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【CTRA】 コテラ・エナジー

2022年04月10日
※銘柄を勧めてる訳ではなく、個人的な銘柄勉強の為に記載してます。投資は自己責任です

CTRAグラフ1

時価総額(4/16):238億$
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・グラフ/会社資料

2021年第4四半期のハイライト

9億5300万ドルの営業活動から生み出されたキャッシュフロー。
裁量的キャッシュフローは合計10億2600万ドル(非GAAP)でした。
7億5800万ドルのフリーキャッシュフローを生み出しました(非GAAP)。
合計686MBoepdの同等の生産を実現しました。
石油生産は平均88.6MBopd、天然ガス生産は平均3,123MMcfpdでした。
コテラの3つの主要な事業地域での定期的な高圧フレアリングはゼロで今年を終えました。
株主還元のハイライト

2022年2月23日、Coterraの取締役会(「取締役会」)は、年間基本配当を1株あたり0.50ドルから0.60ドル(1株あたり四半期あたり0.15ドル)に20%引き上げることを承認しました。
2022年2月23日、取締役会は、2021年第4四半期のフリーキャッシュフロー(非GAAP)の生成に基づいて、1株あたり0.41ドルの変動配当金の支払いを承認しました。
承認されたベースと変動する四半期配当は、1株あたり0.56ドル(ベース0.15ドル、変動0.41ドル)であり、2022年3月17日に2022年3月7日に登録保有者に支払われます。
基本プラス変動四半期配当は、営業活動からのキャッシュフローの48%、またはフリーキャッシュフロー(非GAAP)の60%の収益を表します。
これとは別に、当社は、2022年2月22日の市場終了時点での当社の時価総額の約7%に相当する、12億5,000万ドルの承認を得た普通株式の買い戻しプログラムを発表しました。
2022年の見通し

2022年の総設備投資額は1,400〜15億ドルと予想され、約88%が掘削および完成作業に割り当てられています。
2022年の設備投資は、最近のストリップ価格での営業活動による予測キャッシュフローの35%未満です。
最近のストリップ価格で約30億ドルの2022年のフリーキャッシュフロー(非GAAP)を予測しています。
会社を統合すると、年間の石油量は4%増加し、10%増加し、同等の総生産量は約3%減少します。
上記の非GAAP指標の説明、およびこれらの指標と関連するGAAP指標との調整については、以下の「補足的な非GAAP財務指標」を参照してください。

最高経営責任者兼社長のThomasE.Jordenは、次のようにコメントしています。最近のストリップでの営業活動による予測キャッシュフローのこの決定は、フリーキャッシュフローの生成と株主への還元を最適化することに重点を置いたことに基づいており、液体と天然ガスの間でよりバランスの取れた収益プロファイルを提供するという追加のメリットもあります。」

「本日、基本配当を増やし、12億5,000万ドルの株式買戻しプログラムを開始することにより、株主還元戦略の次の段階を誇らしげに発表します。引き続き、基本配当と変動配当を通じて四半期フリーキャッシュフローの50%以上を還元することを約束します。フレームワークと補足的な株主還元方法としての株式買戻しの使用。」

2021年第4四半期のまとめ

2021年第4四半期の総同等生産量は、1日あたり平均686千バレルの石油換算量(MBoepd)でした。第4四半期の石油生産量は1日あたり平均88.6千バレル(MBopd)、天然ガス生産量は1日あたり平均31億2300万立方フィート(MMcfpd)でした。

コテラの2021年第4四半期の石油、天然ガス、天然ガス液(NGL)の平均実現価格は、商品デリバティブの影響を除いて、1バレルあたり75.61ドル(Bbl)、1,000立方フィートあたり4.43ドル(Mcf)、1バレルあたり34.18ドルでした。 、 それぞれ。コモディティデリバティブの影響を含めると、2021年第4四半期の石油と天然ガスの平均実現価格はそれぞれBblあたり60.35ドル、Mcfあたり3.57ドルでした。

強力なキャッシュフローを生み出

2021年第4四半期のコテラは、営業活動による9億5,300万ドルのキャッシュフローを報告しました。2021年第4四半期の任意キャッシュフロー(非GAAP)は10億2600万ドル、フリーキャッシュフロー(非GAAP)は合計7億5800万ドルで、どちらも合併関連費用を含みます。

