阿萨巴斯卡石油公司公布 2025 年第三季度业绩，突出表现是持续的运营业绩、持续的股票回购和良好的财务状况

艾伯塔省卡尔加里，2025 年 10 月 29 日 (环球通讯社) -- 阿萨巴斯卡石油公司 (TSX: ATH)（“阿萨巴斯卡”或“公司”）很高兴地报告其第三季度业绩，其特点是所有资产的运营业绩一致、财务业绩强劲，并兑现了资本承诺回报。凭借较低的企业盈亏平衡点、长期资产组合和原始的资产负债表，该公司处于有利地位，可以推进其战略优先事项。2025 年第三季度综合公司业绩产量：平均产量为 39,599 桶油当量/天（98% 液体），同比增长 2%（每股 11%）。现金流：调整后资金流量为 1.29 亿美元（每股 0.26 美元）。经营活动产生的现金流为 1.57 亿美元。自由现金流为 5600 万美元Athabasca（热油）。资本计划：总资本支出为 9,600 万美元，包括 Leismer 的 6,100 万美元，用于支持将产量逐步增长到 40,000 桶/日。股东回报：今年迄今通过回购计划购买了 3,400 万股股票，向股东返还总计 1.92 亿美元。公司致力于在 2025 年将 100% 的自由现金流（热油）返还给股东，并已自 2023 年 3 月 31 日以来，完成了约 6.75 亿美元的股票回购。运营亮点Leismer：持续产量约为 28,000 桶/天（2025 年 9 月），两个持续的井对正在增加，管道后面还有另外两个井对以支持生产能力。逐步增长到 40,000 桶/天的项目仍按时且符合预算， 3 亿美元项目资本的约 50% 将于 2025 年底完成。Leismer 正在按设施产能生产，下一个增长阶段将遵循计划的 2026 年 5 月设施周转。该公司最近在 Pad L11 上开展了六对井作业，以期实现未来的增长。角落：开发计划侧重于资本高效的模块化设计，项目阶段为 15,000 桶/天。开发预计将自筹资金，同时保持强劲的资产负债表并注重股东回报。公司预计第一阶段将于 2026 年准备好批准，具体取决于有利的宏观环境，开发将在 2029 年实现大幅增长。Hangingstone：产量约为 9,000 桶/天（2025 年 9 月）。Hangingstone 在过去三年中为该组织带来了约 3 亿美元的营业收入。Duvernay Energy Corporation （“DEC”）：四井平台（30% 工作权益）的强劲初始产量，平均 IP30 约为 1,050 桶油当量/天（89% 液体）。这些井在 8 月跻身艾伯塔省顶级 Duvernay 井之列。DEC 于 9 月完成了三井平台（100% 工作权益），将于第四季度投产。DEC 的运营势头强劲，退出目标为 5,500 口 - 6,000 桶油当量/天。有弹性的生产商原始的财务状况：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），定期债务期限为 2029 年。低收支平衡：长寿命、低衰退资产为阿萨巴斯卡提供了持续的资本优势。公司的五年期热油资本包括 Leismer 增长计划在内的 WTI 现金流完全由约 50 美元/桶的 WTI 资金提供。长期导热油维持资本投资估计为约 8 加元/桶（五年年平均值），以保持产量持平。2025 年公司指导综合产量展望：公司预计产量将达到其最初指导值 37,500 – 39,500 的上限热油产量预计平均约为 35,500 桶/天，DEC 预计平均约为 3,500 桶油当量/天，退出目标为 5,500 - 6,000 桶油当量/天。热油资本：热油的预测资本预算保持在约 2.5 亿美元不变，包括维持资本和 Leismer 扩建项目。这个 3 亿美元的扩建项目（三年多）非常经济（约 25,000 美元/桶/天的资本效率），并在 2027 年底实现监管机构批准的 40,000 桶/天产能之前提供中期增长的灵活性。阿萨巴斯卡的热油资本项目灵活、高度经济，并根据宏观经济环境分阶段选择时间。公司预计到 2025 年底，扩建项目的总资本敞口将完成约 50%，并在年底前基本完成2026 年。 Duvernay Energy Capital：预测资本预算保持在约 7500 万美元不变，将推动 2025 年第四季度的生产动力。DEC 的资本计划灵活，旨在自筹资金。该公司拥有约 444 个未来钻探地点的大量库存，且近期没有土地到期。自由现金流重点：该公司预测综合调整后资金流量为 525 - 5.5 亿美元1，其中包括 475 - 5 亿美元来自其热油资产。2025 年热油自由现金流预计约为 2.5 亿美元，并计划通过股票回购返还给股东。西德克萨斯中质油 (“WTI”) 和西加拿大精选 (“WCS”) 重油每上涨 1 美元/桶，将分别影响年度调整后资金流量约 1,000 万美元和约 1,700 万美元。