文章核心观点 Gran Tierra Energy公司宣布Peter Dey因个人原因将于2025年6月底卸任公司董事会职务，在寻找替代董事期间他将在年底前按需为董事会提供咨询服务 [1] 公司人事变动 - Peter Dey因个人原因将于2025年6月底从Gran Tierra董事会卸任，他同意在年底前按需为董事会提供咨询服务 [1] - 公司董事长Bob Hodgins感谢Peter自2015年以来的领导和指导 [2] - 公司CEO Gary Guidry称与Peter共事近15年，他是董事会治理方面的杰出专家，其商业背景和战略建议对公司在多变行业中发展起到重要作用 [2] 公司业务情况 - Gran Tierra是一家独立国际能源公司，专注于加拿大、哥伦比亚和厄瓜多尔的石油和天然气勘探与生产，正在开发现有资产组合并寻求新增长机会 [3] 公司信息获取途径 - 公司普通股在纽约证券交易所、多伦多证券交易所和伦敦证券交易所交易，代码为GTE，更多信息可访问www.grantierra.com [3] - 公司向美国证券交易委员会提交的文件可在http://www.sec.gov查询，加拿大证券监管文件可在http://www.sedarplus.ca查询，英国监管文件可在https://data.fca.org.uk//nsm/nationalstoragemechanism查询 [4] 公司联系方式 - 投资者和媒体咨询可联系公司总裁兼CEO Gary Guidry、执行副总裁兼CFO Ryan Ellson，电话+1 - 403 - 265 - 3221，邮箱info@grantierra.com [5]

文章核心观点 公司旗下全资子公司签署协议，以750万美元将全资子公司Gran Tierra North Sea Limited出售给NEO Energy，交易预计在2025年第三季度完成 [1][2] 交易详情 - 公司全资子公司将GTNSL出售给NEO Energy，总对价750万美元 [1] - GTNSL持有UKCS许可证P2358的100%股权，其中包括Serenity Discovery [2] - 交易完成需满足特定先决条件，包括获得北海过渡管理局对GTNSL控制权变更的同意 [2] - 交易预计在2025年第三季度完成 [2] 公司概况 - 公司是一家独立的国际能源公司，目前专注于加拿大、哥伦比亚和厄瓜多尔的石油和天然气勘探与生产 [3] - 公司正在开发其在加拿大、哥伦比亚和厄瓜多尔的现有资产组合，并将继续寻求新的增长机会 [3] - 公司普通股在纽约证券交易所美国版、多伦多证券交易所和伦敦证券交易所交易，股票代码为GTE [3] 信息获取途径 - 公司在美国证券交易委员会的文件可在SEC网站获取 [4] - 公司在加拿大的证券监管文件可在SEDAR+网站获取 [4] - 公司在英国的监管文件可在国家存储机制网站获取 [4] 联系方式 - 投资者和媒体咨询可联系总裁兼首席执行官Gary Guidry、执行副总裁兼首席财务官Ryan Ellson，电话+1 - 403 - 265 - 3221，邮箱info@grantierra.com [5]

文章核心观点 Gran Tierra Energy公布2025年第一季度财务和运营结果，运营表现强劲，财务管控良好，各地区项目取得进展，公司对未来发展有信心并提供了2025年预算指导 [1][2]。 各部分总结 管理层表态 - 公司一季度运营执行和财务管理表现出色，前置资本计划带来钻井时间和成本效率提升 [2] - 持续通过股票回购和债务偿还创造回报，降低杠杆是重点，专注快速回报项目并灵活投资高回报机会 [2] - 勘探工作成果显著，当前产量约48,400 boe/d且套期保值状况良好，能在商品价格波动中创造价值 [2] 运营更新 - 公司实现创纪录的季度平均总产量46,647 boepd，较2024年第四季度增长14%，较2024年第一季度增长45% [4][8] - 厄瓜多尔Iguana区块新增两口油井发现，平均产油率约1,684 bopd，含水率低于1%，Iguana B1井创纪录且成本低于预算 [5] - 哥伦比亚Cohembi North Pad前三口井成功钻探，成本低于预算且速度比前运营商快60%，预计二季度完成剩余两口井 [5] - 加拿大与合资伙伴成功钻探并投产两口Lower