财务数据关键指标变化 - 截至2021年9月30日的九个月内，信贷安排借款从1.55亿美元降至6000万美元，再降至零[140] - 2021年9月30日公司总流动性为3.724亿美元[140] - 截至2021年9月30日的九个月内，公司宣布并支付现金股息2160万美元，每股0.35美元[140] - 截至2021年9月30日的九个月内，经营活动现金流为1.922亿美元，2020年同期为1.114亿美元[140] - 截至2021年9月30日的九个月内，资本支出为1.285亿美元[140] - 2021年和2020年前九个月减少的石油差价总值分别约为330万美元和470万美元[142] - 2021年前9个月衍生品损失1.336亿美元，2020年同期衍生品收益6460万美元[180] - 2021年前9个月总利息费用净额668.5万美元，2020年同期为155.7万美元[182] - 截至2021年9月30日，公司流动性为3.724亿美元，包括4040万美元现金和3.32亿美元信贷额度可用借款能力[184] - 2021年第三季度，公司信贷安排借款加权平均利率为3.5%，截至2021年9月30日和文件提交日，信贷安排未偿还余额分别为6000万美元和零[185] - 2021年前9个月和2020年前9个月，公司经营活动提供的净现金分别为1.92243亿美元和1.11444亿美元[187] - 2021年前9个月和2020年前9个月，公司投资活动使用的净现金分别为5486.8万美元和5750.9万美元[187] - 2021年前9个月和2020年前9个月，公司融资活动使用的净现金分别为1.217亿美元和6120万美元[191] - 2021年前9个月和2020年前9个月，公司在油气勘探开发上分别花费1.042亿美元和5620万美元[190] - 2021年和2020年调整后EBITDAX分别为2.48349亿美元和1.20977亿美元[193] - 截至2021年9月30日和报告提交日，公司信贷安排下的未偿还金额分别为6000万美元和零[213] 各条业务线数据关键指标变化 - 2021年第三季度原油当量销量同比增长67%[140] - 2021年第三季度每桶油当量租赁运营费用同比增长29%[140] - 2021年第三季度每桶油当量一般及行政费用同比下降13%[140] - 2021年第三季度产品收入同比增长228%至1.883亿美元[149][150] - 租赁运营费用从2020年三季度末三个月的540万美元增至2021年三季度末三个月的1160万美元，增长620万美元，增幅114%，每桶油当量基础上增长29%[152] - 中游运营费用从2020年三季度末三个月的400万美元降至2021年三季度末三个月的320万美元，每桶油当量基础上下降52%[153] - 集输、运输和处理费用从2020年三季度末三个月的480万美元增至2021年三季度末三个月的1410万美元，增长930万美元，每桶油当量基础上增长77%[155] - severance和从价税从2020年三季度末三个月的抵免710万美元增至2021年三季度末三个月的920万美元，收入增长228%[156] - 勘探费用从2020年三季度末三个月的10万美元增至2021年三季度末三个月的150万美元[157] - 折旧、损耗和摊销费用从2020年三季度末三个月的2340万美元增至2021年三季度末三个月的3560万美元，增长52%，每桶油当量基础上下降9%[158] - 未使用承诺费用在2021年三季度末三个月为340万美元，2020年同期为零[159] - 合并交易成本在2021年三季度末三个月较2020年同期增加470万美元[160] - 一般及行政费用从2020年三季度末三个月的800万美元增至2021年三季度末三个月的1170万美元，每桶油当量基础上下降13%[161] - 衍生品损失在2021年和2020年三季度末三个月分别为3620万美元和1070万美元[162] - 2021年前九个月产品收入达4.169亿美元，较2020年同期的1.513亿美元增长176%，主要因油当量价格上涨96%（每桶油当量涨20.93美元）和销量增长41%[166][167] - 2021年前九个月原油销量4884.3千桶，较2020年同期的3787.6千桶增长29%；天然气销量16267.0百万立方英尺，较2020年同期的10490.6百万立方英尺增长55%；天然气凝析液销量2156.9千桶，较2020年同期的1399.9千桶增长54%[166] - 2021年前九个月原油平均销售价格（衍生品前）为每桶60.77美元，较2020年同期的33.25美元增长83%；天然气为每百万立方英尺3.10美元，较2020年同期的1.31美元增长137%；天然气凝析液为每桶32.26美元，较2020年同期的8.32美元增长288%[166] - 2021年前九个月运营费用为2.61393亿美元，较2020年同期的1.67661亿美元增长56%[169] - 2021年前九个月租赁运营费用为2864.9万美元，较2020年同期的1688.7万美元增长70%，每桶油当量基础上增长21%[169] - 2021年前九个月中游运营费用为1131.4万美元，与2020年同期基本持平，每桶油当量基础上下降29%[169][170] - 2021年前九个月集输、运输和处理费用为3279.3万美元，较2020年同期的1197万美元增长174%[169][171] - 2021年前九个月开采税和从价税为2362.2万美元，较2020年同期的158.8万美元增长1388%[169][173] - 2021年前九个月折旧、损耗和摊销费用为8943.3万美元，较2020年同期的6730.6万美元增长33%，每桶油当量基础上下降5%[169][175] - 2021年前九个月合并交易成本为2712.1万美元，较2020年同期的90.9万美元增长2884%[169][178] 公司风险与管理 - 公司的衍生合约与八家交易对手执行，这些交易对手均为信贷安排银团成员[211] - 公司石油和天然气应收账款集中于某些大客户，存在信用风险[216] - 公司生产的市场销售情况部分取决于第三方炼油厂的可用性、距离和产能等[217] - 公司金融状况、经营成果和资本资源高度依赖石油和天然气的现行市场价格，价格波动和不确定性大[208] - 公司主要商品风险管理目标是通过减少现金流波动来保护资产负债表，使用的衍生工具包括掉期、领子期权和看跌期权[209] - 若相关市场商品价格超过合约掉期价格或领子期权的上限执行价格，公司需向交易对手支付差价，可能对现金流产生不利影响[210] - 公司信贷安排下的借款利率波动，利率上升会对经营成果和现金流产生不利影响，截至2021年9月30日及报告提交日，公司遵守信贷安排中的所有财务和非财务契约[213] - 公司法国湖地区目前没有管道系统服务油井，若不建设可能无法充分测试或开发该地区资源[219] - 公司面临多种可能导致实际结果与预期有重大差异的因素，如油价波动、经济状况、疫情影响等[204]