Coterraは、2021年第4四半期に合計2億6,400万ドルの設備投資を行いました。これには、2億4,000万ドルの掘削および完成資本が含まれます。

2021年通年のまとめ

2021年通年の総等価生産量は平均457.8MBoepdでした。石油生産は平均22.3MBopd、天然ガス生産は平均2,496MMcfpdでした。2021年通年の総等価生産量は平均634MBoepdで、これには平均石油生産量77.9MBopdと天然ガス生産量2,927MMcfpdが含まれます。

コモディティデリバティブの影響を除いた2021年のコテラの石油、天然ガス、NGLの平均実現価格は、それぞれ1バレルあたり75.61ドル、1バレルあたり3.07ドル、1バレルあたり34.18ドルでした。商品デリバティブの影響を含めると、2021年の石油と天然ガスの平均実現価格はそれぞれBblあたり60.35ドル、Mcfあたり2.73ドルでした。

Coterraは、2021年通年の営業活動によるキャッシュフローを16億6700万ドルと報告しました。2021年通年の任意キャッシュフロー(非GAAP)は18億1100万ドル、フリーキャッシュフロー(非GAAP)は合計10億8300万ドルでした。合併関連の費用。

Coterraは、2021年通年で合計7億2500万ドルの資本的支出を負担しました。これには、6億8800万ドルの掘削および完成資本が含まれます。合併前にCimarexが負担した資本的費用を除いた、2021年に発生した資本的支出の合計は、1,135百万ドルの掘削および完了資本を含め、合計1,211百万ドルでした。

2021年の証明された埋蔵量

2021年12月31日現在、コテラの証明済み準備金は合計2,893 MMBoeであり、主に合併によって推進された2020年12月31日時点の当社の証明済み準備金2,279 MMBoeから27%増加しました。同社の実証済み埋蔵量は、約86%の天然ガス、6%の石油、8%のNGLです。証明された開発埋蔵量は合計2,128MMBoeであり、証明された総埋蔵量の74%に相当します。2021年12月31日のコテラの証明された埋蔵量は、2020年12月31日時点で合計2,813 MMBoeであったレガシーキャボットとシマレックスの合計埋蔵量の3%の増加を表しています。 2020年末は、主に、新たに証明された開発済みの生産井が追加されたことに起因しています。2021年12月31日現在のコテラの推定埋蔵量の概要については

見通し

Coterraは2022年に1,400〜15億ドルを投資する予定であり、そのうち1,225〜13億2,500万ドルが掘削および完了活動に割り当てられています。当社は、2022年に3つの事業地域で合計134から153の純井戸をインライン化する予定です。掘削および完成資本の約49%はペルム紀盆地に投資され、44%はマーセラス頁岩に投資され、残りはアナダルコ盆地に投資されます。中流、塩水処理、電化、インフラストラクチャーおよびその他の投資は、年間で合計約1億7500万ドルになると予想されています。

2022年には、同等の総生産量は平均600〜635 MBoepdであり、Coterraと従来のCimarex2021の合計生産量634MBoepdから中間点で3%減少すると予想されます。年間の石油生産量は81〜86 MBopdと予想され、Coterraと従来のCimarexの2021年通年の総量から4〜10%増加します。年間の天然ガス生産量は2,680〜2,850MMcfpdと予測されています。2022年第1四半期の総等価生産量は、2,775〜2,850 MMcfpdの天然ガス量と79〜82 MBopdの石油生産量を含め、平均で610〜630MBoepdになると予想されます。

株主への利益の増加

2022年2月23日、Coterraの取締役会は、年間基本配当を1株あたり0.50ドルから0.60ドル(1株あたり四半期あたり0.15ドル)に20%引き上げることを承認しました。

