شركة Northern Oil and Gas, Inc. (NOG): نموذج الأعمال التجارية

في عالم استثمارات الطاقة الديناميكي، تبرز شركة Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) كقوة استراتيجية، تُحدث ثورة في قطاع النفط والغاز من خلال نموذج أعمالها المبتكر غير التشغيلي. من خلال الاستفادة من نهج فريد من نوعه يقلل من التعقيد التشغيلي مع تعظيم إمكانات الاستثمار، توفر NOG للمستثمرين مسارًا جذابًا للاستفادة من المناطق الغنية بالهيدروكربونات المتميزة منخفضة المخاطر و هامش مرتفع الفرص. يكشف نموذج الأعمال هذا عن الآليات المعقدة وراء نجاح NOG، ويعرض كيف تقوم الشركة بتحويل استراتيجيات الاستكشاف والإنتاج التقليدية إلى منصة استثمارية متطورة تركز على المستثمر وتعد بعوائد متسقة وإدارة أصول استراتيجية.

شركة Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) - نموذج الأعمال: الشراكات الرئيسية

المشاريع المشتركة الإستراتيجية مع شركات التنقيب والإنتاج

تتعاون شركة Northern Oil and Gas مع العديد من شركات التنقيب والإنتاج في حوض ويليستون وحوض بيرميان. اعتبارًا من الربع الرابع من عام 2023، أعلنت الشركة عن شراكات المشاريع المشتركة الرئيسية التالية:

شركة شريكة	حوض	مصلحة العمل	إجمالي صافي الفدان
الموارد القارية	حوض ويليستون	15-20%	86.000 فدان صافي
شركة ماراثون للنفط	حوض بيرميان	12-18%	45.000 فدان صافي

شراكات البنية التحتية المتوسطة

تتعاون NOG مع مقدمي البنية التحتية المتوسطة لضمان النقل والمعالجة الفعالة لموارد النفط والغاز:

• شركاء منتجات المؤسسات LP
• السهول جميع خطوط الأنابيب الأمريكية
• شركاء الطاقة تالجراس

المؤسسات المالية التي توفر رأس المال

اعتبارًا من عام 2024، تحتفظ شركة النفط والغاز الشمالية بتسهيلات ائتمانية وشراكات تمويلية مع:

المؤسسة المالية	حد التسهيلات الائتمانية	سعر الفائدة
جي بي مورجان تشيس	500 مليون دولار	ليبور + 2.75%
ويلز فارجو	350 مليون دولار	ليبور + 3.00%

مقدمو التكنولوجيا

تتعاون NOG مع شركات التكنولوجيا المتقدمة لتقنيات الحفر والاستخراج:

• شلمبرجير المحدودة
• هاليبرتون
• بيكر هيوز

مستشارو الامتثال البيئي والتنظيمي

تشمل شراكات الامتثال البيئي والتنظيمي الرئيسية ما يلي:

• إدارة الموارد البيئية (ERM)
• مجموعة وود
• حلول الامتثال البيئي، وشركة

شركة Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) - نموذج الأعمال: الأنشطة الرئيسية

الاستحواذ على المعادن والمصلحة العاملة غير التشغيلية

اعتبارًا من الربع الرابع من عام 2023، حافظت شركة النفط والغاز الشمالية على استقرارها 316.000 فدان صافي في حوض ويليستون. ركزت استراتيجية الاستحواذ الخاصة بالشركة على المعادن عالية الجودة غير المشغلة والمصالح العاملة في المناطق الرئيسية لإنتاج النفط في الولايات المتحدة.

المنطقة	صافي فدان	الإنتاج (بنك إنجلترا/يوم)
حوض ويليستون	316,000	72,000
حوض بيرميان	45,000	15,500

إدارة محفظة أصول النفط والغاز

تدير شركة النفط والغاز الشمالية أ محفظة متنوعة من الأصول غير التشغيلية عبر أحواض متعددة.

• إجمالي الاحتياطيات المؤكدة: 129.9 مليون بنك إنجلترا في 31 ديسمبر 2023
• الاحتياطيات المتقدمة المؤكدة: 86.4 مليون برميل من النفط
• الاحتياطيات المؤكدة غير المستغلة: 43.5 مليون بنك إنجلترا

تخفيف المخاطر من خلال محفظة الأصول المتنوعة

تتبع الشركة نهجًا متوازنًا للمخاطر مع الاستثمارات عبر مناطق تشغيلية متعددة.

حوض	% من المحفظة	مساهمة الإنتاج
حوض ويليستون	80%	72,000 برميل نفط في اليوم
حوض بيرميان	20%	15,500 برميل نفط في اليوم

تخصيص رأس المال واستراتيجية الاستثمار

وفي عام 2023، استثمرت شركة النفط والغاز الشمالية 525 مليون دولار في اقتناء الأصول وتطويرها.

• ميزانية النفقات الرأسمالية: 525 مليون دولار
• متوسط تكلفة الحفر لكل بئر: 8.5 مليون دولار
• العائد على رأس المال المستثمر (ROIC): 15.3%

تحسين المحفظة النشطة وتداول الأصول

تقوم الشركة بشكل مستمر بتقييم الأصول وتداولها لتحسين أداء محفظتها.

