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]

公司资产与业务规模 - 截至2023年3月31日，公司参与8863口总井（827.8口净井）生产，租赁约259890净英亩土地，其中约88%已开发[152] 产量相关数据 - 2023年第一季度公司平均日产量约87385桶油当量/天，其中约62%为石油，较2022年第一季度增长23% [152] - 2023年第一季度公司新增13.1口净井投入生产（不包括MPDC收购完成时新增的井）[152] - 2023年第一季度各盆地产量占比：威利斯顿盆地52%、二叠纪盆地35%、阿巴拉契亚盆地13%；2022年分别为64%、20%、16% [152] - 2023年第一季度石油产量占比62%，天然气和天然气凝析液占比38%；2022年分别为60%、40% [152] - 2023年第一季度石油净产量484.78万桶，天然气和NGLs净产量1810.13万立方英尺，总产量786.46万桶油当量，较2022年同期分别增长27%、17%、23%[165] 价格相关数据 - 2023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2.67美元/桶，2022年第一季度为3.98美元/桶[162] - 2023年第一季度公司天然气净实现价格为3.91美元/千立方英尺，相对于亨利枢纽平均定价实现率为142%；2022年第一季度为6.94美元/千立方英尺，实现率为150% [163] - 2023年第一季度天然气平均纽约商品交易所价格为2.75美元/千立方英尺，2022年为4.63美元/千立方英尺[164] - 2023年第一季度石油平均纽约商品交易所价格为75.98美元/桶，2022年为95.17美元/桶[164] - 2023年第一季度石油平均销售价格为73.31美元/桶，较2022年同期下降20%；天然气和NGLs平均销售价格为3.91美元/千立方英尺，较2022年同期下降44%[165] 成本相关数据 - 2023年前三个月公司选择参与的油井加权平均总支出授权成本为960万美元，2022年为800万美元[163] - 2023年第一季度生产费用为7810万美元，较2022年同期的5450万美元增长43%；单位生产费用从2022年第一季度的8.50美元/桶油当量增至2023年的9.93美元/桶油当量[167] - 2023年第一季度生产税为3490万美元，与2022年同期的3460万美元基本持平；生产税占油气销售的比例在2023年和2022年第一季度分别为8.2%和7.6%[168] - 2023年第一季度一般及行政费用为1300万美元，较2022年同期的1380万美元有所下降[169] - 2023年第一季度折耗、折旧、摊销和增值费用为9460万美元，较2022年同期的5320万美元增长78%[170] - 2023年第一季度利息费用（扣除资本化利息后）为3010万美元，较2022年同期的1800万美元增加[171] - 公司预计2023年钻井、完井及其他相关成本较2022年增加5 - 10%[184] 营收与收益数据 - 2023年第一季度石油销售3.55亿美元，天然气和NGL销售7085.6万美元，总营收5.82亿美元，而2022年同期总营收为 - 3293万美元[165] - 2023年第一季度商品衍生品净收益为1.54亿美元，而2022年同期净亏损4.89亿美元[167] 流动性与资金状况 - 截至2023年3月31日，公司总流动性为4.37亿美元，包括循环信贷安排下4.31亿美元的承诺借款额度和610万美元的现金[173] - 2023年3月31日公司营运资金盈余为5060万美元，而2022年12月31日为赤字2450万美元[175] - 与2022年12月31日相比，2023年3月31日流动资产增加7550万美元，流动负债持平，流动资产增加主要是由于商品价格变化导致衍生工具公允价值增加3690万美元[176] 现金流量数据 - 2023年第一季度经营活动提供的净现金为2.693亿美元，2022年同期为1.54亿美元，主要因产量增加和商品价格上涨，部分被运营成本增加抵消[177] - 2023年第一季度投资活动使用的现金为4.612亿美元，2022年同期为4.176亿美元，增加原因是开发和收购支出增加4350万美元[178] - 2023年第一季度融资活动提供的净现金为1.955亿美元，2022年同期为2.574亿美元[179] 债务相关数据 - 截至2023年3月31日，循环信贷安排的借款基数为16亿美元，选定承诺金额为10亿美元，已使用借款5.69亿美元，可用承诺借款额度为4.31亿美元[181] - 截至2023年3月31日，高级票据未偿还本金总额为7.051亿美元[182] - 截至2023年3月31日，可转换票据未偿还本金总额为5亿美元[183] 衍生合约数据 - 截至2023年3月31日，公司列出了不同财季未平仓原油衍生合约的相关数据，包括互换和领子期权的交易量、加权平均价格等[189] - 2023年3月31日天然气互换合约Q2交易量523.2万MMBTU，均价4.483美元/MMBTU；Q3交易量584.2万MMBTU，均价4.375美元/MMBTU；Q4交易量496.2万MMBTU，均价4.443美元/MMBTU[190] - 