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]