财务数据和关键指标变化 - 第三季度总营收8800万美元，与第二季度持平，产量增加但价格降低相互抵消 [14] - 第三季度衍生品结算损失约900万美元，较第二季度减少34%，扣除已结算套期保值后的净收入环比增长13% [14] - 第三季度运营现金流在营运资金变动前环比增长16%，从4400万美元增至5000万美元；年初至今的9个月内，运营现金流在营运资金变动前同比增长94%，从6400万美元增至1.24亿美元，约40%的增长归因于产量增长，其余归因于扣除套期保值结算后的净价格 [14][15] - 第三季度调整后EBITDAX为5100万美元，运营现金流为5500万美元，分别较上一季度增长14%和25% [6] - 第三季度每股股息为0.31美元，第四季度宣布并支付的股息增至每股0.34美元，新声明增长10%；年初至今的9个月内，总股息支付较去年增长25% [6][7] - 年初至今债务偿还减少25%，自由现金流约为4100万美元 [17] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度平均日油销量为9413桶，同比增长36%，环比增长13%；同期平均总等效销量为12717桶油当量/天，同比增长33%，环比增长25%，天然气和NGL产量环比增速高于石油产量，因中游合作伙伴增加了工厂处理能力 [5][10] - 截至2022年9月30日的3个月和9个月内，分别投产了7口（净4.2口）和14口（净10.8口）水平井 [10] - 第三季度运营水平井投产时的平均完井侧钻长度约为7800英尺，环比每口井平均完井侧钻长度增加10%，钻井和完井成本与上一季度相比相对持平 [12] - 截至9月30日的3个月内，租赁运营费用为880万美元，即每桶油当量7.53美元，处于指导范围中点，但环比增长9%，低于石油和油当量的产量增长 [12] 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 - 公司专注于低杠杆、适度产量增长和通过股息向股东返还资本的纪律性模式 [23] - 2023年有望在较低的再投资率下实现低两位数的石油产量增长，条件是油价约70美元或更高、DNC成本仅有适度增加且无额外新业务支出 [19] - 考虑除传统钻探和完井之外的其他投资，如碳捕获活动 [28] - 继续支付股息，计划每年第四季度提高股息，除非发生重大变革性事件；有继续偿还债务的可能性，也在考虑股东回购，但需经董事会批准 [28] - 开发战略基本保持不变，通过现金流运营，最大化基础设施的效率和利用率，同时持有油田并创建HBP资产；未来一年不太可能钻太多父子井或进行联合开发，但会继续寻找机会优化运营 [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司强大的财务状况使其能够灵活应对产品价格波动和经济不确定性时期，并有耐心寻找提升公司每股价值的有吸引力机会 [7] - 关注美国和全球经济衰退对油价的影响，同时看到许多跨国公司和美国能源公司再投资水平降低对油价的积极推动作用 [28] 其他重要信息 - 公司将财年从9月30日变更为12月31日，以便与其他能源公司更好地进行报告和分析比较，2022年全年业绩将于2023年3月公布 [2][5] - 第三季度在EOR试点项目中开始全面注水，并于11月1日开始注入二氧化碳，早期注水迹象显示减缓或阻止了EOR试点内三口水平生产井的产量下降，预计二氧化碳注入将在6 - 9个月内产生产量响应 [6][11] - 近期完成了定期半年一次的借款基础重新确定，并将借款基础增加2500万美元至2.25亿美元，尽管大部分未提取，但认为在波动市场中增加流动性是值得的 [20] - 预计2022年第四季度应计基础资本支出在3400万 - 4100万美元之间，不包括公司和土地收购或其他机会性投资；预计第四季度石油产量平均在9400 - 9900桶/天，总等效产量平均在12600 - 13200桶油当量/天；预计第四季度租赁运营费用约为900万 - 1050万美元，现金一般及行政费用约为470万 - 520万美元，现金所得税约为300万 - 500万美元 [21] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司如何考虑未来每股增长，是否会提高明年产量，还是更注重维护资本和股东回报？ - 公司计划增长，但尚未确定明年预算；根据第四季度石油产量指导中点，若明年各季度保持持平，将意味着同比增长10%，也有进一步增长的可能，但受油价影响；公司将继续支付股息，计划每年第四季度提高股息；有继续偿还债务的可能性，也在考虑股东回购，但需经董事会批准；还在考虑碳捕获等非传统钻探和完井的投资 [28] 问题2: 公司未来的开发战略是什么，如何实现最大效率？ - 开发战略基本保持不变，通过现金流运营，最大化基础设施的效率和利用率，同时持有油田并创建HBP资产；未来一年不太可能钻太多父子井或进行联合开发，但会继续寻找机会优化运营 [30] 问题3: 基础设施方面是否有阻碍开发战略的因素，是否需要建设？ - 公司会继续建设基础设施的小部分，如铺设水收集、石油、天然气或电力分配线路，正在寻找机会提高效率、实现可持续性和自给自足 [31] 问题4: 第四季度产量指导显著增加的原因是什么，是第三季度和第四季度资本支出增加、侧钻长度增加还是发现了更好的储层部分？ - 是PDP表现超出预期以及开发井表现出色的综合结果，新井上线速度比预期快，且总体按计划完成井的建设 [35] 问题5: 天然气处理设施的升级或扩建是否完成，是否还有更多计划？ - 现阶段的升级扩建已完成并投入运营，与该地区其他生产商达成了额外扩建协议，预计14 - 16个月后完成以增加未来产能，目前的产能足以支持公司持续增长 [36] 问题6: 服务成本通胀是否已达到峰值并趋于平稳，对明年的成本建模有何影响？ - 从季度和年初至今的数据来看，似乎已达到峰值并有所平稳，类似类型井的单位成本大致相同；公司已采取积极措施进行批量采购和采购，以降低成本或阻止进一步通胀 [43] 问题7: 除了圣安德烈斯地层，公司或周边竞争对手在其他地层的勘探情况如何？ - 公司有优秀的勘探团队，正在现有地区围绕圣安德烈斯地层寻找足迹扩展机会；在南德克萨斯州的鹰福特和奥斯汀白垩地区钻了几口井，仍处于早期评估阶段，目前没有重大消息可宣布，但对该地区的情况感到鼓舞 [44] 问题8: 第四季度指导中提到天然气处理能力是限制因素，能否说明目前的处理能力情况？ - 上一季度报告的三分之二时间内，工厂按当前产能运行，目前对设施的情况仍有一些猜测和估计，因此给出一定缓冲；天然气和NGL销售在收入中占比很小，但会影响每桶油当量指标，公司将继续优化天然气和NGL销售及产品利用，未来几个季度有望给出明确指导 [47] 问题9: 鹰福特盆地有一些大型区块可供选择，部分可能会分割成小块，公司是否有兴趣？ - 公司大部分产量来自有机开发，未依赖收购现有PDP；在鹰福特地区有经验，但目前不考虑此类收购，更注重目标岩石的质量，认为有机开发的回报率更高 [48][49] 问题10: 公司财报中未提及每股收益，能否在后续报告中添加？ - 公司理解投资者对每股收益的关注，但存在一些影响净利润的因素，如未实现的套期保值损益；本季度因3400万美元的按市值计价收益导致净利润和每股收益较高，但如果当前价格保持到本季度末，可能会转为亏损，公司会考虑该建议 [53]

