财务业绩 - 第二季度净收入1090万美元，调整后净收入1170万美元[3] - 第二季度调整后EBITDA为4310万美元[4] - 第二季度经营活动产生的现金流为3520万美元，自由现金流为1590万美元[5] - 第二季度总收入为66,598千美元，同比增长29%[36] - 第二季度营业利润为16,814千美元，同比增长32%[36] - 第二季度净利润为10,928千美元，同比增长14%[38] - 第二季度每股收益为0.33美元(稀释后)[39] - 第二季度经调整EBITDA为43,141千美元[52] - 第二季度自由现金流为15,876千美元[53] 生产经营 - 第二季度日均产量13,504桶油当量，其中油品占70%[5] - 公司在第二季度对原油产量进行了62%的套期保值[13] - 第二季度油气生产收入分别为64,127千美元和2,471千美元[36] 财务状况 - 第二季度总债务1.15亿美元，净债务/调整后EBITDA比率为0.67[6] - 截至2024年6月30日，公司现金余额为121千美元，净债务为114,879千美元[50] - 第二季度净债务/经调整EBITDA比率为0.67[52] 股利分配 - 公司宣布第二季度派发每股0.525美元的现金股利[2] 战略发展 - 公司完成了之前宣布的短期开发性收购，预计将在2024年四季度及2025年初为公司带来显著的产量和现金流增长[18] - 公司维持了之前修订的2024年全年指引[19,20] - 公司持续关注油气资产收购、新技术研发和市场拓展等战略[34][35]

文章核心观点 Vitesse Energy将于8月5日收盘后公布2024年第二季度财报，其业绩受多种因素影响，此次模型未显示该公司会盈利超预期，同时推荐了三家可能盈利超预期的公司 [1][8][9] 第一季度财报亮点及意外情况历史 - 公司上一季度调整后每股收益34美分，超Zacks共识预期的32美分 [2] - 过去四个季度中，公司盈利一次超Zacks共识预期，三次未达预期，平均负意外率为9.8% [2] 第二季度预测情况 - Zacks对第二季度每股收益的共识预期为35美分，过去30天无上下波动，较上年报告数字提高3% [2] - Zacks对第二季度收入的共识预期为6390万美元，较上年报告数字增长23.9% [3] 影响业绩的因素 积极因素 - 公司在北达科他州巴肯油田等优质油页岩产区的高产地块，以及超200个未开发的优质钻井位置，有望使其第二季度业绩保持稳定 [4] - 第二季度WTI原油价格环比上涨5.6%，同比上涨11.3%，大宗商品价格上涨可能有助于公司本季度业绩 [5] 消极因素 - 第二季度天然气价格下跌，亨利枢纽天然气现货价格环比下降2.03%，同比下降3.52%，主要因天然气产量增加、天气温和致需求减少、储存水平提高和地缘政治紧张影响全球能源市场 [6] - 公司收购北达科他州威利斯顿盆地更多油气权益后提高了2024年资本支出指引，第一季度资本支出同比增长17.6%，可能影响第二季度业绩 [7] 盈利预测模型情况 - 公司盈利ESP为0.00%，最准确估计和Zacks共识预期均为每股收益35美分 [9] - 公司目前Zacks评级为3（持有） [9] 可考虑的公司 - Sunoco LP盈利ESP为+1.96%，Zacks评级为1（强力买入），定于8月7日公布第二季度财报，Zacks对其每股收益的共识预期为1.79美元，较上年报告数字增长129.5% [10] - MPLX LP盈利ESP为+0.82%，Zacks评级为3，定于8月6日公布第二季度财报，Zacks对其每股收益的共识预期为98美分，较上年报告数字增长7.7% [10][11] - 威廉姆斯公司盈利ESP为+2.56%，Zacks评级为3，定于8月5日公布第二季度财报，Zacks对其每股收益的共识预期为39美分，较上年报告数字有所下降 [11][12]

业绩总结 - Vitesse的1P PV-10为682,070,000美元[17] - PDP PV-10为521,494,000美元[17] - Vitesse的净产量为12.6 MBoe/d[10] - Vitesse的固定股息收益率约为9%，每股股息为0.525美元[7] 用户数据与市场表现 - Vitesse在北达科他州的Bakken油田拥有6,932口生产井，净井数为159口，平均工作权益为2.7%[8] - Vitesse的资产组合中71%为石油权重[12] 未来展望与投资机会 - Vitesse的资产中80%以上为未开发位置，提供高回报的再投资机会[6] - Vitesse的目标是将净债务与调整后EBITDA的比率控制在1.0倍以下[16] 新产品与技术研发 - Vitesse的运营中有673口井正在钻探、完工或获得开发许可[8] 市场扩张与并购 - Vitesse在2023年进行了近200笔收购，总金额达到580,000,000美元[16] 股东结构 - Vitesse的股东中，内部人士持有超过20%的流通股[16]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后EBITDA为3910万美元，调整后净收入为1020万美元，GAAP净收入亏损220万美元，差异主要归因于本季度油价上涨导致的未实现非现金套期保值损失 [17] - 第一季度现金资本支出和收购成本为3220万美元，包括2023年初收购相关费用 [18] - 第一季度末债务为9800万美元，基于过去12个月EBITDA的杠杆率为0.6倍，信贷安排选定承付款目前为2.1亿美元，预计未来几周完成半年期重新确定后将增至2.45亿美元 [20] - 2024年预计产量为1.3 - 1.4万桶油当量/天，含油率67% - 71%，资本支出指导范围提高至1.3 - 1.5亿美元 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度产量约为1.25万桶油当量/天，含油率71%，受1月极端冬季条件影响，但很快恢复 [15] - 租赁运营费用受恶劣天气事件和持续高昂修井费用的负面影响，本季度为1180万美元，即每桶油当量10.32美元 [16] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度石油差价高于历史水平，预计随着加拿大跨山管道扩建本月初投入使用将有所改善 [13] - 截至2024年，公司持续增加石油套期保值，到2025年底有掉期合约，2024年修订指导中点约60%的剩余石油产量以每桶78美元以上价格套期保值，部分2025年石油产量以每桶74美元以上价格套期保值 