2023 年 5 月投资者简报纽约证券交易所：PHX 附录 99.2

本演示不构成出售要约、征求购买要约或建议购买PHX Minerals Inc.（“PHX” 或 “公司”）的任何证券。除非通过符合经修订的1933年《证券法》第10条要求的招股说明书或该招股说明书的豁免，否则不得发行证券。关于前瞻性陈述的警示声明本演示包括1933年《证券法》第27A条和1934年《证券交易法》第21E条所指的 “前瞻性陈述”。除历史事实陈述外，本演示文稿中涉及公司预期、相信或预期未来将发生或可能发生的活动、事件或发展的陈述均为前瞻性陈述。“预期”、“计划”、“估计”、“相信”、“期望”、“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与以下内容有关的陈述：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；我们财产的产量水平；对天然气、石油和液化天然气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；我们筹集资金的能力；会计原则、政策或指导方针的变化；财务或政治不稳定行为；战争或恐怖主义；我们投资的房产的所有权缺陷；以及影响我们财产、运营或价格的其他经济、竞争、政府、监管或技术因素。尽管公司认为这些陈述和其他前瞻性陈述中反映的预期是合理的，但公司无法保证此类陈述会被证明是正确的。此类前瞻性陈述受许多假设、风险和不确定性的影响，其中许多是公司无法控制的。这些前瞻性陈述涉及某些风险和不确定性，可能导致业绩与公司管理层的预期存在重大差异。有关这些风险和其他因素的信息可以在公司向美国证券交易委员会提交的文件中找到，包括其10-K表年度报告和10-Q表季度报告，可在公司网站或美国证券交易委员会的网站www.sec.gov上查阅。提醒读者，任何此类陈述都不能保证未来的业绩，实际业绩或发展可能与前瞻性陈述中的预测存在重大差异。本演示文稿中的前瞻性陈述自本文发布之日起作出，公司不承担任何义务因新信息、未来事件或其他原因更新前瞻性陈述。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指标。调整后的息税折旧摊销前利润是一项补充的非公认会计准则指标，供我们的财务报表的管理层和外部用户，例如行业分析师、投资者、贷款人和评级机构使用。PHX将 “调整后的息税折旧摊销前利润” 定义为扣除利息、税项、折旧和摊销前的收益或息税折旧摊销前利润，不包括衍生品的未实现收益（亏损）和资产销售的收益（亏损），包括来自场外衍生品以及限制性股票和递延董事支出的现金收入。PHX在本演讲中提到了调整后的息税折旧摊销前利润，因为它认识到某些投资者认为调整后的息税折旧摊销前利润是衡量我们履行还债义务的能力和评估财务业绩的有用手段。调整后的息税折旧摊销前利润存在局限性，不应单独考虑，也不应将其作为净收入、营业收入、运营现金流或其他根据公认会计原则编制的合并收入或现金流数据的替代品。由于并非所有公司都使用相同的计算方法，因此公司对调整后息税折旧摊销前利润的计算可能无法与其他公司类似标题的指标进行比较。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向美国证券交易委员会提交的文件中披露探明储量，探明储量是地质和工程数据合理确定地表明，未来几年在现有经济和运营条件下可以从已知储层中开采的储量估计值，以及符合美国证券交易委员会对此类术语定义的某些可能和可能的储量。该公司在向美国证券交易委员会提交的文件中仅披露了估计的探明储量。本演示文稿中提及的公司截至2022年9月30日的探明储量估计由独立工程公司Cawley、Gillespie and Associates, Inc编制，符合美国证券交易委员会颁布的定义。有关公司探明储量估计值的更多信息包含在公司向美国证券交易委员会提交的文件中。关于前瞻性陈述的警示声明

概述 PHX 是一家专注于天然气的以增长为导向的矿权公司 3 2020 年 1 月，PHX Minerals 创办了一家引人入胜的公司转型：新的管理层/技术团队——深厚的行业经验新的公司战略——仅来自 “混合” 的新公司名称来自前 Panhandle Oil & Gas — 新名称符合战略新的银行关系 — 更好的财务合作伙伴支持收购战略前公司的储备足迹分散，既包括成熟的传统非营利组织。工作利益特许权使用费（按探明储备价值衡量，分别为60％/40％）没有催化剂来提供可预测/可持续的交易量或储备增长。自2020年以来，通过剥离几乎所有重要非营利资产，将收益和自由现金流重新部署到矿产收购战略中，PHX的特许权使用费量约为85％，按探明储量计算为78％，按销量计算为79％。转型已完成未来的可持续模式和资产负债表

