财务数据和关键指标变化 - 2024年第四季度，公司季度收益为5.72亿美元，创纪录的季度调整后EBITDA为12.54亿美元，创纪录的季度调整后经营活动现金流为9.22亿美元，即每股1.59美元 [6] - 2024年全年，公司收益为18.74亿美元，创纪录的年度调整后EBITDA为44.08亿美元，创纪录的全年调整后经营活动现金流为32.65亿美元，即每股5.70美元 [7] - 2024年第四季度调整后EBITDA为12.54亿美元，较上年同期增长21%；收益为5.72亿美元，较上年同期下降18%；总交易量为367万桶/日，较上年同期增长6% [19][21] - 2024年全年调整后EBITDA为44.08亿美元，比2023年高15%；经营活动现金流为32.14亿美元，创纪录的调整后经营活动现金流为32.65亿美元 [22] - 截至2024年12月31日，按过去12个月计算，按比例合并的债务与调整后EBITDA之比为3.5倍 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 管道业务 - 第四季度，联盟管道因收购后所有权增加、季节性合同需求增加、资本回收确认时间带来的更高收入、NIPISI管道交易量增加、和平管道系统合同交易量增加等因素贡献增加，但部分被2024年上半年提前确认的照付不议递延收入以及Cochin管道净收入降低（主要由于固定费率降低和该期间可中断交易量减少）所抵消 [20] 设施业务 - 第四季度，因收购Aux Sable后将其纳入合并范围，以及PGI因2024年第四季度收购油电池带来的更高收入、某些PGI资产交易量增加和资本回收确认时间等因素贡献增加 [20] 营销和新业务 - 第四季度，与客户合同的净收入因Aux Sable所有权权益增加、NGL利润率提高，但大宗商品相关衍生品实现收益降低 [20] 企业部门 - 第四季度业绩高于上一时期，原因是激励成本降低 [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过收购扩大在弹性的美国东北部天然气和NGL市场的存在，推进Cedar LNG项目以增加加拿大天然气生产商的全球市场准入，完成和平管道八期扩建以满足加拿大西部沉积盆地不断增长的产量，通过PGI交易支持专注增长的客户，并与陶氏达成乙烷供应协议 [8] - 公司积极开发额外的扩张机会，以支持传统管道服务需求的增长，如泰勒至戈尔登代尔项目、和平管道系统扩建、支持不列颠哥伦比亚省东北部交易量增长的其他扩建项目等 [11] - 公司宣布两项新业务进展，一是获得Greenlight Electricity Centre 50%的权益，该中心正在开发一座位于艾伯塔省工业中心地带的燃气联合循环发电设施；二是获得Yellowhead干线的独家提取权，计划建设一座高达5亿立方英尺/日的跨接设施 [12][16] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为自己处于有利地位，能够受益于加拿大西部沉积盆地的增长，其广泛的资产网络提供全方位的中游和运输服务，客户服务具有无与伦比的选择性和灵活性 [24][25] - 公司拥有约40亿美元的在建项目和约40亿美元处于不同开发阶段的额外项目，有明确的增长路径 [25] 其他重要信息 - 公司预计为履行与陶氏的乙烷供应协议所需的总资本投资将低于3亿美元，低于此前沟通范围的低端，且该协议预计的调整后EBITDA贡献不变 [11] - 公司正在评估一系列机会，以最具资本效率的方式履行与陶氏的乙烷供应协议，包括在Redwater综合体内的RFS III增加一座脱乙烷塔 [10] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：Yellowhead干线NGL提取权项目能带来哪些商业和增长机会 - 公司预计可建设约5亿立方英尺/日的提取能力，提取约2.5万桶/日的NGL。目前正在评估C2如何融入整体供应组合，预计在5月的电话会议上提供更多信息。对于C3+，可将其转移至现有分馏能力中，与营销NGL业务互补，公司团队会为这些产品寻找最佳市场 [29][30][31] 问题2：Greenlight项目的天然气需求规模以及对Alliance管道扩容的影响，以及扩容是否有助于缓解与托运人的费率问题 - Greenlight项目每个阶段预计消耗约8000万立方英尺/日的天然气。公司在2月已满足加拿大能源监管机构的所有要求，正在与大型托运人团体进行双周会议，努力在2025年达成协商解决方案并提交给监管机构。