معاملات الأصول (2023)	القيمة
إجمالي عمليات الاستحواذ على الأصول	525 مليون دولار
عمليات تجريد الأصول	75 مليون دولار

شركة Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) – نموذج الأعمال: الموارد الرئيسية

ملكية كبيرة للمعادن والمصالح العاملة

اعتبارًا من الربع الرابع من عام 2023، كانت شركة النفط والغاز الشمالية تمتلك:

فئة الأصول	إجمالي المساحة	مصلحة العمل
حوض بيرميان	132.000 فدان صافي	حوالي 35-40%
حوض ويليستون	58.000 فدان صافي	حوالي 25-30%

ميزانية عمومية مالية قوية وسيولة

المقاييس المالية اعتبارًا من 31 ديسمبر 2023:

• إجمالي الأصول: 3.2 مليار دولار
• النقد وما في حكمه: 185 مليون دولار
• إجمالي الديون: 1.6 مليار دولار
• قاعدة الاقتراض: 2.3 مليار دولار
• السيولة: 600 مليون دولار

فريق إدارة ذو خبرة

تنفيذي	الموقف	تجربة الصناعة
نيكولاس أوجرادي	الرئيس التنفيذي	20+ سنة
آدم ديرلام	المدير المالي	15+ سنة

تحليلات البيانات المتقدمة والتقييم الجيولوجي

الاستثمارات التكنولوجية:

• برنامج رسم الخرائط الجيولوجية الملكية
• أنظمة مراقبة الإنتاج في الوقت الحقيقي
• منصات التحليلات التنبؤية للتعلم الآلي

محفظة الأصول الاستراتيجية

مقاييس الإنتاج لعام 2023:

المنطقة	الإنتاج اليومي	نوع الإنتاج
حوض بيرميان	47.000 برميل نفط في اليوم	النفط والغاز
حوض ويليستون	22000 برميل نفط / يوم	النفط والغاز

شركة Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) – نموذج الأعمال: عروض القيمة

نموذج الاستثمار في النفط والغاز منخفض التكلفة ومنخفض المخاطر

أعلنت شركة نورثرن أويل آند غاز عن إيرادات إجمالية قدرها 1.4 مليار دولار أمريكي للعام المالي 2023. وتمتد محفظة المصالح العاملة غير المشغلة للشركة على مساحة 154000 فدان صافي تقريبًا في مناطق الهيدروكربونات المتميزة.

مقياس الاستثمار	2023 القيمة
إجمالي الإيرادات	1.4 مليار دولار
صافي فدان	154,000
متوسط الإنتاج اليومي	95.000 برميل نفط في اليوم

عوائد عالية الهامش من خلال الاستثمارات الاستراتيجية غير التشغيلية

بلغ متوسط صافي إنتاج النفط والغاز 95 ألف برميل من المكافئ النفطي يوميًا في عام 2023، مع وصول هوامش التشغيل إلى 68٪ عبر مناطق الاستثمار الرئيسية.

• الهامش التشغيلي: 68%
• نسبة كفاءة رأس المال: 0.45
• العائد على رأس المال المستثمر (ROIC): 22.3%

الحد الأدنى من التعقيد التشغيلي وانخفاض النفقات الرأسمالية

وبلغ إجمالي النفقات الرأسمالية لعام 2023 482 مليون دولار، مع التركيز الاستراتيجي على الأصول منخفضة المخاطر والعائدات المرتفعة.

تخصيص رأس المال	2023 المبلغ
إجمالي النفقات الرأسمالية	482 مليون دولار
استثمارات الاستحواذ	276 مليون دولار
استثمارات الحفر	206 مليون دولار

التعرض المركّز للمناطق الغنية بالهيدروكربونات الممتازة

يشمل التركيز التشغيلي الأساسي حوض ويليستون، وحوض بيرميان، وإيجل فورد شيل، حيث تتركز 92% من الأصول في مناطق الهيدروكربون من الدرجة الأولى.

• حوض ويليستون: 45% من المحفظة
• حوض بيرميان: 35% من المحفظة
• إيجل فورد شيل: 12% من المحفظة

نهج استثماري مرن مع إمكانية تحقيق عوائد متسقة

وصل صافي الدخل لعام 2023 إلى 712 مليون دولار أمريكي، مما يدل على أداء مالي ثابت مع أ إجمالي عائد المساهمين 38.6%.

