公司信息 - HighPeak Energy是一家总部位于德克萨斯州沃思堡的独立上市石油和天然气公司，专注于在西德克萨斯州米德兰盆地收购、开发、勘探和开采石油和天然气储量[4] 财务和运营发布 - HighPeak Energy计划在2024年5月8日收盘后发布2024年第一季度财务和运营结果[1] - HighPeak Energy将于2024年5月9日上午10:00（中部时间）举行电话会议和网络直播，讨论2024年第一季度财务结果和运营亮点[2] - 参与者可以在此注册电话会议，也可以在网站上找到直播和财报发布电话会议的重播[3]

财务数据和关键指标变化 - 公司在2023年第四季度的销售量平均超过50,000桶油当量/天,但受到天气问题和管线维修等因素的负面影响,减少了3,000桶/天的产量 [11] - 尽管第四季度销量和商品价格略有下降,但公司的季度EBITDAX仍达到约10亿美元的年化水平 [14] - 公司2023年全年资本支出预算和产量指引均实现,这体现了资产基础的优质和运营团队的出色表现 [12] - 公司2023年底的净债务与EBITDA比率仅为1倍,财务状况良好 [15] - 公司在2023年下半年共产生了约1.1亿美元的自由现金流 [15] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在2023年实现了86%的产量同比增长,达到每天50,000桶油当量的里程碑 [6][11] - 公司在2023年底的探明储量达到1.54亿桶,同比增长25%,其中90%以上为液体储量 [19][20] - 公司在过去3年作为上市公司的探明储量年复合增长率达到90%,几乎全部来自钻井 [20] - 公司2023年的储量替换率接近300% [20] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在2023年新增了18,000英亩的北部平顶地区的土地,使总土地面积增加到132,000英亩 [13] - 公司在北部平顶地区的新井结果与核心平顶区域的表现一致,可增加约200个额外的钻井位置 [13] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司将在2024年专注于自由现金流的产生、偿还债务和回报股东价值 [7][9][10] - 公司将维持2个钻机和1个压裂车队的开发节奏,主要投资于高回报的沃尔夫坎普A和下斯普雷贝里层 [43][44] - 公司认为行业内优质资产储备的稀缺性将推动并购活跃,公司凭借优质的资产组合和基础设施优势处于有利地位 [51][52][53][54][55] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为未来几年内,随着一线资产储备的逐步耗尽,行业整体资本效率将有所下降 [52][53] - 公司有接近15年的沃尔夫坎普A和下斯普雷贝里层的主要钻井位置储备,总体储备可持续开发约半个世纪 [37][38][39] - 公司将保持谨慎和纪律,根据商品价格环境和投资回报调整开发计划 [17][50] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **John White 提问** 询问公司是否看到管材、套管和化学品价格下降的趋势,以及钻机租赁费用的走向 [64] **Michael Hollis 回答** 公司确实看到了这些成本的下降趋势,约25%左右,公司能够及时跟进并享受到这些下降 [67][68][69][70][71] 问题2 **Nicholas Pope 提问** 询问公司2个钻机和1个压裂车队的开发节奏和产能释放情况 [77] **Michael Hollis 回答** 公司将在上半年以2.5个钻机的节奏完成作业,下半年转为2个钻机,能够保持产量的可控性和资本效率 [79][80][81] 问题3 **Jeff Robertson 提问** 询问公司2024年的资本支出计划和探明储量的变化情况 [86] **Michael Hollis 回答** 公司2024年将钻井和完井约60口井,探明储量增加将小于2023年,但仍将保持较高的资本效率 [88][89][92][93][94][95][96][97][98]

公司业绩和财务状况 - 公司于2024年3月7日发布了投资者演示文稿，可在公司网站www.highpeakenergy.com上找到[3] - 投资者演示文稿中包含了公司的业绩和财务状况[3] 首席财务官信息 - 公司的首席财务官是Steven W. Tholen[6]

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-K ☒ ANNUAL REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the fiscal year ended December 31, 2023 or ☐ 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: 001-39464 HighPeak Energy, Inc. (Exact name of Registrant as specified in its charter) Delaware 84-3533602 (State or other jurisdiction of incorpor ...

