美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
表格
10-Q
（标记一）
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根据1934年《证券交易法》第13或15（d）节的季度报告
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已结束的季度期间
2025年9月30日
或
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根据1934年证券交易法第13或15（d）条提交的过渡报告
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为从_________________到______________________的过渡期
委托档案号：
001-32395
（在其章程中指明的注册人的确切名称）
|
|
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| （成立或组织的州或其他司法管辖区） | （I.R.S.雇主识别号） | ||||||||||
（主要行政办公地址）（邮编）
（注册人电话，包括区号）
根据该法第12（b）节登记的证券：
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各类名称
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交易符号
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注册的各交易所名称
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用复选标记表明注册人（1）在过去12个月内（或要求注册人提交此类报告的较短期限内）是否已提交1934年《证券交易法》第13或15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90天内是否已遵守此类提交要求。
有
☒无☐
用复选标记表明注册人在过去12个月（或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内）是否以电子文件方式提交了根据S-T条例第405条（本章第232.405条）要求提交的每一份互动数据文件。
有
☒无☐
通过复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、较小的报告公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
若为新兴成长型公司，请勾选注册人是否选择不使用延长的过渡期，以符合《交易法》第13(a)条规定的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第12b-2条）。有☐
无
☒
注册人已
1,235,718,250
普通股股票，面值0.01美元，截至2025年9月30日已发行。
目 录
| 页 | |||||
| 常用缩略语 | |||||
常用缩略语
以下行业特有、会计等术语、简称可能在本报告中常用。
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货币
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会计
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$或美元
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美元
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ARO
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资产报废义务
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加元
|
加元
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ASC
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会计准则编纂
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欧元
|
欧元
|
ASU
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会计准则更新
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英镑
NOK
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英镑
挪威克朗
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DD & A
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折旧、损耗和摊销
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EPS
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每股收益 | ||||||||||
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计量单位
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FASB
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财务会计准则
板
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BBL
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桶
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BCF
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十亿立方英尺
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先进先出
|
先进先出
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京东方
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桶油当量
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G & A
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一般和行政
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MBD
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千桶/日
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公认会计原则
|
公认会计原则
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MCF
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千立方英尺
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毫米
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百万
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LIFO
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后进先出
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MMBOE
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百万桶油当量
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NPN
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正常采购正常销售
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MBOED
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千桶油当量/
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PP & E
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物业、厂房及设备
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| 天 |
VIE
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可变利益实体
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MMBOED
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百万桶油当量
每天
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MMTU
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百万英热单位
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MMCFD
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百万立方英尺/日
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杂项
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| MTPA | 每年百万吨 | CERCLA | 联邦综合 | ||||||||
| 环境响应 | |||||||||||
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工业
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赔偿和责任法 | ||||||||||
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BLM
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土地管理局
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环保署
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环境保护署
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|
煤层气
|
煤层气
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ESG
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环境、社会和治理
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|
CCS
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碳捕获和储存
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欧盟
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欧洲联盟
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勘探与生产
|
勘探和生产
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FERC
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联邦能源监管委员会 | ||||||||
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饲料
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前端工程与设计
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| FID | 最终投资决定 |
GHG
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温室气体
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FPS
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浮式生产系统
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HSE
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健康、安全和环境
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| FPSO | 浮式生产、储存和 |
国际刑事法院
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国际商会
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|
卸载
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ICSID
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世界银行的国际
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|
G & G
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地质和地球物理
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结算中心
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JOA
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联合经营协议
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投资纠纷 | |||||||||
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液化天然气
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液化天然气
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国税局
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美国国税局
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NGLs
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天然气液体
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场外交易
|
场外交易
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|
欧佩克
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石油组织
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纽约证券交易所
|
纽约证券交易所
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||||||||
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出口国
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SEC
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美国证券交易
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PSC
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生产分成合同
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佣金
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PUD
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探明未开发储量
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股东总回报
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股东总回报
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SAGD
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蒸汽辅助重力排水
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英国
|
英国
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WCS
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加拿大西部精选
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美国
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美利坚合众国
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WTI
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西德州中级
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VROC | 现金可变回报 | ||||||||
|
1
|
康菲石油2025年Q3 10-Q
|
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| 财务报表 | |||||
第一部分.财务信息
项目1。财务报表
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合并利润表
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康菲国际石油有限公司 | ||||
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百万美元
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|
三个月结束
9月30日
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九个月结束
9月30日
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| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||
|
收入和其他收入
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销售及其他营业收入
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$ |
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附属公司收益中的权益
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处置收益（损失）
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(
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其他收益
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总收入和其他收入
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成本和开支
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购买的商品
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生产经营费用
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销售、一般和管理费用
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勘探费用
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折旧、损耗和摊销
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减值
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所得税以外的税种
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贴现负债的增加
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利息和债务费用
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外币交易（收益）损失
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(
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(
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(
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其他费用
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(
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(
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总费用和支出
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所得税前收入（亏损）
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所得税拨备（收益）
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净收入（亏损）
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$ |
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普通股每股净收益（亏损）（美元）
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| 基本 | $ |
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| 摊薄 |
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加权平均已发行普通股（单位：千）
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| 基本 |
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| 摊薄 |
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见合并财务报表附注。
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康菲石油2025年Q3 10-Q
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2
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财务报表
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综合全面收益表
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康菲国际石油有限公司 | ||||
| 百万美元 | ||||||||||||||
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三个月结束
9月30日
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九个月结束
9月30日
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| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||
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净收入（亏损）
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$ |
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其他综合收益（亏损），税后净额：
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设定受益计划
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证券未实现持有收益（损失）
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外币换算调整
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(
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(
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| 套期保值活动未实现收益（损失） |
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(
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|
(
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其他综合收益（亏损），税后净额
|
(
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|
|
(
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|
综合收益（亏损）
|
$ |
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见合并财务报表附注。
|
3
|
康菲石油2025年Q3 10-Q
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| 财务报表 | |||||
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合并资产负债表
|
康菲国际石油有限公司 | ||||
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百万美元
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9月30日 2025 |
12月31日 2024 |
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物业、厂房及设备
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现金及现金等价物
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$ |
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短期投资
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应收账款和票据（扣除备抵$
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库存
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预付费用及其他流动资产
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流动资产总额
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投资和长期应收款
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净资产、厂房和设备（扣除累计DD & A $
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其他资产
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总资产
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$ |
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负债
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应付账款
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$ |
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短期债务
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应计收入和其他税
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雇员福利义务
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其他应计项目
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流动负债合计
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长期负债
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资产报废义务和应计环境成本
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递延所得税
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雇员福利义务
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其他负债和递延贷项
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负债总额
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| 股权 |
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普通股（
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已发行（2025 —
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票面价值
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|
超过面值的资本
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||||||
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库存股票（按成本：2025 —
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(
|
(
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||||||
|
累计其他综合收益（亏损）
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(
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(
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留存收益
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总股本
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总负债及权益
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$ |
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见合并财务报表附注。
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康菲石油2025年Q3 10-Q
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4
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|
财务报表
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合并现金流量表
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康菲国际石油有限公司 | ||||
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百万美元
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九个月结束
9月30日
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2025 | 2024 | ||||||
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经营活动产生的现金流量
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净收入（亏损）
|
$ |
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调整净收益（亏损）与经营活动提供的净现金
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折旧、损耗和摊销
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减值
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干洞成本和租赁物减值
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贴现负债的增加
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递延税款
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分配多于（少）股权关联公司收入
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处置（收益）损失
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(
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(
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||||||
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其他
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(
|
(
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||||||
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营运资金调整
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应收账款及应收票据减少（增加）额
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库存减少（增加）
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(
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预付费用及其他流动资产减少（增加）额
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(
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(
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||||||
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应付账款增加（减少）额
|
(
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(
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税收和其他应计项目增加（减少）额
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(
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经营活动所产生的现金净额
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投资活动产生的现金流量
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资本支出和投资
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(
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(
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与投资活动相关的营运资金变动
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收购业务，扣除收购现金
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资产处置收益
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投资净销售（购买）额
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(
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(
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其他
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(
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(
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投资活动所用现金净额
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(
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(
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筹资活动产生的现金流量
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偿还债务
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(
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(
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|
发行公司普通股
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(
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(
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||||||
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回购公司普通股
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(
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(
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||||||
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支付的股息
|
(
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(
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||||||
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其他
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(
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(
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||||||
|
筹资活动使用的现金净额
|
(
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(
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||||||
|
汇率变动对现金、现金等价物和限制性现金的影响
|
|
(
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||||||
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现金、现金等价物和限制性现金净变动
|
(
|
(
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||||||
|
期初现金、现金等价物和限制性现金
|
|
|
||||||
|
期末现金、现金等价物和限制性现金
|
$ |
|
|
|||||
限制现金$
339
百万美元
298
万被列入《"我们分别于2025年9月30日和2024年12月31日合并资产负债表的行。
见合并财务报表附注。
|
5
|
康菲石油2025年Q3 10-Q
|
|||||||
| 合并财务报表附注 | |||||
合并财务报表附注
附注1 —列报依据
本报告所载财务报表中列报的中期财务信息未经审计，管理层认为，其中包括公允列报康菲石油公司合并财务状况、经营业绩和这些期间现金流量所需的所有已知应计项目和调整。除另有披露外，所有此类调整均属正常和经常性调整。本报告中包含的中期财务报表中已对某些附注和其他信息进行了精简或省略；因此，这些财务报表应与我们的2024年10-K表格年度报告中包含的合并财务报表和附注一起阅读。某些上一年财务报表项目已重新分类，以符合本年度的列报方式。
附注2 —存货
|
百万美元
|
||||||||
| 9月30日 2025 |
12月31日 2024 |
|||||||
|
原油和天然气
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$ |
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|
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|
材料和用品
|
|
|
||||||
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总库存
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$ |
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|
按后进先出法估值的存货
|
$ |
|
|
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附注3 —收购和处置
收购马拉松石油公司（马拉松石油）
2024年11月，我们完成了对马拉松石油的收购，这是一家独立的石油和天然气勘探和生产公司，业务遍及下48河和赤道几内亚。收盘时，这笔交易的估值为$
16.5
亿，主要代表
0.255
以康菲石油公司普通股的股份换取每一股已发行的马拉松石油普通股。
| 公允价值合计 | 百万美元 | ||||
| 康菲石油公司发行普通股的价值* | $ |
|
|||
| 收盘时转入的现金** |
|
||||
| 以股份为基础的奖励归属于马拉松石油的价值 |
|
||||
| 发生的其他负债*** |
|
||||
| 公允价值合计 | $ |
|
|||
*代表公允价值约
143
向马拉松石油股东发行的百万股康菲石油普通股。公允价值基于马拉松石油普通股的合格股份数量，按
0.255
汇率变动与康菲石油2024年11月22日平均股价$
111.93
.
**收盘时转入的现金主要指向马拉松石油提供的资金，用于偿还马拉松石油截至收盘时的预计商业票据负债。
该交易在FASB主题ASC 805下作为企业合并使用收购法进行会计处理，该方法要求所收购的资产和承担的负债以其收购日的公允价值计量。对收购的资产和负债进行了公允价值计量。对这些计量的调整可能会在随后的期间进行，最长为自收购之日起一年，因为我们确定了有关截至收购之日已存在的事实和情况的新信息以供考虑。截至2025年9月30日，尚待完成的项目包括将公允价值分配给未证明的物业。最终确定公允价值分配的影响预计不会对我们的合并财务报表产生重大影响。
|
康菲石油2025年Q3 10-Q
|
6
|
|||||||
|
合并财务报表附注
|
|||||
石油和天然气资产的估值采用贴现现金流法，其中包括市场参与者和内部生成的价格假设、生产概况以及运营和开发成本假设。收购中承担的债务根据可观察的市场价格进行估值。应收账款、应付账款及大部分其他流动资产和流动负债的公允价值因其短期性而确定为与账面价值相当。此次收购，价值$
16.5
亿元，按其截至2024年11月22日收购日的估计公允价值分配至可辨认资产和负债。
| 获得的资产 | 百万美元 | ||||
| 现金及现金等价物 | $ |
|
|||
| 应收账款，净额 |
|
||||
| 库存 |
|
||||
| 投资和长期应收款 |
|
||||
| 净资产、厂房和设备 |
|
||||
| 其他资产 |
|
||||
| 获得的资产总额 | $ |
|
|||
| 承担的负债 | |||||
| 应付账款 | $ |
|
|||
| 应计收入和其他税 |
|
||||
| 雇员福利义务 |
|
||||
| 长期负债 |
|
||||
| 资产报废义务 |
|
||||
| 递延所得税 |
|
||||
| 其他负债 |
|
||||
| 承担的负债总额 | $ |
|
|||
| 取得的净资产 | $ |
|
|||
随着交易的完成，我们获得了大约$
13
十亿，以$
12
低48美元中的10亿美元
1
十亿在赤道几内亚，未经证实的财产约为$
11
下48个亿。
我们已经确认了大约$
587
迄今交易相关成本税前百万，包括$
2
百万美元
42
2025年三个月和九个月期间分别为百万。这些非经常性成本主要与员工遣散费和相关福利、支付给顾问的费用以及根据合并协议条款为某些马拉松石油员工结算以股份为基础的奖励有关。
|
7
|
康菲石油2025年Q3 10-Q
|
|||||||
| 合并财务报表附注 | |||||
补充备考（未经审计）
下表汇总了截至2024年9月30日的三个月和九个月期间的未经审计的补充备考财务信息，就好像我们在2023年1月1日完成了收购一样。
| 百万美元 | |||||||||||||||||||||||
| 三个月结束 2024年9月30日 |
九个月结束 2024年9月30日 |
||||||||||||||||||||||
| 据报道 | 备考马拉松石油 | 备考合并 | 据报道 | 备考马拉松石油 | 备考合并 | ||||||||||||||||||
| 补充备考（未经审计） | |||||||||||||||||||||||
| 总收入和其他收入 | $ |
|
|
|
$ |
|
|
|
|||||||||||||||
| 净收入（亏损） |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
| 每股收益： | |||||||||||||||||||||||
| 基本净收入（亏损） | $ |
|
|
$ |
|
|
|||||||||||||||||
| 摊薄净收益（亏损） |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
未经审计的补充备考财务信息仅供说明之用，并不一定表明如果交易在2023年1月1日完成就会发生的经营业绩，也不一定表明合并后实体的未来经营业绩。备考结果不包括预计因交易而节省的成本。备考结果包括主要与DD & A相关的调整，DD & A基于单位产量法，由分配给石油和天然气资产的购买价格以及税收影响的调整导致。我们认为估计和假设是合理的，交易的相对影响得到适当反映。
出售的资产
在2025年第一季度，我们出售了我们在Lower 48部门的某些非核心资产的权益，净收益为$
581
百万，并确认了$
64
税前百万和$
49
百万税后收益。在处置时，我们在这些资产中的权益的账面净值为$
517
百万，主要包括$
553
百万PP & E和$
36
百万负债，主要与非流动ARO相关。
2025年第二季度，我们分别向Shell Offshore Inc.和Shell Pipeline Company LP出售了我们在Ursa和Europa油田以及Ursa Oil Pipeline Company LLC的权益，净收益为$
718
百万。我们认识到一个$
274
税前百万和$
266
该交易的百万税后收益，包括我们在2025年第一季度确认的估值备抵的减少。在处置时，这些资产，在我们的下48段中，账面净值为$
444
百万，包括$
536
百万资产，主要为$
522
百万PP & E，以及$
92
百万负债，主要与非流动ARO相关。对于此次处置的涉税影响，见注19.
持有待售资产
2025年7月，我们达成协议，以$
1.3
亿，以惯例收盘调整为准。截至2025年9月30日，这些资产的账面净值约为$
1.2
亿，主要由PP & E组成。这些资产在2025年第三季度达到了持有待售标准，截至2025年9月30日，重新分类为“预付费用和其他流动资产”。该交易于2025年10月1日结束。
计划处置
在2025年第四季度，我们以大约$
0.5
亿，以惯例收盘调整为准。
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康菲石油2025年Q3 10-Q
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8
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合并财务报表附注
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附注4 —投资和长期应收款
澳大利亚太平洋液化天然气有限公司（APLNG）
在澳大利亚，我们举办了一场
47.5
在APLNG中的百分比股权。2025年9月30日，APLNG未偿债务余额为$
3.4
亿在各种先前进入的设施下。这些融资的最后一次本息支付将于2030年9月到期。见注8.
