财务数据和关键指标变化 - 2022年全年产量相对稳定，平均日产17.7万桶油当量 [5] - 第四季度，未考虑套期保值影响时，石油和天然气的商品价格实现分别为每桶79.10美元和每百万英热单位4.40美元，NGL实现价格为每桶25.73美元 [6] - 截至2022年12月31日，天然气商品衍生品合约平均执行价格为每百万英热单位8.39美元，按市值计价的资产价值为440万美元 [6][20] - 本季度调整后G&A约为200万美元，全年约为800万美元，即每桶油当量1.22美元，低于指引低点 [7] - 本季度净收入为1.052亿美元，即每股2.86美元，经营活动提供的现金为3010万美元 [8] - 截至2022年12月31日，包括受限现金在内的净现金增加至约2.57亿美元，相当于已发行和流通普通股每股近7美元，且无定期债务或循环债务义务 [12] - 本季度调整后EBITDA约为4300万美元，全年约为1.91亿美元 [13] - 截至去年年底，联邦净运营亏损（NOL）估计约为16亿美元，可继续保护现金流免受联邦所得税影响 [14] - 本季度LOE和修井费用约为1100万美元，全年约为4100万美元，即每桶油当量6.39美元，低于指引中点 [15] 各条业务线数据和关键指标变化 - 近期从双井垫完成的油井在头90天平均日产超过1000桶油当量，该项目中第一口投产油井在239天后的平均产量比该区域原油井高18% [17] - 已将28口井的人工举升系统转换为长期系统，有助于优化举升效率并降低未来成本 [9] - 已成功钻探8口井，去年资本项目中有6口井正在生产，均针对西北STACK核心区的梅拉梅克层，7号和8号井最近完成，预计本月开始首次生产 [48] 各个市场数据和关键指标变化 - 近期大宗商品价格下跌，石油维持在每桶70美元中高位，亨利枢纽天然气近期跌至2美元中低位，但呈远期升水状态，年底接近每百万英热单位4美元 [23] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略包括：通过高回报率修井、油井复产和人工举升转换等方式，延长和扁平化生产曲线，最大化现有Mid - Con PDP资产的现金价值和生成能力，并持续压缩运营和管理成本；尽可能将EBITDA转化为自由现金流，同时进行资本管理，投资高风险调整后全负担回报率的项目和机会，包括在西北STACK核心区执行钻探计划以增加经济产量；维持执行增值并购机会的选择权，为公司带来协同效应、发挥核心竞争力、补充资产组合、利用约16亿美元净运营亏损或为股东带来有吸引力回报；履行ESG责任 [21][22][46] - 今年钻探计划将开发此前已划定区域，剩余4口今年投产油井均为加密井，采用双井垫共同开发以利用成本协同效应 [24] - 除钻探外，还将投资12次油井复产、28次人工举升转换和有限租赁，以支持未来发展和应对更有利的大宗商品环境 [25] - 公司将继续监控大宗商品价格、结果、成本等因素，以制定2023年及以后的发展决策 [29] - 公司将与董事会合作，评估实现股东价值最大化的途径，包括投资、战略机会、资本返还等，现金状况也是评估并购机会的战略优势 [30] - 行业中服务效率和设备质量一直是持续的压力点，近期或未来活动减速可能缓解这些问题，但成本降低效果可能需要时间显现 [26] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管大宗商品价格近期下跌，但公司通过成本控制和高效运营，过去一年及预计2023年都能从生产资产中获得强劲自由现金流 [4] - 公司资产基础集中在中部大陆地区，PDP油井无需常规燃烧伴生气，资产历史悠久、生产曲线平缓且多元化，储量寿命达两位数 [18] - 公司资产的未来净折现现金流PV - 10约为8.11亿美元，大量自有和综合基础设施为公司提供成本和战略优势，近70%生产井在WTI 40美元和亨利枢纽2美元的价格下仍有盈利，且基础设施的互联性和充足产能可缓冲意外减产 [27] - 尽管活动减少不足以使整体油当量产量保持平稳，但预计石油产量在指引中点将比去年增加近5%，提高石油相对产量权重将提升油当量实现价格，转化为现金流 [34] - 通胀可能持续，仍是今年关注重点，服务行业仍不稳定 [35] - 尽管通胀压力大，但公司将继续控制运营成本，预计修井费用将维持在当前水平，油井复产虽会增加运营成本，但也会带来额外产量 [37] 其他重要信息 - 公司将平衡现场和公司人员配置，外包非核心职能，尽管活动和生产井数量增加，但总人员仍略超100人，公司人员15人，保留了关键技术技能 [36] - 公司重视ESG承诺，实施了相关纪律流程，致力于以安全、负责、高效的方式发展业务，审慎分配资本到高回报有机增长机会，并对增值机会持开放态度 [45] 总结问答环节所有的提问和回答 文档中未提及问答环节的提问和回答内容。

公司破产重组 - 公司于2016年5月16日依据破产法申请重组，10月4日脱离破产[10,12] 商品价格与储量经济价值比 - 2022年末公司储备估算所用商品价格为石油93.67美元/桶，天然气6.36美元/百万英热单位，石油与天然气经济价值比约为15比1[8] 认股权证行权价与到期时间 - 系列A认股权证和系列B认股权证初始行权价分别为41.34美元/股和42.03美元/股，于2022年10月4日到期[27] 开发成本定义 - 开发成本包括获取探明储量、完井以及提供油气提取、处理、收集和储存设施等方面的费用[12] 储量分类定义 - 探明已开发储量指通过现有井、现有设备和作业方法预期可采出的储量[11,19] - 探明未开发储量指预计从未钻井的新区块新井或现有井需较大完井支出才能采出的储量[19,24] - 未开发面积指未钻井或未完成到可产出经济数量油气阶段的租赁面积[24] 储量衡量指标 - 标准衡量指标是指探明油气和天然气液储量的预计未来现金流入现值，减去未来开发、生产成本和未来所得税费用等，按10%年利率折现[23] - PV - 10是指按SEC指南计算的探明油气和天然气液储量未来净收入现值，按10%年利率折现，不考虑所得税等影响[19] 专业术语定义 - 公司定义了众多专业术语，如2 - D地震、3 - D地震、Bbl、Bcf等[6,7] 公司资产与储量情况 - 截至2022年12月31日，公司有1471口毛（856口净）生产井，约992口由其运营，租赁总面积约55.1万英亩（净面积36.5万英亩），有1台钻机在钻探，总估计探明储量为7430万桶油当量[30] - 截至2022年12月31日，公司拥有1471口总（856口净）生产井权益，约992口由其运营，租赁总面积约55.1万英亩（净面积36.5万英亩），有1台钻机正在钻探[30] - 截至2022年12月31日，公司总估计已探明储量为7430万桶油当量，均为已探明开发储量[30] - 截至2022年12月31日，公司在中大陆地区的权益包括1471口总（856口净）生产井，平均工作权益为58.2%[34] - 公司在中大陆地区的租赁权益主要位于俄克拉荷马州和堪萨斯州，相关已探明储量为7430万桶油当量[34] - 截至2022年12月31日，公司持有约365,000英亩净土地（包括已开发和未开发），其中27,011英亩未开发，未开发土地中不到5%会在租赁期结束时到期[77] - 截至2022年12月31日，已开发面积和未开发面积分别为487,402英亩和63,196英亩（毛面积） [48] - 截至2022年12月31日，未开发土地租赁到期情况为2023年底到期毛面积158英亩、净面积13英亩，2024年底到期毛面积162英亩、净面积140英亩，2025年底到期毛面积475英亩、净面积316英亩，2026年及以后到期毛面积566英亩、净面积305英亩，总计毛面积1361英亩、净面积774英亩，另有61835英亩毛面积（26237英亩净面积）未开发土地租赁无到期限制[50] - 截至2022年12月31日，公司持有约36.5万英亩净土地，其中27011英亩未开发，未开发土地中不到5%将在租赁期结束时到期[77] 产量与资本支出 - 2022年公司在中大陆地区日均净产量为1.77万桶油当量，探明储量与产量比为11.5年，资本支出为5.06亿美元[32] - 2022年公司在中大陆地区日均净产量为1.77万桶油当量，已探明储量与产量比为11.5年，资本支出为5.06亿美元[32] - 2022年石油产量94.9万桶，NGL产量199.7万桶，天然气产量2110.1万立方英尺，总销量646.3万桶油当量；2021年分别为95.7万桶、226.7万桶、2141.7万立方英尺、679.3万桶油当量[47] - 2022年和2021年，总产量分别为646.3万桶油当量和679.3万桶油当量 [47] - 2022年有8口自营井钻探，1口非自营井参与钻探，2021年无自营井钻探和非自营井参与钻探[48] - 