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Crescent Energy Co(CRGY) - 2023 Q1 - Earnings Call Transcript

财务数据和关键指标变化 - 第一季度公司日产137000桶油当量,调整后息税折旧摊销前利润达2.32亿美元,天然气差价表现出色,实现了基准价格的150% [22] - 第一季度调整后的运营费用平均为每桶油当量16.57美元,高于初始指导范围,但调整商品成本后与预期相符,预计年初成本指导保持不变 [23] - 第一季度投资2.02亿美元,钻探15口井并投产18口井,由于运营效率提高,活动水平高于预期,但仍预计在2023年全年资本和生产指导范围内 [23] - 公司资产负债表保持强劲,过去12个月净杠杆率为1.0倍,符合长期杠杆目标,拥有超11亿美元流动性 [35] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度天然气销售中约25%进入西北落基山脉市场,因极端天气实现了基准价格150%,但产生约2000万美元或每桶油当量1.50美元的增量成本 [64] 各个市场数据和关键指标变化 - 更广泛的并购市场预计今年活跃,公司专注于能增加规模的领域,特别是鹰福特地区,该地区是美国本土48州主要盆地中最分散的 [8] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司以收购和开发策略为主,近期以6亿美元收购了Mesquite Energy在西鹰福特资产的运营权和额外工作权益,该交易符合投资标准,具有财务、运营和战略意义 [3][4] - 公司将继续作为灵活运营商和耐心收购者,注重资本纪律,优先向股东返还资本、保持资产负债表实力并寻求有吸引力的投资机会 [9] - 公司评估未来机会将通过回报驱动框架,优先考虑在德克萨斯州和落基山脉现有业务范围内增加规模的机会 [8] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 通胀有所缓和,商品价格稳定降低了服务成本压力,但过去6个月成本未显著下降,公司通过延长井段、缩短周期时间和提高完井效率来抵消成本上升 [24] - 预计鹰福特地区将在公司收购战略中继续发挥关键作用,公司作为资产收购方处于有利地位 [8] 其他重要信息 - 公司为2023年剩余时间和2024年全年执行了额外对冲交易量,假设年中西鹰福特收购完成且当前日产量约20000桶油当量,2023年剩余时间约60%产量已对冲 [25] - 公司宣布第一季度现金股息为每股0.12美元,符合将调整后息税折旧摊销前利润10%分配给股东的策略 [44] - 公司年初预计2023年现金税为0 - 3000万美元,预计Mesquite交易近期不会对现金税支付产生重大影响 [45] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 收购资产液体含量较高是否是交易驱动因素,以及是否会在近期增加收购资产的活动 - 液体暴露是公司喜欢该交易的因素之一,但不是驱动因素,公司从整体风险回报角度评估资产,对石油和天然气凝析液持乐观宏观看法 [33] - 公司在收购资产和现有运营资产上都有钻机作业,近期将继续保持当前活动水平 [36] 问题: 资源扩张的含义 - 资源扩张指除了已开发的下鹰福特层之外,奥斯汀白垩层和上鹰福特层虽未在公司土地上积极开发,但在该地区有资本投入,公司认为自己的土地有潜在前景且已开发了一些井 [37] 问题: 历史运营商和公司对资产看法的差异 - 该资产由阿纳达科多年前整合,历史开发良好,采用更紧密的间距,阿纳达科剥离后有增量方法尝试,公司作为非运营所有者积极参与,资产性能有显著改善,与公司运营方法一致 [66][67] 问题: 股息支付比例是否意味着全年维持该水平,以及可变回报政策是否适合公司 - 公司打算每年与指导价格一起设定资本回报框架,今年指导价格下对应每股0.12美元股息,预计全年维持该水平,收购完成后将在第三季度初提供更新指导 [46][47] - 公司战略基于现有资产现金流生成能力和通过收购进行资本投资产生未来现金流的能力,当前股息政策基于息税折旧摊销前利润百分比,过去提供了4%收益率,优于同行,公司将继续采用该方法,同时关注投资者反馈和行业共识 [56][57] 问题: 公司何时可能成为全额现金纳税人,收购后情况如何 - 公司年初预计2023年现金税为0 - 3000万美元,预计Mesquite交易近期不会对现金税支付产生重大影响 [45] 问题: 资源扩张的因素有哪些 - 公司将在收购完成后深入探讨,目前未详细说明 [61] 问题: 高价格环境后未来有吸引力的机会是增多、减少还是不变 - 公司有宏观市场周期视角,高价时出售了一些资产,今年市场环境下能够迅速进行交易,对未来并购机会感到兴奋 [62] - 今年第一季度交易缓慢,价格回调后资产库存仍在,预计今年下半年和2024年有很多机会,公司项目管道充足,将在财务框架内寻找机会 [63] 问题: 本季度西部天然气实现情况及其对收入和运营成本的影响 - 公司约25%天然气销售到西北落基山脉市场,由于加利福尼亚极端天气,实现了基准价格150%,但产生约2000万美元或每桶油当量1.50美元的增量成本,总体对业务现金流仍为正向影响 [64]