Montney井，早期产量表现超预期，3月收购21块潜在土地增加超50个钻探机会 [9] 财务亮点 - 净亏损1900万美元，2024年第四季度净亏损3400万美元，2024年第一季度无净亏损 [8] - 调整后EBITDA为8500万美元，2024年第四季度为7600万美元，2024年第一季度为9500万美元 [8] - 经营活动提供的净现金为7300万美元，较2024年第四季度增长175%，较2024年第一季度增长20% [8] - 运营资金流为5500万美元，较2024年第四季度增长25%，较2024年第一季度下降26% [8] - 截至3月31日，现金余额7700万美元，总债务7.6亿美元，净债务6.83亿美元，本季度偿还债务2700万美元 [8] - 本季度回购453,050股普通股，2023年1月1日至2025年4月29日回购约520万股，占2023年1月1日已发行和流通股的15% [8] 2025年预算指导 | 2025预算 | 低情景 | 基本情景 | 高情景 | | --- | --- | --- | --- | | 布伦特油价 ($/bbl) | 65.00 | 75.00 | 85.00 | | WTI油价 ($/bbl) | 61.00 | 71.00 | 81.00 | | AECO天然气价格 ($CAD/千立方英尺) | 2.00 | 2.50 | 3.50 | | 产量 (boepd) | 47,000 - 53,000 | 47,000 - 53,000 | 47,000 - 53,000 | | 运营净回值 ($百万) | 330 - 370 | 430 - 470 | 510 - 550 | | EBITDA ($百万) | 300 - 340 | 380 - 420 | 460 - 500 | | 现金流 ($百万) | 200 - 240 | 260 - 300 | 300 - 340 | | 资本支出 ($百万) | 200 - 240 | 240 - 280 | 240 - 280 | | 自由现金流 ($百万) | - | 20 | 60 | [11] 其他信息 - 公司将于2025年5月2日举办第一季度业绩电话会议 [19] - 已发布2024年可持续发展报告，可在公司网站查看 [20] - 公司演示文稿已更新，可在公司网站查看 [21]

收入和利润（同比环比） - 2025年第一季度净亏损1930万美元，每股亏损0.54美元，2024年同期净亏损7.8万美元，上一季度净亏损3420万美元[75][76][79] - 2025年第一季度税前亏损1570万美元，2024年同期税前收入1730万美元，上一季度税前亏损2190万美元[75] - 2025年第一季度调整后EBITDA为8520万美元，低于2024年同期的9480万美元，高于上一季度的7620万美元[75] - 2025年第一季度运营资金流降至5530万美元，2024年同期为7430万美元，上一季度为4410万美元[75] - 2025年第一季度石油、天然气和NGL销售额增至1.705亿美元，较2024年同期增长8%，较上一季度增长16%[75][76] - 2025年第一季度运营净收益为96,268千美元，较2024年同期下降8%[80] - 2025年第一季度所得税前亏损为15,727千美元，较2024年同期下降191%[80] - 2025年第一季度净亏损为19,280千美元，较2024年同期增长24,618千美元[80] - 2025年第一季度油气和NGL销售额为1.705亿美元，较2024年同期增长8%，较上一季度增长16%[80][96][97] - 2025年第一季度净亏损1928万美元，较上一比较期减少1493万美元，降幅44%[130] - 2025年第一季度运营资金流为5534.4万美元，较2024年同期减少26%[140] - 2025年第一季度调整后EBITDA为8516.2万美元，2024年同期为9479.2万美元[140] 成本和费用（同比环比） - 2025年第一季度资本支出为9470万美元，2024年同期为5530万美元，上一季度为7860万美元[76] - 2025年第一季度运营费用增至6740万美元，较2024年同期增长39%，每桶油当量运营费用降至19.18美元，减少1.24美元[107] - 2025年第一季度运输费用增至690万美元，较2024年同期增长51%，每桶油当量运输费用增至1.97美元，增加0.04美元[111] - 