附件 99.1
艾诺加能源基金公布2024年第一季度业绩
| 除非另有说明，本新闻稿中的所有金额均以美元表示。本新闻稿中包含的所有财务信息均按照美国公认会计原则编制。生产信息，除非另有说明，均按净额（扣除特许权使用费义务后）列报。本新闻稿包含适用证券法含义内的前瞻性陈述和信息。请读者在本新闻稿结尾处查看“前瞻性信息及声明”。读者还可参阅本新闻稿末尾的“关于本新闻稿所载信息的通知”和“非GAAP和其他财务措施”，了解有关本新闻稿中财务和运营信息的表述，以及使用某些在美国公认会计原则下没有标准含义的财务措施的信息。艾诺加能源基金 2024年第一季度和2023年年度财务报表以及相关的MD & A的副本现在或将在我们的网站www.enerplus.com、我们在SEDAR +上的简介www.sedarplus.ca和EDGAR网站www.sec.gov上提供。 |
美国卡尔加里，2024年5月8日/CNW/-Enerplus Corporation（“艾诺加能源基金”或“公司”）（多伦多证券交易所代码：ERF）（纽约证券交易所代码：ERF）今天公布了2024年第一季度的财务和经营业绩。由于与Chord Energy Corporation（“Chord”）的合并悬而未决，艾诺加能源基金将不会举办电话会议或网络直播来讨论其第一季度业绩。
该公司公布的2024年第一季度经营活动现金流和调整后资金流分别为1.287亿美元和1.731亿美元，而2023年第一季度为2.414亿美元和2.604亿美元。经营活动产生的现金流量较上年同期减少，主要是由于天然气产量下降和大宗商品价格走弱。
第一季度亮点
- 调整后资金流(1)为1.731亿美元（包括与Chord的未决合并相关的780万美元交易费用）
- 资本支出为1.267亿美元
- 产生的自由现金流(1)4640万美元
- 第一季度总产量为87,151桶/天，其中液体产量为56,513桶/天
- 预计强劲的运营势头将推动2024年第二季度液体产量环比增长约15%
| (1)这是一项非公认会计准则财务指标。有关更多信息，请参阅“非GAAP和其他财务措施”部分。 |
“我们的积极经营业绩将在2024年继续保持，”总裁兼首席执行官Ian C. Dundas表示。“我们在北达科他州的整个位置都取得了强劲的成果，包括改善循环时间和出色的油井生产力。凭借这一运营势头以及我们进入第二季度的液体销量，相对于我们的2024年展望，我们仍然处于有利地位。我们即将与Chord的合并将通过汇集我们首屈一指的资产基础、运营能力和技术敏锐性，进一步提升我们股东的价值主张。”
第一季度摘要
2024年第一季度的产量为每天87,151 BOE，与2023年同期相比下降了11%，比上一季度下降了16%。2024年第一季度原油和天然气液体产量为56,513桶/天，与去年同期持平，比上一季度下降16%。与上一季度相比，产量下降的原因是，艾诺加能源基金在北达科他州的完井计划按计划排序，2023年第四季度没有运行的油井上线，以及由于马塞勒斯与价格相关的限电导致天然气产量下降。第一季度液体产量也受到2024年1月北达科他州严冬天气的影响。
艾诺加能源基金报告2024年第一季度净收入为6610万美元，即每股（基本）0.32美元，而2023年同期净收入为1.375亿美元，即每股（基本）0.63美元。剔除某些非现金或非经常性项目，调整后净收益(1)2024年第一季度为7310万美元，即每股0.36美元（基本），而2023年同期为1.407亿美元，即每股0.65美元（基本）。2024年第一季度净收入和调整后净收入低于去年同期，这主要是由于天然气产量下降和实现的商品价格下降，但被较低的税收费用所抵消。本季度还记录了与拟议与Chord合并相关的780万美元交易成本，这导致调整后的净收入低于去年同期。
艾诺加能源基金 2024年第一季度实现的巴肯油价差为每桶低于WTI 2.64美元，而2023年第一季度为每桶高于WTI 0.06美元，原因是2024年第一季度炼油厂利用率减弱和盆地生产水平提高。
2024年第一季度，该公司的已实现Marcellus天然气价差为比NYMEX0.06美元/千立方英尺，而2023年第一季度比NYMEX0.64美元/千立方英尺，原因是2024年第一季度寒冷天气事件期间较低的基准价格和强劲的现金价格导致基差收紧。
