公司治理 - 公司董事会批准并宣布每股普通股季度股息为0.12美元，支付日期为2023年9月29日[51] - 公司任命了首席运营官J. Mark Bunch[53] - 公司任命了总裁兼首席执行官Kelly W. Loyd[54] - 公司董事会批准了股票回购计划，最高金额为2.5亿美元[55] 财务策略 - 公司长期目标是通过在美国拥有和投资陆上油气资产，通过收购和选择性开发机会、生产增强和其他开发努力，最大化股东的总回报[50] - 公司计划通过股票回购计划进一步提高股东回报[55] 资产情况 - 公司的石油和天然气产量主要来自Jonah Field、Williston Basin和Barnett Shale等地区[60][61][63] - 公司的证明储备截至2023年6月30日为31,176千桶油当量[79] - 公司的证实未开发储量在2023年6月30日为3.7 MMBOE，相关未来开发成本约为7170万美元[85] - 公司的原油、天然气和天然气液体生产量、平均销售价格和平均生产成本在2023年分别为659 MBBL、7.746美元/单位、9109 MMCF、7.00美元/单位、416 MBBL、32.86美元/单位[89] - 公司的净未开发土地面积在2023年6月30日为威利斯顿盆地，如果在所包含单位上未建立盈利生产，每年将到期[93] 风险管理 - 公司使用衍生工具来管理价格波动风险[102] - 衍生工具包括成本无偿领口和固定价格互换[103] - 公司只与信誉良好的金融机构签订衍生合同[105] 环境责任 - 公司在2022年底，Denbury公司每年注入超过300万吨工业来源的CO2，目标是到2030年实现Scope 1、Scope 2和Scope 3 CO2排放净零[142] - 公司在2021年成为联合国环境规划署国际甲烷排放观测站颁发的金标评级的第一家美国公司[142] - 公司实施了首次年度自愿环境运营商问卷，以收集第三方运营商的各种环境指标[144] 政策影响 - 美国政府通过行政行动和现有法规倡导气候变化措施，包括重新加入《巴黎协定》，承诺2030年将温室气体排放削减至2005年水平的50-52%[127] - 美国2022年通过了《通货膨胀削减法案》，其中包括对甲烷排放征收费用，以鼓励使用替代能源，可能影响公司产品在市场上的竞争力[131] 员工福利 - 公司员工福利包括医疗、牙科、视力保险，短期残疾保险，基于员工基本工资的401(k)缴纳，年度奖金和股票奖励等[135]

财务数据和关键指标变化 - 公司报告了创纪录的季度收入36.9百万美元和创纪录的净利润14百万美元,每股摊薄收益0.41美元 [12] - 公司创纪录的调整后EBITDA为22百万美元,每桶55.79美元的平均实现价格,较上季度增加14% [13][31] - 公司维持零债务,现金储备增加至18.4百万美元,流动资金达到68.4百万美元,较2022年6月30日增加85% [29] 各条业务线数据和关键指标变化 - 乔纳田油气田第三季度净产量为1,844桶油当量/天,平均天然气价格为20.31美元/千立方英尺 [21] - 威尔逊盆地第三季度净产量增加16%至567桶油当量/天,其中约76%为原油 [22] - 巴内特页岩气第三季度净产量为3,156桶油当量/天,下降4.5% [24] - 汉密尔顿唐姆第三季度净产量基本持平,约400桶油当量/天 [25] - 德里油田第三季度净产量基本持平,约1,111桶油当量/天 [26] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在乔纳田油气田获得了较高的天然气价格,平均为20.31美元/千立方英尺,而上季度为11美元左右,主要是由于价格在年底大涨 [52][53][54][55] - 公司在西部市场销售天然气,这些市场往往与亨利港价格不太相关,存在一定的价格波动性和机会 [56][57][58][59] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司通过近年来的有针对性收购,建立了更大、更多元化的资产组合,为公司带来了稳定的现金流 [40][43][44] - 公司将继续保持谨慎的资产负债表管理,同时积极寻找符合公司战略的收购机会,以支持股东回报计划 [41][42][66][67] - 公司将继续优化资本配置,包括维持和适当提高股息,以及灵活运用股票回购计划 [15][16][17][40][41] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司的多元化资产组合和稳定的现金流表示满意,认为这为公司未来发展奠定了良好基础 [11][40][43] - 管理层表示将保持谨慎的资产负债表管理,同时积极寻找合适的收购机会,以支持公司的股东回报计划 [41][42][66][67] - 管理层对公司在西部天然气市场的定位表示乐观,认为这些市场的价格波动性为公司带来了机会 [56][57][58][59] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Donovan Schafer 提问** 询问巴内特页岩气产量恢复情况,以及公司在西部天然气市场的定位和价格走势 [48][49][50][51][52][53][54][55][56][57][58][59] **管理层回答** - 巴内特页岩气产量恢复会有一定滞后,主要是由于该区域含水量较高,需要一定时间来卸载水分 [49][50] - 公司在西部天然气市场的定位是有意识的,这些市场往往与亨利港价格不太相关,存在一定的价格波动性和机会 [56][57][58][59] 问题2 **John White 提问** 询问公司2023财年剩余时间的资本支出计划 [74][75][76][77] **管理层回答** - 公司将资本支出指引下调至6-7百万美元,主要包括德里油田的热交换器升级、威尔逊盆地的侧钻等 [74][75][76][77] - 威尔逊盆地的侧钻项目推迟到2024年,主要是由于北达科他州的审批进度缓慢 [76][77] 问题3 **Bruce Brown 提问** 询问公司本季度的股票回购情况,以及当前天然气价格对公司现金流的影响 [82][83][84][85][86][87][88][89] **管理层回答** - 公司本季度回购了约60万股,平均价格为6美元左右 [82][83] - 当前天然气价格已经回落接近亨利港价格,将对公司下季度的现金流产生一定影响 [84][85][86][87][88][89]

