服务内容 - 专注于分析石油和天然气行业公司 例如Murphy Oil 寻找被低估的投资标的 [1] - 分析内容涵盖公司资产负债表、竞争地位和发展前景 [1] - 为付费会员提供首发分析及免费网站未发布的研究内容 [1] 分析师背景 - 分析师认为石油和天然气行业是周期性行业 具有繁荣与萧条交替的特点 投资需要耐心和经验 [2] - 分析师具备多年行业研究经验 拥有CPA（退休）、MBA和MA学位 [2] - 投资策略是寻找关注度低的石油公司和不受青睐的中游公司 以发掘有吸引力的机会 [2] - 提供活跃的聊天室供石油和天然气投资者讨论最新信息和分享观点 [2]

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财务业绩 - 第三季度调整后每股收益为0.41美元，超出市场预期156.3%，但较去年同期0.74美元下降60.9% [1] - 第三季度GAAP每股亏损0.02美元，而去年同期为每股收益0.93美元 [1] - 第三季度总收入为7.329亿美元，超出市场预期10.3%，但较去年同期下降3.3% [2] - 前九个月持续经营活动提供的净现金为9.9亿美元，低于去年同期的12.9亿美元 [5] 运营表现 - 第三季度产量达到200,383桶油当量/日，超出18.5万-19.3万桶油当量/日的指导范围，得益于新井生产强劲且墨西哥湾未受风暴影响 [3] - 第三季度有21口新井投产，提升了产量 [4] - 第三季度总成本和费用为7.272亿美元，较去年同期的5.793亿美元增长25.5% [3] - 第三季度利息支出为2470万美元，高于去年同期的2130万美元 [4] 资本结构与股东回报 - 截至2025年9月30日，公司现金及现金等价物为4.259亿美元，流动性为16亿美元 [5] - 截至2025年9月30日，长期债务总额为14.25亿美元，高于2024年底的12.7亿美元 [5] - 2025年前九个月通过股票回购（1.026亿美元）和股息（1.398亿美元）向股东返还总计2.424亿美元 [4] 2025年业绩指引 - 重申2025年资本支出指引为11.3亿至12.8亿美元 [6] - 预计2025年全年产量在17.45万至18.25万桶油当量/日之间 [6] - 预计第四季度产量（不包括非控股权益）在17.6万至18.25万桶油当量/日之间，勘探费用为8000万美元 [6] 同业公司表现 - Devon Energy第三季度每股收益1.04美元，超出市场预期11.8%，市场对其2025年每股收益预期为3.93美元，预示同比下降18.46% [10] - TotalEnergies第三季度每股经营收益1.77美元，低于市场预期2.2%，市场对其2025年每股收益预期为7.06美元，预示同比下降9.14% [11] - Chevron第三季度调整后每股收益1.85美元，超出市场预期，市场对其2025年每股收益预期为7.29美元，预示同比下降27.46% [11][12]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度总产量达到20万桶油当量/天，石油产量为9.4万桶/天，连续第二个季度超过产量指引的高端 [4] - 第三季度运营成本为每桶油当量9.39美元，较上一季度下降20% [5] - 第三季度资本支出总额为1.64亿美元，低于指引 [5] - 第四季度运营成本指引为每桶10-12美元 [77] 各条业务线数据和关键指标变化 - 在Eagle Ford和Montney的陆上业务中，第二季度和第三季度的新井表现出历史最强性能，初期产量和90天累计产量均表现优异 [36] - Eagle Ford新井的初期生产表现比历史类型曲线高出50%-100% [38] - Eagle Ford资产在第三季度超过一半的产量来自2025年第二和第三季度投产的新井 [64] - Tupper Montney资产的生产创下纪录，运营成本极低，低于每桶4美元 [77] - 在墨西哥湾的海上业务方面，运营表现有所好转，主要设施的停工时间非常低 [40] 各个市场数据和关键指标变化 - 国际开发方面，越南的Lac Da Vang (Golden Camel) 油田开发按计划进行，并已开始钻探第一口开发井 [5] - 越南的Hai Su Vang 2X评估井已按计划开钻 [6] - 科特迪瓦的三口井勘探计划中，Savette勘探井预计在12月开钻，后续两口井的结果预计在2026年第一季度末或第二季度公布 [11] - Savette勘探前景的平均资源潜力超过4亿桶，上限可达10亿桶 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 勘探在公司战略中占据重要部分，行业重新关注勘探和常规资源以满足全球能源需求 [7] - 公司拥有强大的资产负债表和灵活的多盆地投资组合，以管理短期波动并实现长期目标 [6] - 2026年的资本支出计划预计与往年类似，范围在11亿至13亿美元之间，勘探支出可能略高于今年 [31] - 在商品价格较低的情况下，公司有灵活性缩减陆上资本计划，但越南评估计划、科特迪瓦三口井计划和Lac Da Vang开发在大多数油价情景下可能会继续执行 [26][27] - 公司优先考虑保护强劲的资产负债表，并在短期、中期和长期投资之间取得平衡 [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层正在密切关注商品市场，特别是石油和天然气价格，并为2026年制定预算计划 [26] - 如果油价持续在55美元或更低水平，公司可能会更积极地调整和降低资本计划 [29] - 公司对在60美元左右油价下的基本计划感到满意，但若油价长期走低将采取行动 [28] - 在目前商品价格下，公司不太可能积极进行股票回购，但如果估值出现大幅错位，仍会考虑 [80][81] 其他重要信息 - 公司对Dalmatian油田的两口计划井进行了减值，原因是非运营设施带来的高昂运营费用使其投资吸引力下降 [58][59] - 减值不影响其他生产资产或该区域其他油田 [59] - 公司预计越南Hai Su Vang油田的最终投资决定在2027年，目标是在2030年左右开始生产，可能会考虑早期生产系统 [54] - 在Tupper Montney，第四季度预计天然气价格将显著高于第二季度，从而推高特许权使用费 [79] 问答环节所有的提问和回答 问题: 西非勘探计划详情，特别是科特迪瓦的Savette井以及计划调整的原因 [10] - Savette井预计12月开钻，与Eni在2024年第二季度宣布的Kalau发现地质相似，测试的是前景良好的Simian和Cenomanian层段 [11] - 计划从钻探Kobus调整为钻探Boubal，因为后者测试成本更低、发现概率更高且资源潜力巨大 [16] - Kobus前景仍然存在，未来可能进行后续勘探 [16] 问题: 越南Hai Su Vang 2X评估井的主要目标 [19] - 主要目的是确定储层的横向连续性、砂岩组成、测试增厚产层段并确定油水接触面位置 [20] - 该井结果将有助于缩小资源范围、确定油田规模并规划油田开发 [20] - 根据结果，可能需要进行多口评估井 [21] 问题: 公司在行业下行周期中的应对策略 [25] - 公司正在制定2026年预算及多年计划，平衡短期生产、自由现金流和长期资源增加投资 [26] - 拥有显著的资本计划灵活性，可以大幅缩减陆上计划，但越南和科特迪瓦的关键国际项目在大多数油价情景下会继续推进 [26][27] - 若油价长期低于55美元，将更积极地调整资本计划 [29] 问题: 2026年资本支出中各部分的预期变化 [31] - 勘探支出可能因科特迪瓦活跃计划而略高于今年 [31] - 陆上Tupper和Eagle Ford的资本计划可能略低于2025年 [31] - 海上投资如Chinook 8号开发井等具有强劲回报和低盈亏平衡点，预计将继续进行 [31] 问题: 陆上业务运营改进对盈亏平衡点的影响 [35] - Eagle Ford和Montney通过更长水平段、优化完井设计和返排策略实现了资本效率提升和性能显著超越 [36][37] - 性能提升是在投资持平或节约的情况下实现的，降低了盈亏平衡点，部分项目可达35美元或更低 [38] 问题: 西非勘探是否关注更深层潜力 [41] - 公司确实关注该区域未充分测试的较深层段潜力，这与Eni的发现所激发的行业兴趣一致 [42] 问题: 越南Hai Su Vang评估井成功后下一步计划及减值影响 [49][50] - 根据2X井结果，可能需要进行额外评估井以确定油田规模 [51][52] - 目标是在2027年做出最终投资决定，2030年左右投产，可能采用早期生产系统 [54] - 减值源于Dalmatian油田因非运营设施成本高昂而取消两口计划井，不影响其他资产 [58][59] 问题: 第四季度Eagle Ford产量指引下降的原因 [63] - 产量下降是由于第三季度新井产量占比高，而页岩井在投产初期递减较快，这是正常现象 [64][65] - 新井的早期递减率符合或优于历史表现，指引是基于高初始产量后的合理递减预期 [66] 问题: 越南Lac Da Vang (Golden Camel) 开发井是否存在意外惊喜或上行潜力 [69] - 该油田在投资决定前已进行充分评估，初期开发目标区域储层特征明确 [70] - 随着开发井的钻探，将继续优化开发方案，目前评估结果向好 [71] 问题: 第三季度运营成本较低的原因及第四季度指引上升的原因 [76] - 成本较低源于海上大修支出减少、陆上产量高、Eagle Ford通过优化运营和供应链谈判实现了可持续的成本节约 [77] - 第四季度成本指引上升是由于预计产量略有下降，导致每桶成本上升，但美元运营成本并未显著增加 [77] 问题: Montney地区是否因低气价而有关井计划 [78] - 第四季度Tupper产量指引仅反映了新井和基础产量的正常递减以及因预期气价上涨而增加的特许权使用费 [79] - 未有关井计划，预计AECO气价将从第二季度的约0.64美元/千立方英尺升至第四季度的约2.05美元/千立方英尺 [79] 问题: 在当前油价环境下股票回购的倾向 [80] - 在当前商品价格产生的现金流下，不太可能积极回购股票 [80] - 但如果股价出现大幅错位，仍会考虑回购 [80] 问题: 2026年陆上计划较小的原因是否针对低油价或基于性能可重复性 [84] - 主要原因是性能可重复性增强，例如Tupper Montney由于初始产量水平更高，维持工厂满负荷所需活动减少 [84] - Eagle Ford在更强新井性能下，可以用更少资本维持或提高产量水平 [84] - 同时，若商品价格显著走低，有进一步缩减陆上资本支出的灵活性 [85]

业绩总结 - 2025年第三季度生产总量为200 MBOEPD，其中Eagle Ford Shale贡献49,000 BOEPD，Offshore贡献68,000 BOEPD，Onshore Canada贡献83,000 BOEPD[23] - 2025年第三季度总收入为681百万美元，其中Eagle Ford Shale收入232百万美元，Offshore收入376百万美元，Onshore Canada收入72百万美元[25] - 2025年第三季度实现的油价为每桶66.18美元，天然气液体价格为每桶19.36美元，天然气价格为每千立方英尺1.50美元[26] - 2025年第三季度的调整后EBITDA为390.6百万美元，较前一季度的334.9百万美元增长16.6%[83] - 2025年第三季度的净现金流为3.394亿美元，较2024年同期的4.290亿美元有所下降[81] - 2025年第三季度的调整后自由现金流为1.244亿美元，较2024年同期的1.018亿美元有所增长[81] - 2025年第三季度的净收入为-3.0百万美元，较前一季度的22.3百万美元下降[83] 用户数据 - 2025年第三季度的天然气生产占总生产的65%，油占29%，天然气液体占6%[30] - 2025年Eagle Ford Shale的日产油量为25,000 BOPD，天然气液体日产量为6,100 BOPD[56] - 