业绩总结 - Bonanza Creek Energy, Inc.（BCEI）在2021年第二季度日均产量为42.3 Mboe/d，其中49.5%为原油[8] - 2021年第二季度总证明PV-10为13.9亿美元（使用SEC价格）[8] - 2021年第二季度的单位运营费用（LOE）为每桶2.95美元[46] - 2021年第二季度的现金一般和行政费用（G&A）为870万美元[46] - 2021年第三季度的产量指导为41.0 - 44.0 Mboe/d，资本支出为5500万 - 6500万美元[8] 财务数据 - BCEI的2021年6月30日净债务与过去12个月的EBITDAX比率为0.5倍[8] - 2021年8月9日的RBL债务为8500万美元[8] - 2021年7月确认的借款基础为5亿美元，选定承诺为4亿美元[8] - 2021年第二季度总资本支出（Capex）为4080万美元[46] - 2021年全年的资本支出指导为1.5亿至1.7亿美元[47] 未来展望 - 2022年预计EBITDA为9亿美元，较2021年增长44%[20] - 2022年预计自由现金流（FCF）为4.7亿美元，FCF收益率为14%[22] - 预计2022年每股分红为1.85美元，前瞻收益率约为4%[22] - 预计2021年第三季度的油价差（Oil Differential）为每桶6.50至7.00美元[46] 运营与市场扩张 - 公司在DJ盆地的净土地面积约为425,000英亩[37] - 2021年计划开始对30口未完工井进行开发，预计到2021年底将有23.3口未完工井在库存中[47] - 2021年已实现的协同效应节省超过2亿美元，超出最初目标的33%[19] 负面信息 - WTI原油价格为65.23美元/桶，较去年下降13%[13] - 2020年EBITDAX为2.95亿美元，较去年下降70%[13] - 2020年资本支出为2.75亿美元，较去年下降19%[13] 环境与可持续发展 - 公司致力于实现净零排放，实施高标准的减排措施，包括电气化运营和消除常规操作中的燃气排放[41]

财务数据和关键指标变化 - 二季度产量为42.3 MBoe/天，与第一季度预计产量持平，略好于一季度电话会议预期的小幅下降 [8] - 单位LOE、RMI运营成本和经常性现金G&A费用从第一季度到第二季度均显著改善，已实现超过3100万美元的协同效应 [9] - 降低LOE指导至2.85 - 3美元/BOE，设定第三季度经常性现金G&A指导为800 - 950万美元 [10] - 本季度资本支出略低于4100万美元，年初至今资本支出约为7400万美元，预计全年资本支出在1.5 - 1.7亿美元之间，第三季度指导为5500 - 6500万美元 [10] - 预计第三季度石油差价在6.5 - 7美元/桶之间 [11] - 6月支付了每股0.35美元的季度股息，年股息为每股1.40美元，按当前股价计算股息收益率约为3.7%，董事会宣布2021年第三季度固定股息为每股0.35美元，将于9月30日支付 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 - 二季度三家公司总产量为162.3 MBoe/天，其中博南扎贡献42.3 MBoe/天，Extraction贡献76.6 MBoe/天，Crestone Peak贡献43.4 MBoe/天 [12] 各个市场数据和关键指标变化 - 目前WTI价格高于55美元/桶，公司预计第三季度石油差价在6.5 - 7美元/桶之间 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司在二季度宣布与HighPoint Resources合并完成，并宣布与Extraction Oil & Gas的对等合并以及收购Crestone Peak Resources，交易完成后将成立Civitas Resources，成为最大的纯DJ运营商 [7] - 公司致力于通过增加股息向股东返还资本，预计交易完成后年股息将增至1.85美元/股 [12] - 公司将继续关注价值创造和纪律，进行技术和运营分析，但在交易进行期间不会进行价值对话，且不会支付超过自身倍数的价格 [17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 监管环境越来越有利，公司提交的数十份OGDP申请虽未获批，但许多已通过完整性审核，与监管机构和市政当局保持良好沟通，合并后公司目前有300份已获批许可证，可满足到2022年及以后的需求 [19] - 公司对整合Extraction和Crestone Peak充满信心，预计运营协同效应将使直接运营成本和现金成本结构随着效率和规模的提升而显著改善 [28] 其他重要信息 - 公司将参加Entercom活动，届时将有Civitas团队成员出席，可提供更详细信息 [57] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 整合三家公司的进展及协同效应情况 - 公司正在对三家公司的员工进行面试，评估组织结构，大部分办公空间合理化决策已完成，虽未实现节省，但已有良好计划，对团队快速整合和顺利过渡充满信心 [15] 问题: Civitas未来是否会考虑在DJ地区整合其他资产或公司 - 公司将继续关注价值创造和纪律，虽在交易进行期间不能进行价值对话，但会继续进行分析，不过由于Civitas 2022年的EBITDA倍数较低，收购会更具挑战性，公司将保持谨慎 [17] 问题: DJ地区目前的许可情况 - 公司提交的数十份OGDP申请均未获批，但许多已通过完整性审核，与监管机构和市政当局保持良好关系，合并后公司目前有300份已获批许可证，可满足到2022年及以后的需求 [19] 问题: 