业绩总结 - 2024年调整后的EBITDAX为10.06亿美元，较2023年增长[3] - 2024年自由现金流为3.03亿美元，返还给股东的比例为85%[4] - 2024年总净产量为110MBOE/D，油气占比79%[3] - 2024年已证明储量的PV-10为89亿美元，储量为545MMBOE[3] - 2024年公司股息提高了25%，并在2024年返还给股东的总额为3.03亿美元[4] - 2024年第四季度自由现金流为1.18亿美元[49] - 2024年第四季度可用流动资金为3.54亿美元[51] - 2024年净债务为7.91亿美元，流动性充足[48] 未来展望 - 2025年预计调整后的EBITDAX将在11亿至12亿美元之间[12] - 2025年第一季度预计净产量为138-142 MBoe/d，其中约79%为原油[54] - 2025年预计的有效税率为29%[54] - 2025年预计的电力利润为1.2亿至1.45亿美元[54] - 2025年资本支出预计在11.5亿至12亿美元之间，包含Aera合并的协同效应[12] 用户数据 - 2024年Brent油价平均为79.84美元/桶，实际价格为75.66美元/桶[43] - 2024年第一季度至第四季度，油价（含对冲）分别为77.17美元、81.29美元、75.38美元和73.00美元每桶[83] - 2024年第一季度至第四季度，天然气的平均实现价格分别为3.90美元、1.78美元、2.68美元和3.65美元每千立方英尺[83] 市场扩张与并购 - 2024年公司成功实现Aera合并协同效应，预计2025年将再捕获6500万美元的协同效应[4] - 2024年，CRC预计从Brookfield获得的总支付将达到约185百万美元，目前已收到92百万美元[99] 负面信息 - 2024年第二半年的年化利息和债务费用为57百万美元，利息覆盖率为12.6[95] - 2024年第二半年的年化调整EBITDAX预计为718百万美元，净债务为791百万美元，净杠杆比率为1.10[95] 新产品与新技术研发 - 公司在洛杉矶盆地获得MiQ 'Grade A'认证，表明其甲烷排放表现良好[81] - 公司在2024年实现的油生产淡水消耗减少目标为30%，并提前一年达成[81] 其他新策略与有价值的信息 - 2024年公司执行薪酬评分卡的30%与ESG相关的碳管理、环境保护和工人安全指标挂钩[81] - 公司在加州的慈善捐赠总额达到260万美元，支持公共健康、安全、环境、STEM/职业培训和多样性、公平与包容性倡议[81] - 截至2024年12月31日，CRC的流动性为354百万美元现金及现金等价物，加上1,150百万美元的信贷额度，减去167百万美元的未偿信用证[95] - 截至2024年12月31日，CRC的企业价值为1,941百万美元，计算方式为净债务791百万美元加上市场资本化[95]

公司业务结构 - 公司主要业务包括油气和碳管理两个板块[15] 公司合并事项 - 2024年7月1日公司通过合并获得Aera全部所有权权益，发行21315707股普通股给原Aera所有者，预计2025年因结算再发行股份，合并后原股东持股76%，卖方持股24%，还支付约9.9亿美元偿还Aera债务[15] - Aera合并为公司增加大量油权重产量和已开发探明储量[15] 协同效应与成本节约 - 2024年实施的协同效应预计带来未来每年1.7亿美元成本节约，2025年预计额外实现6500万美元成本节约[18] 财务数据关键指标 - 2024年全年净收入3.76亿美元，包含Aera下半年运营结果[18] - 截至2024年12月31日，公司流动性为13.37亿美元，包括循环信贷额度下可用的9.83亿美元（扣除1.67亿美元未偿还信用证）和3.54亿美元现金，长期债务为11.45亿美元[19] - 截至2024年12月31日，标准化折现未来净现金流为6702百万美元，未来所得税现值为2175百万美元，PV - 10现金流为8877百万美元[57] 公司资产情况 - 公司有一座位于埃尔克山的550兆瓦天然气发电厂[19] - 公司基础设施包括5座天然气处理厂、7座发电厂等，管道里程超1.1万英里[95] - 公司拥有550兆瓦的Elk Hills发电厂、240兆瓦的Midway Sunset发电厂（50%权益）等[96][97][98] 矿权相关数据 - 截至2024年12月31日，公司净矿权面积为186.3万英亩，平均净矿权面积持有费率为79%[20] - 截至2024年12月31日，公司总净矿权权益中79%为自有，其余为租赁，租赁面积中约85%由生产持有[33] - 若无法建立生产或延长租赁期限，2025 - 2027年分别有9000、6000、7000净矿权英亩到期，占2024年底总净未开发面积2%和总净面积1%[34] 油气生产运营数据 - 2024年公司运营的生产油田数量为65个，平均钻井平台1个，净钻井和完井8口[20] - 2024年公司探明储量中，石油4.43亿桶、NGLs 3400万桶、天然气4090亿立方英尺，总计5.45亿桶油当量，石油占比81%[20] - 2024年公司总产量4000万桶油当量，平均日净产量11万桶油当量[20] - 2024年公司平均日净产量中，石油8万桶、NGLs 1万桶、天然气1.17亿立方英尺，总计11万桶油当量[36] - 2024年公司平均实现油价（含套期保值）75.66美元/桶，运营成本24.51美元/桶油当量[36] - 2024年生产分成合同（PSCs）产量占公司总产量12%[38] - 2024、2023、2022年调整后运营成本分别为983百万美元、822百万美元、785百万美元，对应每桶运营成本为24.51美元、26.24美元、23.75美元[41] - 2024、2023、2022年平均净产量分别为110千桶油当量/天、86千桶油当量/天、91千桶油当量/天，平均总产量分别为129千桶油当量/天、101千桶油当量/天、106千桶油当量/天[42] - 2024年估算已探明石油、NGLs、天然气储量的平均实现价格分别为77.91美元/桶、46.73美元/桶、2.71美元/千立方英尺[43] - 截至2024年12月31日，总已探明储量中，石油443百万桶、NGLs 34百万桶、天然气409十亿立方英尺，总计545百万桶油当量[45] - 2024年已探明储量变化中，价格相关净负修订15百万桶油当量，业绩相关净正修订2百万桶油当量[46][47][48] - 2024年已探明未开发储量变化中，价格相关净负修订3百万桶油当量，业绩相关净负修订5百万桶油当量[51][52] - 