业绩总结 - Riley Permian的市场资本为5亿美元，当前股价为25.63美元，流通股数为1951万股[11] - 2021年调整后的净收入为13,926,000美元，较2020年增长14.3%[66] - 2021年调整后的EBITDAX为27,074,000美元，较2020年增长37.5%[70] - 2021年总生产量为3,371 MBoe，较上年同期增长268%[82] - 每桶平均实现价格为54.24美元，较上年同期增长69%[82] 用户数据 - 2021年有机生产增长率为22%[20] - 2021年末的储量是2018年初储量的5倍[26] - 有机证明储量增长与生产的比例为7:1，2018年至2021年期间[26] 未来展望 - 2022年预计平均日油生产量在7.25万至7.50万桶之间，年增长率为11-15%[52] - 2022年预计将减少对冲量，增加未对冲生产量，以便在市场价格中获得潜在收益[33] - 预计水注入将在2022年3月开始，比之前的指导时间提前[57] 新产品和新技术研发 - 公司计划在2022年进行水和二氧化碳注入的EOR试点项目[38] - Riley的EOR试点项目中，所有六个垂直注入井的钻探和套管工作已完成，监管许可证已获得[57] 资本支出和财务状况 - Riley Permian的资本支出占比为70%，分红占比为21%，剩余9%用于偿还债务[20] - 2021年银行借款基数增加约30%，从1.35亿美元增至1.75亿美元[26] - 2021年现金边际为每桶27美元，资本成本为每桶6美元，现金转换效率为4.5倍[27][28] 负面信息 - 自由现金流为(7,401)千美元，较上年同期下降198%[87] - 2021年现金一般和行政费用为3,183,000美元，较2020年增长59.7%[77] - 利息支出为4,195千美元，较上年同期增长239%[82]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度净收入2100万美元，包括约3300万美元的营业收入；调整后的EBITDAX为2710万美元，较上一季度增长11%或260万美元，其中约200万美元的增长是由销量增加推动 [22] - 正常行政费用较上一季度减少超100万美元，本季度现金G&A费用为320万美元，约为每桶油当量3.50美元，比中点指引低约20% [35] - 每桶油当量的现金运营利润率较上一季度提高约7%，从26美元提高到28美元 [36] - 本季度运营现金流为2170万美元，包括营运资金变动前的2500万美元和营运资金变动的负300多万美元 [38] - 本季度资本支出应计额为2070万美元，低于此前发布的2600万 - 3200万美元的指引；现金基础上，本季度收购前的总资本支出为2910万美元 [39][40] - 本季度现金总变化为负880万美元，包括2170万美元的运营现金流，被2910万美元的投资活动和130万美元的融资活动所抵消 [42] 各条业务线数据和关键指标变化 石油业务 - 石油产量增至7300桶/日，较上一季度增长5%，同比增长22%；总净当量产量为9900桶油当量/日，较上一季度增长4%，同比增长31% [15] - 本季度实现油价提高约10%至75.67美元/桶，但被每桶21美元以上的已实现套期保值损失所抵消，衍生品后的净实现价格略高于54美元/桶，比上一季度高约3% [28] 天然气和NGL业务 - 一年多前的2020年12月31日季度，天然气和NGL的总收入为30万美元；本季度为600万美元，约占总收入的11% [24] - 天然气和NGL销量因处理能力增加而增长，且价格上涨是收入增加的主要驱动力；实现天然气价格同比上涨近3美元，NGL实现价格环比上涨65%，同比上涨超1000% [25][26] - 截至12月31日的季度，约三分之二的天然气销量进行了套期保值；2022日历年，套期保值量相似，平均价格为3.26美元；NGL无套期保值 [27] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司计划在未来几个季度管理成本结构，随着市场价格保持在一定水平，有望实现更高的利润率 [7] - 公司继续推进EOR试点项目，计划在第二财季开始注水，夏季开始注二氧化碳；碳捕获项目仍是团队的优先事项 [8][9] - 公司将继续以股息形式向股东返还资本 [9] - 公司计划在未来减少石油生产的套期保值，对未来12个月内的产量进行相对较高比例的套期保值，12个月以后减少套期保值，以增加对市场条件的反应灵活性和优化套期保值价格 [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为当前市场价格较高，若材料和钻机可用，正在考虑加速钻井计划，但会保持在指导范围内 [58][59] - 公司对2022年充满期待，预计石油产量增长、市场价格走强以及部分低价套期保值的到期，可能会带来更高的石油销售净有效收入；天然气方面，与中游合作伙伴扩大加工厂产能，加上价格上涨，将使这些商品对公司利润贡献更大 [52][53] 其他重要信息 - 1月份，Rebecca Bayless加入公司董事会，她在能源行业拥有丰富的运营和管理经验 [10] - 公司预计2022财年第二季度应计资本支出（收购前）总计约2600万 - 3200万美元，其中EOR项目预计600万 - 800万美元；预计全年资本支出在8500万 - 9500万美元之间 [46][47] - 公司预计2022财年第二季度净石油产量平均为7250 - 7500桶/日，总净当量产量为9400 - 10000桶油当量/日；第二季度LOE成本预计在650万 - 800万美元之间；现金G&A费用预计约为350万 - 450万美元 [47][49][50] 问答环节所有提问和回答 问题1: 为何不增加传统生产以利用当前高价 - 公司正在评估未来几个季度的选择，若材料和钻机可用，会认真考虑加速钻井计划，但会保持在指导范围内，预计会在即将到来的预测中体现 [58][59] 问题2: 第一个EOR项目需要看到什么才能推进到第二个项目，以及CCUS项目的最新情况 - 对于EOR项目，基础设施已就位，预计未来几周开始注水，6月下旬开始注入二氧化碳，将监测6 - 12个月的注入情况和生产响应，以优化扫油效率和建模成本，可能需要几个月到六个月才能获得足够数据考虑扩大项目 [61][62] - 对于CCUS项目，公司正在与不同团体合作，确定在价值链中的参与方式，同时了解法规和土地情况，目前尚未到宣布阶段 [63][64] 问题3: EOR项目何时能有有意义的石油生产 - 预计到2023年年中，初始试点项目将达到预期的峰值性能，但在此之前可能会有一些响应 [69] 问题4: 天然气处理能力扩张的情况以及后续是否还有阶段 - 扩张项目正在进行中，预计到4月上旬至中旬会有减产，之后可将全部运营天然气销售到系统中；此次扩张能满足近期需求，未来随着油田发展可能需要进一步扩张 [72][74] 问题5: 完井进度是否会根据套期保值到期和油价情况灵活调整 - 目前预计今年完成所有钻探的油井，大部分活动集中在上半年；如果要在今年增加油井，会考虑油井的影响和上线时间，倾向于在未来六个月内增加 [76]

