业绩总结 - 2022年第二季度的EBITDAX为515百万美元，较2021年的274百万美元增长了88%[49] - 2022年第二季度的自由现金流为28百万美元，较2021年的190百万美元下降了85%[49] - 2022年第二季度的每股收益（EPS）为0.71美元，较2021年的1.65美元下降57%[50] - 2022年第二季度的天然气价格实现为每Mcf 7.17美元，较2021年第二季度的4.95美元增长45%[52] - 2022年第二季度的调整后净收入为273,618千美元，调整后每股净收入为1.00美元[96] - 2022年第二季度的经营现金流为457,947千美元[96] - 2022年第二季度的总调整后EBITDAX为515,041千美元[96] - 2022年第二季度的自由现金流为150,902千美元[96] 用户数据 - 预计到2024年，公司将产生20亿至30亿美元的自由现金流，杠杆率低于1.5倍[11] - 拥有372,000英亩的净土地，日产量为1.4亿立方英尺当量（Bcfe/d）[23] - 证明储量为61万亿立方英尺（Tcfe），其中85%的土地由生产保持[24] - 2022年迄今，液化天然气（LNG）出口达到创纪录水平，平均流量为11.9 Bcf/d，最大流量为13.7 Bcf/d[47] - 2022年迄今，天然气出口至墨西哥的平均流量为6.7 Bcf/d[47] 未来展望 - 计划在今年第四季度恢复股东分红，得益于改善的杠杆状况和自由现金流[19] - 预计到2026年，将新增8到10 Bcf/d的出口能力[47] - 2022年第三季度的生产预期为1,370 - 1,435百万立方英尺/天，全年预期为1,390 - 1,450百万立方英尺/天[94] 新产品和新技术研发 - 2022年完成36口运营井，平均侧钻长度为9,749英尺，平均初始产量（IP）为26百万立方英尺/天（Mmcf/d）[45] - 拥有超过1,600个高回报的海恩斯维尔/博西尔净钻探位置，支持数十年的钻探活动[16] - 公司在海恩斯维尔地区的运营成本结构为行业最低，推动了顶级利润率和资本回报[14] 财务状况 - 2022年第二季度的总债务为2,539百万美元，净债务与年化EBITDAX的比率为1.2倍[78] - 2022年6月30日的流动性为1,082百万美元，包括现金和现金等价物32百万美元及350百万美元的循环信贷设施[84] - 2022年，公司的目标是将长期杠杆比率控制在1.5倍以下[64] 成本和费用 - 2022年第三季度的钻探和完工成本预期为2.25 - 2.75亿美元，全年预期为9.25 - 9.75亿美元[94] - 2022年第三季度的现金一般和行政费用预期为700 - 800万美元，全年预期为2900 - 3200万美元[94] - 2022年第三季度的现金利息费用预期为3800 - 4500万美元，全年预期为1.52 - 1.60亿美元[94] - 2022年第三季度的有效税率预期为22% - 25%，全年预期为22% - 25%[94] 主要股东 - 主要股东杰瑞·琼斯的投资总额达到11亿美元，支持公司的战略发展[21]

天然气销售收入与产量 - 2022年第二季度天然气销售收入为8.588亿美元，同比增长151%，主要由于天然气价格上涨[92] - 2022年第二季度天然气产量为1240亿立方英尺，平均售价为每千立方英尺6.93美元[92] - 2022年上半年天然气销售收入为13.818亿美元，同比增长103%，天然气产量增长1%至2389亿立方英尺[93] 成本与费用 - 2022年第二季度生产和从价税增加114%至2170万美元，主要由于天然气销售收入增加[95] - 2022年第二季度天然气运输成本增加16%至3700万美元，主要由于天然气产量增加[95] - 2022年第二季度租赁运营费用减少4%至2510万美元[95] - 2022年第二季度衍生金融工具损失为7280万美元，相比2021年同期的2.24亿美元有所减少[95] - 2022年第二季度利息支出减少至4430万美元，主要由于2021年高级票据的再融资和2022年提前赎回[97] 净利润与现金流 - 2022年第二季度归属于普通股股东的净利润为3.725亿美元，每股稀释收益为1.36美元[97] - 公司2022年上半年经营活动产生的现金流量净额增加3.004亿美元（78%），达到6.859亿美元，主要由于2022年天然气价格上升[100] 资本支出与勘探活动 - 公司2022年上半年资本支出增加1.767亿美元，主要用于钻井和完井活动以及收购未开发的Haynesville页岩地块和高压天然气管道[103] - 公司2022年上半年钻探了61口井（净30.5口），完成了61口Haynesville和Bossier页岩井（净30.3口），并计划在2022年下半年再钻探42口井（净28.9口）[103] - 公司预计未来开发和勘探活动将通过未来经营现金流提供资金，资本支出时间具有较大的灵活性[105] 财务状况与债务 - 截至2022年6月30日，公司拥有11亿美元的流动性，包括未使用的银行信贷额度和3230万美元的现金及现金等价物[104] - 