托运人对Alliance管道的服务评价很高，有很高的扩容需求，公司正在评估是进行短途扩容（如到萨斯喀彻温堡地区）还是长途扩容（如到芝加哥地区） [38][39][40] 问题3：Yellowhead干线潜在的5亿立方英尺/日跨接设施的资本要求，以及2.5万桶/日NGL中C2的占比和如何补充与陶氏的供应协议 - 该设施的资本要求预计在4 - 5亿美元左右，目前处于初步阶段。预计2.5万桶/日的NGL中约50%为乙烷，其余为C3+。目前评估将这些桶纳入现有供应组合还是作为增量供应还为时尚早，预计在5月的会议上提供更多信息 [49][50][52] 问题4：在当前地缘政治和政策环境下，Cedar LNG项目剩余产能的签约进展 - 自2024年末以来，公司一直在与潜在买家合作，收到了广泛的积极回应，意向书和条款书的数量远超其产能。公司即将进行入围筛选并开始更详细的谈判 [54][55] 问题5：Greenlight项目公司的资本支出份额、投资时间框架、回报情况以及是否有长期合同支撑 - 公司在该项目中占50%权益，每个450兆瓦阶段预计投资15亿美元，最高可达1800兆瓦，计划分阶段开发，预计2026年做出最终投资决策，2029 - 2030年投入使用。目前预计基本回报与中游基础设施回报一致，公司有意签订长期合同支撑该项目，相关谈判正在进行中 [59][60][66] 问题6：Alliance管道与托运人的初步磋商情况，现有合同是否会重新开放 - 公司正在与约40多名托运人进行磋商，分为长期托运人、季节性和可中断业务参与者以及大型和小型托运人等几类。目前对话进展顺利，正在努力达成满足各方需求的协议，预计5月能提供更多信息 [70][71][73] 问题7：乙烷供应资本强度降低但EBITDA不变的原因 - 公司通过对一系列项目进行评估，充分利用现有资产的额外产能，提高乙烷回收率，最终聚焦于Redwater III脱乙烷塔，该方案资本效率最高。同时，Yellowhead项目带来更多C3+，公司需重新评估整体供应组合 [77][78][79] 问题8：Greenlight项目的燃气轮机插槽预订和长周期项目情况，以及整体前期工作进展 - 公司与Kineticor开发团队合作超过一年半，对其专业能力有信心。目前尚未下达燃气轮机订单，预计2026年做出最终投资决策，2030年投入使用，2025年将进行更多工程工作 [85][86] 问题9：NGL交易量增加对库存容量和客户出口增量的影响 - 公司关注盆地内的整体交易量增长，看好西海岸出口，每个增量桶都支持出口项目，但目前没有与Yellowhead项目直接相关的具体措施 [90][91] 问题10：2026年上半年投产的五个项目的进展情况 - K3热电联产项目、Wapiti天然气厂扩建项目和RFS IV分馏及铁路扩建项目进展顺利，设备按时交付，无供应链问题，安全执行情况良好，成本符合预期 [98][99][100] 问题11：对加拿大西部沉积盆地未来两到三年的产量增长预期 - 公司使用内部和第三方数据，预计增长处于中个位数水平，但市场的波动性和不确定性带来一定影响。部分托运人的增长高于该水平，公司有能力满足客户的增长需求 [102][103][105] 问题12：Greenlight项目的回报更接近传统的几倍倍数，以及公司对风险和回报的看法是否有变化 - 目前谈判正在进行中，难以具体量化回报倍数，但预计在公司历史回报范围内。公司关注整个价值链的机会，在资本执行方面有良好记录，有信心为客户提供有吸引力的方案，市场决定回报，但公司会控制自身可控因素 [109][111][113] 问题13：公司是否会将未来的电力机会局限于靠近基础设施的项目 - 公司的电力项目聚焦于数据中心业务，是有针对性的战略布局，不会在其他地区开展独立发电商（IPP）业务 [116] 问题14：关税对公司项目和业务的影响 - 关税目前对公司运营无直接财务影响，但行业情绪有所改善，有望带来项目审批加快等积极影响。公司将继续推进现有项目 [121][122] 问题15：2025年指导区间的考虑因素 - 公司业务存在季节性，营销业务的季节性主要体现在第一和第四季度；维修和完整性工作多在第三季度进行；Alliance管道的可中断业务在冬季需求较高，导致第二和第三季度相对疲软。此外，公司的指导基于营销业务的远期期货曲线 [129][130][131] 问题16：Cedar项目未来承购合同的情况 - 公司自2024年末以来积极与潜在买家合作，收到了远超其产能的积极回应，正在进行入围筛选并将开始更详细的谈判，对项目进展感到兴奋 [138][139] 问题17：Greenlight项目的起源以及公司对电力业务资本分配和风险承担的看法 - 公司最初为利用艾伯塔省Redwater资产附近的土地寻找租户和机会，考虑到碳封存联系和市场变化，与Kineticor团队合作并转向与数据中心客户合作，该项目变得有吸引力。