财务指标与分红 - 2022年第一季度年化股息收益率方面，基础股息2.6%，可变股息9.6%，远高于10年期国债、标普500和纳斯达克[13] - 2022年估计股息收益率在WTI不同价格下为5% - 13%，派息率70 - 80%[17] - 宣布2022年第一季度A类普通股股息为每股0.60美元，固定股息较2021年第四季度增长14%，可变股息增长42%，总股息增长33%[55] 生产与库存 - 2022年第一季度净产量为12,031桶油当量/天，其中液体占比71%（石油51%、天然气液20%），天然气占比29%[23][24] - 拥有13,384个总水平井位置和108.5个净水平井位置，59%的净位置位于二叠纪，37%为Wolfcamp[61][63] - 进入2022年第二季度持有7.1个净已钻未完井（DUC），第一季度有167个总井和2.7个净井转化为已开发探明储量（PDP）[28][30] 财务与资本管理 - 致力于维持保守资本结构，限制长期杠杆率在净债务/调整后LTM EBITDA的1.5x - 2.0x以下[49] - 实施短期激励（STI），按PDP储量每股（30%）、收购资本效率（30%）、定性目标（40%）评分[51] - 2022年第一季度调整后EBITDA为6066.6万美元，可自由支配现金流（不包括租赁奖金）为4166.6万美元，派息率75%[55] 业务布局 - 核心位于优质富液盆地，净特许权面积共93,465英亩，其中特拉华盆地占32%、米德兰盆地占9%等[22][59] - 运营商方面，OXY占12%、COP占8%等，约有120个运营商[25] 风险提示 - 财务预测和估计为前瞻性陈述，受多种风险和不确定性影响，实际结果可能与预期有重大差异[4]

财务数据和关键指标变化 - 一季度每日产量为12,031桶油当量/天，环比增长31% [10][17] - 一季度投资组合产生创纪录的特许权使用费收入7000万美元，环比增长49%，原因是产量增长31%和实现价格提高16% [17] - 一季度实现价格为每桶油当量64.64美元，其中每桶油实现价格为91.90美元，天然气为每百万英热单位5.52美元，NGL为每桶40.90美元 [17] - 一季度净收入为3910万美元，创纪录的调整后EBITDA为6070万美元，不包括租赁奖金的调整后EBITDA为5920万美元，环比增长约53% [17] - 一季度收集租赁奖金140万美元 [17] - 一季度末现金为600万美元，循环信贷额度提取9300万美元，净债务为8700万美元，净债务与上季度年化调整后EBITDA的杠杆率为0.4倍 [19] - 基础股息从0.14美分提高14%至0.16美分，可变股息从0.31美分提高42%至0.44美分，整体股息提高33%至0.60美分，同时派息率从80%降至75% [15] 各条业务线数据和关键指标变化 - 一季度生产增长得益于创纪录的2.7口净井从待钻状态转换为已开发生产状态，2021年全年转换2.9个净位置 [10] - 一季度约238口总井和2.1口净井在公司矿产上开钻，2.1口净井开钻是公司历史纪录，远高于2019年 [11] - 一季度末未开发库存中有超过13,000个总位置和超过108个净位置，约60%的净位置在二叠纪盆地 [11] - 一季度末净活动井库存（已钻但未完成的位置和许可证的组合）为11.7个净位置，净DUC库存与第四季度基本持平 [14] 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 - 公司认为处于能源超级周期早期，优质资产公司将为股东带来丰厚回报，公司凭借优质活动井库存和未开发库存有望持续表现优异 [5][6][7] - 收购方面，一季度部署约4400万美元资本，主要投向二叠纪盆地，重点是米德兰盆地，尽管收购市场艰难，但公司凭借广泛的资源和简化的评估流程继续寻找有吸引力的机会，同时保持严格的承保流程 [9][12] - 公司计划在8月更新未来12个月的指导 [15] - 公司将优先考虑健康的资产负债表，DJ和米德兰盆地交易采用约50%股权融资，以减轻资产负债表负担并为未来收购提供灵活性 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管中国近期有新冠担忧，但行业仍处于能源超级周期早期，美国页岩油生产增长放缓，存在供应链问题，包括材料供应受限和劳动力短缺，美国库存下降，这些因素导致油气价格上涨和经济回报强劲 [6] - 公司凭借优质资产和强大的活动井库存，预计2022年剩余九个月平均产量约为12,000桶油当量/天，较第四季度增长超30% [14] 其他重要信息 - 公司更新了高管薪酬计划，包括短期激励措施，2022年约200万美元基于股票的薪酬将转为现金一般及行政费用，现金一般及行政费用中点从1350万美元变为1550万美元，基于股票的薪酬费用中点从960万美元变为760万美元，单位总一般及行政费用每桶油当量较第四季度下降18% [18] - 春季重新确定后，预计借款基础将增加到3亿美元，将增加700万美元流动性，新总额达到2.13亿美元 [19] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何看待投资组合的长期有机增长 - 本季度公司投资组合的有机开发表现出色，一季度开钻的2.1口净井中约三分之二来自2020年前的收购资产，转换的2.7口净井中四个最大转换中的三个也来自2020年前的收购资产，公司有13,000个总有机位置和108个净位置库存，约60%在二叠纪盆地，预计各盆地都将实现稳健增长，未来有望在钻井贡献方面复制类似的有机与近期收购资产的比例 [27][28] 问题2: 13 - 18年的高质量库存对应的大致复合年增长率是多少 - 公司预计投资组合将跑赢运营商篮子，鉴于资产质量和运营商质量，库存增长轨迹为个位数 [31][34] 问题3: 一季度公司利用了良好的井转换机会，在生产商强调资本纪律的情况下，目前哪些地区活动水平较高，以及如何看待今年剩余时间的转换情况 - 在特拉华、米德兰、威利斯顿和DJ盆地都看到了较高的转换水平，公司的策略是针对最佳运营商下的最佳岩石，因此预计转换情况将优于一般运营商，鉴于强劲的净活动井库存，预计今年剩余九个月产量约为12,000桶油当量/天 [38][40] 问题4: 目前并购市场情况如何 - 市场分为小型地面交易和大型交易，目前最大的挑战是原油价格，高油价使卖家不太愿意出售，公司需要更高效地分析和评估交易，同时保持严格的流程，确保交易对近期现金流和净资产价值有增值作用 [42][43] 问题5: 自由现金流优先事项中，降低派息率后，如何在矿产收购和债务偿还之间进行优先排序 - 公司将派息率设定在70 - 80%之间，这提供了很大的灵活性，一季度执行4400万美元收购时债务余额基本不变，通过留存现金流内部融资，公司将继续优先考虑资产负债表管理和收购，计划将净EBITDA杠杆率保持在1倍以下 [47][48][49] 问题6: 一季度1900万美元的营运资金提取，是否会在今年剩余时间继续以应收账款增加的形式出现，还是暂时现象 - 这是产量和价格增加的结果，作为矿产公司，付款有一定延迟，若价格稳定，预计应收账款余额增长将放缓，这是预期情况，并非不利因素 [50] 问题7: 从公司的多元化和不同盆地的强劲业绩来看，未来哪些盆地的交易最具吸引力 - 在二叠纪、DJ和威利斯顿盆地都看到有吸引力的交易，评估团队大部分时间将用于二叠纪盆地的交易，但也会机会性地评估其他盆地的交易，因为所有盆地都有机会为股东创造显著价值 [54][55] 问题8: 一季度租赁奖金反弹的驱动因素是什么，未来租赁奖金的前景如何 - 租赁奖金来自特拉华和DJ盆地，由于钻机数量增加，运营商无法持有所有土地，公司持有矿产永久期权，未来可能继续获得租赁奖金，公司会积极监测并与运营商合作 [56] 问题9: 公司指导今年剩余时间产量为12,000桶油当量/天，能否提供更多关于产量节奏的信息 - 未来6 - 12个月，产量增长主要受DUC库存（7.1个净DUC）影响，12 - 24个月受许可证库存（4.6个净位置）影响，未来九个月主要由DUC库存驱动，可能前半段时间产量占比较大，但需根据数据进一步观察 [59] 问题10: 公司是否打算在保持70 - 80%派息率的情况下，维持或提高每股0.60美分的股息，派息率是否是灵活调整的因素 - 派息率取决于公司面前的机会集，公司有很多收购机会，可利用留存现金的灵活性来资助这些机会，公司希望股息能逐季增长，但会综合考虑再投资和向股东返还资本等各种变量 [60]

财务数据和关键指标变化 - 2021年全年将向股东每股分配超1.50美元，包含基础股息和可变股息；2022年第一季度基础股息将提高14%至每股0.16美元/季度，即全年每股0.64美元 [8][9] - 第四季度日产量为9170桶油当量/天，环比增长1%，含油率略升至51%；季度特许权使用费收入达4700万美元创纪录，环比增长16%，因实现价格提高15%，实现价格为55.76美元/桶油当量 [28] - 第四季度净收入近2200万美元，调整后EBITDA达3960万美元创纪录，剔除租赁奖金后为3900万美元，环比增长13% [29] - 第四季度收集约62.5万美元租赁奖金；收集、运输和营销费用为190万美元，即2.20美元/桶油当量； severance和从价税为280万美元，占矿产和特许权使用费收入的6%；现金G&A费用为340万美元，全年现金G&A费用低于修订后指引下限 [28][29][30] - 2022年G&A每桶油当量指引中点较2021年水平降低17% [30] - 第四季度末现金2100万美元，循环信贷额度提取9300万美元，净债务7300万美元，净债务与上季度年化调整后EBITDA杠杆率为0.5倍 [31] 各条业务线数据和关键指标变化 收购业务 - 2021年部署约1.5亿美元收购资本，完成最大交易为DJ盆地约980万美元交易；第四季度部署约1.04亿美元资本，包括完成DJ盆地最大交易；2022年2月10日宣布Midland盆地最大交易，约3200万美元 [10][18][21] - DJ盆地交易涵盖约8400净特许权使用英亩，预计2022年增加1100 - 1200桶油当量/天产量，增加约2.6个净作业井位置；Midland盆地交易涵盖1800净特许权使用英亩，预计增加225 - 275桶油当量/天产量 [19][21] - 2022年地面业务收购资本预算为6000 - 8000万美元，预计每季度额外部署1000万美元 [21] 投资组合优化业务 - 已完成4笔剥离交易，总计2100万美元，最近一笔1月完成，出售Merge资产获700万美元；4笔交易剥离约110桶油当量/天产量，资本几乎全部重新投入Permian盆地地面业务 [10][22] 资产活动业务 - 年末净作业井库存创纪录达12.9个净位置，其中Permian盆地7.2个净位置也创纪录；第四季度末净DUCs库存增长23%至7.4个净位置，高于第三季度的6个；季度内有机钻井活动中，矿产上的总开钻数增长20%至超200口井；许可证库存增长超30%至5.5个净位置 [24][25] 各个市场数据和关键指标变化 - 自2020年夏季DUC库存峰值以来，所有盆地DUCs减少50%，从8900个降至4500个，Permian盆地DUCs减少60%，从3600个降至不足1400个；若按2020年12月以来Permian盆地DUCs平均每月减少125个的速度预测，Permian盆地DUC库存不足1年 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略和发展方向 - 持续进行收购活动，寻找大型和地面业务收购机会，以增加产量和现金流，2022年有明确收购预算和计划 [18][21] - 开展投资组合优化，剥离非核心资产，将资本重新投入核心区域，目标是每季度完成一笔剥离交易 [22][23] - 利用高库存作业井推动2022年产量增长，预计全年产量在11300 - 