业绩总结 - 预计2021财年自由现金流（FCF）约为1.4亿至1.7亿美元[9] - 第二季度生成自由现金流约为3400万美元，连续第四个季度实现正自由现金流[9] - 净债务与过去十二个月（LTM）EBITDAX比率从2021年3月31日的4.3倍降低至3.0倍[9] - 平均每日石油产量环比增长13%[9] 成本与效率 - 第二季度平均每英尺钻井成本约为800美元，较2019财年减少37%[12] - 第二季度从钻井到完井的平均天数环比减少18%[12] - 在德拉瓦盆地的Chorizo 500垫块中，钻井和完井成本较之前的Chorizo 600垫块降低约45%[13] - 公司在2021年第二季度创造了8.6天的钻井到总深度（TD）记录，针对22,500英尺的井[12] - CDEV的运营执行能力被证明，显示出显著的成本结构降低和强大的流动性[40] 用户数据与资源管理 - 2016年至2020年，南利县三大E&P公司在每千英尺的侧钻油累计生产量上显示出显著增长，达到超过400,000桶[33] - 在2016年至2020年期间，平均每口井的流体使用量减少约15%[35] - CDEV在Lea County的2口井预测模型显示，偏移油耗约为710万桶[35] - 2020年，CDEV的流体使用量和支撑剂使用量分别达到每英尺5,000加仑和10,000磅[33] - 通过修改完井设计，CDEV在特定区域实现了流体的近井保持[35] 未来展望与战略 - 公司在2022财年启动了平均价格超过64美元/桶的石油对冲[9] - Centennial在德克萨斯州的高质量库存超过15年，确保了可持续的自由现金流生成[40] - 公司在资本效率方面的承诺体现在其数据科学工具的内部使用，推动数据驱动决策[40] - 公司在快速有机去杠杆方面表现出色，且没有近期到期的债务[40] - CDEV Bone Spring井的实时监测使得在碳酸盐岩富集区的阶段设计得以调整，从而降低了成本[37]

业务运营情况 - 2021年上半年公司运营双钻机项目，完成并投产23口运营井，平均有效水平段长约8800英尺[191] 融资与债务情况 - 2021年3月19日公司公开发行1.5亿美元2028年到期的3.25%高级可转换票据，3月26日因承销商超额配售权额外发行2000万美元，扣除发行成本后净收益1.636亿美元[193] - 2021年4月公司按面值赎回全部2025年到期的高级有担保票据，金额为1.271亿美元[193] - 2021年春季CRP信贷安排半年期借款基数重新确定，借款基数和选定承付款项重申为7亿美元[194] - 2021年3月发行可转换高级票据，净收益1.636亿美元，用于偿还信贷安排借款和支付1470万美元上限看涨价差交易成本[240] - 2021年3月19日，公司发行1.5亿美元可转换优先票据，3月26日，行使承销商超额配售权额外发行2000万美元，年利率3.25%，2028年4月1日到期[249] - 2017年11月30日，公司发行4亿美元2026年到期、利率5.375%的高级票据；2019年3月15日，发行5亿美元2027年到期、利率6.875%的高级票据[251] - 2020年5月，1.106亿美元2026年高级票据和1.437亿美元2027年高级票据被交换为1.271亿美元、利率8%的第二留置权高级有担保票据，2021年第二季度全额赎回[251] - 2021年第二季度赎回1.271亿美元高级有担保票据，记录债务清偿损失2220万美元；2020年上半年债务交换交易确认收益1.434亿美元[232][233] - 截至2021年6月30日，信贷安排下未偿还借款为2.55亿美元，可用借款额度为4.41亿美元[245] - 截至2021年6月30日，公司信贷协议下有2.55亿美元债务未偿还，加权平均利率3.25%，利率变动1%，年利息费用变动约260万美元[271] - 剩余7.993亿美元长期债务为高级票据，固定利率，不受利率变动影响[272] 各业务线收入情况 - 2021年第二季度与2020年同期相比，石油销售净收入从7.31亿美元增至1.77105亿美元，增幅142%[196] - 2021年第二季度与2020年同期相比，天然气销售净收入从8787万美元增至2.7015亿美元，增幅207%[196] - 2021年第二季度与2020年同期相比，NGL销售净收入从8622万美元增至2.8457亿美元，增幅230%[196] - 2021年上半年总净收入比2020年同期高1.417亿美元，涨幅50%，其中石油、天然气和NGL销售净收入分别增长6722.6万美元（28%）、4532.1万美元（264%）和2914.3万美元（129%）[216][217] 各业务线销售价格情况 - 2021年第二季度与2020年同期相比，石油平均销售价格从每桶21.47美元增至60.99美元，增幅184%[196] - 2021年第二季度与2020年同期相比，天然气平均销售价格从每千立方英尺0.87美元增至2.55美元，增幅193%[196] - 2021年第二季度与2020年同期相比，NGL平均销售价格从每桶7.72美元增至30.37美元，增幅293%[196] - 2021年上半年石油、天然气和NGL平均实现销售价格较2020年同期分别上涨68%、282%和179%，主要因NYMEX原油和天然气价格上涨及Mont Belvieu现货价格上升[216][218] 各业务线产量情况 - 石油和NGLs净产量分别下降15%和16%，天然气产量增长5%[199] - 2021年上半年石油、天然气和NGL净产量较2020年同期分别下降24%、4%和18%，主要因过去12个月钻探和完井活动减少及冬季风暴影响[216][219] 成本费用情况 - 2021年第二季度租赁经营费用为2297.6万美元，较2020年同期减少286.3万美元，降幅11%[200] - 2021年第二季度开采税和从价税为1578.4万美元，较2020年同期增加1008.8万美元，增幅177%[200] - 2021年第二季度集输、处理和运输费用为1949.4万美元，较2020年同期增加221万美元，增幅13%[200] - 2021年第二季度折旧、损耗和摊销费用为7342.9万美元，较2020年同期减少1960万美元[205] - 2021年第二季度减值和弃置费用为920万美元，较2020年同期的1940万美元有所减少[207] - 2021年第二季度勘探及其他费用为176.4万美元，较2020年同期的405.1万美元减少[207] - 2021年第二季度一般及行政费用为2880.7万美元，较2020年同期的1799.4万美元增加[208] - 2021年第二季度利息费用为1518.2万美元，较2020年同期的1737.1万美元减少220万美元[209] - 2021年第二季度衍生工具净亏损为5495.9万美元，较2020年同期的2985.7万美元有所增加[213] - 2021年上半年租赁经营费用较2020年同期减少960万美元，主要因修井费用、电力成本降低及成本削减举措，但每桶油当量费用增加0.07美元（2%）[220][221] - 2021年上半年severance和从价税较2020年同期增加610万美元，主要因油气和NGL收入增加，但占总净收入比例从7.9%降至6.7%[222] - 