财务数据和关键指标变化 - 第一季度平均日产量超11.9万桶油当量/天，较Q4增加超5000桶油当量/天，较2023年Q1增长37%，创公司新纪录 [34] - 调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为3.87亿美元，较去年同期增长19%，但略低于上一季度，主要因本季度每桶油当量平均实现价格较低 [35] - 调整后每股收益（EPS）为1.28美元/摊薄股 [36] - 石油差价平均为3.99美元，处于指导区间低端；威利斯顿差价1月低至6.60美元，2月高至6.95美元；二叠纪差价从1月的0.69美元扩大至2月的2.26美元 [36] - 净瓦哈敞口极小，2024年剩余时间通过瓦哈基差和瓦哈天然气掉期以极具吸引力的价格对冲约6000万美元/天 [37] - 租赁经营费用（LOE）为9.70美元/桶油当量，与上一季度持平 [37] - 生产税为9.6%，与指导一致 [38] - 资本支出（CapEx）为2.96亿美元，高于第一季度预期，因油价强劲推动有机活动提前进行 [38] - 与LQA EBITDA的比率为1.25倍，预计2024年该比率将下降，除非发生重大现金并购活动 [40] - 第一季度自由现金流为5400万美元，较上一季度和去年同期下降，因本季度活动提前进行，但预计年中增长资本高峰将过去，第二季度自由现金流将加速增长 [67] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 2023年地面业务投资在第四季度实现近5000桶/天的产量增长，Novo和尤蒂卡资产表现出色 [28] - 第一季度新增25.3口净井，Mascot项目提前2.4口净井上线 [28] - 截至季度末，未开钻的井提案总计24.7口净井，季度内批准超180份授权支出申请（AFE），并按净基础选择了超90%的提案 [29] - 新井提案显示成本有适度下降迹象，二叠纪的绝对和标准化成本降至过去12个月以来最低，威利斯顿预计井成本环比下降5% [30] - 第一季度产量环比增长4%，主要受油井生产率和二叠纪活动提前推动，二叠纪新增井占第一季度新增井的四分之三 [59] - 3月新增油井清理后，预计在第二和第三季度产生生产效益 [60] - 第一季度末，有52.4口净井正在进行中，其中40口位于油权重盆地，二叠纪占油权重正在进行中井的60% [60] 并购业务 - 第一季度评估超30笔潜在交易，但资产质量参差不齐，目前质量开始改善，潜在交易包括非运营套餐、联合开发项目、少数股权收购和共同购买运营资产 [32] - 积极参与超10个资产价值从1亿美元到超10亿美元的交易流程，并就其他非公开市场机会进行战略讨论 [64] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气市场方面，2025年和2026年期货价格自Q4报告以来有所攀升，但库存高企且泵价疲软，公司预计天然气实现价格将在供暖季结束后下降 [68] - 石油市场方面，油价上涨带动AFE活动增加，若油价保持高位，预计第三和第四季度CapEx将增加，且活动将转化为年底和2025年上线的油井 [83] 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略和发展方向 - 动态资本配置，根据市场情况灵活分配资本，如第一季度因股权表现相对疲软，选择进行股票回购和简化资本结构，目标是使公司在2025年拥有更多选择，如增加股息、加大回购或投入增长项目 [22][23] - 持续增强和扩展AI驱动的数据湖系统Drakkar的功能，内部注重提高数据质量，以进一步利用分析、承保和预测能力推动业务增长 [24] - 保持保守的预测，尤其是在大宗商品价格较高和开发加速的情况下，同时积极寻找增长机会，如在巴肯地区达成联合开发协议 [30][31] 行业竞争 - 第一季度并购市场竞争激烈，公司保持纪律性，等待合适机会，在地面业务中收购了超1700英亩的长期库存和0.6口正在进行中的净井 [62] - 大型资产包市场竞争方面，公司未感受到太多实际竞争，竞争主要集中在较小的地面业务方面，市场上有买家关注生产已开发储量（PDP）为中心的资产，但公司重点不在此 [156][158][159] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 经营环境方面，天然气价格疲软、利率高企以及选举年经济前景不确定，可能导致市场波动，但也可能带来股票回购、收购或增加股息的机会 [10] - 未来前景方面，公司对2024年和2025年充满信心，认为稳健的投资流程和专注于高质量资产的核心原则将持续带来优于预期的油井表现，随着时间推移，预计将出现更多增长机会，公司在行业中具有竞争优势 [56][57] 其他重要信息 - 公司在第一季度回购54.9万股普通股，花费2000万美元，平均价格为36.42美元/股，致力于在市场表现与实际情况出现差异时进行股票回购 [72] - 第二季度预计产量为11.75 - 11.95万桶油当量/天，与第一季度持平，预计CapEx将环比下降，自由现金流将显著改善 [41] - 预计运输费用到2025年第一季度末将降至约150万美元/季度，LOE在第二季度相对平稳，之后随着Mascot项目产量增加和运输费用降低而逐渐下降 [69] - 截至季度末，公司拥有超10亿美元的流动性，包括3200万美元现金和9.87亿美元循环信贷额度，净债务与LQA EBITDA的比率为1.25倍，预计2024年该比率将下降 [71][40] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 资本投入增加是否因生产商周期时间变长，未来前景如何 - 公司表示过去18个月平均开钻到投产时间从234天降至110天，资本支出增加是因为更多符合回报要求的活动，将资本提前投入可提高净现值，未来前景良好 [76][77] 问题2: 如何平衡资本分配以实现股东回报 - 公司每天都会权衡股票回购和收购的长期利益，以实现总回报最大化，同时会与董事会讨论相关规则和机会成本 [78][79] 问题3: 若油价和活动保持高位，全年CapEx处于较高区间，净井数量和产量是否也会偏向较高区间 - 公司称CapEx取决于油价和回报，若油价保持高位，AFE活动将增加，可能转化为年底和2025年上线的油井，但目前无法确定净井数量和产量是否会偏向较高区间 [81][83] 问题4: 