产量数据变化 - 2022年第三季度总净等效产量较2021年同期增长33%至12.7 MBoe/d，前九个月较2021年同期增长21%至10.9 MBoe/d[105] 现金流数据 - 2022年前九个月经营活动产生的现金流为1.304亿美元[105] - 2022年9月30日，公司经营活动提供的净现金为1.304亿美元，较2021年同期的7020万美元增加6020万美元，增幅86%[146] 资本支出数据 - 2022年第三季度和前九个月应计资本支出分别为3670万美元和9650万美元[105] 股息数据 - 2022年第三季度支付普通股现金股息610万美元，最新宣布股息为每股0.34美元，总计670万美元[105] - 截至2022年9月30日的三个月，公司授权并宣布季度股息总计约620万美元，其中610万美元以现金支付[152] 现金及信贷额度数据 - 2022年第三季度末现金为1790万美元，循环信贷额度提取4800万美元[105] - 2022年9月30日，公司的借款基数为2亿美元，未偿还借款为4800万美元，可用借款额度为1.52亿美元[149] - 2022年4月29日，公司修订信贷协议，将借款基数从1.75亿美元提高到2亿美元，到期日延长至2026年4月[150] - 2022年10月25日，公司再次修订信贷协议，将借款基数从2亿美元提高到2.25亿美元[151] 财政年度变更 - 2022年公司财政年度从10月1日至9月30日变更为1月1日至12月31日，约75%流通普通股股东书面同意[106] 油气净收入数据变化 - 2022年前九个月油气净收入较2021年同期分别增加3950万美元和1.157亿美元，增幅分别为82%和92%[114] 平均综合生产价格变化 - 2022年前九个月公司实现的平均综合生产价格较2021年同期分别增加20.30美元和29.87美元，增幅分别为37%和58%[114] 石油收入数据变化 - 2022年第三季度石油收入较2021年同期增加3600万美元，增幅82%；前九个月增加1.106亿美元，增幅97%[118] 天然气收入数据变化 - 2022年第三季度天然气收入较2021年同期增加230万美元；前九个月增加150万美元[118] 租赁运营费用变化 - 租赁运营费用（LOE）在2022年第三季度和前九个月分别增加310万美元和630万美元，主要因修井费用和新井及额外产量成本增加，部分被现有井效率提升带来的成本降低抵消[123][125] 生产和从价税变化 - 生产和从价税在2022年第三季度和前九个月分别增加330万美元和750万美元，生产税增加因油气销售增长，从价税增加因当前应税期间估计财产价值提高[127] 勘探费用变化 - 勘探费用在2022年第三季度和前九个月分别为2万美元和154万美元，较2021年大幅减少，主要因未探明租赁权成本到期费用降低[128] 折耗、折旧、摊销和增值费用变化 - 折耗、折旧、摊销和增值费用在2022年第三季度和前九个月分别增加170万美元和210万美元，主要因产量增加，部分被较低的折耗率抵消[132] 一般和行政费用变化 - 一般和行政费用（G&A）在2022年第三季度增加30万美元，前九个月减少210万美元，行政成本增加，股权薪酬费用减少[135] 交易成本数据 - 交易成本在2022年前九个月为260万美元，主要与潜在业务合并及相关融资有关；2021年前九个月为270万美元，主要与合并有关[136] 利息费用变化 - 利息费用在2022年第三季度和前九个月分别减少40万美元和130万美元，因循环信贷额度平均余额降低和EOR项目资本化利息，部分被利率上升抵消[137] 衍生品收益变化 - 衍生品收益在2022年第三季度为1760万美元，较2021年同期从亏损转为盈利；前九个月亏损4440万美元，较2021年同期减少3090万美元[139] 所得税费用数据 - 所得税费用在2022年第三季度为1631.7万美元，前九个月为2513万美元，有效所得税税率分别为21.4%和21.6%[141] 资金来源及流动性 - 公司主要资金来源为现金、运营现金流和循环信贷额度借款，预计这些资金来源能满足短期和长期流动性需求[142] 营运资金及衍生负债数据 - 截至2022年9月30日，公司营运资金赤字为3270万美元，而2021年12月31日为3280万美元[144] - 2022年9月30日，公司当前衍生负债为2250万美元，而2021年12月31日为3100万美元[144] 应计费用数据 - 2022年9月30日，公司有930万美元的应计资本支出、240万美元的应计从价税和310万美元的应计一般及行政费用和土地经营费用[144] 投资活动现金流量变化 - 2022年9月30日止九个月，公司投资活动使用的现金流量为8320万美元，较2021年同期的5120万美元增加3200万美元，增幅62%[147] 融资活动现金流量变化 - 2022年9月30日止九个月，公司融资活动使用的净现金流量为3760万美元，较2021年同期的770万美元增加2990万美元，增幅390%[148]

产量相关 - 2022年第二季度末三个月和九个月，公司总净等效产量分别同比增长12%至10.2 MBoe/d、增长20%至10.0 MBoe/d[104] - 2022年第二季度末三个月和九个月，分别有5口（净5.0口）和12口（净10.8口）水平井投产[104] 价格相关 - 2022年第二季度末三个月，公司生产销售的实现平均综合价格为每桶油当量94.80美元，其中石油为每桶108.41美元[104] - 2022年第二季度末三个月和九个月，公司生产的实现平均综合价格分别同比增加44.62美元和33.27美元，增幅分别为89%和75%[111] 现金流相关 - 2022年第二季度末九个月，公司经营活动产生的现金流为9700万美元[104] - 2022年前九个月经营活动提供的净现金为9700万美元，较2021年同期的5880万美元增加3810万美元，增幅65%[143] - 2022年前九个月投资活动使用的现金为7720万美元，较2021年同期的3940万美元增加3780万美元，增幅96%[144] - 2022年前九个月融资活动使用的净现金流为2010万美元，较2021年同期的1820万美元增加190万美元，增幅11%[145] - 2022年前九个月经营活动净现金增加主要因收入增加1.105亿美元，部分被商品衍生品合约结算增加5500万美元和经营费用增加1520万美元抵消[143] - 2022年前九个月投资活动现金使用增加主要因资本支出增加3720万美元，与钻探、完井活动和EOR项目增加有关[144] 资本支出相关 - 2022年第二季度末三个月和九个月，公司累计资本支出分别为3440万美元和8050万美元[104] 股息相关 - 2022年第二季度末三个月，公司支付普通股现金股息610万美元，宣布最新股息为每股0.31美元，总计610万美元[104] - 2022年第二季度，公司授权并宣布季度股息约620万美元，其中610万美元以现金支付，10万美元应付给受限股东[148] - 2022年前九个月公司普通股股息较2021年同期多分配540万美元[145] 现金及信贷额度相关 - 2022财年第三季度末，公司现金为1680万美元，循环信贷额度已提取6100万美元[104] - 2022年6月30日，公司借款基数为2亿美元，未偿还借款为6100万美元，可用借款额度为1.39亿美元[146] - 2022年4月29日，公司修订信贷协议，将借款基数从1.75亿美元提高到2亿美元，到期日延长至2026年4月[147] 收入相关 - 2022年第二季度末三个月和九个月，公司石油和天然气净收入分别同比增加4620万美元和1.105亿美元，增幅分别为111%和110%[111] - 2022年第二季度末三个月和九个月，公司与关联方的合同服务收入均为60万美元和180万美元[117] 租赁运营费用相关 - 2022年第二季度租赁运营费用（LOE）较2021年同期增加230万美元，其中210万美元归因于修井费用增加，160万美元归因于新井和额外产量成本，140万美元因现有井效率提升而减少[121] - 