2022年有8口自营井开钻，2021年无自营井开钻 [48] 公司战略 - 公司主要战略是安全、负责和高效地增加资产基础的现金价值和生成能力，利用净运营亏损结转来减少所得税并最大化现金流[31] - 公司主要战略重点是安全、负责且高效地提升资产基础的现金价值和生成能力，利用净运营亏损结转以减少所得税并最大化现金流[31] - 公司将继续保持财务纪律和审慎的资本分配，关注增值收购和业务合并机会[31] 储量编制情况 - 约95%的探明石油、天然气和天然气液储量由Cawley, Gillespie & Associates独立编制，其余5%基于内部编制的估计[35][39] - 约95%已探明石油、天然气和NGL储量由Cawley, Gillespie & Associates独立编制[35] - 2022年和2021年12月31日，Cawley, Gillespie & Associates编制的探明储量占比分别为95.0%和96.2% [39] 储量审查与批准 - 关键储量信息至少每年由公司首席执行官和首席财务官审查和批准[39] - 独立编制的储量估计报告提交给董事会审计委员会，审计委员会还会定期与编制探明储量估计的独立石油顾问会面[39] 员工培训 - 公司鼓励工程师和分析师进行新技术和行业进展的持续专业教育以及基本技能的复习培训[37] 储量变化原因 - 2022年末探明储量从2021年末的7130万桶油当量增至7430万桶油当量，主要因年末SEC油气商品价格上涨带来910万桶油当量的正向修正等因素，部分被2022年650万桶油当量的产量等减少因素抵消[45] 财务指标对比 - 2022年标准化折现净现金流为8.069亿美元，PV - 10为8.107亿美元，2021年分别为4.329亿美元和4.329亿美元[40] - 2022年和2021年12月31日，探明储量分别为74.3 MMBoe和71.3 MMBoe [40] - 2022年和2021年12月31日，标准化折现净现金流分别为8.069亿美元和4.329亿美元 [40] - 2022年和2021年12月31日，PV - 10分别为8.107亿美元和4.329亿美元 [40] - 2022年油、NGL、天然气平均井口价格分别为每桶93.73美元、每桶33.42美元、每千立方英尺4.76美元，2021年分别为每桶64.95美元、每桶19.26美元、每千立方英尺2.56美元[41] - 2022年和2021年，石油平均价格分别为92.21美元/桶和65.10美元/桶 [47] - 2022年油、NGL、天然气平均售价分别为每桶92.21美元、每桶31.88美元、每千立方英尺4.88美元，2021年分别为每桶65.10美元、每桶22.42美元、每千立方英尺2.60美元[47] - 2022年和2021年公司经营活动现金流分别为1.647亿美元和1.103亿美元[78] - 从公司出现日至2022年12月31日累计完全成本上限减值总计9.471亿美元[80] - 从公司出现日至2022年12月31日，累计完全成本上限减值总计9.471亿美元，2022年和2021年均未确认相关减值费用[80] 销售情况与风险 - 2022年有两个买家各自占公司总收入的10%以上，销售区域有多个买家和市场降低了单一客户流失的风险[50] - 2022年有两个购买商各自占公司总收入超10%，销售区域内购买商和市场数量降低了单个下游客户流失对销售的影响，且无未来交付固定和可确定数量石油和天然气的重大承诺[50] 环境法规影响 - 公司油气开发运营受严格复杂的环境法规约束，法规变化或更严格执行可能对公司产生重大不利影响[53] - 公司运营相关场地可能受CERCLA、RCRA及类似州法律约束，或需承担调查、清理等费用[54] - 未来几年公司可能需为空气污染控制设备等支出资本费用，臭氧标准降低或增加成本[55] - 公司目前未向联邦或州水域排放与油气勘探开发相关污染物，但CWA相关法规变化或增加成本[56] - 关于WOTUS定义的未来法规或扩大CWA管辖范围，公司可能面临成本增加和许可延迟问题[56] - 公司已按CWA要求为相关物业制定并实施SPCC计划以应对油泄漏[57] - 公司地下注入作业受SDWA及类似州法律监管，井泄漏可能导致多种后果[58] - 部分州考虑或研究采出水循环利用法律，若实施公司运营成本可能大幅增加[58] - 2016年2月OCC计划将Arbuckle地层处置井体积减少40%，涉及约5281平方英里和245口井[58] - 2015年3月堪萨斯州公司委员会命令特定区域盐水井注水量限制在每天不超过8000桶[58] - 2016年8月堪萨斯州公司委员会对额外Arbuckle处置井设定每天16000桶注水量限制[58] - 部分州要求油气运营商开发实施LDAR计划，安装设备捕获95%的甲烷排放，公司有相关设备和人员以合规[60] - 环保署预计在2023年末完成甲烷排放规则制定，可能使油气运营商支出大量资金[59] - 内政部土地管理局预计在今年公布新的甲烷排放规则，若实施将要求技术升级、限制燃烧并要求制定LDAR计划[60] - 新法律法规若限制公司处理盐水能力，会增加处理成本，影响相关资产的经济寿命[59] - 环保署相关温室气体排放法规可能影响公司运营，限制或延迟获取新设施或改造设施的空气许可证[59] - 公司油气开发运营受严格复杂的环境法规约束，法规趋势是增加对环境影响活动的限制，法规变化或更严格执行可能对公司产生重大不利影响[53] - 公司相关物业可能受CERCLA、RCRA等法规约束，可能需对先前处置的物质或废物进行调查、监测、清除或修复等，目前公司无场地被指定为超级基金场地，也未被认定为责任方[54] - 公司产生的废物受RCRA及类似州法规要求约束，目前部分油气相关废物按非危险废物要求管理，但未来可能被归类为危险废物，增加成本[54] - 联邦清洁空气法及类似州法规限制空气污染物排放，公司可能需为空气污染控制设备等进行资本支出，臭氧标准降低可能影响运营并增加成本[55] - 联邦水污染控制法及类似州法规对向美国水域排放污染物进行限制和严格控制，公司目前未向联邦或州水域排放油气勘探、开发和生产相关污染物[55] - 2016年2月，俄克拉荷马州公司委员会发布计划，将阿巴克尔地层处置井的处置量减少40%，涉及约5281平方英里和245口处置井[58] - 2016年3月，俄克拉荷马州公司委员会减少了包括公司运营的井在内的阿巴克尔处置井的注入量[58] - 2015年3月，堪萨斯州公司委员会发布命令，要求哈珀和萨姆纳县五个地震高关注区域内的运营商在命令发布100天内，将盐水注入量限制在每天不超过8000桶[58] - 2016年8月，堪萨斯州公司委员会发布命令，对之前命令中未确定的阿巴克尔处置井设定每天16000桶的限制[58] - 未来关于美国水域定义的法规可能扩大《清洁水法》的管辖范围，公司在湿地或其他美国水域进行疏浚和填埋活动的许可成本可能增加、时间可能延迟[56] - 对水力压裂废物处置选项的限制和《清洁水法》要求的其他变更可能导致公司成本增加[57] - 公司地下注入作业受《安全饮用水法》及类似州法律法规约束，注入井泄漏可能导致公司面临多种风险[58] - 新法律法规若限制公司处置盐水的能力，会增加公司管理和处置盐水的成本，影响受影响资产的经济寿命[59] - 美国环保署相关温室气体排放法规可能对公司运营产生不利影响，限制或延迟公司获得新设施或改造设施的空气许可证[59] - 美国环保署预计在2023年底完成对Quad Oa法规的修订，这些规则及未来修订可能使油气运营商支出大量资金[59] - 部分州要求油气运营商开发并实施LDAR计划，安装设备捕获95%的甲烷排放，公司有必要设备和人员以合规[60] - 濒危或受威胁物种的相关法规可能使公司增加成本、限制勘探和生产活动[60][61] 行业监管影响 - 公司运营受联邦和州关于员工健康安全的法律法规约束，但认为合规不会对业务和经营成果产生重大不利影响[61] - 公司运营所在州、部分市政和原住民部落地区对油气活动有诸多监管，可能影响井数量和位置、产量并增加运营成本[61] - 水力压裂受州油气委员会和部分联邦机构监管，相关法规变化影响公司该业务开展[61] - 公司未发生与水力压裂活动相关的重大环境问题事件、处罚或诉讼[63] - 油气行业受多层面监管，监管负担增加公司运营成本，但影响与同行类似[64] - 公司运营受多层面监管，包括钻井许可、产量限制、税费等，部分州有财务担保要求[64][65][66] - 公司天然气销售和运输受联邦和州法规监管，FERC有多项监管权力，违规可能面临高额罚款[67] - 公司石油和NGL销售价格按市场定价，但受FTC和CFTC监管，违规可能面临高额罚款[68] - FERC对州际石油和天然气液体运输费率的监管可能增加运输成本[68] - 州和地方的油气法规可能影响公司井的数量、位置和产量，增加运营成本[61] - 若出台严格限制水力压裂的法规，公司压裂活动可能面临更多要求和成本，影响井的商业可行性和产量[62] - 目前油气和NGL价格由市场决定，但无法预测未来价格监管立法情况[64] - 公司运营在各级受多种监管，包括钻井许可、产量限制等[64][65][66] - 州法规影响公司油气生产的单位、产量、税收等，部分州有财务保证要求[66] - 公司需向FERC报告天然气批发交易总量，若未来不遵守相关法规可能