2024年第一季度的运营费用为每BOE 12.86美元，而2023年第一季度的运营费用为每BOE 10.56美元。与去年同期相比，单位运营费用增加的主要原因是，计划中的油井服务活动增加，以及由于资本投资有限和马塞勒斯与价格相关的减产，北达科他州的生产比例增加。
2024年第一季度的现金一般和管理费用为每BOE 1.20美元，而2023年同期为每BOE 1.48美元。
2024年第一季度的当期税费为240万美元。
2024年第一季度资本支出总额为1.267亿美元。
艾诺加能源基金截至2024年第一季度末，公司总债务为1.741亿美元，现金为3340万美元。艾诺加能源基金从其13亿美元的信贷安排中提取了5150万美元。
| (1)这是一项非公认会计准则财务指标。有关更多信息，请参阅“非GAAP和其他财务措施”部分。 |
运营
北达科他州2024年第一季度的平均产量为每天66,393 BOE，与去年同期相比大致持平，比上一季度低15%，原因是公司的完工计划计划顺序和2024年1月的严冬天气。在第一季度，艾诺加能源基金在北达科他州钻探了21口总作业井（平均工作权益76%），并带来了12口总作业井（平均工作权益81%）的产量。
随着钻井和完井周期时间的改善，运营执行仍然稳固，包括在模拟压裂作业的推动下，每天的完井阶段显着增加，总井成本跟踪同比下降5%，以及强劲的井产能。在第二季度，艾诺加能源基金预计北达科他州将有36至43口毛井（净27至33口）作业井投入生产，预计这将支持与第一季度相比约15%的液体产量增长。
由于有限的资本投资和与价格相关的减产，2024年第一季度Marcellus的平均产量为每天116.5 MMcF，比上一季度低约18%，比2023年同期低35%。
向股东返还资本
艾诺加能源基金在第一季度通过股票回购和股息向股东返还了2950万美元。该公司在本季度支付了1330万美元的股息，并根据其正常发行人出价（“NCIB”）以每股14.37美元的平均价格回购并注销了约110万股普通股，总对价为1620万美元。
艾诺加能源基金宣布每股0.065美元的季度现金股息，将于2024年6月4日支付给2024年5月22日登记在册的股东。
2024年指引
艾诺加能源基金此前公布的2024年指导方针为5.5亿美元资本支出，总产量约为9.9万桶油当量/天，其中液体产量约为6.4万桶/天，这一点没有变化。
价格风险管理
以下为2024年5月7日艾诺加能源基金金融商品套期保值合约汇总：
| 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) | 2024年4月1日-2024年6月30日期间，用于未平仓原油合约的总平均递延溢价为1.25美元/桶。 |
2024年第一季度生产和运营简表
日均产量汇总(1)
| 截至2024年3月31日止三个月 | ||||
| 威利斯顿盆地 | 马塞勒斯 | 其他(2) | 合计 | |
| 致密油（bbl/d） | 45,238 | - | 1,028 | 46,266 |
| 原油总量（bbl/d） | 45,238 | - | 1,028 | 46,266 |
| 天然气液体（bbl/d） | 10,120 | - | 127 | 10,247 |
| 页岩气（mCf/d） | 66,207 | 116,521 | 1,098 | 183,826 |
| 天然气总量（mCf/d） | 66,207 | 116,521 | 1,098 | 183,826 |
| 总产量（BOE/d） | 66,393 | 19,420 | 1,338 | 87,151 |
| (1) | 由于四舍五入，表格可能不会相加。 | ||||
| (2) | 主要是DJ盆地。 | ||||
钻井汇总(1)
| 截至2024年3月31日止三个月 | |||||
| 运营 | 非经营 | ||||
| 毛额 | 净 | 毛额 | 净 | ||
| 威利斯顿盆地 | 21 | 16.0 | 21 | 2.9 | |
| 马塞勒斯 | - | - | 22 | 0.9 | |
| DJ盆地 | - | - | - | - | |
| 合计 | 21 | 16.0 | 43 | 3.8 | |
| (1) | 由于四舍五入，表格可能不会相加。 |
投产油井总结(1)
| 截至2024年3月31日止三个月 | |||||
| 运营 | 非经营 | ||||
| 毛额 | 净 | 毛额 | 净 | ||
| 威利斯顿盆地 | 12 | 9.7 | 1 | 0.3 | |
