Vancouver, British Columbia--(Newsfile Corp. - January 28, 2026) - Hemisphere Energy Corporation (TSXV: HME) (OTCQX: HMENF) ("Hemisphere" or the "Company") is pleased to declare a quarterly dividend to shareholders, deliver guidance for 2026, and provide a corporate update. Quarterly DividendHemisphere is pleased to announce that its Board of Directors has approved a quarterly cash dividend of $0.025 per common share in accordance with the Company's dividend policy. The dividend will be paid on February 26 ...

Ferguson said roughly $20 million of cost reductions began to flow through, improving Titan’s operating margins and narrowing losses in EMEA, which he said produced a small profit in December. He also highlighted cash generation, citing $60 million of cash with a fourth-quarter inflow driven largely by working capital improvements, including inventory down 20% year over year.Finance Director Bruce Ferguson reported provisional year-end results, describing a “good, solid performance” that included a record f ...

市场整体规模与增长预测 - 全球油田化学品市场规模预计从2024年的251.8亿美元增长至2031年的380.9亿美元，期间复合年增长率为5.31% [1] 市场驱动因素 - 提高原油采收率需求增长：随着油田老化及自然采收率下降，对提高原油采收率技术的需求增加，该技术高度依赖表面活性剂和聚合物等化学品，为生产商带来重大发展机遇 [8] - 可持续钻井解决方案关注度提升：全球环境法规趋严推动市场向环境友好和可生物降解化学品转型，刺激了对既高效又合规的化学品的需求，为从事绿色化学技术的公司创造了盈利市场 [9] - 页岩气开采技术进步：水力压裂和水平钻井等技术创新需要减阻剂和阻垢剂等特种化学品以提高井产能，页岩气项目的扩张（尤其在北美）预计将刺激市场增长 [10] 市场挑战 - 原油价格波动：原油价格下跌可能导致勘探和生产活动减少，直接影响油田化学品需求，市场参与者收入在此期间波动，行业周期性可能阻碍长期增长计划 [11] - 严格的环境法规：全球政府对油田活动中化学品使用实施更严格规定以减少环境风险，不合规可能导致巨额罚款和运营障碍，迫使公司投入大量研发资金开发更可持续的化学替代品，增加了运营成本 [12] - 供应链中断：原材料短缺、物流挑战和地缘政治问题可能导致关键油田化学品供应延迟，影响生产计划，进而延误向油田运营商的材料交付，最终影响项目完成并制约市场增长 [13] 区域市场格局 - 北美占据主导地位：得益于其庞大的油气勘探活动（尤其是美国页岩产业）、先进的钻井技术以及对提高原油采收率的大量投资，该地区对特种化学品需求旺盛，吸引了国际制造商并促进了创新 [14] 主要市场参与者 - 全球市场主要参与者包括阿克苏诺贝尔、雅宝公司、亚什兰、贝克休斯、巴斯夫、Canadian Energy Solutions、科莱恩、禾大国际以及Drilling Specialties Company [15] 市场细分维度 - 全球油田化学品市场按化学品类型、应用领域和地理区域进行细分 [16] - 化学品类型包括杀菌剂、缓蚀阻垢剂、破乳剂、聚合物、表面活性剂等 [21] - 应用领域涵盖提高原油采收率、生产、钻井与固井、井增产、修井与完井等 [21] - 地理区域包括北美、欧洲、亚太及其他地区 [21] 行业核心价值 - 油田化学品对于提高油气勘探与生产活动的生产力、降低运营成本及确保可持续性至关重要，在克服运营挑战方面发挥关键作用 [3]

