公司资产与业务规模 - 截至2023年3月31日，公司参与8863口总井（827.8口净井）生产，租赁约259890净英亩土地，其中约88%已开发[152] 产量相关数据 - 2023年第一季度公司平均日产量约87385桶油当量/天，其中约62%为石油，较2022年第一季度增长23% [152] - 2023年第一季度公司新增13.1口净井投入生产（不包括MPDC收购完成时新增的井）[152] - 2023年第一季度各盆地产量占比：威利斯顿盆地52%、二叠纪盆地35%、阿巴拉契亚盆地13%；2022年分别为64%、20%、16% [152] - 2023年第一季度石油产量占比62%，天然气和天然气凝析液占比38%；2022年分别为60%、40% [152] - 2023年第一季度石油净产量484.78万桶，天然气和NGLs净产量1810.13万立方英尺，总产量786.46万桶油当量，较2022年同期分别增长27%、17%、23%[165] 价格相关数据 - 2023年第一季度公司石油价格与纽约商品交易所基准价格的差价为2.67美元/桶，2022年第一季度为3.98美元/桶[162] - 2023年第一季度公司天然气净实现价格为3.91美元/千立方英尺，相对于亨利枢纽平均定价实现率为142%；2022年第一季度为6.94美元/千立方英尺，实现率为150% [163] - 2023年第一季度天然气平均纽约商品交易所价格为2.75美元/千立方英尺，2022年为4.63美元/千立方英尺[164] - 2023年第一季度石油平均纽约商品交易所价格为75.98美元/桶，2022年为95.17美元/桶[164] - 2023年第一季度石油平均销售价格为73.31美元/桶，较2022年同期下降20%；天然气和NGLs平均销售价格为3.91美元/千立方英尺，较2022年同期下降44%[165] 成本相关数据 - 2023年前三个月公司选择参与的油井加权平均总支出授权成本为960万美元，2022年为800万美元[163] - 2023年第一季度生产费用为7810万美元，较2022年同期的5450万美元增长43%；单位生产费用从2022年第一季度的8.50美元/桶油当量增至2023年的9.93美元/桶油当量[167] - 2023年第一季度生产税为3490万美元，与2022年同期的3460万美元基本持平；生产税占油气销售的比例在2023年和2022年第一季度分别为8.2%和7.6%[168] - 2023年第一季度一般及行政费用为1300万美元，较2022年同期的1380万美元有所下降[169] - 2023年第一季度折耗、折旧、摊销和增值费用为9460万美元，较2022年同期的5320万美元增长78%[170] - 2023年第一季度利息费用（扣除资本化利息后）为3010万美元，较2022年同期的1800万美元增加[171] - 公司预计2023年钻井、完井及其他相关成本较2022年增加5 - 10%[184] 营收与收益数据 - 2023年第一季度石油销售3.55亿美元，天然气和NGL销售7085.6万美元，总营收5.82亿美元，而2022年同期总营收为 - 3293万美元[165] - 2023年第一季度商品衍生品净收益为1.54亿美元，而2022年同期净亏损4.89亿美元[167] 流动性与资金状况 - 截至2023年3月31日，公司总流动性为4.37亿美元，包括循环信贷安排下4.31亿美元的承诺借款额度和610万美元的现金[173] - 2023年3月31日公司营运资金盈余为5060万美元，而2022年12月31日为赤字2450万美元[175] - 与2022年12月31日相比，2023年3月31日流动资产增加7550万美元，流动负债持平，流动资产增加主要是由于商品价格变化导致衍生工具公允价值增加3690万美元[176] 现金流量数据 - 2023年第一季度经营活动提供的净现金为2.693亿美元，2022年同期为1.54亿美元，主要因产量增加和商品价格上涨，部分被运营成本增加抵消[177] - 2023年第一季度投资活动使用的现金为4.612亿美元，2022年同期为4.176亿美元，增加原因是开发和收购支出增加4350万美元[178] - 2023年第一季度融资活动提供的净现金为1.955亿美元，2022年同期为2.574亿美元[179] 债务相关数据 - 截至2023年3月31日，循环信贷安排的借款基数为16亿美元，选定承诺金额为10亿美元，已使用借款5.69亿美元，可用承诺借款额度为4.31亿美元[181] - 截至2023年3月31日，高级票据未偿还本金总额为7.051亿美元[182] - 截至2023年3月31日，可转换票据未偿还本金总额为5亿美元[183] 衍生合约数据 - 截至2023年3月31日，公司列出了不同财季未平仓原油衍生合约的相关数据，包括互换和领子期权的交易量、加权平均价格等[189] - 2023年3月31日天然气互换合约Q2交易量523.2万MMBTU，均价4.483美元/MMBTU；Q3交易量584.2万MMBTU，均价4.375美元/MMBTU；Q4交易量496.2万MMBTU，均价4.443美元/MMBTU[190] - 2023年3月31日天然气领口期权合约Q2交易量320.25万MMBTU，上限均价6.577美元/MMBTU，下限均价4.190美元/MMBTU；Q3交易量506万MMBTU，上限均价6.674美元/MMBTU，下限均价4.182美元/MMBTU；Q4交易量628.5万MMBTU，上限均价6.902美元/MMBTU，下限均价4.134美元/MMBTU[190] 利率影响数据 - 2023年3月31日浮动利率债务短期利率每增加1%，公司将增加约570万美元的年度利息费用[191] 股权交易数据 - 2023年3月14日，公司发行403,780股普通股，交换持有人持有的约824,602股行使价为27.4946美元/股的认股权证[196] - 2023年1月1日至31日未购买普通股，剩余可购买金额9550万美元；2月1日至28日购买31,593股，均价31.67美元，剩余可购买金额9450万美元；3月1日至30日购买354,210股，均价27.16美元，剩余可购买金额8750万美元；一季度共购买385,803股，均价27.53美元[197] 内部控制数据 - 截至2023年3月31日，公司管理层认为披露控制和程序有效，本季度财务报告内部控制无重大变化[193][194]

产量数据 - 2022年石油净产量16090072桶，天然气和NGLs净产量68829142千立方英尺，总产量27561596桶油当量[152] - 2022年石油净产量16090072桶，天然气和NGLs净产量68829142千立方英尺，总产量27561596桶油当量，较2021年分别增长31%、56%、40%[187][188] - 2022年共钻557口总生产性勘探和开发井，净井数为56.8口[153] 销售价格数据 - 2022年石油平均销售价格为91.65美元/桶，扣除已结算石油衍生品后为69.60美元/桶，较2021年增长32% [152][186] - 2022年天然气和NGLs平均销售价格为7.43美元/千立方英尺，扣除已结算天然气衍生品后为5.83美元/千立方英尺，较2021年增长60% [152][186] - 2022年平均NYMEX石油价格为94.38美元/桶，较2021年增长39%；天然气价格为6.56美元/千立方英尺，较2021年增长71% [186] - 2022年石油平均销售价格为91.65美元/桶，天然气和NGLs为7.43美元/千立方英尺，较2021年分别增长46%、63%[187] 费用数据 - 2022年生产费用为9.46美元/桶油当量[152] - 2022年石油和天然气资产折耗费用为248252000美元，折耗费用为9.01美元/桶油当量[158] - 2022年生产费用260676千美元，较2021年的170817千美元增长53%，单位生产费用从8.70美元/桶油当量增至9.46美元/桶油当量，增长9%[187][191] - 2022年生产税158194千美元，较2021年的76954千美元增长106%，占油气销售的比例2022年和2021年分别为8.0%、7.9%[191] - 2022年一般及行政费用47200千美元，较2021年的30341千美元增长56%，主要因收购成本、薪酬成本和专业费用增加[191] - 2022年折旧、损耗、摊销和增值费用251272千美元，较2021年的140828千美元增长78%，主要因产量增长40%和单位损耗率增长27%[191][192] - 2022年利息费用80300千美元，较2021年的59000千美元增长36%，主要因债务水平和加权平均利率提高[194] - 2022年公司每桶油当量的平均折耗费用为9.01美元[216] 资产数据 - 截至2022年12月31日，公司主要资产包括约258970净英亩位于美国的土地，约88%的总面积已开发[154] - 