CONTINENTAL RESOURCES ANNOUNCES OUTSTANDING 1Q22 RESULTS, INCREASES SHAREHOLDER RETURN OF CAPITAL, & ENHANCES 2022 PROJECTIONS

Continental Resources объявляет о выдающихся результатах за 1 кв. 2022 г., повышает доходность капитала для акционеров и улучшает прогнозы на 2022 г.

Oklahoma City, May 4, 2022 /PRNewswire/ -- 

Outstanding 1Q22 Results•    $1.50 B Cash Flow from Operations (CFO) & $1.15 B Free Cash Flow (FCF) (Non-GAAP)•    $597.8 MM Net Income; $1.65 per Diluted Share ($960.0 MM Adj. Net Income; $2.65 per Adj. Share (Non-GAAP))

Increasing Shareholder Return of Capital•    Quarterly Dividend Increased to $0.28 per Share (~2.0% Dividend Yield1)•    $100 MM Shares Repurchased in 1Q22 (~$960 MM Remaining in Share Buyback Program)•    $264 MM Total Debt Reduction in 1Q22 (Inclusive of $450 MM Powder River Basin Acquisition & Initial $63 MM Summit Carbon Capture Investment)

Enhancing 2022 Projections•    Increased Projected Return on Capital Employed (ROCE) to ~31% from Previous 21%•    Increased Avg. Daily Oil Production to 200 to 210 MBopd & Avg. Daily Natural Gas Production to 1.1 to 1.2 Bcfpd•    220 to 230 MBopd December 2022 Avg. Daily Oil Production Exit Rate•    Projecting Full Year CFO of $6.5 to $7.0 B (Inclusive of ~$450 MM Working Capital Adjustment) and Projecting Full Year FCF2 of $4.3 to $4.7 B; 21% to 23% FCF Yield3 (Non-GAAP)

Continental Resources, Inc. (NYSE: CLR) (the "Company") today announced its first quarter 2022 operating and financial results, increased shareholder return of capital, and enhanced 2022 projections.

Logo - https://mma.prnewswire.com/media/95419/continental_resources_logo.jpg

"Continental's outstanding first quarter 2022 results underscore our commitment to both return of capital to shareholders and corporate disciplined return on capital employed. Additionally, we continue to enhance our 2022 capital program and are realizing opportunities to optimize our operational and financial performance, as evident in our increased 2022 projected free cash flow of $4.3 to $4.7 billion, which equates to a 21% to 23% free cash flow yield. Our fifth consecutive increase to our quarterly dividend and approximately 31% projected return on capital employed continues to competitively differentiate us versus both our peers and the S&P 500 by delivering on our unique shareholder value proposition," said Bill Berry, President & Chief Executive Officer.

The Company reported net income of $597.8 million, or $1.65 per diluted share, for the quarter ended March 31, 2022. In first quarter 2022, typically excluded items in aggregate represented $362.2 million, or $1.00 per diluted share, of Continental's reported net income. Adjusted net income for first quarter 2022 was $960.0 million, or $2.65 per diluted share (non-GAAP). Net cash provided by operating activities for first quarter 2022 was $1.50 billion, and EBITDAX was $1.84 billion (non-GAAP).

Adjusted net income, adjusted net income per share, EBITDAX, free cash flow, free cash flow yield, net debt, net sales prices, and cash general and administrative (G&A) expenses per barrel of oil equivalent (Boe) presented herein are non-GAAP financial measures. Definitions and explanations for how these measures relate to the most directly comparable U.S. generally accepted accounting principles (GAAP) financial measures are provided at the conclusion of this press release.

1Q22 Production & Operations Update

First quarter 2022 total production averaged 373.8 MBoepd. First quarter 2022 oil production averaged 194.8 MBopd. First quarter 2022 natural gas production averaged 1,074 MMcfpd.

The following table provides the Company's average daily production by region for the periods presented:

1Q22 Financial Update

"The Company delivered a record quarter of adjusted earnings per share and exceptional free cash flow generation while executing the $450 million Powder River Basin acquisition and $63 million Summit carbon capture investment during the first quarter 2022. We continued to demonstrate our ongoing commitment to capital discipline and shareholder return of capital by reducing our total debt by $264 million and executing $100 million of share repurchases since year end 2021, while increasing our quarterly fixed dividend by 22% versus last quarter," said John Hart, Chief Financial Officer & Executive Vice President of Strategic Planning.

Increasing Shareholder Return of Capital

The Company's Board of Directors recently approved increasing the Company's quarterly dividend to $0.28 per share, payable on May 23, 2022, to stockholders of record on May 9, 2022. This dividend represents a $0.05, or approximately 22%, increase to the Company's $0.23 per share quarterly dividend paid in first quarter 2022 and equates to an approximate 2.0% annualized dividend yield, as of May 2, 2022, which exceeds the S&P 500 average yield. The Company continues to target maintaining a 2.0% or greater annualized dividend yield long term.  

