文章核心观点 - 加拿大油气生产商Vermilion Energy宣布以约10.75亿美元收购Westbrick Energy，预计2025年第一季度完成交易，此收购符合公司战略，将带来多方面积极影响 [5] 收购交易概况 - Vermilion Energy宣布收购阿尔伯塔省深盆地区运营的Westbrick Energy，交易总价约10.75亿美元，预计2025年第一季度完成 [5] 对储量的影响 - 收购为Vermilion增加约9200万桶油当量的已证实开发生产储量（PDP，含75%天然气）和约2.56亿桶油当量的已证实加可能储量（2P，含74%天然气） [2] 对生产的影响 - 交易完成后，Vermilion总产量将增至约13.5万桶油当量/天，超80%来自全球天然气业务，包括阿尔伯塔省和不列颠哥伦比亚省约5.5亿立方英尺/天的富液天然气和约1亿立方英尺/天的欧洲天然气，欧洲天然气与LNG定价挂钩可受益于高价 [9] - 收购增加约77万英亩净面积，公司已确定超700个钻井位置和5万桶油当量/天的稳定产量，能维持超15年稳定生产，增加自由现金流和股东回报 [13] 战略契合度 - 收购符合Vermilion在北美的升级计划，增强其在富液深盆地区的运营规模和全周期回报，补充高增长的蒙特尼资产，加强深盆地区库存 [6] - 公司将加拿大富液天然气资产与欧洲低递减、高回报天然气生产结合，从实现的天然气价格溢价中受益 [6] 新气厂与运营协同 - 交易包含四座运营气厂，总产能1.02亿立方英尺/天，收购资产靠近Vermilion的传统深盆资产，可实现显著运营和财务协同 [7] 2025年生产预测 - Vermilion计划2025年稳定生产5万桶油当量/天，含75%天然气和25%液体，同比增长5%，并积极对冲生产以降低财务风险和商品价格波动影响 [15] 融资策略 - Vermilion将用循环信贷安排中未提取的13.5亿美元为收购融资，还签署两项新融资安排，从TD Securities获得2.5亿美元定期贷款，从加拿大皇家银行和TD Securities获得3亿美元过渡贷款，定期贷款2028年5月到期 [16] 其他能源公司情况 - TechnipFMC 2024年第三季度总积压订单达1470万美元，同比增长11.1%，确保强劲收入增长 [11] - Nine Energy Service为非常规油气资源开发提供陆上完井和生产服务，未来油气需求持续，其服务需求预计增加，利于长期增长 [12] - Oceaneering International为海上油田生命周期各阶段提供综合技术解决方案，是领先的海上设备和技术解决方案提供商，能确保稳定收入增长 [18]

文章核心观点 公司宣布以10.75亿美元收购Westbrick Energy Ltd，预计2025年第一季度完成交易完成后公司将成为约13.5万桶油当量/日的实体，超80%产量来自全球天然气业务此次收购具有增值和协同效应，能提升公司运营规模和全周期利润率，增加自由现金流，增强长期资本回报能力 [41][2][30] 各部分总结 收购亮点 - 收购约110万英亩（净77万英亩）土地和四座运营气厂，与公司现有资产相邻互补，预计产生运营和财务协同效应 [31] - 2025年预计稳定年产量达5万桶油当量/日，同比增长5%，预计产生超1.1亿美元年度自由现金流，收入约50%来自液体，50%来自天然气 [32] - 基于远期价格，2025年预计年度净营业收入2.75亿美元，NOI倍数约3.9倍，2026年预计增至3.3亿美元，倍数压缩至3.3倍 [33][34] - 新增超700个高质量钻井位置，半周期内部收益率在40%至超100%之间 [34] - 证实已开发生产（PDP）和证实加可能（2P）储量分别估计为9200万桶油当量（75%为天然气）和2.56亿桶油当量（74%为天然气），PDP储量每桶收购价格为11.70美元 [35] - 税前PDP储量在10%折现率下净现值估计为10亿美元，超收购价格90% [36] - 过去五年公司债务减少超10亿美元，此次收购将使2025年每股过剩自由现金流增加15% [37] 交易细节 - 公司将收购Westbrick所有已发行和流通股份，股东可选择最多获得170万股公司普通股，价值不超2500万美元 [38] - 收购资金来自公司未动用的13.5亿美元循环信贷额度、2.5亿美元定期贷款和3亿美元过桥贷款交易完成后，预计净债务20亿美元，2025年底净债务与资金流比率为1.5倍，流动性约5亿美元 [39] 收购后展望 - 交易完成后，公司将成为约13.5万桶油当量/日的实体，超80%产量来自全球天然气业务假设2025年第一季度中旬完成收购，公司预计2025年总产量在12.6万至13.3万桶油当量/日之间，资本支出在7.25亿至7.75亿美元之间 [2][42] - 基于2025年第一季度中旬完成收购和远期商品价格，公司预计2025年资金流为12亿美元（每股约7.80美元），自由现金流约4.5亿美元（每股约2.90美元）预计2025年底净债务约18亿美元，净债务与资金流比率为1.5倍 [44] 收购后亮点 - 公司在深盆地区域净土地面积超110万英亩，成为该地区第五大生产商，提升运营规模，降低成本，提高资本效率 [45] - 收购资产将吸引资本，实现近期资产升级，提供能维持超15年产量平稳的优质库存 [46] - 短期内资本回报绝对值相当，中长期对股东资本回报有积极影响 [46] 其他信息 - 基金运营现金流（FFO）用于评估各业务部门对公司创收能力的贡献，自由现金流（FCF）和过剩自由现金流（EFCF）与经营活动现金流可比，均为非GAAP财务指标 [5][11] - 2024年11月21日，2025年和2026年部分商品远期价格及汇率信息公布 [6] - 公司将于2024年12月23日举办电话会议和网络直播介绍收购情况，提供参与方式和回放信息 [8] - TD Securities Inc.