我是 LongbridgeAI，我可以總結文章信息。加利福尼亞資源公司報告 2026 年第二季度淨收入為 5.14 億美元，自由現金流為 1.14 億美元。該公司宣佈以 6300 萬美元收購 Crimson Midstream Holdings，以增強其能源平台。此外，CRC 將其長期維護資本前景下調了 5%，並推進了與 Beacon Data Centers 合作的 Golden Valley 技術中心項目。運營效率的提升和 Berry 合併的協同效應已完全實現，支持了對 2027 年的積極展望
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通过战略收购加强加州领先的能源平台
可持续的运营效率提升增强 2026 年展望，并进一步降低长期维护资本的估计
加利福尼亚州长滩，2026年8月10日（全球新闻通讯）——加州资源公司（NYSE: CRC）今天报告了 2026 年第二季度的财务和运营结果。公司计划于2026年8月10日星期一东部时间下午 1 点（太平洋时间上午 10 点）召开电话会议并进行网络直播。电话会议的详细信息可以在本公告中找到。
亮点
- 平均日产油当量为 149,000 桶（MBoe/d）（81% 为原油）
- 报告净收入为 5.14 亿美元，其中包括来自未实现商品衍生品公允价值变动的非现金收益，调整后的净收入为 8800 万美元，调整后的 EBITDAX 为 3.38 亿美元
- 经营活动产生的净现金为 2.63 亿美元，或在经营资产和负债净变动之前的经营活动产生的净现金为 3 亿美元
- 自由现金流为 1.14 亿美元，或在经营资产和负债净变动之前的自由现金流为 1.51 亿美元
- 通过分红向股东返还 3600 万美元
- 季末时借款能力为 12.79 亿美元，现金及现金等价物为 4300 万美元，流动性总额为 13.22 亿美元
其他亮点
- 宣布签署最终购买协议，以 6300 万美元的现金对价从 CorEnergy 基础设施信托公司收购 Crimson Midstream Holdings, LLC（“Crimson”），并根据惯例进行调整。有关更多信息，请参见《加州资源公司通过战略中游收购扩展综合加州能源基础设施平台》。
- 通过将钻探、完井和修井资本预期降低约 5%，将加州长期维护资本展望下调至 4.5 亿至 4.75 亿美元的范围，使用六台钻井平台，而不是之前的七台
- 优化资本结构，减少年度利息支付，并通过最近发行的 5.5 亿美元 7.250% 到期于 2035 年的高级票据（2035 年高级票据）和随后赎回所有剩余的 8.250% 到期于 2029 年的高级票据（2029 年高级票据）延长到期
- 宣布 Golden Valley 技术中心项目，这是与 Beacon 数据中心合作的拟建数据中心开发项目，位于 CRC 的 Elk Hills 油田。有关更多信息，请参见 www.goldenvalleytechhub.com
- 实现超过 100% 的年度 Berry 合并协同效应目标，代表 6 个月前实现的 1.03 亿美元的年化节省
- 在加州首个碳捕集与储存（CCS）项目 Carbon TerraVault I（CTV I）实现首次二氧化碳（CO2）注入和收入。有关更多信息，请参见《Carbon TerraVault 提供 2026 年第二季度更新》
“我们的团队执行得非常出色，在我们的资产基础上实现了持久的运营改善，” CRC 总裁兼首席执行官 Francisco Leon 表示。“最近的效率提升和持续的 Berry 协同效应捕获正在加强我们的长期展望。具体来说，我们现在能够以更少的钻井平台和更少的维护资本维持加州的稳定生产，为 2027 年及以后的运营和财务势头创造了条件。”
“今天，我们还宣布计划收购 Crimson 的加州管道系统和储存资产，这是一项加强我们加州平台的战略基础设施投资。同时，我们的团队继续与 Beacon 推进 Golden Valley 技术中心，利用 CRC 的资产满足加州对可靠电力日益增长的人工智能需求。这些发展加强了 CRC 的综合能源平台，巩固了我们对加州的承诺，并为我们的股东、加州人和我们服务的社区创造了长期价值。”
2026 年第二季度业绩
- 运营费用和一般管理费用符合预期，反映出稳健的执行和 Berry 合并相关协同效应的持续捕获
- 投资总资本为 1.49 亿美元，其中钻探、完井和修井资本为 1.01 亿美元；由于加州投资组合的钻探活动增加 25%，总资本高于最初预期
- 由于临时运输限制，建立了约 137,000 桶的原油库存，相当于约 1.5 MBoe/d，这与较弱的差异和较高的运营及运输成本一起，导致第二季度调整后的 EBITDAX 和在经营资产和负债净变动之前的经营活动产生的净现金减少约 2500 万美元。这部分库存在 2026 年 7 月大部分被售出。
| 选择生产、价格和财务结果及非公认会计原则指标 | 第二季度 | 第一季度 | |||||||
| （单位：百万美元，除生产和价格外） | 2026 | 2026 | |||||||
| 每日净原油生产量（MBbl/d） | 120 | 124 | |||||||
| 不含衍生品结算的实现原油价格（美元/桶） | $ | 91.55 | $ | 74.53 | |||||
| 含衍生品结算的实现原油价格（美元/桶）1 | $ | 76.43 | $ | 69.37 | |||||
| 每日净 NGL 生产量（MBbl/d） | 10 | 10 | |||||||
| 实现 NGL 价格（美元/桶） | $ | 49.62 | $ | 44.98 | |||||
| 每日净天然气生产量（Mmcf/d） | 115 | 117 | |||||||
| 实现天然气价格（美元/Mcf） | $ | 1.84 | $ | 3.56 | |||||
| 每日净总生产量（MBoe/d） | 149 | 154 | |||||||
| 购买商品的利润 1 | $ | 11 | $ | 18 | |||||
| 扣除电力生产费用后的电力收入 1 | $ | (4 | ) | $ | 6 | ||||
| 商品销售衍生品的净收益（损失）1 | $ | 205 | $ | (848 | ) | ||||
| 扣除其他收入后的其他运营费用 1 | $ | 56 | $ | 44 |
| 选择财务报表数据和非公认会计原则指标： | 第二季度 | 第一季度 | |||||||
| （单位：百万美元和股份，除每股金额外） | 2026 | 2026 | |||||||
| 扣除商品衍生品净（损失）收益前的总营业收入 1 | $ | 1,092 | $ | 967 | |||||
| 营业成本 | $ | 347 | $ | 365 | |||||
| 一般和行政费用 | $ | 97 | $ | 106 | |||||
| 调整后的一般和行政费用 1 | $ | 89 | $ | 99 | |||||
| 除所得税外的税费 | $ | 66 | $ | 67 | |||||
| 运输成本 | $ | 30 | $ | 26 | |||||
| 营业收入（损失） | $ | 511 | $ | (711 | ) | ||||
| 利息和债务费用，净 | $ | 28 | $ | 29 | |||||
| 所得税收益 | $ | (56 | ) | $ | (49 | ) | |||
| 递延所得税收益 | $ | (55 | ) | $ | (50 | ) | |||
| 净收入（损失） | $ | 514 | $ | (711 | ) | ||||
| 稀释后加权平均普通股流通股数 | 89.3 | 88.7 | |||||||
| 稀释后每股净收入（损失） | $ | 5.76 | $ | (8.02 | ) | ||||
| 调整后净收入 1 | $ | 88 | $ | 79 | |||||
| 调整后每股净收入 1- 稀释 | $ | 0.99 | $ | 0.88 | |||||
| 经营活动提供的净现金 | $ | 263 | $ | 99 | |||||
| 扣除经营资产和负债净变动前的经营活动提供的净现金 1 | $ | 300 | $ | 247 | |||||
| 资本投资 | $ | 149 | $ | 131 | |||||
| 调整后 EBITDAX1 | $ | 338 | $ | 304 | |||||
| 自由现金流 1 | $ | 114 | $ | (32 | ) |
2026 年指导要点
CRC 重申了其 2026 年全年总资本展望，并将预计的 2026 年全年钻探、完井和修井资本减少了 1000 万美元，调整为 3.7 亿至 3.9 亿美元，同时目标是实现约 1% 的进出产量增长。整个投资组合的运营效率提升，加上预计油价下降对生产分成合同的影响，使得实现这些目标的信心增强，并加强了公司的长期展望。
