行业分析 - 专注于石油和天然气行业的投资分析 提供涵盖上游油田活动所有环节的投资组合模型 每周更新 [1] - 覆盖范围广泛 包括美国和国际能源公司 从页岩油到深海钻井企业 [1] - 运用技术分析识别行业催化剂 [1] 分析师背景 - 分析师拥有40年国际石油行业从业经验 在六大洲二十多个国家工作过 [2] - 专注于上游石油领域 是能源行业专家 [2] 投资持仓 - 分析师持有APA公司的多头仓位 包括股票、期权或其他衍生品 [3]

财务表现 - 公司2025年第二季度营收26 1亿美元 同比下滑6 5% [1] - 每股收益0 87美元 低于去年同期的1 17美元 [1] - 营收超市场预期26 08%（共识预期20 7亿美元） [1] - 每股收益超预期93 33%（共识预期0 45美元） [1] 运营数据 - 总日产量46 51万桶油当量 高于分析师平均预期的45 72万桶 [4] - 天然气日产量8 941亿立方英尺 略低于分析师预期的9 029亿立方英尺 [4] - 原油日产量23 52万桶 超出分析师预期的23 06万桶 [4] - 液化天然气日产量8 08万桶 高于分析师预期的7 61万桶 [4] 区域收入 - 美国地区收入13 8亿美元 同比增16 3% 远超分析师预期的9 58亿美元 [4] - 北海地区收入1 66亿美元 同比降37 8% 略低于分析师预期的1 68亿美元 [4] - 埃及地区收入6 3亿美元 同比降15 6% 略高于分析师预期的6 16亿美元 [4] 能源产品收入 - 天然气收入1 84亿美元 同比增36 3% 略高于分析师预期的1 83亿美元 [4] - 液化天然气收入1 53亿美元 同比降3 8% 高于分析师预期的1 39亿美元 [4] - 原油收入13 8亿美元 同比降27 6% 高于分析师预期的13 2亿美元 [4] - 油气总销售收入17 2亿美元 同比降21 9% 超出分析师预期的16 2亿美元 [4] - 原油和天然气采购销售额4 6亿美元 同比增34 5% 高于分析师预期的4 18亿美元 [4] 市场表现 - 公司股价过去一个月下跌4 6% 同期标普500指数上涨1 9% [3] - 当前Zacks评级为"持有" 预示短期表现可能与大盘持平 [3]

财务风险因素 - 公司业务受国际油价、天然气及NGLs市场价格波动影响[9] - 通货膨胀率和税收立法变更被列为财务风险因素[9] - 资本支出和合同义务被列为影响财务表现的关键因素[9] 运营风险 - 公司面临地缘政治风险包括俄乌战争、中东冲突及OPEC+政策变动[9] - 公司运营受气候变化法规及水力压裂监管政策影响[9] - 网络安全攻击和恐怖主义被列为潜在运营风险[9] 商品价格管理 - 液化天然气(LNG)出口设施相关的天然气采购价格被特别提及[9] - 公司使用商品对冲安排管理价格波动风险[9] 环境社会治理(ESG) - 公司披露了环境社会治理(ESG)表现对业务的影响[9] 储量数据 - 公司提供了截至2024年12月31日的探明储量估算数据[9]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度按公认会计准则计算合并净利润为6.03亿美元，摊薄后每股收益1.67美元 [23] - 调整后净利润为3.13亿美元，调整后每股收益0.87美元 [23] - 第二季度产生1.34亿美元自由现金流，全部通过股息和股票回购返还股东 [24] - 季度内净债务减少超过8.5亿美元，降幅超15% [6][24][25] - 自2020年以来，公司净债务减少超40亿美元，同期通过股息和回购向股东返还超40亿美元 [25] - 公司设定长期净债务目标为30亿美元 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 - 二叠纪盆地石油产量超预期，主要得益于高效的现场执行加快了投产速度 [7] - 埃及天然气产量再次超预期，但石油产量因将钻机活动转向天然气开发而小幅下降 [9][10] - 北海产量超预期，得益于油田运营持续优化和最大化运行时间 [11] - 