财务状况 - 截至2023年3月31日，公司总资产为5.75143亿美元，较2022年12月31日的5.15294亿美元有所增长[10] - 2023年3月31日应收账款总计2464万美元，较2022年12月31日的2555.1万美元有所下降[17] - 2023年3月31日应计负债总计2151.8万美元，较2022年12月31日的3558.2万美元大幅减少[19] - 2023年3月31日油气资产净值为4.72722亿美元，高于2022年12月31日的4.40102亿美元[21] - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，衍生品净公允价值分别为 - 562.1万美元和 - 1646.4万美元[24] - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，循环信贷未偿借款加权平均利率分别为7.86%和7.17%[27] - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，公司无重大法律、环境负债[33] 经营业绩 - 2023年第一季度，公司净收入为3185.1万美元，而2022年同期净亏损716.8万美元[11] - 2023年第一季度基本每股净收入为1.62美元，摊薄后为1.60美元；2022年同期基本和摊薄后每股净亏损均为0.37美元[11] - 2023年第一季度经营活动提供的净现金为3297万美元，2022年为2999.5万美元[13] - 2023年第一季度投资活动使用的净现金为6993.5万美元，2022年为1019.9万美元[13] - 2023年第一季度融资活动提供的净现金为2593.9万美元，2022年使用的净现金为850.4万美元[13] - 2023年第一季度油气销售收入净额为6641.2万美元，2022年同期为6664.5万美元[20] - 2023年第一季度已探明油气资产折耗和摊销费用为890万美元，2022年同期为640万美元[21] - 2023年第一季度勘探费用为30万美元，低于2022年同期的150万美元[21] - 2023年和2022年第一季度，衍生品收益分别为575.5万美元和 - 4963.2万美元[24] - 2023年和2022年第一季度，关联方合同服务收入均为60万美元，成本分别为11万美元和8.5万美元[25] - 2023年和2022年第一季度，公司利息费用分别为101.6万美元和67.8万美元[27] - 2023年和2022年第一季度，公司宣布普通股季度股息分别约为690万美元和620万美元[28] - 2023年第一季度，公司基于股权的薪酬费用为130万美元，2022年同期为100万美元[29] - 2023年和2022年第一季度，公司所得税费用分别为869万美元和 - 211.4万美元[30] - 2023年和2022年第一季度，公司基本每股净收益分别为1.62美元和 - 0.37美元[32] 公司概况 - 公司是一家专注于德州和新墨西哥州油气及NGL收购、勘探、开发和生产的成长型独立公司[14] 收购与融资 - 2023年4月3日，公司完成对Pecos Oil & Gas, LLC油气资产的收购，但财报未包含该收购资产及经营活动[14] - 2023年4月3日公司完成油气资产收购，第一季度相关交易成本约190万美元，已支付3300万美元定金[22] - 2023年2月和4月，公司修订信贷安排，将借款基数从2.25亿美元增至3.25亿美元，并发行2亿美元高级无担保票据[27] - 2023年4月3日公司完成新墨西哥州油气资产收购，总价3.3亿美元，通过循环信贷融资和发行2亿美元优先票据筹集资金[34][35] - 2023年4月3日公司发行2亿美元优先无担保票据，利率10.50%，2028年到期，发行时折价6%[35] - 2023年4月3日公司对信贷安排进行第十四次修订，最大信贷额度增至10亿美元，借款基数从2.25亿美元增至3.25亿美元[35] 股权与股息 - 截至2023年3月31日，公司流通在外的普通股加权平均数基本为1.9649亿股，摊薄后为1.991亿股；2022年同期基本为1.9501亿股，摊薄后为1.9501亿股[11] - 2023年4月21日公司股东批准修订和重述的2021年长期激励计划，可用于奖励的普通股数量从1387022股增至2337022股[35] - 2023年4月11日公司董事会宣布每股普通股现金股息0.34美元，5月9日支付给4月25日收盘时登记在册的股东[35] 风险因素 - 公司面临诸多风险和不确定性，包括油气价格波动、区域供需因素、并购整合风险等[7] - 公司使用商品衍生合同降低油气价格波动风险，但也会限制有利价格变动带来的未来收入[22] 合作协议 - 2021年10月公司就EOR项目与Kinder Morgan CO₂ Company, LLC签订CO₂购买协议，主期限至总合同量交付或2025年12月31日较早者[33] - 2022年8月公司与Stakeholder Midstream LLC就天然气收集和处理协议进行第二次修订，Stakeholder承诺扩展系统，公司承诺在扩展工厂投入使用日期起至少七年内向其交付年度最低气量[33] - 2023年1月公司与Conduit Power LLC成立合资企业，公司承诺向合资公司RPC Power投入部分资本支出，RPC Power每月收取2万美元提供发电运营专业服务，公司承诺到2028年为现场发电机提供天然气[33] 赔偿条款 - 公司对董事、某些高管、员工和代理人就相关索赔和损害进行赔偿，部分赔偿条款在协议终止后仍继续，未来潜在最大赔偿金额无法确定[33]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度产量从12.7万桶油当量/天增长至13.3万桶油当量/天，环比增长4%；全年平均产量从9.2万桶油当量/天增长至11.5万桶油当量/天，同比增长25% [5] - 截至12月31日的三个月，租赁运营费用为880万美元，即每桶油当量7.16美元；全年为3250万美元，即每桶油当量7.73美元，环比下降5%，同比增长5% [6] - 第四季度扣除衍生品结算损失后的总收入约为6400万美元，较第三季度下降700万美元，降幅10%，主要因实现油价下降13%，部分被产量增加和衍生品结算减少抵消 [14] - 现金成本环比下降约300万美元，降幅15%；每桶油当量现金成本环比下降19%；运营现金流在营运资金变动前环比下降12%，从5000万美元降至4400万美元 [15] - 全年营运资金变动前的运营现金流同比增长89%，从8900万美元增至1.69亿美元，得益于产量和价格上升 [16] - 2022年将三分之二的现金流分配给现金资本支出，较2021年的88%大幅下降；总股息支付同比增长22%，偿还债务14%，自由现金流同比增长超6倍 [17][18] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2022年净石油产量同比增长31%至880万桶/天，总净当量产量同比增长25%至1150万桶油当量/天 [41] - 2022年产生1.76亿美元的调整后息税折旧摊销前利润、1.7亿美元的持续经营业务运营现金流和5600万美元的自由现金流 [41] - 2022年在收购前的总现金资本支出为1.13亿美元，对应持续经营业务运营现金流的再投资率为66%，低于2021年的88% [42] 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 - 2月28日宣布收购Pecos Oil & Gas, LLC在新墨西哥州埃迪县的油气资产，该资产专注于西北大陆架的Yeso趋势开发，与公司现有核心资产有相似地质等特征，可提升短期产量，有开发潜力，还能增加运营区域，降低单一区域集中风险 [7][8][9] - 3月2日宣布成立合资企业，为德克萨斯州约阿库姆县的资产拥有和运营现场发电项目，第一阶段预计2023年6月投入运营，可控制能源成本等，减少碳排放 [9][10] - 公司与合作伙伴推进所在地区的大型存储枢纽项目，核心专长在存储方面 [31] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022年是出色的一年，业绩在第四季度持续强劲，团队努力使公司取得良好运营和财务成果，未来将继续为股东创造长期价值和可持续增长 [38][43] - 预计价格开始有所下降，收购资产可带来规模经济，提高效率并降低成本 [28] 其他重要信息 - 新墨西哥州的收购计划在第二季度初完成，第一季度为独立的遗留生产和现金流，收购生产和现金流在第二季度至第四季度占全年的75% [19] - 第一季度石油产量预计约为1万桶/天，与第四季度持平；全年平均可能略超1万桶/天，同比增长15%；2023年总桶油当量产量预计增长超60%，按假设收购1月1日完成的预计运行率计算接近增长80% [20][21][22] - 遗留资产投资集中在上半年，第一季度可能出现自由现金流小幅超支；全年为天然气和电力基础设施、EOR试点项目分配资金，预计从第二季度和第三季度开始增加收购资本支出，为电力合资企业投资1000 - 1500万美元，全年再投资率较去年进一步下降 [23][24] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Pecos资产何时开始运营，新资产的油井是否会立即参与竞争 - 预计4月中旬开始运营，目前正与运营商合作并签订过渡服务协议，有望在夏初至仲夏带来新产量 [4] 问题2: 目前通胀成本情况如何 - 价格开始有所下降，但幅度不大，收购资产有望带来规模经济，提高效率并降低成本 [28] 问题3: CCUS项目进展如何 - 公司与合作伙伴推进所在地区的大型存储枢纽项目，暂不透露更多细节，核心专长在存储方面，会继续推进该项目 [31] 问题4: CO2项目与相关方达成交易的潜在时间框架 - 交易涉及的一方是大型行动缓慢的组织，且对于项目完成的定义存在不同理解，预计年中能分享更多信息 [48] 问题5: 新墨西哥资产的完井成本是多少 - 目前成本在530 - 586万美元之间，主要由该资产的完井成本驱动 [78] 问题6: Yeso资产开始运营时是否有基础设施问题 - 该地区有15口井、多个处置设施和约70英里的集输管道，除连接新设施或新井场的小管道外，近期预计无大型基础设施资本支出 [57] 问题7: 该地区资产是否有运输限制 - 目前该地区没有运输限制 [58] 问题8: 继承的中游合同是否有灵活性以最大化经济效益 - 中期有灵活性，但不是立即就能实现 [61] 问题9: 电力项目对约阿库姆县的运营效率和运营成本有何影响 - 主要是提高运营质量，改善电力质量可减少设备故障和维修成本，提高石油产量，还能控制成本、增加电力负荷、控制燃烧 [62][63] 问题10: 电力项目是否能取代现场压缩机以降低成本 - 电力项目为压缩机提供电力，而非取代压缩机，同时会有电网备用容量以保证运营冗余 [64] 问题11: 进入EOR项目后，可靠电源是否更重要 - 随着整体电力负荷增加，可靠电源确实更重要，但EOR项目只是油田的一小部分 [66] 问题12: EOR项目目前情况如何 - 处于油藏再增压的早期阶段，EOR项目是长期项目，再增压需要大量工作，目前该区域存在降压和再增压的竞争，有新情况会及时更新 [69] 问题13: 未来石油的套期保值头寸如何 - 有很多不错的区间套期保值合约，能在一定程度上提供价格保护，收购资产后会增加套期保值头寸，希望年底将杠杆率降至1倍左右，未来仍会进行套期保值 [70] 问题14: 新墨西哥资产在资本分配方面提供了哪些灵活性，与德克萨斯州遗留资产的资本竞争情况如何 - 新墨西哥资产与遗留资产互补，遗留资产资本支出同比基本持平或略有下降，新资产再投资约为该资产EBITDAX的一半，资本分配较为合理，地理多样性可提供运营灵活性 [75][90] 问题15: 水和CO2注入的反馈情况如何 - 未提及明确回复内容 问题16: 电力项目是否有多余容量卖回电网 - 有一定灵活性，可利用非专用天然气将多余电力卖回电网 [95]

业绩总结 - 2022年第四季度的石油生产量为10.0万桶/天，较上季度增长6%，同比增长37%[32] - 2022年第四季度的现金流量为4400万美元，较上季度减少12%，同比增长77%[32] - 2022年全年现金流量为1.69亿美元，同比增长89%[32] - 2022年全年自由现金流为5600万美元，同比增长455%[32] 用户数据 - 2022年12月31日的企业价值为714.4百万美元[14] - 2022年12月31日的信用设施债务为56.0百万美元[14] - 2022年12月31日的现金及现金等价物为-13.3百万美元[14] - 2022年第四季度的债务为6100万美元，内部持股比例为32%[32] 未来展望 - 2023年预计新墨西哥资产对整体生产的贡献为75%[22] - 2023年调整后的EBITDAX现金流收益率为3.4倍[21] - 2023年资本支出预计为160-180百万美元[22] - 2023年预计的年同比通货膨胀率为15-20%[22] 新产品和新技术研发 - 新墨西哥的当前生产为7.2 Mboe/d，其中4.2 Mbo/d为油[21] 分红信息 - 2023年每股季度分红为0.34美元，年分红收益率为4.1%[14] - 2022年第四季度每股分红为0.34美元，已支付[32] 其他信息 - 2023年第一季度的天然气价格对冲总量为75万MMBtu，较上季度持平[32] - 2023年第一季度的天然气加权平均价格为3.23美元/MMBtu，较上季度增长23%[32]

公司收购与战略 - 2023年2月22日公司签订购买协议，以约3.3亿美元收购新墨西哥州石油和天然气租赁权益，同时存入3300万美元现金到第三方托管账户[35] - 2023年2月22日公司与EOC签订承诺函，EOC将在收购完成时购买2亿美元无担保高级票据[35] - 公司战略是通过开发现有资产和提升运营能力稳定增长运营现金流，目标是在保守资本分配下增长产量和储量[38] - 公司将识别有吸引力的资本投资新机会，关注并购机会和碳捕获等新兴能源投资机会[39] 公司项目开发 - 2022年公司继续开发EOR项目，通过向德克萨斯州约阿库姆县水平生产井注入水和二氧化碳组合降低油井产量下降率并提高采收率[36] 公司资本分配 - 公司会将超额回报以股息形式分配给股东，管理层会平衡增长再投资与其他资本分配选择[40] 公司团队与资产优势 - 公司拥有经验丰富、有激励机制的管理团队，首席执行官有超40年独立油气行业经验[41] - 公司核心资产位于北美领先石油资源区，拥有多年水平钻井位置库存，具有低递减率优势[42] 2022年市场环境 - 2022年因地缘政治和供需因素，大宗商品价格异常波动，全球市场供应短缺和通胀，央行收紧货币政策[37] 公司财年变更 - 2022年8月公司董事会和超75%流通股股东同意将财年从10月1日至次年9月30日改为1月1日至12月31日[34] 公司财务状况 - 截至2022年12月31日，公司循环信贷安排的借款基数为2.25亿美元，可用借款额度为1.69亿美元[45] - 公司力求保持财务灵活性，计划用运营现金流为大部分资本支出提供资金，必要时寻求外部资本[45] 公司土地与产量情况 - 截至2022年12月31日，公司拥有约30470净英亩土地和100口净生产井，2022年运营了93%的净产量，运营井平均工作权益为95%，年平均净日产量约为11505桶油当量/天[46] - 