股价表现 - TXO Partners LP 最近交易日收盘价为 $21.21 较前一交易日上涨 0.38% 表现优于标普500指数（下跌 0.88%）道琼斯指数上涨 0.08% 纳斯达克指数下跌 1.95% [1] - 过去一个月公司股价上涨 1.68% 表现优于石油能源行业（下跌 12.58%）但落后于标普500指数（上涨 5.11%）[8] 财务预期 - 全年预期每股收益为 $1.63 同比增长 21.64% 预期营收为 $3.2946 亿美元 同比下降 13.46% [2] - 下季度预期每股收益为 $0.19 同比增长 337.5% 预期营收为 $6378 万美元 同比增长 5.47% [5] 分析师评级 - 公司目前获得 Zacks 1 级评级（强烈买入）过去一个月 Zacks 一致预期每股收益上调 26.95% [3] - 分析师近期对公司预期的调整反映了短期业务趋势的变化 正面调整表明分析师对公司业务和盈利能力的乐观态度 [9] 行业地位 - 公司所属的能源和管道-主有限合伙行业目前 Zacks 行业排名为 3 位列所有 250 多个行业的前 2% [10] - Zacks 行业排名前 50% 的行业表现优于后 50% 的行业 优势比为 2:1 [4] 估值水平 - 公司当前远期市盈率为 13 倍 与行业平均水平一致 [10]

公司表现 - TXO Partners LP 今年以来股价上涨约 12.9%，表现优于 Oils-Energy 行业平均 4.3% 的回报率 [3] - TXO Partners LP 的 Zacks 排名为 1（强力买入），表明其未来 1-3 个月可能跑赢大盘 [2] - 过去 90 天，TXO 全年盈利的 Zacks 共识预期上调 32.5%，显示分析师情绪改善和盈利前景向好 [7] 行业表现 - Oils-Energy 行业共有 249 家公司，目前在 Zacks 行业排名中位列第 13 [6] - TXO Partners LP 所属的 Energy and Pipeline - Master Limited Partnerships 行业包含 3 只股票，Zacks 行业排名第 4，今年以来行业平均回报率为 10.6% [8] - Western Midstream 所属的 Oil and Gas - Refining and Marketing - Master Limited Partnerships 行业包含 7 只股票，Zacks 行业排名第 28，今年以来行业平均回报率为 33% [5] 其他公司表现 - Western Midstream 今年以来股价上涨 40.7%，表现优于 Oils-Energy 行业 [8] - Western Midstream 的 Zacks 排名为 2（买入），过去三个月其全年每股收益共识预期上调 18.3% [4]

公司表现 - TXO Partners LP 最新交易日收盘价为 21.93 美元 较前一交易日上涨 0.14% 表现优于标普 500 指数的 0.09% 涨幅 同时道琼斯指数下跌 0.1% 纳斯达克指数上涨 0.16% [1] - 过去一个月公司股价上涨 3.35% 表现优于石油能源板块的 0.69% 跌幅和标普 500 指数的 2.83% 涨幅 [1] 财务预期 - 即将发布的财报中 分析师预计公司每股收益为 0.26 美元 同比增长 425% 同时预计营收为 6442 万美元 同比增长 6.53% [2] - 全年预期方面 Zacks 共识估计预计每股收益为 1.28 美元 同比下降 4.48% 预计营收为 2.7794 亿美元 同比下降 27% [3] 估值与评级 - 公司当前远期市盈率为 17.11 倍 高于行业平均的 14.68 倍 [6] - 公司目前 Zacks 评级为 4 级（卖出） 过去一个月 Zacks 共识每股收益预期下降 3.76% [5] 行业表现 - 能源和管道-主有限合伙企业行业属于石油能源板块 目前 Zacks 行业排名为 97 位 处于所有 250 多个行业的前 39% [6] - Zacks 行业排名通过衡量行业内个股的平均 Zacks 评级来评估行业强度 研究表明排名前 50% 的行业表现优于后 50% 行业 2 倍 [7]

公司业务区域 - 公司主要业务集中在北美，特别是在新墨西哥州和德克萨斯州的Permian盆地以及新墨西哥州和科罗拉多州的San Juan盆地[41] 能源价格波动 - 2023年1月1日至2024年3月31日期间，NYMEX原油价格最高达到93.68美元/桶，最低为66.74美元/桶；天然气价格最高为4.17美元/MMBtu，最低为1.58美元/MMBtu[42] - 2024年第一季度，WTI原油价格波动较大，最高达到93.68美元/桶（2023年9月），截至2024年4月5日降至86.91美元/桶[42] - 天然气价格在2023年1月1日达到4.17美元/MMBtu的高点，截至2024年4月5日降至1.79美元/MMBtu[42] 通胀与成本控制 - 公司预计2024年通胀将继续上升，导致成本增加，特别是钢铁、化学品、运输和燃料成本[43] - 公司正在采取措施缓解通胀压力，包括与供应商和承包商密切合作，确保关键物资（如燃料、钢铁和化学品）的供应[44] 财务表现评估 - 公司使用多种财务和运营指标评估业务表现，包括产量、销售价格、生产费用、收购和开发支出、调整后的EBITDAX以及可用于分配的现金[44] - 