行政費用 | 0.89 | 1.26 | (29) | % | |||||||||||||
| 減価償却債務、償却およびリース償却 | 16.57 | 14.21 | 17 | % | |||||||||||||
| 決算期末の純生産ウェル | 1,049.8 | 923.7 | 14 | % | |||||||||||||
ヘッジ
NOGは予想生産量の一部をヘッジし、キャッシュフローの予測可能性を高め、強力な財務基盤を維持するための原油ベンチマークデリバティブスワップ契約を締結しています。次の表は、2024年9月30日以降に精算予定のNOGのオープンな原油ベンチマークデリバティブスワップ契約を要約しています。
原油ベンチマークデリバティブスワップ(1) | 原油ベンチマークデリバティブカラー | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 契約期間 | 出来高（バレル/日） | 加重平均価格（＄/バレル） | カラーコール数量（バレル） | カラープット数量（バレル） | 加重平均天井価格 （$/バレル） | 加重平均床価格 （$/バレル） | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2024: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Q4 | 32,969 | $ | 73.85 | 2,195,749 | 1,998,800 | $ | 81.32 | $ | 71.58 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 2025: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Q1 | 32,791 | $ | 74.82 | 2,303,286 | 1,889,849 | $ | 78.25 | $ | 69.68 | |||||||||||||||||||||||||||||
| Q2 | 27,123 | 74.54 | 2,502,671 | 2,019,233 | 77.45 | 69.41 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Q3 | 19,413 | 73.57 | 2,304,994 | 1,817,970 | 77.43 | 69.15 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Q4 | 18,933 | 73.29 | 2,278,511 | 1,791,487 | 77.55 | 69.15 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2026: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Q1 | 2,930 | $ | 70.38 | 1,325,726 | 894,289 | $ | 74.41 | $ | 66.15 | |||||||||||||||||||||||||||||
| Q2 | 2,930 | 70.31 | 1,340,457 | 904,227 | 74.41 | 66.15 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Q3 | 2,930 | 70.24 | 1,355,187 | 914,163 | 74.41 | 66.15 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Q4 | 2,930 | 70.15 | 1,355,187 | 914,163 | 74.41 | 66.15 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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(1)2024年11月5日までに締結されたデリバティブ契約を含みます。この表には、NOGが主体でスワップションおよびコールオプションの対象となる出来高が含まれておらず、こちらはNOGの契約相手のオプションによりスワップされる可能性があります。また、この表にはベーシススワップも含まれておりません。詳細は2024年9月30日に提出された当社の10-Qフォームに含まれる財務諸表のノート10をご参照ください。
以下の表は、2024年9月30日以降に解決する予定のNOGのオープンな天然ガスベンチマークデリバティブスワップ契約を要約しています。