2023年3月31日天然气领口期权合约Q2交易量320.25万MMBTU，上限均价6.577美元/MMBTU，下限均价4.190美元/MMBTU；Q3交易量506万MMBTU，上限均价6.674美元/MMBTU，下限均价4.182美元/MMBTU；Q4交易量628.5万MMBTU，上限均价6.902美元/MMBTU，下限均价4.134美元/MMBTU[190] 利率影响数据 - 2023年3月31日浮动利率债务短期利率每增加1%，公司将增加约570万美元的年度利息费用[191] 股权交易数据 - 2023年3月14日，公司发行403,780股普通股，交换持有人持有的约824,602股行使价为27.4946美元/股的认股权证[196] - 2023年1月1日至31日未购买普通股，剩余可购买金额9550万美元；2月1日至28日购买31,593股，均价31.67美元，剩余可购买金额9450万美元；3月1日至30日购买354,210股，均价27.16美元，剩余可购买金额8750万美元；一季度共购买385,803股，均价27.53美元[197] 内部控制数据 - 截至2023年3月31日，公司管理层认为披露控制和程序有效，本季度财务报告内部控制无重大变化[193][194]

产量数据 - 2022年石油净产量16090072桶，天然气和NGLs净产量68829142千立方英尺，总产量27561596桶油当量[152] - 2022年石油净产量16090072桶，天然气和NGLs净产量68829142千立方英尺，总产量27561596桶油当量，较2021年分别增长31%、56%、40%[187][188] - 2022年共钻557口总生产性勘探和开发井，净井数为56.8口[153] 销售价格数据 - 2022年石油平均销售价格为91.65美元/桶，扣除已结算石油衍生品后为69.60美元/桶，较2021年增长32% [152][186] - 2022年天然气和NGLs平均销售价格为7.43美元/千立方英尺，扣除已结算天然气衍生品后为5.83美元/千立方英尺，较2021年增长60% [152][186] - 2022年平均NYMEX石油价格为94.38美元/桶，较2021年增长39%；天然气价格为6.56美元/千立方英尺，较2021年增长71% [186] - 2022年石油平均销售价格为91.65美元/桶，天然气和NGLs为7.43美元/千立方英尺，较2021年分别增长46%、63%[187] 费用数据 - 2022年生产费用为9.46美元/桶油当量[152] - 2022年石油和天然气资产折耗费用为248252000美元，折耗费用为9.01美元/桶油当量[158] - 2022年生产费用260676千美元，较2021年的170817千美元增长53%，单位生产费用从8.70美元/桶油当量增至9.46美元/桶油当量，增长9%[187][191] - 2022年生产税158194千美元，较2021年的76954千美元增长106%，占油气销售的比例2022年和2021年分别为8.0%、7.9%[191] - 2022年一般及行政费用47200千美元，较2021年的30341千美元增长56%，主要因收购成本、薪酬成本和专业费用增加[191] - 2022年折旧、损耗、摊销和增值费用251272千美元，较2021年的140828千美元增长78%，主要因产量增长40%和单位损耗率增长27%[191][192] - 2022年利息费用80300千美元，较2021年的59000千美元增长36%，主要因债务水平和加权平均利率提高[194] - 2022年公司每桶油当量的平均折耗费用为9.01美元[216] 资产数据 - 截至2022年12月31日，公司主要资产包括约258970净英亩位于美国的土地，约88%的总面积已开发[154] - 2022年租赁到期涉及约5796净英亩土地，成本为870万美元[156] - 截至2022年12月31日，阿巴拉契亚盆地天然气交付总净承诺量为40.60亿立方英尺[160] 营收与衍生品数据 - 2022年总营收1570535千美元，较2021年的496899千美元增长216%，其中石油销售、天然气和NGL销售分别为1474610千美元、511188千美元，较2021年分别增长91%、154%[187] - 2022年已结算商品衍生品净亏损455450千美元，未结算商品衍生品净收益40187千美元，而2021年分别为亏损165823千美元、亏损312370千美元[187] 债务与流动性数据 - 截至2022年12月31日，公司未偿还债务包括循环信贷安排下的3.19亿美元借款、7.242亿美元优先票据本金和5亿美元可转换票据本金，总流动性为6.835亿美元[196] - 2022年12月31日，公司营运资金赤字为2450万美元，较2021年的1.122亿美元有所收窄，流动资产增加1.052亿美元，流动负债增加1740万美元[197] - 截至2022年12月31日，循环信贷安排的借款基数为16亿美元，选定承贷金额为10亿美元，未偿还借款为3.19亿美元，可用承贷额度为6.81亿美元[203] 现金流数据 - 2022年和2021年，经营活动提供的净现金分别为9.284亿美元和3.965亿美元，增长原因是产量同比增加40%和实现价格上涨35% [199] - 