财务政策与业绩指引 - 公司宣布2024年第一季度财报，提高2024年业绩指引，将季度现金股息提高至每股0.525美元，较上一季度增长5%[1][3][5] - 公司增加了2024年年度业绩指引，预计年产量为13,000 - 14,000桶油当量/天（原指引为12,500 - 13,500），总资本支出为1.3 - 1.5亿美元（原指引为9000 - 1.1亿美元）[16] 财务数据关键指标变化 - 第一季度净亏损220万美元，调整后净收入为1020万美元，调整后息税折旧摊销前利润（Adjusted EBITDA）为3910万美元[3][7] - 2024年第一季度石油收入5736.4万美元，天然气收入382.9万美元，总收入6119.3万美元，较2023年的5796.1万美元有所增长[31] - 2024年第一季度总运营费用4811.4万美元，较2023年的7164.1万美元大幅减少[31] - 2024年第一季度运营收入1307.9万美元，而2023年同期运营亏损1368万美元[31] - 2024年3月31日现金为137.7万美元，较2023年12月31日的55.2万美元有所增加[32] - 2024年3月31日总负债为22701.5万美元，较2023年12月31日的21956.4万美元有所增加[32] - 2024年第一季度调整后净收入为1022.2万美元，调整前净亏损218.6万美元[38] - 2024年3月31日净债务为9662.3万美元，调整后EBITDA为3909.2万美元，净债务与调整后EBITDA比率为0.62[40] - 2024年第一季度自由现金流为1190.1万美元[42] - 公司确定“调整后所得税费用前调整后收入”的所得税影响使用的法定税率为23.4%[38] - 公司加权平均普通股基本和摊薄流通股数2024年为29933962股，2023年为29663644股[31] 各条业务线数据关键指标变化 - 油气产量 - 2024年第一季度油气产量平均为12,557桶油当量/天，较2023年第四季度下降8%，其中石油占比71%，占油气总收入的94%，总收入为6200万美元[8] 各条业务线数据关键指标变化 - 油气价格 - 第一季度未套期保值的油气平均实现价格分别为70.62美元/桶和1.93美元/千立方英尺，公司对50%的石油产量进行了套期保值，套期保值后石油实现价格为71.65美元/桶[9] - 公司对部分预期年度石油产量进行套期保值，2024年Q2 - Q4及2025年Q1 - Q4均有未结算的原油互换合约，加权平均价格在73.81 - 78.42美元/桶之间[19][20] 各条业务线数据关键指标变化 - 运营费用 - 2024年第一季度租赁运营费用为1180万美元，即10.32美元/桶油当量，较2023年第四季度单位成本增长16%；一般及行政费用总计540万美元，即4.70美元/桶油当量[10] 资金状况与支出 - 截至2024年3月31日，公司现金为140万美元，循环信贷安排借款余额为9800万美元，总流动性为1.134亿美元[11] - 2024年5月，公司预计完成循环信贷安排借款基数的半年期重新确定，借款基数预计维持在2.45亿美元，选定承贷额度预计从2.1亿美元增至2.45亿美元；本季度开发资本支出为2540万美元，油气资产收购支出为680万美元[12] 业务拓展与预期 - 后续公司已收购或同意收购北达科他州威利斯顿盆地的额外油气权益，将导致超过4000万美元的收购及相关开发资本支出，预计主要在2024年下半年及2025年提高产量和现金流[14]

财务数据和关键指标变化 - 2023年调整后EBITDA为1.57亿美元，调整后净收入为5360万美元，GAAP净收入亏损1970万美元 [16] - 2023年现金资本支出和收购成本为1.205亿美元，处于最新修订指引的中点 [16] - 年末债务为8100万美元，整体杠杆率为0.5倍 [16] - 2024年预计产量为1.25 - 1.35万桶油当量/天，含油率67% - 71%，预计总现金资本支出为9000万 - 1.1亿美元 [17] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2023年全年产量增至1.1889万桶油当量/天，第四季度产量为1.3652万桶油当量/天，均高于更新后的指引 [9][15] - 截至2023年底，有6.7口净井处于钻探或完井阶段，另有9.9口净井已获运营商开发许可 [11] - 2023年12月31日，探明储量为4060万桶油当量，其中70%为探明已开发储量，探明已开发储量较2022年末增加5%，总探明储量较2022年减少7% [11] - 总探明储量的PV - 10价值为6.82亿美元，较2022年下降，主要因SEC基准价格降低 [12] 各个市场数据和关键指标变化 - 第四季度石油价差比历史水平更宽，预计2024年第二季度加拿大跨山管道投产后石油价差将改善 [10][25] - SEC用于2023年储量的石油价格较2022年每桶下降15.93美元，天然气价格每百万英热单位下降3.72美元，综合NGL价格下降使用于储量的实际天然气价格从2022年的每千立方英尺7.98美元降至2023年的1.71美元 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2024年公司战略不变，继续向股东返还资本，上周董事会宣布2024年第一季度每股0.50美元的现金股息，将于3月底支付 [8] - 公司通过基于回报的层级和内部数据库分配资本，选择回报率最高的项目，无资本预算，只向符合严格回报门槛的项目分配资本 [8] - 公司有完整的交易团队，花费大量时间寻找和分析交易，作为上市公司，看到的定制交易流比私营公司时更多，但公司非常挑剔和注重分析，自寻大部分交易 [20] - 公司欢迎行业整合，希望在非运营权益被货币化时进行收购 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2023年是公司作为独立上市公司的第一年，取得成功，支付了每股2美元的固定股息，并进行了高经济回报的收购，实现产量增长同时保持保守的资产负债表 [7] - 2024年1月北达科他州的恶劣天气影响了产量，但公司迅速恢复，全年预期不变 [18] - 公司认为目前是开展业务的最佳时机，有很多选择，但不意味着会进行所有交易 [36] - 公司看好巴肯地区的技术进步，认为三英里水平井的经济效益被低估，该地区油井状况每月都在改善 [50] 其他重要信息 - 公司为2024年全年和2025年上半年的石油生产进行了套期保值，在指引中点，约42%的2024年全年石油产量以约每桶79美元的价格套期保值，2025年上半年28.5万桶石油产量以高于每桶74美元的价格套期保值 [12] - 公司于2月1日提交S3文件，作为公司内务处理，交易满一年后符合S3资格，为潜在收购提供最大灵活性，但并非为资助紧急或计划中的交易 [18] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 2024年并购机会与2023年相比如何，是否主要为自寻交易，市场上是否有更大的交易包 - 公司有完整的交易团队，花费大量时间寻找和分析交易，作为上市公司看到更多定制交易流，但公司非常挑剔和注重分析，自寻大部分交易，未进行大型变革性交易不代表没有机会，公司对目前看到的情况满意 [20] 问题: Chord Enerplus交易和巴肯地区的整合对并购机会有何影响 - 公司欢迎行业整合，希望在非运营权益被货币化时进行收购 [23] 问题: 巴肯地区价差的前景如何，是结构性的还是暂时的 - 目前价差受加拿大跨山管道扩建延迟影响，预计该管道2024年第二季度投产后，北达科他州的价差将收紧，预计恢复到年初约350的水平，公司对此持乐观态度 [25] 问题: 巴肯地区天气影响的天数及对季度产量的影响 - 天气影响持续7 - 10天，1月产量估计明显低于12月，公司认为第一季度产量将处于指引下限附近，因此全年指引不变 [27] 问题: 2024年指引相关的运营商趋势及活动积压情况 - 年末管道中有近17口净井，通常每季度末为15 - 20口净井，符合过去几年的预期，结合并购活动和有机业务情况，公司决定维持2024年指引不变 [28] 问题: 第四季度产量大幅增长的原因，是模型保守还是运营商表现不同 - 主要是第三和第四季度收购的一些油井投产时间早于预期，而非油井表现更好，公司注重资本周转速度，希望收购的资产尽快投产 [32][33] 问题: 与2023年相比，2024年收购活动水平如何 - 难以给出定量答案，这是公司12年来最好的机会年，但不意味着会进行所有交易，2024年资本支出指引为9000万 - 1.1亿美元，部分是2023年收购的延续，有机业务预计在4000万 - 5000万美元左右，并非2023年的3500万美元水平 [36] 问题: 是否看到加拿大艾伯塔地区天然气燃烧增加的迹象，是否会变得重要 - 公司未将天然气情况改善纳入模型，更多受北达科他州天然气流向和墨西哥湾沿岸市场中心的影响，希望看到更多天然气向北输送，但目前基础设施不足，将持续关注情况变化 [40] 问题: 新闻稿中新增150万桶油当量TDT储量的理解及每年是否有一致性 - 作为非运营工作权益所有者，公司尽力预测未来5年的钻井情况，但每年都会有一些未纳入年末探明储量的油井被钻探、完井和投产，不确定是否平均为150万桶油当量，但每年确实存在这种情况 [43][44] 问题: 第四季度DD&A费用每桶油当量增加的驱动因素 - 增加是收购和资本支出计入计算以及储量变化的综合结果，同时公司在第四季度根据年末储量计算进行了调整，此外，高油价下收购资产导致可折旧基数增加，以及不排除任何资本成本也会使DD&A率波动 [46][47] 问题: 公司如何在并购市场中利用Luminous系统 - 公司对Luminous数据库引以为傲，每月更新，公司拥有7500多口巴肯油井权益，收集每口油井的信息，技术变化时能立即察觉，数据团队参与每周的AFE收购会议，可根据信息优势做出决策 [49] 问题: 从收集的数据看，巴肯地区的回报率是否普遍提高，还是仅特定运营商提高 - 主要趋势是三英里水平井，公司最初持怀疑态度，现在相信其技术进步，认为该地区油井状况每月都在改善，三英里水平井的经济效益被低估，盆地将更多转向此类油井 [50] 问题: 如何考虑固定股息水平，以及在收购机会、现金流再投资和潜在股息增加方面如何管理业务 - 公司是股息支付公司，固定股息为每股2美元，设定股息的计算复杂，考虑油价、债务水平、套期保值期限、机会集和增值收购能力等因素，公司每周进行计算 [51] 问题: 巴肯地区服务成本通胀情况 - 2023年成本有所缓和，2024年未看到明显变化，服务成本受钻井活动影响，巴肯地区钻机数量略有增加，但尚未导致公司服务成本上升，公司将继续关注AFE和实际成本 [54] 问题: 第四季度提前投产的油井是由运营商决定还是有其他因素 - 公司按运营商跟踪油井情况，不同运营商情况不同，部分收购的油井处于较高工作权益且进展较快，运营商能够比预期更快投产 [56]

