特朗普政府的能源政策核心 - 政策核心围绕简化许可程序和减少官僚主义 旨在激励国内石油生产商 [2] - 2025年1月20日就职日 特朗普宣布国家能源紧急状态 并签署名为“释放美国能源”的行政命令 要求机构暂停、修订或撤销对国内油气运营“过度繁重”的所有行动 [1] - 2025年4月 美国内政部宣布紧急许可程序 将通常需要数年的审批时间缩短至最多28天 [1] - 通过“一个美丽大法案”提供数十亿美元的新联邦税收减免以激励化石燃料公司勘探和钻探 并计划未来15年在墨西哥湾举行30次海上租赁拍卖 以及在2032年前在阿拉斯加库克湾举行6次拍卖 [7] - 间接政策包括撤销海上风电许可并暂停新项目拨款 例如美国交通部长在8月撤回了对12个海上风电项目的6.79亿美元资金 [8] 市场反应与行业现状的矛盾 - 尽管政策意图明确 但政治波动和关税贸易政策带来了不确定性 反而可能抑制钻探活动 [9] - 美国活跃石油钻机数量持续下降 2025年11月26日总钻机数为544台 较2024年11月27日减少38台 其中石油钻机为407台 较去年同期的477台下降15% [5] - 然而 美国原油产量却创下历史新高 2025年9月达到每日1384万桶 高于2024年9月的每日1317.1万桶 [4] - 传统上钻机活动与产量之间的关联性近期已减弱 [4] 钻机数量不再是市场健康状况的直接指标 [15] 生产效率提升的关键驱动因素 - 钻探效率提升是钻机数量下降而产量上升的主要原因 包括在最富产区（如二叠纪盆地）钻探更长的水平段 [16] - 2025年 二叠纪盆地米德兰地区的水平段平均长度比2015年长58% 超过50%的完井井眼水平段长度超过10500英尺（约2英里） 最长达到21276英尺（约4英里） [17] - 技术进步推动效率 包括水平钻井和电动液压压裂技术 电动泵通过减少热能和摩擦损耗提高了效率 [18] - 人工智能被用作变革性技术 通过筛选地震、历史和地质数据来更好地识别高产区 并可用于上游勘探和碳封存储选址的虚拟模拟 [19][20] - 效率提升减少了钻一口井所需的时间 从而减少了所需钻机数量 同时提高采收率技术也增加了碳氢化合物的提取量 [21] 行业结构变化与未来展望 - 已承诺利用率（指已签订当前或未来固定合同的钻机）是比总钻机数更好的指标 当前该利用率为92% 高于20年前的85% [15] - 行业结构发生转变 水平井占比从2013年的8%上升至2023年的21% [26] - 美国墨西哥湾的钻探活动从浅水区转向深水区 深水船队也从半潜式平台为主转向几乎全是钻井船 平均合同钻机数量从20年前的112台（85座自升式、22座半潜式、5艘钻井船）变为今年的22台（2座自升式、1座半潜式、19艘钻井船） [26] - 韦斯特伍德能源公司预计 美国已承诺使用的石油钻机数量将在2026年增加 但2026年签订合同的钻机数量将疲软 许多钻机可能等待2027年的工作 [22][23] - 美国能源信息署预测 2025年美国原油平均产量为每日1340万桶 2026年因市场条件将略有减少 2027年预计将增至每日1400万桶 [23] - 2025年第三季度 美国本土48州新钻油井2655口（其中二叠纪盆地1278口） 低于2024年同期的2743口（二叠纪盆地1380口） [24] - 尽管钻探活动减少 但预计二叠纪盆地将在2026年逆势提高原油产量 进一步证明钻机与产量关系的减弱以及钻探生产率提升的影响 [25] 影响行业需求与价格的外部因素 - 全球需求疲软、油价相对较低以及持续高企的项目成本是钻机数量下降的更广泛因素 [11] - 部分由于欧佩克在2025年提高产量目标以争夺更大市场份额 导致价格下降 2025年4月 八个欧佩克成员国将产量目标提高了约每日290万桶 [12] - 在需求放缓的同时推动增产导致了石油供应过剩 压低了价格 加上不确定的地缘政治格局 使得生产商趋于谨慎 [13] - 特朗普在欧佩克市场宣布增产的同一天宣布关税“解放日” 造成了“关税紧张” 预计2025年油价不会稳定在每桶70美元以上 [10]