2021年第4四半期のフリーキャッシュフロー(非GAAP)に基づいて、Coterraの取締役会は本日、四半期ベースと1株あたり0.56ドルの変動配当を宣言しました。基本プラス変動配当は、当社の普通株式の1株当たり0.15ドルの基本構成要素と1株当たり0.41ドルの変動要素を反映しています。ベースと変動配当の合計は、2021年第4四半期の営業活動によるキャッシュフローの48%、またはフリーキャッシュフロー(非GAAP)の60%に相当します。基本配当と変動配当の合計は、2022年3月17日に、2022年3月7日の営業終了時点で登録されている株主に支払われます。

当社は本日、株主還元戦略の次のステップを発表し、現在の時価総額の約7%に相当する12億5,000万ドルの承認を得て補足的な株式買戻しプログラムを開始しました。

この承認に基づく自社株買いの時期と量は、経営陣の裁量により決定されます。経営陣は、自社株買い戻しプログラムが相対的かつ本質的な価値の機会によって推進されることを期待しています。株式買戻しプログラムは、当社の基本配当と変動配当戦略を上回っており、当社の最優先事項は、引き続き資金調達と持続可能な基本配当の拡大です。

CTRA資料1

CTRA資料2

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メインデリバティブ

・NYMEX (Mmbtu)

36000000 2022/1-2022/3
42800000 2022/4-2022/10

・2022年初頭契約
71500000 2022/4-2022/12
10700000 2022/4-2022/10

他小規模多数

生産量
4Q:287.3 (Bcf) 2021年度:911.1 (Bcf)

計算方法としてはINPEXのホームページ参考にすると

1cf ≒ 966Btu
1bcf ≒ 966Bbtu(966000MMbtu)
287.3Bcf ≒ 277531Bbtu(277531800MMbtu)
853Bcf ≒ 823998Bbtu(823998000MMbtu)

1 BCF ≒ 28.3×106m3(10億立方フィート)

メインデリバティブ数
161000000 Mmbtu (他いくつか有)
4Q生産量277531800MMbtu/デリバティブ161000000 Mmbtu
4Q生産量823998000 MMbtu/デリバティブ161000000Mmbtu

4Qデリバティブ割合:58%
2022年デリバティブ割合:19%
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【CRK】 コムストック・リソーシズ

2022年04月10日
※銘柄を勧めてる訳ではなく、個人的な銘柄勉強の為に記載してます。投資は自己責任です

CRKグラフ1

時価総額(4/16):38.8億$
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・グラフ/会社資料

2021年第4四半期のハイライト
-営業活動から得たフリー・キャッシュ・フローは、第4四半期に1億500万ドル、年間では2億6,200万ドルとなりました。
-買収・売却活動を含むフリー・キャッシュ・フローは、第4四半期に2億400万ドル、通年では3億4300万ドルを創出しました。
-当四半期において、1億9,000万ドルの負債を返済しました。
-調整後EBITDAXは41%増の297百万ドル。
-営業キャッシュ・フロー(運転資本の変動を除く)は、62%増の2億5,000万ドル、希薄化後1株当たり0.90ドルとなりました。
-第4四半期の資本支出は、掘削・完成作業に1億4,000万ドル、買収作業に3,900万ドルでした。
-生産量は12%増の1,348 MMcfe/日(99%が天然ガス)。
-実現したヘッジ損失を控除した売上高は、2020年第4四半期比37%増の3億8,000万ドルとなりました。
-当四半期の普通株主に帰属する調整後の純利益は9,900万ドル、希薄化後1株当たり0.37ドルでした。

2021年12月31日に終了した3ヵ月間の財務状況
2021 年第 4 四半期の売上高は 3 億 7,990 万ドルでした(2 億 7,550 万ドルの実現ヘッジ損失を含む)。当四半期の営業活動から得た現金収入(運転資本の変動を除く)は2億4,980万ドルで、2021年第4四半期の普通株主に帰属する当期純利益は3億5,600万ドル(希薄化後1株当たり1.30ドル)でした。当四半期の純利益には、リスク管理のために保有していたヘッジ契約の未実現利益4億6,980万ドル(税引前)と、当社のバッケン資産の売却による損失1億6,220万ドルが含まれています。

