エキジビション99.1

エボリューション・ペトロリアムは、2023年度通期および第4四半期の業績を報告し、2024年度第1四半期の四半期ごとの現金配当を宣言しました

テキサス州ヒューストン — 2023年9月12日（GLOBE NEWSWIRE）— エボリューション・ペトロリアム・コーポレーション（NYSEアメリカン：EPM）（「エボリューション」または「当社」）は本日、2023年6月30日に終了した第4四半期および通期の財務および経営成績を発表しました。Evolutionはまた、2024会計年度第1四半期の普通株式1株あたり0.12ドルの四半期現金配当を宣言しました。

主なハイライト

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収益は前年比 18% 増加して1億2850万ドルになり、純利益（「前年比」）は前年比8％増の3,520万ドルになり、1株当たり利益は8％増の希薄化後1株あたり1.04ドルになりました。

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調整後EBITDAを生成¹2023会計年度には6,010万ドルで、前年比14％の増加となりました。

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2023年度には、1日あたり7,104バレルの石油換算量（「BOEPD」）を生産しました（前年比19％増加）。

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当会計年度に支払った四半期配当は、普通株式1株あたり合計0.48ドルで、2022年度から37％増加しました。

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以前に発表した自社株買い計画に基づいて390万ドルの普通株式を買い戻しました。その結果、2023会計年度には、配当と買戻しを通じて合計2,000万ドルが株主に還元されました。

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会計年度末もかなりの流動性と貸借対照表の強さを維持しました：

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2125万ドルの借入金を返済し、年末に未払いの負債はゼロになりました。

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現金および現金同等物を830万ドルから1,100万ドルに増やしました。そして、

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シニア・セキュアド・クレジット・ファシリティの下で5,000万ドルの利用可能な借入能力を維持し、流動性を3,700万ドルから6,100万ドルに増やしました。

社長兼最高経営責任者のケリー・ロイドは、次のようにコメントしています。「四半期ごとの価格実現率が大幅に低下し、複数の分野にわたるダウンタイムとメンテナンスの影響を受けた第4四半期は厳しい状況でしたが、収益、生産、純利益が過去最高水準を記録した2023会計年度の通期業績を発表できることを嬉しく思います。EPMは価値の高い専門家のチームを強化し、以前の買収を完全に統合して吸収し、プロセスに注力して、会社と株主が将来の成功に向けて準備を整えた移行の年でした。」

ロイド氏は次のように締めくくりました。「株主に長期的なトータルリターンをもたらすという当社のコミットメントは、一貫した配当履歴と自社株買いによって裏付けられています。私たちは39ドルを支払いました^番目の6月の四半期連続配当は、当会計年度の普通株式1株あたり合計0.48ドルで、2022年度に支払われた配当から37％と大幅に増加しました。これは、増加した配当を維持することに対する取締役会の自信を示しています。減少準備金の低減、未払いの負債ゼロ、および多額の流動性による当社の堅調なキャッシュフロー創出は、株主の長期的な利益のために事業を慎重に成長させるための機会が増えることを引き続き評価しながら、総株主利益を最大化するための当社の統制のとれたアプローチを浮き彫りにしています。」

普通株式の現金配当

2023年9月11日、エボリューションの取締役会は、普通株式1株あたり0.12ドルの現金配当を宣言しました。この配当は、2023年9月29日に、2023年9月22日に登録されている普通株主に支払われます。これは40になります^番目の2013年12月31日以降、当社の普通株式に対する四半期連続の現金配当。現在までに、

(1) 調整後EBITDAは、利息、税金、減価償却費および償却前調整後利益であり、非GAAP財務指標です。最も比較可能なGAAP指標の詳細については、このリリースの後半にある「非GAAP調整」の表を参照してください。

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Evolutionは、約1億240万ドル、つまり1株あたり3.09ドルを普通株式配当で株主に還元しました。普通株式配当を維持し、最終的に増やすことは、依然として会社の重要な優先事項です。

2023年6月30日に終了した年度の財務および経営成績


	終了年数
	6月30日
(百万ドル)	2023		2022		% 変更
平均BOEPD		7,104		5,953	19	%
収益（百万ドル）	$	128,514	$	108,926	18	%
純利益 (百万ドル)	$	35,217	$	32,628	8	%
調整後純利益⁽¹⁾ ($M)	$	33,992	$	34,835	(2)	%
調整後EBITDA⁽²⁾ ($M)	$	60,084	$	52,772	14	%

(1)

調整後純利益は非GAAP財務指標です。最も比較可能なGAAP指標との調整など、詳細については、このリリースの後半にある「非GAAP情報」セクションを参照してください。

(2)

調整後EBITDAは、利息、税金、減価償却費および償却前調整後利益であり、非GAAP財務指標です。最も比較可能なGAAP指標との調整など、詳細については、このリリースの後半にある「非GAAP情報」セクションを参照してください。

