CALGARY, ALBERTA – 30. Juli 2024 / IRW-Press / – Saturn Oil & Gas Inc. (TSX: SOIL) (FWB: SMKA) (OTCQX: OILSF) (Saturn oder das Unternehmen) freut sich, seine Finanz- und Betriebsergebnisse für die drei und sechs Monate bis zum 30. Juni 2024 bekannt zu geben.
Die im zweiten Quartal 2024 vorgenommenen Änderungen der Kapitalstruktur von Saturn in Verbindung mit einer größeren Akquisition werden einen Wendepunkt bei der Etablierung des Unternehmens als führender unabhängiger, wachsender Energieproduzent in Westkanada darstellen, kommentierte John Jeffrey, Chief Executive Officer von Saturn. Im Juni 2024 hat das Unternehmen seine Rohölproduktionsbasis um mehr als 50 % erhöht und den Zinssatz für Fremdkapital um etwa 40 % gesenkt, was die nachhaltige Fähigkeit von Saturn zur Generierung eines freien Kapitalflusses pro Aktie bei drastisch reduzierten Kapitalkosten stärkt.
Wichtigste Punkte des zweiten Quartals 2024:
– Abschluss einer Akquisition von zwei auf Öl fokussierten Projekten mit einem Fördervolumen von ca. 13.000 boe/d(2) (Barrel Öläquivalent/Tag) in den bestehenden Kernbetriebsgebieten in Süd-Saskatchewan für einen Gesamtbetrag von ca. 534,8 Millionen $ in bar;
– Erreichen einer Ausgangsproduktion von ca. 38.300 boe/d(2) im Q2 2024;
– Austausch des langfristigen Darlehens des Unternehmens gegen eine vorrangig besicherte Anleihe (vorrangige Anleihe) in Höhe von 650,0 Millionen USD mit einem Zinssatz von 9,625 % pro Jahr und Fälligkeit am 15. Juni 2029;
– Abschluss einer Bought-Deal-Eigenkapitalfinanzierung mit einem Bruttoerlös von insgesamt 100,0 Millionen $;
– Abschluss einer Kreditfazilität in Höhe von 150,0 Millionen $ mit einem Bankenkonsortium, die bis zum 30. Juni 2024 nicht in Anspruch genommen wurde;
– Erreichen einer durchschnittlichen Rekordproduktion von 30.128 boe/d, verglichen mit 25.988 boe/d im zweiten Quartal 2023;
– Verbuchung von Erdöl- und Erdgasumsätzen in Höhe von 208,9 Millionen $, verglichen mit 176,0 Millionen $ im zweiten Quartal 2023;
– Rekordergebnis des vierteljährlichen bereinigten EBITDA(1) von 106,0 Millionen $ im Vergleich zu 92,9 Millionen $ im zweiten Quartal 2023;
– Erzielung eines vierteljährlichen bereinigten Kapitalflusses(1 ) in Höhe von 88,6 Millionen $, gegenüber 67,0 Millionen $ im zweiten Quartal 2023;
– Kapitalaufwendungen in Höhe von 22,5 Millionen $ für Investitionsausgaben(1) im zweiten Quartal 2024, wobei sieben (brutto) Bohrungen (6,0 netto) niedergebracht wurden, darunter sechs in Südost-Saskatchewan und eine im westlichen Zentrum von Saskatchewan;
– Erwirtschaftete einen freien Kapitalfluss(1) von 66,1 Millionen $, gegenüber 53,1 Millionen $ im zweiten Quartal 2023; und
– Nettoverschuldung(1) von 792,2 Millionen $ zum Ende des zweiten Quartals 2024, was einem Proforma-Nettoverschuldungs-Verhältnis zum annualisierten vierteljährlichem bereinigtem Kapitalfluss(1) von 1,5 entspricht.
