公司收购与资产交易 - 2022年3月公司完成Uinta交易，支付6.213亿美元现金及相关交易费用，收购约14.5万净英亩土地和400口生产井，同时将循环信贷融资的借款基数提高至18亿美元，选定承诺金额提高至13亿美元，产生融资成本1310万美元[142] - 2021年12月公司完成Central Basin Platform收购，支付6040万美元现金[144] - 2022年2月公司将墨西哥湾资产注入Chama Energy LLC，获得9.4%权益，价值约380万美元，确认450万美元收益[149] - 2021年5月公司赎回第三方投资者持有的非控股权益，第三方投资者贡献约3550万美元现金偿还债务，其持股比例在2.21% - 7.38%之间[145] - 2021年4月少数投资者将其在Barnett盆地天然气资产的100%权益交换为9508个A类单位，占公司合并所有权的0.77%[146] 商品衍生品交易 - 2022年第一季度结算部分收购的石油商品衍生品头寸，签订新的2022年商品衍生品合同，净成本5410万美元，互换价格为每桶75美元[143] - 2022年第一季度商品衍生品损失为6.73486亿美元，较2021年同期增加4.267亿美元，增幅173%[176] - 截至2022年3月31日，公司衍生品投资组合的总名义价值约为22亿美元，商品衍生品合约的公允价值为净负债10亿美元[222] - 基于2022年3月31日未平仓的商品衍生品头寸，纽约商业交易所西德克萨斯中质原油、布伦特原油价格、亨利枢纽指数价格、天然气凝析液价格和基差价格假设变动10%，将使公司的净商品衍生品头寸变动约3.09亿美元[223] 资本支出计划 - 公司预计2022年资本支出约6 - 7亿美元（不包括收购），约95%用于勘探开发，约5%用于其他资本支出[154] 业务收入占比与销售体积 - 2022年第一季度石油、天然气和NGL生产收入占比分别为64%、24%和12%，2021年同期分别为62%、26%和12%[156] - 2022年第一季度石油、天然气和NGL销售体积分别为3985千桶、30014百万立方英尺和1827千桶，2021年同期分别为3318千桶、20823百万立方英尺和1445千桶[157] - 2022年第一季度总销售体积为10814千桶油当量，较2021年增加2580千桶油当量，主要因2021年的收购增加3135千桶油当量，其他资产因自然衰减减少555千桶油当量[157] 营收与价格变化 - 2022年第一季度与2021年同期相比，公司石油收入增加1.836亿美元，增幅97%，天然气收入增加6230万美元，增幅77%，NGL收入增加3510万美元，增幅97%，中游及其他收入增加10万美元，增幅1%，总营收增加2.81049亿美元，增幅88%[165] - 2022年第一季度与2021年同期相比，公司石油平均实现价格（不含衍生品结算）从56.93美元/桶涨至93.47美元/桶，增幅64%，天然气从3.89美元/Mcf涨至4.77美元/Mcf，增幅23%，NGL从24.98美元/桶涨至38.97美元/桶，增幅56%，总体从37.17美元/Boe涨至54.28美元/Boe，增幅46%[165] - 2022年第一季度与2021年同期相比，公司石油净销售体积从331.8万桶增至398.5万桶，增幅20%，天然气从2082.3万Mcf增至3001.4万Mcf，增幅44%，NGL从144.5万桶增至182.7万桶，增幅26%，总体从823.4万Boe增至1081.4万Boe，增幅31%[165] - 2022年第一季度与2021年同期相比，公司石油日均净销售体积从3.7万桶/天增至4.4万桶/天，增幅19%，天然气从231万Mcf/天增至333万Mcf/天，增幅44%，NGL从1.6万桶/天增至2万桶/天，增幅25%，总体从9.1万Boe/天增至12万Boe/天，增幅32%[165] - 2022年第一季度NYMEX石油和天然气平均价格分别为94.29美元/桶和4.95美元/Mcf，2021年同期分别为57.84美元/桶和2.69美元/Mcf[163] - 2022年第一季度石油、天然气、NGL包含衍生品结算的实现价格分别为68.36美元/桶、3.11美元/Mcf、24.81美元/桶，2021年同期分别为50.28美元/桶、3.88美元/Mcf、16.87美元/桶[163] 费用变化 - 2022年第一季度与2021年同期相比，公司运营费用增加8000万美元，增幅57%，折旧、损耗和摊销增加1520万美元，增幅18%，一般及行政费用增加1590万美元，增幅240%，其他运营成本减少475.5万美元，总费用增加1.06264亿美元，增幅46%[170] - 2022年第一季度与2021年同期相比，公司剔除生产及其他税后的运营费用从13.72美元/Boe涨至15.97美元/Boe，增幅16%，生产及其他税从3.2美元/Boe涨至4.3美元/Boe，增幅34%，折旧、损耗和摊销从10.19美元/Boe降至9.16美元/Boe，降幅10%[170] - 2022年第一季度行政费用为2252.2万美元，较2021年同期的662.9万美元增加1589.3万美元，增幅240%[174] - 2022年第一季度利息费用为1650万美元，较2021年同期的740万美元增加124%[175] - 2022年第一季度交易和非经常性费用为1160万美元，2021年同期为60万美元[179] 经济套期保值 - 2022年第一季度石油、天然气、NGL的经济套期保值比例分别为75%、75%、51%，2021年同期分别为83%、87%、72%[163] - 公司计划继续进行经济套期保值安排，以减少近期大宗商品价格波动风险，保护现金流和企业回报，维持流动性[162] - 公司定期签订商品衍生品合约以降低油气价格波动对现金流的影响，采用积极的经济对冲策略缓解短期价格波动[221] 财务指标变化 - 2022年第一季度调整后EBITDAX为1.94906亿美元，较2021年同期的1.41884亿美元增加5302.2万美元，增幅37%[179] - 