公司概况与战略定位 - 公司是领先的独立能源生产商，专注于开发其在美国和加拿大的多盆地高质量资产组合 [1] - 公司通过2019年以60亿美元收购Newfield Exploration扩大了业务版图，并将总部从卡尔加里迁至丹佛 [1] - 公司已从主要天然气生产商战略性地转向更高利润的原油，巩固了其在北美顶级勘探与生产公司中的地位 [1] 近期股价表现与市场预期 - 过去一个月公司股价强劲上涨7.9%，超过其行业3.9%和子行业3.5%的涨幅，显示出相对强势 [3] - Zacks对2025年每股收益的共识预期为4.49美元，同比下降23%，收入预期为87亿美元，同比下降5%，显示前景不利 [6] - 当前季度每股收益预期为1.00美元，较去年同期1.35美元下降25.93% [9] 运营优势与积极因素 - 第三季度总产量达630,400桶油当量/日，超出公司指引，原油和凝析油产量达211.8千桶/日，也超预期 [10] - 通过战略性收购扩大优质库存，2025年Montney收购增加10.9万净英亩，新宣布的27亿美元NuVista交易增加930个井位和14万净英亩 [11] - 公司总流动性达33亿美元，无未偿还循环信贷借款，长期债务从48亿美元降至44亿美元，债务与资本化比率仅为30% [12] - 第三季度资本投资为5.44亿美元，符合指引，通过先进开发模式提高资源采收率并降低单位成本 [13] 面临的压力与风险 - 实现商品价格承压，原油价格从去年同期的73.23美元/桶降至66.51美元/桶，其他天然气液体价格为17.22美元/桶 [14] - 总债务为52亿美元，高于40亿美元的长期目标，债务与EBITDA比率从一年前的1.3倍升至1.8倍 [15] - 为维持产量，全年资本计划为21-22亿美元，仅二叠纪盆地就需要12-13亿美元，资本再投资强度高 [16][17] - 为资助NuVista收购而暂停股票回购计划两个季度，对资本回报策略的一致性造成不确定性 [18] 行业比较与投资建议 - 公司在能源板块中目前获得Zacks第三级持有评级 [22] - 投资者可关注行业内评级更高的公司，如加拿大自然资源公司2025年收入预计同比增长5.7% [23] - Oceaneering International公司2025年收益预计同比增长76.3% [23] - USA Compression Partners公司2025年收益预计同比增长29.8% [24]

股价表现 - 当前股价为39.87美元，日内上涨2.74% [1] - 过去一个月股价上涨8.42%，但过去一年下跌13.26% [1] 估值分析 - 市盈率为41.73，显著高于石油、天然气及消耗燃料行业20.22的平均市盈率 [6] - 较高的市盈率可能意味着市场预期公司未来表现将优于行业，但也可能表明股价被高估 [6]

财务业绩概要 - 第三季度调整后每股收益为1.03美元，超过市场预期的97美分，但低于去年同期的1.85美元 [1] - 总营收为21亿美元，同比下降11%，但超出市场预期6.1% [2] - 经营活动产生的现金流为8.12亿美元，低于去年同期的10亿美元 [9] 生产与运营 - 第三季度总产量达到630,400桶油当量/日，高于去年同期的592,600桶油当量/日，并超出预期 [6] - 天然气产量增至19.25亿立方英尺/日，液体总产量增至30.95万桶/日，均超过预期 [6][7] - 天然气实现价格为每千立方英尺2.01美元，高于去年同期的1.88美元；石油实现价格降至每桶66.51美元，低于去年同期的73.23美元 [8] 资本结构与股东回报 - 季度内净债务减少1.26亿美元，期末未偿还余额约为52亿美元 [3] - 通过股息和股票回购向股东返还总计2.35亿美元 [3] - 董事会宣布季度股息为每股30美分 [2] - 债务与资本化比率为30% [11] 资本支出与现金流 - 资本投资为5.44亿美元，略高于去年同期的5.38亿美元 [11] - 产生非GAAP自由现金流3.51亿美元 [11] - 第四季度资本支出预计在4.4亿至4.9亿美元之间，2025年全年预计在21亿至22亿美元之间 [15][16] 资产表现 - 二叠纪盆地平均产量约为21万桶油当量/日，液体占比79%，本季度有30口净井投产 [12] - Montney地区平均产量为31.8万桶油当量/日，液体占比26%，本季度有19口净井投产 [13] - Anadarko盆地产量为10.2万桶油当量/日，液体占比60%，本季度有14口净井投产 [14] 战略举措 - 计划以27亿美元现金加股票交易收购NuVista，将增加14万净英亩土地、约930个井位以及约10万桶油当量/日的2026年产量 [5] - 获得监管批准更新NCIB计划，允许在未来12个月内回购最多约2230万股普通股 [4] - 宣布计划剥离其Anadarko资产，所得款项计划用于加速债务削减 [5] 业绩指引 - 第四季度总产量预计在61万至63万桶油当量/日之间 [15] - 2025年全年总产量预期上调至平均61万至62万桶油当量/日 [16] 行业同业表现 - Suncor Energy第三季度调整后每股收益1.07美元，超出预期，营收92亿美元，同比下降3.9% [19][20] - Transocean第三季度调整后每股收益6美分，超出预期，总调整后营收10亿美元，同比增长8.4% [21][23] - Imperial Oil第三季度调整后每股收益1.57美元，超出预期，但营收88亿美元，低于预期和去年同期水平 [25][26]

交易概述 - NuVista Energy Ltd 与 Ovintiv Inc 达成明确安排 交易价值约为38亿加元 包含NuVista的净债务 [1] - 交易预计将于2026年第一季度完成 [1] 公司战略与展望 - 交易将为NuVista股东提供对Ovintiv互补资产组合的投资机会 该资产组合具有与NuVista相当的质量和寿命 [2] - 公司团队一直致力于为股东创造最佳回报 [2] 交易顾问团队 - Vinson & Elkins律师事务所担任NuVista的顾问 团队由合伙人Matt Strock和Alex Robertson领导 并得到助理Chaudhry Hameed的协助 [3] - 其他关键团队成员包括税务方面的合伙人David Peck和顾问Allyson Seger 反垄断方面的合伙人Kara Kuritz 以及公司业务方面的合伙人Doug McWilliams, Jackson O'Maley和Bryan Loocke [3] - 环境方面的团队成员包括合伙人Jennifer Cornejo和Jacob Baltzegar [3]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度实现每股现金流3.47美元和自由现金流3.51亿美元，均超出市场预期 [7] - 第三季度通过股票回购和基础股息向股东返还约2.35亿美元，净债务减少1.26亿美元 [7] - 第三季度所有产品的产量均处于指导范围的高端，资本支出低于中点 [7] - 尽管WTI油价自2024年第一季度以来下跌超过10美元/桶，但每股现金流保持相对稳定 [8] - 更新2025年全年指引，将所有产品的产量目标提高10,000 BOE/日，同时维持资本支出指引，与原始计划相比资本支出减少5,000万美元 [8] - 第四季度预计总产量约为62万BOE/日，其中原油和凝析油约20.6万桶/日，资本支出预计约为4.65亿美元 [8] - 预计2025年现金税单将减少约7,500万美元，比最初预期低约50%，且这一减少在未来几年将持续 [9] 各条业务线数据和关键指标变化 - 收购Nuvista Energy将增加约930个净10,000英尺等效井位，使Montney原油库存年限延长至现有15-20年范围的高端 [12] - 整合Nuvista资产将使公司Montney原油类型曲线平均提升10% [12][19] - 预计2026年Nuvista资产将带来约10万BOE/日的平均产量，包括2.5万桶/日的原油和凝析油以及4亿立方英尺/日的天然气 [14] - 预计2026年公司Montney总产量将达到约40万BOE/日，包括8.5万桶/日的原油和凝析油以及17.5亿立方英尺/日的天然气 [16] - 第三季度Anadarko资产产量约为10万BOE/日，包括2.9万桶/日的原油和凝析油 [27] - 通过地面策略，年内迄今在二叠纪盆地以平均每口井150万美元的成本增加了170个钻井井位，其中90%为优质井位 [25] 各个市场数据和关键指标变化 - 收购Nuvista后，公司2026年对AECO价格的天然气产量暴露将从交易前的约30%降至约25% [20] - Nuvista的天然气实现价格（对冲前）截至第二季度末约为AECO价格的180% [21] - Nuvista拥有与JKM挂钩的合同，从2027年开始为2,100万立方英尺/日 [21] - 加拿大凝析油通常接收非常接近WTI的价格 [19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是通过收购Nuvista Energy和剥离Anadarko资产，成为领先的北美独立勘探开发公司 [4][5] - 收购Nuvista预计将使每股自由现金流提升10%，交易完成时对杠杆影响中性 [4][13] - 计划启动Anadarko资产出售程序，所得款项用于加速债务削减，预计到2026年底将低于40亿美元的债务目标 [4][5][26] - 自2023年以来，公司在二叠纪和Montney的钻井库存增加了3,200多个井位，平均每净10K井位成本为140万美元 [10] - 预计从Nuvista收购中捕获约1亿美元的持久年度自由现金流协同效应，其中约一半来自较低的资本成本 [17] - 公司暂停股票回购计划两个季度，直至交易接近完成，并暂停补强收购支出，但基础股息不变 [25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 当前市场环境不要求生产更多桶或BTU，信号呼吁维持性投资 [30] - 通过回购股票比增加现场活动能带来更好的每股现金流增长 [30] - 对AECO价格近期持谨慎态度，但随着LNG Canada的投产，对2026年更为乐观，长期对2030年代初的额外LNG项目感到乐观 [70] - Montney油窗的回报与北美最好的产区竞争，即使AECO价格非常温和，这些井仍能在投资组合中竞争资本 [19][20] - Anadarko资产具有低递减率、高实现价格和低租赁运营成本的特点，在自由现金流产生方面表现突出 [26] 其他重要信息 - Nuvista资产包括6亿立方英尺/日的长期原始进气处理能力，结合公司现有Montney处理能力，为未来三到五年内原油和凝析油产量增长超过5%提供了可选性，无需重大基础设施支出 [22] - Nuvista拥有强大的金融对冲计划，当前按市价计值约为1.2亿加元 [21] - 公司预计在Nuvista资产上使用当前 strip pricing 在2026年产生55%的回报率 [20] - 公司采用内部人工智能技术和算法优化生产和钻井效率 [17][64] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于Nuvista资产增长前景与资本纪律的平衡 [30] - 公司将把Nuvista资产纳入现有的资本纪律分配策略，根据宏观环境放缓增长投资速度，以产生自由现金流为主，当前环境下回购股票是更好的每股现金流增长选择 [30] 问题: 关于Nuvista收购的900多个井位（包括300个上升潜力井位）的去风险计划 [31][32][33] - 新资产与公司现有Montney地块相邻，公司将采用与Paramount资产类似的方法进行划界，通过多区域开发（最多三个区域，每区段10-16口井）将上升潜力井位转化为基础井位 [32][33] 问题: 关于Anadarko资产出售的时间安排和需要验证的事项 [34][35][36] - 该盆地技术成熟，无需进一步验证，出售时间安排主要围绕为股东最大化收益 [35][36] 问题: 关于Anadarko出售后净债务低于40亿美元目标的潜在下限 [37] - 具体下限将根据当时实际情况和宏观环境决定，但低于目标将为增加股东回报提供巨大机会 [37] 