资产收购 - 2023年4月3日公司完成新墨西哥州二叠纪盆地油和气资产收购，调整后购买价3.25亿美元[27] - 2023年公司收购1360万桶油当量的探明未开发储量，花费约3250万美元将340万桶油当量的探明未开发储量转化为探明已开发储量[36] 资产与储量情况 - 截至2023年12月31日，公司有44,056净英亩土地和402口净生产井，2023年运营96%的净产量，运营井平均工作权益为93%，平均日产约18,590桶油当量[32] - 截至2023年12月31日，总探明储量为1.07715亿桶油当量，2022年为7767.3万桶油当量[34] - 截至2023年12月31日，公司所有探明未开发储量计划在记录日期起五年内开发，估计开发成本约3.227亿美元[37] - 截至2023年12月31日，开发毛面积56,296英亩、净面积41,189英亩，未开发毛面积5,522英亩、净面积2,867英亩，总面积毛面积61,818英亩、净面积44,056英亩[48] - 约93%的总净面积由产量持有，1%由义务持有[51] - 2024 - 2026年将到期的净未开发面积分别为1,190英亩、977英亩、552英亩，2024年约79%的净未开发面积由连续钻井和既定产量持有[53] - 截至2023年12月31日，从517口毛井（402口净井）生产，包括运营和非运营井[60] - 公司运营的生产井有420口，工作权益为93%；非运营生产井97口，工作权益为15%[61] - 公司物业的出租人特许权使用费和其他租赁负担一般在20% - 25%，净收入权益一般在75% - 80%[64] - 截至2023年12月31日，公司按SEC规则计算已探明储量，使用前12个月未加权算术平均首月价格，石油和NGL为每桶78.22美元，天然气为每百万英热单位2.64美元[146] - 截至2023年12月31日，公司在西德克萨斯和新墨西哥州的土地上已钻探并完成517口总运营水平井[149] - 截至2023年12月31日，约6%的净租赁土地未开发，若无法开发，可能导致租赁权丧失和储量、产量下降[152][153] - 截至2023年12月31日，公司大部分估计已探明储量位于西德克萨斯和新墨西哥州东南部二叠纪盆地的西北大陆架[155] - 截至2023年12月31日，约44%的总估计已探明储量被归类为已探明未开发储量，约47537千桶油当量的已探明未开发储量估计需要3.227亿美元的开发资金[164] - 截至2023年12月31日，43%的净未开发土地预计在2024年到期，考虑预期钻井和生产持有租约后，4%的净未开发土地仍将在2024年到期，公司计划花费0.2百万美元延长或续签核心租约[182] 公司战略与目标 - 公司战略目标包括提高投资资本回报率、产生可持续自由现金流、保持强大灵活资产负债表和最大化股东回报[25] - 公司专注二叠纪盆地常规地层水平钻井和完井，通过开发现有资产和提升运营能力及成本结构实现长期股东价值[24] 财年变更 - 2022年8月公司将财年从10月1日至次年9月30日改为1月1日至12月31日[26] 生产情况 - 2023年开发井生产井毛井24口、净井18.2口，2022年分别为17口和13.8口，2021年分别为18口和13.2口；2021年勘探井生产井毛井2口、净井1.2口[44] - 截至2023年12月31日，有8口毛井（8口净井）处于钻井或完井阶段[46] - 2023年公司运营了96%的产量[47] - 2023年石油总产量4,802千桶，2022年为3,217千桶，2021年为2,243千桶；天然气总产量5,865百万立方英尺，2022年为3,229百万立方英尺，2021年为2,602百万立方英尺；NGL总产量1,006千桶，2022年为444千桶，2021年为380千桶[57] - 2023年石油平均价格为75.62美元/桶，2022年为92.86美元/桶，2021年为58.29美元/桶；天然气平均价格为0.45美元/千立方英尺，2022年为3.33美元/千立方英尺，2021年为2.88美元/千立方英尺；NGL平均价格为6.87美元/桶，2022年为22.22美元/桶，2021年为12.41美元/桶[58] - 2023年平均净产量从2022年的11,505桶油当量/天增至18,590桶油当量/天，2023年产量中约71%为石油，14%为天然气，15%为NGL [59] 