文章核心观点 公司公布2025财年第四季度及全年运营结果，虽面临钢价波动、经济政治因素挑战，但仍实现利润率提升和销量增长，预计2026财年第一季度销量略降、利润率提高 [3][13] 各部分总结 2025财年第四季度亮点 - 净收益约530万美元，摊薄后每股收益0.76美元，销售额约1.292亿美元 [4] - 销量从2024年第四季度的约15.9万吨增至2025年第四季度的约16.65万吨 [4] - 销量较上一季度增长28%，较上一年第四季度增长5%，创公司历史最高销量 [7] 2025财年亮点 - 净收益约610万美元，摊薄后每股收益0.87美元，销售额约4.446亿美元 [5] - 公司自有库存销量与上一年基本持平，约50万吨 [3] - 得克萨斯州新工厂达满产水平，贡献最高利润率 [3] - 年末营运资金余额为1.281亿美元 [7] 运营总结 | 项目 | 2025年第四季度 | 2024年第四季度 | 2025财年 | 2024财年 | | --- | --- | --- | --- | --- | | 净销售额（千美元） | 129,216 | 132,232 | 444,600 | 516,251 | | 净利润（千美元） | 5,345 | 4,958 | 6,085 | 17,345 | | 摊薄后每股收益（美元） | 0.76 | 0.71 | 0.87 | 2.39 | [8] 各业务板块运营情况 - **扁平轧材业务**：2025年第四季度销售额约1.177亿美元，销量约13.9万吨库存和1.65万吨委托加工；平均每吨售价从2024年第四季度的约993美元降至2025年第四季度的约836美元；运营收益约710万美元 [10] - **管材业务**：2025年第四季度销售额约1150万美元，销量从2024年第四季度的约9500吨增至2025年第四季度的约1.1万吨；平均每吨售价从2024年第四季度的约1216美元降至2025年第四季度的约1044美元；运营收益约60万美元 [11] 套期保值活动 - 2025年第四季度套期保值活动收益约180万美元，2025财年总套期保值收益约760万美元 [12] 展望 - 2026财年第一季度销量预计略低于2025财年第四季度，主要因设备停机；利润率预计高于2025财年第四季度 [13] 公司概况 - 总部位于得克萨斯州朗维尤，是钢铁产品制造商和加工商，有扁平轧材和管材两个可报告业务板块 [14]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度石油、天然气和NGL收入达9000万美元，创公司新纪录，包含收购产量74天的贡献，一季度运行率产量为25841桶油当量/天 [10] - 第一季度一般及行政费用为960万美元，其中现金G&A费用为580万美元，即每桶油当量2.52美元 [10] - 第一季度合并调整后EBITDA为7550万美元，创公司新纪录，包含收购产量74天的贡献 [10] - 宣布第一季度每股普通股现金分红0.47美元，较2024年第四季度增长17.5%，约70%的分红预计为资本返还，无需缴纳股息税 [7][11] - 截至2025年3月31日，公司有2.99亿美元债务未偿还，净债务与过去十二个月合并调整后EBITDA的比率约为0.9倍，有2.51亿美元未使用的信贷额度 [12] - 2025年5月1日，公司信贷额度从5.5亿美元提高到6.25亿美元；5月7日，赎回50%的A类累积可转换优先股，进一步简化资本结构并降低资本成本 [5] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司为纯矿产公司，拥有多元化的高利润率、低衰减资产组合，无需资本投入即可支持强劲的自由现金流 [8] - 公司在Permian盆地核心区域完成一项极具吸引力且增值的收购 [5] 各个市场数据和关键指标变化 - 季度末公司有90台钻机在其土地上活跃钻探，占美国大陆所有陆地钻机的16%市场份额，与2024年第四季度持平 [6][10] - Permitting保持强劲，如公司2006年收购的一处资产近期在德克萨斯州Martin县获批17口新井，净收益权益（NRIs）超过2% [6] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司预计继续在高度分散的美国石油和天然气特许权使用费行业中担任主要整合者角色，该行业规模估计超7000亿美元 [15] - 公司对并购机会持开放态度，希望通过股权增值收购资产，实现业务去杠杆化，加速公司规模扩张和去杠杆进程，预计未来6 - 18个月内会有相关行动 [22][24] - 公司在天然气交易方面面临挑战，过去几年难以达成交易，认为可能是市场对未来价格预期较高 [22] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管地缘政治和宏观经济存在不确定性，但公司土地上的活动依然活跃，对2025年实现目标充满信心 [6][7] - 公司认为自身资产组合多元化、PDP衰减率低、钻机活跃数量多，有望在行业中表现出色 [27][28] - 公司预计第二季度租赁奖金支付可能达到公司历史第二高，与市场认为钻探活动放缓的观点相反 [29] 其他重要信息 - 公司重申2025年的财务和运营指导范围，认为目前没有因素会导致改变指导 [14][43] - 公司认为20%的套期保值水平能在恶劣价格环境中保护公司，采用系统、公式化的方法进行套期保值 [35][37] - 公司税收结构具有优势，分红的税收友好性跑道较长，但难以预测具体时长，取决于生产、油气价格等多种变量 [45][46] 问答环节所有提问和回答 问题: 公司对并购的兴趣及股价对并购的影响 - 公司一直关注并购机会，但在天然气交易上存在困难，希望通过股权增值收购资产实现去杠杆和公司规模扩张，预计未来6 - 18个月内会有相关行动 [22][24] 问题: 公司债务偿还目标及计划 - 公司目标是将杠杆率保持在1.5倍或更低，每季度用25%的可用现金流偿还债务，每2 - 3个季度赎回至少20%的优先股面值，以谨慎管理杠杆 [26][50][51] 问题: 公司套期保值策略 - 