业绩总结 - 2022年第三季度总生产量为641 mboed，其中天然气为2807 mmcfd，石油为87.9 mbod[8] - 2022年第三季度自由现金流为10.64亿美元，较第二季度增长4.4%[8] - 2022年第三季度的运营现金流为17.71亿美元[8] - 2022年净收入为3972百万美元，较2021年增长243%[60] - 2022年EBITDAX为6463百万美元，较2021年增长102%[60] - 2022年可支配现金流为1524百万美元，较2021年增长48%[58] 用户数据 - Coterra的总生产指导为615-640 MBoepd，天然气生产预计为2,725-2,850 MMcfpd[49] - 预计2022年在Permian地区将有58-60口新井上线[27] - Marcellus地区的生产在2022年略有下降，预计将有75-84口新井上线[35] - Coterra在Anadarko地区的资本支出预算为1亿美元，预计将有9口新井上线[44] 财务状况 - 截至2022年第三季度末，公司的债务余额为22.32亿美元，净杠杆率为0.2x[8] - 2022年已退休的债务总额为8.74亿美元，较2021年年末减少近30%[8] - 2022年自由现金流为1064百万美元，较2021年增长40%[58] - 2022年资本支出为460百万美元，较2021年增长72%[58] - 2022年固定价格天然气的价格为3.66美元/mcf，占比14%[50] 未来展望 - 预计2022年资本支出预算为17亿美元，处于之前提供的指导范围的高端[8] - 预计2022年将再投资约30%的自由现金流[5] - 目标实现50%以上的自由现金流现金回报[5] - 预计2022年通货膨胀压力将增加25%，2023年预计增加10-20%[24] 新产品与技术研发 - Coterra的电气化项目预计每英尺节省约75美元的成本[31] - Coterra的电气化计划预计到2022年底将有4台中游电动压缩机投入使用，预计每年可节省约90,000公吨的温室气体排放[46] - Coterra的上Marcellus开发项目预计将提供具有竞争力的回报，井成本为每英尺1,000美元[37] 股东回报 - 2022年第三季度已宣告的股息总额为5.32亿美元，其中基础股息为每股0.53美元[8] - 2022年第三季度回购股份数量为930万股，平均回购价格为每股27.03美元[8]

公司储量变化 - 预计到2022年12月31日，公司总探明储量同比下降约15% - 20%，其中马塞勒斯页岩资产先前估计下调约32% - 36%，二叠纪和阿纳达科资产上调约8% - 12%[106] 产量数据变化 - 2022年前九个月等效产量从2021年的1.04亿桶油当量增至1.732亿桶油当量，增加6920万桶油当量，增幅约66.5%[108] - 2022年前九个月天然气产量从2021年同期的6239亿立方英尺增至7685亿立方英尺，增加1446亿立方英尺，增幅约23.2%[109] - 2022年前九个月石油产量较上一年增加2400万桶，NGL产量增加2200万桶[109][110] 价格数据变化 - 2022年前九个月平均实现天然气价格为每千立方英尺4.97美元，较上一年同期的2.35美元高出2.62美元，涨幅约111.5%；平均实现石油和NGL价格分别为每桶85.31美元和36.44美元[110] 资本支出情况 - 2022年前九个月总资本支出为12.54亿美元，上一年同期为4.61亿美元，增幅约172.0%[111] - 2022年资本计划预计为16 - 17亿美元，其中钻井和完井活动预计为14.5 - 15.5亿美元[132] - 2022年前九个月资本和勘探支出为12.77亿美元，2021年同期为4.7亿美元[153] - 预计2022年资本支出约为16 - 17亿美元[153] 钻井与完井情况 - 2022年钻了206口总井（133.8口净井），成功率100%，上一年同期为73口总井（70.1口净井），成功率100%；2022年完成168口总井（104.1口净井），上一年同期为71口总井（67.1口净井）[111][113] 股息与股票回购情况 - 2022年股息从2021年的每股0.32美元增至每股1.81美元，实施新的股票回购计划，回购2800万股，花费7.4亿美元[114] - 2022年前九个月公司回购2800万股普通股，花费7.4亿美元，2021年同期未进行回购[149] - 2022年前九个月公司支付股息15亿美元，2021年同期为1.28亿美元[150] 债务赎回与偿还情况 - 2022年前九个月赎回7.06亿美元本金的4.375%高级票据，回购3700万美元本金的6.51%加权平均高级票据和8700万美元本金的5.58%加权平均高级票据；2021年前九个月偿还1.88亿美元到期高级票据[115] - 2022年第三季度偿还8.3亿美元债务，确认债务清偿净收益2600万美元[181] - 2022年第三季度公司偿还8.3亿美元债务，支付8.36亿美元，确认债务清偿净收益2600万美元[204] 现金流情况 - 2022年前九个月经营活动产生的净现金为39.72亿美元，较2021年同期增加33亿美元[141][144] - 2022年前九个月投资活动使用的现金为11.83亿美元，较2021年同期增加7.24亿美元[141][146] - 2022年前九个月融资活动使用的现金为30.47亿美元，较2021年同期增加27亿美元[141][147] 营运资金情况 - 截至2022年9月30日和2021年12月31日，公司营运资金盈余分别为9.35亿美元和9.16亿美元[143] 营业收入情况 - 2022年第三季度与2021年同期相比，营业收入从4.4亿美元增至25.2亿美元，增幅473%[157] - 2022年前九个月公司运营收入67.71亿美元，较2021年的12.24亿美元增加55.47亿美元，增幅453%，其中天然气、石油、NGL、其他业务收入分别增加26.97亿、23亿、7.84亿、0.47亿美元，增幅分别为177%、100%、100%、100%，衍生品工具损失增加3.11亿美元，增幅103%[184] 业务收入情况 - 2022年天然气收入增加10.03亿美元，增幅156%；石油收入增加7.55亿美元；NGL收入增加2.59亿美元[157] - 天然气收入增加27亿美元，主要因价格从2.45美元/Mcf涨至5.49美元/Mcf，涨幅124%，产量从623.9Bcf增至768.5Bcf，涨幅23%[185] 运营费用情况 - 运营费用从2021年的3.43亿美元增至2022年的10.14亿美元，增幅196%[166] - 直接运营费用从2021年的2100万美元增至2022年的1.18亿美元，增幅462%，主要因合并后业务扩张[166][168] - 运输、加工和收集成本从2021年的1.49亿美元增至2022年的2.55亿美元，增幅71%，因合并后业务扩张及马塞勒斯页岩地区收集费用略有增加[166][170] - 非所得税从2021年的800万美元增至2022年的1.02亿美元，增幅1175%，主要因合并后产量增加和商品价格上涨[166][171] - 折旧、损耗和摊销费用从2021年的9700万美元增至2022年的4.22亿美元，增幅335%，因产量增加和损耗率提高[166][173] - 一般和行政费用从2021年的6400万美元增至2022年的1.07亿美元，增幅67%，主要因合并后员工人数和办公相关费用增加[166][176] - 2022年前九个月公司运营成本和费用为28.56亿美元，较2021年的8.98亿美元增加19.58亿美元，增幅218%[192] - 直接运营费用增加2.8亿美元，增幅519%，其中租赁运营费用和修井费用分别增加2.25亿、0.55亿美元[192][193] - 运输、加工和收集成本增加3.07亿美元，增幅73%[192][194] - 非所得税增加2.59亿美元，增幅1524%，其中生产税、钻探影响费、从价税分别增加2.23亿、0.07亿、0.29亿美元[192][195] - 折旧、损耗和摊销费用增加9.13亿美元，增幅323%，其中损耗、折旧、未探明资产摊销、资产弃置义务增值分别增加8.12亿、0.48亿、0.49亿、0.04亿美元[192][197] - 一般和行政费用增加1.85亿美元，增幅159%，其中一般和行政、股份支付、合并相关费用分别增加1.29亿、0.44亿、0.12亿美元[192][199] 利息费用情况 - 净利息费用从2021年的1300万美元增至2022年的1700万美元，增幅400万美元，主要因合并承担债务的增量利息费用[180] - 净利息费用增加2100万美元，主要因合并承担22亿美元债务产生增量利息费用，部分被偿还债务减少的利息费用抵消[203] 所得税费用情况 - 所得税费用从2021年的2000万美元增至2022年的3.19亿美元，增幅2.99亿美元，因2022年第三季度税前收入增加[182] - 2022年第三季度综合联邦和州有效所得税税率为21.1%，低于2021年的24.6%[182] - 2022年前9个月所得税费用为8.48亿美元，2021年同期为6800万美元，增加了7.8亿美元[205] - 2022年前9个月综合联邦和州实际所得税税率为21.9%，2021年同期为23.7%[205] - 所得税费用增加因商品价格上涨和合并后业务扩张，部分被较低实际税率抵消[205] - 实际税率降低是由于2022年和2021年前9个月记录的非经常性离散项目存在差异[205] 衍生品情况 - 截至2022年9月30日，天然气衍生品预计价值为 - 5700万美元[215] - 截至2022年9月30日，石油衍生品预计价值为1500万美元[218] - 2022年第四季度Waha天然气互换交易量为155万MMBtu，加权平均价格为4.77美元[215] - 