2022年前六个月LOE较2021年同期增加600万美元，其中470万美元归因于新井和额外产量成本，340万美元归因于修井费用增加，210万美元因现有井效率提升而减少[122] 生产和从价税相关 - 2022年第二季度和前六个月生产和从价税分别增加350万美元和600万美元，生产税增加主要因油气销售增加，从价税增加因当前应税期财产估值提高[124] 勘探费用相关 - 2022年第二季度和前六个月勘探费用分别为2.2万美元和213.1万美元，2021年同期分别为278.5万美元和868.2万美元，2022年前六个月德州和新墨西哥州未探明租赁权成本到期分别为150万美元和60万美元[125] 折旧、损耗、摊销和增值费用相关 - 2022年第二季度和前六个月折旧、损耗、摊销和增值费用分别增加10万美元和140万美元，主要因产量增加，部分被较低的损耗率抵消[129] 一般及行政费用相关 - 2022年第二季度和前六个月一般及行政费用（G&A）分别增加10万美元和减少70万美元，行政成本分别增加40万美元和290万美元，股权薪酬费用前六个月减少350万美元[131] 交易成本相关 - 2021年第二季度和前六个月交易成本分别为30万美元和350万美元，主要与2021年2月与Tengasco的合并有关，2022年第二季度无交易成本，前六个月交易成本为390万美元[132] 利息费用相关 - 2022年第二季度和前六个月利息费用分别减少50万美元和130万美元，因循环信贷额度平均余额降低和EOR项目资本化利息[133] 衍生品损失相关 - 2022年第二季度和前六个月衍生品损失分别为1236.3万美元和6718.8万美元，较2021年同期减少，主要因非现金损益变化4110万美元和6210万美元，部分被结算损失增加1810万美元和5500万美元抵消[134][136] 营运资金相关 - 截至2022年6月30日，公司营运资金赤字为5560万美元，较2021年9月30日的4690万美元增加，主要因当前衍生品负债增加[141] 循环信贷安排使用情况相关 - 2022年前九个月公司利用循环信贷安排净收益100万美元用于资本支出和营运资金，2021年同期净偿还350万美元[145]

财务数据和关键指标变化 - 第二财季净亏损700万美元，主要因衍生品亏损4960万美元，其中包括1800万美元已实现衍生品结算和3200万美元未实现亏损；前六个月净利润1400万美元，营业收入7400万美元 [21] - 每桶油当量现金利润率在扣除衍生品前环比增长28%至59美元，扣除后环比增长34%至38美元 [21] - 第二财季调整后息税折旧摊销前利润（EBITDAX）为3440万美元，2022年前六个月为6150万美元，按半年数据简单年化对应1.23亿美元 [23] - 第二财季经营现金流为3000万美元，自由现金流为2000万美元 [24] - 本季度现金总额变化为1100万美元，包括3000万美元经营现金流、1000万美元投资活动现金流出和850万美元融资活动现金流出 [31] - 季末现金余额近2000万美元，信贷额度为6300万美元，基于修订后2亿美元的信贷额度，未使用额度近70%，流动性超1.5亿美元 [32] 各条业务线数据和关键指标变化 石油业务 - 第二财季平均日产油量7500桶，处于指导范围高端；前六个月平均日产油量7497桶，环比增长3%，同比增长24% [9][14] - 预计2022财年第三季度平均日产油量7600 - 8100桶，中点平均环比增长5%；全年平均日产油量7500 - 7800桶，较2021财年增长17% - 22% [40][46] 天然气和NGL业务 - 2 - 5月初，天然气和NGL销售受中游合作伙伴设施扩建影响；扩建完成后，工厂将提供额外运输能力，预计增加销售量并减少天然气燃烧 [15] - 天然气净实现价格环比下降18%，指数价格4.66美元，基差约 - 0.52美元，加工费约1.50美元，扣除衍生品前净价2.62美元，扣除后1.25美元 [26] - NGL综合桶市场价格44美元，较上季度低4美元；本季度NGL收集加工费约17美元/桶，较上季度高0.30美元，财务报表上净价26.71美元 [27] 各个市场数据和关键指标变化 - 油价同比上涨82%，公司实现油价环比提高22%至92.44美元，本季度相对于WTI有轻微正基差；扣除约26美元/桶的已实现套期保值损失后，扣除衍生品后的净实现价格为66.60美元，较上一季度上涨23% [7][25] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司积极确保2022财年开发活动所需的钻机和套管，并为2023财年计划的多达14口井做好准备 [8] - 增加2022财年第三季度和全年的产量指导，并推进其他企业计划 [11] - 增加员工，包括组建有经验的碳捕获和强化储存回收技术团队，配合EOR试点项目进展 [11] - 修订信贷安排，将到期日延长至2026年4月，借款基础增加14%至2亿美元，并在公司杠杆率较低时放宽最低套期保值要求 [12] - 作为较小的公司，公司认为应分配更多资本用于增长，计划今年增加活动和产量 [35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球受供应链问题影响，俄罗斯2月的行动加剧了这一情况，劳动力、材料和设备市场的通胀成本压力持续增加 [7] - 公司对年初至今的业绩感到满意，对持续的预测增长感到兴奋 [48] - 团队正在采取措施应对服务和产品的通胀压力，专注于低杠杆生产增长和通过股息向股东返还资本的纪律性模式 [48] 其他重要信息 - 公司EOR试点项目在德克萨斯州Yoakum县推进，完成了六口新钻注入井中的一口，并安装了水和二氧化碳的高压注入管线；2022年4月初开始注水 [17] - 预计2022财年第三季度，公司将钻探五口毛井、五口净井，完井四口毛井、四口净井，投产六口毛井、六口净井；非EOR相关资本支出预计约2500 - 2800万美元 [40] - 中游扩建项目预计6月初全面投入使用，但4 - 5月的减产将影响第三财季天然气和NGL的销售；扩建完成后，公司将获得更大的合同固定容量，有望增加天然气和NGL的销售并减少燃烧 [41] - 预计第三财季租赁运营成本为800 - 1000万美元，部分原因是第二财季某些修井工作延迟；现金一般及行政费用预计为370 - 470万美元 [42][44] - 公司预计2022财年第三季度继续推进EOR试点项目，完成额外注入井并推进二氧化碳接入和基础设施安装，预计EOR项目应计资本支出为300 - 500万美元 [44] - 基于二氧化碳注入所需压缩机的预计交付时间，公司预计2022年第四季度开始注入二氧化碳；2022财年下半年增加三口毛井、三口净井，大部分井计划在第三财季开始钻探，第四财季完井 [45] - 预计2022财年全年应计资本支出约1.02 - 1.11亿美元，包括8400 - 8900万美元的钻探和完井、资本化修井、基础设施及土地小额增加，以及1800 - 2200万美元的EOR项目 [46] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司增长计划是否假设钻机全年运行，新的预期是什么 - 公司尚未进入连续开发计划，目前的钻机将持续到5月中旬，7月初将再钻一口井，9月或10月有望恢复开发计划 [51] 问题2: 公司能否重新获得钻机，所在地区与二叠纪核心地区相比是否有相同的物流限制，以及管道运输限制情况 - 公司已确保2022财年所有计划活动所需的钻机和管道，并为2023财年多达14口井的活动提前做好了准备；在其他服务方面，公司与多方保持良好关系，能够安排上日程，并计划在2023财年确保相关资源 [54][55] - 管道项目按计划进行，原预计5月中旬恢复运营，2 - 4月中旬有减产情况，4月底有7 - 8天的全面停工用于安装扩建设备；5月1日起已恢复到2 - 3月的生产能力，随着新扩建项目压缩机的调试，预计到5月底至6月初将达到满负荷生产 [57] 问题3: EOR项目何时能将水注入所有注入井 - 本季度剩余时间将继续增加注入井，不确定是否能在6月30日或7月31日前全部投入使用，但最迟7月31日应该可以；最近几周已开始完井过程，正在进行套管测井以确定射孔位置，相关钻机也开始有空余 [58] 问题4: 关于CCUS团队，能提供更多信息吗 - 公司聘请了来自二氧化碳行业的团队，目前正在评估具体机会，重点关注一两个项目；团队还将优化二氧化碳注入井的效率；目前仍在等待Kinder Morgan完成接入工作，希望在未来6 - 12个月内确定潜在的二氧化碳来源 [60] 问题5: CCUS团队规模有多大，其技能更侧重于二氧化碳还是碳捕获与封存（CCS） - 初始团队有三名成员，来自一家主要的二氧化碳管道公司，他们了解如何接入管道；团队位于北休斯顿，显示了公司对该项目的投入和承诺 [63] 问题6: EOR项目的资本支出是否在最近一轮通胀之前确定，是否会受到通胀影响 - 项目大部分成本在9 - 10月启动时就已确定，包括六口井的钻探、钢套管和注入管线的采购；虽然当时价格较高，但相比当前市场，受到的通胀压力较小；服务部分仍会受到一定影响，但公司对该项目的资本指导仍有信心 [68] 问题7: 西北大陆架目前有多少行业钻机在运行 - Yoakum县地区目前有四口钻机在运行 [70] 问题8: 业务开发团队对市场上出售资产的情况有何看法，出售原因主要是价格驱动还是缺乏资金等其他因素 - 今年前五个月市场上有很多资产交易在进行，可能与油价达到100美元有关；出售资产的主体包括长期持有非经济资产的所有者、赞助商、非国有业主、重组后的债权人等，他们希望在当前价格下实现资产货币化 [73] - 市场上有不同类型的买家，包括有资金实力的大型私人企业，他们愿意通过改善运营成本来获取收益；公司会机会性地寻找合适的交易，注重规模效益，但也会考虑价格、期货市场贴水、股权使用和股权稀释等因素 [74][75] 问题9: 所在地区是否存在大量土地租赁到期的情况 - 公司较少关注米德兰和特拉华盆地等竞争激烈的地区，从远处观察，大公司会通过钻井计划来维持土地租赁，市场会有效解决相关限制；在公司所在地区，没有看到土地租赁到期的压力，公司会积极管理自己的土地，通过钻井来维持租赁权益，偶尔会有少量工作权益需要分配资本 [76][77] 问题10: 开始注入二氧化碳时，其购买价格是否与油价挂钩，调整频率如何 - 二氧化碳购买价格与油价挂钩，是基于百分比的定价方式，有一个固定底价，在当前价格下，百分比定价更为适用 [79][80] 问题11: EOR项目的六口注入井是一个井网还是多个井网，预计油田何时开始对注入做出响应 - 六口注入井分布在三口水平井之间，实际上相当于半个井网；通常在开始注入后的3 - 6个月内会开始看到一些响应和二氧化碳循环，大约一年后能达到完全有效 [84][85] 问题12: 是否会在监测EOR试点项目表现后再决定在油田其他区域的开发方向 - 是的，这就是称之为试点项目的原因；项目基础设施便于通过增加垂直井来扩展井网，公司还在分析未来采用水平注入井的可能性 [87] 问题13: 如何根据EOR试点项目的表现来记录储量，是否会影响2023财年的储量报告 - 有既定的方法来评估二氧化碳响应和预期产量曲线，公司会将实际响应与这些预测进行比较；工程公司会根据二氧化碳的影响来确定产量曲线，主要是使曲线变平并可能在早期提高产量 [88] - 预计2023财年第一季度开始会记录储量 [89] 问题14: 在油田开始对注入做出响应之前，能否将注入相关成本资本化 - 可以，公司正在这样做 [90]

业绩总结 - Riley Permian的市场资本为4.46亿美元，债务为6300万美元[11] - 2022年第一季度的调整后净收入为19,439千美元，而2021年同期为5,238千美元[65] - 2022年第一季度的调整后EBITDAX为34,439千美元，而2021年同期为23,168千美元[68] - 2022年第一季度的净现金提供的经营活动为29,995千美元，2021年为20,953千美元，增长了43.7%[77] - 2022年自由现金流为20,303千美元，2021年为10,980千美元，增长了84.0%[77] - 2022年总生产量为881 MBoe，2021年为746 MBoe，增长了18.1%[75] 用户数据 - 截至2022年3月31日，Riley Permian的总证明储量为7300万桶油当量（MMBoe）[24] - 油、天然气液体和天然气的储量组成分别为64%、18%和18%[25] - 截至2022年3月31日，公司的已探明开发石油储量为27,285 MBbls，总已探明储量为46,916 MBbls[51] - 截至2022年3月31日，公司的已探明开发天然气储量为49,576 MMcf，总已探明储量为78,734 MMcf[51] - 截至2022年3月31日，公司的已探明开发天然气液体储量为8,046 MBbls，总已探明储量为13,325 MBbls[51] 未来展望 - 预计2022财年油生产量年增长率为17%-22%[12] - Riley Permian的平均每日石油生产量为7.50万桶，预计在2022年第二季度的指导范围为7.6万至8.3万桶[38] - 公司在2022年下半年将57%的生产量进行对冲，预计2023年将对冲29%的生产量[42] 新产品和新技术研发 - Riley Permian的EOR项目正在开发中，旨在实现长期资产优化和可持续价值创造[12] - 公司计划在2022年内全面替换所有非控制气动泄漏设备，以减少甲烷排放[31] 成本和支出 - 2022年第一季度的非EOR资本支出为2380万美元，预计在2022年第二季度的指导范围为2100万至2300万美元[38] - 2022年第一季度的EOR资本支出为150万美元，预计在2022年第二季度的指导范围为700万至900万美元[38] - 2022年第一季度的总资本支出为2530万美元，预计在2022年第二季度的指导范围为2800万至3300万美元[38] - 2022年第一季度的现金一般和行政费用为350万美元，预计在2022年第二季度的指导范围为370万至470万美元[38] - 2022年第一季度的运营费用（LOE）为680万美元，预计在2022年第二季度的指导范围为800万至1000万美元[38] 负面信息 - 2022年第一季度的非现金衍生品损失为31,257千美元，而2021年同期为22,309千美元[68] - 2022年每Boe的衍生品结算为(20.85)美元，2021年为(3.48)美元，下降了497.1%[75] 其他新策略 - 证明开发储量与生产的比例为5倍，显示出生产的低基础衰退特性[23] - 证明开发储量的每桶成本为6美元，是行业中最低的成本之一[23] - 2022年每Boe现金边际为59.17美元，2021年为32.96美元，增长了79.9%[75] - 2022年每Boe总现金成本为16.46美元，2021年为16.16美元，增长了1.9%[75] - 2022年标准化未来净现金流的现值为862,503千美元，2021年为552,936千美元，增长了56.0%[83]

