财务表现 - 公司第二季度营收达1.5949亿美元 同比增长45.5% [1] - 每股收益0.53美元 较去年同期0.29美元增长82.8% [1] - 营收超Zacks一致预期1.06亿美元 超出幅度达50.47% [1] - 每股收益超预期0.30美元 惊喜幅度76.67% [1] 生产数据 - 当季等效产量34.6百万桶油当量/日 低于分析师平均预估38.21百万桶 [4] - 原油及凝析油产量863千桶 高于分析师平均预估774.44千桶 [4] - 天然气产量137.1亿立方英尺 低于分析师平均预估159.19亿立方英尺 [4] - 总等效产量314.8万桶油当量 低于分析师平均预估342.81万桶 [4] 收入构成 - 租赁奖金及其他收入471万美元 超分析师预估349万美元 但同比下滑1.6% [4] - 原油及凝析油销售额5581万美元 超分析师平均预估5066万美元 但同比下滑24.5% [4] - 天然气及液化气销售额4619万美元 低于分析师预估5594万美元 但同比增长26.6% [4] 市场表现 - 公司股价过去一个月下跌4.6% 同期标普500指数上涨0.6% [3] - 当前Zacks评级为4级(卖出) 预示短期可能跑输大盘 [3]

产量表现 - 2025年第二季度矿产和特许权产量为33.2 MBoe/天，环比下降3%[6][9] - 2025年第二季度油气产量当量为3.148百万桶油当量，较2024年同期的3.678百万桶下降14.4%[34] - 2025年产量指引下调至33-35 MBoe/天，原指引为38-41 MBoe/天[24] 收入和利润（同比环比） - 2025年第二季度净收入为1.2亿美元，调整后EBITDA为8420万美元[9][14] - 2025年第二季度总收入为1.594亿美元，较2024年同期的1.096亿美元增长45.4%[32][34] - 2025年第二季度净收入为1.200亿美元，较2024年同期的6832万美元增长75.7%[32] - 2025年第二季度运营收入为1.223亿美元，较2024年同期的6850万美元增长78.5%[32] - 2025年第二季度调整后EBITDA为8415万美元，较2024年同期的1.002亿美元下降16.0%[39] 现金流和分配 - 2025年第二季度可分配现金流为7480万美元[9][14] - 2025年第二季度每单位分配0.30美元，环比下降20%，分配覆盖率为1.18倍[9][17] - 2025年第二季度可分配现金流为7479万美元，较2024年同期的9252万美元下降19.2%[39] - 2025年第二季度每单位可分配现金流为0.353美元，较2024年同期的0.439美元下降19.6%[39] 油气收入与价格 - 2025年第二季度油气收入为1.02亿美元（55%为原油和凝析油），环比下降6%[11] - 2025年第二季度平均实现价格为每Boe 32.40美元，环比下降5%，同比增长8%[10] - 2025年第二季度实现等效价格（不含衍生品）为每桶油当量32.40美元，较2024年同期的30.01美元增长8.0%[34] 商品衍生工具表现 - 2025年第二季度商品衍生工具收益为5280万美元，其中非现金未实现收益为4960万美元[12] - 2025年第二季度商品衍生工具收益为5278万美元，而2024年同期为亏损555万美元[32][34] 债务与利息支出 - 2025年第二季度末总债务为9900万美元，8月1日降至7100万美元，持有现金约790万美元[9][15] - 2025年第二季度利息支出为227万美元，较2024年同期的63万美元大幅增加262.7%[32][39] 收购活动 - 2025年第二季度完成3120万美元矿产和特许权收购，2023年9月至2025年7月累计完成1.723亿美元收购[23]