総収益は、前会計年度の1億890万ドルから 18% 増加して1億2850万ドルになりました。この増加は主に、当社の1日の平均換算生産量が19％増加したことによるもので、2022会計年度には純BOEPDが5,953でしたが、当会計年度には純BOEPDが7,104に増加しました。当会計年度は、2022会計年度後半に行われたジョナ・フィールドとウィリストン・ベイスンの買収により、通年の生産量の恩恵を受けました。生産による収益の増加を部分的に相殺したのは、平均実現商品価格のわずかな低下（デリバティブ契約の影響を除く）で、これは前年比でBOEあたり約0.57ドル、つまり1％減少しました。石油とNGLの実現価格は、前年比でそれぞれ約9％と30％下落しました。これらの下落は、2023会計年度第3四半期の後半に天然ガス価格が大幅に下落したにもかかわらず、実現天然ガス価格が前年比で約28％上昇したことで一部相殺されました。実現天然ガス価格の前年比上昇は、主にジョナ油田で受けた天然ガス価格差の恩恵によるものです。2023会計年度の天然ガスの実現価格は、MCFあたり10.63ドルでした。

リース運営費用（「LOE」）は、2022会計年度の4,870万ドルから5,950万ドルに増加しました。BOEあたりのLOEベースでは、前年の22.39ドルに対し、当会計年度のLOEは22.96ドルでした。全体的な増加を主に牽引したのは、2022会計年度後半に行われたジョナフィールドとウィリストン盆地の買収でした。CO₂デリーフィールドのコストは、COが8％減少したため減少しました₂平均実現石油価格の下落によるMCFあたりのコストは、購入COの増加によって一部相殺されました₂ボリューム。

枯渇・減価償却費（「DD&A」）は、主に生産量の増加と枯渇率の増加により、2022会計年度の810万ドルから77％増加して1,430万ドルになりました。枯渇費用は、前会計年度のBOEあたり3.46ドルに対し、BOEあたり5.07ドルでした。BOEあたりの枯渇量の増加は、主に2022会計年度の買収による生産単位計算の枯渇ベースの増加、将来の開発コストの増加と確認埋蔵量の減少によるものです。

一般管理費（「G&A」）は、2022会計年度の670万ドルから18％増加して790万ドルになりました。総経費の増加は、前年度から人員を追加したことによる給与と福利厚生が約60万ドル、およびCEOの募集に関連する専門家報酬が30万ドルになったためです。また、会社の規模の拡大による会計および監査関連サービスの手数料と公的報告費用の増加も増加の一因となっています。ユニットあたりのG&A費用は、前年のBOEあたり3.09ドルに対し、当会計年度のBOEあたり3.06ドルでした。

株式ベースの報酬は、2022会計年度の10万ドルから150万ドル増加して160万ドルになりました。前年には、退職金に関連した未確定株式の没収に関連する株式ベースの報酬が120万ドル減額されました。

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純利益は3,520万ドル、希薄化後1株あたり1.04ドルでしたが、2022会計年度の純利益は3,260万ドル、希薄化後1株あたり0.96ドルでした。

調整後EBITDAは、前会計年度の5,280万ドルから6,010万ドルに増加しました。BOEあたりの調整後EBITDAは、上記の生産量の増加により、2022会計年度のBOEあたり24.29ドルからBOEあたり23.17ドルに減少しました。

2023年6月30日に終了した四半期の財務および経営成績

2023年度第4四半期の総生産量は、1日あたり1,736バレル（「BOPD」）の原油、1日あたり22,462千立方フィート（「MCFPD」）、つまり3,748BOEPD（天然ガス液体）、1,000BOEPDの純BOEPDでした。

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石油は前四半期の1,856BOPDから6％減少しました。これは主に、夏と冬の極端な気温下でのプラントの効率向上のために施設のアップグレードと熱交換器の設置のために約1週間生産を停止したデリーフィールドの施設でのダウンタイムによるものです。

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天然ガスの生産量は、前四半期の24,489MCFPD（4,077BOEPD）から8％減少しました。これは主に、夏の極端な気象条件、採集ラインのメンテナンス、コンプレッサーの問題によるバーネットシェールの施設のダウンタイムによるものです。

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NGLの生産量は、前四半期の1,156BOEPDから13％減少しました。これは主に、デリーフィールドの施設で熱交換器の設置とNGLプラントのメンテナンスを行うためのダウンタイムによるものです。バーネット・シェールの施設では、天然ガス生産に影響を与えたのと同じ要因によってNGL量が影響を受けました。

Evolutionは、今四半期の総収益が1,820万ドルで、前四半期から51％減少したと報告しました。石油収入は前四半期から7％減の1,100万ドルになりました。これは主に、販売量が5％減少し、商品実現価格が2％減少したためです。天然ガスの収益は、実現商品価格が75％下落し、販売量が7％減少したため、前四半期から77％減少して500万ドルになりました。NGLの収益は36％減の220万ドルでした。これは主に、実現価格が27％減少し、販売量が13％減少したためです。BOEあたりの平均実現価格は、前四半期の57.79ドルから47％下落して30.80ドルになりました。

LOEは前四半期の1,360万ドルから13％減少して1,180万ドルになりました。減少につながった要因には、実現天然ガス価格の低下による生産税の引き下げ、COの削減などがあります。₂デリーフィールドでのコストは、購入COの減少に関連しています₂販売量と前四半期からの原油価格の下落、そしてウィリストン盆地の改修活動の減少。

