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投资者介绍2022年2月纽约证券交易所：PHX展览99.2

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关于前瞻性陈述的警告性声明本陈述不构成出售要约、要约购买或建议购买PHX矿业公司(“PHX”或“公司”)的任何证券。除非招股说明书符合修订后的1933年《证券法》第10节的要求，否则不得发行证券，或获得豁免。关于前瞻性陈述的警示性陈述本陈述包括1933年证券法第27A节和1934年证券交易法第21E节所指的“前瞻性陈述”。除有关历史事实的陈述外，本陈述中涉及PHX矿业公司(“PHX”或“公司”)预期、相信或预期未来将发生或可能发生的活动、事件或发展的所有陈述均为前瞻性陈述。“预期”、“计划”、“估计”、“相信”、“预期”、“打算”、“将”、“应该”、“可能”等词语可用于识别前瞻性陈述。前瞻性陈述可能包括但不限于：我们执行业务战略的能力；已实现的天然气和石油价格的波动；我们物业的产量水平；对天然气、石油和NGL储量及其价值的估计；总体经济或行业状况；立法或监管要求；证券市场状况；我们筹集资本的能力；会计原则、政策或准则的变化；金融或政治不稳定；战争或恐怖主义行为；我们投资的物业的所有权缺陷；以及影响我们物业的其他经济、竞争、政府、监管或技术因素, 运营或价格。尽管公司认为这些和其他前瞻性陈述中反映的预期是合理的，但公司不能保证这些陈述将被证明是正确的。此类前瞻性陈述会受到许多假设、风险和不确定因素的影响，其中许多都不是公司所能控制的。这些前瞻性陈述涉及某些风险和不确定因素，可能导致结果与公司管理层预期的大不相同。有关这些风险和其他因素的信息可在该公司提交给美国证券交易委员会的文件中找到，包括其Form 10-K年度报告和Form 10-Q季度报告，这些报告可在公司网站或美国证券交易委员会网站www.sec.gov上查阅。请读者注意，任何此类陈述都不是对未来业绩的保证，实际结果或发展可能与前瞻性陈述中预测的大不相同。本演示文稿中的前瞻性陈述是截至本文发布之日作出的，公司不承担任何因新信息、未来事件或其他原因而更新前瞻性陈述的义务。非公认会计准则财务信息的使用本演示文稿包括某些非公认会计准则财务衡量标准。调整后的EBITDA和可自由支配现金流是我们财务报表的管理层和外部用户(如行业分析师、投资者、贷款人和评级机构)使用的补充非GAAP衡量标准。PHX将“调整后的EBITDA”定义为扣除利息、税项、折旧及摊销前的收益，或EBITDA, 不包括衍生品的未实现收益(亏损)和资产出售的收益(亏损)，包括场外衍生品和限制性股票及递延董事费用的现金收入(支付)。PHX将“可自由支配的现金流”定义为调整后的EBITDA减去利息支出加上销售收益。PHX在本报告中提到调整后EBITDA和可自由支配现金流，因为它认识到某些投资者认为调整后EBITDA和可自由支配现金流是衡量我们履行偿债义务能力和评估我们财务业绩的有用手段。调整后的EBITDA和可自由支配现金流量具有局限性，不应单独考虑或作为净收益、营业收入、运营现金流量或其他综合收益或现金流量数据的替代品，这些数据是根据公认会计准则编制的。由于并非所有公司都使用相同的计算方法，因此该公司对调整后EBITDA或可自由支配现金流的计算可能无法与其他公司类似名称的衡量标准相比较。石油和天然气储量美国证券交易委员会通常允许石油和天然气公司在提交给美国证券交易委员会的文件中披露探明储量，即地质和工程数据合理确定地证明，在现有经济和运营条件下，未来几年可从已知油藏中开采的储量，以及符合美国证券交易委员会对这些术语的定义的某些可能和可能的储量。该公司在提交给美国证券交易委员会的文件中只披露了估计的已探明储量。本演示文稿中引用的公司截至2020年9月30日的估计已探明储量由独立工程公司DeGolyer和MacNaughton编制, 并符合美国证券交易委员会发布的定义。有关该公司已探明储量估计的更多信息，请参阅该公司提交给美国证券交易委员会的文件。