During first quarter 2022, the Company repurchased 1.84 million shares at an aggregate cost of $100 million. Cumulatively the Company has repurchased 18.81 million shares at an aggregate cost of $541 million (average of $28.76 per share), leaving approximately $960 million of authorized repurchasing capacity remaining under the $1.5 billion program.

During first quarter 2022, the Company reduced its total debt to $6.57 billion, with $264 million of total debt reduction since December 31, 2021. This is inclusive of the $450 million Powder River Basin acquisition and $63 million Summit carbon capture investment. The Company is accelerating its net debt reduction and is targeting $4.8 billion of total debt, which assumes a paydown of the Company's 2023 and 2024 senior notes, and $4.0 billion of net debt (non-GAAP) by year end 2022. At the end of first quarter 2022, the Company's net debt (non-GAAP) to annualized first quarter 2022 EBITDAX (non-GAAP) ratio was below 1.0x and is projected to be below 1.0x on a trailing twelve-month EBITDAX basis by the end of second quarter 2022.

Enhancing 2022 Projections

The Company recently announced its modified 2022 capital program of $2.6 to $2.7 billion from $2.3 billion, which is expected to enhance the Company's projected return on capital employed by 2.0% over its originally projected 21% return on capital employed at $80 WTI and $3.50 HH. Adjusting for current commodity prices, the Company's projected return on capital employed is increasing to approximately 31% in 2022. The Company is also projecting a 40% or lower reinvestment rate, versus approximately 45% in the original capital program.

The Company has updated its 2022 annual oil production guidance to 200 to 210 MBopd from 195 to 205 MBopd. This is inclusive of production from the closing of the Company's Powder River Basin acquisition on March 25, 2022, through December 31, 2022. The Company is also projecting a December 2022 oil production exit rate of approximately 220 to 230 MBopd. Additionally, the Company has updated its 2022 annual natural gas production guidance to 1,100 MMcfpd to 1,200 MMcfpd from 1,040 to 1,140 MMcfpd.

The updated 2022 capital program is projected to generate approximately $6.5 to $7.0 billion of cash flow from operations (inclusive of approximately $450 million working capital adjustment) and $4.3 to $4.7 billion of free cash flow (non-GAAP) for full-year 2022, inclusive of first quarter 2022 actuals and strip WTI and Henry Hub prices as of May 2, 2022, for the remainder of the year. The Company's full-year 2022 free cash flow projection equates to a 21% to 23% free cash flow yield (non-GAAP). 

The Company is improving its oil and natural gas differentials given strong pricing realizations. 2022 crude oil differentials guidance per barrel of oil is now projected to average ($2.50) to ($3.50) and 2022 natural gas differentials guidance per Mcf is now projected to average a premium of $0.25 to $1.00.

The Company's full 2022 guidance can be found at the conclusion of this press release.

1Q22 Earnings Conference Call

The Company plans to host a conference call to discuss first quarter 2022 results on Thursday, May 5, 2022, at 10:00 a.m. ET (9:00 a.m. CT). Those wishing to listen to the conference call may do so via the Company's website at www.CLR.com or by phone:

Time and date:            10:00 a.m. ET, Thursday, May 5, 2022Dial-in:                         1-888-317-6003Intl. dial-in:                   1-412-317-6061Conference ID:            3358185

A replay of the call will be available for 14 days on the Company's website or by dialing:

Replay number:           1-877-344-7529Intl. replay:                   1-412-317-0088Conference ID:             8488139

The Company plans to publish a first quarter 2022 summary presentation to its website at www.CLR.com prior to the start of its conference call on Thursday, May 5, 2022.

About Continental Resources

Continental Resources (NYSE: CLR) is a top 10 independent oil producer in the U.S. and a leader in America's energy renaissance. Based in Oklahoma City, Continental is the largest leaseholder and the largest producer in the nation's premier oil field, the Bakken play of North Dakota and Montana. The Company is also the largest producer in the Anadarko Basin of Oklahoma and has newly acquired positions in the Powder River Basin of Wyoming and Permian Basin of Texas. With a focus on the exploration and production of oil, Continental has unlocked the technology and resources vital to American energy independence and our nation's leadership in the new world oil market. In 2022, the Company will celebrate 55 years of operations. For more information, please visit www.CLR.com.     

Cautionary Statement for the Purpose of the "Safe Harbor" Provisions of the Private Securities Litigation Reform Act of 1995

This press release includes "forward-looking statements" within the meaning of Section 27A of the Securities Act of 1933 and Section 21E of the Securities Exchange Act of 1934. All statements included in this press release other than statements of historical fact, including, but not limited to, forecasts or expectations regarding the Company's business and statements or information concerning the Company's future operations, performance, financial condition, production and reserves, schedules, plans, timing of development, rates of return, budgets, costs, business strategy, objectives, and cash flows are forward-looking statements. When used in this press release, the words "could," "may," "believe," "anticipate," "intend," "estimate," "expect," "project," "budget," "target," "plan," "continue," "potential," "guidance," "strategy," and similar expressions are intended to identify forward-looking statements, although not all forward-looking statements contain such identifying words.

