CALGARY, Alberta, Dec. 11, 2025 (GLOBE NEWSWIRE) -- Athabasca Oil Corporation (TSX: ATH) (“Athabasca” or the “Company”) is pleased to announce its 2026 budget with capital projects driving profitable growth within its core assets, along with a continued return of 100% of Free Cash Flow to shareholders. Corporate Strategy – Differentiated Value Creation Thermal Oil Scale. The Company’s Thermal Oil division provides an oil focused platform underpinning funded growth to >60,000 bbl/d by 2030 with Phase 1 of C ...

钻井作业完成情况 - 在纳米比亚近海Kudu许可证区域完成Kharas-1评价井的钻井作业，总深度达到5,100米并钻遇多个储层段 [1] - 该井将按计划进行封堵和弃井 [1] 勘探发现与结果 - 在浅层遇到多个具有干气显示的浊积岩储层，目前正在评估这些储层及所取全直径岩心的物性 [1] - 在井的更深层段，在裂缝性火山碎屑岩储层中遇到烃类，证实了一个含有凝析油和/或轻质油的成藏组合系统 [2] - 勘探结果首次确认了Kudu区块内存在液态烃，为了解更广泛的石油系统提供了宝贵信息 [3] 数据获取与技术目标 - Kharas-1井实现了单次钻探测试多个目标的技术目标，获得了宝贵的地质、地球化学和岩石物理数据 [3] - 由于储层复杂性，需要进行进一步评价以评估其潜力 [3] 公司未来计划 - 未来计划将基于液态烃和天然气的存在以及Kharas-1A井的经验，专注于进一步的高价值目标 [3] 公司资产与资源概况 - 公司拥有广泛的资产组合，包括加蓬近海Dussafu Marine生产许可证73.5%权益、巴西Golfinho和Camarupim油田100%权益等 [4] - 在纳米比亚Kudu油田拥有95%的作业权益 [4] - 截至2025年初，公司总净2P+2C储量和资源量为5.99亿桶油当量 [4]

核心观点 - 公司公布2025年第三季度强劲的财务和运营业绩，包括产量超出预期、调整后资金流大幅增长以及成本控制成效显著 [1][2] - 基于2025年的优异表现，公司上调了全年产量指引，并公布了2026年初步资本预算，旨在实现盈利性产量增长和资产负债表强化 [3][5] - 公司通过市场多元化策略有效对冲了AECO价格疲软的影响，实现了显著高于基准的实际天然气售价 [6][22] 财务业绩 - 2025年第三季度平均产量达到80,406 boe/d，较2024年同期增长7% [6][16] - 调整后资金流为8710万美元，较2024年同期增长93%；每股基本调整后资金流为0.32美元，增长88% [6][16] - 运营净回值为每桶11.15美元，较2024年同期增长34% [6] - 自由资金流为1560万美元，而2024年同期为负1840万美元 [6][12] - 尽管调整后资金流强劲，但归属于普通股股东的净亏损为1410万美元，主要受金融工具未实现损失影响 [15][17] 运营表现 - 第三季度钻探了9口（净9.0口）井，并投产了6口（净6.0口）井，当期F&D资本支出为7150万美元 [6][18] - 运营成本降至每桶2.71美元，为公司历史最低水平，较2024年同期下降3% [6] - 通过优化运营，预计2025年平均单井成本将同比下降约10% [4][31] - 液体产量占总产量的比例从2024年同期的17%提升至18%，凝析油产量同比增长44% [6][16] 2025年更新指引 - 将2025年全年平均产量指引上调至79,000至80,000 boe/d（原指引为76,000至79,000 boe/d） [3][25] - 2025年第四季度产量预计平均约为81,500 boe/d [3][25] - 将2025年F&D资本支出指引范围收窄至2.9亿至3亿美元，反映了实际支出和成本节约 [25] - 预计2025年末总债务将降至4.55亿至4.65亿美元，较2024年末下降约14% [3][28] 