公司无意涉足电力交易业务，希望通过该项目获得长期费用型年金，类似于其他业务。目前不确定具体的资本分配，需视项目进展而定 [143][144][151] 问题18：关税对NGL营销业务的影响及应对措施 - 公司主要将业务定位在西海岸，一定程度上隔离了风险。目前买家对关税的态度较为合理，公司将在合同中添加关税相关条款，对NGL业务影响不大 [153][154] 问题19：公司2024年启动的4% - 6%复合年增长率指导的进展情况以及是否会逐年滚动更新 - 公司对目前的进展感到满意，处于指导区间内，但暂不量化具体位置。该指导与同行相比表现良好，公司希望看到更多机会实现后再考虑是否延长时间线 [158][159][160] 问题20：Alliance管道相关进展顺利的具体含义 - 公司与托运人团体定期开会，对话良好，正在努力确定各方需求。预计5月能提供更多商业机会进展的信息 [162][163] 问题21：公司在Greenlight项目中如何减轻成本超支风险 - 公司对Kineticor进行了尽职调查，对其能力和进展感到满意。作为50%的合作伙伴，公司确保了适当的治理和监督机制，对项目进展有信心 [168][169][170] 问题22：不列颠哥伦比亚省东北部行业近期至中期对基础设施的需求 - 随着LNG Canada一期、Cedar、Woodfibre等项目的推进，该地区将产出大量NGL、凝析油和C3+。不仅Pembina的项目需要，第三方项目也可能需要。公司认为还需要额外的分馏能力，其RFS IV项目进展顺利且成本效益高 [172][173][175] 问题23：西部管道系统关闭申请的进展、财务影响以及若继续运营所需的资本 - 公司在2022年关闭了西部管道的南段，该管道已接近经济使用寿命，继续运营需要投入更多资本。关闭该管道对公司整体业务的财务影响不大，维持其运营所需的资本对公司整体而言并非重大金额，但内部维护工作较多 [178][179]

财务数据和关键指标变化 - 2024年第四季度调整后自由现金流达2.82亿美元 超出预期 主要得益于产量超预期 资本支出低于预期以及良好成本控制 [39] - 2024年全年以pro forma基础计算向股东返还9.44亿美元 [13] - 2025年预计在基准油价70美元/桶和天然气3.5美元/MMBtu下 将产生约8.6亿美元自由现金流 再投资率约60% [21] - 2025年资本投资预计14亿美元 较2024年减少约9000万美元 [20] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2025年计划投产130-150口井 其中22-32口在第一季度 平均工作权益约80% [19] - 2025年预计日均原油产量15.2-15.3万桶 与2024年pro forma水平相当 [20] - 非作业资本支出预计2.05-2.25亿美元 其中80%位于Williston盆地 其余在Marcellus [20] - 第四季度原油实现价格较WTI贴水1.50美元/桶 NGL实现价格为WTI的14% 天然气实现价格为Henry Hub的43% [40][41] 各个市场数据和关键指标变化 - Williston盆地通过合并Enerplus巩固了领先地位 成功提取显著运营和公司协同效应 [10] - Marcellus非作业产量预计2025年为1.3-1.4亿立方英尺/天 可能随气价上涨而增加 [140][143] - 天然气价格呈现季节性波动 预计第二和第三季度实现价格较弱 第一和第四季度较强 [43] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 采用长水平井和保守井距等领先实践 降低盈亏平衡点并延长库存寿命 [12] - 三英里水平井相比两英里井 EUR增加50% 资本仅增加20% [28] - 计划将三英里井比例从目前40%提升至2026-2027年的50%以上 [19][26] - 已完成首口四英里水平井 计划2025年钻更多四英里井 [27][72] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 认为公司股票存在价值脱节 自合并Enerplus以来已回购超过5%流通股 [13][14] - 2025年三年前景保守 未考虑效率进一步提升 如更快周期时间或更多三/四英里井 [25] - 行业资本效率评估显示公司处于较好水平 且是少数逐年提升效率的公司之一 [22] 其他重要信息 - 第四季度运营成本低于预期 