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财务表现 - 第二季度调整后每股收益1 02美元 低于市场预期的1 04美元 同比下滑22% 主要因油价疲软及费用同比增加4% [1] - 总营收23亿美元 同比增长1 3% 超预期18 8% 得益于对冲收益及产品销售收入增长 [2] - 经营活动现金流10亿美元 同比微降0 7% 非GAAP自由现金流达9 13亿美元 [7][8] 生产与价格 - 总产量达615 300桶油当量/日 超预期并同比增3 6% 其中天然气占比50 1% 液体占比49 9% [4][5] - 天然气实现价格2 38美元/千立方英尺 同比上涨28% 原油实现价格65 23美元/桶 同比下跌14 8% [6] - 二叠纪盆地产量215 000桶油当量/日 液体占比80% 全年资本支出指引12-12 5亿美元 [10] 资本结构与股东回报 - 净债务减少2 17亿美元至53亿美元 债务资本比29 7% [3][8] - 季度股息每股0 3美元 合计向股东返还2 23亿美元(含1 58亿美元回购) [2][13] - 三季度计划股东回报2 35亿美元 其中50%自由现金流用于回购或可变股息 [13] 行业对比 - Valero能源每股收益2 28美元 超预期但同比降16% 因炼油利润率提升抵消销量下滑 [18] - Halliburton每股收益0 55美元 符合预期但同比降31% 北美业务疲软拖累业绩 [20] - Equinor每股收益0 64美元 低于预期且同比降25% 主因液体产量及价格双降 [22]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度现金每股收益为3 51美元 自由现金流为3 92亿美元 均超出市场预期 [14] - 全年自由现金流预期从15亿美元上调至16 5亿美元 增幅10% [16] - 公司债务从去年第三季度蒙大拿收购时的水平减少了5 55亿美元 目前总债务为53亿美元 预计年底将降至50亿美元以下 [18] - 公司预计在60美元WTI和3 75美元NYMEX价格假设下 全年将产生16 5亿美元自由现金流 [16] 各条业务线数据和关键指标变化 - 蒙大拿资产整合顺利 单井成本节省150万美元 其中钻井节省100万美元 完井节省30万美元 设施设计节省20万美元 [31] - 二叠纪盆地油井生产率曲线在过去三年提高了10% 而同行普遍面临生产率下降问题 [10] - 全年石油和凝析油产量指引上调2000桶/日至平均20 7万桶/日 NGL产量预期上调5000桶/日 [23] - 蒙大拿资产预计在下半年达到5 5万桶/日石油和凝析油的运行率 [32] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司通过新的营销协议将2025年剩余时间对AECO价格的敞口降至不到20% 2026年降至约三分之一 [20] - 公司新增了JKM定价敞口 提高了芝加哥市场敞口 并增强了AECO净回值 [20] - 公司实现了加拿大天然气价格达到NYMEX价格72%的水平 远高于AECO的40% [48] - 随着加拿大LNG项目上线 预计下半年加拿大西部天然气系统压力将缓解 天然气产量将高于上半年 [24] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司采用立方体开发方法 同时开发多个叠层区域 最大化资源回收率和回报 [26] - 公司专注于通过技术创新提高资本效率 今年已实现约5000万美元的资本效率节省 [11] - 公司在二叠纪盆地拥有12-15年的优质库存 在蒙大拿盆地拥有近20年的优质石油库存 在阿纳达科盆地拥有超过10年的库存 [9] - 公司利用AI技术优化执行 钻井速度比2022年平均快35% 完井速度快50% [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为行业需要三个要素来提供持久回报：优质盆地库存深度、转化为自由现金流的能力以及资本纪律 [7] - 公司全公司股息后盈亏平衡价格低于40美元WTI 能够在商品周期中持续产生超额回报和自由现金流 [9] - 公司预计数据中心将进一步提高天然气销售利润率 