财务数据和关键指标变化 - 2023年第三季度运营现金流在营运资金变动前环比增长22%，达到6300万美元，原因是油价上涨10美元，抵消了日产1000桶的产量下降 [8] - 第三季度实现的油价环比上涨13%，天然气价格从上个季度的极低值0.02美元涨至0.58美元，NGL价格上涨3美元，涨幅近60% [8] - 第三季度资本支出按权责发生制计算下降24%，按现金基础计算下降35%，主要因2023年上半年活跃后计划放缓活动 [23] - 第三季度再投资率为50%，前九个月为76%，预计全年再投资率将降至70%以下 [23] - 第三季度自由现金流为3100万美元，分配为偿还债务1000万美元、股息700万美元，其余为营运资金 [24] - 截至11月初，流通股总数（包括未归属部分）为2040万股，同比增长约1% [57] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度公司日产油当量19939桶，日产油14043桶，较上一季度下降约6%，这是计划内和计划外减产的综合结果 [51] - 第三季度公司钻了3口净运营水平井，完成4.7口净运营井，投产5.7口净运营井，部分井在季度后期才上线 [53] - 租赁运营费用为每桶油当量9.21美元，处于公司此前宣布的第三季度每桶油当量8.50 - 9.50美元的指导范围内 [6] - 第三季度公司共产生3000万美元的应计资本支出，低于此前发布的指导，主要因某些基础设施项目的时间安排 [6] 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 - 公司计划在2024年继续将优化基础设施作为核心重点，以应对中游限制对生产的影响 [3] - 公司继续与第三方中游供应商合作，并评估替代方案，以优化和确保长期可持续的中游产能 [52] - 公司在新墨西哥州看到更多机会，但在得克萨斯州和新墨西哥州都保持机会主义态度 [11] - 公司认为基础设施问题是资本投资的机会，正在寻找较小、更模块化的投资机会，并可能为明年预留一些资本 [35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对第三季度的表现感到满意，各项指标均达到或超过计划 [49] - 公司预计第四季度尽管产量和价格略有下降，但仍会有良好的自由现金流 [24] - 公司希望到年底再减少2500万美元的债务总额，这在一定程度上取决于油价，这将使全年用于去杠杆和股息的分配比例更接近60%去杠杆和40%股息 [10] - 公司认为支付债务间接增加了股东的股权价值，未来将保持灵活性，预计明年将支付约2700万 - 3000万美元的股息 [13] 其他重要信息 - 第三季度产量下降的非计划部分归因于新墨西哥州为公司Red Lake资产提供服务的第三方处理设施的意外维护问题，8月初受影响的生产基本恢复 [5] - 公司于本季度开始钻探计划，预计第四季度钻探4口净井、完成3口净井并投产1口净运营井，但预计本年度不会有大量生产贡献 [7] - 公司在Brushy Bill租赁区的试点项目已达到混相压力，注入气体时产量有响应，关闭气体时产量下降，但这仍是一个长期项目，需评估其在全油田应用的最终影响 [39] 问答环节所有提问和回答 问题: 公司在得克萨斯州还是新墨西哥州看到更多增加资产的机会？ - 公司在新墨西哥州看到更多机会，但在两个地区都保持机会主义态度，近期有一个大型资产包，也有几个较小的资产 [11][59] 问题: 公司的股息策略是否会延续到2024年，还是会重新评估并转向更多股息或股票回购？ - 公司希望保持灵活性，认识到偿还债务间接增加了股东的股权价值，预计明年将支付约2700万 - 3000万美元的股息，具体分配将根据自由现金流情况而定 [13] 问题: 公司的套期保值策略是怎样的，未来是否会有变化？ - 公司有系统的套期保值流程，不太投机，在春季收购和融资时增加了新的套期保值量，包括领口期权和互换合约。随着现金流和开发接近短期，会使用更多互换合约以确保现金流的确定性；对于远期合约，尤其是在期货曲线倒挂的情况下，会使用更多领口期权。过去一个季度这种策略很有帮助，未来将继续采用该策略 [15] 问题: 对于第三方天然气基础设施问题，公司在资本支出和供应商选择方面的想法是否有变化？ - 公司会自行承担一些项目，但认为这不会对未来的资本分配和支出金额产生重大影响 [17] 问题: 公司在得克萨斯州正在进行的再增压、CO2水驱项目进展如何，是否有扩大计划，以及CO2封存项目有何进展？ - 公司在Brushy Bill租赁区的试点项目已达到混相压力，注入气体时产量有响应，关闭气体时产量下降，但这仍是一个长期项目，需评估其在全油田应用的最终影响。目前公司认为市场上的CO2封存项目在资本竞争方面不具优势，且目前承担大量CO2还为时尚早，但会持续关注相关机会 [36][39] 问题: 公司对当前套期保值环境的看法，更关注保护下行风险还是保留上行空间？ - 公司认为目前处于有利位置，希望有一个既能保护下行风险又能保留部分上行空间的套期保值计划，不会放弃上行空间。使用杠杆收购资产后，油价的小幅变化会带来负的套期保值结算，但资产价值和现金流的增加会超过这些结算损失，尤其是在杠杆基础上，资产价值的小幅增加对股权价值有不成比例的重大影响 [61]

公司整体财务数据关键指标变化 - 截至2023年9月30日，公司总资产为9.53239亿美元，较2022年12月31日的5.15294亿美元增长约85%[13] - 截至2023年9月30日，公司总负债为5.64459亿美元，较2022年12月31日的1.81848亿美元增长约210%[13] - 2023年前三季度，公司总营收为2.75218亿美元，较2022年同期的2.43697亿美元增长约13%[15] - 2023年前三季度，公司总成本和费用为1.35945亿美元，较2022年同期的8100.8万美元增长约68%[15] - 2023年前三季度，公司运营收入为1.39273亿美元，较2022年同期的1.62689亿美元下降约14%[15] - 2023年前三季度，公司净收入为7356.6万美元，较2022年同期的9120.4万美元下降约20%[15] - 2023年前三季度，公司基本每股净收入为3.74美元，较2022年同期的4.67美元下降约20%[15] - 2023年第三季度，公司净收入为864.7万美元，较2022年同期的5981.7万美元下降约86%[15] - 2023年第三季度，公司基本每股净收入为0.44美元，较2022年同期的3.06美元下降约86%[15] - 截至2023年9月30日，股东权益为3.8878亿美元，较2022年12月31日的3.33446亿美元增长16.6%[18] - 2023年前九个月净收入为7.3566亿美元，2022年同期为9.1204亿美元[21] - 2023年前九个月经营活动提供的净现金为1.41372亿美元，2022年同期为1.30352亿美元[21] - 2023年前九个月投资活动使用的净现金为4.48492亿美元，2022年同期为0.83182亿美元[21] - 2023年前九个月融资活动提供的净现金为3.04185亿美元，2022年同期使用的净现金为0.37579亿美元[21] - 2023年前九个月现金及现金等价物净减少293.5万美元，2022年同期净增加959.1万美元[21] - 截至2023年9月30日，现金及现金等价物为1036.6万美元，2022年同期为1790.8万美元[21] - 2023年前九个月支付的利息净额为1814万美元，2022年同期为186.6万美元[24] - 