アルバータ州カルガリー、2025年3月20日 (GLOBE NEWSWIRE) -- Canacol Energy Ltd. (カナコール・エナジー社、以下「カナコール社」) CNECNNEFCNEC は、12月31日終了会計年度の在来型天然ガス、軽質・中質・重質原油の埋蔵量およびみなし数量を報告する。(CNECNNEFCNEC）は、在来型天然ガス、軽質原油、中質原油、重質原油の埋蔵量および2024年12月31日終了会計年度のみなし埋蔵量を報告する。当社の在来型天然ガス埋蔵量は、コロンビアのマグダレナ渓谷下流域に位置しています。カナコールの軽・中質原油埋蔵量はコロンビアのマグダレナ谷中流域に、軽・中質・重質原油埋蔵量およびみなし埋蔵量はコロンビアのラノス流域にある。 カナコール・エナジー社の在来型天然ガス、軽・中・重質原油の総埋蔵量およびみなし埋蔵量の概要(1)(5) 開発中 生産中 開発中 未開発 生産中 未開発 合計 生産中 合計 生産中＋推定可能 合計 生産中＋推定可能 +可能性 製品タイプ ("PDP") ("PDNP") ("PUD") ("1P") ("2P") ("3P") 在来型天然ガスおよび軽・中・重質原油(4) Bcfe(2) 67.8 150.8 35.6 254.1 598.8 1,120.7 総石油換算 MMBOE(2) 11.9 26.4 63 44.6 105.1 196.6 税引前 NPV-10(3) MM US$ 263.1 $744.2 $110.6 $1,117.9 $2,591.6 $4,367.8 税引後 NPV-10(3) MM $263.1 $744.2 $77.1 $1,084.4 $1,987.2 $3,045.7 (1) すべての埋蔵量は、ロイヤルティ前のカナコールの権益シェアで表示されている。 (2)「BOE」は原油1バレル相当量、「cfe」は天然ガス立方フィート相当量を意味し、コロンビアの規制慣行に従い、原油1バレル(bbl)に対して天然ガス5.7千標準立方フィート(Mcf)を基準としている。 (3) 正味現在価値(NPV)は百万米ドルで記載し、10％で割り引いている。 (4) 在来型軽質・中質・重質原油には、PDP 263mbbl、1P 276mbbl、2P 382mbbl、3P 511mbblのみなし量が含まれる。みなし数量は、カナコールが関税を受け取っている、カナコールが所有していないが操業しているランチョ・エルモソの数量から算出される。100%の販売量に、カナコールが関税を受け取っている軽質/中質/重質原油の販売価格÷受け取った関税の比率を乗じて計算される。 (5) 四捨五入の関係上、本表の数値が合わない場合がある。 ハイライト 在来型天然ガスおよび軽質・中質・重質原油の確認埋蔵量＋推定埋蔵量およびみなし埋蔵量（「2P」）： 2024年12月31日時点の2P税引前NPV-10は、2023年12月31日時点の21億米ドルから21％増の26億米ドル。 2024年12月31日時点の税引き後NPV-10は20億米ドルで、2023年12月31日時点の前年比18億米ドルから13％増加。 2023年12月31日から1.4%減少し、2024年12月31日時点の総埋蔵量は5,990億立方フィート相当（以下「Bcfe」）となり、税引前価値は10%割引の26億米ドル、1株当たり埋蔵量109.37カナダドル、2鉱区純資産価値79.12カナダドル（純負債7億1,680万米ドル控除後）となる。 2024年までの在来型天然ガス、軽質・中質・重質原油の埋蔵量、およびみなし追加埋蔵量（それぞれ48.5Bcf、-0.05MMBbls、0.26MMBbls、合計50Bcfe）に基づく埋蔵量置換率は85%。 2024年12月31日までの3年間の2P発見・開発コスト（「F&D」）は3.67米ドル/Mcfe。 2024年12月31日に終了する年度のリサイクル率は1.3倍（2024年12月31日に終了する年度の在来型天然ガスおよび軽・中・重質原油のネットバック5.31米ドル/Mcfeに基づいて算出） 2024年12月31日に終了する3年間のリサイクル率1.2倍（2024年、2023年、2022年12月31日に終了する年度の在来型天然ガスおよび軽・中・重質原油のネットバックの加重平均4.33米ドル/Mcfeに基づいて算出） 2024年第4四半期の在来型天然ガスおよび軽/中/重質原油の年率換算生産量161,290千立方フィート相当/日（「Mcfepd」）または28,296バレル相当/日（「BOEPD」）に基づく埋蔵量寿命指数（「RLI」）は10.2年。 