业绩总结 - 2022年第二季度调整后净收入为16亿美元，调整后每股收益为2.74美元[4] - 2022年第二季度自由现金流为13亿美元，预计全年自由现金流为77亿美元[5] - 2022年第二季度特别股息为每股1.50美元[4] - 2022年第二季度的资本支出为45亿美元，保持不变[5] - 2022年第二季度的原油和凝析油实现价格为每桶103.07美元，高于NYMEX WTI的101.44美元[15] - 公司在过去的几年中，已向股东返还约100亿美元现金[8] 用户数据与市场表现 - 公司在2022年第二季度的生产、资本支出和每单位现金运营成本均优于指导预期[4] - 2022年第二季度的净债务为20亿美元，保持良好的资产负债表[7] 未来展望与战略 - 公司承诺将至少60%的年度自由现金流（约46亿美元）返还给股东[5] - 公司计划到2025年实现净零范围1和范围2温室气体排放[24] - 2021年范围1温室气体强度率为17.1吨CO2e/Mboe，目标到2025年降至13.5吨CO2e/Mboe[26] - 2021年范围1甲烷排放百分比为0.40%，目标到2025年降至0.06%[26] - 公司正在评估额外的碳捕集与储存（CCS）地点[24] - 公司致力于消除常规燃烧，目标是实现零常规燃烧[24] - 公司正在评估项目和其他选项以抵消剩余排放[24] 新技术与市场扩张 - 公司在南粉河盆地的初步勘探揭示了新的油气潜力，支持更高的活动水平[4] 负面信息与风险管理 - 2021年记录事故率为0.08，目标到2025年减少10%[26] - 2021年水资源回用率为19%[26] - 2022年第二季度的甲烷排放量为0.06%[25]

普通股信息 - 截至2022年7月28日，公司普通股流通股数量为586,044,522股[1] - 截至2022年6月30日，公司普通股为2.06亿美元，与2021年12月31日持平[9][13] - 2021计划规定最多可授予2000万股普通股，截至2022年6月30日，约1800万股普通股仍可授予[24][25] 营业收入与利润 - 2022年第二季度，公司营业收入为74.07亿美元，2021年同期为41.39亿美元[5] - 2022年上半年，公司营业收入为113.9亿美元，2021年同期为78.33亿美元[5] - 2022年第二季度，公司营业利润为29.03亿美元，2021年同期为11.71亿美元[5] - 2022年上半年，公司营业利润为34.49亿美元，2021年同期为21.03亿美元[5] - 2022年第二季度，公司净利润为22.38亿美元，2021年同期为9.07亿美元[5] - 2022年上半年，公司净利润为26.28亿美元，2021年同期为15.84亿美元[5] - 2022年第二季度，公司净收入为26.28亿美元[13] - 2022年上半年净收入为26.28亿美元，2021年同期为15.84亿美元[16] - 2022年第二季度运营收入达74.07亿美元，较2021年同期的41.39亿美元增加32.68亿美元，增幅79%[113] - 2022年第二季度井口总收入为64.76亿美元，较2021年同期的34.70亿美元增加30.06亿美元，增幅87%[113] - 2022年上半年经营收入增加35.57亿美元，达113.9亿美元，增幅45%；井口总收入增加51.02亿美元，达117.62亿美元，增幅77%[141] - 2022年上半年井口原油和凝析油收入增加36.38亿美元，达85.88亿美元，增幅73%；NGL收入增加7.77亿美元，达14.58亿美元，增幅114%；井口天然气收入增加6.87亿美元，达17.16亿美元，增幅67%[146][147][148] 营业费用 - 2022年第二季度，公司营业费用为45.04亿美元，2021年同期为29.68亿美元[5] - 2022年上半年，公司营业费用为79.41亿美元，2021年同期为57.3亿美元[5] - 2022年第二季度运营费用为45.04亿美元，较2021年同期的29.68亿美元增加15.36亿美元[124] - 2022年第二季度租赁和井费用为3.24亿美元，较2021年同期的2.70亿美元增加0.54亿美元[128] - 2022年第二季度运输成本为2.44亿美元，较2021年同期的2.14亿美元增加0.30亿美元[130] - 2022年第二季度收集、加工和营销收入减去营销成本较2021年同期增加0.11亿美元[122] - 2022年上半年运营费用为79.41亿美元，较上年同期增加22.11亿美元[151] - 2022年上半年租赁和井费用、运输成本、集输和处理成本、G&A费用分别增加1.02亿、0.56亿、0.29亿、0.22亿美元；DD&A费用减少0.56亿美元；勘探成本增加0.12亿美元[154][155][156][157][159][160] 每股收益 - 2022年第二季度，公司基本每股收益为3.84美元，2021年同期为1.56美元[5] - 2022年第二季度和2021年同期基本每股收益分别为3.84美元和1.56美元，摊薄后每股收益分别为3.81美元和1.55美元；2022年上半年和2021年同期基本每股收益分别为4.52美元和2.73美元，摊薄后每股收益分别为4.48美元和2.72美元[39] 资产情况 - 截至2022年6月30日，公司总资产为3.8139亿美元，较2021年12月31日的3.8236亿美元略有下降[9] - 截至2022年6月30日，公司额外实收资本为61.28亿美元，较2021年12月31日的60.87亿美元有所增加[9][13] - 截至2022年6月30日，公司留存收益为160.28亿美元，较2021年12月31日的159.19亿美元有所增加[9][13] - 截至2022年6月30日，公司库存股为3800万美元，较2021年12月31日的2000万美元有所增加[9][13] - 截至2022年6月30日，公司股东权益总额为223.12亿美元，较2021年12月31日的221.80亿美元有所增加[9][13] - 2022年6月30日美国业务总资产372.71亿美元，2021年12月31日为374.36亿美元[48] - 2022年上半年资产退休义务期初账面价值12.31亿美元，期末为11.49亿美元[50] - 2022年上半年资本化勘探井成本净变化为1.6亿美元[51] - 2022年6月30日和2021年12月31日，公司高级票据本金总额均为48.9亿美元，估计公允价值分别约为48.81亿美元和55.77亿美元[70] - 2022年6月30日，公司金融资产中天然气基差互换公允价值为1400万美元，原油互换为200万美元；金融负债中原油互换为1.04亿美元，天然气互换为9480万美元，原油展期价差互换为570万美元[63] - 2021年12月31日，公司金融资产中天然气互换公允价值为2900万美元，天然气基差互换为200万美元，原油互换为1500万美元；金融负债中原油展期价差互换为2400万美元，天然气互换为1.21亿美元，原油互换为3.4亿美元，天然气基差互换为100万美元[63] - 截至2022年6月30日，公司金融商品衍生合约的总公允价值净额为净负债1.23亿美元[176] 现金流量 - 2022年上半年经营活动提供的净现金为28.76亿美元，2021年同期为34.29亿美元[16] - 2022年上半年投资活动使用的净现金为24.43亿美元，2021年同期为16.49亿美元[16] - 2022年上半年融资活动使用的净现金为25.69亿美元，2021年同期为12.29亿美元[16] - 