文章核心观点 文章围绕Evolution Petroleum公司展开，介绍其股价表现、盈利预期、估值情况等，并提及相关行业排名，为投资者提供参考 [1][3][8] 公司股价表现 - 最新交易时段收盘价5.75美元，较前一日上涨1.41%，跑赢标普500当日涨幅0.76% [1] - 交易日前一个月股价下跌2.41%，小于油气能源板块跌幅2.82%，落后于标普500同期涨幅2.5% [2] 公司盈利预期 - 即将公布的财报预计每股收益0.13美元，同比下降55.17%，预计营收2484万美元，同比下降26.26% [3] - 整个财年预计每股收益0.44美元，营收9800万美元，分别较上一年变化-56.44%和-23.74% [4] 分析师预估调整 - 近期分析师预估调整反映短期业务趋势，正向调整体现对公司业务和盈利能力的乐观 [5] - 过去30天，共识每股收益预估上调4.82%，公司目前为Zacks Rank 3（持有） [7] 公司估值情况 - 公司目前远期市盈率为13.03，相对于行业平均远期市盈率8.42有溢价 [8] 行业排名情况 - 美国油气勘探与生产行业属于油气能源板块，当前Zacks行业排名249，处于所有超250个行业的后2% [9] - Zacks行业排名衡量行业组内个股平均Zacks排名，研究显示排名前50%的行业表现是后50%的两倍 [10]

财务数据和关键指标变化 - 本季度总收入为2060万美元,净利润为150万美元,调整后EBITDA为670万美元,均较上季度大幅增加,主要由于商品价格改善和大部分资产运营改善 [15] - 负面影响包括来自Barnett资产运营商的500万美元调整,影响了收入、税前净利润和调整后EBITDA [16] 各条业务线数据和关键指标变化 - Jonah Field产量略有改善,与上季度持平,目前运营正常 [29] - Williston Basin产量有所增加,主要是由于去年第四季度完成的维修工作 [29] - Barnett Shale资产受到压缩机和管道系统问题影响,产量出现较大下降,但目前已基本恢复正常 [30][31] - Delhi资产二季度将受益于新井投产,第三季度末和第四季度将更好地反映新井产能 [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 约纳自然气价格仍有一定溢价,预计今冬将有所上涨,但不会达到去年同期水平 [44][45] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司通过多元化的资产组合,在不同地区和商品价格环境下获得收益,支持长期股东回报 [24][25] - 收购Chaveroo油田的水平开发权益,预计将为公司带来最大的经济回报和上升空间 [13] - 正在推进Delhi资产获得碳捕集和封存认证,有望为公司带来成本降低和税收抵免等收益 [37][38] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对Chaveroo项目的进展和前景表示满意,认为是公司最具经济价值和上升空间的开发机会 [13][40] - 管理层对Delhi资产在Exxon收购Denbury后的前景表示乐观,认为Exxon的优先事项与公司一致,有望获得更优惠的服务合同 [37][38] - 管理层对Barnett Shale资产的运营挑战表示关注,但认为目前最大的下降已经结束,未来将逐步恢复正常 [30][31] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Donovan Schafer提问** 询问约纳自然气价格的走势和对公司的影响 [43][44] **Kelly Loyd回答** 预计今冬约纳自然气价格将有所上涨,但不会达到去年同期水平,公司仍将获得一定溢价 [44][45] 问题2 **David Locke提问** 询问Chaveroo项目新井的初始产能和产量衰减情况 [62][63] **Kelly Loyd回答** 新井预计初始产能为每口约300桶/天(总产),产量将呈双曲线衰减,衰减速度低于特拉华盆地 [73][74][75] 问题3 **John Bair提问** 询问Chaveroo项目单井资本支出和Delhi资产未开发区域的开发计划 [89][94] **Kelly Loyd回答** Chaveroo单井资本支出约300万美元,公司出资一半;Delhi资产未开发区域的开发计划尚未与Exxon确定,但有望获得更多支持 [89][99]

Table of Contents UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q ☒ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended September 30, 2023 ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from to Commission File Number 001-32942 EVOLUTION PETROLEUM CORPORATION (Exact name of registrant as specified in its charter) (State or other jurisdictio ...

