公司业绩 - Coterra Energy (CTRA) 2025年第一季度产量比指导中值高出约2% [2] - 强劲的季度产量促使公司将全年产量预期上调约0.7% [2] 分析师背景 - Aaron Chow拥有15年以上分析经验 是TipRanks顶级评级分析师 [3] - 曾联合创立移动游戏公司Absolute Games 后被PENN Entertainment收购 [3] - 为两款总安装量超3000万的移动应用设计游戏内经济模型 [3] - 主导投资研究小组Distressed Value Investing 重点关注能源领域价值机会和困境投资 [3] 研究服务 - Distressed Value Investing提供两周免费试用 包含100多家公司的1000多份历史研究报告 [1]

Coterra Energy Inc. (CTRA) reported first-quarter 2025 adjusted earnings per share of 78 cents, which beat the Zacks Consensus Estimate of 76 cents. The bottom line also outperformed the year-ago quarter’s 50 cents per share. This was largely attributed to stronger-than-expected operational performance, particularly in daily oil equivalent and natural gas production volumes.This oil and gas exploration and production firm’s operating revenues of $1.9 billion missed the Zacks Consensus Estimate by $37 millio ...

财务数据关键指标变化 - 2025年第一季度净收入从2024年的3.52亿美元增至5.16亿美元，每股收益从0.47美元增至0.68美元[88] - 2025年第一季度经营活动提供的净现金从2024年的8.56亿美元增至11亿美元，增长2.88亿美元[88] - 2025年第一季度钻探、完井和其他固定资产的总资本支出为5.52亿美元，而2024年同期为4.50亿美元[88] - 截至2025年3月31日，公司营运资金赤字为1.62亿美元，而截至2024年12月31日，营运资金盈余为22亿美元[99] - 2025年第一季度经营活动现金流增加2.88亿美元，投资活动现金流增加30亿美元，融资活动现金流增加3.43亿美元[102] - 截至2025年3月31日，公司长期债务为42.80亿美元，股东权益为142.24亿美元，总资本为185.04亿美元，债务与总资本比率为23%[108] - 2025年第一季度普通股每股股息为0.22美元，总股息1.7亿美元；2024年第一季度每股股息为0.21美元，总股息1.6亿美元[110] - 2025年第一季度收购已探明和未探明油气资产、集输和管道系统支出40.96亿美元，2024年同期无此类支出[113] - 2025年第一季度资本支出5.99亿美元，2024年同期为4.56亿美元[113] - 2025年第一季度运营收入19.04亿美元，2024年同期为14.33亿美元，增长33% [123] - 2025年第一季度衍生品工具损失1.12亿美元，2024年同期无此类损失[123][131] - 2025年第一季度总运营成本12.02亿美元，较2024年的9.92亿美元增加2.1亿美元，增幅21%[133] - 直接运营成本2.16亿美元，较2024年的1.56亿美元增加6000万美元，增幅38%，主要因产量增加和收购资产成本上升[133][134] - 集输处理运输成本2.82亿美元，较2024年的2.5亿美元增加3200万美元，增幅13%，源于二叠纪和阿纳达科盆地产量和运输费率提高[133][136] - 非所得税9600万美元，较2024年的7400万美元增加2200万美元，增幅30%，主要是产量税增加[133][138] - 折旧、损耗和摊销费用5.06亿美元，较2024年的4.32亿美元增加7400万美元，增幅17%，主要因损耗率提高和产量增加[133][139] - 一般及行政费用9200万美元，较2024年的7500万美元增加1700万美元，增幅23%，主要是收购和过渡成本及员工相关成本增加[133][142] - 利息费用5300万美元，较2024年的1900万美元增加3400万美元，主要因债务余额利息增加，部分被债务偿还抵消[144] - 利息收入减少800万美元，因2025年第一季度现金余额降低和短期投资到期利息减少[145] - 所得税费用1.41亿美元，较2024年的8500万美元增加5600万美元，主要因税前收入增加和有效税率提高[146] - 截至2025年3月31日，公司总债务为43亿美元，其中固定利率债务工具未偿借款为35亿美元，定期贷款未偿借款为7.5亿美元[159][160][161] - 