MD & A
附件 99.1
管理层的讨论与分析（“MD & A”）
以下对财务结果的讨论和分析日期为2024年5月8日，应结合阅读：
| ● | Enerplus Corporation（“艾诺加能源基金”或“公司”）截至2024年及2023年3月31日止三个月的未经审核中期简明综合财务报表（“中期财务报表”）及其附注; |
| ● | 艾诺加能源基金 2023年12月31日经审计的合并财务报表及2022并在结束的岁月里2023年12月31日,2022和2021；和 |
| ● | 的截至本年度之MD & A2023年12月31日（the“annual MD & A”）。 |
以下MD & A包含前瞻性信息和陈述。我们请您参阅“前瞻性信息和声明”下的MD & A末尾，以获取更多信息。以下MD & A还包含不具有美利坚合众国普遍接受的会计原则（“美国公认会计原则”）规定的标准化含义的财务措施。有关更多信息，请参阅MD & A末尾的“非GAAP措施”。此外，以下MD & A包含有关与艾诺加能源基金业务相关的某些风险和不确定性的披露。请参阅年度MD & A中的“风险因素和风险管理”以及艾诺加能源基金截至2023年12月31日止年度的年度信息表（“年度信息表”）中的“风险因素”。
以下MD & A中提供的信息仅与艾诺加能源基金有关，并不意味着安排（定义见下文“概述”）的完成。以下MD & A中包含的任何前瞻性信息和指导可能会因安排完成而发生变化。
介绍的依据
中期财务报表及其附注是根据美国公认会计原则编制的。除非另有说明，所有美元金额均以美元表示。某些前期金额已重列，以符合本期的列报方式。
在适用的情况下，天然气已按6 mCF：1 BOE换算为桶油当量（“BOE”）。BOE率基于主要适用于燃烧器尖端的能量当量转换方法，并不代表井口的值当量。鉴于基于当前天然气价格与原油相比的价值比率与6：1的能源当量（如适用）有显着差异，在此基础上使用换算可能会误导作为价值指示。单独使用BOE可能会产生误导。
按照美国通用会计准则，原油和天然气销售在中期财务报表中列报了扣除特许权使用费后的净额。此外，除非另有说明，所有生产量均以符合美国石油和天然气报告标准的“净”基础（扣除特许权使用费义务加上公司的特许权使用费权益后）列报。
这份MD & A中所有提及的“液体”都包括轻中油、重油和致密油（统称“原油”）以及天然气液体。这份MD & A中所有提到“天然气”的内容都包括常规天然气和页岩气。
关于2024年指导意见的咨询
以下MD & A包括艾诺加能源基金关于其2024年剩余时间的运营和财务业绩的某些企业指导。艾诺加能源基金在本MD & A中提出的展望和指导未考虑到如此处所述的艾诺加能源基金对TERM3的收购完成后产生的任何影响，该影响预计将于2024年5月31日发生，因此，TERM3在该期间业务和运营的实际结果可能会因本次交易的完成而发生变化。
有关该安排的进一步信息载于艾诺加能源基金与会议有关的管理信息通告和代理声明，其副本可在SEDAR +、EDGAR和艾诺加能源基金的网站上找到。
2024年一季度，经营活动现金流和调整后资金流1分别降至1.287亿美元和1.731亿美元，而2023年第四季度为2.979亿美元和2.405亿美元。减少的主要原因是产量下降和实现的原油商品价格下降。此外，与该安排有关的交易费用中记录了780万美元。由于我们的非现金运营营运资本赤字变化了9460万美元，运营活动产生的现金流由于营运资本变化而减少。
1这一财务指标是一种非公认会计准则财务指标。请参阅本MD & A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
2 ENERPLUS 2024年第一季度报告
截至2024年3月31日，净债务1从2023年12月31日的1.193亿美元增至1.407亿美元。净债务计算为1.741亿美元的总债务，其中包括我们的优先票据和我们的可持续发展挂钩贷款银行信贷额度的借款，分别为9亿美元和365美元（统称“银行信贷额度”），减去手头现金3340万美元。于2024年3月31日，我们的银行信贷融资共提取了5,150万美元。我们的净债务与调整后资金流动比率1是0.2倍，2023年12月31日为0.1倍。
截至2024年3月31日止三个月，总产量较2023年同期下降11%，主要是由于2023年资本投资有限以及2024年第一季度马塞勒斯与价格相关的减产导致马塞勒斯天然气产量下降。