为9.60美元/BOE [44] - 2025年2月完成半年期借款基础重新确定 借款基础27.5亿美元 承诺总额24亿美元 [47] - 继续推进可持续发展倡议 重点关注安全 减少环境影响和社区合作 [23] 问答环节所有的提问和回答 关于2025年资本支出 - 资本支出范围可能因效率提升 服务成本波动或油井表现优于预期而下降 [52][55] - 模拟压裂作业已纳入计划 但效率进一步提升可能带来额外节省 [58][59] 关于股东回报 - 在目前股价水平下 股票回购被视为极具吸引力的资本配置选择 [61][116] - 不排除利用资产负债表进行超过100%自由现金流的回购 [115][116] 关于三英里和四英里水平井 - 三英里井EUR/英尺约6个月后开始收敛 一年内完全达到两英里井水平 [68][69] - 首口四英里井作业顺利 钻井周期14.5天 压裂作业表现良好 [72][73] - 四英里井可能带来与三英里井类似的提升 但需更多数据支持 [74] 关于Marcellus资产 - 非核心资产 但具有强劲回报 可能考虑未来变现 [111][152] - 2025年产量指引已考虑气价上涨带来的活动增加 [140][143] 关于库存和效率 - 库存主要为Middle Bakken 保守井距 未来可能通过更长水平井增加 [118][121] - 目标将三英里及以上井比例从目前60%提升至80% [126][128] - 效率提升未完全纳入三年计划 可能带来额外自由现金流 [156]

财务数据和关键指标变化 - 2024年全年资本支出（不包括可自由支配的土地收购）约为3.85亿美元，产量平均为10.5亿立方英尺当量/天，均符合年初设定的预期 [16] - 2024年第四季度，经营活动提供的净现金（不包括营运资金变动）约为1.85亿美元，是该季度资本支出的三倍多 [23] - 2024年第四季度，调整后EBITDA为2.03亿美元，调整后自由现金流为1.25亿美元 [24] - 2024年第四季度，现金运营成本为每百万立方英尺当量1.19%，优于分析师预期，且在全年指导范围内 [25] - 2024年第四季度，全实现价格为每百万立方英尺当量3.36%，较NYMEX亨利枢纽指数价格有0.57%的溢价 [27] - 2024年第四季度，实现现金套期保值收益约4200万美元 [28] - 截至2024年12月31日，流动性总计9亿美元，包括150万美元现金和8.982亿美元的借款基础可用性 [30] - 2024年，公司回购了约7%的流通普通股 [15] - 截至2月20日，自回购计划启动以来，已回购约560万股普通股，平均价格为105.57%，使股份数量减少了17% [32] - 公司目前在10亿美元的股票回购计划下还有约4.07亿美元可用 [32] - 2024年末，公司经调整后的已证实储量基础增加了约6% [33] - 以每百万英热单位3美元和每桶油70美元的价格计算，2024年末已证实储量的PV - 10价值约为38亿美元 [33] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2024年，公司钻了21口总井，主要集中在尤蒂卡地区；完井并投产19口总井，包括3口SCOOP井、12口尤蒂卡干气井和4口尤蒂卡凝析油井 [16] - 2025年，公司计划在五大主要开发区域完井，预计全年约50%的总周转量为富液加权 [13] - 2025年，预计液体产量（定义为石油和NGL总产量）将同比增长超过30%，全年总量在1.8万至2.05万桶/天之间 [13] - 2025年，预计总当量产量与2024年全年基本持平，且随着时间推移产量将增加 [14] - 2025年，公司预计Utica每口井的成本将低于每英尺侧钻900美元，比2024年全年低约10% [20] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司认为2025年和2026年天然气价格将呈积极态势，目前约50%的2025年天然气产量有平均底价为每百万英热单位3.62%的下行保护 [28][29] - 公司在2025年和2026年的套期保值策略中，使用领口结构保留了近一半下行套期保值的显著上行空间，允许参与每百万英热单位4美元以上的价格 [29] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2025年开发计划旨在维持天然气业务，通过开发尤蒂卡瘦凝析油和低成本马塞勒斯凝析油区域实现油气多元化，预计液体产量同比增长30%，调整后自由现金流将比2024年翻番 [9] - 