2023 年 11 月投资者简报纽约证券交易所：PHX 附录 99.2

本演示文稿不构成出售要约、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其豁免，否则不得发行证券。关于前瞻性陈述的警示声明本演示文稿包括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、认为或预计将来会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”、“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性；我们物业的产量水平；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；金融或政治不稳定行为；战争或恐怖主义；我们投资的房产的所有权缺陷；以及影响我们的财产、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，可能导致结果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表现，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截至本文发布之日作出，公司没有义务根据新信息、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，供管理层和财务报表的外部用户（例如行业分析师、投资者、贷款机构和评级机构）使用。PHX将 “调整后的息税折旧摊销前利润” 定义为未计利息、税项、折旧和摊销前的收益（EBITDA），不包括衍生品的未实现收益（亏损）和资产出售收益（亏损），包括来自场外衍生品（付款）、限制性股票和递延董事费用的现金收入。PHX在本演示文稿中引用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偿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，不应孤立地考虑，也不能替代根据公认会计原则编制的净收入、营业收入、运营现金流或其他合并收益或现金流量数据。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的同名衡量标准相提并论。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肯定地表明，在现有经济和运营条件下，未来几年可以从已知油藏中开采的储量估计，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。本演示文中引用的公司截至2023年6月30日的估计探明储量由独立工程公司Cawley、Gillespie and Associates, Inc.编制，符合美国证券交易委员会颁布的定义。有关公司估算的探明储量的其他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产权公司 3 2020 年 1 月，PHX Minerals 开始了戏剧性的公司转型：具有深厚行业经验的新管理层/技术团队专注于增长的新矿业公司战略专注于增长在活跃运营商的带领下提前收购矿产以更好地与战略保持一致前公司的储备足迹分散，包括成熟的非运营营运权益和特许权使用费利息从历史上看，没有任何催化剂可以提供可预测/可持续的产量或储量增长。自2020年以来，通过剥离几乎所有重要的非运营营运营运权益资产，并将所得款项和自由现金流重新部署到矿产收购策略中，可预测的视线开发提供了增长催化剂可钻探地点的深度库存可增加年产量和现金流如今，按产量计算，PHX的特许权使用费约为88％，探明储量为80％。转型完成未来的可持续模式和资产负债表

来源：公司信息和 Enverus 1 基于截至2023年10月20日的每股3.55美元以及截至2023年9月30日已发行的3,700万股已发行股票 2 市值加上3,080万美元的债务减去截至2023年9月30日的120万美元手头现金 3 按营运资金（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计算；按预计计算，2023年第三季度包括5000万美元的借款基础，该基础最近从4,500万美元有所增加，这是最后敲定的重新决定的一部分2023年11月6日。参见附录4中的非公认会计准则对账基于每股0.12美元的年化股息 5 债务总额/TTM 调整后的息税折旧摊销前利润；参见附录6中的非公认会计准则对账见附录7中的非公认会计准则对账截至2023年9月30日（见第12页）8 截至2023年9月30日；PHX还拥有166,232英亩的未使用特许权使用费，标准化为每年的1/8特许权使用费9 3便士储备金年度报告 proforma proforma 截至2023年9月30日的收购、剥离和活动，美国证券交易委员会的价格为每桶石油77.70美元，每桶液化天然气29.46美元，每立方英尺3.26美元天然气（探明体积加权平均价格）公司快照关键统计数据市值1 131.4美元企业价值2 160.9美元流动性3 24.4美元股息收益率4 3.38％ 杠杆率5 1.31倍 2022 年调整后 EBITDA6 26.7 美元年初至今 2023 年调整后 EBITDA6 18.1 加元可自由支配现金流收益率 6 ~ 25% 加元 2022 年 ROCE6 ~ 3P 储量的 15% — 天然气9 ~ 76% 净租赁特许权使用费增幅 8 92,948 通过转换现有矿产地点库存实现可持续的特许权使用费产量增长（见第 16 和第 17 页）MMCFE Outlook7 百万美元复合年增长率：约 20.8%

