业绩总结 - Comstock在2021年第二季度的生产量为1.4 Bcfe/d[10] - 2021年预计的生产量约为1.4 Bcfe/d，开发资本支出预计在$525百万至$560百万之间[18] - 2021年第二季度的EBITDAX为513,765千美元[100] - 2020年的EBITDAX利润率为78%，在同行中处于领先地位[35] 用户数据 - Comstock的已探明储量为5.8 Tcfe，2020年以低至$0.66每Mcfe的成本增长了3%[11][17] - 93%的土地由生产持有，99%的储量为天然气[12] - 2021年预计天然气生产量为1,330到1,425百万立方英尺/天，天然气占比97%到99%[99] 未来展望 - 预计2021年将产生可观的自由现金流以偿还债务[18] - 预计由于持续的资本纪律和电力需求的增加，天然气价格将获得长期支持[30] - 预计在新Haynesville Acadian扩展项目投入服务后，40%的天然气销售比例将增加到60%[33] 新产品和新技术研发 - 公司在2021年第二季度新建的侧线支持每日250 Mmcf的流量，从Logansport流向Acadian[33] - 自2019年以来，钻井和完井成本每英尺降低了14%，2021年每英尺成本为$1,042[17] 市场扩张和并购 - 公司在Haynesville盆地的生产规模使其成为该地区最大的生产商，享有更高的销售价格实现[65] - 2021年运营的总钻井数为67口，净钻井数为55.2口[70] 负面信息 - 截至2021年6月30日，总债务为29.34亿美元[71] - 2021年年末未完成钻井井数为31口，净井数为25口[70] 其他新策略和有价值的信息 - 2020年成功筹集了$10亿的股权和债务，减少了$21百万的年度分配[17] - 2021年上半年现金及现金等价物为2000万美元[71] - 2021年下半年约70%的石油和天然气生产量已对冲[98]

财务数据和关键指标变化 - 二季度调整后净收入为5500万美元，摊薄后每股收益0.22美元 [10] - 二季度日均产量约14亿立方英尺油当量，较2021年一季度增长8%，较2020年二季度增长6%，且98%为天然气 [10] - 二季度收入（含已实现套期保值损失）为3.25亿美元，较2020年二季度增长40% [11] - 二季度调整后EBITDAX为2.51亿美元，较2020年二季度增长55% [11] - 二季度经营现金流为1.96亿美元，摊薄后每股0.71美元，本季度产生2000万美元自由现金流，使同比自由现金流达到5300万美元 [11] - 上半年产量总计2415亿立方英尺油当量，较2020年上半年下降约1%，但油气销售（含已实现套期保值损失）为6.57亿美元，较2020年上半年增长30% [19] - 上半年调整后EBITDAX为5.13亿美元，较去年同期增长41%，经营现金流为4.03亿美元，较去年增长47% [20] - 二季度套期保值计划导致已实现损失1880万美元，下半年天然气套期保值覆盖9.76亿立方英尺/天，约占预期产量的70%，2022年约40% - 45%的预期产量已套期保值 [22] - 二季度每千立方英尺油当量运营成本平均为0.54美元，较一季度降低0.01美元 [24] - 二季度每千立方英尺油当量公司间接费用为0.05美元，预计现金一般及行政费用未来将维持在0.05 - 0.07美元区间 [25] - 二季度每千立方英尺油当量折旧、损耗和摊销为0.96美元，较一季度的0.95美元高0.01美元 [25] - 二季度末循环信贷额度提取4.75亿美元，借款基数为14亿美元，预计随着产生自由现金流将继续减少借款 [26] - 目前共有约24.59亿美元高级票据未偿还，加权平均到期期限从6.3年提高到7.6年 [27][28] - 二季度资本支出方面，开发活动支出1.65亿美元，其中1.54亿美元用于运营的海恩斯维尔页岩资产，还投资760万美元用于租赁新勘探土地，并决定将预算提高至最高2000万美元 [29][30] 各条业务线数据和关键指标变化 - 二季度天然气总产量为1240亿立方英尺，石油产量为36.2万桶，较2020年二季度增长6%，较2021年一季度增长8% [14] - 二季度油气销售（含套期保值计划已实现损失）增长40%至3.25亿美元，油价平均为55.82美元/桶，天然气价格平均为2.46美元/千立方英尺油当量，天然气价格较2020年二季度提高31% [15] - 二季度生产成本上涨约6%，一般及行政费用下降5%，非现金折旧、损耗和摊销增长18% [16] - 二季度末财政未完井（DUC）数量为23口井，目前正在积极运营3个压裂机组 [35] - 二季度总钻井和完井（D&C）成本平均为每英尺1051美元，较一季度增长3%，较2020年全年总D&C成本高2% [36] - 二季度钻井成本较一季度增长7%，但仍比2020年低15%，完井成本较一季度仅增长2%，但比2020年高16% [37] 各个市场数据和关键指标变化 - 全球天然气需求强劲，用于工业发电以及制冷和供暖的电力需求大，而供应处于中低水平，部分原因是整个油气行业对资本支出的严格控制 [4] - 当日早盘天然气交易价格在4美元左右，特别是海恩斯维尔干天然气作为液化天然气（LNG）出口到欧洲和墨西哥的主要原料气 [4] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2021年主要任务是降低资本成本，二季度发行5.875%的高级票据，目标是到2022年底或之前将杠杆率降至2倍以下 [5] - 2021年运营计划预计实现约8% - 10%的产量增长，并产生超过2亿美元的自由现金流，主要关注改善资产负债表、降低杠杆和资本成本，用自由现金流偿还2025年到期债券 [41][42] - 保持和改善行业领先的低成本结构和一流的钻井回报率，利用海恩斯维尔/博西尔地区大量的钻井位置，拥有数十年的钻井库存 [42] - 关注降低温室气体排放，正在评估参与相关项目以认证其天然气为负责任采购 [42] - 对于并购持机会主义态度，只有当收购的土地同样有价值且成本结构能显著改善时才会进行，目前公司不寻求单纯为扩大规模而进行并购 [65][67] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 