2025年第一季度DD&A费用增至7220.2万美元，较2024年同期增长29%，每桶油当量DD&A费用降至20.56美元，减少3.10美元[116] - 2025年第一季度不含股票薪酬的G&A费用增至1214.3万美元，较2024年同期增长13%，每桶油当量费用降至3.46美元，减少1.08美元[118] - 2025年第一季度含股票薪酬的G&A费用降至1162.6万美元，较2024年同期减少18%，每桶油当量费用降至3.31美元，减少2.65美元[118] - 2025年第一季度外汇损失380万美元，2024年同期外汇收益80万美元，上一季度外汇收益50万美元[122] - 2025年第一季度当期所得税费用为830万美元，2024年同期为390万美元，主要因厄瓜多尔、加拿大和哥伦比亚应税收入增加[125] - 2025年第一季度递延所得税为470万美元的回收，主要因哥伦比亚税收损失采用更高法定税率，部分被更高税收折旧抵消[126] 各条业务线表现 - 2025年第一季度NAR产量增至38563桶油当量/日，较2024年同期增长49%，较上一季度增长14%[75][76] - 2025年第一季度销售量增至39024桶油当量/日，较2024年同期增长50%，较上一季度增长18%[75][76] - 2025年第一季度总销售体积为39,024 BOEPD，较2024年同期增长50%，较上一季度增长18%[80][96][97] - 2025年第一季度油气和NGL产量NAR为38,563 BOEPD，较2024年同期增长49%，较上一季度增长14%[82][83] - 2025年第一季度特许权使用费率为17%，较2024年同期下降3%，较上一季度下降1%[82][84] - 2025年第一季度加拿大NGL加权平均价格为WTI的18%，较上一季度的11%有所提高[93] - 2025年第一季度公司油气及NGL销售额为1.70533亿美元，2024年同期为1.57577亿美元，上一季度为1.4729亿美元[102] - 2025年第一季度钻井8口，其中勘探井2口，开发井5口，服务井1口[132] 市场价格表现 - 本季度布伦特原油均价74.98美元/桶，较2024年同期下降8%，较上一季度上涨1%[75] - 2025年第一季度布伦特原油价格为74.98美元/桶，较2024年同期下降8%，较上一季度增长1%[80][90] - 2025年第一季度WTI原油价格为71.47美元/桶，较2024年同期下降7%，较上一季度增长1%[80][92] 公司股份及债务情况 - 2025年第一季度公司回购0.500万股普通股，加权平均价格为5.33美元/股；2024年11月6日至2025年4月29日，共回购110万股，占2025年3月31日流通股的3%[75] - 2025年第一季度以加权平均价每股5.33美元回购453050股普通股，2024年11月6日至2025年4月29日共回购1140752股[138] - 2025年第一季度偿还2025年到期的6.25%优先票据剩余本金2480万美元，现金对价2560万美元，含利息80万美元[137] - 2025年3月31日后，子公司签订7500万美元基于储备的贷款协议，贷款2028年4月16日到期[136] - 截至2025年3月31日，有2420万美元7.75% 2027年到期和7.358亿美元9.50% 2029年到期优先票据未偿还[137] - 截至2025年3月31日，公司的循环信贷安排未提取资金[146] 外汇情况 - 2025年第一季度美元兑哥伦比亚比索贬值5%，2024年同期升值1%；2024年美元兑加元升值2%，2025年无变化[124] 各地区业务特点 - 公司81%的收入与布伦特原油的美元价格相关，其余与加拿大WTI原油或AECO天然气的加元价格相关[144] - 公司在哥伦比亚和厄瓜多尔的收入100%以美元收取，大部分资本支出以美元计价或以美元价格为基础[144] - 公司在加拿大的收入100%以加元收取，大部分资本和运营支出以加元计价或以加元价格为基础[144] - 公司在哥伦比亚的应付账款、应收和应付税款以及递延税项资产和负债以哥伦比亚比索计价，会产生外汇损益[145]

