收入和利润（同比环比） - 公司2025年第二季度营业收入为9.78亿美元，较2024年同期的5.14亿美元增长90.3%[13] - 2025年上半年净利润为2.87亿美元，而2024年同期净亏损200万美元[13] - 公司2025年第二季度每股收益为1.93美元，较2024年同期的0.12美元增长1508%[13] - 公司2025年上半年运营收入为4.53亿美元，较2024年同期的3400万美元大幅增长1232%[13] - 公司2025年上半年净利润为2.87亿美元，相比2024年同期的净亏损200万美元显著改善[20] - 2025年上半年石油销售收入为13.8亿美元，同比增长96.7%（2024年同期为7.01亿美元）[96] - 2025年上半年天然气销售收入为4700万美元，同比基本持平（2024年同期为4600万美元）[96] - 2025年上半年天然气液体销售收入为8900万美元，同比下降5.3%（2024年同期为9400万美元）[96] - 2025年上半年布伦特原油均价70.84美元/桶，同比2024年同期下降15.1%（83.42美元/桶）[115] - 2025年上半年原油平均实现价格(含衍生品结算)为69.39美元/桶，较2024年同期79.20美元/桶下降12.4%[183] 成本和费用（同比环比） - 2025年上半年能源运营成本为1.81亿美元，较2024年同期的9400万美元增长92.6%[142] - 非能源运营成本从2024年上半年的2.31亿美元增至2025年上半年的4.21亿美元，增幅1.9亿美元[143] - 折旧、折耗及摊销费用从2024年上半年的1.06亿美元增至2025年上半年的2.59亿美元，增幅1.53亿美元[145] - 2025年上半年利息支出净额为4500万美元，同比增长136.8%（2024年同期为1900万美元）[100] - 2025年上半年所得税支付为3900万美元，同比增长50%（2024年同期为2600万美元）[100] - 运营总支出从2024年上半年的9.41亿美元增至2025年上半年的14.37亿美元[142] 各条业务线表现 - 油气销售收入从2024年第二季度的4.12亿美元增长至2025年同期的7.02亿美元，增幅70.4%[13] - 2025年第二季度石油和天然气部门收入为7.14亿美元，碳管理部门收入为0美元[70][71] - 2025年第二季度石油和天然气部门利润为1.94亿美元，碳管理部门亏损2000万美元[71] - 2025年上半年石油和天然气部门收入为15.44亿美元，碳管理部门收入为0美元[76][77] - 2025年上半年石油和天然气部门利润为4.6亿美元，碳管理部门亏损4500万美元[77] - 碳管理业务2025年上半年亏损4500万美元，较2024年同期3800万美元扩大18.4%[167] - 2025年上半年原油日均产量11万桶，较2024年同期4.7万桶增长134%[183] 各地区表现 - 2025年6月布伦特原油价格波动区间为60-80美元/桶，6月均价66.76美元/桶[114][115] - 加州两大炼油厂（Wilmington和Benicia）计划关闭，将减少加州每日130万桶炼油产能，但公司预计不影响原油销售[117] 管理层讨论和指引 - 公司预计当前5年注水减产计划结束时，日产量将减少1000桶油当量，探明已开发储量净现值影响小于1%[122] - 2025年全年资本支出计划为2.8-3.3亿美元，其中2.45-2.75亿美元用于油气业务[178] - 新税法预计将使公司2025年联邦现金税负减少3500万美元[173] - 截至2025年6月30日，公司已对冲约70%的预期石油产量，加权平均底价为66.83美元/桶[195] - 截至2025年6月30日，公司对冲了约67%的预期天然气采购量，固定价格为3.56美元[195] 现金流和资本活动 - 公司2025年上半年经营性现金流为3.51亿美元，较2024年同期的1.84亿美元增长90.8%[22] - 2025年上半年资本投资支出1.11亿美元，较2024年同期的8800万美元增长26.1%[22] - 2025年上半年运营现金流同比增长90.8%至3.51亿美元，主要受益于Aera并购交易[182] - 