公司综合战略价值创造：公司的热油部门提供了一个由财务弹性支持的差异化液体加权增长平台，以执行资本回报计划。Athabasca 的子公司 Duvernay Energy Corporation 旨在通过为 Kaybob Duvernay 资源区的自筹资金生产和现金流增长提供明确的路径来提高 Athabasca 股东的价值。Athabasca（热油）和 DEC 拥有独立的战略和资本配置框架。坚定关注每项现金流股票增长：Athabasca 严格的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。该公司预计，在投资有吸引力的资本项目和优先考虑 100% 自由现金流的股票回购的推动下，2025 年至 2029 年每股复合年现金流增长将超过 20%。 该公司认为当前股价中未体现出巨大的内在价值，并打算继续积极实施其股票回购策略。阿萨巴斯卡（热油）战略庞大的资源基础：阿萨巴斯卡的顶级资产以较低的持续资本要求支撑着强劲的自由现金流前景。寿命长、低衰退的资产基础包括约 12 亿桶探明加概算储量和约 10 亿桶或有储量Resource.Leismer 渐进式增长：这个 3 亿美元的扩建项目（三年多）非常经济（约 25,000 美元/桶/天的资本效率），并提供灵活性，中期增长目标为 2026 年下半年约 32,000 桶/日，2027 年上半年约 35,000 桶/日，然后在 2027 年底实现监管部门批准的 40,000 桶/日产能。扩建项目完成后，公司可以将 Leismer 的产量维持在 40,000 桶/天，持续约 50 年（探明加概算储量）。维持悬石：该资产具有竞争力，可为公司带来有意义的现金流贡献。目标是维持生产并保持有竞争力的净收益（2025 年第三季度运营净收益为 39.26 美元/桶）。角点 – 未来增长：公司的角点资产是大型去风险石油毗邻 Leismer 的沙子资产，拥有 3.51 亿桶探明及概算储量和 5.2 亿桶或有资源（最佳估计无风险）。该资产已获得 40,000 桶/天的监管批准。开发计划侧重于资本效率高的模块化设计，项目阶段为 15,000 桶/天。开发预计将自筹资金，同时保持强劲的资产负债表并注重股东回报。预计第一阶段将于 2026 年批准，视有利的宏观环境而定，开发将在 2029 年实现大幅增长。 大量的多年自由现金流：包括其投资组合的逐步增长 Athabasca（热油）预计在 2025-29 年的五年时间内产生约 18 亿美元的自由现金流1。自由现金流将继续支持公司的资本回报健全的重油基本面：加拿大重油市场仍然受到跨山扩建管道和持续的全球炼油需求的强劲支撑。这导致今年迄今为止平均约 11 美元/桶的 WCS 重油差价更紧且波动更小。阿萨巴斯卡是预计未来几年将持续的结构性更紧差的直接受益者。热油特许权优势：阿萨巴斯卡的热油资产有大量未收回的资本余额确保较低的皇家特许权使用费框架（~6%1）。 Leismer 预计将保持预付款直至 20271 年末，Hangingstone 预计将在 20301 年之后保持预付款。免税地平线优势：Athabasca（热油）拥有 21 亿美元的宝贵税池，预计本十年不会支付现金税。Duvernay 能源战略加速价值：DEC 是 Athabasca（拥有）的一家运营的私人子公司阿萨巴斯卡 (Athabasca) 占 70%，Cenovus Energy 占 30%)。DEC 为自筹资金的生产和现金流增长提供清晰的路径，同时不影响阿萨巴斯卡为其热油资产提供资金的能力或其资本回报战略，从而加速了阿萨巴斯卡股东的价值实现。Kaybob Duvernay 重点关注：在液体丰富和石油窗口中涉足约 200,000 英亩的土地，以及约 444 个未来井位，包括约 46,000 英亩总面积，拥有 100% 的工作权益。自筹资金增长：近期活动将通过调整后的资金流量和 DEC 的信贷安排提供资金。到 2020 年代末，公司的增长潜力可达约 20,000 桶油当量/天（75% 液体）。脚注：请参阅本新闻稿中的“读者咨询”部分，了解有关非 GAAP 财务措施的更多信息（例如调整后的资金流量、自由现金流、净现金、流动性）和生产披露。1 定价假设：2025 年迄今已实现，WTI 为 60 美元，WCS 巨额差价为 12.50 美元，AECO 为 2 加元，当年余额为 0.725 加元/美元外汇。 2026 年以上 WTI 价格为 70 美元，WCS 重差价为 12.50 美元，AECO 为 3 加元，外汇为 0.725 加元/美元。财务和运营要点截至三个月
9月30日，九个月结束
