财务业绩摘要 - 第三季度石油和天然气销售收入为169万加元，同比下降33% [2] - 2025年前九个月累计销售收入为741万加元，同比大幅增长102% [2] - 第三季度净亏损为133万加元，较2024年同期的189万加元亏损收窄29% [2] - 2025年前九个月净亏损为213万加元，较2024年同期的306万加元亏损收窄30% [2] - 截至2025年9月30日，经调整后的营运资本为150万加元，相比2024年同期的负38万加元改善491% [2] 运营生产数据 - 第三季度平均日产量为450桶油当量，同比下降26% [2] - 2025年前九个月平均日产量为591桶油当量，同比增长28% [2] - 产量结构为52%天然气和48%原油，天然气占比相比2024年同期的75%显著下降 [2] - 第三季度原油平均实现价格为每桶79.51加元，同比下降6% [2] - 第三季度天然气平均实现价格为每千立方英尺0.94加元，同比上涨19% [2] 资本支出与现金流 - 第三季度资本支出为15万加元，同比大幅下降74% [2] - 2025年前九个月资本支出累计为672万加元，同比增长261% [2] - 第三季度运营活动所用现金流为负1.5万加元，而2024年同期为运营活动产生现金流65万加元 [2] - 第三季度经调整后的运营资金流为负102万加元，同比下降330% [2] 运营更新与重点项目 - 公司在阿尔伯塔深盆地上部Banff和Big Valley层系的新轻质油藏继续取得进展 [6] - 发现井目前以每日125桶的产量生产，投产一年多以来累计产量已超过10万桶 [6] - 公司在该发现井拥有80%的工作权益 [6] - 2025年第一季度钻探的偏移水平井目前关井以进行压力恢复，公司正持续监测其性能 [7] - 管理团队正在执行一项优化计划，并寻找增加产量和降低运营成本的机会 [7]

财务业绩摘要 - 2025年第二季度石油和天然气销售收入为2,438,608加元，同比增长291%；上半年销售收入为5,713,170加元，同比增长396% [2] - 2025年第二季度经营活动所用现金流量为-429,622加元，较去年同期的-1,943,319加元改善78%；上半年经营活动产生现金流量641,012加元，实现扭亏为盈 [2] - 2025年第二季度净亏损为71,370加元，较去年同期的992,419加元收窄93%；上半年净亏损为800,847加元 [2] - 2025年上半年总资本支出为6,560,879加元，同比增长419%；第二季度资本支出为787,477加元，同比下降38% [2] - 期末调整后营运资本为2,939,702加元，较去年同期的-504,177加元大幅改善683% [2] 运营业绩表现 - 2025年第二季度平均总产量为622桶油当量/日，同比增长55%；其中原油产量为298桶/日，同比增长593%，天然气产量为1,943千立方英尺/日，同比下降10% [2] - 2025年上半年平均总产量为663桶油当量/日，同比增长72%；产品结构中原油占比显著提升，天然气占比从去年同期的94%下降至51% [2] - 2025年第二季度实现原油价格为78.23加元/桶，同比下降20%；实现天然气价格为1.79加元/千立方英尺，同比增长46% [2] - 2025年第二季度单位运营净收益为9.66加元/桶油当量，较去年同期的-3.63加元/桶油当量实现大幅改善，增幅达366% [2][4] 重点项目进展 - 公司在阿尔伯塔深盆区的发现井持续以约200桶/日的速率产油，自一年前投产以来已累计生产约97,000桶原油，公司持有该井80%的工作权益 [6] - 2025年第一季度钻探的相邻水平井间歇性生产，平均产量为10桶油当量/日，低于预期，公司正致力于提高运行时间和产量 [7] - 两口井仅相距315米，产量差异被解释为储层裂缝位置和区域断层所致，这些自然裂缝在公司的二维地震数据中清晰可见 [7] - 水平井的钻探证实了该区域的主要经济驱动因素是裂缝系统，而非区域储层渗透率和孔隙度 [7] 未来发展规划 - 公司计划利用管理团队在山麓带钻探类似碳酸盐岩储层的专业知识，未来将瞄准此类裂缝系统 [8] - 董事会已批准2025年剩余时间内追加100万加元的资本预算，将专注于公司在南阿尔伯塔的Penny轻质油资产 [8] - 追加资本预算包括一个四口井的优化方案和一口针对Big Valley地层的井重组作业 [8]

