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]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度，公司经营活动产生的自由现金流为1.05亿美元，全年自由现金流达2.62亿美元，若计入收购和剥离活动影响，全年自由现金流为3.43亿美元 [11] - 第四季度调整后净收入为9900万美元，摊薄后每股收益0.37美元；经营现金流为2.5亿美元，摊薄后每股0.9美元；收入（含已实现套期保值损失）增长37%至3.8亿美元；调整后EBITDAX为2.97亿美元，较去年同期增长41%；产量增长12%至13.48亿立方英尺/日 [11][12] - 2021年，公司通过再融资20亿美元高级票据，节省4800万美元现金和利息支出，平均到期期限从4.7年延长至7.1年；用自由现金流和出售所得将银行信贷额度未偿还金额减少2.65亿美元，杠杆率降至2.2倍，而2020年为3.8倍 [13][14] - SEC储量增长9%至6.1万亿立方英尺当量，PV10价值达68亿美元；产量替换率为199%，全成本为0.6美元/千立方英尺当量；EBITDAX利润率达78%，平均资本回报率为12%，平均股权回报率为27% [15] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 第四季度，公司提名67%的天然气按指数价格出售，33%在现货市场出售，实现价格平均为5.22美元/千立方英尺，因72%的套期保值，最终实现价格降至3美元/千立方英尺 [23] - 第四季度每千立方英尺运营成本平均为0.67美元，较第三季度高0.02美元；EBITDAX利润率（含套期保值）为78%，与第三季度持平 [23][24] 钻井和完井业务 - 第四季度，开发活动支出1.4亿美元，其中1.14亿美元用于运营的海恩斯维尔和博西尔页岩资产；全年开发活动支出6.28亿美元，其中5.54亿美元用于运营的海恩斯维尔和博西尔页岩资产 [25][26] - 2021年，公司钻了51.9口净运营海恩斯维尔水平井，投产54.2口净井，另有2.2口非运营井；通过收购增加2.03万亿立方英尺当量的探明储量，同时剥离1万亿立方英尺当量的巴肯页岩资产 [26][28] 各个市场数据和关键指标变化 - 第四季度，NYMEX合约结算价为5.83美元，亨利枢纽现货均价为4.74美元；公司参考价格约为5.47美元，实现价格与参考价格相差0.25美元，与历史结果相符 [22][23] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划将自由现金流用于偿还循环信贷额度和赎回2.44亿美元2025年到期债券，目标是在2022年下半年将杠杆率降至1.5倍以下，之后考虑向股东返还资本 [5] - 2022年，公司将钻井计划从8800英尺侧钻长度增加到10500英尺，预计提高每口井的价值，带来更好的成本效益和更低的递减曲线 [3] - 公司致力于将天然气生产认证为符合MiQ标准的负责任采购天然气 [49] - 行业内，海恩斯维尔产区多数生产商已整合，公司目前专注于在现有业务范围内增加有价值的土地，以增强侧钻能力，暂无大规模并购计划 [93][94] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为，尽管服务成本上升，但通过提高运营效率和资本效率，公司能够抵消成本压力，并在2022年实现生产增长和自由现金流增加 [4][47] - 随着侧钻长度的增加，公司预计未来产量递减率将降低，从而提高资本效率和盈利能力 [47][48] - 全球对液化天然气的需求增长，为公司所在的海恩斯维尔和博西尔产区带来了强劲的市场基本面，公司有望受益于这一趋势 [122] 其他重要信息 - 公司与BJ能源解决方案合作，预计在4月投入使用下一代天然气动力TITAN压裂车队；与MiQ合作，对天然气生产进行甲烷标准认证 [16] - 2021年底，公司财务流动性近12亿美元，预计2022年随着银行信贷额度借款的偿还将进一步增加 [30][49] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 对2022年计划执行的信心及在劳动力和服务价格紧张环境下的应对 - 公司表示根据近期的节奏进行了调度安排，有信心按计划执行，虽近期天气导致运输和司机问题，但未影响整体进度，且已将这些因素纳入调度 [57][59][60] 问题2: 达到目标杠杆率后资本返还的近期和长期看法 - 公司首要目标是实现债务削减，之后将产生额外自由现金流；计划先建立可持续股息，再考虑股票回购授权，但需根据天然气价格和市场情况做出决策 [62][63][64] 问题3: 增加钻机对生产进度的影响及全年生产情况 - 第一季度生产计划因完井数量少而较低，生产增长主要集中在第二和第三季度；公司正从短侧钻向长侧钻过渡，虽需时间但更具成本效益，预计2023年生产增长更高 [70][71][77] 问题4: 两口15000英尺博西尔井的钻探和完井情况及技术限制 - 博西尔井钻探速度较快，其中一口最快在29.5天钻至总深度；压裂作业无问题，能到达侧钻末端；未来15000英尺侧钻井有望更高效 [84][85] 问题5: 博西尔核心区域与海恩斯维尔的整体经济效益对比 - 博西尔井的采收率略低，递减率较平缓，但海恩斯维尔井的经济效益总体更好；15000英尺侧钻井的回报率可达100%，而7500英尺侧钻井约为60% - 70% [86][87] 问题6: 除长侧钻外，完井方面的改进对回报率的影响 - 钻井性能的提升得益于更好的钻井实践和工具可靠性，长侧钻时效果更明显；完井方面主要是因侧钻变长带来效率提升，压裂作业表现较稳定 [89][91][92] 问题7: 公司目前在并购方面的意向和前景 - 公司专注于海恩斯维尔产区，目前产区内多数生产商已整合，公司计划在现有业务范围内增加有价值的土地，暂无大规模并购计划 [93][94] 问题8: 2022年计划与2021年相比，产量增长较低的原因及2023年展望 - 这是向长侧钻过渡的时间问题，2023年有望实现类似2021年的增长；长侧钻将带来更低的递减率和更高的资本效率，但效果需时间显现 [95][96][97] 问题9: 海恩斯维尔价格差异的展望 - 公司通过长期销售合同和基差套期保值保护价格差异，使其保持稳定；第四季度价格波动大，主要是合约价格与现货价格差异大；未来需关注市场价格走势 [99][100][101] 问题10: 到2022年底及以后的基础递减趋势及与2020 - 2021年的对比 - 目前公司基础递减率约为40%以上，随着向长侧钻过渡，递减率应下降；2023 - 2024年效果更明显，若能降至30%中期，将显著降低维护资本需求 [103][104][105] 问题11: 2023年活动和支出平衡的考虑 - 目前考虑2023年还为时尚早，若保持现有水平，2023年有望实现更高增长；公司将以自由现金流为目标，综合考虑市场压力等因素 [108] 问题12: 库存井侧钻长度增加20%是否会减少井数量 - 新的库存图表已反映大量重新规划，侧钻长度增加25%，未来还会有更多重新规划；公司通过土地交易和与相邻运营商合作，增加了大于8000英尺侧钻的净井数量 [111][112] 问题13: 新增两口钻机的部署位置 - 新增的两口钻机将在洛根斯波特地区作业 [113] 问题14: 若近期活动未大幅增加，价格差异是否会缩小 - 公司第四季度价格差异未扩大，因已将大部分天然气销售转移至墨西哥湾沿岸指数，且采取措施锁定差异；2022年受影响较小 [115][116][117] 问题15: MiQ认证对实现价格、收集费用和市场准入的影响 - 未来有望找到认可MiQ认证的买家，公司计划在2022年年中具备直接向LNG销售负责任采购天然气的机制，但目前尚未实现 [120] 问题16: 2022年博西尔与海恩斯维尔业务的对比与2021年是否有变化 - 2022年两者业务情况与2021年相似，仅有少量差异 [121]

储量与开发 - 公司截至2021年12月31日的已探明储量为6.1万亿立方英尺当量（Tcfe），PV 10价值为68亿美元[52] - 公司96%的已探明储量位于Haynesville和Bossier页岩区[51] - 公司Haynesville和Bossier页岩区的净面积为371,998英亩，总面积为498,962英亩[53] - 公司Haynesville和Bossier页岩区的已探明储量中37%已开发，平均储量为12年[52] - 公司自2015年以来在Haynesville和Bossier页岩区钻探并完成了331口井（净井数为265.4口）[55] - 公司Haynesville和Bossier页岩区的开发活动主要集中在水平井钻探上[53] - 公司Haynesville和Bossier页岩区的开发潜力巨大，85%的净面积已通过生产持有[53] - 公司2021年在Haynesville和Bossier页岩区的勘探和开发活动投入了6.282亿美元，其中5.761亿美元用于水平井的钻探和完井，5.21亿美元用于其他资产和开发成本[60] - 2021年公司钻探了100口（净54.1口）水平井，平均横向长度约为9000英尺，钻井计划替换了2021年产量的161%[60] - 