PDC Energy, Inc. (NASDAQ : PDCE) Transcription de l'appel sur les résultats du 4e trimestre 2022

PDC Energy, Inc. (NASDAQ : PDCE) Transcription de l'appel sur les résultats du 4e trimestre 2022 23 février 2023

Opérateur: Bonne journée et merci d'être là. Bienvenue à la conférence téléphonique PDC Energy du quatrième trimestre 2022. À ce moment, tous les participants sont en mode écoute seule. Après la présentation des intervenants, il y aura une séance de questions-réponses. Veuillez noter que la conférence d'aujourd'hui est enregistrée. Je voudrais maintenant céder la conférence à votre conférencier d'aujourd'hui, Aaron Vandeford, directeur des relations avec les investisseurs. Veuillez continuer.

Aaron Vandeford : Merci et bonjour à tous. Lors de l'appel d'aujourd'hui, nous aurons le président et chef de la direction, Bart Brookman; vice-président exécutif, Lance Lauck ; directeur financier, Scott Meyers ; et le vice-président principal des opérations, Dave Lillo. Hier après-midi, nous avons publié notre communiqué de presse et affiché une présentation qui accompagne nos remarques d'aujourd'hui. Nous avons également déposé notre formulaire 10-K. Le communiqué de presse et la présentation sont disponibles sur la page Investor Relations de notre site Web à l'adresse www.pdce.com. Lors de l'appel d'aujourd'hui, nous ferons référence à la fois aux déclarations prospectives et aux mesures financières non conformes aux PCGR des États-Unis. Les divulgations et rapprochements appropriés, y compris une discussion des facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent sensiblement des déclarations prospectives, se trouvent sur la diapositive 2 de l'annexe de cette présentation. Sur ce, je passe la parole à notre PDG, Bart Brookman.

Bart Brookman : Merci, Aaron, et bonjour à tous. Permettez-moi d'ouvrir en disant que sur l'ensemble des 50 ans d'histoire de PDC, 2022 est l'année la plus réussie à presque tous les égards, un niveau record de flux de trésorerie disponible de 1,4 milliard de dollars, dont 1 milliard de dollars a été restitué à nos actionnaires sous forme de rachats d'actions , nos dividendes fixes et un dividende spécial de 0,65 $ par action en décembre dernier, la production pour l'entreprise, un record de 85 millions de bep. En mai, nous avons clôturé l'acquisition hautement relutive de Great Western, consolidant notre position centrale déjà exceptionnelle à Wattenberg en stimulant une solide croissance de la production et des réserves. Réserves à la fin de l'année 2022, un remplacement de 440 % des réserves pour la société alors que nous avons augmenté les réserves à 1,1 milliard de barils d'équivalent pétrole et les permis de forage.

Je tiens à remercier très sincèrement notre groupe de réglementation, les spécialistes des permis, l'équipe des terres, les opérations et leurs groupes de conformité. En 2022, nous avons déchiffré le code sur l'obtention de permis dans l'État du Colorado. Et grâce à nos OGDP, CAP et Great Western approuvés, nous avons maintenant des permis et des DUC en main pour notre programme de développement jusqu'en 2028. Émissions pour l'entreprise, l'année dernière, nous avons considérablement dépassé nos objectifs de réduction des émissions de 2022 avec une réduction de plus de 30 % des émissions de gaz à effet de serre. émissions de gaz et plus de 50 % de réduction de l'intensité de méthane, des résultats exceptionnels. Sur la base de cette réalisation, attendez-vous à ce que nous déployions des objectifs d'émissions encore plus agressifs dans un proche avenir. Le CAP récemment approuvé démontre l'accent mis par l'entreprise sur le développement à long terme, aligné sur nos objectifs ESG, ces objectifs de réduction des émissions et des plans de développement de qualité.

