2023年第二季度净收入情况 - 2023年第二季度净收入为5.56亿美元[75] 2023年第二季度股东股息与回购情况 - 2023年第二季度向股东支付股息1.5亿美元，将年度基础股息提高至每股3.36美元，并宣布2023年第三季度每股普通股基础股息为0.84美元[75] - 2023年第二季度回购3.21亿美元普通股，截至2023年6月30日，普通股回购计划下约有18亿美元可用于未来回购[75] - 2023年第二季度回购本金总额为1.3亿美元的2026年和2029年到期高级票据[75] - 2023年第二季度，公司以1.24亿美元的现金对价，按面值的95.5%回购了本金分别为3000万美元的2026年到期3.250%优先票据和1亿美元的2029年到期3.500%优先票据[96] - 2023年第二季度，公司以1.24亿美元回购本金分别为3000万美元的3.250% 2026年到期高级票据和1亿美元的3.500% 2029年到期高级票据，平均为面值的95.5%[96] 2023年第二季度产量与资本支出情况 - 2023年第二季度平均产量为44.99万桶油当量/日[76] - 2023年第二季度资本支出（不包括收购）为7.11亿美元[76] 2023年资产出售情况 - 2023年7月28日，公司以2.25亿美元现金出售其在OMOG的43%非运营股权投资，并在2023年第三季度记录约2700万美元的初始收益[77] 价格对比情况 - 2023年上半年，NYMEX WTI平均价格为74.77美元/桶，NYMEX Henry Hub平均价格为2.54美元/百万英热单位；2022年上半年，NYMEX WTI平均价格为101.77美元/桶，NYMEX Henry Hub平均价格为6.04美元/百万英热单位[78] - 2023年上半年石油平均价格为每桶72.19美元，天然气为每千立方英尺1.19美元，天然气凝析液为每桶19.62美元，较2022年同期均下降[86] 产量与资本支出预测情况 - 预计2023年下半年产量略有增长，第三季度石油产量预计在26.2 - 26.5万桶/日（44 - 44.5万桶油当量/日）；预计2024年有机产量将以低个位数的年增长率增长[80] - 预计2023年第三季度资本支出将减少约5%，第四季度将进一步减少[80] 2023年第二季度费用对比情况 - 2023年第二季度生产税占生产收入的百分比较第一季度略有下降，主要因天然气和天然气凝析液收入减少[84] - 2023年第二季度与第一季度相比，收集和运输费用相对稳定，每桶油当量费率下降主要因营销协议变化[84] - 2023年第二季度已探明石油和天然气资产折耗较第一季度增加2900万美元，主要因产量增长和折耗率略有上升[84] - 2023年第二季度一般和行政费用较第一季度减少，主要因薪酬成本减少500万美元和法律及专业服务成本降低[84] - 2023年第二季度净利息支出较第一季度增加，主要因循环信贷安排利息支出增加400万美元和资本化利息成本减少200万美元[85] 2023年上半年收入与费用对比情况 - 2023年上半年公司油气及天然气凝析液收入较2022年同期减少13亿美元，降幅26%，主要因平均价格下降，部分被产量增长15%抵消[87] - 2023年上半年租赁经营费用较2022年同期增加8400万美元，每桶油当量增加0.48美元，主要因收购井的生产和运营费用及公用事业和服务成本增加[87] - 2023年上半年产量税和从价税费用较2022年同期减少，产量税占油气及天然气凝析液收入的比例从5.0%降至4.7%[87] - 2023年上半年石油产量4657万桶，天然气产量981.97亿立方英尺，天然气凝析液产量1625.8万桶，较2022年同期均有增长[86] - 2023年上半年从价税较2022年同期增加4400万美元，其中现有油井估值增加产生2300万美元，新增油井产生1500万美元，收购资产产生600万美元[88] - 2023年上半年集输费用为1.36亿美元，2022年同期为1.2亿美元，每桶油当量费用分别为1.72美元和1.74美元[88] - 2023年上半年已探明油气资产折耗为7.91亿美元，2022年同期为5.92亿美元，每桶油当量折耗率分别为9.99美元和8.59美元[88] - 2023年上半年一般及行政费用为7700万美元，2022年同期为7500万美元，预计2023年现金一般及行政费用在9500万至1.22亿美元之间，非现金股份支付费用在5600万至7300万美元之间[88] - 2023年上半年其他经营费用为6600万美元，2022年同期为5300万美元[89] - 2023年上半年衍生品工具净亏损2.82亿美元，2022年同期为6.53亿美元；结算净现金支出3800万美元，2022年同期为7.2亿美元[89] - 2023年上半年净利息支出为9700万美元，2022年同期为7900万美元，预计2023年利息支出在1.91亿至2.11亿美元之间[89] - 2023年上半年所得税拨备为3.72亿美元，2022年同期为6.23亿美元[89] 2023年上半年现金流情况 - 2023年上半年经营活动净现金流入29.38亿美元，2022年同期为29.59亿美元；投资活动净现金流出18.74亿美元，2022年同期为12.32亿美元；融资活动净现金流出12.07亿美元，2022年同期为23.4亿美元[92] - 2023年上半年经营活动净现金为29.38亿美元，投资活动净现金为 - 18.74亿美元，融资活动净现金为 - 12.07亿美元[92] - 2023年上半年经营现金流较2022年同期减少，主要是由于总收入减少13亿美元和现金运营费用增加约9000万美元[92] - 2023年上半年资本支出（不包括收购和权益法投资）为13.68亿美元，2022年同期为9.05亿美元[93] - 2023年上半年融资活动净现金使用主要归因于7.1亿美元的股份和单位回购、6.92亿美元的股息支付等[94] 2023年信贷与债务情况 - 截至2023年6月30日，公司流动性约为13亿美元，包括500万美元现金及现金等价物和13亿美元信贷额度，2023年资本预算为26亿至26.8亿美元[91] - 截至2023年6月30日，公司信贷协议下可用的最高信贷额度为16亿美元，未偿还借款为3.43亿美元，未来可用借款约为13亿美元[96] - 2023年5月31日，Viper LLC对其现有信贷协议进行了第十次修订，将借款基数从5.8亿美元提高到10亿美元，选定承付金额从5亿美元提高到7.5亿美元[96] - 截至2023年6月30日，公司债务包括约61亿美元高级票据本金和5.67亿美元循环信贷安排借款[95] - 截至2023年6月30日，公司信贷协议下可用最高信贷额度为16亿美元，已使用3.43亿美元，剩余约13亿美元可用于未来借款[96] - 2023年5月31日，Viper LLC将借款基数从5.8亿美元提高到10亿美元，选定承贷金额从5亿美元提高到7.5亿美元[96] 2023年资本预算情况 - 公司董事会批准了2023年约26 - 26.8亿美元的资本预算，其中约23.3 - 23.7亿美元用于钻井，1 - 1.2亿美元用于中游基础设施，1.7 - 1.9亿美元用于基础设施和环境支出[97] - 公司董事会批准2023年资本预算为26 - 26.8亿美元，其中23.3 - 23.7亿美元用于钻井，1 - 1.2亿美元用于中游基础设施，1.7 - 1.9亿美元用于基础设施和环境支出[97] 股票回购与股息及税率预计情况 - 截至2023年7月28日，公司自股票回购计划启动以来已回购1820万股普通股，总成本为22亿美元[99] - 2023年7月26日，公司董事会批准将年度基础股息提高至每股3.36美元，并宣布2023年第二季度基础股息为每股0.84美元[99] - 