--- title: "Bonterra Energy 宣布 2025 年年终业绩和储量评估，并创下年度产量新高" type: "News" locale: "zh-CN" url: "https://longbridge.com/zh-CN/news/278962430.md" description: "Bonterra Energy Corp. 宣布其 2025 年年终业绩，创下每日生产量 15,513 桶油当量的历史新高，比去年增长 5%。公司报告资本支出为 6,990 万美元，调整后的自由资金流为 1,720 万美元，同比增长 65%。Bonterra 的储量增长了 3%，总探明加可能储量的寿命指数为 19.4 年。公司重申了 2026 年的指导方针，预计每日生产量在 16,200 到 16,400 桶油当量之间，资本支出为 7,500 万到 8,000 万美元。首席执行官 Patrick Oliver 强调，他们的钻探计划和战略收购的成功执行是增长的关键驱动因素" datetime: "2026-03-13T00:38:00.000Z" locales: - [zh-CN](https://longbridge.com/zh-CN/news/278962430.md) - [en](https://longbridge.com/en/news/278962430.md) - [zh-HK](https://longbridge.com/zh-HK/news/278962430.md) --- # Bonterra Energy 宣布 2025 年年终业绩和储量评估，并创下年度产量新高 阿尔伯塔省卡尔加里，2026年3月12日（GLOBE NEWSWIRE）-- Bonterra Energy Corp. ; OTCID:BNEFF（“ **Bonterra**” 或 “ **公司**”）很高兴地宣布截至2025年12月31日的第四季度和年度财务及运营结果，创下年度生产记录，并附上由 Sproule International Limited（“Sproule”）编制的独立石油和天然气储量评估（“Sproule 报告”），有效日期为2025年12月31日。相关财务报表和附注，以及管理层的讨论与分析和截至2025年12月31日的年度信息表可在 SEDAR+ www.sedarplus.ca 和我们的网站 www.bonterraenergy.com 上获取。 - **创纪录的年度生产量为每日 15,513 桶油当量（BOE）**，超出修订后的指导，并比去年增长 5% - **通过完成之前宣布的 Bonanza 资产收购，扩大了 Charlie Lake 核心区域**，该资产包括低衰减油池，日产约 760 BOE(3) 和 21 个顶级钻探位置 - **在总探明（“TP”）和总探明加可能（“TPP”）储量类别中实现储量增长 3%**，支撑 TPP 储量寿命指数为 19.4 年；将 TP 和 TPP 的发现与开发成本 (2) 降低至每桶油当量$12.72 和$14.93，推动回收比率 (2) 分别达到 2.1 倍和 1.8 倍 - **资本支出为$69.9 百万**，符合指导 - **调整后的自由资金流** **(1)** **为$17.2 百万**，比去年增长 65% - **重申 2026 年指导**，预计年度生产量将在每日 16,200 至 16,400 BOE 之间 (3)，资本支出预计为$75–$80 百万 总裁兼首席执行官 Patrick Oliver 表示：“可以公平地说，2025 年是 Bonterra 的突破年，反映了我们对有序增长的关注。我们采取了几项关键措施来增强我们的财务状况和资产基础，特别是： - 成功执行我们的 Charlie Lake 钻探计划，这是实现年度生产记录的关键驱动因素，并支持了资本效率的提高； - 完成了一项战略收购，以进一步扩大我们的 Charlie Lake 核心区域，增加了一级钻探库存； - 在我们的 Montney 土地基础上继续进行划界钻探，包括成功钻探我们的第一口三英里水平 Montney 井；以及 - 通过我们的加拿大高收益债务再融资交易提高了公司的流动性。” Oliver 先生补充道：“通过优化我们稳定的 Cardium 生产基础，并利用我们在 Charlie Lake 和 Montney 的高影响资产，我们能够以显著更少的资本实现创纪录的生产。目前我们正处于这两个资产的划界阶段，考虑到迄今为止的储量登记较低，我们看到显著的资源捕获和增长机会，为我们的股东创造可持续的长期价值。” **2025 年财务和运营亮点** **生产** 在 2025 年平均为每日 15,513 BOE，比去年 14,846 BOE 增长 5%，这主要归因于公司 2025 年钻探计划的执行和年初完成的 Pembina Cardium 井的再激活活动。2025 年第四季度的平均产量为每日 15,254 BOE(3)。 **资金流** **1** **和调整后的自由资金流** **1** 总计$94.2 百万（每股稀释后$2.57）和$17.2 百万（每股稀释后$0.47）。资金流同比下降 20%，主要是由于原油价格下降，而调整后的自由资金流尽管原油价格较低，但仍增长 65%，主要得益于 2025 年更高效的资本计划。 **2025 年的现场净收益和现金净收益** **1** 分别平均为每桶油当量$22.05 和$16.63，WTI 原油价格平均为每桶 US$64.81，AECO 天然气价格平均为每千立方英尺$1.67。 **生产成本** 在 2025 年平均为每桶油当量$16.69，较 2024 年的$16.54 有所上升。边际增加主要是由于与 Charlie Lake 和 Montney 项目相关的第三方基础设施初始费用，以及公司井再激活计划的活动水平提高。 **资本支出** 在 2025 年总计$69.9 百万，符合公司之前提供的年度资本支出指导$65 至$70 百万： - $41.0 百万用于钻探 9 口总（8.4 口净）运营井，其中 7 口总（6.5 口净）井已完成、装备并接入，另外钻探了 9 口总（1.5 口净）非运营井。剩余的两口（1.9 口净）已钻但未完成（“DUC”）的井在 2026 年第一季度已完成并接入；以及 - $28.9 百万用于土地和租赁收购、基础设施、重新完井和压缩机升级。 **Bonanza 资产收购** 于2025年12月18日完成，现金对价为$15.3 百万，扣除交割调整后： - 低衰减基础生产：约 760 BOE 每日 3 的现有生产来自低衰减油池 - 增加的区域足迹：在现有 Charlie Lake 运营旁的 Greater Bonanza Area 拥有 41 个净区块的土地 - Charlie Lake 钻探库存：21 个已识别的顶级钻探位置，补充其现有的 Charlie Lake 库存，以及 Doig 地层中的 3 个低风险填充位置 - 协同基础设施：拥有和运营的战略性基础设施足迹，包括未充分利用的压缩机、蓄电池和集气管道，为收购土地及其邻近现有土地提供了立即的半周期钻探机会，并在 Greater Bonanza Area 提供新的天然气处理选择。 **净债务** **1** 在年末总计为 1.79 亿美元，净债务与 EBITDA 的比率为 1.6:1，而2024年12月31日为 1.2:1。净债务与 EBITDA 比率的增加主要是由于 Bonanza 资产收购带来的债务增加、与债务再融资交易相关的一次性费用以及由于原油价格下跌导致的 EBITDA 减少。 **正常回购计划** 于四月启动，公司以每股平均 3.56 美元的价格回购了 749,900 股普通股用于注销，约占2024年12月31日已发行股份的 2%。 **2025 年财务和运营结果** 截至及截至年度 **2025年12月31日** 2024年12月31日 2023年12月31日 （千美元，除每股外） 财务 收入 - 实现的石油和天然气销售 **247,874** 279,957 319,517 资金流 (1) **94,168** 118,668 147,305 每股 - 基本 **2.57** 3.18 3.96 每股 - 稀释 **2.55** 3.18 3.95 经营现金流 **89,480** 114,952 140,183 每股 - 基本 **2.44** 3.08 3.77 每股 - 稀释 **2.43** 3.08 3.76 净收益（损失）(2) **(17,125** **)** 10,203 44,943 每股 - 基本 **(0.47** **)** 0.27 1.21 每股 - 稀释 **(0.46** **)** 0.27 1.20 资本支出 **69,932** 101,076 126,478 石油和天然气资产收购 (3)(4) **16,029** 24,234 \- 总资产 **959,434** 975,043 967,870 净债务 (5) **179,049** 167,210 145,440 银行债务 **40,722** 46,211 14,822 股东权益 **522,032** 540,639 528,258 运营 轻油 \- 每日桶数 **6,415** 6,639 7,209 \- 平均价格（每桶美元） **81.24** 94.35 97.58 NGLs \- 每日桶数 **1,511** 1,513 1,359 \- 平均价格（每桶美元） **41.61** 46.97 48.80 常规天然气 \- 每日 MCF **45,524** 40,164 33,814 \- 平均价格（每 MCF 美元） **2.09** 1.68 3.12 每日总油当量（BOE）(6) **15,513** 14,846 14,204 _上述表格的注释:_ _(1)_ _资金流是非国际财务报告准则（IFRS）指标。请参见本新闻稿后面的说明。_ _(2)_ _截至2025年12月31日的年度净损失主要反映了一次性债务清偿费用 1160 万美元。_ _(3)_ _2024年3月1日，公司以 2360 万美元的现金对价收购了 Charlie Lake 资产，并支付了 30 万美元的非核心矿权，包括交割调整。Charlie Lake 资产已被视为资产收购，导致 PP&E 增加 2420 万美元，并承担 30 万美元的退役负债。_ _(4)_ _2025年12月18日，公司以 1530 万美元的现金对价收购了与公司 Charlie Lake 区域资产相邻的 Bonanza 资产，包括交割调整。该收购已被视为资产收购，导致 PP&E 增加 1600 万美元，并承担 70 万美元的退役负债。_ _(5)_ _净债务是非国际财务报告准则（IFRS）指标。请参见本新闻稿后面的说明。_ _(6)_ _BOE 可能会产生误导，特别是如果单独使用。BOE 转换比率为 6 MCF:1 桶，基于主要适用于燃烧器尖端的能量转换方法，并不代表井口的价值等价性。_ **运营更新** **Charlie Lake** 公司在 2026 年初拥有一口三英里（0.9 净）待完工（DUC）井，并且自那时起又钻探了 3 口（2.8 净）Charlie Lake 井。待完工井和两口新的 Charlie Lake 井已完成、连接并处于完工后清理操作的早期阶段，而第三口新的 Charlie Lake 井计划在三月底之前完成，并在第二季度初连接。公司预计将在下一个季度发布中提供新结果的 30 天峰值产量。