产量占比情况 - 2022年第三季度总MBoe产量中，石油占比15.8%、天然气占比53.7%、NGL占比30.5%，2021年分别为12.7%、55.2%、32.1%[67] - 2022年前九个月总MBoe产量中，石油占比14.0%、天然气占比53.8%、NGL占比32.2%，2021年分别为14.4%、52.5%、33.1%[68] 钻井情况 - 2022年9月30日结束的季度，公司钻了3口井并完成3口井[70] - 2022年第三季度公司钻了三口井并完成三口井[70] 能源价格情况 - 2022年第三季度，NYMEX原油均价为93.06美元/桶，天然气均价为8.32美元/Mcf；前九个月，原油均价为98.96美元/桶，天然气均价为6.99美元/Mcf[70] - 2022年9月30日止三个月，NYMEX原油每桶93.06美元，天然气每Mcf 8.32美元；前九个月，原油每桶98.96美元，天然气每Mcf 6.99美元[70] - 2022年第三季度，石油均价92.24美元/桶，同比增长33%；NGL均价30.79美元/桶，同比增长14%；天然气均价5.99美元/Mcf，同比增长107%；总均价43.28美元/桶油当量，同比增长60%[72] - 2022年前九个月，石油均价97.41美元/桶，同比增长57%；NGL均价33.56美元/桶，同比增长65%；天然气均价5.05美元/Mcf，同比增长134%；总均价40.74美元/桶油当量，同比增长81%[72] - 2022年第三季度石油平均价格（未含衍生品结算影响）为92.24美元/桶，较2021年的69.40美元/桶增加22.84美元，增幅33%；前九个月为97.41美元/桶，较2021年的61.87美元/桶增加35.54美元，增幅57%[72] - 2022年9月30日全面成本上限测试使用的SEC价格为每桶油91.71美元和每千立方英尺天然气6.13美元，预计12月31日测试价格为每桶油94.08美元和每千立方英尺天然气6.49美元[78][80] - 2022年9月30日，全成本上限测试中使用的SEC价格为石油91.71美元/桶、天然气6.13美元/Mcf[78] - 预计2022年12月31日全成本上限测试中使用的SEC价格为石油94.08美元/桶、天然气6.49美元/Mcf，第四季度预计无全成本上限减值[80] 收入情况 - 2022年第三季度，石油收入2385.5万美元，同比增长57%；NGL收入1536.4万美元，同比增长3%；天然气收入3168万美元，同比增长92%；总收入7089.9万美元，同比增长52%[71] - 2022年前九个月，石油收入6623.8万美元，同比增长46%；NGL收入5255.9万美元，同比增长53%；天然气收入7934.9万美元，同比增长129%；总收入1.98146亿美元，同比增长73%[71] - 2022年第三季度总营收为7089.9万美元，2021年为4658.4万美元，增长52%；前九个月总营收为19814.6万美元，2021年为11440.3万美元，增长73%[71] - 2022年前九个月，石油营收6623.8万美元，同比增长46%；NGL营收5255.9万美元，同比增长53%；天然气营收7934.9万美元，同比增长129%[71] - 2022年前九个月油气和NGL收入为198146000美元，较2021年的114403000美元，因产量变化减少9451000美元，因价格变化增加93194000美元[74] 产量情况 - 2022年第三季度，石油产量25.9万桶，同比增长18%；NGL产量49.9万桶，同比下降10%；天然气产量5286万立方英尺，同比下降7%；总产量163.8万桶油当量，同比下降5%[72] - 2022年前九个月，石油产量68万桶，同比下降7%；NGL产量156.6万桶，同比下降7%；天然气产量1.5712亿立方英尺，同比下降2%；总产量486.4万桶油当量，同比下降5%[72] - 2022年第三季度石油产量259MBbls，较2021年的219MBbls增加40MBbls，增幅18%；前九个月产量680MBbls，较2021年的734MBbls减少54MBbls，降幅7%[72] 运营费用情况 - 2022年第三季度和前九个月总运营费用分别为1.9134亿美元和5.6782亿美元，较2021年同期分别增长4230万美元（28%）和1.2315亿美元（28%）[75] - 2022年第三季度总运营费用为19134000美元，较2021年的14904000美元增加4230000美元，增幅28%；前九个月为56782000美元，较2021年的44467000美元增加12315000美元，增幅28%[75] - 2022年第三季度租赁运营费用为9693000美元，较2021年的9080000美元增加613000美元，增幅7%；前九个月为30067000美元，较2021年的26266000美元增加3801000美元，增幅14%[75] - 2022年第三季度生产、从价及其他税为4768000美元，较2021年的2219000美元增加2549000美元，增幅115%；前九个月为13677000美元，较2021年的6929000美元增加6748000美元，增幅97%[75] 其他运营费用（收入）情况 - 2022年第三季度和前九个月其他运营费用（收入）分别为 - 182.5万美元和446.7万美元，较2021年同期分别减少704.6万美元（ - 135%）和增加1210.1万美元（ - 159%）[82] - 2022年第三季度其他运营费用（收入）为 - 1825000美元，较2021年的5221000美元减少7046000美元，降幅135%；前九个月为4467000美元，较2021年的 - 7634000美元增加12101000美元，降幅159%[82] 其他收入（费用）情况 - 2022年第三季度和前九个月其他收入（费用）分别为13.5万美元和4.4万美元，2021年同期分别为214万美元和232.4万美元[86] - 2022年第三季度，公司其他收入（费用）总计为13.5万美元，2021年同期为214万美元；2022年前九个月，其他收入（费用）总计为4.4万美元，2021年同期为232.4万美元[86] 现金及债务情况 - 截至2022年9月30日，公司现金及现金等价物（包括受限现金）为2.406亿美元，无未偿还定期或循环债务义务[88] - 截至2022年9月30日，公司现金及现金等价物（含受限现金）为2.406亿美元，无未偿还定期或循环债务[88] 营运资金情况 - 2022年9月30日营运资金增至2.066亿美元，2021年12月31日为9770万美元[90] - 2022年9月30日，公司营运资金增至2.066亿美元，较2021年12月31日的9770万美元有所增加[90] 现金流量情况 - 2022年前九个月经营活动产生的现金流量为1.3463亿美元，2021年同期为6631.5万美元，增加6830万美元[91][92] - 2022年前九个月，公司经营活动产生的现金流量为1.3463亿美元，较2021年同期的6631.5万美元增加6830万美元[91][92] - 2022年前九个月投资活动使用的现金流量为3216.1万美元，主要用于资本支出；2021年同期为提供2586.7万美元[91][93][94] - 2022年前九个月，公司投资活动使用的现金流量为3216.1万美元，主要用于资本支出；2021年同期为提供2586.7万美元，主要来自资产出售[91][93][94] - 2022年前九个月融资活动使用的现金流量为139万美元，2021年同期为2144.6万美元[91] - 2022年前九个月，公司融资活动使用的现金流量为139万美元，主要用于税务预扣和融资租赁付款；2021年同期为2144.6万美元，主要用于偿还借款[91][96] - 2022年前九个月现金及现金等价物和受限现金净增加1.01079亿美元，2021年同期为7073.6万美元[91] 资本支出情况 - 2022年前九个月资本支出总额为3968.4万美元，2021年为1044.5万美元[95] - 2022年前九个月，公司资本支出（含收购）为3968.4万美元，2021年同期为1.0445亿美元[95] 融资活动现金使用情况 - 