埃及获得约200万净英亩远景面积授予，使公司在该地区的面积位置增加超35% [15] - 苏里南Grand Morgu开发项目按计划推进，预计2028年中首次产油 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - 二叠纪盆地钻井和完井成本每英尺现为米德兰盆地最低水平，与特拉华盆地偏移同行持平 [9] - 埃及钻井效率提升，平均钻井时间较去年缩短超2天 [11] - 埃及因新天然气销售协议，更高比例的产量将适用新协商价格，提高了实现价格展望 [16] - 在当前strip价格下，公司全年交易业务税前收入指引为6.5亿美元，较5月更新提高7500万美元 [32] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司成本削减计划进展超预期，现预计2025年将实现至少2亿美元节约，高于此前1.3亿美元预估，并计划年底达到3亿美元年化节约率 [12] - 公司现预计将在2026年实现3.5亿美元年化节约率目标，而非原定的2027年底 [12][31] - 二叠纪盆地开发策略演进，转向更密井距、更小压裂规模，虽单井平均产能降低，但 spacing unit 级别总可采储量增加，盈亏平衡油价降低 [14][59][63][66] - 埃及新的天然气价格协议使公司能追求最佳前景，对石油或天然气几乎无差别 [51] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司上半年运营和财务表现优异，势头强劲，为今年剩余时间和2026年奠定极好基础 [20][21] - 成本削减计划进展非常好，正实现成本结构的显著和持久改善 [21] - 苏里南和阿拉斯加的成功凸显了公司多元化高质量勘探机会组合的价值，是公司未来的重要催化剂 [22] - 公司致力于资本回报框架，在保持对股东有竞争力派息的同时进一步强化资产负债表 [22] 其他重要信息 - 公司更新全年资本指引至2.75亿美元，以反映今年晚些时候预期的额外里程碑和进度付款，但项目总成本未变 [17] - 阿拉斯加Sockeye 2发现并成功进行流动测试，发现井在一个块状砂岩中遇到约25英尺净油层 [18][83] - 美国税法变更带来利好，包括应税所得100%奖金折旧和公司替代性最低税中无形钻井成本抵扣能力，预计将显著降低2025年美国当期税费 [33][34] - 英国因收入增加和运营成本降低导致应税所得增加，当期税费增加，但预计2026年在当前strip价格下不会产生重大应税所得 [34][90][91] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于新的30亿美元长期净债务目标的时间表和实现计划，以及资产剥离是否会用于加速此进程 [37] - 公司承诺具体目标而非日期，因宏观波动和监管变化可能扭曲短期变动和表象 [38] - 在中周期价格下，可能在本十年末（约未来4年左右）实现该目标；若价格更高则可加速至几年内；若价格持续较低则可能需要约5年 [39] - 计划通过有机自由现金流生成以及未返还权益的40%用于净债务削减来实现，此方式提供了很大灵活性 [39] - 此目标包括管理资产退役义务和未来勘探投资，公司对现金流的持久性充满信心，预计在未来三到五年内实现 [40] 问题: 考虑到埃及最近的天然气定价协议、持续的产量超预期以及新增200万英亩面积，明年是否会将总资本预算的更大比例分配给埃及 [41] - 埃及是一个大型授予，公司已在西部沙漠运营超过三十年，过去三十年主要寻找石油，同时发现了一些天然气 [42] - 埃及从LNG出口国转变为进口国，新部长上任后设定了新天然气价格以激励钻井，并关注了具有石油和天然气前景的 acreage [43] - 历史上有意避免天然气，因当时气价不够经济，但过去九个月专注于那些未开发或开发不足的机会，结果显著，且有更多已知机会和 near term future 的步出式勘探机会 [45][46] - 新增 acreage 使公司能扩展现有已证实的石油和天然气区域并测试新概念以增加库存，例如在西部 acreage 的 Fugar Shushan 