股息信息 - 2024年第一季度现金股息为每股0.50美元，将于3月29日支付[4] 财务数据关键指标变化 - 2023年净亏损1970万美元，调整后净收入为5360万美元，调整后EBITDA为1.57亿美元[5] - 2023年总营收为2.351亿美元，其中石油占总产量的68%，占油气总收入的93% [5][6] - 2023年平均实现油价和天然气价格分别为73.59美元/桶和1.88美元/千立方英尺，套期保值后实现油价为73.99美元/桶[7] - 2023年租赁经营费用为3950万美元，即9.11美元/桶油当量；一般及行政费用为2390万美元，即5.52美元/桶油当量[8] - 截至2023年12月31日，公司现金为60万美元，循环信贷安排借款为8100万美元，总流动性为9960万美元[12] - 2023年开发资本支出为8480万美元，油气资产收购成本为3570万美元[13] - 2023年石油收入为218396000美元，天然气收入为15509000美元，总收入为233905000美元；2022年石油收入为233622000美元，天然气收入为48268000美元，总收入为281890000美元[32] - 2023年总运营费用为199051000美元，运营收入为34854000美元；2022年总运营费用为128024000美元，运营收入为153866000美元[32] - 2023年税前收入为42202000美元，净亏损为19744000美元；2022年税前收入为118903000美元，净收入为118903000美元[32] - 2023年加权平均普通股/前身普通股基本和摊薄流通股数为29556967股；2022年为438625000股[32] - 2023年基本和摊薄每股净亏损为0.73美元；2022年为每股净收入0.26美元[32] - 2023年12月31日总资产为765970000美元，总负债为219564000美元；2022年总资产为660484000美元，总负债为91502000美元[34] - 2023年调整后净收入（非GAAP）为53570000美元，调整后所得税费用按23.4%法定税率计算为16365000美元[42] - 2023年12月31日净债务为80448000美元，调整后EBITDA为156956000美元，净债务与调整后EBITDA比率为0.51[44] - 2023年经营活动提供的净现金为141,942千美元[46] - 2023年经营资产和负债的变动加回金额为3,575千美元[46] - 2023年经营资产和负债变动前的经营现金流为145,517千美元[46] - 2023年油气资产开发支出为84,832千美元[46] - 2023年自由现金流为60,685千美元[46] - 2023年折现未来净现金流的标准化衡量值为575,691千美元[48] - 2023年按10%折现的未来所得税为106,379千美元[48] - 2023年估计未来净收入的税前现值（税前PV10%）为682,070千美元[48] 各条业务线数据关键指标变化 - 2023年油气产量平均为11889桶油当量/天，第四季度为13652桶油当量/天，较第三季度增长24% [5] - 截至2023年12月31日，已探明开发储量较2022年增加5%至2850万桶油当量，总探明储量减少7%至4060万桶油当量[9] - 2024年年度指导：年产量为12500 - 13500桶油当量/天，石油占比为67% - 71%，总现金资本支出为9000 - 1.1亿美元[16] 公司活动安排 - 公司将参加2024年3月17 - 19日在加州丹纳波因特举行的Roth会议[25] - 2024年2月27日上午11点（东部时间）举行2023年财报电话会议[23]

公司整体财务数据关键指标 - 公司在2023财年、2022财年、2021财年11月30日和2021年12月分别向股东/成员进行了5800万美元、3600万美元、1200万美元和600万美元的现金分配[37] - 公司在2023年12月31日、2022年12月31日、2021年11月30日和2021年12月31日分别录得净亏损1970万美元、净收入1.189亿美元、净收入1810万美元和净亏损740万美元[142] - 公司在2023年12月31日止年度向股权持有人支付现金股息5800万美元，在2022年12月31日、2021年11月30日和2021年12月31日止年度分别向成员进行现金分配3600万美元、1200万美元和600万美元[200] 公司业务分拆情况 - 2023年1月13日，杰富瑞完成了Vitesse Energy的分拆，分拆后杰富瑞不再持有Vitesse Energy普通股[36] 公司收购情况 - 自成立以来，公司已完成约170笔离散收购，总金额超过5.7亿美元[39] 公司整体储量及产量数据 - 截至2023年12月31日，公司总净英亩数为48,273，总毛生产井数为5,734，总净生产井数为158，平均日产量为11,889桶油当量，总探明储量为40,595千桶油当量，PV - 10值为682,070千美元，石油占比68%，已开发探明储量占比70%[35] - 2023年石油净产量2968千桶，天然气净产量8232百万立方英尺，总产量4340千桶油当量[62] - 2023年开发井中生产性油井毛井数414口，净井数9.78口[64] - 截至2023年12月31日，公司估计的已探明总储量为40,595 MBoe，其中已开发储量占比70.1% [46] - 截至2023年12月31日，公司估计的已探明未开发储量为12,121 MBoe，其PV - 10价值约占总PV - 10价值的21% [49][51] - 2022年12月31日至2023年12月31日，已探明未开发储量变化包括：收购289 MBoe，扩展、发现及其他增加2,592 MBoe，向已开发储量转移2,491 MBoe，修订减少4,960 MBoe [49] - 2023年，公司在将约5个净未开发地点（2022年12月31日归类为已探明）的2,491 MBoe已探明未开发储量转换为已开发储量时，产生约4100万美元开发成本 [52] - 2023年，因威利斯顿盆地钻机活动低于预期及遵守SEC 5年开发规则，将总计4,184 MBoe已探明储量的未开发钻探地点从已探明重新分类为未探明 [52] - 截至2023年12月31日，公司估计的净探明储量约30%被归类为探明未开发储量[159] 威利斯顿盆地业务数据 - 截至2023年12月31日，威利斯顿盆地约76%的48,068净英亩位于邓恩、麦肯齐、芒特雷尔和威廉姆斯县，目标是巴肯和三叉河地层，约99%的土地由生产持有[41] - 截至2023年12月31日，威利斯顿盆地估计探明储量为38,605千桶油当量（69%为石油），占公司总估计探明储量的95%，2023年平均日产量为10,883桶油当量[41] - 截至2023年12月31日，威利斯顿盆地生产性工作权益油井毛井数5632口，净井数142口，平均工作权益2.5%[65] - 截至2023年12月31日，威利斯顿盆地开发土地毛面积1623690英亩，净面积45678英亩，未开发土地毛面积59521英亩，净面积2390英亩[67] - 截至2023年12月31日，约99%的未开发土地由生产持有，640英亩毛面积（5英亩净面积）可能在2025年到期[68] - 北达科他州威利斯顿盆地的油井在产油同时产出天然气，部分因第三方系统限制被燃烧而非收集处理销售[229] - 2014年北达科他州能源监管机构NDI委员会通过政策减少威利斯顿盆地油井燃烧天然气量[229] - 截至2020年11月1日，可强制执行的天然气捕获百分比目标为91%[230] - 北达科他州或其他运营地的天然气捕获及其他监管要求可能增加运营成本、限制生产，影响公司财务状况、运营结果和现金流[231] - 若公司对适用法规解读错误或收到不可上诉的支付北达科他州过去和未来燃烧天然气特许权使用费的命令，将影响财务状况和现金流[231] 丹佛 - 朱尔斯堡盆地业务数据 - 截至2023年12月31日，丹佛 - 朱尔斯堡盆地公司拥有96口毛（14.8口净）生产井的工作权益[43] 粉河盆地业务数据 - 