为公司收购的独家财务顾问，Dentons Canada LLP为法律顾问RBC Capital Markets和Scotiabank为Westbrick的联合财务顾问，Osler, Hoskin & Harcourt LLP为法律顾问 [7]

文章核心观点 公司公布2025年预算、8%股息增长及德国油井良好测试结果，计划在北美和国际进行资本投资，预计实现产量增长、资金流入和自由现金流，同时通过股息和股票回购向股东返还资本 [1][2] 2025预算 - 董事会批准2025年勘探与开发资本预算6 - 6.25亿美元，用于各主要业务单元，预计实现日均产量8.4 - 8.8万桶油当量，较2024年原产量指引中点增长2% [3] 北美投资计划 - 计划投资约3.8亿美元，在不列颠哥伦比亚省蒙特尼和艾伯塔省深盆的富液天然气资产，以及萨斯喀彻温省东南部和美国的轻质和中质原油资产进行钻探，共计划钻探36口（净32.9口）井 [4] - 继续投资基础设施，为8 - 33号油库增加压缩设备，将天然气处理能力提高约5000桶油当量/日，未来几年将蒙特尼总处理能力提高到2.8万桶油当量/日 [4] - 2025年恢复在美国的作业钻探，钻探4口（净4口）两英里井，目标是特纳和帕克曼地层 [5] 国际投资计划 - 计划在国际资产上投资约2.3亿美元，重点是欧洲天然气勘探与开发，计划钻探10口（净8.2口）井，并为法国、爱尔兰和澳大利亚的维护资本需求提供资金 [7] - 在德国，完成魏森摩尔南井的钻探作业，奥斯特海德初始发现井预计2025年上半年开始生产，对维塞尔肖斯特第二口深层天然气勘探井进行进一步测试和连接作业，预计2026年上半年投产，还计划钻探1口浅层天然气井和3口加密油井 [8] - 在中欧和东欧，计划在克罗地亚SA - 10区块钻探1口（净1口）井，在斯洛伐克钻探2口（净1口）勘探井，并继续评估克罗地亚SA - 7区块的发现 [9] - 在荷兰，计划恢复钻探2口（净1.2口）井，目标是罗特利根远景，并投资基础设施优化项目 [10] 财务展望与资本返还 - 基于远期商品价格，预计2025年资金流运营为10亿美元，自由现金流为4亿美元，扣除资产退役义务和租赁义务付款后，超额自由现金流约为3.2亿美元 [11] - 董事会批准将季度现金股息提高8%至每股0.13加元，自2025年第一季度股息（4月15日支付）起生效，年度基础股息约为8000万美元，占2025年资金流运营的约8% [12] - 继续将股东回报目标设定为超额自由现金流的50%，其余用于偿还债务，2025年租赁义务付款预计为2000万美元，低于2024年的1.1亿美元 [13] - 股东回报的可变部分继续用于股票回购，自2022年7月启动回购计划以来，已回购并注销1680万股，2024年至今回购910万股，使股份数量减少4.8%至1.545亿股 [14] 风险管理 - 继续实施积极的商品套期保值计划，目前已对2025年产量（扣除特许权使用费后）的30%进行套期保值，其中欧洲天然气52%的平均底价为每百万英热单位17美元，北美天然气42%的平均底价为每千立方英尺3美元，原油8%的平均底价为每桶73美元 [15] 2025年指引 | 类别 | 指引 | | --- | --- | | 产量（桶油当量/日） | 84,000 - 88,000 | | 勘探与开发资本支出（百万美元） | 600 - 625 | | 特许权使用费率（销售额的百分比） | 8 - 10% | | 运营成本（美元/桶油当量） | 17.00 - 18.00 | | 运输成本（美元/桶油当量） | 3.50 - 4.00 | | 一般及行政费用（美元/桶油当量） | 2.75 - 3.25 | | 现金税（税前资金流运营的百分比） | 7 - 9% | | 资产退役义务结算（百万美元） | 60 | | 租赁义务付款（百万美元） | 20 | [17] 德国油井测试结果 - 成功测试第二口深层天然气勘探井（净0.64口），测试期间天然气流量为2100万立方英尺/日，井口压力为6150磅/平方英寸，公司运营权益从30%增至64%，计划进一步测试并进行连接作业，预计2026年上半年投产 [18] - 这是德国深层天然气勘探计划的第二次成功测试，目前欧洲天然气流量测试总计达3800万立方英尺/日，第一口井的连接作业和第三口勘探井的钻探作业按计划进行，预计2025年上半年出结果 [19] 公司简介 - 是一家国际能源生产商，通过在北美、欧洲和澳大利亚收购、勘探、开发和优化生产资产创造价值，业务模式强调自由现金流生成和在经济可行时向投资者返还资本，并进行增值收购 [22] - 优先考虑健康安全、环境和盈利能力，因在关键环境、社会和治理问题上的透明度和管理受到领先ESG评级机构认可，强调在各运营地区进行战略社区投资 [23] - 在多伦多证券交易所和纽约证券交易所上市，股票代码为VET [24]

