管理层讨论与分析
截至2019年12月31日止年度
报告日期：2020年4月29日
介绍
本公司于1968年3月29日根据加拿大安大略省的法律注册成立，名称为“Dejour Mines Limited”。根据日期为2001年10月30日的修订条款，已发行普通股以每十五（15）股旧股换一（1）股新股为基础进行合并，公司名称更改为Dejour Enterprises Ltd。2003年6月6日，股东通过决议，完成一股新股换三股旧股合并，自2003年10月1日起生效。2005年，公司继续进入不列颠哥伦比亚省商业公司法（不列颠哥伦比亚省）。2011年3月9日，公司名称从Dejour Enterprises Ltd.更改为Dejour Energy Inc.。2015年10月27日，公司名称从Dejour Energy Inc.更改为DXI Energy公司，并对其普通股进行了五比一的股份合并。
DXI Energy的总部位于523 – 999 Canada Place，Vancouver，British Columbia，V6C 3E1，其注册和记录办公室位于25th Floor，700 West Georgia Street，Vancouver，British Columbia，V7Y 1B3。DXI Energy的普通股在加拿大多伦多证券交易所（“TSX”）上市交易，代码为“DXI”，在美国OTCQB（“OTCQB”）上市交易代码为“DXIEF”。
以下管理层讨论与分析（“MD & A”）的日期为2020年4月29日，应与公司截至2019年12月31日和2018年12月31日止年度的经审计合并财务报表及其附注一并阅读。有关DXI Energy的更多信息，请访问SEDAR，网址为www.sedar.com.
前瞻性陈述
本文件包含构成“前瞻性信息”或“前瞻性陈述”（统称为“前瞻性陈述”）的关于未来事件、条件、运营结果或业绩的期望、信念、计划、目标、目的、假设、信息和陈述-看起来的陈述”）根据适用的证券法。不应过分依赖前瞻性陈述。前瞻性陈述基于当前的预期、估计和预测，涉及许多风险和不确定性，可能导致实际结果与公司预期和前瞻性陈述中描述的结果存在重大差异。我们警告说，上述风险和不确定性清单并非详尽无遗。事件或情况可能导致实际日期与这些前瞻性陈述中估计或预测和表达或暗示的日期存在重大差异。本文件中包含的前瞻性陈述 截至本协议日期作出，除非适用证券法明确要求，否则公司不打算也不承担任何义务更新或修订任何前瞻性陈述，无论是由于新信息、未来事件或其他原因。
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此处列出的有关2020年预测结果的信息是适用证券法意义上的“财务展望”。本财务展望的目的是向读者披露DXI Energy对其2020年拟议业务活动的预期结果的合理预期。读者请注意，此财务前景可能不适用于其他目的。
非国际财务报告准则措施
本文件包含某些财务指标，如下所述，它们没有国际财务报告准则（“IFRS”）规定的标准化含义。由于这些措施通常用于石油和天然气行业，本公司认为将其纳入对投资者有用。请读者注意，这些金额可能无法与使用类似术语的其他公司的衡量标准直接比较。“经营净额”是通过从石油和天然气总收入中扣除特许权使用费以及经营和运输费用来计算的。“经营现金流量”的计算方法是将退役负债的结算和经营营运资金的变化与经营活动的现金流量相加。DXI Energy将运营净收益和运营现金流作为绩效的关键衡量标准，并非旨在代表运营利润，也不应将其视为收入或亏损或其他衡量标准的替代方案 财务业绩，根据国际财务报告准则计算的经营活动现金流量。
下表将（用于）经营活动的现金流量与（用于）经营活动的现金流量进行核对，这是一项非IFRS衡量标准：
| 截至12月31日的三个月 | 截至12月31日的年度 | |||||||||||
| （加利福尼亚州千美元） | 2019 | 2018 | 2019 | 2018 | ||||||||
| $ | $ | $ | $ | |||||||||
| 经营活动中使用的现金流量 | (481 | ) | (483 | ) | (1,805 | ) | (891 | ) | ||||
| 营运营运资金变动 | 289 | 194 | 422 | (720 | ) | |||||||
| 运营中使用的现金流 | (192 | ) | (289 | ) | (1,383 | ) | (1,611 | ) | ||||
此外，在“流动性和资本资源”部分确定公司的“总资本”时，公司在第13页披露了“调整后营运资金赤字”，这是一项非IFRS衡量标准。“调整后营运资金赤字”反映了管理层对持续经营基础上营运资金现金流的估计，不一定是国际财务报告准则规定的。
其他测量
除非另有说明，否则所有美元金额均以加元为单位。出于讨论目的，本MD & A中的某些数字已四舍五入到最接近的千位。一桶油当量（“Boe”）是通过将六千立方英尺（“Mcf”）的天然气转换为一桶（“Bbl”）的原油（6 Mcf：1 Bbl）得出的。这种转换可能会产生误导，特别是如果单独使用，因为6 Mcf：1 Bbl比率基于主要适用于燃烧器尖端的能量当量转换方法，并不代表井口的价值当量。在使用当前原油价格与天然气价格比较价值比率时，6 Mcf：1 Bbl转换比率作为价值指标可能会产生误导。
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关键会计估计和判断
根据国际财务报告准则编制财务报表要求管理层做出影响报告资产、负债、收入、费用、收益和损失的估计和判断。这些估计和判断可能会根据经验和新信息发生变化。需要进行重大估计和判断的财务报表领域如下：
退役责任
本公司为其勘探和评估资产以及财产和设备确认退役负债。退役负债的计量涉及对未来退役计划的成本和发生时间的估计和判断。它还涉及评估适当的贴现率、适用于未来成本的通货膨胀率以及用于衡量每个报告期的增值费用的比率。负债的计量还反映了当前的工程方法以及当前和预期的未来环境立法和标准。实际退役成本最终将取决于退役成本的未来市场价格，该价格将反映实际发生退役成本时的市场状况。当前确认的退役准备金的最终成本可能高于或低于当前规定的成本。