公司2025年上半年投资活动净现金流出为1.3亿美元，较2024年同期的8200万美元增长58.5%[185] - 公司2025年上半年融资活动净现金流出5.21亿美元，而2024年同期为净流入4.33亿美元[186] 并购和投资 - 公司于2024年7月1日完成对Aera Energy的并购，支付对价包括11.4亿美元股票和9.9亿美元债务清偿，总交易金额21.2亿美元[31][34] - Aera并购案中，收购的资产总额为36.29亿美元，调整后增至36.79亿美元，负债总额为14.85亿美元，调整后增至15.58亿美元，净收购资产为21.44亿美元，调整后为21.21亿美元[35] - Carbon TerraVault合资公司投资从2024年12月31日的2700万美元增至2025年6月30日的4000万美元，期间亏损200万美元[39] 股票回购和股息 - 2025年第二季度公司回购股票2.53亿美元，导致库存股从8.97亿美元增至9.22亿美元[18] - 公司2025年第二季度支付股息3500万美元[18] - 2025年上半年公司通过股票回购支出3.54亿美元，其中第二季度单季度回购2.17亿美元[20][22] - 2025年上半年现金分红支出7100万美元，第二季度单季度分红3500万美元[20][22] - 公司董事会授权股票回购计划总额为13.5亿美元，截至2025年6月30日剩余可回购金额为2.05亿美元[84] - 公司2025年上半年累计回购股票778.8万股，总金额为3.54亿美元，平均每股价格为45.23美元[87] - 公司2025年上半年宣布现金股息总额为7000万美元，每股股息为0.3875美元[89] - 公司董事会于2025年8月5日宣布季度现金股息为每股0.3875美元，将于9月12日支付[108] 债务和融资 - 长期债务从2024年底的11.32亿美元降至2025年6月的8.88亿美元，降幅21.6%[11] - 2025年上半年公司发行2029年到期优先票据融资5.9亿美元[22] - 公司长期债务总额从2024年12月31日的11.32亿美元降至2025年6月30日的10.10亿美元[46] - 2026年优先票据固定利率为7.125%，2029年优先票据固定利率为8.25%[199] 衍生品和风险管理 - 截至2025年6月30日公司持有布伦特原油衍生品合约：卖出看涨期权（Q3 2025日均3万桶，加权均价87.08美元/桶），买入看跌期权（Q3 2025日均3万桶，加权均价61.67美元/桶），以及互换合约（Q3 2025日均45,001桶，加权均价70.63美元/桶）[56] - 公司持有天然气衍生品合约：SoCal Border地区（Q3 2025日均25,750 MMBtu，加权均价3.48美元/MMBtu），NWPL Rockies地区（Q3 2025日均51,750 MMBtu，加权均价2.95美元/MMBtu）[57] - 2025年第二季度商品衍生品净收益1.57亿美元（非现金收益1.4亿美元，净结算1700万美元），天然气采购衍生品净损失300万美元[59] - 公司商品衍生品头寸净资产为1.31亿美元[194] 其他重要内容 - 公司总资产从2024年12月31日的71.35亿美元下降至2025年6月30日的67.12亿美元，降幅约5.9%[11] - 现金及现金等价物从2024年底的3.72亿美元大幅减少至2025年6月的7200万美元，降幅达80.6%[11] - 2025年6月30日限制性现金为1600万美元，较2023年底下降11.1%（2023年底为1800万美元）[95] - 2025年6月30日商品衍生品合约公允价值为1.02亿美元，较2023年底激增628.6%（2023年底为1400万美元）[97] - 2025年6月30日库存为9300万美元，较2023年底增长3.3%（2023年底为9000万美元）[97] - 公司与Bys和Preston先生于2025年8月4日签署修订后的雇佣协议，取代2021年的原协议[209]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度净总产量为137,000桶油当量/天，实现价格为布伦特原油价格的97%（对冲前）和100%（对冲后）[9] - 