原油销售协议数据 - 2023 - 2025年原油销售协议的总交付量为2740万桶，其中2023年为1241万桶，2024年为1061万桶，2025年为438万桶；日交付量方面，2023年为3.4万桶/日，2024 - 2025年为2.9万桶/日[63] - 2023年1月至2025年5月，2.9万桶/日的交付量若未完成会面临财务“照付不议”惩罚[64] 主要客户收入占比 - 2022 - 2020年，BP America占公司总净收入的比例分别为34%、50%、47%；Shell Trading (US) Company占比分别为21%、22%、20%；Enterprise Crude Oil, LLC占比分别为18%、0%、4%；Eagleclaw Midstream Ventures, LLC占比分别为8%、11%、8%[66] - 2022 - 2020年，BP America分别占公司总净收入的34%、50%、47%；Shell Trading (US) Company分别占21%、22%、20%；Enterprise Crude Oil, LLC分别占18%、0%、4% [263] 法律法规及监管政策 - 《2005年能源政策法案》将FERC根据《天然气法》和《天然气政策法案》的最高民事罚款提高到每天138.8496万美元[75] - 《商品交易法》禁止任何人操纵州际贸易中任何商品的价格以及该商品金融工具的市场[76] - 公司运营受联邦、州和地方法律法规监管，违反规定会导致巨额罚款，且法规常修订或重新解释[70] - 公司在新墨西哥州和得克萨斯州的业务受当地法规限制产量和钻井数量，且需缴纳生产或severance税[71] - 石油销售目前不受监管，但国会未来可能实施价格控制，石油运输受FERC和州监管委员会监管[73] - 历史上州际天然气运输和销售受美国联邦政府机构监管，目前生产商可按不受控制的市场价格销售，但国会未来可能重新实施价格控制[74] - 2016年12月，EPA与环保组织达成同意令，要求在2019年3月15日前修订某些与石油和天然气废物相关的Subtitle D标准法规或确定无需修订[80] - 2019年EPA得出结论，认为无需对勘探和生产废物进行监管，各州已根据RCRA的Subtitle D条款进行充分监管[80] - 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，2019年9月该规则被正式废除[82] - 2020年1月特朗普政府发布《通航水域保护规则》，2021年8月被联邦地方法院撤销，随后拜登政府停止执行并恢复1986年WOTUS定义[83] - 2022年12月30日，EPA和美国陆军工程兵团最终确定“修订后的‘美国水域’定义”规则，将于2023年3月20日生效[84] - 2020年4月，美国蒙大拿地区联邦地方法院撤销全国许可证NWP 12，5月缩小裁决范围，仅针对新油气管道建设[84] - 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，新规则对长度超250英里的新油气管道项目有新要求[84] - 得克萨斯铁路委员会（TRRC）在米德兰地区多次发生3.5级以上地震后，要求运营商减少每日注入量并提供注入数据[85] - 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，2021年10月宣布重新审议，目标2023年底完成决策[88] - 2021年4月，拜登宣布美国到2030年将排放量在2005年水平基础上减少50 - 52%[89] - 2021年11月，中美欧等发起“全球甲烷承诺”，目标到2030年将全球甲烷污染在2020年水平基础上至少削减30%[89] - 2022年8月，拜登签署《降低通胀法案》，包含甲烷排放减少计划[89] - 2022年9月，EPA发布报告，2020年二氧化碳社会成本在2%贴现率下为每公吨190美元[90] - 2012年和2016年6月，EPA发布CAA法规，对油气水力压裂过程中的空气排放捕获、泄漏检测和许可设定标准[91] - 2016年6月，EPA发布废水排放限制指南，禁止陆上非常规油气开采设施向公共污水处理厂排放废水[91] - 2014年，EPA发布关于水力压裂所用化学物质和混合物的TSCA报告预发布版本[91] - 2015年3月，BLM通过关于联邦和印第安土地上水力压裂的严格标准规则，2020年3月法院维持BLM撤销该规则的决定[91][92] - 2016年12月，EPA发布水力压裂对饮用水资源潜在影响的最终报告，结论是在特定有限情况下可能有影响[92] - 2013年5月，得克萨斯州铁路委员会发布“井完整性规则”，2014年1月生效，对钻井、下管和固井等提出新要求[157] - 该规则要求在完井或停止钻井后提交固井报告，并对低于可用地下水1000英尺的井进行额外测试[157] - 拜登宣布到2030年全经济范围净温室气体排放量较2005年水平减少50% - 52%[154] - 全球甲烷承诺目标是到2030年全球甲烷排放量较2020年水平至少减少30%[154] - 新墨西哥州和得克萨斯州政府正在调查天然气燃烧做法，可能实施额外限制[160] - 美国联邦和州所得税法若有变化，如取消无形钻井和开发成本的即时扣除等，或对公司产生不利影响[164] - 自愿或法定的ESG信息披露可能引发私人诉讼、政府调查或执法行动[163] 公司员工情况 - 截至2023年2月7日，公司有218名全职员工[101] - 公司约36%的员工为女性，约22%的员工为非白人[102] - 公司在工作场所保持零员工可记录的疾病或受伤事故[102] 商品价格及资产减值 - 2020年，WTI原油现货价格一度跌至每桶负37.63美元，亨利枢纽现货价格低至1.33美元[108] - 2020年公司因油气商品价格低迷确认了5.918亿美元的资产减值[111] - 截至2022年12月31日，公司按SEC规则计算储量时使用的原油和天然气基准价格分别为每桶90.15美元和每百万英热单位6.36美元；若价格增减10%，年末探明储量将分别增减110万桶油当量（0.2%）和200万桶油当量（0.3%），探明储量税前PV 10%将分别增减17亿美元（15%）[113] - 商品价格持续或长期下跌可能导致公司预期收入和现金流不足，需减少资本支出或借款弥补缺口；若无法获得所需资本或融资，将对未来储备开发能力产生不利影响[110] - 若未来未折现现金流低于资产账面价值，公司可能需对资产进行减记；未来商品价格持续或长期下跌可能导致资产进一步减值，对经营业绩产生重大不利影响[111] - 储量估计依赖诸多假设，任何重大不准确都会影响储量数量和现值；实际生产、价格等可能与估计不同，重大差异会影响储量估计[112] - 2022年12月31日止年度，油价每变动10%，油气销售将上下波动1.622亿美元；NGL价格每变动10%，将上下波动2770万美元；天然气价格每变动10%，将上下波动2320万美元[225] - 2022年12月31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9440万美元或减少9470万美元；NYMEX天然气远期曲线每百万英热单位上下变动10%，公允价值头寸将分别增加360万美元或减少390万美元[228] - 2022年和2021年已探明油气资产无减值，2020年因油气价格低迷，已探明油气资产发生591.8百万美元非现金减值[266] 公司储量情况 - 截至2022年12月31日，公司总估计探明储量的41%被归类为探明未开发储量[114] - 截至2022年12月31日，公司超过96%的总净面积由生产持有[115] - 