9 月 30 日，（千美元，除非另有说明）2025 2024 2025 2024 企业合并(1) 石油和天然气产量（桶油当量/日）(2) 39,599 38,909 38,807 36,675 石油、天然气和中游销售额 333,397 美元$376,781 $1,061,311 $1,089,635 营业收入(2)$151,835 $180,184 $439,132 $465,070 已实现对冲净营业收入(2)(3)$144,650 $175,755 $430,698 $460,511 营业净收益($/boe)(2)$42.50 $49.12 $41.71 $46.36 已实现套期保值的运营净值 ($/boe)(2)(3)$40.49 $47.91 $40.91 $45.91 资本支出$96,190 $50,634 $232,589 $175,098 运营现金流活动$157,414 $187,143 $382,199 $398,864 每股 - 基本$0.32 $0.35 $0.76 $0.72 调整后资金流量(2)$129,197 $163,680 $386,463 $417,198 每股 - 基本$0.26 $0.30 $0.77 $0.75 ATHABASCA（热油） 沥青产量（桶/天）(2) 36,590 34,853 35,942 33,390 石油、天然气和中游销售$329,542 $372,634 $1,047,077 $1,072,954 运营收入(2)$142,631 $163,694 $413,750 $425,837 营业净收益 ($/桶)(2)$43.28 $49.68 $42.46 $46.64 资本支出$64,965 $44,431 $171,451 $120,634 调整后资金流量(2)$121,131 $150,088 $364,581 $383,214 自由现金流(2)$56,166 $105,657 $193,130 $262,580 DUVERNAY ENERGY(1) 石油和天然气产量（桶油当量/日）(2) 3,009 4,056 2,865 3,285 液体百分比 (%)(2)75% 77% 73% 77% 石油、天然气和中游销售额$15,840 $24,728 $46,985 $63,015 营业收入(2)$9,204 $16,490 $25,382 $39,233 营业净利润（美元/桶油当量）(2)$33.25 $44.20 $32.45 $43.59 资本支出$31,225 $6,203 $61,138 $54,464 调整后资金流量(2)$8,066 $13,592 $21,882 $33,984 自由现金流(2)$(23,159) $7,389 $(39,256) $(20,480) 净利润和综合收益 净利润和综合收益(4)$69,640 $68,722 $198,514 每股 203,407 美元 - 基本(4)$0.14 $0.13 $0.39 每股 0.37 美元 - 稀释(4)$0.14 $0.12 $0.39 $0.36 已发行普通股 已发行加权平均股数 - 基本 494,509,594 540,884,257 503,714,495 555,035,218 已发行加权平均股数 - 稀释 497,929,426 550,712,443 507,263,981 559,203,5689 月 30 日、12 月 31 日，截至（千美元）2025 2024 流动性和资产负债表（合并） 现金和现金等价物$334,550 $344,836 可用信贷额度(5)$131,408 $136,324 长期债务面值$201,666 $200,000(1) Corporate Consolidated 和 Duvernay Energy 反映了总产量和财务指标，然后考虑了 Athabasca 在 Duvernay Energy 的 70% 股权。
(2) 请参阅本新闻稿中的“读者咨询”部分，了解有关非公认会计原则财务指标和生产披露的更多信息。
(3) 包括截至2025年9月30日的三个月和九个月已实现的商品风险管理损失720万美元和840万美元（截至2024年9月30日的三个月和九个月——损失440万美元和460万美元）。
(4) 每股净利润和综合收益金额基于归属于母公司股东的净利润和综合收益。在计算截至2024年9月30日止三个月的稀释每股净利润时，净利润减少了260万美元，以考虑未偿还认股权证转换为股权对净利润的影响。
