For the full year, oil and natural gas sales were $450.3 million, Adjusted EBITDAX was $315 million, and operating cash flow was $296.4 million.In the fourth quarter, Granite Ridge posted oil and natural gas sales of $105.5 million. Kettler said revenue was essentially flat versus the prior-year quarter due to commodity pricing, despite the 27% production increase. Adjusted EBITDAX was $69.5 million for the quarter, and operating cash flow totaled $64.5 million.For the fourth quarter and full year 2025, the ...

财务数据和关键指标变化 - 2025年第四季度平均日产量同比增长27%至35,100桶油当量/天，全年总产量同比增长至32,000桶油当量/天 [4] - 2025年第四季度调整后EBITDAX约为7000万美元，全年为3.15亿美元 [5] - 2025年第四季度资本支出为1.275亿美元，全年为4.01亿美元 [5] - 2025年第四季度油气销售收入为1.055亿美元，与去年同期基本持平，但产量同比增长27% [16] - 2025年第四季度平均实现油价为55.49美元/桶，低于去年同期的65.53美元/桶；天然气平均实现价格为1.81美元/千立方英尺，为亨利港价格的48%，弱于预期的价格对收入和现金流产生重大影响 [17] - 2025年全年油气销售收入为4.503亿美元，产量同比增长28%至31,984桶油当量/天；全年调整后EBITDAX为3.15亿美元，经营现金流为2.964亿美元 [17] - 2025年第四季度租赁运营成本为7.72美元/桶油当量，全年平均为7.27美元/桶油当量 [18] - 公司预计2026年租赁运营成本指导范围为6.75-7.75美元/桶油当量 [18] - 2025年第四季度生产及财产税占收入比例略低于6%，一般及行政费用为800万美元，其中包含140万美元非现金股票薪酬 [18] - 公司预计2026年生产及财产税占收入比例为6%-7%，现金一般及行政费用为2500万-2700万美元 [18] - 2025年第四季度投产67口总井，全年投产322口总井，支撑了28%的年产量增长 [20] - 截至2025年底，公司拥有3.5亿美元2029年到期的优先票据和5000万美元已提取的循环信贷额度，流动性总额为3.395亿美元，净债务与调整后EBITDAX比率为1.2倍 [20][21] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司战略已从传统的非运营多元化投资，转变为专注于二叠纪盆地的资本配置者，通过支持经验丰富的管理团队来收购和开发优质资产 [4] - 公司通过其运营合作伙伴模型执行交易，已与四家运营商建立合作关系，其中Admiral Permian Resources是最成熟的合作伙伴 [7][8][45] - 2025年，公司审查了近700个机会，捕获率为15%，投资了1.22亿美元，完成了107笔交易，获得了约20,500英亩净面积和331口总井（77.2口净井）位置，主要集中在尤蒂卡页岩的非运营项目和二叠纪盆地的运营合作伙伴项目 [9] - 在二叠纪盆地，平均每口净井位的收购成本仅为140万美元，远低于近期公开市场交易价格 [9] - 2025年，约90%的投资将集中在运营项目上 [11] - 2026年，公司计划投产29口净井，低于2025年的38口净井，且产品结构将向石油倾斜 [31] - 2025年产量组合中约85%来自二叠纪盆地，其余主要来自阿巴拉契亚、海恩斯维尔和丹佛-朱尔斯堡盆地 [30] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司业务重点已转向二叠纪盆地，特别是特拉华盆地和米德兰盆地 [7][45][47] - 在阿巴拉契亚的尤蒂卡页岩盆地，公司仍看到大量传统非运营项目机会，并在2025年第四季度增加了约两千英亩净面积 [65] - 天然气价格疲软，特别是二叠纪盆地的瓦哈价格，对第四季度收入和现金流产生了重大影响 [17][27] - 公司预计2027年及以后的天然气价格远期曲线将有所改善，但仍为负值，约在-1美元左右 [28] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是瞄准25%的全周期回报率，实现产量和现金流的复合增长，并通过严格的杠杆管理来保护下行风险 [10] - 公司已从被动的非运营模式转变为具有规模、产量增长和高质量近期库存的受控资本模式 [10] - 2026年被视为过渡年，产量增长放缓，开发资本支出与预期现金流更紧密地结合 [10] - 公司预计在2027年实现经营自由现金流 [10] - 公司的竞争优势在于其结构和业务开发引擎，通过与经验丰富的运营商合作、以远期价格逐单元评估以及保持资本灵活性，公司持续实现了投资目标 [24] - 公司正在从规模建设转向现金流持久性，这是公司的财务拐点 [22] - 公司维持每股0.11美元的季度股息，并致力于平衡的股东回报 [5][23][25] - 公司与Diamondback Energy合作，支持Conduit Power在ERCOT开发200兆瓦天然气发电项目，预计将于2027年全面上线，这将对公司暴露在该合同下的天然气实现价格产生约每千立方英尺1-2美元的增值 [14] - 公司新任命Kyle Kettler为首席财务官，以帮助指导公司进入可持续自由现金流的下一阶段 [14][15] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 过去十年，私人资本大规模从自然资源领域撤退，从根本上改变了能源开发的格局，导致运营领域资本和竞争稀缺 [6] - 公司看到了市场结构性机会，并利用其运营合作伙伴模式介入 [7] - 公司为每桶60美元油价环境下的资本高效增长和自由现金流可见性而构建业务 [12] - 针对近期地缘政治冲击，公司增加了石油对冲，并将继续密切关注市场；对中期前景仍持乐观态度 [12] - 如果油价持续低于每桶60美元，公司保留与合作伙伴调整开发计划和减缓资本部署的灵活性 [13] - 公司预计2026年产量平均为34,000-36,000桶油当量/天，其中石油占比略低于一半，同比增长9% [11][22] - 2026年开发资本支出预计为3.15亿美元，总资本支出为3.2亿-3.6亿美元（包括收购） [11][22] - 公司计划2026年资本支出比去年减少约15%，以实现约9%的产量增长，预计在当前的远期价格下，2026年将出现适度的资本超支 [12] - 公司估计维持性资本约为2.5亿美元，这为高于该水平的纪律性增长提供了空间 [12] - 公司预计2026年底产量将与2025年底基本持平或略有增长 [11] - 2025年是变革性的一年，公司扩大了运营合作伙伴模式，增加了在二叠纪盆地的受控库存，产量同比增长28% [24] - 分布式井筒市场仍然非常强劲，但公司参与不多；大型营销资产包市场也存在，但公司也不参与；较小的非运营项目营销流程的交易流有所减弱 [64] 其他重要信息 - 公司已与四家运营商合作伙伴签约，但为了保持其竞争地位，有意限制对其中一些合作伙伴的公开披露 [8] - 合作伙伴二为PetroLegacy，专注于米德兰盆地北部的Dean区带 [46] - 合作伙伴三专注于二叠纪盆地的一些新兴区带，交易可能涉及更大的区块面积，并需要进行一些评估 [47] - 合作伙伴四是米德兰的团队，类似于Admiral团队，但主要专注于米德兰盆地的机会，目前处于早期阶段 [47] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于第四季度油气实现价格与NYMEX的价差，特别是天然气价格疲软的原因，以及对2026年油气价差的展望 [27] - 第四季度天然气实现价格疲软主要由二叠纪盆地的瓦哈价格驱动，公司已将此纳入模型，并参考瓦哈远期曲线进行预测，预计2027年及以后的远期曲线会有所改善但仍为负值 [28] - 石油方面没有特别需要指出的情况，实现价格与基准价格之间存在一定的负价差，公司也已将此纳入模型 [28] 问题: 关于2026年计划投产的净井数以及与2025年38口净井的对比，以及产量结构的变化 [29][30] - 2025年投产了38口净井，年底随着一些海恩斯维尔气井投产，气油比有所上升；预计2026年将有29口净井投产，随着二叠纪盆地活动增加，气油结构将向石油倾斜 [31] - 