公司需不断替换和开发储备，否则储量和产量将下降，影响未来现金流和经营业绩；若无法成功勘探、开发或收购足够储备，业务和财务状况将受重大不利影响[114] - 截至2022年12月31日，公司总估计已探明储量均来自二叠纪盆地的特拉华次盆地的物业[132] 公司运营风险 - 油气钻探和生产是高风险活动，存在诸多不确定性，公司可能未投保或保险不足，未保险或保险不足事件造成的损失和负债可能对业务和财务状况产生重大不利影响[120] - 钻井水平井面临在目标区域着陆、水平钻进时保持在目标区域、合理布置井间距等风险[127] - 完井面临按计划分段压裂、工具下入、防止与其他井意外连通等风险[128] - 公司运营严重依赖水供应，用水限制或无法经济处理产出水会对财务状况产生不利影响[130][131] - 公司生产物业集中在特拉华次盆地，易受区域因素影响，可能对运营结果产生较大冲击[132] - 公司生产的可销售性依赖第三方运输设施，设施不可用或无法获得合理条款会中断运营并减少收入[133] - 公司与供应商、服务提供商和购买方签订的多年协议含最低产量承诺，未满足承诺可能导致合同处罚[134] - 公司衍生品活动可能导致财务损失或减少收益，使用衍生品可能需交付现金抵押品[141][142] - 商品衍生品合约使公司面临交易对手违约导致财务损失的风险，未完全套期保值的生产使公司面临油气价格波动影响[143] - 公司的杠杆和偿债义务可能对财务状况、经营成果、业务前景和偿债能力产生不利影响[144] - 运营公司可能无法产生足够现金偿还债务，可能需采取其他措施但不一定成功[145] - 运营公司债务协议中的限制条款可能限制其增长和开展某些活动的能力[146] - 若运营公司无法遵守债务协议中的限制和契约，可能导致违约，进而加速还款甚至破产清算[148] - 运营公司循环信贷安排下借款基础的显著减少可能对公司运营资金产生负面影响[150] - 燃料节约措施、替代燃料需求、技术进步等或降低石油和天然气需求，影响公司收入[158] - 部分投资者因社会和环境因素减少或消除对石油和天然气行业的投资[158] - 不利的ESG评级和资金转移可能导致负面投资者情绪，影响公司股价和资本获取[163] - 公司面临法律法规变化或不遵守法规对业务、投资和经营结果产生不利影响的风险[165] - 投资者对油气行业负面情绪可能影响公司筹集股权和债务资本的能力[165] - 公司主要股东持有大量投票权，可能限制其他股东批准交易的能力[165] - 未来股权销售或稀释可能对公司普通股市场价格产生不利影响[166] - 合并业务若未能在预期时间内成功整合，可能对公司未来业绩产生不利影响[173] 公司债务情况 - 截至2022年12月31日，公司有大约21亿美元的长期债务，运营公司循环信贷安排下有11亿美元的额外借款能力（扣除580万美元未偿还信用证后）[144] - 运营公司循环信贷安排下的借款基础会自动减少未来可发行的高级无担保票据总名义金额的25%[151] - 与并购相关修改信贷协议时，选定的承付款项增加到15亿美元[151] - 截至2022年12月31日，公司在运营公司循环信贷安排下有3.85亿美元的未偿还借款[152] - 截至2022年12月31日，公司根据信贷协议有3.85亿美元未偿还债务，加权平均利率为6.4%，加权平均利率每变动1%，每年利息费用影响约为390万美元[229] - 剩余18亿美元长期债务为高级票据，有固定利率，不受利率变动影响[229] - 截至2022年12月31日，公司长期债务净额为21.40798亿美元，2021年为8.25565亿美元[252] - 2022年12月31日，公司长期债务净额21.40798亿美元；2021年12月31日，长期债务净额8.25565亿美元[289] - 截至2022年12月31日，公司信贷安排下未偿还借款3.85亿美元，可用借款能力11亿美元[289] - 2021年3月19日和26日，OpCo发行可转换优先票据，本金总计1.7亿美元，扣除发行成本后净收益1.636亿美元，利率3.25%，2028年4月1日到期[292] - 截至2022年12月31日，可转换优先票据净负债为1.65亿美元[293] - 2021年3月发行可转换优先票据时，OpCo进行上限认购交易，成本1470万美元[294] - 2022年9月1日，公司承担Colgate未偿还高级票据，包括3亿美元7.75%的2026年到期票据和7亿美元5.875%的2029年到期票据[295] - 2019年3月15日，OpCo发行5亿美元6.875%的2027年到期高级无担保票据，净收益4.89亿美元[295] - 2017年11月30日，OpCo发行4亿美元5.375%的2026年到期高级无担保票据，净收益3.91亿美元[295] - 截至2022年12月31日，2027年和2026年高级无担保票据剩余本金分别为3.564亿美元和2.894亿美元[295] 公司股东权益及股权交易 - 截至2022年12月31日，NGP、Pearl和Riverstone分别持有公司约21%、16%和13%的投票权益[165] - 合并后公司向原高露洁股东发行2.693亿股C类普通股和同等数量的OpCo普通股单位[166] - 2022年9月合并完成时，公司宣布一项规模达5亿美元的股票回购计划[168] - 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大部分有表决权普通股股东批准[171] - 原高露洁股东在合并中获得的股份和单位锁定期至2023年3月1日[166] - 2022年9月1日，公司完成与Colgate Energy Partners III, LLC的合并，并更名为Permian Resources Corporation [257] - 2022年9月1日，科尔盖特单元持有人的会员权益换为2.693亿股C类普通股、2.693亿个普通股单位和5.25亿美元现金对价[280] -

财务数据和关键指标变化 - 第四季度净产油量约为81,375桶/日，平均净当量产量总计158,200桶/日，调整后EBITDAX为6.21亿美元，总资本支出为3.25亿美元，调整后自由现金流为2.56亿美元 [3] - 第四季度成本基本符合预期，LOE为每桶油当量5.04美元，GP&T为1.39美元，现金G&A为1.46美元，GP&T因公司更多产量从实物处理安排过渡而显著下降 [3] - 截至12月31日，公司约有6000万美元现金，循环信贷安排借款3.85亿美元，总净债务约21亿美元，净债务与LQA EBITDAX之比约为0.9倍，预计将利用自由现金流随时间减少净债务 [70] - 可控现金成本（包括LOE、GP&T和现金G&A）中点估计为每桶油当量7.60美元，较之前展望降低5%，预计G&A约为每桶油当量1.30美元，较合并前独立的Centennial上一季度实现的2.10美元下降约40% [72] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第四季度油产量超过81,000桶/日，超过生产范围上限，产量增加主要归因于油井表现好于预期 [51] - 完井方面，车队效率使每日完成的侧钻长度增加17% [52] - PR D&C团队在第四季度提高运营效率，每日钻井进尺增加约11%，减少了钻机释放时间，主要得益于离线固井和快速钻井的实施 [42] 各个市场数据和关键指标变化 - 能源板块在标准普尔500指数中的表现较2020年低点略有改善，但相对于市场其他板块仍处于估值折价状态 [7] - 