行业背景 - 能源板块是2025年表现最差的市场板块之一 可能面临重大调整 [1] - 部分能源产品需求增长放缓 投资者寻求从化石燃料撤资 促使公司减少勘探预算 [1] - 全球可再生能源技术进步威胁传统能源企业 电池技术发展为新参与者创造机会 [1] - 地缘政治冲突持续深化是能源行业转型的最主要原因 涉及中东和委内瑞拉等主要化石燃料中心 [2] Crescent Energy (CRGY) - 公司市值略超20亿美元 远小于油气行业龙头 [3] - 通过高质量储层、资本效率平衡和未开发资产与现有基础设施组合实现可持续现金流 [4] - 第二季度每股收益超预期0.2美元 收入超预期近3000万美元 得益于26.3万桶油当量/日的创纪录产量 [4] - 最新季度产生1.71亿美元自由现金流 同时降低两个最大矿区的运营成本 [5] - 专注于资源丰富的二叠纪盆地 可能受益于美国当前政治环境下的有利监管 [6] - 过去一个月空头利率下降超过7% 14位分析师中10位给予买入评级 预期涨幅超94% [6] Matador Resources (MTDR) - 市值低于60亿美元 专注于二叠纪盆地资源 以上游业务为特色 [7] - 最新季度产量同比增长31% 带来收入和盈利双增长 创自由现金流纪录并提高全年指引 [8] - 过去六个月股价上涨近5% 部分得益于成本削减 [8] - 通过中游业务扩张连接生产勘探与精炼分销 San Mateo中游项目近期显著提升处理能力 上季度实现99%运行时间 [9] - 16位分析师中14位给予买入评级 共识目标价显示约43%上涨潜力 [9] Northern Oil and Gas (NOG) - 在美国中北部威利斯顿盆地和加拿大部分地区从事油气勘探开发 [11] - 第二季度营收同比增长26% 产生1.26亿美元自由现金流 净钻井数环比增长70% [12] - 最新季度完成约2600净英亩和4.8净井位的收购 [12] - 11位分析师中6位给予买入评级 基于目标价可能有49%上涨空间 [13]

公司分析 - Matador Resources公司（NYSE: MTDR）已被关注6-7年 但多次因错过股价大幅波动而未能投资[1] - 该公司属于上游石油和天然气行业 业务覆盖从页岩到深水钻探的所有环节[1] 行业背景 - 石油和天然气行业涵盖上游活动 包括美国及国际能源公司[1] - 行业分析涉及技术分析以识别催化剂 并提供模型投资组合的每周更新[1] 分析师背景 - 分析师为国际石油行业资深人士 拥有40年从业经验 在六大洲超过20个国家工作[2] - 分析师是上游石油领域专家 专注于能源行业专项研究[2]

公司业绩表现 - 第二季度产量超出指导范围中值约1% [2] - 每桶油当量现金运营成本较第一季度下降13% [2] 分析师背景 - 拥有超过15年分析经验 在TipRanks平台获得顶级分析师评级 [3] - 曾共同创立移动游戏公司并被PENN Entertainment收购 [3] - 为安装总量超过3000万的两款移动应用设计游戏内经济模型 [3] 研究服务内容 - 提供能源公司独家研究报告及投资机会分析 [1] - 历史研究组合包含超过100家公司的1000份研究报告 [1] - 重点关注价值投资机会和困境证券投资机会 [3]

财务表现 - 季度收入8.9531亿美元，同比增长5.7%，但低于市场预期9.0259亿美元，出现0.81%的负向差异 [1] - 每股收益1.53美元，同比下降25.4%，但超出市场预期1.29美元达18.61% [1] - 油气业务收入8.1577亿美元，同比增长5.1%，但低于分析师预期的8.3485亿美元 [4] 生产运营 - 天然气日均产量5.168亿立方英尺，超出七位分析师平均预估的5.1167亿立方英尺 [4] - 原油日均产量122,875桶，略高于分析师预估的122,450.7桶 [4] - 总油气当量日均产量20.9013万桶，超过分析师预估的20.7743万桶 [4] 价格与销售 - 未实现衍生品交易的原油销售价格64.34美元/桶，与分析师预估的64.36美元基本持平 [4] - 未实现衍生品交易的天然气销售价格2.05美元/千立方英尺，显著低于分析师预估的3.04美元 [4] - 第三方中游服务收入4201万美元，同比增长28.7%，但低于分析师预期的4541万美元 [4] 细分收入 - 天然气收入9639万美元，同比增长36.3%，但大幅低于三位分析师平均预估的1.5133亿美元 [4] - 外购天然气销售收入6790万美元，同比增长46.8%，且超出分析师预期的6529万美元 [4] - 原油收入7.1938亿美元，同比增长2%，且超过三位分析师平均预估的6.9902亿美元 [4] 市场表现 - 公司股价过去一个月上涨5.3%，略高于标普500指数4.9%的涨幅 [3] - 当前Zacks评级为3级（持有），预示近期表现可能与整体市场同步 [3]