对天然气市场看法，是否会在未来增加套期保值活动 - 公司认为期货溢价是看跌信号，预计会相应采取行动，可能会在未来增加套期保值活动 [86] 问题5: 第一季度生产表现强劲是因活动提前还是油井表现超预期，能否具体说明 - 公司表示是两者结合，Novo、尤蒂卡资产以及威利斯顿的新井表现均超预期 [91][95] 问题6: 维持生产所需的CapEx运行率是否足够，是否会导致2025年产量下降 - 公司称随着时间推移，整体维护资本下降，今年资本可以逐步减少，产量在第三季度达到峰值后，第四季度会略有下降但不显著，且公司会寻找增长途径 [112][113] 问题7: 油井表现超预期的原因，是偶然现象、设计变化、特定运营商优势还是保守承保 - 公司认为是多种因素综合，包括运营商创新、公司保守承保和专注于优质资产和运营商，同时运营商不断优化人工举升操作，公司也会根据其表现更新预测曲线 [143][166][167] 问题8: 2月预计产量略有下降，3月实现4%增长，3月发生了什么变化 - 公司表示原预计很多完井工作会推迟，但实际按时完成，且Permian地区表现优于内部预测 [148][149] 问题9: 过去两个季度CapEx较高的两个主要驱动因素（周期时间缩短和油价上涨导致AFE提案增加）未来趋势如何 - 公司称难以预测运营商是否会继续提高效率，AFE活动在3月和4月有所增加，若市场环境不变，开发节奏将持续，但也可能随时变化 [151][154] 问题10: 目前大型资产包市场竞争情况如何，是否仍是机会 - 公司表示大型资产包市场实际竞争不多，竞争主要集中在较小的地面业务方面，市场上有买家关注PDP为中心的资产，但公司重点不在此 [156][158][159] 问题11: 关于二叠纪管道中断和监管收紧，行业是否会调整投产活动以匹配供应和出口增长 - 公司称在财务上已基本对冲了相关风险，部分是因为去年收购活动较多时进行了大量套期保值 [161] 问题12: 提到的市场波动是指股票、大宗商品价格还是其他证券的波动 - 公司表示波动涵盖所有方面，过去曾在市场极端情况下进行债券、股票和资产收购，希望保持财务灵活性以把握机会 [169][170] 问题13: CapEx与投产井的关系，以及Mascot和Novo资产成本下降情况 - 公司称从绝对值和每英尺横向长度来看，Mascot和Novo资产成本均下降，CapEx计划在第二季度下降，循环信贷余额也将相应减少 [173][174] 问题14: 目前M&A购买节奏如何，考虑当前价格水平和市场波动情况 - 公司表示机会众多，但需平衡风险，油价在65 - 85美元区间时相对较好，低于70美元卖家可能减少 [176] 问题15: 天然气业务前景如何，是否会有类似石油业务的增长节奏 - 公司称天然气井下降率较浅，表现持续超预期，如Marcellus和Utica资产，公司会继续更新建模方法 [199][200] 问题16: 评估潜在交易时如何考虑基础设施状况 - 公司强调了解运营商和其中游接入情况至关重要，在Permian盆地部分地区需谨慎，该问题虽会影响但不破坏油井经济性，可通过建模考虑 [203][212][213] 问题17: 增量服务成本趋势如何 - 公司称年初至今有适度通缩，但预计随着油价上涨，趋势将趋于平稳 [211]

公司业务规模与生产情况 - 截至2024年3月31日，公司参与9953口总井（985.3口净井）生产，租赁约272046净英亩土地，其中约90%已开发[158] - 2024年第一季度，公司平均日产量约119436桶油当量/天，其中约59%为石油，较2023年第一季度增长37% [158] - 2024年第一季度，公司新增25.3口净井投入生产[158] - 2024年第一季度，威利斯顿、二叠纪、阿巴拉契亚盆地石油产量占比分别为71%、66%、0%，天然气和凝析油产量占比分别为29%、34%、100%，总产量占比分别为41%、45%、14% [158] - 2023年第一季度，威利斯顿、二叠纪、阿巴拉契亚盆地石油产量占比分别为73%、69%、0%，天然气和凝析油产量占比分别为27%、31%、100%，总产量占比分别为52%、35%、13% [158] - 2024年第一季度石油净产量638.65万桶，天然气和NGLs净产量2689.29万立方英尺，总产量1086.86万桶油当量，较2023年同期分别增长32%、49%、38%[173] - 2024年第一季度净产量方面，石油为6386481桶，同比增长32%；天然气和NGLs为26892903千立方英尺，同比增长49%；总量为10868632桶油当量，同比增长38%[173] 商品价格相关情况 - 2024年第一季度，公司石油价格与纽约商品交易所基准价格的差价为3.99美元/桶，2023年第一季度为2.67美元/桶[171] - 2024年第一季度，公司天然气净实现价格为2.47美元/千立方英尺，相对于亨利枢纽平均定价实现率为118%；2023年第一季度为3.91美元/千立方英尺，实现率为142% [171] - 2024年第一季度天然气平均纽约商品交易所价格为2.10美元/千立方英尺，2023年为2.75美元/千立方英尺[172] - 2024年第一季度石油平均纽约商品交易所价格为76.91美元/桶，2023年为75.98美元/桶[172] - 2024年第一季度天然气平均NYMEX价格为2.10美元/Mcf，2023年同期为2.75美元/Mcf；2024年第一季度石油平均NYMEX价格为76.91美元/Bbl，2023年同期为75.98美元/Bbl[172] - 2024年第一季度平均销售价格方面，石油为每桶72.92美元，同比下降1%；天然气和NGLs为每千立方英尺2.47美元，同比下降37%[173] 成本相关情况 - 2024年前三个月，公司选择参与的油井加权平均总授权支出成本为950万美元，2023年为960万美元[171] - 2024年第一季度生产费用1.05亿美元，较2023年同期的7810万美元增长35%；单位生产费用9.70美元/桶油当量，较2023年同期的9.93美元/桶油当量下降2%[173][175] - 2024年第一季度生产费用为1.054亿美元，2023年同期为7810万美元；每桶油当量生产费用为9.70美元，2023年同期为9.93美元[175] - 2024年第一季度生产税5120万美元，较2023年同期的3490万美元增长47%；占油气销售的比例分别为9.6%和8.2%[173][176] - 