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]

公司业务规模情况 - 截至2023年6月30日，公司参与9131口总井（872.8口净井）生产，租赁约26.85万净英亩土地，其中约89%已开发[164] 产量相关情况 - 2023年第二季度公司平均日产量约90878桶油当量/天，其中约60%为石油，较2022年第二季度增长25%[164] - 2023年第二季度公司新增13.8口净井投入生产（不包括Forge收购完成时新增的井）[164] - 2023年和2022年第二季度各盆地产量占比：石油方面，2023年威利斯顿盆地64%、二叠纪盆地36%；2022年威利斯顿盆地74%、二叠纪盆地26%；天然气和凝析油方面，2023年威利斯顿盆地41%、二叠纪盆地28%、阿巴拉契亚盆地31%；2022年威利斯顿盆地37%、二叠纪盆地21%、阿巴拉契亚盆地42%；总产量方面，2023年威利斯顿盆地55%、二叠纪盆地33%、阿巴拉契亚盆地12%；2022年威利斯顿盆地58%、二叠纪盆地24%、阿巴拉契亚盆地18%[164] - 2023年第二季度净产量方面，石油498.12万桶，同比增长31%；天然气和NGLs 1973.22万立方英尺，同比增长17%；总量826.99万桶油当量，同比增长25%[177] - 2023年上半年净产量方面，石油982.89万桶，同比增长29%；天然气和NGLs 3783.35万立方英尺，同比增长17%；总量1613.45万桶油当量，同比增长24%[184] - 2023年二季度石油产量498.1162万桶，天然气和NGLs产量1973.2243万立方英尺，较2022年同期分别增长31%和17%[177] - 2023年前六个月净产量方面，石油增长29%、天然气和NGLs增长17%、总量增长24%[184] 价格相关情况 - 2023年第二季度公司石油价格较纽约商品交易所基准价格每桶折价2.65美元，2022年第二季度为每桶折价2.33美元[175] - 2023年第二季度公司天然气净实现价格为每千立方英尺3.18美元，相对于亨利枢纽平均定价实现率为137%；2022年第二季度为每千立方英尺8.63美元，实现率为115%[175] - 2023年第二季度和2022年第二季度平均纽约商品交易所价格：天然气方面，2023年第二季度每千立方英尺2.32美元，2022年为7.50美元；2023年前六个月每千立方英尺2.53美元，2022年为6.07美元；石油方面，2023年第二季度每桶73.68美元，2022年为108.59美元；2023年前六个月每桶74.82美元，2022年为101.88美元[176] - 2023年二季度石油平均销售价格71.03美元/桶，天然气和NGLs平均销售价格3.18美元/千立方英尺，较2022年同期分别下降33%和63%[177] - 2023年第二季度NYMEX原油均价为73.68美元/桶，2022年同期为108.59美元/桶；2023年前六个月为74.82美元/桶，2022年同期为101.88美元/桶[179][186] 销售与营收情况 - 2023年第二季度净销售额方面，石油销售3.54亿美元，同比下降12%；天然气和NGL销售6265.7万美元，同比下降57%；总营收4.77亿美元，同比增长8%[177] - 2023年上半年净销售额方面，石油销售7.09亿美元，同比下降6%；天然气和NGL销售1.34亿美元，同比下降47%；总营收10.59亿美元，同比增长159%[184] - 2023年前六个月油气和NGL销售额为8.427亿美元，较2022年同期的10.061亿美元下降，主要因实现价格下降32%，部分被产量增加24%抵消[185] - 2023年二季度油气销售（不含已结算衍生品）4.165亿美元，2022年同期为5.496亿美元，因价格降39%，产量增25%[178] - 2023年前六个月净销售额方面，石油下降6%、天然气和NGLs下降47%，总营收增长159%[184] 商品衍生品收益情况 - 2023年第二季度商品衍生品净收益为5780万美元，2022年同期为亏损1.082亿美元；已结算商品衍生品收益为2730万美元，2022年同期为亏损1.623亿美元[179] - 2023年上半年已结算商品衍生品收益为4093.5万美元，2022年同期为亏损2.6748亿美元；未结算商品衍生品收益为1.7049亿美元，2022年同期为亏损3.3011亿美元[184] - 