James Masters（投资者关系副总裁）
Tyler S. Farquharson（总裁兼首席执行官）
Kim Weimer（临时首席财务官兼首席会计官）
Michael Scialla（Stephens）
John Annis（Texas Capital Securities）
Noah Hungness（Bank of America）
Phillips Johnston（Capital One Securities）
早上好，欢迎各位参加Granite Ridge Resources 2025年第三季度业绩电话会议。所有线路均已静音，以防止任何背景噪音。在发言人发言后，将进行问答环节。如果您想在此期间提问，只需在电话键盘上按星号键，然后按数字1。如果您想撤回问题，请再次按星号1。谢谢。现在我将把电话交给Granite Ridge的投资者关系代表James Masters。
谢谢，操作员。早上好，各位。感谢大家对Granite Ridge Resources的关注。我们将首先由总裁兼首席执行官Tyler Farquharson发表评论，他将回顾本季度的业绩和公司战略。然后我们将请临时首席财务官兼首席会计官Kim Weimer更详细地回顾我们的财务业绩。之后Tyler将返回进行总结发言，然后我们将开放电话接受提问。今天的电话会议包含某些联邦证券法意义上的预测和其他前瞻性陈述。
这些陈述受风险和不确定性影响，可能导致实际结果与明示或暗示的结果存在差异。我们请您查看我们收益报告中的警示声明。Granite Ridge没有义务因新信息、未来事件或其他原因更新或修订任何前瞻性陈述。因此，您不应过度依赖这些陈述。这些风险和其他风险在昨天的新闻稿和我们向美国证券交易委员会提交的文件中有所描述。本次电话会议还提及了某些非GAAP财务指标。将这些指标与最直接可比的GAAP指标进行调节的信息可在我们网站上的收益报告中获取。
最后，本次电话会议正在录制，会议回放和文字记录将在今天的会议后在我们的网站上提供。话不多说，我将把电话交给Tyler。
谢谢James，早上好，各位。感谢大家今天参加我们2025年第三季度的业绩电话会议。本季度的业绩再次凸显了我们业务模式的优势，其基础是严谨的资本配置、卓越的运营以及我们平台和运营合作伙伴的强劲执行力。第三季度，日均产量同比增长27%，达到3.19万桶油当量/天。调整后EBITDAX同比增长4%，达到7860万美元。资本支出总计8050万美元，其中包括6400万美元的开发支出和1650万美元的收购支出。本季度末，我们的杠杆率为0.9倍，远低于我们长期目标范围（低于1.25倍）。
此外，我们继续支付每股0.11美元的季度股息，突显了我们为股东提供可靠且具竞争力回报的承诺。季度结束后，我们增强了资本结构和流动性状况。本周早些时候，我们的贷款集团重申了我们循环信贷额度3.75亿美元的借款基础，我们成功发行了3.5亿美元2029年到期的高级无抵押债券，票面年利率为8.875%。这些行动共同将我们的备考流动性提高到4.22亿美元，并进一步增强了我们执行业务计划的灵活性，同时保持了资产负债表的实力。2025年是Granite Ridge的重要转折点，我们将扩大运营商合作平台，并进一步将我们的模式定义为公开交易的私募股权。
通过这些合作伙伴关系，我们将运营商的控制权与投资公司的资本纪律相结合，这一框架支持围绕资本配置和库存选择做出深思熟虑的、抗周期的决策。今年迄今为止，我们约50%的资本支出已部署在这些合作伙伴关系中。我们对Admiral Permian Resources的成功尤其感到满意，这是我们最大且历史最悠久的运营合作伙伴关系，继续树立业绩基准。Admiral现在在二叠纪盆地控制着30个独立的钻井单元，截至季度末拥有63口生产井，另有14口井正在施工中。Admiral的多阶段投资组合始终如一地实现符合我们承销预期的结果，同时推进U型井设计等技术，进一步提高效率和成本控制，也使其成为大型资产管理公司的首选合作伙伴。
