财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后自由现金流约为2.91亿美元，维持股东回报占自由现金流的比例为100%，本季度回购2.165亿美元（约200万股），自4月1日起又回购4500万美元（约50万股），将按较低的股份数量支付每股1.3美元的基础股息，约合7500万美元。自完成Enerplus交易以来，公司已将股份数量减少约9%，同时杠杆率基本保持在0.3倍 [8] - 第一季度石油产量高于指引上限，资本支出低于指引，运营费用低于预期，全年资本指引下调3000万美元，LOE全年指引降低，生产税第一季度平均为商品销售额的6.8%，预计全年平均为8.5%，第一季度现金税为3400万美元，预计全年现金税占EBITDA的4% - 9%（WTI价格在55 - 75美元/桶之间） [7][12][33] 各条业务线数据和关键指标变化 - 石油业务第一季度产量高于指引上限，反映出执行情况良好和油井表现出色；资本支出低于指引，主要是由于项目效率提高；运营费用低于预期，团队持续改善成本结构 [7] - 长侧钻井业务计划从最初的2 - 3口增加到7口4英里侧钻井，若成功，2026年及以后可能会实施更多。与2英里井相比，4英里井预计最终采收率提高90 - 100%，资本增加40 - 60%，盈亏平衡点每桶低8 - 12美元 [14][25] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度石油价差平均比WTI低2.3美元，较上一季度略有减弱，但在原指引范围内，预计全年将略有改善；NGL实现价格为WTI的20%，略高于指引中点；天然气实现价格为63%，高于指引上限，受益于巴肯和马塞勒斯地区季节性强劲的区域价格 [31] - 预计年中天然气实际价格将走软，年底前将略有改善，反映正常季节性变化 [32] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司原计划年初运行5台钻机和2个压裂机组，已按计划减少压裂机组数量，到6月初将运行4台钻机和1个压裂机组，原计划和当前指引均反映第四季度恢复第二个压裂机组，但在当前价格下倾向于维持1个压裂机组，最终决定将在第三季度做出 [11] - 致力于提高自由现金流，通过多种方式改善成本结构和提高效率，如采用4英里侧钻井、优化土地配置、降低LOE、整合营销合同等 [13][16] - 目标是在未来几年将库存转换为超过80%的长侧钻井，以提高经济回报 [16] - 行业面临宏观环境挑战，价格前景恶化，波动性增加，但公司具有较强的运营和财务灵活性，能够根据市场情况调整活动水平，保持高效、注重回报的项目，并产生强劲的自由现金流 [9] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 宏观环境具有挑战性，但公司团队执行出色，开局良好，有信心在较低价格下仍能产生大量自由现金流 [21] - 公司具有坚实的基础和显著的灵活性，能够根据需要进行调整，过去四年采取的措施降低了成本结构，加强了库存状况，提高了开发计划的灵活性，使公司能够更好地应对市场波动 [19] 其他重要信息 - 公司文化围绕持续改进和提高效率，以提高资本生产率和利润率，如采用4英里侧钻井取得了多方面的成功，包括低于预算和成功清理油井 [14] - 公司在可持续发展方面取得进展，计划在今年下半年发布更新的可持续发展报告 [19] 问答环节所有提问和回答 问题1: 如果第四季度及2026年初原油价格为50多美元，2026年的最优活动水平是否为1个全职半压裂车队？需要满足什么条件才能在部分时间恢复第二个压裂机组？ - 这是一个资本分配决策，取决于多种因素，如服务成本、盆地差异、公司股价等。一般来说，油价稳定在60美元以上才会考虑恢复第二个压裂机组。目前尚未做出决定，将在第三季度做出最终决策 [37][39] 问题2: 向4英里开发计划的转变是渐进的还是立即从40% - 50%跃升至80%目标？这个过程需要多长时间？改变之前批准的许可证的工作量有多大？ - 公司从2英里向3英里计划的转变较快，预计向4英里计划的转变同样迅速，甚至可能更快。这需要重新许可和开发团队重新规划开发计划，但公司有信心能够快速推进 [42][43] 问题3: 今年第三季度和第四季度的石油产量节奏如何？ - 预计第三季度与第二季度持平，第四季度产量会下降，因为减少了压裂机组。如果第四季度恢复第二个压裂机组，产量将在2026年回升 [46][47] 问题4: 增加4英里侧钻井计划从3口到7口的信心来源是什么？这些额外的油井是否会测试新的清理技术或其他内容？ - 前三口4英里侧钻井的表现好于预期，扭矩和阻力较低，操作一切顺利，这给予了公司信心推进更多测试和油井，以转向更长远的侧钻井计划 [51][52] 问题5: 假设下半年产量为15万桶/日，当前的活动水平能否在2026年实现平稳增长？维持该产量所需的维护资本是多少？ - 要维持15.25万桶/日的产量，大约需要1.5个机组的活动水平。如果降至1个机组的压裂计划，可能无法维持15万桶/日的产量。关于资本方面，若降至1个压裂机组计划，2026年约三分之一的运营活动将受到影响 [58][60] 问题6: LOE和营销合同机会对降低现金成本的影响有多大？ - 公司在这方面有巨大机会，营销合同的续约和整合可以提供更好的费率，降低成本；在LOE方面，通过与供应商合作降低成本、减少停机时间、提高运行时间等方式可以节省大量资金并提高现金流 [62][66] 问题7: 4英里侧钻井的总可寻址市场与位置的关系如何？能否将其推广到更广泛的库存数量？随着时间推移，是否有不同的下降率？ - 公司目标是使长侧钻井库存占总库存的80%以上，4英里侧钻井的机会集可能不到计划的50%。采用4英里侧钻井可以降低盈亏平衡成本，使之前不具吸引力的库存变得有吸引力，从而扩大开发范围 [70][72] 问题8: 鉴于当前的波动性，宏观环境如何影响公司扩大或收缩现有对冲头寸的意愿？ - 公司采取相对保守的对冲观点，认为市场存在周期性，人类往往在错误的时间进行对冲。公司的对冲框架是在即时季度不超过40%的对冲比例，通常在低价时减少对冲，高价时增加对冲，目前该框架不会改变 [73][75] 问题9: 如何看待马塞勒斯资产在投资组合中的核心适应性以及潜在的收益用途？当前油价较低，盆地内的并购估值和交易意愿是否有变化？ - 公司喜欢马塞勒斯资产，但它不是公司的核心资产，将寻求在未来实现其价值最大化。油价的大幅快速波动不利于并购，因为会导致买卖双方的出价差异，预计当前环境下并购可能更具挑战性 [79][81] 问题10: 从2英里到3英里再到4英里，周期时间增加，随着长侧钻井比例的增加，2026 - 2027年的支出和生产节奏将如何变化？迁移到长侧钻井是否会显著降低库存寿命？ - 每口井的周期时间增加，但每英尺的周期时间减少，可以用更低的资本成本和更少的油井完成相同的侧钻井长度。库存寿命是相对于生产能力和储量交付来衡量的，迁移到长侧钻井不会显著降低库存寿命 [84][86] 问题11: 4英里侧钻井能否使原本不经济的区域或位置变得可行？是否会带来潜在的足迹扩张？ - 成功转向4英里侧钻井将带来小范围的足迹扩张，因为更高效的开发设计降低了盈亏平衡成本，使盆地边缘一些原本难以竞争资本的区域变得具有吸引力 [90] 问题12: 是否有足够的生产数据对4英里侧钻井进行储备重新评级上调？ - 目前将两口2英里井转换为1口4英里井主要是更有效地捕获资源，随着盈亏平衡成本的降低和开发范围的扩大，更多的库存将进入已证实未开发类别，从而对储备产生积极影响 [94]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后自由现金流约为2.91亿美元，连续两个季度将股东回报维持在自由现金流的100%，本季度回购了2.165亿美元（约200万股）股票，自4月1日以来又回购了4500万美元（约50万股）股票，将按较低的股份数量支付每股1.3美元的基础股息，约合7500万美元 [6] - 自完成Enerplus交易以来，公司已将股份数量减少了约9%，在不到一年的时间里回购了超过收购Enerplus所发行股份的四分之一 [6] - 公司杠杆率基本保持在0.3倍不变 [7] - 第一季度石油差价平均比WTI低2.3美元，较上一季度略有疲软，但在原指导范围内，预计全年石油差价将略有改善；NGL实现价格为WTI的20%，略高于中点指导；天然气实现价格为63%，高于指导上限，受益于巴肯和马塞勒斯地区季节性强劲的区域价格 [29] - 预计全年天然气实际价格将在年中走软，然后在年底前略有改善；第一季度生产税平均占商品销售额的6.8%，低于预期，主要反映了本季度接受调整税率的低产井的一次性退款影响，预计全年生产税平均占商品销售额的8.5%；第一季度现金税为3400万美元，符合预期，预计全年现金税约占EBITDA的4% - 9%（WTI价格在每桶55 - 75美元之间） [30][31] - 2025年资本预算减少3000万美元，主要反映了项目效率的提高，且目前未考虑活动减少的因素 [11] - LOE全年指导降低，第一季度每BOE降低30美分 [25][30] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度石油产量高于指导上限，资本支出低于指导，运营费用也低于预期 [5] - 公司计划在未来八到九个月内开钻总共七口四英里井，若成功，可能会在2026年及以后实施更多；与两英里井相比，四英里井预计最终采收率将提高90 - 100%，而资本仅增加40 - 60%，盈亏平衡价格预计每桶低8 - 12美元 [22] - 公司正在努力将库存转换为超过80%的长水平井，包括三英里和四英里水平井以及其他形状的井设计，以提高经济回报 [14] - 在LOE方面，公司利用规模优势提高效率、系统化流程并减少停机时间，未来还有多项举措推动进一步改善，包括人工举升优化、更快的周期时间、物流改进以及潜在利用新技术如预测性维护和远程井场监控 [15] - 在营销方面，公司通过整合前身公司的合同和在合同到期时谈判有竞争力的费率来提高效率，在天然气和NGL方面，增加了更多的双连接和分流连接到设施，提高了天然气捕获率和额外收入 [16] 各个市场数据和关键指标变化 - 自年初以来，定价前景恶化，波动性增加 [7] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司预计在当前环境下继续专注于股票回购，因为认为公司股票的内在价值相对于市场价格被低估 [7] - 公司将根据市场情况在第三季度决定是否在年底前恢复第二个压裂机组，若油价稳定在60美元以上，可能会恢复第二个压裂机组；目前已将活动减少到单压裂机组，该机组采用同步压裂，效率较高 [37][38] - 公司致力于提高自由现金流，通过改进成本结构和提高效率来实现，包括增加长水平井的使用、优化LOE、提高营销效率等 [12][15][16] - 公司计划在未来几年将库存转换为超过80%的长水平井，以提高经济回报和库存强度 [14] - 公司在可持续发展方面继续取得进展，计划在今年下半年发布更新的可持续发展报告 [17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管市场在最近几个月恶化，但公司有坚实的基础和显著的灵活性，能够根据需要进行调整，过去四年采取的措施降低了成本结构、加强了库存地位并提高了开发计划的灵活性，使公司能够更好地应对市场波动 [17] - 公司对第一季度的业绩感到满意，相信有能力在今年剩余时间内成功实现目标 [32] 其他重要信息 - 公司在第一季度完成了7.5亿美元高级有担保票据的发行，利率为6.75%，到期日为2033年2月19日，并将循环信贷协议下的选定承诺金额增加到2亿美元，继续保持同行领先的杠杆率和强大的流动性 [28] - 公司在第一季度增加了额外的套期保值，衍生品头寸可在最新的投资者报告中找到 [28] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如果第四季度及2026年初原油价格为50多美元，2026年的默认最优活动水平是否为一个全职半压裂车队？需要满足什么条件才能证明在一年中的部分时间恢复第二个压裂机组是合理的？ - 这是一个资本配置决策，取决于多种因素，包括服务成本、盆地差异和公司股价等；一般来说，油价稳定在60美元以上才会考虑恢复第二个压裂机组；目前公司已减少活动至单压裂机组，该机组采用同步压裂，效率较高，最终决定将在第三季度做出 [36][37][38] 问题2: 向四英里开发计划的转变是更渐进还是立即从40% - 50%跃升至80%目标？这个过程的时间框架是怎样的？改变之前批准的许可证需要多大的工作量？ - 公司可能会像从两英里转向三英里计划一样迅速地转向四英里计划，甚至可能更快，因为在三英里计划中积累了经验和运营能力；这需要重新许可和开发团队重新规划所有不同的井场布局，包括道路、中游连接等，但预计能够比转向三英里计划更快地实现这一转变 [40][42] 问题3: 今年第三季度和第四季度的石油产量节奏如何？ - 预计石油产量在下半年会下降，特别是在第四季度；如果在第四季度恢复第二个压裂机组，产量将在2026年回升；第三季度产量预计与第二季度持平 [44][45][47] 问题4: 是什么让公司有信心将四英里水平井的开钻计划从三口增加到七口？这些额外的井是否会测试新的清理技术或其他东西？ - 前三口井的钻探情况比预期好，扭矩和阻力较低，运营方面一切顺利或比预期更好，这给了公司信心推进更多测试和井的开发，以帮助转向更长水平井的计划 [50][51] 问题5: 假设下半年指导暗示的约15万桶/日的产量水平，当前的活动水平能否在2026年实现持平增长？维持这一产量水平在当前成本和最优三英里或更长水平井的情况下所需的维护资本是多少？ - 要维持15.25万桶/日的产量，大约需要1.5个压裂机组的计划；如果降至单压裂机组的同步压裂计划，可能无法维持15万桶/日的产量；一般来说，如果降至单压裂机组计划，2026年约三分之一的运营活动将从计划中移除，相应的资本和产量也会受到影响 [55][56] 问题6: LOE和市场合同机会对降低现金成本的影响有多大？ - 公司在这方面有巨大的机会，任何节省的美元都将直接转化为增量自由现金流；营销合同在未来几年到期，提供了重新谈判的机会，公司已经通过整合合同获得了更好的费率；在LOE方面，公司继续与供应商合作降低成本，特别是化学品成本，并努力提高遗留InnerPlus井的运行时间，减少停机时间和修井次数，从而节省资金并提高现金流 [60][61][62] 问题7: 四英里水平井的总潜在市场与位置的关系如何？能否将其推广到更广泛的库存数量？随着时间推移，是否有不同的递减率？ - 公司的长水平井库存目标是占总库存的80%以上，四英里水平井的机会集可能不到计划的50%，但三英里及以上的长水平井相对于两英里井提供了巨大的增量效率提升；长水平井能够降低盈亏平衡成本，使之前不具吸引力的库存变得有吸引力，从而扩大了开发范围 [66][68] 问题8: 考虑到当前的波动性，如何看待宏观环境对公司扩大或收缩现有套期保值头寸意愿的影响？ - 公司对套期保值采取相对保守的观点，部分原因是公司拥有出色的资产负债表、低再投资率和强大的自由现金流生成能力，即使在低油价下也能保持良好的业绩；公司认为人类本性往往导致在错误的时间进行套期保值，因此通常在油价高时减少套期保值，在油价低时增加套期保值；公司的套期保值框架不会因市场波动而改变，因为公司认识到所处行业具有周期性 [69][70][71] 问题9: 如何看待公司在马塞勒斯的资产？它在投资组合中的核心适配性如何？是否有潜在的处置计划？ - 公司喜欢该资产，它位于盆地核心区域，有优秀的运营合作伙伴，但它不是公司的核心资产，公司将寻求在未来最大化其价值；目前天然气价格相对于油价更有利，公司会持续评估如何实现价值最大化 [75][76] 问题10: 鉴于当前较低的油价，公司在盆地内进行并购交易的估值和交易意愿是否有变化？ - 油价的大幅快速波动不利于并购交易，因为会导致买卖双方的出价和要价差距扩大，不利于达成交易；目前尚未看到显著影响，但预计在这种环境下并购交易可能会更具挑战性 [77] 问题11: 从两英里到三英里再到四英里水平井，周期时间的增加如何影响公司的支出和生产节奏？展望2026年和2027年，情况会如何？ - 每口井的周期时间增加，但每英尺的周期时间减少，因此可以用更低的资本成本和更少的井完成相同的水平井钻探；公司将根据环境做出正确的资本配置决策，生产将是该决策的结果，而不是输入因素；总体而言，周期时间会略有延长，但每英尺的交付效率会显著提高 [80][81] 问题12: 随着向长水平井的迁移，库存寿命是否会有显著下降？ - 公司衡量库存寿命是相对于生产能力和储量交付与当前产量的关系，而不是单纯的井数；长水平井能够降低盈亏平衡成本，使之前不具吸引力的库存变得有吸引力，从而扩大了开发范围，因此不会对库存寿命产生显著负面影响 [82] 问题13: 四英里水平井可能带来的潜在足迹扩张如何？是否能使原本不经济可行的区域变得可行？ - 公司有一些过去发布的面积图，可以离线讨论四英里水平井在盆地边缘区域的机会，这些区域在过去竞争资本较困难，但随着四英里水平井的应用，它们可能会提供有吸引力的回报率，从而带来小范围的足迹扩张 [87] 问题14: 随着向长水平井的迁移，是否有足够的生产数据来对储备进行上调评级？例如，将两口两英里的PUD转换为一口四英里的井，是否会对储备产生影响？ - 目前将两口两英里的井转换为一口四英里的井，主要是更有效地捕获已经计入的资源；随着盈亏平衡成本的降低和盆地开发范围的扩大，更多的井将进入已证实未开发类别，从而对储备产生积极影响；总体而言，随着时间推移，储备有向上的影响，而资本有向下的影响，因此现值应该向上倾斜 [91][92][94]

业绩表现 - 季度每股收益4.04美元 超出Zacks共识预期3.60美元 但低于去年同期5.10美元 [1] - 营收12.2亿美元 低于共识预期8.04% 但高于去年同期10.9亿美元 [2] - 过去四个季度中 两次超过EPS预期 三次超过营收预期 [2] 市场反应 - 本季度业绩带来12.22%的盈利惊喜 上一季度惊喜幅度达26.91% [1] - 年初至今股价下跌22.8% 同期标普500指数仅下跌3.9% [3] - 当前Zacks评级为3(持有) 预计表现与市场持平 [6] 未来展望 - 下季度共识预期EPS 2.50美元 营收12.3亿美元 本财年EPS预期11.03美元 营收51.1亿美元 [7] - 盈利预期修订趋势将影响短期股价走势 [5] - 所属行业(美国油气勘探生产)在Zacks行业中排名后24% [8] 同业比较 - 同业公司Amplify Energy预计季度EPS 0.11美元 同比+145.8% [9] - Amplify Energy预计营收7728万美元 同比+1.3% [10]

