Strike Energy (STX) Q4 2025 Earnings Call July 29, 2025 08:30 PM ET Speaker0Alrighty. Might kick things off at 08:30. Good morning, everyone, and welcome to Strike Energy's, q four f y twenty five quarterly activities and financial webinar.Thanks for joining us this morning. We're gonna run this very similar to the way we have in the past. I'm joined by Peter Stokes, our managing director and chief executive officer, and our chief financial officer, Tim Cooper. Shortly, I'll hand over to Peter to give a pre ...

财务数据和关键指标变化 - 第二季度现金每股收益为3 51美元 自由现金流为3 92亿美元 均超出市场预期 [14] - 全年自由现金流预期从15亿美元上调至16 5亿美元 增幅10% [16] - 公司债务从去年第三季度蒙大拿收购时的水平减少了5 55亿美元 目前总债务为53亿美元 预计年底将降至50亿美元以下 [18] - 公司预计在60美元WTI和3 75美元NYMEX价格假设下 全年将产生16 5亿美元自由现金流 [16] 各条业务线数据和关键指标变化 - 蒙大拿资产整合顺利 单井成本节省150万美元 其中钻井节省100万美元 完井节省30万美元 设施设计节省20万美元 [31] - 二叠纪盆地油井生产率曲线在过去三年提高了10% 而同行普遍面临生产率下降问题 [10] - 全年石油和凝析油产量指引上调2000桶/日至平均20 7万桶/日 NGL产量预期上调5000桶/日 [23] - 蒙大拿资产预计在下半年达到5 5万桶/日石油和凝析油的运行率 [32] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司通过新的营销协议将2025年剩余时间对AECO价格的敞口降至不到20% 2026年降至约三分之一 [20] - 公司新增了JKM定价敞口 提高了芝加哥市场敞口 并增强了AECO净回值 [20] - 公司实现了加拿大天然气价格达到NYMEX价格72%的水平 远高于AECO的40% [48] - 随着加拿大LNG项目上线 预计下半年加拿大西部天然气系统压力将缓解 天然气产量将高于上半年 [24] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司采用立方体开发方法 同时开发多个叠层区域 最大化资源回收率和回报 [26] - 公司专注于通过技术创新提高资本效率 今年已实现约5000万美元的资本效率节省 [11] - 公司在二叠纪盆地拥有12-15年的优质库存 在蒙大拿盆地拥有近20年的优质石油库存 在阿纳达科盆地拥有超过10年的库存 [9] - 公司利用AI技术优化执行 钻井速度比2022年平均快35% 完井速度快50% [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为行业需要三个要素来提供持久回报：优质盆地库存深度、转化为自由现金流的能力以及资本纪律 [7] - 公司全公司股息后盈亏平衡价格低于40美元WTI 能够在商品周期中持续产生超额回报和自由现金流 [9] - 公司预计数据中心将进一步提高天然气销售利润率 正在探索加拿大西部和美国的机会 [21] - 公司认为立方体开发方法带来了持续可重复的结果 没有耗尽最高回报库存 [28] 其他重要信息 - 公司自2021年以来已回购22亿美元股票 支付12亿美元基础股息 总股东回报超过33亿美元 [17] - 