Key Takeaways XOM posted Q3 EPS of $1.88, beating estimates despite a revenue miss at $85.3 billion.Earnings were aided by increased oil equivalent production and stronger natural gas prices.XOM raised its dividend 4%, marking 43 consecutive years of annual per-share dividend increases.Exxon Mobil Corporation (XOM) has reported third-quarter 2025 earnings per share of $1.88 (excluding identified items), which beat the Zacks Consensus Estimate of $1.81. The bottom line declined from the year-ago quarter’s $1 ...

财务数据和关键指标变化 - 第三季度产生30亿加元运营利润和约25亿加元调整后资金流 [11] - 上游业务运营利润约26亿加元 较第二季度增加约4.5亿加元 [11] - 油砂业务非燃料运营成本为每桶9.65加元 环比下降 [11] - 下游业务运营利润为3.64亿加元 包括8800万加元库存持有损失和3800万加元检修费用 [12] - 美国炼油业务单位运营成本（不含检修费用）为每桶9.67加元 环比下降0.85加元 同比下降超过3加元 [12] - 美国炼油业务调整后市场捕获率为65% 其中运营资产捕获率达69% [12] - 资本投资为12亿加元 [13] - 第三季度末净债务约为53亿加元（未计入WRB出售收益） [14] - 第三季度通过股息和股票回购向股东返还13亿加元 其中股票回购价值9.18亿加元 [14] - 季度后至10月27日 公司额外回购了4.09亿加元股票 [14] 各条业务线数据和关键指标变化 - 上游产量达到历史最高的83.3万桶油当量/日 其中油砂资产贡献64.3万桶/日 表现最佳 [7] - Christina Lake产量为25.2万桶/日 Narrows Lake产量持续攀升 [7] - Foster Creek产量创纪录达21.5万桶/日 Foster Creek优化项目提前带来增长 [7] - Sunrise产量为5.2万桶/日 预计年底将达到约6万桶/日 [8] - Lloydminster Thermals产量为9.6万桶/日 Rush Lake设施有1.8万桶/日产量仍关闭 [9] - 加拿大炼油业务原油加工量为10.5万桶/日 利用率约98% [10] - 美国炼油业务创纪录 原油加工量为60.5万桶/日 利用率达99% [10] - 出售WRB Refining的50%权益获得18亿加元现金收益 并消除了合资企业相关的3.13亿加元已提取信贷额度 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - MAG Energy收购交易预计11月完成 总对价预计为50%现金和50%公司股票 相当于最高约38亿加元现金和发行1.6亿股公司股票 [15] - 交易完成后 备考资产负债表保持强劲 净债务与现金流比率低于1倍 [15] - 随着主要项目接近完成 增长资本将在2026年显著下降 [15] - 公司拥有大量开发机会 供应成本低于每桶45美元WTI 并拥有稳固的资产负债表 [17] - 下游业务通过出售WRB获得了完全的运营、商业和战略控制权 [17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2025年被定位为公司的拐点 对人员、资产和业务增长的投资开始显现成效 [6] - 第三季度业绩证明了未来将有更多增长 [6] - 下游业务成本控制是重点 单位成本呈下降趋势 趋于具有竞争力的基准 [10] - 进入第四季度 预计利润率将开始下降 裂解价差将走弱 但强劲的业务和基础表现有助于应对市场挑战 [27] - 公司处于有利位置 能够支持近期增长计划 并在商品价格周期底部保持韧性 [15] 其他重要信息 - West White Rose项目调试接近完成 将在年底前从平台开始钻井 预计2026年第二季度首次产油 [9] - 预计Rush Lake产量将在年底前分阶段重启 [9] - 