Forward-looking statements are based on the Company's current expectations and assumptions about future events and currently available information as to the outcome and timing of future events. Although the Company believes these assumptions and expectations are reasonable, they are inherently subject to numerous business, economic, competitive, regulatory and other risks and uncertainties, most of which are difficult to predict and many of which are beyond the Company's control. No assurance can be given that such expectations will be correct or achieved or that the assumptions are accurate. The risks and uncertainties include, but are not limited to, commodity price volatility; the geographic concentration of our operations; financial market and economic volatility; the effects of any national or international health crisis; the inability to access needed capital; the risks and potential liabilities inherent in crude oil and natural gas drilling and production and the availability of insurance to cover any losses resulting therefrom; difficulties in estimating proved reserves and other reserves-based measures; declines in the values of our crude oil and natural gas properties resulting in impairment charges; our ability to replace proved reserves and sustain production; our ability to pay future dividends or complete share repurchases; the availability or cost of equipment and oilfield services; leasehold terms expiring on undeveloped acreage before production can be established; our ability to project future production, achieve targeted results in drilling and well operations and predict the amount and timing of development expenditures; the availability and cost of transportation, processing and refining facilities; legislative and regulatory changes adversely affecting our industry and our business, including initiatives related to hydraulic fracturing and greenhouse gas emissions; increased market and industry competition, including from alternative fuels and other energy sources; and the other risks described under Part I, Item 1A. Risk Factors and elsewhere in the Company's Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2021, registration statements and other reports filed from time to time with the SEC, and other announcements the Company makes from time to time.

Readers are cautioned not to place undue reliance on forward-looking statements, which speak only as of the date on which such statement is made. Should one or more of the risks or uncertainties described in this press release occur, or should underlying assumptions prove incorrect, the Company's actual results and plans could differ materially from those expressed in any forward-looking statements. All forward-looking statements are expressly qualified in their entirety by this cautionary statement. Except as otherwise required by applicable law, the Company undertakes no obligation to publicly correct or update any forward-looking statement whether as a result of new information, future events or circumstances after the date of this report, or otherwise.

Readers are cautioned that initial production rates are subject to decline over time and should not be regarded as reflective of sustained production levels. Production from horizontal drilling in shale oil and natural gas resource plays and tight natural gas plays that are stimulated with extensive pressure fracturing are typically characterized by significant early declines in production rates.

We use the term "EUR" or "estimated ultimate recovery" to describe our best estimate of recoverable oil and natural gas hydrocarbon quantities. Actual reserves recovered may differ from estimated quantities. EUR data included herein, if any, remain subject to change as more well data is analyzed.

Non-GAAP Financial Measures

Non-GAAP adjusted net income and adjusted net income per share attributable to Continental

Our presentation of adjusted net income and adjusted net income per share that exclude the effect of certain items are non-GAAP financial measures. Adjusted net income and adjusted net income per share represent net income and diluted net income per share determined under U.S. GAAP without regard to non-cash gains and losses on derivative instruments, property impairments, gains and losses on asset sales, gains and losses on extinguishment of debt, acquisition costs, and charitable donations as applicable. Management believes these measures provide useful information to analysts and investors for analysis of our operating results. In addition, management believes these measures are used by analysts and others in valuation, comparison and investment recommendations of companies in the oil and gas industry to allow for analysis without regard to an entity's specific derivative portfolio, impairment methodologies, and property acquisitions and dispositions. Adjusted net income and adjusted net income per share should not be considered in isolation or as an alternative to, or more meaningful than, net income or diluted net income per share as determined in accordance with U.S. GAAP and may not be comparable to other similarly titled measures of other companies. The following table reconciles net income and diluted net income per share as determined under U.S. GAAP to adjusted net income and adjusted diluted net income per share for the periods presented.

Non-GAAP Net Debt

Net debt is a non-GAAP measure. We define net debt as total debt less cash and cash equivalents as determined under U.S. GAAP. Net debt should not be considered an alternative to, or more meaningful than, total debt, the most directly comparable GAAP measure. Management uses net debt to determine the Company's outstanding debt obligations that would not be readily satisfied by its cash and cash equivalents on hand. We believe this metric is useful to analysts and investors in determining the Company's leverage position, since the Company is able to, and may decide to, use a portion of its cash and cash equivalents to reduce debt. This metric is sometimes presented as a ratio with EBITDAX in order to provide investors with another means of evaluating the Company's ability to service its existing debt obligations as well as any future increase in the amount of such obligations. At March 31, 2022, the Company's total debt was $6.57 billion and its net debt amounted to $6.56 billion, representing total debt of $6.57 billion less cash and cash equivalents of $4.2 million. From time to time the Company provides forward-looking net debt forecasts; however, the Company is unable to provide a quantitative reconciliation of the forward-looking non-GAAP measure to the most directly comparable forward-looking GAAP measure of total debt because management cannot reliably quantify certain of the necessary components of such forward-looking GAAP measure. The reconciling items in future periods could be significant.

