财务数据和关键指标变化 - 第三季度净收入为9.4亿美元，每股收益1.49美元，较第二季度增长10% [9] - 第三季度调整后EBITDA为21.2亿美元，较第二季度增长7%，较第一季度增长约20% [4][5] - 2025年净收入指导范围确认为31.7亿至36.5亿美元，调整后EBITDA指导范围确认为80亿至84.5亿美元 [10] - 2025年预计实现约2.5亿美元的协同相关调整后EBITDA，自2023年9月收购Magellan以来，预计到2025年底将实现近5亿美元的协同效应 [4][7] - 第三季度回购超过60万股普通股，并通过到期偿还和回购方式清偿了超过5亿美元的高级票据，年初至今已清偿超过13亿美元的高级票据 [9] - 2025年总资本支出（包括增长和维护资本）预计在28亿至32亿美元之间 [10] - 长期杠杆目标仍为3.5倍，预计在2026年第四季度达到该目标 [9] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气液体业务：总NGL原料吞吐量环比增长，其中落基山地区平均日产量超过49万桶，创纪录增长5%，海湾海岸二叠纪盆地NGL平均日产量近57万桶，增长8% [12][13] - 精炼产品和原油业务：第三季度精炼产品量环比增长，反映季节性需求增加，截至9月中旬进入秋季调和季节，年内至今实物调和量较2024年同期增长约15% [16] - 天然气收集和处理业务：所有地区量环比增长，二叠纪盆地量增长5%，平均日处理量15.5亿立方英尺，中大陆地区处理量增长6%，落基山地区平均日处理量17亿立方英尺，增长4%并创纪录 [17][18] - 天然气管道业务：表现强劲，继续超出预期，优化NLink资产并利用定价动态 [20] 各个市场数据和关键指标变化 - 二叠纪盆地：有20台活跃钻机在专用土地上，推动新增超过5.5亿立方英尺/日处理能力的扩张 [17] - 中大陆地区：俄克拉荷马州专用土地上有11台活跃钻机，樱桃溪组产量强劲 [18] - 落基山地区：专用土地上有16台活跃钻机，第二季度完井强劲推动第三季度量增长 [18] - 海湾海岸：MB4分馏装置事件后，蒙贝尔维尤分馏综合设施已恢复满负荷运营 [14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 关键战略催化剂包括显著的运营杠杆、连续整合的资产、协同收益以及财务实力和灵活性 [5] - 近期完成或即将完成的项目将增加近60万桶/日的NGL管道容量、超过20万桶/日的分馏容量、超过5.5亿立方英尺/日的二叠纪盆地天然气处理容量，以及可扩展的丹佛市场精炼产品容量 [6] - 东部资产连接（包括Galena Park、东休斯顿和帕萨迪纳合资企业）主要部分已完成，康威NGL与中大陆精炼产品资产之间的连接预计在2025年底完成 [15] - 积极参与评估AI驱动数据中心项目的机会，利用州内资产的位置优势满足市场需求 [21] - 对Sunbelt Connector项目充满信心，认为其具有竞争优势，包括与中大陆炼油厂和海湾海岸炼油中心的连接 [39] - Eiger Express管道项目是对Matterhorn项目的补充，支持满足LNG出口需求 [59] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 当前商品价格环境可能导致钻探和完井活动更加温和和优化，但即使在原油产量持平的环境中，较高的气油比和持续的生产效率仍预示着天然气和NGL量的适度增长 [19] - 公司基础面和整合资产使其能够应对近期挑战并为投资者和客户持续交付成果 [8] - 对积极的发展轨迹充满信心，预计协同效应和增长项目将推动2026年增长 [25][31] - 由于"One Big Beautiful Bill"，预计未来五年现金税将减少超过15亿美元，从而增加预期自由现金流 [11] 其他重要信息 - MB4分馏装置事件后，蒙贝尔维尤分馏综合设施在72小时内恢复大部分运营，MB4在事件后10天内恢复运营 [14] - 预计在未来几个月内消化与该事件相关的库存积累以及第二季度持有的库存 [14] - 由于天然气价格疲软，第三季度整个系统乙烷回收机会增加，预计第四季度前半段将继续保持高水平回收 [14] - 