能源价格波动情况 - 2022年3月8日，NYMEX WTI原油现货价格达到每桶123.70美元；8月23日，NYMEX亨利枢纽天然气指数价格达到每百万英热单位9.85美元；2023年9月28日，NYMEX WTI原油现货价格达到每桶91.71美元[202] - 2021 - 2023年各季度原油和天然气NYMEX平均价格有波动，如2021年Q1原油每桶57.84美元，天然气每百万英热单位3.44美元[204] 公司并购与收购情况 - 2023年11月1日公司完成Earthstone并购，发行1.61亿股A类普通股和4950万股C类普通股，承担10.5亿美元高级票据及信贷安排下所有未偿还借款，股份对价初步价值约30亿美元[206] - 2023年2月16日，公司完成收购约4000净租赁英亩和3300净特许权英亩，未调整购买价格为9800万美元[210] - 完成Earthstone并购后，公司在二叠纪盆地获得约22.3万净租赁英亩，使净英亩数增加到超40万，日产量约30万桶油当量[208] - 2023年8月宣布与Earthstone合并，11月1日完成，合并后需承担10.5亿美元高级票据[262] 公司资产出售情况 - 2023年3月13日，公司完成出售运营的盐水处理井及相关采出水基础设施，获得1.25亿美元现金对价，其中6500万美元与水资产出售和控制权转移直接相关，6000万美元为或有对价[211] 公司股息与分配情况 - 2023年前三季度，公司宣布A类普通股每股季度现金股息0.05美元，OpCo普通股单位每单位季度现金分配0.05美元；第二和三季度，宣布A类普通股每股可变现金股息0.05美元，OpCo普通股单位每单位可变现金分配0.05美元；九个月现金股息和分配总计1.431亿美元[212] - 2023年前三季度，宣布A类普通股每股季度现金股息0.05美元，OpCo普通股单位每单位季度现金分配0.05美元；二、三季度还宣布了A类普通股每股0.05美元的可变现金股息和OpCo普通股单位每单位0.05美元的可变现金分配；2023年前9个月向普通股股东支付的现金股息和分配总计1.431亿美元[263] 公司股份回购情况 - 2023年第一和三季度，公司支付5730万美元回购500万OpCo普通股单位，同时注销等量C类普通股[213] - 2023年前9个月，根据股票回购计划回购了500万股C类普通股，花费5730万美元[263] 公司票据发行情况 - 2023年9月12日，公司发行5亿美元2032年到期7.00%高级票据，扣除810万美元债务发行成本后，净收益4.919亿美元[214] - 2023年9月12日，OpCo以平价发行5亿美元7.00% 2032年到期高级票据，扣除810万美元债务发行成本后，净收益4.919亿美元[279] 公司信贷协议修订情况 - 2023年9月1日，公司对信贷协议进行第四和第五次修订，第四次修订扩大借款基础自动减少豁免范围；第五次修订豁免某些限制性契约合规要求，将总选定承付款从15亿美元增加到20亿美元，自11月1日Earthstone并购完成日起生效[215] - 2023年9月1日对信贷协议进行第四和第五次修订，第五次修订将选定承付款从15亿美元增加到20亿美元，自11月1日Earthstone合并完成日起生效[270] 2023年第三季度业务线收入情况 - 2023年第三季度总净收入比2022年同期高2.088亿美元（38%），其中石油销售净收入6.60445亿美元，增长2.63258亿美元（66%），天然气销售净收入3835.4万美元，减少5510.1万美元（59%），NGL销售净收入5974.2万美元，增长60.6万美元（1%）[216][217] 2023年第三季度业务线价格情况 - 2023年第三季度石油、天然气和NGL平均销售价格分别下降10%、71%和35%，主要受NYMEX价格和市场供需影响[216][219] 2023年第三季度业务线产量情况 - 2023年第三季度石油、天然气和NGL净产量分别增长85%、83%和97%，主要因新井投产和收购资产[216][218] - 2023年第三季度石油、天然气和NGL平均日净产量分别为89824桶、283351千立方英尺和34917桶，较2022年同期分别增长85%、83%和97%[216] 2023年第三季度费用情况 - 2023年第三季度租赁经营费用为8581万美元，较2022年同期增加4486.6万美元（110%），主要因收购井运营时间增加和新井成本上升[220] - 2023年第三季度开采税和从价税为5894.2万美元，较2022年同期增加1719.7万美元（41%），主要因收入增加和税率提高[220][222] - 2023年第三季度集输、处理和运输费用为2073.1万美元，较2022年同期减少929.1万美元（31%），主要因成本分类变化[220][224] - 2023年第三季度折旧、损耗和摊销费用为2.362亿美元，较2022年同期增加1.267亿美元，主要因产量增加和费率提高[225] - 2023年第三季度一般和行政费用为3451.9万美元，较2022年同期减少886.8万美元，主要因股票薪酬变化[227] - 2023年第三季度天然气销售包含1200万美元的集输、处理和运输成本，NGL销售包含1630万美元此类成本，而2022年同期均为零[216] - 2023年第三季度G&A费用为3450万美元，低于2022年同期的4340万美元，主要因股票薪酬减少1260万美元，部分被现金G&A增加380万美元抵消[228] - 2023年第三季度合并与整合费用为1040万美元，低于2022年同期的5930万美元，主要因2022年第三季度高费用及2023年员工遣散费减少，部分被2023年法律等费用增加970万美元抵消[229] - 2023年第三季度勘探及其他费用为500万美元，高于2022年同期的240万美元，主要因G&G成本和非经常性法律和解成本增加[230] - 2023年第三季度利息费用为4058.2万美元，高于2022年同期的2880.7万美元，增加1180万美元，主要因合并承担高级票据利息、信贷协议利息和新发行高级票据利息增加[231][232] - 2023年第三季度信贷协议加权平均未偿借款为3.173亿美元，高于2022年同期的2.636亿美元，加权平均有效利率从4.9%升至7.4%[233] - 2023年第三季度衍生品工具净亏损1.51781亿美元，2022年同期净收益1.81308亿美元[234] - 2023年第三季度公司实现税前净收入1.146亿美元，记录所得税费用1630万美元；2022年同期实现税前净收入3.747亿美元，记录所得税费用3120万美元[235][236] 2023年前九个月业务线收入情况 - 2023年前九个月公司净收入比2022年同期增加6.285亿美元，增幅46%，主要因石油、天然气和NGL销量增加，但被平均销售价格下降部分抵消[237][238] 2023年前九个月业务线产量情况 - 2023年前九个月石油、天然气和NGL净产量分别增长114%、114%和144%，主要因新井投产和合并收购[237][239] 2023年前九个月业务线价格情况 - 2023年前九个月石油、天然气和NGL平均销售价格分别下降20%、71%和44%，主要因NYMEX价格下降和市场供需影响[237][240] 2023年前九个月费用情况 - 2023年前九个月租赁运营费用较2022年同期增加1.448亿美元，增幅147%，每桶油当量费用增加0.6美元，增幅12%[241][242] - 2023年前九个月severance和从价税较2022年同期增加5490万美元，增幅54%，占总收入比例从7.4%增至7.8%[241][243][245] - 2023年前九个月集输、处理和运输费用较2022年同期减少1970万美元，降幅25%，每桶油当量费用从3.81美元降至1.3美元，降幅66%[241][246] - 2023年前九个月折旧、损耗和摊销费用为6.401亿美元，较2022年同期增加3.775亿美元[247] - 2023年前九个月一般和行政费用为1.227亿美元，较2022年同期的8390万美元增加[249] - 2023年前九个月合并和整合费用为2810万美元，较2022年同期的6500万美元减少[251] - 2023年前九个月减值和弃置费用为70万美元，较2022年同期的360万美元减少[252] - 2023年前九个月勘探和其他费用为1470万美元，较2022年同期的660万美元增加[252] - 2023年前九个月利息费用较2022年同期增加5790万美元，信贷协议加权平均借款额从9980万美元增至3.805亿美元，加权平均有效利率从3.4%升至7.0%[253][254] - 