アルバータ州カルガリー 2025年3月20日 (GLOBE NEWSWIRE) -- Canacol Energy Ltd.(TSX:CNE;OTCQX:CNNEF;BVC:CNEC)は、2024年12月31日に終了した3カ月間および1年間の財務および営業成績を報告する。ドル建ての金額は米ドルで表示されていますが、カナダドルの単価（以下「C$」）が表示されている場合は例外です。 2024年12月期第1四半期および通期のハイライト 調整後EBITDAXは、2023年同期間の5,310万ドルおよび2億3,680万ドルに対し、2024年12月31日に終了した3ヵ月および通期はそれぞれ43％増の7,610万ドルおよび2億9,610万ドルと25％増加した。この増加は主に天然ガスおよび液化天然ガス（LNG）の営業純収益の増加によるもので、実現契約上の天然ガスおよびLNG販売量の減少により相殺された。 2024年12月31日に終了した3ヵ月間および12月31日に終了した1年間の調整後営業資金は、それぞれ5,210万ドルおよび2億940万ドルとなり、2023年の同期間のそれぞれ3,100万ドルおよび1億4,630万ドルと比較して68％および43％増加したが、これは主にEBITDAXの増加によるものである。 当社の天然ガスおよびLNGの営業純収益は、2023年同期がそれぞれ4.39ドル/Mcf、4.11ドル/Mcfであったのに対し、2024年12月31日に終了した3ヵ月間および通期はそれぞれ39％増の6.12ドル/Mcf、32％増の5.41ドル/Mcfとなった。この増加は、輸送費控除後の平均販売価格が上昇したことによるもので、ロイヤルティの増加により相殺された。 2024年12月31日に終了した3ヵ月間および通年のロイヤルティおよび輸送費控除後の総収益は、前年同期の7,970万ドルおよび3億4,490万ドルに対し、それぞれ23％および16％増の9,830万ドルおよび3億5,230万ドルとなった。これは、実現天然ガスおよびLNG販売量の減少により相殺されたものの、輸送費控除後の平均販売価格が前年同期の6.04ドル/Mcfおよび5.41ドル/Mcfに対し、2024年12月31日に終了した3ヵ月間および通年ではそれぞれ7.81ドル/Mcfおよび6.99ドル/Mcfと上昇したことが主な要因である。 実現契約天然ガス販売量は、前年同期の 164.8MMcfpd と 178.3MMcfpd に対し、2024 年 12 月 31 日までの 3 ヶ月間は 158.0MMcfpd と 156.7MMcfpd と、それぞれ 4%と 12%減少した。 2024年12月31日に終了した3ヵ月間および通年の当期純損失はそれぞれ2,540万ドルおよび3,270万ドルであった（前年同期はそれぞれ2,990万ドルおよび8,620万ドルの純利益）。2024年12月31日に終了した3ヵ月間および通年の当期純利益の減少は、2023年にそれぞれ3,170万ドルおよび1億360万ドルの現金支出を伴わない繰延税金回収があったのに対し、2024年12月31日に終了した3ヵ月間および通年にそれぞれ2,890万ドルおよび7,720万ドルの現金支出を伴わない繰延税金費用を認識した結果であり、EBITDAXの増加により相殺された。 2024年12月31日に終了した3ヶ月間および通年の純現金資本支出は、それぞれ2,860万ドルおよび1億2,230万ドルであった（2023年同期はそれぞれ7,220万ドルおよび2億1,520万ドル）。この減少は、土地と地震探査、ワーキオーバー、掘削・完成工事への支出の減少によるものである。 2024年12月31日現在、公社は7,920万ドルの現金および現金同等物、4,550万ドルの運転資本余剰金を保有している。 見通し 2025年、公社は以下のことに注力している： コモディティ価格の上昇と、掘削、ワークオーバー、新設備プロジェクトへの投資により、カナコールのEBITDA創出と埋蔵量を維持・拡大する； 下部マグダレナ渓谷（LMV）における、よりインパクトのあるガス探鉱機会の探求； 負債の削減； 2026年にボリビアで操業を開始するための基礎固め。 ESG戦略への取り組みを継続する。 