2022年租赁到期涉及约5796净英亩土地，成本为870万美元[156] - 截至2022年12月31日，阿巴拉契亚盆地天然气交付总净承诺量为40.60亿立方英尺[160] 营收与衍生品数据 - 2022年总营收1570535千美元，较2021年的496899千美元增长216%，其中石油销售、天然气和NGL销售分别为1474610千美元、511188千美元，较2021年分别增长91%、154%[187] - 2022年已结算商品衍生品净亏损455450千美元，未结算商品衍生品净收益40187千美元，而2021年分别为亏损165823千美元、亏损312370千美元[187] 债务与流动性数据 - 截至2022年12月31日，公司未偿还债务包括循环信贷安排下的3.19亿美元借款、7.242亿美元优先票据本金和5亿美元可转换票据本金，总流动性为6.835亿美元[196] - 2022年12月31日，公司营运资金赤字为2450万美元，较2021年的1.122亿美元有所收窄，流动资产增加1.052亿美元，流动负债增加1740万美元[197] - 截至2022年12月31日，循环信贷安排的借款基数为16亿美元，选定承贷金额为10亿美元，未偿还借款为3.19亿美元，可用承贷额度为6.81亿美元[203] 现金流数据 - 2022年和2021年，经营活动提供的净现金分别为9.284亿美元和3.965亿美元，增长原因是产量同比增加40%和实现价格上涨35% [199] - 2022年和2021年，投资活动使用的现金分别为14.028亿美元和6.344亿美元，主要用于钻探、开发和收购成本，2022年增加归因于当年的收购[200] - 2022年和2021年，融资活动提供的净现金分别为4.674亿美元和2.461亿美元，2022年主要与循环信贷安排的2.64亿美元净预付款和4.83亿美元可转换票据发行有关[201] 资本支出与回购数据 - 2023年，公司计划的资本支出预算约为7.37 - 7.78亿美元，截至2022年12月31日，已发生1.631亿美元资本支出，预计还需承担约4.684亿美元开发资本支出[207] - 2022年，公司根据股票回购计划回购了190.9097万股普通股，总成本为5450万美元，还以2490万美元现金加应计利息回购并注销了2580万美元优先票据本金[207] - 2022年公司回购并注销了价值81200千美元的优先股、54500千美元的普通股和24900千美元的高级票据，还发行了5亿美元的可转换票据[195] 未来成本预计数据 - 公司预计2023年钻井、完井及其他相关成本较2022年增加5 - 10%[210] 储量数据 - 约35%的已探明油气储量为已探明未开发储量[214] - 第三方独立储量工程师审计了公司100%的估计已探明储量及相关税前未来净现金流（截至2022年12月31日）[214] 会计核算与风险管理数据 - 公司使用全额成本法核算油气投资，与成功努力法在勘探干井成本和地质地球物理成本处理上有差异[215] - 公司使用衍生工具管理油气价格波动风险，衍生工具按公允价值计量[218] - 公司目前没有对投资者有重大影响的表外安排[220] 利率与债务结构数据 - 截至2022年12月31日，公司长期债务包含固定和浮动利率借款[224] - 高级票据和可转换票据按固定利率支付现金利息[224] - 循环信贷安排利率是公司在基础协议规定范围内指定的浮动利率选项[224] - 截至2022年12月31日，公司利率互换的总名义金额为1亿美元[224] - 短期利率每上升1%，公司2022年12月31日未偿还浮动利率债务将增加约220万美元的年度利息费用[224] 未来合同数据 - 截至2022年12月31日，2023年Q1原油互换合同加权平均价格为72.39美元/桶，数量为2020500桶[222] - 截至2022年12月31日，2023年Q1天然气互换合同加权平均价格为4.11美元/百万英热单位，数量为7285000百万英热单位[223] 历史减值费用数据 - 2020年公司记录了10.667亿美元的全额成本减值费用，2021年和2022年未记录[217] 油气销售占比与对冲数据 - 2022年和2021年，石油分别占公司油气销售总额的74%和79%，同期分别对冲了约68%和73%的原油产量[196] 资金充足性数据 - 凭借循环信贷协议和经营活动现金流，公司认为未来十二个月有足够资金满足钻探承诺、一般及行政费用和其他现金需求[209]

财务表现 - 2022年自由现金流超4.5亿美元，Q4自由现金流为8710万美元，较Q4-21增长23%[21][19] - Q4调整后EBITDA为2.648亿美元，同比增长51%；净债务与LQA调整后EBITDA比率为1.4倍[19] - Q4 ROCE调整后为24.5%，循环比率为3.42[19] 股东回报 - 2022年支付超5100万美元现金普通股股息，回购5450万美元普通股，减少191万股股份[6] - 回购5750万美元面值优先股，减少260万摊薄股份，优先股股息减少370万美元，优先股全部转换为普通股[6] 生产与业务 - 2022年Permian产量创纪录，Williston活动强劲，Marcellus产量稳定[9] - 2023年预计日产量9.1 - 9.6万桶油当量，石油占比62% - 64%，预算资本支出7.37 - 7.78亿美元[12] 资产收购 - Q4完成7.5亿美元并购，1月又完成3.2亿美元并购[19] - 完成Midland Basin、Alpha Energy、Delaware等收购，2023年1月完成MPDC收购[19] 资本结构与流动性 - 2022年11月借款基础从13亿美元扩大到16亿美元，选定承诺从8.5亿美元增至10亿美元[61] - 10月发行5亿美元可转换票据，改善流动性和债务到期情况[73] ESG表现 - 明确董事会对ESG的监督，通过年度ESG报告跟踪公共运营商的ESG目标[106] - 运营选择注重环境和安全记录，最大运营商EQT是认证天然气环境管理领导者[115]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度产生约9000万美元现金，全年仍在生产指导范围内 [18] - 第四季度平均日产量为78,854桶油当量/天，较2021年第四季度增长23% [32] - 第四季度调整后每股收益为1.43美元/股，同比增长约35% [33] - 第四季度调整后息税折旧摊销前利润为2.648亿美元，全年突破10亿美元创公司纪录 [63] - 第四季度自由现金流为8700万美元，2022年产生近4.6亿美元自由现金流，是上一年的两倍多 [63] - 全年油差价为每桶较西德克萨斯中质原油贴水2.73美元，创公司纪录低位 [64] - 第四季度天然气差价为基准价格的92%，环比下降但好于内部预期 [64] - 第四季度资本支出为1.429亿美元，在威利斯顿和二叠纪盆地平均分配 [65] - 2023年资本支出指导范围为7.37亿 - 7.78亿美元，约60%的年度支出将在上半年发生 [38] - 2023年生产指导为第一季度开始时产量在8.4万 - 8.6万桶油当量/天，目标第四季度退出率为9.6万 - 10万桶油当量/天，全年平均产量在9.1万 - 9.6万桶油当量/天 [39] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第四季度投产井数超过内部预测，新增近20口净井，威利斯顿和二叠纪投产井比例为60:40 [10] - 截至年底，在建井总数为55.4口净井，威利斯顿占约80%（不包括马塞勒斯项目），1月关闭吉祥物项目后新增6.8口净井 [11] - 第四季度有机区块收到超125份钻井工程预算申请，约占10口净井，同意率约95%，估计内部收益率较第三季度提案提高超25% [26] - 2022年完成的收购和地面项目活动为库存增加约125个高质量、低盈亏平衡的净未来开采位置，使探明储量增加15% [57] - 第四季度完成1.2口净井和127英亩的收购，2022年地面项目共收购8.7口净井和超1400英亩，涉及24笔交易 [60] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国钻机数量较峰值下降约25台，若当前趋势持续，六到九个月后可能带来成本节约 [69] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2022年完成三笔二叠纪收购和米德兰石油交易，总收购额超9亿美元，预计产量同比增长超20% [5] - 2023年将继续进行机会性普通股回购和债务回购 [21] - 第一季度将季度普通股股息提高13%至0.34美元/股，并计划提前约两个季度将股息加速至目标的0.37美元/股 [8] - 持续专注为股东带来最高总回报，注重最优收益率、税收和资本效率以及整体杠杆水平管理 [9] - 