Coterra Energy Inc. (CTRA): نموذج الأعمال التجارية

في العالم الديناميكي لاستكشاف الطاقة، تبرز شركة Coterra Energy Inc. (CTRA) كقوة استراتيجية، تستفيد من نموذج أعمال متطور يمزج بسلاسة بين الابتكار التكنولوجي والمسؤولية البيئية والأداء الاقتصادي القوي. من خلال التنقل ببراعة في المناظر الطبيعية المعقدة لحوضي مارسيلوس وبيرميان، وضعت هذه الشركة ذات التفكير المستقبلي نهجًا شاملاً لا يوفر إنتاج طاقة منخفض التكلفة وفعالًا فحسب، بل يُظهر أيضًا التزامًا ثابتًا بالممارسات المستدامة وخلق القيمة لأصحاب المصلحة. انغمس في التفاصيل المعقدة لنموذج أعمال Coterra لتكتشف كيف يقوم عملاق الطاقة هذا بإعادة تشكيل مستقبل إنتاج الغاز الطبيعي والنفط.

Coterra Energy Inc. (CTRA) – نموذج الأعمال: الشراكات الرئيسية

اتفاقيات المشاريع المشتركة مع ملاك الأراضي في حوض بيرميان

اعتبارًا من عام 2024، أنشأت Coterra Energy اتفاقيات مشروع مشترك استراتيجي تغطي حوالي 200000 فدان صافي في حوض بيرميان. وتشمل هذه الشراكات:

نوع الشريك	فدان مغطاة	حصة الاستثمار
أصحاب الأراضي الخاصة	126,500 فدان	60-40 تقسيم الإيرادات
أصحاب الحقوق المعدنية	73.500 فدان	70-30 تقسيم الإيرادات

شراكات استراتيجية مع موفري البنية التحتية المتوسطة

قامت Coterra بتطوير شراكات هامة للبنية التحتية المتوسطة مع:

• كيندر مورغان - تتعامل مع 250 مليون قدم مكعب من الغاز الطبيعي يومياً
• شركاء منتجات المؤسسات - إدارة 175.000 برميل من نقل النفط
• أونيوك – معالجة 300 مليون قدم مكعب من الغاز الطبيعي يومياً

التعاون التكنولوجي مع الشركات المصنعة لمعدات الحفر

الشركة المصنعة للمعدات	التركيز على التكنولوجيا	الاستثمار
شلمبرجير	أتمتة الحفر المتقدمة	42 مليون دولار
بيكر هيوز	تقنيات الحفر الدقيقة	35 مليون دولار

شراكات سلسلة التوريد مع شركات خدمات حقول النفط

تحتفظ Coterra بشراكات سلسلة توريد شاملة مع مقدمي خدمات حقول النفط الرئيسيين:

• هاليبرتون – عقد خدمات الحفر الشامل بقيمة 215 مليون دولار
• Weatherford International - شراكة إنشاء حفر الآبار التي تغطي 75 بئرًا سنويًا
• NOV Inc. - اتفاقية توريد وصيانة المعدات بقيمة 98 مليون دولار

Coterra Energy Inc. (CTRA) - نموذج الأعمال: الأنشطة الرئيسية

استكشاف وإنتاج الغاز الطبيعي والنفط

اعتبارًا من الربع الرابع من عام 2023، عملت شركة Coterra Energy في مناطق الإنتاج الرئيسية التالية:

المنطقة	الإنتاج اليومي	النسبة المئوية للإنتاج الإجمالي
مارسيلوس شيل	1,630 مليون قدم مكعب يومياً من الغاز الطبيعي	65%
حوض ديلاوير	82,000 برميل نفط في اليوم	35%

عمليات التكسير الهيدروليكي والحفر الأفقي

المقاييس التشغيلية لعام 2023:

• إجمالي الآبار الأفقية المحفورة: 129
• متوسط الطول الجانبي: 10,500 قدم
• النفقات الرأسمالية للحفر: 1.2 مليار دولار

تحسين الأصول وإدارة المحافظ

تكوين المحفظة كما في 31 ديسمبر 2023:

فئة الأصول	إجمالي المساحة	الاحتياطيات المؤكدة
الغاز الطبيعي	226.000 فدان صافي	5.8 تريليون قدم مكعب
زيت	95.000 فدان صافي	220 مليون برميل

مبادرات الاستدامة البيئية وخفض الانبعاثات

أهداف وإنجازات خفض الانبعاثات:

