业绩总结 - 2021年第二季度的生产量为54,623桶油当量每天（boepd），同比增长42%[12] - 2021年自由现金流预计超过1.6亿美元，年收益率为16.9%[12] - 2021年第二季度的资本回报率（ROCE）为23.2%[12] - 2021年第二季度的市盈率为5.5倍[12] - 2021年第二季度的单位管理和行政费用为每桶油当量0.77美元，低于同行业平均水平[12] - 2021年第二季度的净生产量为4,971桶油当量(Boe)，较2020年第二季度的2,166 Boe增长129.5%[164] - 2021年第二季度的自由现金流为46,226千美元，较2021年第一季度的41,665千美元增长11.5%[164] - 2021年第二季度的调整后EBITDA为132,844千美元，较2020年第二季度的66,055千美元增长100.5%[158] 财务状况 - 截至2021年6月30日，公司的总债务为3.59亿美元，占总债务的39%[31] - 2021年第二季度的总债务余额为828,669千美元，较2020年第四季度的949,755千美元下降12.7%[164] - 2021年预计债务与年化EBITDA的比率低于1.5倍[51] - 2021年每口井的现金管理费用显著低于中型同行，显示出行业领先的资本回报率（ROCE）[47] 未来展望 - 预计到2025年，累计自由现金流将超过9亿美元[12] - 预计到2022年底杠杆率将降至1.0倍以下[12] - 预计未来的股息增长与公司去杠杆化战略密切相关[40] - 预计在未来四年内，Marcellus交易将产生9500万美元的自由现金流，平均自由现金流收益率超过18%[64] - 预计在2025年前，Permian地区的生产将增加约3倍，同时产生超过1亿美元的自由现金流[78] 投资与收购 - 2021年通过收购交易实现超过2.5亿美元的高回报非运营交易[12] - Marcellus交易的估值为每日流量约1440美元，基于2021年预计生产和约2.9倍的未对冲运营现金流[50] - Permian交易的估值为每桶油当量约26000美元，基于2021年下半年的生产和约2.5倍的未来12个月未对冲运营现金流[50] 生产与成本 - 2021年预计的净产量为577桶油当量/天，2022年预计增至2775桶油当量/天[54] - 2021年每桶生产费用预计在8.60至8.90美元之间[127] - 2021年每桶现金管理费用预计在0.80至0.90美元之间[128] - 2021年每口井的开发资本支出为3340万美元，预计2022年降至1450万美元[54] 股息与回报 - 2021年第三季度的股息增加50%[12] - Q3季度股息从0.03美元增加至0.045美元，预计未来股息将随着债务减少而增长[102] - 预计未来股息将与公司去杠杆化战略密切相关[40]

业绩总结 - 2021年第二季度自由现金流达到4620万美元，年化自由现金流收益率为16.9%[11] - 2021年第二季度石油日产量为33.4万桶，较上季度增长14%[14] - 2021年调整后EBITDA为454.2百万美元，净债务为877.1百万美元[120] - 2021年第二季度调整后的EBITDA为132,844千美元，较2020年第二季度的66,055千美元增长100.5%[129] - 2021年第二季度的净现金提供来自经营活动为106,186千美元，较2021年第一季度的62,766千美元增长69.2%[135] 用户数据 - 2021年第二季度的生产量为54,623桶油当量/天，涉及45个不同的运营商[96] - 2021年第二季度的现金成本为每桶13.08美元[133] - 2021年第二季度的现金边际为每桶26.73美元，现金边际与折旧、耗竭和摊销比率为4.3倍[133] 未来展望 - 预计2021年自由现金流超过1.6亿美元，2025年预计超过9亿美元[69] - 预计未来五年将实现超过1亿美元的自由现金流，并伴随300%的产量增长[19] - 预计2021年新增生产井数预计为38至40口[29] - 预计2021年和2022年到期的融资债务分别为3.59亿美元和3.66亿美元[47] 新产品和新技术研发 - 公司在“可钻探”非运营项目的管道处于历史最高水平，目标是投资回收期少于3年[82] - 公司在Williston盆地的天然气捕集率达到94%[99] 市场扩张和并购 - 通过收购，预计2021年下半年生产将达到3700 Boe/d，其中66%为原油[60] - 公司在Permian盆地的收购将使其在高回报的交易中增加规模，预计生产将增加约3倍[59] - Marcellus交易的倍数约为每百万立方英尺当量1,440美元，基于2021年预计生产[77] - Permian交易的倍数约为每桶油当量26,000美元，基于2021年下半年生产[77] 负面信息 - 2020年第四季度的净收入为(142,123)千美元，显示出公司在该季度的亏损[124] - 2021年净债务与调整后EBITDA比率为6.1倍[120] 其他新策略和有价值的信息 - 公司计划将股息提高50%，以反映现金流的增加[59] - 2021年第二季度的股息支付比率为10%[53] - 预计2021年净债务与EBITDA的比率将低于2倍，目标为1.0倍[69] - 2021年第二季度的资本支出为68,445千美元，较2021年第一季度的38,085千美元增长79.7%[135]

财务数据和关键指标变化 - Q2生产平均每天54,623桶油当量和33,346桶油，较Q1分别增长42%和14% [23] - Q2调整后EBITDA为1.328亿美元，自由现金流为4620万美元，较Q1分别增长35%和11%，远超华尔街和内部预期 [24] - Q2油井差价为5.46美元，较Q1改善约17% [24] - 第二季度运营成本持续下降，租赁运营费用较第一季度每单位降低30% [24] - 剔除与Marcellus和Permian交易相关的一次性收购成本后，本季度现金、一般及行政费用为每桶油当量0.77美元，比之前指引中点好约9% [24] - 第二季度资本支出为6840万美元（不包括Reliance收购），低于华尔街和内部估计 [24] - 2021年前六个月产生8790万美元自由现金流，超过2020年全年 [25] - 预计2021年自由现金流超1.6亿美元，到2025年累计超9亿美元 [10] - 预计到2021年底运行杠杆率低于1.5倍，到2022年第二季度末降至1倍以下 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 Bakken业务线 - 本季度新增10.5口净井，季度环比增长55%，钻井活动加速 [15] - 本季度批准50份授权支出申请（AFEs），较Q1增加一倍多 [16] - 新提案平均成本低于650万美元，较Q1平均水平下降7% [16] Marcellus业务线 - 7月初开始在初始井垫进行完井作业，至今产量符合预期 [17] Permian业务线 - 进入该地区不到一年，已完成超1亿美元交易，在超3000净英亩土地上建立规模地位 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - Bakken地区实现120% - 130%的高油价实现率，Marcellus地区实现率为60% - 70% [34] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 采用杠铃策略，在Bakken和Permian两个盆地进行多元化投资，同时关注其他盆地机会 [20] - 坚持有纪律的投资方法，注重资本回报率和收益率，不盲目追求华尔街增值交易 [11] - 持续评估市场上的并购机会，优先选择符合回报标准的高质量资产 [21] - 随着杠杆率下降，预计未来将减少内部对冲要求，但仍保持纪律性和一致性 [37] - 