2022年和2021年，投资活动使用的现金分别为14.028亿美元和6.344亿美元，主要用于钻探、开发和收购成本，2022年增加归因于当年的收购[200] - 2022年和2021年，融资活动提供的净现金分别为4.674亿美元和2.461亿美元，2022年主要与循环信贷安排的2.64亿美元净预付款和4.83亿美元可转换票据发行有关[201] 资本支出与回购数据 - 2023年，公司计划的资本支出预算约为7.37 - 7.78亿美元，截至2022年12月31日，已发生1.631亿美元资本支出，预计还需承担约4.684亿美元开发资本支出[207] - 2022年，公司根据股票回购计划回购了190.9097万股普通股，总成本为5450万美元，还以2490万美元现金加应计利息回购并注销了2580万美元优先票据本金[207] - 2022年公司回购并注销了价值81200千美元的优先股、54500千美元的普通股和24900千美元的高级票据，还发行了5亿美元的可转换票据[195] 未来成本预计数据 - 公司预计2023年钻井、完井及其他相关成本较2022年增加5 - 10%[210] 储量数据 - 约35%的已探明油气储量为已探明未开发储量[214] - 第三方独立储量工程师审计了公司100%的估计已探明储量及相关税前未来净现金流（截至2022年12月31日）[214] 会计核算与风险管理数据 - 公司使用全额成本法核算油气投资，与成功努力法在勘探干井成本和地质地球物理成本处理上有差异[215] - 公司使用衍生工具管理油气价格波动风险，衍生工具按公允价值计量[218] - 公司目前没有对投资者有重大影响的表外安排[220] 利率与债务结构数据 - 截至2022年12月31日，公司长期债务包含固定和浮动利率借款[224] - 高级票据和可转换票据按固定利率支付现金利息[224] - 循环信贷安排利率是公司在基础协议规定范围内指定的浮动利率选项[224] - 截至2022年12月31日，公司利率互换的总名义金额为1亿美元[224] - 短期利率每上升1%，公司2022年12月31日未偿还浮动利率债务将增加约220万美元的年度利息费用[224] 未来合同数据 - 截至2022年12月31日，2023年Q1原油互换合同加权平均价格为72.39美元/桶，数量为2020500桶[222] - 截至2022年12月31日，2023年Q1天然气互换合同加权平均价格为4.11美元/百万英热单位，数量为7285000百万英热单位[223] 历史减值费用数据 - 2020年公司记录了10.667亿美元的全额成本减值费用，2021年和2022年未记录[217] 油气销售占比与对冲数据 - 2022年和2021年，石油分别占公司油气销售总额的74%和79%，同期分别对冲了约68%和73%的原油产量[196] 资金充足性数据 - 凭借循环信贷协议和经营活动现金流，公司认为未来十二个月有足够资金满足钻探承诺、一般及行政费用和其他现金需求[209]

财务表现 - 2022年自由现金流超4.5亿美元，Q4自由现金流为8710万美元，较Q4-21增长23%[21][19] - Q4调整后EBITDA为2.648亿美元，同比增长51%；净债务与LQA调整后EBITDA比率为1.4倍[19] - Q4 ROCE调整后为24.5%，循环比率为3.42[19] 股东回报 - 2022年支付超5100万美元现金普通股股息，回购5450万美元普通股，减少191万股股份[6] - 回购5750万美元面值优先股，减少260万摊薄股份，优先股股息减少370万美元，优先股全部转换为普通股[6] 生产与业务 - 2022年Permian产量创纪录，Williston活动强劲，Marcellus产量稳定[9] - 2023年预计日产量9.1 - 9.6万桶油当量，石油占比62% - 64%，预算资本支出7.37 - 7.78亿美元[12] 资产收购 - Q4完成7.5亿美元并购，1月又完成3.2亿美元并购[19] - 完成Midland Basin、Alpha Energy、Delaware等收购，2023年1月完成MPDC收购[19] 资本结构与流动性 - 2022年11月借款基础从13亿美元扩大到16亿美元，选定承诺从8.5亿美元增至10亿美元[61] - 10月发行5亿美元可转换票据，改善流动性和债务到期情况[73] ESG表现 - 明确董事会对ESG的监督，通过年度ESG报告跟踪公共运营商的ESG目标[106] - 运营选择注重环境和安全记录，最大运营商EQT是认证天然气环境管理领导者[115]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度产生约9000万美元现金，全年仍在生产指导范围内 [18] - 第四季度平均日产量为78,854桶油当量/天，较2021年第四季度增长23% [32] - 第四季度调整后每股收益为1.43美元/股，同比增长约35% [33] - 第四季度调整后息税折旧摊销前利润为2.648亿美元，全年突破10亿美元创公司纪录 [63] - 第四季度自由现金流为8700万美元，2022年产生近4.6亿美元自由现金流，是上一年的两倍多 [63] - 全年油差价为每桶较西德克萨斯中质原油贴水2.73美元，创公司纪录低位 [64] - 第四季度天然气差价为基准价格的92%，环比下降但好于内部预期 [64] - 第四季度资本支出为1.429亿美元，在威利斯顿和二叠纪盆地平均分配 [65] - 2023年资本支出指导范围为7.37亿 - 7.78亿美元，约60%的年度支出将在上半年发生 [38] - 2023年生产指导为第一季度开始时产量在8.4万 - 8.6万桶油当量/天，目标第四季度退出率为9.6万 - 10万桶油当量/天，全年平均产量在9.1万 - 9.6万桶油当量/天 [39] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第四季度投产井数超过内部预测，新增近20口净井，威利斯顿和二叠纪投产井比例为60:40 [10] - 截至年底，在建井总数为55.4口净井，威利斯顿占约80%（不包括马塞勒斯项目），1月关闭吉祥物项目后新增6.8口净井 [11] - 第四季度有机区块收到超125份钻井工程预算申请，约占10口净井，同意率约95%，估计内部收益率较第三季度提案提高超25% [26] - 2022年完成的收购和地面项目活动为库存增加约125个高质量、低盈亏平衡的净未来开采位置，使探明储量增加15% [57] - 第四季度完成1.2口净井和127英亩的收购，2022年地面项目共收购8.7口净井和超1400英亩，涉及24笔交易 [60] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国钻机数量较峰值下降约25台，若当前趋势持续，六到九个月后可能带来成本节约 [69] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2022年完成三笔二叠纪收购和米德兰石油交易，总收购额超9亿美元，预计产量同比增长超20% [5] - 2023年将继续进行机会性普通股回购和债务回购 [21] - 第一季度将季度普通股股息提高13%至0.34美元/股，并计划提前约两个季度将股息加速至目标的0.37美元/股 [8] - 持续专注为股东带来最高总回报，注重最优收益率、税收和资本效率以及整体杠杆水平管理 [9] - 2023年新钻井活动水平预计在二叠纪和威利斯顿平均分配 [11] - 2023年并购待办事项增多，正在审查超50亿美元的非运营、运营和联合开发机会 [30] - 2024年之前推迟马塞勒斯大部分活动，专注高利润率石油资产，下半年继续寻找增加该地区业务的机会 [55] - 公司认为在非运营领域具有规模、数据分析和承销优势，竞争优势在2022年扩大，随着机会增多优势进一步拓宽 [7][20] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管面临通胀压力和当前大宗商品价格下跌，但预计2023年将产生显著现金流和产量增长 [6] - 公司业务基本面强劲，2023年有望实现相对和绝对的优异表现 [18][19] - 随着米德兰石油项目完成，未来几年自由现金流将大幅增加，推动公司加速增长和提升股东回报 [49] - 预计通胀在2023年上半年持续，但天然气价格下降和钻机数量减少可能带来成本节约 [69] - 第一季度通常会有季节性自然产量下降，对差价持保守看法 [70] 其他重要信息 - 会议可能讨论非公认会计原则财务指标，相关指标与最接近的公认会计原则指标的调节可在收益报告中找到 [3] - 公司发布了2022年第四季度和全年财务业绩，10 - K表格将在几天后提交给美国证券交易委员会 [14] - 会议发言可能包含前瞻性陈述，存在风险和不确定性，公司不承担更新这些陈述的义务 [15] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 如何考虑2023年资本支出与潜在交易前后的关系以及资本支出与产量预期 - 资本支出指导中预留了灵活资金，地面项目已包含在内，是否使用取决于收到的提案、预期投产销售时间以及与日常地面项目机会的回报对比 [42] 问题: 新AI系统对地面项目和潜在收购活动的节奏和质量有何影响，是否有战略优势 - 通过实施AI程序，能够利用实时数据整合所有信息，实现单一数据源的真实分析，这是成功的关键，近期重大收购的实际情况与原承销情况偏差在2% - 3%以内 [98] 问题: 当前天然气价格环境是否更有利于收购新天然气项目，马塞勒斯项目的回报和经济性是否合理 - 很高兴马塞勒斯项目是一个看涨期权，且今年不进行开发，开发计划在2024年，因为目前以2美元的天然气价格开发天然气资产不太合适 [79] 问题: 天然气实现价格较低的驱动因素是什么，与去年相比有何不同 - 目前天然气实现价格甚至低于预期，部分原因是二叠纪天然气外输问题，公司对天然气价格实现持保守态度；固定收集成本在天然气价格下降时占比增大，NGL篮子价格波动大，第四季度NGL价格下降，第一季度天然气价格大幅下降 [81][82] 问题: 2024年是否会因前期并购活动实现嵌入式增长，是否需要额外主动行动 - 假设成本不变，如果2024年保持与2023年相同的活动水平，产量将增长；MPDC项目完成后产量将超过指导范围，但达到峰值后下降率会略高，维持日产9万桶以上需要每年约70口井和6 - 7亿美元的维持性资本，而2023年指导资本约7.5亿美元，持续投入将实现增长，且支出节奏也很重要 [86] 问题: 是否会考虑在美国页岩气以外的地区获取非运营权益 - 