业绩总结 - 2025年第一季度，Civitas向股东返还了1.21亿美元，其中约5000万美元为股息，7100万美元为股票回购（1.5百万股）[28] - 2025年第一季度，调整后的EBITDAX为7.86亿美元，调整后的自由现金流为1.71亿美元[28] - 预计2025年第二季度总产量为320-328 MBoe/天，第一季度实际为311 MBoe/天[49] - 预计2025年第二季度石油产量为146-151 MBbl/天，第一季度实际为141 MBbl/天[49] 用户数据 - 2025年，德拉瓦盆地的钻井占总钻井的42%[28] - 2025年，德拉瓦盆地的生产预计将比上一季度增长约10%[37] - 2025年，DJ盆地的生产为147 MBoe/d，预计将进行80至90个新井的完工[39] 财务状况 - 2025年第一季度净债务为51亿美元，预计2025年年底净债务目标为45亿美元或更低[58] - 截至2025年3月31日，公司总债务为51.50亿美元，较2024年12月31日的50.25亿美元增加了2.48%[68] - 截至2025年3月31日，公司的净债务为51.30亿美元，较2024年12月31日的49.49亿美元增加了3.27%[68] - 2025年，Civitas的财务流动性在第一季度末为15亿美元[10] 成本与效率 - 预计2025年第一季度的总现金运营成本为每Boe 11.25美元，第二季度指导为每Boe 10.35-10.85美元[49] - 2025年，Civitas的成本优化和效率提升计划预计将带来超过1亿美元的年度节省，其中约4000万美元将在2025财年产生影响[10][16] - 第一块区域实现100%本地砂使用，节省约8万美元/口井[41] 未来展望 - 预计2025年自由现金流在WTI油价为40美元时为正，支付基本股息后在WTI油价为45美元时为正[11][10] - 预计2025年资本支出为18亿至19亿美元，第二季度指导为5.05亿至5.55亿美元[49] - 2025年，Civitas的油气对冲覆盖率接近50%，新增约800万桶的油对冲，平均底价为68美元/桶[23][25] 负面信息 - 截至2025年3月31日，公司的现金及现金等价物为2000万美元，较2024年12月31日的7600万美元减少了73.68%[68] - 2025年第一季度的管理费用为5700万美元，较2024年第四季度的6300万美元下降了9.52%[70] - 2025年第一季度的利息支出为1.01亿美元，全年预计为3.90-4.10亿美元[49]

核心观点 - 公司2025年第一季度实现稳健财务表现 资本效率高 产生3600万美元总自由现金流 并减少2100万美元债务 [3][8] - 宣布以1.42亿美元现金收购Silverback Exploration 新增新墨西哥州4.7万净英亩未开发资产和300多个潜在井位 预计2025年第三季度完成 [23][24] - 调整2025年投资和生产指引 独立业务投资中点下调50% 总产量中点下调3% 包含收购后全年投资增加5% [3][26] 财务表现 - 第一季度营收1.02亿美元 净利润2900万美元(每股摊薄1.36美元) 调整后EBITDAX为7110万美元 [9] - 经营现金流5000万美元 上游自由现金流3930万美元 总自由现金流3640万美元 [8][9] - 平均实现油价70.12美元/桶 天然气0.71美元/Mcf NGL 5.41美元/桶 衍生品亏损600万美元 [10] - 债务杠杆率降至0.9倍 总债务减少至2.59亿美元 流动性3.1亿美元 [8][13] 运营数据 - 日均产量2.44万桶油当量(原油1.56万桶/日) 环比下降2% 完成6.3口净井 [5][8] - 新墨西哥州完成10口井(净6.3口) 其中3.8口计划第二季度投产 2.5口计划第三/四季度投产 [5] - 中游基础设施进展顺利 已建成首座压缩站 20英寸天然气管道规划容量1.5亿立方英尺/日 [6][7] 战略收购 - Silverback资产包含5千桶油当量/日现有产量(52%原油) 与公司现有Eddy县区块相邻 预计产生协同效应 [24] - 收购对价包含季度盈利支付条款 若WTI季度均价超70-75美元/桶 2026-2027年每季度额外支付最多187.5万美元 [23] 2025年指引调整 - 独立业务全年资本支出中点从原指引下调50%至8100万-1亿美元 包含收购后上调至8600万-1.05亿美元 [26][28] - 全年总产量指引中点下调3%(独立业务) 包含收购后预计提升至2.58万-2.69万桶油当量/日 [26][28] - 电力合资企业RPC Power进展顺利 已确保50MW发电容量 计划2025年底或2026年初投入运营 [15][16] 衍生品头寸 - 2025年原油互换加权均价69.33美元/桶 天然气互换3.46美元/Mcf [43] - 持有2025年原油领子合约(执行价63.10-78.77美元) 天然气领子合约(执行价3.04-4.00美元) [43] - 利率互换合约名义本金1.25亿美元 固定利率3.04%-3.90% [44]