2025年暦年の在来型天然ガスおよび軽・中・重質原油の生産量ガイダンス159,000マクフェプドに基づくRLIは10.3年（2025年2月24日発表の2025年生産量ガイダンスの上限値） 在来型天然ガスおよび軽質・中質・重質原油の総確認埋蔵量およびみなし数量（「1P」）： 2023年12月31日以降13.9%減少し、2024年12月31日時点の総埋蔵量は254 Bcfe、税引前価値は10%割引で11億米ドル、1株当たり埋蔵量47.18カナダドル、1P純資産価値16.93カナダドル（純負債7億1,680万米ドル控除後）となる。 2024年までの在来型天然ガス、軽質・中質・重質原油の埋蔵量、およびみなし追加埋蔵量に基づく埋蔵量置換率は30%で、それぞれ16.2Bcf、-0.04MMBbls、0.2MMBbls、合計17Bcfe。 2024年12月31日までの3年間の1P F&Dは6.85米ドル/Mcfe 2024年第4四半期の在来型天然ガスおよび軽質・中質・重質原油の年間生産量161,290Mcfepdまたは28,296BOEPDに基づくRLIは4.3年。 2025年暦年の在来型天然ガスおよび軽質・中質・重質原油生産量ガイダンス159,000マクフェプドに基づくRLIは4.4年（2025年2月24日発表の2025年生産量ガイダンスの上限値） 在来型天然ガスおよび軽質・中質・重質原油の合計確認埋蔵量＋推定埋蔵量＋可能埋蔵量およびみなし埋蔵量（「3P」）： 2023年12月31日以降7.5%増加し、2024年12月31日時点で合計1,121Bcfe、税引前価値は10%割引の44億米ドル、1株当たり埋蔵量184.34カナダドル、3P純資産価値154.09カナダドル（純負債7億1,680万米ドル控除後）。 2024年までの在来型天然ガス、軽質・中質・重質原油の埋蔵量、およびみなし追加埋蔵量に基づく埋蔵量置換率は234%で、それぞれ135.1 Bcf、-0.1 MMBbls、0.3 MMBbls、合計136 Bcfe。 2024年12月31日までの3年間の3P F&DはUS$1.96/Mcf。 2024年第4四半期の在来型天然ガスおよび軽質・中質・重質原油の年間生産量161,290Mcfepdまたは28,296BOEPDに基づくRLIは19.0年。 2025年暦年の在来型天然ガスおよび軽質・中質・重質原油生産量ガイダンス159,000マクフェプドに基づくRLI19.3年（2025年2月24日発表のハイエンド2025年生産量ガイダンス） ラヴィ・シャルマCOOは、「2024年には2P埋蔵量およびみなし埋蔵量を50Bcfe追加し、埋蔵量代替率は85％となりました。メレンゴン（ナティージャ探鉱井）は、主要ターゲットであるCDO層の上部まで掘削することができましたが、技術的な困難のため、下部ポルケーロを通る2回目のサイドトラックを行わなければなりませんでした。現在、ガスを含む二次ポルケロ区間をケーシングしており、まもなく一次ターゲットであるCDOを掘削し、完成させる準備をしている。" 2024年12月31日期埋蔵量報告書の考察 2024年12月31日に終了した年度において、当社は、新規ガス発見と既存の生産ガス田の技術的修正により、特定の埋蔵量カテゴリーにおいて増加を記録した。 以下の表は、Boury Global Energy Consultants Ltd.（以下「BGEC」という。(以下「BGEC」という。)が作成した2024年12月31日有効の独立埋蔵量報告書(以下「BGEC 2024年報告書」という。)からの情報を要約したものである。BGEC 2024年報告書は、当社の在来型天然ガスおよび軽・中・重質油の埋蔵量およびみなし埋蔵量を100％カバーしている。 BGEC 2024報告書は、カナダ石油ガス評価ハンドブック（COGE Handbook）および国家文書NI 51-101「石油ガス活動の開示基準」（NI 51-101）に含まれる定義、基準、手続きに従って作成された。 