公司油气资产分布 - 公司在多个地区拥有油气资产，如在约拿气田平均净工作权益约20%、净收入权益约15%，在威利斯顿盆地平均净工作权益约39%、净收入权益约33%等[119][120] 高级担保信贷安排修订 - 2023年5月5日，公司对高级担保信贷安排进行第十次修订，将到期日延至2026年4月9日，基准利率转换为SOFR加0.05%利差调整，抵押品边际价值修改为9500万美元[125][144] 股票回购计划 - 2022年9月8日，董事会批准最高2500万美元的股票回购计划，有效期至2024年12月31日；2023年第一季度，按计划回购0.6百万股普通股，总成本约390万美元[128][130][131] - 2022年9月8日董事会批准最高2500万美元的股票回购计划，有效期至2024年12月31日[152] - 2023年第一季度按规则10b - 5 - 1计划回购60万股普通股，总成本约390万美元[153] 2023年第一季度财务及产量数据 - 2023年第一季度，公司实现收入3690万美元，净利润1400万美元，日均产量7089桶油当量[138] - 2023年第一季度净收入1400万美元，2022年同期为570万美元，总收入增长43.5%至3690万美元[164] - 2023年第一季度日均等效产量从5567桶油当量/天增至7089桶油当量/天，增长27.3%[164] - 2023年第一季度原油、天然气和NGL收入较2022年同期增加，主要因产量增加和每桶油当量平均实现价格上涨12.7%[166] 公司现金流向及债务偿还情况 - 截至2023年3月31日的九个月内，公司向股东返还现金股息1210万美元，偿还高级担保信贷安排借款2130万美元；自2013年12月股息计划启动以来，已支付现金股息超9840万美元[138] - 截至2023年3月31日，公司高级担保信贷安排无未偿还借款，现金及现金等价物为1840万美元；2022年6月30日，借款为2130万美元，现金及现金等价物为830万美元[141] - 2023年前九个月经营活动提供的现金较2022年同期增加2300万美元，主要因收入增加4340万美元[160] - 2023年前九个月投资活动使用的现金较2022年同期减少2390万美元，主要因2022年1月收购威利斯顿盆地资产及2月为收购约拿油田支付定金[161] - 2023年前九个月融资活动净现金使用3730万美元，包括偿还2130万美元借款、支付1210万美元股息和390万美元回购股票；2022年同期融资活动提供现金750万美元[162] 高级担保信贷安排额度及利率 - 高级担保信贷安排最大额度为5000万美元，当前借款基数为5000万美元，将于2026年4月9日到期；2023年第一季度，借款加权平均利率为5.25%[142][143] 高级担保信贷安排套期保值要求 - 2022年2月7日，高级担保信贷安排第九次修订要求对2023年2月结束的12个月期间25%的预计油气产量进行套期保值[145] 公司资金来源 - 公司预计用经营活动现金流和现有营运资金为近期资产开发活动提供资金，还可使用高级担保信贷安排未提取的5000万美元借款基数，并可根据有效上架注册声明发行最高5亿美元新债务或股权证券[148][150] 季度现金股息宣布 - 董事会于2023年5月8日宣布，向2023年6月15日登记在册的股东支付每股0.12美元的季度现金股息，将于6月30日支付[151] 2023财年资本支出预算及项目支出 - 2023财年预算资本支出预计在600万 - 700万美元之间，截至2023年3月31日，德里油田NGL工厂热交换器项目已产生约60万美元支出[155] 天花板测试价格及资本化成本情况 - 2023年3月31日天花板测试价格为每桶油91.38美元、每百万英热单位天然气5.97美元、每桶NGL 47.07美元，资本化成本低于估值上限[159] 2023年前九个月财务及产量数据对比 - 截至3月31日的九个月，净收入从1780万美元增至3510万美元，增幅97.4%[181] - 九个月的原油、天然气和NGL收入从6690万美元增至1.103亿美元，日均等效产量增长34.1%[181][183] 2023年和2022年截至3月31日九个月税费情况 - 2023年和2022年截至3月31日的九个月，从价税和生产税分别为700万美元和400万美元，每桶油当量分别为3.49美元和2.65美元[184] - 2023年和2022年截至3月31日的九个月，二氧化碳每千立方英尺成本分别为1.01美元和0.99美元，增幅2.0%；每日采购量分别为9080万立方英尺和7960万立方英尺，增幅14.1%[186] - 2023年和2022年截至3月31日的九个月，所得税费用分别为990万美元和520万美元，有效税率分别为22.1%和22.5%[196] 2023年截至3月31日九个月成本及费用变化 - 2023年截至3月31日的九个月，其他租赁运营成本同比增长55.8%，每桶油当量从14.90美元增至17.31美元[187] - 2023年截至3月31日的九个月，折耗费用从410万美元增至960万美元，增幅131.5%，每桶油当量从2.77美元增至4.79美元[189] - 2023年截至3月31日的九个月，一般及行政费用从440万美元增至620万美元，增幅39.8%[190] - 2023年截至3月31日的九个月，股份支付费用从90万美元增至120万美元，增幅33.1%[191] - 2023年截至3月31日的九个月，利息费用较上年同期增加10万美元[195] 2023年和2022年截至3月31日九个月衍生品合约及价格情况 - 2023年和2022年截至3月31日的九个月，衍生品合约实现损益分别为 - 148.1万美元和 - 19.3万美元，变动率667.4%；未实现损益分别为199.4万美元和 - 239.8万美元，变动率 - 183.2%；总净损益分别为51.3万美元和 - 259.1万美元，变动率 - 119.8%[193] - 2023年和2022年截至3月31日的九个月，平均实现原油价格分别为每桶79.96美元和76.75美元，增幅4.2%；天然气价格分别为每千立方英尺8.32美元和4.38美元，增幅90.0%[193] 2023年第一季度成本及费用变化 - 本季度CO₂成本减少50万美元，每MCF成本下降17.9%，采购量下降4.5%[169] - 其他租赁运营成本本季度增加约180万美元，增幅21.6%，每BOE成本从16.59美元降至15.84美元[170] - 折耗费用从去年同期的160万美元增至310万美元，增幅93.4%，每BOE折耗费用从3.20美元增至4.86美元[171][172] - 一般及行政费用本季度增加60万美元，增幅54.4%，达180万美元[174] - 基于股票的薪酬费用本季度增加10万美元，增幅33.2%，达50万美元[175] - 衍生品合约实现收益从去年同期的 - 19.3万美元变为46.5万美元，未实现收益从 - 239.8万美元变为 - 19.5万美元，总净收益从 - 259.1万美元变为27万美元[177] - 利息费用较去年同期减少10万美元[178] - 本季度所得税费用为390万美元，有效税率为22.0%，去年同期分别为190万美元和24.9%[179]

Established PDP Production with Significant Upside Mature Natural Gas & NGL Production Marjorie Hargrave | Enservco, High Sierra Energy, Merrill Lynch Myra Bierria | Southern Company, Brobeck, Phleger & Harrison LLP 17 -- | --- | --- | --- | |----------|-------|----------------------------------| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | Appendix | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | EVOLUTION Petroleum Corporation | 18 | Footnotes Slide 3: 1. Cash returned to s ...