2023年前九个月衍生工具净损失7667万美元，2022年同期净收益1765万美元；2023年前九个月税前净收入5.441亿美元，所得税费用7710万美元；2022年前九个月税前净收入6.306亿美元，所得税费用7940万美元[255][256][257] 公司资本支出情况 - 2023年前9个月总资本支出为11亿美元，预计2023年钻探、完井和设施资本支出预算在12.5亿至14.5亿美元之间[260] 公司经营活动现金情况 - 2023年前9个月，经营活动产生现金14亿美元，较2022年同期增加5.241亿美元[266] 公司信贷协议借款情况 - 截至2023年9月30日，信贷协议借款基数为25亿美元，选定承付款为15亿美元，无未偿还借款，可用借款能力为15亿美元（扣除580万美元未偿还信用证）[269] - 截至2023年9月30日，公司在信贷协议下无未偿还借款，不打算签订利率衍生品对冲合约[302] 公司过往票据发行与承担情况 - 2021年OpCo发行总计1.7亿美元3.25%可转换高级无担保票据，所得款项用于偿还信贷协议借款和进行上限看涨价差交易[275] - 2022年9月1日，OpCo在Colgate合并中承担了3亿美元7.75% 2026年到期高级票据和7亿美元5.875% 2029年到期高级票据[280] 价格变动对销售的影响情况 - 2023年前9个月，油价每变动10%，油气销售将变动1.734亿美元；天然气价格每变动10%，变动940万美元；NGL价格每变动10%，变动1700万美元[290] - 2023年前九个月，油价每变动10%，油气销售将变动1.734亿美元；天然气价格每变动10%，变动940万美元；NGL价格每变动10%，变动1700万美元[290] 公司套期保值合约情况 - 公司信贷协议限制商品套期保值覆盖范围不超过已探明财产合理预期产量的85%[291] - 信贷协议限制公司签订的商品套期保值合约不得超过已探明财产合理预期产量的85%[291] 公司衍生品合约情况 - 截至2023年9月30日，公司未偿油气衍生品合约净公允价值为 - 5.1107亿美元，较2022年12月31日的1.14466亿美元减少[301] - 2023年9月30日NYMEX原油期货曲线每桶上下变动10%，公允价值将分别增加1.096亿美元或减少1.09亿美元；天然气每百万英热单位上下变动10%，公允价值将分别增加300万美元或减少330万美元[301] - 2022年12月31日至2023年9月30日，油气衍生品合约的净公允价值从1.14466亿美元变为 - 5110.7万美元，商品套期合约结算付款净额为 - 8890.5万美元，现金和非现金按市值计价收益为 - 7666.8万美元[301] - 2023年9月30日，NYMEX原油远期曲线每桶向上或向下变动10%，衍生品合约公允价值将分别增加1.096亿美元或减少1.09亿美元；天然气每百万英热单位变动10%，将分别增加300万美元或减少330万美元[301] 公司未来交易合约情况 - 2023年10月 - 12月原油互换交易量为174.8万桶，加权平均原油价格为82.93美元/桶[293] - 2023年10月 - 12月天然气互换交易量为141.3628百万英热单位，加权平均天然气价格为4.90美元/百万英热单位[298] - 截至2023年9月30日及2023年10月31日新增的原油互换合约，不同时间段的交易量从99万桶到184万桶不等，加权平均原油价格从70.03美元/桶到82.93美元/桶[293] - 截至2023年9月30日及2023年10月31日新增的原油领口期权合约，2023年10 - 12月交易量为64.4万桶，加权平均领口价格范围为76.43 - 92.70美元/桶[293] - 截至2023年9月30日及2023年10月31日新增的天然气互换合约，不同时间段的交易量从141.3628百万英热单位到594.9388百万英热单位不等，加权平均天然气价格从3.29美元/百万英热单位到4.90美元/百万英热单位[298] 公司内部控制情况 - 截至2023年9月30日，

公司概况 - 公司是最大的特拉华盆地纯上游勘探与生产公司，拥有约18万净英亩土地和约4.3万净矿权英亩土地，2023财年预计产量约16.2万桶油当量/日[17] - 企业价值约87亿美元，当前杠杆率为1.1倍[17] 二季度亮点 - 原油和总产量环比增长8%，分别达到8.44万桶/日和16.59万桶油当量/日[18][19] - 宣布现金资本支出3.71亿美元，应计资本支出3.86亿美元[19] - 经营活动提供的净现金为4.48亿美元，调整后自由现金流为8000万美元[19] 资本回报策略 - 支付季度基础股息0.05美元/股，可变股息0.05美元/股，总资本回报为5700万美元[19][25] - 过去四个季度通过股息和回购向股东返还约2亿美元[25] 运营效率 - 自2022年第三季度合并以来，实现成本节约和运营协同效应，运营钻机数量从7台减至6台[32] - 平均每日钻井进尺和完井进尺分别增加13%和31%[19][32] 财务状况 - 截至6月30日，总债务为21.16亿美元，现金及现金等价物为1800万美元，净债务为20.98亿美元[37] - 净债务与最近季度调整后息税折旧摊销前利润（LQA EBITDAX）之比为1.1倍[37] 套期保值 - 2023年剩余时间，套期保值覆盖约29%的预期原油产量，加权平均底价约为82美元/桶[3] - 近期增加了2024年第一季度4万百万英热单位/日的天然气套期保值[3] 2023年指引 - 净平均日产量为15.5 - 16.8万桶油当量/日，净平均日原油产量为8.2 - 8.8万桶/日[70] - 总资本支出为12.5 - 14.5亿美元[70] ESG方面 - 致力于减少温室气体排放强度，2021 - 2022年天然气燃烧率从1.7%降至1.3%[1] - 女性员工比例从2021年的21%逐步提升至2023年1月的36%[1]

财务数据和关键指标变化 - 二季度调整后自由现金流按现金资本支出计算为8000万美元，应计资本支出为3.86亿美元，按应计基础计算调整后自由现金流为6500万美元 [7] - 二季度调整后息税折旧摊销前利润为4.92亿美元，每桶油当量的租赁经营成本为5.50美元，天然气处理和运输成本为1.44美元，现金一般及行政费用为1.17美元，租赁经营成本较一季度上涨2% [66] - 二季度总股东回报为5700万美元，计算从调整后自由现金流8000万美元开始，减去每股0.05美元的基础季度股息即2800万美元 [34] - 公司通过基础股息、可变股息和股票回购计划向股东返还约2亿美元或每股0.35美元 [36] - 按现金资本支出计算每股调整后自由现金流为0.14美元，每股调整后净收入为0.27美元 [90] 各条业务线数据和关键指标变化 - 二季度公司总产量为每天15.6万桶油当量，石油产量为每天8.4万桶，现金资本支出为3.71亿美元，产量较一季度增长8% [33] - 公司钻井部门通过优化井底组件和升级钻机机队进一步减少了非生产时间，本季度平均每天钻井1165英尺，并创下在不到11天内钻完埃迪县2英里第三骨泉砂岩井的公司纪录 [5] - 完井方面，由于两个专用压裂车队每天泵送时间增加，平均每天完成1800英尺 [5] - 截至今年上半年，公司泵送的回用水已超过两家前身公司去年全年的总和，本季度完井团队在完井作业中使用了60%的回用水 [32][88] 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 - 公司致力于成为二叠纪盆地成本最低的运营商，在整个成本结构、钻井与完井、租赁经营成本、一般及行政费用以及资本成本方面力争成为行业领先者 [60] - 公司将继续执行资本回报计划，承诺将剩余自由现金流的50%通过股息或回购方式返还给股东，本季度通过每股0.05美元的可变股息实现了这一目标 [79] - 公司将继续在运营中尽可能使用回用水，推动可持续发展并节省资本支出和租赁经营成本 [32][77] - 公司将继续优化投资组合，通过小规模收购和积极的土地业务，在特拉华州核心地区周边收购了超过5000英亩优质土地，并成功剥离了里夫斯县的非核心污水处置资产，获得1.25亿美元现金 [115] - 公司在一般及行政费用方面表现优于同行，在每桶油当量和运营基础上的一般及行政费用方面处于领先地位 [9] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为自身业务具有核心资产、有机增长、高效运营和强大财务状况等优势，有望获得更具竞争力的估值倍数，不仅在直接同行中，也在更广泛的市场其他行业中 [55] - 公司预计随着业务发展，未来将继续创造股东价值，并巩固其在能源行业的领先地位 [55] - 目前判断2024年情况还为时过早，若服务成本低且商品价格高，公司可能倾向于增长；反之则可能减少活动 [46] - 