业绩总结 - Legacy Cabot的生产平均为2,363 MMcfpd，超出指导范围的高端[5] - 合并后的自由现金流为3.87亿美元（非GAAP），其中包括1亿美元的合并相关费用[5] - 合并总生产为645.0 MBoepd（6:1），包括81.5 MBopd的石油生产[10] - 2021年第三季度的自由现金流为124.7百万美元，而2020年同期为-0.3百万美元[33] - 2021年第三季度的合并自由现金流为387.3百万美元，股息支付比例为63%[43] - 2021年第三季度的净现金流为245.2百万美元，较2020年同期的129.1百万美元增长了90%[33] 用户数据 - 2021年第三季度的总生产相比于2020年第四季度的Cimarex生产增长了30%[5] - 2021年第四季度总生产指导为665-690 MBoepd，天然气生产为3,060-3,150 MMcfpd，石油生产为86-90 MBopd[30] 未来展望 - 计划在2021年第四季度支付每股0.175美元的可变股息[5] - 2021年第四季度的生产成本预计为每桶1.55-1.85美元，运输、加工和收集成本为每桶3.20-3.80美元[30] - 2021年第四季度的资本支出预计为245-275百万美元，其中钻探和完井费用为210-230百万美元[30] 新产品和新技术研发 - Permian地区的井成本预计在2021年指导的低端，即每英尺800-850美元[5] - 迄今为止，Permian高压火炬强度超过了15-30%的减排目标，Permian天然气生产的甲烷排放量为1.98%[25] - Marcellus液体卸载甲烷排放预计较2018-2020年平均减少超过30%，2021年预计排放量为3,310公吨[25] 市场扩张和并购 - 2021年资本支出预计接近合并公司指导范围的高端，Permian地区维持第二个完井队[5] 负面信息 - 2021年第三季度的资本支出为3.37亿美元，钻探和完井活动分别为1.71亿美元和1.64亿美元[10] 其他新策略和有价值的信息 - Coterra董事会宣布每股现金股息为0.30美元，其中基础股息为0.125美元，变动股息为0.175美元[42]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度，传统卡伯特产生3.09亿美元可自由支配现金流，包括合并相关费用，实现的天然气价格同比增长69%，预计第四季度实现的天然气价格将大幅上涨 [20] - 第三季度，卡伯特和Cimarex合并后的自由现金流总计3.87亿美元，其中包括1亿美元的合并相关成本 [21] - 第三季度，传统卡伯特资本支出为1.71亿美元，传统Cimarex资本支出为1.65亿美元，不包括资本化费用 [22] - 第三季度，传统卡伯特偿还了9月到期的1亿美元优先票据，将长期债务本金降至9.49亿美元，合并后，Coterra第三季度末现金余额为11亿美元，长期债务本金为29亿美元 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度，传统卡伯特产量为23.6亿立方英尺/日，比该季度指导范围上限高出2%，传统Cimarex产量为25.1万桶油当量/日，其中包括8.15万桶/日的石油产量 [21] - 第三季度，公司按预计基准计算，日产64.5万桶油当量，其中包括8.15万桶/日的石油，预计2021年底石油产量将比2020年第四季度同比增长30% [11] - 第三季度，公司投产61口井，目前运营7台钻机，第四季度平均将有4支完井队，其中5台钻机位于特拉华盆地，2台位于宾夕法尼亚州东北部的萨斯奎哈纳县 [12] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国目前的天然气储存水平比去年同期低约10%，比五年平均水平低约4% - 5%，在传统卡伯特运营的马塞勒斯地区，东部和中西部的储存水平也呈现类似趋势 [32] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于将ESG绩效作为首要任务，目标是成为ESG指标的顶级表现者，在沟通中保持透明，并超越州和联邦要求 [17] - 公司资本配置理念基于地域多样性、商品多样性和经济缓冲三个支柱，具有灵活性，能够应对市场限制和机遇、商品价格波动和运营进展 [18] - 公司对股票回购持开放态度，但会保持谨慎，将进行深入分析和战略思考，根据资本的审慎使用情况来决定是否进行回购 [38][39] - 公司对并购持谨慎态度，目前有大量内部项目和挑战，会优先考虑有机增长机会，若有合适的并购机会，会保持高度纪律性，以创造价值为目标 [60] - 公司对引入第三方资本或其他开发结构持开放态度，希望通过这种方式加速一些项目的价值实现 [72] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为天然气市场基本面强劲，冬季和2022年的前景乐观，目前天然气远期曲线上升，且公司套期保值比例较低，将受益于价格上涨 [32] - 公司对整合进展感到满意，认为员工积极投入、才华横溢，有信心实现目标，成为行业内最好的勘探与生产公司 [30] - 公司预计2022年将有良好的财务灵活性，即使在向股东返还现金后，仍有能力进行资本投资和灵活配置资金 [38] 其他重要信息 - 卡伯特和Cimarex的合并于10月1日完成，公司正在全面推进两家公司的整合工作，涉及会计、信息系统、生产报告等多个方面 [7] - 公司宣布加速首次可变股息，第四季度将向股东返还每股0.80美元，包括每股0.30美元的基础和加速可变股息，以及10月22日支付的每股0.50美元特别股息 [10] - 公司将采用传统卡伯特使用的成功努力会计法进行财务报告，不将一般及行政费用和利息费用资本化 [22] - 公司计划在2022年初发布正式的2022年指导，第四季度产量和费用指导假设达到之前发布的独立年度指导目标 [25] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司整合情况以及面临的最大障碍是什么 - 