公司计划将至少50%的股息后自由现金流用于股东回报 50%用于资产负债表 [17] - 公司维持投资级信用评级 所有四家评级机构均给予稳定或正面展望 [19] - 公司2022-2024年每股现金流增长约25% 尽管2024年实现价格比2021年低10% [12] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于公司作为行业整合者的潜力 - 管理层表示当前资产组合已建立行业中最有价值的优质库存位置 任何潜在收购必须优于现有资产 [38] - 蒙大拿收购成本低于每优质位置100万美元 二叠纪最近交易约为每位置200万美元 [39] 问题: 关于资本回报政策 - 公司强调既能减少债务又能利用16%的自由现金流收益率进行股票回购的双重优势 [46] - 公司目标是达到40亿美元净债务 约为中期价格下1倍杠杆率 但未承诺这将作为停止点 [93] 问题: 关于蒙大拿营销策略 - 公司新增了JKM定价敞口 这是公司首次获得LNG定价敞口 [51] - 新签订的芝加哥合约为10年期 从2027年开始 每日100MMcf以芝加哥减去运输成本定价 [51] 问题: 关于资本效率提升 - 蒙大拿单井150万美元成本节省已计入原指引 未来每年可能以低个位数百分比继续改善 [58] - 公司预计2026年可能继续看到服务成本通缩 但目前仍在观察中 [104] 问题: 关于立方体开发方法 - 该方法通过同时开发整个叠层避免了后续加密井生产率下降30-40%的问题 [26] - 最优相邻立方体开发时间为首次开发后18-24个月 可最大限度减少井间干扰和衰竭 [27] 问题: 关于AI技术应用 - AI技术仍处于早期阶段 已部署至整个投资组合 包括钻井、完井和生产优化 [91] - 运营控制中心在加拿大已使用约十年 美国部分正在追赶 [110] 问题: 关于四季度资本支出下降 - 资本支出下降主要由性能驱动 钻井和完井速度大幅提高导致前端负荷特征 [86] - 二叠纪钻机从6台降至4台 蒙大拿从5台降至3台 但活动水平保持稳定 [86]

核心观点 - BP与Eni合资公司Azule Energy在安哥拉海上区块发现天然气 [1] - 发现井Gajajeira-01是安哥拉水域首个专门用于天然气勘探的钻井 [1] - 初步评估显示储层质量良好 天然气储量超1万亿立方英尺 伴生凝析油达1亿桶 [3] - 该发现将支持安哥拉长期能源需求 助力提升该国能源安全 [4] 勘探细节 - 发现井位于下刚果盆地Block 1/14区块 水深95米 [2] - 天然气和凝析油储藏在渐新统下部LO100层 [2] - 钻井采用先进的地层评估技术 显示多个高质量储层和高流速 [3] - Azule Energy持有区块35%权益 合作伙伴Equinor、Sonangol E&P和Acrep分别持股30%、25%和10% [2] 开发计划 - 公司将继续钻井作业评估LO300层以确定资源全貌 [3] - 将与合作伙伴共同制定天然气田开发计划 [4] - 安哥拉正推动海上油田开发 目标将原油产量提升至110万桶/日 [4] - 该国2008年原油产量曾达200万桶/日 后因投资减少而下降 [4] 行业其他公司 - MPLX LP拥有广泛中游资产 收入稳定且对商品价格波动敏感度低 [6] - W&T Offshore在墨西哥湾资产具有低递减率和高渗透率特点 [7] - 该公司近期收购6个浅水油田 预计将显著提升未来产量 [7][8]

文章核心观点 公司因Pipestone天然气厂调试延迟和Wapiti地区天然气厂检修额外工作，修订年度产量指引，但重申股东回报策略，预计下半年产生约1.5亿美元自由调整资金流用于股票回购计划 [1][4] 生产情况 - 因Pipestone天然气厂和Wapiti检修延迟，预计年度产量平均约8.3万桶油当量/日，影响分别约3500和6000桶油当量/日，两设施预计9月前全面运营 [1] - Wapiti检修每四年一次，虽额外工作增加检修时长，但有助于延长工厂寿命、提高吞吐量和可靠性，支持公司增长战略 [2] - 