财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度实现创纪录产量47,200桶油当量/日 环比增长1% 同比增长44% [6] - 销售收入1 52亿美元 同比下降8% 主要因布伦特油价下跌22% 但销量增长43%部分抵消 [7] - 每桶油当量运营成本同比下降17% 环比下降16% 创2022年以来最低水平 [7] - 净亏损1300万美元 环比收窄(上季亏损1900万美元) 但同比转亏(去年同期盈利3600万美元) [7] - 经营活动现金流5400万美元(每股1 53美元) 同比增长17% 环比下降3% [8] - 调整后EBITDA 7700万美元 低于上季8500万美元和去年同期1 03亿美元 [8] - 12个月净债务/EBITDA为2 3倍 长期目标为1倍 [8] 各条业务线数据和关键指标变化 哥伦比亚业务 - 平均权益产量25,100桶/日 主要来自Cohembi和Costayaco油田开发钻井及注水项目 [16] - Cohembi北区5口井完钻 单井成本300万美元 较历史成本下降47% 注水见效后北部产量增加2,600桶/日 [16] - Costayaco 63/64井投产 初始产量分别为800桶/日(含水率48%)和1,300桶/日(含水率13%) [17] - Acordionero油田创纪录总液量89,400桶/日 注水量85,000桶/日 原油产量环比增至14,200桶/日 [19] 厄瓜多尔业务 - Tirapa区块V7井ESP改造后产量达1,800桶/日 递减率极低 [28] - Conejo探区两口勘探井准备工作进行中 预计Q3开钻 [20] 加拿大业务 - Simonette Montney项目前两口井4月投产 表现超管理层预期 [20] - 第三口井7月完钻 第四口井正在钻进 预计Q4投产 [21] 公司战略和发展方向 - 推进多项流动性增强计划 包括非核心资产出售 特许权收益货币化等 已签署2亿美元原油预付款融资意向书 [11] - 加拿大信贷额度1亿加元保持不变 循环信贷5000万美元可用 [11] - 实施严格套保策略 对冲50%南美产量和60%加拿大产量 2026年覆盖率分别为33%和50% [13] - 签署阿塞拜疆市场MOU 正推进产品分成协议谈判 瞄准TCF级气田和亿桶级油田 [57] - 计划2025年产生2000万美元自由现金流 主要通过控制资本支出实现 [39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 所有油田表现符合或超预期 尽管遭遇哥伦比亚/厄瓜多尔封锁和管道中断 [26] - 厄瓜多尔暴雨导致管道中断已恢复 [43] - 哥伦比亚出口税政策未对公司造成影响 [43] - 下半年Cohembi Costayaco和厄瓜多尔产量将持续攀升 [30] 其他重要信息 - Q2资本支出5100万美元 低于上季9500万美元和去年同期6100万美元 [9] - 截至6月30日持有现金6100万美元 信贷额度1 12亿美元已使用4700万美元 [10] - Q2回购24万股 2023年以来累计回购520万股(占当时流通股15%) [9] - 英国北海资产出售交易预计2025年完成 作价750万美元 [14] 问答环节 产量相关问题 - 所有油田表现符合或超预期 加拿大/哥伦比亚/厄瓜多尔均有亮点 [26] - 预计Simonette Cohembi和厄瓜多尔产量H2持续增长 [30] - 全年产量指引47,000-53,000桶/日 公司力争达到上限 [48] 融资相关问题 - 2亿美元预付款融资为4年期原油预销售结构 条件优惠 [31] - 进行该融资主要为解决2026年1 84亿美元到期债务 [63] - 其他非核心资产出售谈判进行中 预计Q3有进展 [37] 套保策略 - 建立系统性套保计划 保持30-50%未来6个月产量覆盖 20-30%后6个月覆盖 [56] 阿塞拜疆项目 - MOU已签署 目标签订产品分成协议 勘探期5年 发现后可快速投产 [65] - 区块资源潜力大(TCF级气田/亿桶油田) 邻近现有基础设施 [66] 哥伦比亚运营环境 - 管道中断主要影响厄瓜多尔业务 7月已恢复正常 [43] - 出口税政策未影响公司运营 [43] 加拿大业务 - Central区块含多套产层 正优化开发方案以提升效益 [50]