截至2022年6月30日，公司拥有22亿美元长期债务，其中9.65亿美元利率为5.875%，12.2亿美元利率为6.75%[116] - 公司2022年6月30日拥有3500万美元的银行信贷额度未偿还，借款利率为LIBOR加2.25%至3.25%或基准利率加1.25%至2.25%[108] 税务与亏损结转 - 2022年第二季度所得税费用为1.084亿美元，有效税率为22.3%[97] - 公司2022年6月30日拥有8.974亿美元的美国联邦净经营亏损（NOL）结转和15亿美元的州NOL结转，但由于所有权变更，每年使用NOL的金额受到限制[109] 收购与融资计划 - 公司2022年没有具体的收购预算，计划使用经营现金流、银行信贷额度或其他债务或股权融资进行收购[106] 天然气价格对冲 - 公司2022年6月30日拥有天然气价格互换协议，对冲约58.9 Bcf的2022年天然气产量，平均价格为2.68美元/MMBtu[112]

业绩总结 - 第二季度自由现金流为1.9亿美元[9] - 调整后的EBITDAX增长105%，达到5.15亿美元[9] - 油气销售额为6.04亿美元，比2021年第二季度高出86%[9] - 运营现金流增加133%，达到4.58亿美元，每股摊薄收益为1.65美元[9] - 调整后的净收入为2.74亿美元，每股摊薄收益为1.00美元[9] - 2022年第二季度的调整后净收入为273,618千美元，较2021年同期的49,410千美元显著增长[54] - 2022年第二季度的运营现金流为457,947千美元，较2021年同期的196,378千美元增长了133%[59] - 2022年上半年自由现金流为215,397千美元，较2021年上半年的54,013千美元增长了298%[59] - 2022年第二季度的自由现金流为150,902千美元，较2021年同期的20,084千美元增长了650%[59] 用户数据与市场表现 - 在Haynesville钻探项目中，成功投产16口（14.4净）井，平均初始产量为每日26百万立方英尺[9] - 自然气价格实现为每千立方英尺2.59美元，经过对冲后为2.46美元[18] - 预计2022年第三季度的生产量为1,370 - 1,435百万立方英尺/天，全年生产量为1,390 - 1,450百万立方英尺/天[48] 资本支出与财务状况 - 总债务为25.39亿美元，流动性为10.82亿美元[40] - 预计2022年资本支出在9.25亿到9.75亿美元之间[48] - 2022年上半年的总支出为487,040千美元，较2021年上半年的327,024千美元增加了49%[59] - 钻探和完工支出为263,191千美元，较2021年同期的164,277千美元增加了60%[59] 收购与市场扩张 - 完成了一项吸引人的收购，涉及约6万净英亩的Haynesville和Bossier页岩潜力土地，交易金额为3600万美元[9] - 2022年上半年油气资产收购支出为43,373千美元，较2021年上半年的13,236千美元增加了228%[59] 负面信息与风险管理 - 公司在2022年下半年对50%的石油和天然气生产进行了对冲[51] - 2022年第二季度的优先股股息支出为4,363千美元，与2021年同期持平[59] 其他新策略与展望 - 预计2022年自由现金流将达到显著水平，优先用于偿还债务，第二季度杠杆率降至1.2倍[46] - 完成成本较使用传统设备降低了15%，同时减少了2,000公吨的温室气体排放[44] - 预计2022年现金一般和行政费用为2900万到3200万美元[48] - 2022年上半年的运营产生的自由现金流为258,770千美元，较2021年上半年的67,249千美元增长了284%[59] - 2022年第二季度的自由现金流与运营现金流的比率为32.9%[59]

财务数据和关键指标变化 - 二季度运营自由现金流达1.9亿美元，高级票据赎回2.71亿美元，杠杆率降至1.2倍 [7] - EBITDAX为5.15亿美元，同比增长105%；运营现金流增至4.58亿美元，涨幅133%，摊薄后每股1.65美元；套期保值后收入6.04亿美元，同比增长86%；调整后净利润2.74亿美元，摊薄后每股1美元 [8] - 按预估基准，产量增长1%至14亿立方英尺当量/天，调整后EBITDAX同比增长122%至5.15亿美元，现金流增长159%至4.58亿美元，每股现金流从0.71美元增至1.65美元，调整后净利润增长454%至2.74亿美元，每股收益从0.20美元增至1美元 [10][11] - 运营成本每千立方英尺当量平均0.74美元，较一季度增加0.05美元，EBITDAX利润率从81%升至85% [15] - 上半年开发活动支出4.87亿美元，其中二季度2.63亿美元 [16] - 二季度末循环信贷额度提取3.5亿美元，回购2029年高级票据本金2610万美元，折价2500万美元，债务减少和EBITDAX增长使杠杆率降至1.2倍，计划年底用运营自由现金流偿还循环信贷剩余3.5亿美元，二季度末财务流动性近11亿美元 [17][18] 各条业务线数据和关键指标变化 - 