公司整合进展顺利，目前最大的障碍是人员分散，随着时间推移情况会改善，公司对整合充满信心，认为员工素质和文化是长期竞争优势 [30] 问题2: 如何看待天然气市场基本面以及套期保值策略 - 公司对天然气市场基本面持乐观态度，目前市场远期曲线上升，美国储存水平低于去年和五年平均水平，公司在马塞勒斯地区的运营也受益于这种趋势，套期保值方面，公司有正式政策，将根据市场情况灵活决策，目前有能力采取积极的套期保值策略 [32][34] 问题3: 如何看待股票回购 - 股票回购是公司的选择之一，但会保持纪律性，进行深入分析和战略思考，考虑内在价值和经济因素，不会盲目跟风 [38][39] 问题4: 新井结果对2022年开发计划的影响以及库存情况 - 卡罗尔·埃尔德项目回报率高，在公司投资组合中具有竞争力，阿纳达科资产有多个有潜力的区域，库存丰富，为资本分配提供了灵活性 [41][42] 问题5: 2022年资本重新分配的灵活性以及马塞勒斯地区的增长前景 - 2022年上半年资本重新分配的灵活性有限，可能要到下半年才会有实际的设备调动，马塞勒斯地区是否增长需根据市场情况而定，公司会保持灵活性 [45][47] 问题6: 如何为2024年到期的13亿美元债务积累现金以及偿还计划 - 公司会综合考虑偿还部分债务和进行再融资，目标债务水平可能在20亿美元左右，低于目前的30亿美元，公司会根据市场情况和财务状况做出决策 [49] 问题7: 如何看待行业采用更宽井距以及优化净现值时所基于的油价 - 分析表明，在相同储量下采用更少的资本进行开采，不受油价影响，这种方法能释放更多资本用于更有生产力的用途 [53] 问题8: 如何看待2022年二叠纪盆地的成本以及水力压裂技术的应用 - 公司对二叠纪盆地成本处于指导范围低端感到兴奋，这得益于全年运营效率的提升，预计2022年运营效率将继续帮助抵消通胀影响，公司尝试过同步压裂，但目前更喜欢拉链式和平台式作业 [54][55] 问题9: 两家公司合并过程中是否有未预料到的问题以及对并购的态度 - 合并过程经过充分评估，没有未预料到的重大问题，公司对并购持谨慎态度，目前有大量内部项目，会优先考虑有机增长，若有合适机会会保持纪律性 [57][60] 问题10: 马塞勒斯地区冬季的最大产能以及对特拉华盆地运营效率的看法 - 公司有能力根据价格情况增加马塞勒斯地区的产量，目前有新项目上线和新的集输系统协议，产量不是问题，关键是价格和资本回报率，在特拉华盆地，公司通过科学分析发现采用更少的井数可以获得更高的回报率 [63][66] 问题11: 如何平衡公司增长和股东回报 - 公司首要考虑股东回报，目前能源市场发生变化，公司会保持灵活性和纪律性，适应市场变化，避免资本浪费 [68] 问题12: 公司在并购方面的具体想法 - 公司希望出售一些低效资产，同时对增值型并购感兴趣，但会保持高度纪律性，以创造价值为目标 [69] 问题13: 是否考虑引入第三方资本开发资源 - 公司对引入第三方资本或其他开发结构持开放态度，特别是对于一些目前难以分配资本但回报率高的项目，希望通过这种方式加速价值实现 [72] 问题14: 为什么不提高基础股息 - 公司坚信合理增长基础股息，但由于近期已经进行了两次基础股息上调，且处于强劲的商品价格环境中，会先观察情况，同时公司的可变股息结构可以更快地将股息返还给股东 [75] 问题15: 如果2022年商品价格强劲，股东回报是否会增加 - 基于商品价格强劲、资产负债表稳健和公司的纪律性，股东回报可能会增加，公司提前推进可变股息表明了这种倾向 [79] 问题16: 卡伯特第三季度运营成本上升的原因以及2022年递延税盾情况 - 卡伯特第三季度运营成本上升是由于修井项目增加，预计未来运营成本将在0.08 - 0.10美元/桶的范围内，2022年递延税盾预计在30% - 40%之间，取决于商品价格和投资水平，预计到2022年底将充分利用净运营亏损 [81][83] 问题17: 公司是否需要考虑规模战略以应对成本通胀 - 规模在一定程度上重要，如长水平段、基础设施投资和采购等方面，但不能过分夸大，公司认为在三个盆地都有机会实现最低成本结构，同时会支持供应商 [86][88] 问题18: ESG和政策风险如何影响公司的产品组合决策 - 公司致力于成为ESG顶级运营商，但这不会影响资本分配决策和产品组合，资本将流向回报率最高的项目 [91]

公司合并与更名 - 2021年10月1日公司完成与Cimarex的合并，向其股东发行约4.082亿股普通股，价值约91亿美元，同时公司更名为Coterra Energy Inc.，授权普通股数量从9.6亿股增至18亿股[116][117][118] 天然气业务数据 - 2021年前九个月天然气产量从2020年同期的6392亿立方英尺降至6239亿立方英尺，平均实现天然气价格为每千立方英尺2.35美元，较上年同期的1.60美元上涨47%[119][120] - 2021年第三季度，天然气收入较2020年同期增加3.084亿美元，增幅93%[172] - 2021年前三季度天然气收入增加5.343亿美元，主要因天然气价格上涨，部分被产量下降抵消，产量下降因2021年马塞勒斯页岩气钻探和完井活动时间安排[184] - 2021年前九个月，天然气领口期权覆盖1282亿立方英尺，占天然气产量的21%，加权平均价格为每百万英热单位2.87美元；天然气互换协议覆盖310亿立方英尺，占天然气产量的5%，加权平均价格为每百万英热单位2.76美元[208] 资本支出数据 - 2021年前九个月总资本支出为4.609亿美元，上年同期为4.639亿美元[121] - 预计2021年第四季度合并后公司的资本计划约为2.45亿至2.75亿美元，将用运营现金流和必要时的手头现金来资助[139] - 2021年第一至三季度，公司资本和勘探支出分别为4.69932亿美元和4.74594亿美元[166] - 预计2021年第四季度合并公司资本支出约为2.45亿至2.75亿美元[166] 钻井业务数据 - 2021年前九个月钻了73口总井（70.1口净井），成功率100%，上年同期为55口总井（49.2口净井），成功率100%；完成71口总井（67.1口净井），上年同期为71口总井（62.3口净井）[121][122] - 2021年Marcellus页岩的平均钻机数量约为2.7台，上年同期约为2.3台[122] 