交易公告核心 - 公司宣布已签署最终交易文件并同时完成了对其全资子公司Dewey Energy Holdings, LLC的出售 该子公司持有公司在西阿纳达科盆地的资产 交易对手为未披露的私人买家 [1] 出售资产详情 - 出售的资产包括约813 Mcfe/日的产量 其中60%为天然气 该数据为2025年第三季度数据 [2] - 出售的资产包括位于俄克拉荷马州杜威县的约6,400英亩净深区租地和2,200英亩净浅区租地 [2] 交易对价与顾问 - 交易购买价格为250万美元现金 [2] - 公司在此次卖方交易过程中得到了RedOaks Energy Advisors LLC的协助 [2] 公司背景 - 公司是一家北美陆上天然气和石油生产及收集公司 资产分布于马塞勒斯 粉河 二叠纪 西加拿大沉积盆地等多个区域 [3]

公司业务与运营区域 - 公司是一家陆上石油和天然气公司，在俄克拉荷马州、宾夕法尼亚州、新墨西哥州和德克萨斯州开展业务 [1] 投资策略与关注点 - 投资策略关注被低估的盈利股票，这些股票需具备强劲的资产负债表和最低限度的债务 [1] - 在机会出现时，倾向于通过卖出看涨期权来针对持仓头寸增加额外收入 [1] - 风险管理通过头寸规模和随时间使用追踪止损来控制 [1]

交易概述 - 公司完成对Peak BLM Lease LLC的收购，并已发行普通股作为对价 [1] - 交易于2025年11月14日完成 [1] 股份发行细节 - 根据收购协议，在满足特定监管门槛后，公司将发行最多2,500,000股普通股 [2] - 公司董事会已确定相关条件达成（"Resolution Date"） [2] - 根据收购协议中的购买价格调整后，公司实际向Yorktown Energy Partners XI, LP发行了2,234,847股普通股 [3] - 根据收购协议，无需再支付任何进一步对价 [3] 公司业务背景 - 公司是一家北美陆上天然气和石油生产及收集公司 [4] - 资产遍布Marcellus、Powder River、Permian、WCSB和Anadarko盆地 [4]

交易概述 - 公司于2025年11月14日完成了对Peak Exploration and Production LLC及Peak BLM Lease LLC的收购 [1] - 此次收购被公司首席执行官形容为“变革性收购”，是公司发展的关键一步 [5] 交易对价与融资 - 作为交易对价，公司向Peak Companies的股东发行了5,681,489股普通股 [2] - 根据监管审批时间，公司可能还需额外发行最多2,500,000股普通股或支付650万美元现金 [2] - 公司信贷额度承诺增至8000万美元，交割时提取贷款5050万美元，用于偿还Peak Companies的现有贷款及相关成本 [3] 公司治理与人事变动 - 公司董事会任命Bryan H Lawrence和Jack Vaughn为新董事 [3] - Peak Companies的16名前雇员已接受公司子公司Epsilon Energy USA Inc 的全职工作邀请，将主要驻扎在科罗拉多州杜兰戈和怀俄明州赖特 [4] 公司背景 - 公司是一家北美陆上天然气和石油生产及收集公司，资产分布于怀俄明州、宾夕法尼亚州、德克萨斯州、加拿大阿尔伯塔省、新墨西哥州和俄克拉荷马州 [6]

财务数据和关键指标变化 - 公司年初至今调整后每股收益为0.45美元 该调整剔除了第二季度加拿大资产减值及第三季度与Peak交易相关的费用 以反映传统业务的强劲表现 [9] - 在德克萨斯州二叠纪资产上 公司自项目启动两年多来总投资约4200万美元 截至季度末已产生超过1800万美元的经营现金流 [3] - 在宾夕法尼亚州马塞勒斯地区 由于淡季库存积累 后半个季度天然气净价格低于2美元 导致部分运营商选择减产 [4] 各条业务线数据和关键指标变化 - 二叠纪盆地巴奈特项目第八口井在本季度末开始生产 目前项目中有两口净井在产 产量约为每日575桶油当量 预计2026年将至少再钻探两口巴奈特井 净权益为0.5口 [16] - 马塞勒斯地区的新井是今年前九个月业绩的主要驱动力 上半年有1.2口净井投产 显示了该地区开发对上游和中游业务的盈利贡献能力 [10] - 加拿大合资企业正在与运营商讨论未来18个月的潜在计划 [16] - 公司正处于探索出售俄克拉荷马州非核心中游资产的早期阶段 [16] 各个市场数据和关键指标变化 - 马塞勒斯地区天然气价格在11月初因天气转冷而走强 允许阶段性恢复此前减产的产量 [4] - 预计在马塞勒斯地区的投资将在未来几年显著增加 因运营商将重点转向奥本地区 该地区估计仍有超过15口总未钻探井位 [6] - 二叠纪盆地的钻井活动预计将在明年第一季度恢复 [3] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司宣布收购粉末河盆地的Peak Companies是一项重大战略里程碑 交易涉及发行最多850万股Epsilon股票 预计在11月12日股东投票后不久完成 [5] - 收购增加了经验丰富的运营团队 以石油为主的产量 以及跨多个层系的大量经济性井位库存 初步重点将放在产量优化和高经济性的常规Parkman层系库存上 [5] - 交易完成后 公司多元化的钻井库存 加上奥本中游系统基于费用的现金流 将使公司能够有机会增加投资和现金流 同时保持股东回报 [6] - 2026年的重点将是整合与执行 为2027年在合适的市场条件下实现真正变革性的成果奠定基础 [7] - 在粉末河盆地 约有8台活跃钻机 主要运营商包括Continental EOG Devon以及私人公司Anschutz和WRC 行业活动水平在未来18个月可能有上升空间 [35][36] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对油价复苏持乐观态度 认为整合后的公司处于有利地位 [6] - 近期油价疲软 但公司的对冲策略提供了保护 [8] - 上个月公司宣布了新的信贷安排 将现有信贷期限延长至2029年第四季度 并计划以更优条款用循环贷款再融资Peak的定期贷款 整合后的杠杆率非常可控 [9] - 自交易谈判以来公司股价变动有利于从估值角度看待所收购资产 例如 假设Epsilon普通股为每股5美元 则收购粉末河盆地核心未开发净英亩地的成本低于每英亩900美元 或每个优先井位的成本低于30万美元 公司认为这些指标低于市场价值 [10] 其他重要信息 - 基于最近的BLM批准 公司预计在接近交易完成时支付250万股或有对价 [5] - 公司已更新对冲头寸 整合Peak后 2026年已证实已开发储量石油产量的60%被对冲 其中四分之三的互换执行价高于远期曲线 加权平均WTI执行价为每桶63.30美元 [8] - 2026年天然气产量约50%被对冲 大部分通过零成本领子期权 加权平均底价高于3.30美元 加权平均顶价高于5.00美元 保留了价格上涨的参与空间 [8] - 新信贷协议要求公司在未来18个月内对50%的已证实已开发储量石油产量和天然气产量进行对冲 [8] - 在粉末河盆地资产中 约75%的租约由现有产量维持 已确定111个净优先井位 这些井位在WTI油价65美元 天然气价格4.9美元的假设下符合回报门槛 [13] - 目前计划在2026年完成两口两英里长的Niobrara层系井 [14] - BLM已开始重新发放康弗斯县的许可证 这使得公司可以开始进行前期基础设施规划 预计最早在2027年上半年启动一个稳定的开发计划 [22][23] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于BLM许可证的进展 Parkman井在康弗斯县的开发时间表 以及未来几年的资本投入计划 [22] - BLM已开始重新发放康弗斯县的许可证 公司认为支付或有对价的条件已满足 [22] - 这使公司可以在明年开始前期基础设施规划 最早可能在2027年上半年启动一个稳定的开发计划 2027年将是康弗斯县活动的重要一年 [23] - 2026年的重点将放在坎贝尔县的Parkman井上 相关井场和基础设施已建成 [23] - 根据模型 康弗斯县的Parkman井内部收益率最具吸引力 坎贝尔县次之 [24] - 公司最初以每段两口井来评估Parkman的价值 但后续工作显示在某些区域可能有更多井位 这提供了额外上升空间 [25] - 在基础设施方面 公司将主要关注水源和存储设施的建设 为未来开发做准备 [25] - 作为一个参考 一口两英里长的Parkman井预算约为700万至750万美元 即每英尺成本低于750美元 即使在60多美元的油价下也很有吸引力 [26] 问题: 2026年的预期活动计划 [27] - 