截至2023年12月31日，粉河盆地公司拥有6口毛（1.0口净）生产井的工作权益[44] 公司储量评估相关情况 - 公司聘请Cawley准备估计的已探明储量，其技术负责人Todd Brooker有超25年油气储层研究和评估经验 [52][53] - 公司利用第三方Cawley评估100%已探明储量基础，同时有内部工程部门，由高级储量工程师负责监督储量估算 [59] - 公司内部对储量估算过程的控制包括验证输入数据和管理审查，如比较历史费用与运营成本输入等 [60] - 公司油气储量估计基于诸多假设，可能不准确，会影响储量数量和现值[144][145] 公司油气价格及成本数据 - 2023年石油平均销售价格每桶73.59美元，天然气和NGLs每千立方英尺1.88美元[62] - 2023年租赁经营费用每桶油当量9.11美元，生产税每桶油当量4.98美元[62] 公司运营风险相关 - 公司运营受行业周期性影响，业绩可能季度和年度波动[69] - 公司主要通过与第三方合作参与油气开发生产，依赖运营商进行钻井和销售[71][72] - 公司收购市场竞争激烈，气候变化等因素可能减少油气需求[73][74] - 油气开发生产受联邦、州、部落和地方当局广泛监管，可能限制产量、井数量和位置，增加运营成本[80] - 油气运输方面，州际石油管道运输费率由FERC监管，州内由州监管委员会监管，天然气运输和销售也受多方监管[81][82][84][86] - 公司运营和资产受环保相关法律法规约束，近期环保立法和监管趋于严格，违反规定会面临罚款等处罚[87] - 多项环保法规如CERCLA、RCRA、ESA、CAA、CWA、OPA、SDWA等对公司运营有影响，新法规或提案可能增加运营成本和财务负担[89][90][91][93][95][97] - 公司钻探和生产油气活动风险高，可能因未发现商业性储层、基础设施限制等因素导致活动受限或取消[136][138] - 钻探和生产活动中的诸多事件可能造成重大损失，公司虽有保险但无法覆盖所有运营风险[137] - 公司业务依赖第三方运输和加工设施，这些设施的问题可能导致成本增加、价格下降等[149] - 达科他接入管道面临诉讼，可能影响运营，进而影响公司业务[150][151] - 季节性天气和极端气候事件可能影响公司运营和财务状况[152][153] - 公司作为非运营商，依赖第三方运营资产，运营商问题可能对公司财务产生不利影响[154][155] - 公司收购策略面临评估信息有限、收购交易复杂、承担未知负债等风险，可能影响流动性、增加利息费用和财务杠杆、稀释股东权益等[160][161] - 公司业务计划需大量资本支出，可能无法以有利条件获得资金，影响业务发展和财务状况[164] - 公司可能无法成功整合未来收购的资产，难以实现预期效益，评估准确性不确定，整合过程可能延迟[165] - 公司多数生产性资产位于威利斯顿盆地，地理集中使盈利能力易受区域事件影响[166][167] - 公司管理团队成员流失可能削弱运营和执行商业计划的能力[168] - 公司租赁权益的产权缺陷可能影响财务状况，可能需逆转先前确认的收入，影响现金流和经营业绩[169][170] - 石油和天然气行业竞争激烈，公司在资产收购、获取资本、采购设备和招聘人才等方面面临竞争[171] - 全球疫情和军事冲突会导致市场不稳定和经济动荡，影响公司财务状况和经营业绩[174][176] - 自2021年下半年起美国通胀显著上升，可能导致公司运营成本增加，若无法通过价格和收入弥补，将产生负面影响[178] - 2023年3月10日硅谷银行被关闭，同年签名银行、银门资本公司和第一共和银行被联邦存款保险公司接管，公司虽未在这些银行存款，但可能有资产超出联邦存款保险公司保险范围[179] - 公司开展衍生品活动以减少油气价格波动影响，但可能限制价格上涨带来的收益，且收益会因衍生品公允价值变化而大幅波动[180] - 公司实际未来产量可能与衍生品合约估计量有较大差异，若产量高于或低于估计量，会增加价格风险或导致流动性下降[181] - 公司负责油气资产退役成本，但难以预测，若成本超预期，可能需动用其他资金，影响业务资金分配[182] - 公司依赖计算机和电信系统，系统故障、网络安全威胁等可能严重扰乱业务运营，虽暂无重大损失，但未来无法保证[183] - 铁路运输石油存在脱轨、事故等风险，法规变化可能增加公司运营成本并限制销售[212] - 公司衍生品活动面临监管风险，违反相关法规会对业务和财务产生重大不利影响[213] - 环境法规增加公司油井运营成本，违反法规会面临处罚和业务终止风险[217] - 水力压裂相关法规变化可能导致公司合规成本增加和运营延迟[222] - 部分州对注水井处置废水加强监管，影响公司运营[223] - 排放监管加强使公司面临诉讼风险，涉诉可能影响声誉和财务状况[228] 公司新兴成长型企业相关情况 - 公司新兴成长型企业属性或致普通股交易市场活跃度低、股价波动大[112] - 公司作为新兴成长型公司，持续至最早发生的以下情况：年度总收入首次达到或超过12.35亿美元（根据通胀调整）；前三年发行超过10亿美元的非可转换债务；非关联方持有的普通股全球总市值达到7亿美元或以上且作为报告公司满一年；首次公开发行普通股后第五年的财年末[121] - 新兴成长型公司可享受部分报告要求豁免，如无需遵守2002年《萨班斯 - 奥克斯利法案》第404(b)条的审计师鉴证要求等[121] 公司股权及股息相关情况 - 公司虽预计持续支付股息，但无法保证，且债务可能限制支付能力[112] - 《特拉华州一般公司法》（DGCL）第203条禁止公司与持有15%或以上已发行有表决权股份的利益相关股东进行业务合并，公司未选择排除该条款[125] - 公司未来可能因股权奖励结算或行使、发行股权进行收购等导致股东所有权被稀释[127] - 公司修订并重述的公司章程指定特拉华州衡平法院为某些股东诉讼的唯一专属法庭，美国联邦地区法院为联邦证券法相关诉讼的唯一专属法庭[129] - 公司董事会有权决定未来股息的时间、声明、金额和支付，且可自行变更或取消，公司债务可能限制股息支付能力[124] 公司财务计算相关 - 公司2023年12月31日的估计已探明储量按SEC规则计算，采用年底SEC价格，原油为每桶78.21美元，天然气为每百万英热单位2.64美元[148] - 公司计算折现未来净现金流时使用10%的折现率[148] 公司人员及办公空间情况 - 截至2023年12月31日，公司有36名全职员工[105] - 公司当前办公空间约为15000平方英尺，2024年预计启用约22000平方英尺的新办公空间[108] 公司套期保值情况 - 公司2024年预计石油产量的约40%已按每桶78.95美元的平均价格进行套期保值[39] 行业法规政策情况 - 1995年1月1日起，FERC实施基于通胀的石油管道运输费率指数系统，允许管道每年最多按规定上限提价，每五年审查指数水平[81] - 2022年1月20日，FERC为2021年7月1日开始的五年期制定新价格指数[81] - 2023年12月，EPA针对油气设施制定更严格甲烷规则，要求现有源减排95%，各州有两年时间制定并提交控制计划[91] - 2023年5月，美国最高法院在Sackett v. EPA案中使当时部分WOTUS规则无效并缩小其范围，9月EPA和陆军工程兵团发布修订规则[93][94] - 2023年9月规则实施因诉讼在各州有差异，27个诉讼参与州按2015年前监管制度和Sackett案变化解释WOTUS定义[94] - 2020年，最高法院裁定若通过地下水添加污染物是直接排放到通航水域的“功能等同”，CWA要求排放许可[97] - 2017年英国金融行为监管局宣布逐步淘汰伦敦银行间同业拆借利率（LIBOR），2021年宣布部分美元LIBOR设置停止提供或不再具有代表性，其中一周和两个月期美元设置在2021年12月31日后，其余美元设置在2023年6月30日后[202] - 2021年1月拜登签署行政命令暂停联邦土地和水域新油气租赁，后被联邦地方法院阻止，经谈判后解除，美国内政部对联邦租赁计划的全面审查导致陆上租赁土地面积减少和特许权使用费率提高[204] - 2021年11月美国内政部发布关于联邦油气租赁计划的报告，部分建议如提高特许权使用费率、最低投标限制和减少可用面积等被纳入《降低通胀法案》并在近期租赁销售中实施[204] - 2022年11月美国土地管理局发布拟议规则以减少联邦和部落土地上勘探和生产活动中的天然气浪费[204] - 2023年2月第五巡回法院驳回对拜登政府临时社会成本碳值计算的初步质疑，9月拜登政府宣布指示联邦机构在预算、采购等决策中纳入温室气体社会成本值[205] - 2023年1月美国环境质量委员会发布关于联邦机构在环境评估中考虑温室气体排放和气候变化影响的更新指南[206] - 2023年7月美国环境质量委员会提议修订《国家环境政策法》实施条例，扩大对项目气候变化累积影响的分析要求等[207] - 2023年4月一个环保组织起诉美国内政部，要求其制定并颁布到2035年逐步淘汰