2020年初设定的战略执行目标截至2023年9月30日取得的成就高等级资产基础增加特许权使用费产量（更高的利润率/更低的成本）改善视线开发机会退出营运权益资产（更高的成本/更低的利润）剥离缺乏规模和视线开发的未开采矿产自2020年以来的特许权使用费总额增长：150% 1 Minerals收购：约1.27亿美元建立了为期10年以上的视线开发地点库存工作兴趣已售出：1,382 未开采的非生产矿物已售英亩土地：约25,400英亩建立强劲而可持续的资产负债表降低杠杆率：约2.5倍至约1.3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开发时机增强流动性状况成为矿业领域的整合者实施与适当的债务管理和股息支付比率平衡的增长战略分配资本以为股东创造尽可能好的回报矿产收购交易：71 把重点放在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年产生了约15％ ROCE2，高于2019年和2020年的约0％。纯特许权使用费策略下的回报率由与收购的油井转化相关的新交易量推动 1 基于2020财年的特许权使用费量330亿立方英尺和2023年特许权使用费量展望的中点 2 参见附录中的非公认会计准则对账改进资产负债表抵御大宗商品价格的波动

提高利润率推动收益和投资回报率6 PHX用来衡量我们的纯特许权使用费策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）每股资产净值衡量标准（我们的探明和可能储备的 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 定义为息税前利润，不包括衍生品的非现金收益/亏损、非现金减值、非现金并购、场外现金收入/场外付款本季度资产销售的衍生品和收益（亏损）除以平均债务和权益 2 参见附录中的非公认会计准则对账仅限特许权使用费策略非经营性营运利息策略 2

每股资产净值持续增长7自从新的管理团队领导下开始纯特许权使用费策略以来，无论是绝对资产还是每股资产净值都有显著改善（自2021年初以来发布在每份公司简报中）自Degolyer & MacNaughton（2021）和Cawley独立验证的策略变化以来，通过矿产收购计划进行高评级资产尽管剥离了非经营性营运权益，但PV10的价值有所增长，每股资产净值也有所增加，低于储备值并增加了每股资产净值 Espie and Associates, Inc.（2022-2023）当前资产基础有与2020年之前的PHX遗留资产基础相比，风险更低，增长前景更高，总2P储备价值 @ PV-10（百万美元）每股资产净值扣除负债后十二个月纽约商品交易所截至的石油和天然气储量分析汇编完毕

特许权使用费现金流推动股东价值特许权使用费产量和已实现天然气价格调整后 EBITDA1 调整后的税前 NI2 已用资本回报率 3 美元（百万美元）来源：公司申报文件；所有季度均为日历年 1 按净收入计算，不包括衍生品的非现金收益/亏损、所得税支出、DD&A、非现金减值、非现金并购、资产销售收益（亏损）和场外现金收入市场衍生品；参见附录2中的非公认会计准则对账调整后的税前净收益衍生品未实现收益、非现金减值、场外衍生品的现金收入/付款以及资产出售的收益（亏损）；参见附录3中的非公认会计准则对账年度化息税前利润，不包括衍生品的非现金损益、非现金减值、非现金并购、场外衍生品的现金收入/付款，以及本季度资产销售收益（亏损）除以平均负债和权益；参见附录中的非公认会计准则对账

稳定的资产负债表和充足的流动性净负债 1 从信贷额度提取的百分比4 债务/调整后的 EBITDA2 (TTM) 流动性3,4 百万美元来源：公司文件；所有季度均为日历年 1 总债务减去现金 2 债务总额/调整后息税折旧摊销前利润；参见附录 3 中的非公认会计准则对账计算得出的营运资金（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；参见非公认会计准则附录4中的对账按形式计算，2023年第三季度包括5000万美元作为2023年11月6日最终确定的最后一次重新决定的一部分，借款基础最近从4,500万美元增加

强劲的单位指标受仅限特许权使用费策略的推动 1 包括场外衍生品结算的收益和付款 2 没有液化天然气结算的衍生品合约 3 参见附录4中调整后息税折旧摊销前利润和全权现金流的非公认会计准则对账现金支出见下一张幻灯片

仅限特许权使用费的策略推动的强劲利润率 1 包括场外衍生品结算的收益和付款；没有以液化天然气结算的衍生品合约 2 见附录中的非公认会计准则对账

PHX 运营展望 1 Eagleford 和 Arkoma 营运权益资产的形式剥离，不包括未来可能出售的额外营运权益资产 2 参见附录 Cal 中的非公认会计准则对账表。2022 年实际总计 2023 年年初至今实际总值2023 年展望矿产和特许权使用费产量 (Mmcfe) 6,613 6,177 8,000 — 8,400 周转权益 (Mmcfe) 3,084 958 1,200 — 1,4001 总产量 (Mmcfe) 9,697 7,135 9,200 — 9,800 百分比天然气 78% 80% 79%-81% 运输、采集和营销（每个 mcfe）0.63 0.38 0.37 美元-0.42 美元套期保值前销售额）4.50% 5.10% 5.00%-5.50% LOE 费用（按千年的绝对值计算）3,807 美元 1,274 美元 1,500 美元-1,700 美元现金 G&A（每个 mcfe）2 1.01 美元 0.99 美元-1.02 美元 2023 年日历产量源自已投产的油井以及运营商目前正在钻探/完成的油井特许权使用费的增长得益于活跃运营商领导下对我们重点领域核心地区高质量未钻探地点库存的矿产收购