2021年上半年集输、处理和运输费用较2020年同期增加590万美元，每桶油当量费用从2.68美元增至3.83美元[223] - 2021年上半年折旧、损耗和摊销费用为1.372亿美元，较2020年同期减少5710万美元，主要因产量下降和费率降低[224] - 2021年上半年每桶油当量折旧、损耗和摊销费率为13.08美元，较2020年同期的15.24美元下降，主要因2020年一季度的减值和储量向上修正[224][225] - 2021年上半年减值和弃置费用为1840万美元，2020年同期为6.307亿美元，主要因2020年一季度油气资产减值[226] - 2021年上半年勘探和其他费用为290万美元，较2020年同期的810万美元减少，主要因钻机终止费、地质和地球物理人员成本及遣散费减少[227][228] - 2021年上半年一般及行政费用为5410万美元，2020年同期为3690万美元，主要因2020年第三季度授予员工的与负债奖励相关的2470万美元股票补偿费用[229] - 2021年上半年利息费用比2020年同期低110万美元，主要因2021年高级无担保票据利息减少620万美元[230] - 2021年和2020年上半年信贷安排下加权平均未偿还借款分别为3.102亿美元和3.116亿美元，加权平均实际利率分别为3.4%和3.0%[231] - 2021年和2020年上半年衍生工具净损失分别为1.06158亿美元和3836.2万美元[234] - 2021年和2020年上半年递延税项资产估值备抵分别为2000万美元和4970万美元[235] 资本支出与现金流情况 - 2021年上半年资本支出为1.561亿美元，预计2021年总资本支出预算在2.6亿至3.1亿美元之间[237] - 2021年上半年经营活动产生现金1.796亿美元，较2020年同期增加9510万美元[241] 价格变动影响情况 - 2021年上半年，油价每变动10%，油气销售变动3110万美元；NGL价格每变动10%，变动520万美元；天然气价格每变动10%，变动620万美元[260] - 2021年6月30日NYMEX原油期货曲线每桶上下变动10%，公允价值分别增加3100万美元或减少3040万美元；天然气每百万英热单位上下变动10%，公允价值分别增加440万美元或减少430万美元[269] - 2021年上半年公司油气销售，油价每变动10%，销售变动3110万美元；NGL价格每变动10%，销售变动520万美元；天然气价格每变动10%，销售变动620万美元[260] - 2021年6月30日，NYMEX原油期货远期曲线每桶上下变动10%，衍生品公允价值将分别增加3100万美元或减少3040万美元；NYMEX天然气期货远期曲线每百万英热单位上下变动10%，衍生品公允价值将分别增加440万美元或减少430万美元[269] 衍生品交易情况 - 截至2021年6月30日，公司未偿还的油气衍生品合约净公允价值为 - 6396.8万美元，较2020年12月31日的 - 1820.9万美元减少[269] - 截至2021年6月30日，公司油气衍生品合约净公允价值为-6396.8万美元，较2020年12月31日的-1820.9万美元变动，其中套期合约结算净付款6039.9万美元，套期合约按市值计价损失10615.8万美元[269] - 2021年7 - 9月NYMEX WTI原油互换交易量78.2万桶，加权平均价格47.01美元/桶[263] - 2021年7 - 9月天然气基差互换交易量368万百万英热单位，加权平均差价-0.30美元/百万英热单位[267] - 2021年10 - 12月天然气互换交易量368万百万英热单位，加权平均价格2.95美元/百万英热单位[268] 套期保值与风险控制情况 - 公司信贷协议限制商品套期保值不超过已探明财产合理预期产量的85%[261] - 公司使用商品衍生工具（如领子期权、互换和基差互换）降低油气价格波动对现金流的影响，但不能消除风险[261] - 公司信贷协议限制商品套期保值不得超过已探明财产合理预期产量的85%[261] 内部控制情况 - 截至2021年6月30日，公司披露控制和程序有效，且该季度财务报告内部控制系统无重大变化[274][275]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度净油产量从第一季度的基础上反弹13%，约为31,900桶/日；平均净当量产量总计约61,650桶/日，增长14% [10] - 总收入环比增长21%，达到2.326亿美元；实现油价约为61美元/桶，较第一季度高出8美元，推动石油收入增长32% [11] - 天然气收入从第一季度的异常高位下降，但第二季度仍受益于相对强劲的WAHA定价；NGL收入增长23% [12] - LOE每桶从第一季度的5.30美元降至4.10美元，降幅约23%；现金G&A名义上下降约5%，至1010万美元，本季度每桶1.81美元，较第一季度下降17% [13][14] - GP&T为每桶3.47美元，低于第一季度；DD&A为每桶13.09美元，本季度和第一季度该指标均朝着指导范围的低端发展 [15] - 调整后EBITDAX总计约1.27亿美元，高于第一季度的1亿美元；本季度产生约3400万美元的自由现金流，为公司创纪录水平，主要用于减少信贷安排下的借款 [16] - 记录了归属于普通股的GAAP净亏损2500万美元 [17] - 第二季度资本支出约为8300万美元，高于第一季度的7300万美元；钻井活动在开钻井数基础上增加56%，完成的侧钻英尺数比上一季度多约26%，但资本支出仅环比增长14% [17][18] - 上半年流动性增加超过1亿美元，截至6月30日，总流动性约为4.4亿美元 [20] - 第二季度资产负债表显著去杠杆化，总债务与LTM EBITDAX之比从4.3倍降至3倍；预计到年底该指标将降至2倍以下 [22] - 2022年已对冲约7850桶/日，平均固定价格为64.22美元/桶WTI；近期为2021年下半年增加了对冲头寸 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 钻探业务方面，第二季度侧钻长度从第一季度的约8100英尺增加16%至约9400英尺；平均开钻到钻机释放时间从第一季度的平均17.3天减少18%至14.2天；在新墨西哥州创造了新纪录，在8.6天内从开钻到总深度22500英尺完成了两英里侧钻；开钻井总数较第一季度增加约56% [25][26] - 设施业务方面，与去年相比，年初至今每口井的设施成本下降20%，至约80万美元 [28] - 环保业务方面，2021年上半年天然气捕获率达到98.6%，公司有信心实现全年99%的目标 [29] - 水资源循环利用业务方面，在德克萨斯州资产引入水循环利用计划，第二季度近一半用于完井的水为回用中水 [30] 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 - 公司继续专注于双钻机钻探计划，主要目标是产生自由现金流和进一步有机去杠杆化，通过多井平台的联合开发和延长侧钻来高效开发优质资产 [42][45] - 公司认为行业长期成功的公司需拥有长期库存，即使在低商品价格环境下也能产生强劲回报，因此一直注重建立和维护高质量库存深度 [46] - 公司认为行业整合是好事，可降低企业成本，但公司进行并购有较高门槛，需满足降低单位成本、新库存能立即竞争资本等指标 [105][108] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司团队执行能力强，近期生产和成本控制良好，推动本季度财务业绩强劲 [41] - 由于成本结构降低、井况良好和商品价格上涨，公司大幅提高全年自由现金流估计，并降低年底杠杆目标；预计2021年实现1.4 - 1.7亿美元自由现金流，年底杠杆率低于2倍；2022年有信心实现更多自由现金流和进一步降低杠杆率，有望接近1倍 [43][44] - 尽管商品价格上涨，公司仍致力于双钻机钻探计划，当前计划能实现产生自由现金流和去杠杆化的目标 [45] - 公司拥有优质资产和专业团队，过去四个季度已向可持续自由现金流转型，预计有机去杠杆化将持续，为公司和股东创造长期价值 [48] 其他重要信息 - 公司在新墨西哥州和德克萨斯州的多口井取得良好成果，如Chorizo州立井、Chimichangas州立井和Powdered Donut州立井等，展示了良好的生产曲线和经济效益，且部分井成本大幅降低 [31][34] - 公司预计2021年开发计划的平均回报期在当前价格下不到一年 [39] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 效率提升对未来生产增长和资本支出节奏的影响 - 公司效率提高，开钻到钻机释放时间减少，能钻更多井，对生产有积极影响，下半年生产将强于上半年；资本支出方面，虽钻井数量增加会带来一定压力，但每英尺成本仍在指导范围内 [51][53] 问题2: 关于套期保值，对明年的规划及锁定现金流与保留商品价格敞口的平衡 - 公司对2022年的套期保值情况满意，认为当前水平合适，未来会继续关注曲线并可能增加套期保值；强调平衡很重要，既要保护运营活动，也要为股东保留商品价格上涨的空间；公司目标是到明年年底杠杆率接近1倍 [55][59] 问题3: 生产轨迹中油含量的变化趋势 - 部分区域油含量较低影响了整体油含量占比，但仍在年初提供的范围内；公司今年70%的资本将投入到新墨西哥州，预计下半年油含量会略高于目前水平 [65][68] 问题4: 单位成本是否可持续，下半年走势如何 - 第二季度单位成本是全年低点，第一季度是高点，下半年单位成本会略有上升，但会朝着指导范围的低端发展；G&A成本也有望朝着指导范围的低端发展 [70][71] 问题5: 多地层开发是否会增加库存位置 - 公司对库存情况感到兴奋，认为行业应重视库存深度以维持股东回报；已对新墨西哥州和德克萨斯州的大部分生产区域进行了划分，目前大部分有潜力的区域已包含在15年的库存计算中，但随着对生产区域的探索，仍有增加位置的空间 [75][78] 问题6: 套期保值的理念及杠杆降低后的规划 - 银行未强制公司进行套期保值，公司自愿进行且对当前套期保值情况满意；2022年的套期保值量前两个季度占比较大；随着去杠杆化的进行，套期保值策略会有所演变，行业整体在资产负债表和信用质量改善后，套期保值要求可能会更灵活，公司会谨慎管理，注重平衡 [80][82] 问题7: 与股票补偿相关的潜在现金支付预期 - 公司公开讨论G&A时主要关注现金G&A；股票补偿费用受股价影响，难以控制和预测；第三季度与负债奖励相关的现金支付是对员工的激励，金额可管理，已纳入自由现金流和债务偿还的考虑中 [86][89] 问题8: 明年双钻机计划下的活动水平、石油产量增长及资本支出情况 - 公司预计仍会采用双钻机方案，随着效率提高，明年产量将实现高个位数到低两位数的增长，会比今年多钻和完成一些井 [91][92] 问题9: 现场成本通胀情况及未来趋势 - 上半年公司在管材、沙子和劳动力等方面感受到成本通胀压力，但通过延长侧钻等方式应对，目前已能控制成本在资本指导范围的中点；公司通过锁定部分成本、专注大型平台开发和更多在新墨西哥州作业等方式应对，预计全年成本在750 - 850美元/英尺之间，下半年在中点到高端之间 [97][102] 问题10: 近期行业并购交易对公司并购想法的影响 - 公司认为行业整合是好事，近期交易对南特拉华地区是积极信号；公司会继续积极参与并购市场，但有较高门槛，收购需降低单位成本，新库存要能立即竞争资本，不会为了扩大规模而增加杠杆，要实现规模和效益的提升 [105][109]

公司概况 - 公司在特拉华盆地核心区拥有大面积连续土地，新墨西哥州约23,900净英亩，得克萨斯州约57,800净英亩[9] 财务亮点 - Q2产生约3400万美元创纪录自由现金流，连续四个季度为正，预计2021财年自由现金流达1.4 - 1.7亿美元[11] - 偿还3500万美元循环信贷借款，净债务/LTM EBITDAX从3月31日的4.3倍降至3.0倍，净债务/LQA EBITDAX从2.7倍降至2.1倍[11] 运营效率 - Q2油井平均总成本约800美元/英尺，较2019财年降低37%，开钻到钻机释放天数环比减少18%，同时侧钻长度增加16%[15] 产量表现 - 日均石油产量环比增长13%，从Q1的28,239桶/日增至Q2的31,912桶/日[11][19] 资本结构与流动性 - 截至6月30日，信贷安排借款2.55亿美元，流动性4.46亿美元，净债务/LTM EBITDAX为3.0倍，净债务/LQA EBITDAX为2.1倍[24] 套期保值 - 为2022财年启动坚实的石油套期保值基础，平均价格超过64美元/桶WTI[11] 目标进展 - 最初2021年目标为产生5500 - 7500万美元自由现金流，运营双钻机钻井计划，年底杠杆率低于2.5倍；更新后预计产生1.4 - 1.7亿美元自由现金流，维持双钻机计划，目标年底杠杆率低于2.0倍[14]

业绩总结 - 截至2021年3月31日，公司总收入为192.4百万美元，较2020年第四季度的148.1百万美元增长了29.8%[38] - 2021年第一季度的调整后EBITDAX为99.8百万美元，较2020年第四季度的79.1百万美元增长了26.4%[38] - 2021年第一季度的净亏损为34.6百万美元，较2020年第四季度的88.7百万美元亏损减少了61.0%[38] 用户数据 - 2021年第一季度的平均日生产量为54,202 Boe/d，较2020年第四季度的59,708 Boe/d下降了9.3%[38] - 2021年第一季度的天然气收入因价格上涨而增加，尽管生产量下降，显示出市场价格的强劲反弹[20] 财务状况 - 截至2021年3月31日，公司净债务与过去12个月的调整后EBITDAX比率为4.3倍，预计到2021年底将降至低于2.5倍[24] - 公司在2021年第一季度实现自由现金流（FCF）为第三个连续季度，且净债务较2020年底减少约0.8倍[10][11] - 截至2021年3月31日，公司流动性为4.16亿美元，较2020年底增加约22%[24] - 2021年第一季度的流动性为514.8百万美元，较2020年第四季度的339.7百万美元增长了51.6%[38] 成本与支出 - 2021年第一季度的钻井和完井成本平均为每英尺约795美元，较2019年下降约40%[15] - 