财务指标与债务管理 - 公司将净债务与调整后EBITDA的比率维持在2.5倍或以下[599][600][601][607][613] - 公司维持净债务与调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）比率不超过2.5倍[624] - 截至2023年12月31日，公司信贷安排的未偿还金额为1.59亿美元[705] - 公司信贷安排借款基数上限为3.05亿美元，定期重新确定或其他情况导致借款基数显著减少，可能对公司运营资金产生负面影响[726] - 截至2023年12月31日，公司信贷安排项下有1.59亿美元未偿还债务，利率上升会增加偿债成本，降低盈利能力、流动性并影响偿付能力[733] 风险识别与管理 - 2023年公司各业务部门负责人确定各自业务单元风险水平，高级领导团队审查并确定四个主要风险类别和七个主要风险[587] - 2024年公司将通过与业务流程所有者进行深度访谈和小组讨论更新风险识别和缓解评估[588] - 公司董事会定期评估主要和新兴风险[582] 可持续发展目标 - 公司目标是到2040年实现范围1和2的温室气体净零排放[600] 借款基础与市场监测 - 公司2023年秋季重新确定的借款基础得到14家银行集团一致确认[606] - 公司高级领导团队每日监测商品市场，定期更新内部模型评估市场变化[606] 网络安全措施 - 公司网络采用零信任方法设计并进行分段，建立多层安全防护[613] - 2023年无导致运营中断、关键数据丢失或对集团战略、财务状况及运营结果产生重大影响的网络安全事件[619] 业务战略与收购 - 公司核心业务战略与可持续发展倡议一致，收购可靠、长寿命的生产井[600] - 公司进行了多项天然气和石油资产收购，包括Carbon Acquisition、EQT Acquisition等[707][712] 安全与健康管理 - 公司安全与可持续发展委员会定期审查健康和安全计划及缓解措施[614] 价格波动与市场风险 - 2021 - 2023年亨利枢纽天然气现货价格波动大，2021年最高23.86美元/百万英热单位，最低2.43美元/百万英热单位；2022年最高9.85美元/百万英热单位，最低3.46美元/百万英热单位；2023年最高3.78美元/百万英热单位，最低1.74美元/百万英热单位[626] - 天然气、液化天然气和石油价格波动及未来下跌可能对公司业务、运营结果、财务状况、现金流或前景产生重大不利影响[625][627][629] 行业竞争风险 - 公司业务处于高度竞争行业，若竞争失败，业务、运营结果、财务状况、现金流或前景可能受到重大不利影响[634][635] 生产运营风险 - 生产、运输和营销条件可能导致天然气、液化天然气和石油生产延迟，影响公司业务[636] - 公司天然气和石油生产运营面临多种行业常见风险，如储层过早衰退、生产估计错误等[642] - 若生产风险事件发生，可能导致环境破坏、人员伤亡、财产损失、生产中断等，影响公司业务和财务状况[643][644] 第三方依赖风险 - 公司依赖第三方基础设施，且无法控制相关关税费用[623] - 截至2023年12月31日的一年里，公司约49%的天然气凝析液在肯塔基州的第三方设施进行处理[675] - 公司依赖第三方基础设施，若其出现运营中断或关闭事件，公司生产或运输天然气的能力可能受严重影响[675] - 公司使用第三方基础设施可能面临关税费用，且费用可能较高，成本不受公司直接控制[676] - 公司依赖堵漏供应商来满足与俄亥俄州、西弗吉尼亚州、肯塔基州和宾夕法尼亚州达成的废弃计划，相关人员和服务可能稀缺[677] - 公司和承购商依赖管道和存储容量系统，若无法获取或使用这些基础设施，可能影响公司项目交付和增加成本[678] 储量数据与贴现率 - 2023、2022和2021年12月31日的储量数据由NSAI审计，报告标准可能与其他司法管辖区不同[649] - 计算未来净现金流现值时使用10%的贴现率，该贴现率可能并非最合适的[653,658] 监管协议与法规影响 - 公司与俄亥俄州、西弗吉尼亚州、肯塔基州和宾夕法尼亚州的监管机构达成封堵和废弃协议，时间跨度为10至15年[660] - 《降低通胀法案》预计从2024年日历年报告的排放开始征收“甲烷费”[667] - 美国证券交易委员会（SEC）2022年3月发布的气候规则预计在2023年末敲定，实施成本和潜在影响尚不确定[670] - 2016年，美国环保署对陆上非常规天然气、石油和天然气凝析液开采设施产生的废水处理和排放设定了限制[691] - 截至2023年1月，PHMSA对每次管道安全违规的最高民事罚款为每天257,664美元，一系列相关违规的最高罚款为2,576,627美元[698] - 2016年6月，总统签署2016年《保护管道基础设施和加强安全法案》，该法案将PHMSA的授权延长至2019年[695] - 2019年10月，PHMSA敲定“巨型规则”第一部分，主要涉及陆上输气管道在高后果区附近的最大运行压力和完整性管理[696] - 2021年11月，PHMSA敲定“巨型规则”第二部分，将联邦安全要求扩展到具有大直径和高运行压力的陆上集气管道[696] - 