NI 51-101で要求される追加埋蔵量情報は、2025年3月31日までにSEDARに提出される当社の年次情報フォームに含まれている。 カナコールの2024年12月31日までの総天然ガス、軽・中・重質原油埋蔵量およびみなし数量(1) 埋蔵量カテゴリー(2) 23年12月31日時点 24年12月31日時点 差異 (MMcfe) (MMcfe) (%) 確認埋蔵量合計 (1P) 295,171 254,149 -13.9 確認＋推定 (2P) 合計 607,343 598,822 -1.4 確認＋推定＋可能 (3P) 合計 1,042,940 1,120,732 +7.5 % 試算可能量 (1P) 合計 295,171 254,149 -13.9 (1) 四捨五入の関係で表中の数字が合わない場合がある。 (2) すべての埋蔵量は、ロイヤルティ前のカナコル権益である。 5年間のガス・原油価格予測 - BGECレポート 2024年12月31日(1) 埋蔵量 報告日 2025年 2026年 2027年 2028年 2029年 数量加重合計確認＋推定（2P）平均ガス価格(2) US$/Mcf 31-12-24 6.81 7.26 8.89 9.21 10.36 キメラの実現原油価格-品質オフセットおよび輸送費控除後(3) US$/bbl 24年12月31日 60.32 62.32 63.82 65.32 67.32 ランチョ 実油価格-品質オフセットおよび輸送控除後(4) US$/bbl 24年12月31日 70.94 73.94 75.94 77.44 79.44 (1) 本表の数値は四捨五入の関係で合わない場合がある。 (2)ガス価格予想は、既存の長期契約（輸送（該当する場合）控除後）に基づき、インフレ調整後、およびガス販売価格（断続販売）を加えたものである。 (3) Chimelaの原油価格予想は、BGECのブレント予想から品質オフセットと輸送コストとして16.18米ドル/バレルを差し引いたものである。 (4) ランチョ・エルモソの非関税原油価格予想は、BGECのWTI予想から品質オフセットおよび輸送コストとして0.50米ドル／バレルを差し引いたものである。 さらに、カナコールは、ミラドール生産（現在RH10で生産）に対して17.36ドル/バレル、RH11およびRH16生産に対して17.36ドル/バレル（2025年1月、20.32ドル/バレル）のインフレ率上昇関税、ブレント価格によって変動する14.50ドル/バレル～26.00ドル/バレルの関税を受け取る（2025年1月、20.06ドル/バレル）。 在来型天然ガス、軽質・中質・重質原油の埋蔵量およびみなし数量 税引前・税引後正味現在価値サマリー(1) 税引前 税引後 純資産 純資産 価値 価値 備蓄区分 24年12月31日 24年12月31日 24年12月31日 24年12月31日 (百万米ドル)(2) (カナダドル/株)(3) (百万米ドル)(2) (カナダドル/株)(3) 合計確認 (1P) $ 1,117,924 $ 16.93 $ 1,084,442 $ 15.52 確認＋推定（2P）合計 $ 2,591,564 $ 79.12 $ 1,987,150 $ 53.61 確認＋可採鉱＋可能性（3P）合計 $ 4,367,785 $ 154.09 $ 3,045,662 $ 98.29 (1) 四捨五入の関係で表の数字が合わない場合がある。 (2) 正味現在価値は千米ドル単位で記載し、10％で割り引いている。将来の純収入の現在価値の計算に使用した予測価格は、上記の価格デッキに基づいている。2024年12月31日時点の在来型天然ガス、軽質・中質・重質原油、およびみなし数量価格に関するBGECの予測は、当社の年次情報フォームに記載されている。 (3) 純資産価値（以下「NAV」）は、2024年12月31日時点のNPV10から推定純有利子負債7億1,680万米ドル（負債総額7億6,230万米ドルから運転資本剰余金4,550万米ドルを控除）を控除した金額を、2024年12月31日時点の発行済み基本株式3,410万株で除して算出。 基準価額の計算は、2024年12月31日の実効レートUSD:CAD=1.44でCADドルに換算している。 