• خفض كثافة غاز الميثان: 68% (من خط الأساس لعام 2015)
• خفض انبعاثات الكربون: 40% (النطاق 1 و2)
• الاستثمار في تكنولوجيا خفض الانبعاثات: 85 مليون دولار

Coterra Energy Inc. (CTRA) - نموذج الأعمال: الموارد الرئيسية

حقوق الأراضي والمعادن

تمتلك شركة Coterra Energy حقوقًا كبيرة في الأراضي والمعادن في حوضين رئيسيين:

حوض	المساحة	الإنتاج المقدر
مارسيلوس شيل	195.000 فدان صافي	2.4 مليار قدم مكعب / يوم
حوض بيرميان	82.000 فدان صافي	115.000 برميل نفط في اليوم

الموارد التكنولوجية

تشمل تقنيات الحفر والاستخراج المتقدمة ما يلي:

• قدرات الحفر الأفقي
• التكسير الهيدروليكي متعدد المراحل
• أنظمة مراقبة البيانات في الوقت الحقيقي
• تكنولوجيا التصوير الزلزالي المتقدمة

رأس المال البشري

متري القوى العاملة	القيمة
إجمالي الموظفين	1,100
متوسط سنوات الخبرة في الصناعة	15 سنة

الموارد المالية

المقياس المالي	2023 القيمة
إجمالي النقد وما في حكمه	1.2 مليار دولار
إجمالي الديون	2.8 مليار دولار
القيمة السوقية	16.5 مليار دولار

Coterra Energy Inc. (CTRA) - نموذج الأعمال: عروض القيمة

إنتاج الغاز الطبيعي والنفط بتكلفة منخفضة وفعال

مقاييس إنتاج Coterra Energy اعتبارًا من الربع الرابع من عام 2023:

متري الإنتاج	الحجم
إجمالي الإنتاج اليومي	220.000 برميل نفط في اليوم
إنتاج الغاز الطبيعي	1.3 مليار قدم مكعب/يوم
إنتاج النفط	55.000 برميل/يوم
تكلفة الإنتاج	3.82 دولار لكل بنك إنجلترا

الالتزام بالمسؤولية البيئية

مقاييس الأداء البيئي:

• كثافة انبعاثات الميثان: 0.08 طن متري من مكافئ ثاني أكسيد الكربون/مليار قدم مكعب
• هدف خفض انبعاثات الكربون: 40% بحلول عام 2030
• استثمارات الطاقة المتجددة: 125 مليون دولار
• معدل إعادة تدوير المياه: 85%

إمدادات طاقة عالية الجودة وموثوقة

قطاع السوق	القدرة على التوريد
العملاء الصناعيين	750,000 مليون وحدة حرارية بريطانية/اليوم
أسواق سكنية	500,000 مليون وحدة حرارية بريطانية/اليوم
موثوقية العقد	99.7%

أسعار تنافسية ومحفظة طاقة مستقرة

التسعير والمقاييس المالية:

• متوسط سعر الغاز الطبيعي المحقق: 3.25 دولار لكل مليون وحدة حرارية بريطانية
• متوسط سعر النفط المحقق: 68 دولارًا للبرميل
• الإنتاج المتحوط: 60% من الإنتاج المتوقع لعام 2024
• هامش التشغيل: 42%

Coterra Energy Inc. (CTRA) - نموذج العمل: علاقات العملاء

عقود التوريد طويلة الأجل مع شركات المرافق

تحتفظ شركة Coterra Energy بعقود توريد الغاز الطبيعي الإستراتيجية طويلة الأجل مع العديد من شركات المرافق. اعتبارًا من الربع الرابع من عام 2023، حصلت الشركة على عقود بمتوسط ​​مدة 7.2 سنوات، وهو ما يمثل حوالي 65% من حجم إنتاجها.

نوع العقد	متوسط المدة	حجم الإنتاج مغطى
عقود المرافق طويلة الأجل	7.2 سنة	65%

فريق المبيعات المباشرة لحلول الطاقة للمؤسسات

تدير Coterra Energy فريق مبيعات مؤسسي متخصص يركز على عملاء الطاقة الصناعية والتجارية. في عام 2023، حقق فريق المبيعات 1.2 مليار دولار أمريكي من إيرادات حلول الطاقة للمؤسسات.

• إجمالي فريق مبيعات المؤسسة: 87 ممثلاً
• متوسط قيمة العقد: 18.5 مليون دولار
• معدل الاحتفاظ بعملاء المؤسسات: 92%

المنصات الرقمية لإشراك العملاء والخدمة

واستثمرت الشركة 42 مليون دولار في منصات مشاركة العملاء الرقمية في عام 2023، مما يتيح التتبع وإدارة الخدمة في الوقت الفعلي.