公司认为20%的套期保值水平合适，能在恶劣价格环境中保护公司，采用系统、公式化的方法进行套期保值，不试图预测油气价格 [35][36][37] 问题: 公司全年产量趋势及保守原因 - 公司重申指导范围，认为目前没有因素会导致改变指导，虽未看到钻探活动放缓迹象，但鉴于环境不确定性，保持谨慎 [43][44] 问题: 公司分红税收友好性的持续时间 - 公司税收结构具有优势，分红的税收友好性跑道较长，但难以预测具体时长，取决于生产、油气价格等多种变量 [45][46] 问题: 剩余优先股的长期规划及在资本结构中的作用 - 公司计划每季度偿还债务，每2 - 3个季度赎回至少20%的优先股面值，以谨慎管理债务水平和契约水平 [50][51] 问题: 天然气并购在Haynesville和Appalachia的差异及变化 - Haynesville的竞争比Appalachia更激烈，公司在Appalachia的并购机会相对更多，市场情况会随时间变化 [53][54] 问题: NGL和天然气实现价格超预期的原因及未来趋势 - 第一季度的NGL和天然气差价改善在各盆地均有体现，预计该季度数据能代表全年情况，第四季度差价通常较差 [62][63] 问题: 截至目前净DUCs的情况 - 截至3月31日，公司有4.67个净DUCs，大部分在Permian盆地，其余分布在其他六个主要盆地，暂无最新数据更新 [65][67]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度石油、天然气和NGL收入达9000万美元，创公司新纪录，包含收购产量74天的贡献，一季度运行率产量为25841桶油当量/天 [10] - 第一季度综合调整后EBITDA为7550万美元，创公司新纪录，包含收购产量74天的贡献 [10] - 第一季度宣布每股普通股现金分红0.47美元，较2024年第四季度增长17.5%，约70%的分红预计为资本返还，不缴纳股息税 [7][11] - 截至2025年3月31日，公司有2.99亿美元债务未偿还，净债务与过去十二个月综合调整后EBITDA之比约为0.9倍，未动用信贷额度约2.51亿美元 [12] - 5月1日，公司信贷额度从5.5亿美元提高到6.25亿美元；5月7日，赎回50%的A类累积可转换优先股，简化资本结构并降低资本成本 [4][12] - 预计在赎回优先股和支付第一季度25%的预计可用现金后，公司债务约为4.621亿美元，净债务与第一季度过去十二个月综合调整后EBITDA之比约为1.5倍 [13] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度油气业务表现强劲，石油、天然气和NGL收入创新高，综合调整后EBITDA创新高 [9][10] - 第一季度一般和行政费用为960万美元，其中现金G&A费用580万美元，即每桶油当量2.52美元 [10] 各个市场数据和关键指标变化 - 季度末公司土地上有90台钻机在作业，占美国大陆所有陆地钻机的约16%，与2024年第四季度持平 [5][10] - 公司预计第二季度租赁奖金支付可能达到公司历史第二高，大部分来自二叠纪盆地，与市场放缓的说法相反 [27] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司作为纯矿产公司，拥有多元化高利润率、低衰减资产组合，无资本需求，支持强劲自由现金流，看好美国油气特许权行业，将继续作为行业整合者，扩大资产组合，为股东创造长期价值 [8][14] - 公司对并购持开放态度，希望通过股权收购资产，实现业务去杠杆化和加速公司规模扩张，预计未来6 - 18个月会有相关行动 [21] - 公司目标是将杠杆率保持在1.5倍或更低，通过定期偿还债务和赎回优先股来管理债务水平，为未来并购储备资金 [24][50] - 公司在天然气并购交易上遇到困难，认为Haynesville地区竞争比Appalachia地区更激烈，Mid Con地区竞争较小且有良好的天然气和NGL收入 [20][53][56] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管宏观经济存在波动和不确定性，影响商品价格，但公司对2025年实现目标充满信心，基于公司土地上的钻机数量和可见井数超过维持产量所需数量 [7][13] - 公司认为自身业务模式在当前环境下具有优势，资产组合在石油和天然气之间平衡，分布在美国各个盆地，PDP衰减率低，有望在行业中表现出色 [25][26] 其他重要信息 - 公司五年平均PDP衰减率为14%，包括收购产量，每年仅需约6.5口净井即可维持产量平稳 [7] - 公司拥有的一项2006年收购的特许权资产，近期在德克萨斯州马丁县获批17口新井，权益比例超过2%，显示了资产组合的优势和矿产的长期增值潜力 [5] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司目前对并购的兴趣如何，股价表现对并购的影响 - 公司一直关注并购机会，但在天然气交易上过去几年较难达成，希望通过股权收购能实现业务去杠杆化和加速公司规模扩张的资产，预计未来6 - 18个月会有相关行动 [20][21] 问题2: 公司对债务偿还的目标和计划 - 公司目标是将杠杆率保持在1.5倍或更低，每季度用25%的可用现金流偿还债务，每两到三个季度赎回至少20%的优先股面值，以谨慎管理债务水平 [24][50] 问题3: 公司对天然气套期保值的看法 - 公司认为20%的套期保值水平能在恶劣价格环境下保护公司，采用系统、公式化的方法进行套期保值，不试图预测油气价格 [34][35][36] 问题4: 公司2025年的产量趋势及是否有更保守的因素 - 公司重申2025年的产量指导，目前没有看到需要调整指导的因素，基于近期的钻井活动、DUCs和许可证情况，对实现指导目标有信心 [41][42][43] 问题5: 公司分红的税收友好结构的可持续性 - 公司有相当大的税收盾牌，但分红税收情况受产量、油气价格等多种因素影响，难以预测可持续性，但短期内不会结束 [44][45] 问题6: 剩余优先股在长期资本结构中的规划 - 公司计划每季度偿还债务，每两到三个季度赎回至少20%的优先股面值，同时保持杠杆率在1.5倍左右 [49][50] 问题7: 天然气并购在Haynesville和Appalachia地区的差异及变化 - Haynesville地区竞争比Appalachia地区更激烈，随着行业发展，一些未开发地区可能会出现更多机会，Mid Con地区竞争较小且有良好的天然气和NGL收入 [53][54][56] 问题8: NGL和天然气实现价格超预期的原因及后续趋势 - 本季度NGL和天然气差价改善是全投资组合性的，没有特定区域因素，建议以本季度数据为后续参考，第四季度差价通常较差 [62][63] 问题9: 目前净DUCs的情况及趋势 - 截至3月31日，公司有4.67口净DUCs，大部分在二叠纪盆地，其余分布在其他六个主要盆地，公司按季度统计DUCs，目前未看到明显趋势，对生产情况有信心 [65][66][67]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度运营现金流5400万美元，转化为3900万美元的上游自由现金流，资本支出占比35%，保持产量基本持平 [24] - 上游自由现金流分配：56%用于偿债和现金储备，使债务环比减少2100万美元，杠杆率降至0.9倍；23%投资于中游和电力项目；21%用于分红 [24] - 2025年独立运营时，总投资减少1.05亿美元（50%），其中上游资本支出减少41%，中游资本支出减少71%，电力合资企业投资减少25% [29] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 第一季度净产量略有下降，从146万桶降至141万桶，但油当量产量同比增长19%，从185万桶增至220万桶 [13] - 第一季度平均日产净油15620桶，油当量24430桶 [14] - 第一季度每桶油当量运营成本（LOE）为8.34美元，较2024年第四季度降低2%，较去年同期降低8% [14] - 独立运营时，上游产量中点指导仅下降4%，仍呈同比增长 [29] 中游业务 - 第一季度完成新墨西哥州集输和压缩项目第一阶段，Birdie压缩机站投产，压缩能力达1500万立方英尺/天 [18] - 该压缩机站设计可扩展至1亿立方英尺/天 [20] 电力业务 - 第一季度德州资产50 - 60%的电力需求由自备发电提供 [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 通胀调整后，油价处于过去20年最低水平，除2015 - 2016年和2020年的12个月期间 [30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司优先收购和保留高质量库存，而非将库存转化为产量，在当前市场环境下，凭借强大资产基础、严格资本分配理念和稳健对冲策略，有望取得成功 [9] - 收购Silverback Exploration，扩大在新墨西哥州的业务版图，增强长期上游开发潜力，预计在水处理、天然气外输和发电等方面产生协同效应 [5][6] - 调整2025年资本支出，降低各业务板块投资，通过销售已完工井和利用库存井，减少对上游产量的影响 [28][29] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管市场波动，但收购Silverback Exploration符合公司长期展望，该资产大部分面积已投产，为未来开发提供灵活性 [6][9] - 公司对当前运营表现满意，通过降低运营成本实现产量相对稳定，未来将继续关注成本，灵活调整项目进度 [14][20] - 相信市场条件将改善，届时可利用现有资产和基础设施增加产量 [30] 其他重要信息 - 第一季度实现安全事故率为零，安全日比例达93% [11] - 重新确认借款基础为4亿美元 [56] - 2025年剩余时间，按合并基准，已对冲70%预测PDP产量和57%总石油产量的油价，加权平均底价为67美元；2026年，已对冲67%预测PDP产量，加权平均底价为59美元 [26] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 卖方出售Silverback Exploration的动机是什么？ - 卖方为大型私募股权机构，通常关注30 - 50亿美元规模的实体，该资产对其而言可能规模较小；公司建设管道的项目使其在解锁资产价值方面具有战略优势 [41][42] 问题2: Silverback交易对中游项目范围有何影响？能否将其产量纳入规划系统？能否通过该系统增加经济效益？ - 收购支持公司对基础设施的投资，可利用现有管道，未来可能需要额外的集输和压缩设施；该资产代表大量额外产量，可通过系统输送，为上下游业务带来双赢 [46][47][48] 问题3: 更高效地输送天然气对产油能力有何影响？ - 若无天然气和水的外输设施，将限制石油生产；该收购使公司在市场时机合适时能够灵活调整产量 [52][53] 问题4: Silverback资产对公司秋季借款基础重估有何影响？ - PDP价值约为收购价格的一半，预计借款基础将有所增加，但不确定具体金额；近期开发活动也可能带来增量；公司已重新确认借款基础为4亿美元 [55][56] 问题5: 公司如何考虑在不确定市场环境中对冲下行风险？ - 对冲是风险管理工具，公司在困境前进行了对冲；杠杆率和固定成本越高，越需要更多保护；公司将部分2026年的60×80领口期权转换为掉期，获得5 - 6美元的提升，为未来一年提供更清晰的现金流 [58][59] 问题6: 在新墨西哥州开展电力业务与德州在许可方面有何显著差异？ - 新墨西哥州的空气许可需在发电机上增加一个功能项，会增加一些成本，但公司在许可方面进展顺利，感觉良好 [61][62] 问题7: Silverback资产如何竞争资本？公司如何看待在该资产上创造工作权益的机会？ - 资产东侧与公司现有油藏质量相似，初期开发将围绕基础设施展开，优先开发Novo资产东侧和Riley资产西侧，利用现有压缩站和管道 [68] 问题8: 非钻探和完井资本投资是否为上游业务增加资本投入提供足够的发展空间？ - 削减的资本包括钻探和完井资本以及部分基础设施投资，部分项目将推迟至未来12 - 24个月或更长时间实施 [70][71] 问题9: 收购交易是否包含债务？