预计2026年增长资本将显著下降 预算约为40亿加元（不含MAG资产） MAG资产将增加约8亿加元的维持和增长资本 [45] - 公司指导约15万桶/日的增长 来自重油、常规和海上业务 [50] - West White Rose项目到2028年总产量应达到约8万桶/日 公司净份额约为4.5万桶/日 [43] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于MAG交易完成后资产出售潜力的看法 [20][21] - 公司一直非常关注资产负债表上的杠杆水平 始终维持低杠杆 因此可以很从容地进行此类交易 完成交易后没有迫切的去杠杆需求 也没有急于进行资产出售的紧迫性 [22] - 公司会持续审视投资组合 思考如何定位 如果机会出现会保持关注 但目前没有需要立即采取行动的事项 [22] - 公司绝不会进行损害资产负债表并使股东处于风险之中的交易 [23] 问题: 美国下游业务第四季度的前景以及不再包含Wood River和Borger资产后市场捕获率的预期影响 [24] - 第三季度运营资产的市场捕获率实际上高于非运营资产 [25] - 团队的工作在第三季度取得了成效 这是全年的一个重点领域 对结果感到自豪 [26] - 展望第四季度 对潜在业绩轨迹感到鼓舞 已进行的可靠性改进奠定了基础 全年持续的成本关注和降低的成本基础是继续强调的重点 [26] - 进入第四季度预计利润率会下降 裂解价差会减弱 已经看到一些迹象 但强大的业务和基础表现使公司有能力应对第四季度和第一季度不可避免的市场挑战 [27] - 市场捕获率一直是持续关注的领域 美国运营资产组合在市场捕获率方面表现优于整体组合 将继续寻找机会通过协同效应和进入能获得更高净回报的市场来增长市场捕获率 [28] 问题: 拥有完全运营的投资组合后 在产品结构方面的灵活性 以及提高柴油馏分油收率和进入更优质市场方面的进展 [30][31] - 美国投资组合的机会 特别是协同效应 令人兴奋 每个炼油厂都有其独特的配置 可以最大化价值 [31] - 公司开始致力于如何优化整个投资组合 获得最佳产品收率 而不仅仅是单个资产 这带来了巨大的机会 特别是在俄亥俄河谷地区 可以优化优质汽油生产 平衡馏分油原料并最大化馏分油产量 [31] - 在进入市场方面持续关注 Padd 2对公司来说是一个很好的区域 但将产品投放到Padd 2以外并找到更先进的市场对战略非常重要 [32] - 在管理Toledo Marine设施方面取得了重大进展 这使公司能够将产品投放到Padd 2以外的多个地区 无论是加拿大市场、纽约州北部还是五大湖区的其他区域 那里存在大量机会 [33] 问题: 考虑到MAG交易 当前在去杠杆和股票回购之间的自由现金流分配优先顺序和计划 [34][35] - 应将MAG交易与当前行动分开 过去一年甚至更长时间公司将资产负债表达到了40亿加元的目标 [35] - 撇开MAG不谈 计划是返还100%的超额自由现金流 因为公司已经达到了长期债务水平 将继续将此视为良机 并利用自由现金流将现金返还给股东 [35] - 鉴于当前股价和公司被视为有吸引力的资本部署方向 预计超额自由现金流将用于股票回购 [36] - 当MAG交易完成时 将调整框架 在去杠杆化和股东回报之间更加平衡 计划是将债务降至60亿加元左右时 比例大约为50/50 但这并非硬性规定 将根据商品价格和自由现金流深思熟虑地决定投入资产负债表的金额和回购股票的金额 [36] - 目标仍然是回到40亿加元 这仍然是最终目标 公司希望确保资产负债表回到40亿加元 公司的现金流基础、已获得的增长加上MAG资产的计划将使公司从杠杆角度看处于非常有利的位置 [37] 问题: West White Rose项目的关键节点和2026年上半年的产量路径 [42] - 公司尚未给出2026-2028年的指导 但已公开表示West White Rose项目目前已基本完成调试 将在年底前开始钻井 首次生产预计在2026年第二季度初 这仍然是方向 [42] - 7月将上部模块吊装到重力基结构上 完成了所有海底工作 将West White Rose平台与Sea Rose FPSO通过管道等连接 将在年底前钻井 然后于2026年第二季度首次产油 [43] - 产量将逐年攀升 每年大约钻五口井 从2026年到2028年大致呈直线增长 到2028年 总产量应达到约8万桶/日 公司净份额约为4.5万桶/日 [43] 问题: 2026年增长资本支出大幅下降的幅度以及其他需要考虑的抵消因素 [44] - 过去几年的支出约为50亿加元 