财务数据和关键指标变化 - 2022年全年，公司产生2.2亿美元自由现金流和9.13亿美元综合EBITDAX，购买2.85亿美元定期债务和3700万美元普通股，杠杆倍数从2.14倍降至1.18倍，降幅44%，产量较2021年全年增长19% [8] - 2022年第四季度，公司产生近3700万美元自由现金流，出售非运营资产获得1.1亿美元，回购超1亿美元面值定期债务和近1100万美元普通股 [9] - 预计2023年资本投资在6.25亿 - 6.75亿美元之间，考虑到约15%的通胀因素，资本支出在上半年占比约55% [19] - 预计2023年开发计划将产生超7000万美元自由现金流 [13] - 预计RBL净提款将从目前约1.2亿美元减少，季度末净借款增加主要反映利息支付和收购定金 [30] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2022年第四季度，石油和总产量超过指导范围上限，得益于正常运行时间改善、使用更大的电潜泵（ESP）和增加生产优化技术的部署 [31] - 2023年第一季度石油产量指导受技术应用影响，全年石油产量因新井时间和数量会有波动，预计日产量在第三季度达到峰值 [27] - 2023年运营成本受油重高利润率开发计划增加流体产量影响，LOE指导反映总水产量同比增加、每桶水处理成本增加和额外电气基础设施开发 [33] 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 - 行业面临油气价格疲软和服务成本高的挑战，公司2023年计划旨在通过开发高回报资产和维持强大资产负债表来最大化自由现金流 [11][12] - 2023年计划主要集中在北霍华德县的高产区域，同时宣布收购Driftwood Energy资产，将在厄普顿县获得立足点，增加约30个高利润率油重位置和高含油率产量 [12][15] - 公司希望通过每年进行1 - 2次4 - 5亿美元的收购，带来50 - 100个位置和约2.5 - 3亿美元的PDP，以增加库存，支持第三台钻机和半个完井团队，最终实现两台完井团队，提高生产稳定性和估值倍数 [37][38] - 公司采用数字化优先思维，利用机器学习算法和AI优化生产，在行业中处于领先地位 [44][45] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业目前面临油气价格疲软和服务成本高的挑战，但历史表明情况会达到平衡，只是需要时间 [11] - 公司对2023年计划充满信心，团队执行能力强，将保持资本纪律和稳定发展节奏，优先考虑自由现金流、高利润率和强大资产负债表 [17] 其他重要信息 - 公司在电话会议中会做出前瞻性陈述，实际结果可能因多种不可控因素与陈述不同 [4] - 公司会提及非GAAP财务指标，与GAAP财务指标的对账信息包含在2022年第四季度财务和运营结果新闻稿和演示文件中，可在公司网站查询 [5] - 收购Driftwood Energy资产预计在4月初完成，将增加约3400桶油当量/天的PDP产量（其中50%为石油），交易完成时将更新合并产量指导 [21] - 作为收购的一部分，公司获得4口未完成井（DUCs），预计不会增加2023年资本预测 [22] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 对8年库存的信心程度以及合适的库存深度以获得合理同行倍数 - 公司对8年库存感到满意，通过测试新地层和收购建立了现有库存，未来希望继续进行收购以增加库存，理想收购规模为4 - 5亿美元，带来50 - 100个位置和约2.5 - 3亿美元的PDP，目标是引入能支持第三台钻机和半个完井团队的库存，最终实现两台完井团队，提高生产稳定性和估值倍数 [36][37][38] - Driftwood收购的库存主要在Wolfcamp B层，有30口井，周边有Wolfcamp C层井，可作为未来增加库存的潜在目标 [41][42] 问题2: 技术对基础生产优化的影响以及与行业相比的差异化 - 公司采用数字化优先思维，将IT基础设施迁移到亚马逊云，利用机器学习算法和AI优化生产，如通过改变潜水泵频率和压力来延长使用寿命和提高产量，这是同行未做的，公司处于领先地位 [44][45] - 2022年公司将技术从设计阶段推进到示范阶段，动态路由和基础优化技术取得可重复的成功，通过减少操作员响应时间、增加生产正常运行时间和防止ESP故障等方式，使产量超过预期，未来技术将继续发展，特别是针对不同举升类型 [48][49][50] 问题3: 长期债务削减计划是否因Driftwood收购而改变 - 公司主要关注债务削减，目标是将债务杠杆率降至1倍以下，这一目标未因收购而改变，收购会影响业务，但公司会继续朝着降低债务的方向努力 [52] 问题4: 隐含债务目标是否改变 - 去年隐含债务目标约为7亿美元，该目标会因收购而适度改变，之前目标基于55 - 60美元价格环境下的EBITDA水平，随着收购预测更新，目标会相应调整 [53] 问题5: 如何考虑资本结构再融资 - 公司有能力通过循环信贷偿还债务，并使用现金流偿还，随着时间推移，会根据并购市场情况评估所有选择，密切关注市场动态 [54] 问题6: 第一季度运营成本指导是否适用于全年 - 第一季度运营成本指导对全年有方向性参考价值，随着霍华德县高利润率油井投产，总流体产量增加，运营成本反映了为支持该地区开发而建设的水和电气基础设施成本 [55] 问题7: Driftwood新资产的井成本、横向长度和规模与霍华德和格拉斯考克现有资产的比较 - 从资本成本角度看，霍华德县的井与厄普顿和里根地区的建模情况有很多相似之处，Driftwood的30口井库存均为10000英尺横向长度，与霍华德县和西格拉斯考克的基础开发计划相似，无重大差异 [61] 问题8: Driftwood资产的回报在霍华德和格拉斯考克资产层级中的位置 - Driftwood的井在生产方面与中霍华德县的井非常可比，目前正在进行完井优化等工作 [65]

公司资产与权益情况 - 截至2022年12月31日，公司在二叠纪盆地拥有163,286英亩净面积，分布在371个区块[21] - 截至2022年12月31日，公司在Vital运营的活跃生产井中的平均工作权益为73%，在所有有权益的井中为67%，租约98%由生产持有[32] - 截至2022年12月31日，二叠纪米德兰盆地估计净探明储量为302,318千桶油当量，其中石油占比39%，日均产量82,400桶油当量，石油占比46%[40] - 截至2022年12月31日，公司估计已探明储量中，石油为116,458千桶，NGL为93,812千桶，天然气为552,288百万立方英尺，总估计已探明储量为302,318千桶油当量，已开发比例为74%；2021年对应数据分别为120,902千桶、100,047千桶、586,145百万立方英尺、318,640千桶油当量和73%[41] - 截至2022年12月31日，公司在二叠纪 - 米德兰盆地的已开发面积毛面积为183,914英亩，净面积为160,496英亩；未开发面积毛面积为3,344英亩，净面积为2,790英亩；总面积毛面积为187,258英亩，净面积为163,286英亩，HBP比例为98%[52] - 截至2022年12月31日，二叠纪 - 米德兰盆地未来四年到期的未开发面积中，2023 - 2026年毛面积分别为474英亩、1,390英亩、600英亩、0英亩，净面积分别为543英亩、1,138英亩、307英亩、0英亩[52] - 截至2022年12月31日，未来五年内可能到期的未开发总面积中，1,881净英亩有相关PUD储量，占2022年12月31日总PUD储量的35%；2021年对应数据为2,355净英亩[52][53] 公司财务与资本运作情况 - 2022年，公司利用自由现金流和资产剥离所得回购并注销了总计2.848亿美元的高级无担保票据，将综合总杠杆率降至1.2倍[25] - 2022年，公司将借款基数提高到13亿美元，选定承贷额度提高到10亿美元[25] - 2022年，公司回购了3730万美元的股权，减少了490,536股流通股[26] - 高级担保信贷安排的借款基数受半年一次（5月1日和11月1日）及其他可选重新确定机制影响，贷款方可单方面调整[220] - 借款基数减少会对公司流动性、运营资金筹集及财务状况产生重大不利影响，超借款基数需偿还超额部分，否则可能需出售资产[221] - 