2022年上半年现金及现金等价物减少21.36亿美元，2021年同期增加5.51亿美元[16] - 2022年上半年末现金及现金等价物为30.73亿美元，2021年同期为38.80亿美元[16] - 2022年和2021年6月30日止六个月，净现金支付的利息分别为8600万美元和1.02亿美元，所得税分别为14.28亿美元和5.07亿美元[42] - 2022年6月30日止六个月，经营活动中与金融商品衍生品合约抵押品相关的净现金使用为17.66亿美元[45] - 2022年前六个月公司现金余额从2021年12月31日的52.09亿美元降至30.73亿美元，减少21.36亿美元[166] - 2022年前六个月经营活动提供的净现金为28.76亿美元，较2021年同期减少5.53亿美元[167] - 2022年前六个月投资活动使用的净现金为24.43亿美元，较2021年同期增加7.94亿美元[168] - 2022年前六个月融资活动使用的净现金为25.69亿美元，2021年同期为12.29亿美元[169] - 2022年第二季度和前六个月金融商品衍生合约结算净现金支出分别为21.14亿美元和24.1亿美元[177] - 截至2022年8月3日，公司为金融商品衍生合约已质押15.29亿美元抵押品，抵押品金额会随期货价格波动而增减 [187] 股票薪酬费用 - 2022年第二季度，公司股票薪酬费用为6500万美元[13] - 2022年上半年和2021年上半年的基于股票的薪酬费用分别为6500万美元和6600万美元[23] - 2022年和2021年上半年，与股票期权、SAR和ESPP授予相关的基于股票的薪酬费用分别为1700万美元和1900万美元[26] - 2022年和2021年6月30日止三个月，与受限股票和受限股票单位相关的基于股票的薪酬费用分别为2000万美元和2100万美元，六个月均为4500万美元[30] - 2022年6月30日，与未归属股票期权、SAR和ESPP授予相关的未确认薪酬费用总计4600万美元，将在1.6年的加权平均期间内直线摊销[31] - 2022年和2021年6月30日，与绩效单位授予相关的基于股票的薪酬费用，三个月分别为200万美元和100万美元，六个月分别为300万美元和200万美元[35] 股票期权与SAR - 2022年上半年股票期权/SAR授予的加权平均公允价值为28.30美元，2021年同期为20.73美元[27] - 2022年和2021年6月30日止六个月行使的股票期权/SARs总内在价值分别为1.08亿美元和300万美元[30] 受限股票和受限股票单位 - 2022年和2021年6月30日止六个月，受限股票和受限股票单位释放的总内在价值分别为9100万美元和3800万美元[33] 股息分配 - 2022年第二季度，公司宣布普通股股息为每股4.30美元，总计25.19亿美元[13] - 2022年2月24日宣布普通股季度现金股息每股0.75美元，4月29日支付；特别股息每股1美元，3月29日支付[60] - 2022年5月5日宣布普通股季度现金股息每股0.75美元，7月29日支付；特别股息每股1.8美元，6月30日支付[61] - 2022年8月4日宣布普通股特别股息每股1.5美元，9月29日支付[61] - 2022年2月24日和5月5日，董事会分别宣布每股0.75美元的季度现金股息，还宣布了特别股息[109][110] - 2022年5月5日，公司宣布在现金回报框架中增加定量指引，承诺将至少60%的年度净现金返还给股东[111] 业务运营数据 - 2022年Q2美国业务运营收入73.38亿美元，2021年同期为39.95亿美元；2022年上半年为112.52亿美元，2021年同期为76.01亿美元[47] - 2022年上半年，原油和凝析油以及NGL产量约占美国产量的75%，与2021年同期持平[96] - 2022年第二季度原油和凝析油产量为46.41万桶/日，较2021年同期的44.86万桶/日增加1.55万桶/日，增幅3%[115] - 2022年第二季度NGL交付量为20.19万桶/日，较2021年同期的13.85万桶/日增加6.34万桶/日，增幅46%[115] - 2022年第二季度天然气交付量为1528百万立方英尺/日，较2021年同期的1445百万立方英尺/日增加83百万立方英尺/日，增幅6%[115] 金融商品衍生合约 - 2022年第二季度，公司提前终止部分2022年10月 - 2023年12月原油金融价格互换合约，支付净现金5.93亿美元[75] - 2022年1 - 3月和4 - 6月已结算的原油金融价格互换合约，交易量均为14万桶/日，加权平均价格分别为65.58美元/桶和65.62美元/桶[75] - 2022年1 - 7月已结算的原油基差互换合约，交易量为12.5万桶/日，加权平均价格差异为0.15美元/桶[77] - 2022年1 - 7月已结算的天然气金融价格互换合约，交易量为72.5万MMBtu/日，加权平均价格为3.57美元/MMBtu[78] - 2022年第二季度，公司提前终止部分2022年10月 - 2023年12月天然气金融价格互换合约，支付净现金7.35亿美元[78] - 2022年1 - 6月已结算的天然气基差互换合约，交易量为21万MMBtu/日，加权平均价格差异为 - 0.01美元/MMBtu[79] - 公司使用金融商品衍生工具管理原油、NGL和天然气价格波动风险，未将任何金融商品衍生合约指定为会计套期，采用按市值计价会计方法核算[72] - 2022年第二季度金融商品衍生品合约按市值计价净亏损13.77亿美元，2021年同期为4.27亿美元[113] - 2022年上半年金融商品衍生品合约按市值计价净亏损41.97亿美元，上年同期为7.94亿美元；净现金结算支出24.1亿美元，上年同期为2.23亿美元[141][149] - 2022年1 - 8月及9月天然气金融价格互换合约交易量为725千MMBtu，加权平均价格为3.57美元/MMBtu；2022年10 - 12月（已结束）交易量为425千MMBtu，加权平均价格为3.05美元/MMBtu [185] - 2022年第二季度，公司提前终止部分2022年10月 - 2023年12月天然气金融价格互换合约，支付净现金7.35亿美元用于结算 [185] - 2022年1 - 7月天然气基差互换合约交易量为210千MMBtu，加权平均价格差异为 - 0.01美元/MMBtu；2023年1 - 12月交易量为135千MMBtu，加权平均价格差异为 - 0.0

业绩总结 - EOG Resources自2016年以来自由现金流持续为正，承诺将至少60%的自由现金流返还给股东[2] - 2022年资本支出预算为45.1亿美元，未发生变化，尽管行业成本通胀增加了7.5亿美元[5] - EOG的净债务截至2022年第一季度为11亿美元，保持良好的资产负债表[14] - EOG的常规股息在过去24年中稳定增长，未曾暂停或减少[15] - 2022年EOG的现金运营成本为每桶油当量13.53美元，较2014年下降了24%[12] 用户数据与生产效率 - EOG在2021年替换了170%的双重优质井，预计回报率从30%提高到60%[4] - EOG在2021年完成的每口井的砂和水成本为5.81万美元，显示出持续的成本降低[12] - EOG在过去几年中实现了每口井的完成侧面长度增加85%，达到1295英尺[9] - EOG的井口天然气捕集率为99.8%，水源回用率为55%[2] 未来展望与战略 - EOG预计未来的财务表现将受到原油和天然气价格、供应和需求变化的影响[34] - EOG计划到2040年实现范围1和范围2的温室气体净零排放[20] - EOG在未来的运营中将专注于增加储量、提高生产水平和控制运营成本[34] - EOG在收购和开发油气资产方面的成功将直接影响其未来的生产和收益[34] 风险与不确定性 - EOG的实际结果可能与其前瞻性声明的预期存在重大差异，受多种风险和不确定因素影响[34] - EOG的财务表现可能受到气候变化相关政策和法规的影响[34] - EOG的客户和合同对手方的信用状况将影响其满足财务义务的能力[34] - EOG的资产处置计划的完成情况将影响其财务状况[34] - EOG的储量估计可能因专业判断的性质而存在不确定性[34]