销售与市场情况 - 2023年和2022年，一家购买商分别占公司采购收入的70%和89%；2023年另一家购买商占公司收入的10%以上，2022年无其他购买商占比达10%以上[66] - 2022年公司修订与Stakeholder Midstream的天然气收集和处理协议，承诺自2023年扩建工厂投入使用起至少七年向其收集系统交付年度最低气量，2023年未产生未达最低活动水平的财务罚款[68] - 油、天然气和NGLs需求和价格通常在第四和第一季度较高，单个季度运营结果可能无法代表年度情况[71] - 2023年全年，公司实现的石油与纽约商品交易所西德克萨斯中质原油（NYMEX WTI）的差价平均为每桶-1.96美元，天然气与纽约商品交易所亨利枢纽（NYMEX Henry Hub）的差价平均为每百万英热单位-2.08美元[163] - 2023年有一个购买方占公司收入的70%，另一个购买方占收入超过10%[171] 监管法规影响 - 公司运营受联邦、部落、州和地方法律法规影响，包括钻井许可、环保、产量限制、税收等方面，不遵守规定会导致重大处罚和开发延迟[72][73][74][75] - 石油、凝析油和NGLs销售目前未受监管，但国会历史上曾积极监管，公司无法预测未来立法情况及影响[76] - 州际石油管道运输受FERC监管，州内石油管道运输受州监管委员会监管，公司认为运输监管对其运营影响与同行无重大差异[77][78] - 天然气州际运输和转售受FERC监管，目前生产商可按不受控市场价格销售，但国会未来可能重新实施价格控制[79] - 《2005年能源政策法案》修订《天然气法》增加反市场操纵条款，FERC对违反《天然气法》和《天然气政策法案》的实体可处以最高每日100万美元的民事罚款[80] - 年天然气交易量等于或超过2200000MMBtus的市场参与者需在每年5月1日向FERC报告上一年度批发购买或销售的天然气总量[82] - FERC对设施的分类决定可能影响公司将天然气运至销售点的成本，且相关分类和监管可能会改变[83] - 公司销售天然气价格目前不受联邦费率监管，大部分也不受州监管，但需遵守反市场操纵法律和相关法规[84] - 州内天然气运输受州监管机构监管，不同州监管基础和程度不同，但公司认为对其运营影响与竞争对手无实质差异[85] - 公司油气开发运营受众多环境和职业安全健康法规约束，违规可能面临重大处罚[87] - CERCLA及类似州法律使公司可能对危险物质清理等承担连带责任，EPA可能指定更多危险物质[89] - RCRA及类似州法律对固废处理有要求，若钻井液等废物不再豁免，公司废物管理和处置成本可能增加[90][91] - CWA及类似州法律限制污染物排放，WOTUS定义规则变化可能使公司获得相关许可成本增加和延迟[93] - OPA对油泄漏责任方有规定，违反可能对公司运营产生不利影响[94] - SPCC法规要求特定油气设施制定、实施和维护SPCC计划，公司可能需获得和维护废水排放等许可[95][97] - 地下注入井法规变化或无法获取新井许可，会影响公司处理产出水能力并增加运营成本，部分州已加强许可和运营要求[98] - 美国最高法院关于《清洁水法》的裁决可能使公司处理产出水需额外许可，增加运营成本[99] - 未来几年公司可能因空气污染控制设备等产生资本支出，2023年EPA启动臭氧NAAQS新审查，新规则将影响油气行业运营成本[101] - 新墨西哥州要求到2026年运营商至少捕获98%天然气，部分县需按规定检查和维修排放问题[101] - 2025年起，公司需为甲烷排放支付费用，EPA已发布实施费用要求的拟议规则[102] - 公司需遵守GHG排放监测和报告规则，EPA新规则扩大监管范围，合规需增加记录保存、设备采购等成本[102][103] - 美国土地管理局拟议的2022年废物预防规则若实施，将增加公司在联邦和印第安土地上的合规成本[104] - 公司水力压裂作业受联邦和州监管，BLM相关规则的恢复或新规则的颁布可能导致运营延迟和成本增加[105] - 2016年EPA报告未发现水力压裂与地下水污染的直接联系，2018年EPA开展的研究结果或促使进一步监管[106][107] - 2021年11月，新墨西哥州石油保护局实施“地震响应协议”，对运营商提出额外分析、报告、降低或削减注入率及通知要求[124] - 