CRC 预计在 2026 年下半年在加利福尼亚州平均运营五台钻机，在犹他州运营一台钻机，目前持有足够的许可证以支持其 2026 年资本计划。公司还在继续增加其许可证库存，以支持预计的 2027 年运营。在待完成交易关闭后，CRC 预计将提供额外的财务和运营指导。以下表格提供了当前第三季度和 2026 年全年财务和运营指导的关键数据 4。有关更多信息，请参见附件 2。
| CRC 指导 | 2026 年第三季度预估 | 2026 年全年预估 |
| 净生产量（MBoe/d） | 151 - 154 | 150 - 155 |
| 石油百分比 | 80% | 80% |
| 资本投资（百万美元） | $150 - $170 | $520 - $560 |
| 调整后 EBITDAX1（百万美元） | $285 - $325 | $1,200 - $1,300 |
股东回报
2026年8月10日，CRC 董事会宣布每股普通股季度现金股息为 0.405 美元，支付给2026年9月4日的股东登记日的股东。预计股息将在2026年9月18日支付。
在 2026 年第二季度，CRC 向股东返还了 3600 万美元的股息。自 2021 年以来，公司已向股东返还约 16.55 亿美元，包括 12 亿美元的股票回购和 4.75 亿美元的股息 2。
资产负债表和流动性
2026 年 6 月，CRC 完成了 5.5 亿美元 2035 年期高级票据的发行。所得款项与手头现金一起用于赎回公司所有 5.5 亿美元的 2029 年期高级票据，总考虑金额为 5.73 亿美元。此次赎回导致 2800 万美元的债务注销损失，包括 2300 万美元的溢价支付和 500 万美元的未摊销债务发行成本的注销，扣除未摊销溢价。赎回后，CRC 尚有 7.5 亿美元的 2034 年期高级票据和 5.5 亿美元的 2035 年期高级票据。
截至2026年6月30日，CRC 的流动资金为 13.22 亿美元，其中包括 4300 万美元的可用现金及现金等价物，以及在其循环信贷额度下可用的 12.79 亿美元借款能力（该借款能力反映了 146 亿美元的借款能力减去 1.81 亿美元的未偿信用证和循环信贷额度下没有未偿余额）。
参与即将举行的投资者会议
CRC 计划参加 2026 年 8 月和 9 月的以下活动：
- 花旗 2026 年自然资源会议，8 月 12 日和 13 日，内华达州拉斯维加斯
- Seaport 第 15 届年度夏季投资者会议，8 月 18 日，线上
- Daniel Energy Partners，执行系列，9 月 1 日至 3 日，加州佩布尔海滩
- 巴克莱第 40 届年度能源 - 电力会议，9 月 9 日和 10 日，纽约
- 纽约证券交易所能源与公用事业投资者接入日，9 月 24 日，线上
- PEP 能源会议 2026，9 月 29 日，德克萨斯州奥斯汀
CRC 的演示材料将在活动当天在其网站上提供。请访问 www.crc.com 的投资者关系部分下的活动和演示页面。
电话会议详情
计划于2026年8月10日（星期一）东部时间下午 1 点（太平洋时间上午 10 点）举行电话会议和网络直播。要参与会议，请拨打（877）328-5505（国际电话拨打 +1（412）317-5421）或通过 www.crc.com 访问网络直播。参与者还可以在 https://dpregister.com/sreg/10209577/1041fba52bd 预先注册电话会议。电话会议的数字回放将在大约 90 天内提供。
1 请参见附件 3，了解调整后净收入（损失）、调整后每股净收入（损失）- 基本和稀释、经营活动提供的净现金（在经营资产和负债的净变化之前）、调整后 EBITDAX、自由现金流、在经营资产和负债的净变化之前的自由现金流、调整后的一般和行政费用、在商品衍生品的净（损失）收益之前的总营业收入、购买商品的利润、电力收入减去电力生产费用和其他营业费用减去其他收入的情况，包括与最直接可比的 GAAP 指标的对账，且不需付出不合理的努力。请参见附件 2，了解 2026 年第三季度和 2026 年非 GAAP 指标的调整后 EBITDAX、调整后一般和行政费用、购买商品的利润、其他营业费用减去其他收入和电力收入减去电力生产费用的估算，包括与其最直接可比的 GAAP 指标的对账，且不需付出不合理的努力。请参见附件 1，了解钻井完工和返工资本与总资本投资的对账，以及非现金商品衍生品（损失）收益与商品衍生品的净（损失）收益的对账，按 GAAP 报告。
2 CRC 未来的季度股息和股票回购均需受商品价格、债务协议契约和董事会批准的限制。购买的股票总价值不包括佣金和消费税。所有呈现期间的股票回购佣金均不显著。
3 不包括 1300 万美元的受限现金。
4 2026 年第三季度的指导假设布伦特油价为每桶 83.14 美元，NGL 的实现比例与前几年一致，NYMEX 天然气价格为每千立方英尺 2.95 美元。2026 年的全年指导假设布伦特油价为每桶 84.51 美元，NGL 的实现比例与前几年一致，NYMEX 天然气价格为每千立方英尺 3.55 美元。
关于加州资源公司
加州资源公司（CRC）是一家独立的能源和碳管理公司，致力于推动能源转型。CRC 承诺在安全提供本地、负责任的能源的同时，进行环境管理。CRC 还专注于通过开发碳捕集与储存（CCS）和其他减排项目，最大化其土地、矿产所有权和能源专业知识的价值，以实现脱碳。有关 CRC 的更多信息，请访问 www.crc.com。
关于碳地库
碳地库（CTV）是 CRC 的碳管理业务，开发捕集、运输和永久储存二氧化碳（CO2）为客户提供的服务。CTV 正在推进一系列碳捕集与储存（CCS）项目，包括目前已投入运营并在地下深处的枯竭储层中注入 CO2 以实现永久封存的 CTV I。有关更多信息，请访问 www.carbonterravault.com。
前瞻性声明
本通讯中所列信息，包括财务估算和关于 Berry 合并及 Crimson 收购影响的声明，构成 1995 年《私人证券诉讼改革法案》和其他证券法中安全港条款意义上的 “前瞻性声明”。所有除历史事实以外的声明均为前瞻性声明，包括关于 Berry 合并和 Crimson 收购的好处、CRC 未来的财务状况、商业战略、预计收入、收益、成本、资本支出以及管理层未来的计划和目标的声明。诸如 “期望”、“可能”、“或许”、“预期”、“打算”、“计划”、“能力”、“相信”、“寻求”、“看到”、“将”、“会”、“估计”、“预测”、“目标”、“指导”、“前景”、“机会” 或 “战略” 或类似表达通常旨在识别前瞻性声明。这些前瞻性声明基于 CRC 管理层当前的信念和期望，并受到风险和不确定性的影响，这可能导致实际结果与这些声明中表达、预测或暗示的结果存在重大差异。
尽管 CRC 认为其前瞻性声明中反映的预期和预测是合理的，但它们本质上受到许多风险和不确定性的影响，其中大多数难以预测，许多超出了其控制范围。不能保证这些前瞻性声明是正确的或能够实现的，也不能保证假设是准确的或不会随着时间的推移而改变。可能导致 CRC 的实际结果与其前瞻性声明中表达的结果有重大差异的特定不确定性在其最近的 10-K 表格年度报告及其他定期向 SEC 提交的文件中进行了描述。这些因素包括但不限于：商品价格波动；OPEC、OPEC+ 或美国生产商的生产水平和/或定价；政府政策、战争和政治条件及事件；与 Berry 合并、Crimson 收购及其他收购相关的整合努力、预期的协同效应和其他利益；剥离和合资企业；影响石油和天然气行业及我们自身的监管行动和变化；活动人士延迟或阻止石油和天然气活动或 CRC 碳管理部门发展的努力；商业战略的变化以及及时执行我们的资本计划的能力和财务资源；低于预期的生产；储量及相关未来现金流的估计变化；资源的可回收性和意外的地质条件；一般经济条件和趋势；其运营所在行业的运营结果和竞争；CRC 实现先前或未来降低成本努力的预期收益的能力；环境风险和责任；其能源转型战略和举措所设想的利益；CRC 成功识别、开发和融资碳捕集与储存项目、发电项目及其他可再生能源努力的能力；政府批准及其他可能影响 CO2 首次注入时机的延误；未来的股息和股票回购及去杠杆化努力；以及自然灾害、事故、机械故障、停电、劳资困难、网络安全漏洞或攻击或其他灾难性事件。
CRC 提醒您不要过度依赖本文件中包含的前瞻性声明，这些声明仅在本日期时有效，CRC 没有义务，并明确拒绝任何更新、修改或以其他方式修订任何前瞻性声明，无论是由于新信息、未来事件还是其他原因。本沟通也可能包含来自第三方来源的信息。这些数据可能涉及多项假设和限制，CRC 并未独立验证这些信息，也不保证这些第三方信息的准确性或完整性。