公司业绩与运营亮点 - 2025年第二季度平均日产量为7,998桶油当量/天，较2025年第一季度增长176%，主要反映了TEN（Tenaz Energy Netherlands）两个月的产量贡献[6] - 第二季度运营现金流为1,721.4万加元（每股0.61加元），较第一季度95.3万加元（每股0.03加元）大幅增长，主要受TEN贡献约2,350万加元推动，但被与收购相关的680万加元过渡成本部分抵消[6] - 第二季度净利润为1.886亿加元（每股6.73加元），而2024年同期为133.5万加元（每股0.05加元），增长主要源于确认了1.922亿加元的收购收益[6] - 第二季度运营净回值为每桶油当量47.13加元，高于第一季度的36.33加元和2024年同期的21.24加元[7] - 截至第二季度末，公司净债务头寸为1.002亿加元，主要涉及或有盈利支付款项，其中5,370万加元记为流动负债，3,560万加元记为长期负债[6] 重大收购与整合 - 公司于2025年5月1日完成了对NAM Offshore B.V.（NOBV，现为TEN）的收购，新团队的经验和能力与深厚的投资项目组合和未充分利用的基础设施相结合，为公司在荷兰的长期成功奠定基础[3] - 收购完成后，TEN在第二季度贡献了约5,000桶油当量/天的产量（99%为天然气），符合预期，尽管产量受到计划年度检修的影响[12] - 此次收购导致公司确认了1.922亿加元的收购收益，原因是所获资产（扣除退役义务后）的公允价值超过了支付的总对价[23] 荷兰业务运营 - 第二季度成功完成了Den Helder天然气终端HiCal和LoCal天然气厂的21天大型检修，约65%的产量流经这些工厂[12] - 公司当前主要目标是调动必要服务，将机会转化为已执行项目，2025年资本计划包括驳船作业（修井、井优化、基础设施寿命延长和维护活动）以及新钻井计划[13] - 公司正在为多个位置的修井和钻井活动完成驳船和自升式钻井平台的招标和许可流程，以确保活动开始后不间断[14] - 收购前已有的荷兰非运营资产在第二季度产量为775桶油当量/天（99%为天然气），因维护停产环比下降20%，因自然递减同比下降2%[15] 加拿大业务运营 - 加拿大产量环比增长19%，同比增长32%，尽管季度内资本活动较少，主要得益于2025年第一季度钻探的三口总井（2.4口净井）的强劲生产表现，当前总产量约为1,000桶油当量/天（净产量870桶油当量/天，原油权重63%）[16] - 计划在2025年第三季度通过增加压缩来优化新井产量，并已开始规划2026年钻井计划[16] 大宗商品环境与对冲策略 - 2025年第二季度荷兰TTF天然气价格平均为35.37欧元/兆瓦时（16.27加元/千立方英尺），同比上涨3.60欧元/兆瓦时，原因包括欧盟季末天然气库存水平较低以及为抵消俄罗斯管道气供应减少而更重视LNG进口[17] - 欧盟逐步淘汰俄罗斯天然气供应的趋势似乎将是永久性的，预计到2027年底可能减少约35亿立方英尺/天的俄罗斯供应，这将需要由国内产量增长、其他管道进口和更高的LNG进口（尤其是美国LNG）来填补[18] - 公司已对冲约50%的2025年荷兰天然气产量，平均价格为35.45欧元/兆瓦时（16.65加元/千立方英尺）[19] - 公司已对冲21%的2025年下半年WTI价格风险，使用执行价为60美元/桶（下限）和75美元/桶（上限）的领式期权，但未对冲WCS价差风险[20] - 公司已对冲18%的2025年下半年AECO价格风险，对冲价格为2.56加元/百万英热单位[21] 公司战略与资本管理 - 公司地理重点主要是欧洲，其次是拉丁美洲，并在中东和北非及加拿大保持灵活性，资产类型上如果风险调整后回报相当，可能更偏好国际天然气项目[25] - 2025年截至6月30日，公司已投入310万加元用于正常程序发行人收购计划，以平均每股14.83加元回购并注销了21万股，自2022年第三季度该计划开始以来，已以平均成本3.90加元/股累计注销230万股普通股（占基本普通股的8.0%）[6] - 年初至今股东总回报率为32%，自2021年资本重组以来的股东总回报率为946%[26]