2023年前九个月支付的所得税为463.3万美元，2022年同期为0[24] - 截至2023年9月30日，公司应收账款总计45322000美元，较2022年12月31日的25551000美元有所增加[35] - 截至2023年9月30日，其他非流动资产净额为11487000美元，较2022年12月31日的4175000美元大幅增长[37] - 截至2023年9月30日，公司应计负债总计23988000美元，较2022年12月31日的35582000美元有所减少[41] - 截至2023年9月30日，其他流动负债总计2798000美元，较2022年12月31日的2562000美元略有增加[42] - 2023年9月30日止九个月，资产退休义务（ARO）期末余额为22519000美元，较2022年12月31日的3038000美元大幅增加[43] - 2023年9月30日，公司衍生工具总净公允价值为 - 23,730千美元；2022年12月31日为 - 16,464千美元[64] - 截至2023年9月30日，公司商品衍生资产公允价值7,442千美元，利率资产2,045千美元；商品衍生负债 - 33,217千美元[67] - 截至2022年12月31日，公司商品衍生资产公允价值73千美元，商品衍生负债 - 16,537千美元[67] - 截至2023年9月30日，公司循环信贷额度账面价值和公允价值均为210,000千美元；高级票据账面价值175,069千美元，公允价值186,085千美元[68] - 截至2023年9月30日，公司未偿还长期债务总额为365,069千美元；2022年12月31日为56,000千美元[72] - 截至2023年9月30日，信贷安排借款基数为3.25亿美元，未偿还借款为2.1亿美元，借款基数下可用额度为1.15亿美元；2022年12月31日，未偿还借款为5600万美元，借款基数下可用额度为1.69亿美元[74] - 2023年第三季度和前九个月，公司利息费用分别为984.8万美元和2091.3万美元；2022年同期分别为51.9万美元和162.6万美元[80] - 截至2023年9月30日和2022年12月31日，信贷安排下未偿还借款的加权平均利率分别为8.60%和7.17%[80] - 2023年和2022年前九个月，公司宣布的普通股季度股息总额分别约为2040万美元和1850万美元；第三季度分别约为670万美元和620万美元[82] - 2023年前九个月和第三季度，公司所得税费用分别为2305.4万美元和392.2万美元；2022年同期分别为2513万美元和1631.7万美元[88] - 2023年前九个月和第三季度，公司有效所得税税率分别为23.9%和31.2%；2022年同期分别为21.6%和21.4%[90] - 2023年第三季度净利润为864.7万美元，2022年同期为5981.7万美元；2023年前九个月净利润为7356.6万美元，2022年同期为9120.4万美元[91] - 2023年第三季度基本加权平均流通普通股为1968万股，2022年同期为1954.6万股；2023年前九个月为1966.7万股，2022年同期为1953万股[91] - 2023年第三季度摊薄加权平均流通普通股为1998.9万股，2022年同期为1958.7万股；2023年前九个月为1996.4万股，2022年同期为1963.2万股[91] - 2023年第三季度基本每股净收益为0.44美元，2022年同期为3.06美元；2023年前九个月为3.74美元，2022年同期为4.67美元[91] - 2023年第三季度摊薄每股净收益为0.43美元，2022年同期为3.05美元；2023年前九个月为3.68美元，2022年同期为4.65美元[91] 石油和天然气业务线数据关键指标变化 - 2023年第三季度，石油和天然气销售净额为107694000美元，2023年前九个月为273418000美元[44] - 截至2023年9月30日，石油和天然气资产净值为853032000美元，较2022年12月31日的440102000美元大幅增加[56] - 2023年第三季度和前九个月，探明石油和天然气资产的折耗和摊销费用分别为1780万美元和4460万美元[56] 公司面临的风险 - 公司面临油价、天然气价格波动，区域供需、生产中断，成本和市场风险等诸多风险和不确定性[9] 公司资产收购与投资 - 2023年4月3日，公司完成从Pecos Oil & Gas, LLC收购石油和天然气资产[27] - 2023年4月3日，公司完成新墨西哥州收购，总价约3.3亿美元，资产包括约10600净英亩租赁地等[47] - 2023年1月，公司对合资企业RPC Power LLC投资580万美元，占股30%，预计发电设施2023年第四季度投入使用[38] 公司衍生工具交易情况 - 截至2023年9月30日，公司石油互换Q4 2023名义交易量437,000桶，固定价格69.35美元/桶；2024年名义交易量870,000桶，固定价格72.39美元/桶；2025年名义交易量330,000桶，固定价格71.86美元/桶[61] - 截至2023年9月30日，公司天然气互换Q4 2023名义交易量670,000立方英尺，固定价格3.26美元/立方英尺；2024年名义交易量2,400,000立方英尺，固定价格3.38美元/立方英尺；2025年名义交易量600,000立方英尺，固定价格3.85美元/立方英尺[61] - 截至2023年9月30日，公司利率互换4月2024 - 4月2026名义金额30,000千美元，固定利率3.18%；另一笔同期名义金额50,000千美元，固定利率3.039%[63] - 2023年第三季度公司衍生品结算损失6,269千美元，非现金损失29,076千美元，衍生品总损失35,345千美元；2022年同期结算损失17,040千美元，非现金收益34,640千美元，衍生品总收益17,600千美元[64] 公司关联方业务情况 - 2023年第三季度公司与关联方合同服务收入600千美元，成本128千美元；2022年同期收入600千美元，成本89千美元[70] 公司债务与融资情况 - 2023年4月3日，公司发行2亿美元本金的10.50%高级无抵押票据，发行折扣为6%，净收益用于新墨西哥州收购[75] - 高级无抵押票据每季度需偿还2.50%的原始本金，即每季度偿还500万美元；截至2023年9月30日，与未来12个月内到期的季度本金支付相关的流动负债为2000万美元[76] 公司股权与股息情况 - 2023年4月21日，公司股东批准修订和重述的2021年长期激励计划，可用于奖励的普通股数量从138.7022万股增加到233.7022万股；截至2023年9月30日，该计划有136.6843万股可用[83] - 2023年9月1日，公司启动至多5000万美元的市价股票销售计划；截至2023年9月30日，已出售8939股，净收益约30万美元，剩余销售额度为4970万美元[86][87] - 2023年10月12日，公司董事会宣布每股普通股现金股息为0.36美元，于2023年11月9日支付给2023年10月26日收盘时登记在册的股东[99] 公司重大协议与承诺 - 2023年10月公司签订管道采购协议，承诺到2024年12月购买约1310万美元的管道[98] - 2023年1月公司与Conduit Power LLC成立合资企业，RPC Power每月收取2万美元运营费用，公司承诺到2028年为现场发电机提供天然气[97] 公司法律与环境负债情况 - 截至2023年9月30日和2022年12月31日，公司未确认重大法律事项负债，管理层认为此类事项对公司财务状况、经营成果或现金流产生重大不利影响的可能性极小[94] - 