截至2023年7月28日，公司自股票回购计划启动以来已回购1820万股普通股，总成本为22亿美元[99] - 公司预计2023年现金税率为税前收入的10% - 15%[99] - 公司预计2023年现金税率为税前收入的10% - 15%[99] 2023年6月30日资产负债与利润情况 - 截至2023年6月30日，公司合并资产负债表显示，流动资产为6.71亿美元，固定资产净值为201.8亿美元，长期债务为58.79亿美元[102] - 截至2023年6月30日的六个月，公司合并利润表显示，收入为32.33亿美元，经营收入为16.07亿美元，净利润为9.21亿美元[102]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度实现创纪录的钻井量,共钻了98口井,相当于一年内钻井约400口,超出全年指引的340口 [18][19] - 公司预计第四季度资本支出将环比下降约8000万美元,主要由于钻井和完井活动减少以及成本下降 [29][30] - 公司预计2024年资本支出将维持在每季度约6亿美元的水平,这将支持公司实现低个位数的产量增长 [31][32] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司第二季度油产量占总产量的比例约为59%-60%,这一比例在未来几年内预计将保持稳定 [58][59] 各个市场数据和关键指标变化 - 无相关内容 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司通过持续提升运营效率和降低成本来提高资本配置的效率,这是公司的核心竞争力所在 [43][44][45][46][47][48][49][50][51] - 公司未来将继续专注于高回报的中部Midland盆地多层位开发,而不会大量投入提高采收率的技术研究 [72][74] - 公司认为目前行业并购市场较为有限,未来公司将保持谨慎的并购策略,只会选择能够真正提升公司实力的标的 [22][23][24][25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司预计未来服务成本将有所下降,主要得益于行业整体钻机数量下降以及公司持续提升运营效率 [13][14][15][16] - 公司对未来产品价格和产量保持谨慎乐观,将继续专注于提高资本配置效率和现金流回报 [38][39] 其他重要信息 - 公司将继续保持稳定且不断增长的基础股息,这反映了管理层对公司未来发展前景的信心 [42][53][54] - 公司将剩余自由现金流的75%用于股票回购和可变股息,以最大化对股东的回报 [53][54][55] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Neal Dingmann 提问** 询问公司对未来服务成本的预期 [12][13][14][15][16] **Danny Wesson 回答** 预计公司钻井完井成本将从年初的每英尺700美元下降至年底的每英尺600美元左右,2024年有望维持在这一水平 [16] 问题2 **Neil Mehta 提问** 询问公司未来并购策略和资本结构管理 [22][23][24][25][26][27] **Travis Stice 回答** 公司将保持谨慎的并购策略,同时维持在1倍以下的适度财务杠杆比例,并适当保留现金以把握逆周期的股票回购机会 [27] 问题3 **Derrick Whitfield 提问** 询问公司2024年的基础活动水平和产能增长预期 [36][37][38][39][40][41][42] **Travis Stice 和 Danny Wesson 回答** 公司计划维持15口钻机和4支同步压裂队的基础活动水平,产能增长将是资本配置效率的结果而非目标 [37][38][39]

业绩总结 - 公司在2023年第二季度创造了约5.47亿美元的自由现金流[10][12] - 公司计划在2023年以当前商品价格至少实现28亿美元的自由现金流[10][22] - 2023年第二季度石油产量为263.1万桶/日（449.9万桶/日）[12][27] - 石油产量每百万股为1,459桶，同比增长17%[12][27] - 未对冲实现现金利润率为75%[12] - 现金CAPEX为7.11亿美元，同比下降10.66美元[12] - 57%的再投资率[12] - 86%的自由现金流返还给股东[12] - 2023年资产销售目标超过10亿美元[12] - 自2018年以来，返还给股东的资本超过58亿美元[20] - 预计2023年将产生至少28亿美元的自由现金流[22] 新产品和新技术研发 - Diamondback公司加入了联合国环境规划署的Oil & Gas Methane Partnership 2.0计划[26] 市场扩张和并购 - Diamondback公司在Gray Oak、EPIC Crude等合资企业中的持股比例分别为10%至43%，资本投入为$27至$227百万[44] 其他新策略和有价值的信息 - Diamondback公司的原油套期保值策略旨在最大化商品价格上涨的同时保护极端下行风险[41] 负面信息 - Diamondback 2022年的CH4排放中，气动设备占56%，焚烧堆占31%，设备泄漏占11%[38]

财务状况 - 2023年第一季度，公司录得净收入为7亿美元[73] - 2023年第一季度，公司的现金运营成本为每桶油当量11.61美元，包括每桶油当量5.02美元的租赁运营费用[75] - 2023年第一季度，公司的平均产量为每日425.0万桶油当量[76] - 公司的石油、天然气和天然气液体收入在2023年第一季度下降了5%，达到19.02亿美元，主要是由于原油销售价格的降低[87] - 2023年第一季度，油、天然气和天然气液体收入总额为19.02亿美元，较2022年同期的23.89亿美元下降20%[93] - 2023年第一季度，油、天然气和天然气液体收入下降主要是由于油价下降导致的[94] - 2023年第一季度，总的生产和专有税费为155百万美元，较2022年同期的161百万美元略有下降[95] - 2023年第一季度，资产折旧、减值、摊销和递延费用为403百万美元，较2022年同期的365百万美元增加[90] - 2023年第一季度，所得税费用为207百万美元，较2022年同期的261百万美元减少[92] - 2023年第一季度，总的管理费用为40百万美元，较2022年同期增加了11百万美元，主要是由于年度薪酬和奖金调整以及员工人数增加所致[97] - 2023年第一季度，衍生工具的净损益为93百万美元，较2022年同期的552百万美元有所减少，现金结算的净收款为1百万美元，较2022年同期的支出420百万美元有所增加[97] - 2023年第一季度，利息支出净额为46百万美元，较2022年同期的40百万美元有所增加，其他收入净额为53百万美元，较2022年同期的1百万美元有显著增长[97] - 2023年第一季度，所得税费用为207百万美元，较2022年同期的221百万美元有所减少，主要是由于税前收入的降低[98] - 截至2023年3月31日，公司的流动性包括独立现金及现金等价物3700万美元和信贷额度100亿美元，总计10亿美元[99] - 2023年第一季度，经营活动产生的净现金为1425百万美元，较2022年同期的1252百万美元有所增加，主要是由于衍生合同结算支出减少和其他营运费用增加[100] - 2023年第一季度，投资活动中主要用于钻井和完成成本以及购买油气资产，总计657百万美元，较2022年同期的437百万美元有所增加[102] - 