公司2021年12月31日的探明储量中，96%位于北路易斯安那州和东德克萨斯州的Haynesville和Bossier页岩区，总探明储量为6.118万亿立方英尺天然气和627千桶石油[71] - 公司2021年的探明未开发储量为3.872万亿立方英尺天然气，较2020年增加了2770亿立方英尺[78] - 公司2021年通过收购和租赁计划获得了约68,500英亩的Haynesville和Bossier页岩区潜在开发土地[58] - 公司2021年未开发天然气储量总计3,872,423 MMcf，2020年为3,595,588 MMcf，2019年为3,451,140 MMcf[82] - 公司2021年未开发石油储量总计1,643 MBbls，2020年为724,329 MBbls，2019年为58 MBbls[82] - 公司2021年未来开发资本成本估计为26.9亿美元，较2020年的24.5亿美元增加了2.4亿美元[84] - 公司2020年未来开发资本成本估计为24.5亿美元，较2019年的31.7亿美元减少了7.2亿美元[85] 生产与销售 - 公司2021年天然气净产量为489,274 Mcf，2020年为450,836 Mcf，2019年为292,834 Mcf[93] - 公司2021年石油净产量为1,210 Bbl，2020年为1,508 Bbl，2019年为2,685 Bbl[93] - 公司2021年天然气平均价格为3.63美元/Mcf，2020年为1.80美元/Mcf，2019年为2.17美元/Mcf[93] - 公司2021年石油平均价格为61.95美元/Bbl，2020年为32.36美元/Bbl，2019年为49.49美元/Bbl[93] - 公司2021年钻井活动总计100口（净54.1口），2020年为71口（净47.4口），2019年为86口（净53.3口）[95] - 公司天然气销售主要通过合同定价，70%按月初指数价格销售，30%按每日现货市场价格销售[104] - 公司与Enterprise Products Operating、Southwest Energy L.P.和Shell Oil Company的销售分别占2021年总销售额的22%、21%和13%[104] - 公司已与两家主要天然气营销公司签订协议，2022年每天平均提供约690,000 MMBtu的天然气运输[105] - 公司天然气运输协议中，预计可交付的产量将超过现有的固定运输安排[105] 竞争与监管 - 公司面临来自主要石油公司、独立能源公司以及个体生产商的激烈竞争，特别是在石油和天然气资产收购方面[106] - 公司天然气销售受运输可用性、条款和成本的显著影响，价格和运输条款受到广泛监管[110] - 公司部分业务位于联邦石油和天然气租赁地，受美国内政部土地管理局（BLM）监管，但这些业务对公司整体运营影响较小[113] - 公司原油、凝析油和天然气液体的销售不受价格管制，但运输和销售能力依赖于受FERC监管的管道[114] - 公司受《清洁空气法》及其修正案的约束，可能逐步实施某些污染控制要求[124] - 公司受《清洁水法》及其修正案的约束，必须获得排放污染物和进行建设活动的许可[125] - 公司认为其运营在所有重大方面均符合《联邦安全饮用水法》及类似州法规的要求，且这些要求对其负担不比其他类似公司更重[126] - 2015年，美国地质调查局确定了8个州（包括德克萨斯州）存在因流体注入或油气开采导致的地震活动增加区域[127] - 2016年12月，美国环保署（EPA）发布报告，指出水力压裂活动在某些情况下可能影响饮用水资源[129] - 公司需遵守《石油污染法》（OPA），该法规定了石油泄漏的预防和应对措施，并可能对违规行为处以民事和刑事处罚[130] - 公司可能因《濒危物种法》而面临开发限制或延迟，特别是在涉及受保护物种的地区[132] - 公司需遵守《紧急规划和社区知情权法》等法规，报告危险化学品的使用情况，并可能面临更严格的监管审查[134] - 公司需遵守EPA的温室气体报告规则，该规则要求每年排放超过25,000公吨二氧化碳当量的设施报告其排放数据[134] - 公司预计未来温室气体排放法规可能更加严格，特别是在拜登政府领导下，这可能增加运营成本[136] - 公司在美国的所有油气生产活动可能受到限制或减少温室气体排放的法律法规影响，进而增加运营成本[136] - 公司预计未来联邦土地上的油气租赁和钻探许可可能更加严格，特别是在拜登政府的政策下[137] 高管团队 - 公司高管团队包括首席执行官兼董事会主席Jay Allison、总裁兼首席财务官Roland Burns、首席运营官Daniel Harrison等[149] - Roland Burns曾在Arthur