2022年第一季度杠杆自由现金流为895.49万美元，较2021年同期的1068.83万美元减少173.34万美元，降幅16%[179] 现金流量情况 - 2022年第一季度经营活动提供的净现金为1.37291亿美元，较2021年同期增加1100万美元，增幅9%[187] - 2022年第一季度投资活动使用的净现金为7.13394亿美元，较2021年同期增加6.195亿美元，增幅659%[188] - 2022年第一季度融资活动提供的净现金为5.61517亿美元，2021年同期使用现金349万美元[190] 债务与信贷情况 - 截至2022年3月31日，现金及现金等价物为1.12548亿美元，长期债务为16.26873亿美元[186] - 2023年5月1日前，公司可用不超过特定股权发行所得净收益的现金，按本金107.250%的赎回价格赎回最多40%的优先票据本金总额[193] - 2022年3月31日，公司循环信贷安排下有9.41亿美元未偿还借款和2070万美元未偿还信用证[195] - 公司循环信贷安排的借款基础增加至18亿美元，选定承贷金额为13亿美元[196] - 2022年3月31日，公司贷款未偿还金额的加权平均利率为3.16%，未使用循环承贷额度的费用为每年0.50%[197] - 2022年3月31日，公司有9.41亿美元的浮动利率债务未偿还[229] - 假设未偿还金额不变，平均利率变动1%，将使截至2022年3月31日的三个月利息支出变动约240万美元[229] 物业开发与收购支出 - 2022年第一季度，公司石油和天然气物业开发总支出为8.548亿美元，2021年同期为2.4827亿美元[196] - 2022年第一季度，公司用于收购石油和天然气物业的现金为6.20342亿美元，2021年同期为6409万美元[196] 股息支付情况 - 2022年3月31日，公司支付了每股0.12美元的A类普通股首季现金股息[208] - 2022年5月10日，董事会批准支付2022年第一季度每股0.17美元的A类普通股现金股息，年化后为每股0.68美元[209] 非GAAP财务指标定义 - 公司定义的非GAAP财务指标包括调整后EBITDAX和杠杆自由现金流[213] 市场风险敞口 - 公司主要市场风险敞口在于石油、天然气和NGLs产品的定价[218] 衍生品管理 - 公司衍生品资产和负债在合并资产负债表中分类为风险管理资产和负债，使用衍生品工具并签订受ISDA主协议约束的掉期合约[224] 风险控制措施 - 公司现金及现金等价物面临信用风险集中问题，通过将资金存入主要金融机构管理和控制该风险，且余额常超过联邦保险限额[225] - 公司向各类客户销售油气产品，根据客户财务状况和历史付款记录提供信贷，认为失去单个客户不会对经营业绩产生重大影响[226][227] - 为降低衍生品工具的信用风险，公司仅与管理层认为有信誉的金融机构签订衍生品合约，且ISDA协议允许与同一交易对手净额结算头寸[228] 市场状况预测 - 油气产品的未来市场状况取决于众多不可控因素，无法准确预测[226]

业绩总结 - Crescent Energy在2021年生成了6.82亿美元的调整后EBITDAX和3.84亿美元的杠杆自由现金流[8] - 2021年末的净杠杆比率为1.3倍，长期目标为1.0倍[11] - 2021年净亏损为434,692千美元[96] - 调整后的EBITDAX为682,002千美元[96] - 2022年预计调整后EBITDAX为11亿至12亿美元[11] 用户数据与生产预期 - 2022年预计生产量为134,000至148,000桶油当量/天，年初的PDP衰减率约为21%[11] - 2022年预计商品组合中液体占比约58%[11] - 2022年预计PDP衰退率为21%，低周期低衰退资产约为11%，中周期非常规资产约为30%[20] - 2022年预计的调整后EBITDAX为4亿至4.65亿美元[74] 资本支出与财务状况 - 2022年资本支出计划中，80%-85%分配给运营资产，主要集中在Eagle Ford和Uinta盆地[22] - 2022年资本支出预期为375至425百万美元，收购后为600至700百万美元[52] - 截至2021年末，净债务为915百万美元，预计在Uinta收购后将增至1625百万美元[52] - 预计在Uinta收购完成后，季度股息将从每股0.12美元增加至0.17美元[40] 收购与市场扩张 - 2021年和2022年收购Uinta盆地的交易金额为8.15亿美元，预计在2022年上半年完成[32] - 预计Uinta盆地收购将增加多年的高回报开发位置[8] - Eagle Ford资产的生产占比约为80%，Uinta资产约为85%[23] 新产品与技术研发 - Crescent Energy在2021年第四季度发布了首份ESG报告，并成立了ESG顾问委员会[8] - 计划在2022年运营2台钻机，显示出持续的再投资潜力[74] 负面信息与风险 - 非现金衍生品损失为391,347千美元[96] - 交易和非经常性费用为46,191千美元[96] - 预计2022年每股运营费用为14.50至15.50美元，收购后为12.75至13.75美元[52] 其他新策略与展望 - 预计2022年每股预计分红为0.12美元，收购完成后预计增至0.17美元[51] - 预计2022年WTI油价加权平均对冲价格为61.67美元/桶[79] - 预计2022年天然气加权平均对冲价格为2.79美元/MMBtu[79] - 预计资本机会为10亿至16亿美元，显示出强劲的投资潜力[75]

