公司动态 - Riley Exploration Permian宣布以1.42亿美元进行收购同时将2025年资本支出预算削减近1亿美元 [2] - 公司预计到2025年底杠杆率将降至1.2倍并显著增加未来开发机会 [2] 分析师背景 - Aaron Chow拥有15年以上分析经验是TipRanks顶级评级分析师 [3] - 曾联合创立移动游戏公司Absolute Games后被PENN Entertainment收购 [3] - 为两款合计安装量超3000万的移动应用设计游戏内经济模型 [3] 研究服务 - Distressed Value Investing提供两周免费试用包含独家能源公司研究报告 [1] - 研究库包含100多家公司的1000多份历史报告 [1] - 重点关注价值投资机会和困境证券特别侧重能源行业 [3]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度运营现金流5400万美元，转化为3900万美元的上游自由现金流，资本支出占比35%，保持产量基本持平 [24] - 上游自由现金流分配：56%用于偿债和现金储备，使债务环比减少2100万美元，杠杆率降至0.9倍；23%投资于中游和电力项目；21%用于分红 [24] - 2025年独立运营时，总投资减少1.05亿美元（50%），其中上游资本支出减少41%，中游资本支出减少71%，电力合资企业投资减少25% [29] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 第一季度净产量略有下降，从146万桶降至141万桶，但油当量产量同比增长19%，从185万桶增至220万桶 [13] - 第一季度平均日产净油15620桶，油当量24430桶 [14] - 第一季度每桶油当量运营成本（LOE）为8.34美元，较2024年第四季度降低2%，较去年同期降低8% [14] - 独立运营时，上游产量中点指导仅下降4%，仍呈同比增长 [29] 中游业务 - 第一季度完成新墨西哥州集输和压缩项目第一阶段，Birdie压缩机站投产，压缩能力达1500万立方英尺/天 [18] - 该压缩机站设计可扩展至1亿立方英尺/天 [20] 电力业务 - 第一季度德州资产50 - 60%的电力需求由自备发电提供 [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 通胀调整后，油价处于过去20年最低水平，除2015 - 2016年和2020年的12个月期间 [30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司优先收购和保留高质量库存，而非将库存转化为产量，在当前市场环境下，凭借强大资产基础、严格资本分配理念和稳健对冲策略，有望取得成功 [9] - 收购Silverback Exploration，扩大在新墨西哥州的业务版图，增强长期上游开发潜力，预计在水处理、天然气外输和发电等方面产生协同效应 [5][6] - 调整2025年资本支出，降低各业务板块投资，通过销售已完工井和利用库存井，减少对上游产量的影响 [28][29] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管市场波动，但收购Silverback Exploration符合公司长期展望，该资产大部分面积已投产，为未来开发提供灵活性 [6][9] - 公司对当前运营表现满意，通过降低运营成本实现产量相对稳定，未来将继续关注成本，灵活调整项目进度 [14][20] - 相信市场条件将改善，届时可利用现有资产和基础设施增加产量 [30] 其他重要信息 - 第一季度实现安全事故率为零，安全日比例达93% [11] - 重新确认借款基础为4亿美元 [56] - 2025年剩余时间，按合并基准，已对冲70%预测PDP产量和57%总石油产量的油价，加权平均底价为67美元；2026年，已对冲67%预测PDP产量，加权平均底价为59美元 [26] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 卖方出售Silverback Exploration的动机是什么？ - 卖方为大型私募股权机构，通常关注30 - 50亿美元规模的实体，该资产对其而言可能规模较小；公司建设管道的项目使其在解锁资产价值方面具有战略优势 [41][42] 问题2: Silverback交易对中游项目范围有何影响？能否将其产量纳入规划系统？能否通过该系统增加经济效益？ - 收购支持公司对基础设施的投资，可利用现有管道，未来可能需要额外的集输和压缩设施；该资产代表大量额外产量，可通过系统输送，为上下游业务带来双赢 [46][47][48] 问题3: 更高效地输送天然气对产油能力有何影响？ - 若无天然气和水的外输设施，将限制石油生产；该收购使公司在市场时机合适时能够灵活调整产量 [52][53] 问题4: Silverback资产对公司秋季借款基础重估有何影响？ - PDP价值约为收购价格的一半，预计借款基础将有所增加，但不确定具体金额；近期开发活动也可能带来增量；公司已重新确认借款基础为4亿美元 [55][56] 问题5: 公司如何考虑在不确定市场环境中对冲下行风险？ - 对冲是风险管理工具，公司在困境前进行了对冲；杠杆率和固定成本越高，越需要更多保护；公司将部分2026年的60×80领口期权转换为掉期，获得5 - 6美元的提升，为未来一年提供更清晰的现金流 [58][59] 问题6: 在新墨西哥州开展电力业务与德州在许可方面有何显著差异？ - 新墨西哥州的空气许可需在发电机上增加一个功能项，会增加一些成本，但公司在许可方面进展顺利，感觉良好 [61][62] 问题7: Silverback资产如何竞争资本？公司如何看待在该资产上创造工作权益的机会？ - 资产东侧与公司现有油藏质量相似，初期开发将围绕基础设施展开，优先开发Novo资产东侧和Riley资产西侧，利用现有压缩站和管道 [68] 问题8: 非钻探和完井资本投资是否为上游业务增加资本投入提供足够的发展空间？ - 削减的资本包括钻探和完井资本以及部分基础设施投资，部分项目将推迟至未来12 - 24个月或更长时间实施 [70][71] 问题9: 收购交易是否包含债务？Silverback近期的钻井进度如何？ - 交易不包含债务；Silverback钻探活动不活跃，主要受基础设施限制，其最后一次钻井是在一年半前 [78][79][81] 问题10: 在尽职调查前，公司是否意识到Silverback受限制的程度？交易达成是否迅速？ - 行业普遍了解二叠纪地区天然气外输的限制，公司尽力促成交易，过去六周克服了市场波动 [88][89] 问题11: 收购的Silverback资产产量下降情况如何？是否有利于2026年资本规划？ - 资产产量下降已趋缓，不会对公司造成重大问题，使公司在资本部署上更具机会主义，可根据市场环境灵活投资 [94][95][96]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度将5400万美元运营现金流转化为3900万美元上游自由现金流，上游资本再投资率为35%，同时保持产量基本持平 [21] - 季度环比债务减少2100万美元，杠杆率降至0.9倍，上游自由现金流的56%用于偿债和增加现金 [21] - 2025年独立运营的总投资减少1.05亿美元，降幅50%，其中上游资本支出减少41%，中游资本支出减少71%，电力合资企业投资减少25% [25] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 第一季度净产量环比略有下降，从146万桶降至141万桶，但同比增长9%，油当量同比增长19%，从185万桶增至220万桶 [11] - 2025年第一季度平均日净产量为15620桶油和24430桶油当量 [12] - 2025年第一季度每桶油当量的运营成本为8.34美元，较2024年第四季度降低2%，较去年同期降低8% [12] 中游业务 - 第一季度完成新墨西哥州集输和压缩项目第一阶段，Birdie压缩机站投入使用，建立了1500万立方英尺/日的压缩能力 [15] 电力业务 - 第一季度德州资产50% - 60%的电力需求由自备发电提供，正在评估在新墨西哥州进行类似安装的好处 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 经通胀调整后，油价处于过去20年的最低水平，除了2015 - 2016年和2020年的12个月期间 [26] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司优先考虑收购和保存高质量库存，而非将库存转化为产量，认为当前是获取和保存库存的好时机 [8][26] - 公司达成以1.42亿美元现金收购Silverback Exploration的协议，该资产位于新墨西哥州，拥有约4.7万净工作权益英亩，增加了300多个未开发水平井位和50多个重叠未开发水平井位，98%的土地由生产持有 [6] - 公司预计收购将在水处理、天然气外输和发电等方面产生协同效应 [7] - 公司计划调整2025年资本支出，减少各业务线投资，同时通过销售已完井和利用库存井来维持产量 [24][25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管市场波动，但公司认为收购Silverback Exploration符合长期发展前景，公司凭借强大资产基础、严格资本分配理念和稳健对冲策略，有能力在当前市场环境中取得成功 [8] - 公司相信更有利的市场条件将回归，届时将推动新的生产 [26] 其他重要信息 - 公司2025年第一季度实现零可记录事故率，安全日比例达到93%，创季度记录 [9] - 公司计划今年使用钻机进行10口井的钻探计划，补充已完井库存 [11] - 公司观察到许多服务成本较去年平均压缩10%，若钻机数量大幅下降，成本压缩幅度可达20% [13] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 卖方出售Silverback Exploration的动机是什么？ - 卖方是大型私募股权机构，通常关注30 - 50亿美元规模的实体和退出机会，该资产对其而言规模可能较小；同时，该地区基础设施受限，公司的管道项目使其具备解锁资产价值的战略优势 [33][34] 问题: Silverback交易对中游项目范围有何影响？能否将其产量纳入计划建设的系统？能否通过增加产量获得额外经济效益？ - 收购支持公司投资基础设施的决策，可利用现有管道，未来可能需要更多集输和压缩设施；从上游运营和中游业务角度看，收购带来的额外产量可通过系统输送，实现双赢 [38][39][40] 问题: Silverback资产对公司秋季借款基数有何影响？ - 该资产的已开发生产（PDP）价值约为购买价格的一半，预计借款基数会有一定提升，但具体情况需看全年价格调整；公司已将借款基数重新确认为4亿美元 [45][46] 问题: 如何在不确定市场环境中考虑对冲下行风险？ - 对冲是风险管理工具，公司在困境前进行了对冲操作；杠杆和固定成本越高，越需要更多保护；公司将部分2026年的60×80领口期权转换为掉期，获得了5 - 6美元的提升和6 - 7美元的溢价，使现金流更清晰 [47][48][49] 问题: 在新墨西哥州进行电力项目与德州相比，在许可方面有何显著差异？ - 新墨西哥州的空气许可只需在发电机上添加一个功能项，会增加一点成本，但整体许可情况良好 [51] 问题: Silverback资产如何竞争资本？如何在该资产上创造工作权益？ - 资产东侧的储层质量与公司现有资产相似，初期开发将围绕基础设施展开，优先开发Novo资产东侧和Riley资产西侧，以利用现有压缩站和管道 [55] 问题: 2025年资本减少近50%，但产量仅受3%影响，非钻井和完井资本投资是否能为上游业务增加资本提供足够空间？ - 资本削减包括钻井和完井资本以及部分基础设施投资，部分投资被推迟，将在未来12 - 24个月或更长时间内逐步实施 [57][58] 问题: 交易是否有假设债务？Silverback近期的钻井速度如何？交易达成前是否意识到其受限程度？交易达成速度如何？ - 交易无假设债务；Silverback因基础设施受限，钻井活动不活跃，一年半前钻了最后一口井；市场普遍了解二叠纪地区天然气外输的区域限制，公司尽力促成交易 [62][63][66] 问题: 收购的Silverback资产是否处于浅度下降或非快速下降状态？这对2026年资本计划有何影响？ - 该资产产量下降已趋缓，不会对公司造成大问题，使公司在部署资本时更具机会性，可利用其现有水处理基础设施和新压缩设施，合理安排资金投入 [70][71]

业绩总结 - 2025年第一季度的生产量为24.4 Mboe/d[11] - 最近12个月的自由现金流为1.3亿美元[11] - 2025年第一季度，产生5600万美元的现金流，调整后的EBITDAX为7100万美元，利润率为69%[51] - 2021年至2025年第一季度，调整后的EBITDAX从9700万美元增长至2.85亿美元[37] - 2024年上游自由现金流（FCF）转化率为56%，再投资率为44%[43] - 预计2025年总资本支出在8100万至1亿美元之间[61] 用户数据 - 公司市值约为5.6亿美元，企业价值约为8亿美元[11] - 公司内部持股比例为25%[11] 收购与市场扩张 - 收购Silverback的购买价格为1.42亿美元，100%以现金支付[29] - 预计收购将增加300多个未开发的毛位置，外加约50个重叠的毛未开发位置[29] - 收购包括229万桶油的掉期合约，平均价格约为70美元/桶，2025年第二季度至2026年第一季度有效[33] - 预计2025年收购价格调整约为1500万美元，收购将通过现金和循环信贷设施融资[33] 未来展望 - 2025-2027年期间，如果WTI价格平均超过70/75美元，将支付每季度187.5万美元的或有对价[33] - 2025年第二季度预计在新墨西哥州天然气中游项目投资约1.2亿美元[34] - 预计未来两年内，约80%的预测PDP生产价格风险已在62美元/桶以上有效对冲[33] 负债与财务状况 - 公司的债务杠杆比率约为0.9倍[11] - 截至2025年3月31日，公司有99百万美元的高级担保信贷设施，借款基数为400百万美元，年利率为SOFR + 2.75%至3.75%[71] - 公司在2025年第一季度的未偿还高级无担保票据为160百万美元，年利率为10.5%[71] - 截至2025年3月31日，约93%的债务本金价值为固定利率或对冲，2026年第一季度前79%为固定利率或对冲[72] 商品生产与对冲策略 - 2025年第一季度的商品生产分布为96%原油，2%天然气，2%天然气液体[16] - 公司在未来12个月的原油生产对冲比例为56%，天然气为57%[62] - 原油对冲中，46%为掉期合约，54%为保护性期权；天然气中，52%为掉期合约，48%为保护性期权[62] - 