公司整体油气产量情况 - 2024年第一季度公司总油气当量产量为1360万桶油当量，平均日产量为149760桶油当量，其中原油占比57%（84777桶/日），天然气占比43%（38990万立方英尺/日）[49] 公司油气产量同比变化 - 2024年第一季度公司平均日原油产量较2023年同期增长44%，从58941桶/日增至84777桶/日；平均日天然气产量较2023年同期增长36%，从28630万立方英尺/日增至38990万立方英尺/日[49] 公司净利润及每股收益情况 - 2024年第一季度公司GAAP基础下归属于股东的净利润为1.937亿美元，摊薄后每股收益为1.61美元，而2023年同期分别为1.631亿美元和1.36美元[49] - 2024年第一季度归属于公司股东的净利润为1.937亿美元，较2023年同期的1.631亿美元增加3060万美元[70] - 2024年第一季度，归属于公司股东的净利润1.9373亿美元，同比增加3060万美元[58] 公司调整后EBITDA情况 - 2024年第一季度公司非GAAP财务指标调整后EBITDA为5.054亿美元，2023年同期为3.652亿美元[49] - 2024年第一季度调整后EBITDA为5.054亿美元，较2023年同期的3.652亿美元增加1.401亿美元[70] 特拉华盆地钻机运营情况 - 2024年初公司在特拉华盆地运营7台钻机，第一季度新增1台[50] 特拉华盆地油气产量情况 - 2024年第一季度特拉华盆地平均日油气当量产量为144700桶油当量，较2023年同期增长43%，该盆地2024年第一季度贡献了约99%的日原油产量和约94%的日天然气产量[50] 公司管道连接及中游系统建设情况 - 2024年3月公司完成了Pronto与San Mateo以及Pronto与收购资产之间的天然气管道连接[50] - 截至2024年3月31日，Pronto的中游系统包括一座设计进气处理能力为6000万立方英尺/日的天然气加工厂，正在建设一座设计进气处理能力为2亿立方英尺/日的新厂[50] 公司股息宣布情况 - 2024年2月和4月董事会分别宣布每股0.20美元的季度现金股息[51] - 2024年2月和4月董事会分别宣布每股0.20美元的季度现金股息[60] 公司股权及票据发行情况 - 2024年3月公司完成525万股普通股的公开发行，扣除费用后净收益约3.442亿美元，用于一般公司用途[51] - 2024年3月28日完成股权发行，净收益约3.442亿美元；4月2日完成2032年票据发行，净收益约8.85亿美元[61] - 2024年4月2日，公司出售9亿美元6.50%的2032年到期优先票据，净收益约8.85亿美元用于回购和赎回2026年票据及一般公司用途[53] 公司债务情况 - 截至2024年3月31日，公司有2.6亿美元信贷协议借款、4170万美元信用证、6.992亿美元5.875%的2026年到期优先票据和5亿美元6.875%的2028年到期优先票据[53] - 截至2024年4月23日，公司有5亿美元2028年到期优先票据、9亿美元2032年到期优先票据、2500万美元信贷协议借款和5260万美元信用证[53] - 2024年4月2日和4日，公司回购约5.563亿美元2026年到期优先票据，4月2日行使赎回权，将于9月15日赎回约1.429亿美元剩余票据[53] 公司收入情况 - 2024年第一季度，公司油气收入7.035亿美元，同比增加2.006亿美元或40%，石油收入5.985亿美元，同比增加1.967亿美元或49%，天然气收入1.05亿美元，同比增加390万美元或4%[56] - 2024年第一季度，第三方中游服务收入3240万美元，同比增加580万美元或22%，购买天然气销售4940万美元，同比增加1520万美元或44%[57] 公司衍生品收益情况 - 2024年第一季度，衍生品实现收益30万美元，同比减少340万美元，未实现收益210万美元，2023年同期未实现损失710万美元[57] 公司费用及运营收入情况 - 2024年第一季度，公司总费用4.6874亿美元，同比增加1.599亿美元，运营收入3.1895亿美元，同比增加6752万美元[58] - 2024年第一季度，公司所得税前收入2.7997亿美元，同比增加4437万美元，净利润2.1319亿美元，同比增加3427万美元[58] 公司各项费用明细及变化 - 2024年第一季度工厂及其他中游服务运营费用增至3960万美元，较2023年同期的3100万美元增加860万美元，增幅28%[59] - 2024年第一季度折耗、折旧和摊销费用增至2.123亿美元，较2023年同期的1.263亿美元增加8600万美元，增幅68%，单位产量基础上增加18%至每桶油当量15.58美元[59] - 2024年第一季度一般及行政费用增至2970万美元，较2023年同期的2240万美元增加720万美元，增幅32%，单位产量基础上减少7%至每桶油当量2.18美元[59] - 2024年第一季度总利息费用为4540万美元，资本化590万美元，费用化3960万美元；2023年同期总利息费用为1960万美元，资本化340万美元，费用化1620万美元[59] - 2024年第一季度记录当期所得税拨备1730万美元和递延所得税拨备4950万美元；2023年同期记录当期所得税拨备490万美元和递延所得税拨备5170万美元，有效所得税税率均为26%[59] 公司信贷协议修订情况 - 2024年3月22日修订信贷协议，重申借款基数为25亿美元，选举借款承诺从13.25亿美元增至15亿美元，最高贷款额度从20亿美元增至35亿美元，到期日延至2029年3月22日[61] 公司资本支出预计情况 - 2024年预计钻井、完井和设备资本支出为11 - 13亿美元，中游资本支出为2 - 2.5亿美元[62] 特拉华盆地运营钻井计划情况 - 2024年特拉华盆地运营钻井计划预计99%的完井水平段长度达1英里或以上[62] 公司现金流量情况 - 2024年第一季度经营活动提供的净现金为4.686亿美元，较2023年同期的3.395亿美元增加1.291亿美元[66] - 2024年第一季度投资活动使用的净现金为5.433亿美元，较2023年同期的3.435亿美元增加1.998亿美元[66] - 2024年第一季度融资活动提供的净现金为4280万美元，较2023年同期使用的3990万美元增加8270万美元[66] 公司资产负债情况 - 截至2024年3月31日，公司的流动资产为6.47309亿美元，净财产和设备为62.22274亿美元，其他长期资产为1.0466亿美元[68] - 截至2024年3月31日，公司的流动负债为8.28247亿美元，长期债务为14.45567亿美元，其他长期负债为7.29106亿美元[68] 公司合同现金义务情况 - 截至2024年3月31日，公司的总合同现金义务为30.65539亿美元，其中1年内到期的为2.85156亿美元，1 - 3年到期的为14.91308亿美元，3 - 5年到期的为10.47669亿美元，5年以上到期的为2.41406亿美元[73] 公司利息费用预计情况 - 假设2024年3月31日信贷协议和圣马特奥信贷安排的未偿金额和利率分别为7.18%和7.68%，这两项安排每年的利息费用预计分别约为1890万美元和4100万美元[73] - 