2025年Tupper Montney的日产气量为403,700 MCFD，日产油量为200 BOPD[56] 未来展望 - 2025年第四季度生产总量预计为176,000至184,000 BOEPD，其中48%为原油，55%为液体[56] - 2025年全年生产量预计为174,500至182,500 BOEPD[56] - 预计2025年将有10%至15%的年度资本支出分配用于勘探[63] - 预计2026年至2030年，年均海上生产将超过90千桶油当量每日（MBOEPD），年均资本支出约为4.5亿美元[132] 新产品和新技术研发 - Lac Da Vang开发项目预计在2026年第四季度实现首次油气生产，预计总可回收资源为1亿桶油当量[38] - Murphy计划在2025年第四季度启动Hai Su Vang-2X评估井，预计将达到2500桶/日的流量[99] 市场扩张和并购 - 截至2024年12月31日，海上项目组合中有22个项目的总资源为193百万桶油当量（MMBOE），其 breakeven 价格低于每桶40美元WTI[127] - 确定的海上项目组合中，80%的资源位于美国墨 Gulf，11%位于东南亚，9%位于加拿大[131] 负面信息 - 2025年第三季度的资产减值费用为92.0百万美元，较2024年第四季度的28.4百万美元显著增加[83] - Murphy在2025年第三季度的外汇损益为-13.4百万美元，较前一季度的34.3百万美元大幅波动[83] 其他新策略和有价值的信息 - 截至2025年9月30日，公司的流动性为约16亿美元，债务杠杆维持在1.0倍[12][16] - 2025年迄今自由现金流为192百万美元，已向股东返还240百万美元，其中第三季度返还46百万美元[15][16] - 公司将继续专注于资本效率和持续改进的文化，以实现价值增值[125]

财务业绩概要 - 2025年第三季度营收为7.3299亿美元，同比下降3.3% [1] - 每股收益为0.41美元，低于去年同期的0.74美元 [1] - 营收超出扎克斯共识预期6.6471亿美元，超出幅度达10.27% [1] - 每股收益超出共识预期0.16美元，超出幅度达156.25% [1] 运营生产指标 - 原油和凝析油净产量为每日10.007万桶，超出分析师平均预估的每日9.424万桶 [4] - 天然气液体净产量为每日1.298万桶，超出分析师平均预估的每日1.087万桶 [4] - 天然气净产量为每日5.6332亿立方英尺，超出分析师平均预估的每日5.4278亿立方英尺 [4] - 总净碳氢化合物产量为每日20.038万桶油当量，超出分析师平均预估的每日19.507万桶油当量 [4] 分区域营收表现 - 美国勘探与生产业务营收为6.137亿美元，同比增长2.8%，并超出分析师平均预估的5.1838亿美元 [4] - 加拿大勘探与生产业务营收为1.08亿美元，同比下降31.6%，且低于分析师平均预估的1.3091亿美元 [4] - 对客户的销售总收入为7.2097亿美元，同比下降4.3%，但超出分析师平均预估的6.4645亿美元 [4] 近期市场表现 - 公司股价在过去一个月内下跌10.9%，同期扎克斯S&P 500指数上涨1% [3] - 公司目前扎克斯排名为第4级（卖出），预示其近期表现可能弱于大市 [3]

财报业绩表现 - 2025年第三季度每股收益为0.41美元，远超市场预期的0.16美元，但低于去年同期0.74美元的水平 [1] - 本季度每股收益超出预期达+156.25%，上一季度也曾超出预期+28.57% [1] - 过去四个季度中，公司有三次每股收益超出市场预期 [2] 营收与市场表现 - 2025年第三季度营收为7.3299亿美元，超出市场预期10.27%，但较去年同期7.5833亿美元有所下降 [2] - 过去四个季度中，公司有两次营收超出市场预期 [2] - 公司股价年初至今下跌约11.4%，同期标普500指数上涨15.1% [3] 未来业绩展望与评级 - 当前市场对下一季度的共识预期为每股收益0.19美元，营收6.3807亿美元；对本财年共识预期为每股收益1.17美元，营收26.6亿美元 [7] - 在公司本次财报发布前，盈利预期修正趋势不利，导致其Zacks评级为第4级（卖出） [6] - 公司所属的美国油气勘探与生产行业，在Zacks行业排名中处于后16%的位置 [8] 同业公司比较 - 同属能源板块的Hallador Energy公司预计将于11月10日公布财报，预计其季度每股收益为0.06美元，同比增长+50% [9] - Hallador Energy公司预计季度营收为1.1525亿美元，较去年同期增长9.7% [10]