从2025年到2026年，石油产量预计增长12%，高于天然气 [34] - 这意味着石油占比将从第四季度的49%回升至51% [35] 问题: 关于公司计划在2027年实现可持续自由现金流的驱动因素，是基于降低杠杆的意愿还是对当前机会的看法 [41] - 这一目标主要是基于杠杆驱动，而非机会驱动；公司的目标是将杠杆率维持在1倍至1.25倍左右以执行基本业务计划，在每桶60美元的油价环境下规划了2027年实现自由现金流 [43] - 如果油价更高，公司在2026年和2027年可能有额外能力继续获取库存或进行开发钻井，同时仍能产生一些自由现金流 [44] 问题: 关于除Admiral外其他运营合作伙伴的一般活动和库存水平 [45] - Admiral是最成熟的合作伙伴，专注于特拉华盆地，以单元为单位从大型资产管理公司获取库存，目前运行两台钻机，库存增加速度快于开发速度 [45] - 合作伙伴二PetroLegacy专注于米德兰盆地北部的Dean区带，今年可能开始选择性开发，该市场已变得极具竞争性，团队也在关注盆地内外的其他机会 [46] - 合作伙伴三专注于二叠纪盆地的新兴区带，交易可能涉及更大的区块面积，需要进行评估，如果成功将为公司增加中长期库存 [47] - 合作伙伴四是一个较新的米德兰团队，类似于Admiral，主要专注于米德兰盆地机会，目前处于库存获取早期阶段，预计2027年才会开始有显著的开发活动 [47][48] 问题: 关于决定在2027年产生自由现金流而非继续高速增长的原因，以及自由现金流将如何返还给股东 [55] - 公司希望将业务转变为更具持久性和长期性的模式，在获得一定规模后，展示自由现金流并将杠杆率维持在1.25倍的目标，仍能为公司提供大量获取额外库存的机会 [56][57] - 过去几年的增长率已经相当显著，2026年仍将保持较高的个位数增长，基于与运营伙伴协调的开发计划，公司预计能在2027年左右实现自由现金流 [58] - 关于自由现金流的用途目前尚未确定，届时将视情况选择最佳方案 [56] 问题: 关于幻灯片9中公司保留10年预测现金流92%的案例研究细节 [59] - 该幻灯片旨在展示公司与运营合作伙伴之间的经济关系，特别是为了说明储备数据库中的一些回算条款实际上并不严苛，在多重资本基础上相对较小 [60] 问题: 关于当前增加库存的机会集和竞争态势，以及2025年以低于市场价增加位置的动态 [63] - 增加库存的机会仍然存在，运营团队仍在执行类似的交易；公司目前有约2500万美元的收购资本支出计划，如果需要增加库存和预算，机会仍然可用 [63] - 整体交易流仍然非常强劲，分布式井筒市场强劲但公司参与不多，大型营销资产包市场也存在但公司也不参与，较小的非运营项目营销流程交易流有所减弱 [64] - 在阿巴拉契亚的尤蒂卡页岩盆地，公司仍看到大量传统非运营项目机会 [65] 问题: 关于2026年石油产量的季度变化节奏以及年底对年底的石油产量增长 [66] - 从2025年第四季度到2026年第四季度，石油产量预计增长12% [66] - 全年石油产量在上半年将略有下降（第一季度和第二季度为低个位数下降），在下半年将增加 [66]

业绩总结 - 2025年调整后的EBITDAX为314,961万美元，净收入为24,353万美元[66] - 2025年末的净债务为370,486万美元，净债务与调整后EBITDAX的比率为1.2倍[67] - 2025年第四季度生产总量为35,120 Boe/d，其中油气比例为49%和51%[4] 未来展望 - 2026年目标EBITDAX共识为3.49亿美元，GRNT股价为2026年2月26日的水平[3] - 2026年净生产目标为34,000至36,000 Boe/d，油气比例为50%至52%[41] - 2027年将实现可持续自由现金流，标志着自我融资阶段的开始[44] 资本支出与财务策略 - 2026年开发资本支出预计在3亿至3.3亿美元之间，收购资本支出在2000万至3000万美元之间[41] - 2026年计划将90%的钻探与完井资本分配给运营合作伙伴，以增强执行力和资本控制[42] - 2026年资本支出将以250百万美元的维护资本为基础，设定25%的全周期回报门槛[46] 生产与成本 - 2026年运营费用预计在每Boe 6.75至7.75美元之间，生产税占收入的6%至7%[41] - 2026年每股固定股息为0.44美元，未来股息需经董事会批准[3] 资源与储量 - 2025年末的石油证明储量为30,573 MBbls，天然气证明储量为190,643 MMcf，总等效储量为62,347 MBoe，PV-10%为896,885万美元[57] - 储量工程是估算地下天然气和石油储量的过程，准确性依赖于可用数据的质量和解释[79] 风险与不确定性 - Granite Ridge的前瞻性声明基于当前对未来事件的预期和假设，这些假设可能受到重大风险和不确定性的影响[77] - 投资者应注意，除已探明储量外的资源估计的体积和PV-10值具有更高的不确定性[80] - Granite Ridge的独立审计师未对演示文稿中的预测进行审计或审核，因此不对其准确性提供任何保证[81]

