财务数据关键指标变化 - 2023年第四季度A类普通股每股股息为0.51美元，较2023年第三季度增加0.02美元，约增长4%[5] - 2023年第四季度净亏损9170万美元，而2023年第三季度净利润为30万美元，主要因阿巴拉契亚和阿纳达科盆地资产出售的1.445亿美元非现金损失等因素导致[5] - 2023年第四季度调整后EBITDA为1.349亿美元，较2023年第三季度环比下降5.3%，主要由于平均日产量下降3.0%和每桶油当量实现套期保值价格下降2.3%[5] - 2023年第四季度预计调整后EBITDA为1.436亿美元，包括DJ盆地收购和2023年第四季度股票收购的贡献[5] - 2023年第四季度公司减少长期债务1.311亿美元，截至2023年12月31日流动性为5.882亿美元[5] - 2023年第四季度，公司未套期保值的平均实现价格为每桶油当量43.65美元，套期保值后为45.43美元，较上一季度下降2.3%[15] - 2023年第四季度，公司净亏损9170万美元，调整后息税折旧及摊销前利润为1.349亿美元，环比下降5.3%[16] - 截至2023年12月31日，公司总债务为8.77亿美元，流动性为5882万美元[17] - 2023年第四季度，公司利率互换实现收益约40万美元，名义金额为2.025亿美元[18] - 2023年总营收为593356千美元，2022年为369612千美元，2021年为120588千美元[41] - 2023年净亏损46695千美元，2022年净利润184131千美元，2021年净利润47495千美元[41] - 2023年经营活动提供的净现金为487500千美元，2022年为164960千美元，2021年为65929千美元[42] - 2023年投资活动使用的净现金为59726千美元，2022年为558099千美元，2021年为38743千美元[42] - 2023年融资活动使用的净现金为431397千美元，2022年提供的净现金为399578千美元，2021年使用的净现金为22338千美元[42] - 2023年现金及现金等价物期末余额为15195千美元，2022年为18818千美元，2021年为12379千美元[42] - 2023年支付的所得税现金为9276千美元，2022年为1866千美元，2021年为25千美元[42] - 2023年支付的利息费用现金为77310千美元，2022年为29030千美元，2021年为1268千美元[42] - 2023年第四季度净亏损91,716千美元，2022年同期净利润4,585千美元[54] - 2023年第四季度利息费用净额为21,678千美元，2022年同期为17,403千美元[54][55] - 2023年第四季度EBITDA为121,867千美元，2022年同期为59,672千美元[54] - 2023年第四季度调整后EBITDA为134,907千美元，2022年同期为93,094千美元[54][55] - 2023年第四季度运营现金流为132,682千美元，2022年同期为 - 6,115千美元[55] - 2023年第四季度自由现金流为115,271千美元，2022年同期为77,453千美元[55] - 2023年第四季度预计自由现金流为123,976千美元，2022年同期为144,252千美元[55] - 2023年第四季度一般及行政费用为11,834千美元，2022年同期为18,182千美元[56] - 2023年第四季度现金一般及行政费用为6,561千美元，2022年同期为3,957千美元[56] 产量数据关键指标变化 - 2023年第四季度平均日产量为35,776桶油当量（47%为石油），预计2024年全年产量范围为35,000 - 38,000桶油当量/日（49% - 51%为石油）[2][5] - 2023年第四季度平均每日总产量为35,776 Boe/d，石油占比47%；预计总产量为36,623 Boe/d，石油占比49%[11] - 2024年全年，公司预计平均日产量为36,500 Boe/d，与2023年第四季度预计产量基本持平[24] - 2024年全年预计日均产量为35,000 - 38,000桶油当量/天，其中石油占比49% - 51%[25] - 2023年第四季度原油产量为1,558千桶，天然气产量为5,923百万立方英尺，NGLs产量为746千桶[34] 资本回报与股票回购计划 - 2024年2月28日，公司董事会授权2亿美元股票回购计划，预计2024年3月初开始，无到期日[7] - 公司更新资本回报框架，自2024年第一季度起，至少65%的自由现金流用于资本回报，其中至少35%用于现金股息，至少30%用于额外现金股息、股票回购或两者结合，最多35%用于资产负债表管理和机会性现金收购[7] - 