财务数据和关键指标变化 - 2024年第三季度运营资金流为2.75亿美元，合每股1.76美元，较上一季度增长19%，主要得益于欧洲天然气价格上涨[6] - 2024年第三季度自由现金流为1.54亿美元，其中5900万美元返还给股东，包括1900万美元的股息和4000万美元的股票回购[9] - 截至2024年第三季度末，净债务减少7300万美元至8.33亿美元，净债务与运营资金流比率为0.6倍，为15年来最低[11] - 2024年前九个月，公司已向股东返还1.8亿美元，合每股1.13美元，相当于年初至今市值的8%[9] - 2024年前九个月，公司共回购并注销800万股股票，流通股数减少至1.55亿股[10] 各条业务线数据和关键指标变化 国际业务 - 2024年第三季度国际业务平均日产量为30237桶油当量，包括克罗地亚SA - 10区块的新产量，以及德国和爱尔兰的高运行时长，但被澳大利亚的计划维护停机部分抵消[17] - 克罗地亚SA - 10区块在6月下旬天然气厂投产之后产量增加，第三季度平均日产量为1855桶油当量，目前超过2000桶油当量[26] - 在克罗地亚SA - 7区块，公司完成了四口井计划中的第三口井的测试，日产天然气560万立方英尺[27] - 公司在欧洲今年共钻探了六口勘探井，全部成功，目前正在钻探第三口德国深气勘探井[20] - 在德国，2024年计划中的第一口深气勘探井测试日产天然气1700万立方英尺，井口压力超过4600磅/平方英寸，由于测试设备限制，测试速率受限，预计2025年上半年投产[22][23] - 在德国的第二口深气勘探井于10月底成功完成钻探作业，发现了天然气，目前正在进行完井和测试作业[24] - 在德国的第三口深气井于本季度后开始钻探，预计2025年上半年出结果[25] 北美业务 - 2024年第三季度北美业务平均日产量为53936桶油当量[29] - 在加拿大的Mica资产921区，五口富含液体的气井日产平均初始产量90 (IP90) 超过1000桶油当量，其中液体占43%，单井总成本约为960万美元[31] - 在加拿大的Mica资产，自年初以来总产量增加，目前超过13000桶油当量，预计2025年平均日产约14000桶油当量，未来几年内将产量提高到28000桶油当量[34][35] - 在加拿大的深盆地，钻探并完井三口井，投产一口Manville富含液体的天然气井，深盆地仍然是加拿大最大的产区[29] - 在萨斯喀彻温省，钻探、完井并投产五口轻质油井，在美国，五口非作业轻质油井投产[30] 各个市场数据和关键指标变化 - 2024年第三季度，荷兰TTF基准天然气价格较上一季度上涨14%，平均为每千立方英尺15.52美元，而AECO价格为每千立方英尺0.69美元[6] - 公司本季度实现的天然气价格为每千立方英尺6.57美元，几乎是AECO价格的10倍，天然气是公司投资组合中唯一逐季和逐年增长的商品[7] - 2024年至今，欧洲天然气价格同比上涨超过30%，与AECO的溢价进一步扩大[14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司的多元化战略是一项战略优势，能够产生更稳定和更高的现金流，欧洲业务的高净回报使得在欧洲每生产一桶油当量的现金流相当于在加拿大增加三桶油当量的产量[7] - 公司将继续在欧洲进行有机增长，特别是在德国、克罗地亚和荷兰，公司在欧洲拥有170多万净英亩未开发土地，已确定众多勘探和开发钻探前景，代表着未来十多年的钻探库存，有潜力提供有意义的有机增长[15][21] - 在克罗地亚，公司计划在未来几年内钻探更多的井，以保持SA - 10区块天然气厂的高净回报产量，并计划在SA - 7区块进行未来的勘探钻探计划[26][28] - 在加拿大的Mica Montney项目，公司将继续增加产量，并计划在2025年进行基础设施扩展以解除瓶颈，提高产量[34][35] - 公司将继续执行股票回购计划，截至2024年9月30日已回购约800万股，将继续在市场上回购股票，股票回购计划对每股指标产生了有意义的影响，如每股产量和每股运营资金流同比增长7%[36][37] - 公司将继续提供股息增长，并在未来继续回购股票，目前年度股息约占2024年运营资金流的6%，在较低的商品价格环境下仍有足够的灵活性来管理甚至增加股息[38] - 公司的资本分配将考虑在勘探、开发、收购、股票回购和债务偿还之间的平衡，目前认为50 - 50的自由现金流分配用于资本回报和债务减少是合适的，在债务水平降至5 - 10亿加元时可能会增加资本回报的比例[55][81] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2024年对于北美天然气生产商尤其是加拿大天然气生产商来说是非常具有挑战性的一年，夏季大部分时间天然气价格低于1美元，但公司在加拿大西部的大部分气井富含液体，使得这些井更有利可图，并且公司对30%的AECO风险敞口进行了套期保值，价格远高于夏季实际价格[12][13] - 