财务数据和关键指标变化 - 运营现金流达5.33亿美元，摊薄后每股1.92美元，创公司历史新高 [8] - 运营自由现金流2.86亿美元，使银行债务减少2.5亿美元，杠杆率降至0.9倍 [8] - 本季度调整后净收入3.26亿美元，摊薄后每股1.18美元；EBITDAX为5.98亿美元，较去年第三季度增长93% [9] - 套期保值后收入6.92亿美元，较去年第三季度增长76% [9] - 第三季度产量增至14亿立方英尺/天，EBITDAX同比增长107%，现金流同比增长126% [10] - 本季度每股现金流1.92美元，较2021年第三季度增加1美元；调整后净收入是2021年第三季度的2.5倍多，每股收益从0.35美元增至1.18美元 [11] - 运营自由现金流较2021年第三季度增长218%，杠杆率从2.3倍降至1.01倍 [11] - 第三季度NYMEX结算价平均8.20美元，Henry Hub现货价平均7.96美元，预计参考价8.14美元，实际天然气价格平均7.72美元，套期保值后降至5.36美元 [12][13][14] - 利用过剩运输能力买卖第三方天然气，本季度额外收入11亿美元，使平均价格实现增加0.09美元 [14] - 第三季度每千立方英尺运营成本平均0.82美元，较第二季度增加0.08美元；EBITDAX利润率为85%，与第二季度持平 [15][17] - 前九个月开发活动支出7.29亿美元，第三季度支出2.42亿美元 [18][19] - 第三季度末循环信贷额度使用1亿美元，杠杆率降至0.9倍，计划第四季度用自由现金流偿还剩余1亿美元 [20] 各条业务线数据和关键指标变化 - 海恩斯维尔页岩钻探项目进展顺利，本季度报告17口（净运营15.2口）井，平均初始产量2900万立方英尺/天 [9] - 年初至今平均水平段长度增至9797英尺，预计全年平均约10100英尺 [22] - 年初至今已钻17口超长水平段井，其中9口水平段超14000英尺，目前正在钻第18口15000英尺水平段井 [23] - 第三季度基准长水平段井（水平段超8000英尺）的钻井和完井成本平均每英尺1405美元，较第二季度增长11%，较2021年全年平均增长35% [24] - 本季度钻井成本每英尺597美元，环比增长25%；完井成本每英尺808美元，环比增长3% [25] - 第三季度有17口新井投产，单井初始产量在1700 - 4000万立方英尺/天之间，平均测试产量2900万立方英尺/天 [27] 各个市场数据和关键指标变化 - 第三季度天然气价格上涨，NYMEX结算价平均8.20美元，Henry Hub现货价平均7.96美元 [12] - 由于区域价差扩大和休斯顿船闸价格疲软，实际天然气价格与参考价存在0.42美元的价差 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 计划将更多钻探活动从路易斯安那州转移到德克萨斯州，以维持外输能力、最大化长水平段井钻探和保护土地 [31] - 预算6500 - 7500万美元用于附加收购和租赁活动 [34] - 第四季度开始资本返还计划，董事会批准恢复普通股季度股息 [34] - 计划建立长期供应合同，锁定直接客户，稳定天然气市场 [63] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司第三季度业绩创30多年上市历史最佳，几乎所有财务指标创新高 [5] - 天然气价格上涨是本季度财务业绩强劲的主要因素 [10] - 预计全年自由现金流将远超目标5亿美元，当前商品价格下可能达到8亿美元 [32] - 对西部海恩斯维尔地区的开发结果感到满意，预计未来表现良好 [42][43] - 认为公司在天然气市场有较好的定位，能够应对市场变化和增长 [45][48][49] 其他重要信息 - 西部海恩斯维尔地区的Circle M井自4月投产以来，产量稳定在约3000万立方英尺/天，KC Block井预计本月投产 [7] - 公司拥有约2亿立方英尺/天的备用外输能力，用于买卖第三方天然气 [49] - 纳科多奇斯地区的三口井初始测试产量超出预期，计划明年增加该地区的活动 [29][30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Circle M井和第二口博西尔井的情况及结果可重复性 - 回答: Circle M井自4月投产以来产量稳定在3000万立方英尺/天，此前因压裂KC Block井关闭30天，近期已恢复生产；第二口井预计本月投产，表现可能与Circle M井相当或更好，未来井的表现不会低于Circle M井 [42][43] 问题2: 天然气外输问题及海恩斯维尔产量增长和过剩外输能力 - 回答: 