投资者推介会 2024 年 3 月纽约证券交易所：PHX 附录 99.2

本演示不构成出售要约、收购要约或建议购买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条款的豁免，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、认为或预期未来将发生或可能发生的活动、事件或事态发展的陈述均为前瞻性陈述。可以使用 “预期”、“计划”、“估计”、“相信”、“期望”、“打算”、“将”、“应该”、“可能” 等词语来识别前瞻性陈述。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；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、业务或价格的其他经济、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、风险和不确定性的约束，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网站www.sec.gov上查阅。请读者注意，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自本文发布之日起作出，公司不承担因新信息、未来事件或其他原因更新前瞻性陈述的任何义务。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指标。调整后的息税折旧摊销前利润是一项补充性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）和资产销售收益（亏损），包括场外衍生品的现金收入、限制性股票和递延董事费用。PHX在本报告中提到了调整后的息税折旧摊销前利润，因为它承认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本付息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有局限性，不应单独考虑，也不得作为净收益、营业收入、运营现金流或其他合并收益或根据公认会计原则编制的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的类似标题的指标相提并论。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，这些储量估算是地质和工程数据合理确定地表明，在现有经济和运营条件下，未来几年可以从已知储层中开采，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2023年12月31日的估计探明储量由独立工程公司Cawley、Gillespie and Associates, Inc编写，符合美国证券交易委员会颁布的定义。有关公司估计探明储量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

来源：公司信息和Enverus 1 基于截至2024年12月2日的每股3.00美元，以及截至2023年12月31日在全面摊薄基础上已发行的3,750万股股票 2 市值加上截至2023年12月31日的3,280万美元手头现金减去80万美元手头现金 3 计算得出营运资金（流动资产减去不包括流动衍生品的流动负债）加上借款基础上的可用性。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总债务/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参见附录7中的非公认会计准则对账根据2023年12月31日的CGA年终报告中的3P储备金为2023年12月31日美国证券交易委员会每桶石油76.85美元，液化天然气每桶21.98美元，每立方英尺2.67美元天然气（探明量加权平均价格）8 截至2023年12月31日；PHX还拥有166,142英亩未释放的净特许权使用费，正常化为八分之一的特许权使用费 9 在产量展望中点（见第10页）公司快照主要统计数据市值1 112.4美元企业价值2 144.4美元流动性3 22.3美元股息收益率4 4.00％杠杆率5 1.45倍加州2023年调整后 EBITDA6 2023年全权现金流收益率6 ~ 16% 加州 2023 年全权现金流收益率6 ~ 16% 加州 ROCE6 ~ 9% 3P 储备的百分比——天然气7 ~ 77% 净租赁特许权使用费英亩8 93,349 可持续有机特许权使用费产量增长 MMCFE Look9 百万美元的复合年增长率为 3 美元：约 26%

战略执行目标在2020年初设定的成就截至2023年12月31日的成就提高特许权使用费产量增加未开发地点的库存提高营业利润率退出营运权益资产自2020年以来的特许权使用费总量增长：约146％2P特许权使用费储备增长了约151％矿产收购完成：约1.32亿美元建立了10年以上的视线矿产开发地点库存全权现金流利润率已从36％增加到56％: 1,382 建立强劲而可持续的资产负债表杠杆率保持在1.0倍至1.5倍之间，而2020年则超过2.5倍建立了新的改善的商业银行关系成为矿产领域的整合者分配资本为股东创造尽可能好的回报矿产收购已完成：78 专注于目标领域的小规模收购：约170万美元的平均交易规模在较少的竞争中产生更高的回报产生更高的回报自2021年以来每年 ROCE1 产生 9% 至 15%；高于 2019 年的约 0% 以及由以下因素驱动的2020年回报概况与从未开发地区改建新油井相关的特许权使用费量增长改善旨在抵御大宗商品价格波动的资产负债表 1 参见附录中的非公认会计准则对账表

重点关注PHX矿业的SCOOP和Haynesville主要运营商来源：公司信息和Enverus 1 截至2024年12月2日，PHX的目标是运营商开发活动活跃的关键领域为将未开发地点转换为现金流提供视线