财务数据和关键指标变化 - 2023财年调整后EBITDA为6010万美元，较上一年的5280万美元增长14% [44] - 2023财年净收入为3520万美元，摊薄后每股收益1.04美元，上一年分别为3260万美元和0.96美元 [216] - 2023财年支付现金股息共计每股0.48美元，较2022财年增长37% [27] - 2023年6月30日总流动性为6100万美元，较2022年6月30日增长65% [46] - 2023财年现金G&A费用从670万美元增至790万美元，增长18% [47] - 2023财年租赁运营成本从4870万美元增至5950万美元 [215] 各条业务线数据和关键指标变化 第四季度 - 石油产量为1736桶/日，较上一季度的1856桶/日下降6%，主要因德里油田设施升级和安装热交换器停产约一周 [15] - NGL产量为1000桶/日，较上一季度的1156桶/日下降13%，主要因德里油田安装热交换器和进行NGL工厂维护，以及 Barnett页岩气田受影响 [16] - 天然气产量为2246.2万立方英尺/日，较上一季度的2448.9万立方英尺/日下降8%，主要因 Barnett页岩气田受极端夏季天气、集输管线维护和压缩机问题影响 [30] 全年 - 石油产量为1806桶/日，较上一年的1696桶/日增长6%，主要因2022财年下半年收购约拿油田和威利斯顿盆地的非运营工作权益，但被德里油田停产抵消部分增长 [17] - NGL产量为1140桶/日，较上一年的997桶/日增长14%，主要因2022财年的两次收购，但被德里油田停产和 Barnett页岩气田影响抵消部分增长 [18] - 天然气产量为2495.6万立方英尺/日，较上一年的1956.4万立方英尺/日增长28%，主要因2022财年下半年收购约拿油田和威利斯顿盆地的非运营工作权益，但被 Barnett页岩气田停产部分抵消 [32] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司与PEDEVCO达成协议，共同开发新墨西哥州西北部Chaveroo油田，预计该项目将在未来多年显著促进公司成功，公司预计因该项目资本支出将超过现有资产400 - 500万美元的预算 [34][35] - 公司通过收购优质、长寿命和低递减资产谨慎发展业务，维持并最终增加季度现金股息是董事会和管理团队的首要任务 [13] - 公司继续从过去几年的收购中产生有意义的自由现金流，并将用这些资金继续实现战略目标 [41] - 公司认为Chaveroo油田的水平开发很有吸引力，将与PEDEVCO按顺序进行开发，根据成功情况决定是否推进下一步 [20][50] - 公司期望通过有机增长和收购实现生产和储量增长，目前认为Chaveroo油田项目经济上有吸引力，将与其他资本配置机会竞争资金 [40][49] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2023财年第四季度，公司多个资产出现长时间停产和维护，且天然气和NGL实现价格大幅下降，但全年仍实现创纪录的收入、产量和净收入 [52] - 公司预计随着压缩问题改善，生产结果将更好 [81] - 公司认为PEDEVCO项目资金投入后能较快产生回报，有望实现自我融资，并覆盖部分资本需求 [97][98] - 公司期望在当前油价回升情况下尽快钻探Chaveroo油田的井 [111] - 公司认为收购市场此前波动较大，卖家期望与公司要求不符，但目前市场从卖家角度看变得更现实，公司仍在积极寻找收购机会 [131][134] 其他重要信息 - 公司董事会宣布2024财年第一季度每股现金股息为0.12美元，将于9月29日支付，这是公司连续第40个季度支付股息，自2013年12月开始支付股息以来，已向投资者返还约1.024亿美元或每股3.09美元的资本 [6] - 公司预计未来12个月在德里油田由运营商Denbury钻两口新井 [19] - 公司预计2024财年预算资本在400 - 500万美元之间，不包括任何潜在收购 [33] 问答环节所有的提问和回答 问题: PEDEVCO项目的资本支出细节 - 公司最初计划开发一个三口井的井垫，预计成本450 - 