目前预计在2029年之前不会支付大量现金税，且2029年的现金税率将低于15%的公司替代性最低税率 [11] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于2026年收益增长的推动因素和阻力 - 管理层指出协同效应（如Eastern和Conway项目）、2026年中投入运营的增长项目（如丹佛扩张）、二叠纪盆地市场份额增长将是主要推动力 [25] 问题: 关于资本分配（股票回购与债务偿还） - 随着债务/EBITDA接近3.5倍目标，资本分配灵活性增加，第三季度进行了适度的股票回购和债券回购 [27] 问题: 关于2026年指导语言的变化 - 管理层强调重点是完成2025年目标并保持势头，2026年指导将在2026年第一季度初最终确定，但对积极轨迹充满信心 [31] 问题: 关于Waha价差扩大的潜在影响 - 公司通过西德克萨斯系统、NLink系统和其他管道容量利用Waha与休斯顿船舶通道价差，产生了积极影响 [33] 问题: 关于未来资本支出的优先领域 - 每个项目独立评估，采用"扩展和延伸"策略，预计未来几年资本支出将呈下降趋势，因为现有业务具有运营杠杆 [36][37] 问题: 关于Sunbelt Connector项目的竞争力 - 认为该项目具有竞争优势，包括与中大陆和海湾海岸炼油中心的连接，对客户兴趣感到满意 [39] 问题: 关于生产者预算和体积前景 - 管理层认为当前钻探活动足以维持体积持平，在原油体积持平的情况下，气油比上升将推动天然气体积增长，对二叠纪盆地和樱桃溪组的体积增长具有可见性 [43][44][45] 问题: 关于LPG出口商业化进展 - 对供应和客户兴趣感到满意，对合同策略感到满意，但由于竞争原因未提供细节 [47] 问题: 关于中大陆天然气外运能力 - 认为中大陆外运能力仍有增长空间，观察到生产向含气量更高的区域转移，这有利于天然气和NGL业务 [50] 问题: 关于二叠纪盆地和中大陆体积与指导的差异 - 二叠纪盆地因大型平台延迟而起步较慢，但现在体积符合预期，落基山地区因乙烷回收创纪录而超预期 [53][54] 问题: 关于AI革命和数据中心带来的机遇 - 已接触超过30个数据中心项目，这些项目需要靠近天然气管道，公司资产位置具有竞争优势，预计是低资本、高回报的项目 [57] 问题: 关于Eiger Express项目的重要性 - 该项目是满足LNG需求增长的关键，是对Matterhorn的补充，公司通过股权参与实现整合 [59] 问题: 关于Sunbelt项目合作的可能性 - 对与战略合作伙伴持开放态度，但未评论具体讨论 [65] 问题: 关于二叠纪盆地的规模以及NLink体积过渡 - 偏好有机增长，对并购持谨慎态度，约5万桶/日的NLink NGL体积将在2026年至2028年间合同到期后过渡到公司系统 [66] 问题: 关于原油业务前景 - 原油量略低于预期主要是在高量低利业务部分，核心租赁采集业务符合预期 [72] 问题: 关于调和业务的规模 - 通过协同效应体积增长15%，为价格环境正常化时的上行做好准备，但该业务只占整体业务的一小部分 [74] 问题: 关于MB4事件后2025年指导中点是否仍具锚定性 - 管理层确认指导范围，对实现目标充满信心，但未具体评论中点 [78] 问题: 关于落基山地区钻机数趋势 - 钻机数从15台增至16台，生产者预算过程仍在进行中，对2026年势头感到乐观 [80] 问题: 关于季度业绩中库存销售和运营损益的时间影响 - NGL业务受益于纯度产品销售的时间安排，精炼产品业务在第二和第三季度择机销售过剩/短缺量 [84] 问题: 关于增长放缓对资本吸引力的影响 - 强调自2014年以来每年均实现EBITDA增长的历史韧性，对继续增长充满信心，资本分配（包括股票回购）将产生积极影响 [86][87]