Drei Monate bis Ende Sechs Monate bis Ende
(in Tausend CAD, ausgenommen Beträge pro Aktie) 30. Juni 2024 30. Juni 2023 30. Juni 2024 30. Juni 2023
WICHTIGSTE FINANZERGEBNISSE
Erdöl- und Erdgasverkäufe -208.853 -176.034 -377.072 -307.441
Bereinigtes EBITDA(1) -106.034 -92.853 -194.187 -162.721
Bereinigter Kapitalfluss(1) -88.643 -66.954 -156.821 -121.415
pro Aktie – unverwässert -0,52 -0,48 -0,99 -1,07
– verwässert -0,51 -0,47 -0,95 -1,05
Freier Kapitalfluss(1) -66.094 -53.109 -100.306 -83.287
pro Aktie – unverwässert -0,39 -0,38 -0,63 -0,74
– verwässert -0,38 -0,37 -0,61 -0,72
Nettoeinnahmen (-verlust) -41.805 -51.273 -(21.177) -270.323
pro Aktie – unverwässert -0,25 -0,37 -(0,13) -2,39
– verwässert -0,24 -0,36 -(0,13) -2,33
Akquisitionen, abzüglich der erworbenen Barmittel -543.145 -1.439 -543.145 -466.662
Erlöse aus Veräußerungen -(25.708) — -(25.708) —
Investitionsausgaben (1) -22.549 -13.845 -56.515 -38.128
Nettoverschuldung(1), Ende des Zeitraums -792.193 -510.185 -792.193 -510.185
Drei Monate bis Ende Sechs Monate bis Ende
30. Juni 2024 30. Juni 2023 30. Juni 2024 30. Juni 2023
WICHTIGSTE BETRIEBSERGEBNISSE
Durchschnittliche Produktionsvolumina
Rohöl (bbl/d) 21.010 19.425 19.996 17.066
Erdgaskondensat (NGLs) (bbl/d) 2.673 2.137 2.509 1.567
Erdgas (Mcf/d) 38.664 26.553 34.540 19.648
Gesamt (boe/d) 30.127 25.988 28.262 21.908
Anteil Öl und NGLs -79% -83% -80% -85%
Durchschnittlich erzielte Preise
Rohöl ($/bbl) -101,54 -92,39 -95,41 -92,97
NGLs ($/bbl) -44,33 -39,59 -44,29 -43,78
Erdgas ($/Mcf) -1,37 -2,62 -1,84 -2,93
Verarbeitungsausgaben ($/boe) -(0,33) -(0,56) -(0,38) -(0,65)
Erdöl- und Erdgasverkäufe ($/boe) -76,18 -74,43 -73,31 -77,53
Operativer Netback ($/boe)
Erdöl- und Erdgasverkäufe -76,18 -74,43 -73,31 -77,53
Lizenzgebühren -(9,48) -(6,96) -(9,17) -(7,92)
Nettobetriebsausgaben(1) -(18,12) -(22,31) -(18,91) -(21,81)
Transportaufwendungen -(1,47) -(1,42) -(1,40) -(1,26)
Operativer Netback (1) -47,11 -43,74 -43,83 -46,54
Realisierter Verlust aus Derivativen -(7,21) -(1,87) -(4,74) -(2,95)
Operativer Netback, nach Abzug von Derivativen (1) -39,90 -41,87 -39,09 -43,59
Ausstehende Stammaktien (in Tausend) -204.041 -138.634 -204.041 -138.634
Gewichteter Durchschnitt, unverwässert -169.267 -138.634 -158.780 -112.957
Gewichteter Durchschnitt, verwässert -174.723 -141.742 -164.215 -116.089
Mitteilung an die Aktionäre
Das zweite Quartal 2024 war mit dem Erwerb von rund 13.000 boe/d(2) an Produktion im südlichen Saskatchewan (die South Saskatchewan Akquisition) ein weiterer aktiver Zeitraum für Saturn. Die erworbenen Projekte beherbergen zu 96 % hochmargiges Rohöl und Erdgaskondensat und passen hervorragend in die bestehende Kernprojektbasis des Unternehmens. Die South Saskatchewan Akquisition hat den Grundstein für eine starke zukünftige Generierung von freiem Kapitalfluss gelegt, mit einem Produktionsprofil mit geringem Rückgang und einem umfangreichen Portfolio von Entwicklungsbohrungen. Die South Saskatchewan Akquisition diente auch als Katalysator für Saturn, um seine Kapitalstruktur durch die Rückzahlung des vorrangig besicherten langfristigen Darlehens mit der Emission von vorrangigen Anleihen im Wert von 650 Millionen USD mit einem Kupon von 9,625 % deutlich zu verbessern, wodurch der Zinssatz des Unternehmens um etwa 40 % gesenkt wurde. Darüber hinaus schloss das Unternehmen mit einem Bankenkonsortium eine Kreditvereinbarung über 150,0 Millionen USD ab, die bis zum 30. Juni 2024 nicht in Anspruch genommen wurde. Es wird erwartet, dass die neue Schuldenstruktur die Gesamtkapitalkosten des Unternehmens senken und die Flexibilität bei der Finanzierung seiner zukünftigen Kapitalausgaben erhöhen wird.
