产量和价格 - 2023年前9个月，Coterra的等效产量从2022年的173.2 MMBoe增加到179.3 MMBoe，增长6.1 MMBoe[42] - 2023年前9个月，天然气产量从2022年的768.5 Bcf增加到779.5 Bcf，增长11.0 Bcf[42] - 2023年前9个月，原油产量从2022年的23.6 MMBbl增加到25.5 MMBbl，增长1.9 MMBbl[42] - 2023年前9个月，NGL产量从2022年的21.5 MMBbl增加到23.9 MMBbl，增长2.4 MMBbl[42] - 2023年前9个月，平均实现的天然气价格为每Mcf 2.53美元，比去年同期的4.97美元下降了2.44美元[42] - 2023年前9个月，平均实现的原油价格为每桶75.64美元，比去年同期的85.31美元下降了9.67美元[42] - 2023年前9个月，平均实现的NGL价格为每桶19.90美元，比去年同期的36.44美元下降了16.54美元[42] 资本支出和井数 - 2023年前9个月，钻探、完井和其他固定资产的总资本支出为16亿美元，比去年同期的12亿美元增加了4亿美元[42] - 2023年前9个月，Coterra钻探了198口井，成功率100%，比去年同期的206口井稍有下降[43] - 2023年前9个月，Coterra投产了197口井，比2022年同期的177口井有所增加[44] 公司财务状况 - 公司资本结构情况显示，截至2023年9月，债务为21.67亿美元，股东权益为127.89亿美元，总资本为149.56亿美元，债务占比为14%[57] - 公司董事会批准了一项新的股票回购计划，授权在市场或协商交易中回购高达20亿美元的普通股[58] - 公司基本每股股息从0.15美元提高至0.20美元[58] 营收和成本 - 公司运营收入在2023年第三季度同比下降46%，主要受天然气、石油和NGL收入下降影响[62] - 公司运营成本和费用在2023年第三季度同比下降7.4亿美元，主要受直接运营成本和运输、处理和收集成本下降影响[66] 利息和税收 - 2023年第三季度利息支出为1.7亿美元，较2022年同期下降3亿美元[74] - 2023年前九个月利息收入增加7亿美元，主要由于现金余额较高的利息率提高[75] - 2023年前三季度，公司的所得税支出为3.5亿美元，较2022年同期下降了4.98亿美元[89]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度总产量平均为665 MBoe/天,超出了高端指引。天然气产量增长至2.9 Bcf/天,原油产量平均为95.8 Mbo/天,创下新高 [14][29] - 第二季度净收入为2.09亿美元,自由现金流为1.13亿美元 [30] - 2023年全年自由现金流预计为12.4亿美元,低于之前预期的15.8亿美元,主要受天然气和天然气液体价格下降影响 [39] 各条业务线数据和关键指标变化 - 马塞勒斯地区第二季度产量环比增长9%,超出了高端指引 [40] - 阿纳达科地区最近两个项目持续超预期表现 [41] - 第二季度在金佩尔米安地区运营6个钻机和3个压裂车队,预计第四季度新增产能将对2023年年度产量贡献有限 [42] 各个市场数据和关键指标变化 - 金佩尔米安地区天然气占比从2021年末的35%下降至本季度的31%,可能与优化井间距有关 [70][71] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司将保持稳定的投资计划,不会因短期价格波动而频繁调整 [18][19][20] - 公司有灵活的资本配置,可以根据市场情况在各地区间调整投资 [23][24] - 公司未来3年计划将油气产量保持相对平稳,但有机会将油田产量年复合增长率提高至5%以上 [38] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司资产质量和执行能力充满信心,将保持稳健的投资策略 [15][16][18][20] - 管理层认为公司在成本控制和提高效率方面仍有进一步提升空间,预计2024年单井成本将下降约5% [35][36][61][62] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Nitin Kumar 提问** 询问第三季度产量指引下降的原因 [49][50] **Thomas Jorden 回答** 主要是由于项目投产时间安排所致,并非对生产效率的担忧 [50][51] 问题2 **Arun Jayaram 提问** 询问3年产量展望中油田产量增长率提高的原因 [54][55] **Thomas Jorden 回答** 主要是由于2023年井效超预期所致,暂无重新分配资本的计划 [55][57] 问题3 **Doug Leggate 提问** 询问马塞勒斯地区未来投资计划 [72][73][74] **Shannon Young 回答** 如果维持目前2个钻机和1个压裂车队的活动水平,马塞勒斯地区年资本支出可降低2亿美元,同时产量可保持相对平稳 [73][74]

产量和支出 - 公司2023年总产量指导为620-650 mboed，实际产量为665 mboed[6] - 公司2023年资本支出指导为5.1-5.7亿美元，实际支出为5.37亿美元[6] - 公司2023年自由现金流为1.2亿美元，目标是将50%以上的现金流返回给股东[10] - 自由现金流为556百万美元[31] 股东回报和财务灵活性 - 公司已经完成了12.5亿美元的股票回购计划，减少了近30%的债务[10] - 公司承诺将继续通过股息和股票回购向股东返还价值[10] - Coterra公司的财务灵活性优先，具有保守的净杠杆和充足的流动性，债务到期结构良好[11] - Coterra公司拥有大量现金储备和未使用的授信额度，保守的债务余额，低利率和长期到期日[11] 资产和运营 - 公司拥有高质量的资产组合，包括马塞卢斯页岩、安纳德科盆地和Permian盆地，致力于通过优化井设计和运营来最大化资本效率[5] - Coterra公司的Permian资产主要集中在Wolfcamp和Bone Spring项目，通过集中开发区域和减少钻井和完井服务的动员时间来提高资本效率[15] - Coterra公司的长水平Wolfcamp井表现优异，产量比例较高[16] - Coterra公司的Marcellus资产在Susquehanna County地区具有重要的上部Marcellus产能，2023年预计运营前景良好[17] 市场和展望 - Coterra公司2023年预计天然气销售市场主要集中在Marcellus和Permian地区，油销售市场主要集中在Cushing和Midland地区[12] - 长期来看，美国天然气需求增长将推动供应增长，需要来自主要美国天然气盆地的供应增长[13] - 预计上马塞勒斯项目的平均侧向长度为7,500英尺至8,700英尺，平均井距约为800英尺至1,000英尺[18] 环保和可持续发展 - 预计2023年底将有16台中游电动压缩机投入使用，有望每年节省近30万公吨二氧化碳排放[21] - 预计到2027年，公司将电气化超过75%的中游压缩机马力[22]