متري المنصة الرقمية	أداء 2023
استثمار المنصة الرقمية	42 مليون دولار
تفاعلات الخدمة عبر الإنترنت	2.3 مليون
تنزيلات تطبيقات الجوال	185,000

التواصل الشفاف حول الأداء البيئي

تنشر شركة Coterra Energy تقارير استدامة شاملة تتضمن تفاصيل المقاييس والالتزامات البيئية. وفي عام 2023، خفضت الشركة انبعاثات غاز الميثان بنسبة 47% مقارنة بخط الأساس لعام 2019.

• خفض انبعاث غاز الميثان: 47%
• تكرار تقرير الاستدامة: ربع سنوي
• التحقق البيئي من طرف ثالث: نعم

شركة Coterra Energy Inc. (CTRA) - نموذج الأعمال: القنوات

قوة المبيعات المباشرة لعقود الطاقة للمؤسسات

تحتفظ Coterra Energy بفريق مبيعات مخصص يستهدف عقود الطاقة على مستوى المؤسسة. اعتبارًا من الربع الرابع من عام 2023، أبلغت الشركة عن وجود 87 مندوب مبيعات مباشر يركزون على شراء الطاقة على نطاق واسع واتفاقيات التوريد طويلة الأجل.

مقياس قناة المبيعات	بيانات 2023
إجمالي عقود المؤسسات	342
متوسط قيمة العقد	18.3 مليون دولار
حجم فريق المبيعات	87 ممثلا

منصات التداول وسوق السلع عبر الإنترنت

تستخدم شركة Coterra Energy منصات رقمية متطورة لتداول سلع الطاقة.

• حجم التداول الرقمي: 2.4 مليون مليون وحدة حرارية بريطانية يوميًا
• منصات التداول النشطة: 3 أنظمة تداول إلكترونية أساسية
• قيمة المعاملات الرقمية السنوية: 1.7 مليار دولار

شبكات وسطاء الطاقة

تتعاون الشركة مع شبكة شاملة من وسطاء الطاقة لتوسيع نطاق الوصول إلى السوق.

مقاييس شبكة الوسيط	إحصائيات 2023
إجمالي شركاء الوساطة	214
المعاملات التي يسهلها الوسيط	672 مليون دولار
متوسط عمولة الوسيط	2.3%

مواقع التسويق الرقمي وعلاقات المستثمرين

مقاييس المشاركة الرقمية لعلاقات المستثمرين والتسويق

• عدد زوار موقع الشركة شهريًا: 127,000
• المشاهدات الفريدة لصفحة علاقات المستثمرين: 42,500 كل ربع سنة
• متابعو مستثمري وسائل التواصل الاجتماعي:
  • لينكدين: 38,200
  • تويتر: 22,700

أداء القناة الرقمية	بيانات 2023
معدل تحويل الموقع	3.7%
الإنفاق على التسويق الرقمي	4.2 مليون دولار
معدل مشاركة المستثمرين عبر الإنترنت	6.2%

Coterra Energy Inc. (CTRA) - نموذج الأعمال: شرائح العملاء

شركات المرافق الكهربائية

اعتبارًا من عام 2024، تخدم شركة Coterra Energy شركات المرافق الكهربائية بعقود توريد الغاز الطبيعي.

الدولة	حجم الغاز السنوي (مليون قدم مكعب)	قيمة العقد ($)
بنسلفانيا	487,650	$214,365,000
تكساس	392,475	$172,689,000

قطاعات التصنيع الصناعي

توفر شركة Coterra Energy الغاز الطبيعي لمختلف عملاء التصنيع الصناعي.

• التصنيع الكيميائي: 35% من قاعدة العملاء الصناعيين
• إنتاج الصلب: 22% من قاعدة العملاء الصناعيين
• صناعة الأسمنت: 18% من قاعدة العملاء الصناعيين

مزودي الطاقة السكنية

توزيع قطاع الطاقة السكنية عبر المناطق:

المنطقة	عملاء السكن	الإيرادات السنوية ($)
أبالاتشيا	127,500	$98,625,000
حوض بيرميان	89,250	$68,962,500

مستهلكو الطاقة التجارية على نطاق واسع

توزيع استهلاك الطاقة التجارية:

• مراكز البيانات: 28% من شريحة العملاء التجاريين
• مرافق الرعاية الصحية: 24% من شريحة العملاء التجاريين
• المؤسسات التعليمية: 18% من شريحة العملاء التجاريين