2022年8月，PHMSA发布“巨型规则”最后一部分，并于2023年5月生效，适用于陆上输气管道[696] - 2023年5月18日，PHMSA发布关于更严格的输气管道泄漏检测和修复要求的拟议规则制定通知，以减少天然气排放[696] 储量估计可靠性 - 非常规井因过去20年才具备技术可行性，历史生产数据少，页岩储量估计可能不如常规井可靠[651] 评级与融资风险 - 评级机构降低或撤销公司或其债务的评级、展望或观察，可能增加未来借款成本并减少资本获取渠道[662] - 公司需要资本进行收购，全球金融市场波动或中断可能使其无法按预期获得融资[664] 客户与市场风险 - 客户所在行业经济状况恶化、金融低迷或信贷市场负面情况，可能对公司流动性、经营和财务状况产生不利影响[665,666] 气候变化影响 - 气候变化相关法规和市场变化可能导致公司产生大量成本，影响业务和财务状况[667,668,669,670,671] - 美国计划到2030年将排放量在2005年水平基础上减少50 - 52%，美欧联合宣布“全球甲烷承诺”，目标是到2030年将全球甲烷污染在2020年水平基础上至少削减30%[672] 设备与人员风险 - 公司部分设备有大量先前使用情况，可能需要大量支出以维持可操作性和运营完整性[684] - 公司未来运营结果在很大程度上取决于董事、关键高级管理人员和技术、财务及运营人员的持续贡献[686] 废水处理成本 - 公司可能面临意外的水和其他废物处理成本，新法律法规可能要求以不同方式处理废水，从而增加成本[689] 通胀与地缘政治风险 - 通胀可能增加公司成本，影响盈利能力和未来债务融资能力，尽管过去12个月（截至2023年12月31日）通胀未产生重大影响，但持续上升可能带来不利影响[703][704][705] - 俄乌冲突和巴以冲突导致地缘政治不稳定，影响全球经济和资本市场，公司虽目前未受重大影响，但无法预测冲突影响[698][699][701][702] 股权奖励计划 - 截至2023年12月31日，公司已根据股权奖励计划向员工和执行董事授予220,441股新普通股期权，307,576个受限股票单位和612,482个绩效股票单位未兑现[721] 运营利润变化 - 公司2023年实现运营利润11.61亿美元，2022年和2021年分别为运营亏损6.71亿美元和4.67亿美元，从亏损到盈利的关键驱动因素是衍生金融工具按市值计价调整变动17.67亿美元[735] 收购业务风险 - 公司收购业务整合可能比预期困难或昂贵，可能无法实现预期财务或运营绩效，对公司业务、运营结果、财务状况等产生重大不利影响[713][714] - 公司可能无法进行有吸引力的收购或成功整合收购业务，信贷安排限制公司产生某些债务的能力，间接限制收购业务的能力[715][717] 资产所有权风险 - 公司可能没有全部资产和许可证的有效所有权，法律解释或政治事件变化可能影响公司对某些财产的所有权，产生重大不利影响[718][719] 股权稀释风险 - 公司未来发行额外普通股可能稀释其他股东持股比例，影响普通股市场价格[720] 债务协议限制 - 公司现有和未来债务协议中的限制条款可能限制公司增长和开展某些活动的能力，违反信贷安排契约可能导致违约和债务加速到期[722][725] 资产证券化风险 - 公司资产证券化可能面临融资和其他风险，未来可能无法进入证券化市场，需寻求更昂贵的融资[728] 价格套期保值策略 - 公司价格套期保值策略和未来套期保值交易将根据债务协议条款自行决定，未来套期保值价格取决于进入时的商品价格[741] 健康、安全和环境风险 - 公司运营面临健康、安全和环境风险，若未能充分缓解风险，可能导致人员伤亡、环境影响及法律责任[741][742][744] - 公司需承担资本和运营成本以遵守日益复杂的运营健康、安全和环境法律法规，新法规或要求可能导致更多成本支出[745][746] 可持续发展评级影响 - 对可持续发展问题的关注增加可能影响公司业务和财务结果，不利的可持续发展评级可能导致负面投资者情绪和资本转移[747][749] 政府监管要求 - 美国政府可能颁布更严格的许可和环境、健康与安全要求，限制土地开发或增加成本，对公司产生重大不利影响[750][753] 合规风险 - 公司运营依赖于遵守许可证、合同和开发计划的义务，未能遵守可能导致罚款、许可证暂停或终止[754][756] 保险风险 - 公司部分保险可能不足或无法获得，保险市场变化可能导致成本上升，影响公司业务和财务状况[757][758][760][761] 网络与信息安全风险 - 公司内部系统和网站可能受到有意或无意的干扰，机密信息可能被滥用，影响公司声誉和销售[762] - 公司面临网络攻击和数据安全漏洞威胁，可能导致信息丢失、诉讼和业务中断[763][764] - 网络攻击可能破坏公司资产、阻止生产，影响公司活动，且难以预测和防范[764] - 公司机密或金融支付信息可能被不当挪用、盗窃或滥用，若因网站或内部系统中断导致此类情况发生，可能对公司业务产生重大不利影响[765] - 公司虽有保险应对数据保护漏洞和网络攻击损失，但保险覆盖可能不足[766] 诉讼风险 - 公司运营面临诉讼风险，历史上涉及特许权所有者付款纠纷、人身伤害索赔和财产相关索赔等诉讼[767] 税收风险 - 英国于2022年5月26日对油气勘探和生产公司征收“能源利润税”，税率从25%提高到35%，公司预计该税不会影响其在英国的总体公司税率[769] - 公司面临税收风险，美国政府对企业征收最低税并可能提高联邦所得税税率和征收附加税，美国部分地区可能提高或新增石油和天然气开采税[769] - 公司过去可用边际井税收抵免抵消美国联邦所得税负担，但未来利用该抵免可能受限[771] - 公司有效税率可能受不同司法管辖区盈利和亏损组合变化、不可扣除费用分配等因素影响[776] 股价波动风险 - 公司普通股市场价格易波动，可能因多种因素大幅波动，与公司实际经营业绩无关，还可能引发证券集体诉讼[777] 法规合规成本 - 作为美国上市公司，公司需遵守新法律法规，这将占用大量时间、增加成本和费用，还可能导致内部控制测试不通过[778] 管理层经验风险 - 公司管理层团队管理美国上市公司经验有限，新的监管义务和关注方可能分散管理层对日常业务管理的注意力[779]

财务业绩 - 2023年产生2.19亿美元自由现金流，调整后EBITDA为5.43亿美元，现金利润率达52%[87][110] - 2023年底净债务为12.85亿美元，杠杆率降至2.3倍，债务减少约15%[29][87] - 2023年净收入为7.597亿美元，摊薄后每股收益为15.95美元[223] 运营情况 - 2023年平均日产量为13.7万桶油当量/8.21亿立方英尺气当量，天然气产量占比86%[29] - 阿巴拉契亚地区产量约占60%，中部地区约占40%[27] - 2023年完成404口井的退役工作，远超州协议规定水平[124] 风险管理 - 约85%的2024年天然气产量有套期保值保护，降低商品价格风险[95][102] - 投资级、低固定利率、完全摊销的债务结构，降低利率和到期风险[67] 可持续发展 - 提前7年实现2030年范围1甲烷排放强度目标，强度降至0.8公吨二氧化碳当量/百万立方英尺气[133][134] - 获得OGMP 2.0“黄金标准”认证，连续第二年获此殊荣[87] 战略举措 - 收购Oaktree工作权益，增加中部地区规模，提高产量和现金流，改善利润率[147][148] - 专注于“聚焦五点”战略，包括系统减少债务、增值战略收购、增加可分配现金流等[22] - 利用创新资产出售方式，减少债务并增加流动性[107]

财务数据和关键指标变化 - 2023年公司实现调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）5.43亿美元，创历史新高，连续六年实现约50%以上的毛利率 [18] - 2023年经营活动提供的现金为4.1亿美元，其中前六个月大量使用了营运资金 [18] - 2023年底平均日产量为82.1万立方英尺当量，创历史新高 [19] - 2023年净债务为2.3，处于公司与投资者沟通的2 - 2.5区间内 [8] - 2023年现金利润率稳定在52%，自2017年以来一直保持稳定 [8] - 自首次公开募股（IPO）以来，公司已向投资者返还8亿美元现金，其中超过7亿美元为股息，其余为股票回购 [8] - 2023年自由现金流为2.19亿美元 [9] - 2023年甲烷排放强度比率降至0.8，提前七年实现2030年目标 [20] 各条业务线数据和关键指标变化 - 产品组合仍以天然气为主，占比86%，天然气液体占比11%，原油占比3% [19] - 2023年 disciplined and consistent hedge program使每千立方英尺当量（Mcfe）的净实现价格达到3.48美元，运营成本从每Mcfe 2.022美元降至1.69美元 [19] - 2023年阿巴拉契亚业务退休384口井，整体退休404口井，Next Level Energy团队为第三方封堵了150多口井，产生的收入可抵消自身封堵成本 [27] 各个市场数据和关键指标变化 - 2024年天然气对冲价格比纽约商品交易所（NYMEX）期货价格高出25%，2024年天然气对冲比例为85%，主要为掉期合约，天然气液体和石油对冲比例约为50% - 60% [21] - 美国市场方面，过去12个月发生了价值2150亿美元的企业交易，其中160亿美元为天然气相关交易，预计天然气公司未来几个月将继续合并 [39] - 英国勘探与生产（EMP）板块年初至今下跌约19%，美国则上涨3%，两个市场对公共EMP的估值存在差异 [40] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2024年公司将重新强调业务模式和战略计划，专注于通过释放资产组合中的隐藏价值、提高产量、利用对冲策略增加收入、通过增值收购实现增长、扩大运营规模以降低成本、保持财务和运营灵活性等方式实现自由现金流增长 [42] - 公司将实施成本优化计划，通过技术手段降低成本，加强垂直整合，并继续在可持续发展和创新方面进行投资，减少和缓解排放 [43] - 