区域通过钻探更深的古生界取得了非常好的天然气发现 [48] - 在AG Basin（南部中央区域）以前只关注浅层白垩系目标的石油前景，现在这是寻找大型天然气的重要焦点区域 [49] - 东部 acreage 允许扩展石油 plays，新获取的区块只有8口井，勘探程度很低，地震显示一些已证实的白垩系 plays 扩展至该区域，将有新的 play tests [50] - 现在在750万英亩的富油气盆地运营，新气价协议下公司无需避免特定类型油气，可以追求最佳前景，几乎对石油或天然气无差别 [51] 问题: 关于二叠纪盆地库存可见性和与之相关的维持新产量水平的资本运行率 [57] - 公司始终寻求持续改进和驱动创新，二叠纪资本成果归功于技术团队和现场人员过去两年对运营卓越的关注 [58] - 开发策略演进，在许多区域钻探更多井/ section 且更小压裂规模，以降低成本并驱动资本效率 [58] - 正在刻画所有库存和上行层带的特征，核心开发库存现可持续至2030年代，并有更多工作在进行中，预计今年底或明年初提供更多细节 [59] - 资本效率的变化至关重要，低成本使得能够获取更多资源，增加井密度同时降低压裂强度，进一步降低单井成本结构 [61] - 这通常降低平均单井产能，但在DSU级别增加总资源获取并降低盈亏平衡油价 [63] - 在Callon，2023年WTI盈亏平衡油价为78美元，2024年降至61美元，目前整个二叠纪平均在低40美元范围，米德兰盆地在高30美元范围，特拉华盆地在低50美元范围（大部分是Callon） [64] - 关注单井平均产能并非正确指标，必须关注 spacing unit，因为井是相互依赖的 [65] - 新的开发模式（更密井距、更小压裂）单井EUR更低，但更多库存、更多资源、更高NAV、更低盈亏平衡油价 [66] - 最近一些井因临时限制或减产影响了可感知的井产能，例如特拉华盆地GAR设施因低油价和管道维护有意减产，以及钻完井速度远超设施物流（现已修复）；Wild Jenny设施有14口生产井，因设施物流问题受限（钻完井快于设施），但底层性能良好，预计年底有24口新井投产，设施正在去瓶颈化，所有38口井年底将无约束或近乎无约束生产；米德兰盆地Wildfire区域Silverbelly设施因电力交付延迟限制了早期生产，现电力已上线，性能显著提升 [68][69][70][71] - 目前6部钻机，调整新墨西哥资产出售后，资本在低1.2亿美元范围；进入2026年，6部钻机对应约1.2亿美元 [73] - 将今年第二季度至第四季度支出年化可得到明年美国资本的合理参考，该值低于2025全年，且成本削减计划下认为还有上行空间 [74] 问题: Total在苏里南项目是否可能提前，以及公司增加Grand Morgu预算是否反映项目进展快于预期 [78] - 称赞Total的执行力，项目整体按计划推进，支付时间从明年初移至今年是由于FPSO上部模块制造等里程碑进展稍快，但未改变整体项目或增加总成本 [78][79] 问题: 阿拉斯加进展，是否仅进行地震重处理且无钻井直至26-27年冬季 [81] - 两年前合作伙伴钻了3口井，仅King Street完钻并成功发现Brookie层 play [82] - 今年选择钻Sockeye是因为其地震数据质量最高，旨在证明含油和高品质砂岩，结果成功（25英尺净油层，振幅支持超2.5-3万英亩，流动测试证实渗透率远优于区域类比项目） [83] - Sockeye并非最大前景，下一步是重处理地震数据以整合不同调查，从而优化下一步勘探井位置和Sockeye评价计划，并优先化两者，需要时间整合大量数据，预计2026年才搬回钻机 [84] - 成功证明了从Pecan Willow发现到Prudhoe Bay另一侧区块的 play 概念，Sockeye成功进一步证明了 working hydrocarbon system 且储层品质好且为油 [85] 问题: 北海税费明年大幅下降的驱动因素，是否意味着ARO支出将显著增加，以及未来几年退役活动的一般轨迹 [89] - 英国团队今年表现优异，上半年产量超预期且削减大量成本，增加了应税所得 [90] - 