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度平均日产量超过52,000桶油当量,较第二季度增加25%,较2022年同期增加100%以上 [8] - 第三季度EBITDAX达到年化超过10亿美元的水平,较第二季度增加44% [7][9] - 公司在第三季度实现了超过7500万美元的重大自由现金流,这是公司的一个重要里程碑 [9] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司的高油比例使其利润率远高于同行,第三季度利润率较第二季度大幅提升 [17][18][19] - 公司正在持续优化成本,包括钻井成本、完井成本和营运成本,预计2024年营运成本将降至7.5美元/桶左右 [59][60][61][62][63][64] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在Flat Top区域和Scurry County的钻井结果令人鼓舞,表明公司在Wolfcamp A和Lower Spraberry层系有大量的优质储量 [20][21][22] - 公司正在关注Mitchell County西部的Middle Spraberry层系,未来可能会成为公司的资本投入目标 [22] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司将维持3个钻机和2个压裂车队的开发节奏,并有可能在净债务/EBITDA降至0.75倍以下时增加钻机数量 [10][75] - 公司将通过自由现金流来为未来的发展提供资金,并将重点放在降低债务、增加股东回报等方面 [37][38][39][40][41][66][67] - 公司认为其资产质量和增长潜力远高于当前的股价估值,未来可能通过出售公司、增加股息或股票回购等方式为股东创造价值 [33][34][39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为公司已经进入了一个转型期,正在从资本支出型向自由现金流型转变 [7][9][11][13] - 管理层对公司未来的发展前景充满信心,认为公司有能力保持产量和现金流的持续增长 [12][13][35][36][41] - 管理层表示,只要油价维持在当前水平,公司将能够在2024年实现净债务/EBITDA低于1倍的目标 [11] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **John White 提问** 询问第四季度由于压裂作业对相邻井的影响 [45] **Mike Hollis 回答** 公司采取了一些措施来保护相邻井,但对整体产量影响不大 [47][48] 问题2 **Jeff Robertson 提问** 询问公司当前一个钻机和一个压裂车队的年度成本 [56] **Mike Hollis 回答** 公司一个钻机和一个压裂车队的年度成本约为2亿美元 [57] 问题3 **Nicholas Pope 提问** 询问公司未来的产量指引和营运资本变化情况 [73][74][75][76][77] **Jack Hightower 回答** 公司将维持之前的产量指引,并将保持资本纪律,通过自由现金流来为未来发展提供资金 [74][75][76][77]

业绩总结 - 2023年第三季度EBITDAX为2.662亿美元[25] - 2023年第三季度自由现金流为7570万美元[20] - 2023年第三季度的生产平均为52,700桶油当量/天，较上季度增长25%[42] - 2023年第三季度总销售量为4849.1 MBoe，日均销售量为52.7 MBoe[77] - 2023年第三季度油气销售价格为每桶82.87美元，液化天然气每桶20.08美元，天然气每千立方英尺1.89美元[77] - 2023年第三季度现金成本为每Boe 13.53美元，现金边际利润为每Boe 57.74美元[77] - 高峰能源的未对冲EBITDAX利润率为每桶57.74美元，较同行业平均水平高出61%[31] 财务状况 - 高峰能源的市场资本化为22.44亿美元，总企业价值为32.92亿美元[38] - 2023年第三季度流动性超过2.2亿美元[26] - 2023年第三季度的净债务与年化EBITDAX比率小于1.0倍[26] - 2023年第三季度的净债务与EBITDAX比率为1.0x[68] - 高峰能源的总债务为12亿美元，净债务为10.48亿美元[38] - 2023年第三季度的利息支出为3702万美元[61] 未来展望 - 2023年下半年预计将上线约41口毛操作井[46] - 2023年资本支出为1.612亿美元[60]

