附件(C)(2)(A)有待审查的初稿和重要修订项目Alpha讨论材料为董事会特别委员会准备，2022年7月25日

这些材料由Evercore Group L.L.C.(“Evercore”)为阿尔法(“本公司”)董事会特别委员会准备，并直接向其交付该等材料，不得用于 或依赖于具体预期以外的任何目的。这些材料基于由公司和/或其他潜在交易参与者或代表公司和/或其他潜在交易参与者提供的信息，这些信息来自公共来源或由 Evercore以其他方式审阅。Evercore不承担独立调查或核实此类信息的责任，并依赖此类信息在所有实质性方面都是完整和准确的。在该等资料包括由本公司管理层及/或其他潜在交易参与者编制或审阅或从公开来源取得的对未来财务表现的估计 及预测的范围内，Evercore假设该等估计及预测已根据反映该等管理层目前可得的最佳估计及判断(或就从公开来源获得的估计及预测而言，代表合理估计)的基准而合理地编制。对于该等信息的准确性或完整性，不作任何明示或暗示的陈述或 保证，本文中包含的任何内容都不是、也不应被视为关于过去、现在或未来的陈述。这些材料是为熟悉公司业务和事务的特定人士而设计的。这些材料不是为评价提供唯一依据，不应被视为关于以下方面的建议, 任何交易或 其他事项。这些材料由Evercore开发并归Evercore所有，专门为公司董事会特别委员会的利益和内部使用而准备。这些材料是在保密的基础上编制的，供公司董事会特别委员会用于评估本文所述的潜在交易，而不是为了根据州或联邦证券法公开披露或备案， 未经Evercore事先书面同意，不得复制、传播、引用或引用全部或部分内容。这些材料不构成出售或购买任何证券的要约或要约，也不是Evercore(或任何关联公司)为任何交易提供或安排任何融资或购买与此相关的任何证券的承诺。Evercore不承担更新或以其他方式修改这些材料的义务。这些材料可能不反映Evercore及其附属公司其他业务领域的其他专业人员已知的信息。Evercore及其附属公司不提供法律、会计或税务建议。因此，本文中包含的有关税务问题的任何声明 既不是Evercore或其关联公司的书面声明，也不是有意使用的声明，任何纳税人都不能使用该声明来逃避可能对其施加的税收处罚。每个人都应根据自己的具体情况，就本文所述交易或事项的影响向独立顾问寻求法律、会计和税务方面的建议。

有待审查的初稿和重要修订表 目录部分执行摘要一阿尔法情况分析二阿尔法资产概述三阿尔法财务预测四初步估值分析五.水务公司补充信息B.矿产资源公司补充信息 附录A.加权平均资本成本B.水务公司估值明细C.补充分析D.补充尽职详细信息

有待审查的初稿和重大修订I.执行 总结

初步草案有待审查和重大修订执行简介◼Evercore Group L.L.C.(“Evercore”)很高兴向阿尔法董事会(“阿尔法”)特别委员会(“特别委员会”)提供以下材料，内容涉及哈罗德·G·哈姆信托和为哈姆家族成员(统称为“哈姆家族”)的利益而设立的信托，收购阿尔法的所有已发行普通股(“普通股”) 。除HAMM家族拥有的普通股股份和根据阿尔法长期激励计划(“排除股票”)(“建议交易”)授予的普通股基础股票以外，HAMM家族总共拥有约2.997亿股普通股，约占阿尔法截至6月13日普通股总流通股的83%。2022年要约函(以下简称“初步要约”)指出，哈姆家族提议以70.00美元现金收购普通股(不包括普通股)每股已发行股份(“建议对价”)，并指出：●建议的 对价较普通股截至2022年6月13日的收盘价溢价约9%，较普通股截至2022年6月13日的30天VWAP溢价约11%，较2022年至6月13日期间交易的普通股的VWAP溢价约21%, 2022●根据俄克拉荷马州通用公司法●第1081.H条，哈姆家族仅对收购阿尔法普通股感兴趣，对出售任何阿尔法普通股或寻求其他战略选择◼不感兴趣。以下材料包括：？当前市场动态概述？按业务部门划分的阿尔法资产概述，包括阿尔法生产水和水源水业务 ，阿尔法的基本矿产权益业务(“矿产资源公司”或“TMRC”)、阿尔法对碳捕获业务的投资(“顶峰碳解决方案”或 “顶峰”)，以及某些其他投资？阿尔法管理层(“阿尔法管理层”)提供的阿尔法财务预测(“阿尔法财务预测”)的回顾，以及阿尔法管理层在得出此类财务预测时使用的 假设的审查阿尔法1的初步隐含估值

需要审查的初稿和重大修订执行 摘要(百万美元，不同价格的分析指标说明性交易价值每股要约价格$66.51$70.00$72.00$74.00$76.00$78.00说明性溢价相对于现价(每股66.51美元)--%5.2%8.3% 11.3%14.3%17.3%收到初步建议的溢价$64.50 3.1%8.5%11.6%14.7%17.8%20.9%1%溢价相对于指数化公司业绩价格53。08 25.3%31.9%35.6%39.4%43.2%46.9%溢价至10天VWAP截至2022年6月13日69.53(4.3%)0.7% 3.5%6.4%9.3%12.2%溢价至30天VWAP截至2022年6月13日63.21 5.2%10.7%13.9%17.1%20.2%23.4%未偿还完全摊薄股份3630 363.0 363.0 363.0股权价值24美元，143$25,410$26,136$26,862$27,588$28,314加：总债务 6,331 6,3316,331 6,331 6,331减少：现金和短期投资(553)(553)(553)(553)(553)(553)加：非控股权益378 378 378企业价值$30,299$31,566$32,292$33,018$33,744$34，470管理层当前 交易倍数预测隐含多个共识指标(截至2022年7月20日)3指标？指标Alpha代理同行P/CFPS 2022E$18.83 3.5x 3.7x 3.8x 3.9x 4.0x 4.1x$19.83 3.4x 3.7x 2023E 18.88 3.5 3.7 3.8 3.9 4.0 4.1 17.48 3.8 4.0 TEV/ EBITDAX 2022E$8,254 3.7x 3.8x 3.9x 4.1x 4.2x$8，179 3.8 x 3.7 x 2023E 8,003 3.8 3.9 4.0 4.1 4.2 4.3 7,554 4.1 4.0 FCF收益率2022E$12.40 18.6%17.7%17.2%16.8%16.3%15.9%$12.54 18.9%19.8%2023E 9.35 14.1%13.4%13.0%12.6%12.3%12.0%9.41 14.2%16.9%FactSet截至2022年7月20日的市场数据注：代理同行包括APA、CTRA、DVN、FANG、EOG、HES、MRO, OVV和PXD(“代理同行”)1.编入索引的Comp性能价格的计算方法为： 收到初始提案时的价格乘以1减去自初始提案发布之日起的代理同行的价格表现((17.7%)-参见第3页)2.基于Alpha Financial以共识定价进行的预测3. 基于FactSet共识估计2

Preliminary Draft Subject to Review and Significant Revision Executive Summary ($ in millions, except per share amounts) Valuation Multiples Since Initial Proposal th Relative Price Performance Since June 13 25% 3.1% --% (11.0%) (15.4%) (17.7%) (25%) (50%) 6/13/22 6/19/22 6/25/22 7/1/22 7/7/22 7/13/22 7/20/22 Alpha Proxy Peers HHUB WTI Change in Share Price and Valuation Multiples 1 EV / 2023E EBITDAX Share Price 6/13/22 7/20/22 % 6/13/22 7/20/22 % Alpha $64.50 $66.51 3.1% 4.2x 4.1x (1.8%) Peers: APA $45.57 $35.00 (23.2%) 3.3x 2.6x (21.0%) CTRA 32.56 28.91 (11.2%) 5.0 4.2x (16.6%) DVN 69.24 57.68 (16.7%) 4.9 4.1x (16.8%) EOG 132.73 105.57 (20.5%) 5.4 4.0x (24.6%) FANG 147.80 118.77 (19.6%) 5.0 4.2x (16.3%) HES 121.54 104.92 (13.7%) 6.9 6.0x (13.8%) MRO 28.39 22.92 (19.3%) 4.6 3.7x (20.9%) OVV 56.79 46.58 (18.0%) 3.4 2.7x (18.8%) PXD 261.37 216.81 (17.0%) 5.8 4.6x (20.5%) Average of Peers (17.7%) (18.8%) Source: FactSet market data as of 7/20/2022 1. EV / 2023E EBITDAX based on Consensus trading multiples 3

初步草案有待审查和重大修订高管 业务计划摘要尽职调查◼Evercore的业务计划尽职调查侧重于对阿尔法提供的关键财务预测的输入进行技术验证，这些信息用于对阿尔法◼的初步估值分析进行初步估值分析。Evercore在其初步估值分析中使用的两个主要信息来源是：阿尔法的1/1/22生效日期资产净值模型：阿尔法的资产净值模型向前滚动至2022年7/1生效日期， 针对某些大宗商品价格情景进行调整(“阿尔法资产净值模型”)阿尔法的公司模式：阿尔法的五年财务公司模式用于日常计划，预算和预测职能(“阿尔法公司模型”)针对某些商品价格情景进行了调整标准/领域流程回顾了典型的评估◼阿尔法计划和预算周期的准备企业资产净值的内部◼构建和维护是◼公司储备数据库管理和审计流程模型流程◼商业投入参数和计算◼PDP方法和预测方法审查技术和◼类型曲线方法和方法 现有和财务投入◼运营费用和G&A投入以及新收购资产与阿尔法预测和历史数据库、资产净值◼发展规划战略的比较，包括钻井平台分配是◼审查总差异以及工具和计时预测与历史数据的比较财务◼停机时间方法PDP和上行预测◼分析AFES与实际情况，资本支出预测, 剩余库存位置的◼质量和阿尔法现有的通胀观点分析每个资产区域的地质◼绘图方法◼地图与库存挂钩是勤勉◼油田寿命结束和废弃 -在资产净值和储量数据库之外维护其他是对阿尔法的水和矿产业务进行◼分析4

初稿待审阅和重大修改II.Alpha 情况分析

初稿有待审查和重大修订情况分析◼尽管E&P公司今年迄今的表现明显好于市场，但由于市场开始预期与潜在衰退相关的需求下降，自最初的提议以来，股价已经回落，原因是大宗商品价格下跌。今年迄今的表现，加上标准普尔500指数的表现，导致阿尔法及其几家同行在过去1、3和5年的时间里表现优于标准普尔500指数。自最初的提议◼以来，尽管表现优异，但Alpha的表现优于石油和同行。E&P估值指标保持在历史低点？阿尔法目前在EBITDAX基础上的交易价格为其同行集团范围的中位数 在价格现金流的基础上，阿尔法目前的交易与其同行◼一致以下页面将研究这些交易动态，探索阿尔法的资本结构和到期日概况，经纪人目标和评级，审查 股东登记册，并提供信用概述5

待审查的初稿和重大修订Alpha 对等运营的情况分析概述，交易和估值指标交易规模估值倍数FCF收益率覆盖杠杆收益增长经纪市场2022E价格/TEV/FCF/RF净股息产品CFPS 1股票目标值EBITDAX CFPS EBITDAX收益率股息杠杆ROCE收益率CAGR CAGR Ticker价格YTD上行($Bn)(‘22E)(’22E)(‘23E)(’22E)(‘22E)(’22E)(‘22E)(’22E)(‘22-’25E)(‘22-’25E)2 HES%29%$33.0$6.4 6.6x 6.9x 7%8%4.9x 0.6x 13% 1%13%12%EOG 19%42%62.3 16.2 4.8 4.0 13%13%3.9(0.3)27%10%8%(2%)PXD 19%38%55.4 13.9 4.3 4.117%12%10.9(0.3)26%14%4%(10%)3 DVN 31%37%38.2 10.1 4.2 4.2 17%16%14.7(0.1)30%9%2%(10%)CTRA 52%28%23.6 6.8 4.1 3.718%14%2.1 0.0 24%8%1%(9%)4芳10%49%21.8 7.6 3.3 3.922%18%3.4 0.423%10%3%(10%)MRO 40%47%16.3 6.0 6.0 2.9 3.2 27%21%18.5 0.0 39%1%0%(13%)5 OVV 38%47%12.4 4.8 2.7 3.5 23%31%11.2 0.4 30%2%1%(9%)APA 30%54%11.9 7.4 2.3 2.4%23% 18.8 0.4 57%1%3%(11%)6平均值30%43%$30.2$9.1 3.6 x 3.6x 21%19%10.4x 0.1x 32%7%3%(9%)6中位数31%44%22.77.5 3.7 3.8 20%17%11.1 0.0 28%9%3%(10%)7 Alpha 49%13%$24.1$8.2 3.4x 3.8x 19%14%11.3x 0.3x 25%2%3%(10%)来源：公司 备案文件，股权研究，Factset截至2022年7月20日的市场数据4.与Rattler Midstream合并的预计数注：按P/CFPS(‘22E)排名5.Uinta和Bakken资产剥离的预计数1.年化最新固定和可变股息6.不包括HES，因为与HES圭亚那资产概况相关的估值差异2.出售Hess Midstream单位的预计数7.基于共识估计的指标；目标价包括受限经纪商3。 收购威利斯顿盆地的形式6

有待审查的初稿和重大修订Alpha 情况分析摘要交易表现与初始建议股票表现对比初步建议股价较未受影响的股价溢价8.5%$40.00，较30.00美元的52周高点有4.0%的折扣 20.00 7/20/21 9/18/21 11/18/21 1/18/22 3/20/22 5/20/22 Alpha初始建议历史股票表现与市场组别期间Alpha代理同行WTI HHUB S&P500 Alpha的表现相对YTD 48.6%31.2%35.7%109.6% (16.9%)初始建议同行自初始建议以来3.1%(17.7%)(15.4%)(11.0%)5.6%150%1个月1.0%(1.9%)(6.7%)8.6%7.8%3个月44。109.6%(14.0%)(0.3%)12.5%(11.2%)125%6个月31.9%15.4%18.5%79.9%(11.7%) 109.6%1年102.8%77.9%51.9%109.6%(8.4%)3年83.4%59.1%84.5%248.1%33.0%102.8%100%5年97.9%38.6%117.1%157.5%60.1%77.9%75%51.9%50%25%--%(8.4%)(25%)7/20/21 9/18/21 11/18/21 1/18/22 3/20/22 5/20/22 7/20/22 同行WTI HUB S&P500来源：Factset截至2027年7/20的市场数据