2024年将2百万桶油当量的已探明未开发储量转换为已探明开发储量，转换率为年初已探明未开发储量的4%，投资44百万美元[55] - 截至2024年12月31日，公司生产井的平均工作权益为97%[69] - 2024 - 2022年石油、天然气和NGL销售额分别为25.37亿美元、21.55亿美元、26.43亿美元[74] - 2024 - 2022年石油销售额分别为22.55亿美元、15.34亿美元、19.68亿美元[74] - 2024 - 2022年NGL销售额分别为1.86亿美元、1.98亿美元、2.64亿美元[74] - 2024 - 2022年天然气销售额分别为0.96亿美元、4.23亿美元、4.11亿美元[74] - 2024年公司向菲利普斯66炼油厂出售约8%的产量，该厂计划2025年底关闭[77] - 公司目前有一份每日约6000桶NGL的船运或付款管道运输合同，有效期至2026年3月[81] - 截至2024年12月31日，2025 - 2029年石油交付承诺分别为3500万桶、2700万桶、2000万桶、300万桶[83] - 截至2024年12月31日，2025年NGL交付承诺为100万桶，天然气为230亿立方英尺[83] 储量审计与管理 - 2024年NSAI审计了公司85%的总已探明储量[62] - 公司储备总监负责监督储量估算，储备审查委员会审查并批准2024年油气储量[60][61] - 公司与独立储量工程师的储量估计总差异小于10%，在石油工程师协会可接受范围内[63] 员工相关数据 - 截至2024年12月31日公司约有1550名员工，较2023年末的970名大幅增长[102] 安全与运营指标 - 2024年公司油泄漏预防率达99.999%，员工总可记录伤害率（TRIR）为0.39[105] 许可证相关 - 2024年公司（含Aera子公司）获得799个修井和145个侧钻井的井许可证[109] - 2024年CalGEM向其他运营商发放77个新井许可证，40个用于油气生产井，37个用于注入和观察井[110] 2025年业务计划 - 2025年上半年公司计划在克恩县运营1台钻机，下半年增加到2台[118] - 2025年约2100万美元用于开发已探明储量的资本与克恩县侧钻井相关，目前无许可证[118] - 2025年1月公司碳捕获设备安装项目获批，预计资本投入1400万 - 1800万美元，2025年末运营[90] 法规政策影响 - 2022年9月16日，加州州长签署参议院第1137号法案，规定新油气生产井与敏感受体的最小距离为3200英尺，该法案于2024年6月27日生效，2024年9月30日签署的第218号法案将部分监测和报告要求的实施时间延长至2026年7月1日，并将其他要求的合规时间最多推迟三年[121] - 2025年1月1日生效的第1866号法案提高闲置井年费，新增不满三年闲置井费用，还提高每年需消除闲置井的最低百分比[123] - 第2716号法案要求在一定时间内封堵鲍德温山保护区内日均产量少于15桶的低产油井，否则将面临行政处罚[124] - 第3233号法案赋予地方政府限制或禁止辖区内油气运营或开发的权力，未来洛杉矶市或洛杉矶县、蒙特雷县的禁令或限制可能对公司生产产生负面影响或导致资产减记[125] - 截至2024年12月31日财年，公司超70%的总产量位于克恩县，目前克恩县内地方政府暂无限制或禁止油气运营的计划[126] - 2023年10月7日签署的第1167号法案对在加州运营油井或生产设施的人施加更严格的财务担保要求，该法案实施可能导致某些收购或处置延迟或增加成本[128] - 2024年公司与长滩市和CalGEM就注水井压力梯度进行讨论，7月CalGEM发布指令逐步降低注水井压力，公司实施五年注水量削减工作计划，假设计划不变，预计五年计划结束时产量负面影响约1 MBoe/d，已探明开发储量净现值负面影响小于1%[130] - 2025年1月，在Center for Biological Diversity诉长滩市等的诉讼中，洛杉矶县高等法院驳回原告请愿，公司预计该诉讼不会对业务或运营产生重大不利影响[132] - 2024年11月，环保组织对克恩县提起CEQA诉讼，指控其在批准公司埃尔克山油田CTV I项目有条件使用许可时违反CEQA，目前无法确定该诉讼结果[133] - 30项原始含水层豁免提案中，22项已获美国环保署批准，8项申请仍在处理中[136] - 2025年1月20日行政命令暂停通过《降低通胀法案》或《基础设施投资和就业法案》拨款的联邦资金分配，1月29日白宫管理和预算办公室撤销冻结[138] - 加州因未来干旱风险实施限制地下水开采和用水、提高水成本的法规政策，或对公司运营产生不利影响[139] - 2022年9月16日加州州长签署参议院第905号法案，规划多年内制定单元化、许可和管道安全法规以促进CCS项目发展[141] - 2024年10月21日克恩县监事会批准公司首个CCS项目Carbon TerraVault I的有条件使用许可并认证EIR，11月22日非政府组织提起诉讼[143] - 2024年12月31日EPA为Elk Hills油田的CTV I 26R地下CO₂储存库的四口注入井颁发Class VI地下注入控制许可，2月3日生效[144] - 公司目前有7份与碳管理部门相关的Class VI许可申请正在EPA不同审批阶段，预计2025年下半年对CTV I A1 - A2地下CO₂储存库的许可有最终决定[144] - 《降低通胀法案》将捕获和封存碳氧化物的45Q抵免额度提高到工业和发电设施捕获为85美元/公吨、直接空气捕获设施捕获为180美元/公吨，合格设施开工日期延至2033年1月1日前[145] - 《降低通胀法案》通过45V抵免激励清洁氢生产项目，抵免金额最高为3美元/千克乘以适用百分比，为期10年[146] - 2024年11月CARB最终确定LCFS法规修正案，将2030年碳强度目标从20%提高到30%，到2045年碳强度降低90%，2月行政法办公室不予批准[150] - 加州设定到2030年将覆盖的温室气体排放量比1990年水平降低40%的目标，到2030年60%的零售电力来自可再生资源，到2045年实现碳中和[152][153] - 2025年起部分油气设施需向EPA付费，2024年为900美元/公吨，2025年升至1200美元，2026年及以后为1500美元/公吨[155] - 2020年1月1日起国际海事组织将船用燃料最大硫含量从3.5%降至0.5%[158] - 2015年美国联邦政府解除国内生产石油的出口限制[156] 碳管理业务相关 - 公司持有Carbon TerraVault JV 51%的权益，Brookfield持有49%，Brookfield已出资9200万美元[91]