DD&A費用は、前四半期の340万ドルに対し、380万ドルでした。BOEベースでは、当社の枯渇率は前四半期から6.01ドル増加しました。これは、主に将来の開発コストの増加と確認埋蔵量の減少による枯渇可能な基盤の増加によるものです。

株式ベースの報酬を含む同社のG&A費用は、今四半期と前四半期の両方で230万ドルと横ばいでした。

当四半期の純利益は20万ドル、希薄化後1株当たり0.00ドルでしたが、前四半期の純利益は1,400万ドル、希薄化後1株あたり0.41ドルでした。

調整後EBITDAは、前四半期の2,200万ドルに対し、当四半期は470万ドルでした。BOEあたりの調整後EBITDAは、前四半期の34.42ドルに対し、今四半期は7.92ドルでした。

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2023会計年度末の準備金

2023年6月30日現在の埋蔵量の概要


	オイル	天然ガス	NGL	総埋蔵量
リザーブカテゴリー	(MBBL)	(mmCf)	(MBBL)	(モバイル)
実証済みの開発生産	7,062	90,103	5,263	27,343
非生産的であることが証明されました	122	29	9	136
未開発であることが証明されました	2,687	2,431	605	3,697
合計証明済み	9,871	92,563	5,877	31,176
おそらく開発されました⁽¹⁾	1,568	—	904	2,472
おそらく未開発⁽²⁾	4,730	2,450	613	5,751
合計確率	6,298	2,450	1,517	8,223
開発可能⁽¹⁾	1,501	—	1,105	2,606
未開発の可能性があります⁽²⁾	9,941	8,976	2,148	13,585
可能な合計	11,442	8,976	3,253	16,191

(1)	推定開発埋蔵量と潜在開発埋蔵量は、デリー油田にのみ関連しています。

(2)	推定埋蔵量と未開発埋蔵量の可能性は、ウィリストン盆地にのみ関連しています。

資産別の確認埋蔵量の合計


	オイル	天然ガス	NGL	確認埋蔵量合計
アセット	(MBBL)	(mmCf)	(MBBL)	(モバイル)
ジョナ・フィールド	346	34,743	417	6,554
ウィリストン・ベイスン	4,219	3,655	886	5,714
バーネット・シェール	90	54,165	3,380	12,498
ハミルトン・ドーム・フィールド	2,331	—	—	2,331
デリー・フィールド	2,885	—	1,194	4,079
合計証明済み	9,871	92,563	5,877	31,176

確認埋蔵量

2023年6月30日に終了した当社の会計年度について、SECは準備金が31.2MMBOEで、前会計年度から14％減少したことを証明しました。総確認埋蔵量の純減少は、主に2.6MBOEの生産と2.6MMBOEの純マイナス修正によるもので、デリー油田に2つの新しい未開発（「PUD」）井戸を追加したことによるもので、0.1MMBOEの追加と延長によって一部相殺されました。2.6MMBOEの純マイナス修正は、主にSECの過去12か月の価格の下落によるもので、これが後期の経済的生産限界、デリー油田での予測の調整、バーネットシェールでの生産コストの上昇に影響を与えたもので、ハミルトンドーム油田での生産回復とジョナ油田での差異による経済性の向上によって一部相殺されました。

2023年6月30日現在、当社のPUD準備金には、3.7MMBOEの準備金と、主にウィリストン盆地の不動産に関連する約7,170万ドルの将来の開発費用が含まれています。

2023年6月30日に終了した会計年度のレポートで使用されたSEC価格（12か月の月初日の平均価格）は、石油1バレルあたり83.23ドル、NGL1バレルあたり33.71ドル、天然ガス1MMBtuあたり4.78ドルでした。これは、前年のSEC価格である石油1バレルあたり85.82ドル、NGL1バレルあたり44.24ドル、天然ガス1MMBtuあたり5.19ドルでした。

私たちの確認埋蔵量は、石油 32%、天然ガス 49%、NGL 19％で構成されています。88％は開発生産が確認されており、12％は未開発であることが証明されています。確認済みの未開発埋蔵量は、主にウィリストン盆地の資産によるものです。

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推定準備金と可能な埋蔵量

2023年6月30日に終了した当社の会計年度では、推定準備金と潜在準備金は24.4百万BOEで、2022年6月30日に終了した前会計年度の21.1百万BOEから16％増加しました。この増加は、デリーでのテストサイト5の開発を含めたことと、2つの新しいデリーのフィールドPUDの回収率が増加する可能性があるためです。ウィリストン盆地の推定埋蔵量は、未開発埋蔵量の決定基準をすべて満たしています。ただし、今後5年以内に開発される予定がない掘削場所に関連しているため、確認済み未開発埋蔵量に関するSECの要件を満たしていない点が異なります。ウィリストン盆地の埋蔵可能埋蔵量は、当社の作付面積内で増加する掘削場所を表しており、当社は将来の掘削の可能性について引き続き評価していく予定です。

