公司合并信息 - 公司于2021年10月1日完成与Cimarex的合并交易，Cimarex每股普通股可兑换4.0146股公司普通股[53] - 合并完成后，公司向Cimarex股东发行约4.082亿股普通股（不包括替代Cimarex先前未偿还受限股奖励的股份）[53] - 2021年10月1日，公司更名为Coterra Energy Inc [53] 公司基本情况 - 公司是一家独立油气公司，业务集中在美国大陆，从事油气及NGLs的开发、勘探和生产[51] - 公司总部位于得克萨斯州休斯顿，在宾夕法尼亚州匹兹堡、得克萨斯州米德兰和俄克拉荷马州塔尔萨设有地区办事处[52] 报告风险提示 - 报告包含前瞻性陈述，实际结果可能与预期存在重大差异，受多种风险和不确定性因素影响[9] 公司面临的风险 - 业务和运营风险包括商品价格波动、钻井活动风险、突发事件影响等[11] - 债务、套期保值活动和财务状况相关风险包括资本需求大、债务和套期保值安排风险等[13] - 法律、监管和政府风险包括ESG问题、气候变化法规、潜在税法变更等[14] - 合并相关额外风险包括潜在客户流失、未实现预期效益、股价波动等[15] 公司储量情况 - 截至2021年12月31日，Cimarex遗留业务的探明储量占公司总探明储量的25%（按BOE计算）[54] - 截至2021年12月31日，公司石油的已探明开发储量为153010Mbbl，已探明未开发储量为36419Mbbl；天然气的已探明开发储量为10691Bcf，已探明未开发储量为4204Bcf；NGLs的已探明开发储量为193598Mbbl，已探明未开发储量为27017Mbbl[89] - 截至2021年12月31日，公司石油当量为2892582MBOE，较2020年12月31日的2278636MBOE增加614MMBOE，增幅27%[89][90] - 2021年，公司因合并使已探明储量增加672MMBOE，通过扩展、发现和其他方式增加171MMBOE，净向下修正62MMBOE，产量为167MMBOE[90] - 截至2021年12月31日，公司位于宾夕法尼亚州萨斯奎哈纳县马塞勒斯页岩的迪莫克油田约占总已探明储量的75%[91] - 2021年12月31日，公司有与764MMBOE的PUD储量相关的未来开发成本21亿美元，较2020年12月31日减少80MMBOE[102] - 2021年，公司基于5.65亿美元的总资本支出，将264MMBOE从PUD转移至已探明开发储量；在迪莫克油田新增131MMBOE的PUD储量；购买了97MMBOE的现有储量；因马塞勒斯页岩层的性能调整，PUD储量向下修正44MMBOE[105] 公司股东回报与财务状况 - 公司将年度普通股基础股息提高至每股0.60美元，自2021年10月1日以来已通过股息向股东返还6.52亿美元，2022年2月还批准了12.5亿美元的股票回购计划，承诺将至少50%的自由现金流返还给股东[58] - 2021年第四季度，公司将44%的运营现金流投入钻井计划，并通过股息支付向股东每股返还0.80美元[60] - 2021年底现金余额为10亿美元，循环信贷额度下有15亿美元未使用承诺，且直到2024年无重大债务到期[61] 公司资本计划 - 2022年资本计划预计为14 - 15亿美元，其中12.25 - 13.25亿美元用于钻井和完井活动，预计全年投产134 - 153口净井[63] - 2022年钻井和完井资本中，约49%投资于二叠纪盆地，44%投资于马塞勒斯页岩，其余投资于阿纳达科盆地[63] 各业务线产量数据 - 2021年马塞勒斯页岩净产量为389 MBOEPD，占全年总产量的85%，年底有954口净井，约99%由公司运营[65] - 2021年二叠纪盆地净产量为211 MBOEPD，占全年总产量的12%，年底有1164.4口净井，约79%由公司运营[67] - 2021年阿纳达科盆地净产量为59 MBOEPD，占全年总产量的3%，年底有568口净井，约57%由公司运营[70] - 