公司计划将2025年调整后自由现金流（不包括可自由支配的土地收购）通过普通股回购返还给股东 [10] - 2025年总资本支出预计与2024年持平，在3.7亿至3.95亿美元之间，包括3500万至4000万美元的维护土地和租赁投资 [10] - 2025年开发计划将使每英尺完井侧钻的年度运营钻井和完井资本比2024年降低约20% [11] - 公司将继续监测增加租赁面积的机会，以提高资源深度，并认为这些机会在评估2025年自由现金流用途时排名很高 [21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为公司在2024年取得了强劲的财务业绩，得益于优质资源基础、对运营效率的持续关注和有吸引力的调整后自由现金流生成 [15] - 2025年，优化的开发计划和改善的商品价格环境将使公司能够实现自由现金流的显著增长 [36] - 公司预计2025年调整后自由现金流将加速增长，有可能比2024年翻番，同时净杠杆率将自然下降 [31] 其他重要信息 - 公司宣布Matthew Rucker晋升为执行副总裁兼首席运营官，以表彰他过去几年在领导运营团队方面的贡献 [7] - 公司在2025年初与一家优质中游供应商达成协议，为2025年年中计划的四口马塞勒斯井的集输、处理和分馏提供服务 [25] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2025年新增液体产量是否为峰值水平，能否保持或增长，以及液体增长和关注重点是否会改变公司对潜在收购的看法，更倾向于PDP重资产还是未开发资产 - 公司认为2025年30%的液体产量增长是可持续的，未来有能力继续向液体区域分配资源以增加产量，同时也会关注天然气市场宏观情况并灵活调整 [41][43] - 公司认为有相当规模未开发部分的收购机会对公司更具吸引力，这与公司向可自由支配土地分配资本的理念一致，即利用团队的执行能力从未开发土地中提取价值 [45][46] 问题2: 2025年在ENC成本仅增加6%的情况下，侧钻 footage增加约30%，且部分TILs侧钻更短，这种前期资本支出计划是否有助于进一步提高资本效率，是否会成为未来的常态 - 公司认为前期资本支出计划有助于提高资本效率，公司在规划和开发时会精心考虑投产时间和窗口成熟度，以实现全年现金流价值最大化，并且过去几年一直保持这种做法，预计未来也会如此 [52][54] 问题3: 鉴于2025年有潜力产生约4 - 5亿美元的自由现金流，公司如何考虑未来资本分配，中等规模资产包（约1亿美元）的市场情况如何，是否愿意将大部分现金用于回购 - 公司的资本分配框架一直很有效，会与董事会持续评估自由现金流的所有选项，从回报率角度考虑为股东带来最佳结果。过去几年增加公司库存和回购股票都非常成功，这仍是公司的首要考虑 [57][58] - 公司会评估市场上各种规模的资产包，但认为目前公司股权交易价值和有机增加井位的机会有较高门槛，会继续评估，如果有合适的机会会考虑 [59][60] 问题4: 以Lake Seven pad为例，其在压力下降和生产率方面的情况是否会影响公司未来尤蒂卡地区的开发规划 - 公司认为这一情况会对未来尤蒂卡地区新开发项目的预期进行微调，可能介于之前做法和更激进做法之间，会更多地参考这种类型曲线形状 [65][67] 问题5: 公司2025年对五个运营区域的资本分配情况，特别是马塞勒斯地区计划钻8口井但仅投产4口，而公司向市场传达的累计库存显示该地区有额外两年的库存，为何采取这种方式，2026年是否会有变化 - 公司在谈论库存寿命时通常以公司整体库存寿命为框架。马塞勒斯地区有50 - 65个井位，从公司整体每年开发20 - 25口井的角度看，相当于两年半的库存。但该地区的开发会受到多种因素影响，包括资本分配和新的中游合作伙伴等，公司会以负责任和谨慎的方式进行开发，预计该地区的开发将持续5 - 7年 [71][74] 问题6: 想了解2025年全年的产量节奏，以及干气方面似乎会有大量积压产量在2026年初释放，这是否是需要考虑的因素，以及2025年资本效率提升后是否还有进一步提升的空间 - 公司表示前期资本支出计划通常会使产量全年递增，但具体产量会因井的成熟度和类型而异。对于2026年，目前还不想过多评论，因为还有很多优化工作要做，但公司正在为第三、四季度的有利商品环境做好产量提升的准备 [82][84] - 公司认为行业一直在不断进步，技术的发展和实际操作的改进为效率提升提供了机会，虽然目前已经取得了显著成就，但仍有进一步提升的可能，不过可能是较为温和的增长 [86][87] 问题7: 请解释幻灯片6的内容，以及公司如何在保持天然气业务杠杆以应对积极宏观前景的同时增加液体产量 - 幻灯片6展示了公司未来五年的潜力，但不构成指导，因为公司的资本分配是动态的。