2023年新钻井活动水平预计在二叠纪和威利斯顿平均分配 [11] - 2023年并购待办事项增多，正在审查超50亿美元的非运营、运营和联合开发机会 [30] - 2024年之前推迟马塞勒斯大部分活动，专注高利润率石油资产，下半年继续寻找增加该地区业务的机会 [55] - 公司认为在非运营领域具有规模、数据分析和承销优势，竞争优势在2022年扩大，随着机会增多优势进一步拓宽 [7][20] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管面临通胀压力和当前大宗商品价格下跌，但预计2023年将产生显著现金流和产量增长 [6] - 公司业务基本面强劲，2023年有望实现相对和绝对的优异表现 [18][19] - 随着米德兰石油项目完成，未来几年自由现金流将大幅增加，推动公司加速增长和提升股东回报 [49] - 预计通胀在2023年上半年持续，但天然气价格下降和钻机数量减少可能带来成本节约 [69] - 第一季度通常会有季节性自然产量下降，对差价持保守看法 [70] 其他重要信息 - 会议可能讨论非公认会计原则财务指标，相关指标与最接近的公认会计原则指标的调节可在收益报告中找到 [3] - 公司发布了2022年第四季度和全年财务业绩，10 - K表格将在几天后提交给美国证券交易委员会 [14] - 会议发言可能包含前瞻性陈述，存在风险和不确定性，公司不承担更新这些陈述的义务 [15] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 如何考虑2023年资本支出与潜在交易前后的关系以及资本支出与产量预期 - 资本支出指导中预留了灵活资金，地面项目已包含在内，是否使用取决于收到的提案、预期投产销售时间以及与日常地面项目机会的回报对比 [42] 问题: 新AI系统对地面项目和潜在收购活动的节奏和质量有何影响，是否有战略优势 - 通过实施AI程序，能够利用实时数据整合所有信息，实现单一数据源的真实分析，这是成功的关键，近期重大收购的实际情况与原承销情况偏差在2% - 3%以内 [98] 问题: 当前天然气价格环境是否更有利于收购新天然气项目，马塞勒斯项目的回报和经济性是否合理 - 很高兴马塞勒斯项目是一个看涨期权，且今年不进行开发，开发计划在2024年，因为目前以2美元的天然气价格开发天然气资产不太合适 [79] 问题: 天然气实现价格较低的驱动因素是什么，与去年相比有何不同 - 目前天然气实现价格甚至低于预期，部分原因是二叠纪天然气外输问题，公司对天然气价格实现持保守态度；固定收集成本在天然气价格下降时占比增大，NGL篮子价格波动大，第四季度NGL价格下降，第一季度天然气价格大幅下降 [81][82] 问题: 2024年是否会因前期并购活动实现嵌入式增长，是否需要额外主动行动 - 假设成本不变，如果2024年保持与2023年相同的活动水平，产量将增长；MPDC项目完成后产量将超过指导范围，但达到峰值后下降率会略高，维持日产9万桶以上需要每年约70口井和6 - 7亿美元的维持性资本，而2023年指导资本约7.5亿美元，持续投入将实现增长，且支出节奏也很重要 [86] 问题: 是否会考虑在美国页岩气以外的地区获取非运营权益 - 目前最有吸引力的并购机会在公司已涉足的盆地，虽然也在关注其他盆地，但进入这些盆地需要有有吸引力的门槛回报率，公司会继续关注但门槛较高，对于加拿大和国际机会，因需要技术知识且公司技术团队有其他重点，可能性较低 [89][124] 问题: 评估天然气资产时如何权衡资产集中和基础设施不确定性 - 评估时基于当前市场情况进行保守假设，并进行压力测试；基础设施很重要，如在阿巴拉契亚和二叠纪项目中都考虑了基础设施限制和差异分析，关键是理解短期和长期因素对资产价值的影响 [119] 问题: 巴肯地区活动计划的稳定性如何，近期收到的提案与去年相比是增多还是减少 - 年初公司在一些运营商中的工作权益显著增加，这可能影响了活动计划的稳定性 [96] 问题: 2023年预计天然气实现价格较弱的情况下，丙烷与天然气比例变化对其有何影响 - 第四季度丙烷与天然气比例约为1.25:1，目前超过2:1，这有助于提高比例；公司对天然气价格持保守态度，历史上也一直如此，不过全年仍有改善空间，会适时更新情况 [105] 问题: 未来12个月已开发探明储量（PDP）的石油和天然气下降率是多少，与过去几年相比有何变化 - 目前基础PDP下降率在32% - 34%的低位，随着年内一些收购和项目完成，下降率将上升，年底可能接近35% - 38%的中高位 [107] 问题: 第四季度折旧、损耗和摊销（DD&A）因并购关闭略高，未来合适的DD&A率如何考虑 - 考虑PDC项目后，退出时DD&A约为10.50美元，MPDC项目可能会使该数值增加1 - 2美元，预计未来在11.50 - 12.50美元范围内 [110] 问题: 近期完成的收购项目有哪些惊喜，实际活动水平与原假设相比有何变化 - 10月完成的第一笔米德兰收购项目表现出色，总体上项目进度提前，资产表现良好；作为非运营商，项目情况会随环境变化，但公司保守承销并关注优质地质，项目应具有一定韧性 [111] 问题: 是否会在阿巴拉契亚或其他含气较多地区更多地采取非同意立场 - 非同意决策将取决于通胀与大宗商品价格的相互作用以及运营商情况，公司以内部收益率为导向，如果大宗商品价格下跌而通胀持续，部分项目可能无法达到门槛收益率 [121]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA达2.92亿美元，创公司纪录，超市场普遍预期 [6][25] - 第三季度自由现金流达1.106亿美元，年初至今累计产生约3.7亿美元，接近2021年全年两倍 [7][25] - 第三季度调整后每股收益为1.80美元，高于市场普遍预期 [25] - 季度末基于LQA调整后EBITDA的杠杆率降至1倍以下 [7] - 上调2022年全年生产指导中点，预计12月产量超8.3万桶油当量/日 [29] - 上调2022年全年资本支出指导中点4200万美元 [30] - 更新石油差价指导至每桶3 - 4美元，收紧天然气实现价格指导下限至105% [25] 各条业务线数据和关键指标变化 运营业务 - 第三季度投产净井16.2口，环比增长60%，主要由二叠纪盆地完井推动 [17] - 活跃盆地钻井活动加速，平均工作权益增加，在钻井数量增至61.5口净井，较第二季度增加10% [18] - 第三季度批准190口井提案，较第二季度增加65%，占全年同意净井的40% [18] - 平均每口井预计成本升至860万美元，但基于标准化水平段长度仅较上季度上涨5% [18] 地面项目业务 - 第三季度完成2口净井和965英亩净土地收购，预计明年实现49%的全周期资本回报率 [19] 企业并购业务 - 近期宣布3项优质资产收购，包括与Mewbourne Oil and Gas的2项特拉华盆地收购和与Midland Petro的米德兰盆地联合开发协议 [20][21] 各个市场数据和关键指标变化 - 第三季度平均日产量环比增长9%，超过7.9万桶油当量/日，较2021年第三季度增长37% [24] - 石油产量环比增长8%，威利斯顿盆地春季风暴影响消除后恢复正常 [24] - 第三季度石油差价为每桶0.84美元，好于预期，因巴肯地区定价强劲和二叠纪盆地产量占比增加 [25] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过投资驱动价值创造，增加对高回报项目的投资，预计全年产生约5亿美元自由现金流 [8] - 实施多管齐下的股东回报策略，包括股票回购、偿还高成本债务和增加普通股股息 [11] - 继续在并购市场保持活跃，注重收购资产的质量和未来增长潜力，同时保持投资纪律 [10] - 扩大联合开发协议（JDA）模式，与更多运营商展开合作，以获取更多投资机会 [21][22] - 行业面临高价格和通胀压力，但公司在三大盆地均表现出色，各盆地资产均超内部预期 [9] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管油价下跌和近期资本支出加速，但公司业务表现良好，有信心为股东带来短期和长期价值 [7][10] - 2023年公司将面临资本分配的决策，需平衡生产增长和股东回报 [35] - 通胀虽有减速，但仍需关注其对成本的影响，公司将在第四季度后进一步评估 [36][37] - 联合开发协议模式前景乐观，但需观察其与传统交易的相对机会 [45] 其他重要信息 - 公司在第三季度和10月回购并注销了1000万美元8.125%的票据，降低固定费用并增加企业价值 [12] - 年初至今已回购注销1.09亿美元股票，其中包括5150万美元普通股，普通股回购授权还剩9850万美元 [13] - 上周宣布将第四季度普通股股息提高20%至每股0.30美元 [14] - 昨日宣布将优先股强制转换为普通股，将减少年度现金股息支付并避免未来稀释 [15] - 季度末后完成可转换债券发行，为收购提供资金，降低杠杆率并延长到期日，预计未来几个季度杠杆率将略有上升，但到2023年底将降至1倍以下 [27] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2023年生产和资本支出增长情况及通胀影响 - 公司认为增长到并维持10万桶/日产量需每年钻约80口井，9万桶/日则约需65口井，但资本支出的具体金额和时间安排更复杂，还取决于资本分配区域和地面项目的作用 [35] - 目前对通胀的看法与市场多数运营商一致，认为有通胀但增速在放缓，运营商也在想办法抵消，公司将在第四季度后进一步评估 [36][37] 问题2: 联合开发协议收购机会及风险 - 联合开发协议模式前景乐观，自宣布Midland Petro交易后收到了反向询价，公司可通过联合投标、收购少数权益等方式参与项目，但需观察其与传统交易的相对机会 [45][46] - 高工作权益项目存在集中风险和控制及时间风险，但随着公司规模扩大，更集中的权益影响较小，且公司会选择高质量区域和已完成一定比例的项目以降低风险 [48][49] 问题3: 如何评估合作伙伴库存质量 - 公司会自行对每块租赁土地进行评估，绘制自己的曲线和估算EUR，不依赖运营商的观点，所有收购都由自己的团队进行自下而上的工程分析 [52] - 公司会查看运营商剩余的库存，了解其可开发年限和目标，以帮助管理和增强自身库存 [53] 问题4: 地面项目第四季度机会及可转债融资选择 - 资本支出的增加主要是已在进行的地面项目，预计年底前不会有重大增加，公司发现较大规模的地面项目有更高的回报率和成功率 [57] - 选择可转债融资是因为其成本较低，在利率上升环境中更具优势，且所选工具可将转换率提高至52美元以上，几乎无稀释，同时避免了普通股融资和高收益债券市场的缺点 [60][61][62] 问题5: Mascot项目联合开发策略及2021年收购项目表现 - 公司与MPDC在6月开始谈判，最终达成联合运营协议，确保了项目的开发方式和保护措施，项目将同时开发所有油层以最大化EUR和IRR [67] - 公司2021年的收购项目表现普遍超出预期，如马塞勒斯地区和Veritas项目的表现和开发节奏都远超估计 [73] 问题6: 基础股息长期规划及并购成功原因 - 公司希望提供稳定且增长的股息，注重为投资者提供合适的收益率，目标是到明年年底将季度股息提高到每股0.37美元，但资本分配可能会根据股票估值、收益率和投资机会进行调整 [82][83] - 近期并购成功部分是因为时机，完成一笔交易后会对其他卖家产生压力，促使他们降低预期，同时部分交易是长期谈判的结果，且公司有与部分卖家的合作经验 [86][89] 问题7: 运营商AFE是否会被夸大及马塞勒斯产量来源 - 公司偶尔会遇到运营商夸大AFE的情况，但这是有法律风险的，且公司工程师会逐行审查，同时公司有大量数据支持，能提前发现异常 [97][98] - 本季度马塞勒斯地区的产量增长全部来自有机增长，公司在该地区没有活跃的地面项目 [100] 问题8: Mascot项目在米德兰市下方钻探的风险及2023年预算可见性和AFE情况 - 项目钻探地点在米德兰市外，与其他运营商情况相同，公司的优势在于运营商希望保留部分权益，而不是出售整个项目 [102] - 公司对2023年的可见性将达到历史最高水平，但预算决策取决于目标产量和活动水平，目前AFE活动增加，主要由威利斯顿盆地推动，公司需要平衡收购、联合开发协议和地面项目的机会 [108][109] 问题9: 套期保值数据的有效日期和变化情况 - 套期保值数据截至今日，可能因小的调整导致数字略有变化，但影响极小 [111][113][114]

公司资产与运营规模 - 截至2022年9月30日，公司参与了8259口总井（761.2口净井）的生产，租赁了约25.46万净英亩土地，其中约87%已开发[202] 产量相关数据 - 2022年第三季度，公司平均日产量约为7.91万桶油当量/天，其中约57%为石油，较第二季度增长9%，期间新增16.2口净井投入生产[205] - 2022年第三季度与2021年同期相比，各盆地产量占比发生变化，威利斯顿盆地石油产量占比从95%降至71%，天然气和NGLs产量占比从45%降至40%；二叠纪盆地石油产量占比从5%升至29%，天然气和NGLs产量占比从3%升至21%；阿巴拉契亚盆地天然气和NGLs产量占比从52%降至39% [206] - 2022年第三季度，公司石油净产量为4149841桶，较2021年同期增长33%；天然气和NGLs为18776821百万立方英尺，较2021年同期增长44%；总产量为7279311桶油当量，较2021年同期增长37%[223] - 2022年前九个月与2021年同期相比，石油产量11775526桶增长34%，天然气和NGLs产量51188941Mcf增长73%，总产量20307016Boe增长48%[240] - 2022年第三季度石油产量4149841桶，较2021年的3131182桶增长33%；天然气和NGLs产量18776821千立方英尺，较2021年的13034251千立方英尺增长44%；总产量7279311桶油当量，较2021年的5303557桶油当量增长37%[223] - 2022年前九个月石油产量11775526桶，较2021年的8795802桶增长34%；天然气和NGLs产量51188941Mcf，较2021年的29615822Mcf增长73%；总产量20307016Boe，较2021年的13731772Boe增长48%[240] 价格相关数据 - 2022年第三季度，公司石油价格与NYMEX基准价格的差价为0.84美元/桶，低于2021年第三季度的5.63美元/桶；净实现天然气价格为8.43美元/千立方英尺，相对于平均亨利枢纽定价实现率为106%，高于2021年第三季度的4.33美元/千立方英尺和100%的实现率[212] - 2022年第三季度，公司平均NYMEX油价为每桶91.38美元，较2021年同期高30%；天然气为每百万立方英尺7.95美元，较2021年同期高84%[218][219] - 2022年第三季度石油平均销售价格为每桶90.54美元，较2021年的64.91美元增长39%；天然气和NGLs平均销售价格为每千立方英尺8.43美元，较2021年的4.33美元增长95%[223] - 2022年前九个月与2021年同期相比，石油平均销售价格每桶95.83美元增长61%，天然气和NGLs每Mcf 8.04美元增长99%[240] - 2022年第三季度石油价格差异为每桶0.84美元，2021年为每桶5.63美元；2022年第三季度实现的天然气和NGL价格较2021年同期每千立方英尺增加4.10美元[225] - 2022年前九个月石油平均销售价格为95.83美元/桶，较2021年的59.48美元/桶增长61%；天然气和NGLs平均销售价格为8.04美元/Mcf，较2021年的4.04美元/Mcf增长99%[240] 成本相关数据 - 2022年前九个月，公司选择参与的油井加权平均总支出授权成本为770万美元，高于2021年的690万美元[214] - 公司成本结构主要包括商品价格差异、商品衍生品净损益、生产费用、生产税、折旧、损耗、摊销和增值等[209] - 2022年第三季度，公司生产费用为6850万美元，较2021年同期的4320万美元增长58%；生产税为4230万美元，较2021年同期的1990万美元增长112%[223][230][231] - 2022年第三季度，公司一般及行政费用为1030万美元，较2021年同期的550万美元增长87%[223][233] - 2022年第三季度，公司折耗、折旧、摊销和增值费用为6600万美元，较2021年同期的3590万美元增长84%[223][234] - 2022年第三季度，公司利息费用（扣除资本化利息）为2010万美元，较2021年同期的1460万美元有所增加[235] - 2022年前九个月与2021年同期相比，生产费用1.87659亿美元增长56%，生产税1.20729亿美元增长133%，一般和行政费用0.32155亿美元增长62%，折旧、损耗、摊销和增值1.73956亿美元增长77%[240] - 2022年前九个月利息费用（扣除资本化利息）为5650万美元，2021年同期为4310万美元[251] - 2022年第三季度生产费用6847.8万美元，较2021年的4323.6万美元增长58%；生产税4227.3万美元，较2021年的1993.2万美元增长112%；一般及行政费用1027.8万美元，较2021年的549万美元增长87%；折耗、折旧、摊销和增值6597.5万美元，较2021年的3588.5万美元增长84%[223] - 2022年前九个月生产费用187659千美元，较2021年的120246千美元增长56%；生产税120729千美元，较2021年的51899千美元增长133%[240] 