原油的加权平均底价为64美元，顶价为72美元；天然气的加权平均底价为3.45美元，顶价为3.76美元[62] - 2025年第二季度原油固定掉期合约的交易量为555,000桶，第三季度为435,000桶，第四季度为390,000桶[64] - 2025年第二季度的原油加权平均价格为71.95美元/桶，第三季度为68.27美元/桶，第四季度为67.76美元/桶[64] - 2025年第二季度天然气掉期合约的交易量为495,000 MMBtu，第三季度为480,000 MMBtu[64] - 2025年第二季度天然气的加权平均价格为3.34美元/MMBtu，第三季度为3.30美元/MMBtu[64] 股东回报 - 2025年第一季度，股东回报占总自由现金流的22%，年化股息收益率为6.0%[51]

季度业绩表现 - 公司季度每股收益为1.62美元 低于Zacks共识预期的1.63美元 同比上年1.61美元基本持平 经非经常性项目调整后数据 [1] - 本季度业绩意外为-0.61% 而上一季度实际收益0.96美元较预期1.61美元出现-40.37%的大幅偏差 [1] - 连续四个季度未能超越共识EPS预期 季度营收1.0246亿美元低于预期2.51% 同比上年9974万美元增长2.72% [2] 股价与市场表现 - 年初至今股价累计下跌20.6% 显著跑输同期标普500指数-4.7%的跌幅 [3] - 当前Zacks评级为5级(强力卖出) 预计短期内将继续跑输大盘 [6] 未来业绩展望 - 下季度共识EPS预期为1.42美元 对应营收预期9894万美元 本财年EPS预期6.34美元 对应总营收4.0846亿美元 [7] - 盈利预测修正趋势呈现不利态势 但财报发布后修正方向可能变化 [6] 行业对比 - 所属行业"美国油气勘探生产"在Zacks行业排名中处于后25%分位 历史数据显示前50%行业表现是后50%的两倍以上 [8] - 同业公司Granite Ridge Resources预计季度EPS为0.2美元 同比增长66.7% 但最近30天预测值被下调3.1% [9] - Granite Ridge季度营收预期1.144亿美元 同比增幅达28.5% [10]

财务数据关键指标变化 - 收入和利润（同比） - 2025年第一季度，公司总营收为102,457千美元，较2024年同期的99,744千美元增长2.72%[15] - 2025年第一季度，公司净收入为28,633千美元，较2024年同期的18,758千美元增长52.64%[15] - 2025年第一季度，公司基本和摊薄后每股净收入均为1.36美元，2024年同期均为0.94美元[15] - 2025年第一季度净收入为2863.3万美元，2024年同期为1875.8万美元[20] - 2025年第一季度石油和天然气销售净额为1.02457亿美元，2024年同期为9942.4万美元[37] - 2025年第一季度和2024年第一季度，公司基本每股净收益分别为1.36美元和0.94美元，摊薄每股净收益也分别为1.36美元和0.94美元[89] - 2025年第一季度和2024年第一季度，公司总营收分别为1.02457亿美元和0.99744亿美元，净利润分别为2863.3万美元和1875.8万美元[91] 财务数据关键指标变化 - 成本和费用（同比） - 2025年第一季度，公司租赁经营费用为18,331千美元，较2024年同期的16,769千美元增长9.31%[15] - 2025年第一季度，公司生产和从价税为6,670千美元，较2024年同期的7,231千美元下降7.76%[15] - 2025年和2024年第一季度，已探明油气资产的损耗和摊销费用分别为1750万美元和1700万美元[42] - 2025年第一季度，衍生品净损失为585万美元，其中结算收益111.5万美元，非现金损失696.5万美元；2024年第一季度净损失为1707.7万美元[47] - 2025年和2024年第一季度，公司利息费用分别为602.5万美元和874.3万美元，净利息费用分别为666.1万美元和906.7万美元[79] - 2025年和2024年第一季度，公司宣布的普通股季度股息分别约为820万美元和730万美元[82] - 2025年第一季度和2024年第一季度，公司基于股份的薪酬费用分别为140万美元和170万美元，预计未归属受限股奖励将在31个月的加权平均寿命内确认约2140万美元的额外基于股份的薪酬费用[84] - 2025年第一季度和2024年第一季度，公司当期所得税费用分别为1006.5万美元和394.6万美元，递延所得税费用分别为 - 182.6万美元和188.6万美元[87] 财务数据关键指标变化 - 其他财务数据（同比环比） - 截至2025年3月31日，公司总资产为994,944千美元，较2024年12月31日的993,501千美元增长0.14%[13] - 截至2025年3月31日，公司总负债为462,561千美元，较2024年12月31日的482,886千美元下降4.21%[13] - 