公司概况与市场地位 - 公司是美国最大的能源中游公司之一 拥有近全国性的业务版图 包括144,000英里的管道网络 广泛的存储和出口终端容量以及其他能源基础设施资产 [1] - 公司业务支持石油 天然气和其他能源产品从油井到终端用户的流动 [1] 财务实力与现金流 - 公司广泛的中游业务产生稳定的现金流 约90%的收益来自基于费用的收入框架 如长期固定费率合同和政府监管的费率结构 [4] - 在2025年上半年 公司产生了近43亿美元的可分配现金流 并向投资者分配了近23亿美元 保留了剩余部分 [5] - 公司当前的派息比率使其78%收益率的分配具有非常坚实的基础 [5] - 公司拥有强劲的资产负债表 其杠杆率目前处于40-45倍目标区间的下半部分 处于历史上最强劲的财务地位 [6] 增长前景与资本支出 - 公司正在大力投资以扩大其业务版图并实现健康的盈利增长 今年将投入50亿美元用于增长资本项目 这些项目将在未来一年内上线并推动盈利加速增长 [7] - 大部分增长项目将扩大其在其总部所在地德克萨斯州的广泛基础设施 [7] - 公司正在推进多个额外的扩张项目以进一步提升其增长前景 [9] 具体扩张项目 - 一个显著的扩张项目是Hugh Brinson管道 这条400英里的天然气管道将从该州西部的Waha延伸至达拉斯以南的德克萨斯州Maypearl 这项27亿美元项目的第一阶段预计于2026年底上线 第二阶段于2027年初上线 [8] - 公司还在扩大其位于德克萨斯州Nederland的终端的天然气凝析液产能 在德克萨斯州Mont Belvieu建造另一个NGL分馏装置 在二叠纪盆地再建两个天然气处理厂 并建设八个燃气发电厂以支持其在德克萨斯州的运营 这些项目预计在2026年前投入商业运营 [10]

核心观点 - APA公司发布2025年第三季度初步财务和运营数据 旨在为投资者和分析师提供当前关键估算信息 并非对季度业绩所有影响因素的全面陈述 [1] 财务估算 - 美国地区第三季度估算平均实现价格：原油每桶66美元 NGL每桶20美元 天然气每千立方英尺0.7美元 [2] - 国际地区第三季度估算平均实现价格：原油每桶68.5美元 NGL每桶40美元 天然气每千立方英尺4.2美元 [2] - 埃及税收桶当量：每日3.7万至3.8万桶油当量 [2] - 干井成本（税前）：400万至600万美元 [2] - 石油和天然气购销净收益（税前）：1.77亿美元 此项包含商品衍生工具实现损益的影响 [2] 埃及业务与现金流 - 第三季度从埃及通用石油公司获得大额付款 埃及应收账款现已恢复正常水平 [3] - 因收到埃及付款 向埃及非控股权益合作伙伴按比例分配1.73亿美元 该金额高于第一季度的1.26亿美元和第二季度的9100万美元 [4] - 公司自由现金流定义不包括营运资本变动 因此埃及付款不增加当季自由现金流 但包括合作伙伴分配 这会减少自由现金流 [4] - 受上述积极进展影响 净债务和自由现金流均低于此前预期 [4] 运营数据 - 第三季度因Waha枢纽价格疲软或负值 削减了约每日2000万立方英尺的美国天然气产量和每日1400桶的美国天然气液体产量 [5] - 第三季度估算基本普通股加权平均流通股为3.57亿股 [6] - 第三季度以每股20.78美元的平均价格回购了310万股股票 [6] 公司信息与沟通 - 公司业务涵盖在美国、埃及和英国勘探生产石油和天然气 并在苏里南近海及其他地区进行勘探 [8] - 计划于2025年11月6日中部时间上午10点举行第三季度业绩电话会议 [7]

公司公告核心 - 公司宣布2025年第三季度现金分红方案及第三季度财报发布日期 [1] 季度分红详情 - PAA普通股每单位分红0.38美元，年化分红为1.52美元，与2025年8月支付的分红持平 [7] - PAGP A类股每股分红0.38美元，年化分红为1.52美元，与2025年8月支付的分红持平 [7] - PAA A系列优先股每单位分红0.61524美元，年化分红约为2.46美元 [7] - PAA B系列优先股每单位分红21.93美元（基于适用的季度浮动利率） [2] - PAA普通股和PAGP A类股分红支付日为2025年11月14日，股权登记日为2025年10月31日 [2] - PAA B系列优先股分红支付日为2025年11月17日，股权登记日为2025年11月3日 [2] 财报发布安排 - 公司将于2025年11月5日市场开盘前发布2025年第三季度财报 [4] - 财报电话会议将于美国中部时间当日上午9点（美国东部时间上午10点）举行，可通过公司官网投资者关系栏目访问网络直播 [4] 公司业务概览 - PAA是一家公开上市的主有限合伙制企业，拥有并运营中游能源基础设施，为原油和天然气液体提供物流服务 [5] - PAA拥有广泛的管道集输和运输系统，以及终端、储存、加工、分馏等基础设施资产，业务覆盖美国和加拿大的主要产盆地、运输走廊、市场中心和出口枢纽 [5] - PAA平均每日处理超过900万桶原油和天然气液体 [5] - PAGP是一家公开交易的实体，间接持有PAA的非经济控制性普通合伙人权益以及有限合伙人权益 [6]