公司对增加股东回报的偏好 - 向股东返还现金是公司的核心原则，Civitas董事会尚未成立，未制定正式的资本分配政策，公司将在交易接近完成时提供更多信息，但会致力于通过各种方式向股东返还现金 [22] 问题: 未来平均井间距的考虑 - 井间距和压裂设计将根据价格调整，价格高时会缩小间距以最大化资本回报，价格低时会扩大间距，同时也会考虑刺激设计，目标是最大化经济回报指标 [23] 问题: LOE低于预期的原因及可持续性 - LOE低于预期是因为HighPoint系统与BCEI系统的连接提前完成，包括采出水连接等相关项目，预计随着Civitas的发展，运营协同效应将使直接运营成本和现金成本结构持续改善 [28] 问题: 与HighPoint交易的合并相关成本情况及第四季度预期 - 难以完全区分交易相关成本和运营成本，第二季度不仅有HighPoint合并的尾期成本，还有Extraction和Crestone Peak的前期成本，预计第四季度仍会有合并相关成本，可能延续到第一季度，第二季度约300 - 500万美元与HighPoint之外的交易相关 [29][30] 问题: 展望2022年，公司的生产和活动水平预期 - 目前仍处于早期阶段，公司预计将50%的EBITDA用于再投资，维持产量基本持平，运行三个运营钻机和三个压裂机组，但不会教条地维持产量，会根据再投资率进行管理 [32] 问题: 在低油价和低气价情景下，公司对股东回报方式的倾向及回购与可变股息的优缺点 - 公司认为当股价低于内在价值时，回购股票可能是利用自由现金流的有吸引力方式，但行业在把握回购时机方面表现不佳，董事会也会考虑特殊或可变股息结构，以灵活利用自由现金流，优化资本结构 [37] 问题: 假设10月1日完成交易，第四季度产量预期 - 可以将三家公司第二季度的产量相加，并考虑交易完成后开始实现的协同效应节省，公司预计在交易完成后不久提供第四季度短期指导，并在第四季度晚些时候提供更全面的2022年指导 [39] 问题: 合并后钻机数量预期 - 预计Crestone Peak将继续运行钻机，XOG和BCEI也将各增加一台钻机，BCEI目前运行两个压裂机组，XOG和Crestone Peak将在不久后增加压裂机组，交易完成后几周内将接近预期的活动水平 [41] 问题: 公司重启钻井计划的情况及成本与2020年相比的情况 - 预计BCEI独立运营时，每线性英尺侧钻成本约为500 - 520美元，公司在市场底部购买了一批石油管材，且保留了所有钻井和完井能力，对重启钻井计划充满信心，XOG和Crestone Peak也保持了一定的钻井活动 [44] 问题: French Lake资产的开发进展 - OXY继续与Mr. Selby合作开发French Lake资产，进展缓慢但持续取得进展，已达成地表使用协议，正在与业主讨论细节 [45] 问题: Crestone Peak的7.5亿美元债务取消情况 - 该债务将在交易完成时或之前消除，不会影响合并后的Civitas [46] 问题: 从经济条件角度看待压裂设计与管理DUC库存的关系 - 公司的开发计划基于资产的整个生命周期，通过DYNAMO经济优化引擎根据当前商品价格和资本投入计算最优的井间距、堆叠和刺激设计，并在开发过程中根据价格变化灵活调整，以最大化经济回报 [48] 问题: Bonanza Creek使用DYNAMO的分析是否比Crestone或Extraction更精细 - DYNAMO是BCEI独有的，但在开发规划中考虑多种选择并非BCEI独有，三家公司各有优势，合并后将整合各方优势，形成强大的组织 [49] 问题: 本季度中游运营成本低于预期的原因及可持续性 - 中游运营成本降低是因为HighPoint没有类似RMI的账户，其集输和压缩费用计入LOE，合并后RMI成本因产量增加而降低，但LOE增加，两者相加的直接运营成本符合预期，随着效率和协同效应的提升，单位成本将继续下降 [50] 问题: 盆地西侧目前的回报情况 - 盆地西侧的油井资源丰富，经济回报率高，在当前价格下，内部收益率将超过100%，相关信息可在公司最新的展示材料中查看 [52] 问题: 第三季度原油基差扩大至6.75%是否会逆转及驱动因素 - 基差受期货价格、TI escalator和White Cliffs扣除等因素影响，会有所波动，目前认为处于合理范围，但如果价格保持不变，当前的中点略高于预期 [54]

业绩总结 - Bonanza Creek Energy, Inc.（BCEI）在2021年第二季度的日产量为42.3 Mboe/d，其中49.5%为原油[8] - BCEI在2021年第二季度的总证明PV-10为13.9亿美元（使用SEC价格）[8] - BCEI的2021年第二季度的PDP PV-10在条形价格下为13.8亿美元[9] - BCEI的2021年第二季度的总证明PV-10在条形价格下为18.9亿美元[9] - 2021年全年的油气生产预计将达到42.3 Mboe/d，油气占比在48%至52%之间[19] 财务数据 - BCEI在2021年6月30日的净债务与过去12个月的EBITDAX比率为0.5倍[8] - BCEI的RBL债务为9900万美元，2021年8月9日的当前RBL债务为8500万美元[8] - BCEI的流动性在2021年6月30日为3.25亿美元[8] - 2021年第一年目标协同节省为3100万美元，已实现3500万美元的协同节省[19] - 2021年第二季度的现金一般和行政费用为870万美元，第三季度指导为800万至950万美元[19] 未来展望 - BCEI预计2021年第三季度的日产量指导为41.0 - 44.0 Mboe/d，资本支出为5500万 - 6500万美元[8] - 2021年总资本支出指导为1.5亿至1.7亿美元，预计完成45口毛钻井（39.9口净钻井）[20] - 2021年全年的油差指导为每桶5.28美元，第三季度指导为每桶6.50至7.00美元[19] - 2021年第二季度的单位运营费用（LOE）为每桶2.95美元，第三季度指导为每桶2.85至3.00美元[19] - 2021年第二季度的离职和财产税占收入的比例为6.3%，第三季度指导为5.0%至6.0%[19] 合并与市场扩张 - BCEI与Extraction Oil & Gas, Inc.（XOG）和Crestone Peak Resources的合并预计将使借款基础达到10亿美元，选定承诺为8亿美元[8] - BCEI在2021年7月确认的借款基础为5亿美元，选定承诺为4亿美元[8]