资料来源：公司信息和Enverus 1 基于截至2023年4月28日每股2.71美元，截至2023年3月31日已发行3,691万股全面摊薄后2,600万美元债务减去截至2023年3月31日的手头现金120万美元 3 按营运资本（流动资产减去流动负债，不包括流动衍生品）加上截至2023年3月31日的借款基础可用性计算 4 基于年度0.09美元每股分红 5 总负债/TTM 调整后息税折旧摊销前利润 6 非公认会计准则对账见幻灯片 35-37 7 基于当前的增长趋势 8 截至9月30日的财年/2022 年公司快照主要统计数据纽约证券交易所 PHX 市值 1 100.1 美元 Enterprise Valuedity2 $124.9 流动性3 31.8 美元股息收益率4 3.32% 杠杆5 0.91x 2022 调整后 EBITDA6 26.7 加州 2022 年全权现金流收益率6 ~ 25% 2022 ROCE6,8 ~ 16% 通过开发地点库存实现可持续特许权使用费产量增长 CAGR：约 19% MMCFE 展望 7 4 美元（以百万计）EBITDA6

2020年初设定的战略执行目标截至2023年3月31日的成就高等级资产基础增长特许权使用费产量（更高的利润率/更低的成本）改善视线发展机会退出营运利益资产（更高的成本/更低的利润率）剥离缺乏规模和视线开发的已释放非生产矿产自2020年以来的特许权使用费总量增长：150% 1 矿产收购完成：约1.12亿美元建立了为期10年以上的视线开发地点库存工作利益井道已售出：约 1,380 种未分离的非生产性矿物已售英亩土地：约 24,600 英亩建立强大而可持续的资产负债表降低杠杆率：约 2.5 倍至约 1.00 倍（债务/TTM 调整后 EBITDA2）改善商业银行贷款条款和关系通过卓越的资产表现和更可预测的发展时机增强流动性状况弹性资产负债表旨在抵御大宗商品价格波动成为矿业领域的整合者增长战略与适当的债务管理和股息支付率分配资本为股东创造尽可能好的回报矿产收购交易已完成：61 重点关注目标领域的小规模收购：平均约 180 万美元（在减少竞争的情况下产生更高的回报）产生资本使用回报率 (ROCE) 在 2022 年产生约 16% 的 ROCE3，高于 2019 年和 2020 年的大约 0% 的回报率 1 基于与收购后油井转化相关的新交易量和 2023 年特许权使用费量展望的中点 2 参见幻灯片 9 调整后的息税折旧摊销前利润定义 3 参见幻灯片 9 了解ROCE的定义

提高利润率推动净收入和投资回报率 6 PHX 用来衡量我们的特许权使用费战略和特许权使用费收购计划成功与否的两个关键指标是：资本使用回报率 (ROCE) 1 每股资产净值衡量标准（我们探明和可能储备的 PV-10 价值）资产负债表管理和充足的流动性支撑着我们的战略，以便在能源行业的各个定价周期中蓬勃发展 1 参见幻灯片 37 的非公认会计准则对账 2 基于 Q12023 按年计算；非公认会计准则对账仅限特许权使用费的策略见幻灯片 36运营工作利益策略 2

每股资产净值持续增长 7 自新管理团队开始专属特许权使用费战略工作以来，净资产净值和每股资产净值均持续增长（自2021年初以来在每份公司报告中公布）尽管剥离了非经营性营运权益，但具有矿产收购计划的高评级资产增加了PV10价值，增加了每股资产净值（净负债）低于由DegoLyer & MacNaughton（2021）和考利独立验证的储备价值，Lespie and Associates, Inc (2022) 流动资产基础的风险更低，更高增长概况比 PHX 2020 年之前的传统资产基础仅限特许权使用费策略总额 2P 储备价值 @ PV-10（百万美元）每股资产净值（净负债）截至储备分析汇编之日纽约商品交易所石油和天然气指数下十二个月

稳定的资产负债表和充足的流动性净负债 1 信贷额度预付利率债务的提取百分比/调整后 EBITDA2 (TTM) 流动性3,4 美元（百万美元）来源：公司申报；所有季度均为日历年 1 债务总额减去现金 2 总负债/调整后息税折旧摊销前利润（定义见第 36 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）加上借款基础的可用性 4 Proforma 流动性 1 自2023年5月5日起重新确定借款基础后，第23季度将达到2680万美元