总体生产表现 - 2025年8月挪威石油和天然气总产量超出预测26% 平均日产量达212万桶石油、天然气液体和凝析油 [1] - 2025年迄今石油总产量约为158百万标准立方米油当量 包括6970万标准立方米石油、780万标准立方米天然气液体和凝析油以及8050万标准立方米销售气 [3] - 2024年整体产量约为240百万标准立方米油当量 相当于151亿桶油当量 [5] 石油生产详情 - 2025年8月石油产量单独表现优于预期 较挪威离岸管理局预测高出7% 较年度预测增长37% [2] - 液体日产量包括192万桶石油、187万桶天然气液体和13万桶凝析油 [2] - 原油日产量增至192万桶 高于去年同期的178万桶 并超过180万桶的预测 [4] 天然气生产与销售 - 2025年8月天然气销售量达到103亿标准立方米 较前月略有增加 [1] - 尽管天然气日产量降至332百万立方米 低于一年前的349百万立方米 但仍超出3283百万立方米的预测12% [3] - 挪威大陆架天然气出口量创下纪录 生产水平维持自2009年以来未见的高位 天然气产量峰值达1240亿标准立方米 超过2022年1228亿标准立方米的总量 [4]

股价表现 - 过去一年公司股价上涨14.9% 显著优于行业13.9%的跌幅 [1] - 表现优于同行Matador Resources（下跌1.6%）和APA Corporation（下跌13.9%）[1] 运营战略 - 聚焦德克萨斯州和俄克拉荷马州二叠纪盆地核心资产 采用水平钻井技术提升产量 [3] - 持有西弗吉尼亚州30,000英亩土地12.5%的特许权使用费权益 尚未产生收入 [3] - 显著扩大水平钻井活动 2025年预算1.29亿美元开发43口水平井 [4] - 2023年初至2025年底预计投资3.38亿美元用于水平钻井开发 主要集中于西德克萨斯 [5] 财务表现 - 2025年上半年收入9200万美元 低于去年同期的1.078亿美元 [8] - 同期净利润1240万美元 较去年同期的3110万美元下降 [8] - 产生5.69亿美元可支配现金流 显示在疲软市场中仍具备运营资金能力 [8] - 2025年回购5.3万股股票 价值1210万美元 累计回购总额达1.135亿美元 [9] - 信贷额度剩余1.15亿美元 但现金余额仅240万美元 [9] 能源市场环境 - 美国能源信息署预计2025年四季度布伦特原油均价58美元/桶 2026年初降至50美元/桶 [10] - 亨利港天然气现货价格预计2026年升至4.30美元/MMBtu 受液化天然气出口增长支撑 [10] - 公司天然气和NGL产量增长 有效平衡原油价格波动带来的收入影响 [11] 估值水平 - 企业价值与EBITDA比率（EV/EBITDA）为1.89倍 显著低于行业平均的11.19倍 [12] - 估值低于同行Matador Resources（3.81倍）和APA Corp（3倍）[12] 投资前景 - 在困难油价环境中通过钻井执行、天然气业务增长和股东回报展现韧性 [16] - 面临盈利大幅下降、油价持续疲软和小规模运营等实质性风险 [17] - 适合风险承受能力较强的投机性投资者 其他投资者可等待盈利稳定性改善和油价趋势转好 [17]

公司资产优势 - Occidental Petroleum Corporation (OXY) 拥有美国能源行业中最强大的国内资产组合之一 其在美国Permian Basin的显著存在为公司提供了高质量、低成本的稳定生产基础 这些资产使公司能够在商品价格波动中产生持续现金流 支持运营稳定性和股东回报 [1] - 公司在Permian Basin的主导地位使其能够获得大片连续的土地资源 具有巨大的资源潜力 同时在Rockies、Other regions和Gulf of America的资产也支持其总产量 [2] - 公司开发和优化这些国内资产的能力转化为强劲的生产增长 并增强了对市场低迷的抵御能力 这些优势使公司在国内和全球能源领域保持竞争力 [3] 多元化收入与可持续发展 - 