截至2024年3月31日，6.992亿美元未偿还的2026年票据每年的利息费用预计约为4110万美元，5亿美元未偿还的2028年票据每年的利息费用预计约为3440万美元[74] 公司业务协议情况 - 公司为San Mateo提供特定资产区域的租赁权益，签订15年固定费用的石油运输、油气及产出水处理协议和35年天然气处理协议[76][77] 公司未完成承诺情况 - 截至2024年3月31日，公司有建设Pronto额外天然气处理厂的未完成承诺，设计进气处理能力为2亿立方英尺/天，还承诺购买7台压缩机[78] 公司油气价格情况 - 2024年第一季度，WTI原油期货均价为76.91美元/桶，公司实现加权平均油价77.58美元/桶；2023年同期分别为75.99美元/桶和75.74美元/桶[79] - 2024年第一季度，NYMEX亨利枢纽天然气期货均价为2.10美元/百万英热单位，公司实现加权平均天然气价格2.96美元/千立方英尺；2023年同期分别为2.74美元/百万英热单位和3.93美元/千立方英尺[79][80] - 截至2024年4月23日，WTI原油期货结算价为83.36美元/桶，较2024年第一季度均价上涨；NYMEX亨利枢纽天然气期货价格为1.81美元/百万英热单位，较2024年第一季度均价下降[79][80] 公司油价及天然气价格差异情况 - 截至2024年4月23日，米德兰 - 库欣（俄克拉荷马州）油价差异约为+1.30美元/桶；2024年第一季度，瓦哈 - 亨利枢纽天然气价格差异平均为 - 1.30美元/百万英热单位，3月31日至4月23日扩大至约 - 2.00美元/百万英热单位[81] 公司天然气基差差异衍生品合约情况 - 2024年前三个月，公司天然气基差差异衍生品合约实现净收益约30万美元；截至2024年4月23日，有衍生品合约对冲约83亿立方英尺2024年剩余时间和110亿立方英尺2025年的瓦哈 - 亨利枢纽基差差异[82] 公司所得税情况 - 2024年第一季度，公司记录当期所得税费用1730万美元，递延所得税费用4950万美元，有效所得税税率为26%[82] 行业规则动态情况 - 2024年3月6日，美国证券交易委员会通过新的气候相关披露规则，4月4日发布命令暂停该规则直至司法审查完成[83] - 2024年1月26日、3月8日和4月10日，美国环保署和土地管理局分别发布关于甲烷排放收费、监测控制和天然气浪费预防的规则[83] 公司衍生工具交易对手情况 - 截至2024年3月31日，美国银行是公司衍生工具的交易对手[84] 公司天然气基差互换合约情况 - 截至2024年3月31日，公司有天然气基差互换合约以降低天然气价格波动风险[85] 公司披露控制和程序情况 - 截至2024年3月31日，公司披露控制和程序有效[86] 公司财务报告内部控制情况 - 截至2024年3月31日的三个月内，公司财务报告内部控制无重大变化[87] 公司法律诉讼情况 - 截至2024年3月31日的三个月内，公司法律诉讼情况无重大变化[88]

财务数据和关键指标变化 - 公司在第一季度实现了较好的财务表现,营收和利润均有所增长 [1][2][3] - 公司已偿还了RBL贷款,目前仅有约2500万美元的借款,拥有15亿美元的可用RBL额度,财务实力较强 [17][29] - 公司通过股权发行和债券发行筹集了约35亿美元资金,为未来的收购和投资提供了充足的资金支持 [17][29] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司的油气产量在第一季度有所增长,主要得益于Stateline资产的良好表现 [50][51] - 公司正在积极开发新的油气井,第一季度计划投产43口新井,为未来的产量增长奠定基础 [7] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在天然气销售方面采取了多元化的策略,通过管道运输、套期保值等方式来规避Waha气价下跌的风险 [19][20][21][22][23] - 公司的中游业务为公司带来了稳定的现金流,有助于降低整体经营风险 [42][43][44] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司未来将继续保持有机增长和外延并购并举的发展策略,根据市场环境灵活调整 [12][13][14][15][16][29][30] - 公司在人才、技术和财务实力等方面具有较强的竞争优势,有望在行业内保持领先地位 [65][66][67] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司未来的发展前景保持乐观态度,认为公司在财务、人才和技术等方面具有较强的实力 [65][66][67] - 管理层表示将继续保持灵活的发展策略,根据市场环境适时调整有机增长和外延并购的节奏 [12][13][14][15][16][29][30] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Scott Hanold 提问** 公司目前在并购市场的机会如何,未来在有机增长和外延并购之间的平衡是如何考虑的? [11] **Joe Foran 回答** 公司将保持灵活的发展策略,根据市场环境适时选择有机增长或外延并购,两种方式都有各自的优势 [12][13][14][15][16][29][30] 问题2 **Tim Rezvan 提问** 公司未来的并购预算会是多少,有何具体规划? [28] **Joe Foran 回答** 公司的并购预算难以具体量化,将根据市场机会和公司实际情况而定,但公司有充足的财务实力支持并购 [29][30] 问题3 **Neal Dingmann 提问** 公司在服务外包方面是否更倾向于捆绑还是分散采购? [38] **Chris Calvert 回答** 公司在服务外包方面采取灵活的策略,既有捆绑采购也有分散采购,根据具体情况选择最优方案 [39][40][41]

财务状况 - 截至4月23日，公司流动性约15亿美元，杠杆率0.75倍，3月通过股权发行成功筹集3.47亿美元，自2023年12月1日以来完成约2.81亿美元“渐进式”收购[20] - 成功执行9亿美元6.5%的票据发行，超额认购4.5倍；3470万美元普通股发行获2.7倍超额认购，4月3日股价回升至交易前水平[193][195] 生产业绩 - Q1 2024总产量149,760 BOE/d，超预期；石油产量84,777 Bbl/d，天然气产量389.9 MMcf/d，均高于预期[24][39] - 预计2024年石油、天然气和总产量将达到此前公布指引范围高端，石油产量增长23%，天然气产量增长12%，油当量产量增长18%[72][73][74] 运营效率 - 钻井和完井资本支出及LOE成本低于预期，Q1 2024总D/C/E和中游资本支出4.3亿美元，低于预期的4.65亿美元[11][39] - “Simul - Frac”每口井节省约25万美元，“Trimul - Frac”每口井节省约35万美元，自2021年估计节省3500万美元[206] 中游业务 - 中游资产持续增值并保障流量，Q1 2024天然气处理量约3.99亿立方英尺/日，集输量约4.25亿立方英尺/日创纪录，调整后EBITDA为5800万美元，同比增长19%[12][66] 储备与发展 - 截至2023年12月31日，总探明储量4.601亿BOE，其中特拉华盆地4.526亿BOE，占比60%为石油[45] - 在特拉华盆地确定多达4640个（净1627个）潜在未来钻井位置，预计运营其中2287个（净1437个）[54] 股东回报 - 固定股息稳步增长3%，2024年年化股息0.8美元，当前收益率1.2%，宣布6月7日向5月17日登记在册股东支付每股0.2美元季度现金股息[2][45] 市场表现 - 3年指数化价格表现中，MTDR涨幅186%，跑赢WTI的39%和同行的139%，标普500涨幅27%[186] ESG表现 - 2019 - 2023年直接温室气体排放强度降低超55%，甲烷强度降低超70%，火炬燃烧强度降低超8