财务数据关键指标变化 - 截至2021年6月30日的三个月内，公司信贷安排下的借款从1.55亿美元降至9900万美元，减少了5600万美元[138] - 2021年6月30日，公司总流动性为3.254亿美元[138] - 2021年第二季度，公司宣布并支付现金股息1080万美元，即每股0.35美元[138] - 2021年上半年，公司经营活动产生的现金流量为7960万美元，2020年同期为6820万美元[138] - 2021年上半年，公司资本支出（含应计费用）为7360万美元[138] - 2021年第一季度公司独立资本预算为3500 - 4000万美元，第二至四季度合并资本预算为1.15 - 1.3亿美元[142] - 2021年和2020年上半年利息费用分别为370万美元和120万美元，平均未偿还债务分别为6190万美元和7430万美元[178] - 2021年和2020年上半年经营活动提供的净现金分别为79559美元和68229美元[183] - 2021年和2020年上半年投资活动使用的净现金分别为8029美元和52019美元[183] - 2021年和2020年上半年融资活动使用的净现金分别为7190万美元和2310万美元，主要因信贷额度净付款增加3300万美元和2021年6月支付1080万美元股息[186] - 2021年和2020年上半年公司在油气资产勘探开发上分别支出5730万美元和5110万美元，2021年上半年通过HPR合并获得4980万美元现金[185] - 2021年第二季度和上半年调整后EBITDAX分别为88132美元和131842美元，2020年同期分别为36222美元和79491美元[189] - 2021年第二季度和上半年净亏损分别为25319美元和25438美元，2020年同期分别为38902美元和盈利39649美元[189] - 截至2021年6月30日和报告提交日，公司信贷安排下的未偿金额分别为9900万美元和8500万美元[210] 各条业务线数据关键指标变化 - 产品收入 - 2021年第二季度产品收入为1.555亿美元，较2020年同期的3500万美元增长344%[146][147] - 2021年上半年产品收入达2.285亿美元，较2020年同期的9380万美元增长144%，主要因油当量价格上涨92%（每桶油当量涨19.15美元）和销量增长27%[163][164] 各条业务线数据关键指标变化 - 销量 - 2021年第二季度末，公司原油当量销量较2020年同期增长70%[138] - 2021年上半年原油销量284.79万桶，较2020年同期的250.36万桶增长14%；天然气销量9619.5百万立方英尺，较2020年同期的6861.3百万立方英尺增长40%；天然气凝析液销量127.67万桶，较2020年同期的87.5万桶增长46%[163] - 集输、运输和处理费用从2020年第二季度的370万美元增至2021年同期的1370万美元，增长1000万美元，天然气和NGLs销量同期增长97%[151] 各条业务线数据关键指标变化 - 销售价格 - 2021年上半年原油平均销售价格（衍生品前）为每桶58.19美元，较2020年同期的31.61美元增长84%；天然气为每百万立方英尺2.81美元，较2020年同期的1.30美元增长116%；天然气凝析液为每桶27.99美元，较2020年同期的6.61美元增长323%[163] 各条业务线数据关键指标变化 - 运营费用 - 2021年第二季度末，公司每桶油当量的租赁运营费用较2020年同期增长15%[138] - 2021年第二季度末，公司每桶油当量的一般及行政费用较2020年同期下降15%[138] - 租赁运营费用从2020年第二季度的580万美元增至2021年同期的1140万美元，增长560万美元，增幅96%，每桶油当量基础上增长15%[149] - 中游运营费用从2020年第二季度的340万美元增至2021年同期的420万美元，每桶油当量基础上下降26%[150] - 集输、运输和处理费用从2020年第二季度的370万美元增至2021年同期的1370万美元，增长1000万美元[151] - severance和从价税从2020年第二季度的350万美元增至2021年同期的980万美元，收入同期增长344%[152] - 勘探费用从2020年第二季度的10万美元增至2021年同期的350万美元，主要因一次性购买地震和岩芯数据[154] - 折旧、损耗和摊销费用从2020年第二季度的2230万美元增至2021年同期的3500万美元，增长57%，每桶油当量基础上下降8%[155] - 未探明资产弃置和减值费用在2021年和2020年第二季度分别为220万美元和30万美元[156] - 未使用承诺费用在2021年和2020年第二季度分别为430万美元和0[157] - 合并交易成本在2021年第二季度较2020年同期增加1820万美元，主要因HighPoint合并[158] - 一般及行政费用从2020年第二季度的840万美元增至2021年同期的1210万美元，每桶油当量基础上下降15%，2021年第二季度销量较2020年同期高70%[159] - 2021年上半年运营费用为1.653亿美元，较2020年同期的1.278亿美元增长29%[166] - 2021年上半年租赁运营费用为1710万美元，较2020年同期的1149.4万美元增长49%，每桶油当量基础上增长17%[166] - 2021年上半年中游运营费用为820万美元，较2020年同期的740万美元相对稳定，每桶油当量基础上下降13%[166][167] - 2021年上半年集输、运输和处理费用为1870万美元，较2020年同期的720万美元增长160%[166][168] - 2021年上半年开采税和从价税为1440万美元，较2020年同期的870万美元增长67%[166][170] - 2021年上半年折旧、损耗和摊销费用为5380万美元，较2020年同期的4390万美元增长23%，每桶油当量基础上下降3%[166][172] 各条业务线数据关键指标变化 - 衍生品情况 - 2021年上半年衍生品损失为9740万美元，2020年同期衍生品收益为7530万美元[177] - 截至2021年6月30日，公司已对约12250桶/日的石油进行套期保值，占2021年第二季度石油销量近60%[180] 公司风险相关 - 公司面临石油和天然气价格波动风险，价格受全球供需、生产配额、天气等多种因素影响[205] - 公司进行商品衍生合约交易，类型包括互换、领口和看跌期权，目的是降低现金流波动保护资产负债表[206] - 若市场商品价格超过合约互换价格或领口上限执行价格，公司需在收到客户现金付款前最多15个工作日向交易对手支付差价[207] - 公司的商品衍生合约与八个交易对手执行，这些对手均为信贷安排银团成员[208] - 公司在衍生交易中面临金融机构的交易对手信用风险，当前八个交易对手有投资级信用评级[211] - 公司因石油和天然气应收账款集中于某些大客户而面临信用风险，且不要求客户提供抵押品[212] - 公司生产的可销售性取决于第三方炼油厂、运输和处理设施的可用性、接近程度和容量[213] - 公司法国湖地区目前没有管道系统，若不建设可能无法充分测试或开发该地区资源[218] - 公司信贷安排借款利率与调整后的基准利率或伦敦银行同业拆借利率挂钩，利率上升会对经营业绩和现金流产生不利影响[210]

业绩总结 - 合并后的企业价值约为26亿美元[7] - 2021年预计EBITDA超过7.5亿美元[7] - 预计2021年华尔街共识EBITDA预期为12.56亿美元，较2020年增长约10%[21] - Civitas的2021年EBITDA预期为12.56亿美元，同行的EBITDA预期在4.4x到6.3x之间[22] - 预计2021年自由现金流为4.85亿美元，约占20%的自由现金流收益率[8] - Civitas的自由现金流收益率预计超过20%，在同行中处于领先地位[23] - 2021年第一季度净债务与EBITDA比率为0.3倍[19] - 2021年第一季度每桶运营费用（LOE）和现金管理费用为31.08美元[20] 用户数据 - 2021年预计4月的净产量为117 MBoe/d，其中65%为液体，40%为原油[7] - Civitas的净生产组合中，原油占比35%，天然气占比25%[26] - Civitas在2021年第一季度的油气生产量约为117 MBoe/d[26] 未来展望 - 预计2021年每股分红为1.60美元，前瞻收益率超过4%[8] - 年度协同效应预计为2500万美元[7] - Civitas的年度运营成本和运营协同效应预计可节省约2500万美元，现值超过1亿美元[31] 市场扩张与并购 - 合并已获得BCEI和XOG董事会的全体一致批准，预计在2021年第三季度完成[9] - Civitas在DJ盆地的总净面积约为81,000英亩，117,000英亩和168,000英亩[25] 负面信息 - Civitas的温室气体强度在2019年为5.7 mt CO2e/MMBoe，显示出显著的减排成效[28] 新策略 - Civitas的油价对冲策略包括多个价格区间，最高可达每桶65.63美元，确保现金流稳定[33] - Civitas的前十大股东持有约60%的股份，显示出高质量的股东基础[32]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度合并公司首个季度表现稳健，超出所有方面预期，按预估基准，季度平均销售体积为153.5万桶油当量/日，处于总指导范围148 - 154及石油指导范围高端 [15] - 季度总资本支出约2.25亿美元，处于预估基准指导范围2.2 - 2.6亿美元低端 [16] - 截至目前，过渡员工从近500人减至300多人，未来每桶油当量现金一般及行政开支和租赁经营开支预计比独立运营时降低超30% [16][17] - 2022年预计全可控成本（包括运营成本、集输处理成本和现金一般及行政开支）低于每桶油当量8美元，未套期保值利润率将高于2021年第四季度水平，油价75美元时未套期保值自由现金流收益率超20% [19][20] - 自去年此时起，总井成本约上涨15%，主要因钢铁和燃料价格上涨，近期完成主要设备和服务重新招标，资本指导反映此过程结果 [21] - 不包括近期完成的Bison交易，年末已开发探明储量略超3亿桶油当量，SEC定价（油价66美元、天然气价3.60美元）下相关PV - 10为43亿美元，油价75美元、天然气价4美元时为48亿美元 [22] - 年末总探明储量约4亿桶油当量，SEC价格下相关PV - 10为53亿美元，油价75美元、天然气价4美元时为61亿美元，年末探明储量约80%已开发 [23] - 包含Bison交易，油价75美元、天然气价4美元时PDP PV - 10价值为52亿美元 [24] - 截至3月1日，经Bison交易预估调整后，公司资产负债表包括5亿美元总债务和约1.4亿美元现金，流动性超9亿美元，杠杆率0.2倍，目标杠杆率0.5倍 [24][25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2022年运营计划为3.5台钻机和3套压裂设备，预计总产量156 - 167万桶油当量/日，其中约45%为石油，70%为液体，反映Bison交易10个月贡献 [18] - 2022年指导中石油占比更高，因大部分产量来自低气油比区域及新收购的Bison资产，预计此趋势在2022年及以后持续 [19] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司是科罗拉多州最大纯上游勘探生产公司和首个范围1和范围2基础上的碳中和上游勘探生产公司，执行新上游勘探生产商业模式，专注优化优质资产开发、严控成本、扩大现金利润率、保护资产负债表并向股东返还多余现金流 [8] - 坚信有序整合价值，近期完成对DJ盆地运营商Bison Oil & Gas II收购，预计该盆地资产2022年3 - 12月为公司年产量平均增加9000桶油当量，以低于PDP PV - 12价格和1.6倍2022年预计EBITDA全现金交易获得，不增加一般及行政开支人员，将其纳入碳中和政策以减少盆地净排放 [10][11] - 致力于以最负责任方式生产能源，是行业排放领导者，承诺自愿封堵科罗拉多州亚当斯、阿拉帕霍、埃尔伯特、拉里默、布鲁姆菲尔德和韦尔德县运营区域内及周边前运营商遗留的42口井，约占该州目前410口孤儿井的10% [12] - 宣布每股1.21美元季度总股息，3月30日支付给3月18日登记股东，包括此前宣布并支付的每股0.4625美元基础股息和每股0.75美元首笔可变股息，是行业最高派息率之一，当前股价暗示约10%收益率，同时保持良好资产负债表 