收入和利润（同比/环比） - 2025年第三季度净亏损780万美元，而2024年同期净利润为1.517亿美元，主要受1.15亿美元减值费用增加影响[118] - 2025年前九个月净利润为1.161亿美元，较2024年同期减少3.081亿美元，主要受生产收入减少2.685亿美元影响[121][122] - 2025年第三季度生产收入为7.21亿美元，低于2024年同期的7.532亿美元[128] - 2025年第三季度总生产收入为7.21亿美元，较2024年同期的7.532亿美元下降4.3%[135] - 2025年前九个月总生产收入为20.768亿美元，较2024年同期的23.453亿美元下降11.4%[135] - 2025年第三季度加拿大原油收入为5330万美元，较2024年同期的1.011亿美元下降47.3%[135] - 第三季度公司层面亏损1860万美元，同比改善1510万美元，主要因外汇收益1840万美元及衍生品收益390万美元[150] - 九个月公司层面亏损1.227亿美元，同比恶化3380万美元，主要因外汇损失增加3150万美元及利息支出增加1140万美元[151] - 九个月所得税费用减少2400万美元，主要因净利润下降[148] 成本和费用（同比/环比） - 2025年第三季度租赁运营费用为1.844亿美元，低于2024年同期的2.229亿美元，节省3850万美元[118][128] - 2025年第三季度折旧、折耗及摊销费用为2.814亿美元，较2024年同期增加5980万美元[118][128] - 第三季度租赁运营费用为1.844亿美元，同比下降3850万美元，降幅17.3%[138] - 九个月累计租赁运营费用为6.05亿美元，同比下降1.118亿美元，降幅15.6%[139] - 第三季度折旧、折耗及摊销费用为2.814亿美元，同比增加5930万美元，增幅26.7%[141] - 九个月累计折旧、折耗及摊销费用为6.433亿美元，同比增加8740万美元，增幅12.0%[142] - 九个月勘探费用为5740万美元，同比减少6100万美元，降幅51.5%[146] 产量表现 - 2025年第三季度总油气产量为206,936桶油当量/日，较2024年同期增长8%[120] - 2025年前九个月总油气产量为189,035桶油当量/日，较2024年同期增长2%[124] - 2025年第三季度美国陆上原油净产量为每日34,703桶，较2024年同期的23,320桶增长48.8%[131] - 2025年第三季度总净烃类产量（含非控股权益）为每日206,936桶油当量，较2024年同期的191,273桶增长8.2%[131] 价格表现 - 截至2025年9月30日，西德克萨斯中质原油价格为每桶62.37美元，至2025年10月底降至每桶60.98美元，下跌2%[126] - 2025年第三季度美国陆上原油实现价格为每桶65.48美元，较2024年同期的75.49美元下降13.3%[129] - 2025年第三季度WTI基准油价为每桶64.93美元，较2024年同期的75.10美元下降13.5%[129] - 2025年第三季度美国陆上天然气实现价格为每千立方英尺2.64美元，较2024年同期的1.77美元上涨49.2%[129] 减值损失 - 减值费用与美洲湾Dalmatian油田的储量减少有关[119] - 第三季度及九个月期间，公司对Dalmatian油田资产计提1.15亿美元减值损失[143] 管理层讨论和指引 - 收入下降主要由于原油价格下跌及美国墨西哥湾计划维护和维修导致的停产[135] 资本结构与股东回报 - 公司偿还循环信贷额度下5000万美元债务，并通过季度股息向股东返还4640万美元[121] - 公司高级无担保循环信贷额度未偿还借款为1.5亿美元[203] 风险与敏感性分析 - 截至2025年9月30日，商品衍生品合约的基准价格若上涨10%，将导致约180万美元的应收净值减少[201] - 利率增加10%将导致季度利息支出增加约30万美元[203]