截至2022年12月31日，公司总探明储量为77673千桶油当量，其中石油48882千桶、天然气86018百万立方英尺、天然气液体14454千桶[47] - 2022年，公司花费约2080万美元将1441千桶油当量的探明未开发储量转化为探明已开发储量，新增探明未开发储量7037千桶油当量，向下修正7411千桶油当量[49] - 截至2022年12月31日，公司所有探明未开发储量计划在记录日期起五年内开发，预计开发成本约为3.244亿美元[50] - 2022年、2021年和2020年，公司开发井的净生产井数量分别为14口、13口和3口，2021年有1口净勘探生产井[55] - 公司运营了2022年93%的水平井产量，通过自有人员和独立承包商进行井的开发、运营和维护[55] - 截至2022年12月31日，公司开发和未开发租赁地的毛面积和净面积分别为44,008英亩和30,470英亩[56] - 约89%的总净面积由生产持有，4%由义务持有[57] - 2023 - 2025年将到期的净未开发面积分别为1,847英亩、556英亩和764英亩[58] - 2022年公司石油、天然气和天然气液体产量分别为3,217千桶、3,229百万立方英尺和444千桶，总产量为4,199千桶油当量[62] - 2022年公司平均日产油当量为11,505桶，较2021年的8,640桶有所增加[62] - 2022年公司生产约77%为石油，13%为天然气，10%为天然气液体[62] - 截至2022年12月31日，公司从170口毛井（100口净井）生产，包括运营和非运营井[64] 公司业务合作 - 公司与Stakeholder Midstream签订原油管道运输协议和修订天然气收集处理协议，预计增加天然气销售和减少天然气燃烧[71] 公司业务影响因素 - 公司业务受天气影响，第四和第一季度对油气和天然气液体需求及价格通常较高[73] 公司监管环境 - 公司油气生产受联邦、州和地方法规限制，影响产量和钻井数量，德州征收生产或开采税[74][75][76][77] - 公司油气销售目前价格未受监管，但运输受FERC和州监管，州内管道运输费率监管因州而异[78] - 公司天然气销售目前价格不受联邦和州监管，但需遵守反市场操纵法律和相关法规[82][84] - 2005年能源政策法案修订NGA，FERC对违反NGA和NGPA的实体可处以最高每天100万美元的民事罚款[82] - 2007年FERC发布Order 704，要求上一日历年批发销售或购买天然气等于或超过220万MMBtu的市场参与者每年5月1日报告相关交易[83] - 公司天然气收集服务受州监管，FERC对设施分类的决定可能影响公司成本，相关区分存在诉讼[83] - 公司天然气州内运输受州监管，监管影响天然气营销和销售收入[85] - 公司油气开发运营受众多环境和职业安全健康法规约束，违规将面临重大处罚[86] - 公司认为自身基本遵守所有适用法律法规，但法规常修订或重新解释，无法预测未来合规成本和影响[75] - 公司认为监管对自身运营的影响与同类竞争对手无重大差异[75][80][85] - 若未来法规修订使钻井液等废物失去RCRA危险废物豁免，公司管理和处置废物成本或增加，影响运营和财务状况[89] - 2015年“美国水域”规则几经波折，新定义实施或需数年，若规则扩大管辖范围，公司获取许可证成本和时间或增加，影响油气项目开发[91][92] - 公司需按CWA法规获取和维护废水或雨水排放审批或许可证，已审查并更新SPCC计划[92] - OPA对油泄漏责任方适用连带责任，违规可能对公司运营产生不利影响[94] - 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证，会影响公司处置产出水能力并增加运营成本[95] - 2014年RRC发布处置井许可规则，若无法证明注入流体局限于处置区或与地震活动有关，可能影响许可证申请或现有运营许可[95] - 美国最高法院在County of Maui案的裁决，若处置井处置产出水需CWA许可，公司运营成本可能增加[96] - 2015年10月，EPA将臭氧的国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，州实施修订后的标准可能导致更严格的许可要求和更高的污染控制设备支出[97] - 新墨西哥州要求到2026年运营商至少捕获其油井生产的98%的天然气[97] - 2016年5月，EPA确定了将多个小型地表站点汇总为单一空气许可源的规则，可能触发更严格的空气许可程序[97] - 2016年5月，EPA确定了针对石油和天然气行业新、改、扩建源甲烷排放的新控制标准[99] - 2020年9月，EPA放宽部分规则，但2021年6月国会部分推翻了这一放宽[97,100] - 2021年11月和2022年11月，EPA发布拟议规则，将更新、加强和扩展甲烷和VOC排放法规[100] - 2014年2月，EPA发布使用柴油燃料进行水力压裂活动的许可指南[101] - 2016年6月，EPA发布废水排放限制指南，禁止陆上非常规油气开采设施废水排入公共污水处理厂[101] - 2013年5月，RRC发布“井完整性规则”，更新了钻井、下管和固井要求，于2014年1月生效[103] - 2021年12月3日起，内政部恢复将候鸟“附带捕获”列为禁止活动[104] 公司员工情况 - 截至2022年12月31日公司员工数量为65人[108] - 公司为员工提供人寿和健康保险、带薪休假和401(k)计划等福利[109] 商品价格情况 - 2016年1月1日至2022年12月31日，NYMEX西得克萨斯中质油（WTI）价格最高为123.64美元/桶，最低为 - 36.98美元/桶；2022年WTI价格最高为123.64美元/桶，最低为71.05美元/桶[117] - 2022年NYMEX亨利枢纽天然气平均日价格最高为9.85美元/百万英热单位，最低为3.46美元/百万英热单位[117] 公司面临的风险 - 二叠纪盆地对产出水处置的限制和暂停新井建设可能增加公司运营成本并影响业务[113] - 对ESG事项的严格审查可能导致公司运营延迟、成本增加和监管负担加重[115] - 公司难以快速适应市场/投资者优先事项的变化[116] - 大宗商品价格波动可能影响公司业务、财务状况和运营结果[117] - 公司勘探和开发项目需要大量资本支出，可能无法获得所需资金[119] - 公司开发和勘探钻井工作及油井运营可能无法盈利或达到目标回报[122] - 公司钻探前景处于不同评估阶段，钻探和测试前无法预测特定前景是否能产出足够油气以收回成本或具有经济可行性[123] - 公司收购的油气资产可能无法按预期生产，运营成本可能高于预期，且难以确定储量潜力和识别相关负债[124][125] - 储量估计依赖诸多可能不准确的假设，任何重大不准确都会影响储量数量和现值[125] - 公司采用最新水平钻探和完井技术存在风险和不确定性，其成功需时间评估[125][126] - 公司大部分生产资产集中在西德克萨斯州二叠纪盆地的西北大陆架，易受区域风险影响[126] - 公司钻探和生产计划可能无法以合理商业条款获得运输和加工设施，扩大基础设施接入的举措可能不成功[127] - 公司参与油气租赁业务，可能因第三方无法履行承诺而面临风险[131] - 公司拥有的油气租赁工作权益不足100%，可能需承担其他工作权益所有者的联合活动义务[132] - 公司依赖第三方运营商运营部分物业，可能无法最大化物业价值[133] - 公司未来可能进行油气资产或业务收购，但存在无法识别增值机会、完成收购或有效整合的风险[138] - 公司在收购油气租赁或权益时不聘请律师审查产权，可能因产权缺陷遭受损失[142] - 公司钻探和开发核心土地及维持租约受油价、资金成本等诸多不确定因素影响，租约续约成本可能大幅增加，实际钻探活动或与预期差异大[146] - 