业绩总结 - 2025年预计净证明储量将达到6.05亿桶，较2020年增长68%[6] - 2025年预计平均每日净产量为170千桶油当量，较2020年增长64%[6] - 2025年预计油产量将达到111千桶，较2020年增长76%[6] - 2025年第二季度净生产量为209.1 MBoe/d，其中油占比55%[80] - 调整后每股净收入为1.50美元，调整后EBITDAX为569.6百万美元[80] - 2025年第二季度的总收入为785.1百万美元[83] 财务状况 - 截至2025年6月30日，净债务为26亿美元，净债务与调整后EBITDAX比率为1.2倍[50] - 2025年预计资本支出将保持在2亿美元左右，运营成本和现金税预计将保持稳定[3] - 2025年第二季度的总生产费用为11.78美元/BoE，其中LOE为5.52美元[81] - 2025年第二季度的现金生产边际为29.49美元/BoE[81] - 净债务为2,634,149千美元，计算方式为总债务减去现金及现金等价物[134] - 调整后的EBITDAX为569,575千美元，过去12个月的调整后EBITDAX为2,250,766千美元[129] 股东回报 - 公司已回购1010万股股票，累计向股东返还资本达5.899亿美元，占自由现金流的40%以上[53] - 2025年预计每股年度股息将从0.02美元增加至0.80美元[53] - 2025年第二季度的股息支付为每股0.20美元，年化股息收益率为3%[78] 未来展望 - 2025年预计将继续优化Uinta盆地的生产，提升资本效率[43] - 公司计划在2025年继续减少债务，朝着1倍杠杆目标迈进[50] - 2025年预计总净生产量为200至215 MBoe/d，油占比53%至54%[87] - 2025年第三季度的资本支出指导为3亿至3.2亿美元，全年指导约为13.75亿美元[87] 生产与对冲策略 - 预计2025年第三季度至第四季度的油气生产中，约10,000万桶的净油产量以每桶64.82美元至70.61美元的加权平均价格进行对冲[98] - 预计2025年第三季度至第四季度的天然气生产中，约36,000 BBtu的净天然气产量以每MMBtu 3.67美元至4.31美元的加权平均价格进行对冲[98] - 2025年第三季度的油对冲合约量为2,668 MBbls，平均价格为每桶71.07美元[105] - 2025年第三季度的天然气对冲合约量为10,257 BBtu，平均价格为每MMBtu 4.17美元[107] 其他信息 - 2025年预计将处理乙烷以提高整体生产效率[3] - 截至2025年6月30日，公司在米德兰盆地的净土地面积为109,000英亩，南德克萨斯州为155,000英亩，尤因塔盆地为63,700英亩，总计400,200英亩[110] - SM Energy在尤因塔盆地完成了158口井，平均气体收缩率为北部油区约21%[96]

财务数据和关键指标变化 - 调整后EBITDA为2.49亿美元 同比下降17% 主要受天然气销售疲软 石化产品价格下跌和运营费用增加影响 [6] - 资本支出同比激增134% 达到3.54亿美元 其中2.49亿美元投入Rincon De Aranda区块开发 [6] - 自由现金流为-3700万美元 主要由于Rincon De Aranda的高资本支出和季节性营运资金需求 [17] - 现金及等价物为8.79亿美元 总债务降至16亿美元 净杠杆率为1.1倍 [17] 各条业务线数据和关键指标变化 油气业务 - 油气调整后EBITDA为8700万美元 同比下降28% 主要由于国内天然气销售减少和冬季高峰合同到期 [7] - 单位开采成本上升至7.6美元/桶油当量 天然气开采成本升至1.1美元/mmBtu [7][8] - 总产量平均为8.4万桶/日 同比下降7% 但环比增长16% [8][9] - Rincon De Aranda区块产量从5300桶/日增至8800桶/日 预计2025年底达到2万桶/日 [14][15] 电力业务 - 电力业务调整后EBITDA为1.12亿美元 同比增长5% 主要受益于PP6风电场和现货价格上涨 [16] - 发电量同比下降7% 可用率为92% 受维护工作和水电站停运影响 [16] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气平均售价为4美元/mmBtu 同比持平 其中50%供应给CAMMESA用于发电 [13] - 6月对智利出口达到110万立方米/日 7月24日创下1740万立方米/日的单日产量新高 [13] - 原油平均价格为62美元/桶 同比下降14% 主要受布伦特原油表现不佳影响 [10] 公司战略和发展方向 - 计划2025年总投资8亿美元 已投入3.6亿美元 预计2027年Rincon De Aranda产量达到4.5万桶/日 [15] - 申请了中央处理设施(CPF)建设 总投资约4.26亿美元 预计2026年完工 [15] - 参与CESA液化天然气项目 