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于通过股息向股东返还资本，持续以支持股息的方式投入资本，提高2024年生产和资本支出指导 [6] - 持续寻求近期开发交易和大型资产收购以支持股息，今年交易流健康，已同意收购额外自源、高经济效益权益，将额外投入超4000万美元资本支出 [8] - 公司通过过去十多年建立的收购渠道寻找高经济效益投资机会，近期开发收购项目多为传统性质，钻探和完井活动将在夏秋进行，产量可能在第四季度及2025年实现 [11] - 行业方面，近期开发收购市场活跃，公司在高工作权益机会上更易成功，竞争相对较少，但油价上涨会使交易达成难度增加，70 - 75美元/桶的油价区间对公司承销有利 [47][49] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对团队工作表示肯定，认为大家齐心协力为股东利益分配资本 [9] - 对近期开发趋势感到兴奋，预计将提高今年及明年的资本回报率 [12] - 提高股息显示了对投资增值性质的信心，预计2024年末至2025年生产和现金流将增加 [7][31] 其他重要信息 - 第一季度332,840股公司普通股在与690万美元限制性股票单位归属相关的预扣税交换后被注销，交易价格为每股20.85美元，较昨日股价低约8%，不减少6000万美元股票回购授权下的回购能力 [19] - 公司使用非GAAP财务指标，包括调整后净收入、净债务、调整后EBITDA、净债务与调整后EBITDA比率和自由现金流，与最接近GAAP指标的对账可在昨日发布的财报中找到 [6] - 公司使用Luminis系统辅助识别收购机会，该系统信息丰富且不断发展，对公司决策有重要支持作用 [54] 问答环节所有提问和回答 问题1: 收购项目的具体信息，如主要所在县、现有产量、未钻探库存情况 - 此次收购与去年秋季不同，更具传统性质，项目分布在整个盆地，部分在威廉姆斯、麦肯齐县，由公司信任的运营商负责 [24] - 这些井将在夏秋钻探，第四季度开始生产，目前无现有产量 [25] - 为高工作权益井，公司整体投资组合平均工作权益约3%，此次收购工作权益超20% [26] 问题2: “自源”是否意味着非投标情况 - 这些项目不是投资银行的投标流程，是公司与运营商和卖家建立关系后的收购机会，运营商会向其青睐的潜在买家发出邀约 [27] 问题3: 收购涉及的净面积 - 大部分是井筒交易，无太多新增面积，都是夏季将钻探的井筒费用估算项目 [30] 问题4: 考虑到年底新井投产，如何看待2025年的生产和资本支出 - 目前为时尚早，不便提供2025年具体指导，但有信心随着2024年末至2025年生产和现金流增加，产量会有增长，资本支出预计进入维护模式 [31] 问题5: 提高股息的决策因素及进一步提高股息需满足的指标 - 股息决策取决于钻探经济效益，当资本配置能带来高回报率时，会将收益返还给股东，持续找到类似过去九个月的优质交易、稳定油价都对股息有利 [32] - 公司从维持产量不变的角度考虑股息覆盖情况，当前商品价格下，运营现金流足以保守覆盖股息和维持产量的资本支出，且公司有能力通过收购实现增长，虽短期资本支出增加，但有利于长期生产和自由现金流增长 [33][34] 问题6: 目前运营商在公司土地上的活动情况，与年初指导和实际情况对比 - 公司看到资产上的活动有所加速，年初至今收到更多费用估算，预计全年有机资本支出将超过过去提及的4000 - 5000万美元 [39] - 运营商更多采用三英里水平井，今年压裂改造活动也有所增加，接近2022年水平，公司对此感到兴奋 [40] 问题7: 基于风险评估，收购的井是否能在年底前全部贡献产量 - 根据承销情况，预计所有井将在第四季度投产，但实际时间取决于运营商，公司对合作运营商有信心 [43] 问题8: 公司目前杠杆率为0.6倍，在机会持续出现时，可接受的杠杆率范围 - 公司一直表示杠杆率将保持在1倍以下，有信心在当前机会下维持该水平，随着去年底收购项目的贡献和新收购项目的启动，公司在杠杆和流动性方面处于舒适位置 [45] 问题9: 近期开发收购市场活跃，是否因高工作权益，与2023年市场动态对比 - 市场目前非常活跃，公司评估大量交易，成功率约10%，高工作权益机会竞争相对较少，公司在此类项目上更易成功 [47] - 油价上涨会使交易达成难度增加，70 - 75美元/桶的油价区间对公司承销有利 [49] 问题10: 随着新收购项目上线，套期保值量是否会增加，如何考虑套期保值策略 - 套期保值是股息决策和保护现金流的关键因素，随着新收购项目上线，2025年套期保值量将增加 [50] - 市场处于期货贴水状态，公司需耐心操作，且信贷协议对套期保值比例有限制，公司会逐步推进套期保值，为收购项目提供支持 [50][52] 问题11: Luminis系统能否适应盆地整合和资产转手，以帮助识别收购机会 - Luminis系统信息丰富且不断发展，公司利用其开发人工智能能力，超过15000口井的数据使其能提供大量信息，公司各部门都从中受益，是公司重要组成部分 [54] 问题12: 对Luminis系统的理解是否影响提高股息的决策 - Luminis系统有助于分析机会和做出明智投资，从而推动股息增加，是提高股息决策的间接支持因素 [56] 问题13: 公司最初“更深、更密、更便宜、更好”的扩张理念更新情况，以及与4000万美元资本支出增加的关联 - 该理念体现了油田随着时间推移因技术进步变得更具经济效益，在巴肯地区尤为明显，每口新井都比相邻井更具经济效益，成本也趋于稳定或下降，公司看好在巴肯的地位 [60][61] 问题14: 首席财务官吉米·亨德森加入公司后，对决策的影响 - 吉米经验丰富，他的加入对公司帮助很大，被认为是推动公司获取更多交易的加速器，公司能够获得更多交易机会他功不可没 [65] - 吉米认为这是团队共同努力和公司多年积累的成果，他只是利用现有基础推动公司发展 [66] 问题15: 提高股息是否进行压力测试，测试参数有哪些 - 公司会进行压力测试，期货曲线本身可提供一定参考，会考虑在不同油价情景下能否维持股息覆盖率，以及成本下降等因素的影响 [68] - 公司认为关键指标是维持产量的资本支出约9000万美元，高于此金额的投资需有高回报率 [70] - 低杠杆率为公司提供了一定灵活性，若油价短期下跌，可利用额外债务能力维持固定股息，但长期油价下跌则需重新评估 [71] 问题16: 非运营模式下，是否有新进入者在巴肯或其他盆地活跃 - 市场上不断有新的家族办公室进入巴肯地区，也有运营商出售资产和行业整合情况，小型交易竞争有所增加，但大型交易未看到新的非运营方进入 [74] 问题17: 与潜在卖家互动时，卖家更注重价格还是时间 - 价格对卖家很重要，但他们也看重与公司交易的信任度，希望交易能顺利完成，很多卖家在收到费用估算后有30天决策期，希望能在该时间内推进交易 [77]