财务数据和关键指标变化 - 2024年第四季度净产量14.1万桶油当量/日，实现油价为布伦特油价的99%，调整后息税折旧摊销前利润3.16亿美元，自由现金流1.18亿美元 [19] - 2024年全年总净产量16.3万桶油当量/日，全年调整后息税折旧摊销前利润超10亿美元，自由现金流3.55亿美元，约85%的自由现金流通过股息和股票回购返还给股东 [23][24] - 2025年预计投资2.85 - 3.35亿美元，预计调整后息税折旧摊销前利润11 - 12亿美元，预计年度净产量约13.5万桶油当量/日，超70%的预计2025年石油以每桶67美元的平均全价进行套期保值，超60%的2025年燃料气以每百万英热单位3.95美元的平均价格进行套期保值 [25][26][27] 各条业务线数据和关键指标变化 常规油气业务 - 2024年全年总净产量16.3万桶油当量/日，油藏年总递减率约6%，通过1.23亿美元的钻井资本有效管理产量递减 [23] - 2025年预计年度净产量约13.5万桶油当量/日，石油占比近80%，计划上半年运行一台钻机，下半年增加一台钻机，预计部署1.65 - 1.8亿美元用于钻井、完井和修井 [26] 电力业务 - 资源充足性电力容量付款将增加50%至1.5亿美元，正在评估新的电力购买协议，以扩大电力业务价值 [28] 碳管理业务 - 获得美国首个EPA六级许可证，计划第二季度在埃尔克山破土动工建设加州首个TCS项目，预计今年晚些时候进行首次注入 [12] - 包括与国家水泥的合作，有近900万公吨/年的碳管理项目正在考虑中，CTV业务有7个额外的六级许可证正在申请中，预计总存储容量为2.87亿公吨 [12][13] 各个市场数据和关键指标变化 无相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司是不同类型的能源公司，常规油气业务有良好现金流和财务业绩，是加州最大的油气生产商，合并后规模释放显著协同效应 [8] - 积极拓展电力和碳管理等高增长业务，利用现有电力容量与多方推进人工智能数据中心协议，碳管理业务吸引各行业领先公司寻求创新解决方案 [9][10] - 与国家水泥达成合作，是国内工业脱碳的重要里程碑，该项目将是加州首个净零水泥设施，获高达5亿美元的美国能源部资金支持 [14][15] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2024年是出色的一年，公司执行良好并为未来发展奠定基础，实现关键目标并大幅降低成本 [5][6] - 2025年将受益于新的可持续效率提升，财务状况强劲，有信心实现增长并为股东创造价值 [24][34] - 碳管理业务市场需求加速增长，公司在该领域处于有利地位，多个项目为未来收入增长和盈利提供可见路径 [36] 其他重要信息 - 公司已实现约70%（超2.35亿美元）的Era相关协同效应，预计今年通过运营规划、供应商管理和持续的一般及行政费用节省实现剩余部分，与2023年合并后的预估相比，2025年目标可控成本结构预计降低16%至2.2亿美元 [11][25] - 公司拥有超10亿美元的流动性，合并后六个月内现金从几乎为零增至年底超3.5亿美元，上周按面值赎回约一半2026年高级票据，预计今年晚些时候处理剩余1.22亿美元，杠杆率低于1倍 [30][31] 问答环节所有提问和回答 问题: 公司股价表现不及部分同行，是否会积极回购股票 - 公司自2021年以来已返还超10亿美元，2024年回购约350万股，平均价格为52.12美元，结合股息，为股东带来8%的自由现金流收益率，2025年基本面不变，公司认为股票交易价格远低于内在价值，是股票的买家 [41][42] - CPPIB、ICAB和橡树资本在合并后有锁定期协议，三分之一的股份已解锁，另外三分之二分别在7月和2026年1月解锁，公司有超5.5亿美元的回购计划剩余额度，若大股东出售，公司有能力支持 [44][45] 问题: 数据中心业务进展如何 - 公司正在与多方洽谈，具有战略基础设施优势，可快速进入市场，正在寻求高价值长期电力购买协议，目标是150 - 200兆瓦，同时结合CCS实现低碳排放解决方案，埃尔克山有90英亩土地可用于建设数据中心，还能提供天然气稳定供应，预计今年晚些时候提供更新 [49][50][51] 问题: 电力购买协议开发中如何解决电力冗余问题，不同解决方案对经济有何影响 - 公司电厂为基荷电厂，24/7运行，是加州最高效的电厂之一，电厂为油田运营供电，剩余电力出售给电网，并通过资源充足性协议作为备用电源 [56][57] - 埃尔克山有备用协议，工厂的进出口容量远超工厂容量和围栏后预期负荷，所有资源目前都已就位 [58] 问题: 关于协同效应，2025年和2026年的绝对美元收益是多少，是否都包含在非能源和一般及行政费用指引中 - 最初目标协同效应为1.5亿美元，后提高至2.35亿美元，2024年已实现年化1.07亿美元的节省，包括1.1亿美元的非能源和一般及行政费用节省以及6000万美元的利息费用节省，今年计划通过优化供应商协议、降低一般及行政费用和利用规模优势实现剩余6500万美元 [65][66][67] - 与2023年合并后的预估相比，预计2025年成本改善2.2亿美元，Era合并还在克恩县提供了大量优质二氧化碳孔隙空间 [68] 问题: 与国家水泥的合作有哪些具体里程碑，如何考虑二氧化碳运输部分 - 国家水泥每年产生约100万吨排放，已获得5亿美元的美国能源部贷款，正在进行工程和预前端工程设计研究，公司将作为运输和存储解决方案提供商 [76][77] - 公司采取两步走策略，与联邦政府合作推动管道安全规则制定完成，同时在加州推动解除二氧化碳管道禁令，预计今年能取得进展 [78][79][80] 问题: 作为CFO，未来的首要财务优先事项是什么，为何只赎回一半2026年票据 - 首要财务优先事项是保持强大的资产负债表、推动可持续现金流并为股东创造长期价值，公司专注于财务弹性、纪律性资本配置和为未来发展做准备 [84][85][86] - 赎回一半2026年票据是正确的战略举措，这些票据是公司成本最低的债务，公司有强大的套期保值和现金流可见性，选择现在赎回一半可保持资产负债表灵活性，同时支持增长和股东回报，近期还有一些现金流承诺需要额外现金支出 [87][88][89] 问题: 与布鲁克菲尔德的CTV合资企业延迟最终付款的原因是什么 - 合资企业运作良好，是长期合作关系，延迟是由于时间安排和布鲁克菲尔德的资本部署计划，公司已收到9200万美元的前两笔付款，目前正专注于增加更多水库、资产到合资企业中 [94][95][96] 问题: 