リザーブド・ライフ・インデックス（RLI）(1)(2) 積立区分 23年12月31日 24年12月31日 (年)(3) (年)(4) 確認された合計 (1P) 4.8 4.3 確認＋推定（2P）合計 9.9 10.2 確認+推定+可能(3P) 17.0 19.0 (1) 四捨五入の関係で表の数字が合わない場合がある。 (2) 「RLI」リザーブ・ライフ・インデックスは、該当する埋蔵量カテゴリーを年率換算した第4四半期の生産量で割って算出される。 (3) 2023 年 12 月 31 日までの 3 ヶ月間の在来型天然ガスおよび軽・中・重質原油の平均生産量 168,127 Mcfepd（年率 29,496 BOEpd）を用いて算出。 (4) 2024 年 12 月 31 日までの 3 ヶ月間の在来型天然ガスと軽・中・重質原油の平均生産量 161,290 Mcfepd（年率 28,296 BOEpd）を用いて算出。 2024年12月31日に終了する年度 カナコールの総埋蔵量とみなし数量の調整(1) 軽質/中質原油 重質原油 在来型天然ガス NGL 合計 (百万バレル) (百万バレル) (mmcf) (百万バレル) (百万バレル) mboe 開始残高 (2023年12月31日) 583 445 137 94,997 - 17,249 拡張 回収率の改善 技術的修正(2) 83 (121) 204 14,683 - 2,659 発見(4) - - - 12,543 - 2,201 買収 処分 経済的要因 生産高 (196) (78) (118) (57,144) - - (10,221) 期末残高 (2024年12月31日) 470 246 224 65,079 - 11,887 軽質・中質原油 重質原油 在来型天然ガス NGL TOTAL 合計 (百万バレル) (百万バレル) (百万バレル) (mmcf) (百万バレル) (mboe) 開始残高 (2023年12月31日) 1,523 1,311 212 286,489 - 51,784 拡張 回収率の改善 技術的修正(3) 177 (20) 197 3,938 - 868 発見(4) - - - 13,622 - 2,390 買収 処分 経済的要因 - - - (1,331) - - (233) 生産高 (196) (78) (118) (57,144) - - (10,221) 期末残高 (2024年12月31日) 1,504 1,213 292 245,574 - 44,587 軽質・中質原油 重質原油 在来型天然ガス NGL TOTAL 確認+推定合計 (mbbl) (mbbl) (mmcf) (mbbl) mboe 開始残高 (2023年12月31日) 6,438 6,156 282 570,645 - 106,552 拡張 回収率の改善 技術的修正(3) 216 (32) 248 (4,912) - (646) 発見(4) - - - - 53,417 - - 9,371 買収 処分 経済的要因 生産高 (196) (78) (118) (57,144) - - (10,221) 期末残高 (2024年12月31日) 6,459 6,047 412 562,007 - 105,056 合計 軽質/中質原油 重質原油 在来型天然ガス NGL 合計 確認＋可能＋可能合計 (百万バレル) (百万バレル) (百万バレル) (百万バレル) (百万バレル) mboe 開始残高 (2023年12月31日) 14,766 14,371 394 958,777 - 182,972 拡張 回収率の改善 技術的修正(3) 174 (108) 282 (12,024) - (1,935) 発見(4) - - - 147,083 - 25,804 買収 処分 経済的要因 生産高 (196) (78) (118) (57,144) - - (10,221) 期末残高 (2024年12月31日) 14,744 14,186 558 1,036,693 - 196,620 (1) この表の数字は四捨五入の関係で合わない場合がある。 (2) PDPの技術的修正は主に、2023年12月31日時点では生産していなかったニスペロ、ディヴィディヴィ、クラリネーテ、パンデレタ、ネルソンの一部の坑井が、2024年12月31日時点では生産していたため、PDNPから移管したことによるものである。 (3) 1Pから3Pまでの在来型天然ガス技術改定は、主にClarinete、Claxon、Canaflecha、Canahuate、Cornamusa、Lulo、Aguas Vivas、Porro Norte、Pina Norteに関連するものである。 (4) 在来型天然ガス発見鉱区は、VIM21鉱区のPomelo、Chontaduro、Pibe、Esperanza鉱区のNispero、Kite、SSJN7鉱区のMerengon。 1P埋蔵量指標の調整 - ロイヤルティ前カナコル権益(1)(2) 2024年カレンダー 2024年12月31日 正味資本支出（百万米ドル）(3) $ 121,364 $ 475,730 資本支出-FDCの変動（百万米ドル）(4) $ (7,079) $ 42,793 資本的支出合計（百万米ドル）(5) $ 114,285 $ 518,523 正味買収(百万米ドル) 研究開発費合計（百万米ドル）(6)(7) $ 114,285 $ 518,523 準備金の追加 (MMcfe) 17,243 75,688 準備金の追加 - 正味取得分 - - - - - - - - （正味取得分を含む 純買収を含むリザーブ追加 (MMcfe) 17,243 75,688 1PF&D/Mcfe（米ドル/Mcfe）(5) $ 6.63 $ 6.85 1PF&A/Mcfe（米ドル/Mcfe）(6)(7) $ 6.63 $ 6.85 (1) 四捨五入の関係で表の数値が合わない場合がある。 (2) 本表の数値はすべて 1P (Total Proved) ベースで記載されている。 (3) 当社は、F&D の計算からメデジン・パイプラインへの投資を除外している。2024年および2023年の資本支出には、それぞれメデジン・パイプラインへの支出に関連する900万米ドルおよび990万米ドルが含まれていない。当社はまた、企業資産に対する支出もF&D計算から除外している。2024年、2023年、2022年の資本支出からは、それぞれ企業資産への支出に関連する0.9百万米ドル、3.3百万米ドル、5百万米ドルが除外されている。 (4) 「資本支出-FDCの変化」は四捨五入している。FDCは1P（Total Proved）将来の開発資本である。 (5) 1P F&D - 1P (Total Proved)ベースの発見・開発費用。 (6) 1P FD&A - 1P (Total Proved)ベースの発見・開発・取得費用。 (7) 発掘・開発費用については、一般に、直近の会計年度に発生した探鉱・開発費用と、将来の開発費用の見積りの当該会計年度中の変動の合計が、当該会計年度の埋蔵量追加に関連する発見・開発費用の合計を反映することはない。 2P埋蔵量指標の調整 - ロイヤルティ控除前カナコル権益(1)(2) 2024年カレンダー 3年終了 2024年12月31日 正味資本支出（百万米ドル）(3) $ 121,364 $ 475,730 資本支出-FDCの変動（百万米ドル）(4) $ 83,130 $ 191,993 研究開発費合計（百万米ドル）(5) $ 204,494 $ 667,723 正味買収(百万米ドル) - - - （単位：百万米ドル 研究開発費合計（百万米ドル）(6)(7) $ 204,494 $ 667,723 準備金の追加 (MMcfe) 49,733 181,863 正味取得分を含むリザーブ追加 (MMcfe) 49,733 181,863 2P F&D/Mcf（米ドル/Mcfe）(5) $ 4.11 $ 3.67 2P FD&A per Mcf (US$/Mcfe)(6)(7) $ 4.11 $ 3.67 (1) 四捨五入の関係で表の数値が合わない場合がある。 (2) 本表の数値はすべて 2P (Total Proved + Probable) ベースで記載されている。 (3) 当社は、F&D の計算からメデジン・パイプラインへの投資を除外している。2024年および2023年の資本支出には、それぞれメデジン・パイプラインへの支出に関連する900万米ドルおよび990万米ドルが含まれていない。当社はまた、企業資産に対する支出もF&D計算から除外している。