公司预计从今年年初到2024年初，每侧钻井英尺成本通缩将超过10%，这与公司的资产质量和一致的开发理念将有利于2024年的资本效率 [113] 其他重要信息 - 公司首席运营官马特·加里森将于9月1日因个人原因离职 [82] - 马特·加里森的直接运营报告将由威尔·希基接管，这将使现场与首席执行官之间的沟通更顺畅，决策更迅速 [11] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 是什么推动了油井的一致性表现，以及高规格设备与低质量设备在成本和效果上的差异 - 推动油井一致性表现的原因是公司没有显著改变目标关键层段、间距或完井方式，且拥有丰富的库存可以继续按以往方式运营 [117] - 行业内低规格设备成本先下降，公司希望在年底前降低高规格设备成本，同时继续缩短工期 [118] 问题: 2024年井成本同比下降5% - 7%是否合理，以及是否看到大项成本的显著下降 - 基于目前情况，公司认为会处于该范围的高端，主要受两轮车和套管成本下降推动，目前购买的套管成本下降5%，将在第一季度体现 [41] 问题: 二叠纪盆地并购情况以及公司的看法 - 市场上仍有大型并购项目，但公司业务良好，对收购要求较高，会谨慎评估是否能提升业务 [43] 问题: 如何平衡股票回购和积累现金的机会 - 对于可变股息和股票回购，将根据机会情况决定，默认优先考虑可变股息，但未来有机会时会加大股票回购力度 [71][110] 问题: 长期来看，什么情况会促使公司增加钻机以实现增长 - 目前判断还为时过早，公司会持续关注并根据情况制定计划，且有合适的团队和资产基础能够快速做出反应 [129] 问题: 三季度生产情况以及生产轨迹 - 三季度将实现低个位数百分比增长，从三季度到四季度增长幅度会稍大，以达到年初设定的四季度末产量目标 [68] 问题: 租赁经营成本中水处理费用增加的粘性以及未来趋势 - 随着产量增长和业务规模扩大，考虑到部分租赁经营成本的固定性质，预计未来几年能够降低该成本 [104] 问题: 2024年计划是否以四季度到四季度为基准，以及如何看待石油采收率下降问题 - 由于去年没有简单清晰的备考数据，所以采用四季度到四季度的对比方式，未来展望时可能会采用年度增长率 [70][131] - 如果商品价格市场保持现状，预计2024年石油采收率持平；若天然气表现出色，公司可相应调整开发策略 [132] 问题: 公司今年平均侧钻长度以及更长侧钻的库存情况 - 今年到目前为止平均侧钻长度为9300英尺，适合在大部分区域进行2英里开发，未来也将延续这一模式；公司团队有能力进行2.5英里侧钻，会根据资本效率情况决定是否推进 [26][52]

能源价格波动情况 - 2022年3月8日，原油NYMEX WTI现货价格达到每桶123.70美元；8月23日，天然气NYMEX亨利枢纽指数价格达到每百万英热单位9.85美元[115] - 2021 - 2023年Q2季度原油和天然气平均价格有波动，2023年Q2原油每桶73.78美元，天然气每百万英热单位2.12美元[116] 公司资产交易情况 - 2023年2月16日，公司完成收购约4000净租赁英亩和3300净特许权英亩，未调整购买价9800万美元[118] - 2023年3月13日，公司完成出售运营的盐水处理井及相关采出水基础设施，获得现金对价1.25亿美元[119] 公司股息与回购情况 - 2023年上半年，公司宣布A类普通股和OpCo普通股单位季度现金股息和分配，支付总额8550万美元[120] - 2023年上半年，公司花费2940万美元回购280万OpCo普通股单位[120] - 2023年上半年现金股息和分配总计8550万美元，回购280万股C类普通股花费2940万美元[136] 信贷协议相关情况 - 2023年4月24日，公司对信贷协议进行第三次修订，重申借款基数25亿美元，维持选定承付款15亿美元[121] - 截至2023年6月30日，信贷协议借款基数为25亿美元，已选承诺为15亿美元，未偿还借款为3亿美元，可用借款额度为12亿美元[141] - 信贷协议限制公司商品套期保值不超过预期产量的85%[151] 2023年Q2业务数据对比2022年Q2 - 2023年Q2与2022年Q2相比，石油销售净收入增长1.99635亿美元，增幅57% [122] - 2023年Q2与2022年Q2相比，石油产量增长434.1万桶，增幅130% [122] - 2023年Q2与2022年Q2相比，石油平均销售价格下降33.17美元/桶，降幅32% [122] - 2023年第二季度总净收入比2022年同期高1.507亿美元（32%）[125] - 石油、天然气和NGL净产量分别增长130%、129%和163%[125] - 2023年第二季度石油、天然气和NGL平均实现销售价格分别下降32%、80%和54%[125] - 2023年第二季度租赁经营费用比2022年同期增加5410万美元，每桶油当量增加0.98美元（22%）[125] - 2023年第二季度 severance和从价税比2022年同期增加1420万美元，占总净收入比例从7.3%增至7.8%[125][126] - 2023年第二季度收集、加工和运输费用比2022年同期减少400万美元，每桶油当量从4.03美元降至1.44美元[126] - 2023年第二季度折旧、损耗和摊销费用为2.157亿美元，比2022年同期增加1.336亿美元[126] - 2023年第二季度一般和行政费用为5270万美元，比2022年同期的990万美元大幅增加[126] - 2023年第二季度利息费用比2022年同期增加2250万美元，信贷协议加权平均有效利率从2.7%增至7.1%[127] - 2023年第二季度实现税前净收入1.755亿美元，记录所得税费用2650万美元[128] 2023年上半年业务数据对比2022年上半年 - 2023年上半年总净收入为4.197亿美元，较2022年同期增长51%[132] - 2023年上半年石油、天然气和NGL净产量分别增长134%、135%和180%[132] - 2023年上半年石油、天然气和NGL平均实现销售价格分别下降25%、70%和49%[132] - 2023年上半年租赁运营费用增加9990万美元，每桶油当量增加0.6美元（12%）[132] - 2023年上半年 severance和从价税增加3770万美元，占总净收入比例从7.3%增至7.9%[132][133] - 2023年上半年集输、处理和运输费用减少1040万美元，每桶油当量从4美元降至1.29美元[133] - 2023年上半年折旧、损耗和摊销费用为4.039亿美元，增加2.508亿美元[133] - 2023年上半年折旧、损耗和摊销率每桶油当量增加1.11美元[133] - 2023年上半年一般和行政费用为8820万美元，较2022年同期的4060万美元增加[133] - 2023年上半年总股票薪酬费用增加3540万美元，现金G&A增加1230万美元[133] - 2023年上半年合并与整合费用为1760万美元，较2022年同期的570万美元增加[134] - 2023年上半年减值与废弃费用为50万美元，较2022年同期的310万美元减少[134] - 2023年上半年勘探及其他费用为960万美元，较2022年同期的430万美元增加[134] - 2023年上半年利息费用为7360.3万美元，较2022年同期的2748万美元增加4610万美元[134] - 2023年上半年衍生工具净收益为7511.3万美元，2022年同期净损失为1.63657亿美元[135] - 2023年上半年税前净收入为4.296亿美元，所得税费用为6080万美元；2022年上半年税前净收入为2.559亿美元，所得税费用为4830万美元[135] 公司资本支出情况 - 2023年上半年资本支出为7.455亿美元，预计2023年钻探、完井和设施资本支出预算在12.5亿至14.5亿美元之间[136] 公司经营活动现金情况 - 2023年上半年经营活动产生的现金为8.867亿美元，较2022年同期增加4.316亿美元[139] 公司债务发行情况 - 2021年3月19日和26日，OpCo发行可转换优先票据，总收益1.636亿美元，年利率3.25%，2028年4月1日到期[143] - 2022年9月1日，OpCo承担Colgate未偿还高级票据，包括3亿美元2026年到期7.75%高级票据和7亿美元2029年到期5.875%高级票据[145] - 2017年11月30日和2019年3月15日，OpCo分别发行4亿美元2026年到期5.375%高级票据和5亿美元2027年到期6.875%高级票据[145] - 2020年5月，部分2026年和2027年高级票据被交换为1.271亿美元8.00%第二留置权高级担保票据，2021年第二季度被赎回[145] 