财务数据和关键指标变化 - 2020年公司预计资本和运营成本结构较2019年减少6亿美元，其中约3.2亿美元来自单井成本降低，其余约2.8亿美元来自中游费用、净营销费用、LOE和G&A的降低 [7][8] - 2020年3月公司单英尺井成本约为720美元，较此前目标AFE的750美元每英尺提高了30美元，预计2020年剩余时间单英尺井成本平均为715美元 [9] - 新的资本预算比2019年资本预算低41%，比今年2月设定的初始2020年预算低35%，预计2020年资本支出逐季下降 [11] - 基于当前期货价格，公司预计2020年产生1.75亿美元自由现金流 [11] - 过去两个季度，公司以20%的加权平均折扣回购了6.08亿美元名义债务，使总债务减少1.2亿美元，利息支出减少1600万美元 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 油气业务 - 2020年第一季度，公司水平井侧向钻进平均每天6400英尺，较2019年平均水平提高11%；钻完一口12000英尺侧向井平均仅需10.7天 [10] - 第一季度完井效率提高到平均每天7.1级，较2019年平均水平提高22%，上周三个完井团队平均每天完成9.7级，其中一天完成13级创公司纪录 [10] 凝析油业务 - 新冠疫情和居家令严重影响运输燃料需求，炼油厂开工率下降，阿巴拉契亚地区传统买家对公司凝析油采购量减少 [13] - 公司扩大了客户群，近一倍增加了盆地内存储容量，截至目前未因存储限制而停产或减产，有信心至少在夏季前满负荷生产 [13] NGL业务 - 全球NGL产品需求受新冠疫情影响小于石油需求，亚洲经济活动重启、美国及海外炼油厂LPG产量下降，使LPG价格相对WTI走强，NGL价格与WTI价格脱钩 [16] - 亚洲丙烷价格已触底回升，公司可通过Mariner East 2进入国际市场，出口LPG未受影响，公司会根据市场价格调整货物目的地，优先选择亚洲市场 [17] - 欧洲LPG价格恢复较慢，公司预计2020年欧洲丙烷出口价格为每加仑0.55美元，较当前期货价格高37% [17] 天然气业务 - 预计2020年天然气产量较2019年减少55亿立方英尺/天，到2021年底累计减少85亿立方英尺/天，需求受疫情影响较小且持续时间短，2020年底至2021年天然气市场将供不应求 [20] 各个市场数据和关键指标变化 油气市场 - 自3月初以来，石油聚焦盆地的水平钻机数量急剧下降43% [20] - 美国总压裂机组数量在两个月内下降73%，石油聚焦页岩盆地下降70%，本周降至85个机组 [21] NGL市场 - 北美石油产量下降预计将导致伴生NGL产量显著下降，美国NGL产量的三分之二来自油页岩产区，目前该地区钻井和完井活动降幅最大 [18][19] - 全球NGL需求具有韧性，受石化和住宅/商业部门驱动，而非运输燃料，预计NGL价格将持续改善 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划在未来12个月将单英尺井成本降至650美元，降低D&C资本预算至7.5亿美元，以平衡产量并最大化自由现金流 [11] - 公司预计2021年用多达四个干气井垫替代部分富气井垫，占2021年开发计划的约50%，以应对NGL市场变化 [21] - 公司积极推进资产出售计划，目标是在2020年实现6.5亿 - 9亿美元的资产出售，目前正在与多个交易对手进行实质性讨论 [24][25] - 公司持续进行套期保值，2020年已对冲94%的预计天然气产量，价格为每百万英热单位2.87美元；2021年100%的预计天然气产量已对冲，价格为每百万英热单位2.80美元；2022年已新增6.88亿立方英尺/天的天然气套期保值，平均价格为每百万英热单位2.48美元 [25] - 公司2020年2.6万桶/天的原油和戊烷产量已100%套期保值，价格为每桶55.63美元 [26] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 新冠疫情和居家令对运输燃料需求造成严重冲击，但公司通过扩大客户群和增加存储容量，有信心在夏季前维持满负荷生产 [13] - 全球NGL需求受疫情影响较小，价格有望持续改善，公司可通过出口和灵活调整货物目的地受益 [16][17] - 天然气市场在2020年底至2021年将出现供不应求，公司约70%的产量为天然气，且拥有1200多个干气井位，有望受益于价格上涨 [20][21] - 