公司EOR项目依赖充足的CO₂供应，供应受限会对财务状况和运营结果产生重大不利影响，市场状况可能限制CO₂供应[146] - 公司使用2D和3D地震数据存在解释不准确的问题，且使用先进技术会增加预钻探支出，可能导致钻探活动不成功或不经济[146] - 公司收购策略存在风险，包括评估信息不确定、审查不完整、可能承担未知负债等，收购可能减少可分配现金流或扰乱业务[146][147][148][149][150] - 公司因市值小、运营历史有限等因素，通过资本市场筹集资金困难且成本高，股价预计未来几年高度波动[151] - 公司循环信贷安排有诸多限制和财务契约，遵守情况不确定，违反规定可能导致违约，影响财务灵活性[152][153][154] - 公司循环信贷安排的借款基数可能因多种因素降低，影响运营资金获取，可能需偿还部分借款或提供额外抵押品[155][156][158] - 公司可能无法产生足够现金偿还债务，需采取其他措施，如出售资产、寻求再融资，但这些措施可能不成功[159] - 公司开展商品衍生品交易以稳定现金流，但衍生品交易可能导致财务损失，减少收益[160] - 衍生品交易可能需向交易对手方提供现金抵押品，会减少运营资金，限制借款基数，也会限制公司从商品价格上涨中获益[161] - 商品衍生品合约面临交易对手违约导致财务损失风险，价格下跌时应收头寸增加会加大信用风险敞口[162] - 油气勘探开发活动面临诸多风险，如地质不确定性、监管要求、成本上升等，可能影响业务和财务状况[163] - 行业技术进步快，公司可能因无法跟上技术发展而失去市场份额或处于竞争劣势[164][170] - 用水受限会影响油气开发，获取和处理水的成本可能大幅增加[166][167] - 设备、物资、人员和服务的短缺或成本上升可能影响公司开发计划的执行[167] - 油气行业竞争激烈，公司在获取资产、销售产品和筹集资金方面可能面临挑战[167] - 经济下滑、通胀和货币政策变化会增加公司成本，影响业务和财务状况[167][168][169] - 负面公众认知可能导致监管加强、运营受限和成本增加[171][172] - 公司面临电力中断、极端天气、网络安全和恐怖袭击等风险，可能影响业务和财务状况[173][174][175][177][179] - 信息和计算机系统故障可能导致公司业务受损[178] 公司储量与价格计算 - 截至2022年12月31日，公司按SEC规则计算的估计已探明储量，使用前12个月的未加权算术平均月初价格，石油和NGL为每桶94.14美元，天然气为每百万英热单位6.36美元[125] - 2022年全年，公司实现的石油与NYMEX WTI的差价平均为每桶-2.05美元，天然气与NYMEX Henry Hub的差价平均为每千立方英尺-3.12美元[129] 公司土地开发与到期情况 - 截至2022年12月31日，约11%的净租赁土地未开发，若无法开发可能导致租赁权丧失及对油气储量等产生不利影响[126] - 截至2022年12月31日，约37%的总估计已探明储量被归类为已探明未开发储量，约28551千桶油当量的已探明未开发储量估计需要3.244亿美元开发资本[130] - 2022年全年，一家购买商占公司收入的89%[134] - 截至2022年12月31日，未考虑预期钻井和以生产持有租约时，61%的净未开发土地将在2023年到期；考虑后，12%的净未开发土地将在2023年到期[145] - 公司预计花费60万美元用于续租2023年到期的核心租约[145] 公司资金来源 - 公司预计主要通过经营现金流、循环信贷额度以及适时的股权或债务发行来为增长提供资金[130] 公司法律相关情况 - 2015年10月1日，EPA将地面臭氧的国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，并指定超200个县为“未达标”地区[181] - FERC有权对天然气市场操纵行为处以最高每天100万美元的罚款，FTC和CFTC也

财务数据和关键指标变化 - 第三季度总营收8800万美元，与第二季度持平，产量增加但价格降低相互抵消 [14] - 第三季度衍生品结算损失约900万美元，较第二季度减少34%，扣除已结算套期保值后的净收入环比增长13% [14] - 第三季度运营现金流在营运资金变动前环比增长16%，从4400万美元增至5000万美元；年初至今的9个月内，运营现金流在营运资金变动前同比增长94%，从6400万美元增至1.24亿美元，约40%的增长归因于产量增长，其余归因于扣除套期保值结算后的净价格 [14][15] - 第三季度调整后EBITDAX为5100万美元，运营现金流为5500万美元，分别较上一季度增长14%和25% [6] - 第三季度每股股息为0.31美元，第四季度宣布并支付的股息增至每股0.34美元，新声明增长10%；年初至今的9个月内，总股息支付较去年增长25% [6][7] - 年初至今债务偿还减少25%，自由现金流约为4100万美元 [17] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度平均日油销量为9413桶，同比增长36%，环比增长13%；同期平均总等效销量为12717桶油当量/天，同比增长33%，环比增长25%，天然气和NGL产量环比增速高于石油产量，因中游合作伙伴增加了工厂处理能力 [5][10] - 截至2022年9月30日的3个月和9个月内，分别投产了7口（净4.2口）和14口（净10.8口）水平井 [10] - 第三季度运营水平井投产时的平均完井侧钻长度约为7800英尺，环比每口井平均完井侧钻长度增加10%，钻井和完井成本与上一季度相比相对持平 [12] - 截至9月30日的3个月内，租赁运营费用为880万美元，即每桶油当量7.53美元，处于指导范围中点，但环比增长9%，低于石油和油当量的产量增长 [12] 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 - 公司专注于低杠杆、适度产量增长和通过股息向股东返还资本的纪律性模式 [23] - 2023年有望在较低的再投资率下实现低两位数的石油产量增长，条件是油价约70美元或更高、DNC成本仅有适度增加且无额外新业务支出 [19] - 考虑除传统钻探和完井之外的其他投资，如碳捕获活动 [28] - 继续支付股息，计划每年第四季度提高股息，除非发生重大变革性事件；有继续偿还债务的可能性，也在考虑股东回购，但需经董事会批准 [28] - 开发战略基本保持不变，通过现金流运营，最大化基础设施的效率和利用率，同时持有油田并创建HBP资产；未来一年不太可能钻太多父子井或进行联合开发，但会继续寻找机会优化运营 [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司强大的财务状况使其能够灵活应对产品价格波动和经济不确定性时期，并有耐心寻找提升公司每股价值的有吸引力机会 [7] - 关注美国和全球经济衰退对油价的影响，同时看到许多跨国公司和美国能源公司再投资水平降低对油价的积极推动作用 [28] 其他重要信息 - 公司将财年从9月30日变更为12月31日，以便与其他能源公司更好地进行报告和分析比较，2022年全年业绩将于2023年3月公布 [2][5] - 第三季度在EOR试点项目中开始全面注水，并于11月1日开始注入二氧化碳，早期注水迹象显示减缓或阻止了EOR试点内三口水平生产井的产量下降，预计二氧化碳注入将在6 - 9个月内产生产量响应 [6][11] - 近期完成了定期半年一次的借款基础重新确定，并将借款基础增加2500万美元至2.25亿美元，尽管大部分未提取，但认为在波动市场中增加流动性是值得的 [20] - 预计2022年第四季度应计基础资本支出在3400万 - 4100万美元之间，不包括公司和土地收购或其他机会性投资；预计第四季度石油产量平均在9400 - 9900桶/天，总等效产量平均在12600 - 13200桶油当量/天；预计第四季度租赁运营费用约为900万 - 1050万美元，现金一般及行政费用约为470万 - 520万美元，现金所得税约为300万 - 500万美元 [21] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司如何考虑未来每股增长，是否会提高明年产量，还是更注重维护资本和股东回报？ - 公司计划增长，但尚未确定明年预算；根据第四季度石油产量指导中点，若明年各季度保持持平，将意味着同比增长10%，也有进一步增长的可能，但受油价影响；公司将继续支付股息，计划每年第四季度提高股息；有继续偿还债务的可能性，也在考虑股东回购，但需经董事会批准；还在考虑碳捕获等非传统钻探和完井的投资 [28] 问题2: 公司未来的开发战略是什么，如何实现最大效率？ - 开发战略基本保持不变，通过现金流运营，最大化基础设施的效率和利用率，同时持有油田并创建HBP资产；未来一年不太可能钻太多父子井或进行联合开发，但会继续寻找机会优化运营 [30] 问题3: 基础设施方面是否有阻碍开发战略的因素，是否需要建设？ - 公司会继续建设基础设施的小部分，如铺设水收集、石油、天然气或电力分配线路，正在寻找机会提高效率、实现可持续性和自给自足 [31] 问题4: 第四季度产量指导显著增加的原因是什么，是第三季度和第四季度资本支出增加、侧钻长度增加还是发现了更好的储层部分？ - 是PDP表现超出预期以及开发井表现出色的综合结果，新井上线速度比预期快，且总体按计划完成井的建设 [35] 问题5: 天然气处理设施的升级或扩建是否完成，是否还有更多计划？ - 现阶段的升级扩建已完成并投入运营，与该地区其他生产商达成了额外扩建协议，预计14 - 16个月后完成以增加未来产能，目前的产能足以支持公司持续增长 [36] 问题6: 服务成本通胀是否已达到峰值并趋于平稳，对明年的成本建模有何影响？ - 从季度和年初至今的数据来看，似乎已达到峰值并有所平稳，类似类型井的单位成本大致相同；公司已采取积极措施进行批量采购和采购，以降低成本或阻止进一步通胀 [43] 问题7: 除了圣安德烈斯地层，公司或周边竞争对手在其他地层的勘探情况如何？ - 公司有优秀的勘探团队，正在现有地区围绕圣安德烈斯地层寻找足迹扩展机会；在南德克萨斯州的鹰福特和奥斯汀白垩地区钻了几口井，仍处于早期评估阶段，目前没有重大消息可宣布，但对该地区的情况感到鼓舞 [44] 问题8: 第四季度指导中提到天然气处理能力是限制因素，能否说明目前的处理能力情况？ - 上一季度报告的三分之二时间内，工厂按当前产能运行，目前对设施的情况仍有一些猜测和估计，因此给出一定缓冲；天然气和NGL销售在收入中占比很小，但会影响每桶油当量指标，公司将继续优化天然气和NGL销售及产品利用，未来几个季度有望给出明确指导 [47] 问题9: 鹰福特盆地有一些大型区块可供选择，部分可能会分割成小块，公司是否有兴趣？ - 公司大部分产量来自有机开发，未依赖收购现有PDP；在鹰福特地区有经验，但目前不考虑此类收购，更注重目标岩石的质量，认为有机开发的回报率更高 [48][49] 问题10: 公司财报中未提及每股收益，能否在后续报告中添加？ - 公司理解投资者对每股收益的关注，但存在一些影响净利润的因素，如未实现的套期保值损益；本季度因3400万美元的按市值计价收益导致净利润和每股收益较高，但如果当前价格保持到本季度末，可能会转为亏损，公司会考虑该建议 [53]

产量数据变化 - 2022年第三季度总净等效产量较2021年同期增长33%至12.7 MBoe/d，前九个月较2021年同期增长21%至10.9 MBoe/d[105] 现金流数据 - 2022年前九个月经营活动产生的现金流为1.304亿美元[105] - 2022年9月30日，公司经营活动提供的净现金为1.304亿美元，较2021年同期的7020万美元增加6020万美元，增幅86%[146] 资本支出数据 - 2022年第三季度和前九个月应计资本支出分别为3670万美元和9650万美元[105] 股息数据 - 2022年第三季度支付普通股现金股息610万美元，最新宣布股息为每股0.34美元，总计670万美元[105] - 截至2022年9月30日的三个月，公司授权并宣布季度股息总计约620万美元，其中610万美元以现金支付[152] 现金及信贷额度数据 - 2022年第三季度末现金为1790万美元，循环信贷额度提取4800万美元[105] - 2022年9月30日，公司的借款基数为2亿美元，未偿还借款为4800万美元，可用借款额度为1.52亿美元[149] - 2022年4月29日，公司修订信贷协议，将借款基数从1.75亿美元提高到2亿美元，到期日延长至2026年4月[150] - 2022年10月25日，公司再次修订信贷协议，将借款基数从2亿美元提高到2.25亿美元[151] 财政年度变更 - 2022年公司财政年度从10月1日至9月30日变更为1月1日至12月31日，约75%流通普通股股东书面同意[106] 油气净收入数据变化 - 2022年前九个月油气净收入较2021年同期分别增加3950万美元和1.157亿美元，增幅分别为82%和92%[114] 平均综合生产价格变化 - 2022年前九个月公司实现的平均综合生产价格较2021年同期分别增加20.30美元和29.87美元，增幅分别为37%和58%[114] 石油收入数据变化 - 2022年第三季度石油收入较2021年同期增加3600万美元，增幅82%；前九个月增加1.106亿美元，增幅97%[118] 天然气收入数据变化 - 2022年第三季度天然气收入较2021年同期增加230万美元；前九个月增加150万美元[118] 租赁运营费用变化 - 租赁运营费用（LOE）在2022年第三季度和前九个月分别增加310万美元和630万美元，主要因修井费用和新井及额外产量成本增加，部分被现有井效率提升带来的成本降低抵消[123][125] 生产和从价税变化 - 生产和从价税在2022年第三季度和前九个月分别增加330万美元和750万美元，生产税增加因油气销售增长，从价税增加因当前应税期间估计财产价值提高[127] 勘探费用变化 - 勘探费用在2022年第三季度和前九个月分别为2万美元和154万美元，较2021年大幅减少，主要因未探明租赁权成本到期费用降低[128] 折耗、折旧、摊销和增值费用变化 - 折耗、折旧、摊销和增值费用在2022年第三季度和前九个月分别增加170万美元和210万美元，主要因产量增加，部分被较低的折耗率抵消[132] 一般和行政费用变化 - 一般和行政费用（G&A）在2022年第三季度增加30万美元，前九个月减少210万美元，行政成本增加，股权薪酬费用减少[135] 交易成本数据 - 交易成本在2022年前九个月为260万美元，主要与潜在业务合并及相关融资有关；2021年前九个月为270万美元，主要与合并有关[136] 利息费用变化 - 利息费用在2022年第三季度和前九个月分别减少40万美元和130万美元，因循环信贷额度平均余额降低和EOR项目资本化利息，部分被利率上升抵消[137] 衍生品收益变化 - 衍生品收益在2022年第三季度为1760万美元，较2021年同期从亏损转为盈利；前九个月亏损4440万美元，较2021年同期减少3090万美元[139] 所得税费用数据 - 所得税费用在2022年第三季度为1631.7万美元，前九个月为2513万美元，有效所得税税率分别为21.4%和21.6%[141] 资金来源及流动性 - 公司主要资金来源为现金、运营现金流和循环信贷额度借款，预计这些资金来源能满足短期和长期流动性需求[142] 营运资金及衍生负债数据 - 截至2022年9月30日，公司营运资金赤字为3270万美元，而2021年12月31日为3280万美元[144] - 2022年9月30日，公司当前衍生负债为2250万美元，而2021年12月31日为3100万美元[144] 应计费用数据 - 2022年9月30日，公司有930万美元的应计资本支出、240万美元的应计从价税和310万美元的应计一般及行政费用和土地经营费用[144] 投资活动现金流量变化 - 2022年9月30日止九个月，公司投资活动使用的现金流量为8320万美元，较2021年同期的5120万美元增加3200万美元，增幅62%[147] 融资活动现金流量变化 - 2022年9月30日止九个月，公司融资活动使用的净现金流量为3760万美元，较2021年同期的770万美元增加2990万美元，增幅390%[148]