| 马塞勒斯 | - | - | 6 | 0.1 | |
| DJ盆地 | - | - | - | - | |
| 合计 | 12 | 9.7 | 7 | 0.3 | |
| (1) | 由于四舍五入，表格可能不会相加。 |
| 三个月结束 | ||||||
| 选定的财务结果 | 3月31日， | |||||
| 2024 | 2023 | |||||
| 金融（美元，千，比率除外） | ||||||
| 净收入/（亏损） | $ | 66,136 | $ | 137,486 | ||
| 调整后净收入(1) | 73,091 | 140,729 | ||||
| 经营活动现金流 | 128,657 | 241,401 | ||||
| 调整后资金流(1) | 173,066 | 260,409 | ||||
| 向股东派发股息-已宣派 | 13,276 | 11,993 | ||||
| 净债务(1) | 140,692 | 150,622 | ||||
| 资本支出 | 126,702 | 138,648 | ||||
| 物业及土地收购 | 1,464 | 1,748 | ||||
| 物业及土地剥离 | (100) | 233 | ||||
| 净债务与调整后资金流动比率(1) | 0.2x | 0.1x | ||||
| 每股加权平均已发行股份的财务 | ||||||
| 净收入/（亏损）-基本 | $ | 0.32 | $ | 0.63 | ||
| 净收入/（亏损）-摊薄 | 0.32 | 0.62 | ||||
| 加权平均流通股数（000 ' s）-基本 | 203,558 | 216,806 | ||||
| 加权平均流通股数（000 ' s）-摊薄 | 205,852 | 222,927 | ||||
| 每个BOE的精选财务业绩(2)(3) | ||||||
| 原油和天然气销售(4) | $ | 45.65 | $ | 47.02 | ||
| 商品衍生工具 | 0.09 | 3.90 | ||||
| 营业费用 | (12.86) | (10.56) | ||||
| 运输成本 | (4.09) | (4.30) | ||||
| 生产税 | (3.71) | (3.43) | ||||
| 一般和行政费用 | (1.20) | (1.48) | ||||
| 现金股份补偿回收/（费用） | (0.43) | 0.10 | ||||
| 利息、外汇及其他开支 | (1.32) | (0.37) | ||||
| 当期所得税回收/（费用） | (0.31) | (1.25) | ||||
| 调整后资金流(1) | $ | 21.82 | $ | 29.63 | ||
| 三个月结束 | ||||||
| 选定的经营成果 | 3月31日， | |||||
| 2024 | 2023 | |||||
| 日均产量(3) | ||||||
| 原油（桶/天） | 46,266 | 47,369 | ||||
| 天然气液体（桶/天） | 10,247 | 9,365 | ||||
| 天然气（千立方英尺/天） | 183,826 | 245,509 | ||||
| 合计（BOE/天） | 87,151 | 97,652 | ||||
| %原油和天然气液体 | 65 % | 58 % | ||||
| 平均售价(3)(4) | ||||||
| 原油（每桶） | $ | 74.54 | $ | 76.34 | ||
| 天然气液体（每桶） | 18.21 | 20.55 | ||||
| 天然气（每千立方英尺） | 1.86 | 3.18 | ||||
| 净井钻探 | 19.8 | 15.7 | ||||
| (1) | 这一财务指标是一种非公认会计准则财务指标。请参阅本新闻稿中的“非公认会计原则和其他财务措施”部分。 |
| (2) | 非现金金额已被排除在外。 |
| (3) | 表示净生产量。见本新闻稿中的“陈述的基础”部分。 |
| (4) | 运输成本和商品衍生工具前。 |
简明合并资产负债表
| （千美元）未经审计 | 2024年3月31日 | 2023年12月31日 | ||||
| 物业、厂房及设备 | ||||||
| 流动资产 | ||||||
| 现金及现金等价物 | $ | 33,412 | $ | 66,731 | ||