随着产量持续下降且无资产投资，未来将处于税务亏损位置，在当前strip价格和投资水平下，预计2026年发生 [91] - ARO支出明年将增加，因开始更多规划和退役某些资产，支出从25年起稳步增加，在2030-2031年左右达到峰值，然后降至2038年 [92] - 团队专注于安全和管理资产盈利性，税务制度具有挑战性，但预计明年某个时间点可能不再有应税所得，因此不再支付现金税费 [92] 问题: 埃及业务的可持续自由现金流生成能力 [93] - 今年初对天然气侧有预期，但实际远超，天然气产量增加和气价阶跃变化使该资产净自由现金流增加 [93] - 石油产量预计明年也将小幅下降，但将被天然气产量和气价抵消，BOE预计将继续增长，意味着自由现金流也将逐年小幅增长 [93] 问题: 组织能力和市场设备是否支持在埃及加快天然气计划 [96] - 从组织角度有能力，西部沙漠基础设施发达（例如早期2000年代开发的Costar气田，日产7.5亿立方英尺，3TCF） [98] - 最大问题是勘探侧刻画，过去三十年专注石油，仅过去九个月寻找天然气，新acreage和地震需要时间评估更大勘探前景并优先钻探，以确定天然气侧潜力，但盆地天然气潜力大，需要时间评估750万英亩 [99] - 天然气处理方面，目前日产约5亿立方英尺，工厂处理能力约8亿立方英尺，限制主要在油田集输和运输至设施，新区需要干线（较简单）， legacy 产区 dealing with pressure regimes（老区低压，新区气田高压），更复杂但正有效处理，长期看若勘探成功预期则需要开发低高压系统、压缩，并可能与第三方洽谈利用其容量（更易获得且资本更少） [102][103] - 油井需要约2部修井机对应1部钻机曾是瓶颈，但现在更多完井可用钻机完成，且钻天然气井所需修井机更少，因目标更大，故目前修井机数量不是大问题 [106][107] 问题: 超出3.5亿美元节约目标的额外上行潜力最大来源 [108] - 在G&A/ overhead 部分，已取得快速成效，现正进行简化努力（约7个项目，占 overhead 三分之一），重点 streamlining processes、高效利用技术、评估AI、确保高效利用时间，明年及以后其他组也将进行，认为 overhead 节约有上行潜力 [109][110] - 资本方面，米德兰盆地钻完井成本现具行业竞争力，但仍有持续改进机会；特拉华盆地改进大，现约行业平均（盆地非均质性强），仍有改进空间，例如更多 simul frac、钻完井优化、将米德兰盆地的一些改进（套管程序、钻井液、底部钻具组合等）转化至特拉华盆地以提升钻速和降低总井成本 [111][112] - 设施方面，从 greenfield 建设转向 brownfield 活动（更便宜），2024至2025年设施支出减少约5000万美元或更多，2026及以后将主要为 brownfield，有机会进一步降低设施资本支出 [113] - LOE方面，2025年美元方面进展甚微，但正取得进展（Q2 LOE高于指引但低于Q1，7月为Permian今年至今最低LOE月份），短期受益于将成本责任移至现场、与供应商更紧密合作、合同工减少、化学品使用减少，长期有高回报资本投资机会（如水处理、压缩集中化、利用技术更及时识别解决现场问题以更预防性而非反应性），埃及和北海也有良好LOE削减活动 [114][115][116][117] 问题: 埃及新增 acreage 的细节，是否有 performance 要求，以及未来几年是否需要增加基础设施资本 [119] - 该 acreage 与现有 merge 特许权整合，有 bonus 支付（从逾期应收款中净额扣除），并有一定数量钻井计划，应视为增加至现有计划 [120] - 基础设施方面，沙漠有很好骨干网，成功区域将需要扩建，但视为增加至持续经营，活动水平将保持相同，但第四季度将在此 acreage 上钻井 [121] 问题: 达到30亿净债务目标后如何考虑资本分配，尤其是考虑到相对资本回报有 robust 勘探组合 [122] - 在苏里南引入合作伙伴是明智之举，为获得区块价值需要FID项目，协议结构化使Total承担大部分资本，使公司能坚持回报框架而无须出售资产 [122] - 净债务目标提供灵活性，有时资产负债表上会有现金，有机预期在可预见未来实现目标，但有不同优先事项（如勘探投资未来或资产退役）时有助于管理风险并交付回报，是负责任的方式 [124] - 美国税法变更（One Big Beautiful Bill）旨在鼓励像公司这样资本密集型的行业，无形钻井成本的有利税务处理预计将持续，只要立法 intact，这为行业和公司提供了顺风，有助于股东回报和去杠杆化，实现目标后将重新评估 [125][126]