联系方式：
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| 818-661-3700 | |
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| CRC.Communications@crc.com |
| 附件 1 | ||||||||||||||||||||
| 经营报表，精选财务信息 | ||||||||||||||||||||
| 第二季度 | 第一季度 | 第二季度 | 六个月 | 六个月 | ||||||||||||||||
| （金额和股份以百万计，除每股金额外） | 2026 | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | |||||||||||||||
| 经营报表： | ||||||||||||||||||||
| 收入 | ||||||||||||||||||||
| 石油、天然气及天然气液体销售 | $ | 1,056 | $ | 905 | $ | 702 | $ | 1,961 | $ | 1,516 | ||||||||||
| 商品衍生品的净收益（损失） | 205 | (848 | ) | 157 | (643 | ) | 163 | |||||||||||||
| 购买商品的营销收入 | 26 | 41 | 56 | 67 | 120 | |||||||||||||||
| 电力收入 | 6 | 11 | 58 | 17 | 80 | |||||||||||||||
| 其他收入 | 4 | 10 | 5 | 14 | 11 | |||||||||||||||
| 总经营收入 | 1,297 | 119 | 978 | 1,416 | 1,890 | |||||||||||||||
| 经营费用 | ||||||||||||||||||||
| 经营成本 | 347 | 365 | 295 | 712 | 611 | |||||||||||||||
| 一般及行政费用 | 97 | 106 | 79 | 203 | 151 | |||||||||||||||
| 折旧、耗竭及摊销 | 131 | 133 | 128 | 264 | 259 | |||||||||||||||
| 除所得税外的其他税费 | 66 | 67 | 47 | 133 | 117 | |||||||||||||||
| 与购买商品的营销相关的费用 | 15 | 23 | 41 | 38 | 91 | |||||||||||||||
| 电力生产费用 | 10 | 5 | 5 | 15 | 15 | |||||||||||||||
| 运输成本 | 30 | 26 | 20 | 56 | 40 | |||||||||||||||
| 增值费用 | 27 | 27 | 28 | 54 | 57 | |||||||||||||||
| 天然气购买衍生品的净损失 | 5 | 24 | 3 | 29 | (3 | ) | ||||||||||||||
| 计量期调整，净额 | (2 | ) | — | — | (2 | ) | 1 | |||||||||||||
| 其他经营费用，净额 | 60 | 54 | 65 | 114 | 98 | |||||||||||||||
| 总经营费用 | 786 | 830 | 711 | 1,616 | 1,437 | |||||||||||||||
| 经营收入（损失） | 511 | (711 | ) | 267 | (200 | ) | 453 | |||||||||||||
| 非经营（费用）收入 | ||||||||||||||||||||
| 利息和债务费用，净额 | (28 | ) | (29 | ) | (25 | ) | (57 | ) | (52 | ) | ||||||||||
| 来自未合并子公司的股权损失 | (2 | ) | (2 | ) | — | (4 | ) | (1 | ) | |||||||||||
| 提前偿还债务的损失 | (28 | ) | (21 | ) | — | (49 | ) | (1 | ) | |||||||||||
| 其他非经营收入，净额 | 5 | 3 | — | 8 | 5 | |||||||||||||||
| 税前收入（损失） | 458 | (760 | ) | 242 | (302 | ) | 404 | |||||||||||||
| 所得税收益（费用） | 56 | 49 | (70 | ) | 105 | (117 | ) | |||||||||||||
| 净收入（损失） | $ | 514 | $ | (711 | ) | $ | 172 | $ | (197 | ) | $ | 287 | ||||||||
| 每股净收入 - 基本 | $ | 5.79 | $ | (8.02 | ) | $ | 1.93 | $ | (2.22 | ) | $ | 3.20 | ||||||||
| 每股净收入 - 稀释 | $ | 5.76 | $ | (8.02 | ) | $ | 1.92 | $ | (2.22 | ) | $ | 3.18 | ||||||||
| 调整后的净收入 | $ | 88 | $ | 79 | $ | 98 | $ | 167 | $ | 196 | ||||||||||
| 每股调整后的净收入 - 基本 | $ | 0.99 | $ | 0.89 | $ | 1.10 | $ | 1.88 | $ | 2.18 | ||||||||||
| 每股调整后的净收入 - 稀释 (1) | $ | 0.99 | $ | 0.88 | $ | 1.10 | $ | 1.87 | $ | 2.17 | ||||||||||
| 基本每股加权平均流通股数 | 88.8 | 88.7 | 89.0 | 88.7 | 89.8 | |||||||||||||||
| 稀释每股加权平均流通股数 (1) | 89.3 | 88.7 | 89.4 | 88.7 | 90.3 | |||||||||||||||
| 有效税率 | (12) % | 6 | % | 29 | % | 35 | % | 29 | % |
| 第二季度 | 第一季度 | 第二季度 | 六个月 | 六个月 | ||||||||||||||||
| （单位：百万美元） | 2026 | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | |||||||||||||||
| 现金流数据： | ||||||||||||||||||||
| 经营活动提供的净现金 | $ | 263 | $ | 99 | $ | 165 | $ | 362 | $ | 351 | ||||||||||
| 投资活动使用的净现金 | $ | (153 | ) | $ | (136 | ) | $ | (51 | ) | $ | (289 | ) | $ | (130 | ) | |||||
| 融资活动使用的净现金 | $ | (94 | ) | $ | (55 | ) | $ | (256 | ) | $ | (149 | ) | $ | (521 | ) | |||||
| 6 月 30 日， | 12 月 31 日， | |||||||||||||||||||
| （单位：百万美元） | 2026 | 2025 | ||||||||||||||||||
| 选择的资产负债表信息： | ||||||||||||||||||||
| 流动资产总额 | $ | 697 | $ | 938 | ||||||||||||||||
| 凭证、设备及其净值 | $ | 5,923 | $ | 5,905 | ||||||||||||||||
| 流动负债总额 | $ | 1,055 | $ | 1,050 | ||||||||||||||||
| 长期债务净额 | $ | 1,281 | $ | 1,283 | ||||||||||||||||
| 非流动资产退休义务 | $ | 923 | $ | 913 | ||||||||||||||||
| 股东权益总额 | $ | 3,402 | $ | 3,674 | ||||||||||||||||
| (1) 截至2026年3月31日的稀释每股调整后净收益是基于 89.5 百万股的加权平均流通股计算的。截止2026年6月30日的稀释每股调整后净收益是基于 89.3 百万股的加权平均流通股计算的。 |