财务业绩摘要 - 2025年第二季度石油和天然气收入为1.274亿美元，较2024年同期的1.694亿美元下降25% [3] - 2025年第二季度调整后资金流为4940万美元，较2024年同期的8180万美元下降40%，基本和稀释每股收益均为0.31美元 [3][5] - 2025年第二季度盈利为1550万美元，较2024年同期的4070万美元下降62%，基本和稀释每股收益均为0.10美元 [3] - 2025年上半年总资本支出为2650万美元，较2024年同期的5250万美元下降49% [6] 运营生产表现 - 2025年第二季度平均日产量为21,184桶油当量/天，较2024年同期的22,376桶油当量/天下降5%，但比预算高出3% [5][6][8] - 产量结构为轻质/中质原油47%、重油39%、天然气液4%、常规天然气10% [30] - 净运营费用降至每桶油当量23.04美元，较2024年同期的23.65美元下降3%，较2025年第一季度的24.33美元下降5% [6][9] - 单位净收益为每桶油当量30.15美元，较2024年同期的43.04美元下降30% [6] 热采项目进展 - 第二季度在萨斯喀彻温省Reford蒸汽辅助重力泄油项目投资3230万美元，项目已进入测试和调试阶段 [5][11] - 项目100%按预算和计划进行，所有模块组件已运输并安装完毕，首次注汽预计在2025年8月下旬进行 [11][17][18] - 项目设计产能为每日6000桶重油，预计在2026年第一季度初达到 [18] - 目前Reford项目98.5%的资本支出已完成 [20] 资本结构与负债 - 2025年第二季度末净债务增至2.271亿美元，较2024年同期的9920万美元增长129% [5][6] - 净债务与调整后资金流比率为0.9倍，较2024年同期的0.4倍有所上升 [5][6] - 公司在2.4亿美元信贷额度中已使用9460万美元，利用率为39% [5][10] - 2025年第一季度公司完成了总额1.05亿美元的两种五年期债券发行 [10] 股东回报与资本配置 - 第二季度宣布股息2890万美元，保持每股0.06美元的月度股息，总派息率为84% [5][6] - 第二季度常规开发资本支出为1270万美元，较2024年同期的1880万美元下降32% [6][13] - 2025年下半年计划钻探4口常规油井，2026年预计将开发强度提升至每年约20口井的正常水平 [22] - 自由现金流为3670万美元，用于资助Reford项目和公司股息 [40] 常规业务与勘探 - 2025年上半年仅钻探1口常规油井，专注于低递减资产基础的优化 [5][8][13] - 第二季度在其他勘探与评估支出上投入870万美元，用于未来热采开发机会的土地和地震数据准备 [12] - 2025年计划再钻探5口地层测试井并进行额外地震勘测，以进一步确定土地上的项目 [19] 环境与社会责任 - 第二季度在萨斯喀彻温省封存约42,000吨二氧化碳，在Midale项目累计封存590万吨二氧化碳 [14] - CO2封存活动帮助Midale项目在过去一年内产量增加10% [14] - 公司安全记录和监管合规水平处于行业领先地位 [15]

财务业绩 - 2025年第一季度产生2.56亿美元运营资金流(FFO)，每股1.66美元，相比2024年第四季度的2.63亿美元(每股1.70美元)略有下降 [4] - 勘探与开发资本支出为1.82亿美元，产生7400万美元自由现金流(FCF)，较上一季度的6200万美元有所增长 [4] - 净债务增至20.63亿美元，主要由于完成Westbrick收购交易，净债务与四季度滚动FFO比率为1.7倍 [4] - 通过股息和股票回购向股东返还3700万美元，包括2000万美元股息和1700万美元股票回购 [4] 生产运营 - 第一季度平均产量为103,115桶油当量/日(boe/d)，其中60%为天然气，40%为原油和液体 [4] - 北美资产贡献73,760 boe/d，国际资产贡献29,355 boe/d [4] - 德国Wisselshorst深气勘探井第二区测试流量达20 mmcf/d，综合测试流量达41 mmcf/d [4] - Osterheide深气勘探井投产，初始受限产量约7 mmcf/d或1,200 boe/d [4] 战略收购 - 完成Westbrick Energy收购，增加约50,000 boe/d液体丰富天然气产量，确立在阿尔伯塔Deep Basin的主导地位 [4] - 已识别约1亿美元(每股0.65美元)的运营和开发协同效应(NPV10基准)，预计随着资产整合将发现更多协同效应 [4] - 公司目前在Deep Basin拥有超过110万净英亩土地，当前产量超过75,000 boe/d [19] 成本优化 - Mica Montney项目8-4 