产量相关 - 2022年第二季度末三个月和九个月，公司总净等效产量分别同比增长12%至10.2 MBoe/d、增长20%至10.0 MBoe/d[104] - 2022年第二季度末三个月和九个月，分别有5口（净5.0口）和12口（净10.8口）水平井投产[104] 价格相关 - 2022年第二季度末三个月，公司生产销售的实现平均综合价格为每桶油当量94.80美元，其中石油为每桶108.41美元[104] - 2022年第二季度末三个月和九个月，公司生产的实现平均综合价格分别同比增加44.62美元和33.27美元，增幅分别为89%和75%[111] 现金流相关 - 2022年第二季度末九个月，公司经营活动产生的现金流为9700万美元[104] - 2022年前九个月经营活动提供的净现金为9700万美元，较2021年同期的5880万美元增加3810万美元，增幅65%[143] - 2022年前九个月投资活动使用的现金为7720万美元，较2021年同期的3940万美元增加3780万美元，增幅96%[144] - 2022年前九个月融资活动使用的净现金流为2010万美元，较2021年同期的1820万美元增加190万美元，增幅11%[145] - 2022年前九个月经营活动净现金增加主要因收入增加1.105亿美元，部分被商品衍生品合约结算增加5500万美元和经营费用增加1520万美元抵消[143] - 2022年前九个月投资活动现金使用增加主要因资本支出增加3720万美元，与钻探、完井活动和EOR项目增加有关[144] 资本支出相关 - 2022年第二季度末三个月和九个月，公司累计资本支出分别为3440万美元和8050万美元[104] 股息相关 - 2022年第二季度末三个月，公司支付普通股现金股息610万美元，宣布最新股息为每股0.31美元，总计610万美元[104] - 2022年第二季度，公司授权并宣布季度股息约620万美元，其中610万美元以现金支付，10万美元应付给受限股东[148] - 2022年前九个月公司普通股股息较2021年同期多分配540万美元[145] 现金及信贷额度相关 - 2022财年第三季度末，公司现金为1680万美元，循环信贷额度已提取6100万美元[104] - 2022年6月30日，公司借款基数为2亿美元，未偿还借款为6100万美元，可用借款额度为1.39亿美元[146] - 2022年4月29日，公司修订信贷协议，将借款基数从1.75亿美元提高到2亿美元，到期日延长至2026年4月[147] 收入相关 - 2022年第二季度末三个月和九个月，公司石油和天然气净收入分别同比增加4620万美元和1.105亿美元，增幅分别为111%和110%[111] - 2022年第二季度末三个月和九个月，公司与关联方的合同服务收入均为60万美元和180万美元[117] 租赁运营费用相关 - 2022年第二季度租赁运营费用（LOE）较2021年同期增加230万美元，其中210万美元归因于修井费用增加，160万美元归因于新井和额外产量成本，140万美元因现有井效率提升而减少[121] - 2022年前六个月LOE较2021年同期增加600万美元，其中470万美元归因于新井和额外产量成本，340万美元归因于修井费用增加，210万美元因现有井效率提升而减少[122] 生产和从价税相关 - 2022年第二季度和前六个月生产和从价税分别增加350万美元和600万美元，生产税增加主要因油气销售增加，从价税增加因当前应税期财产估值提高[124] 勘探费用相关 - 2022年第二季度和前六个月勘探费用分别为2.2万美元和213.1万美元，2021年同期分别为278.5万美元和868.2万美元，2022年前六个月德州和新墨西哥州未探明租赁权成本到期分别为150万美元和60万美元[125] 折旧、损耗、摊销和增值费用相关 - 2022年第二季度和前六个月折旧、损耗、摊销和增值费用分别增加10万美元和140万美元，主要因产量增加，部分被较低的损耗率抵消[129] 一般及行政费用相关 - 2022年第二季度和前六个月一般及行政费用（G&A）分别增加10万美元和减少70万美元，行政成本分别增加40万美元和290万美元，股权薪酬费用前六个月减少350万美元[131] 交易成本相关 - 2021年第二季度和前六个月交易成本分别为30万美元和350万美元，主要与2021年2月与Tengasco的合并有关，2022年第二季度无交易成本，前六个月交易成本为390万美元[132] 利息费用相关 - 2022年第二季度和前六个月利息费用分别减少50万美元和130万美元，因循环信贷额度平均余额降低和EOR项目资本化利息[133] 衍生品损失相关 - 2022年第二季度和前六个月衍生品损失分别为1236.3万美元和6718.8万美元，较2021年同期减少，主要因非现金损益变化4110万美元和6210万美元，部分被结算损失增加1810万美元和5500万美元抵消[134][136] 营运资金相关 - 截至2022年6月30日，公司营运资金赤字为5560万美元，较2021年9月30日的4690万美元增加，主要因当前衍生品负债增加[141] 循环信贷安排使用情况相关 - 2022年前九个月公司利用循环信贷安排净收益100万美元用于资本支出和营运资金，2021年同期净偿还350万美元[145]

财务数据和关键指标变化 - 第二财季净亏损700万美元，主要因衍生品亏损4960万美元，其中包括1800万美元已实现衍生品结算和3200万美元未实现亏损；前六个月净利润1400万美元，营业收入7400万美元 [21] - 每桶油当量现金利润率在扣除衍生品前环比增长28%至59美元，扣除后环比增长34%至38美元 [21] - 第二财季调整后息税折旧摊销前利润（EBITDAX）为3440万美元，2022年前六个月为6150万美元，按半年数据简单年化对应1.23亿美元 [23] - 第二财季经营现金流为3000万美元，自由现金流为2000万美元 [24] - 本季度现金总额变化为1100万美元，包括3000万美元经营现金流、1000万美元投资活动现金流出和850万美元融资活动现金流出 [31] - 季末现金余额近2000万美元，信贷额度为6300万美元，基于修订后2亿美元的信贷额度，未使用额度近70%，流动性超1.5亿美元 [32] 各条业务线数据和关键指标变化 石油业务 - 第二财季平均日产油量7500桶，处于指导范围高端；前六个月平均日产油量7497桶，环比增长3%，同比增长24% [9][14] - 预计2022财年第三季度平均日产油量7600 - 8100桶，中点平均环比增长5%；全年平均日产油量7500 - 7800桶，较2021财年增长17% - 22% [40][46] 天然气和NGL业务 - 2 - 5月初，天然气和NGL销售受中游合作伙伴设施扩建影响；扩建完成后，工厂将提供额外运输能力，预计增加销售量并减少天然气燃烧 [15] - 天然气净实现价格环比下降18%，指数价格4.66美元，基差约 - 0.52美元，加工费约1.50美元，扣除衍生品前净价2.62美元，扣除后1.25美元 [26] - NGL综合桶市场价格44美元，较上季度低4美元；本季度NGL收集加工费约17美元/桶，较上季度高0.30美元，财务报表上净价26.71美元 [27] 