2021年，公司石油总产量8150Mbbl，天然气总产量911Bcf，NGL总产量7104Mbbl，当量总产量167113MBOE；平均日产量方面，石油89Mbbl，天然气2966Mmcf，NGL77Mbbl，当量660MBOE[106] - 迪莫克油田天然气产量2021年为853Bcf，当量产量为142223MBOE；平均日产量方面，天然气为2338Mmcf，当量为390MBOE，该油田占公司总探明储量的15%以上[108] 公司衍生品情况 - 2021年，油价区间在29 - 40美元/桶的石油领口期权覆盖了370万桶（45%）的石油产量，加权平均价格为44.37美元/桶[81] - 截至2021年12月31日，公司有不同合约期和交易量的原油（WTI、WTI Midland）金融商品衍生品，如2022年1月 - 3月合约期的WTI原油交易量为630Mbbl，加权平均价格为45.28美元/桶[83] - 截至2021年12月31日，公司有不同合约期和交易量的天然气（NYMEX、Perm EP、PEPL、Waha）金融商品衍生品，如2022年1月 - 3月合约期的NYMEX天然气交易量为3.6亿Mmbtu，加权平均价格为6.97美元/Mmbtu[85] - 2022年初，公司签订了不同合约期和交易量的NYMEX天然气金融商品衍生品，如2022年4月 - 12月合约期的交易量为7150万Mmbtu，加权平均价格为5.39美元/Mmbtu[87] 公司储量估算相关 - 公司利用多种传统方法估算储量，包括递减曲线外推、物质平衡计算、体积计算、类比等，有时结合地震解释[94] - 公司负责内部储量估算过程的技术人员是生产和运营高级副总裁，公司有10名工程师组成的企业油藏工程部门[96] - Miller and Lents审计了公司马塞勒斯页岩资产100%的已探明储量估计，DeGolyer and MacNaughton对公司二叠纪盆地、阿纳达科盆地和其他资产（不包括马塞勒斯页岩资产）超过80%的未来净收入折现10%的估计净储量进行了独立评估[98] 公司土地情况 - 公司在宾夕法尼亚州马塞勒斯页岩层的开发净面积为161333英亩，未开发净面积为16015英亩；在二叠纪盆地的开发净面积为234540英亩，未开发净面积为71661英亩等[111] - 2022 - 2024年，公司未开发土地到期面积分别为39057英亩（净36051英亩）、15802英亩（净11524英亩）、4053英亩（净3266英亩），2022年到期面积占总未开发土地面积的1%[113] 公司井的情况 - 2021年12月31日，公司拥有天然气井3401口（净1797.0口），油井4960口（净893.4口），总计8361口（净2690.4口），其中总运营井的百分比为32%[116][117] - 2021年，公司开发井（生产井）总钻井数为114口（净99.9口），收购井数为7266口（净1715.3口），并完成了14口（净13.0口）以前年度钻探的井[118] - 2021年12月31日，公司处于钻探中的开发井有23口（净14.7口），已钻探但未完成的开发井有66口（净39.7口）[119] 公司销售情况 - 2021年无客户占公司总销售额超10%，2020年三家客户分别占总销售额约21%、16%和12%[124] 行业法规相关 - 2005年法案将违反NGA和NGPA及FERC相关规定的最高罚款提高至每天每违规行为100万美元，当前最高罚款超100万美元[127] - 2016年7月1日起五年内，原油管道运输费率指数为成品生产者价格指数加1.23%[136] - 2021年7月1日起五年内，原油和液体管道运输费率指数为成品生产者价格指数加0.78%[136] 公司产权与竞争情况 - 公司认为自身拥有所有生产性资产的满意产权，符合行业公认标准[120] - 油气行业竞争激烈，公司主要在销售和运输油气方面与其他能源公司竞争[121] 公司业务监管情况 - 勘探和生产业务受联邦、州和地方各级多种法规监管，影响公司产量和钻井数量及位置[126] - 