调整后的EBITDAX定义为净收入（亏损）加上利息收入、利息支出、折旧、损耗和摊销、减值费用、资产退休义务的折现摊销、勘探费用、未实现的商品衍生品合同损益、非现金激励补偿、非现金债务减免损益以及其他非现金费用[45] - 可用于分配的现金定义为调整后的EBITDAX减去净现金利息支出、勘探费用、非经常性损益和开发成本[46] 收入与利润 - 公司2024年第一季度总收入为6743.9万美元，同比下降57%，主要由于天然气平均售价下降78%导致收入减少7090万美元[52] - 2024年第一季度净收入为1026.7万美元，同比下降87%，主要由于天然气价格下跌和衍生品未实现损失9620万美元[52] 天然气销售与价格 - 公司2024年第一季度天然气销售量为7334 MMcf，同比增长6%，但天然气平均售价从14.44美元/Mcf下降至3.12美元/Mcf[49][52] 生产费用 - 2024年第一季度生产费用为3308.3万美元，同比下降6%，主要由于维护和CO2成本降低[53][54] 资本支出与预算 - 公司2024年第一季度资本支出为300万美元，同比下降76%，主要由于开发成本减少[59] - 公司预计2024年钻井、完井和设施成本预算为2000万至2800万美元[59] - 公司2024年第一季度钻井、完井和再完井活动及设施成本为480万美元，2024年全年预算为2000万至2800万美元[59] 现金流 - 2024年第一季度经营活动产生的现金流为2519.7万美元，同比增长47%，主要由于衍生品影响逆转和成本降低[61][62] - 公司2024年第一季度运营活动净现金流入为2519.7万美元，较2023年同期的1714.9万美元增加800万美元[61] - 公司2024年第一季度投资活动净现金流出为301.5万美元，较2023年同期的1238.1万美元减少940万美元[63] 可分配现金与分配 - 公司2024年第一季度现金可分配金额为2277.3万美元，相比2023年同期的-908.8万美元大幅改善[47] - 公司2024年第一季度每单位分配金额为0.65美元，将于2024年5月29日支付[59] - 公司2024年第一季度分配支出为1945.1万美元，而2023年同期无分配支出[64] 信贷与债务 - 截至2024年3月31日，公司信贷额度剩余可用金额为1.46亿美元[58] - 公司2024年第一季度融资活动净现金流出为2211.7万美元，较2023年同期增加1540万美元，主要由于缺少首次公开募股（IPO）的1.063亿美元收入、增加1950万美元的分配以及限制性单位归属的净预扣税支付70万美元，部分被信贷设施净还款减少1.11亿美元所抵消[64] - 公司2024年第一季度长期债务收入为1000万美元，较2023年同期的3700万美元有所下降[64] - 公司2024年第一季度长期债务支付为1200万美元，较2023年同期的1.5亿美元大幅减少[64] - 公司2024年第一季度信贷设施借款的加权平均利率为8.6%[65] - 截至2024年3月31日，公司有1900万美元的未偿还债务和1.46亿美元的信贷设施可用额度[66]

公司财务状况与资本支出 - 公司2024年开发预算约为2000万至2800万美元[35] - 公司计划通过运营现金流和信贷额度融资进行资本支出[35] - 公司2023年的开发资本支出为2980万美元，预计2024年的开发资本支出将在2000万至2800万美元之间[49] - 公司2023年在Permian Basin的资本支出为1350万美元，在San Juan Basin的资本支出为1630万美元[50] 公司管理层与投资 - 公司管理层在石油和天然气行业平均拥有超过30年的经验[36] - 公司管理层自成立以来已集体投资超过5亿美元[36] - 公司管理层在XTO Energy Inc.期间完成了超过150亿美元的收购[39] 产量与储量 - 公司基础产量下降率目前估计约为9%[39] - 公司专注于长期、低下降的常规资产[37] - 公司通过收购和钻探成功抵消了储层枯竭导致的自然产量下降[35] - 公司计划通过机械和操作改进、二次和三次采油作业等方式增加产量和储量[39] - 公司截至2023年12月31日的总资产包括845,820英亩的租赁和矿产面积，主要位于Permian Basin和San Juan Basin[41] - 公司2023年的平均日产量为23,006桶油当量（Boe/d），其中67%来自公司自营资产[41] - 公司2023年在Permian Basin的日产量为7,660桶油当量（Boe/d），其中84%为石油，4%为天然气，12%为液化天然气（NGLs）[48] - 公司2023年在San Juan Basin的日产量为13,967桶油当量（Boe/d），其中1%为石油，82%为天然气，17%为液化天然气（NGLs）[48] - 公司2023年的总收入中，63%来自石油收入，27%来自天然气收入，10%来自液化天然气收入[48] - 公司截至2023年12月31日的总探明储量为100,240.7千桶油当量（MBoe），其中90,226.0千桶油当量为已开发储量[54] - 公司2023年的标准化测量值为8.906亿美元，PV-10值为9.32亿美元[54] - 