财务数据和关键指标变化 - 第四季度矿产和特许权使用费产量为每日30,900桶油当量，较上一季度下降11% [11] - 第四季度总产量为每日32,100桶油当量 [11] - 2025年全年产量达到更新后指引范围的高端 [11] - 第四季度净收入为7,220万美元 [13] - 第四季度调整后EBITDA为7,670万美元 [13] - 第四季度51%的油气收入来自石油和凝析油生产 [13] - 第四季度宣布的分配为每单位0.30美元，年化后为1.20美元 [13] - 第四季度可分配现金流为6,680万美元，覆盖率为1.05倍 [13] - 2026年指导产量大致与上年持平，但预计从2025年第四季度到2026年第四季度将实现稳健增长 [8] - 2025年底和2026年初的产量约为每日32,000桶油当量，预计2026年全年将实现实质性增长 [8][20] - 2026年将战略性增加一般及行政费用以支持活动增加 [9] 各条业务线数据和关键指标变化 - 在Shelby海槽，Aethon最近新投产了几口井，产量约为每日25-30百万立方英尺，预计第一季度还将有五口新井投产 [4] - 2026年全年预计将再钻探18口井 [4] - 2026年，Revenant预计将钻探超过其最低承诺的6口井，Caturus计划钻探其初始井，包括一口试验井 [5] - 在二叠纪盆地，Coterra的高权益开发以及南特拉华盆地另一个大规模高权益开发项目预计将带来产量 [28] - 2026年液体产量指引略低于市场预期 [27] - 2025年，公司在二叠纪盆地和巴奈特页岩的租赁活动有所增加，预计将推动2026年和2027年的活动 [28][29] 各个市场数据和关键指标变化 - 行业正转向可用的库存以满足不断增长的天然气需求，导致Shelby海槽的活动增加 [5] - 由于液化天然气和发电需求增长，未来十年天然气前景日益向好 [14] - 公司靠近墨西哥湾沿岸液化天然气设施的重要资产使其能够从未来几年预计将大幅增加的天然气供应需求中受益 [14] - 管理层对当前二叠纪盆地的定价持审慎态度，因此在预测更广泛的二叠纪产量时保持谨慎 [30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2025年，公司与Revenant Energy和Katouris Energy成功签署了开发协议，这些协议将约500,000总英亩土地纳入开发，到2031年，这些项目的最低钻探承诺将逐步增加到每年37口总井，加上Aethon，同期总井数将达到50口 [4] - 公司正在海恩斯维尔扩张区建设另一个新机会，预计将为当前开发增加大量库存和规模 [5] - 基于现有地下分析，公司相信可以继续将Shelby海槽和海恩斯维尔盆地向西海恩斯维尔方向扩展 [5] - 公司已与一家在海恩斯维尔地区经验丰富的知名运营商就墨西哥湾沿岸区域（近期重点区域之外）的大量土地签署了意向书 [6] - 自2023年启动以来，收购计划已投资约2.4亿美元，在Shelby海槽和海恩斯维尔扩张区增加了增值的矿产和特许权使用费土地 [6][7] - 公司战略包括基层收购、高权益开发协议、新开发机会以及跨所有盆地的主动资产管理 [9] - 公司正在Shelby海槽和海恩斯维尔扩张区进行两项覆盖约360,000总英亩的大型3D地震勘测，大部分剩余成本预计在2026年发生，目标在2027年初完成 [12] - 这些地震勘测的成本可能部分获得报销，公司保留数据的所有权，未来可能通过向行业授权数据产生额外收入 [12] - 为更好地反映对这些投资的看法，公司更新了调整后EBITDA和可分配现金流的列报方式，将地震采集成本排除在外 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管面临生产和油价的不利因素，2025年公司仍取得了巨大成功 [4] - 2026年预计将是一个转折点，Shelby海槽和海恩斯维尔扩张区将有新的和增加的开发，同时二叠纪盆地有高权益项目，更广泛的资产也在持续开发 [11] - 公司对单位持有人的长期增长持乐观态度，原因包括：1) 在Shelby海槽和海恩斯维尔扩张区拥有大量行业领先的库存；2) 靠近墨西哥湾沿岸和关键需求中心的地理位置优势 [9] - 团队在过去几年中在海恩斯维尔扩张区的划定、市场推广以及确保开发协议方面做了出色工作 [9] - 公司对2026年及以后的前景保持信心，现有土地位置、商业战略以及扩展的Shelby海槽将为交付可持续的长期价值奠定坚实基础 [15] 其他重要信息 - 公司拥有强大的天然气对冲头寸 [33] - 地震勘测费用主要与这两次特定勘测相关，预计不会在该开发区块内产生额外的重大地震成本 [35] - 地震勘测费用大部分预计在2026年发生，其中约90%以上是总成本的主要部分 [35] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 基于已知的开发计划，应如何看待2026年全年四个关键季度产量的变化节奏？ [19] - 2025年底的产量水平将是2026年的起点，这与昨晚的新闻稿和今早的发言稿所述一致 [19] - 产量将在2026年全年实质性增长，这主要归因于新的开发协议、二叠纪产量以及西部的高权益开发 [20] - 预计产量将从第一季度开始逐步提升，年初有Aethon相关的井投产，随后全年活动增加 [21] 问题: 关于在Shelby海槽和海恩斯维尔扩张区建立新机会和增加开发协议的评论，潜在新开发协议的渠道如何？未来12-18个月内增量协议的节奏和土地范围应如何看待？ [22] - 公司对现有合作伙伴和新进入者一视同仁，欢迎所有合作方，既乐于继续通过与新伙伴合作来多元化新开发，也乐于加强与现有伙伴的合同 [23] 问题: 考虑到海恩斯维尔的所有活动，公司在二叠纪盆地的追求是什么？其规模和优先级如何？ [27] - 公司对二叠纪盆地的活动感到兴奋，主要体现在两个方面：Coterra的高权益活动，以及南特拉华盆地另一个大规模高权益开发 [28] - 加上2025年大量的租赁活动，预计将推动2026年和2027年的活动增加 [28] - Coterra的井将在2026年陆续投产，其他活动可能更晚，在2026年末或2027年才更实质性地体现 [29] - 对巴奈特页岩租赁活动的增加也感到兴奋 [29] - 考虑到当前二叠纪的定价，公司在预测更广泛的二叠纪产量时保持审慎，避免过度超前 [30] 问题: 考虑到亨利枢纽期货价格曲线，公司是否有信心在不依赖流动性的情况下，通过可分配现金流来支付每单位0.30美元的分配？ [31] - 基于开发协议中的最低承诺以及持续的投产活动，公司有信心能够持续支付分配并在全年实现增长 [32] - 公司全年还拥有强大的天然气对冲头寸 [33] 问题: 关于地震勘测的评论，第四季度调整后EBITDA中的3,000万美元勘探费用是否全部是地震费用？其节奏如何？这是一次性费用吗？是否预计继续将其从调整后EBITDA中剔除？ [34] - 该费用是全年发生的，预计大部分费用将在年中实际进行勘测时产生 [35] - 这约占预测总地震成本的90%以上 [35] - 与这两次特定勘测相关的大部分成本预计在2027年初完成，但费用主要发生在2026年 [35] - 预计在该开发区块内不会有额外的重大地震成本 [35] - 进行地震勘测对公司而言是独特的举措，这源于公司将地下分析和地质放在首位的立场，公司对Shelby海槽和海恩斯维尔扩张区的岩层有信心 [36] - 这些是专有勘测，公司拥有所有权，未来也可能通过向行业授权数据产生收入 [37]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度矿产和特许权使用费产量为30.9千桶油当量/天，较上一季度下降11% [11] - 第四季度总产量为32.1千桶油当量/天 [11] - 公司2025年业绩处于更新后指引范围的高位 [11] - 第四季度净利润为7220万美元 [13] - 第四季度调整后EBITDA为7670万美元 [13] - 第四季度51%的油气收入来自石油和凝析油产量 [13] - 第四季度宣布的分配额为每单位0.30美元，年化后为1.20美元 [13] - 第四季度可分配现金流为6680万美元，覆盖倍数为1.05倍 [13] - 2026年产量指引大致与上年持平，但预计从2025年第四季度到2026年第四季度将有稳健增长 [8][11] - 2025年底和2026年初的产量约为32，000桶油当量/天，预计在2026年期间将大幅增长 [8][11] 各条业务线数据和关键指标变化 - 在Shelby Trough地区，Aethon最近有几口新井投产，产量约为每天25-30百万立方英尺，预计第一季度还有五口井将投产 [4] - 预计2026年全年将再钻探18口井 [4] - 预计2026年Revenant Energy的钻井数量将超过其最低6口井的承诺，Caturus Energy计划钻探其初始井，包括一口试验井 [5] - 随着行业转向可用库存以满足不断增长的天然气需求，Shelby Trough地区的其他运营商活动也在增加 [5] - 二叠纪盆地的高收益项目以及更广泛资产上的持续开发预计将推动增长 [11] - 公司在二叠纪盆地看到两方面活动：来自Coterra的高收益活动，以及南特拉华盆地另一个大规模的高收益开发项目 [29] - 2025年的大量租赁活动预示着2026年和2027年的活动将增加 [29] - 巴奈特地区的租赁活动也有所增加 [30] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司专注于增加现有资产的产量，并为单位持有人创造长期价值 [6] - 公司已与一家在Haynesville地区有经验、信誉良好的运营商就墨西哥湾沿岸地区（非近期重点区域）的大量土地签署了意向书 [6] - 公司的收购计划仍在正轨，自2023年启动以来，已投资约2.4亿美元，在Shelby Trough和Haynesville扩张区增加了增值的矿产和特许权使用费土地面积 [6][7] - 公司正在Shelby Trough和Haynesville扩张区进行两项大规模的3D地震勘测，覆盖约360，000英亩总面积 [12] - 这些勘测的大部分剩余成本预计将在2026年发生，目标是在2027年初完成 [12] - 勘测成本可部分报销，报告的成本反映了公司的份额，但合伙企业保留数据的全部所有权 [12] - 这些专有勘测数据未来可能授权给行业使用，从而可能产生额外收入 [12][39] - 为更好地反映对这些投资的看法，公司更新了调整后EBITDA和可分配现金流的列报方式，将地震采集成本排除在外 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2025年取得了重大的商业里程碑，包括与Revenant Energy和Caturus Energy成功签署了开发协议 [4] - 这些协议将约500，000英亩总面积投入开发，到2031年，这些项目的最低钻井承诺将逐步增加到每年37口总井数，加上Aethon，同期总井数将达到50口 [4] - 公司正在Haynesville扩张区建设另一个新机会，预计将为当前开发增加大量库存和规模 [5] - 基于现有的地下分析，公司相信可以继续将Shelby Trough和Haynesville盆地向西Haynesville方向扩展 [5] - 公司战略性地增加了2026年的G&A支出，以支持活动增加 [9] - 公司专注于严格的资本管理和全面的商业战略，包括基层收购、高收益开发协议、新开发机会以及跨所有盆地的主动资产管理 [9] - 公司对现有合作伙伴或新进入者一视同仁，欢迎各方合作，并乐于继续通过新合作伙伴实现新开发的多元化，或加强与现有合作伙伴的合同 [24] - 公司对二叠纪盆地的更广泛开发持审慎态度，在预测更广泛的二叠纪产量时，不希望过于超前 [31] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管面临生产和油价方面的不利因素，2025年公司表现良好 [4] - 2026年预计将是一个转折点，Shelby Trough和Haynesville扩张区将有新的和增加的开发活动 [11] - 随着液化天然气和发电需求的增长，未来十年天然气前景日益向好 [14] - 公司在墨西哥湾沿岸液化天然气设施附近的重要资产使其能够从预计未来几年将增加的天然气供应需求中受益 [15] - 公司在多个盆地拥有现有土地位置，加上其商业战略和扩展的Shelby Trough，将为为单位持有人提供可持续的长期价值奠定坚实基础 [15] - 公司对2026年及以后的前景保持强劲信心，这主要基于其高收益Shelby Trough土地的长期合同开发以及其在美国的核心遗留资产 [14] - 公司对能够继续为分配提供资金并基于最低承诺在年内实现增长充满信心 [34] - 公司在全年天然气方面拥有强有力的对冲措施 [35] 其他重要信息 - 2026年被预期为Shelby Trough新活动的开始 [8] - 预计未来几年BSM单位持有人的天然气产量和分配额将显著增加 [8] - 公司在Shelby Trough和Haynesville扩张区拥有大量行业领先的库存，并且靠近墨西哥湾沿岸和关键需求中心的位置具有优势 [9] - 团队在过去几年中在划定Haynesville扩张区市场并确保开发协议方面做了出色工作 [9] - 公司现在正准备通过与运营合作伙伴的这些开发协议来管理增长和活动 [9] - 地震勘测预计将加强地下评估，进一步释放公司矿产特许权使用费土地的价值，并加速这些土地的开发 [13] - 公司对Shelby Trough和Haynesville扩张区的岩石潜力深信不疑，地震勘测是进一步推进该故事并为运营商开始开发奠定基础的另一个数据点 [38] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于2026年基于已知开发活动的产量节奏展望 - 