BC井台单井成本约900万美元，处于目标成本区间低端，未来开发成本预计减少约1亿美元 [5] - 基础设施扩建项目提前完成且低于预算，将促进BC Montney资产近期和未来产量增长 [5] - 德国2024年三井(2.6净)深气勘探计划证实85 Bcf(60 Bcf净)储量，发现可支持多达6个后续钻探位置的地质构造 [4] 市场与价格 - 受益于欧洲强劲气价，公司第一季度实现平均天然气价格为7.80美元/mcf，远高于AECO 5A基准的2.17美元/mcf [4] - 公司已对冲2025年剩余时间50%的净特许权使用费产量，包括55%欧洲天然气产量、42%原油产量和55%北美天然气产量 [35] - 拥有约10亿美元流动性和无近期债务到期，能够应对当前市场波动 [20] 未来展望 - 2025年资本预算和指引保持不变，继续优先考虑自由现金流和债务削减，同时通过股息和股票回购向股东返还资本 [9] - 预计第二季度产量将达到134,000至136,000 boe/d(62%天然气)，包括Westbrick资产的全面贡献 [9] - 预计2025年全年FFO在10-11亿美元区间，产生约3亿美元FCF [33] - 德国深气发现预计到2028年将达到约27 mmcf/d或4,500 boe/d净产量，相当于按当前价格计算约9000万美元年FFO [29]

文章核心观点 公司公布2024年四季度及全年创纪录的储量、强劲财务和运营业绩，资产优势推动储量显著增长，进入2025年财务状况良好，重申年度资本和产量指引，有望实现产量增长目标并为股东带来回报 [1] 各部分总结 运营和财务亮点 - 四季度平均日产量85,635桶油当量，超指引范围，全年平均日产量83,084桶油当量，同比增8%，产量构成符合指引 [4] - 成功执行资本支出计划，全年投资4.989亿美元用于油井和设施活动，四季度资本支出7110万美元 [4] - 全年调整后资金流5.522亿美元，四季度贡献1.371亿美元，全年自由调整后资金流3960万美元 [4] - 2024年回购注销590万股普通股，自2022年实施正常发行人投标以来，累计回购注销3650万股，总成本4.383亿美元 [4] - 年末信贷额度使用540万美元，净债务2.325亿美元，净债务与四季度调整后资金流比率为0.4倍 [4] - 全年净利润3.057亿美元，四季度9920万美元 [4] - 通过与托克的净回值协议增加液化天然气销售，自2027年1月1日起为期13年，涉及2.1亿立方英尺/日的液化天然气 [4] - 连续三年入选TSX30，排名第六 [4] 储量评估成果 - 已证实开发生产（PDP）储量1.773亿桶油当量，同比增9%，每股增12% [9] - 总证实加可能（TP + PA）储量7.797亿桶油当量，同比增21%，每股增24% [9] - PDP和TP + PA基础上分别替换2024年产量的150%和550% [9] - PDP发现、开发和收购成本（FD&A）为11.13美元/桶油当量，超预期 [9] - PDP循环比率达1.8倍 [9] - TP + PA的FD&A为6.97美元/桶油当量 [9] - 总开发油井增加42口至395口，未开发钻井位置增加9个至1189个 [9] - PDP、TP和TP + PA税前净现值（NPV10）分别为每股10.01美元、20.56美元和30.11美元 [9] 股东资本回报与资产负债表实力 - 2025年计划至少分配1亿美元用于回购普通股，至少75%的增量自由调整后资金流用于额外股份回购 [7] - 年末净债务2.325亿美元，远低于约3.5亿美元的软上限，信贷额度使用少，净债务与四季度调整后资金流比率为0.4倍 [8] 运营与2025年指引 - 2025年初运营进展顺利，钻机利用率高，完井作业效率超预期，资本成本低于预算，预计井成本同比降3% [11] - 多个井垫按计划推进，预计带来产量增长 [12] - 1 - 2月产量趋势良好，预计一季度平均日产量8.7 - 8.8万桶油当量，预计全年平均日产量约9万桶油当量，若第三方天然气厂二季度投产，预计全年平均日产量约9.2万桶油当量，若推迟至四季度，预计约8.8万桶油当量 [13] - 重申年度资本支出指引目标约4.5亿美元，优先通过回购普通股向股东返还资本 [14] 财务数据对比 |项目|2024年四季度|2023年四季度|变化率|2024年全年|2023年全年|变化率| | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | |石油和天然气收入（千美元）|281,454|365,497|-23%|1,215,234|1,398,097|-13%| |经营活动提供的现金（千美元）|135,831|211,761|-36%|600,253|721,342|-17%| |调整后资金流（千美元）|137,059|201,987|-32%|552,196|756,943|-27%| |每股调整后资金流（基本）（美元）|0.67|0.95|-29%|2.68|3.50|-23%| |每股调整后资金流（摊薄）（美元）|0.66|0.93|-29%|2.64|3.40|-22%| |净利润（千美元）|99,152|89,513|11%|305,718|367,678|-17%| |每股净利润（基本）（美元）|0.48|0.42|14%|1.48|1.70|-13%| |每股净利润（摊薄）（美元）|0.48|0.41|17%|1.46|1.65|-12%| |总资产（千美元）|-|-|-|3,450,419|3,058,053|13%| |净资本支出（千美元）|71,090|113,258|-37%|498,876|518,294|-4%| |净债务（千美元）|-|-|-|232,503|183,551|27%| |日产量 - 天然气（百万立方英尺/日）|327.1|310.5|5%|304.3|276.0|10%| |日产量 - 凝析油（桶/日）|22,657|26,889|-16%|24,709|24,633|—| |日产量 - 天然气液（桶/日）|8,455|7,287|16%|7,661|6,545|17%| |日总产量（桶油当量/日）|85,635|85,924|—|83,084|77,185|8%| |凝析油和天然气液权重|36%|40%|—|39%|40%|—| |凝析油权重|26%|31%|—|30%|32%|—| |平均实现销售价格 - 天然气（美元/千立方英尺）|2.78|3.45|-19%|2.51|4.19|-40%| |平均实现销售价格 - 凝析油（美元/桶）|83.58|99.20|-16%|94.83|100.02|-5%| |平均实现销售价格 - 天然气液（美元/桶）|30.38|32.46|-6%|27.86|31.80|-12%| |石油和天然气收入净回值（美元/桶油当量）|35.72|46.24|-23%|39.96|49.62|-19%| |金融衍生品实现收益（美元/桶油当量）|1.75|0.46|280%|0.86|0.41|110%| |其他收入（美元/桶油当量）|0.01|—|—|0.11|—|—| |特许权使用费（美元/桶油当量）|-3.13|-4.50|-30%|-4.30|-4.80|-10%| |运输费用（美元/桶油当量）|-4.57|-4.54|1%|-4.78|-4.77|—| |净运营费用（美元/桶油当量）|-11.07|-10.65|4%|-11.37|-11.40|—| |运营净回值（美元/桶油当量）|18.71|27.01|-31%|20.48|29.06|-30%| |公司净回值（美元/桶油当量）|17.40|25.55|-32%|18.15|26.86|-32%| |股票交易统计 - 最高价（美元/股）|14.18|13.72|3%|14.86|13.72|8%| |股票交易统计 - 最低价（美元/股）|10.34|10.40|-1%|9.59|9.93|-3%| |股票交易统计 - 收盘价（美元/股）|13.82|11.04|25%|13.82|11.04|25%| |流通普通股数量（千股）|-|-|-|203,701|207,584|-2%| [17][19] 公司储量数据详情 |储量类别|天然气（百万立方英尺）|液体（千桶）|石油（千桶）|总计（千桶油当量）| | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | |已证实 - 开发生产|680,168|63,913| - |177,275| |已证实 - 开发非生产|93,825|10,140| - |25,777| |已证实 - 未开发|938,058|86,693| - |243,036| |总已证实|1,712,051|160,747| - |446,088| |总可能|1,313,477|114,729| - |333,642| |总已证实加可能|3,025,528|275,475| - |779,730| [24] 