文章核心观点 公司宣布2025年第一季度财务和运营结果发布时间、业绩电话会议时间，以及2025年股东大会时间和参与方式等信息 [1][2] 财务与运营结果 - 公司将于2025年5月1日盘后发布2025年第一季度财务和运营结果 [1] - 公司将于2025年5月2日上午9点山区时间（上午11点东部时间）举行2025年第一季度业绩电话会议 [1] 股东大会 - 公司2025年股东大会将于2025年5月2日上午10点山区时间（中午12点东部时间）以线上形式举行 [2] - 股东可通过https://web.lumiagm.com/208908912 电子方式参会，建议提前15分钟登录 [3] - 注册股东需使用代理材料通知或代理卡上的控制号码参会、投票和提问 [3] - 以“街名”持有股份的受益所有人需按要求提交代理表格并注册预约，获取控制号码 [3] - 嘉宾可通过https://web.lumiagm.com/20208908912 注册为嘉宾观看会议 [3] - 投票、更改或撤销投票、指定代理人等代理事项详情可在公司网站查看 [4] - 建议股东提前按代理材料所述方式投票并提交代理 [4] 会议参与方式 - 有意参加2025年第一季度电话会议的各方需点击链接注册，注册后将获得唯一PIN和通话详情 [5] - 平台有“Call Me”功能，可选择回电 [5] - 可点击链接或在公司网站通过移动或桌面设备观看直播 [6] - 电话会议音频回放将在会议结束两小时后在同一链接提供，直至2026年5月2日 [6] 信息获取 - 股东可通过SEC网站获取公司代理声明和其他文件 [7] - 公司在投资者关系网站免费提供向SEC提交的材料副本 [7] - 公司SEC文件可在SEC网站查看，加拿大证券监管文件可在SEDAR+查看，英国监管文件可在国家存储机制网站查看 [10] 公司概况 - 公司是一家独立国际能源公司，专注于加拿大、哥伦比亚和厄瓜多尔的石油和天然气勘探与生产 [9] - 公司正在开发现有资产组合，并将继续寻求新的增长机会 [9] - 公司普通股在纽约证券交易所美国版、多伦多证券交易所和伦敦证券交易所交易，代码为GTE [9] 联系信息 - 投资者和媒体咨询可联系总裁兼首席执行官Gary Guidry [8] - 也可联系执行副总裁兼首席财务官Ryan Ellson，电话+1 - 403 - 265 - 3221，邮箱info@grantierra.com [9]

文章核心观点 公司宣布通过全资子公司与贷款方达成最高7500万美元的储备贷款安排，增强了公司流动性，体现了公司业务实力和合作伙伴对公司战略的信心 [1][2] 新贷款安排要点 - 贷款承诺金额为7500万美元，自2026年5月1日起每年重新确定 [6] - 利息基于有担保隔夜融资利率加4.50%的年利率 [6] - 最终到期日为交易完成日期起36个月，到期需支付所有本金、利息和其他付款义务，可提前还款且无提前还款罚金 [1][6] - 贷款以公司某些合同的经济权利及哥伦比亚商业机构作为担保 [6] 公司情况 - 公司是一家独立的国际能源公司，专注于加拿大、哥伦比亚和厄瓜多尔的石油和天然气勘探与生产，正在开发现有资产组合并寻求新的增长机会 [3] - 公司普通股在纽约证券交易所美国市场、多伦多证券交易所和伦敦证券交易所交易，股票代码为GTE [3] - 公司向美国证券交易委员会提交的文件可在SEC网站查询，加拿大证券监管文件可在SEDAR+查询，英国监管文件可在国家存储机制网站查询 [4]

财务数据和关键指标变化 - 2024年实现净利润300万美元，合每股0.10%，而2023年为净亏损630万美元 [11] - 2024年资本支出为2.34亿美元，较2023年增加770万美元，增幅3% [11] - 2024年调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为3.67亿美元，较2023年的3.99亿美元下降8% [12] - 2024年运营资金为2.23亿美元，合每股7.02%，而2023年为2.77亿美元 [12] - 截至2024年12月31日，公司现金及现金等价物为1.03亿美元，高于2023年末的6200万美元 [13] - 公司目标是到2026年末将总债务降至6亿美元，到2027年末降至5亿美元，使净债务与EBITDA之比低于1倍 [13] - 2024年净石油销售额为6.22亿美元，较2023年略有下降2% [14] - 