2025 年 12 月 Charlie Lake 资产的净产量约为 3660 BOE/天，约占 2025 年 12 月公司总产量的 23%。 **Montney** Montney 仍然是公司投资组合中增强股东价值的战略资产。基于迄今为止两口自营井的强劲生产结果，Bonterra 已钻探其第三口 Montney 井，以继续划定其 Montney 土地基础。第三口井于 2025 年第四季度钻探，并于 2026 年第一季度完成并连接。该井为三英里水平井，与 Bonterra 之前的两口 Montney 井相比，完成时的压裂刺激强度有所增加。新的 Montney 井目前处于完工后清理操作的早期阶段。公司预计将在下一个季度发布中提供 30 天峰值产量结果。2025 年 12 月 Montney 资产的净产量约为 780 BOE/天，约占 2025 年 12 月公司总产量的 5%。 **2026 年展望** 公司重申其 2026 年的生产和资本指导如下： - 年均生产范围为每日 16,200 至 16,400 BOE，约 50% 至 52% 为石油和液体；以及 - 资本支出范围为 7500 万美元至 8000 万美元。 2026 年资本计划旨在通过对公司三项资产的资本配置来增加企业生产。对 Cardium 的资本投入将进一步优化基础现金流，而 Charlie Lake 和 Montney 的活动计划将增加这些项目的生产曝光率，并进一步证明这些高影响资产中资源的价值，包括对我们最近收购的新土地进行测试。 Bonterra 仍然致力于以有序的方式管理杠杆水平，并将在 2026 年专注于将自由现金流用于偿还债务和股票回购。 公司在剩余年度内保持资本灵活性，以应对当前的商品价格状况。 为了降低风险并在市场波动期间增加稳定性，Bonterra 已对预计的原油生产的约 48% 和天然气生产的 25% 进行了对冲，覆盖至 2026 年上半年。在 2026 年上半年，Bonterra 已确保每桶 3,044 桶的 WTI 价格在 55.00 美元至 80.95 美元之间；天然气价格在每 GJ1.29 美元至 3.30 美元之间，约为每天 12,743 GJ。 此外，Bonterra 已确保在 2026 年下半年每天 2,250 桶的 WTI 价格在 60.00 美元至 66.75 美元之间，代表预计原油生产的 33%。天然气价格平均为每 GJ2.76 美元，覆盖 2026 年下半年和 2027 年第一季度，主要通过固定价格合同达成。 **2025 年储量亮点** 公司很高兴地宣布由 Sproule International Limited 编制的独立储量报告的摘要结果，生效日期为2025年12月31日。Sproule 报告反映了公司 Charlie Lake 和 Montney 资源项目驱动的 2025 年资本计划的成功。 以下是 Sproule 报告的具体细节摘要，该报告是根据《加拿大石油和天然气评估手册》（"COGE Handbook"）和《国家工具 51-101 - 石油和天然气活动披露标准》（"NI 51-101"）中概述的指南、标准和方法编制的。根据 NI 51-101 的要求，进一步的储量相关信息将纳入 Bonterra 的年度信息表，并在公司在 www.sedarplus.ca 的资料中提交，并在公司网站上提供。 - **TP 和 TPP 类别的储量增加：** - 年同比持平 - 已探明开发生产（“PDP”）储量为 3430 万桶油当量 - 年同比增加 3% - TP 储量为 8780 万桶油当量 - 年同比增加 3% - TPP 储量为 1.097 亿桶油当量 - **未来净收入的净现值** **以 10% 折现**（税前）TPP 总计 12 亿美元，而 TP 总计 8.592 亿美元，PDP 总计 4.685 亿美元 - **储量寿命指数（“RLI”）** **2** TPP、TP 和 PDP 分别约为 19.4 年、15.5 年和 6.1 年（基于 2025 年平均日产量 15,513 桶油当量） - **储量替代率** **2** **为** 2025 年 PDP 基础上 99%，TP 基础上 150% 和 TPP 基础上 164% - **F&D 成本** **2** 包括 TP 的 FDC 为每桶油当量 12.72 美元，TPP 为每桶油当量 14.93 美元 - **回收比率** **2** 包括 FDC 的 TP 储量为 2.1 倍，TPP 储量为 1.8 倍 - **未来开发资本**（“FDC”）预计 TP 为 8.04 亿美元，比 2024 年 TP FDC 的 7.86 亿美元增加 2% 或 1800 万美元 **截至2025年12月31日的原油和天然气储量汇总** 轻质和中质原油 常规天然气 天然气液体 油当量 未来开发资本 (MBbl) (MMcf) (MBbl) (MBoe) ($000s) 已探明 已开发生产 15,418.6 93,403 3,340.3 34,325.9 \- 已开发非生产 1,619.3 7,081 247.1 3,046.6 5,681 未开发 23,033.0 137,204 4,547.8 50,448.2 798,583 **总已探明** **40,070.9** **237,688** **8,135.1** **87,820.7** **804,264** 总可能 10,001.3 59,240 2,013.1 21,887.6 18,298 **总已探明加可能** **50,072.2** **296,927** **10,148.2** **109,708.3** **822,562** **截至2025年12月31日公司总储量按主要产品类型的对账** **轻质和中质原油** **常规天然气** **天然气液体** **油当量** 