财务数据和关键指标变化 - 第二季度总营收3.37亿美元，较第一季度下降15%，原因包括石油销量降低1%、实现价格下降13%，天然气销量降低5%、实现价格下降8%，NGL销量降低8%、实现价格下降27%，BOE平均实现价格下降11%至50.49美元 [100][116] - 第二季度调整后EBITDA为1640万美元，每BOE为24.66美元，较第一季度有所增加，2023财年前两季度调整后EBITDA达3350万美元 [91] - 第二季度净收入为1040万美元，摊薄后每股0.31美元；调整后净收入为960万美元，摊薄后每股0.28美元 [101] - 第二季度租赁运营费用降至1500万美元，较上一季度下降21%，每BOE为22.55美元，上一季度为27.35美元 [116] - 第二季度G&A现金基础与第一季度基本持平 [101] - 第二季度支付现金股息每股0.12美元，较2022财年同期增长60%，并宣布2023财年第三季度股息每股0.12美元 [19][91] - 第二季度偿还剩余债务1230万美元，借款基数维持在5000万美元，截至2022年12月31日，现金及现金等价物为370万美元，营运资金为290万美元，流动性增长至5370万美元，较6个月前增长45% [22] - 2023财年预计总开发资本支出在650万美元至950万美元之间，第二季度投资110万美元用于开发和维护资本支出 [101] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2023财年第二季度净产量为每天7250桶油当量，较第一季度的每天7598桶油当量下降约5% [4] - 巴尼特页岩第二季度净产量为每天3304桶油当量，约76%为天然气，产量受冬季风暴、压缩站临时问题和邻井作业影响，目前已解决 [5] - 汉密尔顿穹顶油田第二季度净产量基本持平，为每天413桶油当量 [5] - 威利斯顿盆地第二季度净产量与第一季度基本持平，为每天489桶油当量，约76%为石油，石油产量受冬季风暴影响，但因天然气管道重新启用得到抵消 [20] - 乔纳油田第二季度净产量为每天1902桶油当量，为最大化天然气生产减少了NGL回收，该季度天然气平均价格为每千立方英尺11美元 [98] - 德里油田第二季度净产量约为每天1131桶油当量，运营商采取措施减少了冬季风暴影响，仅造成轻微停工 [99] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气价格方面，乔纳油田天然气价格1月较高，2月有所下降，与亨利枢纽相比有溢价 [60] - 加利福尼亚州因能源政策和寒冷冬季，天然气供应短缺，价格创历史新高 [89] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过有针对性地收购优质、长寿命、低递减资产来谨慎发展业务，维持并增加季度现金股息是董事会和管理团队的首要任务 [4] - 公司将继续执行战略计划，专注于实现股东总回报最大化，优化每一笔投资，构建能够支持向股东支付现金的PDP储备资产基础 [86] - 公司会密切评估并执行有针对性的收购机会，要求收购具有即时增值性、提供长期稳定生产、战略性扩展资产基础且不造成重大摊薄，同时支持为股东提供显著总回报的长期理念 [118] - 公司在偿还债务后，于12月制定了一项最高500万美元的股票回购计划，有效期至6月30日，可由董事会延长或续签 [117] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司第二季度业绩稳健，资产能够产生强劲的自由现金流，已消除债务，为执行有针对性的高回报率增长机会做好了准备 [85] - 公司受益于过去几年的收购，拥有更广泛和地理上更多样化的资产基础和商品组合，为现金流生成提供了坚实平台，将继续支持和加强股东资本回报计划 [102] - 公司预计卖家对资产价格的预期将随着天然气价格下跌而调整，未来市场可能会出现新的资产和机会 [138][139] 其他重要信息 - 公司自2013年12月开始资本返还计划以来，已连续38个季度支付现金股息，累计向股东返还超过9400万美元或每股2.85美元的资本 [113] - 公司与运营商合作，在威利斯顿盆地开展Bakken重新完井作业，并评估Pronghorn和Three Forks钻井地点 [114] - 公司和运营商在乔纳油田升级设施以减少排放，支持运营商恢复停产井的生产、调整注水位置和量以及执行其他维护项目 [99] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 凯利是否适应CEO职位，资本支出范围及Pronghorn和Three Forks地点的资本支出情况 - 凯利表示适应了CEO职位，资本支出范围在650万美元至950万美元之间，不包括Pronghorn和Three Forks地点的资本支出，具体金额取决于工作权益、服务价格和许可流程等因素 [9][12] 问题2: 寒冷天气对石油和天然气生产的影响，以及若无干扰生产是否会增长和下季度是否会反弹 - 石油和天然气生产都会受寒冷天气影响，石油方面运输可能受阻，天然气可能因压力变化和液体冻结受影响；无法确定若无干扰生产是否会增长，但解决问题后下季度生产有望反弹 [15][108] 问题3: 生产成本的主要驱动因素及如何建模 - 生产成本主要驱动因素是前期估计的变化，与商品价格变化对租赁运营费用的滞后影响有关，如现场使用天然气驱动压缩机；建模时可考虑2个月的滞后影响 [17][56] 问题4: 乔纳油田天然气价格是否仍处于高位 - 乔纳油田天然气价格1月较高，2月有所下降，与亨利枢纽相比有溢价，但不确定本季度末情况 [59][60] 问题5: 借款钻井的看法，以及工业生产者使用管道对公司的影响 - 公司不会为钻井借入长期资本，会根据营运资金情况决定是否用现金流钻井；工业生产者使用管道可能降低德里运营成本，但目前未到可协商合同的阶段 [134][135] 问题6: 