业绩总结 - Chord的净资产约为61亿美元，按SEC定价计算的PV-10为84亿美元，显示出强劲的资产价值[22] - 2025年第一季度，Chord的自由现金流（FCF）回报超过75%，并且在该季度实现了100%的回报[19] - Chord的杠杆率为0.3倍，显示出强劲的资产负债表管理能力[29] - Chord在2025年第一季度的流动性超过19亿美元，借款基础为27.5亿美元[29] - Chord的生产能力为271 MBoepd，预计未来10年内保持低盈亏平衡油库存[17] - 2025年EBITDA预计为22亿美元[127] - 2025年调整后的自由现金流预计为6.5亿美元[127] - 2025年油气总产量预计为268.3-275.0 MBoepd[132] 用户数据 - Chord的油气组合中，油占比为56%，天然气占比为26%，NGL占比为18%[16] - 2025年马塞勒斯产量预计为130-140 MMcfpd，资本支出为35-45百万美元[118][119] - 2025年第一季度的原油交易量为17,000桶/日，预计在2026年第一季度降至2,000桶/日[139] - 2025年第二季度的天然气交易量为22,500 MMBtu/日，预计在2026年第一季度为11,342 MMBtu/日[139] 未来展望 - 2025年资本支出为每年14亿美元，低于2024年原始预测[98] - 2025年资本支出减少3000万美元至13.7亿美元[98] - 2025年每桶油的运营成本预计为9.20-10.00美元[132] - 2025年每股基础股息为1.30美元，季度基础股息总额为7500万美元[123] - 2025年第一季度回购216.5百万美元，回购2.0百万股[51] 新产品和新技术研发 - 计划在2024年进行7个4英里横向钻井，较之前的3个增加[56] - 4英里横向钻井的成本约比基准案例低100万美元[56] - Chord的运营效率显著提升，三英里钻井周期时间同比改善13%[44] 负面信息 - 2023年自愿离职率为7%[81] - 原油的底价在2025年第一季度为64.41美元/桶，预计在2026年第一季度为65.00美元/桶[139] - 原油的上限价在2025年第一季度为78.54美元/桶，预计在2026年第一季度为71.25美元/桶[139] 其他新策略 - Chord的资本回报计划自2021年以来累计向股东返还超过40亿美元[43] - Chord的再投资率在2022年至2024年间持续上升，达到62%[39] - 2025年资本效率较2024年提高14%[111]

财务数据关键指标变化 - 第一季度调整后EBITDA为6.955亿美元，调整后自由现金流为2.905亿美元[6] - 预计2025年调整后EBITDA约22亿美元，调整后自由现金流约6.5亿美元[15] - 2025年第一季度公司总营收为12.15047亿美元，较2024年同期的10.8526亿美元有所增长；总运营费用为8.82567亿美元，较2024年同期的8.13623亿美元有所增加；运营收入为3.37996亿美元，较2024年同期的2.72939亿美元有所增长[34] - 2025年第一季度公司净收入为2.19837亿美元，较2024年同期的1.99353亿美元有所增长；基本每股收益为3.67美元，较2024年同期的4.79美元有所下降；摊薄每股收益为3.66美元，较2024年同期的4.65美元有所下降[34] - 2025年第一季度加权平均基本流通股数为5950.2万股，摊薄流通股数为5966.5万股；2024年同期加权平均基本流通股数为4146.8万股，摊薄流通股数为4274.7万股[34] - 2025年第一季度石油、NGL和天然气收入为11.03425亿美元，较2024年同期的7.48162亿美元有所增长；购买石油和天然气销售收入为1.11622亿美元，较2024年同期的3.37098亿美元有所下降[34] - 2025年第一季度租赁运营费用为2.33074亿美元，较2024年同期的1.59206亿美元有所增长；折旧、损耗和摊销费用为3.49809亿美元，较2024年同期的1.68894亿美元有所增长[34] - 2025年第一季度净衍生工具损失为2028.1万美元，较2024年同期的2757.7万美元有所减少；对非合并附属公司的净投资收益（损失）为 - 490万美元，而2024年同期为1629.6万美元[34] - 2025年第一季度净收入为219,837美元，2024年同期为199,353美元，同比增长10.27%[36] - 2025年第一季度经营活动提供的净现金为656,893美元，2024年同期为406,698美元，同比增长61.52%[36] - 2025年第一季度投资活动使用的净现金为292,270美元，2024年同期为204,887美元，同比增长42.65%[36] - 