财务数据和关键指标变化 - 第三季度生产水平保持在略超1.1万桶油当量/天，其中约67%为石油 [18] - 预计2023年第四季度产量增至1.23 - 1.3万桶油当量/天，2024年产量进一步增加 [19] - 调整后EBITDA为3470万美元，与上一季度持平，调整后净收入为1110万美元，GAAP净收入亏损150万美元 [19] - 本季度现金资本支出和收购成本约为3410万美元，未偿债务增加1500万美元，截至9月30日为5600万美元 [20] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度通过近期钻探收购计划收购额外油气权益，将带来约5000万美元额外资本支出，主要在2023年下半年 [11] - 截至2023年9月30日，有7.7口净井正在钻探或完井阶段，另有10口净井已获运营商开发许可 [13] - 过去两个月增加了2023年剩余时间、2024年全年和2025年上半年的石油套期保值，目前约50%的2023年第四季度石油产量和近40%的2024年全年石油产量以79美元/桶的价格进行了套期保值 [14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司是资本回报型公司，支付固定股息是首要任务，已支付第三季度每股0.50美元现金股息，董事会宣布第四季度每股0.50美元现金股息将于12月支付 [8] - 持续关注近期开发钻探交易和大型资产收购，以支持股息，第三季度完成多项符合高回报门槛的收购 [9] - 有机转化未开发地点库存是核心商业模式 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气价格实现方面，第三季度实现价格降低，一是NGL价格因夏季后存储水平高而低迷，预计冬季会改善；二是运输等成本按固定费用计算，价格下降时占比更高 [28][30] - 并购市场交易流量大，是多年来最多的，但不一定都能达成交易 [39] - 巴肯地区成本通胀情况好于其他盆地，2023年第三季度成本趋势与第二季度一致，运营商成本管理出色 [43][45] 其他重要信息 - 新CFO Jimmy Henderson两个月前加入公司，他在石油行业有成功的CFO职业生涯 [7] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请提供第三季度收购活动的更多细节，收购的是否都是生产性资产，是否都在巴肯地区？ - 收购管道是过去10年发展起来的，第三季度中期和后期有几笔交易达成，多数是购买处于钻探过程中的井，部分井钻探进度较快，回报率较好，且在第四季度陆续投产；所有收购都在威利斯顿盆地 [23][24][25] 问题2: 天然气价格实现方面，过去12个月价格波动大，本季度实现价格为0.88美元/Mcf（已扣除运输费用），如何与不扣除运输费用的同行比较，是什么导致价格降低？ - 公司采用两流报告，天然气包含NGL成分；第三季度NGL价格因存储水平高而低迷，预计冬季改善；运输等成本按固定费用计算，价格下降时占比更高 [27][28][30] 问题3: 近期更新的套期保值情况，2025年套期保值增加是否与收购有关，75美元的掉期价格与当时的期货曲线价格相比如何？ - 是机会主义和正常流程的结合，9 - 10月油价上涨，是锁定收购预期产量价格的好机会；公司历史上喜欢提前约两年进行套期保值，2025年市场存在期货贴水，抓住了几天内价格高于75美元的机会；2023和2024年也增加了套期保值，提高了平均价格 [33][34][36] 问题4: 并购市场情况如何，近短期钻探开发和大型资产包交易机会有何变化趋势？ - 近短期和大型资产类别都有大量交易流量，可能是因为油价相对稳定，这是多年来最多的，但不一定都能达成交易 [39] 问题5: 成本方面，特别是井成本，与去年同期和今年上半年相比如何，2024年指导中考虑了哪些成本？ - 巴肯地区成本通胀情况好于其他盆地，2023年第二季度开始成本有下降趋势，第三季度保持稳定，运营商成本管理出色 [43][44][45] 问题6: 公司较大的运营商Hess即将被收购，这对公司有何影响，如何看待Hess区块下的机会？ - 认为Chevron是优秀的运营商，但无法预测对公司是好是坏；通常这种并购会使小资产重新洗牌，但目前尚未看到，公司会持续关注 [47][48]

公司业务战略与运营情况 - 公司业务战略专注于通过以有吸引力的回报率对油气资产进行盈利性收购、开发和生产来创造长期股东价值，同时保持强劲的资产负债表并向股东派发有意义且不断增长的股息[143] - 公司收入来自油气销售，使用衍生品工具对冲部分石油产量的未来销售价格，自2022年3月以来未对冲天然气产量[147] 公司油气资产与产量情况 - 截至2023年9月30日，公司拥有5642口总（155.4口净）生产井、263口总（7.7口净）正在钻探或完井的井，以及389口总（10.0口净）已获运营商开发许可的井[143] - 2023年第三季度和前九个月，公司平均日产量分别为11009桶油当量和11295桶油当量，其中67%的产量来自石油[143] - 2023年第三季度，石油产量为67.9万桶，较2022年同期的69.7万桶下降3%；天然气产量为20.01亿立方英尺，较2022年同期的19.81亿立方英尺增长1%；合并产量为10.13万桶油当量，较2022年同期的10.27万桶油当量下降1%[169] - 2023年前九个月石油产量206.9万桶，较2022年的189.6万桶增加17.3万桶，增幅9%；天然气产量6089百万立方英尺，较2022年的5360百万立方英尺增加729百万立方英尺，增幅14% [191] 公司财务关键指标变化（第三季度） - 2023年第三季度，公司宣布向普通股股东派发每股0.50美元的季度股息，总收入为5510万美元，净亏损为150万美元，运营现金流为3210万美元，资本开发和收购投资为3410万美元，总债务增至5600万美元，油气产量保持在约11000桶油当量/日[145] - 2023年第三季度，石油收入为5329.3万美元，较2022年同期的6238.7万美元下降15%；天然气收入为176.1万美元，较2022年同期的1471.1万美元下降88%；总收入为5505.4万美元，较2022年同期的7709.8万美元下降29%[169] - 2023年第三季度，未套期保值前石油平均实现价格为每桶78.45美元，较2022年同期的89.51美元下降12%；天然气平均实现价格为每千立方英尺0.88美元，较2022年同期的7.42美元下降88%；合并平均实现价格为每桶油当量54.36美元，较2022年同期的75.05美元下降28%[169] - 2023年第三季度，租赁经营费用增至每桶油当量9.86美元，较2022年同期的8.10美元增长22%，主要因修井作业增加和服务成本上升[169][174] - 2023年第三季度，生产税降至520万美元，较2022年同期的660万美元下降22%，生产税占未套期保值调整前石油和天然气销售额的比例分别为9.4%和8.6%[169][175] - 2023年第三季度，一般及行政费用降至380万美元，较2022年同期的570万美元下降34%，每桶油当量降至3.77美元，较2022年同期的5.59美元下降33%[169][176] - 2023年第三季度，折耗、折旧、摊销和增值费用增至1900万美元，较2022年同期的1780万美元增长7%，折耗率增至每桶油当量18.77美元，较2022年同期的17.31美元增长8%[169][177] - 2023年第三季度，利息费用降至116.6万美元，较2022年同期的125万美元下降7%，平均债务余额降至4000万美元，较2022年同期的7500万美元下降[169][181] - 2023年第三季度，商品衍生品净亏损为1710万美元，2022年同期为盈利3100万美元；截至2023年9月30日，所有衍生品合约按公允价值记录，净负债为600万美元，较2022年12月31日的20万美元增加580万美元[169][182][187] - 2023年第三季度公司录得联邦和州所得税收益0.8百万美元，2022年同期无所得税费用[188] 公司财务关键指标变化（前九个月） - 2023年前九个月总营收16460.2万美元，较2022年的22087.4万美元减少5627.2万美元，降幅25% [191] - 2023年前九个月未套期保值前石油平均实现价格为73.72美元/桶，较2022年的94.70美元/桶下降20.98美元，降幅22%；天然气平均实现价格为1.99美元/千立方英尺，较2022年的7.72美元/千立方英尺下降5.73美元，降幅74% [191] - 2023年前九个月租赁经营费用增至2838.4万美元，较2022年的2248.3万美元增加590.1万美元，增幅26% [191] - 2023年前九个月生产税降至1532.5万美元，较2022年的1861.2万美元减少328.7万美元，降幅18% [191] - 2023年前九个月一般及行政费用增至1914.3万美元，较2022年的1225.2万美元增加689.1万美元，增幅56% [191] - 2023年前九个月股权薪酬费用为3054.5万美元，较2022年的491.1万美元增加2563.4万美元，增幅522% [191] - 2023年前九个月利息费用增至346.1万美元，较2022年的300.3万美元增加45.8万美元，增幅15% [191] - 2023年前九个月商品衍生品净亏损488.5万美元，较2022年的1733.8万美元减少1245.3万美元，减幅72% [191] - 2023年前9个月公司记录所得税费用230万美元，同时记录4410万美元递延所得税负债[211] - 2023年前9个月公司经营活动产生现金流量1.103亿美元，投资活动使用现金7750万美元，融资活动使用现金4110万美元[216] - 2023年前9个月公司向股权持有人支付现金股息4350万美元[226] - 2023年前9个月公司资本支出总额为7730万美元[227] 市场价格情况 - 2023年9月30日止三个月，公司石油价格与WTI基准价格的价差为负4.30美元/桶，而2022年同期为负1.84美元/桶；2023年第三季度净实现天然气价格为0.88美元/Mcf，相对于平均亨利中心定价的实现率为34%，而2022年同期净实现天然气价格为7.42美元/Mcf，实现率为93%[160] - 