由于油价上涨，将部分天然气开发项目推迟到2022年，将部分资本重新分配到石油资产 [26] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2021年上半年业务进展顺利，进入两个新盆地并改善资产负债表 [8] - 公司差异化和积极管理的商业模式展现出灵活性和优势，尽管Williston盆地整体产量下降，但公司产量仍增长14% [8] - 良好的油井表现、加速的完井进度和强劲的油气价格使公司各项关键财务指标超预期 [9] - 并购市场机会众多，公司M&A管道持续增长 [11] - 董事会宣布下季度普通股股息提高50%，预计未来几年将继续增加股息 [12] 其他重要信息 - 会议中讨论的非GAAP财务指标（调整后EBITDA和自由现金流）与最接近的GAAP指标的对账可在今早发布的财报中找到 [6] - 公司更新了2021年全年指导，包括提高产量指导、降低油差价指导、简化生产税指导和降低资本支出预测上限 [26][27][29][30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Marcellus和Bakken的产量和价格实现率拆分情况 - 回答: Bakken地区实现120% - 130%的高油价实现率，Marcellus地区实现率为60% - 70%；产量方面，Bakken占比约80%，Marcellus占比约20% [34][35] 问题2: 公司对当前对冲头寸是否满意，达到杠杆目标后对冲策略是否会改变 - 回答: 随着资产负债表改善，对冲需求减少，目标对冲比例在滚动18个月基础上下降1000 - 1500个基点至60% - 65%；未来随着杠杆率下降，内部对冲要求也将降低，但公司仍将保持纪律性和一致性，不会盲目追求市场波动带来的收益 [37][38] 问题3: 将天然气开发项目推迟到2022年并将资本重新分配到石油资产的原因和操作方式 - 回答: 主要是基于内部收益率（IRR）和价格实现率的考虑，将Marcellus地区的一个井垫开发计划推迟到明年年初；公司通常有固定的资金预算，而机会多于资金，因此根据回报情况进行资本分配 [44][48] 问题4: 目前同意的油井组合在曲线中的位置，以及未来油井表现是否会下降 - 回答: 目前运营商提交的AFEs仍主要集中在核心区域，预计今年剩余时间油井表现将与目前水平一致；2020年上线的油井是美国历史上最好的，但目前的油井表现仍远高于五年平均水平，接近2020年 [56][57] 问题5: Bakken、Permian和Marcellus地区的买卖价差动态以及交易管道情况 - 回答: 市场上存在一些追逐交易的情况，公司会根据竞争格局、经济可行性和不同盆地的机会进行权衡；交易管道中机会众多，但公司会严格筛选，优先选择符合战略和回报要求的资产 [60][62] 问题6: Williston地区的工作权益情况以及增加工作权益的舒适度 - 回答: 公司在核心区域和核心运营商合作的项目中，对较高工作权益感到舒适，但在小运营商或存在风险的项目中会谨慎考虑；公司会根据风险调整因素和不同价格情景进行敏感性分析 [68][70] 问题7: 公司未看到重大通胀增加的原因 - 回答: 部分原因是一些活跃运营商努力降低成本结构，使公司平均成本下降；另外，公司预算时未考虑去年年底的成本下降，因此即使有通胀也不会影响预算数字；同时，公司通过积极管理投资组合，灵活选择最有效率的运营商 [75][76] 问题8: 除Bakken和Permian外，其他盆地的机会以及公司不会涉足的地区 - 回答: 公司看到了一些Eagle Ford的交易，但由于资产质量和经济可行性问题，尚未找到合适的项目；DJ盆地因政治担忧、Anadarko盆地因地质和性能问题，公司不会将其作为主要投资区域，但如果相关资产以低价或零价值包含在其他交易中，公司可以接受 [81][82]

公司资产与业务规模 - 截至2021年6月30日，公司参与7173口总井（588.6口净井）生产，租赁约24.4449万净英亩土地，其中约87%已开发[178] - 2021年4月1日，公司完成Reliance收购，支付约1.397亿美元，收购约95.3口净生产井、24.9口净在建井和约6.1712万净英亩土地，二季度贡献约1.0593万桶油当量/日产量[179] 产量相关指标变化 - 2021年二季度公司平均日产量约5.4623万桶油当量，其中约61%为石油，较一季度增长42% [180] - 2021年二季度末三个月新增10.5口净井投产，一季度新增6.7口净井投产[181] - 2021年第二季度石油净产量3034442桶，较2020年的1659293桶增长83%；天然气和NGLs净产量11617308千立方英尺，较2020年的3041418千立方英尺增长282%；总产量4970660桶油当量，较2020年的2166196桶油当量增长129%[200] - 2021年上半年石油产量5664620桶，2020年同期4797673桶，增长18%；天然气和NGLs产量16581571千立方英尺，2020年同期8090538千立方英尺，增长105% [217] - 2021年上半年净产量较2020年同期增长，石油增长18%、天然气和NGLs增长105%、总计增长37%[217] - 2021年第二季度末净生产井数量为588.6口，较2020年的466口增长26%[200] 开发资本支出变化 - 2020年公司开发资本支出降至1.628亿美元，较2019年减少56% [182] - 2021年和2020年截至6月30日的六个月，钻探和开发资本支出分别为7260万美元和1.636亿美元；油气资产收购分别为1.315亿美元和2550万美元[233] 价格相关指标变化 - 2021年二季度公司石油与NYMEX基准价格差为5.46美元/桶，2020年二季度为10.60美元/桶；2021年二季度净实现天然气价格为3.57美元/千立方英尺，2020年二季度为 - 2.67美元/千立方英尺[187] - 2021年前六个月公司参与井的加权平均总支出授权成本为660万美元，2020年为760万美元[188] - 2021年二季度末三个月，NYMEX原油平均价格为66.19美元/桶，较2020年同期高137%；公司实现的原油价格较2020年二季度低17% [191][192] - 2021年二季度末三个月，NYMEX天然气平均价格为2.92美元/千立方英尺，较2020年同期高72%；公司实现的天然气价格较2020年二季度高237% [191][193] - 2021年第二季度石油平均销售价格为60.73美元/桶，较2020年的17.35美元/桶增长250%；天然气和NGLs平均销售价格为3.57美元/千立方英尺，2020年为 - 2.67美元/千立方英尺[200] 未平仓合约情况 - 截至2021年6月30日，公司未平仓原油价格互换总量为1140万桶，加权平均价格约54.94美元/桶；未平仓天然气价格互换总量为2860万英热单位，加权平均价格约2.88美元/百万英热单位[194] 销售与营收情况 - 2021年第二季度石油销售1.84269亿美元，较2020年的0.28784亿美元增长540%；天然气和NGL销售4144.7万美元，2020年为亏损812万美元[200] - 2021年上半年石油销售319917千美元，2020年同期145116千美元，增长120%；天然气和NGL销售63131千美元，2020年同期5744千美元，增长999% [217] - 2021年上半年净销售额方面，石油销售增长120%、天然气和NGL销售增长999%，但总营收下降90%[217] 商品衍生品损益情况 - 2021年第二季度已结算商品衍生品亏损2785.5万美元，2020年为盈利7743.9万美元；未结算商品衍生品亏损1.73057亿美元，2020年亏损1.50077亿美元[200] - 2021年第二季度商品衍生品净亏损2.009亿美元，2020年亏损7260万美元[204] - 