有待审查的初稿和重大修订Alpha 形势分析自俄罗斯入侵以来Alpha的同行集团1 1自俄罗斯入侵以来的相对总股东回报Alpha 3.1%29.6%58.3%(11.2%)Alpha 29.0%Alpha 49.7%(13.4%)17.6%42.7%(16.7%)13.9%40.5% (17.0%)12.5%39.6%(17.512.0%36.1%(18.5%)5.8%31.1%(19.3%)1.2%25.3%(19.6%)(0.4%)24.5%(23.2%)(5.5%)13.5%标准普尔500 5.6%(6.3%)标准普尔500指数(16.9%)1年3年5年132.6%138.3%153.5%Alpha 95.3%111.3%115.2%Alpha 93.3%Alpha 86.4%101.1%91.7%98.3%78.5%91.7%72.3%48.9%73.4%71.5%37.8%61.1%49.7%29.3%55.5%42.4%27.6%52.4%34.3%(0.9%)39.1%20.5%(21。6%)标准普尔500指数33.0%标准普尔500指数(9.1%)60.2%来源：截至2022年7月20日的FactSet市场数据注：假设收到股息，但不是再投资1.从2022年6月14日发布的哈罗德·哈姆的信中收到初步建议；俄罗斯于2022年2月24日入侵乌克兰；根据事件发生前未受影响的日期计算的性价比 8

有待审查的初稿和重要修订Alpha 情况分析Alpha估值倍数随着时间的推移TEV/NTM EBITDAX简单平均2021 2022 3年20.0x Alpha 5.1x 4.3x 5.2 x 5.9x代理同行5.3 4.8 5.6 6.2 15.0x 10.0x 5.0x 4.0x 0.0x 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Alpha代理同行 范围价格/NTM CFPS 16.0x简单平均2021 2022 3年5年Alpha 3.9x 3.7x 4.5x 12.0x代理对等点4.5 4.6 4.4 5.1 8.0x 4.0x 3.6x 0.0x 1/1/20 4/1/20 7/1/20 10/1/21 4/1/21 10/1/21 1/1/22 4/1/22 7/1/22范围来源：FactSet截至2022年7月20日的市场数据和预估注：按周计算的平均值9

有待审查的初稿和重大修订Alpha 形势分析(百万美元，每股金额除外)摘要市场数据截至7月20日的市值储备数据(共识预测)，2022年液体%气体%总收入股价$66.51完全稀释股份(百万) 储量(百万) 总股本价值$24,143已证明794 48%5,111 52%1,645 13.3x 1+：长期债务6,331已证实已开发416 47%2,854 53%892 7.2加上：非控股权益378减少：现金(553)生产(Bblsd)(MMcfd) (MBoed)企业总价值$30,299 161当前45%1,014 55%359共识数据2022E 205 52%1,134%394指标倍数2023E 221 53%1,171 47%417价格/现金流2022E$19.83 3.4x 2023E 17.48 3.8 EV/EBITDAX 2022E$8,179 3.8 x 2023E 7,554 4.1 1债务期限概况EV/已探明储量(美元/BOE)1,645 MBoe$18.42$5,000 EV/Products(美元/BOED)当前359 MBoe$84,359$4,000 2022E 394 MBoed 76,843$4,000 2023E 417 MBoed 72,587美元EBITDAX$8,179 0.7x$3,000 债务/2023E EBITDAX净债务/已探明储量(美元/Boe).51$2,000净债务/PD储备(美元/BOE)892 MBoe 6.48$893$800$1,000流动性$1,769$636信用评级(高级无担保)$2$--$--穆迪Baa3 2022 2023 2024 2025 2026此后标准普尔BBB-来源：公司备案文件，Alpha Management和FactSet截至2022年7月20日的市场数据1.基于Alpha Management提供的截至2022年6月30日的未偿债务面值10到期本金

股价初稿有待审查和重大修订

成交量(000)初稿有待审查和 重大修订Alpha形势分析历史交易业绩$80.00 12,000 A$66.51 B D$60.00 9,000 F H G C E I$40.00 6,000 K N L M O J P T Q$20.00 3，000 S R$-7/20/20 10/1/20 12/13/20 2/24/21 5/8/21 7/20/21 10/1/21 12/13/21 2/24/22 5/8/22 7/20/22 A·6/14/22：宣布收到哈姆家族的初步建议书8/2/21：公布2021年第二季度业绩J·5/4/22：宣布2022年第一季度业绩7/30/21：宣布和增加季度业绩{Br}股息B K·4/27/22：宣布和增加季度股息，宣布2022年4月28日：公布2021年第一季度财务业绩，恢复第一季度生产业绩，改善2022年股息的预期ROCE，以及 加速股东回报资本计划增强M3/22/21：宣布赎回5%到期的优先票据余额·2/14/22：宣布2021年全年和2021年第四季度运营和2022年D财务业绩，2022年资本支出预算和运营计划，3/4/21：从Samson N和2022年至2025年收购粉河流域资产，财务预测资源II，LLC现金2.15亿美元·2/9/22：宣布和增加季度股息E 2/16/21： 宣布2020年全年和2020年第四季度业绩, O·1/25/22：以4.5亿美元现金收购切萨皮克能源公司的粉底河盆地石油和天然气以及2021年资本预算和指导F资产12/4/20：宣布部分赎回2022年到期的5%优先票据PG·12/21/21：以3.25 11/24/20美元结束特拉华盆地的石油和天然气资产：公布初步业绩和扩大来自Pioneer Natural Resources的投标Q亿11/10/20：宣布上调后的定价15美元 新发行的债券11/9/21：宣布非公开发行8亿美元优先债券2031年到期的H优先债券，并宣布2026年之前的现金投标要约和2032年到期的8亿美元优先债券本金总额10亿美元 某些未偿债务11/3/21：宣布2021年第三季度业绩；提供创纪录的免费证券I现金流和进入二叠纪盆地的战略扩张11/5/20：公布2020年第三季度业绩和初步2021年S展望8/3/20： 公布2020年第二季度业绩和更新T指导来源：FactSet截至2022年7/20的市场数据，提交12份股票价格

待审阅初稿和重大修订Alpha 情况分析股东名册排名前20的机构股东和对冲基金排名前250的机构持有者汇总行业价格$66.51及其他(7/20/22)：收入养老金/7%仓位(%未偿还)

有待审查的初稿和重大修订阿尔法 情况分析评级机构评论当前评级企业评级bbb-高级无担保BAA3展望稳定前景稳定分析师保罗·J·奥唐奈分析师埃琳娜·纳多奇最近评论标普的信用观点：2022年5月3日 穆迪信用观点：2021年11月4日◼预计偿还6.5亿美元，2023年高级◼反映了一贯强劲的经营业绩和无担保票据，以及9.11亿美元，2024年在广泛的无担保票据中交付的现金流的高耐用性 如果大宗商品价格波动继续支持◼对强劲资产负债表的承诺，由◼证明，预计自由资金流入债务的比例远高于 100%，并大量偿还债务。评级还反映了2022年和2023年利润率导致债务EBITDA低于0.75倍，高资本效率和保守的财务◼稳定前景，基于强大的稳定信贷措施政策，以及对支撑大宗商品价格和可能促使升级的预期：适度的资本支出将导致物质现金流/生产降至10,000美元/boe，以及可能促使升级的因素：左轮手枪/债务保持在 超过50%的水平。？扩大的业务规模是否更符合也需要持续的杠杆率全周期比率评级较高的同行或保持审慎的财务高于2倍的政策和强有力的财务措施, 包括可能促使降级的免费内容：资金持续流向60%以上的债务？可能导致降级的因素：跌破30%或杠杆全周期比率如果预期自由资金流向债务 将持续下降至2×30%以下，且没有明确的复苏途径来源：标普全球评级和穆迪14

需要审查的初稿和重要修订III.Alpha 资产概述

有待审查的初步草案和重大修订阿尔法资产 阿尔法资产基地概述粉底河阿纳达科二叠纪A巴肯B C D◼~390,000英亩净◼~450,000净英亩◼~170,000净英亩◼~825,000净英亩1 1 1◼2022E Prod。-41 MB◼2022E 产品。-22 MB◼2022E产品-177 MB◼2022E产品。-148MBed◼总探明储量的6%◼总探明储量的36%◼总探明储量的16%◼总探明储量的42%◼$241 mm 钻探资本支出◼$430 mm钻探资本支出◼$878 MM钻探资本支出◼$507 mm钻探资本支出2022E 2022E 2022E其他主要资产水收集、回收和处置基础设施资产 TMRC Alpha与弗兰科内华达公司(FNV)建立了战略合作伙伴关系，通过TMRC 2022年第一季度生产2贡献3 PRB其他传奇3%2%二叠纪巴肯11%Summit Anadarko二叠纪项目收购石油和天然气矿产和特许权使用权。在2024年。一旦投入运营，这个TMRC项目将成为全球最大的Carbon Summit碳解决方案捕获项目Anadarko来源：Alpha 财务预测、公开申报、Alpha投资者演示文稿1.2022E基于Alpha Financial预测的产量38%2.2022年第一季度的产量贡献基于第一季度10-第三季度。其他资产包括德克萨斯州(二叠纪以外)、伊利诺伊州和路易斯安那州地区的产量，包括一些离岸资产15

有待审查的初步草案和重大修订阿尔法资产概述巴肯资产概览资产图传奇◼阿尔法是北达科他州和蒙大拿州巴肯油田的最大承租人和最大的生产者阿尔法种植面积为825,000英亩◼巴肯资产包含764MBoe 探明储量，占总探明储量的42%，占阿尔法公司2022年第一季度日平均总产量的46%◼阿尔法计划在巴肯地区平均生产7个运营钻井平台，并预计2022年期间在319口运营和未运营油井中首次 生产2-按商品类别划分的河流储量100,000 CONT POSS天然气4%1%33%PDP75,000 32%22,171 Prob 30%22,982 19,664,000 PNP 56,721 1%25,000 43,934 43,431石油67%PUD 32%-2019年2021年原油(MBBS)来源：阿尔法管理，公共投资者申报，演示文稿16

初稿待审查和重大修订阿尔法资产概述B阿纳达科资产概览资产地图传奇◼阿尔法是俄克拉荷马州领先的生产商、租赁权所有者和阿尔法种植面积运营商，在该州拥有450,000英亩净英亩◼阿纳达科资产包含653百万吨已探明储量，占总已探明储量的36%，占阿尔法公司2022年第一季度日均总产量的39%阿尔法计划在俄克拉荷马州平均约8个运营钻井平台，预计2022年将在138口总(43净)运营和未运营油井中首次 生产2-按商品类别划分的流动储量60,000 CONT石油PDP 1%19%19%POSS 43%PNP 40,000 0%36,347 41,695 35,288 PUD 13%20,000天然气15,802 15,204 13,222%Prob 24%-2019年2021年天然气(MBBLS)来源：阿尔法管理，公共投资者申报，演示文稿17

有待审查的初步草案和重大修订阿尔法资产概述C二叠纪资产概况资产图传奇◼阿尔法通过从先锋公司收购92,000英亩阿尔法净英亩进入二叠纪，目前拥有约170,000英亩净英亩◼二叠纪财产包含284百万已探明储量，占总已探明储量的12%，以及40百万英亩，占阿尔法公司2022年第一季度总平均日产量的11%◼阿尔法计划在行动中平均约3个运营钻井平台，并预计在第二年内41口运营和未运营油井的第一批 产量-按商品类别划分的溪流储量25,000 CONT POSS天然气PDP 6%0%19%27%20,000 4,531 4,123 PNP 1%15,000 3,621,000 PUD 16,920 Prob 21%15,595 53%石油12,907,000 5，73%-2019年2021年原油(MBBLS)天然气(MBOE)来源：阿尔法管理，公共文件，天然气投资者演示文稿18

有待审查的初步草案和重大修订阿尔法资产概述D粉底河资产概览资产概览图传奇◼阿尔法已在该盆地进行了重大收购，阿尔法种植面积于2021年从参孙资源公司收购了130,000英亩净英亩，并于2022年从切萨皮克公司收购了172,000英亩净英亩， 使该盆地的总种植面积达到约390,000英亩◼已探明储量111 MBoe，占总探明储量的6%，占阿尔法公司2022年第一季度总平均日产量的3%◼阿尔法计划在行动中平均约2个运营钻井平台，并预计在2022年期间在40个总(23个净)运营和非运营油井上首次生产按商品分类的2-溪流储量 2-溪流储量历史2,000 PDP PUD天然气5%4%POSS 41%45%15,000 6,607 10，4,639 4,279 Prob 46%5,000石油8,057 6,515 59%5,033-2019年2021年原油(MBBLS)来源：阿尔法管理，公共文件，投资者{br演示文稿}19

有待审查的初步草案和重大修订阿尔法资产概述E其他主要资产-水务资产概述资产总览图北部系统◼阿尔法拥有相当数量的水利基础设施来支持其上游运营，巴肯阿纳达科系统3作业区：北部系统、南部系统和二叠纪系统◼包括巴肯资产的北部系统由237英里长的输水管道组成，预计系统容量为250MBwpd？该系统连接到794口PDP井，还支持2,684个潜在的未来连接◼包括阿纳达科资产的南方系统有106英里长的输水管道，估计系统容量为73MBwpd。该系统连接着178口PDP井，还支持2,318个潜在的未来连接。该系统还包括一个水循环工厂，处理能力为91MBwpd◼二叠纪系统由180英里长的活跃供水管道(包括淡水和采出水)和21个允许注入的SWD组成。二叠纪允许的总处置能力为425MBwpd，在180英里的供水管道和淡水存储能力为20MMBW，跨越37个 压裂坑，联想水务。服务领域来源：Alpha管理、公开申报、投资者演示20

有待审查的初稿和重大修订阿尔法资产概述E其他主要资产-矿产资源公司资产概览图◼阿尔法持有TMRC的100%权益，包括TMRC Bakken Anadarko II，拥有遍布北达科他州的约35,000英亩净矿物英亩， Oklahoma◼TMRC与FNV合作持有TMRC II的控股权；阿尔法管理TMRC II的运营◼TMRC II是通过阿尔法向合资企业初步出资10,800 NRA成立的，金额为120,000美元；阿尔法定期获得所贡献资产收入的50%，FNV根据该安排进行出资并获得收入分配；FNV根据该安排为 未来的传奇矿产收购县与TMRC运营部进行总承诺资本500,000,000美元。根据该安排，FNV与TMRC运营公司◼有500,000,000美元承诺资本。阿尔法将为未来矿产收购提供20%的资金，并将有权获得1累积产量和TMRC II产生的总收入的25%至50%的目标 TMRC II 14,000基于相对于某些预定产量目标的表现迄今12,000●阿尔法在所有10,000年中都超过了产量目标8,000◼迄今所有矿产的总收购价为383 mm，平均成本为每英亩14,664美元2022年收购了6,0236亩矿产净面积4,000◼根据2,000个公式计算，该公式检查了每一批建立时的HHUB和NYMEX远期价格一直在-2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 15：1和20：1之间现有的每一批T01 T02 T03 T04 T05目标来源：阿尔法管理1.基于15：1-20：1 McF：bbl 21的经济当量比的量目标