产量相关 - 2022年第一季度和上半年，公司总净等效产量分别同比增长18%至9.8 MBoe/d、24%至9.9 MBoe/d[110] - 2022年第一季度和上半年，公司分别有2口（净1.7口）和7口（净5.8口）水平井投产[110] 价格相关 - 2022年第一季度，公司生产销售的实现平均综合价格为每桶油当量75.63美元，其中石油为每桶92.44美元[110] - 2022年第一季度和上半年，公司实现的平均综合价格分别同比增加26.51美元和27.75美元，增幅为54%和68%[116] 现金流相关 - 2022年上半年，公司经营活动产生的现金流为5170万美元[110] - 2022年前六个月经营活动净现金流入为5172.2万美元，较2021年同期增加1360万美元或36%，主要因收入增加，部分被衍生品合约结算现金支付和经营费用增加抵消[148][149] - 2022年第一季度，公司投资活动现金流从2021年同期的1680万美元增加2250万美元（134%）至3930万美元，主要因资本支出增加2200万美元[150] - 2022年第一季度，公司融资活动净现金流从2021年同期的1320万美元减少330万美元（25%）至990万美元[151] 资本支出相关 - 2022年第一季度和上半年，公司累计资本支出分别为2530万美元和4610万美元[110] 股息相关 - 2022年第一季度，公司支付普通股现金股息610万美元，宣布最新股息为每股0.31美元，总计610万美元[110] - 2022年第一季度，公司授权并宣布季度股息约620万美元，其中610万美元以现金支付，10万美元应付给受限股东[154] 现金及信贷额度相关 - 2022年第二财季末，公司现金为1960万美元，循环信贷额度已提取6300万美元[110] - 2022年3月31日，公司循环信贷安排借款基数为1.75亿美元，未偿还借款为6300万美元，可用借款额度为1.12亿美元[152] - 2022年4月29日，公司修订信贷协议，将借款基数从1.75亿美元提高至2亿美元，到期日延长至2026年4月[153] 收入相关 - 2022年第一季度和上半年，公司石油和天然气净收入分别同比增加3000万美元和6420万美元，增幅为82%和109%[116] - 2022年第一季度和上半年，公司与关联方的合同服务收入均为60万美元和120万美元，成本分别为8.5万美元和23.5万美元[122] 费用相关 - 2022年第一季度和前六个月租赁运营费用（LOE）分别增加0.9百万美元和370万美元，主要因产量增加使可变LOE成本上升及修井费用增加[127][128] - 2022年第一季度和前六个月生产和从价税分别增加0.7百万美元和250万美元，生产税增加因产量和商品价格上升，从价税因当期财产价值调整而减少[130] - 2022年第一季度和前六个月勘探费用分别为149.8万美元和210.9万美元，较2021年同期下降，主要是未探明租赁权成本到期费用减少[131] - 2022年第一季度和前六个月折旧、损耗、摊销和增值费用分别增加0.4百万美元和130万美元，因产量增加，部分被较低的损耗率抵消[136] - 2022年第一季度和前六个月一般和行政费用（G&A）分别减少250万美元和80万美元，行政成本增加，股权薪酬费用减少[138] - 2022年第一季度和前六个月交易成本分别为260万美元和390万美元，主要与潜在业务合并及融资有关[139] - 2022年第一季度和前六个月利息费用分别减少0.5百万美元和80万美元，因循环信贷额度平均余额降低和EOR项目资本化利息[140] 衍生品损失相关 - 2022年第一季度和前六个月衍生品损失分别为4963.2万美元和5482.5万美元，较2021年同期增加，因商品价格上涨[142] 营运资金相关 - 截至2022年3月31日，公司营运资金赤字为6260万美元，较2021年9月30日的4690万美元增加，主要因当前衍生品负债增加[147] 业务承诺相关 - 2021年7月，公司承诺自2022年1月起五年内每年向利益相关方的集输系统钻探、完井并连接最少数量的油井或交付年度目标气量[155] - 2021年8月，公司就EOR项目签订供应采购协议，截至2022年4月，剩余采购承诺约260万美元[156] - 2022年3月25日，公司就EOR项目下达设施和支持设备采购订单，剩余承诺约210万美元，设备将在订单执行后29周内交付[157] - 2022年4月22日，公司就2023财年钻井计划签订管道采购协议，承诺在2022年12月前采购约1060万美元的管道[158] 财务报表编制相关 - 公司财务报表编制需进行估计和假设，可能影响报表金额和披露，实际结果可能与估计不同[159]

业绩总结 - Riley Permian的市场资本为5亿美元，当前股价为25.63美元，流通股数为1951万股[11] - 2021年调整后的净收入为13,926,000美元，较2020年增长14.3%[66] - 2021年调整后的EBITDAX为27,074,000美元，较2020年增长37.5%[70] - 2021年总生产量为3,371 MBoe，较上年同期增长268%[82] - 每桶平均实现价格为54.24美元，较上年同期增长69%[82] 用户数据 - 2021年有机生产增长率为22%[20] - 2021年末的储量是2018年初储量的5倍[26] - 有机证明储量增长与生产的比例为7:1，2018年至2021年期间[26] 未来展望 - 2022年预计平均日油生产量在7.25万至7.50万桶之间，年增长率为11-15%[52] - 2022年预计将减少对冲量，增加未对冲生产量，以便在市场价格中获得潜在收益[33] - 预计水注入将在2022年3月开始，比之前的指导时间提前[57] 新产品和新技术研发 - 公司计划在2022年进行水和二氧化碳注入的EOR试点项目[38] - Riley的EOR试点项目中，所有六个垂直注入井的钻探和套管工作已完成，监管许可证已获得[57] 资本支出和财务状况 - Riley Permian的资本支出占比为70%，分红占比为21%，剩余9%用于偿还债务[20] - 2021年银行借款基数增加约30%，从1.35亿美元增至1.75亿美元[26] - 2021年现金边际为每桶27美元，资本成本为每桶6美元，现金转换效率为4.5倍[27][28] 负面信息 - 自由现金流为(7,401)千美元，较上年同期下降198%[87] - 2021年现金一般和行政费用为3,183,000美元，较2020年增长59.7%[77] - 利息支出为4,195千美元，较上年同期增长239%[82]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度净收入2100万美元，包括约3300万美元的营业收入；调整后的EBITDAX为2710万美元，较上一季度增长11%或260万美元，其中约200万美元的增长是由销量增加推动 [22] - 正常行政费用较上一季度减少超100万美元，本季度现金G&A费用为320万美元，约为每桶油当量3.50美元，比中点指引低约20% [35] - 每桶油当量的现金运营利润率较上一季度提高约7%，从26美元提高到28美元 [36] - 本季度运营现金流为2170万美元，包括营运资金变动前的2500万美元和营运资金变动的负300多万美元 [38] - 本季度资本支出应计额为2070万美元，低于此前发布的2600万 - 3200万美元的指引；现金基础上，本季度收购前的总资本支出为2910万美元 [39][40] - 本季度现金总变化为负880万美元，包括2170万美元的运营现金流，被2910万美元的投资活动和130万美元的融资活动所抵消 [42] 各条业务线数据和关键指标变化 石油业务 - 石油产量增至7300桶/日，较上一季度增长5%，同比增长22%；总净当量产量为9900桶油当量/日，较上一季度增长4%，同比增长31% [15] - 