正在探索加拿大西部和美国的机会 [21] - 公司认为立方体开发方法带来了持续可重复的结果 没有耗尽最高回报库存 [28] 其他重要信息 - 公司自2021年以来已回购22亿美元股票 支付12亿美元基础股息 总股东回报超过33亿美元 [17] - 公司计划将至少50%的股息后自由现金流用于股东回报 50%用于资产负债表 [17] - 公司维持投资级信用评级 所有四家评级机构均给予稳定或正面展望 [19] - 公司2022-2024年每股现金流增长约25% 尽管2024年实现价格比2021年低10% [12] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于公司作为行业整合者的潜力 - 管理层表示当前资产组合已建立行业中最有价值的优质库存位置 任何潜在收购必须优于现有资产 [38] - 蒙大拿收购成本低于每优质位置100万美元 二叠纪最近交易约为每位置200万美元 [39] 问题: 关于资本回报政策 - 公司强调既能减少债务又能利用16%的自由现金流收益率进行股票回购的双重优势 [46] - 公司目标是达到40亿美元净债务 约为中期价格下1倍杠杆率 但未承诺这将作为停止点 [93] 问题: 关于蒙大拿营销策略 - 公司新增了JKM定价敞口 这是公司首次获得LNG定价敞口 [51] - 新签订的芝加哥合约为10年期 从2027年开始 每日100MMcf以芝加哥减去运输成本定价 [51] 问题: 关于资本效率提升 - 蒙大拿单井150万美元成本节省已计入原指引 未来每年可能以低个位数百分比继续改善 [58] - 公司预计2026年可能继续看到服务成本通缩 但目前仍在观察中 [104] 问题: 关于立方体开发方法 - 该方法通过同时开发整个叠层避免了后续加密井生产率下降30-40%的问题 [26] - 最优相邻立方体开发时间为首次开发后18-24个月 可最大限度减少井间干扰和衰竭 [27] 问题: 关于AI技术应用 - AI技术仍处于早期阶段 已部署至整个投资组合 包括钻井、完井和生产优化 [91] - 运营控制中心在加拿大已使用约十年 美国部分正在追赶 [110] 问题: 关于四季度资本支出下降 - 资本支出下降主要由性能驱动 钻井和完井速度大幅提高导致前端负荷特征 [86] - 二叠纪钻机从6台降至4台 蒙大拿从5台降至3台 但活动水平保持稳定 [86]

财务数据和关键指标变化 - 公司二季度现金流每股3.51美元，自由现金流3.92亿美元，均超市场预期 [13] - 年初预计产生约21亿美元自由现金流，一季度电话会议时调整预期，假设油价60美元/桶、天然气3.75美元/百万英热单位，预计产生15亿美元自由现金流；年中预计实现16.5亿美元自由现金流，提高10% [15] - 截至6月总债务超53亿美元，预计年底降至50亿美元以下，自去年三季度宣布收购Montney资产以来已偿还5.55亿美元债务，目标净债务降至40亿美元 [17][18] - 从2021年到2024年，公司现金流每股增长约25%，2024年实际价格比2021年低10% [12] 各条业务线数据和关键指标变化 Permian盆地 - 目前油型曲线较过去三年提高10%，今年迄今表现与类型曲线一致，支持该地区12 - 15年优质库存的持久回报 [10][28] - 二季度平均产量超既定的12万桶/日，预计下半年凝析油产量稳定在12万桶/日左右 [29] - 今年迄今钻井速度平均超2100英尺/日，比2022年快约35%；完井速度平均超3900英尺/日，比2022年快约50% [30] Montney盆地 - 收购资产仅六个月后，每口井成本节省150万美元，其中钻井节省100万美元，完井节省30万美元，设施设计节省20万美元 [31] - 钻井周期缩短约10天，目前平均从开钻到钻机释放不到15天 [31] - 有信心在下半年实现约5.5万桶/日的石油和凝析油产量目标 [32] Anadarko盆地 - 预计全年增加约5000桶/日的NGL产量，因下半年将回收乙烷 [22] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司目前不到20%的天然气暴露于2025年剩余时间的AECO市场价格，2026年约三分之一暴露 [19] - 