财务数据和关键指标变化 - 第三季度总产量为94,000桶油当量/天，其中石油占21%，天然气占56%，天然气液体占23% [21] - 平均实现价格为石油每桶64.79美元，天然气每千立方英尺2.54美元，天然气液体每桶21.78美元 [21] - 总油气收入为2.35亿美元，石油贡献50%，天然气贡献32%，天然气液体贡献18% [21] - 租赁运营费用为5000万美元，即每桶油当量6.52美元；现金一般行政费用为2100万美元，其中约1300万美元为非经常性的ICAV交易相关费用 [22] - 调整后息税折旧摊销前利润为1.34亿美元，运营现金流为1.06亿美元，开发资本支出为5900万美元，占运营现金流的56% [24] - 本季度产生4600万美元的可分配现金，批准的单位分配为0.27美元 [24] - 季度末现金为5400万美元，信贷额度下的可用资金为2.95亿美元 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 - 在Deep Anadarko地区，首批两口井的合计水平段长度为25,000英尺，目前产量超过4000万立方英尺天然气/天，预计每口三英里水平井可发现超过200亿立方英尺天然气，现值十约为1500万美元，单井成本迄今为1400万美元 [15] - 在MECO Shell地区，五口井开始生产，其中两口为两英里水平井，三口为三英里水平井；两英里水平井的产量略高于预期，为每天3000万立方英尺，预计单井最终可采储量为180亿立方英尺；三英里水平井的产量超过7000万立方英尺/天，预计单井最终可采储量为240亿立方英尺，现值十约为1400万美元 [15][16] - 两口Red Fork砂岩井开始生产，产量略高于600桶/天和150万立方英尺天然气/天，按当前油价预测内部收益率接近40% [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略支柱包括保持财务实力（长期目标债务/息税折旧摊销前利润约为1倍）、纪律执行（仅以低于PDP/PV10的折扣购买资产）、纪律再投资率（目标再投资率低于50%）以及通过向单位持有人分配提供行业领先的现金投资回报 [3][5][7][9] - 通过收购ICAV和Savinol，公司进入了两个新盆地，杠杆率升至1.3倍以上，目标是随时间降低杠杆率 [3] - 公司计划在2026年预算中积极钻探Fruitland Coal和Mancos页岩，并将2026年预期资本支出降低8%而不影响产量指引 [6] - 公司拥有近300万英亩土地，库存丰富，可能寻求钻井合作伙伴以在不改变再投资决策的情况下实现价值 [8][38] - 2026年的开发计划目前瞄准Deep Anadarko和San Juan的干气项目，能够根据价格每月调整钻井决策 [8][19] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为原油市场正处于两年半周期性低迷的末期，预计未来几个季度将逆转，届时将以更高价格收获Savinol的原油产量，其年递减率低于10% [10] - 对于天然气，预计需求将从2026年开始加速，美国液化天然气出口将在2026年至2030年间产生每天240亿立方英尺的需求，数据中心增长可能带来每天50亿至100亿立方英尺的额外需求 [11] - 尽管二叠纪盆地有每天46亿立方英尺的外输能力上线，但管理层认为这更多是基差问题，需求增长足以抵消担忧 [12] - 当前是购买价值13亿美元的低递减油气资产的良机，ICAV和Savinol交易在规模和多元化方面具有变革性 [12] 其他重要信息 - 公司自2023年10月首次公开募股以来，已向单位持有人返还每股5.14美元，自2018年成立以来总计返还超过12亿美元 [9] - 公司企业价值已增长至超过35亿美元，过去五年每年的现金投资回报率超过30%，自成立以来从未低于20% [10] - 公司致力于通过更积极的投标实践、减少酸液、砂量、转向剂、井场规模等多项措施降低钻井成本，目标将三英里水平井成本从1500万美元降至1200万美元，可增加30个百分点的单井回报率 [17][18] - 2026年的土地预算约为3200万美元，中游预算约为1700万美元，主要与Deep Anadarko的新租约和ICAV收购的中游升级有关 [40] 问答环节所有提问和回答 问题: Midcon地区运营情况，特别是产量上升的原因 - 产量上升归因于从凝析油层转向深层天然气；Deep Anadarko地区一直存在巨大的天然气潜力，当天然气价格高于4美元时，回报率可超过50%，符合公司的投资门槛 [26] 问题: Midcon地区的天然气外输限制和管控节流计划 - Midcon地区外输条件良好，估计现有外输能力为每天90亿立方英尺，天然气外输能力约为每天120亿立方英尺，Midchip和Southern Star已宣布计划各扩容约4亿立方英尺/天；目前没有外输限制或产量限制问题 [27] 问题: Deep Anadarko地区的钻井完井成本和产量是否符合预期 - 单井成本为1400万美元，符合预期，现值十约为1500万美元，回报率可能在60%以上；资本效率的提高使得在削减资本支出的同时能保持产量平稳 [28][29] 问题: 2026年资本效率提升的主要驱动因素 - 资本效率提升的主要驱动因素是Deep Anadarko和Mancos地区良好的天然气产量；更低的资本支出也反映了比首次发布2026年指引时更低的期货价格 [30] 问题: 在价格平稳和既定资本计划下，2026年分配是否可能保持平稳 - 分配可能不会保持平稳，随着新井投产，预计分配会在2026年内增加；公司2026年天然气产量占比将超过70%，若看好天然气前景，表现应该良好 [31] 问题: 私募股权以资产交换公司股权的机会规模、所在盆地以及对杠杆和收益的影响 - 此类机会不常见，通常发生在卖方因基金期限等原因不愿按当前现金价格交易时；任何此类交易都应对可分配现金流产生增值，且不会在债务方面产生稀释效应 [32][33] 问题: 公司降低成本的措施是否适用于Deep Anadarko，以及是否会影响产能 - 在Deep Anadarko，公司使用了已优化的压裂方案；行业已将每英尺用砂量从3000磅降至2000磅；在Mancos页岩，使用每英尺2000磅的压裂作业足以有效刺激储层；历史上降低压裂规模并未导致回报率下降 [34][35][36] 问题: Deep Anadarko和San Juan地区的潜在库存量 - 公司在San Juan拥有超过50万英亩土地，在Deep Anadarko拥有超过120个已租用井位；库存量过大，公司可能引入合作伙伴来开发更多天然气资源，而无需改变再投资率 [37][38] 问题: 2026年指引中中游和土地预算增加的原因 - 土地预算增加主要与Deep Anadarko的新租约和地块整合有关；中游预算增加源于最近两次收购继承的中游资产需要维护和升级，特别是ICAV资产 [39][40] 问题: 未来并购策略是否专注于现有盆地的补强收购，还是会考虑新区域 - 未来并购将主要专注于1亿至1.5亿美元规模的补强交易，这些交易对公司增值效果最好；大规模进入新盆地只能通过股权交易实现；公司目前杠杆率超过1倍，希望其下降，因此此类交易不能全部使用债务 [41][42] 问题: 寻求钻井合作伙伴的考虑规模以及当前进展阶段 - 寻求合作伙伴只是一个想法，目前没有进行任何谈判；公司资产可能具有吸引力，正如TotalEnergies与Continental Resources的交易所示 [43][44] 问题: 整合新收购资产数月以来的情况以及有无意外发现 - 整合进展顺利，新团队工作努力，正在适应公司注重成本控制和细节管理的文化；在Durango的新办公室被认为是非常好的业务基地 [45] 问题: 公司对宏观环境的看法以及2026年套期保值水平是否合适 - 公司对2026年天然气进行了大量套期保值，覆盖率接近60%；认为当前冬季市场状况不稳定，但看好2027年及以后的天然气需求前景 [46][47] 问题: 当前和2026年的钻机数量以及资本支出预算对应的活动水平 - 目前有两台钻机在Deep Anadarko作业，2026年将继续运行；明年春天将启动Mancos和Fruitland Coal钻井计划，包括Mancos的7个井位和Fruitland Coal的2个井位；资本支出计划可能每月调整 [48] 问题: 2026年指引变化的原因，是否反映了完全转向天然气钻井 - 指引变化主要由于两个原因：天然气钻井回报率更好，因此更侧重天然气；资本支出减少也反映了比首次发布指引时更低的期货价格；公司根据价格变化灵活调整资本支出 [49] 问题: 2026年天然气产量占比预计超过70%，这是否意味着年底占比可能达到70%中期 - 公司目标2026年天然气占比略高于70% [51] 问题: San Juan地区短期和长期定位，特别是与Desert Southwest扩张项目的关系 - San Juan地区的生产具有季节性，增产不如其他地区容易；目前外输能力仍有每天数十亿立方英尺的剩余，预计短期内不会出现外输问题；Energy Transfer的扩张计划到2029年底才上线 [52][53][54]