公司概况 - 专注美国页岩油区油气矿产和特许权权益，聚焦二叠纪盆地[98] - 截至8月7日，股权价值42.78亿美元，企业价值52.89亿美元，股价26.99美元[25] 财务表现 - 二季度调整后EBITDA为1.29亿美元，自由现金流9485万美元，股息每股0.4美元[25] - 截至6月30日，有2.08亿美元3个月期SOFR掉期，利率4.652%，每季度摊销560万美元[9] 生产运营 - 二季度产量3.6462万桶油当量/日，油占比50.2%，预计下半年产量3.5 - 3.7万桶油当量/日[26][78] - 自3月31日完成五项增值收购，增加13705个净特许权面积[78] 风险管理 - 采用套期保值策略，保护高价环境下现金收购回报，有油气套期保值合约[15] 资本分配 - 预计将至少65%自由现金流用于分红，最多保留35%保护资产负债表[12] 环境责任 - 零环境负债，无范围1排放，范围2排放仅来自办公室用电[106] 公司治理 - 董事会和管理层薪酬激励与股东长期回报挂钩，8名董事独立[104]

矿产和特许权权益规模 - 截至2023年6月30日，公司拥有约263,500净收益面积（NRA）的矿产和特许权权益[149] - 截至2023年6月30日，公司评估了超1,000项潜在矿产和特许权权益收购项目，完成了188项收购[150] 生产水平井情况 - 截至2023年6月30日，公司拥有36,010口总（266.4口净）生产水平井，4,056口总（25.2口净）处于不同钻探或完井阶段的水平井，以及3,053口总（22.6口净）活跃水平钻探许可证[151] 产量数据 - 2023年第二季度，公司矿产和特许权权益的平均净日产量为34,681桶油当量/天，其中原油17,359桶/天、天然气61,269千立方英尺/天、天然气液体7,110桶/天；2023年上半年平均净日产量为34,561桶油当量/天，其中原油17,506桶/天、天然气60,830千立方英尺/天、天然气液体6,917桶/天[149] - 2023年和2022年第二季度，公司平均日产量分别为34,681桶油当量/天（原油占比50%）和12,402桶油当量/天（原油占比52%）[151] - 2023年Q2石油产量从2022年Q2的58.8万桶增至158万桶，增幅169%；天然气产量从18.71亿立方英尺增至55.75亿立方英尺，增幅198%；NGLs产量从22.9万桶增至64.7万桶，增幅183%[166] - 2023年上半年石油产量从2022年上半年的112.3万桶增至316.9万桶；天然气产量从35.65亿立方英尺增至110.1亿立方英尺；NGLs产量从43.6万桶增至125.2万桶[170] 价格数据 - 2023年上半年，公司生产和从价税约为3.33美元/桶油当量，平均实现价格为44.46美元/桶油当量[150] - 2023年第二季度，原油、天然气和天然气液体平均实现价格分别为70.90美元/桶、1.53美元/千立方英尺和18.63美元/桶，平均实现价格为42.01美元/桶油当量；2022年第二季度，对应价格分别为109.87美元/桶、6.55美元/千立方英尺和42.29美元/桶，平均实现价格为76.65美元/桶油当量[151] - 2023年Q2石油平均价格从2022年Q2的109.87美元/桶降至70.90美元/桶；天然气平均价格从6.55美元/千立方英尺降至1.53美元/千立方英尺；NGLs平均价格从42.29美元/桶降至18.63美元/桶[166] - 2023年上半年石油平均价格从2022年上半年的101.37美元/桶降至72.50美元/桶；天然气平均价格从5.64美元/千立方英尺降至2.10美元/千立方英尺；NGLs平均价格从40.17美元/桶降至20.14美元/桶[170] 营收和收入数据 - 2023年和2022年第二季度，公司总营收分别为1.36466亿美元和0.87804亿美元，净收入（亏损）分别为 - 297.3万美元和7201.3万美元[165] - 2023年Q2公司合并收入为1.365亿美元，较2022年Q2的8780万美元增长55%[166] - 2023年上半年公司合并收入为2.873亿美元，较2022年上半年的1.542亿美元增长86%[171] - 2023年上半年石油收入2.297亿美元，较2022年同期的1.138亿美元增加1.159亿美元，产量增长182%，价格下降28.87美元/桶[172] - 2023年上半年天然气收入2320万美元，较2022年同期的2010万美元增加310万美元，产量增长209%，价格下降3.54美元/千立方英尺[172] - 2023年上半年NGLs收入2520万美元，较2022年同期的1750万美元增加770万美元，产量增长187%，价格下降20.03美元/桶[172] - 2023年上半年净收入为4474.6万美元，2022年上半年为1.10535亿美元[170] 费用数据 - 2022年第二季度和上半年，公司前身根据投资管理协议产生的费用分别约为140万美元和320万美元，该协议在Falcon合并时终止[158] - 2023年和2022年第二季度，公司管理费用分别为0和137.1万美元，折旧、损耗和摊销分别为7423.9万美元和1991.2万美元[165] - 2023年和2022年第二季度，公司利息费用（净额）分别为 - 2315.9万美元和 - 194.2万美元[165] - 