附录 99.1

免责声明

包括或纳入的某些声明 根据适用的证券法规，本文件中的引用可能构成前瞻性陈述或信息。如此具有前瞻性 陈述或信息通常包含带有 “预期”、“相信”、“期望” 等词语的陈述， “计划”、“打算”、“估计”、“提议” 或暗示未来结果或陈述的类似词语 关于前景。本文件中的前瞻性陈述或信息可能包括但不限于：资本支出 以及 Vermilion 为此类支出提供资金的能力；Vermilion 的额外债务能力为其提供了额外的工作量 资本；有关资本回报的声明；Vermilion资本计划和运营的灵活性；业务战略 和目标；运营和财务业绩；储量和资源的估计量；石油和天然气销售；未来 产量水平及其时机，包括Vermilion的2024年指导方针以及平均年产量增长率； 原油和天然气价格变动、汇率和通货膨胀率变化的影响；产量大幅下降或 不可预见情况导致的销售量；关键会计估算可能变化的影响；有关以下事项的报表 Vermilion未来项目库存的增长和规模，预计将在2024年钻探的油井；勘探和开发计划 及其时机；Vermilion减少债务的能力；有关Vermilion对冲计划及其计划的声明 增加其套期保值头寸，以及Vermilion的套期保值计划对项目经济和自由现金流的预期影响； 气候相关风险的潜在财务影响；收购和处置计划及其时间；运营及其他 支出，包括未来股息的支付和金额；特许权使用费和所得税税率以及Vermilion对以下方面的预期 未来的税收和可纳税性；以及监管程序和批准的时机。

此类前瞻性陈述或信息 基于许多假设，所有这些或任何假设都可能被证明是不正确的。除了中确定的任何其他假设外 在这份文件中, 除其他外, 已经对以下方面做出了假设:Vermilion 获得设备、服务和用品的能力 及时在加拿大和国际上开展活动；Vermilion 销售原油、天然气的能力 成功向现有和新客户提供液体和天然气；管道和储存设施建设的时间和成本 以及扩张和确保充足产品运输的能力；及时获得所需的监管部门批准的能力； Vermilion 将以可接受的条件获得融资；外币汇率和利率；未来原油、天然气 液体和天然气价格；以及管理层对勘探和开发时间和结果的预期 活动；Vermilion的股息政策对其未来现金流的影响；信用评级；对冲计划；预期收益/（亏损） 以及调整后的每股收益/（亏损）；预期收益/（亏损）或调整后的每股收益/（亏损）；预期的未来现金流和自由现金 流量和预期的未来现金流和每股自由现金流；预计的未来分红；财务实力和灵活性；债务 和股票市场状况；总体经济和竞争条件；管理层执行关键优先事项的能力；以及有效性 根据Vermilion的战略优先事项采取的各种行动。

尽管 Vermilion 认为期望 此类前瞻性陈述或信息中反映的内容是合理的，不应过分依赖前瞻性陈述 因为朱砂无法保证这样的期望会被证明是正确的。为此目的提供了财务展望 了解Vermilion的财务状况和业务目标，并且该信息可能不适用于其他目的。 前瞻性陈述或信息基于当前的预期、估计和预测，这些预期、估计和预测涉及许多风险 以及不确定性，这些不确定性可能导致实际结果与Vermilion的预期和前瞻中描述的结果存在重大差异 查看陈述或信息。这些风险和不确定性包括但不限于：管理层的执行能力 其业务计划；石油和天然气行业的国内和国际风险，例如勘探中的运营风险 用于、开发和生产原油、液化天然气和天然气；涉及原油地质学的风险和不确定性， 液化天然气和天然气储量；Vermilion营销业务固有的风险，包括信用风险；不确定性 储量估计数和储量寿命以及资源和相关支出的估计；估计和预测的不确定性 与生产和相关支出有关；勘探或开发项目计划可能出现的延误或变化； Vermilion 以可接受的条款签订或续订租约的能力；原油、液化天然气和天然气的波动 价格、外币汇率、利率和通货膨胀；健康、安全和环境风险；不确定性 融资的可得性和成本；Vermilion通过勘探和开发活动增加产量和储量的能力； 政府政策或法律可能发生变化或政府批准可能被推迟或拒不批准；金额的不确定性 以及特许权使用费的支付时间；与针对或涉及的现有和未来潜在的诉讼和监管行动相关的风险 Vermilion；以及本文件或Vermilion向加拿大证券提交的其他文件中其他地方描述的其他风险和不确定性 监管机构。

本文档包含对可持续发展/ESG 的引用 反映全球报告倡议等框架中常用的指标和概念的数据和绩效 气候相关财务披露工作队和可持续发展会计准则委员会。Vermilion 已经尽了最大努力 与最普遍接受的ESG报告方法保持一致，包括气候数据和潜力信息 未来的风险和机遇，以便为我们当前和未来的业务提供更全面的背景信息。但是，这些方法 尚未标准化，通常基于随时间推移而变化的计算因子，并且会继续快速变化。读者是 特别注意评估其他公司使用的基本定义和衡量标准，因为这些定义和衡量标准可能无法与 Vermilion's。尽管Vermilion将继续监控和相应调整其报告，但该公司没有任何责任 除非适用的证券法要求，否则更新或修改相关的可持续发展/ESG 数据或声明。

前瞻性陈述或信息 本文件中包含的内容自本文件发布之日起制作，Vermilion没有义务公开更新或修改任何前瞻性内容 外观陈述或信息，无论是由于新信息、未来事件还是其他原因导致，除非适用的要求 证券法。

本文档通常包含指标 用于石油和天然气行业。这些石油和天然气指标没有任何标准化的含义或标准的计算方法， 因此，可能无法与使用相似术语的其他公司提出的类似衡量标准相提并论 不能用来进行比较。天然气体积已根据六千立方英尺的天然气量转换为一立方英尺的天然气量 每桶石油当量。桶装石油当量（boe）可能会产生误导，特别是如果单独使用。英国央行的转化率 将六千立方英尺换成一桶石油是基于主要适用于燃烧器的能量等效转换方法 小费，并不代表井口的等值值。