问题: 关于Montney长期维持性资本支出的进一步优化潜力 [41][42][43] - 短期内目标是将新资产的成本结构降至公司水平（约525美元/英尺），长期通过效率提升、共享基础设施和延长水平段长度等手段持续降低资本支出 [42][43] 问题: 关于Nuvista井产能差异的原因及未来活动重心 [46] - 产能差异主要源于流体窗口，Nuvista地块原油含量略高，导致混合类型曲线提升，未来资本配置将基于最大化自由现金流和再占策略 [46][76] 问题: 关于Montney中游优化和天然气营销机会 [47][48] - 收购带来了中游协同效应，可避免资本支出、提高设施运行时间并优化流量，公司将继续寻求下游市场以进一步多元化AECO风险暴露 [47][48] 问题: 关于Montney基础设施约束和未来液体增长能力 [52][53] - 交易后公司具备超过5%的原油和凝析油复合增长潜力，可持续五年，但当前宏观环境下并非计划重点，二叠纪地面策略也提供了增长可选性 [52][53] 问题: 关于二叠纪地面策略能以有吸引力价格持续增加井位的原因 [54] - 公司的立方体开发方法和再占策略使其成为大型矿产权利持有者的首选运营商，从而能以有吸引力的价格获得高质量资源 [54] 问题: 关于Anadarko资产出售的估值条件和决心 [56] - 该资产质量高，商品暴露均衡，将吸引大量兴趣，公司将在给定时间内最大化股东收益 [56] 问题: 关于资本回报策略和债务目标 [58][59] - 公司同意需要将业务债务降至目标以下，Anadarko出售将使其能够立即步进低于债务目标，从而为股东回报提供灵活性 [58][59] 问题: 关于Nuvista收购1亿美元协同效应的具体驱动因素 [61][62][63][64][65][66] - 协同效应来自钻井和完井效率提升、设施成本优化、生产运营自动化以及更长水平段等，短期协同效应将在数月内实现 [62][63][64][65][66] 问题: 关于收购融资采用50/50股权现金组合的原因 [67] - 融资组合的确定基于对价总额、公司股权被低估的认知以及保持交易完成时杠杆中性的目标 [67] 问题: 关于加拿大天然气价格和AECO的长期展望 [69][70] - 对AECO近期谨慎，2026年随着LNG Canada投产更为乐观，长期对2030年代初的LNG项目感到乐观，Montney天然气期权具有长期价值 [69][70] 问题: 关于10月二叠纪库存增加的2.5亿美元支出是一次交易还是多个交易 [71] - 该金额是多个小型交易的总和 [71] 问题: 关于Montney资产间资本配置和未来活动重心 [75][76] - 资本将在Montney资产间分配以最大化自由现金流，并考虑再占策略，预计活动大致平均分布在三大地块之间 [75][76] 问题: 关于Anadarko资产估值和潜在税收影响 [77][79] - 该资产估值应具有吸引力，公司预计出售不会产生重大税收流失 [77][79] 问题: 关于收购Nuvista的时间安排是否受股东出售影响 [82][83][88] - Nuvista在8月启动了竞争性程序，公司在10月初收购了股份，该资产是公司投资组合转型中早已识别的三个资产之一 [82][83][88] 问题: 关于Anadarko资产2024年EBITDA运行率 [89] - 管理层未在电话会议中提供具体数字 [89] 问题: 关于2026年初步指引是否包含Anadarko产量 [91] - 当前指引包含Anadarko产量，将在出售时间明确后更新 [91] 问题: 关于人工智能和生产优化的长期协同效应 [92][93] - 公司处于应用AI技术的早期阶段，已在生产运营、钻井和完井方面看到潜力，对其未来变革业务持乐观态度 [92][93]