预计2023年全年总平均产量为16.2万桶油当量/日和8.5万桶油/日，分别较9月初步展望中点增长3%和4%，目标是第四季度到第四季度石油产量增长10%，2023年石油退出率比之前展望高9% [45] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于提升投资组合价值，通过加速非战略资产价值实现，将资金重新投入核心业务高回报项目，为股东创造回报 [1] - 2023年计划通过合理分配资本，平衡高回报率库存开发，确保需共同开发的区域一起开发，以实现更高回报和自由现金流 [57] - 公司将实施可变回报计划，第一季度开始，将至少50%的自由现金流在支付基础股息后返还给投资者，第一季度可变股息将于5月支付 [44] - 公司认为自身凭借核心资产、有机增长、高效运营和强大财务状况，有机会获得更具竞争力的估值倍数，不仅与直接同行竞争，还与更广泛市场的其他行业竞争 [59] - 公司将继续寻找高增值交易，优化投资组合，增加股东价值，如近期宣布的一系列交易为资产负债表增加1亿美元，并为近期钻井计划增加约45个高回报地点 [53] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对团队在第四季度的表现感到自豪，各方面执行良好，油井结果出色，成本得到控制，产量超过预期，同时成本保持在范围内 [50] - 公司对2023年前景充满信心，认为能够实现更高产量、更低单位成本，提高资本效率和自由现金流，为股东创造长期价值 [74] - 公司认为Permian盆地是北美最佳产油盆地，资产质量将使运营商在未来几年保持强劲的自由现金流水平 [7] 其他重要信息 - 3月1日起，Guy Oliphint将接任首席财务官一职，他拥有近20年为上游公司提供财务和战略交易咨询的经验 [4] - 公司可能会提及非GAAP财务指标，相关指标与最近对应GAAP指标的调节可在收益报告或演示文稿中找到，这些文件可在公司网站获取 [38] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 油井生产率提高的主要驱动因素是什么 - 油井在所有资产区域都表现出色，第四季度德州资产、Lea县资产和Eddy县资产都有显著表现，其中Eddy县资产表现最佳，为2023年奠定了良好基础 [62] 问题: 基于15年以上的库存，2023年的资本效率水平能维持多久 - 15年库存中约三分之二位于Wolfcamp和Bone Springs Sands地层，这是Delaware盆地最具生产力的地层，未来5 - 7年能维持相同水平的资本效率，后几年资本效率可能会略有下降 [63] 问题: 除冬季准备外，还有哪些因素导致运行时间高于历史水平 - 运行时间的提高是各方面小因素积累的结果，主要得益于整合工作到位，各团队协同合作，压缩运行时间是最大驱动因素，公司在现场有很多气举压缩机，且系统运行良好 [64] 问题: 2023年计划的轻微调整对2023年和2024年有何影响 - 2023年计划能使石油产量从2022年第四季度到2023年第四季度继续增长10%，2022年第四季度产量超出预期9%，为2023年奠定了良好基础，2023年第四季度石油产量将比之前预期高9%，为2024年提供了很好的起点 [84] 问题: 公司近期是否增加了运输合同，目前在Delaware的基础设施状况如何 - 今年下半年新管道上线将带来一些运力释放，公司有一定保障，约三分之一的天然气有Henry Hub加基差互换协议，且大量天然气在休斯顿航道销售，今年只有约三分之一的天然气面临较低的WAHA定价，对公司价值影响不大 [85] 问题: 计划实施的提高运营效率的项目完成情况如何，剩余空间如何衡量 - 运行时间和油井表现是产量提高的关键，说明资产质量高，公司在整合过程中制定了最佳实践，确保人员和流程合理配置，一个季度就看到了效果 [79] 问题: 2023年工作计划中工作权益增加5%的驱动因素是什么，近期增加工作权益的机会如何 - 这得益于公司强大的土地和业务开发团队，团队通过各种小交易，如土地交易、租赁延期和增加附带工作权益等，不断优化现有资产，第四季度完成了50多笔交易 [87] 问题: 成本通胀趋势如何 - 公司预计同比通胀率在15%左右，实际通胀略高于此，但通过合并后的效率提升抵消了1% - 2%的通胀 [25] 问题: 现金返还计划中，回购和可变股息的最新想法是什么 - 公司自9月推出该计划以来，信息一直保持一致，长期来看，默认倾向于可变股息，但也喜欢股票回购，会根据机会进行灵活操作 [93] 问题: 市场上的投资组合优化、小额并购交易情况如何，当前是否是交易的好环境 - 公司一直有进行小额交易，这些交易回报率高且增值明显，像几周前宣布的大型附带交易是很好的机会，但此类机会越来越难找到，公司会谨慎寻找能为股东带来价值的交易，若找不到也对现有库存质量和深度满意 [96][98]

公司概况 - 是最大的特拉华盆地纯上游勘探与生产公司，拥有约18万净英亩土地、约4.3万净特许权英亩土地，2023财年预计产量约16.2万桶油当量/日[10] - 企业价值约74亿美元，当前杠杆率约0.9倍[10] 财务表现 - 2022财年归属于A类普通股的净利润为5.15037亿美元，调整后EBITDAX为15.16294亿美元[3] - 2022年第四季度净现金提供的经营活动为5.28亿美元，调整后自由现金流为2.56亿美元[14] 运营亮点 - 2022年第四季度石油产量为81.4万桶/日，超出此前预期中点9%[14] - 冬季风暴期间表现出色，等效停机时间不到半天，预计对2022年第四季度总产量影响约3%[18] 业务交易 - 2023年1月宣布一系列投资组合管理交易，包括9800万美元的附带收购、7000万美元的非运营资产剥离和1.25亿美元的中游基础设施交易[22] 2023年指引 - 总生产量为15.5 - 16.8万桶油当量/日，石油产量为8.2 - 8.8万桶/日[31][34] - 总现金成本为7.10 - 8.10美元/桶油当量，资本支出计划为12.5 - 14.5亿美元[37][40] 股东回报 - 宣布季度基础股息为每股0.05美元，预计从2023年第一季度开始实施可变资本回报计划，将至少50%的自由现金流返还给股东[14][35][38] 风险管理 - 提醒前瞻性陈述受多种风险和不确定性影响，包括商品价格波动、疫情、通胀等[2] 非GAAP指标 - 介绍调整后EBITDAX、自由现金流、调整后自由现金流、净债务和净债务与EBITDAX比率等非GAAP财务指标的用途和局限性[7][8][9] 资产负债表 - 截至2022年12月31日，现金及现金等价物为6000万美元，净债务为21.41亿美元，当前杠杆率约0.9倍，长期杠杆目标为0.5 - 1.0倍，总流动性约12亿美元[63][66][67] ESG表现 - 持续关注减少温室气体排放强度，通过消除常规燃烧、改进设施设计等措施实现；致力于减少地表干扰和水资源使用；管理层薪酬与股东利益高度一致[72]