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第四季度对公司是变革且非常成功的季度，完成与Extraction合并及对Crestone Peak收购，开始构建公司未来 [6] - 公司对未来感到兴奋，作为行业领导者执行新上游勘探生产商业模式，有信心通过优化资产开发、控制成本等实现良好业绩 [8] - 尽管面临通胀导致井成本上升挑战，但运营团队通过寻找效率抵消成本增加，如利用替代材料、现有设施、缩短周期时间和扩大运营规模等 [22] 其他重要信息 无 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何考虑股东回报分配，继续提高可变股息、回购还是其他用途 - 公司有高基础股息，已概述可变股息结构和条件，未来会继续寻找盆地内增值交易和整合机会，之后会讨论回购股票、特别股息等哪种方式最适合向股东返还资本 [27] 问题2: 3.5台钻机运营是否达到最优效率，是否考虑增加到4或5台钻机 - 公司从合并中看到显著运营协同效应，对已制定的年度资本计划感到满意，战略不会有大偏离；3台钻机对公司是较好平衡点，能满足需求，最多3 - 4台钻机是目前盆地运营最优选择 [29][30] 问题3: 如何看待剩余潜在整合机会，DJ盆地其他私营公司是否值得收购 - 若认为整合盆地内其他参与者能在EBITDA、自由现金流、资产净值、产量和探明储量等方面带来增值，会继续寻求此类机会；同时会比较收购、回购股票和支付股息的经济效益，管理层、董事会和股东在为所有股东利益行事上高度一致 [33][34] 问题4: 许可流程更新情况，Lone Tree OGDP和Watkins Cap进展 - 今年公司已获批46份Form 2油井委员会许可，多数与旧的预批准Form 2a地点有关；新规则下，过去几周有2份OGDP获批，Lone Tree OGDP获批14口井，blue OGDP获批7口井，已提交Form 2批准申请，希望未来几周获批；近期计划提交另外6份OGDP，涵盖约150 - 170口井，大部分在南部地区；还有约6份中期OGDP计划年中后提交，涉及65口井；Watkins Cap几周前重新提交以回应问题，共约160口2英里长等效井眼，计划在第二季度末通过完整性审核，可能在仲夏进行最终批准听证 [35][38] 问题5: 可变股息框架是否会一直基于过去12个月自由现金流，如何为未来三个季度建模 - 公司打算坚持基于过去12个月自由现金流确定可变股息，以减少其波动性；未来两到三个季度，可参考第四季度生产、EBITDA和资本支出作为运营速率进行建模 [40][42] 问题6: 公司税收情况，何时开始支付现金税 - 2022年，油价约90美元以下公司可完全避免现金税影响，超过该价格后，由于遗留公司相关限制，会产生部分现金税 [43] 问题7: 2022年计划是否已完全获批，是否有许可证可用于2023年计划 - 今年计划未完全获批，但到秋季的计划已获批，其余许可已提交待审批，预计未来几个月获得最终批准；部分近期获批的OGDP也将用于计划 [45] 问题8: 州政府许可证审批响应时间是否有改善 - 很难对州内情况一概而论，公司在净零排放和孤儿井项目上的承诺使其与州、县和地方层面有良好沟通，获得一定认可；公司对所选许可路径有信心，已提交的2份OGDP获一致批准，对其他提交的地点也有信心 [47][49] 问题9: CEO招聘进展 - 董事会积极参与招聘，已与许多候选人沟通，取得良好进展，预计未来两到四个月会有更多关于人选的信息 [50] 问题10: 2022年目标再投资率因Bison项目升高，2023年恢复正常，是否与11月之前概述一致 - 可参考2月1日发布内容，不考虑Bison项目，公司独立运营时按监管钻机运行；Bison项目有较多资本支出，2023年及以后预计回到独立运营指导水平 [53][54] 问题11: 若产品价格（石油、天然气与NGLs）相对强度发生重大且可持续变化，公司多久能调整钻井计划 - 董事会和管理层对未来2 - 4年再投资总体框架有明确计划，随着Crestone Peak和Watkins资产收购，公司石油占比将逐渐提高，这有利于提高现金利润率和回收比率；公司认为行业高度周期性和波动性，未来12 - 24个月不会对现有计划进行重大调整 [58][60] 问题12: Bison交易中股份与现金支付方式变更原因及目的 - 原提议为承担债务、少量现金和股份组合，宣布后公司股价下跌、大宗商品价格上涨，转为现金交易对公司回报有吸引力；卖方可能希望获得流动性，且现金交易可避免支付增量股份股息，避免稀释并提高交易整体回报 [61][64] 问题13: 2022年再投资率下降，除减少到3台钻机，计划钻200口井但仅投产60口，是否有助于提高资本效率和再投资率 - 2021年下半年合并三家公司后运营有短暂停滞，现已恢复正轨；公司改变了部分返排和完井设计，采用更慢返排模式，影响产量与资本支出关系；董事会目标是提高资本效率、降低资本成本和扩大现金利润率，管理层有信心实现；并非有意积累未完成井（DUC），其数量受开发计划和区块位置影响，会随时间波动 [66][68] 问题14: 如何看待并购机会，强调向股东返还资本是否意味着并购活动放缓；第四季度衍生品现金结算情况及与Crestone Peak和Extraction收购获得现金关系 - 公司认为不应将向股东返还资本言论视为并购环境或动态变化，会继续评估盆地内整合机会，符合增值标准就会执行；第四季度共花费约1.1亿美元进行套期保值平仓，与遗留公司无关，是当前董事会和管理层决策，继承的遗留公司套期保值账本反映不同资产负债表情况，公司从自身资产负债表和成本结构出发，认为平仓可优化定价收益；平仓约600万桶油，加权平均成本约62 - 63美元 [71][75] 问题15: 是否还有类似Bison的收购机会，机会规模如何 - 幻灯片9中列出盆地内其他参与者，规模在10000 - 30000桶/日，各有优缺点，价格合适时公司会积极参与进一步整合 [73]