2021年9月，德州铁路委员会宣布不在加登代尔地震响应区发放新的盐水处置井许可证，并要求该地区现有处置井将最大日注入率降至1万 桶/天/井[124] - 2021年12月，德州铁路委员会暂停加登代尔地震响应区深层地层的所有井作业，终止33个处置井许可证[124] - 2022年12月，加登代尔和北卡尔弗森 - 里夫斯地震响应区扩大，2024年1月12日，德州铁路委员会暂停北卡尔弗森 - 里夫斯地震响应区全部23个深层处置井许可证[125] - 若出台更严格的联邦、州或地方法律限制，公司可能需承担额外成本、开发活动延迟或受限，甚至无法钻井[110] - 若公司部分租约被指定为关键或适宜栖息地，可能对租约价值产生不利影响[111] 员工情况 - 截至2023年12月31日，公司员工数量为90人[116] 价格波动情况 - 2016年1月1日至2023年12月31日，纽约商品交易所西德克萨斯中质原油价格最高达123.64美元/桶（2022年3月8日），最低为 - 36.98美元/桶（2020年4月20日）[129] - 2023年，西德克萨斯中质原油价格在66.61 - 93.67美元/桶之间波动，纽约商品交易所亨利枢纽天然气平均日价格在1.74 - 3.78美元/百万英热单位之间波动[129] 公司面临风险 - 公司面临商品价格下跌、无法获得资金、勘探开发无利可图等多种风险[18] - 公司面临监管、市场、商品价格等多方面风险，可能对业务、财务状况和经营成果产生不利影响[123] - 2023年公司确认了德克萨斯州某些已探明油气资产的减值损失，主要因年末商品价格显著下降[135] - 商品价格下跌会减少公司现金流和借款能力，可能导致储备现值和开发未来储备能力下降[132] - 持续低油价和天然气价格可能使公司重新评估、推迟或取消开发钻探，导致部分已探明未开发储量和相关标准化指标减少[133] - 若未来未折现现金流低于资产账面价值，公司需对资产进行减记，可能对经营业绩产生重大不利影响[134] - 公司勘探和开发项目需大量资本支出，若无法获得资金，可能导致储量下降[136] - 公司开发和勘探性钻探及油井作业可能无利可图或无法实现目标回报[138] - 公司收购的油气资产可能无法按预期生产，且难以确定储量潜力和识别相关负债[142] - 公司资产地理集中，面临招聘和留住合格人员困难、受区域供需因素影响大、受监管和基础设施限制等风险[155][156][158] - 公司开发估计已探明未开发储量可能需要更长时间和更高资本支出，且可能无法最终开发或生产[164] - 公司参与的油气租赁项目中，合作伙伴可能无法履行承诺，公司可能承担连带责任[165] - 公司拥有第三方开发和运营物业的非运营权益，无法控制这些物业的运营和盈利能力[166] - 公司依赖几个重要购买方销售油气产品，失去购买方可能限制市场准入，且购买方集中存在信用风险[170][171] - 公司运营面临多种风险，可能遭受重大损失和承担责任，且保险可能不足[172][173] - 公司计划在提高采收率（EOR）项目中使用CO₂，若无法获得足够的CO₂，EOR项目的石油产量可能下降[183] - 公司收购战略面临风险，包括难以识别合适收购机会、整合困难、增加债务和稀释股权等[177,179,185,187] - 公司可能因投资物业的产权缺陷遭受损失，产权负担和限制也可能影响业务运营[180,181] - 由于公众流通股少、市值低、运营历史有限、ESG和气候变化限制等因素，公司通过资本市场筹集资金可能困难且成本高[190,191] - 公司信贷安排和高级票据存在限制和财务契约，可能限制业务和融资活动以及宣派股息的能力[192,193,194] - 公司债务水平可能影响财务灵活性，借款基数的减少可能导致无法为运营提供资金，甚至需出售资产[195,196] - 公司使用2 - D和3 - D地震数据存在解释不准确的问题，可能影响钻井作业结果并导致支出损失[184] - 公司扩大业务规模后，管理扩张业务可能面临挑战，且可能面临政府更严格审查[186] - 收购资产或业务可能减少可分配现金流或扰乱业务，存在多种潜在风险[187,188,193] - 公司可能无法产生足够现金偿还债务，或需采取其他措施，如减少投资、出售资产等，但这些措施不一定成功[197] - 公司开展潜在地点开发需大量额外资本，且不一定能筹集或产生所需资金[198] - 公司衍生品活动可能导致财务损失或减少收益，还可能面临需交付现金抵押品、对手方