商品价格数据 - 2016年1月1日至2021年9月30日，NYMEX西得克萨斯中质油（WTI）价格从2020年4月20日的每桶 - 36.98美元到2018年6月27日的每桶77.41美元不等；2021财年，WTI价格从每桶35.64美元到75.54美元不等[138] - 2021财年，NYMEX亨利枢纽天然气平均每日价格从每百万英热单位1.41美元到23.86美元不等[138] - 截至2021年9月30日，公司按美国证券交易委员会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57.64美元，天然气为每百万英热单位2.943美元[148] - 截至2021年9月30日，公司实现的石油与NYMEX WTI的差价平均为每桶 - 2.81美元，天然气与NYMEX Henry Hub的差价平均为每百万立方英尺 - 0.63美元[164] - 2016年1月1日至2021年9月30日，NYMEX西德克萨斯中质油（WTI）价格从2020年4月20日的每桶 - 36.98美元低点涨至2018年6月27日的每桶77.41美元高点[138] - 2021财年，WTI价格每桶在35.64美元至75.54美元之间波动，NYMEX亨利枢纽天然气平均每日价格每百万英热单位在1.41美元至23.86美元之间波动[138] - 2021年9月30日止年度，公司实现的石油与纽约商品交易所西德克萨斯中质原油的差价平均为每桶 - 2.81美元，天然气与纽约商品交易所亨利枢纽的差价平均为每千立方英尺 - 0.63美元[164] - 截至2021年9月30日，公司估计的已探明储量按美国证券交易委员会规则计算，石油和NGL每桶价格为57.64美元，天然气每百万英热单位价格为2.943美元[148] 业务运营数据 - 截至2021年9月30日，公司在西德克萨斯和新墨西哥州的土地上已钻探并完成75口总运营水平井[150] - 截至2021年9月30日，约27%的公司净租赁土地未开发[153][154] - 截至2021年9月30日，约42%的总估计已探明储量被归类为已探明未开发储量，约30,647千桶油当量的已探明未开发储量估计需要2.071亿美元的开发资本[165] - 一家购买商在截至2021年9月30日的一年中占公司收入的87%[172] - 截至2021年9月30日，公司大部分总估计已探明储量位于西德克萨斯二叠纪盆地的西北大陆架次盆地[156] - 截至2021年9月30日，公司79%的净未开发土地将在2022年到期，预计花费0.3百万美元续租[184] - 截至2021年9月30日，公司在西德克萨斯和新墨西哥州的土地上已钻探并完成75口总运营水平井[150] - 截至2021年9月30日，约27%的公司净租赁土地未开发[153][154] - 截至2021年9月30日，约42%的公司总估计已探明储量被归类为已探明未开发储量，约30,647千桶油当量的已探明未开发储量估计需要2.071亿美元的开发资本[165] - 截至2021年9月30日，一家购买商占公司全年收入的87%[172] 商品价格波动风险 - 油价、天然气和NGL价格波动，价格下跌会减少公司现金流和借款能力，可能导致储量现值下降和未来储量开发能力受限[137][138][139] - 商品价格下跌会减少公司现金流和借款能力，可能导致公司无法获得所需资本或融资[139] - 若商品价格下降导致未来未折现现金流低于资产账面价值，公司需对资产进行减记[169] - 若商品价格下降，公司可能需减记物业账面价值，产生减值费用[169] 勘探开发风险 - 勘探和开发项目需大量资本支出，若无法获得资金，可能导致储量下降[141] - 开发和勘探性钻探及生产活动有风险，可能无法发现商业性生产储层[143] - 收购的石油和天然气资产可能无法按预期生产，且难以确定储量潜力和相关负债[144] - 储量估计依赖诸多假设，不准确的假设会影响储量数量和现值[145] - 公司钻探和生产计划可能无法以合理商业条款获得运输、加工等设施的使用权限，扩张基础设施的举措可能不成功[159] - 公司生产的产品价格受当地和区域因素影响，价格差异扩大可能对收入产生负面影响[162] - 公司已探明未开发储量的开发可能比预期时间长且资本支出高，可能无法最终开发或生产[165] - 公司与第三方合作的油气租赁项目中，合作方可能无法履行承诺，公司可能承担连带责任[166] - 公司持有第三方开发运营物业的非运营权益，无法控制其运营和盈利能力[167] - 钻探的物业可能无法产出商业可行数量的石油、天然气或NGL，影响运营和财务状况[177] - 公司可能无法进行增值收购或成功整合收购业务，扰乱业务和阻碍增长[178] - 公司投资物业的产权缺陷可能导致损失，影响运营和财务状况[182] - 公司EOR项目的石油生产依赖充足的CO₂供应，供应受限会产生不利影响[185] - 公司使用2 - D和3 - D地震数据可能无法准确识别油气存在，导致钻探活动不成功或不经济[186] - 公司开发新地点需大量资金，可能无法筹集或产生所需资金，钻探活动可能不成功或导致储量下调[197] - 公司采用最新水平钻井和完井技术存在风险，成功与否需时间评估[150][152] - 公司参与的油气租赁项目中，第三方合作伙伴可能无法履行承诺，影响公司财务状况[166] - 公司参与第三方运营的物业，无法控制钻探和开发活动的成功，可能影响生产和收入[168] - 若无法补充储备，公司储备和产量将下降，影响未来现金流和经营业绩[170] - 公司依赖几个重要购买商销售油气，失去购买商可能限制市场渠道[171] - 