财务数据和关键指标变化 - 第二季度现金流达1.87亿美元，为资本支出和季度股息提供资金，维持了资产负债表的实力 [30] - 第二季度实现了每千立方英尺当量2.47美元的预套期保值实现价格，比纽约商品交易所亨利枢纽价格高出0.37美元 [34] - 第二季度实现的NGL价格为每桶21.51美元，即每千立方英尺当量3.58美元 [35] - 套期保值使每单位实现价格提高了0.41美元，套期保值后实现价格为每千立方英尺当量2.88美元 [36] - 每单位生产的套期保值现金利润率为0.97美元，总现金单位成本较去年第二季度改善了0.32美元 [36] - 本季度现金利息支出较去年第二季度减少了900万美元，相当于每千立方英尺当量节省0.05美元 [37] - 截至第二季度末，公司持有现金余额1.62亿美元，主要用于以略低于面值的价格回购2025年到期的债券，本金总额达6200万美元 [41] - 自2018年债务峰值以来，公司已将净债务（扣除现金）减少了约25亿美元，目前接近目标净债务范围10 - 15亿美元 [43] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 第二季度产量为每天20.8亿立方英尺当量，略高于上一次电话会议提供的指引 [13] - 预计第三季度产量将环比增长约3000 - 5000万立方英尺/天，年底产量将达到约22亿立方英尺当量/天 [15] 钻井业务 - 第二季度在宾夕法尼亚州西南部的干气和湿气区域钻了24口井，平均钻水平段长度约为12400英尺，较2022年平均水平增加了5% [16] - 第二季度新增4口水平段长度超过20600英尺的井，其中最长的接近22000英尺 [16] - 第二季度平均每日钻水平段进尺超过4700英尺/天，较2022年全年平均水平增加了42% [17] 完井业务 - 第二季度完井团队平均每天完成超过10个压裂阶段，包括24小时内完成17个阶段的记录 [18] - 上半年平均每天完成9.3个压裂阶段，较2022年全年平均水平增加了13% [18] 各个市场数据和关键指标变化 NGL市场 - 第二季度NGL价格处于历史低位，预计今年晚些时候将有所改善 [22] - 4月份美国LPG出口的三个月滚动平均值创下新高，超过200万桶/天 [22] 乙烷市场 - 乙烷价格已脱离低点，2023年至今美国国内和出口需求均创下纪录，平均每天250万桶，比去年同期每天高出6.2万桶 [23] 天然气市场 - 今年夏天天然气发电持续强劲，预计未来几个季度海恩斯维尔和二叠纪盆地的干气产量增长有限，国内天然气市场预计今年晚些时候将逐渐重新平衡，明年及以后随着LNG出口增加将进一步走强 [24] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司目标保持一致，专注于实现同行领先的资本效率、通过周期产生自由现金流、向股东返还资本以及审慎的资本配置，以平衡进一步的债务减少、机会性的股票回购和世界级资产基础的长期开发 [7] - 公司认为阿巴拉契亚地区的天然气和天然气液体有能力满足未来需求，公司将在资本效率、排放强度和透明度方面处于领先地位 [51] - 公司拥有阿巴拉契亚地区50万净英亩的优质井库存，能够在商品周期中产生自由现金流 [52] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管当前商品价格处于周期性低位，但公司凭借具有竞争力的成本结构、低资本强度、液体选择权和审慎的套期保值，仍能实现健康的全周期利润率 [5] - 公司预计NGL价格将在今年晚些时候改善，天然气市场将在今年晚些时候重新平衡，并在明年及以后随着LNG出口增加而进一步走强 [22][24] - 公司认为自身业务具有韧性，能够在当前具有挑战性的价格环境中实现既定目标，并为2023年产生自由现金流 [28] 其他重要信息 - 公司上周发布了最新的企业可持续发展报告，展示了其低排放强度以及在安全和环境方面的领先地位 [6] - 公司在第二季度完成了MIQ认证流程，并获得了A级评价，其LDAR检查计划和源级生产设施设计、检测和缓解措施得到了审计认可，有助于维持行业内最低的排放强度 [25] - 第二季度公司现场安全绩效进一步改善，零OSHA事故 [26] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 