二季度产量平均约7.35万桶油当量/日，三季度末预计43口新井投产，四季度产量将超10万桶油当量/日 [3] - 2025年一季度产量接近9万桶油当量/日创纪录，今年已回购790万股，占年初流通股3.3% [5] 产量指引 - 2025年年度平均日产量指引更新为约8.3万桶油当量/日，二季度产量预估为7.35万桶油当量/日 [11] - 各阶段产量中天然气、凝析油和NGLs占比分别约为61%-62%、29%-30%和9% [11] 股东回报策略 - 公司资产负债表良好、套期保值灵活、下半年资本计划强度降低，虽年度产量预期降低，但仍将推进股票回购计划 [4] - 按当前大宗商品价格，下半年预计产生约1.5亿美元自由调整资金流，大部分用于股票回购计划 [4] - 计划将债务水平维持在3.5亿美元软上限以下，资本计划有灵活性以应对大宗商品价格下行压力 [4] 其他信息 - 公司是活跃于艾伯塔省的油气公司，主要专注Pipestone和Wapiti地区凝析油丰富的Montney地层 [6] - 报告和计量货币为加元，公司单独披露凝析油价值以更准确描述运营情况 [10] - 2025年价格展望基于WTI 65美元/桶、NYMEX 3.7美元/百万英热单位、AECO 2加元/吉焦和1.38:1加元兑美元汇率假设 [12]

公司融资动态 - 休斯顿美国能源公司通过注册直接发行方式向机构投资者出售223,762股普通股(或预融资权证)，每股价格为10.60美元 [2] - 本次发行总收益约为237万美元，扣除相关费用后净收益约为210万美元，将用于一般公司用途 [3] - Univest证券担任本次发行的独家配售代理 [3] 公司背景 - 休斯顿美国能源公司是一家独立的石油和天然气公司，主要从事天然气、原油和凝析油的收购、勘探、开发和生产 [7] - 公司主要资产位于德克萨斯二叠纪盆地、哥伦比亚和路易斯安那州墨西哥湾沿岸地区 [7] 发行细节 - 本次发行依据公司此前提交的S-3表格注册声明(文件号333-282778)，该声明已于2024年11月4日获得美国证券交易委员会批准生效 [4] - 最终招股说明书补充文件和相关招股说明书已提交SEC并可在其网站查阅 [4]

监管权下放 - 美国环保署(EPA)正式批准亚利桑那州获得地下注入井监管权 该决定使亚利桑那州可直接监管用于石油、天然气和氦气生产的地下注入井许可[1][2] - 公司CEO表示该决定是亚利桑那州主权的重要胜利 将促进该州自然资源负责任开发[4] - 公司感谢多位国会议员推动监管改革 认为此举对实现这一里程碑至关重要[4] 公司融资进展 - 完成第四轮非经纪私募配售 以每股0.25加元价格发行4万股 融资1万加元 累计通过发行392.6万单位融资98.15万加元[6] - 第四轮发行单位设4个月零1天限售期至2025年9月17日 所附0.35加元认股权证2026年5月16日到期 若公司股价连续10日达0.75加元可加速到期[7] - 最终轮配售支付7.412万加元现金及29.648万份无强制转换的中间人认股权证作为中介费用[7] 业务发展展望 - 公司看好亚利桑那州本土能源和氦气生产前景 将继续引领该州可持续资源开发[5] - 公司主营业务为氦气、氢气、天然气和凝析油的勘探开发 特别注重以环保经济方式从不同气源提取氦气[8]

文章核心观点 - 公司公布2025年第一季度财务和运营结果 ，运营和财务表现强劲 ，预计全年产生大量自由资金流以减少债务 ，重申2025年生产和资本支出指引 ，但因商品价格波动调整部分财务指引 [2][14] 2025年第一季度财务和运营亮点 生产情况 - 平均日产量77,363桶油当量 ，较2024年第一季度增长3% ，其中天然气占比82% ，液化天然气占比10% ，凝析油占比6% ，轻质油占比2% [6] 资金流 - 调整后资金流1.244亿美元 ，每股基本普通股0.46美元 ，分别较2024年第一季度增长88%和84% ；经营活动现金流1.261亿美元 ，增长93% [6] 净利润 - 普通股股东净收入6570万美元 ，每股基本普通股0.24美元 ，而2024年第一季度为净亏损1500万美元 ，每股基本普通股0.06美元 [6] 天然气销售价格 - 有效平均实现天然气销售价格为4.89加元/千立方英尺 ，较季度平均基准AECO 7A月度指数价格溢价142% [6] 运营净回值 - 运营净回值为17.71加元/桶油当量 ，较2024年第一季度增长38% [6] 资本项目 - 第一季度积极开展资本项目 ，钻探14口井 ，投产8口井 ，勘探与开发资本支出总计1.118亿美元 [6] 股息与信贷安排 股息宣告 - 董事会宣布2025年第二季度普通股每股现金股息0.03加元 ，将于6月30日支付给6月13日收盘时登记在册的股东 ，该股息为符合条件的股息 [7] 信贷额度展期 - 2025年第一季度末后 ，公司贷款银团完成对可展期循环信贷额度下借款基础限额的半年度审查 ，信贷协议于5月7日修订 ，将到期日从2027年5月11日延长至2028年5月11日 ，借款基础限额确认为8.5亿美元 ，信贷额度无财务维护契约 [10] 2025年指引 生产与资本支出 - 重申2025年年均产量指引为7.6 - 7.9万桶油当量/日 ，勘探与开发资本支出指引为2.6 - 3亿美元 [13][14] 财务指引调整 - 因关税、全球贸易紧张和OPEC+增产导致商品价格持续波动 ，公司下调2025年剩余时间的商品价格假设 ，相应调整调整后资金流、自由资金流和总债务指引 ；降低2025年特许权使用费用指引 ，主要因预计全年剩余时间油价降低 [14] 债务预期 - 预计2025年大幅加强资产负债表 ，自由资金流（支付股息后）主要用于减债 ，基于当前商品价格假设 ，预计2025年末总债务为3.65 - 4.05亿美元 ，较2024年末减少28% [14] 第一季度财务和运营结果详情 生产 - 2025年第一季度平均日产量77,363桶油当量 ，较2024年第一季度增长3% ，主要因资本项目表现强劲和新井投产 ，部分被自然产量下降抵消 ；液体产量占比在两个季度均为18% [19] 调整后资金流和经营活动现金流 - 调整后资金流1.244亿美元 ，每股基本普通股0.46美元 ，分别较2024年第一季度增长88%和84% ；经营活动现金流1.261亿美元 ，增长93% ，主要因天然气收入增加 ，以及金融工具实现收益 [19] 普通股股东净收入 - 2025年第一季度普通股股东净收入6570万美元 ，每股基本普通股0.24美元 ，而2024年第一季度为净亏损 ，主要因调整后资金流增加和金融工具未实现收益 ，部分被递延所得税费用抵消 [22] 资本活动和投资 - 第一季度积极开展资本项目 ，钻探14口井 ，投产8口井 ，勘探与开发资本支出总计1.118亿美元 [20] 债务和信贷额度 - 2025年3月31日总债务5.347亿美元 ，较2024年3月31日增长21% ；信贷额度下未偿还余额5.223亿美元 ，可用信贷额度8.5亿美元 ，未使用信贷额度3.277亿美元（39%） [23] 天然气市场多元化 - 实物天然气销售主要集中在AECO、Dawn和Alliance市场 ，还有金融工具提供NYMEX HH定价敞口 [23] 运营更新 波伊斯库普地区 - 2024年12月完成5口井的04 - 05井垫钻探 ，2025年3月初通过永久设施投产 ，目标为下蒙特尼的高产天然气井 ，产量高且下降率低 [26] 戈尔登代尔地区 - 2025年3月完成4口井的02 - 27井垫完井作业 ，5月通过永久设施投产 ，目标为下蒙特尼的凝析油丰富天然气井 [29] 埃尔姆沃思地区 - 2025年3月完成3口井的07 - 10井垫完井作业 ，4月通过永久设施投产 ；4月完成4口井的05 - 19井垫完井作业 ，近期完成返排作业 ，计划5月晚些时候通过永久设施投产 ；03 - 06井垫完井作业正在进行中 ，计划6月通过永久设施投产 ，均目标为下蒙特尼的凝析油丰富天然气井 [32] - 2025年4月下旬成功完成波伊斯库普天然气厂计划内检修的第一阶段 ，第二阶段正在进行中 ，预计很快完成 [32] - 继续推进在埃尔姆沃思建设一座拟议的100%控股和运营的8000万立方英尺/日天然气处理厂的正式规划 ，2025年3月下旬在该地区举行开放日与社区居民讨论计划 [33] 非GAAP和其他财务指标 非GAAP财务指标 - 调整后资金流定义为经营活动现金流减去退役支出、退休福利支付和非现金经营营运资金变动 ；自由资金流定义为调整后资金流减去勘探与开发资本支出 [37][38] - 运输及其他费用定义为运输费用加营销采购减营销收入 [41] - 运营净回值定义为石油和天然气收入减去特许权使用费用、运营费用和运输及其他费用 [42] - 总资本支出定义为勘探与开发支出减去处置加收购（如有）加行政资产 [44] - 有效销售在不同市场有不同定义 ，用于评估天然气多元化和商品价格敞口 [45] 非GAAP比率 - 调整后资金流每桶油当量、每股基本普通股调整后资金流、每股基本普通股自由资金流、每桶油当量运输及其他费用、每桶油当量运营净回值和有效平均实现销售价格等比率 ，用于评估公司财务盈利能力、可持续性和成本结构等 [47][48][49] 资本管理指标 - 总债务计算为信贷额度下未偿还金额加营运资金赤字（减营运资金盈余）加金融工具流动资产公允价值减金融工具流动负债公允价值减其他流动负债现值 ，用于评估公司整体流动性和财务状况 [54][55] 公告说明 未审计信息 - 新闻稿中2025年和2024年第一季度的所有财务和运营信息均未审计 [56] 货币单位 - 除非另有说明 ，所有美元金额均为加元 [57] Boe转换 - Boe金额按6千立方英尺天然气换算1桶油的比率计算 ，可能会产生误导 ，因能源当量转换与井口价值当量不同 [58] MMBtu定价转换 - 每百万英热单位1美元等于每千立方英尺1美元 ，基于标准热值千立方英尺 [59] 油气指标 - 新闻稿包含油气行业常用指标 ，无标准化含义和计算方法 ，不可用于与其他公司比较 ，仅供公司自身绩效评估和投资者比较公司不同时期表现 ，不能可靠指示未来绩效 [60] 产量说明 - 新闻稿中“轻质油”指“轻质原油和中质原油” ，“液体”指“轻质原油和中质原油”及“天然气液体”（包括凝析油） ，“天然气”指“页岩气”（含少量“常规天然气”） ；凝析油单独披露 ，因价格与其他天然气液体差异大 ；所有产量均按“毛产量”披露 [61][62][63] 初始产量率 - 新闻稿中初始产量率或短期产量率仅用于确认碳氢化合物存在 ，不能确定井的长期产量和最终采收率 ，可能包含完井增产所用“负载油”或“负载水”流体 ，读者不应过度依赖此类数据计算公司总产量 [64] 勘探与开发资本支出 - 指财务报表中按GAAP披露的勘探与开发支出 ，主要包括土地、地震、修井、钻井和完井、井设备和设施以及资本化的一般与行政成本 ，不包括收购、处置、行政资产和未获董事会批准的现金激励付款资本化部分 [66] 前瞻性陈述 - 新闻稿包含前瞻性陈述 ，基于公司当前预期、估计、预测、信念和假设 ，涉及已知和未知风险、不确定性和其他因素 ，可能导致实际结果与预期有重大差异 ，读者不应过度依赖 [67][68] - 前瞻性陈述涉及公司未来计划、战略、运营、绩效或财务状况等 ，包括2025年生产和资本支出计划、财务指引、市场多元化和风险管理等方面 [70] - 2025年指引基于商品价格、汇率和其他假设 ，包括生产、勘探与开发资本支出、调整后资金流、自由资金流、年末总债务和天然气市场敞口等方面的假设 [72] - 实际结果可能因多种风险因素与前瞻性陈述有重大差异 ，包括经济、市场、商品价格、运营、监管、政治、环境等方面的风险 [73]

文章核心观点 公司公布2025年第一季度强劲财务和运营业绩，高质量资产基础持续带来回报，完成NCIB资本返还进展显著，增强财务实力，重申年度资本和生产指引 [1]。 