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]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度产生约8900万美元自由现金流，用于偿还循环信贷额度借款并增加现金储备 [10] - 调整后EBITDAX总计2.17亿美元，较第四季度增长约16% [10] - 第一季度净收入约6.16亿美元 [10] - 截至3月31日，总净债务较去年底减少8%，约为7.65亿美元，净债务与LTM EBITDAX之比降至1.1倍，去年底为1.4倍 [11] - 提高自由现金流目标1.5亿美元，从超过4亿美元提高到在当前价格下超过5.5亿美元 [8] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度净石油产量约为32750桶/日，平均净当量产量总计约61400桶/日，石油在总产量中的占比从第四季度的55%降至53% [9] - 第一季度总营收环比增长10%，接近3.5亿美元 [9] - 第一季度总资本支出约为1.15亿美元，开钻13口井，完井18口，上一季度分别为12口和9口 [10] 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 - 2022年战略基于三个核心原则：产生有意义的自由现金流并将杠杆率降至1倍以下；实现10% - 15%的顶级石油产量增长；在达到杠杆率目标后，宣布并执行两年3.5亿美元的股票回购计划 [7] - 公司持续关注创新和效率，以应对2022年的通胀压力 [15] - 评估并接近签订多份长期销售合同，以确保在二叠纪盆地天然气运输紧张时期的产品运输 [20] - 积极寻找有增值潜力的并购机会，标准包括财务增值和库存增值，且近期无需争夺资本 [46] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第一季度是强劲的季度，公司在财务和运营执行方面表现出色，有信心实现2022年的目标 [5][8] - 预计第一季度是今年产量最低的季度，后续季度随着产量增加，单位成本将下降 [10] - 公司资产负债表稳健，能够抵御大宗商品价格波动，为股东创造可持续的自由现金流和回报 [22] 其他重要信息 - 穆迪和标普对公司信用评级上调一档 [11] - 截至3月31日，循环信贷额度借款为零，可使用7.5亿美元的信贷额度，同时持有约5100万美元现金 [11] - 公司预计2022年约60%的新井将流入现有可扩展设施，较往年有显著提升 [15] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 比较本季度两个六井开发项目的经济和性能与预期 - 新墨西哥州的第二Bone Spring砂岩是公司的主要目标，公司对上下层的堆叠交错项目以及下层的区域测试结果满意。随着开发单元变大，母井比例增加，子井受先前生产井的枯竭影响减少。这些井的表现和成本符合内部预期 [25] 问题2: 在当前服务环境中，从劳动力和成本角度看到了什么 - 主要的通胀压力来自钢材和燃料价格。公司提前至少两个季度订购钢材、套管和管材，并与承包商和钻机保持稳定合作，避免了钻机节奏和数量的重大变化。公司与供应商建立了良好的合作关系，没有出现与运营相关的延迟 [26] 问题3: 何时考虑增加第三台钻机 - 目前的两台钻机计划已能实现10% - 15%的同比增长，无需增加第三台钻机来提供额外增长。如果未来价格保持强劲，公司可以考虑增加，但目前没有必要。关于2023年初是否增加第三台钻机，将根据商品价格和宏观情况等因素在后续确定 [31][32] 问题4: 股票回购计划的启动速度和资金分配 - 公司将在近期启动股票回购计划，但无法具体说明时间。随着现金流量增加，公司将执行该计划，并在接近完成时考虑增加额外的回购机会 [33] 问题5: 如果下半年效率持续提高，如何考虑资本计划 - 如果效率持续提高，完成的井数可能接近全年估计的上限，资本预算也可能接近高端。但目前不会调整资本指导范围，最终决策将取决于商品价格。公司希望在当前商品价格下完井，避免积累大量未完成井库存 [39] 问题6: 是否会在第二季度回购股票以及回购的激进程度和资金分配 - 公司将在近期执行股票回购计划，但无法具体说明何时进入市场 [40] 问题7: 2022年剩余支出中锁定价格供应的比例 - 公司已锁定约50%的压裂砂供应合同，价格具有竞争力且低于现货价格。提前订购钢材以应对生产延迟，并预计剩余时间内钢材价格不会出现额外通胀。钻机合同已锁定至年底，预计不会有增量的合同价格上涨 [45] 问题8: 公司在行业整合中的角色和对市场的看法 - 公司有活跃的交易团队，持续寻找有增值潜力的并购机会。由于公司拥有15年的优质库存，对并购机会有很高的标准，要求在财务和库存方面都具有增值性，且近期无需争夺资本 [46] 问题9: 本季度GAAP税率约为30%，未来如何看待，以及现金税的展望 - 本季度31%的税率是一次性的州分配率调整，未来税率应会降低，至少在第二季度会如此。公司拥有约5亿美元的联邦净运营亏损（NOL），预计未来几年内不会产生重大的联邦现金税负债 [50][51]