预计2028年达到600万立方米/日的供应量 相关资本支出约4亿美元 [48][49] - 延长了Paravanera SESTE勘探许可证至2027年 [12] 管理层评论 - 预计2025-2026年为负自由现金流阶段 主要由于Rincon De Aranda的高额投资 [73] - 电力行业放松管制仍在等待中 预计未来几个月会有新规出台 [116] - 尽管油价走弱 公司仍维持原有资本支出和生产计划 并通过套期保值降低价格风险 [107] 问答环节 Rincon De Aranda项目 - 预计2025年单位开采成本低于16美元/桶 2026年降至7美元/桶 CPF投产后进一步降至5美元/桶 [37][38] - 钻井效率从500-600米/日提升至900米/日 预计单井成本将从1550万美元降至1300万美元 [61][62] - 预计2025年底产量达到1.8-2万桶/日 [64][65] 液化天然气项目 - CESA项目预计2027年第一艘船投产 2028年两艘船全部投运 总供应量600万立方米/日 [49][50] - 公司持股20% 相关资本支出包括4亿美元用于Sierra Chata新设施建设 [127][128] 财务与套期保值 - 已对2026年70-75%的预期产量进行套保 价格为69美元/桶 [44] - 预计2026年底净杠杆率将从当前的1.1倍有所下降 [138] 其他 - 参与电池储能项目投标 规模50兆瓦 结果待定 [93] - 不考虑收购Transener股权 因法规限制发电企业对输电网络的控制 [175]

业绩总结 - 2025年第二季度总净产量为209.1 MBoe/d，其中油占55%[10] - 调整后每股净收入为1.50美元，调整后EBITDAX为5.696亿美元[44] - 第二季度现金生产边际（未对冲）为29.49美元/BoE[44] - 第二季度资本支出为4.102亿美元，调整后的自由现金流为1.139亿美元[44] - 2025年第二季度，油的实现销售价格为每桶64.11美元，天然气为每千立方英尺1.68美元[61] - 2025年6月30日的净收入（GAAP）为201,665千美元，过去12个月的净收入为812,735千美元[91] - 调整后的EBITDAX（非GAAP）为569,575千美元，过去12个月为2,250,766千美元[91] - 调整后的净收入（非GAAP）为171,943千美元，稀释后每股调整净收入为1.50美元[91] 用户数据 - 2025年预计总净产量为每日209至215 MBoe，油气比例为53%至54%[55] - 2025年预计净日生产量将比2020年增长76%[12] - 2025年预计净证明储量将比2020年增长68%[12] - 新井在Uinta盆地的30天初始产量（IP30）为每口井1,386 Boe/d，油占89%[28] 未来展望 - 预计2025年资本支出为3亿至3.2亿美元，全年约为13.75亿美元[55] - 2025年预计勘探费用为7500万美元，管理费用为1.6亿美元[55] - 2025年第三季度至第四季度，预计天然气生产的36,000 BBtu已对冲，平均价格为3.67美元/MMBtu至4.31美元/MMBtu[49] 财务状况 - 截至2025年6月30日，净债务为26亿美元，净债务与调整后EBITDAX的比率为1.2倍[46] - 2025年6月30日的流动性为21亿美元，减少净债务约为1.4亿美元，目标为1倍杠杆率[46] - 2025年6月30日的总债务（GAAP）为2,736,026千美元，净债务（非GAAP）为2,634,149千美元[96] - 2025年6月30日的资本支出（GAAP）为410,175千美元，过去六个月为824,043千美元[95] 股东回报 - 第二季度支付每股现金股息0.20美元，年化股息收益率为3%[8] - 截至2025年6月30日，累计向股东返还的资本为589.9百万，约占自由现金流的40%[81] - 每股年度股息从0.02美元增加至0.80美元[81] - 计划在2027年前回购授权为500百万[81] 其他信息 - Uinta盆地的整合已完成，进入优化阶段，推动生产增长[10] - Midland Basin净面积约为109,000英亩[73] - South Texas净面积约为155,000英亩[73] - Uinta Basin净面积约为63,700英亩[73]