价格变动对油气销售影响情况 - 2023年上半年，油价每变动10%，油气销售变动1.074亿美元；天然气价格每变动10%，变动560万美元；NGL价格每变动10%，变动1100万美元[150] - 2023年上半年公司油气销售，油价每变动10%，销售额变动1.074亿美元；天然气价每变动10%，销售额变动560万美元；NGL价每变动10%，销售额变动1100万美元[150] 公司油气衍生品合约情况 - 截至2023年6月30日及7月31日新增的原油互换合同，不同时间段有不同的交易量和加权平均价格[151] - 截至2023年6月30日及7月31日新增的原油领口期权合同，不同时间段有不同的交易量和加权平均价格区间[151] - 截至2023年6月30日及7月31日新增的原油基差互换合同，不同时间段有不同的交易量和加权平均基差[152] - 截至2023年6月30日及7月31日新增的原油展期互换合同，不同时间段有不同的交易量和加权平均展期基差[152] - 截至2023年6月30日，公司油气衍生品合约净公允价值为1.10565亿美元，较2022年12月31日的1.14466亿美元有所减少[154] - 2023年12月31日至2023年6月30日，油气衍生品合约净公允价值从114466千美元变为110565千美元[154] - 2023年6月30日，NYMEX原油远期曲线每桶假设上下变动10%，会使公允价值分别增加8670万美元或减少8800万美元[154] - 2023年6月30日，NYMEX天然气远期曲线每MMBtu假设上下变动10%，会使公允价值分别增加470万美元或减少510万美元[154] 公司借款利率情况 - 截至2023年6月30日，公司循环信贷安排下有3亿美元借款，加权平均利率为7%，利率变动1%，年利息费用变动约300万美元[155] - 公司剩余18亿美元长期债务为高级票据，固定利率不受利率变动影响[155] - 截至2023年6月30日，公司循环信贷安排下有3亿美元借款，加权平均利率为7.0%[155] - 加权平均利率变动1.0%，每年利息费用影响约为300万美元[155] - 公司剩余18亿美元长期债务为高级票据，有固定利率[155] 公司合规与内控情况 - 截至2023年6月30日，公司披露控制和程序有效[156] - 2023年上半年，公司财务报告内部控制系统无重大变化[157] 公司违规罚款情况 - 2023年第三季度，公司因解决新墨西哥州的燃烧违规问题，被评估罚款60万美元[157] - 2023年第三季度，公司因新墨西哥州燃烧违规被罚款60万美元[157] 2023年7 - 9月能源互换交易情况 - 2023年7 - 9月原油互换交易量为174.8万桶，加权平均价格为85.04美元/桶[151] - 2023年7 - 9月天然气互换交易量为148.6925万MMBtu，加权平均价格为4.7美元/MMBtu[153] - 2023年7 - 9月天然气基差互换交易量为621万MMBtu，加权平均差价为 - 1.3美元/MMBtu[153] - 2023年7 - 9月原油基差互换交易量为102.5万桶，加权平均差价为0.63美元/桶[152] - 2023年7 - 9月原油滚动差价互换交易量为165.6万桶，加权平均差价为1.16美元/桶[152] - 2023年7 - 9月天然气互换交易量为1486925MMBtu，加权平均气价为4.70美元/MMBtu[153]

公司概况 - 公司是最大的特拉华盆地纯上游勘探与生产公司，拥有约18万净英亩土地、约4.3万净特许权英亩土地，2023财年预计日产量约16.2万桶油当量[5] - 企业价值约78亿美元，当前杠杆率约1.0倍[5] 财务表现 - Q1'23总净产量153.8千桶油当量/日，超指引；石油产量78.3千桶/日，符合指引；石油占比51%，液体占比71%；油气总收入6.16亿美元[7][16][17] - Q1'23经营活动提供的净现金为4.38亿美元，调整后自由现金流按应计资本支出算为1.01亿美元，按现金资本支出算为1.46亿美元[8] - Q1'23调整后EBITDAX为4.99亿美元，调整后净收入为1.923亿美元[37][58] 资本回报 - 执行资本回报策略，Q1'23通过基础和可变股息及股票回购实现总资本回报8500万美元，派息率达50%[20] - 宣布季度基础股息为每股0.05美元，启动首次可变股息每股0.05美元，Q1回购275万股C类普通股，花费约2900万美元[17][20] 业务运营 - Q1'23执行超45笔交易，包括收购、土地交易和租赁等，关闭此前宣布的利县收购和里夫斯县中游基础设施剥离交易[17][29] - 成功整合两家前身公司，实现运营协同效应，Q1'23石油产量达指引中点，自合并完成后连续三个季度执行良好[21] 风险管理 - 拥有有吸引力的对冲组合，2023年剩余时间，对冲覆盖约30%的预计原油产量，加权平均价格约87.64美元/桶[46] - 维持强大资产负债表，4月信贷额度借款基数重申为25亿美元，无近期到期债务，2029年前到期债务期限错开[44] 战略规划 - 专注于投资组合优化，通过关闭交易增加高回报钻井库存，同时产生净现金收益[5] - 致力于ESG卓越，持续减少温室气体排放强度，消除常规燃烧，改进设施设计，加强LDAR计划并与中游供应商合作[69]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后自由现金流在现金资本支出基础上为1.46亿美元，在应计资本支出基础上为1.01亿美元，公司用现金资本支出数据计算可变股息 [2][83] - 第一季度总公司产量为15.4万桶油当量/天，石油产量为7.8万桶/天，应计资本支出为3.6亿美元，均符合或超过预期 [21] - 第一季度实现4.99亿美元的调整后EBITDAX，总现金成本符合2023年指导范围，预计随着产量增加未来季度将下降，LOE为每桶油当量5.38美元，GP&T为每桶油当量1.12美元，现金G&A为每桶油当量1.36美元 [91] - 第一季度回购275万股股票，花费2900万美元，将以每股0.05美元的可变股息返还剩余资金以达到50%的目标 [10] - 第一季度净循环信贷借款减少20%，约6500万美元，无近期到期债务，RBL上有超过10亿美元的流动性 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度完成45笔以上小型交易，近100%的收购权益将在未来12个月内开发，这些交易是回报率最高的收购之一 [12] - 第一季度投资组合优化使净租赁面积增加约5000英亩，净特许权面积增加超3000英亩，同时产生超2000万美元的净现金收益 [13] - 特许权实体若独立来看，目前每年产生超5000万美元的自由现金流 [14] 各个市场数据和关键指标变化 - 4月利用欧佩克减产公告，为2023年下半年增加3000桶/天的石油掉期合约，价格为每桶77美元，截至目前，已为今年剩余时间约30%的预期原油产量进行套期保值，加权平均底价略高于82美元 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司业务计划专注于产生自由现金流、为股东带来回报、保持资产负债表实力以及优化优质特拉华盆地资产基础 [8] - 公司承诺将剩余自由现金流的50%通过股息或回购返还给股东，默认方式是可变股息，但会在特定情况下进行股票回购 [10][36] - 持续进行投资组合优化，包括收购和出售资产，以专注核心业务并提高整体公司回报 [13][27] - 保持活跃的套期保值策略，以应对市场波动并在市场低迷时把握机会 [11][53] - 基于米德兰的地理位置优势和专业的业务开发团队，进行基层业务拓展，开展小型交易以实现业务增长 [12][37] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 过去12个月的整合过程具有挑战性，但团队表现出色，目前科尔盖特和百年资源的整合已完成，未来将专注为股东创造价值 [9] - 尽管第一季度产量下降，但仍有望实现从去年第四季度到今年第四季度10%的产量增长目标，全年产量增长相对线性 [32][43] - 预计现金和应计资本支出随时间趋于一致，目前资本支出符合指导预期，第一季度现金支出低于应计支出，预计今年剩余时间现金支出略高于应计支出 [33] - 市场上有超规格钻机可供使用，钻机价格虽未大幅下降，但市场趋势对公司有利 [56] - 公司认为自身业务具备优质资产、低成本运营、合理资本配置、有机增长、资产负债表实力等优势，能够持续为股东创造价值并巩固在能源领域的领先地位 [85] 其他重要信息 - 公司通过众多基层努力支持社区发展，是二叠纪战略合作伙伴的成员，该组织已在二叠纪盆地的教育、医疗和安全方面投资超1.25亿美元 [58] - 公司在季度收益报告中新增现金资本支出项目，第一季度现金资本支出低于应计资本支出，预计随时间会恢复正常 [78] - 公司与埃迪县的一家相邻运营商完成一笔大面积土地交易，提高了高回报地点的工作权益并创建了多个新的作业钻井单元，预计约一半的3400英亩入站土地将在未来12个月内开始开发 [84] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 强调特许权面积的原因及是否有其他货币化途径和基层建设特许权组合的努力 - 公司一直寻求增加开发井的净权益，这是高回报的资本投入方式，但不打算建立非运营的超额权益组合或单独业务，强调特许权面积是为了让市场更好理解公司业务的资本效率 [31] - 存在货币化非运营超额权益的机会，但目前没有重大战略计划，公司重视特许权对整体业务的作用 [41] 问题: 生产增长是否线性及各季度差异的影响因素 - 生产增长大致线性，从第一季度到第四季度的产量增长模型中没有明显的影响因素导致产量大幅波动 [32][43] 问题: 资本返还计划中股票回购的框架和当前估值下的偏好 - 公司资本返还战略的默认方式是可变股息，认为这是长期向股东返还资本最安全、最稳定的方式 [36] - 股票回购有两个时机，一是确保赞助商有序减持股份，二是当公司股票交易出现严重脱节时，公司会积极进行回购 [36][48] 问题: 基层业务的团队支持结构和市场机会 - 公司位于米德兰，团队扎根当地是战略核心，拥有专业的业务开发团队，该团队有8 - 9名全职人员，且可整合公司资源 [37] - 基层小型交易是公司长期以来看到的最有吸引力的收购机会之一，当地存在和对这类收购的专注是公司的差异化优势 [50] 问题: 增加套期保值的原因 - 套期保值是公司经营理念的重要部分，该行业波动性大，套期保值能确保未来季度一定的自由现金流，具有战略价值 [53] - 虽然目前公司资产负债表不需要套期保值来保护，但套期保值可让公司在市场低迷时把握机会，预计未来会继续增加套期保值 [53] 问题: 运营效率及剩余年份的计划，包括钻机数量调整、区域和地层重点以及季度产量的波动情况 - 公司有信心在年中减少一台钻机的情况下，仍能实现年初设定的150口井的目标，过去12个月的整合工作使公司运营效率显著提高 [63] - 从第一季度到第四季度的产量增长模型中没有明显的影响因素导致产量大幅波动，增长相对线性 [63] 问题: 服务提供商谈判和长期合同到期情况 - 公司的钻机合同安排较为分散，约三分之一为多年期合同，三分之一为一年期合同，三分之一为短期合同 [72] - 压裂价格每季度重新评估，过去一个季度没有上涨，之前连续六个季度上涨，目前公司对资本支出指导有信心，市场趋势利大于弊，但今年的资本计划还不能完全确定 [73] 问题: 现金资本支出和生产的节奏以及营运资金与现金资本支出的细微差别 - 预计现金和应计资本支出随时间趋于一致，第一季度现金支出低于应计支出，预计今年剩余时间现金支出略高于应计支出 [33] - 第一季度产量下降，后续预计呈上升趋势，产量增长相对线性 [32][43]

能源价格波动情况 - 2022年3月8日，纽约商品交易所西德克萨斯中质原油现货价格达到每桶123.70美元的高位；8月23日，纽约商品交易所亨利枢纽天然气指数价格达到每百万英热单位9.85美元的高位[110] 公司资产交易情况 - 2023年2月16日，公司完成收购约4000英亩净租赁土地和3300英亩净特许权土地，未调整购买价格为9800万美元[113] - 2023年3月13日，公司完成出售位于德克萨斯州里夫斯县的盐水处理井及相关采出水基础设施，获得1.25亿美元现金，其中6500万美元与水资产出售和控制权转移直接相关，6000万美元为或有对价[114] 公司股息与回购情况 - 2023年3月，公司宣布A类普通股每股现金股息为0.05美元，运营公司普通单位每单位现金分配为0.05美元，总计2810万美元，于3月15日支付[115] - 截至2023年3月31日的三个月内，公司支付2940万美元回购280万个普通单位，同时注销同等数量的C类普通股[115] 各业务线销售收入变化情况 - 2023年第一季度与2022年第一季度相比，石油销售收入增长100%，达到5.24386亿美元；天然气销售收入下降18%，为3212.2万美元；NGL销售收入增长31%，为5976万美元[116] 各业务线销售价格变化情况 - 2023年第一季度与2022年第一季度相比，石油平均销售价格下降17%，至每桶74.38美元；天然气平均销售价格下降54%，至每千立方英尺1.81美元；NGL平均销售价格下降45%，至每桶27.12美元[116] 各业务线净产量变化情况 - 2023年第一季度与2022年第一季度相比，石油净产量增长139%，达到705万桶；天然气净产量增长142%，达到2397.4万立方英尺；NGL净产量增长204%，达到279.8万桶[116] 总净收入变化情况 - 2023年第一季度与2022年第一季度相比，总净收入增加2.69亿美元，增幅为77%[116][119] 销售价格与净产量综合变化情况 - 2023年第一季度与2022年第一季度相比，石油、天然气和NGL平均实现销售价格分别下降17%、54%和45%，而净产量分别增长139%、142%和204%[116][119] 销售价格下降原因情况 - 天然气平均实现销售价格下降54%，主要因NYMEX天然气均价下降42%及价差扩大；NGL平均实现价格下降45%，主要因2023年第一季度Mont Belvieu工厂产品现货价格低于2022年同期[120] 租赁运营费用变化情况 - 2023年第一季度租赁运营费用为7453.2万美元，较2022年同期增加4579.8万美元，增幅159%；每桶油当量费用为5.38美元，较2022年同期增加0.18美元，增幅3%[120] severance和从价税变化情况 - 2023年第一季度severance和从价税为4850.9万美元，较2022年同期增加2345.8万美元，增幅94%；占总收入比例从7.2%增至7.9%[120] 集输、处理和运输费用变化情况 - 2023年第一季度集输、处理和运输费用为1548.2万美元，较2022年同期减少640.9万美元，降幅29%；每桶油当量费用从3.96美元降至1.12美元，降幅72%[120][121] 折旧、损耗和摊销费用变化情况 - 2023年第一季度折旧、损耗和摊销费用为1.88219亿美元，较2022年同期增加1.172亿美元；每桶油当量费用为13.60美元，较2022年同期增加0.74美元[121] 一般和行政费用变化情况 - 2023年第一季度一般和行政费用为3547.4万美元，较2022年同期增加487.1万美元；现金费用增加700万美元，部分被基于股票的薪酬减少210万美元抵消[121][122] 合并和整合费用情况 - 2023年第一季度合并和整合费用为1330万美元，主要包括1110万美元的遣散费及相关福利和220万美元的咨询、法律和会计费用[123][124] 勘探及其他费用变化情况 - 2023年第一季度勘探及其他费用为437.4万美元，较2022年同期增加206.7万美元，主要因加速股份归属的基于股票的薪酬增加和G&G人员成本增加[125] 利息费用变化情况 - 2023年第一季度利息费用为3677.7万美元，较2022年同期增加2362.3万美元，主要因合并中承担的高级票据利息增加1610万美元和信贷协议利息增加760万美元[125] 资本支出与预算情况 - 2023年第一季度公司资本支出为3.598亿美元，预计2023年钻探、完井和设施资本支出预算在12.5亿至14.5亿美元之间；3月宣布支付股息和分配共2810万美元，第一季度回购280万股C类普通股，花费2940万美元[127] 经营活动净现金变化情况 - 2023年第一季度经营活动产生的净现金为4.382亿美元，较2022年同期增加2.781亿美元[130] 经营活动现金流使用情况 - 2023年第一季度，经营活动现金流、手头现金及出售油气资产所得6510万美元用于多项支出，包括3.153亿美元的钻探和开发现金支出、偿还信贷协议项下1亿美元净借款等[131] 信贷协议修订情况 - 2022年7月15日，信贷协议第一次修订将选定承付款从7.5亿美元增至15亿美元，借款基数从11.5亿美元增至25亿美元[132] 公司票据发行情况 - 2021年3月，公司发行1.5亿美元3.25%的高级无抵押可转换票据，后又增发2000万美元，总计净收益1.636亿美元[134] 公司承担高级票据情况 - 2022年9月1日，公司承担Colgate未偿还的高级票据，包括3亿美元7.75%的2026年到期高级票据和7亿美元5.875%的2029年到期高级票据[136] 价格变动对油气销售额影响情况 - 基于2023年前三个月的产量，油价每变动10%，2023年第一季度油气销售额将变动5240万美元；天然气价格每变动10%，将变动320万美元；NGL价格每变动10%，将变动600万美元[141] - 2023年1 - 3月，公司油气销售会因每桶油价10%的变动上下浮动5240万美元，每百万立方英尺天然气价格10%的变动上下浮动320万美元，每桶NGL价格10%的变动上下浮动600万美元[141] 信贷协议对商品套期保值合约限制情况 - 信贷协议限制公司签订的商品套期保值合约不得超过已探明财产合理预期预计产量的85%[142] 原油互换合约情况 - 截至2023年3月31日及2023年4月30日新增的原油互换合约，不同时间段的交易量和加权平均原油价格不同，如2023年4 - 6月交易量为159.25万桶，加权平均价格为87.64美元/桶[142] - 2023年4 - 6月原油互换交易量为159.25万桶，加权平均原油价格为87.64美元/桶[142] 原油领口期权合约情况 - 截至2023年3月31日及2023年4月30日新增的原油领口期权合约，不同时间段的交易量和加权平均领口价格范围不同，如2023年4 - 6月交易量为81.9万桶，价格范围为75.56 - 91.15美元/桶[142] 合同义务变化情况 - 自2022年12月31日以来，公司的合同义务没有重大、非日常的变化[137] 油气衍生品合约净公允价值变化情况 - 截至2022年12月31日，油气衍生品合约的净公允价值为1.14466亿美元，截至2023年3月31日为1.29243亿美元[145] - 截至2022年12月31日油气衍生品合约净公允价值为114,466千美元，截至2023年3月31日为129,243千美元[145] 远期曲线价格变动对公允价值头寸影响情况 - 2023年3月31日，NYMEX原油远期曲线每桶上下变动10%，会使公允价值头寸分别增加7550万美元或减少7690万美元；NYMEX天然气远期曲线每千立方英尺上下变动10%，会使公允价值头寸分别增加290万美元或减少320万美元[145] - 2023年3月31日NYMEX原油远期曲线每桶上下变动10%，会使公允价值头寸分别增加7550万美元或减少7690万美元[145] - 2023年3月31日NYMEX天然气远期曲线每千立方英尺上下变动10%，会使公允价值头寸分别增加290万美元或减少320万美元[145] 公司信贷协议债务情况 - 截至2023年3月31日，公司信贷协议下有2.85亿美元债务未偿还，加权平均利率为6.5%，加权平均利率1%的增减对利息费用的影响约为每年290万美元[146] - 截至2023年3月31日，公司信贷协议下未偿还债务为2.85亿美元，加权平均利率为6.5%[146] - 假设未偿还金额不变，加权平均利率增减1.0%，每年利息费用影响约为290万美元[146] 公司长期债务情况 - 公司剩余18亿美元长期债务为高级票据，有固定利率，不受利率变动影响[146] - 公司剩余长期债务余额18亿美元为高级票据，有固定利率，不受利率变动影响[146] 天然气互换合约情况 - 2023年4 - 6月天然气互换交易量为157.2752百万英热单位，加权平均天然气价格为4.70美元/百万英热单位[144] - 2023年4 - 6月天然气互换交易量为1,572,752百万英热单位，加权平均气价为4.70美元/百万英热单位[144] 原油基差互换合约情况 - 2023年4 - 6月原油基差互换交易量为73.9499万桶，加权平均差价为0.55美元/桶[143] - 2023年4 - 6月原油基差互换交易量为739,499桶，加权平均价差为0.55美元/桶[143] 天然气基差互换合约情况 - 2023年4 - 6月天然气基差互换交易量为614.25百万英热单位，加权平均差价为 - 1.30美元/百万英热单位[144] 公司控制和程序情况 - 截至2023年3月31日，公司披露控制和程序有效[147] - 截至2023年3月31日，公司披露控制和程序在合理保证水平上有效[147] 公司财务报告内部控制系统变化情况 - 截至2023年3月31日的三个月内，公司财务报告内部控制系统无重大影响的变化[148]

原油销售协议数据 - 2023 - 2025年原油销售协议的总交付量为2740万桶，其中2023年为1241万桶，2024年为1061万桶，2025年为438万桶；日交付量方面，2023年为3.4万桶/日，2024 - 2025年为2.9万桶/日[63] - 2023年1月至2025年5月，2.9万桶/日的交付量若未完成会面临财务“照付不议”惩罚[64] 主要客户收入占比 - 2022 - 2020年，BP America占公司总净收入的比例分别为34%、50%、47%；Shell Trading (US) Company占比分别为21%、22%、20%；Enterprise Crude Oil, LLC占比分别为18%、0%、4%；Eagleclaw Midstream Ventures, LLC占比分别为8%、11%、8%[66] - 2022 - 2020年，BP America分别占公司总净收入的34%、50%、47%；Shell Trading (US) Company分别占21%、22%、20%；Enterprise Crude Oil, LLC分别占18%、0%、4% [263] 法律法规及监管政策 - 《2005年能源政策法案》将FERC根据《天然气法》和《天然气政策法案》的最高民事罚款提高到每天138.8496万美元[75] - 《商品交易法》禁止任何人操纵州际贸易中任何商品的价格以及该商品金融工具的市场[76] - 公司运营受联邦、州和地方法律法规监管，违反规定会导致巨额罚款，且法规常修订或重新解释[70] - 公司在新墨西哥州和得克萨斯州的业务受当地法规限制产量和钻井数量，且需缴纳生产或severance税[71] - 石油销售目前不受监管，但国会未来可能实施价格控制，石油运输受FERC和州监管委员会监管[73] - 历史上州际天然气运输和销售受美国联邦政府机构监管，目前生产商可按不受控制的市场价格销售，但国会未来可能重新实施价格控制[74] - 2016年12月，EPA与环保组织达成同意令，要求在2019年3月15日前修订某些与石油和天然气废物相关的Subtitle D标准法规或确定无需修订[80] - 2019年EPA得出结论，认为无需对勘探和生产废物进行监管，各州已根据RCRA的Subtitle D条款进行充分监管[80] - 2015年EPA和美国陆军工程兵团发布WOTUS规则，2017年特朗普发布行政命令要求审查，2019年9月该规则被正式废除[82] - 2020年1月特朗普政府发布《通航水域保护规则》，2021年8月被联邦地方法院撤销，随后拜登政府停止执行并恢复1986年WOTUS定义[83] - 2022年12月30日，EPA和美国陆军工程兵团最终确定“修订后的‘美国水域’定义”规则，将于2023年3月20日生效[84] - 2020年4月，美国蒙大拿地区联邦地方法院撤销全国许可证NWP 12，5月缩小裁决范围，仅针对新油气管道建设[84] - 2021年1月，美国陆军工程兵团发布更新12个NWP的最终规则，将NWP 12拆分为三部分，新规则对长度超250英里的新油气管道项目有新要求[84] - 得克萨斯铁路委员会（TRRC）在米德兰地区多次发生3.5级以上地震后，要求运营商减少每日注入量并提供注入数据[85] - 2015年10月，EPA将地面臭氧国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，2021年10月宣布重新审议，目标2023年底完成决策[88] - 2021年4月，拜登宣布美国到2030年将排放量在2005年水平基础上减少50 - 52%[89] - 2021年11月，中美欧等发起“全球甲烷承诺”，目标到2030年将全球甲烷污染在2020年水平基础上至少削减30%[89] - 2022年8月，拜登签署《降低通胀法案》，包含甲烷排放减少计划[89] - 2022年9月，EPA发布报告，2020年二氧化碳社会成本在2%贴现率下为每公吨190美元[90] - 2012年和2016年6月，EPA发布CAA法规，对油气水力压裂过程中的空气排放捕获、泄漏检测和许可设定标准[91] - 2016年6月，EPA发布废水排放限制指南，禁止陆上非常规油气开采设施向公共污水处理厂排放废水[91] - 2014年，EPA发布关于水力压裂所用化学物质和混合物的TSCA报告预发布版本[91] - 2015年3月，BLM通过关于联邦和印第安土地上水力压裂的严格标准规则，2020年3月法院维持BLM撤销该规则的决定[91][92] - 2016年12月，EPA发布水力压裂对饮用水资源潜在影响的最终报告，结论是在特定有限情况下可能有影响[92] - 