公司正在最终确定2026年计划 将在本月晚些时间的董事会会议上制定更明确的计划 [27] - 上一季度公布的初步计划包括在Peak资产上投入约2000万美元资本支出 在二叠纪盆地投入约600万美元净资本用于两口井 以及在马塞勒斯地区投入1300万美元资本支出用于下半年 但部分马塞勒斯支出可能推迟到2027年 [27] - 公司对运营商未来几年将重点转向奥本地区感到兴奋 这与过去几年的重点不同 [28] 问题: 整合Peak团队所需的投入 以及交易完成后在2026年上半年的非钻井优化投资 [31] - 公司已与Peak团队密切合作 进行了大量前期工作以确保整合后团队就位 并对双方文化的融合感到满意 [32] - Peak团队在粉末河盆地有超过100口井的钻井经验 是一个坚实的团队 预计不会对实施计划造成重大阻碍 [33] 问题: 周边运营商在坎贝尔县和康弗斯县的近期活动 [34] - 大多数周边运营商已经钻探了Parkman层系 因为其经济性高 他们目前主要关注Niobrara层系 以及在一定程度上关注Mowry层系 [35] - 目前盆地内有约8台活跃钻机 运营商包括Continental EOG Devon以及私人公司Anschutz和WRC [35] - 预计未来18个月盆地内的活动水平可能有上升趋势 [36]

收入和利润表现 - 2025年第三季度总收入为898万美元，较2024年同期的729万美元增长23%[19] - 2025年前九个月总收入为3677万美元，较2024年同期的2258万美元增长63%[19] - 2025年第三季度净收入为107万美元，较2024年同期的37万美元增长193%[19] - 2025年前九个月净收入为664万美元，较2024年同期的269万美元增长147%[19] - 2025年第三季度每股基本收益为0.05美元，2024年同期为0.02美元[19] - 2025年前九个月每股基本收益为0.30美元，2024年同期为0.12美元[19] - 2025年前九个月净利润为663.979万美元，较2024年同期的268.8577万美元增长约147%[24] - 2025年前九个月总营业收入为3676.93万美元，较2024年同期的2258.25万美元增长62.8%[72] - 2025年第三季度净收入为107.2万美元，较2024年同期的36.6万美元增长192.9%[92] - 2025年前九个月净收入为664.0万美元，较2024年同期的268.9万美元增长147.0%[92] - 2025年前九个月总营业收入为3676.9万美元，较2024年同期的2258.3万美元增长62.8%[97][98] - 2025年前九个月净所得税前利润为1072.4万美元，较2024年同期的357.0万美元增长200.4%[97][98] - 2025年第三季度总营业收入为898.1万美元，较2024年同期的728.8万美元增长23.2%[100][101] - 2025年第三季度净所得税前利润为164.9万美元，较2024年同期的73.4万美元增长124.6%[100][101] - 2025年九个月净收入为664万美元，较2024年同期的269万美元增长147%[144] - 2025年九个月营业收入为3680万美元，较2024年同期的2260万美元增长63%[146] - 公司2025年前九个月总收入为3.677亿美元，较2024年同期的2.258亿美元增长63%[147] 成本和费用 - 2025年前九个月运营成本为935万美元，较2024年同期的721万美元增长30%[152][153] - 2025年前九个月折旧、折耗及摊销（DD&A）费用为925万美元，较2024年同期的713万美元增长30%[155][157] - 2025年前九个月一般及行政（G&A）费用为690万美元，较2024年同期的543万美元增长27%[160][162] - 2025年前九个月所得税费用为408.4万美元，而2024年同期为88.1万美元[81] - 2025年前九个月经营租赁费用为18.5万美元[89] - 2025年前九个月利息收入为11.7万美元，较2024年同期的43.6万美元下降73%[163] - 利息费用在2025年第三季度为1.17万美元，九个月为4.38万美元，与2024年同期相比相对平稳[164][165] 各业务线表现 - 公司两个可报告业务部门为上游业务和天然气集输业务[96] - 