调整后EBITDAX为3.24亿美元，超出市场预期，主要得益于强劲的商品价格实现、高于预期的产量和较低的运营成本[11] - 第二季度产生自由现金流1.09亿美元（营运资本变动前为1.65亿美元）[11] - 上半年成本较2024年下降约11%，反映G&A费用、非能源运营成本和所得税外其他税收的降低[10] - 2025年运营费用项目较最初预期降低约7%，尽管预计下半年能源成本上升和活动水平增加[10] 各条业务线数据和关键指标变化 - 资本支出为5600万美元，其中60%分配给高回报的修井和侧钻项目[10] - 碳管理业务受益于法案中的研发费用化、额外利息扣除和奖金折旧等条款，增强了项目经济性[29] - 电力业务方面，Elk Hills电厂与潜在客户的讨论取得进展，重点关注长期合同价值[53][56] 各个市场数据和关键指标变化 - 加州能源委员会对州长确保能源转型期间燃料可靠性的指令作出积极回应，公司期待与州政府和行业加强合作[7] - 加州正在积极改善油气许可流程，预计立法机构8月中旬复会后将公布更多细节[8] - 加州公共事业委员会提出的可靠清洁电力采购计划可能为公司碳管理平台开辟新市场[16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司已完成ERA合并协同效应的实施，比计划提前三个月实现2.35亿美元目标，未来十年净现值估计约为14亿美元[6] - 专注于将加州首个CCS项目投入运营，CTV合资公司已获得EPA建设授权，预计2025年底完成建设[15] - 公司拥有差异化商业模式，整合战略使其在支持加州能源转型方面具有独特优势[17] - 常规资产特性使公司拥有数十年高质量库存，不同于需要高资本密集度的致密页岩[36] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 对加州监管环境变化持乐观态度，预计立法机构将解决许可问题以稳定本地生产[21] - 预计现金税占EBITDAX比例将从低两位数降至高个位数，五年内累计税收节省可能在8000万至1.5亿美元之间[30] - 公司杠杆率保持在0.7倍的低水平，未动用循环信贷额度，总流动性超过10亿美元[13] - 2025年自由现金流展望（营运资本变动前）较最初假设提高9%，即使考虑了较低的油价[13] 其他重要信息 - 第二季度向股东返还创纪录的2.87亿美元，其中2.28亿美元为以每股46美元从iCAF进行的战略性大宗回购[12] - 自与ERA合并以来，公司已以平均较合并收盘价13%的折扣回购了约45%的发行股票[12] - 自股票回购计划启动以来，公司已通过股息和股票回购向股东返还近15亿美元，约占过去四年累计自由现金流的86%[12] - 当前股票回购授权剩余略超2亿美元，有效期延长至2026年6月[13] 问答环节所有的提问和回答 关于加州监管环境和许可时间表 - 公司对加州监管变化持乐观态度，预计立法机构8月中旬复会后将提供许可问题的解决方案，具体结果可能在9月或10月初公布[21][23] - 公司已建立积极的P&A计划，平均每年约1500口井，不认为P&A要求会成为障碍[49][51] 关于资本效率和维护资本展望 - 资产表现超出预期，公司预计将处于5-6亿美元维护资本区间的低端[28] - 在无约束许可环境下，公司将根据现金流每股增长目标灵活调整投资，而非单纯追求产量增长[64][66] 关于CTV CCS项目进展 - CTV 26R项目按计划将于2025年底完成建设，预计2026年初开始注入，具体时间取决于EPA最终批准[44][46] - A1A2项目预计今年获得草案许可，EPA承诺加快审批流程[74][76] 关于Elk Hills电厂潜在PPA - 公司计划在年底前提供更新，目前与多个潜在客户的讨论进展顺利[56] - 2025年资源充足性价格创历史新高，但公司更关注能体现电厂长期价值的合同[53] 关于资本回报和股息政策 - 公司计划保持股票回购的机会主义做法，同时每年评估固定股息增长的可能性[40][60] - 自计划启动以来已返还约30%市值，强调平衡战略优先事项与股东回报[41][42] 