2024年、2023年、2022年の資本支出からは、それぞれ企業資産への支出に関連する0.9百万米ドル、3.3百万米ドル、5百万米ドルが除外されている。 (4) 「資本支出-FDCの変化」は四捨五入している。FDCは2P（確認された＋可能な）将来の開発資本である。 (5) 2P F&D - 2P (Total Proved + Probable)ベースの発見・開発費用。 (6) 2鉱区 FD&A - 2鉱区（確認＋推定）ベースの発見・開発・取得費用。 (7) 発掘・開発費用については、一般に、直近の会計年度に発生した探鉱・開発費用と、将来の開発費用の見積りの当該会計年度中の変動の合計が、当該会計年度の埋蔵量追加に関連する発見・開発費用の合計を反映することはない。 3P天然ガス埋蔵量指標の調整 - ロイヤルティ前カナコル権益(1)(2) 2024年カレンダー 2024年12月31日までの3年間 正味資本支出 (M$ US)(3) $ 121,364 $ 475,730 資本支出-FDCの変動（百万米ドル）(4) $ 117,084 $ 226,724 研究開発費合計（百万米ドル）(5) $ 238,448 $ 702,454 正味買収(百万米ドル) - - - （単位：百万米ドル 研究開発費合計（百万米ドル）(6)(7) $ 238,448 $ 702,454 準備金の追加 (MMcfe) 136,053 358,338 準備金の追加 - 正味取得 - - - - - - - - - (注) 正味取得分を含むリザーブ追加 (MMcfe) 136,053 358,338 3P F&D/Mcf（米ドル/Mcfe）(5) $ 1.75 $ 1.96 3P FD&A per Mcf (US$/Mcfe)(6)(7) $ 1.75 $ 1.96 (1) 四捨五入の関係で表の数値が合わない場合がある。 (2) 本表の数値はすべて 3P (Total Proved + Probable + Possible) ベースで記載されている。 (3) 当社は、F&D の計算からメデジン・パイプラインへの投資を除外している。2024年および2023年の資本支出には、それぞれメデジン・パイプラインへの支出に関連する900万米ドルおよび990万米ドルが含まれていない。当社はまた、企業資産に対する支出もF&D計算から除外している。2024年、2023年、2022年の資本支出からは、それぞれ企業資産への支出に関連する0.9百万米ドル、3.3百万米ドル、5百万米ドルが除外されている。 (4) 「資本支出-FDCの変化」は四捨五入している。FDCは3P（確認された+可能性のある+可能性のある）将来の開発資本である。 (5) 3P F&D - 3P (Total Proved + Probable + Possible)ベースの発見・開発費用。 (6) 3鉱区FD&A - 3鉱区（確認＋推定＋可能性）ベースの発見・開発・取得費用。 (7) 発掘・開発費用については、一般に、直近の会計年度に発生した探鉱・開発費用と、将来の開発費用の見積りの当該会計年度中の変動の合計が、当該会計年度の埋蔵量追加に関連する発見・開発費用の合計を反映することはない。 在来型天然ガスおよび軽質・中質・重質原油の回収率、埋蔵量およびみなし埋蔵量の見積りは、あくまでも見積りである。推定された埋蔵量およびみなし埋蔵量が回収されるという保証はなく、在来型天然ガスおよび軽質・中質・重質原油の実際の埋蔵量およびみなし埋蔵量は、提供された推定値よりも多い、または少ないと判明する可能性があります。 カナコル社について 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および石油の探鉱・生産会社である。 同社の普通株式は、トロント証券取引所、米国のOTCQX、コロンビア証券取引所で、それぞれティッカーシンボルCNE、CNNEF、CNE.Cで取引されている。 将来の見通しに関する情報および声明 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、特定の将来見通しに関する記述が含まれています。 