2013年5月，得克萨斯州铁路委员会发布“井完整性规则”，2014年1月生效，对钻井、下管和固井等提出新要求[157] - 该规则要求在完井或停止钻井后提交固井报告，并对低于可用地下水1000英尺的井进行额外测试[157] - 拜登宣布到2030年全经济范围净温室气体排放量较2005年水平减少50% - 52%[154] - 全球甲烷承诺目标是到2030年全球甲烷排放量较2020年水平至少减少30%[154] - 新墨西哥州和得克萨斯州政府正在调查天然气燃烧做法，可能实施额外限制[160] - 美国联邦和州所得税法若有变化，如取消无形钻井和开发成本的即时扣除等，或对公司产生不利影响[164] - 自愿或法定的ESG信息披露可能引发私人诉讼、政府调查或执法行动[163] 公司员工情况 - 截至2023年2月7日，公司有218名全职员工[101] - 公司约36%的员工为女性，约22%的员工为非白人[102] - 公司在工作场所保持零员工可记录的疾病或受伤事故[102] 商品价格及资产减值 - 2020年，WTI原油现货价格一度跌至每桶负37.63美元，亨利枢纽现货价格低至1.33美元[108] - 2020年公司因油气商品价格低迷确认了5.918亿美元的资产减值[111] - 截至2022年12月31日，公司按SEC规则计算储量时使用的原油和天然气基准价格分别为每桶90.15美元和每百万英热单位6.36美元；若价格增减10%，年末探明储量将分别增减110万桶油当量（0.2%）和200万桶油当量（0.3%），探明储量税前PV 10%将分别增减17亿美元（15%）[113] - 商品价格持续或长期下跌可能导致公司预期收入和现金流不足，需减少资本支出或借款弥补缺口；若无法获得所需资本或融资，将对未来储备开发能力产生不利影响[110] - 若未来未折现现金流低于资产账面价值，公司可能需对资产进行减记；未来商品价格持续或长期下跌可能导致资产进一步减值，对经营业绩产生重大不利影响[111] - 储量估计依赖诸多假设，任何重大不准确都会影响储量数量和现值；实际生产、价格等可能与估计不同，重大差异会影响储量估计[112] - 2022年12月31日止年度，油价每变动10%，油气销售将上下波动1.622亿美元；NGL价格每变动10%，将上下波动2770万美元；天然气价格每变动10%，将上下波动2320万美元[225] - 2022年12月31日，NYMEX原油远期曲线每桶上下变动10%，公允价值头寸将分别增加9440万美元或减少9470万美元；NYMEX天然气远期曲线每百万英热单位上下变动10%，公允价值头寸将分别增加360万美元或减少390万美元[228] - 2022年和2021年已探明油气资产无减值，2020年因油气价格低迷，已探明油气资产发生591.8百万美元非现金减值[266] 公司储量情况 - 截至2022年12月31日，公司总估计探明储量的41%被归类为探明未开发储量[114] - 截至2022年12月31日，公司超过96%的总净面积由生产持有[115] - 公司需不断替换和开发储备，否则储量和产量将下降，影响未来现金流和经营业绩；若无法成功勘探、开发或收购足够储备，业务和财务状况将受重大不利影响[114] - 截至2022年12月31日，公司总估计已探明储量均来自二叠纪盆地的特拉华次盆地的物业[132] 公司运营风险 - 油气钻探和生产是高风险活动，存在诸多不确定性，公司可能未投保或保险不足，未保险或保险不足事件造成的损失和负债可能对业务和财务状况产生重大不利影响[120] - 钻井水平井面临在目标区域着陆、水平钻进时保持在目标区域、合理布置井间距等风险[127] - 完井面临按计划分段压裂、工具下入、防止与其他井意外连通等风险[128] - 公司运营严重依赖水供应，用水限制或无法经济处理产出水会对财务状况产生不利影响[130][131] - 公司生产物业集中在特拉华次盆地，易受区域因素影响，可能对运营结果产生较大冲击[132] - 公司生产的可销售性依赖第三方运输设施，设施不可用或无法获得合理条款会中断运营并减少收入[133] - 公司与供应商、服务提供商和购买方签订的多年协议含最低产量承诺，未满足承诺可能导致合同处罚[134] - 公司衍生品活动可能导致财务损失或减少收益，使用衍生品可能需交付现金抵押品[141][142] - 商品衍生品合约使公司面临交易对手违约导致财务损失的风险，未完全套期保值的生产使公司面临油气价格波动影响[143] - 公司的杠杆和偿债义务可能对财务状况、经营成果、业务前景和偿债能力产生不利影响[144] - 运营公司可能无法产生足够现金偿还债务，可能需采取其他措施但不一定成功[145] - 运营公司债务协议中的限制条款可能限制其增长和开展某些活动的能力[146] - 若运营公司无法遵守债务协议中的限制和契约，可能导致违约，进而加速还款甚至破产清算[148] - 运营公司循环信贷安排下借款基础的显著减少可能对公司运营资金产生负面影响[150] - 燃料节约措施、替代燃料需求、技术进步等或降低石油和天然气需求，影响公司收入[158] - 部分投资者因社会和环境因素减少或消除对石油和天然气行业的投资[158] - 不利的ESG评级和资金转移可能导致负面投资者情绪，影响公司股价和资本获取[163] - 公司面临法律法规变化或不遵守法规对业务、投资和经营结果产生不利影响的风险[165] - 投资者对油气行业负面情绪可能影响公司筹集股权和债务资本的能力[165] - 公司主要股东持有大量投票权，可能限制其他股东批准交易的能力[165] - 未来股权销售或稀释可能对公司普通股市场价格产生不利影响[166] - 合并业务若未能在预期时间内成功整合，可能对公司未来业绩产生不利影响[173] 公司债务情况 - 截至2022年12月31日，公司有大约21亿美元的长期债务，运营公司循环信贷安排下有11亿美元的额外借款能力（扣除580万美元未偿还信用证后）[144] - 运营公司循环信贷安排下的借款基础会自动减少未来可发行的高级无担保票据总名义金额的25%[151] - 与并购相关修改信贷协议时，选定的承付款项增加到15亿美元[151] - 截至2022年12月31日，公司在运营公司循环信贷安排下有3.85亿美元的未偿还借款[152] - 截至2022年12月31日，公司根据信贷协议有3.85亿美元未偿还债务，加权平均利率为6.4%，加权平均利率每变动1%，每年利息费用影响约为390万美元[229] - 剩余18亿美元长期债务为高级票据，有固定利率，不受利率变动影响[229] - 截至2022年12月31日，公司长期债务净额为21.40798亿美元，2021年为8.25565亿美元[252] - 2022年12月31日，公司长期债务净额21.40798亿美元；2021年12月31日，长期债务净额8.25565亿美元[289] - 截至2022年12月31日，公司信贷安排下未偿还借款3.85亿美元，可用借款能力11亿美元[289] - 2021年3月19日和26日，OpCo发行可转换优先票据，本金总计1.7亿美元，扣除发行成本后净收益1.636亿美元，利率3.25%，2028年4月1日到期[292] - 截至2022年12月31日，可转换优先票据净负债为1.65亿美元[293] - 2021年3月发行可转换优先票据时，OpCo进行上限认购交易，成本1470万美元[294] - 2022年9月1日，公司承担Colgate未偿还高级票据，包括3亿美元7.75%的2026年到期票据和7亿美元5.875%的2029年到期票据[295] - 2019年3月15日，OpCo发行5亿美元6.875%的2027年到期高级无担保票据，净收益4.89亿美元[295] - 2017年11月30日，OpCo发行4亿美元5.375%的2026年到期高级无担保票据，净收益3.91亿美元[295] - 截至2022年12月31日，2027年和2026年高级无担保票据剩余本金分别为3.564亿美元和2.894亿美元[295] 公司股东权益及股权交易 - 截至2022年12月31日，NGP、Pearl和Riverstone分别持有公司约21%、16%和13%的投票权益[165] - 合并后公司向原高露洁股东发行2.693亿股C类普通股和同等数量的OpCo普通股单位[166] - 2022年9月合并完成时，公司宣布一项规模达5亿美元的股票回购计划[168] - 特拉华州法律规定，持有公司超过15%有表决权普通股的股东进行某些业务合并需获大部分有表决权普通股股东批准[171] - 原高露洁股东在合并中获得的股份和单位锁定期至2023年3月1日[166] - 2022年9月1日，公司完成与Colgate Energy Partners III, LLC的合并，并更名为Permian Resources Corporation [257] - 2022年9月1日，科尔盖特单元持有人的会员权益换为2.693亿股C类普通股、2.693亿个普通股单位和5.25亿美元现金对价[280] -