公司运营面临多种风险，可能产生损失和索赔，保险可能不足[173] - 公司钻探的物业可能无法产出商业可行数量的油气，影响经营业绩和财务状况[177] - 公司收购油气物业可能无法成功，整合收购业务可能面临困难[178] - 公司使用的二维和三维地震数据可能无法准确识别油气，导致钻探活动不成功或不经济[186] 财务与资金风险 - 公司循环信贷安排限制支付股息，需满足净杠杆率不超过2.75比1.0、总循环信贷敞口不超过总循环承诺的80%且无违约事件[191] - 公司债务水平可能影响运营，降低财务灵活性，如借款基数减少可能需偿还部分借款或出售资产[193] - 公司可能面临流动性问题，需处置资产偿债，但处置或收益可能无法满足偿债需求[196] - 公司衍生品活动可能导致财务损失或减少收益，收益会因衍生品公允价值变化而大幅波动[198] - 衍生品使用可能需交付现金抵押品，价格或利率不利变化会减少运营现金，限制资本支出和借款能力[199] - 若交易对手违约，公司商品衍生品合约面临财务损失风险，市场动荡会影响对手履约能力[200] - 油价下跌时，衍生品应收款增加，对手信用恶化会导致公司重大损失[201] - 公司可能因市值低、公众流通股少等因素难以筹集资金，影响业务[187] - 公司循环信贷安排有诸多限制和财务契约，不遵守可能导致违约和资产被止赎[189] 行业与外部环境风险 - 公司勘探开发活动受多种因素影响，包括技术进步、市场需求、设备供应、人员短缺等[205][206][208] - 公司获取和处理水的成本可能增加，无法获得足够水会影响勘探生产运营[207] - 石油天然气行业竞争激烈，公司在获取资产、开发储量、销售产品和筹集资金方面可能面临困难[209] - 新冠疫情、极端天气、电力供应等因素可能对公司业务和运营产生不利影响[214][215][216][218] 法律法规风险 - 2015年10月1日，EPA发布最终规则，将地面臭氧的国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，随后指定超200个县为“不达标”地区[224] - FERC依据《1938年天然气法》，对当前违规行为可处以最高100万美元/天的罚款[228] - FTC对石油行业市场操纵违规者可处以最高100万美元/天的民事罚款[228] - CFTC对违规者处以最高100万美元或三倍获利的民事罚款[228] - SEC规则要求，除有限例外情况外，已探明未开发储量（PUDs）只有与预订在预订日期后五年内钻探的井相关时才能入账[227] - 公司运营受严格的环境、职业健康和安全法律法规约束，不遵守可能导致制裁和运营受限[222] - 公司负责设施的退役、封堵、废弃和复垦成本，未来可能需设立储备基金[226] - 2020年9月14 - 15日，EPA发布新规将油气行业的传输和存储部门从NSPS监管中移除并撤销生产和加工环节的甲烷标准，2021年6月国会部分推翻该撤销决定，11月EPA发布拟议规则更新、加强和扩展NSPS Subpart OOOOa法规[235][244] - 2015年3月BLM发布关于联邦和印第安土地水力压裂的最终规则，2017年12月撤销该规则，目前该撤销决定面临诉讼，未来规则不确定[236] - 得克萨斯州已采用对水力压裂作业更严格的许可规定，公司可能因遵守这些规定产生额外成本[238] - 2014年RRC发布关于处置井许可或重新许可的最终规则，若不符合规定，TRRC可能拒绝、修改、暂停或终止许可[239] - 2020年4月美国最高法院在County of Maui, Hawaii v. Hawaii Wildlife Fund案中裁定，若排放是直接排放到通航水域的“功能等同物”，注入地下水的排放可能受CWA监管，可能增加公司运营成本[240] - 拜登设定到2030年实现经济范围内净温室气体污染比2005年水平至少减少50%的目标[244] - 2016年6月EPA发布最终规则NSPS Subpart OOOOa要求油气行业减少甲烷和VOC排放，规则面临法律挑战和修订[244] - 2016年11月BLM发布关于控制公共和部落土地上油气勘探开发活动甲烷排放的规则，2020年10月被怀俄明地方法院推翻，新墨西哥和加利福尼亚已上诉[244] - 2010年7月21日颁布的《多德 - 弗兰克法案》对场外衍生品市场进行监管，可能增加公司衍生品合约成本、改变合约条款、减少衍生品可用性[250] - 美国税法变化可能增加公司有效税率，影响财务状况[254][255][256] - 许多州的反赔偿条款可能限制或禁止对公司的赔偿，影响公司业务和财务状况[252][253] 公司治理与股权相关风险 - 截至2021年9月30日，公司高管、董事和主要股东合计持有公司80.1%的完全摊薄普通股[278] - 公司章程规定，修改或废除某些条款需获得至少66 2/3%的股东投票批准[282] - 公司依赖包括首席执行官Bobby Riley等关键人员，失去他们可能对公司运营产生重大不利影响[276] - 公司高管、董事和主要股东能够控制或显著影响提交给股东批准的所有事项，可能延迟或阻止公司被收购[278] - 公司细则规定，特拉华州衡平法院是公司与股东之间大部分纠纷的专属管辖地[280] - 公司细则规定，除非公司书面同意选择其他法院，美国联邦地方法院是根据1933年《证券法》或1934年《证券交易法》提起诉讼的专属管辖地[281] - 公司面临与某些股东及其关联方的潜在利益冲突，可能影响公司普通股交易价格[284] 证券市场相关风险 - 公司普通股市场价格可能因多种因素波动，包括经营业绩、市场环境等[257][258][259] - 未来大量出售普通股可能压低股价，影响公司融资能力[261][263] - 若不满足纽交所上市要求，普通股可能被摘牌，降低股票流动性和价值[264] - 证券分析师不发布研究报告或发布负面评价，可能导致股价下跌[265] - 公司可能无法产生足够现金支付普通股股息，股息政策可由董事会随时修改[266][267][268] - 作为较小报告公司，减少披露要求可能使普通股对投资者吸引力降低[274] - 公司可能发行优先股，其条款可能对普通股投票权或价值产生不利影响[275] 财务报告与内部控制风险 - 截至2021年3月31日财季，公司发现财务报告内部控制存在重大缺陷，虽已在9月30日整改，但未来仍可能出现问题[271][272] 