Update zu Südost-Saskatchewan
Die Projekte des Unternehmens in Südost-Saskatchewan produzierten in den drei Monaten bis zum 30. Juni 2024 durchschnittlich 13.224(2) boe/d, was einem Anstieg von 16 % gegenüber dem zweiten Quartal 2023 entspricht. Das Unternehmen brachte im zweiten Quartal 2024 sechs (brutto) Horizontalbohrungen (5,0 netto) nieder. Die Erfolgsrate lag bei 100 %, darunter die Bohrung Viewfield 101/11-21-011-06W2 (die Viewfield 11-21), die als multilaterale unverrohrte Bohrung (OHML, Open Hole Multi-Lateral Well) mit neun Strängen niedergebracht wurde. Die Bohrung Viewfield 11-21 wurde im Bericht Top Saskatchewan Well Results for June 2024 von ATB Capital Markets mit 295 bbl/d Leichtöl als die Bohrung mit der zweithöchste Flüssigkeitsförderrate ausgezeichnet. Viewfield 11-21 beendete den ersten 30-tägigen Produktionszeitraum mit einer Produktion von etwa 350 boe/d. Insgesamt brachte das Unternehmen zwei (2,0 netto) OHML-Bohrungen im Viewfield-Gebiet mit einer durchschnittlichen IP30 (anfängliche 30-Tage-Produktion) von 240 boe/d nieder, was der erwarteten Typkurve für diese Bohrungen entspricht. Saturn hat im zweiten Quartal 2024 fünf (brutto) konventionelle Horizontalbohrungen (4,0 netto) niedergebracht, die jetzt alle die Produktion von Leichtöl aufgenommen haben.
Am 6. Mai 2024 schloss das Unternehmen die Übernahme der Adonai Resources II Corp. (die Adonai-Übernahme) für insgesamt 8,3 Millionen $ in bar ab, wodurch sich die Produktion von Leichtöl um etwa 260 bbls/d erhöhte und 30 hochwertige Horizontalbohrungen in unmittelbarer Nähe zu Saturns Betriebseinheit Carnduff hinzukamen.
Update zum westlichen Zentral-Saskatchewan
Die Assets des Unternehmens im westlichen Zentral-Saskatchewan produzierten in den drei Monaten bis zum 30. Juni 2024 3.125 boe/d(2), ein Rückgang um 37 % gegenüber dem zweiten Quartal 2023, der auf begrenzte Erschließungsaktivitäten in dem Gebiet und natürliche Rückgänge zurückzuführen ist. Saturn brachte im zweiten Quartal 2024 eine (1,0 netto) Horizontalbohrung nieder. Sie ist Teil eines Programms von 22 Viking-Bohrungen (18,0 netto) im Jahr 2024.
Update zu Südwest-Saskatchewan
Zu den wichtigsten produzierenden Konzessionsgebieten im Südwesten von Saskatchewan gehören die im Rahmen der South Saskatchewan Acquisition erworbenen Battrum-Assets mit geringem Ölproduktionsrückgang, die geologisch in den Formationen Success und Roseray im Südwesten von Saskatchewan konzentriert sind. In den drei Monaten bis zum 30. Juni 2024 produzierte Südwest-Saskatchewan durchschnittlich 884 boe/d auf der Grundlage von etwa zwei Wochen Produktionsbeitrag für den Dreimonatszeitraum.
Update zu Zentral-Alberta
Saturns Assets von in Zentral-Alberta produzierten in den drei Monaten bis zum 30. Juni 2024 12.894 boe/d(2) und umfassten die Assets des Unternehmens in den Cardium-Gebieten von Zentral-Alberta, das Kaybob Montney-Asset und das Deer Mountain Swan Hills-Asset (das Deer Mountain-Asset). Das Deer Mountain-Asset wurde am 4. Juni 2024 für einen Nettoerlös von 25,7 Millionen $ in bar an ein privates Unternehmen verkauft. Infolge des Verkaufs des Deer Mountain-Assets hat das Unternehmen die Geschäftsbereiche Nord-Alberta und Zentral-Alberta zusammengelegt.
