产量数据变化 - NGL产量从2022年的650万桶增加到2023年的750万桶，增长了100万桶[119] - 等效产量从2022年的5670万桶油当量增加到2023年的5720万桶油当量，增长了50万桶油当量[142] - 2023年第一季度天然气产量从2022年的2564亿立方英尺降至248.1亿立方英尺，日均产量从2850百万立方英尺降至2757百万立方英尺，降幅83亿立方英尺[169] - 2023年第一季度石油产量750万桶，2022年同期产量650万桶，产量增加100万桶（15%）[221] 价格数据变化 - 平均实现天然气价格为每千立方英尺3.72美元，比上一年同期的每千立方英尺4.17美元低0.45美元[143] - 平均实现NGL价格为每桶23.66美元，比上一年同期的每桶37.87美元低14.21美元[144] - 2023年第一季度平均实现油价为每桶74.09美元，较上年同期的每桶76.15美元低2.06美元[170] 债务相关数据 - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，长期债务账面价值分别为21.76亿美元和21.81亿美元，估计公允价值分别为19.85亿美元和19.55亿美元[122] - 截至2023年3月31日，公司总债务22亿美元，本金21亿美元，所有未偿债务基于固定利率，无重大市场利率变动风险；循环信贷协议无未偿借款，无相关利率风险[264] - 2023年3月31日，长期债务账面价值21.76亿美元，估计公允价值19.85亿美元；2022年12月31日，长期债务账面价值21.81亿美元，估计公允价值19.55亿美元[246] 应收账款数据 - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，客户合同应收账款分别为6.28亿美元和11亿美元[131] 股息政策调整 - 2023年2月，公司董事会批准将基础季度股息从每股0.15美元提高到每股0.20美元[132] - 2023年2月，董事会批准将基础季度股息从每股0.15美元提高至0.20美元[189] 股权奖励计划 - 2023年5月4日，公司股东批准2023年股权奖励计划，可发行2295万股普通股，计划于2033年2月21日到期[135] 钻探情况 - 2023年第一季度钻探65口总井（39.9口净井），成功率100%；2022年同期钻探54口总井（41.4口净井），成功率100%[145] 营运资金情况 - 2023年3月31日和2022年12月31日，公司营运资金盈余分别为7.96亿美元和10亿美元[154] 资本支出情况 - 2023年第一季度总资本支出为5.69亿美元，高于上年同期的3.26亿美元[171] - 2023年资本计划预计为20 - 22亿美元，预计在三个运营区域投产152 - 165口净井，约49%的钻完井资本将投入二叠纪盆地，44%投入马塞勒斯页岩，其余投入阿纳达科盆地[179] 现金及现金流情况 - 截至2023年3月31日，循环信贷协议无未偿还借款，未使用承诺额度为15亿美元，手头无限制现金为9.73亿美元[183] - 2023年第一季度经营活动提供现金流14.94亿美元，投资活动使用现金流4.79亿美元，融资活动使用现金流7.15亿美元，现金及等价物和受限现金净增加3亿美元；2022年同期分别为13.22亿美元、2.69亿美元、6.42亿美元和4.11亿美元[185] - 2023年第一季度融资活动使用的现金流较2022年同期增加7300万美元，主要因股票回购增加8400万美元，部分被股息支付减少2000万美元抵消[211] 收入情况 - 石油收入减少8400万美元，主要因油价下跌，但产量增加部分抵消了这一影响[196] - 2023年第一季度总运营收入为17.77亿美元，较2022年同期的16.79亿美元增长6%，其中天然气收入8.22亿美元，同比减少2.89亿美元（26%）；石油收入6.15亿美元，同比减少0.84亿美元（12%）；NGL收入1.77亿美元，同比减少0.68亿美元（28%）；衍生品工具收益1.38亿美元，同比增加5.29亿美元（135%）；其他收入0.25亿美元，同比增加0.01亿美元（67%）[217] - 