股份支付交易
本公司参照权益工具在授予日的公允价值计量与职工以权益结算的交易成本。管理层使用判断来确定最合适的估值模型来估计以股份为基础的支付交易的公允价值。估值模型的输入数据，包括购股权的预期年期、波动性和股息收益率，需要判断以确定。
减值
管理层根据各种内部和外部因素判断是否存在减值和减值拨回指标。
现金产生单位及个别资产的可收回金额乃根据公平值减销售成本或使用价值两者中的较高者厘定。本公司在厘定可收回金额时所采用的主要估计通常包括预期未来商品价格、预期产量、未来营运及开发成本以及贴现率。这些假设的变化将影响现金产生单位和个别资产的可收回金额，然后可能需要对其相关账面价值进行重大调整。于2019年12月31日，公司在加拿大拥有一个现金产生单位，在美国拥有一个现金产生单位。
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金融工具
在估计金融工具的公允价值时，本公司使用利用可观察市场数据（如可用）的估值方法。除市场信息外，本公司还纳入了市场参与者在公允价值计量中使用的交易特定细节，包括不履约风险的影响。
储备
储量估计用于预测本公司油气资产的可采性和经济可行性，以及损耗和减值计算。估计储量的过程很复杂，需要进行重大的解释和判断。它受经济条件、生产、运营和开发活动的影响，并使用可用的地质、地球物理、工程和经济数据进行。储量至少每年由公司的独立储量评估员进行评估，这些储量的更新（如有）在内部进行估计。未来开发成本乃使用有关生产商业储量所需的油井数量、该等油井及相关生产设施的成本以及其他资本成本的假设进行估计。
会计准则的变化
本公司于2019年1月1日采用了IFRS 16“租赁”。IFRS 16消除了承租人经营租赁和融资租赁之间的区别，并要求在资产负债表上确认使用权资产和租赁负债。
本公司采用经修订的追溯法采用IFRS 16，其中初始应用该准则的累积影响确认为使用权资产（包括在“财产和设备”中）增加97,000美元，租赁负债相应增加。已确认的使用权资产按与租赁负债现值相等的金额计量。用于确定采用时租赁负债的加权平均增量借款利率约为10%。已确认的使用权资产和租赁负债与本公司在温哥华的总部租赁及其卡尔加里办事处的租赁有关。本公司选择对短期租赁和低价值资产租赁不采用租赁会计处理。
某些新的会计准则和解释已经发布，这些准则和解释对2019年12月31日的报告期不是强制性的。这些准则已由本公司评估，预计不会对本公司的合并财务报表产生重大影响。
财务报告的披露控制和内部控制
公司设计了披露控制和程序（“DCP”）以提供合理保证：（i）与公司有关的重要信息被其他人告知公司的首席执行官和首席财务官，特别是在准备年度和中期文件期间；公司根据证券立法提交或提交的年度文件、临时文件或其他报告中要求披露的信息被记录、处理，在证券立法规定的时间段内汇总和报告。在公司财政年度结束时，适当的管理人员已经评估或促使在他们的监督下评估公司披露控制和程序的有效性，并得出结论认为公司的披露控制和程序自12月31日起生效，2019。
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本公司设计了财务报告内部控制（“ICFR”），以根据国际财务报告准则对财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。在本公司财政年度结束期间，适当的管理人员已评估或促使在其监督下评估本公司财务报告内部控制的有效性，并得出结论认为本公司财务报告内部控制自12月31日起生效，2019。公司必须在此披露最近一个财政期间发生的公司ICFR的任何变化，这些变化已经或合理地可能对公司的ICFR产生重大影响。
截至2019年12月31日止三个月，公司的DCP及其ICFR未发现对公司财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的重大变化。
举报政策
自2007年12月28日起，公司审计委员会通过了决议，授权建立程序以处理收到的有关会计、内部控制或审计事项的投诉，并为对可疑会计或审计有疑虑的员工和顾问制定保密、匿名的提交程序事项。举报人政策的实施符合多边文书52-110审计委员会、国家政策58-201公司治理指南和国家文书58-101公司治理实践披露的新要求。
增长战略
本公司实施全周期勘探开发计划，同时机会性地寻求收购具有开发潜力的资产。为补充这一战略，本公司保留了一支由经验丰富且合格的人员组成的团队，以快速应对新机遇。
经营成果
财务和经营亮点
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截至2019年12月31日止年度，本公司：
1. 在充满挑战的市场条件下筹集了3,293，000美元的股权总收益，使公司能够在不列颠哥伦比亚省东北部的Woodrush开发额外的天然气储量。评估将Woodrush生产设施转换为甲醇生产设施的可行性，并为一般营运资金做出贡献；
2. 与公平的美国合格投资者完成将780,000美元的有担保可转换债务转换为公司12,999，998股普通股；
3. 完成将与关联方的3,500，000美元有担保可转换债务转换为58,333，333股本公司普通股，并将161,000美元有担保可转换债务的应计利息转换为2,690，931股本公司普通股；和
4. 截至2018年12月31日止比较期间，净收入从307,000美元增加23%至377,000美元。
收入
| 2019年第四季度与2018年第四季度对比 | 截至12月31日的三个月 | ||||||||
| （加利福尼亚州美元，除非另有说明） | 2019 | 2018 | 百分比变化 | ||||||
| 产量： | |||||||||
| 石油和天然气液体 | 28 | 52 | -46% | ||||||
| 天然气 | 1,501 | 360 | 317% | ||||||
| 总计 | 278 | 112 | 149% | ||||||
| 平均实现价格： | |||||||||