2023年第三季度WTI原油平均价格为82.22美元/桶，较2022年第三季度低10%；2023年第三季度NYMEX天然气平均价格为2.66美元/MMBtu，较2022年第三季度低67%[163] - 2023年第三季度，已结算衍生品使公司每桶实现油价降低2.10美元，2022年同期降低15.97美元；2023年第三季度反映已结算衍生品后每桶实现油价为76.35美元，2022年同期为73.54美元[163] - 2023年前九个月，WTI原油平均价格为77.28美元/桶，2022年同期为98.25美元/桶；NYMEX天然气平均价格为2.58美元/MMBtu，2022年同期为6.69美元/MMBtu[163] - 2023年第三季度和2022年第三季度，公司均未进行天然气衍生品交易，2023年第三季度实现价格为0.88美元/Mcf，2022年同期为7.42美元/Mcf[163] - 2023年初至今WTI原油均价为每桶77.28美元，较2022年同期下降21%；实现油价为每桶74.17美元，2022年同期为73.23美元；NYMEX天然气均价为每百万英热单位2.58美元，较2022年同期下降61%[164] 公司资金与债务情况 - 2023年9月30日，公司有170万美元无限制现金和5600万美元长期债务，2022年12月31日分别为1000万美元和4800万美元[212] - 2023年9月30日，公司营运资金赤字4190万美元，2022年12月31日为盈余1770万美元，流动资产减少1290万美元，流动负债增加4670万美元[215] - 循环信贷安排到期日为2026年4月29日，截至2023年9月30日，公司借款基数为2.45亿美元，总选定承付款为1.7亿美元，其中5600万美元已使用[221][223] 公司衍生品合约情况 - 截至2023年9月30日，公司有石油互换合约，覆盖约40万桶，加权平均价格79.11美元/桶，2024年覆盖约137.5万桶，加权平均价格78.95美元/桶，2025年上半年新增覆盖18万桶，加权平均价格75.30美元/桶[216] - 截至2023年9月30日，公司未平仓原油掉期合约2023年Q4为399998桶，加权平均价格79.11美元；2024年Q1为402498桶，加权平均价格79.03美元等[242] - 基于2023年9月30日未平仓商品衍生品头寸，纽约商业交易所西德克萨斯中质原油期货价格每涨跌1美元，公司净商品衍生品头寸将增减约180万美元[243] 公司财务风险与不确定性 - 油价和天然气价格上涨会导致材料、服务和人员成本增加，价格下跌时成本下降可能滞后且不成比例[231] - 公司财务报表按美国公认会计原则编制，需管理层对未来事件进行估计和假设[232] - 公司无法确定循环信贷安排下未偿借款及相关利息的还款时间，也无法确定其他当前和长期负债义务的支付时间和金额[225] - 公司预计用经营活动产生的现金和循环信贷安排下的借款为未来资本支出提供资金，若现金流下降，资本支出可能会缩减[227][230] 公司内部控制情况 - 截至2023年9月30日，公司披露控制和程序有效[245] - 2023年第三季度公司财务报告内部控制无重大变化[246]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度净收入为960万美元，调整后净收入为1140万美元 [14] - 调整后EBITDA为3480万美元，较第一季度的4010万美元有所下降，主要因天然气和NGL等大宗商品价格下跌 [14] - 第二季度经营活动现金流为3900万美元，自由现金流为1610万美元，用于支付季度股息、减少循环信贷额度余额400万美元以及进行310万美元有吸引力的近期钻探收购 [14] - 季度末信贷额度未偿还余额为4100万美元，选定承诺仍为1.7亿美元，借款基数为2.45亿美元 [15] - 第二季度租赁运营费用每桶油当量较2023年第一季度小幅增长3%，反映了与修井活动相关的季度差异；2023年第二季度一般和行政费用总计450万美元，即每桶油当量4.32美元，较2023年第一季度每单位下降59%，主要由于与Jefferies Financial Group分拆相关的一次性成本降低 [16] 各条业务线数据和关键指标变化 - 截至2023年6月30日，有8.5口净井正在钻探、完井或已完井但尚未投产，另有11口净井已获运营商开发许可 [11] - 2023年前半年资本支出有望超过年度资本支出指引上限，开发资本支出和收购方面已花费4330万美元 [11] - 第二季度产量较2022年第二季度增长16%，达到每天11359桶油当量，其中石油占产量的67%，占总收入的94%；年初至今产量为每天11441桶油当量，石油占比同样为67%；该季度包括已实现套期保值影响的总收入为5320万美元 [15] 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 - 公司以股息为先，注重资本回报，支付了0.5美元股息，董事会已批准第二次0.5美元股息，支付和保护股息的能力依赖于交易流量 [7] - 作为承销商，公司依赖数据质量进行承销，数据科学家创建并维护了名为[BLuminous]的数据库，公司各部门均可持续访问该数据 [8] - 公司在第二季度对多笔1 - 3亿美元的大型交易进行了投标，但未成功，仍在寻找合适的大型增值收购机会 [24] - 公司认为资本将变得更高效，有望用更少资金获得相似产量结果，部分原因是压裂技术进步和基础设施完善 [22] - 公司看好重复压裂的经济效益，3英里水平井较新，目前信息不足，难以判断其影响 [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第二季度交易流量良好，但不确定第三季度是否持续，公司非运营方，以经济门槛而非预算为标准 [20] - 威利斯顿地区钻机数量适中，未经历与其他盆地相同的成本通胀，第二季度平均AFE成本下降是积极趋势 [12] - 若第三季度资本支出情况良好，将开始评估对2024年生产的影响 [40] - 套期保值对保护股息很重要，公司会持续关注，接近2025年和2026年时，会在有吸引力的价格水平继续进行套期保值 [43] 其他重要信息 - 会议中提及的发言可能包含前瞻性陈述，受风险和不确定性影响，实际结果可能与预期有重大差异，公司不承担更新这些陈述的义务 [5] - 会议可能讨论非GAAP财务指标，与最接近的GAAP指标的调节可在昨日发布的收益报告中找到 [5] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请将第二季度净活动井数量和3.5口净AFE数据与今年的资本支出指引联系起来，并说明如何看待2024年的产量增长 - 公司第二季度活动良好，有很多交易达到或超过经济门槛，但不确定第三季度是否持续，因公司是非运营方且以经济门槛为标准，所以无法提供更多关于2024年产量增长的信息 [20] 问题2: 除了钢材等可见消耗品成本下降，公司在服务成本通缩方面有何发现 - 公司去年成本涨幅不大，目前整个业务环节成本都在下降，包括钢材价差和钻井成本，但并非大幅通缩趋势，资本效率正朝积极方向发展，部分原因是压裂技术和基础设施改善 [22] 问题3: 公司在大规模收购方面有何最新想法 - 公司在第二季度对多笔1 - 3亿美元的大型交易进行了投标，但未成功，公司有能力进行大规模增值收购，会继续寻找机会 [24] 问题4: 请说明巴肯地区的资本效率情况，以及每英尺成本是否随技术进步而改善 - 第二季度3英里水平井和重复压裂数量有所增加，且这一趋势自2022年末开始显现，公司认为资本效率提升将推动未来业绩，技术进步尤其是压裂和重复压裂技术的发展改变了公司资产状况，预计未来技术和资本效率将继续改善 [28][29] 问题5: 请说明递延税情况以及未来发展趋势 - 第一季度因公司结构变化产生了大额费用，未来公司预计税率在当前净收入的17% - 20%之间 [31] 问题6: 公司资本支出超指引上限，这是否是积极信号 - 公司将资本支出视为将未开发土地和钻探机会转化为现金并回报股东的过程，资本支出增加表明有更多符合经济门槛的机会，是积极信号 [36] 问题7: 在当前资本支出水平下，何时可以询问2024年的产量增长情况 - 若第三季度资本支出情况良好，公司将开始评估对2024年生产的影响 [40] 问题8: 公司在2025 - 2026年的套期保值策略是怎样的 - 套期保值对保护股息很重要，公司目前2023年的套期保值多于2024年，接近2025年和2026年时，会在有吸引力的价格水平继续进行套期保值，公司已在10 - Q报告中披露了套期保值的具体金额和价格 [43][44] 问题9: 在97口总AFE中，有多少口是3英里水平井，哪些运营商采用了这种方法，公司在巴肯地区的平均水平井长度是多少，何时能看到3英里水平井在该盆地广泛应用 - 第二季度3英里AFE数量比第一季度增加一倍多，Kraken、Cord和Continental等运营商正在尝试增加3英里水平井数量，但目前2英里水平井仍多于3英里水平井 [46]