关于CO2管道立法进展 - 加州议会第881号法案有望解除州际CO2管道禁令，目前正在参议院审议，若通过将于2026年1月1日生效[77][78] 关于库存和回收因素 - 公司拥有世界级储层，回收率提升空间大，每增加1%回收率可增加数百万桶储量[91][92] - 常规资产特性使公司拥有数十年高质量库存，不同于需要高资本密集度的致密页岩[36]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度净总产量为137,000桶油当量/天 实现价格为布伦特原油价格的97%(对冲前)和100%(对冲后) [10] - 2025年上半年成本较2024年下降约11% 主要由于G&A费用、非能源运营成本和所得税以外的税收降低 [11] - 季度调整后EBITDAX为3.24亿美元 超出市场预期 主要得益于强劲的商品价格实现、高于预期的产量和较低的运营成本 [12] - 产生自由现金流1.09亿美元(营运资本变动前为1.65亿美元) [12] - 杠杆率保持在0.7倍的低位 总流动性超过10亿美元 [14] 各条业务线数据和关键指标变化 - 碳管理平台: CTV合资公司获得EPA建设授权 预计2025年底完成Class六井建设 2026年初开始注入 [16] - 电力业务: 正在与多个潜在客户讨论Elk Hills电厂的电力供应及CCS解决方案 [17] - 上游业务: 工作over和侧钻占资本支出的60% 资本效率持续改善 [11][27] 各个市场数据和关键指标变化 - 加州监管环境改善: 州政府积极改进油气许可流程 预计8月中旬立法机构复会后会有更多细节 [8][21] - 加州能源委员会响应州长指令 确保能源转型期间的燃料可靠性 [7] - 加州公共事业委员会提出的可靠清洁电力采购计划可能为公司碳管理平台开辟新市场 [17] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 提前三个月实现ERA合并协同效应目标2.35亿美元 未来十年净现值约14亿美元 [6] - 专注于股东回报: 第二季度向股东返还2.87亿美元 占自由现金流的260% [5][13] - 差异化商业模式: 整合高回报石油开发与不断扩大的碳管理和电力平台 [18] - 计划在下半年赎回2026年剩余票据 [37] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 对加州监管环境改善持乐观态度 预计立法机构将在8月中旬复会后提供更多细节 [21][23] - 预计2025年自由现金流前景将比最初假设改善9% [14] - 预计现金税占EBITDAX的比例将从低两位数降至高个位数 [30] - 在AI和超大规模计算市场看到Elk Hills电厂的机会 [53] 其他重要信息 - 目前仍有超过2亿美元的股票回购授权 有效期至2026年6月 [14] - 自股票回购计划启动以来 已通过股息和股票回购向股东返还近15亿美元 占过去四年累计自由现金流的86% [13] - 加州立法可能解除CO2管道禁令 法案AB 881目前正在参议院审议 [73] 问答环节所有的提问和回答 关于加州监管环境 - 预计立法机构将在8月中旬复会后提供许可解决方案的更多细节 时间表可能在9月或10月初明确 [21][23] - 公司已建立平均每年封堵1500口井的积极计划 [48] 关于资本效率 - 预计维护资本将处于5-6亿美元区间的低端 [28] - 在无许可限制环境下 公司将根据现金流每股增长目标灵活调整投资 [61][62] 关于碳管理业务 - CTV项目按计划推进 预计2025年底完成建设 2026年初开始注入 [42][43] - A1A2储层许可预计今年将获得草案许可 [70][71] 关于股东回报 - 将继续采取平衡方法 保持股票回购的机会主义策略 [39] - 股息增长是股东回报政策的关键部分 过去四年每年都在增加 [55] 关于电力业务 - 计划在年底前提供Elk Hills电力协议的最新信息 [52] - 加州对可靠清洁电力的需求为公司创造了独特机会 [50] 关于上游投资策略 - 重点是通过优化现金流每股增长来创造股东价值 而非单纯追求产量增长 [82][83] - 公司拥有世界级储层 每提高1%采收率可增加数百万桶储量 [86][87]

