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Jan 11, 2024

PDC Energy, Inc. (NASDAQ:PDCE) Transcripción de la llamada de resultados del cuarto trimestre de 2022

PDC Energy, Inc. (NASDAQ:PDCE) Transcripción de la llamada de resultados del cuarto trimestre de 2022 23 de febrero de

PDC Energy, Inc. (NASDAQ:PDCE) Transcripción de la llamada de resultados del cuarto trimestre de 2022 23 de febrero de 2023

Operador: Buen día y gracias por esperar. Bienvenido a la conferencia telefónica del cuarto trimestre de 2022 de PDC Energy. En este momento, todos los participantes están en modo de solo escuchar. Tras la presentación de los ponentes, habrá una sesión de preguntas y respuestas. Tenga en cuenta que la conferencia de hoy se está grabando. Ahora me gustaría pasarle la conferencia a su orador de hoy, Aaron Vandeford, Director de Relaciones con Inversionistas. Por favor adelante.

Aarón Vandeford: Gracias y buenos días a todos. En la llamada de hoy, tendremos al presidente y director ejecutivo, Bart Brookman; Vicepresidente Ejecutivo, Lance Lauck; director financiero, Scott Meyers; y el vicepresidente sénior de operaciones, Dave Lillo. Ayer por la tarde, emitimos nuestro comunicado de prensa y publicamos una presentación que acompaña a nuestros comentarios de hoy. También presentamos nuestro Formulario 10-K. El comunicado de prensa y la presentación están disponibles en la página de Relaciones con Inversionistas de nuestro sitio web en www.pdce.com. En la llamada de hoy, haremos referencia tanto a las declaraciones prospectivas como a las medidas financieras que no son US GAAP. Las revelaciones y conciliaciones apropiadas, incluida una discusión de los factores que podrían causar que los resultados reales difieran materialmente de las declaraciones prospectivas, se pueden encontrar en la Diapositiva 2 en el apéndice de esa presentación. Con eso, pasaré la llamada a nuestro CEO, Bart Brookman.

Bart Brookman: Gracias, Aaron, y buenos días a todos. Permítanme comenzar diciendo que en los 50 años de historia de PDC, 2022 se erige como el año más exitoso en casi todas las medidas, un nivel récord de flujo de caja libre de $ 1400 millones, $ 1000 millones de los cuales se devolvieron a nuestros accionistas en forma de recompra de acciones. , nuestros dividendos fijos y un dividendo especial de $0,65 por acción en diciembre pasado, producción para la empresa, un récord de 85 millones de BOE. En mayo, cerramos la adquisición altamente acumulativa de Great Western, consolidando nuestra ya excepcional posición central de Wattenberg para impulsar una producción sólida y un crecimiento de las reservas. Reservas a fines de 2022, un reemplazo de reservas del 440 % para la empresa a medida que aumentamos las reservas a 1100 millones de barriles de petróleo equivalente y los permisos de perforación.

Quiero extender mi más sincero agradecimiento a nuestro grupo regulador, especialistas en permisos, equipo de tierras, operaciones y sus grupos de cumplimiento. En 2022, desciframos el código para obtener permisos en el estado de Colorado. Y a través de nuestra adquisición aprobada de OGDP, CAP y Great Western, ahora tenemos permisos y DUC disponibles para nuestro programa de desarrollo hasta 2028. Emisiones para la empresa, el año pasado superamos sustancialmente nuestras metas de reducción de emisiones para 2022 con una reducción de más del 30 % en emisiones de gases de efecto invernadero. emisiones de gases y reducción de más del 50% en la intensidad de metano, resultados sobresalientes. Con base en este logro, espere que implementemos objetivos de emisiones aún más agresivos en un futuro cercano. El CAP recientemente aprobado demuestra el enfoque de la compañía en el desarrollo a largo plazo, alineado con nuestros objetivos ESG, estos objetivos de reducción de emisiones y planes de desarrollo de calidad.