デリー・フィールドで開発された「確率」と「可能性」のカテゴリーは、COからの回収の可能性が高いことを示しています₂確認埋蔵量に含まれているものよりも洪水です。したがって、推定埋蔵量と潜在準備金はどちらも100％開発されており、最低限の資本支出が必要ですが、確認埋蔵量よりも達成の確実性は低く、回収のリスクが高いため、他のカテゴリと集計しないでください。これらのカテゴリの埋蔵量は、COを通じて回収できる元の石油の割合に関するさまざまな工学的仮定に関連する増分埋蔵量を反映しています₂石油回収率を高めました。デリーフィールドの未開発の可能性と可能性のカテゴリーは、技術的に証明されているテストサイト5の開発ですが、現時点では予定されていません。

オペレーションアップデート

デリーフィールドでは、熱交換器プロジェクトが第4四半期に無事に設置され、稼働しました。このプロジェクトは、経費を削減し、業務効率を向上させることが期待されています。今四半期中に、デリー油田に縦型井戸を2つ掘削するための支出選挙の承認を承認しました。これらの井戸は、2024会計年度の第1四半期に最近掘削されて完成し、結果を待っています。

ウィリストンでは、NDICの運営承認が遅れたため、バードベアのサイドトラックプロジェクトが延期されました。2023年度第3四半期に完了したバッケンの垂直補充療法と骨折刺激法はオンラインになっており、総BOPDの量は約20％です。

ハミルトンドームでは、運営効率を高め、排出量を削減するための施設の統合が進行中です。このプロジェクトは2024会計年度に完了する予定です。

貸借対照表、流動性、資本支出

2023年6月30日の時点で、現金および現金同等物は合計1,100万ドルで、運転資本は890万ドルでした。エボリューションは、ウィリストン・ベイスンとジョナ・フィールドの買収で発生した負債をすべて返済した後、5000万ドルのリボルビング・クレジット・ファシリティに基づいて未払いの債務はありませんでした。その結果、2023年6月30日の流動性総額は、現金と現金同等物を含めて6,100万ドルでした。これは、2022年6月30日以降、流動性が65％増加したことを表しています。

2023会計年度中、当社は、事業と運転資金から生み出された現金を通じて、運営、開発資本支出、現金配当、および自社株買いを全額賄いました。2023年6月30日に終了した年度に、Evolutionは1,610万ドルの普通株式配当を支払い、以前に発表した自社株買い計画に基づいて390万ドルの普通株式を買い戻し、620万ドルの開発資本支出を負担しました。

事業者との話し合いによると、資本改修プロジェクトはあらゆる分野で継続されると予想しています。全体として、2024会計年度の予算資本支出は、潜在的な買収を除いた400万ドルから500万ドルの範囲になると予想しています。今後12か月間の予想資本支出には、デリー油田での2つの新しい掘削井のほか、ウィリストン盆地の不動産を運営する財団が、バードベア層をターゲットに2つの脇道を掘削することが含まれます。Evolutionは、短期的な資本支出要件は、事業からのキャッシュフローと現在の運転資本によって満たされると考えています。

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カンファレンス・コール

以前に発表されたように、エボリューション・ペトロリアムは、2023年9月13日水曜日の午後1時、中部標準時に電話会議を開催し、2023会計年度末の財務および経営成績を確認します。電話で参加するには、(844) 481-2813 (フリーダイヤル) または (412) 317-0677 (国際) にダイヤルして、エボリューション・ペトロリアム・コーポレーションの電話に参加するよう依頼してください。オンラインで参加するには、次のリンクをクリックしてください https://event.choruscall.com/mediaframe/webcast.html?webcastid=xsIVjdfv。ウェブキャストのリプレイは、2024年9月13日まで、上記のウェブキャストのリンクとエボリューションのウェブサイト（www.ir.evolutionpetroleum.com）で視聴できます。

エボリューション・ペトロリアムについて

Evolution Petroleum Corporationは、米国の陸上石油・天然ガス施設の所有と投資を通じて、株主総利益を最大化することに重点を置いている独立系エネルギー会社です。同社は、買収、選択的開発機会、生産強化、その他の開発活動を通じて、長寿命の石油・天然ガス資産の多様なポートフォリオを構築し、維持することを目指しています。不動産には、ワイオミング州サブレット郡のジョナ・フィールド、ノースダコタ州のウィリストン・ベイスン、テキサス州北部のバーネット・シェール、ワイオミング州ホットスプリングス郡にあるハミルトン・ドーム・フィールド、ルイジアナ州北東部のデリー・フィールドのデリー・ホルト・ブライアント・ユニット、およびテキサスの陸上4つの陸上井戸の少額の優先権益が含まれます。詳細については、www.evolutionpetroleum.comをご覧ください。

注意事項

このプレスリリースに含まれる会社の現在の期待、潜在的な結果、将来の計画と目標に関するすべての将来の見通しに関する記述には、さまざまなリスクと不確実性が伴います。ここにある「信じる」、「期待する」、「計画」、「見通し」、「すべき」、「する」などの言葉や同様の意味の言葉を使った記述は、将来の見通しに関する記述です。会社の期待は、合理的であると考えるビジネス、エンジニアリング、地質学、財務、運営上の仮定に基づいていますが、多くの要因により実際の結果が予想と大きく異なる可能性があり、目標が達成されることを保証することはできません。これらの要因やその他の要因は、「リスク要因」という見出しの下に、証券取引委員会に提出される当社の定期書類の他の場所に詳述されています。当社は、将来の見通しに関する記述を更新する義務を負いません。