2023年Q2折旧、损耗和摊销费用为7420万美元，较2022年Q2的1990万美元增加5430万美元，增幅273%[168] - 2023年Q2一般及行政费用为1410万美元，较2022年Q2的670万美元增加740万美元，增幅110%[168] - 2023年Q2利息费用为2320万美元，2022年Q2为190万美元，增长主要因借款增加和利率上升[169] - 2023年上半年折旧、损耗和摊销费用1.42亿美元，较2022年同期的3530万美元增加1.067亿美元，增幅302%[174] - 2023年上半年一般和行政费用2570万美元，较2022年同期的1070万美元增加1500万美元，增幅140%[174] - 2023年上半年利息费用4540万美元，2022年同期为310万美元，因借款增加和利率上升[175] 现金流数据 - 2023年上半年经营活动现金流为2.327亿美元，2022年同期为8840万美元，主要因特许权使用费收入增加[177] - 2023年上半年投资活动现金流使用1230万美元，2022年同期为3.906亿美元[178] - 2023年上半年融资活动现金流使用2.389亿美元，2022年同期为提供3.055亿美元[179] 流动性数据 - 截至2023年6月30日，公司流动性为2.643亿美元，包括34.8万美元现金及现金等价物和2.64亿美元信贷额度[176] 融资相关数据 - Sitio循环信贷融资适用保证金，调整后基准利率贷款为1.500% - 2.500%，定期SOFR利率贷款和信用证为2.500% - 3.500%，定期SOFR贷款信贷利差调整为0.100% - 0.250%[182] - Sitio循环信贷融资承诺费按季度支付，根据利用率在0.375% - 0.500%之间[183] - 2022年9月21日，公司发行2026年高级票据，本金总额4.5亿美元，按面值99%发行，用4.25亿美元偿还过桥贷款，其余用于一般公司用途[184] - 2026年高级票据可选择赎回，0 - 12个月赎回需支付惯常“足额补偿”溢价加3.00%，13 - 24个月为3.00%，25 - 36个月为1.00%，37 - 48个月为0.00%[184] - 2026年高级票据利息按调整后三个月定期SOFR利率（含0.150%利差调整）加5.75%的利差计算，或按基准利率加4.75%的利差计算，按季度支付[184] - 公司可选择每季度末赎回2.50%的2026年高级票据本金，无需支付溢价，若未支付，适用利差将提高[184][185][186] - Sitio循环信贷融资和2026年高级票据均要求公司保持杠杆比率不超过3.50:1.00[183][186] 收入确认和风险相关数据 - 公司油气收入在井口控制权转移时确认，租赁奖金收入在租赁协议执行且确定款项可收回时确认[191][192] - 每桶已实现油价变动1美元，会使公司2023年上半年石油收入变动320万美元；每百万立方英尺已实现天然气价格变动0.1美元，会使公司2023年上半年天然气收入变动110万美元；每桶NGL价格变动1美元，会使公司2023年上半年NGL收入变动130万美元[196] - 2023年上半年，石油销售特许权使用费占公司矿产和特许权使用费收入的83%，天然气销售特许权使用费占8%，NGL销售特许权使用费占9%[196] - 公司主要市场风险敞口在于运营商的石油和天然气生产定价，实现价格主要受全球原油价格和天然气现货市场价格驱动[195] - 公司可能不时使用衍生品工具（如领子期权、互换和基差互换）来部分减轻商品价格波动的影响，但只能提供部分价格保护且可能限制潜在收益[196] - 公司衍生品合约使公司面临交易对手不履约的信用风险，主要信用风险来自运营商生产活动产生的应收账款[197] 借款利率相关数据 - 2023年上半年和2022年上半年，公司在Sitio循环信贷安排、Brigham循环信贷安排和2026年优先票据的借款平均年利率分别为9.18%和3.69%[198] - 2023年上半年平均利率每提高1.0%，利息费用将增加约460万美元[198] 内部控制和交易安排相关数据 - 2023年6月30日，公司首席执行官和首席财务官评估认为公司披露控制和程序有效[200] - 2023年第二季度，公司财务报告内部控制无重大影响的变化[201] - 2023年第二季度，公司无董事或高管采用或终止“规则10b - 5 - 1交易安排”或“非规则10b - 5 - 1交易安排”[203] 债务情况 - 截至2023年6月30日，公司除Sitio循环信贷融资、2026年高级票据借款和办公室经营租赁协议外，无其他债务、资本租赁义务、经营租赁义务或长期负债[193] 储量估计 - 公司估计原油、天然气和NGL储量及相关未来净现金流由独立油藏工程师编制，储量估计过程复杂，可能会有重大修订[190]