欧洲仍然严重依赖液化天然气进口来满足需求，尤其是在冬季，欧洲天然气价格仍然居高不下，欧洲是公司最盈利的运营地区，公司预计未来几年将在欧洲实现有机增长，同时也在寻求战略收购机会[15] - 公司在德国的勘探成功验证了地质模型，为未来的钻探前景提供了有价值的信息，尽管克罗地亚的勘探井较浅且钻探成本较低，但回报率仍然可观[20][28] - 公司在2024年的勘探钻探活动是在欧洲执行的最大规模的活动，结果令人满意，对未来的发展充满信心[20] 其他重要信息 - 公司2024年的产量指导范围已缩小至每天84000 - 85000桶油当量，中点较上年同比增长约4%[40] - 公司2024年的资本预算为6 - 6.25亿美元保持不变，第四季度将在加拿大的深盆地、萨斯喀彻温省和Montney以及美国的几口非作业井进行活跃的资本项目，并继续在德国的两口深气勘探井进行钻探和完井作业[41] - 公司计划在2024年通过固定股息和可变股票回购向股东返还50%的超额自由现金，约占市值的10%，并计划在2025年继续提供适度的股息增长和股票回购[47] 问答环节所有的提问和回答 问题: 德国第二口勘探井发现的潜在影响，关于规模以及后续跟进情况 - 回答: 公司对结果很满意，初步估计天然气储量可能超过1000亿立方英尺，可能有紧邻该井的后续钻探位置，但需要更多工作来理解第一口井的结果并应用到该地区的其他潜在位置，后续跟进可能是2026年的事情，将进行流量测试，明年初提供更新[49][50][51][52][53] 问题: 关于资本分配，最终净债务水平可能达到多少，如何平衡股票回购和债务偿还 - 回答: 仍然认为50 - 50的自由现金流分配用于资本回报和债务减少是合适的，偿还债务是谨慎的财务管理，提高财务灵活性，在2024年已经看到股票回购在每股产量等指标上的好处，目前对这种分配方式感到满意[55][56][57] 问题: 克罗地亚SA - 7区块如果所有井成功，产量运行率如何，该区块的规模、已确定的钻探位置数量以及基础设施情况 - 回答: 目前还处于早期阶段，根据SA - 10区块目前的产量情况，如果SA - 7区块成功，产量可能达到5000以上，甚至可能达到7000 - 8000，但这取决于油气混合情况，该区块与周边有基础设施的公司有合作，有助于降低开发成本，已经钻探了四口井，团队已经确定了超过20个潜在位置[60][61][62] 问题: 欧洲天然气的前景，对收购的兴趣以及2025年对欧洲天然气套期保值的积极性 - 回答: 公司继续寻找、评估和筛选收购机会，例如荷兰的陆上资产预计明年年中上市，欧洲天然气价格同比和环比都显著上涨，2025年的价格在每千立方英尺17 - 18美元左右波动，2026年超过15美元，需求方面液化天然气仍然强劲，供应方面存在风险，俄罗斯通过乌克兰向欧洲供应的天然气合同即将到期，俄罗斯的液化天然气进口也受到欧洲政策的限制，公司2025年欧洲天然气套期保值已经达到50%，可能会增加到60%，2026年已经套期保值40%，未来套期保值重点可能在2026 - 2027年[64][65][66][67][68][69][70] 问题: 德国的地面基础设施容量是否需要升级或增加，鉴于勘探成功 - 回答: 德国有很多遗留的基础设施，对于单个井来说，从井口到最近的天然气厂有很多基础设施可以利用，虽然可能存在一些限制，但通常不需要花费大量资本就可以解决，例如第一口井在连接时会有一些季节性限制，但可以逐步解决[71][72][73] 问题: 德国第一口井2025年计划的产量相对于1700万的测试产量是多少 - 回答: 2025年该井投产后预计日产1000桶油当量[75] 问题: 2026年产量是否会保持不变或者增加 - 回答: 2025年保持产量不变，2026年增加产量[76] 问题: 正在钻探的第三口勘探井相对于第二口井的位置，前两口井的成功是否会增加第三口井成功的概率 - 回答: 第三口井位于第二口井的南部，这些是独立的勘探前景，虽然前两口井的成功增加了信心，但并不意味着第三口井一定会成功，不过第三口井被认为成功的概率较高，且潜在规模比第一口井大，比第二口井小[77][78][79] 问题: 净债务水平达到多少时，50%的资本回报数字会增加 - 回答: 如果净债务在5 - 10亿加元之间，对50%的股东回报水平非常满意，如果低于5亿加元，可能会增加这个比例[81] 问题: 从风险角度看，如何看待钻探自有土地和通过现金收购生产之间的关系 - 回答: 这取决于资本分配，公司会从风险和回报的角度评估机会，无论是在爱尔兰的收购还是在德国或Mica的资本分配，都会考虑长期的最大收益，公司在收购方面有独特的技能，能够增加价值，目前在德国和克罗地亚的投资是为了长期的业务发展，在考虑收购还是加速对基础业务的投资时，会考虑长期的资本分配[84][85] 问题: 在并购方面，是产量更重要还是能够评估库存深度并与现有土地面积对比更重要 - 回答: 长期可持续的自由现金流更重要，公司的目标是通过适度的生产增长、稳定增长的股息和股票回购来实现业务的复合增长，在欧洲的一些收购是公司最好的交易，理想情况下希望在收购中同时获得产量和钻探库存，但如果有强大的有机增长前景，也会考虑收购高自由现金流但钻探库存较少的资产[87][88] 问题: 德国勘探井的地质特征是局部高点还是广泛分布的砂岩，这些井是垂直完井并压裂吗，如何提高外输能力 - 回答: 在德国主要关注Rotliegend砂岩和Zechstein碳酸盐岩，这两个区域在德国广泛分布，延伸到荷兰，是常规储层，通常具有高孔隙度、高渗透率和高产能，通常采用垂直或斜井完井，不需要压裂，外输能力之前已经提及[91][92][93] 问题: 为什么股票回购没有完全反映在股价和股数上 - 回答: 2022年下半年开始股票回购计划，2023年限制在30%，2024年第三季度是一个转折点，今年前九个月已经回购了800万股，是过去三年回购量的一半，不仅有大量的总回购，也有较高的净回购，公司有长期激励计划会发行股票，部分高管的薪酬以股票形式发放，最多可达70%，与投资者利益一致，目前已经看到股数在减少[94][95][96] 问题: 欧洲有超过十年的钻探库存，到目前为止有多少个位置已经计入储备报告 - 回答: 从风险角度看，少于一半的位置计入了储备报告，国际资产的储备计算方式与北美不同，国际资产倾向于逐个计算潜在储量，随着时间推移公司有能力增加储量，公司的储备寿命指数约为14年，多年来保持稳定[97][98][99][100]

公司情况 - Vermilion Energy是加拿大油气生产商，有多元化生产模式，在美国和加拿大上市，在加拿大和美国有生产业务 [1] 投资情况 - 主要投资自然资源行业困境反转项目，典型持有期1 - 3年，注重价值投资可提供下行保护和上行参与机会 [2] 投资回报 - 2019年投资组合回报率42%，2020年81%，2021年39%，2022年 - 8%，2023年12%，2024年年初至今14% [2]

产量情况 - 2024年第三季度公司平均日产量为84,173桶油当量，同比增长2%，每股产量增长7%[30] - 2024年第三季度北美业务平均日产量为53,936桶油当量，较上一季度下降2%[36] - 2024年第三季度国际业务平均日产量为30,237桶油当量，较上一季度增长1%[39] - 克罗地亚SA - 10区块2024年第三季度平均日产量为1855桶油当量，目前超过2000桶油当量[41] - 公司收紧2024年生产指引区间至84,000 - 85,000桶油当量/日，2024年第四季度产量受第三方检修和加拿大部分天然气减产影响约2,000桶油当量/日[44] - 2024年前三季度产量为84881桶油当量/日，资本支出为4.22321亿美元[79] - 2024年前三季度公司平均日产量为84881桶油当量，高于2023年同期的82849桶油当量，主要因2023年澳大利亚计划外停产及爱尔兰产量增加，部分被2023年处置活动抵消[95] - 2024年第三季度公司平均日产量为84173桶油当量，高于2023年同期的82727桶油当量，主要因克罗地亚SA - 10区块投产、爱尔兰年度检修时间及澳大利亚产量恢复，部分被北美产量降低抵消[94] - 2024年第三季度公司原油和凝析油日产量为29837桶，较2023年同期下降5%；NGLs日产量为7547桶，增长3%；天然气日产量为280.73百万立方英尺，增长6%；总产量为84173桶油当量，增长2%[83] - 2024年第三季度，北美地区原油和凝析油产量为19,045桶/日，NGLs产量为7,547桶/日，天然气产量为164.07百万立方英尺/日，总产量为53,936桶油当量/日，较2023年第三季度有所下降[107] - 2024年第三季度北美业务产量平均为53,936桶油当量/日，较第二季度下降2%，主要因深盆地和美国资产产量下降以及部分加拿大天然气因AECO价格疲软停产[107] - 2024年第三季度国际业务总产量为30237桶油当量/天，较上一季度增长1%，主要因克罗地亚SA - 10区块新产量和德国、爱尔兰运行时间增加[112] - 2024年第三季度澳大利亚原油日销量为4,021桶，年初至今为4,346桶；法国分别为6,816桶和7,878桶；德国分别为1,704桶和1,191桶；国际市场分别为12,541桶和13,415桶[114] - 2024年第三季度加拿大轻质和中质原油产量为12,526桶/日，常规天然气产量为156.99百万立方英尺/日，总产量为48,772桶油当量/日[180] - 2024年第三季度美国轻质和中质原油产量为2,909桶/日，常规天然气产量为7.08百万立方英尺/日，总产量为5,164桶油当量/日[180] - 2024年第三季度法国轻质和中质原油产量为7,115桶/日，总产量为7,115桶油当量/日[180] - 2024年第三季度荷兰凝析油产量为39桶/日，常规天然气产量为25.06百万立方英尺/日，总产量为4,216桶油当量/日[180] - 2024年第三季度德国轻质和中质原油产量为1,598桶/日，常规天然气产量为21.41百万立方英尺/日，总产量为5,167桶油当量/日[180] - 2024年第三季度爱尔兰常规天然气产量为59.06百万立方英尺/日，总产量为9,844桶油当量/日[180] - 2024年第三季度澳大利亚轻质和中质原油产量为2,040桶/日，总产量为2,040桶油当量/日[180] - 2024年第三季度中东欧常规天然气产量为11.13百万立方英尺/日，总产量为1,855桶油当量/日[180] - 2024年第三季度合并轻质和中质原油产量为26,188桶/日，常规天然气产量为280.73百万立方英尺/日，总产量为84,173桶油当量/日[180] - 