2021年上半年商品衍生品净损失336.8百万美元，2020年同期净收益303.9百万美元[220] - 2021年上半年已结算商品衍生品损失35.2百万美元，2020年同期收益108.9百万美元[221] - 2021年上半年未结算商品衍生品损失301.7百万美元，2020年同期收益195.0百万美元[222] - 2021年第二季度未结算商品衍生品损益为亏损1.731亿美元，2020年第二季度为亏损1.501亿美元；截至2021年6月30日，所有衍生品合约按公允价值记录，净负债为2.677亿美元，较2020年12月31日的3370万美元净资产减少3.013亿美元[206] - 2021年上半年商品衍生品净亏损3.368亿美元，2020年同期为收益3.039亿美元；已结算衍生品损失3520万美元，2020年同期为收益1.089亿美元[220][221] - 2021年上半年未结算商品衍生品损失3.017亿美元，2020年同期为收益1.95亿美元；截至2021年6月30日，衍生品合约公允价值为净负债2.677亿美元，较2020年12月31日减少3.013亿美元[222] 生产费用与生产税情况 - 2021年第二季度生产费用4269.9万美元，较2020年的2663.8万美元增长60%；生产税1851.4万美元，较2020年的191.7万美元增长866%[200] - 2021年第二季度生产费用单位成本从2020年的12.30美元/桶油当量降至8.59美元/桶油当量；生产税占油气销售的比例2021年为8.2%，2020年为9.3%[207][208] - 2021年上半年生产费用77.0百万美元，2020年同期64.0百万美元；单位生产费用从2020年的10.41美元/桶油当量降至2021年的9.14美元/桶油当量[223] - 2021年上半年生产税32.0百万美元，2020年同期13.8百万美元；占油气销售的比例分别为8.3%和9.2% [225] - 2021年第二季度生产费用为4270万美元，2020年第二季度为2660万美元；单位生产费用从2020年第二季度的每桶油当量12.30美元降至2021年第二季度的8.59美元[207] - 2021年第二季度生产税为1850万美元，2020年第二季度为190万美元；占油气销售的百分比分别为8.2%和9.3%[208] 一般及行政等费用情况 - 2021年第二季度一般及行政费用760.4万美元，较2020年的470.9万美元增长61%；折旧、损耗、摊销和增值费用3090.8万美元，较2020年的3675.6万美元下降16%[200] - 2021年上半年一般及行政费用为1440万美元，较2020年同期的960万美元增加，主要因收购相关成本550万美元，部分被专业费用和薪酬费用减少60万美元抵消[226] - 2021年第二季度DD&A为3090万美元，较2020年同期的3680万美元减少，单位耗竭费用从2020年的每桶油当量16.80美元降至2021年的6.11美元，降幅64%[210] - 2021年前六个月DD&A为6210万美元，2020年同期为9860万美元，单位耗竭费用从2020年的每桶油当量15.92美元降至2021年的7.26美元，降幅54%[227] 利息与债务清偿情况 - 2021年第二季度利息费用（扣除资本化利息）为1500万美元，较2020年的1400万美元增长[211] - 2021年第二季度债务清偿损失0.5百万美元，2020年同期债务清偿收益0.2百万美元[212] - 2021年上半年利息费用（扣除资本化利息）28.5百万美元，2020年同期30.5百万美元[228] - 2021年前六个月债务清偿损失为1310万美元，2020年同期为530万美元[229] - 2021年第二季度利息费用为1500万美元，较2020年同期的1400万美元增加，主要因未偿债务利率上升[211] - 2021年第二季度债务清偿损失为50万美元，2020年第二季度债务清偿收益为20万美元[212] 所得税情况 - 2021年和2020年第二季度，因递延税资产估值备抵，未记录所得税费用（收益）[213] - 2021年和2020年第二季度，因递延所得税资产估值备抵，未记录所得税费用（收益）[213] 公司融资情况 - 2021年上半年，公司完成多笔重大融资交易，包括2月和6月普通股发行，净收益分别为1.329亿美元和9530万美元；发行2028年到期的新高级无抵押票据，本金总额5.5亿美元，估计净收益5.384亿美元等[236] - 2021年2月和6月普通股发行净收益分别为1.329亿美元和9530万美元，发行5.5亿美元2028年到期票据，净收益5.384亿美元[236] 产量结构与套期保值情况 - 2021年第二季度和2020年第二季度，石油分别占公司总产量的61%和77%；截至2021年6月30日的三个月，公司对冲了约70%的产量[235] - 2021年第二季度和2020年第二季度，石油分别占总产量的61%和77%，2021年第二季度套期保值约70%的产量[235] 营运资金与流动性情况 - 截至2021年6月30日，公司营运资金赤字为1.612亿美元，而2020年12月31日为5680万美元；流动资产增加1400万美元，流动负债增加1.184亿美元[237] - 截至2021年6月30日，公司未偿还债务包括循环信贷安排下的2.63亿美元借款和2028年到期票据本金总额5.5亿美元，总流动性为4.018亿美元[234] - 截至2021年6月30日，营运资金赤字为1.612亿美元，2020年12月31日为5680万美元，流动资产增加1400万美元，流动负债增加1.184亿美元[237] - 截至2021年6月30日，公司有2.63亿美元循环信贷借款和5.5亿美元2028年到期票据，总流动性为4.018亿美元[234] 现金流量情况 - 2021年和2020年截至6月30日的六个月，经营活动提供的净现金分别为1.69亿美元和2.022亿美元；投资活动使用的现金分别为2.135亿美元和1.905亿美元；融资活动提供（使用）的净现金分别为4800万美元和 - 2600万美元[238] - 2021年上半年经营活动净现金为1.69亿美元，2020年同期为2.022亿美元，投资活动现金使用为2.135亿美元，2020年同期为1.905亿美元，融资活动净现金为4800万美元，2020年同期使用2600万美元[238] 投资活动现金变化原因 - 2021年上半年与2020年同期相比，投资活动使用现金增加，归因于开发和收购支出增加1440万美元，包括完成Reliance收购[240] 循环信贷额度情况 - 截至2021年6月30日，循环信贷额度借款基数为7.25亿美元，选定承诺金额为6.6亿美元，借款余额为2.63亿美元，可用借款额度为3.97亿美元[245] 公司股权与票据情况 - 截至2021年6月30日，2028年到期无担保票据本金余额为5.5亿美元，A类优先股流通股数为2218732股，清算优先权总计2.219亿美元[246][247]