| 应收账款，扣除呆账准备 | 252,571 | 268,433 | ||||
| 其他流动资产 | 28,748 | 48,120 | ||||
| 314,731 | 383,284 | |||||
| 物业、厂房及设备： | ||||||
| 原油和天然气属性（完全成本法） | 1,551,081 | 1,511,682 | ||||
| 其他资本资产 | 10,994 | 9,546 | ||||
| 物业、厂房及设备 | 1,562,075 | 1,521,228 | ||||
| 其他长期资产 | 6,141 | 5,945 | ||||
| 使用权资产 | 23,851 | 24,996 | ||||
| 递延所得税资产 | 131,527 | 133,023 | ||||
| 总资产 | $ | 2,038,325 | $ | 2,068,476 | ||
| 负债 | ||||||
| 流动负债 | ||||||
| 应付账款和其他流动负债 | $ | 357,541 | $ | 385,670 | ||
| 长期债务的流动部分 | 80,600 | 80,600 | ||||
| 租赁负债的流动部分 | 11,460 | 12,087 | ||||
| 449,601 | 478,357 | |||||
| 长期负债 | 93,504 | 105,429 | ||||
| 资产报废义务 | 117,631 | 125,452 | ||||
| 租赁负债 | 13,067 | 14,333 | ||||
| 递延所得税负债 | 118,648 | 117,556 | ||||
| 负债总额 | 792,451 | 841,127 | ||||
| 股东权益 | ||||||
| 股本–授权无限普通股，无面值 已发行及未偿还：2024年3月31日– 2.04亿股 2023年12月31日– 2.02亿股 |
2,694,403 | 2,692,053 | ||||
| 实收资本 | 13,531 | 44,499 | ||||
| 累计赤字 | (1,160,719) | (1,207,862) | ||||
| 累计其他综合损失 | (301,341) | (301,341) | ||||
| 1,245,874 | 1,227,349 | |||||
| 总负债&股东权益 | $ | 2,038,325 | $ | 2,068,476 | ||
收益/（亏损）及综合收益/（亏损）简明综合报表
| 三个月结束 | ||||||
| 3月31日， | ||||||
| （千美元，每股金额除外）未经审计 | 2024 | 2023 | ||||
| 收入 | ||||||
| 原油和天然气销售 | $ | 362,037 | $ | 413,182 | ||
| 商品衍生工具收益/（亏损） | (2,775) | 27,965 | ||||
| 359,262 | 441,147 | |||||
| 费用 | ||||||
| 运营中 | 102,001 | 92,804 | ||||
| 交通运输 | 32,464 | 37,768 | ||||
| 生产税 | 29,436 | 30,123 | ||||
| 一般和行政 | 24,257 | 19,432 | ||||
| 损耗、折旧和增值 | 92,510 | 87,109 | ||||
| 利息 | 3,530 | 4,318 | ||||
| 其他费用/（收入） | (3,873) | (2,763) | ||||
| 交易成本 | 7,769 | — | ||||
| 288,094 | 268,791 | |||||
| 税前收入/（亏损） | 71,168 | 172,356 | ||||
| 当期所得税费用/（回收） | 2,445 | 11,000 | ||||
| 递延所得税费用/（回收） | 2,587 | 23,870 | ||||
| 净收入/（亏损）及综合收入/（亏损） | $ | 66,136 | $ | 137,486 | ||
| 每股净收益/（亏损） | ||||||
| 基本 | $ | 0.32 | $ | 0.63 | ||
| 摊薄 | $ | 0.32 | $ | 0.62 | ||
简明合并现金流量表
| 三个月结束 | ||||||
| 3月31日， | ||||||