与2023年同期相比，截至2024年3月31日止三个月，我们的原油和天然气液体权重从58%增加到65%，这主要是由于北达科他州的油井表现强劲，以及马塞勒斯的天然气产量减少。
我们继续预计2024年的年产量约为99,000 BOE/天，其中包括约64,000桶/天的原油和天然气液体产量。
截至2024年3月31日和2023年3月31日止三个月的日均生产量概述如下：
|
|
截至3月31日的三个月， |
||||
日均生产量 |
|
2024 |
|
2023 |
|
%变化 |
原油-偏紧（桶/天） |
|
46,266 |
|
47,369 |
|
(2%) |
|
|
|
|
|
|
|
天然气液体（桶/天） |
|
10,247 |
|
9,365 |
|
9% |
|
|
|
|
|
|
|
页岩气-Marcellus（mCF/day） |
|
116,521 |
|
180,184 |
|
(35%) |
页岩气-Bakken和DJ盆地（mCf/日） |
|
67,305 |
|
65,325 |
|
3% |
天然气总量（千立方英尺/天） |
|
183,826 |
|
245,509 |
|
(25%) |
每日总销量（BOE/天） |
|
87,151 |
|
97,652 |
|
(11%) |
1这一财务指标是一种非公认会计准则财务指标。请参阅本MD & A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
ENERPLUS 2024年第一季度报告3
定价
我们的原油和天然气生产收到的价格直接影响我们的收益、经营活动现金流、调整后的资金流和财务状况。下表总结了我们的平均售价、基准价格和差价：
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
定价（期间平均） |
2024年第一季度 |
|
|
2023年第四季度 |
|
|
2023年第三季度 |
|
|
2023年第二季度 |
|
|
2023年第一季度 |
|
基准 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
WTI原油（美元/桶） |
$ |
76.96 |
|
$ |
78.32 |
|
$ |
82.26 |
|
$ |
73.78 |
|
$ |
76.13 |
布伦特（ICE）原油（美元/桶） |
|
81.85 |
|
|
82.67 |
|
|
85.95 |
|
|
78.01 |
|
|
82.22 |
丙烷–康威（$/bbl） |
|
33.16 |
|
|
27.04 |
|
|
27.98 |
|
|
27.70 |
|
|
32.99 |
NYMEX天然气–上日（$/McF） |
|
2.24 |
|
|
2.88 |
|
|
2.55 |
|
|
2.10 |
|
|
3.42 |
CDN/美国平均汇率 |
|
0.74 |
|
|
0.73 |
|
|
0.74 |
|
|
0.74 |
|
|
0.74 |
CDN/美国期末汇率 |
|
0.74 |
|
|
0.76 |
|
|
0.74 |
|
|
0.76 |
|
|
0.74 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
艾诺加能源基金售价(1) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
原油（美元/桶） |
$ |
74.54 |
|
$ |
77.21 |
|
$ |
82.66 |
|
$ |
72.69 |
|
$ |
76.34 |
天然气液体（美元/桶） |
|
18.21 |
|
|
16.86 |
|
|
19.21 |
|
|
15.49 |
|
|
20.55 |
天然气（$/McF） |
|
1.86 |
|
|
1.65 |
|
|
1.37 |
|
|
1.08 |
|
|
3.18 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
平均基准差异 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bakken DAPL – WTI（$/bbl） |