天然ガスベンチマークデリバティブスワップ(1) | 天然ガスベンチマークデリバティブカラー | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 契約期間 | Volume (MMBTU/Day) | Weighted Average Price ($/MMBTU) | Collar Call Volume (MMBTU) | Collar Put Volume (MMBTU) | Weighted Average Ceiling Price ($/MMBTU) | Weighted Average Floor Price ($/MMBTU) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2024: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Q4 | 100,738 | $ | 3.48 | 9,406,586 | 9,406,586 | $ | 4.60 | $ | 3.07 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 2025: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Q1 | 72,500 | $ | 3.46 | 10,086,417 | 10,086,417 | $ | 4.98 | $ | 3.12 | |||||||||||||||||||||||||||||
| Q2 | 30,330 | 3.47 | 9,691,297 | 9,691,297 | 4.71 | 3.11 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Q3 | 30,000 | 3.47 | 9,327,569 | 9,327,569 | 4.73 | 3.11 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Q4 | 24,891 | 3.53 | 8,228,723 | 8,228,723 | 4.86 | 3.11 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2026: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Q1 | 14,889 | $ | 3.74 | 5,828,249 | 5,828,249 | $ | 5.06 | $ | 3.09 | |||||||||||||||||||||||||||||
| Q2 | 15,165 | 3.74 | 6,024,706 | 6,024,706 | 5.06 | 3.09 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Q3 | 15,000 | 3.74 | 6,024,706 | 6,024,706 | 5.06 | 3.09 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Q4 | 11,576 | 3.66 | 4,304,642 | 4,304,642 | 4.97 | 3.09 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2027: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Q1 | 1,722 | $ | 3.20 | 890,000 | 890,000 | $ | 3.83 | $ | 3.00 | |||||||||||||||||||||||||||||
| Q2 | — | — | 920,000 | 920,000 | 3.83 | 3.00 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Q3 | — | — | 920,000 | 920,000 | 3.83 | 3.00 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Q4 | — | — | 610,000 | 610,000 | 3.83 | 3.00 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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(2)2024年11月5日までに締結されたデリバティブ契約を含みます。この表にはベーシススワップは含まれていません。追加情報については、2024年9月30日終了の四半期にSECに提出された私たちの財務諸表内のノート10を参照してください。
以下の表は、指定期間におけるNOGの商品デリバティブ取引の決済および未決済の利益および損失を示しており、NOGの営業利益計算書の売上部門に含まれています。
| 終了した三ヶ月間 9月30日、 | |||||||||||
| 営業活動によるキャッシュフロー： | 2024 | 2023 | |||||||||
| 決済済デリバティブに対する現金受領額 | $ | 29,709 | $ | 5,164 | |||||||
| デリバティブに対するノンキャッシュのマークツーマーケットの利益（損失） | 208,441 | (204,712) | |||||||||
| 商品デリバティブに関する利益（損失）、純額 | $ | 238,150 | $ | (199,548) | |||||||
資本支出＆掘削活動
| （千ドル、ネットウェルデータを除く） | 2024年9月30日終了の3か月間 | |||||||
| 発生した資本支出： | ||||||||
| 有機的な掘削および開発用資本支出 | $ | 161,945 | ||||||