2026年初步资本预算与展望 - 2026年初步F&D资本预算目标为3.25亿至3.75亿美元，其中3亿至3.5亿美元将投入Pouce Coupe和Gordondale地区，2500万美元投入Elmworth地区 [5][31] - 该预算预计将实现2026年全年平均产量81,000至84,000 boe/d，较2025年增长约2%至6% [5][31] - 在资本支出范围的高端，公司计划在2026年第四季度充分利用现有基础设施，实现约87,500 boe/d的产量，比原五年计划提前约一年 [5][31] - 对2026年及以后的天然气价格前景保持乐观，预期LNG Canada二期等项目将推动需求 [31] 天然气市场多元化 - 约75%的天然气产量实现了高于AECO价格的美国Dawn和NYMEX HH市场定价 [6][22] - 有效的平均实际天然气销售价格为每千立方英尺3.36加元，较当季平均基准AECO 5A价格溢价387% [6][22] - 第三季度在金融NYMEX HH/AECO 7A基差互换合约上实现了2350万美元的已实现收益 [16][23] 资产负债表与资本分配 - 截至2025年9月30日，总债务为5.195亿美元，较2024年12月31日下降3% [12][22] - 公司拥有8.5亿加元的可用信贷额度，未使用的信贷能力为3.227亿美元（38%） [22] - 董事会宣布2025年第四季度普通股每股现金股息为0.03加元 [1][36] - 资本分配优先事项保持不变：充分利用现有基础设施实现盈利性产量增长、强化资产负债表和支付可持续股息 [5]

银行信贷额度 - 公司已签署协议将其银行信贷额度从5200万美元增加至8000万美元 增幅约为538% 预计在11月中旬完成[1] - 截至2025年9月30日 公司估计相对于信贷额度的净银行债务为4300万美元[1] - 增加的流动性将部分用于资助下述的秋季钻井计划[1] 运营更新 - 公司目前正在Two Rivers East的5-19平台钻探3口Lower Montney层的额外井 完井作业预计在11月下旬进行 投产日期定于2026年2月初[2] - 该平台上的最后3口井（F5-19, G5-19, H5-19）测试总产量为4872桶油当量/日 其中轻质油占比60% 预计新井将取得类似结果[2][22] - 公司目前在5-19平台的9口井中有4口正在生产 加上Two Rivers West的遗留产量 根据现场估计 当前产量约为4400桶油当量/日 其中轻质油占比40%[3] - 剩余5口井（5-19, A5-19, B5-19, G5-19, H5-19）计划从11月中旬到年底依次投产 这5口井的测试总产量约为6400桶油当量/日[3][23] - 考虑到初产高峰后的递减 公司预计到2025年底产量将达到约8400桶油当量/日（轻质油占比40%） 并在2026年2月新井投产后超过10000桶油当量/日[3] 业务计划 - 公司业务计划包括在其位于不列颠哥伦比亚省东北部Two Rivers的150个连续区块土地上 对其庞大的Montney资源（包含4个潜在Montney层）进行 delineation 和开发[4] 对冲头寸 - 为配合钻井计划和预期的新井投产 公司已建立以下对冲头寸[5] - 天然气：2025年11-12月对冲10000吉焦/日 价格为203加元（Station 2参考点） 2025年12月对冲5000吉焦/日 价格为210加元 2026年1-3月对冲10000吉焦/日 价格为249加元[5] - 轻质油：2025年11月至2026年4月对冲500桶/日 价格为8686加元/桶（WTI参考）[5] 测试结果与初始产量 - 多口井提供了详细的测试产量数据 例如D5-19井在投产前30天的平均销售产量为1037桶油当量/日 其中石油546桶/日 天然气2659千立方英尺/日 天然气液体48桶/日[18] - E5-19井在投产前30天的平均销售产量为1346桶油当量/日 其中石油854桶/日 天然气2660千立方英尺/日 天然气液体49桶/日[19] - F5-19井在投产前22天的平均销售产量为1037桶油当量/日 其中石油745桶/日 天然气3121千立方英尺/日 天然气液体58桶/日[20]

