公司财务与预算 - 公司2025年开发预算约为3000 - 5000万美元[37] - 2024年公司发生开发资本2800万美元，预计2025年为3000 - 5000万美元[55] - 2024年公司预计在2025年和2026年分别钻探并完成或参与钻探并完成约16个和18个PUDs位置，涉及10.1 MMBoe的PUDs储量，预计开发成本分别为2510万美元和2780万美元，总计5290万美元[72] - 2024年、2023年和2022年，公司油气开发成本分别为2800万美元、2980万美元和2980万美元；2022年将483.5 MBoe已探明未开发储量转化为已探明开发储量，2023年和2024年均未转化[70] 公司管理团队与战略 - 公司管理团队成员平均拥有超30年油气行业经验，30多年来完成数百笔收购，交易总额超150亿美元，自公司成立以来已累计投资超5亿美元[38][42] - 公司寻求通过低风险开发和收购维持平稳至低增长的生产模式，预计主要用经营活动现金流为资本支出提供资金，收购时可能使用信贷安排借款，也可能适时发行额外股权证券[37] - 公司主要业务目标是逐步增加向单位持有人的分配，为此将专注于长期、低递减资产[39] - 公司将通过提高和优化生产性资产来最大化碳氢化合物最终采收率，拓展开发范围以增加储量[42] - 公司将保持财务灵活性，维持保守资本结构和充足流动性，净债务与EBITDAX比率不超过1倍[42] - 公司可能会适时对部分产量进行套期保值，以减轻大宗商品价格波动风险，增强现金流稳定性[36] 公司业务区域与资产 - 公司业务集中在二叠纪盆地、圣胡安盆地和威利斯顿盆地[35] - 截至2024年12月31日，公司资产包括111.7628万英亩（净54.9229万英亩）租赁和矿权土地，主要位于二叠纪盆地、圣胡安盆地和威利斯顿盆地[44] - 截至2024年12月31日，公司拥有的生产井总数为18747口（毛井）和2184.1口（净井）[77] - 截至2024年12月31日，公司总开发面积为1116804英亩（毛面积）和548526英亩（净面积），未开发面积为824英亩（毛面积）和703英亩（净面积）[81] 公司产量与储量数据 - 公司资产基础产量递减率目前估计约为9%[42] - 2024年公司总估计探明储量约9400万桶油当量，其中约65%为液体，约89%为已开发探明储量[44] - 2024年公司平均日产量为23387桶油当量，约66%来自公司运营的资产[44] - 2024年公司总平均产量为23387桶油当量/天（约32%为石油，54%为天然气，14%为NGL）[53] - 截至2024年12月31日，公司估计净探明石油储量为4719.19万桶，NGL储量为1379.44万桶，天然气储量为197035.7百万立方英尺，总探明储量为9382.56万桶油当量[59] - 2024年12月31日，公司已探明未开发储量（PUDs）包括9297.3 MBbls石油、599.5 MBbls NGLs和1022.0 MMcf天然气，总计10067.1 MBoe[68] - 2024年、2023年和2022年，公司总产量（MBoe）分别为8559、8397和8466[74] 各盆地业务数据 - 2024年公司在二叠纪盆地钻了6口井，预计2025年钻1口；2024年重新完井3口，预计2025年重新完井7口；该盆地基础递减率约为6%[45] - 2024年公司在圣胡安盆地钻了18口井，预计2025年钻14口；2024年重新完井14口，预计2025年不重新完井；该盆地基础递减率约为8%[48][49] - 2024年公司在威利斯顿盆地钻了2口井，预计2025年钻6口；2024年重新完井5口，预计2025年重新完井3口；该盆地基础递减率约为17%[52] - 2024年、2023年和2022年，公司在二叠纪盆地分别钻探或参与钻探了6口、19口和6口井，预计2025年钻探约1口井；在圣胡安盆地分别钻探或参与钻探了18口、19口和18口井，预计2025年钻探约14口井；2024年在威利斯顿盆地参与钻探了2口井，预计2025年钻探约6口井[71][72] 公司收入与价格数据 - 2024年公司合并收入中，未考虑商品衍生品合约时，66%来自石油收入，24%来自天然气收入，10%来自NGL收入；考虑后，70%来自石油收入，20%来自天然气收入，10%来自NGL收入[53] - 