财务数据和关键指标变化 - 2021年1 - 12月公司平均日产量为18.6 MBoe，Mid - Con地区为18.4 MBoe，产量保持平稳，受益于2021年超129口井的复产 [9] - 截至2021年12月31日，净现金（含受限现金）增至约1.4亿美元，较上一季度增加4100万美元，每股净现金为3.80美元 [9] - 截至2022年3月7日，公司现金（含受限现金）约为1.61亿美元 [10] - 2021年第四季度调整后EBITDA约为3700万美元，全年约为1.14亿美元 [11] - 第四季度油气和NGLs的商品价格实现分别较上一季度增长9%、36%和5%，分别达到每桶75.72美元、每千立方英尺3.94美元和每桶28.39美元 [12] - 截至2021年底，公司NOL超17亿美元，可保护现金流免受联邦所得税影响 [13] - 2021年总G&A约为970万美元，每桶油当量1.42美元，低于上一年的1530万美元或每桶油当量1.76美元；调整后G&A降至830万美元，每桶油当量1.22美元，较上一年减少580万美元 [13] - 2021年LOE和修井费用约为3600万美元，每桶油当量5.30美元 [14] - 第四季度净收入约为3700万美元，较上一季度增长约29%，全年净收入为1.17亿美元，每股3.21美元 [15] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年复产超129口井，日均增产约3200桶油当量，资本加权回报率超100%；2022年计划复产约30口井，并将部分PDP井转换为更高效的人工举升方式以降低成本 [31] - 2022年计划在Northwest Stack进行9口井的钻探计划，约60%为加密开发，40%为新区首口井或联合开发 [27] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略包括最大化Mid - Con PDP资产的现金价值和生成能力、尽可能将EBITDA转化为自由现金流、寻找增值收购机会、履行ESG责任 [25] - 公司资产集中在Mid - Continent地区，PDP井无需常规燃烧伴生气，资产历史悠久、产量递减慢、储备寿命长，与同行相比，在G&A和LOE方面表现良好 [19][14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司处于有利地位，可利用近期大宗商品价格上涨的机会，通过扩大资本计划、在Northwest Stack核心区域进行高品位钻探和继续实施井复产计划来增加收益 [7] - 通胀是今年的核心关注点，会影响未锁定成本和未来钻探决策，公司将持续评估相关因素，谨慎进行未来资本分配 [30] 其他重要信息 - 公司拥有并运营超1000英里的SWD和电力基础设施，可降低开采成本和水处理成本，保障正自由现金流，同时在评估CCUS应用的技术可行性和商业潜力 [33] - 过去一年多，公司调整组织架构，外包部分非核心职能，每年节省超600万美元G&A，自2018年以来，绝对和每桶油当量G&A分别降低75%和60% [35][36] 问答环节所有提问和回答 问题1: 管理层对未来资本分配的看法，特别是回购股票与钻探新井的选择 - 回购计划旨在最大化战略选择，但受10b - 18计划限制，如在财务准备期和战略讨论期无法执行；公司正与董事会持续讨论，评估回购、股息和其他战略选择，以最大化股东回报 [44][46] 问题2: 公司决定重启钻探计划而非延续2021年复产速度的原因及选择该区域的原因 - Northwest Stack的Meramec是钻探库存中回报率最高的区域；资本分配还考虑PV - 10和PVI，部分复产井回报率高但对PV - 10影响小，因此更多资本分配到Northwest Stack钻探 [48][49] 问题3: 钻探计划的支出在3月初净现金中的占比 - 公司年初花费大量时间确保套管、抽油机等设备和材料供应，以应对通胀压力，这影响了3月7日的现金余额，但暂不披露具体金额 [51] 问题4: 管理层对除股票回购外通过股息返还资本的看法 - 管理层认为所有选项都在考虑范围内，如果未找到高增值战略选项，将支持与董事会讨论股息返还资本，同时也会根据情况考虑扩大资本和钻探计划 [53][54] 问题5: 2022年生产指导预计产量下降17%至持平的原因 - 9口井的钻探计划对产量的影响主要在下半年体现，未来两年约一半产量影响将在今明两年出现，该计划将显著减缓产量下降并使1 - 12月产量增长约5%，明年进一步减缓基础产量下降 [56] 问题6: 公司无债务、现金充足、复产成本低，但2022年复产井数量减少且产量下降的原因及可复产井库存情况 - 公司有大量此前停产井库存，30口井是初始预算规划，近期价格飙升未纳入考虑，公司将持续评估并灵活调整；钻探计划将在下半年显著增加经济产量，目标是稳定或提高产量 [57]