油气交付承诺 - 2022 - 2025年原油总交付承诺量为4529万桶，其中2022年为1424万桶，2023年为1606万桶，2024年为1061万桶，2025年为438万桶；天然气2022年总交付承诺量为1425万MMBtu [58] - 2022 - 2025年1月至5月，2.9万桶/日的原油交付承诺若未达成，需承担财务照付不议罚款 [58] 公司业务占比 - 2021 - 2019年，BP America占公司总净收入的比例分别为50%、47%、37%；Shell Trading (US) Company占比分别为22%、20%、11%；Eagleclaw Midstream Ventures, LLC占比分别为11%、8%、8%；ExxonMobil Oil Corporation在2019年占比为26% [61] 法规处罚相关 - FERC可对违反《天然气法》和《天然气政策法》的行为处以最高130.7164万美元/天的民事罚款 [75] - 《2005年能源政策法案》修订《天然气法》，新增反市场操纵条款，FERC有权对相关违规行为进行处罚 [75] - 《商品交易法》禁止任何人操纵州际贸易中商品价格及相关金融工具市场，禁止提供虚假市场信息 [77] - 公司运营受联邦、州和地方法律法规监管，违反规定可能面临巨额罚款 [64][65] - 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，违规将面临多种处罚[81] - CERCLA及类似州法律对危险物质释放相关责任方实行连带责任，公司运营产生的物质可能受此监管，相关场地可能需采取应对或纠正措施，成本可能很高[84][85] - CWA及类似州法律对污染物排放进行限制和严格控制，2015 - 2021年该规则经历多次修订和废止，未来实施仍存在不确定性[86][87] - OPA对美国水域或毗邻海岸线的石油泄漏相关责任方规定了职责和连带责任，违反该法可能对公司运营产生不利影响[89] - 地下注入操作受SDWA及类似州法律监管，未来相关法规变化或无法获得新处置井许可可能影响公司处置产出水的能力并增加运营成本[90] - 德州铁路委员会要求米德兰地区运营商减少每日注入量并提供注入数据，限制采出水处理能力或增加公司成本[91] 公司合规情况 - 公司认为自身基本符合现行法律法规，持续合规不会对财务状况产生重大不利影响 [66] 公司业务运营 - 公司大部分原油在进入第三方集输管道时于租赁地销售，天然气通过集输管线运输至处理设施 [63] - 公司在勘探、开发、运营、运输和销售等方面面临来自大型综合和独立油气公司的竞争 [62] 监管影响 - 若FERC将某些管输设施重新分类，公司输气成本可能增加，且集输设施的分类和监管可能因FERC、法院或国会的未来决定而改变[78] - 州内天然气运输受州监管机构监管，不同州的监管基础和程度不同，但公司认为这不会使其运营与竞争对手产生重大差异，且会影响天然气销售和收入[79] 环保法规动态 - 2016年12月，EPA与环保组织达成同意令，要求EPA在2019年3月15日前修订相关法规或确定无需修订，2019年EPA认为无需监管勘探和生产废物[83] - 2020年4 - 5月，美国蒙大拿地区法院撤销NWP 12，2021年1月美国陆军工程兵团更新规则，将NWP 12分为三部分，新规则实施情况未知，无法使用NWP 12可能导致项目延迟[88] - 2012年EPA根据《清洁空气法》颁布规则，将油气生产等业务纳入新源性能标准监管[92] - 2016年6月EPA发布最终规则，对油气行业特定设备和工艺的甲烷排放设定新控制措施[93] - 2016年11月BLM最终确定规则，限制联邦土地上勘探和生产活动的甲烷排放[94] - 2015年10月EPA发布最终规则，将地面臭氧国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb [96] - 拜登宣布到2030年将美国排放量在2005年水平基础上减少50 - 