公司概况 * 公司为Kolibri Global Energy Inc 在纳斯达克交易代码为KGEI 在多伦多证券交易所交易代码为KEI[1] * 公司是一家石油和天然气生产商 在美国俄克拉荷马州的Tishomingo页岩油田进行生产[2] * 公司致力于以财务稳健的方式运营 保持低债务水平[2] 财务与运营数据 * 公司拥有6540万股流通股 按约4美元的股价计算 市值约为1.45亿美元[4] * 上季度末净债务为4200万美元 企业价值约为1.88亿美元[4] * 债务与调整后EBITDA的比率约为1倍 预计明年将下降[4] * 2025年资本支出指导为5500万至5800万美元[10] * 2025年平均产量指导为每日4000至4400桶油当量 较去年增长15%至27%[10] * 尽管油价下跌 预计2025年调整后EBITDA仍将增长4%至14%[10] * 每桶油当量的运营成本处于同行较低水平 有助于实现较高的净收益[19][20] * 公司已从市场回购约57万股股票 并计划继续回购[10][44] 资产与储量 * 公司拥有一个优质资产 截至去年底 已探明储量超过4000万桶油当量 已探明及概算储量超过5300万桶油当量[3] * 已探明储量中约22%为已探明已开发正在生产储量 其余为已探明未开发储量[3] * 2024年通过钻探 将部分概算和可能储量转为已探明储量 使已探明储量增长了24%[3] * 以当时约每桶70多美元的油价计算 4000万桶已探明储量的估值为5.35亿美元[4] * 公司 acreage 面积已增至约17000英亩 其中99%已由生产持有[6][12] 2025年活动与钻井效率 * 第二季度钻探了4口水平段长度为1.5英里的Caney层段油井 这些井的原油产量占比达82% 使9月份的原油产量占比提升至71%[7][8][9] * 正在完井4口新Caney油井 预计全部于12月投产[9] * 在东区钻探了Ferguson评估井 目前归类为或有资源 正在测试中 初步结果显示在当前约60美元的油价下可能不具经济性[9][12][13][14] * 钻井效率显著提升 钻探1.5英里水平段油井的时间从2016-2017年的约30天缩短至2024年的约12天[15][16] * 1英里水平段油井的成本从2023年预算的720万美元降至实际完成的550万美元[16] * 当前1.5英里水平段油井的预算成本为720万美元 以与过去1英里水平段相同的成本获得了多50%的储层接触面积[17] 钻井库存与经济性 * 第三方评估机构Netherland, Sewell & Associates确认了104个未来钻井位置 其中52个为已探明 31个为概算 21个为可能[11][12] * 这些位置主要为1.5英里和2英里水平段 钻井效率更高[11][12] * 即使在每桶60美元的油价下 根据评估机构的递减曲线 这些油井的内部收益率预估仍在50%至117%之间 显示出良好的经济性[18] * 公司因此未停止今年的钻井计划 并计划明年继续钻井[18][19] 其他增长潜力 * 除了主要开发的Caney层段外 公司还拥有Upper Sycamore和T Zone层段的权益 这些是具有生产潜力的额外层段 但目前未包含在储量报告中[6][12][14][15] * 北部的运营商在Sycamore层段取得了成功 公司团队正在评估在其资产上测试该层位的可能性[14] 风险管理与未来展望 * 公司拥有与Bank of Oklahoma签订的6500万美元信贷额度[3][22] * 公司使用零成本领口期权和看跌期权等工具进行对冲 以管理油价风险[35] * 计划在2026年第一季度将债务再减少800万至1000万美元[36] * 2026年的资本支出和钻井计划将取决于油价水平 公司保持灵活性 可快速调整[25][30][36][37] * 公司计划量入为出 利用信贷额度管理资本支出现金流 避免过度杠杆[37] * 管理层对中长期油价持乐观态度 认为需求坚挺 