2024年第一季度生产税为5120万美元，2023年同期为3490万美元；生产税占油气销售的比例，2024年第一季度为9.6%，2023年同期为8.2%[176] - 2024年第一季度一般及行政费用1140万美元，较2023年同期的1300万美元下降12%[173][177] - 2024年第一季度折耗、折旧、摊销及增值费用1.74亿美元，较2023年同期的9460万美元增长84%；单位费用16.01美元/桶油当量，较2023年同期的12.03美元/桶油当量增长33%[173][178][179] - 2024年第一季度折耗、折旧、摊销和增值为1.74亿美元，2023年同期为9460万美元；每桶油当量折耗费用为15.91美元，2023年同期为11.92美元[178] - 2024年第一季度净利息费用3790万美元，较2023年同期的3010万美元增长26%[179] - 2024年第一季度所得税费用280万美元，有效税率19.7%；2023年同期所得税费用70万美元，有效税率0.2%[180][181] - 公司预计2024年每口井的钻井、完井及其他相关成本与2023年相比无重大变化[193] - 2024年第一季度经营费用方面，生产费用为105447千美元，同比增长35%；生产税为51210千美元，同比增长47%；一般及行政费用为11393千美元，同比下降12%；折耗、折旧、摊销和增值为173958千美元，同比增长84%；其他费用为2019千美元，同比增长102%[173] 营收与利润相关情况 - 2024年第一季度总营收3.96亿美元，较2023年同期的5.82亿美元下降32%[173] - 2024年第一季度商品衍生品净亏损1.39亿美元，2023年同期为盈利1.54亿美元；已结算衍生品盈利1910万美元，较2023年同期的1370万美元增长40%；未结算衍生品亏损1.58亿美元，2023年同期为盈利1.40亿美元[175] - 2024年第一季度商品衍生品净损失为1.385亿美元，2023年同期为收益1.537亿美元；已结算商品衍生品收益为1910万美元，同比增长；未结算商品衍生品损失为1.576亿美元，2023年同期为收益1.4亿美元[175] - 2024年第一季度净销售额方面，石油销售为465679千美元，同比增长31%；天然气和NGL销售为66362千美元，同比下降6%；已结算商品衍生品收益为19117千美元，同比增长40%；未结算商品衍生品损失为157648千美元，2023年同期为收益139987千美元；其他收入为2838千美元，同比增长22%；总收入为396348千美元，同比下降32%[173] 资金与债务相关情况 - 截至2024年3月31日，公司总债务19.68亿美元，总流动性10.20亿美元；2024年前三个月回购并注销54.94万股普通股，总价2000万美元，均价36.42美元/股[182][183] - 2024年3月31日，公司营运资金赤字为1520万美元，而2023年12月31日为盈余1.236亿美元；流动资产减少9660万美元，流动负债增加4220万美元[185] - 2024年第一季度经营活动提供的净现金为3.921亿美元，高于2023年同期的2.693亿美元；营运资金变化盈余为3970万美元，而2023年同期为赤字2690万美元[187] - 2024年第一季度投资活动使用的现金为4.071亿美元，低于2023年同期的4.612亿美元，主要因油气资产资本支出减少5400万美元[188] - 2024年第一季度融资活动提供的净现金为3920万美元，低于2023年同期的1.955亿美元[188] - 截至2024年3月31日，循环信贷安排的借款基数为18亿美元，选定承贷金额为12.5亿美元，未偿还借款为2.63亿美元，可用承贷借款额度为9.87亿美元；4月29日，借款基数重申为18亿美元，选定承贷金额增至15亿美元[189] - 截至2024年3月31日，2028年到期高级票据未偿还本金总额为7.051亿美元[190] - 截至2024年3月31日，2031年到期高级票据未偿还本金总额为5亿美元[191] - 截至2024年3月31日，2029年到期可转换票据未偿还本金总额为5亿美元[192] - 截至2024年3月31日，公司未偿还总债务为19.681亿美元；总流动性为10.195亿美元，其中循环信贷额度下承诺借款额度为9.87亿美元，现金为3250万美元[183] - 2024年第一季度，公司回购并注销549356股普通股，总代价为2000万美元，平均价格为每股36.42美元[182] - 2024年3月31日长期债务包含固定和浮动利率借款，无利率互换协议，短期利率上升1%，浮动利率债务将增加约260万美元年度利息费用[200] 衍生品合约情况 - 公司进入衍生品合约以减少商品价格波动风险，截至2024年3月31日，原油互换合约加权平均价格在68.83 - 75.34美元/桶之间，领口期权合约加权平均上限价格在70.25 - 83.84美元/桶之间，加权平均下限价格在62.50 - 71.23美元/桶之间[198] - 2024年3月31日天然气互换合约Q2交易量11,025,805 MMBTU，加权平均价格3.45美元/MMBTU；Q3交易量10,860,457 MMBTU，加权平均价格3.49美元/MMBTU；Q4交易量7,722,909 MMBTU，加权平均价格3.49美元/MMBTU[199] - 公司进入衍生品合约以减少商品价格波动风险，截至2024年3月31日，列出了不同季度原油衍生品合约的相关数据，如Q2互换加权平均价格为75.34美元/桶等[198] - 2024年3月31日天然气互换合约Q2交易量11,025,805 MMBTU，加权平均价格3.45美元/MMBTU；Q3交易量10,860,457 MMBTU，加权平均价格3.49美元/MMBTU；Q4交易量7,722,909 MMBTU，加权平均价格3.49美元/MMBTU[199] 公司治理与内部控制情况 - 2024年3月31日管理层评估认为公司披露控制和程序有效[202] - 2024年第一季度公司财务报告内部控制无重大变化[203] - 截至2024年3月31日，公司披露控制和程序有效[202] - 2024年第一季度，公司财务报告内部控制无重大变化[203] 股权交易情况 - 2024年1月16日公司完成收购并向卖方发行107,657股普通股[205] - 2024年3月5日公司向权证持有人发行656,297股普通股，以换取约1,223,963股行使价为26.3324美元/股的权证注销[206] - 2024年1月16日，公司完成收购并向卖方发行107,657股普通股[205] - 2024年3月5日，公司向权证持有人发行656,297股普通股，交换约1,223,963股行使价为26.3324美元的权证[206] 交易安排情况 - 2024年第一季度公司董事或高管未采用或终止10b - 5 - 1交易安排或非10b - 5 - 1交易安排[209] - 2024年第一季度，公司董事或高管未采用或终止“规则10b - 5 - 1交易安排”或“非规则10b - 5 - 1交易安排”[209] 关键会计估计情况 - 公司关键会计估计包括天然气和原油生产资产减值测试、衍生品工具和套期活动以及所得税，与2023年年报相比无重大变化[195]

