财务数据和关键指标变化 - 2022年第一季度调整后EBITDA为2.566亿美元，较上一季度增长46%，自由现金流超1.45亿美元，是2021年第四季度的两倍多 [10][40] - 第一季度平均日产量较2021年第四季度环比增长11%，与2021年第一季度相比增长85% [40] - 第一季度调整后每股收益为1.58美元，远超市场共识预期 [41] - 第一季度运营成本为5450万美元，每桶油当量成本为8.50美元，与第四季度相比单位成本基本持平，处于指导范围低端 [42] - 第一季度资本支出为8560万美元（不包括非预算的公司收购），低于市场预期 [44] - 公司将全年自由现金流目标从3.75亿美元提高到超4.25亿美元，生产指导提高1000桶油当量/天，至7.1 - 7.6万桶油当量/天 [11][48] 各条业务线数据和关键指标变化 二叠纪盆地（Permian） - 产量占比约20%（仅包含约两个月的Veritas贡献） [13] - 本季度新增10.6口净井投入生产，资产表现符合预期，Veritas资产约占本季度净新增产量的20% [26][27] - 钻井方面，冬季活动水平从其他地区转移至该地区，占总油井处理量的45%，占本季度13.3口净井提案的三分之二 [30] 威利斯顿盆地（Williston） - 4月关闭了大量总产能，但对公司的净影响不大，二叠纪资产部分缓解了中断影响 [29] - 钻机数量跃升至两年高位，AFE活动连续四个季度上升，选举数量较去年第一季度增长超250% [32] 马塞勒斯（Marcellus） - 资产表现良好，首批完井的油井在约九个月的生产中表现超出预期15%，预计随着生产数据的增加，超预期表现将进一步提升 [28] 各个市场数据和关键指标变化 未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司采用杠铃策略，进行高质量选举和机会主义地面游戏收购，预计威利斯顿和二叠纪资产今年大致平衡增长 [33] - 持续评估核心地区的优质增值前景，在并购时将谨慎承保，成功后套期保值策略将锁定大部分PDP价值 [23] - 地面游戏交易流量处于历史高位，公司保持纪律性，专注于增值资产收购 [35] - 行业竞争方面，小规模地面游戏竞争加剧，但公司在大型井筒开发项目上取得显著进展，这些项目可能超出竞争对手的处理能力 [20] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022年第一季度是公司历史上最强劲的季度，各项指标表现出色，预计全年生产和自由现金流将显著增长 [10][18] - 尽管北达科他州的恶劣风暴在4月对生产造成了一定影响，但预计这只是短期波动，全年增长轨迹将显著改善 [19] - 公司认为目前市场对其估值过低，将利用大量自由现金流和授权进行证券回购等操作，以提高股东回报和市场估值 [55][137] 其他重要信息 - 公司在套期保值方面，自上次报告以来，已在80美元以上的价位上机会性地增加了交易量，目标是在滚动18个月内对冲60% - 65%的产量 [47] - 公司预计第二季度Marcellus资产的LOE成本将因运输承诺而升高，约为500 - 700万美元 [65] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 对于小型股公司，更大的股东派息、扩大规模哪种是最优计划？ - 公司认为并购和股东回报都有其合理性，并购从财务上看能创造长期价值，但公司目前被低估，回购证券等股东回报方式也具有竞争力，当前计划是综合策略以实现增长和提高利润 [53][54] 问题2: 考虑到年底公司财务状况将大幅改善，如何看待进一步融资和交易？ - 基于历史估值，公司认为在不影响整体信用指标的情况下，可进行高达9亿美元的现金收购，董事会不太愿意在市场不能合理估值时发行普通股，且目前公司不需要 [60][61] 问题3: 运营成本方面，能否量化趋势以及随着二叠纪业务占比增加，LOE成本的长期走向？ - 第二季度Marcellus资产因运输承诺将产生约500 - 700万美元的额外成本，二叠纪业务增长通常会使LOE成本降低，公司目标是随着产量增长和业务结构变化，保持LOE相对稳定 [65][66][67] 问题4: 地面游戏业务的情况、机会大小以及增长原因？ - 市场动态发生变化，当前价格下运营商仍愿意花钱钻探自己的油井，公司看到的交易规模比过去更大，有高达5000 - 7500万美元的资本项目，公司将关注交易规模与回报率的关系 [71][72][74] 问题5: 全年指导是否考虑了地面游戏活动增加的潜在影响？ - 公司每年都会为地面游戏业务进行预算，会谨慎对待，成功的交易不一定意味着增量资本，过去18个月交易转换时间压缩，提高了资本效率 [75][76][77] 问题6: 接近实现低于1倍杠杆目标，是否应将更多增量自由现金流用于加速回购优先股而非提前偿还循环贷款？ - 优先股、债券和普通股回购都有其优点，公司会综合考虑，目前优先股成本最高，已优先处理，但也会权衡其他选项，采取合理、谨慎的方法 [79][80][82] 问题7: 当前AFE是否较第一季度有显著上升，如何确保维持资本支出预算？ - 公司与大型优质运营商合作，对成本有更好的可见性，能看到不同运营商的成本情况，且在成本控制上比运营商更保守，长期来看较为准确 [84][86][89] 问题8: 第二季度生产节奏如何，Veritas的全面贡献对产量有何影响？ - 北达科他州的风暴对4月生产有影响，使产量增长放缓，但这些石油被储存起来，将在后续销售，从年度来看，产量将在第二季度后期或第三季度增加 [93][94] 问题9: 不同地区和运营商面临的通胀压力如何，对2023年有何影响？ - 巴肯和二叠纪盆地情况不同，巴肯地区大型运营商和私营企业表现较好，二叠纪部分小型运营商面临钻机、压裂机组和砂供应等问题，预计2023年行业产能增加将取决于钻机合同和油价 [97][98][99] 问题10: 剩余季度净井计划的节奏变化如何？ - 第二季度产量可能持平或有适度增长，完井数量在第二和第三季度会有适度增加，第四季度会显著增加，预计中间季度为10 - 12口井，第四季度为15口以上 [108] 问题11: 资本支出是否会随完井数量增加而在第四季度达到峰值？ - 预计全年每个季度完井数量会逐步增加，资本支出也会相应增加，但不会大幅增长，部分第四季度完井的成本会在第二和第三季度承担 [111][112] 问题12: 优先股目前的交易水平如何？ - 优先股价格在135 - 150之间，具体取决于delta比率，交换比率约为20% - 60%，简单计算可加上四年的票面利率接近现货价格 [113][114] 问题13: 如何看待资产是否进入最佳所有者手中，市场是否回归正常？ - 100美元的油价使市场情况复杂，小尺度资产竞争激烈，大尺度资产竞争也有所增加，卖家需更现实，公司会保持纪律性，管理好风险和集中度 [117][118][120] 问题14: 公司合作的运营商在完井进度上是否存在问题？ - 公司确实看到成本压力、延迟和压裂机组未按时到场等问题，但由于平均工作权益低于10%，单个问题影响不大，公司通过合理建模和谨慎规划，通常能获得超出预期的结果 [122][123] 问题15: 如何看待多年期的交易活动，是否会放缓？ - 公司采取机会主义策略，根据具体情况评估每个机会，当前市场风险较2021年显著增加，交易管道规模很大，但成功与否受卖家意愿等因素影响，公司会努力寻找增长机会 [130][131][134] 问题16: 除了回购股票，还有哪些方法可以提高股东相对表现？ - 公司认为自身业务模式优秀，但市场低估了其价值，将利用大量自由现金流和授权，采取各种可行措施，确保市场合理估值，关注股价表现 [137][138]

产量数据 - 2021年石油净产量12,288,358桶，天然气和NGLs净产量44,073,941立方英尺，总产量19,634,015桶油当量[230] - 2021年石油产量12288358桶，天然气和NGLs产量44073941千立方英尺，总产量19634015桶油当量，较2020年分别增长31.27%、167.55%、62.17%[284][288] - 2021年和2020年石油分别占公司总产量的63%和77%，同年分别对冲约73%和104%的原油产量[308] 销售价格 - 2021年石油平均销售价格为62.94美元/桶，天然气和NGLs为4.57美元/立方英尺[230] 生产费用 - 2021年生产费用为8.70美元/桶油当量[230] - 2021年生产费用1.708亿美元，较2020年的1.163亿美元增长46.86%；单位生产费用从2020年的每桶油当量9.61美元降至2021年的8.70美元，下降9.47%[292] 油井开发 - 2021年开发油井354口（净33.6口），天然气井8口（净2.2口）[233] - 2021年和2020年投资活动所用现金分别为6.344亿美元和2.839亿美元，2021年新增35.8口净井，2020年新增17.8口[316] 盆地井数量 - 截至2021年12月31日，威利斯顿盆地有6,996口（净571.7口）井，二叠纪盆地83口（净11.6口），阿巴拉契亚盆地357口（净97.5口）[234] 公司资产 - 截至2021年12月31日，公司主要资产包括约245,431净英亩位于美国的土地，约87%已开发[235][236] 租赁情况 - 2021年租赁到期涉及约4,177净英亩，成本为300万美元[238] 折耗费用 - 2021年油气资产折耗费用为138,759千美元，折耗费用为7.07美元/桶油当量[245] - 2021年折耗、折旧、摊销和增值费用1.408亿美元，较2020年的1.621亿美元下降12.9%；单位折耗费用从2020年的每桶油当量13.27美元降至2021年的7.07美元，下降46.72%[295] - 2021年每桶油当量平均折耗费用为7.07美元[338] 天然气交付承诺 - 截至2021年12月31日，阿巴拉契亚盆地天然气交付承诺总量为59.6 Bcf[247][248] 套期保值计划 - 公司采用套期保值计划以降低大宗商品价格波动风险[281] 总营收 - 2021年总营收496899千美元，较2020年的552210千美元下降10.02%[284] 商品衍生品盈亏 - 2021年商品衍生品净亏损4.782亿美元，2020年为盈利2.281亿美元[289] - 2021年已结算商品衍生品亏损1.658亿美元，2020年为盈利1.883亿美元；未结算商品衍生品亏损3.124亿美元，2020年为盈利3990万美元[290][291] 生产税 - 2021年生产税7700万美元，较2020年的2980万美元增长158.39%；生产税占油气销售的比例2021年为7.9%，2020年为9.2%[293] 一般及行政费用 - 2021年一般及行政费用3030万美元，较2020年的1850万美元增长63.78%[294] 资产减值 - 2021年未对已探明油气资产计提减值，2020年因低商品价格计提11亿美元非现金上限测试减值[296] - 2020年记录了10.667亿美元的全额成本减值费用，2019年和2021年未记录[340] 债务与流动性 - 截至2021年12月31日，公司有5500万美元循环信贷融资借款和7.5亿美元2028年到期高级无担保票据未偿还，流动性为7.045亿美元[304] - 截至2021年12月31日，循环信贷安排借款基数为8.5亿美元，已动用借款5500万美元，可用借款额度为6.95亿美元[321] - 截至2021年12月31日，2028年票据未偿还本金总额为7.5亿美元[322] - 截至2021年12月31日，A系列优先股有2218732股流通在外，清算优先权总计2.219亿美元[323] 