截至2025年3月31日，公司股东权益为532,383千美元，较2024年12月31日的510,615千美元增长4.26%[13] - 2025年3月31日，公司普通股数量为21,885,008股，较2024年12月31日的21,482,555股增加402,453股[13][17] - 2025年第一季度经营活动提供的净现金为5038.1万美元，2024年同期为5612.5万美元[20] - 2025年第一季度投资活动使用的净现金为2540.3万美元，2024年同期为4260.8万美元[20] - 2025年第一季度融资活动使用的净现金为2924.5万美元，2024年同期为2227.2万美元[20] - 2025年第一季度现金净减少426.7万美元，2024年同期减少875.5万美元[20] - 截至2025年3月31日，应收账款净额为3751.8万美元，2024年12月31日为4441.1万美元[29] - 截至2025年3月31日，其他财产和设备净额为3496.8万美元，2024年12月31日为3047.7万美元[31] - 截至2025年3月31日，其他非流动资产净额为1253.1万美元，2024年12月31日为1070.6万美元[32] - 截至2025年3月31日，已探明油气资产为10.31232亿美元，未探明为1.01283亿美元，在建工程为3837.5万美元，累计损耗、摊销和减值为3.06235亿美元，油气资产净值为8.64655亿美元[42] - 截至2025年3月31日和2024年12月31日，公司未偿债务总额分别为2.49342亿美元和2.69494亿美元，长期债务分别为2.29342亿美元和2.49494亿美元[66] - 截至2025年3月31日，信贷安排借款基数为4亿美元，未偿借款为9900万美元，可用额度为3.01亿美元；2024年12月31日，未偿借款为1.15亿美元，可用额度为2.85亿美元[68][70][72] - 截至2025年3月31日和2024年12月31日，信贷安排未偿借款加权平均利率分别为7.25%和7.79%；高级票据在2025年第一季度和2024年的有效利率均为13.38%[79][80] - 公司A&R LTIP计划授权最多233.7022万股普通股用于奖励；截至2025年3月31日，该计划剩余51.6375万股可用于未来奖励[83] - 截至2025年3月31日，公司通过股权销售计划剩余可出售普通股的额度为4970万美元[85] 业务线表现 - 资产收购 - 2024年5月7日，公司完成新墨西哥州资产收购，增加13,900英亩净面积，现金收购价约1910万美元，交易成本50万美元[40] - 2025年3月，公司签订协议收购新墨西哥州矿权，为红湖油田增加约140英亩净面积，花费约210万美元[41] - 2025年5月3日，公司子公司同意以1.42亿美元收购Silverback Exploration II及其子公司100%股权，预计2025年第三季度初完成交易[102] 业务线表现 - 股权交易 - 2024年5月，公司对RPC Power的股权投资增加950万美元，股权占比从35%增至50%；截至2025年3月31日，已投资3000万美元，剩余承诺投资2150万美元[53][55] - 2024年11月，RPC Power每位所有者的资本承诺从4250万美元增至5150万美元[55] - 2025年3月31日和2024年3月31日，公司权益法投资期初余额分别为2281.1万美元和562万美元，期末余额分别为2894.2万美元和1140.6万美元[57] - 2024年4月8日，公司发行并出售101.5万股普通股，每股价格27美元，净收益约2540万美元[86] 业务线表现 - 衍生品交易 - 2024年3月，公司签订固定 - 浮动利率互换协议，名义金额8000万美元，实现收益约100万美元[45] - 截至2025年3月31日，公司的油气衍生品合约包括固定价格互换和零成本领口期权，如2025年第二季度石油互换名义交易量55.5万桶，加权平均固定价格为71.95美元/桶[44] - 截至2025年3月31日，公司公开利率衍生品头寸名义金额分别为3000万美元（固定利率3.18%）、5000万美元（固定利率3.04%）和4500万美元（固定利率3.90%）[46] 管理层讨论和指引 - 风险提示 - 公司面临多种风险和不确定性，包括油气价格波动、区域供需因素、成本和可用性、恶劣天气等[9] 管理层讨论和指引 - 会计准则影响 - 2023年12月发布的ASU 2023 - 09将于2024年12月15日后的年度期间生效，公司预计该标准不会对披露产生重大影响[38] 其他重要内容 - 债务偿还 - 2023年4月3日，公司发行2亿美元本金的10.50%高级无担保票据，发行折扣为6%；每季度需偿还本金的2.50%即500万美元[73][74] 其他重要内容 - 交易承诺 - 公司与RPC Power的A&R LLC协议中，若有需要，剩余资本出资承诺为2150万美元；与新中游交易对手的长期天然气购买协议中，公司承担的建设成本上限为1870万美元；2025年3月为中游建设计划签订了1090万美元的压缩机采购协议[99][100] 其他重要内容 - 股息宣布 - 2025年和2024年第一季度，公司宣布的普通股季度股息分别约为820万美元和730万美元[82] - 2025年4月11日，公司董事会宣布每股普通股现金股息为0.38美元，将于5月8日支付[101]