能源行业超卖股票投资机会 - 能源行业部分股票处于超卖状态，相对强弱指数(RSI)低于30时通常被视为超卖信号，可能提供买入低估公司的机会 [1] - 最新超卖股票名单包括Clean Energy Technologies Inc和Black Stone Minerals LP，其RSI接近或低于30 [2][3][4] Clean Energy Technologies Inc (CETY) - 公司于5月23日宣布与一家欧洲太阳能和风能开发公司签署了价值约8500万美元的非约束性要约 [7] - 公司股价过去一个月下跌约20%，52周低点为0.25美元，周一收盘下跌2.7%至0.25美元 [7] - RSI值为29.9，动量评分为91.92，价值评分为93.51 [7] Black Stone Minerals LP (BSM) - 公司于5月19日宣布与Revenant Energy就德克萨斯州Angelina等县的Shelby Trough Haynesville和Bossier矿区达成开发协议 [7] - 公司股价过去五天下跌约7%，52周低点为12.80美元，周一收盘下跌2%至12.95美元 [7] - RSI值为28，显示出明显的超卖趋势 [7]

分组1 - 会议记录日期为2025年6月12日下午1点，CEO Tom Carter主持会议，Steve Putman担任会议秘书 [1][2] - 会议为线上形式，可通过网页提交问题，议程中预留提问时间，提问需与会议相关 [5] - 会议记录日期为2025年4月14日，当天收市时的所有登记持有人或其代理人有权在年会上投票，会议通知已按合伙协议发出 [8] 分组2 - 会议需审议事项包括选举董事、批准任命德勤为独立注册会计师事务所、对普通合伙人指定高管薪酬进行非约束性咨询投票、批准2025年长期激励计划 [9][10] - 董事会提名的董事候选人包括Karen Barth、Tom Carter等10人，任期至2026年年会 [12] 分组3 - 初步计票结果显示，多数投票支持每位董事候选人、批准任命德勤、高管薪酬以及2025年长期激励计划，最终投票结果将按美国证券交易委员会规定统计并公布 [15] 分组4 - 会议结束后进入问答环节，若没有问题则会议结束，公司感谢参会人员 [16][17] 问答环节所有提问和回答 问题: 无 - 无相关提问，会议结束 [17]

公司资产与业务布局 - 截至2025年3月31日，公司矿产和特许权权益位于美国大陆41个州，拥有约7.1万口生产井[83] - 2025年第一季度，公司以1420万美元收购矿产和特许权权益[134] 钻井与投产情况 - 第一季度末，EXCO Resources Inc.运营1台钻机，Aethon在特定区域运营3台钻机，Aethon本季度成功投产11口毛井（0.7口净井），预计2025年剩余时间再投产17口毛井（1.0口净井）[84] - 第一季度，在路易斯安那州海恩斯维尔根据加速钻井协议有2口毛井（0.2口净井）投产[85] - 得克萨斯州卡尔弗森县一大运营商计划钻超35口毛井（1.25口净井），已开钻24口，预计2025年第四季度9口毛井投产，其余2026年上半年投产[87] 价格与市场数据变化 - 2025年第一季度WTI现货油价为71.87美元/桶，低于2024年第一季度的83.96美元/桶；亨利枢纽现货天然气价为4.11美元/百万英热单位，高于2024年第一季度的1.54美元/百万英热单位[91] - 2025年第一季度美国旋转钻机总数为592台，低于2024年第一季度的621台，其中油井钻机484台（2024年为506台），天然气井钻机103台（2024年为112台），其他钻机5台（2024年为3台）[92] - EIA预计2025年10月底天然气库存将升至3.7万亿立方英尺，比五年平均水平低3%[94] - 2025年第一季度天然气净出口平均为144亿立方英尺/天，较2024年平均水平增长21%，EIA预测2025年剩余时间平均出口为155亿立方英尺/天，2026年为164亿立方英尺/天[95] 套期保值策略 - 公司可使用互换和领口期权对未来预期产量进行套期保值，期限不超四年，前24个月最多可套保90%，第25 - 36个月为70%，第37 - 48个月为50%，截至2025年3月31日，已对2025年剩余时间和2026年部分预期产量进行套保[105] 财务关键指标变化 - 