2022年第四季度WTI石油领口期权交易量为2116Mbbl，加权平均底价为67.65美元，加权平均顶价为112.50美元[218] - 公司通过金融商品衍生品降低油气市场商品价格波动风险，衍生品用于风险管理非交易目的[212][213] - 公司大部分2022年剩余时间及以后的油气产量未套期保值，直接面临价格波动[220] - 2022年9月30日止九个月，油价区间35 - 90美元/桶、上限45.15 - 120.85美元/桶的石油领口期权覆盖760万桶，占石油产量32%，加权平均价51.49美元/桶[221] - 2022年9月30日止九个月，石油基差互换覆盖660万桶，占石油产量28%，加权平均价0.24美元/桶[221] - 2022年9月30日止九个月，石油展期价差互换覆盖270万桶，占石油产量11%，加权平均价 - 0.02美元/桶[221] - 2022年9月30日止九个月，气价区间1.7 - 8.5美元/百万英热单位、上限2.1 - 10.63美元/百万英热单位的天然气领口期权覆盖1785亿立方英尺，占天然气产量23%，加权平均价4.71美元/百万英热单位[222] - 2022年9月30日止九个月，天然气互换覆盖119亿立方英尺，占天然气产量2%，加权平均价2.41美元/百万英热单位[222] 债务情况 - 2022年9月30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[226] - 2022年9月30日，公司循环信贷安排无未偿借款，无相关利率风险[226] - 2022年9月30日，长期债务账面价值22.32亿美元，估计公允价值19.84亿美元；2021年12月31日，长期债务账面价值31.25亿美元，估计公允价值31.63亿美元[229] - 2022年9月30日，当前到期债务账面价值和估计公允价值均为4400万美元；2021年12月31日无当前到期债务[229] - 2022年9月30日，不含当前到期债务的长期债务账面价值21.88亿美元，估计公允价值19.4亿美元；2021年12月31日，不含当前到期债务的长期债务账面价值和估计公允价值均为31.25亿美元[229]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度可自由支配现金流为14.9亿美元，环比增长21%，主要得益于强劲的运营执行和大宗商品价格上涨 [17] - 应计第二季度资本支出总计4.72亿美元，其中钻井和完井占比93%，现金资本支出总计4.74亿美元 [18] - 第二季度自由现金流总计10.2亿美元，包括1400万美元的遣散费和2.97亿美元的现金对冲损失 [18] - 公司季度末现金约为11亿美元，低于第一季度的14亿美元 [21] - 公司季度末净债务与过去12个月EBITDAX的杠杆比率为0.4倍，流动性超过25亿美元 [22] - 公司宣布股东回报总额为第二季度自由现金流的80%或经营活动现金流的92% [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第二季度总生产 volumes平均为63.2万桶油当量/天，其中石油 volumes平均为8.82万桶/天，天然气 volumes平均为27.9亿立方英尺/天，均处于指导范围高端 [19] - 第二季度投产井总数为32口净井，符合指导范围高端 [20] - 公司提高了2022年全年生产指导，BOE中点提高1%至6.15 - 6.35亿桶油当量，天然气提高1%至275 - 283亿立方英尺/天，石油提高4%至855 - 875万桶/天 [26] - 公司将2022年全年资本投资指导提高10%，至16 - 17亿美元，预计2022年通胀将使资本同比增长20% - 25% [26] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司承诺资本纪律、审慎资本配置并向股东返还自由现金流，计划在2023年实现重大自由现金流生成、至少30%的经营活动现金流以股息形式返还、补充股票回购和债务减少以及实现中个位数增长 [11] - 公司在三个盆地的资本投资取得了出色的经济回报，2022年二叠纪和马塞勒斯的钻井项目在2 - 6个月内实现了项目全额回报 [11] - 公司计划在2022年下半年增加适度的增量活动，包括在马塞勒斯保留第三台钻机 [9] - 公司继续推进多年电气化目标，2022年三分之二的二叠纪井将由直接使用电网电力的钻机钻探，第二季度接收了全电动压裂车队 [12] - 公司在二叠纪中游资产中开始转向电动压缩，运营表现出色 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 通胀仍是逆风，包括钻机和压裂车队成本增加，柴油、燃料、钢铁和沙子价格持续攀升 [8] - 行业面临全球能源危机，长期投资不足和需求反弹导致石油和天然气短缺，欧洲战争和通胀加剧了问题 [14] - 公司对华盛顿政策制定者的回应感到失望，对《降低通胀法案》持谨慎态度，正在研究其条款 [15] - 公司对天然气市场持建设性态度，随着液化天然气出口增长、库存现状、电力需求增加以及天然气在应对气候变化中的关键作用，公司对未来几年天然气市场更为乐观 [70] 其他重要信息 - 公司在二叠纪主要进行乙烷回收，导致天然气 volumes略低，NGL volumes略高，NGL实现率占WTI的百分比略有下降，预计全年将采用回收和拒绝的混合模式 [20] - 公司在马塞勒斯上区进行科学研究，使用光纤项目和井下压力传感器探索压裂效果，对该区域前景感到鼓舞 [40] - 公司认为哈基页岩为库存增加了约五年的顶级资源，该区域表现出色 [45] - 公司认为阿纳达科资产处于重建阶段，有几个项目今年上线，公司对其前景感到鼓舞 [66] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 若价格维持当前水平，未来股东回报是否会维持在70% - 80%的范围 - 公司框架是股东回报达到50%以上，预计会高于50%，但主要承诺是50%以上 [31] 问题: 请讨论马塞勒斯和二叠纪的通胀动态及对2022年和2023年的影响 - 各盆地通胀情况相似，套管、钻机和机组成本都在上升，服务提供商倾向于将资源投向价格更高的盆地；二叠纪因运营效率和特定项目抵消了部分通胀，马塞勒斯因合同到期较早承受了更高成本；公司已将已知的通胀因素纳入指导 [33][34] 问题: 在二叠纪的间距设计变化有何收获，对未来井结果的表现有何影响 - 公司认为通过扩大间距和增加部分区域的完井能量，可以用更少的井回收相同的石油 volumes，提高了资本效率，与一些对比项目相比，在较低资本投资下实现了相似的每钻井间距单元回收率；公司将继续探索着陆区 [37] 问题: 请分享在马塞勒斯上区的学习成果以及对该资产开发计划的影响 - 公司在马塞勒斯上区的学习曲线很陡，正在进行科学研究，使用光纤项目和井下压力传感器探索压裂效果；公司对该区域前景感到鼓舞，但在有更多生产数据之前会保持谨慎 [40] 问题: 如果在二叠纪运行六台钻机，在马塞勒斯运行三台钻机，预计整体进尺的同比增长情况如何 - 公司表示尚未确定2023年的具体计划，无法提供相关指导 [43] 问题: 哈基页岩对公司库存有何影响，早期结果如何 - 公司认为哈基页岩为库存增加了约五年的顶级资源，该区域表现出色，是非常高产的烃类区域的一部分 [45] 问题: 公司是否认为最大股东回报仍是自由现金流的最谨慎使用方式，未来是否会考虑更多增长机会 - 公司表示灵活性很重要，拥有良好的资产和投资回报，有多种选择；公司能够用较少的投资获得更好的结果，有能力在实现股东回报的同时进行增长管理 [47][49] 问题: 股价在6月下跌约30%是否符合公司的机会性回购条件 - 答案是肯定的 [50] 问题: 如果《降低通胀法案》成为法律，公司预计会受到哪些影响，对该法案的其他方面有何看法 - 公司仍在研究该法案，对甲烷费用条款存在担忧，包括需遵守未公布的EPA要求和提前于新法规生效的时间线，且未找到可扩展的技术来满足直接测量甲烷强度的要求；公司喜欢将企业甲烷强度作为衡量标准的条款；对替代最低税的许多条款感到担忧；对法案中关于基础设施的表述有一些困惑，希望看到更连贯、聚焦和坚定的能源政策 [52][55] 问题: 全球经济衰退风险对公司的套期保值政策和现金余额有何影响 - 公司内部正在继续讨论套期保值问题，由于公司的资产负债表状况良好，不需要过度依赖套期保值，但会在有机会时进行操作，以增加现金流的保护 [57][58] 问题: 随着资本运行率增加和现金税提高，2023年维持资本盈亏平衡点预计如何变化 - 公司表示自由现金流盈亏平衡点仍为40美元和2.25美元，有信心在不影响目标的情况下维持可持续项目；现金税可能在75% - 85%之间，盈亏平衡点将呈上升趋势 [61][62] 问题: 在当前天然气价格下，公司如何考虑资本分配 - 公司根据投资回报率来考虑资本分配，马塞勒斯和二叠纪的回报率相当；在当前油气价格倍数下，两个盆地的回报具有可比性，公司对当前的收入平衡、地理平衡和资本分配感到满意 [63][64] 问题: 阿纳达科资产在公司投资组合中的长期规划是什么 - 公司表示阿纳达科资产处于重建阶段，有几个项目今年上线，其中一个正在返排；公司对该资产的前景感到鼓舞，认为其拥有优秀的库存，随着时间推移，公司股东将从中受益 [66] 问题: 公司第三季度天然气生产 guidance环比下降，但预计上线井数多于第二季度，原因是什么 - 这是一个时间问题，下半年上线的井对当年产量影响较小；公司在马塞勒斯进行了一些追赶活动，预计增长将主要体现在2023年和2024年 [67] 问题: 公司预计马塞勒斯在2023 - 2024年有适度生产增长，是否考虑了天然气宏观因素 - 公司对天然气市场持建设性态度，随着液化天然气出口增长、库存现状、电力需求增加以及天然气在应对气候变化中的关键作用，公司对未来几年天然气市场更为乐观 [70] 问题: 未来几年马塞勒斯是否存在外输能力问题 - 外输能力一直是个问题，该地区的天然气生产潜力大于市场目前的接收能力，因此需要新的管道；目前公司根据同行的情况有一定的增长空间，但长期来看，需要额外的外输能力 [71][72] 问题: 公司对Cimarex和Cabot的整合情况如何，未来有何预期 - 公司表示整合进展顺利，财务会计系统的整合可能是滞后环节，但组织层面的整合非常出色；公司仍计划在年底前完成所有整合工作，以便2023年有一个全新的开始 [73][74] 问题: 公司对东海岸额外液化天然气出口能力有何看法，其基础是什么 - 公司认为有一些有趣的项目，东海岸拥有北美顶级天然气盆地，且与欧洲直接相连；公司与Cove Point有现有的液化天然气协议，每天可安全输送3.5亿立方英尺，希望达成更多类似协议 [76] 问题: 哪个生态系统部分（公众舆论、融资、贷款环境）可能首先推动东海岸液化天然气出口项目的实现 - 关键在于管道和基础设施，行业需要确定这些项目能够建设，以便进行投资 [77] 问题: 随着成本环境变化和2023年的临近，公司对哪些成本组成部分的走势有更清晰的认识，哪些更难确定 - 公司首先关注执行，需要优质的钻机和机组来安全执行资本计划，必要时会签订长期合同；目前新签订的合同成本处于历史高位，公司已对2023年的部分合同进行了延期，但大部分仍未确定，将密切关注并继续讨论 [79]