公司业务布局与战略 - 公司业务战略聚焦于通过盈利性收购、开发和生产油气资产创造长期股东价值，同时保持强劲资产负债表并向股东派发可观股息[115] - 公司核心业务区域为北达科他州和蒙大拿州威利斯顿盆地的巴肯和三叉河地层，还在科罗拉多州和怀俄明州的丹佛 - 朱尔斯堡盆地以及怀俄明州的粉河盆地拥有油井权益[115] 公司油井情况 - 截至2024年3月31日，公司拥有5789口总（159.2口净）生产井、230口总（5.9口净）正在钻探或完井的井，另有353口总（10.6口净）已获运营商开发许可的井[115] 公司产量数据 - 2024年第一季度，公司平均日产量为12557桶油当量，其中石油占比71%[115] - 2024年第一季度石油产量81.2万桶，较2023年同期的69.2万桶增长17%；天然气产量1982万立方英尺，较2023年同期的2071万立方英尺下降4%[138] 公司财务关键指标 - 2024年第一季度，公司支付季度股息为每股0.50美元，总收入为6120万美元，净亏损为220万美元，运营现金流为3940万美元，资本开发和收购投资为3220万美元，截至2024年3月31日总债务为9800万美元[117] - 2024年第一季度油气总收入为6120万美元，较2023年同期的5800万美元增长6%，产量增长10%使收入增加约560万美元，平均实现价格下降4%使收入减少约240万美元[138] - 2024年第一季度总营收6119.3万美元，较2023年同期的5796.1万美元增长6%，其中石油收入5736.4万美元，增长14%，天然气收入382.9万美元，下降49%[138] - 2024年第一季度租赁运营费用增至每桶油当量10.32美元，2023年同期为8.75美元，主要因修井作业增加、服务成本上升和恶劣天气[142] - 2024年第一季度生产税增至580万美元，2023年同期为530万美元，税率从9.1%升至9.5%，因石油收入占比提高[143] - 2024年第一季度一般及行政费用降至540万美元，2023年同期为1090万美元，主要因2023年第一季度有650万美元分拆成本[144] - 2024年第一季度折耗、折旧、摊销和增值费用增至2350万美元，2023年同期为1850万美元，增长27%，因产量增加和费率提高[145] - 2024年第一季度股权薪酬费用降至160万美元，2023年同期为2800万美元，2023年因退休归属条款产生2680万美元费用[147] - 2024年第一季度利息费用增至220万美元，2023年同期为120万美元，因债务余额从4500万美元增至9800万美元[148] - 2024年第一季度商品衍生品净亏损1380万美元，2023年同期为盈利740万美元，2024年3月31日衍生品合约公允价值为净负债350万美元，较2023年12月31日的1110万美元净资产减少1460万美元[149][154] - 2024年第一季度公司录得联邦和州所得税收益0.7百万美元，2023年同期为3.7百万美元[155][156] - 2024年3月31日，公司有140万美元无限制现金，循环信贷额度下有1.47亿美元可用；2023年12月31日，无限制现金为60万美元，循环信贷额度下有1.64亿美元可用[159] - 2024年3月31日，公司营运资金赤字为650万美元，而2023年12月31日为210万美元[161] - 截至2024年3月31日的三个月，公司经营活动产生的现金流量为3940万美元，较2023年同期增长1%[162] - 2024年第一季度投资活动使用的现金为3220万美元，较2023年同期的2270万美元增加了950万美元[163] - 2024年第一季度融资活动使用的现金为640万美元，而2023年同期为2310万美元[164] - 2024年第一季度，公司向股东支付了1630万美元的现金股息[170] - 截至2024年3月31日的三个月，公司总资本支出为3220万美元，包括开发支出和收购活动[171] 商品价格情况 - 2024年第一季度平均油价为每桶76.95美元，较2023年第一季度每桶75.99美元高1%；2024年第一季度平均天然气价格为每百万英热单位2.15美元，较2023年第一季度每百万英热单位2.64美元低19%[133] - 2024年第一季度计入已结算衍生品后，公司实际油价为每桶71.65美元，2023年同期为每桶74.02美元；2024年和2023年第一季度，公司均无天然气价格衍生品，实际天然气价格分别为每千立方英尺1.93美元和3.61美元[133] - 2024年第一季度石油价格差为每桶负6.47美元，2023年同期为负3.11美元，主要因跨山管道扩建项目推迟致当地市场定价不利[139] - 2024年第一季度天然气净实现价格为每千立方英尺1.93美元，实现率为98%；2023年同期为3.61美元，实现率为134%[141] 公司收购活动 - 2024年第一季度，公司收购活动现金支出为680万美元，2023年同期为110万美元[163] 公司循环信贷安排 - 循环信贷安排将于2026年4月29日到期，额度最高为5亿美元[165][166] 公司衍生品情况 - 公司使用衍生品工具对冲部分石油产量的未来销售价格，自2022年3月起未对天然气产量进行套期保值[118] - 截至2024年3月31日，公司有石油互换合约，2024年剩余时间覆盖138万桶，加权平均价格为每桶77.98美元；2025年覆盖46.5万桶，加权平均价格为每桶73.77美元[162] - 2024年3月31日后，公司增加了2024年覆盖15万桶和2025年覆盖45万桶的合约[162] - 公司2024年Q2原油互换合约数量为502,500桶，加权平均价格为78.32美元；Q3数量为462,500桶，加权平均价格为77.77美元；Q4数量为415,000桶，加权平均价格为77.79美元；2025年Q1数量为285,000桶，加权平均价格为73.43美元；Q2数量为180,000桶，加权平均价格为74.30美元[183] - 基于2024年3月31日的未平仓商品衍生品头寸，NYMEX WTI期货连续价格每涨跌1美元，公司净商品衍生品头寸将涨跌约180万美元[184] - 公司长期债务为浮动利率借款，循环信贷安排利率为浮动利率，基础利率借款利差为1.75% - 2.75%，Term SOFR借款利差为2.75% - 3.75%[185] - 假设未偿金额不变，2024年第一季度平均利率每涨跌1%，利息费用将涨跌约20万美元[185] - 公司通过签订衍生品合约减少商品价格波动风险，实现更可预测的现金流[180] - 所有衍生品头寸按公允价值计入资产负债表，每期末按市价调整[180] - 已结算衍生品的实现损益和按市价调整的损益汇总计入衍生工具净损益[180] - 公司通常使用衍生品对预期未来产量的很大一部分进行经济套期保值[181] - 衍生品合约应付款项由产品销售所得款项提供资金，生产收入滞后于向交易对手的付款[181] - 任何临时现金需求由经营活动现金或循环信贷安排下的借款提供资金[181] 公司经营影响因素 - 商品价格波动影响公司盈利、运营现金流、收购和剥离战略以及运营商决策，公司预计2024年价格波动将持续[116][117] - 钻井成本是影响公司经营业绩的重要因素，受商品价格波动、运营伙伴钻探和生产活动等多种因素影响[135]