$ |
(2.80) |
|
$ |
(1.60) |
|
$ |
0.73 |
|
$ |
0.78 |
|
$ |
1.32 |
布伦特（ICE）– WTI（$/bbl） |
|
4.89 |
|
|
4.36 |
|
|
3.69 |
|
|
4.23 |
|
|
6.09 |
Transco Leidy月度– NYMEX（$/McF） |
|
(0.51) |
|
|
(1.06) |
|
|
(1.47) |
|
|
(0.63) |
|
|
(0.54) |
Transco Z6非纽约月度– NYMEX（$/McF） |
|
0.53 |
|
|
(0.76) |
|
|
(1.36) |
|
|
(0.57) |
|
|
3.35 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
艾诺加能源基金实现差异化(1)(2) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
巴肯原油– WTI（$/bbl） |
$ |
(2.64) |
|
$ |
(1.26) |
|
$ |
0.20 |
|
$ |
(0.71) |
|
$ |
0.06 |
Marcellus天然气– NYMEX（$/McF） |
|
0.06 |
|
|
(1.20) |
|
|
(1.24) |
|
|
(0.68) |
|
|
(0.64) |
(1) |
不包括运输成本，以及商品衍生工具的影响。 |
(2) |
基于该期间的加权平均差值。 |
原油
在2024年第一季度期间，我们实现的原油销售价格平均为74.54美元/桶，与2023年第四季度相比下降了3%，与同期平均WTI基准价格的下降幅度一致。虽然2024年第一季度的WTI均价低于2023年第四季度，但由于中东地缘政治风险加剧、石油输出国组织“加一”继续遵守生产纪律以及更具支撑性的全球经济状况，该季度均价有所走强。
在2024年第一季度，我们实现的巴肯原油价差平均比WTI低2.64美元/桶，而在2023年第四季度，我们的已实现价差比WTI低1.26美元/桶。已实现差异走弱主要是由于美国炼油厂利用率下降，以应对季节性的原油和精炼产品需求下降。
天然气液体
2024年第一季度，我们实现的天然气液体销售价格平均为18.21美元/桶，而2023年第四季度为16.86美元/桶。实现改善主要是由于冬季取暖需求增加推动了丙烷价格上涨，康威的基准丙烷价格与2023年第四季度相比上涨了23%。
天然气
下表汇总了2024年5月7日艾诺加能源基金的价格风险管理持仓情况：
|
|
|
|
|
WTI原油（美元/桶）(1) |
|
|
2024年4月1日– 2024年6月30日 |
3路项圈 |
|
|
成交量（桶/天） |
|
5,000 |
卖出看跌期权 |
|
$ 65.00 |
购买看跌期权 |
|
$ 77.00 |
已售电话 |
|
$ 95.00 |
| (1) | 我们在未平仓原油合约上花费的平均递延溢价总额为2024年4月1日– 2024年6月30日1.25美元/桶。 |
商品风险管理收益/（损失） |
|
截至3月31日的三个月， |
||||
（百万美元） |
|
2024 |
|
2023 |
||
已实现收益/（亏损）： |
|
|
|
|
|
|
原油 |
|
$ |
— |
|
$ |
3.4 |
天然气 |
|
|
0.7 |
|
|
30.9 |
已实现收益/（亏损）合计 |
|
$ |
0.7 |
|
$ |
34.3 |
|
|
|
|
|
|
|
未实现收益/（损失）： |
|
|
|
|
|
|
原油 |
|
$ |
(3.5) |
|
$ |
3.8 |
天然气 |
|
|
— |
|
|
(10.1) |
未实现收益/（损失）合计 |
|
$ |
(3.5) |
|
$ |
(6.3) |
商品衍生工具总收益/（亏损） |
|
$ |
(2.8) |
|
$ |
28.0 |
|
|
截至3月31日的三个月， |
||||
（每BOE） |
|
2024 |
|
2023 |
||
已实现收益/（亏损）合计 |
|
$ |
0.09 |
|
$ |
3.90 |
未实现收益/（损失）合计 |
|
|
(0.44) |
|
|
(0.72) |