公司自成立以来多个时期运营亏损，未来开发新地点需大量资本支出，可能无法实现或维持盈利及正现金流[222][223] - 债务协议包含限制公司运营灵活性的契约，违反契约可能导致违约，加速债务到期[224][225] - IRA对某些大公司的“调整后财务报表收入”征收15%的公司替代最低税，对某些上市公司股票回购的公平市场价值征收1%的消费税，适用于2022年12月31日后开始的纳税年度[256] 公司业务销售与价格情况 - 2022年与2021年相比，石油销量从11,619千桶增至13,838千桶，增幅19%；天然气销量从57,175百万立方英尺降至49,259百万立方英尺，降幅14%[37] - 2022年与2021年相比，石油销售收入从8.05448亿美元增至13.51207亿美元，增幅68%；天然气销售收入从1.50104亿美元增至2.08554亿美元，增幅39%[37] - 2022年与2021年相比，石油平均销售价格从69.32美元/桶涨至97.65美元/桶，增幅41%；天然气平均销售价格从2.63美元/百万立方英尺涨至4.23美元/百万立方英尺，增幅61%[37] - 2022年与2021年相比，租赁运营费用从3.42美元/桶油当量涨至5.78美元/桶油当量，增幅69%；生产和从价税从2.30美元/桶油当量涨至3.69美元/桶油当量，增幅60%[37] - 截至2022年12月31日，公司原油销售承诺总量为7,875千桶，2023年为7,875千桶；原油运输承诺中，油田为21,930千桶（2023年10,950千桶，2024年10,980千桶），到美国墨西哥湾沿岸为54,285千桶（2023 - 2026年及以后分别为12,775千桶、12,810千桶、12,775千桶、15,925千桶）；天然气销售承诺总量为54,378百万立方英尺（2023 - 2026年及以后分别为11,402百万立方英尺、8,435百万立方英尺、7,378百万立方英尺、27,163百万立方英尺）；总承诺量为93,153千桶油当量（2023 - 2026年及以后分别为33,500千桶油当量、25,196千桶油当量、14,005千桶油当量、20,452千桶油当量）[55] 公司储量开发与成本情况 - 2022年，公司已探明未开发储量从2021年12月31日的86,592千桶油当量降至79,401千桶油当量，花费3.379亿美元将来自44个地点的23,722千桶油当量已探明未开发储量转化为已开发储量，新增30,291千桶油当量已探明未开发储量，负修正量为13,155千桶油当量[49] - 公司2022年12月31日储备报告显示，与已探明未开发储量开发相关的估计未来总开发和弃置成本为13亿美元，预计2023 - 2027年开发已探明未开发储量的资本支出分别为5.29亿美元、3.21亿美元、2.227亿美元、1.286亿美元和1460万美元[50] 公司运输协议情况 - 公司与Medallion Pipeline Company, LLC有延伸至2024年的油田运输协议，与Gray Oak Pipeline, LLC有延伸至2027年的运输承诺，每天运输35,000桶原油[56] 公司权益与法规影响情况 - 公司物业的出租人特许权使用费和其他租赁负担一般在12.5% - 25%之间，公司净收入权益一般在75% - 87.5%之间[61] - 公司运营受联邦、州和地方法律法规影响，如得克萨斯州对石油和天然气生产在环境、保护、生产限制、税收等方面有规定，不遵守规定会导致重大处罚[63][64] - 2016年6月国会批准《2016年管道基础设施保护与安全提升法案》，2020年12月《2020年管道基础设施保护与安全提升法案》签署成为法律，其法定授权延续至2023年[66] - 2019年10月1日发布的最终规则于2020年7月1日生效，扩大了管道完整性管理要求并对受监管管道施加新的压力测试要求[66] - 2021年6月7日，PHMSA发布公告，要求管道所有者和运营商在2021年12月27日前消除危险泄漏并减少天然气排放[66] - 2021年11月15日，PHMSA发布最终规则，将报告要求扩大到所有陆上天然气集输运营商，并为特定大直径、高运行压力的天然气集输管道制定最低安全要求[66] - 2022年4月8日发布关于安装破裂缓解阀的最终规则，8月24日发布加强陆上天然气传输线完整性管理要求的最终规则[67] - 公司运营受众多环境和职业健康安全法规约束，违反法规会面临处罚和责任[69][70] - 《综合环境反应、赔偿和责任法案》及类似州法律使公司可能对危险物质清理成本承担严格连带责任[73] - 《1990年油污法案》对石油泄漏责任方施加严格连带责任，公司受相关联邦和州法规约束[74][75][76] - 2014年2月12日，EPA发布油和气水力压裂活动使用柴油燃料的UIC计划许可指南[90] - 2016年6月28日，EPA发布最终规则，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] - 2015年3月26日，BLM发布管理联邦和印第安土地上水力压裂的最终规则，2017年12月29日发布最终规则撤销该规则，但遭诉讼挑战[92][93] - 2016年12月13日，EPA发布研究，发现水力压裂活动在某些情况下会影响饮用水资源[94] - 2021年9月，RRC削减二叠纪盆地米德兰和敖德萨附近部分井的注水量，并无限期暂停部分许可证[95] - 2016年6月3日，EPA发布关于油气行业空气质量许可将多个小地表场地汇总为单一源的最终规则[98] - 2022年11月30日，BLM发布拟议替代规则，减少联邦和印第安土地上油气生产活动中天然气浪费[102] - 2022年8月，拜登签署IRA法案，含数十亿美元可再生能源等激励措施，还对甲烷排放收费，2024年起每吨900美元，2025年1200美元，2026年及以后1500美元[105][107] - 2021年4月21日，美国宣布2030年将温室气体排放量在2005年水平基础上减少50 - 52% [109] - 2021年11月，美国等承诺到2030年将全球甲烷排放量至少减少30% [109] - 持仓限制规则于2021年3月15日生效，除经济上等效掉期外的持仓限制于2022年1月1日生效，经济上等效掉期的持仓限制于2023年1月1日生效[118] - 公司符合终端用户例外和非金融终端用户例外条件，现有和预期对冲头寸构成持仓限制规则下的“善意对冲头寸”[119] - 公司认为自身基本符合现行环境法律法规，持有必要有效且最新的许可证等，或正在获取过程中[115] - 公司部分业务受联邦职业安全与健康法案及类似州法律监管，需维护危险材料信息并提供给相关方[112] - 联邦土地上的油气勘探和生产活动需遵守国家环境政策法案，该评估过程可能延迟项目开发[113] - 濒危物种法案可能对公司运营区域施加限制，导致额外成本或运营限制[114] - 多德 - 弗兰克法案对场外衍生品市场进行联邦监管，相关机构已发布多项规则[116][117] - 若无法钻探新的分配井，或相关法规、许可受限，将对公司未来生产结果产生重大不利影响[226][227] - 2021年9月，RRC削减二叠纪盆地部分井的采出水注入量，无限期暂停部分许可并扩大限制范围，影响公司业务[236][237] - 2022年8月，拜登签署《降低通胀法案》，包含数十亿美元可再生能源激励措施，2024年起分阶段征收甲烷排放费，或降低公司油气需求和价格[242] - 公司运营受环境、健康和安全法规影响，需获取多种许可，违反法规将面临处罚和运营限制[246] - 某些环境法律下，公司可能需对自身或第三方污染场地进行修复，无论污染责任归属[247] - 极端天气会干扰公司生产、增加成本，且损失可能无法完全保险[244] - 环境法规趋势可能导致公司经营成本增加，影响盈利能力[248] - 衍生品改革立法及相关法规可能增加公司衍生品合约成本，改变合约条款，减少可用衍生品[251][252] - 税法变化可能对公司业务、经营成果、财务状况和现金流产生不利影响[254] - 保护野生动物的钻探限制可能影响公司钻探活动，增加运营和资本成本[257][258][259] - 公司章程和细则中的条款可能延迟或阻止控制权变更，影响公司股价[260][261][262] - 董事会有权不经股东投票发行授权但未发行的普通股，可能稀释股东权益，影响股价[264] - 