专注于 SCOOP 和海恩斯维尔 PHX Minerals 的主要运营商

特许权使用费储备增长通过转换现有矿产地点库存实现可持续的特许权使用费储备和产量增长特许权使用费产量 MMCFE 复合年增长率：~ 51% MMCFE 复合年增长率：~ 41%

每年转化为生产油井我们的矿产资产的强劲钻探活动提供了可持续的年度特许权使用费产量增长总转化率净转化率 1 截至 2023 年 9 月 30 日 1

季度短期钻探库存未钻探地点库存的持续转换将推动未来的特许权使用费增长总库存净库存

按流域次区域划分的特许权使用费权益清单总产值油井1 净开发油井1 未开发地点1 次区域 PDP 油井平均值 NRI1 在建油井总量2 净在建油井3 总许可证净许可数 3 技术普鲁兹4 净技术 PUDS3,4,5 POSS 总额 POSS 净产值3,5 SCOOP 1,063 4.495 52 0.128 198 0.684 800 2.346 353 1.251 海恩斯维尔 536 3.143 97 0.538 28 0.095 230 0.788 143 0.525 4 0.003 堆栈 398 1.743 13 0.034 7 0.031 71 0.391 172 1.056 60 0.576 Bakken 619 1.786 0.006 65 0.829 9 0.146 Arkoma Stack529 4.757 4 0.003 5 0.002 2 0.003 97 1.745 83 0.924 费耶特维尔 1,073 6.454 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 其他 2,020 16.728 11 0.021 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 共计 6,238 39.106 185 0.808 93 0.283 566 2.109 1,349 6.501 509 2.900 总未开发地点 2,702 2,702 注：1 截至 2023 年 9 月 30 日，2 口在建油井包括目前正在钻探的油井和等待完工的油井 3 油井的净利息是内部估算值，有待运营商确认 4 个 Technical PUD，由 Cawley、Gillespie and Associates, Inc. 审查和批准，共享所有技术优点的 PUD，但开发时机尚不确定。在各自的运营商储量报告中，PHX 技术 PUD 最有可能是 PUD。5 个技术 PUD、PROB 和 POSS 净井假设横向深度为 10,000 英尺 7 目前，井数并未考虑所有未来储量，例如海恩斯维尔的波西尔或与 150,000 英亩未开采矿产相关的储量 2 未钻探地点库存的持续转换将推动未来的特许权使用费增长

储量价值摘要美国证券交易委员会定价1 Strip Pricing2 100美元/6.00美元统一定价326美元 315美元 525美元每CGA年中报告预计收购、剥离和活动截至2023年9月30日美国证券交易委员会价格为每桶石油77.70美元，每桶液化天然气29.46美元，每立方英尺天然气3.26美元（探明量加权平均价格）) 截至2023年9月30日，每份CGA年中报告有2笔3便士的储备金预计收购、剥离和活动，2023年WTI/HH STRIP价格：85.96美元/3.29美元，2024年：80.18美元/3.55美元，2026年：71.42美元/4.06美元，2027年：68.60美元/3美元。99，2028 年：66.18美元/3.89美元，2029年：63.96美元/3.88美元，2030年：61.82美元/3.78美元，2031美元：59.99美元/3.73美元，2033：57.13美元/3.81美元，2034：56.47美元/3.91美元，2035年以上：56.47美元/4.10美元。每个CGA Mid有3便士储备金截至2023年9月30日，年度报告预计收购、剥离和活动，统一价格为100.00美元WTI/6.00美元 HH 4技术PUD由Cawley、Gillespie and Associates, Inc.审查和批准，共享PUD的所有技术优势，但开发时机尚不确定。PHX Technical PUD 在各自运营商的储备报告中可能是 PUD。5 PROB 计划使用大约 10 年，POSS 预计 15 年。6 PV-10 减去截至 2023 年 9 月 30 日的 2950 万美元净负债除以截至 2023 年 9 月 30 日的已发行股份总额 7 此时，并未考虑所有未来储量，例如海恩斯维尔的波西尔储量，或与15万英亩未开发矿产储量相关的储量 PV-10 价值 ($mm) SEC1 Strip2 100 美元/6.003 美元 PDP 98.1 96.4 美元 167.9 钻探或等待完工 20.2 美元 21.0 35.9 美元许可证 6.9 美元 7.1 11.3 美元探明储量总额 125.2 美元 124.4 215.1 技术 PUds4 51.2 51.6 美元 83.6 美元 PROB5 116.6 美元 110.5 美元 177.7 POSS5 33.0 28.8 美元 48.4 3P 储量总计 326.1 美元 315.3 美元 524.8 美元已证实 PV-10 每股 6 美元 2.59 美元 5.02 美元 12.95 美元 3P PV-10 每股 8.01 美元 7.73 美元 13.73 美元 39 PV-10