财务数据和关键指标变化 - 2021年，公司在合并Contango和Independence后，产生约6.8亿美元的EBITDAX和3.85亿美元的杠杆自由现金流，扣除2.3亿美元的开发资本，年末净债务与调整后EBITDAX的比率为1.3倍，12月日产11.6万桶油当量 [36] - 假设油价为75美元/桶，预计2022年调整后EBITDA接近12亿美元，杠杆自由现金流为4.25亿美元；SEC定价为66美元/桶时，已证实开发储量的PV - 10超过50亿美元，PDP下降率仅为21% [9][10] - 2022年，Uinta收购项目预计产生约4.25亿美元的调整后EBITDA和1亿美元的自由现金流，约85%的预期EBITDA来自现有生产或已钻探但未完成的油井 [18] - 公司宣布2021年第四季度每股0.12美元的股息，预计Uinta Basin交易完成后，季度股息将增至每股0.17美元 [27][43] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2022年资本预算为6 - 7亿美元，包括Eagle Ford的1个钻机项目（32 - 38口总井，平均工作权益超过90%）、Uinta Basin的2个钻机项目以及适度的非运营活动 [38][39] - 预计2022年Uinta收购项目的合并产量为13.4 - 14.8万桶油当量/天 [43] 各个市场数据和关键指标变化 - 行业内资产供应持续增加，但近期市场波动可能会对交易完成时间产生一定影响 [53][54] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司决策的指导原则是现金流、风险管理和回报，采用结合投资者思维和深厚运营专业知识的独特模式，近十年来成功执行该战略 [8] - 专注于产生可持续回报，在商品价格低迷或回报不足以证明投资合理性时，会缩减资本计划 [14] - 致力于ESG措施的持续改进，将其作为核心战略的一部分，已取得多个重要里程碑，如发布首份ESG报告、加入OGMP 2.0倡议 [23][24] - 公司在行业整合市场中具有优势，过去两年完成九笔交易，近期收购Uinta Basin资产符合战略目标，具有增值、杠杆中性等特点 [15][16][21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为当前市场环境下，自身具有规模优势、行业领先的下降率和有吸引力的股息计划，处于有利地位 [44] - 行业内资产供应充足，但市场波动可能影响交易时间，公司将继续关注低风险、高回报的投资机会 [53][54] 其他重要信息 - 公司面临通胀压力，已将预计的5% - 10%通胀因素纳入展望，但由于现金流主要来自PDP生产，受通胀影响相对较小 [40][41][80] - 公司的套期保值策略旨在保护资产负债表和锁定预期回报，Uinta交易后，2022年综合套期保值率约为60%，目前仅有约10%的已证实开发储量被套期保值 [33][34][35] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何将2021年第四季度的EBITDA与2022年的独立指导联系起来 - 公司2021年宣布的备考EBITDAX为6.82亿美元，独立基础上为8 - 8.5亿美元，差异主要归因于套期保值规模的增加，2021年套期保值价格略高于50美元/桶，2022年有所增加 [50] 问题2: 生产节奏如何，第一季度和Uinta交易完成后的情况如何 - 考虑Contango的产量，公司目前产量接近12万桶油当量/天，预计第一季度末约三分之一的Eagle Ford油井将投产，产量和现金流将从第二季度开始受到影响 [51] 问题3: 从潜在交易目标的角度来看，市场上有哪些情况 - 今年市场上资产供应将持续增加，但近期市场波动可能会对交易完成时间产生一定影响，公司将继续关注低风险、高回报的投资机会，重点关注低下降常规业务和中周期业务 [53][54][55] 问题4: 如何看待大宗商品价格上涨带来的增量现金流，以及股息、债务偿还和并购活动的安排 - 公司的资本分配策略优先考虑资产负债表和股息，年度股息根据指导价格和10%的EBITDA框架设定，如果大宗商品价格上涨带来更多自由现金流，公司将优先偿还债务并选择性地进行增值收购，短期内无意提高股息，除非完成Uinta Basin交易 [58][59] 问题5: 在并购方面，市场上有哪些潜在机会，大宗商品价格上涨如何影响这些机会 - 市场上每年约有150 - 200笔交易，公司预计今年将处于较高水平，但成交概率较低，市场上有两种卖家，公司将寻找愿意在当前环境下退出的卖家 [60][62][63] 问题6: Uinta交易的维护资本支出是多少，如何考虑资本分配以实现增长 - 在当前价格环境下，Uinta资产的资本支出约为5 - 6亿美元，公司将继续专注于资本回报率和运营执行，预计未来资本主要投入Eagle Ford和Uinta两个盆地，占比约85%，目前将保持稳定节奏，不寻求大幅扩张 [67][68][69] 问题7: 公司的资本预算是否意味着有一定的增长，未来是否能保持低增长策略 - 2022年的资本预算并不意味着有显著增长，由于Eagle Ford的资本计划在2021年底重启，存在一些结转资本，使得数据有些复杂，5 - 6亿美元的支出水平是公司未来的良好维护水平 [70] 问题8: 资本支出中85%用于Eagle Ford和Uinta，其余部分用于什么 - 其余部分主要用于非运营活动 [71] 问题9: 公司如何与公开市场进行激励措施的对标，是否有更新或变化 - 公司认为运营成本应与市场水平相当或更优，管理层激励应基于绩效，目前激励措施为100%基于股票和绩效，无时间限制的归属安排，60%的长期激励基于股东总回报（最低内部收益率为8%），40%基于相对同行的价值表现，暂无更新或变化 [73][74][75] 问题10: 是否考虑股票回购计划 - 当前公司专注于将公司从较小市值向机构认可的规模转型，增加公司的流动性、知名度和研究覆盖，同时将重点放在维持股息框架和加强资产负债表上，目前无股票回购计划 [77][78][79] 问题11: 公司预计的通胀率是多少 - 公司已将已知的5% - 10%通胀因素纳入指导，由于公司现金流主要来自PDP生产，受通胀影响相对较小 [80]