Ausblick
Saturn hat jetzt sein größtes Bohrprogramm in der Geschichte des Unternehmens gestartet und bringt mit vier Bohrgeräten gleichzeitig Horizontalbohrungen nieder, die auf Leichtöl abzielen. Zwei Bohrgeräte befinden sich in Südost-Saskatchewan, ein Bohrgerät in West-Saskatchewan und ein Bohrgerät in Zentral-Alberta. Insgesamt rechnet das Unternehmen damit, im Jahr 2024 etwa 82 (netto) betriebene Bohrungen niederzubringen. Die Zielsetzung ist eine Produktionssteigerung in einer Größenordnung von 1-5 % mit dem primären Schwerpunkt auf der Reduzierung der Nettoverschuldung mittels freien Kapitalflusses. Das Unternehmen geht davon aus, dass es die neuen vorrangigen Anleihen nach dem vorgesehenen Tilgungsplan von 10 % pro Jahr (vierteljährliche Zahlung) zurückzahlen wird. Saturn geht davon aus, dass es weiterhin strategische Akquisitionsmöglichkeiten verfolgen wird, die das bestehende Geschäft mit attraktiven Entwicklungsmöglichkeiten ergänzen. Im Zuge des Schuldenabbaus des Unternehmens beabsichtigt Saturn, Strategien zur Rückführung von Kapital an die Aktionäre umzusetzen, wozu Dividenden oder Aktienrückkäufe gehören können.
Investoren – Webcast
Saturn wird am 6. August 2024 um 10:00 AM MT (12:00 PM Noon ET) einen Webcast veranstalten, um den Finanzbericht für das zweite Quartal zu besprechen und den Investoren ein Update zu präsentieren. Teilnehmer können auf den Live-Webcast zugreifen über: saturnoil.com/quarterly-results-webcast-registration/ oder über die Website des Unternehmens www.saturnoil.com. Ein aufgezeichnetes Webcast-Archiv wird anschließend auf der Website des Unternehmens verfügbar stehen.
Über Saturn Oil & Gas Inc.
Saturn Oil & Gas Inc. ist ein wachsendes kanadisches Energieunternehmen, das sich darauf konzentriert, durch die weitere verantwortungsvolle Erschließung hochwertiger Leichtölprojekte positive Aktionärsrenditen zu erwirtschaften. Unterstützt wird dieser Fokus durch eine Akquisitionsstrategie, die auf äußerst wertsteigernde, ergänzende Gelegenheiten abzielt. Saturn hat ein attraktives Portfolio von in Betrieb befindlichen Projekten mit freiem Cashflow und geringem Rückgang in Südost-Saskatchewan, West-Zentral-Saskatchewan und Zentral-/Nord-Alberta aufgebaut, die langfristige wirtschaftliche Bohrmöglichkeiten in mehreren Zonen bieten. Mit einem unerschütterlichen Engagement für den Aufbau einer auf ESG ausgerichteten Kultur ist es das Ziel von Saturn, die Reserven, die Produktion und den Cashflow bei einer attraktiven Rendite auf das investierte Kapital zu erhöhen. Die Aktien von Saturn sind an der TSXV unter dem Kürzel SOIL, an der Frankfurter Wertpapierbörse unter dem Kürzel SMKA und am OTCQX unter dem Kürzel OILSF zum Handel zugelassen.
Kontakt für Investoren & Medien bei Saturn Oil & Gas:
John Jeffrey, MBA – Chief Executive Officer
Tel: +1 (587) 392-7900
www.saturnoil.com
Kevin Smith, MBA – VP Corporate Development
Tel: +1 (587) 392-7900
info@saturnoil.com
Anmerkung:
(1) Siehe Hinweise für den Leser Nicht GAAP-konforme und andere Finanzkennzahlen die Leser
(2) Siehe Hinweise für den Leser: Ergänzende Informationen hinsichtlich Produkttypen
Hinweise für den Leser
Nicht GAAP-konforme und andere Finanzkennzahlen
In dieser Pressemitteilung und in anderen Unterlagen, die das Unternehmen veröffentlicht, verwendet Saturn bestimmte Kennzahlen zur Analyse der finanziellen Leistung, der Finanzlage und des Cashflows. Diese nicht GAAP-konformen und andere Finanzkennzahlen haben keine standardisierte Bedeutung, die von den IFRS vorgeschrieben ist, und sind daher möglicherweise nicht mit ähnlichen Kennzahlen anderer Emittenten vergleichbar. Die nicht GAAP-konformen und andere Kennzahlen sollten nicht als aussagekräftiger angesehen werden als GAAP-konforme Kennzahlen, die in Übereinstimmung mit den IFRS ermittelt werden. Die Offenlegung im Abschnitt Nicht-GAAP-konforme und andere Finanzkennzahlen, einschließlich Non-GAAP-Finanzkennzahlen und -Quoten, Kapitalmanagementkennzahlen und ergänzende Finanzkennzahlen in dem gekürzten konsolidierten Zwischenabschluss und MD&A des Unternehmens, werden durch Verweis in diese Pressemitteilung aufgenommen.
