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]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度公司实现每股收益1.51美元，宣布固定加可变股息为每股0.68美元，较第二季度有所增加 [7] - 第三季度可自由支配现金流为15亿美元，环比增长2%；资本支出总计4.56亿美元，环比下降3%；自由现金流总计11亿美元，其中包括现金对冲损失2.59亿美元 [13] - 截至第三季度末，公司现金为7.78亿美元，净债务与过去12个月EBITDAX的杠杆比率为0.2倍，流动性为23亿美元 [14] - 公司预计2022年单独产生接近40亿美元的自由现金流，自成立以来，包括昨日宣布的股息，公司将在头14个月内向股东返还43亿美元，占当前市值的18% [15] - 公司适度提高了2022年全年BOE和天然气产量指引，分别提高1%至625 - 640 BOE/天和2.78 - 2.85 Bcf/天 [17] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度总生产 volumes平均为641 MBoe/天，天然气 volumes平均为2.81 Bcf/天，BOE和天然气产量高于指引上限；石油 volumes平均为87.9 MBO/天，高于预期中点 [13][14] - 第三季度投产井总数为46口净井，符合预期 [14] - 预计Permian和Anadarko储量同比增长约10%，Marcellus储量预计下降约三分之一 [23] 各个市场数据和关键指标变化 - Waha天然气价格上周晚些时候出现负值，但10月仍收于3美元以上，历史上表现强劲；Waha价格天然气占公司Permian天然气组合的60%，占Coterra天然气组合的6% [35][36] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司正在努力规划2023年资本计划，各业务部门提出的方案可在保持灵活性的同时继续产生顶级回报，将根据情况通过长期合同和短期协议组合钻机和压裂机组来实现灵活性 [8] - 公司将继续通过提高效率、采用更长的水平段和优化井场设计来应对通胀，但认为无法完全消除通胀影响 [9] - 公司将继续划分Upper Marcellus区域，并通过优化间距和完井参数来提高资本效率 [11] - 公司在寻找能为股东增加价值的并购机会，但会保持谨慎，要求资产具有合理的资本回报和长期价值 [52][72] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对2023年及以后持乐观态度，但认为难以预测大宗商品价格和通胀，将做好适应变化的准备 [8] - 公司认为尽管面临通胀压力，但凭借资产质量仍能在2023年获得出色回报 [9] - 公司认为Marcellus储量修订对近期现金流、资本分配和资本返还承诺无重大影响 [12] 其他重要信息 - 公司公布了一项九口井的Marcellus开发项目的返排数据，发现Upper和Lower Marcellus井之间几乎没有连通性，证实了Purcell石灰岩作为有效压裂屏障的论点 [10][11] - 公司发布了首份可持续发展报告，反映了其追求卓越和真实沟通的承诺 [12] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2023年资本在Upper和Lower Marcellus以及三个盆地之间的分配情况 - 公司暂无具体分配方案，但认为Upper Marcellus经济前景良好，未来投资组合中Upper Marcellus占比将达30% - 40%；目前Permian表现出色，公司有很多选择，但尚未确定资本分配方式 [21][22] 问题2: Marcellus储量修订的原因及影响 - 原因是整合两个团队后，在技术分析等方面进行了协调，并采用了新的技术和方法；影响方面，对财务影响较小，无减值情况，DD&A调整极小，对未来3 - 5年现金流无重大影响，因实际生产和现金流受现场水力和实际情况影响 [23][25][27] 问题3: 2023年Permian的天然气基差风险及应对措施，是否会偏向含油区域 - 公司认为Permian石油是主要收入来源，钻井决策主要由石油驱动；营销团队有效保障了流量，Waha定价对公司整体价格结构影响小；公司已在2023年进行了一些Waha套期保值，以减少现金流波动；预计2023年虽有波动，但对现金流影响极小，且有流量保障 [32][33][34] 问题4: 2023年通胀预期及地区差异 - 公司预计2023年总井成本每英尺同比增长10% - 20%，各地区和成本类别都存在通胀，Marcellus通胀略高，因设备需冬季防护且服务竞争少；目前建模接近预期范围下限，若通胀持续，可能达到上限 [38][39] 问题5: 储备减记对PV - 10标准化指标的影响 - 公司表示价值影响远小于产量影响，目前处于第四季度储备工作阶段，需完成审计后才能提供更明确信息，认为已给出的范围是合理的 [42][43][44] 问题6: Marcellus储备修订对生产前景和维持资本需求的影响 - 公司认为对生产前景无重大影响，在完成Lower Marcellus开发时，可能因基础设施等因素导致资本效率略有下降，但储备问题本身无实质性影响 [45][46] 问题7: Marcellus Upper和Lower的共同开发情况及在高产Lower区域开发Upper的机会 - 公司团队正在研究，将综合考虑基础设施、压缩可用性等因素，以最有利可图的方式进行开发，具体方案需等待2023年计划公布 [48][49] 问题8: 公司目前的库存情况及对并购的态度 - 公司各盆地库存充足，但如果有机会以合适价格收购能为股东增加价值的资产，会积极考虑；公司会谨慎评估，追求长期可持续价值，不设定年度并购目标，保持机会主义态度 [50][51][52] 问题9: 2023年资本支出提案的亮点及与往年的比较 - 通胀和商品价格波动有影响，但从长期历史来看，2023年计划的经济回报仍很强劲；公司要求各业务部门提供不同规模方案，以便灵活组合；2023年有更多选择和灵活性，将根据情况调整投资，确保盈利 [54][55][56] 问题10: Harkey与Upper Wolfcamp A的资本竞争情况 - 两者在资本竞争上难分高下，具体取决于盆地位置，Delaware盆地情况复杂，难以简单比较 [57][58] 问题11: Marcellus储备减记主要是受母井还是子井影响 - 主要受子井影响，近年来Marcellus钻井项目中大部分是加密井，公司正在研究调整间距和完井方式以优化效果 [59][60] 问题12: 公司签订长期服务合同的情况、期限及好处 - 签订长期合同主要是为确保获得优质钻机和机组，同时也考虑价格因素；合同期限通常为12个月或更短；通过长期承诺和批量工作来争取额外工作的灵活性和价格保障 [61][62][63] 问题13: Pearsall作为压裂屏障在整个区域的风险评估及对库存深度的影响 - 公司认为Pearsall在其资产范围内厚度约40 - 50英尺，可作为有效压裂屏障，目前测试结果也证实了这一点；公司有信心Upper Marcellus将成为独立的石油系统，开发时不会有重大干扰，但会继续测试 [64][65][66] 问题14: Upper Marcellus压力梯度变化及共同开发的可行性 - 公司认为其区域情况独特，Pearsall屏障使Upper和Lower Marcellus相互独立，共同开发不是合适的方式，该屏障有利于基础设施的高效利用 [68][69] 问题15: 公司并购的标准、关注的地理区域和商品类型 - 标准是寻找能在合理时间内产生资本回报、在公司手中比当前所有者更有价值的资产；地理上会谨慎选择运营和政治环境较好的区域；商品类型上，公司追求盈利，对任何商品组合的资产都会考虑 [72][73][74] 问题16: 公司整合情况及对承担新资产的准备程度 - 公司整合进展顺利，团队合作良好，有能力承担新资产；公司更关注资产的盈利能力，而非特定商品类型 [76][77] 问题17: Anadarko资产的未来规划和活动水平 - 公司目前未准备详细讨论2023年Anadarko的资本计划，有几个项目正在返排，公司对此很感兴趣，但需观察一段时间后再做评估 [78][79] 问题18: 公司对运营成本的长期假设 - 第四季度公司将更新租赁运营费用（LOE），预计会增加，但与储备无直接关联，尤其在Marcellus地区，LOE对储备影响不大 [81][82] 问题19: Anadarko地区是否会有更多并购和整合活动，以及技术发展情况 - 公司认为Anadarko有很多聪明的参与者和创新的私募股权公司，不认为该地区技术落后，不同盆地技术采用和创新传播速度不同 [84][86][87]

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]