每股资产净值持续增长6自新管理团队开始实施纯特许权使用费策略以来，资产净值的绝对值和每股资产净值均出现显著改善（自2021年初以来在每份公司报告中公布），尽管剥离了非运营的营运权益，但具有矿产收购计划的高评级资产自战略变更以来，PV10价值和每股资产净值均有所增加。低于deGolyer & MacNaughton（2021）和Cawley、Gillesnaughton（2021年）独立验证的储备价值 Pie and Associates, Inc (2022-2023) 目前的资产基础是与 PHX 2020 年之前的传统资产基础相比，风险更低，增长状况更高，利润率有所提高，利润率有所提高，每股净资产净值 @ PV-10（百万美元）扣除债务的未来十二个月纽约商品交易所截至目前的石油和天然气储量分析报告编制完成后

储量价值摘要美国证券交易委员会定价1 条定价2 80美元/5.00美元固定价格3 299 326美元458 1便士截至2023年12月31日的CGA年终报告中的3便士储量为每桶石油76.85美元，每桶液化天然气21.98美元，每立方英尺天然气2.67美元（探明量加权平均价格）每CGA年度2便士储量截至2023年12月31日的2023年底报告，2024年2月12日，WTI/HH 2024的STRIP价格：75.63/2.34美元，2025年：71.28美元/3.43美元，2026年：67.87美元/3.76美元，2027年：65.82美元/3.74美元，2028年：64.82美元/3.71美元，2029年：64.59美元/3.68美元，2030年：64.78美元/3.57美元，2031美元：64.82美元/3.57美元，2031美元：64.82美元/3.71美元 5.00/3.62 美元，2032 年：65.21/3.41 美元，2033 年：美元65.37美元/3.35美元，2034年：65.65美元/3.41美元，2035年以上：65.78美元/3.57美元。截至2023年12月31日，每份CGA年终报告有3便士储备，固定价格为80.00美元WTI/HH5.00美元。经Cawley、Gillespie和Associates公司审查和批准的4份技术PUD具有PUD的所有技术优点，但开发时机除外尚不确定，因此技术PUD不包含在PHX的美国证券交易委员会探明储量报告中。但是，PHX Technical PUD 可能是其各自运营商储备金报告中的 PUD。5 PROB 的预定期约为 10 年，POSS 为 15 年。6 个 PV-10 减去截至 2023 年 12 月 31 日的 3190 万美元净负债除以截至 2023 年 12 月 31 日已发行股票总额 PV-10 价值（百万美元）SEC1 Strip2 80 美元/5.003 美元 86.7 美元141.7 美元在建油井 17.2 美元 19.2美元30.6美元许可证6.1美元7.4美元10.6美元总探明储量110.0美元120.7美元183.0美元技术PUDS4 60.8美元70.8美元95.6美元调整后的探明储量170.8美元191.1美元278.6美元 PROB5 97.1美元103.7美元138.4美元 POSS5 31.2美元31美元。2 41.0 美元 3P 储备总额 299.1 美元 326.1 美元 458.0 美元每股已探明 PV-10 6 2.08 2.37 美元 4.03 美元调整后每股已探明 PV-10 6 3.70 美元 4.25 美元 6.58 2P PV-10 每股6 6.30 美元 7.01 美元 10.27 美元 PV-10 每股6 7.13 美元 7.85 美元 11.37 美元

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的天然气价格调整后 EBITDA1 全权现金流利润率2 以百万美元计 3 美元来源：公司申报；所有季度均在第 1 日历年度计算为净收益，不包括衍生品的非现金损益、所得税支出、利息支出、DD&A、非现金并购、资产销售收益（亏损）和来自/付款的现金收入场外衍生品；参见附录2中的非公认会计准则对账以调整后的息税折旧摊销前利润计算减去利息支出除以石油和天然气销售总额 3 参见附录中的非公认会计准则对账表

稳定的资产负债表和充足的流动性净负债 1% 来自信贷额度预付利率债务/调整后的 EBITDA2 (TTM) 流动性3 美元（百万美元）来源：公司申报；所有季度均为日历年度债务总额减去现金 2 总债务/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，计算方法为营运资金（流动资产减去流动负债，不包括流动衍生品）加上借款基础的可用性；参见非公认会计准则对账表附录