产量数据变化 - 2022年上半年等效产量从2021年的6770万桶油当量增至1.142亿桶油当量，增加4650万桶油当量，增幅约68.7%[104] - 2022年上半年天然气产量从2021年的4064亿立方英尺增至5103亿立方英尺，增加1039亿立方英尺，增幅约25.6%[105] - 2022年上半年石油产量较上一年增加1600万桶[105] - 2022年上半年NGL产量较上一年增加1400万桶[106] 价格数据情况 - 2022年上半年平均实现天然气价格为每千立方英尺4.66美元，较上一年同期的2.18美元高出2.48美元，增幅约113.8%[106] - 2022年上半年平均实现石油和NGL价格分别为每桶84.76美元和38.55美元[107] 资本支出相关 - 2022年上半年总资本支出为7.98亿美元，上一年同期为2.9亿美元，增加5.08亿美元，增幅约175.2%[107] - 2022年资本计划预计为16 - 17亿美元，其中钻井和完井活动预计为14.5 - 15.5亿美元[126] - 2022年上半年公司资本和勘探支出为8.11亿美元，2021年同期为2.95亿美元，预计2022年资本计划约为16 - 17亿美元[149] 股息与股票回购 - 2022年支付普通股股息为每股1.16美元，其中定期季度股息每股0.3美元，可变股息每股0.86美元[110] - 2022年公司根据股票回购计划回购2000万股普通股，花费5.13亿美元[110] - 2022年上半年公司回购2000万股普通股，花费5.13亿美元，2021年同期未进行回购[144] - 2022年上半年公司支付普通股股息9.4亿美元，2021年同期为8400万美元[145] 营运资金与债务情况 - 2022年6月30日和2021年12月31日，公司营运资金盈余分别为13亿美元和9.16亿美元[137] - 2022年6月30日和2021年12月31日，公司债务分别为31.05亿美元和31.25亿美元，债务与总资本比率分别为20%和21%[144] - 2022年6月30日，公司总债务为31亿美元（本金29亿美元），所有未偿债务均基于固定利率；长期债务账面价值为31.05亿美元，估计公允价值为28.87亿美元[221][224] 现金流量变化 - 2022年上半年经营活动提供的净现金较2021年同期增加17亿美元[138] - 2022年上半年投资活动所用现金流量较2021年同期增加4.67亿美元[142] - 2022年上半年融资活动所用现金流量较2021年同期增加13亿美元[143] 第二季度财务指标变化 - 2022年第二季度与2021年同期相比，营业收入从3.24亿美元增至25.72亿美元，增幅694%[153] - 2022年第二季度与2021年同期相比，经营费用从2.7亿美元增至9.6亿美元，增幅256%[163] - 2022年第二季度直接运营费用为1.16亿美元，较2021年的1600万美元增加1亿美元，其中租赁运营费用从1200万美元增至9400万美元，修井费用从400万美元增至2200万美元[164] - 运输、加工和收集成本增加1.05亿美元，主要因合并后业务扩张及马塞勒斯页岩地区收集费用略有增加[166] - 2022年第二季度非所得税为9800万美元，较2021年的400万美元增加9400万美元，占生产收入的比例从1.0%升至3.7%[168] - 2022年第二季度折旧、损耗和摊销费用为4.14亿美元，较2021年的9200万美元增加3.22亿美元，其中损耗费用增加2.67亿美元[169] - 2022年第二季度一般和行政费用为8700万美元，较2021年的2300万美元增加6400万美元，其中不包括基于股票的薪酬和合并相关费用增加3900万美元[174] - 利息费用净额增加800万美元，主要因合并承担22亿美元债务产生的增量利息费用，部分被偿还1亿美元3.65%加权平均私募高级票据导致的较低利息费用抵消[177] - 2022年第二季度所得税费用为3.59亿美元，较2021年的1100万美元增加3.48亿美元，综合联邦和州有效所得税税率从26.2%降至22.6%[179] 上半年运营收入与费用变化 - 2022年上半年运营收入为42.51亿美元，较2021年的7.84亿美元增加34.67亿美元，增幅442%，其中天然气收入增加16.94亿美元，石油收入增加15.75亿美元，NGL收入增加5.25亿美元[180] - 天然气收入增加17亿美元，主要因天然气价格大幅上涨和产量增加，产量增加主要与合并收购的资产有关[181] - 2022年运营成本和费用大幅增加，因合并将业务扩展至二叠纪和阿纳达科盆地，且服务、劳动力和供应成本因需求增加、通货膨胀和供应链中断而上升[186] - 2022年上半年总运营费用为18.42亿美元，较2021年同期的5.55亿美元增加12.87亿美元，增幅232%[188] - 直接运营费用2.16亿美元，较2021年同期的3300万美元增加1.83亿美元，增幅555%，主要因合并后业务扩张[188][189] - 运输、加工和收集成本增加2.01亿美元，增幅74%，主要因合并后业务扩张及马塞勒斯页岩地区收集费用略有增加[188][190] - 非所得税费用增加1.65亿美元，增幅1833%，生产税占比最大，主要因合并收购资产产量增加和商品价格上涨[188][192] - 折旧、损耗和摊销费用7.74亿美元，较2021年同期的1.86亿美元增加5.88亿美元，增幅316%，主要因产量增加和损耗率提高[188][193] - 一般和行政费用1.94亿美元，较2021年同期的5200万美元增加1.42亿美元，增幅273%，主要因合并导致员工人数和办公相关费用增加[188][195][197] - 净利息费用增加1700万美元，主要因合并承担22亿美元债务产生的增量利息费用，部分被偿还1亿美元高级票据减少的利息费用抵消[200] - 所得税费用增加4.81亿美元，主要因商品价格上涨和合并后业务扩张带来的税前收入增加，部分被较低的有效税率抵消[201] 市场风险与前瞻性陈述 - 公司面临商品价格和利率变动带来的市场风险，通过金融商品衍生品降低商品价格波动风险[205][206][207] - 公司发布的有关未来财务和运营表现等内容为前瞻性陈述，实际结果可能与预期存在重大差异，面临多种风险和不确定性[202] 金融衍生品交易情况 - 2022年第三季度至2023年第四季度，Waha互换交易量分别为460万Mmbtu、155万Mmbtu，加权平均价格均为4.77美元[210] - 2022年第三季度至2023年第四季度，Waha天然气领口期权交易量分别为276万Mmbtu、184万Mmbtu、810万Mmbtu、819万Mmbtu、828万Mmbtu、828万Mmbtu，加权平均底价分别为2.47美元、2.50美元、3.03美元、3.03美元、3.03美元、3.03美元，加权平均顶价分别为3.00美元、3.12美元、5.39美元、5.39美元、5.39美元、5.39美元[210] - 2022年第三季度至2023年第四季度，NYMEX领口期权交易量分别为6072万Mmbtu、5767万Mmbtu、3150万Mmbtu、455万Mmbtu、460万Mmbtu、155万Mmbtu，加权平均底价分别为4.07美元、4.15美元、4.46美元、4.50美元、4.50美元、4.50美元，加权平均顶价分别为5.64美元、6.58美元、8.37美元、8.39美元、8.39美元、8.39美元[210] - 2022年第三季度和第四季度，El Paso Permian天然气领口期权交易量均为184万Mmbtu，加权平均底价均为2.50美元，加权平均顶价均为3.15美元[210] - 2022年第三季度和第四季度，PEPL天然气领口期权交易量均为184万Mmbtu，加权平均底价均为2.60美元，加权平均顶价均为3.27美元[210] - 2022年第三季度和第四季度，Leidy基础互换交易量分别为460万Mmbtu、155万Mmbtu，加权平均价格均为 - 1.50美元[210] - 2022年第三季度至2023年第二季度，WTI原油领口期权交易量分别为2116 Mbbl、2116 Mbbl、1350 Mbbl、1365 Mbbl，加权平均底价分别为56.78美元、67.65美元、70.00美元、70.00美元，加权平均顶价分别为72.81美元、112.50美元、116.03美元、116.03美元[213] - 2022年第三季度至2023年第二季度，WTI Midland原油基差互换交易量分别为1840 Mbbl、2116 Mbbl、1350 Mbbl、1365 