2023年第一季度，融资活动中主要用于信贷额度借款、向股东支付股息、回购股票和支付非控股权益分配，总计257百万美元[103] - 截至2023年3月31日，公司的债务包括63亿美元的高级票据和8.59亿美元的信贷额度借款[105] 交易与收购 - 公司于2023年3月加入了联合国环境规划署的Oil & Gas Methane Partnership 2.0（OGMP 2.0）[77] - 公司于2023年4月28日与第三方买家完成了非核心资产的剥离交易，总交易额为2.75亿美元[78] - 公司于2023年1月31日完成了Lario收购，交易包括对Midland Basin约25,000英亩和相关油气资产的收购[79] - 公司于2023年1月9日出售了对Gray Oak的10%非经营性股权投资，获得了1.72亿美元的现金收益[80] - 公司于2023年3月31日出售了位于Ward和Winkler县约4,900英亩的非核心资产，交易金额为7.9亿美元[81] 股息与股票回购 - 公司将年度基本股息提高至每股3.20美元[107] - 截至2023年4月28日，公司回购了1590万股普通股，总成本为19亿美元[107] 其他 - 公司首次推出了基于自由现金流的季度变动股息策略[106] - Diamondback E&P是担保人，担保的优先债券[108] - Diamondback E&P对担保的优先债券的担保是高级无担保债务，优先于未来次级债务[109] - 截至2023年3月31日，Diamondback Energy, Inc.和Diamondback E&P的合并资产为966百万美元，负债为1711百万美元[110] - 2023年第一季度，公司营收为1658百万美元，运营收入为843百万美元，净收入为547百万美元[110] - 公司的关键会计估计没有变化[110] - 查看财务报表中未采纳的最新会计准则[111]

业绩总结 - 2023年第一季度自由现金流（FCF）约为6.46亿美元，每股3.55美元[21] - 2023年第一季度的油气生产为251.4 Mbo/d，同比增长11%[35] - 2023年第一季度调整后的EBITDA为14.20亿美元，较2022年第一季度的15.51亿美元下降[142] - 2023年第一季度的自由现金流较2022年第一季度的9.74亿美元下降[144] - 2023年第一季度，经营现金流在工作资本变动前为13.03亿美元，较2022年第一季度的14.11亿美元下降[144] 股东回报 - 2023年第一季度向股东返还75%的自由现金流，总返还资本为4.85亿美元[21] - 2023年第一季度回购250万股股票，耗资约3.32亿美元，已授权回购40亿美元，至今已支出超过19亿美元[21] - 2023年总股息声明为每股0.83美元，年基准股息为每股3.20美元，同比增长14%[22] - 自2018年以来，已向股东返还超过53亿美元的资本[45] - 预计2023年将通过基础加可变股息和股票回购向股东返还超过22亿美元[46] 生产与资本支出 - 2023年计划钻探325至345口自营井，计划完工330至350口自营井[30] - 2023年生产指导为每日223.6万桶，预计全年生产在256万至262万桶之间[29] - 2023年资本预算为25.02亿美元，计划钻探的净横向井为798千英尺[27] - 2023年第一季度的资本支出为6.57亿美元[35] - 2023年全年的资本支出预算为25亿至27亿美元[61] 财务状况 - 截至2023年第一季度，净债务为70.8亿美元[22] - 截至2023年4月28日，公司的净债务为66.19亿美元，净债务与年化EBITDA比率为1.11倍[49] - 2023年第一季度，Diamondback的净债务为70.80亿美元，较2022年第一季度的62.62亿美元上升[147] - 2023年第一季度，Diamondback的总债务为71.26亿美元[147] 未来展望 - 预计2023年将至少产生30亿美元的自由现金流，基于当前商品价格[21] - 2023年第二季度油气生产指导为258至261千桶/天（430至436千桶油当量/天）[61] - 预计完成330至350口总井，平均水平长度约为10,500英尺[61] - 预计2023年现金资本支出指导为6.75亿至7.25亿美元[66] - 预计2023年现金税指导为1.4亿至1.8亿美元，占税前收入的10%至15%[66] 成本与效率 - 2022年已开发的每桶发现和开发成本为10.10美元，钻探成本为6.91美元[85] - 现金边际为每桶油当量（$/Boe）为$10.44，现金边际占实现价格的78%[150] - 开发费用（F&D）回收比率为5.5倍，生产税为$10.87，运营费用为$9.65[150] - 2022年运营费用为$15.91，较2021年有所上升[150] - 现金边际的最高实现价格为$55.34，显示出市场的潜力[150]

业绩总结 - 2022年净收入为10.07亿美元，2021年为10.02亿美元，增长了0.5%[178] - 2022年调整后的EBITDA为16.06亿美元，2021年为11.92亿美元，增长了34.5%[178] - 2022年自由现金流约为46亿美元，每股25.98美元，2022年第四季度产生超过11亿美元的自由现金流[73] - 2022年自由现金流为11.31亿美元，2021年为7.72亿美元，增长46.5%[47] - 2022年经营现金流（不考虑营运资本变动）为16.73亿美元，2021年为12.06亿美元，增长38.5%[47] 用户数据 - 2022年油气生产为226.1 Mbo/d，较2021年略有增长[75] - 2022年每股经营现金流为9.42美元，总体经营现金流为16.7亿美元[75] - 2022年每桶开发成本（PD F&D）为10.10美元，钻探成本（Drill-bit F&D）为6.91美元[75] - 2022年自由现金流每股为$6.64，较2012年IPO价格$17.50高出近50%[95] - 2022年累计现金流每股达到$137.08，较2012年的$4.87增长了约28倍[95] 未来展望 - 2023年全年油气生产指导为256-262 Mbo/d，第一季度油气生产指导为248-252 Mbo/d[3] - 2023年预计自由现金流超过$3,100百万，计划向股东返还超过$2,300百万[122] - 2023年资本预算预计为$2,500百万至$2,700百万，较2022年增长约27%[99] - 2023年预计天然气生产的65%已被保护[50] - 2023年预计现金资本支出约为4亿美元[6] 新产品和新技术研发 - 公司致力于到2024年将甲烷强度减少至少70%（相较于2019年水平）[16] - 2022年证明储量同比增长14%，达到2,033百万桶油当量，其中69%为已开发储量[96] - 2022年Midland Basin的生产效率较2021年提高6%[145] - 2022年Midland Basin的净侧向脚长较2021年末增加7%[147] 市场扩张和并购 - 公司将非核心资产出售目标从5亿美元提高至至少10亿美元，预计到2023年底完成，交易净收益主要用于进一步减少债务[1] - Diamondback在Remuda Midstream持有25%的权益，拥有WTG Midstream的多数权益[46] - Viper在Diamondback的61个2022年第四季度完井中拥有42个，平均净收益权益为5.4%[52] 负面信息 - 截至2022年12月31日，公司的净债务为62.62亿美元，流通股数约为1.84亿股[74] - 2022年总债务为67.56亿美元，较2021年减少至64.19亿美元，净债务与调整后EBITDA比率为1.44倍[75] - 2021年Scope 1温室气体排放约为130万吨CO2e，强度为每生产百万桶油当量8.0吨[135] 其他新策略和有价值的信息 - 2022年自由现金流的68%用于资本回报，包括股票回购和股息[89] - 2022年公司回购股票超过230万股，支出约3.16亿美元[89] - 2022年基础股息年增幅为7%，现为每股3.20美元（每季度0.80美元），同比增长33%[73] - 2022年第四季度，Diamondback将76%的自由现金流返还给股东，总回报资本为8.61亿美元[73]