稳健的收购流程 19 PHX认为，成为核心领域的首选聚合商是我们战略的关键组成部分。特许权使用费，就像任何其他碳氢化合物资产类别一样，自然会耗尽资产，需要进行再投资以维持和增加现金流。我们将核心区域（SCOOP和Haynesville）的矿产作为目标，全面分析地质情况和既定的类型曲线，以最大限度地降低执行风险。收购的典型概况还包括已经生产的部分作为正在处理中的特许权使用费正在开发（WIP）或将由信誉良好和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重点关注活跃运营商以最大限度地降低开发时机风险我们的收购计划目标是回报远远超过资本成本（见ROCE）以推动股东价值增加 IRR Payback MOIC 大宗商品定价地质类型曲线标题审查外卖流域差异开发时机输入要求 PHX 的 A&D 方法

收购摘要按年划分的盆地收购重点关注SCOOP和Haynesville矿业中最高质量的岩石，目标包括产量、在建油井的短期开发机会以及优质运营商的额外上行潜力，自2020年第一季度以来，SCOOP的收购为3200万美元和海恩斯维尔的8,560万美元有望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 (2) 高度分散主要由私人拥有 PHX 完全有能力成为首屈一指的公司之一我们核心领域的整合者关注小型交易会增加机会集和潜在回报市场机会中点 (1)：97% 1 截至2023年9月30日 2 市场规模估算区间的中点。基于截至2021年3月31日的环境影响评估和现货价格的生产数据。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％。假设现金流的倍数是10倍，以得出总市场规模。不包括 NGL 价值和压倒性的特许权使用费权益 3 截至 2023 年 3 月 31 日 PHX、DMCP、KRP、BSM、STR 和 VNOM 的企业价值 1

收购历史目前在海恩斯维尔拥有的所有土地，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资料来源：公司信息和 Enverus；截至2023年9月10日的活跃钻机地图 1 截至2023年9月30日 1

North Haynesville 更新 PHX 新高 NRI 单位西南部 | GEP /LEE DSU | 5 WELL AVG 1st Prod 8/2022 (11 月) PHX NRI 2.296% 5 AVG IP 31.2 mmcf/D 平均值 7.8 BCF AVG LL 8,448' AVG CUM/FT 切萨皮克 | GRAF 26&23-14HC | 3 WELL AVG 1st Prod 4/2023 (3mo) PHX NRI 0.543% 平均值 IP24 31.9 mmcf/D 平均值 2.43 BCF AVG LL 10,001' AVG CUM/FT 223 MMCF/FT 切萨皮克 | mmrtnez 20&17 HC | 3 WELL AVG 1st Prod 5/2023 (3mo) PHX NRI 0.650% AVG IP24 27.9 mmcf/D AVG G CUM 2.0 BCF AVG LL 9,749' AVG CUM/FT 202 MMCF/FT 切萨皮克 | MAYO 13&12-16-14 HC 001-ALT 1st Prod 8/2022(8mo) PHX NRI 0.886% IP24 34.4 mmcf/D CUM 6.726 BCF LL 9,859' CUM/FT 682 MMCF/FT 来源：公司信息和 Enverus 1 截至 2023 年 9 月 30 日 2 口在建油井包括目前正在钻探的油井和等待完工的油井 3 提交的活性天然气和石油水平许可证 4 截至 2023 年 9 月 10 日的 Enverus 数据 5 NRI 是内部估计，有待运营商的确认。运营商每单位钻井3-5口井，这是短期产量和现金流的积极迹象。自2019年以来，随着新完工，核心开发区域已扩大设计降低了盈亏平衡点主要运营商：Aethon、Trinity、Chesapeake、Silverhill、Blue Dome 和 Paloma PHX North Haynesville 所有权1：6,646 NRA（PHX Haynesville 总所有权 8,120 NRA）总活跃许可证3：25 总活跃钻机4：21 1 2 3 4 1 2 3 4

