公司业务战略与运营情况 - 公司业务战略专注于通过以有吸引力的回报率对油气资产进行盈利性收购、开发和生产来创造长期股东价值，同时保持强劲的资产负债表并向股东派发有意义且不断增长的股息[143] - 公司收入来自油气销售，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月以来未对冲天然气产量[147] 公司油气资产与产量情况 - 截至2023年9月30日，公司拥有5642口总（155.4口净）生产井、263口总（7.7口净）正在钻探或完井的井，以及389口总（10.0口净）已获运营商开发许可的井[143] - 2023年第三季度和前九个月，公司平均日产量分别为11009桶油当量和11295桶油当量，其中67%的产量来自石油[143] - 2023年第三季度，石油产量为67.9万桶，较2022年同期的69.7万桶下降3%；天然气产量为20.01亿立方英尺，较2022年同期的19.81亿立方英尺增长1%；合并产量为10.13万桶油当量，较2022年同期的10.27万桶油当量下降1%[169] - 2023年前九个月石油产量206.9万桶，较2022年的189.6万桶增加17.3万桶，增幅9%；天然气产量6089百万立方英尺，较2022年的5360百万立方英尺增加729百万立方英尺，增幅14% [191] 公司财务关键指标变化（第三季度） - 2023年第三季度，公司宣布向普通股股东派发每股0.50美元的季度股息，总收入为5510万美元，净亏损为150万美元，运营现金流为3210万美元，资本开发和收购投资为3410万美元，总债务增至5600万美元，油气产量保持在约11000桶油当量/日[145] - 2023年第三季度，石油收入为5329.3万美元，较2022年同期的6238.7万美元下降15%；天然气收入为176.1万美元，较2022年同期的1471.1万美元下降88%；总收入为5505.4万美元，较2022年同期的7709.8万美元下降29%[169] - 2023年第三季度，未套期保值前石油平均实现价格为每桶78.45美元，较2022年同期的89.51美元下降12%；天然气平均实现价格为每千立方英尺0.88美元，较2022年同期的7.42美元下降88%；合并平均实现价格为每桶油当量54.36美元，较2022年同期的75.05美元下降28%[169] - 2023年第三季度，租赁经营费用增至每桶油当量9.86美元，较2022年同期的8.10美元增长22%，主要因修井作业增加和服务成本上升[169][174] - 2023年第三季度，生产税降至520万美元，较2022年同期的660万美元下降22%，生产税占未套期保值调整前石油和天然气销售额的比例分别为9.4%和8.6%[169][175] - 2023年第三季度，一般及行政费用降至380万美元，较2022年同期的570万美元下降34%，每桶油当量降至3.77美元，较2022年同期的5.59美元下降33%[169][176] - 2023年第三季度，折耗、折旧、摊销和增值费用增至1900万美元，较2022年同期的1780万美元增长7%，折耗率增至每桶油当量18.77美元，较2022年同期的17.31美元增长8%[169][177] - 2023年第三季度，利息费用降至116.6万美元，较2022年同期的125万美元下降7%，平均债务余额降至4000万美元，较2022年同期的7500万美元下降[169][181] - 2023年第三季度，商品衍生品净亏损为1710万美元，2022年同期为盈利3100万美元；截至2023年9月30日，所有衍生品合约按公允价值记录，净负债为600万美元，较2022年12月31日的20万美元增加580万美元[169][182][187] - 2023年第三季度公司录得联邦和州所得税收益0.8百万美元，2022年同期无所得税费用[188] 公司财务关键指标变化（前九个月） - 2023年前九个月总营收16460.2万美元，较2022年的22087.4万美元减少5627.2万美元，降幅25% [191] - 2023年前九个月未套期保值前石油平均实现价格为73.72美元/桶，较2022年的94.70美元/桶下降20.98美元，降幅22%；天然气平均实现价格为1.99美元/千立方英尺，较2022年的7.72美元/千立方英尺下降5.73美元，降幅74% [191] - 2023年前九个月租赁经营费用增至2838.4万美元，较2022年的2248.3万美元增加590.1万美元，增幅26% [191] - 2023年前九个月生产税降至1532.5万美元，较2022年的1861.2万美元减少328.7万美元，降幅18% [191] - 2023年前九个月一般及行政费用增至1914.3万美元，较2022年的1225.2万美元增加689.1万美元，增幅56% [191] - 2023年前九个月股权薪酬费用为3054.5万美元，较2022年的491.1万美元增加2563.4万美元，增幅522% [191] - 2023年前九个月利息费用增至346.1万美元，较2022年的300.3万美元增加45.8万美元，增幅15% [191] - 2023年前九个月商品衍生品净亏损488.5万美元，较2022年的1733.8万美元减少1245.3万美元，减幅72% [191] - 2023年前9个月公司记录所得税费用230万美元，同时记录4410万美元递延所得税负债[211] - 2023年前9个月公司经营活动产生现金流量1.103亿美元，投资活动使用现金7750万美元，融资活动使用现金4110万美元[216] - 2023年前9个月公司向股权持有人支付现金股息4350万美元[226] - 2023年前9个月公司资本支出总额为7730万美元[227] 市场价格情况 - 2023年9月30日止三个月，公司石油价格与WTI基准价格的价差为负4.30美元/桶，而2022年同期为负1.84美元/桶；2023年第三季度净实现天然气价格为0.88美元/Mcf，相对于平均亨利中心定价的实现率为34%，而2022年同期净实现天然气价格为7.42美元/Mcf，实现率为93%[160] - 2023年第三季度WTI原油平均价格为82.22美元/桶，较2022年第三季度低10%；2023年第三季度NYMEX天然气平均价格为2.66美元/MMBtu，较2022年第三季度低67%[163] - 2023年第三季度，已结算衍生品使公司每桶实现油价降低2.10美元，2022年同期降低15.97美元；2023年第三季度反映已结算衍生品后每桶实现油价为76.35美元，2022年同期为73.54美元[163] - 2023年前九个月，WTI原油平均价格为77.28美元/桶，2022年同期为98.25美元/桶；NYMEX天然气平均价格为2.58美元/MMBtu，2022年同期为6.69美元/MMBtu[163] - 2023年第三季度和2022年第三季度，公司均未进行天然气衍生品交易，2023年第三季度实现价格为0.88美元/Mcf，2022年同期为7.42美元/Mcf[163] - 2023年初至今WTI原油均价为每桶77.28美元，较2022年同期下降21%；实现油价为每桶74.17美元，2022年同期为73.23美元；NYMEX天然气均价为每百万英热单位2.58美元，较2022年同期下降61%[164] 公司资金与债务情况 - 2023年9月30日，公司有170万美元无限制现金和5600万美元长期债务，2022年12月31日分别为1000万美元和4800万美元[212] - 2023年9月30日，公司营运资金赤字4190万美元，2022年12月31日为盈余1770万美元，流动资产减少1290万美元，流动负债增加4670万美元[215] - 循环信贷安排到期日为2026年4月29日，截至2023年9月30日，公司借款基数为2.45亿美元，总选定承付款为1.7亿美元，其中5600万美元已使用[221][223] 公司衍生品合约情况 - 截至2023年9月30日，公司有石油互换合约，覆盖约40万桶，加权平均价格79.11美元/桶，2024年覆盖约137.5万桶，加权平均价格78.95美元/桶，2025年上半年新增覆盖18万桶，加权平均价格75.30美元/桶[216] - 