关于CTV的几份谅解备忘录和五个六级许可证的进展如何，获得许可证后是否会将谅解备忘录转化为正式协议 - 预计年底获得首个许可证，第二季度开始建设低温工厂项目，年底实现首次注入和现金流，预计今年或明年年初还有四到五个许可证获批，有信心将谅解备忘录转化为正式协议，并获得更多棕地和绿地项目 [99][100][101] 问题: Cal Capture项目目前的支出情况如何，是否是达到与布鲁克菲尔德35%门槛的项目，在电力对话中，推进Cal Capture项目以获取低碳价值的兴趣水平如何 - Cal Capture项目对公司和加州的业务机会至关重要，公司正在继续进行前端工程设计研究，关注成本改善和效率提升，正在准备提交所需的许可证，目前还不确定排放将流向何处，但有多个合适的水库 [107][108][109] 问题: 2026年油气业务在许可证全部获批后如何发展 - 2024年团队表现出色，产量递减率6%，资本效率高，2025年预计有类似表现，预计年底获得许可证，2026年将在更正常的基础上开展活动，有库存和项目准备好进行投资，以保持产量平稳 [113][114][115] 问题: 与NetPower的谅解备忘录有哪些步骤和催化剂，是否预计会有更多客户和许可证 - NetPower和国家水泥的谅解备忘录是为了解决排放存储和提供低碳强度的油气，公司希望与可行、有经济意义、有合适回报的合作伙伴合作，下一个里程碑将是二氧化碳管道的进展 [119][120][123] 问题: 今年增加第二台钻机是否取决于对许可环境的信心，应如何看待这台钻机 - 增加第二台钻机没有偶然性，公司目前有许可证可以支持，这得益于团队对侧钻和资本修井的规划，2026年如果许可证恢复正常，可能会有更多增量活动 [127][128][129] 问题: 今年资本支出效率较高，是否应归功于对Era资产修井活动的优化，未来几年资本效率的发展趋势如何 - 资本效率的提高得益于Era合并带来的修井和侧钻机会，团队选择了很多优质地点进行作业，预计这种情况将持续，Bell Ridge等地区有很大的开发潜力 [133][134][135] 问题: 2025年在考虑其他现金需求的情况下，如何看待向股东返还自由现金流的比例 - 公司没有采用公式化的现金流管理方式，但有向股东返还现金的良好记录，认为当前股价有很大价值，将通过固定股息和股票回购的方式向股东返还资本，同时也会偿还债务 [138][139][141] 问题: 资本支出从2024年第四季度的8800万美元降至2025年第一季度的6500万美元，且预计2025年下半年两台钻机运行时资本支出与之前一台钻机时相近，能否解释原因 - 这主要是项目组合的原因，团队在钻井项目上部署了最有效的资本，与去年相比，资本效率提高了约9% [146][147][148] 问题: 获得CTV1的最终许可证后，26小时水库投入运营的下一步计划是什么 - 团队正在努力工作，第二季度开始破土动工，预计今年晚些时候完成设施建设并连接工厂和注入井，年底实现二氧化碳流动并获得首笔CCS现金流，后续将努力填充水库 [151][152][153]

财务数据和关键指标变化 - 2024年第四季度净产量为14.1万桶油当量/天，实现油价达到布伦特油价的99%，推动调整后息税折旧摊销前利润（EBITDAX）达到3.16亿美元，产生自由现金流1.18亿美元 [19] - 2024年全年总生产量为16.3万桶油当量/天，全年调整后EBITDAX超过10亿美元，产生自由现金流3.55亿美元，约85%的自由现金流通过股息和股票回购返还给股东 [23][24] - 2025年预计投资2.85 - 3.35亿美元，预计实现调整后EBITDAX 11 - 12亿美元（布伦特油价73美元/桶时），同时提高每股现金流 [25][29] - 2025年预计运营成本较2023年合并预估降低约2.2亿美元，降幅近16% [25] - 2024年第四季度一般及行政费用（G&A）环比降低10%至9500万美元 [22] - 截至2024年底，公司流动性超过10亿美元，现金储备从合并后的几乎为零增加到超过3.5亿美元 [30] - 上周赎回约一半2026年到期的高级票据，剩余1.22亿美元预计今年处理，杠杆率低于1 [31] 各条业务线数据和关键指标变化 传统油气业务 - 2024年全年总生产量为16.3万桶油当量/天，油藏年总递减率约6%，通过1.23亿美元的钻井资本有效控制产量递减 [23] - 2025年预计运营一口钻机，下半年增加一口，预计部署1.65 - 1.8亿美元用于钻井、完井和修井资本，预计年产量约13.5万桶油当量/天，其中石油占比近80% [26] 电力业务 - 资源充足性电力容量付款将增长50%至1.5亿美元，公司正在评估备用电力容量的新购电协议 [28] 碳管理业务 - 获得美国首个EPA六级许可证，计划在第二季度破土动工建设加州首个碳捕集与封存（CCS）项目，预计今年晚些时候开始注入二氧化碳并产生现金流 [12] - 包括与National Cement的合作，公司正在考虑的碳管理项目年处理量近900万吨 [12] - CTV业务还有7个六级许可证正在申请中，预计总存储容量为2.87亿吨 [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于成为不同类型的能源公司，在传统油气业务基础上，积极拓展电力和碳管理等高增长业务 [7][9] - 传统油气业务凭借优质储量和低递减、低资本强度资产实现稳健现金流和财务业绩，通过合并实现显著协同效应 [8] - 电力业务利用现有备用电力容量，积极与AI数据中心提供商达成合作，预计今年晚些时候解锁更大价值 [9][37] - 碳管理业务处于快速扩张阶段，与多家企业合作开展碳捕集与封存项目，有望实现未来盈利和有吸引力的回报 [10][36] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2024年是公司出色的一年，各项业务执行良好，成本显著降低，实现了关键目标 [5][6] - 公司在传统油气、碳管理和电力业务方面具有强大的资产和业务模式，有望在未来实现显著增长和价值创造 [7][34] - 市场对碳管理的需求加速增长，公司的碳管理项目具有良好的发展前景，为未来收入增长和盈利提供可见路径 [10][36] 其他重要信息 - 公司与National Cement达成合作，这是首个针对水泥行业的棕地项目，将得到美国能源部高达5亿美元的资金支持，有助于建立脱碳水泥市场 [14][15] - 公司与Brookfield的合资企业进展顺利，有助于推动CTV业务的增长 [13] - 