2025年上半年，公司加拿大天然气实现价格为NYMEX的72%，而同期AECO价格约为NYMEX的40% [50] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司围绕库存深度、文化与专业知识、资本纪律三个方面提升竞争力，与同行形成差异化 [7] - 专注并优化资产基础，在Permian和Montney拥有核心资产，Anadarko盆地资产作为补充，总公司股息后盈亏平衡价格低于40美元/桶WTI [8] - 采用AI技术优化执行，提高周期速度、增加产量并节省成本，在整个投资组合中应用 [9] - 坚持资本纪律，今年实现约5000万美元的成本节约，执行维护或平稳发展计划，根据市场情况灵活调整活动 [11] - 持续推进债务削减，同时通过股票回购和股息向股东返还资本，目标维持投资级信用评级 [16][18] - 探索Montney天然气销售的多元化机会，通过新营销协议减少对AECO价格的暴露，增加对JKM和芝加哥价格的暴露 [19] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 团队在各方面取得强劲业绩，满足或超越所有指导目标，预计全年产量指导提高，同时削减资本和运营成本，增加自由现金流 [5][6] - 公司拥有优质库存，即使在商品周期中也能产生卓越回报和自由现金流，有信心长期持续实现这一目标 [8][13] - 认为股票价格低于内在价值，股票回购是正确的资本配置决策，能够为股东创造现金流每股增长轨迹 [49] - 随着LNG Canada上线，预计下半年天然气产量将高于上半年，加拿大天然气市场供需状况将改善 [23][69] 其他重要信息 - 公司采用立方体开发方法，同时开发多个堆叠区域，避免过早消耗高回报库存，实现资源回收最大化和稳定可重复的结果 [25][27] - 认为理解油井之间的相互作用对创造持久回报至关重要，相邻立方体的最佳钻井时间为第一个立方体钻井后18 - 24个月 [25][26] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司是否认为自己是长期的自然整合者 - 公司战略和运营模式有效，已建立行业内最有价值的优质库存地位，若进行并购，目标必须优于现有资产 [39][40] 问题2: 美国现金税指南降低对未来三到五年现金税率的影响 - 今年美国现金税指南减少2000万美元，主要受OBB折旧变化影响，未来三年将持续，预计运行率为美国税前账面收入的3% [42] 问题3: 如何看待利用16%的自由现金流收益率进行股票回购 - 股票回购能为股东创造现金流每股增长，从基本面看，股票价格低于内在价值，是正确的资本配置决策，公司可以在削减债务的同时进行回购 [48][49] 问题4: Montney资产如何实现接近NYMEX基准价格而非AECO价格，以及营销战略 - 公司多元化战略有效，2025年上半年加拿大天然气实现价格为NYMEX的72%，而AECO为40%；新营销协议包括JKM、芝加哥和增强AECO交易，具体细节因合同保密 [50][51] 问题5: Montney资产今年钻井情况及对2026年资本效率的影响 - 150万美元的成本节省已纳入收购模型和指导，新区域油井的设计和成本与遗留区域一致，未来成本降低和效率提升幅度与遗留项目类似 [60][61] 问题6: 是否会考虑出售Permian盆地的水系统资产 - 公司会考虑各种创造股东价值的方式，但完井成本和速度优势是整体物流和技术方法的结果，不仅仅依赖水系统 [63][64] 问题7: Montney盆地整合是否会带来供应纪律，以及如何看待Dawn销售协议的净回报 - 随着LNG Canada上线，市场供需将改善，整合有望带来供应纪律；现有下游运输协议可永久续签，看好多元化销售市场对实现价格的提升 [69][71][72] 问题8: 当实现所有效率提升后，资本投入会如何变化 - 资本效率提升是持续的，目前整个投资组合有望实现低个位数的年度提升，未来将继续跟踪并在2026年提供指导 [77][78] 问题9: 为何不利用油价上涨时机还清债务，而是采用50:50的资本分配方式 - 公司认为债务削减和股票回购都能为股东创造价值，目前股票价格具有吸引力，同时能通过削减债务改善资本结构 [49][81] 问题10: 