财务数据和关键指标变化 - 公司2025年第二季度自由现金流达2.6亿美元，其中近2亿美元用于债务削减 [20] - 2023年以来，公司维护性资本支出下降26%，从9亿美元降至6.63亿美元，同时日产量目标提升5%至3.4亿立方英尺当量 [5] - 公司维护性资本效率为每千立方英尺当量0.53美元，较同行平均水平低27% [6] - 2025年C3+实现价格平均为WTI的59%，高于2024年的50% [9] - 公司已将对2026年20%的预期天然气产量进行对冲，锁定价格区间为3.14-6.31美元/千立方英尺 [6][7] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气业务：Plaquemines LNG设施二期提前投产，日产能提升至36亿立方英尺，带动TGP 500管道运输溢价 [15][17] - NGL业务：第二季度C3+实现价格平均37.92美元/桶，预计下半年溢价将达1-2.5美元/桶，第四季度溢价最高 [8][9] - 出口业务：LPG出口量同比增长6%至日均180万桶，新增墨西哥湾出口产能将进一步推高出口量 [12][13] 各个市场数据和关键指标变化 - 阿巴拉契亚地区电力需求：近三个月内区域天然气需求从30亿立方英尺/日增至近50亿立方英尺/日 [18] - LNG市场：未来30个月预计新增80亿立方英尺/日需求，主要来自Plaquemines二期、Golden Pass等项目 [17] - 国际贸易：美国LPG出口流向调整，更多流向日本、韩国和印尼，中国增加从中东和加拿大的进口 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 资本配置：2025年已削减债务4亿美元（降幅30%），同时回购1.5亿美元股票，未来将视市场条件灵活调整 [21][29] - 区域优势：公司拥有500万英亩核心Marcellus区块资源，10年以上干气钻井库存，可快速响应区域需求变化 [76][79] - 定价策略：坚持NYMEX挂钩定价，拒绝本地低价交易，通过一体化中游资产获取溢价 [22][79] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气市场：当前供应紧张，投资不足，任何需求波动都可能推高价格，预计2026年价格上行风险显著 [70][71] - 税收政策：新税法使公司未来三年无需支付实质性现金税，税负延迟至少至2028年 [36] - 基础设施：墨西哥湾新增出口码头将重新平衡库存，长期提升Mont Belvieu基准价格 [12][27] 其他重要信息 - 西弗吉尼亚州通过微型竞价法案，促进数据中心和AI基础设施发展，公司在该区域具有优势 [99] - 公司拥有独特的水资源系统，可为数据中心和涡轮机提供支持，这在行业内具有差异化优势 [76] - 2026年自由现金流盈亏平衡点降至1.75美元/千立方英尺，为行业最低水平之一 [7][71] 问答环节所有的提问和回答 关于LPG出口产能 - 新增墨西哥湾出口产能将降低码头溢价但提升基准价格，公司国内业务将因此受益 [25][27] 关于资本配置 - 公司将继续视市场条件平衡债务削减（当前剩余5亿美元可削减债务）与股票回购 [28][56][85] 关于维护性资本 - 井成本每年下降约3%，横向长度将从2025年的1.3万英尺恢复至2026年的1.4-1.5万英尺 [32][33] 关于税收政策 - 公司不受企业最低税（AMT）限制，新税法允许研发费用全额抵扣，显著改善现金流 [41][42] 关于生产结构 - 第二季度气液比上升源于两个DUC干气井区投产，第四季度将恢复至约1万桶/日凝析油产量 [67][68] 关于区域需求 - 公司正组建专门团队洽谈本地需求项目，但坚持NYMEX定价，不会为本地低价交易投入开发资金 [81][83] 关于TGP 500溢价 - Plaquemines二期和区域发电需求可能继续推高该管道溢价，历史显示特定需求点可产生显著溢价 [89] 关于阿巴拉契亚供应 - 行业整合可能改变供应响应模式，但公司10年以上核心库存可快速应对任何区域性机会 [92]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度实现创纪录产量47,200桶油当量/日 环比增长1% 同比增长44% [6] - 销售收入1 52亿美元 同比下降8% 主要因布伦特油价下跌22% 但销量增长43%部分抵消 [7] - 每桶油当量运营成本同比下降17% 环比下降16% 创2022年以来最低水平 [7] - 净亏损1300万美元 环比收窄(上季亏损1900万美元) 但同比转亏(去年同期盈利3600万美元) [7] - 经营活动现金流5400万美元(每股1 53美元) 同比增长17% 环比下降3% [8] - 调整后EBITDA 7700万美元 低于上季8500万美元和去年同期1 03亿美元 [8] - 12个月净债务/EBITDA为2 3倍 长期目标为1倍 [8] 各条业务线数据和关键指标变化 哥伦比亚业务 - 平均权益产量25,100桶/日 主要来自Cohembi和Costayaco油田开发钻井及注水项目 [16] - Cohembi北区5口井完钻 单井成本300万美元 较历史成本下降47% 注水见效后北部产量增加2,600桶/日 [16] - Costayaco 63/64井投产 初始产量分别为800桶/日(含水率48%)和1,300桶/日(含水率13%) [17] - Acordionero油田创纪录总液量89,400桶/日 注水量85,000桶/日 原油产量环比增至14,200桶/日 [19] 厄瓜多尔业务 - Tirapa区块V7井ESP改造后产量达1,800桶/日 递减率极低 [28] - Conejo探区两口勘探井准备工作进行中 预计Q3开钻 [20] 加拿大业务 - Simonette Montney项目前两口井4月投产 表现超管理层预期 [20] - 第三口井7月完钻 第四口井正在钻进 预计Q4投产 [21] 公司战略和发展方向 - 推进多项流动性增强计划 包括非核心资产出售 特许权收益货币化等 已签署2亿美元原油预付款融资意向书 [11] - 加拿大信贷额度1亿加元保持不变 循环信贷5000万美元可用 [11] - 实施严格套保策略 对冲50%南美产量和60%加拿大产量 2026年覆盖率分别为33%和50% [13] - 签署阿塞拜疆市场MOU 正推进产品分成协议谈判 瞄准TCF级气田和亿桶级油田 [57] - 计划2025年产生2000万美元自由现金流 主要通过控制资本支出实现 [39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 所有油田表现符合或超预期 尽管遭遇哥伦比亚/厄瓜多尔封锁和管道中断 [26] - 厄瓜多尔暴雨导致管道中断已恢复 [43] - 哥伦比亚出口税政策未对公司造成影响 [43] - 下半年Cohembi Costayaco和厄瓜多尔产量将持续攀升 [30] 其他重要信息 - Q2资本支出5100万美元 低于上季9500万美元和去年同期6100万美元 [9] - 截至6月30日持有现金6100万美元 信贷额度1 12亿美元已使用4700万美元 [10] - Q2回购24万股 2023年以来累计回购520万股(占当时流通股15%) [9] - 英国北海资产出售交易预计2025年完成 作价750万美元 [14] 问答环节 产量相关问题 - 所有油田表现符合或超预期 加拿大/哥伦比亚/厄瓜多尔均有亮点 [26] - 预计Simonette Cohembi和厄瓜多尔产量H2持续增长 [30] - 全年产量指引47,000-53,000桶/日 公司力争达到上限 [48] 融资相关问题 - 2亿美元预付款融资为4年期原油预销售结构 条件优惠 [31] - 进行该融资主要为解决2026年1 84亿美元到期债务 [63] - 其他非核心资产出售谈判进行中 预计Q3有进展 [37] 套保策略 - 建立系统性套保计划 保持30-50%未来6个月产量覆盖 20-30%后6个月覆盖 [56] 阿塞拜疆项目 - MOU已签署 目标签订产品分成协议 勘探期5年 发现后可快速投产 [65] - 区块资源潜力大(TCF级气田/亿桶油田) 邻近现有基础设施 [66] 哥伦比亚运营环境 - 管道中断主要影响厄瓜多尔业务 7月已恢复正常 [43] - 出口税政策未影响公司运营 [43] 加拿大业务 - Central区块含多套产层 正优化开发方案以提升效益 [50]

技术趋势与市场表现 - 公司股价高于50日和200日简单移动平均线(SMA)，显示看涨趋势 [1][8] - 过去一年表现超越Zacks公用事业-电力行业、公用事业板块及标普500指数 [6] - 当前远期市盈率26.31倍，显著高于行业平均14.53倍 [16] 业务战略与资产布局 - 拥有6个核电机组(6448兆瓦)，占总产能16%，提供稳定现金流并抵御商品价格波动 [11] - 2018年以来新增7922兆瓦零碳发电产能，持续推进清洁能源项目 [12] - 通过90-100%电力产量对冲策略锁定2025-2026年收益，降低电价波动风险 [13] 财务指标与股东回报 - 滚动12个月ROE达87.33%，远超行业平均10.41% [20] - 2021年11月至2025年5月累计完成52亿美元股票回购，另有15亿美元授权额度 [15] - 2025年Q2季度股息同比提升3%至每股22.5美分，五年内15次上调股息 [24] 市场需求与增长驱动 - 核心市场电力需求增长源于页岩油气电气化、LNG基建扩张、AI数据中心及制造业回流 [12] - 清洁能源转型降低合规成本，并可利用《通胀削减法案》等联邦政策激励 [14] 盈利预测与同业比较 - 2025年每股收益预期同比下降7.86%，但2026年预计增长23.77% [18] - 同业公司Duke Energy远期市盈率17.93倍，Constellation Energy的ROE为21.93倍 [21][23]