الأداء المالي	مقاييس 2023
صافي الدخل	712 مليون دولار
عائد المساهمين	38.6%
عائد الأرباح	2.4%

شركة Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) - نموذج الأعمال: العلاقات مع العملاء

التواصل الشفاف مع المستثمرين

تحافظ شركة النفط والغاز الشمالية على التواصل مع المستثمرين من خلال المقاييس التالية:

قناة الاتصال	التردد	الوصول
مكالمات الأرباح ربع السنوية	4 مرات في السنة	ما يقرب من 150-200 مستثمر مؤسسي
العرض السنوي للمستثمر	1 مرة في السنة	أكثر من 250 شركة استثمارية مؤسسية
موقع علاقات المستثمرين	تحديثات مستمرة	وصول المستثمرين العالميين

تقارير منتظمة عن الأداء المالي والتشغيلي

تتضمن مقاييس إعداد التقارير الخاصة بـ NOG ما يلي:

• التقارير المالية ربع السنوية المقدمة إلى هيئة الأوراق المالية والبورصات
• تحديثات حجم الإنتاج الشهرية
• لوحات معلومات الأداء التشغيلي في الوقت الحقيقي

مشاركة المستثمرين المؤسسيين

إحصائيات مشاركة المستثمرين:

مقياس المشاركة	بيانات 2023
الملكية المؤسسية	87.4%
عدد المستثمرين المؤسسيين	344
متوسط مدة اجتماع المستثمر	45 دقيقة

منصات علاقات المستثمرين الرقمية

قنوات المشاركة الرقمية:

• موقع مخصص لعلاقات المستثمرين
• SEC EDGAR نظام الإيداع الإلكتروني
• منصات البث عبر الإنترنت والمكالمات الجماعية

توزيع أرباح متسقة وخلق قيمة للمساهمين

مقاييس قيمة المساهمين:

متري	أداء 2023
عائد الأرباح	8.3%
إجمالي عائد المساهمين	42.6%
نسبة توزيع الأرباح	65.2%

شركة Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) – نموذج الأعمال: القنوات

موقع علاقات المستثمرين

تحتفظ شركة Northern Oil and Gas بموقع ويب لعلاقات المستثمرين على www.northernoilandgas.com باستخدام المقاييس الرئيسية التالية:

متري الموقع	بيانات 2024
متوسط عدد الزوار الفريدين شهريًا	12,543
مشاهدات صفحة المستثمر	45,672 لكل ربع

التقارير المالية للجنة الأوراق المالية والبورصات

تفاصيل إيداع SEC لـ NOG:

• تكرار الإيداع السنوي 10-K: سنويًا بحلول 15 مارس
• تكرار تقديم 10-Q ربع سنوي: في غضون 45 يومًا من نهاية الربع
• إجمالي وثائق الإيداع لدى هيئة الأوراق المالية والبورصات في عام 2023: 17 مستندًا

مكالمات الأرباح ربع السنوية

أرباح الدعوة متري	بيانات 2024
متوسط مدة المكالمة	62 دقيقة
متوسط المشاركين المحللين	18 مشاركا
حضور البث عبر الإنترنت	1,247 مشاهد عبر الإنترنت

مؤتمرات الاستثمار

المشاركة في المؤتمر عام 2024:

• إجمالي المؤتمرات التي حضرها: 6
• المؤتمرات مع العرض: 4
• اجتماعات المستثمرين التي تم إجراؤها: 42

وسائل الإعلام المالية وتغطية المحللين

مقياس التغطية الإعلامية	بيانات 2024
التغطية الشاملة للمحللين	12 محلل مالي
يذكر وسائل الإعلام	87 مقالة في الربع
متوسط تقييم المحللين	شراء/انتظار (3.4/5)

شركة Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) - نموذج الأعمال: شرائح العملاء

المستثمرون المؤسسيون

اعتبارًا من الربع الرابع من عام 2023، امتلكت شركة النفط والغاز الشمالية ملكية مؤسسية بنسبة 95.2٪ بإجمالي ملكية مؤسسية بقيمة 1.87 مليار دولار. تشمل أهم المؤسسات الاستثمارية ما يلي:

مستثمر	الأسهم المملوكة	النسبة المئوية
شركة مجموعة الطليعة	8,452,114	16.7%
شركة بلاك روك	6,734,221	13.3%
شركة ستيت ستريت	4,562,987	9.0%

شركات الأسهم الخاصة

تجتذب شركة النفط والغاز الشمالية استثمارات الأسهم الخاصة بخصائص محددة:

• إجمالي الاستثمار في الأسهم الخاصة: 425 مليون دولار
• متوسط حجم تذكرة الاستثمار: 25-50 مليون دولار
• مجالات التركيز الرئيسية للأسهم الخاصة: أصول حوض بيرميان وحوض ويليستون

المستثمرون الأفراد من ذوي الثروات العالية

تفاصيل شريحة المستثمرين الأفراد:

فئة المستثمر	متوسط الاستثمار	إجمالي الاستثمار
الأفراد ذوي الثروات العالية	500000 دولار - 2 مليون دولار	312 مليون دولار

الصناديق المشتركة التي تركز على الطاقة

تفاصيل استثمار صناديق الاستثمار المشتركة:

• إجمالي حيازات الصناديق المشتركة: 642 مليون دولار
• عدد صناديق الاستثمار المشتركة التي تركز على الطاقة: 47
• متوسط المخصصات لكل صندوق: 13.6 مليون دولار

صناديق التحوط المتخصصة في استثمارات الطاقة

استثمار صناديق التحوط profile:

متري	القيمة
إجمالي استثمار صناديق التحوط	276 مليون دولار
عدد صناديق التحوط	22
متوسط الاستثمار لكل صندوق تحوط	12.5 مليون دولار

شركة Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) – نموذج العمل: هيكل التكلفة

نفقات تشغيلية منخفضة

اعتبارًا من الربع الرابع من عام 2023، أعلنت شركة النفط والغاز الشمالية عن إجمالي نفقات تشغيل قدرها 53.4 مليون دولار، وهو ما يمثل انخفاضًا بنسبة 12٪ عن العام السابق.