公司合并与上市 - 2021年12月7日完成合并交易，新公司名为Crescent Energy Company，A类普通股于12月8日在纽交所上市，代码“CRGY”[128] 公司再投资率 - 自2018年以来，公司平均再投资率为调整后EBITDAX的45%[129] 储量相关指标 - 截至2021年12月31日，PDP储量的五年和十年年均下降率分别约为11%和10%，2022年PDP下降率预计为17%[131] - 截至2021年12月31日，公司净探明标准化指标总计50亿美元[131] - 截至2021年12月31日，公司净探明储量：石油2.1016亿桶，天然气14.69953亿立方英尺，NGLs 764.93万桶，总计5.31645亿桶油当量[160] - 2020年末已探明未开发储量（PUDs）为98,579 MBoe，2021年末为73,057 MBoe，期间购买1,427 MBoe，扩展和发现8,588 MBoe，修订估计减少21,115 MBoe，销售减少3,190 MBoe，转为已开发储量减少11,232 MBoe [168] - 截至2021年12月31日，公司总估计已探明储量中约7.31亿桶油当量为未开发储量，开发这些预计未开发储量（PUDs）需花费9亿美元[300] 钻探地点情况 - 截至2021年12月31日，公司确定了1528个总（685个净）未钻探地点，其中包括567个总（450个净）运营钻探地点[133] - 截至2021年12月31日，鹰福特地区确定了890个总（393个净）未钻探地点，二叠纪地区确定了326个总（123个净）未钻探地点[134][136] - 截至2021年12月31日，公司确定的钻探地点的预计净开发与勘探支出总计3.595亿美元[137] - 截至2021年12月31日，公司总钻井位置毛数为1528个，净数为685个 [172] - 截至2021年12月31日，公司确定了1528个总（685个净）未钻探地点，其中包括567个总（450个净）运营钻探地点，685个净地点中有159个净地点被确定为PUD钻探地点[302][314] - 公司不运营34%的总净未钻探地点，对部分钻探地点运营和相关成本控制能力有限[314] 管理协议相关 - 与KKR集团签订管理协议，KKR集团子公司为公司提供管理和投资咨询服务，公司每年支付1350万美元管理费[138][146] - 随着业务和资产扩张，管理补偿将按未来发行初级股权证券净收益的1.5%增加[146] - 激励薪酬方面，经理最多可获得已发行A类普通股的10%，分五期发放，每期为已发行A类普通股的2%，根据业绩目标达成情况，每期结算股份比例为0% - 4.8%[148] - 管理协议初始期限为三年，之后自动续约三年[151] - 若提前至少180天书面通知经理，且至少三分之二独立董事认定经理长期表现不佳或费用过高，公司可无理由不续约，需支付相当于前24个月平均管理薪酬与已归属激励薪酬之和三倍的终止费[152] - 经理会按投资分配政策公平解决投资机会相关利益冲突，但可能优先考虑其关联方利益[321] - 管理协议规定经理及其关联方在无恶意、欺诈、故意不当行为或重大过失情况下，不对公司负责[321] - 公司需赔偿经理及其关联方因管理协议产生的损失，有一定例外情况[321] - 除经理外，KKR集团其他成员不为公司提供服务或考虑公司利益[321] 资产权益情况 - 截至2021年12月31日，公司拥有租赁权益的净面积为102.9万英亩，其中89.8万英亩由公司担任运营商[153] - 截至2021年12月31日，公司拥有17.4万英亩的矿产和特许权权益，以及11.7万英亩的额外特许权权益，平均特许权费率为5.4%，额外特许权费率为0.7%[154] - 公司在多个中游基础设施项目中持有权益，如在Springfield Gathering System持有12.0%权益、在Hub持有50%权益等[155] - 已开发土地总面积为2193272英亩（毛面积）和1028740英亩（净面积），未开发土地为223358英亩（毛面积）和98586英亩（净面积）[178] - 公司通过与大型运营商的协议，在DJ盆地拥有28768英亩净面积的参与权[179] - 2022 - 2025年将到期的净未开发土地面积分别为6960英亩、1英亩、229英亩和320英亩[180] 各地区产量情况 - 2021年各地区生产情况：Eagle Ford产量为940.4万桶油当量，Rockies为1098.2万桶油当量，Barnett为816.5万桶油当量，Permian为275.6万桶油当量，Mid - Con为31.3万桶油当量，Other Basins为262.5万桶油当量[157] - 2021年公司石油总产量为1323.7万桶，天然气为89455百万立方英尺，NGLs为609.9万桶，总产量为3424.5万Boe，平均日产量为94万Boe/d [175] 价格相关指标 - 2021年平均调整后产品价格：每桶石油64.84美元，每千立方英尺天然气3.46美元，每桶NGLs 27.21美元；2020年分别为37.67美元、1.62美元、10.66美元[160] - 2021年公司石油平均实现价格为66.71美元/桶，天然气为3.96美元/千立方英尺，NGLs为30.42美元/桶 [175] 储量评估相关 - 公司2021年和2020年的储量评估由四家独立石油工程公司完成，分别占比34%、24%、23%、19%[162] - 独立储量工程师对公司储量的审计估计与公司自身估计的差异不超过10% [167] PUDs转化与开发成本 - 2021年公司花费8600万美元将1120万Boe的PUDs转为已探明开发储量 [169] - 预计2022 - 2026年开发PUD储量的未来开发成本分别为3.11亿美元、2.99亿美元、1.76亿美元、7400万美元和6000万美元 [170] 运营成本与权益情况 - 2021年公司平均每桶油当量运营成本为17.41美元 [175] - 截至2021年12月31日，公司已探明开发生产井中，天然气井毛数为3700口，净数为1645口；油井毛数为8213口，净数为4252口 [177] - 截至2021年12月31日，公司已探明开发生产井的平均工作权益为50% [177] 生产井数量与状态 - 2021 - 