财务数据和关键指标变化 - 第四季度净产油量约为81,375桶/日，平均净当量产量总计158,200桶/日，调整后EBITDAX为6.21亿美元，总资本支出为3.25亿美元，调整后自由现金流为2.56亿美元 [3] - 第四季度成本基本符合预期，LOE为每桶油当量5.04美元，GP&T为1.39美元，现金G&A为1.46美元，GP&T因公司更多产量从实物处理安排过渡而显著下降 [3] - 截至12月31日，公司约有6000万美元现金，循环信贷安排借款3.85亿美元，总净债务约21亿美元，净债务与LQA EBITDAX之比约为0.9倍，预计将利用自由现金流随时间减少净债务 [70] - 可控现金成本（包括LOE、GP&T和现金G&A）中点估计为每桶油当量7.60美元，较之前展望降低5%，预计G&A约为每桶油当量1.30美元，较合并前独立的Centennial上一季度实现的2.10美元下降约40% [72] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第四季度油产量超过81,000桶/日，超过生产范围上限，产量增加主要归因于油井表现好于预期 [51] - 完井方面，车队效率使每日完成的侧钻长度增加17% [52] - PR D&C团队在第四季度提高运营效率，每日钻井进尺增加约11%，减少了钻机释放时间，主要得益于离线固井和快速钻井的实施 [42] 各个市场数据和关键指标变化 - 能源板块在标准普尔500指数中的表现较2020年低点略有改善，但相对于市场其他板块仍处于估值折价状态 [7] - 预计2023年全年总平均产量为16.2万桶油当量/日和8.5万桶油/日，分别较9月初步展望中点增长3%和4%，目标是第四季度到第四季度石油产量增长10%，2023年石油退出率比之前展望高9% [45] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于提升投资组合价值，通过加速非战略资产价值实现，将资金重新投入核心业务高回报项目，为股东创造回报 [1] - 2023年计划通过合理分配资本，平衡高回报率库存开发，确保需共同开发的区域一起开发，以实现更高回报和自由现金流 [57] - 公司将实施可变回报计划，第一季度开始，将至少50%的自由现金流在支付基础股息后返还给投资者，第一季度可变股息将于5月支付 [44] - 公司认为自身凭借核心资产、有机增长、高效运营和强大财务状况，有机会获得更具竞争力的估值倍数，不仅与直接同行竞争，还与更广泛市场的其他行业竞争 [59] - 公司将继续寻找高增值交易，优化投资组合，增加股东价值，如近期宣布的一系列交易为资产负债表增加1亿美元，并为近期钻井计划增加约45个高回报地点 [53] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对团队在第四季度的表现感到自豪，各方面执行良好，油井结果出色，成本得到控制，产量超过预期，同时成本保持在范围内 [50] - 公司对2023年前景充满信心，认为能够实现更高产量、更低单位成本，提高资本效率和自由现金流，为股东创造长期价值 [74] - 公司认为Permian盆地是北美最佳产油盆地，资产质量将使运营商在未来几年保持强劲的自由现金流水平 [7] 其他重要信息 - 3月1日起，Guy Oliphint将接任首席财务官一职，他拥有近20年为上游公司提供财务和战略交易咨询的经验 [4] - 公司可能会提及非GAAP财务指标，相关指标与最近对应GAAP指标的调节可在收益报告或演示文稿中找到，这些文件可在公司网站获取 [38] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 油井生产率提高的主要驱动因素是什么 - 油井在所有资产区域都表现出色，第四季度德州资产、Lea县资产和Eddy县资产都有显著表现，其中Eddy县资产表现最佳，为2023年奠定了良好基础 [62] 问题: 基于15年以上的库存，2023年的资本效率水平能维持多久 - 15年库存中约三分之二位于Wolfcamp和Bone Springs Sands地层，这是Delaware盆地最具生产力的地层，未来5 - 7年能维持相同水平的资本效率，后几年资本效率可能会略有下降 [63] 问题: 除冬季准备外，还有哪些因素导致运行时间高于历史水平 - 运行时间的提高是各方面小因素积累的结果，主要得益于整合工作到位，各团队协同合作，压缩运行时间是最大驱动因素，公司在现场有很多气举压缩机，且系统运行良好 [64] 问题: 2023年计划的轻微调整对2023年和2024年有何影响 - 2023年计划能使石油产量从2022年第四季度到2023年第四季度继续增长10%，2022年第四季度产量超出预期9%，为2023年奠定了良好基础，2023年第四季度石油产量将比之前预期高9%，为2024年提供了很好的起点 [84] 问题: 公司近期是否增加了运输合同，目前在Delaware的基础设施状况如何 - 今年下半年新管道上线将带来一些运力释放，公司有一定保障，约三分之一的天然气有Henry Hub加基差互换协议，且大量天然气在休斯顿航道销售，今年只有约三分之一的天然气面临较低的WAHA定价，对公司价值影响不大 [85] 问题: 计划实施的提高运营效率的项目完成情况如何，剩余空间如何衡量 - 运行时间和油井表现是产量提高的关键，说明资产质量高，公司在整合过程中制定了最佳实践，确保人员和流程合理配置，一个季度就看到了效果 [79] 问题: 2023年工作计划中工作权益增加5%的驱动因素是什么，近期增加工作权益的机会如何 - 这得益于公司强大的土地和业务开发团队，团队通过各种小交易，如土地交易、租赁延期和增加附带工作权益等，不断优化现有资产，第四季度完成了50多笔交易 [87] 问题: 成本通胀趋势如何 - 公司预计同比通胀率在15%左右，实际通胀略高于此，但通过合并后的效率提升抵消了1% - 2%的通胀 [25] 问题: 现金返还计划中，回购和可变股息的最新想法是什么 - 公司自9月推出该计划以来，信息一直保持一致，长期来看，默认倾向于可变股息，但也喜欢股票回购，会根据机会进行灵活操作 [93] 问题: 市场上的投资组合优化、小额并购交易情况如何，当前是否是交易的好环境 - 公司一直有进行小额交易，这些交易回报率高且增值明显，像几周前宣布的大型附带交易是很好的机会，但此类机会越来越难找到，公司会谨慎寻找能为股东带来价值的交易，若找不到也对现有库存质量和深度满意 [96][98]

公司概况 - 是最大的特拉华盆地纯上游勘探与生产公司，拥有约18万净英亩土地、约4.3万净特许权英亩土地，2023财年预计产量约16.2万桶油当量/日[10] - 企业价值约74亿美元，当前杠杆率约0.9倍[10] 财务表现 - 2022财年归属于A类普通股的净利润为5.15037亿美元，调整后EBITDAX为15.16294亿美元[3] - 2022年第四季度净现金提供的经营活动为5.28亿美元，调整后自由现金流为2.56亿美元[14] 运营亮点 - 2022年第四季度石油产量为81.4万桶/日，超出此前预期中点9%[14] - 冬季风暴期间表现出色，等效停机时间不到半天，预计对2022年第四季度总产量影响约3%[18] 业务交易 - 2023年1月宣布一系列投资组合管理交易，包括9800万美元的附带收购、7000万美元的非运营资产剥离和1.25亿美元的中游基础设施交易[22] 2023年指引 - 总生产量为15.5 - 16.8万桶油当量/日，石油产量为8.2 - 8.8万桶/日[31][34] - 总现金成本为7.10 - 8.10美元/桶油当量，资本支出计划为12.5 - 14.5亿美元[37][40] 股东回报 - 宣布季度基础股息为每股0.05美元，预计从2023年第一季度开始实施可变资本回报计划，将至少50%的自由现金流返还给股东[14][35][38] 风险管理 - 提醒前瞻性陈述受多种风险和不确定性影响，包括商品价格波动、疫情、通胀等[2] 非GAAP指标 - 介绍调整后EBITDAX、自由现金流、调整后自由现金流、净债务和净债务与EBITDAX比率等非GAAP财务指标的用途和局限性[7][8][9] 资产负债表 - 截至2022年12月31日，现金及现金等价物为6000万美元，净债务为21.41亿美元，当前杠杆率约0.9倍，长期杠杆目标为0.5 - 1.0倍，总流动性约12亿美元[63][66][67] ESG表现 - 持续关注减少温室气体排放强度，通过消除常规燃烧、改进设施设计等措施实现；致力于减少地表干扰和水资源使用；管理层薪酬与股东利益高度一致[72]