公司自2021年以来通过股息和股票回购向股东返还资本超过10亿美元，2024年股息增加25% [31] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司股价表现不佳，是否会加大股票回购力度 - 公司认为股票具有巨大价值，目前股价低于内在价值，将积极利用回购计划支持股价，公司有超过5.5亿美元的回购授权额度 [42][32] - CPPIB、ICAB和Oaktree部分股份的锁定期已到期，其余股份分别在7月和2026年1月到期，公司无法预测股东的最终决策，但有能力在必要时支持股价 [44][45] 问题2: 数据中心业务的进展和规划 - 公司正在与多家数据中心提供商进行洽谈，具有战略基础设施优势，能够快速进入市场 [49] - 公司计划提供150 - 200兆瓦的电力，通过与CCS结合实现低碳排放，同时利用埃尔克山的90英亩土地建设数据中心 [51][52] 问题3: 购电协议（PPA）开发中如何解决电力冗余问题 - 公司的电厂是基荷电厂，全年24小时运行，是加州最高效的电厂之一，通过资源充足性合同提供备用电力 [56] - 埃尔克山有备用协议，电厂的进出口容量超过电厂和预计负荷的需求 [58] 问题4: 合并协同效应的具体情况和对财务的影响 - 合并协同效应目标从1.5亿美元提高到2.35亿美元，2024年已实现年化节约1.07亿美元，今年计划实现剩余的6500万美元 [62][66] - 2025年预计成本较2023年合并预估降低2.2亿美元，主要通过优化供应商协议、降低G&A和利用规模优势实现 [67][68] 问题5: 与National Cement合作项目的具体里程碑和二氧化碳运输计划 - 项目将为National Cement提供二氧化碳运输和存储解决方案，该公司每年产生约100万吨排放，已获得美国能源部5亿美元贷款 [76][77] - 公司正在与联邦政府合作推动二氧化碳管道规则制定，同时在加州推动解除相关禁令，预计今年取得进展 [78][81] 问题6: 新CFO的财务优先事项和赎回部分2026年票据的原因 - 财务优先事项包括保持强大的资产负债表、推动可持续现金流和为股东创造长期价值 [84] - 赎回一半2026年票据是战略决策，该票据是公司成本最低的债务，公司有能力耐心决策，保持资产负债表灵活性，同时支持增长和股东回报 [87][88] 问题7: CTV与Brookfield合资企业的最新情况和延迟最终付款的原因 - 合资企业进展顺利，延迟最终付款是由于项目启动时间和资本部署的考虑，公司预计能够达到35%的存储容量目标 [93][94] - 公司已收到9200万美元的前两笔付款，正在考虑增加更多资产到合资企业中 [96][97] 问题8: CTV项目的许可证进展和意向书（MOU）转化为正式协议的预期 - 预计今年年底或明年年初获得4 - 5个额外的许可证，公司有信心将MOU转化为正式协议，并开展更多棕地和绿地项目 [99][100] 问题9: Cal Capture项目的进展和对公司价值的影响 - 公司正在进行FEED研究，关注成本优化和效率提升，希望今年做出最终投资决策（FID） [109][111] - 该项目对解锁公司在碳捕获和数据中心业务的价值至关重要，公司有多个潜在的二氧化碳存储地点 [108][110] 问题10: 2026年油气业务的展望 - 公司对2025年的产量递减和资本效率有信心，预计年底前获得许可证，2026年恢复正常投资节奏 [113][115] 问题11: 与NetPower合作的进展和未来客户及许可证预期 - 公司认为与NetPower和National Cement的合作是长期可持续项目，有助于推动CCS业务的现金流增长 [119][120] - 公司将高度选择性地开展合作，期待二氧化碳管道规则的进展，以推动项目的实施 [121][123] 问题12: 2025年增加第二台钻机的决策依据和资本效率展望 - 增加第二台钻机不需要额外的许可证，公司团队通过修井和侧钻作业积累了足够的库存 [128][129] - 资本效率的提高得益于Era合并带来的修井和侧钻机会，预计未来几年将继续保持良好的资本效率 [133][135] 问题13: 2025年资本支出效率的原因和未来资本效率展望 - 资本支出效率的提高得益于Era合并带来的修井和侧钻机会，公司团队选择了优质的作业位置 [133][135] - 预计未来几年资本效率将继续提高，特别是在Bell Ridge等资产上 [133][135] 问题14: 2025年资本支出的变化和效率提升的原因 - 资本支出的变化是由于项目组合的调整，团队在钻井计划中部署了更高效的资本 [146][148] - 与去年相比，资本效率提高了约9% [147] 问题15: CTV项目获得最终许可证后，26小时储层投入运营的下一步计划 - 公司计划在第二季度破土动工，今年晚些时候完成设施建设并连接注入井，预计年底前开始注入二氧化碳并产生现金流 [151][152]

文章核心观点 - 加利福尼亚资源公司季度财报未达预期 股价年初以来下跌 未来表现受管理层评论、盈利预期和行业前景影响 同行业高峰能源公司即将公布财报 [1][3][9] 加利福尼亚资源公司财报情况 - 该公司公布每股收益0.91美元 未达扎克斯普遍预期的0.96美元 去年同期为0.93美元 本季度盈利意外为 - 5.21% 上一季度盈利意外为68.54% [1] - 过去四个季度 公司两次超过普遍每股收益预期 截至2024年12月的季度营收8.77亿美元 未达扎克斯普遍预期1.49% 去年同期营收7.26亿美元 过去四个季度仅一次超过普遍营收预期 [2] 股价表现与未来展望 - 公司股价自年初以来下跌约14% 而标准普尔500指数上涨1.2% 股价短期走势取决于管理层在财报电话会议上的评论 [3] - 投资者关注公司未来表现 可参考盈利前景和盈利预期修正趋势 扎克斯排名显示股票目前为3（持有） 预计近期与市场表现一致 [4][6] - 未来季度和本财年的盈利预期变化值得关注 当前普遍预期下一季度每股收益0.94美元 营收8.6307亿美元 本财年每股收益4.08美元 营收34.1亿美元 [7] 行业情况 - 扎克斯行业排名中 美国油气勘探与生产行业目前处于前13% 研究显示排名前50%的行业表现优于后50%超两倍 [8] 同行业公司情况 - 同行业高峰能源公司尚未公布2024年12月季度财报 预计3月10日公布 预计季度每股收益0.13美元 同比变化 - 80.3% 过去30天普遍每股收益预期上调17.1% [9] - 高峰能源公司预计营收2.4692亿美元 较去年同期下降18% [10]