2025年第一季度净收入为1594.8万美元，2024年同期为6392.7万美元；调整后EBITDA分别为8216.7万美元和10411.7万美元；可分配现金流分别为7367.7万美元和9638.8万美元[111] - 2025年第一季度经营活动现金流为6.4835亿美元，较2024年同期的10.446亿美元减少3.9625亿美元[130] - 2025年第一季度投资活动现金流为-1306.7万美元，较2024年同期的-2396.4万美元减少1089.7万美元[130] - 2025年第一季度融资活动现金流为-5186.3万美元，较2024年同期的-1.10322亿美元减少5845.9万美元[130] 业务线产量与收入变化 - 2025年第一季度石油和凝析油产量71.6万桶，较2024年同期的92.3万桶下降22.4%；天然气产量14853百万立方英尺，较2024年同期的16470百万立方英尺下降9.8%[113] - 2025年第一季度石油和凝析油实现价格为69.96美元/桶，较2024年同期的77.17美元/桶下降9.3%；天然气实现价格为3.92美元/千立方英尺，较2024年同期的2.55美元/千立方英尺增长53.7%[113] - 2025年第一季度石油和凝析油销售收入为5009.3万美元，较2024年同期的7122.4万美元下降29.7%；天然气和天然气凝析液销售收入为5823.5万美元，较2024年同期的4201.1万美元增长38.6%[113] 费用与其他收入变化 - 2025年第一季度商品衍生品工具损失为5600.1万美元，较2024年同期的1129万美元增长396.0%，其中实现损失360万美元，未实现损失5240万美元[113][117] - 2025年第一季度租赁奖金和其他收入为692.5万美元，较2024年同期的354.8万美元增长95.2%[113] - 2025年第一季度租赁运营费用为216.2万美元，较2024年同期的243.2万美元下降11.1%[113] - 2025年第一季度勘探费用为511万美元，较2024年同期的3000美元大幅增加，主要因一次性400万美元的地震数据购买及相关项目成本[113][121] 优先股分配率 - 2023年11月28日，B系列累积可转换优先股的分配率调整为9.8%，每两年重新调整一次[125] 资金计划与安排 - 公司计划用运营产生的现金、信贷安排借款以及未来股权和债务发行所得款项为未来收购提供资金[127] 单位回购计划 - 2023年10月30日，董事会批准1.5亿美元单位回购计划[128] 资本支出预算 - 2025年非运营工作权益资本支出预算约为230万美元，第一季度已投入10万美元[133] 信贷安排情况 - 信贷安排最高信贷额度为10亿美元，2027年10月31日到期，2024年4月、11月和2025年4月借款基数重新确定为5.8亿美元[144] - 2025年第一季度，公司信贷安排加权平均未偿借款为4710万美元，加权平均利率为6.92%[152] 储量与定价关系 - 对2025年第一季度SEC商品定价应用10%折扣，证实储量体积较未折扣情况减少约1.3%[149] 衍生品交易对手评级 - 截至2025年3月31日，公司衍生品合约有7个交易对手，穆迪评级均为Baa2或更高[150]

财务数据和关键指标变化 - 公司一季度维持每单位0.0375美元的季度分红，年化分红为1.5美元 [6] - 一季度矿产和特许权产量为34200桶油当量/天，总产量为35500桶油当量/天，与上一季度基本持平 [7] - 一季度净收入为1590万美元，调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）为8220万美元 [7] - 一季度可分配现金流为7370万美元，覆盖率为0.93倍，较低的覆盖率主要是由于购买地震许可证 [7] 各条业务线数据和关键指标变化 - 东德克萨斯州的谢尔比槽地区，Aethon公司运营3台钻机，2025年已投产11口井，预计今年剩余时间再投产17口井；Exco公司本季度也在该地区运营1台钻机，钻探2口高权益井 [9] - 路易斯安那州海恩斯维尔地区，3月有2口增量高权益井投产，使加速钻探协议（ADA）井总数达到4口 [10] - 二叠纪地区，卡尔弗森县的大型开发项目包括超过35口总井，其中24口已开钻，预计2025年第四季度9口井投产 [10][11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续密切关注所有资产的活动水平，受天然气价格上涨的推动，有望从近期油气区域某些高权益区块的开发活动和生产中受益 [6][7] - 公司收购策略是继续关注市场，评估符合战略和投资组合的机会，但目前和过去几年一样，主要集中在一个领域，与长期天然气战略相关 [16][17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司本季度表现稳健，对资产的长期战略和前景充满信心，有能力为股东创造长期价值 [11] 问答环节所有提问和回答 问题1: 海恩斯维尔地区的活动情况以及Aethon公司剩余17口井的投产节奏 - 公司对海恩斯维尔地区天然气价格持续上涨感到鼓舞，预计该盆地的活动水平将继续提高，Aethon公司剩余17口井的投产按计划进行 [13][14] 问题2: 公司目前的收购机会以及油价下跌是否使含油盆地的收购成为有吸引力的逆周期机会 - 公司在收购方面非常活跃，认为收购与长期天然气战略相关，有长期增长机会，收购策略是继续评估市场机会，但目前主要集中在一个领域 [16][17]

财务数据和关键指标变化 - 公司一季度维持每单位0.0375美元的季度分配，年化分配为1.5美元 [5] - 一季度矿产和特许权产量为34200桶油当量/天，总产量为35500桶油当量/天，均与上一季度基本持平 [6] - 一季度净收入为1590万美元，调整后息税折旧及摊销前利润为8220万美元 [6] - 一季度可分配现金流为7370万美元，覆盖率为0.93倍，略低的覆盖率主要因地震许可证购买 [6] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在东得克萨斯州的谢尔比槽地区与多个运营商合作促进开发，Aethon运营3台钻机，2025年已投产11口井，预计剩余时间再投产17口井；Exco本季度也在该地区运营1台钻机并钻探2口高权益井 [7] - 公司在路易斯安那州海恩斯维尔地区受益于加速钻探协议，3月有2口增量高权益井投产，使该地区加速钻探协议井总数达到4口 [8] - 公司在二叠纪地区持续跟踪资产活动，包括卡尔弗森县的大型开发项目，该项目在公司土地上有超35口井，目前已开钻24口，预计2025年第四季度9口井投产 [8][9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司持续密切监测所有资产的活动水平，受天然气价格上涨推动，有望在短期内增加以天然气为主的活动 [5] - 公司预计将继续从油气地区某些高权益区块的近期开发活动和生产中受益 [6] - 公司自2023年9月以来已收购超1.6亿美元矿产，持续关注市场机会，目前仍聚焦于谢尔比槽地区 [13][14][15] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对天然气价格的强劲走势感到鼓舞，认为其将推动短期内以天然气为主的活动增加 [5] - 公司对自身财务状况、资产前景有信心，董事会批准维持本季度的季度分配 [7] 问答环节所有的提问和回答 问题1: 海恩斯维尔地区的活动情况以及Aethon完成剩余17口井的进度可见性 - 公司受天然气价格持续强劲走势鼓舞，期待该地区活动水平持续提升，多数高权益开发项目预计今年继续推进；Aethon剩余17口井的完井工作按计划进行，期待该地区持续开发 [11][12] 问题2: 如何看待当前收购机会，油价下跌是否使含油盆地收购成为有吸引力的逆周期机会，还是继续聚焦谢尔比槽地区 - 公司在收购方面很活跃，认为收购与长期天然气战略相关，有长期增长机会；公司会继续评估市场机会，但目前及过去几年一直聚焦于一个地区 [13][14][15]