财务数据关键指标变化 - 收入和利润（同比环比） - 2025年Q2油气收入8.16亿美元，较2024年Q2的7.76亿美元增加3950万美元，增幅5%[137] - 2025年Q2石油收入7.19亿美元，较2024年Q2的7.06亿美元增加1380万美元，增幅2%，产量增29%至1120万桶，价格降21%至64.34美元/桶[137] - 2025年Q2天然气收入9640万美元，较2024年Q2的7070万美元增加2570万美元，增幅36%，产量增33%至470亿立方英尺[137] - 2025年Q2第三方中游服务收入4200万美元，较2024年Q2的3270万美元增加940万美元，增幅29%[139] - 2025年Q2采购天然气销售收入6790万美元，较2024年Q2的4630万美元增加2160万美元，增幅47%，价格增35%，销量增9%[140] - 2025年上半年油气收入17.3亿美元，较2024年上半年的14.8亿美元增加2.46亿美元，增幅17%[143] - 2025年上半年石油收入14.7亿美元，较2024年上半年的13.0亿美元增加1.65亿美元，增幅13%，产量增31%至2150万桶，价格降14%至68.20美元/桶[143] - 2025年上半年天然气收入2.57亿美元，较2024年上半年的1.76亿美元增加8120万美元，增幅46%，产量增30%至922亿立方英尺，价格增13%至2.79美元/千立方英尺[143] - 2025年上半年第三方中游服务收入7550万美元，较2024年上半年的6500万美元增加1050万美元，增幅16%[144] - 2025年上半年采购天然气销售收入1.31亿美元，较2024年上半年的9570万美元增加3490万美元，增幅37%，价格增38%[145] - 2025年第二季度，公司GAAP基础下归属于股东的净利润为1.502亿美元，摊薄后每股收益为1.21美元，低于2024年同期[125] - 2025年上半年，公司GAAP基础下归属于股东的净利润为3.903亿美元，摊薄后每股收益为3.12美元，低于2024年同期[126] - 2025年第二季度，公司调整后EBITDA为5.942亿美元，高于2024年同期；2025年上半年为12.4亿美元，高于2024年同期[125][126] - 调整后EBITDA在2025年上半年为12.38亿美元，2024年上半年为10.83亿美元[176] - 截至2025年6月30日的三个月，公司股东应占净收入降至1.502亿美元，较2024年同期减少7850万美元[186][187] - 截至2025年6月30日的六个月，公司股东应占净收入降至3.903亿美元，较2024年同期减少3220万美元[186][188] - 截至2025年6月30日的三个月，调整后EBITDA增至5.942亿美元，较2024年同期增加1620万美元[186][189] - 截至2025年6月30日的六个月，调整后EBITDA增至12.4亿美元，较2024年同期增加1.55亿美元[186][190] 财务数据关键指标变化 - 成本和费用（同比环比） - 2025年Q2生产税、运输和加工费用增至8280万美元，较2024年Q2增加600万美元，增幅8%，单位成本降至4.35美元/桶油当量，降幅17%[149] - 2025年Q2租赁运营费用增至1.057亿美元，较2024年Q2增加2670万美元，增幅34%，单位成本增至5.56美元/桶油当量，增幅3%[150] - 2025年Q2工厂及其他中游服务运营费用增至4560万美元，较2024年Q2增加840万美元，增幅23%[151] - 2025年Q2折旧、损耗和摊销费用增至3.026亿美元，较2024年Q2增加7670万美元，增幅34%，单位成本增至15.91美元/桶油当量，增幅3%[152] - 