收购情况 - 2021年完成三项重大收购，2022年1月完成Veritas收购[305] 营运资金 - 2021年末营运资金赤字为1.122亿美元，2020年末为5680万美元；流动资产增加8970万美元，流动负债增加1.451亿美元[312] 经营活动净现金 - 2021年经营活动净现金为3.965亿美元，2020年为3.317亿美元，产量同比增长62%，实现价格下降3%[315] 融资活动净现金 - 2021年和2020年融资活动净现金分别为2.461亿美元和 - 6240万美元，2021年主要来自2028年票据和普通股发行所得款项[319] 资本支出预算 - 2022年计划资本支出预算约为3.5亿至4.15亿美元，截至2021年12月31日已发生1.119亿美元[325] 已探明油气储量 - 约41%的已探明油气储量为已探明未开发储量[333] 利率互换协议 - 截至2021年12月31日，公司有总名义金额为2亿美元的利率互换协议，超过了当时的未偿可变利率债务[354] 原油互换合约 - 2022 - 2024年各季度原油互换合约有不同的交易数量和加权平均价格，如2022年Q1交易数量为2677480桶，加权平均价格为60.62美元[350] 天然气互换合约 - 2022 - 2024年各季度天然气互换合约有不同的交易数量，如2022年Q1交易数量为7157291百万英热单位[351] 会计核算方法 - 公司采用完全成本法核算油气投资，与成功努力法在处理勘探干井成本和地质地球物理成本上有差异[337] 衍生工具管理 - 公司衍生衍生管理管理油气波动波动风险，衍生工具按公允价值计入负债负债表[341][342] 债务利率转换 - 公司长期债务固定固定和浮动借款借款，使用利率互换将可变可变债务转换转换为固定利率债务[353][354] 油气价格影响 - 油气价格变化会影响公司收入、储量估计、贷款计算、资产减值评估等[330]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度产量较第三季度环比增长11%，与2020年第四季度相比增长80% [28] - 调整后的EBITDA和自由现金流较第三季度分别增长29%和28%，超过华尔街分析师和内部预期 [28] - 2021年产生了超过2.14亿美元的自由现金流，高于全年1.75亿美元的目标 [28] - 第四季度调整后的每股收益为1.06美元，高于市场普遍预期 [29] - 天然气实现价格较第三季度上涨20%，石油差价持平 [29] - 2021年第四季度租赁运营成本为5060万美元，即每桶油当量8.57美元，较第三季度每单位基础上增加5% [29] - 第三季度资本支出为8370万美元（不包括非预算内的企业收购），略高于华尔街预期 [31] 各条业务线数据和关键指标变化 完井与新井提案 - 第四季度完井数量显著增加，上线12.1口净井，预计第一季度完井数量为5 - 6口净井，春季完井节奏将大幅加快 [19][20] - 第四季度新井提案激增，共收到130份新的授权支出申请（AFE），其中110份来自威利斯顿盆地，选定提案对应9.7口净井，较第三季度活动增加60% [22] 收购业务 - 第四季度完成9笔收购，新增9.6口净井和317净英亩土地 [25] - 过去12个月完成超过8亿美元的收购，目前有超过10亿美元的收购机会储备 [26][27] 各个市场数据和关键指标变化 威利斯顿盆地 - 预计该地区通胀水平较为温和，新井提案成本平均为710万美元，与第三季度基本持平，处于公司内部估计的700 - 800万美元范围内 [23][24] 二叠纪盆地 - 该地区收购业务增长，新增井数占公司新增井数的三分之一，年末在建净井约占公司石油核心盆地在建净井总数的三分之一 [20][21] - 该地区通胀较为明显，主要集中在一些小型运营商 [24] 公司战略和发展方向和行业竞争 资本分配战略 - 在未来四年当前期货价格下，公司有望通过自由现金流创造出相当于整个市值的价值，将通过有机开发、小规模和附加式并购、进一步偿还债务以及股东回报（主要是增加股息和适时回购股票）四种方式分配资本 [10] - 认为大部分附加式并购可在资产负债表范围内完成，无需在公开市场筹集股权 [11] 股东回报战略 - 对商业模式充满信心，已制定未来两年的股息计划，且实际股息已高于承诺水平，有信心继续超越股息计划 [12] - 预计2023年还清银行债务，之后开始积累现金并向股东返还更多资金 [13] - 董事会已授权适度但重要的优先股回购计划，已回购面值720万美元的优先股，简化了资产负债表，每年减少约50万美元的股息支付，并有效减少约31.6万股的摊薄股份数 [13] 行业竞争优势 - 作为最大且最活跃的工作权益整合商，通过积极管理和多元化业务模式，能够以低于同行的成本收购资产，且无相同水平的一般及行政费用（G&A）开销 [46][47] - 拥有活跃的管理团队，通过地面业务（Ground Game）等方式增加权益，优化资本配置，与其他非运营商形成差异化竞争 [49] 管理层对经营环境和未来前景的评论 经营环境 - 行业进入页岩3.0时代，运营商对库存开发采取更具纪律性的方法，注重回报 [22] - 大宗商品价格上涨，部分运营商服务成本增加，公司在选择投资机会时更加谨慎 [24] 未来前景 - 2022年公司资产将实现显著且持续的产量增长，对2022 - 2023年的多年增长充满乐观 [14][15] - 随着业务规模扩大和多元化，公司能够优化资本在投资组合中的配置，并适应不断变化的市场条件 [27] 其他重要信息 - 公司已发布2021年第四季度财务业绩，10 - K表格将在未来几天提交给美国证券交易委员会（SEC），并在网站上发布了新的投资者资料 [3] - 公司在套期保值方面，自上次报告以来增加了交易量，目标是在滚动18个月的基础上对冲60% - 65%的产量，并进行与企业收购相关的长期套期保值 [33] - 包含Veritas资产在内，公司按SEC定价的已证实储量PV10价值为38亿美元，比当前企业价值高出20%以上 [36] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：公司如何在创造股东价值的同时进行投资和分红 - 公司认为收购已证实开发（PDP）资产虽需投入资金，但能迅速增加现金流并回报股东，加速股东回报进程，且当前页岩市场成熟，多数收购包中包含已证实开发资产，可实现自我资金支持和股东回报 [41][43][44] 问题2：如何向投资者证明非运营模式能获得更高溢价 - 公司认为市场上非运营资产的交易价格与公司作为上市公司的股权估值不同，公司能以低于同行的成本收购资产，且无高额G&A开销，随着公司实现更好的现金回报和自由现金流，最终股权将获得溢价估值 [46][47][48] - 公司与其他非运营商的区别在于积极管理，通过地面业务等方式增加权益，优化资本配置 [49] 问题3：在当前商品价格环境下，如何规划股东回报 - 公司预计到2023年底资产负债表上会有数亿美元现金，会提前推进股息计划，若环境持续向好，有望加速股息增长 [58][59] - 债券在2025年前不可赎回，且交易价格高于面值，回购债券是一种选择，但公司希望找到将部分资金返还给股东的方式，同时会保留一定债务以实现资本效率 [60][61] 问题4：开展并购业务时，进入新盆地对规模有何要求 - 公司希望保持专注，进入新盆地的初始项目需具有一定规模，目前大部分机会集中在特拉华、米德兰和北达科他州，虽会筛选其他盆地的资产包，但标准更高 [65][66][68] 问题5：现有资产基础下，维持当前股息计划所需的油价水平 - 公司董事会制定的股息计划基于当前资产，假设油价为50美元/桶、天然气价格为3美元/百万英热单位，该计划可持续10年 [73] 问题6：技术团队如何处理大量AFE提案和收购机会 - 公司工程部门是最大的团队，有专业人员审查每份AFE提案，并由首席工程师和总裁单独批准，技术人员致力于自动化流程，通过数据仓库项目整合系统 [78][79][80] - 评估资产时，公司会过滤不符合标准的项目，专注于有高获胜概率且符合标准的项目，利用盆地数据库筛选资产，提高效率 [81][83][85] 问题7：Veritas交易后有何变化，包括井数和时间表 - 作为非运营商，项目时间表会随季节变动，Veritas资产的运营商多为大型且资金雄厚的公司，服务可用性不是问题，目前未发生重大变化，已看到额外的净井提案带来的收益 [89][90][92] 问题8：地面业务（Ground Game）有何变化 - 地面业务一直是多种方式的组合，有时会包含部分已证实开发资产，2022年由于公司资产有机开发活动增加，地面业务活动相对减少，公司会根据有机开发活动和市场情况调整地面业务 [95][96][97] 问题9：当前商品价格环境下，地面业务是否面临更多竞争 - 地面业务一直存在竞争，金额越小竞争越激烈，不同盆地和工作权益比例的竞争情况不同，公司更关注高集中度的机会，部分小公司对高集中度机会不太适应 [101][102] 问题10：公司对私营运营商的敞口及趋势 - 公司关注专注盈利的私营运营商，如Slawson和Melbourne，它们在各自盆地成本效益高且活跃，公司通常避免与私募股权集团合作 [103][104] 问题11：公司未来多年的现金税轨迹如何 - 公司目前在宾夕法尼亚、得克萨斯和新墨西哥州缴纳少量州税，过去几年选择不完全开发无形钻井成本（IDC）或奖金折旧以保留未来税收减免，预计2023年底开始缴纳少量税款，整体税率为20%左右，但会根据税法调整，且有IDC扣除和未来有形钻井、奖金折旧等优惠，实际有效税率将远低于此 [110][111][112] 问题12：租赁运营成本（LOE）和固定运输（FT）费用未来多年的趋势如何 - 未来两年与马塞勒斯地区相关的FT费用将在上半年支付，会提高前半年的LOE，之后会逐渐减少，LOE还受天然气液体（NGL）价格影响，公司会根据NGL价格调整处理费用，同时新井活动会抵消部分因生产成熟导致的LOE上升 [113][114][115] 问题13：如何看待现有生产资产的剥离和排名 - 公司认为出售已证实开发资产获取资金成本较高，但会关注运营商对非运营资产的收购趋势，若价格合适，会考虑出售或交换资产，以实现互利共赢 [122][123][124] - 公司考虑剥离资产时，更关注资产的未来开发潜力和对公司的价值，而非当前运营成本和表现，例如非核心地区的资产可能对运营商更有价值 [127][128][130] 问题14：市场上是否有可改变公司运营商概况的运营资产包 - 威利斯顿盆地未来几年可能有大型运营资产包易手，公司认为这对自身是积极的，若资产由专注的运营商接管，可能会改善资产的设计、成本结构和性能，公司有许多未开发资产，若运营商变更可能会受益 [136][139][140] 问题15：马塞勒斯地区运营商的库存趋势如何 - 行业整合是持续趋势，马塞勒斯地区部分优质区域已过度开采，基础设施挑战使得只有大型公司能够应对，公司的马塞勒斯资产有30年的库存，经济可行性高，预计该地区将继续整合 [144][145][146] 问题16：马塞勒斯地区是否有新资金因高气价进入 - 新资本进入该地区建立长期运营足迹的趋势在减弱，行业正朝着更大规模的整合方向发展，这为公司过去几年的发展创造了有利环境 [149][150]