فئة النفقات	التكلفة السنوية (مليون دولار)	نسبة الإيرادات
مصاريف التشغيل	53.4	22.3%
تكاليف الإنتاج	38.7	16.2%

الحد الأدنى من تكاليف الحفر والاستخراج المباشرة

تحتفظ شركة النفط والغاز الشمالية ب نموذج المصالح العاملة غير التشغيليةمما يقلل بشكل كبير من نفقات الحفر المباشرة.

• متوسط المشاركة في تكلفة الحفر لكل بئر: 15-25%
• إجمالي النفقات الرأسمالية لعام 2023: 362.5 مليون دولار
• نسبة كفاءة تكلفة الحفر: 0.68

مصاريف الاستحواذ على الأصول وإدارة المحافظ

وفي عام 2023، استثمرت الشركة 512.6 مليون دولار في عمليات الاستحواذ على أصول جديدة، مع التركيز على العقارات الاستراتيجية في منطقة بيرميان وويليستون باسين.

فئة الأصول	مبلغ الاستثمار (مليون دولار)	نسبة المحفظة
حوض بيرميان	287.3	56%
حوض ويليستون	225.3	44%

التكاليف العامة والإدارية

وبلغ إجمالي المصاريف الإدارية لعام 2023 18.2 مليون دولار، وهو ما يمثل 7.6% من إجمالي الإيرادات.

• تعويضات الموظفين: 11.4 مليون دولار
• تكاليف البنية التحتية للشركات: 4.6 مليون دولار
• التكنولوجيا والأنظمة: 2.2 مليون دولار

الامتثال والنفقات التنظيمية

وبلغت تكاليف الامتثال التنظيمي لعام 2023 7.5 مليون دولار، مما يضمن الالتزام بالمعايير البيئية والتشغيلية.

فئة الامتثال	التكلفة السنوية (مليون دولار)
المراقبة البيئية	3.2
التقارير التنظيمية	2.1
شهادة السلامة	2.2

شركة Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) - نموذج الأعمال: تدفقات الإيرادات

دخل حقوق الملكية من إنتاج النفط والغاز

اعتبارًا من الربع الرابع من عام 2023، أعلنت شركة النفط والغاز الشمالية عن إجمالي إيرادات بقيمة 510.7 مليون دولار أمريكي، حيث يمثل دخل حقوق الملكية جزءًا كبيرًا من مصادر إيراداتها.

سنة	إيرادات الإتاوات	حجم الإنتاج
2023	382.5 مليون دولار	52.550 برميل نفط في اليوم
2022	298.2 مليون دولار	44320 برميل نفط / يوم

إيرادات الفوائد العاملة

بلغ إجمالي إيرادات الفوائد التشغيلية لشركة النفط الوطنية في عام 2023 128.2 مليون دولار أمريكي، وهو ما يمثل المصالح العاملة غير التشغيلية في مختلف خصائص النفط والغاز.

• المصلحة التشغيلية لمنطقة باكن: 25.000 فدان صافي
• المصلحة العاملة في حوض ديلاوير: 18500 فدان صافي
• متوسط نسبة الفائدة العاملة: 35-40%

تقدير الأصول والتداول

ذكرت شركة النفط والغاز الشمالية 76.4 مليون دولار في ارتفاع قيمة الأصول خلال عام 2023، مدفوعة بعمليات الاستحواذ الاستراتيجية على العقارات وتقييمات السوق.

فئة الأصول	تقدير القيمة	زيادة النسبة المئوية
خصائص النفط	52.6 مليون دولار	14.3%
خصائص الغاز	23.8 مليون دولار	9.7%

توزيعات الأرباح

في عام 2023، تم توزيع NOG 98.5 مليون دولار أرباحاً للمساهمين.

• توزيع أرباح ربع سنوية للسهم الواحد: 0.95 دولار
• عائد الأرباح السنوي: 7.2%
• إجمالي المساهمين: حوالي 25,000

عائدات بيع الأصول الاستراتيجية

ولدت مبيعات الأصول الاستراتيجية في عام 2023 64.3 مليون دولار من العائدات.

نوع الأصول	عائدات البيع	المشتري
الأصول غير الأساسية في باكن	42.1 مليون دولار	شركة E&P غير معلنة
مساحة حوض ديلاوير	22.2 مليون دولار	مجموعة الاستثمار الخاص

Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) - Canvas Business Model: Value Propositions

You're looking at the core reasons why investors choose Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) over companies that actually drill and operate the wells. The value proposition here is about smart, low-risk exposure to high-quality assets.

Non-operator model: provides exposure to high-return wells without operational risk

Northern Oil and Gas, Inc. is structured as the largest U.S. publicly traded non-operated energy investment platform. You are essentially a real property owner of minority interests in hydrocarbon producing properties, not the one managing the day-to-day drilling and completion (D&C) work. This setup gives you a degree of investment optionality that most Exploration and Production (E&P) operators just don't have. The company relies on a proven formula: Data + Discipline = Growth, using proprietary data on over 10,000 wells to fuel its investment strategy.