2025年前九个月天然气收入为2228.25万美元，较2024年同期的682.82万美元大幅增长226.4%[72] - 2025年前九个月集输业务收入为518.26万美元，较2024年同期的446.41万美元增长16.1%[72] - 2025年前九个月天然气收入为2228.2万美元，较2024年同期的682.8万美元增长226.3%[97][98] - 2025年前九个月集输系统收入为518万美元，较2024年同期的446万美元增长16%[147][151] - 2025年前九个月上游天然气收入增加1550万美元（增长226%），主要因价格上涨（1040万美元）及宾州新井投产[147][148] - 宾夕法尼亚地区2025年前九个月天然气收入为2162万美元，较2024年同期的644万美元增长236%[147][148] - 二叠纪盆地2025年前九个月原油收入为738万美元，较2024年同期的951万美元下降22%[147][150] 各地区及产量表现 - 2025年第三季度实现天然气价格2.24美元/Mcf，同比增长46%；九个月实现价格2.95美元/Mcf，同比增长85%[137] - 2025年第三季度净收益权益天然气产量2.0 Bcf，同比增长67%；九个月产量7.0 Bcf，同比增长75%[137] - 2025年第三季度二叠纪盆地实现价格50.19美元/桶油当量（液体占比90%），同比下降7%；九个月实现价格52.43美元/桶油当量（液体占比88%），同比下降2.6%[137] - 2025年第三季度净收益权益总产量47.8 Mboe，同比下降35%；九个月总产量152.7 Mboe，同比下降20%[137] - 截至2024年12月31日，公司已探明净储量包括69,401 MMcf天然气、876,808桶NGLs和1,572,465桶原油及凝析油[127] - 截至2025年9月30日，公司持有租赁权净面积21,490英亩[127] 资产减值和特定损失 - 2025年前九个月资产减值费用为267.6669万美元，而2024年同期无此项费用[24] - 2025年前九个月，公司记录了270万美元的资产减值，涉及加拿大阿尔伯塔省的两口油井[48] - 2025年前九个月资产减值损失为267.7万美元，而2024年同期无此项损失[97][98] - 2025年前九个月记录资产减值损失268万美元，涉及加拿大阿尔伯塔省的两口油井[158][159] - 2025年前九个月，公司对加拿大油气资产计提2.7百万美元减值，资产账面价值从4.0百万美元减至1.3百万美元[119][121] 衍生品合约表现 - 2025年前九个月衍生品合约净收益为208万美元，2024年同期为25万美元[19] - 2025年前九个月衍生品合约结算收益为69.9265万美元，而2024年同期为124.5931万美元[24] - 2025年前九个月衍生品合约收益为207.6万美元，较2024年同期的24.5万美元增长747.3%[97][98] - 截至2025年9月30日，公司衍生品合约公允价值净值为889,187美元，较2024年12月31日的净负债487,548美元实现显著改善[108][110] - 2025年第三季度及前九个月，公司分别确认衍生品合约收益964,307美元和2,076,000美元，同比大幅增长[106] - 2025年第三季度及前九个月，公司分别从衍生品合约结算中收到现金807,648美元和699,265美元[106][110] - 2025年九个月衍生品合约公允价值变动实现收益207.6万美元，较2024年同期的24.51万美元大幅增加[166] - 截至2025年9月30日，公司未平仓天然气衍生品合约名义量为3,281,700 MMBtu，公允价值资产为73.37万美元[186] - 截至2025年9月30日，公司未平仓原油衍生品合约名义量为30,800桶，公允价值资产为15.55万美元[186] - 截至2025年9月30日，公司持有未平仓天然气NYMEX HH掉期1.1 Bcf、期权2.19 Bcf，以及原油NYMEX WTI CMA掉期30.8 MBbls[107] 现金流状况 - 2025年前九个月运营活动产生的净现金为2089.67万美元，较2024年同期的1182.1266万美元增长约76.7%[24] - 