特许权使用费现金流推动股东对石油和天然气销售的价值和已实现的Nat调整后的天然气价格 EBITDA1 调整后的税前 NI2 资本使用回报率3 $ 以百万美元为单位，以百万美元为单位：公司申报；所有季度均为第 1 日历年的净收入计算，不包括衍生品的非现金收益/亏损、所得税支出、利息支出、DD&A、非现金减值、非现金并购、资产销售收益（亏损）和场外衍生品的现金收入/付款 2 经调整后的净收益不包括衍生品的未实现收益、非现金减值、场外现金收入/付款衍生品和资产销售收益（亏损）3 年化息税前利润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/付款以及资产销售的收益（亏损）除以本季度的平均债务和权益

PHX Operational Outlook 1 预先剥离 Eagleford 和 Arkoma 营运权资产，2 不包括未来可能出售的额外营运权资产 Cal.2022 年实际加州2023 年矿产和特许权使用费产量 (Mmcfe) 6,613 7,400 — 8,600 工作利息产量 (Mmcfe) 1 3,0841 1,200 — 1,4002 总产量 (Mmcfe) 9,697 8,600 8,600 — 10,000 百分比天然气 78%-85% 运输、采集和营销（每 mcfe）0.63 0.53-0.58 美元（占对冲前销售量的百分比）4.50% 4.75%-5.75% 25% LOE 支出（以 000 年为单位的绝对值）3,807 美元 1,200 美元至 1,400 美元 Cash G&A（每个 mcfe）1.01 1.00 美元-1.07 美元

重点关注截至 2023 年 3 月 31 日 PHX Minerals1 的 SCOOP 和 Haynesville 顶级运营商；由目前正在钻探的油井、待完工的油井和许可证决定

特许权使用费储备增长战略以特许权使用费储备和产量增长为基础特许权使用费储备特许权使用费产量 MMCFE 复合年增长率：约 51% MMCFE 复合年增长率：约 41%

储备价值摘要美国证券交易委员会定价1 Strip Pricing2 100/7.00 美元固定定价3 PDP PUD 可能可能为 523 323 323 585 美元 1 3P 每年 9 月 30 日储备金 CGA YE22 报告截至2023年3月31日的初步收购、剥离和活动，美国证券交易委员会价格为每桶石油89.40美元，每桶液化天然气38.55美元每立方英尺天然气6.20美元（已证实的体积加权平均价格）每立方英尺天然气储量为2022年9月30日，CGA YE22报告了截至2023年3月31日的收购、剥离和活动预期，WTI/HH 2023的TRIP价格：74.97/2.84美元，2024年：71.10美元/3.63美元，2025年：67.39美元/4.24美元，2026：64.40/4.27 美元，2027：61.68/$4.22，2028：59.36美元/4.24 美元，2029：57.16美元/4.33 美元，2030：54.99/4.35 美元，2031：53.03/4.38 美元，2032：51.49/$4.42，2033：50.17美元/4.53 美元，2034：49.58/4.69 美元，2035+：49.58/4.90美元。每22年9月30日有3P储备金CGA YE22报告了截至2023年3月31日的收购、剥离和活动，固定价格为100.00美元WTI/7.00美元 HH 4 Technical PUD，由Cawley、Gillespie and Associates, Inc.审查和批准，与PUD的所有技术优点相同，但开发时机尚不确定。PHX Technical PUD 很可能是各自运营商的储备金报告中的 POD。5 PROB 计划出台大约 10 年，POSS 6 PV-10 预计使用大约 15 年减去截至2023年3月31日的净负债2480万美元除以截至2023年3月31日的已发行股票总额 PV-10 价值（百万美元）SEC1 Strip2 100美元/7.003 美元 PDP 164.9 93.0 美元 186.0 美元钻探或等待完工 35.6 美元 21.5 39.8 美元许可证 11.3 美元 6.8 美元探明储量总额 211.8 $121.3 $238.6 Technical puds4 97.3 63.8 108.6 PROB5 165.7 107.3 $184.7 POSS5 48.1 30.7 53.3 3P 储量总额 $523.0 323.1 585.2 Proven PV-10 每股6 5.06 美元 2.61 美元 5.79 美元 2P PV-10 每股6 12.19 美元 7.25 美元 13.73 美元 3P PV-10 每股6 13.49 美元 8.08 美元 15.18