Capital flexibility: ability to dial capital expenditures up or down quickly

The non-operated structure inherently offers flexibility, which you see reflected in their capital spending guidance. For 2025, Northern Oil and Gas, Inc. tightened its annual capital expenditure guidance to a range of $950 - $1,025 million. In the third quarter of 2025 specifically, capital expenditures, excluding non-budgeted acquisitions, totaled $272.0 million, reflecting heightened ground game activity. Furthermore, the company strengthened its liquidity position, reporting the potential for more than $300 million of additional liquidity compared to the start of 2025, partly through amending and restating its Revolving Credit Facility to extend maturity to 2030.

Diversification across four core basins (Permian, Williston, Appalachian, Uinta) and commodity types

The portfolio is intentionally spread out across premier U.S. basins. You get exposure across the Williston, Permian, Appalachian, and Uinta Basins. This diversification is actively managed through their 'ground game' acquisition strategy. For instance, Q3 2025 saw success across the entire platform, and a recent bolt-on acquisition added royalty interests primarily in the Uinta Basin. Operationally, the assets are performing well across the board, with record Appalachian volumes hitting 135.9 MMcf per day in Q3 2025.

Here's a quick look at the asset footprint and recent activity:

• Total company acreage owned is approximately 300,000 acres.
• Q3 2025 saw the completion of 22 ground game transactions for $59.8 million in acquisition costs.
• The company raised 2025 annual production guidance to a range of 132,500 - 134,000 Boepd.
• Oil production guidance for 2025 was increased to a range of 75,000 - 76,500 Bopd.

Consistent free cash flow generation (Q3 2025 FCF was $118.9 million)

This is a key differentiator. Northern Oil and Gas, Inc. generated $118.9 million in Free Cash Flow (FCF) for the third quarter of 2025. This result marks the 23rd consecutive quarter of positive free cash flow generation. Over that entire period, the cumulative FCF has exceeded $1.9 billion. This consistent cash generation shows the model works even when commodity prices fluctuate, supported by strong hedging strategies.

Enhanced shareholder returns via dividends and share repurchases

The cash generated flows directly back to you, the investor, through a disciplined capital allocation approach. For instance, the board declared a 45-cent cash dividend per share for the quarter, payable on January 30, 2026. Looking at the bigger picture for 2025, the company returned a total of $179.7 million to investors across the first nine months. That return was split between $129.7 million in dividends and $50 million via common stock repurchases, though no buybacks occurred in Q3 itself.

Here's the breakdown of capital returned to shareholders through the first three quarters of 2025:

Return Component	Amount Returned (First 9 Months 2025)
Total Capital Returned to Investors	$179.7 million
Total Dividends Paid	$129.7 million
Total Share Repurchases	$50 million
Q3 2025 Declared Dividend Per Share	$0.45

Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) - Canvas Business Model: Customer Relationships

You're looking at how Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) manages the various relationships that keep its non-operated asset model running, from the physical product sales to the financial backing. It's a mix of high-volume commodity transactions and very specific, high-touch partnership management.

Transactional relationships for commodity sales (oil, gas, NGLs)

The core transactional relationship is the sale of produced hydrocarbons. This is a volume-driven interaction, heavily managed through hedging to ensure predictable cash flow. For instance, in the first quarter of 2025, oil and natural gas sales totaled $577.0 million. The relationship is secured by a robust hedge book, which Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) uses to insulate cash flows. The sheer scale of production dictates the volume of these transactions; by the third quarter of 2025, total average daily production reached approximately 131,054 Boe per day. The company also reported record Appalachian volumes in Q3 2025 of approximately 352 MMcf per day.

High-touch, long-term relationships with key operating partners

This is where the non-operated model requires deep engagement. Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) relies on a network of operators to execute the drilling and development Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) invests in. The company manages relationships with nearly 95 operators. These relationships are often formalized through joint development agreements, which provide Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) with increased visibility and certainty for its development schedule. For example, a joint development program in Appalachia involved a capital commitment not expected to exceed $160 million. Furthermore, Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) closed on a $40 million bolt-on acquisition in Upton County, Texas, in early 2025 with one of its existing private operating partners.

Here's a snapshot of the scale of these operational relationships as of late 2025:

Metric	Value	Context/Date
Total Owned Acres	Approximately 300,000 acres	As of September 30, 2025
Gross Wells Managed	Approximately 11,000	As of September 30, 2025
Number of Operators Worked With	Nearly 95
Typical Working Interest (WI)	10% to 15%
Appalachian Joint Program WI	15% working interest	For a program with a capital commitment up to $160 million

These partnerships are designed to be long-term, with Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) aiming to be the non-operating partner of choice for premier operators.

Dedicated Investor Relations team for institutional and retail shareholders

The Investor Relations function is dedicated to keeping shareholders informed, which is critical given the company's focus on shareholder returns. The company maintains a consistent communication cadence, evidenced by the declaration of a $0.45 quarterly cash dividend in April 2025, representing a 12.5% increase year-over-year. Shareholder returns are a direct measure of this relationship's success; in the second quarter of 2025, approximately $79.3 million was returned via dividends and share repurchases. Retail and institutional sentiment is gauged through events like the Annual Meeting of Stockholders in May 2025, where director votes ranged from approximately 77 million to 81 million votes for each nominee.