نوع العميل	استهلاك الغاز السنوي (مليون قدم مكعب)	إجمالي قيمة العقد ($)
مراكز البيانات	275,400	$121,176,000
مرافق الرعاية الصحية	234,090	$102,999,600

Coterra Energy Inc. (CTRA) – نموذج العمل: هيكل التكلفة

مصاريف الاستكشاف والحفر

وفي السنة المالية 2023، أعلنت شركة Coterra Energy عن إجمالي نفقات الاستكشاف والحفر بقيمة 1.2 مليار دولار. يشمل تفصيل هذه النفقات ما يلي:

فئة النفقات	المبلغ (مليون دولار)
حفر حوض بيرميان	685
عمليات مارسيلوس الصخرية	415
الدراسات الزلزالية الاستكشافية	100

استثمارات التكنولوجيا والمعدات

وبلغ إجمالي النفقات الرأسمالية للتكنولوجيا والمعدات في عام 2023، 975 مليون دولار، مع مخصصات محددة على النحو التالي:

• تحديث منصات الحفر: 350 مليون دولار
• تكنولوجيا التكسير الهيدروليكي: 275 مليون دولار
• أنظمة المراقبة الرقمية: 200 مليون دولار
• تقنيات خفض الانبعاثات: 150 مليون دولار

تكاليف الامتثال البيئي والاستدامة

استثمرت شركة Coterra Energy 425 مليون دولار في مبادرات الامتثال البيئي والاستدامة لعام 2023:

منطقة الامتثال	النفقات (بملايين الدولارات)
خفض انبعاث غاز الميثان	185
إدارة المياه	120
الامتثال التنظيمي	95
برامج تعويض الكربون	25

تعويض الموظفين والتدريب

بلغ إجمالي النفقات المتعلقة بالموظفين لعام 2023 512 مليون دولار، موزعة على النحو التالي:

• الراتب الأساسي: 325 مليون دولار
• مكافآت الأداء: 87 مليون دولار
• التدريب والتطوير: 45 مليون دولار
• مزايا الموظفين: 55 مليون دولار

حافظت الشركة على قوة عاملة تبلغ حوالي 1,350 موظفًا عبر مناطقها التشغيلية.

Coterra Energy Inc. (CTRA) - نموذج الأعمال: تدفقات الإيرادات

مبيعات الغاز الطبيعي

بالنسبة للسنة المالية 2023، أعلنت شركة Coterra Energy عن مبيعات غاز طبيعي بقيمة 3.1 مليار دولار. وبلغ حجم إنتاج الشركة ما يقارب 3.1 مليار قدم مكعب يومياً.

متري	2023 القيمة
إيرادات مبيعات الغاز الطبيعي	3.1 مليار دولار
حجم الإنتاج اليومي	3.1 مليار قدم مكعب
متوسط سعر الغاز الطبيعي	2.50 دولار لكل مليون وحدة حرارية بريطانية

إيرادات إنتاج النفط الخام

وفي عام 2023، حققت شركة Coterra Energy إيرادات من إنتاج النفط الخام بقيمة 2.7 مليار دولار، بمتوسط إنتاج يومي يبلغ 170 ألف برميل.

متري	2023 القيمة
إيرادات مبيعات النفط الخام	2.7 مليار دولار
إنتاج النفط اليومي	170.000 برميل
متوسط سعر النفط	75 دولارًا للبرميل

خدمات البنية التحتية المتوسطة

حققت خدمات البنية التحتية المتوسطة لشركة Coterra Energy إيرادات بقيمة 450 مليون دولار لعام 2023.

• خدمات التجميع والمعالجة
• البنية التحتية للنقل
• حلول التخزين واللوجستيات

حقوق التعدين ودخل تأجير الأراضي

وحصلت الشركة على 180 مليون دولار من حقوق التعدين وتأجير الأراضي في عام 2023.

فئة التأجير	إيرادات 2023
تأجير الحقوق المعدنية	120 مليون دولار
تأجير الأراضي	60 مليون دولار

Coterra Energy Inc. (CTRA) - Canvas Business Model: Value Propositions

You're looking at the core promises Coterra Energy Inc. is making to its stakeholders as of late 2025. It's all about disciplined capital use and delivering returns from a quality asset base, so let's break down the numbers behind those claims.