财务数据关键指标变化 - 现金流相关 - 2024年第四季度经营活动产生的净现金流2.06亿美元，全年为6.1亿美元[4] - 2024年第四季度自由现金流1.18亿美元，全年为3.55亿美元[4] - 2024年第四季度经营活动提供的净现金为20.6亿美元，2024年全年为61亿美元[32] - 2024年第四季度净现金运营活动提供2.06亿美元，2024年全年为6.1亿美元[48] - 2024年自由现金流3.55亿美元，2023年为4.68亿美元[52] 财务数据关键指标变化 - 利润相关 - 2024年第四季度净利润3300万美元，全年为3.76亿美元[4] - 2024年第四季度净收入为3.3亿美元，2024年全年为56.4亿美元[32] - 2024年第四季度基本每股净收益为0.36美元，2024年全年为8.10美元[32] - 2024年第四季度净收入为3300万美元，2024年全年为3.76亿美元[44] - 2024年第四季度调整后净收入为8400万美元，2024年全年为3.17亿美元[44] - 2024年第四季度总不寻常、不频繁及其他项目为7000万美元，2024年全年为 - 9100万美元[44] 财务数据关键指标变化 - 收入与费用相关 - 2024年第四季度石油、天然气和NGL销售额为8.26亿美元[31] - 2024年全年总运营收入为31.98亿美元[31] - 2024年全年总运营费用为25.89亿美元[31] - 2024年全年运营收入为6.2亿美元[31] - 2024年第四季度商品衍生品净亏损4900万美元，2024年全年净收益2.41亿美元[33] - 2024年第四季度总资本计划为8.8亿美元，2024年全年为25.5亿美元[34] - 2024年调整后一般及行政费用2.79亿美元，2023年为2.18亿美元[54] - 2024年运营成本（不含PSC影响）为每桶油当量22.84美元，2023年为23.99美元[56] - 2024年第四季度利息和债务费用为2800万美元，2024年全年为8700万美元[48] 财务数据关键指标变化 - 税率相关 - 2024年第四季度有效税率为20%，2024年全年为25%[32] - 2025年第一季度预计有效税率为29%，2025年预计也为29%[36][37] 财务数据关键指标变化 - 其他财务指标 - 2024年通过股票回购和股息向股东返还3.03亿美元，约占自由现金流的85%[4] - 2024年末可用现金3.54亿美元，可用借款能力9.83亿美元，流动性13.37亿美元[4] - 自2021年年中以来，公司已向股东返还约10.6亿美元，包括7.93亿美元的股票回购和2.67亿美元的股息[15] - 2024年和2023年截至12月31日的年度，公司股票回购总价值分别约含200万美元和100万美元的消费税[21] - 公司受限现金为1800万美元[21] - 截至2024年12月31日，标准化计量为67.02亿美元，PV - 10现金流为88.77亿美元[58] 各条业务线数据关键指标变化 - 产量相关 - 2024年平均净产量11万桶油当量/日（73%为石油），年末总产量16.3万桶油当量/日[4] - 2025年净产量预计为13.2 - 13.8万桶油当量/日（79%为石油），总产量预计下降5% - 8%[8] - 2025年第一季度预计净产量为138 - 142 MBoe/d，2025年预计为132 - 138 MBoe/d[36][37] - 2024年第四季度净产量为14.1万桶油当量/日，全年为11万桶油当量/日[61] - 2024年第四季度总毛产量为16.5万桶油当量/日，全年为12.9万桶油当量/日[61] 各条业务线数据关键指标变化 - EBITDAX相关 - 2024年第四季度调整后EBITDAX为3.16亿美元，2024年全年为10.06亿美元[48] - 2024年第四季度调整后EBITDAX每桶油当量为24.35美元，2024年全年为25.09美元[48] - 2025年第一季度预计调整后EBITDAX为2.75 - 2.95亿美元，2025年预计为110 - 120亿美元[36][37] - 2025年第一季度预计调整后EBITDAX为2.75 - 2.95亿美元，2025年预计为11 - 12亿美元[40] - 石油和天然气业务2025年第一季度预计调整后EBITDAX为2.95 - 3.19亿美元，2025年预计为11.87 - 12.96亿美元[40] - 碳管理业务2025年第一季度预计调整后EBITDAX为 - 2000 - - 2400万美元，2025年预计为 - 8700 - - 9600万美元[40] - 2024年油气业务板块调整后EBITDAX为13.12亿美元，2023年为11.46亿美元[50] - 2024年碳管理业务板块调整后EBITDAX为亏损8000万美元，2023年为亏损6100万美元[50] 各条业务线数据关键指标变化 - 业务板块利润亏损相关 - 油气业务板块2024年第四季度利润2.73亿美元，全年8.15亿美元[50] - 碳管理业务板块2024年第四季度亏损3000万美元，全年亏损9400万美元[50] 各条业务线数据关键指标变化 - 价格相关 - 2025年第一季度指引假设布伦特原油价格为76.54美元/桶，纽约商品交易所天然气价格为3.38美元/千立方英尺[21] - 2025年全年指引假设布伦特原油价格为73.05美元/桶，纽约商品交易所天然气价格为3.49美元/千立方英尺[21] - 2024年第四季度实现油价（含衍生品结算）为73美元/桶，2024年全年为75.66美元/桶[62] - 2024年第四季度实现NGLs价格为52.62美元/桶，2024年全年为48.93美元/桶[62] - 2024年第四季度实现天然气价格（含衍生品结算）为3.65美元/Mcf，2024年全年为2.99美元/Mcf[62] - 2024年第四季度布伦特原油指数价格为73.97美元/桶，2024年全年为79.84美元/桶[62] - 2024年第四季度WTI原油指数价格为70.27美元/桶，2024年全年为75.72美元/桶[62] - 2024年第四季度实现油价（含衍生品结算）占布伦特指数价格的99%，全年占95%[62] 各条业务线数据关键指标变化 - 业务活动相关 - 2025年计划在上半年运行一台钻机，下半年增加到两台[12] - 公司为农业用途输送超1.12亿桶水[23] - 公司推出的Carbon TerraVault I Elk Hills社区福利计划，承诺将每个项目投资的1%用于相关项目和合作[23] - 2024年第四季度公司在圣华金盆地钻开发井4口，全年钻10口[64][65] 各条业务线数据关键指标变化 - 期权与产量相关 - 截至2024年12月31日，2025年第一季度石油卖出看涨期权的日产量为30000桶，加权平均布伦特价格为87.08美元/桶[66] - 截至2024年12月31日，2025年第一季度天然气南加州边境的日产量为10000MMBtu，加权平均价格为6.02美元/MMBtu[67] - 截至2024年12月31日，2025年第一季度天然气西北管道（NWPL）落基山脉的日产量为50999MMBtu，加权平均价格为5.48美元/MMBtu[67] 未来计划 - 资本投资 - 2025年资本投资预计在2.85 - 3.35亿美元之间[8] 未来计划 - 费用预计 - 2025年第一季度预计调整后一般及行政费用为7500 - 8000万美元，2025年预计为30 - 32亿美元[36][37][39]