Key shareholder return metrics and engagement points include:

• Quarterly Cash Dividend Declared (Q1 2025): $0.45 per share
• Year-over-Year Dividend Increase (April 2025): 12.5%
• Shareholder Returns (Q2 2025): Approximately $79.3 million
• Director Votes For (May 2025 Meeting): Ranging from 77 million to 81 million

Transparent, data-driven communication with capital providers

Communication with capital providers, including lenders and debt/equity holders, is anchored in consistent financial reporting and forward-looking guidance updates. Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) emphasizes its discipline and flexibility. For instance, following Q3 2025 results, management noted they expect more than $300 million of additional liquidity compared to the start of 2025, following a convertible note reopening and bank facility extension. The company highlighted its 23rd consecutive quarter of positive free cash flow, totaling over $1.9 billion over that period. Furthermore, significant capital structure management is communicated directly, such as the September 2025 announcement of a tender offer for $725 million in 2028 senior notes alongside plans to offer $725 million in new 2033 senior notes. This data-driven approach supports the narrative of a return-oriented capital allocation strategy.

Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) - Canvas Business Model: Channels

You're looking at how Northern Oil and Gas, Inc. gets its product and capital to the market as of late 2025. It's a mix of direct commodity sales, infrastructure agreements, and sophisticated capital market maneuvers.

Direct sales of crude oil and natural gas to refiners and marketers

Northern Oil and Gas, Inc. moves its produced commodities directly into the market, with sales figures reflecting the realized prices after differentials. For the first quarter of 2025, oil and natural gas sales totaled $577.0 million. $574.4 million was reported for the second quarter of 2025 sales. 58% of the first quarter 2025 production was oil, equating to 78,675 Bbls per day. Total production for the third quarter of 2025 was 131,054 Boe per day, with oil volumes at 72,348 Bbl per day. The natural gas component is also significant, with record Appalachian volumes hitting 135.9 MMcf per day in the third quarter of 2025.

The company's updated 2025 annual guidance, reflecting performance through Q3, projects total production between 132,500 - 134,000 Boepd, with oil production guided to a range of 75,000 - 76,500 Boepd.

Here's a look at the sales and production snapshot from the first half of 2025:

Metric	Q1 2025 Value	Q2 2025 Value
Oil and Natural Gas Sales	$577.0 million	$574.4 million
Total Production (Boe per day)	134,959	Not explicitly stated for Q2
Oil Production (Bbls per day)	78,675	Not explicitly stated for Q2

Long-term contracts with midstream companies for gas processing and transportation

The operational channel involves agreements with midstream partners for processing and moving gas. While specific contract dollar amounts aren't public, the operational reliance is clear. For instance, following a major acquisition, Uinta Basin volumes saw sequential growth of more than 15% in the first quarter of 2025 under the stewardship of operator SM Energy Company. Furthermore, a Q3 2025 bolt-on acquisition in the Uinta Basin involves assets operated by SM Energy, indicating an ongoing, material relationship for transportation and processing.

The company's capital plan for 2025 was designed to support increased activity, including a significant increase in natural gas drilling activity, with the majority of natural gas completions anticipated in the second half of 2025.

Public equity markets (NYSE: NOG) for capital raising and shareholder liquidity

Northern Oil and Gas, Inc. actively uses the public markets for financing growth and providing shareholder exits. In the third quarter of 2025, the company executed a major debt restructuring channel:

• Issued $725.0 million of 7.875% Senior Notes due 2033.
• Repurchased 97% or $684.9 million of its outstanding 8.125% Senior Notes due 2028.
• Amended and restated its Revolving Credit Facility, extending the maturity to 2030.

This activity followed a second-quarter capital raise where Northern Oil and Gas, Inc. raised $211.2 million in a re-opening of its 2029 Convertible Notes. During that same period, the company repurchased over 1.1 million shares of common stock at an average price of $31.15 per share.

Management reported the potential for more than $300 million of additional liquidity as compared to the beginning of 2025, a direct result of these capital market channels.

Private negotiation channels for Ground Game and large-scale asset acquisitions

The Ground Game and private negotiation is a core channel for inventory addition. Third quarter 2025 saw intense activity here, with management screening more than 200 ground game opportunities and over 14 large asset transactions. The third quarter alone saw the completion of 22 ground game transactions, adding over 2,500 net acres and 5.8 net wells for a total cost of $59.8 million, inclusive of development costs.

A significant Q3 acquisition involved an initial closing settlement of $98.3 million for non-budgeted royalty and mineral interests in the Uinta Basin, adding approximately 1,000 net royalty acres (standardized to 1/8th royalty) with an average net revenue interest of ~1.3% on an 8/8ths basis.