本文档中包含的财务数据 除非另有说明，否则均以加元报告。

缩略语

亮点

Meduric-1 运行良好（60% 有效） 利息）在 2.5 小时的流量周期内测试的平均速率为 4.5 mmcf/d，稳定的流体井口压力为 653psi 在直径为 0.5 英寸的扼流圈上。在缩小的阻塞尺寸（0.25”、0.3125”、0.375”）下，流量测试又持续了 19 个小时 以获得必要的储层数据并尽量减少燃烧。回收了负载流体，测试期间没有产生地层水。 流量测试后，记录的最终关闭井口压力为1639psi，底孔压力为1784psi。测试区 是波利亚纳地层，在1236mmD处遇到，记录了1600万的气柱，净储层为1170万，平均水平为 孔隙率为 21%。还发现了其他未经测试的地层。在 981mmD 处遇到 Bregi，记录了一个 2300 万个气柱 库廷斯基的净储层为1300万，平均孔隙率为27％，在594mmD处遇到了库廷斯基，并记录了1400万个气柱 净储层为1000万，平均孔隙率为32％。测试结果不一定代表长期表现或终极表现 恢复。'

给股东的消息

在第二季度，我们取得了关键成果 运营里程碑包括不列颠哥伦比亚省的 Mica Montney 电池和克罗地亚的 SA-10 天然气发电厂的竣工和启动。 在加拿大，我们在第二季度完成了 Mica Montney 电池，并在 16-28 号电池板上并列产量，随后 本季度我们在9-21号油田上完成了水力压裂作业，我们预计将在2024年第三季度末上线。Mica 的启动 蒙特尼电池将使我们在2025年将Montney的产量增加近一倍，达到约14,000桶桶/日，并提供了平台 用于将来扩张到28,000桶桶/日，并在未来几年进一步消除基础设施的瓶颈。在克罗地亚，我们委托了 SA-10 区块的天然气厂稍微提前了一点，目前两口油井都在生产。使这些油井投入生产 将支持我们投资组合中的欧洲天然气权重——约占我们公司天然气产量的40％，或超过100 mmcf/d -并使我们能够利用克罗地亚强劲的天然气价格，那里的天然气价格高于其他欧洲天然气 基准。在过去的两年中，我们的欧洲天然气产量增长了15％以上，并且我们继续有机增长 我们的欧洲天然气专营权。TTF Day Ahead 2024年第二季度天然气价格平均为13.62美元/百万英热单位，同比上涨16％ 2024年第一季度，根据前景走势，预计将在今年下半年和2025年进一步走强。TTF 前锋 目前，2025年的价格约为17美元/百万英热单位，我们一直在积极对冲。到 2025 年，我们的比例约为 42% 我们的欧洲天然气产量以平均底价17美元/百万英热单位进行了套期保值。

我们也很高兴地报告测试结果 来自克罗地亚SA-7勘探区块的前两口井。第一个测试得很好，超过 300 bbls/d⁽²⁾ 轻油，而 第二个测试得很好，速度为 4.5 mmcf/d⁽²⁾ 的天然气。我们最近完成了SA-7勘探的第四口井的钻探 项目，并很高兴地向大家报告，我们在这口井中发现了天然气，这意味着我们的四口井勘探钻探成功率为100％ 竞选活动。我们计划在2024年下半年测试剩下的两口井，同时评估该区块的未来开发计划。 这四个新发现非常令人鼓舞，因为它们有助于证明我们的勘探土地并验证我们的地质评估， 同时为克罗地亚的未来增长奠定基础.在德国，我们目前正在装备我们的第一口深层天然气勘探井 在计划于本季度晚些时候进行油井测试之前，生产管道已准备就绪。在德国钻探第二口深层天然气勘探井 将在未来几周内开始，预计将持续到第四季度。我们对长期发展潜力感到兴奋 我们在德国和克罗地亚的资产，并预计这两个国家将在未来几年实现有机增长。

第二季度的平均产量 84,974桶桶/日，处于我们季度产量指导区间的上限，同比增长2％，以及 按每股计算，同比增长6％，这主要是由于澳大利亚，以及我们的Mica Montney启动了公元前8-33年的电池 资产，这促进了我们最近的公元前16-28年蒙特尼油井的产量提高。我们通过运营创造了2.37亿美元的资金流 （“FFO”）在第二季度投入了1.11亿美元的研发资本，从而产生了自由现金流（“FCF”） 为1.26亿美元。在第二季度，随着我们过渡到资本回报，我们大幅加快了股票回购的步伐 从2024年3月开始，支付目标为年度超额FCF（“EFCF”）的50％。我们在2024年第二季度回购了280万股股票 总收益为4700万美元，还支付了约1900万美元的股息，总回报率为6600万美元，占62％ EFCF。今年迄今为止，我们已经回购并取消了61.0万股股票，并将已发行普通股减少至15730万股 2024 年 7 月 31 日。由于剩余的EFCF主要用于债务减免，我们的净负债在本季度减少了3,800万美元至 截至2024年第二季度末，净负债与追踪FFO的比率为0.7倍，为9.07亿美元。

得益于持续的强劲运营 我们整个资产基础的表现，上半年的产量平均为85,240桶桶/日，趋于上限 我们的年度预算指导范围为82,000至86,000桶桶/日。随着我们新的Mica Montney电池和克罗地亚天然气发电厂的启动，我们 预计将在下半年提高这些资产的产量，计划中的维护将部分抑制产量 停机时间和其他资产的自然减少。鉴于今年迄今为止的强劲运营业绩以及对新产量的预期 米卡和克罗地亚下半年的增长抵消了计划停机时间，我们提高了年度产量预期 至8.3万至8.6万桶桶/日，同时维持我们6亿至6.25亿美元的资本预算预期。

2024 年第二季度运营回顾

北美

我们在北美业务的生产 平均值为 54,987 boe/d⁽¹⁾ 2024年第二季度，较上一季度增长4％，这要归因于我们最近的BC Mica的新产量 蒙特尼·韦尔斯。

