石油和天然气公司 - Coterra Energy Inc. (CTRA) 是一家石油和天然气公司，其当前年度盈利的Zacks共识预期在过去60天内下调了3.4%[1] - Riley Exploration Permian, Inc. (REPX) 是一家石油和天然气公司，其当前年度盈利的Zacks共识预期在过去60天内下调了1.8%[3] 投资控股公司 - Want Want China Holdings Limited (WWNTY) 是一家投资控股公司，其当前年度盈利的Zacks共识预期在过去60天内下调了3.8%[2]

天然气供应和价格 - 美国能源部周报显示天然气供应减少低于预期，导致天然气期货价格下跌[1] - EIA报告显示，1月12日当周地下储存的天然气库存下降了154亿立方英尺，低于分析师预期，但高于去年同期[3] - 天然气价格大幅下跌，2月期货价格在纽约商品交易所收于2.52美元，较上周下跌24%[7] 天然气市场趋势和建议 - 天然气市场在过去12个月表现不佳，建议投资者关注Range Resources (RRC)、Coterra Energy (CTRA)和Cheniere Energy (LNG)[2] - 天然气市场仍然供过于求，2023年价格下跌超过40%，投资者应持有基本强劲的股票如Range Resources、Coterra Energy和Cheniere Energy[11] 天然气库存和消费量 - 当前总天然气库存为3,182亿立方英尺，较2023年同期高出12.4%，较五年平均水平高出11.2%[4] - 天然气供应平均每天为103.6亿立方英尺，较上周下降6.8亿立方英尺，主要由于干燥产量下降[5] - 每日消费量从上周的131.1亿立方英尺增加至150.2亿立方英尺，主要受住宅/商业用途和高耗电量的影响[6] 相关公司股价表现 - Range Resources是阿巴拉契亚盆地的主要天然气开采商，股价在过去一年上涨10.5%[14] - Coterra Energy是独立的上游运营商，拥有马塞勒斯页岩的产量，股价在过去一年下跌5.4%[15] - Cheniere Energy是第一家获得从Sabine Pass终端出口LNG的公司，预计当年盈利增长率为602.8%，股价在过去一年上涨4%[16]

产量和支出 - 2023年第三季度石油产量指导提升至88.0-91.0 mbod，实际产量为91.9 mbod[5] - 2023年天然气产量指导为2775-2875 mmcfd，实际产量为2903 mmcfd[5] - 2023年总产量指导为625-655 mboed，实际产量为670 mboed[5] - 2023年资本支出指导为540-610亿美元，实际支出为542亿美元[5] 资产和运营 - 公司拥有优势资产和运营卓越，致力于可持续增长和回报股东[7] - 公司拥有高质量、长寿命、多样化的资产组合，具备深厚的资源储备[8] - 公司在$75/bbl和$3.50/mcf条件下拥有超过15年的高质量资源库存[9] 资本纪律和增长 - 公司致力于资本纪律，2023-2025年预计资本支出总额为140亿美元，保持稳健的财务状况[10] - 公司承诺保持资本纪律，保持一致、有利可图的增长，并将价值回馈给股东[11] 地区销售和成本节约 - 2023年预计天然气销售市场中，马塞卢斯地区占比33%，Permian地区占比10%[14] - 预计2024年可实现约5%的成本节约[15] Coterra公司计划 - Coterra公司2023年预计的D&C capex为7.9亿美元至8.8亿美元[21] - Coterra公司2023年预计的Upper Marcellus平均井长为11,300英尺[21] - Coterra公司2023年预计的Lower Marcellus平均井长为9,100英尺[21] Coterra公司环保计划 - Coterra公司计划在2023年结束时拥有16台中游电动压缩机，可节省近30万公吨二氧化碳排放[26] - Coterra公司预计在2023年结束时将有9个集中式火炬，可消除生产设施中的100多个高压火炬源[26] 市场预测 - 预计美国天然气需求增长，NYMEX预测东北Permian Haynesville价格为12.00美元，比2022年增长20%[33] - 预计LNG出口需求增长，可能导致价格上涨，生产商可能无法满足需求[33]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度总产量平均为670 MBOE/天,其中油品产量平均为91.9 MBO/天,天然气产量平均为2.9 Bcf/天,均超出了指导范围的高端 [17] - 第三季度调整后净收益为3.73亿美元,或每股0.50美元,自由现金流为2.5亿美元 [18] - 第三季度总现金成本(包括生产成本、维修成本、运输成本、税费和管理费)为每BOE 7.99美元,低于年度指导范围中值 [18] - 公司预计2023年全年自由现金流将达到13亿美元,资本支出约为21亿美元,占现金流的60% [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度,公司在Permian Basin投产了25口井,在Marcellus投产了14口井,在Anadarko投产了7口井 [17] - 公司计划在2024年将Marcellus气田产量保持相对平稳,以节省至少2亿美元的资本支出 [14] - 公司在Permian Basin的Windham Row项目将采用全电动同步压裂技术,有望将项目成本降低5%-15% [30] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在Marcellus气田实现了约85%的NYMEX价格,未来一年内这一比例预计不会发生大的变化 [83][84] - 公司在Anadarko盆地拥有约240个可开发地点,但需要看到长期LNG合同价格上涨才会大规模投入该区域 [106][107] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司不以产量目标为导向,而是以资产的财务生产率最大化为目标,通过审慎投资和股东回报来实现 [10][11] - 公司具有灵活的资本配置能力,可根据商品价格、技术创新和现场条件的变化调整投资 [10] - 公司专注于迭代的运营和财务规划,以最大化资本效率,并保留灵活性以应对未来变化 [12][13] - 公司认为目前的资产组合和运营能力可以持续提供行业领先的财务和运营业绩 [15] - 公司对并购持谨慎态度,认为内生增长更有利于保持当前的经营势头 [38][39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对2024年的前景充满信心,预计将继续保持行业领先的资本效率和资产生产率 [32] - 公司认为,在当前的价格环境下,维持当前的股东回报策略是合适的,未来不排除进一步提高回报的可能性 [100][101] - 公司表示,尽管2023年超出预期,但不会轻易承诺2024年的具体产量目标,而是会根据资产的最佳投资机会来配置资本 [125][126] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Nitin Kumar 提问** 询问公司是否考虑进一步提高股东回报承诺比例 [34][35] **Tom Jorden 和 Shane Young 回答** 公司目前的股东回报策略已经很出色,未来不排除进一步提高,但不会为了竞争而做出过高承诺,而是会根据实际情况灵活调整 [35][36] 问题2 **Doug Leggate 提问** 询问公司2024年资本支出是否有下调空间 [61][62] **Tom Jorden 回答** 公司会尽量提高资本效率,如果能以更低的成本完成同样的工作,那么资本支出可能会有所下调,但具体情况需要进一步评估 [63] 问题3 **David Deckelbaum 提问** 询问公司是否考虑利用手头现金进一步加大股东回报 [86][87] **Tom Jorden 和 Shane Young 回答** 公司保持一定现金余额的目的是为了在需要时能够进行逆周期性的股东回报,未来不排除进一步提高回报力度的可能性 [87]

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]