商品衍生工具总收益/（亏损） |
|
$ |
(0.35) |
|
$ |
3.18 |
|
|
截至3月31日的三个月， |
||||
（百万美元，每BOE金额除外） |
|
2024 |
|
2023 |
||
原油和天然气销售 |
|
$ |
362.0 |
|
$ |
413.2 |
每BOE |
|
$ |
45.65 |
|
$ |
47.02 |
|
|
截至3月31日的三个月， |
||||
（百万美元，每BOE金额除外） |
|
2024 |
|
2023 |
||
营业费用 |
|
$ |
102.0 |
|
$ |
92.8 |
每BOE |
|
$ |
12.86 |
|
$ |
10.56 |
截至2024年3月31日的三个月，运营支出为1.02亿美元，合12.86美元/BOE，而2023年同期为9280万美元，合10.56美元/BOE。这一增长主要是由于更高的计划油井服务活动和更大比例的北达科他州生产由于有限的资本投资和马塞勒斯与价格相关的减产。
|
|
截至3月31日的三个月， |
||||
（百万美元，每BOE金额除外） |
|
2024 |
|
2023 |
||
运输费用 |
|
$ |
32.5 |
|
$ |
37.8 |
每BOE |
|
$ |
4.09 |
|
$ |
4.30 |
|
|
截至3月31日的三个月， |
||||
（百万美元，每BOE金额除外） |
|
2024 |
|
2023 |
||
生产税 |
|
$ |
29.4 |
|
$ |
30.1 |
每BOE |
|
$ |
3.71 |
|
$ |
3.43 |
生产税（占原油和天然气销售的百分比） |
|
|
8.1% |
|
|
7.3% |
截至2024年3月31日止三个月的生产税为2940万美元，或8.1%，而2023年同期为3010万美元，或7.3%。生产税总额在原油和天然气销售中所占百分比的增加是由于相关生产税较低的天然气收入减少。
下面的原油和天然气分类根据其主导生产类别包含属性。这些属性可能包括已转换为等效单位的伴生原油、天然气或天然气液体体积，因此，每单位的收入可能与本MD & A“定价”部分下的平均售价不一致。
|
|
截至2024年3月31日止三个月 |
|||||||
按属性类型划分的Netbacks |
|
原油 |
|
天然气 |
|
合计 |
|||
日均产量 |
|
67,731京东方/天 |
|
116,521千立方英尺/天 |
|
87,151京东方/天 |
|||
每BOE或MCF的Netback $ |
|
（每BOE） |
|
（每千立方英尺） |
|
（每BOE） |
|||
原油和天然气销售 |
|
$ |
54.66 |
|
$ |
2.36 |
|
$ |
45.65 |
营业费用 |
|
|
(16.18) |
|
|
(0.21) |
|
|
(12.86) |
运输费用 |
|
|
(3.67) |
|
|
(0.93) |
|
|
(4.09) |
生产税 |
|
|
(4.73) |
|
|
(0.03) |
|
|
(3.71) |
商品衍生品合约影响前的净回值 |
|
$ |
30.08 |
|
$ |
1.19 |
|
$ |
24.99 |
商品衍生品合约的已实现收益/（亏损） |
|
|
— |
|
|
0.07 |
|
|
0.09 |
商品衍生品合约影响后的净回值 |
|
$ |
30.08 |
|
$ |
1.26 |
|
$ |
25.08 |
商品衍生品合约影响前的净回值(1)（百万美元） |
|
$ |
185.4 |
|
$ |
12.7 |
|
$ |
198.1 |
商品衍生品合约影响后的净回值(1)（百万美元） |
|
$ |
185.4 |
|
$ |
13.4 |
|
$ |
198.8 |
| (1) | 这一财务指标是一种非公认会计准则财务指标。请参阅本MD & A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。 |
|
|
截至2023年3月31日止三个月 |
|||||||
按属性类型划分的Netbacks |
|
原油 |
|
天然气 |
|
合计 |
|||
日均产量 |
|
67,552 BOE/天 |
|
180,599千立方英尺/天 |
|
97,652 BOE/天 |
|||