按流域子区域划分的特许权使用费利息库存总额 PDP Wells1 Net PDP Wells1 未开发地点1 子区域 PDP Wells 平均值 NRI1 在建油井总数 2 在建净油井3 总许可证净许可证3 总技术 pods4,5 Gross PROB Net PROB5 Gross POSS3,5 SCOOP 1,015 68 0.20 27 0.03 215 0.73 787 2.14 356 1.6 25 Haynesville 436 2.54 90 0.40 31 0.13 256 0.88 125 125 0.57 4 0.00 STACK 375 1.68 21 0.03 12 0.05 71 175 1.07 60 0.79 9 0.00 66 0.24 132 0.83 9 0.15 Arkoma Stack 533 4.75 5 0.00 5 5 0.00 5 0.00 20.00 97 1.74 83 0.92 Fayetteville 1,058 6.36 0 0.00 0 0 0 0 0 0 0 其他 2,029 17.00 5 0.01 8 0.03 0 0 0 0 总计 6,069 38.24 86 0.24 610 2.25 1,316 6.35 512 2.90 总未开发地点 2,653 2,653 注意：1 截至 2023 年 3 月 31 日 2 井在进行中目前正在钻探，油井正在等待完工 3 油井的净利息是内部估计，有待运营商 4 Technical PUD 的确认，经 Cawley、Gillespie and Associates, Inc. 审查和批准，与 PUD 的所有技术优点相同，但开发时机是不确定的。PHX Technical PUD 很可能是各自运营商的储量报告中的 PUD。5 Technical PUD、PROB 和 POSS 网井假设横向 10,000 英尺 2

产油井的年度转化率Covid后我们矿产资产的强劲钻探活动推动了特许权使用费产量的增加总转化率净转化率 1 截至 2023 年 3 月 31 日 1

季度近期钻探库存持续更换在建油井库存将推动未来的特许权使用费增长总库存净库存

Robust Acquisition Process 17 PHX认为，成为我们核心领域的首选聚合商是我们战略的关键组成部分，与任何其他碳氢化合物资产类别一样，特许权使用费自然会耗尽资产，随着时间的推移维持和增加现金流。我们目标是核心领域（SCOOP和Haynesville）的矿产，对地质和既定类型曲线进行全面分析，以最大限度地降低执行风险。典型的收购概况包括已经在生产的组成部分以及已经在生产的组成部分正在处理的特许权使用费正在开发（WiP）或将由信誉良好且信誉良好的运营商随着时间的推移（地点）开发以最大限度地降低时机风险我们的收购计划的目标回报远远超过我们的资本成本（参见 ROCE）以推动股东价值的增加 IRR Payback 大宗商品定价地质类型曲线标题审查外卖能力盆地差异开发时机投入要求 PHX 的 A&D 方法

收购摘要按盆地分列的收购聚焦于SCOOP和Haynesville剧中质量最高的岩石目标包括产量、通过在建油井获得的短期开发机会以及高质量运营商自2020年第一季度以来在SCOOP收购2810万美元和在海恩斯维尔收购7,420万美元准备通过收购实现增长美国国内矿产市场总额估计约为0.5至1万亿美元（2）高度分散主要由私人持有 PHX 总理之一我们核心领域的整合者专注于小型交易，增加机会集和潜在回报市场机会中点 (1)：97% 1 截至2023年3月31日 2 市场规模估计区间的中点。基于环境影响评估的产量数据和截至2021年3月31日的现货价格。假设20％的特许权使用费来自联邦土地，平均特许权使用费负担为18.75％。假设现金流的10倍以得出总市场规模。不包括 NGL 价值和主要特许权使用费权益 2 截至 2023 年 3 月 31 日 PHX、DMCP、KRP、BSM、STR 和 VNOM 的企业价值 1

收购历史海恩斯维尔目前拥有的所有土地，主要是目前在Springboard III感兴趣区拥有的所有土地，都是在现任管理团队的指导下收购的。来源：公司信息和Enverus；截至2023年10月4日的活跃钻机地图 1 截至 2023 年 3 月 31 日