2024年年初至今加拿大轻质和中质原油产量为12,218桶/日，2023年为13,293桶/日[181] - 2024年年初至今美国轻质和中质原油产量为3,401桶/日，2023年为3,445桶/日[181] - 2024年年初至今法国轻质和中质原油产量为7,223桶/日，2023年为7,584桶/日[181] - 2024年年初至今荷兰凝析油产量为85桶/日，2023年为71桶/日[181] - 2024年年初至今德国轻质和中质原油产量为1,672桶/日，2023年为1,654桶/日[181] - 2024年年初至今爱尔兰常规天然气产量为59.03百万立方英尺/日，2023年为51.12百万立方英尺/日[181] - 2024年年初至今澳大利亚轻质和中质原油产量为3,334桶/日，2023年为1,492桶/日[181] - 2024年年初至今中东欧常规天然气产量为4.06百万立方英尺/日，2023年为0.38百万立方英尺/日[181] - 2024年年初至今合并轻质和中质原油产量为27,848桶/日，2023年为27,469桶/日[181] - 2024年年初至今合并总产量为84,881桶油当量/日，2023年为83,994桶油当量/日[182] - Q3/24北美原油和凝析油产量为19,045桶/日，天然气产量为164.07百万立方英尺/日，总产量为53,936桶油当量/日[183] - Q3/24国际原油和凝析油产量为10,792桶/日，天然气产量为116.66百万立方英尺/日，总产量为30,237桶油当量/日[183] - Q3/24合并原油和凝析油产量为29,837桶/日，天然气产量为280.73百万立方英尺/日，总产量为84,173桶油当量/日[183] 资金与现金流 - 第三季度公司运营资金流为2.75亿美元，较上一季度增长16%，主要因欧洲天然气价格上涨[30] - 第三季度公司投资1.21亿美元用于勘探与开发资本，自由现金流为1.54亿美元，其中5900万美元返还给股东[31] - 截至2024年9月30日，公司净债务降至8.33亿美元，净债务与过去四个季度运营资金流的比率为0.6倍，为15年来最低[31] - 2024年第三季度销售额为4.90095亿美元，2024年前三季度为14.77055亿美元[55] - 2024年第三季度运营资金流为2.75024亿美元，2024年前三季度为9.43085亿美元[55] - 2024年第三季度经营活动现金流为1.34547亿美元，2024年前三季度为7.55164亿美元[57] - 2024年第三季度自由现金流为1.53755亿美元，2024年前三季度为5.20764亿美元[57] - 2024年前三季度钻井与开发支出4.10457亿美元，勘探与评估支出1186.4万美元，资本支出4.22321亿美元[58] - 2024年前三季度股息为5680.6万美元，支出总额为5.11179亿美元，占运营资金流的54% [59] - 截至2024年9月30日的12个月，净亏损8.31559亿美元，息税前利润亏损7.52606亿美元，资本回报率为 - 13% [60] - 截至2024年9月30日，调整后营运资金为7002.3万美元，净债务为8.33331亿美元，净债务与四个季度运营资金流比率为0.6 [62][65] - 2024年第三季度收购净额为1642万美元，2024年前三季度为1.6844亿美元[63] - 2024年第三季度公司净利润为5170万美元，2023年同期为5730万美元，主要因递延税、折耗和折旧增加，部分被市值计价头寸变化导致的未实现衍生品损失减少6420万美元抵消[86] - 2024年前三季度公司经营活动现金流增至7.552亿美元，资金运营现金流增至9.431亿美元，主要因无暴利税、有机增长、收购、销售增加及衍生品合约实现收益，部分被2024年现金结算股权薪酬及其他成本和税收抵消[93] - 2024年第三季度公司经营活动现金流为1.345亿美元，资金运营现金流为2.75亿美元，资金运营现金流增加主要因无暴利税及澳大利亚、爱尔兰和克罗地亚销售增加，部分被欧元天然气衍生品合约实现收益降低抵消[90] - 2024年前三季度公司自由现金流增至5.208亿美元，较2023年同期增加1.976亿美元，主要因资金运营现金流增加，包括2023年非经常性暴利税、销售增加、衍生品净定价提高及资本支出时间因素[99] - 截至2024年9月30日，公司长期债务降至9.034亿美元，净债务降至8.333亿美元，净债务与过去四个季度资金运营现金流比率降至0.6[100] - 2024年第三季度公司资本支出为1.213亿美元，北美核心地区投资7820万美元，国际核心地区投资4310万美元[96][97][98] - 2024年第三季度，北美地区销售额为2.01804亿美元，基金运营现金流为8979.3万美元，自由现金流为1162.2万美元，较2023年第三季度均有所下降[107] - 2024年前三季度和前三季度末北美地区销售额分别为20.1804亿美元和64.711亿美元，较去年同期的25.7248亿美元和77.558亿美元有所下降，主要因实现价格降低和产量下降[108] - 