业绩总结 - Q4自由现金流创纪录达到7070万美元，环比增长28%[5] - Q4生产量为64.2万桶油当量/天[13] - 2021年总石油和天然气收入为258.0百万美元，较2020年的135.0百万美元增长了91.1%[1] - 2021年调整后EBITDA为175.3百万美元，相较于2020年的94.3百万美元增长了86.1%[1] - 2021年第四季度的石油日产量为3,492.6 MBbls，较2020年第四季度的2,508.6 MBbls增长了39.1%[1] - 2021年第四季度的天然气和NGL日产量为14,458.1 Mmcf，较2020年第四季度的4,675.9 Mmcf增长了208.5%[1] 用户数据 - 2022年预计年产量为70,000至75,000桶油当量/天，油重占比为59.5%至61.5%[22] - 2022年每桶生产费用预计在8.50至8.85美元之间[22] - NOG的总证明储量为9,708百万桶油当量，其中开发的证明储量为171百万桶油当量[63] 未来展望 - 预计2022年自由现金流超过3.75亿美元，至2025年超过13亿美元[29] - 2022年预计股息将至少增长20%[10] - NOG计划在WTI油价达到50美元或更高时，至2023年底每季度平均提高股息20%以上[48] - NOG在2022年第一季度的股息为每股0.14美元，预计2023年第四季度将增至每股0.33美元[48] 新产品和新技术研发 - NOG的单位管理费用比同行低50%以上，显示出其卓越的成本结构[67] - NOG的“非运营”模式使其能够在多个油气盆地中灵活管理资本配置[68] 市场扩张和并购 - 2021年收购活动超过8亿美元，净杠杆率从2020年12月的2.5倍降至2021年12月的1.1倍[41] - NOG的PV-10值在2021年年底为38亿美元，Veritas收购后合并为38亿美元[61] 负面信息 - 2021年总资产为1,522.9百万美元，较2020年的1,905.4百万美元下降了20.1%[1] - 2021年运营利润率为67.9%，较2020年的69.9%下降了2.9个百分点[1] 其他新策略和有价值的信息 - NOG的回收比率为4.1倍，资本回报率（ROCE）为24.2%[8] - Q4股息增加至0.08美元，较Q3增长78%[12] - NOG的目标是将债务偿还率降低到1.0倍以下的净杠杆比率[50] - 自由现金流（FCF）为214,040千美元（2021年总计）[100]

业绩总结 - 第三季度自由现金流创纪录达到5540万美元，同比增长22%[5] - 第三季度的年化自由现金流收益率为15.6%[5] - 第三季度生产量为57600桶油当量/天，同比增长98%[5] - 第三季度的现金边际成本为每桶25.65美元，折旧和摊销成本为每桶6.77美元[5] - 第三季度的回收比率为3.79倍，投资回报率（ROCE）为18.8%[5] - 第三季度股息从0.03美元增加至0.045美元，增幅为50%[5] - 2021年第三季度的净收入为12553千美元，相较于Q2:21的净损失90563千美元有显著改善[100] - 2021年第三季度的运营利润率为66.9%[97] - 2021年第三季度的净债务为867.0百万美元，调整后EBITDA为136.1百万美元，净债务/调整后EBITDA为6.4倍[97] 用户数据 - 2021年第三季度生产量为57,647 Boepd，来自45个不同的运营商[73] - 2021年第三季度，油的生产量为3,131.2万桶，天然气和NGL的生产量为13,034.3百万立方英尺[97] - 自由现金流（FCF）在YTD21为143,309千美元，较Q1:21的41,665千美元和Q2:21的46,226千美元均有所增加[111] 未来展望 - 预计2021年自由现金流将超过1.75亿美元[35] - 预计2022年生产量为4100桶油当量/天[48] - 预计2021年下半年生产量为3,700 Boe/d，其中66%为原油[53] - 预计2021年至2024年累计自由现金流超过9,500万美元[56] - 2021年净资产收益率（ROCE）预计为14%至87%[59] 新产品和新技术研发 - 2021年第四季度，原油衍生品价格互换的每日合约量为25,293桶，总对冲量为2,326,956桶，平均价格为$55.27/桶[94] - 2022年第一季度，天然气衍生品价格互换的每日合约量为69,525百万英热单位，总对冲量为6,257,291百万英热单位，平均价格为$3.073/mmbtu[94] 市场扩张和并购 - 收购交易总价为1.022亿美元，涵盖三项交易[53] - 公司在Williston、Permian和Appalachia地区拥有多样化和均衡的商品组合，强大的市场存在[113] 负面信息 - 总债务余额为869,000千美元，较Q2:21的813,000千美元有所上升[100] - 预计未来的财务表现将受到原油和天然气价格波动的影响[117]

公司业务规模情况 - 截至2021年9月30日，公司参与7283口毛井（601.8口净井）生产，租赁约24.76万净英亩土地，约87%已开发[175] 产量相关情况 - 2021年第三季度，公司平均日产量约5.76万桶油当量/天，其中约59%为石油，较二季度增长5.5%，新增6.5口净井投入生产[176] - 2021年第三季度石油产量313.12万桶，较2020年增长52%；天然气和NGLs产量1303.43万立方英尺，较2020年增长252%；总产量530.36桶油当量，较2020年增长98%[192] - 2021年前九个月石油产量879.58万桶，较2020年增长28%；天然气和NGLs产量2961.58万立方英尺，较2020年增长151%；总产量1373.18桶油当量，较2020年增长56%[209] - 2021年前九个月净产量方面，石油为8795802桶，较2020年同期增长28%；天然气和NGLs为29615822立方英尺，较2020年同期增长151%；总产量为13731772桶油当量，较2020年同期增长56%[209] 开发资本支出情况 - 2020年公司将开发资本支出降至1.628亿美元，较2019年减少56%[177] 价格相关情况 - 