公司发行优先股可能延迟、阻止控制权变更，影响普通股投票权和经济价值[261] 公司员工情况 - 截至2022年12月31日，公司有289名全职员工，其中141人在外地办事处工作[121] - 2022财年末，公司员工中28%为不同族裔，28%为不同性别，3%为美国退伍军人，37%的女性担任专业或更高职位[122] 宏观经济情况 - 2022年美联储多次加息，12月14日加息0.50%，为当年第七次加息[215] 公司股息情况 - 公司目前无计划且受限制无法支付普通股股息，预计在可预见的未来也不会支付现金股息[265][266] 公司水力压裂情况 - 公司约99%的水力压裂液由水和沙子组成，其余成分按要求管理使用[89] - 公司努力通过自有回收设施或与第三方合作，最大限度利用回收的返排/产出水[89]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度产生5100万美元自由现金流 [8] - 第三季度用现金流和手头现金回购总计1.7亿美元的债务和股权，资产负债表杠杆率降至1.25倍 [8] - 截至11月2日，已回购总计2.45亿美元面值的定期债务，其中9090万美元为2025年票据，降低约2100万美元的年利息支出，净债务降至11.4亿美元 [19][20] - 第三季度末，10亿美元信贷安排中已提取4000万美元，手头现金约5000万美元；截至11月2日，循环信贷余额降至0，手头现金约5400万美元 [20] - 11月1日，借贷基础从12.5亿美元提高到13亿美元，选定承付款维持在10亿美元，受限付款篮子简化 [21][22] - 第三季度通过股权回购计划向股东返还1750万美元现金；截至11月2日，已回购总计3400万美元股权，约44.2万股，平均价格77美元 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度总产量在先前预期范围内，但石油产量低于预期，霍华德县的产量受相邻运营商完井活动影响 [9] 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 - 2023年保持资本纪律，预计产生自由现金流、减少债务、加强资产负债表，并通过回购计划向股东返还现金 [15] - 2023年全年继续运行当前的双钻机钻井计划，并增加一个临时作业队，预计全年石油产量实现个位数增长 [16] - 与服务提供商合作确保安全标准，监控商品市场，利用衍生品市场锁定回报和现金流 [17] - 认为在霍华德县找到了完井规模和井间距的最佳组合，与其他运营商不同 [30][31] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第三季度财务表现良好，受益于强劲的大宗商品价格，保持资本纪律以维持利润率和应对通胀压力 [7] - 对2023年业务计划充满信心，具备创造价值的关键要素 [15] - 尽管本季度面临挑战，但过去几年公司在流动性、石油产量和杠杆率方面取得显著进展 [14] 其他重要信息 - 近期重组运营团队，取消首席运营官职位，相关职责由凯尔·科尔迪隆和凯蒂·希尔承担，二人直接向首席执行官汇报 [12] - 预计2023年资本支出约5.9亿美元，通胀率约10%，仍在进行预算编制，将在明年初发布指导 [37][38] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 霍华德县压裂影响是否会在未来出现，以及公司在运营规划和指导方面的应对措施 - 公司回顾过去4年霍华德县受压裂影响的所有油井，发现油井最终会恢复到之前的产量水平，没有长期影响 公司决定增加预计受相邻压裂影响油井的半径，并在模型中给老油井更多时间恢复产量 主要是产量延迟，而非油井生产率导致的产量损失 [27][28][29] 问题2: 公司的联合开发方案与同行有何不同 - 公司认为在霍华德县找到了完井规模和井间距的最佳组合，北霍华德的油井表现强劲，而中部霍华德最初的两个油井组合间距相对较窄 [30][31] 问题3: 2025年煤炭价格下跌时，公司对流动性和债务偿还的优先考虑 - 公司计划根据现金流偿还债务，目前有10亿美元流动性，适合进行收购 完成RBL重新确定流程后，有灵活性随时赎回债券，会谨慎维护灵活性并做出正确财务决策 [34][35] 问题4: 2023年资本支出和通胀预期 - 预计2023年资本支出约5.9亿美元，通胀率约10%，仍在进行预算编制，将在明年初发布详细信息 [37][38] 问题5: 考虑到大宗商品价格倒挂和杠杆率仍高于1，是否会放缓回购步伐 - 随着价格回落，回购占总现金的比例有所下降 明年将根据大宗商品价格和自由现金流确定回购金额和比例，目前维持现有比例是合理计划，主要重点仍是债务偿还，同时保持股权回购计划的有序进行 [40][41][42]

产品已实现价格 - 截至2022年9月30日，已实现价格分别为石油92.54美元、NGL 32.38美元、天然气4.34美元[151] 销售占比变化 - 2022年第三季度与2021年相比，石油销售占比从60%升至67%，天然气销售占比从10%升至16%，销售外购油占比从17%降至4%[153] - 2022年前九个月与2021年相比，石油销售占比从56%升至69%，NGL销售占比从14%降至13%，销售外购油占比从19%降至7%[153] 产品销量变化 - 2022年第三季度与2021年相比，石油销量3219MBbl降1%，NGL销量2034MBbl升11%，天然气销量12430MMcf升5%[155] - 2022年前九个月与2021年相比，石油销量10536MBbl升34%，NGL销量6128MBbl降9%，天然气销量37447MMcf降16%[159] 产品销售收入变化 - 2022年第三季度与2021年相比，石油销售收入311740千美元升36%，NGL销售收入59377千美元升24%，天然气销售收入73831千美元升117%[155] - 2022年前九个月与2021年相比，石油销售收入1069542千美元升108%，NGL销售收入197037千美元升48%，天然气销售收入179026千美元升82%[159] 产品平均销售价格变化 - 2022年第三季度与2021年相比，石油平均销售价格96.83美元/桶升37%，NGL平均销售价格29.20美元/桶升11%，天然气平均销售价格5.94美元/Mcf升107%[155] - 2022年前九个月与2021年相比，石油平均销售价格101.51美元/桶升55%，NGL平均销售价格32.16美元/桶升62%，天然气平均销售价格4.78美元/Mcf升117%[159] 含商品衍生品平均销售价格变化 - 2022年第三季度和前九个月与2021年相比，含商品衍生品的平均销售价格均有不同程度上升[155][159] 成熟商品衍生品净结算支付变化 - 2022年第三季度成熟商品衍生品净结算支付中，石油为 - 82,862千美元，较2021年的 - 43,838千美元减少39,024千美元，降幅89%；NGL为 - 9,618千美元，较2021年的 - 30,905千美元增加21,287千美元，增幅69%；天然气为 - 32,131千美元，较2021年的 - 16,747千美元减少15,384千美元，降幅92%；总计为 - 124,611千美元，较2021年的 - 91,490千美元减少33,121千美元，降幅36%[163] - 2022年前三季度成熟商品衍生品净结算支付中，石油为 - 321,106千美元，较2021年的 - 96,675千美元减少224,431千美元，降幅232%；NGL为 - 38,152千美元，较2021年的 - 63,434千美元增加25,282千美元，增幅40%；天然气为 - 64,694千美元，较2021年的 - 30,046千美元减少34,648千美元，降幅115%；总计为 - 423,952千美元，较2021年的 - 190,155千美元减少233,797千美元，降幅123%[163] 产品收入及总收入变化 - 2022年第三季度石油收入为311,740千美元，较2021年的229,329千美元增加82,411千美元，增幅36%；NGL收入为59,377千美元，较2021年的47,949千美元增加11,428千美元，增幅24%；天然气收入为73,831千美元，较2021年的33,998千美元增加39,833千美元，增幅117%；总收入为444,948千美元，较2021年的311,276千美元增加133,672千美元，增幅43%[163] - 