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来源：公司信息和Enverus 1，以2023年1月31日的每股3.61美元和截至2022年12月31日的3564万股流通股计算2债务3330万美元减去截至2022年12月31日的手头现金210万美元3计算营运资本(流动资产减去流动负债，不包括流动衍生品)加上截至2022年12月31日借款基础上的可用性；预计收益来自剥离Eagleford和Arkoma的工作权益资产4基于每股0.09美元的股息5债务/TTM调整后的EBITDA 6见幻灯片29非公认会计准则对账7见幻灯片6 ROCE定义8基于当前的增长趋势投资考虑PHX是一家专注于天然气的成长型矿业权公司关键统计纽约证券交易所PHX市场市值1美元128.6美元2美元159.8美元预计流动性3美元41.1美元股息4 2.49%杠杆率5 1.25x日历2022年调整后EBITDA6美元26.7日历2022年ROCE7~16%特许权使用费产量增长CAGR：~22%McOutfe 3戏剧性的扭亏为盈-对资产基础进行评级已完成新战略，专注于增长更高利润率的特许权使用费生产和储备低资本要求模型将公司定位为大量自由现金流产生强劲的投资资本回报以及持续的增值收购机会对冲计划保护下行风险，并提供天然气价格上涨的上行敞口

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公司亮点经验丰富的管理和技术团队管理团队和董事会在PHX的核心领域拥有丰富的经验和深厚的关系管理层和董事会拥有重要的普通股股权相对于专注于矿产的同行集团有吸引力的估值相对于储量价值和基于同行集团TEV/EBITDA的多重自由现金流收益率约20%当前股息收益率2.49%1干净的资本结构和低杠杆和充足的流动性已证明的收购被低估资产的记录积极在目标区域追求高质量头寸高度分散的矿产空间提供充足的私人矿产资产供应寻求货币化有限资本寻求退出的卖家的市场选择PHX的平均收购规模目标是服务不足的市场细分市场需要最小的增量G&A才能有意义地扩大规模一旦矿产被拥有4 1基于每股0.09美元的固定利率股息无需进一步的资本要求

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2020年初设定的战略执行目标到2023年年初高等级资产基础增长特许权使用费生产(更高利润率/更低成本)改善视线开发机会退出工作兴趣资产(更高成本/更低利润率)剥离缺乏规模和视线开发的未租赁非生产矿产自2020年以来的年度特许权使用费增长：完成约85%的目标矿产收购：约1.02亿美元建立视线开发地点的10年以上库存工作兴趣井已售出：约1,350英亩未租赁的非生产矿产出售：~24,400建立强大且可持续的资产负债表降低杠杆率：~2.5倍至~1.25倍(债务/TTM调整后EBITDA1)改善了商业银行的贷款条款和关系改善了流动性状况由于卓越的资产表现和更可预测的发展时机设计的弹性资产负债表旨在抵御大宗商品价格波动成为矿产领域的整合者矿产收购交易完成：55专注于目标领域的较小收购：平均约180万美元(在竞争较少的情况下产生更高的回报)迄今为止的收购产生的回报远远超过资本成本约90%的自由现金流重新部署到高质量的视线矿产产生的资本回报率(ROCE)从2019年和2020年的约0%上升到2022年的ROCE2从2019年和2020年的约0%1见幻灯片6调整后的EBITDA定义2

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特许权使用费现金流推动股东价值油气销售和实现NAT。天然气价格调整后EBITDA1调整后税前资本回报率3美元(百万美元)和$/Mcfe美元(百万美元)来源：公司申报1计算为不包括衍生品非现金损益、所得税费用、利息支出、DD&A、非现金减值、非现金G&A、资产出售收益(亏损)和场外衍生品现金收入/付款的净收入2税前净收入调整后不包括衍生品未实现收益、非现金减值，场外衍生品的现金收入/付款和资产出售的收益(亏损)3本季度，不包括衍生品的非现金收益/亏损、非现金减值、非现金并购、场外衍生品的现金收入/付款以及资产出售的收益(亏损)除以平均债务和权益