2024年前三季度和前三季度末北美地区特许权使用费分别为3.0492亿美元和9.9025亿美元，较去年同期的4.0489亿美元和10.8812亿美元有所下降，主要因价格降低[109] - 2024年前三季度和前三季度末北美地区运输费用分别为1.5474亿美元和4.0931亿美元，较去年同期的1.0878亿美元和3.1763亿美元有所增加，主要因卡车运输费用增加和管道费用提高[110] - 2024年前三季度北美地区运营费用为5.8937亿美元，较去年同期的6.3138亿美元有所下降；前三季度末运营费用为19.7095亿美元，较去年同期的19.9473亿美元有所下降，主要因维护活动时间安排和产量降低[111] - 2024年第三季度国际业务销售额为28.8291亿美元，较去年同期的21.8284亿美元有所增加；前三季度末销售额为82.9945亿美元，较去年同期的72.4006亿美元有所增加[112] - 2024年第三季度澳大利亚、法国、荷兰、德国、爱尔兰和中东欧销售额分别为4.7661亿美元、6.7888亿美元、3.4204亿美元、4.3063亿美元、7.9333亿美元和1.6142亿美元[113] - 2024年9月30日止三个月销售额按美元计算同比增加，主要因澳大利亚产量恢复及克罗地亚SA - 10区块投产；按每桶油当量计，因澳、克产量实现价格影响，部分被大宗商品价格下跌抵消[114] - 2024年9月30日止九个月销售额按美元计算同比增加，原因包括克罗地亚SA - 10区块投产、澳大利亚2023年停产、爱尔兰Corrib收购增量及法国运输时间因素；按每桶油当量计，因天然气价格下跌，部分被澳大利亚产量实现价格影响抵消[114] - 2024年第三季度国际市场特许权使用费为 - 1.2246亿美元，每桶油当量 - 4.16美元；年初至今为 - 3.8876亿美元，每桶油当量 - 4.42美元；特许权使用费率第三季度为4.2%，年初至今为4.7%[115] - 2024年9月30日止三个月特许权使用费按美元和单位计算同比增加，主要因荷兰和德国2023年前期特许权使用费调整；九个月按单位计算同比减少，因克罗地亚产量增加且特许权较低[115] - 2024年第三季度国际市场运输费用为 - 1.1219亿美元，每桶油当量 - 3.81美元；年初至今为 - 3.4041亿美元，每桶油当量 - 3.87美元[116] - 2024年9月30日止三个月和九个月运输费用按每桶油当量计同比减少，主要因德国2023年前期关税调整及法国船只成本和销量时间影响[116] - 2024年第三季度国际市场运营费用为 - 7.9869亿美元，每桶油当量 - 27.11美元；年初至今为 - 23.1252亿美元，每桶油当量 - 26.29美元[118] - 2024年9月30日止三个月运营费用按美元和每桶油当量计同比增加，因澳大利亚恢复生产及相关起吊，部分被法国燃料和电力成本下降及上年销量增加抵消[118] - 2024年9月30日止九个月运营费用按美元计同比增加，因澳大利亚恢复生产、爱尔兰工作权益增加及设施维护成本上升；按每桶油当量计同比减少，因法国和荷兰电力成本降低，部分被德、爱计划停产导致的产量下降抵消[118] - 2024年第三季度销售额为49.01亿美元，2023年同期为47.55亿美元；2024年前三季度销售额为147.71亿美元，2023年同期为149.96亿美元[119] - 2024年第三季度净收益为5170万美元，2023年同期为5731万美元；2024年前三季度净亏损为2842万美元，2023年同期净收益为5.66亿美元[119] - 2024年前三季度一般及行政费用增加，主要因先前股权结算薪酬的现金结算会计处理和员工成本[119] - 2024年前三季度PRRT增加，因2023年前三季度澳大利亚停产无应税收入

公司业绩表现 - 季度每股收益为0.24美元 低于市场预期的0.33美元 同比去年0.25美元下降4% [1] - 营收3.5927亿美元 低于预期1.45% 同比去年3.545亿美元微增1.3% [2] - 过去四个季度中仅一次超过每股收益预期 且连续四个季度未达营收预期 [2] 市场反应与股价走势 - 本季度业绩意外为-27.27% 上一季度实际亏损0.38美元 意外达-222.58% [1] - 年初至今股价下跌19.6% 同期标普500指数上涨21.2% [3] - 当前Zacks评级为3(持有) 预计短期表现与市场持平 [6] 未来展望 - 下季度共识预期每股收益0.39美元 营收3.8666亿美元 本财年预期每股收益0.35美元 营收14.6亿美元 [7] - 业绩电话会管理层评论将影响短期股价走势 [3] - 盈利预期修订趋势呈现混合状态 [6] 行业比较 - 所属国际油气勘探生产行业在Zacks行业排名中处于后38% [8] - 同业公司Vaalco Energy预计下季度每股收益0.12美元 同比增长71.4% 营收预期1.2864亿美元 同比增长10.6% [9][10] - Vaalco Energy近30天每股收益预期被下调15.4% [9]