公司核心业绩 - 第三季度平均产量为39,599桶油当量/日，其中98%为液体，同比增长2%（每股增长11%）[5] - 调整后资金流为1.29亿美元（每股0.26美元），经营活动现金流为1.57亿美元，来自热油业务的自由现金流为5600万美元[5] - 资本支出总额为9600万美元，其中6100万美元用于Leismer项目，以支持其逐步增产至40,000桶/日的项目[5] - 公司净现金头寸为9300万美元，流动性为4.66亿美元（包括3.35亿美元现金），长期债务到期日为2029年[5] 股东回报与资本配置 - 年内通过股票回购计划购买了3400万股，总计向股东返还1.92亿美元，公司承诺在2025年将100%的热油业务自由现金流返还给股东[5] - 自2023年3月31日以来已完成约6.75亿美元的股票回购[5] - 公司资本配置框架旨在通过优先考虑多年每股现金流增长来释放股东价值，预计2025-2029年期间每股现金流复合年增长率将超过20%[5] Leismer资产运营与增长 - Leismer资产9月产量稳定在约28,000桶/日，有两个维持性井对正在增产，另有两个井对备用以支持产能[5] - 耗资3亿美元的逐步增产项目（为期三年）按计划按预算进行，资本效率极高（约25,000美元/桶/日），预计到2025年底将完成约50%的总资本投入[5][6] - 项目完成后，Leismer可在40,000桶/日的产能下维持约五十年（证实+概算储量）[7] Corner资产未来规划 - Corner资产是一个大型去风险油砂资产，邻近Leismer，拥有3.51亿桶证实+概算储量和5.2亿桶潜在资源[10] - 开发计划侧重于资本高效的模块化设计，每阶段15,000桶/日，预计在2026年具备首个阶段的项目批准条件，并在2029年实现实质性增长[5][10] Duvernay Energy Corporation (DEC) 表现 - 一个四口井平台（30%工作权益）的初始产量强劲，平均IP30约为1,050桶油当量/日（89%液体），位列阿尔伯塔省Duvernay地层顶级井之列[5] - 9月完成了一个三口井平台（100%工作权益），将于第四季度投产，预计期末产量目标为5,500 - 6,000桶油当量/日[5][23] - DEC拥有约444个总未来钻井位置库存，且无近期土地到期问题[5] 财务优势与成本结构 - 公司五年热油资本计划（包括Leismer增长计划）在约50美元/桶WTI油价下可实现现金流内完全自筹资金，长期热油维持资本投资估计约为每桶8加元（五年平均值）[5] - 公司拥有显著的未回收资本余额，确保低特许权使用费框架（约6%），并且Leismer预计在2027年底前保持预 payout 状态，Hangingstone预计在2030年后保持预 payout 状态[10] - 热油业务拥有21亿加元的宝贵税收池，预计在本十年内无需支付现金税[10] 市场前景与行业环境 - 加拿大重油市场因Trans Mountain Expansion管道和持续的全球炼油需求而保持强劲，年内至今WCS重油差价平均约为每桶11美元，且预计未来几年将保持结构性紧缩[10] - 公司预计其热油资产在2025-2029年五年期间将产生约18亿美元的自由现金流[10]

文章核心观点 - BP在纳米比亚Orange盆地Volans-1X勘探井确认获得油气发现 进一步巩固该区域作为全球重要前沿勘探区的地位 并凸显公司上游勘探的持续成功 [1][6][7] 勘探成果与技术细节 - Volans-1X井位于PEL85许可证区块 由Rhino Resources作业 使用Deepsea Mira半潜式钻井平台钻探 总深度达4497.5米 [2] - 该井成功钻遇上白垩纪目标层段 在含凝析气储层中遇到26米净产层 储层具有优异的岩石物性特征且未见水层 [2] - 初步实验室分析显示 凝析气比超过140桶/百万标准立方英尺 液体密度接近40°API 表明为轻质高价值凝析油 [3] 公司权益与战略影响 - PEL85许可证区块权益结构为：作业者Rhino Resources持股42.5% Azule Energy持股42.5% NAMCOR持股10% Korres Investments持股5% [4] - BP持有Azule Energy的50%股权 因此在该新发现中间接拥有重大权益 [4] - 对BP而言 这是公司2025年全球范围内第11个勘探发现 其他发现包括墨西哥湾的Far South和巴西桑托斯盆地Bumerangue区块的1-BP-13-SPS井 显示公司上游业务增长势头强劲 [5] - 对Azule Energy及其合作伙伴而言 这是2025年第三个重大发现 此前在纳米比亚有Capricornus-1X轻油发现 在安哥拉有Gajajeira-01天然气发现 [4] 行业与区域前景 - Orange盆地已迅速成为全球最热门的勘探区域之一 在道达尔能源和壳牌等高调发现后 该盆地具备数十亿桶油当量的资源潜力 [6] - 纳米比亚此前是未经测试的前沿区域 目前正吸引大量上游投资 各作业公司竞相界定和商业化其海上资源 [6] - 此次发现强化了纳米比亚作为新兴油气产区的地位 [7]