财务数据和关键指标变化 - 2022年公司产生超70亿美元的EBITDA和46亿美元的自由现金流，约每股26美元，均创公司纪录 [52] - 2022年公司将资本返还承诺提高至至少返还75%的自由现金流给股东，全年共返还68%的自由现金流，即31亿美元，其中通过股票回购计划回购近870万股，花费11亿美元，平均价格为每股126美元，占2021年9月宣布计划时流通股的5%；通过基础和可变股息返还20亿美元，股息总额较2021年增长近5倍，每股共返还11.31美元股息 [52] - 2022年第四季度，公司返还超8.6亿美元，即每股5.65美元，总股息收益率近9%，其中基础股息提高至每年每股3.2美元，即每季度0.8美元，同比增长54% [19] - 2022年公司改善了杠杆比率，目前低于1倍，并将近90%的债务期限延长至5年以上，2050年到期的债务超20亿美元，平均票面利率低于5% [20] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 2022年公司生产超22.3万桶/日石油，超出生产预期，米德兰盆地的标准化石油产量同比增长6%，与2020年相比增长近20% [18] - 自去年第三季度以来，公司已剥离近6亿美元的上游非核心资产，包括最近在东南格拉斯考克、沃德和温克勒县的两笔交易，并将2023年底前的非核心资产出售目标从5亿美元提高至至少10亿美元 [20] 中游业务 - 去年夏天公司收购了Rattler所有流通股，使其能够对现有中游资产组合进行战略思考，并通过出售高估值资产来加强资产负债表或收购更多上游资产，如出售Gray Oak原油管道10%的股权给Enbridge，实现了1.75倍的投资资本回报，并将所得款项用于部分资助Lario收购的现金部分 [3] 各个市场数据和关键指标变化 - 宏观环境方面，美联储行动不确定、中国疫情后需求复苏不确定以及俄罗斯石油仍在进入市场，目前宏观条件似乎没有根本改变，公司股东鼓励公司继续加大股东回报 [4] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略上通过收购和资产出售来优化资产组合，如2022年进行了Lario和FireBird两笔米德兰盆地的收购，增加了超500个高质量机会和8.3万净英亩的资产组合；同时出售非核心资产，提高资本配置效率 [19][20] - 公司将继续采用多区域协同开发战略，通过调整压裂设计、间距假设和着陆区来优化回报，并投资于高回报项目，保持稳定的业务活动状态 [5][7] - 在行业竞争中，公司通过提高资本效率、优化成本结构和提高油井生产率等方式，成为盆地中利润率最高的生产商之一 [7] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为目前宏观条件未发生根本变化，股东鼓励公司继续加大股东回报 [4] - 公司预计2023年通过两次适时的收购和2022年的大量股票回购，实现每股石油产量的显著增长，且每股指标将继续改善 [5] - 公司对2023年的前景充满信心，认为业务模式正在发挥作用，有能力继续为股东创造领先的回报 [53] 其他重要信息 - 公司建立了大量的水基础设施，能够在其资产范围内实施同步压裂完井，这种完井方式比传统拉链压裂设计更高效，每年仅需一个团队就能完成约80口井，加上Halliburton e-fleet带来的额外效率，完井成本每英尺可节省约50美元 [47] - 2023年公司预计实现相对平稳的预计产量，考虑到Lario 11个月和FireBird全年的产量贡献，指导产量为26万桶/日石油，资本支出为26亿美元，同时运营15台钻机和4个同步压裂团队 [48] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 股东回报策略是否因投资者偏好或其他因素而改变 - 公司认为宏观条件未根本改变，股东鼓励继续加大股东回报，且2023年将通过收购和股票回购实现每股石油产量显著增长，每股指标将继续改善 [4][5] 问题: 非核心资产出售的战略资产和市场情况 - 本季度公司宣布两笔上游非核心资产出售，符合当前市场情况，即这些资产在公司资本计划中多年不竞争资本且有一定的已开发储量，买家希望比公司更快地开发这些资产；公司原本预计出售更多中游资产，因此提高了出售目标，目前仍有一些战略中游投资接近可变现的阶段，如Gray Oak管道的出售就是一个很好的例子，公司将在出售资产时保持耐心和谨慎 [9] 问题: 2023年石油产量的节奏和路径 - 收购FireBird时其日产油量为1.7万桶，预计2023年该资产日产油量将达到1.9万桶，大部分增长将在第二至四季度体现；1月31日完成Lario收购，由于1月未计入产量，第一季度日产油量将减少6000桶；基本计划是从第一季度到第四季度稳步增长，且有项目支持该计划 [10] 问题: FireBird初始油井在Wolfcamp A区域的结果 - 目前仍处于早期阶段，但FireBird交易呈现积极迹象，公司技术团队在促成该交易方面的工作值得肯定 [12] 问题: 公司多区域协同开发战略的具体做法及如何应对行业问题和保持油井生产率增长 - 2018 - 2019年初公司深入研究协同开发战略，发现各区域之间存在压力沟通和储量共享问题，为解决这些问题，公司调整了间距假设，采用半区开发策略，同时完成所有油井并同时投产；目前米德兰盆地的油井结果与2017年相当 [60] 问题: 2023年计划的330 - 350口井与当前库存的情况 - 大部分资本将分配到最佳区域的协同开发，今年在Robertson Ranches和中马丁县地区有重大开发项目；盆地内也有一些深层测试，如Limelight Prospect项目将开发伍德福德和巴尼特层，今年预计钻探3 - 4口井；盆地深层区域有良好的结果，公司拥有大量深层区域的权益，这对Diamondback - FireBird的合作关系有益 [14] 问题: 与前几年相比，低增长模式下基础产量下降的好处以及2022 - 2023年的下降情况 - 自2020年进入低增长模式以来，基础业务的产量下降率持续降低；FireBird和Lario两笔收购的资产产量增长较快，但下降率较高，公司已在指导中考虑到这一点，并在完井计划中进行了管理；低增长环境的好处是公司可以在不随油价每10美元波动而改变开发计划的情况下，实现每股指标的增长 [63] 问题: 第一季度和第二季度的套期保值情况以及对下半年的规划 - 公司指导今年套期保值比例约为15%，低于11月的预期；目前处于套期保值指导范围的上半部分；如果服务成本下降，公司将接近指导范围的下半部分；如果保持平稳，将处于中点至较高端；公司认为从服务成本角度来看，一些有利因素正在出现，且并非所有成本项目都会上升 [68] 问题: e - frac对周期时间改善的额外作用 - e - fleet在燃料效率方面带来了积极惊喜，不仅是燃料类型，还有燃料使用效率；其运营占地面积更小，但需要相关的电力基础设施；目前第一支团队运行了约六个月，表现令人印象深刻，随着时间推移，其性能优势将更加明显，因为预计e - fleet设备的维护需求将大幅减少 [90] 问题: 现金税降低的原因以及收购带来的好处 - 第四季度大宗商品价格环比下降，对现金税产生了积极影响；收购FireBird带来约1亿美元的中游资产和其他固定资产，可立即折旧，从而将更多税款递延至2023年；2023年公司仍有10亿美元的净运营亏损（NOL）将在今年耗尽，但Lario交易也增加了一些中游和固定资产；这是公司在成为全额现金纳税人之前的最后一年，两笔适时的收购带来了一些税收递延的好处 [74] 问题: 油井生产率提高的主要驱动因素 - 公司从QEP等收购中获得的资产带来了好处，这些资产所在区域有三到五个区域可开发，大规模油井在高回报区域投产，且在Viper区域有较高的矿产权益；公司密切关注间距问题，借鉴盆地内其他运营商的经验并迅速应用到自身计划中，取得了良好效果 [78] 问题: 2023年资本计划在服务成本方面的最大挑战和机遇 - 过去六个季度最大的挑战是套管成本，从每英尺40 - 50美元上涨到110美元，目前占米德兰盆地油井成本的20%，但预计这一挑战将有所缓解；公司可以控制的是同步压裂作业带来的效率提升，预计到今年第二季度将有四个同步压裂团队运行，比传统团队每英尺节省约30美元；其中两个团队将是Halliburton e - fleet Zeus团队，使用廉价的瓦哈天然气，每英尺可再节省15 - 20美元 [95] 问题: 天然气运输的流量保障和价格风险 - 公司认为流量保障不是问题，但受合同影响面临瓦哈价格风险；盆地内过去六个月管道的变化导致瓦哈价格出现一些紧张情况，但2023年初有更多的处理能力上线，特别是米德兰盆地的两个集输和处理商，这将使问题得到缓解；公司对天然气运输有信心，且在财务上进行了套期保值以防范价格下跌风险 [80] 问题: 套期保值策略 - 公司认为资产负债表和成本结构本身就是一种套期保值，但将基础股息视为债务，目前基础股息为每股3.2美元，每年流出约5.5亿美元；公司购买看跌期权作为保险，利用前一季度的套期保值来延长三到四个季度的期限；预计进入特定季度时，石油套期保值比例为50% - 60%，四到五个季度后降至0%；下半年套期保值比例将随着时间推移而增加 [87] 问题: M&A市场情况以及是否有机会进行小规模收购 - 卖家的预期不一定合理，但公司在米德兰盆地的钻井成本比同行低200 - 400万美元，这在评估未开发储量（PUDs）时具有优势；目前大型收购机会减少，市场相对平静，公司目前关注的是与Firebird和Lario交易相关的一些小规模业务 [94] 问题: 服务成本通胀的预期变化、资本支出指导的平衡以及当前油井成本与全年指导范围和11月中旬快照的对比 - 公司指导今年油井成本同比增长约15%，低于11月的预期；目前处于指导范围的上半部分；如果服务成本下降，将接近指导范围的下半部分；如果保持平稳，将处于中点至较高端；从服务成本角度来看，一些有利因素正在出现，且并非所有成本项目都会上升 [68] 问题: 如果二叠纪服务成本下降，对钻井和完井（D&C）成本的影响时间 - 公司没有长期合同，主要采用短期定价协议，整体受市场价格影响，对一些消耗品有一定保护措施；如果市场价格下降，预计首先会在钻井服务方面体现，且今年第一季度价格没有明显上涨压力，希望在第二和第三季度能看到通胀压力缓解 [100] 问题: 能源所有权中是否有具有战略重要性的股权以及库存中长侧钻井的情况 - 公司认为一些合资企业（JVs）从财务角度来看是不错的投资，最终会以高于投资成本的价格变现，同时通过这些投资锁定了商业协议和利益；在库存方面，公司尽量在可行的地方钻15000英尺的井，米德兰盆地的大部分土地在侧钻长度方面有一定限制，根据不同的土地情况会采用不同的侧钻长度策略，如FireBird交易中有很多15000英尺的井，而Lario的土地相对受限 [73][116] 问题: 剩余资产出售是否以中游资产为主以及对E&P业务现金流的影响 - 公司原本预计出售更多中游资产，因此将非核心资产出售目标提高至10亿美元，目前已完成7.5亿美元，剩余部分预计大部分来自中游资产；出售运营中的中游资产比非运营资产更困难，因为会对运营成本（LOE）和财务状况产生影响，而非运营资产主要影响现金流，但影响相对较小；公司会考虑资产出售对运营指标的影响 [106] 问题: 现金税与利润表税差异以及E&P业务开始盈利后递延税的正常水平 - 2023年公司将耗尽所有净运营亏损（NOL），成为全额现金纳税人，但可以通过无形资产钻探成本和资本支出来递延部分税款；递延税的正常水平将取决于2024年的大宗商品价格和资本支出情况，目前由于变量太多，无法预测2024年的情况 [107][120] 问题: 2023年运营成本（LOE）上升的原因 - 公司受电力市场影响较大，去年下半年未进行套期保值，天然气价格上涨导致实时电价上升，且2023年第一季度电价仍处于高位，这增加了约0.1美元的成本；FireBird收购带来约900口垂直井，也增加了约0.1 - 0.2美元的合并运营成本；目前公司运营成本处于指导范围的低端，如果情况改善，有可能低于指导范围，但不会将此纳入指导 [112]

油气价格波动情况 - 2022 - 2020年，NYMEX WTI油价每桶在 - 37.63美元至123.70美元之间波动，NYMEX Henry Hub天然气价格每百万英热单位在1.48美元至9.68美元之间波动[138] - 2022年、2021年和2020年，纽约商品交易所西德克萨斯中质原油价格每桶在 - 37.63美元至123.70美元之间，纽约商品交易所亨利枢纽天然气价格每百万英热单位在1.48美元至9.68美元之间[138] 石油产量计划 - 公司打算在2023年保持石油产量与2022年第四季度持平（不包括近期收购项目的产量）[140] - 公司计划在2023年保持石油产量与2022年第四季度持平（不包括近期收购项目的产量）[140] 市场及外部因素对公司的不利影响 - 市场条件和油气价格波动可能继续对公司的收入、现金流、盈利能力、增长、产量和估计储量的现值产生不利影响[138] - 俄乌战争、新冠疫情和油气市场波动已对公司业务和运营产生不利影响，未来可能持续[139,140] - 市场条件和油气价格波动可能继续对公司的收入、现金流、盈利能力、增长、产量和估计储量的现值产生不利影响[125][138] - 俄乌战争、新冠疫情和油气市场波动已对公司业务和运营产生不利影响，未来可能持续[125][139][140] 商品价格衍生品风险 - 公司使用商品价格衍生品对冲部分2023年和2024年的产量，但可能面临财务损失、无法抵御价格下跌等风险[142] - 公司商品价格衍生品可能导致财务损失，无法保护公司免受商品价格下跌影响，也无法让公司充分受益于价格上涨[125] - 公司使用商品价格衍生品对冲部分2023和2024年预计产量，但可能面临财务损失、无法从价格上涨中充分受益等风险[142] 政策及气候变化相关风险 - 《降低通胀法案》（IRA）和气候变化相关风险可能加速向低碳经济转型，给公司运营带来新成本[143] - 气候变化相关法规、政策和举措可能增加公司运营成本，减少油气需求和价格，还可能带来声誉风险和诉讼风险[145] - 《降低通胀法案》等气候变化相关因素或加速向低碳经济转型，减少公司油气产品需求和价格，增加运营成本和合规成本[143][144][145] 资本及融资风险 - 公司可能无法按满意条款获得所需资本或融资，这可能导致资产损失和油气储量及未来产量下降[128] - 公司可能无法以满意的条款或根本无法获得所需资本或融资，以资助收购或开发活动[128] 收购业务风险 - 公司若未能成功完成和整合收购，可能降低收益，投资物业的产权缺陷可能导致损失[129] - 