对2021年下半年充满期待，目前公司天然气产量创历史新高，且销售价格较高 [3] - 天然气市场形势良好，全球需求强劲，供应中低，公司凭借低成本结构和优质的海恩斯维尔/博西尔地区资源具有优势 [4][5] - 随着商品价格上涨，预计今年自由现金流将远超2亿美元的目标，有助于加速资产负债表去杠杆化 [32] - 若天然气价格保持当前水平，预计到2021年底杠杆率将改善至低于2.5倍，到2022年底进一步改善至低于2倍 [42] 其他重要信息 - 公司拥有1900多个净钻井位置，位于30 - 32.3万英亩的海恩斯维尔/博西尔地区，其中91%由公司运营 [5] - 杰瑞·琼斯及其家人自2018年8月以来向公司投资10亿美元 [7] - 二季度仅5200万立方英尺/天的产量处于停产状态，占总产量的3.8%，较一季度的6.4%大幅下降 [23] - 目前正在运营5个运营钻井平台，预计2022年保持该水平 [31] - 预计今年钻井计划支出5.25 - 5.6亿美元，将钻55口净井并投产约48口净井 [32] - 目前正在钻探两口1.5万英尺的水平井，预计四季度完成，本月晚些时候还将开钻另外两口1.5万英尺的井，预计2023年一季度完成 [39] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2021年修订资本预算中开发方面增加部分的剩余组成部分是什么 - 非运营方面，海恩斯维尔地区价格上涨带来更多高回报非运营机会，公司难以控制该活动水平且通知不及时；运营方面，成本主要取决于完井时间，公司有一致的钻井操作且钻井时间加快，预算差异可能在1000 - 2000万美元之间，同时公司现在有更精确的成本估算公式 [45][46] - 公司通过选择非运营机会和管理钻井计划来控制成本，增加预算部分用于增加土地，预计对公司未来有增值作用 [48] 问题2: 展望2021年下半年和2022年，假设价格/活动环境平稳，如何看待每英尺钻井和完井成本的走势 - 1 - 1.5万英尺的井成本有望低于1000美元/英尺，随着更多长水平井加入，成本有望接近一季度水平（一季度平均水平井长度超1.1万英尺） [50][51] - 公司有更多长水平井在计划中，已有几口井成本低于1000美元/英尺，若平均水平提高，成本将更低；钻井时间自2020年底至今平均缩短10天，预计今年剩余时间服务成本增长相对温和，明年价格上涨会带来成本上升压力，但预计在5% - 10%之间 [52][53] - 公司已考虑到钢铁、水泥等产品的通胀因素，预计服务成本在完井方面可能有一定通胀 [54] 问题3: 二季度天然气差价回到历史中20美元区间，对三季度、四季度和2022年的预期如何，新安排对模式有何影响 - 三季度预计与二季度相似，四季度阿卡迪亚扩建项目预计10月投入使用，有望将部分天然气从佩里维尔枢纽转移到更好的市场，可能使差价每千立方英尺降低0.05 - 0.1美元；目前60%的天然气与佩里维尔枢纽相关，预计四季度降至40%，明年进一步降低 [57][58] 问题4: 如何看待2022年的成本通胀情况 - 目前看到的成本通胀较小，在5%及以下，预计明年平均会略高，5% - 10%是比较合理的范围，没有供应商表明会有重大成本上涨，宏观层面活动增加会带来一定成本压力，但不会超过10% [60][61] - 公司认为行业资本纪律性强，天然气钻机数量不多，成本通胀将是适度且可控的，预计在5% - 8%之间，包括钢铁、水泥和管材等成本 [62] 问题5: 对海恩斯维尔/博西尔地区的整合有何最新想法，目前的意愿如何 - 公司认为规模重要，但高利润率和低成本更重要，公司拥有1900 - 2000个钻井位置，无需为获取位置进行并购；在钻井和完井方面有丰富经验，也无需提升管理；只有当收购土地同样有价值且成本结构能显著改善时才会进行并购，目前公司不寻求单纯为扩大规模而进行并购，但会保持机会主义态度 [64][65][67] 问题6: 如何看待博西尔与海恩斯维尔地区，对行业整体和公司具体情况而言 - 公司喜欢博西尔地区，二季度有两口最好的井是博西尔完井，此前钻的两口最长水平井（1.25万英尺和1.3万英尺）也是博西尔井，本月晚些时候计划开钻的两口1.5万英尺水平井也将是博西尔井 [72] - 博西尔地区相对未开发，有更多空间进行长水平井开发，将其转换为1.5万英尺水平井的比例可能高于海恩斯维尔地区，这有助于提高回报 [75] 问题7: 天然气曲线在2022年4月有0.65美元的大幅下降，是否会影响公司的短期或长期规划决策 - 这种曲线形状主要是天然气市场的投机行为、市场紧张以及对冬季天然气短缺的担忧导致的，很难据此进行规划，去年根据类似曲线规划在2021年1 - 3月上线天然气并非好策略 [79][80] - 公司认为整体天然气市场良好，生产者纪律性是重要因素，2022年期货价格较之前有所改善；公司对2022年和2023年进行了前端加载套期保值，合理调整了套期保值策略，有一半2022年的套期保值为掉期合约，另一半为领口期权，预算合理，有能力根据情况调整生产和偿还债务 [81][83][84] 问题8: 公司绝对债务削减计划如何，偿还信贷额度借款后如何处理剩余到期债务，以及对向股东返还现金和合适的绝对债务水平有何想法 - 公司目前专注于债务削减，计划明年赎回剩余7.5%的债券，先偿还银行信贷额度，再赎回债券，未来几年有大量可偿还债务有助于实现整体债务削减目标 [88][89] - 公司目前未达到发放股息的阶段，但如果杠杆率降至1倍多且套期保值合理，未来有可能向股东返还现金，包括股息和可变股息；公司在租赁计划上每年努力补充与钻井数量相当的位置，目标是在未来18 - 24个月内实现财务上的积极进取，同时不会财务鲁莽 [90][91] 问题9: 公司套期保值的最低生产百分比要求是多少，对未来套期保值有何想法 - 公司目前要求在每次借款基数重新确定时（每年两次），对已探明开发生产储量的50%进行套期保值，预计产量的40% - 45%需要以某种形式（如领口期权）进行套期保值以满足信贷协议要求，2022年已达到该水平 [93] - 公司认为目前对2022年的套期保值已足够，不确定是否会增加套期保值比例，但目前不会以很高的百分比进行套期保值 [94] 问题10: 公司称保持产量平稳，下半年支出降低，产量在四季度和2022年一季度是否会下降，然后在二季度回升，还是会保持平稳 - 公司今年预计产量增长8% - 10%，尚未设定2022年的目标；下半年产量将高于二季度 [96][97][98] - 公司不会刻意控制产量起伏，会在2022年进行监测，目标是使产量平稳，目前有大量未完井可通过调整资本支出完成，且公司目前天然气产量创历史新高，销售价格也高 [99][100] 问题11: 随着天然气价格上涨，能否重新讨论现金税情况 - 公司仍有大量良好的税收属性可利用，未来几年现金税不是关注重点，目标是最大化应纳税所得额以利用税收抵免结转，目前仅因结构原因有少量州现金税，与收入相比数额较小 [102] 问题12: 公司在租赁方面取得成功，这些租赁是长期关注的还是到期后新出现的 - 这是科维公园和公司合并的结果，合并后发现一些对公司未来有增值作用的土地，在整合管理团队后开始进行租赁项目，租赁条款有利 [105] 问题13: 公司在压裂设备合同方面的情况如何，是否有谈判价格的期限或内置续约条款 - 公司有一份新的泰坦车队三年期合同，明年1月投入使用，价格已锁定；其他传统车队合同到今年年底，合同中有根据市场情况调整价格的条款 [106][108] 问题14: 二季度日产3200万立方英尺的井是否为公司纪录，目前在油嘴管理方面的情况如何 - 这不是公司纪录，公司最高纪录约为日产3600 - 3700万立方英尺 [110] - 在高价格环境下，公司保持油井高产率直到接近管道压力，然后开始下降，这种方式能前端加载产量并获得更好回报；同时会根据油井压力性能和其他限制因素（如运输和设施能力）调整油嘴管理 [111][113] 问题15: 公司资本支出在未来几个季度的走势如何，三季度是否会比二季度大幅减少，四季度资本支出是否会大幅下降 - 钻井活动主要集中在上半年，1 - 5月有6个钻机，之后降至5个，期间可能有几个月使用4个钻机以控制未完井数量；完井活动主要集中在前三个季度，四季度压裂机组将从3个降至1 - 2个，12月降至1个，这样的安排是为了优化生产 [116][117][118] 问题16: 在2022年3.5美元/千立方英尺的天然气价格环境下，公司会如何考虑增长策略 - 公司计划保持目前的钻机数量，关注钻井和完井效率；目前设定了自由现金流目标，假设5个钻机运行可实现一定的产量增长，但具体情况还需根据杠杆率下降情况和市场情况而定，目标是先降低杠杆率至2倍以下，再考虑其他决策 [121][122][123] - 公司希望在2022年节省每千立方英尺油当量的利息费用，通过长水平井提高效率，结合高价格改善资产负债表、偿还债务、巩固循环信贷额度并实现良好增长 [126]

天然气和石油销售额及产量 - 2021年第二季度天然气和石油销售额为3.437亿美元，同比增长1.642亿美元（91%），主要由于天然气和石油价格上涨以及天然气产量增加[92] - 2021年第二季度天然气产量为1241亿立方英尺（Bcf），平均售价为每Mcf 2.59美元，而2020年同期为1165亿立方英尺，平均售价为每Mcf 1.48美元[92] - 2021年第二季度石油产量为362千桶（MBbls），平均售价为每桶61.25美元，而2020年同期为360千桶，平均售价为每桶19.97美元[92] - 2021年上半年天然气和石油销售额为6.842亿美元，同比增长2.788亿美元（69%），主要由于天然气和石油价格上涨[93] - 2021年上半年天然气产量为2374亿立方英尺（Bcf），平均售价为每Mcf 2.72美元，而2020年同期为2393亿立方英尺，平均售价为每Mcf 1.59美元[93] - 2021年上半年石油产量为688千桶（MBbls），平均售价为每桶56.25美元，而2020年同期为814千桶，平均售价为每桶31.72美元[93] 成本及费用 - 2021年第二季度生产和从价税增加60万美元（6%）至1010万美元，主要由于2021年天然气和石油销售额增加[97] - 2021年第二季度集输成本增加510万美元（19%）至3170万美元，主要由于2021年平均费率上升以及第二季度产量增加[98] - 2021年第二季度租赁运营费用减少180万美元（7%）至2600万美元，主要由于低成本天然气产量增长[99] - 2021年第二季度折旧、损耗和摊销（DD&A）增加1810万美元（18%）至1.214亿美元，主要由于产量增加[100] 现金流及资本支出 - 公司2021年上半年经营活动产生的现金流为3.856亿美元，相比2020年同期的2.661亿美元增长了44.9%[107] - 公司2021年上半年资本支出为3.4128亿美元，相比2020年同期的2.05234亿美元增长了66.3%[108] - 公司计划在2021年下半年再投入2亿至2.4亿美元用于钻井和完井活动，预计将钻探25口井并完成29口井[109] 债务及融资 - 公司于2021年3月发行了12.5亿美元的6.75%优先票据，用于回购部分2025年和2026年到期的优先票据[112] - 公司于2021年6月发行了9.65亿美元的5.875%优先票据，用于赎回所有2026年到期的优先票据[114] - 公司截至2021年6月30日拥有4.75亿美元的银行信贷额度，借款基础为14亿美元[116] - 公司截至2021年6月30日拥有25亿美元的长期债务，其中9.65亿美元为5.875%固定利率，12.5亿美元为6.75%固定利率[124] 其他财务及运营信息 - 公司签订了2022年至2024年的天然气动力压裂车队独家使用协议，最低年承诺金额为1920万美元[117] - 公司截至2021年6月30日拥有9.461亿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[118] - 公司通过天然气价格互换协议对冲了2021年和2022年约180.1 Bcf的天然气产量，平均价格为2.62美元/MMBtu[123]