2023年6月30日現在の埋蔵量は、世界の独立系貯留層エンジニアリング会社であるネザーランド・シーウェル・アンド・アソシエイツ社とデゴリアー・アンド・マクノートン社によって推定されました。すべての埋蔵量の見積もりは、生産履歴、追加の探鉱と開発の結果、価格の変動、その他の要因に基づいて継続的に修正される可能性があります。SECの現在の規則では、石油・天然ガス会社は確認埋蔵量だけでなく、SECのそのような用語の定義を満たす推定埋蔵量および潜在埋蔵量も開示することが認められています。その性質による推定埋蔵量と潜在埋蔵量の見積もりは、確認埋蔵量の推定よりもはるかに投機的です。これらの未確認埋蔵量のカテゴリーは、より大きな不確実性の影響を受けやすく、それらの埋蔵量が回収される可能性もかなり大きなリスクにさらされています。特定の貯留層から回収可能な石油や液化天然ガスの量を見積もる場合、推定埋蔵量は、確認埋蔵量よりも回収される確率は低いが、確認埋蔵量と合わせると回収されない可能性が高く、一般的に回収確率は50％と言われています。可能な埋蔵量はさらに確実ではなく、通常 10% 以上の確率で回収できます。これら3つの予備カテゴリーは、これらのカテゴリー間で異なる回復リスクレベルに合わせて調整されていないため、比較することも、有意義に組み合わせることもできません。

投資家向け広報活動

(713) 935-0122

info@evolutionpetroleum.com

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エボリューション・ペトロリアム・コーポレーション

要約連結営業報告書（未監査）

（千単位、1株あたりの金額を除く）


	3 か月が終了						終了年数
	6月30日				3 月 31 日		6月30日
	2023		2022		2023		2023		2022
収入
原油	$	10,982	$	18,374	$	11,799	$	51,044	$	52,683
天然ガス		4,984		18,475		21,598		63,800		39,174
天然ガス液		2,208		5,171		3,470		13,670		17,069
総収入		18,174		42,020		36,867		128,514		108,926
運用コスト
リース運営費用		11,818		17,277		13,570		59,545		48,657
枯渇、減価償却、増加		3,834		3,564		3,383		14,273		8,053
一般管理費		2,263		1,557		2,267		9,583		6,835
総運用コスト		17,915		22,398		19,220		83,401		63,545
事業からの収益（損失）		259		19,622		17,647		45,113		45,381
その他の収入 (費用)
デリバティブ契約の純利益（損失）		—		(1,172)		270		513		(3,763)
利息およびその他の収入		95		83		13		121		95
支払利息		(54)		(300)		(32)		(458)		(572)
所得税控除前利益（損失）		300		18,233		17,898		45,289		41,141
所得税（費用）給付		(134)		(3,361)		(3,941)		(10,072)		(8,513)
当期純利益 (損失)	$	166	$	14,872	$	13,957	$	35,217	$	32,628
普通株式1株あたりの純利益（損失）：
ベーシック	$	-	$	0.44	$	0.42	$	1.05	$	0.97
希釈	$	-	$	0.44	$	0.41	$	1.04	$	0.96
加重平均発行済普通株式数:
ベーシック		32,618		33,010		33,013		32,985		32,952
希釈		32,891		33,450		33,156		33,190		33,306

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エボリューション・ペトロリアム・コーポレーション

要約連結貸借対照表（未監査）

（千単位、1株あたりの金額を除く）


	2023年6月30日		2022年6月30日
資産
流動資産
現金および現金同等物	$	11,034	$	8,280
原油、天然ガス、天然ガス液の収益からの売掛金		7,884		24,043
デリバティブ契約資産		—		170
前払費用およびその他の流動資産		2,277		3,875
流動資産合計		21,195		36,368
枯渇、減価償却、減損を差し引いた資産と設備
石油と天然ガスの特性、正味全費用の会計方法、
どれも償却から除外されていませんでした		105,781		110,508
その他の資産		1,341		1,171
総資産	$	128,317	$	148,047
負債と株主資本
現在の負債
買掛金	$	5,891	$	15,133
未払負債およびその他		6,027		11,893
デリバティブ契約負債		—		2,164
州税と連邦税を支払う必要があります		365		1,095
流動負債合計		12,283		30,285
長期負債
シニア担保クレジットファシリティ		—		21,250
繰延所得税		6,803		7,099
資産償却義務		17,012		13,899
オペレーティング・リースの負債		125		—
負債総額		36,223		72,533
コミットメントと不測の事態
株主資本
普通株式、額面0.001ドル、承認済株式1億株：発行済みおよび
2023年6月30日の時点で、発行済み株式33,247,523株と33,470,710株を発行しています
それぞれと2022年です		33		33
追加払込資本		40,098		42,629
利益剰余金		51,963		32,852
株主資本の総額		92,094		75,514
負債総額と株主資本	$	128,317	$	148,047