500万美元，总体上双方初步考虑每年约八口井，公司占50%，但计划会根据情况变化 [54][55][56] 问题: 德里油田和 Barnett页岩气田的维护情况 - 德里油田热交换器已安装并运行，工厂检修完成，预计恢复额定负荷运行； Barnett页岩气田压缩机和集输问题有所改善，但不确定是否完全恢复正常 [57][58] 问题: 威利斯顿盆地产量下降原因 - 威利斯顿盆地在一个月内出现压缩问题，影响了NGL和天然气产量，该问题已在本季度解决 [62][68] 问题: 全年产量同比增长原因及各油田实际递减率 - 全年产量增长部分源于2022年收购的约拿油田和威利斯顿盆地在2023年有全年贡献；公司未做完整的预估，倾向于逐季分析，对于各油田实际递减率需进一步研究后回复 [64][65] 问题: 初始三口井的开发方式和基础设施情况 - 三口井将连续钻探和完井，然后同时投产；水平井将使用新的基础设施，包括新的油罐电池等 [76][77][93] 问题: 能否提供产量同比的可比数据和业务正常情况下的递减率 - 公司未做完整的预估，难以提供准确的同比可比数据；公司此前预计年递减率为高个位数到10%，第四季度情况会影响递减率计算 [65][67] 问题: 下一季度产量是否会回升 - 公司为避免提供指引，未明确回复，但表示第四季度有特殊事件影响 [85] 问题: PEDEVCO项目何时开始贡献增量产量 - 公司正在与PEDEVCO合作推进，希望尽快开始，但未给出具体时间 [86] 问题: PEDEVCO项目与Willow项目是否类似 - 两者概念类似，都会竞争公司的资本，公司认为Chaveroo油田项目经济上很有吸引力 [87] 问题: PEDEVCO项目的来源 - 公司CEO接到PEDEVCO的Doug Shick的电话，双方有多年交情，且PEDEVCO有顾问在研究相关项目，合作自然达成 [88] 问题: 未来两季度 Barnett页岩气田中游供应商是否有服务中断 - 公司不清楚，中游供应商未提前告知相关信息，此前Crestwood出售系统后，新运营商存在运营优化问题 [92] 问题: 德里和 Barnett地区压缩问题解决后产量能否恢复到3月水平 - 考虑价格因素，其他资产产生的自由现金流和PEDEVCO项目的收益，公司认为资产能较快实现自我融资，覆盖成本并支持每年八口井的份额 [97] 问题: PEDEVCO项目资本支出能否抵消其他资产的递减 - 公司未准备好提供详细信息，但表示方向正确 [100] 问题: 威利斯顿资产为何未投入开发资本 - 收购威利斯顿资产时主要看重现有生产资产，当时钻探和完井成本上升，回报率吸引力不足；若服务价格下降，该项目将更具吸引力 [120][121] 问题: 公司是否仍认为PDP收购价格过高 - 公司使用一贯的筛选和评估流程，卖家期望与公司要求不符，但目前市场从卖家角度看变得更现实，公司仍在积极寻找收购机会 [131][134] 问题: 公司资本配置策略是否仍为增长资本支出来自内部现金流，收购通过信贷安排融资并在后续偿还 - 这仍是公司的基本计划 [135] 问题: PEDEVCO在Chaveroo油田的活跃时间、钻井数量和成功率 - PEDEVCO已钻10口水平井，双方经过四个月详细技术分析，认为有很大提升空间和潜在收益 [140][142] 问题: 油价和天然气价格上涨对第一季度现金流的影响 - 天然气价格本季度至今较上季度平均每立方米高0.4 - 0.5美元，乙烷价格自上季度上涨50% - 60%， Barnett地区部分较重成分上涨5% - 40%，预计现金流会有改善，但无法给出具体百分比 [163][164] 问题: 假设埃克森美孚收购Denbury完成，德里油田开发周期和资产结构是否会有积极变化 - 公司预计运营情况会和以前一样好或更好，埃克森美孚有规模和能力，可能降低成本，且不存在资本限制问题 [169][170] 问题: 建模时Permian井对公司实现油价和LOE的影响 - Permian井的价格较WTI低3 - 4美元，预计运营成本不会特别高 [173] 问题: 公司是否在第四季度进行了股票回购 - 公司在3月季度进行了较多股票回购，后续将发布10 - K报告确认相关信息 [155] 问题: 公司如何看待股票回购，资金来源是什么 - 