收益与营收相关数据 - 2022年第三季度，公司石油销售为3.75732亿美元，较2021年同期增长85%；天然气和NGL销售为1.58318亿美元，较2021年同期增长明显[223] - 2022年第三季度，公司商品衍生品净收益为2.576亿美元，2021年同期为亏损1.282亿美元；已结算商品衍生品亏损为1.249亿美元，2021年同期为亏损5630万美元；未结算商品衍生品收益为3.825亿美元，2021年同期为亏损7180万美元[227][228][229] - 2022年第三季度，公司石油、天然气和NGL销售（不包括已结算商品衍生品影响）为5.341亿美元，较2021年同期的2.597亿美元增长，得益于产量增长37%和实现价格增长50%[224] - 2022年前九个月与2021年同期相比，石油销售11.28439亿美元增长116%，天然气和NGL销售4.11712亿美元，商品衍生品结算收益（损失）为 - 3.92385亿美元，未结算商品衍生品收益（损失）为0.5239亿美元，总营收12.00156亿美元[240] - 2022年前九个月商品衍生品净损失3.4亿美元，2021年同期为损失4.65亿美元[244] - 2022年前九个月已结算商品衍生品损失3.924亿美元，2021年同期为损失0.915亿美元[245] - 2022年前九个月未结算商品衍生品损失0.524亿美元，2021年同期为损失3.735亿美元[246] - 2022年第三季度，公司债务清偿收益为30万美元，2021年同期无此项收益[236] - 2022年第三季度，公司记录了130万美元与州所得税相关的所得税费用，2021年第三季度无所得税费用（收益）[237] - 2022年第三季度石油销售3.75732亿美元，较2021年的2.03234亿美元增长85%；天然气和NGL销售1.58318亿美元，2021年为0.56436亿美元[223] - 2022年第三季度已结算商品衍生品亏损1.24911亿美元，2021年为亏损0.56318亿美元；未结算商品衍生品收益3.82501亿美元，2021年为亏损0.71845亿美元；商品衍生品净收益2.576亿美元，2021年为亏损1.282亿美元[223][227] - 2022年第三季度不包括已结算商品衍生品的油气销售为5.341亿美元，2021年为2.597亿美元，主要因产量增长37%和实现价格增长50%[224] - 2022年前九个月石油销售1128439千美元，较2021年的523150千美元增长116%；天然气和NGL销售411712千美元，较2021年的119567千美元大幅增长[240] - 2022年前九个月已结算商品衍生品亏损392385千美元，2021年亏损91470千美元；未结算商品衍生品收益52390千美元，2021年亏损373540千美元[240] - 2022年前九个月商品衍生品净亏损340000000美元，2021年亏损465000000美元[244] - 2022年前九个月已结算商品衍生品亏损392400000美元，2021年亏损91500000美元；未结算商品衍生品亏损52400000美元，2021年亏损373500000美元[245][246] - 2022年前九个月记录了60万美元债务清偿收益，2021年同期记录了1310万美元债务清偿损失[252] 公司业务与影响因素 - 公司主要通过出售石油、天然气和NGLs获得收入，并使用衍生品工具对冲部分产量的未来销售价格[207] - 公司运营结果受多种因素影响，包括天气、基础设施、价格差异、钻井成本、合作伙伴钻探和生产活动的时间和成功率等[211][212][213] - 公司石油和天然气价格受市场供需、全球供应、OPEC生产配额和美元强度等因素影响，历史上大宗商品价格波动较大，预计未来仍将持续[216] 公司资本支出与现金流 - 公司预计2022年资本支出预算已考虑成本通胀影响，在当前大宗商品价格水平下，预计将继续产生大量自由现金流[215] - 2022年前九个月，经营活动提供的净现金为6.41亿美元，2021年同期为2.634亿美元；投资活动使用的现金为8.585亿美元，2021年同期为3.648亿美元；融资活动提供的净现金为2.171亿美元，2021年同期为1.02亿美元[267] - 2022年前九个月，公司开发和收购支出增加4.61亿美元，包括2022年第一季度完成的Veritas收购和第三季度完成的Incline收购[269] 公司债务与股权相关 - 截至2022年9月30日，公司未偿还债务包括循环信贷安排下借款4.41亿美元和2028年到期票据本金7.296亿美元；总流动性为4.181亿美元，包括循环信贷安排下承诺借款额度4.09亿美元和手头现金910万美元[259] - 2022年10月，公司发行本金5亿美元、2029年到期的3.625%可转换优先票据，所得款项用于偿还循环信贷安排下未偿还借款及其他一般公司用途[260] - 2022年前九个月，公司回购并注销57.5万股6.500% A系列永久累积可转换优先股，总价8120万美元；回购80.5919万股普通股，总价2150万美元；回购2028年到期票据，本金2040万美元，总价1980万美元加应计利息[258] - 截至2022年9月30日，公司营运资金赤字为510万美元，而2021年12月31日为1.122亿美元；流动资产增加1.614亿美元，流动负债增加5420万美元[265] - 截至2022年9月30日，循环信贷安排的借款基数为13亿美元，选定承贷金额为8.5亿美元，未偿还借款为4.41亿美元，可用承贷借款额度为4.09亿美元[273] - 截至2022年9月30日，2028年到期的无担保票据未偿还本金总额为7.296亿美元[274] - 截至2022年9月30日，公司有164.3732万股6.500% A系列永久累积可转换优先股流通在外，清算优先权总计1.644亿美元（不包括累积股息）[275] - 2022年11月8日，公司行使A系列优先股的强制转换权，所有流通在外的A系列优先股将于2022年11月15日自动转换为普通股[276] 公司会计估计 - 公司的关键会计估计包括天然气和原油生产资产的减值测试、资产弃置义务、收入确认、衍生工具和套期活动以及所得税，与2021年相比无重大变化[279] 产量占比与对冲情况 - 2022年第三季度和2021年第三季度，石油分别占公司总产量的57%和59%；2022年前九个月，公司对冲约61%的产量[261] - 2022年和2021年第三季度，石油分别占公司总产量的57%和59%；2022年前九个月，公司对冲了约61%的产量[261] 净生产井数量 - 2022年第三季度末净生产井数量为761.2口，较2021年的601.8口增长26%[223]

财务数据和关键指标变化 - 二季度调整后EBITDA达2.725亿美元，创公司纪录，超市场共识预期 [10][28] - 二季度自由现金流达1.143亿美元，为公司历史第二高，上半年自由现金流超2.6亿美元，超2021年全年 [10][28] - 二季度调整后每股收益为1.72美元，高于市场共识预期 [29] - 二季度日均产量环比增长2%，同比增长32%，但受威利斯顿盆地春季风暴影响，石油产量略有下降 [28] - 二季度固定运营成本为6460万美元，即每桶油当量9.77美元，单位成本较一季度上升 [30] - 二季度资本支出为1.318亿美元，略高于市场预期，威利斯顿盆地支出占比38%，二叠纪盆地占比56%，马塞勒斯盆地占比5% [31] - 二季度末杠杆率（LQA比率）降至1倍，收购威利斯顿资产后下季度杠杆率将略有上升，但年底仍远低于1倍 [32] 各条业务线数据和关键指标变化 - 二季度共投产10.1口净井，二叠纪盆地完井数量增加，占新增产量的60%，威利斯顿盆地占比约1/3，马塞勒斯地区新油井使该地区产量增加11% [20] - 二季度末在产油井总数达57口净井，分布在500口总井中，二叠纪盆地占近一半油井，威利斯顿盆地钻机数量达两年高位，推动业务增长 [21] - 二季度新井成本平均为每口720万美元，较上季度上涨不到3%，预计下半年成本将上升，但仍在年度资本支出指引范围内 [22] - 二季度收到115份油井提案，二叠纪和威利斯顿盆地各占一半，平均预期回报率远高于100% [23] - 二季度完成4.2口净井收购，预计2023年实现52%的全周期资本回报率，其中威利斯顿盆地占约3/4 [24] 各个市场数据和关键指标变化 - 二季度石油差价好于预期，为每桶2.33美元，得益于巴肯地区强劲的定价和更多产量来自二叠纪盆地（该地区石油差价低于2美元） [29] - 二季度天然气实现价格保持强劲，推动年度天然气利用率指引上调，但随着天然气价格上涨，NGL价差收窄，预计下半年实现价格将下降，三季度天然气利用率将低于纽约商品交易所价格的100% [29] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司坚持风险可控、回报驱动的战略，专注于提高资本回报率，以实现更高的长期股息和股票回购潜力 [11] - 公司通过多元化业务模式应对市场变化，威利斯顿盆地已全面恢复生产，受益于当地优质定价和较低的通胀水平 [12] - 公司积极寻求有机增长和收购机会，目前有13个收购机会正在评估中，重点关注特拉华、米德兰和威利斯顿盆地 [23][25] - 公司在收购中保持纪律性，只追求符合或超过回报门槛的资产，凭借优质数据、规模和强大的资产负债表，成为首选交易对手 [23][26] - 行业竞争方面，公司在小型权益和PDP重资产交易中面临一定竞争，但在大型集中式地面游戏资产和大型资产包交易中仍具竞争力，最大的竞争来自持有资产和不切实际的开发预期 [40] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管面临风暴等挑战，二季度公司业绩仍创纪录，未来将继续受益于多元化业务和市场机会 [9][10][12] - 公司资产负债表稳健，有能力应对大多数收购目标，无需外部股权融资，将继续积极寻求增长机会 [13] - 公司致力于为股东提供长期最高总回报，通过股票回购、取消认股权证、回购高级票据和增加现金股息等多管齐下的方式实现这一目标 [14] - 预计2022年全年自由现金流约为5亿美元，包括支付优先股股息，生产指引维持在每日7.3万至7.7万桶油当量不变 [35] 其他重要信息 - 公司在二季度以面值98%的价格回购高级票据，降低固定费用，永久增加自由现金流，同时以低于面值的价格回购，增加企业价值 [14] - 截至目前，公司已回购7750万美元股票，其中包括2000万美元普通股，剩余普通股回购授权为1.3亿美元 [15] - 二季度公司以资本高效的方式清理了大量未行使认股权证，减少未来潜在摊薄，并缓解认股权证持有人的套期保值对普通股交易的影响 [16] - 周一公司宣布将三季度普通股股息提高32%，至每股0.25美元，旨在为投资者提供有吸引力的收益率 [17] - 公司在套期保值方面，自上次报告以来，以每桶80美元以上的价格增加了套期保值，目标是在滚动18个月内对冲约60%的产量，并根据公司收购情况进行长期套期保值 [34] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何平衡股息和其他股东回报计划与地面游戏机会的资本分配 - 公司认为这取决于资本分配和风险调整后的回报，地面游戏仍有较高回报，但证券和股息计划也开始具有竞争力，公司采用多管齐下的灵活方法 [38][39] 问题2: 请讨论公司面临的竞争情况 - 公司在小型权益和PDP重资产交易中看到一些竞争，但对这些交易兴趣不大，在大型集中式地面游戏资产和大型资产包交易中仍具竞争力，最大的竞争来自持有资产和不切实际的开发预期，不认为SPACs是真正的竞争 [40] 问题3: Q3和Q4的生产轨迹如何，以及威利斯顿收购对产量的影响 - 威利斯顿收购在8月中旬完成，有效日期追溯，但产量影响不大，预计四季度产量受完井时间影响较大，威利斯顿地区一些大型油井预计在Q3末至Q4初投产，将推动产量大幅增长 [44][45] 问题4: 2022年巴肯油井表现强劲的原因是什么 - 这是运营商组合和运营纪律的综合结果，目前表现良好的油井多由低成本和优质运营商贡献，但预计下半年和2023年油井表现可能会下降 [46][47] 问题5: 公司为何无需因通胀增加资本支出展望，如何设定年初的通胀预期 - 公司在年初的成本结构中考虑了通胀因素，且未假设2021年出现通缩，实际成本仍低于预算，同时公司与运营伙伴合作，了解其成本结构和超支倾向，有助于控制成本 [49][50][51] 问题6: 如何优先考虑向股东返还现金 - 公司认为这是机会主义的，优先股和普通股的成本差异不大，债务减少仍很重要，稳定增长的股息很关键，公司将保持灵活性，根据市场情况进行调整 [52] 问题7: 为何在讨论收购机会时未提及马塞勒斯地区 - 公司今年在马塞勒斯地区考察了2 - 3个潜在收购项目，但均不合适，目前仍在积极寻找机会 [54][55] 问题8: 能否预估明年合理的成本通胀率 - 这很难确定，因为取决于油价等因素，预计到年底成本将上涨约15%，具体还需考虑运营伙伴、工作权益和交易节奏等因素 [59] 问题9: 大型运营商和小型运营商的AFE成本差异如何 - 从经验来看，在二叠纪盆地，小型运营商的单井成本比大型运营商高200 - 300万美元，因为小型运营商需支付现货价格，且借贷成本高，但公司选择运营商时不仅考虑成本，还考虑回报率等因素 [61][62] 问题10: 以7.7万桶油当量/日的产量为目标，维护资本支出预计是多少 - 大约需要58 - 62口井，成本约为4.5 - 5亿美元，但目前做出这些假设还为时过早 [65] 问题11: 是否听说过运营地区出现材料交付问题和完井进度放缓的情况 - 公司确实遇到过材料交付延迟长达6个月的情况，但由于业务多元化和大量在产油井，整体影响不大，公司在预算和计划中考虑了这些因素 [68][69][70] 问题12: 服务环境是否会在未来达到峰值 - 随着资金流入，服务提供商盈利增加，新设备将进入市场，预计服务环境将在未来一年或今年达到峰值，但劳动力等问题解决需要时间，油价和天然气价格的变化也会影响行业活动 [73] 问题13: 二季度资本支出在二叠纪盆地的大幅增长原因是什么，这是否是未来的分配比例 - 这只是开发节奏的偶然结果，全年的资本支出分配比例预计仍为45%、45%和10%，二季度二叠纪盆地的平均工作权益较高也是一个因素 [75][76]

公司业务战略 - 公司主要战略是投资美国主要盆地油气资产的非运营少数工作权益和矿权权益[185] 公司资产与生产规模 - 截至2022年6月30日，公司参与7957口毛井（735.0口净井）生产，租赁约251409净英亩土地，其中约87%已开发[185] 产量数据 - 2022年第二季度平均日产量约72689桶油当量/天，其中约57%为石油，较第一季度增长2% [186] - 2022年第二季度末新增10.1口净井投入生产，第一季度新增10.6口净井（不包括Veritas收购时新增的井）[187] - 2022年第二季度，公司石油净产量为3801663桶，较2021年同期的3034442桶增长25%；天然气和NGLs净产量为16878481Mcf，较2021年同期的11617308Mcf增长45%；总产量为6614743Boe，较2021年同期的4970660Boe增长33%[205] - 2022年前六个月石油产量7625685桶，较2021年的5664620桶增长35%；天然气和NGLs产量32412120立方英尺，较2021年的16581571立方英尺增长95%；总产量13027705桶油当量，较2021年的8428215桶油当量增长55%[222] - 2022年和2021年第二季度，石油分别占公司总产量的57%和61%，2022年上半年公司对冲了约61%的产量[241] - 2022年上半年净产量方面，石油为762.5685万桶，天然气和 NGLs 为3241.212万立方英尺，总计1302.7705万桶油当量，较2021年同期分别增长35%、95%和55%[222] 价格数据 - 2022年第二季度公司油价比NYMEX基准价格每桶折价2.33美元，2021年第二季度为每桶折价5.46美元；2022年第二季度净实现天然气价格为每百万英热单位8.63美元，实现率为115%，2021年第二季度净实现天然气价格为每百万英热单位3.57美元，实现率为122% [186] - 2022年第二季度平均NYMEX油价为每桶108.59美元，较2021年同期高64%；公司实现的油价较2021年第二季度高40% [200][201] - 2022年第二季度平均NYMEX天然气价格为每百万英热单位7.50美元，较2021年同期高157%；公司实现的天然气价格较2021年第二季度高92% [200][202] - 2022年三个和六个月截至6月30日，平均NYMEX天然气价格分别为7.50美元/Mcf和6.07美元/Mcf，2021年同期分别为2.92美元/Mcf和3.14美元/Mcf；平均NYMEX油价分别为108.59美元/Bbl和101.88美元/Bbl，2021年同期分别为66.19美元/Bbl和62.22美元/Bbl [200] - 2022年第二季度公司石油产量销售价格通常较NYMEX基准价格有折扣，天然气销售价格可能有折扣或溢价[194] - 2022年前六个月石油平均销售价格为98.71美元/桶，较2021年的56.48美元/桶增长75%；天然气和NGLs平均销售价格为7.82美元/立方英尺，较2021年的3.81美元/立方英尺增长105%[222] 成本数据 - 2022年前六个月公司参与的油井加权平均总授权支出成本为710万美元，2021年为690万美元[186] 销售净收入与总营收数据 - 