Andersen会计师事务所工作，主要负责石油和天然气审计业务[152] - Daniel Harrison自2008年加入公司，历任多个工程和运营管理职位，2019年晋升为首席运营官[153] - David Terry负责公司长期战略，包括收购、开发、储量和中游业务，曾在EXCO Resources和Winchester Production担任重要职位[154] - Patrick McGough负责钻井、完井和生产运营及工程，曾在Brammer Engineering担任钻井、完井和生产工程师[155] - Ronald Mills负责财务和投资者关系，曾在Johnson Rice & Company担任高级分析师，负责勘探和生产公司的研究[156] - Daniel Presley自1989年加入公司，现任财务副总裁、会计主管和财务主管[157] - LaRae Sanders自1995年加入公司，现任土地副总裁，拥有38年土地管理经验[158] - Whitney Ward负责市场营销，曾在EXCO Resources担任市场营销职位[159] - Brian Claunch负责财务报告，曾在Guidon Energy和Pioneer Natural Resources担任财务报告主管和财务总监[160] 单位与术语 - "Mcfe" 表示一千立方英尺的天然气当量[22] - "MMBbls" 表示一百万桶石油[23] - "MMBOE" 表示一百万桶石油当量[24] - "MMBtu" 表示一百万英国热量单位[25] - "MMcf" 表示一百万立方英尺的天然气[26] - "MMcf/d" 表示每天一百万立方英尺的天然气[27] - "MMcfe/d" 表示每天一百万立方英尺的天然气当量[28] - "MMcfe" 表示一百万立方英尺的天然气当量[29] - "Net production" 表示公司拥有的产量减去特许权使用费和其他应支付的产量[30] - "Tcf" 表示一万亿立方英尺的天然气[44]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度产生8400万美元自由现金流，年初至今自由现金流增至1.37亿美元，预计将大幅超过原年度超2亿美元的自由现金流目标 [8][9] - 第三季度调整后净收入为9100万美元，摊薄后每股0.34美元 [9] - 第三季度产量增长25%，达到每天14.24亿立方英尺油当量，其中天然气占比98% [9] - 包括已实现套期保值损失在内的收入增长86%，达到3.94亿美元 [10] - 第三季度调整后息税折旧摊销前利润增长109%，达到3.09亿美元 [10] - 第三季度经营现金流为2.55亿美元，摊薄后每股0.92美分 [10] - 第三季度净亏损2.93亿美元，每股1.26美元，主要因套期保值合约按市值计价损失3.93亿美元；调整后净收入为9060万美元，摊薄后每股0.34美元 [18] - 前九个月产量平均为3725亿立方英尺油当量，比2020年同期高7%；包括已实现套期保值损失在内的油气销售收入为11亿美元，比去年同期高47% [19] - 前九个月调整后息税折旧摊销前利润增长61%，达到8.23亿美元；经营现金流为6.58亿美元，比2020年增长80% [20] - 前九个月报告亏损6.15亿美元，每股2.66美元，主要因套期保值合约按市值计价损失和提前偿还债务费用；调整后净收入为2.09亿美元，每股0.80美元 [20] - 第三季度已实现套期保值损失为1.17亿美元 [21] - 第三季度约8100万立方英尺/天（5.8%）的天然气产量停产，高于第二季度的3.8% [24] - 第三季度运营成本平均为每千立方英尺油当量0.60美元，比第二季度高0.06美元 [25] - 第三季度每千立方英尺油当量的现金一般及行政费用稳定在0.05美元 [26] - 第三季度每千立方英尺油当量的折旧、损耗和摊销平均为0.98美元，比第二季度高0.02美元 [26] - 第三季度末循环信贷额度已提取5.25亿美元，预计用自由现金流和巴肯资产出售收益在年底前进一步偿还 [27] - 10月22日，银行集团重申140万美元的借款基础，目前未偿还高级票据近25亿美元 [28] - 第三季度末杠杆率降至2.3倍，预计未来两个季度进一步改善，2022年降至1.5倍以下；季度末财务流动性增至超10亿美元 [29] - 第三季度开发活动支出1.62亿美元，其中1.43亿美元用于海恩斯维尔运营的页岩资产 [30] 各条业务线数据和关键指标变化 - 油气销售业务：第三季度油气产量为1290亿立方英尺天然气和34.6万桶石油，比2020年第三季度高25%，比今年第二季度高4%；油气销售（含套期保值损失）增长86%，达到3.94亿美元 [14][15] - 套期保值业务：第三季度70%的天然气产量和40%的石油产量进行了套期保值，已实现套期保值损失1.17亿美元；剩余时间天然气套期保值覆盖9.67亿立方英尺/天，约占第四季度预计产量的70%；明年约50%的预计产量进行了套期保值 [21][22] - 运营业务：第三季度完成15口新井，平均初始产量为每天2200万立方英尺；目前有13口已钻完井等待完井；目前运营5台钻机和3个压裂机组，预计年底前完井数量进一步减少 [36][37] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气市场：第三季度天然气价格平均为每千立方英尺油当量2.90美元（含套期保值影响），比去年第三季度高49% [15] - 石油市场：第三季度石油价格平均为每桶58.58美元（含套期保值影响） [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略和发展方向：继续专注海恩斯维尔的资本效率和自由现金流生成，未来几个季度用自由现金流偿还信贷额度和在2022年5月赎回7.5%的债券，实现债务削减目标后建立股东股息；计划2022年实现4% - 6%的产量增长 [4][58][59] - 行业竞争：公司作为海恩斯维尔的纯玩者，具有行业领先的低成本结构和高钻井回报率；与多家钻井、压裂和中游公司合作，有助于控制成本和锁定运输能力；参与MiQ认证，以生产符合严格环境标准的天然气，实现产品差异化 [51][76][44] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 经营环境：天然气价格前景强劲，预计将大幅超过原年度自由现金流目标；服务成本预计在第四季度和明年初平均上涨10%，公司计划通过钻更长的水平井提高效率来部分抵消成本上涨 [9][41] - 未来前景：对第四季度和2022年的业务表现感到兴奋，预计杠杆率在2022年降至1.5倍以下；有信心实现产量增长和建立股东股息的目标 [48][50] 其他重要信息 - 公司宣布以1.54亿美元出售巴肯页岩资产，预计未来几周完成交易，部分收益用于加速9.4口海恩斯维尔已钻未完井的完井工作，以受益于冬季更高的价格 [3][13] - 公司与MiQ合作，对北路易斯安那州和东德克萨斯州的天然气生产进行MiQ甲烷标准认证，预计今年年底开始，2022年上半年完成，认证将覆盖每天20亿立方英尺的天然气产量 [12][44][45] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何看待2022年的活动方向 - 公司尚未给出2022年的指导，但目标是实现4% - 6%的同比增长；将用自由现金流偿还债务和建立股东股息 [58][59] 问题2: 资本回报形式会是适度固定股息加可变股息或股票回购吗 - 公司曾在2014年有过股息，目前希望先实现杠杆率目标；预计会有大量现金，将合理管理资金 [61][63] 问题3: 对2022年的套期保值情况是否满意，是否会增加套期保值 - 公司对2022年的套期保值情况满意，已完成目标；随着杠杆率目标的实现，套期保值需求将减少，目前计划维持现状 [69][70][71] 问题4: 预计的10%服务成本通胀主要是由劳动力、钢铁还是瓶颈造成的 - 对于小运营商来说，获取管道、钻机和压裂机组可能会有困难；公司预计整体成本将上涨10%，主要是管道和钻机价格上涨，已将通胀因素纳入2022年预算 [72][73][74] 问题5: 加速完井是否会成为公司的常规操作 - 这是一次性事件，目的是清理已钻未完井；未来公司将保持稳定的活动水平，以控制服务成本 [80][81][82] 问题6: 公司对钻更长水平井的意愿如何，是否会用于租赁预算或土地交换 - 钻更长水平井是为了提高效率和降低成本，公司已成功钻了两口15000英尺的水平井，未来还会继续钻更多；这可能会影响一些交易，但主要驱动力是效率提升 [85][87] 问题7: 为什么第四季度的资本支出预计会大幅下降 - 第四季度的钻井和完井活动减少，实际为公司自身账户工作的钻机和压裂机组数量减少 [95][96][98] 问题8: 在当前商品价格环境下，对明年现金税的总体预期如何 - 目前没有现金税支出，但当前税收准备金有所增加，主要是州税；预计随着利润增加会有一定水平的州税，联邦现金税可能还需要几年时间 [100][101] 问题9: 今年的其他大型海恩斯维尔交易对公司处理与其他运营商的关系有帮助还是阻碍 - 这些交易将带来很大帮助，例如公司正在与新运营商进行合作，实现互利共赢 [103][104][105] 