CALGARY, Alberta, Aug. 07, 2025 (GLOBE NEWSWIRE) -- Canacol Energy Ltd. (“Canacol” or the “Corporation”) (TSX:CNE; OTCQX:CNNEF; BVC:CNEC) is pleased to report its financial and operating results for the three and six months ended June 30, 2025. Dollar amounts are expressed in United States dollars, with the exception of Canadian dollar unit prices (“C$”) where indicated and otherwise noted. Highlights for the three and six months ended June 30, 2025. The Corporation’s natural gas and liquefied natural gas ( ...

业绩总结 - 2025年第二季度调整后的EBITDAX为约5.14亿美元[17] - 2025年6月30日的净收入为162,498千美元，较2024年同期增长131.5%[94] - 调整后的EBITDAX为513,854千美元，较2024年同期增长60.7%[94] - 2025年6月30日的杠杆自由现金流为170,875千美元，较2024年同期增长16.3%[94] 用户数据 - 2025年上半年，CRGY的自由现金流年化为约3.10亿美元，显示出稳定的现金流生成能力[27] - 2025年上半年，CRGY的生产基础为263 Mboe/d，其中41%为原油，59%为液体[17] - Q2净产量为173 Mboe/d，其中石油占比约42%[33] 未来展望 - 2025年总生产预期为251-261 Mboe/d，油气比例为约40%[20] - 2025年资本支出预期调整为910-990百万美元，较之前下降约3%[20] - 2025年现金流的60%已对冲，涵盖石油和天然气[56] - 2025年预计对冲收益为约2.1亿美元，2026年预计对冲收益为约1亿美元[82] 新产品和新技术研发 - 自2023年以来，钻井和完井效率分别提高了约15%和33%[34] - 自2023年以来，钻井和完井成本节省约25%[34] - 2023年计划的钻井效率为950 ft/day，2024年计划为850 ft/day，2025年第二季度计划为725 ft/day[36] 市场扩张和并购 - Uinta资产基础具有显著的资源机会，开发项目至今产生了约2.0倍的投资回报[37] 负面信息 - 2025年6月30日的管理费用为124,312千美元，较2024年同期增长164.5%[100] - 2025年6月30日的利息支出为75,219千美元，较2024年同期增长77.7%[94] - 2025年6月30日的非现金股权补偿费用为93,268千美元，较2024年同期增长318.5%[94] 其他新策略和有价值的信息 - 固定季度股息为每股0.12美元，回购计划在Q2期间回购约2800万美元的股票，回购价格为每股7.88美元[13][17] - 截至2025年6月30日，净LTM杠杆为1.5倍，流动性约为17.5亿美元[17][18] - 2026年油价对冲策略中，63%的合约为掉期，平均价格约为每桶67美元[24]

业绩总结 - 2025年第一季度，Civitas向股东返还了1.21亿美元，其中约5000万美元为股息，7100万美元为股票回购（1.5百万股）[28] - 2025年第一季度，调整后的EBITDAX为7.86亿美元，调整后的自由现金流为1.71亿美元[28] - 预计2025年第二季度总产量为320-328 MBoe/天，第一季度实际为311 MBoe/天[49] - 预计2025年第二季度石油产量为146-151 MBbl/天，第一季度实际为141 MBbl/天[49] 用户数据 - 2025年，德拉瓦盆地的钻井占总钻井的42%[28] - 2025年，德拉瓦盆地的生产预计将比上一季度增长约10%[37] - 2025年，DJ盆地的生产为147 MBoe/d，预计将进行80至90个新井的完工[39] 财务状况 - 2025年第一季度净债务为51亿美元，预计2025年年底净债务目标为45亿美元或更低[58] - 截至2025年3月31日，公司总债务为51.50亿美元，较2024年12月31日的50.25亿美元增加了2.48%[68] - 截至2025年3月31日，公司的净债务为51.30亿美元，较2024年12月31日的49.49亿美元增加了3.27%[68] - 2025年，Civitas的财务流动性在第一季度末为15亿美元[10] 成本与效率 - 预计2025年第一季度的总现金运营成本为每Boe 11.25美元，第二季度指导为每Boe 10.35-10.85美元[49] - 2025年，Civitas的成本优化和效率提升计划预计将带来超过1亿美元的年度节省，其中约4000万美元将在2025财年产生影响[10][16] - 第一块区域实现100%本地砂使用，节省约8万美元/口井[41] 未来展望 - 预计2025年自由现金流在WTI油价为40美元时为正，支付基本股息后在WTI油价为45美元时为正[11][10] - 预计2025年资本支出为18亿至19亿美元，第二季度指导为5.05亿至5.55亿美元[49] - 2025年，Civitas的油气对冲覆盖率接近50%，新增约800万桶的油对冲，平均底价为68美元/桶[23][25] 负面信息 - 截至2025年3月31日，公司的现金及现金等价物为2000万美元，较2024年12月31日的7600万美元减少了73.68%[68] - 2025年第一季度的管理费用为5700万美元，较2024年第四季度的6300万美元下降了9.52%[70] - 2025年第一季度的利息支出为1.01亿美元，全年预计为3.90-4.10亿美元[49]