Mbbl，加权平均价差分别为0.34美元、0.46美元、0.63美元、0.63美元[213] - 2022年上半年，油价下限在35 - 57美元/桶、上限在45.15 - 72.80美元/桶的石油领口期权覆盖了550万桶石油产量，占比36%，加权平均价格为49.46美元/桶；石油基差互换覆盖了480万桶石油产量，占比31%，加权平均价格为0.21美元/桶；石油展期价差互换覆盖了230万桶石油产量，占比15%，加权平均价格为 - 0.04美元/桶[216]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度，公司产生12.3亿美元的可自由支配现金流，为合并后公司历史上最大的季度现金流，主要得益于已实现的油气当量商品价格环比增长8%和稳健的运营业绩 [22][23] - 第一季度应计资本支出总计3.26亿美元，其中钻探与完井支出占比96%；现金资本支出总计2.71亿美元 [23] - 第一季度自由现金流总计9.61亿美元，其中包括3100万美元的遣散费和与合并相关的成本，以及总计1.71亿美元的现金套期保值损失 [23] - 截至季度末，公司现金约为15亿美元，高于2021年末的10亿美元；公司的合并净债务与过去12个月EBITDAX的杠杆比率为0.41倍；将现金状况与未动用的15亿美元循环信贷额度相结合，流动性接近30亿美元 [25][26] - 公司宣布股东回报占第一季度自由现金流的69%，或经营活动现金流的50%，通过维持每股0.15美元的基本季度股息、宣布每股0.45美元的可变股息和回购1.84亿美元股票三种方式实现 [26][27] - 预计2022年全年可自由支配现金流为59亿美元，总资本支出占现金流的比例低于30%，自由现金流近45亿美元 [8] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度总生产 volumes平均为63万桶油当量/天，天然气产量平均为28.5亿立方英尺/天，均处于指导范围的高端；石油产量平均为8.31万桶/天，比指导范围高端高出1.3% [24] - 第二季度总生产指导为60.5 - 62.5万桶油当量/天，天然气和石油产量指导分别为27.25 - 27.75亿立方英尺/天和8.2 - 8.4万桶/天 [29] 各个市场数据和关键指标变化 - 与2021财年相比，2022财年通胀率接近15% - 20%，钻井平台、完井团队、燃料、沙子、劳动力、油田服务和运输等价格均上涨，管材、压缩机、电气设备、生产设备和管线管的订购交付周期长达12 - 14个月 [10][11] - 近十年来，石油和天然气价格首次受到长期基本面供需前景的支撑，天然气价格得到有力支撑，市场对天然气的乐观情绪高涨，美国天然气在全球能源安全和地缘政治影响中发挥着重要作用 [13][14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于资本纪律和股东回报，专注于执行、最大化资本回报率并保持行业内最佳的资产负债表之一 [32] - 公司将继续通过基本股息加可变股息的方式返还至少50%的自由现金流，补充回报将以增强可变股息、股票回购或债务减少的形式实现 [28] - 公司正在评估Permian盆地的新项目，包括已宣布的三个项目，预计到2023年第四季度将为该盆地增加18亿立方英尺/天的外输能力 [38] - 公司正在研究LNG市场，虽面临经济成本高、管道有限和市场竞争激烈等挑战，但拥有长期LNG交易经验和充足的供应，将继续寻找对股东和买家都有利的长期交易 [44][45][46] - 公司将根据资产表现、项目回报和市场条件等因素进行资本分配，不排除将资本转向Marcellus地区 [95][110] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对天然气市场持积极态度，认为市场对天然气的关键需求意识不断增强，价格得到基本面支撑 [34][35] - 公司认为Waha市场的担忧可能被夸大，市场将进行调整，公司约45%的Permian天然气有固定运输到海岸的合同，其余部分有固定销售协议保障，Waha定价的天然气仅占公司总天然气组合的5% - 10% [36][37][38] - 公司认为美国E&P行业需要深思熟虑的监管和政策来鼓励负责任的资源开发和基础设施建设，包括管道建设，同时需要投资者的支持和美国公众的理解 [18][19][20] - 公司对自身资产表现、库存和在油气市场的定位持积极态度，认为当前商品价格有基本面支撑，但仍需重新评估中期定价 [52][54][55] 其他重要信息 - 公司的Permian钻井平台中有六个能够使用电网电力，2022年75%的Permian钻井地点将由电网供电，预计每口井可节省约5万美元，总计节省约430万美元；第二季度末将有首个电网供电的压裂团队投入使用，预计将带来显著节省 [12] - 公司已购买Permian项目全年的沙子，Marcellus地区也有全年的沙子供应合同；已通过合同覆盖大部分主要成本驱动因素至年底，但仍面临柴油、劳动力和运输等方面的通胀风险 [58][59] - 公司在Permian的Bone Spring section发现了一个页岩层，已进行测试并取得了出色的成果，该区域预计每区段可打4 - 6口井，将为公司增加约五年的顶级库存 [80][81] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何看待当前天然气宏观价格，是否担心Waha市场，如何应对风险？ - 公司对天然气持积极态度，认为价格得到基本面支撑；虽担心但不恐慌，认为市场将调整，Waha市场的担忧可能被夸大；公司约45%的Permian天然气有固定运输到海岸的合同，其余部分有固定销售协议保障，Waha定价的天然气仅占公司总天然气组合的5% - 10%，公司将评估新项目，谨慎考虑增加固定运输合同 [34][36][37] 问题2: 资本支出是否会超出14 - 15亿美元的范围？ - 公司表示仍在该范围内，不会超出上限 [40][41] 问题3: 如何看待LNG市场机会和风险，公司有何计划？ - 公司有长期LNG交易经验和充足供应，但面临经济成本高、管道有限和市场竞争激烈等挑战，将继续寻找对股东和买家都有利的长期交易 [44][45][46] 问题4: 股票回购计划如何演变，是否因中期定价变化而增加回购？ - 公司认为需要重新评估中期定价，股票回购是向股东返还资本的一种方式，将根据相对估值和内在估值在周期的不同阶段灵活运用 [48][49][51] 问题5: 如何管理供应链，在当前环境下如何确保执行？ - 公司通过建立长期合作关系、提前规划和采购来管理供应链，已购买Permian项目全年的沙子，Marcellus地区也有全年的沙子供应合同，覆盖大部分主要成本驱动因素至年底；同时通过提高运营效率和执行能力来应对通胀和供应链挑战 [57][58][59] 问题6: 在更高价格环境下，如何调整开发计划？ - 公司将根据资产表现、项目回报和市场条件等因素进行资本分配，从最佳回报项目开始投资，Marcellus地区的项目将竞争优先投资机会 [63][64] 问题7: 如何看待2022年下半年的石油和天然气生产情况？ - 公司预计第二季度生产持平，第三和第四季度将有小幅增长，这是由于项目时间安排和垫场规模等因素导致的正常波动；天然气方面，Marcellus业务单元的生产节奏较为不稳定，预计第二季度末仅有35%的进尺投产，将在下半年实现增长 [67][68] 问题8: 如何确定50%的自由现金流派息水平，与上一季度的60%有何不同？ - 这是一个判断性决策，考虑了股票回购的进展和未来计划，希望保留一些现金储备；上一季度由于没有股票回购授权，更依赖可变股息，本季度综合考虑后确定为50%，但实际派息金额超过了上一季度 [70][71] 问题9: 与华盛顿和其他方面关于全球天然气议程的对话情况如何，如何看待全球政策的影响？ - 公司进行了建设性的对话，认为解决全球能源危机需要基础设施建设、监管机构、投资者和美国公众的支持，美国生产商愿意发挥自己的作用，但需要各方共同努力 [73][74][75] 问题10: 当前天然气价格是否会影响套期保值决策？ - 公司表示不会忽视当前价格，将继续通过套期保值委员会监测市场并采取行动 [77] 问题11: Permian的新页岩层情况如何，两口井的回报和潜在库存如何？ - 该页岩层位于Bone Spring section，公司在2019年底进行了首次测试并取得了出色的成果，预计每区段可打4 - 6口井，将为公司增加约五年的顶级库存 [80][81] 问题12: 增加Permian每垫场井数的利弊如何，是否接近极限？ - 增加每垫场井数从资本效率、土地扰动、资本回报率和排放等方面来看是有利的，但会延长资本投资到现金流的时间；公司认为应从最佳商业决策的角度考虑，不排除进一步增加井数 [83][84][85] 问题13: 如何看待Marcellus的完井和间距设计，何时能看到可能改变资本效率观点的井结果？ - 公司对各业务单元之间的技术整合感到满意，Marcellus团队正在进行新的模型运行和方案探讨，各业务单元之间相互交流和挑战，有望带来新的解决方案 [87][88] 问题14: 如何分配剩余的自由现金流？ - 公司将综合考虑基本股息、可变股息、股票回购和债务偿还等因素，内部和董事会将根据市场情况和公司战略进行决策，同时会关注美联储的利率决策和再融资风险；公司承诺至少将50%的自由现金流返还给股东 [90][91][92] 问题15: 长期天然气价格变化是否会导致公司重新考虑资本分配，NOL情况是否会影响决策？ - 公司正在考虑将资本转向Marcellus地区，该地区资产回报率高；NOL情况不是决策的驱动因素，公司将根据最佳商业决策进行资本分配 [95][96][97] 问题16: 股票回购如何帮助缩小与同行的差距，与可变分配相比有何不同？ - 股票回购是公司向股东返还资本的一种方式，决策时考虑了公司与同行的相对表现和内在价值；公司将继续采用综合的方式进行资本返还，相信随着时间推移能够缩小差距 [100][101][102] 问题17: 如何看待Upper Marcellus的机会和潜力？ - 公司目前正在对Upper Marcellus进行测试，结果令人鼓舞，认为该区域有广阔的库存和潜力，但可能需要不同的完井技术，公司将进行实验以优化开发 [104][105] 问题18: 资本分配应考虑哪些因素，是重新分配还是增加增长资本？ - 公司将从资产表现、项目回报、市场条件和营销因素等方面进行零基评估，不排除将资本转向Marcellus或Anadarko地区；公司强调资产多样性和资本灵活性的重要性，不会将所有资本集中在一个地区 [110][111][112] 问题19: 2023年Marcellus的天然气价格指数组成是否会有重大变化？ - 公司预计不会有重大变化，目前有很多长期协议，价格指数多样化，预计将保持稳定 [113] 问题20: 2023年美国LNG出口产能是否会有实质性扩张，美国生产商是否能获得更多国际定价的交易？ - 大部分新增产能预计在中期实现，新产能的增加将带来更多竞争，有利于生产商获得更好的交易；公司支持LNG发展，希望看到更多LNG终端在东海岸建设 [117] 问题21: 2022年现金税率是否更接近20%，如果价格保持强劲，明年现金税率是否会上升？ - 由于商品价格上涨的积极影响，2022年现金税率更接近20%；如果价格保持强劲，明年现金税率可能会进一步下降 [118]

业绩总结 - 2022年净收入为1,640百万美元，较2021年的1,158百万美元增长41.5%[54] - EBITDAX为3,308百万美元，较2021年的2,196百万美元增长50.7%[54] - 自由现金流为961百万美元，相较于2021年的137百万美元增长600%[51] 现金流与股东回报 - 2022年第一季度现金流来自经营活动（CFFO）为13.22亿美元，较2021年第四季度的9.53亿美元增长39%[7] - 2022年第一季度自由现金流（FCF）为9.61亿美元，较2021年第四季度的7.58亿美元增长27%[7] - 公司在第一季度向股东返还50%的CFFO，或69%的FCF，通过现金股息和股票回购实现[6] 生产与资本支出 - 第一季度总生产量为630 MBoepd，油气生产均达到指导范围的高端[6] - 2022年预计资本支出为14亿至15亿美元，占CFFO的30%以下[5] - 2022年资本支出预计在$1,400 - $1,500百万之间[37] 未来展望 - 预计2022年自由现金流将达到45亿美元，较之前的30亿美元预测有所上调[5] - 2022年第二季度天然气生产指导为2,725 - 2,775百万立方英尺/天，油生产指导为82.0 - 84.0千桶/天[35] - 2022年Permian盆地预计将完成50 - 60口新井，Marcellus页岩预计完成75 - 84口新井[35] 负债与流动性 - 当前的综合杠杆比率为0.41x，目标为≤1.0x[20] - 截至2022年3月31日，总流动性为$2.95亿，其中现金为$1.45亿，未提取的循环信贷为$1.50亿[21] - 2022年总债务为3,115百万美元，净债务为1,668百万美元[56] 其他信息 - 公司宣布每股现金股息为0.60美元，其中基础股息为0.15美元，变动股息为0.45美元[10] - 预计2022年将安装全电动压裂设备，预计将减少约100,000公吨的二氧化碳排放[44] - 2022年目标的温室气体排放强度为5.20 - 5.94[32]

产量数据变化 - 2022年第一季度等效产量从2021年的3400万桶油当量增至5670万桶油当量，增加2270万桶油当量，增幅约66.8%[98] - 2022年第一季度天然气产量从2021年的2058亿立方英尺增至2564亿立方英尺，增加506亿立方英尺，增幅约24.6%[99] - 2022年第一季度石油产量较上一年增加800万桶，NGL产量较上一年增加700万桶[100] 价格数据变化 - 2022年第一季度平均实现天然气价格为每千立方英尺4.17美元，较上一年同期的2.31美元高出1.86美元，增幅约80.5%[100] - 2022年第一季度平均实现石油和NGL价格分别为每桶76.15美元和37.87美元[101] 资本支出变化 - 2022年第一季度总资本支出为3.26亿美元，上一年同期为1.24亿美元，增加2.02亿美元，增幅约162.9%[101] - 2022年公司资本计划预计为14 - 15亿美元，其中12 - 13亿美元用于钻井和完井活动[117] - 2022年第一季度公司资本和勘探支出为3.32亿美元，2021年同期为1.27亿美元[138] 钻井与完井情况 - 2022年第一季度钻了54口总井（41.4口净井），成功率100%，上一年同期钻了28口总井（25.1口净井），成功率100%[102] - 2022年第一季度完井38口总井（20.9口净井），上一年同期为14口总井（13.0口净井）[102] 现金流量变化 - 2022年第一季度经营活动提供的净现金较2021年同期增加10亿美元，主要因天然气、石油和NGL收入增加，实现的天然气价格上涨81%[129] - 2022年前三个月投资活动所用现金流较2021年同期增加1.46亿美元，主要因合并后业务扩张导致资本支出增加1.48亿美元[131] - 2022年前三个月融资活动所用现金流较2021年同期增加5.08亿美元，主要因股息支付增加4.16亿美元，基础股息率从2021年4月的每股0.10美元增至2022年2月的每股0.15美元[132] 股份回购与股息支付 - 2022年前三个月公司回购800万股普通股，花费1.92亿美元，2021年同期未进行回购[134] - 2022年前三个月公司支付股息4.56亿美元，2021年同期支付4000万美元[135] 运营收入与成本变化 - 2022年第一季度公司运营收入为16.79亿美元，2021年同期为4.60亿美元，增长265%[143] - 天然气收入增加6.38亿美元，主要因价格上涨89%和产量增加25%[145] - 石油收入和NGL收入分别增加6.99亿美元和2.45亿美元，均因合并后业务扩张[146][148] - 2022年第一季度公司运营成本和费用为8.82亿美元，2021年同期为2.85亿美元，增长209%[152] 各项费用增加原因 - 运输、加工和收集成本增加9600万美元，主要因合并后业务扩张及马塞勒斯页岩气收集费用略有增加[156] - 非所得税增加7100万美元，其中生产税占比最大，钻探影响费因天然气价格上涨而增加；2022年第一季度非所得税占生产收入的3.7%，2021年为1.1%[157] - 折旧、损耗和摊销费用增加2.66亿美元，其中损耗费用增加2.48亿美元，主要因产量增加和损耗率提高；2022年第一季度每桶油当量损耗率为5.98美元，2021年为2.68美元[159] - 折旧费用增加1700万美元，主要因合并后收购的收集和设施折旧增加[160] - 一般和行政费用增加7800万美元，主要因合并后员工人数和办公相关费用大幅增加[161] - 股票薪酬费用增加1100万美元，主要因合并中发行额外股份及员工人数增加[162] - 合并相关费用增加3100万美元，包括700万美元的合并整合成本和2400万美元的员工遣散和终止福利[164] - 利息费用增加900万美元，主要因合并承担22亿美元债务产生的增量利息费用，部分被偿还到期高级票据减少的利息费用抵消[165] - 所得税费用增加1.33亿美元，因大宗商品价格上涨和合并后业务扩张带来更高的税前收入；2022年和2021年联邦和州综合有效所得税税率均为22%[166] 金融商品衍生品情况 - 公司为减轻大宗商品价格波动风险，可能会使用金融商品衍生品进行套期保值，包括领口、掉期等协议[173][174] - 截至2022年3月31日，公司天然气金融商品衍生品未实现衍生工具头寸估计公允价值负债为1.92亿美元，原油为1.8亿美元[175][179] - 2022年4月，公司签订天然气（Waha）金融商品衍生品，交易量920万Mmbtu，合约期为2022年5月至10月，加权平均价格4.77美元/Mmbtu[181] - 2022年前三个月，油价区间35 - 57美元/桶、上限价45.15 - 72.80美元/桶的石油 collar 覆盖310万桶，占石油产量41%，加权平均价格54.06美元/桶[185] - 2022年前三个月，石油基差互换覆盖270万桶，占石油产量36%，加权平均价格0.20美元/桶；石油展期价差互换覆盖140万桶，占石油产量19%，加权平均价格 - 0.07美元/桶[185] - 2022年前三个月，天然气下限价1.70 - 4.75美元/Mmbtu、上限价2.10 - 10.32美元/Mmbtu的 collar 覆盖551亿立方英尺，占天然气产量22%，加权平均价格4.06美元/Mmbtu[186] - 2022年4月，公司签订天然气（Waha）金融商品衍生品，合约量920万Mmbtu，加权平均价4.77美元/Mmbtu[181] - 2022年10 - 12月及2023年1 - 6月，公司签订原油（WTI）金融商品衍生品，10 - 12月合约量920千桶，加权平均价65美元/桶；1 - 6月合约量1810千桶，加权平均价65美元/桶[182] - 2022年前三个月，油领式期权覆盖310万桶，占石油产量41%，加权平均价54.06美元/桶；油基差互换覆盖270万桶，占36%，加权平均价0.20美元/桶；油展期价差互换覆盖140万桶，占19%，加权平均价 -0.07美元/桶[185] - 2022年前三个月，天然气领式期权覆盖551亿立方英尺，占天然气产量22%，加权平均价4.06美元/Mmbtu[186] 债务情况 - 2022年3月31日，公司总债务31亿美元（本金29亿美元），所有未偿债务基于固定利率，无重大市场利率变动风险[189] - 