已探明总量 已探明 + 可能 已探明总量 已探明 + 可能 已探明总量 已探明 + 可能 已探明总量 已探明 + 可能 (MBbl) (MBbl) (MMcf) (MMcf) (MBbl) (MBbl) (Mboe) (Mboe) **2024年12月31日的期初余额** **41,438** **51,724** **214,580** **267,790** **7,796** **9,714** **84,997** **106,070** 扩展 (1) 2,132 2,826 27,437 35,030 790 1,002 7,495 9,666 收购 (2) 762 952 9,605 12,022 196 246 2,559 3,202 处置 (3) (169 ) (218 ) (32 ) (42 ) (0 ) (0 ) (175 ) (226 ) 经济因素 (4) (834 ) (758 ) (3,251 ) (2,884 ) (127 ) (106 ) (1,503 ) (1,345 ) 技术修订 (5) (917 ) (2,112 ) 5,965 1,627 32 (156 ) 109 (1,997 ) 生产 (2,341 ) (2,341 ) (16,616 ) (16,616 ) (551 ) (551 ) (5,662 ) (5,662 ) **2025年12月31日的期末余额** **40,071** **50,072** **237,688** **296,927** **8,135** **10,148** **87,821** **109,708** _上表的说明:_ (1) _包括在 2025 年钻探的扩展井和填补井，以及新扩展未来钻探位置的预订。_ (2) _与在大博南扎地区收购资产相关的体积增加。_ (3) _由于出售非核心资产而导致的体积减少。在 2025 年，萨斯喀彻温省和东阿尔伯塔省的运营资产被完全处置。_ (4) _经济因素反映了由于 Sproule、GLJ 石油顾问和 McDaniels & Associates 顾问有限公司对2024年12月31日与2025年12月31日商品价格预测的变化而导致的储量变化。_ (5) _技术修订归因于先前预订估计的变化。在 2025 年，开发生产实体记录了积极的技术修订，主要与井的性能改善相关，以及由于改善的对比和类比生产性能而导致的大多数预订位置的技术修订。蒙特尼财产记录了负面的技术修订，涉及对预订位置的修订，以更好地与未来开发计划对齐，而不是由于井的性能预期。_ (6) _毛储量是指公司在计算特许权使用费之前的工作权益储量，以及在考虑公司的特许权使用费权益之前的储量。_ **截至2025年12月31日未来净收入的净现值摘要** ($M) **税前净现值（按年折现%）** 储量类别: **0** **%** **5** **%** **10** **%** **15** **%** **已探明** 生产中 749,746 577,152 468,500 396,003 非生产中 65,627 47,608 36,640 29,441 未开发 909,732 554,798 354,036 233,462 **总已探明** **1,725,105** **1,179,558** **859,176** **658,906** 可能 700,234 437,670 308,892 234,976 **总已探明加可能** **2,425,339** **1,617,228** **1,168,068** **893,882** **未来开发资本、F&D 成本** **2** **和回收比率** **2** FDC 反映了 Sproule 对将 Bonterra 的已探明和可能开发及未开发储量投入生产的成本的最佳估计。由于开发活动、收购和处置活动、基于井设计和性能改善的资本成本估算变化、服务成本变化以及不直接推动储量或生产增加的资本活动成本估算变化，预测的 FDC 每年都会发生变化。 在过去三年中，Bonterra 发生了以下发现、开发和收购（“FD&A”）以及发现和开发（“F&D”）成本，包括和不包括 FDC： **TP 储量净增加** **TPP 储量净增加** **2025** **2024** **2023** **3 年平均** **4** **2025** **2024** **2023** **3 年平均** **4** **FD&A 每 BOE 成本** 1,2,3,6 包括 FDC $ 10.39 $ 17.31 $ 39.08 $ 19.10 $ 12.37 $ 18.34 $ 34.16 $ 19.54 不包括 FDC $ 8.28 $ 10.43 $ 27.09 $ 12.94 $ 9.02 $ 11.65 $ 23.24 $ 13.17 **F&D 每 BOE 成本** 1,2,3,6 包括 FDC $ 12.72 $ 18.86 $ 39.08 $ 22.17 $ 14.93 $ 20.99 $ 34.16 $ 22.95 不包括 FDC $ 11.39 $ 14.85 $ 27.09 $ 16.94 $ 11.47 $ 16.42 $ 23.24 $ 16.81 **回收比率** 2,5,6 F&D（包括 FDC） 2.1 1.6 0.9 1.6 1.8 1.5 1.1 1.5 F&D（不包括 FDC） 2.7 2.7 1.4 2.3 2.4 2.4 1.6 2.2 _上表的说明:_ (1) _石油当量可能会产生误导，特别是如果单独使用。6 MCF:1 桶的 BOE 转换比率是基于主要适用于燃烧器尖端的能量等效转换方法，并不代表井口的价值等效。