2021年第一季度的单位成本（每Boe）为5.30美元，较2020年第四季度的4.78美元上升了10.9%[38] - 2021年第一季度的资本支出为72.9百万美元，较2020年第四季度的29.9百万美元增长了143.5%[38] - 2021年第一季度的租赁运营费用（LOE）为4200万美元，较去年同期减少约220万美元[20] 现金流与债务 - 2021年第一季度，经营活动提供的净现金为72,346千美元[42] - 截至2021年3月31日，公司现金及现金等价物为10.9百万美元，较2020年12月31日的5.8百万美元增长了87.93%[28] - 2021年第一季度的净债务为2.91亿美元，实际借款为1.6亿美元[24] - 截至2021年3月31日，公司的借款基础为700百万美元，流动资金利用率为42%[28] 其他信息 - 由于冬季风暴影响，第一季度生产和收入受到显著影响，天然气收入环比增长100%，达到每千立方英尺3.79美元[20] - 2021年第一季度，非现金衍生品损益为28,313千美元[41] - 2021年第一季度，减值和放弃费用为9,200千美元[41] - 2021年第一季度，折旧、耗竭和摊销费用为63,783千美元[41]

业务运营情况 - 2021年第一季度公司运营双钻机项目，完成并投产11口运营井，平均有效水平段长度约8100英尺[191] - 2021年2月冬季风暴Uri致公司部分油井停产约7天[192] 融资与债务情况 - 2021年3月19日公司公开发行1.5亿美元3.25%的2028年到期高级可转换票据，3月26日行使超额配售权额外发行2000万美元，扣除发行成本后净收益1.637亿美元[193] - 2021年4月公司按面值赎回全部2025年到期高级有担保票据，金额为1.271亿美元[193] - 2021年春季CRP信贷安排半年期借款基数重新确定为7亿美元[194] - 2017年11月和2019年3月，CRP分别发行4亿美元5.375% 2026年到期高级票据和5亿美元6.875% 2027年到期高级票据[228] - 2021年3月19日和26日，CRP分别发行1.5亿美元和2000万美元可转换优先票据，年利率3.25%，2028年4月1日到期[226] - 2021年3月发行3.25%可转换优先票据，净收益1.637亿美元，用于支付1470万美元上限看涨期权价差交易成本和偿还循环信贷安排下的借款[217] - 截至2021年3月31日，循环信贷安排下的借款余额为1.6亿美元，可用借款额度为5.039亿美元，借款基数和选定承付款项重申为7亿美元[222] - 截至2021年3月31日，公司债务余额1.6亿美元，加权平均利率3.0%，利率1.0%变动影响年利息费用约160万美元[244] - 剩余长期债务余额9.038亿美元为高级票据，固定利率不受利率变动影响[245] - 截至2021年3月31日，公司信贷协议下未偿还债务为1.6亿美元，加权平均利率为3.0%[244] - 假设未偿还金额不变，加权平均利率每增减1.0%，每年利息费用影响约为160万美元[244] - 公司剩余长期债务余额9.038亿美元为高级票据，有固定利率，不受利率变动影响[245] 业务销售与价格情况 - 2021年第一季度与2020年同期相比，石油销售净收入13.3726亿美元，减少3.6779亿美元（22%）；天然气销售净收入3.5451亿美元，增加2.7093亿美元（324%）；NGL销售净收入2.3214亿美元，增加9308万美元（67%）[196] - 2021年第一季度与2020年同期相比，石油平均销售价格每桶52.62美元，上涨7.48美元（17%）；天然气平均销售价格每千立方英尺3.79美元，上涨3.01美元（386%）；NGL平均销售价格每桶29.78美元，上涨15.48美元（108%）[196] - 2021年第一季度，公司石油和天然气销售会因油价每桶10%的变化而上下波动1340万美元，NGL价格每桶10%的变化而上下波动230万美元，天然气价格每百万立方英尺10%的变化而上下波动350万美元[237] - 2021年第一季度公司油气销售，油价每10%变动影响1340万美元，NGL价格每10%变动影响230万美元，天然气价格每10%变动影响350万美元[237] 业务产量情况 - 2021年第一季度与2020年同期相比，石油净产量254.2万桶，减少123.6万桶（33%）；天然气净产量9343百万立方英尺，减少1372百万立方英尺（13%）；NGL净产量78万桶，减少19.2万桶（20%）[196] - 2021年第一季度与2020年同期相比，石油日均净产量28239桶，减少13273桶（32%）；天然气日均净产量103806立方英尺，减少13945立方英尺（12%）；NGL日均净产量8662桶，减少2021桶（19%）[196] - 石油、天然气和NGLs净产量分别下降33%、13%和20%，2020年第一季度以来仅20口井投产，2021年第一季度新增净石油产量42200万桶，而2019年第一季度以来86口井投产，2020年第一季度新增净石油产量186400万桶[199] 财务关键指标变化 - 2021年第一季度总净收入比2020年同期低40万美元（0.2%）[197] - 2021年第一季度租赁经营费用为2586.1万美元，较2020年同期减少677.8万美元（21%），每桶油当量费用为5.30美元，较2020年同期增加0.31美元（6%）[200][201] - 2021年第一季度severance和从价税为1258.3万美元，较2020年同期减少399万美元（24%），severance税占总收入比例从2020年第一季度的5.5%降至2021年第一季度的5.3%[200][202] - 2021年第一季度集输、处理和运输费用为2062.5万美元，较2020年同期增加368.6万美元（22%），每桶油当量费用从2020年第一季度的2.59美元增至2021年第一季度的4.23美元[200][203] - 2021年第一季度折旧、损耗和摊销费用为6378.3万美元，较2020年同期减少3750万美元，每桶油当量费用从2020年第一季度的15.49美元降至2021年第一季度的13.08美元[204] - 2021年第一季度减值和弃置费用为920万美元，2020年第一季度为61130万美元，其中2020年第一季度包括59180万美元已探明油气资产的非现金减值[206] - 2021年第一季度勘探及其他费用为109.5万美元，较2020年同期减少291.4万美元[207] - 2021年第一季度一般及行政费用为2525.6万美元，较2020年同期增加638.6万美元，主要是由于2020年第三季度授予员工的基于负债的股票补偿费用[208] - 2021年第一季度利息费用为1748.5万美元，较2020年同期增加106.4万美元，信贷安排加权平均借款余额从2020年第一季度的23390万美元增至2021年第一季度的33090万美元，加权平均有效利率从2.8%增至3.5%[209][210] - 2021年第一季度衍生工具净损失为5119.9万美元，2020年第一季度为850.5万美元；2021年第一季度税前亏损为3464.5万美元，2020年第一季度为63355.3万美元，2020年第一季度所得税收益为8320.8万美元[211] - 