除了原油 公司的国内资产还支持天然气和天然气液体(NGL)的生产 多元化其收入来源 这种平衡的投资组合加强了其满足美国能源需求的作用 同时确保现金流的稳定性 [4] - 公司在美国的资产还在其石油和天然气生产区域推进大规模碳捕获和储存计划 这增强了其国内业务的长期价值 通过将传统能源生产与低碳解决方案相结合 公司的高调美国资产既是增长引擎 也是可持续发展的战略杠杆 [5] 国内资产对行业的普遍影响 - 国内资产为石油和天然气公司提供了可靠的生产、降低的运输费用和更强的运营控制 它提高了供应安全性 减少了对地缘政治不确定性的暴露 并实现了高效的基础设施投资 促进了可持续增长和行业的长期韧性 [6] - 像ExxonMobil (XOM)和Devon Energy (DVN)这样的公司显著受益于其国内资产 ExxonMobil在Permian Basin的强势地位支持了高效生产和成本优势 Devon则从其国内石油和天然气资产中获益 特别是在Delaware Basin的核心地位 两家公司通过其高质量的国内资产组合获得了运营稳定性、供应安全性和长期增长机会 [7] 股价与财务表现 - Occidental的股价在过去三个月中上涨了3.7% 而Zacks Oil and Gas-Integrated-United States行业的涨幅为2.2% [8] - 由于稳定的表现 公司在过去四个季度中每个季度的盈利都超过了预期 平均超出预期25.72% [12] - 在过去的四个季度中 公司的盈利超出预期分别为39.29%、19.18%、19.40%和25.00% 平均超出25.72% [13] 财务指标对比 - Occidental的股本回报率(ROE)在过去12个月中低于行业平均水平 公司的ROE为13.78% 而行业平均为14.57% [14] 投资评级 - Occidental目前的Zacks Rank为3 (Hold) [17]

核心观点 - 公司第二季度实现创纪录的产量和调整后EBITDA 突显其在DJ盆地的快速扩张和整合能力 [4][6] - 通过三次战略性收购(总价值超6亿美元)显著提升资产规模和资本效率 奠定低成本生产基础 [4][7] - 技术革新(如U型水平井设计、电动压裂车队)推动运营效率提升 单井成本降至560万美元且持续优化 [11][13][14] 财务表现 收入与盈利 - 总营收6810万美元(环比增长400%) 其中原油收入占比85% [6][19] - 净利润3570万美元(环比增长500%) 基本每股收益1.04美元 [6][18] - 调整后EBITDA达3860万美元(环比增长600%) [6][8] 生产数据 - 日均产量21,052桶油当量(50%为原油) 环比增长540% [6][19] - 实现价格：原油65.66美元/桶 NGL 8.70美元/桶 天然气1.80美元/千立方英尺 [8] 资本支出 - 二季度资本支出5660万美元 上半年累计支付5.397亿美元现金及1.569亿美元应计资本支出 [17][22] - 完成Bayswater资产收购 现金支付4.674亿美元 [22] 运营进展 钻探技术 - 完成18口新井钻探和9口完井 Rusch平台11口井采用旋转导向系统 机械钻速超450英尺/小时 [11][12] - 创新U型水平井设计在Noble平台应用 实现多靶区开发并减少地表占用 [13] 成本控制 - 电动压裂车队降低排放和完井成本 Opal-Coalbank平台单日最高完成18段压裂 [14] - 安装30套柱塞举升系统 另有25-30口井正在评估三季度安装 [15] 资本结构 - 流动性9870万美元 包括信贷额度可用资金8800万美元 [23] - 信贷协议修订后 借款基础维持在4.75亿美元 [7] 行业动态 大宗商品对冲 - 锁定2025-2028年85%产量的价格：原油互换价64.16-68.04美元/桶 天然气互换价4.00-4.30美元/MMBtu [26][27] 储量增长 - 运营井数从34口增至360口 员工规模扩大至59人 [4] - 2025年产量指引24,000-26,000桶油当量/日 资本支出预算2.6-2.8亿美元 [26]