公司资产情况 - 截至2023年9月30日，公司资产包括约12.6988万英亩（净11.4324万英亩）租赁土地，约65%由生产持有，平均工作权益约90%[162] 资产销售结构 - 2023年前九个月，资产销售约93%来自液体（原油和NGL），7%来自天然气[162] 债务融资情况 - 2023年9月，公司完成长期债务再融资，获得12亿美元定期贷款，初始发行折扣2.5%（3000万美元），债务发行成本约2300万美元[163] - 公司与第五第三银行达成高级信贷安排，借款能力1亿美元，已承诺7500万美元[168] - 公司于2023年9月中旬根据定期贷款信贷协议发行12亿美元，并偿还了先前信贷协议、10.000%优先票据和10.625%优先票据[197] - 截至2023年9月30日，定期贷款信贷协议的未偿还余额为12亿美元[208] - 截至2023年9月30日，定期贷款信贷协议项下未偿还债务为12亿美元，无可用借款额度[230] - 2023年前三季度，公司在定期贷款信贷协议上借款11.7亿美元，在先前信贷协议上借款2.55亿美元，通过公开发行普通股获得1.558亿美元[210] 债务协议条款 - 定期贷款协议要求资产覆盖率不低于1.5:1，总净杠杆率不超过2:1[164] - 定期贷款协议规定自2024年3月31日起每季度还款3000万美元[165] 股权融资情况 - 2023年7月，公司完成公开发行，发行1483.5万股普通股，净收益约1.512亿美元[169] 股息支付情况 - 2023年1月、4月和7月，董事会宣布每股0.025美元季度股息，分别支付280万、280万和320万美元[170] 土地收购情况 - 2023年前九个月，公司花费960万美元收购额外未开发土地[171] 市场价格波动区间 - 2018年1月1日至2023年9月30日，NYMEX WTI原油月均价格每桶16.7 - 114.34美元，NYMEX天然气最后交易日价格每百万英热单位1.5 - 9.35美元[174] - 2018年1月1日至2023年9月30日，NYMEX WTI原油月均价格每桶在16.70 - 114.34美元之间，NYMEX天然气最后交易日价格每百万英热单位在1.50 - 9.35美元之间[222] 战略方案探索 - 2023年1月23日公司董事会拟评估战略方案，包括潜在出售公司，富国证券为财务顾问，目前处于探索阶段[178] 第三季度净收入变化 - 2023年第三季度净收入3880万美元（摊薄后每股0.27美元），2022年同期为1.079亿美元，减少6910万美元[179] 第三季度DD&A费用变化 - 2023年第三季度DD&A费用增加7480万美元，因日销量增长101%和DD&A费率增长37%（从每桶油当量17.65美元增至24.21美元）[179] 第三季度净衍生品工具收益变化 - 2023年第三季度公司净衍生品工具收益减少6550万美元，从3580万美元收益变为2970万美元亏损[179] 第三季度业务收入变化 - 2023年第三季度原油、NGL和天然气收入增加1.415亿美元，因日销量增长101%，但平均实现商品价格每桶油当量下降16%[179] 第三季度平均日销量变化 - 2023年第三季度平均日销量为52708桶油当量/天，2022年同期为26247桶油当量/天，增长101%[181] 衍生金融工具公允价值及损失 - 截至2023年9月30日，未平仓衍生金融工具估计公允价值为净负债2720万美元，2023年前九个月确认净衍生损失3090万美元[183] 前九个月产量结构 - 2023年前九个月，公司液体产量占总产量的93%（按桶油当量计算）[184] 水平井投产情况 - 2023年前九个月，公司在Flat Top地区成功完成并投产72口（净64.2口）水平井，在Signal Peak地区投产25口（净24.7口）水平井[187] 销量增加原因 - 2023年第三季度和前九个月，平均日桶油当量销量增加主要因水平钻井计划成功，但产量增加部分被第三方天然气运输临时减少抵消[188] 原油价格变化 - 2023年第三季度和前九个月，原油每桶加权平均实现价格分别为82.87美元和77.90美元，较2022年同期下降12%和23%[189] 生产成本变化 - 2023年第三季度和前九个月，原油和天然气总生产成本分别为3.982亿美元和10.7696亿美元，较2022年同期增长102%和135%[190] 生产和从价税变化 - 2023年第三季度和前九个月，生产和从价税分别为1.8839亿美元和4.4395亿美元，较2022年同期增长79%和72%[191] 勘探和弃置费用变化 - 2023年第三季度和前九个月，勘探和弃置费用分别为172.8万美元和437.2万美元，较2022年同期增长496%和540%[193] 折耗、折旧及摊销费用变化 - 2023年第三季度和前九个月，折耗、折旧及摊销（DD&A）费用分别为1.1742亿美元和2.91562亿美元，较2022年同期增长175%和208%[194] 一般及行政费用变化 - 2023年第三季度和前九个月，一般及行政费用分别为693.4万美元和1195.2万美元，较2022年同期增长269%和105%[196] 利息费用变化 - 2023年第三季度和前九个月，利息费用分别为3702.2万美元和1.03278亿美元，较2022年同期增长153%和254%[197] 生产影响因素及成本预计 - 2023年前九个月，原油生产受天气、火灾和临时停产影响，天然气生产在Flat