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稳定的资产负债表和充足的流动资金净债务1，4按信贷额度预付利率提取的百分比4债务/调整后EBITDA2(TTM)流动性3，4美元(百万美元)来源：公司备案1总债务减去现金2总债务/调整后EBITDA(定义见第5页)3计算为营运资本(流动资产减去流动负债，不包括流动衍生品)加上借款基础上的可用性4 Eagleford和Arkoma的形式上的资产剥离

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PHX运营展望注：1预计剥离Eagleford和Arkoma工作权益资产，不包括未来可能出售的额外工作权益资产Cal。2022年实际校准。2023年展望矿产和特许权使用费生产(Mmcfe)6,613 7,400-8,600工作利益生产(Mmcfe)1 3,084 1,200-1,400总产量(Mmcfe)9,697 8,600-10,000百分比天然气78%80%-85%运输，集采和营销(Mmcfe)$0.63$0.53-$0.58生产税(占套期前销售额的百分比)4.50%4.75%-5.25%LOE费用(以000为单位)$3,807$1,200-$1,400现金G&A(每Mcfe)$1.01$1.00-$1.07

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专注于《独家新闻》和《海恩斯维尔》PHX Minerals的顶级运营商1，截至2022年12月31日，由Wells in Process&Permises确定

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以特许权使用费储量和产量增长为基础的特许权使用费储备增长战略特许权使用费储量MMcfe CAGR：~51%MMcfe CAGR：~41%注：截至2022年9月30日的库存

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储量价值摘要美国证券交易委员会定价1条带定价2$100/$7.00平价3储量类别PV-10价值(美元mm)储量类别2条带2$100/$7.003 PDP$190.5$113.7$203.3正在开发中的油井4$56.4$34.9$59.6总已探明储量$246.9$148.7$262.9近期位置4，5$270.2$176.2$285.7其他位置5$52.9$35.2$55.9总储量3 P储量$570.0$360.0$604.5已探明的PV-10每股6$5.99$3.24$6.44 2P PV-10每股6$13.57$8.18$14.45 3P PV-10每股6$15.05$9.17$16.02 PDP PUD可能$570$360$605每9/30/2022 CGA YE22报告形式收购，资产剥离和活动截至2022年12月31日美国证券交易委员会价格为每桶石油92.7美元，每桶天然气39.09美元，每立方英尺天然气6.52美元(探明数量加权平均价格)2 2022年9月30日CGA YE22报告截至2022年12月31日的形式收购、资产剥离和活动2023年1月23日WTI/HH 2023年1/23露天价格：81.26/3.57,2025年：76.33/4.02,2025年：$71.27/$4.23,2026年：$67.2/$4.32027年：$63.77/$4.37,2028年：$60.95/$4.44,2029：$58.54/$4.5,2030：$56.55/$4.67,2031：$55.05/$4.85,2032：$53.81/$5.03,2033：$52.55/$5.19,2034：$51.96/$5.33,2035+：$51.96/$5.41。3 3P储量每9/30/22 CGA YE22报告截至2022年12月31日的形式收购、资产剥离和活动，统一价格为100.00 WTI/7.00 HH 4油井正在进行中的油井是PUP，Tern附近的位置是可能的，其他位置可能在PHX储量报告中。PUD是许可证、WIP或DUC。可能拥有PUD的所有技术优点，但开发时间尚不确定。PHX的可能性可能是各自运营商储备报告中的PUD 5近期地点计划约10年，其他地点计划15年6 PV-10减去截至2022年12月31日的3300万美元净债务除以截至2022年12月31日的总流通股

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按盆地分区划分的特许权使用费利息库存PDP井净额PDP井1未开发地点次区域PDP井平均NRI1正在开发的井1净许可证1净许可证2总许可证净PROB3净PROB5总POSS3净POSS5勺1,010 4.27 61 0.12 22 0.05 1030 2.79 364 1.26海恩斯维尔367 2.04 90 0.61 30 0.10 397 1.45 4 0.00堆叠359 1.68 32 0.07 11 0.04 251 1.49 60 0.58巴克肯620 1.77 7 0.01 3 0.00 2011.07 9 0.15 Arkoma Stack 443 3.34 5 0.00 4 0.00 99 1.75 83 0.92费耶特维尔1,058 6.36 0 0.00 0 0.00 00 0 0 0 4 2,000 17.13 8 0.02 6 0.02 00 00 0总计5,857 36.59 203 0.83 76 0.22 1,978 8.55 520 2.90总未开发地点2,653 2,653注：1截至2022年12/31，2进行中油井和许可证的净利息为内部估计，有待运营商3的确认基于CGA编制的截至2022财年形式收购的POSS库存储备报告，资产剥离和活动截至2022年12月31日4其他未开发的库存主要由阿纳达科西部资产组成&二叠纪盆地5井的计数假设为10,000英尺。侧支