业绩总结 - 2025年第三季度的油和凝析油日产量为212 Mbbls/d，超出指导范围202-208 Mbbls/d[11] - 2025年第三季度的天然气日产量为1,925 MMcf/d，达到指导范围1,875-1,925 MMcf/d的上限[11] - 2025年第三季度的总生产量为630 MBOE/d，超出指导范围610-630 MBOE/d[11] - 2025年第三季度自由现金流为351百万美元，显示出强劲的现金流生成能力[14] - 2025年第三季度净债务减少126百万美元，表明公司财务状况改善[13] - 2025年第三季度的公司一般和行政费用为6700万美元，预计全年在7000万至7500万美元之间[96] 未来展望 - 预计2026年油气总产量为约715 MBOE/d，油和凝析油产量约为230 Mbbls/d[71][72][73] - 预计2026年每股非GAAP自由现金流将基于60美元WTI和4.00美元NYMEX的价格敏感性进行预测[10] - 预计2026年Montney油气活动将达到约6台钻机和1-2个压裂队[34] - 预计收购后净债务将低于40亿美元[65] - 预计Montney年油气增长选项超过5%[58] 收购与市场扩张 - 预计收购NuVista Energy后每股自由现金流将增加约10%[9] - NuVista收购预计将带来每股自由现金流提高约10%[24] - NuVista收购预计每年可实现约1亿美元的持续协同效应[24] - NuVista收购交易的企业价值约为27亿美元，融资结构为50%股权和50%现金[78] - 收购后Montney地区的油生产能力将达到约25 Mbbls/d，且有930个净10k位置可供开发[9] 资本支出与成本管理 - 2025年第三季度的资本支出为544百万美元，处于指导范围525-575百万美元内[11] - 2025年资本支出预计为21.25亿至21.75亿美元，较之前的21.5亿至22.25亿美元有所减少[18] - 2025年现金税预计减少约7500万美元，较原先指导减少约50%[20] - 2025年上游运营成本较原先指导降低约7%[20] - 2025年资本支出预计在25亿美元以下，基于强劲的公司整体表现[75] 技术与创新 - 预计Montney地区油气生产将实现从55 Mbbls/d提升至60 Mbbls/d，主要得益于AI技术的应用[113] - 2025年Anadarko地区的钻井活动预计将实现每英尺$550的钻井和完井成本，比2024年改善约14%[146] - 2025年Anadarko地区的平均完井速度达到3,500 ft/d，创下公司纪录[152] 风险与敏感性分析 - 2025年第四季度油价敏感性分析显示，油价为$50/bbl时，自由现金流约为$140百万，$70/bbl时约为$150百万[108] - 2025年第四季度天然气价格敏感性分析显示，天然气价格为$3.25/MMBtu时，自由现金流约为$40百万，$4.25/MMBtu时约为$40百万[109] - CAD/USD汇率每变动0.01，自由现金流影响约为$10百万[110] 环境与可持续发展 - 公司在2024年实现了46%的温室气体强度减少，目标是到2030年减少50%[154]

交易概述 - Ovintiv将以包括债务在内的27亿美元交易价值收购其已持股的NuVista Energy公司 [1] - 该交易将为Ovintiv增加约10万桶油当量的日产量 [2] - 收购将提供战略性的处理基础设施和下游产能通道 为公司在Montney页岩区的进一步扩张奠定基础 [2] 公司战略与扩张 - 此次收购是Ovintiv在加拿大Montney页岩区的最新布局 一年前公司曾以约24亿美元收购了Paramount Resources在该地区的多项资产 当时也为日产量增加了超过10万桶油当量 [2] - 除加拿大外 公司同时在美国二叠纪盆地扩张 于2023年支付约43亿美元收购了EnCap Investments此前持有的未开发油气资产 [3] 公司运营与财务数据 - 公司第三季度平均日产量为63万桶油当量 其中原油和凝析油产量约为21.2万桶/日 天然气日产量为19.25亿立方英尺 [4] - 公司预计全年平均日产量将达到61万桶油当量 [4] - 第三季度运营现金流为8.12亿美元 自由现金流为3.51亿美元 [5] - 同期股东回报总额为2.35亿美元 债务减少1.26亿美元至约51.87亿美元 [5]