2022年第二季度，公司石油销售净收入为403978000美元，较2021年同期的184269000美元增长119%；天然气和NGL销售净收入为145665000美元，较2021年同期的41447000美元大幅增长[205] - 2022年第二季度，公司总营收为4.41446亿美元，较2021年同期的2480.5万美元大幅增长[205] - 2022年前六个月石油销售7.52708亿美元，较2021年的3.19917亿美元增长135%；天然气和NGL销售2.53393亿美元，较2021年的6313.1万美元大幅增长；总营收4.08516亿美元，较2021年的4620.2万美元增长显著[222] - 2022年上半年油气销售（不含已结算商品衍生品影响）为10.061亿美元，2021年同期为3.83亿美元，增长因产量增长55%和实现价格增长70%[223] 商品衍生品损益数据 - 2022年第二季度，公司已结算商品衍生品亏损1.623亿美元，较2021年同期的2790万美元大幅增加；未结算商品衍生品亏损5410万美元，较2021年同期的1.731亿美元有所减少[205][210][211] - 2022年前六个月商品衍生品净亏损5.976亿美元，较2021年的3.368亿美元亏损增加；其中已结算商品衍生品亏损2.675亿美元，较2021年的3520万美元亏损增加；未结算商品衍生品亏损3.301亿美元，较2021年的3.017亿美元亏损增加[226][227][228] - 2022年第二季度未结算商品衍生品损益为亏损5410万美元，2021年同期为亏损17310万美元；截至2022年6月30日，衍生品合约公允价值为净负债6.06亿美元，较2021年12月31日的2.777亿美元净负债增加3.283亿美元[211] - 2022年上半年商品衍生品净损益为亏损5.976亿美元，2021年同期为亏损3.368亿美元[226] - 2022年前六个月已结算商品衍生品损失2.675亿美元，2021年同期为3520万美元；2022年平均实现价格为每桶油当量56.70美元，2021年同期为41.28美元[227] - 2022年前六个月未结算商品衍生品损失3.301亿美元，2021年同期为3.017亿美元；截至2022年6月30日，衍生品合约公允价值净负债为6.06亿美元，较2021年12月31日的2.777亿美元增加3.283亿美元[228] 各项费用数据 - 2022年第二季度，公司生产费用为6460万美元，较2021年同期的4270万美元增长51%；生产税为4380万美元，较2021年同期的1850万美元增长137%；一般及行政费用为810万美元，较2021年同期的760万美元增长6%；折旧、损耗、摊销和增值费用为5480万美元，较2021年同期的3090万美元增长77%[205][212][213][214][215] - 2022年第二季度，公司利息费用（扣除资本化利息）为1840万美元，较2021年同期的1500万美元有所增加[216] - 2022年第二季度，公司记录了与州所得税相关的所得税费用10万美元，2021年第二季度未记录所得税费用（收益）[218] - 2022年前六个月生产费用1.192亿美元，较2021年的7700万美元增长55%；生产税7850万美元，较2021年的3200万美元增长145%；一般及行政费用2190万美元，较2021年的1440万美元增长52%；折旧、损耗、摊销及增值1.08亿美元，较2021年的6210万美元增长74%[222][229][230][231][232] - 2022年前六个月利息费用（扣除资本化利息）3640万美元，较2021年的2850万美元增长，主要因债务水平提高[233] - 2022年前六个月所得税费用180万美元，2021年前六个月无所得税费用（收益）[235] - 2022年第二季度生产费用为6460万美元，2021年同期为4270万美元；每桶油当量生产费用从2021年第二季度的8.59美元增至2022年的9.77美元，主要因运输费用和加工成本增加，以及产量和产油井数量分别增长33%和25%[212] - 2022年第二季度生产税为4380万美元，2021年同期为1850万美元；占油气销售的比例分别为8.0%和8.2%，增长因产量和售价提高[213] - 2022年第二季度一般及行政费用为810万美元，2021年同期为760万美元，增长主要因薪酬、专业费用和其他支出增加，部分被收购相关成本减少抵消[214] - 2022年第二季度折耗、折旧、摊销和 accretion 为5480万美元，2021年同期为3090万美元；折耗费用增加2370万美元，主要因产量增长33%和每桶油当量折耗率增长34%[215] - 2022年第二季度利息费用（扣除资本化利息）为1840万美元，2021年同期为1500万美元，增长因债务水平提高[216] - 2022年第二季度生产费用为1.192亿美元，2021年前六个月为7700万美元；每单位生产费用基本持平，2022年前六个月为每桶油当量9.15美元，2021年同期为9.14美元；生产费用增加主要因产量增长55%、净生产井总数增加25%等[229] - 2022年前六个月生产税为7850万美元，2021年同期为3200万美元；占油气销售的百分比分别为7.8%和8.3%[230] - 2022年前六个月一般及行政费用为2190万美元，2021年同期为1440万美元，增加主要因薪酬成本、收购相关成本和专业费用增加[231] - 2022年前六个月折耗、折旧、摊销及增值（DD&A）为1.08亿美元，2021年同期为6210万美元；折耗费用增加4550万美元，主要因产量增长55%和每桶油当量折耗率提高13%[232] - 2022年前六个月利息费用（扣除资本化利息）为3640万美元，2021年同期为2850万美元，增加主要因债务水平提高[233] 债务清偿数据 - 2022年第二季度，公司债务清偿收益为20万美元，2021年第二季度债务清偿损失为50万美元[217] - 2022年前六个月债务清偿收益20万美元，2021年前六个月债务清偿损失1310万美元[234] 所得税相关数据 - 公司打算继续对递延所得税资产维持全额估值备抵，直至有足够证据支持全部或部分转回这些备抵[219] 股份回购与注销数据 - 截至2022年6月30日的六个月内，公司回购并注销了57.5万股6.500% A系列永久累积可转换优先股，总价8120万美元；447051股普通股，总价1280万美元；1340万美元2028年票据，总价1310万美元加应计利息[239] 债务与流动性数据 - 截至2022年6月30日，公司未偿还债务包括循环信贷安排下的3.67亿美元借款和7.366亿美元2028年票据，总流动性为4.845亿美元[240] - 2022年6月30日，公司营运资金赤字为2.531亿美元，而2021年12月31日为1.122亿美元；流动资产增加1.675亿美元，流动负债增加3.084亿美元[245] - 截至2022年6月30日，循环信贷安排借款基数为13亿美元，选定承诺金额为8.5亿美元，已使用借款3.67亿美元，可用承诺借款额度为4.83亿美元[254] - 截至2022年6月30日，2028年到期的无担保票据未偿还本金总额为7.366亿美元[255] - 截至2022年6月30日，公司有1643732股6.500% A系列永久累积可转换优先股流通在外，清算优先权总计1.644亿美元[256] - 截至2022年6月30日，公司回购并注销了价值8120万美元的优先股、价值1280万美元的普通股和价值1310万美元（本金1340万美元）的2028年票据；未偿还债务包括3.67亿美元的循环信贷安排借款和7.366亿美元的2028年票据本金；总流动性为4.845亿美元[239][240] - 截至2022年6月30日，循环信贷安排借款基数为13亿美元，选定承诺金额为8.5亿美元，未偿还借款为3.67亿美元，可用承诺借款额度为4.83亿美元[254] - 截至2022年6月30日，2028年到期无担保票据未偿还本金总额为7.366亿美元[255] - 截至2022年6月30日，A系列优先股有1643732股流通在外，清算优先权总计1.644亿美元[256] - 截至2022年6月30日，长期债务包括固定和浮动利率借款，2028年票据按固定利率支付现金利息，循环信贷安排利率为浮动利率[269] - 截至2022年6月30日，公司有总名义金额为1亿美元的利率互换协议[270] - 短期利率上升1%，公司2022年6月30日未偿还浮动利率债务将增加约270万美元的年度利息支出[270] 现金流量数据 - 2022年和2021年上半年，经营活动产生的净现金分别为3.643亿美元和1.690亿美元，营运资金变动等项目赤字分别为1.229亿美元和3300万美元[247][248] - 2022年和2021年上半年，投资活动使用的现金分别为5.458亿美元和2.135亿美元，2022年开发和收购支出增加3.201亿美元[247][249] - 2022年和2021年上半年，开发和收购活动现金支出分别为5.242亿美元和2.041亿美元，其中钻探和开发资本支出分别为1.529