公司收购业务面临竞争激烈、评估不准确、整合困难等问题，可能降低收益和减缓增长[152] - 行业收购竞争激烈，公司可能无法识别、完成和整合收购，影响盈利和增长[152] 债务相关风险 - 公司大量债务可能影响财务状况，限制履行债务义务的能力，未来可能产生更多债务[133] - 公司大量债务可能对财务状况产生不利影响，未来公司及其子公司可能会产生大量额外债务[133] - 公司债务工具中的限制性契约可能限制应对市场变化和把握商机的能力，违反可能导致违约[198] - 公司债务在结构上次级于子公司的债务和其他负债，子公司资产不能直接用于偿还公司债权人的债权[201] - 公司偿债需大量现金，若现金流不足可能采取减少资本支出、出售资产等措施，但不一定能满足债务义务[203] - 公司和子公司未来仍可能产生大量额外债务，会加剧面临的风险[204] - 若公司出现流动性问题，债务评级可能被下调，影响融资和贸易信贷[206] - 实施资本计划可能需增加债务，循环信贷额度减少或无法融资可能需削减资本支出[197] - 部分债务工具的限制性契约可能限制公司应对市场变化和把握商机的能力[198] - 公司和子公司未来可能产生大量额外债务，加剧风险[204] 股票相关情况 - 公司普通股价格波动可能导致投资价值损失，董事会对股息和股票回购有决定权[136] - 公司普通股价格可能大幅波动，影响投资价值，股息支付和股票回购由董事会决定，无保证[207][208] - 公司普通股价格可能大幅波动，投资者投资可能贬值[207] - 2021年9月公司董事会批准最高20亿美元的股票回购计划，2022年7月28日增至40亿美元，截至2022年12月31日已回购约15亿美元[208] - 2022年6月公司董事会批准将资本返还承诺提高至至少75%的自由现金流，按季度分配给股东[208] - 2021年9月公司董事会批准最高20亿美元的股票回购计划，2022年7月28日将其提高至40亿美元，截至2022年12月31日已回购约15亿美元[208] - 2022年6月公司董事会批准将资本返还承诺提高至至少75%的自由现金流，按季度分配给股东[208] 资本支出情况 - 2022年公司总资本支出约为19亿美元，2023年钻探、完井和基础设施的资本预算估计约为25 - 27亿美元，较2022年增长37%[149] - 2022年公司总资本支出约19亿美元，2023年资本预算预计为25 - 27亿美元，较2022年增加37%[149] 钻井位置情况 - 截至2022年12月31日，公司有大约8276个总（6055个净）已确定的经济潜在水平钻井位置，其中只有703个总已确定经济潜在水平钻井位置归因于已探明储量[155] - 截至2022年12月31日，公司已确定大约2148个在很少或未钻井的层段中的水平钻井位置[155] - 截至2022年12月31日，公司约有8276个总（6055个净）已确定经济潜力的水平钻井位置，假设WTI价格约为每桶50美元，其中仅703个总已确定经济潜力的水平钻井位置归因于已探明储量[155] - 截至2022年12月31日，公司已确定约2148个水平钻井位置，这些位置所在区间公司很少或未钻井，更具投机性[155] 生产井情况 - 截至2022年12月31日，公司是3254口在其土地上完成的水平生产井的运营商、参与者或拥有工作权益[155] ESG目标风险 - 公司ESG目标的实现受多种因素影响，若未达成可能面临政府执法行动、私人诉讼等风险，影响公司业务[146] - 公司可持续发展和减排目标相关声明存在无法实现的风险，可能面临政府执法行动、私人诉讼等[146] 油气需求风险 - 燃料保护措施、替代燃料需求、技术进步等可能降低油气需求，对公司业务、财务状况等产生重大不利影响[147] - 燃料保护措施、技术进步等可能降低油气需求，对公司业务、财务状况等产生重大不利影响[147] 土地开发风险 - 公司大量净租赁土地未开发，若无法开发或实现商业生产，可能导致租赁权丧失，影响油气储量和未来现金流[148] - 公司大量净租赁土地未开发，可能无法开发或实现商业生产，导致租赁权丧失和油气储量下降[148] 应收账款情况 - 截至2022年12月31日，公司来自作业权益所有者的应收账款约为9300万美元，来自油气产品购买方的应收账款约为6.18亿美元[158] - 截至2022年12月31日，公司对作业的物业的联合权益所有者应收账款约为9300万美元，对油气产品购买者的应收账款约为6.18亿美元[158] 资产减值情况 - 2020年12月31日，公司已探明油气资产减值60亿美元[159] - 2020年12月31日止年度，公司已探明油气资产减值60亿美元，2021年和2022年未记录减值[158][159] 已探明储量情况 - 截至2022年12月31日，公司约31%的总估计已探明储量为已探明未开发储量[163] - 截至2022年12月31日，公司约31%的总估计已探明储量为已探明未开发储量，可能最终无法开发或生产[163] 租赁权及钻探机会风险 - 若无法钻足够数量的井以保留土地，可能导致大量租赁续约成本或失去租赁权和潜在钻探机会[156] 合同交付风险 - 二叠纪盆地产量下降，公司可能无法履行原油购买合同交付义务，需支付短缺款项并影响运营[157] 客户违约风险 - 客户无法履行义务，可能对公司财务结果产生不利影响[158] 资产核算及减值风险 - 公司油气资产采用完全成本法核算，资本化成本可能因超过未来净收入折现值而减值[158] - 公司的油气生产活动采用完全成本法核算，已探明油气资产的净资本化成本受完全成本上限限制，成本不得超过相关估计未来净收入按10%折现的金额[158] 储量估计风险 - 公司储量估计基于假设，可能不准确，会影响储量数量和现值[160] - 公司的油气储量估计基于许多可能不准确的假设，任何重大不准确都会影响储量数量和现值[160] 现金流时间影响因素 - 公司生产和成本发生时间会影响已探明储量未来净现金流时间[161] - 公司的生产和成本发生时间会影响已探明储量的实际未来净现金流时间[161] 地区集中风险 - 公司生产资产集中在西德克萨斯二叠纪盆地，易受单一地区运营风险影响[164] - 公司的生产物业集中在西德克萨斯的二叠纪盆地，易受单一地理区域运营风险影响，且大部分已探明储量集中在米德兰盆地的Wolfberry油藏[164][165] 客户依赖风险 - 公司依赖几个重要购买者销售大部分油气产品，失去一个或多个购买者可能限制其进入合适市场的机会[166] 油服行业周期性风险 - 油服行业周期性或导致钻机、设备、原材料、人员短缺，成本和交付时间增加，影响公司财务状况和运营结果[167] 用水限制风险 - 德州干旱使部分地区限制水力压裂用水，若无法获取或利用水，公司油气生产或受不利影响[169] 采出水注入限制风险 - 2021年9月德州铁路委员会限制二叠纪盆地部分地区采出水注入量，后续扩大限制范围，或增加公司运营成本[170] 新技术钻探风险 - 公司采用最新水平钻探和完井技术进行勘探性钻探，面临井间距、井眼定位、套管下入等风险，新钻探技术可能导致生产不规则或中断，新地层钻探结果更不确定[173][174][175] - 公司采用新技术如加密钻井和多井平台钻井，可能导致生产不规则或中断，新地层钻井结果不确定性更高[175] 运输设施依赖风险 - 公司油气生产的销售依赖第三方运输设施，设施不可用会导致运营中断和收入减少，生产可能因多种不可控因素受限，停产或减产会影响财务状况和经营成果[177] - 公司油气生产的销售依赖第三方运输设施，若设施不可用，运营可能中断，收入可能减少，减产时间可能从几天到几个月[177] 法律法规合规风险 - 公司运营受政府法律法规约束，遵守规定成本高昂，与水力压裂相关的立法和监管举措可能增加成本和运营限制[178][179] - 