海恩斯维尔钻探项目进展顺利，二季度报告14口（净运营12.6口）井，平均初始产量2600万立方英尺/天 [9] - 上半年钻探31口（净运营27.7口）海恩斯维尔水平井，投产36口（净运营29.1口），平均初始产量2600万立方英尺/天，另有1.2口非运营井投产 [16] - 二季度投产16口井，平均水平段长度9612英尺，其中5口超长井水平段超11000英尺，最长12237英尺；已钻9口15000英尺水平段井，4口投产，3口完井中，2口待完井，正在钻第10口；预计年底投产69口井，平均水平段长度10050英尺，18口超11000英尺，9口为15000英尺水平段井 [20][21] - 二季度基准长水平段井（水平段超8000英尺）钻井和完井成本平均每英尺1262美元，较一季度增长12%，较2021年平均增长21%；钻井成本每英尺478美元，季度环比增长6%；完井成本每英尺784美元，季度环比增长17% [22] - 二季度新增14口投产井，水平段长度5373 - 12237英尺，平均9577英尺，初始产量1200 - 3700万立方英尺/天，平均2600万立方英尺/天；罗伯逊县西部海恩斯维尔区块首口井Circle M Number One H在博西尔页岩完井，水平段7861英尺，测试产量3700万立方英尺/天，约90天平均产量3000万立方英尺/天 [23] 各个市场数据和关键指标变化 - 二季度纽约商品交易所（NYMEX）季度结算均价7.17美元，亨利枢纽现货均价7.39美元；83%天然气按与合约结算价挂钩的指数价格出售，17%在每日现货市场出售，预期NYMEX参考价7.21美元，实际均价6.93美元，差价0.28美元；10%产量受佩里维尔和迦太基地区更广泛指数影响；二季度套期保值比例54%，实际价格降至4.85美元，第三方市场获利200万美元，使平均价格增加0.02美元 [13][14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 优先使用自由现金流降低债务水平，为重启资本返还计划做准备，预计年底偿还循环信贷剩余3.5亿美元 [27][28] - 年底前增加2台运营钻机，推动2023年产量增长；预留5000 - 7500万美元用于小规模收购和租赁活动，上半年已花费4300万美元 [28] - 预计四季度恢复股东股息，保持并增强财务流动性 [29] - 公司与所有主要液化天然气（LNG）出口商沟通，希望有足够未承诺的当前产量支持运输和长期销售合作，利用自身优势在LNG市场竞争 [51] - 考虑在特定情况下进行小规模基础设施收购，以保护成本结构、确保低运输成本并控制天然气资源，创造更好市场并降低运输费率 [73] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为海恩斯维尔是北美开采干天然气的最佳盆地 [3] - 天然气价格上涨是二季度财务业绩强劲的主要因素 [13] - 供应链问题导致钻井时间延长，部分产量推迟到今年晚些时候，但仍能按计划投产 [40] - 佩里维尔和迦太基地区基差扩大反映海恩斯维尔运输紧张，生产增加和维护增多加剧了这种情况，预计10月维护结束和新产能投入使用后情况会有所缓解 [41] - 全球LNG需求增长，美国是低成本LNG供应国，公司希望利用自身优势在LNG市场发展，继续降低风险、保持高利润率、低成本和可预测性，拥有可维持数十年的库存 [97][98] 其他重要信息 - 公司完成一项有吸引力的小规模收购，包括约6万英亩海恩斯维尔和博西尔页岩潜在区块、145英里高压管道和天然气处理厂，花费3600万美元 [9] - 公司天然气生产获得MiQ甲烷排放测量标准认证，体现环境管理责任 [9] - 4月部署首套100%天然气动力压裂车队，前两个井场使用该车队减少140万加仑柴油使用，减少约2000公吨温室气体排放，完井成本降低15%；已与BJ能源服务公司签订第二套TITAN天然气动力车队合同，预计2023年一季度投入使用 [24][25] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 第二套TITAN车队预计2023年一季度投入使用，这与新增两台钻机的时间是否匹配，EBITDA是否会提前到来 - 新增两台钻机，一台已开始作业，另一台本月底到位；2023年一季度投入第二套TITAN车队的时间准确 [35] 问题2: Circle M井表现出色，为何选择该区域进行勘探，该区域有多少潜在井位 - 公司管理风格如此，此前在多个区域进行过类似勘探并取得成功，Circle M井是试验技术的“起始井”，目前仅一口井，后续会继续测试技术 [37] 问题3: 生产展望方面，四季度产量预计提升，下半年完井节奏如何，2023年新增两台钻机，对明年产量有何初步看法 - 预计四季度约19口井投产，三季度约14口，受供应链问题影响，钻井时间延长，部分产量推迟；目前难以对2023年产量提供详细指导，但新增钻机将推动产量增长 [40] 问题4: 公司大部分天然气在墨西哥湾沿岸市场销售，如何看待近期佩里维尔基差走弱，何时会缓解 - 