Top作业区受新天然气厂处理能力限制影响[190] - 预计2023年第四季度每桶油当量运营成本和修井费用将继续下降，主要因化学和处理成本降低、天然气厂运营能力提升等因素[190] 衍生品工具净收益变化 - 2023年前三季度公司衍生品工具净收益为-3089.8万美元，2022年为-4248.7万美元，同比增长27%；2023年第三季度净收益为-2965.5万美元，2022年为3579.8万美元，同比下降183%[198] 其他费用变化 - 2023年前三季度其他费用为804.2万美元，2022年为0，同比增长100%；2023年第三季度为540万美元，2022年为0，同比增长100%[199] 所得税拨备变化 - 2023年前三季度所得税拨备为3825.1万美元，2022年为5535.7万美元，同比下降31%；2023年第三季度为1410万美元，2022年为3159.7万美元，同比下降55%[200] 资本支出情况 - 2023年公司预计总资本支出在9.5 - 10.35亿美元之间，前三季度资本支出为8.4亿美元[203] 现金流量变化 - 2023年前三季度经营活动提供的净现金为5.21742亿美元，2022年为3.02806亿美元，同比增长72%；投资活动使用的净现金为-9.37245亿美元，2022年为-8.43351亿美元，同比下降11%；融资活动提供的净现金为5.36806亿美元，2022年为5.40024亿美元，同比下降1%[206] 价格变动对收入影响 - 基于2023年前三季度的销售情况，每桶原油加权平均价格每增加（减少）1美元，公司年收入将增加（减少）约1390万美元；每百万英热单位天然气加权平均价格每增加（减少）0.1美元，公司年收入将增加（减少）约66.3万美元[211] - 2023年前三季度，加权平均原油价格每桶增加（减少）1美元，公司年收入约增加（减少）1360万美元；加权平均天然气价格每千立方英尺增加（减少）0.10美元，公司年收入约增加（减少）66.3万美元[222] 远期价格情况 - 基于2023年9月30日市场报价，2023年剩余时间和2024年NYMEX原油平均远期价格分别为每桶86.33美元和80.35美元，天然气分别为每百万英热单位3.12美元和3.38美元；基于2023年11月2日市场报价，对应原油价格为每桶81.98美元和78.96美元，天然气为每百万英热单位3.47美元和3.59美元[226] 利率上升影响 - 截至2023年9月30日，利率上升1%将使公司年度利息支出增加约1200万美元[230] 市场风险情况 - 公司主要市场风险是原油、NGL和天然气销售价格波动，且预计未来仍将持续[221] 衍生工具作用 - 公司使用商品衍生工具对冲部分预期生产的价格风险，但只能部分保护价格下跌，也可能限制价格上涨收益[223] 信用风险情况 - 公司主要信用风险集中在原油和天然气销售应收账款回收以及衍生品交易对手违约[225][226] 会计政策情况 - 2023年前三季度，公司关键会计政策和程序无重大变化[219] 净利润变化 - 2023年第三季度净利润为3877.9万美元，2022年同期为10790.4万美元；2023年前三季度净利润为12086.2万美元，2022年同期为16895.5万美元[215] 财务契约指标 - EBITDAX是一项非GAAP指标，公司的定期贷款信贷协议和高级信贷安排协议基于EBITDAX比率设定了财务契约[214]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度平均日产量超过50,000桶油当量,较第一季度增加18%,较第一季度增加35% [10] - 公司目前正在产生正现金流,预计本季度将产生超过资本支出的自由现金流 [11][12] - 公司目前的债务杠杆率约为1倍,预计到年底将降至1倍以下 [16] - 公司第四季度预计EBITDA年化将达到11亿美元(以80美元油价计) [40] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司主要开发沃尔夫坎普A层和下斯普雷贝里层,这两个主要层位的剩余可采储量可支持公司未来12年的开发 [33] - 公司正在持续优化成本,包括电力基础设施建设、水循环利用、本地砂源使用等,有助于进一步降低单位运营成本 [35][36][37] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司资产主要位于东部霍华德县,该区域地质条件优良,盈利能力强,属于一流资产 [17][18][61] - 公司的产品组合以原油为主,占比93%,这使得公司的利润率大幅高于同行 [21][22][26] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司未来将维持两口钻机和一到两个压裂车队的开发节奏,全部通过自身现金流支持资本支出 [13][14] - 公司计划在未来12个月内通过自由现金流偿还过半债务 [57][58] - 公司正在积极推进债务再融资,以进一步延长债务期限,目前已收到多份有吸引力的融资方案 [51][52][53] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司资产质量和盈利能力保持乐观,认为公司具备持续创造价值的能力 [61][62][63][64][65][66] - 管理层表示,如果维持当前两口钻机的开发节奏,公司未来12个月内可产生约5亿美元的自由现金流 [57] - 管理层对油价前景保持乐观,认为未来油价上涨将进一步提升公司的利润空间 [40][41][42] 其他重要信息 - 公司管理层和主要股东在最近的增发中大幅参与,体现了对公司前景的信心 [45][46][66] - 公司已经完全勘探开发了自身的全部资产区块,积累了大量的生产数据,进一步降低了开发风险 [64] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **John White 提问** 公司在Flat Top和Signal Peak区块的地质特征是否与沃尔夫坎普A层和下斯普雷贝里层不同 [74] **Michael Hollis 回答** Flat Top和Signal Peak区块的沃尔夫坎普A层和下斯普雷贝里层在经济性上非常相似,公司未来一两年的开发计划是在这两个区块持续开发这两个主要层位 [75][76][77][78][79] 问题2 **Nicholas Pope 提问** 公司近期的营运资本变化情况如何 [81] **Steven Tholen 回答** 公司利用增发资金偿还了应付账款,目前正处于自由现金流正值的状态,未来将继续降低应付账款。公司不预计未来会再出现流动比率不达标的情况 [82][83] 问题3 **Nicholas Pope 提问** 第二季度资本支出下降80百万美元的原因 [84] **Michael Hollis 回答** 这主要是由于第一季度完成了第二季度投产井的大部分工作,第二季度只需要完成投产相关的少量支出。此外,公司还通过提高自身成本优化措施的利用率,进一步降低了单井成本 [86][87][88][89][90]

财务数据关键指标变化 - 截至2023年6月30日，公司总资产为27.90003亿美元，较2022年12月31日的22.79482亿美元增长22.31%[31] - 2023年第二季度，公司总运营收入为2.4076亿美元，较2022年同期的2.01428亿美元增长19.53%[34] - 2023年上半年，公司总运营收入为4.64554亿美元，较2022年同期的2.93657亿美元增长58.19%[34] - 2023年第二季度，公司净利润为3182.6万美元，较2022年同期的7756.1万美元下降58.97%[34] - 2023年上半年，公司净利润为8208.3万美元，较2022年同期的6105.1万美元增长34.45%[34] - 截至2023年6月30日，公司流动负债为11.38175亿美元，较2022年12月31日的2.66129亿美元增长327.67%[31] - 2023年第二季度，公司基本每股收益为0.26美元，稀释每股收益为0.25美元[34] - 2023年上半年，公司基本每股收益为0.67美元，稀释每股收益为0.64美元[34] - 2023年第二季度和上半年，公司每股股息均为0.025美元和0.05美元[34] - 截至2023年6月30日，公司股东权益为12.5541亿美元，较2022年12月31日的11.69647亿美元增长7.33%[31] - 2023年上半年净收入为82,083美元，2022年同期为61,051美元[40] - 2023年上半年经营活动提供的净现金为363,676美元，2022年同期为148,186美元[40] - 2023年上半年投资活动使用的净现金为612,521美元，2022年同期为549,145美元[40] - 2023年上半年融资活动提供的净现金为248,606美元，2022年同期为388,507美元[40] - 2023年和2022年上半年，公司前两大客户的销售额分别约占公司原油、NGL和天然气销售总收入的96%和94%[52] - 公司支付的债务发行成本总计2040万美元，其中2023年上半年发生67.2万美元；2023年和2022年上半年债务发行成本摊销分别为570万美元和180万美元[68] - 公司发行高级票据产生的原始发行折扣总计3480万美元，2023年和2022年上半年摊销分别为860万美元和270万美元[68] - 2023年和2022年上半年，公司收购成本分别为780万美元和1270万美元[89] - 2023年和2022年第二季度，非现金衍生品净收益分别为70.3万美元和2519.1万美元[97] - 2023年和2022年上半年，非现金衍生品净收益分别为601.7万美元和 - 1644.2万美元[97] - 2023年6月30日长期债务方面，信贷协议为525000千美元，10.625%优先票据为250000千美元，10.000%优先票据为225000千美元，折扣净额为 - 18459千美元，债务发行成本净额为 - 