截至2023年9月30日和2022年12月31日，公司无重大环境负债[95]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度运营收入4500万美元，净收入3300万美元，摊薄后每股收益1.65美元 [34] - 第二季度运营现金流为5600万美元，不考虑营运资金变动为5150万美元，较上一季度增长1400万美元，增幅38% [34] - 天然气收入降幅不足50万美元，NGL收入增加，石油收入占比98% [35] - 利息费用较上一季度大幅增加，运营现金流包含360万美元收购交易费用 [35] - 季度末债务账面价值3.94亿美元，本金价值4.1亿美元 [39] - 2000万美元票据记为流动负债，季度本金还款500万美元 [1] - 季度现金资本支出4800万美元，比应计资本支出高900万美元 [17] - 年初至今应计资本支出8100万美元，现金资本支出8300万美元 [17] - 季度自由现金流300万美元，年初至今为550万美元 [19] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第二季度平均石油产量为15100桶/日，油当量为21200桶/日 [12] - 总当量产量为21239桶油当量/日，同比增长109%，环比增长61%；石油产量为15055桶/日，同比增长80%，环比增长52% [13] - 第二季度钻了8口总水平井，其中德克萨斯州和新墨西哥州各4口；完成了5口总水平井（4.2口净水平井），其中德克萨斯州4口，新墨西哥州1口；投产了6口总水平井（5.2口净水平井） [31] - 第二季度应计资本支出3900万美元，低于此前发布的指引 [31] 各个市场数据和关键指标变化 - 季度环比实现油价下降约2%，实现天然气价格下降96%，实现NGL价格下降26% [16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 收购新墨西哥州的石油和天然气资产并成功过渡运营 [12] - 致力于在遗留资产和新收购资产上高效运营，通过油井修复优化新墨西哥州的生产 [14] - 推进现场发电合资企业建设，目标在本季度后期实现初始阶段投入使用 [32] - 与德克萨斯州的中游合作伙伴合作，中游设施预计在2024年初至年中进行第二次或第三次扩建 [53] - 计划将现场发电的举措扩展到新墨西哥州 [53] - 行业内油井成本仍较高，但钢材价格大幅下降，油价上涨带来积极影响 [48] - 公司所在地区大多为HBP，有较大灵活性，除非同行准备剥离资产，否则不会盲目钻探 [27] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 对2024年充满期待，有望获得有吸引力的利润率和整体自由现金流 [9] - 预计全年自由现金流将在下半年支出水平降低时实现平衡，第四季度有超过股息的多余现金流用于偿还债务 [20] - 认为从全年来看，资本支出与运营现金流的再投资比率将更合理，接近去年水平 [37] 其他重要信息 - 服务无形资产成本较2022年略有下降，希望在2024年下半年继续受益 [15] - 部分管材价格下降达50%，影响油井成本 [25] - 水平井钻井成本约占35%，完井、管材和设施等后钻井成本约占65% [26] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 资本效率提升的驱动因素是什么 - 钻机成本略有下降，完井和管材方面节省成本较多，部分常用管材价格下降达50% [5][25] 问题: 针对基础设施，未来可以采取哪些积极措施来减少供应商的停机时间 - 未明确提及具体措施，但公司资产地域多样，可进行一定程度的平衡，且快速钻井是积极因素，连续作业能实现成本节约 [8] 问题: 垂直钻井和水平钻井在已完成油井成本中，钻井部分和完井部分的比例是多少 - 水平井钻井成本约占35%，完井、管材和设施等后钻井成本约占65% [26] 问题: 同行是否有不顾油价高低坚持钻井计划的情况 - 公司所在地区大多为HBP，有较大灵活性，除非同行准备剥离资产，否则不会盲目钻探 [27] 问题: 成本下降的驱动因素有哪些 - 钻机成本略有下降，钢材价格大幅下降，油价上涨带来积极影响，但仍在消化2022年末采购的高价库存，预计今年晚些时候和2024年开始受益于价格下降 [5][48][52] 问题: 2024年拥有两项资产在制定运营计划时的好处是什么 - 可以将活动分散到不同季度，分散钻井和完井作业，对2024年充满期待，利润率有望改善 [57] 问题: 计划在德克萨斯州钻的4口井是否会在2023年第四季度完成并投产 - 目前计划3口井在第四季度投产，已开始第一口井的钻探作业，可能会有一口未完井（DUC）留到2024年 [49][58]

财务数据对比 - 截至2023年6月30日，公司总资产为9.31923亿美元，较2022年12月31日的5.15294亿美元增长约80.85%[10] - 2023年上半年净收入为6491.9万美元，2022年同期为3138.7万美元，同比增长约106.84%[11] - 2023年上半年经营活动提供的净现金为8872万美元，2022年同期为7550万美元，同比增长约17.51%[13] - 2023年上半年投资活动使用的净现金为4.17403亿美元，2022年同期为4851.2万美元，同比大幅增加[13] - 2023年上半年融资活动提供的净现金为3.22123亿美元，2022年同期使用净现金1850.5万美元[13] - 2023年上半年油气销售净收入为1.65724亿美元，2022年同期为1.54426亿美元，同比增长约7.32%[11] - 2023年上半年租赁经营费用为2638.9万美元，2022年同期为1489.2万美元，同比增长约77.19%[11] - 2023年上半年利息费用净额为1117.7万美元，2022年同期为137.5万美元，同比大幅增加[11] - 2023年上半年现金支付利息净额906万美元，所得税368.8万美元，较2022年的79.3万美元和16.2万美元有所增加[14] - 截至2023年6月30日，应收账款总计3258.4万美元，较2022年12月31日的2555.1万美元有所增加[18] - 截至2023年6月30日，其他非流动资产净额为1104.2万美元，较2022年12月31日的417.5万美元大幅增加，主要因权益法投资增加[19] - 2023年上半年油气销售收入为1.65724亿美元，2022年同期为1.54426亿美元[21] - 2023年上半年，资本支出应付账款和应计负债变动为 - 646.1万美元，2022年为1104.7万美元[14] - 截至2023年6月30日，应计负债总计2888万美元，较2022年12月31日的3558.2万美元有所减少[20] - 截至2023年6月30日，其他流动负债总计721.6万美元，较2022年12月31日的256.2万美元有所增加[20] - 2023年6月30日和2022年6月30日止三个月和六个月的未经审计备考合并财务信息显示，2023年第二季度总收入9991.2万美元，净收入3695.6万美元[23] - 2023年6月30日和2022年12月31日，衍生品合约净公允价值分别为534.6万美元和 - 1646.4万美元[27] - 2023年第二季度和上半年，衍生品合约结算损失分别为230.3万美元和739.1万美元，非现金收益分别为1096.8万美元和2181.1万美元[27] - 2023年和2022年截至6月30日的三个月，公司向di Santo Law支付法律费用均约为0.1百万美元；六个月均约为0.4百万美元。