纪要涉及的行业或者公司 - 行业：能源、石油和天然气行业 - 公司：EOG Resources, Inc.（NYSE:EOG） 纪要提到的核心观点和论据 公司优势与战略 - **资产与回报**：公司拥有低成本、长期限的大量资产，多盆地有多年库存，2021年增加南德克萨斯多拉多天然气资产；2016 - 2020年平均回报率约40%（油价$40/桶），目前中位数回报率超60%，勘探项目回报率更高[3][4][6][7] - **运营与效率**：是行业领先运营商，钻水平井数量多，学习经验改进运营；通过多方面措施应对通胀，如减少钻井时间、增加侧向进尺、降低物流成本等；2023年受益于合同策略，有信心保持井成本领先[4][9][19] - **财务与回报**：2016年起采用新策略注重回报，资产负债表强劲；承诺至少60%自由现金流返还股东，优先考虑可持续增长股息，2016年以来股息复合年增长率28%；还通过特别股息和机会性股票回购返还现金；剩余现金用于低成本资产收购[5][10][12] - **ESG战略**：设定近期目标和2040年范围1和2净零排放长期目标；采取减排、捕获和抵消三种策略，如捕获超99.8%天然气、今年启动首个CCS项目[13][14] 通胀应对 - **合同策略**：多项服务采用多年合同，错开到期时间，直接从钢厂采购管材并保持大量库存[8][16] - **效率提升**：减少钻井时间、增加侧向进尺、降低物流成本、采用新技术等，如在二叠纪Wolfcamp区块减少42%钻井时间、增加85%侧向进尺，降低46%物流成本；Super Zipper技术今年应用于60%井，降低约5%井成本[9][17][18] 2023年展望 - **资本与增长**：目前难以预测2023年情况，将保持业务纪律，注重运营效率和成本控制；行业存在瓶颈，增长受限[21][22] - **资本回报**：60%自由现金流返还股东是最低要求，经周期压力测试；目前高油价下倾向特别股息，低油价时进行股票回购；预计今年通过特别和常规股息向股东返还约$85亿[24][26][28] 长期规划 - **产量增长**：根据宏观环境调整产量，目前市场需要，今年恢复到疫情前水平，有能力在市场需要时增加低成本产量、提高利润率和现金流[33][34] - **公司发展**：坚持以回报为导向，注重增加高质量库存；未来将继续通过勘探努力发展公司，如多拉多天然气项目[36][37] 业务合作与市场策略 - **与Cheniere合作**：与Cheniere签订长期销售协议，目前每天供应1.4亿立方英尺，2025 - 2026年Corpus Christi Stage 3上线后每天供应7.2亿立方英尺，部分价格与JKM和Henry Hub挂钩[40] - **市场策略**：为每个项目提供多个市场选择，通过多元化组合应对商品周期；出口天然气和石油，获得品牌和WTI曝光[41][42] 其他重要但是可能被忽略的内容 - **现金储备**：公司通常希望资产负债表上有$20亿现金，明年第一季度有$12亿债券到期需偿还；高油价下可能积累更多现金用于低价回购股票[30] - **基础设施建设**：每个项目发展需建设基础设施，如Eagle Ford、Delaware Basin和Dorado项目；建设将分阶段进行，不会在某一年有大笔资本支出[42][43] - **价格差异与市场压力**：未来二叠纪Waha价格可能面临压力，公司有一定外运能力，可利用LNG市场；公司长期战略确保每个资产有外运能力[45] - **M&A策略**：公司会考虑所有交易，但更倾向低成本附加收购和补充勘探项目；2016年进行过Yates收购，目前未找到类似项目，但持续关注[52]

业绩总结 - EOG Resources自2016年以来自由现金流持续为正，承诺将至少60%的自由现金流返还给股东[2] - 2022年资本支出预算为45.1亿美元，未发生变化，尽管行业成本通胀增加了7.5亿美元[5] - EOG的净债务截至2022年第一季度为11亿美元，保持良好的资产负债表[14] - EOG的常规股息在过去24年中稳定增长，未曾暂停或减少[15] - 2022年EOG的现金运营成本为每桶油当量13.53美元，较2014年下降了24%[12] 用户数据与生产效率 - EOG在2021年替换了170%的双优质井，预计在多个盆地中有超过6000个双优质位置[4] - EOG的井口天然气捕集率为99.8%，水源回用率为55%[2] - EOG的钻井效率在2021年提高了85%，每口井的完成侧向长度显著增加[9] 未来展望与战略 - EOG计划到2040年实现范围1和范围2的温室气体净零排放[20] - EOG预计未来的财务表现将受到原油和天然气价格、供应和需求变化的影响[34] - EOG在未来的运营中将专注于增加储量、提高生产水平和控制运营成本[34] - EOG致力于通过创新和效率来抵消通胀压力，预计将继续提高现金流和投资回报[5] 风险与挑战 - EOG的财务表现可能会受到气候变化相关政策和法规的影响[34] - EOG在油气勘探和生产行业面临竞争，尤其是在获取许可证和租赁方面[34] - EOG的实际结果可能与其前瞻性声明的预期存在重大差异[34] - EOG的实际储量和资源估计可能与最终可回收的油气量不符[35] - EOG的财务表现将受到全球和国内经济条件、利率和通货膨胀率的影响[34] 其他信息 - EOG的非GAAP财务指标可能为投资者提供有用的比较工具[35] - EOG在未来的资产处置计划中将努力实现预期的结果[34]

业绩总结 - EOG在2021年实现的每桶原油和凝析油价格为$65.82，较2018年的$54.83增长了20%[10] - EOG的综合平均边际利润为每桶油当量$36.65[13] - EOG的现金运营成本在2021年为每桶油当量$12.39，较2014年的$17.95下降了31%[13] - EOG的总运营成本在2021年为每桶油当量$14.19[13] - 2021年EOG的净完工井数为155口，2021年完工井数为516口[47] 用户数据 - 2022年第一季度净生产量同比增长超过100%，达到约140百万立方英尺/天[42] - EOG在Eagle Ford油田的未钻探优质位置为1,750个[47] - Delaware Basin的未钻探优质位置为6,620个[47] - 总体未钻探优质位置约为11,500个[47] 未来展望 - 2022年计划在德克萨斯州Eagle Ford油田完成95口井，使用3台钻机和1个压裂设备[39] - 2022年计划在Powder River Basin完成40口井，使用1台钻机和1个压裂设备[40] 新产品和新技术研发 - EOG的钻探效率在2018年提高了42%，并在2021年达到每个井的完成脚数1,295[3] - EOG的自有材料和服务采购策略推动了可持续成本降低[3] 