财务数据和关键指标变化 - 2023年第一季度生产相关资产日均产量为34,440桶油当量，与2022年第四季度的34,424桶油当量相当，公司重申2023年全年产量指导范围为34,000 - 37,000桶油当量/天 [9] - 第一季度平均对冲实现价格为每桶油当量48.87美元，较2022年第四季度低8.61美元或15%；调整后息税折旧摊销前利润为1.4亿美元，可自由支配现金流为1.2亿美元 [46] - 2023年第一季度报告的现金税率为1%，若不考虑时间差异，估计现金税率为11%；4月支付了590万美元与2023年第一季度应税收入相关的所得税，计划在第二季度再支付一笔与2023年第二季度所得税相关的现金税款，预计为第二季度税前收入的11% - 13% [12][47][22] - 董事会宣布2023年第一季度股息为每股0.50美元，支付率为65%，较2022年第四季度每股减少0.10美元；较低的大宗商品价格、产量、释放奖金、较高的现金一般及行政费用和现金利息使股息减少，较低的现金税、 severance和其他税、收集和运输费用以及较高的对冲收益使股息增加 [13][48] - 3月底，公司按面值偿还了1125万美元的无担保票据，未偿还本金余额降至4.275亿美元；第一季度偿还了2300万美元的信贷安排余额；4月28日，贷款人重申了7.5亿美元的借款基础；截至2023年5月5日，信贷安排未偿还余额降至4.41亿美元，较第一季度末减少4600万美元，提供了约3.15亿美元的流动性 [14] - 2023年第一季度现金一般及行政费用为610万美元，较2022年第四季度增加220万美元；每桶油当量现金一般及行政费用为1.97美元，为公司历史最低，且首次低于2美元 [21] 各条业务线数据和关键指标变化 - 截至3月31日，公司有42.8口净视线井，意味着未来12 - 15个月公司资产上的运营商活动稳定；2023年第一季度，估计有7.3口新净井在公司土地上开始生产，其中超过95%位于二叠纪盆地 [6][44] 各个市场数据和关键指标变化 - 2023年第一季度并购动态与过去三年不同，公司评估了总计约5万净特许权英亩的多项收购，但未找到符合回报标准的机会；买家和卖家仍在交易，但承销假设和回报门槛与公司不同 [10] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于通过整合高度分散的行业为股东创造价值，继续寻求有吸引力的整合机会，优先考虑股息支付，承诺以股息形式支付65%的可自由支配现金流 [4][27] - 公司在评估收购机会时，专注于二叠纪盆地和DJ盆地，因对这些地区有更本地化的知识和技能，且认为这些地区有更多经济库存和未来增长潜力；公司考虑不同的融资方式，但由卖家决定；公司要求收购具有增值性 [33][57][58] - 公司认为在现有资产上仍有实现额外协同效应的机会，如寻找替代第三方供应商、进行专有操作以消除成本；更大的收益来自进一步整合，即增加资产而不线性增加员工数量 [40][41] - 公司保持严格的定价和未来开发假设，以实现至少中双位数的无杠杆回报 [45] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2023年第一季度经营平淡，未宣布或完成任何收购，财务报告中无备考或部分期间结果，Brigham资产和人员整合完成 [18] - 天然气价格疲软在过去六个月多未对公司并购或卖家心态产生重大影响，但在一些纯天然气盆地，看到一些交易被撤回或融资困难 [34] - 行业运营商保持资本纪律，若假设当前商品价格和资本纪律，公司产量预计处于稳定状态，增长为个位数 [38] 其他重要信息 - 公司于3月31日提交了2023年代理声明，虚拟年度投资者会议定于2023年5月16日上午11点（中部时间）举行，鼓励股东投票 [49] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 关于派息率，公司是否考虑回购，以及何种杠杆或债务减少水平会促使公司重新考虑65%的派息率 - 董事会会讨论回购，但受无担保票据限制，目前优先考虑股息，不想用回购蚕食股息；当公司规模变大，35%留存现金流增加，且杠杆降至长期目标1倍或更低时，会考虑增加资本回报 [26][27][28] 问题2: 公司关注的5万净特许权英亩收购机会的地区，以及较低的天然气价格是否改变公司交易重点 - 第一季度主要关注二叠纪盆地，也看了DJ盆地的一些项目和少数多元化项目，未关注纯天然气项目；天然气价格疲软未对公司并购或卖家心态产生重大影响，但在纯天然气盆地看到一些交易问题 [32][33][34] 问题3: 公司在考虑交易时如何考虑融资组合，以及愿意承担多高的杠杆进行并购 - 融资组合由卖家决定，公司可表达偏好；公司愿意使用股票进行交易，但要求具有增值性 [35][36][58] 问题4: 公司过去交易实现的协同效应是否还有提升空间 - 现有资产仍有实现额外协同效应的机会，如寻找替代供应商；更大的收益来自进一步整合 [39][40][41] 问题5: 假设期货定价，二叠纪是否已见顶 - 仍有很多私营运营商拥有大量一级库存，一些后期私募股权支持的公司可能在出售前提高产量 [70][71] 问题6: 新进入特许权市场的公司要模仿公司战略需克服哪些障碍 - 需找到高质量机会、获得足够资本，且难以复制公司建立的人员和系统 [74] 问题7: 不同盆地在土地管理方面是否有特定趋势 - 鹰福特和威利斯顿盆地剩余有机增长较少，可能处于维护或轻微下降模式，导致不同的机会格局 [76]