佩里维尔和迦太基地区基差扩大反映海恩斯维尔运输紧张，生产增加和维护增多加剧了这种情况，预计10月维护结束和新产能投入使用后情况会有所缓解；公司已将大部分天然气销售锁定在墨西哥湾沿岸指数，并与LNG设施直接销售，未来将增加与路易斯安那州LNG托运商的合作 [41][44] 问题5: 关于年底新增的两台钻机，其合同期限和类型如何 - 目前所有钻机合同为单井合同或六个月合同，钻机公司近期不愿签订长期合同，钻机费率较一年半前上涨约50%，公司将视市场情况决定是否签订长期合同 [49] 问题6: 公司在LNG市场定位良好，能否介绍潜在的新LNG合同情况 - 公司与所有主要LNG出口商沟通，希望有足够未承诺的当前产量支持运输和长期销售合作，考虑定价等因素，在LNG市场保持竞争优势；预计2026年前墨西哥湾沿岸LNG产量将增加60 - 70亿立方英尺/天 [51][53] 问题7: 新增两台钻机前公司有五台钻机，新增后到七台，是否意味着2023年活动大幅增加，产量增长能否接近两位数 - 新增两台钻机不会对2022年天然气产量产生重大影响，但会推动2023年产量增长，2022年预计产量增长4%，目前未给出2023年产量具体数字；此前公司有七台钻机，其中一台部分时间为第三方钻井，实际相当于8.5台钻机，新增后运营钻机数量增至九台 [57][58] 问题8: 增加钻机数量是否会考虑在东得克萨斯新收购区块和Circle M井区域开展增量活动 - 目前判断还为时过早，此前在多个区域有类似勘探经验，需进一步观察 [60] 问题9: 与上次更新相比，公司套期保值情况如何，套期保值策略有何更新 - 公司套期保值至2023年上半年，2023年套期保值为宽跨式期权，约3美元底价和略低于10美元的上限；2022年下半年套期保值比例略低于50%；此前套期保值是因收购Covey Park后杠杆较高且天然气价格低，目前资产负债表改善，杠杆率降低，未来套期保值需求减少，可能采用类似2023年上半年的宽跨式期权策略 [62][63] 问题10: 小规模收购中的基础设施部分，是一次性机会还是会继续寻求此类收购 - 此次收购是在更广泛范围内复制之前的交易，收购的145英里高压管道和天然气处理厂价格合理，随着LNG需求增长，海恩斯维尔地区中游管道价值增加；在特定情况下，若能保护成本结构、确保低运输成本并控制天然气资源，公司会考虑此类收购 [70][73] 问题11: 收购获得145英里管道基础设施，其潜在好处是什么，卖方为何出售 - 中游基础设施在海恩斯维尔地区越来越有价值，随着LNG需求增长，对中游设施需求增加，该管道为高压且大部分未充分利用；这是一家正在解散的公司出售的独特资产，公司长期关注并抓住了收购机会 [76][80] 问题12: 目前除压裂前正常情况外，是否有大量关井产量 - 关井活动约4%，预计全年维持在3% - 5%，主要是由于同时作业和维护；今年由于供应链问题，投产时间延长；夏季管道压力较高情况较普遍，预计秋季海恩斯维尔地区产能将有所扩大 [82][85] 问题13: 回购2029年债券的原因，以及减少高级债务的理念；为何减少租赁支出预算 - 2029年债券是目前成本最高的债务，利用债券交易疲软机会以较少资金赎回额外债务；今年已过半，预计无法达到租赁支出预算上限，调整预算以反映实际情况 [87][88] 问题14: 收购是否带来产量，未达成的交易是消失了还是流向其他地方 - 收购未带来产量，公司与另一家公司合作，仅收购所需部分；部分交易消失，部分仍在进行中，公司寻找能扩展现有业务的独特资产 [93][90] 问题15: 若市场有机会，是否会继续减少债务，是否有绝对债务目标 - 若商品价格保持强劲，有足够自由现金流且有机会以合理价值减少债务，公司会考虑；首要任务是今年用下半年自由现金流偿还循环信贷额度；目标是三季度偿还大部分循环信贷，之后增加钻机但不增加杠杆，恢复股东股息，继续测试库存并提高运营能力 [95][96]

业绩总结 - 2021年公司的EBITDAX为11.2亿美元，较2020年增长了57%[47] - 2021年公司的自由现金流为2.62亿美元，较2020年显著改善[51] - 2021年公司的净收入为3.29美元每股，较2020年增长58%[53] - 2022年第一季度的经营现金流为296,541千美元，较2021年同期的206,573千美元增长了43.5%[91] - 2022年第一季度的自由现金流为64,472千美元，较2021年同期的33,735千美元增长了91.1%[99] - 2022年第一季度的总调整EBITDAX为332,994千美元，较2021年同期的262,347千美元增长了27%[96] - 2022年第一季度的净损失为111,424千美元，较2021年同期的134,125千美元有所改善[91] 用户数据 - 70%的天然气销售在高价值的墨西哥湾市场进行[54] - 2022年迄今，液化天然气（LNG）出口达到创纪录的每日12.4亿立方英尺，最大流量为每日13.7亿立方英尺[44] 未来展望 - 预计到2024年，公司将产生20亿到30亿美元的自由现金流，并在2022年实现杠杆目标低于1.5倍[11] - 2022年第二季度的生产预期为1,310 - 1,375百万立方英尺/天，2022年全年预期为1,390 - 1,450百万立方英尺/天[80] - 