2024年12月31日年底，天然气价格为1.14美元/Mcf，NGLs价格为17.70美元/桶，石油价格为76.58美元/桶；2023年年底，天然气价格为1.58美元/Mcf，NGLs价格为18.44美元/桶，石油价格为92.94美元/桶；2022年年底，天然气价格为4.35美元/Mcf，NGLs价格为29.72美元/桶，石油价格为92.94美元/桶[61] - 2024年、2023年和2022年，公司平均实现销售价格（$/Boe）分别为33.34、42.58和53.11[75] - 2024年Permian Basin生产费用为39.47美元/桶油当量，2023年为37.13美元/桶油当量，2022年为34.21美元/桶油当量[76] 公司合作与客户情况 - 公司合作协议要求每季度末分配手头现金，扣除普通合伙人设立的储备金，即“可用现金”，季度现金分配会因业务表现和油气价格波动而变化，可能为零[36] - 公司持有Cross Timbers 50%的权益，2024年其约占公司不包括商品衍生品影响的收入的24%和约24%的探明储量[91] - 2024年公司从Cross Timbers获得管理费510万美元，2023年为620万美元[94] - 2024年Chevron USA和Gunvor USA合计占公司不包括商品衍生品影响的总收入近46%，2023年Chevron USA和CIMA Energy合计占比超42%[97] - 公司销售的大部分产品通过期限12个月及以下的公平交易合同出售给相对较少的客户，NGL生产现有合同平均有10个月的承诺[96] 公司运营与管理情况 - 公司运营的井负责大部分油气生产，非运营井由第三方运营商管理，Maverick Natural Resources Corporation等是Permian Basin超50%非运营面积的运营商[90] - 2024年开发井完成总数为26口（毛井）和4.3口（净井），2023年为38口（毛井）和5.0口（净井），2022年为24口（毛井）和6.2口（净井）[83] - 2024年公司运营的井产量占总产量约66%，2023年约为67%[88] 公司储量估算相关 - 若使用确定性方法估算储量，实际开采量等于或超过估计量的置信度要高；若使用概率方法，实际开采量等于或超过估计量的概率至少为90%[64] - 公司内部石油工程师和地质科学专业人员与独立储量工程师密切合作，确保提供数据的完整性、准确性和及时性[65] - 公司储量工程小组负责内部储量估算审查，由拥有超15年储量工程师经验的副总裁监督[66] 公司对冲政策 - 若杠杆比率大于0.75:1.00，公司需对冲最近季度末后24个月内已探明开发生产储量合理预期预计产量的至少50%；若杠杆比率小于0.75:1.00且信贷安排下的可用额度大于当时借款基数的20%，则最近季度末后12个月的最低对冲量为35%；若杠杆比率小于0.50:1.00且信贷安排下的可用额度大于当时借款基数的66.7%，则无最低对冲量要求；信贷安排禁止公司在任何财政年度对冲超过合理预计产量的90%[98] - 公司定期签订期货合约、能源互换、期权和基差互换等，以对冲原油、天然气液体和天然气销售价格波动风险，还签订无成本价格区间合约对冲天然气销售价格波动风险[101] 公司行业竞争情况 - 公司面临来自资源更丰富的其他公司的激烈竞争，在获取资产和发现储量方面依赖于在竞争环境中评估和选择合适资产及完成交易的能力[102] - 油和天然气生产商与其他能源和燃料生产行业及替代技术存在竞争，能源立法和监管可能影响竞争条件和公司运营[103] 公司法规与政策影响 - FERC可对违反《天然气法》和1978年《天然气政策法》的行为处以最高每天1496035美元的民事罚款[118] - 若市场参与者（包括生产商）在前一日历年度从事的某些天然气批发销售或购买量等于或超过220万MMBtu的实物天然气，则必须在每年5月1日向FERC提交Form No. 552报告此类销售和购买情况[120] - FERC对新建或扩建天然气运输设施的温室气体排放进行严格审查，政策若通过或减少州际天然气管道项目开发及运输能力[121] - 2021年7月1日起的五年内，FERC规定年度指数调整为制成品生产者价格指数变化减去0.21%，每五年审查一次[123] - 违反FTC 2009年11月发布的石油行业反市场操纵法规，每天每项违规面临最高约142.6319万美元民事罚款[127] - 违反CFTC 2011年7月发布的反操纵规则，每项违规面临最高约140.452万美元或三倍获利的民事罚款[127] - 