公司合并相关 - 2022年9月1日公司完成与Colgate的合并，Colgate股东获得2.693亿股C类普通股、2.693亿个普通股单位和5.25亿美元现金，约占公司48%股份[208][215] - 因合并公司获得约10.5万英亩净租赁土地和2.5万英亩净特许权土地[216] - Colgate的运营结果自2022年9月1日起纳入公司中期合并财务报表和运营结果[222] - 合并中，公司将27亿美元的购买价格分配给收购的资产和承担的负债[297] 钻探计划相关 - 2022年前八个月公司运营两个钻机的钻探计划，9月1日后运营八个钻机的钻探计划，三季度末完成并投产58口油井，平均有效水平段长度约9300英尺[217] - 公司计划11月将运营的钻探钻机计划减至七个，并预计全年维持该水平[217] 信贷安排相关 - 2022年2月18日公司新的五年期循环信贷安排生效，承诺额度从7亿美元增至7.5亿美元，借款基数从7亿美元增至11.5亿美元[218] - 2022年7月15日公司对信贷安排进行首次修订，承诺额度从7.5亿美元增至15亿美元，借款基数从11.5亿美元增至25亿美元[219] - 2022年2月18日，OpCo与银行辛迪加签订了一份修订和重述的五年期有担保信贷安排，到期日延长至2027年2月[278] - 2022年7月15日，OpCo对信贷协议进行了首次修订，将选定承付款从7.5亿美元增加到15亿美元，借款基数从11.5亿美元增加到25亿美元[279] 股票回购计划相关 - 2022年2月公司董事会授权最高3.5亿美元的股票回购计划，合并后增至5亿美元并延长至2024年12月31日，2022年前九个月未回购[220] 商品价格相关 - 2022年第一季度至第三季度，原油季度平均价格分别为94.40美元/桶、108.34美元/桶、91.56美元/桶，天然气季度平均价格分别为4.60美元/百万英热单位、7.39美元/百万英热单位、7.96美元/百万英热单位[210] - 2022年3月8日，纽约商品交易所西德克萨斯中质原油现货价格达到123.70美元/桶，2020年4月20日曾低至 - 37.63美元/桶；2022年8月23日，纽约商品交易所亨利中心天然气指数价格达到9.85美元/百万英热单位，2020年9月22日曾低至1.33美元/百万英热单位[209] - 2022年第三季度石油和天然气平均实现销售价格较2021年同期分别上涨36%和65%，NGL平均实现销售价格下降10%[225] - 2022年前九个月，石油、天然气和NGL平均实现销售价格分别同比增长56%、66%和24%[245][247] 产量相关 - 2022年第三季度石油、天然气和NGL净产量较2021年同期分别增长45%、30%和52%[226] - 2022年前九个月，石油、天然气和NGL净产量分别同比增长26%、13%和35%[245][248] 第三季度财务数据对比（与2021年同期） - 2022年第三季度总净收入比2021年同期高2.613亿美元，涨幅91%[224] - 2022年第三季度租赁经营费用比2021年同期增加1230万美元，涨幅43%[227] - 2022年第三季度severance和从价税比2021年同期增加2390万美元，涨幅135%，占总净收入比例从6.2%升至7.6%[227][229] - 2022年第三季度集输、处理和运输费用比2021年同期增加590万美元，涨幅24%，但每桶油当量费用从4.03美元降至3.55美元[227][231] - 2022年第三季度折旧、损耗和摊销费用为1.095亿美元，比2021年同期增加3350万美元，每桶油当量费用从12.69美元升至12.94美元[232] - 2022年第三季度一般和行政费用为4340万美元，比2021年同期增加760万美元，主要因股票薪酬费用增加500万美元和现金G&A增加260万美元[234] - 2022年第三季度合并和整合费用为5930万美元[235] - 2022年第三季度减值和弃置费用为50万美元，较2021年同期的770万美元大幅减少[236] - 2022年第三季度勘探及其他费用为240万美元，2021年同期为180万美元，主要因2022年第三季度地质与地球物理人员成本增加[237] - 2022年第三季度利息费用为2880.7万美元，2021年同期为1469万美元，增加了1410万美元，主要因债务发行成本摊销、高级票据利息费用和信贷协议利息增加[238] - 2022年和2021年第三季度，公司信贷协议下加权平均未偿借款分别为2.636亿美元和2.648亿美元，加权平均实际利率从3.3%升至4.9%[239] - 2022年第三季度衍生品工具净收益为1.81308亿美元，2021年同期净损失为445.27万美元[240] - 2022年第三季度公司实现税前净收入3.747亿美元，记录所得税费用3120万美元；2021年同期实现税前净收入3710万美元，减少了同等金额的净运营亏损[241][242][243] 前九个月财务数据对比（与2021年同期） - 2022年前九个月总净收入比2021年同期高6.562亿美元，增幅92%，主要因油气和NGL销量及平均商品价格上涨[245][246] - 2022年前九个月运营成本中，租赁运营费用、severance和从价税、集输处理运输费用分别同比增加2110万美元、5530万美元和1338.6万美元，增幅分别为27%、120%和21%[249] - 2022年前九个月租赁运营费用增加主要因产量增加和并购带来的额外成本，部分被环境和水处理成本降低抵消；severance和从价税增加主要因油气和NGL收入增加及税收评估提高[249][250] - 2022年前九个月，severance和从价税占总净收入的比例从2021年同期的6.5%增至7.4%[251] - 截至2022年9月30日的九个月，Gathering, Processing and Transportation（GP&T）费用较2021年同期增加1340万美元，每桶油当量（Boe）的GP&T费用从2021年的3.90美元降至2022年的3.81美元[252][253] - 截至2022年9月30日的九个月，折旧、损耗和摊销（DD&A）费用为2.626亿美元，较2021年同期增加4940万美元，每Boe的DD&A费用从2021年的12.94美元降至2022年的12.89美元[254][255] - 截至2022年9月30日的九个月，一般和行政费用（G&A）为8390万美元，低于2021年同期的8980万美元[256] - 截至2022年9月30日的九个月，合并和整合费用为6500万美元[257] - 截至2022年9月30日的九个月，减值和弃置费用为360万美元，低于2021年同期的2610万美元[258] - 截至2022年9月30日的九个月，勘探和其他费用为660万美元，高于2021年同期的470万美元[259] - 截至2022年9月30日的九个月，利息费用为5628.7万美元，较2021年同期增加890万美元[260] - 截至2022年9月30日的九个月，公司产生税前净收入6.306亿美元，记录所得税费用7940万美元；2021年同期确认递延税资产估值备抵810万美元，所得税收益为零[264][265][266] 资本支出与现金流相关 - 2022年前九个月公司资本支出为4.542亿美元，预计第四季度钻探、完井和设施资本支出预算在3 - 3.25亿美元之间[269] - 2022年前9个月，公司经营活动产生的现金流量为8.434亿美元，较2021年同期增加5.102亿美元[274] - 2022年前9个月，公司用经营活动现金流和循环信贷融资支付了4.967亿美元的合并净现金对价，投入3.979亿美元用于钻探和开发现金支出，并偿还了4亿美元的高露洁信贷安排借款[276] 债务发行相关 - 2021年3月，OpCo发行了1.5亿美元3.25%的高级无担保可转换票据，后又增发2000万美元，总计净收益1.636亿美元[283] - 2022年9月1日，OpCo在合并中承担了高露洁的高级票据，包括3亿美元7.75%的2026年到期高级票据和7亿美元5.875%的2029年到期高级票据[288] 长期合同与债务义务相关 - 截至2022年9月30日，公司长期合同未来付款义务总计32.6106亿美元，其中长期债务义务23.6579亿美元[295] 市场风险相关 - 公司面临石油和天然气价格以及利率不利变化带来的市场风险，所有市场风险敏感工具均非用于投机交易[300] - 2022年前九个月，油价每变动10%，油气销售将变动1.01亿美元；NGL价格每变动10%，变动1600万美元；天然气价格每变动10%，变动2010万美元[301] - 