截至2023年6月30日和2022年12月31日，应计法律费用分别约为零和0.2百万美元[31] - 截至2023年6月30日，公司长期债务总额为374,256千美元，2022年12月31日为56,000千美元[32] - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，信贷安排未偿还借款分别为215,000千美元和56,000千美元，借款基数可用额度分别为110,000千美元和169,000千美元[33] - 2023年和2022年截至6月30日的三个月，公司普通股季度股息分别约为6.8百万美元和6.2百万美元；六个月分别约为13.7百万美元和12.3百万美元[36] - 2023年和2022年截至6月30日的三个月，股权薪酬费用分别为1.2百万美元和0.8百万美元；六个月分别为2.5百万美元和1.9百万美元[37] - 2023年和2022年截至6月30日的三个月，公司所得税费用分别为10,442千美元和10,927千美元；六个月分别为19,132千美元和8,813千美元[38] - 2023年和2022年截至6月30日的三个月，公司有效所得税税率分别为23.9%和22.0%；六个月分别为22.7%和21.9%[39] - 2023年和2022年截至6月30日的三个月，公司基本每股净收益分别为1.68美元和1.97美元；六个月分别为3.30美元和1.61美元[40] 股权与股本 - 截至2023年6月30日，公司普通股发行和流通股数为2018.1704万股，2022年12月31日为2016.098万股[10] - 2023年4月21日，公司股东批准修订和重述的2021年长期激励计划，可用于奖励的普通股数量从1,387,022股增加到2,337,022股[36] 公司风险 - 公司面临诸多风险和不确定性，包括油气价格波动、区域供需因素、并购整合风险等[7] 资产收购 - 2023年4月3日，公司完成新墨西哥州油气资产收购，交易金额约3.3亿美元，包括约10600净英亩租赁土地、18口净水平井和250口净垂直井[22] - 新墨西哥州收购初步购买价格为3.25094亿美元，交易成本在2023年第一季度和上半年分别约为370万美元和550万美元[23] - 新墨西哥州收购自完成日起至2023年6月30日的三个月内，实现总收入2440万美元，收益1560万美元[23] - 2023年4月21日，公司完成一项资产收购，收购德克萨斯州约阿库姆县油气租赁权益，购买价格约为540万美元[24] 资产情况 - 截至2023年6月30日，已探明油气资产为8.36379亿美元，未探明为1.116亿美元，在建工程为5456万美元[25] - 截至2023年6月30日，公司在合资企业RPC Power LLC投资580万美元，预计现场发电设施在2023年第三季度末或第四季度投入使用[19] - 截至2023年6月30日，资产退休义务（ARO）期末余额为2249.1万美元，较2022年12月31日的303.8万美元大幅增加，主要因收购承担负债[20] 金融工具与风险管理 - 截至2023年6月30日，公司的油气衍生品工具包括固定价格互换、无成本领口期权和基差保护互换[26] - 公司签订浮动利率转固定利率互换协议，以管理循环信贷融资的未来利率风险，2024年4月至2026年4月名义金额分别为3000万美元和5000万美元，固定利率分别为3.18%和3.039%[26] 关联方交易 - 公司为关联方提供合同服务，2023年第二季度和上半年收入均为60万美元，成本分别为10.9万美元和21.9万美元[30] 债务与融资 - 2023年4月3日，公司完成发行200百万美元本金的10.50%高级无担保票据，发行折扣为6%，净收益用于新墨西哥州收购[33] 股息分配 - 2023年7月10日，公司董事会宣布每股普通股现金股息0.34美元，8月3日支付给7月20日收盘时登记在册的股东[42] 法律与协议事项 - 公司同意对董事、部分高管、员工和代理人因履职行为产生的索赔和损害进行赔偿，部分赔偿条款在协议终止后仍有效，未来潜在赔偿金额无法确定[41] - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，公司未确认重大法律责任，管理层认为法律事项对公司财务状况、经营成果或现金流产生重大不利影响的可能性极小[41] - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，公司无重大环境负债[41] - 2021年10月，公司签订EOR项目的CO₂购买协议，与Kinder Morgan CO₂ Company, LLC的合同期限至总合同量交付完成或2025年12月31日较早者[41] - 2022年8月，公司与Stakeholder Midstream LLC就天然气收集和处理协议进行第二次修订，Stakeholder承诺扩建系统，公司承诺自扩建工厂投入使用起7年内向其收集系统交付年度最低气量[41] - 2023年1月，公司与Conduit Power LLC成立合资企业RPC Power，公司承诺投入部分资本支出，RPC Power每月收取2万美元提供发电运营专业服务，公司承诺到2028年为现场发电机提供天然气[41]

财务数据和关键指标变化 - 2023年第一季度净收入3200万美元，摊薄后每股收益1.60美元，调整后净收入2500万美元，摊薄后每股收益1.26美元 [17] - 第一季度调整后EBITDAX为4400万美元，同比增长900万美元或26%，环比略降约200万美元或5% [17] - 第一季度应计基础资本支出（CapEx）为4200万美元，现金CapEx为3500万美元，自由现金流略超200万美元 [18] - 运营现金流在营运资金变动前为3700万美元，同比增长700万美元或23%，主要因产量增加 [50] - 季度环比运营现金流在营运资金变动前下降700万美元或16%，因产量略降、单位LOE和G&A略升 [5] 各条业务线数据和关键指标变化 - 上游业务方面，年初至今及预计今年后续支出将带来显著增长，支出上半年占比约60% [6] - 第一季度产量处于指导范围低端，石油日产量9900桶，油当量日产量13200桶，向销售转化7口毛井、5.3口净井，远超2022年第四季度 [30] - 预计第二季度石油平均日产量1.4 - 1.5万桶，总当量平均日产量2 - 2.1万桶油当量 [38] 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 - 宣布合资建设利用产出气进行现场发电的新电力基础设施，符合可持续和成本效益运营承诺 [2] - 继续专注EOR和CCUS，评估相关机会，但目前无重大投资计划 [52] - 资本分配上，今年最大投入是新墨西哥州收购项目，剩余资金将用于再投资、减债、新业务和分红 [51] - 宏观环境波动，公司保持灵活，评估支出选项以平衡发展 [37] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司专注优化核心业务，2023年开局良好，虽一季度关注新墨西哥州收购，但仍达或超季度目标 [29] - 新墨西哥州收购是重要里程碑，为长期增长和股东价值创造带来机会 [46] - 预计第二季度产量将继续增加，得益于一季度投产井的全季度贡献、新墨西哥州收购和核心资产开发 [47] 其他重要信息 - 新井生产有滞后效应，通常需1 - 3个月达峰值产量，相关CapEx多在前一时期产生 [3] - 租赁运营费用（LOE）单位成本同比略降，反映成本控制成效 [5] - 冠军资产钻井活动成功，单井用时平均减少25%，最后三口井从开钻到完井仅6天，井成本预计降低4% - 5% [48] - 服务成本较2022年略有下降，预计下半年受益更多 [49] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 压缩机相关CapEx是之前产生还是二季度产生 - 大部分压缩机CapEx已产生，目前在等待管道和电子元件以进行再注入操作 [24] 问题2: 新收购资产整合有何新认识，对水平开发有何想法 - 新墨西哥州资产整合已开始，团队深度参与，计划本季度完成过渡，该资产今年占开发资本约40%，开发时间预计到10 - 11月 [41] 问题3: 新资产如何整合，整合速度及EUR项目进展和是否有二期计划 - 未明确提及整合具体情况和速度，EUR项目正在进行二氧化碳注入，压缩机有望未来几周上线进行再注入 [23]