财务和运营结果公布 - 2024年第一季度，Northern Oil and Gas, Inc.发布了初步财务和运营结果的新闻稿[3] 公司展望和业绩指引 - 公司未来展望和业绩指引将在新闻稿中提及[3] 签字人员 - 公司首席法务官和秘书Erik J. Romslo在报告中签字[6]

文章核心观点 - 北方石油天然气公司本季度财报超预期，股价年初至今表现优于标普500指数，未来走势取决于管理层财报电话会议评论及盈利预期变化，同时受行业前景影响；德文能源公司即将公布财报，盈利和营收预计同比下降 [1][5][6][12] 北方石油天然气公司业绩情况 - 本季度每股收益1.28美元，超Zacks共识预期的1.15美元，去年同期为1.76美元，本季度财报盈利惊喜为11.30% [1][2] - 上一季度预期每股收益1.64美元，实际为1.61美元，盈利惊喜为 - 1.83%，过去四个季度公司两次超共识每股收益预期 [2] - 截至2024年3月季度营收5.3204亿美元，超Zacks共识预期5.08%，去年同期营收4.2623亿美元，过去四个季度公司三次超共识营收预期 [3] 北方石油天然气公司股价表现 - 年初至今股价上涨约17.5%，而标普500指数涨幅为7.3% [5] 北方石油天然气公司未来展望 - 股票近期价格走势及未来盈利预期主要取决于管理层财报电话会议评论 [4] - 盈利前景可帮助投资者判断股票走势，实证研究显示近期股价走势与盈利预期修正趋势强相关 [6][7] - 财报发布前盈利预期修正趋势喜忧参半，当前Zacks排名为3（持有），预计短期内股票表现与市场一致 [8] - 未来季度和本财年盈利预期变化值得关注，当前未来季度共识每股收益预期为1.34美元，营收5.5001亿美元，本财年共识每股收益预期为5.53美元，营收22.1亿美元 [9] 行业情况 - 美国石油和天然气勘探生产行业Zacks行业排名处于底部44%，研究显示排名前50%的行业表现比后50%的行业好两倍多 [10] 德文能源公司情况 - 尚未公布2024年3月季度财报，预计5月1日发布 [11] - 预计本季度每股收益1.10美元，同比下降24.7%，过去30天本季度共识每股收益预期上调13.3% [12] - 预计本季度营收36.2亿美元，较去年同期下降5.4% [12]

产量数据 - 2023年石油净产量为22,012,986桶，天然气和NGLs为84,341,858千立方英尺，总产量为36,069,962桶油当量[269] - 2023年开发井中油井为803口（净76.1口），天然气井为16口（净0.5口），总生产性勘探和开发井为819口（净76.6口）[273] - 截至2023年12月31日，累计生产性油井和天然气井总数为9,765口（净951.6口），另有512口（净66.5口）井正在施工[274] - 2023年石油净产量22,012,986桶，2022年为16,090,072桶；天然气和NGLs净产量2023年为84,341,858千立方英尺，2022年为68,829,142千立方英尺；总产量2023年为36,069,962桶油当量，2022年为27,561,596桶油当量，产量较2022年增长31%[225][228] 销售价格数据 - 2023年石油平均销售价格为每桶74.78美元，扣除已结算石油衍生品后为每桶73.88美元；天然气和NGLs平均销售价格为每千立方英尺2.98美元，扣除已结算天然气衍生品后为每千立方英尺3.90美元[269] - 2023年平均实现价格（包括所有商品衍生品现金结算）为每桶油当量54.22美元，2022年为55.53美元；已结算商品衍生品使2023年每桶油当量平均实现价格增加1.61美元，2022年减少16.52美元[230] 成本费用数据 - 2023年生产费用为每桶油当量9.62美元[269] - 2023年石油和天然气资产的折耗费用为482,306千美元，折耗费用为每桶油当量13.37美元[283] - 2023年生产费用3.47亿美元，2022年为2.607亿美元，每单位成本从2022年的每桶油当量9.46美元增至2023年的9.62美元，增长2%；绝对金额增长33%，主要因产量增长31%和单位成本增长2%[233] - 2023年生产税1.601亿美元，2022年为1.582亿美元；占油气销售百分比2023年为8.4%，2022年为8.0%[234] - 2023年一般及行政费用4680万美元，2022年为4720万美元，减少主要因收购成本减少530万美元，部分被专业费用增加250万美元和薪酬成本增加120万美元抵消[235] - 2023年折耗、折旧、摊销和增值费用4.86亿美元，2022年为2.513亿美元，增长因产量增长31%和每桶油当量折耗率增长48%[236] - 2023年利息费用（扣除资本化利息）1.357亿美元，2022年为8030万美元，增长因债务水平提高和加权平均利率上升[237] - 2023年12月31日止年度，每桶油当量平均折耗费用为13.37美元[381] 资产与土地数据 - 截至2023年12月31日，公司主要资产包括约272,251净英亩土地，约89%的总面积已开发[275][276] - 2023年有覆盖约5,173净英亩的租约到期，成本为520万美元[278] 交付承诺数据 - 截至2023年12月31日，阿巴拉契亚盆地天然气交付承诺总量为216亿立方英尺，其中2024年为184亿立方英尺，2025年为32亿立方英尺[285][286] 衍生品相关数据 - 公司已签订衍生品合同对冲部分未来预期油气生产的商品价格风险[322] - 2023年商品衍生品净收益2.593亿美元，2022年为亏损4.153亿美元；已结算商品衍生品2023年收益5790万美元，2022年亏损4.554亿美元；未结算商品衍生品2023年收益2.013亿美元，2022年为4020万美元[229][230][231] - 