业绩总结 - 2025年第二季度总股东回报为2.87亿美元[4] - 2025年第二季度运营现金流为1.65亿美元[4] - 2025年调整后的EBITDAX为3.24亿美元，超出预期[8] - 2025年第二季度自由现金流为109百万美元[90] - 2025年股东回报累计达到14.82亿美元，自2021年5月以来回报率约为86%[16][13] 用户数据 - 2025年第二季度净产量为137MBoe/d，其中石油占比80%[6][7] - 2025年预计的净产量中点提高约1MBoe/d，目标为134-138MBoe/d[30] - 2025年第二季度，CRC的平均实现油价为75.38美元/桶，天然气为2.68美元/MCF[81] 未来展望 - 预计2025年布伦特油价为每桶68.00美元，天然气平均日价格为每千立方英尺3.65美元[99] - 预计2025年自由现金流在净营运资产和负债变动前为正，具体数值待确认[97] - 未来季度的股息和股票回购将受商品价格、债务协议约束及董事会批准的影响[99] 新产品和新技术研发 - CRC在加州的CO2储存空间已向EPA提交了Class VI许可证申请，预计可储存约287MMT的CO2[64] - CTV I – 26R项目已获得EPA Class VI许可证，预计年注入率为1.52MMTPA，许可证有效期为20年[72] - 预计2025年碳捕集和存储项目的投资将达到5亿美元[102] 市场扩张和并购 - CRC的碳管理项目吸引了高达5亿美元的第三方资金承诺[64] - 2025年预计将提交额外的储层以申请Class VI许可证[64] 负面信息 - 2025年资本支出和工作资本减少约3%，预计为1.6亿至1.75亿美元[30] - 2025年运营成本较2024年下半年改善约11%[20] 其他新策略和有价值的信息 - CRC的工作权益（WI）为97%，净收入权益（NRI）为91%[58] - CRC的油价对冲策略覆盖了约69%的2025年剩余净油生产，平均布伦特油价底价为67美元/桶[87] - 截至2025年6月30日，净债务为966百万美元，LTM调整后的EBITDAX为1,370百万美元，净杠杆比率为0.71[102] - CRC的债务到期结构显示，2026年到期的高级票据面值为122百万美元，2029年到期的为900百万美元[89]

业绩表现 - 公司季度每股收益为1.1美元 超出市场预期的0.91美元 同比增长83% [1] - 季度营收达9.78亿美元 超出市场预期21.84% 同比大增90% [2] - 过去四个季度中 公司三次超出每股收益预期 三次超出营收预期 [2] 市场表现 - 公司股价年初至今下跌9.1% 同期标普500指数上涨7.6% [3] - 当前Zacks评级为3级(持有) 预计短期内表现与市场持平 [6] 未来展望 - 下季度市场预期每股收益1.06美元 营收8.4576亿美元 [7] - 本财年市场预期每股收益3.71美元 营收33.2亿美元 [7] - 行业排名处于后31% 历史数据显示前50%行业表现优于后50% [8] 同业比较 - 同业公司Granite Ridge Resources预计季度每股收益0.13美元 与去年同期持平 [9] - 该公司预计季度营收1.0828亿美元 同比增长19.5% [10] - 过去30天市场对其每股收益预期下调22.2% [9]

财务数据关键指标变化（同比环比） - 2025年第二季度总收入为9.78亿美元，较2024年同期的5.14亿美元增长90.3%[23] - 2025年第二季度石油、天然气和天然气液体销售额为7.02亿美元，较2024年同期的4.12亿美元增长70.4%[23] - 2025年第二季度商品衍生品净收益为1.57亿美元，较2024年同期的500万美元大幅增长3040%[23][25] - 2025年第二季度运营收入为2.67亿美元，较2024年同期的3800万美元增长602.6%[23] - 2025年第二季度净收入为1.72亿美元，较2024年同期的800万美元增长2050%[23] - 