2021年第一季度经营活动产生的现金为7234.6万美元，较2020年同期减少2850万美元[218] 资本支出情况 - 2021年第一季度资本支出7.29亿美元，其中钻探、完井和设施支出7.06亿美元，基础设施、土地和其他支出0.23亿美元[214] - 2021年总资本支出预算预计在2.6亿至3.1亿美元之间，其中2.5亿至2.9亿美元用于钻探、完井和设施活动[214] 衍生品交易情况 - 2020年12月31日至2021年3月31日，油气衍生品合约净公允价值从 - 1820.9万美元变为 - 4652.2万美元[242] - 2021年3月31日，原油NYMEX WTI 4 - 6月交易量118.3万桶，加权平均价格43.18美元/桶[240] - 2021年3月31日，天然气4 - 6月交易量364万MMBtu，加权平均价格2.89美元/MMBtu[241] - 2021年3月31日，原油差价基差互换4 - 6月交易量118.3万桶，加权平均差价0.11美元/桶[240] - 2021年3月31日，天然气基差差价互换4 - 6月交易量364万MMBtu，加权平均差价 - 0.30美元/MMBtu[245] - 2021年3月31日，NYMEX原油期货曲线每桶10%变动，衍生品公允价值变动2190万美元或 - 2220万美元[242] - 2021年3月31日，NYMEX天然气期货曲线每Mcf 10%变动，衍生品公允价值变动310万美元或 - 310万美元[242] - 2021年4 - 6月天然气基础差价互换交易量为364万MMBtu，日交易量4万MMBtu，加权平均差价为 - 0.30美元/MMBtu[245] - 2021年7 - 9月天然气基础差价互换交易量为368万MMBtu，日交易量4万MMBtu，加权平均差价为 - 0.30美元/MMBtu[245] - 2021年10 - 12月天然气基础差价互换交易量为368万MMBtu，日交易量4万MMBtu，加权平均差价为 - 0.28美元/MMBtu[245] - 2022年1 - 3月天然气基础差价互换交易量为180万MMBtu，日交易量2万MMBtu，加权平均差价为 - 0.26美元/MMBtu[245] 协议限制与影响情况 - 信贷协议限制公司签订的商品套期保值合约不得超过预期产量的85%[223] - 高级票据契约限制CRP及其受限子公司的多项能力，截至2021年3月31日，CRP遵守这些契约[230] - 公司信贷安排利率基于LIBOR利差（下限为1%），LIBOR预计2023年6月30日起不再公布，但信贷协议结构使其终止对公司无重大影响[243] 内部控制情况 - 截至2021年3月31日，公司披露控制和程序在合理保证水平上有效[246] - 2021年第一季度，公司财务报告内部控制系统无重大影响或可能重大影响的变化[247]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度净油产量平均约28,240桶/日，较第四季度下降约6%；平均净当量产量总计约54,200桶/日，较第四季度减少9% [10][11] - 第一季度营收总计1.924亿美元，较第四季度增长30%；实现油价为52.62美元/桶，较第四季度高出约12美元/桶，推动石油收入增长19%；实现NGL价格为29.78美元/桶，较上一季度高出近70%；天然气收入达3550万美元，较第四季度约1800万美元基本翻倍，尽管产量下降了7% [12] - 第一季度每桶LOE较第四季度增长11%，至5.3美元/桶；扣除一次性成本后，LOE为4.93美元/BOE；名义现金G&A降至1060万美元，本季度为2.18美元/桶；GP&T为4.23美元/桶，而第四季度为3.27美元/桶；DD&A较上一季度下降4%，至13.08美元/桶 [13][14][15] - 第一季度GAAP净亏损为3460万美元；调整后EBITDAX总计约1亿美元，高于第四季度的7900万美元；本季度产生了1060万美元的自由现金流 [15] - 第一季度资本支出约7300万美元，而第四季度为3000万美元 [16] - 3月31日，公司净债务与LQA EBITDAX之比为2.7倍，而年末为3.5倍；净债务与过去12个月EBITDAX之比为4.3倍，预计年底将远低于2.5倍 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 钻探和完井业务方面，第一季度将开钻到钻机释放时间同比减少11%至17.3天，同时平均水平段长度同比增加17%；完井团队平均每天完成7个阶段，每英尺泵送超过2000磅的大型、高密度作业；本季度每英尺水平段井成本平均为795美元，较2019年数据大幅降低40% [30][32] - 设施业务方面，对于带有中央油罐电池的多井平台，每口井的设施成本降低了约30% [34] 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 - 公司致力于2021年的2钻机计划，稳定生产基础，继续高效开发土地资产，通过多井平台联合开发和延长水平段来支撑业务发展，以持续产生自由现金流，进一步偿还债务并实现有机去杠杆化 [40][41] - 公司将继续评估潜在机会以扩大规模和进一步去杠杆化，但仅考虑对财务指标有增值作用的机会 [42] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第一季度业绩稳健，尽管面临冬季风暴Yuri带来的挑战，但团队表现出色 [7] - 预计第一季度产量将是全年低点，随着第二季度产量回升，公司对未来生产情况感到乐观 [11][55] - 公司已成功转型为自由现金流生成实体，拥有强大的流动性和坚实的有机去杠杆化路径 [26] - 基于当前商品价格，预计今年将产生超过1亿美元的自由现金流 [57] 其他重要信息 - 公司发布了首份《企业可持续发展报告》，致力于捕获99%或更多的天然气产量，第一季度已实现该目标，并将继续减少火炬燃烧 [34][35] - 公司的两台钻机均具备双燃料能力，第一季度开始将压裂车队转换为双燃料，预计到5月底100%的压裂车队将使用双燃料，这将减少排放并降低成本 [35][36] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司DC&F成本下降的主要原因是什么 - 公司在钻井方面专注于减少非生产时间，评估钻井剖面的各个要素，改变套管程序、钻头尺寸和选择；在完井方面，持续努力减少非生产时间，确保有良好的沙子定价合同，团队积极追求提高效率和降低成本的机会 [46][47] 问题2: 对Lea县地区的活动有何想法 - 公司计划今年将约70%的资本投入到Lea县，其余投入到德克萨斯州。这部分是由于时机因素，德克萨斯州的资产更成熟，过去几年已投入资金，而新墨西哥州的基础设施现已到位，是加速发展的合适时机 [48] 问题3: 请量化第一季度的生产停机时间，并说明全年的生产节奏预期 - 冬季风暴对生产有影响，第一季度产量较第四季度下降约一半是由于冬季风暴，另一半是基于活动水平的正常下降。第一季度是全年产量最低的季度，预计第二季度产量将大幅增加，对未来生产情况有信心 [53][55] 问题4: 从长远来看，如果商品价格持续高企，2022年是否会增加业务增长并进行套期保值以提高EBITDA - 公司目前专注于在当前商品价格环境下通过2钻机计划产生自由现金流，用于偿还债务和有机去杠杆化。对于2022年的情况，需视市场情况而定，目前暂不做过多展望 [56][57] 问题5: 债务减少是否是可预见未来自由现金流的唯一用途，达到什么目标杠杆水平会考虑增加活动 - 目前自由现金流的用途是偿还债务和降低杠杆，目标是到年底净债务与LTM EBITDAX之比远低于2.5倍，到2022年底低于1.5倍，到2023年进一步降低。在达到这些较低杠杆指标之前，不会考虑增长或分配等事项 [61][62] 问题6: 升级到步行钻机后，预计井成本在今年剩余时间的进展如何，以及步行钻机还有哪些运营效益 - 步行钻机可以在平台上更快移动，减少从一口井移动到另一口井的时间，在现场移动和拆卸时也更快，预计每口井可节省约一天时间。此外，还可以实现同步作业，提高钻井效率，特别是在多井平台上，这种节省效果会更明显 [64][65]