公司资产与业务规模 - 截至2021年3月31日，公司参与6688口总井（482.3口净井）生产，租赁约182,972净英亩土地，其中约90%已开发且大多位于美国威利斯顿盆地[179] 产量相关指标变化 - 2021年第一季度平均日产量约38,417桶油当量/天，其中约76%为石油，较2020年第四季度增长8%，该季度新增6.7口净井投入生产，2020年第一季度新增7.3口净井[180] - 2021年第一季度石油产量2630178桶，较2020年的3138380桶下降16%；天然气和NGLs产量4964263千立方英尺，较2020年的5049120千立方英尺下降2%；总产量3457555桶油当量，较2020年的3979900桶油当量下降13%[200] - 2021年第一季度末净生产井数量为482.3口，较2020年的464.8口增长4%[200] - 2021年和2020年第一季度，石油分别占公司总产量的76%和79%；2020年公司对冲了约89%的产量，2021年第一季度对冲了约79%的产量[221] 开发资本支出变化 - 2020年公司将开发资本支出降至1.628亿美元，较2019年减少56%[182] 股票拆分情况 - 2020年9月18日，公司进行了1比10的反向股票拆分[183] 油价差价变化 - 2021年第一季度公司对纽约商品交易所（NYMEX）基准油价的差价为6.56美元/桶，2020年第一季度为8.50美元/桶[190] 油井授权支出成本变化 - 2021年前三个月公司参与的油井加权平均总授权支出成本为690万美元，2020年为750万美元[191] 市场价格变化 - 截至2021年3月31日的三个月，NYMEX原油平均价格为58.13美元/桶，较2020年同期高28%；天然气平均价格为3.37美元/千立方英尺，较2020年同期高76%[194][195][196] - 2021年第一季度公司实现的原油价格较2020年第一季度高5%，实现的天然气价格较2020年第一季度高50%[195][196] 未平仓价格互换情况 - 截至2021年3月31日，公司未平仓原油价格互换总量为1070万桶，加权平均价格约为53.52美元/桶；未平仓天然气价格互换总量为2810万百万英热单位，加权平均价格约为2.81美元/百万英热单位[197] 销售相关指标变化 - 2021年第一季度石油销售1.35647亿美元，较2020年的1.16333亿美元增长17%；天然气和NGL销售2168.4万美元，较2020年的1386.3万美元增长56%[200] - 2021年第一季度石油平均销售价格为每桶51.57美元，较2020年的37.07美元增长39%；天然气和NGLs平均销售价格为每千立方英尺4.37美元，较2020年的2.75美元增长59%[200] 商品衍生品盈亏变化 - 2021年第一季度已结算商品衍生品亏损729.7万美元，2020年为盈利3150.6万美元；未结算商品衍生品亏损1.28638亿美元，2020年为盈利3.45075亿美元[200] - 2021年第一季度商品衍生品净亏损1.359亿美元，2020年为盈利3.766亿美元[204] - 2021年第一季度，未结算商品衍生品损失为1.286亿美元，而2020年第一季度为收益3.451亿美元；截至2021年3月31日，所有衍生品合约按公允价值记录，净负债为9470万美元，较2020年12月31日的3370万美元净资产减少1.284亿美元[206] 费用相关指标变化 - 2021年第一季度生产费用3431.2万美元，较2020年的3733.5万美元下降8%；生产税1345.3万美元，较2020年的1189.6万美元增长13%[200] - 2021年第一季度，生产费用为3430万美元，低于2020年第一季度的3730万美元；生产税为1350万美元，高于2020年第一季度的1190万美元；一般和行政费用为680万美元，高于2020年第一季度的490万美元[207][208][211] - 2021年第一季度折耗、折旧、摊销和增值（DD&A）为3120万美元，2020年同期为6180万美元，折耗费用减少3060万美元，主要因产量下降13%和每桶油当量折耗率下降42%[212] - 2021年第一季度利息费用为1350万美元，2020年同期为1660万美元，主要因债务利率降低和债务水平下降[213] - 2021年第一季度债务清偿损失为1260万美元，2020年同期为550万美元[214] 资产收购情况 - 2021年第一季度公司签订协议以1.209亿美元现金及认股权证收购阿巴拉契亚盆地的天然气资产[218] - 2021年第一季度公司以1.209亿美元现金和325万份认股权证收购阿巴拉契亚盆地天然气资产[218] 债务与流动性情况 - 截至2021年3月31日，公司未偿还债务包括循环信贷安排借款2.63亿美元、2028年票据本金5.5亿美元和第二留置权票据本金1570万美元[220] - 截至2021年3月31日，公司总流动性为3.997亿美元，包括循环信贷安排可用借款3.97亿美元和现金270万美元[220] - 截至2021年3月31日，循环信贷安排的借款基础为6.6亿美元，未偿还借款为2.63亿美元，可用借款能力为3.97亿美元[223][232] - 截至2021年3月31日，公司2028年到期的高级无抵押票据未偿还本金为5.5亿美元，2023年到期的高级有抵押第二留置权票据未偿还本金为1570万美元[233][234] - 截至2021年3月31日，公司有2218732股6.5%的A系列永久累积可转换优先股流通在外，总清算偏好为2.219亿美元[235] - 截至2021年3月31日，公司未偿还债务包括2.63亿美元循环信贷借款、5.5亿美元2028年到期票据和1570万美元第二留置权票据，总流动性为3.997亿美元[220] 营运资金情况 - 2021年3月31日，公司营运资金赤字为5350万美元，较2020年12月31日的5680万美元有所减少；流动资产减少2320万美元，流动负债减少2650万美元[223] - 截至2021年3月31日，公司营运资金赤字为5350万美元，较2020年12月31日的5680万美元有所减少[223] 融资与偿还情况 - 2021年第一季度，公司完成普通股发行，净收益1.329亿美元；发行5.5亿美元2028年到期的高级无抵押票据，估计净收益5.384亿美元；全额偿还并赎回1.3亿美元2022年到期的高级无抵押本票；赎回并退休2.721亿美元2023年到期的高级有抵押第二留置权票据；循环信贷安排下的未偿还借款从2020年12月31日的5.32亿美元降至2021年3月31日的2.63亿美元[223] 现金流量情况 - 2021年和2020年第一季度，经营活动提供的净现金分别为6280万美元和1.007亿美元；投资活动使用的净现金分别为5270万美元和1.045亿美元；融资活动使用的净现金分别为880万美元和370万美元[225] - 2021年第一季度，经营活动净现金减少是由于产量降低和营运资金变化，部分被更高的实现价格和更低的利息成本所抵消；投资活动使用现金减少是由于开发和收购支出减少6940万美元；融资活动使用现金增加主要是由于回购第二留置权票据、偿还无抵押本票和循环信贷安排下的净还款[226][227][231] - 2021年第一季度经营活动净现金为6280万美元，2020年同期为1.007亿美元，主要因产量下降和营运资金变化[225][226] - 2021年第一季度投资活动现金使用量为5270万美元，2020年同期为1.045亿美元，主要因开发和收购支出减少6940万美元[225][227] - 2021年第一季度融资活动净现金使用量为880万美元，2020年同期为370万美元，主要因回购第二留置权票据、偿还无担保票据和循环信贷借款[225][231] 关键会计政策情况 - 公司涉及重大估计的关键会计政策包括天然气和原油生产资产减值测试、资产弃置义务、收入确认、衍生工具和套期活动以及所得税[238] - 公司2020年12月31日财年涉及重大估计的关键会计政策与10 - K年度报告中披露的相比无重大变化[238] - 公司关键会计政策的描述见2020年12月31日财年10 - K年度报告第二部分第8项财务报表附注2[239]