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エボリューション・ペトロリアム・コーポレーション

要約連結キャッシュフロー計算書（未監査）

(千単位)


	3 か月が終了						終了年数
	6月30日				3 月 31 日		6月30日
	2023		2022		2023		2023		2022
営業活動によるキャッシュフロー:
当期純利益 (損失)	$	166	$	14,872	$	13,957	$	35,217	$	32,628
純利益（損失）を営業活動によって提供される純現金と調整するための調整：
枯渇、減価償却、増加		3,834		3,564		3,383		14,273		8,053
株式報酬制度		484		(743)		453		1,639		125
資産消却債務の決済		(55)		—		(48)		(174)		—
繰延所得税		(196)		742		255		(296)		1,142
デリバティブ契約の未実現（利益）損失		—		(404)		195		(1,994)		1,994
デリバティブ契約の未払決済		211		726		(211)		(919)		919
その他		(1)		(3)		1		(4)		(10)
営業資産および負債の変動：
原油、天然ガス、天然ガス液の収益からの売掛金		1,958		(6,428)		8,370		18,441		(11,427)
前払費用およびその他の流動資産		288		(459)		(664)		(692)		(538)
買掛金、未払負債、その他		(5,343)		10,987		(2,748)		(13,489)		18,516
州税と連邦税を支払う必要があります		(1,793)		915		1,007		(730)		1,058
営業活動による純現金		(447)		23,769		23,950		51,272		52,460
投資活動によるキャッシュフロー:
石油および天然ガス資産の取得		—		(27,498)		—		(31)		(53,342)
石油と天然ガスの不動産への設備投資		(2,727)		(705)		(1,348)		(6,961)		(1,531)
買収預金		—		1,470		—		—		—
投資活動に使用された純現金		(2,727)		(26,733)		(1,348)		(6,992)		(54,873)
財務活動によるキャッシュフロー:
支払われた普通株式配当		(3,992)		(3,375)		(4,029)		(16,106)		(11,796)
源泉徴収のために引き渡された株式を含む普通株式の買い戻し		(187)		—		(3,896)		(4,170)		(38)
シニア・セキュアド・クレジット・ファシリティの下での借入		—		17,000		—		—		34,000
シニア・セキュアド・クレジット・ファシリティの返済		—		(15,750)		—		(21,250)		(16,750)
財務活動によって提供された純現金（使用量）		(4,179)		(2,125)		(7,925)		(41,526)		5,416
現金および現金同等物の純増額（減少）		(7,353)		(5,089)		14,677		2,754		3,003
現金および現金同等物、期初		18,387		13,369		3,710		8,280		5,277
現金および現金同等物、期末	$	11,034	$	8,280	$	18,387	$	11,034	$	8,280

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エボリューション・ペトロリアム・コーポレーション

非GAAP調整 — 調整後EBITDA（未監査）

(千単位)

調整後EBITDAと純利益（損失）、および特定の項目を除く1株当たり利益は非GAAP財務指標であり、当社の経営陣や、投資家、商業銀行などの財務諸表の外部ユーザーが補足的な財務指標として使用して、資金調達方法、資本構成、または過去の費用基準に関係なく、業界の他の企業と比較して当社の業績を評価します。これらの指標を使用して、負債の発生と返済、資本支出の資金調達能力を評価します。当社の調整後EBITDAと純利益（損失）、および特定の項目を除く1株当たり利益は、純利益（損失）、営業利益（損失）、営業活動によって提供される（使用された）キャッシュフロー、または米国会計基準に従って提示される財務実績または流動性のその他の指標に代わるものと見なすべきではありません。当社の調整後EBITDAと純利益（損失）、および選択した項目を除く1株当たり利益は、他の会社の同様のタイトルの指標と比較できない場合があります。なぜなら、すべての企業が、特定の項目を除く調整後EBITDAと純利益（損失）、および1株当たり利益を同じ方法で計算するわけではないからです。

調整後EBITDAは、純利益（損失）に支払利息、所得税費用（利益）、減価償却費（DD&A）、株式ベースの報酬、上限試験の減損およびその他の減損、デリバティブの公正価値の変動による未実現損失（利益）、およびその他の非経常または非現金費用（収入）項目を加えたものと定義しています。


	3 か月が終了						終了年数
	6月30日				3 月 31 日		6月30日
	2023		2022		2023		2023		2022
当期純利益 (損失)	$	166	$	14,872	$	13,957	$	35,217	$	32,628
調整者：
支払利息		54		300		32		458		572
所得税費用（給付）		134		3,361		3,941		10,072		8,513
枯渇、減価償却、増加		3,834		3,564		3,383		14,273		8,053
株式報酬制度		484		(743)		453		1,639		125
デリバティブ契約の未実現損失（利益）		—		(404)		195		(1,994)		1,994
退職		—		325		—		74		325
取引コスト		—		394		—		345		562
調整後EBITDA	$	4,672	$	21,669	$	21,961	$	60,084	$	52,772

