财务数据和关键指标变化 - 第一季度总产量达到320,000桶油当量/天,原油产量达到152,000桶/天,超出预期 [8] - 调整后的经营现金流为8.44亿美元,每股1.09美元,调整后自由现金流为3.24亿美元,每股0.42美元 [8] - 公司维持强劲的资产负债表,杠杆率约为1倍,流动性超过20亿美元 [9] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在Earthstone资产整合方面取得重大进展,已经实现每口井钻井天数缩短18%,完井天数缩短约50% [11][13] - 在Midland盆地也实现了一些意外的效率提升,主要体现在钻完井成本的降低 [12] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在Eddy县的资产表现出色,具有低钻完井成本和高原油占比的特点,是公司最具资本效率的资产之一 [18] - 公司在Midland地区拥有大量长期合作伙伴,有利于持续进行有吸引力的收购 [19] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司通过收购不断提升资产质量和存量,目标是寻找能提升业务质量和为股东创造价值的收购标的 [17][23] - 公司在Permian地区已经成为第二大上游运营商,具有较强的竞争优势 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司2024年的表现感到非常满意,认为这是公司作为上市公司以来最好的季度业绩 [16] - 管理层预计下半年产量会有小幅下降,主要是由于大规模开发过程中工作权益的正常波动 [21][22] - 管理层对未来发展保持乐观,认为公司具有良好的资产基础和持续的价值创造能力 [23][24] 其他重要信息 - 公司宣布增加基础股息20%,并派发0.14美元/股的可变股息,总计每股0.24美元的资本回报 [10] - 公司完成两笔Eddy县的收购交易,增加了11,000净租赁亩和约110个运营井位,总交易金额2.7亿美元 [18][19] - 公司还完成了约150笔小规模收购交易,进一步补充了高回报的短期开发资源 [19] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Neal Dingmann 提问** 公司是否考虑减少钻机数量,以维持相对平稳的产量 [27][28] **James Walter 回答** 公司可能会考虑减少钻机数量,但更多取决于收益环境和服务成本,产量只是结果,公司更关注资本回报 [29][41][42] 问题2 **John Freeman 提问** Earthstone资产与公司自有资产在成本效率方面的差距 [34][35][36] **James Walter 回答** 钻完井成本差距已经基本消除,但运营成本仍有一定差距,需要进一步整合 [35][36] 问题3 **Scott Hanold 提问** 公司在Midland盆地实现的意外效率提升 [45][46][47] **James Walter 回答** 主要体现在钻完井成本的降低,公司正在缩小与领先运营商的差距 [46][47]

产量数据 - 一季度原油日均产量151,794桶，较上一季度增长11%；总日均产量319,514桶油当量，约48%为原油[2][3][4] - 全年石油和总产量指引中点上调2%，分别至15万桶/日和32万桶油当量/日[2] - 2024财年净平均日产量指导为310,000 - 330,000桶油当量/天，净平均日石油产量为148,000 - 152,000桶/天[36] - 2024年第一季度石油净产量为1381.3万桶，天然气净产量为5180.2万立方英尺，NGL净产量为662.9万桶，总净产量为2907.6万桶油当量[37] - 2024年下半年，近期收购预计将增加约3500桶油当量/日的总产量，预计新增资本支出约5000万美元[18] 价格数据 - 一季度实现油价为76.13美元/桶，天然气为1.24美元/千立方英尺，天然气液为26.47美元/桶[6] - 2024年第一季度石油平均销售价格为76.13美元/桶，含套期保值影响后为76.01美元/桶；天然气平均销售价格为1.41美元/千立方英尺；NGL平均销售价格为26.47美元/桶[37] - 2024年4 - 6月原油互换合约交易量为361.25万桶，加权平均价格为77.27美元/桶[60] - 2024年4 - 6月原油基差互换合约交易量为384.1018万桶，加权平均差价为0.97美元/桶[60] - 2024年4 - 6月天然气互换合约交易量为590.6321万百万英热单位，加权平均价格为3.29美元/百万英热单位[61] - 2024年4 - 6月天然气基差互换合约交易量为1092万百万英热单位，加权平均差价为 - 0.99美元/百万英热单位[62] - 2024年4 - 6月天然气领口期权合约交易量为501.3679万百万英热单位，加权平均价格范围为2.68 - 5.04美元/百万英热单位[63] 成本数据 - 一季度总可控现金成本为8.11美元/桶油当量，其中LOE为5.80美元/桶油当量，GP&T为1.34美元/桶油当量，现金G&A为0.97美元/桶油当量[6] - 2024年第一季度租赁运营费用为1.68671亿美元，开采税和从价税为9616.6万美元，集输、处理和运输费用为3905.5万美元[40] - 2024年第一季度租赁运营费用为5.80美元/桶油当量，开采税和从价税占收入的7.7%，集输、处理和运输费用为1.34美元/桶油当量[40] - 2024财年生产总成本指导为19 - 21亿美元，运营钻井计划总井数约250口，平均工作权益约75%，平均水平段长度约9300英尺[36] 收入与利润数据 - 2024年第一季度石油销售收入为10.51642亿美元，天然气销售收入为3876.7万美元，NGL销售收入为1.5259亿美元[37] - 2024年第一季度营业收入为12.42999亿美元，营业费用为7.74075亿美元，营业利润为4.69036亿美元[41] - 2024年第一季度净收入为2.29595亿美元，归属于A类普通股的净收入为1.46575亿美元，基本每股收益为0.27美元，摊薄每股收益为0.25美元[41] - 2024年第一季度净收入为229,595千美元，2023年同期为219,801千美元[43] - 2024年第一季度调整后EBITDAX为921,405千美元，2023年第一季度为498,833千美元[48] - 2024年第一季度调整后净收入为3.24061亿美元，2023年同期为1.92316亿美元[59] - 2024年第一季度A类普通股净收入为1.46575亿美元，2023年同期为1.0212亿美元[59] - 2024年第一季度非控股权益净收入为8302万美元，2023年同期为1.17681亿美元[59] - 2024年第一季度调整后每股净收入为0.42美元，2023年同期为0.34美元[59] 现金流数据 - 一季度现金资本支出5.2亿美元，经营活动提供的净现金6.48亿美元，调整后自由现金流3.24亿美元，每股0.42美元[2][5][7] - 2024年第一季度调整后经营现金流为843,574千美元，2023年同期为460,842千美元[56] - 2024年第一季度调整后自由现金流为323,951千美元，2023年同期为145,557千美元[56] - 2024年第一季度调整后经营现金流每股为1.09美元，2023年同期为0.82美元[56] - 2024年第一季度调整后自由现金流每股为0.42美元，2023年同期为0.26美元[56] - 2024年第一季度投资活动使用的净现金为619,348千美元，2023年同期为292,128千美元[43] - 2024年第一季度融资活动提供（使用）的净现金为 - 88,835千美元，2023年同期为 - 189,863千美元[43] 资产负债数据 - 截至2024年3月31日，公司总资产为150.81309亿美元，总负债为57.33113亿美元，股东权益为93.48196亿美元[42] - 截至2024年3月31日，净债务为3,913,107千美元，LQA EBITDAX为3,685,620千美元，净债务与LQA EBITDAX比率为1 [50] 资本回报率与股息数据 - 一季度总资本回报率为1.85亿美元，即每股0.24美元，年化总回报率约为5.7% [2] - 季度基础股息为每股0.06美元，可变股息为每股0.14美元，较上一季度基础股息增加20% [2][19] 协同效应与土地收购数据 - 地球石能源年度协同效应目标增加5000万美元至2.25亿美元[2][9] - 通过近期交易在特拉华盆地增加约1.12万净英亩土地和约110个开采地点，收购总价约2.7亿美元[2][16] 其他数据 - 2024年第一季度调整后基本加权平均流通股为771,283千股，2023年同期为559,282千股[53] - 调整净收入的所得税调整使用的联邦和州分摊法定税率为22.5%[59]