| 石油和天然气液体（美元/桶） | 50.42 | 39.18 | 29% | ||||||
| 天然气 | 1.79 | 3.57 | -50% | ||||||
| 总计（美元/桶油当量） | 14.73 | 29.69 | -50% | ||||||
| 收入，特许权使用费前： | |||||||||
| 石油和天然气液体 | 131 | 188 | -30% | ||||||
| 天然气 | 246 | 119 | 107% | ||||||
| 合计 | 377 | 307 | 23% | ||||||
截至2019年12月31日止三个月（“2019年第四季度”），特许权使用费前的总收入增加了70,000美元或23%，原因是石油和天然气产量在“BOE”基础上增加了149%。这被合并平均实现价格下降50%所抵消。
2019年第四季度，石油产量从2018年第四季度的52 Bopd降至平均28 Bopd。这46%的下降反映了石油产量的自然下降和与不列颠哥伦比亚省东北部Woodrush类型的中途地层注水相关的含水率增加。天然气产量的大幅增加是由于与BP Canada Energy Group于2019年9月1日开始的固定天然气交付合同的结果。截至2020年3月31日，公司拥有1,500 GJ/d的固定管道容量，价格为1.45美元/GJ。
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| 2019年年初至今与2018年年初至今 | 截至12月31日的年度 | ||||||||
| （加利福尼亚州美元，除非另有说明） | 2019 | 2018 | 百分比变化 | ||||||
| 产量： | |||||||||
| 石油和天然气液体 | 40 | 62 | -36% | ||||||
| 天然气 | 677 | 747 | -9% | ||||||
| 总计 | 153 | 186 | -18% | ||||||
| 平均实现价格： | |||||||||
| 石油和天然气液体（美元/桶） | 52.28 | 58.28 | -10% | ||||||
| 天然气 | 2.11 | 2.33 | -9% | ||||||
| 总计（美元/桶油当量） | 22.96 | 28.68 | -20% | ||||||
| 收入，特许权使用费前： | |||||||||
| 石油和天然气液体 | 757 | 1,315 | -42% | ||||||
| 天然气 | 521 | 636 | -18% | ||||||
| 合计 | 1,278 | 1,951 | -34% | ||||||
截至2019年12月31日止年度，特许权使用费前的总收入减少了673,000美元或34%，原因是石油和天然气产量在“BOE”基础上下降了18%，而合并平均实现的收入下降了20%价格。
截至2019年12月31日止年度，石油产量从截至2018年12月31日止年度的62 Bopd降至平均40 Bopd。这36%的下降反映了石油产量的自然下降和与不列颠哥伦比亚省东北部Woodrush类型的中途地层注水相关的含水率增加。
石油作业
| 截至12月31日的三个月 | 截至12月31日的年度 | |||||||||||||||||
| （美元/桶） | 2019 | 2018 | 百分比变化 | 2019 | 2018 | 百分比变化 | ||||||||||||
| $ | $ | $ | $ | |||||||||||||||
| 石油和NGL的收入、实现价格 | 50.42 | 39.18 | 29% | 52.28 | 58.28 | -10% | ||||||||||||
| 版税 | (5.91 | ) | (5.52 | ) | 7% | (5.73 | ) | (6.94 | ) | -17% | ||||||||
| 运营和运输费用 | (46.00 | ) | (43.44 | ) | 6% | (47.32 | ) | (36.55 | ) | 29% | ||||||||
| 经营净额 | (1.49 | ) | (9.78 | ) | -85% | (0.77 | ) | 14.79 | -105% | |||||||||
与2018年同期相比，2019年第四季度石油销售的平均价格上涨了29%。DXI Energy平均实现油价的上涨反映了加拿大和世界其他地区的基准价格回升。截至2019年12月31日止年度，石油销售平均价格较2018年同期下降10%。下降是由于管道限制导致加拿大西部地区供应过剩，主要是美国市场。
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与2018年同期相比，截至2019年12月31日止三个月的平均石油特许权使用费较高，原因是4第2019年第一季度。由于2019年收到的平均油价较低，截至2019年12月31日止年度的平均石油特许权使用费低于2019年同期。
与2018年同期相比，截至2019年12月31日止三个月和十二个月的运营和运输费用较高，主要是由于某些固定运营成本被分配到较低的石油产量上。
天然气业务
| 截至12月31日的三个月 | 截至12月31日的年度 | |||||||||||||||||
| （美元/千立方英尺） | 2019 | 2018 | 百分比变化 | 2019 | 2018 | 百分比变化 | ||||||||||||
| $ | $ | $ | $ | |||||||||||||||
| 天然气收入，实现价格 | 1.79 | 3.57 | -50% | 2.11 | 2.33 | -9% | ||||||||||||
| 版税 | (0.09 | ) | (0.45 | ) | -80% | (0.27 | ) | (0.18 | ) | 55% | ||||||||
| 运营和运输费用 | (2.59 | ) | (4.52 | ) | -43% | (3.30 | ) | (3.61 | ) | -9% | ||||||||