2025年第一季度融资活动使用的净现金为365,819美元，2024年同期为223,455美元，同比增长63.66%[36] - 2025年第一季度Cash GPT为73,863,000美元，2024年同期为50,561,000美元，同比增长46.09%[40] - 2025年第一季度Cash G&A为28,349,000美元，2024年同期为14,494,000美元，同比增长95.60%[44] - 2025年第一季度Cash Interest为15,627,000美元，2024年同期为7,410,000美元，同比增长110.90%[47] - 2025年第一季度Adjusted EBITDA为695,511,000美元，2024年同期为464,779,000美元，同比增长49.64%[52] - 2025年第一季度Adjusted Free Cash Flow为290,496,000美元，2024年同期为199,621,000美元，同比增长45.52%[52] - 2025年3月31日止三个月净收入为219,837千美元，2024年同期为199,353千美元[57] - 2025年3月31日止三个月调整后净收入为242,242千美元，2024年同期为218,976千美元[57] - 2025年3月31日止三个月调整后归属于普通股股东的净收入为240,891千美元，2024年同期为218,120千美元[57] - 2025年3月31日止三个月摊薄每股收益为3.68美元，2024年同期为4.66美元[57] - 2025年3月31日止三个月调整后摊薄每股收益为4.04美元，2024年同期为5.10美元[57] - 2025年3月31日止三个月摊薄加权平均流通股数量为59,665千股，2024年同期为42,747千股[57] - 2025年调整项目适用税率为23.5%，2024年为22.4%[57] - 2025年3月31日止三个月衍生工具净损失为20,281千美元，2024年同期为27,577千美元[57] - 2025年3月31日止三个月商品价格衍生合约实现损失为251千美元，2024年同期为1,361千美元[57] - 2025年3月31日止三个月未合并附属公司投资净（收益）损失为4,900千美元，2024年同期为 - 16,296千美元[57] 各条业务线数据关键指标变化 - 2025年第一季度公司石油产量达153.7 MBopd（270.9 MBoepd），超指引上限[6] - 2025年石油产量预计平均152.5 MBopd，与2月指引持平[15] - 2025年预计运营130 - 150口TIL井（约80%工作权益），二季度计划40 - 50口（约73%工作权益）[15] 资本支出相关 - 2025年资本支出减少3000万美元至约13.7亿美元[15] - 2025年第一季度公司资本支出总额为3.744亿美元，其中勘探与生产（E&P）支出3.548亿美元，其他支出0.6亿美元，资本化利息110万美元，收购支出1790万美元[18] 股息与回购相关 - 宣布每股1.30美元的基础股息，将于2025年6月9日支付[9] - 第一季度以每股108.54美元的均价回购2.165亿美元普通股[6] 债务与流动性相关 - 发行7.5亿美元2033年到期、利率6.75%的高级票据，流动性超19亿美元，杠杆率0.3倍[6] - 2025年3月13日，公司发行7.5亿美元6.75%的2033年到期高级无抵押票据，赎回此前发行的6.375%的2026年到期高级无抵押票据并偿还部分高级有抵押循环信贷安排借款；2025年第一季度收到2500万美元与此前资产剥离相关的或有对价付款[20] - 截至2025年3月31日，循环信贷安排额度为20亿美元，循环信贷借款6000万美元，高级票据7.5亿美元，总债务8.1亿美元，现金及现金等价物3580万美元，信用证3080万美元，流动性19.45亿美元[21] 资产与权益相关 - 截至2025年3月31日，公司总资产为130.58608亿美元，较2024年12月31日的130.32007亿美元略有增加；总负债为44.39944亿美元，较2024年12月31日的43.29745亿美元有所增加；股东权益为86.18664亿美元，较2024年12月31日的87.02262亿美元略有减少[32] 成本效率相关 - 2025年LOE降至9.60美元/桶油当量，反映效率提升（全年影响约3000万美元）[15] 非GAAP财务指标定义相关 - 公司定义了Cash GPT、Cash G&A、Cash Interest、Adjusted EBITDA、Adjusted Free Cash Flow、Adjusted Net Income和Adjusted Diluted Earnings Per Share等非GAAP财务指标[39,43,46,49,54,55]