2025年第二季度每股基本收益为1.93美元，较2024年同期的0.12美元增长1508.3%[23] - 2025年第二季度经营活动产生的净现金为1.65亿美元，较2024年同期的9700万美元增长70.1%[24] - 2025年第二季度净利润为1.72亿美元，同比增长2050%（2024年同期为800万美元）[36] - 2025年上半年调整后EBITDAX为6.52亿美元，同比增长126.4%（2024年同期为2.88亿美元）[39] - 2025年第二季度自由现金流为1.09亿美元，同比增长73%（2024年同期为6300万美元）[43] - 2025年第二季度调整后每股收益（稀释）为1.10美元，同比增长83.3%（2024年同期为0.60美元）[36] - 2025年第二季度非现金衍生品收益为1.4亿美元，同比增加1.29亿美元（2024年同期为1100万美元收益）[36] - 2025年第二季度每桶油当量调整后EBITDAX为25.95美元，同比增长28.3%（2024年同期为20.23美元）[39] - 2025年第二季度其他运营费用净额为6500万美元，较2024年同期的5500万美元增长18%[51] 收入和利润 - 第二季度净利润为1.72亿美元，摊薄每股收益1.92美元；调整后净利润为9800万美元，摊薄每股收益1.10美元[5] - 2025年第二季度运营收入为2.67亿美元，较2024年同期的3800万美元增长602.6%[23] - 2025年第二季度净收入为1.72亿美元，较2024年同期的800万美元增长2050%[23] - 2025年第二季度每股基本收益为1.93美元，较2024年同期的0.12美元增长1508.3%[23] - 2025年第二季度电力业务利润为5300万美元，同比增长140.9%（2024年同期为2200万美元）[49] 成本和费用 - 2025年第二季度诉讼相关支出2500万美元，同比增加1800万美元（2024年同期为700万美元）[36] - 2025年全年运营成本预计为12.2亿至12.8亿美元[28] - 2025年全年折旧、损耗及摊销费用预计为5.15亿至5.3亿美元[28][31] 各条业务线表现 - 石油与天然气板块2025年第二季度调整后EBITDAX为3.46亿美元，同比增长68.8%（2024年同期为2.05亿美元）[41] - 碳管理板块2025年第二季度调整后EBITDAX为-1700万美元，亏损同比收窄19%（2024年同期为-2100万美元）[41] - 2025年全年调整后EBITDAX预计为11.95亿至12.75亿美元，其中油气板块贡献12.1亿至13.4亿美元，碳管理板块亏损6800万至6400万美元[28][31] - 2025年全年电力销售利润预计为1.75亿至1.9亿美元[28][32] - 2025年全年采购商品利润预计为6500万至8000万美元[28][32] 各地区表现 - 2025年第二季度圣华金盆地原油日均产量为83 MBbl/d，同比增长177%[55] - 2025年第二季度圣华金盆地天然气日均产量为96 MMcf/d，较2024年同期的99 MMcf/d下降3%[55] - 2025年第二季度开发井总数为24口，全部位于圣华金盆地[59] - 2025年上半年开发井总数为27口，较2024年同期显著增加[60] 管理层讨论和指引 - 2025年第三季度预计净产量为135-139 MBoe/d，石油占比约79%，资本投资为8400万至1.08亿美元，调整后EBITDAX为3.1亿至3.4亿美元[8] - 2025年第三季度预计调整后EBITDAX为3.1亿至3.4亿美元[27] - 2025年第三季度预计布伦特原油价格为66美元/桶，NYMEX天然气价格为3.4美元/Mcf[27] - 2025年第三季度净产量预计为134至138 MBoe/d（千桶油当量/天），其中原油占比约79%[28] - 2025年全年资本投资预计为2.8亿至3.3亿美元，其中油气板块占2.45亿至2.75亿美元，碳管理板块占2000万至3000万美元[28] - 2025年布伦特原油价格假设为68美元/桶，NYMEX天然气价格为3.65美元/Mcf[28] - 