有待审查和重大修订的初稿阿尔法资产 概述E其他主要资产-矿产资源公司(CONT)收购资本◼承诺资本总额为5年内80%的未来收购提供资金(400万美元)阿尔法20%阿尔法资金收购20%-50%收入(100 MM美元)阿尔法80%阿尔法将获得每月收入的50%；阿尔法将获得每月收入的25%，其余25%为每月代管收入，并仅在满足生产量的情况下才会发布 收入分配●托管量的分配基于托管量的分配如果数量超过25%，−Alpha将获得100%的托管收入如果数量超过25%，−将获得100%的托管收入 如果数量

有待审查的初稿和重大修订阿尔法资产 概述E其他主要资产-顶峰碳解决方案资产概述资产图传奇◼阿尔法持有顶峰碳解决方案23.6%的权益，该公司拥有一个基础设施项目，其目标是CO储存深度盐水2成为 世界上最大的碳捕获和峰会管道系统封存(CCS)项目当运营储存地点时，9.0 Mtpa的CO在运营时被封存，从38家乙醇工厂承诺的2个顶峰碳解决方案 合作伙伴乙醇工厂独立乙醇工厂有能力通过碳捕获项目将规模扩展到16.0-17.0Mtpa增量压缩◼$250 MM投资预计将在当前45Q税收抵免的水平下产生22.4%的IRR 截至6月30日投资的碳封存1？1亿美元，2022年如果45Q增加到85美元/吨杠杆现金流，杠杆现金流($MM)◼客户包括五个州的乙醇厂300 1,500 通过管道基础设施连接提供高纯度的CO副产品2 200 1,000；38家乙醇厂，相当于33-42亿加仑的乙醇生产与Summit合作，注入0 CO，76个已确定的潜在来源2-100-500~20 Mtpa的美国CO地质存储2债务偿还-200-1,000◼Broom Creek注入地点位于奥利弗县，连续的沙子孔隙率>25%资料来源：北达科他州阿尔法管理公司，公开申报文件， 投资者介绍杠杆现金流累计现金流1.包括阿尔法在Ekona Power 23 2022E(98)(152)2023E 2024E 18 2025E 60 50 2026E 2027E 58 2028E 154 155 2029E 2030E 157 2031E 159 161 2032E 2033E 162 2034E 164 167 2035E 2036E的投资资本

初稿有待审查和重大修订IV.Alpha 财务预测

有待审查的初稿和重大修订阿尔法 财务预测阿尔法财务预测-假设◼阿尔法财务预测纳入了阿尔法管理层提供的以下假设：●2022E-2026E收入和支出 每2022年预算和阿尔法的五年预测融资假设：●循环信贷安排将于2026年10月到期，按相同条款延长●假设2023年到期的4.500高级票据在2023年第二季度偿还 ●假设2024年到期的3.800高级票据在2024年第二季度偿还分配政策：●除了基于股票的薪酬回购外，该预测不包括2022年第一季度以后的任何股票回购●预测 假设2022年第二季度和第三季度的股息约为1.01亿美元，2022年第四季度及以后的股息金额可以忽略不计来源：阿尔法管理24

Preliminary Draft Subject to Review and Significant Revision Alpha Financial Projections Commodity Price Assumptions WTI ($ / Bbl) $120.00 $100.00 $80.00 $69.52 $60.00 $66.60 $40.00 $20.00 $ -- 7/1/22 7/1/23 7/1/24 7/1/25 7/1/26 2H 2022 2023E 2024E 2025E 2026E Strip Pricing as of July 20, 2022 $98.13 $85.47 $78.40 $73.77 $70.54 Consensus Pricing as of July 20, 2022 102.55 90.08 78.91 72.34 66.60 Henry Hub ($ / MMBtu) $10.00 $8.00 $6.00 $4.82 $4.00 $3.49 $2.00 $ -- 7/1/22 7/1/23 7/1/24 7/1/25 7/1/26 2H 2022 2023E 2024E 2025E 2026E Strip Pricing as of July 20, 2022 $7.80 $5.69 $4.77 $4.56 $4.44 Consensus Pricing as of July 20, 2022 6.28 5.10 4.20 3.88 3.49 Consensus Pricing as of Strip Pricing as of July 20, 2022 July 20, 2022 Source: FactSet market data as of 7/20/2022 25

有待审查的初稿和重大修订Alpha 财务预测(以百万美元为单位)公司EBITDAX 2021A 2022E 2023E 2024E 2025E 2026E 2021A 2022E 2023E 2024E 2024E 2025E 2025E 2026E资本支出自由现金流2021A 2022E 2023E 2024E 2025E 2026E 2021A 2022E 2023E 2024E 2025E 2023E 2024E 2 Alpha财务预测(带状定价)Alpha财务预测(一致定价)华尔街共识估计来源：Alpha管理层和FactSet市场数据截至2022年7月20日华尔街共识应用于相同的生产、剩余钻探地点和Henry Hub定价钻井节奏和基于带状定价的Alpha财务预测中使用的财务假设2.华尔街对每个图表中显示的Alpha个人 指标的共识(即总产量、公司EBITDAX、资本支出和自由现金流)26 330$1,562 330$1,562 330$1,562 330$2,693 390$2,693 394$2,645 428$3,399 428$3,399 417$2,930 451$3,291 430$3,075 466$3,536 466$3,536 7,455$3,127 484$3,729 4,455$3,127 484$3,729 463$2,638$4,463$2,463$2,412$8,207$4,532$2,412$8,207$4,532$3,730$4,552$2,930$7,645$3,075 466$3,536 466$3,536 455$3,127 484$3,729$3,779$2,963$2,623$4,638$4,463$2,412$8,207$4,532$2,412$8,207$4,532

Preliminary Draft Subject to Review and Significant Revision Alpha Financial Projections ($ in millions, except for production data) Projections at Strip Pricing Historical Alpha Financial Projections at Strip Pricing CAGR Fiscal Year End 12/31 2021A 2022E 2023E 2024E 2025E 2026E 22E - 26E 1 Benchmark Prices WTI Oil Price ($ / Bbl) $68.06 $99.88 $85.47 $78.40 $73.77 $70.54 Henry Hub Gas Price ($ / MMBtu) $3.88 $6.93 $5.69 $4.77 $4.56 $4.44 Production Oil (MMBbls) 59 73 87 93 94 99 Gas (Bcf) 370 415 416 429 455 463 Total Equivalents (MMBoe) 120 142 156 165 170 177 Total Equivalents (MBoed) 330 390 428 451 466 484 5.6% % Oil 48.8% 51.3% 55.6% 56.7% 55.3% 56.3% Revenue Oil $3,949 $7,212 $7,309 $7,181 $6,756 $6,807 Gas 1,844 3,318 2,518 2,121 2,131 2,120 Oil & Gas Revenue $5,794 $10,529 $9,827 $9,302 $8,887 $8,926 Plus: Impact from Hedges ($129) ($1,111) $ - $ - $ - $ - Plus: Oil and Gas Service Operations 54 71 71 71 71 71 Net Revenue $5,719 $9,489 $9,898 $9,372 $8,958 $8,997 Less: Production Taxes ($404) ($782) ($741) ($717) ($690) ($697) Less: Operating Expenses (513) (706) (719) (760) (799) (831) Less: Transportation (225) (283) (278) (278) (278) (278) Less: G&A incl. Equity Compensation (170) (176) (234) (247) (255) (265) Less: DD&A (1,887) (1,953) (2,183) (2,316) (2,362) (2,469) Less: Other Expenses (58) (79) (69) (69) (69) (69) Operating Income $2,462 $5,509 $5,673 $4,985 $4,505 $4,388 (5.5%) Net Interest (Expense) Income ($250) ($273) ($214) ($158) ($115) ($84) Other (Expense) Income (26) (3) (0) 53 78 93 Less: Income Tax (520) (1,279) (1,337) (1,196) (1,095) (1,077) Net Income $1,666 $3,955 $4,122 $3,685 $3,374 $3,319 (4.3%) Plus: DD&A $1,893 $1,968 $2,196 $2,329 $2,374 $2,482 Plus: Provisions for Deferred Income Taxes 520 583 424 310 304 244 Plus: Stock Based Compensation 63 78 64 64 68 70 Plus: Other Non-cash Charges 48 663 (274) (122) 42 62 Plus: Net Working Capital (217) (384) 142 37 40 (18) Cash Flow From Operations $3,974 $6,863 $6,674 $6,303 $6,202 $6,159 (2.7%) Less: Capital Expenditures ($1,562) ($2,693) ($3,399) ($3,291) ($3,536) ($3,729) Less: Increase in Working Capital (219) (167) 526 (105) 3 (58) Plus: Contributions From Noncontrolling Interest 31 23 62 5 - - Less: Distributions to Noncontrolling Interests (22) (45) (49) (46) (43) (40) Plus: Net Borrowing and Others 866 1,651 286 (502) (993) (1,420) Free Cash Flow $2,638 $4,532 $3,145 $2,935 $2,583 $2,408 (14.6%) Memo: EBITDAX $4,463 $8,232 $7,714 $7,392 $7,180 $7,236 (3.2%) Source: FactSet market data as of 7/20/2022, Alpha Management 1. Benchmark Prices do not include differentials to WTI or HH commodity prices; 1H actuals included in 2022E pricing 27

有待审查的初稿和重大修订Alpha 财务预测(百万美元，除生产数据外)共识定价预测历史Alpha以共识定价计算的财务预测2021A 2022E 2023E 2024E 2025E 2026E 22E-26E 1基准 价格WTI油价(美元/桶)$68.06$101.52$90.08$78.91$72.34$66.60Henry Hub天然气价格(美元/MMBtu)$3.88$6.19$5.10$4.20$3.89$3.49生产石油(MMBbls)59 73 87 93 94 94 455 463总当量(MBoe)Br}142 156 165 170 177总当量(MBoed)330 390 428 451 466 484 5.6%石油48.8%51.3%55.6%56.7%55.3%56.3%收入石油$3，949$7,387$7,714$7,229$6,622$6,416 Gas 1,844 2,998 2,274 1,8781,826 1,679石油和天然气收入$5,794$10,385 $9,988$9,107$8,448$8,095加上：对冲的影响($129)($740)$-$-$--加上：石油和天然气服务运营54 71 71 71净收入$5,719$9,716$10,058$9,177$8,519$8166减少：生产税(404美元)(784美元)(772美元)(709美元) (662美元)(640美元)减少：运营费用(513)(706)(719)(760)(799)(831)减少：运输(225)(283)(278)(278)(278)(278)(278)(278)(278)(278)(278)(278)(278)(278)(278)(278)(278)(278)(278)(278)(278)(278)(278)股权薪酬(170)(176)(234)(247)(255)(265)减：DD&A(1,887)(1,953)(2,183) (2,316)(2,362)(2,469)减：其他费用(58)(79)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)(69)净利息(费用)收入($250)($273)($214)($156)($115)($89)其他(费用)收入(26)(3)(0) 53 78 93减：所得税(520)(1,334)(1,369)(1,150)(994)(886)净收入$1,666$4,125$4,219$3,544$3,063$2,731(9.8%)加：DD&A$1,893$1,968$2196美元2329美元2374美元2, 482加：递延所得税准备金520 587 424 310 304 244加：基于股票的薪酬63 78 64 64 68 70加：其他非现金费用48 455(155)(47)55 62加：营运资本净额(217)(380)79 110 72 30运营现金流量$3,974$6,833$6,827$6,310$5,937$5,619(4.8%)减去：资本支出($1,562)($2,693)($3,399)($3,291)($3,536)729)减去：营运资本增加(219)(163)459 31(38)(42)加上：非控制性权益的贡献31 23 62 5--减去：分配给非控制性权益(22) (43)(47)(44)(41)(36)加上：净借款和其他866 1,624 439(429)(1,326)(1,983)自由现金流$2,638$4,500$3,364$2,870$2,288$1,825(20.2%)备注：EBITDAX$4,463$8,249$7，962美元7,280美元6,782美元6,457美元(5.9%)来源：FactSet截至2022年7月20日的市场数据 ，Alpha Management 1.基准价格不包括WTI或HH大宗商品价格的差异；2022年E定价中包含的1H实际数据28

初稿有待审阅和重大修改五. 初步估值分析

有待审查的初稿和重大修订初步 阿尔法独立财务分析估值分析摘要每股价格说明基于阿尔法资产净值模型的资产级开发预测负担G&A和税收的阿尔法资产净值模型；单独估值的水务公司，按条带定价价值增加E&P$55.02$77.22；特许权使用费业务净资产净值从资产净值中扣除；按储备类别应用的各种折扣率；7/1/2022基于阿尔法资产净值模型的生效日期▪带有G&A和税费的资产级开发预测 阿尔法资产净值模型；Wotco单独估值并按共识定价价值添加到E&P$47.75$66.48；特许权使用费业务NCI从资产净值中扣除；按储备类别应用的各种贴现率；7/1/2022年生效日期 基于阿尔法合并财务的▪；预测资产负债表作为阿尔法财务预测$66.52$90.73/6/30/2022；9.0%-10.0%WACC%；1.5%-2.5%的永久增长率；以带状定价4.0x-5.5x终端息税前利润退出倍数；基于阿尔法合并财务的7/1/2022年估值日期▪；预计资产负债表为Alpha Financial预计2022年6月30日$56.41$80.06；WACC为9.0%-10.0%；永久增长率为1.5%-2.5%；按共识定价4.0x-5.5x终端EBITDAX退出倍数 ；7/1/2022年估值日期▪2022E 3.3x-4.0x$58.21$77.58 TEV/EBITDAX▪2023E合并EBITDAX为7,962 M3.5x-4.3倍▪2022E合并EBITDAX为18.82美元3.3x-4.3x $61.40$80.27价格/cfps▪2023E CFPS为18.81美元3.3x-4.3x$63.89$86.62先例交易-TEV/EBITDAX▪2022E合并EBITDAX为8美元, 249 MM，3.5x-4.5x$61.45$80.27先例交易-价格/ CFPS▪2022E CFPS为18.82美元，▪为3.3x-4.3倍，基于精选能源现金私有化和买入交易$74.18$89.55溢价自2018年1月以来支付：分析师自2022年6月1日以来报告的目标价格25%-75%百分位数的15.0%-30.0%▪范围，未打折；18公布价格$70.00$80.00分析师预期价格目标▪分析师平均目标价$75.6$32.83$74.22▪基于2022年7月20日之前的收盘价52周 交易范围当前股价(7/20/22)：66.51美元建议对价(6/14/22)：$70.00 29来源：阿尔法公司模型，阿尔法资产净值模型，公司文件，事实集截至2022年7月20日的市场数据交易倍数折现参考值净值资产分析现金流量