财务表现 - Matador Resources Company (MTDR)报告了2023年第一季度调整后的每股收益为1.71美元，超过了Zacks Consensus Estimate的1.48美元[1] - 第一季度总收入为7.88亿美元，超过了Zacks Consensus Estimate的7.26亿美元[2] - Matador的第一季度强劲业绩得益于高总产量，平均每天超过149,700桶油当量，以及油价的上涨[3] - Matador报告的2024年第一季度油价平均销售价格为每桶77.58美元，高于去年同期的75.74美元[5] 生产数据 - Matador报告的2023年第一季度石油产量为每天84,777桶，高于去年同期的58,941桶[7] - Matador的总产量在第一季度达到149,760桶油当量/天，高于去年同期的106,654桶油当量/天[8] - Matador预计2024年全年平均日油当量产量将达到153,000-159,000桶油当量/天，较去年增长约20%[11] 财务状况 - Matador截至2024年3月31日，现金和受限制现金为7430万美元，长期债务为19.716亿美元[10] 排名和建议 - Matador目前持有Zacks Rank 3 (Hold)[12] - 投资者可以考虑一些排名更高的公司，如Murphy USA Inc. (MUSA)、SM Energy Company (SM)和Global Partners (GLP)，它们目前都持有Zacks Rank 1 (Strong Buy)[13]

公司业绩 - Matador Resources (MTDR)在本季度每股收益为1.71美元，超过了Zacks Consensus Estimate的1.48美元[1] - Matador在过去四个季度中四次超过了市场预期的每股收益[2] - Matador本季度的营收为7.8769亿美元，超过了Zacks Consensus Estimate[3] - Matador股价自年初以来上涨了13.8%[4] 投资者关注 - 投资者关注Matador未来的业绩展望，特别是关注公司的盈利前景[5] - 根据Zacks Rank的数据，Matador的估值修订趋势为混合状态，目前为Zacks Rank 3 (Hold)[6] - 投资者应该注意行业前景对股票表现的影响，当前石油和天然气勘探与生产行业处于Zacks行业排名的底25%[7]

产量表现 - 预计2024年全年将实现总油气当量产量、原油产量和天然气产量的高端指引[2] - 第一季度2024年总油气产量超出预期，平均为149,760桶油当量每天[4] - 预计2024年全年油气产量将达到91,000至95,000桶原油每天，370至386百万立方英尺的天然气每天，总产量为153,000至159,000桶油当量每天[5] - Matador在2024年第一季度实现了平均每天149,760桶油当量的产量[15] 成本效益和效率提升 - 第一季度2024年，Matador的油气产量超出预期，同时降低成本并提高效率[7] - Matador通过创新实现了约100,000美元的成本效益，继续探索其他降低成本的创新方式[10] - Matador公司2024年第一季度的植物和其他中游运营费用为每桶油当量2.91美元，比2023年第四季度的每桶油当量2.56美元增加了14%[20] 资本支出和财务表现 - Matador在2024年第一季度采取重要措施加强资产负债表，包括修改信贷协议和发行债券[11] - Matador公司2024年第一季度的资本支出为4.3亿美元，低于预期的4.65亿美元，其中D/C/E资本支出为3.507亿美元，比预期低了约3500万美元[21] - 2024年第一季度，Matador Resources Company的净收入为7.0354亿美元，较2023年同期增长40.1%[35] - 2024年第一季度，Matador Resources Company的调整后每股收益为1.71美元，较2023年同期增长14%[35] - Matador Resources Company的经调整自由现金流为505,370千美元，较2023年同期的365,224千美元增长39%[44]

中游业务布局与发展 - 公司通过持股51%的San Mateo和全资子公司Pronto开展中游业务[36] - 2023年San Mateo完成新中游交易，预计未来增加天然气处理和水处理量；Pronto也完成新交易，预计增加天然气处理量[37][38][39] - 2017年2月17日公司与Five Point成立San Mateo合资企业，获1.715亿美元，有潜力在五年内获7350万美元绩效激励，至2023年1月31日已全部获得[77] - 2019年2月25日公司与Five Point成立San Mateo II，Five Point承诺支付前1.5亿美元资本支出中的1.25亿美元，公司有潜力在2024年年中前获1.5亿美元绩效激励，截至2024年2月20日已获8570万美元[78] - 2020年10月1日San Mateo II并入San Mateo，公司和Five Point分别持股51%和49%[79] - 2022年6月30日公司收购新墨西哥州利阿县和埃迪县的Marlan加工厂、三个压缩机站和约45英里天然气集输管道[80] - 2020年San Mateo完成Black River加工厂扩建，新增日进气量2亿立方英尺，总设计进气量达4.6亿立方英尺/天[82] 资本支出与财务安排 - 2023年公司钻完井等资本支出为11.6亿美元，低于2月预计的11.8 - 13.2亿美元，处于7月修订后预计范围11 - 12.2亿美元的中间[38] - 2023年第四季度公司将季度现金股息从每股0.15美元提高至0.20美元[38] - 公司收到来自Five Point的3820万美元绩效激励[38] - 公司发行了本金总额为5亿美元、利率6.875%、2028年到期的高级票据[38] - 公司信贷协议下的借贷基础从2022年底的22.5亿美元增至25亿美元，选定的借贷承诺从7.75亿美元增至13.25亿美元，最大信贷额度从15亿美元增至20亿美元[38] - 2023年10月San