财务数据关键指标变化-收入和利润（同比环比） - 2025年第一季度公司每桶油当量平均实现价格为33.94美元，较2024年第四季度和第一季度均增长10%[8] - 2025年第一季度公司油气收入为1.083亿美元，较2024年第四季度增长6%[9] - 2025年第一季度公司净收入为1590万美元，调整后息税折旧摊销前利润为8220万美元，可分配现金流为7370万美元[10][13] - 2025年第一季度公司租赁奖金和其他收入为690万美元，较2024年第四季度和第一季度有所增加[12] - 2025年Q1总营收5925.2万美元，较2024年Q1的1.05493亿美元下降43.83%[29][30] - 2025年Q1运营收入1716.1万美元，较2024年Q1的6397.4万美元下降73.18%[29] - 2025年Q1净利润1594.8万美元，较2024年Q1的6392.7万美元下降75.05%[29] - 2025年Q1归属于普通股的净利润为858.2万美元，较2024年Q1的5656万美元下降84.83%[29] - 2025年Q1基本和摊薄后每股收益均为0.04美元，2024年Q1为0.27美元[29] - 2025年Q1调整后息税折旧摊销前利润（Adjusted EBITDA）为8216.7万美元，较2024年Q1的1.04117亿美元下降21.08%[36] - 2025年Q1可分配现金流为7367.7万美元，较2024年Q1的9638.8万美元下降23.56%[36] 财务数据关键指标变化-成本和费用（同比环比） - 2025年第一季度公司商品衍生品工具亏损5600万美元，较2024年第四季度和第一季度有所增加[11] - 2025年Q1总运营费用4209.1万美元，较2024年Q1的4151.9万美元增长1.37%[29][30] 各条业务线表现-产量 - 2025年第一季度公司矿权和特许权产量为34.2 MBoe/d（78%为天然气），总报告产量平均为35.5 MBoe/d（96%为矿权和特许权，78%为天然气），较2024年第四季度和第一季度均有所下降[5][7] - 2025年Q1石油和凝析油产量71.6万桶，较2024年Q1的92.3万桶下降22.43%[30] - 2025年Q1天然气产量14853万立方英尺，较2024年Q1的16470万立方英尺下降9.81%[30] 其他没有覆盖的重要内容 - 截至2025年3月31日，公司现金为240万美元，信贷安排下借款为6300万美元；截至5月2日，现金约为430万美元，信贷安排下未偿还债务为6300万美元[14] - 2025年第一季度公司宣布每单位分配0.375美元，分配覆盖率约为0.93倍[10][16] - 2025年第一季度公司收购了价值1420万美元的额外矿权和特许权权益，自2023年9月以来已完成1.606亿美元的矿权和特许权收购[20] - 公司有商品衍生品合约覆盖2025年和2026年部分预期产量，2025年第二季度至第四季度石油互换量为555 MBbl，价格为71.22美元/桶；2026年各季度为390 MBbl，价格为64.89美元/桶；天然气互换量和价格各季度有所不同[22][23]

公司业务布局 - 截至2024年12月31日，公司矿产和特许权权益位于美国大陆41个州，拥有约71000口生产井[284] 各区域投产计划 - 2025年，Aethon已将11口总井（0.9口净井）投产，预计还将有17口总井（1.1口净井）投产[285] - 2024年，路易斯安那海恩斯维尔有2口总井（0.4口净井）投产，预计2025年还有11口总井（0.6口净井）投产[286] - 二叠纪盆地预计2025年在Culberson县开发超37口总井（1.3口净井），其中8口总井将在四季度投产[287] 能源价格与钻机数量 - 2024年末，WTI现货原油价格为72.44美元/桶，亨利枢纽现货天然气价格为3.40美元/百万英热单位[293] - 2024年末，美国石油钻机数为483台，天然气钻机数为102台，总数为589台[295] 天然气库存与出口预测 - EIA预测2025年3月底天然气库存为1.9万亿立方英尺，比五年平均水平高1%；10月底将升至3.7万亿立方英尺，比五年平均水平低2%[297] - 