钻井与运营情况 - 2020年第一季度公司完成22口总运营井，因市场恶化和价格下跌，一季度末暂停钻井计划，8月完成5口此前已钻未完成井，四季度运营1台钻机，年末有2台钻机运营[50] - 截至2020年12月31日，公司有9口（净8.4口）运营井处于钻探、完井或等待完井过程中[68] - 2020 - 2018年开发井中，2020年生产井毛数31口、净数29.5口，干井毛数和净数均为1口；2019年生产井毛数84口、净数73.6口，干井毛数和净数均为2口；2018年生产井毛数80口、净数72.4口，无干井[69] - 2020 - 2018年勘探井中，仅2020年有干井，毛数和净数均为1口[69] 储量情况 - 2020年末，公司探明已开发储量为148,981千桶油当量，探明未开发储量为149,921千桶油当量，总探明储量为298,902千桶油当量；探明已开发储量占比50%，探明未开发储量占比50%[53] - 2020年末，公司总探明储量的税前PV 10%为11.891亿美元，标准化折现未来净现金流为11.847亿美元，折现未来所得税费用为440万美元[53] - 2020年公司探明未开发储量净减少400万桶油当量，花费1.583亿美元资本支出将1860万桶油当量的未开发储量转化为已开发储量，新增5210万桶油当量未开发储量，对先前估计的修订使未开发储量净减少3750万桶油当量[54] - 截至2020年12月31日，公司总估计已探明储量的50%被归类为已探明未开发储量[150] 产量与销售情况 - 2020年公司净产量为24,581千桶油当量，其中石油13,207千桶，天然气41,302百万立方英尺，NGL 4,490千桶；平均销售价格（不含套期保值影响）为每桶油当量23.61美元[61] - 2021 - 2025年原油总交付承诺量为6783.5万桶，2021 - 2022年天然气总交付承诺量为4.26亿MMBtu [70] 运营成本情况 - 2020年公司运营成本为每桶油当量8.95美元，其中租赁运营费用4.45美元， severance和从价税1.60美元，集输、处理和运输费用2.90美元[61] 权益与面积情况 - 截至2020年12月31日，公司在534口总（400口净）生产井中拥有约75%的平均工作权益，主要为产油井[62] - 截至2020年12月31日，公司总租赁面积为106,250英亩（净81,657英亩），其中开发面积为60,267英亩（净45,579英亩），未开发面积为45,983英亩（净36,078英亩）[64] - 截至2020年12月31日，未来五年内到期的未开发面积中，2021年到期的总/净面积为7,776/5,017英亩，2022年为4,183/2,171英亩，2023年为1,335/211英亩，2024年为1,320/1,081英亩，2025年为320/320英亩[66] - 截至2020年12月31日，公司超88%的净面积由生产持有[151] 储量估算情况 - 公司探明储量由独立工程公司Netherland, Sewell & Associates, Inc.估算，估算过程有充分有效的内部控制[56][57] 客户收入占比情况 - 2020 - 2018年，BP America占公司总净收入的比例分别为47%、37%、18% [73] - 2020 - 2018年，Shell Trading (US) Company占公司总净收入的比例分别为20%、11%、19% [73] - 2020 - 2018年，Eagleclaw Midstream Ventures, LLC占公司总净收入的比例分别为8%、8%、12% [73] - 2020 - 2018年，ExxonMobil Oil Corporation占公司总净收入的比例分别为4%、26%、0% [73] 法律法规情况 - FERC对违反《天然气法》和《天然气政策法》的行为可处以最高每天129.1894万美元的民事罚款[87] - 《商品交易法》禁止任何人操纵或企图操纵州际贸易中任何商品的价格[88] - 2016年12月，EPA与环保组织达成同意令，要求其在2019年3月15日前修订某些与油气废物相关的Subtitle D标准法规或确定无需修订，2019年EPA得出无需监管勘探和生产废物的结论[96] - 2015年EPA和美国陆军工程兵团发布WOTUS规则，2017年特朗普发布行政命令要求审查该规则，2019年9月该规则被正式废除，2020年1月特朗普政府发布替代规则《通航水域保护规则》，该规则将在联邦公报发布60天后生效且面临法律挑战[100][101] - 2020年4月美国蒙大拿地区联邦地方法院撤销全国通用许可证NWP 12，5月缩小裁决范围，仅禁止新油气管道建设使用NWP 12，美国陆军工程兵团上诉，7月美国最高法院暂停下级法院命令（除对Keystone XL管道外），2021年1月美国陆军工程兵团发布更新12个NWP的最终规则，将NWP 12拆分为三部分，新规则消除部分预施工通知要求但要求超250英里的新油气管道项目进行预施工通知并获批准[102] - 天然气集输服务由各州监管，FERC对设施分类逐案确定，若FERC重新分类设施，公司输气成本可能增加，且集输设施分类和监管可能因FERC、法院或国会未来决定而改变[90] - 州内天然气运输受州监管机构监管，不同州监管基础、监督和审查程度不同，但公司认为对其运营影响与竞争对手无实质差异，且会影响天然气营销和销售收入[91] - 公司运营受严格的联邦、州和地方法律法规约束，涉及职业安全健康、环境排放和资源保护等方面，违规可能面临多种处罚和限制[93] - RCRA及类似州法律监管危险和非危险固体废物，目前油气相关废物按非危险固体废物规定监管，但未来可能重新分类为危险废物，增加公司废物管理和处置成本[95][96] - CERCLA及类似州法律对危险物质释放相关方施加连带责任，公司运营产生的物质可能受监管，公司拥有或租赁的物业可能受相关法律约束，需承担响应或纠正措施成本[97][98] - CWA及类似州法律对污染物排放实施限制和严格控制，获取CWA许可证过程可能影响公司运营，若新油气管道项目无法使用NWP 12或找到替代合规方式，项目可能延迟[99][102] - OPA对美国水域或毗邻海岸线的石油泄漏相关“责任方”施加责任和义务，违反该法案可能对公司运营产生不利影响[103] - 