2022年前九个月融资活动使用现金主要为120万美元的预扣税和30万美元的融资租赁付款；2021年主要为2000万美元的借款偿还、50万美元的融资租赁付款和90万美元的预扣税[96] 贷款偿还情况 - 2021年9月2日，公司偿还2000万美元定期贷款并终止2020信贷安排[97] 衍生合约情况 - 2022年9月30日，公司未平仓天然气商品衍生合约名义数量为208.8万MMBtu，加权平均固定价格为每单位8.39美元[103] - 截至2022年9月30日，公司未平仓的天然气商品衍生合约名义数量为208.8万MMBtu，加权平均固定价格为每单位8.39美元[103] - 2022年第三季度衍生合约（损失）收益为 - 425.8万美元，2021年为412.9万美元；2022年前九个月为 - 319.4万美元，2021年为412.9万美元[104] - 2022年第三季度，公司衍生合约亏损425.8万美元，2021年同期为收益412.9万美元；2022年前九个月，衍生合约亏损319.4万美元，2021年同期为收益412.9万美元[84][104] 全成本上限测试情况 - 2022年第三季度和前九个月，全成本池未超过上限，未记录全成本上限减值[79] 董事会任命情况 - 2022年10月5日，公司董事会任命Nancy Dunlap为董事会成员并加入审计委员会[70] 披露控制和程序情况 - 公司首席执行官和首席财务官认为，截至2022年9月30日，公司的披露控制和程序有效[108] 财务报告内部控制情况 - 截至2022年9月30日的季度内，公司财务报告内部控制无重大影响或可能产生重大影响的变化[109]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度产量约17.8 MBoe/天，与过去三个季度持平，新井投产和油井复产使石油产量较上一季度增长25% [7][8] - 截至9月30日，包括限制性现金在内的净现金增至约2.41亿美元，较上一季度增加约3500万美元，相当于每股6.50美元 [9] - 第三季度调整后EBITDA约为5500万美元 [11] - 第三季度商品价格实现情况为：石油每桶92.24美元，天然气每百万英热单位5.99美元，NGL每桶30.79美元 [12] - 截至9月30日，天然气商品衍生品合约的按市值计价资产价值为400万美元，平均执行价格为每百万英热单位8.39美元 [13] - 截至第三季度末，净运营亏损（NOL）约为16亿美元，可使现金流免受联邦所得税影响 [14] - 截至9月30日的三个月和九个月期间，调整后的G&A分别约为200万美元和约600万美元，即每桶油当量1.22美元 [14] - 本季度LOE和修井费用约为970万美元，即每桶油当量5.92美元 [15] - 本季度净收入约为5400万美元，即每股1.46美元，较上一季度的约4800万美元（每股1.30美元）增长11% [16] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在Mid - Con地区的产量保持季度环比持平，石油产量增长25%，部分得益于三口新的Northwest STACK油井以及自2021年初以来170多口油井的复产 [19] - 今年计划复产54口油井，平均内部收益率超过100% [19] - 已将22口油井的人工举升系统转换为杆式泵，计划在今年剩余时间内再转换13口，有助于优化举升效率和降低成本 [20] - 今年资本计划中已成功钻探5口井，第三季度有3口井投产，均针对Northwest STACK核心区域的Meramec地层 [21] - 第4和第5口井近期完成，预计本周开始生产，第6口井将于11月中旬完成 [22] 各个市场数据和关键指标变化 - 尽管近期商品价格下跌，但石油价格维持在每桶80美元以上，天然气价格在每百万英热单位5 - 6美元之间 [38] - 截至10月31日，当前钻探计划的直接偏移井平均回报率约为60% [39] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略包括：通过高回报率的修井、油井复产和人工举升转换，以及持续控制运营和管理成本，最大化现有Mid - Con PDP资产的现金价值和生成能力；通过资本管理，投资高风险调整后回报率的项目，将尽可能多的EBITDA转化为自由现金流；保持执行增值并购机会的选择权；与董事会合作评估实现股东价值最大化的途径；履行ESG责任 [31][32][33][34][37] - 公司认为在G&A和LOE方面与同行相比具有优势，无论是绝对值还是每桶油当量基础上 [16] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管商品价格近期下跌，但公司团队应对通胀压力和执行计划的努力，将使资本计划实现高回报率 [38] - 服务行业因满足活动需求而波动，短期内服务效率和设备质量仍是行业压力点 [43] - 预计今年剩余时间保持1台钻机的钻探活动，钻探和完井工作将延续到明年，第四季度投产的油井将使PDP水平的石油产量增加超过25%，整个项目明年将使油当量产量增加13% [44] - 预计资本支出将低于指导范围的中点，甚至可能低于低端 [45] - 尽管活动增加，但公司通过成本纪律和组织优化，将调整后的G&A保持在每季度约200万美元的平均水平 [46] - 尽管通胀压力存在，但公司将LOE和修井费用控制在较上一季度2%以内，约为970万美元或每桶油当量5.92美元，预计今年随着更多油井复产和维修，费用将保持在相近水平 [49] 其他重要信息 - 公司资产主要集中在Mid - Continent地区，主要为PDP油井，无需常规燃烧伴生气，资产具有长期生产历史、多元化生产概况和两位数的储量寿命 [23] - 基于2021年底储量和假设，使用2022年第三季度SEC定价，这些资产的PV - 10（未来净折现现金流）为8.07亿美元 [24] - 公司拥有并运营超过一千英里的SWD和电力基础设施，提供成本和战略优势，增强资产运营利润率，降低举升、水处理和处置成本，有助于降低超过70%生产井的盈利能力风险，缓冲意外减产影响 [25] 问答环节所有提问和回答 问题：PDP下降率是指现有油井总体每年下降8%吗？ - 公司表示，在没有资本投入的情况下，未来10年生产资产的基础下降率平均为8% [57] 问题：与当前钻探油井类似的额外油井位置库存估计是多少？ - 公司计划今年完成54口油井复产，会持续监测价格和成本，根据情况调整计划，目前有经济可行的额外库存 [60] 问题：如何在收购背景下利用NOL为股东创造价值？ - 公司认为当前现金余额在市场上提供了战略优势和竞争杠杆，同时也在考虑资本返还等其他用途 [64] 问题：NOL在哪些收购结构或资产特征下对公司有较大益处？ - 适合的收购资产包括后期PDP类型资产、中游集输系统、服务等，这类资产不需要大量税收基础或资本投入来维持或开发，能更快利用NOL [66] 问题：对于PDP资产，NOL能否在一段时间内屏蔽所有现金税？ - 理论上，PDP资产收购后除初始收购外无需大量额外资本投资，收购后短期内会产生大量应税收入，因此可以快速利用NOL屏蔽现金税 [68] 问题：公司的公允价值应该是多少，如何提高股价和股东价值？ - 公司未提供整体净资产价值的具体指导，但认为已开发油气和NGL资产的未来折现现金流约为1亿美元（按第三季度SEC价格），提高股价需执行既定计划、加强投资者沟通等 [71][72] 问题：管理层是否考虑内部购买股票以引起对估值差异的关注？ - 公司表示管理层个人收入很大一部分与公司业绩和估值增长挂钩，但由于在并购领域活跃，有重大非公开信息时无法交易 [77]