2023年前六个月商品衍生品净收益为2.114亿美元，2022年同期为亏损5.976亿美元；已结算商品衍生品收益为4090万美元，2022年同期为亏损2.675亿美元[186] - 2023年第二季度商品衍生品净收益为5780万美元，2022年同期为亏损1.082亿美元；2023年前六个月净收益为2.114亿美元，2022年同期为亏损5.976亿美元[179][186] - 2023年第二季度已结算商品衍生品收益为2730万美元，2022年同期为亏损1.623亿美元；2023年前六个月收益为4090万美元，2022年同期为亏损2.675亿美元[179][186] 各项费用情况 - 2023年第二季度生产费用为8440万美元，2022年同期为6460万美元；生产税为3710万美元，2022年同期为4380万美元[179][180] - 2023年上半年生产费用为1.6244亿美元，同比增长36%；生产税为7205.6万美元，同比下降8%[184] - 2023年第二季度一般及行政费用为1240万美元，2022年同期为810万美元；折旧、损耗、摊销和增值费用为1.064亿美元，2022年同期为5480万美元[181][182] - 2023年上半年一般及行政费用为2540.2万美元，同比增长16%；折旧、损耗、摊销和增值费用为2.0105亿美元，同比增长86%[184] - 2023年前六个月生产费用为1.624亿美元，高于2022年同期的1.192亿美元；单位生产费用为每桶油当量10.07美元，高于2022年同期的9.15美元[187][188] - 2023年前六个月生产税为7210万美元，与2022年同期的7850万美元基本持平；生产税占油气销售额的比例分别为8.6%和7.8%[190] - 2023年前六个月一般及行政费用为2540万美元，高于2022年同期的2190万美元，主要因薪酬费用增加200万美元和专业费用增加140万美元[191] - 2023年前六个月折耗、折旧、摊销和增值费用（DD&A）为2.01亿美元，高于2022年同期的1.08亿美元；单位折耗费用为每桶油当量12.35美元，高于2022年同期的8.19美元[192] - 2023年前六个月利息费用为6210万美元，高于2022年同期的3640万美元，主要因未偿还债务水平增加[192] - 2023年前六个月所得税费用为3970万美元，有效税率为7.2%；2022年同期为180万美元，有效税率为3.9%，差异主要因2023年第二季度释放估值备抵[193] - 2023年第二季度生产费用为8440万美元，2022年同期为6460万美元；2023年前六个月为1.624亿美元，2022年同期为1.192亿美元[179][187] - 2023年第二季度生产税为3710万美元，2022年同期为4380万美元，占油气销售额的比例分别为8.9%和8.0%；2023年前六个月为7205.6万美元，2022年同期为7845.5万美元[179][180][184] - 2023年第二季度一般及行政费用为1240万美元，2022年同期为810万美元；2023年前六个月为2540.2万美元，2022年同期为2187.9万美元[181][184] - 2023年第二季度折耗、折旧、摊销及增值（DD&A）为1.064亿美元，2022年同期为5480万美元；2023年前六个月为2.01045亿美元，2022年同期为1.0798亿美元[182][184] - 2023年第二季度利息费用为3200万美元，2022年同期为1840万美元[182] - 2023年第二季度所得税费用为3900万美元，有效税率为18.9%；2022年同期为100万美元，有效税率为0.4%[183] - 2023年前六个月生产费用为每桶油当量10.07美元，高于2022年同期的9.15美元，主要因服务和维护成本、修井费用增加，产量增长24%，净生产井总数增加19%[188][189] - 2023年前六个月生产税为7210万美元，与2022年同期的7850万美元基本持平，占油气销售的比例分别为8.6%和7.8%[190] - 2023年前六个月一般及行政费用为2540万美元，高于2022年同期的2190万美元，主要因薪酬费用增加200万美元和专业费用增加140万美元[191] - 2023年前六个月折耗、折旧、摊销及增值（DD&A）为2.01亿美元，高于2022年同期的1.08亿美元，折耗费用增加9260万美元，主要因产量增长24%和每桶油当量折耗率增长51%[192] - 