2024年2月28日，公司董事会授权最高2亿美元的股票回购计划[27] - 公司计划将至少65%的自由现金流用于资本回报，其中至少35%用于现金股息，至少30%用于额外现金股息、股票回购或两者结合[29] 资产收购与出售 - 2024年1月公司签署协议以1.5亿美元收购DJ盆地13,062个NRA，预计2024年第二季度初完成交易，收购价是截至2024年9月30日十二个月资产现金流的4.0倍，预计使2024年每股资本回报增厚6%[4][5] - 2023年12月8日，公司以股票和运营公司单位收购二叠纪盆地522个净矿权面积，资产平均日产约46 Boe/d（含油62%），产生约20万美元现金流[12] - 2023年12月22日，公司以1.14亿美元出售阿纳达科盆地和阿巴拉契亚盆地的矿产和特许权权益[13] - 2024年1月，公司签署协议以1.5亿美元收购DJ盆地13,062个净矿权面积，预计2024年第二季度初完成交易[14] 业务运营相关会议安排 - 公司将于2024年2月29日上午8:30举办电话会议，讨论2023年第四季度和全年运营及财务业绩[31] - 公司管理团队将参加2024年3月18 - 20日的Piper Sandler第24届年度能源会议和3月26日的KeyBanc Capital Markets矿产聚焦虚拟活动[32] 产品价格与税费数据 - 2023年第四季度原油平均实现价格为77.91美元/桶，天然气为1.40美元/千立方英尺，NGLs为18.72美元/桶[34] - 2023年第四季度 severance和从价税占比为9.8%，高于2022年的7.9%[35] 公司资产与权益数据 - 截至2023年12月31日，公司总资产为4,758,801千美元，总负债为1,163,527千美元，总权益为3,595,274千美元[38][40] 公司储量数据 - 2023年末，公司探明储量为85,293千桶油当量，其中约82%为探明已开发储量，18%为探明未开发储量[20][22] 非GAAP财务指标相关 - 公司定义了Adjusted EBITDA、Pro Forma Adjusted EBITDA等非GAAP财务指标用于评估资产财务表现[44][45][46][47][48][49] - 非GAAP财务指标有局限性，不能替代GAAP财务指标[51] 公司权益积累情况 - 公司通过190多次收购和投资组合管理积累了超过250,000个净收益权益[58]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为1.424亿美元，较第二季度增长12%，主要因此前宣布的五笔收购带来额外产量以及未对冲大宗商品价格上涨 [5] - 第三季度可自由支配现金流为1.173亿美元，较第二季度增长近24%，得益于调整后EBITDA增加和现金税减少，现金税因与Brigham合并的公司税收抵免比第二季度减少780万美元 [5][37] - 董事会宣布第三季度A类普通股现金股息为每股0.49美元，派息率为65%，将于11月30日支付给11月21日收盘时登记在册的股东，自2022年6月上市以来累计宣布每股股息3.42美元，约占30日成交量加权平均股价的14% [44] - 第三季度增加借款基础，从7.5亿美元增至8.5亿美元，增幅13%；发行6亿美元2028年到期的高级无抵押票据，每年预计利息支出减少1100万美元，释放循环信贷额度内的额外流动性 [46] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度平均日产量为17576桶石油/天，平均日总产量为36900桶油当量/天；剔除前期调整后，当期石油产量为18219桶/天，占总产量的50%，符合隐含桶数和石油百分比指引的中点 [36] - 第三季度公司资产上有9.5口净井投产，其中72%和19%的整体活动分别在二叠纪盆地和DJ盆地，与第二季度相比，二叠纪盆地投产井占比从87%下降，DJ盆地活动增加 [36] - 截至9月30日，有50.9口净视线井，与6月30日相比基本持平，意味着视线库存得到完全补充；二叠纪盆地约占总视线井的80%，预计未来12 - 16个月大部分运营商活动将在此发生 [43] - 2023年第三季度，阿巴拉契亚和阿纳达科盆地合计仅贡献0.4口净投产井，而2023年第二季度为0.1口/8.1口 [38] 各个市场数据和关键指标变化 - 二叠纪盆地和美国整体的水平钻机数量较上一季度分别下降7%和11% [4] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 