文章核心观点 公司2024年业绩出色且完成与Aera Energy的合并，实现资产整合与协同效应，2025年将聚焦综合资产组合创造价值，维持财务实力并向股东返还资本 [1][6] 各部分总结 2024年第四季度亮点 - 经营活动产生净现金流2.06亿美元，运营现金流2.58亿美元，自由现金流1.18亿美元 [5] - 净收入3300万美元，调整后净收入8400万美元，调整后EBITDAX 3.16亿美元 [5] - 日均净产量14.1万桶油当量（79%为石油），年末总产量16.3万桶油当量 [5] - 通过股票回购和股息向股东返还9200万美元（约占四季度自由现金流78%） [5] - 获得加州首个EPA VI类地下二氧化碳注入和储存井许可证 [5] - 通过与Aera的合并，实现超70%（约1.645亿美元）的合并协同效应目标 [5] 2024年全年亮点 - 经营活动产生净现金流6.1亿美元，运营现金流7.07亿美元，自由现金流3.55亿美元 [5] - 净收入3.76亿美元，调整后净收入3.17亿美元，调整后EBITDAX 10.06亿美元 [5] - 日均净产量11万桶油当量（73%为石油） [5] - 投入1.23亿美元用于钻井等，实现总产量下降约6% [5] - 通过股票回购和股息向股东返还3.03亿美元（约占自由现金流85%） [5] - 年末可用现金3.54亿美元，可用借款能力9.83亿美元，流动性13.37亿美元 [5] - 以约1000万美元出售亨廷顿海滩0.9英亩房地产 [5] - 签署二氧化碳管理协议，获批加州首个碳捕获和储存项目 [5] 2025年展望 - 资本投资预计2.85 - 3.35亿美元，包括钻井等1.65 - 1.8亿美元和碳管理2000 - 3000万美元 [5] - 净产量预计13.2 - 13.8万桶油当量/日（79%为石油），总产量下降5% - 8% [5] - 有望在年底实现剩余6500万美元的Aera相关协同效应 [5] - 2025年2月按面值赎回1.23亿美元2026年高级票据，剩余1.22亿美元计划今年晚些时候赎回 [5] - 与加州国家水泥公司签署二氧化碳减排谅解备忘录 [5] 2024年财务结果 - 第四季度净油产量11.2万桶/日，实现油价73美元/桶；全年净油产量8万桶/日，实现油价75.66美元/桶 [7] - 第四季度净NGL产量1万桶/日，实现价格52.62美元/桶；全年净NGL产量1万桶/日，实现价格48.93美元/桶 [7] - 第四季度净天然气产量1.15亿立方英尺/日，实现价格3.65美元/千立方英尺；全年净天然气产量1.17亿立方英尺/日，实现价格2.99美元/千立方英尺 [7] - 第四季度总运营收入8.77亿美元，全年31.98亿美元 [7] - 第四季度运营成本3.23亿美元，全年9.66亿美元 [7] - 第四季度净收入3300万美元，全年3.76亿美元 [7] 2024年探明储量 - 截至2024年12月31日，总探明储量5.45亿桶油当量，约81%为石油，5.06亿桶油当量为已开发储量 [9] - 因与Aera合并增加2.36亿桶油当量探明储量 [9] - 预计未来净现金流的PV - 10价值为88.77亿美元 [9] 2025年指引 - 第一季度净产量13.8 - 14.2万桶油当量/日，全年13.2 - 13.8万桶油当量/日 [11] - 第一季度和全年净油产量占比约79% [11] - 第一季度资本投入6000 - 7000万美元，全年2.85 - 3.35亿美元 [11] - 第一季度调整后EBITDAX 2.75 - 2.95亿美元，全年11 - 12亿美元 [11] 股东回报与股息 - 自2021年年中以来，公司已向股东返还约10.6亿美元，包括7.93亿美元股票回购和2.67亿美元股息 [12] - 2024年回购360万股普通股，花费1.9亿美元，支付股息1.13亿美元 [13] - 截至2024年12月31日，股票回购授权剩余约5.57亿美元 [13] - 2025年3月2日，董事会宣布每股0.3875美元的季度现金股息，3月21日支付 [14] 资产负债表与流动性 - 2024年11月，公司重申15亿美元循环信贷额度，到期日延长至2029年3月16日 [15] - 年末可用现金和现金等价物3.54亿美元，可用借款能力9.83亿美元，流动性13.37亿美元 [16][17] 2024年可持续发展亮点 - 洛杉矶盆地资产获MiQ “A等级” 甲烷排放绩效认证 [25] - 消除311个气体排放气动装置，每年减少超260公吨甲烷排放 [25] - 为农业提供超1.12亿桶水 [25] - 启动Carbon TerraVault I Elk Hills社区福利计划 [25] 即将参加的投资者会议 - 公司将于2025年3月参加多个会议，包括DEP THRIVE能源会议、摩根士丹利全球能源与电力会议等 [25]

文章核心观点 公司旗下碳管理子公司Carbon TerraVault在2024年取得多项进展，与国家水泥公司签署谅解备忘录以实现加州首个净零水泥工厂，2025年聚焦执行埃尔克山首个CCS项目并推动工业脱碳解决方案 [1][2] 2024年亮点 - 获得EPA的CTV I - 26R储层二氧化碳储存的Class VI井许可证及克恩县对CTV I项目的批准 [6] - 二氧化碳储存组合扩大70%，Class VI许可证申请增加1.34亿公吨，提交给EPA审查的总二氧化碳储存容量达3.25亿公吨 [6] - 与主要工业合作伙伴签署每年540万公吨的二氧化碳管理协议和谅解备忘录 [6] - 获得美国能源部1200万美元资金，并被选中获得额外3500万美元资金以支持加州脱碳项目 [6] - 建立地下能源储存和地热发电的新合作伙伴关系 [6] - 推出CTV I埃尔克山社区福利计划，并成为洛杉矶公羊队的官方碳管理合作伙伴 [6] - 成功将Aera的碳管理资产和团队整合到Carbon TerraVault [6] - 