52% [99] - 美国和欧盟联合宣布启动“全球甲烷承诺”，目标是到2030年将全球甲烷污染在2020年水平基础上至少削减30% [99] - 2012年和2016年EPA发布最终CAA法规，为油气水力压裂过程中的空气排放捕获等设定标准[103] - 2016年6月EPA发布最终规则，禁止陆上非常规油气开采设施的废水排入公共污水处理厂[103] - 2015年3月BLM通过规则，对联邦和美国印第安土地上的水力压裂制定严格标准[103] - 美国总统拜登宣布到2030年全经济范围净温室气体排放量比2005年水平减少50% - 52%[188] - 美国和欧盟在COP26联合发起全球甲烷承诺，超100个国家加入，目标到2030年全球甲烷排放量比2020年水平至少减少30%[188] - 德州铁路委员会2013年5月发布“油井完整性规则”，2014年1月生效，对油井钻探等提出新要求[192] 公司员工情况 - 截至2021年12月31日，公司有147名全职员工[114] - 公司约37%的员工为女性，约21%的员工为非白人[116] - 公司保持零员工可记录的因疾病或工伤事故[117] 油气价格情况 - 2017 - 2021年，WTI原油现货均价为56.18美元/桶，低于前五年的75.50美元/桶[127] - 2017 - 2021年，亨利中心天然气现货均价为2.92美元/百万英热单位，低于前五年的3.19美元/百万英热单位[127] - 2020年4月20日，WTI原油现货价格一度跌至 - 37.63美元/桶[127] - 2020年9月21日，亨利中心天然气现货价格跌至1.33美元[127] - 2020年新冠疫情致石油、天然气和NGL需求空前下降，2021年需求和供应增加但未恢复到疫情前水平，商品价格仍波动[123][124] - 商品价格受多种因素影响，包括全球和地区经济状况、政治局势、OPEC行动等，难以预测未来价格走势[125][126] 公司资产减值 - 2020年第一季度因油气价格低迷，公司确认5.918亿美元资产减值[129] 公司储量情况 - 截至2021年12月31日，公司按SEC规则计算储量，采用的12个月滚动平均基准油价为每桶63.04美元，天然气价格为每百万英热单位3.60美元[133] - 若年末储量估算使用的原油和天然气价格上涨或下跌10%，2021年12月31日的已探明储量将分别增加110万桶油当量（0.3%）或减少210万桶油当量（0.7%），已探明储量税前PV10%将分别增加6.26亿美元（16%）或减少6.305亿美元（16%）[133] - 截至2021年12月31日，公司总估计已探明储量的47%被归类为已探明未开发储量[136] - 截至2021年12月31日，公司超过96%的净面积由生产持有[137] - 截至2021年12月31日，公司全部估计已探明储量均来自二叠纪盆地特拉华次盆地的物业[155] 公司合同义务 - 截至2021年12月31日，公司在相关协议下的长期合同总义务为2890万美元[158] - 截至2021年12月31日，公司已签订覆盖部分预计到2023年油气产量的衍生品合同[169] 公司运营风险 - 公司运营严重依赖水资源，获取水受限或无法经济地回收处理产出水，会对财务状况和经营成果产生不利影响[150][153] - 公司生产物业集中在特拉华次盆地，易受该地区供应和需求因素、政府监管等影响[155] - 公司生产的可销售性依赖第三方运输设施，设施不可用或无法以合理条款使用会中断运营并减少收入[156] - 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数量承诺，未满足承诺会导致合同处罚[158] - 额外钻井设备、人员和服务的可用性或成本问题，会影响公司按预算和时间执行开发计划的能力[159] - 商品价格上涨会使公司成本增加，降低盈利能力、现金流和完成开发活动的能力[160] - 公司依赖少数重要购买方销售产品，失去主要购买方会对近期收入产生重大不利影响[161] 公司债务情况 - 截至2021年12月31日，公司有大约8.256亿美元的长期债务，CRP循环信贷安排下有6.692亿美元的额外借款能力（扣除580万美元的未偿还信用证）[175] - 截至2021年12月31日，公司在CRP循环信贷安排下有2500万美元的未偿还借款[185] - 2022年初修订并重述信贷协议时，选定的承贷额增加到7.5亿美元[182] 公司金融风险 - 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，金融市场动荡可能导致对手方流动性突然下降[173] - 