PHX 运营展望 1 参见附录Cal中的非公认会计准则对账。2022年实际加州2023年年初至今实际计算量2024 年展望矿产和特许权使用费产量 (Mmcfe) 6,613 8,123 8,100 — 8,800 工作权益 (Mmcfe) 3,084 1,256 1,200 总产量 (Mmcfe) 9,697 9,379 9,100 — 10,000 百分比天然气 78% 79%-82% 运输、采集和营销（每立方英尺）0.63 美元 0.39 美元-0.43 美元生产税（占对冲前的百分比）销售额) 4.50% 5.20% 5.00%-5.50% LOE 支出（按绝对值计算，000 年代）3,807 美元 1,599 美元 1,100 美元至 1,300 美元现金 G&A (1)（按千年的绝对值计算）9,900 美元 9,500 美元 9,700 美元至 9,900 美元 2024 日历油井产量已经投入生产，运营商目前正在钻探/完井的油井在我们完成脱离非运营部门工作利益的过渡后，预计公司总产量将自2020年以来首次增长

PHX财务展望附注：1假设不增加营运利息销售额 2 按息税息折旧摊销前利润减去所得税的利息和现金部分计算，到2026财年，PHX的增长战略有可能将其运营现金流大幅增加到每年4000万美元以上；比目前的运行率增长100％关键假设2024—2026年每年将250/300口井（净额1.1/1.3）转换为PDP的油井有 8 年钻探地点库存不假设额外收购现金流用于还款债务；在不到18个月的时间内全额偿还纽约商品交易所天然气（美元/立方英尺）WTI（美元/桶）

特许权使用费储备增长通过转换现有矿产地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储量特许权使用费产量 MMCFE 复合年增长率：约 36% MMCFE 复合年增长率：约 35%

年度转化为产油井我们的矿产资产强劲的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 12 月 31 日

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

按流域次区域划分的特许权使用费利息库存PDP油井总额1 PDP油井净值1,3未开发地点1次区域PDP油井平均值NRI1在建油井总量2在建油井净额3,4,5总技术PDP油井3,4,5总PROB3,5净POSS3,5 SCOOP 1,100 4.227 35 0.151 1.05 15 733 2.113 353 1.251 海恩斯维尔 582 3.382 87 0.537 44 0.246 327 1.136 228 0.639 4 0.003 STACK 400 1.721 5 0.023 5 0.023 5 0.011 71 0.391 172 1.056 60 0.576 巴肯 619 1.786 8 0 0.000 67 0.248 135 0.829 9 0.146 ArkomaStack 531 4.759 2 0.001 5 0.002 2 0.002 2 0.003 97 1.745 83 0.924 费耶特维尔 1,073 6.454 0 0.000 0 0 0 0 0 0 0 0 其他 2,018 16.683 9 0.020 6 0.034 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 共计 6,323 39.424 168 0.851 95 0.444 725 2.793 1,365 6.381 509 2.900 总未开发地点 2,862 2,862 注：1 截至2023年12月31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 油井的净利息为内部估计，尚待运营商确认。经Cawley、Gillespie and Associates, Inc.审查和批准的4个技术PUD全部股份PUD 的技术优点，但开发时机尚不确定。PHX Technical PUD 很可能是其各自运营商储备报告中的 PUD。5 个技术 PUD、PROB 和 POSS 净井假设横向 10,000 英尺 2 未钻地点库存的持续转换将推动未来的特许权使用费量增长

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 Donovan Schafer dschafer@northlandcapitalmarkets.com 联盟全球合作伙伴 Jeff Grampp jgrampp@allianceg.com