2019年运营开发的生产井数量分别为2口（净1.9口）、23口（净15.3口）和32口（净32.0口）[183] - 截至2021年12月31日，正在钻探的井为6口（净5.7口），等待完井的为4口（净3.8口），正在完井但未生产的为9口（净6.7口）[183] 交付与销售相关 - 2022年需交付15.9 MMBoe原油和天然气，之后需交付37.1 MMBoe [184] - 2021 - 2019年因集输和运输承诺不足分别支付580万美元、1450万美元和190万美元[184] - 2021 - 2019年向SN EF Maverick, LLC的销售额分别占总收入的*、15.5%和20.0% [187] 员工与运营监管 - 公司约有700名员工专注于业务运营[197] - 公司的油气勘探、开发、生产等运营活动受联邦、州和地方法律法规监管[203] 法规罚款相关 - FERC对违反NGA的实体可评估最高每天100万美元的民事罚款，2022年1月因通胀最高罚款提高到每天138.8496万美元[211] - FERC将NGPA下的民事罚款权限从每次违规每天5000美元提高到每次违规每天100万美元，2022年1月因通胀最高罚款提高到每次违规每天138.8496万美元[211] - CFTC对违反CEA反市场操纵条款的行为可寻求最高约122.7202万美元（每年根据通胀调整）或违规者货币收益三倍的民事罚款[215] - FTC可对违反相关规定者起诉并要求法院处以每天约132.3791万美元（每年根据通胀调整）的罚款[218] 法规限制与要求 - 法律法规可能限制公司油、天然气和NGL的产量、井的数量、钻井位置或钻井方法[205] - 美国国会未来可能重新制定凝析油、NGL和天然气的价格控制措施[206][209] - 公司NGL销售受运输可用性、条款和成本影响，州内和州际液体管道运输费率受监管[207][208] - 公司天然气销售价格目前不受联邦费率监管，大部分不受州监管，但需遵守反市场操纵法律和相关规定[215] - 上一日历年批发买卖超过220万MMBtus实物天然气的主体，需在每年5月1日报告上一年度批发购买或销售的天然气总量[213] 环境与安全法规 - 公司运营受众多环境和职业安全健康法规约束，不遵守可能导致罚款、失去许可证或租赁权等后果[221] - 2015年10月，EPA将臭氧的国家环境空气质量标准从75降至70ppb，2018年完成达标/未达标指定，2020年12月宣布维持70ppb不变但该决定面临法律挑战[232] - 加州实施温室气体排放总量管制与交易计划，到2030年将覆盖的温室气体排放量降至1990年水平以下40%[236] - 2021年4月，美国宣布到2030年将排放量在2005年水平基础上减少50 - 52%[237] - 2021年11月，美国和欧盟联合发起“全球甲烷承诺”，目标是到2030年将全球甲烷污染在2020年水平基础上至少削减30%[237] - 2021年11月，美国发布《美国长期战略：到2050年实现温室气体净零排放的途径》，目标是到2050年实现净零排放[237] - 超过450家来自45个国家的公司承诺投入超130万亿美元资金实现净零目标[239] - 2016年6月EPA根据CWA最终确定规则，禁止水力压裂作业废水排入公共污水处理厂[241] - 2016年12月EPA发布最终报告，指出水力压裂某些活动在特定情况下可能影响饮用水资源[242] - 2015年3月BLM最终确定规则，对联邦和美国印第安土地上的水力压裂作业设定更严格标准，该规则于2017年12月被撤销，但诉讼仍在进行[242] - 2021年1月27日拜登发布行政命令，暂停公共土地上石油和天然气开发新租约的发放，等待全面审查和重新考虑相关许可和租赁做法[243] - 2021年11月DOI发布关于联邦石油和天然气租赁计划的报告，提出多项改革建议，部分改革条款已面临诉讼[245] - 2022年2月19日DOI宣布，因法院裁决禁止机构在决策中使用碳排放社会成本，联邦土地上石油和天然气钻探许可证的决策将延迟[245] - 2021年6月23日美国职业安全与健康管理局针对水力压裂雇主实施更严格的工人接触二氧化硅标准[246] - 2020年7月白宫环境质量委员会最终确定对NEPA法规的修改，但这些法规面临法律挑战，拜登政府有意重新审视[250][252] - 2021年6月1日FWS提议根据ESA将小草原松鸡的两个不同种群列为受威胁物种[253] 疫情与价格波动影响 - 新冠疫情或未来疾病爆发可能对公司业务、运营、财务结果和流动性产生重大不利影响，如导致收入减少、运营中断、生产水平下降等[261] - 2020年3月，受新冠疫情和政府经济活动关闭影响，原油需求显著下降，虽下半年油气价格开始企稳，但价格下跌和需求缺乏前瞻性仍可能对公司产生负面影响[263] - 油气和NGL价格波动受多种因素影响，包括全球和地区经济状况、新冠疫情、季节温度变化等[264][266] - 商品价格下跌已对公司产生负面影响，可能降低运营利润率、现金流和借款能力，影响未来储备开发和收购[267][268] 收购与整合风险 - 公司通过收购整合业务，但存在资产、运营整合风险，可能无法完成有吸引力的收购或成功整合，影响业务增长[271] - 2022年2月，公司签订协议收购犹他州的勘探和生产资产，但未来可能无法识别有吸引力的收购机会或按商业可接受条款完成收购[272] - 合并交易的成功取决于能否有效整合收购的业务，整合过程可能面临困难，影响财务状况和运营结果[273] 储备估计风险 - 储备估计依赖许多可能不准确的假设，任何重大不准确都会影响储备数量和现值，还可能影响借款基础和流动性[281][282][284] - 公司目前基于前12个月每月第一天价格的12个月未加权算术平均值来估计已证实储备的未来净收入，但实际未来净收入受多种因素影响[286] 储备替代与开发风险 - 若公司不能用新储备替代现有储备并开发，储备和产量将下降，可能对未来现金流和运营结果产生不利影响[290] 资本支出与融资风险 - 公司开发项目需大量资本支出，若无法按满意条款获得所需资本或融资，可能导致储量和现金流下降[294] - 公司历史上主要通过销售油气和天然气凝析液（NGL）产量为开发和运营活动提供资金，必要时也会通过资产处置、循环信贷融资借款和资本市场发行获取资本[295] - 公司运营现金流和获取资本受油气产量、销售价格、外输能力、储量估计数量和获取新储量能力等变量影响[295][297] - 公司扩大水平钻井、多级水力压裂增产技术及强化采油作业应用，这些技术比垂直井或采用较不先进技术的水平井完井成本需更多资本支出[292] - 2020年极端波动后大宗商品价格上涨，导致油田服务成本增加，设备、物资、人员和油田服务不可用或成本高可能影响公司开发和开采计划执行及预期现金流[292][293]