公司在规划生产增长时会考虑管道和外输能力，营销团队领先于钻探计划；公司拥有广阔的土地面积，可避免外输问题；近期增加了约3亿立方英尺/天的外输能力，有2亿立方英尺/天的备用外输能力用于买卖第三方天然气 [45][47][48] 问题3: 纳科多奇斯井结果及原因 - 回答: 自2015年以来首次在该地区钻井，采用新的压裂技术，该地区有其他井的良好表现作为参考；三口井分别为两口海恩斯维尔井和一口博西尔井，井底压力较高，目前初期表现良好，但需进一步生产确认最终产量 [53][54][55] 问题4: 投产时间表延误的驱动因素及是否会在2023年再次出现 - 回答: 这是一次性事件，是因为更换了表现较差的压裂团队，将一口原计划12月投产的井推迟到1月，同时调整了其他井的日期；不会影响长期计划，也不代表压裂团队或供应链存在问题，新的压裂团队预计将提高明年的投产效率 [57][59][60] 问题5: 2023年的活动水平及如何应对天然气市场供应过剩 - 回答: 尚未制定2023年预算，将根据天然气价格和外输能力确定活动水平；公司的一项重要举措是建立长期供应合同，锁定直接客户，稳定市场 [62][63] 问题6: 是否会因价格变化将钻机从西部海恩斯维尔调回核心海恩斯维尔地区 - 回答: 不会，公司有足够的钻机和计划来开发西部海恩斯维尔地区，且有外输能力和完井团队支持；随着LNG需求在2026年成熟，公司有机会向当地终端用户和LNG市场供应天然气 [64] 问题7: 2022年每英尺井成本同比增长情况及对2023年成本的看法 - 回答: 与2021年相比，成本增长比例接近45%；在完井方面，天然气动力压裂车队有助于控制成本，预计明年第二支车队投入使用后情况会更好；钻井成本将继续上升，但长水平段井和在德克萨斯州钻井有助于降低成本 [67][68] 问题8: 九台钻机中锁定长期合同的数量 - 回答: 部分钻机有中期合同，目前没有长期锁定的合同，正在评估相关选项 [70] 问题9: 明年转向德克萨斯州钻井的井回报率预期 - 回答: 与路易斯安那州的井回报率相当，路易斯安那州的井初始产量较高，但德克萨斯州的井初始产量较低、产水量较多、递减较平缓，且钻井和完井成本较低；公司会综合考虑外输能力，分散钻井活动 [71] 问题10: 2023年自由现金流分配计划，包括资产负债表缩减、资本返还和西部海恩斯维尔地区的资金分配 - 回答: 在制定2023年资本预算时，将首先考虑对西部海恩斯维尔和核心海恩斯维尔地区的投资；股息是可持续的，会谨慎承诺股息水平和其他形式的资本返还；资产负债表改善是首要任务，不会牺牲其稳定性 [73][74] 问题11: 对明年套期保值策略的看法 - 回答: 目前公司认为到2023年已适当套期保值，约一半的前期产量以3 - 10美元的价格套期保值；将在12月观察冬季情况、库存水平和海外天然气需求，根据流动性和自由现金流情况决定套期保值策略 [76][77] 问题12: 随着时间推移，基础股息是否会逐步提高，还是优先考虑其他形式的资本返还 - 回答: 会评估股息水平，如果产量基础扩大且股息可持续，会首先考虑提高股息；也会考虑其他资本返还策略，如回购股票，但不倾向于采用可变股息，因为股东反馈不佳；还会考虑进一步减少债务以加强资产负债表 [80][81] 问题13: 分配钻机到西部海恩斯维尔地区的权衡，以及与今年相比近期资本计划效率的权衡 - 回答: 虽然西部海恩斯维尔地区的井钻井时间较长，但考虑到这一点后，每台运营钻机的资本投入实际上会降低；公司致力于开发该地区，将根据结果决定资源投入，目前结果良好，会继续投入资源，但会谨慎推进 [83][84] 问题14: 长期合同的潜在时机和进展 - 回答: 这是一项长期战略，公司正在评估未来市场并努力锁定长期客户；已经达成了一些长期合同，预计未来六个月会提供更多相关信息 [88] 问题15: 九台钻机计划是否会因宏观因素发生变化 - 回答: 未来12个月的计划基本固定，但会根据需要进行调整；如果市场崩溃，公司有灵活性增减钻机；目前尚未给出2023年的指导 [89][90] 问题16: 租赁预算的用途及可购买的资源 - 回答: 包括收购持有生产权的物业、新的主要租赁等；公司今年扩大了土地部门，以利用海恩斯维尔地区的机会 [92] 问题17: 对非运营权益的看法，以及在不确定天然气环境下是否有建立产品库存的意愿 - 回答: 公司更倾向于出售非运营权益，因为希望保护低成本结构和高利润率；不喜欢在未投产的井上投入资金，认为这不是管理业务的好策略 [95][96][98] 问题18: 海恩斯维尔地区基础问题是否会在2023年加剧，以及应对策略 - 回答: 基础问题有季节性，10月和11月通常是过渡月份，情况较混乱；本季度休斯顿船闸市场因自由港事件受到影响，公司此前对其他市场的基础差异有较好的管理；目前没有新的应对策略 [100] 问题19: 如果明年天然气价格疲软几个季度，是否会短期借款支付股息或减少钻机数量 - 回答: 股息水平设定得较为保守，除非价格完全崩溃，否则无需借款支付股息；如果价格过低，公司会大幅削减资本预算，因为服务成本会随价格下降而降低 [101][102]