债务偿还与交换 - 2021年偿还了8800万美元5.58%加权平均高级票据（2021年1月到期）和1亿美元3.65%加权平均高级票据（2021年9月到期）[123] - 2021年10月7日，公司完成18亿美元Cimarex高级票据与18亿美元新票据及180万美元现金的交换[149] 循环信贷安排 - 2021年4月21日起，循环信贷安排的借款基数和可用承付款分别确认为32亿美元和15亿美元[143] - 截至2021年9月30日，公司循环信贷安排下无未偿还借款，未使用承付款为15亿美元[146] - 截至2021年9月30日，公司遵守循环信贷安排和高级票据的所有财务和其他契约[148] 现金流量数据 - 2021年前九个月，经营活动提供的净现金较2020年同期增加2.443亿美元，天然气平均实现价格上涨47%[155] - 2021年前九个月，投资活动使用的现金流量较2020年同期减少2880万美元[157] - 2021年前九个月，融资活动使用的现金流量较2020年同期增加1.365亿美元[158] 债务与资本比率 - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，公司债务分别为9.46509亿美元和11.33924亿美元，债务与总资本比率分别为29%和34%[160] 股息支付 - 2021年前九个月和2020年，公司分别支付普通股股息1.278亿美元（每股0.32美元）和1.195亿美元（每股0.30美元）[160] 净收入数据 - 2021年第三季度，公司净收入为6270万美元（每股0.16美元），2020年同期净亏损1500万美元（每股0.04美元）[169] - 2021年前三季度公司净收入为2.195亿美元，合每股0.55美元，2020年同期为6930万美元，合每股0.17美元，增长主要因运营收入增加和利息支出减少[182] 运营成本与费用 - 2021年第三季度运营总成本和费用较2020年同期增加4610万美元，主要因直接运营、运输和收集、所得税以外的税项、一般和行政费用增加[175] - 2021年前三季度运营总成本和费用较2020年同期增加2280万美元，主要因所得税以外的税项、一般和行政费用、所得税费用增加[187] 所得税费用 - 2021年第三季度所得税费用增加2750万美元，因2021年第三季度税前收入高于2020年同期，部分被较低的有效税率抵消，2021年和2020年第三季度有效税率分别为24.6%和31.9%[180] - 2021年前三季度所得税费用增加4810万美元，因税前收入增加和有效税率提高，2021年和2020年前三季度有效税率分别为23.7%和22.3%[193] 利息支出净额 - 2021年第三季度利息支出净额减少180万美元，主要因偿还到期高级票据，包括2020年7月到期的8700万美元6.51%加权平均高级票据等[179] - 2021年前三季度利息支出净额减少560万美元，主要因偿还到期高级票据，包括2020年7月到期的8700万美元6.51%加权平均高级票据等[192] 衍生品工具运营 - 2021年前三季度衍生品工具运营收入损失3.01641亿美元，2020年为收益1778.3万美元[184] - 截至2021年9月30日，公司未实现的衍生品总头寸为2.14505亿美元（负数表示负债）[200] 衍生品风险管理 - 公司通过金融商品衍生品降低天然气市场生产的商品价格波动风险，衍生品一般只覆盖部分产量，提供部分价格保护[197] - 公司信用协议限制其签订金融商品衍生品的能力，所有金融衍生品用于风险管理，而非交易目的[198] - 领口期权协议下，指数价格高于上限价格时公司向交易对手方付款，低于下限价格时交易对手方向公司付款；互换协议下，公司按名义天然气量收取固定价格，支付基于市场指数的可变价格[198] - 公司大量2021年及以后预期天然气产量未套期保值，直接面临天然气价格波动[207] - 公司面临金融商品衍生品的市场风险，但一般会被商品最终销售的损益抵消，信用风险金额远小于名义合同金额[209] - 公司交易对手主要是商业银行和金融服务机构，管理层认为信用风险极小，通过与多个对手方签订合同降低个体风险[209] - 公司对交易对手进行定量和定性评估，未因对手方违约产生损失，预计未来也不会有重大影响，但不能完全排除[209] 前瞻性陈述 - 报告中关于未来财务和运营表现等非历史事实陈述为前瞻性陈述，涉及风险和不确定性，如COVID - 19疫情影响、OPEC+行动等[195] - 前文包含有关未来生产和预计损益的前瞻性信息，可能受生产和未来商品价格变化影响[210] 债务账面价值与公允价值 - 2021年9月长期债务账面价值为946,509千美元，估计公允价值为1,010,687千美元[214] - 2020年12月长期债务账面价值为1,133,924千美元，估计公允价值为1,213,811千美元[214] - 2020年12月流动到期债务账面价值为 - 188,000千美元，估计公允价值为 - 189,332千美元[214] - 2021年9月剔除流动到期债务后的长期债务账面价值为946,509千美元，估计公允价值为1,010,687千美元[214] - 2020年12月剔除流动到期债务后的长期债务账面价值为945,924千美元，估计公允价值为1,024,479千美元[214]

