财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度，公司产生可自由支配现金流10.3亿美元，包括合并相关费用的影响，这一数字得益于BOE产量增长6%和平均BOE实现价格较2021年第三季度增长28% [25] - 第四季度资本支出总计2.64亿美元，处于10月宣布的2.45亿 - 2.75亿美元的指导范围内 [25] - 第四季度自由现金流总计7.58亿美元，其中包括2600万美元的合并相关成本和4400万美元的遣散费，以及来自双方遗留对冲头寸的3.7亿美元现金对冲损失 [26] - 公司在2021年底调整后现金超过31亿美元，净债务与过去12个月EBITDAX的杠杆比率为0.65倍，流动性为25亿美元，包括现金头寸和15亿美元未动用的循环信贷额度 [27] - 2022年全年资本投资预计在14亿 - 15亿美元之间，其中11亿 - 13亿美元用于钻井和完井活动，预计占全年预期现金流的不到35% [31] - 预计2022年产生约30亿美元的自由现金流，基于前一晚收盘价的自由现金流收益率为16% [32] 各条业务线数据和关键指标变化 石油业务 - 2021年第四季度，公司石油产量平均为8.86万桶/日，较2020年第四季度的遗留Cimarex增长31% [7] - 2022年全年石油产量预计平均为8.1 - 8.6万桶/日，中点较去年增长约7% [36] 天然气业务 - 2021年第四季度，天然气产量平均为31亿立方英尺/日 [27] - 2022年天然气产量预计下降约5%，导致当量产量在中点下降约2% - 3% [36] 各盆地业务 二叠纪盆地 - 2022年预计运行6台钻机和2个完井团队，每英尺成本中点增加7%至865美元，钻井和完井（D&C）资本同比增加约8000万美元 [32] - 平均每个项目的井数预计从2021年的略超5口增加到超过8口，侧钻长度平均增加超过10%至1.1万英尺，但绝对投产进尺预计同比下降约10% [33] 马塞勒斯盆地 - 2022年预计平均运行2.5台钻机和1.25个完井团队，每英尺成本预计同比增加12%至略高于900美元 [34] - 由于垫场时间和完井节奏，预计2022年完成的侧钻进尺减少8%，投产进尺减少22%，D&C资本同比增加5%，低于该地区12%的通胀率 [35] 阿纳达科盆地 - 2022年计划将7%的资本投入该盆地 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - 石油需求和价格因供需基本面失衡而坚挺，天然气需求和液化天然气（LNG）出口增加，部分原因是人们认识到天然气是全球能源转型的重要组成部分，美国和其他国家的政策制定者正在重新审视有利于天然气需求的能源政策 [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2022年资本计划目标是最大化现金流、资本效率并保持产量相对平稳，战略上倾向于提高液体在整体收入和现金流中的占比，预计液体在2022年的收入组合中占比从2021年的40%提高到47%，将更多资本投向石油和液体丰富地区，二叠纪占49%，阿纳达科占7%，马塞勒斯占44% [10][11] - 宣布增强股东回报措施，包括将普通股股息提高20%，2021年第四季度总股息占该季度自由现金流的60%，并启动12.5亿美元的股票回购计划 [8] - 公司认为当前行业处于卖方市场，作为整合者会非常谨慎，优先考虑资本回报率，不会为了增加库存而牺牲回报，目前股票回购是更好的收购活动 [51][54][55] - 持续优化投资组合，应对通胀影响，通过增加每个垫场的井数和延长井长等运营效率措施来抵消部分通胀压力，如二叠纪平均每个垫场的井数从2021年的5.5口增加到2022年的8.3口，平均井长增加超过10%至1.1万英尺 [13][14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业目前处于良好时期，但这种情况不会永远持续，公司对业务前景乐观，石油和天然气需求及价格有利，但也做好了应对未来不确定性的准备 [9] - 公司拥有丰富的资产库存，二叠纪、马塞勒斯和阿纳达科盆地在当前投资率下都有超过15年的顶级库存，顶级库存指在中期价格（油价55美元/桶、天然气2.75美元/百万英热单位）下PVI 10达到1.5或更高的位置，PVI 