In dieser Pressemitteilung werden möglicherweise die Begriffe bereinigtes EBITDA, bereinigter Kapitalfluss und Nettoverschuldung verwendet, bei denen es sich um Kennzahlen für das Kapitalmanagement handelt. Siehe die Offenlegung unter Capital Management in unserem verkürzten konsolidierten Zwischenabschluss für die sechs Monate zum 30. Juni 2024 für eine Erläuterung und Zusammensetzung dieser Kennzahlen und wie diese Kennzahlen nützliche Informationen für einen Investor liefern, sowie die zusätzlichen Zwecke, für die das Management diese Kennzahlen gegebenenfalls verwendet.
Investitionsausgaben
Saturn verwendet die Investitionsausgaben, um seinem Kapitaleinsatz im Verhältnis zu den vom Unternehmen auf jährlicher Basis geplanten Investitionen zu überwachen. Vom Kapitalbudget von Saturn sind Erwerbs- und Veräußerungsaktivitäten sowie die buchhalterischen Auswirkungen von Änderungen der Rückstellungen oder Zahlungen im Rahmen bestimmter Pachtvereinbarungen ausgenommen. Die am direktesten vergleichbare GAAP-konformen Kennzahl für Investitionsausgaben ist der Cashflow, der in Investitionsaktivitäten verwendet wird In der folgenden Tabelle werden die Investitionsausgaben und die Investitionsausgaben, Nettoerwerb und Veräußerungen (A&D) zur nächstliegenden GAAP-Kennzahl, dem Cashflow aus der Investitionstätigkeit, übergeleitet.
Drei Monate zum 30. Juni Sechs Monate zum 30. Juni
(Tausend $) 2024 2023 2024 2023
Cashflow für Investitionstätigkeit -552.357 -23.818 -602.049 -520.498
Veränderung des nicht zahlungswirksamen Working Capital -(12.371) -(8.534) -(28.097) -(15.708)
Investitionsausgaben, A&D -539.986 -15.284 -573.952 -504.790
Akquisitionen, abzgl. erworbener Barmittel (543.145) -(1.439) -(543.145) -(466.662)
Erlöse aus Veräußerungen -25.708 — -25.708 —
Investitionsausgaben -22.549 -13.845 -56.515 -38.128
Freier Kapitalfluss
Saturn verwendet den freien Kapitalfluss als Indikator für die Effizienz und Liquidität des Geschäfts von Saturn. Er misst die Mittel nach Kapitalinvestitionen, die dem Unternehmen zur Verfügung stehen, um die Verschuldung zu bewältigen, Akquisitionen zu tätigen und die Möglichkeit zu beurteilen, Dividenden zu zahlen und/oder durch Aktivitäten wie Aktienrückkäufe Kapital an die Aktionäre zurückzugeben. Saturn berechnet den freien Kapitalfluss als bereinigten Kapitalfluss in dem Zeitraum abzüglich der Kapitalausgaben. Indem die Auswirkungen der Investitionen des aktuellen Zeitraums aus dem bereinigten Kapitalfluss herausgerechnet werden, kann das Management den freien Kapitalfluss überwachen, um seine Entscheidungen über die Kapitalallokation zu treffen. Die folgende Tabelle zeigt eine Überleitung vom bereinigten Kapitalfluss zum freien Kapitalfluss.
Drei Monate bis Ende Sechs Monate bis Ende
($000s) 30. Juni 2024 30. Juni 2023 30. Juni 2024 30. Juni 2023
Bereinigter Kapitalfluss -88.643 -66.954 -156.821 -121.415
Kapitalausgaben -(22.549) -(13.845) -(56.515) -(38.128)
Freier Kapitalfluss -66.094 -53.109 -100.306 -83.287
Bruttoumsatz aus Erdöl- und Erdgasverkäufen
Der Bruttoumsatz aus Erdöl- und Erdgasverkäufen wird berechnet, indem der Umsatz aus Erdöl, Erdgas und Erdgaskondensat hinzugefügt wird, bevor bestimmte Gasverarbeitungsausgaben abgezogen werden, um zum Umsatz aus Erdöl- und Erdgasverkäufen zu gelangen, wie es gemäß IFRS-15 vorgeschrieben ist. Diese Verarbeitungsausgaben in Zusammenhang mit der Verarbeitung von Umsätzen aus Erdgas und Erdgaskondensat sind das Ergebnis der Übergabe des Produkts am Terminaleingang an das Unternehmen, das somit Nettopreise erhält. Diese Kennzahl wird vom Management verwendet, um den erzielten Preis vor den erforderlichen Verarbeitungsabzügen im Vergleich zu den Richtpreisen zu quantifizieren und zu analysieren. Die Berechnung des Bruttoumsatzes aus Erdöl- und Erdgasverkäufen des Unternehmens ist im Abschnitt Petroleum and Natural Gas Sales im Lagebericht (MD&A) für die sechs Monate zum 30. Juni 2024 angegeben.