12000桶油当量/天，中点为11650桶油当量/天，同比增长超25% [26] 行业竞争 - 行业处于能源超级周期早期，需求增加，OPEC无法完成增产配额，美国页岩油受关注，但美国DUC库存水平令人担忧，行业面临供应链和劳动力短缺问题，短期内难以大幅增产 [13][14][15] - 公司相比E&P运营商，受通胀压力影响小，且拥有多元化运营商开发资产，降低风险 [48][50] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为处于能源超级周期早期，宏观环境有利，公司有机会为投资者创造大量现金流和回报，但行业面临供应链中断和劳动力短缺问题，大幅增产需数年时间，且依赖资本流入 [13][46][47] - 公司对2022年前景充满信心，收购势头、投资组合优化和作业井库存使其处于有利地位，产量和现金流有望显著增长 [18][33] 其他重要信息 - 会议提及言论包含前瞻性陈述，相关风险和非GAAP财务指标调整可在收益报告中查看；有2021年第四季度投资者演示文稿可在公司网站下载；会议进行网络直播，可通过IR网站音频链接访问 [4][5][6] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2022年生产指导中与地面业务成功相关的产量假设是多少 - 2022年从第四季度产量约9200桶/天开始，加上DJ交易约1150桶/天、Midland盆地交易约250桶/天，达到约10600桶/天运行率；预计DUC转换将推动产量增长，约增加1000 - 1100桶/天；地面业务收购预计带来125 - 150桶/天产量，若收购团队表现出色有上行潜力 [37][41] 问题2: 基于关注盆地的运营条件，不考虑资本回报，实际可增加多少钻机 - 公司认为美国页岩油责任重大，但行业受政治和文化偏见限制资本流入，且面临供应链中断和劳动力短缺问题，大幅增产需数年时间，无法具体回答可增加钻机数量，行业长期会响应但依赖资本流入 [44][46][47] 问题3: 公司业务规模扩大的好处，是否有进行更大规模交易的空间 - 公司认为有机会通过增加更大规模交易改善流动性和规模，如DJ交易使2022年每桶G&A成本相对2021年降低17%；团队有能力处理大型和地面业务机会，目标是整合行业，会积极寻找更大交易 [53][54][55] 问题4: 纪律性收购策略在财务表现上如何体现，用什么指标衡量收购计划的累积表现 - 从生产角度看，2022年相对2021年产量提高超25%，收购增加高质量资产、DUCs和许可证库存，推动产量增长；从财务指标看，公司关注收益率、PDP每股储量、长期库存等，这些指标改善支持基础股息增加 [57][58] 问题5: 在当前油价水平下是否有兴趣增加石油套期保值 - 公司目前未进行套期保值，鼓励投资者直接接触大宗商品；若进行长期债务融资或整合大规模机会，可能会考虑增加套期保值以保护股东权益；目前政策是保持保守资产负债表下不进行套期保值，但会与董事会持续讨论 [60][61][62] 问题6: 100美元油价对公司寻找交易的难易程度有何影响 - 对于大型交易，高油价可能使有其他集团支持的实体更愿意剥离资产，增加交易机会；对于地面业务交易，油价超过80美元后收购难度增加，但近期此类交易数量增加，公司有能力处理大量交易以寻找有吸引力的机会 [65][66][67] 问题7: 公司支付率是否倾向于75% - 80%范围的低端以积累收购资金，以及投资组合进一步优化的潜力 - 公司计划支付75% - 80%的可自由支配现金流（不包括租赁奖金），优先考虑股息和资产负债表管理，有足够灵活性管理收购机会、股息增加和债务平衡；投资组合优化已带来明显好处，有机会继续进行剥离交易，SCOOP/STACK地区约20000英亩净特许权使用面积是潜在剥离区域 [71][72][74] 问题8: SCOOP和STACK地区进行更大规模剥离的机会如何 - 若有买家愿意收购更大规模资产，公司会进行评估，遵循财务合理性原则，可能进行小规模或大规模剥离交易，目标是接近完全通过留存现金流和剥离机会为2022年地面业务预算提供资金 [76][77][78] 问题9: 收集、运输和营销费用每桶油当量同比上升的原因及影响指导范围的因素 - 由于当前通胀环境，公司在指导中预留缓冲；费用增加主要始于2020年第四季度，在Williston和Oklahoma地区较高，主要来自天然气压缩和营销；在高油价下，这些费用对底线影响不大，公司设置指导以应对潜在成本通胀 [79][80] 问题10: 2022年生产节奏如何 - 生产节奏很大程度取决于DUC上线速度，目前看来可能前半段更集中；公司在收入确认上较为保守，需收到运营商支票或有明确证据表明油井上线且有完整月产量才记录生产 [82][83]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度每日产量约9070桶油当量/天，与上一季度持平；石油占比略降至49% [33] - 第三季度实现创纪录的特许权使用费收入4050万美元，环比增长9%，主要因实现价格提高7% [33] - 第三季度实现价格为每桶油当量48.51美元；每桶石油实现价格为69.37美元，环比上涨10%；天然气实现价格为每千立方英尺4.79美元；NGL实现价格为每桶27.64美元 [34] - 第三季度租赁资金为150万美元，远超预期；净利润近1900万美元；创纪录的调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为3490万美元；剔除租赁奖金后的调整后EBITDA为3340万美元，环比增长12% [35] - 第三季度末现金为1400万美元，循环信贷额度提取5300万美元，净债务为3900万美元，仅比第二季度净债务数高300万美元 [37] - 当前净债务与上一季度年化调整后EBITDA的比率约为0.3倍；DJ收购交易完成后，预计调整后杠杆率低于0.7倍 [39] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 第三季度产量为9068桶油当量/天，环比增长1%，主要因米德兰、DJ和阿纳达科盆地产量增加 [23] - 第三季度DUCs转化为产量的情况良好，第二季度末库存中25%的总井在第三季度完成转化，净转化比例为16% [24] 收购业务 - 第三季度团队在地面游戏矿产收购中投入约1280万美元资本，约97%部署到二叠纪盆地 [30] - 收购项目中78%为净PDP、DUC和许可地点，其中71%为净DUC和许可，有望在未来12 - 24个月对产量有贡献 [31] 资产优化业务 - 8月宣布约500万美元的剥离和钻井加速收益；第四季度完成一笔交易，剥离STACK地区未开发矿产获得920万美元收益 [20][21] 各个市场数据和关键指标变化 - 过去4 - 6周，地面游戏交易市场活跃度增加，与卖家互动增多，买卖价差缩小，潜在交易流量可能增加 [51] - 二叠纪盆地近期有大量大型矿产包推向市场，因原油价格上涨，很多投资者寻求清算资产 [49] 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略和发展方向 - 公司计划成为认真的整合者，专注为股东创造价值，DJ盆地收购是作为上市公司的首笔大型交易，后续有望有更多交易 [13][15] - 维持75% - 80%的派息率目标，通过持续优化资产和内部资金支持收购，为股东提供稳定且逐步增长的分红 [54] - 持续进行资产组合优化，近期关注与运营商的加速合作机会，每季度争取达成一笔此类交易，以增强留存现金流并减少对资本市场的依赖 [70][71] 行业竞争 - 行业受政治和股东压力限制资本投资，供应增长受限，而需求快速恢复，使得价格和利润率处于有利位置，且行业周期性减弱 [11] - 公共运营商变得更加自律，限制资本支出增长，将资本分配给股东并偿还债务，公司可受益于更长时间的高价格和高利润率环境 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司第三季度活动井库存、DUCs和许可证较第二季度改善，恢复到2019年水平，为未来12 - 24个月的产量和现金流增长奠定基础 [7] - 公司资产负债表强劲，未进行套期保值，股东可充分受益于2021年石油、NGL和天然气价格上涨 [8][9] - 尽管原油价格已从8月的60多美元涨至目前的80多美元，但仍认为油价有上涨空间，当前宏观环境是职业生涯中最好的，二叠纪盆地的钻井经济效益达到历史最佳 [9][10] - 对团队在积极宏观背景下进行整合并为股东创造丰厚回报的能力充满信心，DJ盆地收购交易将带来大量近期现金流增值，并有望在2022年第一季度提高基础股息 [13][14][19] 其他重要信息 - 公司预计在2022年2月更新全年生产指导，计划每年2月和8月进行生产指导更新 [66] - DJ盆地收购预计在12月中下旬完成，交易对价约一半为股票，一半为现金，预计借款基础将增至2.3亿美元，交易完成后公司将拥有近1.5亿美元流动性 [38] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何看待大型和小型交易的市场机会，以及二叠纪盆地大型矿产包的机会？ - 公司认为DJ盆地收购是很好的整合机会，能在2022年增加1100 - 1200桶/天的产量并产生高十几的EBITDA收益率 [48] - 二叠纪盆地近期有大量大型矿产包推向市场，因原油价格上涨，很多投资者寻求清算资产；公司会评估大量交易并保持纪律性，以一致的承销标准进行整合 [49][50] - 过去4 - 6周地面游戏交易市场活跃度增加，与卖家互动增多，小型交易市场机会增强，但公司仍将重点放在二叠纪盆地的大型整合机会上 [51][52] 问题2: 考虑到丰富的机会集，如何看待近期派息率的走势？ - 公司希望将派息率维持在75% - 80%，通过持续优化资产和内部资金支持收购，为股东提供稳定且逐步增长的分红 [54] - 第三季度通过资产优化获得约500万美元收益，加上留存现金流，几乎为第三季度的资本支出提供了全部资金；第四季度的STACK交易获得约920万美元收益，结合留存现金流，有望为第四季度的地面游戏资本支出提供全部资金 [55][56] 问题3: 如何看待2022年上半年的产量？ - 公司为第四季度和2022年做好了充分准备，即使不考虑DJ交易，目前也有大量活动井库存，包括6个DUC地点和4.2个净许可证，这些是未来12 - 24个月产量和现金流的主要驱动因素 [62][63] - 假设6个净DUCs在4个季度内完成转化，每个季度将有150万个净DUCs投入生产，相比之前将大致翻倍 [64] - 公司会定期跟踪DUCs的活动情况，目前压裂团队的响应良好，增强了对DUCs转化为PDP的信心；预计2022年2月更新全年生产指导 [66] - DJ交易将增加3.1个净DUCs和1.5个净许可证，进一步提升2022年的产量和现金流预期 [67] 问题4: 资产组合合理化工作还有多少要做，出售资产的机会和收益率如何？ - 公司有意剥离的主要是未开发区域，通常由私人所有者或公司收购；近期关注与运营商的加速合作机会，通过出售低产量区域换取高DUC和许可证占比的区域，以立即增加产量和现金流 [69][70] - 公司要求团队每季度争取达成一笔此类交易，以增强留存现金流并减少对资本市场的依赖，未来5个季度甚至更长时间都会关注此项工作 [71] 问题5: DJ收购交易是如何达成的，与上季度评论的市场竞争情况差异较大的原因是什么？ - 公司将收购市场分为地面游戏（小型交易）和大型交易机会集；8月降低2021年剩余时间的资本支出预算是因为地面游戏市场竞争加剧，买卖价差较大 [77][78] - 大型交易机会方面，由于原油价格上涨，很多投资者希望出售多年来在不同盆地收购的矿产；公司会对每个大型机会进行初步评估，根据PDP、DUCs、许可证和未开发地点的构成等因素进行排名和评估 [79][80] - 近期地面游戏收购预算可能会再次增加，公司看到与卖家的互动增多，市场响应更好；公司有1.5亿美元的流动性，即使按每季度2000万美元的地面游戏收购预算，也有2年的操作空间，还可通过资产优化补充资金 [81][82] 问题6: 如何确定未来的基础股息，有哪些商品假设或其他细节？ - 确定基础股息的方法与之前宣布时相同，会对PDP和DUC储量进行多次敏感性分析，确保在低价格环境和低谷活动水平下仍能维持股息 [85] - DJ交易带来的PDP和DUC储量有稳定且充足的近期现金流，对基础股息有重要意义，因此公司预计向董事会建议将基础股息从每股0.14美元提高到0.15美元，即提高7% [85] 问题7: 第三季度石油产量下降，特别是特拉华盆地下降的原因是什么？ - 石油产量下降主要是因为其他地区资产表现强劲，DJ盆地和SCOOP/STACK地区的天然气和NGL产量增加；特拉华盆地产量较第二季度略有下降，主要是由于DUC库存持续增加 [91] - 随着DUCs和许可证投入生产，米德兰盆地和特拉华盆地的产量将呈上升趋势，因为约70%的DUCs和60%的许可证位于二叠纪盆地，这些地区以石油为主，预计石油产量将增加 [92][93] 问题8: 第三季度天然气价格强劲，是否有异常情况？ - 没有异常情况，天然气价格上涨是由于天然气期货价格大幅上涨；NGL价格可能会有一定滞后，预计第四季度NGL价格将成为利好因素 [94][95] - DJ资产约50%的产量为天然气，冬季寒冷天气可能会进一步提升公司的现金流；公司认为即使在以液体为主的盆地，也有机会部署资本增加天然气业务，不一定需要进入海恩斯维尔或马塞勒斯等地区 [96] 问题9: 不考虑DJ收购，2022年公司土地上的天然气占比是否会增加？ - 不考虑DJ交易，公司基础资产的石油产量将增加，因为大部分DUCs和许可证位于二叠纪盆地，预计未来石油占比将回升，产量贡献将更多来自石油和液体 [102] - 从收入角度看，由于天然气价格大幅上涨，天然气收入占比可能会增加，但从产量角度，产品组合将回到过去低50%左右的水平 [103] 问题10: 资产组合优化工作难度如何，是否可能进行大规模的剥离交易？ - 公司认为有机会进行大规模的剥离交易，但在剥离资产时会保持谨慎，遵循与收购相同的纪律性和一致性原则，确保为股东最大化价值 [105] - 2020年公司在市场低迷时保持耐心，等待市场反弹，在2021年第二和第三季度抓住机会，股东因此受益；公司已要求团队持续评估资产组合，寻找潜在买家并评估资产 [106][107] - 公司出售收益率为3% - 4%的资产，重新投资到DJ收购中，获得高十几的收益率，这种资产轮换令人兴奋 [108] 问题11: 天然气宏观环境改善是否改变了公司对天然气机会和主要天然气盆地的看法？ - 公司认为目前运营的盆地，特别是DJ盆地和特拉华盆地部分地区，有机会整合天然气权重资产；公司熟悉这些地区，自2013年以来一直在这些盆地进行收购 [113] - 公司的战略是专注于二叠纪、SCOOP/STACK、DJ和威利斯顿盆地，认为在这些盆地内有足够机会增加含气资产，而不是进入新的盆地 [113] 问题12: 如何看待油价走势？ - 目前是一个独特的时期，近年来石油和天然气投资不足，而需求在疫情后经济复苏中增加，同时没有得到正常的供应响应（钻机数量远低于疫情前相同油价水平时），因此油价上涨是不可避免的 [115][116] - 担心油价可能过高，这对消费者和整体经济不利，会导致通货膨胀；认为当前是石油和天然气的“ Goldilocks ”时期，成本结构较低，价格上涨且供应响应不足，为行业创造价值提供了更长的时间窗口 [116][117] 问题13: 公共运营商受资本分配偏好限制无法增加钻机活动，是否存在一个油价水平会改变这种情况，还是认为公共勘探与生产公司会保持克制，这是否增强了公司对油价的信心并有助于进行更多交易承销？ - 公共公司的高管们表现出了很强的纪律性，这是因为投资者明确表示希望更多关注价值创造和资本回收，而不是单纯的增长；预计2022年公共公司的资本支出会增加，但不会与钻井项目的回报率成正比 [123][124] - 公共公司还面临ESG压力和对石油天然气的负面偏见，而私人公司在钻井项目回报率极高的情况下会更加理性，会增加一些活动以提供部分供应响应，但仍不足以满足不断增长的需求 [124][125] - 即使预计钻机活动可能增加，新井上线也需要约12个月的时间，且还存在劳动力等其他问题；因此，原油和天然气价格的积极前景可能会持续更长时间，行业周期性可能会降低 [126][127] 问题14: 在积极的宏观环境下，如果有更有意义的收购机会且买卖价差更有利，公司短期内愿意承担多少债务杠杆？ - 公司一直表示会保持保守的资本结构，内部设定的净债务与EBITDA比率上限为1.5 - 2倍，不会承担超过此范围的债务 [129] - 过去几年公司低杠杆的优势明显，即使在市场不利时也能积极寻求机会，因此会在任何环境下控制好杠杆水平 [129]

财务指标与政策 - 公司使用非GAAP财务指标评估资产财务表现和维持股息能力，但有局限性[5][7] - 2021年Q3调整后EBITDA为3490万美元，净产量为9068桶油当量/天，液体占比70%[31][33] - 财务政策上，维持保守资本结构，长期杠杆限制在净债务/调整后LTM EBITDA的1.5 - 2.0倍以下[66] 收购情况 - 2021年11月3日达成DJ盆地收购协议，对价包括约4400万美元现金和220万股A类普通股[15] - 预计2022年该收购项目产量为1100 - 1200桶油当量/天，液体占比50%，EBITDA收益率为高十几%[15] 生产与活动 - 进入2021年Q4有10.2口净活动井，包括6.0口净已钻未完成井（DUCs）和4.2口净许可井[35] - 2021年Q2和Q3分别有181口和169口毛井转换为DUCs，对应净井数为0.8口和1.7口[37] 投资与回报 - 2021年Q3年化股息收益率方面，公司为2.4%，高于S&P500、10年期国债和纳斯达克[23] - 