10为1.5通常对应税后回报率为50% - 60% [18][19] - 公司整合进展顺利，组织已就位并作为一个团队运作，各资产团队之间有广泛的技术合作，正在整合各种软件系统和数据库 [20][21] 其他重要信息 - 公司面临供应链通胀，包括钻机费率、压力泵送、劳动力、燃料、沙子和化学品等方面，马塞勒斯地区的运输服务压力增加，总井成本预计有12% - 14%的通胀，但通过运营效率措施，二叠纪的净通胀影响为7% [13][15] - 2022年第一季度BOE产量预计环比下降10%，平均为61 - 63万桶油当量/日，主要由于项目时间安排和基数下降，预计这种下降在2022年和2023年将有所缓和 [40] - 预计2022年LOE（每桶油当量运营成本）会因通胀和修井活动适度增加而略有上升，运输费用因燃料成本和POP合同增加而上升，2022年G&A（一般及行政费用）指导为每桶油当量1 - 1.3美元，包括与合并相关的预期遣散费用，2023年整合完成后G&A预计更接近第四季度的指导范围 [37][38] - 2022年递延税指导假设递延税率在20% - 30%之间，该估计基于近期期货价格，并假设在2022年充分利用遗留Cimarex的净运营亏损（NOLs），具体百分比可能随全年商品实现情况而变化 [39] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：公司将如何积极执行股票回购计划，以及运营业务需要多少现金？ - 公司董事会对股票回购感到兴奋，计划尽快大力执行，从第二季度甚至第一季度开始就会产生重大影响 [44] - 管理层对目前资产负债表上的现金状况感到满意，不会刻意维持在当前水平，也不会积累大量现金余额 [45] 问题2：在当前油价100美元、天然气价5美元的情况下，Coterra在2023年及以后是否有增长许可，会坚持资本纪律多久？ - 公司将继续与股东沟通并倾听他们的意见，美国页岩油生产商有增长的能力，Coterra也有相应资产，但公司对Shale 3.0的承诺坚定，会确保对股东的回报承诺不被忽视 [46][47] 问题3：公司计划中2022年天然气产量下降，如何看待天然气业务，以及如何回应认为马塞勒斯地区资本效率下降的担忧？ - 天然气产量下降受垫场规模和项目时间安排影响，马塞勒斯地区资产表现出色，回报率在公司层面处于领先地位，与二叠纪相当，2022年是战术性调整以提高液体收入占比，预计2023年该地区产量将恢复增长 [49][50] 问题4：Coterra是否认为自己是合理的整合者，当前市场是卖方市场还是买方市场？ - 当前是卖方市场，公司有能力成为整合者，但会非常谨慎，优先考虑资本回报率，目前股票回购是更好的收购活动，除非有特别好的机会，否则不会将并购作为近期战略重点 [51][54][55] 问题5：公司将现金回报框架更新为至少50%仅指股息，为何第四季度选择60%的派息率，有了新的股票回购计划后，该百分比是否会接近50%？ - 公司对第四季度自由现金流进行了多方面考虑，提高普通股息是为了提供稳定的收入，选择60%的派息率是为了在保证股息的同时为股票回购留出空间，“50% +”的现金回报承诺仍然有效，后续仍会根据情况进行讨论 [57][58] 问题6：2022年第一季度石油产量预计下降10%，要达到全年指导目标需要后续季度持续增长，目前石油基础下降率是多少，年底会如何改善？ - 2021年底石油产量较高导致下降率约为40%，2022年预计降至约33%，随着公司制定多年计划，运营的一致性将提高，下降率将在年底得到缓和 [60][62] 问题7：能否提供2022年天然气的退出率，以及二叠纪和阿纳达科地区的终端市场对天然气基础价格的影响和整体基础价格的看法？ - 公司目前不讨论退出率 [65] - 马塞勒斯地区天然气销售中，约20%按日定价，12%为固定价格，68%基于月度远期指数，约12.5%通过LNG合同销售；二叠纪约87%按日定价，13%按月度指数；阿纳达科约50%按日定价，50%按月度指数，公司喜欢这种月度指数和每日定价的组合 [66][67] 问题8：公司的套期保值策略如何，目前套期保值组合的情况怎样？ - 公司在套期保值方面积极行动，目前主要关注天然气，随着油价达到100美元，也在考虑增加石油套期保值 [68] - 整体策略是采用宽跨式期权或合理的期权组合，将套期保值期限保持在未来12 - 18个月，目标是套期保值比例在25% - 50%，50%为上限 [69][70] 问题9：2022年二叠纪计划增加平均开发规模和侧钻长度，如何管理相关风险，这些大型项目对2022年生产概况有何影响？ - 公司关注年度平均产量，项目带来的产量波动在计划内，市场和运营风险方面，公司与供应商关系良好，虽有压裂团队等待沙子的情况，但不认为是重大障碍 [74][75] - 运营团队将继续关注效率，如增加每个垫场的井数和侧钻长度，年中引入电动压裂团队有望降低成本，大部分主要成本已锁定，团队将继续执行和创新 [76][77] 问题10：马塞勒斯地区计划2022年有80口净井投产，低马塞勒斯地区有多少位置，活动是由什么驱动的，间距如何考虑？ - 低马塞勒斯地区的井数差异取决于间距是采用800英尺还是1000英尺，公司计划在可行的地方采用1000英尺间距，这有助于解决间距和父子井干扰等问题 [80][81] 问题11：如何看待二叠纪WAHA基线天然气外输情况？ - 随着产量增加，该问题再次受到关注，但市场有适应能力，如过去管道可重新利用、建设新泵站等，公司相信市场会解决问题 [83] - 公司二叠纪天然气组合有固定合同保障流量，与中游合作伙伴关系良好，有多种选择增加墨西哥湾沿岸的销售机会，也可进行基础价格套期保值 [84][85] 问题12：阿纳达科盆地接下来的两个项目与之前开发有何不同，卡罗尔·埃尔德项目的经验是否可转移？ - 之前在该地区钻的井表现良好，将井深提升到10000英尺后回报可观，公司还在考虑新的完井设计和利用新的偏移井信息，该地区天然气富含NGL，能增加收入 [86][87] - 卡罗尔·埃尔德项目有一定经验，但朗罗克地区情况不同，朗罗克的经验更适用于该地区，公司对该地区机会感到兴奋 [88] 问题13：股票回购的最佳驱动因素或要求是什么，何时开始回购？ - 公司会考虑相对估值和内在估值，目前公司被低估，与遗留的卡博特公司不同，将更注重成本平均法，在可行的时间段内更持续地进行回购，同时也会抓住市场误解或错误定价的机会进行机会性回购 [91][92][93] 问题14：公司的维护资本估计是多少，如何看待天然气基线下降和资本分配？ - 公司处于第一年发布完整指导阶段，预计维护资本支出将低于今年 [95] - 天然气产量下降与项目节奏有关，马塞勒斯地区高资本效率和高生产率的井只需较少的钻机和完井团队，新投资的影响需要较长时间才能显现，随着各盆地运营节奏的改善，维护资本有望下降，公司会根据市场情况合理分配资本 [96][97] 问题15：2022 - 2023年开发规模增加是受服务成本、定价和物流影响，还是受地质因素影响？ - 公司对开发方案更有信心，大型项目能带来运营、钻机和完井等方面的效率提升，减少小项目的中断机会，是行业发展的方向，公司在马塞勒斯、二叠纪和阿纳达科盆地都倾向于大型项目 [100][101] 问题16：在马塞勒斯和二叠纪地区，是否会看到更多全区域共同开发的情况？ - 这取决于岩石情况，如果有压裂屏障，可以分区域开发后再回来，但最终还是取决于岩石和资源情况，公司拥有优质的岩石资源 [103] 问题17：公司提到的Waha创新解决方案是否指类似惠斯勒管道从20亿立方英尺/日扩展到25亿立方英尺/日的增量？ - 是的，公司有两三条不同的途径可以增加天然气外输量 [105] 问题18：公司对卡博特资产的上马塞勒斯地区进行研究并引入Cimarex的思路，是否是两家公司整合的好处，上马塞勒斯地区的短侧钻长度是否代表更多上马塞勒斯项目，未来几年该地区的组合情况如何？ - 公司认为匹兹堡团队很有创新能力，整合使各方都受益 [106] - 短侧钻长度是由于剩余的低马塞勒斯地区的限制，进入上马塞勒斯地区后将更加开放，目前的下降是在平衡过程中的暂时现象 [107][109] 问题19：2022年协同效应进展如何，是否开始看到G&A协同效应，GOE（每桶油当量运营成本）是否会下降，2022年遣散费大致情况如何？ - 公司在协同效应方面取得了很大进展，聘请了独立咨询公司，有专门员工负责价值捕获，预计将实现1亿美元的G&A节省，目标是在今年年底前加速到15个月的时间框架内完成 [113][114][115] - 目前遣散费约为最终金额的40%，目标是2023年使管理费用稳定下来 [115] 问题20：2022年在上马塞勒斯地区计划开采多少口井，与马塞勒斯地区的80多口井如何分配？ - 目前主要关注低马塞勒斯地区，上马塞勒斯地区只是偶尔开展一两个项目以获取经验，由于整体系统限制，没有具体的井数数据 [116]