8532千美元，总债务为973009千美元，减去流动部分后长期债务净额为231854千美元；2022年12月31日总债务为704349千美元，长期债务净额为704349千美元[104] - 2023年和2022年上半年，401(k)计划公司分别贡献13.4万美元和14.1万美元[121] - 2023年和2022年上半年，股票期权相关股份支付费用分别为55.5万美元和1080万美元；截至2023年6月30日和2022年12月31日，未确认股份支付费用分别为44.3万美元和110万美元[122] - 2023年和2022年上半年，受限股票相关股份支付费用分别为710万美元和740万美元；截至2023年6月30日，剩余未确认费用为1900万美元[123] - 2023年上半年确认基于股票的薪酬费用6.3万美元，剩余69.4万美元将在2023年7月至2024年6月确认[124] - 2023年和2022年上半年，Delek分别占公司收入的约77%和88%，ETC分别占约19%和不到10%[137] - 2023年和2022年第二季度所得税费用分别为964.4万美元和2407.2万美元，上半年分别为2415.1万美元和2376万美元；有效所得税税率分别为23.3%、23.7%、22.7%和28.0%[139] - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，净递延所得税负债分别为1.55315亿美元和1.31164亿美元[139][140] - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，公司确认递延德州边际税负债分别为670万美元和410万美元[143] - 2023年和2022年第二季度，公司报告的净收入分别为3182.6万美元和7756.1万美元；上半年分别为8208.3万美元和6105.1万美元[146] - 2023年上半年，公司因认股权证和股票期权行权发行162129股普通股；2022年上半年因收购及认股权证和股票期权行权发行相关股份[149] - 2023年1月和4月，董事会宣布每股0.025美元的季度股息，分别支付280万美元；2022年1月和4月分别支付240万美元和260万美元[150][151][152][153] - 2023年7月，董事会批准每股0.025美元的季度股息，预计8月25日支付约320万美元[155] - 2023年上半年，资产销售约93%为液体（原油和天然气凝析液），7%为天然气[161] - 2023年1月和4月，董事会宣布每股0.025美元季度股息，分别支付280万美元[166] - 2023年上半年，公司花费780万美元收购额外未开发土地[167] - 2023年第二季度净利润为3180万美元，较2022年同期的7760万美元减少4580万美元[174] - 2023年第二季度日均销量为42207桶油当量/天，较2022年同期的21995桶油当量/天增长92%[175] - 2023年第二季度原油、NGL和天然气收入增加3930万美元，因日均销量增长92%，但每桶油当量平均实现商品价格下降38%部分抵消了增长[174] - 2023年第二季度所得税费用减少1440万美元，因2023年第二季度实现的净收入与2022年同期相比有所变化[174] - 2023年第二季度基于股票的薪酬费用减少1060万美元，因与上一时期相比发行的期权和受限股票减少[174] - 2023年第二季度净衍生品收益增加750万美元，因签订的原油商品合同及此后原油价格下跌[174] - 2023年上半年，公司发生的总成本为6.86939亿美元，其中开发成本为3.5577亿美元，勘探成本为3.2297亿美元[180] - 2023年上半年原油和天然气总生产成本为6787.6万美元，较2022年的2604.1万美元增长161%；每桶油当量生产成本为8.48美元，较2022年的8.39美元增长1%；修井费用为每桶油当量0.96美元，较2022年的0.05美元增长1820%[185] - 2023年上半年生产和从价税为2555.6万美元，较2022年的1530.7万美元增长67%；每桶油当量生产税为3.09美元，较2022年的4.56美元下降32%；每桶油当量从价税为0.46美元，较2022年的0.40美元增长15%[187][188] - 2023年上半年勘探和弃置费用为264.4万美元，较2022年的39.3万美元增长573%，主要因封堵和弃置成本增加以及190万美元的废弃租赁成本[189] - 2023年上半年折旧、折耗及摊销（DD&A）费用为1.74142亿美元，较2022年的5190.7万美元增长235%；每桶油当量DD&A费用为24.22美元，较2022年的16.82美元增长44%[190] - 2023年上半年一般及行政费用为501.8万美元，较2022年的395.6万美元增长27%；每桶油当量一般及行政费用为0.70美元，较2022年的1.28美元下降45%；基于股票的薪酬费用为803.8万美元，较2022年的1855.5万美元下降57%[191] - 2023年上半年利息费用为6625.6万美元，较2022年的1453.4万美元增长356%，主要因信贷协议借款增加、发行高级票据及相关摊销成本增加[192] - 