业绩总结 - 2023年第一季度，公司的油气生产平均为9.9 MBbls/d，同比增长32%[12] - 2023年第一季度，调整后的EBITDAX为4400万美元，运营现金流为3300万美元[12] - 2023年第一季度的自由现金流为120百万美元，预计年末杠杆率为1.8倍至2.0倍[38] - 2023年第一季度的原油加权平均价格为71.77美元/桶[36] - 2023年第一季度的天然气加权平均价格为3.61美元/MMBtu[36] - 2023年第一季度现金流从运营中增加了690万美元，增长23%，主要受益于更高的生产量，尽管价格显著下降[30] 用户数据 - 新墨西哥州的油气生产占比为75.4%[12] - 预计2023年第二季度的原油固定掉期交易量为498,000桶/季度[36] - 预计2023年第二至第四季度的天然气生产中，有42%已根据中点指导水平进行对冲[40] - 2023年第二季度至第四季度预测的石油产量中，有58%已根据中位指导水平进行对冲[44] 资本支出与投资 - 预计2023年资本支出将在1.5亿至1.65亿美元之间[18] - 2023年全年的总投资预计在1.6亿至1.8亿美元之间[18] - 2023年，公司的E&P自由现金流定义为EBITDAX减去利息支出和资本支出[3] 收购与市场扩张 - 公司在新墨西哥州完成了3.3亿美元的油气资产收购，交易于4月完成[12] - 新墨西哥收购完成后，借款基数增加至3.25亿美元[51] 负面信息 - 2023年第一季度，现金流从运营减少了690万美元，环比下降16%[17] - 2023年第一季度的利息支出较上一季度上升，主要由于2022年第四季度的衍生品结算产生的利息收入[32] 其他新策略 - 运营成本在单位基础上与去年持平，尽管面临通货膨胀压力[30] - 公司的高级担保信贷设施（RBL）借款基数为2.25亿美元，未偿还金额为8900万美元[51] - 公司的高级无担保债券在2023年4月的初始本金为2亿美元，年利率为10.5%[51] - 高级无担保债券的偿还计划为每季度500万美元[51]

财务状况 - 截至2023年3月31日，公司总资产为5.75143亿美元，较2022年12月31日的5.15294亿美元有所增长[10] - 2023年3月31日应收账款总计2464万美元，较2022年12月31日的2555.1万美元有所下降[17] - 2023年3月31日应计负债总计2151.8万美元，较2022年12月31日的3558.2万美元大幅减少[19] - 2023年3月31日油气资产净值为4.72722亿美元，高于2022年12月31日的4.40102亿美元[21] - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，衍生品净公允价值分别为 - 562.1万美元和 - 1646.4万美元[24] - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，循环信贷未偿借款加权平均利率分别为7.86%和7.17%[27] - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，公司无重大法律、环境负债[33] 经营业绩 - 2023年第一季度，公司净收入为3185.1万美元，而2022年同期净亏损716.8万美元[11] - 2023年第一季度基本每股净收入为1.62美元，摊薄后为1.60美元；2022年同期基本和摊薄后每股净亏损均为0.37美元[11] - 2023年第一季度经营活动提供的净现金为3297万美元，2022年为2999.5万美元[13] - 2023年第一季度投资活动使用的净现金为6993.5万美元，2022年为1019.9万美元[13] - 2023年第一季度融资活动提供的净现金为2593.9万美元，2022年使用的净现金为850.4万美元[13] - 2023年第一季度油气销售收入净额为6641.2万美元，2022年同期为6664.5万美元[20] - 2023年第一季度已探明油气资产折耗和摊销费用为890万美元，2022年同期为640万美元[21] - 2023年第一季度勘探费用为30万美元，低于2022年同期的150万美元[21] - 2023年和2022年第一季度，衍生品收益分别为575.5万美元和 - 4963.2万美元[24] - 2023年和2022年第一季度，关联方合同服务收入均为60万美元，成本分别为11万美元和8.5万美元[25] - 2023年和2022年第一季度，公司利息费用分别为101.6万美元和67.8万美元[27] - 2023年和2022年第一季度，公司宣布普通股季度股息分别约为690万美元和620万美元[28] - 2023年第一季度，公司基于股权的薪酬费用为130万美元，2022年同期为100万美元[29] - 2023年和2022年第一季度，公司所得税费用分别为869万美元和 - 211.4万美元[30] - 2023年和2022年第一季度，公司基本每股净收益分别为1.62美元和 - 0.37美元[32] 公司概况 - 公司是一家专注于德州和新墨西哥州油气及NGL收购、勘探、开发和生产的成长型独立公司[14] 收购与融资 - 2023年4月3日，公司完成对Pecos Oil & Gas, LLC油气资产的收购，但财报未包含该收购资产及经营活动[14] - 2023年4月3日公司完成油气资产收购，第一季度相关交易成本约190万美元，已支付3300万美元定金[22] - 2023年2月和4月，公司修订信贷安排，将借款基数从2.25亿美元增至3.25亿美元，并发行2亿美元高级无担保票据[27] - 2023年4月3日公司完成新墨西哥州油气资产收购，总价3.3亿美元，通过循环信贷融资和发行2亿美元优先票据筹集资金[34][35] - 2023年4月3日公司发行2亿美元优先无担保票据，利率10.50%，2028年到期，发行时折价6%[35] - 2023年4月3日公司对信贷安排进行第十四次修订，最大信贷额度增至10亿美元，借款基数从2.25亿美元增至3.25亿美元[35] 股权与股息 - 截至2023年3月31日，公司流通在外的普通股加权平均数基本为1.9649亿股，摊薄后为1.991亿股；2022年同期基本为1.9501亿股，摊薄后为1.9501亿股[11] - 2023年4月21日公司股东批准修订和重述的2021年长期激励计划，可用于奖励的普通股数量从1387022股增至2337022股[35] - 2023年4月11日公司董事会宣布每股普通股现金股息0.34美元，5月9日支付给4月25日收盘时登记在册的股东[35] 