公司资产与业务规模 - 截至2023年6月30日，公司拥有5507口毛（148.6口净）生产井、278口毛（8.5口净）正在钻探或完井的井，以及432口毛（11.0口净）已获运营商开发许可的井[140] 产量数据 - 2023年第二季度和上半年，公司平均日产量分别为11359桶油当量和11441桶油当量，其中67%的产量来自石油[140] - 2023年第二季度，公司产量较2022年同期增长16%[142] - 2023年第二季度，公司石油产量69.7万桶，较2022年同期增加8.5万桶（14%）；天然气产量2018万立方英尺，较2022年同期增加322万立方英尺（19%）[166] - 2023年Q2与2022年Q2相比，石油产量从61.2万桶增至69.7万桶，增幅14%；天然气产量从1696万立方英尺增至2018万立方英尺，增幅19%；合并产量从89.4万桶油当量增至103.4万桶油当量，增幅16%[166] 财务关键指标（季度） - 2023年第二季度，公司净收入为960万美元，总收入为5160万美元，经营活动现金流为3900万美元[142] - 2023年第二季度，公司石油价格与WTI基准价格的价差为每桶负3.78美元，而2022年同期为负3.22美元[156] - 2023年第二季度，公司天然气净实现价格为每千立方英尺1.41美元，相对于亨利中心平均定价的实现率为65%，而2022年同期为每千立方英尺8.35美元，实现率为111%[156] - 2023年第二季度，平均WTI油价为每桶73.56美元，较2022年第二季度低32%；平均NYMEX天然气价格为每百万英热单位2.33美元，较2022年第二季度低69%[160] - 2023年第二季度，公司结算衍生品使每桶实现油价提高2.28美元，而2022年同期使每桶实现油价降低28.26美元[160] - 2023年第二季度，公司石油收入4873.3万美元，较2022年同期减少1590.7万美元（25%）；天然气收入285.5万美元，较2022年同期减少1130.2万美元（80%）；总收入5158.8万美元，较2022年同期减少2720.9万美元（35%）[166] - 2023年第二季度，公司未套期保值前石油平均实现价格为69.90美元/桶，较2022年同期降低35.76美元（34%）；天然气平均实现价格为1.41美元/千立方英尺，较2022年同期降低6.94美元（83%）[166] - 2023年第二季度，公司租赁经营费用增至931.6万美元，较2022年同期增加165.5万美元（22%）；生产税降至491.9万美元，较2022年同期减少194.7万美元（28%）[166] - 2023年第二季度，公司一般及行政费用增至446.1万美元，较2022年同期增加82.8万美元（23%）；折耗、折旧、摊销及增值费用增至1874.8万美元，较2022年同期增加375.4万美元（25%）[166] - 2023年第二季度，公司基于股权的薪酬费用为142.8万美元，较2022年同期减少1486.4万美元（91%）；利息费用增至111.5万美元，较2022年同期增加7.1万美元（7%）[166] - 2023年第二季度，公司商品衍生品净收益为477.9万美元，而2022年同期为亏损1155.8万美元；所得税费用为681.2万美元，2022年同期无此项费用[166] - 2023年Q2与2022年Q2相比，石油收入从6464万美元降至4873.3万美元，降幅25%；天然气收入从1415.7万美元降至285.5万美元，降幅80%；总收入从7879.7万美元降至5158.8万美元，降幅35%[166] - 2023年Q2与2022年Q2相比，套期保值前石油平均实现价格从105.66美元/桶降至69.90美元/桶，降幅34%；天然气平均实现价格从8.35美元/千立方英尺降至1.41美元/千立方英尺，降幅83%；合并平均实现价格从88.10美元/桶油当量降至49.91美元/桶油当量，降幅43%[166] - 2023年Q2与2022年Q2相比，租赁经营费用从766.1万美元增至931.6万美元，增幅22%；生产税从686.6万美元降至491.9万美元，降幅28%；一般及行政费用从363.3万美元增至446.1万美元，增幅23%；折耗、折旧、摊销及增值从1499.4万美元增至1874.8万美元，增幅25%；基于股权的薪酬从1629.2万美元降至142.8万美元，降幅91%；利息费用从104.4万美元增至111.5万美元，增幅7%；商品衍生品净收益从 - 1155.8万美元增至477.9万美元，增幅141%；所得税费用从0增至681.2万美元，增幅100%[166] - 2023年Q2与2022年Q2相比，租赁经营成本从8.57美元/桶油当量增至9.01美元/桶油当量，增幅5%；生产税成本从7.68美元/桶油当量降至4.76美元/桶油当量，降幅38%；一般及行政成本从4.06美元/桶油当量增至4.32美元/桶油当量，增幅6%；折耗、折旧、摊销及增值成本从16.76美元/桶油当量增至18.14美元/桶油当量，增幅8%[166] - 2023年Q2石油价格与WTI基准价格的价差为 - 3.78美元/桶，2022年Q2为 - 3.22美元/桶；2023年Q2天然气净实现价格为1.41美元/千立方英尺，相对于亨利中心加权平均价格的实现率为65%，2022年Q2为8.35美元/千立方英尺，实现率为111%[167][169] - 2023年Q2与2022年Q2相比，折耗（不包括折旧、摊销和增值）率从16.65美元/桶油当量增至17.98美元/桶油当量[175] - 2023年第二季度基于股权的薪酬费用为140万美元[176] - 2023年第二季度利息费用增至110万美元，2022年同期为100万美元[178] - 2023年第二季度商品衍生品净收益为480万美元，2022年同期亏损1160万美元[179] - 2023年第二季度约50%的石油产量有金融套期保值，实现石油衍生品收益160万美元；2022年同期约61%的石油产量有金融套期保值，产生石油衍生品损失1730万美元[183] - 2023年第二季度所得税费用为680万美元，2022年同期无所得税费用[185] 财务关键指标（上半年） - 2023年上半年油气总收入为1.095亿美元，较2022年上半年的1.438亿美元下降24%，主要因套期保值前每桶油当量平均实现价格下降35%，部分被产量增长18%抵消[188] - 2023年上半年租赁经营费用增至每桶油当量8.88美元，2022年上半年为8.04美元，主要因修井和服务成本增加[192] - 2023年上半年生产税降至1020万美元，2022年上半年为1200万美元，生产税占套期保值前油气销售的比例分别为9.3%和8.3% [193] - 2023年上半年一般及行政费用增至1530万美元，2022年上半年为650万美元，每桶油当量费用从3.69美元增至7.40美元，主要因分拆成本增加590万美元[194] - 2023年上半年折耗、折旧、摊销和增值费用（DD&A）增至3720万美元，2022年上半年为2920万美元，增长28%，因产量增长18%和每桶油当量费用增加1.41美元[195] - 2023年上半年股权薪酬费用为2940万美元，2022年上半年为2220万美元，公司授予3153122个受限股票单位，加权平均授予日公允价值为每股14.47美元[197] - 2023年上半年利息费用增至230万美元，2022年上半年为180万美元，虽债务余额从8400万美元降至4100万美元，但因SOFR利率上升导致费用增加[199] - 2023年上半年商品衍生品净收益为1220万美元，2022年上半年为亏损4840万美元，2023年上半年约50%的石油产量有金融套期保值，天然气无[200] - 2023年上半年所得税费用为4718.3万美元，2022年上半年无所得税费用，主要因前身公司并入Vitesse导致税务状况变化[207] - 2023年上半年，公司经营活动产生的现金流量为7820万美元，较2022年上半年增长36%；投资活动使用现金4330万美元，较2022年上半年增加350万美元；融资活动使用现金4160万美元，2022年上半年为1580万美元[212][213][214] - 2023年上半年，公司收购活动现金支出分别为420万美元和1840万美元[213] - 2023年上半年，公司在循环信贷安排下净还款1200万美元，支付股息2900万美元；2022年上半年，在先前循环信贷安排下借款1600万美元，向股权持有人分配3000万美元[214] - 2023年上半年，公司支付现金股息2900万美元，未来股息可能因多种因素改变[222] - 2023年上半年，公司资本支出总额为4330万美元，预计用经营活动产生的现金和循环信贷安排借款为未来资本支出提供资金[223] - 2023年上半年与2022年相比，石油和天然气价格上涨导致材料、服务和人员成本增加[227] - 2023年上半年油气收入降至1.095亿美元，2022年同期为1.438亿美元，主要因每桶油当量平均实现价格下降35%，部分被产量增加18%抵消[188] - 2023年上半年租赁经营费用增至每桶油当量8.88美元，2022年同期为8.04美元，主要因修井和服务成本增加[192] - 2023年上半年生产税降至1020万美元，2022年同期为1200万美元，生产税占油气销售的比例从2022年的8.3%升至2023年的9.3%[193] - 2023年上半年利息费用从2022年同期的180万美元增至230万美元，债务余额从8400万美元降至4100万美元[199] - 2023年上半年商品衍生品收益为1220万美元，2022年同期损失为4840万美元[200] - 2023年上半年所得税费用为310万美元，2022年同期无所得税费用，2023年还记录了4410万美元递延所得税负债[207] - 2023年上半年经营活动产生的现金流量为7820万美元，较2022年同期增长36%[212] - 2023年上半年投资活动使用的现金为4330万美元，2022年同期为3980万美元[213] - 