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每年对生产油井的转换在我们矿产资产上的强劲钻探活动冰冻后推动了特许权使用费生产量的增长总转换净转换

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季度近期钻井库存持续更换进行中的油井库存将推动未来特许权使用费数量增长总库存净库存注：WIPS包括正在钻井和Ducs的油井

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收购摘要按盆地分列的收购重点放在独家最优质的岩石上，海恩斯维尔的业务目标是产量、通过正在进行的油井的短期发展机会以及高质量运营商下的额外上行潜力自2020年第一季度以来在独家和海恩斯维尔进行的2430万美元的收购和6720万美元的海恩斯维尔收购定位为通过收购实现增长美国国内矿产市场总额估计约为0.5-1万亿美元1高度分散的主要由私人拥有的矿产市场PHX处于有利地位，将成为我们核心地区主要的整合者之一，专注于较小的交易增加机会集和潜在回报市场机会中点(1)：97%注：1市场规模估计范围的中点。基于EIA的生产数据和截至2022年10月12日的现货价格。假设20%的特许权使用费在联邦土地上，平均特许权使用费负担为18.75%。假设现金流为10倍，以得出总市场规模。不包括NGL价值和最重要的特许权使用费权益2截至2022年12月31日的PHX、DMCP、KRP、BSM、STR、MNRL和VNOM的企业价值

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收购历史-海恩斯维尔来源：公司信息和Enverus；截至2023年1月17日的活跃钻井平台地图1在各自收购海恩斯维尔时1自2020日期价格，$M NRA净产量(Mcfe/d)1毛未开发/WIPs1 2020 5,237 712 989 45/41 2021 23,571 2,759 301 271/35 2022 38,439 3,126 1,381 314/127在目前的管理团队将该油田确定为感兴趣地区之前，PHX在海恩斯维尔没有拥有任何矿物

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北海恩斯维尔更新PHX新高NRI单元三位一体运行|Blount 23-26-35单元|3井第一生产11/2021年(12个月)PHX NRI 0.35%平均IP 21,429 MMcf/d AVG CUM 4.45 BCF AVG LL 10,061‘AVG CUM/FT 386 MMcf/FT Blue Dome|Pinehills DSU|4 Wells First Prod 12/20212(11 Mo)PHX NRI 4.61%AVG IP24 21.5 MMcf/d AVG CUM 3.82 BCF AVG CUM 9,902‘AVG CUM/FT 386 MMcf/FT Paloma|Baremore EST 11H 001&002-ALT|2井第一次生产6/2021(17个月)PHX NRI 3.40%AVG IP24 26.5 MMcf/d AVG CUM 4.67 BCF AVG Ll 4,577’AVG CUM/FT 1,020 MMcf/FT三位一体操作|SL Herold 23-14H 003-ALT第一次生产2022年3月(8mo)PHX NRI5 0.41%AVG IP24 30.6 MMcf/d AVG CUM 3.275 BCF AVG LL 9,859‘AVG CUM/FT 332 MMcf/FT来源：公司信息和Enverus 1截至2022年12月31日2 WIP包括正在钻探的油井和Ducs 3激活的天然气和石油水平许可证4 Enverus截至2023年1月17日的数据5 NRIs为内部数据据估计，在运营商确认的情况下，每单位将钻3-5口井，自2019年以来，随着新的完井设计降低了盈亏平衡，核心开发区已经扩大，这是近期产量和现金流的积极迹象。主要运营商：蓝穹顶、利邦、罗克克里夫、埃森、康斯托克、帕洛马和切萨皮克PHX北海恩斯维尔所有权1：4,796 NRA正在开发的总油井2：69总开工许可证3：23总开工里程4：26 1 2 3 4 1 2 3 4