| 商品衍生品的收益和损失 | ||||||||||||||||||||
| 第二季度 | 第一季度 | 第二季度 | 六个月 | 六个月 | ||||||||||||||||
| （单位：百万美元） | 2026 | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | |||||||||||||||
| 商品销售衍生品的非现金收益（损失） | $ | 370 | $ | (792 | ) | $ | 140 | $ | (422 | ) | $ | 162 | ||||||||
| 净结算和溢价 | (165 | ) | (56 | ) | 17 | (221 | ) | 1 | ||||||||||||
| 商品销售衍生品的净收益（损失） | $ | 205 | $ | (848 | ) | $ | 157 | $ | (643 | ) | $ | 163 | ||||||||
| 自然气购买衍生品的非现金（收益）损失 | $ | (20 | ) | $ | 12 | $ | (4 | ) | $ | (8 | ) | $ | (22 | ) | ||||||
| 结算 | 25 | 12 | 7 | 37 | 19 | |||||||||||||||
| 自然气购买衍生品的净损失（收益） | $ | 5 | $ | 24 | $ | 3 | $ | 29 | $ | (3 | ) | |||||||||
| 商品衍生品的非现金收益（损失） | $ | 390 | $ | (804 | ) | $ | 144 | $ | (414 | ) | $ | 184 | ||||||||
| 来自组合衍生品的净结算和溢价 | (190 | ) | (68 | ) | 10 | (258 | ) | (18 | ) | |||||||||||
| 来自组合商品衍生品的净收益（损失） | $ | 200 | $ | (872 | ) | $ | 154 | $ | (672 | ) | $ | 166 | ||||||||
| 资本投资 | |||||||||||||||||||
| 第二季度 | 第一季度 | 第二季度 | 六个月 | 六个月 | |||||||||||||||
| （百万美元） | 2026 | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | ||||||||||||||
| 设施 (1) | $ | 38 | $ | 37 | $ | 17 | $ | 75 | $ | 25 | |||||||||
| 钻探与完井 | 77 | 53 | 19 | 130 | 34 | ||||||||||||||
| 维修作业 | 24 | 17 | 15 | 41 | 34 | ||||||||||||||
| 其他 | 6 | 9 | — | 15 | — | ||||||||||||||
| 石油和天然气部门 | 145 | 116 | 51 | 261 | 93 | ||||||||||||||
| 碳管理部门 | 3 | 12 | 5 | 15 | 7 | ||||||||||||||
| 企业及其他 | 1 | 3 | — | 4 | 11 | ||||||||||||||
| 总资本投资 | $ | 149 | $ | 131 | $ | 56 | $ | 280 | $ | 111 | |||||||||
| 流动性 | ||||||||
| （百万美元） | 2026年6月30日 | 2025年12月31日 | ||||||
| 可用现金及现金等价物 (1) | $ | 43 | $ | 117 | ||||
| 循环信贷额度： | ||||||||
| 借款能力 | 1,460 | 1,460 | ||||||
| 未偿还信用证 | (181 | ) | (176 | ) | ||||
| 可用额度 | $ | 1,279 | $ | 1,284 | ||||
| 流动性 | $ | 1,322 | $ | 1,401 | ||||
| (1) 不包括2026年6月30日和2025年12月31日的限制现金分别为 1300 万美元和 1500 万美元。 |
| 附件 2 | ||||||
| CRC 指引 | 合并 | |||||
| 3Q26E | 石油和天然气 | |||||
| 部门 | 碳管理 | |||||
| 部门 | ||||||
| 净产量 (MBoe/d) | 151 - 154 | |||||
| 净油产量 (%) | 80% | |||||
| 运营成本 (百万美元) | $360 - $380 | $360 - $380 | ||||
| 一般及行政费用 (百万美元) | $82 - $92 | $12 - $16 | $0 - $2 | |||
| 调整后的一般及行政费用 (百万美元) | $75 - $85 | $12 - $16 | $0 - $2 | |||
| 折旧、耗竭及摊销 (百万美元) | $126 - $138 | $120 - $130 | ||||
| 资本投资 (百万美元) | $150 - $170 | $150 - $165 | $0 - $2 | |||
| 调整后 EBITDAX (百万美元) | $285 - $325 | |||||
| 购买商品的利润 (百万美元)(1) | $11 - $15 | |||||
| 扣除电力发电费用后的电力收入 (百万美元) | $18 - $24 | |||||
| 扣除其他收入后的其他运营费用 (百万美元)(2) | $20 - $32 | $4 - $12 | ||||
| 运输成本 (百万美元) | $30 - $35 | $20 - $24 | ||||
| 除所得税外的税费 (百万美元) | $70 - $80 | $62 - $68 | ||||
| 利息和债务费用 (百万美元) | $27 - $31 | |||||
| 其他假设： | ||||||
| 布伦特 ($/Bbl) | $83.14 | |||||
| NYMEX ($/Mcf) | $2.95 | |||||
| 油价实现 - % 的布伦特： | 91% - 94% | |||||
| NGLs 价格实现 - % 的布伦特： | 48% - 54% | |||||
| 天然气价格实现 - % 的 NYMEX： | 97% - 103% | |||||
| 当前所得税准备金 (百万美元)(3) | $(2) - $2 | |||||
| 实际税率 | 33% - 37% |
| CRC 指导 | 合并 | |||||
| 2026E | 石油和天然气 | |||||
| 部门 | 碳管理 | |||||
| 部门 | ||||||
| 净产量 (MBoe/d) | 150 - 155 | |||||
| 净石油产量 (%) | 80% | |||||
| 运营成本 (百万美元) | $1,425 - $1,475 | $1,425 - $1,475 | ||||
| 一般和行政费用 (百万美元) | $365 - $385 | $51 - $63 | $4 - 10 | |||
| 调整后的一般和行政费用 (百万美元) | $335 - $350 | $51 - $63 | $4 - 10 | |||
| 折旧、耗竭和摊销 (百万美元) | $520 - $540 | $500 - $510 | ||||
| 资本投资 (百万美元) | $520 - $560 | $505 - $530 | $10 - $18 | |||
| 调整后 EBITDAX (百万美元) | $1,200 - $1,300 | |||||
| 购买商品的利润 (百万美元) (1) | $50 - $65 | |||||
| 扣除电力生产费用后的电力收入 (百万美元) | $20 - $40 | |||||
| 扣除其他收入后的其他运营费用 (百万美元) (2) | $135 - $145 | $20 - $30 | ||||
| 运输成本 (百万美元) | $115 - $125 | $75 - $85 | ||||
| 除所得税外的税费 (百万美元) | $272 - $282 | $240 - $246 | ||||
| 利息和债务费用 (百万美元) | $115 - $125 | |||||
| 其他假设: | ||||||
| 布伦特 (美元/桶) | $84.51 | |||||
| NYMEX (美元/千立方英尺) | $3.55 | |||||
| 石油价格实现 - % 的布伦特: | 92% - 96% | |||||
| NGLs 价格实现 - % 的布伦特: | 52% - 57% | |||||