2025年3月31日，长期债务账面价值为42.8亿美元，估计公允价值为41.59亿美元；2024年12月31日，账面价值为35.35亿美元，估计公允价值为33.95亿美元[164] 各条业务线数据关键指标变化 - 2025年第一季度等效产量从2024年的6240万桶油当量增至6720万桶油当量，日产量从68.61万桶油当量增至74.68万桶油当量[88] - 2025年第一季度石油平均实现价格为每桶69.30美元，较2024年的每桶75.00美元下降8%；天然气为每百万英热单位3.21美元，较2024年的2.10美元上涨53%；NGL价格为每桶23.23美元，较2024年的21.09美元上涨10%[88] - 2025年第一季度公司在二叠纪盆地、马塞勒斯页岩和阿纳达科盆地钻了50.7口净井，投产37.3口净井，预计2025年全年资本计划约20 - 23亿美元[114] - 2025年第一季度石油产量1270万桶，2024年同期为930万桶，增长37%；天然气产量2739亿立方英尺，2024年同期为2694亿立方英尺，增长2%；NGL产量880万桶，2024年同期为820万桶，增长7% [126] - 2025年第一季度石油平均销售价格（不含衍生品结算）为69.73美元/桶，2024年同期为75.16美元/桶，下降7%；天然气平均销售价格为3.28美元/千立方英尺，2024年同期为2.00美元/千立方英尺，增长64%；NGL平均销售价格为23.23美元/桶，2024年同期为21.09美元/桶，增长10% [126] - 2025年第一季度石油收入增加1.85亿美元，主要因二叠纪和阿纳达科盆地产量增加，部分被油价下跌抵消；天然气收入增加3.6亿美元，主要因天然气价格大幅上涨和产量增加；NGL收入增加3300万美元，主要因价格和产量上升[127][128][129] 公司收购情况 - 2025年1月公司完成两笔收购，总价32亿美元现金并发行价值7.85亿美元的28190682股普通股[88] - FME和Avant收购中，已探明和未探明油气资产的总公允价值为38亿美元[118] 公司资本计划 - 2025年公司全年资本计划预计在20亿至23亿美元之间，预计用经营现金流为这些资本支出提供资金[95] 公司金融衍生品情况 - 公司为应对商品价格波动，可能使用衍生工具对冲部分产量[151] - 截至2025年3月31日，公司未平仓金融商品衍生品中，WTI石油领式期权公允价值资产为900万美元，WTI - NYMEX石油互换为300万美元，WTI米德兰石油基差互换为 - 200万美元，天然气相关衍生品公允价值资产（负债）为 - 1.09亿美元[154][155] - 2025年第一季度，石油领式期权覆盖公司40%的石油产量，为500万桶，加权平均价格为69.12美元/桶；石油互换覆盖13%，为170万桶，加权平均价格为69.18美元/桶；石油基差互换覆盖50%，为630万桶，加权平均差价为1.07美元/桶[156] - 2025年第一季度，天然气领式期权覆盖公司20%的天然气产量，为5550万立方英尺，加权平均价格为3.68美元/百万英热单位；天然气基差互换覆盖11%，为292亿立方英尺，加权平均差价为 - 0.58美元/百万英热单位[157] - 公司商品价格风险管理策略旨在通过金融商品衍生品降低油气市场价格波动风险，由高级管理层组成的委员会监督[152] - 公司金融衍生品用于风险管理，非交易目的，领式期权和互换协议有不同的价格支付规则[153] - 2025年4月，公司签订天然气相关金融商品衍生品，包括NYMEX天然气领式期权和瓦哈天然气基差互换[155] - 公司大部分2025年及以后预期油气产量未套期保值，直接面临价格波动[155] 债务利率影响 - 假设定期贷款平均利率假设上升100个基点，2025年第一季度利息费用将增加约200万美元[161]

Coterra Energy (CTRA) Q1 2025 Earnings Call May 06, 2025 10:00 AM ET Company Participants Daniel Guffey - Vice President of Finance, Planning & Analysis and Investor RelationsThomas Jorden - CEO, President & ChairmanShane Young - EVP & CFOBlake Sirgo - Senior Vice President of OperationsBetty Jiang - Managing DirectorMichael Deshazer - Senior Vice President of Business UnitsJosh Silverstein - Managing DirectorMatthew Portillo - Partner & Head of ResearchDerrick Whitfield - Managing DirectorKevin MacCurdy - ...