信贷协议限制公司签订的商品套期保值合约不得超过已探明资产预期产量的85%[302] 衍生品交易相关 - 2022年10月至2024年12月，原油互换交易的加权平均价格在75.27 - 90.58美元/桶之间[304] - 2022年10月至2024年12月，原油基差互换交易的加权平均价差在0.43 - 0.62美元/桶之间[307] - 2022年10月至2024年12月，天然气互换交易的加权平均价格在3.93 - 7.64美元/百万英热单位之间[308] - 2022年12月31日至2022年9月30日，油气衍生品合约的净公允价值从 - 3491万美元变为2.031亿美元[310] - 2022年9月30日，纽约商品交易所原油期货曲线每变动10%，公允价值将增加1.108亿美元或减少1.116亿美元；天然气期货曲线每变动10%，公允价值将变动970万美元[310] 利率与债务余额相关 - 截至2022年9月30日，公司信贷协议下的债务余额为5.5亿美元，加权平均利率为5.13%，利率变动1%，利息费用每年变动约550万美元[312] - 公司剩余18亿美元长期债务为固定利率的高级票据，不受利率变动影响[313] 内部控制相关 - 截至2022年9月30日，公司披露控制和程序有效，且财务报告内部控制系统无重大变化[315][316] 会计准则相关 - 截至2022年9月30日，没有重大新会计准则采用或新会计声明对公司有潜在影响[299]

能源价格变化 - 2022年3月8日，WTI原油现货价格涨至每桶123.70美元，高于2020年4月20日的每桶 - 37.63美元；6月9日，亨利中心天然气指数价格涨至每百万英热单位9.46美元，高于2020年9月22日的每百万英热单位1.33美元[171] 公司业务运营情况 - 2022年上半年，公司运营两口钻机，完成并投产31口总运营井，平均有效水平段长度约9100英尺[179] 公司信贷协议变动 - 2022年2月18日，公司新的五年期循环信贷安排生效，承诺额度从7亿美元增至7.5亿美元，借款基数从7亿美元增至11.5亿美元，将于2027年2月到期[180] - 2022年7月15日，公司对信贷协议进行首次修订，承诺额度从7.5亿美元增至15亿美元，借款基数从11.5亿美元增至25亿美元，修订自合并完成日起生效[182] - 2022年2月修订并重述信贷协议，将选定承付款增加至7.5亿美元，借款基数增加至11.5亿美元，到期日延长至2027年2月[237] - 2022年7月对信贷协议进行修订，将选定承付款从7.5亿美元增加至15亿美元，借款基数从11.5亿美元增加至25亿美元[241] 公司股票回购计划 - 2022年2月，公司董事会授权一项最高3.5亿美元的股票回购计划，有效期至2024年4月1日[181] 公司合并协议 - 2022年5月19日，公司与Colgate Energy Partners III, LLC达成合并协议，Colgate拥有约10.5万净租赁英亩和2.5万净特许权英亩[176] 公司第二季度各业务线收入变化 - 2022年第二季度，公司石油销售净收入3.49591亿美元，高于2021年同期的1.77105亿美元，增幅97%[184] - 2022年第二季度，公司天然气销售净收入6803万美元，高于2021年同期的2701.5万美元，增幅152%[184] - 2022年第二季度，公司NGL销售净收入5503.3万美元，高于2021年同期的2845.7万美元，增幅93%[184] - 2022年第二季度，公司总净收入较2021年同期增加2.401亿美元，增幅103%[184][185] 公司第二季度各业务线价格和产量变化 - 2022年第二季度，公司石油、残气和NGLs的平均实现销售价格较2021年同期分别增长72%、144%和47%[186] - 2022年第二季度，公司石油、天然气和NGLs的净产量较2021年同期分别增长15%、3%和31%[187] 公司第二季度费用变化 - 2022年第二季度，公司租赁经营费用为2890万美元，较2021年同期增加592.4万美元，增幅26%[188] - 2022年第二季度，公司severance和从价税为3469.5万美元，较2021年同期增加1891.1万美元，增幅120%[188] - 2022年第二季度，公司收集、加工和运输费用为2575.6万美元，较2021年同期增加626.2万美元，增幅32%[188] - 2022年第二季度，公司折旧、损耗和摊销费用为8211.7万美元，较2021年同期增加870万美元[193] - 2022年第二季度，公司一般和行政费用为994.7万美元，较2021年同期减少1886万美元[195] - 2022年第二季度，公司合并和整合费用为570万美元[196] - 2022年第二季度，公司利息费用为1432.6万美元，较2021年同期减少90万美元[198] 公司第二季度税收和净收入情况 - 2022年第二季度，公司税前净收入为2.333亿美元，所得税费用为4150万美元[202] - 2021年第二季度，公司确认了760万美元的递延所得税资产估值备抵[203] 公司上半年总净收入变化 - 2022年上半年总净收入为3.95亿美元，较2021年同期增长93%[205][206] 公司上半年各业务线价格和产量变化 - 2022年上半年，石油、天然气和NGL平均实现销售价格分别增长71%、64%和55%[205][207] - 2022年上半年，石油、天然气和NGL净产量分别增长15%、5%和25%[205][208] 公司上半年费用变化 - 2022年上半年租赁经营费用为5763.4万美元，较2021年同期增加880万美元[205][209] - 2022年上半年severance和从价税为5974.6万美元，较2021年同期增加3140万美元，占总净收入的比例从6.7%增至7.3%[205][211][212] - 2022年上半年集输、处理和运输费用为4764.7万美元，较2021年同期增加750万美元[205][213] - 2022年上半年折旧、损耗和摊销费用为1.531亿美元，较2021年同期增加1590万美元[214] - 2022年上半年一般和行政费用为4060万美元，较2021年同期的5410万美元有所降低[216] - 2022年上半年合并和整合费用为570万美元，减值和弃置费用为310万美元，较2021年同期的1840万美元有所降低[217][218] - 2022年上半年勘探及其他费用为430万美元，高于2021年同期的290万美元[220] - 2022年上半年利息费用为2748万美元，较2021年同期减少520万美元[221] 公司上半年信贷和债务情况 - 2022年和2021年上半年信贷协议下加权平均未偿借款分别为1650万美元和3.102亿美元，加权平均实际利率分别为2.9%和3.4%[222] - 2021年上半年公司按面值赎回1.271亿美元高级有担保票据，记录债务清偿损失2220万美元[223] 公司上半年衍生工具情况 - 2022年上半年衍生工具净亏损为1.63657亿美元，高于2021年同期的1.06158亿美元[224] 公司上半年税收和净收入情况 - 2022年上半年公司实现税前净收入2.559亿美元，记录所得税费用4830万美元[226] 公司上半年资本支出和预算 - 2022年上半年资本支出为2.553亿美元，预计全年独立资本支出预算在3.65亿至4.25亿美元之间[229] 公司上半年经营活动现金情况 - 2022年上半年经营活动产生的现金为4.551亿美元，较2021年同期增加2.755亿美元[234] 公司票据发行情况 - 2021年3月19日，公司发行1.5亿美元3.25% 