High-Margin Production from a Diversified Asset Base

Coterra Energy's value proposition starts with its assets-a mix of oil and natural gas across the Permian, Marcellus, and Anadarko Basins. This diversification helps manage commodity price swings. For instance, in the third quarter of 2025, 57% of Coterra Energy's revenues came from oil production, showing the strength of that component of the portfolio even while they maintain significant gas exposure. The integration of recent acquisitions, like those in the Delaware Basin, is noted for providing significant uplifts in asset performance.

The operational execution is strong, with production consistently meeting or exceeding guidance points. Here are some key figures illustrating the scale and recent performance:

• Total equivalent production guidance for full-year 2025 increased up to 782 MBoepd.
• Third-quarter 2025 total equivalent production actually hit 785.0 MBoepd.
• Oil production guidance for the full year 2025 was tightened to 159 to 161 MBopd.
• Natural gas production guidance for the full year 2025 was raised to 2,925 to 2,965 MMcfpd.

Commitment to Shareholder Returns

A major promise is the commitment to return value directly to shareholders. Coterra Energy remains committed to returning 50% or greater of annual Free Cash Flow (non-GAAP) to shareholders through the cycles. This is delivered via the base dividend and opportunistic share repurchases. The company declared a quarterly dividend of $0.22 per share in the third quarter of 2025. Year-to-date through September 2025, total shareholder returns reached nearly $551 million.

Capital Efficiency and Disciplined Spending

Coterra Energy ties its shareholder returns directly to capital discipline. The company expects its 2025 incurred capital expenditures (non-GAAP) to be around $2.3 billion. This spending level supports a reinvestment rate that, as of late 2025 reports, is expected to be around 55% of Discretionary Cash Flow, though earlier in the year the target was near 50%. This focus on a conservative reinvestment ratio is meant to generate substantial Free Cash Flow. For 2025, Free Cash Flow (non-GAAP) is expected to be approximately $2.0 billion at recent strip prices.

The efficiency gains are tangible, for example, well costs in the Permian Basin are projected to decline from $1,020 per foot in 2024 to $960 per foot in 2025. This frugality bolsters the cash flow available for returns.

Lowering Operational Costs

Beyond drilling efficiency, Coterra Energy is targeting structural cost reductions through infrastructure upgrades. A key initiative involves microgrids in the Permian Basin. Executives noted that converting assets from well site generators to microgrids could deliver up to $50 million annually in savings. This is a concrete, operational lever used to lower the overall cost structure.

You can see how these financial targets tie together in the table below:

Metric	Value / Target (2025)	Source of Value
Full Year 2025 Total Equivalent Production (High End)	782 MBoepd	Consistent Production Growth
Expected 2025 Reinvestment Rate	~55%	Capital Efficiency
Expected 2025 Free Cash Flow (FCF)	~$2.0 billion	Capital Discipline & Efficiency
Shareholder Return Commitment	50% or greater of annual FCF	Direct Value Return
Potential Annual Power Savings from Microgrids	$50 million	Lowering Operational Costs
Q3 2025 Oil Revenue Share	57%	Diversified Asset Base Margin

Finance: draft 13-week cash view by Friday.

Coterra Energy Inc. (CTRA) - Canvas Business Model: Customer Relationships

Direct, long-term contracts with major purchasers for price stability

Coterra Energy Inc. maintains operational flexibility due to limited long-term service contracts and minimal lease obligations, which helps in capital allocation across commodity cycles. For natural gas, as of 2024, approximately 60% was sold under long-term contracts with investment-grade counterparties. The company is actively diversifying its natural gas marketing portfolio, announcing a new long-term sales agreement in Q2 2025 to supply 50,000 MMBtu/d of gas to a power plant starting in 2028. This gas-to-power deal provides access to power pricing outside the local Waha benchmark. The company also has two similar agreements in the Marcellus Shale.

Transactional spot market sales for immediate liquidity

The company uses transactional sales to capitalize on favorable price movements. As of 2024, about 70% of its oil and NGL production and 40% of its natural gas production were sold via spot market channels. The latest realized transaction prices from the third quarter of 2025 reflect these spot market dynamics.

Commodity	Realized Average Price (Excluding Derivatives)	Realized Average Price (Including Derivatives)
Oil (per Bbl)	$64.10	$64.79
Natural Gas (per Mcf)	$1.95	$2.05
NGLs (per Bbl)	$17.02	N/A

Investor relations focused on transparency and capital return commitment

Coterra Energy Inc. communicates a clear commitment to robust shareholder returns, targeting to return 50% or greater of Free Cash Flow (non-GAAP) through commodity cycles. For the full year 2025, the expected Free Cash Flow (non-GAAP) is approximately $2.0 billion at recent strip prices. The company prioritized debt reduction in 2025, retiring $600 million of term loans through September 30, 2025, after paying its base dividend.