2024年总运营成本为2.02亿美元，较2023年的1.87亿美元增长8%，每桶油当量运营成本为16.14%，较2023年高2% [14] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 2024年平均工作权益产量为34,710桶油当量/日，较2023年增长6%，预计2025年产量为4.7 - 5.3万桶油当量/日 [9] - 2024年第四季度实现了有史以来最高的季度产量 [6] 勘探业务 - 2025年计划将约25%的总资本计划用于勘探，相当于6 - 8口勘探井，其中4口将分配到厄瓜多尔 [10] 股票回购业务 - 2024年通过正常发行人投标计划回购了6.7%的流通股 [7] 各个市场数据和关键指标变化 加拿大市场 - 公司在加拿大的开发计划已与新合资伙伴Logan Energy启动，西蒙内特的前两口水平井正在钻探和增产，预计2025年上半年末投产 [18] - 公司在加拿大的大部分生产在国内销售，天然气销售给BP [35][41] 厄瓜多尔市场 - 目前正在钻探伊瓜纳南B1勘探井，这是6 - 8口井勘探计划的第一口井，该井于2月4日开钻 [17] 哥伦比亚市场 - 已在苏里奥伦特区块开始钻探，科亨比北平台的第一口井于2月10日开钻，预计2025年第一季度末投产 [17] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2024年专注于资源获取，2025年及以后将专注于生产增长和偿还债务 [6][16] - 公司计划通过开发钻探计划和整合加拿大资产来提高产量，同时通过股票回购向股东返还资本 [7][9] - 公司拥有多元化的资产组合，包括加拿大的天然气资产，有助于应对长期商品周期 [22] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司未来前景充满信心，认为公司拥有强大的资源基础和发展机会 [6][22] - 预计2025年成本将下降，特别是随着厄瓜多尔生产的增加和设施的改善 [31][32] - 公司对长期天然气价格持乐观态度，但预计2025年天然气市场将波动 [58] 其他重要信息 - 2024年末公司储备达到历史最高水平，1P储量为1.67亿桶油当量，2P储量为2.93亿桶油当量，3P储量为3.85亿桶油当量，1P、2P和3P储量替代率分别为702%、1250%和1500% [21] - 2024年末每股净资产价值（NAV）为税前35.23%、税后19.51%（1P）和税前71.14%、税后41.03%（2P） [23] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2024年销售成本较高，2025年是否会降至以前水平，以及如何考虑厄瓜多尔和加拿大的成本 - 公司预计2025年成本将下降，主要原因是哥伦比亚柴油补贴取消、天然气和电力成本增加等因素的影响将减弱，以及厄瓜多尔生产增加和设施改善将降低单位成本 [31][32] 问题2: 考虑到现有资产，2026年和2027年的产量预计如何 - 公司预计2026年产量将在4.7 - 5.3万桶油当量/日的基础上增长5% - 10%，具体取决于资本分配和天然气价格 [33][34] 问题3: 公司三个地区的生产销售情况，特别是非国内销售的去向，以及潜在关税的影响 - 加拿大的生产大部分在国内销售，天然气销售给BP；公司认为多元化的生产布局有助于应对关税影响，甚至可能带来净收益 [35][37][41] 问题4: 公司资本结构未来是否会有变化 - 2026年有1.86亿美元债务到期，公司计划通过手头现金和可用信贷额度来偿还，目标是降低总净债务 [46] 问题5: I3资产包的整合情况，是否有惊喜和协同效应 - 公司对I3资产包的整合非常满意，整个团队都已融入公司，实现了技术转移和人员培训的协同效应 [48][49] 问题6: 哥伦比亚业务的折扣情况，以及谈判额外信贷额度的进展 - 哥伦比亚的瓦斯孔尼亚折扣从去年的约5美元缩小到2美元，卡斯蒂利亚从8 - 9美元缩小到5 - 6美元；公司仍在努力为哥伦比亚业务增加信贷额度，预计本季度或下季度初完成 [52][54] 问题7: 伊瓜纳勘探井的最新情况 - 该井已下套管，正在进行完井计划，未来几周将进行测试 [57] 问题8: 加拿大液化天然气一期项目上线对公司天然气业务的影响 - 