业绩总结 - Gran Tierra在2025年第二季度的生产量约为47 MBOEPD[19] - 1P储量为167 MMBOE，预计储量寿命指数为10年[20] - 2P储量为293 MMBOE，预计储量寿命指数为17年[20] - 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[20] - 自2022年1月以来，Gran Tierra已回购近750万股，占其流通股的20%[16] - Gran Tierra在南美的2P原油储量为约12亿桶，水驱潜力可使最终回收量翻倍[112] 用户数据 - Gran Tierra的液体与天然气的比例约为81%和19%[20] - 加拿大资产的PDP储量为4200万桶，1P储量为7600万桶，2P储量为1.5亿桶，分别增长106%、85%和105%[44] - 2024年1P储量替换率为702%，2P储量替换率为1,249%[59] - 2025年总公司生产预期为47,000至53,000桶油当量/天[65] 未来展望 - 预计未来五年内，Gran Tierra将通过内部生成的现金流实现生产增长[23] - 2025年自由现金流预期为0至60百万美元[65] - 2025年EBITDA预期为300至500百万美元[65] - 2025年计划开发8至14口开发井，6至8口勘探井[65] - 2025年预计实现的运营净收益为330至550百万美元[65] 新产品和新技术研发 - Gran Tierra的战略聚焦于通过创新和技术降低成本，提升运营效率[16] - Acordionero项目自2016年收购以来，已生产约4700万桶石油，销售额约为23亿美元，自由现金流约为11亿美元[31] - Acordionero的水注入率在2024年达到8.1万桶/天，预计通过设施扩展将产量提升至15万至20万桶/天[123] 市场扩张和并购 - Gran Tierra在加拿大的资产占其总资产的36%，在哥伦比亚占55%[19] - 加拿大收购后，预计2025年生产量为18,300桶油当量/天，较GTE南美资产增加58%[44] - Suroriente项目在2019年收购后，运营收入约为2亿美元，自由现金流约为4000万美元[38] 负面信息 - 截至2025年6月30日，净债务为746百万美元[73] - 2025年资本支出预算为200至280百万美元[65] 其他新策略和有价值的信息 - Gran Tierra在厄瓜多尔的Charapa和Chanangue区块已获得许可，准备进行后续钻探[96] - 公司在Montney油田的水平开发中，拥有大部分土地为生产持有，确保未来开发的长期时间框架[167] - 公司在南美和北美的油价差异显著收窄，且运营净收益强劲，减少了长期对冲的需求[199]

收入和利润（同比环比） - 2025年第二季度净亏损1270万美元，每股亏损0.36美元，而2024年同期净利润为3640万美元，每股收益1.16美元[92] - 2025年第二季度净亏损为1274.1万美元，同比下降135%，而2024年同期净利润为3637.1万美元[98] - 2025年第二季度EBITDA为8490.8万美元，同比下降16%，调整后EBITDA为7698.7万美元，同比下降25%[97] - 调整后EBITDA为7700万美元，同比下降25%，环比下降9.5%[92][93] - 2025年第二季度运营净收入为8900.8万美元，同比下降21%，环比第一季度下降8%[98] - 2025年第二季度运营净回报为8900万美元，同比下降21%[120] - 2025年上半年运营净回报为1.853亿美元，同比下降15%[120] - 2025年上半年调整后EBITDA为1.621亿美元，同比下降9%，主要因布伦特油价下跌和运营成本上升[165][166] 成本和费用（同比环比） - 单桶运营成本同比下降22%，环比下降17%[92] - 运输费用同比激增34%，主要因加拿大新业务销量增长52%[92] - 2025年第二季度运营费用为5585.5万美元，同比增长19%，环比第一季度下降17%[98] - 2025年第二季度运输费用为761.8万美元，同比增长34%，环比第一季度增长10%[98] - 2025年第二季度每桶运营费用为16.01美元，同比下降4.51美元[127] - 2025年第二季度运输费用为760万美元，同比增长34%[130] - 2025年第二季度DD&A费用为6860万美元，同比增长24%[133] - 2025年第二季度G&A费用(不含股权激励)为1446万美元，同比增长32%[137] - 2025年第二季度外汇损失为370万美元，去年同期为440万美元收益[140] 业务线表现（石油、天然气及NGL销售） - 石油、天然气及NGL销售额下降8%至1.525亿美元，主要受油价下跌影响[92] - 