产量数据变化 - 2023年上半年等效产量从2022年的1.142亿桶油当量增至1.177亿桶油当量，增幅350万桶油当量；天然气产量从5103亿立方英尺增至5124亿立方英尺，增幅21亿立方英尺；石油产量从1550万桶增至1700万桶，增幅150万桶；NGL产量从1360万桶增至1520万桶，增幅160万桶[38][39][40][41] 产品价格变化 - 2023年上半年平均实现天然气价格为每千立方英尺2.81美元，较上年同期的4.66美元低1.85美元；平均实现石油价格为每桶73.11美元，较上年同期的84.76美元低11.65美元；平均实现NGL价格为每桶20.11美元，较上年同期的38.55美元低18.44美元[42][43][44] 资本支出情况 - 2023年上半年钻探、完井和其他固定资产的总资本支出为11亿美元，高于上年同期的7.94亿美元[45] - 2023年全年资本计划预计约为20亿至22亿美元，预计用运营现金流为这些资本支出提供资金[52] - 2023年上半年资本和勘探支出为11.2亿美元，2022年为8.11亿美元，预计2023年全年资本支出约为20 - 22亿美元[57] 钻井与投产情况 - 2023年上半年钻了125口总井（82.3口净井），成功率100%；投产131口总井（87.3口净井），而2022年同期为105口总井（57.0口净井）[46] - 2023年预计投产152至165口总净井，约48%的钻探和完井资本预计投资于二叠纪盆地，43%投资于马塞勒斯页岩，其余投资于阿纳达科盆地[52][53] 钻机数量变化 - 2023年上半年二叠纪盆地、马塞勒斯页岩和阿纳达科盆地的平均钻机数量分别约为6.0、3.0和1.5台，2022年同期分别约为6.3、2.8和1.7台[46] 股息政策调整 - 公司将季度基础股息从2022年的每股0.15美元提高到每股0.20美元[47] - 2023年2月董事会批准将基础季度股息从每股0.15美元提高到0.20美元，2023年上半年总股息为5.91亿美元，2022年为9.39亿美元[57] 股票回购情况 - 2023年上半年实施了20亿美元的新股票回购计划，回购了1300万股，花费3.28亿美元；2022年上半年根据之前的股票回购计划回购了2000万股，花费5.13亿美元[48] - 2023年2月董事会批准最高20亿美元的股票回购计划，2023年上半年回购1300万股，花费3.28亿美元；2022年上半年回购2000万股，花费5.13亿美元[56][57] 资金与债务状况 - 截至2023年6月30日，公司循环信贷协议下无未偿还借款，未使用承诺为15亿美元，手头有不受限制的现金8.41亿美元；2023年6月30日和2022年12月31日，营运资金盈余分别为6.99亿美元和10亿美元[54] - 截至2023年6月30日，公司债务为21.71亿美元，股东权益为126.59亿美元，总资本为148.3亿美元，资产负债率为15%[56] - 截至2023年6月30日，公司总债务为22亿美元（本金21亿美元），所有未偿债务基于固定利率，无重大市场利率变动风险，且循环信贷协议无未偿借款[96] - 2023年6月30日，长期债务账面价值为21.71亿美元，公允价值为19.62亿美元；2022年12月31日，长期债务账面价值为21.81亿美元，公允价值为19.55亿美元[97] 现金流情况 - 2023年上半年经营活动现金流为21.4亿美元，较2022年同期减少6100万美元；投资活动现金流为-10.48亿美元，较2022年同期增加3.07亿美元；融资活动现金流为-9.25亿美元，较2022年同期减少5.12亿美元[55] 运营收入情况 - 2023年第二季度运营收入为11.85亿美元，较2022年同期的25.72亿美元减少13.87亿美元，降幅54%，其中天然气、石油、NGL收入分别下降70%、29%、54%[60] - 天然气收入减少10.32亿美元，主要因价格下降71%，部分被产量增长4%抵消；石油收入减少2.5亿美元，因价格下降34%，部分被产量增长9%抵消；NGL收入减少1.51亿美元，因价格下降57%，部分被产量增长7%抵消[61][62][63] - 2023年上半年营业收入减少12.89亿美元，天然气、石油和NGL收入分别减少13.21亿、3.34亿和2.19亿美元[74] 衍生品工具情况 - 2023年第二季度衍生品工具净亏损1200万美元，较2022年同期的6600万美元亏损有所收窄[60] - 截至2023年6月30日，天然气衍生品方面，Waha气领协议和NYMEX领协议估计价值8600万美元；石油衍生品方面，WTI油领协议和WTI米德兰油基差互换估计价值200万美元[94] - 2023年上半年，天然气领协议覆盖992亿立方英尺，占天然气产量的20%，加权平均价格为每百万英热单位4.53美元；油领协议覆盖360万桶，占石油产量的26%，加权平均价格为每桶68.74美元；油基差互换覆盖360万桶，占石油产量的26%，加权平均价格为每桶0.72美元[94] 运营成本和费用情况 - 2023年第二季度运营成本和费用为9.09亿美元，较2022年同期的9.6亿美元减少5100万美元，降幅5%[64] - 直接运营费用增加1400万美元，主要因产量增加和成本上升；运输、加工和收集成本增加2000万美元，因产量增加和运输费率上升[64][65][66] - 2023年上半年运营成本和费用减少2800万美元，直接运营费用增加4800万美元，运输、加工和收集成本增加2300万美元[78] 税项情况 - 2023年第二季度所得税以外的税项减少3500万美元，生产税占比最大，主要因油气和NGL收入降低[67] - 2023年第二季度所得税费用减少2.98亿美元，有效税率从22.6%降至22.5%[73] - 2023年上半年所得税以外的税项减少2500万美元，生产税减少4200万美元，从价税增加1800万美元[80] - 2023年上半年所得税费用为2.56亿美元，较2022年的5.29亿美元减少2.73亿美元，因税前收入降低，联邦和州综合实际所得税税率为22.4% [86] 折旧、损耗和摊销费用情况 - 2023年第二季度折旧、损耗和摊销费用减少1900万美元，损耗费用因等效产量增加5%而增加600万美元[68] - 