截至2023年9月30日，公司未平仓原油掉期合约2023年Q4为399998桶，加权平均价格79.11美元；2024年Q1为402498桶，加权平均价格79.03美元等[242] - 基于2023年9月30日未平仓商品衍生品头寸，纽约商业交易所西德克萨斯中质原油期货价格每涨跌1美元，公司净商品衍生品头寸将增减约180万美元[243] 公司财务风险与不确定性 - 油价和天然气价格上涨会导致材料、服务和人员成本增加，价格下跌时成本下降可能滞后且不成比例[231] - 公司财务报表按美国公认会计原则编制，需管理层对未来事件进行估计和假设[232] - 公司无法确定循环信贷安排下未偿借款及相关利息的还款时间，也无法确定其他当前和长期负债义务的支付时间和金额[225] - 公司预计用经营活动产生的现金和循环信贷安排下的借款为未来资本支出提供资金，若现金流下降，资本支出可能会缩减[227][230] 公司内部控制情况 - 截至2023年9月30日，公司披露控制和程序有效[245] - 2023年第三季度公司财务报告内部控制无重大变化[246]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度净收入为960万美元，调整后净收入为1140万美元 [14] - 调整后EBITDA为3480万美元，较第一季度的4010万美元有所下降，主要因天然气和NGL等大宗商品价格下跌 [14] - 第二季度经营活动现金流为3900万美元，自由现金流为1610万美元，用于支付季度股息、减少循环信贷额度余额400万美元以及进行310万美元有吸引力的近期钻探收购 [14] - 季度末信贷额度未偿还余额为4100万美元，选定承诺仍为1.7亿美元，借款基数为2.45亿美元 [15] - 第二季度租赁运营费用每桶油当量较2023年第一季度小幅增长3%，反映了与修井活动相关的季度差异；2023年第二季度一般和行政费用总计450万美元，即每桶油当量4.32美元，较2023年第一季度每单位下降59%，主要由于与Jefferies Financial Group分拆相关的一次性成本降低 [16] 各条业务线数据和关键指标变化 - 截至2023年6月30日，有8.5口净井正在钻探、完井或已完井但尚未投产，另有11口净井已获运营商开发许可 [11] - 2023年前半年资本支出有望超过年度资本支出指引上限，开发资本支出和收购方面已花费4330万美元 [11] - 第二季度产量较2022年第二季度增长16%，达到每天11359桶油当量，其中石油占产量的67%，占总收入的94%；年初至今产量为每天11441桶油当量，石油占比同样为67%；该季度包括已实现套期保值影响的总收入为5320万美元 [15] 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 - 公司以股息为先，注重资本回报，支付了0.5美元股息，董事会已批准第二次0.5美元股息，支付和保护股息的能力依赖于交易流量 [7] - 作为承销商，公司依赖数据质量进行承销，数据科学家创建并维护了名为[BLuminous]的数据库，公司各部门均可持续访问该数据 [8] - 公司在第二季度对多笔1 - 3亿美元的大型交易进行了投标，但未成功，仍在寻找合适的大型增值收购机会 [24] - 公司认为资本将变得更高效，有望用更少资金获得相似产量结果，部分原因是压裂技术进步和基础设施完善 [22] - 公司看好重复压裂的经济效益，3英里水平井较新，目前信息不足，难以判断其影响 [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第二季度交易流量良好，但不确定第三季度是否持续，公司非运营方，以经济门槛而非预算为标准 [20] - 威利斯顿地区钻机数量适中，未经历与其他盆地相同的成本通胀，第二季度平均AFE成本下降是积极趋势 [12] - 若第三季度资本支出情况良好，将开始评估对2024年生产的影响 [40] - 套期保值对保护股息很重要，公司会持续关注，接近2025年和2026年时，会在有吸引力的价格水平继续进行套期保值 [43] 其他重要信息 - 会议中提及的发言可能包含前瞻性陈述，受风险和不确定性影响，实际结果可能与预期有重大差异，公司不承担更新这些陈述的义务 [5] - 会议可能讨论非GAAP财务指标，与最接近的GAAP指标的调节可在昨日发布的收益报告中找到 [5] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请将第二季度净活动井数量和3.5口净AFE数据与今年的资本支出指引联系起来，并说明如何看待2024年的产量增长 - 公司第二季度活动良好，有很多交易达到或超过经济门槛，但不确定第三季度是否持续，因公司是非运营方且以经济门槛为标准，所以无法提供更多关于2024年产量增长的信息 [20] 问题2: 除了钢材等可见消耗品成本下降，公司在服务成本通缩方面有何发现 - 公司去年成本涨幅不大，目前整个业务环节成本都在下降，包括钢材价差和钻井成本，但并非大幅通缩趋势，资本效率正朝积极方向发展，部分原因是压裂技术和基础设施改善 [22] 问题3: 公司在大规模收购方面有何最新想法 - 公司在第二季度对多笔1 - 3亿美元的大型交易进行了投标，但未成功，公司有能力进行大规模增值收购，会继续寻找机会 [24] 问题4: 请说明巴肯地区的资本效率情况，以及每英尺成本是否随技术进步而改善 - 第二季度3英里水平井和重复压裂数量有所增加，且这一趋势自2022年末开始显现，公司认为资本效率提升将推动未来业绩，技术进步尤其是压裂和重复压裂技术的发展改变了公司资产状况，预计未来技术和资本效率将继续改善 [28][29] 问题5: 请说明递延税情况以及未来发展趋势 - 第一季度因公司结构变化产生了大额费用，未来公司预计税率在当前净收入的17% - 20%之间 [31] 问题6: 公司资本支出超指引上限，这是否是积极信号 - 公司将资本支出视为将未开发土地和钻探机会转化为现金并回报股东的过程，资本支出增加表明有更多符合经济门槛的机会，是积极信号 [36] 问题7: 在当前资本支出水平下，何时可以询问2024年的产量增长情况 - 若第三季度资本支出情况良好，公司将开始评估对2024年生产的影响 [40] 问题8: 公司在2025 - 2026年的套期保值策略是怎样的 - 套期保值对保护股息很重要，公司目前2023年的套期保值多于2024年，接近2025年和2026年时，会在有吸引力的价格水平继续进行套期保值，公司已在10 - Q报告中披露了套期保值的具体金额和价格 [43][44] 问题9: 在97口总AFE中，有多少口是3英里水平井，哪些运营商采用了这种方法，公司在巴肯地区的平均水平井长度是多少，何时能看到3英里水平井在该盆地广泛应用 - 第二季度3英里AFE数量比第一季度增加一倍多，Kraken、Cord和Continental等运营商正在尝试增加3英里水平井数量，但目前2英里水平井仍多于3英里水平井 [46]