2015年10月，EPA将地面臭氧国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，2020年12月宣布维持70ppb不变，但可能因2021年1月行政命令被推翻[109] - 2016年6月，EPA发布针对石油和天然气行业甲烷排放的最终规则，2018年9月提议修订，2020年9月最终修订，取消部分要求，但修订面临诉讼挑战且可能被推翻[107] - 2016年11月，BLM发布限制联邦土地上甲烷排放的规则，2018年9月撤销部分规定，2020年10月撤销规则被法院撤销[108] - 2016年6月，EPA发布关于将多个场地汇总为单一空气源的规则，可能使小设施面临更严格许可要求[109] - 2012年和2016年6月，EPA发布关于油气水力压裂的CAA法规，2016年6月发布废水排放限制规则，2014年发布TSCA报告预发布版本[116] - 2015年3月，BLM通过关于联邦和印第安土地水力压裂的规则，2016年被法院推翻，2017年上诉后规则恢复，2017年12月BLM启动撤销规则程序，2020年3月法院维持撤销决定[116][117] - 2020年1月，白宫CEQ提议修改NEPA法规，7月发布最终规则，若规则在2021年1月行政命令审查后生效，可能影响公司运营和许可获取[119] - 新墨西哥州议会曾考虑众议院第206号法案，若通过将实施类似NEPA的环境审查法案，可能影响该州油气项目开发[120] - 2020年8月，FWS和国家海洋渔业局发布修订ESA法规的三项规则，受到州和环保组织联盟挑战[121] 员工情况 - 截至2020年12月31日，公司有151名全职员工，约38%的员工为女性，约24%的员工为非白人[127][129] 市场价格情况 - 2016 - 2020年，WTI原油现货均价为51.21美元/桶，较前五年的85.82美元/桶大幅下降；亨利中心天然气现货均价为2.65美元/百万英热单位，较前五年的3.49美元/百万英热单位下降[141] - 2020年4月20日，WTI原油现货价格一度跌至 - 37.63美元/桶；9月21日，亨利中心天然气现货价格跌至1.33美元/百万英热单位[141] - 截至2020年12月31日，公司的已探明储量及相关标准化计量是根据美国证券交易委员会规则，使用12个月滚动平均基准价格计算，原油为36.04美元/桶（WTI挂牌价），天然气为1.99美元/百万英热单位（亨利中心现货价）[147] - 若2020年末储备估计中使用的原油和天然气价格上涨或下跌10%，已探明储量将分别增加450万桶油当量（2%）或减少2430万桶油当量（8%），已探明储量的税前PV10%将分别增加3.345亿美元（28%）或减少3.277亿美元（28%）[147] - 新冠疫情及相关政府行动导致2020年油气需求下降，沙特阿拉伯降价增产加剧了价格下跌，2020年末和2021年初价格有所回升但仍波动[136][137] 资产减值情况 - 2020年第一季度，因油气价格低迷，公司确认了5.918亿美元的资产减值损失[143] 公司运营风险情况 - 公司面临多项环境相关诉讼，包括候鸟条约法案相关诉讼，且部分诉讼仍在进行中[123] - 公司受职业安全与健康法案及相关州法规约束，需组织和披露危险材料信息[124] - 公司为开发活动中的部分风险购买了保险，但保险范围有限且不确定能否持续以合理保费获得[126] - 2020年第一季度末油价疲软，公司自愿关闭部分第二季度产量[152] - 公司开发和收购项目需大量资本支出，可能无法按满意条款获得所需资本或融资[155] - 公司现金流和获取资本受油价、储量等多种变量影响，收入或信贷额度下降可能限制获取资本能力[156] - 公司部分策略涉及使用水平钻井和完井技术，应用中存在缺乏运输设施、地质异常等风险[160] - 公司运营依赖水的供应，获取水受限或无法经济环保处理产出水会影响财务状况和运营结果[163][164] - 公司生产性资产集中在特拉华盆地，易受该地区供应需求、监管、运输等因素影响[166] - 公司未对所有风险投保，未投保或投保不足事件可能对业务和财务状况产生重大不利影响[158] - 公司确定的钻井位置受商品价格、资本可用性等不确定因素影响，实际钻井活动可能与目前确定的情况有重大差异[153] - 公司生产的可销售性依赖运输等设施，若无法使用或无法以合理条款使用，运营可能中断，收入可能减少[167] - 公司与部分供应商、服务提供商和油气购买方签订多年协议，含最低交易量承诺，未满足可能导致合同处罚[168] - 公司依赖少数重要购买方销售大部分油气和NGL产品，失去主要购买方可能短期内严重影响收入[169] - 多井平台钻井可能导致运营结果波动，影响单井可能影响整个平台生产[171] - 公司未来可能进行资产或业务收购，但评估准确性不确定，整合可能面临困难[172][174] - 额外钻井设备、人员和服务的可用性或成本问题，可能影响公司按预算和时间执行开发计划[175] - 商品价格上涨可能导致成本上升，降低公司盈利能力、现金流和完成开发活动的能力[176] - 公司衍生品活动可能导致财务损失或减少收益，还面临交易对手违约风险[180][182] - CRP债务协议限制公司未来融资能力，增加违约风险[191] - CRP未经贷款人同意，不得进行多项交易，如产生额外债务、对外贷款等[192] - CRP循环信贷安排的借款基数将自动减少未来可发行的高级无抵押票据总名义金额的25%，借款最低可用性条件为未偿还高级有抵押票据本金总额的25%[194] - 气候变化相关法律法规可能增加公司运营成本，减少油气需求[199] - 美国约200个国家于2015年12月同意《巴黎协定》，美国曾退出，现重新加入进程已启动[200] - 水力压裂相关的立法和监管举措可能增加公司成本，限制运营[202] - 燃料节约措施、替代能源竞争力增强等可能降低油气需求，影响公司收入[205] - 投资者对油气行业的负面情绪可能对公司业务、财务状况等产生重大不利影响[206] 股东情况 - Riverstone及其关联方截至2020年12月31日持有公司约33%的有表决权普通股[215] - 特拉华州法律规定，持有公司超过15%有表决权普通股的股东进行某些业务合并需获得大部分有表决权普通股股东的批准[218] 价格变动对销售额影响情况 - 基于2020年12月31日的产量，油价每变动10%，公司2020年油气销售额将变动4760万美元；NGL价格每变动10%，销售额变动470万美元；天然气价格每变动10%，销售额变动580万美元[304] 商品衍生工具交易情况 - 2021年1 - 3月，NYMEX WTI原油互换交易量为99万桶，加权平均价格为41.48美元/桶[306] - 2021年4 - 6月，ICE Brent原油互换交易量为40.95万桶，加权平均价格为54.98美元/桶[306] - 2021年1 - 3月，原油领口期权交易量为31.5万桶，加权平均领口价格范围为40.00 - 48.14美元/桶[306] - 2021年1 - 3月，天然气互换交易量为540万MM