2025年第二季度石油、天然气和NGL销售额为1.5248亿美元，同比下降8%，环比第一季度下降11%[98] - 2025年第二季度石油、天然气和NGL销售额为1.525亿美元，同比下降8%，主要因油价下跌但销量增长52%[115] - 2025年第二季度石油、天然气和NGL销售额为1.524亿美元，同比下降8%[120] - 2025年上半年石油、天然气和NGL销售额为3.230亿美元，与去年同期基本持平[120] 各地区表现 - 哥伦比亚地区2025年第二季度WI产量为25,108 BOEPD，同比下降20%，特许权使用费占比从2024年的20%降至15%[100][101] - 厄瓜多尔地区2025年第二季度销售量为1,649 BOEPD，同比增长271%，特许权使用费占比从2024年的38%降至30%[101] - 加拿大地区2025年第二季度WI产量为17,496 BOEPD（无同比数据），特许权使用费占比13%[101] - 公司整体2025年第二季度NAR产量为39,800 BOEPD，同比增长53%，主要来自加拿大新收购业务和厄瓜多尔勘探成功[101] - 哥伦比亚地区2025年第二季度运营净回报为34.72美元/桶，同比下降30%[119] - 厄瓜多尔地区2025年第二季度运营净回报为26.21美元/桶，同比下降3%[119] - 加拿大业务贡献2025年上半年销售额6,616万美元（无同比数据）[118] 资本支出和融资 - 资本支出5120万美元，同比减少16%，环比大幅下降46%[92][94] - 2025年第二季度资本支出为5110万美元，其中哥伦比亚开发钻井支出1570万美元[151] - 2025年上半年资本支出达1.54亿美元，同比增加35%[165][166] - 截至2025年6月30日，公司现金及等价物为6102.8万美元，较2024年底下降41%[152] - 加拿大信贷设施未偿还余额为2200万美元，加权平均利率为6.74%[154] - 哥伦比亚信贷设施未偿还余额为2450万美元，加权平均利率为8.43%[156] - 2025年6月30日，公司未偿还7.75%优先票据2420万美元和9.50%优先票据7.3579亿美元[157] - 2025年上半年支付到期的6.25%优先票据本金2480万美元，含利息80万美元[158] - 9.50%优先票据将于2026年10月偿还本金的25%[159] - 公司截至2025年6月30日遵守了所有与信贷安排和高级票据相关的适用契约[160] - 公司通过全资子公司Gran Tierra UK Limited签署协议，以750万美元出售Gran Tierra North Sea Limited子公司[163] - 公司通过子公司签署2亿美元原油交付支持的预付款结构融资协议，预计2025年三季度完成[164] - 公司循环信贷和RBL融资浮动利率债务余额分别为2,200万美元和2,450万美元[173] 股票回购和对冲 - 股票回购计划累计回购120万股，占流通股的3%[92] - 公司2025年二季度和上半年分别回购239,754股和692,804股普通股，加权平均价格分别为4.38美元和5.00美元/股[162] - 公司截至2025年6月30日对冲了哥伦比亚和加拿大合计4,138桶/日原油产量及13,833 GJ/日天然气产量[168] - 公司外汇衍生品头寸覆盖1亿美元等值4.07亿哥伦比亚比索，用于管理比索计价的运营成本风险[172] 其他财务数据 - 布伦特原油均价为66.71美元/桶，同比下降22%，环比下降11%[92] - 运营现金流增至5390万美元，同比上升17%，环比下降2.6%[92][93] - NAR产量达39,800 BOEPD，同比飙升53%，环比增长3%[92] - 2025年第二季度销售总量为38,331 BOEPD，同比增长52%，环比第一季度下降2%[98] - 2025年第二季度布伦特原油价格为每桶66.71美元，同比下降22%，环比第一季度下降11%[98] - 2025年第二季度WTI原油价格为每桶63.81美元，同比下降21%，环比第一季度下降11%[98] - 2025年第二季度AECO天然气价格为每千兆焦耳1.60加元，同比增长43%，环比第一季度下降22%[98] - 2025年第二季度Brent油价同比下降22%至66.71美元/桶，导致特许权使用费占比同比下降5%[109][102] - 2025年第二季度WTI油价环比下降11%，加拿大NAR产量中石油占比从21%升至26%[111] - 2025年第二季度通过管道运输的原油占比40%，同比上升38个百分点[129] - 美元对哥伦比亚比索在2025年第二季度贬值3%，对加元贬值5%[143] - 2025年上半年所得税费用为820万美元，有效税率为-34%，主要由于不可抵扣的外币折算调整和估值备抵增加[144][147] - 2025年上半年递延所得税恢复230万美元，主要因哥伦比亚税务亏损使用更高税率[145] - 公司2025年二季度运营资金流同比增长17%，得益于销量增长和所得税支出减少[166]