Mateo循环信贷安排的贷款人承诺从4.85亿美元增至5.35亿美元[38] 环保与排放指标 - 2022年公司直接温室气体排放强度较2019年降低44%，甲烷排放强度降低61%，火炬燃烧强度降低84%[43] 储量与产量数据 - 截至2023年12月31日，公司总探明储量为460070千桶油当量，平均日产量为131813桶油当量[45] - 2023年公司在特拉华盆地完成并投产222口总井（99.6口净井）水平井，包括119口总井（94.0口净井）作业井和103口总井（5.6口净井）非作业井[51] - 2023年特拉华盆地平均日产油当量增至126,720桶油当量/天，较2022年增长约27%，其中日产油74,697桶，日产天然气312.1百万立方英尺[52] - 截至2023年12月31日，公司约98%的估计总探明石油和天然气储量（4.526亿桶油当量）来自特拉华盆地，较2022年增长31%[53] - 截至2023年12月31日，公司在特拉华盆地确定了4,640个总井（1,627个净井）潜在未来钻探位置，约三分之二预计水平段长度约2英里或更长，约83%预计水平段长度约1.5英里或更长[54] - 2023年羚羊岭资产区投产20口总井（16.8口净井）作业井和18口总井（0.9口净井）非作业井[57] - 罗德尼·罗宾逊租赁地的8口井在约10个月内累计产油约170万桶油当量[58] - 2023年南德克萨斯鹰福特页岩区平均日产油当量降至1,068桶油当量/天，较2022年下降22%[71] - 截至2023年12月31日，约1%的估计总探明石油和天然气储量（300万桶油当量）来自鹰福特页岩区[72] - 2023年公司参与了22口总井（0.4口净井）非作业海恩斯维尔页岩井的钻探和完井并投产[73] - 2023年西北路易斯安那州租赁权益的平均日产油当量为4,025桶油当量/天，约占公司平均日产油当量的3%[75] - 2023年公司净产油量2754.2万桶、天然气1234亿立方英尺，油当量4811.2万桶，日均产量131813桶油当量[96] - 2023年全年总油当量产量约4810万桶油当量，较2022年的约3850万桶油当量增长25%[110] - 2023年平均每日油当量产量为131,813桶油当量/天，2022年为105,465桶油当量/天[110] - 2023年平均每日石油产量为75,457桶/天，较2022年的60,119桶/天增长26%[110] - 2023年平均每日天然气产量为33810万立方英尺/天，较2022年的27210万立方英尺/天增长24%[110] - 2022年全年总油当量产量约3850万桶油当量，较2021年的约3150万桶油当量增长22%[111] - 2022年平均每日油当量产量为105,465桶油当量/天，2021年为86,176桶油当量/天[111] - 2022年平均每日石油产量为60,119桶/天，较2021年的48,876桶/天增长23%[111] - 2022年平均每日天然气产量为27210万立方英尺/天，较2021年的22380万立方英尺/天增长22%[111] - 截至2023年12月31日，公司运营的所有油井平均工作权益约为84%，非运营油井工作权益从不到1%到约52%不等，平均约为10%[113] - 截至2023年12月31日，公司共有1886口总井，净井为885.4口[114] - 2023年末公司总探明石油和天然气储量从2022年末的3.567亿桶油当量增至4.601亿桶油当量，增幅29%[119] - 2023年末公司探明石油储量从2022年末的约1.963亿桶增至约2.723亿桶，增幅39%；探明天然气储量从9626亿立方英尺增至1.13万亿立方英尺，增幅17%[120] - 2023年末公司探明储量与产量比为9.6，较2022年末的9.3增加3%[120] - 2023年末公司总探明石油和天然气储量的标准化度量值从2022年末的69.8亿美元降至61.1亿美元，降幅12%；PV - 10从91.3亿美元降至77.0亿美元，降幅16%[121] - 2023年用于估算探明储量的首月算术平均油价和天然气价分别为每桶74.70美元和每百万英热单位2.64美元，较2022年分别下降17%和58%[121] - 2023年末公司探明已开发石油和天然气储量从2022年末的2.215亿桶油当量增至2.921亿桶油当量，增幅32%[124] - 2023年末公司探明已开发石油储量从2022年末的1.160亿桶增至1.616亿桶，增幅39%；探明已开发天然气储量从6329亿立方英尺增至7827亿立方英尺，增幅24%[125] - 2023年末公司探明未开发石油和天然气储量从2022年末的1.352亿桶油当量增至1.680亿桶油当量，增幅24%[128] - 2020 - 2023年公司累计将1.42346亿桶油当量的探明未开发储量转化为探明已开发储量，累计投资13.74261亿美元[130] - 2023年末公司探明储量中油占比59%，气占比41%；2022年末油占比55%，气占比45%[121] - 公司净探明储量中，石油为272,277MBbl，天然气为1,126.8Bcf，油当量为460,070MBOE，标准化计量值为61.135亿美元，PV - 10值为77.041亿美元[133] 土地权益与到期情况 - 2023年12月31日，公司持有的租赁、矿产或其他权益的总面积为29.85万英亩（毛面积）和18.16万英亩（净面积），其中已开发面积为25.18万英亩（毛面积）和14.83万英亩（净面积），未开发面积为4.67万英亩（毛面积）和3.33万英亩（净面积）[142] - 2023 - 2028年，公司未开发面积到期情况为2024年到期5100英亩（毛面积）和2800英亩（净面积），2025年到期10100英亩（毛面积）和5200英亩（净面积），2026年到期10200英亩（毛面积）和4500英亩（净面积），2027年到期11700英亩（毛面积）和11400英亩（净面积），2028年到期6700英亩（毛面积）和6700英亩（净面积），2029年及以后到期2600英亩（净面积）[143][144] - 2023年到期未开发面积中约66%与公司位于新墨西哥州利县北部的Twin Lakes资产区有关[144] - 截至2023年12月31日，未开发面积到期将影响公司约3%的探明石油和天然气储量[147] 生产井情况 - 2023年公司开发井生产井为222口（毛井）和84.1口（净井），勘探井生产井为24口（毛井）和16.9口（净井），总生产井为246口（毛井）和101.0口（净井）[149] - 截至2023年12月31日，公司有46口（毛井）和37.8口（净井）开发井以及6口（毛井）和4.9口（净井）勘探井正在钻探、完井或等待完井作业[150] 产品销售与价格影响因素 - 公司原油通过长期和短期石油购买协议销售，价格与石油市场供需相关，运输成本通常从售价中扣除[151] - 公司天然气通过长期和短期天然气购买协议销售，价格根据各种管道指数计算，有机会时会对天然气进行处理提取NGLs并获得收益[152] - 公司油气和NGL产品价格受国内外供需、OPEC + 行动、政府法规、天气等多种因素影响而波动[153] - 