2022年第二季度的钻探和完工成本预期为225 - 275百万美元，2022年全年预期为875 - 925百万美元[80] - 2022年第二季度的现金一般管理费用预期为7 - 8百万美元，2022年全年预期为29 - 32百万美元[80] 新产品和新技术研发 - Comstock与BJ能源解决方案合作，部署100%天然气驱动的下一代压裂设备，预计将减少25%的二氧化碳排放[78] - Comstock计划在2022年上半年获得MiQ甲烷标准的独立认证，以确保天然气生产符合严格的环境标准[76] 财务状况 - 2022年第一季度的总债务为26.09亿美元，优先股面值为1.75亿美元，普通股为8.99亿美元，总资本化为36.83亿美元[72] - 2022年第一季度的年化EBITDAX为13.32亿美元，担保债务与年化EBITDAX的比率为0.1倍，总净债务与年化EBITDAX的比率为1.9倍[72] - 2022年，财务流动性为12亿美元，循环信贷设施的借款基础为14亿美元[73] - 2022年，50%的产量进行了对冲，目标是将杠杆率控制在1.5倍以下[70] 负面信息 - 2022年第一季度的未实现对冲合约损失为320,307千美元，较2021年同期的13,072千美元显著增加[91] - 2022年第一季度的有效税率预期为22% - 25%[80] 股东回报 - 公司计划在2022年第四季度恢复股东分红[19] - 公司与最大股东杰瑞·琼斯的战略关系，投资总额达到11亿美元[21]

业绩总结 - 2022年第一季度的营收为4.08亿美元，比2021年第一季度增长23%[9] - 2022年第一季度调整后的EBITDAX增长27%，达到3.33亿美元[9] - 2022年第一季度调整后的净收入为1.36亿美元，每股摊薄收益为0.51美元[9] - 2022年第一季度的运营现金流增加44%，达到2.97亿美元，每股摊薄收益为1.07美元[9] - 2022年第一季度自由现金流为6800万美元[9] 用户数据 - 2022年第一季度，天然气的实现价格为每千立方英尺2.86美元，较2021年第一季度的2.86美元持平[13] - 2022年第一季度，天然气销售中有66%在高价值的墨 Gulf Coast市场进行[13] - 2022年第一季度的运营成本每千立方英尺为0.69美元，EBITDAX利润率为81%[21] 未来展望 - 预计2022年将产生4%至5%的生产增长，并生成可观的自由现金流[49] - 预计2022年第二季度的生产指导为1,310 - 1,375 Mmcfe/d，全年为1,390 - 1,450 Mmcfe/d[51] - 公司预计在2022年将约50%的石油和天然气生产进行对冲[53] 新产品和新技术研发 - 2022年第一季度，海恩斯维尔钻探项目成功转售15口井，平均初始产量为29百万立方英尺/天[9] - 公司在第一季度完成了15口运营井，平均水平长度为10,115英尺，平均初始产量（IP）为29 Mmcf/d[47] 财务状况 - 2022年第一季度的总债务为26.09亿美元，净债务与年化EBITDAX的比率为1.9倍[44] - 公司财务流动性强，约为13亿美元[49] - 自由现金流的首要任务是偿还债务，计划在5月15日赎回2025年到期的高级票据[49] 成本管理 - 预计2022年钻探和完井成本为875 - 925百万美元，第二季度为225 - 275百万美元[51] - 2022年第一季度自由现金流为64,472千美元，较2021年同期的33,735千美元增长[69] - 2022年第一季度的经营现金流为296,541千美元，较2021年同期的206,573千美元增长[61]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度经营活动产生6800万美元自由现金流，债务减少8500万美元，EBITDAX为3.33亿美元，经营现金流2.97亿美元或摊薄后每股1.07美元，套期保值4.08亿美元，调整后净收入1.36亿美元或摊薄后每股0.51美元 [7] - 与2021年第一季度相比，产量增长3%至13亿立方英尺油当量/天，调整后EBITDAX增长约33%至3.33亿美元，现金流增长52%，调整后净收入增长114%，每股收益从0.25美元增至0.51美元，自由现金流增长73%，杠杆比率从2.7倍改善至1.9倍 [8][9][10] - 第一季度天然气实现价格平均为4.55美元/千立方英尺，套期保值后降至3.53美元/千立方英尺，仍比2021年第一季度高27%，比去年第四季度高18% [13] - 第一季度第三方营销收入约400万美元，使整体天然气价格实现增加3美分/千立方英尺 [14] - 第一季度每千立方英尺油当量运营成本平均为0.69美元，EBITDAX利润率从去年第四季度的78%提高到81% [14] - 第一季度开发活动支出2.24亿美元，其中1.87亿美元用于Haynesville和Bossier页岩钻探计划 [15] - 第一季度末循环信贷额度提取1.5亿美元，计划今年剩余时间再偿还3.94亿美元债务，目标是2022年杠杆率低于1.5倍，第一季度末财务流动性近13亿美元 [16][18] 