2022年前三季度石油收入为1,069,542千美元，较2021年的514,752千美元增加554,790千美元，增幅108%；NGL收入为197,037千美元，较2021年的133,121千美元增加63,916千美元，增幅48%；天然气收入为179,026千美元，较2021年的98,186千美元增加80,840千美元，增幅82%；总收入为1,445,605千美元，较2021年的746,059千美元增加699,546千美元，增幅94%[163] 购买石油销售变化 - 2022年第三季度购买石油销售为18,371千美元，较2021年的66,235千美元减少47,864千美元，降幅72%；2022年前三季度购买石油销售为106,030千美元，较2021年的173,500千美元减少67,470千美元，降幅39%[166] 成本和费用总计变化 - 2022年第三季度成本和费用总计为205,073千美元，较2021年的208,737千美元减少3,664千美元，降幅2%；2022年前三季度成本和费用总计为658,824千美元，较2021年的540,447千美元增加118,377千美元，增幅22%[168][170] 处置资产净收益变化 - 2022年第三季度处置资产净收益为4,282千美元，较2021年的95,201千美元减少90,919千美元，降幅96%；2022年前三季度处置资产净收益为4,952千美元，较2021年的93,454千美元减少88,502千美元，降幅95%[168][170] 租赁经营费用变化 - 2022年第三季度租赁经营费用为44,246千美元，较2021年的29,837千美元增加14,409千美元，增幅48%；2022年前三季度租赁经营费用为127,136千美元，较2021年的68,526千美元增加58,610千美元，增幅86%[168][170] - 2022年租赁经营费用因通胀压力和资产整合成本增加，预计全年总量相对平稳，单位成本随产量下降而上升[171] 生产和从价税变化 - 2022年第三季度生产和从价税为29,024千美元，较2021年的17,937千美元增加11,087千美元，增幅62%；2022年前三季度生产和从价税为89,512千美元，较2021年的45,957千美元增加43,555千美元，增幅95%[168][170] - 2022年第三季度和前九个月，生产和从价税因油气销售收入增加而上升[172] 运输和营销费用变化 - 2022年第三季度和前九个月，运输和营销费用较2021年同期增加[173] 购买石油成本变化 - 2022年第三季度和前九个月，购买石油成本因Bridgetex管道合同结束购买量减少而下降，部分被销售价格上涨抵消[174] 一般及行政费用变化 - 2022年第三季度和前九个月，除长期激励计划员工薪酬费用外的一般及行政费用因员工和专业费用增加及通胀压力而上升[175] 长期激励计划现金费用变化 - 2022年第三季度和前九个月，长期激励计划现金费用因高管离职奖励没收和公允价值下降而减少[176] 长期激励计划非现金费用变化 - 2022年第三季度长期激励计划非现金费用因高管离职奖励没收而减少，前九个月因新授予奖励增加，部分被高管离职奖励没收抵消[177] 组织重组费用变化 - 2022年第三季度和前九个月，组织重组费用因高管离职和裁员而增加[178] 资产处置净收益减少原因 - 2022年第三季度和前九个月，资产处置净收益因2021年第三季度工作权益出售收益而减少[179] 每桶油当量折耗费用变化 - 2022年第三季度和前九个月，每桶油当量折耗费用分别增加1.39美元（17%）和3.52美元（59%），主要因资产收购和通胀压力[180] 非经营净费用变化 - 2022年第三季度和前九个月，非经营净费用分别增加196,637,000美元（156%）和160,475,000美元（29%），主要因衍生品净收益和利息费用变化[182] 通胀削减法案内容 - 2022年通胀削减法案包含对美国上市公司股票回购征收1%消费税、扩大清洁能源税收抵免和对调整后财报收入超10亿美元的特定公司征收15%企业替代最低税[191] 公司流动性情况 - 截至2022年9月30日，公司现金及现金等价物为4990万美元，高级有担保信贷安排可用额度为9.6亿美元，总流动性为10亿美元；截至11月2日，现金及现金等价物为5390万美元，高级有担保信贷安排可用额度为10亿美元，总流动性为11亿美元[195] 公司重大现金需求情况 - 截至2022年9月30日，公司已知合同及其他义务的重大现金需求总计18.62908亿美元，其中短期1.52445亿美元，长期17.10463亿美元[198] 公司各活动净现金变化 - 2022年前九个月，经营活动提供的净现金为7.20702亿美元，较2021年的2.87112亿美元增加4.3359亿美元，增幅151%[200] - 2022年前九个月，投资活动使用的净现金为4.43475亿美元，较2021年的5.1775亿美元减少7427.5万美元，降幅14%[200] - 2022年前九个月，融资活动使用的净现金为2.84084亿美元，而2021年同期为提供净现金2.33277亿美元，同比减少5.17361亿美元，降幅222%[200] 公司总销售收入增加原因 - 2022年前九个月，公司石油、NGL和天然气总销售收入增加6.995亿美元，主要因每桶油当量平均销售价格上涨86%以及石油销量增加34%[201] 高级有担保信贷安排情况 - 截至2022年9月30日，高级有担保信贷安排最高信贷额度为20亿美元，借款基数和总选定承贷额分别为12.5亿美元和10亿美元，未偿还余额为4000万美元，利率为5.379%[208] - 2022年8月30日，公司对高级有担保信贷安排进行第九次修订，增加回购普通股的额度并明确赎回债务的条件[209] - 2022年11月1日，公司对高级有担保信贷安排进行第十次修订，将借款基数从12.5亿美元提高到13亿美元，允许额外高级票据回购和其他受限付款[210] 公司票据情况 - 截至2022年9月30日，公司1月2025年票据本金为5.295亿美元，利率9.500%；1月2028年票据本金为3.268亿美元，利率10.125%；7月2029年票据本金为2.982亿美元，利率7.750%；高级无担保票据总计11.545亿美元[212] - 2022年前九个月，公司回购了总计1.845亿美元本金的高级无担保票据[213] - 截至2022年9月30日，公司有12亿美元的高级无担保票据尚未偿还[214] 公司经营活动净现金、自由现金流、净收入、调整后EBITDA变化 - 2022年第三季度，公司经营活动提供的净现金为182,615千美元，2021年同期为97,674千美元；2022年前九个月为720,702千美元，2021年同期为287,112千美元[220] - 2022年第三季度，公司自由现金流为51,361千美元，2021年同期为 - 19,895千美元；2022年前九个月为183,404千美元，2021年同期为 - 27,585千美元[220] - 2022年第三季度，公司净收入为337,523千美元，2021年同期为136,832千美元；2022年前九个月为513,288千美元，2021年同期为 - 71,268千美元[224] - 2022年第三季度，公司调整后EBITDA为222,790千美元，2021年同期为133,441千美元；2022年前九个月为722,377千美元，2021年同期为323,755千美元[224] 公司商品衍生负债头寸及价格影响 - 截至2022年9月30日，公司商品衍生负债头寸为 - 40,073千美元，相关远期商品价格曲线上涨10%的影响为 - 44,477千美元，下跌10%的影响为60,771千美元[229] 高级担保信贷安排利率情况 - 截至2022年9月30日，公司高级担保信贷安排的利率为5.379%，替代基准利率借款的适用保证金为1.5%，期限担保隔夜融资利率借款的适用保证金为2.5%[230] 公司关键会计估计情况 - 2022年前九个月，公司关键会计估计无重大变化[226] 公司披露控制与程序情况 - 截至2022年9月30日，公司披露控制与程序有效[231] 公司财务报告内部控制情况 - 2022年第三季度末，公司财务报告内部控制无重大影响变化[232]