市场扩张和并购 - EOG的LNG出口能力为每天140,000 MMBtu，预计在15年协议下将增长至720,000 MMBtu[7] - EOG的市场策略包括250 MBo每天的出口能力，确保流量保障和最大化利润[5] 负面信息 - 2018年采用的会计标准更新导致其收集和处理费用增加了$0.78/Boe[4] - 2021年温室气体（GHG）强度率为13.6公吨CO2e/Mboe，较2019年下降9%[23] - 2021年甲烷排放率为0.08%，较2019年下降33%[23] - 2021年记录可报告事故率为0.45，较2019年下降26%[23] - 2021年失时事故率为0.13，较2019年下降32%[23] 其他新策略和有价值的信息 - 2021年德克萨斯州Eagle Ford油田的井成本为5.7百万美元，较2018年下降32%[39] - 2021年Powder River Basin的井成本为6.0百万美元，较2020年持平[40] - Mowry地区的井成本目标为每口井6.4百万美元，油气回收率为28%[47] - Niobrara地区的井成本目标为每口井6.0百万美元，油气回收率为48%[47] - Eagle Ford地区的井成本目标为每口井6.5百万美元，油气回收率为100%[47] - First Bone Spring地区的完工井数为11口，油气回收率为55%[47] - Second Bone Spring地区的完工井数为63口，油气回收率为62%[47]

股份与股东权益 - 截至2022年4月28日，公司普通股流通股数量为585,713,473股[1] - 截至2022年3月31日，股东权益为215.4亿美元，2021年12月31日为221.8亿美元[11] - 2022年3月31日公司股东权益总额为2.154亿美元，较2021年12月31日的2.218亿美元有所下降[13] 营收与利润 - 2022年第一季度总营收39.83亿美元，2021年同期为36.94亿美元[5] - 2022年第一季度净收入3.9亿美元，2021年同期为6.77亿美元[5] - 2022年第一季度基本每股净收入0.67美元，2021年同期为1.17美元[5] - 2022年第一季度净收入为3.9亿美元，2021年同期为6.77亿美元[13][15] - 2022年第一季度基本每股收益为0.67美元，摊薄后每股收益为0.67美元；2021年第一季度基本每股收益为1.17美元，摊薄后每股收益为1.16美元[39] - 2022年第一季度公司总营业收入为39.83亿美元，2021年同期为36.94亿美元；总营业利润为5.46亿美元，2021年同期为9.32亿美元[47] - 2022年第一季度运营收入增加2.89亿美元，增幅8%，达39.83亿美元[110] - 2022年第一季度井口总收入增加20.96亿美元，增幅66%，达52.86亿美元[110] - 2022年第一季度金融商品衍生品合约按市值计价净亏损28.2亿美元，2021年同期为3.67亿美元[110] - 2022年第一季度集输、加工和营销收入增加6.21亿美元，增幅73%，达14.69亿美元[110] 资产与负债 - 截至2022年3月31日，现金及现金等价物为40.09亿美元，2021年12月31日为52.09亿美元[11] - 截至2022年3月31日，应收账款净额为32.13亿美元，2021年12月31日为23.35亿美元[11] - 截至2022年3月31日，总资产为380.97亿美元，2021年12月31日为382.36亿美元[11] - 截至2022年3月31日，流动负债为62.64亿美元，2021年12月31日为40.42亿美元[11] - 截至2022年3月31日，长期债务为38.16亿美元，2021年12月31日为50.72亿美元[11] - 截至2022年3月31日，美国地区资产为372.75亿美元，特立尼达为6.76亿美元，其他国际地区为1.46亿美元；截至2021年12月31日，对应数据分别为374.36亿、6.37亿和1.63亿美元[48] - 截至2022年3月31日，资本化勘探井成本余额为1000万美元，较年初增加1600万美元，重新分类至已探明资产1200万美元，费用化100万美元[52] - 截至2022年3月31日，天然气基差互换金融资产公允价值为2300万美元，原油互换、天然气互换、原油展期价差互换金融负债公允价值分别为16.63亿、10.91亿和5400万美元[64] - 2022年3月31日和2021年12月31日，公司高级票据本金总额为48.9亿美元，公允价值分别约为52.21亿美元和55.77亿美元[71] - 2022年3月31日和2021年12月31日，资产衍生品非流动部分公允价值分别为0和600万美元，负债衍生品流动部分分别为2.6亿美元和2.69亿美元，非流动部分分别为1.1亿美元和3700万美元[81] - 截至2022年3月31日，公司金融商品衍生品合约的总公允价值（扣除已质押的相关抵押品后）在合并资产负债表中反映为净负债3.7亿美元[149] - 截至2022年3月31日，公司2023年到期的12.5亿美元2.625%优先票据被归类为长期债务的流动部分[59] - 公司有20亿美元的高级无担保循环信贷协议，到期日为2024年6月27日，可选择最多两次延长一年期限，截至2022年3月31日和2021年12月31日无借款或信用证未偿还[60] 现金流 - 2022年第一季度经营活动提供的净现金为8.28亿美元，2021年同期为18.7亿美元[15] - 2022年第一季度投资活动使用的净现金为9.56亿美元，2021年同期为8.21亿美元[15] - 2022年第一季度融资活动使用的净现金为10.72亿美元，2021年同期为9.88亿美元[15] - 2022年第一季度末现金及现金等价物为4.009亿美元，较期初的5.209亿美元减少[15] - 2022年第一季度净现金支付利息3200万美元（扣除资本化利息800万美元），支付所得税4600万美元；2021年第一季度净现金支付利息4900万美元（扣除资本化利息800万美元），支付所得税2000万美元[42] - 2022年第一季度经营活动中，与金融商品衍生品合约保证金相关的现金净流出为22.75亿美元[45] - 截至2022年3月31日的三个月，公司现金余额从2021年12月31日的52.09亿美元降至40.09亿美元，减少12亿美元[139] 股权补偿计划 - 2021年股东批准2021综合股权补偿计划，自2021年4月29日起不再从2008计划进行授予[23] - 2021计划可授予的普通股最高为2000万股加2008计划中后续取消等情况的股份，截至2022年3月31日约1800万股可供授予[23][24] - 2022年和2021年第一季度基于股票的薪酬费用均为3500万美元[13][15][22] - 2022年和2021年第一季度与股票期权、SAR和ESPP授予相关的基于股票的薪酬费用分别为800万美元和1000万美元[25] - 2022年3月31日止三个月，股票期权和SAR授予的加权平均公允价值为28.30美元，2021年同期为17.03美元；ESPP授予的加权平均公允价值为23.07美元，2021年同期为14.69美元[26] - 2022年3月31日，股票期权和SAR未行使总数为756.6万个，总内在价值为2.77亿美元；受限股票和受限股票单位未行使总数为394.4万个，总内在价值为4.7亿美元；绩效单位未行使总数为56.6万个，总内在价值约为6700万美元[29][33][37] - 