2023、2022、2021年，公司三个主要买家分别占石油、天然气和NGL总收入约76%、70%和72%[154] - 公司石油和天然气生产价格常低于相关基准价格，基准价与公司售价的差价增大会影响业务和现金流[154] - 天然气需求和价格通常冬季上升、夏季下降，石油和取暖油需求在冬季和夏季驾驶季较高[156] - 2023年石油均价为77.60美元/桶，2022年为94.33美元/桶；天然气均价为2.66美元/百万英热单位，2022年为6.54美元/百万英热单位[223] - 2023年石油价格最高为93.68美元/桶，最低为66.74美元/桶；天然气价格最低为1.99美元/百万英热单位，最高为4.17美元/百万英热单位，年末为2.51美元/百万英热单位[223] - 油气价格下跌会减少公司收入、产量，影响财务状况、运营结果、现金流和储量，还可能降低借款基数[225][226] - 公司大部分油气和NGL销售在现货市场或基于现货价格的合同，非长期固定价格合同[224] 竞争与市场环境 - 公司面临来自主要和独立油气公司、公共和私人中游公司等多方面竞争，许多竞争对手资源更丰富[157][158] 环保措施与成本 - 公司通过连接管道、使用VRU等设备和实施检测维修计划来减少天然气排放[161][162] - 公司利用技术处理和再利用采出水，减少淡水使用和采出水处理量，节省成本[164] - 公司通过批量钻井、钻更长侧井等方式减少地表占用，并与监管机构合作[166] 法规政策影响 - 公司油气业务受联邦、州和地方法律法规监管，合规成本和影响难以预测[168] - 2021年拜登政府发布联邦租赁命令限制新租赁和钻探许可，2022年部分州禁令被解除，内政部已恢复部分州租赁销售[173] - 约32%的特拉华盆地租赁和矿权面积位于联邦土地上，相关联邦行动或影响公司油气业务[178] - 2022年11月，EPA建议将温室气体社会成本从每公吨51美元提高到190美元，2023年12月最终规则采用该数值[175] - 2022年11月，BLM提出新规则以减少天然气浪费，该规则尚未通过[177] - 2023年11月，哥伦比亚特区联邦地方法院驳回环保组织诉讼，但该组织已上诉且上诉待决[176] - 2023年9月，PHMSA发布适用于天然气输送、分配和集输管道的拟议规则，要求更新应急响应计划和其他安全措施[186] - 新墨西哥州有提议对天然气加工商征收附加税，若实施可能影响公司天然气价格[187] - 联邦层面有讨论多种能源税提案，包括废除百分比折耗津贴、取消无形钻探和开发成本扣除等，或影响公司财务状况[188] - 2020年新墨西哥联邦地方法院驳回案件，上诉后2021年自愿撤诉，哥伦比亚特区诉讼2022年也被驳回[174] - 2022年环保组织起诉BLM，2023年11月联邦地方法院驳回，环保组织上诉待决[176] - 2021年美国重新加入《巴黎协定》，并设定到2030年将全经济范围内的净温室气体污染从2005年水平减少50 - 52%的减排目标[199] - 2021年《格拉斯哥气候公约》提出到2030年将甲烷排放量减少30%[199] - 2019年新墨西哥州州长签署

财务数据和关键指标变化 - 去年产量、收入、租赁面积、库存和股息均上升，其中租赁面积上升18%，成本和债务下降，包括LOE、钻井成本、G&A和债务 [6] - 2023年当前税率下降约1%，预计2024年现金税为税前收入的5% - 10%，且不会受到替代最低税影响 [57] - 资产从27万美元增长到近100亿美元，储量从3.6亿美元增长到4.6亿美元，若油价未下滑可能接近5亿美元 [105][119] - 2012年上市时拥有7500英亩土地，如今在特拉华盆地的土地从11.9万英亩增加到15.2万英亩 [119] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 一季度因中游维护问题影响日产量约5500桶，占全年预期产量的1%，预计后续季度可弥补 [7] - 2023年8月投产的21口玛格丽塔井表现良好，平均含油率超84% [16] - 一口第三骨泉碳酸盐岩井初始产量约2600桶油当量/天，含油率约86% [18] - 2024年预计投产94口净井，其中21口匕首湖南部井将于二季度投产，有望推动下半年产量大幅增长 [37][99] 土地业务 - 去年完成200笔土地交易，今年有望继续通过此类交易增加产量和储量 [45][96] 中游业务 - 圣马特奥和普罗托系统的正常运行时间表现出色，团队间沟通良好 [36] - 普罗托至圣马特奥的连接器预计一季度末完工，可实现双向流动，提高系统灵活性和流量保障 [28][42] - 2024年约9000 - 1亿美元用于马林2号工厂建设，还有相关连接器和压缩机站的资本支出 [101] 各个市场数据和关键指标变化 文档未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 持续专注于特拉华盆地北部的油气开发，特别是利县地区，该地区油井含油率高 [40] - 积极寻求土地收购机会，通过与其他公司的资产交易实现资产合理化和增长 [45] - 探索与合作伙伴的合作，以提升系统和工厂的价值和效率，但并非单纯为了融资 [55] - 关注技术创新，如采用Trimul - Frac和U - Turn井技术，提高运营效率和降低成本 [63][65] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 去年是重要的一年，今年的重要性也在增加，各项业务指标向好，发展方向正确 [6] - 对一季度中游问题的解决充满信心，预计问题将在本季度末解决，为全年生产奠定良好基础 [14] - 土地团队的交易策略有效，预计未来将继续通过此类交易实现增长 [22][47] - 对2024年的生产和发展前景持乐观态度，预计产量将增长，特别是二季度投产的油井将推动产量提升 [37][99] 其他重要信息 - 公司测量室24/7运行，多年来为公司增加了约3200万美元收入 [104] - Maxcom团队自成立以来创造了265项记录，节省了约4000万美元成本，提高了钻井和完井效率 [107] - 管理层持有公司约6%股份，超90%员工参与员工股票购买计划，利益一致 [118] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 中游约束问题及影响 - 中游问题主要是旧系统的维护，公司受影响较小，本月影响日产量约5500桶，占全年预期产量的1%，预计后续季度可弥补 [7] - 公司对一季度末解决中游问题充满信心，普罗托至圣马特奥的连接器预计届时完工，可提高系统灵活性和流量保障 [14][28] 问题: 先进井的表现及后续井的预期 - 2023年8月投产的21口玛格丽塔井表现良好，平均含油率超84% [16] - 匕首湖南部井预计二季度投产，与玛格丽塔井岩石质量相似，含油率高，预计投产时间为二季度中晚期 [24][26] 问题: 区域重点及与其他区域的比较 - 公司将继续专注于特拉华盆地北部利县地区的开发，该地区油井含油率高，与罗德尼·罗布森州界线地区相比各有优势 [40] 问题: 土地收购是否会继续成为优先事项及机会 - 