产量占比情况 - 2022年Q2总MBoe产量中，石油占比12.8%、天然气占比53.8%、NGL占比33.4%，2021年分别为13.1%、51.5%、35.4%[70] - 2022年上半年总MBoe产量中，石油占比13.1%、天然气占比53.8%、NGL占比33.1%，2021年分别为15.3%、51.1%、33.6%[71] 价格数据 - 2022年Q2末NYMEX原油均价为108.83美元/桶，天然气均价为7.47美元/MMBtu；2021年Q2末分别为66.18美元/桶、2.98美元/MMBtu[74] - 2022年上半年NYMEX原油均价为102.01美元/桶，天然气均价为6.07美元/MMBtu；2021年上半年分别为62.20美元/桶、2.85美元/MMBtu[77] - 2022年6月30日全面成本上限测试使用的SEC价格为每桶油85.78美元和每千立方英尺天然气5.13美元，预计第三季度分别为92.59美元和6.09美元[83][85] - 2022年第二季度，NYMEX原油和天然气平均价格分别为108.83美元/桶和7.47美元/百万英热单位；2021年同期分别为66.18美元/桶和2.98美元/百万英热单位[77] - 2022年6月30日SEC价格用于计算已探明储量时，油价为85.78美元/桶，天然气为5.13美元/千立方英尺。预计2022年第三季度SEC价格油价为92.59美元/桶，天然气为6.09美元/千立方英尺[83][85] 营收情况 - 2022年Q2公司总营收6976万美元，2021年Q2为3419.6万美元；2022年上半年总营收1.27247亿美元，2021年上半年为6781.9万美元[75] - 2022年Q2与2021年Q2相比，油气和NGL销售收入增加3560万美元，增幅104.0%；2022年上半年与2021年上半年相比，增加5940万美元，增幅87.6%[79] - 2022年第二季度和上半年，公司总营收分别为6976万美元和1.27247亿美元，2021年同期分别为3419.6万美元和6781.9万美元[75] - 2022年6月30日止六个月，Mid - Continent地区营收6460万美元，占总营收95.3%；NPB地区营收320万美元，占总营收4.7%[76] - 2022年第二季度和上半年，公司油气和NGL收入较2021年同期分别增加3560万美元（104.0%）和5940万美元（87.6%）[79] - 2022年第二季度和上半年，因产量变化导致油气和NGL收入分别减少486.6万美元和583.8万美元，因平均价格变化分别增加4043万美元和6526.6万美元[79] 运营费用情况 - 2022年Q2公司总运营费用1870万美元，2021年Q2为1543.4万美元；2022年上半年总运营费用3764.8万美元，2021年上半年为2956.3万美元[80] - 2022年Q2租赁运营费用较2021年Q2增加30万美元，或0.54美元/Boe；2022年上半年较2021年上半年增加320万美元，或1.23美元/Boe[80] - 2022年第二季度总运营费用为1.87亿美元，2021年同期为1.5434亿美元；2022年上半年总运营费用为3.7648亿美元，2021年同期为2.9563亿美元[80] - 2022年第二季度租赁运营费用较2021年同期增加30万美元或0.54美元/桶油当量；2022年上半年较2021年同期增加320万美元或1.23美元/桶油当量[80] - 2022年第二季度生产、从价税和其他税较2021年同期增加226.5万美元；2022年上半年较2021年同期增加419.9万美元。2022年第二季度该税占油气和NGL收入的比例降至6.9%，2021年同期为7.4%；2022年上半年占比为7.0%，与2021年同期持平[80][81] - 2022年第二季度一般和行政费用较2021年同期减少40万美元；2022年上半年与2021年同期持平[87] - 2022年第二季度重组费用较2021年同期增加20万美元；2022年上半年较2021年同期减少170万美元[88] 业务活动相关 - 2022年Q2公司开始钻探三口新井[75] - 2022年6月20日，审计委员会任命Moss Adams LLP为公司独立注册公共会计师事务所[75] - 2022年第二季度，公司按照2022年开发计划开始钻探三口新井，6月20日审计委员会任命Moss Adams LLP为独立注册公共会计师事务所[75] 折旧和损耗率 - 2022年第二季度油气资产平均折旧和损耗率较2021年同期每桶油当量分别增加0.47美元和0.23美元[82] 资产出售损益 - 2022年上半年资产出售损益较2021年同期减少19.7百万美元[90] 现金流情况 - 2022年上半年经营活动现金流较2021年同期增加4590万美元，主要因商品价格上涨带来的收入增加[96][97] - 2022年上半年投资活动现金流为-1313.3万美元，主要是1200万美元的资本支出；2021年同期为2990.7万美元，主要是3790万美元的资产出售净现金收入[96][98][99] - 2022年上半年融资活动现金流为-36.2万美元，主要是支付员工税务义务和融资租赁付款；2021年同期为-79.5万美元[96][101] - 2022年上半年经营活动现金流为7915.6万美元，2021年同期为3323.1万美元；投资活动现金流为 - 1313.3万美元，2021年同期为2990.7万美元；融资活动现金流为 - 36.2万美元，2021年同期为 - 79.5万美元[96] - 2022年上半年融资活动使用的现金主要包括支付员工税务义务的0.2百万美元和融资租赁付款0.2百万美元[101] 资金及债务情况 - 截至2022年6月30日，公司现金及现金等价物（包括受限现金）为2.052亿美元，预计未来十二个月有充足流动性[93] - 2022年6月30日营运资金增至1.661亿美元，较2021年12月31日的9770万美元增加[95] - 2021年9月2日，公司全额偿还2000万美元定期贷款并终止2020年信贷安排下的所有承诺和义务[102] - 截至2022年6月30日，公司现金及现金等价物（包括受限现金）为2.052亿美元，预计未来12个月有充足流动性，无未偿还定期或循环债务[93] - 2022年6月30日营运资金增至1.661亿美元，2021年12月31日为9770万美元[95] - 2022年6月30日，公司的合同义务包括资产报废义务、租赁和其他单独不重要的义务[103] 会计政策及内部控制 - 2022年上半年公司关键会计政策、估计、判断和假设无重大变化[105] - 截至2022年6月30日，公司披露控制和程序有效，该季度公司财务报告内部控制无重大变化[115][116] - 截至2022年6月30日，公司披露控制和程序有效[115] - 2022年第二季度公司财务报告内部控制无重大变化[116] 商品衍生品情况 - 截至2022年6月30日，公司无未平仓商品衍生品合约或订立商品衍生品合约的义务[109] - 2022年第二季度和上半年，商品衍生品合约损失分别为0美元和106.4万美元，结算现金支出分别为0美元和108.5万美元[111] - 2022年6月30日，公司无未平仓商品衍生合同或订立商品衍生合同的义务[109] - 2022年上半年商品衍生合同损失为106.4万美元，结算现金支付为108.5万美元[111] - 公司衍生品交易对手有“投资级”信用评级，通过主净额结算协议限制信用风险损失[112][113] 资本支出情况 - 2022年上半年资本支出（含收购）为2321.9万美元，2021年同期为712.9万美元[100] 市场风险情况 - 公司最重大市场风险与石油、天然气和NGL价格有关，曾使用多种商品衍生合同管理价格风险[108]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度产量与第一季度持平，约为17.8 MBoe/天，得益于2022年前6个月29口油井的复产 [8] - 截至2022年6月30日，包括受限现金在内的净现金增加至约2.05亿美元，较上一季度增加约4000万美元，相当于每股5.58美元 [9] - 公司无定期债务或循环债务义务，继续依靠有机自由现金流和资产负债表上的现金为所有资本支出提供资金 [10] - 本季度调整后EBITDA约为5400万美元，尽管期间计划的钻探或完井活动未带来新产量 [11] - 第二季度商品价格实现上涨，石油和天然气分别涨至每桶109.6美元和每百万英热单位5.30美元，NGL实现价格为每桶35.96美元，较上一季度分别提高18%、38%和7% [12] - 截至2022年第二季度末，公司净运营亏损（NOL）约为16亿美元，可继续保护现金流免受联邦所得税影响 [13] - 调整后G&A从上个季度的220万美元（每桶油当量1.35美元）降至本季度的180万美元（每桶油当量1.09美元） [13] - 本季度LOE和修井费用约为950万美元（每桶油当量5.87美元），较上一季度减少约140万美元（每桶油当量0.89美元） [14] - 本季度净收入约为4800万美元，即每股1.32美元，较上一季度的3500万美元（每股0.95美元）增长约40% [15] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在Mid - Con地区的产量环比持平，部分得益于自2021年初以来158口油井的复产 [17] - 计划在今年剩余时间内再复产25个项目，到年底共复产54个项目；将36口油井的人工举升系统转换为杆式泵，上半年已完成12口 [18] - 今年资本计划中的前2口井已成功钻探、完井并投产，目标是Northwest STACK地区的Meramec层，7月底时，这2口1英里水平井平均日产约400桶油和近400桶气 [19] - 这2口井的总钻探和完井（D&C）成本平均为460万美元 [20] 各个市场数据和关键指标变化 