2022年3月31日，非归属股票期权、SAR和ESPP授予的未确认薪酬费用总计5400万美元，将在1.9年的加权平均期间内直线摊销；受限股票和受限股票单位的未确认薪酬费用总计1.72亿美元，将在1.5年的加权平均期间内直线摊销；绩效单位的未确认薪酬费用总计1100万美元，将在1.9年的加权平均期间内直线摊销[30][34][38] - 2022年第一季度，受限股票和受限股票单位相关的基于股票的薪酬费用为2500万美元，2021年同期为2400万美元；绩效单位相关的基于股票的薪酬费用为200万美元，2021年同期为100万美元[31][35] - 2022年和2021年第一季度摊薄每股收益计算中，分别排除了200万股和800万股具有反摊薄作用的股票期权、SAR和ESPP授予[41] 资产处置与收购 - 2022年第一季度，公司资产处置净收益为2500万美元，所得款项约为1.21亿美元[84] - 2021年第一季度，公司支付600万美元用于美国的物业收购，资产处置净损失为600万美元，所得款项约为500万美元[85] 商品价格与产量 - 2022年第一季度，美国纽约商品交易所原油和天然气平均价格分别为94.38美元/桶和4.91美元/百万英热单位，较2021年同期分别增长63%和83%[91] - 2022年和2021年第一季度，按体积计算，原油、凝析油和天然气液体产量约占公司美国产量的75%[93] - 2022年第一季度至2023年第四季度，原油衍生品合约交易中，各时间段合约交易量多为10 - 15万桶/日，销售加权平均价格在65.58 - 70.15美元/桶之间[75] - 2022年1 - 4月和5 - 12月，原油基差互换合约交易量为12.5万桶/日，销售加权平均价格差异为0.15美元/桶[76] - 2022年1 - 4月、5 - 12月及2023 - 2025年，天然气金融价格互换合约交易量均为72.5亿英热单位/日，销售加权平均价格在3.07 - 3.57美元/百万英热单位之间[79] - 2022年1 - 3月至2023年10 - 12月各时间段，NYMEX WTI原油合约成交量在53 - 150MBbld之间，销售加权价格在65.41 - 70.15美元/桶[151] - 2022年10 - 12月部分原油金融价格互换合约提前终止，公司为此支付1.14亿美元净现金[151] - 2022年1 - 5月至2025年1 - 12月，天然气金融价格互换合约成交量均为72.5万MMBtud，销售加权平均价格从3.57美元/MMBtu降至3.07美元/MMBtu[156] - 2022年1 - 5月至2025年1 - 12月，天然气基差互换合约成交量从21万MMBtud降至1万MMBtud，平均价格差异从 - 0.01美元/MMBtu变为0美元/MMBtu[157] 成本与费用 - 2022年第一季度运营费用为34.37亿美元，比2021年同期高6.75亿美元[121] - 2022年第一季度租赁和井费用为3.18亿美元，较上年同期的2.7亿美元增加4800万美元，主要因美国运营和维护成本及修井支出增加[125] - 2022年第一季度运输成本为2.28亿美元，较上年同期的2.02亿美元增加2600万美元，主要因二叠纪盆地、鹰滩油田和落基山脉地区产量相关运输成本增加[127] - 2022年第一季度集输和处理成本为1.44亿美元，较上年同期的1.39亿美元增加500万美元，主要因二叠纪盆地集输和处理费用及运营和维护费用增加[130] - 2022年第一季度折旧、折耗及摊销（DD&A）费用为8.47亿美元，较上年同期的9亿美元减少5300万美元，主要因美国单位费率降低[132] - 2022年第一季度一般及行政（G&A）费用为1.24亿美元，较上年同期的1.1亿美元增加1400万美元，主要因员工相关成本增加[133] - 2022年第一季度非所得税为3.9亿美元（占井口收入的7.4%），较上年同期的2.15亿美元（占井口收入的6.7%）增加1.75亿美元，主要因美国 severance/production税、从价/财产税和工资税增加[137] - 2022年第一季度所得税拨备为1.07亿美元，低于2021年第一季度的2.04亿美元，主要因税前收入减少，有效税率从23%降至22%[138] - 2022年第一季度勘探和开发支出为10.47亿美元，较2021年同期的9.34亿美元增加1.13亿美元，主要因美国勘探和开发钻井支出、设施支出和租赁权收购增加[145] 股息与回购 - 2022年2月24日，董事会宣布普通股季度现金股息为每股0.75美元，于4月29日支付；特别股息为每股1美元，于3月29日支付；5月5日，宣布季度现金股息每股0.75美元于7月29日支付，特别股息每股1.8美元于6月30日支付[61][62] - 2022年2月24日和5月5日，董事会分别宣布季度现金股息每股0.75美元，特别股息每股1.00美元和1.80美元[105][106] - 公司承诺将至少60%的年度自由现金流返还给股东[108] - 2022年第一季度公司共回购370,448股股票，平均每股价格114.29美元[174] - 2021年11月4日起公司董事会授权最高50亿美元的股票回购计划，截至文件提交日未回购[174] 其他事项 - 2022年第一季度资产退休义务期初账面价值为12.31亿美元，期末为11.33亿美元；2021年同期期初为12.17亿美元，期末为12.37亿美元[50] - 2022年和2021年第一季度，公司养老金计划总成本均为1200万美元[57] - 当已探明油气资产可能减值时，公司将预期未折现未来现金流与未摊销资本化成本比较，若前者低则将资本化成本减记至公允价值[68] - 2022年3月31日、2021年12月31日和2022年5月4日，公司抵押品分别为24.15亿美元、1.4亿美元和29亿美元[83] - 截至2022年5月4日，公司为金融商品衍生品合约质押29亿美元抵押品，金额会随NYMEX WTI和Henry Hub期货价格波动[158] - 季报中的前瞻性陈述不保证业绩，实际结果可能受原油和天然气价格、供应、需求变化等多种因素影响[160][162] - 公司对商品价格风险、利率风险和外汇汇率风险的披露信息与2021年年报相比无重大变化[166] - 公司披露控制和程序有效，能确保按规定记录、处理、汇总和报告信息[168] - 本季度公司财务报告内部控制无重大变化[169] - 公司确定环境诉讼披露门槛为100万美元，本季度无需披露的环境诉讼[173] - 2022年资本支出预计在43