North Haynesville 更新 PHX New High NRI Units SILVER HILL | LIBERTY 29-32HC 001 + 002-ALT | 2 WELL AVG 1st Prod 2021 (12 月) PHX NRI 2.275% AVG 21,45 BCF AVG cum/FT 386 MMCF/FT BLUE DOME | 4 WELLS Prod 12/20212 (11mo) PHX NRI 4.61% AVG IP24 21.5 mmcf/D AVG CUM 3.82 BCF AVG LL 9,902' AVG cum/FT 386 MMCF/FT PALOMA | BAREMORE EST 11H 001 & 002‐ALT | 2 WELLS 1st Prod 6/2021 (17mo) PHX NRI 3.40% AVG IP24 26.5 mmcf/D AVG 4.G 67 BCF AVG LL 4,577' AVG cum/FT 1,020 MMCF/FT TRINITY 正在运行 | SL HEROLD 23‐14H003‐ALT 1st Prod 3/2022 (8 月) PHX NRI 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 2023 年 3 月 31 日 2 口井包括目前正在钻探的油井和等待完工的油井 3 活性天然气和石油水平许可证 4 截至2023年10月4日，来自Enverus的数据运营商正在每单位钻探3-5口井，这表明短期产量和现金流是积极的迹象。自2019年以来，由于新的完井设计降低了盈亏平衡点，核心开发区域已扩大 Key运营商：Aethon、Trinity、Chesapeake、Silverhill、Blue Dome 和 Paloma PHX North Haynesville 所有权1：5,333 NRA Gross Wells In Progress2：62 总活跃许可证3：18 Gross Active Rigs4：23 1 2 3 4

WOODFORD DENSITY UNIT 8 WELLS/DSU SYCAMORE DENSITY UNIT (S) 4 WELLS/DSU Springboard III 更新中部大陆每个 DSU 现有的最高资源，共同开发密西西比梧桐和伍德福德页岩运营商开始填充现有 DSU；早期结果表明 PHX Springboard III 所有权几乎没有降解 1：3,426 NRA Gross Wells IN Progress2：33 Gross Active Permits3：3 Grost Active Rigs4：3 近期油井结果来源：公司信息和 Enverus 1 截至 2023 年 3 月 31 日，2 口在建油井包括目前正在钻探的油井还有待完工的油井 3 活跃天然气和石油水平许可证已提交 4 截至 2023 年 10 月 4 日来自 Enverus 的数据 CAMINO | SUNDANCE KID 0104 26-35MXH | SYCAMORE 1st Prod 11/2021 (16mo) PHX NRI 0.30% LL 10,097' CUM 585 MBOE6 NRM PROP 2,761 #/FT CUM/FT 57.9 MBOE6/FT CONTINENTAL | LEON 2 和 3-26-X23-1423-143 HM | SYCAMORE | 2 WELL AVG 1st Prod 2021 (5mo) PHX NRI 0.75% LL 10,295' CUM 211 MBOE6 NRM PROP 2'507 #/FT cum/FT 20.8 MBOE6/FT CONTINENTAL | BOWERY 1-16-21 MH | SYCAMORE 1st Prod 11/2021 (12mo) PHX NRI 0.42% LL 10,217' CUM 710 MBOE6 NRM Prop 2,2 511 #/FT cum/FT69.5 MBOE6/FT CAMINO | BILLY THE KID 0103 29-20-1MXH | SYCAMORE 1st Prod 11/2022 (14mo) PHX NRI 0.06% LL 10,154' CUM 844 MBOE6 NRM PROP 2,267 #/FT cum/FT 83.2 MBOE6/FT 1 2 3 4

SCOOP Springboard Plays 50 伍德福德总厚度 400 MERGE SCOOP SpringBoard I，II Springboard II Springboard II，就像 Springboard IV（Core SCOOP）一样，原有的碳氢化合物是 MERGE SYCAMORE 的 3 倍以上，伍德福德用最少的产水生产超丰富的天然气（约 1,350 英热单位）SCOOP SpringBoard IV 515' Thick SCOOP SpringBoard III WOODFORD SHALE 4 井/单元 6 井/单位 PHX SpringBoard III Base Case1 Winerack ~3x 水库容积 1 PHX 内部使用以下方法制定了基本案例开发计划内部专业知识可逐节选择未钻孔的库存