公司认为该幻灯片表明在没有激进假设的情况下，公司有能力在未来几年产生大量自由现金流，并且运营团队有望在资本成本和现金成本方面取得更好的结果 [92][93] 问题8: 公司NGL实现价格上调的原因是什么 - 公司现有尤蒂卡地区的生产参与了一项拒绝乙烷的合同，因此有较强的桶价值，且丙烷和丁烷价格随天气和需求因素相对于WTI上涨，拉动了NGL相对于WTI的实现价格 [97] - 公司与新的马塞勒斯地区合作伙伴达成的协议也带来了有利条款，与乙烷相关，使公司的NGL桶与典型的Bellevue桶有所不同 [98]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度石油产量达到创纪录的398,000桶/天 [11] - 全年自由现金流达30亿美元 其中20亿美元返还股东 [6] - 第四季度自由现金流7.38亿美元 其中4.44亿美元通过固定股息和股票回购返还股东 [12] - 季度股息提高至每股0.24美元 较2024年增长9% [6] - 现金余额增至8.5亿美元 较上季度增长25% [12] - 2025年产量目标为815,000 BOE/天 其中石油383,000桶/天 [15] - 2025年资本支出预算39亿美元 较11月指导减少2亿美元 [15] - 预计2025年自由现金流将增加超过3亿美元 [15] 各条业务线数据和关键指标变化 - 特拉华盆地占总投资50%以上 计划运营14台钻机和3个完井队 投产约265口总井 [16] - 落基山地区四分之三资本支出指向威利斯顿盆地 [18] - 鹰福特地区拥有约700个未钻井位 其中550个在Blackhawk油田 [13] - 多区域开发项目占比提高 2024年占10% 2025年计划提升至30% [17][143] - 2024年钻井和完井效率指标提升约15% [17] - 鹰福特第四季度产量环比增长超过20% [63] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气产量超过13亿立方英尺/天 天然气收入预计同比增长超过一倍 [24] - 特拉华盆地大部分天然气接入墨西哥湾沿岸市场 [25] - 阿纳达科盆地天然气接入东南部市场 交易价格高于Henry Hub [25] - 营销团队积极评估LNG、电力生产商和数据中心供应机会 [27] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 战略重点包括持续运营卓越、为股东创造价值和保持强大资产负债表 [22] - 机会点包括提高资本效率、扩大利润率、增强基础生产和有机扩展库存 [23] - 2025年目标现金回报率高达70% 通过固定股息和股票回购实现 [28] - 计划将净债务与EBITDA比率降至1倍以下 [28] - 专注于有机增长机会 包括土地交易和技术应用 [54][55] - 行业整合持开放态度 但主要重点在于提升公司自身价值 [56] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气价格上涨为公司天然气资源带来显著上升空间 [24] - 营销团队通过多样化安排最大化价值 [24] - 预计东南地区对天然气需求将增长 [26] - 对关税潜在影响的评估显示对资本计划影响小于2% [99][100] - 在所有价格情景测试下 石油机会仍显示更强劲回报 [132] 其他重要信息 - 与BPX签署协议解散Blackhawk油田合作伙伴关系 预计4月1日完成 [13] - 将获得约46,000英亩净面积 工作权益超过95% [13] - 预计每口井钻井和完井成本节省超过200万美元 [13] - Grayson Mill资产已识别5,000万美元资本和费用节省 [19] - 与Dow合资企业延长49个钻井位 获得4,000万美元钻井承担 [19] - 领导层变更 强调连续性和机会 [20] - 威利斯顿盆地库存接近十年 [36] 问答环节所有提问和回答 问题: Grayson Mill资产库存持续时间及与 legacy Bakken 的比较 - Grayson Mill收购填补了公司投资组合中的库存短缺 [34] - 成本下降 生产率保持 预计生产绝对速率会随时间略有下降但更为可持续 [35] - 威利斯顿盆地现在有接近十年的机会 包括Grayson [36] 问题: 与BPX资产分割的背景和考虑因素 - 此次交易是典型的双赢机会 BPX和公司对各自继承的资产有不同估值 [37] - 公司能够控制开发节奏和运营方向 [38] - 已经显示每口井可创造超过200万美元的价值 [38] 问题: 落基山/威利斯顿地区资本支出增加及增长预期 - Grayson地区生产将保持平稳 运行三台钻机 [44] - Powder River资产团队正在进行更多科学研究以释放潜力 [45] 问题: 特拉华盆地中游基础设施和运输优势的原因 - 营销团队和业务部门与第三方供应商合作确保集输、处理能力和外运能力 [48] - 目前感觉非常好 没有看到任何障碍 [49] 问题: 新CEO的战略是否更侧重于有机增长而非并购 - 看到现有投资组合地下存在巨大的价值创造机会 [54] - 主要重点是让Devon变得更好 但对行业整合持开放态度 [56] 问题: 解散鹰福特合资企业的价值提升来源 - 节省200万美元/井是最大的价值创造机会 约合每口井NPV增加200万美元 [57] - 控制开发节奏也非常有价值 [57] - 重复压裂(refracs)存在真实重大的价值 但在此次交易后优先级有所下降 [58] 问题: 鹰福特第四季度强劲环比表现的驱动因素及可持续性 - 钻井和完井效率的价值创造工作推动了表现 [64] - 第四季度初有大量井投产 带来了短期利好 可能无法完全复制 [65] - 运营势头强劲 团队工作努力 感觉即将进入另一个档位 [66] 问题: 2025年股票回购与自由现金流比例的意图 - 降低盈亏平衡点使得维持和增长固定股息更加容易 并允许重新评估股票回购范围 [68] - 有25亿美元的债务削减目标 2024年已减少5亿美元 2025年另有5亿美元到期 [69] - 随着效率提升 股票回购方面存在上升空间 [70] 问题: 合资期间无法实现成本节省的原因及解散后如何实现 - 合资结构独特 BPX负责钻井和完井 Devon负责设施设计和生产 [79] - 有时能达成一致 有时不能 [80] - 交易估值期间获得机会进行自己的钻井和完井 并排比较显示节省可行 [80] 问题: 特拉华盆地2025年井数增加但产量指引未同比上升的原因 - 平均工作权益变化影响 gross井产量比较 2024年平均约80% 2025年指引约73% [82] - 2025年井混合略有不同 更多开发Wolfcamp B区 但这已纳入指引 [85] 问题: 鹰福特重复压裂(refracs)的进展和回报影响 - 公司非常支持重复压裂 拥有大量机会库存 [94] - 解散合资企业后 重复压裂的优先级略有下降 因为新井价值创造显著上升 [95] - 重复压裂的全周期经济效益非常宝贵 [96] 问题: 关税对资本支出指引的潜在影响 - 根据供应链团队评估 即使假设所有讨论中的关税立即实施 对全年资本计划的影响也小于2% [99][100] 问题: 2025年资本计划较几个月前下调的原因 - Williston地区每口井节省60万美元是一个重大改进 上次电话会议时尚未完全掌握 [107] - BPX合资解散也是一个巨大的推动因素 [107] - 假设通缩/通胀状况基本保持不变 [108] 问题: 天然气价格走强是否可能导致计划转向更多气区资产 - 分析显示 即使看到今天的价格和上行情况 投资仍指向石油机会 [114] - 多盆地组合提供了多种机会 这是其他许多公司所没有的 [115] 问题: 2025年计划中的压裂 crew 数量 - 特拉华盆地持续3个 crew 可能偶尔增加临时 crew [116] - 大约另外2-3个压裂 crew [116] 问题: 股息、股票回购和资产负债表在自由现金流分配中的优先级排序 - 固定股息和股票回购是基本要求 资产负债表无疑也是优先事项 [126] - 框架中前30%的自由现金流直接用于资产负债表 [126] 问题: 十年库存深度是否意味着公司将在63年后关闭 - 十年去风险库存不应被误解为公司在逐步缩减 [130] - 计划通过努力工作和创造性来补充库存 延长未来的发展空间 [130] 问题: 气价上涨背景下 Anadarko 盆地的库存深度 - 需要与Dow的合作伙伴关系来提升机会的经济性 使其能够在投资组合中竞争 [137] - 团队继续寻找机会 但目前会安静地工作 利用财务安排确保审慎投资 [138] 问题: 2025年Permian地区Wolfcamp B计划占比及油比变化 - Wolfcamp B占比从2024年的10%增加到2025年的30% [143] - 特拉华盆地的油比将相当一致 去年约为47% 今年可能略低但总体一致 [143] 问题: 2025年资本支出和投产井的节奏 - 投产井（gross basis）在全年的分布通常相当一致 [156] - 资本支出可能随时间推移呈下降趋势 第一季度可能是最高的资本支出季度 [156]