2022年3月31日，公司循环信贷安排无未偿借款，无相关利率风险敞口[189] - 2022年3月31日，长期债务账面价值31.15亿美元，估计公允价值29.99亿美元；2021年12月31日，账面价值31.25亿美元，估计公允价值31.63亿美元[192] - 2022年3月31日，公司总债务为31亿美元，本金为29亿美元[189] - 公司未偿还债务均基于固定利率，对市场利率变动无重大风险敞口[189] - 截至2022年3月31日，公司循环信贷安排无未偿还借款，无相关利率风险敞口[189] - 2022年3月31日，扣除当期到期债务后，长期债务账面价值为30.90亿美元，估计公允价值为29.74亿美元[192] - 2021年12月31日，扣除当期到期债务后，长期债务账面价值为31.25亿美元，估计公允价值为31.63亿美元[192] 市场风险与风险管理 - 公司面临商品价格和利率变动带来的市场风险，主要市场风险敞口是石油、天然气和NGL生产的定价[171][172] - 公司风险管理策略是通过金融商品衍生品降低油气市场商品价格波动风险，由高级管理层组成的委员会监督[173] - 公司金融衍生品用于风险管理，非交易目的，领式协议和互换协议有不同的价格支付规则[174] - 公司大量2022年及以后预期油气产量未套期保值，直接面临油气价格波动[183] - 公司金融商品衍生品市场风险通常被商品最终销售损益抵消，交易对手主要为商业银行和金融服务机构，信用风险低[187] - 公司对衍生品交易对手进行定量和定性评估，目前未因对手方违约产生损失，预计未来也无重大影响，但不能排除未来有损失可能[187] 资产公允价值情况 - 现金、现金等价物和受限现金在合并资产负债表中的账面价值接近公允价值[190] - 高级票据的公允价值基于市场报价，私募高级票据的公允价值需估算[191] - 私募高级票据的公允价值包含信用利差，信用利差由公司违约或还款风险决定[191]

公司合并信息 - 公司于2021年10月1日完成与Cimarex的合并交易，Cimarex每股普通股可兑换4.0146股公司普通股[53] - 合并完成后，公司向Cimarex股东发行约4.082亿股普通股（不包括替代Cimarex先前未偿还受限股奖励的股份）[53] - 2021年10月1日，公司更名为Coterra Energy Inc [53] 公司基本情况 - 公司是一家独立油气公司，业务集中在美国大陆，从事油气及NGLs的开发、勘探和生产[51] - 公司总部位于得克萨斯州休斯顿，在宾夕法尼亚州匹兹堡、得克萨斯州米德兰和俄克拉荷马州塔尔萨设有地区办事处[52] 报告风险提示 - 报告包含前瞻性陈述，实际结果可能与预期存在重大差异，受多种风险和不确定性因素影响[9] 公司面临的风险 - 业务和运营风险包括商品价格波动、钻井活动风险、突发事件影响等[11] - 债务、套期保值活动和财务状况相关风险包括资本需求大、债务和套期保值安排风险等[13] - 法律、监管和政府风险包括ESG问题、气候变化法规、潜在税法变更等[14] - 合并相关额外风险包括潜在客户流失、未实现预期效益、股价波动等[15] 公司储量情况 - 截至2021年12月31日，Cimarex遗留业务的探明储量占公司总探明储量的25%（按BOE计算）[54] - 截至2021年12月31日，公司石油的已探明开发储量为153010Mbbl，已探明未开发储量为36419Mbbl；天然气的已探明开发储量为10691Bcf，已探明未开发储量为4204Bcf；NGLs的已探明开发储量为193598Mbbl，已探明未开发储量为27017Mbbl[89] - 截至2021年12月31日，公司石油当量为2892582MBOE，较2020年12月31日的2278636MBOE增加614MMBOE，增幅27%[89][90] - 2021年，公司因合并使已探明储量增加672MMBOE，通过扩展、发现和其他方式增加171MMBOE，净向下修正62MMBOE，产量为167MMBOE[90] - 截至2021年12月31日，公司位于宾夕法尼亚州萨斯奎哈纳县马塞勒斯页岩的迪莫克油田约占总已探明储量的75%[91] - 2021年12月31日，公司有与764MMBOE的PUD储量相关的未来开发成本21亿美元，较2020年12月31日减少80MMBOE[102] - 2021年，公司基于5.65亿美元的总资本支出，将264MMBOE从PUD转移至已探明开发储量；在迪莫克油田新增131MMBOE的PUD储量；购买了97MMBOE的现有储量；因马塞勒斯页岩层的性能调整，PUD储量向下修正44MMBOE[105] 公司股东回报与财务状况 - 公司将年度普通股基础股息提高至每股0.60美元，自2021年10月1日以来已通过股息向股东返还6.52亿美元，2022年2月还批准了12.5亿美元的股票回购计划，承诺将至少50%的自由现金流返还给股东[58] - 2021年第四季度，公司将44%的运营现金流投入钻井计划，并通过股息支付向股东每股返还0.80美元[60] - 2021年底现金余额为10亿美元，循环信贷额度下有15亿美元未使用承诺，且直到2024年无重大债务到期[61] 公司资本计划 - 2022年资本计划预计为14 - 15亿美元，其中12.25 - 13.25亿美元用于钻井和完井活动，预计全年投产134 - 153口净井[63] - 2022年钻井和完井资本中，约49%投资于二叠纪盆地，44%投资于马塞勒斯页岩，其余投资于阿纳达科盆地[63] 各业务线产量数据 - 2021年马塞勒斯页岩净产量为389 MBOEPD，占全年总产量的85%，年底有954口净井，约99%由公司运营[65] - 2021年二叠纪盆地净产量为211 MBOEPD，占全年总产量的12%，年底有1164.4口净井，约79%由公司运营[67] - 2021年阿纳达科盆地净产量为59 MBOEPD，占全年总产量的3%，年底有568口净井，约57%由公司运营[70] - 2021年，公司石油总产量8150Mbbl，天然气总产量911Bcf，NGL总产量7104Mbbl，当量总产量167113MBOE；平均日产量方面，石油89Mbbl，天然气2966Mmcf，NGL77Mbbl，当量660MBOE[106] - 迪莫克油田天然气产量2021年为853Bcf，当量产量为142223MBOE；平均日产量方面，天然气为2338Mmcf，当量为390MBOE，该油田占公司总探明储量的15%以上[108] 公司衍生品情况 - 2021年，油价区间在29 - 40美元/桶的石油领口期权覆盖了370万桶（45%）的石油产量，加权平均价格为44.37美元/桶[81] - 截至2021年12月31日，公司有不同合约期和交易量的原油（WTI、WTI Midland）金融商品衍生品，如2022年1月 - 3月合约期的WTI原油交易量为630Mbbl，加权平均价格为45.28美元/桶[83] - 截至2021年12月31日，公司有不同合约期和交易量的天然气（NYMEX、Perm EP、PEPL、Waha）金融商品衍生品，如2022年1月 - 3月合约期的NYMEX天然气交易量为3.6亿Mmbtu，加权平均价格为6.97美元/Mmbtu[85] - 2022年初，公司签订了不同合约期和交易量的NYMEX天然气金融商品衍生品，如2022年4月 - 12月合约期的交易量为7150万Mmbtu，加权平均价格为5.39美元/Mmbtu[87] 公司储量估算相关 - 公司利用多种传统方法估算储量，包括递减曲线外推、物质平衡计算、体积计算、类比等，有时结合地震解释[94] - 公司负责内部储量估算过程的技术人员是生产和运营高级副总裁，公司有10名工程师组成的企业油藏工程部门[96] - Miller and Lents审计了公司马塞勒斯页岩资产100%的已探明储量估计，DeGolyer and MacNaughton对公司二叠纪盆地、阿纳达科盆地和其他资产（不包括马塞勒斯页岩资产）超过80%的未来净收入折现10%的估计净储量进行了独立评估[98] 公司土地情况 - 公司在宾夕法尼亚州马塞勒斯页岩层的开发净面积为161333英亩，未开发净面积为16015英亩；在二叠纪盆地的开发净面积为234540英亩，未开发净面积为71661英亩等[111] - 2022 - 2024年，公司未开发土地到期面积分别为39057英亩（净36051英亩）、15802英亩（净11524英亩）、4053英亩（净3266英亩），2022年到期面积占总未开发土地面积的1%[113] 公司井的情况 - 2021年12月31日，公司拥有天然气井3401口（净1797.0口），油井4960口（净893.4口），总计8361口（净2690.4口），其中总运营井的百分比为32%[116][117] - 2021年，公司开发井（生产井）总钻井数为114口（净99.9口），收购井数为7266口（净1715.3口），并完成了14口（净13.0口）以前年度钻探的井[118] - 2021年12月31日，公司处于钻探中的开发井有23口（净14.7口），已钻探但未完成的开发井有66口（净39.7口）[119] 公司销售情况 - 2021年无客户占公司总销售额超10%，2020年三家客户分别占总销售额约21%、16%和12%[124] 行业法规相关 - 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100万美元[127] - 2016年7月1日起五年内，原油管道运输费率指数为成品生产者价格指数加1.23%[136] - 2021年7月1日起五年内，原油和液体管道运输费率指数为成品生产者价格指数加0.78%[136] 公司产权与竞争情况 - 公司认为自身拥有所有生产性资产的满意产权，符合行业公认标准[120] - 油气行业竞争激烈，公司主要在销售和运输油气方面与其他能源公司竞争[121] 公司业务监管情况 - 勘探和生产业务受联邦、州和地方各级多种法规监管，影响公司产量和钻井数量及位置[126] - 