财务表现 - 2025年第二季度平均产量为79,480桶油当量/日，较2024年同期增长1%，其中天然气占比82%，液化天然气占比9%，凝析油占比7%，轻质原油占比2% [8] - 调整后资金流为9450万美元，同比增长76%，每股基本收益为0.35美元，同比增长75% [8] - 经营活动现金流为1.096亿美元，同比增长308% [8] - 运营净回报为13.68美元/桶油当量，同比增长27% [8] - 自由资金流为2130万美元，主要用于减少总债务，预计2025年底债务将较2024年底减少约23% [3] 资本活动与投资 - 第二季度钻探6口井并投产12口井，勘探与开发资本支出为7330万美元 [8] - 2025年资本预算为2.6亿至3亿美元，计划钻探25口井并投产26口井，上半年已完成23口井钻探和20口井投产 [22] - 约66%的全年资本预算已在前六个月投入 [3] - 剩余资本将重点用于2025年第四季度的高产天然气井投产，以应对下半年天然气价格走强的预期 [3] 天然气市场多元化 - 约76%的天然气产量通过Dawn和NYMEX HH市场实现更高定价，较AECO市场溢价88% [2] - 有效平均实现天然气销售价格为3.82美元/千立方英尺，较AECO 7A月度指数价格溢价88% [8] - 天然气销售净回报为1.92美元/千立方英尺，其中Dawn市场贡献最大，净回报为2.54美元/千立方英尺 [19] 生产与运营 - 凝析油产量较2024年第二季度增长28%，主要得益于Pouce Coupe和Gordondale地区的高价值凝析油井 [8] - 液体产量占总产量的18%，较2024年同期的17%有所提升 [17] - Pouce Coupe地区的3口井和4口井初始生产率表现优异，凝析油与天然气比率分别达到18桶/百万立方英尺和55桶/百万立方英尺 [25][26] 股息与债务 - 董事会宣布2025年第三季度每股普通股现金股息为0.03美元，将于2025年9月29日支付 [9] - 截至2025年6月30日，总债务为5.231亿美元，较2024年6月增长12%，但较2024年底减少2% [18] - 信贷设施余额为5.337亿美元，未使用信贷额度为3.163亿美元，占比37% [18] 2025年展望 - 重申2025年平均产量指导为7.6万至7.9万桶油当量/日，勘探与开发资本支出指导为2.6亿至3亿美元 [34] - 调整后资金流预期为4.45亿美元，自由资金流预期为1.45亿至1.85亿美元 [34] - 预计2025年底总债务将降至3.95亿至4.35亿美元 [34] - 天然气价格假设下调，WTI原油价格假设为66美元/桶，AECO价格为2美元/千兆焦耳 [35]

核心财务表现 - 2025年第二季度平均产量达79,480桶油当量/日(boe/d)，较2024年同期增长1%，其中82%为天然气，9%为天然气液(NGLs)，7%为凝析油，2%为轻质原油 [8][16] - 调整后资金流(adjusted funds flow)达9450万加元，同比增长76%，主要得益于天然气实现价格同比上涨55% [2][16][17] - 运营净回值(operating netback)为13.68加元/boe，同比增长27%，反映成本控制和价格优势 [8][16] - 自由现金流(free funds flow)为2130万加元，计划主要用于债务削减，预计2025年底总债务将较2024年底减少约23% [2][3][43] 运营亮点 - 第二季度完成6口新井钻探并投产12口新井，发现与开发(F&D)资本支出7330万加元，占全年预算的66% [3][19] - 凝析油产量环比增长28%，通过针对Pouce Coupe和Gordondale地区富含凝析气的井位实现 [8][16] - 天然气市场多元化策略见效，76%的天然气产量实现高于AECO价格的Dawn和NYMEX HH定价 [2][21] - 在Elmworth地区获得有利的特许权费率结构，并推进80MMcf/d天然气处理厂建设规划 [42][44] 2025年指引更新 - 维持全年产量指引76,000-79,000 boe/d和F&D资本预算2.6-3亿加元不变 [43] - 因天然气价格波动，下调调整后资金流预期至4.45亿加元，自由现金流预期调至1.45-1.85亿加元 [43][44] - 预计年底总债务3.95-4.35亿加元，较2024年底5.356亿加元显著改善 [4][43][44] - 对NYMEX HH价格每变动0.1美元/MMBtu将影响自由现金流250万加元，汇率每变动0.01加元影响210万加元 [45][48] 重点项目进展 - Pouce Coupe地区3口07-10井组初始30天平均产量达1,083 boe/d/井，凝析气比18桶/MMcf [35][38] - Gordondale地区4口02-27井组初始30天平均产量1,041 boe/d/井，凝析气比53桶/MMcf [40] - 计划三季度完成压缩机维护项目，为四季度天然气价格旺季做准备 [36][44] - 已启动2026年资本计划准备工作，包括Gordondale地区3口新井钻探 [41][44]

文章核心观点 阿萨巴斯卡石油公司2025年第二季度运营表现强劲、财务结果稳定且履行资本返还承诺，凭借低企业盈亏平衡点、差异化的长期资产和良好的资产负债表，有望推进战略重点 [1]。 各部分总结 Q2 2025综合企业业绩 - 产量：平均日产量39,088桶油当量（98%为液体），同比增长4%（每股增长15%） [6] - 现金流：调整后资金流1.28亿美元（每股0.25美元），经营活动现金流1.01亿美元，阿萨巴斯卡（热采石油）自由现金流6600万美元 [6] - 资本计划：总资本支出7300万美元，其中利斯默项目5400万美元以支持4万桶/日的分阶段增长项目 [6] - 股东回报：年初至今通过回购计划购买2400万股，2025年承诺将热采石油自由现金流的100%返还给股东，自2023年3月31日以来已完成约6亿美元的股票回购，完全稀释后的股份数量减少21% [6] 运营亮点 - 利斯默：2025年6月产量约2.8万桶/日，预计年内有4对稳产井投产，渐进式增长项目按计划推进，预计产量在2026年下半年达到3.2万桶/日之前保持平稳 [6] - 汉格斯通：2025年6月产量约8900桶/日，两口延伸井投产表现超预期，持续产生可观自由现金流 [6] - 杜韦纳能源：7月中旬完成一个四口井平台（30%工作权益），8月投产；9月将开始一个三口井平台（100%工作权益）的完井作业，年底目标产量约6000桶油当量/日 [6] 2025年企业指引 - 综合产量展望：预计产量在3.75 - 3.95万桶油当量/日的指引上限，年底产量约4.1万桶油当量/日；热采石油产量处于3.35 - 3.55万桶/日指引上限；杜韦纳能源预计平均约4000桶油当量/日，年底目标约6000桶油当量/日 [6] - 热采资本：热采石油预测资本预算约2.5亿美元不变，包括维持性资本和利斯默扩建项目；该3亿美元扩建项目（三年）具有较高经济性，2025年底预计完成约50%的资本投入 [6] - 杜韦纳能源公司资本：2025年资本计划约7500万美元，将推动下半年产量增长，该资本计划具有灵活性且可自我融资 [6] - 自由现金流：预计综合调整后资金流在5.25 - 5.5亿美元之间，其中热采石油资产约4.75 - 5亿美元；2025年热采石油自由现金流预计约2.5亿美元，计划通过股票回购返还给股东 [6] 企业综合战略 - 价值创造：热采石油部门提供差异化的液体加权增长平台，杜韦纳能源公司旨在为股东提供自我融资的产量和现金流增长路径 [6] - 专注每股现金流增长：公司通过优先考虑多年每股现金流增长来释放股东价值，预计2025 - 2029年每股现金流复合年增长率约20% [6] - 资源基础：拥有约12亿桶探明+可能储量和约10亿桶或有资源，长期低递减资产基础支撑强劲自由现金流前景 [6] - 财务状况：净现金头寸1.19亿美元，流动性4.37亿美元（包括3.04亿美元现金），定期债务到期日为2029年 [6] 阿萨巴斯卡（热采石油）战略 - 利斯默渐进式增长：3亿美元扩建项目（三年）具有较高经济性，2026年下半年产量目标约3.2万桶/日，2027年上半年约3.5万桶/日，2027年底达到4万桶/日的监管批准产能 [6][8] - 维持汉格斯通：目标是维持产量和有竞争力的净回值（2025年上半年运营净回值36.51美元/桶） [11] - 