公司领导管理团队头衔拥有多年公司经验 Chad Stephens 自 2019 年起担任 PHX 总裁、首席执行官兼董事会董事 5 位首席执行官 SVP — Range Resources 公司发展 30 年，直到 2018 年退休，德克萨斯大学金融与土地管理学士学位 Ralph D'Amico 高级副总裁、首席财务官 2020 年起 PHX 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；乔治华盛顿大学工商管理硕士 Chad True V.P. of 会计 3 >14 年的会计经验审计和会计曾在 Grant Thornton LP、Tiptop Oil & Gas 和 Wexford Capital LP 任职俄克拉荷马州立大学 Danielle Mezo 工程副总裁 3 >13 年油藏工程师经验 SandRidge Energy 石油工程学士学位和持牌专业工程师 Carl Vandervoort 地质副总裁工作经验 3 >14 年，最近管理一家私人买方咨询公司股票集团和投资组合公司勘探经理Zenergy, Inc.，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 Kenna Clapp Land 副总裁 >13 年陆地经验在海恩斯维尔、伊格尔福德、中部大陆和巴内特页岩担任过各种陆地职位俄克拉荷马州立大学会计和金融学学士；俄克拉荷马城市大学董事会法学博士职称年份 Mark T. Behrman 自 2018 年起担任 LSB Industries, Inc. 董事总经理兼投资银行业务主管2007 年至 2014 年 Sterne Agee 的工业和能源实践 Hofstra 大学金融学工商管理硕士和宾厄姆顿大学会计学学士学位 Glen A. Brown 主任 2 高级副总裁 — 2015 年至 2017 年大陆资源勘探经理 1991 年至 2003 年纽约州立大学地质学学士学位；拉斯克鲁塞斯新墨西哥州立大学地质学硕士学位 Lee M. Canaan 董事7 Braeburn Capital Partners, LLC的创始人兼投资组合经理董事会成员为殷拓公司和艾森能源有限责任公司提供南加州大学地质科学学士学位、加州大学奥斯汀分校的地球物理学硕士学位和沃顿大学的金融学工商管理硕士学位 Peter B. Delaney 总监 4 自 2016 年起在 Tequesta Capital Partners 任总裁 2007 年至 2015 年 OGE Energy Corporation 董事兼首席执行官 Steven L. Packebush 董事 1 Elevar Partners, LLC 创始人兼合伙人 2018 年退休后在公司工作了30年后，堪萨斯州立大学的农业经济学学士学位约翰·H·平克顿董事二级首席执行官Range Resources Corporation 从 1992 年到 2012 年担任 Encino Energy 的执行主席兼董事会主席，2017 年至 2022 年在德克萨斯基督教大学获得工商管理学士学位；德克萨斯大学阿灵顿分校硕士学位

分析师报道公司分析师联系人 Stifel Nicolaus Derrick Whitfield whitfieldd@stifel.com Northland Securities donovan Schafer dschafer@northlandcapitalmarkets.com Alliance Global Partners Jeff jgrampp@allianceg.com npope@seaportrp.com

附录

当前的套期保值头寸组合旨在提供上行敞口，同时保护下行风险注意：数据截至2023年3月5日；天然气对冲价格以美元/立方英尺为单位，石油对冲价格以美元/桶为单位

天然气 — 需求天然气发电量1 按燃料划分的每月发电量1 天然气消耗量1 1 EIA 优质天然气定价1

天然气——液化天然气预计美国出口量年增长1 经批准的大规模液化设施 1,2 液化天然气需求激增当前液化天然气出口能力已全部投入使用额外产能 61 亿立方英尺/日目前正在建设中，预计将于 2025 年上线 LNG 为生产商提供向全球优质市场供应天然气的机会 1 Williams 公司演讲；02/21/2023 2 EIA

Scoop Haynesville Bakken Stack Arkoma Fayetteville 总产量组合净产量 (mmcFe/d) 1,2 2.74 2.18 3.42 2.21 27.58 净版税 Acres1 10,621 4,297 7,972 12,569 许可证 1 27 31 3 12 5-86 在 PHX Acreage3 上运行的钻机 8 15 0 2-25 台钻机在距离 PHX Acreage3 2.5 英里范围内运行 18 40 5 18 18 1-82 顶级运营商 1 截至2023年3月31日的季度 2 包括特许权使用费和工作权益产量 3 截至 2023 年 10 月 4 日由 Enverus 提供 4 截至 2023 年 3 月 31 日，由目前正在钻探的油井、等待钻井决定竣工时和许可证 5 截至 2023 年 3 月 31 日，由生产油井确定。按盆地 4 4 4 4 4 4 5 4