公司资产与业务规模 - 截至2023年6月30日，公司拥有5507口毛（148.6口净）生产井、278口毛（8.5口净）正在钻探或完井的井，以及432口毛（11.0口净）已获运营商开发许可的井[140] 产量数据 - 2023年第二季度和上半年，公司平均日产量分别为11359桶油当量和11441桶油当量，其中67%的产量来自石油[140] - 2023年第二季度，公司产量较2022年同期增长16%[142] - 2023年第二季度，公司石油产量69.7万桶，较2022年同期增加8.5万桶（14%）；天然气产量2018万立方英尺，较2022年同期增加322万立方英尺（19%）[166] - 2023年Q2与2022年Q2相比，石油产量从61.2万桶增至69.7万桶，增幅14%；天然气产量从1696万立方英尺增至2018万立方英尺，增幅19%；合并产量从89.4万桶油当量增至103.4万桶油当量，增幅16%[166] 财务关键指标（季度） - 2023年第二季度，公司净收入为960万美元，总收入为5160万美元，经营活动现金流为3900万美元[142] - 2023年第二季度，公司石油价格与WTI基准价格的价差为每桶负3.78美元，而2022年同期为负3.22美元[156] - 2023年第二季度，公司天然气净实现价格为每千立方英尺1.41美元，相对于亨利中心平均定价的实现率为65%，而2022年同期为每千立方英尺8.35美元，实现率为111%[156] - 2023年第二季度，平均WTI油价为每桶73.56美元，较2022年第二季度低32%；平均NYMEX天然气价格为每百万英热单位2.33美元，较2022年第二季度低69%[160] - 2023年第二季度，公司结算衍生品使每桶实现油价提高2.28美元，而2022年同期使每桶实现油价降低28.26美元[160] - 2023年第二季度，公司石油收入4873.3万美元，较2022年同期减少1590.7万美元（25%）；天然气收入285.5万美元，较2022年同期减少1130.2万美元（80%）；总收入5158.8万美元，较2022年同期减少2720.9万美元（35%）[166] - 2023年第二季度，公司未套期保值前石油平均实现价格为69.90美元/桶，较2022年同期降低35.76美元（34%）；天然气平均实现价格为1.41美元/千立方英尺，较2022年同期降低6.94美元（83%）[166] - 2023年第二季度，公司租赁经营费用增至931.6万美元，较2022年同期增加165.5万美元（22%）；生产税降至491.9万美元，较2022年同期减少194.7万美元（28%）[166] - 2023年第二季度，公司一般及行政费用增至446.1万美元，较2022年同期增加82.8万美元（23%）；折耗、折旧、摊销及增值费用增至1874.8万美元，较2022年同期增加375.4万美元（25%）[166] - 2023年第二季度，公司基于股权的薪酬费用为142.8万美元，较2022年同期减少1486.4万美元（91%）；利息费用增至111.5万美元，较2022年同期增加7.1万美元（7%）[166] - 2023年第二季度，公司商品衍生品净收益为477.9万美元，而2022年同期为亏损1155.8万美元；所得税费用为681.2万美元，2022年同期无此项费用[166] - 2023年Q2与2022年Q2相比，石油收入从6464万美元降至4873.3万美元，降幅25%；天然气收入从1415.7万美元降至285.5万美元，降幅80%；总收入从7879.7万美元降至5158.8万美元，降幅35%[166] - 2023年Q2与2022年Q2相比，套期保值前石油平均实现价格从105.66美元/桶降至69.90美元/桶，降幅34%；天然气平均实现价格从8.35美元/千立方英尺降至1.41美元/千立方英尺，降幅83%；合并平均实现价格从88.10美元/桶油当量降至49.91美元/桶油当量，降幅43%[166] - 2023年Q2与2022年Q2相比，租赁经营费用从766.1万美元增至931.6万美元，增幅22%；生产税从686.6万美元降至491.9万美元，降幅28%；一般及行政费用从363.3万美元增至446.1万美元，增幅23%；折耗、折旧、摊销及增值从1499.4万美元增至1874.8万美元，增幅25%；基于股权的薪酬从1629.2万美元降至142.8万美元，降幅91%；利息费用从104.4万美元增至111.5万美元，增幅7%；商品衍生品净收益从 - 1155.8万美元增至477.9万美元，增幅141%；所得税费用从0增至681.2万美元，增幅100%[166] - 2023年Q2与2022年Q2相比，租赁经营成本从8.57美元/桶油当量增至9.01美元/桶油当量，增幅5%；生产税成本从7.68美元/桶油当量降至4.76美元/桶油当量，降幅38%；一般及行政成本从4.06美元/桶油当量增至4.32美元/桶油当量，增幅6%；折耗、折旧、摊销及增值成本从16.76美元/桶油当量增至18.14美元/桶油当量，增幅8%[166] - 2023年Q2石油价格与WTI基准价格的价差为 - 3.78美元/桶，2022年Q2为 - 3.22美元/桶；2023年Q2天然气净实现价格为1.41美元/千立方英尺，相对于亨利中心加权平均价格的实现率为65%，2022年Q2为8.35美元/千立方英尺，实现率为111%[167][169] - 2023年Q2与2022年Q2相比，折耗（不包括折旧、摊销和增值）率从16.65美元/桶油当量增至17.98美元/桶油当量[175] - 2023年第二季度基于股权的薪酬费用为140万美元[176] - 2023年第二季度利息费用增至110万美元，2022年同期为100万美元[178] - 2023年第二季度商品衍生品净收益为480万美元，2022年同期亏损1160万美元[179] - 2023年第二季度约50%的石油产量有金融套期保值，实现石油衍生品收益160万美元；2022年同期约61%的石油产量有金融套期保值，产生石油衍生品损失1730万美元[183] - 2023年第二季度所得税费用为680万美元，2022年同期无所得税费用[185] 财务关键指标（上半年） - 2023年上半年油气总收入为1.095亿美元，较2022年上半年的1.438亿美元下降24%，主要因套期保值前每桶油当量平均实现价格下降35%，部分被产量增长18%抵消[188] - 2023年上半年租赁经营费用增至每桶油当量8.88美元，2022年上半年为8.04美元，主要因修井和服务成本增加[192] - 2023年上半年生产税降至1020万美元，2022年上半年为1200万美元，生产税占套期保值前油气销售的比例分别为9.3%和8.3% [193] - 2023年上半年一般及行政费用增至1530万美元，2022年上半年为650万美元，每桶油当量费用从3.69美元增至7.40美元，主要因分拆成本增加590万美元[194] - 2023年上半年折耗、折旧、摊销和增值费用（DD&A）增至3720万美元，2022年上半年为2920万美元，增长28%，因产量增长18%和每桶油当量费用增加1.41美元[195] - 2023年上半年股权薪酬费用为2940万美元，2022年上半年为2220万美元，公司授予3153122个受限股票单位，加权平均授予日公允价值为每股14.47美元[197] - 2023年上半年利息费用增至230万美元，2022年上半年为180万美元，虽债务余额从8400万美元降至4100万美元，但因SOFR利率上升导致费用增加[199] - 2023年上半年商品衍生品净收益为1220万美元，2022年上半年为亏损4840万美元，2023年上半年约50%的石油产量有金融套期保值，天然气无[200] - 2023年上半年所得税费用为4718.3万美元，2022年上半年无所得税费用，主要因前身公司并入Vitesse导致税务状况变化[207] - 2023年上半年，公司经营活动产生的现金流量为7820万美元，较2022年上半年增长36%；投资活动使用现金4330万美元，较2022年上半年增加350万美元；融资活动使用现金4160万美元，2022年上半年为1580万美元[212][213][214] - 2023年上半年，公司收购活动现金支出分别为420万美元和1840万美元[213] - 2023年上半年，公司在循环信贷安排下净还款1200万美元，支付股息2900万美元；2022年上半年，在先前循环信贷安排下借款1600万美元，向股权持有人分配3000万美元[214] - 2023年上半年，公司支付现金股息2900万美元，未来股息可能因多种因素改变[222] - 2023年上半年，公司资本支出总额为4330万美元，预计用经营活动产生的现金和循环信贷安排借款为未来资本支出提供资金[223] - 2023年上半年与2022年相比，石油和天然气价格上涨导致材料、服务和人员成本增加[227] - 2023年上半年油气收入降至1.095亿美元，2022年同期为1.438亿美元，主要因每桶油当量平均实现价格下降35%，部分被产量增加18%抵消[188] - 