公司认为2025年天然气市场将波动，但长期看好天然气价格；壳牌液化天然气项目将对市场产生重大影响，预计将有10%的国内产量出口 [58][59] 问题9: 如果有额外自由现金流，公司是优先偿还债务还是缩小净资产价值折扣 - 公司计划将50%的额外自由现金流用于偿还债务，50%用于股票回购 [62] 问题10: 厄瓜多尔选举对石油业务的影响 - 第一轮选举中总统纳博阿表现好于预期，预计他将赢得第二轮选举并继续采取保守、有利于商业的政策 [65] 问题11: 公司今年的计划能否稳定哥伦比亚的储量 - 公司认为可以通过储备替换计划维持哥伦比亚的储量 [67] 问题12: 公司对股价下跌的看法及采取的措施 - 公司将继续回购股票，同时关注非核心资产出售以改善资产负债表 [69]

业绩总结 - Gran Tierra在2024年第四季度的总生产量为46,619 BOEPD，其中液体占比约80%[17] - Gran Tierra的1P储量为1.67亿桶油当量（MMBOE），预计储量寿命指数为10年[17] - Gran Tierra的2P储量为2.93亿桶油当量（MMBOE），预计储量寿命指数为17年[17] - Gran Tierra的1P税后净现值（NPV10）为14亿美元，2P税后净现值为22亿美元[17] - Gran Tierra的2024年年末净债务为6.83亿美元，主要由7.87亿美元的高级票据组成[18] - Gran Tierra的2024年1P储量为75 MMBOE，2P储量为115 MMBOE，3P储量为155 MMBOE[48] - 2024年1P储量替换率达到702%，2P储量替换率达到1249%[48] 用户数据 - Gran Tierra的资产组合在地理上多样化，生产分布为：哥伦比亚56%，加拿大36%，厄瓜多尔8%[16] - Gran Tierra的2P储量在地理上分布为：哥伦比亚39%，加拿大51%，厄瓜多尔10%[16] - Gran Tierra在Ecuador的Chanangue区块当前日产量为1,500至2,000桶，潜在日产量为20,000至30,000桶[89] - Gran Tierra在Ecuador的Charapa区块当前日产量为2,000至2,500桶，潜在日产量为10,000至15,000桶[89] 未来展望 - 2025年预计总公司生产量在47,000到53,000 BOEPD之间[52] - 预计2025年投资将显著提高2026年及以后的生产[32] - 2025年资本支出预算为2亿到2.4亿美元，预计完全由现金流资助[52] - 2025年自由现金流预计为2000万到3400万美元[52] - 2025年计划开发8到12口开发井，6到8口勘探井[52] 新产品和新技术研发 - Gran Tierra专注于通过创新和技术降低成本，提升运营效率[13] - Acordionero项目在2016年至2024年间，新增60百万桶1P储量和40百万桶2P储量，同时生产44百万桶[26] - Suroriente项目在2019年至2024年间，1P储量增长69%，2P储量增长97%[31] 市场扩张和并购 - 加拿大收购交易价格为1.575亿美元，预计2025年产量为18,300桶油当量/天，较GTE南美资产增加58%[34] - 加拿大收购后，PDP储量为4200万桶，1P储量为7600万桶，2P储量为1.5亿桶[34] - 加拿大收购的PDP NPV BT10为2.45亿美元，1P NPV BT10为3.81亿美元，2P NPV BT10为7.24亿美元[34] 负面信息 - Gran Tierra的主要现金流生成资产如Acordionero和Costayaco目前没有重大设施和基础设施支出，导致高自由现金流生成[19] - 2024年净债务为6.83亿美元，目标到2026年底将其降至6亿美元以下[59] 其他新策略和有价值的信息 - 自2022年1月以来，Gran Tierra已回购近700万股，占其流通股的19%[13] - 2025年预计将50%的自由现金流用于股票回购[57] - Gran Tierra在南美的保护足迹为5300公顷，约为其运营足迹的23倍[190]