| グラウンドゲームの掘削および開発用資本支出 | $ | 25,010 | ||||||
| プレクロージングの開発コストを含むグラウンドゲームの取得資本支出 | $ | 11,073 | ||||||
| 他 | $ | 1,890 | ||||||
| 予算外の買収 | $ | 198,726 | ||||||
| 生産に追加された純ウェルズ | 9.5 | |||||||
| 網羅された生産ウェルズ（期末） | 1,049.8 | |||||||
| 処理中の純ウェルズ（期末） | 52.2 | |||||||
| 選択されたウェルズの重み付け平均総合AFE | $ | 9,147 | ||||||
2024年第3四半期決算発表会議要領
NOGが財務および事業成績を発表した際、投資家、アナリスト、その他関係者は2024年11月6日水曜日午前8時（中部時間）に経営陣との会議に参加するよう招待されます。
会議に参加したい方は、以下の方法でウェブキャストまたは電話で聞くことができます：
ウェブキャストhttps://events.q4inc.com/attendee/395412196
ダイヤルイン番号(800) 715-9871 (US/Canada)および(646) 307-1963 (International)
会議 ID：4503139 - NOG第3四半期2024年決算説明会コール
リプレイダイヤルイン番号(800) 770-2030 (US/カナダ)および(609) 800-9909 (International)
リプレイアクセスコード4503139 - リプレイは2024年11月20日までご覧いただけます
NOGについて
NOGは連続する米国内の主要な炭化水素産出盆地での非運営少数意向および鉱物権の取得と投資を主要戦略とする実質的な資産会社です。NOGに関する詳細情報は、www.noginc.comで入手できます。
免責事項
このプレスリリースには、セキュリティ法（1933年改正）および証券取引法（1934年改正）の下で設定されたセーフハーバーに従う、将来の出来事およびNOGの将来の結果に関する前向きな声明が含まれています。このリリースに含まれる歴史的事実以外のすべての声明、NOGの財務状況、業績、事業戦略、配当計画および慣行、将来の運営のための経営陣の計画および目的、業界の状況、および負債コンプライアンスに懸念規定は、前向きな声明です。前向きな声明には、「推定」、「プロジェクト」、「予測」、「信じる」、「予期する」、「継続する」、「予見する」、「目標」、「可能性がある」、「計画」、「意図する」、「求める」、「目標」、「するでしょう」、「すべきです」、「可能性がある」などの用語やフレーズが付随しており、将来の出来事や結果の不確実性を伝える他の単語や類似の表現も含まれます。実際または潜在的な将来の生産および販売、市場規模、連携、トレンドまたは業績について考慮または前提とするアイテムも、そのような前向きな声明を構成します。
前向きな声明には固有のリスクや不確実性が伴い、NOGのコントロールを超える重要な要因（多くは）が含まれるため、前向きな声明で設定された結果が記載されている実際の結果と大きく異なる可能性があります。これには、原油および天然ガス価格の変動、現在の資産および取得前の資産における掘削および完了活動のペース、NOGの資産に影響を及ぼすインフラ制約および関連要因、コストインフレーションやサプライチェーンの混乱、ダコタアクセスパイプラインに関する継続的な法的紛争ならびに潜在的な停止の変更、追加の開発機会の取得能力、潜在的または予定の取得取引、予測されたキャピタル効率の節約およびNOGの該当する買収取引からの他の運用効率およびシナジー、取得取引の統合および買収物件の恩恵、または取得がNOGの現金状況と負債のレベルに与える影響が含まれます。NOGの貯蔵推定値またはその価値の変更、NOGの事業に生じる取得およびその他重要な取引に関する混乱、NOGがビジネスを行う国内および/または地域の一般的な経済状況、金利環境の変化、立法または規制要件、証券市場の状況、NOGの2029年満期の3.625%割り当て可能普通社債（「転換社債」）に関連するリスク、転換社債がNOGの財務状況および流動性に及ぼす潜在的影響、希薄化の可能性、および転換社債の規定がNOGの有利な買収を遅らせたり妨げたりする可能性が含まれます。協力関係、トレンド、または運用結果も、そのような前向きな声明に該当します。 Convertiblenotes発行、カウンターパーティリスクを含む環境、社会、およびガバナンス問題への注目の増加; NOGの保留中の取引取引を完了する能力; 保留中の取引取引のクローズに関連する他のリスクと不確実要因; NOGの資本調達や資金調達への能力; サイバーインシデントがNOGのビジネス、財務状況、または業績に重大な悪影響を与える可能性がある; 会計原則、ポリシー、またはガイドラインの変更; NOGの操作、製品、価格に影響を与える経済、競争、政府、規制、技術要因を含むNOGの操作に影響を与える出来事。 将来の結果に影響を与える可能性のある要因に関する追加情報は、「Item1A.リスクファクター」セクションおよびNOGの直近の2023年12月31日までの年次報告書「Form10-k」および新時期に提出された修正とその後の報告で更新された「Form10-Q」セクションなどに含まれており、それらがNOGの実際の結果を前言葉に示されたものとは異なるようにする要因を説明しています。