截至2023年12月31日，公司未开发探明储量（PUDs）为9,493.7千桶石油、372.1千桶天然气液体和893.2百万立方英尺天然气，总计10,014.7千桶油当量[62] - 2023年公司未将任何未开发探明储量转化为已开发探明储量，2022年转化了483.5千桶油当量，2021年转化了10.4千桶油当量[64] - 2023年公司在Permian盆地钻探或参与了19口井，预计2024年将钻探或参与14口井[65] - 2023年公司在San Juan盆地钻探或参与了19口井，预计2024年将钻探或参与7口井[65] - 2023年公司未完成任何PUD井位，预计2024年将完成17个PUD井位，2025年完成18个PUD井位[66] - 2023年公司在Permian盆地的天然气销售量为655百万立方英尺，天然气液体销售量为340千桶，石油和凝析油销售量为2,347千桶[68] - 2023年公司在San Juan盆地的天然气销售量为25,177百万立方英尺，天然气液体销售量为883千桶，石油和凝析油销售量为19千桶[68] - 2023年Permian盆地的天然气平均实现价格为每千立方英尺1.95美元，天然气液体为每桶33.29美元，石油和凝析油为每桶75.98美元[69] - 2023年San Juan盆地的天然气平均实现价格为每千立方英尺5.29美元，天然气液体为每桶18.39美元，石油和凝析油为每桶69.73美元[69] - 截至2023年12月31日，公司在Permian盆地拥有3,752口油井和114口气井，总计3,866口井[71] - 公司在Permian Basin的总开发面积为141,836英亩，净开发面积为77,708英亩[73] - 公司在San Juan Basin的总开发面积为446,416英亩，净开发面积为246,243英亩[73] - 2023年公司共完成38口开发井，其中22口为油井，16口为气井[76] - 2023年公司运营的井占总产量的67%，2022年为70%[80] 合资公司与收入来源 - 公司持有Cross Timbers Energy, LLC 50%的股份，2023年该合资公司贡献了约27%的收入和25%的已探明储量[83] - 2023年公司从Cross Timbers获得的管理费为620万美元，2022年为590万美元[85] - 2023年Chevron USA和CIMA Energy合计占公司总收入的42%以上[89] 风险管理与对冲 - 公司对50%的已探明开发生产储量进行对冲，以应对商品价格波动[90] - 公司通过期货合约、能源互换和期权等工具对冲原油、天然气液体和天然气价格波动的风险[91] 产权与资产审查 - 公司在收购生产性油井或额外土地时，通常会对产权进行初步审查，并在决定钻探前进行彻底的产权检查和修复工作[96] - 公司认为其拥有所有重要资产的满意产权，尽管存在一些常见的产权负担，但这些负担不会显著影响资产价值或公司利益[98] - 公司的石油和天然气租赁协议中，净收入权益平均为87.3%，基于2023年12月31日的储量报告[95] - 公司对主要租赁资产进行详细的所有权审查，并确保在开始钻井操作前解决任何重大所有权缺陷[96] 市场需求与季节性波动 - 天然气需求通常在夏季减少，冬季增加，季节性异常如温和冬季或炎热夏季也可能影响需求[99] - 天然气需求的季节性波动可能导致季度业绩不具年度代表性[99] 天气与运营风险 - 公司的勘探、开发和设备活动可能受到极端天气条件的影响，如飓风或雷暴，可能导致生产中断或设施设备损坏[100] - 极端天气条件可能影响公司的勘探、开发和设备运营，导致生产中断或设备损坏[100] 法规与合规 - 公司的运营受到联邦、州和地方法律法规的严格监管，合规成本可能增加业务成本并影响盈利能力[101] - 石油和天然气的生产受到美国联邦和州法律的广泛监管，包括钻井许可、井位选择、钻井方法、地表使用和恢复等[102] - 天然气销售价格目前不受监管，但未来可能会有新的立法提案，影响公司的运营[104] - 天然气管道运输的价格和服务条件受到联邦能源监管委员会（FERC）的严格监管，FERC不断提出和实施新的规则和法规[107] - FERC对天然气管道运输的监管还包括对温室气体排放的严格审查，这可能影响未来天然气管道项目的开发和运输能力[110] - 公司必须遵守反市场操纵法律，违反者可能面临高达每天1,426,319美元的民事罚款[116] - 公司可能面临因环境法规变化导致的成本增加，包括钻井、建设、完井或水管理活动的更严格和昂贵要求[120] - 拜登政府发布的《美国长期战略：到2050年实现净零温室气体排放的路径》可能影响石油和天然气的生产和需求[121] - 公司可能因未来废物分类变化而增加废物管理和处置成本，特别是如果某些天然气钻井和生产废物被重新分类为危险废物[123] - 公司可能因CERCLA（超级基金法）而承担清理有害物质释放到环境的成本，包括清理污染场地和进行补救措施[124][126] - 公司可能因CWA（清洁水法）的修订而面临额外的许可义务，导致项目延迟和合规成本增加[128] - 公司可能因OPA（石油污染法）而承担油污清除费用和各种公共及私人损害赔偿[129] - 公司可能因UIC（地下注入控制）计划的变化而增加废水处理成本，特别是在地震活动增加的地区[131] - 