将来予想に関する記述は、「計画」、「予想」、「計画」、「目標」、「意図」、「確信」、「予想」、「推定」、その他類似の言葉、または特定の事象や条件が「発生する可能性がある」もしくは「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、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、SEDARにwww.sedar.com）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。 非IFRS財務指標の使用 - このような補足的な指標は、IFRSに準拠して決定された指標に代わるもの、またはIFRSに準拠して決定された指標よりも意味のある指標として、公社の業績を示す指標として考慮されるべきではなく、このような指標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。 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、現金支出を伴わない運転資本の変動、訴訟和解債務の決済、廃炉債務の支出を行う前の、営業活動によって得られた現金（使用）を表している。 当社は、営業活動から得た資金が、設備投資を通じて将来の成長に必要な資金を調達し、負債を返済するために必要なキャッシュ・フローを生み出す事業の能力を示すものであり、重要な指標であると考えている。 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。 営業活動から得た現金と調整後営業活動からの資金の調整方法の詳細については、当社のMD&Aの「非IFRS指標」の項をご参照ください。 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は、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を調整した連結純利益と定義されます。 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バレル当たりで算出されます。 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。 2024年12月31日に有効な埋蔵量評価は、当社の独立埋蔵量評価機関であるBoury Global Energy Consultants Ltd.（以下「BGEC」という。(以下、「BGEC」という。)によるもので、National Instrument 51-101 - Standards of Disclosure for Oil and Gas Activitiesに準拠している。 埋蔵量はカナコールグロスベースで、数千立方フィート（"MMcf"）および数千原油換算バレル（"MBOE"）の単位で、米ドル建ての予測価格デッキを使用して提供されています。 推定値は埋蔵量推定値の公正市場価値を示す場合もあれば、示さない場合もある。 生産量または埋蔵量に対する当社持分に関する「グロス」とは、ロイヤルティ控除前の、当社のロイヤルティ権益を含まない操業権益（営業権益または非営業権益）の持分である； 生産物または埋蔵量に対する公社の権益に関する「ネット」とは、ロイヤルティ債務控除後の実行権益（営業権または非営業権）の持分と、生産物または埋蔵量に対する公社のロイヤルティ権益を加えたものである； 「開発済み生産埋蔵量」とは、見積もり時点で未開発の試掘区間から回収されると予想される埋蔵量である。 これらの埋蔵量は、現在生産中である場合もあれば、操業が停止している場合は、過去に生産中であったことがあり、生産再開の時期が合理的な確実性をもってわかっていなければならない。 「確認埋蔵量」とは、回収可能であると高い確実性で見積もることができる埋蔵量のことである。 実際に回収される残量は、推定された確認埋蔵量を上回る可能性が高い； 「可採埋蔵量」とは、確認埋蔵量よりも回収の確実性が低い追加埋蔵量である。 実際に回収される残量が、確認埋蔵量と推定埋蔵量の合計を上回る可能性も下回る可能性も同様に高い； 「可能性埋蔵量」とは、確認埋蔵量よりも回収の確実性が低い追加埋蔵量を意味する。 可能性埋蔵量」とは、確認埋蔵量よりも回収の確実性が低い追加埋蔵量を意味する。