收购与财务表现 - Crescent Energy以8.15亿美元收购Uinta盆地的高利润油资产，预计在2022年上半年完成交易[9] - 收购预计将使2022年调整后的EBITDAX达到12.6亿美元，较Crescent独立运营时的8.25亿美元增加约55%[12] - 预计2022年每股自由现金流（FCPS）将从2.07美元增加至2.66美元，增幅约30%[12] - 预计2022年每股股息将从0.48美元增加至0.68美元，增幅约40%[12] - 收购后，Crescent的净债务与过去12个月调整后EBITDAX的比率将从1.3倍上升至1.4倍[12] - 收购的资产预计85%的调整后EBITDAX来自现有的生产开发井（PDP）和待开发井（DUC）[15] - 预计2022年运营成本将从每桶17.75美元降低至16.00美元[13] - 收购后，Crescent的油气生产中油的比例预计将从40%增加至45%[13] - 预计Crescent在2022年的资本支出机会在10亿至16亿美元之间[15] 未来展望 - 2022年调整后的EBITDAX（非GAAP）预计为11亿至12亿美元，年化中点为12.6亿美元[16] - 2022年未对冲的调整后EBITDAX（非GAAP）预计为14亿至15亿美元，年化中点为15.6亿美元[16] - 2022年杠杆自由现金流（非GAAP）预计为3.75亿至4.75亿美元，年化中点为4.5亿美元[16] - 2022年生产量预计为134至148 MBoe/d，年化中点为148 MBoe/d[16] - 2022年资本支出（不包括潜在收购）预计为6亿至7亿美元[16] - 2022年每单位运营费用预计为15.50至16.50美元/ Boe[16] - 2022年每单位调整后的现金管理费用预计为1.45至1.55美元/ Boe[16] - 当前市场资本化为23.68亿美元，净债务为16亿美元，企业价值为39.68亿美元[17] - 2022年SEC证明的开发储量（PV-10）预计为51亿美元[17] - 预计2022年季度股息为每股0.17美元，年化股息为8000万至8500万美元[16]

业绩总结 - 2022年预计调整后的EBITDAX为8亿至8.5亿美元，未对冲的调整后EBITDAX预计为11亿至11.5亿美元[29] - 2021年第三季度的未对冲调整后EBITDAX为3.35亿美元，年化调整后EBITDAX为8.6亿美元[15] - 2022年预计生产量为114 - 124 Mboe/d，液体占比约为55%[9][29] - 2022年每季度预计分红为0.12美元，年分红总额预计为8000万至8500万美元[9] - 截至2021年9月30日，净亏损为678,112千美元[81] 用户数据 - 截至2021年12月31日，公司约66%的2022年生产量已对冲，保护了未来的收益[61] - 2022年第一季度的WTI油价加权平均价格为61.67美元/桶，公司的边际利润为每桶50.75美元，边际利润占WTI的72%[59] 资本支出与财务状况 - 2022年Crescent Energy的总有机资本支出预计为3.75亿至4.25亿美元[29] - 2022年预计产生的杠杆自由现金流为3.25亿至3.75亿美元[27] - 截至2021年9月30日，Crescent Energy的净债务为8.3亿美元，杠杆比率为1.4倍，长期目标为1.0倍[36] - 当前净债务约为830百万美元，预计在约2.5年内偿还[63] - 公司管理费用与同行保持一致，现金管理费用为每桶1.08美元[68] 资产与市场扩张 - 公司的SEC PV-10为52亿美元，已探明储量为43亿美元[9] - 截至年末，公司已证明的储量为532百万桶油当量（MMBoe），其中液体占54%，已开发储量占86%[52] - 公司在Eagle Ford油田拥有约82,000净英亩的运营位置，预计2022年资本计划的70%至75%将分配给该资产[57] - 截至2021年底，Crescent Energy的资产组合中，运营的Eagle Ford地区的生产占比约为80%[18] 收购与治理结构 - Crescent Energy在2021年完成了多项收购，包括多种现金流资产和大型公司剥离的资产[25] - 公司董事会由超过75%的独立董事组成，确保治理结构的独立性[71] - 公司内部持股比例约为22%，确保管理层与长期价值创造高度一致[43] 其他信息 - 公司的历史再投资率约为45%[9] - 70% - 75%的2022年资本计划分配给运营资产，主要集中在Eagle Ford地区[17] - 公司在Eagle Ford的高利润、油重生产基础，能够获得优质的墨西哥湾沿岸定价[57]