核心观点 - 公司2025年第二季度实现创纪录的总平均日产量47,196桶油当量/日，同比增长44%，主要得益于加拿大业务的收购和厄瓜多尔勘探井的成功[6][12] - 公司运营现金流为5400万美元，调整后EBITDA为7700万美元，恢复自由现金流状态[6] - 公司签署了2亿美元的原油预付款融资协议，预计2025年第三季度完成[10] - 公司达成具有约束力的协议退出英国北海资产[6] - 公司创造了3200万工时无损失工时事故的安全记录[6] 运营表现 生产数据 - 总平均工作权益产量47,196桶油当量/日，同比增长44%[12] - 加拿大业务贡献17,496桶油当量/日[17] - 哥伦比亚Costayaco-64井目前产量约1,300桶/日，含水率13%[7] - Acordionero油田季度平均产量约14,200桶/日，较上季度增长3%[10] 勘探开发 - 厄瓜多尔计划在2025年第三季度末在Charapa区块钻探两口高影响勘探井[3][7] - 哥伦比亚Cohembi油田五口井平均钻井成本300万美元/口，较2017/18年降低47%[8] - 加拿大Montney地区前两口井产量超出管理层预期曲线[10] 财务表现 收入与成本 - 石油、天然气和NGL销售额1.52亿美元，同比下降8%[12] - 每桶油当量运营成本13.42美元，为2022年第一季度以来最低[6][12] - 南美地区每桶质量与运输折扣10.30美元，同比改善19%[12] 现金流与债务 - 运营现金流5400万美元(每股1.53美元)，同比增长17%[12] - 截至2025年6月30日，现金余额6100万美元，总债务8.07亿美元，净债务7.46亿美元[12] - 十二个月滚动净债务与调整后EBITDA比率为2.3倍[12] 资本支出与回购 - 资本支出5100万美元，较上季度减少46%[12] - 季度内回购239,754股普通股，自2023年以来累计回购520万股(占当时流通股的15%)[12] 风险管理 对冲策略 - 2025年下半年南美原油产量50%进行对冲，加权平均底价63.16美元/桶，上限76.50美元/桶[10] - 2025年下半年加拿大原油产量60%进行对冲，加权平均底价61.67美元/桶，上限72.37美元/桶[10] - 2025年4月起实施12个月COP兑USD汇率对冲，每月1000万美元，下限4430，上限4705[10] 融资安排 - 签署2亿美元原油预付款融资协议，预计2025年第三季度完成[10] - 加拿大信贷设施重新确定后保持1亿加元借款基础不变，其中5000万加元可用[10]

收入和利润（同比环比） - 2025年第二季度净亏损为1.274亿美元，而2024年同期净利润为3.637亿美元[18] - 2025年第二季度石油、天然气和NGL销售额为15.248亿美元，同比下降8%[18] - 2025年第二季度运营净收入为8.901亿美元，同比下降21%[18] - 2025年第二季度调整后EBITDA为7.699亿美元，同比下降25%[18] - 2025年第二季度净亏损为1274.1万美元，而2024年同期净利润为3637.1万美元[35] - 2025年上半年净亏损扩大至3202.1万美元，而2024年同期净利润为3629.3万美元[35] - 2025年第二季度EBITDA(非GAAP指标)为8490.8万美元，同比下降16.1%[35] - 2025年第二季度调整后EBITDA为7698.7万美元，同比下降25.3%[36] 成本和费用（同比环比） - 2025年第二季度折旧、折耗及摊销(DD&A)费用为6863.5万美元，同比增长24.7%[35] - 2025年第二季度利息支出增至2436.6万美元，同比上升32.5%[35] - 2025年第二季度递延所得税费用为245.3万美元，而2024年同期为税收抵免5136.1万美元[35] - 2025年第二季度非现金租赁费用为172.5万美元，同比增长24.9%[36] - 2025年第二季度股票薪酬费用为54.6万美元，同比下降91.1%[36] - 2025年第二季度DD&A费用为6863.5万美元，同比增长23.7%[36] 