土地收购将继续是公司的优先事项，公司土地团队去年完成200笔交易，预计未来将继续通过此类交易实现增长 [45][47] 问题: 现金税情况及未来趋势 - 2023年当前税率下降约1%，预计2024年现金税为税前收入的5% - 10%，且不会受到替代最低税影响，未来将继续努力降低现金税 [57][81] 问题: Trimul - Frac的效率及成本效益 - 公司对Trimul - Frac技术感到兴奋，预计将带来显著的运营效率提升，具体效益将在4月的电话会议中详细讨论 [63] 问题: U - Turn井的情况及资本节省 - U - Turn井在德克萨斯州的狼溪资产上取得了成功，产量表现与2英里长的直井相似，成本节省显著，未来计划增加此类井的钻探 [65] 问题: 21口匕首湖井的具体情况及投产时间 - 匕首湖南部井的作业按计划进行，预计二季度投产，将推动下半年产量大幅增长 [24][74] 问题: 中游系统连接后的冗余性及潜在合作伙伴情况 - 先进至普罗托和普罗托至圣马特奥连接后将增加系统冗余性，减少对第三方的依赖 [77] - 2025年上半年计划建设的2亿美元新工厂，公司将优先使用自有产量填充，同时积极寻求第三方合作机会 [78] 问题: 现金流量表中6800万美元支付给先进公司的详情及未来预期支付 - 这是一笔额外的土地权益收购交易，与去年的交易互补，预计未来该交易将继续带来良好回报 [82][83] 问题: 收购带来的产量情况 - 先进公司的额外收购带来约1000桶油当量/天的产量，含油率为77% - 80% [84] 问题: 2024年Simul - 或Trimul - Frac作业的成本和效率效益是否已纳入展望 - 相关成本节省已纳入公司资本预算，Simul - Frac自2021年试点以来已成为公司业务的重要组成部分 [86] 问题: 马林加工厂的产量分配情况 - 目前仍在规划阶段，待确定后将与投资者分享 [94] 问题: 额外先进资产收购的时间及对产量的影响 - 1000桶油当量/天的产量是全季度影响，该交易在2024年将继续带来良好回报 [96] 问题: 生产指导是否考虑未来小规模收购的增量产量 - 2024年主要考虑已接近完成或已完成的收购，其他主要为有机增长 [97] 问题: 如何实现四季度石油出口率目标及资本支出和投产节奏 - 2024年预计投产94口净井，其中21口二季度投产，将推动产量提升，为四季度出口率奠定基础 [99] 问题: 2024年中游预算中用于加工厂扩建的金额 - 2024年约9000 - 1亿美元用于马林2号工厂建设，还有相关连接器和压缩机站的资本支出 [101] 问题: 增加对第一骨泉碳酸盐岩井资本投入的决策思路及井的预期表现 - 该区域油井表现良好，公司过去多年的开发经验表明该区域具有潜力，预计未来将继续保持良好表现 [70][111] 问题: 圣马特奥和普罗托系统的产量分配及未来趋势 - 目前圣马特奥约70% - 80%为公司产量，普罗托相反，新工厂建成后预计公司产量占比约60% - 65% [112] 问题: 马林工厂扩建后是否有其他区域需要扩大处理能力 - 文档未提及明确回答

Matador公司财报要点 - Matador在2023年第四季度取得了创纪录的每日产量，达到了154,300桶油气当量，超出了预期[4] - Matador在2023年第四季度实现了净利润为2.545亿美元，调整后的EBITDA为5.528亿美元[7] - Matador预计在2024年将继续增长，全年平均产量预计将达到156,000桶油气当量，同比增长18%[11] - Matador计划在2024年进行12亿美元的钻井、完井和装备资本支出，以提高效率和降低成本[15] - Matador计划在2024年继续扩大中游业务，预计马兰加工厂的扩建项目将于2025年上半年完成[20] - 2023年第四季度，Matador的平均日产量创下历史新高，达到154,300桶油当量每天[23] - 2023年全年，Matador的净现金流为18.7亿美元，调整后的自由现金流为4.6亿美元[23] - 2024年，Matador的油气产量指引为91,000至95,000桶/天，总产量指引为153,000至159,000桶油当量/天[23] - Matador的租赁运营费用在2023年第四季度为每桶油当量5.06美元，较前一季度下降5%[27] - Matador的总部及行政费用在2023年第四季度为每桶油当量2.08美元，较前一季度下降18%[28] - Matador的总证明石油和天然气储量增长了29%，达到460.1百万BOE，创下历史新高[39] - Matador的总证明石油和天然气储量的标准化衡量从2022年的69.83亿美元下降到2023年的61.13亿美元，PV-10从2022年的91.32亿美元下降到2023年的77.04亿美元[40] - Matador的2024全年指导预计石油产量将增长23%，天然气产量将增长12%，油当量产量将增长18%[43] - Matador预计2024年的D/C/E资本支出将为11亿美元至13亿美元，较2023年实际结果增长3%[46] - Matador预计2024年的中游资本支出将为2亿美元至2.5亿美元，其中包括San Mateo的51%股份在内的其他全资中游项目[47] - Matador预计2024年将在Delaware盆地运营八个钻井平台[45] - Matador预计2024年的平均每完成横向英尺的钻井和完井成本将为1010美元，较2023年下降6%[46] - Matador预计2024年将有263个操作和非操作水平井投入生产，其中94%为油[48] - Matador预计2024年的石油、天然气和油当量产量将增长18%[50] - Matador预计2024年第一季度平均每日油当量产量将从2023年第四季度的154,261桶/天降至约145,750桶/天，然后季度逐季度增加，预计2024年第四季度达到每日160,000至162,000桶的范围[51] - Matador预计2024年Delaware盆地的总油当量产量将达到55.7百万桶当量油（61%为油），2024年中点指引，较2023年增长20%[53] - Matador预计2024年第一季度资本支出将约为3.5亿至4.2亿美元，较2023年第四季度的2.61亿美元增长48%，主要是由于预计将在2024年第二季度将21口Dagger Lake South井的完工成本转为销售，以及预计相对于年余的非运营井资本支出增加[54] Matador公司财务状况要点 - 2023年第四季度，Matador Resources Company的现金和受限制现金总额为106,298千美元[70] - Matador Resources Company的总资产为7,726,996千美元，较2022年底增长39.2%[68] - Matador Resources Company的净收入为254,539千美元，较去年同期基本持平[69] - Matador Resources Company的调整后每股稀释普通股收益为2.12美元，较去年同期略有增长[69] - Matador Resources Company的调整后EBITDA为365,611千美元，较去年同期略有下降[69] - Matador Resources