财务政策与业绩指引 - 公司宣布2024年第一季度财报，提高2024年业绩指引，将季度现金股息提高至每股0.525美元，较上一季度增长5%[1][3][5] - 公司增加了2024年年度业绩指引，预计年产量为13,000 - 14,000桶油当量/天（原指引为12,500 - 13,500），总资本支出为1.3 - 1.5亿美元（原指引为9000 - 1.1亿美元）[16] 财务数据关键指标变化 - 第一季度净亏损220万美元，调整后净收入为1020万美元，调整后息税折旧摊销前利润（Adjusted EBITDA）为3910万美元[3][7] - 2024年第一季度石油收入5736.4万美元，天然气收入382.9万美元，总收入6119.3万美元，较2023年的5796.1万美元有所增长[31] - 2024年第一季度总运营费用4811.4万美元，较2023年的7164.1万美元大幅减少[31] - 2024年第一季度运营收入1307.9万美元，而2023年同期运营亏损1368万美元[31] - 2024年3月31日现金为137.7万美元，较2023年12月31日的55.2万美元有所增加[32] - 2024年3月31日总负债为22701.5万美元，较2023年12月31日的21956.4万美元有所增加[32] - 2024年第一季度调整后净收入为1022.2万美元，调整前净亏损218.6万美元[38] - 2024年3月31日净债务为9662.3万美元，调整后EBITDA为3909.2万美元，净债务与调整后EBITDA比率为0.62[40] - 2024年第一季度自由现金流为1190.1万美元[42] - 公司确定“调整后所得税费用前调整后收入”的所得税影响使用的法定税率为23.4%[38] - 公司加权平均普通股基本和摊薄流通股数2024年为29933962股，2023年为29663644股[31] 各条业务线数据关键指标变化 - 油气产量 - 2024年第一季度油气产量平均为12,557桶油当量/天，较2023年第四季度下降8%，其中石油占比71%，占油气总收入的94%，总收入为6200万美元[8] 各条业务线数据关键指标变化 - 油气价格 - 第一季度未套期保值的油气平均实现价格分别为70.62美元/桶和1.93美元/千立方英尺，公司对50%的石油产量进行了套期保值，套期保值后石油实现价格为71.65美元/桶[9] - 公司对部分预期年度石油产量进行套期保值，2024年Q2 - Q4及2025年Q1 - Q4均有未结算的原油互换合约，加权平均价格在73.81 - 78.42美元/桶之间[19][20] 各条业务线数据关键指标变化 - 运营费用 - 2024年第一季度租赁运营费用为1180万美元，即10.32美元/桶油当量，较2023年第四季度单位成本增长16%；一般及行政费用总计540万美元，即4.70美元/桶油当量[10] 资金状况与支出 - 截至2024年3月31日，公司现金为140万美元，循环信贷安排借款余额为9800万美元，总流动性为1.134亿美元[11] - 2024年5月，公司预计完成循环信贷安排借款基数的半年期重新确定，借款基数预计维持在2.45亿美元，选定承贷额度预计从2.1亿美元增至2.45亿美元；本季度开发资本支出为2540万美元，油气资产收购支出为680万美元[12] 业务拓展与预期 - 后续公司已收购或同意收购北达科他州威利斯顿盆地的额外油气权益，将导致超过4000万美元的收购及相关开发资本支出，预计主要在2024年下半年及2025年提高产量和现金流[14]

财务数据和关键指标变化 - 2023年调整后EBITDA为1.57亿美元，调整后净收入为5360万美元，GAAP净收入亏损1970万美元 [16] - 2023年现金资本支出和收购成本为1.205亿美元，处于最新修订指引的中点 [16] - 年末债务为8100万美元，整体杠杆率为0.5倍 [16] - 2024年预计产量为1.25 - 1.35万桶油当量/天，含油率67% - 71%，预计总现金资本支出为9000万 - 1.1亿美元 [17] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2023年全年产量增至1.1889万桶油当量/天，第四季度产量为1.3652万桶油当量/天，均高于更新后的指引 [9][15] - 截至2023年底，有6.7口净井处于钻探或完井阶段，另有9.9口净井已获运营商开发许可 [11] - 2023年12月31日，探明储量为4060万桶油当量，其中70%为探明已开发储量，探明已开发储量较2022年末增加5%，总探明储量较2022年减少7% [11] - 总探明储量的PV - 10价值为6.82亿美元，较2022年下降，主要因SEC基准价格降低 [12] 各个市场数据和关键指标变化 - 第四季度石油价差比历史水平更宽，预计2024年第二季度加拿大跨山管道投产后石油价差将改善 [10][25] - SEC用于2023年储量的石油价格较2022年每桶下降15.93美元，天然气价格每百万英热单位下降3.72美元，综合NGL价格下降使用于储量的实际天然气价格从2022年的每千立方英尺7.98美元降至2023年的1.71美元 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2024年公司战略不变，继续向股东返还资本，上周董事会宣布2024年第一季度每股0.50美元的现金股息，将于3月底支付 [8] - 公司通过基于回报的层级和内部数据库分配资本，选择回报率最高的项目，无资本预算，只向符合严格回报门槛的项目分配资本 [8] - 公司有完整的交易团队，花费大量时间寻找和分析交易，作为上市公司，看到的定制交易流比私营公司时更多，但公司非常挑剔和注重分析，自寻大部分交易 [20] - 公司欢迎行业整合，希望在非运营权益被货币化时进行收购 