业绩总结 - 2021年第二季度，油气生产量为72.7 MBopd，符合指导范围的高端[6] - 2021年第二季度，现金流来自经营活动（CFO）为3.64亿美元，调整后的CFO为3.94亿美元[8] - 2021年第二季度，自由现金流（FCF）为1.95亿美元，较第一季度下降了15.6%[8] - 2021年第二季度的每桶现金成本（LOE）为8.28美元，较第一季度有所下降[10] - 2021年第二季度的油气总生产量为237.1 MBoepd，较第一季度增长8%[8] - 2021年第二季度的经营活动提供的净现金为363,672千美元，较2020年同期的144,706千美元显著增长[28] - 调整后的经营现金流为394,030千美元，较2020年同期的144,528千美元大幅提升[28] - 2021年第二季度的自由现金流为195,257千美元，较2020年同期的60,843千美元显著增加[28] - 2021年第二季度支付的股息为28,161千美元，自由现金流在支付股息后的余额为167,096千美元[28] 财务状况 - 自2020年年底以来，净债务减少约5.26亿美元，降至12亿美元[6] - 公司的长期债务为2,000,000千美元，现金及现金等价物为799,315千美元，净债务为1,200,685千美元[30] - 2021年全年资本支出（capex）指导维持在6.5亿至7.5亿美元之间[7] 未来展望 - 预计2021年第四季度油气生产量将同比增长超过30%[7] - 2021年计划在线的净井数为76至78口，预计在2021年第四季度再增加约7口净井[7] - 公司在2022-2024年间的自由现金流（FCF）累计预计为47亿美元，假设中期价格为60美元WTI和3美元NYMEX时，预计为57亿美元[21] - 在低油气价格情景下，公司的自由现金流下行风险减少，且在高油气价格情景下，自由现金流上行潜力增加，分别为60%、61%和69%[22] - 假设中期天然气价格，自由现金流波动性显著降低，下行风险的减少幅度大于上行风险，分别为-36%和29%[23] 市场数据 - WTI油的平均底价为34.65美元，平均顶价为44.37美元[31] - WTI油的交易量为40,000桶/天，第二季度的交易量为27,000桶/天[31] - WTI油基础掉期的平均差价为-0.08美元，第二季度为0.22美元[31] - PEPL天然气的交易量为90,000 MMBtu/天，第二季度为39,781 MMBtu/天[31] - PEPL天然气的平均底价为2.00美元，平均顶价为2.42美元[31] - El Paso Permian天然气的交易量为70,000 MMBtu/天，第二季度为34,849 MMBtu/天[31] - Waha天然气的交易量为100,000 MMBtu/天，第二季度为47,260 MMBtu/天[31] - Waha天然气的平均底价为1.88美元，平均顶价为2.23美元[31] - WTI油的平均交易价格为-0.10美元，第二季度为-0.01美元[31] - WTI油的平均交易量在第三季度为18,000桶/天[31] 环境目标 - 2020年公司实现温室气体排放强度减少22%，2021年目标为减少8-12%[18]

财务数据和关键指标变化 - 二季度石油产量为72,700桶/日，较一季度增长6%，符合指引上限 [7] - 二季度产量较一季度增长8%，高于指引中点 [23] - 预计2021年四季度石油产量较2020年四季度增长超30% [24] - 二季度油气和NGL收入约7亿美元，近三倍于2020年二季度 [25] - 单位现金成本为9.36美元/BOE，较一季度下降10%，预计下半年随着产量增加，单位成本将进一步下降至2021年年度费用指引中点 [25] - 二季度总资本投资1.99亿美元，其中钻井和完井资本1.68亿美元 [26] - 一季度调整后运营现金流3.94亿美元，产生自由现金流1.95亿美元，支付基础股息后为1.67亿美元 [26] - 二季度末净债务12亿美元，较2020年末减少5.26亿美元 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 - 勘探方面，在Dixieland和Big Sky项目中观察到产能提升，新开发项目有积极成果 [8] - 钻井方面，Culberson县的Lieutenant Gibson 1 state 7H井从开钻到完钻仅7.4天，平均日进尺2,597英尺；二季度Permian项目平均日进尺1,513英尺，较一季度增长7%，较去年同期增长35% [9][30] - 完井方面，持续将最新产能和性能数据纳入运营决策，优化完井技术 [10] 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 - 公司注重资本效率，通过优化井间距、提高钻井性能和完善完井技术三个重点领域提升资本效率 [7] - 与Cabot合并，结合其在Marcellus页岩的地位和公司在Permian和Anadarko盆地的土地，打造一家专注于为股东提供领先资本回报的优质能源公司 [14] - 合并后公司预计在2022 - 2024年实现47亿美元的累计自由现金流，目标将超过50%的季度自由现金流返还给股东，有能力和信心在更高商品价格水平下分配超过30%的运营现金流 [15] - 公司受益于对石油、天然气和天然气液体的涉足，合并Cabot后增强了对商品价格波动的抵御能力 [17] - 合并后公司将受益于更强的财务状况，预计因规模扩大、流动性增加和资产负债表强劲，资本成本降低，净债务与EBITDAX之比低于1倍 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司运营势头强劲，商品价格有利，组织表现出色，处于良好状态，对未来发展充满信心 [13] - 公司员工对与Cabot的合并感到兴奋，愿意迎接新挑战，有信心保留核心技术人才 [39] - 随着天然气价格近期上涨，管理层认为与Cabot的合并对股东来说是一笔极好的交易 [50] 其他重要信息 - 公司致力于减少排放，已运营5个无罐设施，计划到2022年再增加11个，通过收集性能数据不断改进设计以降低排放 [31] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Big Sky和Dixieland项目的关键学习经验以及对Delaware盆地未来开发规划的影响 - 关键学习经验包括放宽井间距可显著提高资本效率，减少的储量损失较小，降低资本成本效果显著；不同项目的差异不仅取决于间距和完井方式，还与地质环境有关；对扩间距完井、不同环境下的性能以及井间干扰有了更多了解 [34][35][36] - 公司认为每个待开发区域都能根据岩石特性、储层特性和现有母井确定最佳间距，对未来开发的间距决策充满信心 [36] 问题2: Cimarex员工对与Cabot合并的反应以及保留核心技术人才的信心 - 公司员工对合并感到兴奋，愿意迎接新挑战，预计Cimarex的大部分人才将加入新公司 [39] - 