有待审查的初步草案和重大修订初步估值分析(以百万美元为单位)阿尔法资产净值假设概述◼估值假设生效日期为2022年7月1日(即资产净值现金流的起点)◼预计产量和现金流基于阿尔法于2022年6月28日提供的阿尔法资产净值模型，并向前滚动至2022年7月1日生效日期阿尔法向PDP提供了更新，剩余位置和钻井节奏作为此前滚的一部分？根据Evercore 对阿尔法资产净值模型◼中提供的类型曲线区域的审查而按储量类别选择的折扣率该模型应用了两个定价案例，如下所示：2022E 2023E 2024E 2025E 2026E此后WTI(美元/桶)$98.13$85.47$78.40$73.77$70.54$70.54截至7月20日的带状定价，2022年(美元/MMBtu)7.80 5.69 4.77 4.56 4.44 4.44 WTI(美元/桶)$102.55$90.08$78.91$72.34$66.60$66.60共识定价截至2022年7月20日HUB(美元/MMBtu)6.28 5.10 4.20 3.88 3.49 3.49◼对冲基于公司提供的对冲投资组合截至2022年5月24日◼G&A假设基于公司在阿尔法资产净值模型中提供的预测，假设G&A为1.5美元/桶，每年最高为3.5亿美元，并在2045年阿纳达科盆地钻井平台全部利用完成后减少50%◼现金税假设2021年底净资本成本为167亿美元，2021年年末联邦和俄克拉荷马州NOL余额分别为12亿美元和31亿美元。每股前滚至2022年7月1日？现金税贴现率基于适用于按准备金类别划分的未贴现现金流的折现率的加权平均◼净债务基于阿尔法提供的截至2022年6月30日的余额◼完全稀释后的流通股 基于截至2022年5月24日的阿尔法提供的股份计数◼水务作为独立实体进行估值, 包括◼完全合并的TMRC的所有资本支出，并扣除与FNV在风险◼峰会中的经济权益相关的非控股权益，截至2022年6月30日的投资资本(包括投资于Ekona Power的资本)30

有待审查的初稿和重大修订初步估值分析(百万美元)财务预测摘要(比较-资产净值与阿尔法财务预测)生产概况(MBOED)公司EBITDAX 600$10,000$8,491 531$8,243$8,041$8,126 515$8,270$7,790 474$7,872$7,236 435 $8,000 396 484$7,962 466 400 451$4,571$7,962 466 400 451$4,571$7,392$7,180 428$7,714$6,000$7,280$7,228 399$4,471$6,782$6,457$4,457$4,274,200$4,257$2,000-2H 2022 20E 2024E 2024E 20262E 2022 2022 2022 E 2024E 2024E 2024E 2025E 2025E 262E 2022 2022 2022 2024E 2024E 2024E 2025E 2025E 202H 2022 2022 2022 202E 2024E 2024E 2024E 2025E 2025E 262E 2022 2022 2022 202E 2024E 2024E 2024E 2025E 262E 202H 2022 2022 202E 2024E 2024E 2024E 202525E 2025E 202H 2022 2022 2022 202E 2024E 2024E 2024E 2025262H 2022 2022 2022 202E 2024E 2024E 2024E 202525E 20252E 202H 2022 2022 2022 202E 2024E 2024E 2024E 20$3,495 700 670$3,000$3,372 600$3,047 606 2 565 408$2,677$2,000$1,525 400 333$1,000 200$1,311$-2H 2022 2023E 2024E 2025E 2026E 2H 2022 2023E 2024E 2025E 2026E NAV(一致定价)阿尔法财务预测(条带定价)阿尔法财务预测(共识定价)31来源：阿尔法财务预测；阿尔法资产净值模型注：2022年下半年数据；截至2022年7月20日的定价1。资产净值预测不包括水务资本支出；2022-2026年预测不包括二叠纪水资本支出，平均每年水务资本支出在3,000万美元至4,500万美元之间2。包括2022年第二季度钻探的油井泄漏

Preliminary Draft Subject to Review and Significant Revision Preliminary Valuation Analysis ($ in millions, except per share amounts) Alpha NAV Summary at Various Discount Rates – Strip Pricing Asset Reserves Discount Rate Selected Range Area (MBoe) 0% 5% 8% 10% 12% 15% 20% 25% 30% 35% Low High Discount Rates PDP North 528,478 $13,468 $10,243 $9,080 $8,480 $7,980 $7,365 $6,590 $6,015 $5,567 $5,207 $8,480 $9,080 South 467,975 11,292 7,848 6,752 6,217 5,785 5,271 4,646 4,197 3,857 3,587 6,217 6,752 PRB 71,344 2,051 1,549 1,368 1,276 1,199 1,104 985 897 829 774 1,276 1,368 Permian 145,917 5,884 4,057 3,468 3,180 2,946 2,668 2,331 2,089 1,906 1,762 3,180 3,468 TMRC 16,371 516 346 294 269 249 226 198 178 163 152 269 294 Total PDP 1,230,085 $33,212 $24,042 $20,962 $19,421 $18,158 $16,635 $14,750 $13,376 $12,322 $11,481 $19,421 $20,962 Technical PUD North 607,743 $12,008 $7,839 $6,371 $5,628 $5,018 $4,284 $3,391 $2,762 $2,298 $1,944 $4,284 $5,018 South 406,336 8,806 4,641 3,484 2,958 2,555 2,102 1,596 1,267 1,038 871 2,102 2,555 PRB 437,466 9,575 3,865 2,448 1,860 1,443 1,019 616 401 277 200 1,019 1,443 Permian 476,130 14,406 7,465 5,433 4,498 3,780 2,981 2,108 1,563 1,201 949 2,981 3,780 Technical PUD Reserves 1,927,675 $44,796 $23,810 $17,736 $14,944 $12,795 $10,387 $7,712 $5,993 $4,813 $3,963 $10,387 $12,795 PROB North 343,976 $5,929 $3,119 $2,256 $1,853 $1,541 $1,193 $813 $577 $424 $319 $813 $1,193 South 582,826 10,354 4,396 2,980 2,392 1,969 1,527 1,076 806 630 508 1,076 1,527 PRB 231,160 4,664 2,346 1,680 1,377 1,147 893 620 451 340 263 620 893 Permian 124,011 3,366 1,594 1,113 902 744 574 394 284 212 162 394 574 PROB Reserves 1,281,974 $24,313 $11,454 $8,029 $6,524 $5,402 $4,187 $2,902 $2,119 $1,606 $1,252 $2,902 $4,187 POSS North 159,781 $2,713 $982 $557 $384 $264 $147 $47 $4 $-- $-- $4 $47 South 556,192 9,911 3,733 2,313 1,743 1,346 949 575 376 259 187 376 575 PRB 805,764 15,225 5,171 2,988 2,145 1,576 1,030 548 310 182 106 310 548 Permian 345,542 8,070 2,641 1,539 1,132 867 621 413 313 256 219 313 413 POSS Reserves 1,867,279 $35,918 $12,527 $7,397 $5,403 $4,052 $2,748 $1,583 $1,003 $697 $512 $1,003 $1,583 Total Reserves 6,307,012 $138,240 $71,833 $54,125 $46,293 $40,407 $33,956 $26,948 $22,491 $19,439 $17,208 $33,713 $39,528 $138,240 $71,833 $54,125 $46,293 $40,407 $33,956 $26,948 $22,491 $19,439 $17,208 $33,713 $39,528 Total E&P Asset-Level Value 1 Less: Hedges (862) (843) Plus: Value of WaterCo 1,426 2,211 Plus: Invested Capital from Energy Innovations 100 100 2 Less: G&A (2,366) (1,935) 3 Less: Cash Taxes (5,905) (4,924) Less: Minerals Non-Controlling Interest⁴ (292) (254) Less: Asset Retirement Obligation (63) (77) Enterprise Value $25,750 $33,807 Less: Net Debt (5,778) Implied Equity Value $19,972 $28,028 / Fully Diluted Shares (millions) 363.0 Implied Equity Value per Share $55.02 $77.22 Source: Alpha NAV Model; FactSet market data as of 7/20/22 1. Assumes hedges held to expiration and discounted at 5-8% 2. G&A discount rates based on the weighted average discount rates of reserve categories by total reserves (15.0%-19.1%) 3. Cash tax discount rates based on the weighted average discount rates of reserve categories by PV-0 of cash flows (14.0%-17.8%) 4. TMRC consolidated in NAV; NCI represents FNV’s share of future value associated with TMRC cash flows 32

Preliminary Draft Subject to Review and Significant Revision Preliminary Valuation Analysis ($ in millions, except per share amounts) Alpha NAV Summary at Various Discount Rates – Consensus Pricing Asset Reserves Discount Rate Selected Range Area (MBoe) 0% 5% 8% 10% 12% 15% 20% 25% 30% 35% Low High Discount Rates PDP North 528,478 $12,068 $9,447 $8,474 $7,966 $7,538 $7,007 $6,327 $5,815 $5,412 $5,084 $7,966 $8,474 South 467,975 9,632 6,864 5,967 5,524 5,164 4,733 4,204 3,820 3,525 3,290 5,524 5,967 PRB 71,344 1,847 1,429 1,276 1,196 1,130 1,047 942 864 802 752 1,196 1,276 Permian 145,917 5,546 3,898 3,360 3,095 2,879 2,622 2,307 2,079 1,906 1,768 3,095 3,360 TMRC 16,371 461 313 268 246 229 208 184 166 153 142 246 268 Total PDP 1,230,085 $29,553 $21,951 $19,345 $18,028 $16,940 $15,618 $13,964 $12,743 $11,797 $11,035 $18,028 $19,345 Technical PUD North 607,743 $10,164 $6,740 $5,517 $4,894 $4,381 $3,762 $3,006 $2,469 $2,072 $1,768 $3,762 $4,381 South 406,336 7,259 3,832 2,882 2,451 2,120 1,749 1,335 1,065 877 738 1,749 2,120 PRB 437,466 7,919 3,131 1,958 1,475 1,134 792 470 301 205 146 792 1,134 Permian 476,130 12,847 6,652 4,842 4,010 3,372 2,664 1,891 1,408 1,088 865 2,664 3,372 Technical PUD Reserves 1,927,675 $38,188 $20,355 $15,199 $12,830 $11,008 $8,967 $6,701 $5,243 $4,242 $3,518 $8,967 $11,008 PROB North 343,976 $4,728 $2,450 $1,754 $1,430 $1,182 $906 $608 $426 $310 $231 $608 $906 South 582,826 7,758 3,365 2,323 1,889 1,574 1,242 897 686 545 445 897 1,242 PRB 231,160 3,848 1,937 1,391 1,143 954 747 524 386 294 231 524 747 Permian 124,011 2,963 1,403 981 795 656 507 349 252 189 144 349 507 PROB Reserves 1,281,974 $19,298 $9,154 $6,448 $5,257 $4,367 $3,402 $2,377 $1,750 $1,338 $1,051 $2,377 $3,402 POSS North 159,781 $2,113 $696 $358 $225 $135 $51 $-- $-- $-- $-- $-- $-- South 556,192 7,485 2,733 1,668 1,246 954 666 399 257 176 125 257 399 PRB 805,764 12,010 3,938 2,221 1,567 1,131 717 358 187 96 44 187 358 Permian 345,542 6,815 2,250 1,329 989 768 564 390 305 255 222 305 390 POSS Reserves 1,867,279 $28,423 $9,617 $5,576 $4,027 $2,988 $1,998 $1,147 $748 $526 $391 $748 $1,147 Total Reserves 6,307,012 $115,463 $61,077 $46,568 $40,142 $35,303 $29,985 $24,189 $20,485 $17,902 $15,995 $30,121 $34,902 $115,463 $61,077 $46,568 $40,142 $35,303 $29,985 $24,189 $20,485 $17,902 $15,995 $30,121 $34,902 Total E&P Asset-Level Value 1 Less: Hedges (862) (843) Plus: Value of WaterCo 1,426 2,211 Plus: Invested Capital from Energy Innovations 100 100 2 Less: G&A (2,366) (1,935) 3 Less: Cash Taxes (4,980) (4,219) Less: Minerals Non-Controlling Interest⁴ (265) (233) Less: Asset Retirement Obligation (63) (77) Enterprise Value $23,109 $29,907 Less: Net Debt (5,778) Implied Equity Value $17,331 $24,129 / Fully Diluted Shares (millions) 363.0 Implied Equity Value per Share $47.75 $66.48 Source: Alpha NAV Model; FactSet market data as of 7/20/22 1. Assumes hedges held to expiration and discounted at 5-8% 2. G&A discount rates based on the weighted average discount rates of reserve categories by total reserves (15.0%-19.1%) 3. Cash tax discount rates based on the weighted average discount rates of reserve categories by PV-0 of cash flows (13.8%-17.5%) 4. TMRC consolidated in NAV; NCI represents FNV’s share of future value associated with TMRC cash flows 33

Preliminary Draft Subject to Review and Significant Revision Preliminary Valuation Analysis ($ in millions, except per share values) Alpha Discounted Cash Flow Analysis – Strip Pricing For Years Ending December 31, Perpetuity LTM EBITDAX 2H 2022E 2023E 2024E 2025E 2026E Multiple Growth EBITDAX $4,257 $7,714 $7,392 $7,180 $7,236 $7,236 $7,236 Less: Tax Depreciation and Amortization (1,588) (2,864) (2,232) (1,964) (1,696) (3,729) EBIT $2,670 $4,849 $5,160 $5,215 $5,540 $3,506 1 Less: Taxes (133) (572) (1,290) (1,304) (1,385) (877) EBIAT $2,536 $4,277 $3,870 $3,912 $4,155 $2,630 Plus: Tax Depreciation and Amortization 1,588 2,864 2,232 1,964 1,696 3,729 Less: Change in Working Capital (314) (71) 105 (3) 58 -- Less: Capital Expenditures (1,588) (3,493) (3,291) (3,536) (3,729) (3,729) Unlevered Free Cash Flow $2,222 $3,578 $2,916 $2,336 $2,180 $2,630 EBITDAX Multiple / Perpetuity Growth Rate 4.8x 2.0% Implied Terminal Value $34,370 $35,064 22,846 23,308 PV of Terminal Value @ 9.5% Discount Rate 11,168 11,168 Plus: PV of Unlevered Free Cash Flow @ 9.5% Discount Rate Implied Enterprise Value $34,014 $34,476 Less: Net Debt as of 6/30/22 ($5,778) ($5,778) Implied Equity Value $28,236 $28,698 Fully Diluted Shares Outstanding (mm) 363.0 363.0 Implied Equity Value per Share $77.78 $79.06 Exit Multiple Sensitivity Perpetuity Growth Rate Sensitivity WACC Terminal Exit Multiple WACC Perpetuity Growth Rate 3.25x 4.00x 4.75x 5.50x 6.25x 1.0% 1.5% 2.0% 2.5% 3.0% 8.50% $60.24 $70.59 $80.95 $91.31 $101.66 8.50% $82.28 $87.06 $92.57 $99.01 $106.61 9.00% 59.06 69.20 79.35 89.49 99.64 9.00% 76.55 80.65 85.33 90.73 97.03 9.50% 57.91 67.85 77.78 87.72 97.66 9.50% 71.50 75.04 79.06 83.64 88.94 10.00% 56.79 66.52 76.26 85.99 95.73 10.00% 67.02 70.10 73.57 77.50 82.00 55.69 65.23 74.76 84.30 93.84 63.01 65.71 68.74 72.13 75.99 10.50% 10.50% Implied Perpetuity Growth Rate Sensitivity Implied Exit Multiple Sensitivity WACC Perpetuity Growth Rate WACC Terminal Exit Multiple 1.0% 1.5% 2.0% 2.5% 3.0% 3.25x 4.00x 4.75x 5.50x 6.25x 4.5% (4.4%) (2.8%) (1.7%) (0.9%) (0.3%) 4.5% 10.4x 12.1x 14.5x 18.2x 24.2x 7.0% (2.1%) (0.5%) 0.6% 1.4% 2.1% 7.0% 6.1 6.6 7.3 8.1 9.1 9.5% 0.2% 1.8% 3.0% 3.8% 4.5% 9.5% 4.3 4.5 4.8 5.2 5.6 12.0% 2.5% 4.2% 5.3% 6.2% 6.8% 12.0% 3.3 3.5 3.6 3.8 4.0 14.5% 4.8% 6.5% 7.7% 8.6% 9.2% 14.5% 2.7 2.8 2.9 3.0 3.2 34 Source: Alpha Financial Projections 1. 25% tax rate based upon long term effective rate in NAV model