收入和利润 - 第三季度总收入为7.32985亿美元，同比下降3.3%（去年同期为7.58331亿美元）[25] - 2025年第三季度总收入为7.33亿美元，同比下降3.3%（2024年同期为7.583亿美元）[36] - 第三季度生产收入为7.20966亿美元，同比下降4.3%（去年同期为7.53169亿美元）[25] - 勘探与生产业务2025年第三季度收入为7.218亿美元，同比下降4.3%（2024年同期为7.541亿美元）[36] - 第三季度归属于墨菲公司的净亏损为297.3万美元，而去年同期净利润为1.39094亿美元[25] - 2025年第三季度归属于墨菲石油的净亏损为300万美元，而2024年同期净利润为1.391亿美元[28] - 2025年第三季度归属于墨菲石油的净亏损为300万美元，而2024年同期净利润为1.391亿美元[36] - 每股基本净亏损为0.02美元，而去年同期每股基本净利润为0.93美元[25] - 前九个月归属于墨菲公司的净利润为9234.3万美元，同比下降74.1%（去年同期为3.56835亿美元）[25] - 2025年第三季度调整后净利润为5810万美元，较2024年同期的1.107亿美元下降47.5%[28] 现金流和盈利能力指标 - 第三季度实现调整后EBITDA为3.906亿美元，自由现金流为2.188亿美元[2] - 2025年第三季度调整后EBITDAX为4.231亿美元，较2024年同期的4.286亿美元下降1.3%[32] - 2025年前九个月调整后EBITDAX为11.214亿美元，较2024年同期的12.904亿美元下降13.1%[32] - 2025年第三季度自由现金流为2.188亿美元，较2024年同期的1.819亿美元增长20.3%[34] - 2025年前九个月自由现金流为1.917亿美元，较2024年同期的5.303亿美元下降63.8%[34] - 第三季度运营活动产生的净现金为3.39431亿美元，同比下降20.9%（去年同期为4.28987亿美元）[26] - 前九个月运营活动产生的净现金为9.98162亿美元，同比下降23.0%（去年同期为12.9543亿美元）[26] 资本支出和成本 - 第三季度资本支出为1.639亿美元[2] - 第三季度资本支出和干井成本为1.48964亿美元，同比下降31.2%（去年同期为2.16413亿美元）[26] - 前九个月资本支出和干井成本为8.27007亿美元，同比上升12.8%（去年同期为7.33289亿美元）[26] - 2025年前九个月资本支出（物业增加和干井成本）为8.27亿美元，较2024年同期的7.333亿美元增长12.8%[34] - 2025年前九个月资本支出总额为8.676亿美元，同比增长11.7%（2024年同期为7.766亿美元）[39] - 2025年第三季度美国业务资本支出为1.138亿美元，同比下降29.2%（2024年同期为1.608亿美元）[39] - 美国陆上业务每桶当量租赁运营费用降至7.04美元，同比下降36.2%（2024年同期为11.03美元）[38] - 加拿大海上业务每桶当量租赁运营费用增至24.96美元，同比增长34.8%（2024年同期为18.51美元）[38] - 2025年第三季度总勘探费用为2960万美元，与2024年同期（2930万美元）基本持平[39] 资产减值和特殊项目 - 第三季度资产减值损失达1.15002亿美元，去年同期无此项损失[25] - 2025年第三季度资产减值损失为9200万美元，而2024年同期为零[28][32] 