管理层对保留核心技术人才充满信心，认为两家公司在很多方面相似，且对Cabot员工的素质和运营质量印象深刻 [38][40] 问题3: 合并后公司的套期保值策略 - 公司将作为新公司讨论套期保值策略，认为套期保值是一种保险，经典做法是为资本项目和普通股息提供保障 [43][44] - 预计未来套期保值比例可能会降低，目前的套期保值计划是按产量的50%进行程序化操作，但具体还需深入讨论 [45] 问题4: 公司为股东进行的合并流程 - 公司在合并公告前的一两年内与多个交易对手进行了多次对话，利用财务规划和资产评估团队的工具，对潜在交易对手进行了详细分析 [46][47] - 虽然在S - 4文件中仅表示与另一家公司签订了保密协议，但对许多潜在交易对手进行了详细的预估分析，认为与Cabot的合并为股东在周期性商品环境中提供了其他组合无法提供的机会 [49] 问题5: 在Delaware盆地的区域重点以及不同区域的井间距情况 - 公司会根据不同区域的地质和储层特性确定最佳井间距，没有统一模板 [53][55] - 目前Reeves地区约为每区段9口井，Culberson地区约为每区段7口井，Lea县的Upper Wolfcamp约为每区段9口井，且会根据实际结果进行调整 [54][55] 问题6: 随着自由现金流增加，公司对近期股东回报的看法 - 公司将考虑所有选项，包括将30%的运营现金流返还给股东、赎回2024年到期的票据以及进行股票回购 [58][59] - 公司坚定致力于将现金返还给股东，具体决策将根据每日情况和各种因素综合考虑 [59]

公司合并相关 - 2021年5月23日公司与Cimarex达成全股票合并协议，每股Cimarex普通股将兑换4.0146股公司普通股，预计四季度完成，需获股东批准[81][82] - 2021年6 - 7月，四名Cimarex假定股东就合并事宜对Cimarex及其董事会提起四项诉讼，公司认为诉讼无价值[83][84] 天然气产量相关 - 2021年上半年天然气产量从417.8 Bcf降至406.4 Bcf，减少11.4 Bcf，日均产量从2,296 Mmcf降至2,245 Mmcf [85] 天然气价格相关 - 2021年上半年平均实现天然气价格为每千立方英尺2.18美元，较上年同期的1.62美元高出35% [86] 资本支出相关 - 2021年上半年总资本支出为2.901亿美元，上年同期为3.356亿美元[87] - 预计2021年资本计划约为5.3 - 5.4亿美元，将专注于Marcellus页岩区，计划钻完80口净井[105][106] - 2021年全年，公司计划将大部分资本分配到马塞勒斯页岩，预计钻探和完成80口净井，资本计划约为5.3亿至5.4亿美元[128] 钻井业务相关 - 2021年上半年钻56口总井（53.1口净井），成功率100%，上年同期钻41口总井（36.2口净井），成功率100%；2021年完成41口总井（37.1口净井），上年同期完成49口总井（44.2口净井）[89] - 2021年上半年Marcellus页岩区平均钻机数量约为3.1台，上年同期约为2.4台[90] 债务偿还相关 - 2021年1月偿还8800万美元加权平均利率为5.58%的高级票据[91] 循环信贷安排相关 - 截至2021年4月21日，循环信贷安排下的借款基数和可用承付款分别确认为32亿美元和15亿美元，6月30日无未偿还借款，未使用承付款为15亿美元[109][111] 营运资金相关 - 2021年6月30日和2020年12月31日，公司营运资金盈余分别为1740万美元和2550万美元[116] 现金流量相关 - 2021年前六个月经营活动提供的净现金比2020年同期增加1.281亿美元，天然气平均实现价格同比增长35%[119] - 2021年前六个月投资活动所用现金流量比2020年同期减少6550万美元[121] - 2021年前六个月融资活动所用现金流量比2020年同期增加9140万美元，债务偿还增加8800万美元，股息支付增加420万美元[122] 债务与资本比率相关 - 2021年6月30日和2020年12月31日，公司债务分别为10.46316亿美元和11.33924亿美元，债务与总资本比率分别为31%和34%[124] 股息支付相关 - 2021年和2020年前六个月，公司分别支付普通股股息8390万美元（每股0.21美元）和7970万美元（每股0.20美元）[124] 季度净收入相关 - 2021年第二季度净收入为3050万美元，每股0.08美元，与2020年同期持平[131] 季度天然气收入相关 - 2021年第二季度天然气收入为4.11718亿美元，比2020年同期增加1.23432亿美元，增幅43%[133] 季度运营成本和费用相关 - 2021年第二季度总运营成本和费用比2020年同期减少760万美元[136] 前六个月净收入相关 - 2021年前六个月净收入为1.568亿美元，合每股0.39美元，2020年同期为8430万美元，合每股0.21美元[143] 有效税率相关 - 2021年第二季度有效税率为26.2%，2020年同期为22.4%；2021年前六个月有效税率为23.2%，2020年同期为24.2%[142][154] 天然气收入变动原因相关 - 天然气收入增加2.26亿美元，主要因价格上涨，产量下降部分抵消该增长，产量下降因2020年资本支出减少和2021年钻探活动时间安排[145] 衍生品工具运营收入相关 - 衍生品工具运营收入损失1.00358亿美元，2020年同期收益6003.6万美元，变动率为-267%[145] 运营及其他费用相关 - 运营及其他费用2021年前六个月为5.55093亿美元，2020年同期为5.78459亿美元，减少2336.6万美元，变动率为-4%[148] 利息净支出相关 - 利息净支出减少380万美元，主要因偿还8700万美元加权平均利率6.51%的优先票据和8800万美元加权平均利率5.58%的优先票据[141][153] 所得税费用相关 - 所得税费用增加2050万美元，因税前收入增加，有效税率降低部分抵消该增长[154] 一般及行政费用相关 - 一般及行政费用减少440.2万美元，主要因股票薪酬费用降低和罚款减少，部分被交易相关成本和遣散费增加抵消[140][151] 