2025年9月30日，我司权益法投资APLNG的账面价值约为$
4.8
十亿。
亚瑟港LNG（PALNG）
我们举行了一场
30
对PALNG的百分比直接股权投资，PALNG是一家开发大型液化天然气设施的合资企业。于2025年9月30日，我们于PALNG的权益法投资的账面价值约为$
1.6
十亿。
卡塔尔液化天然气
我们在卡塔尔的权益法投资包括以下方面：
•卡塔尔能源公司LNG N（3）（N3）—
30
与卡塔尔能源公司附属公司的百分比拥有的合资企业（
68.5
%）和三井物产株式会社（
1.5
百分比）——从卡塔尔北部油田生产和液化天然气，并出口液化天然气。
•卡塔尔能源公司LNG NFE（4）（NFE4）—
25
与卡塔尔能源公司附属公司的百分比拥有的合资企业（
70
%）和中国石油天然气股份有限公司（
5
%）—北方油田东LNG项目参与者。
•卡塔尔能源公司LNG NFS（3）（NFS3）—
25
与卡塔尔能源公司附属公司的百分比拥有的合资企业（
75
%）—北场南LNG项目参与者。
截至2025年9月30日，我们在卡塔尔的权益法投资的账面价值约为$
1.6
十亿。
附注5 —债务
我们的债务bal2025年9月30日的ance为$
23.5
亿，较$
24.3
2024年12月31日十亿.
2025年第二季度，该公司退休$
0.2
十亿本金我们的
3.35
%到期票据。2025年第一季度，该公司共退休$
0.5
亿到期债务本金，包括$
0.4
十亿我们的
2.4
%票据和$
0.1
十亿我们的
8.2
%债券。
2025年2月，我们为我们的循环信贷融资进行了再融资，保持本金总额为$
5.5
亿，并将到期期限延长至2030年2月。我们的循环信贷额度可用于直接银行借款，信用证的签发总额最高可达$
500
百万，或作为对我们商业票据计划的支持。循环信贷安排广泛由金融机构组成银团，不包含任何重大不利变化条款或任何要求维持特定财务比率或信用评级的契约。融资协议包含与未能支付其他债务债务本金或利息有关的交叉违约条款$
200
百万或更多由康菲石油或其任何合并附属公司。该设施的金额在其到期日期之前不需要重新确定。
信贷便利借款的利息可能高于有担保隔夜融资利率（SOFR）。融资协议要求对可用但未使用的金额收取承诺费。如果我们的现任董事或其批准的继任者不再是董事会的多数成员，融资协议还包含提前终止权。
循环信贷工具支持我们发行高达$
5.5
亿的商业票据。商业票据一般限于90天期限，在我们的综合资产负债表中包含在短期债务中。由于没有未偿还的商业票据，也没有直接借款或信用证，我们可以获得$
5.5
截至2025年9月30日和2024年12月31日，我们循环信贷额度下的可用借款能力为10亿美元。
我们对我们的任何公司债务没有任何评级触发器，这些触发器会导致自动违约，从而在我们的信用评级下调时影响我们获得流动性的机会。如果我们的信用评级从目前的水平下调，可能会增加我们可获得的公司债务成本，并限制我们进入商业票据市场。如果我们的信用评级恶化到禁止我们进入商业票据市场的程度，我们仍将能够获得循环信贷额度下的资金。
2025年9月30日，我们有$
283
百万某些未偿还的可变利率活期债券（VRDB），期限至2035年。债券持有人可选择在任何工作日赎回VRDB。如果它们曾经被赎回，我们有能力和意图进行长期再融资；因此，这些VRDB被纳入我们合并资产负债表的“长期债务”项目。
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| 合并财务报表附注 | |||||
附注6 —停井和勘探费用
2025年9月30日暂停钻井的资本化成本为$
209
百万，增加$
13
2024年12月31日起计百万。
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康菲石油2025年Q3 10-Q
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10
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合并财务报表附注
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附注7 —权益变动
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百万美元
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普通股
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帕尔
价值
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资本在
超额
帕尔
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财政部
股票
|
accum。其他
综合
收入（亏损）
|
保留
收益
|
合计
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截至2025年9月30日止三个月
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| 2025年6月30日余额 | $ |
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(
|
(
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| 净收入（亏损） |
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| 其他综合收益（亏损） | (
|
(
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| 宣派股息 | ||||||||||||||||||||
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普通（$
|
(
|
(
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| 回购公司普通股 | (
|
(
|
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| 股份回购的消费税 | (
|
(
|
||||||||||||||||||
| 根据福利计划分配 |
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|
||||||||||||||||||
| 其他 |
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| 2025年9月30日余额 | $ |
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|
(
|
(
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截至2025年9月30日止九个月
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2024年12月31日余额
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$ |
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(
|
(
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净收入（亏损）
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其他综合收益（亏损）
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| 宣派股息 | ||||||||||||||||||||
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普通（$
|
(
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(
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||||||||||||||||||
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回购公司普通股
|
(
|
(
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| 股份回购的消费税 | (
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(
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根据福利计划分配
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其他
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2025年9月30日余额
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$ |
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(
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(
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百万美元
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普通股
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帕尔
价值
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资本在
超额
帕尔
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财政部
股票
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accum。其他
综合
收入（亏损）
|
保留
收益
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合计
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截至2024年9月30日止三个月
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| 2024年6月30日余额 | $ |
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(
|
(
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| 净收入（亏损） |
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||||||||||||||||||
| 其他综合收益（亏损） |
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| 宣派股息 | ||||||||||||||||||||
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普通（$
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(
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(
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现金的可变回报（$
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(
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(
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| 回购公司普通股 | (
|
(
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| 股份回购的消费税 | (
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(
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根据福利计划分配
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| 其他 |
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2024年9月30日余额
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$ |
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(
|
(
|
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截至2024年9月30日止九个月
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2023年12月31日余额
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$ |
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(
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(
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净收入（亏损）
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其他综合收益（亏损）
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(
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(
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| 宣派股息 | ||||||||||||||||||||
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普通（$
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(
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(
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现金的可变回报（$
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(
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(
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回购公司普通股
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(
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(
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| 股份回购的消费税 | (
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(
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根据福利计划分配
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其他
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2024年9月30日余额
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$ |
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(
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(
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| 合并财务报表附注 | |||||
附注8 —担保
于2025年9月30日，我们对如下所述的各种合同安排下的某些或有义务承担责任。我们在开始时就我们作为担保人对新出具或修改的担保的义务的公允价值确认一项负债。除非下文注明负债的账面金额，否则我们没有确认一项负债，因为该义务的公允价值并不重要。此外，除非另有说明，我们目前在担保下的表现没有任何意义，并预计未来的表现要么无关紧要，要么只有很小的机会发生。
APLNG担保
于2025年9月30日，我们有多项未偿还担保与我们的
47.5
APLNG的百分比所有权权益。以下是使用2025年9月汇率计算价值的担保说明：
•在2016年第三季度期间，我们出具了一份担保，以便利我们按比例提取项目融资准备金账户中的资金部分。我们预计本次担保的剩余期限为
五年
.我们在此担保下的最大敞口约为$
210
百万，如果项目融资贷款人对APLNG发起强制执行行动，则可能成为应付款项。截至2025年9月30日，该担保的账面价值约为$
14
百万。
•结合我们最初于2008年10月从Origin Energy Limited购买APLNG的所有权权益，我们同意向Origin Energy Limited偿还我们在以下情况下产生的现有或有负债的份额保证APLNG根据若干销售协议交付天然气的现有义务。最终担保将于2041年第四季度到期。根据这些担保，我们对未来付款或批量交付成本的最大潜在责任估计为$
610
百万（$
1.0
亿在有意或鲁莽违约的情况下），如果APLNG未能履行其在这些协议下的义务并且无法以其他方式减轻义务，则将成为应付款项。未来的付款被认为是不太可能的，因为只有当APLNG没有足够的天然气来满足这些销售承诺，并且合营者没有对APLNG作出必要的股权贡献时，才会触发付款或批量交付的成本。
•我们已就与该项目的持续发展相关的执行的某些其他合同保证了APLNG的履行。担保事项的剩余期限为
11
到
20
年或风险投资的寿命。我们与这些担保相关的未来付款的最大潜在金额约为$
580
百万，如果APLNG不履约，将成为应付款项。截至2025年9月30日，这些担保的账面价值约为$
39
百万。
卡塔尔能源公司LNG担保
作为NFE4和NFS3的股东，我们保证了我们在某些财政和其他合资企业义务中的份额。这些保障有一个近似
30
年期限，无最高限额。截至2025年9月30日，这些担保的账面价值约为$
14
百万。
赤道几内亚担保
作为赤道几内亚液化天然气控股有限公司的全资子公司Equatorial Guinea LNG Operations，S.A.和Alba Plant LLC的股东，我们就加工第三方天然气的某些协议保证了付款义务。 这些担保约有
三年
剩余，与这些担保相关的最大潜在未来付款约为$
116
百万。截至2025年9月30日，这些担保的账面价值约为$
4
百万。
其他担保
我们还有其他担保，未来最大潜在付款金额总计约$
560
万，主要为租赁办公楼残值担保和公务机残值担保。这些担保的剩余条款为到
五年
如果某些资产价值在租赁或合同期限结束时低于担保金额、被担保实体的业务状况下降或由于被担保方不履行合同条款而导致，则将成为应付款项。于2025年9月30日，该等担保不存在确认负债的情形。
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合并财务报表附注
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赔偿
多年来，我们签订了协议，出售在某些法律实体、合资企业和资产中的所有权权益，从而产生了合格的赔偿。这些协议包括对税收和环境责任的赔偿。截至2025年9月30日，这些赔偿义务的账面金额约为$
40
百万。那些与环境问题相关的条款通常是无限期的，未来支付的最高金额通常是无限的。尽管有合理的可能性，未来的付款可能会超过记录的金额，但由于赔偿的性质，无法对未来付款的最大潜在金额作出合理估计。见注9 有关环境责任的更多信息。
附注9 —或有事项、承诺和应计环境成本
针对康菲石油公司提起了多起涉及日常经营过程中产生的多种索赔诉讼。我们还可能被要求消除或减轻在各种活动和非活动场所放置、储存、处置或释放某些化学、矿物和石油物质对环境的影响。我们定期评估会计确认或披露这些或有事项的必要性。在所有已知或有事项（与所得税相关的事项除外）的情况下，我们在损失很可能发生且金额可以合理估计时计提负债。如果一个范围的金额可以合理估计，并且该范围内没有任何金额是比任何其他金额更好的估计，那么该范围的低端就会被计提。我们不会为潜在的保险或第三方追偿而减少这些责任。我们在适用时为保险或其他第三方追偿计提应收账款。对于与所得税相关的或有事项，我们在维持税收状况不太确定的情况下使用累积概率加权损失应计。
根据目前可获得的信息，我们认为，与已知或有负债风险敞口相关的未来成本超出当前应计项目的金额将对我们的合并财务报表产生重大不利影响的可能性很小。随着我们了解到有关或有事项的新事实，我们将重新评估我们在应计负债和其他潜在风险方面的头寸。对未来变化特别敏感的估计包括为环境整治、税务和法律事项记录的或有负债。预计的未来环境修复成本可能会由于诸如清理成本的不确定幅度、可能需要的此类补救行动的未知时间和程度以及我们与其他责任方的责任比例确定等因素而发生变化。与税务和法律事项相关的估计未来成本可能会随着事件的发展以及在行政和诉讼过程中获得更多信息而发生变化。
Environmental
我们遵守国际、联邦、州和地方环境法律法规，并根据管理层的最佳估计记录环境负债的应计项目。这些估计是基于目前可获得的事实、现有技术和目前颁布的法律法规，同时考虑到利益相关者和商业考虑。在衡量环境责任时，我们还会考虑我们之前在污染场地修复方面的经验、其他公司的清理经验以及美国环保署或其他组织发布的数据。我们在确定环境责任时考虑了未主张的索赔，我们在它们既可能发生又可以合理估计的期间内计提它们。
尽管那些可能对环境修复费用负有责任的人的责任对于联邦站点通常是连带责任，对于其他站点则经常如此，但我们通常只是在特定站点引用的众多公司中的一家。由于连带责任，我们可能会负责与我们被指定为潜在责任方的任何站点相关的所有清理费用。迄今为止，我们在与其他财务状况良好的公司分摊清理成本方面取得了成功。我们可能负责的许多地点仍在接受美国环保署或相关机构的调查。在实际清理之前，潜在责任人通常会评估现场情况，分摊责任并确定适当的补救措施。在某些情况下，我们可能没有责任或可能实现赔偿责任的解决。如果其他潜在责任方似乎在财务上可能无法承担其比例份额，我们在估计我们的潜在负债时会考虑这种无力，我们会相应调整我们的应计项目。由于过去的各种收购，我们承担了一定的环境义务。其中一些环境义务通过他人为我们的利益作出的赔偿而减轻，一些赔偿受到美元限制和时间限制。
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我们目前正在众多联邦超级基金和其他类似的州和国际站点参与环境评估和清理工作。在对环境暴露的清理和其他成本进行评估后，我们在未贴现的基础上（除了在企业合并中获得的那些，我们在贴现的基础上记录）对未来很可能会产生成本并且可以合理估计这些成本的场地进行计划的调查和补救活动进行应计。我们没有为可能的保险赔偿减少这些应计费用。
对于美国和加拿大的补救活动，我们的综合资产负债表包括应计环境成本总额$
210
2025年9月30日的百万美元，与$
206
截至2024年12月31日，为百万。我们预计在接下来的时间里会产生大量的这些支出
30
年。未来，我们可能会参与额外的环境评估、清理和诉讼程序。
诉讼和其他或有事项
我们受到各种诉讼和索赔，包括但不限于涉及石油和天然气特许权使用费和遣散费、天然气计量和估价方法、合同纠纷、环境损害、气候变化、人身伤害和财产损失等事项。我们对此类事项的主要曝光涉及对某些联邦、州和私人拥有的财产的所谓特许权使用费和税款少缴，声称涉嫌环境污染以及历史运营和气候变化造成的损害。在这些事情上，我们将继续积极捍卫自己。
我们的法律组织将其知识、经验和专业判断应用于我们案件的具体特点，采用诉讼管理流程来管理和监督针对我们的法律诉讼。我们的流程有助于对个别案例中的潜在暴露进行早期评估和量化。这一过程也使我们能够追踪那些已安排进行审判和/或调解的案件。根据使用这些诉讼管理工具的专业判断和经验以及关于我们所有案件当前发展的可用信息，我们的法律组织定期评估当前应计项目的充分性，并确定是否需要调整现有应计项目，或建立新的应计项目。
我们与与融资安排无关的管道和加工公司的吞吐量协议产生了或有负债。根据这些协议，我们可能被要求通过预付款和对未使用的吞吐能力相关费用的罚款向任何此类公司提供额外资金。此外，于2025年9月30日，我们有以信用证作担保的履约义务$
243
万元（以直接银行信用证开具）涉及物资、用品、商业活动和服务的各类采购承诺事故到业务的正常开展。
2007年，委内瑞拉政府征用了康菲石油公司在Petrozuata和Hamaca重油项目以及Corocoro近海开发项目中的权益。对此，康菲石油在ICSID提起国际仲裁程序。在2019年3月，ICSID法庭一致命令委内瑞拉政府向康菲石油公司支付约$
8.7
十亿（后降至$
8.5