Silverback近期的钻井进度如何？ - 交易不包含债务；Silverback钻探活动不活跃，主要受基础设施限制，其最后一次钻井是在一年半前 [78][79][81] 问题10: 在尽职调查前，公司是否意识到Silverback受限制的程度？交易达成是否迅速？ - 行业普遍了解二叠纪地区天然气外输的限制，公司尽力促成交易，过去六周克服了市场波动 [88][89] 问题11: 收购的Silverback资产产量下降情况如何？是否有利于2026年资本规划？ - 资产产量下降已趋缓，不会对公司造成重大问题，使公司在资本部署上更具机会主义，可根据市场环境灵活投资 [94][95][96]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度净亏损7290万美元，合每股亏损1.14美元，包含1660万美元一次性重组费用；去年同期净亏损5140万美元，合每股亏损0.81美元 [23] - 季度收入6.015亿美元，同比增长0.7% [24] - 调整后EBITDA（不含重组费用）亏损2420万美元，去年同期亏损2150万美元 [26] - SG&A总计4290万美元，较上年增加1110万美元；预计全年SG&A年化运行率降至约9300万美元，年底企业和贸易SG&A目标降至4000万美元以下 [8][27] - 折旧和摊销为2240万美元，同比略有上升；利息支出为890万美元，主要因上年项目建设资本化利息缺失 [27] - 所得税为10万美元，联邦净营业亏损为1.976亿美元，预计未来正常税率保持在23% - 24% [28] - 季度末综合流动性包括1.266亿美元现金等价物和受限现金、2.045亿美元循环信贷额度、4870万美元企业可用不受限流动性；截至5月7日，企业不受限流动性增至8920万美元 [28][29] - 第一季度资本支出为1670万美元，预计2025年剩余时间资本支出约2000万美元（不包括内布拉斯加州碳捕获设备） [29] 各条业务线数据和关键指标变化 乙醇业务 - 第一季度九家活跃工厂利用率达100%，创历史新高；含Fairmont资产，总车队利用率为87.7%，去年为92.4%；预计第二季度剩余时间保持90%以上利用率 [9][25] - 自2024年第四季度以来，每加仑运营成本降低超3美分 [9] 蛋白业务 - 2024年蛋白产品销量为2万吨，预计2025年将增至超8万吨，运往南美市场 [20] - 目前宠物食品领域销量为6万吨，计划2026年增至超10万吨 [21] 各个市场数据和关键指标变化 乙醇市场 - 第一季度乙醇市场因行业高产量和高库存出现季节性疲软，但美国乙醇出口表现亮眼，预计2025年出口量将超去年近20亿加仑的纪录 [17][18] - 第二季度和第三季度乙醇利润率增强，公司已锁定超一半第二季度压榨利润率 [18] 蛋白市场 - 国内蛋白市场总体疲软，受豆粕供应充足影响；公司专注本地客户，通过远期销售和提前压榨管理风险 [60][61] - 超高蛋白产品在水产和宠物食品等高价值细分市场取得突破，销售利润率较其他市场高45 - 60美元/吨 [63] 玉米油市场 - 年初玉米油价格处于40 - 50美分/磅，目前涨至55美分/磅，预计全年价格受进口废食用油限制支撑 [86] - 约50%玉米油按指数定价，受益于市场上涨；公司看好玉米油，预计其对利润贡献将持续至第三和第四季度 [88] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 采用零基成本结构方法，退出非核心业务，出售非战略资产，专注运营卓越文化，已实现3000万美元年化成本节约，乙醇营销合作等举措又解锁1500万美元年化节约，有望实现5000万美元剩余目标 [6][7] - 与EcoEnergy建立长期战略营销合作，提升规模，优化运输和营销经济，充分挖掘超低碳排放乙醇价值 [19] - 碳战略按计划推进，内布拉斯加州碳压缩基础设施建设和横向管道建设预计今年第四季度初启动运营，积极开展45Z和Q信用货币化工作 [30][31] - 继续与BMO和Moelis合作进行战略审查，考虑公司出售、资产剥离或其他重大交易 [32] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司目前已实现各季度EBITDA为正，得益于成本降低、风险管控和市场条件改善 [78] - 对玉米油市场持乐观态度，预计其对利润贡献将持续；蛋白业务在高价值细分市场取得进展，有望提升利润率 [63][88] - 碳平台建设按计划进行，45Z和Q信用货币化工作正在推进，预计下季度提供更新 [33] 其他重要信息 - 暂停谢南多厄清洁糖技术项目，以最大化乙醇产量，降低运营成本，该举措对该工厂产生1000万美元年化积极影响，预计2026年底恢复调试 [14][15] - 加强董事会建设，欢迎新董事加入，感谢离任董事服务 [32] 问答环节所有提问和回答 问题: 为何重新引入套期保值框架，是否会增加长期头寸或使用更多工具 - 套期保值是管理业务风险的良好做法，公司会根据市场机会进行操作，采用系统方法，结合分析和基本面，有严格限制并监控风险价值 [39][40][41] 问题: CEO搜索进展及理想候选人背景 - 招聘流程正在进行，接近最后阶段，希望近期宣布结果；未明确理想候选人背景 [44] 问题: 碳捕获压缩设备和横向管道建设何时完成 - 与Tallgrass团队密切合作，预计部分地点第三季度末、第四季度初完成建设，建设完成与启动运营间隔时间不长 [48] 问题: 潜在报复性关税对产品出口的影响 - 目前暂无影响；若对加拿大或英国乙醇出口征收关税，将产生行业影响；蛋白出口暂无关税讨论，但关税情况难以预测 [49][50][51] 问题: 关税对公司利润率的影响及全年展望 - 对玉米油市场持乐观态度，因其低CI分数和进口废食用油限制，预计将对利润率有积极贡献；蛋白市场国内总体疲软，但公司高价值细分市场销售有望提升利润率 [56][60][63] 问题: 乙醇商业战略改变原因及对交易业务和实现利润率的影响 - 与EcoEnergy合作是为利用其规模和基础设施，公司仍负责销售决策和风险管理，预计通过合作改善物流和供应链，提高市场准入和套利机会，同时提高营运资金效率 [65][66][68] 问题: 公司提及的企业流动性含义及获取3000万美元贷款的原因 - 企业流动性数据用于提供更多透明度；获取贷款表明有支持性股东，可增强公司灵活性，专注成本降低、营运资金效率和非核心资产退出 [71][72] 问题: 非核心资产出售详情和规模 - 出售范围包括已关闭业务的营运资金和设备、小型合资企业等，旨在聚焦核心业务，降低成本，提高利润率 [75][76] 问题: 剩余时间各季度EBITDA是否为正，是否基于套期保值 - 各季度EBITDA为正，得益于成本降低、风险管控和市场条件；大部分套期保值在第二季度，第三和第四季度仍有机会 [78][79] 问题: 当前乙醇库存水平和出口需求动态 - 当前乙醇库存为2500万桶，春季维护有助于降低库存；出口需求3月有显著改善，预计全年出口量超20亿加仑，但面临夏季混合需求和汽油需求下降风险 [81][82][83] 问题: 玉米油和蛋白平台年初至今利润贡献及全年预期 - 玉米油价格上涨，预计全年价格受进口废食用油限制支撑，对利润率有积极贡献；蛋白市场国内总体疲软，但公司高价值细分市场销售有望提升利润率 [86][87][63] 问题: 回顾过去几年战略，对各部分驱动EBITDA增长的信心 - 战略随时间演变，增加碳支柱；对蛋白、玉米油和碳业务仍持积极态度，目前暂停部分业务以聚焦盈利能力 [92][93][94] 问题: 套期保值方法和SG&A下降节奏 - 套期保值取决于市场机会和业务需求，无固定比例；SG&A下降在第三和第四季度将更明显，企业和贸易SG&A目标为每季度1200 - 1300万美元 [98][100][101] 问题: 清洁糖项目是否暂停及长期潜力 - 暂停清洁糖技术项目是为最大化谢南多厄工厂盈利能力，解决废水管理问题后，预计2026年底重启 [106][107][108] 问题: 成本削减是否有更难的领域 - 运营卓越计划中，维修和维护管理、化学品和酵母成本控制有进一步降低成本的机会；部分合同到期和服务调整需要时间 [110][111][112] 问题: 现金余额全年预期及财务稳定性 - 第一季度现金减少，目标是第二季度实现现金正增长；第三和第四季度压榨业务和碳业务有提升空间，公司将专注维持流动性和盈利能力 [119][120][121] 问题: 资产重置成本及如何获得市场认可 - 资产重置成本约为每加仑2 - 3美元；部分Delta t平台工厂表现改善，应改变行业对其的看法 [123][124][125]

文章核心观点 公司公布2025年第一季度财务和运营成果，包括产量、收入、利润等指标，虽产量因计划停机略有下降，但业务模式和战略优势凸显，且对2025年前景保持信心，同时介绍了资本结构、债务减免、股东回报、风险管理等情况 [1][4]。 各部分总结 管理层评论 - 第一季度财务和运营成果强劲，体现业务模式和战略优势 [4] - 产量因计划停机略有下降，加州钻井项目专注热硅藻土资产，回报率超100% [4] - 犹他州4口水平井提前且按预算完成钻探，预计第三季度投产 [4] - 有信心应对市场波动，2025年前景不变，现金流受对冲保护，业务有韧性 [4] 第一季度财务和运营总结 - 重申2025财年指引，产量24.7 MBoe/d（93%为石油），与计划一致但环比略降 [6] - 报告对冲后LOE为26.40美元/桶油当量，低于2025财年指引中点9% [6] - 通过季度股息向股东返还200万美元现金，年股息收益率5% [6] - 偿还1100万美元债务，流动性增至1.2亿美元，杠杆比率降至1.37倍 [6] - 报告净亏损9700万美元，调整后净收入900万美元 [6] - 产生运营现金流4600万美元、调整后EBITDA 6800万美元和自由现金流1700万美元 [6] - E&P运营无事故和泄漏报告 [6] - 2025年剩余时间73%的石油产量和2026年63%的产量已对冲 [6] - 完成犹他盆地4口水平井钻探，预计第三季度投产 [6] - 4月发布更新和扩展的可持续发展指标，计划第三季度发布可持续发展报告 [6] 资本结构 - 截至2025年3月31日，2024年定期贷款未偿还4.39亿美元，循环信贷额度无借款 [9] - 公司流动性1.2亿美元，包括3900万美元现金及等价物等 [9] - 预计用运营现金流为2025年剩余资本开发计划提供资金，杠杆比率1.37倍 [9] 债务减免和股东回报 - 本季度偿还约1100万美元债务 [10] - 2025年5月7日，董事会批准每股0.03美元的季度现金股息，5月29日支付 [10] 2025年指引 | 项目 | 低 | 高 | | --- | --- | --- | | 平均日产量（桶油当量/天） | 24,800 | 26,000 | | 非能源LOE（美元/桶油当量） | 13.00 | 15.00 | | 能源LOE（未对冲）（美元/桶油当量） | 12.70 | 14.50 | | 天然气购买对冲结算（美元/桶油当量） | 1.00 | 1.60 | | 除所得税外的税费（美元/桶油当量） | 5.50 | 6.50 | | 调整后G&A费用 - E&P部门和公司（美元/桶油当量） | 6.35 | 6.75 | | 资本支出（百万美元） | 110 | 120 | [11] 风险管理 - 利用对冲管理商品价格风险，保护资产负债表和确保现金流 [14] - 2025年4月，提高2026年和2027年平均石油对冲价格6美元/桶 [14] - 截至2025年5月2日，2025年剩余时间73%的石油产量和2026年63%的产量已对冲，约80%的天然气需求有购买对冲 [15] 商品定价 | 项目 | 2025年3月31日 | 2024年12月31日 | 2024年3月31日 | | --- | --- | --- | --- | | 未对冲石油价格（美元/桶） | 69.48 | 69.08 | 75.31 | | 有对冲石油价格（美元/桶） | 69.56 | 70.72 | 73.14 | | 天然气价格（美元/千立方英尺） | 3.95 | 3.47 | 3.76 | | NGLs价格（美元/桶） | 30.56 | 29.67 | 