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2023年是公司作为独立上市公司的第一年，取得成功，支付了每股2美元的固定股息，并进行了高经济回报的收购，实现产量增长同时保持保守的资产负债表 [7] - 2024年1月北达科他州的恶劣天气影响了产量，但公司迅速恢复，全年预期不变 [18] - 公司认为目前是开展业务的最佳时机，有很多选择，但不意味着会进行所有交易 [36] - 公司看好巴肯地区的技术进步，认为三英里水平井的经济效益被低估，该地区油井状况每月都在改善 [50] 其他重要信息 - 公司为2024年全年和2025年上半年的石油生产进行了套期保值，在指引中点，约42%的2024年全年石油产量以约每桶79美元的价格套期保值，2025年上半年28.5万桶石油产量以高于每桶74美元的价格套期保值 [12] - 公司于2月1日提交S3文件，作为公司内务处理，交易满一年后符合S3资格，为潜在收购提供最大灵活性，但并非为资助紧急或计划中的交易 [18] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 2024年并购机会与2023年相比如何，是否主要为自寻交易，市场上是否有更大的交易包 - 公司有完整的交易团队，花费大量时间寻找和分析交易，作为上市公司看到更多定制交易流，但公司非常挑剔和注重分析，自寻大部分交易，未进行大型变革性交易不代表没有机会，公司对目前看到的情况满意 [20] 问题: Chord Enerplus交易和巴肯地区的整合对并购机会有何影响 - 公司欢迎行业整合，希望在非运营权益被货币化时进行收购 [23] 问题: 巴肯地区价差的前景如何，是结构性的还是暂时的 - 目前价差受加拿大跨山管道扩建延迟影响，预计该管道2024年第二季度投产后，北达科他州的价差将收紧，预计恢复到年初约350的水平，公司对此持乐观态度 [25] 问题: 巴肯地区天气影响的天数及对季度产量的影响 - 天气影响持续7 - 10天，1月产量估计明显低于12月，公司认为第一季度产量将处于指引下限附近，因此全年指引不变 [27] 问题: 2024年指引相关的运营商趋势及活动积压情况 - 年末管道中有近17口净井，通常每季度末为15 - 20口净井，符合过去几年的预期，结合并购活动和有机业务情况，公司决定维持2024年指引不变 [28] 问题: 第四季度产量大幅增长的原因，是模型保守还是运营商表现不同 - 主要是第三和第四季度收购的一些油井投产时间早于预期，而非油井表现更好，公司注重资本周转速度，希望收购的资产尽快投产 [32][33] 问题: 与2023年相比，2024年收购活动水平如何 - 难以给出定量答案，这是公司12年来最好的机会年，但不意味着会进行所有交易，2024年资本支出指引为9000万 - 1.1亿美元，部分是2023年收购的延续，有机业务预计在4000万 - 5000万美元左右，并非2023年的3500万美元水平 [36] 问题: 是否看到加拿大艾伯塔地区天然气燃烧增加的迹象，是否会变得重要 - 公司未将天然气情况改善纳入模型，更多受北达科他州天然气流向和墨西哥湾沿岸市场中心的影响，希望看到更多天然气向北输送，但目前基础设施不足，将持续关注情况变化 [40] 问题: 新闻稿中新增150万桶油当量TDT储量的理解及每年是否有一致性 - 作为非运营工作权益所有者，公司尽力预测未来5年的钻井情况，但每年都会有一些未纳入年末探明储量的油井被钻探、完井和投产，不确定是否平均为150万桶油当量，但每年确实存在这种情况 [43][44] 问题: 第四季度DD&A费用每桶油当量增加的驱动因素 - 增加是收购和资本支出计入计算以及储量变化的综合结果，同时公司在第四季度根据年末储量计算进行了调整，此外，高油价下收购资产导致可折旧基数增加，以及不排除任何资本成本也会使DD&A率波动 [46][47] 问题: 公司如何在并购市场中利用Luminous系统 - 公司对Luminous数据库引以为傲，每月更新，公司拥有7500多口巴肯油井权益，收集每口油井的信息，技术变化时能立即察觉，数据团队参与每周的AFE收购会议，可根据信息优势做出决策 [49] 问题: 从收集的数据看，巴肯地区的回报率是否普遍提高，还是仅特定运营商提高 - 主要趋势是三英里水平井，公司最初持怀疑态度，现在相信其技术进步，认为该地区油井状况每月都在改善，三英里水平井的经济效益被低估，盆地将更多转向此类油井 [50] 问题: 如何考虑固定股息水平，以及在收购机会、现金流再投资和潜在股息增加方面如何管理业务 - 公司是股息支付公司，固定股息为每股2美元，设定股息的计算复杂，考虑油价、债务水平、套期保值期限、机会集和增值收购能力等因素，公司每周进行计算 [51] 问题: 巴肯地区服务成本通胀情况 - 2023年成本有所缓和，2024年未看到明显变化，服务成本受钻井活动影响，巴肯地区钻机数量略有增加，但尚未导致公司服务成本上升，公司将继续关注AFE和实际成本 [54] 问题: 第四季度提前投产的油井是由运营商决定还是有其他因素 - 公司按运营商跟踪油井情况，不同运营商情况不同，部分收购的油井处于较高工作权益且进展较快，运营商能够比预期更快投产 [56]

股息信息 - 2024年第一季度现金股息为每股0.50美元，将于3月29日支付[4] 财务数据关键指标变化 - 2023年净亏损1970万美元，调整后净收入为5360万美元，调整后EBITDA为1.57亿美元[5] - 2023年总营收为2.351亿美元，其中石油占总产量的68%，占油气总收入的93% [5][6] - 2023年平均实现油价和天然气价格分别为73.59美元/桶和1.88美元/千立方英尺，套期保值后实现油价为73.99美元/桶[7] - 2023年租赁经营费用为3950万美元，即9.11美元/桶油当量；一般及行政费用为2390万美元，即5.52美元/桶油当量[8] - 截至2023年12月31日，公司现金为60万美元，循环信贷安排借款为8100万美元，总流动性为9960万美元[12] - 2023年开发资本支出为8480万美元，油气资产收购成本为3570万美元[13] - 2023年石油收入为218396000美元，天然气收入为15509000美元，总收入为233905000美元；2022年石油收入为233622000美元，天然气收入为48268000美元，总收入为281890000美元[32] - 2023年总运营费用为199051000美元，运营收入为34854000美元；2022年总运营费用为128024000美元，运营收入为153866000美元[32] - 2023年税前收入为42202000美元，净亏损为19744000美元；2022年税前收入为118903000美元，净收入为118903000美元[32] - 