财务业绩 - 2025年第一季度调整后EBITDA为5750万美元，符合管理层预期 [3][6] - 第一季度净收入460万美元，可分配现金流(DCF)3350万美元 [6] - 重申2025年全年调整后EBITDA指引区间为2.45亿至2.8亿美元 [6] 业务运营 - 全资运营系统天然气日均吞吐量同比增长19.8%至883 MMcf/d，液体日均吞吐量增长8.8%至74 Mbbl/d [4] - 第一季度连接41口新井，系统后有6台钻机运行 [3][6] - Double E管道平均运输量664 MMcf/d，贡献调整后EBITDA 830万美元 [4] 战略发展 - 2024年12月完成Tall Oak收购，2025年3月完成Moonrise Midstream收购 [3][6] - 完成Rockies地区1000万美元优化项目，预计从第二季度开始提升EBITDA利润率 [6] - 公司资产负债表强劲，流动性充足，截至2025年3月31日拥有2.62亿美元无限制现金 [19] 行业趋势 - 尽管原油价格疲软，但天然气短期和长期前景仍然有利 [3] - Mid-Con地区天然气导向业务表现强劲，调整后EBITDA环比增长960万美元 [7] - Rockies地区调整后EBITDA为2490万美元，环比增长160万美元 [12] 资本结构 - 发行2.5亿美元8.625%优先担保第二留置权票据 [6] - 2025年第一季度资本支出2060万美元，其中维护性资本支出250万美元 [15] - 总杠杆率约为4.0倍，不包括Tall Oak收购的潜在盈利负债 [19] 投资者回报 - 继续暂停普通股现金分红，但于2025年3月15日恢复A系列优先股现金分红 [6][23] - 第一季度向客户收取480万美元MVC短缺付款，全部计入调整后EBITDA [21]

财务表现 - 2025年第一季度归属于有限合伙人的净收入为3.018亿美元，稀释后每股收益0.79美元 [1] - 调整后EBITDA达5.936亿美元，营运现金流为5.308亿美元，自由现金流为3.994亿美元 [1] - 资本支出为1.636亿美元，预计2025年全年资本支出在6.25亿至7.75亿美元之间 [1][5] - 第一季度每单位分配0.91美元，同比增长4%，年化分配为3.64美元 [3] 运营数据 - 天然气平均吞吐量为51亿立方英尺/天，环比下降2% [4] - 原油和NGLs平均吞吐量为50.3万桶/天，环比下降6% [4] - 运营中的原油和NGLs吞吐量为41.1万桶/天，环比下降3% [4] - 采出水吞吐量为116.6万桶/天，环比下降2% [4] - 特拉华盆地天然气吞吐量创纪录达20亿立方英尺/天 [7] 战略进展 - 北Loving天然气处理厂提前完工并低于预算，增加25亿立方英尺/天的处理能力 [5][7] - Pathfinder管道项目已订购国内钢材，以最小化进口关税影响 [5] - 2025年1月用现金偿还6.64亿美元高级票据 [7] - 公司拥有24亿美元流动性和投资级信用评级，净杠杆率低于3.0倍 [5] 行业趋势 - 商品价格上涨和NGLs回收率提高推动调整后EBITDA增长 [5] - 合同结构提供可预测现金流，减少商品价格波动影响 [5] - 特拉华盆地和Altamont管道连接Chipeta工厂预计将推动全年吞吐量增长 [5] - 天然气资产每千立方英尺调整后毛利率1.34美元，同比增长4% [26]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后自由现金流约为2.91亿美元，维持股东回报占自由现金流的比例为100%，本季度回购2.165亿美元（约200万股），自4月1日起又回购4500万美元（约50万股），将按较低的股份数量支付每股1.3美元的基础股息，约合7500万美元。自完成Enerplus交易以来，公司已将股份数量减少约9%，同时杠杆率基本保持在0.3倍 [8] - 第一季度石油产量高于指引上限，资本支出低于指引，运营费用低于预期，全年资本指引下调3000万美元，LOE全年指引降低，生产税第一季度平均为商品销售额的6.8%，预计全年平均为8.5%，第一季度现金税为3400万美元，预计全年现金税占EBITDA的4% - 9%（WTI价格在55 - 75美元/桶之间） [7][12][33] 各条业务线数据和关键指标变化 - 石油业务第一季度产量高于指引上限，反映出执行情况良好和油井表现出色；资本支出低于指引，主要是由于项目效率提高；运营费用低于预期，团队持续改善成本结构 [7] - 长侧钻井业务计划从最初的2 - 3口增加到7口4英里侧钻井，若成功，2026年及以后可能会实施更多。与2英里井相比，4英里井预计最终采收率提高90 - 100%，资本增加40 - 60%，盈亏平衡点每桶低8 - 12美元 [14][25] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度石油价差平均比WTI低2.3美元，较上一季度略有减弱，但在原指引范围内，预计全年将略有改善；NGL实现价格为WTI的20%，略高于指引中点；天然气实现价格为63%，高于指引上限，受益于巴肯和马塞勒斯地区季节性强劲的区域价格 [31] - 预计年中天然气实际价格将走软，年底前将略有改善，反映正常季节性变化 [32] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司原计划年初运行5台钻机和2个压裂机组，已按计划减少压裂机组数量，到6月初将运行4台钻机和1个压裂机组，原计划和当前指引均反映第四季度恢复第二个压裂机组，但在当前价格下倾向于维持1个压裂机组，最终决定将在第三季度做出 [11] - 致力于提高自由现金流，通过多种方式改善成本结构和提高效率，如采用4英里侧钻井、优化土地配置、降低LOE、整合营销合同等 [13][16] - 目标是在未来几年将库存转换为超过80%的长侧钻井，以提高经济回报 [16] - 行业面临宏观环境挑战，价格前景恶化，波动性增加，但公司具有较强的运营和财务灵活性，能够根据市场情况调整活动水平，保持高效、注重回报的项目，并产生强劲的自由现金流 [9] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 宏观环境具有挑战性，但公司团队执行出色，开局良好，有信心在较低价格下仍能产生大量自由现金流 [21] - 公司具有坚实的基础和显著的灵活性，能够根据需要进行调整，过去四年采取的措施降低了成本结构，加强了库存状况，提高了开发计划的灵活性，使公司能够更好地应对市场波动 [19] 其他重要信息 - 公司文化围绕持续改进和提高效率，以提高资本生产率和利润率，如采用4英里侧钻井取得了多方面的成功，包括低于预算和成功清理油井 [14] - 公司在可持续发展方面取得进展，计划在今年下半年发布更新的可持续发展报告 [19] 问答环节所有提问和回答 问题1: 如果第四季度及2026年初原油价格为50多美元，2026年的最优活动水平是否为1个全职半压裂车队？需要满足什么条件才能在部分时间恢复第二个压裂机组？ - 这是一个资本分配决策，取决于多种因素，如服务成本、盆地差异、公司股价等。一般来说，油价稳定在60美元以上才会考虑恢复第二个压裂机组。目前尚未做出决定，将在第三季度做出最终决策 [37][39] 问题2: 向4英里开发计划的转变是渐进的还是立即从40% - 50%跃升至80%目标？这个过程需要多长时间？改变之前批准的许可证的工作量有多大？ - 公司从2英里向3英里计划的转变较快，预计向4英里计划的转变同样迅速，甚至可能更快。这需要重新许可和开发团队重新规划开发计划，但公司有信心能够快速推进 [42][43] 问题3: 今年第三季度和第四季度的石油产量节奏如何？ - 预计第三季度与第二季度持平，第四季度产量会下降，因为减少了压裂机组。如果第四季度恢复第二个压裂机组，产量将在2026年回升 [46][47] 问题4: 增加4英里侧钻井计划从3口到7口的信心来源是什么？这些额外的油井是否会测试新的清理技术或其他内容？ - 前三口4英里侧钻井的表现好于预期，扭矩和阻力较低，操作一切顺利，这给予了公司信心推进更多测试和油井，以转向更长远的侧钻井计划 [51][52] 问题5: 假设下半年产量为15万桶/日，当前的活动水平能否在2026年实现平稳增长？维持该产量所需的维护资本是多少？ - 要维持15.25万桶/日的产量，大约需要1.5个机组的活动水平。如果降至1个机组的压裂计划，可能无法维持15万桶/日的产量。关于资本方面，若降至1个压裂机组计划，2026年约三分之一的运营活动将受到影响 [58][60] 问题6: LOE和营销合同机会对降低现金成本的影响有多大？ - 公司在这方面有巨大机会，营销合同的续约和整合可以提供更好的费率，降低成本；在LOE方面，通过与供应商合作降低成本、减少停机时间、提高运行时间等方式可以节省大量资金并提高现金流 [62][66] 问题7: 4英里侧钻井的总可寻址市场与位置的关系如何？能否将其推广到更广泛的库存数量？随着时间推移，是否有不同的下降率？ - 公司目标是使长侧钻井库存占总库存的80%以上，4英里侧钻井的机会集可能不到计划的50%。采用4英里侧钻井可以降低盈亏平衡成本，使之前不具吸引力的库存变得有吸引力，从而扩大开发范围 [70][72] 问题8: 鉴于当前的波动性，宏观环境如何影响公司扩大或收缩现有对冲头寸的意愿？ - 公司采取相对保守的对冲观点，认为市场存在周期性，人类往往在错误的时间进行对冲。公司的对冲框架是在即时季度不超过40%的对冲比例，通常在低价时减少对冲，高价时增加对冲，目前该框架不会改变 [73][75] 问题9: 如何看待马塞勒斯资产在投资组合中的核心适应性以及潜在的收益用途？当前油价较低，盆地内的并购估值和交易意愿是否有变化？ - 公司喜欢马塞勒斯资产，但它不是公司的核心资产，将寻求在未来实现其价值最大化。油价的大幅快速波动不利于并购，因为会导致买卖双方的出价差异，预计当前环境下并购可能更具挑战性 [79][81] 问题10: 从2英里到3英里再到4英里，周期时间增加，随着长侧钻井比例的增加，2026 - 2027年的支出和生产节奏将如何变化？迁移到长侧钻井是否会显著降低库存寿命？ - 每口井的周期时间增加，但每英尺的周期时间减少，可以用更低的资本成本和更少的油井完成相同的侧钻井长度。库存寿命是相对于生产能力和储量交付来衡量的，迁移到长侧钻井不会显著降低库存寿命 [84][86] 问题11: 4英里侧钻井能否使原本不经济的区域或位置变得可行？是否会带来潜在的足迹扩张？ - 成功转向4英里侧钻井将带来小范围的足迹扩张，因为更高效的开发设计降低了盈亏平衡成本，使盆地边缘一些原本难以竞争资本的区域变得具有吸引力 [90] 问题12: 是否有足够的生产数据对4英里侧钻井进行储备重新评级上调？ - 目前将两口2英里井转换为1口4英里井主要是更有效地捕获资源，随着盈亏平衡成本的降低和开发范围的扩大，更多的库存将进入已证实未开发类别，从而对储备产生积极影响 [94]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后自由现金流约为2.91亿美元，连续两个季度将股东回报维持在自由现金流的100%，本季度回购了2.165亿美元（约200万股）股票，自4月1日以来又回购了4500万美元（约50万股）股票，将按较低的股份数量支付每股1.3美元的基础股息，约合7500万美元 [6] - 自完成Enerplus交易以来，公司已将股份数量减少了约9%，在不到一年的时间里回购了超过收购Enerplus所发行股份的四分之一 [6] - 公司杠杆率基本保持在0.3倍不变 [7] - 