储量估计相关 - 储备估计需预测生产率和开发支出时间，分析地质、地球物理等数据，并进行经济假设[146] - 实际未来生产、价格、收入等与估计会有差异，重大差异会影响储量估计数量和现值[147]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度净收入为1570万美元，财年运营收入约为6000万美元，整体净亏损6570万美元，其中衍生品损失近9000万美元，仅约1600万美元为已实现损失 [24] - 非GAAP指标方面，第四季度调整后EBITDAX为2450万美元，财年约为9000万美元，与运营现金流相近 [25] - 第四季度自由现金流为720万美元，财年为2600万美元，占运营现金流的30%，今年现金流增长主要由产量增加驱动 [26] - 财年衍生品实现油价同比上涨60%，包含衍生品影响后仅上涨4%，最近一个季度实现价格为每桶52美元 [27] - 第四季度现金G&A费用为430万美元，即每桶油当量4.92美元，高于上季度预期 [32] - 第四季度总利息费用为96.3万美元，即每桶油当量1.09美元，较第三财季下降23% [34] - 第四季度每桶油当量总成本为15.38美元，实现平均价格为每桶油当量54.46美元，扣除已实现衍生品损失12.67美元后，现金利润率为26.41美元 [35] - 财年将70%的运营现金流分配给资本支出，21%用于股息，9%用于偿还债务 [38] - 10月将股息提高约11%至每股0.31美元，总计约600万美元，截至12月8日，信贷额度已提取6500万美元，可用额度为1.1亿美元 [39] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 财年净产量同比增长22%，达到每天8600桶油当量，其中原油占比74% [15] - 财年共投产20口总水平井和14口净水平井，总现金资本支出为6010万美元，其中80%用于钻井和完井资本，7%用于资本化修井等 [16] - 财年租赁运营成本同比降低11%，至每桶油当量697美元 [16] - 财年总批准已开发储量同比增长37%，达到4150万桶油当量，总批准储量同比增长27%，达到7220万桶油当量 [17] - 2021年第四季度总净当量产量同比增长35%，达到每天9600桶油当量，环比增长5% [18] - 第四季度投产6口总水平井和5.7口净水平井，总现金资本支出为2000万美元 [19] - 第四季度租赁运营成本同比降低20%，至每桶油当量6.45美元，环比降低7% [19] EOR项目 - 自2021年10月1日起，EOR试点项目持续推进，已钻完6口计划中的垂直注入井，并开始安装水和二氧化碳注入管线 [20] - 预计2022年第二季度开始注水，直至油藏充分重新加压，二氧化碳注入装置将于2022年夏季安装 [20] 碳捕获与封存项目 - 公司正在与二氧化碳源、捕获设备供应商和监管顾问进行有意义的讨论和尽职调查，寻求构建商业安排，以在当前监管环境下获得有吸引力的经济回报 [11] - 公司对2022年启动首个项目持乐观态度 [9] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司认为为实现增长进行再投资是必要的，以改善规模、成本结构和现金流，同时将大量运营现金流以股息形式分配给股东 [8] - 公司计划在2022财年继续推进EOR和CCUS项目，预计实现产量的实质性增长 [46] - 基于分析和计算，公司认为在未对冲和对冲基础上均拥有较高的现金利润率 [36] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对EOR项目的进展感到满意，认为该项目按计划或略超前进行 [54] - 公司对CCUS项目持乐观态度，正在与各方进行建设性讨论，尽管面临供应链限制，但希望控制项目成本，使其具有吸引力 [61] - 公司预计2022财年资本投资将带来约11% - 15%的产量增长，这一增长水平是可以实现的，因为公司预计未来一年PDP产量的低基数下降率约为21% [44] 其他重要信息 - 公司将从LLP中排除从价税，将其与生产税归为一类，以与同行保持一致，实现更一致的报告 [31] - 2022财年，公司选择调整部分套期保值，将每月2万桶石油衍生品转移至2023年，降低了2022年各季度约4% - 5%的套期保值头寸 [28] - 公司预计未来更多使用更宽的领口套期保值，以提供下行保护，同时在当前价格远高于现金运营成本的情况下，为投资者提供更多上行潜力 [30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: EOR项目的进展情况及下一步计划 - 公司已完成6口初始注入井的钻探阶段，计划最早在2022财年第一或第二季度开始注水，注水将持续数月，目的是重新加压油藏并分析注入性剖面，项目整体按计划或略超前进行，Kinder Morgan的注入装置正在建设中 [52][53][54] 问题2: 碳捕获和封存项目的高层面时间线及进展情况 - 公司正在与各方合作解决多变量方程，构建商业安排，不希望完全依赖潜在新法律的结果，但承认其可能产生重大影响，目前无法提供具体时间指导，正在努力控制项目成本，期待尽快分享更多信息 [56][57][61] 问题3: 2022年指导中8500万 - 9500万美元资本支出的活动假设和节奏 - 2022年开发计划于9月底开始，已钻4口井，2月将重新开始钻探6口运营井，6月再钻剩余2口井；EOR资本大部分在第一季度支出，预计年内有一些非运营工作，其中一项已投产，其他预计在春季进行 [65][66] 问题4: 压裂市场情况及钻井和完井成本变化 - 压裂市场趋紧，2022年尤其是年初很难锁定服务团队，但公司大部分已安排好，预计新井投产不会有太大延迟；成本方面，自第二、三季度开始略有上升，但不显著，本财年剩余井的每英尺钻井和完井成本可能上涨5% - 10%，仍低于过去的峰值水平；公司在6月提前购买了大部分套管和管材，一定程度上避免了价格持续上涨的影响 [69][70][71][76] 问题5: 第四季度租赁运营成本改善的原因 - 主要原因是修井活动减少，这是由于本季度泵未像之前那样频繁出现故障，租赁运营成本可能会因修井费用的时间安排而季度波动 [82] 问题6: 更宽领口套期保值的情况及市场流动性 - 公司可以使用领口代替掉期进行部分套期保值，通过扩大领口价差（如从当前现货价格的10美元价差扩大到20美元或30美元），利用增加的波动性和更高的期权隐含溢价，在保护下行风险的同时提供一定的上行潜力，当前价格下，50美元的下限仍具有吸引力 [83][84][85] 问题7: 与Kinder Morgan的二氧化碳购买和销售协议价格是否与油价挂钩及波动情况 - 协议价格与油价挂钩，有下限，约为WTI的2%，期限约为三年 [89] 问题8: 使用当前期货价格计算的储备净值 - 公司建议参考明天下午提交的10 - K报告，报告末尾将有Netherland, Sewell的相关数据 [95]