问题10: 为什么选择MiQ标准进行认证 - 公司选择MiQ是因为其透明度高，标准严格，专注于排放；公司目前的甲烷强度表现良好，认为与MiQ合作有助于实现环境目标 [106][107] 问题11: 被视为负责任来源天然气（RSG）的会计处理会是怎样的 - 预计会计处理将体现在更高的价格实现上，与购买方签订合同时，需满足标准并通过审计，购买方会为此支付溢价 [108] 问题12: 海恩斯维尔有多少运输能力将天然气输送到墨西哥湾沿岸，该地区产量的长期上限是多少 - 公司情况良好，目标是减少与佩里维尔枢纽的关联，增加直接通往墨西哥湾的运输能力以获得更高价格；未来18个月至2年，运输能力可能会增加20亿立方英尺/天 [115][116][118]

油气销售数据变化 - 2021年第三季度油气销售5.112亿美元，较2020年同期的1.78亿美元增加3.332亿美元（187%）[88] - 2021年前九个月油气销售12亿美元，较2020年同期的5834万美元增加6119万美元（105%）[89] 生产和从价税数据变化 - 2021年第三季度生产和从价税增至1670万美元，较2020年同期的980万美元增加690万美元（70%）[92] - 2021年前九个月生产和从价税增至3650万美元，较2020年同期的2780万美元增加870万美元（31%）[92] 折旧、损耗和摊销数据变化 - 2021年第三季度折旧、损耗和摊销增至1.287亿美元，较2020年同期的9910万美元增加2970万美元（30%）[95] - 2021年前九个月折旧、损耗和摊销增至3.593亿美元，较2020年同期的3.128亿美元增加4650万美元（15%）[95] 衍生品金融工具净亏损数据变化 - 2021年第三季度衍生品金融工具净亏损5.103亿美元，2020年同期为1.216亿美元[97] - 2021年前九个月衍生品金融工具净亏损7.56亿美元，2020年同期为7200万美元[97] 普通股股东净亏损数据变化 - 2021年第三季度普通股股东净亏损2.927亿美元，即每股1.26美元；2020年同期为1.309亿美元，即每股0.57美元[102] - 2021年前九个月普通股股东净亏损6.152亿美元，即每股2.66美元；2020年同期为1.609亿美元，即每股0.77美元[102] 公司钻探与完井业务情况 - 2021年前九个月公司钻探81口（净46.9口）井，完井68口（净47.2口）海恩斯维尔页岩井，预计在2021年剩余三个月再花费1.15 - 1.35亿美元钻探9口（净7.4口）井、完井10口（净8.8口）并开展其他开发活动[104] 公司总资本支出数据变化 - 2021年前九个月公司总资本支出为5.08422亿美元，2020年同期为3.15666亿美元[106] 公司高级票据发行情况 - 2021年3月4日，公司私募发行12.5亿美元本金的6.75% 2029年到期高级票据，净收益12.4亿美元，用于回购部分2025年和2026年到期高级票据[109] - 2021年6月28日，公司私募发行9.65亿美元本金的5.875% 2030年到期高级票据，净收益9.495亿美元，用于赎回所有未偿还的2026年到期高级票据[111] 公司银行信贷安排情况 - 截至2021年9月30日，公司银行信贷安排下有4.25亿美元未偿还，承诺借款基数为14亿美元，借款利率为LIBOR加2.25% - 3.25%或基准利率加1.25% - 2.25%，未使用部分需支付0.375% - 0.50%承诺费[113] 公司井增产协议情况 - 2021年4月，公司签订一项至2024年的井增产协议，2022 - 2024年每年最低承诺金额为1920万美元[114] 公司油井出售情况 - 2021年10月6日，公司签订协议以1.54亿美元现金出售巴肯页岩部分油井，预计2021年第四季度完成交易[115] 公司净运营亏损结转情况 - 截至2021年9月30日，公司有9.603亿美元美国联邦净运营亏损结转和15亿美元某些州净运营亏损结转，预计7.752亿美元美国联邦净运营亏损结转和12亿美元州净运营亏损结转将未使用过期[116][119] 公司衍生品合约情况 - 截至2021年9月30日，公司有天然气价格互换协议、天然气互换期权合约、天然气领口期权和石油领口期权等衍生品合约，用于对冲部分天然气和石油产量[121] 公司长期债务情况 - 截至2021年9月30日，公司约有25亿美元长期债务未偿还，其中9.65亿美元利率为5.875%，12.5亿美元利率为6.75%，2.444亿美元利率为7.50% [123]

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]