矿产权益的定义说明矿产创收未释放的矿产由 PHX 发行 a Lease a Lease PHX 获得预付现金奖励，通常按生产收入获得 20-25% 的特许权使用费。作为回报，PHX 提供勘探和开发的权利，在指定租赁期限内承担 100% 的成本租赁收入份额 PHX：20-25% 运营商：75-80% 成本分成 PHX：0% 运营商：100% 租赁终止后终止租约，所有未来开发权归还给 PHX 进行探索或再次租赁流程从第 1 步开始 Minerals 授予一片土地上的碳氢化合物所有权的永久不动产权益几十年来，在大多数情况下，地表所有者无法合法阻止矿产的开发。代表钻探和生产碳氢化合物的权利或将该权利出租给第三方以获得预付款和商定的生产收入百分比 orRight获得固定的、无成本的生产收入百分比（期限于租赁财产的使用寿命）1 2 3 4

特许权使用费利息与工作权益 PHX 认为，与营运利息资产相比，特许权使用费资产提供更高的风险调整后回报说明性利润比较工作利息 mcfe 收入 3.00 美元减去：特许权使用费负担（0.60 美元）（1）减去：税收（0.15 美元）减去：运输（0.25 美元）现金利润（%）33.0% Royalty Mcfe 收入 3.00 减去：LOE-减去:税收（0.15 美元）减去：运输（0.20 美元）(2) 现金利润 ($) 2.65 美元现金利润 (%) 88.0% 非经营性营运权益所有权占其中的百分之一与碳氢化合物油井相关的开发和生产成本。非经营的营运权益所有者在向特许权使用费利息所有者支付收入后获得收入份额。矿产权益是不动产，它使所有者有权永久享有与地表以下碳氢化合物有关的所有权利。特许权使用费利息由矿产权益产生，使所有者有权在不产生开发和运营成本的情况下获得碳氢化合物销售总收入的一定百分比。特许权使用费所有者的交易量来自营运利息特许权使用费负担 1 假设租赁特许权使用费负担为 1/5 2 部分租赁是免费的，所有运输费用均由运营商支付

特许权使用费权益的风险小于工作权益 32 特许权使用费和非经营性营运权益资产类别的定价周期风险相同，但是，与其他碳氢化合物资产类别相比，特许权使用费资产的风险较小。与特许权使用费相关的最大风险是缺乏对开发时机的控制非运营营运权益资产具有与特许权使用费所有者承担的时间不确定性相似，非经营性营运权益资产承担的全部成本特许权使用费所有者不受租赁运营支出的影响，SGL &A管理费用或修缮费用增加风险资本支出风险敞口运营成本风险环境责任时机风险运营商破产风险 E&P（非运营营运利益）E&P（运营营运权益）特许权使用费

特许权使用费权益的交易倍数高于工作权益 33 投资者在公开市场上对工作利益和特许权使用费公司的看法不同特许权使用费公司的交易价格高于工作利益公司，这主要是由于业务的风险降低和资本密集度降低。随着时间的推移，PHX认为，随着市场认可特许权使用费策略的成功，其企业价值/息税折旧摊销前利润率（经规模调整后）应该会提高来源：Stifel Nicolaus的研究报告 2023 年 1 月 5 日发布

矿产为不动产矿产和特许权使用费权益通常被法律视为不动产权益，因此根据破产法获得额外保护工作利益所有者有权获得约75-85％的生产收入基于特许权使用费率，并承担开发成本和租赁运营支出的100％优先债务优先担保债务权益次级债务矿产权益所有者有权获得约15-25％的生产收入基于特许权使用费率

非公认会计准则财务指标对账来源：截至2018年12月31日的公司申报（百万美元）截至2019年12月31日止年度截至2020年12月31日止年度截至2021年12月31日的年度净收入13.6美元（51.6）（26.4）1.1 美元 17.1 美元（+）衍生品未实现收益（3.1）2.0 2.3（1.1）（+）所得税支出 3.5（16.8）（8.6）（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 7.5 (+) 减值 0.0 76.8 29.9 0.1 6.1 (+) 场外衍生品的现金收入/付款 0.0 0.0 0.0 6.1 (5.7) (+) 受限制股票和递延董事的经验值 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 调整后的息税折旧摊销前利润 25.0 $17.6 $17.4 26.7 (-) 利息支出 1.9 1.8 1.2 0.9 1.6 全权现金流 23.1 $15.8 $8.0 16.5 $25.1