2023年上半年衍生品净损失为124.3万美元，较2022年的7828.5万美元下降98%，包括非现金衍生品净收益601.7万美元和已结算衍生品工具现金净支出726万美元[193] - 2023年第二季度公司支付650万美元买断并终止与前外部董事会成员的水处理合同，其他成本98.6万美元主要用于生产设施维修[194] - 2023年第二季度所得税费用为964.4万美元，较2022年同期的2407.2万美元下降60%；上半年所得税费用为2415.1万美元，较2022年同期的2376万美元增长2%[195] - 2023年公司预计总资本支出在9.5 - 10.35亿美元之间，上半年资本支出为6.787亿美元[198] - 2023年上半年经营活动提供的净现金为3.63676亿美元，较2022年同期的1.48186亿美元增长145%[201] - 2023年上半年投资活动使用的净现金为6.12521亿美元，较2022年同期的5.49145亿美元增长12%[201] - 2023年上半年融资活动提供的净现金为2.48606亿美元，较2022年同期的3.88507亿美元下降36%[201] - 2023年上半年，若加权平均原油价格每桶增加（减少）1美元，公司年收入将增加（减少）约1250万美元；若加权平均天然气价格每百万英热单位增加（减少）0.1美元，公司年收入将增加（减少）约59.5万美元[206] - 2023年Q2净利润为31826千美元，2022年同期为77561千美元；2023年上半年净利润为82083千美元，2022年同期为61051千美元[210] - 2023年Q2 EBITDAX为184985千美元，2022年同期为135434千美元；2023年上半年EBITDAX为358844千美元，2022年同期为186510千美元[210] - 截至2023年6月30日，信贷协议项下未偿还债务为5.25亿美元，可用借款额度为4760万美元，利率上升1%将使年利息费用增加约530万美元[225] 资产相关数据变化 - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，公司应收账款分别为8.06亿美元和8.16亿美元[50] - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，公司材料和用品库存分别为920万美元和1330万美元[53] - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，公司预付费用分别为320万美元和410万美元[54] - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，其他财产和设备净值分别为359.2万美元和358.7万美元，累计折旧分别为79.4万美元和69.6万美元[62] - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，建设援助资产分别为590万美元和610万美元[65] - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，与客户合同的应收账款分别约为8060万美元和8160万美元[71] - 截至2023年6月30日，商品价格衍生品资产为43.5万美元，负债为1179.4万美元，总公允价值计量为 - 1135.9万美元[91] - 截至2022年12月31日，商品价格衍生品资产为1.7万美元，负债为1739.3万美元，总公允价值计量为 - 1737.6万美元[91] - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，10.000%高级票据和10.625%高级票据的账面价值和公允价值均为2.25亿美元和2.5亿美元[95] - 截至2023年6月30日，原油价格互换合约剩余2023年交易量为27.6万桶，加权平均价格为72.3美元/桶[98] - 截至2023年6月30日，与公司未平仓商品衍生品相关的净衍生负债方面，美国银行（National Association）为 - 7994千美元，公民银行（National Association）为 - 3365千美元，总计 - 11359千美元[101] - 截至2023年6月30日的六个月，资本化勘探/扩展井成本期初为186427千美元，新增322902千美元，重新分类至已探明资产为 - 428306千美元，期末为81023千美元[103] -