2025年九个月经营活动产生的现金流为2090万美元，较2024年同期的1180万美元增长77%[172] - 2025年九个月投资活动现金使用量为1040万美元，主要用于宾夕法尼亚州、得克萨斯州和加拿大的井成本和租矿区[173] - 2025年九个月融资活动现金使用量为410万美元，全部用于股息支付[174] 资本支出与投资活动 - 2025年前九个月资本支出总额为1.033亿美元，其中未探明油气资产投入503.2558万美元，探明油气资产投入590.1411万美元[24] - 2025年前九个月上游业务资本支出为1094.6万美元，较2024年同期的3184.3万美元下降65.6%[97][98] - 在加拿大阿尔伯塔省的合资项目中，公司净资本支出为900万美元（在2025年前九个月发生270万美元减值前）[133] - 在加拿大阿尔伯塔省另一项目中的净资本支出为350万美元（减值前）[132] - 公司在德克萨斯州Ector县收购25%权益，截至2025年9月30日累计资本支出净额为42百万美元[131] 资产负债及权益变动 - 截至2025年9月30日，现金及现金等价物为1277万美元，较2024年12月31日的652万美元增长96%[17] - 截至2025年9月30日，总资产为1.263亿美元，较2024年底的1.205亿美元增长5%[17] - 截至2025年9月30日，现金及现金等价物和受限现金总额为1323.6167万美元，较期初698.9793万美元增长约89.4%[24] - 现金及现金等价物从2024年12月31日的651.98万美元增长至2025年9月30日的1276.62万美元，增幅达95.8%[37] - 公司财产和设备净值从2024年12月31日的1.045亿美元微增至2025年9月30日的1.064亿美元[42] - 截至2025年9月30日，公司应收账款总额为451.5万美元，较2024年12月31日的584.4万美元下降22.7%[79] - 截至2024年9月30日，股东权益总额为9835.866万美元，较2024年1月1日的1.006亿美元有所下降[23] - 截至2025年9月30日，公司营运资本盈余为920万美元，较2024年12月31日的720万美元增加200万美元[171] - 截至2025年9月30日，经营租赁使用权资产为27.2万美元，相关负债总额为38.7万美元[88] 融资、信贷与资本管理 - 公司循环信贷额度为4500万美元，截至2025年9月30日无借款，利率为SOFR + 3.25%[50][58] - 公司于2025年10月8日签订新的高级担保循环信贷协议，初始借款基础为4500万美元，期限至2029年10月8日[177] - 2025年2月，董事会授权新的股票回购计划，最多可回购2,200,876股普通股，总价不超过1300万美元[60] - 截至2024年9月30日，公司累计回购普通股37.37万股，第一季度回购24.87万股，第三季度回购12.5万股[23] 股息支付 - 2025年前九个月公司支付股息总额为413万美元[21] - 2025年前九个月已支付股息412.9887万美元，2024年同期为411.6777万美元[24] - 2025年前九个月，公司支付了约410万美元的季度股息，每季度每股0.0625美元[68] 收购与承诺事项 - 公司于2025年8月11日签署协议，计划以发行600万股普通股及承担约5120万美元债务收购Peak公司资产[28] - 收购Peak公司的对价包括发行600万股普通股及承担约5120万美元债务，或有对价最高可达250万股普通股[134] - 截至2025年9月30日，公司资本支出承诺为20万美元[86] - 截至2025年9月30日，公司有20万美元的资本支出承诺和1580万美元的资产弃置义务长期承诺[187] - 2025年前九个月，资产报废义务因增值 accretion 增加146,138美元，期末余额为3,822,030美元[112] 客户集中度 - 2025年前九个月最大客户收入占比为34%，而2024年前两大客户占比分别为18%和11%[98] - 2025年第三季度前三大客户收入占比分别为24.4%、24.3%和11%[101] 其他财务数据 - 2025年前九个月基本加权平均流通股数为22,028,248股，稀释后为22,170,223股[92] - 