2025年第三季度净收入预计为7500万至7900万美元，全年预计为3.75亿至4.05亿美元[31] - 2025年有效税率为29%，递延所得税率为43%至49%[28] 现金流和流动性 - 经营活动产生的净现金为1.65亿美元，自由现金流为1.09亿美元，调整后EBITDAX为3.24亿美元，超出季度指引[5] - 第二季度末可用现金为5600万美元（不包括限制性现金），可用借款能力为9.83亿美元，流动性为10.39亿美元[5] - 2025年第二季度流动性（可用现金及循环信贷额度）为10.39亿美元，较2024年底的13.37亿美元下降22%[53] 股东回报 - 向股东返还创纪录的2.87亿美元，包括2.52亿美元的股票回购和3500万美元的股息[5] - 第二季度回购了552万股普通股，平均价格为45.73美元/股，其中包括以46.00美元/股的价格从IKAV Impact S.a.r.l回购了495万股[10] - 截至2025年6月30日，公司剩余股票回购授权为2.05亿美元[9] 价格和产量 - 第二季度平均净产量为137千桶油当量/日（MBoe/d），其中80%为石油，达到指引上限[5] - 2025年第二季度原油实现价格（含衍生品结算）为66.73美元/桶，较2024年同期的81.29美元/桶下降18%[56] - 2025年第二季度天然气实现价格（含衍生品结算）为2.79美元/Mcf，较2024年同期的1.78美元/Mcf增长57%[56] - 2025年第二季度原油实现价格占布伦特原油价格的100%，较2024年同期的96%有所提升[56] - 2025年第二季度NGL实现价格为42.41美元/桶，较2024年同期的46.96美元/桶下降10%[56] 资本投资和协同效应 - 2025年上半年资本投资总额为1.11亿美元，较2024年同期的8800万美元增长26.1%[26] - 自2024年7月以来实现了2.35亿美元的年度Aera合并相关协同效应，预计2025年实现1.85亿美元，2026年实现剩余5000万美元[5] - 2025年钻探、完井和维护资本计划减少500万美元，并将2025年净产量和调整后EBITDAX指引中值分别上调至136 MBoe/d（79%石油）和12.35亿美元[5]

公司业绩与运营 - 2025年第二季度实现平均净产量137千桶油当量/日(MBoe/d)，达到指引上限，其中原油占比80% [7] - 第二季度净利润1.72亿美元，摊薄后每股收益1.92美元；调整后净利润9800万美元，调整后每股收益1.10美元 [7] - 经营活动产生净现金流1.65亿美元，自由现金流1.09亿美元，调整后EBITDAX 3.24亿美元，超出季度指引 [7] - 公司上调2025年产量指引中值至136 MBoe/d(原油占比79%)，调整后EBITDAX指引中值上调至12.35亿美元 [7] 资本支出与股东回报 - 第二季度向股东返还2.87亿美元创纪录金额，包括2.52亿美元股票回购(均价45.73美元/股)和3500万美元股息 [7][12] - 2025年钻探、完井和维护资本计划减少500万美元 [7] - 截至2025年6月30日，公司拥有5600万美元可用现金(不包括限制性现金)，9.83亿美元可用借款额度，总流动性10.39亿美元 [7][15] 商品价格与衍生品 - 第二季度实现原油价格(含衍生品结算)66.73美元/桶，环比一季度72.01美元/桶下降7.3% [6] - 第二季度实现天然气价格(含衍生品结算)2.79美元/千立方英尺，环比一季度4.12美元/桶下降32.3% [6] - 第二季度商品衍生品净收益1.57亿美元，一季度为600万美元 [8] 碳管理业务进展 - 获得美国环保署授权建设26R储层二氧化碳注入井 [7] - 碳管理业务第二季度调整后EBITDAX亏损1700万美元，一季度亏损2100万美元 [53] - 碳管理业务2025年全年调整后EBITDAX指引为亏损6800万至6400万美元 [35] 行业活动与指引 - 公司计划在2025年下半年运行两套钻机计划 [9] - 第三季度产量指引135-139 MBoe/d，全年指引134-138 MBoe/d [10] - 第三季度调整后EBITDAX指引3.1-3.4亿美元，全年指引11.95-12.75亿美元 [10]