财务数据关键指标变化 - 2025年第一季度平均总等效产量为24.4MBoe/d，其中石油产量为15.6MBbls/d，日石油产量和总等效产量环比下降2%[4][5] - 第一季度产生5000万美元运营现金流，5600万美元调整前运营现金流，3600万美元总自由现金流和3900万美元上游自由现金流[4] - 第一季度总应计资本支出为2400万美元（上游1900万美元），现金资本支出为1900万美元（上游1600万美元）[4] - 2025年第一季度收入总计1.02亿美元，净运营活动提供的现金为5000万美元，净收入为2900万美元，摊薄后每股1.36美元[8] - 非GAAP基础上，调整后EBITDAX为7100万美元，运营现金流调整前为5600万美元，总自由现金流为3600万美元，调整后净收入为3400万美元，摊薄后每股1.62美元[8] - 第一季度平均实现价格，石油为每桶70.12美元，天然气为每百万立方英尺0.71美元，天然气液体为每桶5.41美元，衍生品亏损600万美元[8] - 2025年第一季度总营收为1.02457亿美元，2024年同期为9974.4万美元，同比增长2.72%[35] - 2025年第一季度净收入为2863.3万美元，2024年同期为1875.8万美元，同比增长52.64%[35] - 2025年第一季度基本每股净收入为1.36美元，2024年同期为0.94美元，同比增长44.68%[35] - 2025年第一季度经营活动提供的净现金为5038.1万美元，2024年同期为5612.5万美元，同比下降10.23%[37] - 2025年第一季度投资活动使用的净现金为2540.3万美元，2024年同期为4260.8万美元，同比下降40.38%[37] - 2025年第一季度融资活动使用的净现金为2924.5万美元，2024年同期为2227.2万美元，同比增长31.31%[37] - 截至2025年3月31日，现金为885.7万美元，较2024年12月31日的1312.4万美元减少；应收账款净额为3751.8万美元，较2024年12月31日的4441.1万美元减少[33] - 截至2025年3月31日，总资产为9.94944亿美元，总负债为4.62561亿美元，股东权益为5.32383亿美元；较2024年12月31日，总资产增加144.3万美元，总负债减少2032.5万美元，股东权益增加2176.8万美元[33] - 2025年第一季度普通股发行和流通数量为2188.5008万股，较2024年12月31日的2148.2555万股增加[33] 业务线表现 - 2025年第一季度RPC Power为公司Champions油田约56%的负荷供电，公司对其额外出资600万美元，累计投资3000万美元，拥有50%所有权[11][13] 管理层讨论和指引 - 公司将2025年独立投资中点指引降低50%，总生产中点指引降低3%，包含收购预计2025年全年总投资增加5%[3] - 2025年Q2运营井钻探数量为8.9 - 10.0口，全年为9.9 - 10.0口；完成数量Q2为2.0口，全年为11.3 - 13.3口；投产数量Q2为4.3 - 6.8口，全年为11.3 - 13.3口[24] - 2025年Q2净产量总计为24.0 - 24.7MBoe/d，全年为23.8 - 24.9MBoe/d；石油产量Q2为15.3 - 15.9MBbls/d，全年为15.2 - 15.7MBbls/d[24] - 2025年Q2钻探完井和资本化修井资本支出为2000 - 2400万美元，全年为5100 - 6100万美元[24] - 2025年Q2上游资本支出为2200 - 2800万美元，全年为6300 - 7800万美元；中游资本支出Q2为100 - 400万美元，全年为1800 - 2200万美元[24] - 2025年Q2总资本支出为2300 - 3200万美元，全年为8100 - 10000万美元；总投资Q2为2600 - 3700万美元，全年为9500 - 11600万美元[24] - 2025年Q2租赁经营及修井费用为每桶油当量8.00 - 9.00美元，生产和从价税占收入的6% - 8%[24] - 2025年Q2现金一般及行政费用为每桶油当量3.00 - 3.50美元，利息费用为600 - 800万美元[24] 其他重要内容 - 债务减少2100万美元，债务与调整后EBITDAX比率为0.9倍，2025年5月公司高级有担保循环信贷工具的借款基数重申为4亿美元[4] - 宣布以1.42亿美元现金收购Silverback Exploration，增加5MBoe/d的总等效产量和300多个未开发地点[4] - 截至2025年5月5日，Q2 2025石油互换名义交易量为55.5万桶，加权平均固定价格为71.95美元/桶[38] - 截至2025年5月5日，Q2 2025天然气互换名义交易量为49.5万立方英尺，加权平均固定价格为3.34美元/立方英尺[38] - 截至2025年3月31日，4月2025 - 4月2026的利率互换名义金额为3000万美元，固定利率为3.18%[40] - 截至2025年3月31日，4月2026 - 4月2027的利率互换名义金额为4500万美元，固定利率为3.90%[40]