生产与运营 - 2023年第一季度平均日产量达34,440桶油当量，其中石油占比51%，创季度产量新高[5] - 截至2023年3月31日，有42.8口净视线内井，约81%位于二叠纪盆地[11] - 过去3年，运营商每年在公司土地上钻约3500 - 4750口5000英尺标准化井[43] 财务状况 - 2023年第一季度调整后EBITDA为1.4亿美元，宣布A类普通股每股股息0.50美元[11][13] - 长期债务减少3370万美元，截至5月5日净债务为8.63亿美元[5][48] 成本与协同效应 - 每次大规模收购可降低现金一般及行政费用（Cash G&A）/桶油当量，井数增长超11倍时，Cash G&A显著降低[17] - 2023年第一季度运营遗留资产的G&A和Cash G&A较2022年第一季度分别降低38%和46%[20] 资本分配与风险管理 - 预计将至少65%的自由现金流作为股息支付给股东，最多保留35%以保护资产负债表和进行现金收购[55] - 为应对大宗商品价格高于周期中期的情况，进行油气套期保值，截至3月31日有2.14亿美元的3个月期SOFR掉期合约[50][52] 投资亮点 - 拥有独特的矿产和特许权权益，在高度分散的市场中是天然整合者，核心资产位于二叠纪盆地[73] - 治理模式与股东利益高度一致，董事会和管理层薪酬激励注重长期股东回报[67]

公司资产与业务规模 - 截至2023年3月31日，公司拥有约260,600净收益面积（NRA）的矿产和特许权权益[143] - 截至2023年3月31日，公司评估了超1000项潜在矿产和特许权权益收购，完成187项收购[145] - 截至2023年3月31日，公司土地上有34,007口总（253.3口净）生产水平井，3,966口总（25.0口净）处于不同钻探或完井阶段的水平井，3,202口总（17.8口净）活跃水平钻探许可证[147] 公司产量数据 - 2023年第一季度，公司平均日产34,440桶油当量（BOE/d），其中原油17,655桶/日，天然气60,387千立方英尺/日，天然气液体6,721桶/日[143] - 2023年和2022年第一季度，公司平均日产量分别为34,440 BOE/d（原油占比51%）和11,387 BOE/d（原油占比52%）[147] 公司价格与成本数据 - 2023年第一季度，公司生产和从价税约为每桶油当量3.37美元，平均实现价格为每桶油当量46.96美元[144] - 2023年第一季度，原油、天然气和天然气液体平均单价分别为每桶74.10美元、每千立方英尺2.70美元和每桶21.75美元，平均实现价格为每桶油当量46.96美元；2022年第一季度，对应价格分别为每桶92.04美元、每千立方英尺4.63美元和每桶37.81美元，平均实现价格为每桶油当量63.38美元[147] 公司信贷协议与借款情况 - 2023年2月3日，Sitio OpCo签订第三份修订和重述信贷协议，贷款方承诺提供最高15亿美元的高级有担保循环信贷额度，当时借款基数和选定承诺金额均为7.5亿美元，信用证发行总额不超过1500万美元[144] - 2023年第一季度Sitio循环信贷安排借款为3.23亿美元，用于再融资和偿还Brigham循环信贷安排及支付股息[173] - 2023年和2022年第一季度信贷安排还款分别为3.46亿美元和4000万美元[173] - Sitio循环信贷安排到期日为2027年6月30日或2026年优先票据最终到期日前180天，借款基数为7.5亿美元[174] - Sitio循环信贷安排调整后基准利率贷款适用利差为1.500% - 2.500%，定期SOFR利率贷款和信用证为2.500% - 3.500%，定期SOFR贷款信贷利差调整为0.100% - 0.250%[174] - 2022年9月21日，公司发行2026年优先票据，本金总额为4.5亿美元，4.25亿美元用于偿还过桥贷款安排[178] - 2026年优先票据利率为调整后三个月期定期SOFR利率加5.75%利差，或基准利率加4.75%利差，利息按季度支付[178] - 公司可选择每季度末赎回2026年优先票据，金额为发行本金总额的2.50%，无需支付溢价[178] - Sitio循环信贷安排和2026年优先票据均要求公司保持杠杆比率不超过3.50:1.00[177][178] 物价指数情况 - 2022年3月至2023年3月，美国城市消费者物价指数上涨5%，过去10年平均年涨幅为3%[148] 公司前身费用情况 - 2022年第一季度，公司前身根据投资管理协议产生的费用约为190万美元，该协议在Falcon合并时终止[155] 公司上市后费用影响 - 公司作为上市公司，将因借款产生受利率波动和融资决策影响的利息费用，还会产生前身财务报表未反映的增量一般和行政费用[157][158] 公司收入情况 - 2023年第一季度公司合并收入为1.508亿美元，较2022年同期的6640万美元增长127%[162] - 2023年第一季度石油收入为1.177亿美元，较2022年同期的4930万美元增加6840万美元，产量从53.5万桶增至158.9万桶，增幅197%，但均价从92.04美元/桶降至74.10美元/桶[163] - 2023年第一季度天然气收入为1470万美元，较2022年同期的790万美元增加680万美元，产量从16.94亿立方英尺增至54.35亿立方英尺，增幅221%，但均价从4.63美元/千立方英尺降至2.70美元/千立方英尺[163] - 2023年第一季度NGLs收入为1320万美元，较2022年同期的790万美元增加530万美元，产量从2.07万桶增至6.05万桶，增幅192%，但均价从37.81美元/桶降至21.75美元/桶[163] 公司费用情况 - 2023年第一季度折旧、损耗和摊销费用为6780万美元，较2022年同期的1540万美元增加5240万美元，增幅340%[165] - 2023年第一季度一般和行政费用为1170万美元，较2022年同期的410万美元增加760万美元，增幅185%[165] - 2023年第一季度利息费用约为2220万美元，2022年同期为120万美元，主要因2023年第一季度平均借款增加[165] 公司衍生品收益情况 - 2023年第一季度商品衍生品收益为1480万美元，2022年同期为亏损110万美元[167] 公司流动性情况 - 截至2023年3月31日，公司流动性为2.732亿美元，包括1020万美元现金及现金等价物和2.63亿美元循环信贷额度可用资金[168] 公司现金流情况 - 2023年第一季度经营活动提供的现金流为1.288亿美元，2022年同期为4460万美元，主要因特许权使用费收入产量增加[171] - 2023年第一季度融资活动现金流出为1.386亿美元，2022年同期为4000万美元[173] 公司债务情况 - 截至2023年3月31日，除Sitio循环信贷安排借款、2026年优先票据借款和办公场地经营租赁协议外，公司无其他债务、资本租赁义务、经营租赁义务或长期负债[187] 公司收入价格敏感性 - 2023年第一季度，每桶实现油价变动1美元，公司石油收入变动160万美元；每百万立方英尺实现天然气价格变动0.1美元，公司天然气收入变动54.3万美元；每桶NGL价格变动1美元，公司NGL收入变动60.5万美元[190] 公司特许权使用费收入占比 - 2023年第一季度，石油销售特许权使用费占公司矿产和特许权使用费收入的81%，天然气销售特许权使用费占10%，NGL销售特许权使用费占9%[190] 公司借款年利率情况 - 2023年和2022年第一季度，公司在Sitio循环信贷安排、Brigham循环信贷安排和2026年优先票据借款的平均年利率分别为9.03%和3.26%[194] 利率变动对利息费用影响 - 预计2023年第一季度平均利率提高1%，公司利息费用将增加约230万美元[194] 公司披露控制与程序情况 - 公司首席执行官和首席财务官评估认为，截至2023年3月31日，公司的披露控制和程序有效[195][196] 公司财务报告内部控制情况 - 2023年第一季度，公司财务报告内部控制无重大影响或可能产生重大影响的变化[197] 公司法律诉讼情况 - 公司虽不时涉及法律诉讼，但认为这些事项的解决不会对财务状况或经营成果产生重大不利影响，但诉讼结果存在不确定性[198] 公司油气储量估计情况 - 公司油气储量估计由独立油藏工程师编制，储量估计过程复杂，可能会有重大修订[182]

财务数据和关键指标变化 - 因大宗商品价格下跌，公司第四季度每桶油当量的平均实现未对冲收入从第三季度的65.71美元降至54.68美元，降幅17%；日均产量季度增加935桶油当量/天，带来580万美元的增量收入 [4] - 第四季度调整后EBITDA为9310万美元，可自由支配现金流为7750万美元，均包含Brigham资产三天的贡献；季度调整后EBITDA环比下降12%，可自由支配现金流环比下降17%，主要因大宗商品价格疲软和现金利息增加，部分被现金税减少抵消 [4] - 现金利息支出比第三季度增加410万美元，因再融资4.25亿美元过桥贷款和债务利率上升；现金税支付减少140万美元，部分因支付时间因素 [4][30] - 第四季度宣布每股股息0.60美元，较第三季度的0.72美元下降0.12美元，降幅近17%；若Brigham合并未发生，按65%派息率，第四季度股息应为0.58美元/股 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第四季度净产量为34424桶油当量/天，超出预期且高于合并公司指引范围上限，部分因Brigham资产贡献约16000桶油当量/天 [5] - 运营商在公司矿权土地上活跃，第四季度钻成1200口总井（按5000英尺水平段归一化），相当于7.3口净归一化井 [5] - 2023年生产指导范围为34000 - 37000桶油当量/天，石油占比49% - 51%，指导范围中点较之前指引提高6%；年度现金G&A指导范围为2500 - 2700万美元，相当于每桶油当量2.01美元，较2022年第四季度Sitio单独计算时降低0.26美元/桶油当量 [31] 各个市场数据和关键指标变化 - 过去几个月，行业整体呈现总开钻活动增加、许可活动趋于平稳的趋势；公司净开钻活动增加，净许可活动基本持平，但数据截至1月 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过一系列交易实现大规模矿产整合战略，从年初Permian盆地约10.6万净矿权英亩的私人公司，转变为美国最大的上市油气矿产和特许权公司之一；目前拥有七个主要油气盆地的26万净矿权英亩，涉及170多家水平井运营商 [9] - 油气矿产和特许权行业高度分散，公司凭借经证实的注重回报和大规模整合战略，有望成为自然整合者 [9] - 2023年，公司将继续专注于承保纪律，预计符合回报标准的大规模收购机会少于2022年；若有吸引力的整合机会未出现，将专注于加强资产负债表，偿还可提前偿还债务并积累流动性 [32] - 