公司生产未完全套期保值，未套期保值部分的收入和现金流易受油气及NGL价格波动影响[174] - 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[175] - CRP债务协议中的限制可能会限制公司的增长和开展某些活动的能力，若违反协议可能导致违约[178][180] 气候变化影响 - 气候变化相关法律法规可能增加公司成本、减少产品需求，水力压裂相关法规可能增加成本和运营限制[186][190] 公司股权情况 - Riverstone Investment Group LLC及其关联方截至2021年12月31日实益持有公司约31%的有表决权普通股[202] - 2022年2月公司宣布3.5亿美元股票回购计划，该计划可能被暂停、修改、延长或终止[205] - 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股东批准[207] 价格变动对销售影响 - 基于2021年12月31日的产量，油价每变动10%，公司2021年油气销售将上下变动7430万美元[292] - 基于2021年12月31日的产量，NGL价格每变动10%，公司2021年油气销售将上下变动1370万美元[292] - 基于2021年12月31日的产量，天然气价格每变动10%，公司2021年油气销售将上下变动1490万美元[292] 公司套期保值限制 - 公司修订后的信贷协议限制其签订的商品套期保值合约不得超过已探明财产合理预期产量的85%[293] 公司交易情况 - 2022年1月 - 2023年12月原油互换交易各阶段交易量从9.2万桶到108万桶不等，加权平均原油价格从65.03美元/桶到73.51美元/桶[295] - 2022年1月 - 2023年12月原油领口交易各阶段交易量从13.8万桶到22.75万桶不等，加权平均领口价格范围在63.20 - 89.05美元/桶[295] - 2022年1月 - 2022年12月天然气互换交易各阶段交易量从154万MMBtu到276万MMBtu不等，加权平均天然气价格从3.00美元/MMBtu到3.24美元/MMBtu[296] - 2022年1月 - 2024年3月天然气领口交易各阶段交易量从91万MMBtu到270万MMBtu不等，加权平均领口价格范围在3.00 - 5.42美元/MMBtu[299] 公司衍生品公允价值 - 截至2020年12月31日油气衍生品合同净公允价值为 - 1.8209亿美元，截至2021年12月31日为 - 3.491亿美元[299] - 2021年12月31日NYMEX原油远期曲线每桶假设上下变动10%，公允价值头寸将分别增加2940万美元或减少2900万美元；天然气每Mcf假设上下变动10%，公允价值头寸将分别增加350万美元或减少340万美元[299] 公司债务利率情况 - 截至2021年12月31日，公司之前信贷安排下有2500万美元债务未偿还，加权平均利率为3.00%，利率变动1.0%对利息费用的影响约为每年30万美元[301] - 公司剩余长期债务本金余额8.158亿美元为高级票据，有固定利率，利息支付不受利率变动影响[303] 公司折耗费用 - 2021年公司记录的已探明油气资产折耗费用为2.891亿美元，包含在折旧、折耗和摊销费用总额中[313] - 审计师将已探明油气资产折耗费用相关的油气储量估计确定为关键审计事项[314] 公司审计师情况 - 公司自2014年起聘请KPMG LLP为审计师[318] 公司财务数据对比（2020 - 2021） - 截至2021年12月31日，公司现金及现金等价物为9380千美元，较2020年的5800千美元有所增加[328] - 2021年公司油气销售收入为1029892千美元，高于2020年的580456千美元[330] - 2021年公司总运营费用为699425千美元，低于2020年的1360974千美元[330] - 2021年公司运营收入为370618千美元，而2020年为亏损780120千美元[330] - 2021年公司净收入为138175千美元，2020年为亏损685199千美元[330] - 2021年A类普通股基本每股收益为0.49美元，2020年为亏损2.46美元[330] - 截至2021年12月31日，公司总资产为3804594千美元，较2020年的3827425千美元略有下降[328] - 截至2021年12月31日，公司总负债为1053874千美元，低于2020年的1223464千美元[328] - 截至2021年12月31日，公司股东权益为2750720千美元，高于2020年的2603961千美元[328] 公司财务数据对比（2019 -