2023年加权平均普通股/前身普通股基本和摊薄流通股数为29556967股；2022年为438625000股[32] - 2023年基本和摊薄每股净亏损为0.73美元；2022年为每股净收入0.26美元[32] - 2023年12月31日总资产为765970000美元，总负债为219564000美元；2022年总资产为660484000美元，总负债为91502000美元[34] - 2023年调整后净收入（非GAAP）为53570000美元，调整后所得税费用按23.4%法定税率计算为16365000美元[42] - 2023年12月31日净债务为80448000美元，调整后EBITDA为156956000美元，净债务与调整后EBITDA比率为0.51[44] - 2023年经营活动提供的净现金为141,942千美元[46] - 2023年经营资产和负债的变动加回金额为3,575千美元[46] - 2023年经营资产和负债变动前的经营现金流为145,517千美元[46] - 2023年油气资产开发支出为84,832千美元[46] - 2023年自由现金流为60,685千美元[46] - 2023年折现未来净现金流的标准化衡量值为575,691千美元[48] - 2023年按10%折现的未来所得税为106,379千美元[48] - 2023年估计未来净收入的税前现值（税前PV10%）为682,070千美元[48] 各条业务线数据关键指标变化 - 2023年油气产量平均为11889桶油当量/天，第四季度为13652桶油当量/天，较第三季度增长24% [5] - 截至2023年12月31日，已探明开发储量较2022年增加5%至2850万桶油当量，总探明储量减少7%至4060万桶油当量[9] - 2024年年度指导：年产量为12500 - 13500桶油当量/天，石油占比为67% - 71%，总现金资本支出为9000 - 1.1亿美元[16] 公司活动安排 - 公司将参加2024年3月17 - 19日在加州丹纳波因特举行的Roth会议[25] - 2024年2月27日上午11点（东部时间）举行2023年财报电话会议[23]

公司整体财务数据关键指标 - 公司在2023财年、2022财年、2021财年11月30日和2021年12月分别向股东/成员进行了5800万美元、3600万美元、1200万美元和600万美元的现金分配[37] - 公司在2023年12月31日、2022年12月31日、2021年11月30日和2021年12月31日分别录得净亏损1970万美元、净收入1.189亿美元、净收入1810万美元和净亏损740万美元[142] - 公司在2023年12月31日止年度向股权持有人支付现金股息5800万美元，在2022年12月31日、2021年11月30日和2021年12月31日止年度分别向成员进行现金分配3600万美元、1200万美元和600万美元[200] 公司业务分拆情况 - 2023年1月13日，杰富瑞完成了Vitesse Energy的分拆，分拆后杰富瑞不再持有Vitesse Energy普通股[36] 公司收购情况 - 自成立以来，公司已完成约170笔离散收购，总金额超过5.7亿美元[39] 公司整体储量及产量数据 - 截至2023年12月31日，公司总净英亩数为48,273，总毛生产井数为5,734，总净生产井数为158，平均日产量为11,889桶油当量，总探明储量为40,595千桶油当量，PV - 10值为682,070千美元，石油占比68%，已开发探明储量占比70%[35] - 2023年石油净产量2968千桶，天然气净产量8232百万立方英尺，总产量4340千桶油当量[62] - 2023年开发井中生产性油井毛井数414口，净井数9.78口[64] - 截至2023年12月31日，公司估计的已探明总储量为40,595 MBoe，其中已开发储量占比70.1% [46] - 截至2023年12月31日，公司估计的已探明未开发储量为12,121 MBoe，其PV - 10价值约占总PV - 10价值的21% [49][51] - 2022年12月31日至2023年12月31日，已探明未开发储量变化包括：收购289 MBoe，扩展、发现及其他增加2,592 MBoe，向已开发储量转移2,491 MBoe，修订减少4,960 MBoe [49] - 2023年，公司在将约5个净未开发地点（2022年12月31日归类为已探明）的2,491 MBoe已探明未开发储量转换为已开发储量时，产生约4100万美元开发成本 [52] - 2023年，因威利斯顿盆地钻机活动低于预期及遵守SEC 5年开发规则，将总计4,184 MBoe已探明储量的未开发钻探地点从已探明重新分类为未探明 [52] - 截至2023年12月31日，公司估计的净探明储量约30%被归类为探明未开发储量[159] 威利斯顿盆地业务数据 - 截至2023年12月31日，威利斯顿盆地约76%的48,068净英亩位于邓恩、麦肯齐、芒特雷尔和威廉姆斯县，目标是巴肯和三叉河地层，约99%的土地由生产持有[41] - 截至2023年12月31日，威利斯顿盆地估计探明储量为38,605千桶油当量（69%为石油），占公司总估计探明储量的95%，2023年平均日产量为10,883桶油当量[41] - 截至2023年12月31日，威利斯顿盆地生产性工作权益油井毛井数5632口，净井数142口，平均工作权益2.5%[65] - 截至2023年12月31日，威利斯顿盆地开发土地毛面积1623690英亩，净面积45678英亩，未开发土地毛面积59521英亩，净面积2390英亩[67] - 截至2023年12月31日，约99%的未开发土地由生产持有，640英亩毛面积（5英亩净面积）可能在2025年到期[68] - 北达科他州威利斯顿盆地的油井在产油同时产出天然气，部分因第三方系统限制被燃烧而非收集处理销售[229] - 2014年北达科他州能源监管机构NDI委员会通过政策减少威利斯顿盆地油井燃烧天然气量[229] - 截至2020年11月1日，可强制执行的天然气捕获百分比目标为91%[230] - 北达科他州或其他运营地的天然气捕获及其他监管要求可能增加运营成本、限制生产，影响公司财务状况、运营结果和现金流[231] - 若公司对适用法规解读错误或收到不可上诉的支付北达科他州过去和未来燃烧天然气特许权使用费的命令，将影响财务状况和现金流[231] 丹佛 - 朱尔斯堡盆地业务数据 - 截至2023年12月31日，丹佛 - 朱尔斯堡盆地公司拥有96口毛（14.8口净）生产井的工作权益[43] 粉河盆地业务数据 - 