财务数据和关键指标变化 - 第一季度预套期收入达20亿美元，高于2024年第四季度的14亿美元 [19] - 第一季度现金运营成本为每桶油当量9.97美元，包含约每桶油当量0.21美元的与交易相关的非经常性成本 [19] - 第一季度净收入为5.16亿美元，即每股0.68美元；调整后净收入为6.08亿美元，即每股0.80美元 [19] - 第一季度资本支出比指导范围中点低4%，钻探和中游成本低于预期 [19] - 第一季度可自由支配现金流为11.35亿美元，高于上一季度的7.76亿美元；自由现金流为6.63亿美元 [20] - 2025年全年资本范围降低1亿美元，预计为20 - 23亿美元，较2月指导降低超4% [22] 各条业务线数据和关键指标变化 石油业务 - 第一季度石油产量比指导中点高约2% [18] - 2025年全年石油产量指导中点维持不变，预计为155 - 165千桶/日，后续季度有显著增长 [23] 天然气业务 - 第一季度天然气产量高于指导范围高端 [18] - 2025年全年天然气产量预计为27.25 - 28.75亿立方英尺/日，全年产气超1万亿立方英尺 [23] 二叠纪盆地业务 - 第一季度净投产井数为37口，低于指导中点40口 [18] - 2025年下半年计划运行7台钻机，原指导为10台，活动减少使资本支出减少1.5亿美元 [30] 马塞勒斯页岩业务 - 4月开始用两台钻机作业，近期完成杰弗斯农场项目 [34] - 2025年全年马塞勒斯项目每英尺成本预计为800美元，较2024年降低22% [35] 阿纳达科业务 - 2025年项目执行良好，成本结构有竞争力，新的三英里项目表现强劲 [36] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气价格实现增长64%，45%的收入来自天然气，较上一季度显著增加 [19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 鉴于对石油前景的担忧，公司适度减少二叠纪盆地的活动，增加马塞勒斯页岩的活动，2025年资本支出预计减少1亿美元 [9] - 公司致力于2025年减少债务，特别是偿还与近期收购相关的10亿美元定期贷款 [12] - 公司计划根据市场情况灵活调整资本分配，如油价继续疲软，可从二叠纪进一步削减投资，重新部署到高利润的天然气项目、推进债务偿还、进行机会性回购或节省资金 [10] - 公司将继续优化投资分配，提高资本效率，维持约50%的现金流再投资率，以适应不同的商品价格情景和油价与气价比率 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为近期大宗商品市场的波动、关税影响的不确定性和衰退担忧凸显了公司的核心优势，公司具备多元化收入、低成本油气供应、技术驱动的组织、经济聚焦和财务纪律，能够应对市场风暴并实现增长 [7] - 公司预计2025年剩余时间内石油产量将逐季强劲增长，产生大量自由现金流并迅速去杠杆化 [28] - 公司对未来三年的前景充满信心，认为即使进行了2025年的调整，仍有能力通过每年投资21 - 24亿美元的资本，实现5%或更高的石油产量增长和0% - 5%的油当量增长 [25] 其他重要信息 - 公司完成了富兰克林山和阿凡特的收购，并迅速将这些优质资产整合到运营中，实现了显著的运营效率提升 [6] - 温德姆排填充项目中的沃尔夫坎普井表现出色，但哈基井出现异常高的水产量问题，公司认为这是近井筒机械问题，正在进行补救，预计在第二季度解决问题并恢复生产 [13][15] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：哈基井问题对库存和未来发展计划的影响，以及三年计划的变化 - 公司认为这是局部机械问题，不影响长期库存和三年计划，团队正在努力解决问题，预计修复后恢复哈基井项目 [45][46] 问题2：专注沃尔夫坎普井对未来哈基井开发和2026年井型组合的影响，以及全年生产指导的增长轨迹 - 公司预计解决问题后恢复哈基井项目，2026年不会有重大影响；全年生产指导预计通过后续季度的显著增长实现，不依赖哈基井产量恢复 [52][58] 问题3：当前弱环境可能持续的时间，以及商品价格走弱时回购和债务偿还的优先级 - 