目前最有吸引力的并购机会在公司已涉足的盆地，虽然也在关注其他盆地，但进入这些盆地需要有有吸引力的门槛回报率，公司会继续关注但门槛较高，对于加拿大和国际机会，因需要技术知识且公司技术团队有其他重点，可能性较低 [89][124] 问题: 评估天然气资产时如何权衡资产集中和基础设施不确定性 - 评估时基于当前市场情况进行保守假设，并进行压力测试；基础设施很重要，如在阿巴拉契亚和二叠纪项目中都考虑了基础设施限制和差异分析，关键是理解短期和长期因素对资产价值的影响 [119] 问题: 巴肯地区活动计划的稳定性如何，近期收到的提案与去年相比是增多还是减少 - 年初公司在一些运营商中的工作权益显著增加，这可能影响了活动计划的稳定性 [96] 问题: 2023年预计天然气实现价格较弱的情况下，丙烷与天然气比例变化对其有何影响 - 第四季度丙烷与天然气比例约为1.25:1，目前超过2:1，这有助于提高比例；公司对天然气价格持保守态度，历史上也一直如此，不过全年仍有改善空间，会适时更新情况 [105] 问题: 未来12个月已开发探明储量（PDP）的石油和天然气下降率是多少，与过去几年相比有何变化 - 目前基础PDP下降率在32% - 34%的低位，随着年内一些收购和项目完成，下降率将上升，年底可能接近35% - 38%的中高位 [107] 问题: 第四季度折旧、损耗和摊销（DD&A）因并购关闭略高，未来合适的DD&A率如何考虑 - 考虑PDC项目后，退出时DD&A约为10.50美元，MPDC项目可能会使该数值增加1 - 2美元，预计未来在11.50 - 12.50美元范围内 [110] 问题: 近期完成的收购项目有哪些惊喜，实际活动水平与原假设相比有何变化 - 10月完成的第一笔米德兰收购项目表现出色，总体上项目进度提前，资产表现良好；作为非运营商，项目情况会随环境变化，但公司保守承销并关注优质地质，项目应具有一定韧性 [111] 问题: 是否会在阿巴拉契亚或其他含气较多地区更多地采取非同意立场 - 非同意决策将取决于通胀与大宗商品价格的相互作用以及运营商情况，公司以内部收益率为导向，如果大宗商品价格下跌而通胀持续，部分项目可能无法达到门槛收益率 [121]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA达2.92亿美元，创公司纪录，超市场普遍预期 [6][25] - 第三季度自由现金流达1.106亿美元，年初至今累计产生约3.7亿美元，接近2021年全年两倍 [7][25] - 第三季度调整后每股收益为1.80美元，高于市场普遍预期 [25] - 季度末基于LQA调整后EBITDA的杠杆率降至1倍以下 [7] - 上调2022年全年生产指导中点，预计12月产量超8.3万桶油当量/日 [29] - 上调2022年全年资本支出指导中点4200万美元 [30] - 更新石油差价指导至每桶3 - 4美元，收紧天然气实现价格指导下限至105% [25] 各条业务线数据和关键指标变化 运营业务 - 第三季度投产净井16.2口，环比增长60%，主要由二叠纪盆地完井推动 [17] - 活跃盆地钻井活动加速，平均工作权益增加，在钻井数量增至61.5口净井，较第二季度增加10% [18] - 第三季度批准190口井提案，较第二季度增加65%，占全年同意净井的40% [18] - 平均每口井预计成本升至860万美元，但基于标准化水平段长度仅较上季度上涨5% [18] 地面项目业务 - 第三季度完成2口净井和965英亩净土地收购，预计明年实现49%的全周期资本回报率 [19] 企业并购业务 - 近期宣布3项优质资产收购，包括与Mewbourne Oil and Gas的2项特拉华盆地收购和与Midland Petro的米德兰盆地联合开发协议 [20][21] 各个市场数据和关键指标变化 - 第三季度平均日产量环比增长9%，超过7.9万桶油当量/日，较2021年第三季度增长37% [24] - 石油产量环比增长8%，威利斯顿盆地春季风暴影响消除后恢复正常 [24] - 第三季度石油差价为每桶0.84美元，好于预期，因巴肯地区定价强劲和二叠纪盆地产量占比增加 [25] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过投资驱动价值创造，增加对高回报项目的投资，预计全年产生约5亿美元自由现金流 [8] - 实施多管齐下的股东回报策略，包括股票回购、偿还高成本债务和增加普通股股息 [11] - 继续在并购市场保持活跃，注重收购资产的质量和未来增长潜力，同时保持投资纪律 [10] - 扩大联合开发协议（JDA）模式，与更多运营商展开合作，以获取更多投资机会 [21][22] - 行业面临高价格和通胀压力，但公司在三大盆地均表现出色，各盆地资产均超内部预期 [9] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管油价下跌和近期资本支出加速，但公司业务表现良好，有信心为股东带来短期和长期价值 [7][10] - 2023年公司将面临资本分配的决策，需平衡生产增长和股东回报 [35] - 通胀虽有减速，但仍需关注其对成本的影响，公司将在第四季度后进一步评估 [36][37] - 联合开发协议模式前景乐观，但需观察其与传统交易的相对机会 [45] 其他重要信息 - 公司在第三季度和10月回购并注销了1000万美元8.125%的票据，降低固定费用并增加企业价值 [12] - 