截至2023年12月31日，粉河盆地公司拥有6口毛（1.0口净）生产井的工作权益[44] 公司储量评估相关情况 - 公司聘请Cawley准备估计的已探明储量，其技术负责人Todd Brooker有超25年油气储层研究和评估经验 [52][53] - 公司利用第三方Cawley评估100%已探明储量基础，同时有内部工程部门，由高级储量工程师负责监督储量估算 [59] - 公司内部对储量估算过程的控制包括验证输入数据和管理审查，如比较历史费用与运营成本输入等 [60] - 公司油气储量估计基于诸多假设，可能不准确，会影响储量数量和现值[144][145] 公司油气价格及成本数据 - 2023年石油平均销售价格每桶73.59美元，天然气和NGLs每千立方英尺1.88美元[62] - 2023年租赁经营费用每桶油当量9.11美元，生产税每桶油当量4.98美元[62] 公司运营风险相关 - 公司运营受行业周期性影响，业绩可能季度和年度波动[69] - 公司主要通过与第三方合作参与油气开发生产，依赖运营商进行钻井和销售[71][72] - 公司收购市场竞争激烈，气候变化等因素可能减少油气需求[73][74] - 油气开发生产受联邦、州、部落和地方当局广泛监管，可能限制产量、井数量和位置，增加运营成本[80] - 油气运输方面，州际石油管道运输费率由FERC监管，州内由州监管委员会监管，天然气运输和销售也受多方监管[81][82][84][86] - 公司运营和资产受环保相关法律法规约束，近期环保立法和监管趋于严格，违反规定会面临罚款等处罚[87] - 多项环保法规如CERCLA、RCRA、ESA、CAA、CWA、OPA、SDWA等对公司运营有影响，新法规或提案可能增加运营成本和财务负担[89][90][91][93][95][97] - 公司钻探和生产油气活动风险高，可能因未发现商业性储层、基础设施限制等因素导致活动受限或取消[136][138] - 钻探和生产活动中的诸多事件可能造成重大损失，公司虽有保险但无法覆盖所有运营风险[137] - 公司业务依赖第三方运输和加工设施，这些设施的问题可能导致成本增加、价格下降等[149] - 达科他接入管道面临诉讼，可能影响运营，进而影响公司业务[150][151] - 季节性天气和极端气候事件可能影响公司运营和财务状况[152][153] - 公司作为非运营商，依赖第三方运营资产，运营商问题可能对公司财务产生不利影响[154][155] - 公司收购策略面临评估信息有限、收购交易复杂、承担未知负债等风险，可能影响流动性、增加利息费用和财务杠杆、稀释股东权益等[160][161] - 公司业务计划需大量资本支出，可能无法以有利条件获得资金，影响业务发展和财务状况[164] - 公司可能无法成功整合未来收购的资产，难以实现预期效益，评估准确性不确定，整合过程可能延迟[165] - 公司多数生产性资产位于威利斯顿盆地，地理集中使盈利能力易受区域事件影响[166][167] - 公司管理团队成员流失可能削弱运营和执行商业计划的能力[168] - 公司租赁权益的产权缺陷可能影响财务状况，可能需逆转先前确认的收入，影响现金流和经营业绩[169][170] - 石油和天然气行业竞争激烈，公司在资产收购、获取资本、采购设备和招聘人才等方面面临竞争[171] - 全球疫情和军事冲突会导致市场不稳定和经济动荡，影响公司财务状况和经营业绩[174][176] - 自2021年下半年起美国通胀显著上升，可能导致公司运营成本增加，若无法通过价格和收入弥补，将产生负面影响[178] - 2023年3月10日硅谷银行被关闭，同年签名银行、银门资本公司和第一共和银行被联邦存款保险公司接管，公司虽未在这些银行存款，但可能有资产超出联邦存款保险公司保险范围[179] - 公司开展衍生品活动以减少油气价格波动影响，但可能限制价格上涨带来的收益，且收益会因衍生品公允价值变化而大幅波动[180] - 公司实际未来产量可能与衍生品合约估计量有较大差异，若产量高于或低于估计量，会增加价格风险或导致流动性下降[181] - 公司负责油气资产退役成本，但难以预测，若成本超预期，可能需动用其他资金，影响业务资金分配[182] - 公司依赖计算机和电信系统，系统故障、网络安全威胁等可能严重扰乱业务运营，虽暂无重大损失，但未来无法保证[183] - 铁路运输石油存在脱轨、事故等风险，法规变化可能增加公司运营成本并限制销售[212] - 公司衍生品活动面临监管风险，违反相关法规会对业务和财务产生重大不利影响[213] - 环境法规增加公司油井运营成本，违反法规会面临处罚和业务终止风险[217] - 水力压裂相关法规变化可能导致公司合规成本增加和运营延迟[222] - 部分州对注水井处置废水加强监管，影响公司运营[223] - 排放监管加强使公司面临诉讼风险，涉诉可能影响声誉和财务状况[228] 公司新兴成长型企业相关情况 - 公司新兴成长型企业属性或致普通股交易市场活跃度低、股价波动大[112] - 公司作为新兴成长型公司，持续至最早发生的以下情况：年度总收入首次达到或超过12.35亿美元（根据通胀调整）；前三年发行超过10亿美元的非可转换债务；非关联方持有的普通股全球总市值达到7亿美元或以上且作为报告公司满一年；首次公开发行普通股后第五年的财年末[121] - 新兴成长型公司可享受部分报告要求豁免，如无需遵守2002年《萨班斯 - 奥克斯利法案》第404(b)条的审计师鉴证要求等[121] 公司股权及股息相关情况 - 公司虽预计持续支付股息，但无法保证，且债务可能限制支付能力[112] - 《特拉华州一般公司法》（DGCL）第203条禁止公司与持有15%或以上已发行有表决权股份的利益相关股东进行业务合并，公司未选择排除该条款[125] - 公司未来可能因股权奖励结算或行使、发行股权进行收购等导致股东所有权被稀释[127] - 公司修订并重述的公司章程指定特拉华州衡平法院为某些股东诉讼的唯一专属法庭，美国联邦地区法院为联邦证券法相关诉讼的唯一专属法庭[129] - 公司董事会有权决定未来股息的时间、声明、金额和支付，且可自行变更或取消，公司债务可能限制股息支付能力[124] 公司财务计算相关 - 公司2023年12月31日的估计已探明储量按SEC规则计算，采用年底SEC价格，原油为每桶78.21美元，天然气为每百万英热单位2.64美元[148] - 公司计算折现未来净现金流时使用10%的折现率[148] 公司人员及办公空间情况 - 截至2023年12月31日，公司有36名全职员工[105] - 公司当前办公空间约为15000平方英尺，2024年预计启用约22000平方英尺的新办公空间[108] 公司套期保值情况 - 公司2024年预计石油产量的约40%已按每桶78.95美元的平均价格进行套期保值[39] 