业绩总结 - Laredo Petroleum在2022年预计产生约8.4亿美元的自由现金流[8] - 2022年和2023年预计的总自由现金流为约8.4亿美元[8] - 2022年第二季度的油生产量为40.6万桶/天[15] - 2022年第二季度的平均销售价格为每桶138美元[16] - 2022年每日石油生产预计在38.0万桶至39.0万桶之间[45] - 2022年自由现金流预计为5.5亿美元，2023年预计为5.85亿美元[33] 财务状况 - 目标将净债务减少至7亿至7.5亿美元，预计在2023年第二季度实现杠杆率低于1.0倍[9] - 2022年第二季度的净债务与EBITDAX比率为1.39倍[17] - 当前流动性约为11亿美元[32] - 截至2022年6月30日，公司的净债务为11.59亿美元[71] 资本支出与回购 - 2022年资本支出预计为6亿美元，2023年为5.6亿美元[6] - 计划在2022年至2024年间回购2亿美元的股票[8] 生产与市场展望 - 预计FY-23的石油生产将产生约60%的产量[21] - 中部斯普雷伯里（Middle Sprayberry）表现超出预期，2023年将有九口井投入生产[21] - 中部霍华德（Central Howard）开发约80%已完成，剩余23个位置在三个钻探单元中[21] 价格与交易 - 预计2022年WTI油价为每桶100美元，HH天然气价格为每千立方英尺7美元[7] - 2022年每桶WTI原油价格的平均销售价格为99.39美元[45] - 2023年第三季度乙烷掉期交易量为386 MBBL，价格为每桶11.42美元[48] - 2023年第三季度丙烷掉期交易量为294 MBBL，价格为每桶35.91美元[48] - 2023年第三季度丁烷掉期交易量为92 MBBL，价格为每桶41.58美元[48] - 2023年第三季度异丁烷掉期交易量为28 MBBL，价格为每桶42.00美元[48] - 2023年第三季度五烷掉期交易量为92 MBBL，价格为每桶60.65美元[48] - 2022年第四季度布伦特掉期交易量为1,040 MBO，价格为每桶48.34美元[49] - 2022年第四季度WTI掉期交易量为92 MBO，价格为每桶64.40美元[49] - 2022年第四季度亨利中心掉期交易量为920,000 MMBTU，价格为每MMBTU 2.73美元[50] - 2022年第四季度亨利中心保护性交易量为7,360,000 MMBTU，价格为每MMBTU 3.09美元（底价）和3.84美元（顶价）[50]

Laredo Petroleum, Inc. (LPI) Q2 2022 Earnings Conference Call August 4, 2022 8:30 AM ET Company Participants Ron Hagood - Vice President, Investor Relations Jason Pigott - President & Chief Executive Officer Karen Chandler - Senior Vice President & Chief Operating Officer Bryan Lemmerman - Senior Vice President & Chief Financial Officer Conference Call Participants Derrick Whitfield - Stifel Operator Good day, everyone. My name is Kelly and I'll be your conference operator for today. At this time, I'd like ...

各业务产品已实现价格 - 截至2022年6月30日，已实现价格分别为石油86.39美元/桶、NGL 31.27美元/桶、天然气3.72美元/百万立方英尺[160] 各业务产品销售占比变化 - 2022年Q2与2021年同期相比，石油销售占总收入比例从54%升至73%，增长19个百分点，增幅35%；NGL销售占比从15%降至13%，下降2个百分点，降幅13%；天然气销售占比从11%升至12%，增长1个百分点，增幅9%；购买石油销售占比从20%降至2%，下降18个百分点，降幅90%[162] - 2022年上半年与2021年同期相比，石油销售占总收入比例从52%升至69%，增长17个百分点，增幅33%；NGL销售占比从16%降至13%，下降3个百分点，降幅19%；天然气销售占比从12%降至10%，下降2个百分点，降幅17%；购买石油销售占比从20%降至8%，下降12个百分点，降幅60%[162] 各业务产品销售体积变化 - 2022年Q2与2021年同期相比，石油销售体积从2406千桶增至3690千桶，增长1284千桶，增幅53%；NGL销售体积从2551千桶降至2100千桶，下降451千桶，降幅18%；天然气销售体积从17169百万立方英尺降至12774百万立方英尺，下降4395百万立方英尺，降幅26%[163] - 2022年上半年与2021年同期相比，石油销售体积从4590千桶增至7317千桶，增长2727千桶，增幅59%；NGL销售体积从4872千桶降至4094千桶，下降778千桶，降幅16%；天然气销售体积从32799百万立方英尺降至25017百万立方英尺，下降7782百万立方英尺，降幅24%[167] 各业务产品销售收入变化 - 2022年Q2与2021年同期相比，石油销售收入从157722千美元增至410359千美元，增长252637千美元，增幅160%；NGL销售收入从43494千美元增至72505千美元，增长29011千美元，增幅67%；天然气销售收入从31110千美元增至66606千美元，增长35496千美元，增幅114%[163] - 2022年上半年与2021年同期相比，石油销售收入从285423千美元增至757802千美元，增长472379千美元，增幅166%；NGL销售收入从85172千美元增至137660千美元，增长52488千美元，增幅62%；天然气销售收入从64188千美元增至105195千美元，增长41007千美元，增幅64%[167] - 2022年Q2与2021年同期相比，石油收入从157,722千美元增至410,359千美元（160%），NGL从43,494千美元增至72,505千美元（67%），天然气从31,110千美元增至66,606千美元（114%），总计从232,326千美元增至549,470千美元（137%）[170] - 2022年上半年与2021年同期相比，石油收入从285,423千美元增至757,802千美元（166%），NGL从85,172千美元增至137,660千美元（62%），天然气从64,188千美元增至105,195千美元（64%），总计从434,783千美元增至1,000,657千美元（130%）[170] 各业务产品平均销售价格变化 - 2022年Q2与2021年同期相比，石油平均销售价格从65.55美元/桶涨至111.20美元/桶，增长45.65美元/桶，增幅70%；NGL平均销售价格从17.05美元/桶涨至34.52美元/桶，增长17.47美元/桶，增幅102%；天然气平均销售价格从1.81美元/百万立方英尺涨至5.21美元/百万立方英尺，增长3.40美元/百万立方英尺，增幅188%[163] - 2022年上半年与2021年同期相比，石油平均销售价格从62.19美元/桶涨至103.57美元/桶，增长41.38美元/桶，增幅67%；NGL平均销售价格从17.48美元/桶涨至33.62美元/桶，增长16.14美元/桶，增幅92%；天然气平均销售价格从1.96美元/百万立方英尺涨至4.20美元/百万立方英尺，增长2.24美元/百万立方英尺，增幅114%[167] 石油和天然气资产未摊销成本情况 - 截至2022年6月30日和2021年6月30日，评估的石油和天然气资产未摊销成本未超过完全成本上限，2022年和2021年上半年均未记录完全成本上限减值，若价格维持当前水平，预计可预见未来也不会记录[160] 成熟商品衍生品净结算支付变化 - 2022年Q2与2021年同期相比，成熟商品衍生品净结算支付中，石油为-134,631千美元（-291%），NGL为-15,294千美元（10%），天然气为-24,090千美元（-293%），总计-174,015千美元（-202%）[170] - 