运营与财务表现 - 2025年第二季度平均产量达1318万桶油当量/日 同比增长8% 主要得益于公司在Greater Sundance和Brazeau地区保持四台钻机作业[3] - 实现经营现金流(FFO)1913亿美元 同比增长24% 其中1046亿美元用于资本支出 6600万美元用于股东分红[3][5] - 净利润达8780万美元 同比大幅增长71% 摊薄每股收益043美元[5] - 净债务减少3990万美元 自2024年12月31日以来累计减少1056亿美元[5] 商品价格与套期保值 - 实现天然气套保后价格353美元/千立方英尺 较AECO 7A基准价溢价57%[3][11] - 天然气套保活动实现4740万美元收益 相当于075美元/千立方英尺[11] - NGL实现价格5843美元/桶 同比下降16% 其中套保贡献368美元/桶收益[5][12] - 已锁定2026年约479MMcf/d和410MMcf/d天然气产量 平均价格约4美元/千立方英尺 保障655亿美元收入[5] 资本支出与钻井活动 - 二季度钻探19口水平井(177口净井) 完井19口(169口净井) 投产21口(189口净井)[7] - Cardium区域新井设计使单米钻井完井成本降低37% 预计将为公司大量Cardium储量带来经济效益[8] - 在Sundance地区新建压缩机站 设计产能30MMcf/d 可扩展至60MMcf/d 预计三季度末投产[21] 成本与利润率 - 现金成本降至131美元/千立方英尺油当量 继续保持加拿大油气行业最低水平[5] - 经营利润率达70% 净利润率28% 过去12个月资本回报率(ROCE)10% 净资产收益率(ROE)12%[5] - 单位运营成本054美元/千立方英尺油当量 主要受物业税等政府费用增加影响 预计下半年将呈下降趋势[13] 市场前景与战略 - 看好长期天然气价格走势 主要受LNG Canada投产和AI数据中心需求增长驱动[23] - 2025年资本支出指引维持45-50亿美元不变 计划四季度增产以匹配冬季价格预期[24] - 通过系统性套保和市场多元化策略保障收入 支持未来分红并持续强化资产负债表[24]