Pour rappel, au sein de ce CAP, nous avons 33 000 acres nets, 450 puits, 22 emplacements en surface et une durée de permis de 10 ans. Techniquement, nous mettons en œuvre d'importantes pratiques commerciales exemplaires, notamment le déploiement de plus de 2 à 3 milles latéraux, la poursuite de l'électrification à 100 % et la conception d'installations à la fine pointe de la technologie. Dans le cadre du CAP, l'entreprise réduira les émissions de gaz à effet de serre de 72 % par rapport à notre conception de 2020, ce qui se traduira par une production d'émissions parmi les plus faibles au monde. Et l'aspect le plus convaincant du CAP est que, tout en atteignant ces niveaux d'émission extrêmement bas, les projets de forage seront parmi les projets les plus résilients et les plus économiques du pays. Et Lance fournira plus de couleur à ce sujet dans un instant. Fort de ces succès de 2022, j'aimerais maintenant attirer notre attention sur les projets de l'entreprise pour cette année.

Nous prévoyons que 2023 sera une autre réussite, avec une production de 95 millions de bep ou 260 000 bep par jour. Les projets dans les deux bassins sont bien cartographiés et hautement économiques. Le flux de trésorerie disponible devrait être de 825 millions de dollars, soit 75 dollars de pétrole et 3 dollars de gaz naturel, sur des dépenses en capital d'environ 1,4 milliard de dollars. Nous réduirons légèrement le niveau d'endettement de l'entreprise et anticipons un ratio de levier financier de 0,5 en fin d'année. Notre engagement à restituer 60 % du cash-flow libre, après dividende fixe, reste solide. Et notre récente annonce concernant l'augmentation de notre dividende fixe à 0,40 $ par action et l'augmentation de notre autorisation de rachat de 750 millions de dollars, démontrent l'engagement de la société envers le rendement pour les actionnaires. Et pour terminer mes commentaires d'aujourd'hui, mes sincères félicitations à nos équipes EHS et opérationnelles dans les deux bassins.

Les opérations au Texas et au Colorado durent environ cinq ans, sans accident avec perte de temps, un record pour l'entreprise et une signature de l'engagement de PDC envers la sécurité, un travail bien fait. Je vais maintenant passer la parole à Lance Lauck pour une mise à jour sur les réserves et l'inventaire de la société.

Lance Lauck : Merci Bart. La diapositive 7 met en évidence nos réserves prouvées de fin d'année 2022, qui ont augmenté à environ 1,1 milliard de barils d'équivalent pétrole. Cette augmentation représente maintenant 35 % par rapport à nos réserves prouvées de fin d'année 2021 et a été entraînée par notre acquisition de Great Western et par nos ajouts et révisions annuels de réserves. Il s'agit d'une base de réserves très importante et qui peut générer une création de valeur matérielle et durable à l'avenir. Dans l'ensemble, nous avons généré un remplacement exceptionnel des réserves prouvées de 440 % en 2022. Tout aussi important, nous avons généré environ 220 % de remplacement des réserves prouvées grâce au trépan, ce qui démontre la haute qualité de notre base d'actifs de niveau 1. Au prix fixe de la SEC d'environ 93 $ le baril à 6 $ de gaz, nos réserves prouvées de fin d'année 2022 ont généré une valeur PV-10 avant impôts d'environ 19 milliards de dollars.

Je voudrais également souligner que nous avons une base de réserves très résiliente, en supposant un cas de pétrole plat de 50 $, les volumes de réserves PDC n'ont diminué que d'environ 2 % par rapport au cas de prix de la SEC. Ceci, encore une fois, est une autre mesure de la nature hautement économique de notre base d'actifs de niveau 1. Passons maintenant à la diapositive 8. Je souhaite prendre un moment et fournir quelques détails supplémentaires sur notre inventaire Wattenberg de niveau 1, le meilleur de sa catégorie. Avec l'intégration des actifs de SRC, et maintenant des actifs de Great Western, nous avons significativement consolidé notre position au cœur de la zone. Nous avons historiquement fourni des détails d'inventaire par zone géographique. Mais afin de décrire plus clairement nos paramètres économiques de niveau 1, nous fournissons nos paramètres économiques de puits de forage en fonction de leurs caractéristiques souterraines.