业绩总结 - 调整后的净收入为5500万美元，每股摊薄收益为0.22美元[10] - 收入为3.25亿美元，比2020年第二季度高出40%[10] - 调整后的EBITDAX为2.51亿美元，比2020年第二季度高出55%[10] - 经营现金流为1.96亿美元，每股摊薄收益为0.71美元[10] - 自由现金流为2000万美元，2021年前六个月的自由现金流总计为5300万美元[10] - 2021年第二季度的总EBITDAX为251,418千美元，较2020年第二季度的162,025千美元增长55.0%[110] - 2021年上半年总EBITDAX为513,765千美元，相较于2020年上半年的363,653千美元增长41.2%[110] 生产与销售数据 - 生产平均为1387百万立方英尺当量/天，比2021年第一季度高出8%，比2020年第二季度高出6%[10] - 2021年第二季度的油气销售为3.248亿美元[45] - 2021年第二季度的油价为每桶55.82美元，天然气价格为每千立方英尺2.46美元[45] - 2021年预计的生产量为1,330 - 1,425百万立方英尺/天，其中97% - 99%为天然气[99][100] - 2021年第二季度天然气生产中有3.8%因补偿压裂活动而停产[49] - 2021年第二季度的平均侧向井长度为8,251英尺，完成了21口操作井，平均初始产量为22百万立方英尺/天[94] 财务状况与支出 - 公司当前的流动性为9.45亿美元[96] - 2021年发展资本支出预计在5.25亿至5.6亿美元之间[101] - 2021年租赁计划的支出预计在1500万至2000万美元之间[102] - 2021年每千立方英尺的租赁运营费用预计在0.21至0.25美元之间[104] - 2021年每千立方英尺的生产及其他税费预计在0.08至0.10美元之间[106] - 2021年现金一般及行政费用预计在0.05至0.07美元之间[108] 负面信息 - 2021年第二季度净亏损为179,695千美元，相较于2020年第二季度的亏损49,876千美元，亏损幅度增加了260.5%[110] - 2021年上半年净亏损为313,820千美元，较2020年上半年亏损7,848千美元显著增加[110] - 2021年第二季度的利息支出为57,172千美元，较2020年第二季度的52,001千美元增加9.0%[110] - 2021年第二季度的折旧、耗竭和摊销费用为121,446千美元，较2020年第二季度的103,347千美元增加17.5%[110] - 2021年第二季度未实现的对冲损失为204,822千美元，较2020年第二季度的65,585千美元大幅增加211.0%[110] - 2021年上半年早期债务清偿损失为352,599千美元，较2020年上半年861千美元显著增加[110] - 2021年上半年的所得税费用为98,144千美元，较2020年上半年54千美元显著增加[110] 未来展望 - 预计2021年杠杆比率将显著改善，降至2.5倍以下，2022年降至2倍以下[96] - 成功将9.75%的高级票据再融资为新的8.5年期5.875%的高级票据，年利息支出节省2800万美元[10]

业绩总结 - Comstock在第一季度的生产量为1.3 Bcfe/d[10] - 2021年预计的生产量为1.3至1.4 Bcfe/d[20] - Comstock的年化EBITDAX为10.48亿美元，2020年EBITDAX利润率为16%[18][44] - Comstock的已探明储量为5.8 Tcfe，2020年以每Mcfe 0.66美元的低成本增长了3%[11][19] - 2020年末的已探明储量为天然气11,000 Bcf，石油5,563 MBbls，总计5,629 Bcfe[45] 用户数据 - 截至2021年6月11日，自然气储存水平为453 Bcf，低于去年126 Bcf，低于五年平均水平[37] - 2021年迄今，液化天然气（LNG）出口达到创纪录水平，平均流量为10.5 Bcf/d，最大流量为11.9 Bcf/d[37] 未来展望 - 预计2021年开发资本支出为5.1亿至5.5亿美元，租赁计划为700万至1000万美元[53] - 预计新海恩斯维尔阿卡迪安扩展项目将在2021年第四季度投入服务，届时天然气销售将从当前市场提高约10美分每Mcf[39] - 公司预计2021年的生产量在1330至1425百万立方英尺/天之间，天然气占比97%至99%[86][87] 新产品和新技术研发 - 公司与BJ Energy Solutions合作，使用100%天然气驱动的下一代压裂设备，预计将二氧化碳排放减少25%[75] - 公司通过改进完井设计，减少了约30%的水资源使用量[68] 财务状况 - Comstock的流动性为9.27亿美元，现金及现金等价物为7700万美元[18] - 截至2021年3月31日，总债务为29.17亿美元，流动性为9.27亿美元[54] - 通过成功的债务和股权融资，Comstock在2020年筹集了10亿美元，减少了每年3320万美元的利息支出[19] - 年均利息支出减少了2840万美元，债务的加权平均到期时间从4.7年延长至7.6年[17] 成本和效率 - Comstock的钻探和完井成本自2019年以来减少了17%，2021年第一季度每英尺的成本为1010美元[19] - 公司在2021年第一季度的平均水平长度为7,351英尺，完成井数为21口[53] - 自2014年以来，公司已完成285口运营井，平均水平长度为7,800英尺，平均初始产量（IP）为24 Mmcf/d[35] 其他信息 - Comstock的PDP PV-10为22亿美元，总PV-10为44亿美元，基于每桶50美元WTI和每千立方英尺2.75美元HH的价格[13][14] - 公司在海恩斯维尔盆地的运营规模使其成为最大的生产商，享有较高的销售价格实现[44] - 公司在2021年的每千立方英尺的租赁运营费用预计在0.21至0.25美元之间[91] - 公司在2021年的现金一般管理费用预计在0.05至0.07美元之间[95] - 公司在2021年约69%的油气生产进行了对冲[84] - 公司通过将2亿美元的可转换优先股股权化和再融资20亿美元的高级票据，减少了6890万美元的年度固定费用[60] - 公司在2020年的职业安全健康管理系统中，记录的事故率为0.45[71]

