财务数据和关键指标变化 - 2023年调整后EBITDA为1.57亿美元，调整后净收入为5360万美元，GAAP净收入亏损1970万美元 [16] - 2023年现金资本支出和收购成本为1.205亿美元，处于最新修订指引的中点 [16] - 年末债务为8100万美元，整体杠杆率为0.5倍 [16] - 2024年预计产量为1.25 - 1.35万桶油当量/天，含油率67% - 71%，预计总现金资本支出为9000万 - 1.1亿美元 [17] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2023年全年产量增至1.1889万桶油当量/天，第四季度产量为1.3652万桶油当量/天，均高于更新后的指引 [9][15] - 截至2023年底，有6.7口净井处于钻探或完井阶段，另有9.9口净井已获运营商开发许可 [11] - 2023年12月31日，探明储量为4060万桶油当量，其中70%为探明已开发储量，探明已开发储量较2022年末增加5%，总探明储量较2022年减少7% [11] - 总探明储量的PV - 10价值为6.82亿美元，较2022年下降，主要因SEC基准价格降低 [12] 各个市场数据和关键指标变化 - 第四季度石油价差比历史水平更宽，预计2024年第二季度加拿大跨山管道投产后石油价差将改善 [10][25] - SEC用于2023年储量的石油价格较2022年每桶下降15.93美元，天然气价格每百万英热单位下降3.72美元，综合NGL价格下降使用于储量的实际天然气价格从2022年的每千立方英尺7.98美元降至2023年的1.71美元 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2024年公司战略不变，继续向股东返还资本，上周董事会宣布2024年第一季度每股0.50美元的现金股息，将于3月底支付 [8] - 公司通过基于回报的层级和内部数据库分配资本，选择回报率最高的项目，无资本预算，只向符合严格回报门槛的项目分配资本 [8] - 公司有完整的交易团队，花费大量时间寻找和分析交易，作为上市公司，看到的定制交易流比私营公司时更多，但公司非常挑剔和注重分析，自寻大部分交易 [20] - 公司欢迎行业整合，希望在非运营权益被货币化时进行收购 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2023年是公司作为独立上市公司的第一年，取得成功，支付了每股2美元的固定股息，并进行了高经济回报的收购，实现产量增长同时保持保守的资产负债表 [7] - 2024年1月北达科他州的恶劣天气影响了产量，但公司迅速恢复，全年预期不变 [18] - 公司认为目前是开展业务的最佳时机，有很多选择，但不意味着会进行所有交易 [36] - 公司看好巴肯地区的技术进步，认为三英里水平井的经济效益被低估，该地区油井状况每月都在改善 [50] 其他重要信息 - 公司为2024年全年和2025年上半年的石油生产进行了套期保值，在指引中点，约42%的2024年全年石油产量以约每桶79美元的价格套期保值，2025年上半年28.5万桶石油产量以高于每桶74美元的价格套期保值 [12] - 公司于2月1日提交S3文件，作为公司内务处理，交易满一年后符合S3资格，为潜在收购提供最大灵活性，但并非为资助紧急或计划中的交易 [18] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 2024年并购机会与2023年相比如何，是否主要为自寻交易，市场上是否有更大的交易包 - 公司有完整的交易团队，花费大量时间寻找和分析交易，作为上市公司看到更多定制交易流，但公司非常挑剔和注重分析，自寻大部分交易，未进行大型变革性交易不代表没有机会，公司对目前看到的情况满意 [20] 问题: Chord Enerplus交易和巴肯地区的整合对并购机会有何影响 - 公司欢迎行业整合，希望在非运营权益被货币化时进行收购 [23] 问题: 巴肯地区价差的前景如何，是结构性的还是暂时的 - 目前价差受加拿大跨山管道扩建延迟影响，预计该管道2024年第二季度投产后，北达科他州的价差将收紧，预计恢复到年初约350的水平，公司对此持乐观态度 [25] 问题: 巴肯地区天气影响的天数及对季度产量的影响 - 天气影响持续7 - 10天，1月产量估计明显低于12月，公司认为第一季度产量将处于指引下限附近，因此全年指引不变 [27] 问题: 2024年指引相关的运营商趋势及活动积压情况 - 年末管道中有近17口净井，通常每季度末为15 - 20口净井，符合过去几年的预期，结合并购活动和有机业务情况，公司决定维持2024年指引不变 [28] 问题: 第四季度产量大幅增长的原因，是模型保守还是运营商表现不同 - 主要是第三和第四季度收购的一些油井投产时间早于预期，而非油井表现更好，公司注重资本周转速度，希望收购的资产尽快投产 [32][33] 问题: 与2023年相比，2024年收购活动水平如何 - 难以给出定量答案，这是公司12年来最好的机会年，但不意味着会进行所有交易，2024年资本支出指引为9000万 - 1.1亿美元，部分是2023年收购的延续，有机业务预计在4000万 - 5000万美元左右，并非2023年的3500万美元水平 [36] 问题: 是否看到加拿大艾伯塔地区天然气燃烧增加的迹象，是否会变得重要 - 公司未将天然气情况改善纳入模型，更多受北达科他州天然气流向和墨西哥湾沿岸市场中心的影响，希望看到更多天然气向北输送，但目前基础设施不足，将持续关注情况变化 [40] 问题: 新闻稿中新增150万桶油当量TDT储量的理解及每年是否有一致性 - 作为非运营工作权益所有者，公司尽力预测未来5年的钻井情况，但每年都会有一些未纳入年末探明储量的油井被钻探、完井和投产，不确定是否平均为150万桶油当量，但每年确实存在这种情况 [43][44] 问题: 第四季度DD&A费用每桶油当量增加的驱动因素 - 增加是收购和资本支出计入计算以及储量变化的综合结果，同时公司在第四季度根据年末储量计算进行了调整，此外，高油价下收购资产导致可折旧基数增加，以及不排除任何资本成本也会使DD&A率波动 [46][47] 问题: 公司如何在并购市场中利用Luminous系统 - 公司对Luminous数据库引以为傲，每月更新，公司拥有7500多口巴肯油井权益，收集每口油井的信息，技术变化时能立即察觉，数据团队参与每周的AFE收购会议，可根据信息优势做出决策 [49] 问题: 从收集的数据看，巴肯地区的回报率是否普遍提高，还是仅特定运营商提高 - 主要趋势是三英里水平井，公司最初持怀疑态度，现在相信其技术进步，认为该地区油井状况每月都在改善，三英里水平井的经济效益被低估，盆地将更多转向此类油井 [50] 问题: 如何考虑固定股息水平，以及在收购机会、现金流再投资和潜在股息增加方面如何管理业务 - 公司是股息支付公司，固定股息为每股2美元，设定股息的计算复杂，考虑油价、债务水平、套期保值期限、机会集和增值收购能力等因素，公司每周进行计算 [51] 问题: 巴肯地区服务成本通胀情况 - 2023年成本有所缓和，2024年未看到明显变化，服务成本受钻井活动影响，巴肯地区钻机数量略有增加，但尚未导致公司服务成本上升，公司将继续关注AFE和实际成本 [54] 问题: 第四季度提前投产的油井是由运营商决定还是有其他因素 - 公司按运营商跟踪油井情况，不同运营商情况不同，部分收购的油井处于较高工作权益且进展较快，运营商能够比预期更快投产 [56]