利比亚石油资源与生产潜力 - 利比亚拥有非洲最大的已探明原油储量，达480亿桶 [1] - 在卡扎菲被推翻及内战前，该国石油产量约为165万桶/日，主要生产高品质的轻质低硫原油，如Es Sider和Sharara，在地中海和西北欧市场因其汽油和中馏分油收率高而备受青睐 [1] - 国家石油公司曾计划在2011年前推广提高采收率技术，预计通过该技术可使现有油田产能增加约77.5万桶/日 [1] - 根据美国能源信息署数据，利比亚目前发现的约80%可采储量位于苏尔特盆地，该盆地也贡献了该国大部分石油产能 [1] 利比亚石油生产历史与现状 - 内战期间，原油产量曾暴跌至约2万桶/日，目前虽已恢复至略低于140万桶/日，为2013年中以来最高水平，但近年因政治动机的停产，产量曾长期被压制在略高于50万桶/日 [1] - 国家石油公司通过密集维护计划、重启关闭油井和钻探新井，自2024年以来已将原油产量提高了20% [5] - 产量近期回升也归因于其子公司Agoco与阿尔及利亚Sonatrach在加达梅斯盆地以及奥地利OMV在苏尔特盆地的新发现 [5] 国际石油公司重返利比亚与投资计划 - 已有超过40家公司对利比亚自2011年以来的首次油田许可招标轮次表示兴趣，国家石油公司有信心在2028年前将石油产量提升至200万桶/日 [2] - 此次招标涉及22个海上和陆上区块，此前国家石油公司已与英国壳牌和英国石油达成协议评估利比亚勘探机会，美国超级巨头埃克森美孚也签署了针对一组海上区块的技术研究协议，雪佛兰已确认计划重返该国 [2] - 法国道达尔能源同意继续努力，将Waha、Sharara、Mabruk和Al Jurf大油田的石油产量至少提高17.5万桶/日，并将Waha特许区的North Gialo和NC-98油田开发作为优先事项 [4] - 据国家石油公司称，Waha特许区的总产能至少为35万桶/日，道达尔还将协助维护老化设备和需要更换的原油运输管线 [4][5] - 英国石油去年7月签署谅解备忘录，评估重新开发苏尔特盆地巨型Sarir和Messla陆上油田的选项，并评估非常规油气开发潜力 [6] - 除上述公司外，美国康菲石油也表示有兴趣在目前运营Waha特许区的基础上扩大在利业务，欧洲公司如意大利埃尼、西班牙雷普索尔和奥地利OMV也可能参与 [5] 利比亚石油产业面临的内部挑战 - 导致过去石油停产的核心原因并未得到实质性解决，关键问题在于石油收入的长期分配和短期稳定国家危险财政状况的机制未能落实 [3] - 2020年1月18日至9月18日的封锁导致该国至少损失98亿美元的油气收入 [3] - 根据2020年9月18日协议成立的联合技术委员会旨在监督石油收入、确保资源公平分配，但相关措施均未落实，导致围绕核心收入流的根本冲突点依然存在 [3] - 新近重组的“战略计划办公室”旨在一年内将产量提升至160万桶/日，但去年政治紧张局势升级推迟了该计划，该办公室的成功部分取决于当前许可招标的结果，因其需要约30亿至40亿美元资金以实现2026/27年160万桶/日的初步产量目标 [5] 地缘政治与市场影响 - 西方国家的广泛战略是让西方公司通过在利比亚多地重新建立存在并进行持续投资，以此获得更大的政治影响力，从而最终落实和平机制 [4] - 利比亚石油产量不受欧佩克+配额限制，且其产量变化通常事后才被市场定价，因此在供应紧张的市场中，其产量的任何重大波动都可能像过去一样打破市场平衡 [6]

核心合同与财务影响 - TechnipFMC获得Ithaca Energy重要合同 为英国北海Captain油田开发提供柔性立管 流线及相关硬件 合同价值在7500万至2.5亿美元之间 [1] - 该合同进一步巩固了公司在成熟油田再开发和提高石油采收率项目中的长期角色 [1] 项目范围与执行模式 - 公司将采用一体化方法 负责柔性立管及相关硬件的设计 制造和安装 [2] - 一体化执行模式确保项目从设计 制造到安装的每个阶段无缝衔接 简化运营并最大限度降低延误风险 [2] - 提供一体化解决方案的能力使公司能显著提升其大型项目的整体表现 [2] 技术应用与项目背景 - Captain油田位于苏格兰阿伯丁东北约90英里处 于1997年首次投产 并持续进行技术升级 [3] - 此次新合同建立在双方超过十年的合作基础上 专注于优化油田布局和部署高效 增产的柔性立管系统 [3] - 合作旨在设计支持Ithaca长期发展和扩张目标的解决方案 [4] 公司战略与行业地位 - 合同强化了公司提供针对成熟资产 旨在提高采收率和维持产量的柔性管道技术的战略 [5] - 通过其专有技术和一体化海底解决方案 公司持续重塑项目经济性 同时支持客户的能源转型目标 [5] - 公司近期还获得了印度尼西亚海上深水Maha项目的重要一体化工程 采购 建造和安装合同 [6] 业务布局与愿景 - 公司在海底和地面技术领域运营 专注于实现高效 低碳的能源开发 [7] - 对英国北海的持续贡献不仅体现了技术领导力 也彰显了公司支持区域生产韧性和未来增长的承诺 [7] - TechnipFMC是能源行业产品 服务和完全一体化技术解决方案的领先制造商和供应商 [8]