Un recordatorio, dentro de este CAP, tenemos 33,000 acres netos, 450 pozos, 22 ubicaciones de superficie y un permiso de vida de 10 años. Técnicamente, estamos implementando mejores prácticas comerciales significativas, incluida la implementación de más laterales de 2 a 3 millas, buscando una electrificación del 100% y diseños de instalaciones de última generación. Dentro de la PAC, la empresa reducirá las emisiones de gases de efecto invernadero en un 72 % desde nuestro diseño de 2020, lo que dará como resultado una de las emisiones más bajas del mundo. Y el aspecto más convincente del CAP es que, al lograr estos niveles de emisión extremadamente bajos, los proyectos de perforación serán algunos de los proyectos más resistentes y económicos del país. Y Lance proporcionará más detalles sobre esto en un momento. Sobre la base de estos éxitos de 2022, ahora me gustaría centrar nuestra atención en los planes de la compañía para este año.

Anticipamos que 2023 será otra historia de éxito, con una producción de 95 millones de BOE o 260 000 BOE por día. Los proyectos en ambas cuencas están bien mapeados y son altamente económicos. Se prevé que el flujo de caja libre sea de 825 millones de dólares, es decir, 75 dólares de petróleo y 3 dólares de gas natural, con una inversión de capital de aproximadamente 1400 millones de dólares. Reduciremos modestamente los niveles de deuda de la empresa y anticiparemos un índice de apalancamiento de fin de año de 0,5. Nuestro compromiso de devolver el 60 % del flujo de caja libre, después del dividendo fijo, sigue siendo sólido. Y nuestro reciente anuncio sobre el aumento de nuestro dividendo fijo a $0,40 por acción y la ampliación de nuestra autorización de recompra en $750 millones demuestran el compromiso de la empresa con los rendimientos para los accionistas. Y por último de mis comentarios de hoy, una sincera felicitación a nuestros equipos operativos y de EHS en ambas cuencas.

Las operaciones de Texas y Colorado tienen aproximadamente cinco años, sin lesiones con tiempo perdido, un récord para la empresa y una firma del compromiso de PDC con la seguridad, un trabajo bien hecho. Ahora pasaré la llamada a Lance Lauck para que me actualice las reservas y el inventario de la empresa.

Lanza Lauck: Gracias, Bart. La diapositiva 7 destaca nuestras reservas probadas de fin de año de 2022, que aumentaron a aproximadamente 1100 millones de barriles de petróleo equivalente. Este aumento ahora representa un 35 % en comparación con nuestras reservas probadas al cierre del año 2021 y fue impulsado por nuestra adquisición de Great Western y por nuestras adiciones y revisiones anuales de reservas. Esta es una base de reserva muy considerable y que puede generar una creación de valor material y sostenible en el futuro. En general, generamos un reemplazo de reservas probadas excepcional del 440 % en 2022. Igualmente importante, generamos aproximadamente un 220 % de reemplazo de reservas probadas a través de la broca, lo que demuestra la alta calidad de nuestra base de activos de nivel 1. Al precio base de la SEC de aproximadamente $93 por barril a $6 de gas, nuestras reservas probadas de fin de año de 2022 generaron un valor PV-10 antes de impuestos de aproximadamente $19 mil millones.

También me gustaría resaltar que tenemos una base de reservas muy resistente, suponiendo un caso de petróleo plano de $50, los volúmenes de reserva de PDC solo disminuyeron aproximadamente un 2 % con respecto al caso de precios de la SEC. Esto, nuevamente, es otra medida de la naturaleza altamente económica de nuestra base de activos de Nivel 1. Pasando ahora a la diapositiva 8. Quiero tomarme un momento y brindar algunos detalles adicionales sobre nuestro inventario Wattenberg de nivel 1, el mejor de su clase. Con la integración de los activos de SRC, y ahora los activos de Great Western, hemos consolidado significativamente nuestra posición en el centro del juego. Históricamente hemos proporcionado detalles de inventario por área geográfica. Pero para describir más claramente nuestra economía de Nivel 1, proporcionamos nuestra economía de pozos de perforación por sus características del subsuelo.