2025年Q2一般及行政费用增至3220万美元，较2024年Q2增加430万美元，增幅15%，单位成本降至1.69美元/桶油当量，降幅12%[153] - 2025年上半年生产税、运输和加工费用增至1.766亿美元，较2024年上半年增加2970万美元，增幅20%，单位成本降至4.79美元/桶油当量，降幅8%[156] - 2025年上半年租赁运营费用增至2.123亿美元，较2024年上半年增加5700万美元，增幅37%，单位成本增至5.75美元/桶油当量，增幅5%[157] - 2025年上半年工厂及其他中游服务运营费用增至9860万美元，较2024年上半年增加2170万美元，增幅28%[158] - 2025年上半年折旧、损耗和摊销费用增至5.845亿美元，较2024年上半年增加1.462亿美元，增幅33%，单位成本增至15.84美元/桶油当量，增幅2%[159] - 2025年上半年一般及行政费用增至6590万美元，较2024年上半年增加840万美元，增幅15%，单位成本降至1.79美元/桶油当量，降幅12%[160] 各条业务线表现 - 2025年第二季度，公司总油当量产量为1900万BOE，平均日油当量产量为209,013 BOE/天，其中石油占比59%（122,875 Bbl/天），天然气占比41%（516.8 MMcf/天）[123] - 2025年第二季度，公司平均日石油产量较2024年同期增长29%，平均日天然气产量较2024年同期增长33%[123] 各地区表现 - 2025年第二季度，特拉华盆地贡献了约100%的日石油产量和约97%的日天然气产量，高于2024年同期[124] 管理层讨论和指引 - 2025年公司预计资本支出11.8 - 13.7亿美元用于钻探等，1200 - 1800万美元用于中游项目[171] - 公司将继续评估收购机会，也可能剥离非核心资产，但未提供2025年相关资本支出和收益估计[172][173] - 公司预计2025年12月31日止年度现金税支付约为税前收入的0%至5%[194] 其他没有覆盖的重要内容 - 2025年2月、4月和7月，公司董事会宣布每股普通股季度现金股息为0.3125美元[129] - 2025年4月，公司董事会授权最高4亿美元的股票回购计划，截至6月30日，公司已回购109.5667万股，总成本4420万美元[130] - 截至2025年6月30日，公司有多项借款和票据未偿还，7月22日，有3.6亿美元借款未偿还[131] - 2025年6月，San Mateo修改了其信贷安排，增加了贷款承诺，7月22日，有6.93亿美元借款未偿还[132] - 2025年2月、4月和7月，董事会宣布普通股季度现金股息为每股0.3125美元[165] - 2025年4月16日，董事会授权最高4亿美元的股票回购计划，二季度回购1095667股，均价40.37美元，总成本4420万美元[166] - 信贷协议要求公司保持季度末流动比率不低于1.0，债务与EBITDA比率不高于3.5，公司在2025年6月30日符合协议条款[167] - 2025年6月30日，公司现金1050万美元，受限现金7630万美元，主要与San Mateo相关[168] - 2025年6月30日，公司有多笔未偿还债务，包括2028年票据5亿美元、2032年票据9亿美元等，7月22日信贷协议下未偿还借款为3.6亿美元[169] - 2025年6月，San Mateo修改信贷安排，贷款承诺从8亿美元增至8.5亿美元，6月30日未偿还借款7.78亿美元，7月22日为6.93亿美元[170] - 2025年上半年经营活动净现金为12.29亿美元，较2024年增加1.674亿美元；投资活动净现金为10.07亿美元，较2024年减少1.135亿美元；融资活动净现金为2.302亿美元，较2024年增加2.465亿美元[176][177][178][179] - 2025年第二季度，WTI油价平均为63.68美元/桶，2024年同期为80.66美元/桶；公司实现的加权平均油价为64.34美元/桶，2024年同期为81.20美元/桶[197] - 2025年第二季度，NYMEX亨利枢纽天然气期货价格平均为3.51美元/百万英热单位，2024年同期为2.27美元/百万英热单位；公司实现的加权平均天然气价格为2.05美元/千立方英尺，2024年同期为2.00美元/千立方英尺[198] - 2025年7月22日，米德兰 - 库欣（俄克拉荷马州）油价差异约为+0.32美元/桶[200] - 2025年上半年，瓦哈 - 亨利枢纽天然气基差差异平均为 - 2.30美元/百万英热单位，6月30日至7月22日约为 - 1.76美元/百万英热单位[201] - 2025年前六个月，公司天然气基差差异衍生品合约实现净收益约970万美元[202] - 2025年4月，美国政府宣布对所有国家进口产品征收10%的基线关税[207] - 2024年3月6日，美国证券交易委员会通过新规，要求进行广泛的气候相关披露，后实施被推迟，2025年7月23日申请法院对规则挑战作出裁决[208] - 2024年11月18日，美国环境保护署发布对石油和天然气行业甲烷排放收费规则，2025年5月19日该规则被移除，但相关法律仍有效，收费推迟至2034年[209] - 自2024年12月31日以来，公司市场风险的来源和影响除特定情况外无重大变化[210] - 公司因油气和NGL价格波动面临市场风险，过去和未来会使用衍生品金融工具降低价格风险[211] - 公司使用无成本领口、三通领口和/或掉期合约管理油气和NGL价格变动风险[212] - 公司按公允价值记录所有衍生品金融工具，公允价值根据类似交易证券的买卖信息确定[213] - 2025年6月30日，公司衍生品工具的交易对手包括美国银行、PNC银行等[213] - 2025年6月30日，公司有各种无成本领口合约以降低油气价格波动风险[214] - 2025年6月30日，公司有天然气基差差异掉期合约以降低天然气价格波动风险[214] - 2025年6月30日，公司没有与NGL价格相关的未平仓合约[214] - 季度报告中未经审计的中期简明合并财务报表附注8有公司未平仓衍生品金融工具的总结[215]

公司参与者 - 公司高管团队包括执行副总裁Brian J Willey负责中游业务 执行副总裁Bryan A Erman担任联合总裁兼首席法律官并负责并购 执行副总裁Christopher P Calvert担任首席运营官 执行副总裁William D Lambert担任首席财务官兼战略负责人 创始人Joseph Wm Foran担任首席执行官兼董事会主席 高级副总裁Mac Schmitz负责投资者关系 执行副总裁Robert T Macalik负责行政与财务 [1] 会议参与者 - 参与电话会议的分析师来自多家知名机构 包括摩根大通的Benjamin Zachary Parham Tudor Pickering Holt的Hsu-Lei Huang 雷蒙德詹姆斯的John Christopher Freeman KeyBanc的Timothy A Rezvan ROTH Capital的Leo Paul Mariani 美国银行的Noah B Hungness BMO的Phillip J Jungwirth 以及RBC的Scott Michael Hanold [2] 会议信息 - 第二季度2025年 earnings conference call于7月23日上午11点举行 会议录音将在公司网站保留1年供回放 [3] - 会议由投资者关系高级副总裁Mac Schmitz主持开场 [4][5]

财务数据和关键指标变化 - 公司2025年第二季度表现稳健，生产增长和现金流增长同步提升 [7][10] - 公司已提高2026年全年石油产量增长和现金流的指引 [11] - 公司债务水平目前比率低于1，并通过效率提升降低了租赁运营费用 [16] - 公司年化生产同比增长31% [18] - 公司拥有10亿美元信贷额度可用，19家银行全部确认继续支持 [10][11] 各条业务线数据和关键指标变化 - 中游业务产能从零增长至7.2亿立方英尺/天，目前利用率约50%，预计年底接近满负荷 [13][14] - 中游业务第二季度EBITDA达1.455亿美元，全年预期为2.75亿至2.95亿美元 [26] - 公司回收超过一半的水生产，节省了购买额外水的成本 [15] - 公司在Delaware盆地从20个不同区域生产 [12] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在Delaware盆地和路易斯安那州Cotton Valley地层拥有2000亿立方英尺以上的天然气储备 [12] - 中游业务在New Mexico市场表现强劲，确保了流量 [13][14] - 公司在中游业务中建立了与第三方的重复业务关系，增强了业务稳定性 [33][67] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是同步增加产量和自由现金流，保持强劲的资产负债表 [10][19] - 公司通过中游业务平衡资产基础，确保流量和长期资产 [14] - 公司通过“砖块式”计划逐步收购土地，补充库存 [16][88] - 公司注重与供应商的长期合作关系，以提高效率和降低成本 [55][57] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为石油和天然气行业是周期性业务，更关注年度比较而非季度波动 [18] - 公司对下半年和2026年的钻井和现金流机会持乐观态度 [10][38] - 公司在中游业务中探索战略选择，包括潜在的IPO，以释放价值 [30][32] - 公司对税收法案带来的现金税节省持乐观态度，预计将推迟AMT义务数年 [73] 其他重要信息 - 公司已六次提高基础股息，并计划每年审查 [15][16] - 公司通过股票回购计划活跃市场，首次回购约1%股份 [82][84] - 公司拥有约100亿至120亿美元的资产，40年来年均增长约20% [91] - 公司注重人才培养，今年有30名实习生 [92] 问答环节所有的提问和回答 问题: 中游业务EBITDA指引未调整的原因 - 中游业务第二季度表现强劲，但全年EBITDA指引维持在2.75亿至2.95亿美元，因公司钻井计划转向Animal Bridge，减少部分中游业务区域的活动 [26] 问题: 中游业务IPO的进展和考虑因素 - 公司认为中游业务价值未充分反映在股价中，正在评估战略选择，包括债务或股权交易，但不急于行动 [30][32] - 中游业务的第三方重复业务和99%的运行率增强了其价值 [33][45] 问题: 下半年和2026年的钻井活动计划 - 公司计划保持8台钻机运行，但会根据自由现金流和产量增长的平衡决定是否增加活动 [38][39] - 公司有能力推迟决策至年底或明年初，仍能保持高于行业平均的增长 [39] 问题: 在低油价环境下的资本分配策略 - 公司强调通过中游业务确保流量和自由现金流，平衡上游和中游投资 [42][43] - 公司认为其资产组合和库存深度支持长期自由现金流和增长 [43] 问题: D&C成本下降的原因和持续性 - D&C成本同比下降11%，主要来自钻井和完井效率提升，如U-turn程序节省10天，trimfrac节省35万美元/次 [50][52] - 公司未将服务成本下降纳入下半年预期，但认为效率提升将持续 [48][53] 问题: 中游业务增长的动力 - 中游业务增长来自Matador自身钻井和第三方客户，特别是在Northern Lee County区域 [65][66] - 公司注重为第三方提供与Matador相同的服务质量，确保重复业务 [67] 问题: 自由现金流的用途 - 公司优先考虑股息，剩余现金流用于土地收购、股票回购和债务偿还 [82][84] - “砖块式”土地收购是公司优势，补充库存 [88] 问题: 现金税节省和AMT影响 - 税收法案预计带来现金税节省，并推迟AMT义务数年 [73] 问题: 下半年钻井和完井活动的节奏 - 公司预计第三季度资本较高，因效率提升将部分活动提前，但第四季度产量将受益 [78][79] 问题: 股票回购和M&A的平衡 - 公司视股票回购为利用市场波动的机会，同时持续进行“砖块式”土地收购 [82][84] - M&A环境目前更关注小规模交易，公司认为这是其优势 [88]

财务数据和关键指标变化 - 公司2025年第二季度表现稳健 生产效率和现金流均有提升 [6] - 公司已提高2026年全年石油产量和现金流的指引 [11] - 债务水平目前比率低于1 通过"砖块计划"持续偿还债务 [16] - 年化产量同比增长31% [18] - 中游业务上半年EBITDA达1.455亿美元 预计全年EBITDA在2.75亿至2.95亿美元之间 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 - 在Delaware盆地已从20个不同区域进行生产 [12] - 在路易斯安那州与Chesapeake的交易中保留了Haynesville上方的Cotton