贷款协议修订 - 公司与两家无关联方贷款人修订了设施协议，将贷款总额从225万美元增加至425万美元[1] - 贷款到期日修订为2026年6月9日，双方可协议将到期日再延长六个月[1] 贷款条款与资金用途 - 原始225万美元贷款已收到并直接投资于Nisku D油藏的溶剂注入[2] - 新增的200万美元资金将在未来根据协议提取，主要用于继续资助Bigoray提高采收率项目的溶剂注入计划[2] - 贷款本金年利率为15%，按月复利计算，每季度支付固定部分利息，下一笔1万美元利息将于2025年12月31日到期[2] - 剩余利息和本金需在2026年6月9日或公司完成任何新的债务或股权融资后一周内偿还[2] 提高采收率项目进展 - 自2025年6月9日起，公司每天向全资拥有的Nisku D油藏持续注入约75立方米溶剂，累计注入约11,012立方米，项目开始以来总注入量达23,034立方米[3] - Bigoray设施产量因提高采收率驱油效果已增加逾20%，预计随着溶剂库扩大和波及油藏，产量将继续提高[3] - 产出油的API重力指标显示溶剂在油藏中有效混相：距注入点最远的12-04井API重力从40.3增至41.1，最近的15-04-051-09W5井API重力从2025年6月的41.5大幅提升至2025年11月的52.6[3] 公司业务背景 - 公司主要专注于位于加拿大阿尔伯塔省中西部提高采收率项目的100%工作权益，包括两个已生产轻质甜原油超过40年的Nisku尖礁油藏[9] - 采用已证实的NGL溶剂注入回收方法，迄今这两个已证实油藏累计产油低于1000万桶，采收率约30%[10] - 公司总复垦负债仅为310万美元，与西加拿大同行业公司相比非常低[10] 管理层评论 - 首席执行官表示额外资金使公司能继续推进自2025年6月12日开始的Bigoray提高采收率项目溶剂注入阶段[4] - 当前溶剂价格保持低位，公司得以持续进行每日注入，项目已在Nisku D油藏显示积极效果[4] - Nisku D和E油藏通过一次和注水开采已生产900万桶轻质甜原油，周边实施溶剂注入提高采收率的类似油藏均实现显著增产[4]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度运营现金流为32亿美元，自由现金流（扣除营运资本前）为15亿美元，尽管WTI油价同比每桶下降超过10美元，但运营现金流仍超过去年同期[8] - 第三季度摊薄后每股收益为065美元[22] - 第三季度偿还债务13亿美元，年初至今累计偿还债务36亿美元，使公司主要债务余额降至208亿美元[22] - 计划利用OxyChem交易净收益中的约65亿美元偿还债务，目标是将主要债务降至150亿美元以下，预计每年可节省利息支出超过35亿美元[26][27][28] - 全公司资本支出（扣除非控股权益后）第三季度约为17亿美元，符合预期[25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 油气业务第三季度产量约为147万桶油当量/天，超过指导范围上限，其中二叠纪盆地贡献80万桶油当量/天，为公司历史上最高季度产量[9] - 二叠纪盆地资源基础有机增加25亿桶油当量，现约占公司总资源165亿桶油当量的70%[14] - 中游和营销部门第三季度调整后税前利润为153亿美元，超过指导中点，主要得益于二叠纪盆地天然气营销优化和Al Hosn硫磺价格上涨[23] - OxyChem业务第三季度税前利润为197亿美元，低于指导，主要受全球氯乙烯市场疲软影响，第四季度指导为14亿美元，并将被归类为终止经营业务[25] - 自2023年以来，美国陆上运营实现年化成本节约20亿美元[12] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国国内产量占比从2015年的50%提升至83%，地缘政治风险降至公司历史最低水平[5] - 二叠纪盆地（包括特拉华盆地和米德兰盆地）表现强劲，新井6个月累计产油量（每千英尺）自2023年以来增长22%，而行业平均水平下降约5%，同时单井成本自2023年以来下降38%[15][16] - 落基山脉地区得益于强劲的新井表现和稳定的基础运营，产量超出预期[9][11] - 墨西哥湾资产因有利天气和创纪录的运行时间，产量超过指导上限[9][11] - 国际资产产量略低于预期[22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 出售OxyChem是公司转型的关键一步，旨在加速股东价值回报，并专注于发展具有优势的低成本油气资源组合[4][6][7] - 公司将利用交易收益加强资产负债表，实现去杠杆化目标，并扩大资本回报计划，包括可能进行股票回购[7][28][54] - 