预计油价将回升至每桶60美元区间高端或70美元区间低端[39][40] 公司治理与股东问题 * 有股东要求召开特别会议 据信与公司在美国提交货架注册声明有关 公司认为这是常规做法 并获得了代理咨询机构ISS和Glass Lewis的支持建议[41][45] * 公司认为当前股价相对于其储量和运营效率而言被低估[42][43] * 股票回购的规模和节奏将取决于股价 市场条件 现金流以及资本支出需求[44]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度按公认会计原则，公司合并净收入为3.47亿美元，摊薄后每股0.96美元，调整后净收入为3.85亿美元，每股1.06美元 [19] - 第一季度产生1.26亿美元自由现金流，埃及逾期账款降至2022年底以来最低 [20] - 2025年可控支出节省目标提高到1.3亿美元，年底年化运行率节省提高到2.25亿美元 [9] - 2025年开发资本指导降低1.5亿美元，第三方油气营销收入指导更新为5.75亿美元 [15][30] 各条业务线数据和关键指标变化 二叠纪盆地 - 石油产量在指导范围内，虽第三方和天气相关停机影响比预期多1000桶/日 [6] - 钻井效率提高，每口井节省成本80万美元，资本节省主要源于此 [23] - 计划将钻机数量从8台减至6台，仍可维持日产12.5 - 12.7万桶的产量 [14] 埃及 - 第一季度天然气产量超指导，预计第四季度日产达5亿立方英尺，平均气价将升至3.8美元/Mcf [7][28] - 钻井成本因运营实践改进而节省，运营成本通过柴油减排等项目降低 [10][11] 北海 - 产量超指导，主要因Barrel运营效率高 [7] 美国天然气营销 - 每日购买瓦哈天然气并运往墨西哥湾沿岸销售，通过基差互换协议锁定约4.5亿美元收入 [28][29] 各个市场数据和关键指标变化 - 埃及天然气价格协议使天然气开发与石油钻探在中期布伦特油价下达到经济平价，天然气机会更具吸引力 [16] - 瓦哈天然气价格波动大，公司会根据其价格决定是否在阿尔卑斯高地进行经济钻探 [99] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 致力于可持续降低资本、LOE和间接费用等可控支出，目标是在二叠纪实现前四分之一的运营绩效 [9] - 出售新墨西哥二叠纪资产，所得款项主要用于偿还债务，专注德州业务 [13] - 调整运营模式和领导结构，以适应现有资产组合 [11] - 成本节约和资本效率将支撑2027年前的自由现金流，2028年苏里南首油产出将加速增长 [17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管大宗商品价格波动，但运营表现改善使公司能够保护自由现金流前景 [6] - 成本削减举措进展显著，有望提高长期股东价值 [18] - 埃及天然气业务增强了投资组合的多样性和资本配置的选择性 [16] 其他重要信息 - 公司宣布在布鲁克期油气藏发现Sockeye 2，技术评估正在进行中 [8] - 调整上游资本和自由现金流定义，将ARO和租赁收购作为单独项目列示 [31] 问答环节所有提问和回答 问题1: 可控支出成本节省情况及目标是否会提高 - 公司目前进展远超计划，今年已将年度节省目标从6000万美元提高到1.3亿美元，年底运行率节省从1.25亿美元提高到2.25亿美元，预计未来3.5亿美元的目标会提高，但目前保持不变 [34][35][36] 问题2: 二叠纪钻机数量调整及生产情况 - 目前认为6.5台钻机可维持产量，因效率提升，有信心减至6台也能保持产量平稳，且2026年表现会更好 [37][39] 问题3: 成本交付节奏及原目标假设 - 原目标中包含这些节省，但资本节省提前实现，且还有提升空间 [45][46] 问题4: 阿拉斯加资源规模及资金筹集方式 - 阿拉斯加项目资源情况需进一步评估，目前专注于地震数据处理和评估策略制定；苏里南项目投产早于阿拉斯加有重大资本支出时间，暂不考虑出售苏里南部分资产来资助阿拉斯加项目 [47][50] 问题5: 出售新墨西哥资产原因及剩余投资组合情况 - 新墨西哥资产规模小、分散且部分非运营，出售价格理想，所得用于偿还债务；其余投资组合中，二叠纪LOE成本节省需时间，可能涉及资本投资或商业谈判 [59][60][63] 问题6: 二叠纪完井设计演变 - 随着盆地发展，部分区域转向更紧密的井间距和较小的压裂规模；成本降低会增加钻井经济密度，公司计划今年晚些时候或明年初提供更全面的库存情况 [71][74] 问题7: 新墨西哥资产出售所得用于债务回购的考虑 - 公司第一季度还清Callon定期贷款，后续会根据债务收益率等情况，利用资产出售所得灵活处理债务偿还和股权回购 [77][78][79] 问题8: 成本优化平均节省与年底运行率差异原因 - 运行率提高是因为预计2026年资本节省、间接费用进一步节省以及LOE成本改善，目前每口井80万美元的节省是主要驱动因素 [82][83][84] 问题9: LOE方面抵消通胀压力的具体措施 - 包括日常运营路线优化、生产水处理和压缩合同重新谈判、内部运营实践改进以及与供应商谈判等 [86][87] 问题10: 埃及油气开发策略及阿尔卑斯高地资本投入条件 - 埃及因油价下跌增加天然气开发，有一定灵活性，但受设施和库存限制；阿尔卑斯高地在瓦哈天然气价格足以支持经济钻探且优于二叠纪石油钻探时，会转移或增加钻机 [92][93][100] 问题11: 油价降至多少会大幅削减资本计划 - 当WTI油价降至非常低的50美元时，可能会大幅削减资本计划并允许石油产量下降，但随着成本结构改善，该价格会降低 [101] 问题12: 股票回购策略及埃及石油产量情况 - 公司设定了60%的股东回报框架，会根据情况灵活进行债务偿还和股权回购；埃及石油产量预计各季度持续小幅下降 [104][106][108] 问题13: 成本节省后覆盖资本支出和股息所需的油价 - 考虑到计划节省的成本，在WTI油价为50美元时，公司可资助苏里南项目、勘探计划、运营6台二叠纪钻机和12台埃及钻机并支付股息 [110] 问题14: 二叠纪井间距加密的量化情况 - 目前大部分项目已采用更紧密的井间距，去年做了很多准备工作，未来会继续优化 [111][112]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度，公司按公认会计原则报告的合并净收入为3.47亿美元，摊薄后每股收益为0.96美元，调整后净收入为3.85亿美元，每股收益为1.06美元 [18] - 第一季度产生了1.26亿美元的自由现金流 [19] - 公司将2025年可控支出节省目标提高到1.3亿美元，年底年化运行率节省提高到2.25亿美元 [8][34] - 2025年第三方油气营销收入指引更新为5.75亿美元 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 第一季度上游资本远低于指引，主要因二叠纪钻井团队运营出色，钻井效率较2024年有显著提升 [20] 埃及业务 - 第一季度天然气产量超指引，平均实现天然气价格为3.19美元，高于指引的3.15美元，预计第四季度天然气产量将达全年最高，约5亿立方英尺/日，价格将升至3.8美元/千立方英尺 [6][14][27] - 石油产量呈轻微下降趋势，不过凝析油和水驱项目改善缓解了下降幅度 [92] 二叠纪业务 - 石油产量在指引范围内，虽第三方和天气相关停机影响比预期多1000桶/日，但钻井效率提高使资本支出低于指引 [5] - 目前用6.5台钻机可维持12.5 - 12.7万桶/日的产量，预计年底减至6台钻机也能保持产量平稳 [13][38] 北海业务 - 产量高于指引，主要得益于Barrel的强劲运营效率 [6] 勘探业务 - 宣布在布鲁克期油气藏的第二个发现Sockeye 2，该井遇到25英尺净油层 [7] 美国天然气营销业务 - 公司通过购买瓦哈天然气并运输到墨西哥湾沿岸销售获利，已签订基础互换协议锁定约4.5亿美元收入 [27][28] 各个市场数据和关键指标变化 - 埃及天然气价格预计将持续上涨，第四季度将达到3.8美元/千立方英尺，全年处于3.4 - 3.5美元/千立方英尺的指引上限 [15][27] - 目前瓦哈天然气价差使公司的天然气营销业务盈利可观 [27] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 持续推进成本降低计划，重点关注二叠纪钻井效率提升和成本结构优化，以保护自由现金流 [5][8] - 出售新墨西哥州二叠纪资产，交易预计在第二季度末完成，所得款项主要用于偿还债务，公司将专注于德克萨斯州业务 [12] - 埃及业务增加天然气钻探活动，以应对油价疲软，同时利用成本回收机制保障石油业务收益 [14][91] - 优化二叠纪完井设计，采用更紧密的井间距和更小的压裂规模，提高资源开发效率 [69][70] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管大宗商品价格波动，但公司一季度业绩强劲，运营表现改善有助于保护自由现金流前景 [5] - 对埃及天然气前景感到鼓舞，新的天然气定价协议和支付进展促使公司维持埃及业务活动水平 [6][19] - 二叠纪钻井效率快速提升，有望在减少钻机数量的情况下保持产量平稳，长期成本节约目标有望提前实现 [13][33] - 公司认为其自由现金流增长前景和高质量勘探组合与同行相比具有差异化，将推动长期股东价值增长 [17] 其他重要信息 - 公司将资产退休义务（ARO）和租赁收购从上游资本定义中移除，作为单独项目计入自由现金流调节项，不影响自由现金流报告 [29] - 本·罗杰斯下周起担任首席财务官 [11] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 成本节省目标是否会提高，以及二叠纪钻机数量调整计划 - 公司目前按计划推进成本节省，预计未来会提高目标，但目前维持不变 二叠纪目前用6.5台钻机可保持产量平稳，因效率提升，年底将减至6台钻机也能维持产量 [33][34][38] 问题2: 成本节省进度与原目标对比，以及阿拉斯加资源规模和资金筹集问题 - 原目标中的节省已包含在3.5亿美元中，但资本节省提前实现 阿拉斯加项目尚处早期，需进行地震数据重新处理和评估策略制定，目前未考虑出售苏里南资产筹资 [44][46][49] 问题3: 出售新墨西哥州资产的动机，以及二叠纪其他资产情况和LOE成本举措 - 出售新墨西哥州资产是因资产规模小、分散且非运营资产，交易价格有吸引力，所得款项用于偿还债务 二叠纪LOE成本节省可能需更长时间，将通过多种方式实现 [58][59][62] 问题4: 二叠纪完井设计调整决策，以及资产出售所得款项用于债务回购的考虑 - 完井设计调整是盆地发展的结果，更紧密的井间距和更小的压裂规模可提高资源开发效率 公司将根据收益率等因素机会性地使用资产出售所得款项进行债务回购 [69][70][77] 问题5: 成本优化平均节省与年底运行率差异原因，以及LOE成本抵消通胀压力的具体措施 - 运行率增加是因2026年资本节省、间接费用和LOE成本改善 公司将通过内部运营优化和外部供应商谈判等方式抵消LOE成本通胀压力 [80][83][84] 问题6: 埃及业务钻机分配与油价关系，以及阿尔卑斯高地项目启动条件和油价对资本计划的影响 - 埃及业务在油价下跌时倾向增加天然气钻探，但受设施和库存限制 阿尔卑斯高地项目在瓦哈天然气价格合适时会启动 当WTI油价降至极低水平（如50美元以下），公司可能削减资本计划 [90][97][98] 问题7: 油价下跌时股票回购策略，以及埃及石油产量下降情况 - 公司出售资产是机会性决策，将在债务和股权方面机会性操作 埃及石油产量因一季度意外停机下降，预计后续呈轻微下降趋势 [102][103][105] 问题8: 成本节省后覆盖资本支出和股息的油价，以及二叠纪井间距加密进展 - 考虑计划节省后，公司在WTI油价50美元时可资助多个项目并支付股息 