Nettobetriebsausgaben
Die Nettobetriebsausgaben werden berechnet, indem die Einnahmen aus der Verarbeitung, die in erster Linie durch die Verarbeitung von Fremdproduktionen in Verarbeitungsanlagen, an denen das Unternehmen beteiligt ist, erzielt werden, von den in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesenen Betriebsausgaben abgezogen werden. Wenn das Unternehmen in einer seiner Anlagen Überkapazitäten hat, verarbeitet es die Fördermengen von Dritten, um die Betriebskosten für die Anlage zu senken. Die Hauptgeschäftstätigkeit des Unternehmens ist nicht die eines Midstream-Unternehmens, dessen Aktivitäten sich auf die Erzielung von Einnahmen aus der Verarbeitung und anderen infrastrukturbasierten Erträgen konzentrieren; daher werden die Einnahmen aus der Verarbeitung für Dritte in der MD&A mit den operativen Betriebskosten verrechnet. Diese Kennzahl wird von der Unternehmensleitung verwendet, um die Nettobetriebsausgaben des Unternehmens auf der Basis der Produktionseinheit zu bewerten. Die Nettobetriebsausgaben pro boe sind eine nicht GAAP-konforme Finanzkennzahl und werden als Nettobetriebsausgaben geteilt durch die gesamten Barrel Öläquivalent, die über einen bestimmten Zeitraum produziert wurden, berechnet. Die Berechnung der Nettobetriebsausgaben des Unternehmens sind im Abschnitt Net Operating Expenses im Lagebericht/MD&A für die sechs Monate zum 30. Juni 2024 angegeben.
Operativer Netback und Operativer Netback nach Abzug von Derivativen
Der operative Netback des Unternehmens wird durch Abzug von Lizenzgebühren, Nettobetriebsausgaben und Transportaufwendungen von den Erdöl- und Erdgasverkäufen ermittelt. Die operative Netback des Unternehmens, nach Abzug der Derivate, wird berechnet, indem realisierte Gewinne oder Verluste aus Warenverträgen (Finanzderivate) zum operativen Netback hinzugefügt oder davon abgezogen werden. Der operative Netback und der operative Netback, nach Abzug von Derivaten, werden bei Entscheidungen über den operativen Betrieb und die Kapitalzuweisung verwendet. Die Darstellung des operativen Netback und des operativen Netback, nach Abzug von Derivaten, auf einer Basis pro boe ist eine nicht GAAP-konforme Finanzkennzahl und ermöglicht es dem Management, die Leistung im Vergleich zu früheren Perioden auf einer Basis pro Produktionseinheit besser zu analysieren. Die Berechnung des operativen Netbacks und des operativen Netbacks des Unternehmens, nach Abzug von Derivaten, wird im Folgenden zusammengefasst.
Drei Monate zum 30. Juni Sechs Monate zum 30. Juni
(Tausend $) 2024 2023 2024 2023
Erdöl- und Erdgasverkäufe -208.853 -176.034 -377.072 -307.441
Lizenzgebühren -(26.002) -(16.449) -(47.191) -(31.395)
Nettobetriebsausgaben -(49.692) -(52.760) -(97.255) -(86.477)
Transportaufwendungen -(4.035) -(3.369) -(7.190) -(4.978)
Operativer Netback -129.124 -103.456 -225.436 -184.591
Realisierter Verlust aus Finanzderivaten -(19.765) -(4.425) -(24.366) -(11.700)
Operativer Netback nach Abzug von Derivativen -109.359 -99.031 -201.070 -172.891
($ per boe amounts)
Erdöl- und Erdgasverkäufe -76,18 -74,43 -73,31 -77,53
Lizenzgebühren -(9,48) -(6,96) -(9,17) -(7,92)
Nettobetriebsausgaben(1) -(18,12) -(22,31) -(18,91) -(21,81)
Transportaufwendungen -(1,47) -(1,42) -(1,40) -(1,26)
Operativer Netback -47,11 -43,74 -43,83 -46,54
Realisierter Verlust aus Finanzderivaten -(7,21) -(1,87) -(4,74) -(2,95)
Operativer Netback nach Abzug von Derivativen -39,90 -41,87 -39,09 -43,59
Ergänzende Informationen hinsichtlich Produkttypen
Verweise auf Gas oder Erdgas und Erdgaskondensat in dieser Pressemeldung beziehen sich auf konventionelle Erdgas- bzw. Erdgaskondensatprodukte gemäß der Definition in der Vorschrift National Instrument 51-101, Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities (NI 51-101), sofern nicht ausdrücklich anders angegeben.