财务数据和关键指标变化 - 一季度产量平均为每天38,417桶油当量，较第四季度增长8% [28] - 一季度调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为9880万美元，自由现金流为4170万美元，分别较第四季度增长5%和43% [29] - 一季度石油差价为6.56美元，较第四季度改善约5%，较疫情低点改善38% [30] - 一季度租赁运营费用为3430万美元，即每桶油当量9.92美元，略高于全年指导范围 [31] - 一季度现金一般及行政费用（G&A），不包括与马塞勒斯交易相关的一次性收购成本，为每桶油当量1.01美元，比第一季度指引中点好约12% [32] - 一季度资本支出为3810万美元，较第四季度减少22% [33] 各条业务线数据和关键指标变化 - 生产方面，减产情况降至每天2000桶，油井生产率超过内部估计 [23] - 支出方面，一季度资本支出为3810万美元，部分运营商的油井成本实现低于预期，一季度收到约40个新油井提案，选择了约一半，平均油井成本约为700万美元，预计未来平均油井成本在700 - 750万美元之间 [24] 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 - 持续改善资产负债表，降低经营杠杆，预计年底绝对债务减少，杠杆比率低于2倍，到2022年年中降至1.5倍左右 [13] - 拥有大量收购机会，目前正在评估15个不同的资产包机会，主要集中在威利斯顿、二叠纪和鹰福特地区，认为自己是非运营权益的自然整合者 [16] - 宣布首次季度股息为每股0.03美元，未来股息增长与整体杠杆降低直接相关，若收购成功或油价持续强劲，可能加速股息增长策略 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在过去一年中受益于套期保值策略、股东和贷款人的支持，能够在疫情期间蓬勃发展 [9] - 一季度业绩超出内部预测，随着时间推移，单位成本将继续下降，进入年中时，公司领先于2021年计划 [11] - 行业前景光明，机会不断增加，公司由投资者运营，为投资者服务 [21] 其他重要信息 - 会议中可能讨论非公认会计准则（GAAP）财务指标，如调整后EBITDA和自由现金流，与最接近的GAAP指标的对账可在今早发布的收益报告中找到 [6] - 预计第二和第三季度资本支出最高，特别是马塞勒斯资产的开发预计在年中进行 [34] - 公司通过债务和股权发行加强了资产负债表和流动性状况，总收益约为6.9亿美元 [34] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何管理股息增长，是否考虑将自由现金流的一定比例用于资产负债表和股息增长 - 目标是将可分配现金流的约三分之一返还给股东，随着达到内部杠杆目标，将与股东分享更多现金流，接近1倍杠杆时有望达到该比例 [45] [46] 问题2: 平均最终费用（AFE）下降，是否意味着全年预算有下调倾向 - 可能存在下调压力，但考虑到钻机数量增加，暂时维持预算不变 [47] 问题3: 达到三分之一派息率时，如何考虑通过基础股息还是其他机制（如可变股息）实现 - 首先建立小而稳定的基础股息并逐步提高，特殊股息可应对商品价格波动，有一定作用，若持续超内部目标，特殊股息可加快派息速度 [53] [55] 问题4: 超过100亿美元的机会是否特指非运营机会，正在评估的机会规模如何 - 是100%非运营机会，主要集中在二叠纪和巴肯地区，机会规模从1000万美元到超过5亿美元不等，理想规模在1 - 2亿美元左右 [57] 问题5: 公司能进行的最大交易规模是多少 - 业务和资本市场可支持5亿美元的交易，但公司更倾向于适度规模的交易，也可与金融合作伙伴合作进行大型交易 [59] [61] 问题6: 威利斯顿地区运营商已钻但未完成（DUC）油井的完井节奏是否随商品价格上涨而变化 - 第一季度DUC油井数量减少，4月情况类似，预计随着运营商处理DUC油井，钻机和新油井提案将跟进，整体活动呈上升趋势 [64] [66] 问题7: 二叠纪地区私人运营商钻机数量反弹，是否改变公司对收购与处置（A&D）机会的看法 - 公司针对二叠纪地区一些高质量私人运营商进行了大量收购，这些运营商非常活跃，公司目标是围绕他们的近期开发项目进行收购 [67] [68] 问题8: 油价上涨是否改变公司的回报要求 - 油价上涨时，公司更加谨慎和选择性，希望购买在40美元和65美元油价下都能盈利的资产，避免投资边际或二级地区的物业 [74] 问题9: 股东超额回报的决策是由公司还是董事会主导 - 这是董事会的决策，董事会积极参与讨论，根据公司的指标和目标来决定，随着公司成功降低杠杆，回报决策将相对机械 [77] [78] 问题10: 基础股息达到上限后，特殊或可变股息是否优于股票回购 - 公司认为勘探与生产（E&P）行业在股票回购方面表现不佳，希望股东能直接获得现金回报，因此更倾向于特殊或可变股息 [83] 问题11: 一季度的修井成本和活动是否是因为年初恢复大量钻机，这种情况是否会在年内消退 - 修井成本是由于减少产量的油井需要重新加压和维护，从去年12月开始，3月左右达到高峰，预计后续会逐渐下降，但仍会略高于正常水平 [89] [90] 问题12: 2000万美元和2亿美元交易在管理时间投入上有何不同 - 公司组织架构适合收购业务，交易规模变化对工作流程影响不大，业务开发是大部分员工的主要职能 [92] 问题13: 如果2022年油价维持当前水平，E&P行业支出会如何变化 - 行业支出变化取决于市场对非自律行为的奖励情况，同时美国公司面临主要储层减少、库存和资本效率挑战，难以维持过去的钻探速度，油价过高可能导致行业自律性下降 [94] [98] 问题14: 马塞勒斯地区的地面游戏机会前景如何 - 目前该地区有一些小机会，但符合公司标准的不多，有两个高质量非运营资产目前不出售，若上市会考虑 [104] [105] 问题15: 反向询价的形式有哪些 - 包括金融合作伙伴、运营商和传统非运营资产持有者的询价，公司可根据投资标准选择合适的机会 [107] [108] 问题16: 公司对优先股的看法以及理想的资本结构是什么 - 公司的优先股是永久性权益工具，理想情况是通过创造价值推动股价上涨，使其最终转换，若杠杆合适且现金流充足，也可回购优先股 [114] [116] 问题17: 优先股回购是否有溢价 - 优先股回购与股票一样，可在市场上直接购买 [117] 问题18: 衍生品的市值计价情况以及是否有到期日 - 衍生品市值计价是价值变化的反映，并非实际损失，随着油价上涨，对冲组合价值下降，实际现金损失约700万美元，对冲时间表在公司文件和演示中公布 [122] [125]

业绩总结 - Q1自由现金流为4170万美元，环比增长43%[11] - Q1年化自由现金流收益率为17.6%[11] - Q1回收比率为3.16倍，资本回报率(ROCE)为25.4%[14] - 2021年预计自由现金流超过1.4亿美元，2025年前超过7亿美元[58] - 2021年预计杠杆率低于2倍，目标为1.0倍[58] 用户数据 - Q1日产量为38400桶油当量/天，较2020年第四季度增长7.5%[19] - 2021年第一季度的生产量为38,417桶油当量/天，涉及45个不同的运营商[85] - 2021年马塞勒斯的年产量预计为7500到8500百万立方英尺/天[43] - 2021年整体年产量预计为37750到42750桶油当量/天[43] 资本支出与融资 - 公司在第一季度完成了6.9亿美元的债务和股本融资[27] - 2021年资本支出预计在2亿到2.5亿美元之间[43] - 总资本支出预计在2000万到2500万美元之间[47] - 2021年每桶现金一般和行政费用为1.06美元，较2020年有所下降[92] 生产与成本 - 每桶生产费用为8.75 - 9.75美元[46] - 每桶现金一般和行政费用（不包括一次性交易成本）为0.80 - 0.90美元[45] - 非现金费用为每桶0.20美元，生产税占净油收入的10%[48] - 每千立方英尺的生产、资产一般和营销费用为0.85 - 0.95美元，油占生产量的78% - 80%[49] 衍生品对冲 - 2021年第一季度，公司的原油衍生品价格掉期每日对冲量为24,333桶，总对冲量为2,190,000桶，平均价格为55.66美元/桶[121] - 2021年第二季度，公司的天然气衍生品价格掉期每日对冲量为65,104百万英热单位，总对冲量为5,924,507百万英热单位，平均价格为2.741美元/百万英热单位[121] - 2022年第一季度，公司的原油衍生品价格掉期每日对冲量为16,078桶，总对冲量为1,447,000桶，平均价格为53.40美元/桶[121] 负面信息 - 净收入亏损为975,355千美元，较上年亏损增加了232.5%[132] - 油气资产减值为1,163,959千美元，较上年增加了389.5%[132] 其他信息 - 公司控制的756个未来钻探位置中，超过60%由财务状况良好的公司控制[108] - 在“前四大”县中，77%的净位置被占有[108] - 2020年末，公司的PUD井表现超出储备审计师预期[111]