公司油气运营受政府法律法规约束，违反规定可能面临制裁，遵守规定可能需大量支出[178] 野生动物保护限制风险 - 保护野生动物的钻探活动限制可能影响公司在部分地区的钻探能力，季节性限制会加剧资源竞争，永久性限制可能禁止钻探或要求实施昂贵缓解措施[180] - 保护野生动物的钻井限制可能影响公司在部分地区的钻井活动，增加运营和资本成本[180] 法规对衍生品影响风险 - 《多德 - 弗兰克法案》及相关规则虽公司多数套期保值活动符合例外情况，但交易对手受规则约束可能增加公司衍生品合约成本或减少其可用性，外国法规也可能产生类似影响[181][182][183] - 《多德 - 弗兰克法案》对场外衍生品市场进行监管，虽公司符合部分规则例外情况，但交易对手受影响或增加公司衍生品合约成本或减少其可用性[181][182] - 外国法规、多德 - 弗兰克法案等可能增加衍生品合约成本、改变条款、减少可用性等，影响公司运营和现金流[183] 税收立法风险 - 美国税收立法若有变化，如取消无形钻探和开发成本即时扣除、废除百分比耗竭津贴等，可能对公司业务、经营成果、财务状况和现金流产生不利影响[183] - 2022年8月16日拜登签署《降低通胀法案》，对某些大公司征收15%的公司替代最低税，对特定公开市场股票回购征收1%的消费税，若公司受影响，联邦所得税现金义务可能加速，股票回购数量和现金流或受影响[183] - 美国财政部等机构预计将发布《降低通胀法案》相关指导，公司持续评估该法案对财务结果和运营现金流的影响[183][184] - 2022年8月16日拜登签署IRA法案，对调整后财务报表收入达标的大公司征收15%的公司替代最低税，对公开市场股票回购征收1%的消费税[183] - 美国税法立法提案若实施，如取消无形钻井和开发成本即时扣除等，可能对公司业务、财务状况等产生不利影响[183] 人员相关风险 - 公司在二叠纪盆地运营，合格人员需求和成本过去几年增加，未来或大幅上升，人员不足可能导致产量下降[185] - 公司依赖少数关键员工，失去他们的服务可能对业务产生不利影响，且未与高管签订雇佣协议，也无“关键人”人寿保险[185] - 公司运营和钻井活动集中在西得克萨斯州的二叠纪盆地，该地区行业活动增加，导致合格人员需求和成本上升[185] 运营风险及保险情况 - 公司运营面临多种风险，虽有风险分配协议，但可能无法执行，且保险可能不足[185][186] - 公司运营面临多种风险，如火灾、爆炸等，虽有风险分配协议，但可能无法成功执行，保险可能不足[185] 地震数据风险 - 公司使用的2 - D和3 - D地震数据可能无法准确识别油气，且使用先进技术会增加预钻支出[187] - 公司使用的2 - D和3 - D地震数据可能无法准确识别油气存在，且使用先进技术会增加预钻支出[187] 合资企业风险 - 公司拥有多个合资企业的股权，但不控制这些合资企业，如在OMOG合资企业中持股43%，存在多种风险[188] - 公司在多个合资企业拥有股权，如在OMOG合资企业拥有43%的权益，但不控制这些合资企业[188] 土地使用风险 - 公司大部分中游系统所在土地由第三方拥有或通过协议使用，失去相关权利可能影响业务[189] - 公司大部分中游系统所在土地由第三方拥有或通过协议持有，土地使用权利受限或丧失可能影响业务[189] 技术发展风险 - 公司可能无法跟上行业技术发展，面临竞争劣势，新技术实施成本可能较高[190] - 行业技术发展迅速，公司可能无法跟上，导致竞争劣势或需承担高额成本实施新技术[190] 恐怖袭击及武装冲突风险 - 恐怖袭击或武装冲突可能影响公司业务，导致需求下降、收入减少，保险成本增加[190]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度公司石油日产量超22.4万桶，运营现金流约17亿美元，资本支出在指引范围内，自由现金流近12亿美元 [6] - 本季度起公司将返还给股东的自由现金流比例从至少50%提高至至少75%，总资本回报近8.75亿美元，其中股息总计4.03亿美元，即每股2.26美元，其余4.72亿美元用于机会性股票回购计划，回购近400万股，平均价格约为每股120美元 [7] - 截至目前公司已动用约12亿美元的40亿美元回购授权，自去年9月启动该计划以来已回购近6%的流通股 [8] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司预计2023年FireBird资产日产油量为1.9万桶 [58] - 2022年公司更新的钻井数量指引降至260口，低于之前的270 - 290口 [54] 各个市场数据和关键指标变化 - 二叠纪盆地每月产量接近530 - 550万桶/日，但未来增长将面临挑战 [29] - 米德兰盆地套管价格现为每英尺110美元 [26] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于成为二叠纪盆地成本最低的运营商，通过共同开发主要目标优化开发模式和间距，提高油井生产率 [6][12] - 10月公司宣布收购FireBird Energy资产，预计11月底完成交易，并将该资产的开发节奏从三台钻机放缓至一台，同时计划到2023年底出售至少5亿美元的非核心资产以偿还债务，已完成特拉华盆地1.55亿美元非核心资产的出售 [9][10][13] - 公司将继续共同开发资产，在某些方面会建设更大的井垫，并关注成本控制以保持竞争优势 [18] - 公司计划将资本分配给回报率最高的区域和项目，以维持低成本结构和优质库存，保持在成本曲线低端 [50] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 美国页岩油未来产量增长将较为温和，原因包括资产成熟、供应链限制以及上市公司对股东回报的持续关注 [28] - 天然气运输在明年大部分时间甚至2024年都将紧张，公司会进行机会性对冲，并参与一些管道项目以确保天然气运往墨西哥湾沿岸 [37] - 公司预计2023年通过维持当前独立活动水平加上FireBird的一台额外钻机，实现低个位数的预计石油产量增长 [14] 其他重要信息 - 公司已与哈里伯顿达成两台电动压裂机组的合作，其中一台已投入使用且表现良好，这将有助于降低成本 [13][39] - 公司在马丁县附近开设了第一座移动矿场，有助于控制成本 [40] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司的开发战略，是否会对FireBird资产进行共同开发，以及与同行相比的优势 - 公司将继续共同开发资产，在某些方面会建设更大的井垫，成本控制是公司的最大优势，这是自上而下的企业文化，在FireBird资产开发中也将体现成本优势 [17][18] 问题2: 是否会降低75%的派息比例，以及对股票回购的看法 - 公司关注自由现金流的产生和分配灵活性，有机会会积极回购股票，同时认为目前公司已从高增长型公司转变为高回报型公司，应向股东返还现金 [19][20] 问题3: 2023年资本支出的初步想法，以及通胀和活动的影响 - 基于今年公司在收购FireBird前的19亿美元资本支出，预计明年井成本可能会上涨10% - 15%，或者在目前5亿美元的资本支出运行率基础上，涨幅低于10%，再加上FireBird的2.5亿美元资本支出 [24][25] 问题4: 对美国页岩油增长的看法，以及产量增长低于预期的原因 - 美国页岩油未来产量增长将较为温和，原因包括资产成熟、供应链限制以及上市公司对股东回报的持续关注，二叠纪盆地目前产量虽创新高，但未来增长将面临挑战 [28][29] 问题5: 公司共同开发战略的演变，以及与同行相比的情况 - 