财务表现 - 2024年第三季度运营资金流(FFO)达2.75亿美元(每股1.76美元)，环比增长16%，主要受益于欧洲天然气价格上涨[3][24] - 季度净利润5200万美元(每股0.33美元)，较上季度增加1.34亿美元，主要因对冲账目公允价值调整正常化[3] - 自由现金流(FCF)1.54亿美元(每股0.98美元)，其中5900万美元通过股息(1900万)和股票回购(4000万)返还股东[3][25] - 净债务下降7300万美元至8.33亿美元，净债务与滚动FFO比率降至0.6倍，为15年来最低水平[3][25] 生产运营 - 三季度平均产量84,173桶油当量/日(56%天然气，44%原油及液体)，同比增长2%，每股产量增长7%[3][24] - 国际资产产量增长16%，其中天然气产量增长26%，主要来自克罗地亚SA-10区块新产量和爱尔兰运行时间增加[3] - 德国首口深部天然气探井测试流量达1700万立方英尺/日，井口压力4625psi，预计2025年上半年投产[3][27] - 加拿大Montney区块5口新井平均IP90产量超过1000桶油当量/日(43%液体)，单井成本约960万美元[3][32] 资本配置 - 前三季度通过股息和股票回购向股东返还1.8亿美元(每股1.13美元)，占超额自由现金流(EFCF)的38%[3][25] - 截至9月30日已回购并注销800万股，流通股减至1.553亿股[3][25] - 2024年资本预算维持6-6.25亿美元不变，2025年预算将保持类似支出水平，目标实现适度产量增长[4][29] 商品价格与对冲 - 欧洲TTF基准价格环比上涨14%至15.52美元/mmbtu，是投资组合中唯一实现季度和年度增长的商品[3][24] - 公司天然气实现均价6.57美元/mcf，远高于加拿大AECO基准价0.69美元/mcf[3] - 截至2024年11月6日，已对冲38%的预期净产量，其中欧洲天然气53%，原油41%，北美天然气23%[38] 勘探进展 - 克罗地亚SA-10区块产量三季度平均1855桶油当量/日(100%欧洲天然气)，目前超过2000桶/日[3][35] - 克罗地亚SA-7区块第三口测试井流量达560万立方英尺/日[3][27] - 2024年欧洲勘探钻井活动为历年来最大规模，已钻探6口成功井，验证了地质模型[26][27]

股息公告 - 公司宣布每股普通股派发现金股息0 12加元 股息将于2025年1月15日支付给2024年12月31日登记在册的股东 [1] - 该股息符合加拿大所得税法规定的合格股息资格 [1] 公司业务 - 公司是一家国际能源生产商 业务涵盖北美 欧洲和澳洲地区的资产收购 勘探 开发和优化 [2] - 商业模式强调自由现金流生成 在经济条件允许时向投资者返还资本 并通过增值收购增强业务 [2] - 运营重点包括北美轻质油和富含液体天然气的常规与非常规资源开发 以及欧洲和澳洲常规天然气和石油勘探开发 [2] 公司优先事项 - 公司优先事项依次为健康与安全 环境和盈利能力 [3] - 高度重视公众和员工安全以及自然环境保护 [3] - 在ESG关键议题的透明度和管理方面获得领先评级机构认可 [3] - 强调在各运营区域进行战略性社区投资 [3] 股票交易 - 公司在多伦多证券交易所和纽约证券交易所上市 股票代码为VET [4]

文章核心观点 公司将于2024年11月6日发布第三季度运营和财务结果，并于11月7日召开电话会议和网络直播讨论结果 [1][2] 财务结果发布 - 公司将于2024年11月6日北美市场收盘后发布2024年第三季度运营和财务结果 [1] - 2024年9月30日止三个月和九个月的未经审计中期财务报表及管理层讨论分析将在SEDAR、EDGAR和公司网站公布 [1] 电话会议和网络直播 - 公司将于2024年11月7日上午9点MST（上午11点EST）召开电话会议和网络直播讨论结果 [2] - 可拨打1 - 888 - 510 - 2154（加拿大和美国免费）或1 - 437 - 900 - 0527（国际和多伦多地区）参加电话会议 [2] - 11月7日下午12点MST至11月21日下午12点MST可拨打1 - 888 - 660 - 6345（加拿大和美国免费）或1 - 289 - 819 - 1450（国际和多伦多地区）并使用会议重播代码44962收听电话会议录音 [2] - 可在https://emportal.ink/3ZUSYC8注册并输入电话号码以自动回电方式参加电话会议 [3] - 可在https://app.webinar.net/kjPaNn2Nev0观看网络直播 [3] - 网络直播链接和电话会议幻灯片将在公司网站即将举行的活动板块公布 [3] - 可通过发送电子邮件至[email protected]提前提交问题 [3] 公司概况 - 公司是一家国际能源生产商，通过在北美、欧洲和澳大利亚收购、勘探、开发和优化生产资产创造价值 [4] - 公司业务模式强调自由现金流生成，在经济可行时向投资者返还资本，并进行增值收购 [4] - 公司业务重点是开发北美轻质油和富含液体的天然气常规和非常规资源，以及勘探和开发欧洲和澳大利亚的常规天然气和石油机会 [4] 公司优先事项和上市信息 - 公司优先事项依次为健康与安全、环境和盈利能力 [5] - 公司因在关键环境、社会和治理问题上的透明度和管理受到领先ESG评级机构认可 [5] - 公司在各运营地区强调战略社区投资 [5] - 公司在多伦多证券交易所和纽约证券交易所上市，股票代码为VET [5]