亿元）加上项目被非法征用的利息。2025年1月22日，ICSID废止委员会驳回了委内瑞拉撤销法庭裁决的申请，维持了$
8.5
亿元奖励加上全额利息。国际刑事法院审理的单独仲裁导致对Petr ó leos de Venezuela，S.A.（PDVSA）和
三个
的关联公司，包括一笔约$
2
十亿加利息，用于Petrozuata和Hamaca项目，以及一个$
33
百万奖励，用于Corocoro项目，另加利息。累计，截至2025年9月30日，公司已收到约$
793
百万与第一个ICC裁决有关。面向所有人的收集行动
三个
奖项正在进行中。
康菲石油公司确保与这些仲裁裁决相关的所有行动符合美国所有适当的监管要求，包括与美国对委内瑞拉实施的任何适用制裁相关的要求。
从2017年开始，美国几个州/地区的政府和其他实体对包括康菲石油公司在内的石油和天然气公司提起诉讼，寻求补偿性损害赔偿和公平救济，以减轻所谓的气候变化影响。预计还将提起更多类似指控的诉讼。法律和事实问题是前所未有的；因此，索赔和所称损害的范围以及对公司财务状况的任何潜在影响存在重大不确定性。康菲石油认为，这些诉讼在事实和法律上都毫无价值，是应对与气候变化相关挑战的不恰当工具，并将对此类诉讼进行有力的辩护。
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合并财务报表附注
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路易斯安那州的几个堂区和路易斯安那州根据路易斯安那州的《州和地方沿海资源管理法》（SLCRMA）对包括康菲石油公司在内的石油和天然气公司提起了多起诉讼，要求对据称由历史上的石油和天然气业务造成的路易斯安那州海岸线污染和侵蚀进行赔偿。康菲石油实体是几起诉讼的被告，将大力抗辩。由于原告的SLCRMA理论是前所未有的，这些索赔（范围和损害赔偿）存在不确定性，我们继续评估我们在这些诉讼中的风险敞口，同时评估提前解决的选项。
2020年10月，美国安全和环境执法局（BSEE）下令包括康菲石油在内的外大陆架（OCS）租赁P-0166的先前所有者退役租赁设施，包括
two
位于加利福尼亚州卡平特里亚附近的海上平台。这份订单是在OCS Lease P-0166的现任所有者放弃租赁并放弃租赁平台和设施后发出的。BSEE对康菲石油公司的命令是以其与菲利普斯石油公司的联系为前提的，菲利普斯石油公司是康菲石油公司的遗留公司，该公司拥有历史
25
在该租赁中的百分比权益并经营这些设施但出售其权益约
30
几年前。康菲石油公司继续评估其在这件事上的风险敞口。
2021年7月，美国德克萨斯州南区地方法院对Concho的某些管理人员Concho Resources Inc.（Concho）以及作为Concho继任者的康菲石油公司提起了联邦证券集体诉讼。2021年10月21日，法院发布命令，指定犹他州退休系统和南加州建筑工人养老金信托基金为首席原告（Lead Plainfs）。2022年1月7日，主要原告提交了合并诉状，指控Concho违反联邦证券法，就其业务和运营做出重大虚假和误导性陈述，并寻求未指明的损害赔偿、律师费、成本、衡平法/禁令救济和其他可能被认为适当的救济。被告于2022年3月8日提出动议，要求驳回合并申诉。2023年6月23日，法院驳回了被告关于康乔/康菲石油等多数被告的动议。2025年4月7日，法院认证了一类。我们认为诉讼中的指控毫无根据，正在为这场诉讼进行有力的辩护。
在2021年冬季风暴Uri之后，康菲石油公司涉及与商业对手方有关其不可抗力通知的适当性的未决纠纷。我们认为这些说法毫无根据，正在积极进行辩护。
长期无条件采购义务和承诺，包括吞吐量和照付不议协议
我们有一定的吞吐量协议和照付不议协议，以支持融资安排。这些协议主要涉及液化天然气采购承诺。截至2025年9月30日，这些不同协议项下剩余估计付款的固定和可确定部分为：2025 — $
2
百万；2026年— $
6
百万；2027 — $
6
百万；2028年— $
397
百万；2029 — $
558
百万；及2030年及以后—— $
21
十亿。一般来说，这些债务的可变组成部分包括商品期货价格和通货膨胀率。根据这些承诺购买的液化天然气预计将在同一期间或大约同一期间被从相关销售交易中收到的现金所抵消。
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| 合并财务报表附注 | |||||
附注10 —衍生工具和金融工具
我们在各个市场使用期货、远期、掉期和期权来满足客户的需求，捕捉市场机会并管理外汇货币风险。
商品衍生工具
我们的商品业务主要包括天然气、原油、沥青、NGLs、LNG和电力。
商品衍生工具在我们的综合资产负债表上以公允价值持有。这些余额有冲销权的，按净额列报。相关现金流量在我们的合并现金流量表中记录为经营活动。在我们的综合损益表中，如果与我们的实体业务直接相关，则按总额确认损益，如果持有用于交易，则按净额确认损益。与符合NPN例外并被指定为NPN例外的合同相关的损益在结算时确认。我们一般将这一例外适用于符合条件的原油合同和某些天然气合同。我们不对我们的商品衍生品应用套期保值会计。
下表列出了我们综合资产负债表上的商品衍生品（不包括抵押品）的公允价值总额：
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百万美元
|
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| 9月30日 2025 |
12月31日 2024 |
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| 物业、厂房及设备 | ||||||||
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预付费用及其他流动资产
|
$ |
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其他资产
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| 负债 | ||||||||
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其他应计项目
|
|
|
||||||
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其他负债和递延贷项
|
|
|
||||||
我们合并损益表中包含的商品衍生品收益（亏损）列示如下表：
|
百万美元
|
||||||||||||||
|
三个月结束
9月30日
|
九个月结束
9月30日
|
|||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||
|
销售及其他营业收入
|
$ |
|
|
|
|
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其他收益
|
(
|
(
|
(
|
(
|
||||||||||
|
购买的商品
|
(
|
(
|
(
|
(
|
||||||||||
下表汇总了我们因未完成的商品衍生品合约而产生的净敞口：
| 未平仓合约 多头（空头） |
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| 9月30日 2025 |
12月31日 2024 |
|||||||
| 商品 | ||||||||
| 天然气和电力（BCF当量） | ||||||||
| 固定价格 | (
|
(
|
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| 基础 | (
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16
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合并财务报表附注
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利率衍生工具
In2023年，PALNG执行了具有转换效果的利率互换
60
预计未偿还定期贷款的百分比，以资助第一阶段从浮动利率到固定利率的开发和建设成本。在2025年第一季度，PALNG解除了之前指定为现金流对冲的利率掉期的剩余部分的指定。 被解除指定的套期工具的公允价值变动在我们合并损益表的“关联企业收益中的权益”项目中列报。
截至2025年9月30日的三个月和九个月期间，我们确认亏损$
6
万，收益$
27
万元，分别列于与此次互换相关的“关联企业收益中的权益”。截至2024年9月30日的三个月和九个月期间，我们确认了未实现亏损$
63
百万美元
50
万元，分别计入与该等掉期有关的其他综合收益（亏损）。
金融工具
我们根据我们对我们管理的各种账户和货币池的现金预测，投资于到期的金融工具。我们目前投资的金融工具类型包括：
•定期存款：存放在金融机构的预定期限的计息存款。
•活期存款：存放于金融机构的计息存款。存入资金可提取，恕不另行通知。
•商业票据：由企业、商业银行或政府机构发行的无担保本票，以贴现方式购买，按面值到期。
•美国政府或政府机构义务：由美国政府或美国政府机构发行的证券。
•外国政府义务：外国政府发行的证券。
•公司债券：公司发行的无担保债务证券。
•资产支持证券：抵押债务证券。
以下投资按成本加应计利息在我们的综合资产负债表中列示，该表反映了2025年9月30日和2024年12月31日的剩余到期日：
|
百万美元
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账面金额
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现金及现金等价物
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短期投资
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| 9月30日 2025 |
12月31日 2024 |
9月30日 2025 |
12月31日 2024 |
|||||||||||
| 现金 | $ |
|
|
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|
活期存款
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定期存款
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1至90天
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91至180天
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|
一年内
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美国政府义务
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|
1至90天
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— | — | ||||||||||
| $ |
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| 合并财务报表附注 | |||||
以下分类为可供出售的债务证券投资在我们于2025年9月30日和2024年12月31日的综合资产负债表上按公允价值列账：
| 百万美元 | ||||||||||||||||||||
| 账面金额 | ||||||||||||||||||||
| 现金及现金等价物 | 短期投资 | 投资和长期 应收款项 |
||||||||||||||||||
| 9月30日 2025 |
12月31日 2024 |
9月30日 2025 |
12月31日 2024 |
9月30日 2025 |
12月31日 2024 |
|||||||||||||||
| 主要安全类型 | ||||||||||||||||||||
|
公司债券
|
$ | — | — |
|
|
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|
商业票据
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| 美国政府义务 | — | — |
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美国政府机构义务
|
— | — |
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外国政府义务
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|
资产支持证券
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|
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| $ |
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|
|
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现金及现金等价物和短期投资的剩余期限在一年以内。投资和长期应收款的剩余期限从大于
一年
直通
13
年。
下表汇总了分类为可供出售的债务证券投资的摊余成本基础和公允价值：
|
百万美元
|
||||||||||||||
|
摊余成本基础
|
公允价值
|
|||||||||||||
| 9月30日 2025 |
12月31日 2024 |
9月30日 2025 |
12月31日 2024 |
|||||||||||
| 主要安全类型 | ||||||||||||||
|
公司债券
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$ |
|
|
|
|
|||||||||
|
商业票据
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|
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|
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美国政府义务
|
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美国政府机构义务
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外国政府义务
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|
|
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|
资产支持证券
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|
|
|
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||||||||||
| $ |
|
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||||||||||
对处于未实现亏损状态的债务证券投资没有记录信贷损失备抵。
截至2025年9月30日止三个月及九个月期间，分类为可供出售的债务证券投资的出售及赎回收益为 $
271
百万美元
782
分别为百万。截至2024年9月30日的三个月和九个月期间，分类为可供出售的债务证券投资的出售和赎回收益为$
142
百万美元
597
分别为百万。计入这些出售和赎回收益的已实现损益总额微不足道。卖出和赎回证券的成本采用特定的识别方法确定。
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合并财务报表附注
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信用风险
可能面临集中信用风险的金融工具主要包括现金等价物、短期投资、债务证券的长期投资、场外衍生品合约和贸易应收款。我们的现金等价物和短期投资放在优质商业票据、政府货币市场基金、美国政府和政府机构债券、主要国际银行和金融机构的定期存款、优质公司债券、外国政府债券和资产支持证券。我们对债务证券的长期投资放在高质量的公司债券、资产支持证券、美国政府和政府机构债务以及外国政府债务。
我们的场外衍生品合约，如远期、掉期和期权的信用风险来自于交易的对手方。个别交易对手风险敞口在预定的信用额度内进行管理，并在适当时包括使用现金赎回保证金，从而降低了重大不履约的风险。我们还使用信用风险可以忽略不计的期货、掉期和期权合约，因为这些交易主要在交易所清算所清算，并在结算前受到强制保证金要求的约束；然而，我们面临这些交易所经纪人因每日追加保证金现金而产生的应收账款以及为满足初始保证金要求而存入的现金的信用风险。
我们的贸易应收账款主要来自我们的石油业务，反映了广泛的国家和国际客户基础，这限制了我们面临集中的信用风险。这些应收款大部分的付款条件为
30
天或更短时间内，我们持续监控这一风险敞口和交易对手的信誉。我们可能要求抵押品限制包括信用证、预付款和担保债券在内的损失风险，以及主净额结算安排，以减轻与向我们购买和出售的交易对手的信用风险，因为这些协议允许我们所欠或欠他人的金额与应付我们的金额相抵。
我们的某些衍生工具包含要求我们在衍生工具敞口超过阈值金额时提供抵押品的条款。我们有固定门槛金额的合同和其他可变门槛金额的合同，这些合同取决于我们的信用评级。对于较低的信用评级，可变阈值金额通常会下降，而如果我们低于投资级别，可变和固定阈值金额通常都会恢复为零。现金是所有合同中的主要抵押品；然而，许多合同也允许我们邮寄信用证作为抵押品，例如通过纽约商品交易所管理的交易。
2025年9月30日和2024年12月31日处于负债状况的所有具有这类信用风险相关或有特征的衍生工具的合计公允价值为$
59
百万美元
70
分别为百万。对于这些仪器，
无
抵押品分别于2025年9月30日和2024年12月31日发布。如果我们的信用评级在2025年9月30日被下调至投资级以下，我们将被要求发布$
25
百万的额外抵押品，可以是现金，也可以是信用证。
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| 合并财务报表附注 | |||||
附注11 —公允价值计量
我们以公允价值计量一部分资产和负债，这些资产和负债在报告日使用退出价格（即出售资产将收到的价格或转移负债将支付的价格）计量，并根据公允价值层次结构下估值输入的质量进行披露。
资产或负债的分类以对其公允价值具有重要意义的最低输入水平为基础。那些最初被归类为第3级的项目，如果来自不可观察输入值的公允价值与整体公允价值无关，或者如果有确凿的市场数据，则随后被报告为第2级。最初报告为第2级的资产和负债，如果已无法获得确证的市场数据，则随后报告为第3级。在截至2025年9月30日的九个月期间，以及在截至2024年12月31日的一年中，没有发生任何进出Level 3的重大转移。
经常性公允价值计量
按经常性基础以公允价值报告的金融资产和负债包括我们对分类为可供出售的债务证券、商品衍生品的投资以及我们与Surmont收购相关的或有对价安排。
•第1级衍生资产和负债主要代表交易所交易的期货和期权，其估值使用基础交易所提供的未经调整的价格。一级金融资产还包括我们对归类为可供出售债务证券的美国政府债务的投资，这些债务使用汇率进行估值。
•第2级衍生资产和负债主要代表场外掉期、期权和远期买卖合约，这些合约使用调整后的交易所价格、经纪商或定价服务公司提供的价格进行估值，这些价格均得到市场数据的证实。2级金融资产还包括我们对分类为可供出售的债务证券的投资，包括对公司债券、商业票据、资产支持证券、美国政府机构债务和外国政府债务的投资，这些投资使用经纪人或定价服务公司提供的定价进行估值，并得到市场数据的证实。
•第3级衍生资产和负债包括场外掉期、期权和远期买卖合约，其中很大一部分公允价值是根据不容易获得的基础市场数据计算得出的。派生价值使用行业标准方法，可能考虑各种商品之间的历史关系、模拟的市场价格、时间价值、波动因素和其他相关的经济度量。这些投入的使用导致管理层对公允价值的最佳估计。3级商品衍生活动并非在所有报告所述期间都很重要。
•第3级负债包括与Surmont收购相关的未来季度或有付款的公允价值。2023年10月，我们完成了对剩余
50
来自道达尔 EP Canada Ltd.的Surmont（我们加拿大分部的资产）的工作权益百分比。此次收购的对价包括一项或有对价安排，需要支付高达$
0.4
十亿加元超过a
五年
任期。或有付款为$
2
WCS定价超过$的每一美元就有百万
52
月内每桶，以实现某些生产目标为准。根据这种安排，我们可以支付的未贴现金额最高为$
0.3
收盘时为10亿美元。
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康菲石油2025年Q3 10-Q
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|
合并财务报表附注
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下表汇总了金融资产和负债毛额的公允价值等级（即，在经常按公允价值入账的商品衍生工具存在抵销权的情况下，未经调整）：
|
百万美元
|
||||||||||||||||||||||||||
| 2025年9月30日 | 2024年12月31日 | |||||||||||||||||||||||||
|
1级
|
2级
|
3级
|
合计
|
1级
|
2级
|
3级
|
合计
|
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| 物业、厂房及设备 | ||||||||||||||||||||||||||
|
债务证券投资
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
商品衍生品
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
总资产
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
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| 负债 | ||||||||||||||||||||||||||
| 商品衍生品 | $ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
| 或有对价 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
负债总额
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
第三级公允价值计量中使用的重大不可观测输入值的幅度和算术平均值如下：
| 公允价值 （百万 美元） |
估值 技术 |
不可观察 输入 |
范围
（算术平均）
|
|||||||||||
| 或有对价-Surmont截至： | ||||||||||||||
|
2025年9月30日
|
$ |
|
贴现现金流 | 大宗商品价格前景*（$/BOE） |
$
|
|||||||||
|
2024年12月31日
|
|
$
|
||||||||||||
*基于外部定价服务公司展望和内部展望相结合的商品价格展望。
收购日或有对价的公允价值为$
320
百万。我们已经支付了$
77
截至2025年9月30日的九个月期间的百万美元
234
自该安排下的收购以来总计百万，包含在我们的合并现金流量表的融资活动部分的“其他”行中。
下表汇总了我们综合资产负债表中列示的那些受抵销权约束的商品衍生品余额。我们选择在存在合法抵销权的情况下，在我们的财务报表中冲销与同一交易对手执行的多个衍生工具的已确认公允价值金额。
|
百万美元
|
|||||||||||||||||||||||
|
受抵销权规限的金额
|
|||||||||||||||||||||||
|
毛额
金额
认可
|
金额不
受制于
抵销权
|
毛额
金额
|
毛额
金额
偏移量
|
净
金额
已提出
|
现金
抵押品
|
净
金额
|
|||||||||||||||||
| 2025年9月30日 | |||||||||||||||||||||||
| 物业、厂房及设备 | $ |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
| 负债 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
| 2024年12月31日 | |||||||||||||||||||||||
| 物业、厂房及设备 | $ |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
| 负债 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
在2025年9月30日和2024年12月31日，我们没有在合并资产负债表中列报我们有权抵销的任何毛额。
|
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| 合并财务报表附注 | |||||
报告的金融工具公允价值
我们采用了以下方法和假设对金融工具的公允价值进行了估计：
•现金及现金等价物和短期投资：资产负债表报告的账面值近似公允价值。对于分类为可供出售债务证券的投资，在资产负债表中报告的账面值为公允价值。
•应收账款及票据（含长期及关联方）：资产负债表列报的账面价值近似公允价值。
•分类为可供出售的债务证券投资：公允价值层级中分类为第1级的债务证券投资的公允价值采用交换价格计量。公允价值层级中分类为第2级的债务证券投资的公允价值，采用经市场数据佐证的券商或定价服务公司提供的定价计量。见注意事项10.
•应付账款（含关联方）和浮动利率债务：在资产负债表中列报的应付账款和浮动利率债务的账面价值接近公允价值。
•固定利率债务：固定利率债务的估计公允价值是使用由市场数据证实的定价服务提供的价格计量的；因此，这些负债在公允价值层次中被归类为第2级。
•商业票据：我们的商业票据工具的账面值接近公允价值，并作为短期债务在资产负债表中列报。
下表汇总了金融工具的公允价值净值（即在商品衍生工具存在抵销权的情况下进行调整）：
|
百万美元
|
||||||||||||||
|
账面金额
|
公允价值
|
|||||||||||||
| 9月30日 2025 |
12月31日 2024 |
9月30日 2025 |
12月31日 2024 |
|||||||||||
| 金融资产 | ||||||||||||||
|
商品衍生品
|
$ |
|
|
|
|
|||||||||
|
债务证券投资
|
|
|
|
|
||||||||||
| 金融负债 | ||||||||||||||
|
总债务，不包括融资租赁
|
|
|
|
|
||||||||||
|
商品衍生品
|
|
|
|
|
||||||||||
附注12 —累计其他综合收益（亏损）
我们合并资产负债表权益部分的累计其他综合收益（亏损）包括：
|
|
百万美元
|
||||||||||||||||
|
|
设定受益
计划
|
未实现持有收益/（亏损）on
证券
|
国外
货币
翻译
|
套期保值活动未实现收益/（损失） |
累计
其他
综合
收入/（亏损）
|
||||||||||||
| 2024年12月31日 | $ | (
|
|
(
|
|
(
|
|||||||||||
|
其他综合收益（亏损）
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
| 2025年9月30日 | $ | (
|
|
(
|
|
(
|
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|
合并财务报表附注
|
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附注13 —现金流量信息
|
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百万美元
|
|||||||
|
|
九个月结束
9月30日
|
|||||||
| 2025 | 2024 | |||||||
|
现金支付
|
||||||||
|
利息
|
$ |
|
|
|||||
|
所得税
|
|
|
||||||
| 投资净销售（购买）额 | ||||||||
|
购买的短期投资
|
$ | (
|
(
|
|||||
|
出售的短期投资
|
|
|
||||||
|
购买的长期投资
|
(
|
(
|
||||||
|
出售的长期投资
|
|
|
||||||
|
|
$ | (
|
(
|
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附注14 —关联交易
以下表格汇总了主要与股权关联公司的关联方余额和活动：
|
|
百万美元
|
|||||||
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9月30日 2025 |
12月31日 2024 |
||||||
|
资产负债表
|
||||||||
|
应收账款和票据
|
$ |
|
|
|||||
|
应付账款
|
|
|
||||||
|
|
百万美元
|
|||||||||||||
|
|
三个月结束
9月30日
|
九个月结束
9月30日
|
||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||
|
利润表
|
||||||||||||||
|
营业收入和其他收入
|
$ |
|
|
|
|
|||||||||
|
购买的商品
|
(
|
|
|
|
||||||||||
|
运营费用和销售、一般和管理费用
|
|
|
|
|
||||||||||
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康菲石油2025年Q3 10-Q
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|||||||
| 合并财务报表附注 | |||||
附注15 —员工福利计划
养老金和退休后计划
|
百万美元
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
养老金福利
|
其他福利
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
美国
|
国际。
|
美国
|
国际。
|
||||||||||||||||||||||||||||||||
|
净定期福利成本的组成部分
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
截至9月30日止三个月
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
服务成本
|
$ |
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||
|
利息成本
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
计划资产预期收益率
|
(
|
(
|
(
|
(
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
前期服务成本摊销（贷项）
|
|
|
|
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
确认的精算净损失（收益）
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
净定期福利成本
|
$ |
|
|
|
|
(
|
(
|
||||||||||||||||||||||||||||
|
截至9月30日止九个月
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 服务成本 | $ |
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||
|
利息成本
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
计划资产预期收益率
|
(
|
(
|
(
|
(
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
前期服务成本摊销（贷项）
|
|
|
|
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
确认的精算净损失（收益）
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
定居点
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 净定期福利成本 | $ |
|
|
|
|
(
|
(
|
||||||||||||||||||||||||||||
净定期福利成本的组成部分，除了服务成本部分，包括在我们合并损益表的“其他费用”项目中。
应计遣散费
在2025年期间，我们宣布了某些降低成本的举措。作为这些举措的一部分，我们预计员工人数将会减少。遣散费$
238
百万在2025年第三季度入账，反映了相关负债的可能和合理估计部分。
下表汇总了我们截至2025年9月30日的九个月期间的遣散费应计活动：
| 百万美元 | |||||
|
2024年12月31日余额
|
$ |
|
|||
| 应计项目 |
|
||||
| 福利金支付 | (
|
||||
| 外币换算调整 |
|
||||
|
2025年9月30日余额
|
$ |
|
|||
2025年9月30日余额中，$
329
万被归类为短期。
|
康菲石油2025年Q3 10-Q
|
24
|
|||||||
|
合并财务报表附注
|
|||||
附注16 —销售及其他营业收入
与客户订立合约的收入
下表提供了我们合并销售和其他营业收入的进一步分类：
|
|
百万美元
|
|||||||||||||
|
|
三个月结束
9月30日
|
九个月结束
9月30日
|
||||||||||||
|
|
2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||
|
客户合同收入
|
$ |
|
|
|
|
|||||||||
| ASC主题606范围外合同收入 | ||||||||||||||
|
符合衍生工具定义的实物合约
|
|
|
|
|
||||||||||
|
金融衍生品合约
|
(
|
(
|
(
|
(
|
||||||||||
|
合并销售及其他营业收入
|
$ |
|
|
|
|
|||||||||
来自ASC主题606“与客户签订的合同的收入”范围之外的合同的收入主要与按市场价格计算的实物天然气合同有关，这些合同符合在ASC主题815“衍生品和套期保值”下核算的衍生品的条件，我们没有为其选择NPN。这些合同的合同条款或收入确认政策与ASC主题606范围内的合同条款或政策不存在重大差异。
以下收入分类与
注意事项18—分部披露及相关信息：
|
百万美元
|
||||||||||||||
|
三个月结束
9月30日
|
九个月结束
9月30日
|
|||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||
|
按分部划分的ASC主题606范围外合同收入
|
||||||||||||||
|
低48
|
$ |
|
|
|
|
|||||||||
| 加拿大 |
|
|
|
|
||||||||||
|
欧洲、中东和北非
|
|
|
|
|
||||||||||
|
符合衍生工具定义的实物合约
|
$ |
|
|
|
|
|||||||||
|
|
百万美元
|
|||||||||||||
|
|
三个月结束
9月30日
|
九个月结束
9月30日
|
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| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||
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按产品分列的ASC课题606范围外合同收入
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原油
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天然气
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其他
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符合衍生工具定义的实物合约
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$ |
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实用权宜之计
通常，我们的商品销售合同的期限不到12个月；然而，在某些特定情况下，可能会延长更长的时间，这可能会一直持续到现场寿命结束。我们有长期商品销售合同，这些合同使用交货时的现行市场价格，根据这些合同，每项履约义务（即交付商品）的基于市场的可变对价分配给合同内的每项完全未履行的履约义务。因此，我们应用了ASC主题606中允许的实用权宜之计，并且没有披露分配给履约义务的交易价格的总额，也没有披露我们预计何时确认截至报告期末尚未满足的收入。
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康菲石油2025年Q3 10-Q
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| 合并财务报表附注 | |||||
应收客户合同款
截至2025年9月30日，我们合并资产负债表中的“应收账款和票据”项目包括应收贸易账款$
4,597
百万美元与$
5,398
2024年12月31日百万，其中既包括与ASC议题606范围内客户的合同，也包括不属于ASC议题606范围的合同。我们通常会在交货后的30天或更短时间内（取决于发票条款）收到付款。超出ASC主题606范围的收入主要与我们不选择NPN的市场价格的实物天然气销售合同有关，因此在ASC主题815下作为衍生工具入账。与根据未选择NPN的合同销售的天然气相关的贸易应收款的客户性质或信用质量与选择NPN的贸易应收款相比，几乎没有区别。
附注17 —每股盈利
下表列出了普通股股东可获得的净收入（亏损）以及基本和稀释EPS的计算。对于下表所示期间，按两类法计算的摊薄每股收益更具稀释性。
| 百万美元 （每股金额除外） |
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| 三个月结束 9月30日 |
九个月结束 9月30日 |
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| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||
| 基本每股收益 | ||||||||||||||
| 净收入（亏损） | $ |
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| 减：股息和未分配收益 | ||||||||||||||
| 分配给参与证券 |
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| 普通股股东可获得的净收入（亏损） | $ |
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| 加权平均已发行普通股（百万） |
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| 普通股每股净收益（亏损） | $ |
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| 稀释每股收益 | ||||||||||||||
| 普通股股东可获得的净收入（亏损） | $ |
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| 加权平均已发行普通股（百万） |
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| 加：期权和未归属的稀释影响 | ||||||||||||||
| 非参与RSU/PSU（百万） |
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| 加权平均稀释流通股（百万） |
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| 普通股每股净收益（亏损） | $ |
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附注18 —分部披露及相关信息
我们在世界范围内勘探、生产、运输和销售原油、沥青、天然气、LNG和NGLs。我们通过以下方式管理我们的运营
六个
运营部门，主要由地理区域定义：阿拉斯加；下48（L48）；加拿大；欧洲、中东和北非（EMENA）；亚太地区（AP）；和其他国际（OI）。
Corporate and Other（Corporate）是指与经营分部没有直接关联的收入和成本，例如大部分利息支出、提前偿还债务的溢价、公司间接费用和某些技术活动，包括许可收入。企业资产包括所有现金及现金等价物和短期投资。
我们的首席运营决策者（CODM）是我们的董事会主席和首席执行官，他们根据每个部门的净收入（亏损）评估业绩并在我们的运营部门之间分配资源。这是通过年度预算和预测过程来完成的。
分部间销售的价格接近市场。
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合并财务报表附注
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按经营分部划分的业绩分析
| 截至2025年9月30日止三个月 | 百万美元 | |||||||||||||||||||||||||
| 阿拉斯加 | L48 | 加拿大 | 欧洲、中东和北非 | 美联社 | OI | 企业 | 合并总计 | |||||||||||||||||||
| 分部销售及其他营业收入 | ||||||||||||||||||||||||||
| 销售及其他营业收入 | $ |
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| 分部间抵销 |
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(
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(
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| 合并销售及其他营业收入 |
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| 重大分部开支* | ||||||||||||||||||||||||||
| 生产经营费用 |
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| DD & A |
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| 所得税拨备（收益） |
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| 合计 |
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| 其他分部项目 | ||||||||||||||||||||||||||
| 附属公司收益中的权益 |
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| 利息收入 |
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| 利息和债务费用 |
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| 其他** |
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| 合计 |
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| 净收入（亏损） | $ |
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(
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| *上表中的重要分部费用类别和金额与定期向主要经营决策者提供的分部层面信息一致。 | ||||||||||||||||||||||||||
| **其他不需要为每个可报告分部单独披露的分部项目包括： | ||||||||||||||||||||||||||
|
处置收益（损失）：L48、OI和企业
|
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|
其他收入及销售、一般及行政开支：L48、加拿大、EMENA、AP、OI和企业
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|
购买的商品：阿拉斯加、L48级、加拿大、EMENA和AP
|
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|
勘探费用、所得税以外的税收和贴现负债的增值：阿拉斯加、L48级、加拿大、EMENA、AP和企业
|
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|
减值：L48
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外币交易（收益）损失：加拿大、美联社和企业
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其他费用：阿拉斯加、L48、EMENA和企业
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其他分部披露
| 截至2025年9月30日止三个月 | 百万美元 | |||||||||||||||||||||||||
| 阿拉斯加 | L48 | 加拿大 | 欧洲、中东和北非 | 美联社 | OI | 企业 | 合并总计 | |||||||||||||||||||
| 对附属公司的投资和垫款 | $ |
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| 总资产 |
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| 资本支出和投资 |
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康菲石油2025年Q3 10-Q
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| 合并财务报表附注 | |||||
| 截至2024年9月30日止三个月 | 百万美元 | |||||||||||||||||||||||||
| 阿拉斯加 | L48 | 加拿大 | 欧洲、中东和北非 | 美联社 | OI | 企业 | 合并总计 | |||||||||||||||||||
| 分部销售及其他营业收入 | ||||||||||||||||||||||||||
| 销售及其他营业收入 | $ |
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| 分部间抵销 |
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(
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(
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(
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| 合并销售及其他营业收入 |
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| 重大分部开支* | ||||||||||||||||||||||||||
| 生产经营费用 |
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| DD & A |
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| 所得税拨备（收益） |
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| 合计 |
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| 其他分部项目 | ||||||||||||||||||||||||||
| 附属公司收益中的权益 |
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(
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(
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| 利息收入 |
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|
(
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|
(
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(
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| 利息和债务费用 |
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| 其他** |
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(
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| 合计 |
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(
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(
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| 净收入（亏损） | $ |
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|
|
|
|
(
|
|
|||||||||||||||||
| *上表中的重要分部费用类别和金额与定期向主要经营决策者提供的分部层面信息一致。 | ||||||||||||||||||||||||||
| **其他不需要为每个可报告分部单独披露的分部项目包括： | ||||||||||||||||||||||||||
|
处置收益（损失）：L48和OI
|
