财务数据和关键指标变化 - 第三季度净产量为13.7万桶油当量/天，其中78%为石油，环比基本持平 [12] - 第三季度钻井和修井资本支出为4300万美元，总投资为9100万美元，符合计划 [12] - 实现价格高于全国平均水平：石油价格为布伦特的97%，天然气液体价格为布伦特的60%，天然气价格改善至纽约商品交易所价格的113% [12] - 第三季度调整后EBITDAX为3.38亿美元，营运资本变动前的自由现金流为2.31亿美元 [12] - 季度末净杠杆率为0.6倍，总流动性超过11亿美元，包括1.96亿美元现金和未提取的循环信贷额度 [13] - 10月份筹集了4亿美元用于在合并前再融资Berry的债务，并赎回了剩余的1.22亿美元2026年优先票据 [13] - 穆迪将公司家族评级上调至Ba3，惠誉给予正面展望，借款基础确认为15亿美元，贷款人承诺增加3亿美元至14.5亿美元 [15] - 第四季度资本支出预计略高于第三季度，但全年资本支出仍维持在2.8亿至3.3亿美元的指导区间内 [16] - 2026年约三分之二的预期产量已以布伦特64美元/桶的底价进行对冲 [17] 各条业务线数据和关键指标变化 - 上游业务表现优异，资产展示出强劲的生产性能和低基础递减率 [4] - 成功整合Aera后，年度基础递减假设从10%-15%下调至8%-13% [4] - 常规储层相比页岩资源具有显著更高的估计最终采收率优势 [4] - 碳捕获与封存业务势头强劲，Elk Hills低温天然气处理厂的第一个CCS项目正在建设中，首次CO2注入预计在2026年初 [6] - 目前有7份VI类许可正在美国环保署积极审查中，并准备在中加州提交总计1亿公吨的额外申请 [8] - 电力业务方面，与Capital Power就La Paloma电厂达成新的碳管理解决方案合作，并推进与Hull Street的合作及自有项目CalCapture [11] 各个市场数据和关键指标变化 - 加州能源和监管环境显著改善，关键立法创造了十多年来最有利的框架，加强了油气许可，授权了CO2管道，并将限额与投资计划延长至2045年 [3] - 加州需要清洁、可靠的基荷电力以满足需求，加州公共事业委员会估计到2035年该州增量电力容量需翻倍 [8] - 根据太平洋燃气与电力公司的互联队列，加州的数据中心请求现已超过10吉瓦，反映了与人工智能、云计算和全州电气化相关的激增能源需求 [10] - 加州拥有近4000万人口和四个美国最大城市，在低延迟需求方面极具吸引力 [10] - Kern County有2.4吉瓦的发电能力可服务于增长的市场，这些电厂的排放总量约为550万吨，而公司的许可库存约为900万吨 [35] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司定位为加州能源复兴的领导者，业务模式支持加州的能源安全和清洁能源解决方案 [3] - 与Berry Corporation的合并协议正在按计划进行，将增加与现有位置相邻的资产，创造显著的协同效应 [5] - 公司专注于将不断发展的市场机会转化为实际进展，在Kern County推进天然气发电与CCS战略 [11] - 公司拥有该行业最强大的资产负债表和资本框架之一，为有纪律的增长提供资金灵活性，并维持有意义的股东回报 [15] - 2026年初步计划假设平均使用4台钻机，得到强大的对冲头寸和现有许可库存的支持 [17] - 公司评估电力业务的机会包括公用事业和批发市场（表前销售）以及满足现有大型技术和数据中心运营商的需求 [10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 加州的能源格局正在改善，公司打算在这一转型中发挥主导作用 [20] - 州领导人认识到电力短缺的挑战，并提出了几种通过CCS解决的途径，公司处于有利位置成为解决方案的一部分 [9] - 领先的创新者如谷歌也认同将天然气发电与CCS配对的愿景 [9] - 随着人工智能革命从训练推进到推理，数据中心选址预计将从优先考虑电力廉价丰富的地区转向靠近主要人口集群的低延迟地区 [10] - 公司对2026年持乐观态度，预计将在多个方面取得胜利，包括强大的储层性能、投资组合的结构性改善、更低的成本、更具韧性的资本结构以及行业与州之间为实现共同目标的更大一致性 [19] 其他重要信息 - 第三季度股息增加了5%，反映了对业务和现金生成的持续信心；年初至今通过股息和股票回购已回报超过4.5亿美元，当前授权下到2026年中期仍有超过2亿美元的回购能力 [15] - Huntington Beach资产开发进展顺利，进行了多项公开申报，初步开发计划最终可建设800套单元，预计2028年时间框架准备就绪，可能更早实现货币化 [56] - 公司拥有100%的油田所有权，这允许根据商品周期控制支出，从而实现高效率 [44] - 公司的贡献将是将钻机数量有效翻倍，并在看到石油价格和股价位置时继续考虑资本配置 [47] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于与Capital Power的谅解备忘录及电力购买协议下一步 - 市场正在升温，目前看到的机会远多于12个月前 [23] - 谷歌等超大规模公司转向天然气发电加CCS是一个重要的市场信号 [24] - 公司在Kern County的愿景是建立一个大型枢纽，为数据中心或电网服务，CalCapture项目及其自有电厂的过剩电力是其中的重要组成部分 [24] - 与Capital Power和Hull Street的合作正在扩大规模，该地点靠近洛杉矶市场，具备低延迟和脱碳优势，对满足增长的需求具有吸引力 [25] 问题: 关于2026年初步产量指引中2%的期初至期末递减率的时间分布 - 2025年储层表现和资产管理非常出色，计划从1月1日开始运行4台钻机，预计整个2026年将保持稳定的表现 [26] - 随着基础递减假设的降低，资本将重新投入已获许可的修井和侧钻，预计2026年全年性能相当稳定 [27] 问题: 证实已探明储量递减率从10-15%改善至8-13%的驱动因素 - 改善是多种因素组合的结果：拥有优质常规资产，团队管理能力强；整合Aera资产一年后，对公司假设更有信心 [29] - 具体运营措施包括：在Bell Ridge注水提供压力支持，在Elk Hills利用远程监控和人工智能技术快速识别和修复故障井 [30] - 这些措施在主要油田（Bell Ridge和Elk Hills）的成功实施，带动了整个投资组合的递减率变缓 [31] 问题: 关于Kern County脱碳电力枢纽的愿景和发展所需条件 - 加州市场独特，已有基础设施存在，天然气发电因可再生能源增加而被边缘化；但预计未来电力需求增长将需要基荷电源 [34] - Kern County有2.4吉瓦发电能力可服务增长市场，CO2管道暂停的解除使得能够将这些电厂与封存点连接 [35] - 公司在该地区的许可库存约900万吨，足以处理这些电厂的排放；市场信号（如谷歌的行动和加州对脱碳电力的需求）是关键催化剂 [36] - 项目正在成形，多个地点、多个电厂和第三方都在寻找解决方案，而只有公司能提供 [37] 问题: 关于证实已探明储量递减率改善是由于提高了原油采收率还是将采收率提前 - 这些是美国最大的油田之一，地质条件好，具有高渗透性和孔隙度 [39] - 通过维持压力支持或开采绕过的原油来提高采收率，这与页岩油不同，重点是油藏管理 [40] - 随着获得许可和强大的资本配置能力，能够制定油田全生命周期计划以最大化产量，并将大量生产提前 [40] - 补充说明：公司对这些油藏的生命周期有长期了解，通过提高注采效率、技术应用（如人工智能）和基础工作，管理大量低产井，小幅提升单井产量从而显著减缓整体递减 [41] 问题: 关于2026年资本配置思路及对州政府增加产量呼吁的回应 - 重点是通过钻井和 opportunistic 股票回购相结合的方式，实现每股现金流增长 [44] - 拥有强大的对冲头寸（2026年64%的石油产量已对冲），Berry交易完成后将进一步改善，这为交付提供了良好基础 [45] - 州政府呼吁增加加州产量，特别是Kern County的产量；公司的贡献将是有纪律地增加活动，首先关注每股现金流增长和库存开发 [46] - 目前倾向于2026年平衡股票回购和业务投资 [47] 问题: 关于新的维持性资本水平（此前讨论为6-8台钻机，5亿美元） - 在 standalone 基础上（CRC和Aera资产），新的维持性资本水平明显低于5亿美元 [51] - Berry能够以约7000万美元的总资本维持其产量；交易结束后将提供刷新的公司整体数字 [51] - 基线假设正在改善 [52] 问题: 关于Huntington Beach资产的最新情况 - Huntington Beach项目进展顺利，已提交多项公开文件，初步开发计划最终可建设800套单元 [56] - 正在与市政府和监管机构接触，有一台专用钻机在进行弃井作业，同时继续生产 [56] - 项目预计在2028年时间框架准备就绪，但可能更早实现货币化；弃置成本指导为2-2.5亿美元（2023年数据），已进行部分弃置，成本将下降 [57] 问题: 关于在Elk Hills之外进一步投资发电领域的意愿 - 目前重点放在 feedstock（天然气，低甲烷排放）和提供CCS解决方案上，不预期拥有更多的天然气联合循环电厂 [59] - 正在探索其他方式，如燃料电池和地热，以提供脱碳基荷电力；公司在CCS和天然气供应方面具有优势 [60] 问题: 关于连接排放源与封存点的现有管道或通行权 - 查看幻灯片7可见，油田、电厂和现有管道分布集中，存在CRC或其他公司拥有的通行权 [61] - 公司拥有大量土地，并与其他土地所有者有合作关系；CO2管道暂停的解除使得连接这些资产成为可能，目前正与Capital Power等合作解决 [62] 问题: 关于Elk Hills活动水平上次达到计划 ramp-up 程度的时间 - 自2023年初以来一直处于许可受限环境；最近几个月监管框架的改进是一个重要里程碑 [64] - SB 237新法律不仅允许在Kern County许可，还提供了10年的确定性；州政府希望本地产量恢复到满足州需求的25%左右 [65] - 作为该州领先生产商，公司希望帮助稳定燃料市场 [66] 问题: 关于天然气资产产量 ramp-up 的时间表 - 2026年计划使用4台钻机，重点主要是石油（约80%），天然气和NGLs占20%，这是基于回报考虑并得到强大对冲头寸的支持 [68] - 如果天然气价格上涨或与需要电力的集团达成供应协议，自然会增加天然气钻探；资产具有很大的灵活性，可以根据市场需求调整 [69] 问题: 关于2026年资本计划中4台钻机对应2.8-3亿美元支出的构成（与2025年对比） - 2025年的总资本支出包含石油天然气支出、碳管理支出和公司层面支出，而2026年指引主要针对上游活动 [74] - 2026年资本效率显著提升，这得益于与Aera合并带来的协同效应 [74] - 2026年支出将继续以修井和侧钻为主（约占60-70%），其余为新井 [76]

公司投资与合作 - 谷歌宣布投资伊利诺伊州一座400兆瓦天然气发电厂 该厂计划捕获大部分碳排放[1] - 该电厂将建于迪凯特市附近 毗邻阿彻丹尼尔斯米德兰公司运营的乙醇工厂[1] - 谷歌将购买该电厂大部分电力以供应其附近数据中心 阿彻丹尼尔斯米德兰公司将使用部分蒸汽和电力[1] - 该项目由Low Carbon Infrastructure公司开发[1] 碳捕获技术细节 - 谷歌计划捕获该电厂约90%的二氧化碳排放量[2] - 二氧化碳将被注入与阿彻丹尼尔斯米德兰公司乙醇设施相同的地质储存层 该地点是美国首个长期二氧化碳封存井所在地[2] - 该封存井通常每天注入约2000公吨二氧化碳 但2024年因发现储存溶解二氧化碳的咸水 brine 迁移至未授权区域而暂停注入[3] - 泄漏原因为监测井腐蚀 目前已恢复注入[3] 碳捕获与封存行业表现 - 碳捕获与封存技术领域记录表现不一[4] - 一项针对13个碳捕获与封存设施的研究显示 这些设施代表全球55%的捕获碳 但大多数未达到预期目标[5] - 埃克森美孚在怀俄明州的天然气处理设施捕获量比预期低36%[5] - 与谷歌项目最相似的加拿大115兆瓦发电厂仅实现约50%的承诺捕获量[5] 技术局限性与影响 - 碳捕获与封存技术无法解决天然气供应链中发生的甲烷泄漏问题[6] - 甲烷是一种强效温室气体 在20年内产生的温室效应是二氧化碳的84倍[6] - 仅2%的泄漏率就使未减排的天然气排放与煤炭相当[7] - 捕获碳可降低该数值 但无法消除天然气开采和运输过程中产生的温室效应[7]