2023年和2022年，公司分别对冲了约65%和68%的原油产量[347] - 2024年Q1原油互换合约交易量2130923桶，加权平均价格75.30美元/桶[394] - 2024年Q1原油领口期权合约交易量上限2423147桶，下限1771928桶，加权平均上限价格84.43美元/桶，下限价格70.32美元/桶[394] - 2025年Q1原油互换合约交易量567749桶，加权平均价格71.99美元/桶[394] - 2026年Q1原油互换合约交易量263726桶，加权平均价格69.05美元/桶[394] 营收数据 - 2023年总营收21.66259亿美元，2022年为15.70535亿美元；2023年石油、天然气和NGL销售（不包括已结算商品衍生品影响）较2022年下降4%，实现价格下降27%，产量增长31%部分抵消了价格下降影响[225][226] 资金运作数据 - 2023年公司发行5亿美元高级票据，两次公开发行普通股分别获得净收益约2.247亿美元和2.906亿美元；回购并注销287,751股普通股，总价800万美元，回购1910万美元2028年到期高级票据，总价1840万美元加应计未付利息；完成超10亿美元收购[241][242][243][244] - 2023年，公司根据股票回购计划回购了287,751股普通股，总成本为800万美元，还回购并注销了2028年到期优先票据本金总额1910万美元[368] 债务数据 - 截至2023年12月31日，公司未偿还债务包括循环信贷安排下的1.61亿美元借款、2028年到期的7.051亿美元优先票据、5亿美元可转换票据和2031年到期的5亿美元优先票据[345] - 截至2023年12月31日，循环信贷安排的借款基数为18亿美元，选定承贷金额为12.5亿美元，未偿还借款为1.61亿美元[361] - 截至2023年12月31日，公司长期债务包含固定和浮动利率借款[397] 销售占比数据 - 2023年和2022年，石油分别占公司油气总销售额的87%和74%[346] 营运资金数据 - 截至2023年12月31日，公司营运资金盈余为1.236亿美元，而2022年12月31日为赤字2450万美元[350] 现金流量数据 - 2023年和2022年经营活动提供的净现金分别为11.833亿美元和9.284亿美元，增长原因是产量同比增长31%和已实现油价上涨5%[353][354] - 2023年和2022年投资活动使用的现金流量分别为18.623亿美元和14.028亿美元，2023年增加主要归因于收购[356] - 2023年和2022年融资活动提供的净现金分别为6.847亿美元和4.674亿美元[353][359] 资本支出预算数据 - 2024年，公司计划的资本支出预算约为8.25亿至9亿美元[367] 储量数据 - 约31%的已探明油气储量为已探明未开发储量[376] - 第三方独立储量工程师审计了100%的估计已探明储量及相关税前未来净现金流[378] 减值费用数据 - 2023年和2022年未记录任何全额成本减值费用[384] 利率影响数据 - 短期利率上升1%，公司每年将增加约160万美元利息费用[398]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度调整后EBITDA同比增长52%,全年调整后EBITDA同比增长32% [10][49] - 第四季度自由现金流同比增长90% [49] - 第四季度调整后每股收益为1.61美元 [49] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第四季度平均日产量超过114,000桶油当量,同比增长45% [48] - 油品占总产量比例为60%,较上一季度有所下降 [48] - 天然气实现价格为基准价的97%,表现较好 [50] - 营业成本为每桶油当量9.70美元,受到维修费用和运输费用的影响 [50] 各个市场数据和关键指标变化 - 威尔斯顿地区产量受到季节性因素影响,将在第一季度有所下降,但会在春夏季加速 [49] - 中佩米安地区占公司总产量的三分之二,未来将是公司主要增长区域 [34][35] - 公司在中佩米安和德拉瓦地区的钻井活动占比较高,占总钻井的三分之二 [35][36] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司将继续通过收购和内部开发来实现业务规模翻番的目标 [22][23][26] - 公司将利用行业并购整合后的机会,为运营商提供资本支持和创新解决方案 [24][43][44] - 公司将保持谨慎的资本配置策略,关注资产质量、治理、运营权等因素 [27] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司2024年的20%产量增长目标表示乐观 [14] - 管理层认为公司有更多的增长杠杆可以发挥,包括股票回购等 [19][20][21] - 管理层表示公司将继续保持谦逊的态度,但也有雄心勃勃的目标 [22][23] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Neal Dingmann 提问** 询问公司第四季度资本支出与产量增长之间的时间差 [70] **Nick O'Grady 回答** 解释了公司采用权责发生制会导致资本支出与产量增长之间存在时间差,这是会计处理的结果,不代表公司的实际投资决策 [71][72][73] 问题2 **Charles Meade 提问** 询问第四季度资本支出大幅增加的原因 [92] **Nick O'Grady、Adam Dirlam 和 Chad Allen 回答** 解释了这是由于公司采用权责发生制会计处理,以及公司在第四季度抓住了一些有吸引力的收购机会 [93][94][95][96][97][98][99][100][101][102][103] 问题3 **Scott Hanold 提问** 询问公司未来5年内实现翻番目标的具体策略 [121] **Nick O'Grady 和 Adam Dirlam 回答** 介绍了公司将继续通过非运营性收购、联合开发协议、收购运营权益等方式实现业务规模扩张的计划 [122][123][124][125][126][127][128][129][130][131]