Cela nécessite une ventilation de notre inventaire par les fenêtres de phase de réservoir respectives. À la fin de l'année, nous avons identifié plus de 2 100 emplacements économiques principaux, dont 200 CIC dans le champ de Wattenberg. Comme le montre cette diapositive, nos emplacements englobent quatre fenêtres de phase de réservoir distinctes, dont deux fenêtres à huile noire, une fenêtre à huile légère et une fenêtre à gaz rétrograde. Cette diapositive met en évidence que quatre de nos cinq zones géographiques ont plus d'une fenêtre de phase de réservoir. Par exemple, la région des Prairies au nord a une fenêtre d'huile noire ainsi qu'une fenêtre d'huile légère, tandis que nos régions Summit, Plains et Kersey ont trois fenêtres de phase distinctes. Notre superficie Guanella CAP est principalement située dans les fenêtres pétrole léger et gaz rétrograde. Sur la diapositive suivante, je mettrai en évidence certaines des différences en euros et en économie dans chacune des fenêtres de phase sur notre position centrale de Wattenberg.

En continuant avec la diapositive 9, nous fournissons une ventilation détaillée de nos quelque 2 100 emplacements par fenêtre de phase. Avant d'aborder les aspects économiques, je tiens à souligner à quel point notre inventaire est dérisqué du point de vue des permis. Dans l'ensemble, notre inventaire de fin d'année de plus de 2 100 emplacements est autorisé à plus de 50 %, y compris le CAP, ce qui nous donne une excellente visibilité sur plusieurs années futures de développement hautement économique. Notre fenêtre de phase autorisée la plus élevée se situe dans la zone de superficie de la gamme de pétrole noir que nous avons acquise auprès de Great Western. Bien que cela soit autorisé à 100 %, nous tenons à souligner que nos équipes travaillent sur diverses opportunités d'expansion des stocks qui n'étaient pas incluses dans la transaction d'origine. Notre superficie autorisée par bail se situe dans la fenêtre pétrolière noire du Nord, mais elle est également située dans des zones très rurales avec moins de risques de permis en raison du nombre minimal d'unités de construction et de structures pour planifier nos emplacements de surface autour.

Nous sommes impatients de poursuivre ces permis à l'avenir. Le tableau sur cette diapositive met en évidence nos réserves par puits pour un latéral de 2 milles, qui vont d'environ 460 000 barils avec 48 % de pétrole dans la fenêtre de pétrole noir du Nord à 900 000 barils équivalents avec 20 % de pétrole dans la fenêtre de gaz rétrograde. Bien que les pourcentages d'EUR et de mix pétrolier varient entre chacune de ces fenêtres de phase, l'essentiel à retenir est que les quatre fenêtres de phase offrent des économies exceptionnelles allant de 63% à 96% de taux de rendement interne basés sur 75 $ de pétrole et 3 $ de gaz. Alors que nous commençons le développement de nos actifs Guanella CAP en 2024, gardez à l'esprit que le CAP est situé dans les fenêtres pétrole léger et gaz rétrograde. Ces fenêtres de phase auront une composante de gaz riche en liquide plus élevée, mais elles fourniront également certains de nos plus grands EUR et économies dans l'inventaire de la société.

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Ces deux fenêtres génèrent un taux de rendement moyen sur les puits latéraux de 2 milles de près de 100 % et 85 %, respectivement, encore une fois, sur la base de 75 $ de pétrole et de 3 $ de gaz. Alors que la fenêtre nord du pétrole noir représente un EUR inférieur de 460 000 barils équivalents, il a également la coupe de pétrole la plus élevée à 48 %, ce qui génère toujours un taux de rendement d'environ 63 % au même prix. Un dernier commentaire, toutes les fenêtres de phase fournissent de forts volumes d'huile. Dave en parlera plus en détail dans ses prochains commentaires, mais je tiens à souligner que nos volumes de pétrole fournissent une base solide pour l'économie, permettant à la contribution du gaz et des LGN d'améliorer les rendements. Avant de passer la parole à Dave, je souhaite résumer cette section de notre appel aux résultats en partageant que PDC est aujourd'hui dans la position la plus solide de ses 50 ans d'histoire.

Nous avons des atouts considérables, une équipe formidable, une position financière solide et une confiance dans l'environnement réglementaire. Je vais maintenant passer l'appel à Dave pour couvrir certains des faits saillants opérationnels du trimestre.