附录

公司领导层管理团队职称 Chad Stephens 自 2019 年起担任 PHX 总裁、首席执行官兼董事会董事 5 名 CEO 高级副总裁 — Range Resources 企业发展高级副总裁，2018 年退休德克萨斯大学金融与土地管理学士学位 Ralph D'Amico 执行副总裁，自 2020 年起担任 PHX 首席财务官 20 年投资银行经验 20 年马里兰大学金融学学士学位；乍得乔治华盛顿大学工商管理硕士 True S.S. 会计副总裁 4 >16 年的会计经验审计和Grant Thornton LP、Tiptop Oil & Gas和Wexford Capital LP的会计职位俄克拉荷马州立大学会计学学士和硕士丹妮尔·梅佐工程副总裁 3 >14 年储层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肯纳·克拉普在切萨皮克能源公司的各种土地职位 3 >14 年土地工作经验位于海恩斯维尔、伊格尔福德、中部大陆和巴尼特页岩 B.S.俄克拉荷马州立大学会计与金融学专业；俄克拉荷马城市大学法学博士地质学副总裁泰勒·麦克莱恩在多个盆地工作过 10 年，包括阿巴拉契亚、海恩斯维尔、二叠纪和中部大陆的各种勘探和生产地质学家职位，宾夕法尼亚州立大学地球科学学士学位和西弗吉尼亚大学董事会地质学硕士学位职称年份有公司经验 Mark T. Behrman 主席自 2018 年起担任 LSB 工业公司第 7 任首席执行官管理2007 年至 2014 年 Sterne Agee 工业与能源业务部总监兼投资银行主管，霍夫斯特拉大学金融学工商管理硕士，宾厄姆顿大学辅修金融学学士 Glen A. Brown 董事 3 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；新墨西哥州立大学地质学硕士拉斯克鲁塞斯大学Lee M. Canaan董事8创始人兼投资组合经理Braeburn Capital Partners, LLC 董事会成员 Equt Corporation 和 Aethon Energy, LLC 董事会成员南加州大学地质科学学士学位、犹他大学奥斯汀分校地球物理学硕士学位和沃顿商学院金融工商管理硕士学位 2016 年起任德奎斯塔资本合伙人董事长 2007 年至 2015 年担任 OGE 能源公司董事长兼首席执行官 Steven L. Packebush 董事 2 Elevar Partners 创始人兼合伙人 Koch Ag & Energy Solutions的有限责任公司总裁在公司工作了30年后于2018年退休堪萨斯州立大学 John H. Pinkerton 在 1992 年至 2012 年期间担任 Range Resources Corporation 的第 3 任首席执行官，2017 年至 2022 年担任 Encino Energy 执行主席兼董事会主席，德克萨斯基督大学工商管理学士学位；德克萨斯大学阿灵顿分校硕士

Scoop Haynesville Bakken Stack Arkoma Fayetteville 其他总产量组合净产量 (mmcfe/D) 1,2 3.90 11.22 1.26 3.18 1.16 1.06 2.63 24.40 租赁的净特许权使用费英亩1 9,471 8,320 3,999 6,849 9,95 95 在 PHP 上运行的 File1 35 44-5 5 5-6 95 钻机上运行的许可证 Acreage3 6 4 1---3 14 台钻机在距离 PHX 面积 2.5 英里范围内运行3 14 23 2 9 1-8 57 主要操作员 1 截至 2023 年 12 月 31 日 2 包括特许权使用费和营运权益 3 截至 2024 年 12 月 2 日由 Enverus 提供 4 PHX 还拥有 166,142 英亩的未释放特许权使用费净英亩，标准化为 1/8Basin 的特许权使用费投资组合概述 29%

北海恩斯维尔最新显著油井业绩 AETHON | GEP/LEE DSU | 5 WELL AVG 1st Prod 8/2022 PHX NRI 2.310% 平均值 LL 8,448 英尺平均值 CUM 7.9 BCF 平均 IP 31.2 mmcf/D CUM/FT CUM/FT 切萨皮克 | GRAF 26&23-16-14HC | 3 WELL 平均第 1 批产品 4/2023 PHX NX NX RI 0.543% 平均 LL 10,001' 平均值 CUM 5.1 BCF 平均 IP24 31.9 mmcf/D 平均值 CUM/FT 514 MMCF/FT 切萨皮克 | MMRTNEZ 20&17 HC | 3 WELL 平均值 2023 年 5 月 PHX NRI 0.722% 平均值 LL 9,749' 平均值 CUM 4.3 BCF 平均 IP24 27.9 mmcf/D CUM/FT 440 MMCF/FT 切萨皮克 | MAYO 13&12-16-14 HC 001-ALT 1st Prod 8/2022 PHX NRI 0.886% LL 9,859' CUM11.9 BCF IP24 34.4 mmcf/D CUM/FT 1,210 MMCF/FT 来源：公司信息和 Enverus 1 截至2023年12月31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 个活跃的天然气和石油水平许可证 4 来自Enverus的数据 5个NRI是内部估计，有待运营商确认每单位钻探3-5口井，以及短期交易量和现金流的积极迹象自2019年以来，由于新的竣工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1：6,735 NRA（PHX Haynesville 的总所有权为 8,320 NRA）Wells In Progress2:57 总活跃许可证3：39 台活跃钻机4：25 1 2 3 4 1 2 3 4