2023年上半年折旧、损耗和摊销（DD&A）费用为7.64亿美元，较2022年的7.74亿美元减少1000万美元，其中损耗费用增加400万美元，未探明资产摊销减少1500万美元[81] - 损耗费用增加400万美元主要因产量增加，部分被损耗率2%的下降抵消[81] 一般及行政费用情况 - 2023年第二季度一般及行政费用减少2900万美元，不包括基于股票的薪酬和合并相关费用减少400万美元[69] - 2023年第二季度基于股票的薪酬费用减少1400万美元，合并相关费用减少1100万美元[70] - 2023年上半年一般及行政费用（G&A）为1.34亿美元，较2022年的1.94亿美元减少6000万美元，其中一般行政费用减少500万美元，股票薪酬费用减少2100万美元，合并相关费用减少3400万美元[82] - 合并相关费用减少3400万美元主要因员工相关遣散和终止福利降低，以及2022年发生600万美元交易相关成本[83] 利息费用与收入情况 - 2023年第二季度利息费用减少600万美元，债务溢价摊销减少200万美元[71] - 2023年第二季度利息收入增加900万美元，因现金余额增加且利率提高[72] - 2023年上半年利息费用为3300万美元，较2022年的4300万美元减少1000万美元，主要因2022年偿还部分高级票据[84] - 2023年上半年利息收入增加2100万美元，因现金余额增加及利率提高[85] 财务报告与内部控制情况 - 截至2023年6月30日，公司管理层评估认为披露控制和程序有效[97] - 2023年第二季度，公司财务报告内部控制无重大变化[97] 违规通知情况 - 公司收到的违规通知若导致罚款或处罚，单个或合计金额可能超30万美元[99] - 2023年6月，公司收到美国环保署违规通知，7月美国司法部称该通知将进入民事执法程序[99] - 公司认为违规通知相关事项不会对财务状况、经营成果和现金流产生重大影响[99]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度净收入6.77亿美元，可自由支配现金流10.39亿美元，应计资本支出5.69亿美元，自由现金流5.56亿美元 [24] - 天然气和石油价格分别较2022年第一季度下跌30%和19%，但可自由支配现金流仅同比下降16% [24] - 第一季度实现现金对冲收益1亿美元，而2022年第一季度亏损1.72亿美元 [25] - 重申将50%以上的自由现金流返还给股东的年度承诺，第一季度已回购1100万股，价值2.68亿美元，共返还了76%的自由现金流 [10][26] - 公司重申2023年资本支出估计为20 - 22亿美元，提高全年石油产量指导1%，至8.7 - 9.3万桶/日 [50] 各条业务线数据和关键指标变化 石油和NGL业务 - 公司石油和NGL产量增加，推动液体产量占比同比增长3%，达到28%，预计2023年超过55%的收入将来自石油和NGL销售 [8] 天然气业务 - 第一季度天然气产量为27.6亿立方英尺/日，达到指导上限 [25] 各盆地业务 - 二叠纪盆地：预计全年继续运行6台钻机，在2 - 3个压裂机组之间切换，由于周期时间改善，预计2023年末将新增5口井 [51] - 阿纳达科盆地：原计划2023年末投产的井推迟到2024年，使2023年投产井数量从10 - 15口降至7口，计划在2023年剩余时间内维持1 - 2台钻机 [11] - 马塞勒斯盆地：本月完成一项开发后，计划减少一个压裂机组，夏季将钻机数量从3台降至2台，若维持该水平，未来资本支出将显著减少，且能保持产量平稳 [6][27] 各个市场数据和关键指标变化 - 截至昨日收盘，12个月NYMEX天然气期货价格跌至2.90美元/百万英热单位，12个月WTI原油价格为67美元/桶，而两个季度前，2023年的石油期货价格为83美元，天然气期货价格为5.30美元 [19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划优先进行战略回购，而非可变股息，目前20亿美元的回购授权中还有超过17亿美元未使用 [10] - 若维持当前活动水平至2025年，马塞勒斯的未来资本支出将显著减少，同时保持产量平稳，公司可将活动重新导向二叠纪和阿纳达科盆地，这两个盆地有提供高回报的机会 [6] - 公司将依靠多种技术来检测、测量和减少甲烷排放，在创新设计和设施改造方面保持领先地位，并与竞争对手合作解决行业挑战 [7] - 公司在并购方面将保持谨慎，会寻找能为股东增加价值、提升运营机会的交易，目前市场上很多资产已过产量高峰期且库存有限，不符合公司要求 [71][99] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 市场对严重衰退的担忧加剧，且银行业挑战不断，但公司有应对波动和不确定性的经验 [4] - 服务成本似乎已见顶并略有下降，但公司仍将致力于提高运营效率、优化项目架构和应用一流技术以创造价值 [5] - 尽管大宗商品面临逆风，但公司前景依然强劲，凭借持续的强劲执行，有望实现或超越2023年目标 [12] - 从长期来看，公司对天然气市场持乐观态度，但未来一年会保持谨慎，计划维持天然气产量稳定 [38] 其他重要信息 - 公司计划今年晚些时候发布2023年可持续发展报告，并与供应商合作改进甲烷监测技术 [22] - 公司宣布每股0.20美元的基础股息，是行业中股息率较高的公司之一，管理层和董事会致力于每年负责任地提高基础股息 [49] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 马塞勒斯地区维持2台钻机和1个压裂机组能否保持产量平稳，以及资本支出会降低多少？ - 公司认为维持该水平能保持天然气产量平稳，未来几年马塞勒斯的资本支出可能比目前低数亿美元 [30][31][55] 问题2: 如何在未来三年最大化自由现金流，以及对油气套期保值的看法？ - 公司可从马塞勒斯项目中释放一些资本，重新部署到液体含量更高的机会中，以最大化未来几年的现金流；在套期保值方面，目前不会过度依赖，会关注曲线更远端的差异，更开放地考虑套期保值策略 [37][39][40] 问题3: 目前领先定价情况如何，以及如何应对？ - 市场价格整体有所下降，管材价格已回落，预计若全部实现，可能影响项目每英尺成本15 - 20美元；钻机方面，大部分长期合同将在第二季度到期，目前正在与相关方协商，已看到一些通缩迹象 [43][44] 问题4: 重新谈判合同对资本预算的影响是在2023年下半年还是2024年？ - 预计会影响2023年下半年，并为2024年设定一个运行率 [64] 问题5: 马塞勒斯地区增产时，管道、钻机和压裂机组是否存在潜在限制？ - 管道方面可能会有更高的成本；钻机和压裂机组方面，只要提前规划，能够获得所需资源 [48][69] 问题6: 能否维持今年中期70%以上的现金返还水平？ - 公司重申将返还50%以上的自由现金流，对该框架感到满意，有能力保持灵活性，会继续在回购方面保持纪律性 [56][57][58] 问题7: 能否讨论在新墨西哥州特拉华地区整合土地的机会？ - 新墨西哥州的土地所有权复杂，市场上的资产价格较高，公司在并购方面会非常谨慎 [70][71] 问题8: 哈基地区的活动是否增加，其表现如何，以及在当前大宗商品环境下的考虑？ - 哈基地区是盆地中最好的着陆区之一，公司在该地区非常活跃，其表现因位置而异，在很多位置与沃尔夫坎普地区竞争良好，公司将继续推进该地区的项目 [75][76][93] 问题9: 上调石油产量指导的准确性和意图，以及对全年的预期？ - 公司上调指导是基于目前石油资产的良好表现，希望如实反映情况，也期待有更多的上行惊喜 [81][83][97] 问题10: 马塞勒斯上区的 delineation 工作对库存数量的影响？ - 目前的库存数量是基于当前的土地面积和间距模型，公司正在马塞勒斯地区重新租赁土地以填补面积空白 [86] 问题11: 二叠纪地区的钻机将集中在哪些区域，以及气油比与去年相比是否有显著变化？ - 今年钻机主要集中在卡尔弗森地区，埃迪地区占比较低，莱克县仍很活跃，气油比会因项目性质和许可情况而波动 [91] 问题12: 未来几年马塞勒斯上区和下区的平均水平井长度如何考虑？ - 上区的平均水平井长度将在10000 - 15000英尺之间，更接近下限，整体马塞勒斯项目的平均水平井长度是上区和下区混合的结果，随着下区的开发，水平井长度会更短 [95]

业绩总结 - 2022年总净收入为40.65亿美元，较2021年的11.58亿美元增长了250.9%[97] - 2022年EBITDAX为67.30亿美元，较2021年的32.47亿美元增长了107.5%[97] - 2022年公司现金流来自运营（CFFO）为55亿美元，自由现金流（FCF）为39亿美元，受益于强劲的商品价格[138] - 2023年第一季度的经营活动现金流为14.94亿美元，较2022年的14.84亿美元增长了0.7%[95] - 2023年第一季度的自由现金流为5.56亿美元，较2022年的8.92亿美元下降了37.7%[95] 用户数据 - 2023年第一季度总产量为635 mboed，较指导值610-625 mboed超出3%[87] - 2023年第一季度的天然气产量为2,757 mmcfd，较指导值2,650-2,750 mmcfd超出2%[87] - Anadarko盆地的净面积约为182,000英亩，日产量为60 mboepd，其中46%为液体[131] - Marcellus页岩的净面积约为183,000英亩，日产量为2.1 bcfd[131] - Permian盆地的净面积约为307,000英亩，日产量为220 mboed，其中68%为液体[131] 未来展望 - 2023年预计资本支出中点为21亿美元，同比增长20%[17] - 2023年预计自由现金流（FCF）将超过10亿美元，目标是将50%以上的FCF用于回购股票[16] - 2023年预计油气生产的复合年增长率（CAGR）为0-5%[8] - 2023年天然气出口预计将达到24亿立方英尺/天，较2022年增长约5%[2] - 2023年预计自由现金流为16亿美元，计划至少返还50%的自由现金流给股东[113] 新产品和新技术研发 - 预计Carel Elder项目将于2021年8月上线，净井数为4.9口，预计PVI10为2.2倍[61] - 预计2023年将上线7口净井，运行1-2台钻机[62] - 预计2023年将退出时拥有16台中游电动压缩机，年可减少近30万吨CO2e的排放[69] - 2023年目标温室气体排放强度为5.15 MT CO2e/MBoe[68] - 预计2023年将退出时拥有9个集中式火炬，较2022年的2个增加[78] 资本结构与股东回报 - 2022年公司减少了近30%的债务，净债务为12.03亿美元[101] - 2023年第一季度的净债务与TTM EBITDAX比率为1.4倍[100] - 2022年公司完成了12.5亿美元的股票回购计划，时间不到一年[111] - 2022年公司向股东返还的自由现金流的82%用于分红和股票回购[111] - 公司计划通过股息和回购向股东返还32亿美元，约占2023年2月15日市值的16%[136]

产量数据变化 - NGL产量从2022年的650万桶增加到2023年的750万桶，增长了100万桶[119] - 等效产量从2022年的5670万桶油当量增加到2023年的5720万桶油当量，增长了50万桶油当量[142] - 2023年第一季度天然气产量从2022年的2564亿立方英尺降至248.1亿立方英尺，日均产量从2850百万立方英尺降至2757百万立方英尺，降幅83亿立方英尺[169] - 2023年第一季度石油产量750万桶，2022年同期产量650万桶，产量增加100万桶（15%）[221] 价格数据变化 - 平均实现天然气价格为每千立方英尺3.72美元，比上一年同期的每千立方英尺4.17美元低0.45美元[143] - 平均实现NGL价格为每桶23.66美元，比上一年同期的每桶37.87美元低14.21美元[144] - 2023年第一季度平均实现油价为每桶74.09美元，较上年同期的每桶76.15美元低2.06美元[170] 债务相关数据 - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，长期债务账面价值分别为21.76亿美元和21.81亿美元，估计公允价值分别为19.85亿美元和19.55亿美元[122] - 截至2023年3月31日，公司总债务22亿美元，本金21亿美元，所有未偿债务基于固定利率，无重大市场利率变动风险；循环信贷协议无未偿借款，无相关利率风险[264] - 2023年3月31日，长期债务账面价值21.76亿美元，估计公允价值19.85亿美元；2022年12月31日，长期债务账面价值21.81亿美元，估计公允价值19.55亿美元[246] 应收账款数据 - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，客户合同应收账款分别为6.28亿美元和11亿美元[131] 股息政策调整 - 2023年2月，公司董事会批准将基础季度股息从每股0.15美元提高到每股0.20美元[132] - 2023年2月，董事会批准将基础季度股息从每股0.15美元提高至0.20美元[189] 股权奖励计划 - 