天然气收入减少主要因价格降低和产量略降，产量降低主要是马塞勒斯页岩地区产量下降，二叠纪和阿纳达科盆地产量有适度增加部分抵消了下降[219] - NGL收入减少0.68亿美元主要因价格降低，但产量增加，产量增加主要与二叠纪盆地产量提高有关[221] 运营费用情况 - 2023年第一季度运营费用为9.05亿美元，较2022年同期的8.82亿美元增长3%，其中直接运营费用1.34亿美元，同比增加0.34亿美元（34%）；运输、加工和收集费用2.36亿美元，同比增加0.03亿美元（1%）；非所得税费用0.86亿美元，同比增加0.1亿美元（13%）；勘探费用0.04亿美元，同比减少0.02亿美元（33%）；折旧、损耗和摊销费用3.69亿美元，同比增加0.09亿美元（3%）；一般和行政费用0.76亿美元，同比减少0.31亿美元（29%）[224] - 直接运营费用中，租赁运营费用1.06亿美元，同比增加0.24亿美元（29%）；修井费用0.28亿美元，同比增加0.1亿美元（56%），主要因二叠纪盆地和马塞勒斯页岩地区维护项目修井活动增加，分别增加0.05亿美元和0.04亿美元[225] - 一般和行政费用减少0.31亿美元，其中股票薪酬费用减少0.07亿美元，合并相关费用减少0.24亿美元，合并相关费用减少主要是员工相关遣散和终止福利减少0.17亿美元以及交易相关成本减少0.07亿美元[231] 利息及所得税费用情况 - 利息费用2023年第一季度为1700万美元，较2022年同期的2100万美元减少400万美元，其中利息支出减少1000万美元，债务溢价摊销增加600万美元[233] - 所得税费用增加2500万美元，原因是税前收入增加以及有效税率略有提高，有效税率提高是由于2023年和2022年第一季度记录的非经常性离散项目存在差异[235] 风险提示 - 报告包含前瞻性陈述，实际结果可能与预期有重大差异，风险包括公共卫生危机、合并业务整合风险、成本节约和协同效应实现风险、资金流动性、市场因素、通胀、劳动力短缺、经济破坏、地缘政治干扰、未来钻探和营销活动结果、立法和监管举措、安全漏洞等[236] 期权及互换交易情况 - 截至2023年3月31日，Waha天然气领口期权估计价值4800万美元，二、三、四季度交易量分别为8190000MMBtu、8280000MMBtu、8280000MMBtu，加权平均底价3.03美元/MMBtu，加权平均顶价5.39美元/MMBtu[241] - 截至2023年3月31日，NYMEX领口期权估计价值1.33亿美元，二、三、四季度交易量分别为31850000MMBtu、32200000MMBtu、29150000MMBtu，加权平均底价分别为4.07美元/MMBtu、4.07美元/MMBtu、4.03美元/MMBtu，加权平均顶价分别为6.78美元/MMBtu、6.78美元/MMBtu、6.61美元/MMBtu[241] - 2023年二季度，WTI石油领口期权交易量1365MBbl，加权平均底价70美元/Bbl，加权平均顶价116.03美元/Bbl；WTI米德兰石油基差互换交易量1365MBbl，加权平均差价0.63美元/Bbl[241] - 2023年二、三、四季度，WTI石油领口期权交易量分别为910MBbl、920MBbl、920MBbl，加权平均底价65美元/Bbl，加权平均顶价89.66美元/Bbl；WTI米德兰石油基差互换交易量分别为910MBbl、920MBbl、920MBbl，加权平均差价1.01美元/Bbl[243] - 2023年第一季度，底价65 - 80美元/Bbl、顶价113.05 - 118.30美元/Bbl的石油领口期权覆盖140万桶石油产量，占比16%，加权平均价格70美元/Bbl；石油基差互换覆盖140万桶石油产量，占比16%，加权平均价格0.63美元/Bbl[244] - 2023年第一季度，底价3 - 7.5美元/MMBtu、顶价4.55 - 13.08美元/MMBtu的天然气领口期权覆盖603亿立方英尺天然气产量，占比24%，加权平均价格4.97美元/MMBtu[262] 公司控制程序及违规风险 - 公司管理层评估认为，截至2023年3月31日，公司的披露控制和程序有效[267] - 公司收到的违规通知若导致罚款或处罚，可能产生超过30万美元的货币制裁[268] 股票回购情况 - 2023年第一季度回购1100万股股票，花费2.68亿美元；2022年同期回购800万股，花费1.92亿美元[173]