AETHON | MARCO GAS UNIT | 4 井平均第 1 批产品 3/2023 年 PHX NRI 0.403% LL 8,020' 平均值 CUM 2.69 BCF IP24 17.8 mmcf/D 平均 CUM/FT 336 MMCF/FT AETHON | SILVER HAMMER-PATZAKIS | 4 井平均第 1 批产品 6/2023 PHX NRI 0.490% LL 8,267' IPG CUM 2.10 BCF 24 21.8 mmcf/D 平均 CUM/FT 254 MMCF/FT AETHON | WAYLON UNIT 1H 1H 1ST Prod 3/2023 PHX NRI 0.347% LL 7,515' CUM 3.20 BCF IP24 20.3 mmcf/D CUM/FT CUM/FT 426 MMCF/FT AETHON | SALLY RIDE KNOX | 4 WELL AVG 1ST Prod 1/2023 PHX NRI 平均值 0.673% 8,168' AVG CUM 3.96 BCF AVG IP24 19.7 mmcf/D AVG CUM/FT 488 MMCF/FT 南德克萨斯州海恩斯维尔更新值得注意的油井业绩来源：公司信息和Enverus 1 截至2023年12月31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 活跃的天然气和石油水平许可证 4 截至2024年12月2日的Enverus的数据 5个NRI是内部估计，有待运营商确认每单位钻探3-5口井，短期产量和现金流的积极迹象自2019年以来，核心开发区域已延长由于新的完工设计降低了盈亏平衡，关键操作员是Aethon在 Shelby Trough PHX South Texas Haynesville 所有权中最活跃1：993 NRA Gross Wells In Progress2：22 总有效许可证3：2 总活跃钻机4：3 1 2 3 4 1 2 3 4

Springboard III 更新中大陆每个 DSU 的现有资源最高，共同开发的密西西比州西卡莫尔和伍德福德页岩运营商开始填充现有的 DSU；早期结果表明亲子关系几乎没有退化 PHX Springboard III 所有权1：3,873 个 NRA 总活跃许可证3：6 台活跃钻机总量4：1 油井显著业绩来源：公司信息和 Enverus 1 截至2023年12月31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许可证 4 截至 2024 年 12 月 2 日来自 Enverus 的数据 5 个 NRI 是内部估计，有待运营商 COUNTINENTAL | COURBET SYCAMORE DSU | 6 WELL AVG 1st Prod 4/2023 PHX NRI 0.416% LL 8,169' 平均值 90 天 Cum 135 MBOE6 NRM 3,020 #/FT Cum Prod 338 MBOE6 CONTINENTAL | LEON 2 和 3-26-23-14XHM | SY16% CAMORE | 2 WELL AVG 1ST Prod 2022 年 9 月 PHX NRI 0.886% LL 10,295' 平均 90 天 Cum 121 MBOE6 NRM PROP 2'507 #/FT Cum Prod 453 MBOE6 Continental | COURBET WOODFORD DSU | 9 WELL 平均第一批产品 4/2023 PHX NRI 0.388% LL 11,378' 平均 90 天 Cum 11,378' 平均 90 天 Cum 110 MBOE6 NRMPROP 2,513 #/FT Avg Cum Prod 303 MBOE6 CONTINENTAL | RINGER RANCH 2 和 3 -20-17XHM | SYCAMORE | 2 WELL AVG 1st Prod 4/2023 PHX NRI 1.246% LL 10,226' 90 天平均值 129 MBOE6 NRM 2,508 #/FT Cum Prod 314 MBOE6 1 2 3 3 4