原油销售协议交付量 - 2024年原油销售协议总交付量为1061万桶，日交付量为2.9万桶；2025年总交付量为438万桶，日交付量为2.9万桶，两年总计1499万桶[66] 各公司占公司总净收入比例 - 2023 - 2021年，BP America占公司总净收入的比例分别为20%、34%、50%；Shell Trading (US) Company占比分别为20%、21%、22%；Enterprise Crude Oil, LLC占比分别为30%、18%、0%；Kinetik Holdings Inc.占比分别为5%、8%、11%[69] - 2023 - 2021年，BP America占公司总净收入的比例分别为20%、34%、50% [273] - 2023 - 2021年，Shell Trading (US) Company占公司总净收入的比例分别为20%、21%、22% [273] - 2023 - 2021年，Enterprise Crude Oil, LLC占公司总净收入的比例分别为30%、18%、0% [273] - 2023 - 2021年，Kinetik Holdings Inc.占公司总净收入的比例分别为5%、8%、11% [273] 法规处罚相关 - FERC对违反《天然气法》（NGA）和《天然气政策法》（NGPA）的行为，现可处以每天最高138.8496万美元的民事罚款[78] 法规禁止行为 - 《商品交易法》（CEA）禁止任何人操纵州际贸易中任何商品的价格及相关金融工具市场，禁止提供虚假或误导性市场信息[78] 公司财产所有权情况 - 公司认为自身拥有符合行业标准的大部分生产性财产所有权，个别财产可能存在行业常见权益负担[68] 公司运营法规约束及影响 - 公司运营受联邦、州和地方法律法规约束，违反规定可能面临重大处罚，且法规常修订，难以预测未来合规成本和影响[73] - 公司运营受联邦、州和地方法规约束，涉及职业安全健康、环境排放和资源保护等方面，违规将面临处罚[81] 公司产品销售方式 - 公司大部分石油在井口出售给进入第三方集输管道的买家，天然气通过集输管线输送至中央交付点或直接由第三方从井口收集[72] 公司生产和储量与交付承诺关系 - 公司认为当前生产和储量足以履行实物交付承诺，若不足可按指数相关价格从市场购买[67] 公司竞争情况 - 公司主要与大型综合和其他独立油气公司竞争，竞争受政策、价格波动等因素影响[70] 公司产品价格管制情况 - 公司销售石油、凝析油和NGLs目前不受价格管制，但国会未来可能实施价格控制[76] EPA相关法规事件 - 2016年12月，EPA与环保组织达成同意令，要求在2019年3月15日前修订相关法规或确定无需修订，2019年EPA认为无需监管勘探和生产废物[83] - 2023年7月EPA发布拟议规则扩大温室气体报告计划范围，若2025年1月1日生效或增加公司合规成本[88] - 2015年10月EPA将地面臭氧国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，2023年8月宣布重新审查[90] - 2016年6月EPA发布规则控制甲烷和挥发性有机化合物排放，2020年9月修订，2021年恢复先前标准[88][89] - 2023年12月2日EPA发布最终规则，要求逐步淘汰新油井天然气常规燃烧并进行泄漏监测[89] - 2016年11月BLM发布规则限制联邦土地上油气活动甲烷排放，2018年撤销部分规定，2022年发布拟议规则待最终确定[89] - 2012年EPA发布最终CAA法规，2016年6月确立性能标准[93] - 2016年6月EPA发布废水排放限制准则最终规则[93] - 2014年EPA发布关于水力压裂所用化学物质和混合物报告的拟议规则制定预先通知[93] - 2022年11月BLM发布减少油气生产活动中天然气浪费的拟议规则[93] - EPA于2023年12月敲定针对油气行业新老业务甲烷和挥发性有机化合物排放的综合标准和排放指南[154] - EPA于2023年7月发布规则提案，拟于2025年1月1日生效，以扩大温室气体强制报告计划范围并更新报告要求[154] 最高法院及相关机构法规事件 - 2023年5月，最高法院在Sackett v. EPA案中限制了EPA和陆军工程兵团对WOTUS的管辖权，9月EPA和陆军工程兵团重新定义WOTUS[85] - 2020年4月，蒙大拿地区联邦地方法院撤销全国许可证NWP 12，5月缩小裁决范围，7月最高法院暂停下级法院命令，2021年1月陆军工程兵团更新NWP 12，2022年3月宣布对NWP 12进行正式审查[86] 得克萨斯铁路委员会法规事件 - 得克萨斯铁路委员会要求米德兰地区运营商在18个月内多次发生3.5级以上地震后减少日注入量，2023年5月1日开始实施响应计划[87] - 得克萨斯铁路委员会2013年5月发布“井完整性规则”，于2014年1月生效，对钻井、下管和固井等提出新要求[157] - 该规则要求对低于可用地下水1000英尺的井进行额外测试[157] 天然气监管情况 - 天然气收集未来可能受到更多监管审查，州内天然气运输受州监管机构监管，监管情况因州而异[80] 其他法规监管情况 - RCRA及州法律监管危险和非危险固体废物，目前部分石油和天然气废物按非危险固体废物规定监管，未来可能重新分类[82] - CERCLA及州法律对危险物质释放相关方施加连带责任，公司运营产生的物质可能受其监管[83] - CWA及州法律限制污染物排放，排放需获许可，违反规定将受处罚，获取CWA许可可能影响公司运营[85] - 地下注入操作受UIC计划监管，法规变化或无法获取新处置井许可可能影响公司处置产出水能力并增加成本[87] 气候相关目标及计划 - 2021年4月拜登宣布美国到2030年将排放量在2005年水平基础上减少50 - 52%[91] - 美国和欧盟联合宣布“全球甲烷承诺”，目标是到2030年将全球甲烷污染在2020年水平基础上至少削减30%[91] - 2022年8月签署的《降低通胀法案》包含甲烷排放减少计划，EPA拟2025年对2024年排放实施“废物排放收费”[92] - 2023年12月EPA发布报告，2020年二氧化碳社会成本在2%贴现率下为每公吨190美元[92] - 拜登总统宣布到2030年美国经济范围内净温室气体排放量相比2005年水平减少50% - 52%[155] - 全球甲烷承诺目标是到2030年全球甲烷排放量相比2020年水平至少减少30%[155] SEC相关法规事件 - 2022年3月SEC发布拟议规则要求上市公司披露气候相关数据，预计2024年春季发布最终规则[91] - SEC原计划2022年10月发布最终规则，现预计2024年春季发布气候相关数据披露规则[154] 公司员工情况 - 截至2023年12月31日，公司共有461名员工[102] - 约31%的员工为女性，约32%的员工为非白人[102] - 公司在工作场所保持零员工可记录的因疾病或受伤导致的事故[103] 公司办公地址及联系方式 - 公司主要行政办公室位于得克萨斯州米德兰市玛丽恩菲尔德街300号1000室，电话号码为(432) 695 - 4222[104] 公司网站信息 - 公司网站地址为www.permianres.com，会在网站投资者关系板块免费提供相关报告[105] 公司已探明储量情况 - 截至2023年12月31日，公司估计的已探明储量按美国证券交易委员会规则，采用12个月滚动平均基准价格计算，原油为每桶74.70美元，天然气为每百万英热单位2.64美元；若价格增减10%，已探明储量将分别增减1440万桶油当量（1.6%）或1.82亿桶油当量（2.0%），已探明储量税前现值将增减19亿美元（17%）[114] - 截至2023年12月31日，公司总估计已探明储量的24%被归类为已探明未开发储量[116] - 截至2023年12月31日，公司超过96%的总净面积由生产持有[117] - 截至2023年12月31日，公司所有估计的总探明储量均来自二叠纪盆地的物业[132] 大宗商品价格波动影响 - 大宗商品价格波动，持续低价会对公司业务、财务状况和经营成果产生不利影响，可能导致收入和现金流短缺，需削减资本支出或借款[108][109] 储备估计相关风险 - 储备估计依赖诸多假设，不准确会影响储量数量和现值，实际生产、价格等可能与估计不同[113] 公司储量和产量相关风险 - 若无法用新储量替代现有储量并开发，公司储量和产量将下降，影响未来现金流和经营成果[115] 地震数据解释影响 - 地震数据解释可能不准确，影响钻井作业结果，使用先进技术会增加前期支出[116] 公司资本支出及资金获取风险 - 公司开发和收购项目需大量资本支出，可能无法按满意条件获得所需资金，影响生产和储量获取及增长[119] - 公司运营受多种变量影响，若收入或信贷额度下降，可能无法获得维持运营所需资金，导致业务缩减[119][120] 钻探和生产油气风险 - 钻探和生产油气是高风险活动，存在诸多不确定性，保险可能不足以应对风险[121] 公司未来运营风险 - 公司未来财务状况和运营结果取决于开发、收购和生产活动的成功，但面临众多无法控制的风险，如钻探无商业开采价值、设施不足或建设延迟等[122] 公司保险风险 - 公司并非对所有风险都投保，未投保和投保不足事件造成的损失和负债可能对业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响[123] 相邻油井对公司影响 - 公司部分物业所在区域可能已被相邻油井部分耗尽或抽采，相邻油井作业可能导致公司探明储量减少、生产中断和运营成本增加[125] 公司用水相关风险 - 公司运营严重依赖水的供应，获取水受限或无法经济环保地处理产出水，可能对财务状况、运营结果和现金流产生不利影响[130][131] 