David Lillo : Merci Lance. Passant à la diapositive 11, je souhaite passer en revue certains des faits saillants opérationnels du trimestre. La production totale du trimestre s'est établie à 22,7 millions de bep, soit environ 247 000 bep par jour. La production de pétrole pour le trimestre était de 7,4 millions de barils, soit environ 80 000 barils par jour. Notre production pour le trimestre a été solide, surtout si l'on tient compte d'environ 450 Mboe de production qui a été touchée par l'événement météorologique de décembre qui a touché de nombreux acteurs de l'industrie. Notre équipe a fait un travail incroyable en gérant de manière proactive le froid extrême au Colorado et au Texas, en minimisant les impacts sur la production et, plus important encore, en assurant la sécurité de nos employés et sous-traitants. Du côté des dépenses de l'équation, nous avons investi environ 345 millions de dollars au cours du trimestre, légèrement au-dessus de nos prévisions implicites pour le quatrième trimestre.

Le capital légèrement plus élevé pour le trimestre était lié à l'augmentation de l'activité non-OC ; des efficacités au niveau du terrain, tant du côté du forage que de la complétion, alors que nos équipes continuent d'établir des records ; les investissements liés à la PAC ; et des pressions inflationnistes continues. Alors que nous examinons le plan 2023 dans notre budgétisation, nous sommes convaincus que nous avons capturé chacun de ces investissements supplémentaires de manière appropriée. Scott discutera plus en détail des plans d'immobilisations de 2023 sous peu. Au cours du quatrième trimestre, notre équipe s'est concentrée sur la gestion des coûts. Et notre LOE pour le trimestre était de 3,04 $ par bep et les frais G&A tout compris ont totalisé 1,60 $ par bep. Dans le champ de Wattenberg, nous avons investi environ 200 millions de dollars ou 320 millions de dollars pour faire fonctionner trois appareils de forage et deux équipes de complétion au cours du trimestre.

Nous avons pulvérisé 53 puits et mis en ligne 50 puits. Pour le trimestre, la production dans le Wattenberg a été en moyenne de 219 000 bep par jour, dont environ 32 % de pétrole. Le LOE pour le bassin s'est établi à 2,52 $ par bep, soulignant la nature à faible coût de nos opérations. Dans le Delaware, nous avons investi environ 30 millions de dollars pour maintenir notre niveau d'activité d'appareil de forage à temps plein axé sur les opérations de forage par lots. Et nous avons utilisé en moyenne 1,5 plates-formes de reconditionnement pour gérer nos opérations de base sur le terrain. La production dans le bassin du Delaware était en moyenne de 28 000 bep par jour, dont environ 39 % de pétrole. Le LOE dans le bassin s'est établi à 7,03 $ par bep et reflète l'activité continue de reconditionnement au cours du trimestre. Passons à la diapositive 12. Je souhaite prendre un peu plus de temps pour plonger dans les opérations sur le terrain de Wattenberg et m'appuyer sur certains des détails que Lance a fournis plus tôt dans l'appel.

Nos actifs de Wattenberg ont une économie de pointe et des années de développement d'inventaire de niveau 1 ont été cartographiées. Avant de souligner les perspectives à plus long terme de la base, je souhaite faire le point sur nos pads Gus 36 puits et Cordon 28 puits qui commencent à être activés en ligne avec notre €“ en ligne dans notre nouvelle zone de gamme acquise . Les activités de complétion sur ces deux plateformes plus importantes ont commencé au quatrième trimestre, et nous sommes heureux d'annoncer que les puits sont en ligne, ce qui correspond à nos estimations de pré-complétion. Comme nous en avons discuté lors d'appels précédents, un plus grand nombre de plates-formes de puits, où les supports de superficie peuvent réduire l'empreinte de surface et l'impact sur les communautés tout en améliorant l'efficacité. La production des plus de 60 puits qui sont en train d'être mis en service soutiendra notre croissance de production prévue au deuxième trimestre.

Se concentrer sur notre vision à plus long terme du bassin. Nos opérations sont soutenues par la cohérence que seul le développement d'un actif principal de niveau 1 peut fournir. Bien que nous ayons historiquement et continuerons à aligner des puits sur plusieurs phases, notre courbe pétrolière reste très durable, produisant plus de 22 barils par pied latéral de manière constante sur un plan de développement représentatif de cinq ans. Il est important de noter, sur le graphique supérieur gauche de la diapositive, que notre récupération incrémentielle par pied latéral en 2025 et 2026 est liée à la mise en ligne de puits en EUR plus importants dans notre superficie CAP. Cette production supplémentaire, en plus d'une composante pétrolière constante, soutient davantage notre solide économie. Enfin, je tiens à souligner la profondeur de notre inventaire économique.