Non-GAAP EBITDAX

We use a variety of financial and operational measures to assess our performance. Among these measures is EBITDAX, a non-GAAP measure. We define EBITDAX as earnings before interest expense, income taxes, depreciation, depletion, amortization and accretion, property impairments, exploration expenses, non-cash gains and losses resulting from the requirements of accounting for derivatives, non-cash equity compensation expense, gains and losses on extinguishment of debt, and non-cash charitable donations as applicable. EBITDAX is not a measure of net income or net cash provided by operating activities as determined by U.S. GAAP.

Management believes EBITDAX is useful because it allows us to more effectively evaluate our operating performance and compare the results of our operations from period to period without regard to our financing methods or capital structure. Further, we believe EBITDAX is a widely followed measure of operating performance and may also be used by investors to measure our ability to meet future debt service requirements, if any. We exclude the items listed above from net income/loss and net cash provided by operating activities in arriving at EBITDAX because these amounts can vary substantially from company to company within our industry depending upon accounting methods and book values of assets, capital structures and the method by which the assets were acquired.

EBITDAX should not be considered as an alternative to, or more meaningful than, net income/loss or net cash provided by operating activities as determined in accordance with U.S. GAAP or as an indicator of a company's operating performance or liquidity. Certain items excluded from EBITDAX are significant components in understanding and assessing a company's financial performance, such as a company's cost of capital and tax structure, as well as the historic costs of depreciable assets, none of which are components of EBITDAX. Our computations of EBITDAX may not be comparable to other similarly titled measures of other companies.

The following table provides a reconciliation of our net income to EBITDAX for the periods presented.

The following table provides a reconciliation of our net cash provided by operating activities to EBITDAX for the periods presented.

Non-GAAP Free Cash Flow and Free Cash Flow Yield

Our presentation of free cash flow and free cash flow yield are non-GAAP measures. We define free cash flow as cash flows from operations before changes in working capital items, less capital expenditures, excluding acquisitions, plus noncontrolling interest capital contributions, less distributions to noncontrolling interests. Noncontrolling interest capital contributions and distributions primarily relate to our relationship formed with Franco-Nevada in 2018 to fund a portion of certain mineral acquisitions which are included in our capital expenditures and operating results. Free cash flow is not a measure of net income or operating cash flows as determined by U.S. GAAP and should not be considered an alternative to, or more meaningful than, the comparable GAAP measure, and free cash flow does not represent residual cash flows available for discretionary expenditures. Free cash flow yield is calculated by taking free cash flow divided by the market capitalization of the Company at a given date. Management believes these measures are useful to management and investors as a measure of a company's ability to internally fund its capital expenditures, to service or incur additional debt, and to measure management's success in creating shareholder value. From time to time the Company provides forward-looking free cash flow and free cash flow yield estimates or targets; however, the Company is unable to provide a quantitative reconciliation of these forward-looking non-GAAP measures to the most directly comparable forward-looking GAAP measure because management cannot reliably quantify certain of the necessary components of such forward-looking GAAP measure. The reconciling items in future periods could be significant.

The following table reconciles net cash provided by operating activities as determined under U.S. GAAP to free cash flow for the three months ended March 31, 2022.

Non-GAAP Net Sales Prices

Revenues and transportation expenses associated with production from our operated properties are reported separately. For non-operated properties, we receive a net payment from the operator for our share of sales proceeds which is net of costs incurred by the operator, if any. Such non-operated revenues are recognized at the net amount of proceeds received. As a result, the separate presentation of revenues and transportation expenses from our operated properties differs from the net presentation from non-operated properties. This impacts the comparability of certain operating metrics, such as per-unit sales prices, when such metrics are prepared in accordance with U.S. GAAP using gross presentation for some revenues and net presentation for others.

In order to provide metrics prepared in a manner consistent with how management assesses the Company's operating results and to achieve comparability between operated and non-operated revenues, we may present crude oil, natural gas, and natural gas liquids sales net of transportation expenses, which we refer to as "net crude oil, natural gas, and natural gas liquids sales," a non-GAAP measure. Average sales prices calculated using net sales are referred to as "net sales prices," a non-GAAP measure, and are calculated by taking revenues less transportation expenses divided by sales volumes. Management believes presenting our revenues and sales prices net of transportation expenses is useful because it normalizes the presentation differences between operated and non-operated revenues and allows for a useful comparison of net realized prices to NYMEX benchmark prices on a Company-wide basis.