核心观点 - 公司2025年第一季度业绩表现强劲 运营和财务指标均超预期 石油产量达到153.7 MBopd 超出指导范围高端[4][5][7] - 公司连续第二个季度将100%的自由现金流返还给股东 通过股票回购向股东返还2.165亿美元[4][7][11] - 尽管宏观经济前景恶化 公司凭借强大的资产基础和财务灵活性保持稳健运营 并下调2025年资本支出3000万美元[4][12][15] 运营业绩 - 石油产量153.7 MBopd 超过指导范围149.5-152.5 MBopd[5][7] - NGL产量48.1 MBblpd 处于指导范围46.8-48.3 MBblpd内[5] - 天然气产量414.5 MMcfpd 处于指导范围402.0-415.0 MMcfpd内[5] - 总产量270.9 MBoepd 超过指导范围263.3-269.9 MBoepd[5][7] - 运营费用控制良好 租赁运营费用9.56美元/Boe 低于指导范围中点[5][7] - 第一季度完成30口总井(25.7口净井)的投产作业[8] 财务表现 - 运营现金流6.569亿美元 净收入2.198亿美元[7][9] - 调整后EBITDA为6.955亿美元 调整后自由现金流2.905亿美元[7][9] - E&P及其他资本支出3.554亿美元 处于指导范围3.50-3.80亿美元的低端[5][7] - 实现价格表现良好 天然气实现价为亨利港基准价的63% 超过指导范围45%-55%[5] - NGL实现价为WTI的20% 处于指导范围13%-23%内[5] - 石油折扣为WTI每桶2.30美元 优于指导范围3.00-1.00美元[5] 股东回报 - 宣布每股1.30美元的基础股息 将于2025年6月9日支付[10] - 以每股108.54美元的加权平均价格回购199万股普通股 总额2.165亿美元[11] - 连续第二个季度将100%的自由现金流返还给股东[4][7] - 截至2025年5月1日 流通股为5780万股(完全稀释后5830万股)[11] 资本结构与流动性 - 发行7.50亿美元2033年到期的6.75%高级无抵押票据[7][19] - 流动性超过19亿美元 杠杆率为0.3倍[7] - 总债务8.10亿美元 现金及现金等价物3580万美元[20][21] - 循环信贷额度20亿美元 当前借款6000万美元[20][21] 2025年展望更新 - 维持全年产量指导 石油产量预计152.5 MBopd不变[15] - 将E&P及其他资本支出减少3000万美元至约13.7亿美元[7][15] - 租赁运营费用降低0.30美元/Boe至9.60美元/Boe 全年影响约3000万美元[15] - 预计调整后EBITDA约22亿美元 调整后自由现金流约6.50亿美元[15] - 计划2025年完成130-150口总井的投产作业 其中第二季度计划40-50口井[15]

财务与运营结果公告 - 公司计划于2025年5月6日市场收盘后公布2025年第一季度财务和运营结果 [1] - 将于2025年5月7日上午10:00（中部时间）举行网络直播和电话会议 [1] 投资者会议参与 - 公司计划参与2025年5月至6月期间的多场能源与投资会议包括TPH&Co Hotter 'N Hell Conference、Bernstein Strategic Decisions Conference等 [3] 公司背景 - 公司是一家独立的勘探和生产公司，资产位于威利斯顿盆地，专注于开发美国大陆富含石油的非常规陆上资源 [3] - 公司以最佳资产负债表、严格的资本纪律和高效运营著称，致力于产生自由现金流 [3] 联系方式 - 投资者关系副总裁Bob Bakanauskas负责联系，电话(281) 404-9600 [4]

文章核心观点 公司宣布对2026年到期的6.375%高级票据进行现金要约收购，并公布收购价格等相关信息，同时说明了要约的期限、条件及相关安排 [1][2] 要约收购基本信息 - 公司对2026年到期的6.375%高级票据进行现金要约收购，收购价格根据相关规则计算，每1000美元本金的票据收购对价为1002.91美元 [1][2] - 未偿还票据本金总额为4亿美元，参考收益率为4.428%，固定利差为50个基点 [2] 要约时间安排 - 要约将于2025年3月10日下午5点到期，公司可自行决定延长或终止 [3] - 已提交的票据可在特定时间内撤回，撤回截止日期为要约到期日或要约延长情况下要约开始后的第10个工作日，以及要约开始后第60个工作日仍未完成要约的情况 [3] 收购条件及支付安排 - 