| 天然气价格实现 - % 的 NYMEX: | 80% - 85% | |||||
| 当前所得税准备 (百万美元) (3) | $(2) - $2 | |||||
| 有效税率 | 33% - 37% |
(1) 购买商品的利润是通过购买商品的营销收入与与购买商品的营销相关的成本之间的差额计算得出的，不包括运输成本。
(2) 扣除其他收入后的其他运营收入和费用是通过其他收入与扣除其他运营费用之间的差额计算得出的，包括勘探费用和 CMB 费用。CMB 费用包括封存地役权的租赁成本、倡导费用和其他启动相关费用。
有关管理层使用这些非 GAAP 指标的披露及这些指标如何为投资者提供有关 CRC 运营结果和财务状况的有用信息，请参见附件 3。
(3) 当前所得税组成受多种因素的影响而变化，包括但不限于最终应税收入的确定、净经营损失结转的可用性和利用、适用的税收抵免以及账面收入与应税收入之间的其他差异。因此，当前准备金可能会因期而异，不应被视为未来税务义务的指示。
前瞻性非 GAAP 调整
| 3Q26E | ||||||||||||||||||||
| 合并 | 石油和天然气 | |||||||||||||||||||
| 部门 | 碳管理 | |||||||||||||||||||
| 部门 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 低 | 高 | 低 | 高 | 低 | 高 | ||||||||||||||
| 一般和行政费用 | $ | 82 | $ | 92 | $ | 12 | $ | 16 | $ | — | $ | 2 | ||||||||
| 权益结算的股票补偿 | (7 | ) | (7 | ) | — | — | — | — | ||||||||||||
| 预计调整后的一般和行政费用 | $ | 75 | $ | 85 | $ | 12 | $ | 16 | $ | — | $ | 2 | ||||||||
| 合并 | ||||||||
| 3Q26E | ||||||||
| （百万美元） | 低 | 高 | ||||||
| 购买商品的营销收入 | $ | 32 | $ | 48 | ||||
| 与购买商品的营销相关的成本 | (21 | ) | (33 | ) | ||||
| 购买商品的利润 | $ | 11 | $ | 15 | ||||
| 合并 | ||||||||
| 3Q26E | ||||||||
| （百万美元） | 低 | 高 | ||||||
| 扣除其他收入后的其他运营费用 | $ | 23 | $ | 39 | ||||
| 其他收入 | (3 | ) | (7 | ) | ||||
| 扣除其他收入后的其他运营费用 | $ | 20 | $ | 32 | ||||
| 2026E | ||||||||||||||||||||
| 合并 | 石油和天然气 | |||||||||||||||||||
| 部门 | 碳管理 | |||||||||||||||||||
| 部门 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 低 | 高 | 低 | 高 | 低 | 高 | ||||||||||||||
| 一般和行政费用 | $ | 365 | $ | 385 | $ | 51 | $ | 63 | $ | 4 | $ | 10 | ||||||||
| 权益结算的股票补偿 | (30 | ) | (35 | ) | — | — | — | — | ||||||||||||
| 预计调整后的一般和行政费用 | $ | 335 | $ | 350 | $ | 51 | $ | 63 | $ | 4 | $ | 10 | ||||||||
| 合并 | ||||||||
| 2026 年预测 | ||||||||
| （百万美元） | 低 | 高 | ||||||
| 购买商品的营销收入 | $ | 138 | $ | 163 | ||||
| 购买商品的营销相关成本 | (88 | ) | (98 | ) | ||||
| 购买商品的利润 | $ | 50 | $ | 65 | ||||
| 合并 | ||||||||
| 2026 年预测 | ||||||||
| （百万美元） | 低 | 高 | ||||||
| 其他运营费用，净额 | $ | 156 | $ | 174 | ||||
| 其他收入 | (21 | ) | (29 | ) | ||||
| 扣除其他收入后的其他运营费用 | $ | 135 | $ | 145 | ||||
| 附件 3 |
| 非公认会计原则调整 |
| 为了补充根据美国公认会计原则（GAAP）编制的财务结果的展示，管理层使用某些非 GAAP 指标来评估其财务状况、运营结果和现金流。这些指标在行业、投资界和 CRC 的贷款方中也被广泛使用。尽管这些是非 GAAP 指标，但计算中包含的金额是根据 GAAP 计算的。某些从这些非 GAAP 指标中排除的项目是理解和评估 CRC 财务表现的重要组成部分，例如 CRC 的资本成本和税收结构，以及 CRC 资产的收购和开发成本的影响。管理层认为，所呈现的非 GAAP 指标在与根据 GAAP 编制的 CRC 财务和运营结果结合查看时，提供了对影响公司表现的因素和趋势的更全面理解。此处呈现的非 GAAP 指标可能无法与其他公司类似标题的指标进行比较。以下是关于每个非 GAAP 指标的额外披露，包括在适用情况下与其最直接可比的 GAAP 指标的调整。 |
| 调整后的净收入（亏损） | ||||||||||||||||||||
| 调整后的净收入（亏损）及每股调整后的净收入（亏损）为非 GAAP 指标。CRC 将调整后的净收入定义为净收入，排除影响收益但在性质、时间和金额上变化很大且不可预测的重大交易和事件的影响。这些事件可能会重复出现，即使在连续的报告期内。管理层认为，这些非 GAAP 指标为行业和投资社区提供了有用的信息，便于比较 CRC 在不同期间的财务表现。报告的收益被视为管理层长期表现的代表。调整后的净收入（亏损）不被视为 GAAP 规定的净收入（亏损）的替代品。下表展示了 GAAP 财务指标净收入及每股归属于普通股的净收入与非 GAAP 财务指标调整后的净收入及每股调整后的净收入的对账。 | ||||||||||||||||||||
| 第二季度 | 第一季度 | 第二季度 | 六个月 | 六个月 | ||||||||||||||||
| （百万美元，除每股金额外） | 2026 | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | |||||||||||||||
| 净收入（亏损） | $ | 514 | $ | (711 | ) | $ | 172 | $ | (197 | ) | $ | 287 | ||||||||
| 不寻常、偶发及其他项目： | ||||||||||||||||||||
| 非现金衍生品（收益）亏损，基于布伦特商品合同 | (370 | ) | 792 | (140 | ) | 422 | (162 | ) | ||||||||||||
| 非现金衍生品（收益）亏损，基于天然气衍生合同 | (20 | ) | 12 | — | (8 | ) | — | |||||||||||||
| 裁员和解雇成本 | — | 25 | 6 | 25 | 8 | |||||||||||||||
| 并购相关成本 | 1 | 1 | — | 2 | 3 | |||||||||||||||
| 提前偿还债务的损失 | 28 | 21 | — | 49 | 1 | |||||||||||||||
| 海上平台费用 | 10 | 10 | — | 20 | — | |||||||||||||||
| 诉讼和和解 | — | — | 25 | — | 25 | |||||||||||||||
| 计量期调整，净额 | (2 | ) | — | — | (2 | ) | 1 | |||||||||||||
| 其他，净额 | 12 | 8 | 6 | 20 | (3 | ) | ||||||||||||||
| 总不寻常、偶发及其他项目 | (341 | ) | 869 | (103 | ) | 528 | (127 | ) | ||||||||||||
| 调整的所得税（收益）准备金，按合并税率计算 | (85 | ) | (79 | ) | 29 | (164 | ) | 36 | ||||||||||||
| 调整后的净收入 | $ | 88 | $ | 79 | $ | 98 | $ | 167 | $ | 196 | ||||||||||