公司董事会已授权总体股票回购计划，通常按季度进行10b - 5 - 1计划；若商品价格表现出色产生超额现金流，且股价较低，公司可能会考虑用超额现金流回购股票，但股息支付是首要任务 [205][208] 问题: 开发三口井垫和其他运营是否通过现金流支付 - 公司计划在当前价格和预期情况下，通过现金流支付相关费用，无需额外融资 [190] 问题: 能否简要回顾加利福尼亚州去年价格异常情况及未来九个月情况 - 去年冬季加利福尼亚州因拉尼娜现象较冷，天然气存储少，需现货市场购买，导致价格飙升；当前冬季在远期市场可套期保值获得较亨利中心高2.5 - 4美元的溢价，公司通过季节性合同销售天然气，冬季可获得健康溢价 [198][200][201]

公司治理 - 公司董事会批准并宣布每股普通股季度股息为0.12美元，支付日期为2023年9月29日[51] - 公司任命了首席运营官J. Mark Bunch[53] - 公司任命了总裁兼首席执行官Kelly W. Loyd[54] - 公司董事会批准了股票回购计划，最高金额为2.5亿美元[55] 财务策略 - 公司长期目标是通过在美国拥有和投资陆上油气资产，通过收购和选择性开发机会、生产增强和其他开发努力，最大化股东的总回报[50] - 公司计划通过股票回购计划进一步提高股东回报[55] 资产情况 - 公司的石油和天然气产量主要来自Jonah Field、Williston Basin和Barnett Shale等地区[60][61][63] - 公司的证明储备截至2023年6月30日为31,176千桶油当量[79] - 公司的证实未开发储量在2023年6月30日为3.7 MMBOE，相关未来开发成本约为7170万美元[85] - 公司的原油、天然气和天然气液体生产量、平均销售价格和平均生产成本在2023年分别为659 MBBL、7.746美元/单位、9109 MMCF、7.00美元/单位、416 MBBL、32.86美元/单位[89] - 公司的净未开发土地面积在2023年6月30日为威利斯顿盆地，如果在所包含单位上未建立盈利生产，每年将到期[93] 风险管理 - 公司使用衍生工具来管理价格波动风险[102] - 衍生工具包括成本无偿领口和固定价格互换[103] - 公司只与信誉良好的金融机构签订衍生合同[105] 环境责任 - 公司在2022年底，Denbury公司每年注入超过300万吨工业来源的CO2，目标是到2030年实现Scope 1、Scope 2和Scope 3 CO2排放净零[142] - 公司在2021年成为联合国环境规划署国际甲烷排放观测站颁发的金标评级的第一家美国公司[142] - 公司实施了首次年度自愿环境运营商问卷，以收集第三方运营商的各种环境指标[144] 政策影响 - 美国政府通过行政行动和现有法规倡导气候变化措施，包括重新加入《巴黎协定》，承诺2030年将温室气体排放削减至2005年水平的50-52%[127] - 美国2022年通过了《通货膨胀削减法案》，其中包括对甲烷排放征收费用，以鼓励使用替代能源，可能影响公司产品在市场上的竞争力[131] 员工福利 - 公司员工福利包括医疗、牙科、视力保险，短期残疾保险，基于员工基本工资的401(k)缴纳，年度奖金和股票奖励等[135]

财务数据和关键指标变化 - 公司报告了创纪录的季度收入36.9百万美元和创纪录的净利润14百万美元,每股摊薄收益0.41美元 [12] - 公司创纪录的调整后EBITDA为22百万美元,每桶55.79美元的平均实现价格,较上季度增加14% [13][31] - 公司维持零债务,现金储备增加至18.4百万美元,流动资金达到68.4百万美元,较2022年6月30日增加85% [29] 各条业务线数据和关键指标变化 - 乔纳田油气田第三季度净产量为1,844桶油当量/天,平均天然气价格为20.31美元/千立方英尺 [21] - 威尔逊盆地第三季度净产量增加16%至567桶油当量/天,其中约76%为原油 [22] - 巴内特页岩气第三季度净产量为3,156桶油当量/天,下降4.5% [24] - 汉密尔顿唐姆第三季度净产量基本持平,约400桶油当量/天 [25] - 德里油田第三季度净产量基本持平,约1,111桶油当量/天 [26] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在乔纳田油气田获得了较高的天然气价格,平均为20.31美元/千立方英尺,而上季度为11美元左右,主要是由于价格在年底大涨 [52][53][54][55] - 公司在西部市场销售天然气,这些市场往往与亨利港价格不太相关,存在一定的价格波动性和机会 [56][57][58][59] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司通过近年来的有针对性收购,建立了更大、更多元化的资产组合,为公司带来了稳定的现金流 [40][43][44] - 公司将继续保持谨慎的资产负债表管理,同时积极寻找符合公司战略的收购机会,以支持股东回报计划 [41][42][66][67] - 公司将继续优化资本配置,包括维持和适当提高股息,以及灵活运用股票回购计划 [15][16][17][40][41] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司的多元化资产组合和稳定的现金流表示满意,认为这为公司未来发展奠定了良好基础 [11][40][43] - 管理层表示将保持谨慎的资产负债表管理,同时积极寻找合适的收购机会,以支持公司的股东回报计划 [41][42][66][67] - 管理层对公司在西部天然气市场的定位表示乐观,认为这些市场的价格波动性为公司带来了机会 [56][57][58][59] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Donovan Schafer 提问** 询问巴内特页岩气产量恢复情况,以及公司在西部天然气市场的定位和价格走势 [48][49][50][51][52][53][54][55][56][57][58][59] **管理层回答** - 巴内特页岩气产量恢复会有一定滞后,主要是由于该区域含水量较高,需要一定时间来卸载水分 [49][50] - 公司在西部天然气市场的定位是有意识的,这些市场往往与亨利港价格不太相关,存在一定的价格波动性和机会 [56][57][58][59] 问题2 **John White 提问** 询问公司2023财年剩余时间的资本支出计划 [74][75][76][77] **管理层回答** - 公司将资本支出指引下调至6-7百万美元,主要包括德里油田的热交换器升级、威尔逊盆地的侧钻等 [74][75][76][77] - 威尔逊盆地的侧钻项目推迟到2024年,主要是由于北达科他州的审批进度缓慢 [76][77] 问题3 **Bruce Brown 提问** 询问公司本季度的股票回购情况,以及当前天然气价格对公司现金流的影响 [82][83][84][85][86][87][88][89] **管理层回答** - 公司本季度回购了约60万股,平均价格为6美元左右 [82][83] - 当前天然气价格已经回落接近亨利港价格,将对公司下季度的现金流产生一定影响 [84][85][86][87][88][89]

公司油气资产分布 - 公司在多个地区拥有油气资产，如在约拿气田平均净工作权益约20%、净收入权益约15%，在威利斯顿盆地平均净工作权益约39%、净收入权益约33%等[119][120] 高级担保信贷安排修订 - 2023年5月5日，公司对高级担保信贷安排进行第十次修订，将到期日延至2026年4月9日，基准利率转换为SOFR加0.05%利差调整，抵押品边际价值修改为9500万美元[125][144] 股票回购计划 - 2022年9月8日，董事会批准最高2500万美元的股票回购计划，有效期至2024年12月31日；2023年第一季度，按计划回购0.6百万股普通股，总成本约390万美元[128][130][131] - 2022年9月8日董事会批准最高2500万美元的股票回购计划，有效期至2024年12月31日[152] - 2023年第一季度按规则10b - 5 - 1计划回购60万股普通股，总成本约390万美元[153] 2023年第一季度财务及产量数据 - 2023年第一季度，公司实现收入3690万美元，净利润1400万美元，日均产量7089桶油当量[138] - 