NOGはこれらの前向き見通しについて、将来のイベントに関する現行の期待値と仮定に基づいています。 管理陣はこれらの期待と仮定を合理的と考えていますが、それらは著しいビジネス、経済、競争、規制、およびその他のリスク、不確定要因、および不確実要因に本質的に影響されており、その多くは予測が難しく、NOGのコントロールを超えるものです。したがって、実際に達成された結果は、これらの声明で説明されている予想結果と実際には大きく異なる場合があります。 NOGは、連邦証券法によって義務付けられる場合を除いて、前向き見通しを更新または修正する義務を負いません。
連絡先：
Evelyn Infurna
バイスプレジデント、投資家関係
952-476-9800
ir@northernoil.com
損益計算書（簡略版）
（未审核）
| 終了した三ヶ月間 9月30日、 | |||||||||||
| （千ドル、株および株当たりデータを除く） | 2024 | 2023 | |||||||||
| 収益 | |||||||||||
| 石油およびガスの販売 | $ | 513,541 | $ | 511,651 | |||||||
| コモディティデリバティブの調整後利益（損失） | 238,150 | (199,548) | |||||||||
| その他 | 1,947 | 1,870 | |||||||||
| 総売上高 | 753,638 | 313,973 | |||||||||
| 営業費用 | |||||||||||
| 生産費用 | 106,902 | 82,506 | |||||||||
| 生産税 | 14,671 | 42,158 | |||||||||
| 一般行政費用 | 10,005 | 11,846 | |||||||||
| 損耗、減価償却、償却、及び負債のアクレッション | 185,657 | 133,791 | |||||||||
| その他の経費 | 2,463 | 1,234 | |||||||||
| 営業費用の合計 | 319,698 | 271,535 | |||||||||
| 営業利益 | 433,940 | 42,438 | |||||||||
| その他の収益（費用） | |||||||||||
| 資本化の差し引かれた利息費用 | (36,837) | (37,040) | |||||||||
| 未決済金利デリバティブの損失、純額 | (20) | — | |||||||||
| その他の収入 | 140 | 21 | |||||||||
| その他の純費用合計 | (36,717) | (37,019) | |||||||||
| 法人税前当期純利益 | 397,223 | 5,419 | |||||||||
| 法人税費用(収益) | 98,777 | (20,691) | |||||||||
| 当期純利益 | $ | 298,446 | $ | 26,111 | |||||||
| 普通株式当たり当期純利益 | $ | 3.00 | $ | 0.28 | |||||||
| 希薄化後普通株式当たり当期純利益 | $ | 2.96 | $ | 0.28 | |||||||
| 加重平均発行株数 - 基本 | 99,494,313 | 92,768,035 | |||||||||
| 加重平均発行株数 - 希薄化後 | 100,724,784 | 93,742,407 | |||||||||
簡易貸借対照表
| （千ドル、株式の額面および株数を除く） | 2024年9月30日 | 2023年12月31日 | |||||||||
| 資産 | (未監査) | ||||||||||
| 流動資産： | |||||||||||
| 現金及び現金同等物 | $ | 34,356 | $ | 8,195 | |||||||
| 売掛金、その他債権 - 差引支払い引当金 | 316,933 | 370,531 | |||||||||
| 事業者への前貸し | 18,153 | 49,210 | |||||||||
| 前払費用およびその他 | 12,111 | 2,489 | |||||||||
| デリバティブ取引 | 100,797 | 75,733 | |||||||||
| 法人税債権 | 36,573 | 3,249 | |||||||||
| 現在の総資産 | 518,923 | 509,407 | |||||||||
| 有形固定資産： | |||||||||||
| 石油および天然ガス資産、会計方法のフルコスト法 | |||||||||||
| 証明済み | 9,524,785 | 8,428,518 | |||||||||
| 未開発部分 | 23,006 | 36,785 | |||||||||
| その他の有形固定資産 | 8,182 | 8,069 | |||||||||
| 固定資産の合計 | 9,555,973 | 8,473,372 | |||||||||
| 減価償却費用、減損損耗費用及び減損損失 相殺額 | (5,075,954) | (4,541,808) | |||||||||
| 総所有資産および設備、純額 | 4,480,019 | 3,931,563 | |||||||||
