财务数据和关键指标变化 - Q2石油产量达176,500桶/日 包含Apache收购贡献的900桶/日 总产量385,000桶油当量/日 [8] - 调整后经营现金流8.17亿美元 自由现金流3.12亿美元 资本支出5亿美元 [8] - 杠杆率维持在1倍 流动性达30亿美元 [8][11] - 2025年产量指引上调3% 资本预算降低2% [14] - 2025年现金税预计低于500万美元 2026-2027年累计低于5000万美元 [15] 各条业务线数据和关键指标变化 - 完成Apache约6亿美元收购 资产与现有业务高度协同 立即产生自由现金流 [6][7] - 二季度完成1,300英亩净土地收购 涉及130笔交易 为近期开发做准备 [9] - 天然气运输协议预计2025年底增加7,500万立方英尺/日运输能力 2028年提升至4.5亿立方英尺/日 [13] - 新营销协议预计提升天然气净回报0.1美元/Mcf 原油净回报0.5美元/桶 2026年自由现金流增加5000万美元 [13][14] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气销售策略从80%盆地内销售转向长期目标80%外销 主要流向墨西哥湾沿岸/中德州/东德州市场 [13][59] - 原油销售增加墨西哥湾沿岸市场敞口 通过新采购协议优化定价 [13] - 联邦土地政策变化允许新墨西哥州与德州采用相同集中储油模式 降低资本支出 [104] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 反周期投资策略包括低价收购(6亿美元Apache交易)和股票回购(4300万美元) [6][7] - 获得Fitch投资级评级 预计其他机构将跟进 提升融资灵活性 [10][11] - 明确作为Delaware盆地整合者定位 持续寻求100亿美元规模收购机会 [43][44] - 拒绝中游资产垂直整合 因上游业务回报率显著更高 [33][34] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - "One Big Beautiful Bill Act"法案将减少监管障碍 激励页岩研发 抵销钢材关税影响 [15] - 当前宏观环境下保持审慎 预计短期产量持平或低个位数增长 [98][99] - 行业领先的盈亏平衡成本(低于40美元/桶)保障全周期竞争力 [16][17] - 钻探效率持续提升 Q2创下5口历史最快钻井记录 最优单井成本可降10% [49][84] 其他重要信息 - 电力优化项目通过微电网降低30%成本 已实施2个项目 [87][88] - 营销团队规模扩大一倍 12个月内完成多项运输协议 [12][13] - 保持5-10亿美元现金储备以应对周期波动 [109][110] 问答环节所有提问和回答 生产表现与资本配置 - Q2超预期源于优良地质条件+低停机率 但强调基数产量仍占主导 [20][21] - 资本分配将更多取决于商品价格而非运营效率 [23][26] 营销协议影响 - 新协议对GP&T成本无直接影响 报价已含隐含成本 [29][30] - 不考虑收购中游资产 因上游回报率显著更高 [33][34] 并购战略 - 明确作为Delaware盆地整合者定位 但保持业务独立性 [43][44] - Apache资产整合进展顺利 已实现人员/水处理协同 土地优化进行中 [76][78] 成本控制 - Q2单井成本持平 但钻效提升可带来下半年降本 最优井可省60万美元/口 [49][51] - 电力微电网项目降本30% 将评估推广范围 [87][88] 监管与税收 - 联邦土地政策简化使新墨西哥州可效仿德州集中储油模式 [104] - 新法案税收优惠远超钢材关税影响 [15] 现金流与资产负债表 - 目标持有5-10亿美元现金 保持周期灵活性 [109][110] - 投资级评级提升融资能力 但现有协议已具竞争力 [61][62] 商品对冲 - 保持30%/20%/10%的1/2/3年期对冲比例 6月趁机增加头寸 [67][69] 天然气外输 - 长期目标将Waha销售占比降至20-25% 正评估多区域外输方案 [59][60] - 不考虑盆地内燃气发电项目 因电网连接充足 [65][66]