Esto requiere un desglose de nuestro inventario por las respectivas ventanas de fase del yacimiento. Al final del año, hemos identificado más de 2100 ubicaciones económicas centrales, incluidos 200 DUC en el campo de Wattenberg. Como se muestra en esta diapositiva, nuestras ubicaciones abarcan cuatro ventanas de fase de yacimiento distintas, incluidas dos ventanas de petróleo negro, una ventana de petróleo liviano y una ventana de gas retrógrado. Esta diapositiva destaca que cuatro de nuestras cinco áreas geográficas tienen más de una ventana de fase de yacimiento. Por ejemplo, el área de Prairie al norte tiene una ventana de aceite negro así como una ventana de aceite ligero, mientras que nuestras áreas Summit, Plains y Kersey tienen tres ventanas de fase distintas. Nuestra superficie de Guanella CAP está ubicada principalmente en las ventanas de petróleo ligero y gas retrógrado. En la siguiente diapositiva, resaltaré algunas de las diferencias en EUR y economía en cada una de las ventanas de fase en nuestra posición principal de Wattenberg.

Entonces, continuando con la diapositiva 9, proporcionamos un desglose detallado de nuestras aproximadamente 2100 ubicaciones por ventana de fase. Antes de tocar la economía, quiero señalar cuán reducido está el riesgo de nuestro inventario desde una perspectiva de permisos. En general, nuestro inventario de fin de año de más de 2100 ubicaciones está permitido en más del 50 %, incluido el CAP, lo que nos brinda una excelente línea de visión hacia múltiples años futuros de gran desarrollo económico. Nuestra ventana de fase más alta permitida se encuentra en el área de acres de rango de aceite negro que adquirimos de Great Western. Si bien está permitido al 100 %, queremos señalar que nuestros equipos están trabajando en varias oportunidades de expansión de inventario que no se incluyeron en la transacción original. Nuestra superficie en acres permitida para arrendamiento está en la ventana de petróleo negro en el norte, pero también está ubicada en áreas muy rurales con menos riesgo de permisos debido a unidades de construcción y estructuras mínimas para planificar nuestras ubicaciones de superficie.

Esperamos obtener estos permisos en el futuro. La tabla en esta diapositiva destaca nuestras reservas por pozo para laterales de 2 millas, que van desde aproximadamente 460 000 barriles con 48 % de petróleo en la ventana de petróleo negro del norte hasta 900 000 barriles equivalentes con 20 % de petróleo en la ventana de gas retrógrado. Si bien los EUR y los porcentajes de mezcla de petróleo varían entre cada una de estas ventanas de fase, la conclusión clave es que las cuatro ventanas de fase ofrecen una economía excepcional que oscila entre el 63 % y el 96 % de tasas internas de retorno basadas en $75 de petróleo y $3 de gas. A medida que comencemos el desarrollo de nuestros activos Guanella CAP en 2024, tenga en cuenta que el CAP está ubicado en las ventanas de petróleo ligero y gas retrógrado. Estas ventanas de fase tendrán un mayor componente de gas rico en líquido, pero también ofrecen algunos de nuestros mayores EUR y economía en el inventario de la empresa.

Foto de Viktor Hesse en Unsplash

Estas dos ventanas generan una tasa de retorno promedio en pozos laterales de 2 millas de casi 100% y 85%, respectivamente, nuevamente, con base en $75 de petróleo y $3 de gas. Si bien la ventana norte del petróleo negro representa un EUR más bajo de 460 000 barriles equivalentes, también tiene el recorte de petróleo más alto con un 48 %, que aún genera una tasa de rendimiento de aproximadamente el 63 % al mismo precio base. Un comentario final, todas las ventanas de fase entregan fuertes volúmenes de petróleo. Dave cubrirá más de esto en sus comentarios a continuación, pero quiero resaltar que nuestros volúmenes de petróleo brindan una base sólida para la economía, lo que permite que la contribución del gas y el NGL mejore los rendimientos. Antes de pasarle la llamada a Dave, quiero resumir esta sección de nuestra llamada de ganancias compartiendo que PDC hoy se encuentra en la posición más fuerte en sus 50 años de historia.

Tenemos enormes activos, un gran equipo, una sólida posición financiera y confianza en el entorno regulatorio. Ahora pasaré la llamada a Dave para que cubra algunos de los aspectos operativos más destacados del trimestre.