| 经营净额 | (0.89 | ) | (1.40 | ) | -36% | (1.46 | ) | (1.46 | ) | 0% | ||||||||
| 桶油当量净回值 | (5.32 | ) | (8.41 | ) | -37% | (8.75 | ) | (8.73 | ) | 0% | ||||||||
截至2019年12月31日止三个月及十二个月，燃气销售平均价格较2018年同期下降50%及9%。减少的原因是圣约翰堡地区的天然气过剩，这是由于大规模Montney页岩气田的开发以及相关的管道限制造成的。
与2018年同期相比，2019年第四季度的平均天然气特许权使用费较低，原因是圣约翰堡地区的平均天然气价格较低。与2018年同期相比，截至2019年12月31日止年度的平均天然气特许权使用费较高，主要是由于与Coachman和解相关的压倒一切的特许权使用费。
与2018年同期相比，2019年第四季度的每单位运营和运输费用较低，主要是由于某些固定运营成本被分配到较高的天然气产量上。截至2019年12月31日止年度的每单位运营和运输费用与2018年水平保持不变。
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融资费用
| 截至12月31日的三个月 | 截至12月31日的年度 | |||||||||||||||||
| （加利福尼亚州美元，每Boe除外） | 2019 | 2018 | 百分比变化 | 2019 | 2018 | 百分比变化 | ||||||||||||
| $ | $ | $ | $ | |||||||||||||||
| 关联方短期借款利息 | - | 25 | -100% | 33 | 100 | -67% | ||||||||||||
| 关联方长期借款的增加 | 140 | 213 | -34% | 633 | 787 | -20% | ||||||||||||
| 可转换债务的增加 | 6 | 14 | -57% | 6 | 14 | -57% | ||||||||||||
| 其他融资费用 | 10 | 19 | -47% | 93 | 124 | -25% | ||||||||||||
| 156 | 271 | -42% | 765 | 1,025 | -25% | |||||||||||||
| 平均未偿债务 | 4,000 | 8,009 | -50% | 5,282 | 7,628 | -31% | ||||||||||||
| 债务平均利率 | 5.0% | 5.0% | 0% | 5.2% | 5.3% | -2% | ||||||||||||
| 每个BOE的利息支出(1) | 1.95 | 9.77 | -80% | 4.89 | 5.94 | -18% | ||||||||||||
（1）用于计算“每BOE利息费用”的利息费用包括关联方贷款利息和可转债利息。
增值费用是指以嵌入金融工具发行的关联方贷款和可转债在当期实现的融资费用。根据国际财务报告准则，关联方债务和可转换债务采用不附带金融工具的类似贷款的估计公允价值计量。该贷款使用关联方贷款和可转换债务的“隐含”利率（与相关债务工具的票面利率不同）计提。
截至2019年12月31日止三个月和十二个月的关联方贷款的增值费用低于2018年同期。下降是由于未偿还的平均关联方贷款减少。
一般和行政（“G & A”）费用
| 截至12月31日的三个月 | 截至12月31日的年度 | |||||||||||||||||
| （加利福尼亚州美元，每Boe除外） | 2019 | 2018 | 百分比变化 | 2019 | 2018 | 百分比变化 | ||||||||||||
| $ | $ | $ | $ | |||||||||||||||
| 工资和福利 | 39 | 46 | -15% | 239 | 314 | -24% | ||||||||||||
| 其他G & A费用 | 257 | 34 | 656% | 786 | 790 | -1% | ||||||||||||
| G & A总费用 | 296 | 80 | 270% | 1,025 | 1,104 | -7% | ||||||||||||
| 间接费用回收 | (4 | ) | (5 | ) | -20% | (20 | ) | (22 | ) | -9% | ||||||||
| 总净G & A费用 | 292 | 75 | 289% | 1,005 | 1,082 | -7% | ||||||||||||
| 每BOE美元 | 11.40 | 7.25 | 57% | 18.05 | 15.91 | 13% | ||||||||||||
截至2019年12月31日止三个月的G & A费用较高是由于向公司执行官支付了与将Woodrush的生产设施转换为甲醇生产设施的工作相关的咨询费。
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摊销、损耗和减值损失
| 截至12月31日的三个月 | 截至12月31日的年度 | |||||||||||||||||
| （加利福尼亚州美元，每Boe除外） | 2019 | 2018 | 百分比变化 | 2019 | 2018 | 百分比变化 | ||||||||||||
| $ | $ | $ | $ | |||||||||||||||
| 摊销和消耗 | 98 | 205 | -52% | 657 | 1,160 | -43% | ||||||||||||
| 减值损失 | 162 | 14,567 | -99% | 180 | 14,568 | -99% | ||||||||||||
| 摊销、损耗和减值损失总额 | 260 | 14,772 | -98% | 837 | 15,728 | -95% | ||||||||||||
| 每BOE美元 | 10.15 | 1,428.86 | -99% | 15.03 | 231.23 | -93% | ||||||||||||
截至2019年12月31日止三个月和十二个月的摊销和损耗减少主要是由于该期间石油和天然气产量下降。