文档未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略包括：通过高回报率的修井、油井复产和人工举升转换，延长和平缓Mid - Con地区PDP资产的生产曲线，最大化其现金价值和生成能力；通过资本管理，将尽可能多的EBITDA转化为自由现金流，投资高风险调整后全负担回报率的项目；保持开放态度，寻找增值收购机会；与董事会合作评估实现股东价值最大化的途径；履行ESG责任 [28][29][30][31] - 今年的钻探计划从9口井扩大到12口井，预计年底钻探最后一口井，完井工作将延续到明年；该计划预计在今年下半年使PDP产量增加10%的相对石油产量，明年增加13% [37] - 公司将继续评估各种因素，谨慎考虑明年的资本分配 [39] - 公司通过严格的招标流程、提前采购材料设备和利用自身基础设施等方式应对通胀压力 [21][45] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司积极利用近期大宗商品价格上涨的有利条件，扩大在Northwest STACK核心区域的高品位钻探，并继续油井复产工作，这将在今年和2023年增加产量 [6] - 尽管通胀是今年的核心关注点，会影响未锁定成本和未来钻探决策，但大宗商品价格上涨改善了部分油井的经济性，将带来额外产量 [36][43] - 预计今年下半年项目的运营现金利润率将比上半年每桶油当量增加近7美元，强劲的大宗商品价格和扩大投资带来的产量增加将持续推动明年的生产 [48] 其他重要信息 - 公司资产主要集中在Mid - Continent地区，拥有大量PDP油井，无需常规燃烧伴生气；资产的PV - 10约为6.9亿美元；拥有超过1000英里的自有和运营的SWD和电力基础设施，具有成本和战略优势 [22][23] - 公司更新了年度指导，产量指导中点提高约5%，资本投资增加至5600万 - 7000万美元，费用指导也相应增加 [46] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 关于新宣布的Meramec油井，初始产量代表多少天的生产情况，产量是单井还是两口井合计，以及产量是否仍在上升 - 油井上线不到30天，产量仍在增加，预计天然气产量将从目前的约400 Mcf/天增加到超过100万Mcf/天，且产量数据为单井数据 [54] 问题2: 公司有已批准的股票回购计划，但现金在资产负债表上累积，股价下跌，公司却未执行，询问该计划的意图以及公司对累积现金的规划 - 董事会批准的10b - 18计划旨在利用市场重大错位，但当公司有重大非公开信息时会受到限制；公司股价自去年初以来已有显著改善，日常市场错位情况减少；公司有不同类型的投资者，部分投资者认为应充分利用NOL进行并购等操作；最终由董事会决定是否执行回购或交易 [57][58][59] 问题3: 仍处于停产状态、可复产的油井库存情况以及其经济敏感性 - 自去年年初至第二季度已复产158口井，上半年复产29口，今年扩大资本计划后将再复产25口，共计54口；还有数百个额外机会，但这是一个多变量方程，取决于大宗商品价格和当时的成本 [62] 问题4: 停产油井的经济考虑是否与系统位置、产水量和水运输距离有关 - 经济考虑并非主要由水运输驱动，而是主要与从地下开采所需的电力有关；随着大宗商品价格变化，目前复产的油井每桶油当量成本更高，但能增加边际利润，且需要比去年第一季度更多的资本投入 [65] 问题5: 今年在Northwest STACK钻探的12口井是否有助于降低2023年资本计划中油井的风险 - 这些井不仅能通过直接与高利润油井相邻来扩大边界、提高信心和降低风险，还能从井间距角度考虑，如果表现出色，可缩小井间距增加油井位置 [67] 问题6: 国会拟将企业税率改为15%的最低税率，这对公司有何影响 - 该提案细节尚不明确，且未由拜登总统签署，仍在起草中；据公司了解，最低税将对净收入达10亿美元以上的公司的GAAP收入征收，除非公司未来净收入达到10亿美元以上且该法案按当前形式通过，否则不会影响公司；公司会持续监测，若有重大影响将提醒投资者 [70]

产品生产占比变化 - 2022年第一季度总生产中油、天然气和NGLs占比分别为13.3%、53.9%和32.8%，2021年分别为17.6%、50.7%和31.7%[69] 市场价格变化 - 2022年第一季度NYMEX原油和天然气平均价格分别为95.02美元/桶和4.67美元/百万英热单位，2021年分别为58.09美元/桶和2.72美元/百万英热单位[73][76] - 预计2022年6月30日完全成本上限测试使用的SEC价格为原油83.80美元/桶，天然气4.98美元/千立方英尺[84] - 预计2022年第二季度SEC价格石油为83.8美元/桶，天然气为4.98美元/千立方英尺，预计无全额成本上限限制减值[84] 营收变化 - 2022年第一季度公司总营收为5748.7万美元，2021年为3362.3万美元，增长2390万美元，增幅71.0%[74][78] - 2022年第一季度油气和NGL收入为5748.7万美元，2021年为3362.3万美元，增长2390万美元，增幅71%[77][78] 产量变化 - 2022年第一季度石油、NGL和天然气产量分别为21.4万桶、52.6万桶和51.95亿立方英尺，2021年分别为28.8万桶、52.1万桶和49.93亿立方英尺[75] - 2022年第一季度石油产量21.4万桶，2021年为28.8万桶；天然气产量51.95亿立方英尺，2021年为49.93亿立方英尺；NGL产量52.6万桶，2021年为52.1万桶[75] 产品售价变化 - 2022年第一季度石油、NGL和天然气平均售价分别为92.35美元/桶、33.73美元/桶和3.84美元/千立方英尺，2021年分别为53.99美元/桶、17.00美元/桶和1.85美元/千立方英尺[75] - 2022年第一季度石油平均价格为92.35美元/桶，2021年为53.99美元/桶；天然气平均价格为3.84美元/千立方英尺，2021年为1.85美元/千立方英尺；NGL平均价格为33.73美元/桶，2021年为17美元/桶[75] 运营费用变化 - 2022年第一季度运营费用为1894.8万美元，2021年为1412.9万美元[79] - 2022年第一季度租赁运营费用为1086.2万美元，2021年为795.4万美元，增加290.8万美元[79] - 2022年第一季度其他运营费用为373.9万美元，2021年为 - 1556.8万美元[88] - 2022年第一季度运营费用为1894.8万美元，2021年为1412.9万美元；租赁运营费用为1086.2万美元，2021年为795.4万美元[79] - 2022年第一季度其他运营费用为373.9万美元，2021年为 - 1556.8万美元；一般和行政费用为253万美元，2021年为209万美元[88] 完全成本上限限制减值情况 - 2022年3月31日和2021年3月31日的三个月内均未记录完全成本上限限制减值[82] 商品衍生品合约情况 - 2022年第一季度商品衍生品合约收益为106.4万美元，结算现金支出为108.5万美元，2021年同期无相关数据[91,113] - 2022年第一季度商品衍生合约（损失）收益为106.4万美元，结算现金收支为 - 108.5万美元，2021年同期均为0 [113] 资产出售收益变化 - 2022年第一季度资产出售收益较2021年同期减少1970万美元，与2021年2月出售NPB的收益有关[92] 其他收入（费用）变化 - 2022年第一季度其他收入（费用）中，净利息费用为15.2万美元，其他净收入为7.6万美元，总计支出7.6万美元；2021年同期净利息费用为4.7万美元，其他净收入为2.8万美元，总计支出1.9万美元[94] - 2022年第一季度其他收入（费用）为 - 7.6万美元，2021年为 - 1.9万美元；利息费用净额为 - 15.2万美元，2021年为 - 4.7万美元[94] 现金及流动性情况 - 截至2022年3月31日，公司现金及现金等价物（包括受限现金）为1.658亿美元，预计未来十二个月有充足流动性，无未偿还定期或循环债务[96] - 截至2022年3月31日，公司现金及现金等价物（包括受限现金）为1.658亿美元，预计未来12个月有充足流动性[96] 营运资金变化 - 2022年3月31日，公司营运资金增至1.304亿美元，较2021年12月31日的9770万美元有所增加，主要因经营活动产生的现金增加[97] - 2022年3月31日营运资金增至1304万美元，2021年12月31日为977万美元[97] 现金流量变化 - 2022年第一季度经营活动现金流量为3219.3万美元，2021年同期为1433.1万美元；投资活动现金流量为 - 561.9万美元，2021年同期为3408.5万美元；融资活动现金流量为 - 