2023年第一季度净收入1400万美元，2022年同期为570万美元，总收入增长43.5%至3690万美元[164] - 2023年第一季度日均等效产量从5567桶油当量/天增至7089桶油当量/天，增长27.3%[164] - 2023年第一季度原油、天然气和NGL收入较2022年同期增加，主要因产量增加和每桶油当量平均实现价格上涨12.7%[166] 公司现金流向及债务偿还情况 - 截至2023年3月31日的九个月内，公司向股东返还现金股息1210万美元，偿还高级担保信贷安排借款2130万美元；自2013年12月股息计划启动以来，已支付现金股息超9840万美元[138] - 截至2023年3月31日，公司高级担保信贷安排无未偿还借款，现金及现金等价物为1840万美元；2022年6月30日，借款为2130万美元，现金及现金等价物为830万美元[141] - 2023年前九个月经营活动提供的现金较2022年同期增加2300万美元，主要因收入增加4340万美元[160] - 2023年前九个月投资活动使用的现金较2022年同期减少2390万美元，主要因2022年1月收购威利斯顿盆地资产及2月为收购约拿油田支付定金[161] - 2023年前九个月融资活动净现金使用3730万美元，包括偿还2130万美元借款、支付1210万美元股息和390万美元回购股票；2022年同期融资活动提供现金750万美元[162] 高级担保信贷安排额度及利率 - 高级担保信贷安排最大额度为5000万美元，当前借款基数为5000万美元，将于2026年4月9日到期；2023年第一季度，借款加权平均利率为5.25%[142][143] 高级担保信贷安排套期保值要求 - 2022年2月7日，高级担保信贷安排第九次修订要求对2023年2月结束的12个月期间25%的预计油气产量进行套期保值[145] 公司资金来源 - 公司预计用经营活动现金流和现有营运资金为近期资产开发活动提供资金，还可使用高级担保信贷安排未提取的5000万美元借款基数，并可根据有效上架注册声明发行最高5亿美元新债务或股权证券[148][150] 季度现金股息宣布 - 董事会于2023年5月8日宣布，向2023年6月15日登记在册的股东支付每股0.12美元的季度现金股息，将于6月30日支付[151] 2023财年资本支出预算及项目支出 - 2023财年预算资本支出预计在600万 - 700万美元之间，截至2023年3月31日，德里油田NGL工厂热交换器项目已产生约60万美元支出[155] 天花板测试价格及资本化成本情况 - 2023年3月31日天花板测试价格为每桶油91.38美元、每百万英热单位天然气5.97美元、每桶NGL 47.07美元，资本化成本低于估值上限[159] 2023年前九个月财务及产量数据对比 - 截至3月31日的九个月，净收入从1780万美元增至3510万美元，增幅97.4%[181] - 九个月的原油、天然气和NGL收入从6690万美元增至1.103亿美元，日均等效产量增长34.1%[181][183] 2023年和2022年截至3月31日九个月税费情况 - 2023年和2022年截至3月31日的九个月，从价税和生产税分别为700万美元和400万美元，每桶油当量分别为3.49美元和2.65美元[184] - 2023年和2022年截至3月31日的九个月，二氧化碳每千立方英尺成本分别为1.01美元和0.99美元，增幅2.0%；每日采购量分别为9080万立方英尺和7960万立方英尺，增幅14.1%[186] - 2023年和2022年截至3月31日的九个月，所得税费用分别为990万美元和520万美元，有效税率分别为22.1%和22.5%[196] 2023年截至3月31日九个月成本及费用变化 - 2023年截至3月31日的九个月，其他租赁运营成本同比增长55.8%，每桶油当量从14.90美元增至17.31美元[187] - 2023年截至3月31日的九个月，折耗费用从410万美元增至960万美元，增幅131.5%，每桶油当量从2.77美元增至4.79美元[189] - 2023年截至3月31日的九个月，一般及行政费用从440万美元增至620万美元，增幅39.8%[190] - 