公司概况 - 2021年二叠纪和马塞勒斯收购打造高回报全国非运营特许经营权，受益于规模经济[4] - 是最大的专注于非运营工作权益的上市公司，持续扩大规模[17] 财务亮点 - Q1:22自由现金流达1.46亿美元，环比增长107%，预计2022年超4.25亿美元，2025年超17亿美元[38][14] - Q1:22 ROCE达36.5%，循环比率4.8倍，展现出色回报[42] - LQA杠杆率1.1倍，资产负债表持续改善[14] 生产情况 - Q1:22产量按地区划分，威利斯顿占64%，二叠纪占16%，马塞勒斯占20%；按商品划分，液体占60%，气体占40%[8][9] - 2022年年度产量指导上调至7.1 - 7.6万桶油当量/天，石油权重59.5 - 61.5%[72] 股息计划 - 2022 - 2023年基础股息计划要求季度环比增长至少23%，预计到2023年底基础股息终端收益率约4.4%[20] 收购情况 - 2021年宣布超8亿美元收购，LQA净杠杆率从2020年底2.5倍降至2021年底1.1倍[75] - 包括收购Reliance马塞勒斯、二叠纪盆地、威利斯顿和Veritas等资产[75] 非运营模式优势 - 成本结构和企业ROCE领先同行，单位G&A成本比运营同行低超50%[22] - 受益于“页岩3.0”，非运营机会处于历史高位[26] 套期保值 - 执行策略保障商品下行周期回报，保留捕捉上行机会的灵活性，对原油、天然气等进行套期保值[111] 可持续发展 - 选择有良好环境和安全记录的运营商，开展ESG报告，为员工提供福利，捐赠当地慈善机构，分析碳抵消项目[103]

公司业务规模情况 - 截至2022年3月31日，公司参与7847口毛井（726.7口净井）生产，租赁约252345英亩净土地，其中约87%已开发[181] 产量相关情况 - 2022年第一季度，公司平均日产量约71255桶油当量/天，其中约60%为石油，较2021年第四季度增长11%，新增10.6口净井投入生产[182] - 2022年第一季度石油产量3824022桶，较2021年的2630178桶增长45%；天然气和NGLs产量15533638立方英尺，较2021年的4964263立方英尺增长213%；总产量6412962桶油当量，较2021年的3457555桶油当量增长85%[198] 价格相关情况 - 2022年第一季度，公司油价比NYMEX基准价格每桶低3.98美元，2021年第一季度为每桶低6.56美元；2022年第一季度净实现天然气价格为每百万英热单位6.94美元，相对于平均亨利枢纽定价实现率为150%，2021年第一季度为每百万英热单位4.37美元，实现率为130%[189] - 截至2022年3月31日的三个月，NYMEX原油平均价格为每桶95.17美元，较2021年同期高64%；公司实现的原油价格较2021年第一季度高32%[193] - 截至2022年3月31日的三个月，NYMEX天然气平均价格为每百万英热单位4.63美元，较2021年同期高37%；公司实现的天然气价格较2021年第一季度高46%[194] 油井成本情况 - 2022年前三个月，公司参与的油井加权平均总授权支出成本为700万美元，2021年为690万美元[190] 未平仓互换合约情况 - 截至2022年3月31日，公司未平仓原油价格互换总量为1190万桶，加权平均价格约为每桶76.41美元；未平仓天然气价格互换总量为2700万百万英热单位，加权平均价格约为每百万英热单位4.10美元[195] 销售情况 - 2022年第一季度石油销售3.4873亿美元，较2021年的1.35647亿美元增长157%；天然气和NGL销售1.07728亿美元，较2021年的0.21684亿美元大幅增长[198] 商品衍生品亏损情况 - 2022年第一季度商品衍生品净亏损4.894亿美元，较2021年的1.359亿美元亏损增加；其中已结算衍生品亏损1.052亿美元，较2021年的0.073亿美元亏损增加；未结算衍生品亏损3.842亿美元，较2021年的1.286亿美元亏损增加[202][203][204] 生产费用情况 - 2022年第一季度生产费用5450万美元，较2021年的3430万美元增长59%；单位生产费用从2021年的每桶油当量9.92美元降至2022年的8.50美元，下降14%[198][205] 生产税情况 - 2022年第一季度生产税3460万美元，较2021年的1350万美元增长157%；生产税占油气销售的比例2022年为7.6%，2021年为8.6%[198][206] 一般及行政费用情况 - 2022年第一季度一般及行政费用1380万美元，较2021年的680万美元增长104%，主要因收购相关成本、薪酬成本和专业费用增加[198][207] 折旧、损耗、摊销和增值费用情况 - 2022年第一季度折旧、损耗、摊销和增值费用5320万美元，较2021年的3120万美元增长70%；单位费用从2021年的每桶油当量9.03美元降至2022年的8.29美元，下降8%[198][208] 净利息费用情况 - 2022年第一季度净利息费用1800万美元，较2021年的1350万美元增长，主要因债务水平提高[209] 公司债务及流动性情况 - 截至2022年3月31日，公司有3.71亿美元的循环信贷额度借款和7.5亿美元的2028年票据未偿还，总流动性为3.823亿美元[215] 套期保值情况 - 2022年第一季度公司对约59%的产量进行了套期保值，以减轻商品价格波动影响[216] 营运资金情况 - 2022年3月31日，公司营运资金赤字为3.021亿美元，较2021年12月31日的1.122亿美元有所增加；流动资产增加1.081亿美元，流动负债增加2.98亿美元[220] 现金流量情况 - 2022年第一季度经营活动净现金流入为1.54亿美元，2021年同期为6280万美元；投资活动净现金流出为4.176亿美元，2021年同期为5270万美元；融资活动净现金流入为2.574亿美元，2021年同期净现金流出为880万美元[222] - 2022年第一季度经营活动净现金增加主要由于产量增加和商品价格上涨，部分被营运资金变化抵消；投资活动现金使用增加主要由于开发和收购支出增加3.824亿美元；融资活动现金流入主要来自循环信贷安排的3.16亿美元净预付款[223][224][227] 循环信贷安排情况 - 截至2022年3月31日，循环信贷安排借款基数为8.5亿美元，选定承诺金额为7.5亿美元，未偿还借款为3.71亿美元，可用承诺借款额度为3.79亿美元[229] 2028年票据情况 - 截至2022年3月31日，2028年到期的无担保票据未偿还本金总额为7.5亿美元[230] 优先股情况 - 截至2022年3月31日，公司有1856061股6.500% A系列永久累积可转换优先股流通在外，清算优先权总计1.856亿美元[231] 衍生品合同作用及计价情况 - 公司通过签订衍生品合同减少商品价格波动风险，实现更可预测的现金流；所有衍生品头寸按公允价值计入资产负债表，并在每个期末按市值计价[238] 原油互换合同情况 - 截至2022年3月31日，公司原油互换合同涉及2022 - 2024年多个季度，各季度交易量和加权平均价格不同，如2022年Q2交易量为259.8万桶，加权平均价格为60.91美元/桶[240] 天然气互换合同情况 - 截至2022年3月31日，公司天然气互换合同涉及2022 - 2024年多个季度，各季度交易量和加权平均价格不同，如2022年Q2交易量为654.5万MMBTU，加权平均价格为3.12美元/MMBTU[243] 关键会计估计情况 - 公司关键会计估计包括天然气和原油生产资产减值测试、资产弃置义务、收入确认、衍生品工具和套期活动以及所得税等，与2021年年报相比无重大变化[234] 长期债务利率互换情况 - 2022年3月31日公司长期债务包括固定和浮动利率借款，利率互换名义总额为1亿美元[244][245] 未结算商品衍生品损失及合约公允价值情况 - 2022年第一季度未结算商品衍生品损失3.842亿美元，2021年同期为1.286亿美元；2022年3月31日衍生品合约公允价值净负债为6.606亿美元，较2021年12月31日增加3.829亿美元[204] 油气资产资本化成本及现金支出情况 - 2022年第一季度油气资产资本化成本为4.888亿美元，实际现金支出为4.175亿美元[225] 开发和收购活动现金支出情况 - 2022年和2021年第一季度开发和收购活动现金支出分别为4.175亿美元和3510万美元[226] 利率互换合约影响情况 - 截至2022年3月31日，公司有利率互换合约，名义总额为1亿美元，短期利率上升1%将增加约270万美元年度利息费用[245]