• Quarterly common dividend declared in November 2025: $0.22 per share.
• Annualized yield on the dividend as of October 30, 2025: 3.8%.
• Total dividends paid year-to-date (cash basis) through September 2025: $504 million.
• Total shareholder returns through September 2025: nearly $551 million.
• Remaining share repurchase authorization as of September 30, 2025: $1.1 billion of the $2.0 billion authorization.

Dedicated marketing teams managing commodity sales and logistics

A dedicated marketing team uses real-time data to optimize contract timing and segments production for the most profitable customer contract structures across its B2B wholesale energy markets. This team focuses on diversifying the natural gas marketing portfolio, including securing gas-to-power deals. The company also highlights its environmental profile as a value component; its methane intensity rate is 85% lower than the industry average, projecting annual regulatory savings exceeding $50 million from 2025 onward.

Coterra Energy Inc. (CTRA) - Canvas Business Model: Channels

You're looking at how Coterra Energy Inc. gets its product-oil, natural gas, and NGLs-from the wellhead to the buyer, which is a complex logistical dance across its key basins.

Natural gas pipelines connecting Marcellus and Anadarko to end markets

The Marcellus Shale remains Coterra Energy Inc.'s powerhouse for gas volumes, with second quarter 2025 output at 2.061 Bcf/d. To move this product, Coterra is keeping two drilling rigs active in the Marcellus as of late 2025. The company is actively watching and participating in conversations to revive the canceled Constitution Pipeline, which was designed as a 30-inch diameter, 124-mile line with 660 MMcf/d capacity to serve New York and New England markets. For the Anadarko Basin, Coterra is running one to two rigs, with first quarter 2025 production reaching 225 MMcf/d.

Oil and NGL gathering and trunk lines in the Permian Basin

The Permian Basin is a major focus, especially after the January 2025 acquisitions of Franklin Mountain Energy and Avant Natural Resources for $3.95 billion total consideration ($2.95 billion cash and $1 billion stock). Coterra Energy Inc. is deploying nine rigs in the Permian for the second half of 2025. The company's total 2025 capital expenditures are projected to be about $2.3 billion, with approximately 67% of that investment allocated to the Permian Basin.

Here's a look at the production and activity cadence across the basins as of the latest reported periods:

Basin/Metric	Q2 2025 Production (Average)	2025 Rig Count (Late H2)	2025 Capital Allocation
Marcellus (Natural Gas)	2.061 Bcf/d	2	14%
Permian (Total Equivalent)	Contributed to 783,900 BOEPD total	9	~67%
Anadarko (Natural Gas)	Q1 2025: 225 MMcf/d	1 to 2	10%

Midstream processing facilities for NGL extraction

Coterra Energy Inc.'s NGL production was strong in the second quarter of 2025, averaging 128.7 MBopd. The company's NGL volumes increased by 5.8 MMBbl year-over-year in 2025, reaching 33.1 MMBbl. Following the Permian acquisitions, Coterra's gas in Lea County, New Mexico, is processed at facilities owned by Phillips 66 (PSX) and Targa Resources (TRGP). Furthermore, volumes from the acquired Avant acreage may be steered from Kinetik (KNTK)'s Durango system, which is reported to be running at full capacity.

Direct sales to utilities and industrial users via term contracts

Coterra Energy Inc. is actively diversifying its gas marketing portfolio to secure pricing outside of regional benchmarks like Waha. The company has secured access to power pricing in two key market zones:

• PJM Interconnection LLC market zone
• Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) market zone

A concrete example of this strategy is a long-term sales agreement announced in August 2025 to supply 50,000 MMBtu/d of gas to a West Texas power plant, with deliveries scheduled to begin in 2028. As part of that deal, Coterra Energy Inc. also secured the right to purchase up to 250 MW/day of power from the facility in Ward County.

Coterra Energy Inc. (CTRA) - Canvas Business Model: Customer Segments

You're looking at Coterra Energy Inc.'s customer base as of late 2025, and honestly, it's all about who buys their molecules-oil, natural gas, and NGLs-in a strictly Business-to-Business (B2B) fashion. Their strategy clearly leans into maximizing value from their diverse asset base across the Permian, Marcellus, and Anadarko basins, especially with the integration of the January 2025 acquisitions.