2023年截至3月31日的九个月，股份支付费用从90万美元增至120万美元，增幅33.1%[191] - 2023年截至3月31日的九个月，利息费用较上年同期增加10万美元[195] 2023年和2022年截至3月31日九个月衍生品合约及价格情况 - 2023年和2022年截至3月31日的九个月，衍生品合约实现损益分别为 - 148.1万美元和 - 19.3万美元，变动率667.4%；未实现损益分别为199.4万美元和 - 239.8万美元，变动率 - 183.2%；总净损益分别为51.3万美元和 - 259.1万美元，变动率 - 119.8%[193] - 2023年和2022年截至3月31日的九个月，平均实现原油价格分别为每桶79.96美元和76.75美元，增幅4.2%；天然气价格分别为每千立方英尺8.32美元和4.38美元，增幅90.0%[193] 2023年第一季度成本及费用变化 - 本季度CO₂成本减少50万美元，每MCF成本下降17.9%，采购量下降4.5%[169] - 其他租赁运营成本本季度增加约180万美元，增幅21.6%，每BOE成本从16.59美元降至15.84美元[170] - 折耗费用从去年同期的160万美元增至310万美元，增幅93.4%，每BOE折耗费用从3.20美元增至4.86美元[171][172] - 一般及行政费用本季度增加60万美元，增幅54.4%，达180万美元[174] - 基于股票的薪酬费用本季度增加10万美元，增幅33.2%，达50万美元[175] - 衍生品合约实现收益从去年同期的 - 19.3万美元变为46.5万美元，未实现收益从 - 239.8万美元变为 - 19.5万美元，总净收益从 - 259.1万美元变为27万美元[177] - 利息费用较去年同期减少10万美元[178] - 本季度所得税费用为390万美元，有效税率为22.0%，去年同期分别为190万美元和24.9%[179]

业绩总结 - 2023年第二季度净收入为1040万美元，调整后EBITDA为1640万美元，同比增长79%[31] - 2023年第二季度录得收入为3,370万美元，净收入为1,040万美元，每股摊薄收益为0.31美元[110] - 2022财年调整后EBITDA为32,628,000美元，较2021年增长[142] 用户数据 - 2023年第二季度的平均净产量为7,250 BOEPD，其中59%为天然气，25%为石油，16%为NGL[28] - 2023财年迄今的日均产量为7418 BOEPD，同比增长37%[50] - 2022年第二季度的总债务偿还为1230万美元，2023财年迄今的总债务偿还为2130万美元[50] 未来展望 - 公司的现金流量为运营现金流减去开发资本支出，预计在商品周期中保持正向现金流[17] - 公司的未来净收入现值（PV-10）未包括预计的未来所得税[6] - 2022财年末的PV-10为4.038亿美元，反映了未来现金流的现值[104] 新产品和新技术研发 - CO2增强油回收（EOR）开发自2009年开始，提升了油的流动性[138] 市场扩张和并购 - 公司在2022年收购了Williston Basin的资产，净购买价格为2570万美元[12] - 公司的资产包括约950净英亩的Jonah Field，主要由Jonah Energy运营[10] 负面信息 - 截至2022年12月31日，公司无债务，现金余额为370万美元[28] - 2022年第二季度平均净日生产量为1,131桶油当量每日（BOEPD）[138] 其他新策略和有价值的信息 - 自2013年以来连续支付股息，目前股息收益率约为7.5%，每股0.48美元[17] - 2023年第三季度宣布的股息为每股0.12美元[31] - 自2013年12月以来，公司已向股东返还每股2.85美元的股息[127]

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]