交易概述 - Ovintiv公司宣布以价值27亿美元的全股票交易方式收购NuVista Energy [1]

商品价格变动对公允价值的影响 - 商品价格变动10%对公允价值影响：油价上涨导致5100万美元损失，下跌带来5400万美元收益[290] - 商品价格变动10%对公允价值影响：NGL价格上涨导致300万美元损失，下跌带来300万美元收益[290] - 商品价格变动10%对公允价值影响：天然气价格上涨导致500万美元损失，下跌带来500万美元收益[290] 汇率变动对财务的影响 - 汇率变动10%影响：加元升值带来3400万美元收益，贬值导致4200万美元损失[296] - 与2024年同期相比，九个月运输和处理费用因汇率影响减少2100万美元，合每BOE 0.12美元[293] - 与2024年同期相比，九个月折旧、折耗及摊销因汇率影响减少600万美元，合每BOE 0.04美元[293] - 与2024年同期相比，九个月行政费用因汇率影响减少300万美元，合每BOE 0.02美元[293] - 与2024年同期相比，九个月运营费用因汇率影响减少200万美元，合每BOE 0.01美元[293] - 与2024年同期相比，三个月运输和处理费用因汇率影响减少300万美元，合每BOE 0.05美元[293] 利率变动对债务成本的影响 - 浮动利率债务为3.6亿美元，利率每变动1%影响税前利润400万美元[298]

收入和利润（同比环比） - 第三季度总收入为20.66亿美元，同比下降11.1%（去年同期23.24亿美元）[2] - 第三季度净收益为1.48亿美元，同比下降70.8%（去年同期5.07亿美元）[2] - 前三季度净收益为2.96亿美元，同比下降75.0%（去年同期11.85亿美元）[2] - 基本每股收益第三季度为0.58美元，同比下降70.0%（去年同期1.93美元）[2] - 2025年前三季度净利润为2.96亿美元，较2024年同期的11.85亿美元大幅下降75%[7] - 2025年前三季度非GAAP调整后利润为9.02亿美元，较2024年同期的12.09亿美元下降25%[7] - 2025年第三季度非公认会计准则调整后每股盈利为1.04美元（基本），2025年至今累计为3.49美元[34] 成本和费用（同比环比） - 2025年第三季度公司运输和处理成本为每BOE 7.59美元，较2024年同期的7.31美元上升3.8%[16] - 2025年至今公司总运营每单位行政费用为1.48美元/桶油当量，较2024年同期1.55美元/桶油当量下降4.5%[17] 现金流和资本支出 - 第三季度资本支出为5.44亿美元，与去年同期5.38亿美元基本持平[5] - 前三季度经营活动产生的现金流为26.98亿美元，与去年同期27.01亿美元基本持平[5] - 2025年前三季度非GAAP现金流为28.12亿美元，较2024年同期的30.38亿美元下降7%[7] - 2025年第三季度非公认会计准则自由现金流为3.51亿美元，2025年至今累计为11.3亿美元[33] - 2025年第三季度总资本支出为5.44亿美元，2025年至今累计为16.82亿美元[28] - 2025年至今净资本投资为20.42亿美元，而2024年全年为25.01亿美元[28] - 2025年第三季度非公认会计准则现金流为8.95亿美元，2025年至今累计为28.12亿美元[33] 资产和债务 - 截至2025年9月30日，现金及现金等价物为2500万美元，较2024年底的4200万美元下降40.5%[4] - 长期债务为43.93亿美元，较2024年底的48.53亿美元下降9.5%[4] - 公司债务资本化率为34%，较2024年的35%略有改善[9] - 公司债务与资本化比率为34%，债务与调整后资本化比率（衡量财务契约的指标）为22%[36][37] - 截至2025年第三季度，公司长期债务（包括流动部分）为52.12亿美元[38] - 债务与EBITDA比率为1.8倍，与调整后EBITDA比率为1.2倍[38] - 截至2025年第三季度，净债务为51.87亿美元[40] 资产减值 - 