| （千美元）未经审计 | 2024 | 2023 | ||||
| 经营活动 | ||||||
| 净收入/（亏损） | $ | 66,136 | $ | 137,486 | ||
| 非现金项目加/（减）： | ||||||
| 损耗、折旧和增值 | 92,510 | 87,109 | ||||
| 衍生工具未实现（收益）/亏损 | 3,529 | 6,344 | ||||
| 递延所得税费用/（回收） | 2,587 | 23,870 | ||||
| 股份补偿及一般及行政 | 11,351 | 7,363 | ||||
| 其他费用/（收入） | (3,189) | (1,835) | ||||
| 发债费用摊销 | 343 | 394 | ||||
| 其他费用/（收入）中的投资活动 | (201) | (322) | ||||
| 资产报废债务结算 | (10,941) | (6,782) | ||||
| 非现金营运营运资本变动 | (33,468) | (12,226) | ||||
| 来自/（用于）经营活动的现金流 | 128,657 | 241,401 | ||||
| 融资活动 | ||||||
| 来自/（偿还）银行信贷融资的提款 | (12,267) | (56,316) | ||||
| 根据正常课程发行人投标购买普通股 | (16,201) | (54,560) | ||||
| 以股份为基础的薪酬–以现金结算的预扣税款 | (29,566) | (16,392) | ||||
| 股息 | (13,276) | (11,993) | ||||
| 来自/（用于）筹资活动的现金流 | (71,310) | (139,261) | ||||
| 投资活动 | ||||||
| 资本和办公支出 | (104,829) | (93,923) | ||||
| 加拿大撤资 | 13,335 | 5,191 | ||||
| 物业及土地收购 | (1,464) | (1,748) | ||||
| 财产和土地撤资 | 2,400 | 2,733 | ||||
| 来自/（用于）投资活动的现金流 | (90,558) | (87,747) | ||||
| 汇率变动对现金及现金等价物的影响 | (108) | 185 | ||||
| 现金及现金等价物变动 | (33,319) | 14,578 | ||||
| 现金及现金等价物，期初 | 66,731 | 38,000 | ||||
| 现金及现金等价物，期末 | $ | 33,412 | $ | 52,578 | ||
关于艾诺加能源基金
艾诺加能源基金是一家独立的北美石油和天然气勘探和生产公司，专注于通过严格的、基于回报的资本配置战略以及对安全、负责任运营的承诺为其股东创造长期价值。欲了解更多信息，请访问公司网站www.enerplus.com。
关于本新闻稿所载信息的通知
我们敦促读者与本新闻稿同时查看在SEDAR +上提交的2024年中期管理层讨论与分析（MD & A）和财务报表，以及分别作为我们表格6-K和表格40-F一部分在EDGAR上提交的2023年MD & A和财务报表，以便更完整地披露我们的运营情况。
关于2024年指导意见的咨询
本新闻稿包含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公司指导。本新闻稿中提出的艾诺加能源基金的展望和指导并未考虑到由Chord完成对艾诺加能源基金的收购（“安排”）所产生的任何影响，如2024年第一季度MD & A中所述，该收购预计将于2024年5月31日发生，因此，在该期间来自艾诺加能源基金业务和运营的实际结果可能会因安排的完成而发生变化。
货币和会计原则
除非另有说明，本新闻稿中的所有金额均以美元表示。本新闻稿中的所有财务信息均按照美国通用会计准则编制和呈现，但下文“非美国通用会计准则和其他财务指标”项下注明的除外。
每桶石油当量
这份新闻稿中提到了“BOE”（桶油当量）、“MBOE”（千桶油当量）、“MMBOE”（百万桶油当量）。艾诺加能源基金在将天然气转换为BOE时采用了六千立方英尺的天然气比一桶石油（6mCF：1 bbl）的标准。BOE、MBOE和MMBOE可能会产生误导，特别是如果单独使用的话。上述转换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。鉴于基于当前石油价格与天然气相比的价值比率与6：1的能源当量有显着差异，使用6：1基础上的换算可能会产生误导。