未来计划在计算可自由支配现金流时使用应计利息费用而非每季度支付的现金利息费用，以平滑可自由支配现金流 [45] - 此前宣布的四笔现金收购于7月和8月完成；签署最终协议出售阿巴拉契亚和阿纳达科盆地的全部资产，第三季度该资产产生380万美元的石油、天然气和NGL收入，交易价格为1.175亿美元现金，有待惯例成交调整 [45] - 公司专注于将杠杆率降至EBITDA的1倍或更低的长期目标，并进行增值收购 [46] - 过去E&P公司合并对公司影响不一，如Oxy和Anadarko合并时因大宗商品价格下跌和杠杆率上升削减资本计划，对矿权所有者不利；近期E&P整合对矿权所有者中性至积极，如埃克森美孚收购先锋自然资源未表示减少活动，还暗示运营效率提升 [52] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管二叠纪盆地和美国整体钻探和完井活动放缓，但公司资产运营表现良好 [4] - 公司视线库存充足，若未来12 - 16个月这些井投产，意味着产量将从当前水平增长，鉴于资产基础多元化，产量增长将反映二叠纪盆地的情况，该盆地为个位数增长 [49] 其他重要信息 - 公司投资自动化项目，以处理每月来自2万多口总井的大量收入数据和数百份分割令，使员工从手动任务中解放出来，专注于追讨运营商缺失的收入 [50] - 出售阿巴拉契亚和阿纳达科盆地资产的交易有效日期为9月1日，预计年底完成；交易完成后，截至11月3日的总债务约为8.64亿美元，储备基贷款下的流动性约为5.88亿美元，假设借款基础为8.5亿美元不变 [38] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 第三季度生产情况以及未来6 - 12个月的生产轨迹，是否受到特拉华州高温和停电影响 - 公司资产基础多元化，此类局部问题对结果影响不明显，多元化资产分散了风险 [59] - 视线库存充足，高于每季度保持产量平稳所需的高个位数净井数，预计产量将增长，且增长反映二叠纪盆地的个位数增长情况 [49] 问题2: 管理层提到的技术项目及对公司的影响 - 公司多年前建立数据管理系统，使土地、工程和会计系统每晚自动交互，从公共领域收集资产更新信息；今年专注于自动化项目，如处理运营商的收入和分割令，计算机系统可在不损失追讨缺失付款所需细节的情况下处理信息，让员工专注于更有价值的工作 [10][50] 问题3: E&P公司合并对土地和特许权使用费会计的影响 - 不同公司在处理收入和分割令工作上的表现差异较大，且随时间变化，无法就合并后公司对收入和分割令工作的关注度做出一般性观察 [13] 问题4: 出售阿巴拉契亚和阿纳达科盆地资产的交易筹备时间和过程 - 交易筹备了一段时间，公司希望为股东争取最佳价格，过程中有很多反复 [55] 问题5: 如何看待近期E&P公司合并，如埃克森美孚收购先锋自然资源 - 过去E&P公司合并影响不一，近期合并对矿权所有者中性至积极，埃克森美孚未表示减少活动，还暗示运营效率提升，这对公司有利 [52]

财务状况 - 截至9月30日，循环信贷额度为6.01亿美元，总债务为10.06亿美元，流动性为2.5亿美元[2][3][4] - 2028年到期的6亿美元高级票据发行后，预计每年节省超1100万美元现金利息，增强流动性超1.7亿美元[39] - 3Q23 Pro Forma调整后EBITDA为1.44亿美元，股息为每股0.49美元[54] 生产与运营 - 3Q23预计平均日产量为36,654桶油当量（50%为石油），实际报告产量为36,900桶油当量（48%为石油）[53] - 截至9月30日，净视线井数量达50.9口，其中82%位于二叠纪盆地[39] - 2023年11月3日，公司达成协议出售阿巴拉契亚和阿纳达科盆地资产，交易金额为1.175亿美元[53][58] 风险管理 - 采用套期保值策略管理风险，支持现金收购回报，截至9月30日有~2.03亿美元3个月期SOFR掉期合约[7][92] - 目标杠杆率低于1倍，预计对大宗商品价格高于周期中期时的现金收购进行套期保值[107] 资本分配 - 公司预计将至少65%的自由现金流返还给股东，最多保留35%以保护资产负债表和进行现金收购[94] 环境与社会责任 - 公司无范围1排放，范围2排放仅来自办公室用电，2021年温室气体排放强度为0.0197公吨二氧化碳当量/千桶油当量[99][101] - 约50%的员工为女性，董事会9名成员中有5名为多元化成员[98][120]