_ (2) _最近财年的勘探和开发成本的总和以及该年预计未来开发资本的变化通常不会反映与该年储量增加相关的总发现和开发成本。_ (3) _F&D 和 FD&A 成本的计算均包括或排除，如标签所示，所需的 FDC 变化，以将已探明的未开发和已开发储量投入生产。F&D 或 FD&A 数字是通过将识别的资本支出除以适用的储量增加（包括扩展、填补、修订、收购和处置，以及经济因素）计算得出的，FDC 成本的变化（如标签所示）之前或之后。_ (4) _三年平均值是使用三年总资本成本和储量增加在 TP 和 TPP 储量上按加权平均计算得出的。_ (5) _回收比率定义为每 BOE 的现场净收益除以每 BOE 的 F&D 成本。现场净收益是_ _非国际财务报告准则（Non-IFRS）指标，见 “警示声明_ _。” 在 BOE 基础上，Bonterra（未经审计）的现场净收益在上述计算中如下：202_ _5_ _\- $2_ _2_ _._ _05_ _; 202_ _4_ _\- $_ _28_ _._ _34_ _; 202_ _3_ _\- $_ _37_ _._ _01_ _; 三年加权平均 - $_ _28_ _._ _91_ _._ (6) _“FD&A 成本”、“F&D 成本” 和 “回收比率” 没有标准化的含义，因此可能无法与其他实体的类似指标计算进行比较。请参见本新闻稿中的 “关于石油和天然气披露的信息”。_ **不包括表格的说明** (1) 非国际财务报告准则指标。请参见本新闻稿中的建议。 (2) 请参见本新闻稿中的 “关于石油和天然气披露的信息”。 (3) 请参见本新闻稿中的 “关于产品类型的信息”。 **关于 Bonterra** Bonterra Energy Corp.是一家常规石油和天然气公司，为加拿大能源开辟了一条稳健的发展道路。其运营包括在阿尔伯塔省的 Pembina Cardium 拥有一个大型集中土地位置，这是加拿大最大的石油开采区之一。Bonterra 的液体加权 Cardium 生产为实施资本回报战略提供了基础，该战略专注于为股东创造长期、可持续的增长和价值。新兴的 Charlie Lake 和 Montney 资源区预计将为未来提供更大的选择性和扩展的潜在开发空间。我们的股票在多伦多证券交易所上市，股票代码为 “BNE”，我们邀请利益相关者在 LinkedIn 和 X 上关注我们，以获取持续的更新和发展。 **如需更多信息，请联系：** **Bonterra Energy Corp.** Patrick Oliver，总裁兼首席执行官 Scott Johnston，首席财务官 Brad Curtis，高级副总裁，业务发展 电话：(403) 262-5307 传真：(403) 265-7488 电子邮件：info@bonterraenergy.com **警示声明** 本摘要新闻稿不应被视为对不熟悉 Bonterra Energy Corp.的读者的适当信息来源，也不应被视为阅读截至2025年12月31日的完整报告的任何替代品。有关完整报告，请访问 www.bonterraenergy.com。 **关于石油和天然气披露的信息** Bonterra 截至2025年12月31日的石油和天然气储量声明，包括根据 NI 51-101 的要求完整披露其石油和天然气储量及其他石油和天然气信息，包含在其年度信息表中，该表可在 Bonterra 的 SEDAR 档案中找到，网址为 www.sedarplus.ca 或在公司的官方网站上。此处包含的回收和储量估计仅为估计，无法保证估计的储量将被回收。关于单个财产或其子集的估计披露，这些估计可能无法反映与所有财产的储量和未来净收入估计相同的置信水平，因聚合效应而异。公司相信，随着将可能的未开发储量转化为已探明储量，未来将建立额外储量，这是一项前瞻性声明，基于某些假设，并受到某些风险的影响，如下文 “前瞻性信息” 部分所述。 本新闻稿包含石油和天然气行业常用的指标，如 “储量寿命指数”、“回收比率”、“储量替代”、“发现和开发成本”、“发现和开发回收比率”、“发现、开发和收购成本” 和 “现场净收益”。这些指标均由 Bonterra 根据本新闻稿中具体规定的方式确定。这些术语没有标准化的含义或标准化的计算方法，因此可能无法与其他公司提供的类似指标进行比较，因此不应用于进行此类比较。这些指标的包含旨在为读者提供额外信息，以评估公司的表现，但不应过度依赖于投资或其他目的。管理层使用这些指标进行自身的绩效测量，并为读者提供比较 Bonterra 随时间变化的表现的指标。 F&D 成本是通过将开发资本与适当时段的 FDC 变动相加，然后除以该期间被视为开发的储量变动来计算的。开发资本是一种非 GAAP 财务指标，用作 F&D 成本的组成部分。管理层将 F&D 成本作为有机储量开发的资本效率衡量标准。"FD&A 成本"是通过将开发资本、收购资本与适当时段的 FDC 变动相加，然后除以该期间总储量（不包括生产）的变动来计算的。开发资本和收购资本是用于 FD&A 成本的非 GAAP 财务指标。管理层将 FD&A 成本作为有机和收购储量开发的资本效率衡量标准。 储量替代率是通过将总储量增加（包括净收购减去处置）除以年产量来计算的。 F&D 和 FD&A 成本都考虑了年度内每桶油当量的储量修订。在财务年度内发生的成本总和以及该年度估计 FDC 的变动可能无法反映与该年度储量增加相关的总 F&D 成本。由于收购和处置可能对 Bonterra 的持续储量替代成本产生重大影响，因此在本新闻稿中同时呈现了包括和不包括收购和处置的寻找和开发成本，排除这些金额可能导致对其成本结构的不准确描述。 储量寿命指数是一个反映如果剩余储量按当前生产率生产，资产的理论生产寿命的指数。该指数通过将某一日期选定储量类别的储量除以该期间的年产量来计算。 