Die Produktion der South Saskatchewan Acquisition betrug etwa 11.400 bbls/d Rohöl, 1.100 bbls/d NGLs und 3.000 mcf/d Erdgas.
Die Ausgangsproduktion im zweiten Quartal 2024 betrug etwa 28.970 bbls/d Rohöl, 2.960 bbls/d NGLs und 38.220 mcf/d Erdgas.
Die folgende Tabelle gibt einen Überblick über die durchschnittliche Produktion von Saturn nach Geschäftsbereichen für die drei und sechs Monate bis zum 30. Juni 2024 und 2023:
Drei Monate zum 30. Juni 2024 Drei Monate zum 30. Juni 2023
RohölNGLs (bbls/d) Erdgas gesamt RohölNGLs (bbls/d) Erdgas gesamt
(bbls/d) (mcf/d) (boe/d) (bbls/d) (mcf/d) (boe/d)
Südost Saskatchewan 11.650 877 4.181 13.224 9.794 866 4.366 11.388
Südwest Saskatchewan 878 – 38 884 – – – –
Westzentral Saskatchewan 3.014 19 550 3.125 4.764 20 454 4.860
Zentral-Alberta 5.468 1.777 33.895 12.894 4.867 1.251 21.733 9.740
boe/d gesamt 21.010 2.673 38.664 30.127 19.425 2.137 26.553 25.988
Sechs Monate zum 30. Juni 2024 Sechs Monate zum 30. Juni 2023
RohölNGLs (bbls/d) Erdgas gesamt RohölNGLs (bbls/d) Erdgas gesamt
(bbls/d) (mcf/d) (boe/d) (bbls/d) (mcf/d) (boe/d)
Südost Saskatchewan 10.963 834 4.292 12.512 8.667 675 3.644 9.949
Südwest Saskatchewan 439 – 19 442 – – – –
Westzentral Saskatchewan 3.117 28 533 3.234 4.917 16 442 5.007
Zentral-Alberta 5.478 1.648 29.689 12.074 3.482 876 15.562 6.952
boe/d gesamt 19.996 2.509 34.540 28.262 17.066 1.567 19.648 21.908
Informationen über boe
Boe steht für Barrel Öläquivalent. Alle boe-Umrechnungen in dieser Pressemitteilung basieren auf der Umrechnung von Gas zu Öl im Verhältnis von 6.000 ft² (Mcf) Erdgas zu einem Barrel (bbl) Öl. Boe könnten irreführend sein, vor allem wenn sie ohne Kontext verwendet werden. Das boe-Umwandlungsverhältnis von 1 boe zu 6 Mcf basiert auf einer Umrechnungsmethode der Energieäquivalenz, die in erster Linie am Brennerkopf anwendbar ist und keine Wertäquivalenz am Bohrlochkopf darstellt. Da das Wertverhältnis von Erdöl im Vergleich zu Erdgas auf Basis der aktuellen Preise erheblich vom Energieäquivalenzverhältnis von 1 bbl zu 6 Mcf abweicht, könnte die Verwendung eines Umrechnungsverhältnisses von 1 bbl zu 6 Mcf als Wertangabe irreführend sein.
Zukunftsgerichtete Informationen und Aussagen
Bestimmte in dieser Pressemitteilung enthaltene Informationen stellen gemäß den geltenden Wertpapiergesetzen zukunftsgerichtete Informationen dar. Zukunftsgerichtete Informationen enthalten in der Regel Aussagen mit Begriffen wie antizipieren, glauben, erwarten, planen, beabsichtigen, schätzen, vorschlagen, projizieren, geplant, werden oder ähnliche Begriffe, die auf zukünftige Ergebnisse oder Aussagen über einen Ausblick hindeuten. Zu den zukunftsgerichteten Informationen in dieser Pressemitteilung gehören unter anderem die Bohr- und Erschließungspläne des Unternehmens, die Zykluszeiten, die Erwartungen hinsichtlich der Nettoerträge, der Geschäftsplan, das Kostenmodell und die Strategie des Unternehmens.