油气销售额变化 - 2022年第三季度油气销售额为9.969亿美元，较2021年第三季度的5.112亿美元增加4.857亿美元（95%）[92] - 2022年前九个月油气销售额为24亿美元，较2021年前九个月的12亿美元增加12亿美元（99%）[93] 油气平均售价变化 - 2022年第三季度天然气平均售价为每千立方英尺7.72美元，2021年同期为3.79美元；2022年前九个月为6.46美元，2021年同期为3.10美元[91][92][93] - 2022年第三季度石油平均售价为每桶92.19美元，2021年同期为66.11美元；2022年前九个月为95.82美元，2021年同期为59.55美元[91] 生产和成本费用变化 - 2022年第三季度生产和从价税增至2450万美元，较2021年同期的1670万美元增加790万美元（47%）；2022年前九个月增至6010万美元，较2021年同期的3650万美元增加2360万美元（65%）[95] - 2022年第三季度集输成本增至4470万美元，较2021年同期的3540万美元增加930万美元（26%）；2022年前九个月增至1.138亿美元，较2021年同期的9660万美元增加1720万美元（18%）[95] - 2022年第三季度租赁运营费用增至2860万美元，较2021年同期的2660万美元增加200万美元（8%）；2022年前九个月增至7990万美元，较2021年同期的7720万美元增加270万美元（4%）[95] 利息费用与债务清偿损失变化 - 2022年第三季度利息费用为4140万美元，2021年同期为5000万美元；2022年前九个月为1.322亿美元，2021年同期为1.706亿美元[97] - 2022年前九个月债务清偿损失为4680万美元，2021年同期为3.526亿美元[97] 净收入情况 - 2022年第三季度归属于普通股股东的净收入为3.512亿美元，摊薄后每股1.28美元；2022年前九个月为6.08亿美元，摊薄后每股2.24美元[97] 经营活动净现金变化 - 2022年前九个月经营活动产生的净现金从2021年同期的6.186亿美元增加5.859亿美元（95%）至12亿美元，主要因2022年天然气价格上涨[100] 票据赎回与发行情况 - 2022年5月公司以2.489亿美元赎回2025年到期的7.5%优先票据，6月以2490万美元赎回本金2610万美元的6.75%优先票据[101] - 2021年公司发行12.5亿美元2029年到期的6.75%优先票据和9.65亿美元2030年到期的5.875%优先票据，所得款项用于赎回20.25亿美元未偿还优先票据，支付21.981亿美元[102] 资本支出情况 - 2022年前九个月资本支出增加2.603亿美元，主要因钻探和完井活动增加、收购未开发页岩面积及天然气管道和处理厂，预计2022年剩余三个月再支出2.25 - 2.75亿美元[102] 公司流动性情况 - 截至2022年9月30日，公司流动性为13亿美元，包括银行信贷额度未使用借款能力和3860万美元现金及现金等价物[103] 银行信贷额度借款情况 - 截至2022年9月30日，公司银行信贷额度下有1亿美元未偿还借款，承诺借款基数为14亿美元，将于2024年7月16日到期[107] 净营业亏损结转情况 - 截至2022年9月30日，公司有9.099亿美元美国联邦净营业亏损（NOL）结转和15亿美元某些州NOL结转，预计7.673亿美元美国联邦NOL和12亿美元州NOL将到期未使用[108][109] 天然气套期保值情况 - 截至2022年9月30日，公司有天然气价格互换协议对冲约294亿立方英尺2022年天然气产量，平均价格为每百万英热单位2.68美元；有天然气领口期权对冲约1625亿立方英尺2022年和2023年天然气产量，平均底价为每百万英热单位2.91美元，平均上限价为每百万英热单位8.62美元[111] 天然气市场价格变动对套期工具公允价值影响 - 2022年9月30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5620万美元；下跌10%，公允价值将增加约5450万美元[113] 长期债务情况 - 截至2022年9月30日，公司约22亿美元长期债务未偿还，9.65亿美元长期债务固定利率为5.875%，12.2亿美元长期债务固定利率为6.75%[114]

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]