David Lillo: Gracias, Lanza. Saltando a la diapositiva 11, quiero revisar algunos de los aspectos operativos más destacados del trimestre. La producción total del trimestre fue de 22,7 millones de Boe o aproximadamente 247.000 Boe por día. La producción de petróleo para el trimestre fue de 7,4 millones de barriles o aproximadamente 80.000 barriles por día. Nuestra producción para el trimestre fue sólida, especialmente cuando representó aproximadamente 450 MBoe de producción que se vio afectada por el evento climático de diciembre que afectó a muchos en la industria. Nuestro equipo hizo un trabajo increíble al manejar de manera proactiva el clima frío extremo en Colorado y Texas, minimizando los impactos en la producción y, lo que es más importante, manteniendo seguros a nuestros empleados y contratistas. En el lado de los gastos de la ecuación, invertimos aproximadamente $345 millones durante el trimestre, ligeramente por encima de nuestra guía implícita para el cuarto trimestre.

El capital ligeramente más alto para el trimestre estuvo ligado a una mayor actividad no OC; eficiencias a nivel de campo, tanto en el lado de la perforación como en el de terminación a medida que nuestros equipos continúan estableciendo récords; inversiones relacionadas con la PAC; y continuas presiones inflacionarias. A medida que analizamos el plan 2023 en nuestro presupuesto, estamos seguros de que hemos capturado cada una de esas inversiones incrementales de manera adecuada. Scott discutirá los planes de capital para 2023 con más detalle en breve. Durante el cuarto trimestre, nuestro equipo mantuvo un gran enfoque en la gestión de costos. Y nuestro LOE para el trimestre fue de $3,04 por Boe y un gasto total de G&A ascendió a $1,60 por Boe. En el campo de Wattenberg, invertimos aproximadamente $200 millones o $320 millones para operar tres equipos de perforación y dos equipos de terminación durante el trimestre.

Perforamos 53 pozos y volteamos en línea 50 pozos. Para el trimestre, la producción en Wattenberg promedió 219 000 Boe por día, de los cuales aproximadamente el 32 % fue petróleo. El LOE para la cuenca fue de $2,52 por Boe, lo que destaca la naturaleza de bajo costo de nuestras operaciones. En Delaware, invertimos aproximadamente $30 millones para mantener nuestro único nivel de actividad de plataforma de perforación de tiempo completo enfocado en operaciones de perforación por lotes. Y ejecutamos un promedio de 1.5 equipos de reacondicionamiento para administrar nuestras operaciones de base en el campo. La producción en la cuenca de Delaware promedió 28 000 Boe por día, de los cuales aproximadamente el 39 % fue petróleo. El LOE en la cuenca fue de $7,03 por Boe y refleja la continua actividad de reacondicionamiento durante el trimestre. Pasando a la diapositiva 12. Quiero tomarme un poco más de tiempo para sumergirme en las operaciones de campo de Wattenberg y desarrollar algunos de los detalles que Lance proporcionó anteriormente en la llamada.

Nuestros activos de Wattenberg tienen una economía líder en la industria y años de desarrollo de inventario de Nivel 1 planificados. Antes de resaltar la perspectiva a más largo plazo en la base, quiero brindar una actualización sobre nuestras almohadillas Gus de 36 pozos y Cordon de 28 pozos que están comenzando a encenderse en línea con nuestra nueva área de rango adquirida. . Las actividades de terminación en estas dos plataformas más grandes comenzaron en el cuarto trimestre y nos complace informar que los pozos están entrando en línea, cumpliendo con nuestras estimaciones previas a la terminación. Como discutimos en llamadas anteriores, una mayor cantidad de plataformas de pozos, donde los soportes de acres pueden reducir la huella de la superficie y el impacto en las comunidades mientras impulsan la eficiencia. La producción de los más de 60 pozos que están en proceso de entrar en funcionamiento respaldará nuestro crecimiento de producción planificado en el segundo trimestre.

Centrándonos en nuestra visión a más largo plazo en la cuenca. Nuestras operaciones están respaldadas por la consistencia que puede proporcionar el desarrollo en solo un activo básico de nivel 1. Aunque históricamente hemos convertido pozos en línea y continuaremos en varias ventanas de fase, nuestra curva de petróleo sigue siendo muy duradera, con un rendimiento constante de más de 22 barriles por pie lateral durante un plan de desarrollo representativo de cinco años. Es importante tener en cuenta que, en el gráfico superior izquierdo de la diapositiva, nuestra recuperación incremental por pie lateral en 2025 y 2026 está vinculada a la puesta en línea de pozos EUR más grandes en nuestra superficie de CAP. Esta producción incremental, además de un componente constante de petróleo, respalda aún más nuestra sólida economía. Finalmente, quiero resaltar las profundidades de nuestro inventario económico.