| 每股净收入（亏损）– 基本 | $ | 5.79 | $ | (8.02 | ) | $ | 1.93 | $ | (2.22 | ) | $ | 3.20 | ||||||||
| 每股净收入（亏损）– 稀释 | $ | 5.76 | $ | (8.02 | ) | $ | 1.92 | $ | (2.22 | ) | $ | 3.18 | ||||||||
| 每股调整后的净收入 – 基本 | $ | 0.99 | $ | 0.89 | $ | 1.10 | $ | 1.88 | $ | 2.18 | ||||||||||
| 每股调整后的净收入 – 稀释 | $ | 0.99 | $ | 0.88 | $ | 1.10 | $ | 1.87 | $ | 2.17 |
| 调整后的 EBITDAX | ||||||||||||||||||||
| CRC 将调整后的 EBITDAX 定义为扣除利息费用、所得税、折旧、耗竭和摊销、勘探费用、其他不寻常、偶发和超期项目以及其他非现金项目后的收益。CRC 认为这一指标在评估其财务状况、经营成果和现金流方面提供了有用的信息，并且在行业、投资界及其贷方中被广泛使用。尽管这是一项非 GAAP 指标，但计算中包含的金额是根据 GAAP 计算的。某些从该非 GAAP 指标中排除的项目是理解和评估 CRC 财务表现的重要组成部分，例如其资本成本和税收结构，以及 CRC 资产的折旧、耗竭和摊销。该指标应与根据 GAAP 编制的 CRC 财务报表中的信息结合阅读。调整后的 EBITDAX 的一个版本是 CRC 循环信贷设施下某些财务契约的重要组成部分，并且是作为补充提供的，而不是替代根据 GAAP 计算的收入和流动性指标。 | ||||||||||||||||||||
| 这些材料包括前瞻性的非 GAAP 财务指标，包括调整后的 EBITDAX。由于某些需要用于调和这些前瞻性非 GAAP 指标的信息取决于未来事件，其中许多超出了 CRC 的控制范围，并且在此时无法合理预测，因此 CRC 无法提供这些前瞻性非 GAAP 指标与最直接可比的前瞻性 GAAP 财务指标的调和。这些项目包括但不限于，营运资本的变化、资本支出的时间和金额以及其他非现金或不寻常项目。因此，定量调和在没有不合理努力的情况下是不可用的。 | ||||||||||||||||||||
| 下表表示 GAAP 财务指标净收入和经营活动提供的净现金与非 GAAP 财务指标调整后的 EBITDAX 的调和。CRC 已在下方包含其石油和天然气部门及其碳管理部门的调整后的 EBITDAX 非 GAAP 指标。管理层认为这些部门的非 GAAP 指标对投资者理解我们核心业务的结果是有用的。 | ||||||||||||||||||||
| 第二季度 | 第一季度 | 第二季度 | 六个月 | 六个月 | ||||||||||||||||
| （百万美元，除每 BOE 外的金额） | 2026 | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | |||||||||||||||
| 净（亏损）收入 | $ | 514 | $ | (711 | ) | $ | 172 | $ | (197 | ) | $ | 287 | ||||||||
| 利息和债务费用 | 28 | 29 | 25 | 57 | 52 | |||||||||||||||
| 折旧、耗竭和摊销 | 131 | 133 | 128 | 264 | 259 | |||||||||||||||
| 所得税（收益）准备 | (56 | ) | (49 | ) | 70 | (105 | ) | 117 | ||||||||||||
| 利息收入 | — | (1 | ) | (2 | ) | (1 | ) | (5 | ) | |||||||||||
| 来自未合并子公司的股权损失 | 2 | 2 | — | 4 | 1 | |||||||||||||||
| 勘探费用 | 27 | — | 1 | 27 | 1 | |||||||||||||||
| 不寻常、偶发和其他项目 (1) | (341 | ) | 869 | (103 | ) | 528 | (127 | ) | ||||||||||||
| 非现金项目 | ||||||||||||||||||||
| 增值费用 | 27 | 27 | 28 | 54 | 57 | |||||||||||||||
| 基于股票的补偿 | 8 | 7 | 7 | 15 | 13 | |||||||||||||||
| 养老金和退休后福利 | (2 | ) | (2 | ) | (2 | ) | (4 | ) | (3 | ) | ||||||||||
| 调整后的 EBITDAX | $ | 338 | $ | 304 | $ | 324 | $ | 642 | $ | 652 | ||||||||||
| 经营活动提供的净现金 | $ | 263 | $ | 99 | $ | 165 | $ | 362 | $ | 351 | ||||||||||
| 现金利息支付 | 26 | 1 | 39 | 27 | 50 | |||||||||||||||
| 现金利息收入 | — | (1 | ) | (2 | ) | (1 | ) | (5 | ) | |||||||||||
| 现金所得税 | 16 | — | 39 | 16 | 39 | |||||||||||||||
| 勘探费用 | 27 | — | 1 | 27 | 1 | |||||||||||||||
| 营运资本变化 | 6 | 205 | 82 | 211 | 216 | |||||||||||||||
| 调整后的 EBITDAX | $ | 338 | $ | 304 | $ | 324 | $ | 642 | $ | 652 | ||||||||||
| 每 BOE 净（亏损）收入 | $ | 37.93 | $ | (51.19 | ) | $ | 13.78 | $ | (7.18 | ) | $ | 11.42 | ||||||||
| 每 BOE 调整后的 EBITDAX | $ | 24.94 | $ | 21.89 | $ | 25.95 | $ | 23.40 | $ | 25.93 | ||||||||||
| (1) 请参见调整后的净收入（亏损）调和。 |
| 调整后的 EBITDAX | ||||||||||||||||||||
| 此指标应与 CRC 2025 年年报中的第 16 条_分部信息_一起阅读。调整后的 EBITDAX 这一非 GAAP 指标无法在没有不合理努力的情况下与根据 GAAP 编制的可比经营现金流指标进行对账。 | ||||||||||||||||||||
| 石油和天然气分部 | 第二季度 | 第一季度 | 第二季度 | 六个月 | 六个月 | |||||||||||||||
| （百万美元） | 2026 | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | |||||||||||||||
| 分部利润 | $ | 427 | $ | 281 | $ | 194 | $ | 711 | $ | 460 | ||||||||||
| 折旧、耗竭和摊销 | 124 | 128 | 121 | 251 | 247 | |||||||||||||||
| 勘探费用 | 27 | — | 1 | 27 | 1 | |||||||||||||||
| 递延费用 | 27 | 27 | 28 | 54 | 57 | |||||||||||||||
| 调整后的收入项目 | 3 | 3 | 2 | 7 | 3 | |||||||||||||||
| 调整后的 EBITDAX - 石油和天然气 | $ | 608 | $ | 439 | $ | 346 | $ | 1,050 | $ | 768 | ||||||||||
| 碳管理分部 | ||||||||||||||||||||
| 分部亏损 | $ | (13 | ) | $ | (12 | ) | $ | (20 | ) | $ | (25 | ) | $ | (45 | ) | |||||
| 有关碳 TerraVault 合资企业的或有负债利息 | 3 | 3 | 2 | 6 | 5 | |||||||||||||||
| 来自未合并子公司的股权损失 | 2 | 1 | 1 | 3 | 2 | |||||||||||||||
| 调整后的 EBITDAX - 碳管理 | $ | (8 | ) | $ | (8 | ) | $ | (17 | ) | $ | (16 | ) | $ | (38 | ) | |||||