Springboard III Update 中部大陆每个 DSU 现有资源最高，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的 DSU；早期结果显示亲子退化几乎没有或根本没有 PHX Springboard III 所有权1：3,708 NRA 总活跃钻机3：10 活跃钻机总量4：4 近期油井结果来源：公司信息和 Enverus 1 截至 2023 年 9 月 30 日 2 口在建油井包括目前正在钻探的油井和等待完工的油井 3 活性天然气和水平石油截至 2023 年 9 月 10 日，来自 Enverus 的 4 个数据 COURBET SYCAMORE DSU | 6 WELL AVG 1st Prod 4/2023 (4mo) PHX NRI 0.384% LL 8,169' Avg 90 Day Cum 114 MBOE6 NRM Prop 3,020 #/FT Avg Cum Prod 197 MBOE6 CONTINENTAL | LEON 2 和 3-26-23-14XHM | SYCAMORE | 2 WELL AVG 1st Prop 2022 年 9 月 (11 月) PHX NRI 0.886% LL 10,295' 平均 90 天精液 121 MBOE6 NRM 道具 2'507 #/FT Cum Prod 379 MBOE6 CONTINENTAL | COURBET WOODFORD DSU | 9 WELL AVG 第一产品 4/2023 (4mo) PHX NRI 0.363% LL 11,378' 平均 90 天精液 11,378' MBOE6 NRM 道具 2,513 #/FT 平均值 Cum Prod 177 MBOE6 CAMINO | RINGERRANCH 2 & 3 -20-17XHM | SYCAMORE | 2 WELL AVG 第一产品 4/2023 (4mo) PHX NRI 1.246% LL 10,226' Avg 90 Day Cum 129 MBOE6 NRM PROP 2,508 #/FT Avg Cum Prod 182.4 MBOE6 1 2 3 3 4

STACK MERGE SCOOP MERAMEC OSAGE/SYCAMORE WOODFORD SHALE STACK | MERGE | SCOOP The SCOOP 是俄克拉荷马州的首部剧本，拥有最多的就地资源和最少的水平目标。SCOOP 和 STACK 之间的过渡是厚度阻止堆叠发育的 Meramec 所有 3 个区域均来自伍德福德的气体和最少的产水 1 PHX 内部计划所有未钻探的库存逐节列出，以上代表了该区域的估计值每个区域的油井，但是当地有些区域会有所不同 MERGE SCOOP STACK A A'WOODFORD 页岩 OSAGE MERAMEC WOODFORD 页岩 SYCAMORE SYCAMORE STACK MERAMEC SCOOP A A'已预订地点未预订地点

公司领导管理团队头衔年份有公司经验 Chad Stephens 总裁、CEO 兼董事会董事 5 年 2019 年起担任 PHX 首席执行官 SVP — Range Rasources 公司开发 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 4 年起担任 PHX 首席财务官 20 年投资银行工作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 会计副总裁 3 >14 年的会计工作经验审计和会计曾在Grant Thornton LP、Tiptop Oil & Gas和Wexford Capital LP担任俄克拉荷马州立大学会计学学士和硕士学位 Danielle Mezo 工程副总裁 3 >13 年的油藏工程师经验俄克拉荷马大学石油工程学士学位和持牌专业工程师 Carl Vandervoort 地质学副总裁 3 年以上 16 年的经验，最近管理过一家买方咨询公司适用于私募股权集团和投资组合公司的勘探经理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 土地副总裁 3 >13 年的土地经验 Chesapeake Energy 在海恩斯维尔、伊格尔福德、中部大陆和巴尼特页岩担任过各种土地职位，获得俄克拉荷马州立大学会计与金融学学士学位；俄克拉荷马城市大学董事会法学博士在公司任职年份经验 Mark T. Behrman 自 2018 年起担任 LSB Industries, Inc. 的第五任主席、首席执行官、董事总经理兼投资银行主管2007 年至 2014 年 Sterne Agee 的工业和能源实践：霍夫斯特拉大学金融学工商管理硕士、宾厄姆顿大学会计学学士，辅修金融学 Glen A. Brown 董事 2 高级副总裁（2015 年至 2017 年）大陆勘探经理 1991 年至 2003 年纽约州立大学地质学学士；拉斯克鲁塞斯新墨西哥州立大学地质学硕士 Lee Canam 董事 7 Braeburn Capital Partners, LLC 创始人兼投资组合经理董事会成员为殷拓集团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地球物理学硕士学位以及沃顿商学院金融学工商管理硕士彼得·德莱尼自2016年起担任Tequesta Capital Partners董事4位负责人 2007 年至 2015 年担任奥吉能源公司董事长兼首席执行官 Steven L. Packebush 董事 1 Elevar Partners 创始人兼合伙人 Koch Ag & Energy Solutions Llacey Llacey Llaney 总裁在公司工作 30 年后于 2018 年退休 John H. Pinkerton 获得堪萨斯州立大学农业经济学学士学位1992 年至 2012 年，Range Resources Corporation 2017 年至 2022 年担任恩西诺能源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；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 约翰逊·赖斯查尔斯·米德 cmeade@jrco.com 北国证券多诺万·谢弗 dschafer@northlandcapitalmarkets.com 联盟全球合伙人杰夫·格兰普海港环球证券尼古拉斯·波普 jgrampp@allianceg.com npope@seaportrp.com