29.60 | | 购买天然气价格（美元/百万英热单位） | 4.70 | 4.38 | 5.03 | [31] 生产统计 | 项目 | 2025年3月31日 | 2024年12月31日 | 2024年3月31日 | | --- | --- | --- | --- | | 石油产量（千桶/天） | 23.0 | 24.3 | 23.8 | | 天然气产量（百万立方英尺/天） | 7.9 | 8.4 | 7.9 | | NGLs产量（千桶/天） | 0.4 | 0.4 | 0.3 | | 总产量（千桶油当量/天） | 24.7 | 26.1 | 25.4 | [38] 资本支出 - 2025年第一季度资本支出2838.9万美元，2024年第四季度1721.7万美元，2024年第一季度1693.6万美元 [40] 非GAAP财务指标及调整 - 调整后EBITDA、自由现金流、调整后净收入和调整后G&A费用为非GAAP指标，用于评估财务状况和运营结果 [42] - 展示各指标与GAAP指标的调节表 [52][56][60][65] E&P运营成本 - 核心E&P运营成本主要是租赁运营费用（LOE），加州业务中蒸汽成本重要 [68] - 展示LOE关键组成部分及天然气购买对冲效果 [70]

财务数据和关键指标变化 - 公司一季度股息为0.57美元，较之前的股份数量下的股息约低0.07美元 [7] - 公司保留约2500万美元的增量资本用于未来资本配置决策 [7] - 公司现金税指导在第二季度较第一季度有所下降，原因是油价下跌 [42][44] - 公司G&A通常第一季度是高峰，之后会下降，预计收购完成后每桶油的G&A会下降 [44] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司一季度石油和总产量高于各自指导范围的高端 [5] - 公司目前约45%的产量由第三方运营，其中近一半由埃克森美孚运营 [8] 各个市场数据和关键指标变化 - 自第一季度末以来，公司进入了大宗商品价格下跌和市场大幅波动的时期 [5] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司与Diamondback的转型式下拉交易于5月1日完成，预计在WTI油价维持在每桶50美元的环境下，杠杆率仍将低于1倍 [6] - 公司将利用市场波动期进行机会性股票回购，本季度已进行了相关操作 [6] - 公司维持2025年下半年的石油产量指导不变 [7] - 公司与Diamondback的共生关系体现在Diamondback专注于公司拥有高特许权使用费权益的油井开发，提高了Diamondback的综合资本效率 [7] - 公司在并购机会上对米德兰和特拉华盆地持中立态度，更关注价格和机会集 [17][18] - 公司将继续采用递延溢价看跌期权进行套期保值，以保护现金流和控制杠杆率 [19] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管大宗商品价格和活动水平可能持续疲软，但公司预计产量将保持稳定 [7] - 公司认为在当前市场环境下，拥有美国最低盈亏平衡成本地区的资产将为股东带来回报 [28] - 公司预计在每桶60美元左右的油价环境下，未来几个季度股息将增长 [39] 其他重要信息 - 公司在1月份的首次股权发行中发行了约2800万股，净收益约13亿美元，实现了去杠杆化 [6] - 公司上周被惠誉升级为投资级，拥有两个投资级评级，资本获取能力增强 [40] 问答环节所有提问和回答 问题: 宏观环境变化对公司并购意愿和机会集的影响 - 宏观环境不会影响公司整合矿产市场的意愿，但在市场波动时，矿产交易可能更难达成，公司将在未来几个月筛选机会 [11] 问题: 收购后里根县的活动假设和现金流假设是否变化 - 公司计划从2026年开始对该地区进行完井建模，目前暂不改变开发计划，但如果大宗商品市场持续疲软，项目可能会推迟 [12] 问题: 第三方机会集的下一个增长点在哪里 - 公司在米德兰和特拉华盆地的并购机会上持中立态度，更关注价格和机会集，将在市场波动后寻找机会 [17][18] 问题: 宏观波动是否会改变公司的套期保值策略 - 公司对当前的套期保值策略感到满意，将继续使用递延溢价看跌期权，以保护现金流和控制杠杆率 [19] 问题: 公司对Diamondback投资者信中行业发展担忧的暴露程度 - 目前公司在净井基础上的影响极小，但如果低价环境持续，可能会在下半年和明年受到影响 [26][27] 问题: 包括收购和下降因素后，季度活动的变化情况 - 活动量在增加，特别是在Dynevak方面，预计2026年将有更好的可见性，但仍需考虑市场变化 [29] 问题: Diamondback的变化是否会影响公司2026年的增长产量 - 目前公司认为2026年的增长产量不会改变，将继续关注高NRI项目 [34] 问题: 大宗商品价格波动对公司较小第三方运营商的影响 - 公司尚未直接看到影响，但有传闻称一些小型私人运营商推迟了完井或减少了压裂机组 [35] 问题: 公司是否能在当前油价环境下提高股息 - 公司预计在每桶60美元左右的油价环境下，未来几个季度股息将增长，收购带来的增值仍然存在，且公司有资产负债表能力进行收购 [39][40] 问题: 第二季度现金税下降和G&A的情况 - 现金税下降是因为油价下跌，G&A通常第一季度是高峰，之后会下降，预计收购完成后每桶油的G&A会下降 [42][44] 问题: 公司股票回购的时机和强度 - 公司在市场波动时进行了股票回购，未来如果市场持续波动，公司有能力增加回购力度 [48][49] 问题: 公司的目标债务水平和资产负债表管理 - 公司认为在每桶50美元的油价下，杠杆率为1倍是理想的，但如果有机会，也会考虑增加债务进行收购 [53] - 公司成为投资级后，将有更多的资本获取机会，可能会进行更长期的债务交易 [55]