核心观点 - 公司2025年第一季度业绩超预期，主要得益于Uinta Basin资产的出色表现，该区域已成为第三个核心运营区域，与Midland Basin资产具有一致的利润率 [3] - 公司长期战略聚焦于运营顶级资产组合，通过低盈亏平衡成本资产抵御商品价格周期波动，并通过固定股息和股票回购计划向股东返还资本 [4] - 第一季度总产量达到17.8 MMBoe(197.3 MBoe/d)，其中原油占比53%(103.7 MBbl/d)，处于指引区间高端 [8] 运营表现 - 分区域产量：Midland Basin占比41%，South Texas占比39%，Uinta Basin占比20% [9] - 原油实现价格：Midland Basin 72.13美元/桶，South Texas 70.30美元/桶，Uinta Basin 68.27美元/桶，综合价格为70.56美元/桶(对冲前) [7] - 天然气实现价格：综合价格为3.30美元/Mcf(对冲前) [7] - 总日产量同比增长36%，原油日产量同比增长63%，增长主要来自Uinta Basin资产的贡献 [8] 财务业绩 - 第一季度净利润1.823亿美元(每股1.59美元)，调整后净利润2.02亿美元(每股1.76美元) [11][13] - 经营活动产生的现金流为5.145亿美元(调整营运资本前)，同比增长38% [12] - 调整后EBITDAX为5.889亿美元，同比增长44% [13] - 资本支出4.408亿美元，包括1500万美元加速支出的生产设备和500万美元高经济效益的非运营资本支出 [14] 资本活动与流动性 - 第一季度钻探41口净井，完成41口净井 [15] - 调整后自由现金流7380万美元，用于支付2290万美元股息，减少3.1亿美元循环信贷额度余额，以及1490万美元Uinta Basin收购最终现金结算 [8] - 期末长期债务27.7亿美元，包括3.75亿美元循环信贷额度提取，净债务与调整后EBITDAX比率为1.3倍 [17][18] - 季度末获得30亿美元借款基础和20亿美元承诺额度的再确认，提供约20亿美元可用流动性 [8] 商品衍生品 - 2025年第二至第四季度原油产量约34%已对冲，加权平均价格为66.76-72.51美元/桶 [21] - 天然气产量约38%已对冲，加权平均价格为3.71-4.26美元/MMBtu [21] - 第一季度商品衍生品结算收益为780万美元(每Boe 0.44美元) [20] 2025年指引 - 维持全年产量指引，但将LOE指引上调至约5.90美元/Boe，主要因预期增加修井活动和水处理成本 [24] - 第二季度预计钻探约25口净井，投产约50口净井，净产量预计197-203 MBoe/d，原油占比54-55% [28] - 第二季度资本支出预计3.75-3.85亿美元(不包括收购) [28]

文章核心观点 2025年第一季度天然气价格上涨推动公司财务业绩改善 公司天然气和石油销售增加 虽有净亏损但调整后净利润为正 钻探成果良好 银行重申借款基础 [4][12] 财务结果 收入与利润 - 2025年第一季度天然气和石油销售增至4.05亿美元 含800万美元已实现套期保值损失 净亏损1.154亿美元 即每股0.40美元 调整后净收入为5380万美元 即摊薄后每股0.18美元 [4] - 2025年第一季度总收入5.12854亿美元 2024年为3.35772亿美元 运营收入1.26168亿美元 2024年为亏损1.2847亿美元 净亏损1.15393亿美元 2024年为1447.4万美元 [19] 成本与利润率 - 2025年第一季度每千立方英尺油当量生产成本平均为0.83美元 未套期保值运营利润率为77% 套期保值后为76% [5] - 2025年第一季度天然气服务收入9986.6万美元 费用1.16769亿美元 利润率为亏损1690.3万美元 [22] 现金流 - 2025年第一季度运营现金流（不包括营运资金变动）为2.39亿美元 [4] - 2025年第一季度自由现金流运营赤字为2.2万美元 收购后自由现金流赤字为970.6万美元 [30] 非公认会计准则财务指标 - 2025年第一季度调整后净收入为5384.5万美元 调整后息税折旧摊销前利润（Adjusted EBITDAX）为2.93031亿美元 [25] 钻探结果 钻探与投产情况 - 2025年第一季度公司钻探7口（净6.9口）运营水平井 平均侧长11660英尺 投产11口（净8.3口）运营井 [7] - 自2月运营更新以来 公司投产14口（净11.3口）运营井 平均初始产量为每天2500万立方英尺 平均侧长12220英尺 [8] 重要里程碑 - 位于Freestone县的第一口西海恩斯维尔井Olajuwon Pickens 1投产 侧长10306英尺 初始产量为每天4100万立方英尺 是公司在西海恩斯维尔面积勘探的重要里程碑 [8] 其他 - 2025年4月29日 公司银行集团重申其15亿美元循环信贷安排下20亿美元的借款基础 [10]