2028年到期的可转换优先票据，3月26日额外发行2000万美元，总净收益1.636亿美元[243] - 可转换优先票据年利率3.25%，2028年4月1日到期，可提前回购、赎回或转换[245] - 2017年11月30日，公司发行4亿美元5.375% 2026年到期的优先票据，2019年3月15日发行5亿美元6.875% 2027年到期的优先票据[247] - 2020年5月，1.106亿美元2026年到期优先票据和1.437亿美元2027年到期优先票据被交换为1.271亿美元8.00%的第二留置权优先担保票据[247] 价格变动对公司油气销售的影响 - 基于2022年上半年产量，油价每变动10%，公司油气销售变动6120万美元；NGL价格每变动10%，变动1010万美元；天然气价格每变动10%，变动1070万美元[255] - 2022年上半年，油价每变动10%，油气销售将变动6120万美元；NGL价格每变动10%，油气销售将变动1010万美元；天然气价格每变动10%，油气销售将变动1070万美元[255] 公司衍生合约情况 - 截至2022年6月30日，公司原油互换、领口期权、基差互换和展期互换等衍生合约有不同的交易量和加权平均价格[258][259] - 截至2022年6月30日，公司天然气互换、领口期权和基差互换等衍生合约有不同的交易量和加权平均价格[259][260] - 2021年12月31日至2022年6月30日，油气衍生合约净公允价值从 - 3491万美元变为 - 8204万美元[261] - 2022年6月30日，NYMEX原油期货曲线每变动10%，衍生合约公允价值变动4810万美元或4710万美元；天然气期货曲线每变动10%，变动720万美元[261] - 截至2022年6月30日，公司原油互换合同7 - 9月交易量78.2万桶，加权平均价格65.46美元/桶；10 - 12月交易量69万桶，加权平均价格65.63美元/桶等[258] - 截至2022年6月30日，公司原油领口期权合同7 - 9月交易量46万桶，价格范围78 - 107.13美元/桶；10 - 12月交易量64.4万桶，价格范围80 - 104.17美元/桶等[258] - 截至2022年6月30日，公司天然气互换合同7 - 9月交易量276万MMBtu，加权平均价格3.24美元/MMBtu；10 - 12月交易量154万MMBtu，加权平均价格3.15美元/MMBtu[259] - 2021年12月31日至2022年6月30日，油气衍生品合同净公允价值从 - 3491万美元变为 - 8204万美元[261] - 2022年6月30日，NYMEX原油期货曲线每变动10%，衍生品公允价值将增加4810万美元或减少4710万美元；天然气期货曲线每变动10%，衍生品公允价值将增加或减少720万美元[261] 公司信贷协议相关限制和借款情况 - 公司信贷协议限制商品套期保值覆盖范围不超过已探明财产合理预期产量的85%[256] - 截至2022年6月30日，公司在信贷协议下无未偿还借款，目前没有也不打算使用衍生对冲合约来防范利率波动[262] - 截至2022年6月30日，公司信贷协议下无未偿还借款[262] 公司长期债务情况 - 公司长期债务余额为8.018亿美元，由固定利率的优先票据组成[263] 公司披露控制和程序情况 - 公司管理层认为截至2022年6月30日，披露控制和程序有效[265]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度净油产量约36,700桶/日，较第一季度增长12%；平均净当量产量达70,240桶/日，较第一季度增长14% [9] - 总收入增长36%至约4.73亿美元，其中石油收入增长33%，天然气收入显著增长74%，NGL收入增长21% [9] - 第二季度LOE为4.52美元/桶，较第一季度下降13%；现金G&A为1.95美元/桶，下降约8%；GP&T为4.03美元/桶，略有上升 [10] - 第二季度产生约1.37亿美元自由现金流，较第一季度增长55%；调整后EBITDAX达2.97亿美元，较第一季度增长约37%；净收入约1.92亿美元 [10] - 第二季度资本支出约1.41亿美元，资本水平因钻井活动增加等因素环比上升 [10][11] - 截至6月30日，公司持有约2亿美元现金，无循环信贷安排借款，总净债务约6.15亿美元，净债务与LTM EBITDAX之比降至0.7倍，第一季度末为1.1倍 [12] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第二季度完井团队效率提升，上半年平均每日压裂约2000英尺水平段，2021年为1700英尺/日，增幅近20% [15] - 第二季度开钻19口井，较第一季度多6口，较2021年季度平均水平增长58%；完成13口井，并承担了7月初完成的额外井的资本支出 [11][15] 各个市场数据和关键指标变化 无相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司与Colgate Energy的合并股东投票定于8月29日，预计随后完成交易，合并后公司将拥有高利润率、低成本资产基础和大量长期高回报库存，有望为股东带来显著回报 [5][28] - 公司致力于通过扩大规模、锁定价格、提高运营效率等方式应对通胀压力，合并后有望进一步缓解通胀影响 [36][37][38] - 公司持续推进延长水平段和扩大井组规模的策略，以提高运营效率和回报率 [50][51] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司第二季度运营和财务业绩强劲，产量增加、价格上涨推动自由现金流创新高，杠杆率显著降低，为与Colgate Energy的合并奠定了良好基础 [5][9][27] - 管理层对合并进展表示满意，相信合并后公司将拥有行业内高素质的员工队伍，具备良好的发展前景 [5][25] - 公司关注通胀和相关立法的影响，将密切监测并在必要时进行预测和应对 [39][43] 其他重要信息 - 公司发布了2021年第二份年度企业可持续发展报告，介绍了与气候相关披露框架的对齐情况，扩大了排放报告范围，并承诺到2030年结束常规火炬燃烧 [21][22] - 2021年公司将范围1温室气体强度率降低近30%，火炬燃烧率降至1.2%，循环水使用率同比提高17% [23] - 第二季度公司在新墨西哥州李县建成了一座商业水循环利用设施，该设施每次满负荷运行可回收100万桶水，预计每口井可节省约10万美元完井成本及相关LOE成本，未来该地区新井目标是使用90% - 100%的循环水 [23][24] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 本季度钻出创公司纪录的井的原因，以及使用spud to rig和钻长水平段的成本节约情况 - 托斯塔达和戈尔迪塔井位于公司北部优先区块，处于第三骨泉层，代表了公司目前的最佳实践，包括目标定位、井间距和最新完井设计。