2023年上半年租赁经营费用增至每桶油当量8.88美元，2022年同期为8.04美元，主要因修井和服务成本增加[192] - 2023年上半年生产税降至1020万美元，2022年同期为1200万美元，生产税占油气销售的比例从2022年的8.3%升至2023年的9.3%[193] - 2023年上半年利息费用从2022年同期的180万美元增至230万美元，债务余额从8400万美元降至4100万美元[199] - 2023年上半年商品衍生品收益为1220万美元，2022年同期损失为4840万美元[200] - 2023年上半年所得税费用为310万美元，2022年同期无所得税费用，2023年还记录了4410万美元递延所得税负债[207] - 2023年上半年经营活动产生的现金流量为7820万美元，较2022年同期增长36%[212] - 2023年上半年投资活动使用的现金为4330万美元，2022年同期为3980万美元[213] - 2023年上半年融资活动使用的现金为4160万美元，2022年同期为1580万美元[214] 债务与现金流相关 - 公司未偿债务从2022年12月31日的4800万美元降至2023年6月30日的4100万美元[142] - 截至2023年6月30日，公司所有衍生品合约按公允价值计量为净资产970万美元，较2022年12月31日的净负债20万美元增加990万美元[184] - 2023年6月30日，公司持有340万美元无限制现金，长期债务为4100万美元；2022年12月31日，无限制现金为1000万美元，长期债务为4800万美元[208] - 2023年6月30日，公司营运资金赤字为360万美元，2022年12月31日为盈余1770万美元；与2022年12月31日相比，2023年6月30日流动资产减少1450万美元，流动负债增加670万美元[210] - 截至2023年6月30日，衍生品合同公允价值为净资产970万美元，较2022年12月31日的净负债20万美元增加990万美元[184] - 截至2023年6月30日，衍生品合约公允价值为970万美元净资产，较2022年12月31日的20万美元净负债增加990万美元[206] - 2023年6月30日，公司有340万美元无限制现金和4100万美元长期债务，2022年12月31日分别为1000万美元和4800万美元[208] - 2023年6月30日，营运资金赤字为360万美元，2022年12月31日为盈余1770万美元[210] 股息分配 - 公司宣布向普通股股东派发每股0.50美元的季度股息[142] 衍生品合约情况 - 截至2023年6月30日，公司有石油互换合约，2023年剩余时间约68万桶，加权平均价格为每桶77.95美元；2024年约68万桶，加权平均价格为每桶76美元；无天然气衍生品合约[212] - 2023年Q3至2024年Q4各季度未平仓原油掉期合约的加权平均价格分别为78.25美元、77.62美元、76.06美元、75.97美元、75.97美元、75.97美元，对应数量分别为354,999桶、324,998桶、199,998桶、180,000桶、180,000桶、120,000桶[238] - 2023年6月30日未平仓商品衍生品头寸下，NYMEX WTI期货连续价格每涨跌1美元，公司

财务数据和关键指标变化 - 2023年第一季度GAAP净亏损4780万美元，反映了与分拆相关的7740万美元一次性或非经常性费用，包括4410万美元的一次性非现金所得税费用、2680万美元的非现金股权薪酬加速费用和650万美元的交易成本 [12] - 调整后净收入为1560万美元，使用23.4%的法定所得税率；调整后EBITDA为4010万美元，较上一季度增长6% [13] - 第一季度总营收为5900万美元，2022年第一季度为5200万美元，尽管WTI油价下跌20%，天然气价格下跌42% [14] - 第一季度租赁运营费用较2022年第一季度每桶油当量增加17%；现金一般及行政费用为1090万美元，其中包括650万美元的分拆相关成本；资本支出为2270万美元 [15] - 第一季度末，公司信贷安排借款4500万美元，较分拆时的5300万美元减少800万美元；春季借款基础重新确定后，借款基础从2.65亿美元降至2.45亿美元，选定承诺1.7亿美元未变 [16] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度产量为11524桶油当量/天，较2022年第一季度增长20%，其中石油占产量的67%，占总收入的87% [14] - 截至3月31日，有7.2口净井处于钻探或完井阶段，另有10口井已获运营商开发许可 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - 截至上周末，威利斯顿盆地有42台钻机在作业，超过50%的钻机位于公司拥有权益的土地上 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于向股东返还资本，支付季度股息是基于回报的资本配置策略的首要任务，已宣布2023年6月支付每股0.50美元的第二季度股息 [9] - 公司将有机钻探与近期开发收购相结合，以支持现金流状况；将未开发库存转化为生产井是公司商业模式的关键 [9][10] - 公司会考虑并购机会，但不会进行不利于或无法扩大股息的大型交易；对粉河盆地、鹰福特、DJ盆地和二叠纪盆地有一定兴趣，但目前认为巴肯地区仍是最佳选择 [21][51][52] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2023年第一季度按计划进行，完成了从杰富瑞的分拆，收购了Vitesse Oil，作为完全整合的独立上市公司运营，提高了产量并减少了债务 [8] - 公司重申了此前发布的2023年度指引 [18] - 去年约一半的运营商钻井和完井成本出现个位数增长，目前平均成本已低于一年前；独立运营商Grayson Mill和Kraken以及大陆资源公司表现良好 [23][24] - 巴肯地区的油井在深度、密度、成本、产量和范围方面都有改善，技术不断发展，油井产量日益提高；Tier 4区域在某些情况下经济效益可能优于Tier 1或Tier 2区域 [29][30][34] - 公司认为巴肯地区的重复压裂技术前景广阔，经济效益显著，但实施时机较难确定；过去六个月运营商重复压裂油井数量增加了两倍 [42][43] 其他重要信息 - 公司在财报电话会议中可能讨论非GAAP财务指标，相关指标与最接近的GAAP指标的调节可在昨日发布的财报中找到 [6] - 公司提醒，本次会议中的言论可能包含前瞻性陈述，存在风险和不确定性，实际结果可能与预期有重大差异 [5] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请谈谈并购市场的机会，包括小规模和大规模交易 - 公司从事相关业务已有10年，交易流有一定节奏，目前与过去几年相比没有明显增减；巴肯地区有活跃的近期钻探交易流；公司会考虑所有交易，但不会进行不利于或无法扩大股息的大型交易 [21] 问题2: 请分享运营商行为和油田服务成本方面的领先趋势 - 去年约一半的运营商钻井和完井成本出现个位数增长，目前平均成本已低于一年前；独立运营商Grayson Mill和Kraken以及大陆资源公司表现良好 [23][24] 问题3: 请更新公司在威利斯顿盆地的“更深、更密、更宽”理论的进展 - 最初的理论是巴肯地区油井会更深、更密、更便宜、更好、范围更广；目前Three Forks层已被开发，实现了更深；每DSU的油井数量从4口增加到6 - 8口，实现了更密；随着基础设施建设，油井经济效益提高，实现了更便宜；巴肯地区的EUR（预估最终采收量）不断提高，技术持续发展，实现了更好 [29][30][32] 问题4: 请谈谈巴肯地区老井重复压裂的潜力，以及初始和当前的采收率 - 公司认为初始采收率约为9% - 