公司预计当前弱环境可能持续一段时间，会根据情况调整资本分配；2025年优先偿还债务，回购将在下半年进行，公司认为低杠杆有助于实现长期股东回报目标 [63][67] 问题4：芭芭拉排哈基井的现状，以及二叠纪钻机数量减少对三年计划的影响 - 已完成两口哈基井，六口待完成的哈基井已从当前压裂计划中移除，后续将更新情况；二叠纪资本支出减少不改变三年计划，公司仍有能力实现增长目标 [71][74] 问题5：马塞勒斯计划的优先事项和宏观天然气观点，以及天然气库存深度和并购考虑 - 公司预计马塞勒斯项目恢复增长，增长程度取决于市场情况；公司认为有足够的库存，但会保持机会主义态度 [77][80] 问题6：下半年沃尔夫坎普井投产时，哈基井产量是否会恢复，以及油和气价格比保持时的资本再分配 - 指导假设不依赖哈基井产量恢复，但公司认为问题可解决，产量有望恢复；公司会根据市场情况每天做出最佳财务决策，灵活调整资本分配 [83][86] 问题7：哈基井产量恢复的合理预期时间，以及2026年油价处于高位时二叠纪的钻机数量和产量 - 由于修井工作性质，无法确定具体时间，预计需要数月；如果油价在60美元左右，公司有机会投资石油资产，但会根据多种因素灵活调整 [91][93] 问题8：向马塞勒斯转移资本的限制，以及马塞勒斯电力定价情况 - 没有显著限制，公司关注宪法管道项目，若该项目推进，可能会承诺长期供气；公司一直在寻找更多电力定价机会，目前在马塞勒斯和二叠纪都有相关项目在考虑 [98][102] 问题9：哈基井的生产力与沃尔夫坎普井的比较，以及新计划下的资本运行率、石油平台和湿天然气产量预期 - 公司认为哈基井问题是可解决的机械问题，部分井表现正常；公司预计资产有合理增长，坚持三年计划 [105][109] 问题10：维持石油产量平稳所需的维护资本，以及阿纳达科和二叠纪项目在当前价格环境下的回报和高分级开发机会 - 如果要将2025年16万桶/日的石油产量维持在这一水平，在阿纳达科和二叠纪的维护资本约为15 - 16亿美元；公司会根据油和气价格比和天然气液体情况进行高分级开发 [114][118] 问题11：如果油和气价格比持续，对特拉华地区开发区域和层段的看法，以及石油活动的下一个价格临界点 - 公司认为不会对特拉华地区的开发区域和层段产生重大影响；如果油价低于50美元，会出现另一个临界点 [122][124] 问题12：2025年下半年钻机减少对DUC库存的影响，以及进入2026年的运营管理，剩余时间自由现金流的使用和50%股东回报目标 - 公司认为DUC库存充足，运营不会有重大问题；公司可能会并行进行债务偿还和股票回购，历史上股东回报超过50%，低杠杆有助于实现长期股东回报目标 [127][133]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度预套期收入达20亿美元，高于2024年第四季度的14亿美元 [21] - 第一季度现金运营成本为每桶油当量9.97美元，包含约每桶油当量0.21美元的与交易相关的非经常性成本 [21] - 第一季度净收入为5.16亿美元，即每股0.68美元；调整后净收入为6.08亿美元，即每股0.80美元 [21] - 第一季度资本支出比指导范围中点低4%，钻探和中游成本低于预期 [21] - 第一季度可自由支配现金流为11.35亿美元，高于上一季度的7.76亿美元；自由现金流为6.63亿美元 [22] - 2025年全年资本范围降低1亿美元，预计为20 - 23亿美元，较2月指导降低超4% [24] 各条业务线数据和关键指标变化 石油业务 - 第一季度石油产量比指导中点高约2% [20] - 2025年全年石油产量指导中点维持不变，预计为15.5 - 16.5万桶/日，后续季度将显著增加 [26] 天然气业务 - 第一季度天然气产量高于指导范围高端 [20] - 2025年全年天然气产量预计为27.25 - 28.75亿立方英尺/日，全年产量超1万亿立方英尺 [27] 二叠纪盆地业务 - 第一季度净投产井数为37口，低于指导中点40口 [20] - 2025年下半年计划运行7台钻机，原指导为10台，活动减少使资本支出减少1.5亿美元 [33] 马塞勒斯页岩业务 - 4月开始用两台钻机作业，近期完成杰弗斯农场项目 [36] - 2025年全年马塞勒斯项目每英尺成本预计为800美元，较2024年降低22% [37] 阿纳达科业务 - 正在执行2025年项目，成本结构有竞争力，新的三英里项目表现良好 [38] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气价格实现了64%的增长，45%的收入来自天然气，较上一季度显著增加 [21] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 鉴于对石油前景的担忧，公司适度减少二叠纪盆地的活动，增加马塞勒斯页岩的活动，预计2025年资本支出减少1亿美元 [10] - 公司致力于在2025年减少债务，特别是偿还与近期收购相关的10亿美元定期贷款 [13] - 公司将继续优化投资分配，根据市场情况灵活调整资本配置，保持约50%的现金流再投资率 [27] - 公司计划在解决温德姆排哈基井问题后恢复哈基井开发，目前转向高产的上沃尔夫坎普井以提高资本效率 [17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为当前大宗商品市场波动、关税影响和衰退担忧增强了公司的核心竞争力，公司有能力在周期中产生大量自由现金流，实现出色回报和适度增长 [8] - 公司对天然气前景持乐观态度，预计天然气市场将支持2025 - 2026年的发展 [37] - 公司认为当前的运营问题是局部机械问题，可通过补救措施解决，对未来发展有信心 [46] 其他重要信息 - 公司完成富兰克林山和阿凡特的收购，并将这些优质资产整合到运营中，已实现显著的运营效率提升 [7] - 温德姆排填充项目中的哈基井出现异常高的水产量问题，公司认为这是近井筒机械问题，正在进行补救工作，预计第二季度解决问题并恢复生产 [14] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 哈基井问题对库存和未来发展计划的影响，以及三年计划的变化 - 公司认为这是局部机械问题，不影响长期库存和三年计划，团队正在努力解决问题，预计恢复哈基井开发 [46][49] 问题2: 未来是否会回到哈基井开发，以及对2026年井型组合的影响 - 公司预计解决问题后恢复哈基井开发，认为这不是战略问题，不会影响井型组合 [54] 问题3: 全年生产指导的增长轨迹和风险情况 - 公司预计全年生产将大幅增长，第二季度指导较第一季度有显著提升，后续季度将更强 [59] 问题4: 弱环境可能持续的时间，以及商品价格走弱时回购和偿债的优先级 - 公司预计弱环境将持续一段时间，2025年优先偿还债务，回购将在下半年进行，有机会时会灵活操作 [65][68] 问题5: 芭芭拉排哈基井的现状，以及钻机数量减少对三年计划的影响 - 已完成两口哈基井，六口待完成，目前从压裂计划中移除；钻机数量减少不影响三年计划，公司仍有能力实现增长 [72][74] 问题6: 马塞勒斯计划的优先事项和对天然气宏观的看法，以及天然气库存和并购的考虑 - 公司预计马塞勒斯项目恢复增长，将根据市场情况决定增长速度；公司认为有足够的库存，但会保持机会主义态度 [77][81] 问题7: 下半年产量增长是否假设哈基井产量恢复，以及油和气价格比不变时的资本分配 - 产量增长假设不依赖哈基井产量恢复；公司将根据市场情况灵活调整资本分配，以实现股东利益最大化 [84][88] 问题8: 哈基井产量恢复的合理预期时间，以及2026年油价低迷时的应对措施 - 哈基井修复工作需要数月时间；如果油价在50 - 60美元左右，公司仍有机会投资石油资产，但会谨慎决策 [92][94] 问题9: 向马塞勒斯转移资本的限制，以及马塞勒斯电力定价的情况 - 转移资本没有显著限制，公司关注宪法管道项目，将根据其进展决定是否增加投资；公司希望获得更多电力定价机会，正在寻找相关项目 [98][101] 问题10: 哈基井的生产率与沃尔夫坎普井的比较，以及新计划的资本和产量情况 - 公司认为哈基井问题是可解决的机械问题，部分井表现良好；公司将坚持三年计划，预计资产将实现合理增长 [105][109] 问题11: 维持石油产量平稳所需的维护资本，以及阿纳达科和二叠纪项目的回报比较 - 若维持2025年16万桶/日的石油产量，多期维护资本预计在15 - 16亿美元；公司会根据油和气价格比和NGLs情况优化开发 [114][117] 问题12: 油和气价格比持续时对特拉华州开发区域的影响，以及油价下跌的临界点 - 公司认为不会对特拉华州开发区域产生重大影响；若油价低于50美元，将出现另一个临界点 [120][123] 问题13: 2025年下半年钻机减少与DUC库存的关系，以及自由现金流的使用方式 - 钻机减少不会对运营造成重大问题，公司有足够的DUC库存；公司可能会并行进行偿债和回购，将根据现金流情况灵活操作 [126][130]