良好的结果是地质条件和公司执行大型井组开发及返排能力的综合体现 [32][33] - spud to rig计划旨在平衡完井效率的提升和钻井节奏，进一步压缩周期时间，使公司能够在双钻机和单压裂机组的情况下协调两个环节的进度 [34][35] 问题2: 公司如何看待通胀，合并如何缓解通胀压力 - 合并后公司规模扩大，在钻机和车队活动等方面有机会进行更大规模的操作，从而缓解通胀压力 [36] - 公司已锁定部分有形元素（如钢材、套管和沙子）的价格，对合并前两家公司的成本管理情况表示满意，认为合并后有机会进一步降低周期时间，控制成本 [37][38] 问题3: 2023年主要的通胀压力有哪些 - 公司仍在研究合并后公司的运营最佳实践和钻机节奏同步等问题，认为资本方面存在压力，但价格可能已开始企稳，部分价格已从高位回落，预计主要通胀因素已反映在当前预算中，具体资本指导和钻机节奏将在交易完成后公布 [39] 问题4: 通胀削减法案中最低税和缺失费用组件对公司的预期影响 - 公司已关注该法案并进行监测，目前法案仍需立法程序，且有公司规模和收入等方面的限制，公司将从监管和政府关系角度密切关注，若法案通过将进行预测 [43] 问题5: 托斯塔达和戈尔迪塔井的地质或开发方法是否增强了对Colgate土地隐含价值的看法，两地地质是否不同 - 两地地质不同，但Eddy县资产在第二和第三骨泉层的钻井成本较低，产量稳定，资产质量、规模和可扩展性与Lee县资产相当，但执行方式会有所不同 [44][45] 问题6: 延长水平段能带来多高的回报 - 延长水平段通常能提高效率和回报率，本季度平均水平段长度约8000英尺，公司将继续寻找机会延长水平段，未来平均井的水平段长度预计为两英里 [50] 问题7: 近期井组规模有多大 - 过去几年公司一直在扩大井组规模，从历史上的2 - 3口井增加到平均3 - 5口井，具体规模因资产而异，在基础设施成熟、有足够流量能力的地区，井组规模可能在3 - 6口井之间，偶尔会有更大规模的井组 [51][52]

公司业绩亮点 - 2022年Q2产生创纪录的自由现金流1.37亿美元，较上一季度增长55%[10] - 季度末现金约2亿美元，季度现金余额增加约1.5亿美元[10][12] - 日总产量和石油产量较上一季度分别增长14%和12%[10] 财务指标表现 - 2022年Q2调整后EBITDAX为2.973亿美元，净收入为1.918亿美元[19] - 净债务与LTM EBITDAX比率降至0.7倍，净债务与LQA EBITDAX比率为0.5倍[10][12] 环境举措成果 - 2021年范围1温室气体强度率降低超30%，甲烷强度率降低约20%[13] - 天然气燃烧率降至约1.2%，循环水使用量增加超15%[13] 公司合并进展 - 5月19日宣布与Colgate Energy的对等合并交易，已清除HSR要求[14][17] - 6月10日提交初步委托书声明，7月28日提交最终委托书声明[14][15] - 股东会议定于8月29日，合并预计随后不久完成，待股东批准[14][15]

交易概述 - Centennial与Colgate拟进行约70亿美元的对等合并交易，对Colgate估值约39亿美元，预计2022年下半年完成[11] - 交易完成后，现有CDEV股东持股约53%，Colgate股权持有人持股约47%[11] 公司优势 - 合并后公司在特拉华盆地核心区拥有约18万净英亩土地，当前预计产量约13.5万桶油当量/日[9] - 预计2023财年的备考自由现金流超10亿美元，2022年底净债务/过去12个月EBITDAX低于1倍[9] 团队表现 - Colgate自2016年以来的总年化回报率为55%，CDEV自2020年4月以来的总年化股东回报率为396%[21] - 管理团队拥有约12%的备考股权，远高于同行约1%的平均水平[19] 协同效应 - 应用Centennial的钻井和完井周期时间，有望减少钻机数量并维持开发活动水平和增长态势[27] - 利用Colgate的成本结构和净回值扩大利润率，增加水回收技术的利用率[27] 财务状况 - 预计交易完成时净债务/过去12个月EBITDAX约为1倍，长期维持在低于1倍的水平[23] - 2023年及以后承诺维持杠杆率低于1倍，对冲策略支持备考资产负债表的强度[23] 运营目标 - 2022年第四季度预计产量约14.5万桶油当量/日，2022 - 2023年第四季度产量增长约10%[36] - 目标实现每桶油当量的总运营成本加现金一般及行政费用低于7美元，2022年底净债务/过去12个月杠杆率低于1倍[36] ESG承诺 - 两家公司都有专门的董事会委员会负责ESG倡议，高管薪酬与ESG绩效挂钩[30] - 持续减少温室气体排放和天然气燃烧，注重员工、承包商和社区的安全与福祉[31][32] 股东回报 - CDEV有3.5亿美元的2年期股票回购授权，Colgate有每季度2500万美元的基础股息[41] - 备考公司有望在短期内提供额外回报[41] 信息披露 - Centennial将向美国证券交易委员会提交委托书声明及其他相关文件，投资者可在SEC网站和Centennial网站获取[4] - 与合并相关的代理征集参与者及其利益信息将在委托书声明和其他相关材料中披露[5] 风险提示 - 报告中的前瞻性陈述基于管理层当前预期和假设，实际结果可能因多种风险和不确定性而与预期存在重大差异[3] - 新冠疫情和乌克兰军事冲突可能加剧这些风险和不确定性[3]

财务表现 - 2022年第一季度的自由现金流为88,834千美元，相较于2021年同期的10,553千美元显著增长[36] - 2022年第一季度的调整后EBITDAX为2.171亿美元[31] - 2022年第一季度的运营活动提供的净现金为160,120千美元，较2021年同期的72,346千美元增加[36] - 2022年第一季度的资本支出总额为114,700千美元，较2021年同期的72,900千美元增加[36] - 2022年第四季度的总收入为3.164亿美元，全年总收入为10.299亿美元[31] - 2021财年的调整后EBITDAX为584,573千美元，2022年第一季度为217,072千美元[33] - 2021财年公司的净收入为160,751千美元，2022年第一季度净亏损为34,645千美元[33] 生产与成本 - 2022年第一季度的平均每日石油生产为32,741桶[31] - 2022年第一季度的单位成本为每桶5.20美元[31] - 第一季度完成的井平均回报期为4个月[20] - 第一季度完成了18口井，平均水平长度约为8500英尺[20] - 第一季度的生产和成本符合预期，预计第二季度将实现显著的原油生产增长[12] - 第一季度每个完成阶段的日均数量比前一季度增加了14%[12] - 公司在第一季度内提前上线了6口井，超出预期[12] 现金流与负债 - 第一季度生成的自由现金流为8900万美元[12] - 截至3月31日，现金余额约为5000万美元[12] - 截至2022年3月31日，公司的净债务为765,175千美元，较2021年12月31日的831,419千美元减少[37] - 公司的净债务与过去12个月的EBITDAX比率为1.1倍，预计在第二季度将降至1.0倍以下[12] - 2022年预计自由现金流超过5.5亿美元，目标杠杆率在2022年第二季度低于1.0倍[28] - 流动性为7948万美元[22] 市场展望与策略 - 预计2022年将实现10-15%的原油生产增长，年均增长率超过10%[13] - 计划在未来两年内执行3.5亿美元的股票回购计划，约占当前市值的15%[13] - 2022年和2023年，约44%和38%的天然气产量分别被对冲[23] 交易与价格 - 2022年第一季度的日均WTI固定价格掉期交易量为2,500桶，较2021年第四季度的9,324桶显著下降[32] - 2022年第一季度的WTI固定价格掉期加权平均价格为73.51美元/桶，较2021年第四季度的65.43美元/桶上升[32] - 2022年第一季度的Henry Hub固定价格掉期总交易量为2,730,000 MMBtu，较2021年第四季度的7,030,000 MMBtu减少[32] - 2022年第一季度的Henry Hub固定价格掉期加权平均价格为3.24美元/MMBtu，较2021年第四季度的3.22美元/MMBtu略有上升[32]