乔纳和巴尼特地区运营商的增产计划 - 乔纳地区运营商完成了一次重新完井，目前没有太多其他活动；巴尼特地区运营商已重新启动大部分计划，目前主要是解决出现的问题 [67][69] 问题7: 传统资产在高价环境下是否有增加投资的意向 - 管道启用对天然气和NGL销售有帮助，汉密尔顿穹顶油田运营商调整生产和注入率使产量保持平稳；德里油田推动5号井重新投产是重要经济项目 [75][76] 问题8: 落基山脉以西天然气定价的收入确认是否有滞后 - 公司大部分天然气销售价格在月初确定，其余按日销售，价格不断调整，难以准确预测收入确认的滞后情况 [78][79] 问题9: 天然气价格下跌对卖家预期和市场上物业类型的影响 - 预计卖家预期会随着价格下跌调整，更符合实际价格，未来市场可能会出现因价格下跌而产生的新资产和机会 [137][138] 问题10: 公司目前寻找交易的活跃程度和交易形式 - 公司在收购方面积极挖掘机会，目前接触较多的是资产收购，但会考虑各种能为股东带来最佳回报的交易 [143][144] 问题11: 垂直重新完井是否是新区域，以及资金不足时是否会使用信贷工具 - 垂直重新完井有一些是在较深钻井中向上重新完井；资金不足时会根据营运资金情况决定是否用现金流钻井，不会借入长期资本 [150]

Table of Contents UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q ☒ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended December 31, 2022 ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from to Commission File Number 001-32942 EVOLUTION PETROLEUM CORPORATION (Exact name of registrant as specified in its charter) (State or other jurisdiction ...

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后EBITDA为1700万美元，每BOE为24.33美元 [20] - 第一季度总营收3980万美元，较上一季度下降5%，平均每BOE实现价格下降8%至56.93美元 [25] - 第一季度租赁运营费用从第四季度的1730万美元增至1910万美元，每BOE为27.35美元 [26][27] - 第一季度一般及行政费用从第四季度的160万美元增至250万美元 [29] - 第一季度净利润为1070万美元，摊薄后每股0.32美元；调整后净利润为1010万美元，摊薄后每股0.30美元 [29][30] - 第一季度投资100万美元用于开发和维护资本支出，预计2023财年总开发资本支出在650 - 950万美元 [30] - 截至2022年9月30日，公司现金及现金等价物为1070万美元，营运资金为650万美元，债务为1230万美元，流动性增长至4850万美元，较第四季度末增长31% [23] - 第一季度偿还900万美元债务，季度末后又偿还750万美元，预计年底还清剩余债务 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2023财年第一季度净产量为7598桶油当量/天，较2022财年第四季度增长2% [12] - 约拿油田第一季度净产量为18.1万桶油当量，或1967桶油当量/天，其中天然气占88% [13] - 威利斯顿盆地物业第一季度净产量增至4.5万桶油当量，或489桶油当量/天，其中约82%为石油 [14] - 巴尼特页岩物业第一季度净产量增长8%，至32.9万桶油当量，或3576桶油当量/天，其中约77%为天然气 [15] - 汉密尔顿穹顶油田净产量略增至3.8万桶油当量，或413桶油当量/天 [16] - 德里油田净产量略增至10.6万桶油当量，或约1153桶油当量/天 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - 近期石油和NGL价格呈上升趋势，将支持2023财年第二季度额外现金生成 [13] - 天然气存储量接近去年水平和五年平均范围，价格将更具波动性，西海岸或西北管道冬季及明年初价格前景较好 [50][52] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是进行自律财务管理和增值资本配置，以实现股东总回报最大化 [6] - 持续调查市场，寻求符合公司增长战略的机会性收购 [33] - 维持并适当增加股息支付，实施股票回购计划，以回报股东 [11][35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2023财年第一季度是良好开端，整体结果令人满意，强大现金流支持运营、资本支出、股息支付和债务偿还 [7] - 2022年下半年完成的两次收购带来多元化资产基础和超预期现金流，增强产品组合和储备类别多元化 [32][33] - 公司保守财务管理和自律资本管理使其处于有利地位，能够执行战略计划，实现股东总回报最大化 [35] 其他重要信息 - 公司发布2022年企业可持续发展报告，展示对ESG工作和披露的承诺 [17] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请详细说明租赁运营费用（不包括CO2注入和警报税）增加的原因 - 巴尼特页岩的营销合同有与天然气价格挂钩的部分，且该地区存在通胀，本季度费用是对前期费用的“追赶”，未来费用有望趋于平稳，预计每桶20 - 25美元是更正常的水平 [40][41] - 威利斯顿本季度租赁运营费用升高，是因为进行了全面的修井工作，虽提前支出成本，但长期来看可减少修井次数 [53][54] 问题2: 