公司可能因CAA（清洁空气法）的修订而面临更严格的空气排放标准，导致项目开发延迟和合规成本增加[132] - EPA在2023年7月提出的温室气体报告计划扩展可能增加公司的合规成本[133] - EPA在2023年12月发布的最终规则要求逐步淘汰新油井的常规天然气燃烧，并增加泄漏监测要求，可能导致运营限制和合规成本增加[134] - 美国土地管理局（BLM）在2022年11月提出新规则，旨在减少联邦和印第安租赁土地上石油和天然气生产活动中的天然气浪费，包括排放、燃烧和泄漏[136] - 美国环保署（EPA）在2015年将地面臭氧的国家环境空气质量标准（NAAQS）从75 ppb降至70 ppb，并在2021年重新审查该标准，可能对公司运营产生更严格的许可和污染控制要求[137] - 2022年通过的《通胀削减法案》首次对某些设施的温室气体排放征收费用，2024年起每吨甲烷泄漏或排放费用为900美元，2026年及以后将增至1500美元[140] - 美国环保署（EPA）在2024年1月提出规则，计划从2025年开始对2024年报告年度的排放实施收费[140] - 美国环保署（EPA）在2022年3月提出规则，要求某些上市公司广泛披露气候相关数据、风险和机会，包括财务影响、物理和转型风险、治理和战略以及温室气体排放[140] - 美国环保署（EPA）在2021年11月修订了2015年臭氧NAAQS指定，扩大了新墨西哥州的非达标区域，包括德克萨斯州埃尔帕索县的部分地区，并将科罗拉多州韦尔德县指定为非达标区域[137] - 美国环保署（EPA）在2022年6月宣布考虑对位于二叠纪盆地的东南新墨西哥州和西德克萨斯州的县进行重新指定，可能增加公司的监管负担[137] - 美国环保署（EPA）在2016年6月发布了关于水力压裂过程中空气排放捕获的最终规则，包括泄漏检测和许可标准[146] - 美国环保署（EPA）在2016年12月发布最终报告，指出水力压裂在某些有限情况下可能影响饮用水资源[146] - 美国土地管理局（BLM）在2022年11月提出规则，旨在减少联邦和印第安租赁土地上石油和天然气生产活动中的天然气浪费，包括排放、燃烧和泄漏[146] - 拜登政府的气候变化行政命令导致联邦土地和近海水域的石油和天然气租赁暂停，可能对公司的运营产生重大不利影响[151] - 新墨西哥州的环境审查法案可能增加天然气、石油和NGL项目的开发成本，并导致项目延迟[152] - 濒危物种法案和候鸟条约法案的实施可能增加公司的运营成本，并限制勘探和生产活动[153] 员工与运营 - 公司拥有189名员工，其中184名为全职员工，员工关系总体良好[159] 其他 - 公司预计2024年将在Permian Basin钻探或参与钻探14口井，并在San Juan Basin钻探或参与钻探7口井[42][47]

公司财务表现 - 2023年第三季度总收入为6987.4万美元，同比下降42%，主要由于油价、天然气液体和天然气价格下降[117][122] - 2023年第三季度净收入为847.9万美元，同比下降85%，主要由于收入下降和衍生品未实现损失[117][122] - 2023年前九个月总收入为2.887亿美元，同比增长42%，主要得益于对冲活动的净收益1.369亿美元[136] - 2023年前九个月公司资本支出为4050万美元，较2022年同期的7040万美元下降42.5%[154] - 2023年前九个月公司经营活动产生的净现金流为5973万美元，同比下降43.9%，主要由于价格下降和成本上升[161] - 公司2023年前九个月的运营活动净现金流为5973.2万美元，同比下降43.9%[160][161] - 公司2023年前九个月的投资活动净现金流为-4053.5万美元，同比减少2990万美元[160][162] - 公司2023年前九个月的融资活动净现金流为-2251万美元，同比减少710万美元[160][163] - 公司2023年前九个月向股东分配的股息为3366.2万美元，同比增加2720万美元[163] 公司运营成本 - 2023年第三季度生产费用为3565.7万美元，同比增长9%，主要由于维护成本增加[123] - 2023年第三季度每桶油当量（Boe）的生产费用为16.95美元，同比增长11%，主要由于维护成本增加[124] - 2023年前九个月生产费用增加17%至1.103亿美元，主要由于Permian Basin收购和能源成本上升[137] - 2023年前九个月税收、运输和其他费用下降19%至5930万美元，主要由于价格下降和生产结构变化[140] - 2023年前九个月折旧、损耗和摊销费用增加9%至3310万美元，主要由于Permian Basin收购带来的产量增加[142] - 2023年第三季度税收、运输和其他费用为1526.1万美元，同比下降39%，主要由于油价、天然气液体和天然气价格下降[124][125] - 2023年第三季度每桶油当量（Boe）的税收、运输和其他费用为7.25美元，同比下降38%，主要由于价格下降[125] - 2023年第三季度折旧、损耗和摊销费用为1061.6万美元，与去年同期基本持平[126] - 2023年第三季度每桶油当量（Boe）的折旧、损耗和摊销费用为5.05美元，同比增长2%，主要由于生产结构变化[126] - 2023年第三季度一般和行政费用为175.6万美元，同比增长1990%，主要由于人员成本增加和IPO相关费用[127][128] - 