2023年5月4日，公司股东批准2023年股权奖励计划，可发行2295万股普通股，计划于2033年2月21日到期[135] 钻探情况 - 2023年第一季度钻探65口总井（39.9口净井），成功率100%；2022年同期钻探54口总井（41.4口净井），成功率100%[145] 营运资金情况 - 2023年3月31日和2022年12月31日，公司营运资金盈余分别为7.96亿美元和10亿美元[154] 资本支出情况 - 2023年第一季度总资本支出为5.69亿美元，高于上年同期的3.26亿美元[171] - 2023年资本计划预计为20 - 22亿美元，预计在三个运营区域投产152 - 165口净井，约49%的钻完井资本将投入二叠纪盆地，44%投入马塞勒斯页岩，其余投入阿纳达科盆地[179] 现金及现金流情况 - 截至2023年3月31日，循环信贷协议无未偿还借款，未使用承诺额度为15亿美元，手头无限制现金为9.73亿美元[183] - 2023年第一季度经营活动提供现金流14.94亿美元，投资活动使用现金流4.79亿美元，融资活动使用现金流7.15亿美元，现金及等价物和受限现金净增加3亿美元；2022年同期分别为13.22亿美元、2.69亿美元、6.42亿美元和4.11亿美元[185] - 2023年第一季度融资活动使用的现金流较2022年同期增加7300万美元，主要因股票回购增加8400万美元，部分被股息支付减少2000万美元抵消[211] 收入情况 - 石油收入减少8400万美元，主要因油价下跌，但产量增加部分抵消了这一影响[196] - 2023年第一季度总运营收入为17.77亿美元，较2022年同期的16.79亿美元增长6%，其中天然气收入8.22亿美元，同比减少2.89亿美元（26%）；石油收入6.15亿美元，同比减少0.84亿美元（12%）；NGL收入1.77亿美元，同比减少0.68亿美元（28%）；衍生品工具收益1.38亿美元，同比增加5.29亿美元（135%）；其他收入0.25亿美元，同比增加0.01亿美元（67%）[217] - 天然气收入减少主要因价格降低和产量略降，产量降低主要是马塞勒斯页岩地区产量下降，二叠纪和阿纳达科盆地产量有适度增加部分抵消了下降[219] - NGL收入减少0.68亿美元主要因价格降低，但产量增加，产量增加主要与二叠纪盆地产量提高有关[221] 运营费用情况 - 2023年第一季度运营费用为9.05亿美元，较2022年同期的8.82亿美元增长3%，其中直接运营费用1.34亿美元，同比增加0.34亿美元（34%）；运输、加工和收集费用2.36亿美元，同比增加0.03亿美元（1%）；非所得税费用0.86亿美元，同比增加0.1亿美元（13%）；勘探费用0.04亿美元，同比减少0.02亿美元（33%）；折旧、损耗和摊销费用3.69亿美元，同比增加0.09亿美元（3%）；一般和行政费用0.76亿美元，同比减少0.31亿美元（29%）[224] - 直接运营费用中，租赁运营费用1.06亿美元，同比增加0.24亿美元（29%）；修井费用0.28亿美元，同比增加0.1亿美元（56%），主要因二叠纪盆地和马塞勒斯页岩地区维护项目修井活动增加，分别增加0.05亿美元和0.04亿美元[225] - 一般和行政费用减少0.31亿美元，其中股票薪酬费用减少0.07亿美元，合并相关费用减少0.24亿美元，合并相关费用减少主要是员工相关遣散和终止福利减少0.17亿美元以及交易相关成本减少0.07亿美元[231] 利息及所得税费用情况 - 利息费用2023年第一季度为1700万美元，较2022年同期的2100万美元减少400万美元，其中利息支出减少1000万美元，债务溢价摊销增加600万美元[233] - 所得税费用增加2500万美元，原因是税前收入增加以及有效税率略有提高，有效税率提高是由于2023年和2022年第一季度记录的非经常性离散项目存在差异[235] 风险提示 - 报告包含前瞻性陈述，实际结果可能与预期有重大差异，风险包括公共卫生危机、合并业务整合风险、成本节约和协同效应实现风险、资金流动性、市场因素、通胀、劳动力短缺、经济破坏、地缘政治干扰、未来钻探和营销活动结果、立法和监管举措、安全漏洞等[236] 期权及互换交易情况 - 截至2023年3月31日，Waha天然气领口期权估计价值4800万美元，二、三、四季度交易量分别为8190000MMBtu、8280000MMBtu、8280000MMBtu，加权平均底价3.03美元/MMBtu，加权平均顶价5.39美元/MMBtu[241] - 截至2023年3月31日，NYMEX领口期权估计价值1.33亿美元，二、三、四季度交易量分别为31850000MMBtu、32200000MMBtu、29150000MMBtu，加权平均底价分别为4.07美元/MMBtu、4.07美元/MMBtu、4.03美元/MMBtu，加权平均顶价分别为6.78美元/MMBtu、6.78美元/MMBtu、6.61美元/MMBtu[241] - 2023年二季度，WTI石油领口期权交易量1365MBbl，加权平均底价70美元/Bbl，加权平均顶价116.03美元/Bbl；WTI米德兰石油基差互换交易量1365MBbl，加权平均差价0.63美元/Bbl[241] - 2023年二、三、四季度，WTI石油领口期权交易量分别为910MBbl、920MBbl、920MBbl，加权平均底价65美元/Bbl，加权平均顶价89.66美元/Bbl；WTI米德兰石油基差互换交易量分别为910MBbl、920MBbl、920MBbl，加权平均差价1.01美元/Bbl[243] - 2023年第一季度，底价65 - 80美元/Bbl、顶价113.05 - 118.30美元/Bbl的石油领口期权覆盖140万桶石油产量，占比16%，加权平均价格70美元/Bbl；石油基差互换覆盖140万桶石油产量，占比16%，加权平均价格0.63美元/Bbl[244] - 2023年第一季度，底价3 - 7.5美元/MMBtu、顶价4.55 - 13.08美元/MMBtu的天然气领口期权覆盖603亿立方英尺天然气产量，占比24%，加权平均价格4.97美元/MMBtu[262] 公司控制程序及违规风险 - 公司管理层评估认为，截至2023年3月31日，公司的披露控制和程序有效[267] - 公司收到的违规通知若导致罚款或处罚，可能产生超过30万美元的货币制裁[268] 股票回购情况 - 2023年第一季度回购1100万股股票，花费2.68亿美元；2022年同期回购800万股，花费1.92亿美元[173]