第三季度发生1.41亿美元资产减值，而去年同期无减值[2] - 2025年第三季度出现1.41亿美元的资产减值[7] 股东回报 - 公司前三季度通过股票回购和股息向股东返还5.39亿美元（回购3.07亿，股息2.32亿）[5] 总产量表现 - 2025年前三季度石油平均日产量为14.33万桶，较2024年同期的16.87万桶下降15%[11] - 2025年前三季度NGLs-Plant Condensate平均日产量为6.63万桶，较2024年同期的4.30万桶增长54%[11] - 2025年前三季度天然气平均日产量为18.47亿立方英尺，较2024年同期的17.04亿立方英尺增长8%[11] - 2025年前三季度总产量平均为61.15万桶油当量/日，较2024年同期的58.67万桶油当量/日增长4%[11] - 2025年至今总产量为611.5 MBOE/天，较2024年同期的586.7 MBOE/天增长4.2%[12] - 2025年第三季度总NGLs产量为171.9 Mbbls/d，较2024年第三季度的136.6 Mbbls/d增长25.8%[24] - 2025年第三季度总石油与NGLs产量为309.5 Mbbls/d，较2024年第三季度的305.0 Mbbls/d增长1.5%[24] - 2025年第三季度总天然气产量为1,925 MMcf/d，较2024年第三季度的1,725 MMcf/d增长11.6%[26] - 2025年第三季度总运营石油与凝析油产量（Oil & Plant Condensate Production）为211.8千桶/天，与2024年第三季度的212.4千桶/天基本持平[21] - 2025年第三季度（Q3）总石油产量（Oil Production）为137.6千桶/天，较2024年第三季度的168.4千桶/天下降约18.3%[21] - 2025年第三季度（Q3）总NGLs-凝析油产量（NGLs - Plant Condensate Production）为74.2千桶/天，较2024年第三季度的44.0千桶/天大幅增长约68.6%[21] 美国地区业务表现 - 公司2025年至今总收入（不含风险管理损益）为54.39亿美元，其中美国业务35.17亿美元，加拿大业务19.22亿美元[13] - 美国业务石油收入2025年第三季度为8.35亿美元，较2024年同期的11.35亿美元下降26.4%[13] - 2025年第三季度美国业务每BOE净收益为26.07美元，较2024年同期的30.38美元下降14.2%[16] - 2025年第三季度（Q3）美国运营石油实现价格为66.52美元/桶，较2024年第三季度的73.23美元/桶下降约9.2%[20] - 2025年第三季度美国Anadarko地区石油与NGLs产量为60.8 Mbbls/d，较2024年第三季度的59.1 Mbbls/d增长2.9%[24] - 2025年第三季度美国Permian地区石油与NGLs产量为165.7 Mbbls/d，与2024年第三季度的166.6 Mbbls/d基本持平[24] - 2025年第三季度（Q3）Permian地区石油产量为113.8千桶/天，较2024年第三季度的117.9千桶/天下降约3.5%[21] - 2025年第三季度美国"其他"业务石油产量为0.1千桶/天，较2024年第三季度的29.1千桶/天大幅下降约99.7%，主要由于Uinta资产于2025年1月剥离[21] - 2025年至今二叠纪盆地资本支出为8.71亿美元，占美国业务总支出的76%[28] - 2025年至今已钻探净井总数177口，其中二叠纪盆地87口，占美国业务的74%[30] - 2025年至今已投产净井总数217口，其中蒙尼（加拿大）76口，二叠纪盆地106口[30] - 美国业务2025年前三季度运营净回值为每桶油当量28.57美元[48] 加拿大地区业务表现 - 加拿大业务天然气风险管理实现收益2025年第三季度为3700万美元，较2024年同期的5300万美元下降30.2%[13] - 2025年第三季度加拿大业务每BOE净收益为8.45美元，较2024年同期的3.69美元大幅增长129.0%[16] - 