生产运营 - 2023年有机完井数较2022财年增长30%，规模推动有机增长[1] - Q4产量较上一季度增长12%，较2022年Q4增长45%，威利斯顿盆地产量创公司历史新高[15] - 预计2024年平均日产量约2500桶油当量，到2025年至本十年末将增至平均每日超3500桶油当量[11] 资产收购 - 2023年完成11亿美元收购，包括地面项目，在二叠纪和威利斯顿完成38笔交易，收购约30口净井和约2500净英亩土地[46][71] - 以1.73亿美元进入尤蒂卡并扩大在特拉华的业务，收购具有吸引力的价格倍数，增加了高性价比、价格弹性库存和对阿巴拉契亚的敞口[50][62][66] 财务状况 - Q4自由现金流1.036亿美元，较2022年Q4增长19%；调整后EBITDA为4.017亿美元，较上一季度增长4%，较2022年增长52%[42][43] - 2023年10月发行普通股，筹集2.906亿美元用于一般公司用途；借款基础扩大至18亿美元，选定承贷额为12.5亿美元[30][19] 发展战略 - 执行围绕商品下行周期保障回报的战略，同时保留捕捉机会性上行空间的灵活性，对2024年大部分预期产量进行套期保值[115][120][12] - 维持长期杠杆目标，净债务与调整后EBITDA比率接近1.0倍；2024年指导预算与2023年实际情况基本持平，预计产量同比增长约20%[74][79] 竞争优势 - 全国非运营特许经营权，业务覆盖三个核心盆地，具有规模和商品多元化优势；运营成本低，单位G&A成本比运营同行低50%[135][136] - 拥有专有数据库，能基于超10000口井的参与经验做出及时、明智的投资决策；可从超100个运营合作伙伴中“挑选”项目，资本分配灵活[136]

公司业务规模情况 - 截至2023年9月30日，公司参与9489口总井（923.7口净井）生产，租赁约272397净英亩土地，其中约89%已开发[227] 产量相关情况 - 2023年第三季度，公司平均日产量约102327桶油当量/天，其中约62%为石油，较2022年第三季度增长29%，期间新增22.6口净井投入生产[229] - 2023年第三季度与2022年第三季度相比，各盆地产量占比发生变化，如石油产量中，威利斯顿盆地从71%降至55%，二叠纪盆地从29%升至45%；天然气和凝析油产量中，阿巴拉契亚盆地从39%降至27%等[230] - 2023年第三季度石油净产量584.79万桶，较2022年增长41%；天然气和NGLs净产量2139.70万立方英尺，增长14%；总产量941.41桶油当量，增长29%[244] - 2023年前九个月石油产量15,676,829桶，较2022年增长33%；天然气和NGLs产量59,230,464 Mcf，增长16%；总产量25,548,573 Boe，增长26%[258] - 2023年第三季度石油产量584.79万桶，较2022年增长41%；天然气和NGLs产量2139.70万立方英尺，增长14%；总产量941.41桶油当量，增长29%[244] - 2023年前九个月石油产量15,676,829桶，较2022年增长33%；天然气和NGLs产量59,230,464 Mcf，增长16%；总产量25,548,573 Boe，增长26%[258] 价格相关情况 - 2023年第三季度，公司石油价格与纽约商品交易所基准价格的价差为2.84美元/桶，高于2022年第三季度的0.84美元/桶；2023年第三季度净实现天然气价格为2.19美元/千立方英尺，实现率为82%，低于2022年第三季度的8.43美元/千立方英尺和106%的实现率[237] - 2023年第三季度，纽约商品交易所天然气平均价格为2.66美元/千立方英尺，低于2022年的7.95美元/千立方英尺；石油平均价格为82.32美元/桶，低于2022年的91.38美元/桶[241] - 2023年前九个月，纽约商品交易所天然气平均价格为2.58美元/千立方英尺，低于2022年的6.71美元/千立方英尺；石油平均价格为77.33美元/桶，低于2022年的98.31美元/桶[241] - 2023年第三季度石油平均销售价格为79.48美元/桶，较2022年下降12%；天然气和NGLs平均销售价格为2.19美元/千立方英尺，下降74%[244] - 2023年前九个月石油平均销售价格为74.89美元/桶，较2022年下降22%；天然气和NGLs为3.05美元/Mcf，下降62%[258] - 2023年第三季度石油平均销售价格为79.48美元/桶，较2022年下降12%；天然气和NGLs为2.19美元/千立方英尺，下降74%[244] - 2023年前九个月石油平均销售价格为74.89美元/桶，较2022年下降22%；天然气和NGLs为3.05美元/Mcf，下降62%[258] 成本相关情况 - 2023年前九个月，公司选择参与的油井加权平均总支出授权成本为940万美元，高于2022年的800万美元[238] - 2023年第三季度生产费用8250万美元，较2022年增长20%；单位生产费用8.76美元/桶油当量，下降7%[244][250] - 2023年第三季度生产税4220万美元，与2022年基本持平；占油气销售的比例分别为8.2%和7.9%[251] - 2023年第三季度一般及行政费用1180万美元，较2022年增长15%[244][252] - 2023年第三季度折旧、损耗、摊销和增值费用1.338亿美元，较2022年增长103%；单位费用14.21美元/桶油当量，增长57%[244][253] - 2023年前九个月生产费用为2.449亿美元，较2022年增长31%；生产税为1.142亿美元，下降5%；一般及行政费用为3720万美元，增长16%[258] - 2023年前九个月DD&A为3.348亿美元，较2022年增长92%，主要因产量增长26%和每Boe消耗率增长54%[258][268] - 2023年前九个月利息费用为9920万美元，较2022年增长；所得税费用为1900万美元，有效税率为3.4%，2022年分别为310万美元和0.5%[269][270] - 2023年第三季度生产费用8250万美元，较2022年增长20%；单位生产费用8.76美元/桶油当量，下降7%[244][250] - 2023年第三季度生产税4220万美元，与2022年基本持平；占油气销售的比例分别为8.2%（2023年）和7.9%（2022年）[251] - 