核心观点 - 公司2025年第一季度实现稳健财务表现 资本效率高 产生3600万美元总自由现金流 并减少2100万美元债务 [3][8] - 宣布以1.42亿美元现金收购Silverback Exploration 新增新墨西哥州4.7万净英亩未开发资产和300多个潜在井位 预计2025年第三季度完成 [23][24] - 调整2025年投资和生产指引 独立业务投资中点下调50% 总产量中点下调3% 包含收购后全年投资增加5% [3][26] 财务表现 - 第一季度营收1.02亿美元 净利润2900万美元(每股摊薄1.36美元) 调整后EBITDAX为7110万美元 [9] - 经营现金流5000万美元 上游自由现金流3930万美元 总自由现金流3640万美元 [8][9] - 平均实现油价70.12美元/桶 天然气0.71美元/Mcf NGL 5.41美元/桶 衍生品亏损600万美元 [10] - 债务杠杆率降至0.9倍 总债务减少至2.59亿美元 流动性3.1亿美元 [8][13] 运营数据 - 日均产量2.44万桶油当量(原油1.56万桶/日) 环比下降2% 完成6.3口净井 [5][8] - 新墨西哥州完成10口井(净6.3口) 其中3.8口计划第二季度投产 2.5口计划第三/四季度投产 [5] - 中游基础设施进展顺利 已建成首座压缩站 20英寸天然气管道规划容量1.5亿立方英尺/日 [6][7] 战略收购 - Silverback资产包含5千桶油当量/日现有产量(52%原油) 与公司现有Eddy县区块相邻 预计产生协同效应 [24] - 收购对价包含季度盈利支付条款 若WTI季度均价超70-75美元/桶 2026-2027年每季度额外支付最多187.5万美元 [23] 2025年指引调整 - 独立业务全年资本支出中点从原指引下调50%至8100万-1亿美元 包含收购后上调至8600万-1.05亿美元 [26][28] - 全年总产量指引中点下调3%(独立业务) 包含收购后预计提升至2.58万-2.69万桶油当量/日 [26][28] - 电力合资企业RPC Power进展顺利 已确保50MW发电容量 计划2025年底或2026年初投入运营 [15][16] 衍生品头寸 - 2025年原油互换加权均价69.33美元/桶 天然气互换3.46美元/Mcf [43] - 持有2025年原油领子合约(执行价63.10-78.77美元) 天然气领子合约(执行价3.04-4.00美元) [43] - 利率互换合约名义本金1.25亿美元 固定利率3.04%-3.90% [44]

行业分析 - 石油和天然气行业具有明显的周期性特征，呈现繁荣与萧条交替的波动模式 [2] - 该行业需要投资者具备耐心和经验，长期跟踪才能把握投资机会 [2] 公司研究 - Riley Exploration Permian（NYSE: REPX）专注于西北陆架区域，地理位置极具优势 [2] - 公司在油价大幅波动后才开始运营，这一时机可能带来某种竞争优势 [2] 研究方法 - 通过分析资产负债表、竞争地位和发展前景等全方位评估石油天然气公司 [1] - 重点关注被低估的石油和天然气领域投资标的 [1] - 部分深度公司分析仅提供给付费会员，不在公开网站发布 [1]

财务数据和关键指标变化 - 2024年公司石油产量增长15%，总产量增长22%，上游现金资本支出下降27% [6] - 2024年净产量从480万桶增至552万桶，同比增长15%，当量产量从679万桶油当量增至825万桶油当量，增长22% [14] - 2024年公司每桶油当量的租赁经营费用（LOE）为8.66美元，与2023年全年指标基本持平 [17] - 2024年公司将38%的上游自由现金流分配给额外增长计划，38%用于债务削减，使债务同比降低9000万美元，年底杠杆率降至1倍，24%用于股息分配 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 2024年公司钻了30口井，完井20口，投产22口毛运营井 [11] - 2024年公司在德州和新墨西哥州资产的每英尺成本同比下降11%，日均钻水平段长度自2023年以来增加20% [12] 中游业务 - 2024年第四季度，公司新墨西哥州集输和压缩项目进入初始建设阶段，压缩部分目前正在调试，本月底前将进行首次高压销售 [19] 电力业务 - 公司目前使用的自发电比2024年底增加约20% [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 