Preliminary Draft Subject to Review and Significant Revision Preliminary Valuation Analysis ($ in millions, except per share values) Alpha Discounted Cash Flow Analysis – Consensus Pricing For Years Ending December 31, Perpetuity LTM EBITDAX 2H 2022E 2023E 2024E 2025E 2026E Multiple Growth EBITDAX $4,274 $7,962 $7,280 $6,782 $6,457 $6,457 $6,457 Less: Tax Depreciation and Amortization (1,588) (2,864) (2,232) (1,964) (1,696) (3,729) EBIT $2,687 $5,098 $5,048 $4,818 $4,761 $2,728 1 Less: Taxes (134) (638) (1,262) (1,204) (1,190) (682) EBIAT $2,552 $4,461 $3,786 $3,613 $3,571 $2,046 Plus: Tax Depreciation and Amortization 1,588 2,864 2,232 1,964 1,696 3,729 Less: Change in Working Capital (322) 57 (31) 38 42 -- Less: Capital Expenditures (1,588) (3,493) (3,291) (3,536) (3,729) (3,729) Unlevered Free Cash Flow $2,230 $3,889 $2,696 $2,080 $1,580 $2,046 EBITDAX Multiple / Perpetuity Growth Rate 4.8x 2.0% Implied Terminal Value $30,670 $27,276 20,387 18,131 PV of Terminal Value @ 9.5% Discount Rate 10,663 10,663 Plus: PV of Unlevered Free Cash Flow @ 9.5% Discount Rate Implied Enterprise Value $31,050 $28,794 Less: Net Debt as of 6/30/22 ($5,778) ($5,778) Implied Equity Value $25,271 $23,015 Fully Diluted Shares Outstanding (mm) 363.0 363.0 Implied Equity Value per Share $69.62 $63.40 Exit Multiple Sensitivity Perpetuity Growth Rate Sensitivity WACC Terminal Exit Multiple WACC Perpetuity Growth Rate 3.25x 4.00x 4.75x 5.50x 6.25x 1.0% 1.5% 2.0% 2.5% 3.0% 8.50% $53.96 $63.20 $72.44 $81.68 $90.92 8.50% $65.96 $69.68 $73.97 $78.98 $84.89 9.00% 52.91 61.96 71.01 80.06 89.12 9.00% 61.48 64.67 68.31 72.51 77.41 9.50% 51.88 60.75 69.62 78.49 87.35 9.50% 57.53 60.28 63.40 66.97 71.09 10.00% 50.88 59.57 68.26 76.94 85.63 10.00% 54.01 56.41 59.11 62.17 65.66 49.90 58.42 66.93 75.44 83.95 50.87 52.97 55.32 57.97 60.96 10.50% 10.50% Implied Perpetuity Growth Rate Sensitivity Implied Exit Multiple Sensitivity WACC Perpetuity Growth Rate WACC Terminal Exit Multiple 1.0% 1.5% 2.0% 2.5% 3.0% 3.25x 4.00x 4.75x 5.50x 6.25x 4.5% (2.8%) (1.5%) (0.6%) 0.0% 0.6% 4.5% 9.1x 10.6x 12.7x 15.8x 21.1x 7.0% (0.5%) 0.8% 1.8% 2.4% 3.0% 7.0% 5.3 5.8 6.3 7.0 7.9 9.5% 1.8% 3.2% 4.1% 4.8% 5.4% 9.5% 3.7 4.0 4.2 4.5 4.9 12.0% 4.2% 5.5% 6.5% 7.2% 7.8% 12.0% 2.9 3.0 3.2 3.3 3.5 14.5% 6.5% 7.9% 8.9% 9.6% 10.2% 14.5% 2.3 2.4 2.5 2.6 2.8 35 Source: Alpha Financial Projections 1. 25% tax rate based upon long term effective rate in NAV model

Preliminary Draft Subject to Review and Significant Revision Preliminary Valuation Analysis ($ in millions, except per share amounts) Public Company Trading Metrics Alpha Peers Trading Analysis Price / Enterprise Value / Net Debt / Free Cash Flow Current % of 52-Week CFPS Yield EBITDAX Price Target Price Equity Enterprise Dividend EBITDAX 1 Company 7/20/22 High Low Implied Upside Value Value 2022E 2023E 2022E 2023E Yield 2022E 2023E 2022E ($/share) (%) (%) (%) ($MM) ($MM) (x) (x) (%) (%) (%) (x) (x) (x) EOG $105.57 72.3% 164.3% 41.9% $62,327 $64,923 4.8x 4.6x 13.5% 13.5% 9.7% 4.0x 4.0x 0.2x Pioneer Natural Resources 216.81 76.0% 154.3% 38.2% 55,399 57,257 4.3 5.1 16.5% 12.2% 13.6% 4.1 4.6 0.1 Devon 57.68 73.9% 228.1% 35.2% 38,175 42,752 4.2 4.3 17.3% 16.0% 8.8% 4.2 4.1 0.5 Diamondback Energy 118.77 74.0% 175.0% 48.1% 21,807 29,750 3.3 3.6 21.7% 17.8% 10.3% 3.9 4.2 0.8 Coterra Energy 28.91 80.1% 200.5% 28.0% 23,617 25,163 4.1 4.8 17.8% 13.9% 8.3% 3.7 4.2 0.2 Marathon 22.92 71.2% 214.6% 46.9% 16,324 19,337 2.9 3.3 26.7% 21.5% 1.4% 3.2 3.7 0.6 Apache 35.00 68.1% 218.8% 53.6% 11,911 17,953 2.3 2.5 27.8% 23.2% 1.4% 2.4 2.6 0.8 Ovintiv 46.58 75.2% 205.7% 47.3% 12,389 16,635 2.7 2.2 22.9% 31.2% 2.1% 3.5 2.7 0.9 Hess 104.92 80.9% 165.0% 29.4% 32,954 43,838 6.6 5.6 6.9% 8.0% 1.4% 6.9 6.0 1.0 2 Mean 73.9% 195.2% 42.4% $30,244 $34,221 3.6x 3.8x 20.5% 18.7% 7.0% 3.6x 3.8x 0.5x 2 Median 74.0% 203.1% 44.4% 22,712 27,457 3.7 4.0 19.8% 16.9% 8.6% 3.8 4.1 0.5 3 Alpha $66.51 89.6% 202.6% 12.6% $24,143 $30,299 3.5x 3.5x 14.1% 13.8% 1.7% 3.7x 3.8x 0.7x Source: Public filings, FactSet market data as of 7/20/2022, Alpha Financial Projections 1. Represents annualized fixed and variable dividends 2. Excludes HES due to valuation difference associated with HES’ Guyana asset profile 3. Metrics based on Alpha Financial Projections at Consensus Pricing 36

有待审查的初稿和重大修订初步 估值分析(百万美元，每股金额除外)上市公司交易指标(续)2022E交易分析1上市公司交易分析-EBITDAX 2022E EBITDAX$8,249 EBITDAX倍数3.3x-4.0x隐含企业 基于2022年EBITDAX的价值(不包括能源创新的投资资本)$26,809-$32,995加上：能源创新的投资资本$100以下：截至6/30/22(5,778)的净债务(5,778)：非控股权益(378)隐含股权价值 $21,130-$27,995317未清偿完全稀释股份(Mm)363.0隐含每股权益价值$58.21-$75.25上市公司交易分析-CFPS 2022E CFPS$18.82相关CFPS倍数3.3 x 4.3倍-隐含股价 基于2022年CFPS(能源创新前)$61.17-$80加上：来自能源创新的投资资本(每股)$0.28基于2022年CFPS$61.45-$80.27 2023E交易分析上市公司交易分析 -EBITDAX 2023E EBITDAX$7，962 EBITDAX乘以2023年EBITDAX的3.5x-4.3倍隐含企业价值EBITDAX(不包括来自能源创新的投资资本)$27,869-$33,841加上：来自能源创新的投资资本$100 减去：截至6/30/22(5,778)的净债务减去：非控股权益(378)隐含股权价值$22,191-$28，162未清偿完全稀释股份(Mm)363.0隐含每股权益价值$61.13-$77.58上市公司交易分析-2023E CFPS$18.81相关CFPS乘以3.3乘4.3-隐含股价基于2023年CFPS(能源创新前)$61.13-$79.93加：能源创新投资资本(每股)$0.28隐含股价基于 2023年CFPS$61.40-$80.21来源：公开申报文件，FactSet截至2022年7月20日的市场数据, Alpha Financial预测以共识定价37

有待审查的初步草案和重大修订初步估值分析(百万美元，除每股金额和如上所述)选择大于50亿美元的公司E&P交易选择交易隐含现货价格摘要1考虑溢价所有权交易价值/股权价值/ (公告)现金流现金流交易价值EBITDAX EBITDAX WTI HHUB 2 2宣布的买方区域($B)%股票1天前A/T(FY1)(FY2)($/BBL)($/MMBtu)5/24/21 Cabot Oil&Gas Cimarex Energy Co.Br}51/49%5.6x 4.9x 4.7x 4.1x$66.13$2.89 10/20/20先锋自然资源欧芹能源二叠纪7.6 100%8%76%/24%5.7 5.7 4.0 3.8 41.37 2.91 10/19/20康菲石油海螺资源二叠纪13.3 100%15%79%/21%4.9 5.6 3.8 4.7 40.69 2.80 9/28/20德文能源WPX Energy MUL5.7 100%3%57%/43%3.7 4.4 2.1 2.4 40.47 2.107/20/20人字形贵金属能源多项13.0 100%8%97%/3%6.9 6.4 3.4 3.0 40.83 1.64中位数$9.3 100%8%76%/24%5.6x 5.6x 3.8x 3.8x$40.83$2.80平均9.8 100% 72%/28%5.4 5.4 3.6 3.6 45.90 2.47 5/9/19西方石油阿纳达科石油公司$57.0 22%62%84%/16%7.1x 6.4x 6.0x 5.3x$61.58$2.60 11/1/18 Encana Newfield勘探MUL7.7 100%35%64%/36%5.0 4.1 3.8 3.1 63.67 3.24 8/14/18 响尾蛇能源二叠纪9.2 100%19%62%/38%8.9 6.8 8.3 6.1 67.04 2.96 3/28/18贝壳资源二叠纪RSP二叠纪9.5 100%29%75%/25%10.0 7.8 9.4 6.8 64.30 2.70中位数$9.4 100%32%70%/31%8.0x 6.6x 7.2x 5.7x$63.99$2.83平均值 20.9 81%36%71%/29%7.7 6.3 6.95.3 64.15 2.87先例交易分析-EBITDAX 2022E EBITDAX(FY1)$8，249 3 EBITDAX乘数3.5倍-4.5倍基于2022 EBITDAX的隐含企业价值(不包括来自能源 创新的投资资本)28,871-37美元, 120加：来自能源创新的投资资本减少100美元：截至2012年6月30日的净债务(5778美元)减少：非控股权益(378美元)隐含股权价值23193-31美元，441未清偿完全稀释股份(Mm) 363隐含每股权益价值$63.89-$86.62先例交易分析-CFPS 2022E CFPS(FY1)$18.82 3相关CFPS乘以3.3x 4.3倍-隐含股价基于2022年CFPS(能源创新前)$61.17- $80.00加上：能源创新投资资本(每股)$0.28基于2022年CFPS的隐含股价$61.45-$80.27来源：公司备案和新闻稿，Enverus，Alpha Financial按共识定价进行预测1.溢价 基于宣布前最后一个未受影响的交易日2.基于分析师的平均共识预测；FY1是指宣布交易的当前未报告年度或年度，FY2是指随后的第3年。根据与之前时间段的交易相比，大宗商品曲线的大幅现货溢价，选择了多个范围38

有待审查的初步草案和重大修订初步估值分析原油和天然气定价的大幅现货溢价WTI当前带钢价格与历史价格对比120.00美元1年远期历史带钢价格的4年平均交易价格比当前1年远期带钢价格有34%的折扣 带钢价格$100.00(现货溢价)$80.00 7/20/22(30%)$60.00 7/20/21(15%)$40.00 7/20/20 12%$20.00 7/20/19 3%7/20/18(3%)$0年1年2年3年4年7月20日NYMEX条带价格7/20/20 NYMEX条带价格7/20/19 NYMEX条带价格7/20/18 NYMEX条带价格Henry Hub当前条带价格与历史价格10美元1年远期历史条带价格的4年平均值交易5年ConTango，比当前1年远期条带价格有49%的折扣 条带价格8.00美元(现货溢价)6.00 7/20美元/22(45%)7/20/21(10%)$4.00 7/20/20 1%$2.00 7/20/19 23%$-7/20/18 13%0年1年1年2年4年5 7/20/22 HHub带材价格7/20/21 HHub带材价格7/20/20 HHub带材价格7/20/19 HHub 带材价格7/20/18 HHub带材价格来源：截至2022/7/22 39