行业法规政策情况 - 1995年1月1日起，FERC实施基于通胀的石油管道运输费率指数系统，允许管道每年最多按规定上限提价，每五年审查指数水平[81] - 2022年1月20日，FERC为2021年7月1日开始的五年期制定新价格指数[81] - 2023年12月，EPA针对油气设施制定更严格甲烷规则，要求现有源减排95%，各州有两年时间制定并提交控制计划[91] - 2023年5月，美国最高法院在Sackett v. EPA案中使当时部分WOTUS规则无效并缩小其范围，9月EPA和陆军工程兵团发布修订规则[93][94] - 2023年9月规则实施因诉讼在各州有差异，27个诉讼参与州按2015年前监管制度和Sackett案变化解释WOTUS定义[94] - 2020年，最高法院裁定若通过地下水添加污染物是直接排放到通航水域的“功能等同”，CWA要求排放许可[97] - 2017年英国金融行为监管局宣布逐步淘汰伦敦银行间同业拆借利率（LIBOR），2021年宣布部分美元LIBOR设置停止提供或不再具有代表性，其中一周和两个月期美元设置在2021年12月31日后，其余美元设置在2023年6月30日后[202] - 2021年1月拜登签署行政命令暂停联邦土地和水域新油气租赁，后被联邦地方法院阻止，经谈判后解除，美国内政部对联邦租赁计划的全面审查导致陆上租赁土地面积减少和特许权使用费率提高[204] - 2021年11月美国内政部发布关于联邦油气租赁计划的报告，部分建议如提高特许权使用费率、最低投标限制和减少可用面积等被纳入《降低通胀法案》并在近期租赁销售中实施[204] - 2022年11月美国土地管理局发布拟议规则以减少联邦和部落土地上勘探和生产活动中的天然气浪费[204] - 2023年2月第五巡回法院驳回对拜登政府临时社会成本碳值计算的初步质疑，9月拜登政府宣布指示联邦机构在预算、采购等决策中纳入温室气体社会成本值[205] - 2023年1月美国环境质量委员会发布关于联邦机构在环境评估中考虑温室气体排放和气候变化影响的更新指南[206] - 2023年7月美国环境质量委员会提议修订《国家环境政策法》实施条例，扩大对项目气候变化累积影响的分析要求等[207] - 2023年4月一个环保组织起诉美国内政部，要求其制定并颁布到2035年逐步淘汰

财务数据和关键指标变化 - 第三季度生产水平保持在略超1.1万桶油当量/天，其中约67%为石油 [18] - 预计2023年第四季度产量增至1.23 - 1.3万桶油当量/天，2024年产量进一步增加 [19] - 调整后EBITDA为3470万美元，与上一季度持平，调整后净收入为1110万美元，GAAP净收入亏损150万美元 [19] - 本季度现金资本支出和收购成本约为3410万美元，未偿债务增加1500万美元，截至9月30日为5600万美元 [20] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度通过近期钻探收购计划收购额外油气权益，将带来约5000万美元额外资本支出，主要在2023年下半年 [11] - 截至2023年9月30日，有7.7口净井正在钻探或完井阶段，另有10口净井已获运营商开发许可 [13] - 过去两个月增加了2023年剩余时间、2024年全年和2025年上半年的石油套期保值，目前约50%的2023年第四季度石油产量和近40%的2024年全年石油产量以79美元/桶的价格进行了套期保值 [14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司是资本回报型公司，支付固定股息是首要任务，已支付第三季度每股0.50美元现金股息，董事会宣布第四季度每股0.50美元现金股息将于12月支付 [8] - 持续关注近期开发钻探交易和大型资产收购，以支持股息，第三季度完成多项符合高回报门槛的收购 [9] - 有机转化未开发地点库存是核心商业模式 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气价格实现方面，第三季度实现价格降低，一是NGL价格因夏季后存储水平高而低迷，预计冬季会改善；二是运输等成本按固定费用计算，价格下降时占比更高 [28][30] - 并购市场交易流量大，是多年来最多的，但不一定都能达成交易 [39] - 巴肯地区成本通胀情况好于其他盆地，2023年第三季度成本趋势与第二季度一致，运营商成本管理出色 [43][45] 其他重要信息 - 新CFO Jimmy Henderson两个月前加入公司，他在石油行业有成功的CFO职业生涯 [7] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请提供第三季度收购活动的更多细节，收购的是否都是生产性资产，是否都在巴肯地区？ - 收购管道是过去10年发展起来的，第三季度中期和后期有几笔交易达成，多数是购买处于钻探过程中的井，部分井钻探进度较快，回报率较好，且在第四季度陆续投产；所有收购都在威利斯顿盆地 [23][24][25] 问题2: 天然气价格实现方面，过去12个月价格波动大，本季度实现价格为0.88美元/Mcf（已扣除运输费用），如何与不扣除运输费用的同行比较，是什么导致价格降低？ - 公司采用两流报告，天然气包含NGL成分；第三季度NGL价格因存储水平高而低迷，预计冬季改善；运输等成本按固定费用计算，价格下降时占比更高 [27][28][30] 问题3: 近期更新的套期保值情况，2025年套期保值增加是否与收购有关，75美元的掉期价格与当时的期货曲线价格相比如何？ - 是机会主义和正常流程的结合，9 - 10月油价上涨，是锁定收购预期产量价格的好机会；公司历史上喜欢提前约两年进行套期保值，2025年市场存在期货贴水，抓住了几天内价格高于75美元的机会；2023和2024年也增加了套期保值，提高了平均价格 [33][34][36] 问题4: 并购市场情况如何，近短期钻探开发和大型资产包交易机会有何变化趋势？ - 近短期和大型资产类别都有大量交易流量，可能是因为油价相对稳定，这是多年来最多的，但不一定都能达成交易 [39] 问题5: 成本方面，特别是井成本，与去年同期和今年上半年相比如何，2024年指导中考虑了哪些成本？ - 巴肯地区成本通胀情况好于其他盆地，2023年第二季度开始成本有下降趋势，第三季度保持稳定，运营商成本管理出色 [43][44][45] 问题6: 公司较大的运营商Hess即将被收购，这对公司有何影响，如何看待Hess区块下的机会？ - 认为Chevron是优秀的运营商，但无法预测对公司是好是坏；通常这种并购会使小资产重新洗牌，但目前尚未看到，公司会持续关注 [47][48]