公司合并与更名 - 2021年10月1日公司完成与Cimarex的合并交易，向Cimarex股东发行约4.082亿股普通股，同时公司更名为Coterra Energy Inc.，Cimarex股东每股可换4.0146股公司普通股[33] 股东回报 - 公司将年度基础股息提高至每股0.80美元，2021年10月1日至2023年2月约向股东返还32亿美元，2022年返还每股4.06美元，承诺将50%或更多自由现金流返还股东[34] - 2022年公司回购4800万股普通股，花费12.5亿美元，2023年2月批准最高20亿美元的新回购计划[34] 债务与现金状况 - 2022年公司偿还8.74亿美元未偿债务，2022年末现金余额6.73亿美元，循环信贷额度有15亿美元未使用[35] 资本计划与产量目标 - 2023年资本计划预计为20 - 22亿美元，预计全年投产150 - 175口净井，49%的钻完井资本投入二叠纪盆地，44%投入马塞勒斯页岩[38] - 2023 - 2027年天然气预计产量分别为644 Bcf、601 Bcf、577 Bcf、572 Bcf、549 Bcf[45] 各业务线资产与产量数据 - 公司二叠纪盆地资产约30.7万净英亩，2022年净产量21.1万桶油当量/日，占总产量33%，截至2022年底有1056.3口净井，约88%由公司运营[40] - 截至2022年12月31日，公司在马塞勒斯页岩持有约18.3万净英亩土地，2022年净产量为36.7万桶油当量/日，占全年总产量的58%，共有1024.2口净井，约99%由公司运营[87] - 2022年阿纳达科盆地净产量为5.5万桶油当量/日，占全年总当量产量的9%[88] - 截至2022年12月31日，阿纳达科盆地共有511.4口净井，约60%由公司运营[88] - 截至2022年12月31日，迪莫克油田约占公司总探明储量的62%[98] - 2022年石油产量3192.6万桶，天然气产量10240亿立方英尺，NGL产量2869.7万桶，当量产量23.1342万桶油当量[100] 各业务线投资与钻机情况 - 2022年公司将31%的运营现金流投入钻井计划，2023年预计投入约50%[59] - 2022年公司在二叠纪盆地投资7.91亿美元，年底有6台钻机作业，计划2023年底仍保持6台[62] - 2022年公司在马塞勒斯页岩投资8.13亿美元，年底有2台钻机作业，计划2023年底仍保持2台[63] - 2022年公司在阿纳达科盆地投资1.21亿美元，年底有1台钻机作业，多井计划预计持续到2023年年中[64] 套期保值情况 - 2022年天然气领口期权覆盖245.8 Bcf（占24%），加权平均价格4.94美元/百万英热单位；天然气互换覆盖14.9 Bcf（占1%），加权平均价格2.26美元/百万英热单位[46] - 2022年，价格区间在35 - 90美元/桶的石油领口期权覆盖970万桶（31%）石油产量，加权平均价格为55美元/桶；石油基差互换覆盖870万桶（27%），加权平均价格为0.3美元/桶；石油展期价差互换覆盖270万桶（9%），加权平均价格为 - 0.02美元/桶[70] - 2023年各季度，瓦哈天然气领口期权交易量分别为810万、819万、828万、828万MMBtu，加权平均底价3.03美元/MMBtu，加权平均顶价5.39美元/MMBtu；纽约商品交易所领口期权交易量分别为5400万、3185万、3220万、2915万MMBtu，加权平均底价分别为5.12、4.07、4.07、4.03美元/MMBtu，加权平均顶价分别为9.34、6.78、6.78、6.61美元/MMBtu[71] - 2023年第一季度WTI石油领口期权交易量为135万桶，加权平均底价为70美元/桶，加权平均上限为116.03美元/桶[96] 储量数据 - 2022年已探明石油开发储量为16.8649百万桶，未开发储量为7.1107百万桶；已探明天然气开发储量为8543亿立方英尺，未开发储量为2630亿立方英尺；已探明天然气液开发储量为22.4706百万桶，未开发储量为7.2059百万桶[73] - 截至2022年12月31日，开发生产井毛井数为284口，净井数为173.9口；开发干井毛井数为1口，净井数为0.7口；收购井2021年毛井数为7266口，净井数为1715.3口[80] - 截至2022年12月31日，公司运营的毛井和净井占比分别为49%和87%[79] - 截至2022年12月31日，天然气井总数为3268口（净1800.2口），油井总数为2421口（净793.1口）[104] - 开发井钻井中（毛）43口，（净）28口；已钻但未完成（毛）99口，（净）63.1口[106] - 2023 - 2025年二叠纪盆地、马塞勒斯页岩、阿纳达科盆地和其他地区净未开发土地到期面积分别为10559英亩、2944英亩和2205英亩[103] - 2022年12月31日，公司总探明储量同比下降约17%[173] 销售价格与成本 - 2022年石油平均销售价格（不含衍生品结算）为94.47美元/桶，天然气为5.34美元/千立方英尺，NGL为33.58美元/桶[100] - 2022年平均生产成本为1.84美元/桶油当量[100] 管道运输费率指数 - 2016年7月1日起五年内，原油和NGLs州际管道运输费率指数为成品生产者价格指数加1.23%；2021年7月1日起五年内，该指数为成品生产者价格指数加0.78%[114] 环境法规与目标 - 美国设定到2030年将温室气体净排放量较2005年水平减少50 - 52%的目标[127] - 公司运营受环境法规约束，不遵守可能面临处罚、补救要求和禁令等[115] - 公司可能需对过去拥有或租赁物业的废物处理和污染进行清理[116] - 公司可能因CERCLA对危险物质清理费用负责[117] - 公司运营区域有濒危物种，可能增加成本并限制钻探活动[118] - 公司认为基本遵守《清洁水法》及相关法规[121] - 公司部分油气设施空气许可因EPA规则变得复杂、成本增加且耗时更长[122] - 2016年12月EPA与环保组织达成同意令，2019年4月EPA决定当时无需修订相关法规[147] - 2021年6月FWS提议将小草原松鸡两个种群列为濒危或受威胁物种，2022年11月最终确定[150] - 2020年12月FWS提议将胡椒鲈列为濒危物种，2022年2月最终确定，公司在相关区域运营或受影响[151] - 2012年EPA修订油气行业NSPS和NESHAP，2016 - 2022年有多次规则更新和修订[154] - 2016年12月EPA发布水力压裂对饮用水和地下水潜在环境影响的最终报告[156] - 2016年6月EPA发布页岩气作业废水预处理标准[157] - 2009年12月EPA认定温室气体排放危害公共健康和环境并制定相关法规[158] - 2022年《降低通胀法案》设立甲烷排放减少计划，可能使公司未来支出大量资金[159] 公司运营与管理 - 公司在丹佛的办公室将于2023年关闭，塔尔萨办公室将专注于阿纳达科盆地运营管理[130] - 