涉及的行业与公司 * **行业**：美国页岩油气勘探与生产行业[1] * **公司**：Coterra、Devon Energy (DVN)、Ovintiv、Northern Oil and Gas[1] 核心观点与论据 多元化业务模式的战略优势 * 多元化（多盆地、油气平衡）业务模式具有战略、运营和财务三方面优势[2] * **战略优势**：能够根据市场变化灵活配置资本，例如在天然气价格高而油价低时，或相反情况下，将资本转向库存中仍有良好经济效益的部分[3] * **运营优势**：多盆地运营可以实现知识交叉传播和经验借鉴，例如将东北部团队在天然气分子价值最大化方面的经验引入西德克萨斯和新墨西哥州，并扩展到金融对冲、外输能力建设以及电力合同等领域[3][4] * **财务优势**：平衡的油气组合为现金流提供更多稳定性，这对于关注资本回报的投资者尤为重要，即使在油价疲软的环境下，公司股息相对于自由现金流的覆盖倍数仍能达到2到4倍[5][6] 公司特定战略与资产动态 * **Ovintiv的资产聚焦**：公司将投资组合核心聚焦于Montney和Permian盆地，原因是这些地区拥有较长的库存开发年限[7][8][9] * **Ovintiv的资产出售**：公司已启动Mid-Con（Anadarko）资产的出售程序，以达成40亿美元净债务目标，目前处于准备数据室的早期阶段[12][13] * **Northern Oil and Gas的非运营商模式**：公司作为100%非运营商，通过与运营伙伴合作收购资产（如近期在Utica的复杂交易），并采用“80/80”评估法（即评估全资收购资产的价值）[14][15] * **Northern Oil and Gas的收购协同效应**：在Utica的交易中，通过同时收购中游和上游资产实现一体化，将运营成本从约3美元/MCF降至约1.80美元/MCF，并计划在未来五年内将产量提升近三倍[18][19] * **Devon的长期规划与能力拓展**：公司正进行业务优化（目标为10亿美元可持续自由现金流）和长期能力探索，未来可能向与现有核心能力（如地质、水平井钻完井）相邻的领域拓展，例如地热[20][22][23] * **Coterra的资产权衡**：Marcellus资产为公司提供了大量自由现金流和极低的再投资率，有力支持了公司在Permian盆地的增长，公司对其表现满意[34] 运营与技术应用 * **跨盆地技术迁移**：Ovintiv将Montney盆地自动化、远程运营和AI应用的经验引入Permian，同时将Permian在同步压裂、连续泵送等方面的技术进步推动Montney团队提升[11] * **Devon的AI应用战略**：公司将AI作为实现10亿美元可持续自由现金流目标的关键赋能工具，内部将其分为三个浪潮：1) 使数据更易获取（已普及）；2) 将AI集成到工作流程中（已起步）；3) 以AI技术为核心重建项目（年底将有项目）[27][28][29] * **Coterra的Permian运营挑战与应对**：公司在Culberson地区遇到水层问题，通过用上Wolfcamp层井替代部分Harkey层井、进行水泥挤压作业止水等措施，成功维持了2025年的原油产量指引，并从事件中吸取了教训[35][36] 行业前景与成本结构 * **行业周期判断**：当前处于周期性低迷阶段，低价格的解决方案就是低价格本身，美国页岩行业具有周期性，目前可能已处于周期底部[37][42][43] * **美国边际生产成本**：基于对每个AFE的评估，美国原油的边际生产成本约为每桶65-70美元（WTI），当前价格水平不足以维持美国产量稳定[38][42][44] * **产量增长结构**：去年美国原油产量增长约60-70万桶/日，全部来自新墨西哥州和墨西哥湾，而Eagle