当社は、2025年の残りの期間も商品価格は堅調に推移すると予想しており、このため2025年には、スポット販売市場へのエクスポージャーを最大化するため、引取量を引き下げた。カナコールは、LMVの中核資産における埋蔵量と生産量を維持・拡大するため、最大11本の試掘井と3本の開発井を掘削し、必要に応じて新たな圧縮・処理施設を設置し、主要ガス田の生産井の改修を完了することで、生産量を最適化し、埋蔵量を増加させる計画である。これらの開発・探鉱活動は、Canacol社の堅調なEBITDA創出をサポートし、2025年の強力なガス市場ダイナミクスを活用することを可能にする計画である。計画中の開発井には、Clarinete-11、Siku-2、Lulo-3井が含まれ、いずれも本リリース発表日現在、すでに掘削に成功し、生産を開始している。探鉱掘削計画には、LMVにおける10本のガス探鉱井と、ミドル・マグダレナ・バレー（以下MMV）における1本のガス・コンデンセート探鉱井が含まれている。LMVの注目すべき試掘井には、Natilla-2の操業継続が含まれる。 ここ数年で、当社はMMVに重要な鉱区を確保し、2025年には、1965年にシティーズサービス社によって発見され、その後1997年にアモコ社によって開発されたオポン・ガス田の南約5km、傾斜上方に位置する大規模な浅い構造をターゲットとするヴァリエンテ・プロスペクトの掘削を計画している。 また、MMVに位置するポラ探鉱プロジェクトに関しても努力を続けている。ポーラは、深度17,000フィート近くの白亜紀貯留層内のガスをターゲットとする大規模な探鉱である。坑井のコストが比較的高いため、当社は現在、プロジェクトの進め方に関する選択肢を評価中である。 ボリビアでは、3つの探鉱契約（アレナレス、オバイ、フロリダエステ）と1つの油田再開発契約（ティタ）の発効日を確定するため、議会による批准と正式決定を待っている。当社は現在、2026年に油田再開発活動を開始するため、開発計画の策定とともに、ティタの環境許可申請の準備を進めている。 財務・営業ハイライト (単位：米ドル（表中の金額は千米ドル）。 決算期 決算期 会計年度 12月31日 , 2024 2023 増減 2024 2023 増減 ロイヤルティおよび輸送費控除後の収益合計 98,339 79,718 23 % 352,252 304,854 16 % 調整後EBITDAX(1) 調整後EBITDAX(1) 76,054 53,144 43 % 296,126 236,829 25 調整後営業活動から得た資金(1) 52,119 30,958 68 % 209,375 146,287 43 % 1株当たり-基本的($)(1) 基本的1株当たり($)(1) 1.53 0.91 68 % 6.14 4.29 43 % 希薄化後1株当たり($)(1) 希薄化後1株当たり($)(1) 1.53 0.91 68 % 6.07 4.29 41 % 営業活動によるキャッシュ・フロー 営業活動から得た現金・預金および現金同等物（純額） 42,428 22,571 88 % 168,041 95,339 76 基本的1株当たり($) 1.24 0.66 88 % 4.93 2.79 77 % 希薄化後1株当たり($) 希薄化後1株当たり($) 1.24 0.66 88 % 4.87 2.79 75 当期純利益および包括利益 (25,434 ) 29,897 n/a (32,732 ) 86,237 n/a 1株当たり-基本的 ($) (0.75 ) 0.88 n/a (0.96 ) 2.53 n/a 希薄化後1株当たり($) (0.75 ) 0.88 n/a (0.96 ) 2.53 n/a 加重平均発行済み株式-基本的 34,115 34,111 - % 34,112 34,111 - % 34,112 34,111 - % 34,112 34,111 - % 34,112 34,111 - % 34,112 34,111 加重平均発行済み株式-希薄化後 34,115 34,111 - % 34,483 34,111 - % 1 純現金資本支出(1) 28,634 72,246 (60 %) 122,293 215,184 (43 %) 12月31日 12月31日 2024 2023 増減 現金および現金同等物 79,201 39,425 101 運転資本の赤字 45,524 (10,028 ) n/a 負債合計 762,313 713,435 7 % 資産合計 総資産 1,215,777 1,233,428 (1 %) 普通株式 期 末 株 式 数 (千株) 34,120 34,111 - % 1,215,777 1,233,428 (1 %) 営業活動によるキャッシュ・フロー 至 平成23年12月31日 前第3四半期連結会計期間 営業利益 , 2024 2023 増減 2024 2023 増減 生産量 天然ガスおよびLNG (Mcfpd) 161,360 168,127 (4 %) 160,664 181,277 (11 %) コロンビア産石油（bopd） 933 627 49 % 1,411 563 151 合計 (boepd) 29,242 30,123 (3 %) 29,598 32,366 (9 %) 実現契約販売 天然ガスおよびLNG (Mcfpd) 158,033 164,840 (4 %) 156,702 178,293 (12 %) コロンビア産石油（bopd） 947 590 61 % 1,402 553 154 合計 (boepd) 28,672 29,509 (3 %) 28,894 31,833 (9 %) 営業利益(1) 天然ガスおよびLNG($/Mcf) 6.12 4.39 39 % 5.41 4.11 32 コロンビア原油($/bbl) 11.54 13.29 (13 %) 19.14 20.77 (8 %) コーポレート($/boe) 34.18 24.82 38 % 30.28 23.39 29 (1) 非IFRS指標 - MD&A内の「非IFRS指標」の項を参照。 本プレスリリースは、当社の監査済み連結財務諸表および関連する経営陣による検討および分析（「MD&A」）と合わせてお読みください。公社は、2024年12月31日に終了した事業年度の監査済み連結財務諸表および関連するMD&Aをカナダの証券監督当局に提出しました。これらの提出書類はSEDAR+（www.sedarplus.ca）で閲覧可能である。 カナコールはコロンビアを中心に事業を展開する天然ガス探査・生産会社である。同社の株式はトロント証券取引所でCNE、米国OTCQXでCNNEF、コロンビア証券取引所でCNECのシンボルで取引されている。 本プレスリリースには、適用される証券取引法の意味において、将来の見通しに関する記述が含まれています。将来の見通しに関する記述は、「計画」、「期待する」、「プロジェクト」、「目標」、「意図する」、「信じる」、「予想する」、「推定する」などの言葉や、特定の事象や条件が「発生する可能性がある」または「発生する予定である」という記述によって特徴付けられます。将来の見通しに関する記述は、その記述が作成された時点における経営陣の意見や予測に基づくものであり、さまざまなリスクや不確実性、その他の要因の影響を受け、実際の出来事や結果が将来の見通しに関する記述で予測されたものと大きく異なる可能性があります。公社は、実際の結果がこれらの将来見通しに関する記述と一致することを保証するものではありません。これらは本書の日付現在で作成されたものであり、変更される可能性があります。公社は、法律で義務付けられている場合を除き、新たな状況を反映するためにこれらを修正または更新する義務を負いません。ここで提供される情報およびガイダンスは、以前の開示で提供された将来見通し情報に優先し、それに取って代わるものです。投資家の皆様は、将来の見通しに関する記述を過度に信頼すべきではありません。これらの要因には、原油および天然ガス鉱区の探鉱・開発に伴う固有のリスク、掘削結果およびその他の地質学的・地球物理学的データの解釈に伴う不確実性、エネルギー価格の変動、コスト超過または予期せぬコストや遅延の可能性、および石油・ガス産業に関連するその他の不確実性が含まれます。その他のリスク要因には、外国政府との交渉に関連するリスク、国際的な活動の実施に関連するカントリーリスク、その他の要因が含まれる可能性があり、その多くは当社では制御できないものです。