年初至今已回购注销1.09亿美元股票，其中包括5150万美元普通股，普通股回购授权还剩9850万美元 [13] - 上周宣布将第四季度普通股股息提高20%至每股0.30美元 [14] - 昨日宣布将优先股强制转换为普通股，将减少年度现金股息支付并避免未来稀释 [15] - 季度末后完成可转换债券发行，为收购提供资金，降低杠杆率并延长到期日，预计未来几个季度杠杆率将略有上升，但到2023年底将降至1倍以下 [27] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2023年生产和资本支出增长情况及通胀影响 - 公司认为增长到并维持10万桶/日产量需每年钻约80口井，9万桶/日则约需65口井，但资本支出的具体金额和时间安排更复杂，还取决于资本分配区域和地面项目的作用 [35] - 目前对通胀的看法与市场多数运营商一致，认为有通胀但增速在放缓，运营商也在想办法抵消，公司将在第四季度后进一步评估 [36][37] 问题2: 联合开发协议收购机会及风险 - 联合开发协议模式前景乐观，自宣布Midland Petro交易后收到了反向询价，公司可通过联合投标、收购少数权益等方式参与项目，但需观察其与传统交易的相对机会 [45][46] - 高工作权益项目存在集中风险和控制及时间风险，但随着公司规模扩大，更集中的权益影响较小，且公司会选择高质量区域和已完成一定比例的项目以降低风险 [48][49] 问题3: 如何评估合作伙伴库存质量 - 公司会自行对每块租赁土地进行评估，绘制自己的曲线和估算EUR，不依赖运营商的观点，所有收购都由自己的团队进行自下而上的工程分析 [52] - 公司会查看运营商剩余的库存，了解其可开发年限和目标，以帮助管理和增强自身库存 [53] 问题4: 地面项目第四季度机会及可转债融资选择 - 资本支出的增加主要是已在进行的地面项目，预计年底前不会有重大增加，公司发现较大规模的地面项目有更高的回报率和成功率 [57] - 选择可转债融资是因为其成本较低，在利率上升环境中更具优势，且所选工具可将转换率提高至52美元以上，几乎无稀释，同时避免了普通股融资和高收益债券市场的缺点 [60][61][62] 问题5: Mascot项目联合开发策略及2021年收购项目表现 - 公司与MPDC在6月开始谈判，最终达成联合运营协议，确保了项目的开发方式和保护措施，项目将同时开发所有油层以最大化EUR和IRR [67] - 公司2021年的收购项目表现普遍超出预期，如马塞勒斯地区和Veritas项目的表现和开发节奏都远超估计 [73] 问题6: 基础股息长期规划及并购成功原因 - 公司希望提供稳定且增长的股息，注重为投资者提供合适的收益率，目标是到明年年底将季度股息提高到每股0.37美元，但资本分配可能会根据股票估值、收益率和投资机会进行调整 [82][83] - 近期并购成功部分是因为时机，完成一笔交易后会对其他卖家产生压力，促使他们降低预期，同时部分交易是长期谈判的结果，且公司有与部分卖家的合作经验 [86][89] 问题7: 运营商AFE是否会被夸大及马塞勒斯产量来源 - 公司偶尔会遇到运营商夸大AFE的情况，但这是有法律风险的，且公司工程师会逐行审查，同时公司有大量数据支持，能提前发现异常 [97][98] - 本季度马塞勒斯地区的产量增长全部来自有机增长，公司在该地区没有活跃的地面项目 [100] 问题8: Mascot项目在米德兰市下方钻探的风险及2023年预算可见性和AFE情况 - 项目钻探地点在米德兰市外，与其他运营商情况相同，公司的优势在于运营商希望保留部分权益，而不是出售整个项目 [102] - 公司对2023年的可见性将达到历史最高水平，但预算决策取决于目标产量和活动水平，目前AFE活动增加，主要由威利斯顿盆地推动，公司需要平衡收购、联合开发协议和地面项目的机会 [108][109] 问题9: 套期保值数据的有效日期和变化情况 - 套期保值数据截至今日，可能因小的调整导致数字略有变化，但影响极小 [111][113][114]

公司资产与运营规模 - 截至2022年9月30日，公司参与了8259口总井（761.2口净井）的生产，租赁了约25.46万净英亩土地，其中约87%已开发[202] 产量相关数据 - 2022年第三季度，公司平均日产量约为7.91万桶油当量/天，其中约57%为石油，较第二季度增长9%，期间新增16.2口净井投入生产[205] - 2022年第三季度与2021年同期相比，各盆地产量占比发生变化，威利斯顿盆地石油产量占比从95%降至71%，天然气和NGLs产量占比从45%降至40%；二叠纪盆地石油产量占比从5%升至29%，天然气和NGLs产量占比从3%升至21%；阿巴拉契亚盆地天然气和NGLs产量占比从52%降至39% [206] - 2022年第三季度，公司石油净产量为4149841桶，较2021年同期增长33%；天然气和NGLs为18776821百万立方英尺，较2021年同期增长44%；总产量为7279311桶油当量，较2021年同期增长37%[223] - 2022年前九个月与2021年同期相比，石油产量11775526桶增长34%，天然气和NGLs产量51188941Mcf增长73%，总产量20307016Boe增长48%[240] - 