公司概况 - 公司在特拉华盆地核心区域拥有超73,500净英亩土地和约15年经济库存[10] - 2021年第四季度产生创纪录的约8500万美元自由现金流[13] 财务目标与表现 - 2021财年产生约2.07亿美元自由现金流，远超初始估计的5500 - 7500万美元[23] - 2021年底净债务与LTM EBITDAX比率为1.4倍，远低于2020年底的4.1倍，预计2022年第二季度降至1.0倍以下[10][23] - 2022 - 2023年预计累计产生超7.75亿美元自由现金流[20] 股东回报计划 - 董事会批准2年期3.5亿美元股票回购计划，约占当前市值15%，达到净债务与LTM EBITDAX比率约1.0倍或更低时执行[13][19] 运营效率与成果 - 2021年第四季度上线公司历史上前十大油井中的3口[13][27] - 持续提高运营效率，增加平均水平段长度，2021年达到约8900英尺[32] 环境举措 - 2021年减少约75%天然气燃烧量，增加超15%循环水使用量，将石油和产出水泄漏率控制在0.006%[34] 资本结构与流动性 - 2021年第四季度偿还1.8亿美元信贷安排借款，截至12月31日，净债务为8.314亿美元[13][35] - 宣布成功 refinance现有信贷安排，将到期日从2023年延长至2027年，借款基数增加约60%至11.5亿美元[36] 2022年发展计划 - 维持双钻机计划，预计实现10 - 15%原油产量增长，产生超4亿美元自由现金流[10][13] - 继续专注新墨西哥州利县开发，预计平均水平段长度约8750英尺[38] 套期保值策略 - 2022年套期保值覆盖约35%预期石油产量，提供下行保护和一定上行价格敞口[46]

业务运营情况 - 2021年前九个月公司运营双钻机项目，完成并投产33口运营井，平均有效水平段长约9000英尺[196] - 2021年2月冬季风暴Uri影响二叠纪盆地，公司部分油井停产约7天[197] 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[198] - 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[198] - 2021年秋季CRP信贷安排半年期借款基数重新确定，借款基数和选定承贷金额确认为7亿美元[199] - 2021年3月发行可转换高级票据，净收益1.636亿美元，用于偿还借款和开展交易；4月赎回1.271亿美元2025年高级有担保票据[249] - 2021年3月，公司发行1.5亿美元可转换优先票据，后又增发2000万美元，年利率3.25%，2028年4月1日到期[258] - 2017年11月和2019年3月，公司分别发行4亿美元5.375%的2026年高级票据和5亿美元6.875%的2027年高级票据[261] - 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8.00%的第二留置权高级有担保票据，该票据于2021年第二季度赎回[261] - 截至2021年9月30日，公司有2.05亿美元未偿还借款，可用借款额度为4.885亿美元，借款基数和选定承付款项重申为7亿美元[254] - 公司信贷协议下的未偿债务为2.05亿美元，加权平均利率为3.25%[280] - 假设未偿金额不变，加权平均利率上升或下降1.0%，每年利息费用的影响约为210万美元[280] - 剩余长期债务余额7.999亿美元为高级票据，有固定利率，不受利率变动影响[281] 销售数据对比（2021年第三季度与2020年同期） - 2021年第三季度与2020年同期相比，石油销售净收入增加8.1481亿美元，增幅68%；天然气销售净收入增加3.1893亿美元，增幅268%；NGL销售净收入增加2.603亿美元，增幅151%[201] - 2021年第三季度与2020年同期相比，石油平均销售价格从36.95美元/桶涨至65.31美元/桶，增幅77%；天然气平均销售价格从1.15美元/Mcf涨至3.99美元/Mcf，增幅247%；NGL平均销售价格从12.58美元/桶涨至40.16美元/桶，增幅219%[201] - 2021年第三季度与2020年同期相比，石油净产量从324.7万桶降至308.5万桶，降幅5%；天然气净产量从1035.4万Mcf增至1097.7万Mcf，增幅6%；NGL净产量从137万桶降至107.7万桶，降幅21%[201] 市场价格情况 - 2021年9月27日WTI原油现货价格达到75.45美元/桶，高于2020年4月20日的 - 37.63美元/桶[192] - 2021年第三季度亨利枢纽天然气平均指数价格达到4.28美元，是2020年同期1.95美元的两倍多[192] 产量变化情况（2021年第三季度） - 2021年第三季度，石油和NGLs净产量分别下降5%和21%，天然气产量增长6%[204] 运营成本变化（2021年第三季度与2020年对比） - 