STACK MERGE SCOOP MERAMEC OSAGE/SYCAMORE WOODFORD SHALE STACK | MERGE | SCOOP 是俄克拉荷马州首屈一指的项目，拥有最高的现有资源和最横向的目标。SCOOP 与 STACK 之间的过渡是厚度阻碍堆叠开发的合并。所有 3 个区域均由伍德福德采购，内部计划采用 >1,350 btu 的天然气和最低产水 1 PHX 所有未钻探库存逐节计算，以上代表了该区域的估计值但是，在当地，有些地区会有所不同 MERGE SCOOP STACK A A'WOODFORD SHALE OSAGE MERAMEC WOODFORD SHALE SYCAMORE MERAMEC STACK MERAMEC STACK MERAMEC STACK MERAC MERA

稳健的收购流程 24 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特许权使用费与其他碳氢化合物资产类别一样，自然会耗尽资产，需要进行再投资才能随着时间的推移维持和增加现金流。我们的目标是核心区域（SCOOP和海恩斯维尔）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在生产的部分还有正在进行中的特许权使用费正在开发（WIP）或将由信誉良好的运营商逐步开发（地点）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的目标回报远远超过我们的资本成本（见投资回报率），以推动股东价值的增加 IRR 回报率 MOIC 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 方法论

收购摘要按年份划分的盆地收购（以千计）专注于SCOOP和Haynesville油田中最高质量的岩石目标是混合生产、在建油井的短期开发机会以及高质量运营商的额外上行潜力。自2020年第一季度以来，SCOOP的320万美元收购和海恩斯维尔的8,870万美元有望通过收购实现增长美国国内矿产市场总额约为0.5至1万亿美元 (2) 高度分散主要持股由私人撰写 PHX 完全有能力成为其中之一我们核心领域的顶级整合商专注于小型交易可增加机会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10倍倍数得出总市场规模。不包括 NGL 价值和压倒一切的特许权使用费权益 3 截至 2023 年 3 月 31 日的 PHX、DMCP、KRP、BSM、STR 和 VNOM 的企业价值

收购历史目前在海恩斯维尔拥有的所有土地，以及Springboard III利益区目前拥有的所有土地，主要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2024年12月12日的活跃钻机地图 1 截至2023年12月31日 1 1

天然气——需求持续增长天然气发电1 按燃料类型分列的每月发电量1 天然气消耗量1 1 EIA 来自发电的天然气需求持续增长并占据发电厂的主导地位；太阳能和风能的增长是以牺牲煤炭为代价的；另外20座燃气发电厂预计将于2024年上线，总容量为7.7吉瓦——2025年随着在建项目于2024年下半年和2024年下半年上线，液化天然气出口能力预计将增加在 2025 年

天然气——液化天然气需求激增预计美国年出口量增长1 大规模获批液化设施 1 目前液化天然气出口能力已全部投入运力61亿立方英尺/日的额外运力目前正在建设中，预计将于2025年投入运营 Golden Pass1和2号列车预计于2024年上线，3号列车预计于2024年下半年上线，19—36号列车预计于2025年上线；美国出口更多液化天然气（11.6）bcf/d) 2023 年上半年比任何其他国家都多 1 个 EIA

当前对冲头寸组合的美元和掉期合约旨在提供上行敞口，同时保护下行风险注意：2024年3月7日之前的套期保值交易量以美元/立方英镑计算，石油对冲价格以美元/立方英镑为单位，石油对冲价格以美元/桶计算

非公认会计准则财务指标的对账来源：公司申报

非公认会计准则财务指标的对账

非公认会计准则财务指标的对账来源：公司申报

截至季度的非公认会计准则财务指标对账（百万美元）2022年6月30日2022年9月30日2022年12月31日2023年6月30日2023年9月30日2023年12月30日2023年12月30日一般和行政 2.9 3.8 3.1 3.2 3.2 2.8 3.1 (-) 限制性股票和递延董事费用 0.6 1.0 0.6 0.6 0.6 一般和管理费用 2.3 $2.3 $2.5 2.5 $2.5 衍生品（亏损）（2.4美元）（4.3美元）3.3美元3.8美元 0.2美元（0.3美元）3.2美元（-）衍生品未实现收益/（亏损）3.3 1.6 6.3 3.2（0.9）（0.9）2.9（+）场外衍生品结算（1.3）（1.1）(0.9) (0.4) 0.0 0.0 0.0 0.0 衍生品结算总额 (7.0 美元) (7.0 美元) (3.8 美元) 0.3 美元 1.0 美元 0.6 美元 0.3 美元