各部分总结 运营和财务亮点 - 第一季度平均产量达89,516 Boe/d，超指引范围，较2024年第一季度增12%，产量构成为28%凝析油、10% NGLs和62%天然气 [3] - 净资本支出1.534亿美元，钻完井分别为9口和24口 [3] - 调整后资金流1.919亿美元（每股0.94美元），较2024年第一季度增42% [3] - 实现自由调整后资金流3500万美元（每股0.17美元） [3] - 运营净回值和公司净回值分别为28.41美元/Boe和23.84美元/Boe，较2024年第一季度分别增30%和28% [3] - 回购注销360万股普通股，总成本4580万美元，自2022年NCIB启动已回购注销4050万股，总成本4.873亿美元 [3] - 修订并续签三年期信贷安排，规模增至5.5亿美元，到期日延至2028年5月8日 [3] - 期末可用现金270万美元，净债务2.676亿美元，净债务与年化第一季度调整后资金流比率为0.3倍 [3] - 净利润1.122亿美元（每股0.55美元），较2024年第一季度增214% [3] 运营更新 - 2025年前三个月运营进展良好，利用两台钻机和完井团队达新生产里程碑 [5] - 3月产量超90,000 Boe/d，展示产能，二季度后期有计划扩张 [10] - 黄金溪钻4口井的Lower和Mid-Montney联合开发井垫，预计三季度初投产，邻井首年单井平均产量1250 Boe/d（50%凝析油），超历史平均45% [10] - 埃尔姆沃思5口井井垫二季度初投产，执行表现创新基准，单井钻完井成本较2024年邻井低17% [10] - 比尔博5口井井垫1月投产，达IP60里程碑，单井平均产量1580 Boe/d（46%凝析油），Lower Montney超IP60平均 [10] - 派普斯通完成14口井井垫并开钻8口井井垫，支撑二季度后期新基础设施增长 [10] 董事会退休更新 - 罗恩·波尔泽在公司任职22年后决定退休，不再参加今年股东大会改选，他是公司联合创始人，为公司发展发挥重要作用 [11] 2025年指引更新 - 2025年生产表现良好，超一季度指引，多数增长来自派普斯通地区第三方天然气厂，预计二季度末投产 [13] - 二季度生产指引为75,000 - 77,000 Boe/d，派普斯通厂投产后，四季度产能约100,000 Boe/d，重申全年产量指引约90,000 Boe/d [13] - 重申全年净资本支出指引约4.5亿美元，优先通过回购普通股向股东返还资本，若商品价格持续疲软，有灵活调整资本计划的能力 [14] 财务和运营数据对比（2025年Q1 vs 2024年Q1） - 石油和天然气收入3.71405亿美元，增20% [16] - 经营活动现金流量2.32663亿美元，增57% [16] - 调整后资金流1.91886亿美元，增42% [16] - 净利润1.12152亿美元，增214% [16] - 总资产35.79218亿美元，增14% [16] - 净资本支出1.53411亿美元，降18% [16] - 净债务2.67568亿美元，增2% [16] - 日产量：天然气334.8 MMcf/d，增14%；凝析油25,178 Bbls/d，增4%；NGLs 8,542 Bbls/d，增22%；总产量89,516 Boe/d，增12% [16][18] - 平均实现售价：天然气3.91美元/Mcf，增27%；凝析油98.17美元/Bbl，增3%；NGLs 40.53美元/Bbl，增49% [18] - 净回值：石油和天然气收入46.10美元/Boe，增9%；运营净回值28.41美元/Boe，增30%；公司净回值23.84美元/Boe，增28% [18] - 股票交易统计：最高价14.51美元/股，增20%；最低价10.61美元/股，增11%；收盘价13.60美元/股，增14%；流通普通股2.00664亿股，降3% [18] 特定财务指标说明 - 非GAAP财务指标：自由调整后资金流为调整后资金流减去净资本支出、发电支出和资产退役支出；净资本支出等于投资活动现金使用减去非现金营运资本变动、其他资产支出和发电支出 [40][42] - 非GAAP比率：每Boe的石油和天然气收入、金融衍生品损益、特许权使用费等披露为非GAAP比率；运营净回值和公司净回值按每Boe计算，是关键行业基准和运营绩效指标；净运营费用按每Boe计算，助于理解公司运营活动净影响 [47][48][50] - 资本管理指标：净债务、调整后资金流和净债务与年化四季度调整后资金流比率为资本管理指标；调整后资金流通过调整经营活动现金流排除非现金营运资本变动和资产退役支出计算；净债务综合考虑现金及等价物、应收账款等计算 [53][54][57] - 补充财务指标：“调整后资金流每股”通过特定期间调整后资金流除以加权平均普通股数量计算 [60]