The following table presents a reconciliation of crude oil, natural gas, and natural gas liquids sales (GAAP) to net crude oil, natural gas, and natural gas liquids sales and related net sales prices (non-GAAP) for the periods presented.

Non-GAAP Cash General and Administrative Expenses per Boe

Our presentation of cash general and administrative ("G&A") expenses per Boe is a non-GAAP measure. We define cash G&A per Boe as total G&A determined in accordance with U.S. GAAP less non-cash equity compensation expenses, expressed on a per-Boe basis. We report and provide guidance on cash G&A per Boe because we believe this measure is commonly used by management, analysts and investors as an indicator of cost management and operating efficiency on a comparable basis from period to period. In addition, management believes cash G&A per Boe is used by analysts and others in valuation, comparison and investment recommendations of companies in the oil and gas industry to allow for analysis of G&A spend without regard to stock-based compensation programs which can vary substantially from company to company. Cash G&A per Boe should not be considered as an alternative to, or more meaningful than, total G&A per Boe as determined in accordance with U.S. GAAP and may not be comparable to other similarly titled measures of other companies.

The following table reconciles total G&A per Boe as determined under U.S. GAAP to cash G&A per Boe for the periods presented.  

SOURCE Continental Resources

Оклахома-Сити, 4 мая 2022 года /PRNewswire/ -- 

Выдающиеся результаты за 1КВ22•    Денежный поток от операционной деятельности в размере $1,50 Млрд (Финансовый директор) и Свободный денежный поток в размере $1,15 Млрд (FCF) (Без учета GAAP)•    Чистая прибыль в размере 597,8 млн долларов США; 1,65 доллара США на разводненную акцию (960,0 млн долл. Чистая прибыль; 2,65 долл. Доля (без учета GAAP))

Увеличение доходности акционерного капитала• Квартальные дивиденды Увеличены до 0,28 доллара на акцию (~2,0% Дивидендной доходности1)•    Выкуп акций на сумму 100 млн долларов США в 1КВ22 (~960 млн долларов Осталось в Программе обратного выкупа акций)•    Общее сокращение долга на 264 млн долл. США в 1кв22 (Включая приобретение бассейна реки Паудер на 450 млн долл. США и Первоначальные инвестиции в улавливание углерода на саммите в размере 63 млн долл. США)

Улучшение прогнозов на 2022 год•    Увеличил прогнозируемую рентабельность использованного капитала (ROCE) до ~31% с предыдущих 21%•    Увеличение среднесуточной добычи нефти до 200-210 млн баррелей в сутки и среднесуточной добычи природного газа до 1,1-1,2 млрд баррелей в сутки•    От 220 до 230 млн баррелей в сутки В Декабре 2022 г. Среднесуточный Уровень добычи нефти•    Прогнозируемый финансовый директор на весь год в размере от 6,5 до 7,0 млрд долларов США (включая корректировку оборотного капитала на сумму ~ 450 млн долларов США) и Прогнозируемый годовой FCF2 в размере от 4,3 до 4,7 млрд долларов США; Доходность FCF от 21% до 23% 3 (без учета GAAP)

Continental Resources, Inc. (NYSE: CLR) ("Компания") сегодня объявила о своих операционных и финансовых результатах за первый квартал 2022 года, увеличила доходность капитала акционеров и улучшила прогнозы на 2022 год.

Логотип - https://mma.prnewswire.com/media/95419/continental_resources_logo.jpg

"Выдающиеся результаты Continental за первый квартал 2022 года подчеркивают нашу приверженность как возврату капитала акционерам, так и корпоративной дисциплинированной рентабельности вложенного капитала. Кроме того, мы продолжаем совершенствовать нашу программу капиталовложений на 2022 год и реализуем возможности для оптимизации наших операционных и финансовых показателей, о чем свидетельствует наш прогнозируемый рост свободного денежного потока на 2022 год в размере от 4,3 до 4,7 миллиарда долларов, что соответствует доходности свободного денежного потока от 21% до 23%. Наше пятое подряд увеличение квартальных дивидендов и прогнозируемая доходность на вложенный капитал примерно на 31% продолжают выгодно отличать нас как от наших конкурентов, так и от S &P 500, благодаря нашему уникальному предложению для акционеров", - сказал Билл Берри, президент и главный исполнительный директор.

Компания сообщила о чистой прибыли в размере 597,8 млн долларов, или 1,65 доллара на разводненную акцию, за квартал, закончившийся 31 марта 2022 года. В первом квартале 2022 года обычно исключаемые статьи в совокупности составили 362,2 миллиона долларов, или 1,00 доллара на разводненную акцию, от чистой прибыли Continental. Скорректированная чистая прибыль за первый квартал 2022 года составила 960,0 млн долларов, или 2,65 доллара на разводненную акцию (без учета GAAP). Чистые денежные средства, полученные от операционной деятельности за первый квартал 2022 года, составили 1,50 миллиарда долларов, а EBITDAX составил 1,84 миллиарда долларов (без учета GAAP).