2025年到目前为止，Admiral已增加61个总位置（17.2个净位置），每个净位置平均成本为190万美元，代表超过2亿美元的未来开发资本。在不到三年的时间里，该合作伙伴关系已钻探198口井（其中94口净属于Granite Ridge），代表近10亿美元的开发资本。Admiral目前为Granite Ridge贡献的净日产量为7400桶油当量，占Granite Ridge总产量的23%。Admiral的成功说明了为什么我们认为运营合作伙伴关系模式是我们实现规模扩张的最具资本效率的途径。与许多进行大规模一次性 acreage收购、暴露于多年商品周期风险的勘探与生产公司不同，Granite Ridge执行钻井单元级别的收购，严格按照当前价格曲线进行承销，用于近期开发。
我们认为这种方法提供了卓越的风险调整后回报和灵活性。虽然每个合作伙伴关系都是独特的，但Admiral的成功已成为我们其他合作伙伴关系（包括Petro Legacy以及两个最近成立的专注于米德兰盆地和特拉华盆地的合作伙伴关系）的蓝图。总体而言，这些合作伙伴关系现在包括28.1口净生产井和大约30.1个净未开发位置，预计年底前还将有37.7个净位置完成交易。每个合作伙伴关系的结构都旨在产生运营交易流、强劲的全周期回报以及对资本部署和开发时机的控制。Petro Legacy在第三季度末启动了其在米德兰盆地的钻井计划，预计明年初将开始贡献产量。
同时，我们的两个较新的运营合作伙伴关系正在积极推进业务发展计划，预计在过渡到开发模式之前增加有意义的高质量库存。我们的传统非运营业务继续提供稳定的现金流和多元化。第三季度，我们参与了59口总井（9.3口净井）的投产销售，主要分布在二叠纪盆地和阿巴拉契亚盆地。我们对阿巴拉契亚盆地的业绩特别感到鼓舞，今年我们在该地区增加了1500英亩净面积，并且持续超出我们的承销预期。今年早些时候，我们将收购资本指引提高了1亿美元，以捕捉我们的运营和传统非运营战略中的有吸引力机会。
截至季度末，我们通过运营商合作伙伴关系投资了4300万美元，增加了27口净井；通过非运营收购投资了2000万美元，增加了6.7口净井，主要位于特拉华盆地和阿巴拉契亚地区。年底前，我们预计将再投资4700万美元，以获得38个净位置以及尤蒂卡页岩区的额外 acreage。总体而言，这些新增位置将增加近三年的钻井库存，每个净位置的平均成本为170万美元。转向宏观环境，过去12个月油气价格保持相对稳定，为持续的审慎增长提供了有利背景。
我们仍然专注于能够达到25%全周期回报门槛并超过我们资本成本的机会，即使我们的支出略高于现金流。与往常一样，我们的支出和杠杆率仍以1至1.25倍的杠杆率目标范围为指导，我们致力于保持在这些范围内。展望2026年，我们对长期石油前景持建设性态度，但鉴于全球供应增长的不确定性，短期内持谨慎态度。我们将在第四季度报告中提供详细指引，但我们的战略框架仍然清晰。当油价高于60美元时，我们计划以适度的超额支出追求稳健增长。
如果我们看到油价持续低于每桶55美元，我们计划转向维护模式，目标资本支出约为2.25亿美元，同时保持机会性收购的灵活性。我们的战略旨在具备敏捷性，通过即时库存模型、多元化的资产基础和最小的钻井承诺提供支持，使我们能够在不同的市场条件下保持灵活。我们每个季度还继续对约75%的产量进行对冲，2026年预期产量的近50%已进行对冲。加上强劲的资产负债表，这确保我们能够在各种周期中稳健运营。债券市场将继续波动，但我们的平台为此而构建。