2022年上半年与2021年同期相比，成熟商品衍生品净结算支付中，石油为-238,244千美元（-351%），NGL为-28,533千美元（12%），天然气为-32,564千美元（-145%），总计-299,341千美元（-203%）[170] 中游服务与采购油销售业务收入变化 - 2022年Q2与2021年同期相比，中游服务收入从1,257千美元增至1,891千美元（50%），采购油销售从60,788千美元降至8,795千美元（-86%）[171] - 2022年上半年与2021年同期相比，中游服务收入从2,553千美元增至4,235千美元（66%），采购油销售从107,265千美元降至87,659千美元（-18%）[171] 各项成本费用变化（Q2对比） - 2022年Q2与2021年同期相比，租赁运营费用从19,771千美元增至42,014千美元（113%），生产和从价税从14,737千美元增至33,001千美元（124%）[175] - 2022年Q2与2021年同期相比，运输和营销费用从10,690千美元增至10,994千美元（3%），中游服务费用从700千美元增至1,733千美元（148%）[175] - 2022年Q2与2021年同期相比，采购油成本从64,737千美元降至6,780千美元（-90%），一般和行政费用（不包括LTIP）从12,512千美元增至13,505千美元（8%）[175] - 2022年Q2与2021年同期相比，总成本和费用从186,024千美元增至188,920千美元（2%）[175] 各项成本费用变化（上半年对比） - 2022年上半年总成本和费用为452,859千美元，较2021年的333,451千美元增加119,408千美元，增幅36%[177] - 租赁运营费用2022年为82,890千美元，较2021年的38,689千美元增加44,201千美元，增幅114%[177] - 生产和从价税2022年为60,488千美元，较2021年的28,020千美元增加32,468千美元，增幅116%[177] - 购买石油成本2022年为89,744千美元，较2021年的114,653千美元减少24,909千美元，降幅22%[177] - 2022年上半年折耗、折旧和摊销为151,627千美元，较2021年的78,085千美元增加73,542千美元，增幅94%[177] 库存减值费用情况 - 2021年上半年记录库存减值费用1600千美元，2022年同期无此类减值费用[189] 非经营性净亏损及相关费用变化（Q2对比） - 2022年第二季度末三个月非经营性净亏损为101,598千美元，较2021年的242,330千美元减少140,732千美元，降幅58%[191] - 2022年第二季度末三个月衍生品净亏损为65,927千美元，较2021年的216,942千美元减少151,015千美元，降幅70%[191] - 2022年第二季度末三个月利息费用为32,807千美元，较2021年的25,870千美元增加6,937千美元，增幅27%[191] - 2022年第二季度末三个月债务清偿净损失为798千美元，2021年同期无此项损失[191] 非运营净支出及相关费用变化（上半年对比） - 2022年上半年非运营净支出为45771.2万美元，较2021年增加3637.8万美元，增幅9%[192] - 2022年上半年衍生品净亏损为39174.3万美元，较2021年增加2043.6万美元，增幅6%[192] 所得税费用变化 - 2022年上半年所得税费用中，当期为573.1万美元，较2021年增加573.1万美元，增幅100%；递延为48.4万美元，较2021年增加256.8万美元，增幅123%[196] 公司现金及流动性情况 - 截至2022年6月30日，公司现金及现金等价物为1.475亿美元，高级担保信贷安排可用额度为10亿美元，总流动性为11亿美元[202] 公司合同及义务现金需求情况 - 截至2022年6月30日，公司已知合同及其他义务现金需求总计21.23731亿美元，其中短期为1.74239亿美元，长期为19.49492亿美元[203] 各活动净现金变化 - 2022年上半年经营活动提供的净现金为5.39007亿美元，较2021年增加3.5131亿美元，增幅187%[205] - 2022年上半年投资活动使用的净现金为2.9354亿美元，较2021年增加1.24973亿美元，增幅74%[205] - 2022年上半年融资活动（使用）提供的净现金为1.54719亿美元，较2021年减少3.51816亿美元，降幅178%[205] - 2022年上半年现金、现金等价物和受限现金净增加9074.8万美元，较2021年减少1.25479亿美元，降幅58%[205] - 2022年上半年投资活动净现金使用量较2021年同期增加，主要因通胀压力和油气资产非运营资本支出增加[207] - 2022年上半年融资活动净现金使用1.547亿美元，2021年同期为提供1.971亿美元，变化3.518亿美元[209] 高级担保信贷安排情况 - 截至2022年6月30日，高级担保信贷安排最高信贷额度20亿美元，借款基数和总选定承付款分别为12.5亿美元和10亿美元，无未偿还金额[211] - 2022年4月13日，公司对高级担保信贷安排进行第八次修订，包括提高借款基数和总选定承付款等多项内容[211] 未偿还高级无担保票据情况 - 截至2022年6月30日，未偿还高级无担保票据本金总额13.069亿美元，其中2025年1月票据5.779亿美元，利率9.500%；2028年1月票据3.548亿美元，利率10.125%；2029年7月票据3.742亿美元，利率7.750%[213] 公司票据回购及债务清偿损失情况 - 2022年上半年，公司回购2029年7月票据和2028年1月票据本金分别为2580万美元和620万美元，确认债务清偿损失80万美元[214] 自由现金流变化 - 2022年第二季度自由现金流为1.10475亿美元，2021年同期为 - 3119.1万美元；2022年上半年自由现金流为1.33682亿美元，2021年同期为 - 943.1万美元[222] 调整后EBITDA变化 - 2022年第二季度调整后EBITDA为2.7839亿美元，2021年同期为9699.1万美元；2022年上半年调整后EBITDA为5.00479亿美元，2021年同期为1.90314亿美元[225] 经营活动净现金变化 - 2022年第二季度经营活动提供的净现金为3.68125亿美元，2021年同期为1.16546亿美元；2022年上半年经营活动提供的净现金为5.39007亿美元，2021年同期为1.87697亿美元[222] 净收入变化 - 2022年第二季度净收入为2.62546亿美元，2021年同期净亏损1.32661亿美元；2022年上半年净收入为1.75765亿美元，2021年同期净亏损2.081亿美元[225] 公司关键会计估计情况 - 截至2022年6月30日的六个月内，公司关键会计估计无重大变化[228] 公司衍生品公允价值及价格变动影响 - 截至2022年6月30日，公司未平仓商品衍生品公允价值产生2.75亿美元净负债头寸，或有对价衍生品产生3860万美元资产头寸[232] -

业绩总结 - Laredo Petroleum的企业价值为25亿美元，市值为12亿美元，流通股数为1730万股[4] - 截至2021年底，Laredo的石油储量为3.19亿桶油当量，其中约38%为原油[4] - 2022年第一季度的生产量为85.1千桶油当量/天，其中原油占比约47%[4] - 2022年第一季度的净收入为-86781千美元[69] - 2022年第一季度的合并EBITDAX为22.21亿美元[69] - 2022年第一季度的利息支出为32477千美元[69] 财务数据 - 预计2022年自由现金流将达到约3亿美元[4] - Laredo的净债务与合并EBITDAX比率为2.1倍，预计到2023年第一季度将降至1.0倍以下[4] - 截至2022年3月31日，公司的净债务为14.18亿美元[74] - 2021年12月31日的PV-10（非GAAP）为37.16亿美元[72] - 自由现金流的使用存在显著限制，包括由于不同公司计算方法不同而缺乏可比性[76] 生产与开发 - 2022年第一季度净产量为12.7 MBOE/D，其中62%为原油[24] - 2022年预计总产量为82.0至86.0 MBOE/D，原油产量为39.5至42.5 MBO/D[31] - 