公司将致力于提高效率和实施新技术，以实现规模扩张和竞争优势，取代效率较低的第三方供应商；同时，公司认为专业管理油气矿产是新兴概念，有机会改变行业现状，目前正在试点一些新的效率工具 [32] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为目前的交易环境与2019年和2020年类似，卖方期望的商品定价或估值反映的是过去的价格和活动水平，而非当前水平；公司将保持耐心和纪律，等待市场周期正常化，并在此期间积累流动性 [41] - 公司认为从长期来看，整体融资条款将对公司更有利，但目前在9月21日之前进行再融资的交易并不具有吸引力；不过，若有有吸引力的现金收购机会，公司可能会重新考虑再融资决策 [17] 其他重要信息 - 1月公司启动新的循环信贷安排银团贷款，2月3日完成，获得15家银行集团7.5亿美元的承诺额度；截至3月3日，新循环信贷安排已提取4.07亿美元，低于12月31日的5.1亿美元 [11] - 12月底，公司对高级无担保票据进行首次季度按面值摊销还款1125万美元，未偿本金从4.5亿美元降至4.3875亿美元；高级无担保票据禁止公司进行股票回购 [11] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 目前公司视线范围内的井数情况以及年初至今的活动节奏如何？公司降低杠杆至目标水平时，如何看待非Permian盆地矿产的价值，是否考虑出售？ - 由于数据滞后，难以提供实时更新，但过去几个月行业开钻活动增加、许可活动平稳；公司净开钻活动增加，净许可活动基本持平，但数据截至1月 [13] - 公司目前不积极考虑出售资产，但会考虑出售的情况需有有吸引力的估值；例如Appalachia盆地，由于政治环境等因素，生产增长受限，是可能考虑出售的区域之一 [15][35] 问题2: 若在9月21日之前对高级无担保票据进行再融资，条款如何，是否有溢价，是否与有吸引力的收购和重置资本结构有关？ - 9月21日有103%的赎回溢价，在此之前再融资还需额外补偿；在当前市场条件下，提前再融资不具有吸引力，但如果有有吸引力的现金收购机会，公司会重新考虑；整体而言，再融资条款将对公司更有利 [17] 问题3: 如何看待石油生产率趋势，与E&P运营商的一些趋势存在冲突，有何评论？ - 目前行业中仍有部分人在寻找更深层的租赁和测试不同区域，但大部分活动仍集中在最具生产力和高内部收益率的已知区域 [20] - 作为矿产所有者，公司更关注从钻井单元中实现最大资源回收，而非单个井的经济效益 [20] 问题4: 当前交易环境如何，公司可接受的回报率水平是多少？ - 公司期望的资产回报率仍为中期至高位的十几到低20%的内部收益率，按期货曲线定价；当期货曲线价格高于公司认为的中期周期价格（50 - 75美元）时，公司会进行套期保值 [41] - 目前的交易环境与2020年类似，卖方期望的商品定价或估值反映的是过去的价格和活动水平，而非当前水平；公司将保持耐心和纪律，等待市场周期正常化 [41] 问题5: 公司储量数据高于预期，在整合不同公司储备政策过程中是否有显著变化？ - 除预期情况外，储量演变无显著变化；公司在PUD预订方面较为保守，只将已开钻的井记录为开钻井，这可能与被收购的遗留公司存在差异 [44] 问题6: 公司正在试点的新效率工具包括哪些？ - 公司作为矿产永久所有者，将确保每月每口井按时获得准确支付，并跟踪相关数据；为高效管理大规模业务（5000份租约、25000口井），公司正在开发自己的工具，如提高收入或分配订单处理效率的工具 [45] 问题7: 第四季度一次性交易成本是否为主要部分，后续季度是否还有剩余项目？ - 1月有一些未结清的发票，但之后不会有其他项目 [46] 问题8: 公司提到改善运营商和矿产所有者关系，具体指什么，如何转化为实际改善？ - 目前公司依赖监管机构公开信息和运营商支票数据，但这些数据存在滞后性；公司希望与运营商建立更直接的沟通渠道，实现信息标准化输出，以节省双方时间和成本，提高数据质量 [51] 问题9: 股东对公司资本分配的看法是否有变化，若实施股票回购计划，如何安排？ - 公司未发现股东看法有变化，仍致力于至少65%的可自由支配现金流派息率；若获得董事会授权并对现有无担保票据进行再融资后实施股票回购计划，将从留存的35%现金流中进行 [50]

业务价格变动对收入影响 - 2022年每桶实现油价变动1美元，公司石油收入变动290万美元；每百万英热单位实现天然气价格变动0.1美元，公司天然气收入变动95.3万美元；每桶NGL价格变动1美元，公司NGL收入变动110万美元[324] 特许权使用费收入构成 - 2022年石油销售特许权使用费占公司矿产和特许权使用费收入的75%，天然气销售特许权使用费占15%，NGL销售特许权使用费占10%[324] 主要客户收入占比 - 2022年来自Callon Petroleum Company的收入约占公司总收入的12%[326] - 2021年来自Coterra Energy Inc.、Diamondback Energy, Inc、Callon Petroleum Company和Oxy USA Inc的收入分别约占公司总收入的12%、11%、11%和10%[326] - 2020年来自Diamondback Energy, Inc、Cimarex Energy和Oxy USA Inc的收入分别约占公司总收入的15%、12%和10%[326] 债务利率情况 - 2022年公司各项债务协议下借款的平均年利率为7%[328] - 2022年平均利率提高1%，公司利息费用将增加约430万美元[328] 特许权使用费收入风险 - 公司主要市场风险来自E&P运营商原油、天然气和NGL生产的定价，影响公司特许权使用费收入[324] - 公司特许权使用费收入的可收回性取决于E&P运营商的财务状况和行业总体经济状况[325] 利率风险来源 - 公司主要利率风险来自Sitio循环信贷安排、Brigham循环信贷安排和2026年优先票据的未偿借款，均为浮动利率[328]