业绩总结 - Riley Permian截至2021财年9月30日的调整后EBITDAX为8990万美元[19] - 调整后的净收入为18,397千美元，相较于2020年的6,181千美元增长了197.5%[66] - 调整后的EBITDAX为24,505千美元，较2020年的14,257千美元增长了72.2%[70] - 三个月结束于2021年9月30日的净现金流为27,232千美元，较2020年的13,041千美元增长了108.5%[83] - 自由现金流为7,243千美元，较2020年的7,026千美元增长了3.1%[83] - 2021年9月30日的总生产量为882 MBoe，较2020年的653 MBoe增长了35.1%[78] - 每桶现金边际为39.08美元，较2020年的9.63美元增长了305.5%[78] - 每桶总平均实现价格为54.46美元，较2020年的23.43美元增长了132.4%[78] 用户数据 - Riley Permian的有机储量增长速度是生产的7倍，2021年末的储量是2018年初的5倍[25] - 预计2022年平均每日石油产量为7.0至7.3万桶，较去年增长11%至15%[39] - 预计2022年平均每日等效产量为9.5至10.0千桶[39] 资本支出与财务状况 - Riley Permian的资本支出同比增长22%，并计划将部分现金流用于分红和偿还债务[19] - 2021年10月，Riley Permian的银行借款基础增加约30%，从1.35亿美元提高到1.75亿美元，验证了其不断增长的资产价值[25] - 2022年第一季度的现金一般管理费用预计为每桶4.00至4.75美元[39] - 2021年9月30日的管理费用为4,790千美元，较2020年的2,157千美元增长了122.1%[77] - 2021年9月30日的利息支出为963千美元，较2020年的1,213千美元下降了20.6%[70] 新产品与技术研发 - 公司计划在2022年开始水和二氧化碳注入的EOR试点项目[37] - 公司致力于减少CO2排放，目标是通过回收利用和监测措施减少燃烧事件和持续时间[49] 未来展望 - Riley Permian的未来分红需经董事会批准，当前的分红政策将根据公司财务状况进行调整[12] - 非EOR资本支出预计在2022年第一季度为800万至1000万美元，全年为6500万至7100万美元[39] - EOR资本支出预计在2022年第一季度为1800万至2200万美元，全年为2000万至2400万美元[39] 负面信息 - 2021年9月30日的总现金成本为13,561千美元，较2020年的9,018千美元增长了50.5%[78]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第三财季，公司总净等效产量同比增长35%至9.1 MBoe/d，环比增长10% [10] - 截至2021年6月30日的九个月，公司持续经营活动产生的现金流为5880万美元；2021年第二季度净亏损2150万美元，营业收入为1930万美元，净亏损包含因油价变化导致的3500万美元衍生品非现金未实现损失 [11] - 公司每桶油当量现金成本环比下降7%，衍生品结算前每桶油当量现金利润率为35.11美元，结算后为25.80美元 [11] - 截至2021年6月30日的九个月，公司收购前现金资本支出为4010万美元，占调整后EBITDAX的61%；自由现金流为1880万美元 [12] - 7月，公司通过发行167万股完成4700万美元的净资本筹集，预计交易流通股增加77% [12] - 第三财季末，公司现金为690万美元，信贷额度借款为9750万美元；7月，信贷额度借款降至6200万美元 [13] - 第三财季之后，公司宣布每股0.28美元的股息，总计550万美元，于8月6日支付，基于8月6日收盘价19.27美元/股，年化收益率为5.8% [13] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三财季，公司投产7口总井、4.8口净水平井，钻探1口总井、1口净垂直注入井 [14] - 公司加速EOR项目开发，项目区已有12口垂直注入井，钻井平台预计9月到位 [14] - 公司预计2021年年底前完成注入井的钻探、套管和测井作业，水和天然气管道基础设施预计2021年第四季度和2022年第一季度安装 [15] - 基于当前估计，项目预计2022年第二季度开始注水，待油藏重新加压且CO2接口安装完成后，将开始CO2和水联合注入 [16] 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 - 公司目标是在既定的资本分配框架内继续发展，计划增加产量和股息 [25] - 公司持续推进Champions地块960英亩EOR项目，最终目标是利用人为排放的CO2，初期使用水驱，随后使用天然CO2 [7] - 公司继续研究人为排放CO2源的可能性，参与碳捕获、利用和封存工作，并关注联邦税收激励和其他法规的潜在变化 [18] - 行业内其他进行类似项目的公司有埃克森美孚、西方石油公司和丹伯里，它们在碳封存和EOR项目上各有进展和挑战 [78][79] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司资产质量和财务状况良好，能够在保持资本纪律的同时实现持续增长，有望实现公司历史上最佳财年业绩 [9] - 基于当前市场条件和EOR项目加速，公司预计2021年第四财季收购前资本支出约为2000 - 2600万美元 [19] 其他重要信息 - 本次财报电话会议包含某些预测和前瞻性陈述，存在风险和不确定性，实际结果可能与陈述有重大差异 [3] - 