业绩总结 - 2020年第三季度净收入为$41,022万，第四季度为$36,293万，第一季度为$3,251万[48] - 2020年第一季度的调整后EBITDAX为$(4,312)万，第二季度为$(7,310)万，第三季度为$29,725万，第四季度为$34,812万[48] - 2020年第二季度折旧、耗竭和摊销费用为$22,283万，第三季度为$23,439万，第四季度为$23,936万[48] 用户数据 - 2020年末的总已探明储量约为1.69亿桶（63%为PDP）[6] - 2020年末的总已探明PV-10为7.64亿美元（SEC价格）[5] - 2020年末的总已探明PV-10在条款价格下为13.39亿美元[5] 未来展望 - 预计2021年将产生超过1.5亿美元的自由现金流[8] - 2021年预计的杠杆自由现金流为超过1.5亿美元[8] - 预计2021年日均产量为40.0至44.0 Mboe/d，油气占比48%至52%[27] 新产品和新技术研发 - Legacy West类型曲线的累计产量为1,030 Mboe EUR，SRL类型曲线为580 Mboe EUR[35] - Legacy Central类型曲线的累计产量为930 Mboe EUR，SRL类型曲线为520 Mboe EUR[36] - Legacy East类型曲线的累计产量为940 Mboe EUR[37] 市场扩张和并购 - BCEI和相邻运营商继续向北和向东扩展核心Wattenberg地区，未来计划在北部和东部区域进行勘探井[42] - 公司的最佳估计显示，法语湖的开发类型曲线受限于基础设施建设不完整[37] 负面信息 - 2020年第一季度的合并交易费用为$3,295万[48] - 2020年第一季度的减值和放弃未证明资产的费用为$2,502万，第二季度为$2,477万，第三季度为$430万，第四季度为$(138)万[48] 其他新策略和有价值的信息 - 合并后，公司的净债务与LTM EBITDAX比率将低于0.5x[5] - 预计2021年资本支出预计在1.5亿至1.7亿美元之间[13] - 每股固定年度股息为1.40美元[14]

财务数据和关键指标变化 - 一季度资本支出为3290万美元，低于指导范围，原因是计划活动成本低于预算以及某些非油井项目的时间安排 [11] - 重申全年资本支出指导范围为1.5亿 - 1.7亿美元，预计二季度资本支出将高于一季度，三季度与二季度持平，四季度将从三季度下降 [12] - 宣布每股1.40美元的年度现金股息，将于2021年6月30日支付给6月15日收盘时登记在册的股东，目前股息收益率约为4% [7][9] 各条业务线数据和关键指标变化 - 一季度资产按预计产量为42.3 MBoe/天，其中50%的总产量来自石油 [10] - 重申全年产量指导为40 - 44 MBoe/天，预计二季度产量将略有下降，下半年相对平稳或略有上升 [11][13] - 重申LOE指导为每桶油当量3 - 3.25美元，RMI单位运营成本未来将下降，同时重申经常性现金G&A、生产税、石油百分比和石油差价的指导 [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 一季度NGL实现价格强劲，超过WTI的40%，市场存在陡峭的期货贴水，预计未来将略有下降，但至少在春季仍将保持强劲，建议将其建模为WTI的35% - 40% [37][38] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司预计在2021年和2022年保持产量基本平稳，以利用商品价格上涨的优势，同时展示资本纪律，产生强劲的杠杆自由现金流 [21] - 公司将继续关注并购和资产交易机会，以实现股东价值增值，同时也在考虑股票回购，但会谨慎对待 [23][24] - 公司拥有可用的许可证和库存，有机会进行有机增长，但目前更倾向于通过非有机方式创造股东价值 [27][30] - 公司在DJ地区拥有26万英亩的土地，认为该地区具有低倍数、管道完善、竞争较少等优势 [29] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 极端天气事件对一季度的产量和单位LOE产生了负面影响，但公司预计二季度产量将从天气影响中恢复 [12][18] - 公司对整合HighPoint资产的进展感到满意，预计在第一年实现超过3100万美元的协同效应 [10] - 公司认为NGL市场具有良好的基本面支撑，主要得益于亚洲对丙烷的需求以及石脑油裂解价差的扩大 [38] 其他重要信息 - 公司成立了ESG委员会，旨在正式化一些环境、社会和治理措施，但具体的关键绩效指标仍在制定中 [40] - 公司在井眼架构、刺激强度、气体举升和储层压力管理等方面的差异，是提高油井性能的关键驱动因素 [45][47][49] - 公司通过允许更多油井进入DSU并在开发过程中保持选择权，以应对商品价格波动 [50][51][52] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 一季度因风暴导致的生产停机时间是多少？ - 2月的影响约为60000 Boe，3月的影响略低于此，约为50000 Boe，总计约为1200 Boe/天 [14][15][17] 问题: 考虑到风暴停机时间，2021年的产量节奏是否仍然会在二季度下降？ - 是的，预计二季度产量将略低于一季度，三季度略高于42%，四季度将以更强的势头结束，约为42.5%或略高 [18] 问题: 在什么市场条件下，公司会考虑在长期内适度增加产量？ - 公司预计在2021年和2022年保持产量基本平稳，以展示资本纪律并产生强劲的杠杆自由现金流，同时也会关注其他增值机会 [21] 问题: 除了支付股息，公司如何考虑未来自由现金流的使用？ - 公司将继续关注并购和资产交易机会，也在考虑股票回购，但会谨慎对待，还会寻找其他机会，如特别一次性股息或增加基础股息 [23][24] 问题: 公司在产量稳定的情况下，有哪些可以灵活调整产量的手段？ - 公司拥有可用的许可证和库存，有机会进行有机增长，但目前更倾向于通过非有机方式创造股东价值，同时会谨慎展示资本纪律 [27][28][30] 问题: 公司今年剩余时间的支出情况如何？ - 一季度资本支出低于预期，部分原因是现场人员节省了一些项目成本，以及一些中游项目因天气原因推迟，二季度和三季度预计将消耗约1亿美元的指导金额，四季度将因刺激活动暂停而下降 [32] 问题: 目前HighPoint资产的整合情况如何，与去年秋季确定的1.5亿美元协同效应相比如何？ - 整合进展顺利，大部分提前完成，例如人员精简和房地产成本节约等方面都取得了显著进展，实际协同效应可能超过预期 [33][34][35] 问题: 公司对今年剩余时间NGL市场的看法如何？ - NGL价格在冬季一直很强劲，目前仍接近WTI的50%，但市场存在陡峭的期货贴水，预计未来将略有下降，但至少在春季仍将保持强劲，建议将其建模为WTI的35% - 40% [38] 问题: 公司是否考虑对冲NGL价格？ - 如果选择对冲，可能会使用丙烷掉期，因为丙烷市场最深，对公司最重要，约占Y级桶价值的40% - 45%，而NGL市场的其他部分流动性太薄，无法进行大规模操作 [39] 问题: 公司ESG委员会将实施哪些举措？ - ESG委员会旨在正式化一些环境、社会和治理措施，但具体的关键绩效指标仍在制定中，公司将重点关注全球气候框架和有意义的指标 [40][42] 问题: 新资产提高油井性能的最大驱动因素是什么，以及Bonanza和HighPoint在油井间距方面的情况如何？ - 提高油井性能的关键驱动因素包括地质、有效地质导向、井眼架构、刺激强度、气体举升和储层压力管理等，油井间距和堆叠取决于商品价格，公司通过允许更多油井进入DSU并在开发过程中保持选择权来应对价格波动 [45][47][50] 问题: 与11月的指导相比，今年产量预期下降的原因是什么？ - 产量预期下降是由于公司推迟了22口油井的开发，这使得公司在关闭时多获得了3500万美元的现金，同时不改变2021年的资本支出，并且公司相信通过应用更强烈的刺激设计和更好的储层压力管理，这些油井未来将实现更高的回报率和杠杆自由现金流 [55][56][57] 问题: 公司与服务提供商的关系如何，当前合同到期后可能会有什么情况？ - 钢铁和压裂马力成本存在一定的上行压力，但公司通过对15口DUC油井进行招标，成功降低了整体压裂服务成本，预计2021年压裂服务成本将保持稳定 [60][61] 问题: 合并后公司与州政府和监管机构的关系如何？ - 公司引入了HighPoint EHS和监管合规团队的优秀人才，改善了工作流程和组织能力，对两个资产的许可和监管情况有了更深入的了解 [64] 问题: 延迟完成的22口DUC油井是否可以使用更大的生产套管和更高强度的压裂？ - 这些油井大多采用4.5英寸套管设计，无法以100 - 105桶/分钟的速度注入，需要通过较小的TFA、射孔和阶段架构来控制压力降，以实现高强度压裂，虽然需要不同的工程设计，但可以达到相同的强度 [67][68][69] 问题: 公司在4.5英寸生产套管中进行高强度压裂是否有经验，是否存在风险？ - 在2013 - 2014年之前，4.5英寸生产套管是行业标准，公司需要回顾过去的流体系统来适应这种设计，虽然需要更多时间和精力来开发刺激设计，但公司对实现油井性能有信心 [71][72][73]

财务数据关键指标变化 - 2021年第一季度产品收入同比增长24%至7300万美元，主要因油当量价格上涨50%，但销量下降17%[127][128] - 2021年3月31日总流动性为2.987亿美元，包括现金和信贷额度可用资金[120] - 2021年第一季度经营活动现金流为4300万美元，2020年同期为4800万美元[120] - 2021年第一季度资本支出（含应计费用）为3290万美元[120] - 2021年第一季度公司独立资本预算为3500 - 4000万美元，二至四季度合并资本预算为1.15 - 1.3亿美元[125] - 2021年3月31日RMI资产净值为1.551亿美元[121] - 2021年第一季度与2020年同期相比，一般及行政费用下降2%，租赁经营费用增加1%，原油当量销量下降17%[120] - 2021年第一季度与2020年同期相比，经营费用下降37%至5067.2万美元[130] - 中游运营费用在2021年第一季度为390万美元，与2020年同期的400万美元基本持平，每桶油当量基础上增长17%[131] - 集输和处理费用在2021年第一季度增至500万美元，较2020年同期的350万美元增加150万美元，天然气和NGLs销量同期下降9%[132] - severance和从价税在2021年第一季度降至460万美元，较2020年同期的520万美元下降11%，而同期收入增长24%[133] - 折旧、损耗和摊销费用在2021年第一季度降至1880万美元，较2020年同期的2160万美元下降13%，每桶油当量基础上增长5%[135] - 2021年第一季度未发生未探明资产的弃置和减值费用，2020年同期为3010万美元[136] - 2021年第一季度衍生品损失为2340万美元，2020年同期衍生品收益为1.004亿美元[138] - 2021年和2020年第一季度利息费用分别为40万美元和20万美元，平均未偿债务分别为零和8480万美元[139] - 截至2021年3月31日，公司流动性为2.987亿美元，包括387万美元现金和2600万美元信贷额度可用借款能力[141] - 2021年和2020年第一季度经营活动提供的净现金分别为4296.4万美元和4799.4万美元[144] - 2021年和2020年第一季度调整后EBITDAX分别为4371万美元和4326.9万美元[152] - 截至2021年3月31日和报告提交日，公司信贷安排下的未偿金额分别为0和1.29亿美元[172] 各条业务线数据关键指标变化 - 2021年第一季度与2020年同期相比，原油销售下降2%，天然气销售增长148%，天然气液体销售增长238%[127] 衍生工具相关情况 - 公司油、天然气和天然气凝析液的衍生工具类型包括掉期、领子期权和看跌期权[166] - 若相关市场商品价格超过合约掉期价格或领子期权的上限执行价格，公司需向交易对手支付差价[167] - 公司的衍生合约与七家交易对手执行，这些交易对手均为信贷安排银团成员[170] 内部控制情况 - 公司管理层评估截至2021年3月31日的披露控制和程序，认为其在合理保证水平上有效[179] - 2021年第一季度，公司在信贷安排方面未发现对财务报告内部控制产生重大影响的变化[181] 公司面临风险情况 - 公司面临石油和天然气价格波动风险，价格受全球供需、生产配额等多种因素影响[165] - 公司面临交易对手和客户信用风险，部分客户集中可能影响财务结果[173][174] - 公司生产的市场销售情况取决于第三方炼油厂、运输和处理设施的可用性和容量[175] - 公司部分生产可能因事故、天气等原因中断，大量生产同时中断会影响现金流[176] 销售井数量情况 - 截至2021年3月31日的十二个月内，公司有19口总井投入销售[128]