公司生产区域风险 - 公司生产物业集中在二叠纪盆地，易受该地区供应和需求因素、政府监管、设施限制等影响[132] 公司生产可销售性风险 - 公司生产的可销售性依赖运输等设施，若无法获得或无法以合理商业条款使用这些设施，运营可能中断，收入可能减少[133] 公司合同相关风险 - 公司与供应商、服务提供商和购买方签订的多年协议包含最低交易量承诺，未能满足可能导致合同处罚，影响运营结果和财务状况[134][135] 公司开发计划相关风险 - 额外钻机、设备、物资、人员和油田服务的供应不足或成本高昂，可能影响公司按预算和时间执行开发计划的能力[136] 公司债务情况 - 截至2023年12月31日，公司有38亿美元的长期债务，OpCo循环信贷安排下有20亿美元的额外借款能力（扣除570万美元未偿还信用证）[145] - OpCo的循环信贷安排将于2027年2月到期，借款基数由贷方每半年确定一次，借款基数会自动减少未来可发行的高级无担保票据总名义金额的25% [151][152] - 截至2023年12月31日，公司信贷协议项下无未偿还借款，长期债务余额为38亿美元[239] - 截至2023年12月31日，长期债务净额为38.48781亿美元，信贷协议借款基数为40亿美元，可选承诺为20亿美元[306] 公司衍生品合约情况 - 公司衍生品合约涵盖部分预计油气产量至2023年，收益会因衍生品工具公允价值变化而大幅波动[142] - 截至2023年12月31日及2024年2月23日，公司有多份不同时间段的原油和天然气衍生合约，包括互换、领口期权、递延溢价看跌期权等，各合约有不同的交易量、日交易量和加权平均价格[235][236][237] - 2022年12月31日至2023年12月31日，公司油气衍生合约净公允价值从1.14466亿美元变为9357.3万美元，期间有合约结算付款、合并获得合约公允价值变动及按市值计价的损益[238] - 2023年12月31日，NYMEX原油远期曲线每桶向上或向下变动10%，公司衍生合约公允价值将分别增加1.245亿美元或减少1.251亿美元；NYMEX天然气远期曲线每百万英热单位向上或向下变动10%，该公允价值将分别增加860万美元或减少900万美元[238] 公司债务相关影响 - 公司当前和未来的债务水平可能使公司将大量经营现金流用于偿债，减少可用于经营和其他业务活动的现金[145] - OpCo的债务协议包含多项重大契约，限制其举债、贷款、投资、合并等能力[147] - 截至2023年12月31日，公司完全遵守OpCo债务协议中的财务比率和契约[148] - 若OpCo无法遵守债务协议中的限制和契约，可能导致违约，使借款加速到期[149] - 若OpCo循环信贷安排下的借款基数显著降低，可能影响公司为运营提供资金的能力[151] 公司信用评级相关 - 公司的信用评级可能受债务水平、资产买卖计划、生产增长机会等因素影响，评级下调会影响融资和贸易信贷[153] 利率上升影响 - 利率上升会增加公司经营成本，限制收购机会，减少用于钻探的现金流，使公司处于竞争劣势[153] 气候变化法规影响 - 气候变化相关法律法规可能增加公司成本、减少产品需求、限制增长机会等[154][155] 水力压裂法规影响 - 水力压裂相关法规和审查可能增加公司成本、限制运营或导致生产延迟[156][157] 油气需求相关影响 - 环保、投资者情绪等因素可能减少油气需求，对公司业务和财务状况产生不利影响[158][162] 公司股东投票权情况 - 截至2023年12月31日，Pearl、EnCap、Riverstone和NGP分别实益拥有公司约12%、10%、7%和6%的投票权[167] 公司股票回购计划 - 2022年9月公司宣布一项规模达5亿美元的股票回购计划[168] 政府油气租赁相关政策 - 2023年6月2日，拜登政府发布一项为期20年的禁令，禁止在新墨西哥州北部查科文化国家历史公园10英里半径内进行新的油气租赁[164] - 2023年9月6日，拜登政府宣布取消北极国家野生动物保护区指定用于油气开发的已发放

财务数据和关键指标变化 - 2023年第四季度，公司调整后每股自由现金流为0.47美元，总计3.32亿美元；向股东交付的总资本回报率为每股0.24美元，宣布每股0.05美元的基础季度股息，并计划下季度将基础股息提高20%至每股0.06美元 [82][83] - 可控现金成本环比下降8%，至每桶油当量7.33美元 [82] - 已在遗留的Earthstone油井上实现每口井12%的钻井和完井（D&C）成本节省 [84] - 2024年资本计划约20亿美元，其中75%分配给钻井和完井作业，预计今年投产250口井，资本支出（CapEx）节奏预计前半段略高 [86] - 预计2024年现金税为75亿美元，2025年及以后将开始成为正常的现金纳税人 [141] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2023年第四季度总产量为每天28.5万桶油当量，石油产量为每天13.7万桶，均超出内部和外部预期 [2] - 米德兰地区目前日产约2万桶石油和6万桶油当量，是良好的现金流业务，产量下降率低、成本低 [26] - 2024年预计总产量平均在每天30 - 32.5万桶油当量之间，石油产量平均在每天14.5 - 15万桶之间，预计2024年上半年产量处于区间下半段，下半年处于上半段 [30] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2024年公司计划通过合理的资本配置和高效低成本的执行，实现每股产量、现金流和自由现金流的增长，同时不增加杠杆 [6] - 持续专注于特拉华盆地的高回报开发项目，以实现回报最大化，并确保未来油井或区块不受损害 [100] - 认为自身作为特拉华盆地成本最低的运营商，有能力为股东持续创造显著回报，随着执行能力的提升和机会性交易的开展，有望提升公司在能源行业的领先地位 [32] - 强调通过小型交易增加净面积和净特许权面积，优化资产组合，提升库存状况、净资产价值（NAV）和整体价值主张 [20][27] - 2024年钻井计划主要集中在高回报的特拉华盆地资产，特别是新墨西哥州部分，米德兰盆地在2024年的开发计划中占比不大 [129] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司团队在完成Earthstone收购的同时，仍在第四季度取得出色业绩，对2024年继续为股东创造价值充满信心 [2][6] - 认为公司业务质量高，核心资产位于二叠纪盆地，运营高效，每股产量和自由现金流增长强劲，有提升估值倍数的空间 [32] - 对Earthstone资产的整合进展顺利，有望提前实现协同效应目标，且随着整合推进，成本将进一步降低 [28][29] - 尽管部分关键投入成本如钻机和压裂服务价格仍处于高位，但公司通过规模优势获得了关键消耗品的更好定价 [87] 其他重要信息 - 公司在2023年进行了145次收购，增加了近1.7万英亩的净面积 [20] - 近期宣布的两笔附带收购增加了100多个高回报地点，直接抵消了核心Parkway资产 [97] - 公司现场运营团队在降低运营成本（LOE）方面取得显著进展，通过优化生产运营和应用最佳实践，实现了成本的可持续降低 [99] - 2024年平均油井平台规模将比去年增加几口井，但开发理念未变，主要是由于今年钻探的区块需要更大的平台 [41][110] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2024年的活动节奏和井数、钻机数是否会调整 - 公司更关注再投资的资本预算金额，而非单纯的井数和钻机数；当单位成本最低、效率最高且回报良好时，倾向于从长期价值出发增加油井 [16][17] 问题2: 油井生产率的可重复性以及未来油井类型的假设 - 开发方法自2021 - 2023年未变，预计2024 - 2026年也将保持相似的油井组合 [37] 问题3: 25%非D&C资本对应的基础设施项目以及2025年及以后的基础设施支出水平 - 2024年有部分与Earthstone相关的增量追赶成本，用于建设电池设施和改善集输系统，以确保新墨西哥州的良好外输能力；2025年的油井组合与2024年非常相似 [42][37] 问题4: 米德兰地区的当前产量、公司对该资产的规划及时间框架 - 米德兰地区日产约2万桶石油和6万桶油当量；公司短期内不会对米德兰盆地资产进行战略调整，长期来看，若有更好的价值提取方式，可能会在2025年左右考虑 [26][124] 问题5: 特拉华州平均生产率预计增长3%的驱动因素 - 主要是地理组合的变化，今年70%的活动集中在新墨西哥州，而去年为40% [51][67] 问题6: 储量报告中假设的PDP递减率以及到年底是否会显著变化 - 按油当量计算的递减率为低至中30%；随着时间推移，递减率将逐渐变缓，但变化幅度不会特别显著 [69][53] 问题7: 小型交易的每口井成本 - 每口井成本约为个位数百万美元 [54] 问题8: Earthstone的主要停机原因以及公司采取的减少停机措施 - 主要是通过现场团队的主人翁精神，及时修复故障油井，减少停机时间；同时，优化人工举升方式，根据不同油井需求选择合适的举升类型，提高运行时间和降低LOE [61][64][117] 问题9: 公司和类似规模同行估值提升的催化剂 - 