2026年票据持有人需在要约到期日前有效提交票据或提交担保交付通知并遵守相关程序，且在撤回截止日前未有效撤回，才有资格获得收购对价 [4] - 应计未付利息将从最后一个付息日起支付至结算日（预计为2025年3月13日） [4] - 对于在要约到期日前提交担保交付通知和所有其他所需文件的持有人，使用担保交付程序有效提交票据的截止日期为要约到期日后的第二个工作日（预计为2025年3月12日下午5点） [5][6] 相关机构及联系方式 - 公司聘请富国证券有限责任公司为交易经理，全球债券持有人服务公司为要约和信息代理 [7] - 如需了解要约条款，可联系富国证券有限责任公司；如需获取要约收购文件和咨询票据提交问题，可联系全球债券持有人服务公司 [7] - 要约收购文件和相关担保交付通知可在网站www.gbsc-usa.com/chord/获取 [7] 其他说明 - 公司、交易经理、要约和信息代理或受托人等不就持有人是否应在要约中提交票据提供建议，持有人需自行决定 [8] - 本新闻稿仅为信息目的，不构成赎回通知或要约出售等，要约仅根据要约收购文件进行 [9] - 要约完成后，公司或其关联方可能通过多种方式购买额外的2026年票据，未来购买条件可能与本次要约相同或更有利或不利 [10] 公司介绍 - 公司是一家独立勘探和生产公司，在威利斯顿盆地拥有优质且可持续的长期资产，专注于严格的资本纪律和产生自由现金流 [11]

文章核心观点 年初华尔街重归动荡 多重因素打击投资者情绪 投资者可考虑持有或买入派息股以获取稳定收益和保护资本 推荐Vermilion Energy Inc.、Chord Energy Corporation和Viper Energy, Inc.三只股票 [1][2] 市场动荡因素 - 过去三个月通胀意外上升 引发经济放缓担忧 主要指数从2024年早期高点回落 [3] - 美联储2024年末发出警告 因通胀有升级迹象 今年降息次数将减少 1月维持利率不变 暗示在通胀降温前采取谨慎态度 市场参与者认为下半年前不会降息 且今年降息不超一次 [3][4] - 特朗普提议加征关税引发贸易战担忧 宣布对加拿大和墨西哥进口商品加征25%关税 后本周第二次暂时暂停 两国宣布若关税生效将实施报复性关税 已对中国商品加征10%关税 中方已反击 紧张局势将使市场长期波动 [5] 派息股投资优势 - 投资派息股是明智选择 此类公司通常稳定 持续分红 凭借强大商业策略保持盈利 在波动市场中 高分红公司往往表现优于不分红公司 [6] 推荐派息股信息 Vermilion Energy Inc. - 国际油气生产商 在加拿大西部、澳大利亚、法国和荷兰有业务 Zacks评级为3（持有） [7] - 3月6日宣布股东4月15日将获每股0.09美元股息 股息收益率4.41% 过去五年九次提高股息 目前派息率为收益的43% [7] Chord Energy Corporation - 独立勘探和生产公司 资产位于威利斯顿盆地 前身为Oasis Petroleum Inc. 总部在休斯顿 Zacks评级为3 [8] - 3月6日宣布股东3月26日将获每股1.30美元股息 股息收益率4.93% 过去五年九次提高股息 目前派息率为收益的30% [9] Viper Energy, Inc. - 独立油气勘探和生产公司Diamondback Energy的子公司 在鹰福特和二叠纪盆地等富油页岩区有矿产权益 Zacks评级为3 [10] - 3月6日宣布股东3月13日将获每股0.65美元股息 股息收益率2.79% 过去五年十四次提高股息 目前派息率为收益的59% [11]

文章核心观点 公司宣布7.5亿美元2033年到期6.750%高级无抵押票据私募定价 计划用所得款项进行现金要约收购、赎回票据、偿还信贷安排借款及支付相关费用 [1][2] 分组1：票据发行情况 - 公司宣布向合格购买者私募发行总计7.5亿美元2033年到期6.750%高级无抵押票据 票据按面值定价 预计3月13日完成发行 [1] - 新票据为公司无抵押高级债务 由公司现有子公司和未来国内子公司担保 [1] - 新票据未根据1933年《证券法》或任何州证券法注册 仅向合格机构买家和美国境外非美国人士发售 [3] 分组2：所得款项用途 - 所得款项用于为2026年到期6.375%高级无抵押票据现金要约收购提供资金 [2] - 若要约收购后仍有2026年票据未被收购 公司将于6月1日左右按本金100%赎回 并支付应计未付利息 [2] - 偿还公司信贷安排下部分未偿还借款 并支付相关费用 [2] 分组3：公司概况 - 公司是一家独立勘探和生产公司 在威利斯顿盆地拥有优质可持续长期资产 [5] - 公司拥有一流资产负债表 专注资本纪律 通过高效、安全和负责任运营开发美国大陆非常规陆上富油资源以产生自由现金流 [5]