2025年二叠纪更多区域采用更紧密井间距和更小压裂规模，未来将继续优化 [107][109]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度天然气和石油销售增长至4.05亿美元，运营现金流达2.39亿美元，摊薄后每股0.81美元 [8] - 第一季度调整后EBITDAX为2.93亿美元，调整后净收入为5400万美元，每股0.18美元，而2024年第一季度为亏损 [11] - 第一季度产量平均为12.8亿立方英尺/天，较2024年第一季度下降17% [10] - 第一季度天然气实现价格为3.58美元，与NYMEX价格有0.07美元差价，与参考价格有0.30美元差价 [12] - 第一季度运营成本每千立方英尺平均为0.83美元，比第四季度高0.11美元 [13] - 第一季度EBITDAX利润率提高至76%，高于去年第四季度的73% [13] - 第一季度在开发活动上共花费2.5亿美元 [14] - 第一季度末借款余额为5.1亿美元，总债务为31亿美元，流动性约为10亿美元 [14][15] 各条业务线数据和关键指标变化 勘探与生产业务 - 第一季度在Haynesville钻了4口（3.9口净井）水平井和3口（3口净井）Bossier井 [14] - 第一季度有11口（8.3口净井）投入销售，平均初始产量为2300万立方英尺/天 [14] 中游业务 - 预计2025年在Western Haynesville的中游支出在1.3 - 1.5亿美元之间，由中游合作伙伴提供资金 [41] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度NYMEX结算价格平均为3.65美元，Henry Hub现货价格平均为4.27美元 [11] - 第一季度30.7%的天然气在现货市场销售，参考NYMEX价格为3.88美元 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2025年主要专注于开发Western Haynesville资产，以受益于天然气需求的长期增长 [40] - 计划在Western Haynesville钻20口井并使15口井投入销售，在legacy Haynesville钻25口（20口净井）并使31口（24.1口净井）投入销售 [41][42] - 与BKV Corporation合作研究在Western Haynesville开发碳捕获项目，以降低温室气体排放 [39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 随着天然气价格上涨和对冲头寸强劲，预计2025年财务杠杆比率将显著改善 [15] - 公司拥有行业最低的生产成本结构，预计2025年钻井效率将继续降低钻井和完井成本 [42] - 认为公司能够满足部分电力需求，且随着碳捕获项目的推进，将对数据中心等公司更具吸引力 [92] 其他重要信息 - 公司拥有110万英亩总土地和82.2万英亩净土地，可用于Haynesville和Bossier页岩的商业开发 [17] - 截至第一季度末，总运营库存为1527个总位置和1197个净位置，非运营库存为1114个总位置和138个净位置 [19] - 2024年温室气体强度为2.5千克二氧化碳当量/桶油当量，较2023年改善28%，过去两年改善28% [36] - 2024年甲烷排放强度率为0.039%，较2023年改善2.5%，过去两年改善14% [37] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请说明Elijah one井的储层质量以及已确定的区域比例 - 该井距离最近的井24英里，储层质量与核心区域的井一样好，是一口Haynesville井，厚度良好 [48] - 该井使公司东北端的大部分区域具备开发潜力，大幅降低了该区域的风险，大约确定了40% - 50%的区域 [50][53] 问题2: 