储量情况 - 2024年公司1P总储量连续第六年增长，达到公司历史最高水平[5] - 包括近期收购，公司实现1P储量替换率702%、2P储量替换率1249% [5] - 总液体1P和2P储量分别增至1.28亿和2.17亿桶油当量，1P和2P储量寿命指数分别增至10年和17年[5] - 新增总储量1P为8900万桶油当量、2P为1.59亿桶油当量、3P为1.91亿桶油当量[5] - 2024年末总证实储量为1.66652亿桶油当量，总概算储量为1.26388亿桶油当量，总可能储量为9165.9万桶油当量[20] - 加拿大目前占公司1P储量的46%、2P储量的51% [14] - 总证实储量寿命指数为10年，总证实加概算储量为17年，总证实加概算加可能储量为23年，总生产率为46619桶油当量/日[24] - 2P储量的未来开发成本（FDC）从2023年末的9.23亿美元增至2024年末的18.09亿美元，主要归因于2024年收购i3 Energy plc[25] - 不包含FDC时，证实已开发生产储量新增5093.3万桶油当量，FD&A成本为7.87美元/桶油当量；包含FDC时，FD&A成本为8.23美元/桶油当量[28][29] - 不包含FDC时，总证实储量新增8921万桶油当量，FD&A成本为4.49美元/桶油当量；包含FDC时，FD&A成本为9.74美元/桶油当量[30][31] - 不包含FDC时，总证实加概算储量新增1.58662亿桶油当量，FD&A成本为2.52美元/桶油当量；包含FDC时，FD&A成本为8.11美元/桶油当量[32][33] - 不包含FDC时，总证实加概算加可能储量新增1.90562亿桶油当量，FD&A成本为2.10美元/桶油当量；包含FDC时，FD&A成本为6.92美元/桶油当量[34][35] 储量价值 - 2024年底，公司1P、2P、3P税前净现值分别为20亿美元、32亿美元、45亿美元[5] - 2024年底，公司1P、2P、3P税前每股净资产价值分别为35.24美元、71.16美元、106.62美元，税后分别为19.53美元、41.05美元、62.48美元[7] - 按不同折现率计算，税前总证实加概算储量净现值在0%折现率下为56.72582亿美元，20%折现率下为21.10128亿美元；税后对应数值分别为38.00087亿美元和13.85135亿美元[23] 生产与成本 - 2024年公司总生产率为46,619桶油当量/日[8] - 2024年资本支出（含收购资产）为4.00532亿美元[27] 市场预测与指导 - 公司2025年基本情景指导基于布伦特原油平均价格75美元/桶的预测[9] - 公司2025年现金流基本情景中点指导为2.8亿美元，相当于1P未来开发成本的27%、2P未来开发成本的15% [14] - 2025年布伦特原油预测价格为75.58美元/桶，WTI原油为71.58美元/桶，阿尔伯塔AECO天然气为2.36加元/百万英热单位，美元兑加元汇率为0.712[37] 收购相关 - 公司近期收购i3 Energy plc，对其预期效益、储量净现值等有相关展望[41] 财务状况 - 2024年12月31日净债务为6.83亿美元（7.87亿总高级票据减去1.04亿现金及现金等价物）[48] 财务报表相关 - 公司预计在2025年2月26日前提交2024年经审计财务报表[49] 储量定义与说明 - 证实储量有较高确定性可采出，实际剩余采出量可能超估计；概算储量采出确定性低于证实储量；可能储量采出确定性低于概算储量，实际采出量等于或超三者之和概率为10%[55][56] - 已开发生产储量指预计从估算时已打开完井层段采出的储量；已开发非生产储量指未生产或曾生产但停产且复产日期未知的储量；未开发储量指需大量支出才能开采的已知油气藏储量[57][58][59] - 证实储量是在现有条件下有合理把握经济开采的储量，概算储量回收确定性低于证实储量，可能储量回收确定性低于概算储量[65] 信息披露风险与说明 - 新闻稿包含2025年及未来五年运营和财务预测信息，基于多项假设，实际结果可能与预测有重大差异[46] - 新闻稿中的非GAAP指标无标准化含义，计算方法可能与其他公司不同，不可替代GAAP确定的财务指标[47] - 新闻稿中油气当量转换可能有误导性，6000立方英尺天然气换算1桶油的比例基于能量等效，非井口价值等效[50] - 新闻稿中储量价值、未来净收入等信息由McDaniel编制，基于GTE McDaniel储量报告，估算值不一定代表公平市场价值[51][52] - 公司业务面临南美运营问题、市场条件变化、商品价格波动等诸多风险，可能导致实际结果与前瞻性声明有重大差异[43] - 