财务业绩发布安排 - 公司计划于2025年11月4日市场收盘后发布2025年第三季度财务业绩 [1] - 公司将于2025年11月5日东部时间下午1点（太平洋时间上午10点）举行电话会议讨论财务业绩 [1] 投资者会议参与信息 - 鼓励参与者通过指定链接预先注册会议呼叫 预注册者将获得会议密码和唯一PIN码以立即接入呼叫 [2] - 参与会议呼叫可拨打(877) 328-5505（国际拨打+1-412-317-5421）或访问公司网站观看网络直播 [3] - 会议呼叫的数字重播将存档约90天 并在公司网站投资者关系页面提供 [3] 公司业务定位 - 公司是一家致力于能源转型的独立能源和碳管理公司 [4] - 公司专注于通过开发碳捕集与封存及其他减排项目 最大化其土地、矿产所有权和能源专业知识在脱碳方面的价值 [4] 公司联系方式 - 投资者关系联系人为Joanna Park（电话818-661-3731，邮箱Joanna.Park@crc.com）和Daniel Juck（电话818-661-6045，邮箱Daniel.Juck@crc.com） [5] - 媒体联系人为Hailey Bonus（电话714-874-7732，邮箱Hailey.Bonus@crc.com） [5]

项目合作与股权结构 - TotalEnergies通过其附属公司TotalEnergies E&P Denmark与德国水泥生产商SCHWENK的丹麦附属公司CarbonVault签订了Farm-Down协议[1] - 协议后TotalEnergies E&P Denmark作为运营商持有Bifrost碳捕集与封存项目45%的权益CarbonVault持有35%Nordsøfonden持有20%[1] - Bifrost项目包含两个位于丹麦海岸以西约200公里处的海上二氧化碳封存许可证是TotalEnergies北海CCS投资组合的一部分[2] 项目战略意义与客户关系 - SCHWENK致力于在欧洲实现业务脱碳并选择Bifrost作为存储其未来排放的首选解决方案[3] - 此次合作展示了TotalEnergies如何通过将工业排放者的脱碳路线图与CCS开发能力相结合帮助客户减少自身排放[3] - Bifrost项目是丹麦国家雄心的重要组成部分旨在建立欧洲二氧化碳封存中心[4] 公司CCS战略与项目组合 - TotalEnergies的重点是首先避免排放然后通过逐资产开发部署系统性方法应用最佳可用技术来减少排放[5] - 针对残余排放和客户排放公司正在开发碳封存工业项目[5] - TotalEnergies凭借在大规模项目管理、天然气处理和地球科学方面的核心能力通过挪威Northern Lights、英国NEP、美国Bayou-Bend、荷兰Aramis和丹麦Bifrost等项目推动欧洲企业的显著脱碳[5] 公司背景与业务范围 - TotalEnergies是一家全球综合性能源公司生产并销售石油和生物燃料、天然气、沼气和低碳氢气、可再生能源和电力[6] - 公司拥有超过10万名员工业务遍及约120个国家将可持续性置于其战略、项目和运营的核心[6]

业绩总结 - Rio Grande LNG设施的潜在液化能力为每年约4800万吨（MTPA），目前正在建设或开发中[12] - 第一阶段（1-3号机组）建设进度为38.1%，3号机组完成15.3%[35] - 公司完成了184亿美元的融资，并宣布第一阶段的最终投资决策（FID）[16] - 第一阶段的总估计资本项目成本为180亿美元，已通过融资完全资助[111] - 超过90%的第一阶段名义产能已与多家信用良好的客户签订合同，预计年固定费用约为18亿美元[105] - 预计第一阶段的经济利益为20.8%[111] - 预计第一阶段的可分配现金流在20年内平均每年为13亿美元[122] 用户数据 - 公司已与ADNOC签署20年LNG销售协议，年供气量为1.9 MTPA，并与Aramco达成20年协议，年供气量为1.2 MTPA[27] - 预计第一阶段的液化天然气销售和购买协议（SPA）中，91%的合同与亨利中心（Henry Hub）挂钩[105] 未来展望 - Rio Grande LNG设施第一批LNG预计在2027年交付[13] - 预计到2030年，全球天然气需求将增加约260 Bcm（约185 MTPA），而LNG供应增长约为170 MTPA[71][72] - 预计到2040年，全球天然气需求将增加725 Bcm（超过500 MTPA），需要大量额外的LNG基础设施投资[73][74] - 