请分享天然气和石油价格的展望，以及德里油田产品是否受益于中间馏分油市场 - 天然气价格近期将更具波动性，若冬季出现2 - 4周严寒天气，供应可能出现赤字；西海岸或西北管道冬季及明年初价格前景较好 [50][52] - 德里油田原油价格受LLS定价影响，与WTI有关联，运输费用相对固定；NGL中一些较重成分若用于混合可能有提升，但对现金流影响不大 [45][48] 问题3: 650 - 950万美元的资本支出是否能增加产量，还是主要用于平缓产量下降 - 总体上是为了平缓产量下降，但巴尼特页岩有一些重新完井机会，可能增加产量或恢复旧产量，部分项目有新增潜在储量 [57] 问题4: 公司在支付债务、股息、回购和资本项目之间进行资本分配的决策框架是什么 - 决策是动态的，基于当时和近期对投资者资金最高回报和最佳用途的判断，难以给出具体指标 [60][61] - 提高股息需谨慎，每次提高后至少能维持或继续提高四个季度；股票回购方面，会综合考虑收购机会和股票内在价值 [63][64] 问题5: 德里油田是否有新的阶段计划或项目 - 公司与丹伯里团队定期沟通，他们对该资产有新的活力，正在进行一致性工作，并提及其他想推进的项目 [70][71] 问题6: 9月演示文稿中“特别股息”是新增内容，是否会采用 - 董事会有讨论过特别股息，尚未实施，若收购和资本支出方面情况平静，会更具吸引力 [77][78] 问题7: 2023财年650 - 950万美元的资本计划如何影响产量，这些成本是修井费用还是资本成本 - 大部分是为了保持产量与储备报告一致，可能有一些项目能小幅提升产量；部分项目如约拿的中央压缩设施和德里的热交换器可降低成本 [82][84] - 成本可能是资本成本和费用性修井的混合 [85] 问题8: 威利斯顿的Pronghorn和Three Forks库存技术和工程评估进展如何 - 仍在评估中，价格动态变化，正在进行全盆地研究和3D地理模型，尚未准备好确定是否推进该项目 [86][87] 问题9: 债务偿还、股票回购授权和股息在资本使用上如何竞争或比较 - 公司希望在进行股票回购前还清债务；股息支付与债务偿还相对独立，董事会会根据情况动态评估是否提高股息 [88][90] 问题10: 公司是否考虑过采用可变股息 - 公司考虑过可变股息，但目前认为持续股息对股东更有价值，未来会继续考虑；与大型生产商不同，公司希望保留部分现金用于机会性收购 [93][98] 问题11: 减少温室气体排放是否导致运营费用大幅增加，是否需要安装新设备进行监测 - 总体上没有，公司多数情况下尽量避免放空天然气，部分地区设备投入是正常核心内容，对财务影响不大 [101][102] - 德里油田正在争取碳封存认证，已安装很多监测设备；巴尼特页岩的多元化公司会按需更换设备 [106]

财务数据关键指标变化 - 2023财年第一季度公司实现收入3980万美元，净利润1070万美元[139] - 截至2022年9月30日，公司现金及现金等价物为1070万美元，较6月30日的830万美元有所增加；营运资金为650万美元，较6月30日增加40万美元[148] - 2022年第三季度，公司加权平均借款利率为4.89%（基于伦敦银行同业拆借利率）[150] - 2023财年，公司预计预算内资本支出在650万美元至950万美元之间，不包括潜在收购[161] - 2022年第三季度经营活动提供的现金为1736.5万美元，较去年同期增加1177.3万美元，主要因收入增加，总收入增加2090万美元[165] - 2022年第三季度投资活动使用的现金较去年同期增加150万美元，主要因开发资本支出增加和收购非经营权益[166] - 2022年第三季度融资活动使用的净现金较去年同期增加1052.8万美元，主要因偿还900万美元借款和支付400万美元股息[167] - 2022年和2021年第三季度净收入分别为1070万美元和520万美元，增幅105.2%[170][171] - 2022年和2021年第三季度总收入分别为3979.7万美元和1887.9万美元，增幅110.8%，主要因日均等效产量增加29.9%和平均实现商品价格上涨62.2%[171][173] - 2022年和2021年第三季度从价税和生产税分别为330万美元和120万美元，每单位分别为4.67美元/BOE和2.28美元/BOE，主要因油气价格和产量增加[174] - 2022年第三季度CO₂成本增加130万美元，主要因购买量增加82.9%和每百万英热单位成本增加30.6%，每单位成本从1.70美元/BOE增至3.15美元/BOE[176] - 2022年第三季度其他租赁运营成本较去年同期增加110.7%，主要因收购非经营权益，乔纳油田和威利斯顿盆地每单位成本分别约为10.09美元/BOE和26.87美元/BOE[177] - 折耗费用从去年同期的140万美元增至本季度的330万美元，增加190万美元，增幅133.0%[180] - 每桶油当量折耗费用在2022年和2021年9月30日结束的三个月分别为4.75美元和2.65美元[180][183] - 一般及行政费用从去年同期的170万美元增至本季度的230万美元，增加50万美元，增幅30.0%[184] - 截至2022年9月30日，公司有不到10万美元的衍生资产和90万美元的衍生负债，均为流动性质[185] - 利息费用较去年同期增加20万美元[186] - 衍生品合约实现损失172.2万美元，未实现收益111.9万美元，总净损失60.3万美元[187] - 2022年9月30日结束的三个月，公司在1380万美元的税前净收入上确认了310万美元的所得税费用，而2021年同期在670万美元的税前净收入上确认了150万美元的所得税费用[189] 业务线权益数据 - 公司在各油气田的平均净工作权益和平均净收入权益分别为：约拿气田20%和15%、威利斯顿盆地39%和33%、巴尼特页岩17%和14%、汉密尔顿穹顶油田24%和20%、德里油田24%和26%[130][131][132][133][136] 股票回购计划 - 2022年9月8日，董事会批准一项股票回购计划，授权公司在2024年12月31日前回购不超过2500万美元的普通股[138][159] 公司管理层变动 - 2022年10月27日，董事会任命凯利·W·劳埃德为公司总裁兼首席执行官[137] 公司产量数据 - 公司目前产量平均为7598桶油当量/日[140] - 2022年和2021年第三季度原油、天然气和NGL产量分别为16.8万桶、2494万立方英尺和11.5万桶，等效产量为69.9万桶和53.8万桶，日均产量为7598桶和5848桶[171] 公司油气资产资本化成本 - 截至2022年9月30日，公司油气资产资本化成本低于完全成本估值上限，计算上限测试的价格为每桶油92.16美元、每百万英热单位天然气6.17美元、每桶NGLs 47.49美元，商品价格下降10%不会导致资产减值[164] 公司现金股息发放 - 公司自2013年12月开始发放现金股息，已连续支付36个季度；最近一次股息调整为2022年9月12日，宣布每股股息0.12美元[158] 公司信贷安排 - 高级担保信贷安排最高额度为5000万美元，截至2022年9月30日，借款基数为5000万美元，已提取1230万美元；截至11月7日，未偿还金额为480万美元[149] CO₂成本及产量变化 - CO₂成本从2021年的0.85美元/千立方英尺涨至2022年9月的1.11美元/千立方英尺，涨幅30.6%；CO₂日产量从4920万立方英尺涨至9000万立方英尺，涨幅82.9%[179] 商品价格变化 - 平均实现原油价格从66.11美元/桶涨至90.26美元/桶，涨幅36.5%；含衍生品影响的原油价格从66.11美元/桶涨至88.80美元/桶，涨幅34.3%[187] - 平均实现天然气价格从3.70美元/千立方英尺涨至7.96美元/千立方英尺，涨幅115.1%；含衍生品影响的天然气价格从3.70美元/千立方英尺涨至7.37美元/千立方英尺，涨幅99.2%[187]

财务数据和关键指标变化 - 2022财年全年各方面同比显著增长，产量增长145%，收入增长233%，调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）增长550%，探明储量较2021财年末增长55%，替换了超过2022财年产量的550% [6] - 第四季度净产量为每天7451桶油当量，较第三季度的每天5578桶油当量增长34% [11] - 第四季度调整后EBITDA为2170万美元，较第三季度增长76%；每桶油当量调整后EBITDA为31.96美元，较第三季度高30% [11][19][20] - 第四季度总收入增长至4200万美元，较第三季度增长64%，其中石油收入增至1840万美元，天然气收入从第三季度的610万美元增至1850万美元，NGL收入增至520万美元 [23] - 租赁经营费用从第三季度的1210万美元增至第四季度的1730万美元，每桶油当量租赁经营费用为25.47美元，高于第三季度的24.7美元 [24] - 一般及行政费用从第三季度的150万美元略增至第四季度的160万美元，第四季度包含70万美元的交易成本和遣散费，以及与未归属股份没收相关的120万美元非现金股票薪酬减少 [25] - 第四季度净利润为1490万美元，摊薄后每股收益为0.44美元，而第三季度为570万美元，摊薄后每股收益为0.17美元；调整后净利润为1510万美元，摊薄后每股收益为0.44美元，第三季度为770万美元，摊薄后每股收益为0.23美元 [25][26] - 2022财年第四季度和全年分别投资约180万美元和260万美元用于开发和维护资本支出，预计2023财年总开发资本支出在650万 - 950万美元之间 [26] - 截至2022年6月30日，公司有830万美元现金及现金等价物，610万美元营运资金，2130万美元债务和3700万美元流动性；截至9月1日，债务降至1230万美元，公司致力于在2023财年第二季度末前还清债务 [21][11] 各条业务线数据和关键指标变化 - Delhi业务第四季度净产量较第三季度下降9%，至10.21万桶油当量，主要因NGL产量下降36%，原因是4月NGL工厂因涡轮问题长时间停机以及石油产量自然下降 [13] - Hamilton Dome业务第四季度净产量从第三季度的3730万桶油当量略增至3740万桶油当量，主要因第四季度运营天数增加，但日均产量从415桶略降至411桶 [14] - Barnett Shale业务第四季度净产量下降1%，至3039万桶油当量，即每天3339桶油当量，自去年10月Diversified Energy成为运营商后一直很活跃 [15] - Williston Basin业务第四季度净产量增长2%，至4440万桶油当量，即每天488桶油当量，其中约80%为石油，4月因恶劣冬季天气导致产量暂时下降 [16] - Jonah Field业务4月1日完成收购，第四季度净产量为每天2077桶油当量，总计189万桶油当量，其中包括10亿立方英尺天然气，占产量的88% [17] 各个市场数据和关键指标变化 - Jonah Field天然气销售较Henry Hub有5%的溢价，而许多同行因运输成本等因素以大幅折扣出售 [40] - 第四季度石油价格差异显著缩小 [41] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于实现股东总回报最大化，优化每一笔投资，利用增强的资产基础产生的现金流满足发展和运营需求，减少债务并向股东支付股息 [7] - 公司将继续评估并执行有立即增值效应、提供长期稳定产量、战略性扩展资产基础且不造成重大摊薄的收购机会，以支持为股东提供显著总回报的长期理念 [30] - 公司企业目标是将杠杆率保持在年化EBITDA的1倍以下，预计在未来几个月内还清所有未偿债务，前提是大宗商品价格保持强劲且在此期间不进行进一步收购 [31] - 