10%；目前有大量油井适合重复压裂，过去六个月运营商重复压裂油井数量增加了两倍；重复压裂技术较新，成本有望下降，经济效益显著，但实施时需要关闭DSU内的其他油井，产量会暂时下降，时机较难确定 [41][42][43] 问题5: 重复压裂的潜力是广泛统一的，还是因油井而异 - 没有完美答案；2008 - 2011年钻探的油井常偏离油层，但能否对这些油井进行重复压裂尚未得到证实；巴肯地区有“光环效应”，重复压裂或压裂一口油井会提高周围母井的产量；重复压裂的强度和位置需要根据每个DSU的情况定制 [47][48] 问题6: 随着行业资金短缺，未来是否会有更多并购机会，是否会考虑跨盆地并购 - 公司会考虑跨盆地并购，对粉河盆地、鹰福特、DJ盆地和二叠纪盆地有一定兴趣，但目前认为巴肯地区仍是最佳选择；公司看到1 - 5亿美元的大型交易流有所增加，但这些交易目前价格缺乏吸引力 [51][52][53] 问题7: 公司土地上运营的钻机比例较过去是高是低，这对库存质量有何启示 - 公司土地上运营的钻机比例高于正常水平，但未超出正常范围，平均约为三分之一；钻机分布较为广泛 [54] 问题8: 请谈谈未来的资本支出情况 - 资本支出情况不稳定，公司无法保证每个季度都能复制第一季度的情况；如果第二季度资本支出相似，可能会改变指引；目前资本支出增加是个好迹象，因为公司在钻探方面很有纪律性，资本支出与产量之间的滞后约为一年，重复压裂的滞后时间更短 [55] 问题9: 公司如何考虑将资本分配到地面项目机会上，是受限于有机自由现金流，还是会在有好机会时使用资产负债表 - 公司会使用资产负债表，但在巴肯地区的收购门槛较高，机会和经济效益是限制因素；如果资本支出增加，是个好迹象；公司会在看到非凡机会时使用资产负债表，但不是为了单纯扩张 [58] 问题10: 租赁运营费用（LOE）因修井而升高，未来会如何变化 - 第一季度有大量修井活动，未来租赁运营费用将趋于平稳，预计每桶油当量在8.50 - 9美元之间；费用还受季节影响，天气变暖后运营成本会降低 [60][61]

公司油井权益与产量情况 - 截至2023年3月31日，公司拥有5425口毛井（146.7口净井）的生产井权益、276口毛井（7.2口净井）正在钻探或完井，另有408口毛井（10.1口净井）已获运营商开发许可[135] - 2023年第一季度，公司平均日产量为11524桶油当量，其中石油占比67%[135] 行业减产情况 - 2023年4月2日，欧佩克宣布进一步减产约116万桶/日，此前在2022年10月已宣布减产200万桶/日[136] 公司收购与收入情况 - 公司完成分拆并以2120312股普通股收购Vitesse Oil，2023年第一季度总收入为5800万美元[137] 公司现金流与股息情况 - 2023年第一季度，公司经营活动现金流为3920万美元，宣布向普通股股东派发季度股息每股0.50美元，共计1640万美元[137] 公司债务与产量增长情况 - 公司未偿债务从2022年12月31日的4800万美元降至2023年3月31日的4500万美元，2023年第一季度产量较2022年同期增长20%[137] 公司石油与天然气价格差价情况 - 2023年第一季度，公司石油与纽约商品交易所基准价格的差价为每桶 - 3.11美元，2022年同期为 - 5.69美元[151] - 2023年第一季度，公司天然气净实现价格为每千立方英尺3.61美元，相对于亨利中心平均定价实现率为134%，2022年同期为每千立方英尺7.43美元，实现率为160%[151] 公司油井支出授权成本情况 - 2023年第一季度，公司参与的油井平均支出授权成本为840万美元，2022年同期为680万美元[152] 市场原油与天然气均价情况 - 2023年第一季度NYMEX原油均价为每桶75.93美元，较2022年同期下降20%；天然气均价为每百万英热单位2.64美元，较2022年同期下降43%[155] 公司油气总营收情况 - 2023年第一季度公司油气总营收为5796.1万美元，较2022年同期的6497.9万美元下降11%[160] 公司石油与天然气产量情况 - 2023年第一季度公司石油产量为69.2万桶，较2022年同期增长18%；天然气产量为20.71亿立方英尺，较2022年同期增长23%[160] 公司各项费用情况 - 2023年第一季度公司租赁经营费用增至908万美元，较2022年同期增长40%，每桶油当量成本从7.49美元增至8.75美元[160][164] - 2023年第一季度公司生产税增至525.5万美元，较2022年同期增长3%，生产税占油气销售的比例从7.9%增至9.1%[160][165] - 2023年第一季度公司一般及行政费用增至1086.2万美元，较2022年同期增长278%，每桶油当量成本从3.31美元增至10.47美元[160][166] - 2023年第一季度公司折旧、损耗、摊销及增值费用增至1847.2万美元，较2022年同期增长30%[160][167] - 2023年第一季度公司基于股权的薪酬费用为2797.2万美元，较2022年同期的594.8万美元增长370%[160] - 2023年第一季度公司利息费用增至118.1万美元，较2022年同期增长67%，债务余额从7700万美元降至4500万美元[160][171] 公司商品衍生品收益情况 - 2023年第一季度公司商品衍生品收益为741.9万美元，而2022年同期亏损3681.8万美元[160][172] 公司所得税情况 - 2023年第一季度记录了4410万美元递延所得税负债和370万美元所得税收益，2022年同期无所得税费用[178] 公司现金与债务情况 - 2023年3月31日，公司有340万美元无限制现金和4.5亿美元长期债务；2022年12月31日，有1000万美元无限制现金和4.8亿美元长期债务[179] 公司营运资金情况 - 2023年3月31日，营运资金盈余为1470万美元，低于2022年12月31日的1770万美元；流动资产减少1150万美元，流动负债减少850万美元[182] 公司各活动现金流量情况 - 2023年第一季度经营活动产生现金流量3920万美元，较2022年同期增长53%；投资活动使用现金2270万美元，较2022年同期增加360万美元；融资活动使用现金2310万美元，2022年同期为900万美元[183][184][185] 公司投资活动现金支出情况 - 2023年第一季度投资活动现金支出中，收购活动支出为110万美元，2022年同期为1250万美元[184] 公司融资活动现金使用情况 - 2023年第一季度融资活动现金使用中，循环信贷安排净还款800万美元，支付股息1450万美元；2022年同期在先前循环信贷安排下借款900万美元，向股权持有人分配1800万美元[185] 公司向股权持有人支付股息情况 - 2023年第一季度公司向股权持有人支付现金股息1450万美元[192] 公司总资本支出情况 - 2023年第一季度总资本支出为2270万美元，包括开发支出和收购活动[193] 公司自由现金流预期情况 - 公司预计在当前大宗商品价格水平下继续产生大量自由现金流[197] 公司资产负债表外安排情况 - 公司目前无对财务状况、经营成果等有重大影响的资产负债表外安排[202] 公司原油互换合约情况 - 截至2023年3月31日，公司有石油互换合约，2023年剩余时间覆盖99.5万桶，加权平均价格为每桶78.09美元；2024年覆盖66万桶，加权平均价格为每桶75.97美元；无天然气衍生品合约[183] - 截至2023年3月31日，公司原油互换合约情况为：2023年Q2和Q3均为34.5万桶，加权平均价格78.28美元；Q4为30.5万桶，加权平均价格77.66美元；2024年Q1 - Q3均为18万桶，Q4为12万桶，加权平均价格均为75.97美元[208] - 截至2023年3月31日，公司未平仓原油掉期合约2023年Q2 - Q4分别为34.5万桶、34.5万桶、30.5万桶，加权平均价格分别为78.28美元、78.28美元、77.66美元；2024年Q1 - Q4分别为18万桶、18万桶、18万桶、12万桶，加权平均价格均为75.97美元[208] 