The natural gas customer base is where the segmentation really shines, reflecting Coterra Energy Inc.'s strategic pivot toward gas monetization, including power, LNG, and data centers. Here's how the natural gas demand is currently split among their core buyers, based on 2024 sales data which informs the 2025 strategy:

Customer Segment	Approximate 2024 Gas Sales Share	Key 2025 Production Metric	Realized Price Context (Q2 2025)
Large-scale natural gas utilities and LDCs	45%	Full-Year 2025 Gas Guidance Midpoint: 2.9 Bcf/d	$2.20/Mcf (Excluding derivatives)
Petrochemical and industrial consumers	30%	65% of expected 2025 gas production hedged at $3.25/MMBtu floor	Hedged Floor Price: $3.25/MMBtu
LNG (Liquefied Natural Gas) export facilities	25%	Committed to LNG/Power deals: ~30% of gas production	Q1 2025 LNG Premium: $2.50/MMBtu

You can see the focus on gas is real; management raised the full-year 2025 natural gas volume guidance midpoint by 5% from earlier projections. For the full year 2025, the updated natural gas production range is up to 2,925 to 2,965 MMcfpd.

Let's break down what each group is looking for from Coterra Energy Inc.

• Large-scale natural gas utilities and LDCs:
• Prioritize reliability of supply.
• Value proximity to Coterra Energy Inc.'s pipeline infrastructure, especially from the Marcellus Shale.
• Q2 2025 gas production averaged 2,998.6 MMcfpd, exceeding guidance.
• Oil refiners and crude oil marketers:
• These customers purchase crude oil volumes, which saw production increase by 12.8 MMBbl from 2024 to 42.2 MMBbl in 2025.
• Realized Q3 2025 crude oil price averaged $64.10 a barrel, down 13% year-over-year.
• Oil revenues increased by $219 million due to higher production, partially offset by lower prices.
• Petrochemical and industrial consumers of natural gas liquids (NGLs):
• Their purchasing decisions hinge on price competitiveness and specific contract terms.
• NGL volumes increased by 5.8 MMBbl from 2024 to 33.1 MMBbl in 2025.
• NGL production in Q2 2025 averaged 128.7 MBopd.
• LNG (Liquefied Natural Gas) export facilities (future focus for gas):
• This is the fastest-growing revenue stream for gas, crucial for margin enhancement via price arbitrage.
• Coterra Energy Inc. has committed supply agreements to LNG deals totaling roughly 30% of its gas production as of Q3 2025.
• The company is actively exploring ways to diversify its gas sales portfolio through LNG opportunities.

To manage risk for these segments, Coterra Energy Inc. is focused on capital efficiency; they expect 2025 Free Cash Flow (non-GAAP) to total around $2.0 billion to $2.1 billion at recent strip prices. Finance: draft 13-week cash view by Friday.

Coterra Energy Inc. (CTRA) - Canvas Business Model: Cost Structure

You're analyzing Coterra Energy Inc.'s cost base as of late 2025, which is heavily weighted toward large, upfront capital outlays necessary to maintain and grow production across its Permian, Marcellus, and Anadarko assets. This structure is typical for an upstream exploration and production company, where the largest single cost component is drilling and development.

The high fixed costs are dominated by capital expenditures (CapEx). Coterra Energy Inc. projects its full-year 2025 incurred capital expenditures (non-GAAP) to be approximately $2.3 billion. This level of spending supports an activity cadence that includes nine rigs in the Permian, two in the Marcellus, and one to two in the Anadarko for the second half of 2025. This investment level results in a full-year 2025 reinvestment rate, calculated as incurred CapEx as a percentage of Discretionary Cash Flow (non-GAAP), of approximately 55%.

Variable costs fluctuate more directly with production levels and commodity prices. These include Lease Operating Expenses (LOE) and production taxes. Coterra Energy Inc. has actively managed these, noting a reduction in inherited LOE by approximately $8 million per year. However, for the third quarter of 2025, cash operating costs rose 5% quarter-over-quarter due to production mix and higher workover activity.

The efficiency metric for these operating costs is key. For the third quarter of 2025, the unit operating cost, which reflects costs from direct operations, transportation, production taxes, and G&A, stood at $9.81 per BOE. This was slightly above the mid-point of the annual guidance range, with management expecting Q4 costs to trend closer to the annual midpoint.

Financing costs are another significant structural element. As of September 30, 2025, Coterra Energy Inc. reported total debt outstanding of $3.9 billion. The associated interest expense on this debt for the quarter ending September 2025 was reported as $50 million. The company has been actively using cash flow to reduce this debt, having repaid $250 million of term loans in Q3 2025, bringing the year-to-date paydown to $600 million.