公司通过降低成本、优化资本预算和推进资产出售计划，预计2020年产生自由现金流，增强流动性，有能力应对2021 - 2022年的债务到期问题 [11][23][27] 其他重要信息 - 公司信贷安排下的借款基数近日获批为28.5亿美元，超过贷款人承诺的26.4亿美元 [22] - 截至3月31日，公司维持10亿美元的流动性，预计2020年产生的自由现金流和资产出售计划将进一步改善流动性，到2020年底流动性将超过21亿美元 [23] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何看待套期保值组合及其演变 - 公司预计继续进行套期保值，到2022年大部分天然气产量将被套期保值；公司不排斥变现套期保值，但通常会在变现后以更低执行价格重新定价，以保留下行保护；目前对套期保值组合感到满意，暂无变现计划 [31] 问题2: 2021年俄亥俄干气区四个井垫替代计划的TIL情况 - 公司尚未决定是否进行替代，看好NGL市场，但保留替代干气井垫的选择权；2021年预计仍将有60 - 65口井投产，以维持日产量35亿立方英尺当量的平稳 [33] 问题3: 2021年维持生产计划的自由现金流估计 - 按照当前期货价格，2021年维持生产的现金流基本平衡 [35] 问题4: 是否倾向于按照当前期货价格制定2021年维持生产的资本计划 - 公司会根据当前期货价格调整资本计划，维持产量平稳时净营销费用在1.5亿美元左右，随着业务发展该费用将逐渐降低；公司有较大灵活性，若NGL和天然气价格大幅上涨，可增加产量 [38] 问题5: 2021年是否继续推进资本效率提升 - 公司有其他降低成本的举措，但暂不透露；目前维持生产的资本预算假设单英尺井成本为715美元，若降至650美元，预计可节省约5000万美元 [40][42] 问题6: 2022年以2.48美元/百万英热单位进行套期保值的决策原因 - 该决策是基于市场机会，当时价格从2.32美元/百万英热单位上涨到2.48美元/百万英热单位；公司更倾向于直接互换合约，以锁定更高的价格下限，提供更有效的下行保护 [44] 问题7: 2021年是否需要在天然气价格、资产出售和债务再融资三方面都有积极进展才会增加资本支出 - 公司不太可能在大多数情况下增加资本支出，除非有非常有吸引力且可持续多年的市场变化，并且能够进行套期保值；维持生产的资本预算为6亿美元，假设每口井成本为860万美元，共60口井，加上部分井垫和基础设施支出 [47] 问题8: 钻机减少和20口井完井推迟到2021年对2020年末和2021年初产量的影响 - 第二季度和第三季度产量将增长，之后趋于平稳，年底和2021年产量约为35亿立方英尺当量/天 [49] 问题9: 如何实现2020年105口井投产的目标，以及如何解释7.5亿美元资本支出与投产活动的关系 - 部分资本支出发生在2019年，且每口井的工程安排都经过精心规划；2020年上半年预计投产约70口井，之后每季度约15 - 20口井 [52][53] 问题10: 维持生产的资本支出是否包括2020年推迟的20口井 - 包括，这些井将计入2021年的60 - 65口井投产计划中 [56] 问题11: 考虑20口井和部分资本结转后，维持生产的资本支出估计是多少 - 60口井的成本约为5亿美元以上，其余为井垫基础设施成本；20口井的钻井成本约为2000万美元，若单英尺井成本降至650美元，可抵消这部分成本 [58][59] 问题12: 今年的自由现金流是否包括WGL违约赔偿，减少钻机是否会导致负的营运资金流出 - 预计今年会收到赔偿，但不确定是否会延迟到明年；目前无法准确预测减少钻机对营运资金的影响 [66][68] 问题13: 资产出售方面，哪些机会更具吸引力 - 公司有多个资产出售讨论在进行中，目前无法具体说明哪些机会更突出 [71] 问题14: 本季度信用证增加1亿美元的原因及对担保市场的影响 - 信用证增加与1月评级机构下调评级有关，目前信用证金额为7.3亿美元 [73] 问题15: 明年的产量结构与今年相比有何变化 - 目前产量结构为68%天然气和32%液体，若明年增加天然气钻井，对产量结构的影响可能要到2022年才会显现 [75] 问题16: VPPs进入潜在变现菜单的原因 - VPPs与超额权益类似，是银行市场的一种工具，随着天然气期货价格上涨，公司所有待售资产都更具吸引力 [78] 问题17: 2021年不包括DUCs的情况下，40 - 45口新井的钻机配置是否合理 - 相当于1.5台钻机，每台钻机每年可完成约30口井，目前钻井速度较快，钻完一口12000英尺侧向井只需10.5天 [80]