Comstock社の第4四半期の1Mcfe当たりの生産コストは0.67ドルで、内訳は集荷・輸送コストが0.28ドル、リース運用コストが0.21ドル、生産税およびその他の税金が0.10ドル、現金一般管理費が0.08ドルとなっています。生産コストは、2021年第3四半期は1Mcfeあたり0.65ドル、2020年第4四半期は0.60ドルでした。Comstock社のヘッジなしの営業利益率は、2021年第4四半期が87%、ヘッジ後が78%でした。

Fourth Quarter Drilling Results
当社は、2021年第4四半期に9本(7.0ネット)の操業中のヘインズビル/ボージャーシェールの水平坑井を掘削し、その平均支柱長は11,163フィートでした。また、2021年第4四半期には、さらに9本(正味0.5本)の非運営型ヘインズビル・シェールの井戸に参加しました。Comstock社は、2021年第4四半期に27(8.6純)本の井戸を販売しており、2022年第1四半期にはさらに13(8.1純)本の井戸を販売する予定です。
Comstock社は、2021年11月の前回のオペレーションアップデート以降、新たに稼働したヘインズビル/ボージャーシェールの井戸16本(正味12.2本)を販売に結びつけました。これらの坑井の初期生産量は平均23 MMcf/日でした。これらの井戸の完成したラテラルの長さは、平均10,508フィートでした。
第4四半期に完成した井戸の中には、当社初の15,000フィートの水平坑道を持つヘインズビル・シェールの井戸も含まれています。Talley 32-29-20 #1」と「Talley 32-29-20 #2」は、それぞれ測定深さ26,848フィートと27,357フィートまで掘削され、完成したラテラルの長さはそれぞれ14,685フィートと15,155フィートでした。これらの坑井の初期生産量は日量41および48 MMcfでした。
2022 Drilling Budget
当社は現在、2022年に約7億5,000万ドルから8億ドルを、主にヘインズビル/ボージャーシェール資産の継続的な開発に焦点を当てた掘削・完成作業に費やす予定で、これにはインフラ、ワークオーバー、その他の開発費用として6,000万ドルから6,500万ドルが含まれています。現在の事業計画では、2022年に5~7台のリグを使用して67本(52.1ネット)の水平坑井を掘削し、69本(56.0ネット)の運用坑井を完成させる予定です。また、2022年にはリース活動に800万ドルから1,200万ドルの追加費用を見込んでいます。
このプログラムは、すべて営業キャッシュフローで賄われ、2022年には多額のフリーキャッシュフローを創出することが見込まれています。このフリーキャッシュフローは、当社がレバレッジ目標を達成した後、負債の返済や資本還元プログラムの開始に充てられます。

CRK資料1

私たちは、湾岸市場に地理的に近いことから優れた経済性を備えた、ルイジアナ州北部とテキサス州東部に位置する最高の天然ガス盆地であるヘインズビルシェールで主に操業している大手の独立した天然ガス生産者です。2021年12月31日の時点で、証明された埋蔵量の96%がヘインズビルとボージャーの頁岩でした。私たちは、ヘインズビル頁岩とボージャー頁岩での経済性が高くリスクの低い掘削機会の豊富な在庫の開発を通じて価値を創造することに焦点を当てています。当社の普通株式は、ニューヨーク証券取引所に「CRK」の記号で上場および取引されています。
当社の石油およびガス事業は、主にルイジアナ州とテキサス州に集中しています。当社の石油および天然ガスの特性は、2021年12月31日時点で6.1 Tcfe、PV 10値68億ドルの埋蔵量を証明したと推定されます。当社の証明済み埋蔵量は主に天然ガスであり、2021年12月31日時点で37%が開発されています。平均予備寿命は約12年です。