我们相信Granite Ridge在2026年已做好充分准备，将迎来又一个审慎增长、持续回报和可持续股东价值的一年。话不多说，我将交给Kim进行详细的财务回顾。
谢谢Tyler，早上好，各位。我将首先简要概述我们的财务业绩。第三季度收入为1.127亿美元，而去年同期为9410万美元。调整后EBITDAX为7860万美元，同比增长4%。净收入为1450万美元，即每股摊薄收益0.11美元，而调整后净收入为1180万美元，即每股摊薄收益0.09美元。扣除营运资金变动前的经营现金流总计7310万美元。成本方面，每桶油当量运营成本（LOE）为8.03美元，高于预期，主要由于二叠纪盆地的盐水处理、合同劳动力和其他服务成本增加。
生产从价税占销售额的6%，一般及管理费用（G&A）为每桶油当量2.38美元，符合我们的指引范围。本季度我们的审慎资本配置方法保持不变。总资本支出为8050万美元，包括6400万美元的钻井和完井支出以及1650万美元的收购支出。我们仍然预计2025年全年资本支出为4亿至4.2亿美元，其中1.2亿美元预计将投资于50笔交易，为Granite Ridge的库存增加75个净位置。我们的开发资本支出约51%分配给运营合作伙伴关系，其余分配给传统非运营业务。
展望第四季度及2026年，随着新井投产，我们预计运营合作伙伴关系将继续带来产量增长。我们维持全年产量指引为3.1万至3.3万桶油当量/天，其中石油预计约占50%。我们的资产负债表仍然是实力的来源，季度末净债务与EBITDAX比率为0.9倍，远低于我们1.25倍的长期目标。季度末我们拥有1180万美元现金，在3.75亿美元的信贷额度中提取了3亿美元，导致流动性为8650万美元。
正如Tyler所提到的，我们完成了3.5亿美元2029年到期的高级无抵押债券发行，票面利率为8.875%。这笔交易加强了我们进入2026年的资本结构，净收益用于偿还循环信贷额度和增加手头现金。备考而言，截至季度末，我们的流动性增加到4.22亿美元。我们继续向股东返还大量现金。每股0.11美元的季度股息仍然是我们总回报框架的核心组成部分，按近期价格计算，年化收益率约为8.3%。话不多说，我将把电话交回给Tyler进行总结发言。
谢谢Kim。总结一下，第三季度对Granite Ridge来说又是强劲的一个季度，其特点是持续的运营表现优异、以Admiral Permian为首的运营合作伙伴关系的出色执行、强劲的现金生成、审慎的资本管理以及稳定的股东回报。我们构建了一个结合增长、收益和灵活性的模式，并且它正在发挥作用，通过周期为我们的股东提供持久的价值。我们的业务提供了对美国一些最佳资产和运营商的 exposure，通过多元化、强大的对冲组合和低杠杆提供下行保护。感谢我们的员工、合作伙伴和投资者的持续支持。
话不多说，我们很乐意回答大家的问题。
此时，我想提醒各位，要提问请按星号键，然后按电话键盘上的数字1。第一个问题来自Stevens的Michael Scialla。请发言。
早上好，各位。想看看你们能否说早上好。想看看你们能否多谈谈你们的第三和第四个合作伙伴关系？你们说它们都在推进战略计划。关于这些计划可能是什么样子以及它们在潜在钻井或增加 acreage 方面的进展，你们还有什么可以告诉我们的吗？