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エボリューション・ペトロリアム・コーポレーション

非GAAP調整-調整後純利益（未監査）

（千単位、1株あたりの金額を除く）


	3 か月が終了						終了年数
	6月30日				3 月 31 日		6月30日
	2023		2022		2023		2023		2022
報告どおり：
報告された純利益（損失）	$	166	$	14,872	$	13,957	$	35,217	$	32,628

選択した商品の影響：
商品契約の未実現損失（利益）		—		(404)		195		(1,994)		1,994
退職		—		325		—		74		325
取引コスト		—		394		—		345		562
選択した品目、所得税控除前	$	—	$	315	$	195	$	(1,575)	$	2,881
選択した品目の所得税効果⁽¹⁾		—		74		40		(350)		674
選択した商品、税引後	$	—	$	241	$	155	$	(1,225)	$	2,207

調整後：
選択した項目を除く純利益（損失）⁽²⁾	$	166	$	15,113	$	14,112	$	33,992	$	34,835

未払いの制限付株式に割り当てられた未分配利益		(3)		(326)		(256)		(540)		(718)
1株当たり利益の計算で選択した項目を除く純利益（損失）	$	163	$	14,787	$	13,856	$	33,452	$	34,117

普通株式1株あたりの純利益（損失）— 報告どおり、基本	$	—	$	0.44	$	0.42	$	1.05	$	0.97
選択したアイテムの影響		—		0.01		—		(0.04)		0.07
普通株式1株あたりの純利益（損失）— 基本的な、特定の項目を除く⁽²⁾	$	—	$	0.45	$	0.42	$	1.01	$	1.04


普通株式1株あたりの純利益（損失）— 報告どおり、希薄化後	$	—	$	0.44	$	0.41	$	1.04	$	0.96
選択したアイテムの影響		—		—		0.01		(0.03)		0.06
普通株式1株あたりの純利益（損失）— 特定の項目を除く希薄化後⁽²⁾⁽³⁾	$	—	$	0.44	$	0.42	$	1.01	$	1.02

(1)	2022年6月30日と2023年3月31日に終了した3か月間の税効果は、それぞれ23.4％と20.7％の推定税率を使用したものです。2023年6月30日と2022年に終了した年度について、それぞれ22.2％と23.4％の推定税率を使用して税の影響を表します。

(2)	純利益（損失）と特定の項目を除く1株当たり利益は、財務情報を利用者が報告された結果に与える影響を理解できるようにするための補足的な財務指標として提示される非GAAP財務指標です。これらの財務指標は、純利益（損失）、営業利益（損失）、営業活動によってもたらされる（使用された）キャッシュフロー、または米国会計基準に従って提示される財務実績や流動性のその他の指標に代わるものと見なすべきではありません。すべての会社が調整後純利益（損失）と1株当たり利益を同じ方法で計算するわけではないため、当社の調整後純利益（損失）と1株当たり利益は、他の会社の同様のタイトルの指標と比較できない場合があります。

(3)	2023年6月30日、2022年6月30日、2023年3月31日に終了した3か月間の特定の項目の影響は、特定の項目を除く純利益（損失）により、加重平均希薄化後株式がそれぞれ3,290万株、3,350万株、3,320万株に基づいて計算されました。2023年6月30日と2022年に終了した年度における特定の項目の影響は、特定の項目を除く純利益（損失）による加重平均希薄化後株式がそれぞれ3,320万株と3,330万株に基づいて計算されました。

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エボリューション・ペトロリアム・コーポレーション

石油・天然ガス事業に関する補足情報（未監査）

（単位、BOEあたりの金額を除いて、千単位）


	3 か月が終了						終了年数
	6月30日				3 月 31 日		6月30日
	2023		2022		2023		2023		2022
収益:
原油	$	10,982	$	18,374	$	11,799	$	51,044	$	52,683
天然ガス		4,984		18,475		21,598		63,800		39,174
天然ガス液		2,208		5,171		3,470		13,670		17,069
総収入	$	18,174	$	42,020	$	36,867	$	128,514	$	108,926

リース運営費：
一社₂費用	$	1,348	$	2,573	$	1,821	$	7,375	$	7,708
広告価額と製造税		1,157		2,993		1,642		8,158		6,960
その他のリース運営費		9,313		11,711		10,107		44,012		33,989
リース運営費の合計	$	11,818	$	17,277	$	13,570	$	59,545	$	48,657

全費用をかけて証明された石油と天然ガスの特性の枯渇は	$	3,544	$	3,372	$	3,098	$	13,142	$	7,518

プロダクション:
原油（MBBL）		158		172		167		659		619
天然ガス（MMCF）		2,044		2,413		2,204		9,109		7,141
液化天然ガス（MBBL）		91		104		104		416		364
同等品（MBOE）⁽¹⁾		590		678		638		2,593		2,173
1日の平均生産量（BOEPD）⁽¹⁾		6,484		7,451		7,089		7,104		5,953