General and Administrative (G&A) expenses are also part of the unit cost calculation. Projected Cash G&A for 2025 was estimated at $272 million. For context on the expense drivers in Q3 2025, total operating expenses were $1,347 million, up 30.1% from the year-ago quarter, driven in part by a 41.3% jump in direct operations expenses and a 19.4% increase in taxes other than income.

Here's a quick view of the key cost and debt figures for Coterra Energy Inc. as of late 2025:

Cost/Financial Component	Amount/Value
Projected 2025 Capital Expenditures (non-GAAP)	$2.3 billion
Q3 2025 Unit Operating Cost	$9.81 per BOE
Total Debt Outstanding (as of Sep 30, 2025)	$3.9 billion
Q3 2025 Interest Expense on Debt	$50 million
Projected 2025 Cash G&A	$272 million
Q3 2025 Total Operating Expenses	$1,347 million

The cost structure is also influenced by specific operational efficiencies and cost movements:

• Lease Operating Expense reduction targeted at approximately 15% run-rate savings with microgrids.
• Well costs in the Permian declined to approximately $960 per foot in 2025.
• Term loan debt repayment prioritized in 2025: $650 million targeted to be retired by year-end.
• Total debt outstanding as of March 31, 2025, was $4.25 billion.

Finance: draft 13-week cash view by Friday.

Coterra Energy Inc. (CTRA) - Canvas Business Model: Revenue Streams

You're looking at the core ways Coterra Energy Inc. brings in cash, which is heavily tied to the commodities it produces and its ability to manage price risk. It's a straightforward model for an E&P (exploration and production) company, but the scale of production matters a lot.

The primary revenue sources for Coterra Energy Inc. are the sales of its produced hydrocarbons, supplemented by financial hedging activities.

• Sales of natural gas.
• Sales of crude oil and condensate.
• Sales of Natural Gas Liquids (NGLs).
• Gains from commodity derivative and hedging activities.

The company's production profile is a key driver of its top-line revenue. For full-year 2025, Coterra Energy Inc. has guided its natural gas production up to 2,965 MMcfpd (million cubic feet per day) in its latest update. This is supported by strong quarterly performance; for example, second-quarter 2025 natural gas production averaged 2,998.6 MMcfpd.

Crude oil and condensate sales are a significant component of the revenue mix. For the second quarter of 2025, sales of crude oil and condensate contributed 52% of Coterra Energy Inc.'s pre-hedge revenue. Oil production in Q2 2025 averaged 155.4 MBopd (thousand barrels of oil per day).

Natural Gas Liquids (NGLs) sales also factor into the overall revenue picture. In the second quarter of 2025, NGLs production averaged 128.7 MBopd.

To manage the inherent volatility in the energy markets, Coterra Energy Inc. actively engages in derivative and hedging activities. For the second quarter of 2025, the company recorded a gain from these instruments totaling $232 million.

The overall financial health, as reflected by cash generation, is a critical metric tied to these revenue streams. Coterra Energy Inc. expects its full-year 2025 Free Cash Flow (non-GAAP) to total around $2.0 to $2.1 billion at recent strip prices.

Here's a quick look at some of the key production and financial figures related to these revenue drivers as of late 2025:

Metric	Value	Period/Context
Natural Gas Production (Upper Guidance End)	2,965 MMcfpd	Full-Year 2025 Guidance
Crude Oil & Condensate Revenue Contribution	52%	Q2 2025 Pre-Hedge Revenue
NGLs Production	128.7 MBopd	Q2 2025 Average
Gains from Commodity Derivatives	$232 million	Q2 2025
Expected Full-Year 2025 Free Cash Flow	$2.0 to $2.1 billion	Full-Year 2025 Estimate

The company's shareholder return strategy is directly linked to this cash flow. Coterra Energy Inc. has reiterated its commitment to returning 50% or greater of Free Cash Flow (non-GAAP) to shareholders through the cycles.

For the third quarter of 2025, the declared dividend was $0.22 per share, which on a cash basis was approximately $168 million. Also in Q3 2025, the company repaid $250 million of term loans, showing a focus on leverage reduction alongside shareholder returns.

The revenue streams are supported by the company's operational efficiency, with unit operating costs reported near the midpoint of guidance:

• Unit operating cost (Q2 2025): $9.34 per BOE.
• Unit operating cost (Q3 2025): $9.81 per BOE.

Finance: draft 13-week cash view by Friday.