业绩总结 - 调整后的净收入为6300万美元，每股摊薄收益为0.25美元[8] - 收入为3.32亿美元，比2020年第一季度增长22%[8] - EBITDAX为2.62亿美元，比2020年第一季度增长30%[8] - 运营现金流为2.07亿美元，每股摊薄收益为0.75美元[8] - 优先股股息后的自由现金流为3300万美元[8] 生产与运营数据 - 生产平均为每日1281百万立方英尺（98%为天然气），较2020年第四季度增长6%[8] - 第一季度完成了13口操作井，平均初期产量为25百万立方英尺/天[49] - 2021年生产预期在1330到1425百万立方英尺/天之间，天然气占比97%到99%[55][56] - 2021年第一季度，天然气生产的6.4%因压裂活动和风暴活动而停产[22] 财务状况 - 2021年第一季度的总债务为29.17亿美元，较2020年末的27.69亿美元增加了17.8%[10] - 总资本化为42.22亿美元，其中优先股175百万美元，普通股1130百万美元[40] - 2021年强劲的财务流动性为9.27亿美元[52] - 预计2021年杠杆比率将显著改善至2.5倍，2020年为3.8倍[52] 资本支出与未来展望 - 第一季度资本支出总额为1.69亿美元，其中600万美元用于租赁活动[8] - 2021年开发资本支出预计在5.1亿到5.5亿美元之间[57] - 2021年预计自由现金流超过2亿美元[52] - 2021年每千立方英尺的租赁运营费用预计在0.21到0.25美元之间[60] - 2021年每千立方英尺的生产及其他税费预计在0.08到0.10美元之间[62] 市场表现 - 平均实现价格（包括对冲）为每百万立方英尺2.88美元，较2020年第一季度的2.16美元增长33%[8]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后净收入为6300万美元，摊薄后每股0.25美元 [8] - 第一季度平均日产量为12.81亿立方英尺油当量，较2020年第四季度增长6%，但较2020年第一季度下降7% [8] - 第一季度平均实现价格为每千立方英尺油当量2.88美元，高于2020年第一季度的2.16美元 [8] - 包括已实现套期保值损失在内的收入为3.32亿美元，较2020年第一季度增长22% [9] - 调整后EBITDAX为2.62亿美元，较2020年第一季度增长30% [9] - 第一季度运营现金流为2.07亿美元，摊薄后每股0.75美元 [9] - 第一季度总资本支出为1.69亿美元，包括600万美元的租赁活动支出 [9] - 第一季度产生3300万美元的自由现金流，年度自由现金流目标为2亿美元 [9] - 3月，公司用12.5亿美元的6.75%新高级票据为11.5亿美元的高成本高级票据进行再融资，每年节省现金利息1950万美元，加权平均到期期限从4.9年延长至6.7年 [10] - 4月，银行集团重申了14亿美元的借款基础 [10] - 第一季度报告净亏损1.384亿美元，每股0.60美元，主要由于与高级票据提前赎回相关的2.385亿美元费用和套期保值头寸按市值计价的1310万美元未实现损失 [14] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年第一季度天然气总产量为1130亿立方英尺，石油产量为32.6万桶，较2020年第一季度下降8%，但较2020年第四季度增长6% [12] - 第一季度油气销售（包括套期保值实现损失）增长22%，达到3.32亿美元，主要由于油气价格上涨 [12] - 第一季度油价平均为每桶47.87美元，天然气价格平均为每千立方英尺2.79美元（包括套期保值损失），天然气价格上涨37% [13] - 第一季度生产成本上涨2%，G&A下降8%，DD&A下降1% [13] - 第一季度有70%的天然气产量和37%的石油产量进行了套期保值，实现的油气套期保值损失总计840万美元 [15] - 自上次财报发布以来，公司为2022年增加了4000万立方英尺/天的天然气互换合约，结算价格为每千立方英尺2.70美元 [15] - 2021年，公司有天然气套期保值合约覆盖9.36亿立方英尺/天的产量，约占今年预计总产量的69%，其中63%为互换合约，37%为领口期权 [16] - 2022年，公司有天然气套期保值合约覆盖1.74亿立方英尺的产量，以及额外1.2亿立方英尺的互换期权预计将被行使 [16] - 第一季度有8000万美元/天（占天然气产量的6.4%）的产量被关闭，预计第二季度将恢复到正常的4% - 5%关闭水平 [18] - 第一季度每千立方英尺油当量的运营成本平均为0.55美元，较2020年第四季度低0.01美元 [19] - 第一季度公司间接费用每千立方英尺油当量平均为0.05美元，较2020年第四季度高0.01美元，预计未来现金G&A成本将保持在0.05 - 0.06美元的范围内 [20] - 第一季度每千立方英尺油当量的折旧、损耗和摊销平均为0.95美元，较2020年第四季度高0.01美元 [21] - 第一季度末，公司循环银行信贷额度已提取5.5亿美元，预计今年用自由现金流偿还部分循环贷款 [22] - 第一季度，公司在开发活动上花费1.63亿美元，其中1.504亿美元与海恩斯维尔页岩开发项目有关，钻探了21口（净19口）运营水平井，并将10口（净9口）井投入销售 [23] - 第一季度，公司在非运营井和其他开发活动上花费1270万美元，在租赁勘探土地上花费580万美元 [24] - 公司目前运营6台钻机，预计本月减少1台，2021年预计花费5.1 - 5.5亿美元，钻探67口（净56口）运营海恩斯维尔井，并将约55口（净49口）井投入销售 [24] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气市场方面，NYMEX指数价格上涨，2月现货价格也较高，推动天然气价格上涨37% [13] - 从市场需求来看，LNG出口创纪录，直接出口到墨西哥的量也很大，天然气储存低于五年平均水平，市场形势向好 [71] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司今年的主要目标是改善资产负债表、降低杠杆率和降低资本成本，3月的再融资交易是降低资本成本的重要一步 [35] - 若天然气价格保持当前水平，预计到2021年底杠杆率将从2020年底的约3.8倍改善至约2.5倍，按年化计算，第一季度已降至2.7倍 [36] - 公司专注于保持和改善行业领先的低成本结构和一流的钻井回报率，海恩斯维尔钻井项目在北美产生较高的钻井回报 [36] - 公司计划在未来12 - 18个月内将55% - 70%的产量进行套期保值，目前主要关注增加2022年的套期保值头寸 [17] - 公司与BJ Energy