谈谈投产井披露与今年迄今资本支出百分比的关系，以及如何解释投产井百分比低而资本支出高的情况 - 上半年初有两口钻机，第一季度后半段增加了第三口水平钻机，第二季度钻探活动达到最高 [55] - 完井方面，上半年有一个基础压裂团队，第二季度末增加了一个临时压裂团队，这改变了资本支出的节奏 [56] - 大部分钻探活动产生的投产井将在第三季度开始销售和生产，约三分之一的投产井在第三季度，且大部分集中在季度末 [58] 问题2: 如果年底项目较轻，而明年第一、二季度的期货价格有吸引力，公司内部是否会讨论将2024年的部分资本提前到2023年使用 - 公司内部会考虑优化今年和未来的项目，今年增加了3000万美元的资本灵活性，以允许这种选择 [60] - 维护成本低于指导上限，拥有这种灵活性可以考虑2024年的合适安排，公司会在内部进行相关讨论 [61] 问题3: 能否提供有关前沿材料、劳动力和服务成本的信息，以及成本下降对2024年的影响 - 目前判断2024年的情况还为时尚早，但令人鼓舞的是，钻机数量有所减少，自2022年12月底以来约有110台钻机退出市场 [64] - 管材等领域出现了成本缓解的早期迹象，供应链的投入开始正常化，一些支持设备的供应也有所改善 [66] - 秋季招标过程后，公司将能更好地了解2024年的情况，但预计某些设备（如压裂设备的电动车队）仍将需求旺盛 [68] - 公司认为自身在资本效率和服务成本方面将处于领先地位，目前每千立方英尺当量的分子替换成本为0.76美元，而同行平均为1美元 [71] 问题4: 公司目前对2025年的套期保值比例较低，考虑到对2025年的乐观展望，如何考虑2025年的套期保值策略 - 公司套期保值的理念是覆盖固定成本并保持对强劲市场的敞口，随着未来一两年LNG设施投产，预计商品价格将大幅重估 [73] - 公司已偿还25亿美元债务，套期保值并非必须，目前2025年的套期保值基础良好，但80%未套期保值，公司将根据市场发展做出响应 [76] 问题5: 谈谈资本分配，公司决定在公开市场折价回购债券，但未进行股票回购，如何考虑使用自由现金流，以及如何在偿还债务和股票回购之间做出决策 - 公司的资本分配优先考虑维护资本、债务减少、股东回报（股息或股票回购）和适当的增长 [79] - 市场情况（如利率、商品价格）会影响资本分配决策，债务偿还仍是优先事项，但如果市场出现大幅回调，公司有11亿美元的股票回购额度，会考虑进行股票回购 [80][85] 问题6: 公司多年来一直处于生产维护模式，随着2024 - 2025年天然气和NGL市场预期向好，这种生产维护模式是否会持续 - 2024年的起点是维持生产，约需每年钻60 - 65口井以保持资产平稳和现有基础设施的利用 [88] - 有几个积极因素，如LNG项目和MVP项目有望投产，以及其他盆地的库存耗尽和井性能下降，公司将根据盆地基本面和宏观情况决定是否增长，目前从维护生产的基础开始考虑 [89] 问题7: 随着活动增加，公司如何保持资本效率 - 公司认为第二季度的成果证明了团队有能力持续实现领先的效率，预计2024 - 2025年效率将进一步提高，因为会继续回到有生产的垫场作业 [93][94] - 继续消除非生产时间，优化物流（如水循环利用计划）可以提高效率和节省成本 [95] - 长水平段开发将发挥重要作用，本季度钻了超过20000英尺的长水平段井，预计未来这些井投产将有良好表现，从每英尺成本来看，公司预计仍将处于领先地位 [96] 问题8: 近期乙烷价格回升，能否解释其原因 - 乙烷基本面一直较为紧张，库存天数处于五年低点 [98] - 成本因素，管道成本的生产者价格指数（PPI）上涨13%，提高了乙烷回收的成本底线，导致更多乙烷被拒绝回收，供应减少 [100] - 高温天气导致一些盆地更倾向于拒绝回收乙烷并就地销售天然气，同时高温影响分馏效率，乙烷损失5% - 8%的效率 [101][102] - 美国墨西哥湾的分馏能力总体紧张，导致未加工的乙烷（Y级）在库存中的比例增加，纯乙烷供应减少 [103][104] - 6月底至7月初，乙烯维护季节结束，需求增加，供应减少，导致乙烷价格飙升 [105] - 下半年一些主要中游公司将增加分馏能力，预计价格不会继续维持在40美元以上，但乙烷库存天数仍将接近低点，市场将继续保持紧张 [106] 问题9: 根据目前情况，是否可以认为钻机日费率和辅助成本会有节省，但压裂团队成本不会？