32万美元，2021年同期为 - 16.7万美元；现金及现金等价物净增加2625.4万美元，2021年同期为4824.9万美元[98] - 2022年第一季度经营活动现金流量较2021年同期增加1790万美元，主要因商品价格上涨带来的收入增加和油井复产计划带来的产量稳定，部分被出售NPB所抵消[99] - 2022年第一季度投资活动现金流量主要为560万美元的资本支出，用于为钻井计划采购库存和油井复产计划的修井作业，部分被10万美元的资产出售收益所抵消；2021年第一季度主要为3720万美元的NPB资产出售收益，抵消310万美元的资本支出[100,101] - 2022年第一季度经营活动现金流为3219.3万美元，2021年为1433.1万美元；投资活动现金流为 - 561.9万美元，2021年为3408.5万美元；融资活动现金流为 - 32万美元，2021年为 - 16.7万美元[98] 资本支出变化 - 2022年第一季度资本支出总计597.8万美元，2021年同期为220.7万美元；2022年第一季度总现金支付的资本支出为562.9万美元，2021年同期为315.3万美元[102] - 2022年第一季度资本支出（含收购）为597.8万美元，2021年同期为220.7万美元；总现金支出为562.9万美元，2021年同期为315.3万美元[102] 融资活动现金使用情况 - 2022年第一季度融资活动现金使用主要为20万美元的已归属股票奖励的税务义务现金支付和10万美元的融资租赁付款，部分被股票期权行使的少量收益所抵消；2021年第一季度主要为融资租赁付款、债务发行成本和已归属奖励的税务义务现金支付[103] - 2022年第一季度融资活动使用现金主要为支付归属股票奖励的税务义务0.2万美元和融资租赁付款0.1万美元[103] 贷款偿还与协议终止情况 - 2021年9月2日，公司全额偿还2000万美元定期贷款并终止2020信贷协议，该协议含1000万美元循环贷款和2000万美元定期贷款[104] 商品衍生合约平仓情况 - 2022年3月31日，公司无未平仓商品衍生合约或签订此类合约的义务[111] 衍生品交易对手方情况 - 公司衍生品交易对手方有“投资级”信用评级，历史上监控其信用评级并考虑违约风险确定衍生品合约公允价值[114] 衍生品合约结算协议情况 - 公司历史上与衍生品合约对手方有主净额结算协议，衍生品交易因信用风险的最大损失限于商品衍生合约应收净额[115] 联合权益应收账款信用损失情况 - 公司在联合权益应收账款上的信用损失历史上不重大[116] 披露控制和程序情况 - 截至2022年3月31日，公司披露控制和程序有效，能合理保证信息按规定记录、处理、汇总和报告[117] 财务报告内部控制变化情况 - 截至2022年3月31日季度，公司财务报告内部控制无重大影响的变化[118]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第一季度产量从2021年第一季度的日均17.5万桶油当量提升至17.8万桶油当量 [7] - 截至2022年3月31日，净现金（含受限现金）增至约1.66亿美元，较上一季度增加约2600万美元，相当于每股4.51美元 [7] - 第一季度调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）约为3900万美元 [8] - 第一季度商品价格实现情况：未考虑套期保值影响时，石油每桶涨至92.35美元，天然气每百万英热单位涨至3.84美元，分别达到西德克萨斯中质原油（WTI）和亨利枢纽天然气每日平均指数现货价格的97%和82%；天然气液体（NGL）实现价格为每桶33.73美元，相对于WTI为35% [9] - 调整后一般及行政费用（G&A）从上个季度的250万美元（每桶油当量1.46美元）降至220万美元（每桶油当量1.35美元） [11] - 本季度租赁经营费用（LOE）和修井费用约为1090万美元（每桶油当量6.76美元） [11] - 第一季度净收入约为3500万美元，每股0.95美元 [11] - 截至2022年第一季度末，净运营亏损（NOL）估计为16亿美元 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 - 重新激活了139口之前因2020年商品价格下跌而减产的油井，推动了产量增长 [7][12] - 计划今年重新激活30个油井项目，平均内部收益率（IRR）超过100% [13] - 计划将35口油井的人工举升系统转换为杆式泵，以优化举升效率并降低成本 [13] - 4月开始了今年预算内9口油井中的第一口油井的钻探工作，目前钻探进展顺利 [14] 各个市场数据和关键指标变化 - 2022年第二季度天然气现货价格自4月起已超过每百万英热单位7美元 [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略包括：最大化现有已开发生产（PDP）资产的价值和现金流生成能力；将尽可能多的EBITDA转化为自由现金流；保持开放态度，寻找有价值的收购机会；履行环境、社会和治理（ESG）责任 [21][22][23][24] - 今年的钻探计划包括9口油井，其中约50%为内部开发，40%为首次井段或联合开发，这些油井都与高产水平井相邻，具有有利的地质和储层特征 [25][26] - 公司将继续评估是否有必要在今年晚些时候进行额外的资本分配，同时会考虑商品价格、项目结果、成本控制等因素 [13][28][29] - 公司将继续通过严格的钻探流程、提前采购材料和设备、利用现有基础设施等方式应对通货膨胀压力 [15][33] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对第一季度的业绩感到满意，认为公司处于有利地位，可以利用当前强劲的商品价格，通过在西北斯塔克地区进行高回报率的钻探、继续油井重新激活计划以及加强现有生产资产的现金流来实现增长 [5][12] - 尽管没有新的钻探或完井活动，但公司通过油井重新激活计划和较高的商品价格实现了产量和现金流的增长 [7][8] - 公司预计随着油井重新激活和新井投产，产量将在今年下半年有所增加，并对未来的生产增长持乐观态度 [12][50] - 通货膨胀将是今年的主要关注点，可能会影响未锁定的成本和未来的钻探决策，但公司将采取积极措施应对 [28][42] 其他重要信息 - 公司资产主要集中在中部大陆地区，拥有超过1000英里的自有和运营的盐水处置（SWD）和电力基础设施，这些基础设施为公司带来了成本和战略优势 [16] - 公司目前没有未平仓的套期保值头寸或商品衍生品合约，但会根据情况考虑进入套期保值头寸以保护投资者资本 [10] - 公司重视ESG责任，已实施相关的纪律性流程 [20] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 为何本季度未披露净现金头寸 - 过去披露的现金并非真正的净现金，未考虑未兑现支票等因素 本季度因公司正在进行资本项目支出，资本支出对自由现金流的影响较大，为给投资者提供更全面的财务信息和背景，决定通过季度财务报表披露 [39][40] 问题2: LOE上升与实现天然气价格上升是否有关，LOE变化原因及实现天然气价格与枢纽价格差异改善的原因 - LOE与价格差异无关，驱动因素不同 价格差异改善一方面是因为指数价格上涨稀释了固定费用，另一方面是营销时机的影响 LOE上升的原因包括生产井数量增加、修井活动增加以及通货膨胀 公司通过积极招标服务、设备和材料来应对通货膨胀 [41][42] 问题3: 公司如何使用现金，如何避免像其他运营商一样在钻井中亏损 - 公司正在与董事会积极讨论现金资产的最佳用途，会采取谨慎态度，避免重蹈覆辙 公司的钻探计划开始时是有控制和有目的的，会根据商品价格变化审慎评估是否增加资本分配 在当前商品价格环境下，任何重大现金并购都需要非常有价值且安全 [43][44] 问题4: 是否认同公司是能源领域最具吸引力的投资机会，为何不回购股票 - 公司专注于控制成本、将EBITDA转化为自由现金流和做出审慎的投资决策 股票回购计划受10b - 18规则限制，在有重大内幕信息或处于限制交易期时无法执行 [49][51] 问题5: 2023年或2024年是否会有更多油井钻探计划 - 公司会继续与董事会评估是否有必要进行额外的资本分配 目前有更多油井在当前价格下具有经济性，但在确定库存之前，公司希望先完成一些油井的钻探并取得良好结果 [52][53] 问题6: 2023年需要多少口油井才能保持产量平稳 - 公司的9口油井计划预计将在2022年实现产量增长，虽然部分产量增长在2022年不会完全体现，但将对年度产量下降产生重大影响，并为2023年带来额外的产量提升 [54] 问题7: 公司在碳捕获方面的资产是否有用 - 公司正在探索利用现有资产进行碳封存的技术和商业可行性，与俄克拉荷马大学的合作显示有很大潜力 但在技术可行性、商业可行性和找到排放源等问题解决之前，无法确定其价值 目前没有为此分配资本 [56][58]