2021年第三季度，公司石油价格与NYMEX基准价格的差价为5.63美元/桶，低于2020年同期的6.54美元/桶；天然气净实现价格为4.33美元/千立方英尺，高于2020年同期的0.83美元/千立方英尺[182] - 2021年前九个月，公司参与的油井加权平均总授权支出成本为690万美元，低于2020年的740万美元[183] - 截至2021年9月30日的三个月，NYMEX原油平均价格为70.54美元/桶，较2020年同期上涨72%；天然气平均价格为4.31美元/千立方英尺，较2020年同期上涨119%[186][187] - 2021年第三季度，公司实现的原油价格较2020年同期低6%，实现的天然气价格较2020年同期高215%[186][187] - 2021年第三季度石油平均销售价格64.91美元/桶，较2020年增长89%；天然气和NGLs平均销售价格4.33美元/千立方英尺[192] - 2021年前九个月石油平均销售价格为59.48美元/桶，较2020年增长89%；天然气和NGLs平均销售价格为4.04美元/千立方英尺，较2020年增长439%[209] 未平仓价格互换情况 - 截至2021年9月30日，公司未平仓原油价格互换总量为1100万桶，加权平均价格约为56.28美元/桶；未平仓天然气价格互换总量为3030万英热单位，加权平均价格约为2.94美元/百万英热单位[188] 销售与营收情况 - 2021年第三季度石油销售2.03亿美元，较2020年增长188%；天然气和NGL销售5643.6万美元，较2020年大幅增长；总营收1.32亿美元，较2020年增长[192] - 2021年前九个月石油销售5.23亿美元，较2020年增长143%；天然气和NGL销售1.19亿美元，较2020年大幅增长；总营收1.78亿美元，较2020年下降65%[209] - 2021年前九个月净销售额方面，石油销售为523150000美元，较2020年同期增长143%；天然气和NGL销售为119567000美元，2020年同期为8829000美元；总营收为177709000美元，较2020年同期下降65%[209] - 2021年前九个月石油、天然气和NGL销售（不包括已结算商品衍生品影响）为6.43亿美元，2020年同期为2.25亿美元，主要因实现价格增长84%和产量增长56%[210] 商品衍生品损益情况 - 2021年第三季度商品衍生品净亏损1.28亿美元，2020年为亏损2640万美元；已结算商品衍生品亏损5630万美元，2020年为盈利4380万美元[196][197] - 2021年前九个月商品衍生品净亏损4.65亿美元，2020年同期为盈利2.78亿美元；已结算衍生品亏损9150万美元，2020年同期为盈利1.53亿美元；未结算衍生品亏损3.74亿美元，2020年同期为盈利1.25亿美元[212][213][214] - 2021年第三季度，未结算商品衍生品损益为亏损7180万美元，2020年第三季度为亏损7020万美元；2021年9月30日，所有衍生品合约按公允价值记录，净负债为3.394亿美元，较2020年12月31日的3370万美元净资产变化3.731亿美元[198] - 2021年前九个月商品衍生品净损益为亏损4.65亿美元，2020年同期为收益2.776亿美元；已结算商品衍生品损失为9150万美元，2020年同期为收益1.528亿美元；未结算商品衍生品损失为3.735亿美元，2020年同期为收益1.248亿美元[209][212][213][214] 生产费用与生产税情况 - 2021年第三季度生产费用4320万美元，较2020年增长79%；生产税1990万美元，较2020年增长187%[192][199][200] - 2021年前九个月生产费用1.20亿美元，较2020年增长36%；生产税5190万美元，较2020年增长150%；一般及行政费用1990万美元，较2020年增长40%；折耗、折旧、摊销和增值9800万美元，较2020年下降24%[209] - 2021年前九个月生产费用单位成本从2020年的9.99美元/桶油当量降至8.76美元/桶油当量，主要因产量增长56%[215] - 2021年第三季度，生产费用为4320万美元，2020年第三季度为2420万美元；单位生产费用从2020年第三季度的每桶油当量9.04美元降至2021年第三季度的8.15美元；生产税为1990万美元，2020年第三季度为690万美元，分别占油气销售的7.7%和9.4%；一般及行政费用为550万美元，2020年第三季度为460万美元[199][200][201] - 2021年前九个月生产费用为1.202亿美元，2020年同期为8810万美元；单位生产费用从2020年前九个月的每桶油当量9.99美元降至2021年前九个月的8.76美元[209][215] - 2021年前九个月生产税为5190万美元，2020年同期为2070万美元；生产税占油气销售的比例在2021年和2020年前九个月分别为8.1%和9.2%[209][217] 一般及行政费用情况 - 2021年第三季度一般及行政费用550万美元，较2020年增长，主要因收购相关成本和薪酬保险费用增加[201] - 2021年前九个月一般及行政费用为1990万美元，2020年同期为1420万美元，增长主要因收购相关成本620万美元，部分被专业费用和薪酬费用减少70万美元抵消[209][218] 折耗、折旧、摊销及增值情况 - 2021年第三季度折耗、折旧、摊销及增值3590万美元，较2020年增长；折耗费用每桶油当量6.66美元，较2020年下降41%[202] - 2021年前九个月DD&A为9800万美元，2020年同期为1.294亿美元；单位耗竭费用从2020年前九个月的每桶油当量14.54美元降至2021年前九个月的7.03美元，降幅52%[209][219] - 