财务表现 - 2025年第一季度营收19亿美元 同比增长329% [1] - 每股收益080美元 上年同期为051美元 [1] - 营收低于共识预期194亿美元 偏差-189% [1] - 每股收益超出共识预期078美元 偏差+256% [1] 生产数据 - 日均总产量7468 MBOE/d 超出分析师平均预期73975 MBOE/d [4] - 天然气液体产量983 MBbl 低于六位分析师平均预期11065 MBbl [4] - 天然气产量30438 MMcf/d 超出六位分析师平均预期291438 MMcf/d [4] - 原油产量1412 MBbl/d 低于六位分析师平均预期14373 MBbl/d [4] 销售价格 - 天然气液体不含对冲均价2323美元/桶 高于四位分析师平均预期2247美元/桶 [4] - 原油含对冲均价693美元/桶 低于四位分析师平均预期6955美元/桶 [4] - 天然气含对冲均价321美元/千立方英尺 高于四位分析师平均预期302美元/千立方英尺 [4] - 原油不含对冲均价6973美元/桶 低于三位分析师平均预期6993美元/桶 [4] 营业收入 - 原油业务收入886亿美元 同比增长264% 超出三位分析师平均预期88252亿美元 [4] - 天然气业务收入898亿美元 同比增长669% 超出三位分析师平均预期83247亿美元 [4] - 天然气液体业务收入206亿美元 同比增长191% 低于两位分析师平均预期2238亿美元 [4] - 其他业务收入26亿美元 同比增长238% 超出两位分析师平均预期145亿美元 [4] 股价表现 - 过去一个月股价上涨22% 同期标普500指数上涨04% [3] - 当前Zacks评级为3级(持有) 预示短期表现可能与大盘同步 [3]

公司业绩表现 - 季度每股收益为080美元 超出Zacks共识预期的078美元 相比去年同期的051美元增长568% [1] - 本季度盈利超预期幅度为256% 上一季度超预期幅度达1667% [1] - 过去四个季度中 公司有两次超过EPS预期 [2] - 季度营收19亿美元 低于共识预期189% 但较去年同期的143亿美元增长328% [2] 股价与市场表现 - 年初至今股价上涨05% 同期标普500指数下跌33% [3] - 当前Zacks评级为3级(持有) 预计短期内表现与市场持平 [6] 未来业绩预期 - 下季度共识预期为每股收益060美元 营收184亿美元 [7] - 当前财年共识预期为每股收益278美元 营收785亿美元 [7] 行业动态 - 所属行业(美国油气勘探生产)在Zacks行业排名中处于后18% [8] - 同行业公司Chord Energy预计季度每股收益360美元 同比下降294% 过去30天预期下调176% [9] - Chord Energy预计季度营收132亿美元 同比增长217% [10]

业绩总结 - 2025年预计自由现金流为21亿美元，同比增长69%[23] - 2025年第一季度实现自由现金流6.63亿美元，超出油气产量和资本支出指导的中点[20] - 2025年公司经调整的Pro Forma净收入为1493百万美元，较2024年的1401百万美元增长6.5%[146] - 2025年公司经调整的Pro Forma EBITDAX为4663百万美元，较2024年的4261百万美元增长9.4%[146] - 2025年第一季度的EBITDAX为3,821百万美元，2024年EBITDAX为3,414百万美元[142] 资本支出与投资回报 - 2025年资本支出范围降低至20亿至23亿美元，较之前指导减少1亿美元[20] - 预计2025年将有约140亿美元的资本支出机会，约45%的资本支出预计产生2.0倍或更高的投资回报[37] - 2025年计划将自由现金流用于基础股息、偿还750百万美元的定期贷款和机会性股票回购[35] - 2025年资本支出中，Permian地区的钻探和完工费用约为14.5亿美元，Anadarko地区约为2.3亿美元，Marcellus地区约为3亿美元[26][27] 