第四季度资本支出下降的原因及实现的信心 - 资本支出下降是由于钻机数量减少和钻井、完井速度加快，活动表现推动资本支出下降，第四季度将是指导中资本支出最低的季度 [89][90] 问题11: AI技术在资产中的应用程度及是否可扩展到其他业务 - AI技术处于早期阶段，在整个投资组合中应用，公司的独特数据集和创新文化将使其表现差异化 [94][95] 问题12: 净债务目标及达到目标后的资本分配计划 - 目标净债务降至4亿美元，达到该目标后有更多资本分配选择，但未确定具体计划 [96] 问题13: Montney盆地高TIL率是由于整合还是效率节省，以及服务成本对2026年计划的影响 - 第二季度较高的TIL率是由于资产整合，全年指导将稳定在80个TILs；2025年服务成本通缩符合预期，2026年可能继续出现通缩，但需进一步观察 [102][106][108] 问题14: 立方体开发和再占用策略如何降低再投资率 - 立方体开发方法能使公司保持再投资率并不断提高效率，避免传统方法因库存质量下降导致的回报率波动，为投资者提供持久回报 [111] 问题15: Permian盆地的投产节奏及Montney资产在运营成本方面的措施和影响 - Permian盆地原计划上半年活动较多，团队执行情况好于预期，将部分完井支出从第二季度推迟到第三季度，以平衡下半年活动；Montney资产通过提高运行时间、优化气举和自动化等措施降低运营成本 [121][122][126][128]

业绩总结 - 2025财年预计自由现金流为约16.5亿美元，自由现金流收益率约为16%[12] - 2025年第二季度自由现金流为3.92亿美元，每股现金流为3.51美元[26] - 2025年上半年自由现金流已达约7.8亿美元，反映出强劲的业绩表现[36] - 自2021年第三季度以来，公司累计回购股票达12亿美元，累计基础股息达22亿美元[38] - 2025年第二季度油气及凝析油产量为211 Mbbls/d，超出指导范围上限[31] 用户数据 - 预计2025年天然气产量为1825-1875 MMcf/d，较之前指导范围持平[50] - 预计2025财年WTI的盈亏平衡点为每桶60美元，基准股息为每桶40美元[17] 未来展望 - 预计2025年底净债务将低于50亿美元[14] - 自2024年第三季度以来，净债务减少约5.55亿美元，预计到2025年底将低于50亿美元[39] - 预计2025财年资本支出指导中点为5000万美元[17] - 预计2025财年自由现金流的预测基于每桶60美元WTI和每百万英尺天然气3.75美元的价格敏感性[15] 新产品和新技术研发 - 预计FY25E的Montney资产将实现每口井节省$1.5百万的成本[81] - 预计FY25E的天然气生产中，约75%定价不依赖于AECO和Waha市场[110] 市场扩张和并购 - 公司在多盆地、多产品投资方面具有高回报的选择性[18] - 预计2025年资本支出指导范围调整为21.25亿至21.75亿美元，较之前减少5000万美元[51] 负面信息 - 3Q25-4Q25E油价敏感性：WTI每桶$50时，自由现金流减少约$275百万，$70时增加约$300百万[83] - 3Q25-4Q25E天然气价格敏感性：NYMEX每百万英热单位$3.25时，自由现金流减少约$75百万，$4.50时增加约$125百万[84] 其他新策略和有价值的信息 - 公司的债务与调整后EBITDA比率约为1.0倍[124] - 公司的债务与调整后资本化比率要求低于60%，而截至2025年第二季度为23%[124] - 公司承诺消除运营中的常规燃烧[131] - 自2019年至2030年期间的温室气体强度减少目标为50%[129] - 截至2024年底，公司已实现46%的强度减少，提前四年实现33%的减少目标[130]