高品質のプロパティ。2021年12月31日の時点で、ノースルイジアナとイーストテキサスにあるヘインズビルとボージャーのシェールプレイで498,962エーカー(純額371,998エーカー)がありました。ヘインズビル/ボージャー頁岩の純面積の約85%は生産によって保有されており、ヘインズビル/ボージャー頁岩の特性は広範な開発と探鉱の可能性を秘めています。掘削および完成技術の進歩により、水平方向の横方向の長さが長くなり、坑井の刺激が大幅に大きくなることで回収される埋蔵量を増やすことができました。経済的利益が改善された結果、2015年以降、開発活動は主にヘインズビルとボシエの水平井の掘削に集中してきました。
ヘインズビルとボシエのシェールポジションは、北米の主要な天然ガスシェールプレイの1つに位置し、地理的に近接しているため、LNG輸出と石油化学産業に関連する湾岸市場の需要にアクセスできます。私たちは、次の理由により、将来の成長に向けて十分な立場にあると信じています。
•リスクのない、隣接した多産の石油および天然ガス資源。ヘインズビルとボージャーのシェールプレイは、2008年以来、実質的に描写されています。これらのシェールプレイは、北米で最も一貫性のある経済的な天然ガス開発掘削の機会の一部であると考えています。
•ヘインズビルとボージャーのシェールプレイの開発に豊富な経験を持つ管理および運用チーム。私たちは、2007年からヘインズビル頁岩とボージャー頁岩に水平掘削技術を効果的に適用した最初の探査および生産会社の1つでした。2015年に、経済性を大幅に改善した強化された完成井設計を利用して、ヘインズビル頁岩とボージャー頁岩で掘削プログラムを再開しました。これらの井戸の。私たちの歴史的活動を2019年に買収したCoveyParkEnergy LLC(「CoveyPark」)と組み合わせると、2015年から2021年にかけて331(265.4ネット)の操業井戸を掘削して完成させました。
•魅力的な経済的利益。HaynesvilleおよびBossier頁岩は、より長い側面の使用を含む高度な掘削および完了技術の適用、およびよりタイトなフラクステージとより高いプロッパント負荷を使用した高強度の骨折刺激を通じて、非常に経済的でリスクの低い掘削の機会を提供します。当社の管理および運用チームは、ヘインズビルおよびボシエシェールで最も効果的な完了技術の開発と最適化に尽力しており、そのような完了技術により、初期生産率と回収可能埋蔵量が大幅に改善され、北米の他の天然ガス盆地からの結果と比較した場合、最高のシングルウェル収益率。
•プレミアム天然ガス市場への近さ。当社の天然ガス生産は、LNGの輸出、メキシコへの輸出、および新規または拡張された石油化学施設の大幅な増加に牽引された、湾岸地域の強力な需要の伸びから恩恵を受けています。湾岸の天然ガス市場にアクセスできる私たちのような生産者は、他の地域のほとんどの生産者よりも高い正味実現価格を受け取っています。また、魅力的なレートで広範なミッドストリームインフラストラクチャにアクセスでき、市場を上回るミッドストリームコミットメントがないため、より高いマージンを実現できます。
付加価値のある買収。2019年7月に22億ドルでCoveyParkの買収を完了しました。この買収には、約249,000エーカーの純エーカーと2.9 Tcfeの実証済み埋蔵量が含まれ、1日あたり710 MMcfe以上の生産量と、約1,200の将来の掘削場所が追加されました。2019年11月、私たちは全株式取引で4,230万ドルで民間企業を買収しました。これには、約3,155エーカー、75(20.1ネット)の生産井、44(12.7ネット)のヘインズビル/ボシエ頁岩の将来の掘削場所が含まれます。2020年と2021年に、買収と積極的なリースプログラムを通じて、ヘインズビル頁岩とボージャー頁岩の約68,500エーカーの純エーカーを取得しました。

成功した掘削プログラム。2021年には、ほぼ独占的にヘインズビルとボージャー頁岩での探鉱および開発活動に6億2,820万ドルを費やしました。水平ヘインズビルおよびボシエ頁岩井の掘削と完成に5億7,610万ドルを費やし、その他の資産およびその他の開発費にさらに5,210万ドルを費やしました。私たちは2021年に100(54.1ネット)の水平ヘインズビルとボシエの井戸を掘削しました。これは平均横方向の長さが約9,000フィートでした。2021年の掘削プログラムは、2021年の生産量の161%に取って代わりました。
効率的なオペレーター。2021年12月31日現在、当社は実証済みの埋蔵量ベースの98%を運用しました。運用者として、運用コスト、将来の開発のタイミングと計画、掘削と吊り上げのコストのレベル、および生産のマーケティングをより適切に管理できます。 。オペレーターとして、私たちは他の利息所有者から諸経費の払い戻しを受けます。これにより、一般管理費が削減されます。