有待审查的初稿和重大修订初步 估值分析已付溢价分析：能源现金认购和买入(百万美元，单位金额除外)溢价日期1-20天-1天宣布收购/目标对价现货VWAP 11/22/21 Paloma Partners/Goodrich 石油公司现金换股票7.0%7.5%06/02/22 Hartree Partners，LP/Spraogue Resources LP现金换单位18.9%20.7%05/25/22 Höegh LNG Holdings Ltd/Höegh LNG Partners LP现金换单位35.0%42.2%04/22/22 Ergon，Inc./ Blueknight Energy Partners，L.P.现金换单位51.5%47.5%10/04/21石峰基础设施合作伙伴/Teekay LNG Partners LP现金换单位8.3%5.3%08/23/21里程碑红利/Landmark基础设施合作伙伴LP现金换单位38.4%35.0% 02/22/21贝莱德全球能源电力基础设施基金/GasLog Ltd.17.2%30.8%12/17/19黑石基础设施合作伙伴/Tallgras Energy LP现金换单位56.4%33.9%10/01/19 Brookfield Business Partners L.P./Teekay 离岸合作伙伴L.P.现金换单位28.1%15.1%05/10/19 IFM Investors/Buckeye Partners，L.P.现金换单位27.5%23.8%04/02/19 UGI Corporation/ameriGas Partners，L.P.现金/股票单位13.5%22.2%03/18/19 ArcLight Energy Partners Fund V， L.P./American Midstream，LP现金换单位31.3%31.2%11/26/18 ArcLight Energy Partners Fund VI, L.P./TransMontaigne Partners L.P.现金换股12.6%9.2%10/18/18 Valero Energy Corporation/Valero Energy Partners LP现金换股6.0%9.4% 10/09/18 Antero Midstream GP LP/Antero Midstream Partners LP现金/股换股63.7%54.6%07/04/18 OCI N.V./OCI Partners LP现金换股10.0%NA最低6.0%5.3%均为中位数23.2%23.8%交易意味着26.6%25.9%最大63.7%54.6%溢价 阿尔法现金换股报价每股70.00美元隐含的溢价8.5%5.6%溢价分析截至6月14日的1天前现货股价，2022$64.50 1天前期现货价格溢价15.0%30.0%基于1日前期现货价格溢价的隐含购买价 $74.18-$83.85 20天VWAP溢价$68.89 20天VWAP溢价15.0%30.0%基于20天VWAP溢价的隐含购买价$79.22-$89.55隐含购买价范围$74.18-$89.55上游现金私有化来源：Bloomberg， FactSet截至2022年7月20日的市场数据公开申报文件1.已支付的VWAP溢价的计算方法是将要约的价值除以收购方股票/单位在宣布前最后一个交易日的收盘价加上收到的任何现金的交换比率，再除以从宣布前最后一个未受干扰的交易日起计算的目标的20个交易日的VWAP 40

初稿有待审查和重大修订A.沃特科 补充信息

补充信息估值方法◼阐述了Evercore在假设估值日期为2022年7月1日的情况下对水务公司的企业总价值进行初步评估时使用的方法 描述指标/假设EBITDA根据适用于同行集团和处置业务部门的部分估值总和对水务公司进行估值◼企业价值/EBITDA倍数适用于同行集团和处置业务部门 ◼交易分析隐含具有类似资产和类似资产的公司的当前市场企业价值倍数Parts◼根据每个原水和产出水◼企业价值/EBITDA倍数的估值先例之和对水务公司进行估值，该倍数适用于2023E EBITDA交易涉及类似资产的历史交易隐含的收集和处置业务单位EBITDA分析41

有待审查的初稿和重大修订水务公司 补充信息(以百万美元为单位)阿尔法水务公司独立财务分析指标摘要水务公司描述▪来源水：2023E综合EBITDA为14 mm，4.5x-6.5倍▪采出水 收集和处置：2023E$1,426$1,825 TEV/EBITDA综合EBITDA为248 mm，5.5x-7.0x▪源水：2023E综合EBITDA为14 mm，5.0x-7.5x$1,681$2,211▪采出水收集和处置： 2023E综合EBITDA为248 mm，5.0x-7.5x8.5x来源：阿尔法金融预测42先例交易同业集团交易分析

待审阅和重大修订水务公司 补充信息部分汇总分析(以百万美元为单位)同行集团交易分析2023E 2023E EBITDA结果企业价值范围EBITDA多范围高水源EBITDA$14 4.5x-6.5x$62$90采出水收集和处置 &处置248 5.5-7.0 1,364 1,735企业总价值$1,426$1,825先例交易分析2023E 2023E EBITDA结果企业价值范围EBITDA多范围高水源水$14 5.0x-7.5x$69$104 产水收集和处置248 6.5-8.5 1,611 2,107美元企业总价值来源：Alpha财务预测

初稿有待审查和重大修改B。矿产资源公司补充信息

有待审查和重大修订的初稿矿产 资源公司补充信息TH(以百万美元为单位)TMRC运营统计数据按储量类别划分-8/8年产量和现金平均日产量(MBoed)5.3 5.2 5.1 4.8 4.5 4.3 4.0 3.8 3.6 2H 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 1 1资产级别EBITDAX-带状EBITDAX定价-一致定价资产级别EBITDAX-共识定价$83$82$67$64$58$56$54$53$52$51$47$46$44$42$42$41$38$36$36 2H 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2H 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2022 2022来源：Alpha NAV Model 1。

Preliminary Draft Subject to Review and Significant Revision The Mineral Resources Company Supplemental Information ($ in millions) TMRC NAV Summary at Various Discount Rates – Strip Pricing Asset Discount Rate Selected Range Area 0% 5% 8% 10% 12% 15% 20% 25% 30% 35% Low High Discount Rates PDP TMRC $516 $346 $294 $269 $249 $226 $198 $178 $163 $152 $269 $294 Total PDP $516 $346 $294 $269 $249 $226 $198 $178 $163 $152 $269 $294 Technical PUD North $81 $22 $14 $11 $10 $8 $7 $6 $5 $5 $8 $10 South 680 219 146 121 104 88 71 60 52 46 88 104 Technical PUD Reserves $761 $241 $160 $132 $114 $96 $77 $66 $57 $50 $96 $114 PROB North $84 $17 $8 $5 $4 $3 $2 $2 $1 $1 $2 $3 South 877 191 96 67 50 35 24 18 14 12 24 $35 PROB Reserves $961 $208 $104 $72 $54 $38 $26 $19 $15 $13 $26 $38 POSS North $115 $18 $6 $3 $1 $1 $0 $0 $0 $0 $0 $0 South 831 178 90 63 48 35 24 19 15 13 19 $24 POSS Reserves $946 $196 $96 $66 $49 $35 $25 $19 $15 $13 $19 $25 Total Reserves $3,186 $990 $653 $539 $466 $396 $326 $282 $251 $227 $409 $470 % to Alpha 38.0% Value to Alpha $156 $179 % to Franco Nevada 62.0% Value to Franco Nevada $254 $292 See “Economic Interests and Value Allocation” slide for % of TMRC value calculations Source: Alpha NAV Model 45

Preliminary Draft Subject to Review and Significant Revision The Mineral Resources Company Supplemental Information ($ in millions) TMRC NAV Summary at Various Discount Rates – Consensus Pricing Asset Discount Rate Selected Range Area 0% 5% 8% 10% 12% 15% 20% 25% 30% 35% Low High Discount Rates PDP TMRC $461 $313 $268 $246 $229 $208 $184 $166 $153 $142 $246 $268 Total PDP $461 $313 $268 $246 $229 $208 $184 $166 $153 $142 $246 $268 Technical PUD North $56 $18 $12 $10 $9 $8 $7 $6 $5 $5 $8 $9 South 583 193 131 109 95 80 65 56 48 43 80 95 Technical PUD Reserves $639 $211 $143 $119 $104 $88 $72 $61 $53 $47 $88 $104 PROB North $64 $13 $7 $5 $4 $3 $2 $1 $1 $1 $2 $3 South 700 158 81 58 44 32 22 16 13 11 22 $32 PROB Reserves $764 $171 $88 $62 $47 $34 $24 $18 $14 $12 $24 $34 POSS North $95 $15 $5 $2 $1 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 South 684 150 77 55 42 31 22 17 14 12 17 $22 POSS Reserves $779 $164 $82 $57 $43 $31 $22 $17 $14 $12 $17 $22 Total Reserves $2,642 $859 $580 $485 $423 $362 $301 $262 $234 $213 $375 $428 % to Alpha 38.0% Value to Alpha $142 $163 % to Franco Nevada 62.0% Value to Franco Nevada $233 $265 See “Economic Interests and Value Allocation” slide for % of TMRC value calculations Source: Alpha NAV Model 46

有待审查和重大修订的初稿矿产资源公司补充信息(以百万美元为单位)生产目标和分配预测1产量与目标◼阿尔法历来每年达到14,000个产量目标，但预计从2023年开始低于目标12,000◼该公司预计将在10,000个基础上落后于目标，并且不计划从2026年8,000 2022 2023 2024 2026 2027 6,000阿尔法托管 100.0%69.3%29.3%8.0%0.0%0.0%0.0%4,000%2,000◼TMRC开发速度与资产净值-2019年2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 Evercore仅使用TMRC预测的值 现有T01 T02 T03 T04 T05阿尔法和FNV 2 3之间的目标分配按批次现金流分配7.00$100.0 5。8$79.7 6.00$80.0 5.00 4.7 4.7 4.6$61.0 4.3$60.1 4.4 4.2$57.3 4.0$60.0$53.0 3.7 4.00 3.7$49.6$47.7 $44.8$41.5$40.5 3.00$40.0 2.00$20.0 1.00$--2H 2023 2028 2029 2030 2031 2031 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2027 2028 2029 2030 2031 2022 2022 EA T01 T02T03 T04 T05非TMRC Alpha FNV来源：Alpha管理层1.基于15：1-20：1 Mcf：Bbl经济当量比的产量目标2.基于6：1 Mcf：Bbbl比率的产量预测3.基于2022年5月24日的带材定价47

Preliminary Draft Subject to Review and Significant Revision The Mineral Resources Company Supplemental Information ($ in millions) Economic Interests and Value Allocation Non-TMRC EA T01 T02 T03 T04 T05 Total PDP (10% Discount Rate) Value to Alpha $1.1 $49.8 $28.9 $14.2 $3.0 $11.5 $0.4 $108.9 Value to FNV - 49.8 55.9 27.1 5.7 21.5 0.8 160.8 Total Value $1.1 $99.6 $84.9 $41.3 $8.7 $33.0 $1.2 $269.7 % to Alpha 100.0% 50.0% 34.1% 34.3% 34.7% 34.8% 34.8% 40.4% % to FNV 0.0% 50.0% 65.9% 65.7% 65.3% 65.2% 65.2% 59.6% UND (20% Discount Rate) Value to Alpha $ - $8.7 $11.6 $9.1 $1.9 $6.8 $1.1 $39.2 Value to FNV - 8.7 26.1 23.0 5.0 15.4 2.7 80.9 Total Value $ - $17.4 $37.7 $32.1 $6.8 $22.1 $3.8 $120.1 % to Alpha NA 50.0% 30.8% 28.3% 27.0% 30.6% 29.4% 32.6% % to FNV NA 50.0% 69.2% 71.7% 73.0% 69.4% 70.6% 67.4% Total: Value to Alpha $1.1 $58.5 $40.6 $23.3 $4.9 $18.2 $1.6 $148.1 Value to FNV - 58.5 82.1 50.1 10.7 36.9 3.5 241.7 Total Value $1.1 $117.0 $122.6 $73.4 $15.5 $55.1 $5.1 $389.8 % to Alpha 100.0% 50.0% 33.1% 31.7% 31.3% 33.1% 30.7% 38.0% % to FNV 0.0% 50.0% 66.9% 68.3% 68.7% 66.9% 69.3% 62.0% Source: Alpha Management 48

有待审查的初稿和重大修订 附录

初稿有待审查和重大修订A.加权 平均资本成本分析

有待审查的初稿和加权的重大修订 资本分析的平均成本(百万美元，除每股金额外)Alpha-WACC分析股价市场权益总债务和总债务/调整后未杠杆化1 2公司7/20/22价值优先股权总股本Beta Beta EOG$105.57$62,327$6,605 9.6%1.04 0.96先锋自然资源216.81 55,399 4,402 7.4%0.92 0.86 Devon 57.68 38,175 6,363 14.3%1.09 0.97 Hess 104.92 32,954 8,551 20.6%0.86 0.72 Coterra Energy 28.91 23,617 2,999 11.3%0.76 0.70响尾蛇能源118.77 21,807 5,991 21.6%1.18 0.98马拉松22.92 16,324 4,183 20.4%1.01 0.85 CAPM阿帕奇35.00 11,911 5,947 33.3%1.17 0.85 Ovintiv 46.58 12,389 4,735 27.7%1.42 1.11平均18.4%1.05 0.89中值20.4%1.04 0.86 3阿尔法$66.51$24,143 $6,331 20.8%1.04 0.87无风险率⁴3.4%未杠杆化Beta 0.86%债务和优先/总资本20.4%调整后杠杆化股权Beta 1.03WACC供给侧MRP历史MRP 6.2%7.5%市场风险溢价⁵规模溢价⁶0.4% 资本权益成本⁷10.2%11.5%债务税前成本⁸5.8%税后债务成本4.4%WACC 9.0%10.0%来源：截至2022年7月20日的Factset市场数据，公司备案文件5.根据达夫和菲尔普斯2021年估值手册1.调整后的股本 Beta计算公式为：(0.67)×Raw Beta+(0.33)×1.0；贝塔指数与摩根士丹利资本国际6.基于规模溢价；Alpha市值23.3Bn(十进制2)世界指数7.股权资本成本计算为：无风险利率+(杠杆股权Beta× 市场风险溢价)+2.无杠杆Beta计算为：调整后的股权Beta×(E+D×(1-T))公司规模溢价3.基于Alpha Management提供的截至2022年6月30日的未偿债务面值8.债务税前成本 基于2032年到期的Alpha票据的YTW计算4.无风险利率基于20年期美国国债49

有待审查的初稿和重大修订B.Watco 估值详细信息

有待审查的初稿和重大修订Water co 估值细节(以百万美元为单位，每股金额除外)同行交易分析产生的水收集和处置同行52周股权企业价值的股息/价格%/EBITDA分配净债务/公司/ 合伙企业7/20/22高值2022E 2023E收益率2022E EBITDA Aris Water Solutions，公司$20.89 95.0%$1,160$1,493 8.8 x 6.5 x 1.7%2.0x Crestwood Equity Partners LP 26.48 80.3%2,893 7,138 8.7 7.6 9.9%3.9 NGL Energy Partners LP 1.49 51.2%198 3,913 6.6 6.2--%5.6平均值8.0x 6.8x 3.9%3.8 x中值8.7 6.5 1.7%3.9水源同行价格%52周股权企业股息净债务/企业价值/EBITDA公司7/20/22高价值2022E 2023E收益2022E EBITDA\选择 能源服务，$7.11 68.2%$813$788 15.8x 5.4x NA NM TETRA Technologies，Inc.4.09 70.3%537 657 13.1 8.1 NA 1.5x平均值14.5x 6.8x NA 1.5x中值14.5 6.8 NA 1.5来源：公开申报文件，FactSet截至2022年7月20日的市场数据