2025年底的产量水平预计将是2026年的起点，这与之前的指引和发布一致 [19] - 预计2026年全年产量将大幅增长，这主要归因于新的开发协议，以及二叠纪产量和西部的高收益开发 [20] - 产量将逐步上升，年初有与Aethon相关的井投产，随后全年活动增加 [21] 问题: 关于潜在新开发协议的渠道、谈判对象以及未来12-18个月增量协议的节奏和土地范围 - 公司对现有合作伙伴和新进入者一视同仁，欢迎各方合作，乐于通过新合作伙伴实现新开发的多元化，或加强与现有合作伙伴的合同 [24] 问题: 关于二叠纪盆地的活动、规模和优先级，特别是在Haynesville活动众多的背景下 - 公司在二叠纪盆地看到两方面令人兴奋的活动：来自Coterra的高收益活动，以及南特拉华盆地另一个大规模的高收益开发项目 [29] - 2025年的大量租赁活动预示着2026年和2027年的活动将增加 [29] - 一些产量（如Coterra的井）将在2026年陆续投产，而其他活动（如南特拉华项目）的产量可能更晚，在2026年后期和2027年更显著地体现 [29][30] - 巴奈特地区的租赁活动也有所增加 [30] - 公司对二叠纪盆地的更广泛开发持审慎态度，在预测更广泛的二叠纪产量时，不希望过于超前 [31] 问题: 在当前亨利枢纽期货价格环境下，对通过可分配现金流为每单位0.30美元的分配提供资金的能力的信心 - 公司对商品价格和活动水平持审慎态度，但对基于协议和最低承诺的开发充满信心 [33] - 公司有信心能够继续为分配提供资金，并基于这些最低承诺在年内实现增长 [34] - 公司在全年天然气方面拥有强有力的对冲措施 [35] 问题: 关于第四季度调整后EBITDA中3000万美元勘探费用的性质、节奏以及未来处理方式 - 该费用主要在年内发生，预计在年中实际进行地震勘测时会产生更多费用 [37] - 该费用约占预测地震总成本的90%以上 [37] - 与这两项特定勘测相关的大部分成本预计将在2027年初完成，但主要费用发生在2026年 [37] - 公司不预期在该开发区块内有额外的重大地震成本 [37] - 地震勘测对公司而言是独特的举措，源于公司将地下分析和地质学放在首位的立场，并且公司对Shelby Trough和Haynesville扩张区的岩石潜力深信不疑 [38] - 这些是专有勘测，公司拥有所有权，未来也可能授权给行业使用并产生收入 [39]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度矿产和特许权产量为30.9千桶油当量/天，较上一季度下降11% [11] - 第四季度总产量为32.1千桶油当量/天 [11] - 2025年结束时，产量处于更新后指引范围的高位 [11] - 第四季度净利润为7220万美元 [13] - 第四季度调整后EBITDA为7670万美元 [13] - 第四季度51%的油气收入来自原油和凝析油生产 [13] - 第四季度可分配现金流为6680万美元，当期分配覆盖率为1.05倍 [13] - 公司宣布第四季度每单位分配0.30美元，年化为1.20美元 [13] - 2026年产量指引大致与上年持平，但预计从2025年第四季度到2026年第四季度将有稳固增长 [7][8] - 2025年底和2026年初的产量水平约为32,000桶油当量/天 [7] - 公司预计2026年产量将实现实质性增长 [7][20] - 公司已更新调整后EBITDA和可分配现金流的列报方式，将地震采集成本排除在外 [13] 各条业务线数据和关键指标变化 - 在Shelby Trough地区，Aethon近期有几口新井投产，产量约为25-30百万立方英尺/天，预计第一季度另有五口新井投产 [4] - 2026年全年预计还将钻探18口新井 [4] - 在Permian盆地，Coterra公司的高收益项目以及Southern Delaware地区另一个大规模高收益开发项目正在推进 [29] - 预计Coterra的一些油井将在2026年陆续投产，而其他活动（如Southern Delaware）的产量可能更晚（2026年末及2027年）显现 [29][30] - 公司对Barnett地区的租赁活动增加感到鼓舞 [30] 各个市场数据和关键指标变化 - 随着行业转向可用库存以满足不断增长的需求，公司在Shelby Trough地区看到了其他运营商活动增加 [5] - 公司资产靠近墨西哥湾沿岸液化天然气设施，使其能够从未来几年预计将大幅增长的天然气需求中受益 [14] - 液化天然气和发电需求的增长，使未来十年的天然气前景日益向好 [14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2025年，公司与Revenant Energy和Caturus Energy成功签署了开发协议，这些协议将约50万总英亩土地纳入开发计划 [4] - 根据这些协议，最低钻探承诺到2031年将逐步增加到每年37口总井数，加上Aethon，同期总井数将达到50口 [4] - 公司预计Revenant在2026年的钻井数将超过其最低6口的承诺，而Caturus则计划钻探其初始井（包括一口试验井） [5] - 公司正在Haynesville扩展区建设另一个新机会，预计将为当前开发增加大量库存和规模 [5] - 基于现有地下分析，公司相信可以继续将Shelby Trough和Haynesville盆地向西扩展 [5] - 公司已与一家在Haynesville有经验的知名运营商就墨西哥湾沿岸地区（近期重点区域之外）的大量土地签署了意向书 [6] - 自2023年启动收购计划以来，公司已投资约2.4亿美元，在Shelby Trough和Haynesville扩展区增加了增值的矿产和特许权土地 [6] - 公司战略性地增加了2026年的G&A支出，以支持活动增长 [9] - 公司专注于严格的资本管理和全面的商业战略，包括基层收购、高收益开发协议、新开发机会以及跨所有盆地的主动资产管理 [9] - 合伙企业正在Shelby Trough和Haynesville扩展区进行两项覆盖约36万总英亩的大型3D地震勘测 [12] - 这些勘测的大部分剩余成本预计将在2026年发生，目标在2027年初完成 [12] - 勘测成本可获得部分报销，报告成本反映Black Stone Minerals的份额，但合伙企业完全拥有数据所有权 [12] - 这些专有勘测未来可能有机会向行业授权数据，产生额外收入 [12][38] - 公司对现有土地位置、商业战略以及扩展的Shelby Trough能够为股东提供可持续长期价值充满信心 [14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管面临生产和油价的不利因素，但2025年公司取得了巨大成功，实现了重要的商业里程碑，将为未来多年的生产带来益处 [4] - 2026年预计将是一个转折点，Shelby Trough和Haynesville扩展区将有新的和增加的开发，同时Permian盆地有高收益项目，更广泛资产也有持续开发 [11] - 公司正密切关注Haynesville活动水平的增加以及大宗商品价格动态，以展望2026年的产量和分配 [11] - 公司对合伙企业的前景保持乐观，其基础是Shelby Trough高收益土地的长期合同开发以及遍布美国的核心遗留资产 [14] - 公司对能够继续为分配提供资金并在年内实现增长充满信心，这基于协议中的最低承诺和持续的油井投产活动 [33] - 公司在全年对天然气建立了强有力的对冲 [34] 其他重要信息 - 公司2025年秋季投资者报告显示，2026年预计仅是Shelby Trough新活动的开始 [8] - 公司拥有大量行业领先的土地库存，且地理位置靠近墨西哥湾沿岸和关键需求中心，优势明显 [9] - 补充地震资产预计将加强地下评估，进一步释放矿产特许权土地的价值，并加速其开发 [13] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于2026年基于已知开发项目的产量增长节奏 [19] - 回答: 2025年底的产量水平即是2026年的起点，这与昨晚的新闻稿和今早的发言稿所述一致 [19] 预计2026年全年将实现实质性增长，这主要归因于新开发协议以及Permian产量和西部的高收益开发项目 [20] 增长将逐步提升，年初有Aethon相关的油井投产，随后全年活动增加 [21] 问题: 关于潜在新开发协议的渠道、谈判对象以及未来12-18个月内增量协议的节奏和土地范围展望 [22] - 回答: 公司对现有合作伙伴和新进入者一视同仁，欢迎各方合作，既乐于继续与现有合作伙伴多样化新开发，也乐于加强与已建立合作伙伴的现有合同 [23] 问题: 关于Permian盆地的业务重点、规模和优先级，特别是考虑到Haynesville的活动，以及2026年液体产量指引略低于预期 [28] - 回答: 公司对Permian的活动感到兴奋，主要体现在两个方面：Coterra的高收益活动，以及Southern Delaware另一个大规模高收益开发 [29] 预计Coterra的油井将在2026年陆续投产，而其他活动（如Southern Delaware）的产量可能更晚（2026年末及2027年）显现 [29][30] 公司对Barnett地区租赁活动增加也感到鼓舞 [30] 在预测更广泛的Permian产量时，公司会考虑当前价格，保持审慎，避免过度超前 [31] 问题: 关于在当前Henry Hub价格 strip 低于3.50美元的情况下，公司是否有信心在不依赖流动性的情况下，通过可分配现金流为每单位0.30美元的分配提供资金 [32] - 回答: 公司对商品价格和活动水平持审慎态度，但对基于协议最低承诺的开发有信心，相信能够继续为分配提供资金并在年内实现增长 [33] 此外，公司全年对天然气建立了强有力的对冲 [34] 问题: 关于第四季度调整后EBITDA中约3000万美元的勘探费用是否全部为地震费用、其发生节奏、是否为一次性费用，以及未来是否继续将其从调整后EBITDA中剔除 [35] - 回答: 该费用将在全年发生，预计大部分费用将在年中实际进行地震勘测时发生，这占公司预测地震总成本的90%以上 [36] 与这两项特定勘测相关的大部分成本预计将在2027年初完成，但主要费用发生在2026年，预计在该开发区块内不会有额外的重大地震成本 [36] 进行地震勘测对公司而言是独特的举措，这源于公司将地下分析和地质放在首位的立场，公司对Shelby Trough和Haynesville扩展区的地质条件有坚定信心，这些勘测将为进一步开发故事提供数据支持，并为运营商开发奠定基础 [37] 这些是专有勘测，公司拥有所有权，未来也可能向行业授权并产生收入 [38]

公司战略转型与资产组合调整 - 公司宣布战略转型已完成，通过高水平执行提升了盈利能力，并彻底改变了投资组合和资产负债表，同时在两个最有价值的盆地以无与伦比的单井成本增加了超过3200个钻井位置[1] - 2025年宣布计划出售其阿纳达科资产，随后于2026年2月宣布已达成协议，以总现金收益30亿美元出售这些资产[1] - 2025年宣布收购NuVista Energy Ltd，增加了约10万桶油当量/日的产量、930个净万英尺当量井位以及约14万英亩净土地，收购价格约为27亿美元，交易于2026年2月3日完成[1] 2025年全年财务与运营业绩 - 2025年平均总产量为61.5万桶油当量/日，其中包括20.9万桶/日的原油和凝析油、9.5万桶/日的其他天然气液体以及18.62亿立方英尺/日的天然气[1] - 2025年经营活动产生的现金流为37亿美元，非GAAP现金流为38亿美元，资本支出21亿美元后，非GAAP自由现金流为16亿美元[1] - 2025年上游运营费用为每桶油当量3.80美元，上游运输和加工成本为每桶油当量7.51美元，生产、矿产和其他税费为每桶油当量1.27美元，占上游产品收入的4.0%，这些成本合计处于指导区间的低端[1] - 2025年资本投资为21.47亿美元，符合全年约21.25亿至21.75亿美元的指导范围[1] - 2025年收入中风险管理净收益总额为1.72亿美元（税前）[1] - 公司录得全年净利润12亿美元，或稀释后每股4.78美元，其中包括税后7.03亿美元的非现金上限测试减值，或稀释后每股2.71美元[1] 2025年第四季度财务与运营业绩 - 第四季度平均产量为62.3万桶油当量/日，其中包括20.9万桶/日的原油和凝析油、9.7万桶/日的其他天然气液体以及19.05亿立方英尺/日的天然气[1] - 第四季度经营活动产生的现金流为9.54亿美元，非GAAP现金流为9.73亿美元，资本支出4.65亿美元后，非GAAP自由现金流为5.08亿美元[1] - 第四季度上游运营费用为每桶油当量3.80美元，上游运输和加工成本为每桶油当量7.47美元，生产、矿产和其他税费为每桶油当量0.94美元，占上游产品收入的3.2%，这些成本合计处于指导区间的低端[1] - 第四季度资本投资为4.65亿美元，符合约4.4亿至4.9亿美元的指导范围[1] - 第四季度收入中风险管理净收益总额为7500万美元（税前）[1] - 第四季度净利润总计9.46亿美元，或稀释后每股3.70美元，其中包括税后3800万美元的非现金上限测试减值，或稀释后每股0.15美元[1] 2026年业绩展望与资本计划 - 公司宣布2026年全年资本计划约为22.5亿至23.5亿美元，预计将实现总产量62.0万至64.5万桶油当量/日，其中原油和凝析油产量为20.5万至21.2万桶/日[1] - 2026年第一季度（假设NuVista交易完成）总产量指导为66.0万至68.0万桶油当量/日，资本投资为6.0亿至6.5亿美元[1] - 阿纳达科资产出售完成后（假设于2026年4月1日完成），季度运行率总产量指导为61.0万至63.5万桶油当量/日，资本投资为5.4亿至5.9亿美元[1] 股东回报新框架 - 2025年通过基础股息支付和股票回购相结合的方式，向股东返还了超过6亿美元[1] - 