2021年第三季度DD&A为3590万美元，2020年同期为3080万美元，单位耗竭费用从2020年第三季度的每桶油当量11.38美元降至2021年第三季度的6.66美元，降幅41%[202] 利息费用情况 - 2021年和2020年第三季度利息费用均为1460万美元[203] - 2021年前九个月利息费用（扣除资本化利息）为4310万美元，较2020年下降，主要因债务利率降低和债务水平减少[220] - 2021年前九个月利息支出为4310万美元，2020年同期为4510万美元，因利率和债务水平降低而减少[220] 债务清偿情况 - 2020年第三季度债务清偿收益160万美元，2021年未记录该收益[204] - 2021年前九个月债务清偿损失为1310万美元，2020年为370万美元[221] 所得税费用情况 - 2021年和2020年第三季度均未记录所得税费用（收益），因对净递延所得税资产计提估值备抵[205] 公司债务与流动性情况 - 截至2021年9月30日，公司未偿还债务包括3.19亿美元循环信贷安排借款和5.50亿美元2028年票据，总流动性为3.43亿美元[226] - 截至2021年9月30日，公司有3.19亿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3.43亿美元[226] 产量占比与对冲情况 - 2021年第三季度和2020年第三季度，石油分别占公司总产量的59%和77%，2021年截至9月30日的三个月，公司对冲了约69%的产量[227] - 2021年第三季度和2020年第三季度，石油分别占公司总产量的59%和77%，2021年第三季度公司对冲了约69%的产量[227] 股权与票据发行及债务偿还情况 - 2021年2月和6月，公司完成两次普通股发行，净收益分别为1.329亿美元和9530万美元；发行5.5亿美元2028年到期的8.125%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6.0%高级无抵押本票和2.878亿美元2023年到期的8.500%高级有抵押第二留置权票据；将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9月30日的3.19亿美元[227] - 2021年2月和6月，公司普通股发行净收益分别为1.329亿美元和9530万美元，用于相关收购[227] - 2021年公司发行5.5亿美元2028年到期高级无抵押票据，净收益约5.384亿美元[227] 营运资金情况 - 2021年9月30日，公司营运资金赤字为1.876亿美元，而2020年12月31日为5680万美元；流动资产增加4200万美元，流动负债增加1.727亿美元[229] - 截至2021年9月30日，公司营运资金赤字为1.876亿美元，2020年12月31日为5680万美元[229] 现金流量情况 - 2021年和2020年前九个月，经营活动提供的净现金分别为2.634亿美元和2.587亿美元；投资活动使用的现金分别为3.648亿美元和2.496亿美元；融资活动提供（使用）的净现金分别为1.02亿美元和 - 2340万美元；现金净变化分别为57.8万美元和 - 1426.5万美元[230] - 2021年前九个月经营活动净现金增加是由于产量增加，但被营运资金变化和实现的商品价格降低部分抵消；营运资金变化和其他项目在2021年前九个月为赤字6090万美元，而2020年同期为盈余4290万美元[231] - 2021年前九个月投资活动使用现金增加是由于开发和收购支出增加1.152亿美元；2021年和2020年9月30日，应付账款中包含的资本支出分别为1.119亿美元和7650万美元[232] - 2021年前九个月，开发和收购活动的现金支出中，钻探和开发资本支出为1.167亿美元，油气资产收购为2.463亿美元，其他资本支出为1500万美元，总计3.645亿美元；2020年分别为2.172亿美元、3110万美元、1000万美元和2.493亿美元[234] - 2021年前九个月融资活动提供的净现金主要来自2028年票据发行的净收益5.376亿美元和普通股发行的净收益2.282亿美元，部分被回购第二留置权票据2.959亿美元、偿还无抵押VEN巴肯票据1.3亿美元和循环信贷安排净还款2.13亿美元抵消；2020年前九个月融资活动使用的现金主要与回购第二留置权票据1350万美元和循环信贷安排净还款900万美元有关[235] - 2021年前九个月经营活动净现金为2.634亿美元，2020年同期为2.587亿美元，因产量增加但部分被营运资金和价格因素抵消[231] - 2021年前九个月投资活动现金使用为3.648亿美元，2020年同期为2.496亿美元，因开发和收购支出增加[232] - 2021年前九个月融资活动净现金为1.02亿美元，2020年同期使用2340万美元，与票据发行和债务偿还有关[235]

财务数据和关键指标变化 - Q3生产环比Q2增长7%，同比Q3 2020增长98% [27] - 调整后EBITDA和自由现金流环比Q2分别增长2%和22%，超华尔街分析师和内部预期 [28] - 调整后每股收益为0.84美元，若排除调整的税收影响，调整后每股收益为1.11美元 [28] - 2021年前九个月产生超1.4亿美元自由现金流，接近全年预期，约为2020年两倍 [30] - 预计2021年自由现金流增至超1.75亿美元，连续第三次上调预期 [13] - 预计年底运行杠杆率低于1.5倍，2022年下半年降至1倍以下 [13] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - Q3生产环比增长，尽管完井期较安静，当季投产约6.5口净井，预计四季度活动将加速，主要受二叠纪资产推动 [18] - 三季度批准超80份费用授权书（AFE），较Q2增加44%，10月已收到超40份AFE [20] 并购业务 - 