截至2019年12月31日止年度，公司在加拿大不列颠哥伦比亚省的石油和天然气资产录得160,000美元的减值。减值根据资产账面价值与其可收回金额之间的差额确认，主要是由于预测石油储量下降所致。此外，公司在加拿大艾伯塔省的石油和天然气资产录得20,000美元的减值。减值乃根据资产账面值与其可收回金额之间的差额确认。
截至2018年12月31日止年度，公司在加拿大不列颠哥伦比亚省的石油和天然气资产录得310万美元的减值。减值是根据资产账面价值与其可收回金额之间的差额确认的，主要是由于备考天然气价格大幅下降。此外，公司对其在美国的Kokopelli资产记录了1,146万美元的减值，因为资产的账面价值超过了其可收回金额，在转让了某些非核心、非生产性的P & NG资产并分配了“可能”储备以结清和退还金融合同负债。
本期亏损
| 截至12月31日的三个月 | 截至12月31日的年度 | |||||||||||||||||
| （加利福尼亚州美元，每股金额和BOE除外） | 2019 | 2018 | 百分比变化 | 2019 | 2018 | 百分比变化 | ||||||||||||
| $ | $ | $ | $ | |||||||||||||||
| 收入（损失） | (2,972 | ) | (8,739 | ) | -66% | (5,221 | ) | (11,632 | ) | -55% | ||||||||
| $每股普通股，基本 | (0.01 | ) | (0.08 | ) | -84% | (0.03 | ) | (0.11 | ) | -75% | ||||||||
| 每股普通股，完全稀释 | (0.01 | ) | (0.08 | ) | -84% | (0.03 | ) | (0.11 | ) | -75% | ||||||||
| 每BOE美元 | (116.07 | ) | (845.30 | ) | -86% | (93.77 | ) | (171.01 | ) | -45% | ||||||||
截至2019年12月31日止三个月和十二个月的亏损减少主要是由于摊销、损耗和减值亏损减少。这部分被本季度确认的持有待售资产损失210万美元和2018年确认的金融合同负债结算收益690万美元所抵消。
| 多伦多证券交易所：DXI；场外交易市场：DXIEF |
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经营活动产生的现金流量
| 截至12月31日的三个月 | 截至12月31日的年度 | |||||||||||||||||
| （加利福尼亚州美元，每股金额和BOE除外） | 2019 | 2018 | 百分比变化 | 2019 | 2018 | 百分比变化 | ||||||||||||
| $ | $ | $ | $ | |||||||||||||||
| 运营中使用的现金流 | (192 | ) | (289 | ) | -34% | (1,383 | ) | (1,611 | ) | -14% | ||||||||
| $每股普通股，基本 | (0.00 | ) | (0.00 | ) | 0% | (0.01 | ) | (0.02 | ) | -53% | ||||||||
| 每股普通股，完全稀释 | (0.00 | ) | (0.00 | ) | 0% | (0.01 | ) | (0.02 | ) | -53% | ||||||||
| 每BOE美元 | (7.50 | ) | (27.95 | ) | -73% | (24.84 | ) | (23.68 | ) | 5% | ||||||||
截至2019年12月31日止三个月，运营中使用的超额资金减少主要与石油和天然气收入增加有关。这部分被该期间较高的运营和运输费用以及G & A费用所抵消。截至2019年12月31日止年度，运营中使用的超额资金减少主要是由于本年度运营和运输费用以及G & A费用减少。这部分被较低的石油和天然气收入所抵消。
经营现金流受生产、收到的价格、支付的特许权使用费、经营和运输费用以及一般和管理费用的影响。
资本支出
DXI Energy致力于通过实施全周期勘探和开发计划的战略来实现未来的增长，并通过具有开发优势的战略收购来增强。增加财产和设备以及勘探和评估资产：
| 截至2019年12月31日的年度 | 截至2018年12月31日的年度 | ||||||||||||||
| （加利福尼亚州千美元） | $ | 占总数的百分比 | $ | 占总数的百分比 | 百分比变化 | ||||||||||
| 土地征用和保留 | 68 | 4.6% | 61 | 7.8% | 11% | ||||||||||
| 钻井和完井 | 1,326 | 89.8% | 652 | 83.5% | 103% | ||||||||||
| 设施和管道 | 17 | 1.2% | - | 0.0% | 100% | ||||||||||
| 地质和地球物理 | 50 | 3.4% | 48 | 6.1% | 4% | ||||||||||
| 大写的一般和行政 | 16 | 1.1% | 20 | 2.6% | -20% | ||||||||||
| 合计 | 1,477 | 100.0% | 781 | 100.0% | 89% | ||||||||||
流动性和资本资源
DXI Energy管理其资本结构以支持当前和未来的业务计划，并根据经济状况的变化以及其基础资产和运营的风险特征定期调整结构。DXI Energy可能会通过发行股票、改变债务水平、修改资本计划、收购或处置资产或参与合资企业来调整其资本结构。
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| 2019年12月31日 | 2018年12月31日 | ||||||||
| （加利福尼亚州千美元） | $ | $ | 百分比变化 | ||||||
| 调整后营运资金赤字(1) | 1,255 | 1,788 | -30% | ||||||
| 关联方贷款（面值） | 4,000 | 7,500 | -47% | ||||||