其中包含约15-17亿加元的增长资本 指导显示2026年将有所不同 所有这些增长项目都将结束 [44] - 在不考虑MAG影响的基础上 支出将在42亿加元左右 剔除WRB后 约为40亿加元 这是MAG交易前预算的大致位置 [45] - 2026年加入MAG资产后 可能会增加约8亿加元用于MAG资产的维持和增长资本 [45] 问题: 除MAG外可带来约10万桶有机产量增长的项目进展 [47][48] - 公司向市场指导的是约15万桶的增长 来自重油、常规和海上业务 遍布整个投资组合 [50] - 在东海岸 West White Rose项目计划到2028年逐步增加到4.5-5万桶/日 增长从2026年开始 在2026年、2027年直至2028年线性推进 这是增长概况中最大的一部分 [50] - 在Narrows Lake 通过回接Christina Lake 开始实现2-3万桶/日的增长 Christina Lake产量将在25-26万桶/日范围内 [50] - Foster Creek增加了8万桶/日的蒸汽产能 将为该资产增加约3万桶/日的产量 第三季度提前投入蒸汽已带来约2万桶/日的增长 预计2026年随着井场的投入和水处理及脱油部分的完成将继续攀升 [51] - 在Sunrise 刚刚开始开发所谓的V井场 位于Sunrise东部区域 是库存中产量最高的井场之一 预计未来几年Sunrise的产量将从5.5万桶/日增长到接近7.5万桶/日 [51] - 其他增长来自常规和冷重油业务 随着时间推进 度过2026年、2027年进入2028年 产量将增加至约95万桶/日的范围 [51] 问题: 第三季度股票回购强劲且净债务同时上升 是否是PSX交易现金流在第四季度到账的时间问题 [52] - 9月底报告的净债务为52.5亿加元 未考虑出售Wood River和Borger带来的18亿加元收入 季度结束后不久债务回落至40亿加元 [53] - 公司在9月初宣布出售 非常有意地知晓交割时间和现金到账时间 实际上在9月和10月加速了部分股票回购计划 [53] - 公司将继续以40亿加元为目标管理债务 显然MAG交易完成会改变这一点 只要可能 将继续使用100%的超额自由现金流回购股票 目标是保持债务在40亿加元左右 9月底报告的债务数字未反映出售所得收益 [54] 问题: Narrows Lake项目并网井的性能趋势以及达到2万桶/日范围的时间表 [58][59] - 7月开始对两个井场进行蒸汽激励 在X5和X6井场投产了约18口井 目前正在对第三个井场进行蒸汽激励 并已投产了8口井中的6口 这些井的产量符合预期 正在按计划攀升 [59] - 10月产量已上升至2.2-2.3万桶/日 目前从三个井场生产 确保所有井场具有良好的一致性 明年第一季度初将投产第四个井场 对Narrows Lake的表现和最终实现Christina Lake资产的增长充满信心和把握 [60]

哥伦比亚石油行业历史发现 - 哥伦比亚自1990年代初以来未发现任何世界级（5亿桶以上）石油储量 [1] - 该国史上最大发现为西方石油公司1983年发现的11亿桶Caño Limón油田 [1] - BP公司1989年和1993年分别发现7.5亿桶Cusiana油田和5.1亿桶Cupiagua油田 [1] 近期勘探发现与储量状况 - 过去25年间重大石油发现有限 仅有两处可采资源超2亿桶的发现 [3] - Ecopetrol公司2010年和2018年在其全资拥有的CPO-09区块发现两处2.5亿桶重油资源 [6] - CPO-09区块估计含超20亿桶原油 Ecopetrol于2025年2月以4.52亿美元收购Repsol剩余45%权益 [6] - 已探明石油储量从2013年峰值24亿桶骤降至2024年略超20亿桶 [4] - 储量在不到十年内面临枯竭风险 当前生产寿命仅7.2年 [3][4] 政府政策影响 - 总统佩特罗自2022年8月上任后禁止水力压裂并停止新石油勘探合同授予 [7] - 2022年11月起对石油销售征收附加税 布伦特油价达67.3-75美元/桶时税率为5% 75-82.2美元/桶时为10% 超过82.2美元/桶时为15% [9] - 2025年2月对原油出口加征1%附加税 原定90天延长至一年并计划永久化 [10] 外资与投资趋势 - 2024年外国直接投资总额141亿美元 较2023年168亿美元大幅下降 较十年前162亿美元减少13% [11] - 2024年能源领域获得海外投资23亿美元 显著低于2023年31亿美元 [12] - 2025年上半年碳氢化合物部门获投资15亿美元 高于去年同期13亿美元 [14] 行业挑战与风险 - 石油是该国最大出口产品 2024年创收150亿美元 贡献约十分之一财政收入的 [2] - 缺乏勘探成功导致储量无法补充 产量下降 [5] - 暴力事件和可卡因生产在石油作业偏远地区加剧 进一步阻碍外国能源投资 [15]