公司使用衍生品管理价格风险，多德 - 弗兰克法案实施可能增加互换交易成本[132] - 原油和NGLs销售按市场价格进行，运输成本受FERC对州际管道监管影响[133] - 公司运营受环境和安全法规约束，可能面临清理污染和处理废物的成本和责任[137] 物种保护相关法规影响 - 2014年4月10日，小草原松鸡被列为受威胁物种，2016年7月该规则被撤销，2021年6月1日，FWS提议将其两个不同种群部分分别列为濒危和受威胁物种，公司已与WAFWA签订自愿候选保护协议[145] - 2018年2月9日，德州角贝被列为濒危物种，3月公司就其签订自愿保护行动的候选保护协议[146] - 2020年12月1日，FWS提议将胡椒鲈列为濒危物种，公司在俄克拉荷马州南加拿大河附近的业务可能受影响[148][149] 环保法规相关 - 2016年6月，EPA发布源聚合最终规则，可能增加公司空气许可的复杂性、成本和时间[152] - 2012年EPA发布最终NSPS和NESHAP，2016年更新扩展NSPS，2017年提议暂停部分要求，2018年修订部分条款，2020年修订规则移除部分源类别和甲烷要求，2021年6月该修订被否决，11月EPA提议减少油气行业甲烷排放规则[153] - 2015年10月，EPA采用更低的臭氧国家环境空气质量标准，2018年7月完成最终区域指定，可能增加公司合规成本和项目开发延迟[154] - 2015年6月，纽约发布全州范围内水力压裂禁令，公司运营所在州也有相关限制措施[157] - 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，可能促使进一步监管[158] - 2016年6月，EPA发布页岩气作业废水预处理最终标准，公司开始更多依赖回注水和产出水的循环利用[159] - 2020年1月22日，宾夕法尼亚最高法院在Briggs v. Southwestern Energy Production Co.案中确认捕获规则[160] - 美国国家自主贡献目标是到2030年将温室气体净排放量在2005年水平基础上减少50 - 52%[163] - 2021年11月6日通过的《基础设施和投资就业法案》包含脱碳措施，可能影响公司产品需求[164] - 2021年11月15日，美国环保署提议减少石油和天然气行业新的和改造源的甲烷排放规则[165] - 加州州长2020年9月23日发布行政命令，目标到2035年禁止销售新汽油车[164] 公司员工情况 - 截至2021年12月31日，公司共有936名员工，其中165人位于休斯顿和丹佛，417人位于地区办公室，354人在生产现场[170] - 公司全资子公司GDS有211名员工，其中15人拿薪水，196人按小时计酬[170] - 公司员工中611人拿薪水，325人按小时计酬[170] - 过去五年，公司员工自愿离职率平均低于5%[172] 公司办公室调整 - 公司丹佛办公室将关闭，塔尔萨办公室将专注于阿纳达科盆地业务管理[169] 商品价格情况 - 商品价格波动大，长期低价可能对公司业务产生重大不利影响[187] - 2021年WTI油价每桶在47.62美元至84.65美元之间波动，NYMEX天然气价格每百万英热单位在2.43美元至23.86美元之间波动[188] 疫情相关影响 - 2021年9月，OSHA曾被要求实施紧急临时标准，要求拥有100名及以上员工的雇主确保员工完全接种疫苗或要求未接种员工至少每周进行一次新冠病毒检测，虽该标准被美国最高法院阻止，但未来类似要求可能影响公司[196] - 2020年新冠疫情导致原油需求大幅下降，天然气和NGLs需求也有一定程度下降，OPEC+生产分歧及疫情等因素导致2020年全球经济收缩，2021年仍影响行业[197] - 2021年公司服务、劳动力和物资成本因需求增加和供应链中断而上升[198] 储量折现率情况 - 公司计算已探明储量未来净现金流现值时使用10%的折现率，该折现率可能并非基于当时利率和公司或行业风险的最合适折现率[203]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度，公司产生可自由支配现金流10.3亿美元，包括合并相关费用的影响，这一数字得益于BOE产量增长6%和平均BOE实现价格较2021年第三季度增长28% [25] - 第四季度资本支出总计2.64亿美元，处于10月宣布的2.45亿 - 2.75亿美元的指导范围内 [25] - 第四季度自由现金流总计7.58亿美元，其中包括2600万美元的合并相关成本和4400万美元的遣散费，以及来自双方遗留对冲头寸的3.7亿美元现金对冲损失 [26] - 公司在2021年底调整后现金超过31亿美元，净债务与过去12个月EBITDAX的杠杆比率为0.65倍，流动性为25亿美元，包括现金头寸和15亿美元未动用的循环信贷额度 [27] - 2022年全年资本投资预计在14亿 - 15亿美元之间，其中11亿 - 13亿美元用于钻井和完井活动，预计占全年预期现金流的不到35% [31] - 预计2022年产生约30亿美元的自由现金流，基于前一晚收盘价的自由现金流收益率为16% [32] 各条业务线数据和关键指标变化 石油业务 - 2021年第四季度，公司石油产量平均为8.86万桶/日，较2020年第四季度的遗留Cimarex增长31% [7] - 2022年全年石油产量预计平均为8.1 - 8.6万桶/日，中点较去年增长约7% [36] 天然气业务 - 2021年第四季度，天然气产量平均为31亿立方英尺/日 [27] - 2022年天然气产量预计下降约5%，导致当量产量在中点下降约2% - 3% [36] 各盆地业务 二叠纪盆地 - 2022年预计运行6台钻机和2个完井团队，每英尺成本中点增加7%至865美元，钻井和完井（D&C）资本同比增加约8000万美元 [32] - 平均每个项目的井数预计从2021年的略超5口增加到超过8口，侧钻长度平均增加超过10%至1.1万英尺，但绝对投产进尺预计同比下降约10% [33] 马塞勒斯盆地 - 2022年预计平均运行2.5台钻机和1.25个完井团队，每英尺成本预计同比增加12%至略高于900美元 [34] - 由于垫场时间和完井节奏，预计2022年完成的侧钻进尺减少8%，投产进尺减少22%，D&C资本同比增加5%，低于该地区12%的通胀率 [35] 阿纳达科盆地 - 2022年计划将7%的资本投入该盆地 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - 石油需求和价格因供需基本面失衡而坚挺，天然气需求和液化天然气（LNG）出口增加，部分原因是人们认识到天然气是全球能源转型的重要组成部分，美国和其他国家的政策制定者正在重新审视有利于天然气需求的能源政策 [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2022年资本计划目标是最大化现金流、资本效率并保持产量相对平稳，战略上倾向于提高液体在整体收入和现金流中的占比，预计液体在2022年的收入组合中占比从2021年的40%提高到47%，将更多资本投向石油和液体丰富地区，二叠纪占49%，阿纳达科占7%，马塞勒斯占44% [10][11] - 宣布增强股东回报措施，包括将普通股股息提高20%，2021年第四季度总股息占该季度自由现金流的60%，并启动12.5亿美元的股票回购计划 [8] - 公司认为当前行业处于卖方市场，作为整合者会非常谨慎，优先考虑资本回报率，不会为了增加库存而牺牲回报，目前股票回购是更好的收购活动 [51][54][55] - 持续优化投资组合，应对通胀影响，通过增加每个垫场的井数和延长井长等运营效率措施来抵消部分通胀压力，如二叠纪平均每个垫场的井数从2021年的5.5口增加到2022年的8.3口，平均井长增加超过10%至1.1万英尺 [13][14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业目前处于良好时期，但这种情况不会永远持续，公司对业务前景乐观，石油和天然气需求及价格有利，但也做好了应对未来不确定性的准备 [9] - 公司拥有丰富的资产库存，二叠纪、马塞勒斯和阿纳达科盆地在当前投资率下都有超过15年的顶级库存，顶级库存指在中期价格（油价55美元/桶、天然气2.75美元/百万英热单位）下PVI 10达到1.5或更高的位置，PVI 10为1.5通常对应税后回报率为50% - 60% [18][19] - 公司整合进展顺利，组织已就位并作为一个团队运作，各资产团队之间有广泛的技术合作，正在整合各种软件系统和数据库 [20][21] 其他重要信息 - 公司面临供应链通胀，包括钻机费率、压力泵送、劳动力、燃料、沙子和化学品等方面，马塞勒斯地区的运输服务压力增加，总井成本预计有12% - 14%的通胀，但通过运营效率措施，二叠纪的净通胀影响为7% [13][15] - 2022年第一季度BOE产量预计环比下降10%，平均为61 - 63万桶油当量/日，主要由于项目时间安排和基数下降，预计这种下降在2022年和2023年将有所缓和 [40] - 预计2022年LOE（每桶油当量运营成本）会因通胀和修井活动适度增加而略有上升，运输费用因燃料成本和POP合同增加而上升，2022年G&A（一般及行政费用）指导为每桶油当量1 - 1.3美元，包括与合并相关的预期遣散费用，2023年整合完成后G&A预计更接近第四季度的指导范围 [37][38] - 2022年递延税指导假设递延税率在20% - 30%之间，该估计基于近期期货价格，并假设在2022年充分利用遗留Cimarex的净运营亏损（NOLs），具体百分比可能随全年商品实现情况而变化 [39] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：公司将如何积极执行股票回购计划，以及运营业务需要多少现金？ - 公司董事会对股票回购感到兴奋，计划尽快大力执行，从第二季度甚至第一季度开始就会产生重大影响 [44] - 管理层对目前资产负债表上的现金状况感到满意，不会刻意维持在当前水平，也不会积累大量现金余额 [45] 问题2：在当前油价100美元、天然气价5美元的情况下，Coterra在2023年及以后是否有增长许可，会坚持资本纪律多久？ - 公司将继续与股东沟通并倾听他们的意见，美国页岩油生产商有增长的能力，Coterra也有相应资产，但公司对Shale 3.0的承诺坚定，会确保对股东的回报承诺不被忽视 [46][47] 问题3：公司计划中2022年天然气产量下降，如何看待天然气业务，以及如何回应认为马塞勒斯地区资本效率下降的担忧？ - 天然气产量下降受垫场规模和项目时间安排影响，马塞勒斯地区资产表现出色，回报率在公司层面处于领先地位，与二叠纪相当，2022年是战术性调整以提高液体收入占比，预计2023年该地区产量将恢复增长 [49][50] 问题4：Coterra是否认为自己是合理的整合者，当前市场是卖方市场还是买方市场？ - 当前是卖方市场，公司有能力成为整合者，但会非常谨慎，优先考虑资本回报率，目前股票回购是更好的收购活动，除非有特别好的机会，否则不会将并购作为近期战略重点 [51][54][55] 问题5：公司将现金回报框架更新为至少50%仅指股息，为何第四季度选择60%的派息率，有了新的股票回购计划后，该百分比是否会接近50%？ - 公司对第四季度自由现金流进行了多方面考虑，提高普通股息是为了提供稳定的收入，选择60%的派息率是为了在保证股息的同时为股票回购留出空间，“50% +”的现金回报承诺仍然有效，后续仍会根据情况进行讨论 [57][58] 问题6：2022年第一季度石油产量预计下降10%，要达到全年指导目标需要后续季度持续增长，目前石油基础下降率是多少，年底会如何改善？ - 2021年底石油产量较高导致下降率约为40%，2022年预计降至约33%，随着公司制定多年计划，运营的一致性将提高，下降率将在年底得到缓和 [60][62] 问题7：能否提供2022年天然气的退出率，以及二叠纪和阿纳达科地区的终端市场对天然气基础价格的影响和整体基础价格的看法？ - 公司目前不讨论退出率 [65] - 马塞勒斯地区天然气销售中，约20%按日定价，12%为固定价格，68%基于月度远期指数，约12.5%通过LNG合同销售；二叠纪约87%按日定价，13%按月度指数；阿纳达科约50%按日定价，50%按月度指数，公司喜欢这种月度指数和每日定价的组合 [66][67] 问题8：公司的套期保值策略如何，目前套期保值组合的情况怎样？ - 公司在套期保值方面积极行动，目前主要关注天然气，随着油价达到100美元，也在考虑增加石油套期保值 [68] - 整体策略是采用宽跨式期权或合理的期权组合，将套期保值期限保持在未来12 - 18个月，目标是套期保值比例在25% - 50%，50%为上限 [69][70] 问题9：2022年二叠纪计划增加平均开发规模和侧钻长度，如何管理相关风险，这些大型项目对2022年生产概况有何影响？ - 公司关注年度平均产量，项目带来的产量波动在计划内，市场和运营风险方面，公司与供应商关系良好，虽有压裂团队等待沙子的情况，但不认为是重大障碍 [74][75] - 运营团队将继续关注效率，如增加每个垫场的井数和侧钻长度，年中引入电动压裂团队有望降低成本，大部分主要成本已锁定，团队将继续执行和创新 [76][77] 问题10：马塞勒斯地区计划2022年有80口净井投产，低马塞勒斯地区有多少位置，活动是由什么驱动的，间距如何考虑？ - 低马塞勒斯地区的井数差异取决于间距是采用800英尺还是1000英尺，公司计划在可行的地方采用1000英尺间距，这有助于解决间距和父子井干扰等问题 [80][81] 问题11：如何看待二叠纪WAHA基线天然气外输情况？ - 随着产量增加，该问题再次受到关注，但市场有适应能力，如过去管道可重新利用、建设新泵站等，公司相信市场会解决问题 [83] - 公司二叠纪天然气组合有固定合同保障流量，与中游合作伙伴关系良好，有多种选择增加墨西哥湾沿岸的销售机会，也可进行基础价格套期保值 [84][85] 问题12：阿纳达科盆地接下来的两个项目与之前开发有何不同，卡罗尔·埃尔德项目的经验是否可转移？ - 之前在该地区钻的井表现良好，将井深提升到10000英尺后回报可观，公司还在考虑新的完井设计和利用新的偏移井信息，该地区天然气富含NGL，能增加收入 [86][87] - 卡罗尔·埃尔德项目有一定经验，但朗罗克地区情况不同，朗罗克的经验更适用于该地区，公司对该地区机会感到兴奋 [88] 问题13：股票回购的最佳驱动因素或要求是什么，何时开始回购？ - 公司会考虑相对估值和内在估值，目前公司被低估，与遗留的卡博特公司不同，将更注重成本平均法，在可行的时间段内更持续地进行回购，同时也会抓住市场误解或错误定价的机会进行机会性回购 [91][92][93] 问题14：公司的维护资本估计是多少，如何看待天然气基线下降和资本分配？ - 公司处于第一年发布完整指导阶段，预计维护资本支出将低于今年 [95] - 天然气产量下降与项目节奏有关，马塞勒斯地区高资本效率和高生产率的井只需较少的钻机和完井团队，新投资的影响需要较长时间才能显现，随着各盆地运营节奏的改善，维护资本有望下降，公司会根据市场情况合理分配资本 [96][97] 问题15：2022 - 2023年开发规模增加是受服务成本、定价和物流影响，还是受地质因素影响？ - 公司对开发方案更有信心，大型项目能带来运营、钻机和完井等方面的效率提升，减少小项目的中断机会，是行业发展的方向，公司在马塞勒斯、二叠纪和阿纳达科盆地都倾向于大型项目 [100][101] 问题16：在马塞勒斯和二叠纪地区，是否会看到更多全区域共同开发的情况？ - 这取决于岩石情况，如果有压裂屏障，可以分区域开发后再回来，但最终还是取决于岩石和资源情况，公司拥有优质的岩石资源 [103] 问题17：公司提到的Waha创新解决方案是否指类似惠斯勒管道从20亿立方英尺/日扩展到25亿立方英尺/日的增量？ - 是的，公司有两三条不同的途径可以增加天然气外输量 [105] 问题18：公司对卡博特资产的上马塞勒斯地区进行研究并引入Cimarex的思路，是否是两家公司整合的好处，上马塞勒斯地区的短侧钻长度是否代表更多上马塞勒斯项目，未来几年该地区的组合情况如何？ - 公司认为匹兹堡团队很有创新能力，整合使各方都受益 [106] - 短侧钻长度是由于剩余的低马塞勒斯地区的限制，进入上马塞勒斯地区后将更加开放，目前的下降是在平衡过程中的暂时现象 [107][109] 问题19：2022年协同效应进展如何，是否开始看到G&A协同效应，GOE（每桶油当量运营成本）是否会下降，2022年遣散费大致情况如何？ - 公司在协同效应方面取得了很大进展，聘请了独立咨询公司，有专门员工负责价值捕获，预计将实现1亿美元的G&A节省，目标是在今年年底前加速到15个月的时间框架内完成 [113][114][115] - 目前遣散费约为最终金额的40%，目标是2023年使管理费用稳定下来 [115] 问题20：2022年在上马塞勒斯地区计划开采多少口井，与马塞勒斯地区的80多口井如何分配？ - 目前主要关注低马塞勒斯地区，上马塞勒斯地区只是偶尔开展一两个项目以获取经验，由于整体系统限制，没有具体的井数数据 [116]

业绩总结 - 2021年净收入为11.58亿美元，较2020年的2.01亿美元增长了477%[67] - 2021年自由现金流为10.83亿美元，较2020年的1.09亿美元增长了891%[65] - 2021年EBITDAX为21.96亿美元，较2020年的7.19亿美元增长了205%[67] - 2021年第四季度经营活动现金流为9.53亿美元，较2020年同期的3.07亿美元增长了209%[65] - 2021年合并EBITDAX为32.01亿美元，显示出公司整体的财务健康状况[67] 用户数据 - 2021年第四季度总产量为686 MBoepd，其中天然气占76%，石油占13%[21] - 2022年预计油气生产将保持稳定，石油产量目标为600至635 MBopd[28] - 预计2022年天然气对总产量的贡献预计为60%[22] - 预计2022年总产量为600-635 MBoepd，油气生产分别为81.0-86.0 MBopd和2,680-2,850 MMcfpd[58] 未来展望 - 预计2022年自由现金流约为30亿美元，资本支出预算为14亿至15亿美元，占现金流的35%以下[4] - 2022年预计资本支出将比2021年增加10%至15%[27] - 2022年将继续保持1.0倍的杠杆目标，当前杠杆比率为0.65倍[15] - Coterra在2021年实现了73%的运营自由现金流（FCF），预计2022年将增长至76%[49] 新产品和新技术研发 - Coterra的电气化完井队预计将节省50%-75%的燃料成本，相比传统柴油队[41] - 2022年第一季度将完成11到13个净TIL（完井后初期产量）[31] 市场扩张和并购 - Coterra在Permian盆地拥有约234,000净英亩的土地，当前运行6台钻机和2个完井队[31] - 2022年Coterra的钻探和完井预算约占总预算的49%[31] 负面信息 - 2021年净债务为20.89亿美元，较2020年的9.94亿美元增长了110%[69] - 2021年净债务与EBITDAX的比率为0.95倍，显示出公司的财务杠杆水平[69] 其他新策略和有价值的信息 - 启动12.5亿美元的股票回购计划，约占当前市值的7%[4] - 基础普通股股息增加20%，年股息提高至每股0.60美元[4] - 通过基础和可变股息向股东返还60%的2021年第四季度自由现金流，约为每股0.56美元，年化收益率约为10%[4] - 2022年每英尺的总井成本预计为725-775美元（Culberson），875-925美元（Reeves），800-850美元（Eddy），950-1,050美元（Lea）[33]