公司净大宗商品衍生品头寸变动情况 - 基于2023年3月31日的大宗商品衍生品头寸，NYMEX WTI期货价格每变动1美元，公司净大宗商品衍生品头寸将变动约160万美元[209] - 基于2023年3月31日未平仓商品衍生品头寸，纽约商业交易所西德克萨斯中质原油期货价格每涨跌1美元，公司净商品衍生品头寸将涨跌约160万美元[209] 公司利息费用变动情况 - 假设未偿金额不变，2023年第一季度平均利率每变动1%，利息费用将变动约10万美元[210] - 假设未偿金额不变，2023年第一季度平均利率每涨跌1%，利息费用将涨跌约10万美元[210] 公司长期债务利率情况 - 公司长期债务为浮动利率借款，循环信贷安排利率可在协议规定范围内选择，基础利率借款利差为1.75% - 2.75%，基于担保隔夜融资利率的借款利差为2.75% - 3.75%[210] 公司控制和程序情况 - 截至2023年3月31日，公司披露控制和程序有效[211] 公司财务报告内部控制情况 - 2023年第一季度公司财务报告内部控制无重大变化[212] 公司法律诉讼情况 - 公司不时面临法律、行政和环境诉讼，但认为合理可能损失不会对业务、财务状况和经营成果产生重大不利影响[214] - 诉讼结果不确定，不利裁决可能对公司业务、财务状况和经营成果产生重大影响[215] 公司收入、产量、价格、费用对比情况 - 2023年第一季度与2022年同期相比，石油收入从5248.1万美元降至5048.6万美元，降幅4%；天然气收入从1249.8万美元降至747.5万美元，降幅40%；总收入从6497.9万美元降至5796.1万美元，降幅11%[160] - 2023年第一季度与2022年同期相比，石油产量从58.7万桶增至69.2万桶，增幅18%；天然气产量从16.83亿立方英尺增至20.71亿立方英尺，增幅23%；合并产量从86.7千桶油当量增至103.7千桶油当量，增幅20%[160] - 2023年第一季度与2022年同期相比，未套期保值前石油平均实现价格从89.45美元/桶降至72.95美元/桶，降幅18%；天然气平均实现价格从7.43美元/千立方英尺降至3.61美元/千立方英尺，降幅51%；合并平均实现价格从74.93美元/桶油当量降至55.88美元/桶油当量，降幅25%[160] - 2023年第一季度与2022年同期相比，租赁经营费用从649.8万美元增至908万美元，增幅40%；生产税从511万美元增至525.5万美元，增幅3%；一般及行政费用从287.4万美元增至1086.2万美元，增幅278%；折旧、损耗、摊销和增值费用从1418.3万美元增至1847.2万美元，增幅30%；权益性薪酬从594.8万美元增至2797.2万美元，增幅370%；利息费用从70.9万美元增至118.1万美元，增幅67%；大宗商品衍生品收益从 - 3681.8万美元增至741.9万美元，增幅 - 120%；所得税费用从0增至4037.1万美元，增幅100%[160] - 2023年第一季度与2022年同期相比，公司石油与WTI基准价格的价差从 - 5.69美元/桶升至 - 3.11美元/桶；天然气净实现价格从7.43美元/千立方英尺降至3.61美元/千立方英尺，实现率从160%降至134%[163] 公司生产税占比情况 - 2023年第一季度生产税占未套期保值调整前石油和天然气销售额的比例为9.1%，2022年同期为7.9%[165] 公司折耗率情况 - 2023年第一季度折耗率为每桶油当量17.65美元，2022年同期为16.24美元[168] 公司受限股票单位与薪酬费用情况 - 2023年第一季度公司授予员工和董事3136456份受限股票单位，加权平均授予日公允价值为每股14.43美元，基于股权的薪酬费用为2800万美元[169] - 2022年第一季度基于单位的薪酬费用为590万美元[170] 公司衍生品合约公允价值情况 - 2023年3月31日衍生品合约公允价值为净资产650万美元，较2022年12月31日的净负债20万美元增加670万美元[177]

财务数据和关键指标变化 - 2022年净收入为1.189亿美元，较2021年大幅增加，主要受油气价格上涨推动 [17] - 2022年调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为1.68亿美元，较2021年增长62% [17] - 2022年自由现金流为1亿美元，自由现金流定义为运营现金流加上营运资金调整减去钻井和完井资本支出 [17] - 2022年底净债务与调整后EBITDA比率为0.23倍，循环信贷额度提取4800万美元，现金1000万美元 [20] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2022年油气生产总量为10376桶油当量/天，较2021年增长4% [17] - 2022年未进行套期保值前，实现油价约为94美元/桶，天然气价格约为8美元/千立方英尺；考虑套期保值影响后，实现油价降至76美元/桶 [18] - 2022年生产费用（包括集输和运输）较2021年每桶油当量增加6% [19] - 2022年现金一般及行政费用（G&A）包含约800万美元分拆相关成本 [19] - 2022年资本支出接近维持水平，钻井和完井成本为5600万美元 [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 目前北达科他州工业委员会（NDIC）数据显示，巴肯地区有45台钻机在运行，其中15台在公司资产上作业 [46] - 过去四、五个月，钻机数量在40多台的区间波动 [46] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注通过作为非运营商持有美国三家运营商钻探的油气井财务权益，向股东返还资本 [7] - 2023年第一季度宣布每股0.5美元的季度现金股息，并批准6000万美元的股票回购计划 [8] - 资本分配战略首先是向股东支付季度股息，其次是基于回报的层级，关注有机资本支出和收购近期开发机会，然后是其他资产收购，最后剩余现金流用于股票回购或偿还债务 [9] - 公司目前有2亿美元的循环信贷额度可用于交易，但不会为了增长而随意进行交易，大型并购交易需非常特别才会考虑 [23] - 公司不主动寻求矿产或特许权，但会考虑出售部分矿产以实现经济最大化 [25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 预计2023年成本会略有增加，已纳入年度资本支出指引，但由于威利斯顿盆地钻机数量适中，未经历与其他活跃盆地相同的成本通胀 [14] - 管理层对当前股息水平感到舒适，若市场价格持续强劲，将考虑上调股息 [32][34] - 公司认为巴肯地区更多的重复压裂和三英里水平井趋势将继续，有望在相同支出下获得更多产量 [53][54] 其他重要信息 - 2023年1月17日，公司在纽约证券交易所开始交易，股票代码为VTS [7] - 2023年1月13日完成从杰富瑞集团（Jefferies）的分拆，并收购了Vitesse Oil LLC [11] - 公司网站提供了假设Vitesse Oil在2022年初被收购的备考财务和运营数据 [11] - 公司现有资产约5万净英亩，主要位于威利斯顿盆地，也拥有DJ和粉河盆地的资产，在超过30家领先运营商运营的6400多口生产井中拥有财务权益，截至2022年12月31日，有16口净井正在钻探、完井或已获开发许可 [12] - 历史上，威利斯顿盆地25% - 40%的钻机在公司土地上作业，目前这一比例为33% [13] - 2023年公司预计日产量在10800 - 11800桶油当量之间，其中石油占比66% - 70%，预计总资本支出在6000万 - 8000万美元之间 [21] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请谈谈并购环境和展望，以及如何评估并购并与其他非运营上市公司区分开来？ - 今年到目前为止，交易流量与去年大致相同，有机钻探水平也与去年相当，这是回报率最高的部分 公司会考虑所有交易，但不会购买正在生产的资产，要进行重大交易，标的必须非常特别 公司循环信贷额度有2亿美元可用于交易，但不会为了增长而随意交易 [23] 问题2: 对于包含矿产的收购包，公司的合作策略是什么，过去是如何处理的？ - 公司不主动寻求矿产或特许权，目前拥有相当数量的矿产，但市场上矿产价格较高，公司正在考虑出售部分矿产以实现经济最大化 [25] 问题3: 如何看待股息水平的可持续性？ - 公司是股息支付型公司，首先进行的资本分配是支付股息 公司管理层持有30%的股份，对当前股息水平感到舒适，今年到目前为止，考虑套期保值和油价情况，与去年情况相似 公司会确保任何交易都支持股息支付 [31][32] 问题4: 公司是否有目标派息率？ - 公司每天都在进行资本分配，业务计划在6000万 - 1亿美元的范围内大致相同 公司没有具体的派息率目标，但喜欢股息，如果市场价格持续强劲，将考虑上调股息 [34] 问题5: Vitesse Oil LLC的收购是否涉及增量现金支出，以及股份数量的计算是否大致正确？ - 收购Vitesse Oil LLC在分拆时完成，不会发行增量股份 目前约有2820万股普通股流通，包括Vitesse Oil的收购 完全稀释后的股份数量约为3300万股 [37] 问题6: 2022年冬季天气是否异常，2023年生产是否会有所改善？ - 冬季天气每年都不同，公司自2014年以来一直在威利斯顿运营，每年都会受到不同程度的影响 公司在年度指导预测中会考虑预期的冬季天气情况 [43][44] 问题7: 指导中对巴肯地区钻机数量的假设是什么？ - 目前巴肯地区有45台钻机在运行，其中15台在公司资产上作业 公司6000万 - 8000万美元的资本支出预测假设钻机数量维持在当前范围 公司不期望钻机数量大幅增加，但如果增加，有机资本支出将是除股息外优先分配资金的方向 [46][47] 问题8: 资本支出是否考虑了成本通胀，超过6000万美元是否更多用于推动增长而非维持？ - 公司已考虑到目前的通胀情况，认为2023年不会出现大幅通胀 6000万美元的维持性资本支出仍反映了公司对2023年的预期，其中有机资本支出在4000万 - 5000万美元之间，其余部分为近期开发机会的收购 6000万 - 8000万美元的范围是为了在发现有吸引力的高回报率近期开发机会时具有灵活性 [50][51][52] 问题9: 2022年自由现金流计算中为何包含有机钻井和完井资本支出，而不包含2850万美元的收购支出？ - 公司将2850万美元的收购支出视为可自由支配的支出，未来维护性资本支出会包含一定水平的收购，但不会接近2022年的2850万美元 [57] 问题10: 储备的现金税率影响是否约为17%？ - 公司认为储备的现金税率影响在15% - 20%的范围内是合理的，如果资本支出增加，可用于抵扣应税收入的无形钻井成本（IDCs）增加，有效税率将降低 [62]

公司整体财务数据关键指标变化 - 公司在2020、2021财年和2022年末分别向股东现金分红0美元、1200万美元和3600万美元，2021年12月分红600万美元，预计Vitesse每年支付约6600万美元季度现金股息和股息等价物[36] - 过去八年公司完成约130笔离散收购，总额超5.3亿美元[36] - 2020 - 2022年公司自由现金流为正，未偿债务从2019年11月30日的1.04亿美元降至2022年12月31日的4800万美元，同时向投资者分配5400万美元[36] - 截至2022年12月31日，公司净债务与调整后EBITDA比率为0.23，2022年净收入和调整后EBITDA分别为1.189亿美元和1.676亿美元[36] - 公司在2022年12月31日、2021年11月30日、2020年和2021年12月31日当月的净利润分别为1.189亿美元、0.181亿美元、 - 0.089亿美元和 - 0.074亿美元[156] - 公司在2020年11月30日、2021年11月30日、2021年12月31日单月、2022年12月31日分别向成员进行现金分配0.0百万美元、12.0百万美元、6.0百万美元和36.0百万美元[216] 公司分拆相关情况 - 2023年1月13日，Jefferies完成Vitesse Energy的分拆，分拆后Jefferies不再持有Vitesse Energy普通股，循环信贷安排下借款为5300万美元[34] - 若分拆交易不符合美国联邦所得税免税条件，杰富瑞及其普通股股东可能面临重大税务责任[222] - 公司为保留分拆免税待遇同意多项限制，可能降低战略和运营灵活性[225] - 公司与杰富瑞签订税务事项协议，需对特定税收和损失进行赔偿，可能对业务、财务状况和经营成果产生重大不利影响[226] - 若分拆不符合美国联邦免税待遇，或出现特定情况，公司可能需向杰富瑞承担赔偿义务[226] - 若杰富瑞或维泰斯有益所有权发生50%或以上变化，分拆将按美国税法第355(e)条对杰富瑞征税[227][228] - 确定杰富瑞和维泰斯有益所有权是否发生50%或以上变化及衡量期间的美国联邦所得税规则复杂[228] - 公司可能无法实现分拆预期的部分或全部收益，对业务、财务状况和经营成果产生重大不利影响[230] - 公司管理和会计系统可能未充分准备好满足分拆后报告等要求，将产生额外年度费用[232] - 公司为满足相关要求需实施额外财务和管理控制、报告系统和程序，可能需招聘额外会计和财务人员[232] - 若公司财务和管理控制、报告系统等未充分准备好，可能影响其遵守财务报告要求和其他规则的能力[232] - 公司为获得新的董事和高级职员责任保险已产生额外费用[232] 公司储量相关数据 - 截至2022年12月31日，公司总净英亩数46,600，总毛井数5,338，总净井数138，平均日产量10,376 Boe/d，探明储量43,797 MBoe，PV - 10值为1,179,984千美元，石油占比70%，已开发比例62%[33] - 截至2022年12月31日，公司在威利斯顿盆地的46,403净英亩中约76%位于巴肯和三叉河地层的特定县，约99%的土地因生产而持有[39] - 截至2022年12月31日，公司在威利斯顿盆地的北达科他州和蒙大拿州估计探明储量为41,379 MBoe（70%为石油），占总探明储量的94%，2022年平均日产量为9,123 Boe/d[39] - 截至2022年12月31日，公司在丹佛 - 朱尔斯堡盆地拥有77口毛井（14.7口净井）的生产井工作权益，还有32口毛井（2.1口净井）正在由运营伙伴完井[44] - 截至2022年12月31日，公司在粉河盆地拥有6口毛井（1.0口净井）的生产井工作权益，还有3口毛井（0.1口净井）已获运营商未来钻探许可[45] - 2022年全年公司净产量为10,376桶油当量/天，截至2022年12月31日工作权益净英亩数为46,600英亩[47] - 截至2022年12月31日，公司估计的净探明储量为43,797千桶油当量，其中探明已开发储量占比61.9% [48] - 截至2022年12月31日，PDP、PDNP、PUD三类资产的储量分别为26,945、161、16,691千桶油当量，占比分别为62%、—%、38%；PV - 10值分别为786,959、6,577、386,448千美元，占比分别为67%、—%、33% [50] - 截至2022年12月31日，公司估计的净探明未开发储量为16,691千桶油当量，较2021年的15,055千桶油当量因收购、新增等因素有所增加[53] - 2022年公司收购了威利斯顿盆地和中部落基山脉地区与56口毛井（1.3口净井）未完工井相关的0.4百万桶油当量的探明未开发储量[53] - 2022年威利斯顿盆地新增探明未开发位置带来1.8百万桶油当量的储量增加[58] - 2022年因开发成本投入约1510万美元，0.8百万桶油当量的探明未开发储量转化为探明已开发储量[58] - 2022年因油价气价上升、井性能等因素，储量修订净增加0.2百万桶油当量[58] - 