收入和利润（同比环比） - 公司第二季度营收3370万美元，净利润1040万美元[135] - 2022年第四季度净利润为1038.7万美元，较2021年同期增长52.0%[167] - 2022年第四季度总收入3367.6万美元，较2021年同期增长50.7%，其中天然气收入增长89.4%至1737.0万美元[167] - 公司总营收同比增长78.3%，从4121.8万美元增至7347.3万美元[183] - 天然气收入同比增长154.4%，从1462.8万美元增至3721.8万美元[183] - 衍生品合约实现亏损22.4万美元，未实现收益107万美元[178] - 衍生品合约实现亏损194.6万美元，未实现盈利218.9万美元，净盈利24.3万美元[196] - 所得税费用600万美元，税前利润2710万美元（2021年同期分别为330万美元和1530万美元）[198] 产量和价格表现 - 平均日产量达7250桶油当量[135] - 2022年第四季度平均日产量7250 BOEPD，较2021年同期增长46.3%[167] - 平均实现天然气价格同比上涨45.9%，每千立方英尺从5.03美元升至7.34美元[178] - 石油当量日产量同比增长37.3%，从5402桶/日增至7418桶/日[183] - 原油实现价格每桶84.62美元（同比上涨16.17美元或23.6%），含衍生品影响后为83.89美元[196] - 天然气实现价格每Mcf 7.66美元（同比上涨3.23美元或72.9%），含衍生品影响后为7.31美元[196] 成本和费用（同比环比） - 2022年第四季度CO2成本每MCF 1.01美元，较2021年同期增长9.8%[172] - 当季折旧损耗费用同比上升184.3%，增加210万美元至320万美元[174] - 行政管理费用同比增长39.8%，增加60万美元至210万美元[175] - 所得税费用同比增长70.6%，从170万美元增至290万美元[180] - 二氧化碳成本同比增加139.2万美元，主要因采购量增长26.1%且单价上涨19.1%[188] - 矿产税同比增长112.7%，从251.9万美元增至535.9万美元[183] - 公司损耗费用增加400万美元或155.5%，从250万美元增至650万美元[190] - 每BOE单位损耗成本为4.76美元（2022年）和2.56美元（2021年）[190] - 行政管理费用增加110万美元或34.5%，从320万美元增至440万美元[193] - 股权激励费用增加20万美元或33.0%，从50万美元增至70万美元[194] - 利息支出因借款增加而增长30万美元[197] 现金流和资本支出 - 现金及现金等价物为370万美元，较上季度减少460万美元[141] - 上半年资本支出210万美元，弃井成本低于10万美元[157] - 2022年12月31日止六个月经营活动现金流量为2776.9万美元，较2021年同期增加1387.6万美元[161] - 2022年12月31日止六个月投资活动现金流量使用291.7万美元，较2021年同期增加239.1万美元[163] - 2022年12月31日止六个月融资活动现金流量使用2942.2万美元，较2021年同期增加2437.5万美元，包括偿还2130万美元信贷额度和810万美元股息支付[164] - 2023财年预算资本支出预计在650万美元至950万美元之间，不包括潜在收购[158] - 2023财年资本支出包括Delhi油田NGL工厂换热器项目以及Williston盆地两口侧钻井和最多四口垂直井的再完井[158] 股东回报和资本管理 - 上半年向股东支付现金股息810万美元，累计股息支付超9440万美元[144] - 董事会批准2500万美元股票回购计划，截至期末未执行[132][153] - 实施Rule 10b5-1计划，授权500万美元股票回购[133][155] 财务头寸和债务 - 高级担保信贷额度最高5000万美元，当前借款基础为5000万美元且无未偿借款[142] - 营运资本为290万美元，较上季度减少320万美元[141] - 加权平均贷款利率为5.25%，符合所有信贷契约要求[143] - 衍生品资产20万美元（全部流动），衍生品负债不足10万美元[195] 资产估值和商品价格假设 - 截至2022年12月31日，公司油气资产资本化成本低于全额成本估值上限，使用的商品价格分别为原油每桶94.14美元、天然气每MMBtu 6.40美元、NGL每桶48.50美元[160]