各个市场数据和关键指标变化 - 油价同比上涨82%，公司实现油价环比提高22%至92.44美元，本季度相对于WTI有轻微正基差；扣除约26美元/桶的已实现套期保值损失后，扣除衍生品后的净实现价格为66.60美元，较上一季度上涨23% [7][25] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司积极确保2022财年开发活动所需的钻机和套管，并为2023财年计划的多达14口井做好准备 [8] - 增加2022财年第三季度和全年的产量指导，并推进其他企业计划 [11] - 增加员工，包括组建有经验的碳捕获和强化储存回收技术团队，配合EOR试点项目进展 [11] - 修订信贷安排，将到期日延长至2026年4月，借款基础增加14%至2亿美元，并在公司杠杆率较低时放宽最低套期保值要求 [12] - 作为较小的公司，公司认为应分配更多资本用于增长，计划今年增加活动和产量 [35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球受供应链问题影响，俄罗斯2月的行动加剧了这一情况，劳动力、材料和设备市场的通胀成本压力持续增加 [7] - 公司对年初至今的业绩感到满意，对持续的预测增长感到兴奋 [48] - 团队正在采取措施应对服务和产品的通胀压力，专注于低杠杆生产增长和通过股息向股东返还资本的纪律性模式 [48] 其他重要信息 - 公司EOR试点项目在德克萨斯州Yoakum县推进，完成了六口新钻注入井中的一口，并安装了水和二氧化碳的高压注入管线；2022年4月初开始注水 [17] - 预计2022财年第三季度，公司将钻探五口毛井、五口净井，完井四口毛井、四口净井，投产六口毛井、六口净井；非EOR相关资本支出预计约2500 - 2800万美元 [40] - 中游扩建项目预计6月初全面投入使用，但4 - 5月的减产将影响第三财季天然气和NGL的销售；扩建完成后，公司将获得更大的合同固定容量，有望增加天然气和NGL的销售并减少燃烧 [41] - 预计第三财季租赁运营成本为800 - 1000万美元，部分原因是第二财季某些修井工作延迟；现金一般及行政费用预计为370 - 470万美元 [42][44] - 公司预计2022财年第三季度继续推进EOR试点项目，完成额外注入井并推进二氧化碳接入和基础设施安装，预计EOR项目应计资本支出为300 - 500万美元 [44] - 基于二氧化碳注入所需压缩机的预计交付时间，公司预计2022年第四季度开始注入二氧化碳；2022财年下半年增加三口毛井、三口净井，大部分井计划在第三财季开始钻探，第四财季完井 [45] - 预计2022财年全年应计资本支出约1.02 - 1.11亿美元，包括8400 - 8900万美元的钻探和完井、资本化修井、基础设施及土地小额增加，以及1800 - 2200万美元的EOR项目 [46] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司增长计划是否假设钻机全年运行，新的预期是什么 - 公司尚未进入连续开发计划，目前的钻机将持续到5月中旬，7月初将再钻一口井，9月或10月有望恢复开发计划 [51] 问题2: 公司能否重新获得钻机，所在地区与二叠纪核心地区相比是否有相同的物流限制，以及管道运输限制情况 - 公司已确保2022财年所有计划活动所需的钻机和管道，并为2023财年多达14口井的活动提前做好了准备；在其他服务方面，公司与多方保持良好关系，能够安排上日程，并计划在2023财年确保相关资源 [54][55] - 管道项目按计划进行，原预计5月中旬恢复运营，2 - 4月中旬有减产情况，4月底有7 - 8天的全面停工用于安装扩建设备；5月1日起已恢复到2 - 3月的生产能力，随着新扩建项目压缩机的调试，预计到5月底至6月初将达到满负荷生产 [57] 问题3: EOR项目何时能将水注入所有注入井 - 本季度剩余时间将继续增加注入井，不确定是否能在6月30日或7月31日前全部投入使用，但最迟7月31日应该可以；最近几周已开始完井过程，正在进行套管测井以确定射孔位置，相关钻机也开始有空余 [58] 问题4: 关于CCUS团队，能提供更多信息吗 - 公司聘请了来自二氧化碳行业的团队，目前正在评估具体机会，重点关注一两个项目；团队还将优化二氧化碳注入井的效率；目前仍在等待Kinder Morgan完成接入工作，希望在未来6 - 12个月内确定潜在的二氧化碳来源 [60] 问题5: CCUS团队规模有多大，其技能更侧重于二氧化碳还是碳捕获与封存（CCS） - 初始团队有三名成员，来自一家主要的二氧化碳管道公司，他们了解如何接入管道；团队位于北休斯顿，显示了公司对该项目的投入和承诺 [63] 问题6: EOR项目的资本支出是否在最近一轮通胀之前确定，是否会受到通胀影响 - 项目大部分成本在9 - 10月启动时就已确定，包括六口井的钻探、钢套管和注入管线的采购；虽然当时价格较高，但相比当前市场，受到的通胀压力较小；服务部分仍会受到一定影响，但公司对该项目的资本指导仍有信心 [68] 问题7: 西北大陆架目前有多少行业钻机在运行 - Yoakum县地区目前有四口钻机在运行 [70] 问题8: 业务开发团队对市场上出售资产的情况有何看法，出售原因主要是价格驱动还是缺乏资金等其他因素 - 今年前五个月市场上有很多资产交易在进行，可能与油价达到100美元有关；出售资产的主体包括长期持有非经济资产的所有者、赞助商、非国有业主、重组后的债权人等，他们希望在当前价格下实现资产货币化 [73] - 市场上有不同类型的买家，包括有资金实力的大型私人企业，他们愿意通过改善运营成本来获取收益；公司会机会性地寻找合适的交易，注重规模效益，但也会考虑价格、期货市场贴水、股权使用和股权稀释等因素 [74][75] 问题9: 所在地区是否存在大量土地租赁到期的情况 - 公司较少关注米德兰和特拉华盆地等竞争激烈的地区，从远处观察，大公司会通过钻井计划来维持土地租赁，市场会有效解决相关限制；在公司所在地区，没有看到土地租赁到期的压力，公司会积极管理自己的土地，通过钻井来维持租赁权益，偶尔会有少量工作权益需要分配资本 [76][77] 问题10: 开始注入二氧化碳时，其购买价格是否与油价挂钩，调整频率如何 - 二氧化碳购买价格与油价挂钩，是基于百分比的定价方式，有一个固定底价，在当前价格下，百分比定价更为适用 [79][80] 问题11: EOR项目的六口注入井是一个井网还是多个井网，预计油田何时开始对注入做出响应 - 六口注入井分布在三口水平井之间，实际上相当于半个井网；通常在开始注入后的3 - 6个月内会开始看到一些响应和二氧化碳循环，大约一年后能达到完全有效 [84][85] 问题12: 是否会在监测EOR试点项目表现后再决定在油田其他区域的开发方向 - 是的，这就是称之为试点项目的原因；项目基础设施便于通过增加垂直井来扩展井网，公司还在分析未来采用水平注入井的可能性 [87] 问题13: 如何根据EOR试点项目的表现来记录储量，是否会影响2023财年的储量报告 - 有既定的方法来评估二氧化碳响应和预期产量曲线，公司会将实际响应与这些预测进行比较；工程公司会根据二氧化碳的影响来确定产量曲线，主要是使曲线变平并可能在早期提高产量 [88] - 预计2023财年第一季度开始会记录储量 [89] 问题14: 在油田开始对注入做出响应之前，能否将注入相关成本资本化 - 可以，公司正在这样做 [90]