(5) 包括阿萨巴斯卡和 Duvernay Energy 信贷安排以及阿萨巴斯卡无担保信用证安排下的可用信贷。阿萨巴斯卡（热油）2025 年第三季度亮点和运营更新产量：36,590 桶/天（Leismer 27,763 桶/天，8,827 桶/天） Hangingstone 的 bbl/d）。现金流：营业收入为 1.426 亿美元，营业净利润为 43.28 美元/桶。调整后的资金流量为 1.211 亿美元。资本：第三季度资本支出为 6500 万美元，Leismer 为 6150 万美元。自由现金流：支持企业资本回报的自由现金流为 5620 万美元Leismer今年早些时候，该公司在 1 号焊盘上进行了 6 个扩展重钻生产，最近在 L10 焊盘上的两对井已投入生产，支持目前约 28,000 桶/天的产量（2025 年 9 月）。 Pad L10 上的另外两对井已开始生产，并将在 2026 年支持生产能力。考虑到下一个增长阶段，阿萨巴斯卡最近在 Pad L11 上开展了六对井对活动。Leismer 的活动重点仍然是到 2027 年底将产量逐步增长至 40,000 桶/天。第三季度的主要重点领域是油田建设，其中包括完成打桩和扩建设备的基础工作以及安装脱气机、热交换器和新处理器。3 亿美元将在 2025 年至 2027 年间支出，其中包括估计 1.9 亿美元的设施资本和估计 1.1 亿美元的增长井资本。到 2025 年底，公司预计扩建项目的总资本完成约 50%，到 2026 年底基本完成资本。该项目仍在继续预算并按 2024 年 7 月宣布的原始制裁计划的时间表进行。逐步建设提供了灵活性，2026 年下半年产能增至约 32,000 桶/日，2027 年上半年增至约 35,000 桶/日，2027 年底产能增至 40,000 桶/日。公司正在为将于 5 月完成的为期三周的设施周转做准备2026 年。活动包括四年一次的定期维护，以及公司增长计划的额外范围。与扩建项目相关的关键周转可交付成果包括完成渐进式建设的连接点、着陆所有一期设备、增加蒸汽发电和储罐建设。Hangingstone在 Hangingstone，两对大位移维持井对（平均约 1,400 米横向井）于 3 月份投入生产，支持当前生产约 9,000 桶/日（2025 年 9 月）。受益于有利的油藏温度和补偿井支持的压力，油井对的增长速度快于预期。目前每口井 800 – 1,000 桶/日的油井对性能超出了管理层的预期。Hangingstone 继续提供有意义的现金流贡献，鉴于目前强劲的生产表现，公司预计明年的资本活动将很少。公司计划进行为期两周的周转，将于 2026 年 4 月竣工。CornerCorner 资产是毗邻 Leismer 的大型无风险油砂资产，拥有 3.51 亿桶探明及概算储量和 5.2 亿桶或有资源（最佳估计无风险）。该资产已获得监管部门批准，日产量为 40,000 桶，拥有 300 多个圈定井，地震能力约 80%油藏质量与 Leismer 相似或更好，与 McMurray 地层航道的其他优质资产相当，预计蒸汽油比低于 3 倍。开发计划侧重于资本高效的模块化设计，项目阶段为 15,000 桶/天。开发预计将自筹资金，同时保持强劲的资产负债表并注重股东回报。公司预计第一阶段将于 2026 年批准批准，取决于有利的宏观环境，发展将在 2029 年实现大幅增长。Duvernay Energy Corporation 2025 年第三季度亮点和运营更新产量：产量 3,009 桶油当量/天（75% 液体）。现金流：运营收入为 920 万美元，运营净收益为 33.25 美元/桶油当量。调整后资金流量为 8.1 美元资本：资本支出 3120 万美元，包括完成两个多孔井平台。本季度，DEC 于 8 月初投入生产了一个四井平台（30% 工作权益），平均横向长度约为 5,000 米。投产的四口井的平均 IP30 约为每井 1,050 桶油当量/天（89% 液体）。9 月，DEC 完成了一个三井平台（100% 工作权益）预计将于第四季度投产，支持 5,500 – 6,000 桶油当量/天的退出率。DEC 保留了显着的运营灵活性，近期没有土地到期，并且能够根据大宗商品价格变动调整支出。关于阿萨巴斯卡石油公司阿萨巴斯卡石油公司是一家加拿大能源公司，其战略重点是开发热能发电该公司位于艾伯塔省加拿大西部沉积盆地，积累了丰富的优质资源的重要土地基础。 Athabasca 的轻油资产由一家私人子公司（Duvernay Energy Corporation）持有，Athabasca 拥有该子公司 70% 的股权。Athabasca 的普通股在多伦多证券交易所交易，代码为“ATH”。欲了解更多信息，请访问 www.atha.com。欲了解更多信息，请联系：Matthew Taylor 首席财务官、总裁兼首席执行官 Robert Broen 1-403-817-91041-403-817-9190 [email protected]@atha.com读者咨询：本新闻稿包含涉及各种风险、不确定性和其他因素的前瞻性信息。除历史事实陈述之外的所有信息均为前瞻性信息。使用“预期”、“计划”、“项目”等任何词语“继续”、“维持”、“可能”、“估计”、“预期”、“将”、“目标”、“预测”、“可能”、“打算”、“潜力”、“指导”、“展望”以及暗示未来结果的类似表达旨在识别前瞻性信息。前瞻性信息不是历史事实，而是基于公司当前的计划、目的、目标、战略、估计、假设和对公司未来的预测。