2023年前六个月利息费用为6210万美元，高于2022年同期的3640万美元，主要因未偿还债务水平提高[192] - 2023年前六个月所得税费用为3970万美元，高于2022年同期的180万美元，有效税率分别为7.2%和3.9%，主要因2023年第二季度释放估值备抵[193] 公司财务状况情况 - 截至2023年6月30日，公司总债务为17.051亿美元，总流动性为10.1亿美元，包括10亿美元循环信贷额度借款可用性和1480万美元现金[195] - 截至2023年6月30日，公司营运资金盈余为700万美元，2022年12月31日为赤字2450万美元[196] - 2023年上半年经营活动净现金流入为5.771亿美元，2022年同期为3.643亿美元，增长因产量和油价上升，被气价和运营成本抵消[198] - 2023年上半年营运资本盈余0.5百万美元，2022年同期为赤字122.9百万美元[199] - 2023年上半年投资活动净现金流出8.714亿美元，2022年同期为5.458亿美元，增加因油气资产资本支出增加3.092亿美元[200] - 2023年上半年融资活动净现金流入3.066亿美元，2022年同期为1.735亿美元，2023年主要因发行高级票据和普通股[201] - 截至2023年6月30日，循环信贷安排借款基数为16亿美元，选定承贷额为10亿美元，无未偿还借款[203] - 截至2023年6月30日，2028年到期高级票据未偿还本金7.051亿美元，2031年到期高级票据未偿还本金5亿美元，可转换票据未偿还本金5亿美元[204][205][206] - 2023年6月30日，公司营运资金盈余为700万美元，而2022年12月31日为赤字2450万美元，流动资产增加6530万美元，流动负债增加3380万美元[196][197] - 2023年上半年经营活动净现金流入为5.771亿美元，高于2022年同期的3.643亿美元；投资活动净现金流出为8.714亿美元，高于2022年同期的5.458亿美元；融资活动净现金流入为3.066亿美元，高于2022年同期的1.735亿美元[198][200][201] - 截至2023年6月30日，公司2031年到期优先票据未偿还本金总额为5亿美元[205] - 截至2023年6月30日，公司可转换票据未偿还本金总额为5亿美元[206] 成本预算情况 - 2023年预算钻井、完井及相关成本较2022年增加5 - 10%[207] - 公司预计2023年钻井、完井及其他相关成本较2022年增加5 - 10%[207] 资产收购情况 - 2023年上半年公司完成两笔油气资产收购，总现金对价分别为3.199亿美元和1.679亿美元，还计划收购Novo Oil & Gas Holdings部分资产，支付3750万美元定金[195]

财务表现 - Q2调整后EBITDA为3.155亿美元，同比增长16%，环比下降3%[7],[180] - Q2自由现金流约4760万美元，增长95%[11] - Q2股息增至0.37美元，同比增长95%，环比增长9%；Q3股息为0.38美元，同比增长52%[8],[18] 生产情况 - Q2产量为90.9万桶油当量/天，同比增长25%，环比增长4%[13],[180] - 威利斯顿盆地产量创纪录，二叠纪盆地产量环比略降，马塞勒斯盆地产量超内部预期6%[20] 投资活动 - 完成13笔地面游戏收购，增加16.7个净井和未来钻探地点、942个净矿权英亩[17],[30] - 收购Forge资产30%的不可分割权益，花费1.679亿美元；拟5亿美元收购Novo资产33.33%的不可分割权益[67],[55] 资本支出 - Q2资本支出向二叠纪盆地倾斜，预计下半年资本支出按季度平均分配[41],[72] - 2023年总资本支出预算预计前重后轻，上半年支出约占初始指导中点的60%[94] 公司战略 - 执行在大宗商品下行周期保障回报、同时灵活把握机会的战略[126],[152],[181] - 建立保守的周期性股息水平，每年第一财季评估并可能调整[75] 风险因素 - 前瞻性陈述存在风险和不确定性，实际结果可能与预期有重大差异[158]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度调整后EBITDA为3.155亿美元，同比增长16% [6][25] - 季度运营现金流（不包括营运资金）同比增长11% [6] - 加权平均完全摊薄股份数量仅增长3% [6] - 第二季度自由现金流为4760万美元 [25] - 