加拿大业务天然气产量大幅增长，2025年第三季度达1,413 MMcf/天，较2024年同期的1,182 MMcf/天增长19.5%[12] - 2025年第三季度加拿大Montney地区天然气产量达1,413 MMcf/d，较2024年第三季度的1,182 MMcf/d增长19.5%[26] - 2025年第三季度加拿大Montney地区NGLs总产量为82.3 Mbbls/d，较2024年第三季度的47.2 Mbbls/d大幅增长74.4%[24] - 2025年第三季度（Q3）加拿大Montney地区NGLs-凝析油产量为62.5千桶/天，较2024年第三季度的32.2千桶/天大幅增长约94.1%[21] - 2025年第三季度加拿大业务总产量为318.5 MBOE/d，较2024年第三季度的244.6 MBOE/d增长30.2%[26] - 2025年第三季度（Q3）加拿大运营天然气实现价格为1.99美元/Mcf，较2024年第三季度的1.77美元/Mcf上升约12.4%[20] - 加拿大业务2025年前三季度运营净回值为每桶油当量10.63美元[48] 资产剥离影响 - 公司于2025年1月22日剥离了Uinta等非核心资产，导致美国其他业务产量显著下降[24][26] - 2025年至今非营运活动净收购及剥离额为3.6亿美元，其中第三季度为净剥离0.57亿美元[28] 产品价格与净回值 - 2025年第三季度公司总运营每BOE净收益为17.15美元，较2024年同期的19.37美元下降11.5%[16] - 2025年至今公司总运营每BOE价格为32.57美元，较2024年同期的34.45美元下降5.5%[16] - 2025年第三季度公司总运营石油价格为66.22美元/桶，较2024年同期73.23美元/桶下降9.6%[18] - 2025年第三季度公司总运营天然气价格为1.79美元/千立方英尺，较2024年同期1.29美元/千立方英尺上升38.8%[18] - 2025年第三季度公司总运营每桶油当量价格为29.69美元，较2024年同期32.41美元下降8.4%[18] - 2025年至今公司总运营石油与NGLs价格为49.34美元/桶，较2024年同期55.66美元/桶下降11.4%[18] - 2025年第三季度公司总运营NGLs-其他价格为16.91美元/桶，较2024年同期18.13美元/桶下降6.7%[18] - 2025年至今（Year-to-date）总运营每桶油当量净回值（Total Netback）为20.49美元/BOE，较2024年同期的22.57美元/BOE下降约9.2%[20] - 2025年第三季度（Q3）总运营每桶油当量实现价格（Total Price）为30.48美元/BOE，较2024年第三季度的34.17美元/BOE下降约10.8%[20] - 2025年前三季度总运营净收入为33.15亿美元[45] - 2025年前三季度总运营净回值为每桶油当量19.85美元[48] 风险管理影响 - 2025年第三季度美国运营石油风险管理的已实现收益为0.29美元/桶，而2024年同期为亏损1.62美元/桶[19] - 2025年第三季度加拿大运营天然气风险管理的已实现收益为0.29美元/千立方英尺，较2024年同期0.48美元/千立方英尺下降39.6%[19] - 2025年第三季度公司总运营风险管理对每桶油当量的影响为收益0.79美元，而2024年同期为收益1.76美元[19] - 2025年第三季度美国运营NGLs-其他价格风险管理的已实现收益为0.39美元/桶，较2024年同期0.24美元/桶上升62.5%[19] 其他财务指标 - 2025年第三季度加权平均基本流通股为2.562亿股，较2024年第三季度的2.662亿股减少3.8%[7] - 过去12个月净利润为2.36亿美元，调整后EBITDA为43.22亿美元[38] - 2025年前三季度上游产品总收入为54.39亿美元，其中美国业务35.17亿美元，加拿大业务19.22亿美元[45] - 2025年前三季度总销售量为1,669.82万桶油当量[47]