直接运营费用相关 - 直接运营费用减少163.7万美元，主要因产量下降[148][149] 运输和集输费用相关 - 运输和集输费用减少839.1万美元，主要因产量降低导致集输费用减少[148][149] 未实现天然气金融商品衍生品头寸相关 - 截至2021年6月30日，公司未实现的天然气金融商品衍生品总头寸为7737.2万美元[161] 天然气金融商品衍生品合约相关 - 2021年7月，公司签订天然气金融商品衍生品合约，10 - 12月交易量920万Mmbtu，加权平均价4.01美元/Mmbtu；11 - 12月交易量915万Mmbtu，加权平均价4.02美元/Mmbtu[163] 天然气期权与互换覆盖产量相关 - 2021年前六个月，天然气区间期权覆盖产量835亿立方英尺，占比21%，加权平均价2.81美元/Mmbtu；天然气互换覆盖产量176亿立方英尺，占比4%，加权平均价2.71美元/Mmbtu[164] 债务账面价值与公允价值相关 - 2021年6月30日，长期债务账面价值10.46316亿美元，估计公允价值11.18321亿美元；2020年12月31日，长期债务账面价值11.33924亿美元，估计公允价值12.13811亿美元[170] - 2021年6月30日，流动负债到期值账面价值1亿美元，估计公允价值1.00444亿美元；2020年12月31日，流动负债到期值账面价值1.88亿美元，估计公允价值1.89332亿美元[170] - 2021年6月30日，扣除流动负债到期值后长期债务账面价值9.46316亿美元，估计公允价值10.17877亿美元；2020年12月31日，扣除流动负债到期值后长期债务账面价值9.45924亿美元，估计公允价值10.24479亿美元[170]

业绩总结 - 合并后的公司预计在2022-2024年期间产生约47亿美元的累计自由现金流[10] - 合并交易的总企业价值约为170亿美元，交换比例为每股Cimarex换取4.0146股Cabot[10] - 预计合并后将增加基础股息，并在关闭后支付每股0.50美元的特别股息[10] - 合并后，Cabot和Cimarex的股东在完全稀释基础上的股权比例分别为49.5%和50.5%[10] - 预计合并将增强资本回报，计划向股东返还现金并引入季度可变股息策略[17] - 2022-2024年累计自由现金流（FCF）预估为约47亿美元，基于WTI油价为60美元/桶和NYMEX天然气价格为2.25美元/MMBtu的情景[20] - 预计2021年自由现金流收益率为14.2%[29] - 公司在2021年末的净债务与EBITDA比率为0.5倍，显示出较低的杠杆水平[23] 用户数据 - 预计合并后将实现可持续的自由现金流，资产质量和商品多样化将降低现金流波动性[12] - 2022-2024年自由现金流的预估在不同油价情景下为：在40美元WTI下约21亿美元，在50美元WTI下约38亿美元，在60美元WTI下约57亿美元[35] - 公司在2022-2024年期间的自由现金流展望显示出可持续性和韧性，预计将占市场资本的约32%[20] 未来展望 - 目标在18个月到2年内实现每年约1亿美元的管理和行政成本协同效应[10] - 公司计划将每股基础股息提高至0.50美元（每季度0.125美元），预计将于2022年第一季度支付[21] - 预计将引入季度可变股息，目标是将50%以上的自由现金流返还给股东[32] 新产品和新技术研发 - 公司承诺在2020年实现0%燃烧、100%回收生产和流回水、0%碳氢化合物泄漏[24] - 2020年，Cimarex减少温室气体排放强度22%[24] 财务状况 - 合并后，公司的净债务与EBITDAX比率目标保持在1倍以下[10] - 公司维持低于1倍的净债务与EBITDAX比率，显示出强劲的财务状况[25] - 计划在保守的商品价格下进行资本配置，优先考虑低杠杆[17]

业绩总结 - 2021年第一季度，Cimarex Energy的油气生产量为68.6 MBopd，较2020年第四季度的67.8 MBopd增长1.2%[12] - 2021年第一季度的现金流来自经营活动（CFO）为4.03亿美元，较2020年第四季度的1.91亿美元增长111.5%[12] - 调整后的CFO为3.95亿美元，较2020年第四季度的2.57亿美元增长53.3%[12] - 自由现金流（FCF）为2.31亿美元，较2020年第四季度的1.20亿美元增长92.5%[12] - 2021年第一季度的油气每桶实现价格为33.89美元，较2020年第四季度的20.06美元增长68.5%[12] - 2021年第一季度经营活动提供的净现金为402,912千美元，较2020年同期的308,791千美元增长30.5%[31] - 调整后的经营活动现金流为395,172千美元，较2020年同期的306,421千美元增长29.0%[31] - 自由现金流为230,550千美元，较2020年同期的32,190千美元大幅增长[31] - 支付的股息为23,049千美元，自由现金流在支付股息后的余额为207,501千美元[31] 财务状况 - 净债务减少约2.5亿美元，降至15亿美元[4] - 截至2021年3月31日，公司的长期债务为2,000,000千美元，净债务为1,476,202千美元，较2020年12月31日的1,726,855千美元减少14.5%[33] 未来展望 - 预计2021年第四季度的油气生产将同比增长约30%[4] - 2021年第二季度总生产指导为220-240 MBoepd，油气生产指导为69-73 MBopd[34] - 2021年资本支出预计在650-750百万美元之间，其中钻探和完井支出为500-600百万美元[34] - 2021年预计在德克萨斯州Permian盆地投入61-69口新井[35] 环境与成本控制 - 2021年第一季度，Cimarex Energy的可控现金成本为每桶油当量（Boe）3.78美元[13] - 2021年第一季度的温室气体（GHG）排放强度较2020年减少22%，目标在2021年再减少8%-12%[4] 市场价格 - 2021年WTI油的加权平均底价为34.64美元，加权平均顶价为44.04美元[36] - 2021年PEPL气体的加权平均底价为1.96美元，加权平均顶价为2.37美元[36]