持续的季度和年度执行能力，以及保持特拉华州最低成本运营商的地位，将促使市场对公司进行重新估值 [50] 问题10: 整合成本是否已完成，2024年是否还有相关支出 - 未提及明确回答 [72] 问题11: 从当前Earthstone成本降至PR遗留成本的差异领域和时间 - 还需对两口钻机进行升级或更换，继续提高钻井和压裂效率；目前已完成超过一半的目标，对降低成本的金额和时间充满信心 [90] 问题12: 小型交易和基层工作的上行空间 - 2024 - 2025年的交易管道情况良好，有信心以合适的价格达成正确的交易 [109] 问题13: 今年油井平台规模和间距与去年相比的变化 - 今年平均每个平台比去年多几口井，但开发间距未变，主要是由于今年钻探的区块更宽，需要更大的平台 [110] 问题14: 新墨西哥州天然气处理紧张是否对公司造成影响以及如何应对 - 公司与新墨西哥州和得克萨斯州的大型优质天然气处理和运输商建立了长期合作关系，历史上未遇到问题，预计未来也不会有问题 [113][140] 问题15: LOE持续降低的驱动因素 - Earthstone团队在收购前LOE已逐季改善，公司应用最佳实践加速了这一进程；整体产量增加有助于降低LOE；根据不同油井需求选择合适的举升方式，提高运行时间和降低LOE；在水处理方面还有进一步优化空间 [115][143][144] 问题16: 第四季度产量增长的原因 - 主要是油井表现超预期，遗留的Earthstone油井和PR本季度投产的油井产量均超出预期，占季度产量超预期部分的一半以上；同时，减少了Earthstone资产的停机时间，提高了运行时间 [165][148] 问题17: 2024年资本支出和产量的节奏 - 资本支出前半段略高，产量后半段略高，但波动幅度不大 [149] 问题18: 与其他特拉华州运营商相比，现金成本差异的最大因素 - 公司位于盆地核心区域，专注于控制可控制的成本，在D&C、LOE和G&A方面力求最低 [169] 问题19: 未来D&C成本改善的预期 - 预计未来几个月，Earthstone资产的成本将与PR遗留成本趋同，届时不再区分遗留资产，而是按地区划分的Permian Resources油井成本 [173]

企业收购与价值 - 2023年11月1日完成45亿美元的Earthstone收购，企业价值超150亿美元[6] 产量数据 - 2023年第四季度原油日均产量13.659万桶，环比增长52%，总日均产量28.5161万桶油当量[8] - 2023年底总探明储量9.25亿桶油当量，较上一年底增长59%[24] - 2024年原油和总平均产量指引分别为1.45 - 1.5亿桶/日和3 - 3.25亿桶油当量/日[6] - 2024财年净平均日产量指引为300,000 - 325,000 Boe/d，净平均日石油产量为145,000 - 150,000 Bbls/d[38] - 2023年第四季度净石油产量为1256.6万桶，2022年同期为748.7万桶[40] - 2023年全年净石油产量为3556万桶，2022年为1823.5万桶[40] 成本数据 - 2023年第四季度可控现金成本环比下降8%，至每桶油当量7.33美元[6] - 2024年预计总可控现金成本为每桶油当量7.4 - 8.6美元[13] - 2024财年租赁运营费用为5.50 - 6.00美元/Boe，总现金资本支出计划为19 - 21亿美元[38] - 2023年第四季度运营成本中租赁运营费用为1.30439亿美元，2022年同期为7328.9万美元[42] - 2023年全年运营成本中租赁运营费用为3.73772亿美元，2022年为1.71867亿美元[42] 现金流与资本回报数据 - 2023年第四季度运营活动提供净现金8.46亿美元，调整后自由现金流3.32亿美元[6] - 2023年第四季度资本总回报为每股0.24美元，较上一季度增长41%[22] - 2023年经营活动提供的净现金为22.13499亿美元，2022年为13.71671亿美元[48] - 2023年投资活动使用的净现金为15.78379亿美元，2022年为12.05049亿美元[48] - 2023年融资活动使用的净现金为6.31188亿美元，2022年为1.06625亿美元[48] - 2023年12月31日按权责发生制计算的自由现金流为270,046千美元，调整后自由现金流为367,306千美元，调整后自由现金流每股为0.52美元；2022年分别为243,589千美元、256,058千美元和0.46美元[60] - 2023年12月31日按现金支出计算的自由现金流为234,757千美元，调整后自由现金流为332,017千美元，调整后自由现金流每股为0.47美元；2022年分别为195,104千美元、207,573千美元和0.37美元[60] 股息数据 - 季度基础股息提高20%，至每股0.06美元[13] 收入与价格数据 - 2023年第四季度石油销售净收入为9.6272亿美元，2022年同期为6.1249亿美元[40] - 2023年全年石油销售净收入为26.96777亿美元，2022年为16.22035亿美元[40] - 2023年第四季度石油平均销售价格为76.61美元/Bbl，2022年同期为81.81美元/Bbl[40] - 2023年全年石油平均销售价格为75.84美元/Bbl，2022年为88.95美元/Bbl[40] - 2023年油气销售收入为31.20893亿美元，2022年为21.31265亿美元[44] 财务综合指标数据 - 2023年总运营费用为20.24596亿美元，2022年为11.22415亿美元[44] - 2023年净收入为8.79703亿美元，2022年为7.4984亿美元[44] - 2023年A类普通股基本每股收益为1.36美元，2022年为1.80美元[44] - 截至2023年12月31日，总资产为149.65578亿美元，2022年为84.92592亿美元[46] - 截至2023年12月31日，总负债为57.3583亿美元，2022年为28.36296亿美元[46] - 调整后EBITDAX是补充性非GAAP财务指标，用于评估公司运营表现[50] - 2023年12月31日调整后EBITDAX为858,069千美元，2023年9月30日为584,309千美元，2023年6月30日为491,631千美元，2023年3月31日为498,833千美元，2022年12月31日为621,420千美元[52] - 2023年12月31日净债务为3,792,509千美元，LQA EBITDAX为3,432,276千美元，净债务与LQA EBITDAX比率为1.1[54] - 2023年12月31日调整后基本加权平均流通股为703,632千股，2022年为557,812千股；调整后摊薄加权平均流通股为744,958千股，2022年为598,754千股[57] - 2023年12月31日调整后净收入为317,518千美元，调整后净收入每股为0.45美元；2022年分别为251,220千美元和0.45美元[61] - 2023年12月31日A类普通股归属净收入为255,354千美元，非控股权益归属净收入为157,265千美元；2022年分别为83,050千美元和115,658千美元[52][61] - 2023年12月31日利息费用为63,024千美元，所得税费用为78,889千美元，折旧、损耗和摊销为367,427千美元[52] - 2023年12月31日非现金衍生品（收益）损失为 - 180,179千美元，股票薪酬费用为8,495千美元，勘探及其他费用为4,669千美元[52] - 2023年12月31日合并与整合费用为97,260千美元，长期资产出售（收益）损失为 - 82千美元；2022年分别为12,469千美元和 - 13千美元[52][61] 2024年1 - 3月合约交易数据 - 2024年1 - 3月原油互换合约交易量2919100桶，加权平均价格77.10美元/桶[62] - 2024年1 - 3月天然气互换合约交易量4104919百万英热单位，加权平均价格3.77美元/百万英热单位[63] - 2024年1 - 3月原油基差互换合约交易量3148600桶，加权平均差价0.94美元/桶[62] - 2024年1 - 3月天然气基差互换合约交易量12740000百万英热单位，加权平均差价 - 0.90美元/百万英热单位[63] - 2024年1 - 3月原油领口期权合约交易量182000桶，加权平均领口价格范围60.00 - 76.01美元/桶[62] - 2024年1 - 3月天然气领口期权合约交易量6815081百万英热单位，加权平均领口价格范围2.93 - 6.81美元/百万英热单位[65] - 2024年1 - 3月递延溢价看跌期权合约交易量227500桶，加权平均看跌价格65.00美元/桶，递延溢价4.96美元/桶[62] - 2024年1 - 3月原油展期差价互换合约交易量3148600桶，加权平均差价0.45美元/桶[62] - 2024年1 - 3月部分天然气基差互换合约交易量3640000百万英热单位，加权平均差价0.00美元/百万英热单位[63] 合约交易结算方式 - 原油互换交易基于指定月度结算期内NYMEX WTI指数价格与合约互换价格结算[66]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度总油气当量产量为17.2万桶/日，石油产量为9万桶/日，较第二季度分别增长4%和6%，提前一个季度实现2024年第四季度较2023年第四季度10%的季度增长目标 [5] - 第三季度调整后息税折旧摊销前利润（EBITDAX）为5.84亿美元，可控现金成本为每桶油当量7.92美元，较上一季度略有下降 [5] - 基于本季度3.8亿美元的现金资本支出，调整后自由现金流为1.65亿美元，每股调整后自由现金流为0.29美元，每股调整后净收入为0.39美元 [5] - 本季度向股东提供了每股0.17美元的总资本回报，包括每股0.05美元的基础季度股息、每股0.07美元的可变股息以及价值2800万美元的220万股股票回购 [6] - 计划从第一季度开始将基础股息提高20%，从每股0.05美元提高到每股0.06美元 [6] 各条业务线数据和关键指标变化 - 钻探团队通过优化最佳实践，使每日钻探英尺数较上一季度增加了14% [35] - 完井团队本季度表现出色，每日完成英尺数达到1880英尺，每日泵送时间超过19小时，被认为是特拉华盆地最佳的绩效指标之一 [35] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司于11月1日完成对Earthstone的收购，认为该交易提供了短期和长期的增值机会，扩大了二叠纪盆地的规模，增加了优质资产，并加速了资本回报，同时保持了强大的资产负债表 [4] - 公司计划将钻机从米德兰重新分配到特拉华，未来的开发计划将高度集中在特拉华盆地，约90%以上的资本支出将投入该地区 [26] - 公司认为自身作为二叠纪纯业务公司的规模优势将带来更高的运营效率和战略利益，有望成为二叠纪盆地第二大纯业务运营商 [16] - 公司将在2月制定出能在未来12 - 24个月内实现最高自由现金流的发展计划，以最大化股东价值 [17] - 公司认为小型的基层交易是最有吸引力的收购机会，未来将继续关注此类机会，同时也会留意大型并购，但目前首要任务是整合Earthstone业务 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司团队在2023年表现出色，运营效率全面提升，为股东创造了显著的价值，未来将继续通过执行和并购交易提升业务表现 [11][40] - 公司对实现Earthstone收购后的1.75亿美元年度协同效应目标充满信心，并认为有可能提前或超额完成 [4][51] - 公司认为自身业务目前处于最佳状态，未来有望继续改善，通过增加每股自由现金流和回报投资者来提升股东价值 [15][16] 其他重要信息 - 公司资产负债表稳健，无近期到期债务，循环信贷协议（RBL）下有大约15亿美元的流动性，预计将利用多余的自由现金流逐步偿还债务 [37] - 完成Earthstone交易后，公司的信用评级被三大评级机构上调，有望在12 - 18个月内获得投资级信用评级 [37] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 第三季度实现10%增长目标的驱动因素是什么？ - 主要是三个因素：油井加速投产带来的运营效率提升、油井生产率提高以及运营团队出色表现带来的创纪录的低停机时间 [43] 问题: 当前前沿钻探和完井（D&C）成本情况如何，2024年成本趋势怎样？ - 与年初相比，目前前沿D&C成本可能下降了10%左右；预计2024年耗材方面将有5%以上的通缩，主要由套管价格下降驱动，同时希望通过服务成本和其他材料（如沙子）的优化进一步降低成本 [22][44] 问题: 作为更大的实体，未来退出到退出的增长如何考虑？ - 公司不会在现阶段推出2024年计划，认为这对股东长期不利；增长仍将是业务的一部分，公司会根据投资环境的变化灵活调整，在投资环境不佳时可能实现低增长或零增长，在回报较高的环境中可能实现高达10%的增长 [23] 问题: 如何看待大规模并购？ - 目前首要任务是整合Earthstone业务；基层交易是公司擅长且具有吸引力的机会；未来大规模并购有可能有意义，但公司会高度关注资产质量，保持作为二叠纪盆地纯业务公司的定位，这可能会缩小大型交易的潜在范围 [24] 问题: 未来资本支出将如何分配？ - 开发计划将高度集中在特拉华盆地，约90%以上的资本支出将投入该地区；在特拉华盆地内，对Earthstone资产的资本分配约为三分之一左右 [26] 问题: 当前50%的自由现金流派息政策未来是否会改变？ - 公司认为目前的框架是合适的，实现了运营和战略灵活性与向股东返还资本之间的平衡，暂无改变计划 [50] 问题: 多久能将Earthstone的运营提升到公司标准，特别是运营成本方面？ - 钻探和完井（D&C）方面预计需要6 - 9个月；租赁经营成本（LOE）调整最慢，因为很多是合同相关的，需要时间重新协商；公司有信心在明年年底前实现1.75亿美元的协同效应目标，甚至可能提前或超额完成 [51] 问题: 如何考虑对冲策略和增长策略的关系？ - 在大宗商品价格较高时，公司倾向于进行更多对冲并实现更高增长；增长决策取决于预期实现的大宗商品价格和服务成本环境，较低的服务成本和较高的大宗商品价格将推动公司实现更高增长 [54] 问题: 考虑到Earthstone交易，一年后、两年后和五年后的再投资评估是否相似？ - 公司认为这是一个合理的假设 [55] 问题: 如何看待将3英里长水平井开发纳入运营的风险回报？ - 公司认为自身和Earthstone的资产布局非常适合2英里长水平井开发，因此不太可能扩展到3英里；目前仍认为2英里长水平井在特拉华盆地是最具资本效率和风险调整回报的选择，但会持续关注技术发展 [56][79] 问题: 能否介绍一下第四季度的情况，包括产量和资本支出？ - 独立来看，公司在第三季度已达到第四季度的目标，预计第四季度石油产量和资本支出将略有超出；第四季度的财务数据将包含两个月的Earthstone贡献，可以将公司独立数据加上三分之二的Earthstone数据作为参考 [61] 问题: 第三季度天然气差价下降是否会成为趋势？ - 天然气和天然气液体（NGL）的趋势是由钻探区域的油藏特性、相关中游合同以及中游限制等多种因素共同作用的结果，预计会有波动，但不会形成持续趋势 [63] 问题: 是否有预算耗尽导致效率损失的担忧，以及目前运营的机组数量和未来计划？ - 第四季度资本支出会下降，以符合全年资本支出预期，同时不会减少钻机和压裂车队，以保持运营效率；公司在第三季度大部分时间运营三个压裂车队，计划在第四季度减少到两个，由于压裂效率提升，这一调整提前进行 [66][86] 问题: 到2024年年中，Earthstone资产在总活动中的占比，以及初期的低垂果实有哪些？ - 初期最快的收益将来自于采购价格优化，如沙子、燃料、压裂、电缆等；其次是钻机效率提升；租赁经营成本（LOE）的调整将是最后一部分，因为很多与水处置和合同相关 [70] 问题: 如何看待当前的并购市场？ - 今年前九个月市场上有大量大规模私人交易积压，目前这一积压基本耗尽且交易速度放缓；公司专注于提升业务和库存质量的交易，除了Earthstone收购外，未找到符合标准的大规模交易 [90] 问题: 并购谈判是否有波动？ - 小型牛市市场在过去八年相对稳定，主要是独立私人卖家或传统家族石油公司，价格波动较小，为公司提供了独特的价值机会 [94] 问题: 对保持第三季度运营效率的信心如何，以及如何考虑设备使用和增长？ - 公司有信心保持运营效率，会根据资本回报率和预算情况灵活调整设备使用，可能减少设备但增加钻井数量，也可能增加资本支出以实现更高增长 [101] 问题: 第四季度独立公司的预计完井数量（TIL），以及是否能超过全年石油产量中点？ - 第三季度是完井数量最多的季度，第四季度预计会下降；独立来看，公司有望超过年初设定的9万桶/日的石油产量目标 [107] 问题: 收购Earthstone后，基层业务机会如何，关注点是否转移？ - 收购Earthstone后，基层业务机会更多，因为更大的业务版图为附加收购和交易创造了更多机会；目前关注点将完全集中在特拉华盆地 [108]

能源价格波动情况 - 2022年3月8日，NYMEX WTI原油现货价格达到每桶123.70美元；8月23日，NYMEX亨利枢纽天然气指数价格达到每百万英热单位9.85美元；2023年9月28日，NYMEX WTI原油现货价格达到每桶91.71美元[202] - 2021 - 2023年各季度原油和天然气NYMEX平均价格有波动，如2021年Q1原油每桶57.84美元，天然气每百万英热单位3.44美元[204] 公司并购与收购情况 - 2023年11月1日公司完成Earthstone并购，发行1.61亿股A类普通股和4950万股C类普通股，承担10.5亿美元高级票据及信贷安排下所有未偿还借款，股份对价初步价值约30亿美元[206] - 2023年2月16日，公司完成收购约4000净租赁英亩和3300净特许权英亩，未调整购买价格为9800万美元[210] - 完成Earthstone并购后，公司在二叠纪盆地获得约22.3万净租赁英亩，使净英亩数增加到超40万，日产量约30万桶油当量[208] - 2023年8月宣布与Earthstone合并，11月1日完成，合并后需承担10.5亿美元高级票据[262] 公司资产出售情况 - 2023年3月13日，公司完成出售运营的盐水处理井及相关采出水基础设施，获得1.25亿美元现金对价，其中6500万美元与水资产出售和控制权转移直接相关，6000万美元为或有对价[211] 公司股息与分配情况 - 