2021年第三季度运营成本中，租赁运营费用为2868.5万美元，较2020年增加414.2万美元，增幅17%； severance和从价税为1780万美元，较2020年增加996.1万美元，增幅127%；集输、处理和运输费用为2416.4万美元，较2020年增加503.4万美元，增幅26%[205] - 2021年第三季度租赁运营费用每桶油当量为4.79美元，较2020年增加0.92美元，增幅24%[206] - 2021年第三季度severance和从价税占总收入的比例从2020年的5.3%增至6.2%[208] - 2021年第三季度集输、处理和运输费用每桶油当量从2020年的3.02美元增至4.03美元[209] - 2021年第三季度折旧、损耗和摊销费用为7604.7万美元，较2020年减少1340万美元[210] - 2021年第三季度折旧、损耗和摊销每桶油当量为12.69美元，较2020年的14.10美元有所下降[211] - 2021年第三季度减值和弃置费用为770万美元，低于2020年的1990万美元[212] - 2021年第三季度一般和行政费用为3574.8万美元，较2020年的1758.2万美元大幅增加[214] - 2021年第三季度利息费用为1469万美元，较2020年减少300万美元[215] 税收与递延税情况（2021年第三季度） - 2021年第三季度公司产生税前净收入3710万美元，减少了同额的年度累计净运营亏损，相应递延税资产估值备抵减少1190万美元；2020年同期确认递延税资产估值备抵830万美元[219] 销售数据对比（2021年前九个月与2020年同期） - 2021年前九个月公司总净收入比2020年同期高2.811亿美元，增幅65%，其中石油、天然气和NGL销售净收入分别增长41%、266%和139%[221][222] - 2021年前九个月石油、天然气和NGL平均实现销售价格较2020年同期分别增长72%、270%和195%[221][223] - 2021年前九个月石油、天然气和NGL净产量较2020年同期分别下降18%、1%和19%[221][224] 成本费用情况（2021年前九个月与2020年同期对比） - 2021年前九个月租赁运营费用较2020年同期减少550万美元，但每桶油当量费用增加0.35美元，增幅8%[225][226] - 2021年前九个月 severance和从价税较2020年同期增加1610万美元，但占总净收入百分比从7.0%降至6.5%[225][228][229] - 2021年前九个月集输、处理和运输费用较2020年同期增加1090万美元，每桶油当量费用从2.80美元增至3.90美元[225][230] - 2021年前九个月折旧、损耗和摊销费用为2.133亿美元，较2020年同期减少7050万美元，每桶油当量费用从14.86美元降至12.94美元[231][232] - 2021年因产量下降和DD&A率降低，使DD&A费用减少，其中产量下降使费用降低3880万美元，DD&A率降低使费用减少3170万美元[231] - 2021年前9个月勘探及其他费用为470万美元，较2020年同期的1070万美元减少[235] - 2021年前9个月一般及行政费用为8980万美元，较2020年同期的5440万美元增加，主要因基于股票的薪酬费用增加4120万美元[236] - 2021年前9个月利息费用为4735.7万美元，较2020年同期的5151万美元减少420万美元[238] - 2021年前9个月信用额度加权平均借款额为2.946亿美元，加权平均有效利率为3.3%；2020年同期分别为3.223亿美元和3.2%[239] - 2021年前9个月赎回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年同期债务交换交易确认收益1.434亿美元[240][241] - 2021年前9个月衍生品工具净损失为1.50685亿美元，2020年同期为4033万美元[242] 资本支出与预算 - 2021年前9个月资本支出为2.35亿美元，预计2021年总资本支出预算在3亿至3.15亿美元之间[246] 现金流量情况 - 2021年前9个月经营活动产生现金3.331亿美元，较2020年同期增加2.029亿美元[251] - 2021年前9个月经营活动现金和票据发行净收益用于多项支出；2020年同期经营活动现金等用于多项支出[252][253] 价格变动对销售的影响 - 2021年前九个月，油价每变动10%，油气销售将变动5120万美元；NGL价格每变动10%，变动950万美元；天然气价格每变动10%，变动1060万美元[270] - 基于2021年前九个月产量，2021年9月30日前九个月油气销售，油价每桶变动10%，销售额变动5120万美元；NGL价格每桶变动10%，销售额变动950万美元；天然气价格每千立方英尺变动10%，销售额变动1060万美元[270] 套期保值合约限制 - 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%[271] - 公司信贷协议限制商品套期保值覆盖范围不超过探明储量合理预期产量的85%[271] 衍生品交易情况 - 