| 自由现金流 | ||||||||||||||||||||
| 管理层使用自由现金流，CRC 定义为经营活动提供的净现金减去资本投资，作为流动性的衡量标准。下表展示了 CRC 经营活动提供的净现金与自由现金流的对账。 | ||||||||||||||||||||
| 第二季度 | 第一季度 | 第二季度 | 六个月 | 六个月 | ||||||||||||||||
| （百万美元） | 2026 | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | |||||||||||||||
| 经营活动提供的净现金 | $ | 263 | $ | 99 | $ | 165 | $ | 362 | $ | 351 | ||||||||||
| 资本投资 | (149 | ) | (131 | ) | (56 | ) | (280 | ) | (111 | ) | ||||||||||
| 自由现金流 | $ | 114 | $ | (32 | ) | $ | 109 | $ | 82 | $ | 240 | |||||||||
| 自由现金流在经营资产和负债净变动之前 | ||||||||||||||||||||
| 管理层使用经营资产和负债净变动之前的自由现金流，CRC 定义为经营活动提供的净现金减去经营资产和负债的净变动及资本投资，作为流动性的衡量标准。下表展示了 CRC 经营活动提供的净现金与自由现金流在经营资产和负债净变动之前的对账。 | ||||||||||||||||||||
| 第二季度 | 第一季度 | 第二季度 | 六个月 | 六个月 | ||||||||||||||||
| （百万美元） | 2026 | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | |||||||||||||||
| 经营活动提供的净现金 | $ | 263 | $ | 99 | $ | 165 | $ | 362 | $ | 351 | ||||||||||
| 经营资产和负债的净变动 | 37 | 148 | 56 | 185 | 122 | |||||||||||||||
| 在经营资产和负债净变动之前提供的净现金 | 300 | 247 | 221 | $ | 547 | $ | 473 | |||||||||||||
| 资本投资 | (149 | ) | (131 | ) | (56 | ) | (280 | ) | (111 | ) | ||||||||||
| 在经营资产和负债净变动之前的自由现金流 | $ | 151 | $ | 116 | $ | 165 | $ | 267 | $ | 362 |
| 调整后的管理费用 | ||||||||||||||||||||
| 管理层使用一种称为调整后的管理费用（G&A）和每桶油当量的调整后 G&A 的指标，以向对比较 CRC 在不同期间的成本及其与同行的表现感兴趣的投资者提供有用信息。 | ||||||||||||||||||||
| 第二季度 | 第一季度 | 第二季度 | 六个月 | 六个月 | ||||||||||||||||
| （百万美元） | 2026 | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | |||||||||||||||
| 管理费用 | $ | 97 | $ | 106 | $ | 79 | $ | 203 | $ | 151 | ||||||||||
| 基于股票的补偿 | (8 | ) | (7 | ) | (7 | ) | (15 | ) | (13 | ) | ||||||||||
| 调整后的 G&A 费用 | $ | 89 | $ | 99 | $ | 72 | $ | 188 | $ | 138 | ||||||||||
| 每桶油当量的 G&A | $ | 7.16 | $ | 7.63 | $ | 6.33 | $ | 7.40 | $ | 6.01 | ||||||||||
| 每桶油当量的调整后 G&A | $ | 6.57 | $ | 7.13 | $ | 5.77 | $ | 6.85 | $ | 5.49 | ||||||||||
| 商品衍生品净（损失）收益前的总营业收入 | |||||||||||||||||
| 管理层使用一种称为商品衍生品净（损失）收益前的总营业收入的指标，该指标计算为总营业收入减去商品衍生品的净（损失）收益。 | |||||||||||||||||
| 第二季度 | 第一季度 | 第二季度 | 六个月 | 六个月 | |||||||||||||
| （百万美元） | 2026 | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | ||||||||||||
| 总营业收入 | $ | 1,297 | $ | 119 | $ | 978 | $ | 1,416 | $ | 1,890 | |||||||
| 减：商品衍生品的净收益（损失） | 205 | (848 | ) | 157 | (643 | ) | 163 | ||||||||||
| 商品衍生品净收益（损失）前的总营业收入 | $ | 1,092 | $ | 967 | $ | 821 | $ | 2,059 | $ | 1,727 | |||||||
| 购买商品的利润 | ||||||||||||||||||||
| 管理层使用一种称为购买商品的利润的指标，该指标计算为购买商品的收入与与购买商品相关的成本之间的差额。此非 GAAP 指标不包括运输成本。 | ||||||||||||||||||||
| 第二季度 | 第一季度 | 第二季度 | 六个月 | 六个月 | ||||||||||||||||
| （百万美元） | 2026 | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | |||||||||||||||
| 购买商品的收入 | $ | 26 | $ | 41 | $ | 56 | $ | 67 | $ | 120 | ||||||||||
| 与购买商品相关的成本 | (15 | ) | (23 | ) | (41 | ) | (38 | ) | (91 | ) | ||||||||||
| 购买商品的利润 | $ | 11 | $ | 18 | $ | 15 | $ | 29 | $ | 29 | ||||||||||
| 电力收入减去电力生产费用 | ||||||||||||||||||||
| 管理层使用一种称为电力收入减去电力生产费用的指标，该指标计算为电力收入与电力生产费用之间的差额。 | ||||||||||||||||||||
| 第二季度 | 第一季度 | 第二季度 | 六个月 | 六个月 | ||||||||||||||||
| （百万美元） | 2026 | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | |||||||||||||||
| 电力收入 | $ | 6 | $ | 11 | $ | 58 | $ | 17 | $ | 80 | ||||||||||
| 电力生产费用 | (10 | ) | (5 | ) | (5 | ) | (15 | ) | (15 | ) | ||||||||||
| 电力收入减去电力生产费用 | $ | (4 | ) | $ | 6 | $ | 53 | $ | 2 | $ | 65 | |||||||||
| 其他经营费用净额（扣除其他收入） | ||||||||||||||||||||
| 管理层使用一种称为其他经营费用净额（扣除其他收入）的指标，该指标计算为其他经营费用净额与其他收入之间的差额。 | ||||||||||||||||||||
| 第二季度 | 第一季度 | 第二季度 | 六个月 | 六个月 | ||||||||||||||||
| （百万美元） | 2026 | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | |||||||||||||||
| 其他经营费用净额 | $ | 60 | $ | 54 | $ | 65 | $ | 114 | $ | 98 | ||||||||||
| 其他收入 | (4 | ) | (10 | ) | (5 | ) | (14 | ) | (11 | ) | ||||||||||
| 扣除其他收入后的其他经营费用净额 | $ | 56 | $ | 44 | $ | 60 | $ | 100 | $ | 87 | ||||||||||