未来可选性：Corner资产拥有3.51亿桶探明+可能储量和5.2亿桶或有资源，公司正在更新开发计划并确定设施成本估算 [11] - 多年自由现金流：2025 - 2029年热采石油预计产生超过18亿美元的自由现金流，支持资本返还计划 [11] 杜韦纳能源战略 - 运营亮点：2025年完成战略集输系统，新井生产验证类型曲线预期，保留显著运营灵活性 [16][17] - 增长潜力：有超过444个未来钻井位置，无近期土地到期问题，有望在2020年代后期实现超过2万桶油当量/日（75%为液体）的产量增长 [11][17] 财务和运营亮点 - 产量：热采石油产量3.6476万桶/日（利斯默2.7818万桶/日，汉格斯通8658桶/日）；杜韦纳能源产量2612桶油当量/日（72%为液体） [20][21] - 现金流：热采石油调整后资金流1.221亿美元，运营收入1.358亿美元，运营净回值39.79美元/桶；杜韦纳能源调整后资金流550万美元，运营净回值24.84美元/桶油当量 [20][21] - 资本：热采石油资本支出5610万美元，杜韦纳能源资本支出1700万美元 [20][21] 阿萨巴斯卡（热采石油）2025年第二季度亮点及运营更新 - 利斯默：年初6口延伸井投产，目前产量约2.8万桶/日；Pad L10的4对井预计维持产量，部分井预计三季度和四季度投产；下半年将在Pad 11钻6对井 [13] - 汉格斯通：3月两口延伸井投产，目前产量约8900桶/日，表现超预期 [15] 杜韦纳能源公司2025年第二季度亮点及运营更新 - 运营进展：7月中旬完成四口井平台（30%工作权益）完井作业，8月投产；三口井平台（100%工作权益）预计秋季完成并投产 [16] - 生产验证：2024年新井生产验证类型曲线预期，保留运营灵活性 [17] 公司简介 阿萨巴斯卡石油公司是一家加拿大能源公司，专注于热采和轻质油资产开发，在艾伯塔省拥有大量优质资源土地，轻质油资产由子公司杜韦纳能源公司持有，公司普通股在多伦多证券交易所交易 [18]

运营更新 - 公司2025年上半年资本计划顺利完成，所有30口井（净28.4口）已在5月底前完成钻探并投产，其中Peace River资产区产量创新高达14,000桶油当量/日 [1][4][5] - 重点开发区域包括Peace River的Bluesky和Clearwater资产，其中Walrus区域取得该油田至今最高初始产量，Dawson Clearwater项目产量持续超预期，5口水驱试验井已全部投产 [2][5][6] - HVS区域5口开发井全部投产，其中13-08 Pad两口井30天初始产量分别为440桶/日和350桶/日（99%原油），14-07 Pad单井22天初始产量达568桶/日（100%原油） [6] 资产表现 - Dawson Clearwater产量从2023年四季度的189桶/日显著增长至2025年5月的超3,000桶/日，纯靠有机钻探成功驱动 [6] - Walrus 7-21 Pad两口井表现超预期，其中合资井（净0.8口）30天初始产量达361桶/日（100%原油），通过该合资获得10.1净区块土地 [11] - 轻油资产Pembina Cardium Unit 11参与5口井（净2.2口），其中4口井平均30天初始产量为223桶/日，受输气能力限制初期峰值产量为335-360桶/日 [9] 技术进展 - Dawson 4-24 Pad完成5口井（净5口）钻探并投产，包括2口单支注入井，前两口生产井30天初始产量分别为329桶/日和342桶/日（100%原油） [11] - 水驱试验项目成功实施，为Peace River资产提高采收率和降低递减率的技术推广奠定基础 [7][8] - HVS区域测试"waffle well"钻井设计取得成效，提高了现有井场的初始产量 [6] 风险管理 - 2025年二季度新增原油和天然气对冲合约，包括WTI互换合约（6月12,217桶/日，价格85.63加元/桶）和WCS价差合约（5-6月8,500桶/日，价差-19.39加元/桶） [10][12] - 天然气方面持有AECO互换合约（6-10月25,118千立方英尺/日，价格2.24加元/千立方英尺）和AECO领子合约（5-10月1,896千立方英尺/日，区间2.11-2.64加元） [13] 市场活动 - 公司将于2025年6月3-4日参加纽约RBC全球能源、电力和基础设施会议，CEO Stephen Loukas将于6月4日14:30 ET进行专题演讲 [14]