Al considerar las más de 2000 ubicaciones que Lance destacó, aproximadamente el 80 % de estas ubicaciones alcanzan el punto de equilibrio por debajo de $40 por barril sin ajustar los precios actuales de los pozos que probablemente disminuirían en un entorno de productos básicos de este tipo. Si hubiera un gráfico que mostrara la diferenciación de nuestro activo entre sus pares, es este. El profundo inventario de proyectos que es increíblemente resistente a los cambios en los precios de las materias primas respalda nuestro modelo de flujo de caja sostenible a largo plazo. Finalmente, en la diapositiva 13, quiero brindar una breve actualización sobre el activo de Delaware. Durante el trimestre, ejecutamos uno o dos equipos de reacondicionamiento como parte de nuestra operación normal para respaldar nuestra producción base. Además, continuamos con nuestras operaciones de perforación por lotes, utilizando una plataforma de perforación de tiempo completo.

El proceso de perforación discontinua es donde perforamos la superficie de cada uno de los pozos en el pad antes de pasar a las secciones intermedias y finalmente perforar cada una de las secciones laterales. Anticipamos que este proceso puede resultar en una reducción de los días de perforación y, en última instancia, de los costos. La actividad de finalización en el campo se reanudó según lo planeado en enero de este año, y el programa 2023 se enfoca preliminarmente en continuar con el desarrollo de las zonas Wolfcamp A y B. También evaluaremos las oportunidades en los intervalos Wolfcamp C y el tercero Bone Springs, donde los operadores de compensación han tenido éxito. El éxito en estas zonas aumentaría el inventario de nuestra base de activos y extendería la vida útil de nuestras operaciones durante años. Al final del año, hemos identificado aproximadamente 30 ubicaciones económicas centrales, incluidos 12 DUC, en nuestro inventario.

Al ritmo de desarrollo actual, esto representa más de tres años de operaciones. También hemos identificado aproximadamente 40 ubicaciones adicionales contingentes que apuntan a otras zonas y ubicaciones conocidas con laterales más cortos que requerirán mejores precios o una evaluación adicional antes de incluirlos en nuestro inventario principal. Con eso, pasaré la llamada a Scott Meyers.

Scott Meyers: Gracias, Dave. Comenzando en la diapositiva 15 y ya ha sido, como ya se señaló en la llamada, 2022 fue un año excepcional operativamente para PDC, y eso se ha traducido en aproximadamente $ 1.4 mil millones en flujo de caja libre, un récord para la compañía. Recibimos un precio realizado precoberturado de aproximadamente $50 por BOE, mientras que los gastos operativos fueron de aproximadamente $8 por BOE. Nuestros G&A llegaron como se esperaba a aproximadamente $1,60 por BOE, sin incluir los aproximadamente $0,22 por BOE del costo asociado con la adquisición de Great Western. Para el cuarto trimestre, generamos aproximadamente $260 millones de flujo de caja libre. Esto es bastante fuerte si se tiene en cuenta la disminución de los precios en el cuarto trimestre y el aumento planificado de la inversión vinculado a la incorporación del segundo equipo de DJ durante el trimestre.

Pasando a la diapositiva 16, me gustaría resaltar algunos detalles sobre nuestro programa de rendimiento de los accionistas. Solo en el cuarto trimestre, devolvimos aproximadamente $350 millones a través de nuestra recompra de acciones, $0.35 de dividendo base y $0.65 de dividendo especial. En última instancia, para el año, devolvimos $ 1 mil millones mediante la recompra de aproximadamente el 12 % de nuestras acciones en circulación y excediendo nuestro objetivo de dividendo post base del 60 %. Nuestro marco de rentabilidad que presentamos a principios de 2022 está respaldado por el sólido inventario de ubicaciones económicas de larga duración. Nos ha permitido la flexibilidad para ejecutar la adquisición de Great Western, aumentar nuestro dividendo base y reducir significativamente la deuda. En la diapositiva 17, quiero resaltar rápidamente la solidez continua de nuestro balance. Durante 2022, redujimos nuestra deuda en aproximadamente $530 millones desde el nivel máximo después de cerrar la transacción de Great Western.