本季度实现油价提高约10%至75.67美元/桶，但被每桶21美元以上的已实现套期保值损失所抵消，衍生品后的净实现价格略高于54美元/桶，比上一季度高约3% [28] 天然气和NGL业务 - 一年多前的2020年12月31日季度，天然气和NGL的总收入为30万美元；本季度为600万美元，约占总收入的11% [24] - 天然气和NGL销量因处理能力增加而增长，且价格上涨是收入增加的主要驱动力；实现天然气价格同比上涨近3美元，NGL实现价格环比上涨65%，同比上涨超1000% [25][26] - 截至12月31日的季度，约三分之二的天然气销量进行了套期保值；2022日历年，套期保值量相似，平均价格为3.26美元；NGL无套期保值 [27] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司计划在未来几个季度管理成本结构，随着市场价格保持在一定水平，有望实现更高的利润率 [7] - 公司继续推进EOR试点项目，计划在第二财季开始注水，夏季开始注二氧化碳；碳捕获项目仍是团队的优先事项 [8][9] - 公司将继续以股息形式向股东返还资本 [9] - 公司计划在未来减少石油生产的套期保值，对未来12个月内的产量进行相对较高比例的套期保值，12个月以后减少套期保值，以增加对市场条件的反应灵活性和优化套期保值价格 [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为当前市场价格较高，若材料和钻机可用，正在考虑加速钻井计划，但会保持在指导范围内 [58][59] - 公司对2022年充满期待，预计石油产量增长、市场价格走强以及部分低价套期保值的到期，可能会带来更高的石油销售净有效收入；天然气方面，与中游合作伙伴扩大加工厂产能，加上价格上涨，将使这些商品对公司利润贡献更大 [52][53] 其他重要信息 - 1月份，Rebecca Bayless加入公司董事会，她在能源行业拥有丰富的运营和管理经验 [10] - 公司预计2022财年第二季度应计资本支出（收购前）总计约2600万 - 3200万美元，其中EOR项目预计600万 - 800万美元；预计全年资本支出在8500万 - 9500万美元之间 [46][47] - 公司预计2022财年第二季度净石油产量平均为7250 - 7500桶/日，总净当量产量为9400 - 10000桶油当量/日；第二季度LOE成本预计在650万 - 800万美元之间；现金G&A费用预计约为350万 - 450万美元 [47][49][50] 问答环节所有提问和回答 问题1: 为何不增加传统生产以利用当前高价 - 公司正在评估未来几个季度的选择，若材料和钻机可用，会认真考虑加速钻井计划，但会保持在指导范围内，预计会在即将到来的预测中体现 [58][59] 问题2: 第一个EOR项目需要看到什么才能推进到第二个项目，以及CCUS项目的最新情况 - 对于EOR项目，基础设施已就位，预计未来几周开始注水，6月下旬开始注入二氧化碳，将监测6 - 12个月的注入情况和生产响应，以优化扫油效率和建模成本，可能需要几个月到六个月才能获得足够数据考虑扩大项目 [61][62] - 对于CCUS项目，公司正在与不同团体合作，确定在价值链中的参与方式，同时了解法规和土地情况，目前尚未到宣布阶段 [63][64] 问题3: EOR项目何时能有有意义的石油生产 - 预计到2023年年中，初始试点项目将达到预期的峰值性能，但在此之前可能会有一些响应 [69] 问题4: 天然气处理能力扩张的情况以及后续是否还有阶段 - 扩张项目正在进行中，预计到4月上旬至中旬会有减产，之后可将全部运营天然气销售到系统中；此次扩张能满足近期需求，未来随着油田发展可能需要进一步扩张 [72][74] 问题5: 完井进度是否会根据套期保值到期和油价情况灵活调整 - 目前预计今年完成所有钻探的油井，大部分活动集中在上半年；如果要在今年增加油井，会考虑油井的影响和上线时间，倾向于在未来六个月内增加 [76]

商品价格数据 - 2016年1月1日至2021年9月30日，NYMEX西得克萨斯中质油（WTI）价格从2020年4月20日的每桶 - 36.98美元到2018年6月27日的每桶77.41美元不等；2021财年，WTI价格从每桶35.64美元到75.54美元不等[138] - 2021财年，NYMEX亨利枢纽天然气平均每日价格从每百万英热单位1.41美元到23.86美元不等[138] - 截至2021年9月30日，公司按美国证券交易委员会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57.64美元，天然气为每百万英热单位2.943美元[148] - 截至2021年9月30日，公司实现的石油与NYMEX WTI的差价平均为每桶 - 2.81美元，天然气与NYMEX Henry Hub的差价平均为每百万立方英尺 - 0.63美元[164] - 2016年1月1日至2021年9月30日，NYMEX西德克萨斯中质油（WTI）价格从2020年4月20日的每桶 - 36.98美元低点涨至2018年6月27日的每桶77.41美元高点[138] - 2021财年，WTI价格每桶在35.64美元至75.54美元之间波动，NYMEX亨利枢纽天然气平均每日价格每百万英热单位在1.41美元至23.86美元之间波动[138] - 2021年9月30日止年度，公司实现的石油与纽约商品交易所西德克萨斯中质原油的差价平均为每桶 - 2.81美元，天然气与纽约商品交易所亨利枢纽的差价平均为每千立方英尺 - 0.63美元[164] - 截至2021年9月30日，公司估计的已探明储量按美国证券交易委员会规则计算，石油和NGL每桶价格为57.64美元，天然气每百万英热单位价格为2.943美元[148] 业务运营数据 - 截至2021年9月30日，公司在西德克萨斯和新墨西哥州的土地上已钻探并完成75口总运营水平井[150] - 截至2021年9月30日，约27%的公司净租赁土地未开发[153][154] - 截至2021年9月30日，约42%的总估计已探明储量被归类为已探明未开发储量，约30,647千桶油当量的已探明未开发储量估计需要2.071亿美元的开发资本[165] - 一家购买商在截至2021年9月30日的一年中占公司收入的87%[172] - 截至2021年9月30日，公司大部分总估计已探明储量位于西德克萨斯二叠纪盆地的西北大陆架次盆地[156] - 截至2021年9月30日，公司79%的净未开发土地将在2022年到期，预计花费0.3百万美元续租[184] - 截至2021年9月30日，公司在西德克萨斯和新墨西哥州的土地上已钻探并完成75口总运营水平井[150] - 截至2021年9月30日，约27%的公司净租赁土地未开发[153][154] - 截至2021年9月30日，约42%的公司总估计已探明储量被归类为已探明未开发储量，约30,647千桶油当量的已探明未开发储量估计需要2.071亿美元的开发资本[165] - 截至2021年9月30日，一家购买商占公司全年收入的87%[172] 商品价格波动风险 - 油价、天然气和NGL价格波动，价格下跌会减少公司现金流和借款能力，可能导致储量现值下降和未来储量开发能力受限[137][138][139] - 商品价格下跌会减少公司现金流和借款能力，可能导致公司无法获得所需资本或融资[139] - 若商品价格下降导致未来未折现现金流低于资产账面价值，公司需对资产进行减记[169] - 若商品价格下降，公司可能需减记物业账面价值，产生减值费用[169] 勘探开发风险 - 