公司资产权益情况 - 截至2023年9月30日，公司拥有约27.5万净收益面积（NRA）的矿产和特许权权益，2023年前三季度平均净日产量为35,349桶油当量/天，前三季度生产和从价税约为每桶油当量3.41美元，平均实现价格为每桶油当量44.65美元[193][194] - 2023年11月3日，公司签订协议以1.175亿美元现金出售阿巴拉契亚和阿纳达科盆地的矿产和特许权权益，2023年前三季度这些资产产量为2,113桶油当量/天（含15%石油），收入为1420万美元[196] - 截至2023年9月30日，公司评估了超1000项潜在矿产和特许权权益收购，完成192项收购[200] - 截至2023年9月30日，公司拥有37,858口总（285.2口净）生产水平井，4,282口总（29.9口净）处于不同钻探或完井阶段的水平井，3,434份总（21.0份净）活跃水平钻探许可证[202] 公司融资与债务情况 - 2023年10月3日，公司发行2028年高级票据，用于全额偿还和赎回2026年高级票据，包含3.0%的赎回溢价，2028年高级票据年利率为7.875% [197][198] - 2023年9月22日，公司将循环信贷融资协议下的借款基础提高至8.5亿美元[199] - 2023年2月3日，Sitio OpCo签订Sitio循环信贷安排，借款基数为8.5亿美元，到期日为2027年6月30日[262][263] - Sitio循环信贷安排利率为调整后的定期SOFR利率或基准利率加适用利差和信贷利差调整，适用利差根据利用率在1.500% - 3.500%之间，信贷利差调整在0.100% - 0.250%之间，承诺费在0.375% - 0.500%之间[264] - 2022年9月21日，Sitio OpCo发行2026年优先票据，本金总额4.5亿美元，按面值99%发行，2023年10月3日赎回[267][268] - 2023年10月3日，发行2028年优先票据，本金总额6亿美元，按面值发行，年利率7.875%，2028年11月1日到期[269] - Sitio循环信贷安排财务契约限制杠杆比率不超过3.50比1.00，合并流动资产与合并流动负债比率不低于1.00比1.00[266] - 截至2023年9月30日，除Sitio循环信贷安排借款、2026年优先票据借款和办公空间经营租赁协议外，无其他债务、资本租赁义务、经营租赁义务或长期负债[285] - 2023年前9个月和2022年前9个月，公司在Sitio循环信贷安排、2026年优先票据和过渡贷款安排的借款平均年利率分别为9.41%和5.54%[292] - 2023年前9个月平均利率提高1.0%，利息费用将增加约710万美元[292] 公司产量与价格情况 - 2023年第三季度和2022年第三季度，公司平均日产量分别为36,900桶油当量/天（含48%原油）和17,990桶油当量/天（含51%原油），平均实现价格分别为每桶油当量45.00美元和65.71美元[201] - 2023年第三季度石油收入为1.297亿美元，较2022年同期的7930万美元增加5040万美元，产量增长91%，但均价下降13.6美元/桶[219] - 2023年第三季度天然气收入为960万美元，较2022年同期的1910万美元减少950万美元，产量增长113%，但均价下降5.01美元/千立方英尺[220] - 2023年第三季度NGLs收入为1350万美元，较2022年同期的1030万美元增加320万美元，产量增长130%，但均价下降13.84美元/桶[221] - 2023年前三季度石油产量为4786千桶，较2022年同期的1969千桶增长；天然气产量为17214百万立方英尺，较2022年同期的6481百万立方英尺增长；NGLs产量为1996千桶，较2022年同期的760千桶增长[235] - 2023年前三季度石油均价为75.11美元/桶，较2022年同期的98.12美元/桶下降；天然气均价为1.9美元/千立方英尺，较2022年同期的6.05美元/千立方英尺下降；NGLs均价为19.39美元/桶，较2022年同期的36.68美元/桶下降[235] - 2023年前9个月石油收入3.594亿美元，较2022年同期的1.932亿美元增加1.662亿美元，产量增长143%，但均价下降23.01美元/桶[237] - 2023年前9个月天然气收入3270万美元，较2022年同期的3920万美元减少650万美元，产量增长166%，但均价下降4.15美元/千立方英尺[238] - 2023年前9个月NGLs收入3870万美元，较2022年同期的2790万美元增加1080万美元，产量增长163%，但均价下降17.29美元/桶[239] - 2023年前九个月，每桶实现油价变动1美元，石油收入变动480万美元；每百万英热单位实现天然气价格变动0.10美元，天然气收入变动170万美元；每桶NGL价格变动1美元，NGL收入变动200万美元[288] 