公司宣布重新调整股息政策，旨在更全面地考虑业务和股东回报，减少债务、提高净资产价值（NAV），支付可持续的股息，并更战略性地进行股票回购 [45] - 公司认为美国市场的并购活动将继续，大型企业合并将产生大量资产剥离机会，公司将关注这些机会，寻找合适的并购伙伴以扩大规模和进入优质价格市场 [39][41] - 公司计划在2024年减少债务2亿美元，继续降低整体杠杆率，支付可持续的固定股息，进行战略性和有规律的股票回购，并继续关注有意义的收购机会 [50][51] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2023年是充满挑战的一年，但公司通过有效的对冲计划和资产运营，成功应对了大宗商品价格波动的风险，取得了显著的业绩 [6] - 2024年大宗商品价格环境依然严峻，但公司的对冲计划将继续为公司提供优势，帮助公司降低债务和杠杆率 [14][15] - 公司认为天然气价格在2025 - 2026年有望反弹，随着天然气出口设施的增加，市场对天然气的需求将上升，公司将受益于价格上涨和市场机会 [35][37] - 公司对2024年充满信心，认为Oaktree资产收购将增加公司规模、收入和自由现金流，股息调整将为公司提供更多选择和灵活性，有助于实现长期增长和股东价值最大化 [112] 其他重要信息 - 2023年12月，公司在纽约证券交易所公开上市，这有助于公司进入美国公共市场和吸引机构投资者 [9] - 公司建立了100%基于云的技术平台，并致力于使用一致的单一软件应用程序，提高决策效率和业务运营效果 [23] - 公司的首席信息官David Myers在2023年被评为能源行业顶级首席信息官之一 [23] - 公司的Smarter Asset Management Program持续为公司带来良好的效果，通过优化生产、垂直整合运营和消除不必要的支出，提高了现金利润率 [25] - 公司在2023年获得OGMP黄金标准认证，连续第二年获此殊荣，表明公司在排放检测和减少方面的努力得到认可 [10] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 关于Oaktree收购的回报情况 - 公司表示收购的现金基础倍数为3.1倍，资产回报期不到四年，财务方面同样具有吸引力 [55] 问题2: 之前的股息政策是否分散了公司创造价值的注意力 - 公司认为股息调整是必要的，之前的高股息率导致股价未能反映公司真实价值，调整后公司能够进入美国市场，推广Oaktree收购项目，为股东创造更多价值 [57] 问题3: 关闭Oaktree交易后，1.1亿美元的重新分配计划 - 公司计划制定有规律的股票回购计划，回购比例可能在3% - 10%之间，同时支付固定可持续的股息，并继续偿还债务，具体金额将根据股价和回购计划情况而定 [61][62] 问题4: 美国并购市场的机会和Oaktree收购是否有未开发储量 - 公司认为美国并购市场的公共合并将继续，会产生优质资产剥离机会，公司将利用股息调整和资本回报的优势抓住这些机会；Oaktree收购的资产有未开发储量，当价格反弹至350以上时，公司有机会通过合资、钻探等方式获得收益 [64][65] 问题5: 美国交易流动性和指数追踪者的参与情况 - 公司对美国交易活跃度的快速提升感到惊讶，目前约30% - 40%的现有股份由美国投资者持有；公司预计6月可能进入罗素2000指数，这将带来大量指数追踪资金，对公司股票交易产生积极影响 [69][70] 问题6: 未来可能的合并活动和理想合并伙伴的特征 - 公司表示目前没有具体的合并目标，但认为合并活动需满足增值、改善业务和提高自由现金流的标准；合并还能带来规模效应，使公司获得更多资本和资源 [74][76] 问题7: 天然气市场和LNG出口的前景以及潜在私募配售的结构和规模 - 公司认为目前已获批和在建的LNG出口设施占美国现有产量的20% - 25%，将为天然气价格提供支撑；未来出口设施的审批有望加快，这将进一步增加出口能力；私募配售是公司的一个选择，若实施将增强流动性，具体情况将根据市场情况决定 [82][85] 问题8: 公司在排放检测和缓解方面的努力与同行的差异 - 公司表示在这方面没有放缓，认为减少排放是正确的做法，也是良好的商业决策；公司采取全面的方法，从董事会到基层员工都积极参与，取得了98%的井无泄漏率的良好效果，并将继续推进相关工作 [88][89] 问题9: 除技术外，成本优化的其他运营方面的计划 - 公司通过智能资产管理计划不断审查业务成本，包括现场成本和一般及行政（G&A）成本；Oaktree收购将带来成本效益，公司还将利用技术提高流程效率 [92][93] 问题10: Oaktree交易的战略考虑以及在关注债务减少的背景下进行收购的原因 - 公司认为Oaktree交易是一个长期关注的机会，时机合适，避免了未来天然气价格上涨带来的成本增加；股息调整和收购是独立的决策，旨在为公司的长期成功和价值创造奠定基础；收购还能带来更高的产量、墨西哥湾沿岸的市场准入和良好的财务属性 [97][99] 问题11: 非核心资产的情况 - 公司表示可能会考虑资产出售，前提是能以高于第三方运营商的价格出售，并将资金重新投资于低倍数的资产，就像2023年12月的交易一样 [101] 问题12: 资本分配重置的原因 - 公司认为目前30%的股息率阻碍了与美国机构投资者的沟通，且高股息支付限制了公司的长期增长能力；调整后公司能够加强资产负债表，增加现金流，为股东提供更多回报选择 [106][107] 问题13: 国会信件情况 - 公司在1月对国会信件进行了详细回复，并与相关方进行了沟通，提供了相关数据；公司认为这只是一次信息询问，并非调查，目前该问题已不再是主要问题，双方的沟通是积极的 [108][109]