该信息涉及已知和未知的风险、不确定性和其他因素，可能导致实际结果或事件与此类前瞻性信息中预期的结果或事件存在重大差异。不能保证这些预期将被证明是正确的，并且不应过度依赖本新闻稿中包含的此类前瞻性信息。该信息仅代表截至本新闻稿发布之日的情况。特别是，本新闻稿包含与以下内容相关的前瞻性信息，但不限于：我们的战略计划；未来资本的配置；股东回报（包括股票回购）的时间和金额；我们的 NCIB 计划条款；我们的钻探计划；我们的发展计划；资本效率；产量增长至预期生产率和估计维持资本金额； Leismer 和 Hangingstone 预支付特许权使用费状态的时间安排；税池的适用性；各时期调整后的资金流量和自由现金流；输入良好的经济指标；钻孔地点的数量；预测日产量及产量构成；盈亏平衡指标，我们对公司业务环境的展望，包括商品定价； 此外，本新闻稿中有关“储量”和“资源”的信息和陈述被视为前瞻性信息，因为它们涉及基于某些估计和假设的隐含评估，即所描述的储量和资源以预测或估计的数量存在，并且所描述的储量和资源在未来可以盈利地生产。对于本新闻稿中包含的前瞻性信息，已做出以下假设：商品价格；公司开展和将开展业务所在司法管辖区的特许权使用费、税收和环境问题的监管框架，以及该监管框架对公司的影响，包括对公司财务状况和经营业绩的影响；公司的财务和运营灵活性；公司的财务可持续性；阿萨巴斯卡的现金流盈亏平衡商品价格；公司有能力及时且经济高效地获得合格的员工和设备；公司储量和资源回收和生产技术的适用性；公司未来的资本支出；公司资本计划的未来资金来源；公司未来的债务水平；未来的生产水平；公司以可接受的条件获得融资和/或达成合资安排的能力；运营成本；交易对手遵守合同安排条款的情况；全球竞争加剧的影响；未偿还的第三方应收账款的催收风险；对公司储量和资源量的地质和工程估算；储量和资源的可采性；公司进行勘探和开发活动的地区的地理位置及其资产的质量。 与公司储量和资源量相关的某些其他假设包含在 McDaniel & Associates Consultants Ltd.（“McDaniel”）评估阿萨巴斯卡截至 2024 年 12 月 31 日的探明储量、概算储量和或有资源量的报告（本文分别称为“McDaniel 报告”）中。实际结果可能与本前瞻性信息中的预期结果存在重大差异，因为SEDAR 网站 www.sedarplus.ca 上提供的 2025 年 3 月 5 日公司年度信息表（“AIF”）中列出的风险因素导致的，包括但不限于： 石油和天然气行业的疲软；勘探、开发和生产风险；价格、市场和营销；市场状况；贸易关系和关税；气候变化和碳定价风险；有关环境的法规和条例，包括欺骗性营销条款；监管环境和适用法律的变化；收集和处理设施、管道系统和铁路；石油和天然气行业的声誉和公众认知；环境、社会和治理目标；政治不确定性；资本市场状况；满足资本需求的能力；获得资本和保险；废弃和回收成本；对石油和天然气产品的需求不断变化；收购和处置的预期收益；特许权使用费制度；外汇汇率和利率；储备；对冲；操作依赖性；运营成本；项目风险；供应链中断；财务保证；稀释剂供应；第三方信用风险；土著主张；对关键人员和操作员的依赖；所得税；网络安全；先进技术；水力压裂；责任管理；季节性和天气条件；意外事件；内部控制；限制和保险；诉讼;天然气覆盖沥青资源；竞赛;所有权链以及许可证和租赁的到期；违反保密规定；新的行业相关活动或新的地理区域；用水限制和/或获取水的机会有限；与杜韦内能源公司的关系；管理层的估计和假设；第三方索赔；利益冲突；通货膨胀和成本管理；信用评级；成长管理；流行病的影响；居住在美国的投资者在加拿大执行民事补救措施的能力；与我们的债务和证券相关的风险。公司或代表公司行事的人员的所有后续前瞻性信息，无论是书面还是口头，均明确完全符合这些警示性声明。本新闻稿还包含对阿萨巴斯卡 2025 年前景的估计，该估计基于对生产水平、商品价格、货币汇率和本新闻稿中披露的其他假设的各种假设。如果任何此类估计构成财务展望，则经阿萨巴斯卡管理层和董事会批准，包括在内是为了让读者了解公司的前景。管理层对用于编制财务前景的所有成本、支出、价格或其他财务假设没有明确的承诺，也没有保证将实现此类经营业绩，因此，所有这些成本、支出、价格和经营业绩的完整财务影响无法客观确定。公司的实际经营业绩和由此产生的财务业绩可能与所载金额有所不同本新闻稿中包含的展望和前瞻性信息是在本新闻稿发布之日发布的，公司不承担任何更新或修改此类展望和/或前瞻性信息的意图或义务，无论是由于新信息、未来事件还是其他原因，除非根据适用法律要求。石油和天然气信息“BOE”可能会产生误导，特别是单独使用时。BOE 转换率为 6000 立方米英尺天然气换算为一桶油当量（6 Mcf：1 桶）基于主要适用于燃烧器尖端的能量当量转换方法，并不代表井口的价值当量。 由于基于当前天然气和原油价格的天然气和原油之间的价值比与 6:1 的能源当量存在显着差异，因此利用 6:1 换算作为价值指示可能会产生误导。