财务数据和关键指标变化 - 公司2025年资本支出预算为41-44亿美元 目标维持日均48万桶原油产量 其中5000桶来自Tumbleweed收购 [36][38] - 公司Q4资本支出指导为95-105亿美元 预计2025年预算将接近该区间下限 [38] - 公司税后盈亏平衡油价从40美元/桶降至37美元/桶 [13] - 公司Q3实际分红支付率为78% 高于50%的目标 主要因Endeavor交易仅计入20天及Stephens家族减持股份 [114][115] 各条业务线数据和关键指标变化 - 钻井成本降至600美元/英尺 较之前625美元/英尺的预期进一步下降 [30][149] - 完井作业效率提升 泵速从80桶/分钟提高至90-100桶/分钟 [27] - 2025年钻井计划从原22-24台钻机缩减至18台 完井队伍从5支减至4支 仍可完成相同进尺 [26][27] - 采用同步压裂技术(simulfrac)和清水钻井系统 所有新井均采用这些技术 [78][79] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司拥有65,000英亩地表面积 计划利用天然气和地表资源开发数据中心业务 [23][66] - 在Permian盆地拥有250,000桶/日的管道运输能力 通过Whistler和Matterhorn管道 [87] - 通过TRP资产置换获得Midland盆地18口已钻未完成井(DUCs)和55个优质井位 [14][15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略聚焦自由现金流而非产量增长 在2025年可能供应过剩的环境下保持谨慎 [47][55] - 通过Endeavor合并实现协同效应 提前完成原定2025年的目标 [30][91] - 计划将矿产权益剥离至Viper 预计2025年初完成 [40][155] - 探索天然气转化高附加值利用 包括数据中心和电力业务 [23][66][68] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 对2025年宏观环境持谨慎态度 预计可能出现供应过剩 [47][55] - 全球有400-600万桶/日的闲置产能 公司不会盲目增产 [55] - 德州电力价格可能长期上涨 公司计划利用自有天然气资源对冲风险 [68][69] - 行业需要吸取2020年教训 避免在周期高点过度投资 [58][102] 其他重要信息 - Endeavor资产整合进展顺利 已完成650个办公室搬迁和1000名员工入职 [90] - 公司持有EPIC管道近1/3权益 视为非长期投资但可带来良好回报 [24] - 持有Deep Blue水处理业务权益 考虑进一步整合Endeavor资产 [24][154] - 拥有少量Bakken和墨西哥湾资产 计划适时处置 [40][41] 问答环节所有的提问和回答 资本效率与盈亏平衡 - 公司通过Endeavor合并降低盈亏平衡油价 并提高每美元资本支出的产量 [10][11] - 2025年税后盈亏平衡油价预计为37美元/桶 原为40美元/桶 [13] TRP资产置换交易 - 交易使公司将Delaware盆地资产置换为Midland盆地18口DUCs和55个优质井位 [14][15] - 交易估值基于PDP价值相近 但公司获得更多当前产量和优质井位 [18] 非核心资产处置 - 计划2025年初将矿产权益剥离至Viper [40] - 考虑处置15,000英亩Delaware盆地非作业权益 [42] - 持有少量Bakken和墨西哥湾资产 计划适时出售 [40][41] 运营效率提升 - 钻井成本降至600美元/英尺 较之前625美元/英尺预期更低 [30][149] - 同步压裂和清水钻井技术全面应用 [78][79] - 通过整合Endeavor最佳实践持续优化完井设计 [110][111] 资本配置策略 - 保持灵活分配政策 在股价低迷时侧重回购 [60][61] - 回购策略注重逆周期性 避免在商品周期高点过度回购 [62] - 基础股息将保持稳定增长 [61] 天然气增值利用 - 计划利用65,000英亩地表面积和天然气资源开发数据中心 [23][66] - 目标是将低价天然气转化为高附加值电力 [68][69] - 可能采用合资模式 与专业合作伙伴共同开发 [70][71] 2025年生产计划灵活性 - 可根据油价调整活动水平 保留增减钻机灵活性 [49][51] - 供应链设计允许快速调整作业规模 [51] - 在低价环境可能增加DUCs储备 [100]