产量相关数据 - 2023年平均净日产量达821 MMcfepd（137 MBoepd），12月退出率为775 MMcfepd（129.2 MBoepd），综合企业产量下降率约10%[5] - 收购资产预计增加产量122 MMcfepd（80%为天然气），较2023年平均日产量增加15%，公司企业下降率保持约10%/年[8] - 公司企业下降率约为10%，2022年Q4报告产量约为134 Mboepd，调整后的2023年Q4产量约为122 Mboepd[29] 财务关键指标数据（2023年末） - 2023年末储量为3.8 Tcfe（642 MMBoe；PV10价值32亿美元），净收入7.6亿美元，调整后EBITDA为5.43亿美元，自由现金流2.19亿美元，调整后EBITDA利润率52%，总营收增长2%至10亿美元[5] - 年末流动性为1.39亿美元，杠杆率（净债务与调整后EBITDA之比）为2.3倍，建议最终季度股息为每股0.29美元[5] 环保指标数据 - 提前七年实现2030年范围1甲烷强度目标，较2020年降低50%，2022 - 2023年范围1甲烷强度降低33%至0.8 MT CO2e/MMcfe，NGSI甲烷排放强度从0.21%降至0.11%[5] 资产收购相关 - 以约4.1亿美元（净价约3.86亿美元）收购Oaktree在部分资产中的权益，平均工作权益将增加约100%[7] - 公司需向Oaktree支付约9000万美元的递延现金款项，期限18个月，年利率8%[29] 收购后财务指标 - 2024年调整后EBITDA为1.26亿美元，收购代表约3.1倍的2024年调整后EBITDA倍数[13] 股息与资本分配 - 新季度股息设定为每股0.29美元，即每年1.16美元，至少三年可持续，每年可重新分配约1.1亿美元资本[17] 债务规划 - 2024年计划通过摊销减少约2亿美元债务，使杠杆率保持在2.0 - 2.5倍目标范围内[17] 法规相关事件 - 因美英法规冲突，终止约4200万美元资本返还中的要约收购部分[26] 历年财务数据对比（净收入等） - 2023年净收入为759,701美元，2022年净亏损为620,598美元，2021年净亏损为325,206美元[41] 历年财务数据对比（调整后EBITDA等） - 2023年调整后EBITDA为542,794美元，2022年为502,954美元，2021年为343,145美元[41] - 2023年、2022年、2021年调整后EBITDA分别为542,794美元、502,954美元、343,145美元[46] 历年财务数据对比（总调整） - 2023年总调整为 - 216,907美元，2022年为1,123,552美元，2021年为668,351美元[41] 历年其他调整成本情况 - 2023年其他调整成本主要与美国上市法律和专业费用等有关，2022年主要包括2800万美元合同终止费用和3100万美元收购相关成本[42] 历年财务数据对比（总营收等） - 2023年总营收为868,263美元，2022年为1,919,349美元，2021年为1,007,561美元[43] - 2023年含已结算套期保值的总营收为1,046,327美元，2022年为1,023,547美元，2021年为686,905美元[43] 历年财务数据对比（调整后EBITDA利润率） - 2023年调整后EBITDA利润率为52%，2022年为49%，2021年为50%[43] 历年财务数据对比（商品衍生品工具净收益） - 2023年商品衍生品工具净收益为178,064美元，2022年净亏损为895,802美元，2021年净亏损为320,656美元[43] 历年财务数据对比（经营活动提供的净现金） - 2023年、2022年、2021年经营活动提供的净现金分别为410,132美元、387,764美元、320,182美元[44] 历年财务数据对比（自由现金流） - 2023年、2022年、2021年自由现金流分别为219,096美元、217,727美元、227,334美元[44] 历年财务数据对比（总债务） - 2023年、2022年、2021年总债务分别为1,324,848美元、1,498,166美元、1,041,665美元[46] 历年财务数据对比（净债务） - 2023年、2022年、2021年净债务分别为1,284,843美元、1,435,449美元、1,010,005美元[46] 历年财务数据对比（预估调整后EBITDA） - 2023年、2022年、2021年预估调整后EBITDA分别为549,258美元、574,414美元、490,978美元[46] 历年财务数据对比（净债务与预估调整后EBITDA比率） - 2023年、2022年、2021年净债务与预估调整后EBITDA比率分别为2.3倍、2.5倍、2.1倍[46]