勘探和开发项目需大量资本支出，若无法获得资金，可能导致储量下降[141] - 开发和勘探性钻探及生产活动有风险，可能无法发现商业性生产储层[143] - 收购的石油和天然气资产可能无法按预期生产，且难以确定储量潜力和相关负债[144] - 储量估计依赖诸多假设，不准确的假设会影响储量数量和现值[145] - 公司钻探和生产计划可能无法以合理商业条款获得运输、加工等设施的使用权限，扩张基础设施的举措可能不成功[159] - 公司生产的产品价格受当地和区域因素影响，价格差异扩大可能对收入产生负面影响[162] - 公司已探明未开发储量的开发可能比预期时间长且资本支出高，可能无法最终开发或生产[165] - 公司与第三方合作的油气租赁项目中，合作方可能无法履行承诺，公司可能承担连带责任[166] - 公司持有第三方开发运营物业的非运营权益，无法控制其运营和盈利能力[167] - 钻探的物业可能无法产出商业可行数量的石油、天然气或NGL，影响运营和财务状况[177] - 公司可能无法进行增值收购或成功整合收购业务，扰乱业务和阻碍增长[178] - 公司投资物业的产权缺陷可能导致损失，影响运营和财务状况[182] - 公司EOR项目的石油生产依赖充足的CO₂供应，供应受限会产生不利影响[185] - 公司使用2 - D和3 - D地震数据可能无法准确识别油气存在，导致钻探活动不成功或不经济[186] - 公司开发新地点需大量资金，可能无法筹集或产生所需资金，钻探活动可能不成功或导致储量下调[197] - 公司采用最新水平钻井和完井技术存在风险，成功与否需时间评估[150][152] - 公司参与的油气租赁项目中，第三方合作伙伴可能无法履行承诺，影响公司财务状况[166] - 公司参与第三方运营的物业，无法控制钻探和开发活动的成功，可能影响生产和收入[168] - 若无法补充储备，公司储备和产量将下降，影响未来现金流和经营业绩[170] - 公司依赖几个重要购买商销售油气，失去购买商可能限制市场渠道[171] - 公司运营面临多种风险，可能产生损失和索赔，保险可能不足[173] - 公司钻探的物业可能无法产出商业可行数量的油气，影响经营业绩和财务状况[177] - 公司收购油气物业可能无法成功，整合收购业务可能面临困难[178] - 公司使用的二维和三维地震数据可能无法准确识别油气，导致钻探活动不成功或不经济[186] 财务与资金风险 - 公司循环信贷安排限制支付股息，需满足净杠杆率不超过2.75比1.0、总循环信贷敞口不超过总循环承诺的80%且无违约事件[191] - 公司债务水平可能影响运营，降低财务灵活性，如借款基数减少可能需偿还部分借款或出售资产[193] - 公司可能面临流动性问题，需处置资产偿债，但处置或收益可能无法满足偿债需求[196] - 公司衍生品活动可能导致财务损失或减少收益，收益会因衍生品公允价值变化而大幅波动[198] - 衍生品使用可能需交付现金抵押品，价格或利率不利变化会减少运营现金，限制资本支出和借款能力[199] - 若交易对手违约，公司商品衍生品合约面临财务损失风险，市场动荡会影响对手履约能力[200] - 油价下跌时，衍生品应收款增加，对手信用恶化会导致公司重大损失[201] - 公司可能因市值低、公众流通股少等因素难以筹集资金，影响业务[187] - 公司循环信贷安排有诸多限制和财务契约，不遵守可能导致违约和资产被止赎[189] 行业与外部环境风险 - 公司勘探开发活动受多种因素影响，包括技术进步、市场需求、设备供应、人员短缺等[205][206][208] - 公司获取和处理水的成本可能增加，无法获得足够水会影响勘探生产运营[207] - 石油天然气行业竞争激烈，公司在获取资产、开发储量、销售产品和筹集资金方面可能面临困难[209] - 新冠疫情、极端天气、电力供应等因素可能对公司业务和运营产生不利影响[214][215][216][218] 法律法规风险 - 2015年10月1日，EPA发布最终规则，将地面臭氧的国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，随后指定超200个县为“不达标”地区[224] - FERC依据《1938年天然气法》，对当前违规行为可处以最高100万美元/天的罚款[228] - FTC对石油行业市场操纵违规者可处以最高100万美元/天的民事罚款[228] - CFTC对违规者处以最高100万美元或三倍获利的民事罚款[228] - SEC规则要求，除有限例外情况外，已探明未开发储量（PUDs）只有与预订在预订日期后五年内钻探的井相关时才能入账[227] - 公司运营受严格的环境、职业健康和安全法律法规约束，不遵守可能导致制裁和运营受限[222] - 公司负责设施的退役、封堵、废弃和复垦成本，未来可能需设立储备基金[226] - 2020年9月14 - 15日，EPA发布新规将油气行业的传输和存储部门从NSPS监管中移除并撤销生产和加工环节的甲烷标准，2021年6月国会部分推翻该撤销决定，11月EPA发布拟议规则更新、加强和扩展NSPS Subpart OOOOa法规[235][244] - 2015年3月BLM发布关于联邦和印第安土地水力压裂的最终规则，2017年12月撤销该规则，目前该撤销决定面临诉讼，未来规则不确定[236] - 得克萨斯州已采用对水力压裂作业更严格的许可规定，公司可能因遵守这些规定产生额外成本[238] - 2014年RRC发布关于处置井许可或重新许可的最终规则，若不符合规定，TRRC可能拒绝、修改、暂停或终止许可[239] - 2020年4月美国最高法院在County of Maui, Hawaii v. Hawaii Wildlife Fund案中裁定，若排放是直接排放到通航水域的“功能等同物”，注入地下水的排放可能受CWA监管，可能增加公司运营成本[240] - 拜登设定到2030年实现经济范围内净温室气体污染比2005年水平至少减少50%的目标[244] - 2016年6月EPA发布最终规则NSPS Subpart OOOOa要求油气行业减少甲烷和VOC排放，规则面临法律挑战和修订[244] - 2016年11月BLM发布关于控制公共和部落土地上油气勘探开发活动甲烷排放的规则，2020年10月被怀俄明地方法院推翻，新墨西哥和加利福尼亚已上诉[244] - 2010年7月21日颁布的《多德 - 弗兰克法案》对场外衍生品市场进行监管，可能增加公司衍生品合约成本、改变合约条款、减少衍生品可用性[250] - 美国税法变化可能增加公司有效税率，影响财务状况[254][255][256] - 许多州的反赔偿条款可能限制或禁止对公司的赔偿，影响公司业务和财务状况[252][253] 公司治理与股权相关风险 - 截至2021年9月30日，公司高管、董事和主要股东合计持有公司80.1%的完全摊薄普通股[278] - 公司章程规定，修改或废除某些条款需获得至少66 2/3%的股东投票批准[282] - 公司依赖包括首席执行官Bobby Riley等关键人员，失去他们可能对公司运营产生重大不利影响[276] - 公司高管、董事和主要股东能够控制或显著影响提交给股东批准的所有事项，可能延迟或阻止公司被收购[278] - 公司细则规定，特拉华州衡平法院是公司与股东之间大部分纠纷的专属管辖地[280] - 公司细则规定，除非公司书面同意选择其他法院，美国联邦地方法院是根据1933年《证券法》或1934年《证券交易法》提起诉讼的专属管辖地[281] - 公司面临与某些股东及其关联方的潜在利益冲突，可能影响公司普通股交易价格[284] 证券市场相关风险 - 公司普通股市场价格可能因多种因素波动，包括经营业绩、市场环境等[257][258][259] - 未来大量出售普通股可能压低股价，影响公司融资能力[261][263] - 