业绩总结 - Riley Permian的市场资本为4.46亿美元，债务为6300万美元[11] - 2022年第一季度的调整后净收入为19,439千美元，而2021年同期为5,238千美元[65] - 2022年第一季度的调整后EBITDAX为34,439千美元，而2021年同期为23,168千美元[68] - 2022年第一季度的净现金提供的经营活动为29,995千美元，2021年为20,953千美元，增长了43.7%[77] - 2022年自由现金流为20,303千美元，2021年为10,980千美元，增长了84.0%[77] - 2022年总生产量为881 MBoe，2021年为746 MBoe，增长了18.1%[75] 用户数据 - 截至2022年3月31日，Riley Permian的总证明储量为7300万桶油当量（MMBoe）[24] - 油、天然气液体和天然气的储量组成分别为64%、18%和18%[25] - 截至2022年3月31日，公司的已探明开发石油储量为27,285 MBbls，总已探明储量为46,916 MBbls[51] - 截至2022年3月31日，公司的已探明开发天然气储量为49,576 MMcf，总已探明储量为78,734 MMcf[51] - 截至2022年3月31日，公司的已探明开发天然气液体储量为8,046 MBbls，总已探明储量为13,325 MBbls[51] 未来展望 - 预计2022财年油生产量年增长率为17%-22%[12] - Riley Permian的平均每日石油生产量为7.50万桶，预计在2022年第二季度的指导范围为7.6万至8.3万桶[38] - 公司在2022年下半年将57%的生产量进行对冲，预计2023年将对冲29%的生产量[42] 新产品和新技术研发 - Riley Permian的EOR项目正在开发中，旨在实现长期资产优化和可持续价值创造[12] - 公司计划在2022年内全面替换所有非控制气动泄漏设备，以减少甲烷排放[31] 成本和支出 - 2022年第一季度的非EOR资本支出为2380万美元，预计在2022年第二季度的指导范围为2100万至2300万美元[38] - 2022年第一季度的EOR资本支出为150万美元，预计在2022年第二季度的指导范围为700万至900万美元[38] - 2022年第一季度的总资本支出为2530万美元，预计在2022年第二季度的指导范围为2800万至3300万美元[38] - 2022年第一季度的现金一般和行政费用为350万美元，预计在2022年第二季度的指导范围为370万至470万美元[38] - 2022年第一季度的运营费用（LOE）为680万美元，预计在2022年第二季度的指导范围为800万至1000万美元[38] 负面信息 - 2022年第一季度的非现金衍生品损失为31,257千美元，而2021年同期为22,309千美元[68] - 2022年每Boe的衍生品结算为(20.85)美元，2021年为(3.48)美元，下降了497.1%[75] 其他新策略 - 证明开发储量与生产的比例为5倍，显示出生产的低基础衰退特性[23] - 证明开发储量的每桶成本为6美元，是行业中最低的成本之一[23] - 2022年每Boe现金边际为59.17美元，2021年为32.96美元，增长了79.9%[75] - 2022年每Boe总现金成本为16.46美元，2021年为16.16美元，增长了1.9%[75] - 2022年标准化未来净现金流的现值为862,503千美元，2021年为552,936千美元，增长了56.0%[83]

产量相关 - 2022年第一季度和上半年，公司总净等效产量分别同比增长18%至9.8 MBoe/d、24%至9.9 MBoe/d[110] - 2022年第一季度和上半年，公司分别有2口（净1.7口）和7口（净5.8口）水平井投产[110] 价格相关 - 2022年第一季度，公司生产销售的实现平均综合价格为每桶油当量75.63美元，其中石油为每桶92.44美元[110] - 2022年第一季度和上半年，公司实现的平均综合价格分别同比增加26.51美元和27.75美元，增幅为54%和68%[116] 现金流相关 - 2022年上半年，公司经营活动产生的现金流为5170万美元[110] - 2022年前六个月经营活动净现金流入为5172.2万美元，较2021年同期增加1360万美元或36%，主要因收入增加，部分被衍生品合约结算现金支付和经营费用增加抵消[148][149] - 2022年第一季度，公司投资活动现金流从2021年同期的1680万美元增加2250万美元（134%）至3930万美元，主要因资本支出增加2200万美元[150] - 2022年第一季度，公司融资活动净现金流从2021年同期的1320万美元减少330万美元（25%）至990万美元[151] 资本支出相关 - 2022年第一季度和上半年，公司累计资本支出分别为2530万美元和4610万美元[110] 股息相关 - 2022年第一季度，公司支付普通股现金股息610万美元，宣布最新股息为每股0.31美元，总计610万美元[110] - 2022年第一季度，公司授权并宣布季度股息约620万美元，其中610万美元以现金支付，10万美元应付给受限股东[154] 现金及信贷额度相关 - 2022年第二财季末，公司现金为1960万美元，循环信贷额度已提取6300万美元[110] - 2022年3月31日，公司循环信贷安排借款基数为1.75亿美元，未偿还借款为6300万美元，可用借款额度为1.12亿美元[152] - 2022年4月29日，公司修订信贷协议，将借款基数从1.75亿美元提高至2亿美元，到期日延长至2026年4月[153] 收入相关 - 2022年第一季度和上半年，公司石油和天然气净收入分别同比增加3000万美元和6420万美元，增幅为82%和109%[116] - 2022年第一季度和上半年，公司与关联方的合同服务收入均为60万美元和120万美元，成本分别为8.5万美元和23.5万美元[122] 费用相关 - 2022年第一季度和前六个月租赁运营费用（LOE）分别增加0.9百万美元和370万美元，主要因产量增加使可变LOE成本上升及修井费用增加[127][128] - 2022年第一季度和前六个月生产和从价税分别增加0.7百万美元和250万美元，生产税增加因产量和商品价格上升，从价税因当期财产价值调整而减少[130] - 2022年第一季度和前六个月勘探费用分别为149.8万美元和210.9万美元，较2021年同期下降，主要是未探明租赁权成本到期费用减少[131] - 2022年第一季度和前六个月折旧、损耗、摊销和增值费用分别增加0.4百万美元和130万美元，因产量增加，部分被较低的损耗率抵消[136] - 2022年第一季度和前六个月一般和行政费用（G&A）分别减少250万美元和80万美元，行政成本增加，股权薪酬费用减少[138] - 2022年第一季度和前六个月交易成本分别为260万美元和390万美元，主要与潜在业务合并及融资有关[139] - 2022年第一季度和前六个月利息费用分别减少0.5百万美元和80万美元，因循环信贷额度平均余额降低和EOR项目资本化利息[140] 衍生品损失相关 - 2022年第一季度和前六个月衍生品损失分别为4963.2万美元和5482.5万美元，较2021年同期增加，因商品价格上涨[142] 营运资金相关 - 截至2022年3月31日，公司营运资金赤字为6260万美元，较2021年9月30日的4690万美元增加，主要因当前衍生品负债增加[147] 业务承诺相关 - 2021年7月，公司承诺自2022年1月起五年内每年向利益相关方的集输系统钻探、完井并连接最少数量的油井或交付年度目标气量[155] - 2021年8月，公司就EOR项目签订供应采购协议，截至2022年4月，剩余采购承诺约260万美元[156] - 2022年3月25日，公司就EOR项目下达设施和支持设备采购订单，剩余承诺约210万美元，设备将在订单执行后29周内交付[157] - 2022年4月22日，公司就2023财年钻井计划签订管道采购协议，承诺在2022年12月前采购约1060万美元的管道[158] 财务报表编制相关 - 公司财务报表编制需进行估计和假设，可能影响报表金额和披露，实际结果可能与估计不同[159]