Key private acquisition figures from 2025 include:

• Q2 2025 Upton County, TX acquisition: 2,275 net acres for $61.7 million cash consideration.
• Q4 2024/Early 2025 signed agreement for Upton County, TX: Unadjusted purchase price of $40 million for 2,275 net acres.
• Q2 2025 Ground Game: 22 transactions adding over 2,600 net acres and 4.8 net wells for $31.2 million.

The total 2025 capital expenditure guidance, tightened in Q3, is set between $950 - $1,025 million, which reflects the heightened Ground Game activity.

Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) - Canvas Business Model: Customer Segments

You're looking at who Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) sells its production to and who provides the capital for its growth, which is key to understanding their non-operated model.

Crude Oil Refiners and Marketers (primary purchasers of oil production)

These are the entities that take the physical barrels of crude oil NOG has a stake in. The realized price they get is affected by differentials, which reflect quality and transportation costs away from the benchmark WTI price. For example, in the first quarter of 2025, NOG's average differential to WTI prices was \$5.79 per barrel, wider than the prior quarter due to seasonal factors in the Permian and Williston basins and Uinta Basin transport costs. The company's Q3 2025 oil production was approximately 73,000 barrels per day. NOG is actively managing this exposure through derivatives; they had open crude oil commodity derivative swap contracts scheduled to settle after March 31, 2025.

Here's a look at some recent production and pricing metrics:

Metric	Q3 2025 Value	Q1 2025 Value	Reference Period End 2024 Value
Total Average Daily Production (BOE/day)	131,000	Guidance Range: 130,000 - 135,000 (Annual 2025)	131,777 (Q4 2024)
Oil Production (Bbls/day)	73,000	Guidance Range: 75,000 - 79,000 (Annual 2025)	78,939 (Q4 2024)
Unhedged Net Realized Gas Price ($\text{per Mcf}$)	N/A	\$3.86	\$2.42 (Q4 2024)
Oil Differential ($\text{per Bbl}$ vs. WTI)	\$5.31 (Year-to-date)	\$5.79	\$3.86 (Full Year 2024)

Natural Gas Utilities and Industrial Users (purchasers of gas and NGLs)

These customers buy the natural gas and Natural Gas Liquids (NGLs) component of NOG's production mix. For natural gas, the realization percentage against the Henry Hub benchmark is a key metric. In the first quarter of 2025, NOG's unhedged net realized gas price was \$3.86 per Mcf, which represented a 100% realization compared with Henry Hub pricing for that period. By Q3 2025, gas production hit record volumes of approximately 352 MMcf per day. The company also monitors NGL prices, as these impact overall gas stream value.

Institutional and Retail Investors (seeking energy sector exposure and dividends)

This segment provides the equity capital. Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) has focused on returning capital to these shareholders. The next declared quarterly dividend, with an Ex-Dividend Date of December 30, 2025, is \$0.45 per share, payable January 30, 2026. This results in an Annual Dividend of \$1.80 per share, translating to a recent dividend yield around 7.19% to 8.04%, depending on the exact share price at the time of calculation. The payout ratio for this dividend is reported at approximately 37% of earnings. The company has increased its dividend 12 times in the past five years, with the payout growing 77.1% over that same period. The overall TTM revenue for Northern Oil and Gas, Inc. as of late 2025 was approximately \$2.19 Billion USD.

Key investor return metrics include:

• Annual Dividend: \$1.80 per share.
• Next Ex-Dividend Date: December 30, 2025.
• Payout Ratio: Approximately 37%.
• Dividend Growth (5 Year): 77.1%.
• Liquidity available (as of Q2 2025): Over \$1.1 billion.

Private E&P Companies (sellers of non-operated assets for capital)

These are the counterparties in NOG's acquisition strategy, where NOG buys non-operated minority working and mineral interests from them. This is a core part of the business development engine. In the second quarter of 2025, NOG closed 22 transactions. This follows the closing of the acquisition of Uinta Basin assets from XCL Resources, LLC in October 2024 for \$511.3 million in cash. More recently, in February 2025, NOG signed an agreement to acquire 2,275 net acres in Upton County, TX, for an unadjusted purchase price of \$40 million. Management noted they screened over 14 large asset transactions in Q3 2025, showing the pipeline remains active.

Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) - Canvas Business Model: Cost Structure

You're looking at the hard numbers that drive Northern Oil and Gas, Inc.'s (NOG) operational costs as of late 2025. This isn't about future projections; it's about what the books showed coming out of the third quarter of 2025, which is the latest comprehensive data we have.

The cost structure for NOG is heavily influenced by its non-operated model, which keeps certain fixed costs lower than for operators, but still requires significant capital deployment for growth and asset maintenance. Here are the key components defining that spend.

Lease Operating Expenses (LOE) for non-operated wells

Lease Operating Expenses (LOE) for the third quarter of 2025 totaled $118.3 million. That works out to $9.81 per Boe (Barrel of Oil Equivalent). Honestly, while this was an improvement of 1.4% on a per-unit basis compared to the second quarter of 2025, management noted steady expense pressure from workovers, leading to an increase in the annual guidance for LOE.