| 可转换债务（面值） | - | 520 | -100% | ||||||
| 净债务(2) | 5,255 | 9,808 | |||||||
| 股本 | 109,323 | 101,715 | 7% | ||||||
| 贡献盈余及累计其他综合收益 | 16,607 | 17,579 | -6% | ||||||
| 赤字 | (132,698 | ) | (127,477 | ) | 4% | ||||
| 总资本 | (1,513 | ) | 1,625 |
(1) 应付账款和应计负债减去现金和现金等价物、应收账款以及预付账款和存款
(2) 不包括退役责任
调整后营运资金
| 2019年12月31日 | |||
| （加利福尼亚州千美元） | $ | ||
| 营运资金赤字 | (1,831 | ) | |
| 加：关联方借款的流动部分 | 408 | ||
| 加：租赁负债 | 16 | ||
| 加：退役负债的当前部分 | 152 | ||
| 调整后营运资金赤字（不包括关联方贷款、租赁负债和退役负债） | (1,255 | ) |
2019年12月31日的调整后营运资金赤字包括193,000美元现金和现金等价物、131,000美元应收账款、36,000美元预付和存款、323,000美元持有待售资产、180万美元应付账款和应计负债以及152,000美元直接相关的负债持有待售资产。
DXI Energy预计将通过运营产生的现金流、现有现金和现金等价物以及根据需要进入资本市场来为运营和资本支出提供资金。
持续经营和融资来源
财务报表以持续经营为基础编制。持续经营基础假设本公司在可预见的未来将继续经营，并能够在正常业务过程中变现其资产并清偿其负债和承诺。
该公司的营运资金缺口为180万美元。该公司的累计赤字为1.327亿美元。
2017年6月5日，本公司与Hodgkinson Equities Corporation（“HEC”）就贷款金额4,500，000美元签订了经修订的贷款协议，双方同意（a）将到期日从2018年11月30日延长至6月5日，2022；（b）将利率降低至加拿大最优惠利率加1%的年利率；（c）提供以每股0.077美元的价格将全部未偿还金额转换为58,441，558股本公司普通股的权利；（d）以Dejour USA的所有资产为贷款提供担保，并就Deal的石油和天然气资产向HEC发放第一抵押贷款。如此发行的第一笔抵押担保与HVI的第一笔抵押担保权益享有“同等权益”。
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2019年4月29日，本公司与HEC签订协议，以每股0.06美元的价格将2,500，000美元转换为41,666，666股本公司股份。该协议已于2019年4月29日在公司“年度股东大会和特别股东大会”上获得“无利害关系”股东的批准。2019年5月6日，本公司向港灯发行41,666，666股股份。于2019年12月31日所欠的本金贷款金额为2,000，000美元。
2018年4月2日，HEC已同意向本公司一名董事和高级职员及其配偶承担1,000，000美元的贷款。该贷款按年利率10%计息，并以2新的Deal石油和天然气资产的抵押贷款为1,000，000美元。该贷款的本金及利息须于2019年6月30日或之前偿还。
2019年4月29日，本公司与HEC签订协议，以每股0.06美元的价格将1,000，000美元转换为16,666，667股本公司股份。该协议已于2019年4月29日在公司“年度股东大会和特别股东大会”上获得“无利害关系”股东的批准。2019年5月6日，本公司向港灯发行16,666，667股股份，贷款已相应全额偿还。
2017年6月5日，本公司与Hodgkinson Ventures Inc.（“HVI”）签订了一份经修订的贷款协议，贷款金额为2,000，000美元，双方同意（a）将到期日从2018年11月30日延长至6月5日，2022；（b）将利率降低至加拿大最优惠利率加每年1%；（c）提供以每股0.077美元的价格将全部未偿还金额转换为25,974，025股本公司普通股的权利；并就Deal的石油和天然气资产向HVI提供第一抵押贷款。如此发行的第一笔抵押担保与HEC的第一笔抵押担保权益享有“同等权益”。
2019年5月1日，HEC和HVI分别签署了对本公司的延期支付利息的豁免（“豁免”），以将与有担保本票相关的所有利息款项的支付推迟至9月30日（含），2019。2019年10月1日，HEC和HVI分别签署了对本公司的延期支付利息的豁免（“豁免”），以进一步推迟和延长与有担保本票有关的所有欠款利息的支付至12月（含）2019年3月31日。在2019年12月31日之后，通过发行公司的4,430，136股普通股全额支付了133,000美元的递延利息。本次股票发行已于2020年1月24日获得多伦多证券交易所的批准。
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2018年10月，本公司与四名公平交易的美国合格投资者签订合同，以与HEC和HVI排名“同等”的第一担保基础借款780,000美元。这些贷款按加拿大最优惠利率加1%的年利率计息，将于2022年6月5日到期，并可按每股0.06美元的价格转换为12,999，998股本公司普通股。在收到所有监管批准后，于2018年10月5日完成了520,000美元的初始交易。2019年1月16日，公司在收到所有监管批准后完成了最后一笔260,000美元的付款。2019年2月，四名美国合格投资者均行使将其债务转换为公司12,999，998股普通股的权利。该交易已于2019年2月14日完成。
公司持续经营的能力取决于实现盈利的运营以及从金融家那里获得额外的股权和债务资本，但公司目前的非公平贷款人除外，为公司提供足够的资金以履行资本支出承诺并继续勘探和开发活动。本公司目前的非公平交易贷款人已通知本公司，他们不会向本公司提供任何重大额外资本。无法保证未来的融资以及勘探和开发活动会成功。这些重大不确定性对公司持续经营的能力产生了重大怀疑。这些合并财务报表不反映对资产和负债账面价值、报告的收入和费用以及所使用的资产负债表分类的调整，如果持续经营假设是必要的 不合适。