2022年两个客户分别占公司总销售额的13%和11%，2021年无客户占比超10%[137] - 2005年法案将违反NGA和NGPA及FERC相关规定的最高罚款提高至每天每违规行为100万美元，当前最高罚款超此金额[139] 员工情况 - 截至2022年12月31日，公司总员工数为981人，其中283人位于休斯顿和丹佛的总部及办公室，330人位于米德兰、塔尔萨和匹兹堡的地区办公室，368人在生产现场，132人因整合和过渡计划将离职；606人为 salaried，375人为 hourly；子公司GDS有244名员工，其中16人为 salaried，228人为 hourly[186] - 公司通过内部推荐、网站和在线平台招聘、招聘服务、参加招聘会等方式招聘外部人才，还有成熟的实习计划[163] - 公司薪酬和福利包括有竞争力的基本工资、退休福利、学费报销、奖学金计划和慈善捐款匹配计划等[164] 储量评估与减值 - 公司根据SEC要求，基于12个月平均指数价格和成本估算探明储量的未来净现金流，使用10%的折现率[174] - 公司按油田评估油气资产减值，若未来未折现预期现金流低于资产账面价值，将资本化成本减至公允价值[175] 业务计划 - 公司2023年业务计划考虑将资本和资源分配到井开发、储量收购、勘探活动等方面[178] 行业影响因素 - 美国2021年基础设施和投资就业法案及未来促进电动汽车发展的法律可能影响公司产品需求；多个州和地区有减少温室气体排放的措施[183] 安全与合规 - 公司遵守美国联邦职业安全与健康法案及类似州法律，需组织和披露危险材料信息[185] - 公司安全计划强调个人安全，有停工授权计划，所有员工被指定为关键基础设施工作者，自疫情爆发以来现场运营未中断[190] 文档内容页码 - 文档中业务与资产相关内容在第6页[2] - 风险因素相关内容在第24页[2] - 未解决的员工意见相关内容在第35页[2] - 法律诉讼、矿山安全披露及高管信息相关内容在第35页[2] - 公司普通股市场等相关内容在第36页[2] - 管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析相关内容在第39页[2] - 市场风险的定量和定性披露相关内容在第53页[2] - 财务报表及补充数据相关内容在第56页[2] - 与会计师在会计和财务披露方面的变更和分歧等相关内容在第105页[2] - 董事、高管及公司治理等相关内容在第106页[2]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第四季度，公司净收入10亿美元，可自由支配现金流14亿美元，应计资本支出4.83亿美元，自由现金流8.92亿美元 [21] - 2022年全年，公司产生近40亿美元自由现金流，通过股息向股东返还近20亿美元现金，回购12.5亿美元Coterra股票，并偿还8.74亿美元长期债务 [146] - 2022年，公司返还85%的自由现金流，其中50%以基础和可变股息形式，35%以股票回购形式，总计向股东返还32亿美元，占近期市值的18% [23] - 2022年底，公司现金为6.73亿美元，净杠杆率为0.2倍，剩余四笔可管理的债务，到期日从2024年到2029年 [23] - 公司将年度基础股息提高33%至每股0.80美元 [24] - 2023年公司资本预计为20亿 - 22亿美元，该估计包括比2022年资本支出约10%的成本通胀 [167] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2022年第四季度，总投产井共46口净井，符合预期 [22] - 2022年第四季度，总生产 volumes平均每天63.2万桶油当量，天然气 volumes平均每天27.8亿立方英尺，石油为90700桶，石油产量比指导上限高2%，天然气达到指导上限 [45] - 2022年全年，总产量达到2月指导的上限，石油比指导上限高2%，天然气比中点高2%，全年上线净井比原指导低3%，应计资本支出比原指导高16%，总计17.4亿美元，主要受服务成本通胀影响 [46] - 2023年滚动作业预计相对稳定，二叠纪有5 - 6台钻机，马塞勒斯有2 - 3台钻机，阿纳达科有两个项目，压裂活动同比将增长31%，公司平均水平井段长度预计同比增加约10% [26] - 2023年，公司计划将40% - 50%的马塞勒斯项目资金用于进一步划定上马塞勒斯区间，高于2022年末讨论的30% - 40%的初步目标 [162] 各个市场数据和关键指标变化 - 自2022年夏季以来，2023年天然气价格从年均6美元降至近期的3美元，近月价格接近2.16美元 [27] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司维持将至少50%的自由现金流以基础股息、回购和可变股息的形式返还给股东的承诺，但调整现金返还策略，优先考虑股票回购而非可变股息 [7][25] - 公司宣布20亿美元的股票回购计划，根据当前展望，可在未来18 - 24个月内执行 [17] - 公司有一个为期三年的计划，每年平均投资20亿 - 21亿美元，实现油当量和天然气年均0% - 5%的增长，石油年均约5%的增长 [8] - 公司资本计划具有高度灵活性，可根据商品价格和成本进行调整，今年最多可削减10%的总资本，但会降低未来几年的增长轨迹 [9] - 公司认为在当前市场估值下，投资自身是收购市场中最好、最具增值性的机会之一 [7] - 公司计划在2023年适度增加阿纳达科盆地的活动，以推进一些优秀项目 [11] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为2023年的价格动态不同，但成功的关键仍然是专注于高质量库存的运营执行，以产生强劲回报和为股东带来超额回报 [29] - 公司对2023年的展望既谨慎又乐观，谨慎是由于通胀前景不明和天气对天然气业务的影响，乐观是因为在当前和预计的石油和天然气价格下，项目回报良好 [42] - 公司认为拥有强大的资产负债表和低成本供应的资产，使其能够在周期中自信地投资，多年度计划的灵活性使其能够控制可控因素并调整不可控因素 [43] 其他重要信息 - 公司在第四季度的石油和天然气产量均高于指导上限，这得益于全年的防寒措施，在12月的冬季风暴事件中停机时间很少 [5] - 公司保持行业内最低的排放强度之一，这得益于其在无罐设施实施、电气化、集中应急燃烧和建立更严格的检查节奏等方面的持续努力 [6] - 公司的马塞勒斯天然气资产具有行业最低的供应成本之一，在当前商品价格下，2023年马塞勒斯项目的预计回报出色 [19] - 公司已完成储备修订问题，年底数据没有新的意外情况 [44] - 