行业概述 - 加拿大油气勘探与生产行业主要由专注于石油和天然气勘探与生产的公司组成 这些公司负责发现油气藏 钻探油气井 并将这些材料生产和销售给炼油厂 [2] - 行业的现金流主要取决于实现的商品价格 而能源市场价格的历史波动性使得所有勘探与生产公司的业绩都面临风险 [2] 行业挑战 - 加拿大石油生产商面临双重宏观逆风 油价走弱和加元走强 这显著降低了以加元计算的收入 并直接影响自由现金流和资本回报灵活性 [3] - 资本预算紧张与现金流预期下降相冲突 特别是在当前价格下 股息和股票回购的执行变得不可持续 除非原油价格反弹 [4] - 国际能源署预测 由于电动汽车普及和清洁燃料使用增加 全球石油需求增长将在2026年后大幅放缓 并可能在2030年达到峰值 [6] 行业亮点 - 加拿大通过LNG Canada项目进入全球液化天然气市场 标志着该国油气勘探与生产行业的重要转折点 首次向亚洲出口液化天然气 打开了高端市场 [5] - Kitimat项目预计年出口量将达到1400万吨 并在第二阶段可能翻倍 这将逐步缩小加拿大天然气与美国枢纽的折扣 并加强加拿大天然气价格 [5] 行业表现 - 加拿大油气勘探与生产行业在过去一年中表现不佳 下跌9.4% 而同期标普500指数上涨16.9% 整个能源板块下跌1.3% [11] - 行业当前的企业价值与EBITDA比率为4.76 显著低于标普500的17.98 也略低于能源板块的4.84 [15] 重点公司 - InPlay Oil专注于阿尔伯塔省的轻油开发 预计今年下半年产量将超过18,750桶油当量/日 其中50%为石油 公司拥有低杠杆和强劲的对冲 股息收益率达到两位数 [18][19] - ARC Resources是加拿大最大的纯Montney运营商 全国天然气产量排名第三 公司计划到2028年将每股自由现金流增长三倍 [22][23] - Ovintiv是北美领先的独立勘探与生产公司 拥有多元化的资产组合 包括Montney Anadarko和Permian盆地 公司在过去四个季度中每个季度的盈利均超出预期 [27][28] - Obsidian Energy专注于阿尔伯塔省的石油资产 目前产量约为34,000桶油当量/日 目标是到2026年达到50,000桶油当量/日 公司2025年每股收益预计将同比增长199.5% [31][32]

公司业绩 - 公司第二季度每股收益为1 02美元 低于市场预期的1 04美元 同比去年同期的1 24美元下降 [1] - 季度营收达23 2亿美元 超出市场预期18 75% 同比去年同期的22 9亿美元略有增长 [2] - 过去四个季度中 公司三次超过每股收益预期 三次超过营收预期 [2] 市场表现 - 公司股价年初至今下跌2 5% 同期标普500指数上涨8 1% [3] - 当前市场对公司未来季度每股收益预期为1 32美元 营收预期为20 8亿美元 全年每股收益预期为5 31美元 营收预期为86 3亿美元 [7] 行业情况 - 所属行业为加拿大油气勘探与生产 在Zacks行业排名中处于后32%位置 [8] - 同行业公司Enerflex预计第二季度每股收益为0 07美元 同比增长75% 但最近30天市场预期下调32 1% [9] - Enerflex预计季度营收为5 5493亿美元 同比下降9 6% [10] 未来展望 - 公司当前Zacks评级为3级(持有) 预计短期内表现与市场持平 [6] - 近期盈利预期修订趋势呈现混合状态 未来可能随最新财报发布而调整 [6]

财务数据关键指标变化 - 与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月，资本投资分别减少100万美元和900万美元，运输和加工费用分别减少300万美元和1800万美元，运营费用六个月减少100万美元，行政费用分别减少100万美元和300万美元，折旧、损耗和摊销分别减少100万美元和500万美元[288] 风险管理策略 - 公司为减轻商品价格风险，可能会使用期货、远期、掉期、期权和无成本领子等衍生金融工具，其使用受正式政策约束并由董事会设定限制[284] - 公司为减轻外汇风险，可能会不时签订外汇衍生合约，截至2025年6月30日，无美元计价的货币互换[289] - 公司为减轻利率风险，会持有固定和浮动利率债务组合，也可能签订利率衍生品[292] 风险影响评估 - 公司使用10%的价格变动评估商品价格波动对风险管理头寸公允价值的影响，油价10%上涨或下跌会使税前净收益产生-5100万美元或4800万美元的未实现损益，NGL价格10%涨跌对应-600万或600万美元，天然气价格10%涨跌对应-1300万或900万美元[285] - 公司使用10%的汇率变动评估加元兑美元汇率波动的潜在影响，汇率10%上涨或下跌会使税前净收益产生2200万美元或-2700万美元的未实现损益[291] - 截至2025年6月30日，公司有4.81亿美元的浮动利率循环信贷和定期贷款借款，浮动利率借款每1%的利率变化对税前净收益的影响为500万美元[293] 其他重要内容 - 公司天然气产量换算为桶油当量的基础是6000立方英尺天然气等于1桶油当量，但该换算可能无法准确反映井口经济价值[15] - 本季度报告中所有金额如无特殊说明，均为税前、扣除特许权使用费后的美元金额[17] - 报告中的前瞻性陈述涉及风险和不确定性，实际结果可能与预期有重大差异，投资者不应过度依赖[23]