油气产量 - 2021年原油和凝析油总产量为1.623亿桶，2020年为1.498亿桶，2019年为1.666亿桶[48] - 2021年天然气液体总产量为5270万桶，2020年为4980万桶，2019年为4890万桶[48] - 2021年天然气总产量为5240亿立方英尺，2020年为4580亿立方英尺，2019年为4990亿立方英尺[48] - 2021年原油和凝析油当量总产量为3.025亿桶油当量，2020年为2.759亿桶油当量，2019年为2.986亿桶油当量[48] 油气价格 - 2021年美国原油和凝析油平均价格为68.54美元/桶，2020年为38.65美元/桶，2019年为57.74美元/桶[50] - 2021年美国天然气液体平均价格为34.35美元/桶，2020年为13.41美元/桶，2019年为16.03美元/桶[50] - 2021年美国天然气平均价格为4.88美元/千立方英尺，2020年为1.61美元/千立方英尺，2019年为2.22美元/千立方英尺[50] - 2021年美国生产的原油和凝析油平均价格较上一年增长77%，NGL价格增长156%，天然气价格增长203%[86] - 2020年美国生产的原油和凝析油平均价格较上一年下降33%，NGL价格下降16%，天然气价格下降27%[86] - 2019年美国生产的原油和凝析油平均价格较上一年下降11%，NGL价格下降40%，天然气价格下降23%[86] - 2022年井口原油和凝析油每桶价格每增减1美元，公司净收入约增减1.07亿美元，经营活动税前现金流约增减1.38亿美元[88] - 2022年井口天然气每百万英热单位价格每增减0.1美元，公司净收入约增减1500万美元，经营活动税前现金流约增减1900万美元[88] - 公司无法预测未来原油、NGL和天然气价格的变化[87] 公司人员 - 截至2021年12月31日，公司约有2800名员工[51] - 公司现任首席执行官Ezra Y. Yacob于2021年10月当选，2005年8月加入公司[94] - 公司现任总裁兼首席运营官Lloyd W. Helms, Jr.于2021年10月当选，1981年2月加入公司前身[95] - 公司现任执行副总裁兼首席财务官Timothy K. Driggers于2016年4月当选，1995年8月加入公司前身[99] - 公司现任执行副总裁、总法律顾问兼公司秘书Michael P. Donaldson于2016年4月当选，2007年9月加入公司[100] 公司竞争与法规风险 - 公司在获取许可证、租赁权等方面与其他公司竞争，部分竞争对手资源更丰富[58] - 公司油气业务受美国联邦和州等多方面法规监管，法规变化可能产生不利影响[60] - 公司的集输和处理业务、原油铁路装载和卡车卸载设施可能面临额外法规，或需增加资本支出和运营成本[68][69] - 美国已设定目标，到2030年将净温室气体排放量比2005年水平降低50 - 52%，到2050年实现经济范围内净零排放[76] - 公司无法预测气候变化和温室气体排放相关法规的影响，但实施后可能对运营和财务状况产生重大不利影响[78] 公司业务风险与应对 - 公司的原油、NGL和天然气活动面临勘探、开发、生产和运输等常规风险，还受恶劣天气、政府法规等影响[90] - 公司按行业惯例为部分风险投保，包括商业综合责任、超额责任和运营商额外费用保险[91] - 公司美国以外业务面临税收增加、法律政策变化、资产征用等风险[93] 公司价格风险管理 - 公司开展价格风险管理活动，利用金融商品衍生工具管理原油、NGL和天然气价格波动风险[89] 公司水力压裂情况 - 公司水力压裂使用的压裂液中化学添加剂占比不到1%，大部分水和添加剂会回流并安全处理[79] 报告信息引用 - ITEM 7A所需信息从本报告ITEM 7中引用[375] - ITEM 8所需信息包含在本报告“财务报表索引”中[375]

价格与产量 - 2021年前九个月，美国纽约商品交易所原油和天然气平均价格分别为每桶64.85美元和每百万英热单位3.18美元，较2020年同期均上涨69%[99] - 2021年前九个月，按体积计算，原油和凝析油以及天然气液体产量分别占公司美国产量的约75%和76%（2020年为76%）[101] 第三季度财务数据 - 2021年第三季度，运营收入增加25.19亿美元，即112%，达到47.65亿美元[118] - 2021年第三季度，井口总收入增加22.81亿美元，即129%，达到40.45亿美元[118] - 2021年第三季度，公司在金融商品衍生品合约的按市值计价方面确认净亏损4.94亿美元，而2020年同期为净亏损400万美元[118] - 2021年第三季度，集输、加工和营销收入增加6.47亿美元，即120%，达到11.86亿美元[118] - 2021年第三季度井口原油和凝析油收入增加15.34亿美元，即110%，达到29.29亿美元，主要因价格和产量上升[122] - 2021年第三季度NGL收入增加3.63亿美元，增幅196%，达5.48亿美元，交付量增加1780万桶/日，增幅13%，综合平均价格上涨[123] - 2021年第三季度井口天然气收入增加3.84亿美元，增幅209%，达5.68亿美元，交付量增加2.32亿立方英尺/日，增幅19%，综合平均价格上涨[124] - 2021年第三季度金融商品衍生品合约按市值计价净亏损4.94亿美元，2020年同期为400万美元；净现金支出2.93亿美元，2020年同期为净现金收入2.75亿美元[125] - 2021年第三季度运营费用为32.94亿美元，较2020年同期增加10.45亿美元[129] - 2021年第三季度租赁和井费用为2.7亿美元，较2020年同期增加4300万美元[133] - 2021年第三季度运输成本为2.19亿美元，较2020年同期增加3900万美元[135] - 2021年第三季度折旧、损耗和摊销（DD&A）费用为9.27亿美元，较2020年同期增加1.04亿美元[140] - 2021年第三季度所得税以外的税费增加1.51亿美元，达2.77亿美元，占井口收入的6.8%[147] 2021年资本与股息 - 2021年资本支出预计在38亿至40亿美元之间[110] - 2021年9月30日，公司债务与总资本比率为19%，2020年12月31日为22%[112] - 2021年11月4日，公司董事会提高季度现金股息，宣布特别现金股息，设立新的股票回购授权并终止旧授权[115] 前九个月财务数据 - 2021年前九个月运营收入增加45.31亿美元，增幅56%，达125.98亿美元[149] - 2021年前九个月井口总收入增加56.56亿美元，增幅112%，达107.05亿美元[149] - 2021年前九个月井口原油和凝析油收入增加38.04亿美元，达78.79亿美元，增幅93%，产量增加45.8MBbld，增幅12%，价格上涨74% [153] - 2021年前九个月NGL收入增加7.9亿美元，达12.29亿美元，增幅180%，交付量增加6.2MBbld，增幅5%，价格上涨168% [154] - 2021年前九个月井口天然气收入增加10.62亿美元，达15.97亿美元，增幅199%，交付量增加165MMcfd，增幅13%，价格上涨164% [155] - 2021年前九个月金融商品衍生品合约按市值计价净亏损12.88亿美元，2020年同期为净收益10.75亿美元；净现金支出5.16亿美元，2020年同期为净现金收入9.99亿美元 [156] - 2021年前九个月运营费用为90.24亿美元，较2020年同期减少7500万美元 [158] - 2021年前九个月除所得税外的其他税费增加3.67亿美元，达7.31亿美元，占井口收入的6.8% [170] - 2021年前九个月公司确认所得税费用7.55亿美元，2020年同期为所得税收益2.25亿美元，有效税率从19%升至22% [172] - 截至2021年9月30日的九个月，公司现金余额增加9.64亿美元，达42.93亿美元 [173] - 2021年前九个月经营活动提供的净现金为56.25亿美元，较2020年同期增加17.38亿美元 [174] - 2021年前九个月投资活动使用的净现金为25.82亿美元，较2020年同期减少1.29亿美元 [175] - 2021年前九个月融资活动净现金使用20.79亿美元，包括12.78亿美元现金股息支付、7.5亿美元长期债务偿还等；2020年前九个月为1.4亿美元，包括10亿美元长期债务偿还和6.01亿美元现金股息支付等[176] - 