在 Mica，我们钻了一个（1.0 网）然后带来了 在2024年第二季度末我们的公元前8-33号电池启动之前，我们将在不列颠哥伦比亚省生产六个（净含6.0口）的富含液体的页岩气井。 在萨斯喀彻温省，我们钻探了两口（净钻2.0口），完成了一口轻质和中型原油井（净钻1.0口），而在美国，我们 参与了五口（净含0.2口）轻质和中型原油井的钻探和完工。

建造公元前 8-33 年的 16,000 boe/d Montney电池已在本季度完工。该电池的完工是我们在不列颠哥伦比亚省蒙特尼开发项目中的一个重要里程碑 因为它为我们Montney资产的未来产量增长提供了跑道。在第二季度，我们生产了六台（6.0） net) 在新电池启动之前，从我们的 16-28 号油井中挖出新井，生产到现有基础设施中，以优化液体 实地生产。结果，由于吞吐能力有限，新的16-28口油井的初始产量受到限制 以及新电池的调试。我们毗邻8-33电池的供水枢纽基础设施的建设随后完成 到本季度。该水务中心的启动预计将使我们的用水需求回收多达55％，并降低资本成本 每口油井大约 650,000 美元。我们最近在9-21号垫层上的油井已大大完工 与以前的油井相比，时间更短，用水量减少了大约 30%，随着我们的继续，竣工成本节省了大约 15% 以提高我们的 Mica Montney 业务效率。

国际

来自我们国际业务的制作 平均值为29,987桶桶/日⁽¹⁾ 在2024年第二季度，比上一季度下降了8％，这主要是由于自然下降和计划下降所致 在德国和爱尔兰进行维护。

在德国，业务重点是 成功发现了我们的第一口深层天然气勘探井，测试改期至2024年第三季度。我们继续为搭档做准备 第一口油井已投入运营，随着我们努力实现2025年初的预计投产日期，我们已经采购了更长的交货时间组件。 我们计划在未来几周内开始钻探第二口深层天然气勘探井（净气0.6口）。第二口井的风险前景更高 目标是预计需要三到四个月才能钻探的超大型建筑物。成功实现这一前景可以采取后续行动 考虑到目标结构的大小，发展。

在克罗地亚，我们完成了施工 2024 年第二季度位于 SA-10 区块的天然气发电厂，我们于 6 月下旬投产了该工厂。之前钻探的两口气井目前都在 产量和提高产量将增加我们对欧洲高净回值天然气的敞口。在 SA-7 区块上，我们钻了一个 （净钻0.6口）勘探井，自上一季度以来完成了两口井（净孔1.2口）。第一个测试得很好，超过 300 bbls/d⁽²⁾ 轻油，而第二口油井的测试速度为4.5 mmcf/d⁽²⁾ 的天然气。在本季度之后，我们还完成了钻探 在这四口油井计划的最后一口井（0.6口井）上，并在多个区域发现了碳氢化合物，成功率为100％ 对我们的四口井勘探钻探活动进行评分。这四口井中有三口是天然气井，这符合我们的有机意图 发展我们的欧洲天然气特许经营权。剩余两口油井的测试工作计划于2024年下半年进行，而 我们将继续推进许可程序并评估SA-7区块的长期发展潜力。

展望和指南更新

全年产量指导是 增至83,000至86,000桶桶/日（从之前的8.2万桶增加到86,000桶桶/日），反映了我们今年迄今为止的强劲运营业绩。 我们的2024年第三季度资本计划包括完成不列颠哥伦比亚省蒙特尼9-21油井的五口（净含5.0口）油井并投入生产 并开始我们在艾伯塔省和萨斯喀彻温省的2024年下半年钻探计划。此外，我们将在第二天开始钻探作业 在德国勘探井，同时我们对德国和克罗地亚成功的勘探井进行进一步的评估和测试。 考虑到约1,200桶油当量/日的影响，我们预计2024年第三季度的产量将在8.3万至8.5万桶桶油日之间 计划中的周转活动，包括从2024年第二季度推迟的第三方周转计划，与炎热天气相关的限制影响生产， 由于天然气价格低迷，艾伯塔省约800桶/日的干气生产停产。所有其他财务指导仍然存在 不变。

大宗商品套期保值

朱砂套期保值以管理大宗商品价格 风险敞口并提高我们现金流的稳定性。总体而言，截至2024年7月31日，我们的预期扣除特许权使用费为39％ 在2024年的剩余时间里，产量进行了套期保值。就个别大宗商品而言，我们已经对冲了欧洲天然产品的44％ 天然气产量分别占我们原油产量的43％和北美天然气产量的31％。请参阅 使用以下链接在我们网站的 “向我们投资” 下的 “对冲部分” 以获取更多详细信息：

https://www.vermilionenergy.com/invest-with-us/hedging。

Meduric-1 运行良好（60% 有效） 利息）在 2.5 小时的流量周期内测试的平均速率为 4.5 mmcf/d，稳定的流体井口压力为 653psi 在直径为 0.5 英寸的扼流圈上。在缩小的阻塞尺寸（0.25”、0.3125”、0.375”）下，流量测试又持续了 19 个小时 以获得必要的储层数据并尽量减少燃烧。回收了负载流体，测试期间没有产生地层水。 流量测试后，记录的最终关闭井口压力为1639psi，底孔压力为1784psi。测试区 是波利亚纳地层，在1236mmD处遇到，记录了1600万的气柱，净储层为1170万，平均水平为 孔隙率为 21%。还发现了其他未经测试的地层。在 981mmD 处遇到 Bregi，记录了一个 2300 万个气柱 库廷斯基的净储层为1300万，平均孔隙率为27％，在594mmD处遇到了库廷斯基，并记录了1400万个气柱 净储层为1000万，平均孔隙率为32％。测试结果不一定代表长期表现或终极表现 恢复。

非公认会计准则和其他指定用途 财务措施

本报告和其他发布的材料 By Vermilion 包括未按照《国际财务报告准则》进行标准化、指定、定义或确定的财务指标，因此被考虑在内 非公认会计准则或其他特定财务指标，可能无法与其他发行人提出的类似指标进行比较。这些金融 措施包括：