若天然气指数价格全年保持一定高位，但基差仍较严峻，公司仍可能实现约1 - 2美元的有效天然气价格，对应1000 - 2000万美元的收入，而去年为负140万美元 [35] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2025年公司将更多开发活动转移到新墨西哥州，推进新墨西哥州中游项目投资，该项目将提供对天然气集输和区域运输的更大运营控制权，还存在与第三方生产商的商业机会 [7] - 公司继续推进电力合资企业项目，扩大项目范围以向德州电网销售能源 [9] - 公司计划在上下游、中游和电力领域构建互补资产，将挑战转化为机遇 [33] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对2024年的强劲业绩感到满意，未来将通过纪律性的资本配置、战略性的基础设施投资和卓越的运营来创造长期价值，近期举措为持续增长奠定了基础 [37] 其他重要信息 - 公司在2024年实现了零总可记录事故率，全年安全日达到90% [11] - 公司2024年完成了新墨西哥州的封堵要求，这将使2025年的资产弃置义务（ARO）支出大幅降低 [18] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 电力项目的后续考虑和潜在上行空间，以及中游天然气合同的其他上行空间 - 电力商业项目进展顺利，已采购所有热力发电设备，获得多个互联协议，下一步将进行建设，预计在第四季度或明年年初投入运营，公司仍在评估电池项目；该项目相对公司整体规模较小，可作为天然气基差的对冲；中游方面，公司在开发新墨西哥州资产时致力于控制分子，解决基础设施问题，预计未来将看到效益 [40][41][46] 问题2: 新墨西哥州天然气中游项目选择自建而非寻求中游运营商解决方案的原因 - 该地区开发潜力大，但选择有限，整个地区都面临外输能力不足的问题，且在新墨西哥州建设单一处理厂面临困难的许可规定，因此公司选择通过低压集输和压缩将分子输送到高压管道，再与中游公司连接进行处理和加工，这将提高效率，减少停机时间，不仅对公司生产有利，也对该地区其他运营商有益 [50][51][52] 问题3: 2024年钻井和完井（D&C）每英尺成本的进展情况，以及2025年计划中位置组合、水平段长度和每英尺成本的考虑因素 - 2024年公司主要在Champions资产进行钻探，成本每英尺持续改善，第四季度约为520美元；2025年公司将先在Champions开始钻探，待新墨西哥州基础设施到位后再进行该地区的钻探，预计将在下半年进行；公司正在对新墨西哥州去年晚些时候钻探的完井进行测试，这将为2025年下半年的完井提供技术优势 [55][56][57] 问题4: 2025年水平段长度是否会继续增加 - 在Champions地区，1.5英里的水平段很可行；在新墨西哥州，大部分许可证规定为1英里单元，但仍有其他机会；公司正在试验不同的压裂方法，如在新墨西哥州尝试交联压裂，这可能在2025年带来成本节约 [60][61][63] 问题5: 请详细介绍ERCOT项目的进展情况，包括正在进行的交易数量、状态以及预计宣布执行的时间 - 公司正在进行的ERCOT项目处于第二阶段，市场反馈良好，公司对市场机会感兴趣，正在探索不同的参与方式；互联协议的进展可能需要一些时间，公司将在两个月后的第一季度报告中提供最新情况 [68][70][72] 问题6: 服务可用性和成本压力是否是公司考虑的主要问题 - 钻探方面情况中性至略有改善，新墨西哥州的服务可用性良好，且自2023年以来有一定的成本节约；公司目前预计井成本略有上升，主要是由于一些新区域的固定设施成本 [75][76][77] 问题7: 公司目前自发电使用量较去年增加20%，这是否是一个稳定水平，是否有进一步提升的空间 - 公司正在逐步测试自发电系统，以确保高运行率和可靠性，仍有提升空间，预计下次汇报时会有进一步进展，且这对租赁经营费用（LOE）影响不大 [78][79] 问题8: 中游项目何时投入使用，其效益将在财务报表的哪些项目中体现，为非运营商销售第三方天然气是否会降低LOE - 中游项目最早可能在2025年底投入使用，最晚可能在2026年第一季度末或第三季度；具体时间取决于路线的通行权和监管批准，以及管道铺设和执行情况；在损益表方面，将出现中游收入、中游运营成本和公司间消除项目；为非运营商销售第三方天然气的效益体现仍在研究中 [83][84][88] 问题9: 2025年新墨西哥州的生产是否依赖中游系统的进展 - 新墨西哥州的生产在很大程度上依赖中游系统的进展，如果中游系统在第四季度末投入使用，现有资产可能会立即受到影响，但新钻完井可能要到第四季度或2026年第一季度才能投产；使用自有系统不仅能提供更高的流量保障信心，还能带来费用收入机会 [90][91][92] 问题10: 中游项目的布局是否在资产收购市场上具有优势 - 公司认为中游项目的布局在资产收购市场上具有优势，这正是公司所考虑的 [94][95]