公司企业盈亏平衡点（定义为支付基础股息后的自由现金流）为WTI 45美元和亨利枢纽2.25美元，2023年资本分配预计为二叠纪49%，马塞勒斯44%，其余用于阿纳达科 [48] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 2023年资本预算在维护模式下的金额及三年趋势 - 2023年预算代表三年增长计划，若进入维护模式，在当前成本结构下，未来三年每年将降至18亿 - 19亿美元 [30] 问题: 2023年马塞勒斯实现90%的NYMEX价格的原因及可持续性 - 一是随着NYMEX价格下跌，总基差降低；二是2023年有更多合同指向优质市场；三是部分投资组合有底价，在低价时发挥作用，这是营销团队的出色工作成果 [32] 问题: 自由现金流在股票回购、建立10亿美元现金和并购之间的分配优先级 - 优先考虑股票回购和增加基础股息，建立10亿美元现金是目标，会在满足50%返还承诺的同时平衡现金储备和回购，去年已远超50%的承诺 [35] 问题: 资本计划对宏观条件变化的灵活性及近期成本趋势 - 资本计划具有很大灵活性，部分服务按年度合同，部分按季度选择，可根据情况灵活调整；成本方面，市场似乎开始疲软，若活动下降，将争取降低成本 [37][54] 问题: 维持特拉华盆地井生产力的看法及哈基页岩的发展方案 - 2022年钻了一些出色项目提升了生产力，未来三年特拉华盆地生产力不会有显著变化，沃尔夫坎普和哈基页岩视为一个石油系统，两者之间的压力沟通不会降低整体井生产力 [76] 问题: 中期天然气价格及重新考虑资本分配的价格点 - 目前中期天然气价格为2.75美元，公司资产在该价格下表现良好，会根据油气比和回报差异灵活调整资本分配 [152] 问题: 三年计划中天然气增长在0% - 5%区间的决定因素 - 目前处于天然气观望期，2024年LNG出口将上线，长期看好天然气，上线后准备加速天然气资产开发；上马塞勒斯今年占总进尺的40%多，其每英尺生产力不如下马塞勒斯，但仍会继续开发 [60] 问题: 幻灯片7中库存范围的商品基准 - 公司通常在多个价格文件下运行库存，如在60美元/桶石油和3美元/百万英热单位天然气的长期价格下，75%的总库存将达到1.25 PVI10的门槛；在85美元/桶石油和4.25美元/百万英热单位天然气的长期价格下，91%的库存将达到该门槛 [81] 问题: 转向股票回购的投资者反馈 - 投资者反馈不一，同时考虑市场对可变股息的反应，认为股票回购不仅是市场上最好的收购机会，对长期股东也具有高度增值性，是2023年的正确决策 [66] 问题: 未来几年增产1亿桶/天的假设及原因 - 增产是今年额外资本投入的结果，公司看好特拉华资产，因油价因素，今年加大投入以获取回报 [119] 问题: 2023年资本支出高低端的影响因素及三年展望中支出下降的原因 - 2023年高端和低端主要受服务成本影响；三年展望中支出略降至20亿 - 21亿美元，主要是项目选择和资产组合的变化 [122] 问题: 今年是否会大幅增加股票回购而减少可变股息 - 公司优先考虑基础股息和股票回购，必要时用可变股息补充以达到最低门槛，目前认为股票有机会，倾向于加大股票回购 [154] 问题: 三年展望中上马塞勒斯井的占比 - 今年上马塞勒斯占比最高，未来两年预计占总项目的30% - 40% [127] 问题: 二叠纪项目8 - 10口井的最优性及驱动因素 - 这是从运营效率角度得出的结果，更多井可降低每口井成本和每英尺成本，团队在井位设计上很有创意，但受钻井踢出和相关成本限制 [113] 问题: 马塞勒斯的 delineation 计划覆盖范围及明年是否继续 - 今年马塞勒斯有较好的 delineation 覆盖，主要受运输和基础设施影响，明年会继续关注基础设施建设，新压缩机站将带来扩展机会 [133][134] 问题: 股票回购的执行方式 - 将更具机会性，根据内部评估和市场情况进行，而非按固定金额每季度执行 [118] 问题: 达到10亿美元现金余额后，多余现金的分配及是否考虑并购 - 没有明确公式，50%以上的现金流返还规则不变，会根据市场情况灵活分配；会持续寻找合适的并购机会，但会谨慎对待，优先考虑现有资产的最佳财务回报 [158][160] 问题: 转向股票回购是否是持久转变及可持续的价格范围 - 认为股票回购更持久，因其对所有周期和未来都有持久影响，但市场出现脱节时可能不适用，目前距离股票高估还有很长距离 [178]

业绩总结 - 2022年净收入为3972百万美元，较上年增长了40%[106] - 2022年自由现金流为850百万美元，较上年增长了5%[113] - 2022年TTM EBITDAX为719百万美元，较上年增长了34.5%[106] 财务状况 - 2022年自由现金流（FCF）为39亿美元，完成了12.5亿美元的股票回购计划[22] - 2022年净杠杆率为0.2倍，目标保持在1倍以下，以确保在各种价格周期中的灵活性[36] - 2022年减少了874百万美元的债务，较2021年年末减少近30%[36] - 净债务为994百万美元，较上年增加了1.4%[106] - 总债务为2232百万美元，较上年增长了7%[106] 未来展望 - 2023年预计自由现金流为19亿美元，基于近期的价格水平[32] - 2023年预计的现金流来自运营（CFFO）为55亿美元，受强劲商品价格的推动[13] - 2023年预计的总生产量为每日2680万桶油当量（mboed）[92] - 2023年预计每股收益为0.10至0.15美元[91] 资本支出与股息 - 2023年资本支出（capex）预计为21亿美元，同比增长20%[8] - 2023年计划将基础股息提高33%至每股0.80美元[26] - 预计2023年全年的资本支出为20亿至22亿美元[91] 生产与市场 - 2022年第四季度的生产量为60 mboepd，液体占比46%[24] - Coterra的Marcellus地区天然气价格实现率预计为NYMEX的90%[49] - Coterra的Permian地区油气价格实现率为WTI的90%[46] - 2023年预计天然气销售价格为每千立方英尺3.81美元，较2022年上涨40%[96] - Coterra在2023年的钻探和完工资本支出预计在8亿美元到8.9亿美元之间[70] 环境与可持续发展 - 2022年甲烷排放强度为0.038%，较2019年的0.168%下降了77.6%[87] - 公司在2023年底前实现75%以上的中游压缩电气化[87] - 2023年目标中，温室气体排放强度为0.101% - 0.110%[86] 负面信息 - 现金及现金等价物为935百万美元，较上年减少了36%[106] - 净债务与TTM EBITDAX的比率为1.4倍，显示出公司的杠杆水平[106]