每BOE或MCF的Netback $ |
|
（每BOE） |
|
（每千立方英尺） |
|
（每BOE） |
|||
原油和天然气销售 |
|
$ |
60.42 |
|
$ |
2.82 |
|
$ |
47.02 |
营业费用 |
|
|
(14.84) |
|
|
(0.16) |
|
|
(10.56) |
运输费用 |
|
|
(3.89) |
|
|
(0.87) |
|
|
(4.30) |
生产税 |
|
|
(4.89) |
|
|
(0.02) |
|
|
(3.43) |
商品衍生品合约影响前的净回值 |
|
$ |
36.80 |
|
$ |
1.77 |
|
$ |
28.73 |
商品衍生品合约的已实现收益/（亏损） |
|
|
0.55 |
|
|
1.90 |
|
|
3.90 |
商品衍生品合约影响后的净回值 |
|
$ |
37.35 |
|
$ |
3.67 |
|
$ |
32.63 |
商品衍生品合约影响前的净回值(1)（百万美元） |
|
$ |
223.7 |
|
$ |
28.8 |
|
$ |
252.5 |
商品衍生品合约影响后的净回值(1)（百万美元） |
|
$ |
227.1 |
|
$ |
59.7 |
|
$ |
286.8 |
| (1) | 这一财务指标是一种非公认会计准则财务指标。请参阅本MD & A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。 |
截至2024年3月31日止三个月的商品衍生品合约影响前后的净回值总额低于2023年同期，原因是天然气产量减少和实现的商品价格下降。
总G & A费用包括与我们的长期激励计划（“LTI计划”）相关的G & A费用和基于股份的薪酬（“SBC”）费用。
|
|
截至3月31日的三个月， |
||||
（百万美元） |
|
2024 |
|
2023 |
||
现金： |
|
|
|
|
|
|
G & A费用 |
|
$ |
9.5 |
|
$ |
13.0 |
股份补偿开支/（追讨） |
|
|
3.4 |
|
|
(0.9) |
|
|
|
|
|
|
|
非现金： |
|
|
|
|
|
|
股份补偿开支/（追讨） |
|
|
11.4 |
|
|
7.5 |
G & A费用/（回收） |
|
|
(0.1) |
|
|
(0.1) |
总G & A费用 |
|
$ |
24.2 |
|
$ |
19.5 |
|
|
截至3月31日的三个月， |
||||
（每BOE） |
|
2024 |
|
2023 |
||
现金： |
|
|
|
|
|
|
G & A费用 |
|
$ |
1.20 |
|
$ |
1.48 |
股份补偿开支/（追讨） |
|
|
0.43 |
|
|
(0.10) |
|
|
|
|
|
|
|
非现金： |
|
|
|
|
|
|
股份补偿开支/（追讨） |
|
|
1.44 |
|
|
0.85 |
G & A费用/（回收） |
|
|
(0.01) |
|
|
(0.01) |
总G & A费用 |
|
$ |
3.06 |
|
$ |
2.22 |
截至2024年3月31日的三个月，我们的利息支出总额为350万美元，而2023年同期为430万美元。减少的主要原因是，与2023年同期相比，截至2024年3月31日的三个月的债务水平较低。
|
|
截至3月31日的三个月， |
||||
（百万美元） |
|
2024 |
|
2023 |
||
资本支出(1) |
|
$ |
126.7 |
|
$ |
138.6 |
办公资本 |
|
|
2.0 |
|
|
(0.2) |
小计 |
|
|
128.7 |
|
|
138.4 |
物业及土地收购 |
|
|
1.5 |
|
|
1.7 |
财产和土地撤资(1) |
|
|
0.1 |
|
|
(0.2) |
小计 |
|
|
1.6 |
|
|
1.5 |
合计 |
|
$ |
130.3 |
|
$ |
139.9 |
| (1) | 不包括非现金投资营运资本的变化。 |
截至2024年3月31日止三个月的资本支出总额为1.267亿美元，2023年同期为1.386亿美元。减少的主要原因是我们在北达科他州的2024年资本计划的时间安排。
|
|
截至3月31日的三个月， |
||||
（百万美元，每BOE金额除外） |