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|
其他收入：Alaska，L48，Canada，OI and Corporate
|
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|
购买的商品：阿拉斯加、L48级、加拿大、EMENA和AP
|
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|
销售、一般及行政开支及勘探开支：阿拉斯加、L48级、加拿大、EMENA、AP、OI和企业
|
||||||||||||||||||||||||||
|
所得税和贴现负债增值以外的税收：阿拉斯加、L48级、加拿大、EMENA、AP和企业
|
||||||||||||||||||||||||||
|
外币交易（收益）损失：加拿大、欧洲、中东和北非、美联社和企业
|
||||||||||||||||||||||||||
|
其他费用：L48、EMENA和企业
|
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其他分部披露
| 截至2024年9月30日止三个月 | 百万美元 | |||||||||||||||||||||||||
| 阿拉斯加 | L48 | 加拿大 | 欧洲、中东和北非 | 美联社 | OI | 企业 | 合并总计 | |||||||||||||||||||
| 对附属公司的投资和垫款 | $ |
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| 总资产 |
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| 资本支出和投资 |
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康菲石油2025年Q3 10-Q
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合并财务报表附注
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| 截至2025年9月30日止九个月 | 百万美元 | |||||||||||||||||||||||||
| 阿拉斯加 | L48 | 加拿大 | 欧洲、中东和北非 | 美联社 | OI | 企业 | 合并总计 | |||||||||||||||||||
| 分部销售及其他营业收入 | ||||||||||||||||||||||||||
| 销售及其他营业收入 | $ |
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| 分部间抵销 |
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(
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| 合并销售及其他营业收入 |
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| 重大分部开支* | ||||||||||||||||||||||||||
| 生产经营费用 |
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| 所得税拨备（收益） |
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| 合计 |
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| 其他分部项目 | ||||||||||||||||||||||||||
| 附属公司收益中的权益 |
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| 利息收入 |
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(
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| 利息和债务费用 |
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| 其他** |
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| 合计 |
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| 净收入（亏损） | $ |
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(
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| *上表中的重要分部费用类别和金额与定期向主要经营决策者提供的分部层面信息一致。 | ||||||||||||||||||||||||||
| **其他不需要为每个可报告分部单独披露的分部项目包括： | ||||||||||||||||||||||||||
|
处置收益（损失）：L48、OI和企业
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其他收入：L48、加拿大、EMENA、AP、OI和企业
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购买的商品：阿拉斯加、L48级、加拿大、EMENA和AP
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销售、一般和管理费用：阿拉斯加、L48级、加拿大、EMENA、AP、OI和企业
|
||||||||||||||||||||||||||
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勘探费用、所得税以外的税收和贴现负债的增值：阿拉斯加、L48级、加拿大、EMENA、AP和企业
|
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|
减值：L48和EMENA
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|
外币交易（收益）损失：加拿大、欧洲、中东和北非、美联社和企业
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|
其他费用：阿拉斯加、L48、EMENA和企业
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其他分部披露
| 截至2025年9月30日止九个月 | 百万美元 | |||||||||||||||||||||||||
| 阿拉斯加 | L48 | 加拿大 | 欧洲、中东和北非 | 美联社 | OI | 企业 | 合并总计 | |||||||||||||||||||
| 对附属公司的投资和垫款 | $ |
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| 总资产 |
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| 资本支出和投资 |
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| 合并财务报表附注 | |||||
| 截至2024年9月30日止九个月 | 百万美元 | |||||||||||||||||||||||||
| 阿拉斯加 | L48 | 加拿大 | 欧洲、中东和北非 | 美联社 | OI | 企业 | 合并总计 | |||||||||||||||||||
| 分部销售及其他营业收入 | ||||||||||||||||||||||||||
| 销售及其他营业收入 | $ |
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| 分部间抵销 |
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| 合并销售及其他营业收入 |
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| 重大分部开支* | ||||||||||||||||||||||||||
| 生产经营费用 |
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| DD & A |
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| 所得税拨备（收益） |
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| 合计 |
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| 其他分部项目 | ||||||||||||||||||||||||||
| 附属公司收益中的权益 |
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| 利息收入 |
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| 利息和债务费用 |
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| 其他** |
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(
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| 合计 |
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(
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| 净收入（亏损） | $ |
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(
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| *上表中的重要分部费用类别和金额与定期向主要经营决策者提供的分部层面信息一致。 | ||||||||||||||||||||||||||
| **其他不需要为每个可报告分部单独披露的分部项目包括： | ||||||||||||||||||||||||||
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处置收益（损失）：L48和OI
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其他收入、销售、一般及行政开支及勘探开支：阿拉斯加、L48级、加拿大、EMENA、AP、OI和企业
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购买的商品：阿拉斯加、L48级、加拿大、EMENA和AP
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减值：阿拉斯加和L48
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所得税和贴现负债增值以外的税收：阿拉斯加、L48级、加拿大、EMENA、AP和企业
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外币交易（收益）损失：加拿大、欧洲、中东和北非、美联社和企业
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其他费用：阿拉斯加、L48、EMENA和企业
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其他分部披露
| 截至2024年9月30日止九个月 | 百万美元 | |||||||||||||||||||||||||
| 阿拉斯加 | L48 | 加拿大 | 欧洲、中东和北非 | 美联社 | OI | 企业 | 合并总计 | |||||||||||||||||||
| 对附属公司的投资和垫款 | $ |
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| 总资产 |
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| 资本支出和投资 |
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三个月结束
9月30日
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九个月结束
9月30日
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| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||
| 按地理位置划分的销售和其他营业收入* | ||||||||||||||
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美国
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加拿大
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中国
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赤道几内亚
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| 利比亚 |
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|
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马来西亚
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挪威
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| 新加坡 |
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英国
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其他外国
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全球合并
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分产品销售及其他营业收入
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原油
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天然气
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天然气液体
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其他**
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分产品合并销售及其他营业收入
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*销售和其他营业收入根据销售业务所在地归属于各国。
**包括沥青、电力和液化天然气。
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| 合并财务报表附注 | |||||
附注19 —所得税
截至2025年9月30日和2024年9月30日的三个月期间，我们的有效税率为
41.0
百分比和
36.4
百分比，分别。截至2025年9月30日的三个月期间有效税率的变化，主要是由于我们在征税管辖区之间的收入组合发生了变化。
截至2025年9月30日和2024年9月30日的九个月期间，我们的有效税率分别为
37.1
百分比和
35.2
百分比，分别。截至2025年9月30日的九个月期间有效税率的变化，主要是由于我们在征税管辖区之间的收入组合发生变化，部分被我们本年度估值备抵的变化和上一年发生的马来西亚税收优惠的确认所抵消，两者均如下所述。
2025年7月4日颁布的《一大美丽法案法案》（OBBBA）的相关条款在2025年第三季度期间实施。立法引入的变化并未对我们本季度的有效税率产生实质性影响，我们预计不会对我们2025年全年的有效税率产生实质性影响。
在2025年第一季度，我们的估值备抵减少了$
56
百万，涉及由于我们同意将我们在Ursa和Europa油田的权益以及Ursa Oil Pipeline Company LLC分别出售给Shell Offshore Inc.和Shell Pipeline Company LP而预期使用以前未确认的资本损失结转。
在2024年第一季度，我们录得$
76
与马来西亚J和G区块深水投资税收优惠相关的百万税收优惠。
该公司正在多个司法管辖区进行所得税审计。负责这些审计的政府代理人经常要求额外的时间来完成审计，我们通常会给予这些时间，反之，偶尔会无法预测地结束审计。在接下来的十二个月内，我们的审计期可能会结束，这可能会对我们未确认的税收优惠总额产生重大影响。这种变化的金额无法估计，但与我们未确认的税收优惠总额相比可能很大。
附注20 —新会计准则
2023年12月，FASB发布了ASU第2023-09号，“改进所得税披露”，增强了主题740“所得税”中的披露要求。这些增强将仅影响我们的财务报表披露，并将在允许追溯应用的情况下前瞻性应用。ASU在2024年12月15日之后开始的年度期间生效，允许提前采用。我们目前正在评估采用这一ASU的影响。
2024年11月，FASB发布了ASU第2024-03号，“损益表费用的分类”，以改进常见费用标题中有关公共业务实体费用（包括购买库存、员工薪酬、折旧、损耗和摊销）的披露。ASU将仅影响我们的财务报表披露，并将在允许追溯应用的情况下前瞻性应用。ASU在2026年12月15日之后开始的年度报告期间和2027年12月15日之后开始的中期报告期间生效，允许提前采用。我们目前正在评估采用这一ASU的影响。
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管理层的讨论与分析
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项目2。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析
管理层的讨论与分析是公司对其财务表现和可能影响未来表现的重大趋势的分析。应结合财务报表和附注一并阅读。它包含前瞻性陈述，包括但不限于根据1995年《私人证券诉讼改革法案》的“安全港”条款作出的与公司计划、战略、目标、期望和意图有关的陈述。“雄心”、“预期”、“相信”、“预算”、“继续”、“可能”、“努力”、“估计”、“预期”、“预测”、“目标”、“指导”、“打算”、“可能”、“目标”、“展望”、“计划”、“潜力”、“预测”、“预测”、“寻求”、“应该”、“目标”、“将”、“将”和类似的表达方式可识别前瞻性陈述。公司不承诺更新、修改或更正任何前瞻性信息，除非联邦证券法要求这样做。读者请注意，此类前瞻性陈述应与公司在以下标题下的披露一并阅读：“为1995年《私人证券诉讼改革法》‘安全港’条款的目的而作出的警示性声明，”从第页开始53.
管理层讨论分析中使用的术语“收益”和“亏损”指的是净收益（亏损）。
营商环境与执行概览
康菲石油公司是世界领先的以产量和储量为基础的勘探与生产公司之一，在14个国家开展业务和活动。我们多样化、低成本的供应组合包括北美资源丰富的非常规资产；北美、欧洲、非洲和亚洲的常规资产；全球液化天然气开发；加拿大的油砂；以及全球勘探前景清单。总部位于德克萨斯州休斯顿，截至2025年9月30日，我们在全球拥有约11,400名员工，总资产达1220亿美元。
概述
在康菲石油公司，我们预计大宗商品价格将继续具有周期性和波动性，我们的观点是，勘探与生产行业的成功商业战略必须在较低价格环境中具有弹性，同时在价格较高时期也能保持上行空间。因此，我们没有对冲，继续致力于我们严格的投资框架，并持续监测市场基本面，包括与地缘政治紧张局势和冲突相关的影响、全球对我们产品的需求、石油和天然气库存水平、政府政策、关税、通货膨胀和供应链中断。
在整个2025年，由于多重宏观经济和地缘政治力量减缓了全球石油需求增长，同时OPEC Plus和其他主要产油国的石油产量增加，原油价格一直波动不定。我们继续密切监测宏观经济环境，包括关税的任何影响，以及能源领域和全球市场持续的市场波动，以了解对我们的业务、经营业绩和财务状况的影响。
随着全球能源行业的不断发展，我们仍然致力于为我们的股东创造长期价值。我们认为，康菲石油公司在负责任地满足全球能源需求方面发挥着至关重要的作用，同时继续在资本和资本方面提供有竞争力的回报，并努力实现我们先前确定的减排目标。我们通过价格周期为股东提供有竞争力的回报的价值主张以我们的基本原则为指导，这些原则包括保持资产负债表实力、提供同行领先的分配、进行有纪律的投资以及展示负责任和可靠的ESG表现。
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| 管理层的讨论与分析 | |||||
2024年11月，我们完成了对马拉松石油公司（马拉松石油）的收购。2025年上半年，我们完成了对马拉松石油的资产整合，并有望在2025年底前实现超过10亿美元的运行率协同效应和超过10亿美元的一次性收益。这些一次性收益包括先前在交易结束时确认的与利用外国税收抵免有关的5亿美元，其余包括预计将在未来期间实现的净经营亏损。2025年8月，我们宣布了增量成本削减和利润率提升，预计到2026年底，运行率将超过10亿美元。我们预计大约8亿美元将包括G & A削减、租赁运营成本改善以及运输和加工方面的机会，以及大约2亿美元将通过利润率扩张实现。见附注3。
在收购马拉松石油的同时，我们告知整个投资组合的处置收益目标为20亿美元。2025年8月，我们宣布提高这一目标，到2026年底总额达到50亿美元。康菲石油公司已在2025年执行了超过30亿美元的处置，并有望在2026年年底前实现50亿美元的处置目标。2025年10月1日，该公司以13亿美元的价格完成了对阿纳达科盆地Lower 48资产的处置。此外，在2025年第四季度，某些非核心资产的出售已完成或预计将以约5亿美元的价格完成，但须按惯例进行收盘调整。见附注3。
2025年8月，我们签订了一项为期20年的协议，预计将于2030年开始，从亚瑟港液化天然气项目2期购买4 MTPA的液化天然气承购量，进一步推进我们的全球液化天然气投资组合战略。此外，在2025年8月，我们签订了一项为期20年的协议，从Rio Grande LNG Train 5设施购买1 MTPA的LNG承购，预计将于2031年开始，使我们承诺的商业LNG承购组合总数达到约10 MTPA。
2025年7月4日颁布的《一大美丽法案法案》（OBBBA）的相关条款在2025年第三季度期间实施。虽然OBBBA没有对我们本季度的有效税率产生实质性影响，但立法引入的变化影响了我们当前和递延的税收计算，约4亿美元的现金税收优惠在2025年第三季度确认，其余约1亿美元将在2025年第四季度确认。
2025年11月，我们宣布将季度普通股息从每股0.78美元增加到每股0.84美元，增幅为8%。
2025年第三季度产量为2,399MBOED，较去年同期增加482MBOED。在对已完成的收购和处置的影响进行调整后，第三季度 2025年产量较上年同期增加83 MBOED或4%。
2025年第三季度的生产导致经营活动提供了59亿美元的现金。我们向股东返还了超过22亿美元，其中13亿美元通过股票回购，10亿美元通过我们的普通股息。本季度末，我们的现金、现金等价物、限制性现金和短期投资总额为66亿美元，债务证券的长期投资为11亿美元。
同样在2025年第三季度，我们以资本支出和投资的形式向该业务重新投资了29亿美元，其中超过一半的支出与下48细分市场的灵活、短周期非常规游戏相关，我们的生产可以进入国内和出口市场。
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管理层的讨论与分析
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营商环境
商品价格是影响我们的盈利能力和相关股东资本回报的最重要因素。可能影响世界能源市场和大宗商品价格的动态包括但不限于全球经济健康状况、内乱、全球流行病、军事冲突、OPEC Plus和其他主要产油国采取的行动、环境法、关税、政府政策和与天气相关的中断造成的供需中断或担忧。我们的战略是通过兑现支撑我们价值主张的财务、运营和ESG优先事项，通过价格周期创造价值。
我们的收益和经营现金流通常与原油和天然气的价格水平相关，这受制于公司外部因素，我们无法控制。下图描绘了WTI原油、布伦特原油和美国Henry Hub天然气平均基准价格的走势：
布伦特原油价格在2025年第三季度平均为每桶69.07美元，与2024年第三季度的每桶80.18美元相比下降了14%。库欣原油价格在2025年第三季度的WTI均价为64.93美元/桶，与2024年第三季度的75.10美元/桶相比，跌幅为14%。由于全球石油供应增长速度快于全球石油需求，2025年第三季度油价走低。
美国Henry Hub天然气价格在2025年第三季度平均为每百万英热单位3.07美元，与2024年第三季度的每百万英热单位2.15美元相比上涨了43%。美国Henry Hub价格有所改善，原因是需求增强，库存水平低于去年同期。我们预计，区域指标的波动风险将在整个2025年保持不变。