财务业绩 - 季度收入42.6亿美元 同比增长19.6% 但低于华尔街共识预期48.5亿美元 偏差-12.19% [1] - 每股收益2.87美元 较去年同期1.33美元实现大幅增长 超出华尔街共识预期1.91美元达50.26% [1] - 过去一个月股价回报率-4.5% 同期标普500指数上涨1.2% 当前Zacks评级为3级(持有) [3] 集输处理业务表现 - NGL日销售量6.064亿桶/天 超出两位分析师平均预估5.9125亿桶/天 [4] - 凝析油日销售量2.01亿桶/天 高于两位分析师平均预估1.931亿桶/天 [4] - 海岸地区NGL总产量3.16亿桶 略低于两位分析师平均预估3.203亿桶 [4] - 全系统NGL总产量10.252亿桶 显著超越两位分析师平均预估9.9094亿桶 [4] 物流营销业务表现 - NGL销售量11.511亿桶 超过两位分析师平均预估10.9379亿桶 [4] - 出口量4.231亿桶 低于两位分析师平均预估4.4345亿桶 [4] - 分馏量9.691亿桶 未达两位分析师平均预估11.0638亿桶 [4] 价格与产能指标 - 凝析油实现价格63.79美元/桶 高于两位分析师平均预估62.47美元/桶 [4] - 天然气实现价格1.01美元 显著低于两位分析师平均预估1.75美元 [4] - NGL实现价格0.41美元 未达两位分析师平均预估0.45美元 [4] - 全厂天然气进料量789.4亿立方英尺 超越两位分析师平均预估764.553亿立方英尺 [4] - 巴德兰兹厂区天然气进料量1.309亿立方英尺 低于两位分析师平均预估1.416亿立方英尺 [4]

业绩总结 - 第二季度运营现金流为26亿美元，显示出强劲的运营表现[6] - 第二季度调整后每股收益为0.39美元，报告的每股收益为0.26美元[27] - 预计2025年OxyChem的税前收入为8亿至9亿美元[29] - 2025年第二季度收入超出指导，主要由于Al Hosn的硫磺价格上涨[102] - 2025年第二季度收入高于指导，得益于原油管道优化[103] - 2025年第二季度收入超出指导，因原油价格波动较大[104] - 2025年第二季度收入高于指导，因天然气运输优化[105] 用户数据 - 2025年第二季度Permian地区的石油日产量为410千桶，天然气日产量为982百万立方英尺[112] - 2025年第二季度国际业务的总日产量为233千桶油当量，其中阿尔及利亚及其他国际地区日产量为31千桶油当量[115] - 2025年第二季度美国墨西哥湾地区的总日产量为125千桶油当量[114] - 2025年第二季度的天然气和NGL的日产量分别为1,641百万立方英尺和270千桶[112] 财务展望 - 公司在过去13个月内偿还了75亿美元的债务，预计每年减少约4.1亿美元的利息支出[24] - 预计2025年累计成本减少5亿美元，增强现金流并提升长期韧性[7] - 2025年资本支出预计为71亿至73亿美元[30] - 2025年资本支出预计为35亿美元，计划在德克萨斯州德拉瓦盆地和DJ盆地进行约515至565口井的开发[68] - 2026年自由现金流（FCF）预计将增加约10亿美元，主要来自非油气部门的增量EBITDA和资本支出减少[55] 生产与市场扩张 - 全球生产总量为1400 Mboed，较指导中点超出3 Mboed[27] - 自2024年起，Permian地区的平均井成本预计降低13%[15] - Oxy在德拉瓦盆地的6个月累计油产量比盆地平均水平高出45%，12个月累计油产量高出41%[72] - 预计Oman的Mukhaizna合同将延长至2050年，潜在资源增长超过8亿桶[81] - Oxy的化工部门在全球市场中处于领先地位，成为第二大氢氧化钠销售商和第四大氯碱生产商[98] 其他策略与信息 - 公司宣布了约9.5亿美元的额外资产剥离计划[11] - 每增加1美元/桶的油价，年化现金流变化约为2.65亿美元，其中WTI价格变化约为2.4亿美元，布伦特价格变化约为2500万美元[59] - 预计2025年Oxy的稀释后股份总数预计为1,010.4百万股[60] - 2025年Oxy的运营库存在钻探或剥离超过1200个位置的情况下仍有所增加[74] - 预计2025年Oxy的每股股息将持续增长，以支持可持续的股东回报[39] - 1PointFive与CF Industries签署了为期25年的碳捕集协议，预计每年捕集约230万吨二氧化碳[121]