预计到2035年，为满足能源转型目标，清洁能源每年需要额外投资约8000亿美元[81] 新产品和新技术研发 - 公司正在开发6-8号机组，计划总潜在液化能力增加约1800万吨，提升总能力至约4800万吨[35] - 项目将利用APCI 3MRTM液化技术，该技术在全球液化能力中占据主导地位[98] - 公司在开发CCS项目方面处于早期阶段，专注于后燃烧碳捕集[32] - 预计使用最佳可用技术，目标为95%的CO2去除率[132] 市场扩张和并购 - 4-5号列车正在商业化过程中，预计年产能力约为12 MTPA，目标是尽快实现最终投资决定（FID）[44][45] - 6号列车预计年产能力约为6 MTPA，计划于2025年向FERC预提交申请[55] - 公司与Bechtel签署了4号机组的EPC合同，预计在2025年更新定价[27] 负面信息 - 预计公司在Rio Grande LNG设施完全运营后，企业一般和行政费用的年化估计为未披露的具体金额[126] - 预计可分配现金流不包括NEXT Carbon Solutions的运营现金流[126] 其他新策略和有价值的信息 - 项目融资总额为184亿美元，其中包括123亿美元的项目债务融资[111] - 项目将通过多种合同、供应商和定价中心执行多样化的天然气采购和运输策略，以降低风险[104] - 公司高管团队由行业领先的执行官和经验丰富的多学科团队组成[135]

业绩总结 - Rio Grande LNG设施的潜在液化能力为每年4800万吨，目前正在建设或开发中[15] - 第一阶段（1-3号机组）建设进度为42.8%，3号机组进度为17.8%[48] - 第一阶段项目总资本成本估计为180亿美元，已通过相关交易完全融资[120] - 项目融资总额为184亿美元，其中包括123亿美元的项目债务融资[120] - 第一阶段预计年固定费用约为18亿美元，主要通过与亨利中心挂钩的销售和采购协议(SPAs)实现[114] - 预计第一阶段的可分配现金流在20年内将达到每年约9亿美元[134] - 预计NextDecade在第一阶段的经济利益可达20.8%[120][135] 用户数据 - 第一阶段的液化能力约为18 MTPA，超过90%的名义产能已与多家信用良好的客户签订合同[114][115] - 4号列车的长期SPA包括与ADNOC签订的20年1.9 MTPA LNG合同，价格与Henry Hub挂钩[54] - 5号列车的EPC合同预计在2025年最终确定，TotalEnergies持有20年1.5 MTPA的LNG购买选项[55] 未来展望 - 预计2027年将首次交付LNG[16] - 预计到2030年，全球天然气需求将增加260 Bcm（约185 MTPA），而LNG供应增长约170 MTPA[78] - 预计到2040年，全球天然气需求将增加725 Bcm（超过500 MTPA），需要大量额外的LNG基础设施投资[80] - 预计LNG需求将在未来几年持续增长，主要由于全球天然气总需求的增长[30] 新产品和新技术研发 - NEXT Carbon Solutions正在开发潜在的碳捕集与存储（CCS）项目，专注于后燃烧碳捕集[34] - 该公司预计其专有的后燃烧碳捕获过程将与高效的第三方CO2去除技术相结合，提供经济有效的端到端CCS解决方案[142] - CCS项目目标是实现95%的CO2去除率，采用最佳可用技术，且不使用外部水源[143] 市场扩张和并购 - 公司与高质量的市场参与者签署了多个LNG销售和购买协议，确保了项目的商业支持[30] - 预计2025年第二季度启动4号列车的融资流程，目标是通过债务和股权融资组合来资助建设[54] - 6号列车（约6 MTPA）预计在2025年向FERC预提交申请，2026年初提交完整申请[60] 负面信息 - FERC预计将在2025年11月重新授权Rio Grande LNG设施的项目[38] 其他新策略和有价值的信息 - 通过多样化的气源采购和运输策略，确保获得低成本天然气供应[113] - Bechtel作为EPC合作伙伴，拥有超过125年的经验，成功完成了约30%的全球LNG能力和50%的美国墨 Gulf Coast的LNG项目[103] - 项目预计将利用来自Permian盆地和Eagle Ford页岩的丰富天然气资源，确保长期供应[112] - NextDecade具备内部的地下专业知识，能够进行管道设计和许可[143]