Скорректированная чистая прибыль, скорректированная чистая прибыль на акцию, EBITDAX, свободный денежный поток, доходность по свободному денежному потоку, чистый долг, чистые цены реализации и денежные общие и административные расходы (G&A) на баррель нефтяного эквивалента (Boe), представленные здесь, являются финансовыми показателями, не относящимися к GAAP. Определения и пояснения того, как эти показатели соотносятся с наиболее непосредственно сопоставимыми финансовыми показателями общепринятых принципов бухгалтерского учета США (GAAP), приводятся в заключении настоящего пресс-релиза.

Обновление производственных и операционных данных за 1КВ22

В первом квартале 2022 года общий объем производства составил в среднем 373,8 млн баррелей в сутки. Добыча нефти в первом квартале 2022 года составила в среднем 194,8 млн баррелей в сутки. Добыча природного газа в первом квартале 2022 года составила в среднем 1074 млн куб. м в сутки.

В следующей таблице представлена среднесуточная добыча Компании по регионам за представленные периоды:

Финансовая информация за 1КВ22

"Компания обеспечила рекордный квартал скорректированной прибыли на акцию и исключительное генерирование свободного денежного потока, реализовав приобретение Powder River Basin на сумму 450 миллионов долларов и инвестиции в улавливание углерода Summit на сумму 63 миллиона долларов в течение первого квартала 2022 года. Мы продолжали демонстрировать нашу неизменную приверженность дисциплине капитала и возврату капитала акционерам, сократив наш общий долг на 264 миллиона долларов и осуществив выкуп акций на 100 миллионов долларов с конца 2021 года, одновременно увеличив наши ежеквартальные фиксированные дивиденды на 22% по сравнению с прошлым кварталом", - сказал Джон Харт, финансовый директор и исполнительный директор Вице-президент по стратегическому планированию.

Повышение доходности акционерного капитала

Совет директоров Компании недавно одобрил увеличение квартальных дивидендов Компании до 0,28 доллара на акцию, которые будут выплачены 23 мая 2022 года акционерам record 9 мая 2022 года. Этот дивиденд представляет собой увеличение на 0,05 доллара, или примерно на 22%, по сравнению с ежеквартальными дивидендами Компании в размере 0,23 доллара на акцию, выплаченными в первом квартале 2022 года, и составляет приблизительно 2,0% годовой дивидендной доходности по состоянию на 2 мая 2022 года, что превышает среднюю доходность S &P 500. Компания по-прежнему нацелена на поддержание дивидендной доходности в годовом исчислении на уровне 2,0% или более в долгосрочной перспективе.  

В течение первого квартала 2022 года Компания выкупила 1,84 миллиона акций общей стоимостью 100 миллионов долларов. В совокупности Компания выкупила 18,81 млн акций общей стоимостью 541 млн долларов (в среднем 28,76 доллара за акцию), в результате чего в рамках программы на 1,5 млрд долларов осталось около 960 млн разрешенных мощностей по выкупу.

В течение первого квартала 2022 года Компания сократила свой общий долг до 6,57 миллиарда долларов, при этом с 31 декабря 2021 года общий долг сократился на 264 миллиона долларов. Это включает в себя приобретение бассейна реки Паудер за 450 миллионов долларов и инвестиции в улавливание углерода на высшем уровне в размере 63 миллионов долларов. Компания ускоряет сокращение чистого долга и нацелена на общий долг в размере 4,8 миллиарда долларов, что предполагает выплату старших облигаций Компании в 2023 и 2024 годах, а также чистый долг в размере 4,0 миллиарда долларов (без учета GAAP) к концу 2022 года. На конец первого квартала 2022 года отношение чистого долга Компании (без учета GAAP) к годовому показателю EBITDAX за первый квартал 2022 года (без учета GAAP) было ниже 1,0x и, по прогнозам, к концу второго квартала 2022 года будет ниже 1,0x на основе конечного двенадцатимесячного показателя EBITDAX.

Улучшение прогнозов на 2022 год

Недавно Компания объявила о своей измененной программе капиталовложений на 2022 год в размере от 2,6 до 2,7 миллиарда долларов с 2,3 миллиарда долларов, что, как ожидается, увеличит прогнозируемую рентабельность используемого капитала Компании на 2,0% по сравнению с первоначально прогнозируемой доходностью на капитал в 21% при цене 80 долларов за баррель WTI и 3,50 доллара за час. С поправкой на текущие цены на сырьевые товары прогнозируемая рентабельность вложенного капитала Компании увеличивается примерно до 31% в 2022 году. Компания также прогнозирует 40% или более низкую ставку реинвестирования по сравнению с примерно 45% в первоначальной программе капитальных вложений.