第一季度石油差价平均比WTI低2.3美元，较上一季度略有疲软，但在原指导范围内，预计全年石油差价将略有改善；NGL实现价格为WTI的20%，略高于中点指导；天然气实现价格为63%，高于指导上限，受益于巴肯和马塞勒斯地区季节性强劲的区域价格 [29] - 预计全年天然气实际价格将在年中走软，然后在年底前略有改善；第一季度生产税平均占商品销售额的6.8%，低于预期，主要反映了本季度接受调整税率的低产井的一次性退款影响，预计全年生产税平均占商品销售额的8.5%；第一季度现金税为3400万美元，符合预期，预计全年现金税约占EBITDA的4% - 9%（WTI价格在每桶55 - 75美元之间） [30][31] - 2025年资本预算减少3000万美元，主要反映了项目效率的提高，且目前未考虑活动减少的因素 [11] - LOE全年指导降低，第一季度每BOE降低30美分 [25][30] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度石油产量高于指导上限，资本支出低于指导，运营费用也低于预期 [5] - 公司计划在未来八到九个月内开钻总共七口四英里井，若成功，可能会在2026年及以后实施更多；与两英里井相比，四英里井预计最终采收率将提高90 - 100%，而资本仅增加40 - 60%，盈亏平衡价格预计每桶低8 - 12美元 [22] - 公司正在努力将库存转换为超过80%的长水平井，包括三英里和四英里水平井以及其他形状的井设计，以提高经济回报 [14] - 在LOE方面，公司利用规模优势提高效率、系统化流程并减少停机时间，未来还有多项举措推动进一步改善，包括人工举升优化、更快的周期时间、物流改进以及潜在利用新技术如预测性维护和远程井场监控 [15] - 在营销方面，公司通过整合前身公司的合同和在合同到期时谈判有竞争力的费率来提高效率，在天然气和NGL方面，增加了更多的双连接和分流连接到设施，提高了天然气捕获率和额外收入 [16] 各个市场数据和关键指标变化 - 自年初以来，定价前景恶化，波动性增加 [7] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司预计在当前环境下继续专注于股票回购，因为认为公司股票的内在价值相对于市场价格被低估 [7] - 公司将根据市场情况在第三季度决定是否在年底前恢复第二个压裂机组，若油价稳定在60美元以上，可能会恢复第二个压裂机组；目前已将活动减少到单压裂机组，该机组采用同步压裂，效率较高 [37][38] - 公司致力于提高自由现金流，通过改进成本结构和提高效率来实现，包括增加长水平井的使用、优化LOE、提高营销效率等 [12][15][16] - 公司计划在未来几年将库存转换为超过80%的长水平井，以提高经济回报和库存强度 [14] - 公司在可持续发展方面继续取得进展，计划在今年下半年发布更新的可持续发展报告 [17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管市场在最近几个月恶化，但公司有坚实的基础和显著的灵活性，能够根据需要进行调整，过去四年采取的措施降低了成本结构、加强了库存地位并提高了开发计划的灵活性，使公司能够更好地应对市场波动 [17] - 公司对第一季度的业绩感到满意，相信有能力在今年剩余时间内成功实现目标 [32] 其他重要信息 - 公司在第一季度完成了7.5亿美元高级有担保票据的发行，利率为6.75%，到期日为2033年2月19日，并将循环信贷协议下的选定承诺金额增加到2亿美元，继续保持同行领先的杠杆率和强大的流动性 [28] - 公司在第一季度增加了额外的套期保值，衍生品头寸可在最新的投资者报告中找到 [28] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如果第四季度及2026年初原油价格为50多美元，2026年的默认最优活动水平是否为一个全职半压裂车队？需要满足什么条件才能证明在一年中的部分时间恢复第二个压裂机组是合理的？ - 这是一个资本配置决策，取决于多种因素，包括服务成本、盆地差异和公司股价等；一般来说，油价稳定在60美元以上才会考虑恢复第二个压裂机组；目前公司已减少活动至单压裂机组，该机组采用同步压裂，效率较高，最终决定将在第三季度做出 [36][37][38] 问题2: 向四英里开发计划的转变是更渐进还是立即从40% - 50%跃升至80%目标？这个过程的时间框架是怎样的？改变之前批准的许可证需要多大的工作量？ - 公司可能会像从两英里转向三英里计划一样迅速地转向四英里计划，甚至可能更快，因为在三英里计划中积累了经验和运营能力；这需要重新许可和开发团队重新规划所有不同的井场布局，包括道路、中游连接等，但预计能够比转向三英里计划更快地实现这一转变 [40][42] 问题3: 今年第三季度和第四季度的石油产量节奏如何？ - 预计石油产量在下半年会下降，特别是在第四季度；如果在第四季度恢复第二个压裂机组，产量将在2026年回升；第三季度产量预计与第二季度持平 [44][45][47] 问题4: 是什么让公司有信心将四英里水平井的开钻计划从三口增加到七口？这些额外的井是否会测试新的清理技术或其他东西？ - 前三口井的钻探情况比预期好，扭矩和阻力较低，运营方面一切顺利或比预期更好，这给了公司信心推进更多测试和井的开发，以帮助转向更长水平井的计划 [50][51] 问题5: 假设下半年指导暗示的约15万桶/日的产量水平，当前的活动水平能否在2026年实现持平增长？维持这一产量水平在当前成本和最优三英里或更长水平井的情况下所需的维护资本是多少？ - 要维持15.25万桶/日的产量，大约需要1.5个压裂机组的计划；如果降至单压裂机组的同步压裂计划，可能无法维持15万桶/日的产量；一般来说，如果降至单压裂机组计划，2026年约三分之一的运营活动将从计划中移除，相应的资本和产量也会受到影响 [55][56] 问题6: LOE和市场合同机会对降低现金成本的影响有多大？ - 公司在这方面有巨大的机会，任何节省的美元都将直接转化为增量自由现金流；营销合同在未来几年到期，提供了重新谈判的机会，公司已经通过整合合同获得了更好的费率；在LOE方面，公司继续与供应商合作降低成本，特别是化学品成本，并努力提高遗留InnerPlus井的运行时间，减少停机时间和修井次数，从而节省资金并提高现金流 [60][61][62] 问题7: 四英里水平井的总潜在市场与位置的关系如何？能否将其推广到更广泛的库存数量？随着时间推移，是否有不同的递减率？ - 公司的长水平井库存目标是占总库存的80%以上，四英里水平井的机会集可能不到计划的50%，但三英里及以上的长水平井相对于两英里井提供了巨大的增量效率提升；长水平井能够降低盈亏平衡成本，使之前不具吸引力的库存变得有吸引力，从而扩大了开发范围 [66][68] 问题8: 考虑到当前的波动性，如何看待宏观环境对公司扩大或收缩现有套期保值头寸意愿的影响？ - 公司对套期保值采取相对保守的观点，部分原因是公司拥有出色的资产负债表、低再投资率和强大的自由现金流生成能力，即使在低油价下也能保持良好的业绩；公司认为人类本性往往导致在错误的时间进行套期保值，因此通常在油价高时减少套期保值，在油价低时增加套期保值；公司的套期保值框架不会因市场波动而改变，因为公司认识到所处行业具有周期性 [69][70][71] 问题9: 如何看待公司在马塞勒斯的资产？它在投资组合中的核心适配性如何？是否有潜在的处置计划？ - 公司喜欢该资产，它位于盆地核心区域，有优秀的运营合作伙伴，但它不是公司的核心资产，公司将寻求在未来最大化其价值；目前天然气价格相对于油价更有利，公司会持续评估如何实现价值最大化 [75][76] 问题10: 鉴于当前较低的油价，公司在盆地内进行并购交易的估值和交易意愿是否有变化？ - 油价的大幅快速波动不利于并购交易，因为会导致买卖双方的出价和要价差距扩大，不利于达成交易；目前尚未看到显著影响，但预计在这种环境下并购交易可能会更具挑战性 [77] 问题11: 从两英里到三英里再到四英里水平井，周期时间的增加如何影响公司的支出和生产节奏？展望2026年和2027年，情况会如何？ - 每口井的周期时间增加，但每英尺的周期时间减少，因此可以用更低的资本成本和更少的井完成相同的水平井钻探；公司将根据环境做出正确的资本配置决策，生产将是该决策的结果，而不是输入因素；总体而言，周期时间会略有延长，但每英尺的交付效率会显著提高 [80][81] 问题12: 随着向长水平井的迁移，库存寿命是否会有显著下降？ - 公司衡量库存寿命是相对于生产能力和储量交付与当前产量的关系，而不是单纯的井数；长水平井能够降低盈亏平衡成本，使之前不具吸引力的库存变得有吸引力，从而扩大了开发范围，因此不会对库存寿命产生显著负面影响 [82] 问题13: 四英里水平井可能带来的潜在足迹扩张如何？是否能使原本不经济可行的区域变得可行？ - 公司有一些过去发布的面积图，可以离线讨论四英里水平井在盆地边缘区域的机会，这些区域在过去竞争资本较困难，但随着四英里水平井的应用，它们可能会提供有吸引力的回报率，从而带来小范围的足迹扩张 [87] 问题14: 随着向长水平井的迁移，是否有足够的生产数据来对储备进行上调评级？例如，将两口两英里的PUD转换为一口四英里的井，是否会对储备产生影响？ - 目前将两口两英里的井转换为一口四英里的井，主要是更有效地捕获已经计入的资源；随着盈亏平衡成本的降低和盆地开发范围的扩大，更多的井将进入已证实未开发类别，从而对储备产生积极影响；总体而言，随着时间推移，储备有向上的影响，而资本有向下的影响，因此现值应该向上倾斜 [91][92][94]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后每股运营收益为2美元，较上年增长13%，替代收入比长期预期低0.15美元，年化回报率约为5% [11] - 第一季度产生约2亿美元现金，高于90%的目标，GAAP净收入低于现金生成 [12] - 季度末超额资本约为1.5亿美元，风险资本比率（RBC）为385%，2月偿还约4亿美元债务，杠杆比率处于目标范围内 [18] 各条业务线数据和关键指标变化 财富解决方案 - 第一季度调整后运营收益为2.07亿美元，同比增长11%，新增超60亿美元资产，保留约90%的计划，总定义贡献净流入约30亿美元 [13] - 记录保存业务净流入受医疗和政府市场大项目推动，One America收购前的全方位服务净流量为正，受新兴市场推动 [14] 投资管理 - 第一季度调整后运营收益为4100万美元，净流入77亿美元，机构净流入52亿美元，零售净流入25亿美元 [15] 健康解决方案 - 第一季度调整后运营收益为4600万美元，止损业务因上一年准备金有利发展取得良好结果，1月2025止损队列估计损失率为87% [16][17] - 团体人寿业务1月索赔增加，2月和3月恢复正常，因环境不确定性增加了准备金 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司资本轻型业务产生多元化收入流，在所有市场周期中持续产生自由现金流，强大的资本和流动性支持健康的资产负债表 [5] - 致力于实现长期有机增长目标，超过2%，在财富解决方案和投资管理领域取得强劲商业成果，健康解决方案业务致力于稳定止损经验 [6][7][8] - 计划加强零售财富管理能力，招聘额外的现场和电话顾问，并进行适度投资 [53] - 计划加强超额资本，认为拥有健康资产负债表和高自由现金流业务的公司能够应对动荡环境并为股东创造价值 [19][20] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 经济信号喜忧参半，市场波动性仍然较高，公司将谨慎行事，但本季度的业绩凸显了商业模式的优势和专注于关键因素的能力 [8] - 公司在第一季度的关键优先事项上取得进展，互补的资本轻型业务实力以及客户和合作伙伴的信任得到体现 [22] 其他重要信息 - 公司在2025年第一季度开放注册时部署新的指导工具，使参与率提高了18% [35] - 公司预计第二季度替代回报将低于长期预期，预计第二季度进一步加强超额资本 [12][19] 问答环节所有提问和回答 问题1: 财富收益情况及是否有异常因素影响本季度结果，以及该结果是否为合理的运行率 - 本季度利差资产略高于预期，预计会继续下降，但4月宏观波动导致可变向固定转移增加带来了一些抵消 [26] - 财富业务前景受One America收购、宏观因素和费用季节性影响，公司进行了一些有针对性的投资，不会像去年那样出现大幅费用下降 [27] 问题2: 为何为自愿业务增加准备金，高40%多的损失率是否仍是合理预期 - 由于经济不确定性，为可能出现的更高利用率增加了已发生未报告索赔（IBNR）准备金，大部分经验将在第四季度体现，目前第一季度情况与高40%多的损失率预期一致 [31][32] - Voya是自愿和自助市场的前三领导者，市场正在快速扩张，公司在2025年开放注册时部署新工具使参与率提高18%，对业务前景持乐观态度 [34][35] 问题3: 2025年止损业务87%估计损失率的得出依据，是否有领先指标或医疗损失成本通胀估计 - 该估计基于2024年的经验教训，包括准备金设定和费率调整，2025年业务平均净有效费率提高21%，高于预期医疗趋势，同时改进了承保，尤其是对已知索赔的处理 [38][41] - 业务处于早期阶段，团队将持续关注并实践经验教训，第三和第四季度会有更可靠的经验 [42][43] 问题4: 是否有对止损业务底层索赔经验的监控机制，在索赔达到限额前是否有可见性 - 公司会收到索赔接近免赔额50%的报告，通过福利聚焦业务可以看到第一美元趋势，同时与顾问保持密切联系以了解更广泛健康领域的趋势 [46][47] 问题5: 自愿业务本季度营收增长放缓的原因，是达到规模还是有其他因素 - 2024年有一些大型自愿业务胜利在2025年未重复出现，第一季度大型案例数量低于去年同期，但业务管道和持续性良好，商业势头强劲 [50][51][52] 问题6: 零售财富管理能力建设计划的最新情况，以及是否会影响财富业务的费用 - 公司正在进行适度投资以建设零售财富管理能力，包括招聘额外顾问和支持顾问的投资，这些投资已纳入财富业务的费用预测 [53] - 公司拥有强大的基础，现有顾问团队有机会在工作场所提供全面建议，与财富业务有良好的协同效应，对业务前景感到兴奋 [54][55] 问题7: 第一季度业绩是否会改变之前关于全年自由现金流和每股收益的预期 - 宏观敏感性是最大的影响因素，需要对财富和投资管理业务进行调整，健康业务释放的准备金将有助于全年业绩 [59][60] - 止损业务预计为每季度保费的87%，团体人寿业务在第二季度恢复正常范围，自愿业务情况如之前所述，各业务存在季节性费用 [60][61] - 第一季度退休业务约30亿美元的资金流入和投资管理业务77亿美元的正资金流入将有助于全年业绩 [62][63] 问题8: 止损业务本季度降低损失率的原因，以及是否有望在2026年恢复目标利润率 - 损失率降低是因为实际经验与准备金设定的差异，公司目前的定价策略是朝着目标利润率努力，但止损业务仍处于早期阶段，第三和第四季度会有更多信息 [65][67][69] 问题9: One America收购资产的组合是否与预期不同 - 这只是过渡服务协议（TSA）期间的报告方式，从收益和收入角度看，全方位服务和记录保存的拆分没有实际变化，预计后续会调整 [71] - 公司对One America收购的收入、收益和保留率的估计感到满意，客户反馈积极，团队已融入公司 [72][73][74] 问题10: 投资管理业务机构渠道本季度净流入是否有特大投资授权资金到位 - 业务产生了强劲的净现金流，远高于长期有机增长率目标，驱动因素广泛，包括私募资产、固定收益和收入增长策略等，抵消了主动股票业务的适度逆风 [79][80] 问题11: 自愿业务损失率上升是否仅由Voya推动，还是有监管因素 - 公司采取了增加客户利用率和价值的业务行动，但本季度没有出现高于预期的利用率，加强准备金是为了应对可能在今年晚些时候出现的情况，第四季度会有更明确的结果 [84][85] 问题12: 加强自愿业务准备金的宏观原因，以及第一季度记录的IBNR是否为一次性，后续季度是否会继续 - 经济不确定性可能导致失业率上升，从而增加福利利用率，公司持谨慎态度加强准备金 [88] - 公司会在第二和第三季度保留额外的IBNR，第四季度根据实际利用率情况确定最终结果 [89] 问题13: 休假管理业务目前的支出运行率、全年的增长情况以及预计的收入 - 预计休假管理业务支出为5000万美元，部分通过管理费用线，部分通过保费税等，明年将全部通过管理费用，预计明年支出水平相似，但供应商和技术支出会减少 [92] - 公司对休假管理业务的战略定位是通过内包残疾和缺勤业务提升客户体验，捆绑解决方案对客户越来越重要，目前实施进展顺利，商业势头和管道情况良好 [93][94][95] 问题14: 财富解决方案业务中One America资产的影响，以及核心遗留业务的资金流看法 - One America业务的保留率符合90%的预期，财富业务结果令人鼓舞，但由于大型记录保存客户的性质，预计全年会有所缓和 [96] - 2025年第一季度固定缴款（DC）业务资金流强劲，约30亿美元，主要由大型销售实施推动，预计下半年不会重复同样规模，但会把握机会合理定价 [98] - 全方位服务业务第一季度有机新资金流入3.82亿美元，管道同比增长7%，主要受新兴市场推动，保留率高，管道增长，参与者账户超过900万个，市场波动下参与者行为未发生重大变化 [99][100] 问题15: 本季度600万美元遣散费的业务位置，以及未来是否需要更多遣散费 - 遣散费是公司管理费用的一部分，不特定影响某一业务，预计第二、三、四季度不会出现大的遣散费数字 [104][105] 问题16: 投资管理业务本季度强劲的资金流表现中，Skonset Re的资产管理规模（AUM）是否有体现 - Skonset是资金流的一部分，主要在私募资产方面，需要时间发展，预计未来几年规模将达到10 - 20亿美元，本季度不是主要因素，资金流由多种客户类型、渠道和产品驱动 [107][108]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度经营活动提供的净现金（不包括营运资金变动）约为2.07亿美元，足以覆盖资本支出 [12] - 第一季度调整后EBITDA约为2.18亿美元，调整后自由现金流为3660万美元，实现的单位价格比NYMEX亨利枢纽指数价格高0.45美元或12% [12][13][14] - 第一季度现金运营成本为每百万立方英尺当量1.31美元，符合公司预期，预计全年单位运营成本在1.2 - 1.29美元/ Mcfe [13][14] - 截至3月31日，公司流动性总计9.06亿美元，包括530万美元现金和9011万美元的借款基础额度 [15] - 第一季度回购34.1万股普通股，花费约6000万美元，自计划开始已回购约590万股，平均价格为108.99美元，使股份数量减少约17% [16] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度平均日产量为9.29亿立方英尺当量/天，符合公司预期，全年产量指导为104 - 106.5亿立方英尺当量/天 [6] - 第一季度在俄亥俄州完成13口总井的钻探，3月投产7口尤蒂卡总井，包括3口尤蒂卡干气井和4口尤蒂卡凝析油井 [7] - 马塞勒斯的亨德肖特区块表现良好，预计油当量每英尺横向放置的油井处于所有马塞勒斯油井的前5%，第一季度完成四口扬基井的钻探，计划在第二季度末投产 [8][9] - 尤蒂卡地区钻井日进尺比2024年全年提高28%，平均开钻到钻机释放天数比2024年全年减少超30% [9] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气价格方面，第一季度实现的天然气价格比NYMEX亨利枢纽指数价格高0.45美元/ Mcfe，天然气价格差异（未对冲前）较季度内平均每日NYMEX结算价格有0.08美元/ Mcf的溢价 [5][14][15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司优先事项为保持有吸引力的资产负债表、产生大量自由现金流、执行强大的股东回报计划、提高运营效率和推进开发计划以支持全年产量增长 [5] - 2025年更新钻井计划，包括增加一个四口井的尤蒂卡干气区块，将一个四口井的马塞勒斯区块推迟到2026年，以响应市场条件，实现股东价值最大化 [6] - 持续评估土地收购机会，倾向于干气和湿气区域，认为这些区域有机会增加租赁面积，提高资源深度 [7][27][28] - 继续将大部分调整后自由现金流（不包括可自由支配的土地收购）通过普通股回购返还给股东 [17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司2025年开局强劲，第一季度业绩超出内部预期，营销、运营和规划团队的成功使公司在全年及年底处于有利地位，与2026年积极的天然气前景相契合 [5] - 随着天然气曲线上升和运营持续改善，2025年将是公司现金流的变革之年，预计调整后自由现金流在未来几个季度将显著增长 [16] 其他重要信息 - 公司在电话会议中可能会做出前瞻性陈述，实际结果可能因多种因素与陈述有重大差异，相关因素信息可在公司向美国证券交易委员会（SEC）的文件中找到 [3] - 公司可能会引用非GAAP指标，与可比GAAP指标的对账将发布在公司网站上 [3] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 前端加载的资本计划是否影响公司利用旺季需求和价格的能力，未来是否继续采用该计划 - 第一季度产量较低是计划内的，因第四季度投产井短缺 未来会考虑干气和液体井的组合，向干气的转变将加速公司现金流，会确保在旺季利用好产量 [22][23] 问题2: 公司在干气和湿气市场看到的机会，以及对这些市场的乐观原因 - 公司今年有强劲的自由现金流，优先考虑股东回报和再投资 目前团队正在评估俄亥俄州的情况，青睐干气和湿气区域，这些区域市场价格相对平稳，有吸引力的价格机会才会进行资本分配 [27][28][29] 问题3: 笼子区块表现优于湖泊区块的原因 - 主要得益于压裂设计，包括适当的砂加载、水加载和有效的簇间距设计，以及对储层的更好理解和设施的优化 [34] 问题4: 2026年天然气增长的想法 - 2025年的计划展示了团队的灵活性，将马塞勒斯区块推迟到2026年并优先考虑干气井是谨慎的转变 虽不提供2026年指导，但宏观环境对天然气有利，2025年下半年的钻井转变体现了对2026年的初步思考 [37][38] 问题5: 当前的钻井和压裂效率是否已包含在2025年资本支出指导中 - 目前的资本支出指导中已包含过去12个月的平均效率，若有超出部分将是额外的收益，钻井方面仍有很大的提升空间 [42][43] 问题6: 公司是否对北极星管道扩建开放季节项目感兴趣 - 公司会从净回值的角度评估此类项目，寻找能提高净回值的机会，公司有未承诺的产量，营销团队在第一季度的差价表现出色，若项目合适可能会参与 [44][45][46] 问题7: 尤蒂卡钻井和完井每英尺成本是否已达到目标 - 目前已达到目标，部分区块的效率提升使成本有所下降，若能持续改进，每口井成本还有下降空间 [50][51] 问题8: 公司对盆地内大规模并购的看法 - 公司会评估任何对股东有增值作用的机会，但有较高的资本回报率要求，会与股票回购、可自由支配的土地支出等现金用途进行比较 [53] 问题9: 转向尤蒂卡干气区块而非马塞勒斯井的指导原则和关键商品水平 - 这是一个动态的决策过程，会考虑效率提升、资本成本降低、价格、EUR和井生产率等因素 目前宏观环境下，石油市场有潜在波动和下行压力，天然气市场在2026年前景良好，因此做出此转变 [59][60] 问题10: 液体产量增加是否改变公司的天然气套期保值策略 - 公司的套期保值策略相对稳定，由于资产负债表强劲、杠杆率低，能够战略性地做出套期保值决策 公司仍是89%的天然气公司，液体部分占收入流较小，整体策略无重大变化，会根据宏观环境调整套期保值方法 [61][62][63] 问题11: 笼子区块今年是否只有这一项活动，未来回到该区域时井设计的变化，以及是否预见此类结果和是否会增加活动 - 公司会持续评估每个区块的井设计，以提高性能和经济效益，会从笼子区块的经验中学习并应用到未来开发中 虽未对2026年进行指导，但会关注干湿气开发，马塞勒斯和凝析油区域仍有吸引力，但2026年可能不会侧重于液体开发 [67][68][70]

行业分析 - 石油和天然气行业具有明显的周期性特征，呈现繁荣-萧条交替的波动模式 [2] - 行业当前普遍关注资产负债表健康度，现金流优先用于债务偿还而非扩张预算 [2] 公司研究 - Baytex Energy（NYSE: BTE）正在通过降低预算预期优化现金流管理，将自由现金流优先用于债务偿还 [2] - 该公司被列为重点跟踪对象，因其在行业下行周期中展现出财务纪律性 [2] 研究方法 - 分析框架涵盖资产负债表、竞争地位和发展前景三大维度 [1] - 研究服务提供付费会员专属内容，包括未公开的公司深度分析 [1] 分析师背景 - 分析师具备注册会计师(CPA)资格，持有工商管理硕士(MA)和文学硕士(MA)学位 [2] - 长期专注石油天然气领域研究，拥有多年行业跟踪经验 [2]

业绩总结 - Chord的净资产约为61亿美元，按SEC定价计算的PV-10为84亿美元，显示出强劲的资产价值[22] - 2025年第一季度，Chord的自由现金流（FCF）回报超过75%，并且在该季度实现了100%的回报[19] - Chord的杠杆率为0.3倍，显示出强劲的资产负债表管理能力[29] - Chord在2025年第一季度的流动性超过19亿美元，借款基础为27.5亿美元[29] - Chord的生产能力为271 MBoepd，预计未来10年内保持低盈亏平衡油库存[17] - 2025年EBITDA预计为22亿美元[127] - 2025年调整后的自由现金流预计为6.5亿美元[127] - 2025年油气总产量预计为268.3-275.0 MBoepd[132] 用户数据 - Chord的油气组合中，油占比为56%，天然气占比为26%，NGL占比为18%[16] - 2025年马塞勒斯产量预计为130-140 MMcfpd，资本支出为35-45百万美元[118][119] - 2025年第一季度的原油交易量为17,000桶/日，预计在2026年第一季度降至2,000桶/日[139] - 2025年第二季度的天然气交易量为22,500 MMBtu/日，预计在2026年第一季度为11,342 MMBtu/日[139] 未来展望 - 2025年资本支出为每年14亿美元，低于2024年原始预测[98] - 2025年资本支出减少3000万美元至13.7亿美元[98] - 2025年每桶油的运营成本预计为9.20-10.00美元[132] - 2025年每股基础股息为1.30美元，季度基础股息总额为7500万美元[123] - 2025年第一季度回购216.5百万美元，回购2.0百万股[51] 新产品和新技术研发 - 计划在2024年进行7个4英里横向钻井，较之前的3个增加[56] - 4英里横向钻井的成本约比基准案例低100万美元[56] - Chord的运营效率显著提升，三英里钻井周期时间同比改善13%[44] 负面信息 - 2023年自愿离职率为7%[81] - 原油的底价在2025年第一季度为64.41美元/桶，预计在2026年第一季度为65.00美元/桶[139] - 原油的上限价在2025年第一季度为78.54美元/桶，预计在2026年第一季度为71.25美元/桶[139] 其他新策略 - Chord的资本回报计划自2021年以来累计向股东返还超过40亿美元[43] - Chord的再投资率在2022年至2024年间持续上升，达到62%[39] - 2025年资本效率较2024年提高14%[111]