业务运营情况 - 2022年第一季度运营两口钻机，完成并投产18口运营井，平均有效水平段长度约8500英尺[174] - 自2021年第一季度以来，公司在特拉华盆地成功钻井，49口井投产，为2022年第一季度增加134.8万桶净石油产量[181] 信贷协议相关 - 2022年2月18日，新五年循环信贷协议生效，承诺额度从7亿美元增至7.5亿美元，借款基数从7亿美元增至11.5亿美元，协议将于2027年2月到期[175] - 2022年2月18日公司签订修订后的五年期信贷协议，承诺额度增至7.5亿美元，借款基数增至11.5亿美元，到期日延长至2027年2月[208] - 截至2022年3月31日，公司无未偿还借款，可用借款额度为7.442亿美元[208] - 截至2022年3月31日，公司在信贷协议下无未偿还借款[233] - 信贷协议限制公司签订的商品套期保值合约不得超过预计产量的85%[227] - 公司市场风险敏感工具均非用于投机交易，信贷协议限制商品套期保值不超过预计产量的85%[225][227] 股票回购计划 - 2022年2月，董事会批准最高3.5亿美元的A类普通股回购计划，有效期至2024年4月1日[176] - 2022年2月董事会授权最高3.5亿美元的普通股回购计划[201] 财务数据关键指标变化 - 2022年第一季度净收入较2021年同期增加1.549亿美元，增幅81%[178][179] - 2022年第一季度石油、天然气和NGL平均实现销售价格较2021年同期分别增长69%、4%和66%[178][180] - 2022年第一季度石油、天然气和NGL净产量较2021年同期分别增长16%、6%和18%[178][181] - 2022年第一季度租赁运营费用为2873.4万美元，较2021年同期增加290万美元，增幅11%；每桶油当量费用为5.20美元，较2021年同期减少0.10美元，降幅2%[182][183] - 2022年第一季度severance和从价税为2505.1万美元，较2021年同期增加1250万美元，增幅99%；占总收入的比例从6.5%增至7.2%[182][184][185] - 2022年第一季度集输、处理和运输费用为2189.1万美元，较2021年同期增加130万美元，增幅6%；每桶油当量费用从4.23美元降至3.96美元，降幅6%[182][186][187] - 2022年第一季度折旧、损耗和摊销费用为7100.9万美元，较2021年同期增加720万美元；每桶油当量费用从13.08美元降至12.86美元[188] - 2022年第一季度一般和行政费用为3060.3万美元，较2021年同期增加534.7万美元，主要因股票薪酬费用增加420万美元和现金G&A增加120万美元[190] - 2022年第一季度减值和弃置费用为260万美元，较2021年同期的920万美元减少660万美元[191] - 2022年第一季度勘探和其他费用为230.7万美元，较2021年同期的109.5万美元增加121.2万美元，主要因G&G人员成本增加[192] - 2022年第一季度利息费用为1315.4万美元，较2021年同期的1748.5万美元减少433.1万美元，主要因高级担保票据赎回和信贷协议借款减少[193] - 2022年第一季度衍生品工具净亏损为12952.3万美元，较2021年同期的5119.9万美元增加7832.4万美元[195] - 2022年第一季度公司实现税前净收入2260万美元，记录所得税费用680万美元；预计2022年总资本支出预算在3.65亿至4.25亿美元之间[196][197][200] - 2022年第一季度经营活动产生的现金为1.601亿美元，较2021年同期增加8780万美元[205] 市场价格情况 - 2022年3月8日，WTI原油现货价格达到每桶123.70美元，高于2020年4月20日的每桶 - 37.63美元[170] - 2022年2月3日，亨利枢纽天然气指数价格达到6.44美元，高于2020年9月22日的1.33美元[170] - 2022年第一季度，原油和天然气的NYMEX季度平均价格分别为每桶94.40美元和每百万英热单位4.60美元[171] 债务发行情况 - 2021年3月公司发行1.5亿美元3.25%的可转换优先票据，后又增发2000万美元，总计净收益1.636亿美元[212] - 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[217] 价格变动对销售影响 - 基于2022年前三个月的产量，油价每变动10%，油气销售将变动2630万美元；NGL价格每变动10%，油气销售将变动450万美元；天然气价格每变动10%，油气销售将变动390万美元[226] - 基于2022年前三个月产量，2022年第一季度油价每桶变动10%，油气销售将上下变动2630万美元；NGL价格每桶变动10%，油气销售将上下变动450万美元；天然气价格每Mcf变动10%，油气销售将上下变动390万美元[226] 套期保值交易情况 - 2022年4 - 6月原油互换交易量为109.2万桶，加权平均原油价格为65.28美元/桶[229] - 2022年4 - 6月NYMEX WTI原油领口期权交易量为22.75万桶，加权平均领口价格范围为63.20 - 72.41美元/桶[229] - 2022年4 - 6月原油基差互换交易量63.7万桶，加权平均价差0.34美元/桶；滚动价差互换交易量91万桶，加权平均价差0.71美元/桶[230] - 2022年4 - 6月天然气互换交易量273万MMBtu，加权平均气价3.24美元/MMBtu；基差互换交易量182万MMBtu，加权平均价差 - 0.45美元/MMBtu[230] - 2022年4 - 6月原油差价互换交易量为63.7万桶，加权平均差价为0.34美元/桶[230] - 2022年4 - 6月原油展期差价互换交易量为91万桶，加权平均差价为0.71美元/桶[230] - 2022年4 - 6月天然气互换交易量为273万MMBtu，加权平均天然气价格为3.24美元/MMBtu[230] - 2022年4 - 6月NYMEX WTI原油领口期权交易量22.75万桶，价格区间63.20 - 72.41美元/桶；ICE Brent原油领口期权交易量9.1万桶，价格区间90.00 - 105.20美元/桶[229] 衍生品合约公允价值 - 截至2021年12月31日油气衍生品合约净公允价值为 - 3491万美元，截至2022年3月31日为 - 12155.5万美元[232] - 2022年3月31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4580万美元或减少4530万美元；天然气每Mcf上下变动10%，公允价值头寸将分别增加840万美元或减少820万美元[232] - 2022年3月31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4580万美元或减少4530万美元[232] - 2022年3月31日NYMEX天然气远期曲线每Mcf上下变动10%，公允价值头寸将分别增加840万美元或减少820万美元[232] 长期债务情况 - 截至2022年3月31日公司无信贷协议下的借款，剩余长期债务余额8.012亿美元为固定利率高级票据[233][234] - 公司剩余长期债务余额为8.012亿美元，由固定利率的高级票据组成[234] 财务报告内部控制 - 公司披露控制程序在2022年3月31日有效，截至该日财务报告内部控制系统无重大变化[237][238] - 截至2022年3月31日，公司披露控制和程序有效[237] - 截至2022年3月31日的三个月内，公司财务报告内部控制系统无重大变化[238]