2021年前九个月勘探与开发支出28.41亿美元，比2020年同期高1.42亿美元，主要因美国和其他国际地区勘探与开发钻井支出增加等[179] - 2021年前九个月总支出31.18亿美元，2020年同期为30.06亿美元[178] 商品衍生品合约 - 截至2021年9月30日，公司商品衍生品合约总公允价值在合并资产负债表中反映为净负债3.01亿美元[183] - 2021年1 - 3月已结算原油合约交易量15.1万桶/日，加权平均价格50.06美元/桶；2022年1 - 3月未结算合约交易量14万桶/日，加权平均价格65.58美元/桶等[185] - 2021年2月已结算原油基差互换合约交易量3万桶/日，加权平均价格差异0.11美元/桶；2022年1 - 12月未结算合约交易量12.5万桶/日，加权平均价格差异0.15美元/桶[187] - 2021年1 - 10月已结算NGL金融价格互换合约交易量1.5万桶/日，加权平均价格29.44美元/桶；2021年11 - 12月未结算合约交易量1.5万桶/日，加权平均价格29.44美元/桶[188] - 2021年1 - 3月已结算天然气金融价格互换合约交易量50万MMBtu/日，卖出加权平均价格2.99美元/MMBtu，买入加权平均价格2.43美元/MMBtu等[190] - 2022年1 - 12月天然气基差互换合约交易量14万MMBtu/日，加权平均价格0.01美元/MMBtu；2023年1 - 12月交易量6.5万MMBtu/日，加权平均价格0.00美元/MMBtu等[191] 未来展望与风险 - 未来勘探与开发支出水平将随能源市场状况和其他经济因素变化，公司在融资选择上有灵活性[180] - 财报中的前瞻性陈述涉及公司未来财务状况、运营、业绩等多方面，但不保证能实现，受多种内外部因素影响[193] - 影响公司实际结果与前瞻性陈述预期差异的因素包括商品价格、储备获取、成本控制、市场销售等[193] - 公司面临安全威胁，包括网络安全威胁和信息技术系统、设施等的破坏[193] - 公司受政府政策、法律法规变化的影响，涵盖税收、环保、油气开采等多方面[193] - 公司需有效整合收购的油气资产，准确估计储量、产量和成本[193] - 公司面临油气勘探生产行业的竞争，涉及许可证、人员、设施等方面[193] - 储备估计的准确性受专业判断影响，可能存在不精确性[195] - 天气会影响油气需求和生产、运输等设施的安装与运营[195] - 公司客户和交易对手的履约能力及公司自身融资能力会影响业务[195] - 公司的商品价格风险、利率风险和外汇汇率风险相关信息在2020年年报中有讨论，本季度无重大变化[199]

市场价格 - 2021年前六个月，美国纽约商品交易所（NYMEX）原油和天然气平均价格分别为每桶61.95美元和每百万英热单位2.76美元，较2020年同期分别上涨68%和49%[92] 产量情况 - 2021年前六个月，按体积计算，原油和凝析油以及NGL产量分别占公司美国产量的约75%和76%（2020年同期分别为75%和76%）[94] - 按体积计算，2021年和2020年前六个月，原油、凝析油和天然气液体产量分别约占公司美国产量的75%和76%[94] 权益交易 - 2021年3月，公司与Heritage签署农场出协议，可获得特立尼达北部地区许可证管辖合同区域一部分65%的工作权益[96] - 2021年3月，公司与Heritage签署农场出租协议，可在特立尼达北部地区许可证管辖的部分合同区域获得65%的工作权益[96] - 2021年3月9日，公司成为阿曼49区块勘探和生产分成协议的参与者，持有50%的工作权益[97] - 2021年4月22日，公司子公司签订协议，拟收购西澳大利亚近海WA - 488 - P区块100%权益，预计下半年完成交易[98] - 2021年4月22日，公司子公司签订协议，将收购西澳大利亚近海WA - 488 - P区块100%的权益，预计下半年完成交易[98] - 2021年5月，公司完成出售其在中国的子公司，净产量约为每天2500万立方英尺天然气，不再在中国开展业务或拥有资产[100] 资本支出与计划 - 2021年预计资本支出约为37亿至41亿美元，计划将大部分勘探和开发支出集中在美国主要产区[102] - 2021年预计资本支出约为37亿至41亿美元，包括设施、集输、加工等支出，不包括收购和非现金交易[102] - 公司计划将大部分勘探和开发支出集中在美国主要产区，尤其关注特拉华盆地、鹰福特和落基山脉地区的原油钻探活动[102] - 公司将通过提高效率、创新和管理采购及服务成本等举措，继续提高油井性能并降低钻井和完井成本[102] - 公司预计将部分2021年资本支出用于租赁土地和评估新前景[102] 产量与成本目标 - 2021年公司预计原油总产量维持在2020年第四季度水平，并继续通过提高效率降低运营成本[103] 债务与资本比率 - 2021年6月30日，公司债务与总资本比率为20%，2020年12月31日为22%[104] 运营收入 - 2021年第二季度，公司运营收入增加30.36亿美元，即275%，达到41.39亿美元[109] - 2021年上半年，运营收入增加20.12亿美元，增幅35%，达78.33亿美元；井口总收入增加33.75亿美元，增幅103%，达66.6亿美元[141] 井口收入 - 2021年第二季度，公司井口原油和凝析油收入增加20.84亿美元，即339%，达到26.99亿美元[113] - 2021年前六个月井口原油和凝析油收入增加22.7亿美元，达49.5亿美元，增幅85%，产量增加33000桶/日，增幅8%，价格上涨72%至62.18美元/桶[146] - 2021年前六个月NGL收入增加4.27亿美元，达6.81亿美元，增幅168%，价格上涨169%至28.62美元/桶[147] - 2021年前六个月井口天然气收入增加6.78亿美元，达10.29亿美元，增幅193%，交付量增加1.32亿立方英尺/日，增幅10%，价格上涨167%至4.08美元/千立方英尺[148] 金融衍生品情况 - 2021年第二季度，公司金融商品衍生品合约按市值计价净亏损4.27亿美元，2020年同期为1.27亿美元；净现金支出1.93亿美元，2020年同期为净现金收入6.4亿美元[116] - 2021年上半年，公司金融商品衍生品合约按市值计价净亏损7.94亿美元，2020年同期为净收益10.79亿美元[141] - 2021年前六个月金融商品衍生品合约按市值计价净亏损7.94亿美元，而2020年同期为净收益10.79亿美元；净现金支出2.23亿美元，而2020年同期为净现金收入7.24亿美元[149] - 2021年1月已结算的原油金融价格互换合约，结算指数为NYMEX西得克萨斯中质原油（WTI），合约交易量为15.1万桶/日，加权平均价格为50.06美元/桶[179] - 2021年2 - 3月已结算的原油金融价格互换合约，结算指数为NYMEX WTI，合约交易量为20.1万桶/日，加权平均价格为51.29美元/桶[179] - 2021年1 - 7月已结算的NGL金融价格互换合约，结算指数为Mont Belvieu丙烷（非Tet），合约交易量为1.5万桶/日，加权平均价格为29.44美元/桶[182] - 2021年1 - 3月已结算的天然气金融价格互换合约，结算指数为NYMEX亨利枢纽，卖出合约交易量为50万百万英热单位/日，加权平均价格为2.99美元/百万英热单位；买入合约交易量为50万百万英热单位/日，加权平均价格为2.43美元/百万英热单位[183] - 2021年1月，公司执行提前终止条款，获得0.6百万美元净现金用于结算2022年天然气价格互换合约[183] - 