2024年天然气净出口平均为120亿立方英尺/天，较2023年增长1%；EIA预测2025年初平均出口为141亿立方英尺/天，较2024年增长18%[299] 公司对冲情况 - 截至2024年12月31日，公司已对冲2025年和2026年可用石油和凝析油对冲量的77%和24%，以及可用天然气对冲量的82%和69%[309] 财务指标定义 - 公司定义调整后EBITDA为净收入（亏损）加回利息费用、所得税、折旧、损耗和摊销等；可分配现金流为调整后EBITDA加或减某些非现金经营活动等金额[312] 财务数据关键指标变化 - 2024年净收入为271,326千美元，2023年为422,549千美元；调整后EBITDA分别为380,946千美元和474,710千美元；可分配现金流分别为349,446千美元和451,210美元[315] - 2024年石油和凝析油产量3,606千桶，较2023年的3,757千桶下降4.0%；天然气产量62,984百万立方英尺，较2023年的64,647百万立方英尺下降2.6%[316] - 2024年石油和凝析油实现价格为74.61美元/桶，较2023年的76.74美元/桶下降2.8%；天然气实现价格为2.51美元/千立方英尺，较2023年的3.10美元/千立方英尺下降19.0%[316] - 2024年总营收为433,699千美元，较2023年的592,216千美元下降26.8%，主要因油气销售及商品衍生品工具收益减少[316][317] - 2024年商品衍生品工具实现收益4520万美元、未实现损失5090万美元，2023年分别为8270万美元和840万美元[320] - 2024年租赁经营费用为9,705千美元，较2023年的11,386千美元下降14.8%，主要因产量降低及非经常性服务费用减少[316][322] - 2024年勘探费用为2,735千美元，较2023年的2,148千美元增长27.3%，主要因地震成本和延迟租金增加[316][324] - 2024年经营活动现金流为389,043千美元，较2023年的521,251千美元减少132,208千美元，主要因油气销售收入及衍生品结算现金减少[332] - 2024年和2023年非运营工作权益的钻井、完井和再完井成本分别为80万美元和420万美元[336] - 2024年和2023年在钻井项目周边地区收购租赁权分别花费340万美元和60万美元[336] - 2024年公司以1.104亿美元收购矿产和特许权权益，其中现金支付1.094亿美元，发行普通股支付100万美元[337] - 2023年公司以1460万美元现金收购矿产和特许权权益[338] - 2024年、2023年和2022年生产性油气资产的折旧、损耗和摊销费用分别为4480万美元、4500万美元和4720万美元[351] 公司股权与回购计划 - 2023年11月28日，B系列累积可转换优先股分配率调整为9.8%，每两年重新调整一次[328] - 2023年10月30日，董事会授权1.5亿美元的单位回购计划，截至2024年12月31日未进行回购[331] 资本支出预算 - 2025年非运营工作权益资本支出预算约为230万美元[335] 信贷安排情况 - 信贷安排最高信贷额度为10亿美元，于2027年10月31日到期，2023年4月借贷基数为5.5亿美元，2023年10月增至5.8亿美元，2024年4月和11月维持不变，每次重新确定后公司选择维持3.75亿美元现金承诺[340] 最低付款总额情况 - 截至2024年12月31日，公司最低付款总额为2746.1万美元，其中不到1年需支付185.6万美元，1 - 3年需支付2557.3万美元，3 - 5年需支付3.2万美元[343] 储量与价格关系 - 对2024年12月31日储备报告中的商品价格应用10%折扣，预计探明储量将减少约1.5%[355] 衍生品交易对手情况 - 截至2024年12月31日，公司有7个衍生品交易对手方，穆迪评级均为Baa2或更高[364] 借款情况 - 截至2024年12月31日的十二个月，公司信贷安排下加权平均未偿还借款为770万美元[366] - 上述借款加权平均利率为7.5%[366] - 