公司宣布了一项新的股票回购计划，董事会授权在2024年12月31日前回购至多2500万美元的股票，作为股息计划的补充，以增加股东回报 [12] - 行业处于大宗商品价格相对较高的周期，卖家因产生大量现金流而不愿出售，买家希望以合理折扣定价交易，导致买卖价差扩大，但市场上仍存在高增值交易机会 [76][77] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022财年是公司的变革之年，Williston Basin和Jonah Field的收购使产品组合更加多元化，扩大了运营范围，为股东资本回报提供了更高的可见性 [28][29] - 尽管第四季度面临一些生产逆风，如Delhi的NGL问题和Williston的天气影响，但价格差异表现良好，公司对资产多元化战略带来的结果感到满意，并希望未来继续受益 [42][44] - 对于Jonah Field的冬季天然气定价持乐观态度，历史上该资产相对于西北管道有溢价，希望冬季能有更好的溢价 [47] 其他重要信息 - 会议记录可在公司网站或通过录音回放收听，直至2022年12月13日 [5] - 公司未进行超出上季度文件披露的额外套期保值，且未达到信贷安排中需要增加额外套期保值的门槛 [22] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 收购是否会因寻找永久CEO而暂停，在新CEO任命前是否可能进行收购？ - 收购时机取决于是否有合适的交易，目前买卖价差较大，但如果有高增值的交易出现，公司会及时行动，寻找CEO的工作会高效进行，但不排除在其确定前进行收购 [34][35] 问题2: 本季度生产面临较多逆风，但结果良好，是否是价格差异弥补了生产不足，以及Jonah Field收购带来的定价差异趋势是否会持续？ - 公司承认生产方面存在逆风，如Delhi的NGL和Williston的天气问题，但价格差异表现良好，Delhi和Williston的价格有所改善，Jonah Field达到了预期的溢价，且希望冬季能继续保持 [42][43][44] - 公司目前按六个月合同进行营销，正在积极争取冬季合同，历史上该资产相对于西北管道有溢价，对冬季定价持乐观态度 [47] 问题3: Inflation Reduction Act对Delhi Field扩张是否有潜在好处？ - 答案尚不确定，公司正在研究与绿色管道的连接是否能获得一定比例的信贷，Denbury正在进行Delhi作为碳捕获油田的认证工作，若有45Q信贷的好处，公司会积极争取 [49][50][51] 问题4: 2023年资本支出与现金流相比相对较小，若未进行收购，是否会更快实施股票回购，以及1%的税是否会影响回购决策？ - 董事会授权股票回购计划是为股东回报提供另一种工具，会根据股票内在价值与市场价值以及其他机会适当调整规模，公司认为即使有回购计划和股息增加，仍有足够资金进行收购，同时会考虑SEC的相关规则和税收因素 [54] 问题5: 2023财年新闻稿中的资本支出能否使产量保持平稳，是否需要额外增加维护资本支出？ - 新闻稿中的资本支出预算可能不足以使产量完全保持平稳，但有助于减缓产量下降，若要得出真正的维护资本金额，需要额外增加一些资本 [63][64] 问题6: Williston的潜在开发计划决策时间、设备和人力情况，以及公司是否需要内部投资人员？ - 公司与运营伙伴Foundation正在共同评估和优化Pronghorn和Three Forks的开发计划，具体决策时间取决于情况发展，同时还有Bakken垂直再完井和其他潜在项目可供选择 [65] 问题7: 若有大量授权支出请求（AFEs），公司在财务上会如何应对，是否会对冲未来产量？ - 公司一般会在预计大宗商品价格下认为项目有独立可行性时才会进行钻探，董事会通常不选择套期保值，希望让投资者获得大宗商品市场的敞口，且会在现金流范围内进行钻探，不会因钻探而承担债务 [66][67] 问题8: 公司内部钻探增长和收购的资金来源分别是什么？ - 可以认为内部钻探增长由公司内部资金支持，收购可能会利用外部资本，但会受1倍EBITDA的杠杆率限制 [68] 问题9: 目前公司在不同盆地的额外钻探中，是否更倾向于天然气开发？ - 从公司资产组合来看，Williston主要是石油加权的潜在钻探地点，虽然从天然气价格曲线角度有一定合理性，但目前公司在天然气钻探方面可控制的机会有限，且钻探决策会基于大宗商品的长期前景 [73][74] 问题10: 目前公司收到的收购交易情况如何，市场活跃度怎样？ - 目前大宗商品价格相对较高，卖家因现金流充足不愿出售，买家希望获得折扣，导致买卖价差扩大，但市场上仍有交易机会，只是更难找到高增值的交易 [76][77] 问题11: 对比Foundation和Jonah的交易，目前市场上卖家的要价和买家的出价情况如何？ - 市场上按每桶流动油当量计算的价格呈上升趋势，若现在进行Jonah的交易，价格会比年初有显著溢价，目前市场上每桶流动油当量的指标可能接近5 - 6万美元，而公司收购时约为一半 [81][82][83]

单位换算说明 - 1 Bbl等于42美制加仑液体体积，用于指石油或NGL [17] - 1 BCF为十亿立方英尺 [17] - 1 BOE通过将6 MCF天然气和42加仑NGL转换为1 Bbl石油计算得出，反映能量而非价格等效 [17] - 1 Bbl石油通常为5.8 MMBTU，1标准MCF天然气通常为1 MMBTU [17] - 1 MBBL为一千桶 [17] - 1 MMBBBL为一百万桶 [17] - 1 MBOE为一千桶油当量 [17] - 1 MMBOE为一百万桶油当量 [17] - 1 MMBOEPD为一百万桶油当量/天 [17] 前瞻性声明 - 前瞻性声明仅代表声明作出之日的情况，公司无义务更新，除非法律要求[15] 衍生品合约政策 - 公司仅与管理层认为有信誉的金融机构签订衍生品合约，未来会继续评估使用衍生品的益处，对冲政策和目标会随运营情况变化[89] 行业监管风险 - 