回收比率定义为每桶油当量的净回报除以每桶油当量的 F&D 成本。 管理层使用这些石油和天然气指标来衡量自身绩效，并为股东提供比较 Bonterra 随时间变化的绩效的指标，然而，这些指标并不是公司未来绩效的可靠指标，未来绩效可能与之前的绩效不相符。读者应注意，这些指标提供的信息或从本新闻稿中呈现的指标得出的信息不应被依赖用于投资或其他目的。 本新闻稿中提到的峰值产量、初始生产率、测试产量和其他短期生产率对于确认碳氢化合物的存在是有用的，然而这些产量并不能决定这些井将开始生产和随后的衰退率，也不代表长期表现或最终回收。虽然这些数据令人鼓舞，但读者应谨慎，不要在计算 Bonterra 的总生产时依赖这些数据。公司提醒，这些结果应视为初步数据。 **非 IFRS 和其他财务指标** 在本新闻稿中，公司提到某些财务指标以分析运营绩效，这些指标不是 IFRS® 下认可的标准化指标，并且没有 IFRS 规定的标准化含义。这些指标在石油和天然气行业中被广泛使用，并被管理层、股东和分析师视为信息性。这些指标可能与其他公司所做的不同，因此可能无法与其他公司报告的类似指标进行比较。本发布包含 “资金流”、“资本支出”、“自由资金流”、“调整后的自由资金流”、“净债务”、“净债务与 EBITDA 比率”、“现场净回报” 和 “现金净回报” 等术语，以分析运营绩效。本发布中的非 IFRS 和其他财务指标可能指向前瞻性的非 IFRS 和其他财务指标，并与截至2025年12月31日的三个月和年度的调节一致，如下所述。 **资金流** 资金流是一种非 IFRS 财务指标。资金流是来自经营活动的现金流，包括投资销售所得和收到的投资收入，不包括非现金营运资本项目的变动和已结算的退役支出。管理层认为，运营产生的资金流是评估公司资本管理的关键指标。资金流是判断是否需要调整资本支出水平的指标。例如，在运营产生的资金流受到商品价格下跌的负面影响的时期，可能需要减少或限制资本支出以保护公司的资本。管理层认为，通过排除非现金营运资本的变动、退役支出、调整当期的利息支出，并包括收到的投资收入和投资销售所得，运营产生的资金流提供了一个有用的指标，以衡量 Bonterra 产生管理公司资本需求所需资金的能力。 以下是资金流与最直接可比的 IFRS 指标——经营活动现金流的调节。 截至三个月 截至年度 **2025年12月31日** 2024年12月31日 **2025年12月31日** 2024年12月31日 **（百万美元）** 经营活动产生的现金流 **21.5** 28.6 **89.5** 115.0 调整项： 非现金流动资产的变动 **2.5** (2.1 ) **3.2** (5.3 ) 利息支出 **(4.2** **)** (4.3 ) **(16.8** **)** (17.8 ) 已支付利息 **0.7** 5.6 **10.9** 17.8 退役支出 **1.6** 2.2 **7.1** 7.2 收到的投资收入 **\-** 0.1 **0.3** 0.4 投资出售所得 **\-** \- **\-** 1.4 **资金流动** **22.1** 30.1 **94.2** 118.7 **资本支出** 资本支出是一项非国际财务报告准则（IFRS）财务指标。管理层利用资本支出来衡量期间内发生的总现金资本支出。资本支出代表公司年度审计财务报表中现金流量表中的勘探与评估以及物业、厂房和设备支出，如下所示： 截至三个月 截至年度 **2025年12月31日** 2024年12月31日 **2025年12月31日** 2024年12月31日 **（百万美元）** 组成部分： 勘探与评估支出 **1.5** 0.2 **2.3** 1.2 物业、厂房和设备支出 **14.8** 22.2 **67.6** 99.9 **资本支出** **16.3** 22.4 **69.9** 101.1 **自由资金流** 管理层利用自由资金流来评估未来资本配置决策可用的资金量。其计算方法为资金流加上物业出售所得减去资本支出、收购和从现金流量表中结算的退役支出。 截至三个月 截至年度 **2025年12月31日** 2024年12月31日 **2025年12月31日** 2024年12月31日 **（百万美元）** 资金流 **22.1** 30.1 **94.2** 118.7 调整项： 资本支出 **(16.3** **)** (22.4 ) **(69.9** **)** (101.1 ) 收购 **(15.3** **)** \- **(15.3** **)** (23.6 ) 物业出售所得 **\-** \- **2.0** 0.1 退役支出 **(1.6** **)** (2.2 ) **(7.1** **)** (7.2 ) **自由资金流（缺口）** **(11.1** **)** 5.5 **3.9** (13.1 ) **调整后的自由资金流** 管理层利用调整后的自由资金流来评估排除收购支出和处置后可用的资金量。其计算方法为自由资金流加上收购支出减去现金流量表中的物业出售。 截至三个月 截至年度 **（百万美元）** **2025年12月31日** 2024年12月31日 **2025年12月31日** 2024年12月31日 自由资金流（缺口） **(11.1** **)** 5.5 **3.9** (13.1 ) 调整项： 收购 **15.3** \- **15.3** 23.6 物业出售所得 **\-** \- **(2.0** **)** (0.1 ) **调整后的自由资金流** **4.2** 5.5 **17.2** 10.4 **净债务和净债务与 EBITDA 比率** 净债务是一项非国际财务报告准则（IFRS）财务指标。净债务定义为流动负债减去流动资产，加上长期银行债务、次级债券、次级定期债务和次级票据。