收入和利润（同比环比） - 2025年二季度总营收23.18亿美元，2024年同期为22.88亿美元，同比增长1.31%；2025年上半年总营收46.95亿美元，2024年同期为46.40亿美元，同比增长1.18%[2] - 2025年二季度运营收入5.11亿美元，2024年同期为5.56亿美元，同比下降8.09%；2025年上半年运营收入4.22亿美元，2024年同期为10.50亿美元，同比下降59.81%[2] - 2025年二季度净利润3.07亿美元，2024年同期为3.40亿美元，同比下降9.71%；2025年上半年净利润1.48亿美元，2024年同期为6.78亿美元，同比下降78.17%[2] - 2025年年初至今净收益为1.48亿美元，2024年同期为6.78亿美元[7] - 2025年年初至今非GAAP调整后收益为6.35亿美元，2024年同期为7.2亿美元[7] - 2025年Q2非GAAP调整后收益为2.65亿美元，YTD为6.35亿美元[36] - 2025年上游产品总收入为3717百万美元，其中美国业务2422百万美元，加拿大业务1295百万美元[47] - 2024年上游产品总收入为7350百万美元，其中美国业务5607百万美元，加拿大业务1743百万美元[47] 成本和费用（同比环比） - 2025年二季度总运营费用18.07亿美元，2024年同期为17.32亿美元，同比增长4.33%；2025年上半年总运营费用42.73亿美元，2024年同期为35.90亿美元，同比增长19.03%[2] - 2025年上半年公司行政费用为每桶油当量1.56美元，不含长期激励、重组和法律成本的行政费用为1.28美元[17] - 2025年总运营成本中，生产、矿产及其他税为160百万美元，运输和加工为817百万美元，运营费用为420百万美元[47] - 2024年公司间营销费用总计24百万美元，季度范围在5 - 7百万美元[51] 其他财务数据 - 2025年6月30日现金及现金等价物为2000万美元，2024年12月31日为4200万美元，下降52.38%[4] - 2025年6月30日应收账款及应计收入（扣除备抵后）为11.21亿美元，2024年12月31日为11.83亿美元，下降5.24%[4] - 2025年6月30日发行并流通的普通股为2.57亿股，2024年为2.604亿股，减少1.30%[4] - 2025年年初至今债务资本化比率为34%，2024年为35%[9] - 2025年年初至今债务与调整后资本比率为23%，与2024年持平[9] - 2025年年初至今债务与EBITDA比率为1.6倍，2024年为1.3倍[9] - 2025年年初至今非GAAP现金流为19.17亿美元，2024年同期为20.6亿美元[7] - 2025年二季度经营活动产生的现金流量为10.13亿美元，2024年同期为10.20亿美元，同比下降0.69%；2025年上半年经营活动产生的现金流量为18.86亿美元，2024年同期为16.79亿美元，同比增长12.33%[5] - 2025年二季度投资活动使用的现金流量为5.58亿美元，2024年同期为6.41亿美元，同比下降12.95%；2025年上半年投资活动使用的现金流量为14.53亿美元，2024年同期为14.02亿美元，同比增长3.64%[5] - 2025年二季度融资活动使用的现金流量为4.30亿美元，2024年同期为3.76亿美元，同比增长14.36%；2025年上半年融资活动使用的现金流量为4.42亿美元，2024年同期为2.74亿美元，同比增长61.31%[5] - 2025年上半年总资本支出为12.13亿美元，2024年全年为23.03亿美元[28] - 