2021年、当社はバッケンシェールの非営業物件を売却費用の後に1億3,810万ドルで売却しました。販売されたバッケンシェールの資産には、1日あたり約4,500バレルの石油換算を生産する442の生産井(純額68.3)の非操業権が含まれていました。

当社のヘッジ取引は、経済的損失をもたらす可能性があり、または当社の収益を減少させる可能性があります。予想生産量のかなりの部分をヘッジし、実際の生産量が予想よりも少ない場合、または商品やサービスのコストが増加する場合、当社の収益性に悪影響が及ぶ可能性があります。
より予測可能なキャッシュフローを達成し、天然ガスの価格の不利な変動へのエクスポージャーを減らすために、当社は、予想される特定の天然ガス生産についてヘッジ取引を締結しており、今後も締結する可能性があります。これらの取引は、実現および未実現の両方のヘッジ損失をもたらす可能性があります。さらに、これらのヘッジは、天然ガスの価格の下落が継続し、長期化することから私たちを保護するには不十分である可能性があります。天然ガス価格が現在の水準にとどまるか、さらに下落する限り、当社は現在のヘッジと同じレベルで将来の生産をヘッジすることができず、当社の経営成績および財政状態に悪影響を与える可能性があります。
当社の商品価格エクスポージャーの範囲は、主に当社のデリバティブ活動の有効性および範囲に関連しています。たとえば、当社が利用するデリバティブ商品は、主にNYMEX先物価格に基づいており、当社の事業で実現する実際の天然ガス価格とは大幅に異なる場合があります。さらに、当社は、予想生産量の一部のみに関連するデリバティブ取引を行うことを要求する方針を採用しており、その結果、当社は引き続き直接商品価格エクスポージャーを有します。これらのデリバティブ金融商品でカバーされていない当社の生産量の一部。
当社の実際の将来の生産量は、デリバティブ取引を開始した時点での見積りよりも大幅に多いまたは少ない可能性があります。実際の将来の生産が予想よりも高い場合、意図したよりも商品価格のエクスポージャーが大きくなります。当社の実際の将来の生産が当社のデリバティブ金融商品の対象となる名目金額よりも低い場合、当社は、原資産の売却または購入によるキャッシュフローの恩恵を受けずに、デリバティブ取引の全部または一部を満たすことを余儀なくされる可能性があります。コモディティにより、収益性と流動性が大幅に低下します。これらの要因の結果として、当社のデリバティブ活動は、キャッシュフローのボラティリティを低減する上で意図したほど効果的ではない可能性があり、特定の状況では、実際にキャッシュフローのボラティリティを高める可能性があります。
さらに、当社のヘッジ取引には以下のリスクが伴います。
•これらの取引の結果としての天然ガス価格の上昇による完全な利益を享受することが制限される可能性があります。
•カウンターパーティは、該当するデリバティブ金融商品に基づく義務を履行しないか、破産保護を求めることができます。
•デリバティブ商品の原商品価格と実際に受け取った価格との間に予想される差額に変動が生じる可能性があります。と
•デリバティブ金融商品を監視するために当社が講じる措置は、特に欺瞞またはその他の意図的な違法行為が関与している場合、当社のリスク管理方針および手順の違反を検出および防止できない可能性があります。

デリバティブ金融商品およびヘッジ活動
当社は、デリバティブ金融商品(他の契約に組み込まれているデリバティブ商品を含む)を、公正価値で測定される資産または負債として会計処理しています。デリバティブの公正価値の変動は、現在、営業活動による収益および純キャッシュフローに認識されています。1年以内に失効するデリバティブ契約の公正価値は、流動資産または流動負債として認識されます。1年以上で失効するものは、長期の資産または負債として認識されます。

CRK資料2

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平均価格(Gas 1mcf)
4Q:5.22 ヘッジ有:3、2021年通年:3.63、ヘッジ有:2.79、2020年:1.80、ヘッジ有:2.07

12/31
短期流動負債デリバティブ 181,215 (千)
9/30
短期流動負債デリバティブ: 620,408 (千)
3/31
短期流動負債デリバティブ: 54,414 (千)
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