财务数据和关键指标变化 - 2024年第四季度净产量为14.1万桶油当量/天，实现油价达到布伦特油价的99%，推动调整后息税折旧摊销前利润（EBITDAX）达到3.16亿美元，产生自由现金流1.18亿美元 [19] - 2024年全年总生产量为16.3万桶油当量/天，全年调整后EBITDAX超过10亿美元，产生自由现金流3.55亿美元，约85%的自由现金流通过股息和股票回购返还给股东 [23][24] - 2025年预计投资2.85 - 3.35亿美元，预计实现调整后EBITDAX 11 - 12亿美元（布伦特油价73美元/桶时），同时提高每股现金流 [25][29] - 2025年预计运营成本较2023年合并预估降低约2.2亿美元，降幅近16% [25] - 2024年第四季度一般及行政费用（G&A）环比降低10%至9500万美元 [22] - 截至2024年底，公司流动性超过10亿美元，现金储备从合并后的几乎为零增加到超过3.5亿美元 [30] - 上周赎回约一半2026年到期的高级票据，剩余1.22亿美元预计今年处理，杠杆率低于1 [31] 各条业务线数据和关键指标变化 传统油气业务 - 2024年全年总生产量为16.3万桶油当量/天，油藏年总递减率约6%，通过1.23亿美元的钻井资本有效控制产量递减 [23] - 2025年预计运营一口钻机，下半年增加一口，预计部署1.65 - 1.8亿美元用于钻井、完井和修井资本，预计年产量约13.5万桶油当量/天，其中石油占比近80% [26] 电力业务 - 资源充足性电力容量付款将增长50%至1.5亿美元，公司正在评估备用电力容量的新购电协议 [28] 碳管理业务 - 获得美国首个EPA六级许可证，计划在第二季度破土动工建设加州首个碳捕集与封存（CCS）项目，预计今年晚些时候开始注入二氧化碳并产生现金流 [12] - 包括与National Cement的合作，公司正在考虑的碳管理项目年处理量近900万吨 [12] - CTV业务还有7个六级许可证正在申请中，预计总存储容量为2.87亿吨 [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于成为不同类型的能源公司，在传统油气业务基础上，积极拓展电力和碳管理等高增长业务 [7][9] - 传统油气业务凭借优质储量和低递减、低资本强度资产实现稳健现金流和财务业绩，通过合并实现显著协同效应 [8] - 电力业务利用现有备用电力容量，积极与AI数据中心提供商达成合作，预计今年晚些时候解锁更大价值 [9][37] - 碳管理业务处于快速扩张阶段，与多家企业合作开展碳捕集与封存项目，有望实现未来盈利和有吸引力的回报 [10][36] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2024年是公司出色的一年，各项业务执行良好，成本显著降低，实现了关键目标 [5][6] - 公司在传统油气、碳管理和电力业务方面具有强大的资产和业务模式，有望在未来实现显著增长和价值创造 [7][34] - 市场对碳管理的需求加速增长，公司的碳管理项目具有良好的发展前景，为未来收入增长和盈利提供可见路径 [10][36] 其他重要信息 - 公司与National Cement达成合作，这是首个针对水泥行业的棕地项目，将得到美国能源部高达5亿美元的资金支持，有助于建立脱碳水泥市场 [14][15] - 公司与Brookfield的合资企业进展顺利，有助于推动CTV业务的增长 [13] - 公司自2021年以来通过股息和股票回购向股东返还资本超过10亿美元，2024年股息增加25% [31] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司股价表现不佳，是否会加大股票回购力度 - 公司认为股票具有巨大价值，目前股价低于内在价值，将积极利用回购计划支持股价，公司有超过5.5亿美元的回购授权额度 [42][32] - CPPIB、ICAB和Oaktree部分股份的锁定期已到期，其余股份分别在7月和2026年1月到期，公司无法预测股东的最终决策，但有能力在必要时支持股价 [44][45] 