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收购历史-独家独家收购-自2020年日期价格以来，$M NRA净产量(Mcfe/d)1毛未开发/WIPs1 2020 2,277 297 110 97/21 2021 13,774 2,927 499 768/20 2022 8,292 815 71 729/20总计24,343 4,039 680 1,594/61在当前管理团队的指导下收购了Springboard III感兴趣的区域。来源：公司信息和Enverus；截至2023年1月17日各自收购时的活跃钻井地图

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Woodford密度单元8井/DSU Sycamore密度单元(S)4井/DSU Springboard III更新中部大陆每个DSU的最高就地资源，共同开发密西西比州Sycamore和Woodford页岩的主要运营商进入开发模式，并根据DSU PHX Springboard III所有权1：3,265 NRA总油井进行钻探2：27总活跃钻机3：8总活跃钻机4：2最近油井结果来源：公司信息和Enverus 1截至12/31/2022 2 WIP包括正在钻探的油井和Ducs 3活跃的天然气和石油水平许可4截至1/17/2023 Camino|Sundance Kid 0104 26-35MXH|Sycamore 1 Prod 11/2021(16mo NRI)0.29%LL 10,097‘Cum 585 MBOE6 NRM Prop 2,761#/FT CUM/FT 57.9 MBOE6/FT Continental|Emire 1-17-20XHW|Woodford First Prod 11/2021(12 Mo)PHX NRI 1.18%LL 9,477’Cum 349 MBOE6 NRM Prop 2‘507#/FT CUM/FT 36.9 MBOE6/FT Continental|Bowery 1-16-21 MH|Sycamore第一次生产2021年11月(12月)PHX NRI 0.42%LL 10,217‘CUM 710 MBOE6 NRM道具2,511#/FT CUM/FT 69.5 MBOE6/FT Camino|比利小子0103 29-20-1MXH|Sycamore第一次生产11/2022(13月)PHX NRI 0.06%LL 10,154’CUM 744 MBOE6 NRM道具2,267#/FT 73.3 MBOE6/FT 1 2 3 4 1 2 3 4

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《独家新闻》跳板打50伍德福德毛厚400合并跳板I，II跳板III跳板IV跳板III，就像跳板IV(核心独家新闻)，与合并后的Sycamore&Woodford相比，原地碳氢化合物产量超过3倍，生产超级丰富的天然气(约1,350 BTU)，产出的水最少(约1,350 BTU)IV 515‘厚合并277’厚的合并Sycamore Woodford页岩III 755‘厚的Sycamore Woodford页岩4口井/单元6口井/单元PHX跳板III基础箱1 WineRack~3倍的储层体积注：1 PHX内部创建了一个基本情况开发计划，利用内部专业知识逐段选择未钻井的库存

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公司领导力管理团队头衔具有公司经验查德·斯蒂芬斯·总裁，自2019年以来担任PHX首席执行官兼董事会5名首席执行官高级副总裁-Range Resources企业发展30年，直至2018年退休德克萨斯大学拉尔夫·达米科·高级副总裁获得金融和土地管理学士学位，自2020年以来，PHX首席财务官4名首席财务官20年投资银行经验马里兰大学金融学学士学位；乔治华盛顿大学查德·True VP.会计MBA 3 13年在均富会计师事务所审计和会计职位，顶尖石油天然气和Wexford Capital LP B.S.和俄克拉荷马州立大学Danielle Mezo工程学硕士2>10年油藏工程师经验，俄克拉何马大学SandRidge Energy B.S.石油工程专业油藏工程师和注册专业工程师Carl Vandervoort VP.地质2>14年经验，最近管理着一家买方咨询公司，为私募股权集团和投资组合公司ZEnergy，Inc.勘探经理。阿波罗管理投资组合公司，德克萨斯大学化学学士学位；俄克拉荷马大学地球物理学硕士肯纳·克拉普副总裁土地2>10年土地经验切萨皮克能源公司在海恩斯维尔、伊格尔福德、中大陆和巴尼特页岩拥有各种土地工作经验俄克拉荷马州立大学会计和金融学士学位；俄克拉荷马城市大学JD董事会头衔公司经验马克·T·贝尔曼董事长5自2018年以来一直担任LSB Industries，Inc.首席执行官从2007年到2014年管理董事和斯特恩·阿吉的工业和能源业务投资银行业务从2007年到2014年霍夫斯特拉大学金融学士学位和会计学士学位, 宾厄姆顿大学金融学辅修格伦·A·布朗董事1高级副总裁-2015年至2017年大陆资源勘探1991年至2003年纽约州立大学地质学士学位EOG Resources MidContinental勘探经理；嘉楠科技7布拉伯恩资本合伙公司创始人兼投资组合经理，EQT Corporation和艾森能源有限责任公司董事会成员，南加州大学地质科学有限责任公司，德克萨斯大学奥斯汀分校地球物理学硕士，沃顿商学院彼得·B·德莱尼董事4自2016年起担任特奎斯塔资本合伙公司首席执行官，2007年至2015年担任OGE能源公司董事长兼首席执行官，史蒂文·L·帕肯布什董事1为Elevar Partners创始人兼合伙人，科赫农业能源解决方案公司的总裁于2018年退休，此前他在公司工作了30年，约翰·H·平克顿·董事在堪萨斯州获得农业经济学学士学位，1992年至2012年担任Range Resources Corporation首席执行官，2017年至2022年担任安西诺能源公司执行主席兼董事会主席，德克萨斯基督教大学工商管理学士学位；得克萨斯大学阿灵顿分校硕士