公司动态 - Carbon TerraVault合资公司获得美国环保署授权建设二氧化碳注入井[1] - 公司计划在2025年底前完成加州首个碳捕集与封存(CCS)项目Elk Hills的建设[7] - 公司正在与多个潜在合作伙伴讨论利用Elk Hills发电厂提供脱碳能源解决方案[7] 财务表现 - 2025年第二季度其他运营费用净额为1400万美元，较第一季度1800万美元有所下降[4] - 2025年第二季度资本投资为500万美元，较第一季度200万美元增加[4] - 2025年第二季度调整后EBITDAX为亏损1700万美元，较第一季度亏损2100万美元有所改善[4] - 2025年第三季度资本投资指引为800-1000万美元，全年指引为2000-3000万美元[6] - 2025年第三季度调整后EBITDAX指引为亏损1500-1100万美元，全年指引为亏损6800-6400万美元[6] 业务发展 - 公司正在开发一系列CCS项目，将工业来源的二氧化碳注入枯竭的油气藏进行永久封存[9] - Carbon TerraVault合资公司由CRC(51%)和Brookfield(49%)共同组建，专注于加州CCS基础设施和存储资产开发[10] - 公司致力于通过CCS和其他减排项目实现能源转型，最大化其土地、矿产所有权和能源专业知识的价值[11]

股价表现与交易情况 - 公司股价在最近一个交易日大幅上涨6.7%，收于51.26美元[1] - 此次上涨伴随着显著高于通常水平的交易量[1] - 过去四周内，公司股价累计上涨4.3%[1] 股价上涨的驱动因素 - 股价上涨的主要驱动力是政府政策的重大转变[2] - 加州州长提议在全州范围内放宽石油钻探的许可要求[2] - 政策调整预示着对州内能源公司更有利的监管环境，增强了投资者对公司未来面临更少运营障碍、增加钻探机会和盈利能力的信心[2] 公司财务预期 - 公司预计在即将发布的季度报告中实现每股收益0.83美元，同比增长38.3%[3] - 预计季度收入为8.2649亿美元，较去年同期增长60.8%[3] - 然而，过去30天内，对该季度的共识每股收益预期被下调了5.6%[4] 行业比较与同行表现 - 公司所属行业为Zacks石油和天然气 - 勘探与生产 - 美国[5] - 同行业公司Mach Natural Resources LP在最近一个交易日股价下跌0.1%，收于14.7美元[5] - 过去一个月，Mach Natural Resources LP的股价回报率为-4.2%[5] - Mach Natural Resources LP对即将发布的报告的共识每股收益预期在过去一个月维持在0.53美元不变，这较去年同期增长26.2%[6]

债务结算与股票发行 - 公司通过发行2,200,000股普通股（每股作价0.07美元）结算154,000美元债务（不含商品及服务税），涉及历史管理、咨询、会计等服务费用 [1] - 债务结算中，CEO Joness Lang通过控股公司获得1,450,000股，CFO Alnesh Mohan获得392,857股，执行主席Warwick Smith获得357,143股 [2] - 此次交易构成关联方交易，公司依据MI 61-101第5.5(b)条（发行人未在特定市场上市）和第5.7(a)条（公平市值不超过2,500,000美元）豁免正式估值及少数股东批准要求 [3] - 发行的股票受证券法规定的四个月法定限售期约束 [4] 公司业务与项目进展 - 公司为初级矿产勘探企业，专注于美国内华达州的Columbus锂硼项目和Railroad Valley（RV）锂硼项目 [5] - 当前在Columbus项目采用分阶段钻探计划，测试不同深度的卤水目标以评估锂硼富集程度，并计划利用关键金属目标数据库生成高质量项目组合，旨在定义支持北美清洁能源供应链的矿产资源 [5] 监管与法律声明 - 加拿大证券交易所（CSE）未对本新闻稿内容作出批准或否决，亦不对其充分性或准确性承担责任 [6] - 新闻稿不构成在美国出售证券的要约或招揽，相关证券未根据美国证券法或州证券法注册，不得在美国境内向美国人士发售，除非获得注册豁免 [11]