财务数据和关键指标变化 - 公司一季度股息为0.57美元，较之前减少约0.07美元，公司决定保留约2500万美元增量资本用于未来资本配置决策 [7] - 公司预计在持续每桶50美元的WTI环境下，杠杆率仍将保持在1倍以下 [6] - 公司上周被惠誉升级为投资级，目前拥有两个投资级评级，资本获取能力在矿产领域无与伦比 [41] 各条业务线数据和关键指标变化 - 一季度石油和总产量高于各自指导范围上限 [5] - 一季度到4月，第三方业务活动水平强劲，主要由埃克森、EOG和Oxy带动，Diamondback产量也很强劲 [31] 各个市场数据和关键指标变化 - 自一季度末以来，进入了大宗商品价格下跌和市场大幅波动时期 [5] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将利用市场波动期进行机会性股票回购，目前已在本季度进行了相关操作 [6] - 公司维持2025年下半年石油产量的先前指导，预计产量将保持稳定 [7] - 公司在矿产市场整合方面的意愿不受宏观环境影响，但在市场波动时，矿产交易可能更难达成，公司将在未来几个月筛选市场，再决定是否交易 [12] - 公司在并购机会上对米德兰和特拉华盆地没有偏好，过去交易多集中在米德兰盆地，但特拉华盆地也有机会，关键在于价格和机会 [19][20] - 公司将继续使用递延溢价看跌期权进行套期保值，以保护现金流和控制杠杆率 [21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为自身具有零资本和运营成本、与母公司协同发展、规模适合整合等优势，是差异化的投资机会，独特的现金流模式将逐渐被市场认可 [8][9] - 行业可能面临几个艰难季度，但油价最终会因美国石油产量下降而反弹，拥有美国最低盈亏平衡成本地区的资产将使公司股东受益 [29][30] 其他重要信息 - 公司与Diamondback的转型式下拉交易于5月1日完成，1月通过股权发行筹集约13亿美元用于交易现金对价，但本季度未从收购资产获得生产或现金流 [6] - 公司在Dynevak方面的活动增加，对2026年的情况有了更清晰的认识 [31] - 公司预计在每桶60美元或价格平稳的情况下，二季度到四季度的分配将增长，下拉交易带来的增值仍然存在 [41] - 公司现金税因油价下跌而减少，G&A通常在一季度达到峰值后会下降，下拉交易后每桶油当量的G&A预计将降低 [46] 问答环节所有提问和回答 问题1: 宏观环境变化是否影响公司进行并购的意愿和机会？ - 宏观环境不影响公司整合矿产市场的意愿，但市场波动时矿产交易更难达成，公司将筛选市场后再做决定 [12] 问题2: Drobble Eagle收购后，里根县的活动假设和现金流假设是否改变？ - 公司从2026年开始对该地区的完井进行建模，目前暂不改变开发计划，若大宗商品市场疲软，项目可能推迟，在每桶60美元以上的正常环境下，预计开发将进行 [13][14] 问题3: 市场波动平息后，下一轮机会在哪里？ - 公司对米德兰和特拉华盆地的并购机会没有偏好，过去交易多集中在米德兰盆地，但特拉华盆地也有机会，关键在于价格和机会 [19][20] 问题4: 宏观波动是否会改变公司的套期保值策略？ - 公司对当前套期保值策略仍感到满意，将继续使用递延溢价看跌期权，以保护现金流和控制杠杆率 [21] 问题5: 在行业10%减少的背景下，公司的暴露程度如何？ - 目前净井基础上影响极小，多数Viper高权益项目的井仍在完成，若情况持续，下半年和明年可能会受到影响，但拥有美国最低盈亏平衡成本地区的资产将使公司股东受益 [28][29] 问题6: 若将收购和下拉交易纳入四季度披露，季度间的工作进展和可见财富是否增加？ - 活动在增加，特别是Dynevak方面，一季度到4月第三方业务活动水平强劲，Diamondback产量也很强劲 [31] 问题7: Diamondback的变化是否会影响Viper 2026年的增长产量？ - 目前认为2026年的增长没有变化，公司将继续关注Diamondback和Viper高净收益权益的地区 [36] 问题8: 大宗商品价格波动下，公司较小的第三方运营商情况如何？ - 公司未直接看到影响，更多是看到私人运营商推迟完井或减少压裂机组的传闻，公司倾向于收购大型运营商运营的优质资产 [37] 问题9: 在当前油价环境下，公司未来几个季度能否增加股息？ - 在每桶60美元或价格平稳的情况下，二季度到四季度的分配将增长，下拉交易带来的增值仍然存在，公司资产负债表有能力进行收购，且已获得两个投资级评级 [41] 问题10: 二季度现金税下降的原因是什么，G&A是否会因Endeavor交易而增加？ - 现金税下降是因为油价下跌，G&A通常在一季度达到峰值后会下降，公司运营精简，下拉交易后每桶油当量的G&A预计将降低 [46] 问题11: 公司股票回购的时机和强度如何，今年的回购意愿如何？ - 公司在股票回购上一直较为谨慎，市场波动使公司重新进行回购，公司在低油价下仍能产生大量自由现金，资产负债表有能力在必要时增加回购力度 [50] 问题12: 公司的目标债务数字是多少，下拉交易后如何考虑合适的债务负担？ - 公司认为在每桶50美元的油价下，1倍的杠杆率对公司来说很理想，但如果有机会用现金购买交易，可能会适当增加债务，目前公司已获得投资级评级，未来可能进行更长期的债务交易 [53][55]

财务数据和关键指标变化 - 公司计划围绕3 5至4美元的中周期天然气价格分配资本 这一价格与远期价格一致 [6] - 预计2025年实现约4亿美元的协同效应 2026年底达到5亿美元 [6] - 自合并以来已消除约10亿美元总债务 其中第一季度消除约4 4亿美元 [6] - 预计2025年退出时产量将达到7 2 Bcfe/天 2026年增长至7 5 Bcf/天 [9] - 第一季度新增740 Bcf对冲合约 平均底价为3 75美元 平均上限为5 1美元 [14] - 2024年通过生产性产能策略将产生约2 25亿美元额外自由现金流 [9] 各条业务线数据和关键指标变化 - 在Haynesville地区增加至4个压裂队 预计全年平均在3至3 5个之间 [35] - 第一季度完成近90口井的投产 创下Haynesville和东北阿巴拉契亚地区每日进尺记录 [58] - 公司自有砂矿、融资成本降低和完井线优化等协同效应已基本到位 [66] - Utica地区计划今年投产5口井 以评估资源潜力并扩展Marcellus地区边界 [97] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气市场基本面依然向好 