Valley地层 估计拥有2000亿立方英尺或更多的天然气储量 [12] - 中游业务处理能力从零增长至每天7.2亿立方英尺 目前产能利用率约50% 预计年底将达到或接近满负荷 [13][14] - 目前回收超过一半的水生产 节省了购买额外水的成本 [15] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在中游市场面临紧张局势 但通过自建设施确保了流量 [13] - 中游业务运行率达到99% 为生产商提供了可靠的出口保障 [43] - 在Northern Lee County地区新建的Marlin工厂已投入运营 预计未来几年将逐步填满产能 [62] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司采取平衡策略 同时增加产量和自由现金流 [8] - 拥有10亿美元的信贷额度 获得19家银行的支持 [10] - 选择投资2亿美元建设中游设施而非钻井 以平衡资产基础 [14] - 通过长期合作关系而非压价来降低钻井和完井成本 [52][53] - 采用U型井和trimfrac技术提高效率 U型井钻井时间从25天缩短至15天 trimfrac每口井节省35万美元 [49][50] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司更关注年度同比数据而非季度环比数据 认为油气行业周期长于一个季度 [17] - 在波动和不确定的市场环境中保持灵活性和强大资产负债表 [9] - 预计2026年能够保持高于行业平均的增长率 [38] - 公司资产规模已达100-120亿美元 40年来年均增长约20% [88] - 对内部团队和未来发展持乐观态度 员工持股计划参与率超过95% [92][93] 其他重要信息 - 基础股息在过去四年中提高了六次 每年年底进行审查 [15][16] - 通过化学项目降低了租赁运营费用 [16] - 税收法案预计将为公司带来现金税节省 并推迟AMT义务数年 [71] - 公司拥有30名实习生计划 注重培养年轻人才 [89] 问答环节所有的提问和回答 关于中游业务 - 尽管第二季度创纪录 但未调整全年中游EBITDA指引 原因是钻井活动将转向Animal Bridge地区 [26] - 正在评估中游业务战略选择 包括债务或股权交易 但不急于行动 [29][30] - 第三方客户多为重复业务 建立了良好关系 [31][64] 关于活动水平 - 将很快恢复至8台钻机 但2026年活动决策可推迟至年底或明年初 [36][37] - 在低价环境下 可能将更多增长资本转向中游业务 [40][41] 关于成本效率 - D&C成本低于指引范围 主要来自运营效率提升而非服务成本下降 [45][46] - 通过U型井和trimfrac技术实现10-15%的效率提升 [49][50] - 采取与供应商长期合作而非压价的策略 [52][53] 关于资本配置 - 自由现金流优先用于股息 剩余部分用于土地收购 股票回购和债务偿还 [80][81] - "砖块计划"持续进行 主要围绕现有单元收购土地 [84] - 第二季度首次回购约1%股份 未来回购将视价格情况而定 [79] 其他问题 - 税收优惠预计将推迟AMT义务数年 [71] - 预计第四季度完井活动将放缓 影响2026年初产量 [74][76] - 公司采取灵活策略应对市场波动 保持库存深度和现金流优势 [42]

财务表现 - 2025年第二季度调整后每股收益1.53美元 超出市场预期1.29美元 但低于去年同期2.05美元 [1] - 总营收8.953亿美元 低于市场预期9.05亿美元 但高于去年同期8.471亿美元 [1] - 业绩超预期主要得益于创纪录的总产量和降低的运营成本 但被大宗商品价格下降部分抵消 [2] 上游业务 - 公司主要从事美国境内油气勘探和生产活动 59%的二季度产量为原油 业绩高度依赖油价环境 [3] - 平均日产原油122,875桶 较预期增长0.4% 新投产油井和现有产量表现优异推动产量超预期 [4] - 原油平均销售价格64.34美元/桶 低于去年同期的81.20美元和预期的65.55美元 [5] 生产数据 - 原油日产量122,875桶 同比大幅增长28.7% 远超预期的114,908.8桶 [6] - 天然气日产量5.168亿立方英尺 