分段总计量值

运营资金流量 (FFO)： FFO 与净（亏损）收益最直接相似，包括销售额减去特许权使用费、运输、运营、并购、公司 所得税、prRT、暴利税、利息支出、以现金结算的权益薪酬、衍生品的已实现收益（亏损）、已实现 外汇收益（亏损）和已实现的其他收入（支出）。该衡量标准用于评估每个业务部门的贡献 转化为Vermilion创造支付股息、偿还债务、为资产退休义务提供资金和进行资本投资所需的收入的能力。

非公认会计准则财务指标和非公认会计准则比率

自由现金流 (FCF) 和剩余的自由现金流 现金流（EFCF）：FCF由运营资金流组成，与经营活动产生的现金流最直接相似 减去钻探和开发成本以及勘探和评估成本，EFCF由FCF减去租赁义务的付款组成 并结清了资产报废债务。该衡量标准用于确定可用于投资和融资活动的资金 包括支付股息, 偿还长期债务, 向现有业务部门重新分配以及部署到新企业. EFCF用于确定扣除归因于正常业务运营的成本后，可用于向股东返还的资金。

调整后的营运资金：已定义 作为流动资产减去流动负债，不包括流动衍生品和流动租赁负债。该度量用于计算 净负债，上面披露的一项资本衡量标准。

资本支出：已计算 如合并现金流量表中的钻探和开发成本以及勘探和评估成本的总和，以及大多数 与投资活动中使用的现金流直接相当。我们认为资本支出是衡量我们投资的有用指标 在我们现有的资产基础上。资本支出也被称为 E&D 资本。

运营净回流：最直接 与净（亏损）收益相当，计算方法是销售额减去特许权使用费、运营费用、运输成本、PrRT 和已实现 对冲按单位列报的收益和亏损。管理层评估运营净回报，以衡量盈利能力和效率 我们的实地行动。

FFO 的支出和支出百分比：非公认会计准则 财务指标和非公认会计准则比率分别与申报的股息最直接相似。派息由申报的股息组成 加上钻探和开发成本、勘探和评估成本以及已结算的资产报废债务。该措施用于 评估向股东分配并再投资于业务的现金金额，以维持生产和有机增长。 该指标与主要财务报表指标的对账情况见下文。管理层使用支出和支出作为百分比 FFO（也称为支出或可持续性比率）。

收购：收购总额 以及从合并现金流量表中收购证券，作为对价发行的Vermilion普通股，估计 或有对价的价值、假设的被收购方未偿长期债务的金额以及收购的净营运资金赤字 或盈余。我们认为，包括这些组成部分可以有效衡量与我们的收购相关的经济投资 活动，与投资活动中使用的现金流最直接相似。与中购置细列项目的对账 合并现金流量表可以在下面找到。

资本管理措施

净负债：符合 国际会计准则第1号 “财务报表的列报”，与长期债务最直接相似。净负债由长期负债组成 债务（不包括互换美元借款的未实现外汇）加上调整后的营运资金，代表Vermilion的净融资 根据营运资金波动的时间进行调整后的债务。

补充财务措施

四季度追踪基金的净负债 运营流量：按净负债（资本管理指标）与前一年的FFO（分部总计量标准）相比计算 四分之四。该衡量标准用于评估偿还债务的能力。

FFO 的股息百分比：计算公式为 申报的股息除以FFO（分部总数衡量）。管理层使用该衡量标准来评估分配的现金 致股东。

每个英国央行的运营资金流量： 按英国央行产量按FFO（分部总计量）计算。管理层使用每个英国央行的运营资金流来评估 我们业务部门和整个 Vermilion 的盈利能力。

管理层的讨论与分析

以下是管理层的讨论 以及2024年7月31日对Vermilion Energy Inc.（“Vermilion”，“我们”）的分析（“MD&A”） “我们的”、“我们” 或 “公司”）截至及该三个月和六个月的经营和财务业绩 截至2024年6月30日，与去年同期相比。

本讨论应结合起来阅读 包括截至2024年6月30日的三个月和六个月的未经审计的简明合并中期财务报表以及经审计的 截至2023年12月31日和2022年12月31日止年度的合并财务报表以及随附的附注。额外 与 Vermilion 相关的信息，包括其年度信息表，可在 SEDAR+ 上查阅，网址为 www.sedarplus.ca 或 Vermilion 网站位于 www.vermilionenergy.com。

未经审计的简明合并中期报告 截至2024年6月30日的三个月和六个月的财务报表和比较信息是用加拿大编制的 美元，除非注明了另一种货币，根据国际会计准则第34号 “中期财务报告”，即 由国际会计准则理事会（“IASB”）发布。

本 MD&A 包括对某些内容的引用 未根据《国际财务报告准则》指定、定义或确定的财务指标，因此被视为非公认会计准则和其他特定指标 财务措施。这些财务指标不太可能与其他发行人提出的类似财务指标相提并论。对于 对这些非公认会计准则和其他特定财务指标的完整描述，以及这些指标与其最直接的对账 可比的公认会计准则指标，请参阅 “非公认会计准则和其他特定财务指标”。

产品类型披露

根据国家仪器 51-101 “标准” 在《石油和天然气活动披露》中，产量的披露应包括按定义的产品类型进行细分 在仪器中。在本报告中，提及 “原油” 和 “轻质和中质原油” 是指 “轻质原油” 石油和中质原油” 和 “天然气” 指的是 “常规天然气”。

此外，在补充表4 “生产” 中， Vermilion 提供了从总产量到产品类型的对账表，还提供了 “原油和凝析油” 的对账表 将 “NGL” 改为 “轻质原油和中质原油” 和 “液化天然气” 等产品类型.