未来资本将优先投向二叠纪盆地非常规资产（包括非常规CO2驱油）、墨西哥湾水驱项目以及阿曼的Bakia天然气和凝析油发现[7][29] - 公司在非常规页岩中推进提高采收率技术，已通过示范项目实现超过45%的产油量提升，并相信商业项目有潜力实现高达100%的提升，目前有3个初始商业项目和30个待开发项目储备[17] - 公司拥有超过30年的资源开发跑道，组合包括高回报、短周期的非常规资产和回报稳定、递减率较低的常规资产[5][21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司专注于在较低油价下产生自由现金流，并保持资本和发展计划的灵活性以支持价值创造[10] - 针对2026年，公司目标是在WTI油价55-60美元/桶的计划下运营，并具备适应市场条件的灵活性，同时持续改善成本效率[21] - 管理层对应用地下专业技术提高资源采收率以及推进各种低递减率提高采收率项目（尤其是CO2-EOR项目）的机会感到兴奋[8][17] - 考虑到供应过剩的担忧，公司对将额外资本重新分配给短周期高回报项目持谨慎态度，任何额外分配将取决于宏观经济环境[30][54] 其他重要信息 - 公司第三季度实现了自2021年以来全油气部门最低的每桶租赁运营费用[8] - 公司计划在2029年8月优先股可赎回时恢复其赎回，届时赎回溢价较低且不受每股4美元资本回报触发条件的限制[28] - 与OxyChem相关的遗留负债大部分在所售运营资产之外，预计每年成本约为2000万美元，对公司影响不大[55] - Stratos项目（碳捕获）第一阶段启动进展顺利，预计本季度开始循环KOH，并在明年第一季度开始注入CO2[51][52] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于2026年资本支出范围的澄清和计算方式 - 回答指出，2025年资本支出指导中点为72亿美元，扣除化学品业务9亿美元和低碳投资组合（LCV）资本后，基础约为63亿美元。2026年计划增加墨西哥湾水驱项目和阿曼投资约25亿美元（由LCV资本滚出抵消），并可能在美国陆上最多再投资4亿美元，因此2026年总资本支出范围预计在63亿至67亿美元之间，且美国陆上占比更高以增加灵活性[33][34][35] 问题: 关于二叠纪盆地新增资源、钻井库存和盈亏平衡油价 - 回答解释，转向资源表述是为了更好地体现公司价值，新增的25亿桶油当量资源主要来自非常规页岩的持续改善（如次级层系）和EOR机会。关于盈亏平衡，公司年度计划中的所有项目盈亏平衡均低于40美元/桶，并预计会持续改善[36][37][38][39] 问题: 关于非常规CO2驱油示范项目的细节、适用性和资源机会计算 - 回答说明，该技术既适用于历史油井也适用于新近钻探的油井。示范项目通过5个注入周期实现了45%的产量提升，模拟显示持续注入可带来60%至100%的提升。2亿桶油当量的资源机会是基于将采收率从8-12%提升至15-20%，并结合已去风险区的面积计算得出。目前有3个商业项目和30个储备项目[41][42][43][44] 问题: 关于 redirected 至墨西哥湾水驱项目和阿曼的资本对产能的影响 - 回答指出，墨西哥湾的两个水驱项目（Kingfield 和 Horn Mountain）将改善近15亿桶油当量的采收率，并显著降低递减率（例如GOA的递减率可能从目前的20%降至2030年的10%和2035年的7%）。Kingfield项目将于明年第二季度投产，Horn Mountain目标在2027年第二季度开始注入。预计这些项目的回报率在40%-50%之间[45][46][47][48] 问题: 关于Stratos碳捕获项目的启动进展和关键节点 - 回答表示，项目启动进展顺利，已成功调试中央处理单元和工艺压缩设施。接下来将启动离心机和煅烧炉。优先任务是优化装置以实现长期捕获效率和运行时间。预计本季度开始循环KOH，明年第一季度开始注入CO2[50][51][52] 问题: 关于OxyChem出售后的资本回报计划和遗留负债处理 - 回答强调，将优先使用65亿美元收益削减债务，之后会择机回购股票，但需综合考虑宏观条件、股价、资产负债表现金等因素，目标是在2029年8月前为赎回优先股积累现金。关于遗留负债，大部分在所售资产之外，年成本约2000万美元，对公司影响不重大[53][54][55][57] 问题: 关于2026年LCV资本支出、美国陆上400亿美元投资的产量贡献以及勘探计划 - 回答澄清，随着Stratos项目完成，2026年LCV资本支出预计约为1亿美元。关于400亿美元投资，若油价在55-60美元/桶，将维持与今年相似的活动水平，带来接近持平至最多2%的产量增长。其中EOR投资约占1亿美元，资本效率较高。公司具备在油价低于50美元/桶时调整活动的灵活性。