生产与销售数据 - 2025年油气总产量指导为720-770 mboed，其中油产量为155-165 mbod，天然气产量为2725-2875 mmcfd[23] - 2025年总生产指导范围为710至770 mboed，天然气指导范围为2675至2875 mmcfd[125] - 2025年Coterra的整体生产中，天然气占68%，石油占19%，NGL占13%[92] - 2025年剩余天然气销量约50%已对冲，油品销量超过40%已对冲[120] 成本与费用 - 2024年实际费用为266美元/boe，2025年指导费用为305美元/boe，预计2025年实际费用为360美元/boe[129] - 2025年预计天然气销售市场的价格实现范围为87%至100%[118] - 2025年公司的Pro Forma折旧、耗竭和摊销费用为2240百万美元，较2024年的2197百万美元增长1.9%[146] 债务与现金流 - 2025年总债务为4,280百万美元，2024年总债务为3,535百万美元[142] - 2025年净债务为4,094百万美元，较2024年的1,497百万美元显著增加[146] - 2025年现金流来自经营活动为1,144百万美元，2024年现金流来自经营活动为2,795百万美元[136] - 2025年第一季度的可支配现金流为1,135百万美元，2024年可支配现金流为2,968百万美元[136] 未来展望 - 2025年计划的股息为每股0.68美元，年化股息为每股0.88美元，同比增长5%[35] - 2025年WTI油价假设为每桶71美元，Henry Hub天然气价格假设为每百万英热单位4.22美元[125] - 预计2025年现金税率为20%-25%[129] 环境与可持续发展 - 2024年预计使用89%的回收水进行完井作业，比2023年增加3%[113] - 2023年公司已退出高压常规燃气焚烧，减少了130个高压焚烧源[106] - 2023年公司中游压缩机电气化比例约为30%，预计2024年再增加6台，总数达到22台，年可减少超过40万吨CO2e的Scope 1排放[106]

产量相关 - 2025年第一季度总油气当量产量、天然气产量和石油产量均高于指引中点，资本支出低于指引中点[4] - 2025年第二季度总油气当量产量指引为710 - 760千桶/日，石油产量为147 - 157千桶/日[11] - 2025年第一季度公司天然气日产量为3043.8 Mmcf，较2024年的2960.1 Mmcf增长约2.83%；石油日产量为141.2 MBbl，较2024年的102.5 MBbl增长约37.76%；NGL日产量为98.3 MBbl，较2024年的90.2 MBbl增长约9%；日当量产量为746.8 MBoepd，较2024年的686.1 MBoepd增长约8.85%[20] - 2025年全年总等效产量指导范围从7.1 - 7.7亿桶油当量更新为7.2 - 7.7亿桶油当量[63] - 2025年全年天然气产量指导范围从26.75 - 28.75亿立方英尺/天更新为27.25 - 28.75亿立方英尺/天[63] - 2025年全年石油产量指导范围从15.2 - 16.8万桶/天更新为15.5 - 16.5万桶/天[63] - 2025年第一季度实际总等效产量为7.47亿桶油当量，第二季度指导范围为7.1 - 7.6亿桶油当量[64] 资本预算与支出相关 - 2025年资本预算范围降至20 - 23亿美元，再投资率预计约为50%[4] - 2025年下半年二叠纪钻机数量从原计划的10台减至7台，减少资本约1.5亿美元[3][4] - 4月在马塞勒斯新增2台钻机，预计将持续运行至下半年，可能增加资本1亿美元[4][5] - 2025年全年公司资本支出指导范围从21 - 24亿美元更新为20 - 23亿美元[63] 现金流与股东回报相关 - 预计2025年自由现金流总计21亿美元，用于支付股息、减少债务和回购股票[7] - 2025年第一季度直接股东回报约占自由现金流的30%，总回报占67%[7] - 2025年第一季度自由现金流6.63亿美元，2024年同期为3.40亿美元[44] - 2025年可自由支配现金流指导从50亿美元下调至43亿美元[63] 利润相关 - 2025年第一季度净利润为5.16亿美元，调整后净利润为6.08亿美元[7] - 