| デリバティブ取引 | 14,730 | 10,725 | |||||||||
| 取得金額入金 | 25,500 | 17,094 | |||||||||
| その他の流動資産、純額 | 16,155 | 15,466 | |||||||||
| 総資産 | $ | 5,055,327 | $ | 4,484,255 | |||||||
| 負債および株主資本 | |||||||||||
| 支払手形および手形交換可能債務 | |||||||||||
| 支払調整額 | $ | 152,455 | $ | 192,672 | |||||||
| 未払費用 | 237,244 | 147,943 | |||||||||
| 優先配当股 | 28,034 | 26,219 | |||||||||
| デリバティブ取引 | 804 | 16,797 | |||||||||
| その他の流動負債 | 1,751 | 2,130 | |||||||||
| 流動負債合計 | 420,288 | 385,761 | |||||||||
| 長期債務の純額 | 1,953,099 | 1,835,554 | |||||||||
| 先送り税金 pass_tax、流動負債からの差引き | 210,738 | 68,488 | |||||||||
| デリバティブ取引 | 112,442 | 105,831 | |||||||||
| 以下の表は、2024年3月31日および2023年3月31日の3か月間における、固定資産、設備の除去に伴う短期および長期法的義務の開始および終了時の集計帳簿価額の調整を示しています（百万ドル）： | 42,867 | 38,203 | |||||||||
| その他の長期負債 | 2,391 | 2,741 | |||||||||
| 純負債合計 | $ | 2,741,825 | $ | 2,436,578 | |||||||
| コミットメントとコンティンジェンシー | |||||||||||
| 株主資本 | |||||||||||
普通株式、帳簿価額$.001；270,000,000株が承認済み； 2024年9月30日時点で発行済み株式数は99,825,164株 2023年12月31日時点で発行済み株式数は100,761,148株 | 502 | 503 | |||||||||
| 資本剰余金の増加分 | 1,942,181 | 2,124,963 | |||||||||
| 留保益（赤字） | 370,819 | (77,790) | |||||||||
| 株主資本合計 | 2,313,502 | 2,047,676 | |||||||||
| ) | $ | 5,055,327 | $ | 4,484,255 | |||||||
非GAAP財務指標
調整後の当期純利益、調整後EBITDA、フリーキャッシュフローは非GAAP対応の指標です。NOGは、調整後の当期純利益(損失)を所得税(後)を除く前の所得(損失)と定義し、これには次の項目を除外します。(i) 未決済の商品先物デリバティブの利益(損失)税引後、(ii) 債務の為替損益税引後、(iii) 譲渡検討(利益)損失税引後、(iv) 取得関連費用税引後、および(v) 未決済の金利デリバティブの利益(損失)税引後。NOGは、調整後のEBITDAを次の項目を除いた当期純利益(損失)と定義しています。(i) 利子費用、(ii) 所得税、(iii) 減価償却費、減価償却、償却、(iv) 非現金補償費用、(v) 債務の為替損益、(vi) 譲渡検討(利益)損失、(vii) 取得関連費用、(viii) 未決済の金利デリバティブの利益(損失)、および(ix) 未決済の商品先物デリバティブの利益(損失)を含みます。NOGは、フリーキャッシュフローを、運転資金の変動およびその他の項目を除いた運用キャッシュフロー、(i) 計画外の取得や累積された設備投資の変更を除いた資本支出、その他項目を差し引いたものと定義しています。これらの指標を米国一般会計原則(GAAP)に最も直接的に対応する各計算式を以下に示します。
経営陣は、これらの非GAAP財務指標の使用が投資家に現在の財務パフォーマンスを総合的に理解するのに有益であると考えています。経営陣は、調整後の当期純利益と調整後のEBITDAが、NOGの核となる業績を示すと考える一部の費用や未実現の商品の利益と損失を除外することにより、経営陣と投資家に有益な情報を提供すると考えています。経営陣は、フリーキャッシュフローが、予算化された設備投資を内部資金で賄う会社の能力の尺度として、新たな債務を返済または負担し、株主価値を創出する際の成功を測定するのに投資家にとって有益であると考えています。さらに、これらの非GAAP財務指標は、予算立案と予測に経営陣が使用し、その後NOGの業績を測定し、経営陣は最も内部測定プロセスと一致する財務指標を投資家に提供していると信じています。ここで含まれる非GAAP財務指標は、他の企業が使用する類似の指標と異なる場合があり、同様やそれよりも有意義ではないと考えてください。NOGは時折、前向きのフリーキャッシュフローの見積もりや目標を示すが、NOGは前向きなGAAP指標と直接比較可能な量的調整の数値的な調整が困難であるため、こうした前向きなGAAP指標への定量的な調整を提供できません。将来期間の調整項目は重要になる可能性があります。
調整後の当期純利益の調整