报告的产量基于 在第一个销售点测得的数量。

指导

2023 年 12 月 12 日，我们发布了 我们的2024年资本预算和相关的生产指导，其中假设新的BC Montney电池和克罗地亚将在年中启动 天然气厂。2024年5月1日，我们提高了2024年的特许权使用费率和现金税指引，以反映更高的远期定价的影响 用于购买这些物品的原油。2024年7月31日，我们提高了2024年的产量预期，以反映持续强劲的运营业绩 2024年上半年，我们的资产基础遍及整个资产。公司对2024年的指导方针如下：

朱红的生意

Vermilion是一家总部位于艾伯塔省卡尔加里的国际公司 石油和天然气生产商专注于收购、勘探、开发和优化北美生产地产， 欧洲和澳大利亚。我们通过卡尔加里总部和国际业务部门办公室管理我们的业务。

合并业绩概述

2024 年第二季度对比 2023 年第二季度

2024 年与 2023

2024 年第二季度对比 2023 年第二季度

2024 年与 2023

自由现金流

长期债务和净负债

基准大宗商品价格

作为一个国际多元化的生产商, 我们面临一系列大宗商品价格的影响。在我们的北美核心地区，我们的原油按与WTI相关的基准出售（包括 埃德蒙顿甜蜜指数、萨斯喀彻温省LsB指数和加拿大C5+指数）和我们的天然气按与之挂钩的基准出售 AECO 指数（加拿大）或 Henry Hub（“HH”）指数（美国）。在我们的国际核心区域，我们的原油 石油是根据即期布伦特原油出售的，我们的天然气是根据NBP、TTF或与TTF高度相关的指数出售的。

北美

产自我们的北美地区 2024年第二季度的平均运营量为54,987桶桶/日，比上一季度增长了4％，这要归因于我们最近的BC Mica的新产量 蒙特尼威尔斯。

在 Mica，我们钻了一个（净重 1.0） 并在我们的公元前8-33号电池于晚些时候启动之前，于公元前六个（净产6.0口）的富含液体的页岩气井投入生产 2024 年第二季度。在萨斯喀彻温省，我们钻探了两口（净钻2.0口），完成了一口轻质和中型原油井（净钻1.0口），而在美国 我们参与了五口（净含0.2口）轻质和中型原油井的钻探和完工。

北美的销售额增加 截至2024年6月30日的三个月中，与去年同期相比，这主要是由于产量的增加以及更高的产量 已实现的商品价格。截至2024年6月30日的六个月中，北美的销售额主要与上年相比有所下降 由于2023年出售萨斯喀彻温省东南部非核心资产后产量下降，加上已实现的大宗商品减少 价格。

北美的特许权使用费增加 截至2024年6月30日的三个月，按美元和单位计算，与去年同期相比，这主要是由于实现量增加 定价加上米卡地区新油井的更高特许权使用费率。特许权使用费按美元计算保持不变，并不断增加 截至2024年6月30日的六个月中，与去年相比，按单位计算，这主要是由于美国的新油井 较高的特许权使用费率，但部分被加拿大产量的下降所抵消。特许权使用费占三者销售额的百分比，以及 截至2024年6月30日的六个月分别为14.9％和15.4％，而去年同期为12.1％和13.2％ 分别地。

北美的交通费用 截至2024年6月30日的三个月和六个月中，与去年同期相比，按美元和每英国央行计算，均有所增加 主要是由于与我们的Mica资产新活动相关的卡车运输费用增加，以及在美国产生的管道费 各州。

北美的运营费用 截至2024年6月30日的三个月，按美元和每桶英国央行计算，主要与去年同期相比有所增长 这是由于我们继续将更多的油井和基础设施投入使用，因此在米卡地区的生产。在截至6月30日的六个月中 2024年，运营支出增加的主要原因是云母地区的产量以及美国产量的增加，部分原因是 2023年第一季度末萨斯喀彻温省东南部房地产的处置抵消了这一点。

国际

由我们的国际公司制作 2024年第二季度的平均运营量为29,987桶桶/日，比上一季度下降了8％，这主要是由于自然下降和计划下跌 在德国和爱尔兰进行维护。

在德国，业务重点突出 关于我们成功发现第一口深层天然气勘探井，测试改期至2024年第三季度。我们将继续为之做准备 第一口油井的配套作业，随着我们努力实现预期的投产日期，我们已经采购了更长的交付周期 2025 年初。我们计划在未来几周内开始钻探第二口深层天然气勘探井（净气0.6口）。

在克罗地亚，我们完成了施工 2024 年第二季度位于 SA-10 区块的天然气发电厂，我们于 6 月下旬投入使用。之前钻探的两口气井都是 目前正在产量增加中，这将增加我们对欧洲高净回值天然气的敞口。在 SA-7 区块上，我们钻探了 一口井（净钻0.6口），自上一季度以来完成了两口井（净孔1.2口）。第一个经过良好测试的超过 300 bbls/d 的光线 石油，而第二口油井测试的天然气为4.5 mmcf/d。

由于库存的变化 水平，我们在澳大利亚、法国和德国的原油销量可能与我们在这些业务部门的产量有所不同。 下表提供了以下原油的销量（完全包括 “轻质原油和中质原油”） 那些司法管辖区。

按美元计算，销售额下降 截至2024年6月30日的三个月中，与上年相比，这主要是由于多个业务部门的已实现价格下降 部分被澳大利亚销量的增长所抵消。按每桶英国央行计算，由于已实现价格的影响，销售额有所增加 已实现天然气价格的下降部分抵消了我们在澳大利亚的产量。

按美元计算，销售额有所增长 在截至2024年6月30日的六个月中，与去年相比，主要是由于澳大利亚在2023年停机，销量增加 与在爱尔兰收购Corrib和法国的运输时间有关。按每英国央行计算，销售额因下跌而下降 已实现的天然气价格，部分被已实现价格对我们澳大利亚产量的影响所抵消。

我们的国际核心特许权使用费 该地区主要发生在法国、德国和荷兰，其特许权使用费包括基于销售百分比的费用和 每个 boe 费用是固定的。我们在澳大利亚和爱尔兰的生产无需缴纳特许权使用费。