现金流和资本支出 - 运营现金流为5400万美元，调整后EBITDA为7700万美元，实现自由现金流[7] - 2025年第二季度自由现金流为2736万美元，而2024年同期为负1.5106亿美元[18] - 2025年第二季度现金净回报(非GAAP指标)为5390.6万美元，较2024年同期增长16.8%[35] - 2025年上半年运营现金流(EBITDA)为1.646亿美元，同比下降14.7%[35] - 2025年第二季度经营活动现金流为5390.6万美元，同比增长16.8%[36] - 2025年第二季度自由现金流为273.6万美元，较2024年同期的-1510.6万美元显著改善[36] - 2025年第二季度资本支出为5.117亿美元，同比下降16%[18] - 2025年第二季度资本支出为5117万美元，同比下降16.5%[36] 业务线表现 - 公司第二季度平均产量达47,196桶油当量/日，创历史新高，较2024年同期增长44%[7][15] - 加拿大Montney区块三口井投产（净权益1.2口），单井成本较2017/18年降低47%至300万美元/口[5][12] - 哥伦比亚Costayaco-64井当前产量1,300桶/日，含水率仅13%，远低于油田平均92%[12] - 哥伦比亚Cohembi区块注水开发见效，北部区域产量增加超2,600桶/日[12] - 2025年第二季度平均日产量为47,196桶油当量/天，同比增长44%[18] 地区表现 - 2025年第二季度南美地区运营净收入为7.1457亿美元，同比下降37%[20] - 2025年第二季度加拿大地区运营净收入为1.7553亿美元，无同比数据[21] 财务管理和债务 - 签署2亿美元融资意向书，预计2025年第三季度完成[7][12] - 截至6月30日现金余额6100万美元，总债务8.07亿美元，净债务7.46亿美元[15] - 公司预计2026年第四季度债券分期偿还的流动性需求，并预测信贷设施余额将在年底归零[31] - 截至2025年6月30日净债务为7.46亿美元，其中总债务8.07亿美元减去现金及等价物6100万美元[36] 其他财务数据 - 单桶运营成本降至13.42美元，为2022年第一季度以来最低水平[7][17] - 公司录得衍生品对冲收益1400万美元，并对2025下半年50%南美产量实施油价对冲（底价63.16美元/桶，顶价76.50美元/桶）[12][15] - 2023年1月至2025年7月累计回购520万股股票，占2023年初流通股的15%[15] - 2025年第二季度平均实现油价为43.72美元/桶，同比下降39%[18] - 2025年第二季度未实现衍生工具收益为1240.1万美元，显著影响当期业绩[35] - 2025年第二季度外汇损失为371.6万美元，而2024年同期为外汇收益441.3万美元[36] - 2025年第二季度未实现衍生工具收益为1240.1万美元，而2025年第一季度为损失191万美元[36]

文章核心观点 - 格兰蒂拉能源公司将发布2025年第二季度财务和运营业绩并举行业绩电话会议 [1] 业绩发布与会议安排 - 公司将于2025年7月30日盘后发布2025年第二季度财务和运营业绩 [1] - 公司将于2025年7月31日上午9点山区时间、上午11点东部时间举行2025年第二季度业绩电话会议 [1] 会议参与方式 - 有意者可点击链接注册参加2025年第二季度电话会议，不再提供通用拨号号码，注册后将获得唯一PIN码和通话详情，平台有“回电”功能 [2] - 有意者可点击链接从移动或桌面设备访问直播，链接也可在公司网站获取，电话会议音频回放将在通话结束后两小时内在同一链接提供，直至2026年7月31日 [3] 联系信息 - 投资者和媒体咨询可联系公司总裁兼首席执行官加里·吉德里、执行副总裁兼首席财务官瑞安·埃尔森，联系电话+1 - 403 - 265 - 3221，邮箱info@grantierra.com [4] 公司概况 - 格兰蒂拉能源公司及其子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，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，代码为GTE [4] 监管文件获取途径 - 公司向美国证券交易委员会提交的文件可在SEC网站获取，加拿大证券监管文件可在SEDAR+网站获取，英国监管文件可在国家存储机制网站获取 [5]

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]