|
2024 |
|
2023 |
||
DD & A费用 |
|
$ |
92.5 |
|
$ |
87.1 |
每BOE |
|
$ |
11.66 |
|
$ |
9.91 |
截至2024年3月31日的三个月，ARO和解金额为1090万美元，而2023年同期为680万美元。
|
|
截至3月31日的三个月， |
||||
（百万美元） |
|
2024 |
|
2023 |
||
当期税费/（回收） |
|
$ |
2.4 |
|
$ |
11.0 |
递延税项开支/（回收） |
|
|
2.6 |
|
|
23.9 |
总税项开支/（回收） |
|
$ |
5.0 |
|
$ |
34.9 |
影响我们如何评估流动性和杠杆的因素有很多，包括商品价格周期、资本支出水平、收购和撤资计划、商品衍生品合约、股票回购和股息水平。我们还评估了相对于我们最严格的债务契约的杠杆，即最高优先债务与利息、税项、折旧、摊销、减值和其他非现金费用前利润（“调整后EBITDA”）的比率为3.5倍，期限最长为三个月，之后降至3.0倍。截至2024年3月31日，我们的优先债务与调整后EBITDA的比率为0.2x，净债务与调整后资金流动比率1为0.2x。虽然这是一种非公认会计原则的衡量标准，但不包括在我们的债务契约中，但投资者和分析师经常使用净债务与调整后资金流动比率来评估我们的流动性。请参阅以下定义和脚注。
|
|
截至3月31日的三个月， |
||||
（百万美元，每股金额除外） |
|
2024 |
|
2023 |
||
股息 |
|
$ |
13.3 |
|
$ |
12.0 |
每股加权平均股份（基本） |
|
$ |
0.065 |
|
$ |
0.055 |
在2024年3月31日之后，董事会批准了将于2024年6月支付的每股0.065美元的第二季度股息。我们预计将通过业务产生的自由现金流为股息提供资金。
1这一财务指标是一种非公认会计准则财务指标。请参阅本MD & A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
10 ENERPLUS 2024年第一季度报告
股东资本
|
|
截至3月31日的三个月， |
||||
|
|
|
2024 |
|
2023 |
|
股本（百万美元） |
|
$ |
2,694.4 |
|
$ |
2,811.7 |
|
|
|
|
|
|
|
已发行普通股（千） |
|
|
204,246 |
|
|
215,036 |
加权平均流通股–基本（千） |
|
|
203,558 |
|
|
216,806 |
加权平均流通股–稀释后（千） |
|
|
205,852 |
|
|
222,927 |
截至2024年3月31日止三个月，根据我们的国库结算LTI计划归属的单位总数为510万个，包括业绩乘数的影响（2023 – 230万）。总计320万股从库房发行，1280万美元从实收资本转入股本（2023 – 130万股；720万美元）。所需的预扣税款总额为2960万美元（2023年– 1640万美元）。
在截至2024年3月31日的三个月内，也就是在艾诺加能源基金与Chord签订安排协议之前，根据NCIB以每股14.37美元的平均价格回购并注销了110万股普通股，总对价为1620万美元。在支付的金额中，1050万美元计入股本，570万美元计入累计赤字。
截至2024年3月31日，根据目前的NCIB，仍有1130万股普通股可供回购。根据安排协议的条款，艾诺加能源基金受到限制，不得根据当前的NCIB或其他方式回购任何普通股，但有限度的例外情况。
截至2024年5月7日，我们有204,246，025股已发行普通股。此外，假设PSU的最高业绩乘数为2.0倍，可能会发行总计4,631，472股普通股，以结清PSU和限制性股票单位计划下的未偿授予。
季度财务信息
|
|
原油和 |
|
|
净 |
|
每股净收益/（亏损） |
|||||
（百万美元，每股金额除外） |
|
天然气销售 |
|
收入/（亏损） |
|
基本 |
|
摊薄 |
||||
2024 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
第一季度 |
|
$ |
362.0 |
|
$ |
66.1 |
|
$ |
0.32 |
|
$ |
0.32 |