财务表现 - 公司2025年第一季度营收6亿6571万美元 同比下滑16.4% [1] - 每股收益0.56美元 低于去年同期的0.85美元 [1] - 营收较Zacks共识预期6亿6776万美元低0.31% 但每股收益超出共识预期0.48美元达16.67% [1] 运营数据 - 原油及凝析油日均产量8万4260桶 低于分析师平均预估的8万5840桶 [4] - 天然气液体日均产量8410桶 低于分析师平均预估的9160桶 [4] - 天然气日均产量4亿2423万立方英尺 略低于分析师平均预估的4亿2647万立方英尺 [4] - 总烃当量产量15万7220桶油当量/日 低于分析师预估的16万4830桶油当量/日 [4] 区域收入 - 加拿大勘探生产业务收入1亿6570万美元 超出分析师预估1亿5814万美元且同比增长21% [4] - 美国勘探生产业务收入5亿0950万美元 低于分析师预估4亿9429万美元且同比下滑22.8% [4] - 客户销售总收入6亿7273万美元 高于分析师预估6亿5343万美元但同比下滑15.4% [4] 市场表现 - 公司股价过去一个月上涨7% 同期标普500指数上涨10.6% [3] - 当前Zacks评级为3级(持有) 预示短期表现可能与大盘同步 [3]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度经营活动提供的净现金（不包括营运资金变动）约为2.07亿美元，足以覆盖资本支出 [12] - 第一季度调整后EBITDA约为2.18亿美元，调整后自由现金流为3660万美元，实现的单位价格比NYMEX亨利枢纽指数价格高0.45美元或12% [12][13][14] - 第一季度现金运营成本为每百万立方英尺当量1.31美元，符合公司预期，预计全年单位运营成本在1.2 - 1.29美元/ Mcfe [13][14] - 截至3月31日，公司流动性总计9.06亿美元，包括530万美元现金和9011万美元的借款基础额度 [15] - 第一季度回购34.1万股普通股，花费约6000万美元，自计划开始已回购约590万股，平均价格为108.99美元，使股份数量减少约17% [16] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度平均日产量为9.29亿立方英尺当量/天，符合公司预期，全年产量指导为104 - 106.5亿立方英尺当量/天 [6] - 第一季度在俄亥俄州完成13口总井的钻探，3月投产7口尤蒂卡总井，包括3口尤蒂卡干气井和4口尤蒂卡凝析油井 [7] - 马塞勒斯的亨德肖特区块表现良好，预计油当量每英尺横向放置的油井处于所有马塞勒斯油井的前5%，第一季度完成四口扬基井的钻探，计划在第二季度末投产 [8][9] - 尤蒂卡地区钻井日进尺比2024年全年提高28%，平均开钻到钻机释放天数比2024年全年减少超30% [9] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气价格方面，第一季度实现的天然气价格比NYMEX亨利枢纽指数价格高0.45美元/ Mcfe，天然气价格差异（未对冲前）较季度内平均每日NYMEX结算价格有0.08美元/ Mcf的溢价 [5][14][15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司优先事项为保持有吸引力的资产负债表、产生大量自由现金流、执行强大的股东回报计划、提高运营效率和推进开发计划以支持全年产量增长 [5] - 2025年更新钻井计划，包括增加一个四口井的尤蒂卡干气区块，将一个四口井的马塞勒斯区块推迟到2026年，以响应市场条件，实现股东价值最大化 [6] - 持续评估土地收购机会，倾向于干气和湿气区域，认为这些区域有机会增加租赁面积，提高资源深度 [7][27][28] - 继续将大部分调整后自由现金流（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 [17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司2025年开局强劲，第一季度业绩超出内部预期，营销、运营和规划团队的成功使公司在全年及年底处于有利地位，与2026年积极的天然气前景相契合 [5] - 随着天然气曲线上升和运营持续改善，2025年将是公司现金流的变革之年，预计调整后自由现金流在未来几个季度将显著增长 [16] 其他重要信息 - 公司在电话会议中可能会做出前瞻性陈述，实际结果可能因多种因素与陈述有重大差异，相关因素信息可在公司向美国证券交易委员会（SEC）的文件中找到 [3] - 公司可能会引用非GAAP指标，与可比GAAP指标的对账将发布在公司网站上 [3] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 前端加载的资本计划是否影响公司利用旺季需求和价格的能力，未来是否继续采用该计划 - 第一季度产量较低是计划内的，因第四季度投产井短缺 未来会考虑干气和液体井的组合，向干气的转变将加速公司现金流，会确保在旺季利用好产量 [22][23] 问题2: 公司在干气和湿气市场看到的机会，以及对这些市场的乐观原因 - 公司今年有强劲的自由现金流，优先考虑股东回报和再投资 目前团队正在评估俄亥俄州的情况，青睐干气和湿气区域，这些区域市场价格相对平稳，有吸引力的价格机会才会进行资本分配 [27][28][29] 问题3: 笼子区块表现优于湖泊区块的原因 - 主要得益于压裂设计，包括适当的砂加载、水加载和有效的簇间距设计，以及对储层的更好理解和设施的优化 [34] 问题4: 2026年天然气增长的想法 - 2025年的计划展示了团队的灵活性，将马塞勒斯区块推迟到2026年并优先考虑干气井是谨慎的转变 虽不提供2026年指导，但宏观环境对天然气有利，2025年下半年的钻井转变体现了对2026年的初步思考 [37][38] 问题5: 当前的钻井和压裂效率是否已包含在2025年资本支出指导中 - 目前的资本支出指导中已包含过去12个月的平均效率，若有超出部分将是额外的收益，钻井方面仍有很大的提升空间 [42][43] 问题6: 公司是否对北极星管道扩建开放季节项目感兴趣 - 公司会从净回值的角度评估此类项目，寻找能提高净回值的机会，公司有未承诺的产量，营销团队在第一季度的差价表现出色，若项目合适可能会参与 [44][45][46] 问题7: 尤蒂卡钻井和完井每英尺成本是否已达到目标 - 目前已达到目标，部分区块的效率提升使成本有所下降，若能持续改进，每口井成本还有下降空间 [50][51] 问题8: 公司对盆地内大规模并购的看法 - 公司会评估任何对股东有增值作用的机会，但有较高的资本回报率要求，会与股票回购、可自由支配的土地支出等现金用途进行比较 [53] 问题9: 转向尤蒂卡干气区块而非马塞勒斯井的指导原则和关键商品水平 - 这是一个动态的决策过程，会考虑效率提升、资本成本降低、价格、EUR和井生产率等因素 目前宏观环境下，石油市场有潜在波动和下行压力，天然气市场在2026年前景良好，因此做出此转变 [59][60] 问题10: 液体产量增加是否改变公司的天然气套期保值策略 - 公司的套期保值策略相对稳定，由于资产负债表强劲、杠杆率低，能够战略性地做出套期保值决策 公司仍是89%的天然气公司，液体部分占收入流较小，整体策略无重大变化，会根据宏观环境调整套期保值方法 [61][62][63] 问题11: 笼子区块今年是否只有这一项活动，未来回到该区域时井设计的变化，以及是否预见此类结果和是否会增加活动 - 公司会持续评估每个区块的井设计，以提高性能和经济效益，会从笼子区块的经验中学习并应用到未来开发中 虽未对2026年进行指导，但会关注干湿气开发，马塞勒斯和凝析油区域仍有吸引力，但2026年可能不会侧重于液体开发 [67][68][70]