风险因素 - 公司面临诸多风险和不确定性，包括油气价格波动、区域供需因素、并购整合风险等[7] - 公司使用商品衍生合同降低油气价格波动风险，但也会限制有利价格变动带来的未来收入[22] 合作协议 - 2021年10月公司就EOR项目与Kinder Morgan CO₂ Company, LLC签订CO₂购买协议，主期限至总合同量交付或2025年12月31日较早者[33] - 2022年8月公司与Stakeholder Midstream LLC就天然气收集和处理协议进行第二次修订，Stakeholder承诺扩展系统，公司承诺在扩展工厂投入使用日期起至少七年内向其交付年度最低气量[33] - 2023年1月公司与Conduit Power LLC成立合资企业，公司承诺向合资公司RPC Power投入部分资本支出，RPC Power每月收取2万美元提供发电运营专业服务，公司承诺到2028年为现场发电机提供天然气[33] 赔偿条款 - 公司对董事、某些高管、员工和代理人就相关索赔和损害进行赔偿，部分赔偿条款在协议终止后仍继续，未来潜在最大赔偿金额无法确定[33]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度产量从12.7万桶油当量/天增长至13.3万桶油当量/天，环比增长4%；全年平均产量从9.2万桶油当量/天增长至11.5万桶油当量/天，同比增长25% [5] - 截至12月31日的三个月，租赁运营费用为880万美元，即每桶油当量7.16美元；全年为3250万美元，即每桶油当量7.73美元，环比下降5%，同比增长5% [6] - 第四季度扣除衍生品结算损失后的总收入约为6400万美元，较第三季度下降700万美元，降幅10%，主要因实现油价下降13%，部分被产量增加和衍生品结算减少抵消 [14] - 现金成本环比下降约300万美元，降幅15%；每桶油当量现金成本环比下降19%；运营现金流在营运资金变动前环比下降12%，从5000万美元降至4400万美元 [15] - 全年营运资金变动前的运营现金流同比增长89%，从8900万美元增至1.69亿美元，得益于产量和价格上升 [16] - 2022年将三分之二的现金流分配给现金资本支出，较2021年的88%大幅下降；总股息支付同比增长22%，偿还债务14%，自由现金流同比增长超6倍 [17][18] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2022年净石油产量同比增长31%至880万桶/天，总净当量产量同比增长25%至1150万桶油当量/天 [41] - 2022年产生1.76亿美元的调整后息税折旧摊销前利润、1.7亿美元的持续经营业务运营现金流和5600万美元的自由现金流 [41] - 2022年在收购前的总现金资本支出为1.13亿美元，对应持续经营业务运营现金流的再投资率为66%，低于2021年的88% [42] 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 - 2月28日宣布收购Pecos Oil & Gas, LLC在新墨西哥州埃迪县的油气资产，该资产专注于西北大陆架的Yeso趋势开发，与公司现有核心资产有相似地质等特征，可提升短期产量，有开发潜力，还能增加运营区域，降低单一区域集中风险 [7][8][9] - 3月2日宣布成立合资企业，为德克萨斯州约阿库姆县的资产拥有和运营现场发电项目，第一阶段预计2023年6月投入运营，可控制能源成本等，减少碳排放 [9][10] - 公司与合作伙伴推进所在地区的大型存储枢纽项目，核心专长在存储方面 [31] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022年是出色的一年，业绩在第四季度持续强劲，团队努力使公司取得良好运营和财务成果，未来将继续为股东创造长期价值和可持续增长 [38][43] - 预计价格开始有所下降，收购资产可带来规模经济，提高效率并降低成本 [28] 其他重要信息 - 新墨西哥州的收购计划在第二季度初完成，第一季度为独立的遗留生产和现金流，收购生产和现金流在第二季度至第四季度占全年的75% [19] - 第一季度石油产量预计约为1万桶/天，与第四季度持平；全年平均可能略超1万桶/天，同比增长15%；2023年总桶油当量产量预计增长超60%，按假设收购1月1日完成的预计运行率计算接近增长80% [20][21][22] - 遗留资产投资集中在上半年，第一季度可能出现自由现金流小幅超支；全年为天然气和电力基础设施、EOR试点项目分配资金，预计从第二季度和第三季度开始增加收购资本支出，为电力合资企业投资1000 - 1500万美元，全年再投资率较去年进一步下降 [23][24] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Pecos资产何时开始运营，新资产的油井是否会立即参与竞争 - 预计4月中旬开始运营，目前正与运营商合作并签订过渡服务协议，有望在夏初至仲夏带来新产量 [4] 问题2: 目前通胀成本情况如何 - 价格开始有所下降，但幅度不大，收购资产有望带来规模经济，提高效率并降低成本 [28] 问题3: CCUS项目进展如何 - 公司与合作伙伴推进所在地区的大型存储枢纽项目，暂不透露更多细节，核心专长在存储方面，会继续推进该项目 [31] 问题4: CO2项目与相关方达成交易的潜在时间框架 - 交易涉及的一方是大型行动缓慢的组织，且对于项目完成的定义存在不同理解，预计年中能分享更多信息 [48] 问题5: 新墨西哥资产的完井成本是多少 - 目前成本在530 - 586万美元之间，主要由该资产的完井成本驱动 [78] 问题6: Yeso资产开始运营时是否有基础设施问题 - 该地区有15口井、多个处置设施和约70英里的集输管道，除连接新设施或新井场的小管道外，近期预计无大型基础设施资本支出 [57] 问题7: 该地区资产是否有运输限制 - 目前该地区没有运输限制 [58] 问题8: 继承的中游合同是否有灵活性以最大化经济效益 - 中期有灵活性，但不是立即就能实现 [61] 问题9: 电力项目对约阿库姆县的运营效率和运营成本有何影响 - 主要是提高运营质量，改善电力质量可减少设备故障和维修成本，提高石油产量，还能控制成本、增加电力负荷、控制燃烧 [62][63] 问题10: 电力项目是否能取代现场压缩机以降低成本 - 电力项目为压缩机提供电力，而非取代压缩机，同时会有电网备用容量以保证运营冗余 [64] 问题11: 进入EOR项目后，可靠电源是否更重要 - 随着整体电力负荷增加，可靠电源确实更重要，但EOR项目只是油田的一小部分 [66] 问题12: EOR项目目前情况如何 - 处于油藏再增压的早期阶段，EOR项目是长期项目，再增压需要大量工作，目前该区域存在降压和再增压的竞争，有新情况会及时更新 [69] 问题13: 未来石油的套期保值头寸如何 - 有很多不错的区间套期保值合约，能在一定程度上提供价格保护，收购资产后会增加套期保值头寸，希望年底将杠杆率降至1倍左右，未来仍会进行套期保值 [70] 问题14: 新墨西哥资产在资本分配方面提供了哪些灵活性，与德克萨斯州遗留资产的资本竞争情况如何 - 新墨西哥资产与遗留资产互补，遗留资产资本支出同比基本持平或略有下降，新资产再投资约为该资产EBITDAX的一半，资本分配较为合理，地理多样性可提供运营灵活性 [75][90] 问题15: 水和CO2注入的反馈情况如何 - 未提及明确回复内容 问题16: 电力项目是否有多余容量卖回电网 - 有一定灵活性，可利用非专用天然气将多余电力卖回电网 [95]