我们实现的沥青价格在2025年第三季度平均为每桶41.58美元，与2024年第三季度的每桶47.32美元相比下降了12%。2025年第三季度产量下降的原因是，由于对全球贸易放缓的担忧以及欧佩克+提高产量目标，WTI价格下跌，但部分被WCS差异加强所抵消，这是由于跨山管道扩建工程增加了出口容量。
对于2025年第三季度，我们的总平均实现价格为每BOE 46.44美元，与2024年第三季度的每BOE 54.18美元相比下降了14%。
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| 管理层的讨论与分析 | |||||
主要经营和财务摘要
•报告2025年第三季度每股收益为1.38美元；
•产生经营活动提供的现金59亿美元；
•将普通股息上调8%至每股0.84美元；
•交付总公司和下48生产分别为2,399 MBOED和1,528 MBOED；
•2025年处置规模超过30亿美元，有望在2026年底实现50亿美元的处置目标；
•通过在PALNG 2期和Rio Grande LNG Train5签署20年销售和购买协议，推进商业LNG战略，预计分别于2030年和2031年开始；
•向股东分配了超过22亿美元，其中13亿美元通过股票回购，10亿美元通过普通股息；和
•本季度末现金、现金等价物、限制性现金和短期投资为66亿美元，长期投资为11亿美元。
展望
生产
预计2025年第四季度产量为2.30至2.34毫米波德。
全年产量指引上调至2.375MMBOED，此前指引为2.35-2.37MMBOED。
所有其他指引保持不变。指导意见包括封闭处置的影响。
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经营成果
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经营成果
除非另有说明，讨论截至2025年9月30日止三个月和九个月期间的综合业绩是基于与2024年相应期间的比较。
合并结果
经营统计汇总
| 三个月结束 9月30日 |
九个月结束 9月30日 |
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| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||
| 平均净产量 | ||||||||||||||
| 原油（MBD） | ||||||||||||||
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合并业务
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1,133 | 945 | 1,144 | 938 | ||||||||||
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股权关联公司
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13 | 12 | 12 | 14 | ||||||||||
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原油总量
|
1,146 | 957 | 1,156 | 952 | ||||||||||
| 天然气液体（MBD） | ||||||||||||||
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合并业务
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428 | 302 | 413 | 287 | ||||||||||
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股权关联公司
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8 | 8 | 7 | 8 | ||||||||||
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天然气液体总量
|
436 | 310 | 420 | 295 | ||||||||||
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沥青（MBD）
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123 | 87 | 137 | 116 | ||||||||||
| 天然气（MMCFD） | ||||||||||||||
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合并业务
|
2,941 | 2,149 | 2,879 | 2,102 | ||||||||||
|
股权关联公司
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1,226 | 1,232 | 1,202 | 1,249 | ||||||||||
|
天然气总量
|
4,167 | 3,381 | 4,081 | 3,351 | ||||||||||
|
总产量（MBOED）
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2,399 | 1,917 | 2,393 | 1,921 | ||||||||||
|
总产量（MMBOE）
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221 | 176 | 653 | 526 | ||||||||||
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|
每单位美元
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平均销售价格
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原油（每BBL）
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合并业务
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$ | 66.12 | 76.78 | 67.31 | 78.90 | |||||||||
|
股权关联公司
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67.56 | 76.11 | 69.85 | 77.72 | ||||||||||
|
原油总量
|
66.13 | 76.77 | 67.34 | 78.88 | ||||||||||
|
天然气液体（每BBL）
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| 合并业务 | 18.71 | 21.16 | 21.24 | 22.07 | ||||||||||
|
股权关联公司
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44.39 | 49.91 | 48.42 | 50.64 | ||||||||||
|
天然气液体总量
|
19.20 | 21.93 | 21.74 | 22.88 | ||||||||||
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沥青（每BBL）
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41.58 | 47.32 | 42.07 | 48.89 | ||||||||||
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天然气（每MCF）
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| 合并业务 | 3.11 | 1.99 | 3.61 | 2.25 | ||||||||||
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股权关联公司
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7.00 | 8.41 | 7.16 | 8.19 | ||||||||||
|
天然气总量
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$ | 4.28 | 4.42 | 4.69 | 4.53 | |||||||||
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康菲石油2025年Q3 10-Q
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| 经营成果 | |||||
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百万美元
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| 三个月结束 9月30日 |
九个月结束 9月30日 |
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| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||
|
勘探费用
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一般行政、地质和地球物理，
租赁租金及其他
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$ | 51 | 70 | 164 | 236 | |||||||||
|
租赁减值
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20 | — | 56 | 4 | ||||||||||
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干孔
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— | — | 49 | 44 | ||||||||||
| $ | 71 | 70 | 269 | 284 | ||||||||||
公司总产量
我们在世界范围内勘探、生产、运输和销售原油、沥青、天然气、LNG和NGLs。截至2025年9月30日的季度，我们的业务在美国、澳大利亚、加拿大、中国、赤道几内亚、利比亚、马来西亚、挪威和卡塔尔进行生产。
2025年第三季度总产量为2399MBOED，比去年同期增加482MBOED或25%。2025年九个月期间的总产量为2,393 MBOED，比去年同期增加472 MBOED或25%。产量增加包括：
•美国下48州、阿拉斯加、澳大利亚、加拿大、中国、利比亚、马来西亚和挪威的新油井在线。
产量增加部分被正常的田间减产所抵消。
在对已完成的收购和处置的影响进行调整后，第三季度 2025年产量较上年同期增加83 MBOED或4%。在对已完成的收购和处置进行调整后，2025年9个月期间的产量比去年同期增加了92 MBOED或4%。
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经营成果
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损益表分析
除非另有说明，损益表分析中的所有结果均为税前结果。
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百万美元
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| 三个月结束 9月30日 |
九个月结束 9月30日 |
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| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||
| 销售及其他营业收入 | $ | 15,031 | 13,041 | 45,552 | 40,509 | |||||||||
| 购买的商品 | 5,857 | 4,747 | 17,130 | 14,939 | ||||||||||
| 生产经营费用 | 2,632 | 2,261 | 7,710 | 6,440 | ||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 2,917 | 2,390 | 8,501 | 6,935 | ||||||||||
| 所得税以外的税种 | 525 | 476 | 1,648 | 1,567 | ||||||||||
销售及其他营业收入2025年三个月和九个月期间分别增加了19.9亿美元和50.43亿美元。第三季度业绩增长的原因是销量增加了18.75亿美元，其中包括我们收购马拉松石油的销量；与上一期间相比，实现的天然气价格增加了3.03亿美元以及销售时间。这些增长被原油、沥青和NGL实现的价格下跌12.73亿美元部分抵消。2025年九个月期间的增长是由于销量增加至58.63亿美元，其中包括我们收购马拉松石油的销量；与上一期间相比的销售时间以及10.69亿美元的已实现天然气价格增加。这些增长被较低的原油、沥青和NGL实现价格39.68亿美元部分抵消。见注3.
购买的商品2025年三个月和九个月期间分别增加11.10亿美元和21.91亿美元。这些增长是由于与我们收购马拉松石油相关的产量增加、天然气价格上涨以及原油和天然气产量增加，但部分被原油价格下跌所抵消。见注意事项3.
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康菲石油2025年Q3 10-Q
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| 经营成果 | |||||
分部业绩
除非另有说明，对截至2025年9月30日止三个月和九个月期间的分部业绩的讨论是基于与2024年相应期间的比较，并在税后显示。
公司分业务板块净收益（亏损）汇总如下：
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百万美元
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| 三个月结束 9月30日 |
九个月结束 9月30日 |
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| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||
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阿拉斯加
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$ | 130 | 267 | 592 | 973 | |||||||||
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低48
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1,240 | 1,241 | 4,429 | 3,881 | ||||||||||
|
加拿大
|
188 | 25 | 593 | 466 | ||||||||||
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欧洲、中东和北非
|
327 | 298 | 983 | 853 | ||||||||||
|
亚太地区
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309 | 455 | 950 | 1,411 | ||||||||||
|
其他国际
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4 | 1 | 7 | 3 | ||||||||||
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企业及其他
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(472) | (228) | (1,008) | (648) | ||||||||||
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净收入（亏损）
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$ | 1,726 | 2,059 | 6,546 | 6,939 | |||||||||
有关分部结果的进一步讨论，请参阅以下页面。
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康菲石油2025年Q3 10-Q
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经营成果
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阿拉斯加
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三个月结束 9月30日 |
九个月结束 9月30日 |
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2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||
|
按分部选取税前财务数据（$ mm）
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| 销售及其他营业收入 | $ | 1,443 | 1,481 | 4,368 | 4,934 | |||||||||
| 生产经营费用 | 564 | 520 | 1,616 | 1,489 | ||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 327 | 309 | 1,043 | 954 | ||||||||||
| 所得税以外的税种 | 126 | 98 | 314 | 362 | ||||||||||
|
净收入（亏损）（$ mm）
|
$ | 130 | 267 | 592 | 973 | |||||||||
|
平均净产量
|
||||||||||||||
|
原油（MBD）
|
164 | 162 | 177 | 171 | ||||||||||
|
天然气液体（MBD）
|
12 | 14 | 14 | 14 | ||||||||||
|
天然气（MMCFD）
|
36 | 37 | 44 | 38 | ||||||||||
|
总产量（MBOED）
|
182 | 182 | 198 | 191 | ||||||||||
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总产量（MMBOE）
|
17 | 17 | 54 | 52 | ||||||||||
|
平均销售价格
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原油（$/BBL）
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$ | 72.72 | 81.32 | 73.50 | 83.89 | |||||||||
|
天然气（每MCF美元）
|
3.86 | 3.98 | 3.85 | 3.97 | ||||||||||
阿拉斯加分部主要勘探、生产、运输和销售原油、NGLs和天然气。截至2025年9月30日，阿拉斯加贡献了我们合并液体产量的11%和合并天然气产量的2%。
净收入（亏损）
阿拉斯加报告称，2025年三个月和九个月期间的收益分别为1.3亿美元和5.92亿美元，而2024年三个月和九个月期间的收益分别为2.67亿美元和9.73亿美元。
2025年第三季度的收益包括销售收入减少，这是由于实现的价格降低了9500万美元。收益减少还包括生产和运营费用增加3000万美元，这是由于与某些已宣布的成本削减举措相关的遣散费应计。见附注15。
2025年9个月期间的收益包括销售收入减少，原因是实现的价格降低了3.83亿美元，但部分被9000万美元的生产量增加所抵消。2025年9个月期间的收益减少还包括生产和运营费用增加9000万美元，这是由于租赁运营费用和油井作业活动增加以及与某些已宣布的成本削减举措相关的遣散费应计，以及DD & A增加6300万美元，主要是由于费率增加和产量增加。见附注15。收益增加包括所得税以外的税项减少3400万美元，这是由于解决或有事项的影响。
生产
平均产量在三个月期间持平，与2024年的相应期间相比，在2025年的九个月期间增加了7个MBOED。产量增加主要是由于新井上线和停机时间减少。
产量增加部分被正常的田间减产所抵消。
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康菲石油2025年Q3 10-Q
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| 经营成果 | |||||
低48
| 三个月结束 9月30日 |
九个月结束 9月30日 |
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| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||
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按分部选取税前财务数据（$ mm）
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| 销售及其他营业收入 | $ | 10,538 | 9,080 | 32,049 | 27,441 | |||||||||
| 生产经营费用 | 1,434 | 1,180 | 4,399 | 3,420 | ||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 2,079 | 1,640 | 5,986 | 4,629 | ||||||||||
| 所得税以外的税种 | 353 | 324 | 1,178 | 1,014 | ||||||||||
|
净收入（亏损）（$ mm）
|
$ | 1,240 | 1,241 | 4,429 | 3,881 | |||||||||
| 平均净产量 | ||||||||||||||
|
原油（MBD）
|
761 | 603 | 759 | 577 | ||||||||||
|
天然气液体（MBD）
|
401 | 278 | 385 | 263 | ||||||||||
|
天然气（MMCFD）
|
2,198 | 1,596 | 2,142 | 1,557 | ||||||||||
|
总产量（MBOED）
|
1,528 | 1,147 | 1,501 | 1,099 | ||||||||||
|
总产量（MMBOE）
|
141 | 106 | 410 | 301 | ||||||||||
|
平均销售价格
|
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|
原油（$/BBL）
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$ | 63.71 | 74.73 | 64.96 | 76.29 | |||||||||
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天然气液体（美元/BBL）
|
18.81 | 20.64 | 21.26 | 21.58 | ||||||||||
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天然气（每MCF美元）
|
1.62 | 0.18 | 1.95 | 0.67 | ||||||||||
下48段由位于美国下48州的业务和商业业务组成。截至2025年9月30日，下48个国家贡献了我们综合液体产量的67%和综合天然气产量的74%。
净收入（亏损）
Lower 48公布的2025年三个月和九个月期间的收益分别为12.40亿美元和44.29亿美元，而2024年三个月和九个月期间的收益分别为12.41亿美元和38.81亿美元。
2025年第三季度的收益包括10.41亿美元的销量增加导致的销售收入增加，其中包括我们收购马拉松石油的销量。这些增长被原油价格下降推动的4.29亿美元的整体实现价格下降部分抵消。2025年第三季度收益减少包括3.44亿美元的DD & A增加以及1.99亿美元的生产和运营费用增加，这主要来自我们对马拉松石油的收购。见注3.
2025年九个月期间的收益包括由于销量增加导致的销售收入增加，达到36.07亿美元，其中包括我们收购马拉松石油的销量。收入的额外增长包括主要与剥离Ursa和Europa油田以及Ursa Oil Pipeline Company LLC相关的2.42亿美元收益。这些增长被原油价格下降推动的12.9亿美元的整体实现价格下降部分抵消。2025年九个月期间收益的其他下降包括DD & A增加10.72亿美元以及生产和运营费用增加7.73亿美元，这主要是由于我们收购了马拉松石油。见注3.
生产
与2024年同期相比，2025年三个月和九个月期间的平均产量分别增加了381 MBOED和402 MBOED。产量增加主要是由于我们在特拉华盆地、Eagle Ford、Midland盆地和Bakken的开发项目的新油井在线。由于我们在2024年11月收购了马拉松石油，产量也有所增加。见注3.