业绩总结 - 2021年上半年未对冲的调整后EBITDA约为8.46亿美元[22] - 2021年上半年未对冲的自由现金流约为7.12亿美元[22] - 2021年第一季度自由现金流约为9500万美元[32] - 预计2022年调整后EBITDA在7.5亿至8亿美元之间[33] - 预计2021年和2022年每股现金流分别增加约15%和50%[68] 用户数据 - 2021年上半年生产量约为115 MBoe/d，预计2021年PDP衰减率为18%[22] - 2020年末的SEC储量中，石油占62%，天然气液体占15%，天然气占38%[21] - 公司的净产量为8 Mboe/d，液体占比约为76%[42] - 预计2022年PDP资产现金流占总资产现金流的比例约为75%[33] 未来展望 - 预计未来的资本支出将基于2021年和2022年的累计再投资率约为41%[6] - 预计2022年资本支出占调整后EBITDA的比例约为50%[33] - 预计长期目标杠杆率约为1.0倍[33] - 预计未来五年内的年产量衰退率约为9%[44] 新产品和新技术研发 - 公司在交易中预计将实现协同效应，但可能需要更长时间才能实现这些协同效应[1] - 公司在交易完成后，预计将整合业务并实现运营效率[1] 市场扩张和并购 - 公司计划在交易完成后在纽约证券交易所上市其A类普通股[13] - 公司在交易中面临的风险包括管理时间的干扰和潜在的客户流失[1] - 公司在交易中可能会面临监管批准的时间和条件的不确定性[1] 负面信息 - 公司未能提供前瞻性和临时非GAAP指标的调节，因为这将需要不合理的努力[7] - 公司的总资本结构中，约有4.19亿美元的RBL贷款和5亿美元的2026年到期的高级票据[59] - 公司的净债务约为8.46亿美元，合并后的市场资本化和企业价值分别为约30亿美元和38亿美元[65] 其他新策略和有价值的信息 - 预计每年可节省超过2000万美元的管理和行政费用[68] - 资产组合中，低衰退资产的净产量为78 Mmcfe/d，预计衰退率约为5%[52] - 预计2021年和2022年的开发回报率分别为3.0倍和低于2.0年的回收期[42]

财务数据和关键指标变化 - 二季度公司加速修井支出，产量高于指引，LOE支出也略高于指引，日产量较2 - 3月日均水平增长超12%，且二季度偿还债务约3000万美元 [14][15] - 与Independence的合并交易在2022年对Contango股东的现金流每股增厚50% [11][19] 各条业务线数据和关键指标变化 - 收购ConocoPhillips的风河盆地资产，预计在2021年第三季度使Contango的总运行率产量增加约57% [27] 各个市场数据和关键指标变化 - 银行因先前亏损、ESG和投资者压力等因素，减少对上游市场的资本投入，商业贷款业务困难，公司二季度增加借款基础虽成功，但未来增加难度将递增 [17][18] - 目前上游油气资产市场的兴趣比去年底或今年初更高，签署的保密协议、管理层演示和参与竞标的数量增多，但不确定有多少投标是真实的以及有多少竞标者有资金完成交易 [28] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司与Independence合并，旨在成为行业领先的整合者，合并后市值和企业价值分别达30亿美元和38亿美元，以抓住未来数年预计价值数十亿美元的PDP重资产交易机会 [16][18] - 收购ConocoPhillips的风河盆地资产，该资产为世界级常规天然气项目，具有低衰减、长储备寿命等特点，公司计划通过成本节约举措提升长期价值 [25][26] - 公司将坚持严格的承保标准，利用多元化资产产生的持久现金流，抓住未来几年有吸引力的收购机会 [28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业传统银行贷款可靠性降低，股权和无担保债务市场更关键，拥有投资级信用评级将是未来的差异化因素 [8][9] - 公司认为与Independence的合并能带来投资级信用指标、多元化资产基础和商品组合、更好的资本获取渠道，以及相对于其他整合者的规模优势 [24] - 公司预计未来几年收购机会丰富，且规模更大，需要更多资本，合并将有助于公司抓住这些机会 [10] 其他重要信息 - 公司计划在合并后增加分析师覆盖 [6] - 支付给KKR的500万美元费用涵盖一系列服务，结合公司整体开销，在与同行对比时，合并使公司更高效，且在企业价值和EBITDA百分比指标上表现良好 [20] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 如何看待股息与重新部署现金流和收购之间的权衡 - 公司目前目标是将约10%的EBITDA作为股息，按粗略计算相当于约20%的自由现金流，这一决策可能由合并后新公司的John和管理团队主导，他们认为股息是良好的纪律和风险缓解方式，同时合并带来的规模使公司有信心在支付股息的同时抓住增长机会 [30][31][33] 问题: 公司应阐明将自由现金流重新投入资本支出和收购比分配给股东更有利的策略 - 公司认为这是一个合理的观点，新公司董事会将予以考虑 [34][35]

财务数据和关键指标变化 - 截至4月30日，经调整借款基数增加后，公司总流动性为1.633亿美元，是Silver tip交易完成时所需现金的3倍多 [9] - 公司适度增加了今年的钻探预算，约为1000万 - 1100万美元 [15] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在收购的资产上恢复大量生产，预计单位成本或可变油开采成本将显著降低，运营效率和产量将提高 [21] - 公司的RTP（恢复生产）计划正在进行中，预计今年对自由现金流有影响，2022年影响更大 [24] 各个市场数据和关键指标变化 - 自上次收购以来，油价上涨，市场竞争比去年年底更激烈，但公司目标的低衰减、长寿命资产价值涨幅相对较小 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续投资回报率高的项目，预计年底将资本项目转化为已证实开发储量 [5] - 公司适度增加资本预算，以应对油价上涨和服务成本下降，预计仍能产生大量自由现金流 [6] - 公司目标是收购低衰减、长寿命资产，认为能以有吸引力的价格收购，并执行低风险、高回报投资计划 [11][12] - 公司认为竞争对手主要是私募股权支持的公司，这些公司资本成本高、运营期限短，且私募股权行业资金不足 