有待审查的初稿和重大修订Watco 估值细节(百万美元，每股金额除外)先例并购交易分析产水收集和处置先例交易日期交易EBITDA宣布收购/目标(卖方)价值倍数5/16/22 响尾蛇能源/响尾蛇中游$2,200 8.3x 9/10/21水桥控股，LLC/南特拉华盆地生产水基础设施(高露洁能源)NA 4/15/21 StoneHill Environmental Partners(Golden Gate Capital)/Watfield Midstream NA 3/9/21 Pilot Water Solutions LLC/Felix Water，LLC NA NA 10/1/20 Blackbuck Resources LLC/White City Water Infrastructure(Cimarex Energy Co.)北美水桥资源有限责任公司/特拉华州盆地水利基础设施资产(Primexx Energy Partners，Ltd.)185 NA 10/24/19 InstarAGF Asset Management Inc./油田水物流有限责任公司(NGP Energy Capital Management，LLC)490 5.9 9/26/19 NGL Energy Partners LP/Hillstone Environmental Partners，LLC(Golden Gate Capital)600 7.0 7/31/19泻湖水解决方案/水基础设施资产(大陆资源)85 NA 5/14/19 NGL Energy Partners LP/Comit无限处置，LLC 890 8.3 12/20/18水桥资源有限责任公司/9个SWD油井和额外许可证(NGL Energy Partners LP)239 9.6 11/12/18 Tallgras Energy，LP/5 Bakken SWD和集水资产(NGL Energy Partners LP)91 NA 10/31/18 Water Bridge Resources LLC/特拉华盆地水基础设施资产(Halcón Resources Corporation)200 9.1 10/5/18 Nuverra环境解决方案公司/Clearwater Solutions 42 5.2 2/7/18 Tallgras Energy Partners，LP/Buckhorn SWD Solutions，LLC和Buckhorn Energy ServicesLLC 140 5.0 2015年12月16日Tallgras Energy Partners，LP/BNN WESTERN, 有限责任公司 (怀廷石油和天然气公司)75 9.0 9/18/15 Antero Midstream Partners LP/阿巴拉契亚淡水输送和产出水处理与处置(Antero Resources Corp)1,050 8.8平均7.6倍中值8.3最低5.0最高9.6来源：公开备案， 截至2022年7月20日的事实集市场数据51

有待审查的初稿和重大修订Watco 估值细节(百万美元，每股金额除外)先例并购交易分析来源水务先例交易日期交易EBITDA宣布收购/目标(卖方)价值倍数2/14/18 TETRA Technologies，Inc./ Swifwater Energy Services，LLC$70 3.9x 7/18/17 Select Energy Services，Inc./Rockwater Energy Solutions，Inc.(Crestview Partners，SCF Partners)516 7.4 12/16/15 Tallgras Energy Partners，LP/红尾咸水处理和淡水处理 运输和储存(白色)75 9.0 11/5/15稻米中游合作伙伴LP/供水服务业务和淡水分配系统200 5.5 9/18/15 Antero Midstream Partners LP/阿巴拉契亚淡水输送和水处理及 处置(Antero Resources)1,036 8.8 6/18/15美国水务公司，公司/Keystone Clearwater Solutions(Rex Energy Corp.)130 8.7 2/17/15 Republic Services/Tervita的美国运营485 9.2 6/18/14 Canyon Services Group Inc./ 分数能源服务93 4.5 8/2/13 NGL Energy Partners LP/油田供水管道的水处理和输送业务168 4.8平均为6.9倍中值7.4-3.9最大9.2来源：公开备案，Factset截至2022年7/20的市场数据52

初稿有待审查和重大修订C。 补充分析

有待审查的初稿和重大修订补充 分析1 LTM EBITDAX随时间变化的倍数TEV/LTM EBITDAX Alpha TEV/LTM EBITDAX与代理同行的差异当前简单平均2021 2022 3年5年6.0x APA 3.7x 5.1x 5.5x 5.7x 4.0x CTRA 5.7 11.0 5.6 8.4 9.9 14.7 DVN 4.9 11.1 6.4 7.3 7.6 7.9 2.0 x EOG 4.7 9.1 6.2 6.6 8.8 9.9--x Fang 4.4 9.3 5.9 7.3 10.1 15.8 2012 2014 2016 2018 2020 2022 MRO 4.7 7.8 5.9 5.6 6.2 6.3(2.0x)OVV 3.4 6.8 3.9 5.1 6.8 9.2 PXD 5.0 12.3 7.2 8.3 9.5 14.0(4.0x)HES 10.1 16.5 10.9 12.3(Br}11.7 9.5(6.0x)1 4.6x 9.3x 5.8x 6.8x 8.1x 10.4x代理对等(平均值)(8.0x)Alpha 5.8x 8.4x 6.3x 6.2x 7.7x 9.2x TEV/LTM EBITDAX 45.0x 40.0x 35.0x 30.0x 25.0x 20.0x 15.0x 10.0x 5.0x 5.8x 0.0x 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 来源：FactSet市场数据截至2022年7月20日阿尔法代理同行范围注：图表和按周计算的平均值1.不包括HES，原因是与HES的圭亚那资产概况相关的估值差异53

有待审查的初稿和重大修订补充 分析阿尔法同行集团的相对总股东回报-自俄罗斯入侵以来最初提案1至未受影响日期1自俄罗斯入侵至今阿尔法(2.1%)45.3%77.5%(19.2%)42.5%73.8%70.4%(21.4%)33.5% (22.2%)31.0%69.1%(25.7%)29.8%64.7%(26.4%)25.2%62.3%阿尔法(27.8%)21.9%52.2%(28.1%)21.0%49.8%(29.4%)16.9%阿尔法45.2%(30.7%)3.0%40.4%(11.3%)标准普尔500 1.1%标准普尔500标准普尔500指数(21.3%)1年3年5年151.3%188.5%179.1% 113.5%149.0%132.8%104.8%122.7%131.8%104.8%117.3%Alpha 89.7%87.9%99.5%74.2%Alpha 84.6%Alpha 78.6%71.7%76.3%70.2%61.2%72.0%66.5%55.6%63.9%56.7%26.1%2.2%38.1%49.1%53。8%(11.9%)29.9%标准普尔500标准普尔500指数 来源：FactSet截至2022年7月14日的市场数据注：假设收到股息，但不是再投资1.从2022年6月14日发布的哈罗德·哈姆的信中收到初步建议；俄罗斯于2022年2月24日入侵乌克兰；性价比以事件发生前未受影响的日期为基础54

初稿有待审查和重大修订分析阿尔法的投资者基础在以价值和行业为重点的投资者中出现了一些转变1标准普尔500指数XOP阿尔法代理同行2 41%指数42%42%41%1%3%5%2%养老金/主权

有待审查的初步草案和重大修订补充 分析项目Alpha组织结构Hamm Family Public Alpha(363,000,544股流通股)占Alpha总流通股的83%Alpha总流通股(299,732,253股)(63,268,291)100%所有权100%所有权 100%所有权权益20百老汇旗帜Alpha矿产Alpha资产锯齿状峰值SCSI控股 联营管道创新资源创新控股有限责任公司能源有限责任公司有限责任公司，57.4%所有权50.1%所有权100%所有权权益矿物欧芹Sode SFPG，LLC Resources Water LLC 公司II LLC来源：公开备案文件；Alpha管理56

Preliminary Draft Subject to Review and Significant Revision Additional Analysis ($ in millions) Alpha Operating Statistics By Reserve Category – Strip Pricing Average Daily Production (MBoed) Asset-Level EBITDAX $8,270 $8,243 $8,288 $8,126 $8,155 $8,149 538 $8,041 $8,037 532 $7,972 531 528 526 524 515 474 435 393 $4,571 Capital Expenditures Asset-Level Free Cash Flow $8,000 $60,000 $3,876 $3,677 $3,656 $3,520 $3,495 $3,372 $3,327 $6,000 $3,047 $40,000 $2,677 $4,000 $20,000 $2,000 $1,311 $ - $-- ($2,000) ($20,000) PDP PROB POSS Technical PUD Source: Alpha NAV Model 57 2H 2022E 2H 2022E 2023E 2023E 2024E 2024E 2025E 2025E 2026E 2026E 2027E 2027E 2028E 2028E 2029E 2029E 2030E 2030E 2031E 2031E 2H 2022E 2023E 2H 2022E 2023E 2024E 2024E 2025E 2025E 2026E 2026E 2027E 2027E 2028E 2028E 2029E 2029E 2030E 2031E 2030E 2031E

Preliminary Draft Subject to Review and Significant Revision Additional Analysis ($ in millions) Alpha Operating Statistics By Basin – Strip Pricing (Excludes TMRC PDP) 1 1 Average Daily Production (MBoed) Asset-Level EBITDAX $8,265 $8,209 $8,212 $8,100 $8,134 $8,132 536 530 $8,002 $8,019 $7,956 529 526 524 523 513 471 432 388 $4,518 1 Capital Expenditures Asset-Level Free Cash Flow $6,000 $60,000 $3,876 $3,677 $3,656 $3,495 $3,520 $3,372 $3,327 $3,047 $4,000 $40,000 $2,677 $2,000 $20,000 $1,311 $-- $ - ($2,000) ($20,000) Source: Alpha NAV Model Bakken Anadarko Permian Powder River 1. Excludes TMRC PDP 58 2H 2022E 2H 2022E 2023E 2023E 2024E 2024E 2025E 2025E 2026E 2026E 2027E 2027E 2028E 2028E 2029E 2029E 2030E 2030E 2031E 2031E 2H 2022E 2023E 2H 2022E 2023E 2024E 2024E 2025E 2025E 2026E 2026E 2027E 2027E 2028E 2028E 2029E 2029E 2030E 2031E 2030E 2031E

Preliminary Draft Subject to Review and Significant Revision Additional Analysis ($ in millions) Alpha Operating Statistics By Reserve Category – Consensus Pricing Average Daily Production (MBoed) Asset-Level EBITDAX $8,491 538 532 531 528 526 524 $7,872 $7,790 515 $7,381 $7,250 $7,262 $7,228 474 $7,150 $7,085 435 393 $4,471 Capital Expenditures Asset-Level Free Cash Flow $8,000 $60,000 $3,876 $3,677 $3,656 $3,520 $3,495 $3,372 $3,327 $6,000 $3,047 $40,000 $2,677 $4,000 $20,000 $2,000 $1,311 $ - $-- ($2,000) ($20,000) PDP PROB POSS Technical PUD Source: Alpha NAV Model 59 2H 2022E 2H 2022E 2023E 2023E 2024E 2024E 2025E 2025E 2026E 2026E 2027E 2027E 2028E 2028E 2029E 2029E 2030E 2030E 2031E 2031E 2H 2022E 2023E 2H 2022E 2023E 2024E 2024E 2025E 2025E 2026E 2026E 2027E 2027E 2028E 2028E 2029E 2029E 2030E 2031E 2030E 2031E

Preliminary Draft Subject to Review and Significant Revision Additional Analysis ($ in millions) Alpha Operating Statistics By Basin – Consensus Pricing (Excludes TMRC PDP) 1 1 Average Daily Production (MBoed) Asset-Level EBITDAX $8,431 536 530 529 526 524 523 $7,834 $7,761 513 $7,361 $7,232 $7,248 $7,205 $7,133 471 $7,072 432 388 $4,423 1 Capital Expenditures Asset-Level Free Cash Flow $8,000 $60,000 $3,876 $3,677 $3,656 $3,495 $3,520 $3,372 $3,327 $6,000 $3,047 $40,000 $2,677 $4,000 $20,000 $2,000 $1,311 $ - $-- ($2,000) ($20,000) Source: Alpha NAV Model Powder River Bakken Anadarko Permian 1. Excludes TMRC PDP 60 2H 2022E 2H 2022E 2023E 2023E 2024E 2024E 2025E 2025E 2026E 2026E 2027E 2027E 2028E 2028E 2029E 2029E 2030E 2030E 2031E 2031E 2H 2022E 2023E 2H 2022E 2023E 2024E 2024E 2025E 2025E 2026E 2026E 2027E 2027E 2028E 2028E 2029E 2029E 2030E 2031E 2030E 2031E

需要审查的初稿和重要修订D. 补充尽职调查详细信息

生产(MBoed)需要审查的初稿和重要的 修订补充调查详细运营费用-LOS与资产净值PDP预测(美元/Boe)$8.00 600历史预测$6.00 500$5.12$3.78$4.00 400$2.00 300$--200计算的运营成本资产净值运营平均运营成本资产净值平均运营支出总收入 (MBoed)资产净值2流投入(MBoed)来源：Alpha Management 61 OPEX($/Boe)$3.41 5月21日$3.52 6月21$3.67 7月21$3.53 8月21$3.85 9月21$3.82 10月21$3.49 11月21$3.69 12月21$4.38 1月22$4.33$4.28 2月22$4.47$4.15 3月22$4.53$3.56 4月22 $4.62月17$4.73月18$4.86月19$5.02月20$5.16月21$5.34月22$5.43月23$5.51月24$5.60月25$5.67月26$5.75月27$5.82

有待审查的初稿和重要修订 补充调查详细运营费用-LOS与NAV PDP预测($MM/月)$60.0历史预测$45.0$30.0$15.0$-计算的每月LOE($MM)NAV每月LOE($MM)来源：Alpha Management 62 OPEX($MM/月)$36.8 5-21$37.3 6-21$39.5 8-21$39.2 9-21$39.4 10-21$36.5 11-21$40.7 12-21$47.11月22日$50.3$45.5 2月22日$49.2$49.3 3月22日$47.9$39.0 4月22日$47.0月17$46.3月18$45.9月19$46.0月20$45.8月21$46.0 月22$45.5月23$44.9月24$44.4月25$43.9月26$43.3月27$42.9

有待审查的初稿和重大修订 补充尽职调查详细信息石油和天然气净产量-LOS与NAV PDP预测(MBOED)250.00历史预测200.00 150.00 100.00 50.00-净石油产量(MBOED)净石油产量(MBOED)NAV净石油产量 天然气净产量(MBED)来源：Alpha Management 63净产量6月21日7月21日8月21日9月21日10月21日11月21日12月21日2月22日3月22日4月22日-22个月17个月18个月19个月20个月21个月22个月23个月24个月25个月26个月