公司概况 - Prairie Operating Co (PROP) 和 Civitas Resources (CIVI) 是科罗拉多州丹佛-朱尔斯堡(DJ)盆地两大独立能源公司 [1] - PROP通过激进并购策略快速扩张 2023年以来完成8亿美元交易使规模扩大三倍 [3] - CIVI作为成熟运营商更注重成本控制 同时向二叠纪盆地高回报资产拓展 [1] 战略对比 - PROP通过收购Genesis、Nickel Road和Bayswater增加54,000净英亩土地和28,000桶油当量/日产量 [3] - CIVI将40%资本活动转向特拉华盆地 钻井效率比预期快10% [7] - PROP在科罗拉多农村地区选址降低许可风险 加速开发时间线 [3] 财务表现 - PROP预计2025年调整后EBITDA达3.5-3.7亿美元 较此前1.4亿美元预测大幅提升 [4] - CIVI 2024年产生13亿美元自由现金流 2025年预计再产生11亿美元 [6] - PROP维持1.0倍低杠杆率 拥有4.75亿美元流动性 [4] 产量与估值 - PROP预计2025年平均产量29,000-31,000桶油当量/日 同比增长超300% [4] - PROP远期市销率仅0.27倍 显著低于CIVI的0.56倍 [13] - PROP 2025年EPS预计增长382.9% 2026年再增13.5% [14][16] 风险管理 - PROP对冲85%的2025年产量 WTI锁定68.27美元/桶 亨利港锁定4.28美元/MMBtu [5] - CIVI对冲50%原油产量 在WTI跌至40美元时仍能保持现金流中性 [8][9] - CIVI成本优化计划目标每年增加1亿美元自由现金流 40%节约将在2025年下半年实现 [6] 市场表现 - PROP股价过去一年下跌71% CIVI下跌61% [10] - PROP更大幅度下跌反映市场对其近期收购的担忧 [10]

财务数据和关键指标变化 - 公司一季度运营收入1900万美元，包含来自Peak Gold JV的2230万美元股权收入，净亏损2250万美元，其中包括与套期合约相关的4050万美元未实现损失 [3] - 一季度利息和财务费用为270万美元，期末现金为3500万美元，可交易证券季度末约为90万美元，之后增至约400万美元 [3][4][5] - 一季度贸易应付款为900万美元，季度内偿还本金1380万美元，季度后又偿还820万美元，目前贷款余额降至3000万美元 [5] 各条业务线数据和关键指标变化 - 曼乔业务一季度销售略超1.7万盎司黄金，可回收库存有3800盎司，每盎司黄金销售现金成本约为13.34美元，全部维持成本（AISC）为13.74美元 [4] - 2月发布的2025年指导目标仍为6万盎司黄金，AISC约为1625美元，预计后续季度AISC会因维持资本增加而上升 [4] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司目前销售策略是30%的黄金按现货价格出售，70%按套期合约出售，目标是维持该比例并提前完成套期交付，年底套期合约剩余约4.3万盎司，债务降至1500万美元 [34] - 今年重点是为约翰逊矿道项目的隧道申请许可，明年开始考虑建设隧道，后续还需一年进行地下钻探和制定矿山计划 [39][40][61] - 未来可能采用直接运输矿石（DSO）模式，考虑购买磨坊并应用该模式，也会寻找其他高级阶段项目补充矿石供应 [63][64] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 一季度黄金产量超计划约30%，公司运营情况好于预期，随着运营经验积累，实现了增产和降本 [9][33] - 公司认为短裤做空行为可能源于之前产量下降和成本上升的影响，但随着公司表现改善，短裤可能陷入困境 [56][57] - 预计未来四年曼乔业务将有强劲现金流，若金价维持当前水平，将产生大量自由现金流 [66][67] 其他重要信息 - 公司收购HIGOLD时获得500万股Onyx股票，目前价值约500万加元，可作为额外资金来源 [16][17] - 当地反开发组织提起的关闭卡车运输计划的诉讼已和解，对项目和阿拉斯加采矿业是利好 [20][22][23] 问答环节所有提问和回答 问题: 请详细解释carry trade和套期交付时间表 - 公司为更好管理现金采用carry trade，可按现货价格出售黄金并用于支付合资企业款项，再用后续分配资金与贷款人结算套期合约 一季度开始交付7月套期合约，目前已交付约2800盎司 [11][12][6] 问题: Onyx股票的来源和价值 - 公司收购HIGOLD时获得500万股Onyx股票，收购时价值约50 - 60万美元，目前价值约500万加元 [16] 问题: Onyx股票是否可出售作为公司担保 - 股票存在锁定期限制，但并非完全不可出售，公司认为其处于友好手中 [19] 问题: 请讨论已驳回的诉讼及其对公司的影响 - 当地反开发组织提起诉讼试图关闭卡车运输计划，法院驳回了四项论点中的三项，最后一项未跟进，现已和解，对项目和阿拉斯加采矿业是好事 [20][21][22] 问题: 公司如何平衡现货价格和套期义务，是否会调整套期策略 - 公司目前按70%套期、30%现货的比例销售黄金，计划维持该比例并提前完成套期交付，年底套期合约剩余约4.3万盎司，债务降至1500万美元 公司作为初级生产商，不希望过度投机黄金价格 [34][35] 问题: 约翰逊矿道项目的下一个关键里程碑和隧道许可时间表 - 今年重点是为隧道申请许可，预计需一年时间 同时还需处理道路通行权和驳船登陆点的许可事宜，今年收集信息，明年正式申请 [39][40][44] 问题: 公司剩余年度的资本分配优先事项 - 优先偿还债务和完成套期交付，后续将审查预算，考虑是否对Lucky Shot进行钻探计划 [45][46] 问题: 公司下一次可能的钻探地点 - 可能是Lucky Shot，该矿已获得地下开采许可，目前处于维护状态 此外，公司在Montreux有570万美元的合资钻探计划，主要评估当前矿坑及其周边目标 [47][48] 问题: 570万美元的钻探计划资金来源 - 该资金包含在年度预算中，公司预计今年从合资企业获得约8000万美元现金分配，其中包括30%的570万美元钻探计划费用 [51][52] 问题: 公司股票空头增加的原因 - 可能是之前公司产量下降和成本上升导致股价下跌，有人试图将公司踢出罗素指数 但随着公司表现改善，股价上升，空头可能陷入困境 [56][57] 问题: 约翰逊矿道项目是否会用银行债务和自由现金流融资 - 项目至少三年后才需融资，届时公司将无套期合约和债务，有能力承担更多债务，可使用债务融资建设道路和驳船登陆设施 也可能采用DSO模式，并考虑购买磨坊 [61][62][63] 问题: 有什么理由相信曼乔矿的寿命可以延长至2029年以后 - 可行性研究时的黄金价格较低，目前成本未大幅上升，预计未来四年曼乔业务将有强劲现金流，若金价维持当前水平，将产生大量自由现金流 [65][66][67] 问题: 桥梁重量限制是否有解决的时间框架 - 桥梁更新计划已获批，但比原计划推迟一年，预计2026年进行 [68] 问题: 银行债务还清后，公司是否会授权1000万美元的股票回购 - 公司表示有可能 [69] 问题: 公司近期在营销方面有什么计划 - 下周公司将参加拉斯维加斯的Canaccord Genuity会议，有超过20场会议安排 8月开始进入路演季，将参加Beaver Creek、丹佛黄金展等会议，年底还将在欧洲进行营销活动 [72][73][74] 问题: 公司是否有计划启动股息分配 - 目前没有计划，主要任务是偿还债务和完成套期交付，未来会考虑股票回购等回报股东的方式 [77][78] 问题: 公司股票的价值是多少 - 公司认为股票价值超过15美元 [79] 问题: 公司目前是否有主动收购要约 - 公司表示未收到任何主动收购要约 [80] 问题: Siri在约翰逊矿道项目中的权益 - Siri是土地所有者，拥有矿产和地表权利，已获得道路通行权和驳船设施的许可，有权作为股权所有者参与项目，可能获得特许权使用费 相关讨论预计一年后进行 [82][83][84] 问题: 在约翰逊矿道项目勘探中发现考古遗址怎么办 - 考古和文化遗址评估是许可申请的重要部分，公司会与Siri密切合作，遵循相关协议和州历史办公室（SHPO）的指导 该地区不太可能发现重要考古遗址 [85][86][89] 问题: 剩余年度衍生品负债是否会每季度减少约2000万美元 - 公司认为该估计偏高，若金价维持当前水平，年底套期负债应减半，约为5000万美元，之后逐渐下降 [90] 问题: 公司近期是否会有期权可供交易 - 期权市场独立于公司，公司不向员工发行期权 公司有约70万份认股权证，均处于深度价外，剩余约两年期限，交易不活跃 [91][92][93]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度总收入2260万美元，同比下降2%，主要因产量下降，但平均实现商品价格上涨7%部分抵消了下降影响 [21] - 第三季度净亏损220万美元，即每股0.07美元，去年同期为净收入30万美元，即每股0.01美元；剔除未实现套期保值损失后，调整后净收入为80万美元，即每股摊薄0.02美元，去年同期为100万美元，即每股摊薄0.03美元 [22] - 调整后EBITDA为740万美元，去年同期为850万美元，主要因收入量下降和德里CO2采购导致总运营成本增加；但第三季度调整后EBITDA比第二季度高30%，主要因商品价格上涨 [22][23] - 截至2025年3月31日，现金及现金等价物总计560万美元，循环信贷安排未偿还借款为3550万美元，总流动性为2010万美元 [24] - 第三季度支付普通股股息410万美元，偿还高级有担保信贷安排400万美元，支付Tex Mex收购定金180万美元，发生资本支出440万美元 [24][25] - 第三季度根据市价销售协议出售约20万股普通股，扣除不到10万美元发行成本后净收益约110万美元 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 SCOOPSTACK - 本财年迄今有13口总井投产，另有5口总井正在施工；自收购生效日起，共有35口总井或0.6口净井投产 [16] Chabaroo - 成功完成并投产该油田第二开发区块的4口新总井，均按计划且低于预算完成；投产约两周，初始产量远超预期 [17] Delhi - 生产受德里中央设施和NGL工厂计划维护影响暂时中断；季度末决定停止购买约8000万立方英尺/天的CO2，改为注入额外水，埃克森将继续注入约3亿立方英尺/天的回收CO2 [18] Williston Basin - 本季度运行时间良好，由于上一季度延迟石油销售和第三方集输系统问题，产量环比上升，该油田继续产生稳定回报 [18] Hamilton Dome - 本季度产量保持稳定，无显著运营活动或停机时间，该油田继续可靠运行，产油量符合预期 [19] Jonah - 本季度产量保持稳定，2月产量暂时下降；强劲的冬季天然气价格对本季度整体现金流有积极贡献 [19] Barnett Shale - 第三季度尽管1月因冬季风暴短暂停机，但仍实现稳定现金流；整体产量稳定，天然气和NGL价格上涨带来积极影响，抵消了大宗商品价格疲软 [20] 各个市场数据和关键指标变化 - 4月油价下跌，一周内每桶下跌近12美元，降至60美元以下；近期天然气价格上涨，部分抵消了原油价格疲软的影响 [10] - 第三季度天然气收入同比增长33%，达到780万美元，NGL收入增长14%，达到300万美元，部分抵消了石油收入19%的下降 [10] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于资本的审慎配置，将资金分配到高质量、低衰减资产，维持长期股息并产生正现金流 [6] - 完成Tex Mex收购，收购增加约440桶油当量/天的稳定低衰减产量，资产组合包括新墨西哥州、得克萨斯州和路易斯安那州的生产井，符合公司拥有产生现金流的低风险资产的长期战略 [7] - 鉴于近期市场波动，与Chavaroo运营伙伴协调，决定将第三个开发区块的启动推迟到2026财年后期；目前专注于天然气权重机会，特别是SCOOPSTACK地区，以保留近期现金流，待油价更有利时恢复开发 [14] - 积极在有吸引力的市场寻求收购石油权重低衰减生产资产或具有有利套期保值潜力的天然气资产的机会 [15] - 公司认为在当前市场环境下，并购市场仍有机会，一方面是由于一些基金到期需要变现资产，另一方面是一些公司需要剥离非核心资产 [34] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司第三季度业绩体现了多元化长期资产基础的优势，有能力满足所有资本承诺、偿还债务并向股东返还资本 [27] - 未来优先事项不变，即维持并增加长期股息、保持财务灵活性和增加自由现金流；将继续审慎配置资本，优先考虑收购，专注于天然气权重地区的开发，推迟石油权重钻探以优化价值和时机 [27][28] - 公司低成本非运营商业模式有能力应对大宗商品周期，为股东带来长期价值 [28] 其他重要信息 - 5月12日，董事会宣布每股普通股现金股息0.12美元，这是连续第47个季度发放股息，也是连续第12个季度每股0.12美元 [12] - 已获得Mid First Bank批准，将循环信贷安排到期日延长至2028年4月，并将总承诺从5000万美元增加到5500万美元；预计从新贷款方Prism Bank获得1000万美元额外承诺，使总承诺达到6500万美元，预计在第四财季完成 [25] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 油价下跌时并购市场的买卖价差情况，以及油气权重收购是否有趋势或主题 - 从石油方面看，若油价遵循期货曲线，国内原油产量将下降，之后价格会上涨，公司在长寿命低衰减资产收购上有优势；从天然气方面看，期货曲线有利，卖家愿意接受一定折扣，公司可锁定合理折扣进行收购；公司在SCOOPSTACK地区看到了并购活动 [32][35][37] 问题2: Chabaroo的新井低于预算的金额，以及早期积极结果的原因 - 新井低于预算约5%；新井位于距离前三口井约七英里的东部，是储层的不同部分，遇到的压裂情况较少，减少了钻井问题；油井表现符合正态分布，目前新井产量比预期高约50% [40][41] 问题3: 新井的完井实践、侧钻长度等是否有不同 - 完井和钻井技术与上次非常相似，只是采取了一些优化成本的措施，如减少钻井液成本；储层岩石情况相同 [43][44] 问题4: Delhi EOR项目从CO2驱转向水驱对长期运营成本（LOE）的影响 - 这一转变每月可为公司节省约40 - 50万美元成本，且预计对油井性能影响不大；从长期看，每桶油当量的LOE成本预计在25美元左右 [51][54] 问题5: Tex Mex和Chabaroo的净增产情况，以及第四季度和2026财年的资本支出情况 - Tex Mex目前净产量约440桶油当量/天，Chabaroo新井产量仍在上升，两者相加目前高于850桶油当量/天；目前确定2026财年资本支出还太早，可能要在第四季度财报电话会议上给出；第四季度预计在Chabaroo井的完井方面有一些资本支出，SCOOPSTACK可能也有一点，但总体不会有太多额外资本支出 [56][59][62] 问题6: 增加新银行Prism的原因 - 为了获得额外的信贷额度以增加灵活性，同时保持现有信贷安排的有利条款；MidFirst银行将额度从5000万美元提高到5500万美元已接近其上限，因此引入熟悉MidFirst且对公司信用和信贷安排条款认可的Prism银行 [64][65]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度关键财务结果超市场预期，净债务减少1.35亿美元，得益于高于预期的调整后自由现金流、对冲头寸增加超2000万美元收入以及非核心资产出售带来2050万美元增量收入 [5][6] - 预计2025年剩余时间里，租赁运营费用（LOE）约为每季度1.15亿美元，一般及行政费用（G&A）不包括长期激励计划将低于每季度2200万美元，较去年第四季度有所降低 [8] - 预计2026年实现正的调整后自由现金流，目前正在全面审查成本结构，有信心继续降低成本和提高利润率 [15] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度产量由23口投产井驱动，均位于特拉华盆地，其中21口在南特拉华盆地，油井表现良好，通过优化调度实现了部分开发项目的早期生产 [6] - 2025年超过50%的完井将采用同步压裂技术，第一季度成功实施该技术，日完井英尺数超预期，所有项目均提前完成 [12] - 已钻探并完成前两口Jayhook油井，证明该概念可行，有望使135口油井的盈亏平衡点每桶降低5美元 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2024年底起，公司将重点从收购转向优化资产基础，优先将资本分配到最低盈亏平衡点的项目上 [7][9] - 计划保持年产量平稳，目标是2026年实现正的自由现金流，将根据市场情况调整活动水平，灵活适应成本变化 [21] - 持续审查成本结构，有信心降低成本和提高利润率，专注于最大化现金流和偿还债务，为股东创造长期价值 [15] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第一季度业绩为全年展望提供信心，预计下半年项目将带来高回报，第四季度产量增加将显著贡献调整后自由现金流并促进债务偿还 [9][10] - 近期成本降低和可持续效率提升令人鼓舞，关税相关价格上涨影响不大，已被服务环境软化带来的价格优惠抵消，钻井和完井团队效率创纪录 [11] - 对冲策略为现金流和债务减少目标提供信心，剩余时间90%的石油已按每桶70.61美元的WTI价格进行对冲 [13] 问答环节所有提问和回答 问题1: 考虑到最新的钻井和完井效率、优化井设计和基础优化工作，随着高价服务合同在今明两年到期，维护资本将处于什么水平？ - 公司计划保持年产量平稳，目标是明年实现正的自由现金流，主要服务合同2026年3月到期，若服务成本下降10%，将节省约9000万美元，公司盈亏平衡点将从目前的每桶57美元降至53美元，若考虑其他成本降低因素，可能接近每桶50美元 [21][22] 问题2: 公司在今年下半年增加了约2万桶/日的套期保值，但未为2026年增加套期保值，如何考虑构建明年及未来的套期保值组合？ - 下半年增加套期保值是因为第四季度产量将增加，为锁定全年自由现金流和确保债务偿还，公司通常提前一年进行约75%的套期保值，会根据市场情况适时增加套期保值以实现目标 [29][30] 问题3: 未来产量和资本支出的趋势如何，进入2026年的产量轨迹怎样？ - 预计2026年产量和资本与今年持平，大部分合同在2025年第四季度或2026年第一季度到期，市场成本下降将推动资本计划，需先确定上半年的活动水平，预计全年产量与2025年持平 [33][34] 问题4: 是否有机会对现有钻机或作业团队进行升级，以及如何看待未来非现金减值情况及其对库存数量的影响？ - 有机会在性能、技术能力和成本方面对钻机和完井团队进行升级，合同到期后可捕捉市场成本优势；若油价维持当前水平，预计下一季度非现金减值约数亿美元，这只是自由现金流的减记，不影响储量 [38][41] 问题5: 明年每桶53美元的盈亏平衡点是否为井口盈亏平衡点，如何看待公司盈亏平衡点的变化？ - 每桶53美元是公司盈亏平衡点，油井盈亏平衡点低于此，若服务成本下降10%，公司盈亏平衡点将降至53美元，若考虑其他成本降低因素，可能接近每桶50美元 [44][45] 问题6: 本季度有小资产出售，今年是否有更多资产出售机会？ - 公司持续评估资产组合，此次出售的资产无库存，对公司产量影响不大，已被吸收且不影响全年预测，未来在当前价格环境下出售资产可能较难，但会继续寻找机会 [47][48] 问题7: 本季度Waha实现价格接近Henry Hub的40%，是否看到区域活动减少，以及公司是否有应对管道运输或盆地内需求的解决方案？ - 看到Waha基差改善，预计活动水平下降时Waha价格将上涨，公司会评估各种销售和套期保值方案以利用价格优势 [51][53] 问题8: 在潜在的低油价环境下，公司如何调整活动水平，资本优先顺序如何？ - 公司目标是明年实现正的自由现金流，目前难以确定具体调整方式，但有灵活性根据情况调整，因为钻井和完井合同2026年3月到期 [56][57]