总产量表现 - 第三季度总产量达到200,383桶油当量/日，石油产量为94,067桶/日[2] - 2025年第三季度总净烃产量（包括非控股权益）为206,936桶油当量/日，同比增长8.2%（2024年同期为191,273桶）[40] - 2025年第三季度总净碳氢化合物产量（不包括非控制性权益）为201,656桶油当量/日，较2024年同期的185,861桶/日增长8.5%[41] - 2025年前九个月总净碳氢化合物产量（不包括非控制性权益）为183,927桶油当量/日，较2024年同期的179,092桶/日增长2.7%[41] - 2025年第三季度净天然气液体总产量为12,984桶/日，较2024年同期的10,147桶/日增长28.0%[41] 分业务线产量表现 - 陆上业务第三季度产量约为13.2万桶油当量/日，其中液体占比35%[8] - 海上业务第三季度产量约为6.8万桶油当量/日，其中液体占比88%[10] - 2025年前九个月美国陆上净原油和凝析油产量为26,797桶/日，同比增长26.4%（2024年同期为21,199桶）[40] - 美国陆上净原油和凝析油产量在2025年第三季度为34,703桶/日，同比大幅增长48.8%[41] - 加拿大海上净原油和凝析油产量在2025年第三季度为5,513桶/日，同比下降49.4%[41] 实现价格 - 2025年第三季度美国陆上原油实现价格为每桶65.48美元，较2024年同期的75.49美元下降13.3%[42] - 2025年第三季度美国海上天然气实现价格为每千立方英尺3.39美元，较2024年同期的2.28美元增长48.7%[42] - 2025年前九个月美国陆上天然气实现价格为每千立方英尺2.87美元，较2024年同期的1.77美元增长62.1%[42] 财务管理和股东回报 - 公司偿还了5000万美元的高级无担保信贷额度债务[5] - 公司支付了4600万美元的季度股息，2025年前三季度累计向股东回报2.4亿美元[4] - 截至2025年9月30日，公司总债务为14亿美元，流动性为16亿美元[5][6] - 2025年前九个月总资产为97.32762亿美元，较2024年底的96.67479亿美元增长0.7%[27] - 2025年前九个月总负债为44.8311亿美元，较2024年底的43.25636亿美元增长3.6%[27] 管理层讨论和指引 - 确认2025年全年产量指导范围为17.45万至18.25万桶油当量/日，资本支出指导范围为11.35亿至12.85亿美元[14] - 越南Lac Da Vang开发项目平台导管架安装和开发钻井已提前启动，预计2026年第四季度首次产油[3][12] 风险对冲 - 截至2025年11月3日，公司持有针对加拿大天然气的固定价格远期销售合约，2025年第四季度量为4000万立方英尺/日，价格为加元2.75/千立方英尺[44] - 截至2025年11月3日，公司持有针对美国天然气的固定价格衍生品互换合约，2025年第四季度量为6000万立方英尺/日，价格为美元3.74/千立方英尺[44]

业绩预期 - 公司预计第三季度营收为6.6474亿美元，同比下降12.35% [5][10] - 第三季度每股收益共识预期为0.16美元，同比下降78.38% [6] - 公司预计第三季度产量（不包括非控股权益）在18.5万至19.3万桶油当量/日之间 [5][10] 影响业绩的关键因素 - 国内和国际资产产量增加以及第三季度新井投产预计支持了季度收益 [2] - 对天然气产量的对冲操作预计为价格波动提供了保护 [2] - 多元化的北美低盈亏平衡点资产组合推动产量增长，从而强化了整体财务表现和自由现金流 [3] - 改善的自由现金流支持了持续的债务削减计划，预计降低了资本服务费用，从而提升利润率 [4] 股东回报与模型指标 - 财务表现的改善使公司能够通过稳定的股票回购来提升股东回报，预计这支撑了其利润 [3] - 公司当前Zacks评级为4级（卖出） [8] - 公司的盈利ESP为-4.54% [7]