公司宣布2021年Q3股息为每股0.40美元，将于12月1日支付[75] 资产组合 - 公司在多个盆地有核心资产，净特许权面积共85575英亩，其中特拉华盆地占35%[31] - 未开发核心库存有12955口毛水平井位置和109.5口净水平井位置，推动无资本支出的长期有机增长[57]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度报告产量为5,034桶油当量/天，较第一季度日产量水平增长22%，主要因高净收入权益井在第一季度末和第二季度初投产 [9] - 每股自由现金流（不包括与高管过渡相关的一次性成本）为0.153美元，较2021年第一季度水平增长48% [10] - 宣布第二季度股息为0.15美元/股，较第一季度增长50%，派息率（不包括与高管过渡相关的一次性项目）为98%，按年计算股息为0.60美元，基于昨日收盘价股息收益率为13% [10][11] - 循环信贷余额较上一季度减少400万美元，净债务与LTM EBITDA之比降至0.92倍，预计在当前商品价格下该比率在2021年底将进一步收紧 [12] - 预计第三季度每股自由现金流在0.13 - 0.15美元之间，第四季度维持相似水平，暗示约12% - 13%的远期自由现金流收益率 [13] - 2021年第二季度特许权使用费收入为1890万美元，商品衍生品工具现金损失为120万美元 [19] - 第一季度石油净实现价格为64.45美元/桶，天然气平均实现价格为2.79美元/千立方英尺，NGL实现均价为25.23美元/桶 [21] - 2021年第二季度现金运营成本为160万美元，其中从价税和生产税约110万美元，营销和运输费用50万美元（或1.03美元/桶），较2021年第一季度的1.06美元/桶略有下降 [21] - 调整后EBITDA（不包括与高管过渡相关的一次性费用）为1380万美元，较2021年第一季度的950万美元增加430万美元，主要因平均产量增加918桶油当量/天以及实现油价上涨14% [23] - 第二季度末，循环信贷额度未偿还余额为3650万美元，现金余额为300万美元，净债务约为3350万美元 [24] - 第二季度独立净收入为360万美元，包含非控股权益的净收入为720万美元，其中包含与公司认股权证负债重估相关的非现金收益80万美元，GAAP所得税费用为130万美元 [24] - 预计可利用资产计税基础增加来减少可预见未来的应纳税所得额，预计2021年支付给A类股东的股息中超过50%将被归类为非股息分配 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 康菲石油公司在鹰滩的产量较今年第一季度增长21%，自2020年第四季度以来累计增长24%，目前产量已超过2019年末水平，且本周表示今年剩余时间将在鹰滩维持4台钻机和3个压裂机组作业，有望增加2021年下半年的许可数量 [20] - BP/Devon合资企业从第一季度到第二季度产量增长21%，上半年投产21口井，公司在其项目中的权益井数量可观，且确认今年剩余时间将运行2台钻机 [58] 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 - 公司认为自身在鹰滩拥有世界级资产基础，卡恩斯槽的资产是美国优质资源，由世界一流的油气运营商开发，资产盈亏平衡点低，可与二叠纪盆地的优质部分竞争资本 [7] - 公司认为扩大规模和多元化将带来益处，增强多元化和规模（主要来自一级资产和一级运营商）将为现有顶级资产增添动力，推动每股自由现金流增长 [8] - 对于战略层面的交易，市场比过去18个月更为活跃，公司将专注于提升每股自由现金流，在管理现有投资组合和考虑业务增长机会时保持全面和审慎 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对第二季度业务表现满意，资产表现符合预期，与第一季度电话会议中概述的轨迹一致 [9] - 尽管Hooks Ranch项目因运营商与地表所有者就钻井平台地表使用问题存在争议而延迟开发，但公司乐观认为争议接近解决，预计相关井将于2022年投产 [15][16][17] - 预计今年剩余时间每股自由现金流将保持健康水平 [13] 其他重要信息 - 公司将在9月9日的巴克莱首席执行官能源与电力会议上进行展示，并在会议期间举办投资者会议 [3] - 公司在本次电话会议中会作出一些前瞻性陈述，实际结果可能与陈述存在重大差异，公司明确表示无义务更新或修订前瞻性陈述，且讨论包含非GAAP指标，相关指标与最直接可比GAAP指标的调节信息包含在发布于公司网站的收益报告中 [2][3] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 多元化战略的重要性及实施计划 - 公司认为业务从多元化和规模扩张中受益，预计将作为有吸引力的资产和组合工具，整合私人持有的资产来实现多元化 [32] 问题2: 基于目前信息对2022年的展望 - 目前为2022年设定广泛参数还为时过早，公司将在11月的电话会议上再作讨论 [38] 问题3: 考虑多元化的情况下，派息率未来趋势如何 - 公司向市场明确表示派息率维持在90%以上，虽关注到同行降低派息率，但目前无此计划，若有会提前向市场明确传达 [40][41] 问题4: 对实施基础加可变股息的看法 - 公司将自身视为商品价格和运营商现金流的有效传导途径，希望将全部金额支付给股东，目前未关注此方面，但会留意市场动态 [43] 问题5: 目前实现规模扩张的机会队列情况，是否需要更大型交易 - 公司目前较少关注小规模交易，更注重大型交易机会，遇到符合严格标准的小规模机会也会考虑，但属于个别情况 [49] 问题6: 未来的套期保值策略 - 在天然气方面，关注冬季天然气价格接近4美元的机会，可能会进行短期操作，但不会进行长期操作；在原油方面，目前未增加新的套期保值，对当前资产负债表状况满意，会持续关注 [50][51] 问题7: 公司在Devon相关矿权业务中的情况 - 公司看到BP/Devon合资企业产量增长21%以及钻机展望的积极消息，上半年投产的21口井中有大量位于公司权益范围内，且确认今年剩余时间将运行2台钻机 [58] 问题8: Devon投产井较晚，第三季度是否会看到更多高产期产量 - 部分井投产较晚，第三季度会看到部分高产期产量，但也有部分井在第一季度末至第二季度投产 [59] 问题9: 鹰滩天然气的实现价格指导以及与亨利枢纽的基差情况 - 公司价格总体与亨利枢纽价格走势紧密相关，是阿巴拉契亚天然气价格和鹰滩天然气价格的综合体现，报告的是混合基差，结果较为温和 [61][62]