财务业绩 - 公司第三季度实现创纪录的油气产量，美国产量超过400万桶/日，而三年前仅为300万桶/日 [1][2] - 尽管油价较一年前下跌10美元/桶，但调整后自由现金流同比增长约50% [2] - 本季度通过股息和股票回购向股东返还超过60亿美元，过去三年通过这两种方式向股东返还的金额超过其市值的25% [3] 生产运营 - 产量增长超过20%，而资本支出与一年前基本持平，总资本支出较一年前减少10亿美元 [4] - 公司在美国二叠纪盆地、美国海湾地区以及国际上的圭亚那和哈萨克斯坦等高产、高利润资产中实现增长 [4] - 公司目前是美国海湾地区最大的租赁权持有者，目标是到2026年初在该地区实现30万桶/日的产量 [10] 地缘政治与风险管理 - 公司在哈萨克斯坦的设施曾受到无人机袭击影响生产，在加沙冲突期间东地中海的平台也曾遭遇火箭弹袭击 [5][6][15] - 公司拥有经验丰富的团队和健全的安全计划来管理此类风险，并将人员安全和资产完整性作为首要任务 [6][7][15] - 公司认为其在委内瑞拉的存在对委内瑞拉人民和美国都有利，其生产的原油受到美国墨西哥湾沿岸炼油厂的高度青睐 [12][13]

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OPEC+产量会议预期 - OPEC+将于周日召开会议讨论产量水平 市场普遍预期将宣布12月小幅增产[1] - 具体预期为每日增产13万7千桶 与过去几个月的增幅一致[2] - 但实际新增供应量可能仅为预期的一半 因多数产油国已达产能上限 仅有沙特拥有显著备用产能[2] 原油市场现状 - 当前原油价格约为每桶60美元 自年初以来已下跌约16%[1] - 市场担忧潜在供应情况 沙特和阿联酋可能每日增加7-8万桶供应[3] 地缘政治与制裁影响 - 美国对俄罗斯石油生产商新制裁的执行力度是关键变量 可能影响俄罗斯每日100-150万桶的出口量[12][13] - 委内瑞拉沿岸出现重大美军集结 引发对政权更迭行动的关注[7][8] - 历史经验显示 2018年OPEC应美国要求每日增产100万桶后 美国却对伊朗石油进口商给予豁免导致油价暴跌[4][5] 2024年供需前景分歧 - 部分分析师预测明年第一季度将出现供应过剩 主要关注圭亚那等国产量的增加[10] - 另一方面 阿美公司CEO等行业领袖认为需求强劲 特别指出中国战略石油储备购买是重要需求来源[10][11] - 制裁执行的严格程度仍是最大不确定因素 可能造成俄罗斯供应中断[12][13] 主要石油公司动态 - 雪佛龙和埃克森美孚两大巨头公布财报 雪佛龙CEO预计油价可能从当前水平进一步下跌[8][9] - 俄罗斯石油公司(Rosneft)的出口合约面临风险 依赖其供应的公司如Reliance可能被迫放弃交易[12]

业绩总结 - 2025年平均日生产量约为148,000桶油当量/天，液体占比85%[6] - 截至2025年9月30日，净债务减少7%，约为1.73亿加元[12] - 2025年自由现金流生成1.98亿加元[23] - 截至2025年，石油和天然气销售额为9.28亿美元，运营净收益为5.01亿美元[101] - 截至2025年，三个月和九个月的经营活动现金流分别为4.73亿美元和13亿美元，自由现金流分别为1.43亿美元和1.98亿美元[99] 用户数据 - 2025年轻油（Eagle Ford）预计产量为82,000桶油当量/天，液体占比81%[50] - 2025年Pembina Duvernay预计产量为10,200桶油当量/天，液体占比77%[56] - 2025年Viking预计产量为9,400桶油当量/天，液体占比83%[56] - 2025年Peavine（Clearwater）预计产量为20,950桶油当量/天，100%为原油[59] - 2025年Peace River（Bluesky）预计产量为11,600桶油当量/天，86%为原油[59] - 2025年Lloydminster（Mannville）预计产量为13,500桶油当量/天，98%为原油[59] 财务展望 - 2025年每股年分红为0.09加元，股息收益率为2.8%[6] - 