Si l'on considère les plus de 2 000 emplacements mis en évidence par Lance, environ 80 % de ces emplacements atteignent un seuil de rentabilité inférieur à 40 $ le prix du baril sans ajustement des prix actuels des puits qui diminueraient probablement dans un tel environnement de matières premières. S'il y avait un graphique qui montre la différenciation de notre actif parmi ses pairs, c'est bien celui-là. Le vaste inventaire de projets qui est incroyablement résistant aux variations des prix des matières premières soutient notre modèle de flux de trésorerie durable à long terme. Enfin, sur la diapositive 13, je souhaite fournir une brève mise à jour sur l'actif du Delaware. Au cours du trimestre, nous avons utilisé une ou deux plates-formes de reconditionnement dans le cadre de nos opérations normales pour soutenir notre production de base. De plus, nous avons poursuivi nos opérations de forage par lots, en utilisant une plate-forme de forage à plein temps.

Le processus de forage discontinu consiste à forer la surface de chacun des puits sur le socle avant de passer aux sections intermédiaires et enfin de forer chacune des sections latérales. Nous prévoyons que ce processus peut entraîner une réduction des jours de forage et, en fin de compte, des coûts. L'activité d'achèvement sur le terrain a repris comme prévu en janvier de cette année, et le programme 2023 est préliminairement axé sur la poursuite du développement des zones Wolfcamp A et B. Nous évaluerons également les opportunités dans les intervalles de Wolfcamp C et du troisième Bone Springs, où les opérateurs de compensation ont eu du succès. Le succès dans ces zones augmenterait l'inventaire de notre base d'actifs et prolongerait la durée de vie de nos opérations. À la fin de l'année, nous avons identifié environ 30 emplacements économiques principaux, dont 12 CID, dans notre inventaire.

Au rythme de développement actuel, cela représente plus de trois ans d'exploitation. Nous avons également identifié environ 40 emplacements supplémentaires contingents ciblant d'autres zones et emplacements connus avec des embranchements plus courts qui nécessiteront une tarification améliorée ou une évaluation supplémentaire avant de les inclure dans notre inventaire de base. Sur ce, je vais passer l'appel à Scott Meyers.

Scott Meyer : Merci, David. À partir de la diapositive 15 et a déjà été € "comme cela a déjà été souligné lors de l'appel, 2022 a été une année exceptionnelle sur le plan opérationnel pour PDC, et cela s'est traduit par environ 1,4 milliard de dollars de flux de trésorerie disponibles, un record pour l'entreprise. Nous avons reçu un prix réalisé pré-couvert d'environ 50 $ par bep, tandis que les dépenses d'exploitation se sont élevées à environ 8 $ par bep. Nos frais généraux et administratifs se sont établis comme prévu à environ 1,60 USD par BEP, hors coût d'environ 0,22 USD par BEP associé à l'acquisition de Great Western. Pour le quatrième trimestre, nous avons généré environ 260 millions de dollars de flux de trésorerie disponibles. C'est assez fort compte tenu de la baisse des prix au quatrième trimestre et de l'augmentation prévue des investissements liée à l'ajout de la deuxième équipe de finition DJ au cours du trimestre.

Passant à la diapositive 16, j'aimerais souligner quelques détails sur notre programme de retour aux actionnaires. Au quatrième trimestre seulement, nous avons retourné environ 350 millions de dollars grâce à notre rachat d'actions, un dividende de base de 0,35 $ et un dividende spécial de 0,65 $. En fin de compte, pour l'année, nous avons retourné 1 milliard de dollars en rachetant environ 12 % de nos actions en circulation et en dépassant notre objectif de 60 % après dividende de base. Notre cadre de rendements que nous avons défini plus tôt en 2022 est étayé par le solide inventaire de sites économiques à longue durée de vie. Cela nous a donné la flexibilité nécessaire pour exécuter l'acquisition de Great Western, augmenter notre dividende de base tout en réduisant considérablement la dette. Sur la diapositive 17, je veux souligner rapidement la solidité continue de notre bilan. En 2022, nous avons réduit notre dette d'environ 530 millions de dollars par rapport au niveau record après la clôture de la transaction Great Western.