若天然气钻井和生产废物未来被重新归类为危险废物，公司及行业废物管理和处置成本或增加[134] - 公司拥有、租赁或运营的多处物业可能受CERCLA、RCRA及类似州法律约束，处理成本或很高[136] - 《清洁水法》及类似州法律对污染物排放进行限制，违反规定会面临行政、民事和刑事处罚[137] - 2023年1月最终确定恢复2015年前“美国水域”定义规则，5月最高法院限制了EPA和陆军工程兵团管辖权，8月和9月EPA发布相关规则，目前规则面临挑战，实施不确定[139] - 《1990年油污法》对美国水域或毗邻海岸线的溢油事故相关责任方施加责任和义务，违反可能影响公司运营[140] - FERC于2022年2月17日发布调查通知，探讨异常情况影响石油管道运力需求时的分配问题[125] - 2012年EPA根据《清洁空气法》颁布规则，对油气生产、加工、传输和储存业务进行监管，要求减少特定天然气井的挥发性有机化合物排放[142,144] - 2023年7月EPA发布拟议规则，扩大温室气体报告计划范围，预计2025年1月1日生效，最终规则待定[145] - 2016年EPA发布NSPS OOOOa法规，要求减少原油和天然气井及设备的甲烷和挥发性有机化合物排放；2023年12月发布最终规则，加强减排要求[146] - 2015年10月EPA将地面臭氧国家环境空气质量标准从75 ppb降至70 ppb，2020年未修订，2021年宣布重新考虑，2023年开展新审查[148] - 2022年《降低通胀法案》对油气运营商提出新气候要求，甲烷排放费2024年为900美元/吨，2025年升至1200美元/吨，2026年及以后为1500美元/吨[153] - 2024年4月SEC发布最终规则，要求某些上市公司披露气候相关数据、风险和机会，该规则因诉讼暂停[153] - 2012年和2016年EPA发布关于油气水力压裂的《清洁空气法》法规，2016年发布废水排放限制指南[158] - 2016年12月EPA发布水力压裂对饮用水资源潜在影响的最终报告，结论是在特定有限情况下可能有影响[158] - 2024年4月BLM发布最终规则，减少联邦和美国印第安人租赁土地上油气生产活动中的天然气浪费[147,158] - 部分州已采用或正在考虑采用对水力压裂作业的新的或更严格的许可、披露或井建设要求[159] - 若新的与水力压裂过程相关的联邦或州法律限制在公司运营地区实施，公司可能产生大量合规成本，还可能面临额外许可要求和活动延误或缩减[160] - 公司在联邦土地上的油气勘探、开发和生产活动受BLM管理，常面临许可延误，且需遵守NEPA，相关法规更新对公司运营和获取许可的影响不确定[161][164] - 拜登政府的气候变化行政命令、相关报告和法院判决等对联邦油气租赁计划产生影响，未来可能有重大变化，限制措施可能对公司运营产生不利影响[165] - 若公司租赁区域被指定为濒危或受威胁物种的关键或适宜栖息地，可能影响租赁价值，公司可能因物种保护措施产生额外成本和活动限制[169][170] - 公司受OSHA及类似州法规要求约束，需组织和披露危险材料信息，许多环境法律要求公司获取相关许可，公司还购买了针对污染风险的保险，但保险的持续可用性和成本不确定[171][172][173] - 公司运营受联邦、州和地方法律法规影响，历史合规成本未对运营结果产生重大不利影响，但无法预测未来成本和影响[111] - 生产石油和天然气需遵守美国联邦和州法律法规，违反规定会面临巨额罚款，且法规可能限制产量和钻井数量[112][114] - 石油、天然气等能源商品销售价格目前不受监管，但国会历史上曾积极监管，无法预测未来立法情况[115] - 商品运输价格和服务条款受联邦和州广泛监管，FERC 监管州际天然气管道运输费率和服务条件[116][117] - EPAct 2005 赋予 FERC 对天然气买卖和运输服务的管辖权，违规者最高可处每天 1496035 美元的民事罚款[118] - 若上一日历年从事的某些天然气批发销售或采购量等于或超过 220 万 MMBtus，生产商需每年 5 月 1 日向 FERC 报告[120] - FERC 对州际液体运输费率和服务条款进行监管，2021 年 7 月 1 日起的五年内，年度指数调整为成品生产者价格指数变化减去 0.21%[122][123] - FTC 规定石油行业市场操纵违规者最高面临每天约