各条业务线数据和关键指标变化 - Haynesville钻探计划进展顺利，自上次运营更新以来有15口运营井投产，初始产量平均为2900万立方英尺/天 [8] - 第一季度钻了13.1口净运营水平井，投产14.6口净运营井和0.6口非运营井 [16] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气价格处于13年高位，展望价格为8.54美元，12个月合约价格在8.40美元左右 [6] - 第一季度NYMEX合约结算价格为4.95美元/千立方英尺，Henry Hub现货平均价格为4.60美元/千立方英尺，公司69%的天然气按指数价格销售，合适的NYMEX参考价格约为4.84美元/千立方英尺 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2022年钻探计划预计实现4% - 5%的产量年增长，预计产生8 - 10亿美元自由现金流，优先降低债务水平，目标杠杆率低于1.5倍后重新启动资本回报计划，可能最早在第四季度恢复股息 [25][26][27] - 计划赎回2025年高级票据，偿还银行信贷额度剩余借款，预留最多1亿美元用于收购和租赁活动 [27] - 作为最接近LNG出口终端的天然气生产商，计划成为亚洲和欧洲天然气的重要供应商，目前14%的天然气销售给LNG设施，未来希望与LNG托运人建立长期关系，将更多天然气与墨西哥湾沿岸指数挂钩 [36][37][39] - 不追求大型企业收购，专注于Haynesville Bossier地区的小型收购，以补充现有业务 [58][59] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气价格上涨是本季度财务业绩强劲的主要因素，当前高价格环境有助于快速降低杠杆率 [8][18] - 由于Haynesville地区活动水平高，钻井计划面临成本增加，但更长的水平段长度将提高资本效率，部分抵消服务成本上升 [21][28] - 公司对执行2022年计划有信心，与供应商关系良好，未看到除通胀外的其他业务影响 [34] - 随着时间推移，公司套期保值比例降低，将更多参与高价市场，2023年几乎完全参与期货价格 [62] 其他重要信息 - 自2017年以来，平均水平段长度每年平均增长725英尺，第一季度达到9858英尺，预计年底增至约10250英尺，2022年预计钻24口超长水平段井，其中15口超过14000英尺 [19][20] - 第一季度基准长水平段井DNC成本平均为每英尺1124美元，比2021年全年增长8%，比去年第四季度增长9%，主要是由于服务成本上升 [21] - 上个月部署了首个100%天然气动力压裂车队，运营进展顺利 [23] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2022年计划执行的信心及除通胀外的业务影响，以及公司对行业通胀的敏感性 - 公司与供应商关系良好，未看到除通胀外的其他风险，成本增加主要是由于Haynesville地区服务需求增加和大宗商品价格上涨 [34] - 公司使用多家服务公司，通过竞争性投标降低风险 [35] 问题2: 公司在LNG领域的角色及如何定位以最大化价格优势 - 公司自4月1日起向路易斯安那州所有LNG设施直接销售天然气，计划成为亚洲和欧洲天然气的重要供应商，目前14%的天然气销售给LNG设施，66%销售给墨西哥湾沿岸市场 [36][37] - 公司位置优越，成本低、利润率高，且钻井效率高，库存更有价值，未来希望与LNG托运人建立长期关系，将更多天然气与墨西哥湾沿岸指数挂钩 [37][38][39] 问题3: 应对成本和通胀的措施及对2023年的展望 - 公司签署了长期压裂服务协议，提前采购管材，与供应商保持良好关系，以应对成本增加 [41][42] 问题4: 非运营活动对生产的影响及是否有减产风险 - 非运营活动有额外成本，但项目回报率高，公司参与度高，但不将其纳入生产指导，希望有额外产量增长 [44] - 公司通过合理安排完井作业，将停产时间控制在3% - 5%的正常水平 [45][47] 问题5: 对全年成本增加的预期是否足够 - 公司认为已对成本增加有较好的把握，并预留了一定空间，目前给出的数字较为合理，但如果天然气价格超过10美元，可能会有额外成本 [52][53][54] 问题6: 现金回报计划的启动时间和形式 - 公司优先完成债券赎回和债务减少，预计至少在第四季度恢复股息，之后会考虑其他资本回报形式 [56][57] - 公司不追求大型企业收购，专注于Haynesville Bossier地区的小型收购，以补充现有业务 [58][59] 问题7: 预留1亿美元用于收购和租赁活动的原因 - 公司认为有较好的收购机会，希望预留资金，且不通过增加杠杆进行收购，以确保市场关注正确的优先事项 [65][66] - 公司希望增加的收购能补充现有业务，如增加钻井库存和延长水平段长度 [69] 问题8: 资本支出轨迹及活动是否会跟随变化 - 第二季度资本支出最高是为了第三季度的产量增长，与完井和投产时间有关，下半年钻机数量和压裂车队数量不变 [70][71][72] - 