| 終了した三ヶ月間 9月30日、 | |||||||||||
| （千ドル、株および株当たりデータを除く） | 2024 | 2023 | |||||||||
| 法人税前当期純利益 | $ | 397,223 | $ | 5,419 | |||||||
| 加算: | |||||||||||
| 特定アイテムの影響： | |||||||||||
| 未決済商品デリバティブに関する（利益）損失 | (208,441) | 204,712 | |||||||||
| 買収取引費用 | (1,901) | 3,385 | |||||||||
| 未決済金利デリバティブの損失 | 20 | — | |||||||||
| 調整後の税引前収益 | 186,901 | 213,516 | |||||||||
調整後の所得税費用 (1) | (45,791) | (52,311) | |||||||||
| 調整後の当期純利益（非GAAP） | $ | 141,110 | $ | 161,205 | |||||||
| 加重平均普通株式発行数（基本） | 99,494,313 | 92,768,035 | |||||||||
| 加重平均普通株式発行数（希薄化後） | 100,724,784 | 93,742,407 | |||||||||
| 差し引く： | |||||||||||
転換社債の希薄化効果 (2) | 115,626 | 434,944 | |||||||||
| 調整後希薄化済みの平均発行済株式数 | 100,609,158 | 93,307,463 | |||||||||
| 1株当たり所得税控除前収益-基本 | $ | 3.99 | $ | 0.06 | |||||||
| 加算: | |||||||||||
| 選定項目の影響 | (2.11) | 2.24 | |||||||||
| 所得税の影響 | (0.46) | (0.56) | |||||||||
| 1株当たり調整後純利益-基本 | $ | 1.42 | $ | 1.74 | |||||||
| 1株当たり所得税控除前収益-調整後希薄化済み | $ | 3.95 | $ | 0.06 | |||||||
| 加算: | |||||||||||
| 選択アイテムの影響 | (2.09) | 2.23 | |||||||||
| 所得税の影響 | (0.46) | (0.56) | |||||||||
| 調整後の一株当たり純利益–調整後の希薄化率 | $ | 1.40 | $ | 1.73 | |||||||
______________
(1)2024年9月30日および2023年9月30日に終了した3か月間について、これは24.5％の見積もり税率を使用した税の影響を表します。
(2)希釈株式の加重平均株式数は、GAAPベースで、2029年満期の会社の転換社債に起因する希釈株式を含みます。ただし、会社が関連付けて締結したキャップ付きコール取引の相殺効果は、GAAPベースでは認識されていません。その結果、この計算の目的のために、会社は希釈効果のある株式を、それらがキャップ付きコールによって相殺される範囲まで除外します。
調整後のEBITDAの調整
| 終了した三ヶ月間 9月30日、 | |||||||||||
| 営業活動によるキャッシュフロー： | 2024 | 2023 | |||||||||
| 当期純利益 | $ | 298,446 | $ | 26,111 | |||||||
| 加算: | |||||||||||
| 利息費用 | 36,837 | 37,040 | |||||||||
| 所得税費用 | 98,777 | (20,691) | |||||||||
| 減価償却費、枯渇費、償却費、及びアクレッション | 185,657 | 133,791 | |||||||||
| 非現金の株式報酬 | 3,018 | 1,178 | |||||||||
| 買収取引費用 | (1,901) | 3,385 | |||||||||
| 未決済の金利デリバティブに関する損失 | 20 | — | |||||||||
| 未決済のコモディティデリバティブに関する（利益）損失 | (208,441) | 204,712 | |||||||||
| 調整後のEBITDA | $ | 412,413 | $ | 385,525 | |||||||
フリーキャッシュフローの調整
| 終了した三ヶ月間 9月30日、 | |||||
| 営業活動によるキャッシュフロー： | 2024 | ||||
| 営業活動による純現金 | $ | 385,761 | |||
| 変動資本およびその他の項目の変更を除外します | (8,704) | ||||
減：資本支出 (1) | (199,918) | ||||
| フリーキャッシュフロー | $ | 177,139 | |||
_______________
(1) 資本支出は以下のように計算されます:
| 終了した三ヶ月間 9月30日、 | |||||
| 営業活動によるキャッシュフロー： | 2024 | ||||
| 資本支出に支払われる現金 | $ | 381,824 | |||
| マイナス：予算外の買収 | (204,571) | ||||
| プラス：発生した資本支出およびその他の変更 | 22,665 | ||||
| 資本支出 | $ | 199,918 | |||