Компания обновила свой прогноз по годовой добыче нефти на 2022 год до 200-210 млн баррелей в сутки с 195 до 205 млн баррелей в сутки. Это включает добычу с момента закрытия сделки по приобретению Компанией Powder River Basin 25 марта 2022 года по 31 декабря 2022 года. Компания также прогнозирует, что объем добычи нефти в декабре 2022 года составит примерно от 220 до 230 млн баррелей в сутки. Кроме того, Компания обновила свой годовой прогноз по добыче природного газа на 2022 год с 1 100 млн куб. м в сутки до 1 200 млн куб. м в сутки с 1 040 до 1 140 млн куб. м в сутки.

Прогнозируется, что обновленная программа капитальных вложений на 2022 год принесет примерно от 6,5 до 7,0 миллиардов долларов денежного потока от операций (включая корректировку оборотного капитала примерно на 450 миллионов долларов) и от 4,3 до 4,7 миллиардов долларов свободного денежного потока (без учета GAAP) за весь 2022 год, включая фактические данные за первый квартал 2022 года и снизить цены на WTI и Henry Hub по состоянию на 2 мая 2022 года на оставшуюся часть года. Прогноз свободного денежного потока Компании на весь 2022 год составляет от 21% до 23% доходности свободного денежного потока (без учета GAAP). 

Компания улучшает свои показатели по добыче нефти и природного газа, учитывая высокие показатели ценообразования. Прогнозируемая разница цен на сырую нефть на 2022 год на баррель нефти в настоящее время составляет в среднем от (2,50 долл.) до (3,50 долл.), а прогнозируемая разница цен на природный газ на 2022 год на Mcf теперь прогнозируется в среднем на премию от 0,25 до 1,00 долл.

С полным руководством Компании на 2022 год можно ознакомиться в заключении этого пресс-релиза.

Конференц-звонок по доходам за 1КВ22

Компания планирует провести телефонную конференцию для обсуждения результатов первого квартала 2022 года в четверг, 5 мая 2022 года, в 10:00 утра по восточному времени (9:00 утра по восточному времени). Желающие прослушать конференц-связь могут сделать это через веб-сайт Компании по адресу www.CLR.com или по телефону:

Время и дата: 10:00 утра по восточному времени, четверг, 5 мая 2022 г. Телефонный звонок: 1-888-317-6003Intl. набор номера:                   1-412-317-6061 Идентификатор конференции:            3358185

Повтор звонка будет доступен в течение 14 дней на веб-сайте Компании или по телефону:

Номер повтора:           1-877-344-7529Интл. повтор: 1-412-317-0088 Идентификатор конференции:             8488139

Компания планирует опубликовать сводную презентацию за первый квартал 2022 года на своем веб-сайте по адресу www.CLR.com до начала телефонной конференции в четверг, 5 мая 2022 года.

Об Continental Resources

Continental Resources (NYSE: CLR) входит в топ-10 независимых производителей нефти в США и является лидером энергетического возрождения Америки. Базирующаяся в Оклахома-Сити компания Continental является крупнейшим арендатором и крупнейшим производителем на главном нефтяном месторождении страны - Баккен-плейс в Северной Дакоте и Монтане. Компания также является крупнейшим производителем в бассейне Анадарко в Оклахоме и недавно приобрела позиции в бассейне реки Паудер в Вайоминге и Пермском бассейне в Техасе. Уделяя особое внимание разведке и добыче нефти, Continental открыла технологии и ресурсы, жизненно важные для энергетической независимости Америки и лидерства нашей страны на новом мировом нефтяном рынке. В 2022 году Компания отметит 55-летие своей деятельности. Для получения дополнительной информации, пожалуйста, посетите www.CLR.com .     

Предостерегающее заявление для целей положений "Безопасной гавани" Закона о реформе судебных разбирательств по частным ценным бумагам 1995 года

Настоящий пресс-релиз содержит "заявления прогнозного характера" по смыслу раздела 27A Закона о ценных бумагах 1933 года и Раздела 21E Закона о ценных бумагах и биржах 1934 года. Все заявления, включенные в этот пресс-релиз, кроме заявлений об исторических фактах, включая, но не ограничиваясь, прогнозы или ожидания относительно бизнеса Компании, а также заявления или информацию, касающуюся будущих операций Компании, результатов деятельности, финансового состояния, добычи и запасов, графиков, планов, сроков разработки, нормы прибыли, бюджеты, затраты, бизнес-стратегия, цели и денежные потоки являются прогнозными заявлениями. При использовании в этом пресс-релизе слов "может", "может", "полагать", "предвидеть", "намереваться", "оценивать", "ожидать", "проект", "бюджет", "цель", "план", "продолжать", "потенциал," "руководство", "стратегия" и подобные выражения предназначены для обозначения прогнозных заявлений, хотя не все прогнозные заявления содержат такие идентифицирующие слова.