行业现状 - 能源在标普500中权重偏低，占2023E净收入的8.4%，但仅占市值的4.6%，与其他行业相比，能源行业被低估3.7%[6][127][128][129] - 美国油气行业中，公开上市的油气特许权公司较少，不到10家，而公开上市的E&P运营商超过45家，且只有约3%（约660亿美元）的油气特许权支付流向当前的公开特许权公司[41][173] - 矿产和特许权业务是具有结构优势的资产类别，矿产权益是永久性不动产权益，租赁特许权时无开发资本支出[134] 公司优势 - 业务模式可扩展，自成立以来完成185次以上收购，自2021年6月30日以来完成6次大型收购，净特许权面积（NRAs）超过19.5万英亩，其中二叠纪盆地NRAs约18.336万英亩[13][14][15] - 现金利润率优于E&P公司，无租赁运营费用和钻井完井资本支出，调整后EBITDA/员工是其他矿产和特许权公司的两倍多[19][20] - 股息收益率高，2022年第三季度股息收益率达12.2%，高于同行，为投资者提供有吸引力的相对价值[25] 公司战略 - 专注大规模整合，优先考虑二叠纪盆地资产，利用内部经验，目标是实现超过15%的无杠杆回报[26][29][40] - 保持平衡的资本配置框架，目标长期杠杆率低于1.0倍，对高于周期中期价格环境下的现金收购进行套期保值，预计将至少65%的自由现金流作为股息支付给股东，最多保留35%以保护资产负债表和进行现金收购[48][178][189] 风险管理 - 对近期4次现金收购（包括Foundation和Momentum收购）签订油气套期保值合同，设置了每桶93.20美元的平均看涨期权和每桶60.00美元的平均看跌期权[49][50] - 2022年11月签订2.25亿美元3个月期限SOFR掉期协议，利率为4.652%，有效期从2022年11月15日至2023年12月29日[170] 公司治理 - 董事会和管理层薪酬结构旨在推动股东长期总回报，激励薪酬100%基于股权，强调股东总回报，9名董事会成员中有8名是独立董事，董事薪酬基本为股权[106] - 员工和董事会体现多元化文化，约50%的员工为女性，9名董事会成员中有5名具有多元化背景[192]

公司概况 - 公司是领先的油矿和特许权业务公司，专注美国页岩油区油气矿产和特许权权益整合，重点在二叠纪盆地[10][11] 3Q22业绩亮点 - 宣布与Brigham Minerals全股票合并，将形成油气矿产和特许权权益整合商 - 完成从Momentum收购超12200个二叠纪盆地净特许权面积 - 宣布A类普通股每股股息0.72美元，环比增0.01美元，尽管未对冲大宗商品价格降14% - 用4.5亿美元2026年到期高级无担保票据再融资4.25亿美元364天过桥定期贷款[9] 财务数据 - 截至11月7日，股价30.64美元，股权价值25.69亿美元，企业价值32.35亿美元，股息收益率9.4% - 3Q22实际日均产量1.8万桶油当量/天，符合2H22指导范围，预计产量1.8 - 1.9万桶油当量/天[11][14] 发展情况 - 自2Q21以来通过收购增加二叠纪盆地面积，当前约13.98万个净特许权面积，待完成Brigham收购后将增至约18.3万个 - 有26.7个视线内井，3Q22业绩受有机运营商开发驱动[30][32][26][28] 财务策略 - 专注最大化价值和保持资产负债表强度，目标杠杆率<1倍，保留最多35%自由现金流保护资产负债表 - 预计支付至少65%自由现金流作为股息给股东[43][47] 风险管理 - 采用套期保值策略保护现金收购回报，已为过去四次现金收购签订油气套期保值合同，全股票Brigham合并无套期保值计划[72] 合并进展 - 9月6日宣布合并，10月11日向SEC提交初步S - 4表格，预计1Q23完成合并 - 合并后净特许权面积25.9875万个，3Q22预计产量3.3571万桶油当量/天[58] 运营指导 - 截至2023年6月30日的12个月，预计产量3.275 - 3.425万桶油当量/天，含油率49% - 51% - 预计年度现金一般及行政费用2.2 - 2.3亿美元，生产税占总收入6% - 8%，现金税率10% - 12%[66] 资产情况 - 二叠纪盆地、鹰福特页岩、阿巴拉契亚盆地等有资产，各盆地有不同净特许权面积、平均水平净权益、已开钻净井数等指标[79][84][89] 非GAAP指标 - 定义调整后EBITDA、自由现金流、现金一般及行政费用等非GAAP指标，并给出计算过程和结果[90][91][92]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度宣布股息为每股0.72美元，基于自由现金流65%的派息率，较第二季度每股增加0.01美元，尽管未对冲平均实现价格从76.55美元降至65.71美元，每桶下降近11美元 [22] - 第三季度实现套期保值收益270万美元，是今年早些时候四次现金收购相关商品套期保值的直接结果 [22] - 第三季度租赁奖金为670万美元，比第二季度多540万美元，超过上半年总和 [24] - 年化每桶现金一般及行政费用（G&A）降至2.80美元，创公司历史新低，首次突破每桶3美元关口 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度平均日产量达18000桶油当量，调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）为1.063亿美元，自由现金流为9340万美元；按收购动量矿业资产后全季度产量计算，第三季度产量为18571桶油当量/日 [20] - 第三季度有4.1口净井投产，截至9月30日有近27口可见井，接近公司历史高位；按动量矿业资产全季度产量计算，第三季度产量为18600桶油当量/日，高于2022年下半年独立公司产量指引中点 [27] - 合并后公司第三季度平均日产量为33600桶油当量，高于合并公告中发布的截至2023年6月30日12个月平均日产量指引范围中点；公司将合并后公司平均日产量范围提高至32750 - 34250桶油当量/日，中点提高250桶油当量/日 [29][30] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司继续执行大规模整合战略，宣布与布里格姆矿业的全股票按市值交易，这是矿产行业有史以来最大的公开合并交易，将为公司带来高质量资产，增加股票公开流通量，降低杠杆率，并引入优秀人才 [8] - 公司认为规模优势体现在能够执行大规模交易，提高效率和盈利能力，随着规模扩大，可优化内部系统和数据管理，提升数据管理效率 [35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管第三季度实现商品价格较第二季度两位数下降，但公司仍提高股息，显示今年完成交易的增值性质 [7] - 公司预计随着业务增长，每桶现金G&A指标将持续改善 [26] - 公司资产活动和可见活动依然强劲，二叠纪盆地有几个高关注度油井预计在2022年第四季度末或2023年第一季度初投产，将推动公司二叠纪资产近期持续增长 [28] 其他重要信息 - 公司已确定布里格姆矿业的达克斯·麦克戴维将在交易完成后加入公司，担任企业发展执行副总裁；另有13名布里格姆专业人员计划在交易完成后留任，届时公司员工总数将达49人 [9][11] - 公司于10月11日向美国证券交易委员会（SEC）提交合并委托书，目前正在等待SEC审核，预计很快回复SEC首轮意见；Sitio股东无需召开委托书会议，因交易已获持有约84%股权的三大股东支持，布里格姆股东需召开委托书会议，具体时间取决于SEC审核时长 [11][12] - 公司计划在布里格姆交易完成后设立新的循环信贷安排，目前Sitio和布里格姆独立循环信贷安排借款基数为5.9亿美元，近期收购应增加大量储备以支持提高借款基数 [13][14] - 7月下旬，公司完成从动量矿业收购超12200净特许权面积（NRAs），该收购表现出色，已超出生产预测；6月从基金会矿业收购的矿产和特许权与此次收购资产合计约占9月30日可见油井的32% [15] - 公司用4.25亿美元过桥贷款为上述两次收购提供资金，9月21日发行4.5亿美元高级无抵押票据给一小部分私人贷款人，用于全额偿还过桥贷款；票据允许每年按面值摊销最高10%的初始本金，仅一年不可赎回期且赎回价格低于传统公债，若信贷市场状况改善，最早可在明年9月 refinance [16][17][18] 问答环节所有提问和回答 问题1: 公司认为最能使Sitio与其他矿产公司区分开来的方式是什么 - 公司认为规模优势是关键，规模扩大可提高执行大规模交易的能力，实现效率和盈利提升；随着规模增长，可优化内部系统和数据管理，提升数据管理效率 [35] 问题2: 如何看待框架中自由现金流65%派息率的上行空间，以及资产剥离情况 - 目前公司在资产组合管理方面有潜在机会；派息率未来将受杠杆管理和债务偿还情况驱动，当前首要任务是降低债务 [36] 问题3: 近期交易后，维持生产平稳需要多少净井 - 目前27口可见油井意味着资产有有机增长；维持生产平稳所需净井数将在十几口；随着公司发展，该数字会增加；Sitio独立PDP下降率为34%，布里格姆资产略高，合并后公司整体可能上升约1% [41][42] 问题4: 根据第三季度结果和可见库存，如何看待未来两季度（第四季度和第一季度）产量趋势 - 近期产量的最大催化剂是大量高关注度油井，这些油井在今年第四季度或明年第一季度投产的时间将决定产量节奏；可见油井意味着资产有有机增长，只是油井投产时间问题 [43] 问题5: 临近年底，运营商是否有特定模式，以及成本情况如何 - 公司看到运营商面临成本通胀，但未导致活动减少，只是促使其提高资本预算；各类运营商活动水平都很健康，包括大型、小型和私人运营商 [49] 问题6: 目前决定收购资产买卖价差的主要因素是价格表，还是更广泛因素如时机、利率和回报门槛 - 价格表通常不是买卖价差中最具争议的因素，不同的开发节奏假设往往是导致价差的原因，有时也与剩余库存的边际假设有关，但剩余库存对现值影响较小 [52]