产量增加部分被正常的田间减产所抵消。
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康菲石油2025年Q3 10-Q
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42
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经营成果
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资产处置、持有待售资产和计划处置
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43
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康菲石油2025年Q3 10-Q
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| 经营成果 | |||||
加拿大
| 三个月结束 9月30日 |
九个月结束 9月30日 |
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| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||
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按分部选取税前财务数据（$ mm）
|
||||||||||||||
| 销售及其他营业收入 | $ | 941 | 660 | 2,774 | 2,537 | |||||||||
| 生产经营费用 | 218 | 269 | 635 | 709 | ||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 142 | 147 | 416 | 471 | ||||||||||
| 所得税以外的税种 | 7 | 6 | 21 | 25 | ||||||||||
|
净收入（亏损）（$ mm）
|
$ | 188 | 25 | 593 | 466 | |||||||||
|
平均净产量
|
||||||||||||||
|
原油（MBD）
|
17 | 15 | 18 | 17 | ||||||||||
|
天然气液体（MBD）
|
7 | 7 | 6 | 6 | ||||||||||
|
沥青（MBD）
|
123 | 87 | 137 | 116 | ||||||||||
|
天然气（MMCFD）
|
134 | 121 | 123 | 114 | ||||||||||
|
总产量（MBOED）
|
169 | 129 | 182 | 158 | ||||||||||
|
总产量（MMBOE）
|
16 | 12 | 50 | 43 | ||||||||||
|
平均销售价格
|
||||||||||||||
|
原油（$/BBL）
|
$ | 55.80 | 61.99 | 57.73 | 65.09 | |||||||||
|
天然气液体（美元/BBL）
|
20.98 | 28.11 | 23.09 | 30.13 | ||||||||||
|
沥青（$每BBL）
|
41.58 | 47.32 | 42.07 | 48.89 | ||||||||||
|
天然气（每MCF美元）*
|
0.37 | 0.10 | 0.78 | 0.46 | ||||||||||
*平均销售价格包括未使用的运输费用。
加拿大分部业务包括阿尔伯塔省的Surmont油砂开发、不列颠哥伦比亚省的Montney非常规油田和商业业务。截至2025年9月30日，加拿大贡献了我们合并液体产量的10%和合并天然气产量的4%。
净收入（亏损）
加拿大公布的2025年三个月和九个月期间的收益分别为1.88亿美元和5.93亿美元，而2024年三个月和九个月期间的收益分别为2500万美元和4.66亿美元。
2025年第三季度的收益包括1.28亿美元的销量增加导致的销售收入增加，部分被5800万美元的较低实现价格所抵消。收益增加包括生产和运营费用减少3900万美元，这主要是由于Surmont没有上一年计划的周转活动。
2025年9个月期间的收益包括2.21亿美元的销量增加和销售时机导致的销售收入增加，但被较低的实现价格2.21亿美元所抵消。利润的额外增长包括生产和运营费用减少5600万美元，这主要是由于Surmont没有上一年计划的周转活动，以及由于年终准备金上调导致DD & A减少4200万美元。
生产
平均产量在2025年的三个月和九个月期间分别增加了40 MBOED和24 MBOED。产量增加的原因是Montney和Surmont的新油井上线，以及Surmont没有上一年计划的周转活动。
产量增加部分被正常的田间减产所抵消。
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康菲石油2025年Q3 10-Q
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经营成果
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欧洲、中东和北非
| 三个月结束 9月30日 |
九个月结束 9月30日 |
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| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||
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按分部选取税前财务数据（$ mm）
|
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| 销售及其他营业收入 | $ | 1,578 | 1,337 | 4,918 | 4,090 | |||||||||
| 生产经营费用 | 213 | 154 | 669 | 471 | ||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 245 | 189 | 662 | 544 | ||||||||||
| 所得税以外的税种 | 11 | 10 | 33 | 31 | ||||||||||
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净收入（亏损）（$ mm）
|
$ | 327 | 298 | 983 | 853 | |||||||||
|
合并业务
|
||||||||||||||
| 平均净产量 | ||||||||||||||
|
原油（MBD）
|
134 | 110 | 130 | 115 | ||||||||||
|
天然气液体（MBD）
|
8 | 3 | 8 | 4 | ||||||||||
|
天然气（MMCFD）
|
506 | 351 | 508 | 346 | ||||||||||
|
总产量（MBOED）
|
227 | 171 | 223 | 177 | ||||||||||
|
总产量（MMBOE）
|
21 | 16 | 61 | 48 | ||||||||||
|
平均销售价格
|
|
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||||||||||||
|
原油（$/BBL）
|
$ | 69.46 | 80.88 | 70.76 | 83.45 | |||||||||
|
天然气液体（美元/BBL）
|
10.09 | 46.08 | 19.13 | 44.81 | ||||||||||
|
天然气（每MCF美元）
|
10.31 | 10.76 | 11.35 | 9.71 | ||||||||||
欧洲、中东和北非部分包括主要位于北海和挪威海的挪威部分、卡塔尔、利比亚、赤道几内亚的业务以及英国的商业和终端业务。截至2025年9月30日，我们的欧洲、中东和北非业务贡献了我们综合液体产量的8%和综合天然气产量的18%。
净收入（亏损）
欧洲、中东和北非在2025年三个月和九个月期间的收益分别为3.27亿美元和9.83亿美元，而2024年三个月和九个月期间的收益分别为2.98亿美元和8.53亿美元。
2025年第三季度的收益包括更高的收入，包括1.15亿美元的更高销量，其中包括我们收购马拉松石油所增加的销量，但部分被原油价格下跌影响的6100万美元的较低实现价格所抵消。第三季度收益减少包括生产和运营费用增加1900万美元以及DD & A增加1800万美元，这主要来自我们对马拉松石油的收购。见注3.
2025年九个月期间的收益包括2.5亿美元的销量增加导致的收入增加，其中包括我们收购马拉松石油的销量以及与上一期间相比的销售时间，但被原油价格下跌导致的8600万美元的总体实现价格下降所抵消。这九个月期间收益的下降包括生产和运营费用增加6100万美元以及DD & A增加3700万美元，这主要来自我们对马拉松石油的收购。见注3.
合并生产
产量增加部分被正常的田间减产所抵消。
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| 经营成果 | |||||
亚太地区
| 三个月结束 9月30日 |
九个月结束 9月30日 |
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| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||
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按分部选取税前财务数据（$ mm）
|
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| 销售及其他营业收入 | $ | 515 | 478 | 1,410 | 1,495 | |||||||||
| 生产经营费用 | 101 | 110 | 251 | 281 | ||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 113 | 97 | 350 | 314 | ||||||||||
| 所得税以外的税种 | 15 | 25 | 47 | 90 | ||||||||||
|
净收入（亏损）（$ mm）
|
$ | 309 | 455 | 950 | 1,411 | |||||||||
|
合并业务
|
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|
平均净产量
|
||||||||||||||
| 原油（MBD） | 57 | 55 | 60 | 58 | ||||||||||
|
天然气（MMCFD）
|
67 | 44 | 62 | 47 | ||||||||||
|
总产量（MBOED）
|
68 | 62 | 70 | 66 | ||||||||||
|
总产量（MMBOE）
|
6 | 6 | 19 | 18 | ||||||||||
|
平均销售价格
|
||||||||||||||
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原油（$/BBL）
|
$ | 71.72 | 80.84 | 72.51 | 84.15 | |||||||||
|
天然气（每MCF美元）
|
3.60 | 3.62 | 3.66 | 3.75 | ||||||||||
亚太分部在中国、马来西亚、澳大利亚开展业务，并在中国、新加坡和日本开展商业业务。截至2025年9月30日，亚太地区贡献了我们合并液体产量的4%和合并天然气产量的2%。
净收入（亏损）
亚太地区2025年三个月和九个月期间的收益分别为3.09亿美元和9.5亿美元，而2024年三个月和九个月期间的收益分别为4.55亿美元和14.11亿美元。
2025年第三季度的收益包括来自股权关联公司的7600万美元的较低收益，这主要是由于液化天然气销售价格下降。
2025年9个月期间的收益包括收入减少，原因是实现价格降低1.56亿美元，部分被4600万美元的产量增加所抵消，没有与马来西亚J和G区块的深水投资税收优惠相关的7600万美元税收优惠，以及主要由于与某些悬空井相关的干井费用导致的勘探费用增加3700万美元。收益的其他减少包括股权关联公司的收益减少2.08亿美元，这主要是由于液化天然气销售价格下降。见注6 和注意事项19.
合并生产
与2024年同期相比，2025年三个月和九个月期间的平均综合产量分别增加了6个MBOED和4个MBOED。产量增加主要是由于中国渤海湾和马来西亚Gumusut的开发活动。
产量增加部分被正常的田间减产所抵消。
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经营成果
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其他国际
| 三个月结束 9月30日 |
九个月结束 9月30日 |
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| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||
|
净收入（亏损）（$ mm）
|
$ | 4 | 1 | 7 | 3 | |||||||||
其他国际部分包括与先前在其他国家的业务相关的活动。
企业及其他
|
|
百万美元
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|
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三个月结束 9月30日 |
九个月结束 9月30日 |
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2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||
| 净收入（亏损） | ||||||||||||||
|
净利息支出
|
$ | (152) | (79) | (402) | (261) | |||||||||
|
企业G & A费用
|
(163) | (99) | (420) | (282) | ||||||||||
|
技术
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(88) | (32) | (128) | (100) | ||||||||||
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其他收入（费用）
|
(69) | (18) | (58) | (5) | ||||||||||
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|
$ | (472) | (228) | (1,008) | (648) | |||||||||
企业G & A费用包括薪酬计划和员工成本。公司G & A费用在2025年的三个月和九个月期间有所增加，主要是由于与我们收购马拉松石油相关的交易和整合费用，以及与某些已宣布的成本削减举措相关的应计遣散费。见注3及附注15.
技术包括我们对低碳和其他新技术或业务的投资以及许可收入。其他新技术或业务和许可活动侧重于常规和致密油藏、页岩气、油砂、提高石油采收率以及液化天然气。
其他收入（费用）包括某些合并税务相关项目、外币交易损益、与不再运营的场地相关的环境成本、与经营分部不直接相关的其他成本、提前偿还债务的损益、股本证券的持有损益和养老金结算费用。其他收入（费用）在2025年第三季度出现减值，主要是由于合并税收调整。
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| 资本资源和流动性 | |||||
资本资源和流动性
财务指标
| 百万美元 | ||||||||
| 9月30日 2025 |
12月31日 2024 |
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| 现金及现金等价物 | $ | 5,260 | 5,607 | |||||
| 短期投资 | 996 | 507 | ||||||
| 总债务 | 23,482 | 24,324 | ||||||
| 总股本 | 64,923 | 64,796 | ||||||
| 总债务与资本的百分比* | 27 | % | 27 | |||||
| 浮动利率债务占总债务的百分比 | 1 | % | 1 | |||||
*资本包括总债务和总股本。
为了满足我们的短期和长期流动性需求，我们寻求各种资金来源，包括经营活动产生的现金、我们的商业票据和信贷安排计划以及我们使用货架登记声明出售证券的能力。在2025年前九个月，我们可用现金的主要用途是95亿美元用于支持我们正在进行的资本支出和投资计划，40亿美元用于回购普通股，30亿美元用于支付普通股息，以及9亿美元用于偿还到期债务，部分被16亿美元的非核心资产出售收益所抵消。
截至2025年9月30日，我们的流动性总额为118亿美元，其中包括53亿美元的现金和现金等价物、10亿美元的短期投资以及55亿美元信贷额度下的可用借款能力。此外，我们还有11亿美元的债务证券长期投资。我们认为，当前的现金余额和经营活动产生的现金，连同下文“资本的重大变化”部分所述的外部资金来源，将足以满足我们近期和长期的资金需求，包括我们的资本支出计划、收购、股息支付和债务义务。
资本的重大变化
经营活动
2025年前9个月，经营活动提供的现金总额为155亿美元，而2024年同期为157亿美元。下降的原因是商品价格下降和缴税时间，大部分被2024年马拉松收购的运营所抵消。
我们的短期和长期经营现金流高度依赖于原油、沥青、天然气、LNG和NGLs的价格。我们行业的价格和利润率历来是波动的，这是由我们无法控制的市场状况驱动的。如果没有其他缓解因素，随着这些价格和利润率的波动，我们预计我们的经营现金流将发生相应的变化。
绝对产量水平，以及产品和地点组合，是影响我们现金流的另一个重要因素。未来的生产受到许多不确定性的影响，其中包括原油和天然气价格环境的波动，这可能会影响投资决策；价格变化对生产分成和可变特许权使用费合同的影响；油田的收购和处置；油田产量下降率；新技术；运营效率；启动和重大转变的时机；政治不稳定；政府监管；全球大流行的影响；与天气有关的中断；以及通过勘探成功增加已探明储量及其及时和具有成本效益的开发。虽然我们积极监测和管理这些因素，但生产水平的变化可能会导致现金流的可变性，尽管由于生产水平的变化，我们的现金流的可变性通常比由于商品价格的变化要小。
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资本资源和流动性
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投资活动
2025年前9个月，我们在资本支出和投资方面投入了95亿美元。我们的2025年运营计划资本支出目前预计为123亿美元至126亿美元。我们2024年的资本支出和投资为121亿美元。看到“资本支出和投资”节。
2025年前9个月，投资活动使用的现金净额受到与投资活动相关的营运资金变动增加4.88亿美元的影响，原因是发票付款的时间安排。
我们投资于短期和长期投资，作为我们现金投资策略的一部分，其首要目标是保护本金，保持流动性，并提供收益率和总回报。这些投资包括定期存款、商业票据，以及分类为可供出售的债务证券。支持我们的运营计划和提供应对短期价格波动的弹性所需的短期资金投资于期限在一年以下的高流动性工具。我们认为可用于在较长期价格下行中保持弹性并捕捉特定运营计划之外的机会的资金可能会投资于期限超过一年的工具。见附注10。
融资活动
2025年2月，我们对本金总额保持在55亿美元的循环信贷额度进行了再融资，并将到期期限延长至2030年2月。该信贷额度可用于直接银行借款、签发总额高达5亿美元的信用证或作为对我们商业票据计划的支持。由于没有未偿还的商业票据，也没有直接借款或信用证，截至2025年9月30日，我们在循环信贷额度下获得了55亿美元的可用借款能力。
截至2025年9月30日，我们的债务余额为235亿美元，而2024年12月31日为243亿美元。截至2025年9月30日，债务的当前部分，包括未来的融资租赁付款，为10亿美元。在2025年第二季度，该公司在到期时退还了我们3.35%票据的本金金额为2亿美元。在2025年第一季度，该公司在到期时偿还了5亿美元的债务本金，其中包括4亿美元的2.4%票据和1亿美元的8.2%债券。预计将使用当前现金余额和经营活动提供的现金支付债务。
本期长期债项信用等级为：
•惠誉：前景展望“稳定”的“A”
•标普：“A-”评级，前景“稳定”
•穆迪：“A2”评级为“AAA”"稳定"展望
见注5有关债务和循环信贷额度的更多信息。
我们的某些与项目相关的合同、商业合同和衍生工具包含要求我们提供抵押品的条款。其中许多合同和工具允许我们邮寄现金或信用证作为抵押品。在2025年9月30日和2024年12月31日，我们分别有2.43亿美元和2.78亿美元的直接银行信用证，这些信用证担保了与各种采购承诺事件相关的履约义务，以促进业务的正常开展。如果发生信用评级下调，我们可能会被要求追加信用证。
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| 资本资源和流动性 | |||||
上架登记
我们有一份在美国证券交易委员会存档的通用货架登记声明，根据该声明，我们有能力发行和出售数量不定的各种类型的债务和股本证券。
资本要求
我们相信通过我们的资本回报框架为我们的股东创造价值。该框架的结构旨在提供引人注目的、不断增长的普通股息和贯穿整个周期的股票回购。我们预计通过周期从经营活动中获得的现金回报率将超过30%。
在2025年前九个月，我们支付了每股2.34美元的普通股息，在2024年前九个月，我们支付了每股1.74美元的普通股息和每股0.60美元的VROC支付。
2025年11月，我们宣布将季度普通股息从每股0.78美元提高到每股0.84美元，增幅为8%。股息将于2025年12月1日支付给2025年11月17日营业结束时登记在册的股东。