2023年第三季度一般及行政费用1180万美元，较2022年增长15%，主要因收购相关成本和专业费用增加[244][252] - 2023年第三季度折耗、折旧、摊销和增值费用1.338亿美元，较2022年增长103%；单位费用14.21美元/桶油当量，增长57%[244][253] - 2023年第三季度净利息费用3700万美元，较2022年增长；2023年第三季度所得税收益2070万美元，2022年为费用130万美元[254][255] - 2023年前九个月生产费用为2.449亿美元，较2022年增长31%；生产税1.142亿美元，下降5%；一般及行政费用3720万美元，增长16%[258] - 2023年前九个月DD&A为3.348亿美元，较2022年增长92%，主要因产量增长26%和单位耗竭率增长54%[258][268] - 2023年前九个月利息费用为9920万美元，较2022年增长；所得税费用1900万美元，有效税率3.4%，2022年分别为310万美元和0.5%[269][270] - 公司预计2023年钻井、完井及其他相关成本较2022年增加5 - 10%[294] 营收相关情况 - 2023年第三季度总营收3.14亿美元，较2022年的7.92亿美元下降60%[244] - 2023年前九个月总营收13.72742亿美元，较2022年增长14%；其中石油销售11.74006亿美元，增长4%；天然气和NGL销售1.8037亿美元，下降56%[258] - 2023年第三季度总营收3.14亿美元，较2022年的7.92亿美元下降60%；石油销售4.65亿美元，增长24%；天然气和NGL销售4685.8万美元，下降70%[244] - 2023年前九个月总营收13.72742亿美元，较2022年增长14%；石油销售11.74006亿美元，增长4%；天然气和NGL销售1.8037亿美元，下降56%[258] 商品衍生品情况 - 2023年第三季度商品衍生品净亏损1.995亿美元，2022年为盈利2.576亿美元[247] - 2023年第三季度已结算商品衍生品盈利520万美元，2022年亏损1.249亿美元[248] - 2023年第三季度未结算商品衍生品亏损2.047亿美元，2022年盈利3.825亿美元[249] - 2023年前九个月商品衍生品净收益为1190万美元，而2022年为亏损3400万美元；已结算衍生品收益4610万美元，2022年为亏损3.924亿美元[261][262] - 2023年第三季度商品衍生品净亏损1.995亿美元，2022年为盈利2.576亿美元；已结算衍生品盈利5200万美元，2022年亏损1.249亿美元[247][248] - 2023年第三季度未结算商品衍生品亏损2.047亿美元，2022年盈利3.825亿美元；截至9月30日，衍生品合约净负债2.717亿美元，较2022年底增加3520万美元[249] - 2023年前九个月商品衍生品净收益为1190万美元，2022年为亏损3.4亿美元；已结算衍生品收益4610万美元，2022年为亏损3.924亿美元[261][262] 公司收购情况 - 2023年完成MPDC、Forge和Novo三项收购，总现金对价分别为3.199亿、1.679亿和4.684亿美元[273] 公司融资情况 - 2023年前九个月完成2.247亿美元普通股发行和5亿美元高级票据发行；9月30日后又完成普通股发行获2.906亿美元[274] 公司债务与流动性情况 - 截至2023年9月30日，总债务为20.891亿美元，总流动性为8.79亿美元[276][277] - 截至2023年9月30日，循环信贷安排的借款基数为18亿美元，选定承贷金额为12.5亿美元，未偿还借款为3.84亿美元[290] - 截至2023年9月30日，2028年到期的高级票据未偿还本金总额为7.051亿美元[291] - 截至2023年9月30日，2031年到期的高级票据未偿还本金总额为5亿美元[292] - 截至2023年9月30日，总债务20.891亿美元，总流动性8.79亿美元，包括8.66亿美元循环信贷额度和1300万美元现金[276][277] - 截至2023年9月30日，循环信贷安排的借款基数为18亿美元，选定承贷金额为12.5亿美元，未偿还借款为3.84亿美元[290] - 截至2023年9月30日，2028年到期高级票据未偿还本金总额为7.051亿美元[291] - 截至2023年9月30日，2031年到期高级票据未偿还本金总额为5亿美元[292] 公司销售结构与对冲情况 - 2023年第三季度和2022年第三季度，石油分别占公司油气总销售额的91%和70%[278] - 截至2023年9月30日的9个月，公司对冲了约65%的原油产量和约64%的天然气及NGL产量[278] - 2023年第三季度和2022年第三季度，石油分别占公司油气总销售额的91%和70%[278] - 截至2023年9月30日的九个月，公司对冲了约65%的原油产量和约64%的天然气及NGL产量[278] 公司营运资金与现金流情况 - 2023年9月30日，公司营运资金赤字为1.329亿美元，而2022年12月31日为2450万美元[282] - 截至2023年9月30日的9个月，经营活动提供的净现金为8.41亿美元，2022年同期为6.41亿美元[284][285] - 截至2023年9月30日的9个月，投资活动使用的现金为14.842亿美元，2022年同期为8.585亿美元[284][286] - 截至2023年9月30日的9个月，融资活动提供的净现金为6.537亿美元，2022年同期为2.171亿美元[284][289] - 2023年9月30日，公司营运资金赤字为1.329亿美元，而2022年12月31日为2450万美元[282] - 截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月，经营活动提供的净现金分别为8.41亿美元和6.41亿美元[284][285] - 截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月，投资活动使用的现金分别为14.842亿美元和8.585亿美元[284][286] - 截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月，融资活动提供的净现金分别为6.537亿美元和2.171亿美元[284][289]