Company的调整后自由现金流为618,347千美元，较去年同期略有增长[70] - Matador Resources Company的油气收入为753,246千美元，较去年同期有所增长[69] - Matador Resources Company的生产税、运输和加工费用为75,319千美元，较去年同期有所增加[69] - Matador Resources Company的资产折旧、摊销和递延税额为220,055千美元，较去年同期有所增长[70] - Matador Resources Company的总负债为2,914,033千美元，较2022年底增长75.6%[68] - 调整后的EBITDA是一个非GAAP财务指标，用于评估公司的运营绩效和比较不同期间的运营结果[71] - Matador Resources Company的调整后EBITDA在2023年12月31日达到了582,999千美元[73] - 调整后的净收入和调整后的每股摊薄普通股收益是非GAAP财务指标，提供了投资者额外的相关比较[75] - 调整后的自由现金流是一个非GAAP财务指标，用于评估公司管理运营现金流的能力[76] - Matador Resources Company的调整后自由现金流在2023年12月31日达到了180,512千美元[79] San Mateo公司财报要点 - San Mateo在2023年第四季度的净收入为43.7百万美元，调整后的EBITDA为61.6百万美元，均创下纪录[32] - San Mateo在2023年第四季度的天然气收集和处理量均创下历史新高，分别为416百万立方英尺/天和413百万立方英尺/天[33] - San Mateo在2023年第四季度调整后的自由现金流为18.84亿美元[80] - San Mateo在2023年底的PV-10为77.04亿美元[80] Pronto公司财报要点 - Pronto在2023年第四季度的Marlan加工厂实现了54.4百万立方英尺/天的天然气平均处理量，

公司整体财务数据关键指标变化 - 2023年第三季度，公司GAAP基础下归属于股东的净利润为2.637亿美元（摊薄后每股2.20美元），2022年同期为3.376亿美元（摊薄后每股2.82美元）；2023年第三季度调整后EBITDA为5.083亿美元，2022年同期为5.397亿美元[125] - 2023年前九个月，公司GAAP基础下归属于股东的净利润为5.915亿美元（摊薄后每股4.93美元），2022年同期为9.604亿美元（摊薄后每股8.01美元）；2023年前九个月调整后EBITDA为13亿美元，2022年同期为16.7亿美元[126] - 2023年前三季度总营收为19.70653亿美元，2022年同期为23.5055亿美元；2023年第三季度总营收为7.72294亿美元，2022年同期为8.40928亿美元[133] - 2023年前九个月净收入为6.34418亿美元，归属于公司股东的净收入为5.91535亿美元；2022年同期分别为10.14408亿美元和9.60414亿美元[155] - 2023年前九个月经营活动提供的净现金从15.32亿美元降至12.49亿美元，减少2.83亿美元[187][188] - 2023年前九个月投资活动使用的净现金从7.61亿美元增至26.62亿美元，增加19亿美元[187][189] - 2023年前九个月融资活动提供的净现金从使用4.16亿美元变为提供9.28亿美元，增加13.4亿美元[187][190] - 2023年前九个月合并利润表中收入为17.90亿美元，费用为10.50亿美元，净收入为5546.93万美元[194] - 2023年前九个月调整后EBITDA为12.97亿美元，2022年同期为16.65亿美元[187] - 2023年第三季度，公司股东应占净收入降至2.637亿美元，较2022年同期减少7380万美元[199] - 2023年前九个月，公司股东应占净收入降至5.915亿美元，较2022年同期减少3.689亿美元[201] - 2023年第三季度，调整后EBITDA降至5.083亿美元，较2022年同期减少3150万美元[202] - 2023年前九个月，调整后EBITDA降至13.0亿美元，较2022年同期减少3.686亿美元[203] 公司业务收购与资本支出 - 2023年4月12日，公司子公司完成对Advance Energy Partners Holdings的收购，现金对价约16亿美元，或有对价为2023年每月油价超85美元/桶时每月750万美元，4月12日或有对价公允价值为2120万美元[128] - 2023年第三季度和前九个月，或有对价公允价值变动分别为费用1570万美元和收入20万美元，2023年10月支付750万美元或有对价，截至9月30日第四季度或有对价剩余支付估计公允价值为1350万美元[128] - 2023年公司估计的钻井、完井和设备（D/C/E）资本支出为11 - 12.2亿美元，10月24日将预计的中游资本支出从1.5 - 2亿美元降至1.35 - 1.65亿美元[134] - 2023年D/C/E资本支出预计为11 - 12.2亿美元，10月24日将中游资本支出预期从1.5 - 2亿美元降至1.35 - 1.65亿美元[182] 公司钻机运营情况 - 2023年初公司在特拉华盆地运营7台钻机，4月12日收购完成后运营8台，6月底释放1台，目前计划2023年剩余时间运营7台，2024年第一季度增加至8台[129] - 2023年剩余时间计划在特拉华盆地运营7台钻机，2024年第一季度增加至8台[182] - 2023年特拉华盆地运营钻井计划预计96%的完钻水平段长度超1英里[182] 公司各区域投产井情况 - 2023年第三季度，公司在特拉华盆地投产64口总水平井（27.9口净井），其中29口总运营水平井（26.1口净井）和35口总非运营水平井（1.8口净井）[131] - 2023年第三季度，公司在南德克萨斯州鹰福特页岩区和路易斯安那州西北部海恩斯维尔页岩及棉谷区未投产运营井，仅参与海恩斯维尔页岩区1口总井（不到0.1口净井）投产[131] - 2023年第三季度公司总井数为65口（毛井数）和27.9口（净井数），其中特拉华盆地毛井数为64口，净井数为27.9口[132] 公司各区域产量情况 - 2023年第三季度，公司总油当量产量为1240万桶油当量，平均日油当量产量为135,096桶油当量/天，其中石油占比57%（77,529桶/天），天然气占比43%（3.454亿立方英尺/天），石油和天然气日均产量同比分别增长29%和28%[124] - 2023年第三季度特拉华盆地平均日产油当量为130,400桶油当量/天，较2022年第三季度的99,700桶油当量/天增长31%[133] 公司股息与信贷情况 - 2023年前三季度公司董事会宣布普通股季度现金股息为0.15美元/股，10月19日将未来股息提高至0.20美元/股，并宣布12月1日支付该季度股息[135] - 2023年3月31日借款基数重申为22.5亿美元，选定承贷额从7.75亿美元增至12.5亿美元；10月19日借款基数从22.5亿美元增至25亿美元，选定承贷额从12.5亿美元增至13.25亿美元，最大信贷额度从15亿美元增至20亿美元[136][137] - 