好的。所以这两个合作伙伴关系目前都处于资产整合阶段。它们都专注于二叠纪盆地。其中一个合作伙伴关系专注于二叠纪盆地内的一些新兴区块，另一个合作伙伴关系专注于米德兰盆地。你知道，我认为它们需要大约六到七个月的时间来整合。我们希望看到每个合作伙伴关系在承诺全职运行一台钻机之前，有大约18个月的固定开发时间。所以如果它们在接下来的几个月里成功整合库存，我预计2026年我们会有一些开发活动。
第四季度，其中一个合作伙伴关系实际上将有一些首批交易在第四季度完成。所以我们将通过其中一个合作伙伴在第四季度获得一些库存，而我们签署的最后一个合作伙伴关系也不会落后太多。所以你知道，我不期望它们在2026年会有大量的开发活动，但这取决于它们在整合库存方面的成功程度。
感谢这些细节。Tyler，你提到如果油价在55美元或更低的环境下，明年将把资本支出削减到2.25亿美元。你能提供更多细节吗？我假设大部分产量将来自合作伙伴关系。也许你们在停钻机和 crews 方面有多少灵活性。在这种情况下，与传统的非运营业务相比，合作伙伴关系的产量占比未来会如何变化？
好的，好的，我们预计非运营投资组合会出现这种情况，你知道，运营商会理性行事。所以我们预计非运营部分的新增AFE（授权支出）会比运营部分少很多。在运营合作伙伴关系方面，你知道，我们完全控制这些合作伙伴关系的时间安排和开发速度。当我们开始制定2026年计划时，我们在其中内置了巨大的灵活性，能够推迟一些活动。如果你知道，如果我们看到一两个季度油价在50美元区间低位，你知道，这就是为什么我们如此喜欢运营合作伙伴关系，因为我们确实保持对这些合作伙伴关系的控制，能够制定符合我们需求的资本计划，你知道，如果我们最终经历一些更低的价格，你知道，除了钻井方面，我认为在低价格情景下，你可能会看到我们减少一些钻井活动，我认为我们实际上可能会将这些资金重新分配到不仅是库存收购，还可能是一些PDP（已开发生产）类型的交易。
好的，所以听起来不是传统非运营和合作伙伴关系之间的占比变化，而是两者都会减少，并且减少对钻井的关注，更多地关注收购。
是的，我认为在那种价格环境下，我们很乐意更具机会主义地进行收购。
明白了。谢谢。
下一个问题来自Texas Capital的John Annis。请发言。
嘿，各位早上好，感谢回答我的问题。我的第一个问题是，考虑到季度之间的波动性，而且你们还没有公布明年的指引。我们应该如何看待第四季度和2026年的增长轨迹，Admiral全速运转，Petrol Legacy增产。那么是否可以假设PLE的产量会更多地出现在第二季度或年中？
是的，我认为关于PLE的最后一点，我认为是的，预计它会在年中开始贡献产量。他们现在开始钻井。你知道，这可能会在第二季度末开始显现。Admiral目前运行两台钻机。我们预计这将持续到2026年。我认为关于产量节奏，你是对的。我们还没有为2026年提供指引，所以我们不能过多谈论2026年。但对于2025年第四季度，我们确实预计第三季度到第四季度的产量将出现高个位数的增长。
太好了。我的后续问题是，你认为理想的库存长度是多少，以及你如何权衡长期库存带来的商品承销风险？
是的，我们实际上非常喜欢我们现在的状况。3到5年的库存感觉对我们来说是合适的数量。我们没有兴趣购买长期库存并将其在资产负债表上“仓储”5年或更久。我认为，通过对运营合作伙伴关系的控制，我们对拥有3到5年的库存更有信心，因为它现在是可控制的库存，而不是依赖非运营合作伙伴。所以我们对目前的库存状况非常满意。
你知道，我认为如果有什么的话，也许我们可以在二叠纪盆地之外获得一些更持久的库存。但是，你知道，我们对整体状况感到满意，特别是我们在二叠纪盆地建立的库存。
感谢所有这些信息。我将把时间交回。
不客气。
下一个问题来自Bank of America的Noah Hungness。请发言。