业绩总结 - 2022年第四季度的石油生产量为10.0万桶/天，较上季度增长6%，同比增长37%[32] - 2022年第四季度的现金流量为4400万美元，较上季度减少12%，同比增长77%[32] - 2022年全年现金流量为1.69亿美元，同比增长89%[32] - 2022年全年自由现金流为5600万美元，同比增长455%[32] 用户数据 - 2022年12月31日的企业价值为714.4百万美元[14] - 2022年12月31日的信用设施债务为56.0百万美元[14] - 2022年12月31日的现金及现金等价物为-13.3百万美元[14] - 2022年第四季度的债务为6100万美元，内部持股比例为32%[32] 未来展望 - 2023年预计新墨西哥资产对整体生产的贡献为75%[22] - 2023年调整后的EBITDAX现金流收益率为3.4倍[21] - 2023年资本支出预计为160-180百万美元[22] - 2023年预计的年同比通货膨胀率为15-20%[22] 新产品和新技术研发 - 新墨西哥的当前生产为7.2 Mboe/d，其中4.2 Mbo/d为油[21] 分红信息 - 2023年每股季度分红为0.34美元，年分红收益率为4.1%[14] - 2022年第四季度每股分红为0.34美元，已支付[32] 其他信息 - 2023年第一季度的天然气价格对冲总量为75万MMBtu，较上季度持平[32] - 2023年第一季度的天然气加权平均价格为3.23美元/MMBtu，较上季度增长23%[32]

公司收购与战略 - 2023年2月22日公司签订购买协议，以约3.3亿美元收购新墨西哥州石油和天然气租赁权益，同时存入3300万美元现金到第三方托管账户[35] - 2023年2月22日公司与EOC签订承诺函，EOC将在收购完成时购买2亿美元无担保高级票据[35] - 公司战略是通过开发现有资产和提升运营能力稳定增长运营现金流，目标是在保守资本分配下增长产量和储量[38] - 公司将识别有吸引力的资本投资新机会，关注并购机会和碳捕获等新兴能源投资机会[39] 公司项目开发 - 2022年公司继续开发EOR项目，通过向德克萨斯州约阿库姆县水平生产井注入水和二氧化碳组合降低油井产量下降率并提高采收率[36] 公司资本分配 - 公司会将超额回报以股息形式分配给股东，管理层会平衡增长再投资与其他资本分配选择[40] 公司团队与资产优势 - 公司拥有经验丰富、有激励机制的管理团队，首席执行官有超40年独立油气行业经验[41] - 公司核心资产位于北美领先石油资源区，拥有多年水平钻井位置库存，具有低递减率优势[42] 2022年市场环境 - 2022年因地缘政治和供需因素，大宗商品价格异常波动，全球市场供应短缺和通胀，央行收紧货币政策[37] 公司财年变更 - 2022年8月公司董事会和超75%流通股股东同意将财年从10月1日至次年9月30日改为1月1日至12月31日[34] 公司财务状况 - 截至2022年12月31日，公司循环信贷安排的借款基数为2.25亿美元，可用借款额度为1.69亿美元[45] - 公司力求保持财务灵活性，计划用运营现金流为大部分资本支出提供资金，必要时寻求外部资本[45] 公司土地与产量情况 - 截至2022年12月31日，公司拥有约30470净英亩土地和100口净生产井，2022年运营了93%的净产量，运营井平均工作权益为95%，年平均净日产量约为11505桶油当量/天[46] - 截至2022年12月31日，公司总探明储量为77673千桶油当量，其中石油48882千桶、天然气86018百万立方英尺、天然气液体14454千桶[47] - 2022年，公司花费约2080万美元将1441千桶油当量的探明未开发储量转化为探明已开发储量，新增探明未开发储量7037千桶油当量，向下修正7411千桶油当量[49] - 截至2022年12月31日，公司所有探明未开发储量计划在记录日期起五年内开发，预计开发成本约为3.244亿美元[50] - 2022年、2021年和2020年，公司开发井的净生产井数量分别为14口、13口和3口，2021年有1口净勘探生产井[55] - 公司运营了2022年93%的水平井产量，通过自有人员和独立承包商进行井的开发、运营和维护[55] - 截至2022年12月31日，公司开发和未开发租赁地的毛面积和净面积分别为44,008英亩和30,470英亩[56] - 约89%的总净面积由生产持有，4%由义务持有[57] - 2023 - 2025年将到期的净未开发面积分别为1,847英亩、556英亩和764英亩[58] - 2022年公司石油、天然气和天然气液体产量分别为3,217千桶、3,229百万立方英尺和444千桶，总产量为4,199千桶油当量[62] - 2022年公司平均日产油当量为11,505桶，较2021年的8,640桶有所增加[62] - 2022年公司生产约77%为石油，13%为天然气，10%为天然气液体[62] - 截至2022年12月31日，公司从170口毛井（100口净井）生产，包括运营和非运营井[64] 公司业务合作 - 公司与Stakeholder Midstream签订原油管道运输协议和修订天然气收集处理协议，预计增加天然气销售和减少天然气燃烧[71] 公司业务影响因素 - 公司业务受天气影响，第四和第一季度对油气和天然气液体需求及价格通常较高[73] 公司监管环境 - 公司油气生产受联邦、州和地方法规限制，影响产量和钻井数量，德州征收生产或开采税[74][75][76][77] - 公司油气销售目前价格未受监管，但运输受FERC和州监管，州内管道运输费率监管因州而异[78] - 公司天然气销售目前价格不受联邦和州监管，但需遵守反市场操纵法律和相关法规[82][84] - 2005年能源政策法案修订NGA，FERC对违反NGA和NGPA的实体可处以最高每天100万美元的民事罚款[82] - 2007年FERC发布Order 704，要求上一日历年批发销售或购买天然气等于或超过220万MMBtu的市场参与者每年5月1日报告相关交易[83] - 公司天然气收集服务受州监管，FERC对设施分类的决定可能影响公司成本，相关区分存在诉讼[83] - 公司天然气州内运输受州监管，监管影响天然气营销和销售收入[85] - 公司油气开发运营受众多环境和职业安全健康法规约束，违规将面临重大处罚[86] - 公司认为自身基本遵守所有适用法律法规，但法规常修订或重新解释，无法预测未来合规成本和影响[75] - 公司认为监管对自身运营的影响与同类竞争对手无重大差异[75][80][85] - 若未来法规修订使钻井液等废物失去RCRA危险废物豁免，公司管理和处置废物成本或增加，影响运营和财务状况[89] - 2015年“美国水域”规则几经波折，新定义实施或需数年，若规则扩大管辖范围，公司获取许可证成本和时间或增加，影响油气项目开发[91][92] - 公司需按CWA法规获取和维护废水或雨水排放审批或许可证，已审查并更新SPCC计划[92] - OPA对油泄漏责任方适用连带责任，违规可能对公司运营产生不利影响[94] - 地下注入操作受UIC计划监管，法规变化或无法获取新处置井许可证，会影响公司处置产出水能力并增加运营成本[95] - 2014年RRC发布处置井许可规则，若无法证明注入流体局限于处置区或与地震活动有关，可能影响许可证申请或现有运营许可[95] - 美国最高法院在County of Maui案的裁决，若处置井处置产出水需CWA许可，公司运营成本可能增加[96] - 2015年10月，EPA将臭氧的国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，州实施修订后的标准可能导致更严格的许可要求和更高的污染控制设备支出[97] - 