与国家水泥公司签署谅解备忘录，开展“Lebec Net Zero”项目，利用Carbon TerraVault的运输和封存解决方案生产碳中和水泥，处理高达每年100万公吨的二氧化碳排放 [6] - 考虑中的CCS项目的二氧化碳排放总量接近每年900万公吨 [6] 2024年财务结果 | 项目 | 第四季度2024（百万美元） | 第三季度2024（百万美元） | 全年2024（百万美元） | 全年2023（百万美元） | | --- | --- | --- | --- | --- | | CMB费用 | 20 | 13 | 56 | 37 | | 一般及行政费用 | 5 | 5 | 15 | 12 | | 资本投资 | 6 | 4 | 12 | 5 | [5][7] 2025年展望和亮点 - 计划于2025年第二季度开始在CRC的埃尔克山低温天然气厂建设加州首个碳捕获和储存项目，预计年底进行首次二氧化碳注入 [6] - 预计2025年资本投资为2000 - 3500万美元，其中1400 - 1800万美元用于埃尔克山低温天然气厂的CCS项目 [6] 2025年指导 | 项目 | 第一季度2025E（百万美元） | 全年2025E（百万美元） | | --- | --- | --- | | 资本 | 5 - 10 | 20 - 35 | | CMB费用 | 15 - 20 | 60 - 90 | | 一般及行政费用 | 2 - 4 | 10 - 15 | [9] EPA Class VI许可 - 2024年12月，EPA发布CTV I - 26R储层的最终Class VI井许可证，这是全国首个在枯竭油气田注入和储存二氧化碳的Class VI许可证 [10] - 26R储层总容量估计高达3800万公吨，预计注入率为每年146万公吨 [10] - CRC还有七份Class VI许可证申请正在EPA审查中，总估计容量高达2.87亿公吨 [11] Carbon TerraVault与Brookfield的合资伙伴关系 - 2025年2月，CRC和Brookfield同意推迟Brookfield向CTV JV的26R孔隙空间贡献的第三笔也是最后一笔款项的支付时间，该款项将在CTV JV为26R的35%年度二氧化碳储存容量获得储存合同后触发 [12] - Brookfield对26R储层的CTV JV的初始投资预计总计约1.88亿美元，分三期支付，到目前为止，CRC已收到前两期款项共计9200万美元，最后一笔里程碑付款金额将根据最终许可证体积计算，估计高达9400万美元 [15] 公司相关介绍 - Carbon TerraVault是CRC的碳管理业务，为客户开发捕获、运输和永久储存二氧化碳的服务，参与一系列CCS项目 [16] - Carbon TerraVault Joint Venture是CRC子公司Carbon TerraVault I, LLC与Brookfield成立的碳管理合作伙伴关系，专注于碳捕获和封存开发，CRC拥有51%股权，Brookfield拥有49%股权 [17] - 加州资源公司是一家独立的能源和碳管理公司，致力于能源转型，注重环境管理，开发CCS和其他减排项目 [18]

文章核心观点 - 加利福尼亚资源公司（CRC）旗下碳管理业务Carbon TerraVault（CTV）与加州国家水泥公司签署谅解备忘录，为“Lebec Net Zero”项目提供碳管理服务，助力生产碳中和水泥，推动加州工业脱碳 [1][4] 合作双方信息 加利福尼亚资源公司（CRC） - 独立能源和碳管理公司，致力于能源转型，注重环境管理，通过开发碳捕获与封存（CCS）等项目实现土地、矿产和能源专业知识的价值最大化 [8] 加州国家水泥公司 - 水泥和混凝土生产商，在加州、阿拉巴马州等地拥有生产和分销设施，通过高效先进生产方法减少环境足迹 [9] 谅解备忘录亮点 - CTV计划为加州克恩县莱贝克国家水泥厂每年捕获的多达100万公吨二氧化碳排放开发运输和封存解决方案，捕获的二氧化碳将安全运输并存储在CTV地下储存库，助力加州工业脱碳 [7] - 项目预计成为加州首个净零水泥工厂，整合碳捕获技术，利用当地农业副产品生物质燃料，生产石灰石煅烧粘土水泥（LC3） [7] - 项目符合克恩县碳管理愿景，促进当地经济增长、创造就业和带来税收收益 [7] - 项目获美国能源部（DOE）工业示范计划资助，DOE承诺提供高达5亿美元配套资金加速其发展 [7] - 待常规审批通过，项目预计2031年开始运营 [7] 各方观点 CRC总裁兼首席执行官Francisco Leon - 与国家水泥的谅解备忘录凸显加州工业部门对创新脱碳解决方案的需求不断增加，该合作是开发该州首个水泥行业碳捕获、运输和储存项目的关键一步，公司凭借碳管理专业知识和战略布局的二氧化碳储存资产，可提供创新、可靠且经济可行的能源转型解决方案 [4] 国家水泥首席执行官Eric Holard - 该项目对水泥行业而言令人兴奋且具有变革性，公司进行重大投资是为创造更清洁未来并为国内制造业带来创新，CTV在安全负责碳管理方面的领导地位，加上双方战略和运营的契合，为项目成功提供清晰路径 [4] CTV项目情况 - 包括与国家水泥的谅解备忘录在内，CTV正在考虑的碳捕获和封存（CCS）项目二氧化碳排放量接近每年900万公吨，巩固其在国内工业脱碳和碳储存解决方案领域的领先地位 [4]

文章核心观点 - 华尔街分析师预测加州资源公司即将发布的季度报告中，每股收益和营收同比增长，过去30天每股收益共识预期下调，分析关键指标有助于全面了解公司业绩，公司股价近一个月表现不佳 [1][2][4] 盈利预测 - 分析师预测公司季度每股收益0.96美元，同比增长3.2% [1] - 过去30天，该季度每股收益共识预期下调1.3% [2] 营收预测 - 分析师预测公司季度营收9.0709亿美元，同比增长24.9% [1] 关键指标预测 - 分析师预计“日总产量”达1.4199亿桶油当量，去年同期为9800万桶油当量 [5] - “日石油产量”共识预期为1.1151亿桶，去年同期为6100万桶 [5] - “日天然气产量”预计为1.1954亿立方英尺，去年同期为1.55亿立方英尺 [6] - “日天然气液产量”预计为1092万桶，去年同期为1100万桶 [6] - “含衍生品结算的石油平均实现价格”预计达70.80美元，去年同期为71.34美元 [7] - “含衍生品结算的天然气平均实现价格”预计为3.15美元，去年同期为4.66美元 [7] 股价表现与评级 - 公司股价近一个月变化为 -11.4%，而Zacks标准普尔500综合指数变化为 -2.2% [8] - 公司Zacks评级为3（持有），预计短期内密切跟随整体市场表现 [8]