储量数据调整 |项目|天然气（百万立方英尺）|液体（千桶）|石油（千桶）|总油当量（千桶油当量）| | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | |总已证实 - 2023年12月31日余额|1,546,471|144,132| - |401,877| |勘探与开发|234,672|24,335| - |63,447| |技术修订|30,118|2,912|11|7,942| |收购|18,123|1,720| - |4,741| |处置|-156|-18| - |-44| |经济因素|-5,809|-498| - |-1,466| |产量|-111,368|-11,837|-11|-30,409| |总已证实 - 2024年12月31日余额|1,712,051|160,747| - |446,088| |总已证实加可能 - 2023年12月31日余额|2,505,894|225,374| - |643,023| |勘探与开发|597,808|57,452| - |157,087| |技术修订|12,434|2,496|11|4,579| |收购|22,817|2,161| - |5,964| |处置|-201|-22| - |-56| |经济因素|-1,857|-148| - |-458| |产量|-111,368|-11,837|-11|-30,409| |总已证实加可能 - 2024年12月31日余额|3,025,528|275,475| - |779,730| [26][27] 未来开发资本需求 |年份|已证实生产（千美元）|已证实（千美元）|已证实加可能（千美元）| | ---- | ---- | ---- | ---- | |2025|10,000|270,190|283,615| |2026| - |441,337|441,337| |2027| - |378,915|378,915| |2028| - |582,820|623,529| |2029| - |210,425|385,690| |剩余| - | - |1,205,057| |总计（未折现）|10,000|1,883,686|3,318,141| [28] 公司发现、开发和收购成本详情 |项目|3年平均 - 已证实|3年平均 - 已证实加可能|2024年 - 已证实|2024年 - 已证实加可能|2023年 - 已证实|2023年 - 已证实加可能| | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | |发现和开发成本（美元/桶油当量）|10.06|8.69|7.18|10.92|12.59| - | |发现、开发和收购成本（美元/桶油当量）|9.95|8.60|6.97|11.12|12.86| - | [29] 未来净收入净现值数据 |储量类别|0%折现率（千美元）|5%折现率（千美元）|10%折现率（千美元）|15%折现率（千美元）|20%折现率（千美元）| | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | |已证实 - 开发生产|3,311,450|2,531,022|2,038,337|1,715,462|1,491,640| |已证实 - 开发非生产|589,610|437,020|350,631|295,990|258,256| |已证实 - 未开发|4,450,580|2,705,801|1,798,236|1,270,234|934,810| |总已证实|8,351,651|5,673,843|4,187,204|3,281,686|2,684,706| |可能|7,457,152|3,482,560|1,946,864|1,232,453|849,096| |总已证实加可能|15,808,803|9,156,404|6,134,068|4,514,138|3,533,801| [32] 定价和通胀率假设 |年份|AECO天然气（加元/百万英热单位）|NYMEX天然气（美元/百万英热单位）|芝加哥天然气（美元/百万英热单位）|埃德蒙顿C5 +（加元/桶）|埃德蒙顿丙烷（加元/桶）|埃德蒙顿丁烷（加元/桶）|WTI库欣（美元/桶）|埃德蒙顿40 API（加元/桶）|汇率（美元/加元）| | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | ----