财务数据和关键指标变化 - 第二季度EBITDAX为3.19亿美元，自由现金流为1.05亿美元 [7] - C3+ NGL价格平均每桶40.32美元，较去年同期增长159% [7] - 未套期保值的天然气实现价格较NYMEX每百万立方英尺溢价0.18美元，预计2021年全年较NYMEX溢价在每百万立方英尺0.15 - 0.25美元，比之前指引高0.05美元 [7] - 过去12个月过渡到大量自由现金流生成，成功执行资产出售计划，重新平衡高级票据到期情况，5月用6亿美元高级票据发行所得赎回2023年到期的所有高级票据，下一次到期时间为2025年 [21] - 第二季度产生超1亿美元自由现金流，净债务减少1.58亿美元，总债务约24亿美元 [21] - LTM EBITDAX从去年底略超10亿美元提高到第二季度末超14亿美元，杠杆率从2020年底的3.1倍降至第二季度末的1.7倍，流动性增加到19亿美元 [22] - 预计2021年底杠杆率降至1.5倍以下，2022年降至1倍以下，2022年初实现总债务低于20亿美元的目标 [22] - 2021年前六个月产生8.38亿美元EBITDAX和5.21亿美元自由现金流，在同行中排名第一 [23] - 预计2021年自由现金流超7.5亿美元，2022年更高，到2025年目标是超35亿美元 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 第二季度平均每口井侧钻长度继续稳步上升，平均每口井13908英尺，较2020年平均水平增长11%，新创近19000英尺侧钻长度记录 [11] - 第二季度平均每天侧钻超6600英尺，完井效率继续提高，平均每天9.8级，创公司季度记录，较2020年平均水平增长23%，平均每天钻完进尺继续逐年增加，第二季度平均每天4092英尺 [11] NGL业务 - 第二季度及进入第三季度，所有NGL产品价格稳步攀升，C3+ NGLs达到2014年以来最高持续价格，乙烷达到2019年初以来最高 [13] - 美国丙烷市场注入季节存储量不足以弥补与历史水平的巨大差距，丙烷供应天数比五年平均水平低21%，总库存比去年同期低24% [14] - 预计美国今年秋季注入季节结束时丙烷峰值存储量在7500 - 8000万桶，假设达到7750万桶，按2020 - 2021年冬季每周提取量计算，提取季节结束时库存仅约1500万桶，远低于五年最低存储水平，相当于明年春季仅5 - 9天供应量 [14][15] 各个市场数据和关键指标变化 美国丙烷市场 - 存储量不足，供应天数和总库存低于历史水平，预计未来价格需上涨以减少出口、避免国内短缺 [14][15][16] 亚洲市场 - 过去十年冬季高峰月份，远东指数（FEI）丙烷价格通常达到亚洲石脑油价格的110%，2020年12月达到124%，考虑美国码头费和运往亚洲市场的运输成本，若今年冬季重现去年价格关系且库存更紧张，蒙特贝尔维尤丙烷价格每加仑有0.2 - 0.25美元潜在上涨空间 [17] 石化市场 - 过去一年，美国、西北欧和东北亚丙烷裂解利润率较乙烷、石脑油和丁烷等其他原料裂解利润率下降，多数有灵活性的裂解装置已改用其他原料，全球蒸汽裂解装置丙烷使用量已接近或达到底部，进一步转向其他原料的下行风险有限 [18][19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司拥有最少的天然气套期保值和极少的NGL套期保值，受益于商品基本面团队对天然气和NGL前景的乐观预期，结合固定运输（FT）组合和低套期保值情况，是直接接触NYMEX和市场价值价格的最有效方式 [8] - FT组合降低了价格实现的波动性，相比阿巴拉契亚盆地内定价有优势，使公司能持续产生领先同行的EBITDAX利润率，从天然气和NGL价格上涨中获利 [9] - 公司是美国第四大天然气生产商和第二大NGL生产商，规模大，受益于商品价格上涨，自去杠杆计划开始，已减少约14亿美元债务，发行21亿美元新高级票据，赎回2021 - 2023年到期票据，未动用信贷额度，平均到期日延长超四年 [26] - 计划在2021年第四季度开始并于2022年完成与Project Canary的TrustWell认证试点项目，以验证天然气生产的高环境标准，还计划在2021年晚些时候完成并公布TCFD分析及2020年ESG绩效结果 [25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气和NGL价格上涨对公司财务结果有显著影响，公司对天然气和NGL前景持乐观态度，认为冬季需求将支撑价格 [7][8] - 阿巴拉契亚盆地产量超过外输能力时，基差会扩大，预计未来宽基差情况可能持续，公司FT组合可提供流向NYMEX市场的保障并实现溢价价格 [10] - 全球LPG需求持续增长，公司通过相关系统直接满足国际需求，也受益于蒙特贝尔维尤价格的宏观上涨，且不受以往产能和运输限制影响 [20] - 公司预计继续实现自由现金流最大化和减少总债务，未来有能力进行资本回报，如股票回购，但会优先实现债务目标 [22][50] 其他重要信息 - 公司土地预算用于完善钻井单元，为未来至少两年发展做准备，可确保公司无需依赖并购进行未来开发 [30][32] - GP&T费用增加是由于商品价格、燃料成本、从价税和 severance税上涨，若价格无反向市场情况，未来水平与二、三季度相当，长期来看，随着反向市场出现，GP&T和营销费用会下降 [34] - 公司在二季度对NGL进行套期保值，10月1日起NGL和天然气基本无套期保值，以利用价格上涨和良好基本面 [36] 总结问答环节所有的提问和回答 问题：土地预算决策的驱动因素及是否为一次性成本 - 公司钻井进展顺利，土地预算用于完善钻井单元，不确定是否为一次性成本，但能为未来至少两年发展做准备，还可确保公司无需依赖并购进行未来开发 [30][32] 问题：GP&T在价格波动下的变化趋势 - GP&T费用增加是由于商品价格、燃料成本、从价税和severance税上涨，若价格无反向市场情况，未来水平与二、三季度相当，长期来看，随着反向市场出现，GP&T和营销费用会下降 [34] 问题：NGL套期保值在第三季度是否增加 - 二季度因NGL价格强劲进行套期保值，10月1日起NGL和天然气基本无套期保值，以利用价格上涨和良好基本面 [36] 问题：NGL价格假设和年度产量组合情况 - NGL价格假设遵循期货曲线，呈反向市场，假设产量和气液组合不变，在此情况下可实现超35亿美元自由现金流；年度产量组合预计与目前大致相同 [41][44] 问题：公司FT位置及运营灵活性 - FT提供运营灵活性，钻井合作伙伴的天然气可填充部分FT，公司营销团队购买第三方天然气，利用不同市场价差，填充未使用的FT并抵消相关需求费用 [47] 问题：实现目标债务后现金回报股东的框架 - 公司将在2022年初评估资本回报，会根据当时市场估值情况灵活决策，目前股票回购在当前估值水平下有吸引力，公司有回购历史 [50] 问题：明年活动水平在液体和干气区域的分配及天然气前景 - 由于NGL价格强劲，经济上更倾向于继续开发富液区域；天然气基本面良好，电力消耗增加、LNG需求增长、出口稳定，且行业生产有纪律性，预计价格将保持强劲 [52][53] 问题：是否会在达到绝对债务指标前进行股票回购 - 公司优先实现低债务目标，达到20亿美元以下债务后再考虑资本回报 [56] 问题：NGL市场中FEI丙烷与石脑油关系及是否会进一步脱节 - 过去一年蒸汽裂解装置切换原料对丙烷价格影响减弱，随着新增石化需求增加，历史价格关系相关性降低，寒冷天气和石化产品需求增长时，丙烷价格上涨趋势将持续 [58] 问题：是否看到外国市场对确保需求合同的兴趣增加 - 外国市场兴趣增加，但公司喜欢当前出口策略的灵活性，不确定是否愿意为长期合同放弃该灵活性 [60] 问题：公司套期保值理念如何随资产负债表变化而演变 - 历史上公司是天然气领先套期保值者，但曲线呈反向市场时，靠近前端可获得更高价格，目前公司天然气套期保值减少，享受基本面带来的好处，耐心等待价格上涨 [63][64][65] 问题：天然气分子相对于NYMEX溢价的驱动因素及2022年展望 - 溢价改善是由于销售天然气市场的价差改善，2022年预计仍有每百万立方英尺0.1美元左右溢价 [67] 问题：2022 - 2025年侧钻长度的指导 - 本季度侧钻长度约13000英尺，预计未来平均在12000 - 13000英尺，但会尝试更长，计划中有部分井侧钻长度将达17000英尺以上 [69][70] 问题：FT到期情况及对GP&T的影响 - 10月1日REX产能从每天6亿立方英尺降至4亿立方英尺，每年约减少3500万美元，每季度约850万美元，之后还有哥伦比亚管道部分到期，到2024年FT与产量匹配 [72] 问题：通胀环境下明年资本支出的考虑 - 未来仍为维持性资本支出，无需改变该水平，公司有措施应对通胀，预计不会受通胀压力影响 [74][75] 问题：未来几年钻取资本的分配思路 - 仍为维持性资本支出，公司享受当前效率提升，各项开发承诺已到位，无需额外投入，未来有资本回报机会 [77]