| 附件 4 | ||||||||||
| 生产统计数据 | ||||||||||
| 第二季度 | 第一季度 | 第二季度 | 六个月 | 六个月 | ||||||
| 每日净生产 | 2026 | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | |||||
| 石油（MBbl/d） | ||||||||||
| 圣华金盆地 | 93 | 96 | 83 | 94 | 84 | |||||
| 洛杉矶盆地 | 15 | 17 | 17 | 16 | 17 | |||||
| 尤因塔盆地 | 3 | 3 | — | 3 | — | |||||
| 其他盆地 | 9 | 8 | 9 | 9 | 9 | |||||
| 总计 | 120 | 124 | 109 | 122 | 110 | |||||
| NGL（MBbl/d） | ||||||||||
| 圣华金盆地 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | |||||
| 总计 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | |||||
| 天然气（MMcf/d） | ||||||||||
| 圣华金盆地 | 93 | 95 | 96 | 95 | 99 | |||||
| 洛杉矶盆地 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | |||||
| 萨克拉门托盆地 | 10 | 10 | 12 | 10 | 12 | |||||
| 尤因塔盆地 | 9 | 8 | — | 9 | — | |||||
| 其他盆地 | 2 | 3 | 2 | 2 | 2 | |||||
| 总计 | 115 | 117 | 111 | 117 | 114 | |||||
| 总净生产（MBoe/d） | 149 | 154 | 137 | 152 | 139 | |||||
| 总运营和净非运营 | 第二季度 | 第一季度 | 第二季度 | 六个月 | 六个月 | |||||
| 每日生产 | 2026 | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | |||||
| 石油（MBbl/d） | ||||||||||
| 圣华金盆地 | 102 | 103 | 89 | 102 | 90 | |||||
| 洛杉矶盆地 | 21 | 21 | 21 | 21 | 21 | |||||
| 尤因塔盆地 | 4 | 4 | — | 4 | — | |||||
| 其他盆地 | 9 | 9 | 11 | 10 | 11 | |||||
| 总计 | 136 | 137 | 121 | 137 | 122 | |||||
| NGL（MBbl/d） | ||||||||||
| 圣华金盆地 | 10 | 10 | 11 | 10 | 11 | |||||
| 尤因塔盆地 | 1 | — | — | 1 | — | |||||
| 其他盆地 | — | 1 | — | — | — | |||||
| 总计 | 11 | 11 | 11 | 11 | 11 | |||||
| 天然气（MMcf/d） | ||||||||||
| 圣华金盆地 | 128 | 127 | 134 | 128 | 134 | |||||
| 洛杉矶盆地 | 6 | 6 | 6 | 6 | 6 | |||||
| 萨克拉门托盆地 | 13 | 13 | 14 | 13 | 15 | |||||
| 尤因塔盆地 | 12 | 11 | — | 11 | — | |||||
| 其他盆地 | 3 | 3 | 4 | 3 | 3 | |||||
| 总计 | 162 | 160 | 158 | 161 | 158 | |||||
| 总毛生产（MBoe/d） | 174 | 175 | 158 | 175 | 159 | |||||
| 附件 5 | ||||||||||||||||||||
| 价格统计 | ||||||||||||||||||||
| 2026 年第二季度 | 2026 年第一季度 | 2026 年第二季度 | 六个月 | 六个月 | ||||||||||||||||
| 2026 | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | ||||||||||||||||
| 原油（每桶美元） | ||||||||||||||||||||
| 包含衍生品结算的实际价格 | $ | 76.43 | $ | 69.37 | $ | 66.73 | $ | 72.88 | $ | 69.39 | ||||||||||
| 不包含衍生品结算的实际价格 | $ | 91.55 | $ | 74.53 | $ | 65.07 | $ | 82.97 | $ | 69.34 | ||||||||||
| NGL（每桶美元） | $ | 49.62 | $ | 44.98 | $ | 42.41 | $ | 47.29 | $ | 48.60 | ||||||||||
| 天然气（每千立方英尺美元） | ||||||||||||||||||||
| 不包含衍生品结算的实际价格 | $ | 1.84 | $ | 3.56 | $ | 2.79 | $ | 2.72 | $ | 3.46 | ||||||||||
| 指数价格 | ||||||||||||||||||||
| 布伦特原油（每桶美元） | $ | 96.87 | $ | 77.90 | $ | 66.76 | $ | 87.38 | $ | 70.84 | ||||||||||
| WTI 原油（每桶美元） | $ | 92.79 | $ | 71.93 | $ | 63.74 | $ | 82.36 | $ | 67.58 | ||||||||||
| NYMEX 平均每月结算价格（每 MMBtu 美元） | $ | 2.90 | $ | 5.04 | $ | 3.44 | $ | 3.97 | $ | 3.55 | ||||||||||
| 实际价格占指数价格的百分比 | ||||||||||||||||||||
| 包含衍生品结算的原油占布伦特的百分比 | 79 | % | 89 | % | 100 | % | 83 | % | 98 | % | ||||||||||
| 不包含衍生品结算的原油占布伦特的百分比 | 95 | % | 96 | % | 97 | % | 95 | % | 98 | % | ||||||||||
| 包含衍生品结算的原油占 WTI 的百分比 | 82 | % | 96 | % | 105 | % | 88 | % | 103 | % | ||||||||||
| 不包含衍生品结算的原油占 WTI 的百分比 | 99 | % | 104 | % | 102 | % | 101 | % | 103 | % | ||||||||||
| NGL 占布伦特的百分比 | 51 | % | 58 | % | 64 | % | 54 | % | 69 | % | ||||||||||
| NGL 占 WTI 的百分比 | 53 | % | 63 | % | 67 | % | 57 | % | 72 | % | ||||||||||
| 包含衍生品结算的天然气占 NYMEX 合约月平均的百分比 | 63 | % | 71 | % | 81 | % | 69 | % | 97 | % | ||||||||||
| 不包含衍生品结算的天然气占 NYMEX 合约月平均的百分比 | 63 | % | 71 | % | 81 | % | 69 | % | 97 | % |
| 附件 6 | ||||||||||||
| 2026 年第二季度钻探活动 | ||||||||||||
| 圣华金 | 洛杉矶 | 萨克拉门托 | 尤因塔 | 其他 | ||||||||
| 钻井数量 | 盆地 | 盆地 | 盆地 | 盆地 | 盆地 | 总计 | ||||||
| 开发井 | ||||||||||||
| 主要 | 22 | 1 | — | 1 | — | 24 | ||||||
| 水驱 | 33 | 1 | — | — | — | 34 | ||||||
| 蒸汽驱 | 39 | — | — | — | — | 39 | ||||||
| 总计(1) | 94 | 2 | — | 1 | — | 97 | ||||||
| (1) 包括蒸汽注入井和已钻但未完井的井，不包括在 SEC 对钻井的定义中。 |