财务数据和关键指标变化 - 2022年调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）达5.03亿美元，现金利润率约50%，自2017年首次公开募股以来一直保持该水平 [10] - 2022年支付股息每股0.17美元，较2021年高出6%，并向股东分配了超过1.78亿美元的股息和股票回购 [11] - 2022年债务摊销超2.3亿美元，自由现金流收益率18%，股息收益率15% [25] - 自2017年以来，公司总股东回报率达204% [26] - 2022年底PV - 10已开发证实储量（PDP）储备价值达61亿美元，过去三年平均增长166% [14] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 2022年平均日产量达13.5万桶油当量（Boe），较2021年增长16%，自2020年进入中部地区以来，产量增长35% [47] - 公司产量递减率维持在8.5%，处于行业较低水平 [48] 可持续发展项目 - 是美国5家获得联合国主导的OGMP 2.0组织排放报告黄金标准的运营商之一 [53] - 在阿巴拉契亚资产进行了超17.4万次排放检测调查，超95%的被调查油井无意外排放或泄漏 [54] - 空中激光雷达（LiDAR）项目对超1.1万英里的阿巴拉契亚中游资产进行了调查，占中游资产的65% [55] - 甲烷强度比率今年下降20%，降至1.2 [55] - 安全指标为0.73，过去三年滚动平均水平持续改善 [57] - 自2020年以来，已退役油井数量增加117%，2022年退役200口油井 [57] 智能资产管理 - 2022年在中部地区使340口油井恢复生产 [63] - 完成305个修井项目，日均增产4万立方英尺（Mcfe），平均成本4.5万美元，现金投资回报率为2个月 [64] - 通过整合和减少中部地区的压缩资产，实现每年150万美元的费用削减或节省 [64] - 在阿巴拉契亚地区通过将天然气改道至不同的处理设施，使天然气液体（NGL）产量提高10%，每年增加约1500万美元的收入 [64] 各个市场数据和关键指标变化 - 目前路易斯安那州和得克萨斯州墨西哥湾沿岸的液化天然气（LNG）日出口量约为120亿立方英尺（Bcf），预计到2025年将增加60亿立方英尺/日，到2030年将翻倍 [29] - 从2005年到2021年，美国天然气发电占比从18%增至37%，同期二氧化碳排放量相应下降 [33] - 预计到2050年，全球煤炭发电将大幅减少，可再生能源将大幅增加，天然气需求将增长36%，化石燃料仍将占市场的63% [35][36][37] - 自2017年以来，美国二氧化碳排放量下降超12%，而中国同期增加超7%，2022年中国煤炭发电量是美国的5倍 [38] 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略和发展方向 - 成为成熟生产资产的整合者，持续专注于业务垂直整合，提高运营效率，对资产组合进行更智能的资产管理，降低成本，提高产量 [40][41] - 扩大资产退役能力，在技术领域引领行业，创新油井退役方式，降低成本 [43] 行业竞争 - 公司套期保值策略具有优势，2023年85%的产量以平均每单位3.39美元的价格进行了套期保值，而美国天然气市场同行平均约50%的产量进行了套期保值 [16][17] - 公司采用资产支持证券（ABS）摊销票据融资，与大多数勘探与生产（E&P）公司不同，能够维持约2倍的杠杆率，并将融资与长期环境、社会和治理（ESG）承诺相匹配 [12][13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 目前天然气价格受暖冬和弗里波特LNG设施停产影响，但从宏观角度看，天然气市场前景依然强劲，未来几年LNG出口能力将大幅增加，而产量增长预计有限 [27][28][29] - 2023年将是公司转型的一年，重点关注在美国上市、战略资产收购、挖掘未开发资产价值等方面 [103][104][106] 其他重要信息 - 公司是一家完全基于云计算的公司，无物理服务器，通过电子测量和高效的电信基础设施，实现实时信息聚合和共享，提高运营效率 [68][69] - 公司的Next Level Energy子公司是一家全方位服务的油井服务公司，具备为内部和第三方提供服务的能力，有望在油井封堵行业的创新中受益 [72][73] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：未开发资产的潜在PV - 10价值是多少？ - 来自Tanos II的50个未开发地点估计价值约2.8亿美元，Indigo交易带来的约250个未开发地点虽无估值，但预计最低2.8亿美元，可能超5亿美元 [110][111] 问题2：今年每口油井的封堵成本预计是多少，最低能达到多少？ - 公司认为将维持在2万 - 2.5万美元的水平，去年封堵约150口油井，每口成本约2.08万美元，今年封堵200口，每口约2.31万美元 [113][114] 问题3：智能资产管理是否受人力限制，是否希望增加人力以加快推进？ - 公司认为人力配置目前合理，有大量高影响的机会，主要受时间限制而非人力限制 [117][118] 问题4：年底储量大幅增加的原因是什么，是整个投资组合还是特定资产的表现？ - 储量增加主要由价格上涨驱动，同时过去几年新增资产、成本效率提升以及储备团队对生产和经济投入的准确理解也有贡献，公司低递减率资产的储备基础稳定 [119][120][122] 问题5：是否考虑重新启动股票回购计划？ - 公司认为这是一个权衡问题，目前更倾向于向股东支付股息，但如果股价大幅下跌，不排除重新考虑的可能性 [124][125][126] 问题6：并购市场在过去3 - 6个月的估值和资产可用性有何变化？ - 市场发生了很大变化，去年买卖双方难以达成一致，现在价格下降，人们重新审视计划，市场变得非常活跃，今年将有很多机会 [127][128][129] 问题7：扩张更倾向于中部地区还是阿巴拉契亚地区？ - 公司对两个地区都持开放态度，希望进行更多阿巴拉契亚地区的资产收购以扩大规模和降低成本 [130] 问题8：如何确保在2023 - 2024年维持50%的现金利润率，以及如何应对通胀压力？ - 公司已看到成本下降，在低价格环境下，由于套期保值和可变成本的影响，利润率实际上会提高，同时公司不受钻井和完井成本通胀的影响，且今年套期保值价格高于去年 [131][132][135]

公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将采取不同方式，CEO会介绍过去五年制定的战略目标、目前所处位置、对股东回报的影响，以及与行业在股东回报和指标方面的对比情况 [4][5] 其他重要信息 - 公司于2022年8月8日凌晨3点召开2022年第二季度财报电话会议 [1] - 公司于当天早上7点发布2022年年中财报，可通过RNS和公司网站获取 [3] 总结问答环节所有的提问和回答 无相关内容

财务数据和关键指标变化 - 2021年公司总营收达10亿美元（IFRS基础），经套期保值调整后为6.87亿美元；套期保值调整后的EBITDA达3.43亿美元，利润率达50% [42] - 2021年公司实现2.52亿美元自由现金流，自由现金流收益率为20%，现金利润率为40% [8][12] - 2021年公司维持2.1的杠杆比率，处于公司设定的目标范围内 [12] - 2021年公司资产退休义务（ARO）的未折现金额在阿巴拉契亚地区为17亿美元，若实现30%的成本节约，将有5亿美元的额外价值可用于再投资 [51] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 2021年公司净产量的12月退出率为13.9万桶油当量/天，较2020年增长35%；PDP储量增长27%，达到7.74亿桶油当量；PV10值因储量增加和大宗商品价格上涨而增长至38亿美元 [35] - 公司阿巴拉契亚资产的2020年甲烷强度比率从4.2下调至1.6，2021年进一步降至1.5，中部地区资产的甲烷强度比率也为1.5，因此2021年公司综合甲烷强度比率为1.5 [21][22] 中游业务 - 公司在西弗吉尼亚州南部建设的一条7英里长的管道于去年初秋投入运营，今年第二季度将再扩建2英里，这将使公司向该优质市场的天然气供应量增加50% [32] 封堵业务 - 2021年是公司在西弗吉尼亚州拥有内部封堵团队的第一年，封堵成本节省了30%；2021年公司退役了136口井，超出州协议义务的70% [37] - 2022年公司通过收购Next LVL Energy增加了封堵能力，到今年第二季度将有6支封堵团队投入运营；公司计划在未来6 - 12个月内拥有10 - 12支封堵团队，每年可封堵多达400口井 [37][39] 各个市场数据和关键指标变化 文档未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略和发展方向 - 公司将继续专注于运营优化，通过智能资产管理计划创造价值 [65] - 公司将积极推动绝对排放量的减少，执行ESG倡议 [65] - 公司将寻找杠杆金融机会，通过套期保值、优化和提高利润率等项目提高盈利能力 [66] - 公司将努力提高流动性，目标是达到6 - 7亿美元的流动性水平 [67] - 公司将寻求增长机会，包括收购上游、中游和封堵业务的资产，以及利用中游机会提高利润率 [68] 行业竞争 - 公司的综合企业下降率约为9%，是行业内最低的，比美国大多数上市公司低50% - 100% [5] - 公司通过套期保值保护现金流和利润率，2022年约90%的产量已进行套期保值，2021年全年大部分时间也是如此 [6] - 公司通过智能资产管理提高运营效率，降低成本，提高产量和利润率，EBITDA利润率连续几个季度超过50% [7] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2021年是公司非常活跃的一年，进入新地区、完成多项收购、实现创纪录的产量和收益，为公司增长提供了机会 [10][11] - 公司对2022年充满信心，认为有机会实现业务转型和增长，包括提高收入、EBITDA和盈利能力 [142] - 公司认为资产退休业务有潜力成为公司的重要价值贡献者，随着行业对该领域的关注增加和技术进步，有望进一步降低成本 [50][53] - 公司认为市场上有大量的收购机会，尽管天然气价格上涨，但由于买家有限，仍有机会以合理的估值收购资产 [130][131] 其他重要信息 - 公司承诺在2022年投入1500万美元用于减排项目，目标是到2030年将范围1甲烷排放强度降低50%，到2026年实现30%的中间目标 [13] - 公司将加速实现净零排放目标，从2050年提前到2040年 [14] - 公司首次承诺对ESG数据进行第三方验证，并已完成该验证 [15] - 公司2021年可持续发展报告计划于4月初发布，同时已公开发布2021年增强型气候相关财务披露工作组（TCFD）报告 [23] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：未来减排的来源以及是否还有更多准确读数与理论值的差异需要解决 - 公司未来的减排将是真正的减排，不仅仅是获得更准确的读数，还包括实施一些项目来减少实际排放量 [72] - 在阿巴拉契亚地区，大部分报告修订和准确性工作已完成，但仍将继续改进压缩车队的报告；未来将重点关注实际排放减少，特别是解决报告的泄漏问题 [73] - 公司还将关注气动阀操作产生的排放，计划在中部地区的一些井场用空气压缩替代甲烷，预计到年底将取得重大进展 [74] 问题2：ARO负债的节省是否已反映在资产负债表中，以及需要看到什么才能使其反映出来 - 资产负债表上反映了约2700万美元的节省，储备报告中未折现的资产退休变化减少了超过2亿美元 [78] - 公司将对资产退休补充报告进行全面更新，包括中部地区的调整数据 [79] - 公司在西弗吉尼亚州的表现尤为突出，随着团队的建设，预计阿巴拉契亚地区的成本将继续显著降低 [79] 问题3：甲烷减排目标是基于修订后的1.6还是原始的4.2，以及使用修订后的值是否会使实现目标更困难 - 减排目标基于修订后的1.6，公司认为这一数字与行业相比非常出色 [89] - 公司将保持到2026年减少30%、到2050年减少50%的目标不变，认为这不会改变消除排放源的方法 [90][91] 问题4：检测到泄漏的700口井未修复的原因 - 这些井的泄漏通常不是因为修复成本高，而是因为检测人员的卡车上可能没有必要的设备，需要后续跟进 [92] - 公司有一个流程来跟踪和记录这些修复工作，无论是当场修复还是推迟到以后，总体而言，修复成本并不高 [92][93] 问题5：是否可以合理假设未来封堵成本将降低30%，以及实现这一目标的风险 - 公司对现有封堵团队的使用情况表明，封堵成本已降低了30%，但需要更多数据来验证这一比例是否适用于每口井 [95] - 公司将继续使用第三方供应商，但随着封堵团队的扩大，预计成本将继续降低 [95][98] - 行业内的创新和技术进步将有助于公司进一步降低成本，公司对长期实现这一目标充满信心 [97][99] 问题6：请解释4.12亿美元流动性的构成，以及公司在运营和商业方面的指导情况，包括股息政策和P&A团队的资本支出 - 公司通过资产证券化（ABS）净获得5亿美元，用于偿还循环信贷额度（RBL）上的借款，从而释放了未使用的额度，增加了2亿美元的流动性 [105] - 公司认为其业务不需要像开发型公司那样提供指导，因为公司的生产和成本结构相对稳定，且会为每次收购提供详细的建模信息 [107][108] - 公司预计每年封堵200口井的现金支出约为400万美元，P&A支出占EBITDA的比例约为1%，总资本支出（包括支持中游业务）占自由现金流的7% - 8% [109] - 公司将维持40%的自由现金流作为股息支付的政策，但会根据公司的增长情况平衡股息增长和再投资 [111][112] 问题7：井封堵业务是否有进一步收购的机会，以及这些目标的可得性；2022年经常性管理成本增加的其他影响因素 - 公司可以通过在阿巴拉契亚地区进行审慎收购或内部购置设备和人员来扩大封堵业务，目前正在同时进行这两方面的工作 [119] - 公司计划在6 - 12个月内将封堵团队增加到10 - 12支，但会谨慎选择合适的时机和价格 [121] - 公司预计随着中部地区的全面贡献，管理成本的单位成本将进一步下降，且不会出现经常性成本的重大变化，只是会在更大的业务规模上进行分配 [124][125] 问题8：随着天然气价格上涨，资产价格是否会上升，以及公司的套期保值策略是否会改变 - 市场上有大量的收购机会，但买家有限，因此即使价格上涨，公司仍有机会以合理的估值收购资产 [130][131] - 公司将继续采取套期保值策略，以确保有足够的现金流来运营业务、管理债务和支付股息，不会因价格上涨而减少套期保值的比例 [135][136] - 公司承诺不会削减股息，并将随着业务增长继续增加股息 [137]

这

这

这