勘探方面，将侧重于现有设施附近的探边井，可快速投产[59][60][61][62][63][85][86] 问题: 关于出售OxyChem后公司是否进入稳定发展期 - 回答确认，公司已完成战略转型，成为以美国为主、拥有高质量、高利润资产的公司。未来组合由高回报高递减的页岩资产与低递减的常规资产及非常规EOR互补，区别于纯页岩玩家或国际运营困难的公司，定位更具优势。公司已完成重大收购，将进入 quieter period[65][66][67][68] 问题: 关于落基山脉地区（DJ盆地）第三季度产量超预期的原因和资本调配灵活性 - 回答指出，超预期主要来自基础生产的改善（如人工举升优化）和新井表现。在资本调配方面，公司看好粉河盆地的机会，已通过优化钻井性能（较去年提升超25%），未来可在落基山脉地区内部（如向粉河盆地）灵活调配资本，而无需增加总资本[72][73][75][76][77] 问题: 关于二叠纪盆地低井成本的主要驱动因素 - 回答归因于运营效率的提升和与服务商的合同优化。米德兰盆地的规模效应（整合Oxy和CrownRock团队的最佳实践）也起到了作用。公司合同期限较短，正与合作伙伴商讨2026年的安排[79][80] 问题: 关于EOR项目的预期回报率 - 回答指出，当前EOR项目的回报率在25%-35%之间，如果能够实现更高的产量提升，回报率将会进一步提高。目标是确保这些项目在组合中具有竞争力[81][82] 问题: 关于2026年资本支出范围内对应的产量展望 - 回答预计，在63亿至67亿美元的资本支出范围内，2026年产量将接近持平至最多增长2%。增长将主要由二叠纪盆地非常规资产驱动。公司具备通过效率提升和活动调整来应对较低油价的灵活性[84][85][86]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度经营现金流为32亿美元，自由现金流（扣除营运资本前）为15亿美元，尽管WTI油价同比下跌超过10美元/桶，经营现金流仍超过去年同期 [8] - 第三季度摊薄后每股收益为065美元 [22] - 第三季度偿还债务13亿美元，年初至今累计偿还债务达36亿美元，使公司主要债务余额降至208亿美元 [22] - 公司计划利用出售OxyChem所得净收益中的约65亿美元来削减债务，目标是使主要债务低于150亿美元，预计每年可节省利息支出超过35亿美元 [26][27][28] - 第三季度OxyChem税前利润为197亿美元，低于预期，第四季度指引为14亿美元，从第四季度起OxyChem将作为终止经营业务列报 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 油气业务第三季度产量约为147万桶油当量/日，超过指引区间高端，其中Permian盆地产量达80万桶油当量/日，为公司历史最高季度产量 [9] - 国内租赁运营费用降至每桶油当量811美元，为2021年以来油气板块最低水平 [8][23] - 中游和营销板块第三季度调整后税前利润为153亿美元，超过指引中点，主要得益于Permian盆地的天然气营销优化和Al Hosn项目更高的硫价格 [23] - 由于全球氯乙烯市场持续疲软，OxyChem业务表现不佳 [25] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国国内资产表现强劲，Permian、Rockies和Gulf of America的产量均超过指引高端，而国际资产产量略低于预期 [9][22] - 公司油气产量结构发生重大转变，国内产量占比从50%提升至83%，地缘政治风险显著降低 [5] - Gulf of America资产因有利天气和创纪录的运行时间而表现优异 [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 出售OxyChem是公司转型的关键一步，旨在加速股东价值回报，并专注于发展其油气资产组合 [4][6] - 公司计划加速开发行业领先的油气资产组合，重点投资于Permian非常规资产、Gulf of America水驱项目以及阿曼的Bakia凝析气发现 [7] - 公司在Permian盆地的资源基础有机增加了25亿桶油当量，现占公司总资源（约165亿桶油当量）的约70% [14] - 公司正将传统的CO2提高采收率技术应用于非常规页岩资产，已展示出超过45%的石油产量提升，并相信通过优化可实现高达100%的提升，目前有30个准备就绪的项目管线 [16][17] - 公司通过钻井和完井的持续运营改进以及供应链管理，自2023年以来在美国陆上业务实现了20亿美元的年化成本节约 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层强调即使在较低的油价环境下，公司仍专注于产生自由现金流，并保持资本和发展计划的灵活性以支持价值创造 [10] - 