2024年前九个月，公司通过出售证券实现收益34.73万美元，另有证券到期实现收益23.42万美元[41] - 公司确定截至2025年9月30日和2024年12月31日的信贷损失准备均为零[78] - 2025年九个月调整后EBITDA为2237万美元，较2024年同期的1224万美元增长83%[144] 合规与报告 - 提交萨班斯-奥克斯利法案第302条首席执行官认证[204] - 提交萨班斯-奥克斯利法案第302条首席财务官认证[204] - 提交萨班斯-奥克斯利法案第906条首席执行官认证[204] - 提交萨班斯-奥克斯利法案第906条首席财务官认证[204] - 提交Inline XBRL实例文档[204] - 提交Inline XBRL模式文档[204] - 提交Inline XBRL计算链接库文档[204] - 提交Inline XBRL定义链接库文档[204] - 提交Inline XBRL标签链接库文档[204] - 报告于2025年11月5日由首席财务官J. Andrew Williamson签署[206]

财务业绩摘要 - 2025年第三季度总收入为8981万美元，环比下降23%，但同比增长23% [2] - 调整后税息折旧及摊销前利润为4365万美元，环比下降41%，同比增长17% [2] - 天然气收入为4758万美元，环比下降31%，但同比大幅增长150% [2] - 公司现金及短期投资总额为1.3236亿美元，环比增长28%，同比增长51% [2] 生产运营数据 - 第三季度总产量为245.6亿立方英尺当量，环比下降20%，同比增长42% [2] - 天然气产量为21.36亿立方英尺，环比下降22%，但同比增长64% [2] - 石油产量为3.9万桶，环比下降11%，同比下降26% [2] - 天然气实现价格为每千立方英尺2.23美元，环比下降11%，但同比增长53% [2] 资本支出与运营活动 - 第三季度资本支出为2885万美元，环比增长7%，同比下降26% [2] - 资本支出主要用于在德克萨斯州完成1口总井（0.25口净井）的钻探 [3] - 该井是巴奈特项目的第八口井，30天初始产量超过870桶油当量/天，其中原油占比82% [4] - 在马塞勒斯地区，由于季节性价格疲软，运营商选择在季度后半段关井，净影响约为1.1亿立方英尺 [4] 战略发展与对冲情况 - 公司宣布收购粉河盆地的运营业务，预计于11月完成，此举旨在增加规模、资本控制和高质量库存 [6] - 针对2025年第四季度，公司持有5.97亿立方英尺的天然气互换合约，价格为每百万英热单位3.69美元 [6] - 针对2026年第一季度，公司持有2.7亿立方英尺的天然气互换合约，价格为每百万英热单位4.66美元 [6] - 原油对冲方面，2025年第四季度持有2.2万桶互换合约，价格为每桶67.66美元 [6] 现金流与股东回报 - 今年前九个月经营活动产生的净现金为20897万美元 [18] - 第三季度股息支出为1379万美元，与上季度基本持平 [2] - 今年前九个月累计股息支出为4130万美元 [2] - 第三季度未进行股票回购，而去年同期回购金额为628万美元 [2]

公司财务信息发布安排 - 公司将于2025年11月5日市场收盘后发布2025年第三季度财报 [1] - 公司将于2025年11月6日中部时间上午10点（东部时间上午11点）举行电话会议讨论财务和运营业绩 [1] 投资者参与信息 - 美国及加拿大参与者可拨打免费电话 (833) 816-1385 加入会议 [2] - 国际参与者可拨打电话 (412) 317-0478 加入会议 参与者需要求接入"Epsilon Energy 2025年第三季度财报电话会议" [2] - 电话会议将通过网络直播进行 直播链接为 https://event.choruscall.com/mediaframe/webcast.html?webcastid=Z4tohzO8 [2] - 电话会议结束后 回放将在公司官网（www.epsilonenergyltd.com）提供 [2] 公司业务概况 - Epsilon Energy Ltd 是一家北美陆上天然气和石油生产及收集公司 [3] - 公司资产位于宾夕法尼亚州、德克萨斯州、新墨西哥州、俄克拉荷马州以及加拿大阿尔伯塔省 [3] 公司联系方式 - 公司联系电话为 281-670-0002 [4] - 首席执行官为 Jason Stabell 邮箱为 Jason.Stabell@EpsilonEnergyLTD.com [4] - 首席财务官为 Andrew Williamson 邮箱为 Andrew.Williamson@EpsilonEnergyLTD.com [4]