列报依据
本新闻稿中介绍的所有生产量均以“净”为基础（扣除特许权使用费义务后的公司工作权益份额，加上公司的特许权使用费权益）进行报告，除非明确表示是以“总”为基础进行的。
本新闻稿中所有提及的“液体”包括轻质和中质原油、重油和致密油（统称“原油”）以及NGLs。这份新闻稿中所有提及的“天然气”，都包含了常规天然气和页岩气的合并口径。
前瞻性信息和声明
本新闻稿包含适用证券法含义内的某些前瞻性信息和陈述（“前瞻性信息”）。使用“预期”、“预期”、“继续”、“估计”、“指导”、“进行中”、“可能”、“将”、“项目”、“计划”、“预算”、“战略”等任何词语和类似表述，旨在识别前瞻性信息。特别是，但不限制上述内容，本新闻稿包含与以下相关的前瞻性信息：2024年产量和资本支出指导；关于2024年第二季度液体产量增长的预期；关于2024年第二季度投产的毛井和净作业井数量的预期；以及该安排的结束以及预期的时间安排及其对股东的好处。
本新闻稿中包含的前瞻性信息反映了艾诺加能源基金的若干重大因素以及预期和假设，包括但不限于：我们将按预期进行运营并实现运营结果；达科他输油管道的持续运营；我们的发展计划将实现预期结果；缺乏足够的基础设施不会导致减产和/或降低的实际价格超出我们目前的预期；当前和预期的商品价格、差异和成本假设；当前或（如适用）假设的行业条件的一般持续性，通货膨胀的影响，天气条件和储存基本面；假定的税收、特许权使用费和监管制度的延续；对我们的储备和或有资源量的估计的准确性；持续提供充足的债务和/或股权融资以及调整后的资金流，以满足我们的资本、运营和营运资金需求，并根据需要支付股息；我们遵守债务契约的能力；我们实现与我们的信贷融资相关的目标的能力；第三方服务的可用性；预期的运输费用；我们的负债范围；以及实现环境目标的技术和工艺的可用性。除上述情况外，本新闻稿还包含有关该安排的某些预期和假设，包括：艾诺加能源基金和Chord满足条件以在本协议日期按条款及时大幅平仓的能力；以及所有必要的监管、证券交易所、法院和股东批准均可按必要条款及时获得。
此外，我们在这份新闻稿中描述的2024年生产和资本支出指导基于以下年份剩余时间的大宗商品价格：WTI价格为80.00美元/桶，NYMEX价格为2.50美元/千立方英尺，CDN/美元汇率为0.72。艾诺加能源基金认为，前瞻性信息中反映的重大因素、预期和假设是合理的，但不能保证这些因素、预期和假设将被证明是正确的。当前的条件，无论是经济的还是其他方面的，都使得假设，尽管在作出时是合理的，但会受到更大的不确定性。
这份新闻稿中包含的前瞻性信息并不是未来业绩的保证，不应被过度依赖。此类信息涉及已知和未知的风险、不确定性和其他因素，可能导致实际结果或事件与此类前瞻性信息中的预期存在重大差异，包括但不限于：全球经济和市场环境持续不稳定或进一步恶化，包括通货膨胀和/或乌克兰和中东冲突以及地缘政治风险加剧；大宗商品价格下降或大宗商品价格波动；艾诺加能源基金产品实现价格与当前预期相比的变化；对我们产品的需求或供应发生变化，包括全球能源需求；我们的普通股交易价格波动；意外的经营业绩，是我们的资本支出活动或产量下降的结果；法律诉讼或其他事件阻碍或阻止了达科他通道管道的运营；由于实际价格低或缺乏足够的基础设施而削减我们的生产；税法或环境法的变化，特许权使用费或其他监管事项；我们的资本计划或我们物业的第三方运营商的变化；债务水平或偿债要求增加；无法遵守我们的信贷额度和/或未偿还优先票据下的债务契约；对我们的石油和天然气储量和或有资源量的估计不准确；有限，不利或无法进入资本市场；成本增加；缺乏足够的保险范围；竞争对手的影响；对行业合作伙伴和第三方服务提供商的依赖；加拿大或美国法律或政府计划或政策的变化；以及我们在公开披露文件中不时详述的某些其他风险（包括但不限于我们在2024年第一季度的MD & A、我们截至2023年12月31日止年度的年度信息表、我们截至2023年12月31日的2023年年度MD & A和40-F表中确定的风险）。此外，就该安排而言：艾诺加能源基金及Chord可能未及时或根本未收到或获得与该安排有关的必要批准及所需的其他条件，包括股东批准、监管批准、证券交易所批准及法院批准，因此，该安排可能无法及时完成或根本无法完成。请参阅艾诺加能源基金日期为2024年4月23日的管理资料通告及委托书。