对于2026年，公司目标是在WTI油价55-60美元的计划下保持灵活性，通过持续的成本效率改进来满足自由现金流需求，而不影响运营绩效 [21] - 公司认为其资产组合（包括短周期高回报资产和中周期低递减资产）能够提供强劲的现金流，并对应用地下专业技术实现更高资源采收率的机会感到兴奋 [7][18] 其他重要信息 - 公司资源潜力自2015年以来翻倍，从80亿桶油当量增至165亿桶油当量，日产量从65万桶油当量增至超过140万桶油当量 [5] - 公司在Permian盆地Delaware盆地的次级层系井眼表现优于行业平均水平10%，并且自2022年以来资本强度降低了16% [15] - 在Midland盆地，自2023年以来，新井的千英尺六个月内累计产油量增加了22%，而行业平均水平同期下降了约5%，同时井成本降低了38% [16] - 公司计划在2026年将更多资本分配给Gulf of America水驱项目和阿曼项目，预计这部分增加的投资约为25亿美元，同时低炭风险投资组合的资本将逐步减少 [29] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于2026年资本支出指引的估算 - 回答指出，剔除OxyChem的90亿美元支出后，基准资本支出约为63亿美元，考虑到可能在美国陆上最多增加4亿美元投资，2026年总资本支出范围预计在63亿至67亿美元之间，其中美国陆上占比将更高，以提供灵活性 [34][35] 问题: 关于Permian资源增加、钻井库存和盈亏平衡油价 - 回答解释，转向资源描述是为了更好地体现公司价值，新增资源主要来自非常规页岩的持续改进和EOR机会，关于钻井库存，大部分新增资源可直接转换为先前披露的库存，公司年度项目的盈亏平衡油价均低于40美元，并预计这一趋势将持续 [37][38][39] 问题: 关于非常规CO2提高采收率试点项目的细节和资源机会计算 - 回答详细说明，该技术可应用于老井和新井，试点项目通过多个注入周期实现了45%的产量提升，预计持续优化可进一步提升至100%，2亿桶油当量的资源机会是基于将采收率从8-12%提升至15-20%的潜力，并在已去风险的区域进行计算 [42][43] 问题: 关于Gulf of America水驱项目对产能的影响 - 回答表示，两个已做出最终投资决定的水驱项目将改善近15亿桶油当量的采收率，并显著降低递减率，预计Gulf of America的递减率将从目前的20%降至2030年的10%和2035年的7%，项目预计回报率在40%-50%之间 [46][47] 问题: 关于Stratos碳捕获项目启动的最新进展 - 回答称，第一阶段启动进展顺利，已成功调试中央处理单元和工艺压缩设施，正在启动其他单元操作，预计本季度将开始氢氧化钾循环，并于明年第一季度开始注入CO2 [51][52] 问题: 关于出售OxyChem后资本回报和遗留负债的处理 - 回答强调，将优先使用65亿美元削减债务，之后会择机回购股票，但需基于价值计算，并考虑在2029年8月前为赎回优先股积累现金，关于遗留负债，大部分在出售资产范围之外，年化成本约2000万美元，影响不大 [54][55][57] 问题: 关于2026年资本支出重新分配及勘探计划 - 回答澄清，低炭风险投资支出明年将降至约1亿美元，计划重新分配至美国陆上的4亿美元投资在55-60美元油价计划下可维持与今年相似的活动水平，其中EOR投资约占1亿美元，公司也制定了低于50美元油价的应对方案，在Gulf of America和阿曼的勘探主要是靠近现有设施的探边井 [60][61][62][63] 问题: 关于公司完成资产组合调整后是否进入稳定发展期 - 回答确认，出售OxyChem后，公司将进入一个更稳定的时期，专注于现有高质量资产，组合中常规与非常规生产比例约为45%对55%，资源比例约为35%对65%，并通过非常规CO2提高采收率等技术实现差异化，未来没有大型收购计划 [66][67][68] 问题: 关于Rockies地区（特别是DJ盆地）产量超预期的原因及资本灵活性 - 回答指出，超预期主要来自基础生产的改善以及新井性能的轻微提升，在Rockies地区，公司持续优化活动，并看好Powder River盆地的潜力，未来可在Rockies内部灵活调整资本，而不增加总资本 [73][76][77] 问题: 关于Permian低井成本的主要驱动因素 - 回答认为，规模效应（尤其是整合CrownRock后）以及与供应商的合同优化共同驱动了成本下降，公司目前合同期限较短，正与合作伙伴商讨2026年的安排 [79][80] 问题: 关于EOR项目的预期回报率 - 回答表示，当前EOR项目的回报率在25%-35%之间，随着产量提升优化的实现，回报率有望进一步提高，目标是与公司资产组合中的其他机会竞争 [81][82] 问题: 关于2026年资本支出指引对应的产量展望 - 