その他のリスクについては、SEDAR+（www.sedarplus.ca）に提出された当社の最新の経営討議および分析（「MD&A」）および年次情報フォーム（参照により本書に組み込まれる）に詳しく記載されている。一定期間の平均生産量は、変動する過去の生産データを算術平均して算出したものであり、当該期間の生産量が一定であることを示すものではなく、将来の生産量を示すものではありません。コロンビアで公社が操業している鉱区の月次生産量に関する詳細情報は、公社からコロンビア鉱業エネルギー省に提供され、同省がウェブサイトで公表している。正味」生産量とは、ロイヤルティ前の当社権益生産量のことである。 IFRS以外の財務指標の使用 - このような補足的な指標は、公社の業績を示す指標としてIFRSに従って決定される指標に代わるもの、またはそれよりも意味のあるものとみなされるべきではなく、このような指標は他社が報告する指標と比較できない可能性があります。本プレスリリースでは、調整後営業利益についても記載している。調整後営業資金はIFRSでは定義されていない指標である。これは、非現金運転資本の変動および廃炉債務の決済前の営業活動から得た（使用した）現金を、臨時費用で調整したものである。調整後営業活動によるキャッシュ・フローは、設備投資による将来の成長資金や借入金の返済に必要なキャッシュ・フローを生み出す事業能力を示すものであり、当社は重要な指標と考えている。調整後営業活動によるキャッシュ・フローは、IFRSに準拠して決定される営業活動によるキャッシュ・フローに代わるもの、あるいは、公社の業績を示す指標としてより意味のあるものとみなされるべきではありません。公社が決定した調整後営業活動から得た資金は、他社が報告したものと比較できない可能性があります。公社が営業活動から得た現金と調整後営業活動からの資金を調整する方法の詳細については、公社のMD&Aの「非IFRS指標」の項を参照されたい。また、本プレスリリースでは調整後EBITDAXおよび営業純利益の指標を参照しています。調整後EBITDAXとは、連結純利益を利息、法人税、減価償却費、減耗償却費、探鉱費、その他同様の経常外費用または非現金費用で調整したものと定義されます。オペレーティング・ネットバックは、石油・ガス業界で一般的な指標であり、天然ガス、LNG、石油の総売上高から輸送費を差し引き、ロイヤリティと営業費用を差し引いたもので、販売量を石油換算して1バレル当たりで計算されます。オペレーティング・ネットバックは、現在の商品価格に対する油田レベルの収益性を示すため、経営成績を評価する上で重要な指標である。表示されている調整後EBITDAXおよびオペレーティング・ネットバックは、IFRSで規定された標準的な意味を持たないため、他の事業体の同様の指標の計算と比較できない可能性がある。 営業純収益は、売上高、正味輸送費からロイヤルティおよび営業経費を差し引いたものと定義される。 実現契約売上高とは、生産・販売された天然ガスおよびLNGに加え、天然ガスまたはLNGの実際の引渡しおよび引渡しを受ける顧客の権利の失効がない指名引取契約から受領した収入と定義される。 純現金資本支出とは、使用権付リース資産の追加や廃止措置債務の変動などの非現金コストや調整を除いた、処分控除後の資本支出と定義される。 当社のLNG販売額は、天然ガスおよびLNGの契約販売額合計の1％未満である。 ボー換算 - 本ニュースリリースでは「ボー」という用語を使用している。特に単独で使用した場合、誤解を招く可能性があります。天然ガスの立方フィートと石油換算バレルとのBoe換算比率は、主にバーナー先端で適用されるエネルギー等価換算方法に基づいており、坑口での価値等価を表すものではありません。本ニュースリリースでは、コロンビア鉱業エネルギー省が要求するコロンビア換算基準5.7マクフ：1バレルを用いてBOEを表現している。現在の天然ガスと原油の価格に基づく天然ガスと原油の価値比は、5.7Mcf:1というエネルギー当量とは大きく異なるため、5.7Mcf:1を基準として換算すると、価値の表示として誤解を招く可能性があります。