2023年第三季度利息费用为120.2万美元，同比下降46%，主要由于借款减少[130] 公司业务和市场环境 - 公司主要业务集中在Permian Basin和San Juan Basin，专注于北美常规石油、天然气和天然气液体的收购、开发、优化和开采[98] - 公司预计原油和天然气市场将继续波动，收入和盈利能力高度依赖油价和天然气价格[103] - 2022年1月1日至2023年9月30日期间，NYMEX原油价格最高达到123.70美元/桶，最低为66.74美元/桶；天然气价格最高为9.68美元/MMBtu，最低为1.99美元/MMBtu[102] - 2023年9月，公司在Permian Basin的CO工厂因电气问题导致非计划停机，影响了NGL产量和工厂收入，预计将在第四季度恢复全面运营[106] - 2023年前九个月石油和凝析油销售量为180.6万桶，同比增长12.5%[133] - 2023年前九个月天然气液体销售量下降8.1%至91.3万桶，天然气销售量下降5.7%至212.31亿立方英尺[133] - 2023年前九个月石油和凝析油平均销售价格（不含衍生品影响）下降23%至每桶75.63美元[133] 公司财务指标和资本结构 - 公司使用Adjusted EBITDAX作为非GAAP财务指标，用于评估运营表现和与同行比较[110] - 公司定义Cash Available for Distribution为Adjusted EBITDAX减去净现金利息支出、勘探费用、非经常性损益和开发成本[112] - 公司2023年前九个月的加权平均贷款利率为8.4%[167] - 截至2023年9月30日，公司未偿还债务为1800万美元，信贷额度下可用资金为1.47亿美元[169] - 公司2023年前九个月的衍生品合约相关流动负债为2060万美元，非流动负债为120万美元[171] - 截至2023年9月30日，公司资产退役义务总额为1.339亿美元，其中流动部分为250万美元[172] 公司资本活动和融资 - 公司完成了首次公开募股，发行了500万普通单位，每股价格为20美元，并额外发行了75万普通单位，净收益约为1.02亿美元[100] - 公司预计2023年资本开发计划将通过运营现金流和首次公开募股净收益提供资金[157] - 公司2023年前九个月通过首次公开募股获得净收益1.06277亿美元[163] - 公司2023年前九个月的钻探、完井和设施成本为2500万美元，2023年预算为3000万美元[155] 公司面临的挑战 - 公司面临供应链和通胀压力，正在与供应商和承包商合作确保关键物资的供应，如燃料、钢材和化学品[105] - 公司预计未来通胀率可能保持高位，可能导致运营成本进一步增加，包括钻机、套管和其他设备以及劳动力成本[104] - 2021年下半年至2023年，美国通胀率从7.0%上升至2022年6月的9.1%，随后在2023年9月降至3.7%[104]

公司财务表现 - 公司2023年第二季度总收入为6047.2万美元，同比下降35%，主要由于油价、天然气液和天然气价格下降[52] - 2023年第二季度净亏损254.6万美元，而2022年同期净利润为2447.8万美元[49] - 2023年上半年总收入为2.1887亿美元，同比增长163%，主要由于石油和天然气价格回升[59] - 2023年上半年净利润为8126.3万美元，而2022年同期净亏损为4110.5万美元[59] - 公司2023年上半年收入同比增长163%，达到2.189亿美元，主要得益于对冲活动的净收益1.426亿美元，其中未实现收益1.786亿美元，实现损失3600万美元[63] - 公司2023年上半年天然气平均售价（不包括衍生品影响）上涨34%，带来收入增加2920万美元，但石油和NGLs的平均售价分别下降28%和38%，导致收入减少2920万美元和970万美元[63][64] 公司运营成本 - 公司面临供应链中断和成本上升的压力，特别是钢铁、化学品和劳动力成本的增加[45] - 2023年第二季度生产费用为3935.7万美元，同比增长9%，主要由于维护和能源成本增加[53] - 2023年第二季度折旧、损耗和摊销费用为1154.3万美元，同比增长16%，主要由于Permian Basin产量增加[55] - 公司2023年上半年生产费用增加1350万美元，达到7470万美元，主要由于Permian Basin收购增加610万美元以及维护和能源成本上升[65] - 公司2023年上半年税收、运输和其他费用减少400万美元，降至4400万美元，主要由于石油和NGLs价格下降[67] - 公司2023年上半年折旧、损耗和摊销费用增加280万美元，达到2250万美元，主要由于Permian Basin收购带来的产量增加[68] - 公司2023年上半年一般和行政费用增加280万美元，达到330万美元，主要由于人员成本上升和IPO相关费用[69] 公司资本支出与现金流 - 公司2023年上半年资本支出为2860万美元，较2022年同期的790万美元大幅增加，主要用于钻井、完井和设施成本[72] - 公司2023年上半年经营活动产生的现金流减少3290万美元，降至3555万美元，主要由于石油和NGLs实现价格下降以及成本上升[74] - 公司2023年上半年净现金流入3555.3万美元，较2022年同期的6848.8万美元下降32.9%[74] - 