早上好。我的第一个问题是关于LOE的。第三季度的LOE比我们预期的要高一些。能否谈谈我们应该如何预期第四季度以及2026年的趋势？
当然。随着我们在二叠纪盆地的产量增加，大约在第三季度，我们77%的石油产量来自二叠纪盆地。我们的盐水处理成本增加，因此总体上提高了每桶油当量的LOE。因此，我们预计2025年全年LOE将处于指引区间的高端。
那么你能谈谈2026年的情况吗？
是的，是的。我们还没有为2026年提供指引。随着我们进入2026年，我们将继续关注我们的产量预期，并与我们的运营合作伙伴合作，了解未来每桶油当量的LOE预期，届时我们将提供指引。
很好。然后我的第二个问题是关于Waha的。我的意思是，Waha的天然气价格继续非常疲软。看起来它们基本上会一直疲软，直到2026年下半年许多管道投产。然后看起来Waha基差会变得非常强劲，达到或低于盆地外的运输成本。你们目前是否对2026年下半年及以后的Waha有对冲，考虑到远期曲线如此强劲，你们会考虑增加对冲以基本上消除Waha风险敞口吗？
关于第一个问题，我们目前没有针对Waha风险敞口的任何基差对冲，未来考虑到曲线的强劲，我们已经考虑增加这些对冲。因此，我们将继续关注并评估这一点。
是的，不，我们也在为我们的二叠纪天然气寻找其他替代方案。如你所见，盆地内的其他一些运营商正在签署或评估一些天然气发电项目。这也是我们正在考虑的事情。你知道，我们现在正在研究一些这样的选择。我们认为，除了对冲一些Waha风险敞口外，这也可能是我们Waha天然气的一个很好的解决方案。所以我们在进入明年时，正在从几个不同的角度寻找Waha天然气的解决方案。
非常感谢，发言人。请允许我在此基础上进一步提问。我们应该如何看待定价？是电力风险敞口吗？是高于Waha的溢价吗？还是固定价格？
这将是我们将实现的一些电力风险敞口，是高于Waha的溢价。
很好的信息，各位。谢谢。
谢谢。
下一个问题来自Capital One的Phillips Johnson。请发言。
嘿，感谢你们的时间和关于产量如何进入第四季度的信息。我想问一个关于资本支出如何进入第四季度的问题。如果我们根据你们未改变的全年指引来推断第四季度的隐含范围，第四季度的潜在范围相当宽泛，大约在1.25亿至1.5亿美元之间。所以只想知道我们应该将其视为接近该范围的中点、低端还是高端？谢谢。
是的，是的。所以我们在收购的时间安排上有一些调整。我们的开发资本实际上与我们本季度的预期一致。所以，你知道，我们不会改变全年的指引。我们仍然预计将完成我们在上次电话会议上概述的所有年度收购。所以我们只是看到时间安排转移到了第四季度。如果我必须猜测，我认为第四季度的资本支出将在1.25亿美元左右，其中很大一部分是我们今年剩余的收购。
好的，完美。然后我感谢关于2026年的信息，显然现在还为时过早，但如果我们假设当前的价格曲线保持不变，我们应该如何看待明年的资本配置在石油和天然气之间的分配？你们会倾向于保持投资组合大致相同，还是会比以往更多地倾向于天然气？
你知道，这完全是由回报驱动的。我们现在看到的最佳机会仍然在二叠纪盆地，所以我预计会有非常显著的石油权重。话虽如此，在二叠纪盆地之外，我们通过传统的非运营战略在阿巴拉契亚地区取得了很大的成功。那更多的是富凝析油阶段。今年我们在俄亥俄州的该区块成功获得了大量库存和 acreage。我们开始看到AFE进来。我们实际上在俄亥俄州已经有一些 pad 投产，我预计2026年我们将在那里的收购和钻井开发方面投入更多资本。
听起来不错。谢谢，Tyler。
不客气。谢谢你，先生。
目前没有更多问题。女士们，先生们，今天的电话会议到此结束。感谢各位的参与。现在您可以挂断电话了。