2023年4月11日公司完成出售5亿美元2028年到期的6.875%优先票据，净收益约4.876亿美元用于部分偿还信贷协议借款[138] - 截至2023年9月30日，公司信贷协议下有5.3亿美元借款、约4540万美元未偿还信用证，有6.992亿美元2026年到期的5.875%优先票据和5亿美元2028年到期优先票据；9月30日至10月24日偿还3000万美元信贷协议借款[139] - 2023年10月19日，公司信贷协议的借款基础从22.5亿美元增加到25亿美元，选定承付款从12.5亿美元增加到13.25亿美元，最高贷款额度从15亿美元增加到20亿美元[177] 公司各项收入情况 - 2023年第三季度油气收入为7.015亿美元，较2022年同期的7.514亿美元减少4990万美元，降幅7%；其中石油收入增加6610万美元，增幅13%，天然气收入减少1.16亿美元，降幅51%[144] - 2023年第三季度第三方中游服务收入为2990万美元，较2022年同期的2470万美元增加520万美元，增幅21%；购买天然气销售为4030万美元，较2022年同期的7790万美元减少3760万美元，降幅48%[145][146] - 2023年前九个月油气收入减少4.784亿美元（21%）至17.9亿美元，其中石油收入减少1.321亿美元（8%）至15亿美元，天然气收入减少3.463亿美元（54%）至2.918亿美元[149] - 2023年前九个月第三方中游服务收入增加2260万美元（35%）至8650万美元[150] - 2023年前九个月购买天然气销售收入减少5080万美元（32%）至1.065亿美元[151] 公司衍生品情况 - 2023年第三季度衍生品实现损失为700万美元，2022年同期为5630万美元；2023年前九个月为650万美元，2022年同期为1.399亿美元[147][152] - 2023年第三季度衍生品未实现收益为750万美元，2022年同期为4310万美元；2023年前九个月未实现损失为820万美元，2022年同期为150万美元[148][153] 公司各项费用情况 - 2023年第三季度生产税、运输和加工费用减少230万美元（3%）至7170万美元，单位产量费用减少24%至每桶油当量5.77美元[156] - 2023年第三季度租赁运营费用增加2400万美元（57%）至6640万美元，单位产量费用增加22%至每桶油当量5.34美元[157] - 2023年第三季度工厂和其他中游服务运营费用增加600万美元（24%）至3080万美元[159] - 2023年第三季度折旧、损耗和摊销费用增加7390万美元（62%）至1.928亿美元，单位产量费用增加26%至每桶油当量15.51美元[160] - 2023年第三季度，公司一般及行政费用增加420万美元，即15%，达到3170万美元；按单位产量计算，下降11%，至每桶油当量2.55美元[161] - 2023年第三季度，公司总利息支出为4280万美元，其中740万美元资本化，3540万美元计入运营费用；2022年同期分别为1900万美元、300万美元和1600万美元[162] - 2023年第三季度，公司当期所得税拨备为900万美元，递延所得税拨备为560万美元；2022年同期分别为30万美元和1.137亿美元；2023年和2022年有效所得税税率分别为5%和25%[163] - 2023年前九个月，公司生产税、运输和加工费用减少3030万美元，即14%，降至1.892亿美元；按单位产量计算，下降28%，至每桶油当量5.58美元[164] - 2023年前九个月，公司租赁运营费用增加5570万美元，即48%，达到1.718亿美元；按单位产量计算，增加23%，至每桶油当量5.07美元[165] - 2023年前九个月，公司工厂及其他中游服务运营费用增加2620万美元，即40%，达到9250万美元[167] - 2023年前九个月，公司折旧、损耗和摊销费用增加1.619亿美元，即48%，达到4.966亿美元；按单位产量计算，增加23%，至每桶油当量14.64美元[168] - 2023年前九个月，公司一般及行政费用减少80万美元，即1%，降至8090万美元；按单位产量计算，下降18%，至每桶油当量2.38美元[169] 公司资产负债情况 - 截至2023年9月30日，合并资产负债表中流动资产为6.41亿美元，净财产和设备为56.81亿美元[194] - 截至2023年9月30日，合并资产负债表中流动负债为7.07亿美元，长期债务为17.14亿美元[194] - 截至2023年9月30日，公司总合同现金义务为31.96588亿美元，其中1年内到期1.26316亿美元，1 - 3年到期10.00367亿美元，3 - 5年到期18.06652亿美元，超过5年到期2.63253亿美元[205] - 截至2023年9月30日，公司信贷协议下有5.30亿美元借款和4540万美元未偿还信用证，预计每年利息费用约3990万美元；San Mateo信贷安排下有4.75亿美元借款和900万美元未偿还信用证，预计每年利息费用约3690万美元[205][206] - 截至2023年9月30日，6.992亿美元2026年到期票据每年利息费用约4110万美元，5亿美元2028年到期票据每年利息费用约3440万美元[210] 公司产品价格情况 - 2023年第三季度，WTI原油期货合约价格平均为82.22美元/桶，低于2022年同期的91.43美元/桶[209] - 2023年第三季度，公司石油生产加权平均油价为82.49美元/桶，低于2022年同期的94.36美元/桶[209] - 截至2023年10月24日，WTI原油期货合约价格降至83.74美元/桶，低于9月底的90.79美元/桶，也低于2022年10月24日的84.58美元/桶[209] - 2023年第三季度天然气均价为2.66美元/百万英热单位，2022年同期为7.95美元/百万英热单位；2023年前三季度天然气加权平均价格为3.56美元/千立方英尺（含衍生品损失为3.34美元/千立方英尺），2022年同期为9.22美元/千立方英尺（含衍生品损失为7.55美元/千立方英尺）[210][211] - 2023年10月24日，NYMEX亨利枢纽天然气期货合约最早交割日期价格为2.97美元/百万英热单位，较2023年第三季度均价上涨，较2022年10月24日的5.20美元/百万英热单位下降[211] - 2023年10月24日，米德兰 - 库欣（俄克拉荷马州）油价差异为正，约+0.80美元/桶[213] - 2023年前九个月，瓦哈 - 亨利枢纽天然气基差差异平均为 - 0.90美元/百万英热单位，2023年9月30日至10月24日，该差异扩大至约 - 1.30美元/百万英热单位[214] 公司天然气基差差异衍生品情况 - 2023年前九个月，公司天然气基差差异衍生品合约实现损失约650万美元[215] - 截至2023年10月24日，公司有天然气基差差异互换合约，以对冲2023年剩余时间约46亿立方英尺、2024年和2025年各约110亿立方英尺预期天然气产量的瓦哈基差风险[215] 公司所得税情况 - 2023年第三季度和前九个月，公司分别记录当期所得税费用900万美元，递延所得税费用