2024年共计 |
|
$ |
362.0 |
|
$ |
66.1 |
|
$ |
0.32 |
|
$ |
0.32 |
2023 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
第四季度 |
|
$ |
437.1 |
|
$ |
116.7 |
|
$ |
0.57 |
|
$ |
0.55 |
第三季度 |
|
|
461.8 |
|
|
127.7 |
|
|
0.61 |
|
|
0.59 |
第二季度 |
|
|
350.9 |
|
|
74.2 |
|
|
0.35 |
|
|
0.34 |
第一季度 |
|
|
413.2 |
|
|
137.5 |
|
|
0.63 |
|
|
0.62 |
2023年总计 |
|
$ |
1,663.0 |
|
$ |
456.1 |
|
$ |
2.16 |
|
$ |
2.09 |
2022 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
第四季度 |
|
$ |
548.7 |
|
$ |
330.7 |
|
$ |
1.49 |
|
$ |
1.43 |
第三季度 |
|
|
663.5 |
|
|
305.9 |
|
|
1.32 |
|
|
1.28 |
第二季度 |
|
|
628.0 |
|
|
244.4 |
|
|
1.01 |
|
|
0.99 |
第一季度 |
|
|
513.2 |
|
|
33.2 |
|
|
0.14 |
|
|
0.13 |
2022年总计 |
|
$ |
2,353.4 |
|
$ |
914.3 |
|
$ |
3.91 |
|
$ |
3.77 |
2024年第一季度原油和天然气销售额减少至3.62亿美元，而2023年第四季度为4.371亿美元。我们报告2024年第一季度的净收入为6610万美元，而2023年第四季度的净收入为1.167亿美元。2024年第一季度原油和天然气销量和净收入的下降主要是由于产量下降和实现的原油价格下降。净收入进一步受到2024年第一季度记录的商品衍生工具损失总额的影响，而2023年第四季度记录的商品衍生工具收益和与Chord的安排相关的交易成本记录的780万美元。
与2022年相比，2023年的原油和天然气销售和净收入有所下降，原因是实际定价较弱。
ENERPLUS 2024年第一季度报告11
近期会计准则
我们没有提前采纳任何已发布但尚未生效的会计准则、解释或修订。自2023年12月31日起，我们的重要会计政策保持不变。
非公认会计原则和其他财务措施
非公认会计原则措施
这份MD & A包括对公司用来评估其财务业绩、财务状况或现金流的某些非GAAP财务指标和非GAAP比率的引用。非公认会计准则财务计量是指公司披露的财务计量，（a）描述公司的历史或预期未来财务业绩、财务状况或现金流量，（b）就其构成而言，不包括公司主要财务报表中披露的最直接可比财务计量的构成中包含的金额，或包括不包括的金额，（c）未在公司财务报表中披露，以及（d）不是比率、分数、百分比或类似表示。Non-GAAP比率是一家公司披露的财务指标，其形式为比率、分数、百分比或类似的表示，其中有一个非GAAP财务指标作为其一个或多个组成部分，且未在该公司的财务报表中披露。
这些非GAAP财务指标和非GAAP比率没有美国GAAP规定的标准化含义或定义，可能无法与其他实体的类似财务指标计算进行比较。
对于每一项衡量标准，我们有：（a）表明该衡量标准的构成；（b）确定最直接可比的GAAP财务衡量标准，并酌情提供比较详细信息；（c）表明该衡量标准与现有最直接可比的GAAP财务衡量标准的对账情况；（d）为读者提供有关该衡量标准有用性的详细信息。这些非GAAP财务指标和非GAAP比率不应被视为替代或优于根据GAAP编制的财务业绩指标。
“调整后的资金流向”由艾诺加能源基金使用，可用于投资者和证券分析师分析艾诺加能源基金产生资金偿还债务、支付股息以及为未来资本投资提供资金的能力。最直接可比的GAAP衡量标准是经营活动现金流。调整后的资金流量计算为扣除资产报废义务支出和非现金经营性营运资本变动前的经营活动现金流量。
|
|
截至3月31日的三个月， |
||||
（百万美元） |
|
|
2024 |
|
|
2023 |
来自/（用于）经营活动的现金流 |
|
$ |