EBITDA 是一项非国际财务报告准则（IFRS）财务指标。EBITDA 是一个衡量净收益的指标，排除了递延对价、财务费用、当前和递延税项准备、耗竭和折旧、基于股份的补偿、资产出售的收益或损失、减值或减值回转、债务的清偿以及风险管理合同的未实现收益或损失。净债务与 EBITDA 是一个非国际财务报告准则（IFRS）比率。净债务与 EBITDA 比率定义为期末净债务除以过去十二个月的 EBITDA。有关净债务或净债务与 EBITDA 比率的更多信息，请参阅 Bonterra 截至2025年12月31日的年度审计财务报表的第 16 条注释。 以下是净债务和净债务与 EBITDA 的摘要，以及过去十二个月 EBITDA 与最直接可比的国际财务报告准则（IFRS）指标 “净收益” 的调节： （百万美元） **2025年12月31日** 2024年12月31日 银行债务 **40.7** 46.2 次级定期债务 **\-** 35.8 次级债券 **\-** 55.9 次级票据 **135.7** \- 流动负债 **35.6** 61.4 流动资产 **(33.0** **)** (32.0 ) **净债务** **179.0** 167.3 净收益（损失） **(17.1** **)** 10.2 净收益（损失）的调整： 风险管理合同的未实现损失（收益） **(1.3** **)** 1.5 财产出售收益 **(4.6** **)** \- 递延对价 **(1.0** **)** (1.0 ) 财务费用 **22.3** 26.5 基于股份的补偿 **2.5** 2.3 消耗和折旧 **101.6** 97.1 债务解除 **11.6** \- 当前所得税费用（回收） **(1.7** **)** 5.2 递延所得税回收 **(3.0** **)** (1.5 ) **EBITDA（过去十二个月）** **109.3** 140.3 **净债务与 EBITDA 比率** **1.6** 1.2 **领域和现金净回报** 领域净回报是一项非国际财务报告准则（non-IFRS）财务指标，计算方法为收入和实现的风险管理合同收益（损失）减去特许权使用费和运营费用，再除以该期间的总油当量（BOE）。每桶油当量的领域净回报是一项非国际财务报告准则（non-IFRS）比率，计算方法为领域净回报除以特定时间段内生产的总油当量（BOE）。根据国际财务报告准则（IFRS）没有可比的指标。管理层使用该指标来评估公司在单位生产基础上产生现金利润的能力。 现金净回报是一项非国际财务报告准则（non-IFRS）财务指标，计算方法为领域净回报减去利息费用、一般和行政费用以及当前所得税费用，再除以该期间的总油当量（BOE）。每桶油当量的现金净回报是一项非国际财务报告准则（non-IFRS）比率，计算方法为现金净回报除以特定时间段内生产的总油当量（BOE）。根据国际财务报告准则（IFRS）没有可比的指标。管理层使用该指标来评估公司在持续企业活动中产生现金流的能力，基于单位生产。 领域和现金净回报按单位计算如下： 截至三个月 截至年度 **2025年12月31日** 2024年12月31日 **2025年12月31日** 2024年12月31日 **（百万美元）** 石油和天然气销售 **57.8** 69.7 **247.9** 280.0 风险管理合同的实现收益（损失） **1.6** 1.6 **2.9** 3.6 特许权使用费 **(6.1** **)** (9.5 ) **(31.5** **)** (39.6 ) 生产成本 **(22.4** **)** (23.1 ) **(94.5** **)** (90.0 ) **领域净回报** **30.9** 38.7 **124.8** 154.0 办公和行政费用 **(1.6** **)** (1.3 ) **(5.6** **)** (5.2 ) 员工补偿 **(5.1** **)** (3.9 ) **(10.5** **)** (9.1 ) 行政和投资收入 **0.1** 0.1 **0.6** 0.6 投资出售收益 **\-** \- **\-** 1.4 利息费用 **(4.2** **)** (4.3 ) **(16.8** **)** (17.8 ) 当前所得税（回收） **2.0** 0.8 **1.7** (5.2 ) **现金净回报** **22.1** 30.1 **94.2** 118.7 **油当量（BOE）** **1,403,369** 1,330,294 **5,662,146** 5,433,622 **领域净回报（每桶 BOE）** **21.97** 26.94 **22.05** 28.34 **现金净回报（每桶 BOE）** **15.76** 20.95 **16.63** 21.84 **关于产品类型的信息** 本新闻稿中提到的天然气或天然气和天然气液体（NGLs）是指常规天然气和天然气液体产品类型，具体定义见国家仪器 51-101《石油和天然气活动的披露标准》，除非另有特别说明。公司过去八个季度的总平均生产量以及此处报告的 “原油”、“NGLs” 和 “天然气” 的引用包括以下产品类型，具体定义见 NI 51-101，并在适用时使用 1 桶：6 千立方英尺的转换比率： 2025 2024 第四季度 第三季度 第二季度 第一季度 第四季度 第三季度 第二季度 第一季度 **平均日生产量** 轻油（桶/天） **6,274** 6,051 6,794 6,546 7,306 7,177 7,282 7,068 NGLs（桶/天） **1,507** 1,353 1,508 1,679 1,619 1,410 1,248 1,155 常规天然气（千立方英尺/天） **44,839** 42,336 48,584 46,390 37,214 34,241 32,286 31,448 总计（BOE/天） **15,254** 14,460 16,399 15,957 15,128 14,294 13,911 13,464 - 预计 2026 年年均生产量在指导范围的中点约为 40% 轻原油、11% NGLs 和 49% 常规天然气。 - 在2025年12月18日，公司完成了对 Bonanza 资产的收购，增加了低衰减生产，权重组合约为 32% 轻原油、5% NGLs 和 63% 常规天然气。 - 2025 年 12 月的 Charlie Lake 生产量约为 36% 轻原油、5% NGLs 和 59% 常规天然气。 - 2025 年 12 月的 Montney 生产量约为 28% 轻原油、15% NGLs 和 57% 常规天然气。 **前瞻性信息** 本公告中包含的某些声明包括包含 “预期”、“可能”、“应该”、“期望”、“寻求”、“可能”、“打算”、“很可能”、“将”、“相信” 等词语的声明，这些声明涉及非历史事实的事项，这些关于我们对未来可能发生的发展、结果和事件的信念、意图和期望的声明构成了适用的加拿大证券法意义上的 “前瞻性信息”，并基于我们从经验和感知中得出的某些假设和分析。本公告中的前瞻性信息包括但不限于：公司 2026 年的财务和运营指导，涉及生产和资本支出；公司的 2026 年优先事项和展望；勘探和开发活动；与偿还债务和股票回购相关的计划；储量估计；未来净收入；F&D 成本和未来开发资本；石油和天然气价格及需求；石油和天然气行业的扩张及其他发展趋势；商业战略和展望；我们业务和运营的扩展与增长；以及其他相关事项。 所有这些前瞻性信息均基于我们在考虑历史趋势、当前条件和预期未来发展时所做的某些假设和分析，以及我们认为在特定情况下适当的其他因素。风险、不确定性和假设是难以预测的，可能会影响运营，并可能包括但不限于：外汇波动；设备和劳动力短缺及通货膨胀成本；一般经济状况；行业状况；美国关税、国际贸易协议的变化或加拿大联邦或省政府可能施加的关税或其他保护主义经济政策对加拿大能源行业的影响；适用的环境、税收及其他法律法规，以及这些法律法规可能如何限制石油和天然气行业的增长或运营；气候相关财务披露对财务结果的影响；公司筹集资本、维持其银团银行设施及在到期时再融资债务的能力；天气条件对运营和设施的影响；存在的运营风险；石油和天然气价格的波动；石油和天然气产品的供需；从运营中产生足够现金流以满足当前和未来义务的能力所固有的风险；竞争加剧；股市波动；信用风险；气候变化风险；网络安全；我们可获得或追求的机会；以及其他许多超出我们控制范围的因素。上述因素并非详尽无遗。 此外，在本公告中呈现的任何前瞻性信息如果构成未来导向的财务信息或财务展望（根据适用的证券法定义），则该信息已获得公司管理层的批准，并已呈现以提供管理层用于预算和规划目的的期望，并为提供关于公司战略方向的清晰度，基于此处呈现的假设，读者应注意该信息可能不适用于任何其他目的。 实际结果、表现或成就可能与本前瞻性信息中表达或暗示的内容有重大差异，因此，无法保证前瞻性信息所预期的任何事件将会发生，或者如果发生，所获得的利益将是什么。除法律要求外，Bonterra 不承担更新或修订任何前瞻性信息的意图或义务，无论是由于新信息、未来事件还是其他原因。 本公告中包含的前瞻性信息明确受到此警示声明的限制。 **常见术语** Bonterra 在本新闻稿中使用以下常见术语：“WTI” 指的是西德克萨斯中质原油，是美国用于基准定价的轻质甜油；“MSW Stream Index” 或 “Edmonton Par” 指的是西加拿大常规生产的轻质甜油的基准价格混合甜油；“AECO” 是加拿大阿尔伯塔省天然气的基准价格；“bbl” 指的是桶；“NGL” 指的是天然气液体；“MCF” 指的是千立方英尺；“MMBTU” 指的是百万英热单位；“GJ” 指的是吉焦；“BOE” 指的是桶油当量。此处提供的关于 BOE 的披露可能会产生误导，特别是在孤立使用时。BOE 转换比率为 6 MCF:1 bbl 是基于主要适用于燃烧器尖端的能量转换方法，并不代表井口的价值等价。 **数字金额** 本新闻稿中所有金额均以加元表示，除非另有说明。公司的报告和功能货币为加元。 _多伦多证券交易所对本公告的准确性不承担责任。_ ### 相关股票 - [OIH.US](https://longbridge.com/zh-CN/quote/OIH.US.md) - [CTRA.US](https://longbridge.com/zh-CN/quote/CTRA.US.md) - [IXC.US](https://longbridge.com/zh-CN/quote/IXC.US.md) - [XLE.US](https://longbridge.com/zh-CN/quote/XLE.US.md) - [XOP.US](https://longbridge.com/zh-CN/quote/XOP.US.md) - [ENFR.US](https://longbridge.com/zh-CN/quote/ENFR.US.md) - [IEO.US](https://longbridge.com/zh-CN/quote/IEO.US.md) ## 相关资讯与研究 - [16 天极限！一旦美军封锁成功，伊朗石油生产或被迫停摆](https://longbridge.com/zh-CN/news/282794507.md) - [核微反应堆开发商 Nuclea Energy 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