油气产量数据 - 2020年石油净产量9361138桶，2019年为11325418桶，2018年为7790182桶；天然气和NGLs净产量2020年为16473287千立方英尺，2019年为16590774千立方英尺，2018年为9224766千立方英尺[226] - 2020年和2019年，石油分别占公司总产量的77%和80%，分别对冲了约104%和76%的原油产量[323] 油气销售价格数据 - 2020年石油平均销售价格为32.61美元/桶，2019年为50.74美元/桶，2018年为57.78美元/桶；天然气和NGLs平均销售价格2020年为1.14美元/千立方英尺，2019年为1.60美元/千立方英尺，2018年为4.74美元/千立方英尺[226] 开发油井数量 - 2020年开发油井285口（净17.8口），2019年为615口（净43.0口），2018年为505口（净31.2口）[228] 公司主要资产情况 - 截至2020年12月31日，公司主要资产包括约183527净英亩位于美国的土地，约90%的总面积已开发[231][232] 净英亩租约到期情况 - 2020 - 2025年及以后待到期的净英亩数分别为4947、6923、3152、1083、2774英亩，2020年约1720净英亩租约到期，成本为290万美元[235] 油气资产折耗费用 - 2020年油气资产折耗费用为160643000美元，2019年为209050000美元，2018年为118974000美元；折耗费用（每桶油当量）2020年为13.27美元，2019年为14.84美元，2018年为12.75美元[241] 未结算商品衍生品收益及公允价值 - 2020年未结算商品衍生品收益为3990万美元，2019年损失为1.732亿美元，2018年收益为2.079亿美元；截至2020年12月31日，衍生品合同公允价值为净资产3370万美元，较2019年的净负债520万美元增加3890万美元[295] 生产费用 - 2020年生产费用为1.163亿美元，2019年为1.189亿美元，2018年为6660万美元；每单位生产费用从2019年的8.44美元/桶油当量增至2020年的9.61美元/桶油当量，增幅14% [296] 生产税 - 2020年生产税为2980万美元，2019年为5780万美元，2018年为4530万美元；生产税占油气销售的百分比2020年为9.2%，2019年为9.6%，2018年为9.2% [297] 研发及交付承诺情况 - 公司不预计在运营计划下进行任何重大研发，目前也没有来自油井产品的交付承诺[242][243] 一般及行政费用 - 2020年一般及行政费用为1850万美元，2019年为2360万美元，2018年为1460万美元，2020年较2019年减少主要因薪酬费用减少410万美元和专业费用减少100万美元[298] 损耗、折旧、摊销及增值（DD&A） - 2020年损耗、折旧、摊销及增值（DD&A）为1.621亿美元，2019年为2.102亿美元，2018年为1.198亿美元；2020年每桶油当量损耗费用为13.27美元，2019年为14.84美元，2018年为12.75美元；2020年较2019年损耗费用减少是因产量下降14%和每桶油当量损耗率下降11%，2019年较2018年增加是因产量增加51%和每桶油当量损耗率增加16%[300] 油气资产减值情况 - 2020年公司因低商品价格对油气资产计提10.667亿美元非现金上限测试减值，2019年和2018年未计提[301] 利息费用 - 2020年利息费用（扣除资本化利息）为5850万美元，2019年为7920万美元，2018年为8600万美元；2020年较2019年减少因未偿还债务余额减少和循环信贷安排利率降低，2019年较2018年减少因循环信贷安排利率低于先前定期贷款安排[303] 债务清偿损失 - 2020年债务清偿损失为370万美元，2019年为2320万美元，2018年为1.734亿美元[304] 债务交换衍生工具负债收益 - 2019年和2018年债务交换衍生工具负债收益分别为140万美元和损失60万美元，2020年无相关收益或损失[305] 或有对价损失 - 2019年和2018年或有对价损失分别为2950万美元和2900万美元，2020年无相关收益或损失[306] 所得税收益及有效税率 - 2020年、2019年和2018年所得税收益分别为20万美元、0和10万美元，三年有效税率均为0[307] 净亏损及调整后净利润 - 2020年净亏损9.06亿美元（摊薄后每股亏损21.55美元），2019年净亏损7630万美元（摊薄后每股亏损2.00美元），2018年净利润1.437亿美元（摊薄后每股盈利6.07美元）；2020年调整后净利润为9600万美元（摊薄后每股1.82美元），2019年为1.209亿美元（摊薄后每股3.06美元），2018年为1.407亿美元（摊薄后每股5.94美元）[310][311] 调整后EBITDA - 2020年调整后EBITDA为3.518亿美元，2019年为4.542亿美元，2018年为3.493亿美元[312] 净收入及调整后EBITDA - 2020 - 2018年净收入分别为 - 906041千美元、 - 76318千美元、143689千美元，调整后EBITDA分别为351774千美元、454193千美元、349283千美元[318] 未偿还债务及流动性 - 截至2020年12月31日，公司有未偿还债务，包括循环信贷安排下的5.32亿美元借款、2.878亿美元2023年到期的8.5%高级有担保第二留置权票据、1.3亿美元2022年到期的6%高级无担保本票，流动性为1.294亿美元[320] 2021年融资交易情况 - 2021年2月，公司完成多项融资交易，包括普通股发行预计净收益1.324亿美元、发行5.5亿美元2028年到期的8.125%高级无担保票据预计净收益5.37亿美元，还全额偿还并赎回1.3亿美元无担保VEN Bakken本票，赎回2.721亿美元第二留置权票据，剩余1570万美元未偿还[321][322] 营运资金赤字 - 截至2020年12月31日，公司营运资金赤字为5680万美元，2019年为7040万美元，流动资产减少740万美元，流动负债减少2100万美元[327] 衍生品互换合约情况 - 截至2020年12月31日，公司签订石油衍生品互换合约，2021年对冲750万桶，均价55.06美元/桶，2022年对冲80万桶，均价50.49美元/桶；天然气衍生品互换合约，2021年对冲1300万MMbtu，均价2.5美元/MMbtu，2022年对冲370万MMbtu，均价2.61美元/MMbtu[328] 经营、投资、融资活动净现金 - 2020 - 2018年经营活动净现金分别为3.317亿美元、3.397亿美元、2.443亿美元，投资活动净现金分别为 - 2.839亿美元、 - 5.691亿美元、 - 4.745亿美元，融资活动净现金分别为 - 6240万美元、2.431亿美元、1.304亿美元[329] 经营活动净现金变化原因 - 2020年经营活动净现金减少是由于产量同比降低14%、实现价格下降8%，部分被较低利息成本抵消；2019年增加是由于产量同比增加51%和较低利息成本，部分被实现价格下降9%抵消[330] 