2022年开发计划将完全聚焦于Howard县，预计将整合8口中间Spraberry井[16] - 2021年第四季度完成了10口井的开发，其中包括两口Wolfcamp D评估井，解锁了约90个位置[23] - 2022年第一季度的平均完成侧钻长度为10,500英尺[24] 市场展望 - 预计2022年WTI油价为每桶101.64美元，布伦特油价为每桶105.81美元[57] - 2022年Laredo的石油生产占总生产的比例预计为49%[9] - 2022财年公司总油生产下降预期为44%，2023财年为29%[64] - 2022财年Howard油田的年基准生产下降预期为57%，2023财年为34%[64] 战略与目标 - Laredo的目标是通过减少债务来向股东转移价值，计划在2022年实现300百万美元的债务减少[7] - 公司的已探明储量PV-10较2020年末增长约260%[61] - 战略收购增加了约6500万桶的石油储量，出售了160万桶，改善了石油生产结构[61] - 2022年资本支出指导为约5.5亿美元[31] - 2022年第二季度预计资本支出约为1.25亿美元[57]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度产生2300万美元自由现金流，综合EBITDA税为2.22亿美元 [4] - 杠杆率从去年年底的2.1倍债务与EBITDA之比降至第一季度末的1.9倍 [4] - 2022年资本预算调整至5.5亿美元，上调约6% [11] - 预计2022年自由现金流仍超3亿美元 [7][13] - 计划到2022年底利用自由现金流减少3亿美元债务，到2023年第一季度将杠杆率降至1倍 [6][7][13] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度产量、资本支出、完井和投产井数量均符合指引，但受天气影响，季度石油产量每天减少约150桶 [8] - LOE高于预期，主要因通胀和新收购资产整合成本增加，预计全年总LOE费用相对持平，第二季度LOE指引为每BOE 5.35美元 [9][10] - 已将2022年下半年约85%的运营资本支出定价锁定，包括完井服务、管材和沙子等 [11] 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 - 近期战略目标是利用自由现金流在2022年偿还3亿美元债务，到2023年初将杠杆率降至1.5倍，到2023年第一季度降至1倍，支持2023年初向股东返还现金的计划 [6][7][13] - 继续推进为部分产量获得负责任采购的天然气和石油认证的计划，4月已获得相关认证，目前有3.15万桶油当量/天的产量获得黄金评级 [4][5] - 优先开发霍华德县和西格拉斯考克县的优质资产，根据油井经济效益安排钻探顺序 [28][48] - 持续努力提高效率以抵消通胀压力，并在可能的情况下确保长期定价 [7] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第一季度业绩出色，延续了2021年的发展势头，公司有信心实现2022年的价值创造战略目标 [4] - 大宗商品价格强劲，但行业面临显著的通胀逆风，公司通过锁定成本和提高效率，维持了2022年超3亿美元的自由现金流预测 [7][13] - 对公司当前的发展状况和未来前景充满信心，认为偿还债务将为股东带来巨大价值，并为2023年初向股东返还资本奠定基础 [15] 其他重要信息 - 公司是首个获得TrustWell认证的二叠纪运营商 [5] - 基于两口中部斯普拉伯里评估井的良好表现和经济效益，将8口中部斯普拉伯里井纳入2022年开发计划 [8] - 正在霍华德县改用LNG发电机系统管理电力成本，并重新分配设施和人工举升设备以利用高压电力，预计改造旧电池和整合生产到新设施将带来成本效益 [10] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 2022年计划执行的信心及除通胀外是否有其他业务影响 - 公司对锁定资本支出感到有信心，霍华德县即将投产的新井采用了新的增产技术，表现良好，目前处于返排初期，未来将继续关注 [17] 问题: 加大修井活动的机会和对产量的影响 - 公司一直密切关注修井活动，根据每口井的经济效益做出决策，商品价格波动对修井活动的影响不如预期大 [20] 问题: 现在的新井完井设计与四到五年前相比，对早期水平井是否有实质性提升 - 公司近期（过去四到五年内）在水平井上的修井活动很少，仅在一些特殊情况下进行，与标准完井井不同 [21] 问题: 何时开始与承包商协商2023年的价格 - 这取决于具体服务，供应链团队会严格评估行业和公司自身的服务情况、成本趋势和服务可用性，目前已开始讨论部分服务的2023年价格，但需根据具体情况而定 [22] 问题: 东部地块的最新情况 - 天然气价格上涨对东部地块有利，但霍华德县的经济效益更好，公司优先开发霍华德县和西格拉斯考克县的核心资产 [28] 问题: 并购机会及融资方式 - 公司希望实现增长和规模扩张，但目前市场上符合公司要求（建立低成本、抗风险的油井库存）的资产包较少；若进行并购，融资方式需确保实现债务和杠杆率降低目标，不影响既定计划 [30][31] 问题: 2022年5.5亿美元预算是否有上调可能 - 预算中已考虑服务成本通胀并锁定大部分价格，剩余未锁定部分主要是化学品和柴油，可能会有波动，但公司认为预算合理，活动水平与原计划相同，若油井性能持续改善，可能会有少量调整 [32][33] 问题: 通胀假设情况 - 对于有一定价格预期的服务，已纳入预算；柴油价格则取决于市场走势 [34] 问题: 霍华德县油井表现及对Q2产量指引和全年产量轨迹的影响 - 霍华德县北部的油井表现令人鼓舞，尤其是两口中部斯普拉伯里井超出预期，已将8口此类井纳入2022年开发计划；飓风中心地区，较宽间距的油井表现更好，公司将继续采用该间距方案 [38] 问题: 15000英尺长水平井的成本、性能及驱动因素和极限 - 从运营角度看，长水平井作业顺利，每英尺成本有节省，是推动采用长水平井的主要因素；预计每英尺产量表现相当；技术上没有明确极限，主要取决于土地布局 [45][46] 问题: 格拉斯考克县Wolfcamp D等新地层在公司油井层级中的位置 - 公司优先开发北部霍华德县，因其经济效益最佳，其次是西格拉斯考克县，将与Wolfcamp D等地层共同开发；格拉斯考克县的油井表现符合预期，但北部霍华德县的经济效益更具吸引力 [48][51] 问题: Project Canary认证的好处及对下游销售和实现价格的影响 - 该认证有助于公司实现2025年减排目标；在天然气市场，历史上有支付小额溢价的机会，特定行业和国家对认证的负责任采购天然气更感兴趣；在石油市场，该市场正在兴起，公司作为首个认证的二叠纪运营商，已看到早期对小额溢价的兴趣迹象 [57]

各业务线销售价格情况 - 截至2022年3月31日，已实现价格分别为石油75.42美元、NGL 26.85美元、天然气2.93美元[141] - 2022年第一季度与2021年同期相比，石油平均销售价格从58.48美元/Bbl增至95.81美元/Bbl，增幅64%；NGL从17.96美元/Bbl增至32.68美元/Bbl，增幅82%；天然气从2.12美元/Mcf增至3.15美元/Mcf，增幅49%[144] 各业务线销售占比变化 - 2022年第一季度与2021年同期相比，石油销售占总收入比例从51%升至65%，NGL从17%降至12%，天然气从13%降至7%，销售购买的石油从18%降至15%，中游服务收入占比不变[143] 各业务线销售体积变化 - 2022年第一季度与2021年同期相比，石油销售体积从2183MBbl增至3627MBbl，增幅66%；NGL从2321MBbl降至1994MBbl，降幅14%；天然气从15630MMcf降至12243MMcf，降幅22%[144] 各业务线销售收入变化 - 2022年第一季度与2021年同期相比，石油销售收入从127701千美元增至347443千美元，增幅172%；NGL从41678千美元增至65155千美元，增幅56%；天然气从33078千美元增至38589千美元，增幅17%[144] - 2022年第一季度与2021年同期相比，中游服务收入从1296千美元增至2344千美元，增幅81%；销售购买的石油从46477千美元增至78864千美元，增幅70%[147] 