请说明与BKB合作的结构和价值 - 与BKV合作是为了开发碳捕获和封存项目，BKV在Barnett页岩有成功项目经验 [57] - 公司认为该地区靠近达拉斯和休斯顿，有天然气储存设施和丰富的天然气资源，加上低碳足迹，适合建设发电设施以支持数据中心 [57] 问题3: 何时能在Elijah one区域获得下一个结果，下一步计划向哪里拓展 - 下一口井将于第四季度开钻，是一个两口井的井垫，位置靠近Elijah one井 [63][64] - 2026年计划在该区域钻约8口井，将更广泛地分布在该区域 [65] 问题4: 增加第七台钻机是否意味着全年产量指导的上限仍有可能实现 - 第七台钻机于4月投入使用，是短期的单井作业，今年增加钻机的产量要到明年才会体现 [67] - 公司有两个压裂机组全年基本满负荷运行，可能偶尔需要增加第三个压裂机组 [69] 问题5: 选择Elijah one井位置时，垂直井控制是否是主要因素，未来是否会继续这样选择 - 首次拓展时希望有尽可能多的控制，Elijah one井有垂直井控制，以确定储层质量 [75] - 未来的井会分散开来，在远离控制点的地方需要钻先导井并获取测井数据以控制风险 [76] 问题6: 如果天然气价格在本十年末保持有利，Western Haynesville能支持多少台钻机，是否有更系统的增长方法和目标 - 公司将谨慎开发该区域，确保不供应过剩，有Pinnacle Gas Services合作，使井更具经济性 [90][91] - 公司认为能够满足部分电力需求，且随着碳捕获项目的推进，将对数据中心等公司更具吸引力 [92] 问题7: Elijah one井的流量与初始产量的关系，以及这种动态是否适用于今年计划的其他井 - Elijah one井的流量遵循与核心区域其他井相同的类型曲线，中游方面没有限制流量的因素 [95] 问题8: 2026年资本分配在HBP专属井和划定/评估井之间的假设，以及HBP井的地理位置和对井结果的影响 - 仍将优先在Western Haynesville钻用于持有土地的井，约70口 [103] - legacy Haynesville的钻井受价格和运输成本影响，公司会在高产区钻井 [104] 问题9: 是否担心Permian地区天然气产量增加对市场的影响 - 预计Permian地区天然气供应会增长以满足LNG和发电需求，但目前油价疲软可能会抑制钻井兴趣 [106] 问题10: 如何解释上半年产量平稳，下半年大幅增长的情况 - 这是由于第二季度的TILs更多在下半年投入使用，以及第三和第四季度钻井和完井的井的类型不同 [112] 问题11: 与BKB的合作是否会使Comstock产生增量成本或资本支出 - 合作中BKV将获得税收抵免并进行资本支出，Comstock将参与其中，通过出售二氧化碳获得收益，运营成本将净减少 [115] 问题12: 横向长度在可持续基础上还有多少提升空间，2025年第一季度的横向长度在未来的适用性如何 - 在legacy Haynesville，平均横向长度接近平台期，未来将稳定在12000 - 13000英尺左右 [119][120] - 由于U型和马蹄形井的使用，未来平均横向长度会有所改善，因为不再有短横向井拉低平均值 [122] 问题13: 到2026年，钻机或压裂机组是否会有有意义的价格让步 - 预计会看到价格让步，尤其是在Permian地区活动可能减少的情况下，所有服务（包括钻机、压裂机组和管道价格）都可能受到影响 [124] 问题14: 是否认为以前被认为太深太热的区域现在可以进行页岩开发 - 公司在深度和温度方面取得了进展，随着价格环境和LNG需求的变化，预计会有更多人关注这些区域 [129] 问题15: 请详细说明套管设计改进和井底组件对钻井时间的影响 - 绝缘钻杆可以降低温度，使电机和工具使用寿命更长，减少钻井时的起下钻次数，从而节省时间 [133] - 套管设计通过精简尺寸和更好地选择套管点，提高了效率；井底组件通过更多的钻井数据和对电机性能的了解，优化了设计，提高了运行效果 [134]