若不满足纽交所上市要求，普通股可能被摘牌，降低股票流动性和价值[264] - 证券分析师不发布研究报告或发布负面评价，可能导致股价下跌[265] - 公司可能无法产生足够现金支付普通股股息，股息政策可由董事会随时修改[266][267][268] - 作为较小报告公司，减少披露要求可能使普通股对投资者吸引力降低[274] - 公司可能发行优先股，其条款可能对普通股投票权或价值产生不利影响[275] 财务报告与内部控制风险 - 截至2021年3月31日财季，公司发现财务报告内部控制存在重大缺陷，虽已在9月30日整改，但未来仍可能出现问题[271][272] 储量估计相关 - 储备估计需预测生产率和开发支出时间，分析地质、地球物理等数据，并进行经济假设[146] - 实际未来生产、价格、收入等与估计会有差异，重大差异会影响储量估计数量和现值[147]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度净收入为1570万美元，财年运营收入约为6000万美元，整体净亏损6570万美元，其中衍生品损失近9000万美元，仅约1600万美元为已实现损失 [24] - 非GAAP指标方面，第四季度调整后EBITDAX为2450万美元，财年约为9000万美元，与运营现金流相近 [25] - 第四季度自由现金流为720万美元，财年为2600万美元，占运营现金流的30%，今年现金流增长主要由产量增加驱动 [26] - 财年衍生品实现油价同比上涨60%，包含衍生品影响后仅上涨4%，最近一个季度实现价格为每桶52美元 [27] - 第四季度现金G&A费用为430万美元，即每桶油当量4.92美元，高于上季度预期 [32] - 第四季度总利息费用为96.3万美元，即每桶油当量1.09美元，较第三财季下降23% [34] - 第四季度每桶油当量总成本为15.38美元，实现平均价格为每桶油当量54.46美元，扣除已实现衍生品损失12.67美元后，现金利润率为26.41美元 [35] - 财年将70%的运营现金流分配给资本支出，21%用于股息，9%用于偿还债务 [38] - 10月将股息提高约11%至每股0.31美元，总计约600万美元，截至12月8日，信贷额度已提取6500万美元，可用额度为1.1亿美元 [39] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 财年净产量同比增长22%，达到每天8600桶油当量，其中原油占比74% [15] - 财年共投产20口总水平井和14口净水平井，总现金资本支出为6010万美元，其中80%用于钻井和完井资本，7%用于资本化修井等 [16] - 财年租赁运营成本同比降低11%，至每桶油当量697美元 [16] - 财年总批准已开发储量同比增长37%，达到4150万桶油当量，总批准储量同比增长27%，达到7220万桶油当量 [17] - 2021年第四季度总净当量产量同比增长35%，达到每天9600桶油当量，环比增长5% [18] - 第四季度投产6口总水平井和5.7口净水平井，总现金资本支出为2000万美元 [19] - 第四季度租赁运营成本同比降低20%，至每桶油当量6.45美元，环比降低7% [19] EOR项目 - 自2021年10月1日起，EOR试点项目持续推进，已钻完6口计划中的垂直注入井，并开始安装水和二氧化碳注入管线 [20] - 预计2022年第二季度开始注水，直至油藏充分重新加压，二氧化碳注入装置将于2022年夏季安装 [20] 碳捕获与封存项目 - 公司正在与二氧化碳源、捕获设备供应商和监管顾问进行有意义的讨论和尽职调查，寻求构建商业安排，以在当前监管环境下获得有吸引力的经济回报 [11] - 公司对2022年启动首个项目持乐观态度 [9] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司认为为实现增长进行再投资是必要的，以改善规模、成本结构和现金流，同时将大量运营现金流以股息形式分配给股东 [8] - 公司计划在2022财年继续推进EOR和CCUS项目，预计实现产量的实质性增长 [46] - 基于分析和计算，公司认为在未对冲和对冲基础上均拥有较高的现金利润率 [36] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对EOR项目的进展感到满意，认为该项目按计划或略超前进行 [54] - 公司对CCUS项目持乐观态度，正在与各方进行建设性讨论，尽管面临供应链限制，但希望控制项目成本，使其具有吸引力 [61] - 公司预计2022财年资本投资将带来约11% - 15%的产量增长，这一增长水平是可以实现的，因为公司预计未来一年PDP产量的低基数下降率约为21% [44] 其他重要信息 - 公司将从LLP中排除从价税，将其与生产税归为一类，以与同行保持一致，实现更一致的报告 [31] - 2022财年，公司选择调整部分套期保值，将每月2万桶石油衍生品转移至2023年，降低了2022年各季度约4% - 5%的套期保值头寸 [28] - 公司预计未来更多使用更宽的领口套期保值，以提供下行保护，同时在当前价格远高于现金运营成本的情况下，为投资者提供更多上行潜力 [30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: EOR项目的进展情况及下一步计划 - 公司已完成6口初始注入井的钻探阶段，计划最早在2022财年第一或第二季度开始注水，注水将持续数月，目的是重新加压油藏并分析注入性剖面，项目整体按计划或略超前进行，Kinder Morgan的注入装置正在建设中 [52][53][54] 问题2: 碳捕获和封存项目的高层面时间线及进展情况 - 公司正在与各方合作解决多变量方程，构建商业安排，不希望完全依赖潜在新法律的结果，但承认其可能产生重大影响，目前无法提供具体时间指导，正在努力控制项目成本，期待尽快分享更多信息 [56][57][61] 问题3: 2022年指导中8500万 - 9500万美元资本支出的活动假设和节奏 - 2022年开发计划于9月底开始，已钻4口井，2月将重新开始钻探6口运营井，6月再钻剩余2口井；EOR资本大部分在第一季度支出，预计年内有一些非运营工作，其中一项已投产，其他预计在春季进行 [65][66] 问题4: 压裂市场情况及钻井和完井成本变化 - 压裂市场趋紧，2022年尤其是年初很难锁定服务团队，但公司大部分已安排好，预计新井投产不会有太大延迟；成本方面，自第二、三季度开始略有上升，但不显著，本财年剩余井的每英尺钻井和完井成本可能上涨5% - 10%，仍低于过去的峰值水平；公司在6月提前购买了大部分套管和管材，一定程度上避免了价格持续上涨的影响 [69][70][71][76] 问题5: 第四季度租赁运营成本改善的原因 - 主要原因是修井活动减少，这是由于本季度泵未像之前那样频繁出现故障，租赁运营成本可能会因修井费用的时间安排而季度波动 [82] 问题6: 更宽领口套期保值的情况及市场流动性 - 公司可以使用领口代替掉期进行部分套期保值，通过扩大领口价差（如从当前现货价格的10美元价差扩大到20美元或30美元），利用增加的波动性和更高的期权隐含溢价，在保护下行风险的同时提供一定的上行潜力，当前价格下，50美元的下限仍具有吸引力 [83][84][85] 问题7: 与Kinder Morgan的二氧化碳购买和销售协议价格是否与油价挂钩及波动情况 - 协议价格与油价挂钩，有下限，约为WTI的2%，期限约为三年 [89] 问题8: 使用当前期货价格计算的储备净值 - 公司建议参考明天下午提交的10 - K报告，报告末尾将有Netherland, Sewell的相关数据 [95]