Ford和Bakken等主要页岩区已处于衰退状态[40][41] * **单井生产率与资本效率趋势**：2010-2020年单井生产率持续提升，但2020年后出现平台期甚至回落，原因包括从核心区转向外围区以及立方体开发模式[47] * **资本效率现状**：尽管单井生产率下降，但通过运营技术创新（如降低成本），资本效率得以维持甚至略有改善，例如Devon在2023-2025年连续两年实现井成本高个位数百分比的同比下降[47][48] 其他重要内容 * **行业成熟度**：页岩行业正进入一个更成熟、增长曲线更平坦的阶段[20] * **私人生产商动态**：资本成本较低的上市公司可以长期维持产量，但私人公司已在削减资本支出，这最终将影响供应[43] * **数据能力**：Northern Oil and Gas拥有广泛的数据，覆盖四个盆地、六个不同产区，每年评估超过400项资产交易和几乎所有并购流程，并投资超过2000万美元于Palantir系统以支持分析[37] * **通胀预期**：Northern Oil and Gas在制定今年预算时考虑了通胀可能性，尽管过去几年的成本节约主要来自作业速度提升[39] * **资产估值差异**：对于同一资产，不同运营商（如Clay或Coterra）的开发方案会显著影响其估值，因此资产评估并非简单的“即插即用”[15][17]

业绩总结 - 公司预计到2027年生产增长约20%[12] - 公司在2025年的自由现金流敏感性分析显示，天然气价格为3.00美元时自由现金流为5.13亿美元[19] - 公司在2025年的自由现金流 breakeven 价格为约2.00美元天然气、75美元WTI和25美元NGLs[28] - 公司在2025年预计的EBITDAX和自由现金流为6.5亿至7亿美元[27] - 公司在2025年将实现低于1倍的债务与EBITDAX比率[10] 用户数据 - 公司在2024年日均生产预计为2600 Mmcfe，2025年预计为2700 Mmcfe[23] - 公司在2025年将增加约400 Mmcfe的日均生产能力[28] - 2025年日均生产预计为约2.225 Bcfe，相较于之前的2.2 Bcfe有所上调[138] 资本支出与现金流 - 公司在2025年至2027年期间的年资本支出预计为6.5亿至7亿美元[28] - 2025年资本支出指导范围为6.5亿至6.8亿美元，较之前的6.5亿至6.9亿美元有所下调[138] - 2024年和2025年的资本支出将支持生产增长，同时保持低再投资率[32] 市场展望 - 预计到2030年，美国天然气需求将增长约27 Bcf/d，主要受出口、电力和工业需求推动[67] - 预计到2030年，天然气发电将占PJM发电的约45%，带来约4 Bcf/d的天然气需求增长[79] - 预计到2030年，东北部数据中心项目将带来约3 Bcf/d的天然气需求增长[84] 新产品与技术研发 - 预计到2027年，LPG出口终端的新增产能约为500 MBD，乙烷出口终端的新增产能约为425 MBD[99] - 2025年乙烷出口同比增长10%，预计下半年将进一步增长[99] 负面信息 - 未来美国天然气供应增长预计将受到基础设施限制和生产力下降的限制[86] - 自2019年以来，甲烷排放强度减少了83%[105] 其他新策略 - 2024年，56%的总用水量为再利用水[105] - 2024年，Range在安全文化调查中位于油气行业同行的前四分之一[111]

纪要涉及的行业和公司 - **行业**：石油和天然气行业 - **公司**：Devon Energy（DVN）、Diamondback、Liberty、H&P、N9 Energy 纪要提到的核心观点和论据 宏观层面 - **平衡表与现金流**：公司维持了强大的资产负债表，持续偿还债务，目标是偿还25亿美元债务，目前约为1倍杠杆率 今年预计产生约25亿美元的自由现金流，优先用于支付固定股息，其次偿还债务和回购股票 [8][9][10] - **业务优化项目**：聚焦自由现金流及其可持续性，目标是到明年年底为公司增加10亿美元的自由现金流 该项目带来的文化效益同样重要，如营造竞争文化、不断提升标准等 [12][13] - **油价波动应对**：不被当前油价的短期波动所干扰，关注18个月后的远期曲线，因其相对稳定 以可持续的自由现金流为导向，避免因短期油价波动而做出冲动决策 [11][13][21] 行业趋势 - **美国页岩油产量峰值**：认为同行Diamondback提出的美国页岩油产量已达峰值的观点可能过早 公司凭借优质资产、团队和创新技术，仍有增长空间，如采用长水平井、创新井设计和应用技术等 [15] - **资产配置与市场需求**：公司资产具有多样性，约50%为石油，25%为天然气，25%为NGLs 目前石油价格对经济决策起主导作用，但未来随着库存变化，可能会在特拉华盆地深部和阿纳达科盆地重新分配资本 [26][27] - **资产并购环境**：价格波动不利于资产整合，因为合并双方需要对远期曲线有统一的看法 但公司仍支持整合，认为行业成熟后，整合有助于提高效率，公司希望成为自然的整合者和创新者 [28][29][30] 业务优化计划 - **目标与分类**：目标是到2026年底每年增加10亿美元的自由现金流，分为资本效率、生产优化、商业机会和公司成本四个类别，分别对应3亿美元、2.5亿美元、3亿美元和1.5亿美元的目标 [32][39] - **技术应用**：将首席技术官提升至执行委员会，通过技术视角解决公司各方面问题，包括人力资源、天气等 公司在技术应用方面取得进展，尤其在人工智能领域，认为技术是各业务类别下的潜在驱动力 [40][41][42] 运营与效率 - **运营表现**：公司一季度运营表现强劲，提高了生产指导并削减了资本支出 认为业务优化项目为各部门带来了巨大的提升空间，公司的创新能力将持续推动发展 [51][53] - **效率提升**：在特拉华地区，钻井效率同比提高7%，完井效率提高12% 过去几年效率提升显著，未来仍有提升空间，如通过设施设计优化、时间动作研究等方式进一步提高运营效率 [58][59][60] 其他重要但是可能被忽略的内容 - **未纳入业务优化的项目**：通缩环境带来的收益和出售Matterhorn管道获得的3.7亿美元收益不纳入业务优化项目的10亿美元目标，公司将其单独分类，以保持目标的纯粹性 [48][49][50] - **行业贡献**：资源开发对美国经济贡献约3万亿美元刺激，对世界经济贡献约9万亿美元刺激，对国防和人类繁荣具有重要意义 [54]

业绩总结 - 2025年第一季度日均生产量为24.7 MBoe/d，其中93%为原油[11] - 最近12个月调整后EBITDA为2.92亿美元，自由现金流为1.15亿美元，每股1.48美元[11] - 2025年第一季度的调整后EBITDA为6800万美元，较2024年第四季度的8200万美元下降[18] - 2025年第一季度的自由现金流为1700万美元，较2024年第四季度的2400万美元下降[18] - 2024财年调整后EBITDA为2.92亿美元，较2023财年的2.68亿美元有所增长[81] - 自2018年7月IPO以来，已产生15亿美元的运营现金流[59] 用户数据 - 2024年加州的年产量为21.0 MBoe/d，年下降率为11%-14%[26] - 自2019年11月以来，通过储层管理、侧钻和修井活动，生产量增加约25%[91] 未来展望 - 预计2025年平均日产量为24,800至26,000桶油当量[68] - 预计2025年资本支出在1.1亿至1.2亿美元之间[68] - 预计2024年开发的基础上，Brent油价为75美元/桶，Henry Hub天然气价格为3美元/MMBtu[93] - 预计2025年将实现80%的甲烷强度减少目标，提前完成[97] 新产品和新技术研发 - 2024年计划投资250万美元以更换所有天然气气动设备，预计2025年将节省290万美元的废物排放费用[99] - 公司在现有基础设施的支持下，能够实现每英尺150美元的成本节约，提升资本效率[56] 市场扩张和并购 - 2024年在尤因塔盆地的交易价值超过46亿美元，显示出该地区活动显著增加[48] - 预计加利福尼亚的钻探将完全由侧钻组成，约有200个未开发的地点，回报率平均在75%-100%之间[74] 负面信息 - 2024财年自由现金流为1.08亿美元，较2023财年的1.26亿美元有所下降[86] - 2025年第一季度的资本支出为2800万美元，较2024年第四季度的1700万美元增加[18] 其他新策略和有价值的信息 - 2025年第二季度，Brent原油对冲量为1,637,198桶，日均对冲量为17,991桶，平均价格为74.35美元/桶[77] - 2025年第二季度，天然气对冲量为3,640,000 MMBtu，日均对冲量为40,000 MMBtu，平均价格为4.29美元/MMBtu[77] - 2024年，Brent原油对冲的加权平均价格为69.74美元/桶，天然气对冲的加权平均价格为3.93美元/MMBtu[77] - 加利福尼亚的炼油厂每日消耗145万桶原油，其中超过77%通过水运进口，州内生产量约为其5倍[41]