部分运营钻机和压裂车队用于第三方活动，这也会影响资本支出的节奏 [73] 问题9: 是否有潜力签署与国际天然气价格直接挂钩的长期合同 - 公司目前向LNG托运人供应天然气主要基于Henry Hub价格，有一份10年期供应协议与IMAX价格紧密相关 [76] - 公司正在探索参与国际定价的可能性，但认为可能需要拥有相关设施才能实现 [77] 问题10: 下半年产量增长9%的目标是否有挑战 - 公司认为根据钻井计划可以实现，但不确定能否达到9%的增长，预计在中高个位数增长 [79] - 产量增长滞后是由于钻井和完井需要时间，第三季度是产量增长最高的时期 [80][81] 问题11: 水平段长度增加的技术和土地因素 - 土地方面，路易斯安那州有预设的区块长度可供选择，公司有很多区域可以钻15000英尺水平段井，且更经济；德克萨斯州的区块大小和形状更随机 [86] - 技术方面，公司对钻15000英尺水平段井有信心，目前已成功完成多口井，未来甚至可能钻更长的水平段井，但行业活动增加导致井下工具可靠性有所下降 [87][88] 问题12: 供应商的物流和劳动力稳定性 - 公司尚未看到明显影响，但部分成本增加与劳动力有关，服务供应商的工具供应和维护也面临一定压力，表现为成本增加 [89][90]

油气销售与生产情况 - 2022年第一季度油气销售收入为5.248亿美元，较2021年第一季度的3.405亿美元增加1.844亿美元（54%），主要因天然气价格上涨和产量增加[85] - 2022年第一季度天然气产量为1149亿立方英尺，较2021年增加1%，平均售价为每千立方英尺4.55美元，高于2021年的2.86美元[85] - 2022年前三个月公司钻探29口（净13.7口）井，完井33口（净15.2口）海恩斯维尔和博西尔页岩井[102] 成本与费用情况 - 2022年第一季度生产和从价税增至1380万美元，较2021年增加420万美元（43%），主要因天然气销量增加[88] - 2022年第一季度折旧、损耗和摊销降至1.067亿美元，较2021年减少240万美元（2%），主要因平均摊销率下降[91] 现金流与资本支出情况 - 2022年第一季度经营活动产生的净现金为2.84亿美元，较2021年的1.933亿美元增加9080万美元（47%），主要因天然气价格上涨[98] - 2022年第一季度资本支出增至2.133亿美元，较2021年增加4750万美元，主要因钻探和完井活动增加[100] 未来计划与预算 - 公司预计2022年剩余九个月再花费6.5 - 7亿美元钻探57口（净44.4口）井、完井54口（净45.1口）井及其他开发活动[102] - 公司2022年还可能额外花费1亿美元用于小规模收购和租赁活动[102] 财务状况与流动性 - 截至2022年3月31日，公司拥有12.6亿美元流动性，包括12.5亿美元未使用银行信贷额度和1210万美元现金及现金等价物[103] - 截至2022年3月31日，公司银行信贷额度下未偿还金额为1.5亿美元，承诺借款基数为14亿美元，借款基数每半年重新确定一次，信贷额度于2024年7月16日到期[108] 债务赎回情况 - 公司于2022年4月14日宣布提前赎回2025年到期的7.50%优先票据，剩余本金总额2.444亿美元，赎回价格为面值的101.875%加应计未付利息，预计用手头现金和银行信贷额度借款支付[106] 净运营亏损情况 - 截至2022年3月31日，公司有8.974亿美元美国联邦净运营亏损（NOL）结转和15亿美元某些州NOL结转，因2018年8月控制权变更，NOL使用受限，估计每年受限金额为330万美元[109] - 基于2018年所有权变更前普通股公平市值，公司认为有未实现内置收益，将使2018 - 2023年五年确认期内第382条限制增加1.17亿美元[109] - 预计7.867亿美元美国联邦NOL结转和12亿美元州NOL结转将到期未使用[110] 市场价格影响 - 公司财务状况、经营成果和资本资源高度依赖天然气和石油市场价格，价格波动受多种因素影响，难以预测[111] 天然气套期保值情况 - 截至2022年3月31日，公司有天然气价格互换协议，对冲约880亿立方英尺2022年天然气产量，平均价格为每百万英热单位2.68美元[112] - 截至2022年3月31日，公司有天然气领口期权，对冲约2339亿立方英尺2022年和2023年天然气产量，平均底价为每百万英热单位2.82美元，平均顶价为每百万英热单位7.17美元[112] 套期工具公允价值变动 - 2022年3月31日天然气市场价格上涨10%，公司天然气互换和领口期权公允价值将减少约9890万美元；下跌10%，公允价值将增加约9760万美元[113] 衍生金融工具影响 - 公司未偿还天然气衍生金融工具仅对冲部分预测的实物天然气产量，其公允价值的正负影响将被实物天然气销售部分抵消[115]