2025年总债务目标为15亿加元，预计在70美元WTI价格下，债务与EBITDA比率约为0.7倍[27] - 2025年现金利息支出预计为180百万美元（每桶3.33美元）[81] - 自由现金流分配政策将优先考虑资产负债表，股东回报将增加至自由现金流的75%[74] - 预计2025年将优先考虑自由现金流，目标是将总债务与EBITDA比率控制在1.0倍以下[87] 研发与市场扩张 - 2025年计划在Eagle Ford开发52口井，预算支出为6.9亿加元[19] - 2025年计划在加拿大轻油领域开发95口井，预算支出为2.7亿加元[19] - 2025年计划在加拿大重油领域开发117口井，预算支出为2.65亿加元[19] - 预计2025年将有90个区块用于Clearwater开发，约100个区块用于Mannville开发[87] - 截至2024年12月31日，Baytex在Eagle Ford的净钻探位置包括331个已探明位置和140个可能位置，以及294个未记录位置[109] 价格与成本敏感度 - 每桶调整后资金流对WTI原油价格每上涨5美元的敏感度为225百万美元[84] - 每桶调整后资金流对NYMEX天然气价格每上涨0.50美元的敏感度为17百万美元[84] - 2025年平均特许权使用费率预计为约22%[81] - 2025年运营费用预计在每桶11.75至12.00美元之间[81] - 2025年运输费用预计在每桶2.40至2.55美元之间[81]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 油价继续承压，近半对俄制裁风险溢价已回吐，下跌主因对俄制裁引发的供应担忧退潮，俄能源仍获多国认可，欧佩克+12月或小幅增产，国际能源署指出制裁提价影响有限，市场看空情绪升温 [1] - 短期API数据显示美原油汽柴油大幅降库，叠加美联储议息会议、中美领导人会晤或提振情绪，油价或有波动，但中长期供应过剩压力难改，油价反弹后承压下行仍是大概率 [1] 交易策略 - 单边建议暂时观望，逢高空 [3] - 套利空月差择机止盈，短期观望 [3] 逻辑梳理 核心事件博弈主导短期方向 - 短期行情核心矛盾聚焦于OPEC+11月2日视频会议和中美APEC会晤后的经贸关系动向，两大事件结果落地将打破当前震荡格局，成为短期方向切换的关键触发器 [7] - 市场普遍预期OPEC+将延续小幅增产节奏，计划12月连续第三个月增产13.7万桶/日，以分阶段恢复此前暂停的166万桶/日产能，沙特王储后续访美的政治考量进一步强化增产合理性 [7] - 中美APEC会晤后，若达成实质性合作突破，将直接提振原油需求预期，反之则可能引发情绪退潮 [7] 供需边际松紧切换加剧波动 - 供应端呈现“制裁扰动+可控增产”的双重特征，美国对俄制裁导致印度等主要买家计划削减俄油进口，短期冲击全球约220万桶/日的供应结构，但OPEC+可控增产节奏与利比亚供应复苏形成对冲 [8] - 需求端依赖库存边际变化，美国EIA原油库存此前出现近两月最大降幅，炼厂开工率回升带动短期需求改善，但全球经济偏弱背景下终端消费韧性不足，供需边际平衡的快速切换导致油价震荡加剧 [8] 情绪与资金面放大短期弹性 - 市场情绪受地缘风险与波动率共振驱动，美国对俄制裁升级引发的地缘溢价推动布伦特原油一度单日涨幅达5.7%，CBOE原油波动率指数近期波动显著，期权市场隐含波动率飙升至56% [9] - 资金面同步跟进，CFTC数据显示WTI原油投机净多头头寸显著增加，但持仓集中度过高也意味着一旦事件不及预期，可能引发快速平仓回调，叠加投资者对政策与地缘的观望情绪，短期资金博弈进一步放大了油价在60 - 65美元区间的震荡弹性 [9] 相关资讯 - EIA天然气报告显示，截至10月24日当周，美国天然气库存总量为38820亿立方英尺，较此前一周增加740亿立方英尺，较去年同期增加290亿立方英尺，同比增幅0.8%，较5年均值高1710亿立方英尺，增幅4.6% [10] - 美国总统特朗普称可能达成一项规模非常庞大的协议，涉及从阿拉斯加购买石油和天然气 [11] - 截至10月29日当周，新加坡燃料油库存上涨175.4万桶，达到2478.1万桶的两周高点 [11] 原油内外盘套利 |跟踪指标|2025 - 10 - 31数据|周涨幅|月涨幅| | ---- | ---- | ---- | ---- | |Brent M + 2|63.94美元/桶|-1.93%|-1.6%| |SC M + 3|460.90元/桶|0.26%|-4.6%| |SC M + 