公司破产重组情况 - 公司于2016年5月16日集体依据《破产法》申请重组，于2016年10月4日脱离破产[27][33] - 公司及部分子公司于2016年5月16日依据《破产法》集体申请重组[27] - 债务人于2016年10月4日从破产中走出[33] 公司储备估算商品价格及比例 - 2021年末公司储备估算使用的商品价格为石油66.56美元/桶，天然气3.60美元/千立方英尺，石油与天然气的经济价值比约为22比1，而能量等效比为6比1[23] - 2021年末公司储备估算所用商品价格为石油66.56美元/桶、天然气3.60美元/千立方英尺，石油与天然气经济价值比约为22比1，能源当量比为6比1[23] 权证行权价格及到期时间 - 权证A和权证B的初始行权价格分别为每股41.34美元和42.03美元，于2022年10月4日到期[71] - 系列A认股权证和系列B认股权证初始行权价格分别为每股41.34美元和42.03美元，于2022年10月4日到期[71] 侧钻井水平段长度 - 扩展延伸侧钻井（XRL）水平段长度至少约9000 - 9500英尺，9000英尺侧钻井计为两个侧钻[36] - 扩展延伸侧钻井水平段长度至少约9000 - 9500英尺，9000英尺侧钻井计为两个侧钻[36] - 标准延伸侧钻井（SRL）水平段长度约4000 - 4500英尺[67] - 标准延伸侧钻井水平段长度约为4000 - 4500英尺[67] 单位换算 - 1桶油当量（Boe）中，六千立方英尺天然气相当于1桶油[23] - 1桶（Bbl）为42美制加仑液体体积，用于指代石油或其他液态烃[21] 计算指标年利率 - 10%的年利率用于计算PV - 10和标准化衡量指标[25][68] SEC价格定义 - SEC价格是资产负债表日期前最近12个月每月第一天的未加权算术平均石油和天然气价格[66] - SEC价格是资产负债表日期前最近12个月每月第一天的未加权算术平均油气价格[66] 开发成本定义 - 开发成本包括获取探明储量、完井以及提供提取、处理、收集和储存石油和天然气设施的成本[30] 未开发储量归类规则 - 未钻探地点只有在采用开发计划表明将在五年内钻探时，才归类为拥有未开发储量，特殊情况除外[72] - 未钻探位置只有在采用开发计划且计划在五年内钻探时才归类为有未开发储备，特殊情况除外[72] 前瞻性陈述相关 - 报告包含美国证券交易委员会定义的“前瞻性陈述”，实际结果可能与预测有重大差异[73] - 前瞻性陈述面临诸多风险，如新冠疫情影响、油气价格波动等[73] - 报告包含美国证券交易委员会定义的“前瞻性陈述”，其受多种风险和不确定性影响，如COVID - 19大流行影响、油气价格波动等[73] 信贷安排情况 - 2017信贷安排是指2017年2月10日的高级信贷安排，后续有修订[15] - 2020信贷安排是指2020年11月30日的信贷安排[16] 储量分类定义 - 探明已开发储量指既已探明又已开发的储量，探明未开发储量指既已探明又未开发的储量[57][59] 标准化度量定义 - 标准化度量是对已探明石油、天然气和NGL储量估计未来现金流入的现值，按每年10%折现[68] 未开发储备其他规则 - 未开发储备估计不适用于考虑应用流体注入或其他提高采收率技术的土地，除非该技术已被证实有效[72] - 未开发储备在未钻探土地上仅限于直接抵消开发间距区域且钻探时能合理确定有产量的情况，有可靠技术证明时除外[69] 储量分配规则 - 储量不应分配给被主要潜在封闭断层隔离的相邻储层，除非这些储层被穿透并评估为具有经济开采性[61] - 储量不应分配给被非生产性储层与已知储层明显分隔的区域，这些区域可能包含潜在资源[61]

财务数据和关键指标变化 - 2021年1 - 12月公司平均日产量为18.6 MBoe，Mid - Con地区为18.4 MBoe，产量保持平稳，受益于2021年超129口井的复产 [9] - 截至2021年12月31日，净现金（含受限现金）增至约1.4亿美元，较上一季度增加4100万美元，每股净现金为3.80美元 [9] - 截至2022年3月7日，公司现金（含受限现金）约为1.61亿美元 [10] - 2021年第四季度调整后EBITDA约为3700万美元，全年约为1.14亿美元 [11] - 第四季度油气和NGLs的商品价格实现分别较上一季度增长9%、36%和5%，分别达到每桶75.72美元、每千立方英尺3.94美元和每桶28.39美元 [12] - 截至2021年底，公司NOL超17亿美元，可保护现金流免受联邦所得税影响 [13] - 2021年总G&A约为970万美元，每桶油当量1.42美元，低于上一年的1530万美元或每桶油当量1.76美元；调整后G&A降至830万美元，每桶油当量1.22美元，较上一年减少580万美元 [13] - 2021年LOE和修井费用约为3600万美元，每桶油当量5.30美元 [14] - 第四季度净收入约为3700万美元，较上一季度增长约29%，全年净收入为1.17亿美元，每股3.21美元 [15] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年复产超129口井，日均增产约3200桶油当量，资本加权回报率超100%；2022年计划复产约30口井，并将部分PDP井转换为更高效的人工举升方式以降低成本 [31] - 2022年计划在Northwest Stack进行9口井的钻探计划，约60%为加密开发，40%为新区首口井或联合开发 [27] 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 - 公司战略包括最大化Mid - Con PDP资产的现金价值和生成能力、尽可能将EBITDA转化为自由现金流、寻找增值收购机会、履行ESG责任 [25] - 公司资产集中在Mid - Continent地区，PDP井无需常规燃烧伴生气，资产历史悠久、产量递减慢、储备寿命长，与同行相比，在G&A和LOE方面表现良好 [19][14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司处于有利地位，可利用近期大宗商品价格上涨的机会，通过扩大资本计划、在Northwest Stack核心区域进行高品位钻探和继续实施井复产计划来增加收益 [7] - 通胀是今年的核心关注点，会影响未锁定成本和未来钻探决策，公司将持续评估相关因素，谨慎进行未来资本分配 [30] 其他重要信息 - 公司拥有并运营超1000英里的SWD和电力基础设施，可降低开采成本和水处理成本，保障正自由现金流，同时在评估CCUS应用的技术可行性和商业潜力 [33] - 过去一年多，公司调整组织架构，外包部分非核心职能，每年节省超600万美元G&A，自2018年以来，绝对和每桶油当量G&A分别降低75%和60% [35][36] 问答环节所有提问和回答 问题1: 管理层对未来资本分配的看法，特别是回购股票与钻探新井的选择 - 回购计划旨在最大化战略选择，但受10b - 18计划限制，如在财务准备期和战略讨论期无法执行；公司正与董事会持续讨论，评估回购、股息和其他战略选择，以最大化股东回报 [44][46] 问题2: 公司决定重启钻探计划而非延续2021年复产速度的原因及选择该区域的原因 - Northwest Stack的Meramec是钻探库存中回报率最高的区域；资本分配还考虑PV - 10和PVI，部分复产井回报率高但对PV - 10影响小，因此更多资本分配到Northwest Stack钻探 [48][49] 问题3: 钻探计划的支出在3月初净现金中的占比 - 公司年初花费大量时间确保套管、抽油机等设备和材料供应，以应对通胀压力，这影响了3月7日的现金余额，但暂不披露具体金额 [51] 问题4: 管理层对除股票回购外通过股息返还资本的看法 - 管理层认为所有选项都在考虑范围内，如果未找到高增值战略选项，将支持与董事会讨论股息返还资本，同时也会根据情况考虑扩大资本和钻探计划 [53][54] 问题5: 2022年生产指导预计产量下降17%至持平的原因 - 9口井的钻探计划对产量的影响主要在下半年体现，未来两年约一半产量影响将在今明两年出现，该计划将显著减缓产量下降并使1 - 12月产量增长约5%，明年进一步减缓基础产量下降 [56] 问题6: 公司无债务、现金充足、复产成本低，但2022年复产井数量减少且产量下降的原因及可复产井库存情况 - 公司有大量此前停产井库存，30口井是初始预算规划，近期价格飙升未纳入考虑，公司将持续评估并灵活调整；钻探计划将在下半年显著增加经济产量，目标是稳定或提高产量 [57]