资本资源
持有待售的非流动资产
2019年12月31日，公司终止了在科罗拉多州Piceance盆地的业务，并正式将其在该盆地的剩余油气资产与美国的认可代理商挂牌出售。公司没有计划进一步开发其在科罗拉多州的现有石油和天然气资产或在Piceance盆地探索新机会。
因此，在2019年12月31日进行了减值测试，Piceance Basin资产减记了2,124，000美元，至其估计公允价值减去交易成本268,000美元（207,000美元）。截至12月31日分类为持有待售的主要资产和负债类别，
2019年情况如下：
| （加利福尼亚州千美元） | $ | ||
| 应收账款 | 55 | ||
| 财产和设备 | 268 | ||
| 持有待售资产 | 323 | ||
| 应付账款和应计负债 | 152 | ||
| 退役责任 | 152 | ||
| 与持有待售资产直接相关的负债 | 304 |
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合同义务
截至2019年12月31日，本公司有义务支付未来款项，代表已知和承诺的合同和其他承诺。
| （加利福尼亚州千美元） | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 | 2024 | 此后 | 合计 | ||||||||||||||
| $ | $ | $ | $ | $ | $ | $ | |||||||||||||||
| 贸易及其他应付款项 | 1,786 | - | - | - | - | 零 | 1,786 | ||||||||||||||
| 与持有待售资产相关的贸易应付款项 | 152 | 152 | |||||||||||||||||||
| 偿还债务 | - | - | 4,000 | - | - | 零 | 4,000 | ||||||||||||||
| 合计 | 1,938 | - | 4,000 | - | - | 零 | 5,938 |
关联交易
截至2019年12月31日及2018年12月31日止年度，本公司与关联方进行了以下交易：
(a) 授予关键管理人员的薪酬包括总计311,000美元（2018年-230,000美元）的薪金和董事费以及114,000美元（2018年-77,000美元）的非现金股票薪酬。主要管理人员包括公司的高级职员和董事。薪金及董事费用计入一般及行政开支。2019年12月31日的应付账款和应计负债中包括欠公司高级职员和董事的268,000美元（2018年12月31日-207,000美元）。
(b) 与关联方贷款相关的零美元（2018年-397,000美元）利息支出以现金形式支付给由本公司董事控制或关联的公司。与关联方贷款相关的161,000美元（2018年-零美元）的利息支出是通过向公司董事控制或关联的公司发行公司2,690，931股普通股支付的。
（C） 2017年，本公司与本公司一名董事及与本公司董事有关联的私营公司签订了贷款协议。这些协议的条款和条件在上文“持续经营和融资来源”部分进行了描述。
股东资本
本公司获授权发行无限数量的普通表决权股份、无限数量的可连续发行的第一优先股和无限数量的可连续发行的第二优先股。没有发行优先股，也没有定义优先股的条款。截至2019年12月31日止年度，私募完成后发行了7,090万股普通股，根据债务转换发行了7,400万股普通股。截至2020年4月29日，公司已发行和流通的普通股为2.529亿美元，没有已发行和流通的优先股。
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后续事件
(a) 2020年3月4日，公司董事会正式批准了管理层的建议，即在公司现有的天然气销售合同于2020年3月31日终止后，暂停公司位于不列颠哥伦比亚省东北部的Woodrush设施的运营。公司将监控石油和天然气价格，并在石油和天然气价格恢复到公司可以从其勘探和生产活动中再次实现盈利的水平时重新开始运营。
(b) 2020年3月31日，鉴于COVID-19对世界石油市场的影响，以及相关的可用资金不足，无法为小型石油和天然气的勘探和开发计划提供资金，董事会决定退出能源行业。公司。
董事会已决定出售其位于科罗拉多州Piceance盆地的石油和天然气资产，包括Woodrush（上文注A）和Kokopelli。从销售中收到的资金（如果有）将用于履行现有的应付账款义务以及维持公司事务和寻找新业务的成本。
在公司决定重组其事务后，包括董事长和首席执行官在内的四名董事提出辞职。
表外安排
截至2019年12月31日，本公司不存在对我们的经营业绩或财务状况产生或合理可能产生当前或未来影响的重大未披露表外安排。
选定的年度信息
下表总结了最近三个财政年度的主要财务和运营信息。
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| （加利福尼亚州美元，单位金额除外） | 2019 | 2018 | 2017 | ||||||
| 石油和天然气总收入 | 1,278 | 1,951 | 2,816 | ||||||
| 净收入（亏损） | (5,221 | ) | (11,632 | ) | (5,209 | ) | |||
| 每股-基本（美元/普通股） | (0.03 | ) | (0.11 | ) | (0.08 | ) | |||
| 每股-稀释（美元/普通股） | (0.03 | ) | (0.11 | ) | (0.08 | ) | |||
| 总资产 | 2,067 | 3,165 | 18,809 | ||||||
| 产量 | 153 | 186 | 273 | ||||||
| 平均实现价格 | 22.96 | 28.68 | 28.27 | ||||||
| 经营净额 | (6.71 | ) | (0.98 | ) | 3.98 | ||||
| 净回值占销售额的百分比 | -29% | -3% | 14% |