3理论价|503.01元/桶|2.69%|-3.93%| |SC理论到岸利润|-43.11元/桶|1.8%|62.4%| |SC M + 3盘面偏离程度|-8.57%|-0.81%|66.41%| |Brent Dubai EFS M + 2|0.51美元/桶|1175.00%|-37%| |中东原油出口至中国运费|2.73美元/桶|6.1%|3.41%| |美元兑离岸人民币|7.09|-0.52%|-0.75%| |SC M + 3 - Brent M + 2价差|0.67美元/桶|-187.50%|-64.01%| |SC M + 3 - Brent M + 2理论价差|6.63美元/桶|2.06%|4.17%| |SC - Brent连1价差|0.25美元/桶|-111.01%|-82.83%| |SC - WTI连1价差|4.70美元/桶|143.62%|-12.74%| |SC - Dubai连1价差|0.24美元/桶|-108.03%|-69.9%| |Brent - WTI价差连1|4.45美元/桶|5.95%|-4.30%| [4][5] 全球原油盘面价格及价差变动 |指标|2025 - 10 - 31数据|日度涨跌|周度涨跌| | ---- | ---- | ---- | ---- | |布伦特原油M + 2|64.65美元/桶|-0.35|-1.29| |WTI原油M + 2|59.79美元/桶|-0.41|-1.17| |SC原油M + 2|462.6元/桶|1.3|-3.1| |迪拜原油M + 2|64.69美元/桶|0.28|-0.98| |阿曼原油M + 2|67.29美元/桶|1.26|-1.85| |穆尔班原油M + 2|66.51美元/桶|0.05|-2.54| |EFS价差M + 2|0.31美元/桶|-0.2|-0.01| |布伦特月差（M + 2 - M + 3）|0.63美元/桶|0.03|0.34| |阿曼月差（M + 2 - M - 3）|1.02美元/桶|-0.06|0.73| |迪拜月差（M + 1 - M + 2）|0.86美元/桶|0.05|0.69| |SC月差（M + 1 - M + 2）|1.2元/桶|1.8|2.9| |SC - 迪拜（M + 2）|0.9308美元/桶|0.6116|0.6691| |SC - 阿曼（M + 2）|-1.5492美元/桶|-0.3784|-0.4509| [12]

核心财务表现 - 公司第三季度净利润同比下降12%至75.5亿美元，每股收益为1.76美元，去年同期为86亿美元和1.92美元 [1] - 经一次性项目调整后，每股收益为1.88美元 [1] - 公司第三季度营收为853亿美元，低于市场预期的877亿美元 [4] 业绩驱动因素 - 净利润下降主要由于OPEC+增产导致油价下跌 [1] - 美国原油价格今年已下跌约16%，原因包括OPEC+增产以及市场对经济放缓的担忧 [2] - 化学业务处于周期底部利润率也对利润造成冲击 [2] 管理层评论 - 首席执行官Darren Woods表示，在油价下跌的季度中，公司实现了最高的每股收益 [2]

核心财务表现 - 第三季度调整后每股收益为185美元 超出华尔街预期的171美元 [2][8] - 第三季度营收为4973亿美元 超出华尔街预期的4901亿美元 [8] - 公司净利润同比下降21%至354亿美元 去年同期为449亿美元 [2] 产量与运营业绩 - 公司原油产量达到创纪录的410万桶/日 同比增长21% [4] - 美国地区产量为200万桶/日 同比增长27% [4] - 国际地区产量为200万桶/日 同比增长16% [5] - 产量增长主要来自收购赫斯公司 以及二叠纪盆地 墨西哥湾和哈萨克斯坦的贡献 [4] 各业务部门盈利 - 美国生产业务利润为128亿美元 同比下降34% 去年同期为195亿美元 [4] - 国际生产业务利润为20亿美元 同比下降24% 去年同期为264亿美元 [5] - 美国炼油业务利润同比激增300%以上至638亿美元 去年同期为146亿美元 [6] - 国际炼油业务利润为499亿美元 同比增长11% 去年同期为449亿美元 [6] 现金流与资本支出 - 资本支出同比增长7%至44亿美元 主要由于对赫斯遗留资产的投入 [7] - 调整后自由现金流同比增长约50%至70亿美元 [7] 行业背景与影响因素 - 美国原油价格今年下跌约16% 因OPEC+增产以及市场担忧经济放缓 [3] - 每股收益同比下降部分归因于油价下跌以及与收购赫斯相关的235亿美元交易成本损失 [2] - 炼油业务利润增长主要由于产品销售利润率提高 [6]