128.7 |
|
$ |
241.4 |
资产报废债务结算 |
|
|
10.9 |
|
|
6.8 |
非现金营运营运资本变动 |
|
|
33.5 |
|
|
12.2 |
调整后资金流 |
|
$ |
173.1 |
|
$ |
260.4 |
“调整后的净收入/（亏损）”由艾诺加能源基金使用，有助于投资者和证券分析师通过调整某些未实现项目以及公司认为鉴于其不规则性质而适当调整的其他项目来评估公司的财务业绩。最直接可比的GAAP衡量标准是净收入/（亏损）。
|
|
截至3月31日的三个月， |
||||
（百万美元） |
|
2024 |
|
2023 |
||
净收入/（亏损） |
|
$ |
66.1 |
|
$ |
137.5 |
未实现衍生工具、外汇、有价证券（收益）/亏损 |
|
|
1.8 |
|
|
4.6 |
交易成本 |
|
|
7.8 |
|
|
— |
税收效应 |
|
|
(2.6) |
|
|
(1.4) |
调整后净收入/（亏损） |
|
$ |
73.1 |
|
$ |
140.7 |
12 ENERPLUS 2024年第一季度报告
“净负债”由艾诺加能源基金使用，可供投资者和证券分析师分析期末总体杠杆水平和财务状况。净债务的计算方法是与优先票据相关的当前和长期债务加上任何未偿还的银行信贷融资余额，减去现金和现金等价物。这一衡量标准没有直接可比的GAAP等效项。
|
|
|||||
（百万美元） |
|
2024年3月31日 |
|
2023年12月31日 |
||
长期债务的流动部分 |
|
$ |
80.6 |
|
$ |
80.6 |
长期负债 |
|
|
93.5 |
|
|
105.4 |
减：现金及现金等价物 |
|
|
(33.4) |
|
|
(66.7) |
净债务 |
|
$ |
140.7 |
|
$ |
119.3 |
“净债务与调整后资金流动比率”由艾诺加能源基金使用，可用于投资者和证券分析师分析杠杆和流动性。净债务与调整后资金流量比率的计算方法是净债务除以过去12个月的调整后资金流量。这项措施没有直接可比的GAAP等价物，也不等同于我们的任何债务契约。
|
|
|||||
（百万美元） |
|
2024年3月31日 |
|
2023年12月31日 |
||
净债务(1) |
|
$ |
140.7 |
|
$ |
119.3 |
尾随调整后资金流 |
|
|
873.9 |
|
|
961.2 |
净债务与调整后资金流动的比率 |
|
|
0.2x |
|
|
0.1x |
（1）见上文净债务调节。
“商品衍生品合约影响前净回拨”和“商品衍生品合约影响后净回拨”由艾诺加能源基金使用，对于投资者和证券分析师在评估我们的原油和天然气资产的经营业绩时很有用，无论是在考虑我们在商品衍生品工具上已实现的收益/（损失）之前还是之后。尽管以下提供了对账，但这些措施不存在直接的GAAP等值：
|
|
截至3月31日的三个月， |
||||
（百万美元） |
|
2024 |
|
2023 |
||
原油和天然气销售 |
|
$ |
362.0 |
|
$ |
413.2 |
减： |
|
|
|
|
|
|
营业费用 |
|
|
(102.0) |
|
|
(92.8) |
运输费用 |
|
|
(32.5) |
|
|
(37.8) |
生产税 |
|
|
(29.4) |
|
|
(30.1) |
商品衍生品合约影响前的净回值 |
|
$ |
198.1 |
|
$ |
252.5 |
衍生工具已实现净收益/（亏损） |
|
|
0.7 |
|
|
34.3 |
商品衍生品合约影响后的净回值 |
|
$ |
198.8 |
|
$ |
286.8 |
其他财务措施
补充财务措施
补充财务计量是指公司披露的财务计量，其中（a）正在或打算定期披露，以描述公司的历史或预期未来财务业绩、财务状况或现金流量，（b）未在公司财务报表中披露，（c）不是非GAAP财务计量，以及（d）不是非GAAP比率。以下一节解释了这些补充财务措施的构成，如果以前没有提供的话：
“资本支出”资本和办公支出，不包括其他资本资产/办公资本、物业和土地收购和撤资，以及非现金投资营运资本。
“现金一般和管理费用”或“现金G & A费用”通过现金支付结算的一般和管理费用，而不是与增值或其他非现金分配相关的费用，这些费用被记录为一般和管理费用的一部分。