调整后每股收益为1.49美元 [25] - 季度末杠杆率为1.34倍净债务与年化第二季度EBITDA之比 [42] - 季度末循环信贷额度无借款，流动性超10亿美元 [42] - 预计2024年成为现金纳税人，初步估计2024年税收支出在1000万 - 1500万美元 [40] 各条业务线数据和关键指标变化 勘探与生产业务 - 第二季度平均日产量达90,878桶油当量，较2022年第二季度增长25% [24] - 石油产量较第一季度略有上升 [24] - 天然气实现价格为基准价格的137% [26] - 年初至今已产生4.45亿美元资本支出，约占初始总预算的60% [27] - 预计全年预算资本支出在7.64亿 - 8亿美元之间 [27] 并购业务 - 第二季度完成两项大规模联合开发项目，即Forge和Novo [12] - 第二季度完成13笔交易，将为2024年带来16.7口净井的钻探，并增加942净英亩土地 [33] 各个市场数据和关键指标变化 - 石油价格下跌32%，天然气价格下跌69% [6] - 第二季度石油差价为每桶2.65美元 [25] - 预计天然气实现价格提高至85% - 95%，石油差价收紧至每桶3.25 - 4.25美元 [38] 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略和发展方向 - 专注于通过投资、对冲和长期增长来提高每股利润和现金回报，推动股息增长和股价表现 [7] - 执行年度股息审查政策，根据大宗商品价格和重大企业行动可能进行中期调整 [22] - 资本配置注重最大化潜在回报，根据市场情况灵活调整，包括资产收购、债务偿还和股票回购 [23] 行业竞争 - 公司规模和实力在非运营领域形成竞争优势，有更多资本配置机会，可更谨慎地选择投资项目 [32] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管大宗商品价格波动，但公司预计2024年开始看到收益改善，但仍保持保守估计 [2] - 公司对2023年剩余时间和未来一年的资产和资产负债表状况持乐观态度 [12] - 预计2023年下半年和2024年自由现金流将加速增长，有望在2024年年中前还清循环信贷额度 [109] 其他重要信息 - 公司正在与运营合作伙伴调整开发计划，将部分完井工作推迟至2024年初，以提高资本效率 [18] - 公司已增加套期保值，锁定了高于预期的油价水平 [11] - 公司预计2025年Marcellus地区的固定运输计划到期 [26] - 公司预计2023年石油产量占比为62% - 63% [37] - 公司预计2023年TIL（投产井）数量为75 - 78口净井 [37] - 公司引入2023年每桶油当量折旧、损耗和摊销（DD&A）率指导，范围为13 - 13.80美元 [39] 问答环节所有提问和回答 问题: 如何看待未来并购格局以及如何管理资产负债表？ - 目前大规模并购机会吸引力不大，但情况可能随时变化，公司会综合考虑各种因素做出决策；当没有有吸引力的并购机会时，会优先偿还债务，达到目标后会转向其他策略；公司愿意为合适的机会承担高达1.5倍的杠杆率，杠杆率低于1倍时可能会加速股东回报 [48][55] 问题: 巴肯和二叠纪地区运营商的情况如何？ - 巴肯地区的部分延期主要涉及1 - 2家运营商，目前商品价格门槛已满足，预计完井时间在第四季度，但可能会根据物流和市场波动情况调整；二叠纪地区除Mascot项目外，其他情况总体稳定，非运营机会持续涌入，公司可选择性投资 [50][57] 问题: 关于AFE（批准的资金支出）成本的情况如何？ - 油价格和服务成本通常会同步变动，目前看到一些成本下降的迹象，但未来成本变化取决于油价和钻机数量；从与运营商的沟通来看，一些成本如套管成本有20% - 40%的下降，钻井费率也略有下降，但公司会因市场波动保持保守态度 [58][60][61] 问题: 如何看待杠杆率与商品环境的关系？ - 公司考虑的是正常化的杠杆比率，使用的是中期价格而非现货价格；会综合考虑风险指标、周期、油价和总体杠杆等因素来决定资本使用，也会根据情况选择积累现金等待更好的时机 [67][70] 问题: 下半年和2024年的活动情况如何，哪些地区活动最多？ - 活动主要集中在二叠纪和威利斯顿地区，大致各占50%，可能会根据情况有所调整；二叠纪地区的德克萨斯州、特拉华州和米德兰盆地会有活动，大部分特拉华州的井集中在埃迪和利县；巴肯地区主要集中在麦肯齐、芒特雷尔、邓恩和威廉姆斯四个县 [72] 问题: 未来并购是否有偏好的结构？ - 公司没有偏好的结构，会追求风险调整后的最佳回报；会根据资产的具体风险调整回报门槛和治理需求；虽然近期进行了一些合作和收购结构的交易，但仍活跃于传统非运营市场 [73][74] 问题: 第二季度实际情况与收购计划的差距在下半年是否会扩大？ - 公司会采取保守策略，对资产表现和时间安排持谨慎态度；从目前来看，资产表现良好，虽然有一些物流问题，但对未来表现持乐观态度；原预计第三季度末有一批井投产，会推动产量增长，之后产量会下降，直到2024年第一季度和第二季度新一批井投产，提高资本效率 [82][83][84] 问题: 公司是否能与服务提供商协商定价，信用在其中的作用如何？ - 目前公司不能直接与服务提供商协商定价，但作为重要的非运营商，公司的信用状况有时可帮助运营方获得更好的条款；所有合作都是独立的，公司不对运营商的违约负责 [94][95][96] 问题: 美国最高法院关于山区山谷管道的裁决对公司在马塞勒斯地区的业务有何影响？ - 如果该管道能改善基础差价，公司可能会看到更多土地开发；但公司不会因这类事件提前进行投资，对基础设施建设的改善持乐观态度，但不会据此做出业务决策 [101]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后EBITDA达3.255亿美元，创公司纪录 [58] - 第一季度自由现金流达8400万美元，尽管业务活动增加且大宗商品价格波动，但仍表现强劲 [58] - 石油实现价格好于内部预期，第一季度差价为每桶2.57美元，因盆地内价格持续强劲且更多产量集中在二叠纪盆地 [58] - 净杠杆率有望在2023年底回到目标水平，公司仍有超10亿美元的未使用循环信贷和借款基础额度的流动性 [59] - 第一季度资本支出投资为2.12亿美元，占全年资本支出指导中点的约28%，符合上半年支出占比60%的预期 [107] - 天然气实现价格在第一季度达到基准价格的142%，远高于既定指导，因NGL价格稳定以及部分二叠纪天然气与西海岸交付挂钩 [106] 各条业务线数据和关键指标变化 - 威利斯顿盆地占有机业务活动的约四分之三，1月完成的吉祥物联合开发项目增加了16.4口净井的当前产量 [76] - 钻探和完井清单在第一季度末有59.3口净井，高于年初的55.4口净井，本季度通过有机和地面业务活动在威利斯顿和二叠纪盆地增加了14.1口净井，吉祥物项目增加了9.2口净井 [77] - 第一季度收到超200份井提案，创历史新高，但工作权益各不相同 [78] - 石油产量较第四季度环比增长12%，因各盆地油井表现更好以及MPDC收购项目的完成 [82] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度并购市场中，大型资产包上市速度较慢，且上市资产质量缺乏吸引力 [32] - 天然气市场价格波动，年初以来天然气价格大幅下跌，石油价格在过去五个月经历了两次大幅抛售 [36] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司作为全国最大的非运营特许经营权公司，凭借规模、多样性和资本优势，成为油气资产共同开发的优质资本提供者，与运营伙伴合作紧密 [46][47] - 公司继续扩大业务机会，除传统的非运营资产收购外，还探索大型联合开发协议、与运营集团直接合作、联合投标和并购等增长途径 [25][72] - 公司在资本配置上采取多管齐下的方法，包括股票回购计划、折价回购债务证券和增加普通股股东现金股息，以实现股东长期总回报最大化 [73] - 公司在并购活动中保持严格的承保纪律，注重风险调整后的回报，不盲目追求增长，耐心筛选符合战略定位和回报要求的机会 [79][81] - 行业竞争方面，随着公司规模扩大，可参与大型资产交易，过滤掉部分竞争对手，有机会提高折现率并达成交易 [35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管大宗商品价格波动，但公司第一季度业绩超预期，生产和现金流表现出色，吉祥物收购项目进展顺利，有望在2023年实现增长 [17][44] - 公司认为当前整体市场较为脆弱，尤其是资本市场，大宗商品价格波动对业务造成一定挑战，但也带来了反周期投资机会 [36][11] - 随着运营商与服务提供商重新设定服务条款，预计下半年成本通胀将有所缓解，若天然气价格持续疲软，未来六到九个月钻机数量可能减少，从而实现成本节约 [54][84] - 公司对未来发展充满信心，认为凭借自身优势和战略布局，能够继续为投资者提供有吸引力的风险调整后总回报，并在未来几年实现增长 [49][50] 其他重要信息 - 公司在第一季度回购了1910万美元2028年到期的票据，并在MPDC收购完成后将未偿还循环信贷余额减少了约5000万美元，未来将继续寻找机会有效降低杠杆 [33] - 公司维持2023年的生产指导，预计全年产量在9.1万至9.6万桶油当量/日之间，各季度产量将稳步增长 [60] - 公司对天然气实现价格和LOE进行了微调，预计第二季度产量增长较为温和，第三季度随着吉祥物项目新井投产将加速增长 [108] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 股东回报在2024年的进展及目标 - 公司将采取动态资本配置，根据市场情况灵活调整，未来可能的方向包括股息、股票和债务回购以及业务再投资 [87] 问题: 能否提供更多关于全年80 - 85个TIL指导的分解以及剩余季度的大致情况 - 第三季度可能是TIL节奏最活跃的季度，第四季度紧随其后，资本支出与TIL不完全同步，第一和第二季度的资本支出将主要用于下半年的生产 [102][120][136] 问题: 合资企业和合作伙伴关系是否比历史上购买非运营工作权益更具回报机会 - 与运营商合作时，对承保价值的时间和信心可能更高，但大项目的折现率通常更宽，小项目竞争更激烈 [90] 问题: 吉祥物项目的最新进展和回报情况 - 项目整体进展顺利，目前产量超预期约10%，约9口净井正在施工，部分井预计在6月底或7月初投产，下一波井将于2024年投产 [92][93] 问题: 目前收到的井提案数量是否比一年前更多，筛选要求有何变化 - 第一季度收到200份总提案，创历史新高，所有提案都经过工程团队的相同审核流程，尽管大宗商品价格有所疲软，但业务活动仍很活跃 [95] 问题: 成本通胀情况以及第一季度在巴肯的活动是否会影响全年成本通胀 - 目前成本通胀在内部预期范围内，随着项目在全年更加平衡，预计二叠纪盆地的井成本通胀将放缓，未来可能会有所缓解 [134][135] 问题: 是否看到井成本在任何类别上有改善，大陆资源公司的价格优势是基于效率还是市场定价 - 规模在采购方面非常重要，大型公司在各方面成本上具有优势 [143] 问题: 从基础设施和管道角度，公司关注哪些方面以及认为哪些可能有益 - 公司关注政治形势对基础设施的影响，威利斯顿盆地的外输能力过剩，价格较好，二叠纪盆地的天然气基础设施紧张问题正在得到解决 [129][148] 问题: M&A机会的规模变化以及对公司胃口和决策的影响 - M&A机会的增加提供了更多选择，公司规模扩大有助于获得更好的回报前景，但公司不会盲目追求交易，而是注重回报 [151][152] 问题: 如何看待NGL与天然气比率的趋势以及相关影响因素 - NGL篮子每日交易，其与天然气的比率受多种因素影响，包括盆地内差价、NGL篮子与天然气的比例、收集和运输成本以及收益百分比等，公司预计未来指导将更加现实 [174][175] 问题: 投资者的现金回报是否会改变公司资本配置的决策 - 公司将采取平衡的方法，与董事会和顾问充分讨论，综合考虑各种因素，避免短期波动的影响，注重长期规划 [179] 问题: 巴肯地区的生产率趋势如何 - 巴肯地区过去被视为二级的区域现在表现与一级区域相当，该地区成本较高、盈亏平衡点较高，但活动相对稳定 [180] 问题: 公司对PDP资产的看法以及是否会考虑传统非页岩低PDP下降率的资产包 - 购买PDP资产的回报除价格外无太多上行空间，需考虑市场周期，在低价环境下，卖方的财务状况和资产负债表会影响交易的可能性，公司通常认为有更好的PDP资产买家，但在某些情况下也会考虑 [197][210][213] 问题: 目前正在审查的14个机会是否有位于现有三个地区之外的 - 大部分机会位于特拉华、米德兰、巴肯和阿巴拉契亚地区，公司也关注鹰福特盆地，但尚未找到合适的资产 [209] 问题: 目前审查的14个机会在规模上是否与过去18个月有不同 - 交易规模一般在1000万美元至10亿美元之间，平均规模可能仍小于2亿美元，公司希望交易对投资者有意义且能影响底线 [206] 问题: 公司是否正在从单纯的油气公司向行业资本提供者转变 - 公司一直既是资本提供者，也是投资公司和油气公司，作为非运营商本身就是资本提供者，且公司具备管理资产的能力，与运营商的合作注重风险共担和长期合作 [203][204]