谈谈新增临时压裂团队的成本与合同费率的比较，以及效率情况 - 新增的临时压裂团队成本与当前定价结构相符，效率很高，第一个垫场的完井结果与全年大部分时间使用的基础压裂团队相当 [109] - 这显示了团队程序和效率的可重复性，一些服务提供商也通过日常运营和维护提高了绩效 [110] - 临时团队的定价与当前设备的现货价格相符，该团队将在本季度后半段完成另一个垫场的压裂作业，然后释放，之后公司将回到基础压裂团队 [113] - 虽然有一些价格改善的迹象，但由于是临时团队的使用，难以量化对全年活动的影响 [114] 问题10: 公司要在2025年实现范围二净零排放需要做什么？通过抵消和实际减排分别占多少？是否有2025年以后的目标 - 公司将继续专注于直接、经济、高效地减少运营中的排放，同时碳抵消将发挥一定作用，公司在可持续发展报告中首次阐述了相关方法 [115][116] 问题11: 公司提到的某湿气区域垫场的高效技术能否推广到干气区域？是否是一对一的趋势？ - 目前不能立即将这些技术推广到整个盆地，但会朝着这个方向发展，随着时间推移，这些改进的效率有望成为可重复的指标 [118] - 2024年可能还无法成为新标准，因为不同区域在进出通道和水平段长度方面存在差异，但这些经验可以应用于干气和超富气区域的未来开发项目 [119][120] 问题12: 全国范围内的活动正在减少，随着2024年及以后曲线的走强，活动何时会恢复？是需要价格大幅上涨，还是预计2024年活动会趋于平稳 - 2024年需要看到LNG基础设施的进一步发展，目前所有迹象表明LNG项目将按时投产，这是一个积极因素 [122] - 要考虑到注入季节结束时的库存水平和冬季情况，预计2024年大部分时间会有更积极的前景，届时公司将根据盆地基本面和宏观情况评估最佳活动水平，为2025年做准备 [123] 问题13: 关于 gathering, processing and transportation (GP&T) 指引，考虑到第二季度的情况和第三、四季度的预期价格，该指引是否有进一步降低的可能？其背后的假设是什么 - 已经有六个月的经验，包括NGL和天然气价格，以及电力成本等因素会影响GP&T成本 [126] - 展望下半年和冬季，根据产品的期货曲线，价格可能上涨也可能下跌，因此GP&T数字也可能朝两个方向变化，这是合同设计的特点，能提供应对价格变化的风险保护 [127][128] 问题14: 公司目前系统中的已钻未完井（DUC）在第三季度还是第四季度会更突出？能否提供第四季度活动节奏的更多细节 - 第三季度后半段，一个临时团队将完成另一个垫场的作业，加上基础团队，随后投产井将迅速跟进，第三季度大部分投产井将开始销售 [130] - 第四季度初，第二、三季度活动产生的投产井将开始转化为产量，第三季度产量预计将增加3000 - 5000万立方英尺/天，第四季度平均产量预计为22亿立方英尺当量/天，这种产量增长曲线与商品价格曲线相匹配，有利于下半年现金流和2024年的准备 [130][131] 问题15: 公司股票表现不佳，市场对远期曲线缺乏信心，但公司有30 - 50年的钻探库存，在2 - 3美元的价格区间可维持产量平稳，为何不利用股价疲软的机会变现部分价值？作为CEO，如何推动市场认识到公司股票的价值 - 从长远来看，库存耗尽将是一个重要因素，其他盆地的井性能下降对公司有利，公司的库存具有低成本盈亏平衡点，且在各个价格区间都有钻探活动 [135][136] - 维持开发计划的控制很重要，回到有现有生产的垫场作业对公司的效率、低成本环境和资本效率至关重要 [137] - 公司希望通过未来的股息增加、股票回购或进一步的债务减少来向股东返还价值，而其他同行或盆地可能难以做到这一点 [138] 问题16: 关于2025年的套期保值，是否会增加套期保值？目前的套期保值比例是否是新常态 - 2025年的套期保值基础良好，目前的情况符合公司对未来市场的预期 [140] - 公司将监测LNG液化设施的建设进度和预期服务日期，以及其他需求（如盆地内需求）的变化 [143] - 如果市场价格出现有利变化，公司有选择进行额外套期保值，以支持扩大股东回报或加速去杠杆化，但目前对套期保值组合感到满意，不需要增加 [144]