问题2: 数据中心业务的进展和规划 - 公司正在与多家数据中心提供商进行洽谈，具有战略基础设施优势，能够快速进入市场 [49] - 公司计划提供150 - 200兆瓦的电力，通过与CCS结合实现低碳排放，同时利用埃尔克山的90英亩土地建设数据中心 [51][52] 问题3: 购电协议（PPA）开发中如何解决电力冗余问题 - 公司的电厂是基荷电厂，全年24小时运行，是加州最高效的电厂之一，通过资源充足性合同提供备用电力 [56] - 埃尔克山有备用协议，电厂的进出口容量超过电厂和预计负荷的需求 [58] 问题4: 合并协同效应的具体情况和对财务的影响 - 合并协同效应目标从1.5亿美元提高到2.35亿美元，2024年已实现年化节约1.07亿美元，今年计划实现剩余的6500万美元 [62][66] - 2025年预计成本较2023年合并预估降低2.2亿美元，主要通过优化供应商协议、降低G&A和利用规模优势实现 [67][68] 问题5: 与National Cement合作项目的具体里程碑和二氧化碳运输计划 - 项目将为National Cement提供二氧化碳运输和存储解决方案，该公司每年产生约100万吨排放，已获得美国能源部5亿美元贷款 [76][77] - 公司正在与联邦政府合作推动二氧化碳管道规则制定，同时在加州推动解除相关禁令，预计今年取得进展 [78][81] 问题6: 新CFO的财务优先事项和赎回部分2026年票据的原因 - 财务优先事项包括保持强大的资产负债表、推动可持续现金流和为股东创造长期价值 [84] - 赎回一半2026年票据是战略决策，该票据是公司成本最低的债务，公司有能力耐心决策，保持资产负债表灵活性，同时支持增长和股东回报 [87][88] 问题7: CTV与Brookfield合资企业的最新情况和延迟最终付款的原因 - 合资企业进展顺利，延迟最终付款是由于项目启动时间和资本部署的考虑，公司预计能够达到35%的存储容量目标 [93][94] - 公司已收到9200万美元的前两笔付款，正在考虑增加更多资产到合资企业中 [96][97] 问题8: CTV项目的许可证进展和意向书（MOU）转化为正式协议的预期 - 预计今年年底或明年年初获得4 - 5个额外的许可证，公司有信心将MOU转化为正式协议，并开展更多棕地和绿地项目 [99][100] 问题9: Cal Capture项目的进展和对公司价值的影响 - 公司正在进行FEED研究，关注成本优化和效率提升，希望今年做出最终投资决策（FID） [109][111] - 该项目对解锁公司在碳捕获和数据中心业务的价值至关重要，公司有多个潜在的二氧化碳存储地点 [108][110] 问题10: 2026年油气业务的展望 - 公司对2025年的产量递减和资本效率有信心，预计年底前获得许可证，2026年恢复正常投资节奏 [113][115] 问题11: 与NetPower合作的进展和未来客户及许可证预期 - 公司认为与NetPower和National Cement的合作是长期可持续项目，有助于推动CCS业务的现金流增长 [119][120] - 公司将高度选择性地开展合作，期待二氧化碳管道规则的进展，以推动项目的实施 [121][123] 问题12: 2025年增加第二台钻机的决策依据和资本效率展望 - 增加第二台钻机不需要额外的许可证，公司团队通过修井和侧钻作业积累了足够的库存 [128][129] - 资本效率的提高得益于Era合并带来的修井和侧钻机会，预计未来几年将继续保持良好的资本效率 [133][135] 问题13: 2025年资本支出效率的原因和未来资本效率展望 - 资本支出效率的提高得益于Era合并带来的修井和侧钻机会，公司团队选择了优质的作业位置 [133][135] - 预计未来几年资本效率将继续提高，特别是在Bell Ridge等资产上 [133][135] 问题14: 2025年资本支出的变化和效率提升的原因 - 资本支出的变化是由于项目组合的调整，团队在钻井计划中部署了更高效的资本 [146][148] - 与去年相比，资本效率提高了约9% [147] 问题15: CTV项目获得最终许可证后，26小时储层投入运营的下一步计划 - 公司计划在第二季度破土动工，今年晚些时候完成设施建设并连接注入井，预计年底前开始注入二氧化碳并产生现金流 [151][152]