ユニットあたりの平均価格⁽²⁾:
原油（BBL）	$	69.51	$	106.83	$	70.65	$	77.46	$	85.11
天然ガス（MCF）		2.44		7.66		9.80		7.00		5.49
液化天然ガス（BBL）		24.26		49.72		33.37		32.86		46.89
同等品（BOE）⁽¹⁾	$	30.80	$	61.98	$	57.79	$	49.56	$	50.13

ユニットあたりの平均コスト：
一社₂費用	$	2.28	$	3.79	$	2.85	$	2.84	$	3.55
広告価額と製造税		1.96		4.41		2.57		3.15		3.20
その他のリース運営費		15.78		17.27		15.84		16.97		15.64
リース運営費の合計	$	20.02	$	25.47	$	21.26	$	22.96	$	22.39

全費用をかけて証明された石油と天然ガスの特性の枯渇は	$	6.01	$	4.97	$	4.86	$	5.07	$	3.46

一社₂MCFあたりのコスト	$	0.91	$	1.29	$	0.92	$	0.99	$	1.07
一社₂ボリューム（1日あたりのMMCF、総額）		68.2		91.6		91.7		85.2		82.6

(1)	同等の石油埋蔵量とは、1バレルの石油換算率に対して天然ガス6MCFと42ガロンのNGLと定義されています。これは価格同等性ではなくエネルギー等価性を反映しています。MCFあたりの天然ガス価格と1バレルあたりのNGL価格は、同量の石油と大きく異なることがよくあります。

(2)	ヘッジ会計を適用することを選択しなかったため、金額にはデリバティブ契約の決済に支払われた、または受け取った現金の影響は含まれていません。

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エボリューション・ペトロリアム・コーポレーション

生産量、平均販売価格、平均生産コストの概要（未監査）


	3 か月が終了
	6月30日								3 月 31 日
	2023				2022				2023
	ボリューム		価格		ボリューム		価格		ボリューム		価格
プロダクション:
原油（MBBL）
ジョナ・フィールド		9	$	77.87		10	$	108.06		9	$	80.17
ウィリストン・ベイスン		34		70.31		35		108.03		39		73.32
バーネット・シェール		3		69.37		3		102.58		2		73.40
ハミルトン・ドーム・フィールド		37		60.53		37		98.82		36		55.40
デリー・フィールド		74		73.01		86		109.93		80		75.23
その他		1		75.07		1		101.52		1		80.76
合計		158	$	69.51		172	$	106.83		167	$	70.65
天然ガス（MMCF）
ジョナ・フィールド		881	$	3.16		1,000	$	7.80		886	$	20.31
ウィリストン・ベイスン		23		2.99		21		7.97		29		3.30
バーネット・シェール		1,140		1.87		1,392		7.56		1,289		2.73
その他		—		—		—		—		—		—
合計		2,044	$	2.44		2,413	$	7.66		2,204	$	9.80
液化天然ガス（MBBL）
ジョナ・フィールド		9	$	25.80		12	$	53.20		9	$	33.22
ウィリストン・ベイスン		5		15.00		6		39.16		7		25.54
バーネット・シェール		61		24.52		69		49.41		67		33.30
デリー・フィールド		16		24.65		17		53.45		21		38.09
その他		—		—		—		—		—		—
合計		91	$	24.26		104	$	49.72		104	$	33.37

同等品（MBOE）⁽¹⁾
ジョナ・フィールド		165	$	22.60		189	$	50.55		166	$	114.97
ウィリストン・ベイスン		43		59.57		45		94.61		51		62.01
バーネット・シェール		254		15.15		304		46.81		284		20.80
ハミルトン・ドーム・フィールド		37		60.53		37		98.82		36		55.40
デリー・フィールド		90		64.69		102		100.64		100		67.62
その他		1		75.07		1		101.52		1		80.76
合計		590	$	30.80		678	$	61.98		638	$	57.79

1日の平均生産量（BOEPD）⁽¹⁾
ジョナ・フィールド		1,813				2,077				1,844
ウィリストン・ベイスン		473				495				567
バーネット・シェール		2,791				3,341				3,156
ハミルトン・ドーム・フィールド		407				407				400
デリー・フィールド		989				1,120				1,111
その他		11				11				11
合計		6,484				7,451				7,089

生産コスト（BOEごとを除いて千単位）
リース運営費用	金額		BOEによると		金額		BOEによると		金額		BOEによると
ジョナ・フィールド	$	2,218	$	13.45	$	2,990	$	15.82	$	4,227	$	25.59
ウィリストン・ベイスン		1,149		26.83		1,307		29.42		1,636		32.40
バーネット・シェール		3,902		15.28		7,288		23.98		2,806		9.88
ハミルトン・ドーム・フィールド		1,417		38.76		1,169		31.26		1,351		37.11
デリー・フィールド		3,132		35.06		4,523		44.24		3,550		35.42
合計	$	11,818	$	20.02	$	17,277	$	25.47	$	13,570	$	21.26

(1)	同等の石油埋蔵量とは、1バレルの石油換算率に対して天然ガス6MCFと42ガロンのNGLと定義されています。これは価格同等性ではなくエネルギー等価性を反映しています。MCFあたりの天然ガス価格と1バレルあたりのNGL価格は、同量の石油と大きく異なることがよくあります。