公司按NI 51 - 101编制的储量及未来净收入估计与按美国证券交易委员会（SEC）规则和美国财务会计准则委员会（FASB）要求编制的估计存在差异[62] - 建议投资者仔细考虑公司在Form 10 - K年度报告、Form 10 - Q季度报告及其他向SEC提交文件中的披露和风险因素[67] 指标说明 - 公司使用每股资产净值（NAV）衡量净资产价值相对变化，使用每桶油当量的勘探、开发和收购成本（FD&A）衡量执行资本计划能力和资产质量，使用储量寿命指数和储量替换率衡量储量情况[63] - 公司认为NPV10对投资者有用，可展示油气资产相对货币意义和储量相对规模与价值，但不代表油气储量公允价值[66] 合规要求 - 公司是SEC的注册人，需按美国联邦证券法和SEC规则披露储量等油气信息，财务报表按美国公认会计原则编制[64]

财务数据关键指标变化 - 2024年公司所有物业的油气和NGL产量为10207636桶油当量，2023年为9526270桶油当量，2022年为8692689桶油当量；2024年每桶油当量平均销售价格为60.92美元，2023年为66.86美元，2022年为81.84美元；2024年每桶油当量运营费用为21.63美元，2023年为21.14美元，2022年为19.85美元[76] - 2024年12月31日公司有431名全职员工，较2023年12月31日的351名增加80人，其中加拿大146人、哥伦比亚243人、厄瓜多尔42人[106] - 2024年12月31日公司信贷安排未提取资金，2023年12月31日为3640万美元[309] 各条业务线数据关键指标变化 - 2024 - 2022年公司在哥伦比亚、厄瓜多尔和加拿大的勘探与开发钻井活动中，2024年总井数为30口（净26.5口），2023年为25口，2022年为34口[78] - 截至2024年12月31日，公司有1652口油井（净810口）和1699口天然气井（净746口）[79] - 截至2024年12月31日，公司的土地52%位于哥伦比亚，43%位于加拿大，5%位于厄瓜多尔；开发土地总面积为1185443英亩（净657426英亩），未开发土地总面积为1507871英亩（净1339856英亩）[80] - 2024年哥伦比亚产量约占公司总产量的85%，其中阿科迪内罗油田产量占44%，普图马约盆地查萨区块和苏里奥伦特区块产量分别占27%和9%[81] - 2024年厄瓜多尔产量占公司总产量的6%，加拿大产量占9%[85][86] 业务销售相关 - 2024年公司在哥伦比亚和普图马约盆地的生产销售给一家国内营销商，普图马约生产销售协议2025年3月31日到期，MMV生产销售协议2026年3月31日到期；厄瓜多尔生产销售给一家国际营销商[84][85] 风险管理 - 公司使用金融套期保值工具管理商品价格风险，预计用已探明开发储量满足交付承诺，用已探明未开发储量满足长期交付义务[87][88] 竞争与监管 - 公司面临来自本地和跨国公司的竞争，竞争影响其获取资产、设备和人员的能力[91] - 公司有哥伦比亚、厄瓜多尔和加拿大三个可报告地理业务板块，油气行业在这些地区受严格监管[92][93] 收入相关性 - 公司97%的收入与布伦特原油的美元价格相关，其余与加拿大元计价的西得克萨斯中质原油或艾伯塔省能源公司天然气价格相关[307] 外汇影响 - 哥伦比亚比索兑美元升值1%，应付账款产生约30万美元外汇损失，应收应付税款产生约10万美元外汇收益，递延税项资产和负债产生约20万美元外汇损失[308] 合同情况 - 公司在厄瓜多尔持有的三份参与合同勘探期通常为四年，可延长两年，2021年第二季度获得两年延期，开采期通常为20年[101] 运营实体情况 - 公司在加拿大通过阿尔伯塔省注册的子公司运营，石油和天然气矿权可由个人、公司或政府持有，政府对钻井和运营有管辖权[103] - 公司在哥伦比亚通过三家实体的分支机构运营，这些实体被国家石油管理局认定为油气资产运营商[94] 环保措施 - 公司实施了基于网络的报告系统、健康安全与环境管理政策和计划以及环境管理计划等环保措施[105] 员工政策 - 公司是平等机会雇主，有增加性别和多样性代表性的计划，提供培训和发展机会[109][110] 公司管理 - 公司定期进行季度审查，向团队通报公司业绩和未来目标，促进战略一致性[112]