公司从事价格风险管理活动，利用金融商品衍生工具管理原油、NGL和天然气价格波动风险，采用盯市会计方法核算[176] - 公司使用金融商品衍生工具主要包括价格互换、期权、互换期权、领子期权和基差互换合约[176] - 公司未将任何金融商品衍生合约指定为会计套期工具[176] - 截至2021年6月30日，公司商品衍生品合约的总公允价值在合并资产负债表中体现为4.1亿美元的净负债[177] - 2021年6月30日，原油金融价格互换合约1 - 3月、4 - 6月、7 - 9月、1 - 3月（2022年）、4 - 6月（2022年）、7 - 9月（2022年）、10 - 12月（2022年）交易量分别为15.1万桶/日、15万桶/日、15万桶/日、14万桶/日、10万桶/日、6万桶/日、3万桶/日，加权平均价格分别为50.06美元/桶、51.68美元/桶、52.71美元/桶、65.58美元/桶、64.98美元/桶、64.26美元/桶、63.59美元/桶[73] - 2021年1月公司执行提前终止条款，终止所有2022年天然气价格互换合约，获得净现金60万美元[76] - 2021年6月30日和2020年12月31日，天然气互换金融资产公允价值分别为3400万美元和6600万美元[63] - 2021年6月30日，天然气互换、原油互换、原油展期价差互换、天然气液体互换金融负债公允价值分别为4100万美元、3.18亿美元、4100万美元、4400万美元[63] - 2021年6月30日，资产衍生品中原油、NGL和天然气衍生品合约的当前部分和非当前部分公允价值均为0，2020年12月31日分别为6500万美元和100万美元[79] - 2021年6月30日，负债衍生品中原油、NGL和天然气衍生品合约的当前部分和非当前部分公允价值分别为3.96亿美元和1400万美元，2020年12月31日分别为0和100万美元[79] 集输、加工和营销收入 - 2021年第二季度，集输、加工和营销收入减去营销成本较2020年同期增加1.13亿美元，主要因原油营销活动利润率提高[118] - 2021年上半年，集输、加工和营销收入增加4.69亿美元，增幅33%，达18.7亿美元[141] 运营费用 - 2021年第二季度，运营费用为29.68亿美元，较2020年同期的21.9亿美元增加7.78亿美元[120] - 2021年前六个月运营费用为57.3亿美元，较2020年同期减少11.2亿美元[151] 资产处置收益 - 2021年上半年，资产处置净收益为4500万美元，2020年同期为3000万美元[141] - 2021年上半年公司在美国支付9200万美元用于物业收购，确认资产处置净收益4500万美元，收到约1.46亿美元收益[81] - 2020年上半年公司在美国支付4600万美元用于物业收购，确认资产处置净收益3000万美元，收到约4300万美元收益[80] 税费情况 - 2021年第二季度，所得税费用为2.17亿美元，2020年同期为所得税收益2.35亿美元；有效税率从2020年第二季度的21%降至2021年的19%[140] - 2021年第二季度，除所得税外的其他税费增加1.58亿美元，达2.39亿美元，占井口收入的6.9%，2020年同期为8100万美元，占比9.4%[139] - 2021年前六个月所得税拨备为4.21亿美元，而2020年同期为所得税收益2.14亿美元，有效税率从19%升至21%[165] - 2021年和2020年6月30日止六个月，净现金支付（收到）的利息分别为1.02亿美元和6900万美元，所得税分别为5.07亿美元和 - 7600万美元[43] 减值损失 - 2021年第二季度，减值损失为4400万美元，2020年同期为3.05亿美元[137] - 2021年前六个月impairments总计8800万美元，较2020年同期的18.78亿美元大幅减少[161] 现金情况 - 截至2021年6月30日的六个月，公司现金余额增加5.51亿美元，达38.8亿美元[167] - 2021年前六个月经营活动提供的净现金为34.29亿美元，较2020年同期增加7.56亿美元[168] - 2021年上半年现金及现金等价物增加5.51亿美元，2020年同期增加3.89亿美元[17] - 2021年上半年末现金及现金等价物为38.8亿美元，2020年同期末为24.17亿美元[17] - 2021年6月30日公司有1.07亿美元抵押品已交付，无抵押品持有；2020年12月31日无抵押品交付或持有[80] 勘探和开发支出 - 2021年前六个月勘探和开发支出为19.37亿美元，较2020年同期减少1.77亿美元[173] 公司财务综合指标 - 截至2021年6月30日，公司总资产为3.6885亿美元，较2020年12月31日的3.5805亿美元增长约3.01%[10] - 2021年3月31日至6月30日，公司净收入为9.07亿美元[12] - 2021年6月30日，公司普通股股息每股1.4125美元，股息支出8.24亿美元[12] - 截至2021年6月30日，公司股东权益总额为20.881亿美元，较2020年12月31日的20.302亿美元增长约2.85%[10][14] - 2020年6月30日至2021年6月30日，公司额外实收资本从58.86亿美元增至60.17亿美元[12][14] - 2021年1 - 6月，公司净收入为15.84亿美元[14] - 2021年6月30日，公司普通股股息每股1.825美元，股息支出10.65亿美元[14] - 2020年12月31日至2021年6月30日，公司库藏股从700万美元增至1600万美元[10][14] - 2021年，公司基于股票的薪酬费用为6600万美元[14] - 2020年，公司基于股票的薪酬费用为4000万美元[12] - 2021年上半年净收入为15.84亿美元，2020年同期净亏损9亿美元[17] - 2021年上半年经营活动提供的净现金为34.29亿美元，2020年同期为26.73亿美元[17] - 2021年上半年投资活动使用的净现金为16.49亿美元，2020年同期为23.76亿美元[17] - 2021年上半年融资活动使用的净现金为12.29亿美元，2020年同期提供净现金9200万美元[17] 股票薪酬费用 - 2021年上半年股票薪酬费用为6600万美元，2020年同期为8000万美元[25] - 2021年上半年股票期权、SAR和ESPP授予相关的股票薪酬费用为1900万美元，2020年同期为2900万美元[28] - 2021年和2020年6月30日止三个月，与受限股票和受限股票单位相关的基于股票的薪酬费用分别为2100万美元和2400万美元；六个月分别为4500万美元和4900万美元[33] - 2021年和2020年6月30日止六个月，与绩效单位授予相关的基于股票的薪酬费用均为100万美元和200万美元[37] 股票相关价值 - 2021年和2020年6月30日止六个月行使的股票期权/SARs总内在价值分别为300万美元和40万美元[31] - 2021年6月30日，与非归属股票期权、SAR和ESPP授予相关的未确认薪酬费用总计3700万美元，将在1.6年的加权平均期间内直线摊销[32] - 2021年和2020年6月30日止六个月，受限股票和受限股票单位释放的总内在价值分别为3800万美元和1300万美元[35] - 2021年6月30日，与受限股票和受限股票单位相关的未确认薪酬费用总计1.33亿美元，将在1.3年的加权平均期间内直线摊销[36] - 2021年和20