财务数据和关键指标变化 - 公司一季度GAAP净收入为1.281亿美元，即每股1.25美元；调整后净收入为2.037亿美元，即每股1.98美元；调整后现金流为3.95亿美元，产生2.08亿美元自由现金流；季度末现金超过5亿美元，净债务为15亿美元 [7] - 一季度总资本投资为1.65亿美元，其中钻井和完井资本为1.31亿美元 [22] - 由于一季度强劲的自由现金流，公司季度末净债务为15亿美元，较2020年末减少2.51亿美元 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 一季度石油平均日产量为6.86万桶，预计2021年石油产量退出率比2020年高出30% [8] - 二叠纪开发项目每英尺总成本在800 - 850美元的指导范围内，单个项目在725 - 1000美元之间 [10] - 一季度租赁运营和运输成本较高，预计二季度将恢复正常，年度租赁运营指导不变，运输指导略有提高 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - 预计今年剩余时间天然气价格在纽约商品交易所价格基础上为0.40 - 0.50美元；一季度NGL实现价格为WTI的39%，预计今年剩余时间降至30%左右 [50] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司目标是在2021年获得足够现金赎回2024年到期的7.5亿美元高级票据 [16] - 公司正在考虑可变股息策略，优先考虑可预测性和可持续性，预计下半年提供具体方案 [17][33] - 公司将继续推进多项目以减少排放，包括采用新设施设计和开展电气化项目 [13][15] - 公司将继续执行严格的资本计划，不随价格上涨增加资本支出，并剥离非核心资产 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司一季度表现稳健，有望实现全年目标 [7] - 冬季风暴Uri对公司运营造成短期严重影响，但公司员工努力使生产迅速恢复 [12] - 公司对Big Sky和Dixieland等开发项目的成果感到鼓舞，相信资本效率将提高 [39] - 公司认为2022年有很大灵活性和选择，将根据宏观需求和供应情况决定资本分配 [46] - 公司对新墨西哥州业务感到乐观，预计2022年该地区活动比例可能增加 [55][56] 其他重要信息 - 公司一季度钻井和完井成本略低于指导范围下限，平均每日钻井1400英尺，较过去四个季度提高26% [28][29] - 公司目前有两台钻井平台直接由电网供电，相关排放减少50%，燃料成本降低23% [30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 公司对可变股息的看法及与同行的比较 - 公司将模拟商品价格波动下的现金流，确定可持续现金流后决定返还给股东的比例，倾向于季度分配模式，预计下半年提供具体方案 [33][34] - 公司今年一季度末现金为5.24亿美元，加上预计的自由现金流和资产出售收益，年底将有足够资金赎回2024年票据，并保留一定现金用于流动性 [35] 问题: Big Sky项目的初始表现及宽间距模式的影响 - 公司有三个扩大规模的开发项目已投产，其中两个在里夫斯县的项目每区段八口井预计可实现与过去每区段十二口井相同的1280英亩石油最终可采储量，项目回报和效率高 [39] - 三个项目分别是Dixieland、Big Sky和Red Hills [40] 问题: 今年是否有其他资产出售计划及最低现金余额 - 目前除预计二季度完成的约1.15亿美元资产出售外，没有其他资产出售计划 [43] - 公司认为最低现金余额应在2.5 - 3.5亿美元之间，以应对营运资金波动和部分资本支出 [44] 问题: 2022年资本效率目标 - 2022年还很遥远，公司将根据宏观需求和供应情况决定资本分配，重点关注资本效率 [46][47] 问题: 今年剩余时间NGL价格展望及服务是否有通胀迹象 - 预计今年剩余时间天然气价格在纽约商品交易所价格基础上为0.40 - 0.50美元，NGL实现价格将降至30%左右 [50] - 一季度服务有轻微通胀，公司将与服务合作伙伴合作提高效率以抵消通胀 [52] 问题: 2022年是否会增加新墨西哥州的活动 - 公司对新墨西哥州业务感到乐观，预计2022年该地区活动比例可能增加，但这不是对许可证问题的反应，而是基于最佳资本回报 [55][56] 问题: 长期维持资本和潜在石油盈亏平衡点的想法 - 公司预计维持日产8.4万桶或80多万桶石油的资本在6 - 6.5亿美元之间 [57] 问题: 二季度生产指导及实现四季度石油增长目标的因素 - 二季度指导受季度末井的节奏影响，全年第三季度活动节奏强劲，将有助于实现四季度产量目标 [60] 问题: 中大陆地区的战略适合性及吸引资本的条件 - 公司认为中大陆地区是投资组合的持续组成部分，喜欢其地理、商品和市场多样性 [62] - 公司将在中大陆地区的项目完成后观察返排情况，再决定下一步行动，该地区有与特拉华盆地竞争的机会 [63] 问题: 二季度项目分配及全年二叠纪资产分配框架 - 二季度项目分配向卡尔弗森县倾斜，但全年里夫斯县和卡尔弗森县的项目将更加平衡，最终里夫斯县的井数会更多 [67] 问题: 增加平均水平段长度的好处及是否达到收益递减点 - 公司对两英里水平段的表现有信心，也对更长水平段感到兴奋，认为在土地允许的情况下，增加水平段长度的收益大于成本 [69][70] - 公司已钻至两英里半，今年晚些时候有三英里井的计划，认为三英里单元在成本方面有优势 [71] 问题: 华盛顿政策对现金税和长期现金返还给股东的影响 - 公司目前的净运营亏损约20亿美元，可防止在2023年末和2024年之前缴纳现金税，税率提高不会加速纳税时间 [74] - 取消无形钻井成本扣除可能会使公司净运营亏损的使用时间提前一到两年，但随着时间推移会逐渐平衡 [75] 问题: 2021年季度资本支出节奏 - 公司资本支出节奏与井上线节奏相似，二、三季度资本支出较多，四季度略有下降 [77] 问题: 套期保值在Cimarex和页岩3.0中的作用 - 公司过去每季度对约10%的预期未来产量进行套期保值，目标是使约50%的产量得到套期保值，将其作为现金流的减震器 [79] - 较低的债务结构可能会使公司重新考虑套期保值比例，但仍会保留一定程度的套期保值 [80] 问题: 公司为应对华盛顿的其他法规做了哪些工作 - 公司在排放、废水处理、泄漏等方面开展了多项举措，致力于减少环境足迹 [84][85] - 公司运营团队将减少排放作为核心指标，努力在这方面保持领先 [86]