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分析师报道注：Per NYSE公司分析师联系Stifel Nicolaus Derrick Whitfield Whitfield dd@stiFel.com Northland Securities Donovan Schafer dschafer@northlandcapalmarket s.com Seaport Global Securities Nicholas Pope nopole@seaportrp.com

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附录

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Current Hedging Analysis Note: Data as of 12/31/2022 Gas hedge prices are in $/Mcf and Oil hedge prices are in $/bbl Mix of collars and swaps designed to provide upside exposure while protecting downside risk Gas Swaps Gas Collars Total Gas Protection Volume Price Volume Floor Ceiling Volume 1Q'23 560,000 $ 3.25 390,000 $ 5.25 $ 10.53 950,000 2Q'23 420,000 $ 3.43 360,000 $ 3.42 $ 6.62 780,000 3Q'23 420,000 $ 3.43 285,000 $ 3.39 $ 6.52 705,000 4Q'23 380,000 $ 3.41 135,000 $ 3.28 $ 5.98 515,000 2023 1,780,00 $ 3.37 1,170,000 $ 4.01 $ 7.82 2,950,000 1Q’24 - - 390,000 $ 4.50 $ 7.90 390,000 2Q’24 - - 275,000 $ 3.50 $ 4.70 275,000 2024 - - 665,000 $ 4.09 $ 6.58 665,000 Oil Swaps Oil Collars Total Oil Protection Volume Price Volume Floor Ceiling Volume 1Q'23 14,250 $ 71.38 7,500 $ 75.00 $ 96.00 21,750 2Q'23 14,250 $ 74.91 7,500 $ 75.00 $ 96.00 21,750 3Q'23 14,250 $ 74.91 - $ - $ - 14,250 4Q'23 14,250 $ 74.91 - $ - $ - 14,250 2023 57,000 $ 74.02 15,000 $ 75.00 $ 96.00 72,000 1Q’24 - - 5,300 $ 63.00 $ 76.00 5,300 2Q’24 - - 5,100 $ 63.00 $ 76.00 5,100 2024 - - 10,400 $ 63.00 $ 76.00 10,400

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天然气-需求天然气发电量1按燃料类型划分的月度发电量1天然气消费预计到2025年，美国天然气需求将增加10bcf/d以上2023年美国液化天然气出口量预计将达到12.1bcf/d 2023年美国平均产量预计为100bcf/d工业需求强劲，同比上涨约1.5bcf/d长期天然气价格支撑来自该行业持续的资本纪律、发电需求和工业需求的增加来源：1 EIA

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天然气-液化天然气预计美国年出口量增长1优质天然气定价2激增的液化天然气需求目前液化天然气出口产能已全部利用目前正在建设4.4 bcf/d的额外产能，预计到2025年上线由于强劲的发电需求，液化天然气为生产商提供了向全球高端市场供应天然气的机会天然气已从6/30年的低点显著复苏，尽管在自由港液化天然气停电时失去了约2 bcf/d的原料气需求来源：1威廉姆斯公司演示；11/1/2022 2 EIA