投资活动现金使用情况 - 2020 - 2018年投资活动现金使用分别为2.839亿美元、5.691亿美元、4.745亿美元，主要用于钻探、开发和收购成本[331] 融资活动净现金变化原因 - 2020 - 2018年融资活动净现金分别为 - 6240万美元、2.431亿美元、1.304亿美元，2020年主要是循环信贷安排借款净减少4800万美元和回购1350万美元第二留置权票据[334] 优先股情况 - 截至2020年12月31日，公司有220万股6.500% A系列永久累积可转换优先股流通在外，清算优先权总计2.219亿美元[339] 合同义务和承诺 - 2020年12月31日，公司的合同义务和承诺总计10.74428亿美元，其中短期债务6500万美元，长期债务3.52755亿美元，5320万美元，现金利息费用1.24333亿美元[345] 已探明油气储量情况 - 公司约31%的已探明油气储量为已探明未开发储量[349] 储量评估情况 - 2020年12月31日，第三方独立储量工程师评估了公司100%的估计已探明储量及其相关的税前未来净现金流[351] 每桶油当量平均折耗费用 - 2020年全年，公司每桶油当量的平均折耗费用为13.27美元[355] 全额成本减值费用 - 2020年全年，公司记录了10.667亿美元的全额成本减值费用，2018年和2019年未记录任何全额成本减值费用[357] 衍生工具使用情况 - 公司使用衍生工具管理油气价格波动带来的市场风险，所有衍生工具按公允价值计入资产负债表，并在每个期末按市值计价[358][359] 衍生品合约目的 - 公司进入衍生品合约以减少商品价格波动的影响，实现更可预测的现金流[363] 衍生品套期保值情况 - 公司通常使用衍生品对其预期未来产量的很大一部分进行经济套期保值[364] 原油互换交易情况 - 2021年Q1 - Q4原油互换交易量分别为219万桶、192.9208万桶、169.441万桶、173.1506万桶，加权平均价格分别为55.66美元、56.38美元、54.07美元、53.80美元[366] - 2022年Q1 - Q4原油互换交易量分别为47.25万桶、11.375万桶、11.5万桶、11.5万桶，加权平均价格分别为51.47美元、49.14美元、49.14美元、49.14美元[366] - 2022年可执行的原油衍生品合约名义交易量为310万桶，若行使，2022年Q1 - Q4合约交易量分别增加101.025万桶、102.1475万桶、54.97万桶、54.97万桶，加权平均价格分别为53.20美元、53.20美元、51.71美元、51.71美元[366] - 2023年可执行的原油衍生品合约名义交易量为150万桶，若行使，2023年Q1 - Q4合约交易量分别增加63万桶、27.3万桶、27.6万桶、27.6万桶，加权平均价格分别为49.80美元、46.59美元、46.59美元、46.59美元[367] 原油基差对冲情况 - 截至2020年12月31日，公司为2021年对冲约150万桶原油基差，加权平均价格为 - 2.39美元/桶[367] 天然气互换交易情况 - 2021年Q1 - Q4天然气互换交易量分别为337.5万MMBTU、318.5万MMBTU、322万MMBTU、322万MMBTU，加权平均价格分别为2.47美元、2.51美元、2.51美元、2.51美元[369] - 2022年Q1 - Q4天然气互换交易量分别为90万MMBTU、91万MMBTU、92万MMBTU、92万MMBTU，加权平均价格均为2.61美元[369] 长期债务利率情况 - 截至2020年12月31日，公司长期债务包含固定和浮动利率借款，循环信贷安排利率为浮动利率[370] 利率互换名义金额 - 截至2020年12月31日，公司利率互换总名义金额为2亿美元[371] 短期利率上升影响 - 2020年12月31日，短期利率上升1%，公司每年将增加约330万美元利息费用[371] 资产负债表外安排情况 - 公司目前没有对投资者有重大影响的资产负债表外安排[361]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度产量平均为每天35,738桶油当量，较第三季度增长23%，处于指引高端 [39] - 第四季度调整后EBITDA为9430万美元，较第三季度增长14%，主要因产量增加和季度末活动提前 [40] - 第四季度石油差价为6.94美元，较第二季度最低水平改善约35% [41] - 第四季度租赁运营费用为2820万美元，即每桶油当量8.58美元，较第三季度环比下降5% [42] - 第四季度现金一般及行政费用为每桶油当量1.04美元 [42] - 预计2021年租赁运营费用年初因修井活动成本增加而升高，随后随着新井投产而趋于平稳 [43] - 预计考虑Reliance交易和不断增长的石油产量后，现金一般及行政费用约为每桶油当量0.80美元，为公司历史最低，也是行业最低之一 [44] - 第四季度债务水平减少约3900万美元，2020年全年共减少1.78亿美元 [44] - 第四季度资本支出为4890万美元，其中有机钻探和完井资本为1790万美元，总可自由支配收购资本（包括收购钻探和完井资本）为3100万美元 [45] - 2020年开发资本支出为1.628亿美元，较2019年减少56% [46] - 截至目前，公司循环信贷安排有2.87亿美元借款，可用借款额度为3.73亿美元 [48] 各条业务线数据和关键指标变化 威利斯顿盆地 - 随着大宗商品价格上涨，减产情况正在缓解，预计剩余产量将在第二季度初恢复上线 [32] - 盆地内钻机数量维持在较低水平，但优质地面游戏机会良好，运营商专注于核心区域 [32] - 正在进行的油井预计将是多年来产量最高的钻探项目之一 [33] - 第四季度油井完井提前，预计第一季度季节性天气过后，完井和新钻探活动将在第二、三季度增加 [34] 二叠纪盆地 - 自去年9月进入该盆地以来，已完成七笔交易，总金额约3200万美元，包括开发成本 [35] - 地面游戏和打包收购机会处于多年来的高位，公司会筛选符合或超过门槛收益率的项目 [35] 马塞勒斯盆地 - 预计4月完成与Reliance的收购交易 [36] - 第四季度末，EQT接管资产运营权，预计运营变化将带来成本降低和油井产量提高 [36] - 独特的合资企业结构为公司提供协作和长期透明度，与其他投资组合的积极管理相契合 [36] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司成为美国最大的非运营整合商，战略是继续发展壮大，同时保持财务审慎，致力于建立和维护强大的资产负债表 [11][12] - 2021年预计杠杆率低于两倍，目标是未来几年将杠杆率进一步降至约一倍 [12] - 从威利斯顿单一盆地公司转变为三盆地公司，实现多元化，提高资本分配灵活性 [25] - 尽管油价高企市场乐观，但公司在资本部署上保持纪律，增长应是良好投资纪律的结果，而非支出决策的驱动因素 [26] - 随着整合Reliance资产并持续交付业绩，公司将在夏季与董事会讨论建立长期股息策略 [27] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年对投资者、石油行业来说是动荡的一年，但公司团队成功应对，进入2021年公司规模更大、实力更强，资产负债表干净无杠杆 [19][20] - 预计今年产量将比2017年增长两倍多，债务调整后每股现金流预计比2017年翻番 [21] - 公司在2020年逆周期投资的项目开始产生回报，风险管理（套期保值）使公司在低迷时期能够减少债务，随着价格上涨，这一进程将加速 [24] - 市场上有超过100亿美元的工作权益机会需要合理化，公司专注于增强企业实力、提高盈利能力，为股东提供卓越回报 [28] 其他重要信息 - 公司计划今年夏天开始实施适度的股息政策，并随着时间推移逐步增加股息 [17][27] - 公司感谢Wells Fargo、Bank of America和RBC等合作伙伴的支持 [18] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 关于今年夏天与董事会讨论实施股息策略的更多细节，包括股息类型和股东回报角度的考虑 - 公司原本计划去年开始分红，但因市场情况未能实现，目标是先让公司强大，建立稳固的资产负债表，然后从小规模开始分红并逐步增长 [55] - 公司会考虑可变股息，但担心市场低迷时会引入波动性，总体倾向于可增长的股息，随着杠杆率下降和业务风险降低，股息增长可以加速 [59][61] 问题2: 近期进入二叠纪和马塞勒斯盆地后，公司是否对其他盆地开放，以及如何看待这三个盆地的地位 - 公司是经济驱动型的，对不同盆地持开放态度，但会考虑不同地区的风险，倾向于进入钻机活跃、活动频繁的地区 [64] - 俄克拉荷马州地质风险过高，DJ盆地政治风险较大，公司可能会避开，而二叠纪、马塞勒斯和威利斯顿是活跃且回报率高的盆地 [65] 问题3: 公司实施股息政策的信心来源，以及与不支付股息的小市值同行相比，为何选择现在支付股息 - 公司有清晰的去杠杆路径，适度的股息对去杠杆速度影响不大，且公司业务利润率高、稳定性强、产量下降曲线低，基础业务稳定，具备支付股息的条件 [72][74] - 公司目标是成为多十亿美元市值和更大EBITDA的企业，支付股息是对股东的承诺，且不会阻碍公司发展壮大的目标 [75][76] 问题4: 威利斯顿盆地目前的情况，包括同行推迟完井的影响、钻机数量变化以及对产量的影响 - 第四季度运营商通过完井将资本转化为生产力的速度最快，目前完井活动仍在进行，春季过后活动将加速 [79] - 修井活动回报率高，能在一个月内使油井投产，是高效的资本利用方式 [80] - 随着已钻未完井（DUC）积压减少，预计钻机数量将增加，但主要是为了替代开发活动，而非增加产量 [80] - 公司未看到除一家大型运营商外的其他项目推迟，若油价保持强劲，预计年中部分项目会提前进行 [82] 问题5: 2021年生产和资本支出的节奏，以及产品组合和支出的考虑 - 预计第一季度资本支出低于第四季度，第二季度资本支出最高，主要是马塞勒斯盆地的支出，第三、四季度逐步下降 [90] - 天然气资产预计6月首次完井并销售，下半年产量将大幅增加，威利斯顿盆地产量在第一季度相对平稳，第二季度开始加速增长，年中达到峰值后保持稳定 [94][95] - 公司在资本支出预算中考虑了地面游戏交易，机会虽多但门槛高，需对各方有利且符合长期战略 [98][99] 问题6: 各盆地地面游戏交易的流量情况，以及是否有意愿在马塞勒斯盆地增加业务深度 - 马塞勒斯盆地交易多为打包形式，地面游戏机会可能不如二叠纪和威利斯顿盆地多 [104] - 二叠纪盆地每天有一到三笔地面游戏交易机会，但经济情况差异较大，公司筛选严格；威利斯顿盆地地面游戏机会质量高，竞争相对较小 [105] 问题7: 第四季度产量减产的性质，是否集中在一两个运营商 - 减产主要集中在少数运营商，部分是由于邻井作业导致油井关闭，部分是因为油井压力不足需要修井安装电潜泵（ESP） [108] - 目前已有部分产量恢复，预计第二季度初大部分减产产量将恢复上线 [110] 问题8: 公司在交易决策时的考虑因素，是否因公司规模变化而有所不同 - 公司交易决策方法基本不变，仍以资本回报率为核心，包括总回报内部收益率（IRR）等指标 [120] - 马塞勒斯交易的工作权益较高，但有相应的治理措施降低风险，一般情况下，过高的工作权益若无足够支持，公司会谨慎对待 [121] - 公司规模扩大后，在竞争中具有优势，对于较大规模的地面游戏交易，部分竞争对手可能退出，公司也有机会与其他方合作 [122][123] 问题9: 威利斯顿盆地正在进行的油井在未来冬季的投产情况和产量预期 - 油井投产时间受油价和运营商计划影响，若油价高，运营商可能更积极；一般冬季活动水平会下降，但情况会因年份而异 [126] - 今年冬季部分运营商提前完成油井，使产量在冬季仍能增加；预计未来冬季，油井将在第二、三季度钻探和完井，第四季度和第一季度活动水平下降 [127] 问题10: Reliance收购资产在4月关闭时的净产量水平，以及全年生产节奏 - 马塞勒斯资产在2020年7月日产约9000万美元，由于活动减少，第一季度产量降至约6000万美元，第二季度开始完井后，产量预计回升至7500 - 8000万美元，并保持稳定 [132] - 威利斯顿盆地第一季度产量与第四季度持平，第二季度开始加速增长，随后保持相对稳定 [133] 问题11: 公司未来几年是否会开始支付现金税 - 由于净运营亏损（NOL）的三年滚动结构，以及2018年的所有权变更情况，公司预计在NOL方面不会有问题，未来几年不会开始支付现金税 [136][137] 问题12: 马塞勒斯资产的工作权益、当前产量和未来产量情况 - 公司在马塞勒斯资产的净工作权益约为27% - 28%，若整体单元或土地所有权不变，该比例将保持稳定 [146] 问题13: 股息政策与累积优先股的关系，以及累积优先股股息的支付方式 - 在支付普通股股息之前，需先将优先股恢复到支付状态，累积优先股股息约为1600万美元 [149][150] - 支付累积优先股股息有多种选择 [151] 问题14: 支付优先股股息的其他选择 - 公司暂不准备公开讨论支付优先股股息的其他选择 [155]

业绩总结 - 公司在最新财报中报告总收入为50亿美元，同比增长15%[147] - 净利润为5亿美元，较去年同期增长20%[147] - 毛利率为40%，相比去年提升了5个百分点[147] - 每股收益（EPS）为1.25美元，同比增长25%[147] - 运营费用为15亿美元，占总收入的30%[147] - 公司预计下季度收入将达到55亿美元，增长10%[147] 现金流与资本支出 - 2021年预计自由现金流超过1.25亿美元，预计自由现金流收益率超过15%[17] - 预计通过2024年自由现金流将超过4.5亿美元，预计自由现金流收益率超过50%[9] - 2021年资本支出预计在1.8亿至2.25亿美元之间[52] - 未来一年内，公司计划增加资本支出至3亿美元[147] - 2020年现金流来自运营为8180万美元，较第三季度增长23%[43] 生产与运营 - 2021年预计生产量为25,000桶油当量/天，其中液体占比为41%[13] - 预计2021年年产量为37,750至42,750桶油当量/天[52] - 2020年总生产量为1210.67万桶油当量，较2019年的1409.05万桶油当量下降了13.9%[132] - 2020年净井投入生产为3.9口，预计2021年将增加至6.5口[32] - EQT在Appalachia的井的生产力比前运营商提高超过20%[80] 负债与财务健康 - 预计2021年净债务与息税折旧摊销前利润（EBITDA）比率低于2.0倍[17] - 预计杠杆率将降至1.5倍以下，朝着Northern目标的1.0倍债务/EBITDA迈出重要一步[66] - 2020年净债务为9.483亿美元，较2019年的11.117亿美元下降了14.7%[132] - 2020年总负债为9.498亿美元，较2019年的11.277亿美元下降了16.3%[132] 市场与战略 - 公司在国际市场的销售额占总收入的60%[147] - 预计天然气市场在短期内可能出现供应不足，推动天然气价格上涨[86] - EQT接管运营后，识别出超过2亿美元的潜在上行价值[65] - 预计2021年和2022年G&A费用将减少超过三分之二，相较于2020年[74] 研发与新技术 - 研发支出为2亿美元，占总收入的4%[147] - 公司在Bakken地区拥有超过7,000口油井的优质土地组合[98] - 公司在未来的771个钻探位置中，超过60%由财务状况良好的公司控制[109]