公司使用衍生品管理价格风险，多德 - 弗兰克法案实施可能增加互换交易成本[132] - 原油和NGLs销售按市场价格进行，运输成本受FERC对州际管道监管影响[133] - 公司运营受环境和安全法规约束，可能面临清理污染和处理废物的成本和责任[137] 物种保护相关法规影响 - 2014年4月10日，小草原松鸡被列为受威胁物种，2016年7月该规则被撤销，2021年6月1日，FWS提议将其两个不同种群部分分别列为濒危和受威胁物种，公司已与WAFWA签订自愿候选保护协议[145] - 2018年2月9日，德州角贝被列为濒危物种，3月公司就其签订自愿保护行动的候选保护协议[146] - 2020年12月1日，FWS提议将胡椒鲈列为濒危物种，公司在俄克拉荷马州南加拿大河附近的业务可能受影响[148][149] 环保法规相关 - 2016年6月，EPA发布源聚合最终规则，可能增加公司空气许可的复杂性、成本和时间[152] - 2012年EPA发布最终NSPS和NESHAP，2016年更新扩展NSPS，2017年提议暂停部分要求，2018年修订部分条款，2020年修订规则移除部分源类别和甲烷要求，2021年6月该修订被否决，11月EPA提议减少油气行业甲烷排放规则[153] - 2015年10月，EPA采用更低的臭氧国家环境空气质量标准，2018年7月完成最终区域指定，可能增加公司合规成本和项目开发延迟[154] - 2015年6月，纽约发布全州范围内水力压裂禁令，公司运营所在州也有相关限制措施[157] - 2016年12月，EPA发布水力压裂对饮用水和地下水潜在环境影响的最终报告，可能促使进一步监管[158] - 2016年6月，EPA发布页岩气作业废水预处理最终标准，公司开始更多依赖回注水和产出水的循环利用[159] - 2020年1月22日，宾夕法尼亚最高法院在Briggs v. Southwestern Energy Production Co.案中确认捕获规则[160] - 美国国家自主贡献目标是到2030年将温室气体净排放量在2005年水平基础上减少50 - 52%[163] - 2021年11月6日通过的《基础设施和投资就业法案》包含脱碳措施，可能影响公司产品需求[164] - 2021年11月15日，美国环保署提议减少石油和天然气行业新的和改造源的甲烷排放规则[165] - 加州州长2020年9月23日发布行政命令，目标到2035年禁止销售新汽油车[164] 公司员工情况 - 截至2021年12月31日，公司共有936名员工，其中165人位于休斯顿和丹佛，417人位于地区办公室，354人在生产现场[170] - 公司全资子公司GDS有211名员工，其中15人拿薪水，196人按小时计酬[170] - 公司员工中611人拿薪水，325人按小时计酬[170] - 过去五年，公司员工自愿离职率平均低于5%[172] 公司办公室调整 - 公司丹佛办公室将关闭，塔尔萨办公室将专注于阿纳达科盆地业务管理[169] 商品价格情况 - 商品价格波动大，长期低价可能对公司业务产生重大不利影响[187] - 2021年WTI油价每桶在47.62美元至84.65美元之间波动，NYMEX天然气价格每百万英热单位在2.43美元至23.86美元之间波动[188] 疫情相关影响 - 2021年9月，OSHA曾被要求实施紧急临时标准，要求拥有100名及以上员工的雇主确保员工完全接种疫苗或要求未接种员工至少每周进行一次新冠病毒检测，虽该标准被美国最高法院阻止，但未来类似要求可能影响公司[196] - 2020年新冠疫情导致原油需求大幅下降，天然气和NGLs需求也有一定程度下降，OPEC+生产分歧及疫情等因素导致2020年全球经济收缩，2021年仍影响行业[197] - 2021年公司服务、劳动力和物资成本因需求增加和供应链中断而上升[198] 储量折现率情况 - 公司计算已探明储量未来净现金流现值时使用10%的折现率，该折现率可能并非基于当时利率和公司或行业风险的最合适折现率[203]