业绩总结 - 2025年第二季度全球总产量为465,078 BOE/D，其中美国产量为289,902 BOE/D，国际产量为175,176 BOE/D[28] - 2025年第二季度，经营活动提供的净现金为11.81亿美元，相较于2024年的8.77亿美元增长了34.4%[89] - 2025年第二季度，自由现金流为1.34亿美元，较2024年的1.03亿美元增长了30.1%[89] 财务状况 - 截至2025年6月30日，公司的总债务为45.51亿美元，较2025年3月31日的53.68亿美元下降了15.5%[93] - 截至2025年6月30日，公司的净债务为44.44亿美元，较2025年3月31日的53.01亿美元下降了16.8%[93] - 2025年第二季度，油气资产的总支出为7.43亿美元，较2024年的54.26亿美元下降了86.3%[96] 未来展望 - 2025年埃及天然气的实际价格预计将逐步提高，达到每千立方英尺3.70美元[40] - 预计2025年埃及天然气生产和定价实现持续增长，首次实现12年来的年同比增长[41] - 预计2025年第三方采购和销售将产生6.5亿美元的税前现金流[60] 资本支出与投资 - 2025年资本投资预计为23.15亿至23.65亿美元，其中Suriname开发资本为2.75亿美元[72] - 2025年Permian盆地的资本支出预计为300百万美元，较之前预期减少130百万美元[32] - 2025财年Suriname资本指导提高至2.75亿美元，反映出预计在2025年下半年将有额外里程碑付款[55] 运营效率 - 公司在Permian盆地的钻探效率提高，导致每英尺钻探和完井成本降低超过20%[33] - 2025年第二季度，扣除经营资产和负债变动后的现金流为9.81亿美元，较2024年的10.67亿美元下降了8.1%[89] - 2025年第二季度，上游资本投资（包括埃及的非控股权益）为7.05亿美元，较2024年的8.92亿美元下降了21.5%[96] 新项目与市场扩张 - Suriname GranMorgu项目预计在2028年中期实现首油，油生产能力为220,000桶/日[52][53] - 预计可回收资源为750百万桶油，项目总投资约为11亿美元[53][56] - 公司在埃及的租赁面积增加超过35%，新增约200万英亩的土地[38]

Exhibit 99.1 NEWS RELEASE APA Corporation Announces Second-Quarter 2025 Financial and Operational Results Key Takeaways HOUSTON, Aug. 6, 2025 – APA Corporation (Nasdaq: APA) today announced its financial and operational results for the second quarter of 2025. APA reported net income attributable to common stock of $603 million, or $1.67 per diluted share. When adjusted for items that impact the comparability of results, APA's second-quarter earnings were $313 million, or $0.87 per diluted share. Net cash pr ...