投资亮点 - 行业最低运营成本结构推动顶级利润率和资本回报率，自由现金流强劲，资产负债表迅速改善，杠杆率从2020年的3.8倍降至2022年的不到1.5倍[9] - 是Haynesville地区领先生产商，拥有超1600个高回报净钻井位置，可满足超25年钻井计划，与大股东Jerry Jones有战略关系，其投资达11亿美元[9] 2021年成果 - 成功钻探64口总井（51.9口净井），平均初始产量2300万立方英尺/天，成功钻探4口15000英尺水平井，探明储量增长9%，SEC探明储量达6.1万亿立方英尺，储量替换率199%，1P PV - 10价值68亿美元[13] - 实现78%的EBITDAX利润率、12%的平均资本回报率和27%的平均股权回报率[15] - 通过租赁和收购增加49000净英亩土地，花费5770万美元，每英亩1178美元[17] 财务与运营 - 2021年3月和6月 refinanced 20亿美元高级票据，每年节省4790万美元现金利息支出，加权平均到期日延长3年，用自由现金流和资产出售所得减少银行贷款2.65亿美元，杠杆率从2020年的3.8倍降至2021年第四季度的2.2倍[10] - 2022年天然气产量指引为13.9 - 14.5亿立方英尺/天，开发资本支出7.5 - 8亿美元[81] 市场与供需 - 长期天然气价格受行业资本纪律、发电需求增加、工业需求增长和煤炭/核能退役支撑，阿巴拉契亚天然气管道限制增长，天然气库存低于平均水平，LNG出口创纪录，2022年迄今平均124亿立方英尺/天，在建新增产能44亿立方英尺/天，墨西哥出口强劲，2022年迄今平均62亿立方英尺/天[45] 成本与利润 - 成本结构驱动一流EBITDAX利润率，与二叠纪和天然气权重同行相比具有优势，利息成本较2020年第四季度下降32%[64][65] 风险管理 - 报告包含前瞻性陈述，实际结果可能因油气市场价格变化、运营风险、流动性风险、政治和监管发展等因素与陈述有重大差异[3][5] ESG举措 - 与MiQ合作对天然气生产进行独立认证，与BJ Energy Solutions合作部署100%天然气驱动的压裂车队，降低温室气体和甲烷排放强度，2018 - 2020年温室气体排放强度从5.01降至3.12，甲烷排放强度下降16%[69][70][72][74] 套期保值 - 公司约50%的天然气产量在2023年上半年进行了套期保值[79]

业绩总结 - 第四季度收入为3.8亿美元，比2020年第四季度增长37%[10] - 第四季度调整后净收入为9900万美元，每股摊薄收益为0.37美元[10] - 第四季度营运现金流为2.5亿美元，每股摊薄收益为0.90美元[10] - 第四季度自由现金流为1.05亿美元（包括收购和出售后为2.04亿美元）[10] - 2021年调整后的净收入为98,766千美元，相较于2020年的34,583千美元增长了185.5%[88] - 2021年每股调整后的净收入为0.37美元，较2020年的0.14美元增长了164.3%[88] - 2021年运营现金流为249,817千美元，较2020年的154,619千美元增长了61.5%[96] - 2021年自由现金流为204,387千美元，而2020年为负26,103千美元，转正幅度显著[94] 用户数据 - 生产量增加12%，达到每日1348百万立方英尺[10] - 2021年成功钻探64口井，平均初始产量为每日23百万立方英尺[14] - 2021年完成的16口井的平均侧向长度为10,508英尺，平均初始产量为23百万立方英尺/天[68] 未来展望 - 2022年预计生产增长4%至5%，目标日均生产量为1390至1450百万立方英尺[83] - 2022年第一季度的生产指导为1240至1290百万立方英尺[83] - 2022年开发资本支出预计在7.5亿至8亿美元之间[83] - 2022年每千立方英尺的租赁运营费用预计在0.20至0.25美元之间[83] - 公司计划在2022年偿还4.79亿美元的短期债务，目标杠杆率低于1.5倍[81] - 2022年公司约50%的石油和天然气生产已进行对冲[87] 财务状况 - 截至2021年12月31日，公司总资本化为38.82亿美元，其中总债务为26.94亿美元[65] - 公司流动性为11.96亿美元，包括现金及现金等价物3100万美元和可借用的循环信贷额度[65] - 2021年利息支出为46,811千美元，较2020年的66,301千美元下降了29.5%[96] - 2021年折旧、耗竭和摊销费用为110,075千美元，较2020年的104,284千美元增长了5.4%[96] 资产与收购 - 2021年成功收购东德克萨斯州资产，交易价格为3500万美元，增加了17331净英亩[24] - 2021年未实现的对冲合同损失为469,830千美元，较2020年的80,158千美元显著增加[96] - 2021年石油和天然气资产的销售损益为162,170千美元，较2020年的162,077千美元变化不大[96] 其他信息 - 2021年平均资本回报率为12%，平均股本回报率为27%[16] - 2021年调整后的EBITDAX为360,401千美元，较2020年的81,923千美元增长了339.5%[88] - 2021年第四季度的年化EBITDAX为11.87亿美元，较上一季度的12.50亿美元有所下降[65] - 2021年SEC证明储量增长至61.18亿立方英尺，替代了199%的生产量[14]