财务数据和关键指标变化 - 2021年公司产生超2亿美元自由现金流，偿还超3亿美元信贷安排借款，实现大幅降低杠杆和总净债务的目标 [7] - 2021年债务偿还约2.6亿美元，截至12月31日，净债务与LTM EBITDAX之比从2020年末的4.1倍降至1.4倍 [14] - Q4石油产量约3.45万桶/日，较Q3高3%，较上年同期高14%；季度自由现金流8500万美元创公司纪录，用现金流和资产出售所得偿还1.8亿美元信贷安排借款 [24] - Q4净收入约1.6亿美元，含3440万美元资产出售净收益；全年资本支出3.21亿美元，略高于指引范围上限 [25][26] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年公司2钻机计划推动季度石油产量稳定增长，配合商品价格回升，产生大量自由现金流并快速去杠杆 [14] - Q4开钻12口井，完井9口，9口完井于10月末和11月初投产 [24] - 2022年计划继续运营2钻机钻井计划，预计在中点水平钻完约50口总井，实现中点石油产量3.5万桶/日，产生超4亿美元自由现金流 [29][31] 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 - 公司董事会授权未来两年3.5亿美元股票回购计划，约占当前市值15%，待实现约1倍或更低的杠杆目标（预计今年二季度达成）后开始执行 [10][11] - 公司将保持钻机节奏和资本部署的纪律性，2钻机计划将在未来两年实现超10%的石油产量复合年增长率和大量自由现金流，以执行股票回购计划、增加产量和继续去杠杆 [12] - 公司将继续专注于将杠杆指标降至1倍以下，上周完成新的五年期7.5亿美元循环信贷安排，借款基数增加近65%至11.5亿美元，为长期资本结构管理提供灵活性 [15][16] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2021年公司在运营和财务方面表现出色，实现ESG目标，对长期股东回报战略有信心，此次股票回购计划是第一步 [7][9] - 公司所处行业高度周期性，资产负债表弹性至关重要，当前商品价格虽强，但仍需关注杠杆指标 [15] - 公司对2022年运营和财务前景乐观，2钻机计划将带来产量增长和自由现金流，支持股票回购和去杠杆 [12][31] 其他重要信息 - 2022年公司套期保值头寸覆盖约35%的年均石油产量（指引中点），其中约82%为固定价格互换；2023年已套期保值3750桶/日，预计随时间推进增加套期保值头寸 [27][28] - 2021年公司运营效率达历史最佳，钻井和完井周期时间创历史新低，平均水平段长度为五年内最长 [35] - 2021年公司在ESG方面取得进展，减少75%的火炬天然气排放量，水回收率同比提高15%，2022年计划投入约1400万美元用于相关项目 [46][47] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 股票回购计划中用于该计划的自由现金流百分比及执行方式 - 公司不以自由现金流百分比作为执行股票回购计划的输入参数，而是先通过2钻机计划产生自由现金流，再将超出实现杠杆目标所需的现金流用于该计划，简单计算约为45%的自由现金流回报给股东 [53][54] - 公司尚未确定是否采用10b5计划，将以纪律性和机会主义相结合的方式执行3.5亿美元股票回购计划 [56] 问题2: 公司库存情况及进一步整合或企业规模扩张的想法 - 公司拥有15年的经济库存，假设2钻机节奏不变，大部分库存为一级库存，即使在较低商品价格环境下也能开发 [60] - 公司进行并购需满足与高质量15年库存竞争且对每股现金流有增值作用，目前有在关注相关机会 [61][62] 问题3: 考虑增加可变股息的条件 - 公司认为3.5亿美元股票回购计划是有意义的第一步，目前专注于执行该计划，暂不评论未来是否增加可变股息，将持续寻找使股东受益的资本回报方式 [67][68] 问题4: 2022年井的地层组合及不同区域产量变化预期 - 2022年新墨西哥州的井组合将主要集中在第二和第三Bone Spring地层，会对较浅地层和其他Bone Spring区域进行额外测试 [72] - 公司对第二和第三Bone Spring地层有高度信心，因过去几年一直在整个区域进行测试，2022年将利用设施扩张优势进行开发 [73]

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]