公司概况 - 纳斯达克股票代码为FLMN，市值约4.05亿美元，流通股约8630万股，净债务3350万美元[5] - 主要位于Karnes、Dewitt、Gonzales等县，拥有约25.6万英亩总单位面积和约2700英亩净特许权面积[5] - 拥有约2206口Eagle Ford油井，由世界级运营商开发[5] 财务表现 - 2021年Q2宣布每股0.15美元股息（年化0.6美元），较Q1增长50%，自成立以来平均派息率约95%，累计每股股息1.335美元[8] - 2021年Q2调整后EBITDA为1380万美元，净债务3350万美元，LTM基础上净杠杆率为0.92倍[23] 生产情况 - 2021年Q2净产量约5034桶油当量/天，1H'21投产约1.74口净井，超过2019年全年13%[8] - 有171口总视线内油井（1.8口净井）获批并处于积极开发中，顶级运营商占公司视线内库存约87%[8] 运营商动态 - ConocoPhillips等关键运营商对Eagle Ford有10年承诺，ConocoPhillips计划10年钻约1600口新井，约3800个顶级位置待开发[10] - 预计2021年Eagle Ford油井成本较2020年降低约6%，部分运营商有增产和开发计划[10] 开发活动 - 2021年Q2平均4台钻机作业，55口总井投产（0.51口净井）[8][14] - 按运营商划分，COP在净视线内油井占比48%，Q2'21总投产井中BP/DVN占比39%[13] 矿区情况 - 公司在ConocoPhillips的Hooks Ranch矿区拥有22.5%特许权权益，超75%未开发，100%已支付租金并由ConocoPhillips运营[21] - 部分Hooks Ranch油井产量表现出色，如2020年2月投产的4口井12个月产量超Karnes Trough平均COP油井超30%[21] 股息税收 - 预计2021年支付给A类股东的股息中超过50%将被归类为非股息分配，可减少计税基础[27] 阿巴拉契亚资产 - 拥有约8万英亩总单位面积和约1530英亩净特许权面积，约429口生产井，关键运营商有COG、EQT等[31] - 有2台钻机作业，2口总井待连接（0.03口净井），25口总井待完井（0.05口净井），22口总井获批（0.22口净井）[31]

公司财务指标 - 2021年Q1调整后EBITDA为2710万美元，调整后EBITDA利润率为80%[20][80][85] - 2021年Q1宣布每股0.32美元的A类普通股股息，将于5月28日支付[75] - 公司承诺保持保守资本结构，限制长期杠杆至净债务/调整后LTM EBITDA的1.5 - 2.0倍[68] 公司资产情况 - 截至2021年3月31日，净矿权面积62225英亩，净特许权面积87930英亩，净产量8931桶油当量/天[20] - 拥有13450个总水平井位置和115.6个净水平井位置，57%的净位置位于二叠纪，36%是Wolfcamp[55][57] 公司运营表现 - 2021年Q1有97口总井和0.4口净井转换为生产井，132口总井和1.0口净井转换为已钻未完井（DUC）[30][34] - 6140口生产井的递减率低至30%[32] 公司收购情况 - 2021年Q1收购花费600万美元，占比65%，持续关注低每净井成本和有吸引力的回报[47] - 收购策略聚焦核心米德兰盆地DSU，收购含大量Wolfcamp和Spraberry库存的地块[49][50] 公司投资亮点 - 近期交易水平下年化收益率有吸引力，当前股息收益率7.5%，3.3%的保底收益率，4.2%的增产提价收益率[12] - 与同行相比，可持续收益率是E&P公司和更广泛市场的3倍以上[19]

财务数据和关键指标变化 - 尽管产量因冬季风暴Uri减少5%，但总收入增长42% [6] - 调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）增长57% [7] - 股息较上一季度增长23%，派息率从90%降至80% [7] - 季度净收入约1200万美元，调整后EBITDA达创纪录的2710万美元，不包括租赁奖金的调整后EBITDA较上一季度增长48% [38] - 季度末现金为560万美元，循环信贷额度使用3200万美元，净债务2640万美元，总流动性1.09亿美元，预计借款基础将增至1.65亿美元，新增流动性3000万美元 [40][41] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度产量约为每天8900桶油当量，较上一季度下降约5%，排除风暴影响预计为每天9300桶油当量 [20][35] - 第一季度末净活动井为9.1个净位置，较去年年底增长17%，包括4.4个净已钻未完井（DUC）和4.7个净许可证 [21] - 净DUC较2020年底增长超20%，达到4.4个净位置，本季度有132口总井或1口净井开钻，较上一季度总井数增长67%，净井数增长150% [22] - 许可证库存较上一季度增长12%，达到4.7个净许可证，二叠纪盆地的许可证增长超90%，占净许可证库存的50%以上 [27] - 第一季度完成约2200万美元的收购，约90%的资金投向二叠纪盆地，其中创纪录的56%投向米德兰盆地，收购的净位置中约75%为PDP、DUC和许可位置 [31][32] 各个市场数据和关键指标变化 - 本季度投资组合产生特许权使用费收入3220万美元，较上一季度增长35%，主要因实现价格提高45%，每桶油当量实现价格为40.03美元，每桶油实现价格为55.55美元，较上一季度增长38%，天然气和NGL实现价格分别为每千立方英尺3.75美元和每桶25.97美元 [36] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续保持稳健的资产负债表，不进行套期保值，让投资者充分接触大宗商品价格波动 [8][9] - 自去年第三季度以来持续进行矿产收购，未来将继续通过审慎的交易承销提升股东价值，部分收购将通过留存现金内部融资 [10] - 关注联邦监管增加的风险，但当前投资组合对联邦土地的敞口极小，在评估相关地区交易时，仅考虑联邦单位可见和近期的开发 [11] - 强调多元化投资组合的价值，降低特定运营商或运营盆地的风险，同时在矿产收购方面有更多机会，将在DJ、阿纳达科和威利斯顿盆地寻找机会 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 宏观环境极为有利，经验丰富的管理团队和差异化战略将继续带来出色的业绩 [13] - 预计2021年下半年产量将接近每天10000桶油当量，具体取决于运营商将井投入生产的速度 [30] - 公司认为自身为投资者提供了独特的机会，拥有优质资产，收益率具有吸引力，与其他投资相比更具优势 [43] 其他重要信息 - 会议提醒发言包含前瞻性陈述，相关风险和非GAAP财务指标的对账可在收益报告和投资者演示文稿中查看，投资者演示文稿可在公司网站下载 [3][4] - 公司将于2021年8月初更新2021年下半年的指引 [34] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何看待公司的相对风险状况，以及缺乏运营控制与多元化和无需大量再投资现金流的利弊 - 公司股息收益率的风险远低于勘探与生产（E&P）或其他能源公司，高利润率业务、低债务水平使公司能充分受益于原油价格上涨，拥有超13000个未开发位置，无需资本支出即可推动产量增长，理论上有3.3%的下行保底收益率 [49][50] - 资产由大型资本充足的运营商承保，随着运营商修复资产负债表、偿还债务并坚持资本回报模式，公司将受益，3.3%的收益率在去年第二季度得到了验证，公司有信心向股东大量返还资本 [53][54] 问题2: 对大规模、更具变革性的机会有何看法，今年晚些时候或明年是否有可能出现此类机会 - 交易团队表现出色，第一季度完成2200万美元的收购，增加了约2%的净特许权使用亩，收购的净位置中75%为PDP、DUC和许可位置，交易流量强劲 [55] - 近期市场上有更多的营销交易，公司将继续评估这些机会，同时在承销过程中保持谨慎，确保交易对股东具有短期和长期的增值作用 [57][58] 问题3: 对公司在今年下半年接近每天10000桶油当量产量有信心的原因是什么，是否预计在今年年底至明年达到该水平 - 信心来自库存中的活动井，即DUC和许可证，这些活动井在数量和质量上都非常强劲，本季度活动井数量较去年年底增长17%，二叠纪盆地的活动井达到创纪录水平，DUC余额增长22%，许可证增长12%，收购计划也将对产量有贡献 [61][62][66] - DUC桶较新，预计产量增长将在下半年加速，公司将在8月更新指引，目前暂无变化 [68][69] 问题4: 那五个营销交易是更大规模的交易，还是各种类型的混合 - 这些营销交易更像是“双打”或“三垒打”类型的机会，而地面游戏交易更像是“单打”，公司将谨慎评估这些交易，确保对股东具有增值作用 [71][72] 问题5: 2021年不需要股权融资是否仅指能够成功执行地面游戏交易，如果是更大规模的交易是否可能包含股权成分 - 公司通常以全股权基础评估所有交易，以确保从一开始就为股东增加价值，如果达成合适的估值，卖方股权可能是交易的一个组成部分 [73] 问题6: 收购DJ盆地的矿产是出于价值考虑吗，如何看待该州的政治风险 - 公司在评估交易时会考虑风险调整后的回报率，对DJ盆地的交易非常谨慎，仅对PDP、DUC和许可证给予信用，第一季度在韦尔斯县完成的交易令人兴奋，交易完成后不久压裂团队就开始作业 [78][79] - 公司认为其他盆地仍有机会，多元化投资组合使收购团队能够高效地进行收购，并从回报率角度优化每个季度的收购 [80] 问题7: 是否看到更多私人运营商在公司矿产上的活动，专注于高质量公司是否会使公司处于劣势，以及是否看到一些公共E&P公司的资本纪律有所松懈 - 公共运营商在资本支出方面非常自律，倾向于偿还债务、提高股息或进行特别分配，这对投资界来说是个好消息，有助于维持当前的油价水平 [82][83] - 公司并不因专注于公共运营商而处于劣势，因为一直以来也关注高质量的私人运营商，如Mewbourne、Endeavor、BTA、DoublePoint等，关键是要与高质量的运营商合作，无论是公共还是私人 [84][85][86] 问题8: 是否会在第二、三、四季度再次降低派息率以抓住当前的收购机会 - 公司的目标是使股息持续上升，长期派息率目标在75% - 80%之间，将继续监测现金流和交易机会，根据市场情况进行董事会讨论，但预计最终派息率将在该范围内波动 [94][95] 问题9: 私人和公共运营商在矿产市场上有何不同，是否有机会扩大所考虑的高质量私人运营商的范围 - 有一些高质量的私人运营商，如在钻机数量和每口井估计最终采收量（EUR）方面表现出色的运营商，公司在第一季度和第二季度看到了来自私人运营商的良好交易流量，将积极参与处理这些交易 [97][98][99] - 公司过去经历过小型运营商被大型运营商收购的情况，这有助于实现更一致的开发和更大的资产负债表，对于多区域协调开发至关重要，因此公司认为私人运营商市场存在机会 [99][100]