初始产量测试结果和初始产量：除非另有说明，本文提供的试井结果和初始产量应被视为初步结果。本文披露的测试结果和初始产量可能不包括在内。必然能够表明长期表现或最终采收率。储量信息麦克丹尼尔报告是使用 COGE 手册中概述的假设和方法指南并根据 2024 年 12 月 31 日生效的国家仪器 51-101 石油和天然气活动披露标准编写的。在估算沥青、轻质原油和中质原油、致密油、常规天然原油的数量时存在许多固有的不确定性天然气、页岩气和液化天然气储量以及归因于此类储量的未来现金流量。上述储量和相关现金流量信息仅为估计值。一般来说，经济可采储量及其未来净现金流量的估计基于许多可变因素和假设，例如资产的历史产量、生产率、最终储量回收率、资本支出的时间和金额、石油和天然气的适销性、特许权使用费、政府机构监管的假设效果和未来运营成本，所有这些都可能会有所不同出于这些原因，对任何特定资产组的经济可采储量的估计、根据采收风险对此类储量的分类以及与不同工程师或同一工程师在不同时间准备的储量相关的未来净收入的估计可能会有所不同。公司与其储量有关的实际生产、收入、税收以及开发和运营支出将与其估计值有所不同，并且这种变化可能是重大的。本文中描述的储量数字已四舍五入到最接近的 MMbbl 或 MMboe。了解更多信息有关 McDaniel 在 McDaniel 报告中评估的合并储备和有关公司资源的信息，请参阅公司的 AIF。储备价值（即净资产价值）是使用我们储备的所有未来净收入的估计净现值计算的，所得税折扣率为 10%，由 McDaniel 于 2024 年 12 月 31 日生效并基于 McDaniel、Sproule 和截至 2025 年 1 月 1 日，GLJ 引用的 444 个总杜韦尔内钻探地点包括：87 个已探明未开发地点和 85 个可能未开发地点，总共 172 个已预订地点，其余为未预订地点。已探明未开发地点和可能未开发地点已登记并源自 McDaniel 截至 2024 年 12 月 31 日准备的公司最新独立储量评估未预订地点是管理层内部估计。未预订地点没有归属储量或资源（包括或有或预期）。未预订地点已被管理层确定为基于对适用的地质、地震、工程、生产和储量信息的评估，对阿萨巴斯卡预计未来二十年发生的多年钻探活动的估计。无法确定公司将钻探所有未预订钻探地点，并且如果钻探的话不确定这些地点是否会带来额外的石油和天然气储量、资源或产量。 公司实际钻井的钻井地点，包括钻井数量和时间最终取决于资金的可用性、商品价格、省级财政和特许权政策、成本、实际钻井结果、获得的额外油藏信息和其他因素。非公认会计准则和其他财务指标以及产量披露“公司综合调整后资金流量”、“公司每股综合调整资金流量”、“阿萨巴斯卡” （热油）调整后资金流量”、“杜韦内能源调整后资金流量”、“公司综合自由现金流”、“阿萨巴斯卡（热油）自由现金流”、“杜韦内能源自由现金流”、“公司综合营业收入”、“已实现对冲的公司综合营业收入净额”、“阿萨巴斯卡（热油）营业收入”、“杜韦内能源”本新闻稿中包含的“营业收入”、“公司综合营业净值”、“已实现对冲的公司综合营业净值”、“阿萨巴斯卡（热油）营业净值”、“杜韦尔内能源营业净值”和“现金运输和营销费用”财务指标不具有 IFRS 规定的标准化含义，被视为非 GAAP 财务指标或比率。这些指标可能无法与所提出的类似指标相比较由其他发行人制定，不应与根据 IFRS 制定的措施分开考虑。净现金和流动性是补充财务指标。Leismer 和 Hangingstone 的经营业绩是补充财务指标，汇总后将与 Athabasca（热油）部门业绩合并。调整后的资金流量、调整后的每股资金流量和自由现金流调整后的资金流量和自由现金流是调整后的资金流量和自由现金流量指标允许管理层和其他人评估公司为其资本计划提供资金的能力，并利用持续经营相关活动内部产生的现金流履行其持续的财务义务。调整后的每股资金流量是非公认会计准则财务比率，计算方法为调整后的资金流量除以适用的已发行加权平均股数。 调整后资金流量和自由现金流计算如下：三个月结束
2025 年 9 月 30 日（千美元）阿萨巴斯卡
（热油）Duvernay Energy(1) 企业合并(1) 经营活动现金流$151,690 $5,724 $157,414 非现金营运资金变化 (30,673) 2,337 (28,336)准备金结算 114 5 119 调整后资金流量 121,131 8,066 129,197 资本支出 (64,965) (31,225) (96,190)自由现金流$56,166 $(23,159)$33,007(1) Duvernay Energy 和 Corporate Consolidated 在考虑 Athabasca 在 Duvernay 的 70% 股权之前反映了总体财务指标能源。九个月结束