特许权使用费减少了一美元， 截至2024年6月30日的三个月和六个月的单位价格与去年同期相比，这主要是意外收入造成的 去年荷兰的特许权使用费和较低的天然气价格，但部分被石油价格的上涨所抵消。

交通费用减少 截至2024年6月30日的三个月和六个月中，按美元和每英国央行汇率计算，与去年同期相比，这主要是由于下跌 由于计划停机，法国的船舶成本和德国的销量下降。

我们在澳大利亚、荷兰和中部的生产 东欧不受交通费用的影响。

运营费用下降了 截至2024年6月30日的三个月的美元基础主要是由于法国燃料和电力成本的下降，部分原因是法国燃料和电力成本下降 被爱尔兰较高的设施维护和计划维护的周转成本所抵消。

在截至6月30日的六个月中 2024年，运营费用按美元计算增加，主要是由于2023年第一季度在爱尔兰获得的工作权益增加及更高 2024 年第二季度计划停机的设施维护和周转成本，以及澳大利亚及相关地区的恢复生产 提升。荷兰电力成本的下降部分抵消了这一增长。

运营费用下降了 截至2024年6月30日的三个月和六个月中，与去年相比，按英国央行计算，这主要归因于电力成本的降低 在荷兰，德国和爱尔兰的计划停机导致产量减少，部分抵消了这一影响。

合并财务业绩审查

运营资金流的波动 可能是由于生产水平、商品价格以及石油和天然气生产成本的变化而发生的。此外， 来自运营的资金流可能会受到澳大利亚和法国原油运输时间的影响。当原油库存建立时 向上，相关的运营费用、特许权使用费和损耗费用将递延并作为库存记入合并余额 工作表。当随后减少原油库存时，相关费用在损益中确认。

一般和行政

基于股权的薪酬

PRRT 和企业所得税

暴利税

利息支出

衍生品的已实现收益或亏损

已实现的其他收入或支出

净（亏损）收益的波动 各期收入和费用的变化是由现金和非现金收入和费用的变化引起的。现金项目反映在资金流中 来自操作。非现金项目包括：基于权益的薪酬支出、衍生工具的未实现收益和亏损、未实现 外汇收益和损失, 增加, 损耗和折旧费用以及递延税.此外，非现金物品可能 还包括企业合并产生的收益或减值或减值逆转产生的费用。

基于股权的薪酬

基于权益的薪酬支出相关 主要用于非现金薪酬支出，该支出归因于在证券基础上向董事、高级管理人员和员工发放的长期激励措施 安排。截至2024年6月30日的三个月和六个月中，股权薪酬支出与同期相比有所下降 在过去的一年中，主要是由于对先前基于股份的已结算支出进行了现金结算，以及未偿还的LTIP奖励的价值降低 在当前时期。

衍生品的未实现收益或亏损 乐器

衍生工具的未实现收益或亏损 是由于对未来价格和利率的预测发生变化而产生的。由于Vermilion使用衍生工具来管理大宗商品 我们未来原油和天然气生产的价格敞口，我们通常会确认衍生工具的未实现收益 当未来的大宗商品价格预测下降时，反之亦然。随着衍生工具的结算，先前的未实现收益或亏损 确认的结果是相反的，结算结果是衍生工具的已实现收益或亏损。

在截至6月30日的三个月中 2024年，我们确认衍生工具的未实现净亏损为1.258亿美元。这包括1.208亿美元的未实现亏损 在我们的欧洲天然气大宗商品衍生工具上，670万美元的股票互换，140万美元的美元兑加元对加元的国外工具 交易所掉期，部分被我们的原油大宗商品衍生工具的250万美元未实现收益和60万美元的未实现收益所抵消 在我们的北美天然气大宗商品衍生工具上。

在截至6月30日的六个月中 2024年，我们确认衍生工具的未实现净亏损为3.145亿美元。这包括2.724亿美元的未实现亏损 我们的欧洲天然气大宗商品衍生工具，3,230万美元原油大宗商品衍生工具，450万美元 我们的美元兑加元外汇互换，330万美元的股票互换，200万美元的北美天然气大宗商品衍生品 乐器。

未实现的外汇收益 或损失

由于 Vermilion 的国际 运营，Vermilion的货币资产和负债以加元以外的货币计价。这些货币资产 负债包括现金、应收账款、应付账款、长期债务、衍生工具和公司间贷款。未实现的国外 汇兑收益和损失是通过将这些货币资产和负债从其标的货币折算成加元而产生的 美元。

2024年，未实现的外汇收益 而损失主要是由于:

在截至6月30日的三个月中 2024年，我们确认的未实现外汇净收益为310万美元，这主要是由美元走强的影响推动的 我们的美元优先票据兑加元汇率为2％。在截至2024年6月30日的六个月中，我们确认了未实现的国外 汇兑损失1,860万美元，主要是由美元兑加元上涨3.5％对我们的影响所致 美元优先票据被我们以美元计价的公司间贷款的收益部分抵消。

增生

增补费用已确认以进行更新 资产报废负债余额的现值。截至2024年6月30日的三个月，与之相比 截至2023年6月30日，增幅保持相对平稳。在截至2024年6月30日的六个月中，招生费用下降了 去年主要是由于2023年完成的与北美资产退休余额相关的处置减少，但部分抵消了这一点 由于欧元兑加元走强。

损耗和折旧

损耗和折旧费用已确认 在相应资产的使用寿命内分配资本资产的成本。每单位产量的损耗和折旧费用 是针对每个耗尽单位（即特定生产区域内具有相似经济寿命的资产组）确定的 将资本资产的账面净值和未来开发成本的总和除以已证总额加上可能的储备金。

损耗和折旧的波动 支出主要是原油和天然气产量的变化以及原油和天然气产量的消耗和折旧变化的结果 单位。单位损耗和折旧的波动是储备、可耗尽资本的基数（净账面价值）变化的结果 资产和未来开发成本）以及相对的生产组合。

每桶油的损耗和贬值 截至2024年6月30日的三个月和六个月的基准为21.02美元和21.67美元，高于同期的20.22美元和20.21美元 前一年的主要原因分别是未来开发成本增加, 可耗尽基数增加, 储量估计值降低, 与 2023 年记录的减损和处置相关的可消耗基础的减少部分抵消。