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《独家新闻》海恩斯维尔·巴肯堆栈阿科马·费耶特维尔总产量混合净产量(MMcfe/d)1 2.85 7.62 1.32 3.92 3.09 1.33 20.13净特许权使用费英亩10,263 6,725 4,297 7,132 13,076 11,076 52,569许可证文件22 30 3 11 4-70个在PHX Acreage2 7 8 3 3 1-22个钻机运行在PHX Acreage 2.5英里内2 20 31 12 19 1-83顶级运营商注：1截至2022年12月31日止季度；包括Enverus提供的特许权使用费和工作权益产量2，截至2022年12月31日，由Wells in Progress确定，截至2022年12月31日，包括Wells in Procedure 4，截至2022年12/31，由Wells in Products概述by Posive Pablo Energy II LLC 3 3 3 4

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矿产权益-初级矿产权益和特许权使用费权益通常被法律视为不动产权益，因此根据破产法给予额外的保护工作权益所有者根据特许权使用费税率有权获得~75%-85%的生产收入，并承担100%的开发成本和租赁运营费用高级债务高级担保债务股权次级债务矿产权益所有者有权根据特许权使用费费率享有~15%-25%的生产收入

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矿产权益-初级说明性矿产收入生成PHX 100%拥有的未租赁矿产PHX发布租赁PHX收到预付现金奖金，通常是生产收入的20%-25%的特许权使用费作为回报，PHX提供勘探和开发权，运营商承担指定租赁期的100%成本租赁矿产收入份额PHX：20-25%运营商：75-80%成本份额PHX：0%运营商：100%租赁终止，所有未来的开发权恢复到PHX勘探或租赁流程再次开始步骤1矿产永久不动产权益授予一大片土地下的碳氢化合物所有权地表和矿产所有权在大多数情况下几十年来一直在谈判地表所有者在大多数情况下不能合法地阻止矿物的开发在大多数情况下，地面所有者代表着预付款和生产收入的谈判百分比的第三方的权利或凌驾于特许权使用费权益之上的、对租赁权的工作利益构成负担的永久不动产权益获得固定的、免费的生产收入百分比(租赁期限于承租期)1 2 3 4

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非GAAP财务指标对账(百万美元)截至2018年12月31日的年度截至2019年12月31日的年度截至2020年12月31日的年度截至2021年12月31日的年度净收益$13.6($51.6)($26.4)$1.1$17.1(+)衍生工具未实现收益(3.1)2.0 2.3(1.1)0.6(+)所得税支出3.5(16.8)(8.6)0.2 4.4(+)利息支出1.9 1.8 1.2 0.9 1.6(+)DD&A 16.9 17.3 10.6 7.1 7.5(+)减值0.076.8 29.9 0.1 6.1(+)场外衍生产品的现金收入/支付0.0 0.0 0.0 6.1(5.7)(+)限制性股票和递延董事指数0.9 1.0 0.9 1.2 2.6(-)资产销售收益(亏损)8.7 12.9 0.7(1.8)7.5调整后EBITDA$25.0$17.6$9.2$17.4$26.7(-)利息支出1.9 1.8 1.2 0.9 1.6可自由支配现金流$23.1$15.8$8.0$16.5$25.1截至3个月(以百万美元计)12月31日，2021年3月31日2021年6月30日2022年9月30日2022年12月31日2022年净收益$6.7($4.0)$8.6$9.2$3.3(+)衍生工具未实现收益(4.6)11.8(3.3)(1.6)(6.3)(+)所得税支出0.8 0.0 1.0 2.4 1.0(+)利息支出0.2 0.2 0.3 0.5 0.6(+)DD&A 1.6 2.1 2.0 1.6 1.8(+)减值0.0 0.0 0.0 0.0 6.1(+)场外衍生工具的现金收入/付款(2.7)(2.5)(1.3)(1.1)(0.9)(+)限制性股票和递延董事的Exp 0.3 0.5 0.6 1.0 0.6(-)资产销售收益(亏损)(2.1)2.3 0.7 3.6 0.9调整后EBITDA$4.4$5.8$72$8.4$5.3(-)利息支出0.2 0.2 0.3 0.5 0.6可自由支配现金流$4.2$5.6$6.9$7.9$4.7来源：公司备案文件