2025 年 9 月 30 日（千美元）阿萨巴斯卡
（热油）Duvernay Energy(1) Corporate Consolidated(1) 经营活动现金流$366,259 $15,940 $382,199 非现金营运资金变化 (2,521) 5,932 3,411 准备金结算 843 10 853 调整后资金流量 364,581 21,882 386,463 资本支出 (171,451) (61,138) (232,589)自由现金流$193,130 $(39,256)$153,874(1)  Duvernay Energy 和 Corporate Consolidated 反映了总财务指标，然后考虑了 Athabasca 的 70% 股权Duvernay Energy。三个月结束
2024 年 9 月 30 日（千美元）阿萨巴斯卡
（热油）Duvernay Energy(1) Corporate Consolidated(1) 经营活动现金流$169,950 $17,193 $187,143 非现金营运资金变化 (20,201) (3,401) (23,602)拨备结算 339 (200) 139 调整后资金流量150,088 13,592 163,680 资本支出 (44,431) (6,203) (50,634)自由现金流$105,657 $7,389 $113,046(1) Duvernay Energy 和 Corporate Consolidated 反映了在考虑 Athabasca 70% 股权之前的总财务指标Duvernay Energy。九个月结束
2024 年 9 月 30 日（千美元）阿萨巴斯卡
（热油）Duvernay Energy(1) Corporate Consolidated(1) 经营活动现金流$367,018 $31,846 $398,864 非现金营运资金变化 14,560 2,134 16,694 准备金结算 1,636 4 1,640 调整后资金流量 383,214 33,984 417,198 资本支出 (120,634) (54,464) (175,098)自由现金流$262,580 $(20,480)$242,100(1) Duvernay Energy 和 Corporate Consolidated 在考虑 Athabasca 70% 股权之前反映了总体财务指标Duvernay Energy。Duvernay Energy 运营收入和运营净值本新闻稿中的非 GAAP 衡量标准 Duvernay Energy 运营收入是通过从石油和天然气销售中减去 Duvernay Energy 特许权使用费、运营费用以及运输和营销费用来计算的，这是最直接可比的 GAAP 衡量标准。每桶油当量的 Duvernay Energy 运营净值是通过除以 Duvernay Energy 运营收入计算得出的非 GAAP 财务比率Duvernay 能源营业收入和 Duvernay 能源营业净利润措施允许管理层和其他人评估公司 Duvernay 能源资产的生产结果。Duvernay 能源营业收入使用 Duvernay 能源部门 GAAP 结果计算，如下：三个月结束
9月30日，九个月结束
9 月 30 日（千美元，除非另有说明）2025 2024 2025 2024 石油和天然气销售额 $15,840 $24,728 $46,985 $63,015 特许权使用费 (1,271) (2,470) (5,824) (8,282)运营费用 (4,280) (4,684) (12,936) (12,387)运输和营销 (1,085) (1,084) (2,843) (3,113)DUVERNAY ENERGY 营业收入$9,204 $16,490 $25,382 $39,233阿萨巴斯卡（热油）营业收入和营业净收益本新闻稿中的非 GAAP 指标阿萨巴斯卡（热油）营业收入是通过从重油（混合沥青）和中游销售中减去阿萨巴斯卡（热油）部门的稀释剂混合成本、特许权使用费、现金运输和营销费用来计算的，这是最直接可比的 GAAP 指标。每桶阿萨巴斯卡（热油）营业净值是非 GAAP 财务比率计算方法是将各个项目的营业收入除以其各自的沥青销量。 阿萨巴斯卡（热油）营业收入和阿萨巴斯卡（热油）营业净回值措施使管理层和其他人员能够评估阿萨巴斯卡（热油）资产的生产结果。阿萨巴斯卡（热油）营业收入使用阿萨巴斯卡（热油）分部 GAAP 结果计算，如下：截至三个月
9月30日，九个月结束