递延税

递延所得税资产在纳税时产生 资产的基础超过其会计基础（称为可扣除的临时差额）。相反，递延所得税负债会产生 当资产的纳税基础低于其会计基础时（称为应纳税临时差额）。递延所得税资产得到确认 仅限于未来可能存在可扣除的临时差额的应纳税利润 使用。递延所得税资产和负债按预计适用的已颁布或实质性颁布的税率计量 当资产变现或负债结算时。

因此，递延所得税支出的波动 而回收主要是由于:资产或负债的会计基础发生变化, 但没有相应的纳税基础 变动（例如，当衍生资产和负债按市值计价时，或者当会计耗尽不同于税收枯竭时），变化 在可用税收亏损中（例如，如果它们被用来抵消应纳税所得额），估计的未来应纳税利润的变化导致 取消承认或承认递延所得税资产，以及已颁布或实质性颁布的税率的变化。

在截至6月30日的三六个月中， 2024年，公司记录的递延所得税支出分别为2,070万美元和3,730万美元，而递延税则为3,730万美元 与去年同期相比，回收了50万美元和3,690万美元。当期记录的费用 年度主要归因于欧洲天然气价格下跌推动爱尔兰取消承认递延所得税资产。在 2023年，递延税收的回收是由萨斯喀彻温省东南部的资产处置推动的。

财务状况审查

我们会定期审查我们的预测是否 来自运营的资金流足以为计划中的资本支出、分红、股票回购以及放弃和回收提供资金 支出。如果预计来自业务预测的资金流量不足以支付此类支出, 我们将通过减少部分或所有类别的支出、发行股票来评估我们为任何缺口融资的能力，和/或 包括债务（包括使用我们现有循环信贷额度的未利用能力进行借款）。我们的长期目标是维持 净负债与四季度运营后资金流量的比率约为1.0。

截至 2024 年 6 月 30 日，我们有一个比率 净负债占运营四季度追踪资金流量的0.7％。我们将继续监测预测资金流的变化 停止运营，并将酌情调整我们的勘探、开发资本计划（和相关的生产目标）和回报 以最佳债务水平为目标的资本计划。

净负债与长期负债相符 债务，如下所示：

截至2024年6月30日，净负债 下降至9.067亿美元（2023年12月31日至11亿美元），这主要是由于产生了强劲的自由现金流。净额的比率 截至2024年6月30日，到期的四季度运营资金流负债降至0.7％（2023年12月31日-0.9） 增加四季度的运营资金流量。

我们余额中确认的余额 表单如下：

循环信贷额度

截至 2024 年 6 月 30 日，Vermilion 已经设立了将于2028年5月26日到期的银行循环信贷额度，其条款和未偿头寸如下：

2024 年 5 月 17 日，到期日 融资已延长至2028年5月26日（之前为2027年5月28日），融资总额为16亿美元

用手风琴减少到13.5亿美元 功能将该融资机制下的可用总金额增加到16亿美元。截至2024年6月30日，循环信贷 设施未拆除。

截至2024年6月30日，周转 信贷额度受以下财务契约的约束:

我们的财务契约包括财务 我们的循环信贷额度协议中定义的、国际财务报告准则未定义的指标。这些财务措施是定义的 根据我们的循环信贷额度协议如下：

此外，我们的循环信贷额度 有与我们在艾伯塔省和萨斯喀彻温省的负债管理评级有关的条款，根据这些规定，如果我们的安全调整了负债管理 一个省的评级低于规定的限额，部分资产报废义务包含在合并的定义中 债务总额和合并优先债务总额。如果我们的安全调整后责任管理评级违约，就会发生违约事件 超过 90 天的额外下限。截至2024年6月30日，Vermilion的负债管理评级更高 超过规定的水平，因此，合并报废债务的计算中没有包括与资产报废义务相关的金额 债务总额和合并优先债务总额。

截至 2024 年 6 月 30 日和 12 月 31 日， 2023年，朱砂遵守了上述契约。

2025 年优先无抵押票据

2017 年 3 月 13 日，Vermilion 发行了美国 按面值计算的3亿美元优先无抵押票据。这些票据的年利率为5.625％，每半年支付一次，于3月15日支付 和 9 月 15 日，并于 2025 年 3 月 15 日到期。作为Vermilion的直接优先无担保债务，这些票据的右边排名相同 偿还公司现有和未来的优先债务。

优先无担保票据得到承认 按摊销成本计算，包括与发行直接相关的交易成本。

在 2023 年 3 月 15 日之后，Vermilion 可以按100.00％的赎回价格加上任何应计和未付利息赎回部分或全部优先无担保票据。

在 2024 年第一季度，Vermilion 在公开市场上购买了3,160万美元的优先无担保票据，这些票据随后被取消。

公司有权展期 因此，将于2028年5月26日到期的现有循环信贷额度下的优先无抵押票据继续归类为 优先无担保票据为非流动票据。

2030 年优先无担保票据

2022年4月26日，Vermilion关闭了一家私人股票 发行4亿美元的8年期优先无抵押票据。这些票据定价为面值的99.241％，于2030年5月1日到期，熊市 年利率为6.875％。从2022年11月1日开始，每半年在5月1日和11月1日支付利息。笔记 是Vermilion的优先无抵押债务，与现有和未来的优先无抵押债务相同。

优先无担保票据得到承认 按摊销成本计算，包括与发行直接相关的交易成本。

Vermilion 可以选择兑换 到期前的票据如下：

下表概述了我们的 股息支付记录：

下表协调了 股东资本变动：

截至 2024 年 6 月 30 日，大约有 450万股权薪酬奖励未支付。截至 2024 年 7 月 31 日，大约有 15730万股普通股 已发行且尚未发行。

2024 年 7 月 8 日，多伦多证券交易所 批准了我们打算延长正常课程发行人出价（“NCIB”）的通知。NCiB 的续订允许 Vermilion 购买 自2024年7月12日起至7月11日止，最多15,689,839股普通股（约占已发行普通股的10％）， 2025。在NCiB下购买的普通股将被取消。