2023年上半年融资活动使用的现金为4160万美元，2022年同期为1580万美元[214] 债务与现金流相关 - 公司未偿债务从2022年12月31日的4800万美元降至2023年6月30日的4100万美元[142] - 截至2023年6月30日，公司所有衍生品合约按公允价值计量为净资产970万美元，较2022年12月31日的净负债20万美元增加990万美元[184] - 2023年6月30日，公司持有340万美元无限制现金，长期债务为4100万美元；2022年12月31日，无限制现金为1000万美元，长期债务为4800万美元[208] - 2023年6月30日，公司营运资金赤字为360万美元，2022年12月31日为盈余1770万美元；与2022年12月31日相比，2023年6月30日流动资产减少1450万美元，流动负债增加670万美元[210] - 截至2023年6月30日，衍生品合同公允价值为净资产970万美元，较2022年12月31日的净负债20万美元增加990万美元[184] - 截至2023年6月30日，衍生品合约公允价值为970万美元净资产，较2022年12月31日的20万美元净负债增加990万美元[206] - 2023年6月30日，公司有340万美元无限制现金和4100万美元长期债务，2022年12月31日分别为1000万美元和4800万美元[208] - 2023年6月30日，营运资金赤字为360万美元，2022年12月31日为盈余1770万美元[210] 股息分配 - 公司宣布向普通股股东派发每股0.50美元的季度股息[142] 衍生品合约情况 - 截至2023年6月30日，公司有石油互换合约，2023年剩余时间约68万桶，加权平均价格为每桶77.95美元；2024年约68万桶，加权平均价格为每桶76美元；无天然气衍生品合约[212] - 2023年Q3至2024年Q4各季度未平仓原油掉期合约的加权平均价格分别为78.25美元、77.62美元、76.06美元、75.97美元、75.97美元、75.97美元，对应数量分别为354,999桶、324,998桶、199,998桶、180,000桶、180,000桶、120,000桶[238] - 2023年6月30日未平仓商品衍生品头寸下，NYMEX WTI期货连续价格每涨跌1美元，公司

财务数据和关键指标变化 - 2023年第一季度GAAP净亏损4780万美元，反映了与分拆相关的7740万美元一次性或非经常性费用，包括4410万美元的一次性非现金所得税费用、2680万美元的非现金股权薪酬加速费用和650万美元的交易成本 [12] - 调整后净收入为1560万美元，使用23.4%的法定所得税率；调整后EBITDA为4010万美元，较上一季度增长6% [13] - 第一季度总营收为5900万美元，2022年第一季度为5200万美元，尽管WTI油价下跌20%，天然气价格下跌42% [14] - 第一季度租赁运营费用较2022年第一季度每桶油当量增加17%；现金一般及行政费用为1090万美元，其中包括650万美元的分拆相关成本；资本支出为2270万美元 [15] - 第一季度末，公司信贷安排借款4500万美元，较分拆时的5300万美元减少800万美元；春季借款基础重新确定后，借款基础从2.65亿美元降至2.45亿美元，选定承诺1.7亿美元未变 [16] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度产量为11524桶油当量/天，较2022年第一季度增长20%，其中石油占产量的67%，占总收入的87% [14] - 截至3月31日，有7.2口净井处于钻探或完井阶段，另有10口井已获运营商开发许可 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - 截至上周末，威利斯顿盆地有42台钻机在作业，超过50%的钻机位于公司拥有权益的土地上 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于向股东返还资本，支付季度股息是基于回报的资本配置策略的首要任务，已宣布2023年6月支付每股0.50美元的第二季度股息 [9] - 公司将有机钻探与近期开发收购相结合，以支持现金流状况；将未开发库存转化为生产井是公司商业模式的关键 [9][10] - 公司会考虑并购机会，但不会进行不利于或无法扩大股息的大型交易；对粉河盆地、鹰福特、DJ盆地和二叠纪盆地有一定兴趣，但目前认为巴肯地区仍是最佳选择 [21][51][52] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2023年第一季度按计划进行，完成了从杰富瑞的分拆，收购了Vitesse Oil，作为完全整合的独立上市公司运营，提高了产量并减少了债务 [8] - 公司重申了此前发布的2023年度指引 [18] - 去年约一半的运营商钻井和完井成本出现个位数增长，目前平均成本已低于一年前；独立运营商Grayson Mill和Kraken以及大陆资源公司表现良好 [23][24] - 巴肯地区的油井在深度、密度、成本、产量和范围方面都有改善，技术不断发展，油井产量日益提高；Tier 4区域在某些情况下经济效益可能优于Tier 1或Tier 2区域 [29][30][34] - 公司认为巴肯地区的重复压裂技术前景广阔，经济效益显著，但实施时机较难确定；过去六个月运营商重复压裂油井数量增加了两倍 [42][43] 其他重要信息 - 公司在财报电话会议中可能讨论非GAAP财务指标，相关指标与最接近的GAAP指标的调节可在昨日发布的财报中找到 [6] - 公司提醒，本次会议中的言论可能包含前瞻性陈述，存在风险和不确定性，实际结果可能与预期有重大差异 [5] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请谈谈并购市场的机会，包括小规模和大规模交易 - 公司从事相关业务已有10年，交易流有一定节奏，目前与过去几年相比没有明显增减；巴肯地区有活跃的近期钻探交易流；公司会考虑所有交易，但不会进行不利于或无法扩大股息的大型交易 [21] 问题2: 请分享运营商行为和油田服务成本方面的领先趋势 - 去年约一半的运营商钻井和完井成本出现个位数增长，目前平均成本已低于一年前；独立运营商Grayson Mill和Kraken以及大陆资源公司表现良好 [23][24] 问题3: 请更新公司在威利斯顿盆地的“更深、更密、更宽”理论的进展 - 最初的理论是巴肯地区油井会更深、更密、更便宜、更好、范围更广；目前Three Forks层已被开发，实现了更深；每DSU的油井数量从4口增加到6 - 8口，实现了更密；随着基础设施建设，油井经济效益提高，实现了更便宜；巴肯地区的EUR（预估最终采收量）不断提高，技术持续发展，实现了更好 [29][30][32] 问题4: 请谈谈巴肯地区老井重复压裂的潜力，以及初始和当前的采收率 - 公司认为初始采收率约为9% - 10%；目前有大量油井适合重复压裂，过去六个月运营商重复压裂油井数量增加了两倍；重复压裂技术较新，成本有望下降，经济效益显著，但实施时需要关闭DSU内的其他油井，产量会暂时下降，时机较难确定 [41][42][43] 问题5: 重复压裂的潜力是广泛统一的，还是因油井而异 - 没有完美答案；2008 - 2011年钻探的油井常偏离油层，但能否对这些油井进行重复压裂尚未得到证实；巴肯地区有“光环效应”，重复压裂或压裂一口油井会提高周围母井的产量；重复压裂的强度和位置需要根据每个DSU的情况定制 [47][48] 问题6: 随着行业资金短缺，未来是否会有更多并购机会，是否会考虑跨盆地并购 - 公司会考虑跨盆地并购，对粉河盆地、鹰福特、DJ盆地和二叠纪盆地有一定兴趣，但目前认为巴肯地区仍是最佳选择；公司看到1 - 5亿美元的大型交易流有所增加，但这些交易目前价格缺乏吸引力 [51][52][53] 问题7: 公司土地上运营的钻机比例较过去是高是低，这对库存质量有何启示 - 公司土地上运营的钻机比例高于正常水平，但未超出正常范围，平均约为三分之一；钻机分布较为广泛 [54] 问题8: 请谈谈未来的资本支出情况 - 资本支出情况不稳定，公司无法保证每个季度都能复制第一季度的情况；如果第二季度资本支出相似，可能会改变指引；目前资本支出增加是个好迹象，因为公司在钻探方面很有纪律性，资本支出与产量之间的滞后约为一年，重复压裂的滞后时间更短 [55] 问题9: 公司如何考虑将资本分配到地面项目机会上，是受限于有机自由现金流，还是会在有好机会时使用资产负债表 - 公司会使用资产负债表，但在巴肯地区的收购门槛较高，机会和经济效益是限制因素；如果资本支出增加，是个好迹象；公司会在看到非凡机会时使用资产负债表，但不是为了单纯扩张 [58] 问题10: 租赁运营费用（LOE）因修井而升高，未来会如何变化 - 第一季度有大量修井活动，未来租赁运营费用将趋于平稳，预计每桶油当量在8.50 - 9美元之间；费用还受季节影响，天气变暖后运营成本会降低 [60][61]