LNG和数据中心需求增长为2026年市场奠定基础 [6] - 预计Haynesville地区产量将在第二季度达到2 95 Bcf/天并保持稳定 [71] - NG3管道将于2025年底投产 公司将重新调整产量流向该管道 [72] - 亚洲LNG市场需求强劲 公司正与多个项目进行不同阶段的洽谈 [27] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 战略重点包括扩大优质天然气资产规模 通过合并协同降低成本 强化资本结构 [5] - 采用生产性产能策略 可根据需求灵活调整产量 [8] - 资本分配和审慎对冲将降低风险并支撑自由现金流 [10] - 对进一步行业整合持开放态度 但将坚持非谈判条件 [49] - 营销团队正在优化资产组合 寻求提高实现价格的途径 [113] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 近期市场波动性增强 但公司已通过策略降低影响 [5] - 尽管现货价格较低 但对天然气中长期前景保持乐观 [6] - 预计2026年自由现金流将显著增长 同时产量提升至7 5 Bcf/天 [104] - 当前经营环境面临供应链关税压力 但80%套管为国内采购 影响有限 [43] - 阿巴拉契亚地区基础设施需求明显 支持管道建设讨论 [54] 其他重要信息 - 公司于3月加入标普500指数 并获得穆迪投资级评级 [7] - 历史累计向投资者返还约37亿美元 包括基础股息、可变股息和股票回购 [32] - 2025年总资本支出预计约30亿美元 下半年将增加3亿美元用于产能建设 [59] - 当前收支平衡点略低于3美元 预计将继续下降 [23] - 第一季度运营费用低于预期 但预计后续季度将季节性增加 [74] 问答环节所有的提问和回答 关于对冲策略 - 公司采取纪律性对冲方法 在波动中增加下行保护同时保留上行空间 [13] - 2023年在对冲计划中实现16亿美元收益 证明策略有效性 [14] 关于天然气商品前景 - 年初供应强劲但需求疲软导致价格波动 但公司基于中周期价格进行规划 [16] - 长期基本面未改变 仍看好2025-2027年前景 [18] 关于收支平衡点 - 当前收支平衡点略低于3美元 预计通过协同效应和效率提升继续下降 [23] - 当前支出水平与维持产量所需资本基本一致 [24] 关于LNG机会 - 正在亚洲进行多项LNG项目洽谈 可能进一步拓展价值链 [27] - 考虑风险回报平衡 确保项目内在盈利性 [27] 关于现金返还计划 - 将结合可变股息和股票回购进行现金返还 [93] - 已接近2025年底11亿美元净债务削减目标 [32] 关于Haynesville运营 - 增加第四压裂队是为了消化DUC库存 符合全年计划 [35] - NG3管道投产后将优化产量流向提高实现价格 [72] 关于成本通胀 - 预计2024-2025年成本持平或小幅下降 80%套管为国内采购缓解关税影响 [43] - 若Permian地区活动减少 可能带来额外通缩压力 [44] 关于行业整合 - 刚完成大型合并 目前专注于协同效应实现 [48] - 未来交易必须符合公司非谈判条件 [49] 关于阿巴拉契亚基础设施 - 支持宪法管道讨论 但需评估具体成本效益 [54] - 正与数据中心和电力需求方进行多阶段洽谈 [54] 关于资本支出节奏 - 第一季度支出较低受季节性因素影响 [58] - 下半年将启动2026年产能建设 增加第八台钻机 [59] 关于营销优化 - 新成立的营销团队已实现早期组合优化 [113] - NG3管道将提供日常灵活性以提高实现价格 [113] 关于Utica前景 - 继续在Utica地区活跃 通过租赁计划增加库存 [97] - 看好该地区与Marcellus西扩的潜力 [97] 关于关税影响 - 若关税持续 2026年套管成本可能重置 [100] - 但服务成本可能下降 形成对冲效果 [101] 关于自由现金流增长 - 2026年增长主要来自产量提升至7 5 Bcf/天 [104] - 协同效应完全实现也将贡献部分增长 [104] 关于LNG需求 - 中国关税未影响全球LNG货物流动 [106] - 未观察到在建LNG项目进度放缓 [106] 关于投产表现 - 过去两季度完成130口井投产 表现符合预期 [137] - 不同区域井产能存在正常波动 [137]

文章核心观点 公司更新对冲和流动性状况，增强财务实力和可见性，高管将参加多场投资者活动 [1][4] 对冲情况 - 2026和2027年将230万桶/日的领口期权和看跌期权转换为互换合约，平均底价提高6美元/桶 [6] - 2025年剩余时间（4 - 12月）1730万桶/日的石油以布伦特原油平均74.69美元/桶的价格进行对冲，占2025年全年指导产量的73% [6] - 2026 - 2027年1250万桶/日的石油以布伦特原油平均69.45美元/桶的价格进行对冲，考虑了互换合约和领口期权的底价 [6] - 截至4月21日，2025年原油按市值计价为1.05亿美元 [6] 流动性情况 - 截至2025年3月31日，公司流动性为1.2亿美元，包括3900万美元现金及现金等价物、4900万美元循环信贷额度可用借款和3200万美元定期贷款延迟提取借款额度 [3] - 截至2025年4月22日，公司流动性为1.19亿美元，有1400万美元信用证，信贷额度无未偿还借款 [3] 高管参会情况 - 首席执行官费尔南多·阿劳霍将在5月13日纽约举行的One Houlihan Lokey全球会议、5月15日沃思堡举行的Hart Energy Super DUG会议与博览会、5月28日新奥尔良举行的路易斯安那能源会议上发言 [4][7] 公司概况 - 公司是美国西部一家上市的独立上游能源公司，专注陆上低地质风险、长期油气储量，业务包括勘探生产和油井服务及弃置服务 [4] - 勘探生产资产位于加州和犹他州，加州资产在圣华金盆地（100%为石油），犹他州资产在尤因塔盆地（65%为石油） [4] - 通过C&J Well Services为加州第三方运营商和自身勘探生产业务提供油井服务及弃置服务 [4]