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为目前处于有利地位，能够利用丰富的收购机会，未来几年可继续以有吸引力的价格收购资产 [10][14] 其他重要信息 - 5月3日起，公司信贷协议修订，借款基数重置为2.5亿美元 [7] - 公司今年将在东北博尔萨地区钻探3口总井、1.5口净井，时间为第二和第三季度 [15] - 公司认为其投资组合中的某些非常规、高衰减率资产可能是未来的剥离对象 [19] - 公司今年石油套期保值比例约为70%多，明年约为60%，将继续机会性套期保值，最低套期保值要求为12个月70%、24个月50% [30][31] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 今年钻探活动的时间和目标 - 公司适度增加今年钻探预算约1000万 - 1100万美元，将在东北博尔萨地区钻探3口总井、1.5口净井，时间为第二和第三季度，原因是油价上涨、服务成本下降以及该地区有成功案例 [15][16][17] 问题: 投资组合中的非常规资产是否会剥离 - 公司认为该资产有良好库存，但自身可能不是执行开发计划的最佳公司，若能获得合理价值，会考虑剥离 [19] 问题: 运营费用进一步降低的情况 - 公司在恢复收购资产的生产，总运营费用可能随产量增加而上升，但预计单位成本会显著降低 [21] 问题: 单位成本降低的幅度 - 公司尚未公布具体数字，仍在消化中，但认为会是一个重要数字 [22] 问题: 恢复生产计划对自由现金流的影响 - 若油价保持高位，该计划今年会影响自由现金流，平均回报期为3 - 4个月，公司在第二季度大力推进，根据结果可能在第三季度扩大或重新评估，对2022年自由现金流影响更大，总体对自由现金流影响为中性至略正，同时增加储量 [24][25] 问题: 未来收购的资金来源和资产负债表平衡 - 公司目前杠杆率低，预计明年晚些时候现有项目无债务，希望杠杆率不超过1.5倍，今年年底约为0.5倍，可利用信贷额度进行类似Silver tip规模的交易，大型项目需外部融资，收购时会确保谨慎，回报大于稀释或杠杆增加的成本 [27][28][29] 问题: 今年剩余时间和2022年的套期保值情况 - 公司今年石油套期保值比例约为70%多，明年约为60%，将继续机会性套期保值，最低套期保值要求为12个月70%、24个月50%，具体情况取决于曲线形状 [30][31]

财务数据和关键指标变化 - 公司在第四季度的产量、租赁经营费用（LOE）和一般及行政费用（G&A）均符合指导范围 [7] - 公司预计2021年底的杠杆率低于0.5倍，假设不进行新交易，到2022年第三季度将实现无债务并处于净现金状态 [36] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司预计通过约1000万美元的资本支出，为近期收购的资产增加1.08亿美元的已探明开发储量 [26] - 公司预计2021年资本支出约1400 - 1500万美元，其中约1000万美元用于近期收购资产，另外400 - 500万美元来自遗留资产 [40] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司认为市场上存在大量收购困境资产的机会，整合机会规模达数百亿美元 [27] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于收购低衰减、含油资产，通过削减成本和低风险资本开发来提高回报 [4] - 公司主要关注美国中部大陆（俄克拉荷马州）、落基山脉（怀俄明州）和二叠纪盆地的常规资产 [11] - 公司将继续使用套期保值来保护在商品价格波动环境中的下行风险 [7] - 公司计划利用预计增加的借款基础和自由现金流来收购更多资产 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 近期商品价格上涨，公司认为收购低衰减、含油资产的时机非常合适 [4] - 公司认为有机会在现有重点区域扩大资产规模 [12] - 公司认为其收购资产并降低成本的模式具有可重复性，能够创造价值 [21] 其他重要信息 - 公司内部人士持股比例在同行中领先，这有助于为股东创造长期价值 [9] - 公司的薪资平均约为同行的50%，G&A与企业价值的比率为1.4%，预计随着收购的进行该比率将继续下降 [10] - 公司预计未来五年公司石油产量衰减率低于10%，资本再投资率为10%，均处于同行领先水平 [14] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 是否看到服务价格上涨对资本支出的影响，以及商品价格上涨是否使困境资产卖家更急于出售资产 - 公司未看到太多服务成本通胀，且很多修井工作可内部完成，专注已探明开发储量可减少服务成本上涨影响 [32] - 公司认为商品价格上涨和疫情缓解后，非自然资产所有者更可能出售资产，但尚未有相关交易执行 [34] 问题2: 如何考虑股权和债务在增量收购中的使用 - 公司预计再确定后循环信贷额度有充足流动性，不惧怕使用股权进行收购，关键是分析收购是否对股东每股内在价值有增值作用 [35] - 目前公司认为股权占比过高，可接受资产负债表上有更多债务，预计2021年底杠杆率低于0.5倍，2022年第三季度无债务并处于净现金状态 [36] 问题3: 确认2021年预期产量、每桶生产成本和资本支出计划 - 公司未给出2021年产量指导，预计资本支出约1400 - 1500万美元，其中1000万美元用于近期收购资产，另外400 - 500万美元来自遗留资产 [40] 问题4: 收购公司时保留多少运营、生产和地质人员，以及如何让他们改变运营方式以提高资本回报率 - 公司倾向保留大部分现场工作人员，倾听他们的想法，将重点从钻井数量转向优化成本结构 [44] - 公司认为现有员工足以管理增量资产，避免G&A随资产增加而同比增长 [46] 问题5: 收购新资产时寻找哪些隐藏资产，如何挖掘额外价值 - 公司首要关注降低成本，成本降低后可能会发现之前未意识到的机会 [48]