2023年前三季度，公司宣布A类普通股每股季度现金股息0.05美元，OpCo普通股单位每单位季度现金分配0.05美元；第二和三季度，宣布A类普通股每股可变现金股息0.05美元，OpCo普通股单位每单位可变现金分配0.05美元；九个月现金股息和分配总计1.431亿美元[212] - 2023年前三季度，宣布A类普通股每股季度现金股息0.05美元，OpCo普通股单位每单位季度现金分配0.05美元；二、三季度还宣布了A类普通股每股0.05美元的可变现金股息和OpCo普通股单位每单位0.05美元的可变现金分配；2023年前9个月向普通股股东支付的现金股息和分配总计1.431亿美元[263] 公司股份回购情况 - 2023年第一和三季度，公司支付5730万美元回购500万OpCo普通股单位，同时注销等量C类普通股[213] - 2023年前9个月，根据股票回购计划回购了500万股C类普通股，花费5730万美元[263] 公司票据发行情况 - 2023年9月12日，公司发行5亿美元2032年到期7.00%高级票据，扣除810万美元债务发行成本后，净收益4.919亿美元[214] - 2023年9月12日，OpCo以平价发行5亿美元7.00% 2032年到期高级票据，扣除810万美元债务发行成本后，净收益4.919亿美元[279] 公司信贷协议修订情况 - 2023年9月1日，公司对信贷协议进行第四和第五次修订，第四次修订扩大借款基础自动减少豁免范围；第五次修订豁免某些限制性契约合规要求，将总选定承付款从15亿美元增加到20亿美元，自11月1日Earthstone并购完成日起生效[215] - 2023年9月1日对信贷协议进行第四和第五次修订，第五次修订将选定承付款从15亿美元增加到20亿美元，自11月1日Earthstone合并完成日起生效[270] 2023年第三季度业务线收入情况 - 2023年第三季度总净收入比2022年同期高2.088亿美元（38%），其中石油销售净收入6.60445亿美元，增长2.63258亿美元（66%），天然气销售净收入3835.4万美元，减少5510.1万美元（59%），NGL销售净收入5974.2万美元，增长60.6万美元（1%）[216][217] 2023年第三季度业务线价格情况 - 2023年第三季度石油、天然气和NGL平均销售价格分别下降10%、71%和35%，主要受NYMEX价格和市场供需影响[216][219] 2023年第三季度业务线产量情况 - 2023年第三季度石油、天然气和NGL净产量分别增长85%、83%和97%，主要因新井投产和收购资产[216][218] - 2023年第三季度石油、天然气和NGL平均日净产量分别为89824桶、283351千立方英尺和34917桶，较2022年同期分别增长85%、83%和97%[216] 2023年第三季度费用情况 - 2023年第三季度租赁经营费用为8581万美元，较2022年同期增加4486.6万美元（110%），主要因收购井运营时间增加和新井成本上升[220] - 2023年第三季度开采税和从价税为5894.2万美元，较2022年同期增加1719.7万美元（41%），主要因收入增加和税率提高[220][222] - 2023年第三季度集输、处理和运输费用为2073.1万美元，较2022年同期减少929.1万美元（31%），主要因成本分类变化[220][224] - 2023年第三季度折旧、损耗和摊销费用为2.362亿美元，较2022年同期增加1.267亿美元，主要因产量增加和费率提高[225] - 2023年第三季度一般和行政费用为3451.9万美元，较2022年同期减少886.8万美元，主要因股票薪酬变化[227] - 2023年第三季度天然气销售包含1200万美元的集输、处理和运输成本，NGL销售包含1630万美元此类成本，而2022年同期均为零[216] - 2023年第三季度G&A费用为3450万美元，低于2022年同期的4340万美元，主要因股票薪酬减少1260万美元，部分被现金G&A增加380万美元抵消[228] - 2023年第三季度合并与整合费用为1040万美元，低于2022年同期的5930万美元，主要因2022年第三季度高费用及2023年员工遣散费减少，部分被2023年法律等费用增加970万美元抵消[229] - 2023年第三季度勘探及其他费用为500万美元，高于2022年同期的240万美元，主要因G&G成本和非经常性法律和解成本增加[230] - 2023年第三季度利息费用为4058.2万美元，高于2022年同期的2880.7万美元，增加1180万美元，主要因合并承担高级票据利息、信贷协议利息和新发行高级票据利息增加[231][232] - 2023年第三季度信贷协议加权平均未偿借款为3.173亿美元，高于2022年同期的2.636亿美元，加权平均有效利率从4.9%升至7.4%[233] - 2023年第三季度衍生品工具净亏损1.51781亿美元，2022年同期净收益1.81308亿美元[234] - 2023年第三季度公司实现税前净收入1.146亿美元，记录所得税费用1630万美元；2022年同期实现税前净收入3.747亿美元，记录所得税费用3120万美元[235][236] 2023年前九个月业务线收入情况 - 2023年前九个月公司净收入比2022年同期增加6.285亿美元，增幅46%，主要因石油、天然气和NGL销量增加，但被平均销售价格下降部分抵消[237][238] 2023年前九个月业务线产量情况 - 2023年前九个月石油、天然气和NGL净产量分别增长114%、114%和144%，主要因新井投产和合并收购[237][239] 2023年前九个月业务线价格情况 - 2023年前九个月石油、天然气和NGL平均销售价格分别下降20%、71%和44%，主要因NYMEX价格下降和市场供需影响[237][240] 2023年前九个月费用情况 - 2023年前九个月租赁运营费用较2022年同期增加1.448亿美元，增幅147%，每桶油当量费用增加0.6美元，增幅12%[241][242] - 2023年前九个月severance和从价税较2022年同期增加5490万美元，增幅54%，占总收入比例从7.4%增至7.8%[241][243][245] - 2023年前九个月集输、处理和运输费用较2022年同期减少1970万美元，降幅25%，每桶油当量费用从3.81美元降至1.3美元，降幅66%[241][246] - 2023年前九个月折旧、损耗和摊销费用为6.401亿美元，较2022年同期增加3.775亿美元[247] - 2023年前九个月一般和行政费用为1.227亿美元，较2022年同期的8390万美元增加[249] - 2023年前九个月合并和整合费用为2810万美元，较2022年同期的6500万美元减少[251] - 2023年前九个月减值和弃置费用为70万美元，较2022年同期的360万美元减少[252] - 2023年前九个月勘探和其他费用为1470万美元，较2022年同期的660万美元增加[252] - 2023年前九个月利息费用较2022年同期增加5790万美元，信贷协议加权平均借款额从9980万美元增至3.805亿美元，加权平均有效利率从3.4%升至7.0%[253][254] - 2023年前九个月衍生工具净损失7667万美元，2022年同期净收益1765万美元；2023年前九个月税前净收入5.441亿美元，所得税费用7710万美元；2022年前九个月税前净收入6.306亿美元，所得税费用7940万美元[255][256][257] 公司资本支出情况 - 2023年前9个月总资本支出为11亿美元，预计2023年钻探、完井和设施资本支出预算在12.5亿至14.5亿美元之间[260] 公司经营活动现金情况 - 2023年前9个月，经营活动产生现金14亿美元，较2022年同期增加5.241亿美元[266] 公司信贷协议借款情况 - 截至2023年9月30日，信贷协议借款基数为25亿美元，选定承付款为15亿美元，无未偿还借款，可用借款能力为15亿美元（扣除580万美元未偿还信用证）[269] - 截至2023年9月30日，公司在信贷协议下无未偿还借款，不打算签订利率衍生品对冲合约[302] 公司过往票据发行与承担情况 - 2021年OpCo发行总计1.7亿美元3.25%可转换高级无担保票据，所得款项用于偿还信贷协议借款和进行上限看涨价差交易[275] - 2022年9月1日，OpCo在Colgate合并中承担了3亿美元7.75% 2026年到期高级票据和7亿美元5.875% 2029年到期高级票据[280] 价格变动对销售的影响情况 - 2023年前9个月，油价每变动10%，油气销售将变动1.734亿美元；天然气价格每变动10%，变动940万美元；NGL价格每变动10%，变动1700万美元[290] - 2023年前九个月，油价每变动10%，油气销售将变动1.734亿美元；天然气价格每变动10%，变动940万美元；NGL价格每变动10%，变动1700万美元[290] 公司套期保值合约情况 - 公司信贷协议限制商品套期保值覆盖范围不超过已探明财产合理预期产量的85%[291] - 信贷协议限制公司签订的商品套期保值合约不得超过已探明财产合理预期产量的85%[291] 公司衍生品合约情况 - 截至2023年9月30日，公司未偿油气衍生品合约净公允价值为 - 5.1107亿美元，较2022年12月31日的1.14466亿美元减少[301] - 