信贷安排核心条款 - 公司完成新的高级有担保储量基础循环信贷安排 由Frost Bank作为行政代理 Frost Bank和Texas Capital Bank作为贷款方 该安排取代了公司之前的信贷安排[1] - 新信贷安排初始借款基数和承诺额为4750万美元 由公司现有美国上游资产支持 该额度将在2025年第四季度晚些时候完成Peak公司收购后重新确定并增加[4] - 新信贷安排期限为四年 将于2029年10月8日到期[4] - 提款利息按3个月期SOFR利率加上3%至4%的利差计算 利差取决于设施使用率 利息按季度支付[4] - 新信贷安排将进行半年度重新确定[4] 资金用途与收购整合 - 新信贷安排将在Peak公司收购完成时首次拨款 资金将用于偿还Peak现有的定期贷款 预计交割时贷款余额为4960万美元[1] - 新增承诺额度和期限使公司能够顺利完成于8月宣布的收购 同时保持强劲的资产负债表和未来流动性[2] 公司背景信息 - Epsilon Energy Ltd 是一家北美陆上天然气和石油生产及收集公司 资产分布于宾夕法尼亚州、得克萨斯州、加拿大阿尔伯塔省、新墨西哥州和俄克拉荷马州[3] - Epsilon Energy USA Inc 和 Epsilon Energy Ltd 作为共同借款人[4]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度产量基本持平 主要得益于第一季度马塞勒斯地区的新产量 [13] - 由于天然气和石油实现价格显著下降 季度现金流下降约30% [13] - 公司预计年底24年探明储量将增加150%以上 液体产量增加200%以上 优质库存数量增加600%以上 [12] 各条业务线数据和关键指标变化 - 马塞勒斯资产预计2026年恢复钻井活动 计划钻探7口总井和12口净井 产量预计在2026年第四季度上线 [16] - 二叠纪巴内特项目第八口井Irma Unit 1H已成功钻探并投产 完井横向长度为10,966英尺 明年计划至少钻探2口总井和05口净井 [17] - 加林顿地区合资企业因钻井和完井成本超支以及早期井流入性能低于预期而计提减值 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 收购的Peak公司在粉河盆地(PRB)的资产增加了2200净桶油当量日产量 其中56%为石油 90%以上的PDP价值来自运营井 [15] - PRB资产的生产井分布在168个井筒和五个区间 大多数井龄不到十年 预计年递减率约为15% [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 收购Peak公司为公司在PRB地区增加了新的核心区域 包括75%由生产持有的位置 允许根据商品价格进行回报驱动的资本分配 [5] - PRB平台为有机和无机增长提供了机会 短期活动将集中在Parkman地层 其半常规储层的半周期经济性优于现有投资组合中的任何项目 [6] - 公司预计PRB的Niobrara和Mowry区间将发展成为资本支出的重要部分 提供石油和天然气潜力的良好平衡 [6] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对Converse县钻井许可暂停的解决持乐观态度 预计在近中期内将解除暂停 [7] - 公司认为高质量资产组合在马塞勒斯、二叠纪巴内特和PRB地区在小盘股领域是独一无二的 [7] - 公司欢迎Yorktown作为大股东加入 认为其经验丰富的能源投资者将为公司增长带来巨大价值 [8] 其他重要信息 - 交易对价包括发行6,000,000股Epsilon普通股和承担约49,000,000美元长期债务 另有最多2,500,000股Epsilon普通股作为或有对价 [9][10] - 公司将通过扩大的循环信贷设施再融资Peak的定期贷款 预计在关闭时借款基础为95,000,000美元 净债务与调整后EBITDA比率约为1倍 [11] 问答环节所有的提问和回答 - 无具体问答内容被记录 [20][21][22]