9 月 30 日，（千美元，除非另有说明）2025 2024 2025 2024 重油（混合沥青）和中游销售$329,542 $372,634 $1,047,077 $1,072,954 稀释剂成本 (122,011) (129,965) (421,208) (411,991)沥青和中游销售总额 207,531 242,669 625,869 660,963 特许权使用费 (10,592) (22,291) (35,987) (62,651)营业费用 - 非能源 (23,884) (24,903) (75,581) (72,445)营业费用 - 能源 (9,153) (9,994) (36,281) (38,187)运输和营销(1) (21,271) (21,787) (64,270) (61,843)ATHABASCA（热油）运营收入$142,631 $163,694 $413,750 $425,837(1) 运输和营销不包括截至2025年9月30日的三个月和九个月的非现金成本60万美元和170万美元（截至2024年9月30日的三个月和九个月 - 60万美元和1.7美元）百万）。公司综合营业收入以及扣除已实现对冲和营业净回笼的公司综合营业收入本新闻稿中包括或不包括已实现对冲的公司综合营业收入的非公认会计原则衡量标准是通过添加或减去商品风险管理合同（如适用）、特许权使用费、稀释剂混合成本、运营费用以及来自石油、天然气的现金运输和营销费用的已实现收益（损失）来计算的包括或不包括已实现对冲措施的企业综合营业净回额是非公认会计原则比率，计算方法是将包括或不包括对冲的企业综合营业收入除以总销量，并按每桶油当量列出。企业综合营业收入和包括或不包括已实现对冲措施的企业综合营业净回额允许管理层和其他人评估公司 Duvernay 的生产结果能源和阿萨巴斯卡（热油）资产合并在一起，包括已实现的商品风险管理收益或损失（如适用）的影响。三个月结束
9月30日，九个月结束
9 月 30 日，（千美元，除非另有说明）2025 2024 2025 2024 石油、天然气和中游销售(1)$345,382 $397,362 $1,094,062 $1,135,969 特许权使用费 (11,863) (24,761) (41,811) (70,933)稀释剂成本(1) (122,011) (129,965) (421,208) (411,991)营业费用 (37,317) (39,581) (124,798) (123,019)运输和营销(2) (22,356) (22,871) (67,113) (64,956)营业收入 151,835 180,184 439,132 465,070 商品风险管理合同已实现损失 (7,185) (4,429) (8,434) (4,559)已实现营业收入净额对冲$144,650 $175,755 $430,698 $460,511(1) 非 GAAP 衡量标准包括公司间 NGL（即 NGL） Duvernay Energy 部门将凝析油）出售给 Athabasca（热油）部门，用作稀释剂，并在合并时消除。
(2) 运输和营销费用不包括截至 2025 年 9 月 30 日的三个月和九个月的非现金成本 60 万美元和 170 万美元（截至 2024 年 9 月 30 日的三个月和九个月 - 60 万美元和 170 万美元）。现金运输和营销费用本新闻稿中包含的现金运输和营销费用财务指标是通过减去合并现金流量表中报告的非现金运输和营销费用来自合并损益表（损失）中报告的运输和营销费用，被视为非公认会计原则财务指标。净现金净现金的定义是长期债务的面值，加上应付账款和应计负债，加上流动部分的准备金和其他负债加上应付所得税减去流动资产，不包括风险管理合同。流动性流动性定义为现金和现金等价物加上可用信贷能力。产量详细信息三个月结束
9月30日，九个月结束
9 月 30 日，产量 2025 2024 2025 2024 Duvernay Energy：石油和凝析油 NGLs(1)bbl/d 2,053 2,688 1,834 2,235 其他 NGLsbbl/d 196 447 268 298 天然气(2)mcf/d 4,563 5,526 4,578 4,511 Duvernay Energy总计boe/d 3,009 4,056 2,865 3,285 导热油沥青总计bbl/d 36,590 34,853 35,942 33,390 公司总产量boe/d 39,599 38,909 38,807 36,675(1) 致密油含量99%及以上，其余为轻质、中质原油。
(2) 由 99% 或以上的页岩气组成，其余为常规天然气。本新闻稿还参考了阿萨巴斯卡公司预测 2025 年日均热油产量为 35,500 桶/天。预计 100% 的产量将由沥青组成。 Duvernay Energy 预计 2025 年日均总产量约为 3,500 桶油当量，预计由约 68% 致密油、23% 页岩气和 9% NGL 组成。液体定义为沥青、轻质原油、中质原油原油和天然气液体。盈亏平衡是一种运营指标，用于计算调整后资金流中为运营成本（运营盈亏平衡）、维持资本（维持盈亏平衡）或增长资本（总资本）提供资金所需的美元 WTI 油价。