2022年12月31日止年度，公司石油总产量2575MBbls，天然气总产量7274MMcf，合计3788MBoe[66] - 截至2022年12月31日，公司在威利斯顿盆地有生产性油井工作权益毛井数5255口，净井数122口，平均工作权益2.3%；中落基山脉地区毛井数83口，净井数16口，平均工作权益19.3%[69] - 截至2022年12月31日，公司威利斯顿盆地已开发面积1591712英亩，净面积44008英亩；未开发面积60157英亩，净面积2395英亩[72] - 截至2022年12月31日，公司约99%的未开发面积由生产持有，2024年和2025年分别有7680英亩（净41英亩）和640英亩（净5英亩）可能到期[73] - 截至2022年12月31日，公司估计的净探明储量中约38%被归类为探明未开发储量[174] 公司产量及价格相关数据 - 截至2024年12月31日，公司约31%的预期石油产量以平均每桶77.42美元的价格进行套期保值[37] - 2022年平均油价94.16美元/桶，扣除已实现石油衍生品后为76.09美元/桶；天然气和NGLs平均价格7.92美元/Mcf，扣除已实现天然气衍生品后为7.84美元/Mcf[66] - 2022年生产费用为13.02美元/Boe，生产税为6.36美元/Boe[66] - 2022年开发井中生产性油井毛井数295口，净井数7.53口[68] 行业及市场相关情况 - 截至2022年12月31日，有两家专注于收购非运营资产的上市公司，企业价值约60亿美元[79] - 过去10年没有一家专注非运营业务的公司进行传统IPO，特殊目的收购公司和新的资本来源使非运营领域成为焦点[80] - 公司认为凭借在非运营领域的能源收购经验和关系，管理层能够抓住机会并产生有吸引力的回报[81] 公司面临的风险因素 - 气候变化、能源需求转变等因素或致公司油气需求减少[82] - 冬季天气和租赁规定会限制或暂停公司运营，增加成本[86] - 公司油气开发生产受联邦、州等各级法规限制，或影响产量和盈利能力[88][89] - 1995年1月1日起，FERC实施基于通胀的输油管道运输费率指数系统，每年可上调至规定上限，每五年审查指数水平；2022年1月20日，FERC为2021年7月1日开始的五年期设定新价格指数[90] - 历史上，州际天然气运输和转售受FERC监管，目前生产商可按市场价格销售，但未来国会可能重新实施价格控制[93] - 公司认为自身基本符合现行环境法规，暂无重大资本支出承诺，但法规变化可能产生重大影响[97] - CERCLA及类似州法规对“危险物质”处置方施加严格连带责任，RCRA及类似州法规管理“固体废物”和“危险废物”处置[98] - 2021年11月2日，EPA提议修订和增加NSPS计划规则，若通过将对油气上下游行业产生重大影响；2022年11月11日，EPA发布补充提议规则加强和扩展甲烷法规[101] - CWA对向美国水域排放生产水和其他污染物施加限制，EPA和陆军工程兵团最新的WOTUS定义将于2023年3月20日生效，最高法院预计2023年年中对定义的某些方面作出裁决[103][104] - OPA对美国水域或毗邻海岸线的石油泄漏相关“责任方”施加责任和义务，违规可能对公司业务产生不利影响[105] - 公司大部分生产性资产位于威利斯顿盆地，易受单一主要地理区域运营风险影响[122] - 公司作为新兴成长型公司，提供给股东的信息可能与其他上市公司不同，可能导致普通股交易市场活跃度降低和股价波动增大[122] - 公司虽预计支付股息，但无法保证，且债务可能限制支付普通股股息的能力[122] - 石油和天然气价格波动大，价格长期下跌已对公司业务、财务状况、经营成果和现金流产生不利影响，未来可能继续产生不利影响[122] - 因过去石油和天然气价格下跌，公司已对油气资产进行减记，未来可能需进一步减记[122] - 公司普通股交易市场可能不活跃或无法持续，影响股票价值和公司融资、收购能力[128] - 公司普通股价格可能大幅波动，受业务、竞争、盈利等多种因素影响[129][131] - 公司作为新兴成长型公司，可享受部分报告要求豁免，可能导致信息与其他公司不同，影响股票交易和价格波动[130][131][133] - 公司修订后的公司章程和细则及特拉华州法律的某些条款可能阻碍收购，包括限制股东召集特别会议等[136][139] - 公司股东的所有权未来可能被稀释，原因包括股权奖励结算或行使、发行股权用于收购等[138] - 公司修订后的公司章程指定特拉华州衡平法院为某些诉讼的唯一专属法庭，可能限制股东选择有利司法论坛的能力[141] - 石油和天然气价格波动大，下跌会影响公司业务、财务状况、经营成果和现金流，公司通过衍生品安排对冲部分风险但无法消除[144] - 油价和天然气价格的大幅或长期下跌，如2020年的显著快速下跌，已导致并可能在未来导致公司已探明油气资产减值[148] - 公司在2020年对部分油气资产进行了减记，未来可能还需进一步减记[153] - 公司钻探和生产油气面临诸多风险，包括无法发现商业性生产储层、钻井不经济等[149] - 公司油气产量和价格受全球供需变化、NYMEX油价和天然气价格变化等众多因素影响[146] - 公司估计的已探明储量基于许多可能不准确的假设，任何重大不准确都会影响储量数量和现值[158] - 公司未来成功取决于能否替换储量，若无法获取额外储量，已探明储量将随开采而下降[161] - 公司业务依赖第三方拥有的运输和加工设施，这些设施的可用容量不足可能导致成本增加、价格下降等问题[164] - 达科他接入管道（DAPL）面临持续诉讼，其运营存在不确定性，审查预计2023年春季完成，之后可能被关闭[166] - 公司作为非运营商，业务运营依赖第三方，若运营商开发等活动不成功或不履行义务，公司财务状况和经营成果将受不利影响[169] - 低油气价格环境会给运营商带来挑战，运营商破产等情况可能导致公司产量和收入减少，并产生相关责任[170] - 公司运营受季节性天气条件影响，冬季恶劣天气会影响威利斯顿盆地的钻探等活动，春季道路限重会限制作业场地的进入[167] - 公司收购策略存在风险，包括评估信息不确定、可能降低流动性、增加利息费用和财务杠杆等[175][176] - 公司可能收购多个资产，组合收购比单个项目收购更复杂、成本更高，且存在收购无法完成的风险[177] - 公司大部分生产性资产位于威利斯顿盆地，地理集中使公司易受该地区事件影响，如价格波动、自然灾害等[180] - 公司成功依赖管理团队，若团队成员离职，公司运营和业务计划执行能力可能受损[181][183] - 公司租赁权益的产权缺陷可能影响财务状况，公司通常不进行产权审查，依赖土地测量员的判断[184] - 公司面临获取资产、资本、设备及招聘人才等方面的竞争[186] - 新冠疫情导致2020年油价大幅下跌，公司运营可能继续受影响[189] - 公司衍生品活动可能影响盈利能力、现金流、经营成果和财务状况[196] - 公司资产退役成本难以预测，可能需动用其他资金[199] - 公司依赖计算机和电信系统，面临网络安全等威胁[200] - 2022年2月24日俄乌军事冲突导致市场动荡，包括油气价格、信贷和资本市场大幅波动及供应链中断[192] - 2021年下半年起美国通胀显著上升，2022年持续上涨[195] - 公司在2021 - 2022年钻井和完井成本增加约10%[195] - 公司对ESG事项的关注增加可能导致成本上升、产品需求减少、利润降低等负面影响[207] - 公司循环信贷安排的借款基数减少可能对流动性、业务和财务结果产生负面影响[209] - 公司循环信贷安排和其他债务协议包含运营和财务限制，可能限制业务和融资活动[211] - 公司可能无法产生足够现金流来满足债务义务或支付股息[214] 公司人员及办公相关情况 - 截至2022年12月31日，公司有40名全职员工[114] - 公司当前办公空间约15000平方英尺，2022年12月签订新办公租赁协议，2023年10月起使用约22000平方英尺的新办公空间[117] 法规政策相关情况 - 2022年8