公司财务指标变化情况 - 2023年第三季度和2022年第三季度，公司总营收分别为1.5671亿美元和1.15497亿美元，净利润分别为27.5万美元和6901.1万美元[215] - 2023年第三季度公司合并收入为1.567亿美元，较2022年同期的1.155亿美元增长36%[217] - 2023年第三季度折旧、损耗和摊销费用为8070万美元，较2022年同期的3200万美元增加4870万美元，增幅152%[223] - 2023年前三季度公司合并收入为4.44亿美元，较2022年同期的2.697亿美元增长66%[236] - 2023年前三季度利息费用为7173.5万美元，较2022年同期的1809.6万美元增加[233] - 2023年前三季度所得税费用为688.4万美元，较2022年同期的520.6万美元减少[233] - 2023年前9个月折旧、损耗和摊销费用2.227亿美元，较2022年同期的6730万美元增加1.554亿美元，增幅231%[242] - 2023年前9个月一般及行政费用3780万美元，较2022年同期的2410万美元增加1370万美元，增幅57%[243] - 2023年前9个月利息费用7170万美元，较2022年同期的1810万美元增加，因平均借款额增加和利率上升[246] - 截至2023年9月30日，公司流动性为2.503亿美元，包括130万美元现金及现金等价物和2.49亿美元循环信贷额度可用资金[253] - 2023年前9个月经营活动提供的现金流量为3.548亿美元，较2022年同期的1.711亿美元增加，主要因特许权使用费收入增加[255] - 2023年前9个月投资活动使用的现金流量为1.721亿美元，较2022年同期的5.696亿美元减少[256] - 2023年前9个月融资活动使用的现金流量为2.002亿美元，而2022年同期融资活动提供现金流量3.97亿美元[259] 公司其他费用与风险情况 - 2022年前三季度，公司根据投资管理协议产生约320万美元费用，该协议在Falcon合并时终止[209] - 公司作为上市公司会产生增量的一般和行政费用，包括SEC报告、萨班斯 - 奥克斯利法案合规等费用，这些未反映在前身财务报表中[213] - 公司使用成功努力法核算油气生产性资产，资本化取得成本，按产量法对已探明油气资产成本进行折耗[276] - 公司评估已探明资产是否减值，若账面价值超过预期未折现未来净现金流，则减记至估计公允价值；定期评估未探明油气资产减值情况[277][278] - 公司会使用衍生工具部分缓解商品价格波动影响，但只能部分保护价格下跌风险并可能限制价格上涨潜在收益[289] - 公司衍生合约面临交易对手违约信用风险，交易对手信用评级高且为Sitio循环信贷安排的当前贷款人[290] - 公司主要信用风险来自运营商生产活动产生的应收账款，重要运营商违约或破产清算会影响财务结果[291] 公司特许权使用费收入结构情况 - 2023年前九个月，石油销售特许权使用费占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%[288]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度调整后的EBITDA为1.27亿美元，较2023年第一季度下降9%[13] - 第二季度可自由支配现金流为9500万美元，较2023年第一季度下降21%[13] - 第二季度平均每桶油当量的套期保值实现价格为44.45美元，较第一季度下降9%[13] - 季度现金一般及行政费用（G&A）增加了50多万美元[13] - 2023年上半年现金G&A为1280万美元[13] - 现金税较第一季度增加770万美元[13] - 季度间现金利息增加450万美元[13] - 第二季度股息为每股0.40美元，较上一季度每股下降0.10美元[14] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第二季度公司资产平均日产油量为34681桶油当量（BOEs），若包括新收购资产整季产量则为36462 BOEs/日[8] - 新收购资产在本季度有8.1口净井投产，截至6月30日公司净井数达到50.8口，为历史最高[9] - 公司PDP（已开发生产储量）在未来12个月的递减率在收购后为32.4%，收购前为32.7%[10] 各个市场数据和关键指标变化 - 2023年3 - 6月，二叠纪地区的未完井数（DUCs）从930下降到857，下降了73个，是2020年秋季DUC下降开始以来的最低数量[11] - 