2022年第三季度石油产量4149841桶，较2021年的3131182桶增长33%；天然气和NGLs产量18776821千立方英尺，较2021年的13034251千立方英尺增长44%；总产量7279311桶油当量，较2021年的5303557桶油当量增长37%[223] - 2022年前九个月石油产量11775526桶，较2021年的8795802桶增长34%；天然气和NGLs产量51188941Mcf，较2021年的29615822Mcf增长73%；总产量20307016Boe，较2021年的13731772Boe增长48%[240] 价格相关数据 - 2022年第三季度，公司石油价格与NYMEX基准价格的差价为0.84美元/桶，低于2021年第三季度的5.63美元/桶；净实现天然气价格为8.43美元/千立方英尺，相对于平均亨利枢纽定价实现率为106%，高于2021年第三季度的4.33美元/千立方英尺和100%的实现率[212] - 2022年第三季度，公司平均NYMEX油价为每桶91.38美元，较2021年同期高30%；天然气为每百万立方英尺7.95美元，较2021年同期高84%[218][219] - 2022年第三季度石油平均销售价格为每桶90.54美元，较2021年的64.91美元增长39%；天然气和NGLs平均销售价格为每千立方英尺8.43美元，较2021年的4.33美元增长95%[223] - 2022年前九个月与2021年同期相比，石油平均销售价格每桶95.83美元增长61%，天然气和NGLs每Mcf 8.04美元增长99%[240] - 2022年第三季度石油价格差异为每桶0.84美元，2021年为每桶5.63美元；2022年第三季度实现的天然气和NGL价格较2021年同期每千立方英尺增加4.10美元[225] - 2022年前九个月石油平均销售价格为95.83美元/桶，较2021年的59.48美元/桶增长61%；天然气和NGLs平均销售价格为8.04美元/Mcf，较2021年的4.04美元/Mcf增长99%[240] 成本相关数据 - 2022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770万美元，高于2021年的690万美元[214] - 公司成本结构主要包括商品价格差异、商品衍生品净损益、生产费用、生产税、折旧、损耗、摊销和增值等[209] - 2022年第三季度，公司生产费用为6850万美元，较2021年同期的4320万美元增长58%；生产税为4230万美元，较2021年同期的1990万美元增长112%[223][230][231] - 2022年第三季度，公司一般及行政费用为1030万美元，较2021年同期的550万美元增长87%[223][233] - 2022年第三季度，公司折耗、折旧、摊销和增值费用为6600万美元，较2021年同期的3590万美元增长84%[223][234] - 2022年第三季度，公司利息费用（扣除资本化利息）为2010万美元，较2021年同期的1460万美元有所增加[235] - 2022年前九个月与2021年同期相比，生产费用1.87659亿美元增长56%，生产税1.20729亿美元增长133%，一般和行政费用0.32155亿美元增长62%，折旧、损耗、摊销和增值1.73956亿美元增长77%[240] - 2022年前九个月利息费用（扣除资本化利息）为5650万美元，2021年同期为4310万美元[251] - 2022年第三季度生产费用6847.8万美元，较2021年的4323.6万美元增长58%；生产税4227.3万美元，较2021年的1993.2万美元增长112%；一般及行政费用1027.8万美元，较2021年的549万美元增长87%；折耗、折旧、摊销和增值6597.5万美元，较2021年的3588.5万美元增长84%[223] - 2022年前九个月生产费用187659千美元，较2021年的120246千美元增长56%；生产税120729千美元，较2021年的51899千美元增长133%[240] 收益与营收相关数据 - 2022年第三季度，公司石油销售为3.75732亿美元，较2021年同期增长85%；天然气和NGL销售为1.58318亿美元，较2021年同期增长明显[223] - 2022年第三季度，公司商品衍生品净收益为2.576亿美元，2021年同期为亏损1.282亿美元；已结算商品衍生品亏损为1.249亿美元，2021年同期为亏损5630万美元；未结算商品衍生品收益为3.825亿美元，2021年同期为亏损7180万美元[227][228][229] - 2022年第三季度，公司石油、天然气和NGL销售（不包括已结算商品衍生品影响）为5.341亿美元，较2021年同期的2.597亿美元增长，得益于产量增长37%和实现价格增长50%[224] - 2022年前九个月与2021年同期相比，石油销售11.28439亿美元增长116%，天然气和NGL销售4.11712亿美元，商品衍生品结算收益（损失）为 - 3.92385亿美元，未结算商品衍生品收益（损失）为0.5239亿美元，总营收12.00156亿美元[240] - 2022年前九个月商品衍生品净损失3.4亿美元，2021年同期为损失4.65亿美元[244] - 2022年前九个月已结算商品衍生品损失3.924亿美元，2021年同期为损失0.915亿美元[245] - 