Nous avons terminé l'année avec environ 1,3 milliard de dollars de dette à long terme et un ratio d'endettement de 0,5 fois. Notre seul engagement à court terme est de 200 millions de dollars échéant en 2024, qui peuvent être facilement payés par nos flux de trésorerie disponibles prévus. À la diapositive 18, je souhaite poursuivre sur le sujet du rendement des actionnaires et décrire certaines de nos prévisions de rendement pour 2023. En utilisant le point médian de nos prévisions d'investissement en capital pour 2023 et la capacité de générer plus de 2 milliards de dollars de flux de trésorerie ajustés provenant de l'exploitation dans un monde de 75 $ le baril et de 3 $ pour le gaz, nous visons à pouvoir retourner plus de 550 millions de dollars à nos actionnaires en 2023 Nous restons déterminés à restituer aux actionnaires plus de 60 % de notre flux de trésorerie disponible annuel post-dividende par le biais de rachats d'actions systématiques et d'un dividende spécial, si nécessaire.

Nous continuons d'utiliser les rachats d'actions comme principal outil de notre programme de retour aux actionnaires et prévoyons de pouvoir racheter encore 7 % à 10 % de nos actions en 2023. Nous établissons un historique d'augmentation de notre dividende de base, comme nous l'avons annoncé la dernière fois. semaine une autre augmentation de notre dividende trimestriel de 0,35 $ à 0,40 $ par action. Il s'agit de la troisième augmentation et de la deuxième augmentation annuelle consécutive depuis la mise en œuvre du dividende en 2021. Jusqu'à mardi, nous avons investi environ 83 millions de dollars pour racheter 1,3 million d'actions cette année. Combiné avec l'augmentation du dividende de 0,40 $ par action annoncée la semaine dernière, nous avons déjà engagé 118 millions de dollars de rendements au cours du premier trimestre. Enfin, sur la diapositive 19, je souhaite fournir des indications plus détaillées pour 2023 au premier semestre.

Nous prévoyons des investissements en capital de 1,35 à 1,5 milliard de dollars en 2023, qui génèrent entre 255 000 et 265 000 bep par jour et 82 000 à 86 000 barils de pétrole par jour. Dans le champ de Wattenberg, la société prévoit d'investir environ 80 % du capital total en 2023. En exécutant un programme de trois plates-formes et une équipe de complétion à temps plein plus une équipe à temps partiel, nous prévoyons de lancer et de compléter environ 200 à 225 puits. . Le budget d'investissement comprend également les dépenses non opérationnelles ; infrastructure pour nos projets CAP, fonciers et ESG récemment approuvés. Dans le Delaware, la société prévoit d'investir environ 20 % du total des investissements en capital en exécutant un programme à une plate-forme et un groupe d'achèvement à temps partiel. Nous prévoyons de creuser et de compléter environ 15 à 25 puits en 2023.

Au premier trimestre, la société prévoit d'investir entre 400 et 475 millions de dollars, avec une production totale comprise entre 240 000 et 255 000 bep par jour et 78 000 à 84 000 barils de production de pétrole par jour. Au deuxième trimestre, la société prévoit d'investir entre 325 et 400 millions de dollars et la production totale se situera entre 257 000 et 272 000 bep par jour et entre 84 000 et 90 000 barils de production de pétrole par jour. Il s'agit d'une augmentation importante de la production alors que nous commençons à tirer pleinement parti du niveau d'activité du premier trimestre, qui comprend plus de 60 TIL de Wattenberg dans 12 TIL du Delaware, dont presque tous se produisent dans la seconde moitié du premier trimestre. Pour résumer notre appel avant de passer aux questions et réponses, notre solide exécution en 2022 nous a aidés à étendre les bases du succès continu et à long terme de PDC dans la création de valeur pour nos actionnaires.

Nous avons terminé l'année avec environ 1,1 milliard d'équivalents de réserves prouvées Tier 1, un bilan solide comme le roc et un inventaire durable de projets capables de générer un flux de trésorerie disponible durable pour les années à venir. Je vais maintenant passer l'appel à l'opérateur pour les questions et réponses.

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