公司2023年上半年投资活动净现金流出2858.3万美元，较2022年同期的789.9万美元增加2070万美元[75] - 公司2023年上半年融资活动净现金流出1173.4万美元，较2022年同期的6011.5万美元减少4840万美元[76] - 公司2023年上半年长期债务偿还1.47亿美元，较2022年同期的8.04亿美元大幅减少[76] - 公司2023年上半年通过首次公开募股获得净收益1.06277亿美元[76] 公司财务指标与评估 - 公司使用多种财务和运营指标评估业绩，包括产量、销售价格、生产费用、收购和开发支出、调整后的EBITDAX以及可用于分配的现金[45] - 调整后的EBITDAX定义为净收入（亏损）前扣除利息收入、利息支出、折旧、损耗和摊销、减值费用等[46] - 可用于分配的现金定义为调整后的EBITDAX减去净现金利息支出、勘探费用、非经常性损益和开发成本[47] - 公司2023年上半年天然气衍生品的未实现收益为7590万美元，未实现损失为4290万美元，实现损失为7650万美元[62] 公司市场与价格波动 - 2022年1月1日至2023年6月30日期间，NYMEX原油价格最高达到123.70美元/桶，最低为66.74美元/桶；天然气价格最高为9.68美元/MMBtu，最低为1.99美元/MMBtu[44] - 公司预计原油和天然气市场将继续波动，收入和盈利能力高度依赖油价和天然气价格[44] - 2021年下半年至2023年，美国通胀率从7.0%上升至2022年6月的9.1%，随后在2023年6月降至3.0%[44] 公司债务与信贷 - 公司截至2023年6月30日的信贷额度借款加权平均利率为8.3%[78] - 公司截至2023年6月30日的信贷额度未偿还债务为1400万美元，可用额度为1.51亿美元[78] - 公司截至2023年6月30日的资产退休义务为1.316亿美元，其中当前部分为250万美元[78] - 公司2023年上半年利息支出减少130万美元，降至210万美元，主要由于借款减少[71] - 2023年第二季度利息费用为61.8万美元，同比下降63%，主要由于借款减少[58] 公司产量与销售 - 2023年第二季度石油和凝析油销售量为620千桶，同比增长18%[50] - 2023年第二季度天然气销售量为6952百万立方英尺，同比下降9%[50] 公司其他收入与支出 - 2023年第二季度其他收入为672万美元，同比增长21%，主要由于CO2和工厂收入增加[57] - 公司2023年第二季度每单位现金分配为0.48美元，将于2023年8月25日支付[72] 公司首次公开募股 - 公司完成了首次公开募股，发行了500万普通单位，每股价格为20美元，并额外发行了75万普通单位，净收益约为1.02亿美元[44]

公司财务表现 - 公司2023年第一季度净收入为8380.9万美元，相比2022年同期的净亏损6558.3万美元大幅改善[47] - 2023年第一季度总收入为1.584亿美元，同比增长1761%，主要得益于对冲活动的净收益1.216亿美元[51] - 公司2023年第一季度宣布每股0.50美元的现金分配，将于2023年5月30日支付[60] - 公司2023年第一季度净现金流入为1714.9万美元，相比2022年同期的2866.5万美元有所下降[62] - 公司2023年第一季度经营活动产生的现金流量净额同比下降1150万美元，主要由于运营成本增加，部分被天然气实现价格的改善所抵消[63] - 公司2023年第一季度投资活动使用的现金流量净额同比增加660万美元，主要由于开发成本增加1060万美元，部分被已探明资产收购减少350万美元和其他资产增加减少50万美元所抵消[64] - 公司2023年第一季度融资活动使用的现金流量净额同比下降830万美元，主要由于首次公开募股（IPO）获得1.06277亿美元，部分被信贷设施净还款增加9800万美元所抵消[65] - 公司2023年第一季度长期债务支付为1.5亿美元，同比减少2.8亿美元[65] - 公司2023年第一季度资本支出为1240万美元，同比增加660万美元[60] - 公司2023年第一季度钻井、完井和再完井活动及设施成本约为800万美元，2023年全年预算为3000万至3500万美元[60] - 公司2023年第一季度衍生品合约的当前负债为1670万美元，非当前负债为150万美元[67] - 公司2023年第一季度资产退休义务为1.284亿美元，其中当前部分为250万美元[67] - 公司2023年第一季度信贷设施加权平均利率为8.3%[66] - 公司2023年第一季度末信贷设施可用额度为1.65亿美元，无未偿还债务[66] 市场环境与价格波动 - 2022年1月1日至2023年3月31日期间，NYMEX原油价格最高达到123.70美元/桶，最低为66.74美元/桶，天然气价格最高为9.68美元/MMBtu，最低为1.99美元/MMBtu[42] - 公司预计原油和天然气市场将继续波动，收入和盈利能力高度依赖石油和天然气价格[42] - 2021年下半年至2023年，美国通胀率从7.0%上升至9.1%，2023年3月回落至5.0%[42] - 天然气平均销售价格（不包括衍生品影响）同比增长168%，推动收入增加6230万美元[51] 成本与支出 - 公司面临供应链中断和成本上升的压力，特别是钢铁、化学品和劳动力成本的增加[43] - 