2025年净收购与（剥离）为4.17亿美元，2024年为1.98亿美元[28] - 2025年净资本投资为15.55亿美元，2024年为25.01亿美元[28] - 2025年Q2非GAAP现金流为9.13亿美元，YTD为19.17亿美元[35] - 2025年Q2非GAAP自由现金流为3.92亿美元，YTD为7.79亿美元[35] - 2025年YTD债务与资本比率为34%[38] - 2025年YTD债务与调整后资本比率为23%[39] - 2025年前累计长期债务（含当期部分）为5333美元，净债务为5313美元，现金及现金等价物为20美元[40][42] - 过去12个月净收益为595美元，EBITDA为3309美元，调整后EBITDA为4436美元[40] - 过去12个月债务与EBITDA倍数为1.6，债务与调整后EBITDA倍数为1.2[40] 各条业务线表现 - 2025年年初至今石油日均产量为14.63万桶，2024年为16.83万桶[11] - 2025年年初至今天然气日均产量为18.07亿立方英尺，2024年为16.98亿立方英尺[11] - 2025年年初至今油气当量总产量日均为60.19万桶，2024年为58.5万桶[11] - 2025年上半年公司总生产为601.9千桶油当量/天，美国业务为315.3千桶油当量/天，加拿大业务为286.6千桶油当量/天[12] - 2025年上半年美国业务石油产量为146千桶/天，加拿大业务为0.3千桶/天[12] - 2025年上半年美国业务天然气产量为509百万立方英尺/天，加拿大业务为1298百万立方英尺/天[12] - 2025年上半年美国业务收入（不含风险管理实现的收益或损失）为2422百万美元，加拿大业务为1295百万美元[13] - 2025年上半年美国业务风险管理实现的收益为9百万美元，加拿大业务为54百万美元[13] - 2025年上半年美国业务每桶油当量净回值为29.81美元，加拿大业务为11.86美元[16] - 2025年上半年公司每桶油当量价格为34.10美元，生产、矿产及其他税为1.47美元，运输和加工费用为7.50美元，运营费用为3.86美元，净回值为21.27美元[16] - 2025年Q2美国业务每桶油当量价格为38.81美元，加拿大业务为23.47美元[16] - 2025年美国业务石油价格为68.24美元/桶，加拿大业务为66.40美元/桶，总业务为68.24美元/桶[18] - 2025年美国业务NGLs - 工厂凝析油价格为54.34美元/桶，加拿大业务为65.05美元/桶，总业务为63.18美元/桶[18] - 2025年美国业务石油与工厂凝析油价格为67.28美元/桶，加拿大业务为65.05美元/桶，总业务为66.73美元/桶[18] - 2025年美国业务NGLs - 其他价格为19.52美元/桶，加拿大业务为25.12美元/桶，总业务为20.64美元/桶[18] - 2025年美国业务NGLs - 总价格为23.99美元/桶，加拿大业务为54.49美元/桶，总业务为37.79美元/桶[18] - 2025年美国业务石油与NGLs价格为52.03美元/桶，加拿大业务为54.54美元/桶，总业务为52.62美元/桶[18] - 2025年美国业务天然气价格为2.70美元/Mcf，加拿大业务为2.56美元/Mcf，总业务为2.60美元/Mcf[18] - 2025年美国业务总价格为42.40美元/BOE，加拿大业务为24.95美元/BOE，总业务为34.10美元/BOE[18] - 2025年美国业务石油实现风险管理收益为0.35美元/桶，总业务为0.35美元/桶[19] - 2025年美国业务天然气实现风险管理收益为0.16美元/Mcf，总业务为0.16美元/Mcf[19] - 2025年美国业务石油价格为68.59美元/桶，加拿大业务为66.40美元/桶，总业务为68.59美元/桶[20] - 2025年美国业务NGLs - 总价格为37.79美元/桶，加拿大业务为54.49美元/桶，总业务为37.79美元/桶[20] - 2025年美国业务石油及NGLs价格为52.27美元/桶，加拿大业务为54.54美元/桶，总业务为52.80美元/桶[20] - 