Die in dieser Pressemitteilung enthaltenen zukunftsgerichteten Aussagen beruhen auf bestimmten zentralen Erwartungen und Annahmen von Saturn, einschließlich Erwartungen und Annahmen in Bezug auf: den Zeitplan und den Erfolg zukünftiger Bohr-, Erschließungs- und Fertigstellungsaktivitäten, die Ergebnisse bestehender Bohrungen, die Ergebnisse neuer Bohrungen, die Verfügbarkeit und die Ergebnisse von Anlagen und Pipelines, die Fähigkeit, Kapital zuzuweisen, um Schulden zu tilgen und die Produktion zu steigern oder aufrechtzuerhalten, die geologischen Eigenschaften der Konzessionsgebiete von Saturn, die Anwendung von behördlichen und lizenzrechtlichen Anforderungen und die Verfügbarkeit von Kapital, Arbeitskräften und Dienstleistungen, die Kreditwürdigkeit von Industriepartnern, und die Fähigkeit, Vermögenswerte zu beschaffen und zu erwerben.
Obwohl Saturn der Ansicht ist, dass die Erwartungen und Annahmen, auf denen die zukunftsgerichteten Aussagen beruhen, angemessen sind, sollte man sich nicht zu sehr auf die zukunftsgerichteten Aussagen verlassen, da Saturn keine Garantie dafür geben kann, dass sie sich als richtig erweisen werden. Da sich zukunftsgerichtete Aussagen auf zukünftige Ereignisse und Umstände beziehen, sind sie naturgemäß mit Risiken und Ungewissheiten behaftet. Die tatsächlichen Ergebnisse können aufgrund einer Reihe von Faktoren und Risiken erheblich von den derzeit erwarteten Ergebnissen abweichen. Dazu gehören unter anderem Risiken, die mit der Öl- und Gasindustrie im Allgemeinen verbunden sind (z.B., operative Risiken bei der Erschließung, Exploration und Produktion, die Ungewissheit von Reservenschätzungen, die Ungewissheit von Schätzungen und Prognosen in Bezug auf Produktion, Kosten und Ausgaben sowie Gesundheits-, Sicherheits- und Umweltrisiken), Einschränkungen bei der Verfügbarkeit von Dienstleistungen, Rohstoffpreis- und Wechselkursschwankungen, Maßnahmen der OPEC- und OPEC+-Mitglieder, Änderungen der Gesetzgebung, die sich auf die Öl- und Gasindustrie auswirken, ungünstige Wetterbedingungen oder Betriebsunterbrechungen sowie Ungewissheiten, die sich aus potenziellen Verzögerungen oder Planänderungen bei Explorations- oder Erschließungsprojekten oder Investitionsausgaben ergeben. Diese und andere Risiken werden im Jahresbericht von Saturn für das am 31. Dezember 2022 endende Jahr ausführlicher dargelegt.
Zukunftsgerichtete Informationen beruhen auf einer Reihe von Faktoren und Annahmen, die zur Entwicklung dieser Informationen herangezogen wurden, die sich jedoch als falsch erweisen können. Obwohl Saturn der Ansicht ist, dass die Erwartungen, die sich in den zukunftsgerichteten Informationen widerspiegeln, vernünftig sind, sollte man sich nicht zu sehr auf zukunftsgerichtete Informationen verlassen, da Saturn keine Garantie dafür geben kann, dass sich diese Erwartungen als richtig erweisen. Zusätzlich zu anderen Faktoren und Annahmen, die in dieser Pressemitteilung genannt werden, wurden Annahmen getroffen, die unter anderem unsere Investitionsausgaben und Bohrprogramme, den Bohrbestand und die gebuchten Standorte, die Produktions- und Umsatzprognosen, die ESG-Initiativen, die Schuldentilgungspläne und die zukünftigen Wachstumspläne betreffen und diese implizieren. Die Leser werden darauf hingewiesen, dass die vorstehende Liste nicht alle Faktoren und Annahmen enthält, die verwendet wurden.
Die in dieser Pressemitteilung enthaltenen zukunftsgerichteten Informationen sind zum Zeitpunkt der Veröffentlichung aktuell und Saturn übernimmt keine Verpflichtung, zukunftsgerichtete Informationen öffentlich zu aktualisieren oder zu revidieren, sei es aufgrund neuer Informationen, zukünftiger Ereignisse oder aus anderen Gründen, es sei denn, dies wird von den geltenden Wertpapiergesetzen verlangt. Die in dieser Pressemitteilung enthaltenen zukunftsgerichteten Informationen werden durch diesen Warnhinweis ausdrücklich eingeschränkt.
Alle hierin enthaltenen Dollar-Zahlen sind, sofern nicht anders angegeben, in kanadischen Dollar angegeben.
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Saturn Oil + Gas Inc. ist ein kanadisches Junior-Energieunternehmen, das eine Reihe von Erdöl- und Kohleprojekten in Saskatchewan und Manitoba erschließt
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