実際の回収残量が確認埋蔵量＋推定埋蔵量＋可能性埋蔵量の合計を上回る可能性は低い； みなし埋蔵量」とは、COGEH第3.9.4.8項「埋蔵量の割り当て」を参照し、リスクサービス契約に使用される経済的持分法を意味する。 定義上、これらの数量は生産収入を関税価格で割って計算され、埋蔵量として認定された数量に加算されるとみなされる。 本リスク付きサービス契約の条件では、これらの計算数量は実際の生産数量に相当する。 BOEおよびCFE換算 - 「BOE」石油換算バレルまたは「CFE」ガス換算立方フィートは、天然ガスを石油に、またはその逆に、天然ガス5.7Mcfを石油1バレルの割合で換算して得られる。 5.7Mcf対1bblのBOEまたはCFE換算比は、主にバーナー先端で適用されるエネルギー等価換算法に基づいており、坑口での価値等価を表すものではない。 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、5.7:1のエネルギー当量とは大きく異なるため、5.7:1ベースで換算すると、価値を示すものとして誤解を招く可能性があります。 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5.7Mcf：1bblを用いてBOEを表示している。 「PDP」とは、Proved Developed Producingの略。 "1P "はTotal Provedを意味する。 「2P」とは、確認された＋生産可能な合計を意味する。 「3P」は、確認された＋可能性のある＋可能性のある合計を意味する。 PDP 埋蔵量交換比率： 埋蔵量交換比率：12月31日に終了した事業年度の財務諸表に記載された、生産量に対する埋蔵量の比率。 1P 埋蔵量交換比率：1P埋蔵量交換比率：12月31日に終了した事業年度の財務諸表に記載された埋蔵量の生産量に対する比率。 2P 埋蔵量交換比率：2P埋蔵量交換比率：12月31日に終了した事業年度の財務諸表に記載された、取得と売却を除く確認埋蔵量＋確認可能量合計ベースの生産量に対する埋蔵量増加の比率。 千立方フィート（Mcf）当たりの探鉱・開発費用：当該年度に追加された確認＋推定埋蔵量合計の1Mcf当たりに発生した探鉱・開発費用を示す。 当社、業界アナリスト、投資家は、このような指標を、妥当なコストで埋蔵量を追加する長期的なトレンドを確立する能力を評価するために使用している。 千立方フィート（Mcf）当たりの発見・開発・取得費用は、当該年度に追加された確認＋推定埋蔵量合計の1Mcf当たりに発生した不動産取得費、探鉱費、開発費を表す。 当社、業界アナリスト、投資家は、このような指標を用いて、妥当なコストで埋蔵量を追加する長期的なトレンドを確立する能力を測定する。 発見・開発費用については、一般的に、直近の会計年度に発生した探鉱・開発費用と、将来の開発費用見積りの年度中の変動額の合計が、その年度の埋蔵量追加に関連する発見・開発費用総額を反映することはない。 天然ガス再利用率は、天然ガス・ネットバックを発見・開発費で割って算出される。 「RLI」リザーブ・ライフ・インデックスは、該当する埋蔵量カテゴリーを年率換算した第4四半期の生産量で割って算出される。 本プレスリリースには、F&D、FD&A、リザーブ・リプレイスメント、RLIなど、標準的な意味や標準的な計算方法を持たない石油・ガスの指標が多数含まれており、そのため他社が使用する同様の指標と比較できない場合があります。 このような指標は、読者に当社の業績を評価するための追加的な指標を提供するために本書に含まれていますが、このような指標は当社の将来の業績を示す信頼できる指標ではなく、将来の業績は過去の業績と比較できない可能性があります。 詳細については下記までお問い合わせください： 投資家情報 南アメリカ+571.621.1747 IR-SA@canacolenergy.com グローバル+1.403.561.1648 IR-GLOBAL@canacolenergy.com http://www.canacolenergy.com Benzinga APIsがお届けするマーケットニュースとデータ © 2025 Benzinga.com.Benzingaは投資アドバイスを提供するものではありません。無断転載を禁じます。