2023年第一季度生产费用为3532.4万美元，同比增长41%，部分原因是收购了Permian Basin的额外权益[53] - 公司2023年第一季度每桶油当量（Boe）的生产费用为17.46美元，相比2022年同期的12.05美元有所增加[54] - 公司2023年第一季度资本支出为1240万美元，主要用于钻井、完井和设施成本[60] - 公司预计2023年全年钻井、完井和设施成本预算为3000万至3500万美元[60] 公司运营与财务指标 - 公司使用生产量、实现价格、生产费用、收购和开发支出、调整后的EBITDAX和可分配现金等指标评估运营表现[44] - 调整后的EBITDAX定义为净收入（亏损）前扣除利息收入、利息支出、折旧、损耗和摊销、减值费用等[44] - 可分配现金定义为调整后的EBITDAX减去净现金利息支出、勘探费用、非经常性损益和开发成本[45] - 公司2023年第一季度现金可用于分配的金额为-908.8万美元，相比2022年同期的3649.9万美元大幅下降[46] 公司融资与资本运作 - 公司完成了首次公开募股，发行了500万普通单位，每股价格为20美元，并额外发行了75万普通单位，净收益约为1.02亿美元[42]

公司财务状况与资本支出 - 公司2023年的开发预算为30.0至35.0百万美元[20] - 公司预计2023年开发资本支出为3000万至3500万美元[35] - 公司2022年开发资本支出为2980万美元，主要用于钻井、重新完井和现有资产的优化[35] - 公司计划通过运营现金流维持资本支出，并保持保守的资本结构[25] - 公司可能会利用信贷额度进行收购[19] - 公司可能会在市场条件允许时发行额外的股权证券以促进未来收购[20] 公司管理团队与经验 - 公司管理团队在石油和天然气行业平均拥有32年的经验[20] - 公司管理团队自成立以来已累计投资超过5亿美元[20] - 公司管理层在石油和天然气行业平均拥有32年经验，并已成功执行资产收购和优化策略超过30年[27] - 公司管理层在XTO期间完成了超过150亿美元的收购，并成功整合这些资产[29] 公司资产与产量 - 公司专注于长寿命、低递减的常规资产[21] - 公司2022年平均日产量为23,195桶油当量，其中70%来自公司运营的资产[32] - 公司2022年总探明储量约为143百万桶油当量，其中53%为液体，83%为已探明开发储量[32] - 公司2022年收入中48%来自石油，40%来自天然气，12%来自液化天然气[34] - 公司2022年在二叠纪盆地钻探或参与了6口井，预计2023年将钻探或参与22口井[32] - 截至2022年12月31日，公司的探明未开发储量（PUDs）为23,827.4 MBoe，其中包括18,837.2 MBbls的石油、1,208.8 MBbls的天然气液体（NGLs）和22,688.6 MMcf的天然气[42] - 2022年，公司将483.5 MBoe的探明未开发储量转化为探明已开发储量，开发成本为2980万美元[42] - 2022年，公司在Permian盆地钻探或参与了约6口井，预计2023年将钻探或参与约22口井[42] - 2022年，公司在San Juan盆地钻探或参与了约18口井，预计2023年将钻探或参与约14口井[42] - 2022年，公司预计未来开发成本为1.546亿美元，其中2023年为2420万美元，2024年为3140万美元，2025年为3230万美元，2026年为3310万美元，2027年为3360万美元[42] - 2022年，Permian盆地的天然气销售量为728 MMcf，天然气液体销售量为334 MBbls，石油和凝析油销售量为2,170 MBbls，总产量为2,626 MBoe[44] - 2022年，San Juan盆地的天然气销售量为25,886 MMcf，天然气液体销售量为991 MBbls，石油和凝析油销售量为28 MBbls，总产量为5,333 MBoe[44] - 2022年，Permian盆地的天然气平均销售价格为每Mcf 5.36美元，天然气液体平均销售价格为每Bbl 47.85美元，石油和凝析油平均销售价格为每Bbl 93.94美元[45] - 2022年，San Juan盆地的天然气平均销售价格为每Mcf 6.65美元，天然气液体平均销售价格为每Bbl 31.32美元，石油和凝析油平均销售价格为每Bbl 76.30美元[45] - 截至2022年12月31日，公司在Permian盆地拥有3,883.0口生产井，其中石油井3,765.0口，天然气井118.0口[46] - 公司在Permian盆地的开发面积为141,236英亩（总）和76,988英亩（净），未开发面积为160英亩（总）和80英亩（净）[47] - 公司在San Juan盆地的开发面积为445,591英亩（总）和245,692英亩（净），未开发面积为982英亩（总）和717英亩（净）[47] - 2022年公司完成了24口开发井（总）和6.2口（净），其中10口为气井（总）和4.1口（净），14口为油井（总）和2.1口（净）[48] - 截至2022年12月31日，公司在Permian盆地有5口井等待完井（总）和2.5口（净），7口井在2022年12月31日后开始钻探（总）和0.1口（净）[49] - 公司运营的井占2022年总产量的70%，2021年为68%[49] - Cross