公司通过数据分析团队寻找内部收益率和净现值之间的平衡，在井间距和共同开发经济区域方面取得了良好效果，预计这一趋势将持续 [33][34] 问题6: 公司从Guidon和QEP收购的资产在马丁县的早期油井表现和未来产量组合 - 这些资产的油井表现良好，2023年初将有一个24口井的井垫投产，公司将以三台钻机的速度积极开发该区域，预计未来三到四年内完成钻探，此外，马丁县西北部的油井因间距和着陆目标的调整取得了良好效果，一些较浅的区域表现出色 [35][36] 问题7: 对未来几年天然气运输的宏观看法，以及如何降低风险 - 天然气运输在明年大部分时间甚至2024年都将紧张，直到一些主要管道投入使用，公司会进行机会性对冲，并参与一些管道项目以确保天然气运往墨西哥湾沿岸，明年公司三分之二的天然气将运往瓦哈并已进行套期保值，另外三分之一将通过惠斯勒管道运往墨西哥湾沿岸，2024年下半年情况可能会有所缓解 [37][38] 问题8: 如何提高或维持运营效率 - 哈里伯顿的两台电动压裂机组将有助于降低成本，公司还开设了移动矿场，同时公司认为即使有经验不足的员工，通过有效的监督也能确保工作安全高效进行 [39][40][41] 问题9: 5亿美元非核心资产剥离计划的剩余目标，以及相关资产的范围 - 公司内部认为勘探与生产业务的估值倍数为4 - 5倍，而管道或集输系统为8 - 10倍，因此考虑出售一些合资企业的资产，以实现价值最大化 [45][46] 问题10: 公司在米德兰盆地的油井生产率能否持续提高 - 这种情况将持续一段时间，公司的目标是将资本分配给回报率最高的区域和项目，随着页岩成本曲线上升，公司有能力维持低成本结构和优质库存，保持在成本曲线低端 [49][50] 问题11: FireBird资产的生产率和库存情况，以及潜在的影响和上行空间 - 公司计划将一台钻机分配给北部前景区域，近期中部前景区域的油井结果显示，将Wolfcamp A纳入共同开发具有上行空间，公司已对Lower Spraberry区域进行了评估，但仍有时间测试其他区域的潜力 [52][53] 问题12: 2022年钻井数量指引降低的原因，以及对2023年运营势头的影响 - 公司在特拉华州完成的油井数量比预期多，且运行的钻机数量比预期少，因此完成的油井数量比年初预期少15口，但这不会影响2023年的运营势头，资本效率良好 [55][56] 问题13: 2023年石油产量增长的基准数字 - 2023年FireBird资产的净日产油量为1.9万桶，公司原有业务预计保持22万桶/日的产量，在此基础上完成相同数量的油井将实现低个位数的增长，再加上FireBird的产量 [58] 问题14: 公司或行业贸易组织是否与拜登政府就美国石油短缺问题进行过讨论，以及政府是否听取了国内生产商的意见 - 公司通过行业贸易组织与联邦政府进行了积极沟通，但近期行业面临的舆论压力较大，公司将继续通过倡导活动为股东争取利益 [60][61][62] 问题15: 从多年来看，特拉华州在公司资本支出中的占比何时会增加 - 公司计划长期保持米德兰和特拉华州80 - 20的资本支出比例，收购FireBird后，该比例可能接近85 - 15，米德兰盆地的表现出色，是公司的重点关注区域 [64] 问题16: 公司如何维持可持续的自由现金流 - 公司有大量的长水平段开发项目，但如果无法进行区块交易，可能需要缩短水平段长度，但较低的产量递减率有助于维持资本效率，公司会每季度评估整体库存和开发情况，未来几年资本效率前景良好 [65] 问题17: FireBird资产在东西方向的前景变化，以及西部是否有有前景的项目 - 西部目前没有近期开发计划，但早期结果显示有一定潜力，包括Barnett和Woodford区域，公司的开发战略是先从北部开始，然后从东部向西部推进 [69][70][72] 问题18: FireBird交易是否代表公司未来并购的新模式 - 二叠纪盆地的并购活动正在演变，公司会谨慎对待交易，避免过度增加资产负债表杠杆，在FireBird交易中使用股权是因为卖方看好资产的上行空间，且公司过去10年一直通过股权融资来推动业务增长 [75] 问题19: 目前通胀的速度，是否有其他项目的价格上涨放缓，以及是否锁定了2023年的主要预算 - 公司目前不提供2023年的正式指导，因为情况尚不明朗，已锁定了两台压裂机组和所有的沙子供应合同，钻机采用滚动6个月的合同，公司正在努力控制井成本 [78][79] 问题20: 2023年的基本活动水平是否与今年持平，以及FireBird的运营计划是否不变 - 2023年公司将减少FireBird的钻机数量，从三台降至一台，以产生更多自由现金流，预计该业务日产油量为1.9万桶，完成约30口井，将公司原有业务与FireBird的产量和井数相加，可初步了解2023年的情况 [80]

公司票据信息 - 公司2019年12月票据包括2026年到期的3.250%高级无担保票据和2029年到期的3.500%高级无担保票据[10] - 公司2021年3月票据包括2023年到期的0.900%高级票据、2031年到期的3.125%高级票据和2051年到期的4.400%高级票据[10] - 公司2022年3月票据为2052年到期的4.250%高级票据[10] - 2019年12月票据包括2026年到期利率3.250%和2029年到期利率3.500%的高级无担保票据[10] - 2021年3月票据包括2023年到期利率0.900%、2031年到期利率3.125%和2051年到期利率4.400%的高级票据[10] - 2022年3月票据为2052年到期利率4.250%的高级票据[10] 石油和天然气行业术语定义 - 6000立方英尺天然气相当于1桶油当量[7] - 1桶原油或其他液态烃为42美制加仑液体体积[7] - 1千桶原油和其他液态烃记为MBbl[7] - 1千桶油当量记为MBOE[7] - 1千桶油当量/天记为MBOE/d[7] - 1千立方英尺天然气记为Mcf[7] - 1百万英热单位记为MMBtu[7] - 报告中对石油和天然气行业术语进行了定义，如1桶原油为42美制加仑，1千立方英尺天然气为Mcf等[7] - 报告有石油和天然气术语以及其他术语的词汇表[6][9] 影响公司业绩和结果的因素 - 影响公司业绩的因素包括油气供需变化、公共卫生危机、OPEC和俄罗斯行动、经济和行业状况变化等[13] - 影响公司实际结果与前瞻性陈述预期产生重大差异的因素包括石油等商品供需和价格变化、公共卫生危机影响等[13] 报告内容构成 - 报告包含财务信息，如未经审计的合并财务报表、管理层对财务状况和经营成果的讨论分析等[18] - 报告包含法律诉讼、未注册股权证券销售及收益使用等其他信息[18] - 报告中提到的财务信息部分包含合并资产负债表、运营报表、股东权益报表和现金流量表等[18] - 报告中对市场风险进行了定量和定性披露[18] - 报告涉及公司的控制和程序相关内容[18] 前瞻性陈述提示 - 报告提示不要过度依赖前瞻性陈述，公司不打算更新或修订除非法律要求[16] - 报告中包含的各种非历史事实陈述，如未来业绩、业务战略等属于前瞻性陈述，存在风险和不确定性[12] - 公司不能预测所有风险，也无法评估所有因素对业务的影响，不应过度依赖报告中的前瞻性陈述[16] 公司面临的风险因素 - 报告提及风险因素，如运输设施不足、无法达到预期储量或产量水平等[15] - 公司运营面临的风险还包括气候变化相关风险、水资源使用限制等[13] - 资本、金融和信贷市场状况，包括钻探和开发运营及环境社会责任项目的资本可用性和定价会影响公司[13] - 员工保留挑战和劳动力市场竞争加剧可能影响公司，原因包括劳动力短缺或新冠疫情导致的人员流动增加[13] - 公司面临获取足够可靠运输、加工等设施的困难或中断风险[15]