在 2024 年第二季度，Vermilion 购买了 280万 NCiB下的普通股，总对价为4,660万美元。今年迄今为止，Vermilion购买了52万股普通股 NCiB 的总对价为 8300万。在NCiB下购买的普通股被取消。

在 2024 年 6 月 30 日之后，Vermilion 购买并注销了NCiB下的90万股股票，总对价为1,320万美元。

资产退休义务

截至2024年6月30日，资产报废 债务为12.257亿美元，而截至2023年12月31日为11.591亿美元。资产报废义务的增加 主要归因于公司截至2024年6月30日的信贷利差较2023年12月31日较低以及增持费用 认可。由于利率上升，信贷利差从2023年12月31日的3.6％降至2024年6月30日的2.8％ 政府债券和较低的预期借贷成本。

债务的现值为 使用信用调整后的无风险利率计算，使用信用利差加上基于长期无风险的无风险利率来计算 政府债券。Vermilion的信贷利差是根据公司在报告期末的预期借款成本确定的。

无风险利率和信用利差 用作债务贴现的投入如下:

目前的成本估计数被夸大到 使用1.3％至5.5％的通货膨胀率估算的放弃时间（截至2023年12月31日-介于1.3％至5.5％之间）。

风险和不确定性

Vermilion 涉足各种市场 和运营风险。有关这些风险的讨论，请参阅Vermilion的年度管理与分析和年度信息表 已于 2023 年 12 月 31 日结束，可在 SEDAR+ 的 www.sedarplus.ca 或 Vermilion 的网站 www.vermilionenergy.com 上线。

关键会计估计

财务报表的编制 根据国际财务报告准则，管理层必须做出影响报告的资产、负债、收入的估计、判断和假设 以及开支, 收益和损失以及任何可能的突发事件的披露.这些估计和假设的依据是 管理层在作出此类估计和假设时认为合理的现有最佳信息。因此， 这些假设在做出估计时尚不确定，并且可能会发生变化，从而对Vermilion的合并后产生重大影响 财务报表。管理层持续审查估计数，因此可能因以下原因而有所不同： 新信息的可用性或情况的变化。此外，由于每个司法管辖区的特殊情况 在Vermilion开展业务时，关键会计估计可能会影响一个或多个司法管辖区。没有实质性变化 适用于我们在截至2024年6月30日的六个月中应用会计政策时使用的关键会计估计。更多信息， 包括对关键会计估计的讨论, 可在合并财务报表和年度附注中找到 截至2023年12月31日的年度管理与分析可在SEDAR+的www.sedarplus.ca或Vermilion的网站www.vermilionenergy.com上查阅。

资产负债表外安排

我们没有作出任何保证 或资产负债表外安排，这将对我们的财务状况或经营业绩产生重大影响。

财务报告的内部控制

Vermilion 没有变化 在本管理层和答复所涉期间，对财务报告（“ICFR”）的内部控制受到重大影响或是 合理地可能对我们对财务报告的内部控制产生重大影响。

最近通过的会计公告

Vermilion 没有采用任何新的会计声明，因为 截至2024年6月30日，这将对合并中期财务报表产生重大影响。

监管声明尚未通过

国际财务报告准则可持续发展标准的发布 -国际财务报告准则S1 “披露可持续发展相关财务信息的一般要求” 和国际财务报告准则S2 “气候相关” 披露”

2023 年 6 月，国际可持续发展 标准委员会（ISSB）发布了其首个准则——国际财务报告准则S1和国际财务报告准则S2。ISSB是作为内部新的标准制定委员会成立的 国际财务报告准则基金会将发布准则，为可持续发展相关的财务披露提供全面的全球基准，运营 与国际会计准则委员会并驾齐驱。

国际财务报告准则S1和IFRS S2每年生效 报告期从 2024 年 1 月 1 日或之后开始，允许提前申请，前提是两个标准都适用。国际财务报告准则 S1提供了一系列披露要求，旨在使公司能够就与可持续发展相关的内容与投资者进行沟通 风险和机会，而《国际财务报告准则》S2则规定了与气候相关的具体披露，旨在与《国际财务报告准则》结合使用 S1。加拿大监管机构尚未强制执行这些标准；但是，Vermilion仍在继续审查这些标准的影响 关于其财务报告。

《国际财务报告准则第18号》“财务列报和披露 已发布的声明”

2024 年 4 月，国际会计准则理事会发布了《国际财务报告准则第 18 号》 发布的财务报表中的列报和披露将取代IAS 1财务报表的列报。回顾性 从2027年1月1日起的年度报告期内必须适用该标准，而较早的申请是 允许的。Vermilion正在评估该准则对其财务报告的影响。

披露控制和程序

我们的官员已经建立并维持了 披露控制和程序，并结合我们的申报评估了这些控制措施的有效性。

截至 2024 年 6 月 30 日，我们已经评估了 我们的披露控制和程序的设计和运作的有效性。根据这项评估，行政长官 高管和首席财务官得出结论，并证明我们的披露控制和程序是有效的。

补充表 1：净回值

下表包括财务 业务部门按单位列出的报表信息。液体包括原油、凝析油和液化天然气。天然气销量 已在六千立方英尺的天然气基础上转换为一桶石油当量。

补充表 2：对冲

这些表中的价格可能代表 使用远期汇率将几份外币金额合约的加权平均值转换为披露货币 在月底的日期。下面列出的期权投资组合的加权平均价格可能与期权投资组合的回报率不一样 个人合同。因此，加权平均价格的列报纯粹是为了指示性目的。

下表概述了 Vermilion 的突出风险 截至 2024 年 6 月 30 日的管理职位：

以下卖出期权工具允许 交易对手在指定日期与Vermilion签订衍生工具合约，具体条款如下：

补充表 3：资本支出 和收购

补充表 4：产量

补充表 5：运营和财务 按核心区域划分的数据

产量 ⁽¹⁾