Solutions签订了为期三年的合同，将于2022年初在海恩斯维尔部署第二代天然气动力压裂车队，预计将减少二氧化碳和甲烷排放，同时提高井的经济效益 [31] - 行业竞争方面，公司认为公共油气公司将更加自律，注重股息分配和股票回购，将资金返还给股东，而海恩斯维尔地区可能成为市场的摇摆区域 [61] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为当前天然气市场形势向好，夏季天然气储存低于平均水平，LNG出口和对墨西哥的出口创纪录，尽管天气对天然气需求的推动作用不大，但整体情况仍较为乐观 [71] - 公司预计2021年将实现适度的产量增长，并产生超过2亿美元的自由现金流，未来将继续专注于改善资产负债表、降低杠杆率和降低资本成本 [35] - 管理层对公司的长期发展前景充满信心，认为公司拥有数十年的海恩斯维尔/博西尔钻井位置库存，行业领先的低成本结构和高利润率的海恩斯维尔井，以及强大的财务流动性 [79] 其他重要信息 - 公司在2020年底更新了网站，增加了可持续发展板块，以突出其ESG努力并提供ESG绩效指标 [30] - 自2018年以来，公司的排放强度已改善至3.12千克二氧化碳当量，改善了38%，主要得益于对温室气体和甲烷排放的持续关注以及双燃料钻机的使用 [30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：尽管全年投产井数量减少1.5口，但产量指导不变，是否意味着单井生产性能提高，驱动因素是什么？ - 回答：这主要是完井节奏的问题，部分井的投产时间从年底推迟到了明年年初，不影响今年的产量 [41] 问题2：根据目前经验，公司认为侧向长度的有效边界在哪里，在该长度下压裂效率是否有明显下降？ - 回答：目前未发现压裂效率下降，公司认为钻至15000英尺侧向长度的风险不高，且能带来更高的价值和回报 [42] 问题3：第一季度钻井效率提高是在钻井过程中还是井间，具体驱动因素是什么，是否可持续？ - 回答：这是钻井团队多方面努力的结果，包括更快的钻进速度和更短的钻井时间，是可持续的，并非因为季度内井间距近等因素 [48] 问题4：与BJ Energy的协议锁定的完井费率是多少，是否考虑了通胀因素？ - 回答：协议锁定了三年的马力成本，若天然气价格上涨和活动增加导致完井成本通胀，公司将节省成本，但沙子、水等成本仍会随市场波动 [53] 问题5：鉴于钻井效率提高，是否有可能进一步减少钻机活动，将钻井数量降至原指导水平，何时能通过提高钻井效率获得更多现金流？ - 回答：目前不认为会进一步减少钻机数量，五台钻机的方案可使产量保持个位数增长，处于维护模式 [59] 问题6：较低的投产井数量是否会使公司的2021年资本支出处于指导范围的下限？ - 回答：公司认为目前的指导范围适合计划，但由于活动增加，完井成本和钻机成本仍有上升的可能 [65] 问题7：2021年的生产节奏如何，哪个季度产量最高？ - 回答：第二和第三季度产量将实现连续增长，第四季度将趋于平稳甚至略有下降，主要取决于完井的节奏和时间 [68] 问题8：展望2022年天然气期货曲线呈明显的反向市场，对天然气价格有何预期，如何通过套期保值计划管理风险？ - 回答：夏季天然气市场形势向好，库存低于平均水平，LNG和对墨西哥出口创纪录，预计2022年将在更高的支撑水平上建立套期保值头寸，目前已完成约20%的2022年套期保值 [71] 问题9：随着通过自由现金流生成和产量增长改善杠杆率，以及对明年天然气价格的乐观预期，公司认为未来几年最可持续的活动水平是多少？ - 回答：五台钻机的低产量增长模式是可持续的，若效率进一步提高，可能会缩减钻机数量，同时再融资节省的利息将增加自由现金流，降低杠杆率是一个两年的项目 [74]

油气销售收入变化 - 2021年第一季度油气销售收入3.405亿美元，较2020年第一季度的2.259亿美元增加1.146亿美元（51%）[86] 油气产量与售价变化 - 2021年第一季度天然气产量1133亿立方英尺，平均售价2.86美元/Mcf；2020年第一季度产量1228亿立方英尺，平均售价1.69美元/Mcf [86] - 2021年第一季度石油产量32.6万桶，平均售价50.69美元/桶；2020年第一季度产量45.4万桶，平均售价41.01美元/桶 [86] 成本与费用变化 - 2021年第一季度生产和从价税增至970万美元，较2020年第一季度的840万美元增加130万美元（15%）[89] - 2021年第一季度集输成本增至2950万美元，较2020年第一季度的2840万美元增加100万美元（4%）[90] - 2021年第一季度租赁运营费用降至2460万美元，较2020年第一季度的2590万美元减少130万美元（5%）[91] - 2021年第一季度折旧、损耗和摊销降至1.091亿美元，较2020年第一季度的1.104亿美元减少130万美元（1%）[92] 经营活动现金流变化 - 2021年第一季度经营活动产生的现金流为1.933亿美元，2020年同期为1.501亿美元[99] 开发活动情况 - 2021年前三个月钻了25口（净19.6口）井，完成14口（净9.5口）海恩斯维尔页岩井，预计2021年剩余九个月再花费3.5 - 3.9亿美元进行开发活动[101] 债务相关情况 - 2021年3月4日，公司私募发行12.5亿美元6.75%的高级票据，所得款项用于回购部分7.50%和9.75%的高级票据，提前赎回债务确认损失2.385亿美元[103][104] - 美国联邦净运营亏损结转额8.223亿美元和估计的州净运营亏损结转额14亿美元将未使用过期[108] - 截至2021年3月31日，公司有长期债务本金约24亿美元[112] - 12.5亿美元长期债务固定利率6.75%，8.729亿美元长期债务固定利率9.75%，2.444亿美元长期债务固定利率7.50%[112] - 截至2021年3月31日，银行信贷安排下有5.5亿美元未偿还，利率与LIBOR或企业基准利率挂钩[112] 商品套期保值情况 - 截至2021年3月31日，公司有天然气价格互换协议，对冲2021 - 2022年约1829亿立方英尺天然气产量，均价2.54美元/百万英热单位[110] - 天然气互换期权合约，对手方可对2022年438亿立方英尺天然气产量按均价2.51美元/百万英热单位行使买入期权[110] - 天然气领口期权对冲2021 - 2022年约1290亿立方英尺天然气产量，平均底价2.48美元/百万英热单位，平均顶价3.06美元/百万英热单位[110] - 石油领口期权对冲41.25万桶石油，平均底价41.67美元/桶，平均顶价51.67美元/桶[110] 商品价格变动影响 - 2021年3月31日商品价格10%的变化将使天然气互换公允价值变动3940万美元[110] - 2021年3月31日止三个月，天然气每千立方英尺价格变动0.10美元将使现金流变动约580万美元[110]