假设2024年全年债务保持不变，利率提高1%，公司利息费用增加且经营业绩相应减少不到10万美元[366] 利率套期保值情况 - 公司未来可能使用衍生品工具对冲可变利率风险，但目前未进行利率套期保值[366]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度矿产和特许权产量为34,800桶油当量/天，总产量为36,100桶油当量/天，均较上一季度下降；2024年矿产和特许权产量为36,600桶油当量/天，总产量平均为38,500桶油当量/天 [12] - 第四季度净收入为4630万美元，调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为9010万美元；2024年全年净收入为2.713亿美元，调整后EBITDA总计3.809亿美元 [13] - 第四季度每单位分配维持在0.375%，按年计算为1.50%；该季度可分配现金流为8190万美元，覆盖率为1.03倍 [14] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第四季度油气收入的59%来自石油和凝析油生产 [13] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续专注于有针对性的收购战略，2024年第四季度进行了4300万美元的矿产和特许权收购，自2023年9月以来的收购总额约为1.3亿美元；2025年公司有信心继续识别并执行增值机会，增强现有资产地位，增加开发机会，为股东增加长期价值 [9] - 公司与运营商合作，在不同盆地推动开发活动，如在东得克萨斯州与多个运营商合作促进谢尔比槽地区的开发，在路易斯安那州海恩斯维尔的加速开发协议进展顺利，在二叠纪地区跟踪开发活动 [15][16][17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2024年上半年石油生产和收入良好，但下半年天然气价格疲软阻碍了生产；尽管面临天然气逆风，公司强大的油气资产组合使其保持在生产指导范围内，并在第四季度维持了分配 [6][7] - 天然气定价基本面增强，加上有吸引力的石油资产，使公司在2025年处于有利地位；液化天然气需求增长和多个盆地强劲的石油生产为公司提供了积极的前景和长期盈利的机会 [7][10] 其他重要信息 - 2025年公司预计产量将从2024年的水平增加，租赁奖金、运营费用和生产成本预计与2024年持平，一般及行政费用（G&A）预计因去年的招聘和晋升以及2025年的额外招聘而略有增加 [15][18][19] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 第四季度收购是否继续聚焦墨西哥湾沿岸地区，是针对石油还是天然气，以及当前矿产机会的买卖价差情况 - 公司收购计划通常聚焦墨西哥湾沿岸地区，围绕扩大谢尔比槽的业务版图，目前未积极考虑其他盆地的收购 [24][25] 问题2: 2024年在路易斯安那州海恩斯维尔签订的加速钻井协议的持续时间，以及天然气前景对签订更多此类协议的影响 - 加速开发协议（ADA）通常是更有针对性的机会，并非像与Aethon的多年联合勘探协议那样是多年期合同；公司有意寻求此类机会以提高生产的可预测性和产量的稳定性，目前已签订的协议有针对性，但未来仍有继续推进该计划的机会 [28][29][31] 问题3: 海恩斯维尔地区的活动增长在2025年上半年是否已体现，还是会在2026年下半年产生影响 - 公司希望在海恩斯维尔地区，特别是谢尔比槽，围绕其物业的活动能有一个长期适度到较好的年度增长周期；该地区收购区域涵盖超过45万英亩土地，公司正努力扩大运营商范围；不过，这一切都与天然气价格密切相关，当前环境相对可预测，公司对该地区的增长持乐观态度 [37][38][39] 问题4: 除已花费的收购资金外，还有哪些机会，以及公司对增加资产负债表债务进行收购的倾向 - 有大量额外的可收购库存，公司会采取保守但审慎的态度；不太可能出现3 - 4亿美元的杠杆情况，会密切关注天然气市场动态来决定收购的节奏 [42][43]