核心观点 - 公司2025年第一季度业绩表现强劲，主要受益于天然气和液化石油气(LPG)的溢价销售策略以及资本效率提升[3] - 公司通过锁定90%的LPG出口量在高于市场价的双位数溢价水平，预计2025年全年C3+ NGL价格将比Mont Belvieu定价高出1.5-2.5美元/桶[9] - 公司自由现金流达3.37亿美元，并积极进行股票回购和债务削减，一季度回购股票9200万美元，减少债务2.04亿美元[4][6][7] 财务表现 - 2025年第一季度净收入2.08亿美元，调整后净收入2.47亿美元(非GAAP)[8] - 调整后EBITDAX为5.49亿美元(非GAAP)，同比增长110%[8] - 经营活动产生的净现金流4.58亿美元，同比增长75%[8] - 天然气实现价格较NYMEX溢价0.36美元/MMBtu，C3+ NGL实现价格较Mont Belvieu溢价1.66美元/桶[12] 运营数据 - 日均净产量为34亿立方英尺当量/天，其中天然气22亿立方英尺/天，液体20.6万桶/天[8] - 一季度完成26口Marcellus水平井，平均横向长度13700英尺，其中16口井60天平均产量为3200万立方英尺当量/天[17] - 钻井和完井资本支出1.57亿美元，同比下降16%[8][18] 资本管理 - 公司总债务从14.89亿美元降至12.85亿美元，净债务与过去12个月调整后EBITDAX比率为1.1倍[7][23] - 截至4月30日，公司以平均每股34.18美元的价格回购270万股股票，剩余回购额度约10亿美元[6] - 公司计划根据市场机会灵活管理股票回购计划，同时继续专注于进一步减少债务[3] 价格风险管理 - 公司为2026年新增天然气价格区间锁定，地板价3.07美元/MMBtu，天花板价5.96美元/MMBtu，覆盖预计产量的14%[10][11] - 2025年天然气互换覆盖预计产量的4%，加权平均价格为3.12美元/MMBtu[11] - 公司未对2025年新增天然气对冲[10]

业绩总结 - 2025年第一季度净生产量约为6.8 Bcfe/d，调整后的EBITDAX约为14亿美元[9] - 2025年第一季度的自由现金流表现良好，预计将继续保持强劲[28] - 自由现金流为533百万美元，较2024年同期的131百万美元增长了305%[99] - 调整后的自由现金流为577百万美元，较2024年同期的112百万美元增长了416%[99] - 净收入为（249）百万美元，较2024年同期的（399）百万美元有所改善[98] 用户数据 - 2025年生产计划为约7.1 Bcfe/d，预计到2025年底将达到约7.2 Bcfe/d[27][28] - 2025年第一季度的总生产为6788 MMcfe/d，预计第二季度将达到7100至7200 MMcfe/d[68] - 2025年Haynesville地区的生产能力将达到约2.5 Bcf/d，直接连接到LNG走廊的优质市场[48] 未来展望 - 预计2025年将实现约4亿美元的协同效应，2026年预计年协同效应总额为5亿美元[9] - 预计未来三年LNG需求将增长超过11 Bcf/d[48] - 预计到2029年，美国LNG出口总能力将达到约29 Bcf/d[50] 资本支出与财务状况 - 2025年资本支出总额约为30亿美元，其中27亿美元用于维持生产能力，300百万美元用于提升生产能力[21] - 2025年资本支出中，海恩斯维尔地区的支出约为12亿美元，东北阿巴拉契亚地区约为25亿美元[19] - 2025年目标为500百万美元的净债务减少，预计将通过Eagle Ford资产剥离的约1.16亿美元收益实现[55] - 净债务为4,901百万美元，较总债务5,243百万美元减去现金及现金等价物349百万美元计算得出[102] - 总资本化为22,092百万美元，其中包括净债务和总股东权益17,191百万美元[102] 负面信息 - 利息支出为5900万美元，预计全年将达到2.5亿至2.75亿美元[69] - 未实现的天然气和石油衍生品损失为969百万美元，较2024年同期的490百万美元增加了97%[98] 新产品与技术研发 - 2025年预计平均钻井数量为7,100，2026年预计为7,200[1] - 2026年预计生产能力为300 MMcfe/d，前提是市场基本面支持[1] 其他新策略 - 公司已获得穆迪、标准普尔和惠誉的投资级信用评级[11] - 公司在S&P 500指数中新增，反映出其强大的财务基础和高效的运营[10]