回答预计，在63亿至67亿美元的资本支出范围内，2026年产量将大致持平或增长最多2%，增长将主要来自非常规Permian资产，公司具备根据市场情况灵活调整活动水平的能力 [85][86]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度经营现金流为32亿美元，自由现金流（扣除营运资本前）为15亿美元 [7] - 第三季度摊薄后每股收益为065美元 [21] - 第三季度偿还债务13亿美元，年初至今累计偿还36亿美元，主要债务余额降至208亿美元 [22] - 公司计划利用出售OxyChem所得净收益中的65亿美元偿还债务，以实现主要债务目标低于150亿美元 [26] - 预计债务减少将使年度利息支出减少超过35亿美元 [27] - 第三季度OxyChem税前收入为197亿美元，低于预期，第四季度指引为14亿美元 [25] - 第三季度资本支出净额（扣除非控股权益后）约为17亿美元，符合预期 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 石油和天然气业务第三季度产量约为147万桶油当量/天，超过指引区间高端 [9] - 二叠纪盆地产量达到80万桶油当量/天，为公司历史最高季度产量 [9] - 落基山脉地区和墨西哥湾资产产量均超过指引高端 [9][11] - 中游和营销部门第三季度调整后税前收入为153亿美元，超过指引中点 [23] - 全公司租赁运营费用降至每桶油当量811美元，为2021年以来最低季度水平 [8][23] - 与2025年最初指引相比，资本支出减少3亿美元，运营成本减少17亿美元 [12] - 自2023年以来，美国陆上业务实现20亿美元的年化成本节约 [12] 各个市场数据和关键指标变化 - 国内石油和天然气产量占比从2015年的50%提升至83%，地缘政治风险降至公司历史最低水平 [5] - 二叠纪盆地资源基础有机增加25亿桶油当量，目前占公司总资源约165亿桶油当量的70% [13] - 在阿曼的Bakia天然气和凝析油发现是未来的开发重点 [6] - Al Hosn项目因硫价格走高对业绩有积极贡献，但第四季度有计划性停产 [23][24] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 出售OxyChem是公司转型的关键一步，旨在加强资产负债表并加速股东回报 [4][6] - 战略重点将集中在开发行业领先的石油和天然气资产组合，特别是二叠纪盆地非常规资产、墨西哥湾水驱项目以及阿曼项目 [6][28] - 公司正在将传统的CO2提高采收率技术应用于非常规页岩资产，已展示超过45%的石油产量提升，商业项目潜力可达100%提升 [17] - 目前有3个初始非常规CO2提高采收率项目进入商业开发，另有30个储备项目 [17] - 公司通过地下表征、成本效率和先进回收技术有机扩展低成本资源基础，以此获得竞争优势 [18] - 2026年的资本配置计划包括向墨西哥湾水驱项目和阿曼增加约25亿美元投资，这些项目回报率在40%-50%之间 [28][47] - 公司计划在2026年将美国陆上资本支出灵活性提高至4亿美元，主要投向二叠纪盆地短周期高回报项目 [30][35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管第三季度WTI油价同比下跌超过10美元/桶，但经营现金流仍超过去年同期，体现了公司在较低油价下产生自由现金流的能力 [7] - 公司专注于在55-60美元WTI油价环境下制定计划，并保持灵活性以适应市场条件 [20] - 管理层对全球氯乙烯市场持续疲软表示关注，这影响了OxyChem的业绩 [25] - 公司有应对低于50美元WTI油价情景的计划，通过效率提升和活动调整来维持现金流 [62] - 公司认为其资产组合（45%常规生产，55%非常规生产；未来资源65%非常规，35%常规）相较于纯页岩玩家或拥有高国际风险资产的公司更具优势 [64] 其他重要信息 - 公司总资源潜力从2015年的80亿桶油当量增至165亿桶油当量，产量从65万桶油当量/天增至超过140万桶油当量/天 [5] - 资产组合拥有超过30年的开发前景，包括高回报短周期资产和低递减率的中周期资产 [5] - 在二叠纪盆地，次级层位井的性能比行业平均水平高10%，自2022年以来资本强度降低16% [14] - 自2023年以来，新井的千英尺六个月内累计产油量增加22%，而行业平均下降约5%，同时单井成本降低38% [16] - 公司计划在资产负债表上保持30-40亿美元的现金 [55] - Stratos碳捕获项目第一阶段启动进展顺利，预计本季度循环KOH，明年第一季度注入CO2 [52][53] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于2026年资本支出范围的估算 - 管理层确认2026年资本支出范围可能在63亿美元至67亿美元之间，具体取决于宏观经济环境，其中美国陆上资本占比将更高以增加灵活性 [34][35] 问题: 关于二叠纪盆地新增资源、库存和盈亏平衡点 - 管理层解释新增25亿桶资源主要来自非常规页岩的持续改进和EOR机会，转向资源表述能更好体现公司价值 [38] - 公司年度项目的盈亏平衡点均低于40美元，并持续通过成本改善来优化资源 [40] 问题: 关于非常规CO2提高采收率试点项目的细节和资源机会计算 - 试点项目在已生产数年的老井上实施CO2注入，展示了45%的产量提升，通过多轮注入模型显示潜力可达60%-100% [43] - 2亿桶油当量的资源机会是基于将采收率从8%-12%提升至15%-20%，并应用于已降低风险的非常规区块面积计算得出 [44] 问题: 关于墨西哥湾水驱项目对产能和产量的影响 - 两个已做出最终投资决定的水驱项目将改善近15亿桶油当量的采收率，并显著降低递减率，例如GoA项目的递减率可能从当前的20%降至2030年的10%和2035年的7% [47] - 具体项目如Kingfield和Horn Mountain将分别于2026年第二季度和2027年第二季度开始注入 [47] 问题: 关于Stratos碳捕获项目的启动进展 - 项目启动顺利，已调试中央处理单元和工艺压缩设施，正在启动离心机和煅烧炉等剩余单元操作，目标是本季度循环KOH，明年第一季度注入CO2 [52][53] 问题: 关于OxyChem出售后的资本回报和遗留负债处理 - 公司计划先偿还65亿美元债务，然后择机回购股票，目标是在2029年8月之前积累现金以赎回优先股 [55][57] - OxyChem的遗留负债大部分在已出售资产之外，年成本约2000万美元，其中最大的Passaic负债将分摊20-30年，对公司影响不大 [56] 问题: 关于2026年资本配置中LCV支出、美国陆上资本对产量的影响以及勘探计划 - LCV资本支出预计明年降至约1亿美元，随着Stratos项目完成 [60] - 潜在的4亿美元美国陆上资本再投资预计带来接近持平至2%的产量增长，主要由二叠纪盆地非常规资产驱动 [61][82][83] - 勘探重点将放在现有设施附近的探边井上，可以快速投产，而非大型勘探项目 [63] 问题: 关于公司完成重大资产组合变更后是否进入稳定发展期 - 管理层确认出售OxyChem后公司转型阶段已基本完成，将进入一个更稳定的价值收获期，重点是利用差异化资产组合（混合常规与非常规、应用EOR技术）创造长期价值 [64][66] 问题: 关于落基山脉地区（DJ盆地）产量超预期的原因和资本灵活性 - 产量超预期主要来自基础生产的改善（如人工举升优化）和新井性能的微调，而非重大设计变更 [72] - 在落基山脉地区，公司可以灵活调整资本，例如向粉河盆地优化资产配置，而不一定增加总资本 [74][75] 问题: 关于二叠纪盆地低井成本的主要驱动因素 - 低井成本得益于运营效率提升和与服务商的合同优化，Midland盆地规模的扩大也起到了帮助作用 [77] 问题: 关于EOR项目的预期回报率 - 当前EOR项目的回报率在25%-35%之间，随着产量提升优化的实现，回报率有望进一步提高 [78][79] 问题: 关于2026年资本支出范围对应的产量指引 - 在63亿至67亿美元的资本支出范围内，2026年产量预计接近持平至增长2% [82][83]

财报业绩表现 - 公司第三季度调整后每股收益为64美分，超出市场预期的52美分，销售额为67.2亿美元，略高于市场共识的66.8亿美元 [2] - 当季全球平均总产量达到146.5万桶油当量/天，超出指引区间的高端 [2] - 二叠纪盆地平均产量为80万桶油当量/天 [3] 未来业绩指引 - 公司预计第四季度总产量为144万至148万桶油当量/天，其中二叠纪盆地产量预计为79.5万至81.5万桶油当量/天 [3] - 公司将美国运营费用指引下调了2000万美元 [5] 运营效率与成本 - 年初至今二叠纪盆地井成本下降14%，落基山脉地区井成本下降12% [5] - 第三季度产量比JP摩根估计高出1.6%，得益于落基山脉油井表现强劲、二叠纪基础产量提高以及墨西哥湾未受风暴影响 [4] 资本配置与资源储备 - 管理层更新将OxyChem资本支出重新配置至高回报的墨西哥湾注水项目、提高石油采收率项目和低成本二叠纪盆地区域 [4] - 公司将资源估算量上调约18%至165亿桶油当量，反映出提高采收率技术、次级层系和扩大的巴奈特区域（11.5万英亩）带来的增长潜力 [5] 分析师观点与市场反应 - 高盛分析师指出公司第三季度调整后每股收益超出其50美分的预期，总产量146.5万桶油当量/天也略超其预测 [6] - 高盛预计公司第四季度产量为144.2万桶油当量/天 [6] - 财报公布后公司股价周二上涨2.98%至43.05美元 [6]