公司概况 - 公司在特拉华盆地核心区拥有大面积连续土地，新墨西哥州约2.39万净英亩，得克萨斯州约5.78万净英亩，2020年净土地面积同比增加约3500英亩，新墨西哥州土地面积同比增加27%[10][39] - 2020年实现自由现金流，连续两个季度减少总债务，年末资产负债率降至30%[13][56] 财务与运营 - 2020年全年产量略高于更新后指导范围中点，总单位成本达到或低于更新后指导范围中点，租赁运营成本较初始指导改善约28%，总体现金成本改善约19%[14] - 2021年计划运营双钻机项目，预计产生5500 - 7500万美元自由现金流，目标年末杠杆率低于2.5倍，长期目标低于1.5倍[13] 环境举措 - 2020年第四季度天然气燃烧率为0.5%，设定2021年燃烧率目标为1%[18][19] - 2020年循环利用480万桶水，循环水量同比增加约60%，减少生产水排放和淡水消耗[19][20] 成本优化 - 延长水平段长度、消除单段水平井开发等措施提高资本效率，目标2021年每英尺钻井和完井成本降至750 - 850美元[31][36] - 变电站项目完成使季度名义租赁运营成本降低约40%，减少基础设施支出需求[34] 储备与资本结构 - 尽管活动和价格下降，2020年仍维持储备基础，主要因较低的钻井和完井成本及运营成本[48] - 截至2020年底，总债务11.029亿美元，流动性约3.4亿美元，无近期债务到期[54][56][58]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度净油产量和总净等效产量平均约为32,597桶/日，较第三季度下降约13%，但收入约1.48亿美元，与第三季度基本持平，主要因油气价格上涨 [14] - 第四季度不包括对冲影响，实现油价为40.36美元/桶，高于第三季度的36.95美元/桶，天然气和NGL实现价格分别较上一季度上涨53%和40% [14] - 第四季度每桶LOE较第三季度增加24%至4.78美元，主要因产量下降及水电处理成本略有上升 [15] - 第四季度现金G&A季度环比基本持平，为1.96美元/桶，但名义G&A下降约12% [16] - 第四季度GP&T费用上涨8%至3.27美元/桶，VD&A下降3%至13.62美元/桶 [17] - 第四季度GAAP净亏损约8900万美元，受1900万美元未实现套期保值衍生品损失和4000万美元与到期未计划钻探土地相关的非现金减值费用影响，调整后EBITDAX为7900万美元，较第三季度增长约55% [18] - 第四季度总资本支出约3000万美元，高于第三季度的2200万美元，其中D&C资本支出2400万美元，设施资本支出400万美元 [19] - 第四季度利用自由现金流偿还循环信贷安排借款2500万美元，截至12月31日余额为3.3亿美元，流动性从年中2.97亿美元增至3.4亿美元 [20] - 截至12月31日，净债务与过去12个月EBITDAX之比为4.1倍，与上一季度年化EBITDAX之比为3.5倍，预计年底杠杆率将低于2.5倍 [21][22] - 2020年公司总债务仅增加2800万美元至约11亿美元，主要因5月债务交换减少债务1.27亿美元及下半年产生自由现金流偿还4000万美元债务 [24][25] - 2021年预计运营双钻机计划，DC&F资本支出约2.7亿美元，其余1500万美元用于基础设施、土地等，预计产生5500 - 7500万美元自由现金流 [30][31] - 2021年单位成本中点预计LOE为4.80美元/桶，TD&A为14美元/桶，GP&T为3.20美元/桶，现金G&A为2.10美元/桶 [34] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年双钻机计划预计完成约44口井，每台钻机约18 - 22口井，较往年有显著增加，且计划将平均井眼长度增加到8800英尺 [45] - 2021年约70%的完井计划为新墨西哥州的井 [46] - 2020年土地团队通过低成本互换和交易增加约3500英亩土地，新墨西哥州净面积增加27%，占总面积29%，联邦土地仅占约4% [47][48] - 2020年总探明储量基本持平于约3亿桶油当量，尽管SEC WTI价格下降31%，有机替换约90%的2020年产量，钻头F&D成本约13.50美元 [49] 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 - 公司将重点放在自由现金流生成和债务减少上，计划2021年运营双钻机计划，保持全年平均石油产量与2020年第四季度基本一致，通过更长的井眼开发和更高的资本效率实现目标 [52][55] - 2021 - 2022年将继续实现可持续自由现金流模式，利用部分运营现金流偿还债务，实现有机去杠杆，长期目标是实现中到高个位数的石油增长 [56] - 公司预计2021年底净债务与EBITDA之比低于2.5倍，2022年低于2倍，2023年低于1.5倍 [57] - 公司将继续寻找有增值潜力的规模扩张机会，但仅考虑对财务指标有增值作用的项目 [60] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年对整个E&P行业是充满挑战的一年，但公司通过成本削减举措成功转型为自由现金流生成实体，有信心将这些优势延续到2021年 [11] - 尽管宏观环境因COVID - 19仍脆弱，但改善的石油需求基本面可能支持未来油价，公司预计在每桶40多美元的油价下也能实现自由现金流为正 [58] - 公司对未来发展感到兴奋，认为已转型为可持续自由现金流实体，未来几个季度及以后有望继续去杠杆，2021年将是公司和股东的好年份 [77] 其他重要信息 - 公司在第四季度将天然气燃烧率降至总产量的0.5%，2021年设定了1%的企业目标，2020年循环水利用率提高60%，基本消除用卡车运输采出水，还运营双燃料钻机和压裂车队以减少企业排放，计划下个月发布首份企业可持续发展报告 [50][51] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2021年新墨西哥州井占比达70%的驱动因素及对联邦土地开发的看法 - 新墨西哥州对公司来说是较新的资产，过去对德州资产投资和基础设施建设更多，随着新墨西哥州资产成熟度提高和基础设施完善，公司将业务重心转移至此，且对联邦土地开发关注度低，因其仅占公司投资组合的4% [63][64] 问题2: 考虑冬季天气影响，如何看待2021年业务进展节奏 - 公司计划全年维持双钻机计划，目前无增减钻机计划，整体钻探和完井节奏较为均匀，但具体季度间可能因完井时间等因素有所变化 [65] 问题3: 未来套期保值策略的考虑 - 套期保值将成为公司未来战略的一部分，目的是覆盖公司成本、维持资本项目和可持续自由现金流，保护股东利益和实现去杠杆，2021年上半年套期保值比例高于下半年，随着时间推移，可能会为2022年增加套期保值，但因价格预测存在逆价差，会较为谨慎 [67][68] 问题4: 公司降低D&C成本和缩短周期时间的原因是否与市场上可获得更好的设备有关 - 这并非主要原因，主要是公司经历裁员后重建了钻井部门，形成了新的企业文化，注重培训员工关注业务的各个方面，从基层员工到现场管理人员都接受了“Centennial 2.0”文化培训，并非单纯受益于其他公司的培训 [73][74]