2025年第一季度运营收入19.04亿美元，2024年同期为14.33亿美元[27] - 2025年第一季度净收入5.16亿美元，2024年同期为3.52亿美元[27] - 2025年第一季度调整后净收入6.08亿美元，2024年同期为3.83亿美元[39] 债务相关 - 截至2025年3月31日，公司总债务为42.5亿美元，净债务与调整后EBITDAX比率为0.9倍[10] - 截至2025年3月31日和2024年12月31日，总债务与总资本比率分别为23.1%和21.2%，净债务与调整后资本比率分别为22.3%和10.2%[54] - 截至2025年3月31日和2024年12月31日，总债务与净收入比率分别为3.3倍和3.2倍，净债务与调整后EBITDAX比率分别为1.1倍和0.4倍[57] - 截至2025年3月31日和2024年12月31日，净债务与调整后预计EBITDAX比率分别为0.9倍和0.4倍[60] 股息相关 - 2025年5月5日，董事会批准每股0.22美元的季度股息，年化收益率为3.4%[11] 销售价格相关 - 2025年第一季度公司天然气平均销售价格（不含套期保值）为3.28美元/Mcf，较2024年的2.00美元/Mcf增长约64%；石油为69.73美元/Bbl，较2024年的75.16美元/Bbl下降约7.22%；NGL为23.23美元/Bbl，较2024年的21.09美元/Bbl增长约9.67%[20] - 2025年第一季度公司天然气平均销售价格（含套期保值）为3.21美元/Mcf，较2024年的2.10美元/Mcf增长约52.86%；石油为69.30美元/Bbl，较2024年的75.00美元/Bbl下降约7.6%；NGL为23.23美元/Bbl，较2024年的21.09美元/Bbl增长约9.67%[21] 钻井与投产相关 - 2025年第一季度公司共钻总井75口，较2024年的70口增长约7.14%；净井50.7口，较2024年的42.9口增长约18.18%[21] - 2025年第一季度公司投产总井70口，较2024年的58口增长约20.69%；净井37.3口，较2024年的33.0口增长约13.03%[21] 运营钻机数量相关 - 2025年第一季度公司平均运营钻机数量：Marcellus Shale为0台，较2024年的2台下降100%；Permian Basin为11.7台，较2024年的8台增长约46.25%；Anadarko Basin为1.8台，较2024年的2台下降约10%[21] 单位成本相关 - 2025年第一季度公司平均单位成本为18.55美元/Boe，较2024年的15.94美元/Boe增长约16.49%[22] 期权交易相关 - 截至2025年3月31日，公司2025年二季度WTI石油领口期权交易量为5096 MBbl，加权平均底价为61.79美元/Bbl，加权平均顶价为79.36美元/Bbl[25] - 截至2025年3月31日，公司2025年二季度NYMEX天然气领口期权交易量为72800000 MMBtu，加权平均底价为3.01美元/MMBtu，加权平均顶价为4.82美元/MMBtu[26] - 2025年4月，公司签订2025年二季度NYMEX天然气领口期权交易量为9150000 MMBtu，加权平均底价为3.50美元/MMBtu，加权平均顶价为5.21美元/MMBtu[26] 现金流量相关 - 2025年第一季度经营活动产生的净现金为11.44亿美元，2024年同期为8.56亿美元[31] - 2025年第一季度投资活动使用的净现金为37.28亿美元，2024年同期为7.08亿美元[31] - 2025年第一季度融资活动提供的净现金为5.28亿美元，2024年同期为1.85亿美元[31] EBITDAX相关 - 2025年第一季度调整后EBITDAX为13.37亿美元，2024年同期为9.17亿美元[48] - 截至2025年3月31日的过去十二个月调整后EBITDAX为38.34亿美元，2024年同期为34.14亿美元[48] - 截至2025年3月31日和2024年12月31日的过去十二个月，调整后预计EBITDAX分别为46.63亿美元和42.61亿美元[51] 资产相关 - 截至2025年3月31日资产总计239.51亿美元，2024年12月31日为216.25亿美元[29]