公司将参考某些非GAAP指标，与适当GAAP指标的对账可在昨日下午发布的财报中找到，可能导致结果差异的风险因素信息可在公司向美国证券交易委员会提交的文件中获取 [3] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 关于公司资本分配，对于过剩资本是否会用于增加股东回报或促进更多增长 - 公司将约60% - 65%的预期EBITDA用于正常开发活动以实现增长，EOR项目资本来自上月的融资；公司目标是增加产量和股息，但具体金额尚未确定 [25] 问题2: 关于传统业务，第四财季是否会在同一地区钻探，以及活动水平是否与最近一个季度相同 - 第四财季，公司普通核心上游业务活动将与第三财季一致，但EOR项目会有额外资本支出，包括提前支付CO2接口费用、采购水和CO2注入管线材料以及WAG装置材料 [30] 问题3: 关于套期保值计划是否有变化 - 公司会持续监控套期保值情况，目前处于较好状态，部分业务已得到保护且有上行空间，未来会继续增加但幅度不大 [31] 问题4: 关于人为排放CO2项目的时间框架，简单和复杂项目分别需要多久 - 简单项目可能涉及附近工业设施，目标是在一年内完成；复杂项目可能涉及新建项目，尚需数年；目前联邦层面的激励政策不确定，有待明确 [37][38][39] 问题5: EOR项目现场是否有足够的电力或公用事业接入 - 目前项目现场电力基础设施充足，未来可能利用天然气供应自行发电 [40] 问题6: 附近油田的EOR项目是否大多采用CO2和水交替注入（WAG）方法 - 是的，在公司所在的圣安德烈斯地层，这是常见方法，有助于CO2迁移并接触更多岩石 [41] 问题7: 关于碳封存税收抵免，其模型如何，能为公司收入和机会增加多少，能否量化最佳和中等情况 - 税收抵免价值公开，例如EOR项目每吨CO2可获35美元抵免，永久封存为每吨50美元；抵免可作为运营成本的潜在抵消或潜在收入，但需纳税人身份或其他方式变现；抵免有效期为12年，可根据项目预计使用的CO2量计算 [47][56][59] 问题8: 国会的两项法案性质如何，对45Q税收抵免有何影响 - 法案涉及基础设施和社会支出等方面，CCUS行业关注的关键内容包括可能提高税收抵免额度、实现直接支付以及其他改进措施 [61][62][64] 问题9: 吸引ESG投资者是否是公司的动机之一，是否收到相关投资者的反馈 - 公司作为油气公司，目标是成为低成本供应商，同时认为碳捕获与EOR项目互补，可生产低碳或无碳石油，有望吸引ESG投资者；公司对吸引这类投资者持开放态度 [69][71][77] 问题10: 其他寻求使用CO2的公司进展如何，在哪里可以查看相关研究 - 埃克森美孚在休斯顿航道下进行碳封存项目；西方石油公司在瓦森油田的EOR项目与公司类似，试图结合不同形式的人为排放CO2捕获；丹伯里专注于墨西哥湾沿岸的EOR业务 [78][79]

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM10-Q x QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended June 30, 2021 or o TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 Commission file number 001-15555 Riley Exploration Permian, Inc. (Exact name of registrant as specified in its charter) Delaware 87-0267438 (State or other jurisdiction of incorporation or organization) ...

公司股权结构变化 - 2021年2月26日完成合并，合并后原REP LLC成员持有公司95%股份，原Tengasco股东持有5%股份[144][150] 产量相关数据 - 截至2021年3月31日的三个月，公司总等效产量较2020年同期增长11%，达到8.3 MBoe/d[144] - 2021年第一季度至第二季度，天然气和天然气液体交付量分别增长30%和39%，即52.5 MBoe[148] - 2021年2月冬季风暴Uri导致公司产量中断，5天内估计减少18净MBoe（平均每天3.7 MBoe/d）[149] - 2021年第一季度石油销量54.3万桶，较2020年同期的55.4万桶下降2%；天然气销量6.02亿立方英尺，较2020年同期的3.83亿立方英尺增长57%；天然气凝析液销量10.3万桶，较2020年同期的6.2万桶增长66%[161] 商品价格相关数据 - 2021年第二季度，公司实现的商品平均综合价格为每Boe 49.12美元，较2020年同期增长37%；包含衍生品结算后为每Boe 42.68美元，较2020年同期下降3%[144] - 2021年第一季度石油平均实现价格为56.71美元/桶，较2020年同期的44.42美元/桶增长；天然气平均实现价格为7.51美元/千立方英尺，较2020年同期的 - 0.24美元/千立方英尺大幅增长[162] 现金流与资本支出数据 - 截至2021年3月31日的六个月，公司经营活动产生的现金流为3810万美元，资本支出为1710万美元，较2020年同期减少49%[144] - 公司预计2021财年资本预算约为5400万至5600万美元，将全部由经营现金流提供资金[152] - 2021年前六个月，公司经营活动净现金流入增加190万美元，投资活动现金使用减少2090万美元（55%），融资活动现金使用为1320万美元[181][183][184][188] 资产出售情况 - 2021年3月10日公司签订PSA出售堪萨斯报告单元，4月2日完成出售，售价350万美元，加上约20万美元的净成交调整[151] 收入相关数据 - 截至2021年3月31日的三个月和六个月，公司石油和天然气净收入分别增长51%和12%[156] - 2021年第二季度，石油收入增加620万美元，增幅25%；天然气和天然气液体收入合计增加610万美元[158][159] - 2021年第一季度油气净销售额3.6659亿美元，较2020年同期的2.4356亿美元增长51%；上半年油气净销售额5.9073亿美元，较2020年同期的5.2855亿美元增长12%[161] - 