各业务线成熟商品衍生品净结算支付变化 - 2022年第一季度与2021年同期相比，成熟商品衍生品净结算支付方面，石油从 - 18371千美元降至 - 103612千美元，降幅464%；NGL从 - 15576千美元升至 - 13240千美元，增幅15%；天然气从 - 7173千美元降至 - 8474千美元，降幅18%[146] 各业务线收入增加原因 - 2022年第一季度石油收入增加主要因油价上涨以及2021年下半年的收购使石油销售体积增加[146] - 2022年第一季度NGL和天然气收入增加主要因价格上涨，但部分被2021年下半年的权益出售导致的销售体积减少所抵消[146] - 销售购买的石油在2022年第一季度增加主要因销售价格和销售体积增加[150] 成本和费用变化 - 2022年第一季度总成本和费用为263,939千美元，较2021年的147,427千美元增加116,512千美元，增幅79%[152] - 2022年第一季度租赁经营费用为40,876千美元，较2021年的18,918千美元增加21,958千美元，增幅116%[152] - 2022年第一季度生产和从价税为27,487千美元，较2021年的13,283千美元增加14,204千美元，增幅107%[152] - 2022年第一季度损耗、折旧和摊销为73,492千美元，较2021年的38,109千美元增加35,383千美元，增幅93%[152] 非经营性相关数据变化 - 2022年第一季度非经营性净亏损为356,114千美元，较2021年的179,004千美元增加177,110千美元，增幅99%[163] - 2022年第一季度衍生品净亏损为325,816千美元，较2021年的154,365千美元增加171,451千美元，增幅111%[163] - 2022年第一季度利息费用为32,477千美元，较2021年的25,946千美元增加6,531千美元，增幅25%[163] 所得税费用变化 - 2022年第一季度所得税费用方面，当期为 - 1,218千美元，较2021年增加 - 1,218千美元，增幅 - 100%；递延为2,095千美元，较2021年的762千美元增加1,333千美元，增幅175%[166] 估值备抵与有效税率情况 - 截至2022年3月31日，公司记录了4.553亿美元的估值备抵，以抵消联邦和俄克拉荷马州的净递延所得税资产[167] - 公司运营的有效税率为1%，受估值备抵、永久性差异和离散项目变化的影响[167] 公司流动性情况 - 截至2022年3月31日，公司现金及现金等价物为6510万美元，高级担保信贷安排可用额度为5.809亿美元，总流动性为6.46亿美元；截至2022年5月3日，现金及现金等价物为1.043亿美元，高级担保信贷安排可用额度为9.059亿美元，总流动性为10.1亿美元[172] 已知合同及其他义务现金需求情况 - 2022年3月31日已知合同及其他义务的现金需求中，高级无担保票据短期为12245.7万美元，长期为18.33039亿美元，总计19.55496亿美元；高级担保信贷安排长期为1亿美元；资产退休义务短期为297.1万美元，长期为6967.7万美元，总计7264.8万美元等，总计短期为1.5284亿美元，长期为20.23375亿美元，总计21.76215亿美元[175] 各活动净现金情况 - 2022年第一季度经营活动净现金流入为1.70882亿美元，2021年同期为7115.1万美元，同比增加9973.1万美元，增幅140%；投资活动净现金使用为1.51696亿美元，2021年同期为6902万美元，同比增加8267.6万美元，增幅 - 120%；融资活动净现金使用为1084.7万美元，2021年同期为662.6万美元，同比增加422.1万美元，增幅 - 64%；现金及现金等价物净增加为833.9万美元，2021年同期为 - 449.5万美元，同比增加1283.4万美元，增幅286%[177] 经营活动净现金流入增加原因 - 2022年第一季度经营活动净现金流入增加，主要因油气及天然气销售收入增加2.487亿美元，成熟衍生品净结算减少9320万美元，经营资产和负债净变化减少270万美元；油气及天然气销售收入增加是因每桶油当量平均销售价格上涨107%，部分被总销量增加8%抵消[178] 投资活动净现金使用增加原因 - 2022年第一季度投资活动净现金使用增加，主要因钻井和完井活动增加、通胀压力和非运营资本支出增加、油气资产收购增加[179] 各资产资本支出变化 - 2022年第一季度，除非预算收购成本外，油气资产资本支出为1.68368亿美元，2021年同期为6844.9万美元，同比增加9991.9万美元，增幅146%；中游服务资产为45.9万美元，2021年同期为87.6万美元，同比减少41.7万美元，降幅48%；其他固定资产为207.2万美元，2021年同期为60万美元，同比增加147.2万美元，增幅245%；总计为1.70899亿美元，2021年同期为6992.5万美元，同比增加1.00974亿美元，增幅144%[180] 融资活动净现金使用增加原因 - 2022年第一季度融资活动净现金使用增加，主要活动包括高级担保信贷安排借款5000万美元、还款5500万美元、股票用于税务预扣580万美元[184] 高级担保信贷安排情况 - 截至2022年3月31日，高级担保信贷安排最高信贷额度为20亿美元，借款基数和总选定承贷额分别为10亿美元和7.25亿美元，未偿还金额为1亿美元，利率为3%；截至2022年5月3日，未偿还余额为5000万美元[185] - 截至2022年3月31日，2023年到期的高级担保信贷安排余额为1亿美元，浮动利率3%[206] 高级无担保票据情况 - 截至2022年3月31日，1月2025年票据本金为5.779亿美元，利率为9.5%；1月2028年票据本金为3.61亿美元，利率为10.125%；7月2029年票据本金为4亿美元，利率为7.75%；高级无担保票据总计本金为13.389亿美元[187] - 2020年1月24日公司发行本金总额6亿美元的2025年1月票据和4亿美元的2028年1月票据，2021年7月16日发行本金总额4亿美元的2029年7月票据，截至2022年3月31日，13亿美元高级无抵押票据仍未偿还[190] - 截至2022年3月31日，2025年到期的2025年1月票据余额为5.779亿美元，固定利率9.5%；2028年到期的2028年1月票据余额为3.61亿美元，固定利率10.125%；2029年到期的2029年7月票据余额为4亿美元，固定利率7.75%[206] 公司衍生品交易情况 - 公司通过商品衍生品交易对冲油气及天然气价格风险，通过利率衍生品掉期对冲高级担保信贷安排部分预期未偿债务的利率风险[171] - 公司从事商品衍生品交易以对冲部分预期销售的价格风险，期望减轻运营现金流的潜在波动影响[204] - 公司签订利率衍生品掉期合约对冲高级担保信贷安排部分预期未偿债务的利率风险，合约于2022年4月到期[206] - 公司使用商品和利率衍生品分别对冲商品价格和利率波动风险，与交易对手签订ISDA协议，信用风险有所缓解[208] 公司衍生品公允价值及影响情况 - 截至2022年3月31日，公司未平仓商品衍生品的公允价值产生3.827亿美元净负债头寸，或有对价衍生品产生3980万美元净资产头寸[205] - 假设相关远期商品价格曲线变动10%，商品衍生品预计对税前损失的增量影响为上涨10%时减少1.18682亿美元，下降10%时增加1.25318亿美元；或有对价衍生品预计对税前损失的增量影响为上涨10%时增加485.6万美元，下降10%时减少503.7万美元[205] 公司应收账款情况 - 公司大部分应收账款无担保，虽有客户集中风险，但认为可找到其他买家，且会评估应收账款可收回性[210] 客户相关风险情况 - 主要客户无法提取公司石油会对公司财务状况和经营业绩产生不利影响[212] - 2021年年报附注14有关于客户履约风险的额外讨论[212] 公司其他财务指标情况 - 2022年第一季度净现金提供的经营活动为17088.2万美元，2021年同期为7115.1万美元；2022年自由现金流为2320.7万美元，2021年为2176万美元[195] - 2022年第一季度净亏损8678.1万美元，2021年同期为7543.9万美元；2022年调整后EBITDA为22208.9万美元，2021年为9332.3万美元[199]