2016年底，我们启动了当前的股票回购计划。2024年10月，我们的董事会批准在我们事先授权的450亿美元的基础上增加总额200亿美元或在我们收购马拉松石油时已发行股票数量中的较小者，从而使该公司的购买总额不超过650亿美元。股份回购由管理层酌情决定，按当时价格进行，但须视市场情况和其他因素而定。截至2025年9月30日，自我们当前计划启动以来的股票回购总额为4.748亿股和383亿美元。在截至2025年9月30日的9个月中，我们耗资40亿美元回购了4220万股股票。
见第一部分—项目1a —风险因素–“我们执行资本回报计划的能力受到某些考虑”在我们关于10-K表格的2024年年度报告中。
资本支出和投资
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百万美元
|
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九个月结束 9月30日 |
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|
2025 | 2024 | ||||||
| 阿拉斯加 | $ | 2,785 | 2,102 | |||||
| 低48 | 5,089 | 4,918 | ||||||
| 加拿大 | 461 | 419 | ||||||
| 欧洲、中东和北非 | 923 | 694 | ||||||
| 亚太地区 | 188 | 235 | ||||||
| 企业及其他 | 84 | 433 | ||||||
| 资本支出和投资 | $ | 9,530 | 8,801 | |||||
在2025年前九个月，资本支出和投资支持了关键的经营活动和收购，主要是：
•阿拉斯加的评估和开发活动涉及西北坡，包括柳树，以及大库帕鲁克地区的开发活动。
•下48区的开发活动，主要在特拉华盆地、伊格尔福特、米德兰盆地和巴肯。
•蒙特尼的评估和开发活动以及加拿大苏尔蒙特的开发和优化。
•跨挪威资产的开发和评估活动以及在利比亚的开发活动。
•继续在中国开展开发活动。
•对我们全球液化天然气业务的投资。
我们的2025年运营计划资本支出指引目前预计为123亿美元至126亿美元。2024年，我们的运营计划资本为121亿美元。
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资本资源和流动性
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担保人汇总财务信息
我们的Obligor Group：ConoCoPhillips、ConocoPhillips Company和Burlington Resources LLC之间就公众持有的债务证券提供各种交叉担保。康菲石油公司由康菲石油公司100%持股。Burlington Resources LLC由康菲石油公司100%拥有。康菲石油公司和/或康菲石油公司已就其公开持有的债务证券向Burlington Resources LLC的付款义务提供全额无条件担保。同样，康菲石油公司对康菲石油公司公开持有的债务证券的支付义务提供全额无条件担保。此外，康菲石油公司已就其公开持有的债务证券为康菲石油公司的付款义务提供全额无条件担保。所有的保证都是连带的。
下表列出了债务人集团的财务信息摘要，定义如下：
•Obligor Group将反映担保人和担保证券的发行人，这些担保人和发行人包括康菲石油公司、康菲石油公司和Burlington Resources LLC。
•担保证券的集合担保人与发行人之间的投资和交易的抵销合并调整反映在汇总财务信息的余额中。
•非义务子公司被排除在列报之外。
反映义务人与非义务子公司之间活动的交易和余额列示如下：
利润表数据汇总
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百万美元
|
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九个月结束 2025年9月30日 |
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收入和其他收入
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$ | 29,287 | |||
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所得税前收入（亏损）*
|
6,092 | ||||
|
净收入（亏损）
|
6,546 | ||||
*包括约83亿美元的采购商品费用，用于与未承担义务的子公司进行交易。
资产负债表数据汇总
|
|
百万美元
|
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|
9月30日 2025 |
12月31日 2024 |
||||||
|
流动资产
|
$ | 6,086 | 6,077 | |||||
|
应收非负债附属公司款项，现
|
894 | 319 | ||||||
|
非流动资产
|
127,862 | 120,845 | ||||||
|
应收非负债附属公司款项，非流动
|
11,939 | 11,719 | ||||||
|
流动负债
|
4,269 | 4,504 | ||||||
|
应付非承付附属公司款项，现
|
872 | 935 | ||||||
|
非流动负债
|
71,222 | 64,088 | ||||||
|
应付非负债附属公司款项，非流动
|
48,774 | 41,826 | ||||||
或有事项
有关以下主题的更多讨论，请参阅我们关于表格10-K的2024年年度报告中管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析中的“或有事项”部分。
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| 资本资源和流动性 | |||||
法律和税务事项
我们受到各种诉讼和索赔，包括但不限于涉及石油和天然气特许权使用费和遣散费、天然气计量和估价方法、合同纠纷、环境损害、气候变化、人身伤害和财产损失等事项。我们对此类事项的主要曝光涉及对某些联邦、州和私人拥有的财产的所谓特许权使用费和税款少缴，声称涉嫌环境污染以及历史运营和气候变化造成的损害。在这些事情上，我们将继续积极捍卫自己。
我们的法律组织将其知识、经验和专业判断应用于我们案件的具体特点，采用诉讼管理流程来管理和监督针对我们的法律诉讼。我们的流程有助于对个别案例中的潜在暴露进行早期评估和量化。这一过程也使我们能够追踪那些已安排进行审判和/或调解的案件。根据使用这些诉讼管理工具的专业判断和经验以及关于我们所有案件当前发展的可用信息，我们的法律组织定期评估当前应计项目的充分性，并确定是否需要调整现有应计项目，或建立新的应计项目。
Environmental
我们与我们行业中的其他公司一样，受到同样众多的国际、联邦、州和地方环境法律法规的约束。我们偶尔会收到来自美国EPA和州环境机构的信息请求或潜在责任通知，声称我们是CERCLA或同等州法规下的潜在责任方。有时，我们也被那些机构或私人团体作为费用回收诉讼的一方。这些请求、通知和诉讼主张对通常不归我们所有但据称包含可归因于我们过去运营的废物的不同站点的补救费用承担潜在责任。截至2025年9月30日，根据CERCLA和类似的州法律，我们在美国各地有16个站点被确定为潜在责任方。对于美国和加拿大的整治活动，我们的综合资产负债表包括截至2025年9月30日的2.1亿美元的应计环境成本总额，而2024年12月31日为2.06亿美元。我们预计在未来30年内将产生大量的这些支出。
尽管有上述任何规定，与从事类似业务的其他公司一样，环境成本和负债是我们运营和产品中固有的担忧，无法保证不会产生材料成本和负债。然而，我们目前预计不会因遵守现行环境法律法规而对我们的经营业绩或财务状况产生任何重大不利影响。
气候变化
对全球气候变化问题的持续政治和社会关注已导致提出或颁布了范围广泛的国家、国家和国际法，重点关注GHG减排。这些法律适用于或可能适用于我们有利益或将来可能有利益的国家。该领域的法律继续发展，虽然无法准确估计实施的时间表或我们未来与实施相关的合规成本，但这些法律如果颁布，可能会对我们的经营业绩和财务状况产生重大影响。
公司应对气候相关风险
我们气候风险战略的目标是管理与气候相关的风险，优化机会并使公司能够应对关键不确定性的变化，包括世界各地的政府政策、减排技术、替代能源技术和消费趋势的变化。该战略指导我们围绕投资组合构成、减排、目标、激励措施、与排放相关的技术开发以及我们与气候相关的政策和金融部门的参与进行选择。
我们的气候风险战略旨在使我们能够负责任地满足全球对能源的需求，提供具有竞争力的资本和资本回报，并努力实现我们的运营减排目标。首先，满足全球能源需求需要专注于交付在任何能源需求情景中都能最好地竞争的生产。这种生产将从具有竞争供应成本和低GHG强度的资源中交付，以及按市场和资产类型划分的投资组合多样性。接下来，我们的重点是根据我们的基本原则——资产负债表实力、同行领先的分配和严格的投资——在周期中提供卓越的回报。最后，为了推动对属于我们所有权范围内的排放的问责，我们正在朝着我们的范围1和范围2排放强度目标前进。
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康菲石油2025年Q3 10-Q
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1995年《私人证券诉讼改革法案》“安全港”条款目的的警示性声明
本报告包含1933年《证券法》第27A条和1934年《证券交易法》第21E条含义内的前瞻性陈述。本报告中以引用方式包含或纳入的除历史事实陈述之外的所有陈述，包括但不限于关于我们未来的财务状况、业务战略、预算、预计收入、成本和计划、管理层对未来运营的目标、我们收购马拉松石油的预期收益、我们收购马拉松石油对合并后公司的业务和未来财务及经营业绩的预期影响以及我们收购马拉松石油产生的协同效应的预期数量和时间的陈述，均为前瞻性陈述。本报告中包含的前瞻性陈述的例子包括我们预期的产量增长和对商业环境的总体展望，我们预期的资本预算和资本支出以及有关开发或置换储备和未来股息的讨论。您通常可以通过以下词语来识别我们的前瞻性陈述：“野心,” “预期,” “相信,” “预算,” “继续,” “可以,” “努力,” “估计,” “期待,” “预测,” “目标,” “指导,” “打算,” “可能,” “目标,” “展望,” “计划,” “潜力,” “预测,” “投影,” “寻求,” “应该,” “目标,” “将,” “会”和类似的表达方式。
我们的前瞻性陈述基于我们目前对我们自己以及我们总体经营所在行业的预期、估计和预测。我们提醒您，这些陈述不是对未来业绩的保证，因为它们涉及的假设虽然是善意作出的，但可能被证明是不正确或不准确的，并且涉及我们无法预测的风险和不确定性。因此，我们的实际结果和结果可能与我们在前瞻性陈述中表达或预测的内容存在重大差异。任何差异都可能是由各种因素和不确定因素造成的，包括但不限于以下因素：
•大宗商品价格波动的影响，包括大宗商品价格长期低迷，这可能会对我们的经营业绩和我们执行战略的能力产生不利影响，并可能导致我们的长期资产、租赁物和非合并股权投资确认减值费用。
•影响石油和天然气的需求、供应、价格、差异或其他市场条件的全球和区域变化，包括因任何持续的军事冲突和全球对此类冲突的反应而发生的变化；设施和基础设施面临的安全威胁；全球健康危机；实施或取消原油生产配额或欧佩克和其他生产国可能实施的其他行动；或因应此类变化而产生的公司或第三方行动。
•流动性不足或其他因素的可能性，例如本文所述的因素，可能会影响我们回购股票、宣布和支付股息的能力，无论是固定的还是可变的。
•现有和未来石油和天然气开发在实现预期储量或产量水平方面的潜在失败或延迟，包括由于操作危险、钻井风险以及预测储量和储层性能方面的内在不确定性。
•我们的储备替代率降低，无论是由于大宗商品价格显著下跌还是其他原因。
•勘探钻探活动不成功或无法获得勘探面积。
•未能推进或完成与建造、改造或运营勘探与生产和液化天然气设施相关的已宣布和未来发展计划，或与此类计划相关的成本、通胀压力或技术设备发生意外变化。
•解决环境问题的立法和监管举措以及国际协议带来的重大运营或投资变化，包括应对全球气候变化影响的举措，例如限制或减少GHG排放；有关水力压裂、甲烷排放、燃烧或水处理的法规；以及禁止商品出口。
•社会对气候变化的更广泛关注和应对气候变化的努力可能会导致对竞争性或替代能源的大量投资和更多采用。
•可能阻碍我们成功执行气候风险战略的风险、不确定性和高成本。
•我们的原油、沥青、天然气、液化天然气和天然气凝液的可靠运输缺乏或不足，或中断。
•无法及时获得或维持许可，包括建造、钻探和/或开发所需的许可，或无法进行维持遵守任何必要许可或适用法律或法规所需的资本支出。
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•我们运营的潜在中断或中断以及因事故导致的任何后果；异常天气事件；供应链中断；内乱；政治事件；战争；恐怖主义；网络安全威胁或信息技术故障、限制或中断。
•根据现有或未来的环境法规和诉讼采取补救行动的责任，包括清除和复垦义务。
•因未决或未来诉讼或我们未能遵守适用法律法规而产生的责任。
•一般国内和国际经济、政治和外交发展，包括国际贸易关系恶化；对我们业务运营中使用的商品和材料或产品（如铝和钢）施加贸易限制或关税；没收资产；与商品定价有关的政府政策发生变化，包括施加价格上限；制裁；或其他不利的法规或税收政策。
•石油和天然气勘探与生产行业的竞争和整合，包括对供应来源、服务、人员和设备的竞争。
•对我们获得资本的任何限制或增加我们的资本或保险成本，包括由于流动性不足、国内或国际金融市场的变化或不确定性、外币汇率波动或投资情绪。
•对我们执行或成功实施对马拉松石油的收购或我们选择进行的任何未来资产处置或收购提出挑战或延误；对我们的运营的潜在干扰，包括转移管理时间和注意力；我们无法实现预期的成本节约或资本支出减少；难以整合已收购的业务和技术；或其他意外变化。
•我们无法以我们预期的方式和时间框架（如果有的话）部署任何待决或我们选择在未来进行的资产处置的净收益。
•我们合资公司的运营、融资和风险管理。
•我们的客户和其他合同交易对手履行其对我们的义务的能力，包括我们在委内瑞拉政府或PDVSA到期时收取款项的能力。
•我们普通股长期价值的不确定性。
•中一般描述的因素第一部分——项目1a在我们关于10-K表格的2024年年度报告中，以及我们向SEC提交的其他文件中描述的任何额外风险。
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项目3。关于市场风险的定量和定性披露
截至2025年9月30日止九个月的市场风险信息与我们2024年10-K表格年度报告中第7A项下讨论的信息没有重大差异。
项目4。控制和程序
我们维持披露控制和程序，旨在确保我们根据经修订的1934年《证券交易法》（该法）提交或提交的报告中要求披露的信息在SEC规则和表格规定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告，并确保这些信息被积累并酌情传达给管理层，包括我们的主要执行人员和主要财务官员，以便及时决定所要求的披露。2025年9月30日，在我们管理层的参与下，我们的董事长兼首席执行官（首席执行官）以及我们的执行副总裁兼首席财务官（首席财务官）根据该法案第13a-15（b）条对康菲石油公司的披露控制和程序（定义见该法案第13a-15（e）条）进行了评估。基于该评估，我们的董事长兼首席执行官以及我们的执行副总裁兼首席财务官得出结论，截至2025年9月30日，我们的披露控制和程序有效运作。
2025年第一季度，我们完成了多年实施更新的全球企业资源规划系统（ERP）的最后阶段。因此，我们对我们的业务流程和信息系统进行了相应的更改，必要时更新了适用的财务报告内部控制。
我们对截至2024年12月31日财务报告内部控制有效性的评估和结论，不包括2024年收购的马拉松石油的内部控制。2024年第四季度，我们开始将马拉松石油整合到我们的运营和内部控制流程中。随着整合的进展，我们可能会修改或更改某些流程和程序，这可能会导致我们对财务报告的内部控制发生变化。
根据该法第13a-15（f）条的定义，在本报告涵盖的期间内，我们对财务报告的内部控制没有发生任何对我们的财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的其他变化。
第二部分。其他信息
项目1。法律程序
康菲石油公司已选择使用100万美元的门槛来披露当政府当局是一方时根据联邦、州或地方环境法产生的某些诉讼程序。康菲石油认为，这一门槛下的诉讼对康菲石油的业务和财务状况并不重要。应用这一阈值，截至2025年9月30日的季度没有需要披露的此类程序。见注9有关其他法律和行政诉讼的信息。
项目1a。风险因素
与我们关于10-K表格的2024年年度报告第1A项中披露的风险因素相比，没有重大变化。
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项目2。未登记出售股本证券及所得款项用途
发行人购买股本证券
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百万美元
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期
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总数
股份
已购买*
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平均支付价格
每股
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总数
购买的股份为
部分公开
宣布的计划或
节目
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约美元
股票价值
可能尚未购买
根据计划或
节目
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| 2025年7月1日-31日 | 4,666,331 | $ | 93.82 | 4,666,331 | $ | 27,568 | ||||||||
| 2025年8月1日至31日 | 4,400,333 | 94.97 | 4,400,333 | 27,150 | ||||||||||
| 2025年9月1日至30日 | 4,422,232 | 94.50 | 4,422,232 | 26,732 | ||||||||||
| 13,488,896 | 13,488,896 | |||||||||||||
*没有从公司员工回购与公司基础广泛的员工激励计划有关的普通股。
2016年底，我们启动了当前的股票回购计划。截至2025年9月30日，自2016年以来，我们已经回购了383亿美元的股票。2024年10月，我们的董事会批准将我们之前450亿美元的授权总额增加200亿美元或我们在收购马拉松石油中已发行的股票数量中的较小者，从而使该公司的回购总额不超过650亿美元。回购由管理层酌情决定，按当时价格进行，但须视市场情况和其他因素而定。除受适用法律要求限制外，回购可随时增加、减少或停止，恕不另行通知。根据该计划回购的股份作为库存股持有。见第一部分—项目1a —风险因素–“我们执行资本回报计划的能力受到某些考虑”在我们关于10-K表格的2024年年度报告中。
项目5。其他信息
内幕交易安排
截至二零二五年九月三十日止三个月期间，公司没有任何高级人员或董事
通过
或
终止
任何规则10b5-1交易安排或非规则10b5-1交易安排。
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项目6。展品
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| 101.INS* |
内联XBRL实例文档。
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| 101.SCH* |
内联XBRL架构文档。
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| 101.CAL* |
内联XBRL计算linkbase文档。
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| 101.LAB* |
内联XBRL标记Linkbase文档。
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| 101.PRE* |
内联XBRL演示linkbase文档。
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| 101.DEF* |
内联XBRL定义linkbase文档。
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| 104* |
封面页交互式数据文件（格式为内联XBRL，包含在附件 101中）。
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*随函提交。
**特此提供。
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签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式安排由以下签署人代表其签署本报告并获得正式授权。
| 康菲国际石油有限公司 | |||||
| /s/Kontessa S. Haynes-Welsh | |||||
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Kontessa S. Haynes-Welsh
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| 副总裁兼财务总监 | |||||
| 2025年11月6日 | |||||
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