2023年9月30日NYMEX原油期货曲线每桶上下变动10%，公允价值将分别增加1.096亿美元或减少1.09亿美元；天然气每百万英热单位上下变动10%，公允价值将分别增加300万美元或减少330万美元[301] - 2022年12月31日至2023年9月30日，油气衍生品合约的净公允价值从1.14466亿美元变为 - 5110.7万美元，商品套期合约结算付款净额为 - 8890.5万美元，现金和非现金按市值计价收益为 - 7666.8万美元[301] - 2023年9月30日，NYMEX原油远期曲线每桶向上或向下变动10%，衍生品合约公允价值将分别增加1.096亿美元或减少1.09亿美元；天然气每百万英热单位变动10%，将分别增加300万美元或减少330万美元[301] 公司未来交易合约情况 - 2023年10月 - 12月原油互换交易量为174.8万桶，加权平均原油价格为82.93美元/桶[293] - 2023年10月 - 12月天然气互换交易量为141.3628百万英热单位，加权平均天然气价格为4.90美元/百万英热单位[298] - 截至2023年9月30日及2023年10月31日新增的原油互换合约，不同时间段的交易量从99万桶到184万桶不等，加权平均原油价格从70.03美元/桶到82.93美元/桶[293] - 截至2023年9月30日及2023年10月31日新增的原油领口期权合约，2023年10 - 12月交易量为64.4万桶，加权平均领口价格范围为76.43 - 92.70美元/桶[293] - 截至2023年9月30日及2023年10月31日新增的天然气互换合约，不同时间段的交易量从141.3628百万英热单位到594.9388百万英热单位不等，加权平均天然气价格从3.29美元/百万英热单位到4.90美元/百万英热单位[298] 公司内部控制情况 - 截至2023年9月30日，

公司概况 - 公司是最大的特拉华盆地纯上游勘探与生产公司，拥有约18万净英亩土地和约4.3万净矿权英亩土地，2023财年预计产量约16.2万桶油当量/日[17] - 企业价值约87亿美元，当前杠杆率为1.1倍[17] 二季度亮点 - 原油和总产量环比增长8%，分别达到8.44万桶/日和16.59万桶油当量/日[18][19] - 宣布现金资本支出3.71亿美元，应计资本支出3.86亿美元[19] - 经营活动提供的净现金为4.48亿美元，调整后自由现金流为8000万美元[19] 资本回报策略 - 支付季度基础股息0.05美元/股，可变股息0.05美元/股，总资本回报为5700万美元[19][25] - 过去四个季度通过股息和回购向股东返还约2亿美元[25] 运营效率 - 自2022年第三季度合并以来，实现成本节约和运营协同效应，运营钻机数量从7台减至6台[32] - 平均每日钻井进尺和完井进尺分别增加13%和31%[19][32] 财务状况 - 截至6月30日，总债务为21.16亿美元，现金及现金等价物为1800万美元，净债务为20.98亿美元[37] - 净债务与最近季度调整后息税折旧摊销前利润（LQA EBITDAX）之比为1.1倍[37] 套期保值 - 2023年剩余时间，套期保值覆盖约29%的预期原油产量，加权平均底价约为82美元/桶[3] - 近期增加了2024年第一季度4万百万英热单位/日的天然气套期保值[3] 2023年指引 - 净平均日产量为15.5 - 16.8万桶油当量/日，净平均日原油产量为8.2 - 8.8万桶/日[70] - 总资本支出为12.5 - 14.5亿美元[70] ESG方面 - 致力于减少温室气体排放强度，2021 - 2022年天然气燃烧率从1.7%降至1.3%[1] - 女性员工比例从2021年的21%逐步提升至2023年1月的36%[1]

财务数据和关键指标变化 - 二季度调整后自由现金流按现金资本支出计算为8000万美元，应计资本支出为3.86亿美元，按应计基础计算调整后自由现金流为6500万美元 [7] - 二季度调整后息税折旧摊销前利润为4.92亿美元，每桶油当量的租赁经营成本为5.50美元，天然气处理和运输成本为1.44美元，现金一般及行政费用为1.17美元，租赁经营成本较一季度上涨2% [66] - 二季度总股东回报为5700万美元，计算从调整后自由现金流8000万美元开始，减去每股0.05美元的基础季度股息即2800万美元 [34] - 公司通过基础股息、可变股息和股票回购计划向股东返还约2亿美元或每股0.35美元 [36] - 按现金资本支出计算每股调整后自由现金流为0.14美元，每股调整后净收入为0.27美元 [90] 各条业务线数据和关键指标变化 - 二季度公司总产量为每天15.6万桶油当量，石油产量为每天8.4万桶，现金资本支出为3.71亿美元，产量较一季度增长8% [33] - 公司钻井部门通过优化井底组件和升级钻机机队进一步减少了非生产时间，本季度平均每天钻井1165英尺，并创下在不到11天内钻完埃迪县2英里第三骨泉砂岩井的公司纪录 [5] - 完井方面，由于两个专用压裂车队每天泵送时间增加，平均每天完成1800英尺 [5] - 截至今年上半年，公司泵送的回用水已超过两家前身公司去年全年的总和，本季度完井团队在完井作业中使用了60%的回用水 [32][88] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于成为二叠纪盆地成本最低的运营商，在整个成本结构、钻井与完井、租赁经营成本、一般及行政费用以及资本成本方面力争成为行业领先者 [60] - 公司将继续执行资本回报计划，承诺将剩余自由现金流的50%通过股息或回购方式返还给股东，本季度通过每股0.05美元的可变股息实现了这一目标 [79] - 公司将继续在运营中尽可能使用回用水，推动可持续发展并节省资本支出和租赁经营成本 [32][77] - 公司将继续优化投资组合，通过小规模收购和积极的土地业务，在特拉华州核心地区周边收购了超过5000英亩优质土地，并成功剥离了里夫斯县的非核心污水处置资产，获得1.25亿美元现金 [115] - 公司在一般及行政费用方面表现优于同行，在每桶油当量和运营基础上的一般及行政费用方面处于领先地位 [9] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为自身业务具有核心资产、有机增长、高效运营和强大财务状况等优势，有望获得更具竞争力的估值倍数，不仅在直接同行中，也在更广泛的市场其他行业中 [55] - 公司预计随着业务发展，未来将继续创造股东价值，并巩固其在能源行业的领先地位 [55] - 目前判断2024年情况还为时过早，若服务成本低且商品价格高，公司可能倾向于增长；反之则可能减少活动 [46] - 公司预计从今年年初到2024年初，每侧钻井英尺成本通缩将超过10%，这与公司的资产质量和一致的开发理念将有利于2024年的资本效率 [113] 其他重要信息 - 公司首席运营官马特·加里森将于9月1日因个人原因离职 [82] - 马特·加里森的直接运营报告将由威尔·希基接管，这将使现场与首席执行官之间的沟通更顺畅，决策更迅速 [11] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 是什么推动了油井的一致性表现，以及高规格设备与低质量设备在成本和效果上的差异 - 推动油井一致性表现的原因是公司没有显著改变目标关键层段、间距或完井方式，且拥有丰富的库存可以继续按以往方式运营 [117] - 行业内低规格设备成本先下降，公司希望在年底前降低高规格设备成本，同时继续缩短工期 [118] 问题: 2024年井成本同比下降5% - 7%是否合理，以及是否看到大项成本的显著下降 - 基于目前情况，公司认为会处于该范围的高端，主要受两轮车和套管成本下降推动，目前购买的套管成本下降5%，将在第一季度体现 [41] 问题: 二叠纪盆地并购情况以及公司的看法 - 市场上仍有大型并购项目，但公司业务良好，对收购要求较高，会谨慎评估是否能提升业务 [43] 问题: 如何平衡股票回购和积累现金的机会 - 对于可变股息和股票回购，将根据机会情况决定，默认优先考虑可变股息，但未来有机会时会加大股票回购力度 [71][110] 问题: 长期来看，什么情况会促使公司增加钻机以实现增长 - 目前判断还为时过早，公司会持续关注并根据情况制定计划，且有合适的团队和资产基础能够快速做出反应 [129] 问题: 三季度生产情况以及生产轨迹 - 三季度将实现低个位数百分比增长，从三季度到四季度增长幅度会稍大，以达到年初设定的四季度末产量目标 [68] 问题: 租赁经营成本中水处理费用增加的粘性以及未来趋势 - 随着产量增长和业务规模扩大，考虑到部分租赁经营成本的固定性质，预计未来几年能够降低该成本 [104] 问题: 2024年计划是否以四季度到四季度为基准，以及如何看待石油采收率下降问题 - 由于去年没有简单清晰的备考数据，所以采用四季度到四季度的对比方式，未来展望时可能会采用年度增长率 [70][131] - 如果商品价格市场保持现状，预计2024年石油采收率持平；若天然气表现出色，公司可相应调整开发策略 [132] 问题: 公司今年平均侧钻长度以及更长侧钻的库存情况 - 今年到目前为止平均侧钻长度为9300英尺，适合在大部分区域进行2英里开发，未来也将延续这一模式；公司团队有能力进行2.5英里侧钻，会根据资本效率情况决定是否推进 [26][52]