业绩总结 - Q3 2023自由现金流为1.278亿美元，较Q2-23增长169%[3] - Q3调整后EBITDA为3.855亿美元，较Q2-23增长22%[3] - Q3净产量每日增长12.6%，较去年同期增长29.3%[3] - Q3股东回报增长，宣布每股0.38美元的季度股息，同比增长52%[3] 并购与资本 - 完成Novo收购约4.68亿美元[3] - 公司于2023年10月发行普通股，筹集了2.906亿美元用于一般公司用途[18] - 借款基础扩大至18亿美元，承诺额度为12.5亿美元（2023年8月）[18] 资产与财务 - 资产销售周期推动增长，公司灵活调整杠杆率以获得增长机会[16] - 公司管理债务结构和到期债务，吸引新成员加入贷款机构联盟[17] - 公司拥有约12亿美元的流动性，发行后[18] 未来展望 - 预计在2024年上半年实现长期杠杆目标，净债务/EBITDA比率为1.0倍[18] - 公司在前瞻性声明中提到了原油和天然气价格变化、资本支出、生产等因素[36] - 公司基于当前预期和假设对未来事件进行了前瞻性声明，但这些声明受到重大商业、经济、竞争、监管等风险的影响[37]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度平均日产量首次超过10万桶油当量,同比增长13% [27] - 第三季度调整后EBITDA为3.855亿美元,同比增长32% [28] - 第三季度自由现金流为1.278亿美元,尽管持续进行有机和非有机投资 [28] - 调整后每股收益为1.73美元 [28] - 油价实现优于内部预期,主要由于地区价差收窄和来自Permian的油品占比提高 [28] - 天然气实现价格为基准价的82%,低于年初以来的水平,主要由于NGL价格相对天然气价格下降 [28] - 营业成本为8.76美元/桶油当量,低于全年指引范围,主要由于Permian产量增加带来的成本优势 [29] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度新投产井数量创公司历史新高,达到22.6口净井,同比增长64% [17][18] - 有机资产新投产18.9口净井,Ground Game新投产3.7口净井 [17] - Mascot项目井的表现持续优于预期 [18] - 在手待完井井数创新高,达到74.2口净井,同比增加近10% [18] - 有机资产新增14.6口净井,占Permian新增的三分之一 [18] - Novo交易新增9.3口净井,Ground Game新增5.5口净井 [18] - Williston和Permian合计占在手待完井的近80%,Permian占比达60% [19] - 平均权益占比从10%提升至13%,未来可以用更少的钻机活动实现同等产量 [19] 各个市场数据和关键指标变化 - Permian市场新增AFE审核数量超过140个,是第二季度的两倍 [19] - Williston市场新增AFE审核数量保持稳定,每季度超过100个 [20] - 尽管活动水平整体提高,但项目回报率仍远超内部要求,同意率超过95% [20] - 绝对井成本上升,主要由于Permian井占比大幅提高 [21] - 标准化后,井成本相对稳定,公司保持谨慎态度应对成本波动 [21] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司规模的不断扩大带来了更多的投资机会,无论是传统非运营包还是运营商的少数权益出售等 [22][23][24][25] - 公司利用自身的技术和数据优势,专注于高质量的Ground Game交易,预期2023年ROCE将超过30% [23] - 公司在Permian地区的净资产规模在过去12个月内增加了超过25,000英亩,是之前的三倍 [25] - 公司将保持谨慎的并购标准,只选择能为长期业务带来优异回报的交易 [25] - 公司认为当前的投资机会空间是有史以来最广阔的,但仍将保持一贯的谨慎态度 [25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为当前的宏观经济和地缘政治环境是自2008年金融危机以来最复杂的 [12] - 公司通过增发筹集290亿美元资金,是为了应对未来可能出现的各种宏观环境变化,为公司提供更大的灵活性和发展空间 [12][13] - 公司认为未来仍有大量的高质量投资机会,包括传统非运营包、运营商的少数权益出售以及合作开发项目等 [9][25] - 公司将保持谨慎的投资策略,专注于能为股东带来优异回报的项目 [25] - 公司有信心未来几年内能够保持类似的增长路径 [15] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Scott Hanold 提问** 询问公司未来的最佳规模以及高利率环境对并购的影响 [38][39][40][41][42][43][44] **Nick O'Grady 和 Adam Dirlam 回答** - 公司的目标不是确定最佳规模,而是专注于实现高回报,并为股东创造更多价值 [41][42] - 随着基准利率上升,公司的资本成本相比同行有一定优势,有利于并购 [40] - 公司认为未来的投资机会空间仍然很广阔,与公司规模相比并没有明显缩小 [42][43][44] 问题2 **Neal Dingmann 提问** 询问公司在并购标准和要求方面是否有所变化 [53][54][55][56][57][58] **Nick O'Grady 和 Adam Dirlam 回答** - 折现率有明显上升,但公司仍将专注于追求高资产回报率的项目 [55][56] - 公司在Ground Game交易中更加注重交易规模和集中度,以提高投资回报 [57][58] - 公司将继续关注在既有核心区域的高质量资产,对于其他区域保持谨慎态度 [59][60][61] 问题3 **Charles Meade 提问** 询问公司对阿巴拉契亚地区并购机会的看法 [109][110][111][112][113][114] **Nick O'Grady 和 Adam Dirlam 回答** - 阿巴拉契亚地区一直是公司关注的区域,但由于天然气价格波动,公司去年未能找到合适的收购标的 [110][111] - 随着天然气价格下跌,该地区的资产开始重新引起公司关注,公司正在审视各种创新的交易结构 [111][112][113] - 公司希望能找到在天然气价格较低时仍能盈利的资产,而不是单纯追求在高价环境下的资产 [114]