新墨西哥州要求到2026年运营商至少捕获其油井生产的98%的天然气[97] - 2016年5月，EPA确定了将多个小型地表站点汇总为单一空气许可源的规则，可能触发更严格的空气许可程序[97] - 2016年5月，EPA确定了针对石油和天然气行业新、改、扩建源甲烷排放的新控制标准[99] - 2020年9月，EPA放宽部分规则，但2021年6月国会部分推翻了这一放宽[97,100] - 2021年11月和2022年11月，EPA发布拟议规则，将更新、加强和扩展甲烷和VOC排放法规[100] - 2014年2月，EPA发布使用柴油燃料进行水力压裂活动的许可指南[101] - 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废水排入公共污水处理厂[101] - 2013年5月，RRC发布“井完整性规则”，更新了钻井、下管和固井要求，于2014年1月生效[103] - 2021年12月3日起，内政部恢复将候鸟“附带捕获”列为禁止活动[104] 公司员工情况 - 截至2022年12月31日公司员工数量为65人[108] - 公司为员工提供人寿和健康保险、带薪休假和401(k)计划等福利[109] 商品价格情况 - 2016年1月1日至2022年12月31日，NYMEX西得克萨斯中质油（WTI）价格最高为123.64美元/桶，最低为 - 36.98美元/桶；2022年WTI价格最高为123.64美元/桶，最低为71.05美元/桶[117] - 2022年NYMEX亨利枢纽天然气平均日价格最高为9.85美元/百万英热单位，最低为3.46美元/百万英热单位[117] 公司面临的风险 - 二叠纪盆地对产出水处置的限制和暂停新井建设可能增加公司运营成本并影响业务[113] - 对ESG事项的严格审查可能导致公司运营延迟、成本增加和监管负担加重[115] - 公司难以快速适应市场/投资者优先事项的变化[116] - 大宗商品价格波动可能影响公司业务、财务状况和运营结果[117] - 公司勘探和开发项目需要大量资本支出，可能无法获得所需资金[119] - 公司开发和勘探钻井工作及油井运营可能无法盈利或达到目标回报[122] - 公司钻探前景处于不同评估阶段，钻探和测试前无法预测特定前景是否能产出足够油气以收回成本或具有经济可行性[123] - 公司收购的油气资产可能无法按预期生产，运营成本可能高于预期，且难以确定储量潜力和识别相关负债[124][125] - 储量估计依赖诸多可能不准确的假设，任何重大不准确都会影响储量数量和现值[125] - 公司采用最新水平钻探和完井技术存在风险和不确定性，其成功需时间评估[125][126] - 公司大部分生产资产集中在西德克萨斯州二叠纪盆地的西北大陆架，易受区域风险影响[126] - 公司钻探和生产计划可能无法以合理商业条款获得运输和加工设施，扩大基础设施接入的举措可能不成功[127] - 公司参与油气租赁业务，可能因第三方无法履行承诺而面临风险[131] - 公司拥有的油气租赁工作权益不足100%，可能需承担其他工作权益所有者的联合活动义务[132] - 公司依赖第三方运营商运营部分物业，可能无法最大化物业价值[133] - 公司未来可能进行油气资产或业务收购，但存在无法识别增值机会、完成收购或有效整合的风险[138] - 公司在收购油气租赁或权益时不聘请律师审查产权，可能因产权缺陷遭受损失[142] - 公司钻探和开发核心土地及维持租约受油价、资金成本等诸多不确定因素影响，租约续约成本可能大幅增加，实际钻探活动或与预期差异大[146] - 公司EOR项目依赖充足的CO₂供应，供应受限会对财务状况和运营结果产生重大不利影响，市场状况可能限制CO₂供应[146] - 公司使用2D和3D地震数据存在解释不准确的问题，且使用先进技术会增加预钻探支出，可能导致钻探活动不成功或不经济[146] - 公司收购策略存在风险，包括评估信息不确定、审查不完整、可能承担未知负债等，收购可能减少可分配现金流或扰乱业务[146][147][148][149][150] - 公司因市值小、运营历史有限等因素，通过资本市场筹集资金困难且成本高，股价预计未来几年高度波动[151] - 公司循环信贷安排有诸多限制和财务契约，遵守情况不确定，违反规定可能导致违约，影响财务灵活性[152][153][154] - 公司循环信贷安排的借款基数可能因多种因素降低，影响运营资金获取，可能需偿还部分借款或提供额外抵押品[155][156][158] - 公司可能无法产生足够现金偿还债务，需采取其他措施，如出售资产、寻求再融资，但这些措施可能不成功[159] - 公司开展商品衍生品交易以稳定现金流，但衍生品交易可能导致财务损失，减少收益[160] - 衍生品交易可能需向交易对手方提供现金抵押品，会减少运营资金，限制借款基数，也会限制公司从商品价格上涨中获益[161] - 商品衍生品合约面临交易对手违约导致财务损失风险，价格下跌时应收头寸增加会加大信用风险敞口[162] - 油气勘探开发活动面临诸多风险，如地质不确定性、监管要求、成本上升等，可能影响业务和财务状况[163] - 行业技术进步快，公司可能因无法跟上技术发展而失去市场份额或处于竞争劣势[164][170] - 用水受限会影响油气开发，获取和处理水的成本可能大幅增加[166][167] - 设备、物资、人员和服务的短缺或成本上升可能影响公司开发计划的执行[167] - 油气行业竞争激烈，公司在获取资产、销售产品和筹集资金方面可能面临挑战[167] - 经济下滑、通胀和货币政策变化会增加公司成本，影响业务和财务状况[167][168][169] - 负面公众认知可能导致监管加强、运营受限和成本增加[171][172] - 公司面临电力中断、极端天气、网络安全和恐怖袭击等风险，可能影响业务和财务状况[173][174][175][177][179] - 信息和计算机系统故障可能导致公司业务受损[178] 公司储量与价格计算 - 截至2022年12月31日，公司按SEC规则计算的估计已探明储量，使用前12个月的未加权算术平均月初价格，石油和NGL为每桶94.14美元，天然气为每百万英热单位6.36美元[125] - 2022年全年，公司实现的石油与NYMEX WTI的差价平均为每桶-2.05美元，天然气与NYMEX Henry Hub的差价平均为每千立方英尺-3.12美元[129] 公司土地开发与到期情况 - 截至2022年12月31日，约11%的净租赁土地未开发，若无法开发可能导致租赁权丧失及对油气储量等产生不利影响[126] - 截至2022年12月31日，约37%的总估计已探明储量被归类为已探明未开发储量，约28551千桶油当量的已探明未开发储量估计需要3.244亿美元开发资本[130] - 2022年全年，一家购买商占公司收入的89%[134] - 截至2022年12月31日，未考虑预期钻井和以生产持有租约时，61%的净未开发土地将在2023年到期；考虑后，12%的净未开发土地将在2023年到期[145] - 公司预计花费60万美元用于续租2023年到期的核心租约[145] 公司资金来源 - 公司预计主要通过经营现金流、循环信贷额度以及适时的股权或债务发行来为增长提供资金[130] 公司法律相关情况 - 2015年10月1日，EPA将地面臭氧的国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，并指定超200个县为“未达标”地区[181] - FERC有权对天然气市场操纵行为处以最高每天100万美元的罚款，FTC和CFTC也