2021年第一季度和上半年关联方合同服务收入分别为60万美元和120万美元，较2020年同期的105万美元和210万美元下降[164] 成本费用相关数据 - 2021年第一季度租赁经营费用为680万美元，较2020年同期的600万美元增长12%，主要因产量增加、从价税增加等因素[167] - 2021年第一季度和上半年生产税分别增至190万美元和300万美元，单位生产税从2020年同期的1.7美元/桶油当量增至2.6美元/桶油当量，增长53%[168] - 2021年第一季度和上半年勘探费用分别增至550万美元和590万美元，单位勘探费用较2020年同期有显著增长[169] - 2021年第一季度和上半年油气损耗、折旧和增值费用分别为625.1万美元和1224.1万美元，较2020年同期的535.7万美元和1099.2万美元增长[171] - 2021年第一季度和上半年总一般及行政成本分别为754.3万美元和1040.1万美元，较2020年同期的372万美元和709.2万美元增长[172] - 2021年第一季度和前六个月，G&A成本较2020年同期分别增长103%和47%，每桶油当量G&A费用分别增长4.64美元（85%）和1.84美元（34%）[173] - 2021年第一季度和前六个月交易成本分别为220万美元和320万美元，与合并费用相关[174] - 2021年第一季度和前六个月利息费用因借款减少降至120万美元和240万美元[175] 关联方费用与毛利情况 - 2020年第四季度关联方月度费用每月减少15万美元，导致2021年3月31日止三个月和六个月关联方合同服务毛利下降[166] 递延所得税情况 - 2021年2月26日合并后，公司为递延所得税建立1360万美元准备金，其中110万美元当前应付[176] 衍生品相关数据 - 2021年第一季度和前六个月，公司衍生品公允价值净负债分别为1947万美元和1947万美元，主要因原油期货价格上涨导致未实现损失[179] - 截至2021年3月31日，公司最低套期保值要求为50%[200] - 2021年3月31日和2020年9月30日，公司价格互换和领子期权相关的净负债衍生工具头寸为1950万美元，净资产衍生工具头寸为2190万美元[200] - 公司使用商品衍生工具（如互换和领子期权）对冲部分预期产量的价格风险[201] 资金与借款情况 - 截至2021年3月31日，公司循环信贷额度借款基数为1.35亿美元，未偿还借款9750万美元，可用借款额度3750万美元[187][190] - 2021年3月31日，公司营运资金赤字2960万美元，主要归因于2650万美元应计负债和1430万美元当前衍生品负债[189] - 截至2021年3月31日，公司有9750万美元的未偿还借款，循环信贷安排下还有3750万美元可用[206] 财务报表估计情况 - 公司财务报表编制需进行多项重大估计，包括油气储量、资产减值测试现金流估计等[191][194] 市场风险情况 - 公司面临商品价格和利率市场风险，主要市场风险暴露于油气和NGL产品定价[198][199] 信用风险情况 - 公司现金及现金等价物面临信用风险集中问题，资金投资于大型金融机构且余额常超过联邦保险限额[202] - 衍生合约使公司面临交易对手不履约的信用风险，当前交易对手有投资级评级[203] - 公司主要信用风险来自联合权益应收款和油气销售收入应收款，少数重要客户的违约会影响财务结果[204] 联合运营应收款情况 - 联合运营应收款来自向拥有公司运营油井部分权益的实体的账单[205] 利率风险管理情况 - 公司通过浮动利率转固定利率互换管理循环信贷安排的利率风险[206] 网络安全风险情况 - 公司依赖信息技术面临网络安全风险，虽有控制措施但不能完全消除威胁[207][208][209]

财务数据和关键指标变化 - 本财年至今公司产生超2000万美元的调整后自由现金流 [8] - 第二季度公司实现2100万美元的EBITDAX，排除与合并相关的交易成本后，调整后的EBITDAX为2320万美元 [18] - 公司支付每股0.28美元的股息 [8] - 第二季度公司的全现金成本为每桶油当量16.16美元，其中包括每桶油当量1.56美元的利息费用 [18] - 未对冲情况下，公司平均实现油价为每桶56.41美元，天然气为每百万立方英尺7.51美元，天然气液为每桶13.60美元，总当量未对冲价格为每桶油当量49.12美元；对冲后，实现价格为每桶油当量45.64美元 [17] 各条业务线数据和关键指标变化 油气生产业务 - 受冬季风暴Uri和3月另一场风暴影响，公司产量减少1840万桶油当量 [13] - 本季度公司总净产量为7.46亿桶油当量，即每天8293桶油当量，较2020年12月31日结束的第一财季增长9% [14] - 本季度公司产量组合为73%的石油、13%的天然气和14%的天然气液；由于中游合作伙伴增加了集输和处理能力，公司本季度天然气燃烧率较上一季度降低35% [14] 钻井业务 - 2021年2月，公司在二叠纪资产上启动了一个七口净井的钻探计划，截至目前已花费约1120万美元，本季度钻了五口增长井和4.5口净井，并完成了两口井和1.5口净井的完井工作 [15] - 本季度公司钻探计划的再投资率为53% [16] - 本财年至今，公司钻井从开钻到完钻的时间持续改善，一英里水平段的井平均用时五天，一点五英里水平段的井平均用时六点五天 [16] EOR试点业务 - 公司已开始在德克萨斯州约阿库姆县的一个960英亩单元上开展EOR试点项目，本月已开始钻探第一口垂直注入井，预计2021财年将产生约150万美元的资本支出 [20] 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 - 公司将继续坚持资本分配框架，将再投资率控制在EBITDAX的70%以内，本财年至今的分配比例仅为51% [7] - 公司的核心优先事项之一是继续支付并增加定期季度股息，以符合以股东为中心的商业模式 [9] - 公司正式启动EOR试点项目，旨在通过提高采收率和进一步平缓递减率来实现更稳定的现金流，符合以股东为中心的商业模式；公司计划使用人为来源的二氧化碳，以实现生产低碳石油的目标 [10][11] - 公司预计2021财年资本支出总额约为5400万至5600万美元，符合约65%的EBITDA再投资率 [30] - 