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]

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]