本新闻稿中包含的前瞻性信息仅代表截至本新闻稿发布之日的情况。除非适用法律要求，否则艾诺加能源基金不承担任何义务公开更新或修改此处包含的任何前瞻性信息。此处包含的任何前瞻性信息均受此警示性声明的明确限定。此外，这份新闻稿还包括艾诺加能源基金对其2024年剩余时间的运营和财务业绩的某些指导。本新闻稿中艾诺加能源基金的展望和指导并未考虑到该安排完成的任何影响，该安排预计将于2024年5月31日发生，因此，艾诺加能源基金在该期间的业务和运营的实际结果可能会因该完成而发生变化。
非公认会计原则和其他财务措施
有关补充财务措施，请读者参阅艾诺加能源基金 2024年第一季度MD & A中的“Non-GAAP和其他财务措施”，这些信息通过引用并入此新版本。
非GAAP财务指标
这份新闻稿提到了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。非公认会计准则财务计量是指公司披露的财务计量，其中（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，不包括在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或不包括的金额，（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，并酌情提供比较细节；（c）表明该衡量标准与最直接可比的GAAP财务衡量标准的对账情况，只要存在；（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产生的现金流量。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、外汇和有价证券（收益）/损失 | 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 | ||||||||
“自由现金流”由艾诺加能源基金使用，可用于投资者和证券分析师分析经营和财务业绩、杠杆和流动性。自由现金流的计算方法是调整后的资金流减去资本支出。最直接可比的GAAP衡量标准是经营活动现金流。
| 截至3月31日的三个月， | ||||||
| （百万美元） | 2024 | 2023 | ||||
| 调整后资金流(1) | $ | 173.1 | $ | 260.4 | ||
| 资本支出 | (126.7) | (138.6) | ||||
| 自由现金流 | $ | 46.4 | $ | 121.8 | ||
| 1) | 有关对来自/（用于）经营活动的现金流量所做调整的细目，请参见上文调整后的资金流量调节。 |
“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比率 | 0.2x | 0.1x | ||||
| (1) | 见上文净债务对账。 |
其他金融措施
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。如果以前没有提供这些补充财务措施，以下部分将解释这些补充财务措施的构成：
《资本开支》资本及办公室开支，不包括其他资本资产/办公室资本、物业及土地收购及撤资，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。
艾诺加能源基金 2024年第一季度和2023年年度财务报表及相关的MD & A的电子副本，以及包括投资者介绍在内的其他公共信息，都可以或将在公司网站www.enerplus.com上查阅。欲了解更多信息，请致电1-800-319-6462或发送电子邮件至investorrelations@enerplus.com联系投资者关系部。
消息来源Enerplus Corporation
查看原文内容：http://www.newswire.ca/en/releases/archive/may2024/08/c3189.html
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欲了解更多信息：投资者联系人，Drew Mair，403-298-1707；Krista Norlin，403-298-4304
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