附录

当前的对冲头寸包括项圈和掉期的组合，旨在提供上行敞口，同时保护下行风险注意：截至2023年10月20日，交易量对冲；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——持续需求增长天然气发电量1 按燃料类型划分的月发电量1 天然气消耗量1 1 EIA 美国对墨西哥的天然气管道出口在2023年6月创下月度历史新高，达到68亿立方英尺/日，预计将于2024年上线 20座总容量为7.7吉瓦的燃气发电厂——加州公用事业委员会最近投票决定增加艾丽索峡谷的天然气在发电量中所占的份额佛罗里达州在2022年为75％，而2002年的这一比例为31％

天然气 — 液化天然气需求激增预测美国出口年产量增长1 大型获批液化设施 1 当前液化天然气出口能力已全面投入使用 61 亿立方英尺/日的额外产能目前正在建设中，预计将于 2025 年上线 Golden Pass 列车 1 号和 2 号列车，预计 2025 年上线 3 列 Plaqumines 列车 1 — 18 列预计于 2024 年下半年上线，19 — 36 列车出口更多液化天然气 (1%) 1.6 bcf/d) 在 2023 年上半年比任何其他国家都高 1 EIA

Scoop Haynesville Bakken Stack Arkoma Fayetteville 其他总产量组合净产量 (mmcFe/D) 1,2 3.95 12.26 1.25 3.32 1.19 1.03 2.52 25.53 租赁净特许权使用费英亩1 9,289 8,936 92,9486 在 PHX 上运行的钻机 Acreage3 6 5 1--2 14 台钻机在 PHX Acreage3 2.5 英里范围内运行3 11 19 5 13--8 56 顶级运营商 1 截至2023 年 9 月 30 日的季度 2 包括特许权使用费和营运利息产量 3 截至 2023 年 9 月 30 日由 Enverus 提供 4 根据油井目前的确定正在钻探，油井等待完工，许可证 5 截至2023年9月30日，根据在产油井的决定 6 PHX 还拥有 166,232 英亩未使用特许权使用费，标准化为八分之一的特许权使用费投资组合概述 Basin 4 4 4 4 4 4 29%

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 34 特许权使用费和非运营营运权益资产类别的定价周期风险相同，但是，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的时间不确定性与特许权使用费所有者承担运营油井的所有成本特许权使用费所有者不受租赁运营支出的约束，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

特许权使用费权益交易的倍数高于营运权益 35 投资者在公开市场上对营运权益和特许权使用费公司的估值不同特许权使用费公司的交易价格高于营运权益公司，这主要是由于业务的风险较低和资本密集度较低。随着市场认可纯特许权使用费策略的成功，PHX认为，随着市场认可纯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）将有所提高来源：Stifelaus发布的研究报告在 2023 年 10 月 27 日

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：公司文件

非公认会计准则财务指标的对账来源：公司文件 1 2023 年第三季度预计包括 5,000 万美元的借款基础，该基础最近从 4,500 万美元增加，这是2023年11月6日最终确定的最后一次重新决定的一部分

非公认会计准则财务指标对账来源：公司文件

非公认会计准则财务指标的对账