有待审查的初稿和重大修订 补充尽职细节PDP预测按盆地划分-LOS与NAV PDP预测巴肯净产量(MBoed)阿纳达科净产量(MBoed)150 150 100 100 50-二叠纪净产量(MBoed)PRB净产量(MBed)50 20注：LOS 历史数据不包括收购切萨皮克能源公司的PRB资产石油历史40 15天然气历史30石油预测10天然气预测20 5 10--来源：阿尔法管理64年5月21日至6月21日8月21日8月21日9月21日9月21日10月21日11月21日12月21日12月21日1月22日1月22日2月22日3月22日4月22日4月22日17月17月18月19月19月20月21月21月22月22月23月24月24月25月26月26月27月27 5月21月6月21月-8月21日-8月21日-9月21日-10月21日-10月21日-11月21日-12月21日-12月21日-1月22日-2月22日-3月22日-4月22日-4月22日-22日17个月17个月18个月 18个月19个月19个月20个月21个月22个月22个月23个月24个月24个月25个月26个月27个月27个月

有待审查的初稿和重大修订 补充调查详细信息1，3G&A按英国央行历史数据计算的1，3G&A$3.00$2.22$2.13$1.92$1.89$2.00$1.80$1.50$1.50$1.50$1.50$1.24$1.00$--第一季度21A Q2 21A Q3 21A Q4 21A Q1 22A Q2 22E Q3 22E Q4 22E历史G&A/Boe NAV 假设G&A/Boe 2，3 G&A预测G&A/Boe 2，G&A基准为$3.50$2.96$3.00$2.51$2.33$2.50$2.27$1.94$1.87$2.00$1.95$1.69$1.62$1.50$1.29$1.07$1.00$0.50$--Alpha APA CTRA DVN EOG FANG HES MRO OVV PXD 1.季度 每个BOE的平均G&A指标($/BOE)2.G&A基准基于2021财年10K的代理同行文件3.包括现金和非现金G&A费用65来源：Alpha Management

有待审查的初稿和重大修订 补充尽职调查详细信息1按年份1,000 800 600 400 200--2019A 2020A 2021A 2022E 2023E 2024E 2025E 2026E历史调整后资产净值按交付资产净值5年计划2 22，3 5年详细钻井计划Alpha的1/1/22生效日期资产净值前滚资产净值568 600 600 600 516 500 473 460 460 459 453 434 431 422 422 378 400 400 400 310 306 200 200-2022E 2025E 2026E 2022E 2023E 20204E 2025E 2026E 2026E 2022E 2023E 2023E 204E 2025E 2025E 2026E 2026E阿纳达科巴肯盆地合计1.包括运营井和非运营井3.前滚NAV不包括Q1 2022 spuds 66来源：Alpha Management 160 57 31 173 70 62 67 197 78 118199 69 93 99 214 75 82 63 234 57 55 32 234 54 73 61 235 69 109 59 224 66 109 59 280 84 146 59 159 68 30 196 80 73 82 221 75 91 66 249 75 109 66 275 74 109 58

有待审查的初稿和重大修订 补充尽职调查明细资本支出2022年第一季度实际与2022年资产净值的比较$12,000,000 30.0%$8,000,000 20.0%$4,000,000 10.0%5.0%$-0.0%(4,000,000美元)(10.0%)1实际资本支出资产净值与实际资产净值的差额 年平均百分比差异1.基于2022年实际资本支出67羚羊厚MB(660-G)-618.1974.490羚羊厚TF1(660A-G)-644.1556.595羚羊厚TF2660A-G)-623.1773.641阿波罗TF1(880-G)-441.888.702 N火箭TF1 (880-G)-526.1354.479 N威利斯顿核心TF1(880-G)-356.1101.688 N威利斯顿边缘MB 3MI(880-MBO-G)-656.1329.107 N威利斯顿外核MB(880-G)-413.1092.641北MB(3英里)-418.768.325西北榆树考利MB(3英里)-528.1150.449火箭手柄MB{br)(880-G)-606.2109.678东南火箭阵容MB(880-G)-582.1125.668东南火箭阵容TF(880-G)-506.975.718威利斯顿MB组(880-G)-454.1833.653

有待审查的初稿和重大修订 2022年第一季度实际与2022年资产净值的补充尽职调查详细资本支出比较-Anadarko$20,000,000 20.0%$15,000,000$10,000,000 10.0%$5,000,000$-0.0%($5,000,000)($10,000,000)(10.0%)1实际资本支出资产净值与实际年平均资本支出的差异 资产净值与实际年平均百分比的差异1。基于2022年实际资本支出68 WDFD Neck NW单位9800 WDFD Neck NW单位7500 MRMC堆叠凝析油第一级单位9800 WDFD Neck SE 9800 SCMR Bear Creek油单位9800深气第一级单元9800WDFD Bear Creek油母公司9800 WDFD威士忌Creek West单元9800 WDFD液光单元9800 MRMC堆叠深气一级单元15000 MRMC堆叠冷凝水一级单元7500 WDFD Neck SE单元15000 WDFD Neck NW单元 12500

有待审查的初稿和重大修订 补充尽职调查详细资本支出2022年第一季度实际与2022年资产净值的比较-粉末流域$15,000,000 15.0%$10,000,000$5,000,000 5.0%$-(2.8%)(5,000,000美元)(5.0%)1实际资本支出资产净值与实际年平均%差异1.基于2022年实际资本支出69 FRNR Hornbake BLK石油蔚来B Dominion BLK石油蔚来B Hornbake BLK石油蔚来B海湾BLK石油(2英里)蔚来B海湾VOL石油(2英里)

需要审查的初稿和重大修订 补充调查详细信息总差异-历史与预测$6.00历史预测$4.00$2.00$0.00($2.00)($4.00)($6.00)($8.00)($10.00)($12.00)6/19 12/19 6/20 12/21 12/21 6/22 12/22 6/23 12/24 12/24 6/25 12/25 6/26历史石油损失石油资产净值预测石油历史天然气洛杉矶天然气资产净值预测气源：阿尔法管理公司70

需要审查的初稿和重大修订 补充调查详细类型曲线审查◼将尽职调查重点放在未来5年开发的最高价值类型曲线上◼审查了数据库中现有的类型曲线，并将其与模型中的曲线进行比较在数据库中没有最近的◼井的情况下，将资产净值模型中的类型曲线与公司数据库中的曲线和现有的◼井进行比较在数据库中没有最近的PDP井的情况下，补充了由公司71提供的额外模拟井组{br

Preliminary Draft Subject to Review and Significant Revision Supplemental Diligence Detail (units in MBbl) Unadjusted PDP and Undeveloped Gross Oil EUR – Bakken PDP Well Count 34 21 17 15 27 -- 26 2 22 16 833 633 982 531 1,052 -- 536 536 891 877 Max EUR Avg EUR 479 522 603 427 535 -- 392 489 620 608 Min EUR 275 310 396 191 248 -- 262 442 334 240 1,200 1,000 800 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 629 620 620 620 620 620 620 620 620 620 620 620 620 620 620 620 620 620 620 620 620 620 620 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 607 608 608 608 608 608 608 608 608 608 608 608 608 608 608 608 608 600 603 603 603 603 603 603 603 603 603 603 603 603 603 603 603 603 603 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 602 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 535 535 535 535 535 535 535 535 535 535 535 535 535 535 535 535 535 535 535 535 535 535 535 535 535 535 535 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 531 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 532 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 528 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 530 522 522 522 522 522 522 522 522 522 522 522 522 522 522 522 522 522 522 522 522 522 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 494 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 492 489 489 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 479 467 467 467 467 467 467 467 467 467 467 467 467 467 467 465 465 465 465 465 465 465 465 465 465 465 465 465 465 427 427 427 427 427 427 427 427 427 427 427 427 427 427 427 400 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 401 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 392 392 392 392 392 392 392 392 392 392 392 392 392 392 392 392 392 392 392 392 392 392 392 392 392 392 200 -- WILLISTON MB W ROCKET MB N CENTRAL SE ROCKET ANTELOPE THICK WILLISTON MB S WILLISTON SW ROCKET MBO EAGLE TF (660A- ANTELOPE THICK (880-G)- (880-G)- ROCKET MB LINEAMENT MB MB (660-G)- (1100-G)- CORE TF1 (880- (1000-G)- G)- TF2 (660A-G)- 504.2894.709 536.1018.659 (880)- (880-G)- 618.1974.490 479.2934.722 G)- 540.737.804 608.1321.672 623.1773.641 Source: Company Data Utilized all lateral lengths 72 Gross Oil EUR Mbbl

Preliminary Draft Subject to Review and Significant Revision Supplemental Diligence Detail (units in MBbl) Normalized PDP and Undeveloped Gross Oil EUR – Anadarko Basin PDP Well Count 24 60 3 22 14 2 6 32 14 6 Max EUR 357 3,335 1,375 469 496 1,979 268 1,808 324 175 184 973 998 260 259 1,575 187 1,124 169 122 Avg EUR 21 155 691 60 87 1,170 140 824 57 92 Min EUR 4,000 3,000 2,000 1 1,5 ,57 75 5 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1,45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 452 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1,4 ,4 ,4 ,4 ,4 ,4 ,4 ,4 ,4 ,4 ,4 ,4 ,4 ,45 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 55 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,25 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 59 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,2 ,26 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 61 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,1 ,12 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 24 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 1,000 998 998 998 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 973 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 936 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 718 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424 424 424 424 424 424 424 424 424 424 424 424 424 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 276 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 277 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 259 259 259 259 259 259 259 259 259 259 259 259 259 259 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 209 187 187 187 187 187 187 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 169 169 169 169 169 169 169 169 169 169 169 169 169 169 122 122 122 122 122 122 -- MRMC STACK WDFD SCMR BEAR WDFD NECK SE WDFD NECK NW SPRG NECK WDFD SPRG WDFD NECK NW WDFD CONDENSATE DRIFTWOOD OIL CREEK OIL UNIT UNIT 15000 UNIT 15000 SOUTH UNIT DRIFTWOOD DRIFTWOOD UNIT 9800 DRIFTWOOD TIER 1 UNIT 9800 WEST UNIT 15000 9800 15000 CONDENSATE UNIT 15000 CONDENSATE UNIT 15000 UNIT 9800 Source: Company Data Utilized all lateral lengths and normalized to respective well lateral length. 73 Gross Oil EUR Mbbl

Preliminary Draft Subject to Review and Significant Revision Supplemental Diligence Detail (units in MBbl) Normalized PDP and Undeveloped Gross Oil EUR – Powder River Basin PDP Well Count 20 5 7 32 14 67 6 32 14 5 709 475 871 865 961 1,201 789 1,298 1,442 712 Max EUR 438 302 494 379 580 376 593 568 870 453 Avg EUR 39 98 234 162 163 9 443 242 245 147 Min EUR 1,500 1,000 884 884 884 884 884 884 884 884 884 884 884 884 884 884 870 870 870 870 870 870 870 870 870 870 870 870 870 870 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 794 718 718 718 718 718 663 663 663 663 663 663 663 663 663 663 663 663 663 663 663 663 663 663 663 663 663 663 663 663 663 663 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 664 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 652 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Preliminary Draft Subject to Review and Significant Revision Supplemental Diligence Detail (units in MBbl) Normalized PDP and Undeveloped Gross Oil EUR – Permian Basin PDP Well Count 35 13 20 8 4 13 1,855 1,038 1,255 888 554 931 Max EUR 871 741 674 645 472 592 Avg EUR 270 545 323 286 300 198 Min EUR 2,000 1,500 1,000 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 853 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 743 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 741 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 677 674 674 674 674 674 674 674 674 674 674 674 674 674 674 674 674 674 674 674 674 645 645 645 645 645 645 645 645 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 636 626 626 626 626 626 626 626 626 626 626 626 626 626 626 626 626 626 626 626 626 626 626 626 626 621 621 621 621 621 621 621 621 621 621 621 621 621 621 621 621 621 621 621 621 621 621 621 621 594 594 594 594 594 594 594 594 594 594 594 594 594 594 594 595 595 595 595 595 595 595 595 595 595 595 595 595 595 595 595 595 595 595 592 592 592 592 592 592 592 592 592 592 592 592 592 500 472 472 472 472 -- WR WCA CO 3BS WR WCB TR 3BS TW 3BS WR 3BS Source: Company Data, Enverus Utilized all lateral lengths and normalized to respective well lateral length. 75 Gross Oil EUR Mbbl

待审查的初稿和重大修订 补充尽职调查详细水公司容量分析水公司容量分析北方系统总产水量(MMBbls)模型-隐含水公司。To◼Evercore在《水务预测》中评估了水务公司的水量预测(%差异) 140 150将其与跨流域的水量进行比较(33.5%)(7.6%)117 107 105◼模型-隐含的水务公司假设总运行水量100流量流向阿尔法，除非分配给第三方中游供应商或73 46白羊座数据库中的“未分配/无 连接”50 96 81 74 67 30阿尔法保留处置未分配水量的选项，并假设某些连接发生在20-其水务公司预测2022E 2023E 2024E 2025E 2026E南系统总量{Br}产出水体积(MMBbls)二叠系总产出水体积(MMBbls)150 150模型-隐含水公司到水务公司预测(%差异)模型-隐含水务公司。至水务预测(%差异)(2.4%)(5.4%)95 100 90 100 87(37.7%) (14.3%)67 71 43 42 50 38 37 95 90 87 24 67 19 24 23 10 24--2022E 2023E 2024E 2026E 2022E 2023E 2024E 2025E 2025E 2026E RD NAV-隐含水务公司。未分配的三方水务公司。预测来源：阿尔法管理公司76

初步草案有待审查和重大修订 补充调查详情水务费率分析水务公司生产的水费率分析北部系统水收集和处置费率◼Evercore按流域评估水务公司的隐含费率$4.00将咸水收集和处理费用与流域其他中游运营商的数据进行比较$2.92$3.00$2.57◼费率比较不等同于运营商$2.56$2.00由于缺乏有意义的公开数据可用$1.00其他流域运营商的范围可能会因某些客户用卡车运送使用处置服务而缩水$0.83$-水务公司其他盆地运营商南方系统水收集和处置速率二叠纪系统水收集和处理速率$2.00$2.00$1.75$1.52$1.50 $1.50$1.49$0.91 2022-2023年下半年，$1.00$1.00$0.78$1.00水务公司假设收集$0.78$0.78生产水$0.50$0.50产量$-$-水务公司其他盆地运营商水务公司其他盆地运营商来源：Alpha Management，公开 备案，投资者演示注：分析包括北部系统附近的四个盆地运营商，包括Cypress Environmental Partners L.P.，Hess Midstream Partners LP和两个私人运营商，两个私人运营商和Alpha对南部系统的区域分析，以及Rattler Midstream LP和Aris Water Solutions Inc.靠近二叠纪系统77