财务数据和关键指标变化 - 公司执行商业计划后，在每桶80美元的价格下，息税折旧摊销前利润（EBITDA）运行率约为12亿美元，且价格上涨时该数值会更高 [4] - 第一季度每桶油当量（BOE）利润率比同行平均水平高55%，随着天然气价格低迷，这一优势将在未来几个季度持续 [5] - 第一季度平均日产量为3.7万桶，与第四季度平均水平持平，但较2022年第一季度增长超200% [69] - 修订计划后，预计2023年日产油量达到5万多桶，2024年底日产油量超过7万桶 [70] - 减少钻井活动将使原资本预算减少约2.5亿美元，预计在当前大宗商品价格下，第三季度实现正自由现金流 [80][83] 各条业务线数据和关键指标变化 钻井与生产业务 - 过去几年生产基地已增长至日产4万桶，未来将继续增加产量，明年以四口钻机运营，且资金100%来自运营现金流 [3][4] - 2023年计划投产110口井，目前有64口井处于不同的钻探和完井阶段 [70] 不同区域业务 - **Flat Top区域**：第一季度开发活动集中在部分区域，因压裂作业导致临时减产；Conrad井表现良好，为扩大开发计划提供信心；计划在部分区域进行Wolfcamp A和Lower Spraberry联合开发 [16][17][18] - **Signal Peak区域**：已有26口Lower Wolfcamp D井投产，结果稳定；目前专注于Wolfcamp A和Lower Spraberry地层开发，相关多井平台将在未来几个月投产；正在测试Wolfcamp D地层的3 - Fingers着陆区，结果验证后相关井可能在2024年参与资本竞争 [19][21][23] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司将继续专注长期发展战略，通过持续运营或战略替代方案为股东实现价值最大化 [68] - 鉴于当前经济环境和大宗商品价格波动，公司采取积极措施，将2023年剩余时间的钻机数量从四口减至两口，压裂机组从四组减至两组，以加强财务状况并加速向正自由现金流过渡，同时对增长轨迹影响最小 [77][78] - 计划在2024年初增加到四口钻机的作业规模，全部通过运营现金流提供资金，预计产量同比增长超30% [84] - 公司在Permian地区的同行中保持最高利润率，高含油率、低成本运营和产量增长使其每桶油当量与同行形成差异化竞争 [5][6] - 公司在Howard County东部的油井在每英尺产油量方面表现优于西部，且在该地区东部表现优于同行 [27][28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为当前是购买公司股票的好时机，对公司通过持续开发或战略替代方案为股东优化价值的能力充满信心 [66] - 尽管市场对公司股票和新闻稿反应不佳，但管理层对公司现状比以往任何时候都更兴奋，若不受战略替代方案等限制，会大量购买公司股票 [75][76] - 公司预计在当前大宗商品价格下，第三季度实现正自由现金流，2024年在合理的油气价格情景下将产生大量自由现金流，这将为公司提供多种选择，如偿还债务、增加股东回报或加速开发计划 [83][85] 其他重要信息 - 公司在ESG方面采取多项举措，包括使用高线路电力、建设太阳能农场、建造大型中央油罐电池、回收大量压裂液、使用当地湿砂等，以提高能源效率、减少环境影响和降低成本 [24] - 公开数据未考虑生产井因压裂作业临时关闭的天数，且公司油井达到峰值产油量的时间较长，下降速度比西部同行慢，资本成本也较低，因此在与同行比较时需综合考虑这些因素 [12][13][14] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：如何处理2024年2月和11月到期的票据？ - 公司表示银行已放弃相关要求，无压力，可延长票据期限或转换为长期债务，且有计划在未来几周内解决任何股东可能担忧的流动性问题 [37] 问题2：3月15日RBL下的借款基础从5.75亿美元增加到7亿美元，下一次反映2023年开发活动的重新确定时间及结果如何？ - 公司正在进行借款基础的重新确定，预计借款基础和承诺金额将从目前的5.75亿美元增加 [39] 问题3：幻灯片8中油井性能曲线在约180天后开始出现差异的原因是什么？ - 油井初期因泵容量限制和开采方式相似，表现相近；后期随着更大的增产岩石体积贡献增加，有效排水效果显现，曲线出现差异 [40] 问题4：2023年第一季度LOE费用约为每桶油当量1.25美元，其主要组成部分是什么，以及今年剩余时间LOE的趋势如何？ - 约四分之三的费用用于Flat Top地区的盐水处置井（SWD）维修；随着新井投产，初期产量低但提升流体成本高，后期随着产量增加和部分设备更换，LOE将呈下降趋势 [41][42][47] 问题5：第一季度投产的32口井对产量基数的影响，以及今年剩余时间活动减少时，停产产量对完井的影响如何？ - 第一季度约20口生产井因压裂作业停产，第二和第三季度将看到这些活动带来的显著产量增长；今年剩余时间和2024年，由于活动减少和布局优化，停产油量和比例将降低 [51][52][54] 问题6：如何量化季度间预计停产的产量？ - 公司在模型中会考虑停产情况，保守预估油井恢复生产和达到类型曲线的时间，但实际受供应链等因素影响，主要是时间问题 [55][56][58] 问题7：今年剩余时间预计投产新井的情况如何？ - 第一季度投产井数较多，第二季度可能稍高，之后按比例变化，全年计划投产110口井；2024年与2023年总井数情况相似 [59][60]