公司宣布了新的股东回报框架，将通过基础股息和股票回购相结合的方式，将2026年股东回报提高至至少占全年非GAAP自由现金流的75%，股票回购预计将立即开始[1] - 长期来看，公司修订了股东回报框架，计划通过基础股息支付和股票回购相结合的方式，将年度非GAAP自由现金流的50%至100%返还给股东[1] - 为执行新框架，公司董事会授权了一项总额为30亿美元的股票回购计划[1] - 公司于2026年2月23日宣布季度股息为每股普通股0.30美元，将于2026年3月31日支付给2026年3月13日登记在册的股东[2] 资产负债表与流动性状况 - 截至2025年12月31日，公司拥有约45亿美元的总流动性，其中包括35亿美元的可用信贷额度、12亿美元的可用定期信贷协议、1.25亿美元的可用未承诺即期额度以及3500万美元的现金及现金等价物（已扣除3.51亿美元未偿商业票据）[2] - 截至2025年12月31日，非GAAP债务与EBITDA比率为1.6倍，非GAAP债务与调整后EBITDA比率为1.2倍[2] - 在阿纳达科资产处置完成后，公司预计其净债务总额约为36亿美元[2] - 公司致力于保持强劲的资产负债表，目前获得四家信用评级机构的投资级评级[2] 核心资产运营亮点 - **二叠纪盆地**：第四季度平均产量为21.9万桶油当量/日（液体占比79%），全年为21.5万桶油当量/日，本季度有30口净井投产，全年有136口净井投产，2026年计划在该区域投资约13.25亿至13.75亿美元，运行约5台钻机，投产125至135口净井，预计2026年原油和凝析油平均产量为11.7万至12.3万桶/日，天然气平均产量为2.7亿至2.95亿立方英尺/日[2] - **蒙特尼地区**：第四季度平均产量为30.5万桶油当量/日（液体占比25%），全年为29.9万桶油当量/日，本季度有20口净井投产，全年有96口净井投产，2026年计划在该区域投资约8.75亿至9.25亿美元，运行约6台钻机，投产130至140口净井，预计2026年原油和凝析油平均产量为8.0万至8.4万桶/日，天然气平均产量为17亿至18亿立方英尺/日[2] 2025年末储量情况 - 截至2025年末，SEC证实储量为23亿桶油当量，其中约50%为液体，64%为已证实已开发储量[2] - 剔除收购和剥离影响，总证实储量替代率为2025年产量的150%[2] - 公司年末储量寿命指数超过10年[2] 实现价格与成本摘要 - **2025年全年平均实现价格**：包括套期保值影响，原油和凝析油为每桶64.48美元（WTI的99%），其他天然气液体为每桶18.94美元，天然气为每千立方英尺2.54美元（NYMEX的74%），总平均实现价格为每桶油当量32.59美元[1] - **2025年第四季度平均实现价格**：包括套期保值影响，原油和凝析油为每桶59.55美元（WTI的101%），其他天然气液体为每桶17.44美元，天然气为每千立方英尺2.65美元（NYMEX的75%），总平均实现价格为每桶油当量30.74美元[1] - **2025年成本**：上游运营费用为每桶油当量3.80美元，上游运输和加工成本为每桶油当量7.51美元，生产、矿产和其他税费为每桶油当量1.27美元[1] 套期保值头寸 - **原油与凝析油套保**：截至2026年2月20日，2026年第一季度有3000桶/日的WTI固定价格互换，价格为每桶63.90美元，另有4.6万桶/日的WTI三向期权等[3] - **天然气套保**：截至2026年2月20日，2026年第一季度有1300万立方英尺/日的NYMEX固定价格互换，价格为每千立方英尺4.07美元，另有5亿立方英尺/日的NYMEX三向期权等[3] - **NuVista现金流扣除**：收购完成时，NuVista的金融对冲头寸估值约为1.99亿美元，这些收益被记为资产，并在结算时逐步实现为现金，但不计入非GAAP现金流[3]

核心观点 - 公司2025年第三季度财务和运营业绩表现强劲，实现了8.95亿美元的非GAAP现金流和3.51亿美元的非GAAP自由现金流 [3][5] - 公司提高了2025年全年产量指引中点，同时维持21.25亿至21.75亿美元的资本投资预期不变，显示出资本效率的提升 [1][5][7] - 公司通过股息支付和股票回购向股东返还了2.35亿美元，并持续致力于强化资产负债表 [5][9][10] 财务业绩 - 第三季度经营活动产生的现金流为8.12亿美元，非GAAP现金流为8.95亿美元，资本支出为5.44亿美元，非GAAP自由现金流为3.51亿美元 [5][6] - 第三季度净收益为1.48亿美元，或每股摊薄收益0.57美元，其中包括1.08亿美元的税后非现金上限测试减值 [6] - 第三季度平均总产量为63万桶油当量/日，达到或超过各产品指引范围的高端 [5][6] - 第三季度上游运营费用为每桶油当量3.71美元，运输和处理成本为每桶油当量7.59美元，均低于指引中值 [6] - 不包括套期保值影响，第三季度实现油价为每桶64.30美元（WTI价格的99%），天然气实现价格为每千立方英尺1.79美元 [6] 运营业绩 - 第三季度总产量为63万桶油当量/日，其中原油和凝析油21.2万桶/日，其他天然气液体9.8万桶/日，天然气19.25亿立方英尺/日 [5][6][18] - 二叠纪盆地产量平均为21万桶油当量/日（79%为液体），本季度有30口净井投产 [12] - Montney地区产量平均为31.8万桶油当量/日（26%为液体），本季度有19口净井投产 [13] - 阿纳达科地区产量平均为10.2万桶油当量/日（60%为液体），本季度有14口净井投产 [13] 股东回报与资产负债表 - 第三季度通过股息支付和股票回购向股东返还2.35亿美元，其中回购约370万股普通股，价值约1.58亿美元，支付股息每股0.30美元，总计7700万美元 [5][8] - 季度内净债务减少1.26亿美元，至约51.87亿美元 [5] - 截至2025年9月30日，总流动性约为33亿美元，债务与EBITDA比率为1.8倍，非GAAP债务与调整后EBITDA比率为1.2倍 [9][24][26] - 公司获得监管批准，续期其正常程序发行人收购计划，可在12个月内回购最多约2230万股普通股 [5] 2025年指引更新 - 将全年产量指引上调至61万至62万桶油当量/日，原油和凝析油指引为20.8万至21万桶/日，天然气指引为18.5亿至18.7亿立方英尺/日 [5][7] - 维持全年资本投资指引在21.25亿至21.75亿美元不变 [5][7] - 由于内部重组和美国税收准则变化的影响，将全年当期税费指引从原先预期下调约50%，至7000万至8500万美元 [5][7] 资产层面资本规划 - 二叠纪盆地全年资本投资预计为12亿至12.5亿美元，计划投产130至140口净井 [12] - Montney地区全年资本投资预计为5.75亿至6.25亿美元，计划投产75至85口净井 [13] - 阿纳达科地区全年资本投资预计为2.9亿至3.1亿美元，计划投产37口净井 [13]

财务业绩 - 第二季度实现经营活动现金流10.13亿美元 非GAAP现金流9.13亿美元 资本支出5.21亿美元 非GAAP自由现金流3.92亿美元 [8][9] - 第二季度净收益3.07亿美元 摊薄后每股收益1.18美元 包含风险管理净收益8700万美元 [9] - 全年自由现金流预期提升至16.5亿美元 较此前预估增加1.5亿美元 基于下半年60美元WTI和3.75美元NYMEX价格假设 [3] 生产运营 - 第二季度总产量达61.5万桶油当量/日 超出指导范围 包括原油和凝析油21.1万桶/日 其他NGLs 9.6万桶/日 天然气18.51亿立方英尺/日 [8][9] - 全年产量指导上调至60-62万桶油当量/日 较此前59.5-61.5万桶/日有所提高 [5][6] - 二季度运营成本为3.84美元/桶油当量 运输处理成本7.62美元/桶油当量 生产税1.31美元/桶油当量 均低于指导中值 [9] 资本支出与资产表现 - 全年资本支出指导下调至21.25-21.75亿美元 中点降低5000万美元 [5][6][8] - 二叠纪盆地产量21.5万桶油当量/日（80%液体） 全年计划投产130-140口井 资本支出12-12.5亿美元 [14] - Montney地区产量30万桶油当量/日（26%液体） 全年计划投产75-85口井 资本支出5.75-6.25亿美元 [15] 股东回报与资产负债 - 第二季度通过股票回购（取消410万股/1.46亿美元）和股息（每股0.3美元/7700万美元）向股东返还2.23亿美元 [7][8] - 净债务减少2.17亿美元至53.1亿美元 债务/EBITDA为1.6倍 非GAAP债务/调整后EBITDA为1.2倍 [8][11][26][27] - 公司持有32亿美元流动性 包括33.5亿美元可用信贷额度和2000万美元现金 [11] 价格实现与对冲 - 二季度原油实现价格63.77美元/桶（WTI的100%） NGLs实现价格18.28美元/桶 天然气实现价格2.38美元/千立方英尺（NYMEX的69%） [9][24] - 当前对冲头寸包括第三季度50万桶/日WTI三向期权（看涨执行价80.59美元 看跌执行价65美元）和5亿立方英尺/日天然气三向期权 [28]