Terminamos el año con aproximadamente $1.3 mil millones en deuda a largo plazo y un índice de apalancamiento de 0.5 veces. Nuestro único compromiso a corto plazo es de $200 millones con vencimiento en 2024, que puede pagarse fácilmente con nuestro flujo de caja libre previsto. En la diapositiva 18, quiero continuar con el tema de la rentabilidad de los accionistas y resumir algunas de nuestras pautas de rentabilidad para 2023. Usando el punto medio de nuestra guía de inversión de capital anticipada para 2023 y la capacidad de generar más de $2 mil millones en flujo de efectivo ajustado de las operaciones en un mundo de $75 por barril y $3 de gas, nuestro objetivo es poder devolver más de $550 millones a nuestros accionistas en 2023 Seguimos comprometidos a devolver más del 60 % de nuestro flujo de caja libre anual posterior al dividendo a los accionistas a través de recompras sistemáticas de acciones y un dividendo especial, si es necesario.

Continuamos utilizando la recompra de acciones como la herramienta principal en nuestro programa de rendimiento para los accionistas y anticipamos poder recomprar otro 7% a 10% de nuestras acciones en 2023. Estamos estableciendo un historial de aumento de nuestro dividendo base, como anunciamos el pasado semana otro aumento de nuestro dividendo trimestral de $0,35 a $0,40 por acción. Esto marca el tercer aumento y el segundo aumento anual consecutivo desde que se implementó el dividendo en 2021. Hasta el martes, hemos invertido aproximadamente $83 millones para recomprar 1,3 millones de acciones este año. Combinado con el aumento del dividendo de $0.40 por acción anunciado la semana pasada, ya hemos comprometido $118 millones en retornos durante el primer trimestre. Finalmente, en la diapositiva 19, quiero brindar una guía más detallada para 2023 en la primera mitad del año.

Anticipamos inversiones de capital para 2023 de $ 1350 millones a $ 1500 millones, lo que genera entre 255 000 y 265 000 BOE por día y 82 000 a 86 000 barriles por día de petróleo. En el campo de Wattenberg, la compañía espera invertir aproximadamente el 80 % del capital total en 2023. Mediante la ejecución de un programa de tres plataformas y una cuadrilla de completación de tiempo completo más otra de medio tiempo, planeamos perforar y completar aproximadamente de 200 a 225 pozos. . El presupuesto de capital también incluye no operativos; infraestructura para nuestros proyectos relacionados con CAP, tierra y ESG recientemente aprobados. En Delaware, la compañía planea invertir aproximadamente el 20 % de las inversiones de capital totales mediante la ejecución de un programa de una sola plataforma y un grupo de finalización a tiempo parcial. Planeamos perforar y completar aproximadamente 15 a 25 pozos en 2023.

En el primer trimestre, la compañía espera invertir entre $ 400 millones y $ 475 millones, con una producción total en el rango de 240,000 a 255,000 BOE por día y 78,000 a 84,000 barriles por día de producción de petróleo. En el segundo trimestre, la compañía planea invertir entre $ 325 millones y $ 400 millones y la producción total estará en el rango de 257,000 a 272,000 BOE por día y 84,000 a 90,000 barriles por día de producción de petróleo. Este es un paso importante en la producción a medida que comenzamos a recibir el beneficio completo del nivel de actividad en el primer trimestre que incluye más de 60 TIL de Wattenberg en 12 TIL de Delaware, de los cuales casi todos ocurren en la segunda mitad del primer trimestre. Para resumir nuestro llamado antes de pasar a las preguntas y respuestas, nuestra sólida ejecución en 2022 nos ayudó a expandir la base para el éxito continuo y a largo plazo de PDC en la creación de valor para nuestros accionistas.

Finalizamos el año con aproximadamente 1100 millones de reservas probadas equivalentes a Tier 1, un balance sólido como una roca y un inventario duradero de proyectos capaces de impulsar un flujo de caja libre sostenible para los años venideros. Ahora pasaré la llamada al operador para preguntas y respuestas.

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