2022年前九个月未结算商品衍生品损失0.524亿美元，2021年同期为损失3.735亿美元[246] - 2022年第三季度，公司债务清偿收益为30万美元，2021年同期无此项收益[236] - 2022年第三季度，公司记录了130万美元与州所得税相关的所得税费用，2021年第三季度无所得税费用（收益）[237] - 2022年第三季度石油销售3.75732亿美元，较2021年的2.03234亿美元增长85%；天然气和NGL销售1.58318亿美元，2021年为0.56436亿美元[223] - 2022年第三季度已结算商品衍生品亏损1.24911亿美元，2021年为亏损0.56318亿美元；未结算商品衍生品收益3.82501亿美元，2021年为亏损0.71845亿美元；商品衍生品净收益2.576亿美元，2021年为亏损1.282亿美元[223][227] - 2022年第三季度不包括已结算商品衍生品的油气销售为5.341亿美元，2021年为2.597亿美元，主要因产量增长37%和实现价格增长50%[224] - 2022年前九个月石油销售1128439千美元，较2021年的523150千美元增长116%；天然气和NGL销售411712千美元，较2021年的119567千美元大幅增长[240] - 2022年前九个月已结算商品衍生品亏损392385千美元，2021年亏损91470千美元；未结算商品衍生品收益52390千美元，2021年亏损373540千美元[240] - 2022年前九个月商品衍生品净亏损340000000美元，2021年亏损465000000美元[244] - 2022年前九个月已结算商品衍生品亏损392400000美元，2021年亏损91500000美元；未结算商品衍生品亏损52400000美元，2021年亏损373500000美元[245][246] - 2022年前九个月记录了60万美元债务清偿收益，2021年同期记录了1310万美元债务清偿损失[252] 公司业务与影响因素 - 公司主要通过出售石油、天然气和NGLs获得收入，并使用衍生品工具对冲部分产量的未来销售价格[207] - 公司运营结果受多种因素影响，包括天气、基础设施、价格差异、钻井成本、合作伙伴钻探和生产活动的时间和成功率等[211][212][213] - 公司石油和天然气价格受市场供需、全球供应、OPEC生产配额和美元强度等因素影响，历史上大宗商品价格波动较大，预计未来仍将持续[216] 公司资本支出与现金流 - 公司预计2022年资本支出预算已考虑成本通胀影响，在当前大宗商品价格水平下，预计将继续产生大量自由现金流[215] - 2022年前九个月，经营活动提供的净现金为6.41亿美元，2021年同期为2.634亿美元；投资活动使用的现金为8.585亿美元，2021年同期为3.648亿美元；融资活动提供的净现金为2.171亿美元，2021年同期为1.02亿美元[267] - 2022年前九个月，公司开发和收购支出增加4.61亿美元，包括2022年第一季度完成的Veritas收购和第三季度完成的Incline收购[269] 公司债务与股权相关 - 截至2022年9月30日，公司未偿还债务包括循环信贷安排下借款4.41亿美元和2028年到期票据本金7.296亿美元；总流动性为4.181亿美元，包括循环信贷安排下承诺借款额度4.09亿美元和手头现金910万美元[259] - 2022年10月，公司发行本金5亿美元、2029年到期的3.625%可转换优先票据，所得款项用于偿还循环信贷安排下未偿还借款及其他一般公司用途[260] - 2022年前九个月，公司回购并注销57.5万股6.500% A系列永久累积可转换优先股，总价8120万美元；回购80.5919万股普通股，总价2150万美元；回购2028年到期票据，本金2040万美元，总价1980万美元加应计利息[258] - 截至2022年9月30日，公司营运资金赤字为510万美元，而2021年12月31日为1.122亿美元；流动资产增加1.614亿美元，流动负债增加5420万美元[265] - 截至2022年9月30日，循环信贷安排的借款基数为13亿美元，选定承贷金额为8.5亿美元，未偿还借款为4.41亿美元，可用承贷借款额度为4.09亿美元[273] - 截至2022年9月30日，2028年到期的无担保票据未偿还本金总额为7.296亿美元[274] - 截至2022年9月30日，公司有164.3732万股6.500% A系列永久累积可转换优先股流通在外，清算优先权总计1.644亿美元（不包括累积股息）[275] - 2022年11月8日，公司行使A系列优先股的强制转换权，所有流通在外的A系列优先股将于2022年11月15日自动转换为普通股[276] 公司会计估计 - 公司的关键会计估计包括天然气和原油生产资产的减值测试、资产弃置义务、收入确认、衍生工具和套期活动以及所得税，与2021年相比无重大变化[279] 产量占比与对冲情况 - 2022年第三季度和2021年第三季度，石油分别占公司总产量的57%和59%；2022年前九个月，公司对冲约61%的产量[261] - 2022年和2021年第三季度，石油分别占公司总产量的57%和59%；2022年前九个月，公司对冲了约61%的产量[261] 净生产井数量 - 2022年第三季度末净生产井数量为761.2口，较2021年的601.8口增长26%[223]