公司预计2021财年全年石油产量平均每天在630万至650万桶油当量之间，总当量产量平均每天在830万至870万桶油当量之间，同比增长约17%至23% [31] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在2021财年第二季度表现强劲，克服了冬季风暴Uri带来的极端运营挑战，并继续为股东创造价值 [7] - 公司认为其Champions资产是EOR方法的理想候选地，早期应用水驱和二氧化碳注入可以提高效率，实现更高效的油驱替、运营协同效应和更高的最终采收率，有望达到一次开采采收率的三倍 [23][24] - 公司认为实施EOR过程可以加速资产的生命周期，在更短的时间内实现油田的全部价值捕获 [25] 其他重要信息 - 2021年2月26日，公司完成反向合并交易，其前身Riley Exploration Permian LLC首次公开上市 [6] - 公司在评估资源潜力时收集了大量岩芯、测井和3D地震数据，并与Baker Hughes和William Cobb and Associates合作设计注入模式、体积、速率等 [21][43] 问答环节所有提问和回答 问题1: Riley参与CCUS是指将CO2用于EOR项目，还是从工业排放源获取CO2并储存在盐层中？ - 公司初期将把CO2用于EOR项目，而非永久封存；EOR项目使用CO2可获得每吨35美元的税收抵免，永久封存则为每吨50美元 [37] - 作为CO2的接收方，公司首先要确保来源能够连接到管道并输送到公司资产；公司正在考虑所有选项，包括作为运营或财务合作伙伴参与上游项目，未来会分享更多信息 [38][39] 问题2: 公司在本季度获得了联邦所得税，这是否与潜在的45Q税收抵免有关？ - 联邦层面关于45Q税收抵免的规定仍在制定中，不确定是否需要成为获批纳税人或是否可以直接抵税 [40] - 在现代资本市场中，可以找到将这些税收抵免货币化的方法，如可再生能源行业的税收股权结构；如果价值可实现，原始来源方可能是纳税人，并通过降低价格与公司分享经济利益 [41] 问题3: 公司960英亩的EOR试点项目中，垂直注入到水平生产井的技术是否有其他项目正在进行？ - 自水平钻井技术出现以来，这种技术尚处于早期阶段；在相邻油田，一些运营商已钻水平井以提高采收效率，国际上也有相关工作开展 [42] - 公司与Baker Hughes和William Cobb and Associates合作设计注入模式等，并在项目中采用滑动套筒而非传统的插入式曲线完井方式，以便控制和监测驱替情况 [43] 问题4: EOR试点项目的规模是否取决于引入合作伙伴，资金分配是否会影响传统业务？ - 公司仅披露了已开始第一口垂直注入井的情况，尚未披露更广泛项目的计划；公司将观察该井的表现，再决定后续发展 [50] - 公司会考虑资本分配框架，这是与其他公司的核心区别之一 [51] 问题5: 假设CO2回收成功，公司有多少额外面积可用于扩大项目，目前有多少面积由生产持有，未由生产持有的面积有何计划？ - 公司尚未完全披露EOR项目的可扩展面积，但认为有很大的发展空间，这只是第一个单元 [53] - 公司上一次备案显示，由生产持有的面积约占总面积的70% - 80%，公司正在进行开发并确定位置 [55] - 公司会优化开发，高效使用资本，避免释放土地 [56] 问题6: 本季度钻井和完井的资本支出低于预期，是因为风暴还是财政年度后期计划增加钻探？ - 风暴导致钻机延迟，原计划2月开始作业，实际延迟到2月底才开始，且只完成了两口井的完井工作 [59] - 公司的钻探节奏在下个季度会加快，然后在2021财年第四季度略有下降，2022财年将再次回升 [60] 问题7: 提到的风暴是否导致电力线或其他设备损坏？ - 风暴影响了公司电力供应商Yoakum County electric的供电 [60]

业绩总结 - Riley Permian的EBITDAX利润率为63%[6] - 2021年预计支付的股息为1800万美元，EBITDAX为8500万美元，股息占调整EBITDAX的比例为21%[12] - 2021年第二季度的EBITDAX为21,004千美元，第一季度为18,688千美元，2021财年迄今为39,692千美元[83] - 2021年第二季度的自由现金流为13,147千美元，第一季度为7,486千美元，2021财年迄今为20,633千美元[87] - 2021年第二季度的净亏损为4850万美元[50] 用户数据 - 截至2020年9月30日，Riley Permian的已探明储量为5680万桶油当量，储量年限为22年[33] - 2020年，Riley Permian的储量增长率为4%[33] - 截至2021年5月，Riley的3口水平井累计生产869 MBbls[48] - 2021年第二季度，Riley的平均日油生产为6.0 MBbls/d，油气当量为8.3 Mboe/d，油气生产占比为73%[50] 未来展望 - Riley预计2021财年将钻探15口水平井，完成10口[60] - FY21自由现金流（FCF）对油价的敏感性显示，预计在油价范围内的波动对FCF影响有限[63] - FY21剩余生产的约85%已对冲，确保在所有情景下，股息和资本支出均能得到充分覆盖[63] - 资本配置框架目标在所有情景下均能实现，预计自由现金流为1000万美元[63] 新产品和新技术研发 - Riley的EOR项目将消耗大量CO2，促进CCUS的进入[43] 市场扩张和并购 - Riley Permian的核心资产“Champions”是一个延续的巨型油田，已生产超过23亿桶石油[24] 负面信息 - 2021年第二季度的净亏损为48,553千美元，第一季度为7,941千美元，2021财年迄今为56,494千美元[83] - 2021年3月，Riley的生产率受到冬季风暴影响，超过18 MBoe的生产在2月的5天内受到影响[54] 其他新策略和有价值的信息 - Riley Permian的资本配置框架中，约65-70%的资金用于EBITDAX分配，20-25%用于股息[9] - Riley Permian的资产基础和强劲的资产负债表支持其产生自由现金流以维持季度股息[13] - Riley Permian使用的“资源潜力”指的是可能增加到已探明储量的碳氢化合物数量[100] - 实际可回收的储量可能与此处呈现的数量有显著差异，受多种因素影响，包括资本可用性和油气价格波动[100]