天然气产量数据变化 - 2021年第一季度天然气产量从2020年同期的2150亿立方英尺降至2058亿立方英尺，日均产量从23.63亿立方英尺降至22.87亿立方英尺，降幅92亿立方英尺[73] 天然气价格数据变化 - 2021年第一季度平均实现天然气价格为每千立方英尺2.31美元，较上年同期的1.72美元上涨34%[74] 资本支出数据变化 - 2021年第一季度总资本支出为1.24亿美元，低于上年同期的1.603亿美元[75] - 2021年和2020年前三个月，资本和勘探支出分别为1.26652亿美元和1.62495亿美元，2021年公司计划将大部分资本分配到马塞勒斯页岩，预计钻探和完成80口净井，资本计划约为5.3亿至5.4亿美元[110] 钻井业务数据变化 - 2021年第一季度钻了28口总井（25.1口净井），成功率100%；上年同期钻了22口总井（22.0口净井），成功率100%[75] - 2021年第一季度完成14口总井（13.0口净井），上年同期完成13口总井（13.0口净井）[76] 钻机数量数据变化 - 2021年第一季度马塞勒斯页岩的平均钻机数量约为3.0台，上年同期约为2.8台[76] 债务偿还情况 - 2021年1月偿还了8800万美元加权平均利率为5.58%的高级票据[77] 资本计划安排 - 预计2021年资本计划约为5.3亿至5.4亿美元，将用运营现金流和必要时的手头现金来资助[89] 循环信贷安排情况 - 2021年3月31日，循环信贷安排下无未偿还借款，未使用承诺为15亿美元；4月21日，借款基数和可用承诺分别确认为32亿美元和15亿美元[92][93] 现金流量数据变化 - 2021年前三个月经营活动提供的净现金较2020年同期增加8560万美元，投资活动使用的现金减少3460万美元，融资活动使用的现金增加8730万美元[97][101][103][104] 长期债务流动部分数据变化 - 2021年3月31日和2020年12月31日，长期债务的流动部分分别为1亿美元和1.88亿美元[105] 债务、股东权益及总资本数据变化 - 2021年3月31日和2020年12月31日，债务分别为10.46123亿美元和11.33924亿美元，股东权益分别为23.0597亿美元和22.15707亿美元，总资本分别为33.52093亿美元和33.49631亿美元，债务与总资本比率分别为31%和34%[106] 普通股股息数据变化 - 2021年和2020年前三个月，公司分别支付普通股股息3990万美元（每股0.1美元）和3980万美元（每股0.1美元），2021年4月，董事会批准将普通股季度股息从每股0.1美元提高到每股0.11美元[106][107] 净收入数据变化 - 2021年和2020年前三个月，公司净收入分别为1.264亿美元（每股0.32美元）和5390万美元（每股0.14美元），增长主要由于运营收入增加和运营费用降低，部分被所得税费用增加抵消[113] 运营收入数据变化 - 2021年和2020年前三个月，运营收入分别为4.5968亿美元和3.86457亿美元，增长19%，其中天然气收入增长28%，主要由于天然气价格上涨，部分被产量下降抵消[116] 运营和其他费用数据变化 - 2021年和2020年前三个月，运营和其他费用分别为2.84313亿美元和3.00068亿美元，减少5%，主要由于直接运营、运输和收集、折旧等费用减少，部分被其他税、勘探费用增加抵消[117] 利息和所得税费用数据变化 - 利息费用净额减少183.4万美元，主要由于偿还到期高级票据；所得税费用增加1844.7万美元，主要由于税前收入增加，部分被有效税率降低抵消，2021年和2020年前三个月有效税率分别为22.5%和25.3%[117][123][124] 天然气市场风险及应对 - 公司主要市场风险是天然气价格波动，通过金融商品衍生品降低风险，衍生品一般覆盖部分产量，提供部分价格保护[126][128] 未到期金融商品衍生品情况 - 截至2021年3月31日，公司有未到期的金融商品衍生品，包括领口协议[130] 天然气合约数据 - 2021年3月31日公司天然气合约有4笔，交易量分别为1375万、1.2375亿、1070万、2140万Mmbtu，估计公允价值资产（负债）分别为3.8万、820.2万、 - 45.4万、179.3万美元[131] 天然气产量套期保值情况 - 2021年及以后公司预期天然气产量很大一部分未套期保值，直接面临天然气价格波动[132] 天然气衍生工具覆盖情况 - 2021年前三个月，天然气区间期权覆盖393亿立方英尺，占天然气产量19%，加权平均价格为2.77美元/Mmbtu；天然气互换覆盖44亿立方英尺，占天然气产量2%，加权平均价格为2.74美元/Mmbtu[133] 金融商品衍生工具风险情况 - 公司金融商品衍生工具面临天然气市场价格变化的市场风险，但通常会被商品最终销售的损益抵消[134] 债务账面价值与公允价值数据变化 - 2021年3月31日，公司长期债务账面价值为10.46123亿美元，估计公允价值为11.21176亿美元；2020年12月31日，账面价值为11.33924亿美元，估计公允价值为12.13811亿美元[139] - 2021年3月31日，公司流动到期债务账面价值为 - 1亿美元，估计公允价值为 - 1.009亿美元；2020年12月31日，账面价值为 - 1.88亿美元，估计公允价值为 - 1.89332亿美元[139] - 2021年3月31日，公司排除流动到期债务后的长期债务账面价值为9.46123亿美元，估计公允价值为10.20276亿美元；2020年12月31日，账面价值为9.45924亿美元，估计公允价值为10.24479亿美元[139]