截至2021年9月30日，NYMEX WTI原油互换10 - 12月交易量82.8万桶，加权平均价格49.82美元/桶[273] - 截至2021年9月30日，NYMEX WTI原油领口期权10 - 12月交易量9.2万桶，价格区间42 - 50.1美元/桶[273] - 截至2021年9月30日，原油差价基差互换10 - 12月交易量64.4万桶，加权平均差价0.26美元/桶[275] - 截至2021年9月30日，天然气基差差价互换10 - 12月交易量429万MMBtu，加权平均差价 - 0.24美元/MMBtu[276] - 2021年10月至2023年6月，原油互换交易涉及不同时间段，交易量从4.5万桶到109.2万桶不等，加权平均原油价格从49.82美元/桶到69.41美元/桶[273] - 2021年10月至2022年12月，原油价差基差互换交易量从45万桶到64.4万桶不等，加权平均价差从0.22美元/桶到0.26美元/桶[275] - 2021年10月至2022年12月，天然气互换交易量从154万MMBtu到368万MMBtu不等，加权平均天然气价格从2.95美元/MMBtu到3.24美元/MMBtu[277] - 2021年10月至2022年12月，天然气领口期权交易量从31万MMBtu到180万MMBtu不等，加权平均领口价格范围从3.00 - 3.68美元/MMBtu到3.15 - 4.65美元/MMBtu[277] 衍生品合约公允价值与损失情况 - 2020年12月31日至2021年9月30日，油气衍生品合约净公允价值从-1820.9万美元变为-7970万美元，商品对冲合约结算付款净额为8919.5万美元，现金和非现金按市值计价损失为-15068.6万美元[278] - 2021年9月30日，NYMEX原油远期曲线每桶上下变动10%，公允价值头寸将分别增加3750万美元或减少3710万美元；NYMEX天然气远期曲线每千立方英尺上下变动10%，公允价值头寸将分别增加780万美元或减少770万美元[278] - 截至2020年12月31日，油气衍生品合约的净公允价值为-18209000美元，截至2021年9月30日为-79700000美元[278] - 商品对冲合约结算付款净额为89195000美元，商品对冲合约的现金和非现金按市值计价损失为-150686000美元[278] - 2021年9月30日，纽约商品交易所原油期货曲线每桶假设向上或向下变动10%，公允价值头寸将分别增加3750万美元或减少3710万美元；天然气期货曲线每百万立方英尺假设向上或向下变动10%，公允价值头寸将分别增加780万美元或减少770万美元[278] 内部控制情况 - 公司评估2021年9月30日披露控制和程序在合理保证水平上有效[283] - 截至2021年9月30日的三个月内，财务报告内部控制系统无重大影响的变化[284]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度净油产量约33,500桶/日，较Q2增长5%；平均净当量产量约65,100桶/日，增长6%；总收入达2.885亿美元，环比增长24% [14] - 实现油价约65美元/桶，推动石油收入增长14%；天然气和NGL价格上涨，使二者综合收入环比增长57%，天然气实现价格约4美元/Mcf，较Q2上涨56%，NGL实现价格上涨近10美元至40美元/桶 [15] - LOE和现金G&A每桶分别为4.79美元和2.08美元，GP&T为4.03美元/桶，较上季度上涨16%；DD&A从Q2的13.09美元/桶降至12.69美元/桶 [16][17][18] - 调整后EBITDAX约1.71亿美元，较Q2增长35%；自由现金流从约3400万美元增至7700万美元；GAAP净收入约3700万美元 [18] - 第三季度总资本支出约7900万美元，较Q2下降5% [19] - 净债务与LTM EBITDAX之比从6月30日的3倍降至9月30日的2.1倍，目标是到2021年底降至1.5倍；净债务与LQA EBITDAX之比已降至1.5倍；预计到2022年底杠杆率低于1倍 [20][21] - 2022年预计套期保值约1.1万桶/日，主要采用固定价格互换，价格在64.5 - 65美元/桶，2021年平均套期保值约1.7万桶/日 [23] - 年度石油产量指导中点提高2%至约3.18万桶/日，总当量产量指导中点提高3%至约6.12万桶/日 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 - 出售的非核心资产位于南里夫斯县，约6200净租赁英亩及相关资产，售价4.01亿美元，第三季度产量约1600 BOE/日，占总产量不到3% [12][13] - 新墨西哥州的Mozzarella和Gouda井、Crunch Berry井，以及得克萨斯州的Highlander West Deep C09H井均取得良好生产成果，预计本季度投产的所有井在当前价格下12个月内实现收支平衡 [31][32][33][34] 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 - 公司将评估未来多余自由现金流的最佳用途，包括各种股东回报选项 [43] - 计划2022年初以两台钻机开始运营，若保持该计划，预计有低两位数的产量增长 [50] - 对于并购机会，公司会谨慎选择，只有能增加现金流且价格合适的项目才会考虑 [54] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2021年第三季度业绩出色，实现创纪录的自由现金流，持续去杠杆，出售非核心资产，预计2022年第一季度偿还完循环信贷额度 [9][10][70] - 运营团队持续提高效率，降低成本，预计2022年将面临通胀压力，公司将继续追求新技术和大规模开发以降低成本 [30][35] 其他重要信息 - 2021年至今每英尺成本接近800美元/侧英尺，位于2021年指导中点附近 [27] - 2022年预计开发组合与2021年相似，大部分开发将集中在新墨西哥州资产 [36] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司倾向无增长计划还是扩大规模发展 - 公司未给出2022年指导，但预计明年自由现金流将增加，已开始进行股东回报讨论；目前运行两台钻机，计划明年初也以两台钻机开始，若保持该计划，因运营效率提高，预计有低两位数的产量增长 [48][50] 问题2: 市场交易活跃度与年初相比情况 - 市场交易活跃度有波动，公司会考虑特拉华盆地的机会，但不会盲目扩张，若有能增加现金流且价格合适的机会，会进行评估 [53][54] 问题3: 是否考虑增加第三台钻机及相关决策因素 - 未暗示即将增加第三台钻机，计划明年初以两台钻机开始，之后会根据资本需求与董事会讨论确定合适的钻机数量；鉴于OPEC+减产和疫情对需求的影响，行业应谨慎对待大规模增长 [59][60] 问题4: 当前垫场开发规模和侧钻长度，以及2022年增加垫场规模的机会和选择 - 历史上每垫场1 - 2口井，侧钻长度7000英尺及以下；2021年平均侧钻长度预计在8700英尺左右，Q2和Q3超过9400英尺；垫场规模从1 - 2口井增加到平均3 - 4口井；2022年目标是平均每垫场3 - 4口井，继续强调侧钻长度超过8500 - 8700英尺，尽可能接近两英里 [62][63][64][66]

业绩总结 - 第三季度总收入为2.01亿美元，较第二季度增长14%[19] - 第三季度EBITDAX为6500万美元，较第二季度增长35%[19] - 第三季度平均每日石油产量环比增长5%[13] - 第三季度的油气生产量较2020年第四季度增长约11%[50] 财务状况 - 自由现金流创下约7700万美元的记录，为连续第五个季度实现正自由现金流[17] - 将2021财年的自由现金流指引上调至2亿至2.2亿美元，较之前的1.4亿至1.7亿美元增长约35%[17][28] - 净债务与过去12个月EBITDAX的比率从2021年6月30日的3.0倍降至2.1倍[10] - 预计2021年年底净债务与过去12个月EBITDAX的目标为低于2.0倍[28] - 2021年第三季度流动性增加约11%，达到约4.94亿美元[33] - 截至2021年9月30日，总债务为10.35亿美元，净债务与LTM EBITDAX比率为2.1倍[35] - 预计2021年净债务与LTM EBITDAX比率将达到约1.5倍，较2020年年底的4.1倍显著降低[50] 资本支出与投资 - 预计2021年全年的资本支出在2.9亿至3.05亿美元之间[47] - 2021年第三季度的借款为2.05亿美元，借款基数利用率为29%[34] - 通过有机去杠杆化和绝对债务减少，偿还了5000万美元的信贷额度借款[8] - 宣布以1.01亿美元出售南里夫斯县的非核心资产，出售所得将用于偿还信贷额度借款[11][24] 收入与盈利能力 - FY 2022全年收入为3,552,000千美元，FY 2023 Q1收入为644,000千美元，Q2收入为736,000千美元[63] - FY 2022 Q1至Q4的平均售价分别为$49.82、$65.03、$65.28和$64.53，FY 2023 Q1至Q2的平均售价为$69.41和$68.08[63] - FY 2022 Q1至Q4的净收入分别为$9,000、$12,000、$12,000和$8,000，FY 2023 Q1的净收入为$7,000[63] - FY 2022 Q4的EBITDA为$92,000千美元，FY 2023 Q1的EBITDA为$45,000千美元[63] - FY 2022 Q1至Q4的每股收益（EPS）分别为$0.26、$0.22、$0.22和$0.22，FY 2023 Q1的EPS为$0.22[63] 未来展望 - 预计2022年上半年将有更高的对冲比例，以反映CDEV的杠杆下降趋势[43] - 预计2021年自由现金流为2亿至2.2亿美元，年初至今流动性增加1.54亿美元，增幅为45%[50]

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]