同比增长32.9% 超过预期的4.873亿立方英尺 [6] - 总油气当量日产量209,013桶 同比增长30.4% 高于预期的206,955.1桶 [7] 运营成本 - 工厂和中游服务运营成本降至2.40美元/桶油当量 低于去年同期的2.55美元和预期的2.68美元 [8] - 总运营成本29.91美元/桶油当量 低于去年同期的30.64美元和预期的30.54美元 [10] 资本与负债 - 截至2025年6月30日 公司持有现金及受限现金8680万美元 长期债务32.86亿美元 [11] - 二季度在钻井、完井和设备上投入资本开支3.671亿美元 [11] 未来展望 - 2025年全年日均油气当量产量预期上调1.3%至20-20.5万桶/日 [12] - 三季度日均产量预期19.85-20.1万桶/日 维持全年资本开支指引13-15.5亿美元不变 [12] 行业对比 - Antero Midstream(AM)通过长期合同提供中游服务 预计2025年每股收益0.24美元 同比增长33.3% [14] - Enbridge(ENB)运营北美最长原油运输网络(18,085英里)和天然气管道网络(71,308英里) [15] - Vermilion Energy(VET)业务横跨四大洲 预计2025年盈利同比激增231.8% [16]

业绩总结 - 2025年第二季度，Matador的油当量日产量达到209,013 BOE/d，超出指导范围206,000至208,000 BOE/d[14] - 油生产量为122,875 Bbl/d，超出指导范围121,500至122,500 Bbl/d[14] - 天然气生产量为516.8 MMcf/d，超出指导范围507.0至513.0 MMcf/d[14] - 2024年第二季度的净收入为247,527千美元，第三季度为272,677千美元，第四季度为237,949千美元[82] - 2024年第二季度的调整后EBITDA为578,073千美元，第三季度为574,484千美元，第四季度为640,850千美元[82] - 2025年第一季度的净现金来自经营活动为727,879千美元，第二季度为501,027千美元[90] 用户数据 - 截至2024年12月31日，Matador的已探明储量为611.5百万桶油当量，油占比59%[46] - Matador预计在2025年全年将销售135口总（106.3口净）运营水平井[64] - 预计2025年将转为销售的净运营井数量为28至32口，其中约60%至65%位于Antelope Ridge[63] 未来展望 - 2025年全年的油气生产指导为：油气生产116.5至118.0 MBbl/d，天然气生产492.0至498.0 MMcf/d[62] - 预计2025年资本支出为13亿至15.5亿美元[62] - 2025年下半年，钻井和中游资本支出预计将降低，主要由于活动节奏减缓和资本效率提高[63] 新产品和新技术研发 - 2025年第二季度的钻井和完工成本为每完成的侧向脚825美元，低于2024年的908美元[20] - 钻井和完井成本预计为每英尺865至895美元[63] - 平均销售井的侧钻长度预计为10,300英尺[63] 市场扩张和并购 - Matador已识别出在德拉瓦盆地最多可进行5,080个毛（1,869个净）潜在钻探位置[53] - 德拉瓦盆地的工作权益为71%[58] 负面信息 - 2025年第二季度的调整后自由现金流为132,674千美元，第一季度为141,904千美元，2024年第二季度为167,018千美元[90] - San Mateo的自由现金流调整后为-14,935千美元，较2025年第一季度的-6,382千美元有所下降[93] 其他新策略和有价值的信息 - Matador的净债务与过去12个月调整后EBITDA的比率为0.96x[26] - 2025年下半年，Matador将70,000桶/天的WTI原油进行对冲，价格为$52至$77，约占生产的60%[67] - 2025年，Matador将150,000 MMBtu/天的亨利中心天然气进行对冲，价格为$3.50至$6.70[67] - San Mateo的调整后EBITDA预计在2025年为2.75亿至2.95亿美元[70] - San Mateo的资本支出在2025年第二季度为76,735千美元，显示出持续的投资增长趋势[93]