二叠纪地区的钻机数量在上季度分别下降了12%（美国整体）和8%（二叠纪盆地），公司土地上的钻机数量持平[10] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司采用基于关系的方法进行矿产收购，这是其多年来增长战略的重要组成部分[6] - 公司以不到未来12个月现金流7倍的价格收购资产，预计这些资产将使2023年下半年每股自由支配现金流增加约6%[7] - 尽管最近成功完成了五笔交易，但公司仍认为并购环境竞争极其激烈[8] - 公司将继续专注于基于关系的并购方法，在广泛拍卖的情况下竞争激烈且成功率低[29] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为未完井数（DUC）的下降即将结束，未来公司资产的产量将与钻机活动更直接相关[11] - 公司预计2023年剩余时间因2022年的税收优惠将有最低限度的现金税支付，之后现金税率将恢复正常[16] - 公司将2023年下半年的生产指导提高到35000 - 37000 BOEs/日，并降低了集输指导范围[16] 其他重要信息 - 6月公司用约250万股股票为其中一笔交易提供资金，7 - 8月用1.81亿美元现金完成其余四笔收购，总交易结构为27%股权和73%现金[6] - 收购的资产与现有投资组合高度互补，为二叠纪盆地增加了13705个净租约面积（NRAs）[7] - 截至6月30日，公司未偿还循环贷款余额为6.05亿美元，已连续第三次按面值支付1125万美元的无担保票据摊销款，剩余本金降至4.163亿美元[15] 问答环节所有的提问和回答 问题: 如何理解收购对生产和收益的影响以及更新后的指导，是否存在时间因素影响？ - 公司在开钻到投产或从许可到开钻到投产的时间上没有看到任何延迟，基础资产增长较为平缓，收购资产有更高的开钻活动和近期可见的发展，预计收购带来约6%的增长[18][19][20] 问题: 对Sitio未来被纳入指数的潜力有何看法？ - Sitio已是C - Corp，已经符合指数纳入条件，S&P指数现在允许像公司这样具有上层C结构的公司被纳入指数，公司无需改变结构[21][22] 问题: 过去几个月完成的五笔交易中，股票交易是否是最大的，如何定义大型交易，还有多少这样的交易机会，以及对今年剩余时间竞争态势的看法？ - 股票交易不是五笔中最大的单笔交易，大型交易对公司来说是数亿美元以上，数亿美元到10亿美元之间有很多机会，公司与很多业主有长期的关系，在广泛拍卖的情况下竞争激烈，公司更倾向于基于关系的交易方式[25][26][27][28][29] 问题: 今年税收指导变化的原因，明年是否会有追赶，今年的并购是否会进一步推动？ - 是由于Brigham带来的税收优惠延续到今年，今年下半年预计无需支付联邦所得税，仍需支付州所得税和边际税[30][31][32] 问题: 关于下半年生产指导，公司的假设是否是基于土地上的钻机活动接近一些客户所看到的正常化水平？ - 历史上仅依靠总钻机活动可能具有欺骗性和误导性，公司土地上的钻机数量虽持平，但考虑到不同地区的影响，公司资产不会完全不受宏观背景影响，但不会与钻机数量直接相关[33][34][35][36] 问题: 当前商品价格环境对公司收购前景有何影响？ - 影响不大，公司在基本情况下根据期货价格评估收购，无论商品价格环境如何，公司的承保标准保持不变[38][39] 问题: 在无担保票据修订后，评估长期资本回报组合时的考虑因素？ - 公司与无担保票据持有人成功达成修订，允许回购2500万美元股票，但董事会尚未授权回购计划，公司还考虑杠杆和流动性，希望继续减少可预付债务余额，朝着长期目标努力[40][41] 问题: 收购是否符合公司增加少量新资产管理费用并希望有矿产租赁机会的最佳点？ - 是的，没有增加管理费用，与现有资产有相当多的重叠，预计会有租赁机会[44][45] 问题: 在谈判不同交易时，能否总结出卖家的动机模式，价格是否是最重要的因素？ - 价格通常是主要动机因素，但对于较大规模的交易，卖家会意识到矿产市场的现金容量有限，可能需要接受买方股票作为对价，偶尔也有特殊情况[46][47] 问题: 对二叠纪地区天然气外输的看法？ - 天然气市场对基础设施建设的反应令人鼓舞，未来一年到一年半有36亿立方英尺/日的新产能，二叠纪盆地有更有利的监管环境[48][49] 问题: 收购的资产是否有套期保值以在波动时维持活动？ - 没有对收购资产进行套期保值，公司在50 - 75美元的价格区间考虑套期保值，在高于该区间时肯定会套期保值，但此次收购决策是不进行套期保值，套期保值不会影响活动，只是保护回报[50][51]

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]