财务数据和关键指标变化 - 第二季度总营收3.37亿美元，较第一季度下降15%，原因包括石油销量降低1%、实现价格下降13%，天然气销量降低5%、实现价格下降8%，NGL销量降低8%、实现价格下降27%，BOE平均实现价格下降11%至50.49美元 [100][116] - 第二季度调整后EBITDA为1640万美元，每BOE为24.66美元，较第一季度有所增加，2023财年前两季度调整后EBITDA达3350万美元 [91] - 第二季度净收入为1040万美元，摊薄后每股0.31美元；调整后净收入为960万美元，摊薄后每股0.28美元 [101] - 第二季度租赁运营费用降至1500万美元，较上一季度下降21%，每BOE为22.55美元，上一季度为27.35美元 [116] - 第二季度G&A现金基础与第一季度基本持平 [101] - 第二季度支付现金股息每股0.12美元，较2022财年同期增长60%，并宣布2023财年第三季度股息每股0.12美元 [19][91] - 第二季度偿还剩余债务1230万美元，借款基数维持在5000万美元，截至2022年12月31日，现金及现金等价物为370万美元，营运资金为290万美元，流动性增长至5370万美元，较6个月前增长45% [22] - 2023财年预计总开发资本支出在650万美元至950万美元之间，第二季度投资110万美元用于开发和维护资本支出 [101] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2023财年第二季度净产量为每天7250桶油当量，较第一季度的每天7598桶油当量下降约5% [4] - 巴尼特页岩第二季度净产量为每天3304桶油当量，约76%为天然气，产量受冬季风暴、压缩站临时问题和邻井作业影响，目前已解决 [5] - 汉密尔顿穹顶油田第二季度净产量基本持平，为每天413桶油当量 [5] - 威利斯顿盆地第二季度净产量与第一季度基本持平，为每天489桶油当量，约76%为石油，石油产量受冬季风暴影响，但因天然气管道重新启用得到抵消 [20] - 乔纳油田第二季度净产量为每天1902桶油当量，为最大化天然气生产减少了NGL回收，该季度天然气平均价格为每千立方英尺11美元 [98] - 德里油田第二季度净产量约为每天1131桶油当量，运营商采取措施减少了冬季风暴影响，仅造成轻微停工 [99] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气价格方面，乔纳油田天然气价格1月较高，2月有所下降，与亨利枢纽相比有溢价 [60] - 加利福尼亚州因能源政策和寒冷冬季，天然气供应短缺，价格创历史新高 [89] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过有针对性地收购优质、长寿命、低递减资产来谨慎发展业务，维持并增加季度现金股息是董事会和管理团队的首要任务 [4] - 公司将继续执行战略计划，专注于实现股东总回报最大化，优化每一笔投资，构建能够支持向股东支付现金的PDP储备资产基础 [86] - 公司会密切评估并执行有针对性的收购机会，要求收购具有即时增值性、提供长期稳定生产、战略性扩展资产基础且不造成重大摊薄，同时支持为股东提供显著总回报的长期理念 [118] - 公司在偿还债务后，于12月制定了一项最高500万美元的股票回购计划，有效期至6月30日，可由董事会延长或续签 [117] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司第二季度业绩稳健，资产能够产生强劲的自由现金流，已消除债务，为执行有针对性的高回报率增长机会做好了准备 [85] - 公司受益于过去几年的收购，拥有更广泛和地理上更多样化的资产基础和商品组合，为现金流生成提供了坚实平台，将继续支持和加强股东资本回报计划 [102] - 公司预计卖家对资产价格的预期将随着天然气价格下跌而调整，未来市场可能会出现新的资产和机会 [138][139] 其他重要信息 - 公司自2013年12月开始资本返还计划以来，已连续38个季度支付现金股息，累计向股东返还超过9400万美元或每股2.85美元的资本 [113] - 公司与运营商合作，在威利斯顿盆地开展Bakken重新完井作业，并评估Pronghorn和Three Forks钻井地点 [114] - 公司和运营商在乔纳油田升级设施以减少排放，支持运营商恢复停产井的生产、调整注水位置和量以及执行其他维护项目 [99] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 凯利是否适应CEO职位，资本支出范围及Pronghorn和Three Forks地点的资本支出情况 - 凯利表示适应了CEO职位，资本支出范围在650万美元至950万美元之间，不包括Pronghorn和Three Forks地点的资本支出，具体金额取决于工作权益、服务价格和许可流程等因素 [9][12] 问题2: 寒冷天气对石油和天然气生产的影响，以及若无干扰生产是否会增长和下季度是否会反弹 - 石油和天然气生产都会受寒冷天气影响，石油方面运输可能受阻，天然气可能因压力变化和液体冻结受影响；无法确定若无干扰生产是否会增长，但解决问题后下季度生产有望反弹 [15][108] 问题3: 生产成本的主要驱动因素及如何建模 - 生产成本主要驱动因素是前期估计的变化，与商品价格变化对租赁运营费用的滞后影响有关，如现场使用天然气驱动压缩机；建模时可考虑2个月的滞后影响 [17][56] 问题4: 乔纳油田天然气价格是否仍处于高位 - 乔纳油田天然气价格1月较高，2月有所下降，与亨利枢纽相比有溢价，但不确定本季度末情况 [59][60] 问题5: 借款钻井的看法，以及工业生产者使用管道对公司的影响 - 公司不会为钻井借入长期资本，会根据营运资金情况决定是否用现金流钻井；工业生产者使用管道可能降低德里运营成本，但目前未到可协商合同的阶段 [134][135] 问题6: 乔纳和巴尼特地区运营商的增产计划 - 乔纳地区运营商完成了一次重新完井，目前没有太多其他活动；巴尼特地区运营商已重新启动大部分计划，目前主要是解决出现的问题 [67][69] 问题7: 传统资产在高价环境下是否有增加投资的意向 - 管道启用对天然气和NGL销售有帮助，汉密尔顿穹顶油田运营商调整生产和注入率使产量保持平稳；德里油田推动5号井重新投产是重要经济项目 [75][76] 问题8: 落基山脉以西天然气定价的收入确认是否有滞后 - 公司大部分天然气销售价格在月初确定，其余按日销售，价格不断调整，难以准确预测收入确认的滞后情况 [78][79] 问题9: 天然气价格下跌对卖家预期和市场上物业类型的影响 - 预计卖家预期会随着价格下跌调整，更符合实际价格，未来市场可能会出现因价格下跌而产生的新资产和机会 [137][138] 问题10: 公司目前寻找交易的活跃程度和交易形式 - 公司在收购方面积极挖掘机会，目前接触较多的是资产收购，但会考虑各种能为股东带来最佳回报的交易 [143][144] 问题11: 垂直重新完井是否是新区域，以及资金不足时是否会使用信贷工具 - 垂直重新完井有一些是在较深钻井中向上重新完井；资金不足时会根据营运资金情况决定是否用现金流钻井，不会借入长期资本 [150]