业绩总结 - 2026年发展资本支出预算为1.8亿至1.9亿加元，预计年均产量为39,000至41,000桶油当量/日[10] - 油气及液体占比约为81%，调整后资金流量预计为3.25亿至3.75亿加元[10] - 自由资金流量预计为1.2亿至1.7亿加元，自由资金流量收益率为25%至35%[10] - 预计2026年净债务为6.45亿至6.95亿加元，净债务与调整后EBITDA比率为1.4倍至1.7倍[10] - 预计2026年每股调整后资金流量为1.75至2.00加元，自由资金流量每股为0.65至0.95加元[10] 用户数据 - 预计2026年生产预计由64%的轻/中油、8%的重油、9%的天然气液体和19%的天然气组成[10] - 每增加5美元WTI油价，调整后资金流量影响约为5000万加元[13] - 预计2026年运营净回报率为每桶油当量20.00至21.00加元的净运营费用[11] 新产品和新技术研发 - 2026年计划开发32个OHML（优化高效多层次）位置，开发资本的33%将分配给OHML项目[15] - 2026年计划的常规开发项目包括23口井，已识别超过550个常规位置[19] 市场扩张和并购 - Saturn的2024年资本支出为2.334亿美元，不包括资本化的管理费用[56] - 2024年净收购成本为5.393亿美元[56] - 预计2024年公司将进行的开发和开发资本支出为2.334亿美元[57] 其他新策略和有价值的信息 - 调整后的资金流量是公司管理资本的关键指标，计算为经营活动现金流减去非现金营运资本的变动、退役支出和交易成本[44] - 自由资金流量用于衡量公司在资本投资后的资金效率，计算为调整后的资金流量减去资本支出[46] - 净运营费用是通过从运营费用中扣除处理收入计算得出的，单位为每桶油当量（BOE）[48] - 运营净回报是通过从石油和天然气销售中扣除特许权使用费、净运营费用和运输费用计算得出的[49] - 2024年FD&A成本为每单位储量的发现、开发和收购成本[56] - 公司的“可开发”储量是指预计可从现有井和设施中回收的储量[61]

CALGARY, Alberta, Dec. 15, 2025 (GLOBE NEWSWIRE) -- Bonterra Energy Corp. (TSX: BNE) (“Bonterra” or the “Company”) is pleased to announce its latest Charlie Lake well results, a strategic Charlie Lake acquisition and its 2026 preliminary budget guidance. LATEST TWO CHARLIE LAKE WELLS ONSTREAM IN Q4 2025 WITH AVERAGE 30-DAY SINGLE WELL PEAK RATES OF APPROXIMATELY 1,325 BOE PER DAYENTERED INTO A DEFINITIVE AGREEMENT TO EXPAND CORE AREA POSITION IN THE CHARLIE LAKE THROUGH A PROPERTY ACQUISITION ADJACENT TO E ...

收购交易完成情况 - Crown Point Energy Inc 通过其全资子公司 Crown Point Energia S A 完成了从 Tecpetrol S A 和 YPF S A 收购 Chubut 特许权 59 32947% 权益的交易 [1] - 结合此前于10月1日完成的从 Pampa Energía S A 收购 35 6706% 权益的交易 公司现已累计收购 Chubut 特许权 95% 的权益 [1] - 为完成收购 公司支付了总计约 5790 万美元的现金对价 部分资金来源于其最大股东 Liminar Energía S A 提供的 3000 万美元贷款 [3] - 交易完成后 公司可能还需向 Pampa 支付最高 350 万美元的或有对价 [3] 收购资产概况 - 所收购的 Chubut 特许权位于阿根廷丘布特省 Golfo San Jorge 盆地北翼 总面积 113,325 英亩 [2] - 在截至2025年9月30日的九个月内 公司收购的95%权益对应的平均产量约为 5,020 桶油当量/日 其中包括 4,500 桶/日的轻质和中质原油以及 3,130 千立方英尺/日的天然气销售量 [2] 公司背景信息 - Crown Point Energy Inc 是一家国际油气勘探开发公司 总部位于阿根廷布宜诺斯艾利斯 在加拿大注册 于多伦多证券交易所创业板交易 在阿根廷运营 [5] - 公司的勘探开发活动集中在阿根廷四个生产盆地 即圣克鲁斯省和丘布特省的 Golfo San Jorge 盆地 火地岛省的 Austral 盆地 以及门多萨省的 Neuquén 和 Cuyo 盆地 [5]

贷款协议 - 公司已与独立贷款方签订贷款协议 贷款本金为2000万澳元[1] - 贷款将分两期拨付 年利率15% 按月付息 到期日为2027年9月19日[1] 公司背景 - 公司为公开交易的初级油气公司 在多伦多创业板上市 股票代码VUX[2] - 主要专注于加拿大西部的轻质和中质原油生产[2]

财务业绩 - 2025年第一季度总产量达194,609桶油当量/日(boe/d)，同比增长4%，其中原油和凝析油占比70% [1][5] - 营业收入11.337亿美元，运营收益3.224亿美元创纪录，环比增长70% [1][5] - 自由现金流1.84亿美元(每股0.86美元)，资本支出3.506亿美元符合预期 [1][2][23] 运营亮点 - Cold Lake区块产量达65,016桶/日创新高，新投产的D-East和C-South井组贡献9,000桶/日增量，使Tucker项目运营成本同比下降5美元/桶 [6] - Lloydminster Thermal区Meota Central处理设施建设进度达22%，预计2026年四季度投产，峰值产量13,000桶/日，总投资3.6亿美元 [7] - Montney资产出售协议已签署，交易金额28.4亿美元，完成后公司将实现净现金正且流动性超30亿美元 [8][9] 战略举措 - 信贷额度从27.5亿美元扩大至32.55亿美元，含2.5亿美元弹性条款，潜在总额可达35.55亿美元 [9] - 季度股息提升15%至每股0.3美元，2025年累计涨幅达20%，反映产量指引上调4%及运营成本下降 [10] - 通过公开市场收购MEG Energy 9.2%股权(2340万股)，考虑NCIB后持股比例将达9.98% [12] 商品价格与成本 - WTI原油均价71.42美元/桶，WCS Hardisty价格84.3加元/桶，AECO天然气价格2.05加元/GJ [1] - 单位运营成本：能源相关4.32美元/boe，非能源相关8.87美元/boe，运输处理成本8.12美元/boe [4] - 有效特许权使用费率12.2%，同比下降0.4个百分点 [4]