财务数据和关键指标变化 - 2020年全年产量460 Bcfe，含150万桶石油，较2019年增长49%，主要因2019年7月收购Covey Park，剔除该影响后同比增长2% [21] - 2020年油气销售9.93亿美元，含已实现套期保值收益，较2019年增长21%，石油均价40.88美元/桶，天然气均价2.07美元/Mcf，较2019年下降12% [22] - 2020年调整后EBITDAX为7.22亿美元，较2019年增长18%，运营现金流5.21亿美元，较2019年增长11%，全年净亏损8300万美元，剔除未实现套期保值损失和其他非经常性项目后净利润4960万美元 [23] - 2020年套期保值收益总计1.345亿美元，天然气套期保值比例51%，石油套期保值比例84% [25] - 2020年第四季度产量为109 Bcf天然气和34万桶石油，较2019年第四季度下降11%，油气销售2.77亿美元，较2019年下降10%，天然气价格上涨4%，石油价格略有下降 [17][18] - 2020年第四季度调整后EBITDAX为2.11亿美元，较2019年第四季度下降10%，运营现金流1.55亿美元，较2019年下降18%，净利润7750万美元，调整后净利润3460万美元 [19][20] - 2021年目标产生超2亿美元自由现金流，预计年底杠杆率从2020年的3.8倍降至2.5倍左右 [15][60] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2020年Haynesville/Bossier页岩钻探项目表现出色，钻探55口（净46.1口）成功运营井，投产54口（净40.9口）运营井，平均初始产量2500万立方英尺/天 [12] - 2020年将单井成本降低16%，两英里水平井平均每英尺成本1026美元，较上一年的1215美元下降，以0.66美元/Mcfe的低成本使探明储量基础增长3%至5.6 Tcfe，储量增加量为2020年产量的159% [13] - 2020年第四季度恢复完井活动，天然气产量较第三季度低点增长6%，但仍受6.6%的高关井率影响，主要因10月为应对低天然气现货价格关闭300万立方英尺/天的运营产量 [14] - 2020年第四季度投产22口（净16.4口）Haynesville井，平均水平段长度8899英尺 [15] - 2021年计划钻探51口净运营Haynesville井，投产约50.5口净运营井，预计年底有17.9口净未完成井结转至2022年，预计开发资本支出在5.1 - 5.5亿美元之间，租赁计划预算700 - 1000万美元 [34][35] 各个市场数据和关键指标变化 - 2020年天然气价格平均1.80美元，石油价格平均32.36美元，第四季度天然气价格上涨4%，石油价格略有下降 [10][18] - 2021年以来天然气现货价格表现良好，近期因德州天气事件出现高价机会 [65] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略聚焦维持和改善行业领先的低成本结构和一流的钻井回报率，通过增加EBITDAX和减少债务降低杠杆率，目标在2021年产生超2亿美元自由现金流 [15][58] - 2021年计划释放一台运营钻机，继续使用五台钻机，预计全年平均使用2.2个压裂机组，保持20 - 25口未完成井数量 [34][41][42] - 公司认为行业将继续整合，新规范是清洁能源，公司拥有清洁的化石燃料，处于有利地位，预计Haynesville地区公司数量将减少 [82][83][85] - 公司竞争对手Chesapeake从破产中走出，公司对其运营项目的风险敞口较小，认为其活动水平不会对供应平衡造成重大影响 [102][103] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年是行业艰难的一年，但公司成功应对，实现盈利，资产无减值或减记，显示了资产质量和低成本结构优势 [10][24] - 2021年公司运营计划有望实现产量增长和产生大量自由现金流，随着天然气价格上涨，预计杠杆率将改善 [59][60] - 公司对2021年前景乐观，认为当前天然气价格环境和运营效率提升将带来积极影响，尽管面临天气等不可控因素，但总体可能对第一季度产生积极影响 [74][76] - 公司认为2022年天然气市场前景积极，价格可能上涨，将继续增加2022年套期保值头寸 [141][142][144] 其他重要信息 - 公司总部位于德克萨斯州弗里斯科，近期受北极寒流影响，办公室关闭三天，出现压裂车队和钻机闲置情况，但公司处于有利位置，可满足美国能源需求 [3][4][5] - 公司拥有大量Haynesville/Bossier地区的钻探位置，为未来几十年的钻探提供了充足的库存，95%的探明储量位于该地区 [37][59] - 公司在2020年完成2.07亿美元股权发行和8亿美元高级票据发行，提高了财务流动性，减少了银行信贷额度的使用 [11][12] - 公司在2021年继续增加套期保值头寸，目前已对2021年近9亿立方英尺/天的天然气产量进行套期保值，占预计产量的65%，加权平均底价为2.51美元 [26] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Q1及更广泛时间内与天气相关的停产情况及停产指标趋势 - 2020年第四季度部分停产是自愿的，以避免低现货价格，2021年以来现货价格良好，营销部门增加了对现货市场的敞口，有望提高第一季度价格实现 [65][66] - 受德州天气影响，从周三开始出现约20%的正常产量停产，预计持续几天，取决于道路活动恢复情况，正常季度因完井活动通常有3% - 5%的停产 [67][68][73] - 公司认为此次天气事件总体可能对第一季度产生积极影响，价格可能上涨，且现场人员已将部分停产产量恢复上线 [70][72][74] 问题2: 当前A&D市场的现状 - 公司认为行业将继续整合，华尔街不应允许大幅增产，公司应降低杠杆率和银行借款，新规范是清洁能源 [82][83] - Haynesville地区有很多私募股权支持的公司，价值评估较难，预计该地区公司数量将减少，公司认为如果能继续保持良好业绩，并购市场将活跃 [84][85] 问题3: 2021年在产量目标不变的情况下，资本支出和活动减少的信心来源 - 公司在钻井方面效率提升，将尝试增加水平段长度以提高回报，且已恢复较大规模的压裂作业，这些因素将提高产量 [92][93][94] - 钻井时间缩短，资本投入能更快产生产量，公司可以减少钻机数量并实现相同的结果 [95][98][99] 问题4: 公司对竞争对手Chesapeake的风险敞口及对其今年计划的看法 - 公司对Chesapeake运营项目的风险敞口较小，其活动水平与破产期间相比无重大变化，预计不会对供应平衡造成重大影响 [102][103] 问题5: 2021年五台钻机的钻井计划，包括地理位置、井的类型和规模 - 约75% - 80%的预算将用于水平段超过8000英尺的长水平井，且平均水平段长度可能增加，但公司计划在整个Haynesville地区进行钻探，而非集中在某一区域 [107] - 钻井计划需考虑中游产能和气体处理能力，以优化整体产量，避免因局部产量过高导致中游无法处理 [109][110] 问题6: 与追求短期自由现金流而立即减少钻机数量的公司相比，公司制定五台钻机计划的原因 - 2020年是特殊的一年，公司经历了收购和市场动荡，2021年是稳定年，公司对长水平井更有信心，营销部门表现良好，有望实现产量增长和产生大量自由现金流 [118][119] - 公司认为五台钻机的计划是可持续的，既能在2021年实现产量增长和自由现金流，又能为2022年及未来的适度增长奠定基础，同时降低杠杆率和优化资产负债表是公司的主要目标 [122][123][124] 问题7: 2021年资本支出和产量的季度节奏 - 资本支出方面，第一季度支出最高，第四季度最低，第二和第三季度介于两者之间 [127] - 产量方面，前三个季度将实现稳定增长，第四季度由于完井节奏的安排可能会略有平缓 [127] 问题8: 非运营合作伙伴的活动水平以及公司考虑增加活动的天然气价格点 - 公司对非运营合作伙伴的风险敞口较小，看到他们的活动水平与以往相当 [130] - 公司不会因天然气价格上涨而增加活动，而是将额外收入用于加速去杠杆化，目标是在未来两年内将杠杆率降至2倍以下 [131][133][134] 问题9: 第四季度花费650万美元租赁新土地的情况 - 公司一直积极寻找机会增加Haynesville地区的土地，认为这些土地可以延长水平段或提供良好的钻探位置，且该领域竞争较小 [138][139] 问题10: 对2022年天然气价格的看法 - 公司认为2022年天然气价格未得到合理定价，市场可能会趋紧，公司将主要通过领口期权进行套期保值，以获得一定的上行空间 [141][142][143] 问题11: 储备中367 Bcfe正绩效修订的情况 - 公司对未开发井的储备预订较为保守，实际钻井后的产量高于预订量，且水平井从短水平段转变为长水平段，以及整体井的性能改善和开发成本降低等因素共同促成了正绩效修订 [145][146][150] 问题12: 一个季度中天然气在指数市场和现货市场的销售比例 - 公司通常目标是在指数市场销售75% - 80%的天然气，以匹配套期保值计划，但由于第一季度产量增加和新井投产的不确定性，2月份在现货市场的销售比例达到35% - 40%，高于正常水平 [155][156][158] 问题13: 公司达到杠杆率目标后，董事会向股东返还现金的首选方式以及对可变股息的看法 - 公司希望在达到杠杆率目标后能够支付股息，认为这是公司健康的标志，但目前不考虑回购股票，因为需要增加流通股数量和提升股价 [160] - 公司认为可变股息是一种新的商业模式，将观察市场对可变股息和固定股息的偏好，在优化资产负债表后再决定股息结构 [163][164]

业绩总结 - 2020年第四季度油气销售额为2.77亿美元，调整后的EBITDAX为2.11亿美元[11] - 2020年油气销售额同比增长21%，达到9.93亿美元[15] - 2020年全年净亏损为52,417千美元，而2019年净收入为96,889千美元[77] - 2020年第四季度净收入为81,923千美元，较2019年第四季度的55,116千美元增长48.5%[77] - 2020年全年总EBITDAX为722,194千美元，较2019年的613,578千美元增长17.7%[77] 用户数据 - 2020年公司证明储量增长3%，达到5.6万亿立方英尺，替代率为159%[9] - 2020年第四季度的油气生产量为111,052百万立方英尺，较2019年第四季度下降11%[13] - 2020年完成的井的平均初始产量为24百万立方英尺/天[60] - 2020年成功钻探55口（46.1净）运营井，平均初始产量为每日25百万立方英尺[9] 未来展望 - 2021年预计生产量为1330到1425百万立方英尺/天，天然气占比97%到99%[66] - 2021年自由现金流预计超过2亿美元[64] - 2021年预计有65%的油气生产量进行对冲[16] - 2021年杠杆比率预计将显著改善，预计为2.5倍，而2020年为3.8倍[64] 成本与支出 - 2020年油气生产成本上升31%，达到2.46亿美元[15] - 2020年开发资本支出预计在5.1亿到5.5亿美元之间[43] - 2020年开发总成本为1.693亿美元[40] 负面信息 - 2020年第四季度未实现的对冲损失为(80,158)千美元，较2019年第四季度的(488)千美元显著增加[77] - 2020年第四季度利息支出为66,065千美元，较2019年第四季度的54,107千美元增长22.1%[77] - 2020年第四季度天然气生产中6.6%因压裂活动和减产而停产[18] 其他信息 - 2020年总债务为27.69亿美元，其中包括619百万美元的7.50%优先票据和1.65亿美元的9.75%优先票据[32] - 2020年末流动性为9.3亿美元[64] - 2020年末的已钻未完井为23口，净数为17.9口[43] - 2020年总资本化为42.11亿美元[32]