2025年美国业务天然气价格为2.70美元/Mcf，加拿大业务为2.79美元/Mcf，总业务为2.76美元/Mcf[20] - 2025年美国业务总价格为42.57美元/BOE，加拿大业务为25.98美元/BOE，总业务为34.67美元/BOE[20] - 2025年美国业务总净回值为29.98美元/BOE，加拿大业务为12.89美元/BOE，总业务为21.84美元/BOE[20] - 2025年美国业务石油产量为146.0千桶/日，加拿大业务为0.3千桶/日，总产量为146.3千桶/日[21] - 2025年美国业务NGLs - 植物凝析油产量为10.8千桶/日，加拿大业务为51.4千桶/日，总产量为62.2千桶/日[21] - 2025年美国业务石油及植物凝析油产量为156.8千桶/日，加拿大业务为51.7千桶/日，总产量为208.5千桶/日[21] - 美国业务中，二叠纪盆地2025年石油产量为122.1千桶/日，阿纳达科盆地为21.0千桶/日[21] - 2025年NGLs - 其他总生产为92.1千桶/日，2024年为90.8千桶/日[24] - 2025年NGLs - 总生产为154.3千桶/日，2024年为133.7千桶/日[24] - 2025年油气及凝析油总生产为300.6千桶/日，2024年为302.0千桶/日[24] - 2025年天然气总生产为1807百万立方英尺/日，2024年为1698百万立方英尺/日[26] - 2025年总生产为601.9千桶油当量/日，2024年为585.0千桶油当量/日[26] - 2025年美国业务二叠纪盆地钻井活动为21口，完井活动为23口[31] - 2025年加拿大业务蒙特尼地区钻井活动为19口，完井活动为39口[31] - 2025年总销售体积为108987883桶油当量，其中美国业务57114731桶油当量，加拿大业务51873152桶油当量[48] - 2025年总运营净回值为21.29美元/桶油当量，其中美国业务29.83美元/桶油当量，加拿大业务11.88美元/桶油当量[50] - 2024年公司总生产为585千桶油当量/天，美国业务为344.4千桶油当量/天，加拿大业务为240.6千桶油当量/天[12] - 2024年总销售体积为214061322桶油当量，其中美国业务126001722桶油当量，加拿大业务88059600桶油当量[48] 各地区表现 - 美国二叠纪盆地2025年油及凝析油生产为173.2千桶/日，2024年为166.9千桶/日[24] - 美国阿纳达科地区2025年油及凝析油生产为54.2千桶/日，2024年为59.4千桶/日[24] - 加拿大蒙特尼地区2025年天然气生产为1296百万立方英尺/日，2024年为1152百万立方英尺/日[26] - 美国二叠纪盆地2025年天然气生产为255百万立方英尺/日，2024年为236百万立方英尺/日[26] - 美国阿纳达科地区2025年天然气生产为246百万立方英尺/日，2024年为265百万立方英尺/日[26] 其他重要内容 - 适用的美国联邦和州法定所得税税率为21.75%，加拿大联邦和省级法定所得税税率为23.7%[8]

Full Year Capital Guidance Lowered; Production Guidance IncreasedHighlights: Generated cash from operating activities of $1,013 million, Non-GAAP Cash Flow of $913 million and Non-GAAP Free Cash Flow of $392 million after capital expenditures of $521 million Second quarter production was above the guidance range on every product with average total production volumes of 615 thousand barrels of oil equivalent per day ("MBOE/d"), including 211 thousand barrels per day ("Mbbls/d") of oil and condensate, 96 Mbbl ...