油和气勘探生产受联邦、州、部落和地方当局广泛监管，可能限制产量和井的数量及位置，不遵守规定会受处罚，合规成本难以预测[91] - 原油、凝析油、天然气液和天然气价格目前未受监管，但国会未来可能实施价格控制，公司销售受运输可用性、条款和成本影响[92][93] - 公司物业受环境、工人安全和人类健康相关法律法规约束，不遵守会受制裁，现有法规变化可能影响公司[95][96] - 2021年11月EPA提议对油气行业新、现有和改造设施实施限制甲烷和VOC排放的新规则，可能对公司业务产生重大不利影响[100][102] - 美国国会曾提议废除《安全饮用水法》中水力压裂的豁免条款并要求联邦许可，若实施会增加公司生产成本[106] - 2022年拜登政府修改NEPA规则，加强对气候变化影响的审查，可能导致公司项目延迟和成本增加[108] - 拜登政府承诺到2030年将温室气体排放量削减至2005年水平的50 - 52%，新的气候变化措施可能对公司业务产生不利影响[112] - 2022年美国颁布《降低通胀法案》，对甲烷排放收费并鼓励使用替代能源，可能影响公司产品市场需求[114] - 近期法院判决使温室气体排放源面临侵权索赔诉讼风险[113] - 油气业务受政府广泛监管，不遵守相关法律法规可能导致重大责任，新法规实施可能产生重大不利影响[160][162] 公司人员情况 - 截至2022年6月30日，公司有8名全职员工[117] ESG相关情况 - 2021财年，公司成立ESG特别工作组，2021年11月发布首份企业可持续发展报告[120] - 投资界对ESG实践和披露的关注度增加，公司可能面临相关压力，投资者可能在投资或贷款前对公司进行ESG绩效筛选[208] - 过去几年投资者对ESG投资机会的需求加速增长，许多大型机构投资者承诺增加ESG投资组合占比，ESG投资基金增多[208] - 若公司无法满足投资者和基金的ESG标准或投资、贷款标准，可能会失去投资者、资本成本增加、股价受负面影响、声誉受损[209] 储量与价格情况 - 截至2022年6月30日，公司32%的已探明储量为石油，49%为天然气，19%为天然气凝析液[133] - 过去两个财年，WTI原油平均日价格最高为123.64美元/桶，最低为35.64美元/桶；亨利枢纽天然气价格最高为23.86美元/百万英热单位，最低为1.33美元/百万英热单位[133] 销售合同情况 - 公司绝大部分产量通过短期（少于12个月）合同以市场价格出售[134] 项目情况 - 公司德里油田的CO₂ - EOR项目于2009年11月开始注入CO₂，2010年3月开始产油，仍需投入额外资金[139] 运营权益情况 - 公司所有物业权益由第三方作业者运营，公司对其运营和未来开发的影响力和控制力有限[140] 收购情况 - 公司定期评估收购储备、物业、前景、租赁权等战略交易，收购存在评估不准确和承担未知义务的风险[141][143] - 公司通过收购增加储备基础，可能在整合新收购的油气物业或业务时遇到困难[144] 举报热线情况 - 公司设有24/7/365热线，允许员工、顾问、合作伙伴和承包商匿名保密举报，电话为877 - 628 - 7489，网站为www.epm.alertline.com[126] 业务成本与风险 - 石油和天然气开发等活动成本高昂且不确定，受多种因素影响，如意外钻井条件、设备故障等[146][147][148][149] - 石油和天然气储量为估计值，可能不准确，受多种可变因素影响，储备估计可能会上下调整[151][152] - 按规定计算估计未来税后净现金流时需使用10%的折现率，该折现率不一定是最合适的[152] - 按全额成本法核算，油气资产税后账面价值不得超过经10%折现的已探明储量估计未来税后净现金流现值[153] - 公司需按高级担保信贷安排对一定比例预期油气产量进行套期保值，套期保值可能导致财务损失或减少收入[156] - 公司运营可能需要大量资金，若运营现金流不足，无法保证能获得额外债务或股权融资[157][158] 气候变化风险 - 气候变化带来转型和物理风险，可能导致运营延迟、成本增加、诉讼风险上升等[163][164][165] 宏观经济与行业风险 - 宏观经济、商业或行业状况不佳可能对公司经营业绩、流动性和财务状况产生重大不利影响[168][169][170] 公共卫生事件风险 - 疫情等公共卫生事件可能严重扰乱公司运营，影响财务状况，降低油气需求和价格[172][173] 股权持有情况 - 截至2022年6月30日，公司高管和董事合计实益持有约25.54184亿股，占已发行普通股约7.6%；两家大型非关联基金公司各持有超6%已发行股份[195] 数字技术风险 - 公司业务依赖数字技术，但面临网络攻击和信息安全漏洞风险，可能导致财务损失和运营中断[175] 保险风险 - 公司保险可能无法覆盖所有运营风险，如井喷、机械故障等，损失可能导致保费上升[176] 关键人员风险 - 公司依赖关键管理人员，失去他们可能对运营产生重大不利影响，且目前无关键人员人寿保险[178] 服务与材料风险 - 油田服务和材料价格可能上涨，供应可能不足，影响公司项目经济性和生产[179][180] 运营伙伴风险 - 若运营伙伴拒绝钻井，公司可能承担威利斯顿盆地物业钻井和完井的风险和财务责任[181][182] 销售协助风险 - 公司生产的油气需第三方协助销售，相关服务和设施不可用或产能不足会影响财务状况[183] 市场竞争风险 - 公司面临大型油气公司的激烈竞争，可能无法成功开展业务和完成交易[185] 法律诉讼风险 - 公司可能卷入法律诉讼，不利判决会影响财务状况和声誉，产权问题可能减少收入[186][187] 税务风险 - 公司有效税率或税法变化、税务审计不利结果会影响财务状况和经营业绩[188][190] 投资界撤资风险 - 投资界推动剥离化石燃料公司股份，部分金融中介等减少或停止对油气等行业公司的贷款和投资，如2020年12月纽约州宣布从化石燃料撤资，持续的撤资努力或对公司股价、债务证券价格及获取资本的能力产生负面影响[207]