2021年已签署三笔交易，推动公司发展，四季度将充分受益于二叠纪收购，威利斯顿收购也将部分贡献业绩 [10][11] - 目前正在评估三笔重大收购机会，专注美国顶级产区的优质低成本资产 [25] 资产价值 - 马塞勒斯资产按10月1日的期货价格计算，未对冲的PV - 10总价值为4.68亿美元，而收购价格约为1.4亿美元 [22] 各个市场数据和关键指标变化 - 三季度油气价差增强，增加了公司现金流 [29] - 新提案平均成本约为690万美元，较Q2平均水平增长约5%，预计2022年成本将适度上升 [21] 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略 - 资本支出策略谨慎，专注高回报机会，继续寻找并购机会，评估时注重对股东的增值作用 [10][12] - 扩大地面业务覆盖范围，采用更多途径和创新结构协助运营合作伙伴进行开发 [12] - 增加对股东的股息回报，建议董事会将四季度股息提高至每股0.06美元，预计未来股息将持续稳定增长 [14][15] 行业竞争 - 并购机会窗口目前开放，未来三年资本将整合转移，市场竞争激烈，但公司专注核心区域，保持纪律性 [71][72] - 小型交易竞争激烈，大型交易买家较少，公司根据经济情况评估大小交易机会 [57] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司运营表现强劲，商业模式出色，Q3财务结果证明了年初以来的努力成果 [10] - 四季度将比Q3更强劲，有望实现新的现金流量记录和更高的自由现金流，2022年也将保持上升势头 [11][13] - 尽管评估了大量并购机会，但仍需谨慎管理风险，确保交易对股东具有高度增值作用 [12] 其他重要信息 - 公司今日发布了2021年第三季度财务业绩，可在公司网站查看收益报告，10 - Q表格将在未来几天提交给美国证券交易委员会 [4] - 会议中讨论的部分内容为前瞻性陈述，存在风险和不确定性，公司不承担更新这些陈述的义务 [6] - 会议可能讨论非GAAP财务指标，与最接近的GAAP指标的对账可在今日发布的收益报告中找到 [7] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：参与米德兰盆地油井项目的情况及是否有更多运营商寻求合作 - 参与米德兰盆地油井项目回报率超典型地面业务交易，结构上有更多透明度和控制权，且能灵活调整策略 [34] - 公司一直在积极寻找米德兰和特拉华盆地的机会，此次米德兰项目由运营商直接提供 [35] - 近三四个月，公司收到更多运营商和银行关于此类合作的电话和介绍，各盆地都有相关机会，且规模不一 [38][39] 问题2：对股东回报的想法是否改变及能源行业未来走向 - 12月董事会会议将讨论股息终端结构，但目前仍认为股息是最佳选择，因公司可通过增加资产和提高股息创造更多价值，且回购股票风险较高 [41][42] - 随着公司发展和杠杆目标实现，未来可能会考虑股票回购，但目前股息策略更合适 [42] 问题3：2022年资本支出上限的假设及油服通胀情况 - 公司预算井成本为700 - 800万美元，可较好应对通胀，3.5亿美元上限包含一定增长资本，公司也可适度增长并减少支出 [51] 问题4：三季度地面业务支出减少的原因 - 部分是时机问题，10月已完成七笔交易，还有五笔待完成，筛选交易时会考虑回报率和质量，价格环境导致交易质量差异大 [56] - 小型交易竞争激烈，大型交易买家较少，公司根据经济情况评估大小交易机会 [57] 问题5：达到1倍杠杆后对股东回报和增长的想法 - 杠杆目标是动态的，并购可能加速去杠杆进程，达到低杠杆后需考虑资金用途，但目前主要计划是尽快增加基础股息 [64][65] - 12月董事会会议将准备多种方案，确保决策谨慎透明 [66] 问题6：四季度完井活动是否增加及来源 - 四季度完井活动将增强，部分原因是Q2部分计划完井提前，且根据公司面积位置和运营商活动水平，预计活动将持续增加 [68] 问题7：并购窗口开放的特征及关闭信号 - 未来三年资本将整合转移，目前市场活跃，但公司需保持专注和纪律性，确保交易符合自身条件 [71][74] - 若市场出现跟风现象，套利窗口可能关闭，但目前宏观压力将抑制这种情况 [73][74] 问题8：三季度选择不批准的AFE数量及比例 - 三季度约有3份AFE未获批准，目前运营商纪律性较好，所选油井回报率超100% [76][77] 问题9：大型交易的质量和趋势 - 目前市场上大型优质资产比过去几年更多，但也有很多低质量资产，公司会考虑折扣率和风险管理策略 [86][87] - 卖方关注总收益，价格上涨时折扣率可能大幅增加，公司注重资产隐含回报率 [87] 问题10：Q3巴肯地区生产事件的影响 - 公司Q3实际产量与预期相差约1万桶，可能因油井位置不同，未受运营商所说影响，体现了投资组合的多元化策略 [90][91] 问题11：对天然气的看法及套期保值策略 - 公司增加了约2000万立方英尺/天的天然气领口期权套期保值，因天然气市场曲线陡峭，套期保值有挑战，公司会谨慎操作 [98] - 石油套期保值按计划进行，年底有望达到60% - 65%的目标，平均价格将上升 [99] 问题12：全年自由现金流未大幅增加的原因 - 公司秉持“北方经济学”理念，即低调承诺、超额交付 [101] 问题13：2022年地理分布和维持产量所需净井数 - 目前计划仍在变动中，大致巴肯和特拉华盆地各占四分之一，米德兰项目将在Q1 - Q3上线，巴肯约有20口净井 [104] - 维持产量平稳约需40 - 45口净井，Comstock收购后，因产量下降率低，只需额外1 - 2口净井，3 - 3.5亿美元资本支出可维持产量并实现轻微增长 [107]

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]