Timbers合资公司占公司2022年收入的28%（不包括商品衍生品影响）和33%的已探明储量[50] - 公司2022年从Cross Timbers获得的管理费为590万美元，2021年为610万美元[50] - 公司2022年超过35%的收入来自Chevron USA和Phillips 66公司（不包括商品衍生品影响）[52] 公司风险管理与对冲策略 - 公司预计通过套期保值策略减少对商品价格波动的暴露[25] - 公司通过期货合约、能源互换、期权和基差互换对冲原油、天然气液体和天然气销售的价格波动风险[52] - 公司采用衍生工具进行商品价格风险对冲，但面临信用风险和市场风险[53] 公司运营与收购策略 - 公司通过优化生产技术最大化油气资源的最终采收率[23] - 公司的主要目标是向股东提供现金分配和长期价值[24] - 公司计划在现有运营区域进行额外的补强收购，并在适当时机进行机会性收购[30] - 公司预计未来12个月的基础产量下降率约为8%[28] 公司法规与环境合规 - 公司运营受联邦、州和地方法律法规的严重影响，未能遵守可能导致巨额罚款[57] - 各州通常对在其管辖范围内生产和销售的石油、天然气和液化天然气征收生产或分离税[58] - 天然气管道运输费率和服务条件受联邦能源监管委员会（FERC）监管，FERC不断提出和实施新规则[60] - FERC对新的或扩建的天然气运输设施的温室气体排放进行严格审查，可能影响未来天然气管道项目的开发[60] - 液体管道运输费率可能因市场力量不足、与托运人达成协议或成本服务方法而增加，可能导致公司收入和现金流减少[61] - 2022年2月17日，FERC发布通知，探讨异常条件下石油管道容量分配问题，特别是COVID-19疫情对航空燃料托运人获取管道容量的影响[61] - 违反反市场操纵法规可能导致每日高达约1,426,319美元的民事罚款[61] - 公司运营受严格的环境和职业安全健康法规约束，违反可能导致行政、民事和刑事处罚[62] - 拜登政府发布《美国长期战略：到2050年实现净零温室气体排放的路径》，可能影响石油和天然气生产成本和需求[62] - 公司可能因CERCLA法规对危险物质释放承担连带责任，包括清理费用和自然资源损害[63] - 清洁水法案（CWA）禁止未经许可向受管制水域排放污染物，违反可能导致行政、民事和刑事处罚[64] - 2023年1月，EPA和陆军工程兵团发布最终规则，修订“美国水域”定义，可能增加公司许可义务和合规成本[64] - 石油污染法案（OPA）对石油泄漏的“责任方”施加连带责任，可能影响公司运营[65] - 地下注入控制（UIC）计划要求公司获得许可并遵守最低标准，未来法规变化可能增加运营成本[65] - 公司面临与废水处理和地震安全相关的法规增加，可能导致成本上升，但预计不会对运营产生重大不利影响[66] - 美国环保署（EPA）对空气排放的监管日益严格，包括2012年和2016年颁布的新源性能标准（NSPS）和有害空气污染物排放标准，要求公司减少挥发性有机化合物（VOC）和甲烷排放[66] - 2021年和2022年，EPA提出并补充了进一步减少石油和天然气行业甲烷和VOC排放的规则，预计2023年将最终确定[66] - 新墨西哥州环境部在2022年通过了新的排放减少要求，涵盖存储容器、压缩机、涡轮机等设备和工艺[66] - 2022年通过的《通胀削减法案》对石油和天然气运营商提出了新的气候相关要求，包括对甲烷泄漏或排放征收费用，2024年起为每吨900美元，2026年起为每吨1500美元[69] - 美国证券交易委员会（SEC）在2022年3月提出了一项规则，要求上市公司披露与气候相关的数据、风险和机会，包括温室气体排放[69] - 公司可能面临与温室气体排放相关的诉讼风险，包括被指控未能充分披露气候变化影响[69] - 水力压裂活动受到州和联邦机构的监管，包括EPA和土地管理局（BLM）的相关规定[70] - 公司可能因未能遵守空气污染控制和许可要求而面临罚款、禁令或运营限制[69] - 公司在联邦土地上的勘探、开发和生产活动可能因NEPA（国家环境政策法）的要求而延迟或增加成本[73] - 拜登政府的气候变化行政命令暂停了公共土地和近海水域的新石油和天然气租赁，直到联邦许可和租赁实践的全面审查完成[73] - 2022年11月，美国内政部发布了《联邦石油和天然气租赁计划报告》，提出了包括提高特许权使用费和实施更严格标准在内的多项改革[73] - 2022年9月，海洋能源管理局（BOEM）根据《通胀削减法案》恢复了租赁销售257[73] - 公司目前在联邦土地上的勘探、开发和生产活动可能受到濒危物种法案（ESA）的限制，特别是在已知存在濒危物种的地区[74] - 2022年11月，美国鱼类和野生动物服务局（FWS）将小草原鸡的南部种群列为濒危物种，北部种群列为受威胁物种[76] 公司员工与人力资源管理 - 公司拥有191名员工，其中180名为全职员工，未签订任何集体谈判协议，员工关系总体良好[77] - 公司致力于提供包容性工作环境，并提供一流的培训和职业发展机会[77] - 公司为应对COVID-19采取了增强的安全措施以保护员工健康并减少业务中断风险[78] 公司信息披露与合规 - 公司定期向美国证券交易委员会提交年度报告（10-K）、季度报告（10-Q）和当前报告（8-K）[79] - 公司文件可通过SEC网站或公司网站免费访问[79]