季度业绩摘要
下表总结了截至2019年12月31日的过去八个季度按季度划分的主要财务和运营信息：
| （加利福尼亚州美元，单位金额除外） | 2019年第四季度 | 2019年第三季度 | 2019年第二季度 | 2019年第一季度 | 2018年第四季度 | 2018年第三季度 | 2018年第二季度 | 2018年第一季度 | ||||||||||||||||
| 石油和天然气总收入 | 377 | 308 | 308 | 285 | 307 | 570 | 472 | 602 | ||||||||||||||||
| 净收入（亏损） | (2,972 | ) | (846 | ) | (531 | ) | (872 | ) | (8,739 | ) | (625 | ) | (1,086 | ) | (1,182 | ) | ||||||||
| 每股-基本（美元/普通股） | (0.01 | ) | 0.00 | 0.00 | (0.01 | ) | (0.08 | ) | (0.01 | ) | (0.01 | ) | (0.01 | ) | ||||||||||
| 每股-完全稀释（美元/普通股） | (0.01 | ) | 0.00 | 0.00 | (0.01 | ) | (0.08 | ) | (0.01 | ) | (0.01 | ) | (0.01 | ) | ||||||||||
| 总资产 | 2,067 | 4,415 | 4,926 | 5,091 | 3,165 | 18,284 | 18,457 | 19,024 | ||||||||||||||||
| 平均产量 | 278 | 161 | 84 | 84 | 112 | 203 | 203 | 229 | ||||||||||||||||
| 平均实现价格 | 14.73 | 20.88 | 40.05 | 37.46 | 29.69 | 30.58 | 25.56 | 29.24 | ||||||||||||||||
| 经营净额 | (4.98 | ) | (4.15 | ) | (4.58 | ) | (19.67 | ) | (9.23 | ) | 5.30 | (2.99 | ) | (0.74 | ) | |||||||||
| 净回值占销售额的百分比 | -34% | -20% | -11% | -53% | -31% | 17% | -12% | -3% |
DXI Energy季度收入和收入（亏损）的波动主要是由于产量、已实现的石油和天然气价格以及对特许权使用费、运营和运输费用的相关影响的变化造成的。请参阅本MD & A的运营结果部分，详细讨论从4第2019年第四季度至第2018年第一季度，以及公司先前发布的中期和年度MD & A，以应对前几个季度的变化。
商业风险
DXI Energy的勘探和生产活动集中在不列颠哥伦比亚省东北部竞争激烈的加拿大西部沉积盆地和美国中部的Piceance盆地，活动竞争激烈，包括各种不同规模的公司，从较小的初级生产商、中高级生产商到更大的综合石油公司。DXI Energy面临许多风险，这些风险对于参与石油和天然气行业的其他组织也很常见。此类风险包括以经济成本寻找和开发石油和天然气储量、估计可采储量、商业数量的石油和天然气生产、生产的石油和天然气的适销性、商品价格波动、财务和流动性风险以及环境和安全风险。
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为了降低勘探风险，DXI Energy聘用了高素质和积极进取的专业员工，这些员工已证明有能力产生高质量的专有地质和地球物理前景。为了最大限度地提高钻井成功率，DXI Energy在具有多区域前景潜力的地区进行勘探，目标是一系列较浅的低至中等风险前景，并选择一些具有高回报机会的更深的高风险前景。
DXI Energy聘请了一家独立的工程咨询公司，协助该公司评估石油和天然气储量的可采量。可采储量的价值基于许多可变因素和假设，例如商品价格、预计产量、未来生产成本和政府监管。此类估计可能与实际结果有所不同。
本公司通过利用最先进的技术和信息系统来降低与生产碳氢化合物相关的风险。此外，DXI Energy努力运营其大部分前景，从而保持运营控制。该公司确实依赖其合作伙伴共同拥有的资产，而DXI Energy并未运营这些资产。
由于加拿大和美国存在对本公司生产的石油和天然气的需求，DXI Energy面临市场风险。本公司无法控制的外部因素可能会影响所生产油气的适销性。这些因素包括商品价格和加拿大-美国货币汇率的变化，这反过来又会对世界各地的经济和政治环境做出反应。石油价格受全球供需基本面影响，而天然气价格受北美供需基本面影响。DXI Energy可能会定期使用期货和期权合约来对冲其风险敞口，以应对商品价格波动的潜在不利影响。
石油和天然气的勘探和生产是资本密集型的。因此，本公司依赖股票市场作为新资金来源。此外，DXI Energy利用银行融资支持持续的资本投资。运营资金还为DXI Energy提供了发展业务所需的资金。股权和债务资本受市场条件的影响，可用性可能会不时增加或减少。运营资金也随着商品价格的变化而波动。
2020年3月，世界卫生组织宣布冠状病毒COVID-19为全球大流行病。这种持续蔓延的传染病爆发以及任何相关的不利公共卫生发展对全球劳动力、经济和金融市场产生了不利影响，可能导致经济下滑。公司无法预测疫情不利结果的持续时间或程度及其对公司业务或融资能力的影响。
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安全与环境
石油和天然气勘探和生产可能涉及环境污染、自然栖息地破坏等环境风险，以及人身伤害等安全风险。公司以高标准开展业务，以保护环境和公众。DXI Energy公司目前的保险范围包括全面责任和一般责任以及有限污染责任。该保险的金额和条款会持续进行审查，并根据需要进行调整，以反映当前的公司要求以及行业标准和政府法规。
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