截至3个月的非公认会计准则财务指标对账截至3个月（百万美元）2022年3月31日2022年9月30日2022年12月31日2022年12月31日净收益（4.0美元）8.6美元9.2美元3.3美元（+）衍生品未实现收益 11.8 (3.3) (1.6) (6.3) (3.2) (+) 所得税支出 0.0 1.0 2.4 1.0 1.0 (+) 利息费用 0.2 0.3 0.5 0.6 0.6 (+) DD&A 2.0 1.6 1.8 1.9 (+) 减值 0.0 0.0 0.0 6.1 0.0 0.0 0.0 (+) 场外衍生品的现金收入/付款 (2.5) (1.1) (0.9) (0.4) (+) 限制性股票和递延董事经验值 0.5 0.6 1.0 0.6 0.6 (-)资产销售收益（亏损）2.3 0.7 3.6 0.9 4.4 调整后的息税折旧摊销前利润 5.8 美元 7.2 美元 8.4 美元5.3 $5.3 7.7 (-) 利息支出 0.2 0.3 0.5 0.6 0.6 全权现金流 5.6 $6.9 $7.9 $7.1 调整后息税折旧摊销前利润 5.8 $7.2 $5.3 $7.3 $7.7 (-) DD&A 2.1 1.6 1.9 息税前利润 $3.7 $5.2 $6.9 $5.9 年化息税折旧摊销前利润 $5.8 $7.2 $5.3 $7.7 (-) DD&A 2.1 1.6 1.8 息税前利润 $3.7 $5.2 $6.9 $5.9 $5.9 $5.9 8 $20.8 27.5 $14.0 23.4 起始债务 20.0 24.0 28.3 28.3 33.3 期末债务 24.0 28.3 28.3 28.3 26.0 平均负债 22.0 26.2 28.3 28.8 30.7 初始股东权益 88.7 98.0 107.8 110.2 平均值股东权益 86.5 91.4 102.9 108.9 108.9 115.2 总资本 108.5 117.5 美元 131.2 美元 139.7 美元 144.8 ROCE 14% 18% 22% 10% 16% 来源：公司文件

非公认会计准则财务指标对账来源：截至2016年9月30日的公司申报（百万美元）截至2017年9月30日的年度截至2018年9月30日的年度截至2019年9月30日的年度截至2020年9月30日的年度截至2021年9月30日的年度截至2022年9月30日的年度净收益美元（10.3）3.5美元 14.6美元（40.7）（24.0 美元）（6.2 美元）20.4 美元（+) 衍生品未实现收益 4.6 (0.9) 3.9 (5.9) 3.2 4.3 (+) 所得税支出 (7.7) 0.7 (12.7) (13.5) (8.3) (0.7) 4.2 (+) 利息支出 1.3 1.7 2.0 1.3 1.2 (+) DD&A 24.5 18.4 18.2 11.3 7.7 (+) 减值 12.0 0。7 0.0 76.8 29.9 0.1 0.0 (+) 场外衍生品的现金收入/付款 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 8.8 (7.5) (+) 限制性股票和递延董事的经验值 1.1 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 2.4 (-) 资产销售收益（亏损）2.7 (0.1) (0.7) 18.7 4.0 0.3 4.4 调整后的息税折旧摊销前利润 22.9 24.7 27.7 27.6 19.2 $10.5 $15.7 1.0 1.0 1.0 2.4 &A 24.5 18.4 18.4 18.2 11.3 7.7 7.3 息税前利润（1.6 美元）6.3 美元 9.2 美元 1.0 美元（0.8 美元）8.0 $18.5 起始债务 65.0 44.5 52.2 35.4 28.8 17.5 平均负债 54.8 48.4 43.2 32.1 23.1 22.9 起始股东权益 127.0 115.2 116.7 128.8 79.3 63.0 78.7 终止股东权益 115.2 116.7 128.8 79.3 63.0 78.7 107.8 平均股东权益 121.1 115.9 美元122.7 104.0 70.9 93.2 总资本 175.8 美元164.3 $174.3 103.2 93.2 93.2 93.2 93.2 93.2 93.2 93.2 93.2 93.2 93.2 93.2 103.2 93.2 93.2 93.2 93.2 93.2 93.2 93.2 93.2 103.2 93.2 93.2 93.2 93.2 103.2 93.2 93.2 93.2 93.2 93.