财务表现 - 公司第二季度营收为26 1亿美元 同比下降6 5% [1] - 每股收益为0 87美元 低于去年同期的1 17美元 [1] - 营收超出Zacks共识预期26 08% 预期为20 7亿美元 [1] - 每股收益超出Zacks共识预期93 33% 预期为0 45美元 [1] 运营指标 - 总日产量为46 51万桶油当量 高于分析师平均预期的45 72万桶 [4] - 天然气日产量为8 941亿立方英尺 略低于分析师预期的9 029亿立方英尺 [4] - 原油日产量为23 52万桶 高于分析师预期的23 06万桶 [4] - 天然气液体日产量为8 08万桶 高于分析师预期的7 61万桶 [4] 价格与收入 - 天然气平均价格为2 28美元 略高于分析师预期的2 27美元 [4] - 原油平均价格为65 58美元/桶 高于分析师预期的63 60美元 [4] - 天然气液体平均价格为20 49美元/桶 高于分析师预期的20 10美元 [4] - 天然气收入为1 84亿美元 高于分析师预期的1 829亿美元 同比增长36 3% [4] - 原油收入为13 8亿美元 低于去年同期的27 6% [4] - 天然气液体收入为1 53亿美元 同比下降3 8% [4] - 油气总收入为17 2亿美元 同比下降21 9% [4] - 采购油气销售收入为4 6亿美元 同比增长34 5% [4] 市场表现 - 公司股价过去一个月下跌9 3% 同期标普500指数上涨0 5% [3] - 当前Zacks评级为3级(持有) 预计将与大盘表现一致 [3]

核心财务表现 - 公司季度每股收益为0 87美元 超出市场预期的0 45美元 但低于去年同期的1 17美元 [1] - 季度盈利超出预期93 33% 上一季度盈利超出预期27 71% [1] - 季度营收达26 1亿美元 超出市场预期26 08% 但低于去年同期的27 9亿美元 [2] - 过去四个季度中 公司四次超出营收预期 两次超出每股收益预期 [2] 市场表现与估值 - 公司股价年初至今下跌19 5% 同期标普500指数上涨7 1% [3] - 当前Zacks评级为3(持有) 预计短期内表现与市场持平 [6] - 下一季度市场预期每股收益0 68美元 营收21 2亿美元 全年预期每股收益2 92美元 营收89 7亿美元 [7] 行业动态 - 所属行业(美国油气勘探生产)在Zacks行业排名中处于后27% [8] - 同行业公司Cheniere Energy预计季度每股收益2 30美元 同比下降40 1% 但过去30天预期上调10 6% [9] - Cheniere Energy预计季度营收41 3亿美元 同比增长27% [10]

公司公告 - APA Corporation公布2025年第二季度业绩 具体内容可在公司官网或投资者页面查阅 [1] - 公司将于2025年8月7日中部时间上午10点举行电话会议 讨论季度业绩 会议录音将在官网保留一年 [1] 公司业务 - APA Corporation通过子公司在美国、埃及和英国开展油气勘探生产业务 并在苏里南等海外地区进行油气勘探 [2] - 公司通过官网发布运营动态、投资者信息和新闻公告 [2] 联系方式 - 投资者关系联系电话 (281) 302-2286 [3] - 媒体联系电话 (713) 296-7276 [3] - 公司官网地址 www.apacorp.com [3]

Key Takeaways The oil/energy sector is under pressure in the second quarter of 2025, as falling crude oil prices and narrowing profit margins create a difficult operating environment. With roughly 25% of S&P 500 energy companies having reported second-quarter results, early indications confirm that the challenges are impacting earnings. Although a rise in natural gas demand has offered some support, it hasn't been sufficient to offset the broader issues affecting the industry. Ongoing global economic uncert ...