能源价格波动情况 - 2022年3月8日，原油NYMEX WTI现货价格达到每桶123.70美元；8月23日，天然气NYMEX亨利枢纽指数价格达到每百万英热单位9.85美元[115] - 2021 - 2023年Q2季度原油和天然气平均价格有波动，2023年Q2原油每桶73.78美元，天然气每百万英热单位2.12美元[116] 公司资产交易情况 - 2023年2月16日，公司完成收购约4000净租赁英亩和3300净特许权英亩，未调整购买价9800万美元[118] - 2023年3月13日，公司完成出售运营的盐水处理井及相关采出水基础设施，获得现金对价1.25亿美元[119] 公司股息与回购情况 - 2023年上半年，公司宣布A类普通股和OpCo普通股单位季度现金股息和分配，支付总额8550万美元[120] - 2023年上半年，公司花费2940万美元回购280万OpCo普通股单位[120] - 2023年上半年现金股息和分配总计8550万美元，回购280万股C类普通股花费2940万美元[136] 信贷协议相关情况 - 2023年4月24日，公司对信贷协议进行第三次修订，重申借款基数25亿美元，维持选定承付款15亿美元[121] - 截至2023年6月30日，信贷协议借款基数为25亿美元，已选承诺为15亿美元，未偿还借款为3亿美元，可用借款额度为12亿美元[141] - 信贷协议限制公司商品套期保值不超过预期产量的85%[151] 2023年Q2业务数据对比2022年Q2 - 2023年Q2与2022年Q2相比，石油销售净收入增长1.99635亿美元，增幅57% [122] - 2023年Q2与2022年Q2相比，石油产量增长434.1万桶，增幅130% [122] - 2023年Q2与2022年Q2相比，石油平均销售价格下降33.17美元/桶，降幅32% [122] - 2023年第二季度总净收入比2022年同期高1.507亿美元（32%）[125] - 石油、天然气和NGL净产量分别增长130%、129%和163%[125] - 2023年第二季度石油、天然气和NGL平均实现销售价格分别下降32%、80%和54%[125] - 2023年第二季度租赁经营费用比2022年同期增加5410万美元，每桶油当量增加0.98美元（22%）[125] - 2023年第二季度 severance和从价税比2022年同期增加1420万美元，占总净收入比例从7.3%增至7.8%[125][126] - 2023年第二季度收集、加工和运输费用比2022年同期减少400万美元，每桶油当量从4.03美元降至1.44美元[126] - 2023年第二季度折旧、损耗和摊销费用为2.157亿美元，比2022年同期增加1.336亿美元[126] - 2023年第二季度一般和行政费用为5270万美元，比2022年同期的990万美元大幅增加[126] - 2023年第二季度利息费用比2022年同期增加2250万美元，信贷协议加权平均有效利率从2.7%增至7.1%[127] - 2023年第二季度实现税前净收入1.755亿美元，记录所得税费用2650万美元[128] 2023年上半年业务数据对比2022年上半年 - 2023年上半年总净收入为4.197亿美元，较2022年同期增长51%[132] - 2023年上半年石油、天然气和NGL净产量分别增长134%、135%和180%[132] - 2023年上半年石油、天然气和NGL平均实现销售价格分别下降25%、70%和49%[132] - 2023年上半年租赁运营费用增加9990万美元，每桶油当量增加0.6美元（12%）[132] - 2023年上半年 severance和从价税增加3770万美元，占总净收入比例从7.3%增至7.9%[132][133] - 2023年上半年集输、处理和运输费用减少1040万美元，每桶油当量从4美元降至1.29美元[133] - 2023年上半年折旧、损耗和摊销费用为4.039亿美元，增加2.508亿美元[133] - 2023年上半年折旧、损耗和摊销率每桶油当量增加1.11美元[133] - 2023年上半年一般和行政费用为8820万美元，较2022年同期的4060万美元增加[133] - 2023年上半年总股票薪酬费用增加3540万美元，现金G&A增加1230万美元[133] - 2023年上半年合并与整合费用为1760万美元，较2022年同期的570万美元增加[134] - 2023年上半年减值与废弃费用为50万美元，较2022年同期的310万美元减少[134] - 2023年上半年勘探及其他费用为960万美元，较2022年同期的430万美元增加[134] - 2023年上半年利息费用为7360.3万美元，较2022年同期的2748万美元增加4610万美元[134] - 2023年上半年衍生工具净收益为7511.3万美元，2022年同期净损失为1.63657亿美元[135] - 2023年上半年税前净收入为4.296亿美元，所得税费用为6080万美元；2022年上半年税前净收入为2.559亿美元，所得税费用为4830万美元[135] 公司资本支出情况 - 2023年上半年资本支出为7.455亿美元，预计2023年钻探、完井和设施资本支出预算在12.5亿至14.5亿美元之间[136] 公司经营活动现金情况 - 2023年上半年经营活动产生的现金为8.867亿美元，较2022年同期增加4.316亿美元[139] 公司债务发行情况 - 2021年3月19日和26日，OpCo发行可转换优先票据，总收益1.636亿美元，年利率3.25%，2028年4月1日到期[143] - 2022年9月1日，OpCo承担Colgate未偿还高级票据，包括3亿美元2026年到期7.75%高级票据和7亿美元2029年到期5.875%高级票据[145] - 2017年11月30日和2019年3月15日，OpCo分别发行4亿美元2026年到期5.375%高级票据和5亿美元2027年到期6.875%高级票据[145] - 2020年5月，部分2026年和2027年高级票据被交换为1.271亿美元8.00%第二留置权高级担保票据，2021年第二季度被赎回[145] 价格变动对油气销售影响情况 - 2023年上半年，油价每变动10%，油气销售变动1.074亿美元；天然气价格每变动10%，变动560万美元；NGL价格每变动10%，变动1100万美元[150] - 2023年上半年公司油气销售，油价每变动10%，销售额变动1.074亿美元；天然气价每变动10%，销售额变动560万美元；NGL价每变动10%，销售额变动1100万美元[150] 公司油气衍生品合约情况 - 截至2023年6月30日及7月31日新增的原油互换合同，不同时间段有不同的交易量和加权平均价格[151] - 截至2023年6月30日及7月31日新增的原油领口期权合同，不同时间段有不同的交易量和加权平均价格区间[151] - 截至2023年6月30日及7月31日新增的原油基差互换合同，不同时间段有不同的交易量和加权平均基差[152] - 截至2023年6月30日及7月31日新增的原油展期互换合同，不同时间段有不同的交易量和加权平均展期基差[152] - 截至2023年6月30日，公司油气衍生品合约净公允价值为1.10565亿美元，较2022年12月31日的1.14466亿美元有所减少[154] - 2023年12月31日至2023年6月30日，油气衍生品合约净公允价值从114466千美元变为110565千美元[154] - 2023年6月30日，NYMEX原油远期曲线每桶假设上下变动10%，会使公允价值分别增加8670万美元或减少8800万美元[154] - 2023年6月30日，NYMEX天然气远期曲线每MMBtu假设上下变动10%，会使公允价值分别增加470万美元或减少510万美元[154] 公司借款利率情况 - 截至2023年6月30日，公司循环信贷安排下有3亿美元借款，加权平均利率为7%，利率变动1%，年利息费用变动约300万美元[155] - 公司剩余18亿美元长期债务为高级票据，固定利率不受利率变动影响[155] - 截至2023年6月30日，公司循环信贷安排下有3亿美元借款，加权平均利率为7.0%[155] - 加权平均利率变动1.0%，每年利息费用影响约为300万美元[155] - 公司剩余18亿美元长期债务为高级票据，有固定利率[155] 公司合规与内控情况 - 截至2023年6月30日，公司披露控制和程序有效[156] - 2023年上半年，公司财务报告内部控制系统无重大变化[157] 公司违规罚款情况 - 2023年第三季度，公司因解决新墨西哥州的燃烧违规问题，被评估罚款60万美元[157] - 2023年第三季度，公司因新墨西哥州燃烧违规被罚款60万美元[157] 2023年7 - 9月能源互换交易情况 - 2023年7 - 9月原油互换交易量为174.8万桶，加权平均价格为85.04美元/桶[151] - 2023年7 - 9月天然气互换交易量为148.6925万MMBtu，加权平均价格为4.7美元/MMBtu[153] - 2023年7 - 9月天然气基差互换交易量为621万MMBtu，加权平均差价为 - 1.3美元/MMBtu[153] - 2023年7 - 9月原油基差互换交易量为102.5万桶，加权平均差价为0.63美元/桶[152] - 2023年7 - 9月原油滚动差价互换交易量为165.6万桶，加权平均差价为1.16美元/桶[152] - 2023年7 - 9月天然气互换交易量为1486925MMBtu，加权平均气价为4.70美元/MMBtu[153]