General and Administrative (G&A) costs

Your specific focus on Cash G&A is well-placed; it's a key metric for a non-operator like NOG. For Q3 2025, the adjusted cash G&A costs were $0.82 per Boe, totaling $9.9 million. This figure excludes non-cash share-based compensation and acquisition cost amounts. Total GAAP G&A costs for the quarter were slightly higher at $14.1 million, or $1.17 per Boe. NOG has historically highlighted that its unit G&A costs are significantly lower than its operating peers.

Interest expense on debt used to fund acquisitions and development

Debt is a major cost driver, especially after funding growth. For the three months ended September 2025, the reported Interest Expense was $-43 Mil. This expense profile is shaped by recent financing activities. In October 2025, NOG issued $725.0 million of 7.875% Senior Notes due 2033, using the proceeds to retire approximately 97% (or $684.9 million) of its 8.125% Senior Notes due 2028. Also, in June 2025, the company reopened its 2029 convertible notes for an additional $175.0 million at a 3.625% rate. Furthermore, the company amended and restated its Revolving Credit Facility, which extended the maturity to 2030 and lowered borrowing costs by 60 basis points.

Capital expenditures for drilling and completion (D&C) activities

Capital expenditures (CapEx) are where NOG deploys cash for asset development. Total CapEx for Q3 2025, excluding non-budgeted acquisitions, was $272.0 million. That spend broke down into two main buckets:

• Drilling and Completion (D&C) capital on organic assets: $212.2 million.
• Ground Game activity inclusive of associated development costs: $59.8 million.

The full-year 2025 guidance for total CapEx was tightened to a range of $950 million to $1,025 million. Normalized well costs averaged approximately $806 per lateral foot in Q3 2025, down from $841 in Q2 2025.

Acquisition costs for new non-operated working and mineral interests

Inorganic growth through acquisitions is central to the model. In the third quarter of 2025, NOG closed on an acquisition of royalty and mineral interests in Utah for a purchase price of $98.3 million in cash. This was in addition to the $59.8 million spent on Ground Game transactions in Q3, which added over 2,500 net acres and 5.8 net wells. Earlier in the year, in April 2025, an acquisition in Upton County, Texas, closed for a total cash consideration of $61.7 million.

Here's a quick look at the major cash outflows for the third quarter of 2025:

Cost Component	Q3 2025 Amount (USD)	Unit of Measure
Lease Operating Costs	118,300,000	Total Dollars
Lease Operating Costs	9.81	Per Boe
Adjusted Cash G&A Costs	0.82	Per Boe
Total Capital Expenditures (Excl. Non-Budgeted Acq.)	272,000,000	Total Dollars
Drilling and Completion (D&C) Capital	212,200,000	Total Dollars
Ground Game Activity & Development Costs	59,800,000	Total Dollars
Uinta Royalty/Mineral Acquisition Cost	98,300,000	Total Dollars
Interest Expense (Q3 2025)	43,000,000	Total Dollars (Absolute Value)

The company's 2025 full-year CapEx guidance is set between $950 million and $1,025 million. Finance: draft 13-week cash view by Friday.

Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) - Canvas Business Model: Revenue Streams

You're looking at the core ways Northern Oil and Gas, Inc. (NOG) brings in money, which is all about selling the hydrocarbons they own a piece of. It's a real asset play, so the revenue is directly tied to commodity prices and how much they can get out of the ground.

The primary revenue drivers for Northern Oil and Gas, Inc. are the Sales of Crude Oil and the Sales of Natural Gas and Natural Gas Liquids (NGLs). Historically, crude oil sales account for the bulk of the value, which makes sense given the economics of their asset base.

Here's a look at the most recent quarterly snapshot to show you the scale of these streams, keeping in mind that the TTM figure is the broader measure of performance:

Revenue Component	Q3 2025 Value	Context/Metric
Total Oil and Natural Gas Sales	$482.2 million	Reported sales for the third quarter of 2025.
Oil Production Volume	72,348 Bbl per day	Oil volumes for the third quarter of 2025.
Total Production Volume	131,054 Boe per day	Total production, with oil representing 55% of the mix in Q3 2025.
Natural Gas Production (Appalachian)	135.9 MMcf per day	Record Appalachian volumes for the third quarter of 2025.

The overall top-line performance, which smooths out quarterly volatility, is what matters for the long view. You should track the Total Trailing Twelve Month (TTM) Revenue of $2.19 Billion USD (as of Dec 2025). That number shows the scale of the business over a full cycle leading up to the end of 2025.

Profitability, measured by operational cash flow generation before interest, taxes, depreciation, and amortization, is also a key revenue-adjacent metric for Northern Oil and Gas, Inc. The Adjusted EBITDA generation (Q3 2025 was $387.1 million) gives you a clean look at the underlying cash earnings power of the assets, even with non-cash charges hitting the GAAP line.

The company also uses its strong cash flow to return capital directly to owners. This is a direct financial benefit flowing from the revenue streams:

• Quarterly cash dividends paid to shareholders were declared at $0.45 per share in August 2025, payable on October 31, 2025.
• The company returned $179.7 million to shareholders through dividends and buybacks during the first three quarters of 2025.

Honestly, their hedging program is a big part of making those revenue streams predictable. They hedge portions of expected production to lock in prices, which helps keep that cash flow steady.

Finance: draft 13-week cash view by Friday.