公司油井权益与产量情况 - 截至2023年3月31日，公司拥有5425口毛井（146.7口净井）的生产井权益、276口毛井（7.2口净井）正在钻探或完井，另有408口毛井（10.1口净井）已获运营商开发许可[135] - 2023年第一季度，公司平均日产量为11524桶油当量，其中石油占比67%[135] 行业减产情况 - 2023年4月2日，欧佩克宣布进一步减产约116万桶/日，此前在2022年10月已宣布减产200万桶/日[136] 公司收购与收入情况 - 公司完成分拆并以2120312股普通股收购Vitesse Oil，2023年第一季度总收入为5800万美元[137] 公司现金流与股息情况 - 2023年第一季度，公司经营活动现金流为3920万美元，宣布向普通股股东派发季度股息每股0.50美元，共计1640万美元[137] 公司债务与产量增长情况 - 公司未偿债务从2022年12月31日的4800万美元降至2023年3月31日的4500万美元，2023年第一季度产量较2022年同期增长20%[137] 公司石油与天然气价格差价情况 - 2023年第一季度，公司石油与纽约商品交易所基准价格的差价为每桶 - 3.11美元，2022年同期为 - 5.69美元[151] - 2023年第一季度，公司天然气净实现价格为每千立方英尺3.61美元，相对于亨利中心平均定价实现率为134%，2022年同期为每千立方英尺7.43美元，实现率为160%[151] 公司油井支出授权成本情况 - 2023年第一季度，公司参与的油井平均支出授权成本为840万美元，2022年同期为680万美元[152] 市场原油与天然气均价情况 - 2023年第一季度NYMEX原油均价为每桶75.93美元，较2022年同期下降20%；天然气均价为每百万英热单位2.64美元，较2022年同期下降43%[155] 公司油气总营收情况 - 2023年第一季度公司油气总营收为5796.1万美元，较2022年同期的6497.9万美元下降11%[160] 公司石油与天然气产量情况 - 2023年第一季度公司石油产量为69.2万桶，较2022年同期增长18%；天然气产量为20.71亿立方英尺，较2022年同期增长23%[160] 公司各项费用情况 - 2023年第一季度公司租赁经营费用增至908万美元，较2022年同期增长40%，每桶油当量成本从7.49美元增至8.75美元[160][164] - 2023年第一季度公司生产税增至525.5万美元，较2022年同期增长3%，生产税占油气销售的比例从7.9%增至9.1%[160][165] - 2023年第一季度公司一般及行政费用增至1086.2万美元，较2022年同期增长278%，每桶油当量成本从3.31美元增至10.47美元[160][166] - 2023年第一季度公司折旧、损耗、摊销及增值费用增至1847.2万美元，较2022年同期增长30%[160][167] - 2023年第一季度公司基于股权的薪酬费用为2797.2万美元，较2022年同期的594.8万美元增长370%[160] - 2023年第一季度公司利息费用增至118.1万美元，较2022年同期增长67%，债务余额从7700万美元降至4500万美元[160][171] 公司商品衍生品收益情况 - 2023年第一季度公司商品衍生品收益为741.9万美元，而2022年同期亏损3681.8万美元[160][172] 公司所得税情况 - 2023年第一季度记录了4410万美元递延所得税负债和370万美元所得税收益，2022年同期无所得税费用[178] 公司现金与债务情况 - 2023年3月31日，公司有340万美元无限制现金和4.5亿美元长期债务；2022年12月31日，有1000万美元无限制现金和4.8亿美元长期债务[179] 公司营运资金情况 - 2023年3月31日，营运资金盈余为1470万美元，低于2022年12月31日的1770万美元；流动资产减少1150万美元，流动负债减少850万美元[182] 公司各活动现金流量情况 - 2023年第一季度经营活动产生现金流量3920万美元，较2022年同期增长53%；投资活动使用现金2270万美元，较2022年同期增加360万美元；融资活动使用现金2310万美元，2022年同期为900万美元[183][184][185] 公司投资活动现金支出情况 - 2023年第一季度投资活动现金支出中，收购活动支出为110万美元，2022年同期为1250万美元[184] 公司融资活动现金使用情况 - 2023年第一季度融资活动现金使用中，循环信贷安排净还款800万美元，支付股息1450万美元；2022年同期在先前循环信贷安排下借款900万美元，向股权持有人分配1800万美元[185] 公司向股权持有人支付股息情况 - 2023年第一季度公司向股权持有人支付现金股息1450万美元[192] 公司总资本支出情况 - 2023年第一季度总资本支出为2270万美元，包括开发支出和收购活动[193] 公司自由现金流预期情况 - 公司预计在当前大宗商品价格水平下继续产生大量自由现金流[197] 公司资产负债表外安排情况 - 公司目前无对财务状况、经营成果等有重大影响的资产负债表外安排[202] 公司原油互换合约情况 - 截至2023年3月31日，公司有石油互换合约，2023年剩余时间覆盖99.5万桶，加权平均价格为每桶78.09美元；2024年覆盖66万桶，加权平均价格为每桶75.97美元；无天然气衍生品合约[183] - 截至2023年3月31日，公司原油互换合约情况为：2023年Q2和Q3均为34.5万桶，加权平均价格78.28美元；Q4为30.5万桶，加权平均价格77.66美元；2024年Q1 - Q3均为18万桶，Q4为12万桶，加权平均价格均为75.97美元[208] - 截至2023年3月31日，公司未平仓原油掉期合约2023年Q2 - Q4分别为34.5万桶、34.5万桶、30.5万桶，加权平均价格分别为78.28美元、78.28美元、77.66美元；2024年Q1 - Q4分别为18万桶、18万桶、18万桶、12万桶，加权平均价格均为75.97美元[208] 公司净大宗商品衍生品头寸变动情况 - 基于2023年3月31日的大宗商品衍生品头寸，NYMEX WTI期货价格每变动1美元，公司净大宗商品衍生品头寸将变动约160万美元[209] - 基于2023年3月31日未平仓商品衍生品头寸，纽约商业交易所西德克萨斯中质原油期货价格每涨跌1美元，公司净商品衍生品头寸将涨跌约160万美元[209] 公司利息费用变动情况 - 假设未偿金额不变，2023年第一季度平均利率每变动1%，利息费用将变动约10万美元[210] - 假设未偿金额不变，2023年第一季度平均利率每涨跌1%，利息费用将涨跌约10万美元[210] 公司长期债务利率情况 - 公司长期债务为浮动利率借款，循环信贷安排利率可在协议规定范围内选择，基础利率借款利差为1.75% - 2.75%，基于担保隔夜融资利率的借款利差为2.75% - 3.75%[210] 公司控制和程序情况 - 截至2023年3月31日，公司披露控制和程序有效[211] 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变化[212] 公司法律诉讼情况 - 公司不时面临法律、行政和环境诉讼，但认为合理可能损失不会对业务、财务状况和经营成果产生重大不利影响[214] - 诉讼结果不确定，不利裁决可能对公司业务、财务状况和经营成果产生重大影响[215] 公司收入、产量、价格、费用对比情况 - 2023年第一季度与2022年同期相比，石油收入从5248.1万美元降至5048.6万美元，降幅4%；天然气收入从1249.8万美元降至747.5万美元，降幅40%；总收入从6497.9万美元降至5796.1万美元，降幅11%[160] - 2023年第一季度与2022年同期相比，石油产量从58.7万桶增至69.2万桶，增幅18%；天然气产量从16.83亿立方英尺增至20.71亿立方英尺，增幅23%；合并产量从86.7千桶油当量增至103.7千桶油当量，增幅20%[160] - 2023年第一季度与2022年同期相比，未套期保值前石油平均实现价格从89.45美元/桶降至72.95美元/桶，降幅18%；天然气平均实现价格从7.43美元/千立方英尺降至3.61美元/千立方英尺，降幅51%；合并平均实现价格从74.93美元/桶油当量降至55.88美元/桶油当量，降幅25%[160] - 2023年第一季度与2022年同期相比，租赁经营费用从649.8万美元增至908万美元，增幅40%；生产税从511万美元增至525.5万美元，增幅3%；一般及行政费用从287.4万美元增至1086.2万美元，增幅278%；折旧、损耗、摊销和增值费用从1418.3万美元增至1847.2万美元，增幅30%；权益性薪酬从594.8万美元增至2797.2万美元，增幅370%；利息费用从70.9万美元增至118.1万美元，增幅67%；大宗商品衍生品收益从 - 3681.8万美元增至741.9万美元，增幅 - 120%；所得税费用从0增至4037.1万美元，增幅100%[160] - 2023年第一季度与2022年同期相比，公司石油与WTI基准价格的价差从 - 5.69美元/桶升至 - 3.11美元/桶；天然气净实现价格从7.43美元/千立方英尺降至3.61美元/千立方英尺，实现率从160%降至134%[163] 公司生产税占比情况 - 2023年第一季度生产税占未套期保值调整前石油和天然气销售额的比例为9.1%，2022年同期为7.9%[165] 公司折耗率情况 - 2023年第一季度折耗率为每桶油当量17.65美元，2022年同期为16.24美元[168] 公司受限股票单位与薪酬费用情况 - 2023年第一季度公司授予员工和董事3136456份受限股票单位，加权平均授予日公允价值为每股14.43美元，基于股权的薪酬费用为2800万美元[169] - 2022年第一季度基于单位的薪酬费用为590万美元[170] 公司衍生品合约公允价值情况 - 2023年3月31日衍生品合约公允价值为净资产650万美元，较2022年12月31日的净负债20万美元增加670万美元[177]