Прогнозные заявления основаны на текущих ожиданиях и предположениях Компании относительно будущих событий и имеющейся в настоящее время информации о результатах и сроках будущих событий. Хотя Компания считает эти предположения и ожидания разумными, они по своей сути подвержены многочисленным деловым, экономическим, конкурентным, регулятивным и другим рискам и неопределенностям, большинство из которых трудно предсказать и многие из которых находятся вне контроля Компании. Нельзя дать никаких гарантий в том, что такие ожидания будут правильными или достигнутыми или что допущения являются точными. Риски и неопределенности включают, но не ограничиваются, волатильности цен на сырьевые товары; географическая концентрация операций; финансовых рынков и экономическая нестабильность; последствия какого-либо национального или международного кризиса в области здравоохранения; невозможность получить доступ к необходимому капиталу; рисках и потенциальных обязательств, связанных с добычей нефти и газа бурения и добычи и доступность страхования для покрытия любых убытков, вытекающих из них; трудности в оценке доказанных запасов и прочие резервы мер; снижение ценности нашей добыча сырой нефти и природного газа в результате снижения рыночной стоимости; наша возможность замещения доказанных запасов и обеспечения производства; наш платежеспособность будущих дивидендов или обратного выкупа акций в комплекте; наличие и стоимость оборудования и нефтесервисных услуг; право аренды сроком на неосвоенные площади перед продукцией может быть создана, наша способность проекта будущего производства, достижение целевых результатов по бурению и скважинным операциям и прогнозировать сумму и сроки расходов развития; доступность и стоимость транспортировки, переработки и аффинажу; законодательные и нормативные изменения, негативно влияющие на нашей индустрии и нашего бизнеса, в том числе инициативы, связанные с гидроразрывом пласта и выбросов парниковых газов; увеличение рыночной и отраслевой конкуренции, в том числе из альтернативных видов топлива и других энергоносителей; а также другие риски, описанные в части I, П. 1А. Факторы риска и в других разделах Годового отчета Компании по форме 10-K за год, закончившийся 31 декабря 2021 года, регистрационные заявления и другие отчеты, время от времени подаваемые в SEC, а также другие объявления, которые Компания делает время от времени.

Читателей предостерегают от чрезмерного доверия к прогнозным заявлениям, которые относятся только к дате, на которую сделано такое заявление. В случае возникновения одного или нескольких рисков или неопределенностей, описанных в настоящем пресс-релизе, или в случае, если лежащие в основе допущения окажутся неверными, фактические результаты и планы Компании могут существенно отличаться от тех, которые выражены в любых прогнозных заявлениях. Все прогнозные заявления прямо квалифицируются во всей их полноте этим предостерегающим заявлением. За исключением случаев, когда применимое законодательство требует иного, Компания не берет на себя никаких обязательств по публичному исправлению или обновлению любых прогнозных заявлений, будь то в результате новой информации, будущих событий или обстоятельств после даты настоящего отчета или иным образом.

Обращаем внимание читателей на то, что первоначальные темпы производства могут со временем снижаться и не должны рассматриваться как отражение устойчивых уровней производства. Добыча в результате горизонтального бурения на месторождениях сланцевой нефти и природного газа, а также в труднодоступных месторождениях природного газа, стимулируемых обширным гидроразрывом пласта под давлением, обычно характеризуется значительным ранним снижением темпов добычи.

Мы используем термин "EUR" или "предполагаемая конечная добыча" для описания нашей наилучшей оценки извлекаемых количеств углеводородов нефти и природного газа. Фактические извлеченные запасы могут отличаться от расчетных количеств. Данные EUR, включенные в настоящий документ, если таковые имеются, могут быть изменены по мере анализа дополнительных данных по скважинам.

Финансовые показатели, Не относящиеся к ОПБУ

Скорректированная чистая прибыль без учета ОПБУ и скорректированная чистая прибыль на акцию, приходящаяся на Continental

Наше представление скорректированной чистой прибыли и скорректированной чистой прибыли на акцию, которые исключают влияние определенных статей, являются финансовыми показателями, не относящимися к ОПБУ. Скорректированная чистая прибыль и скорректированная чистая прибыль на акцию представляют собой чистую прибыль и разводненную чистую прибыль на акцию, определенные в соответствии с ОПБУ США, без учета неденежных прибылей и убытков от производных инструментов, обесценения имущества, прибылей и убытков от продажи активов, прибылей и убытков от погашения долга, затрат на приобретение и благотворительных пожертвований, а также применимо. Руководство считает, что эти меры предоставляют полезную информацию аналитикам и инвесторам для анализа наших операционных результатов. Кроме того, руководство считает, что эти показатели используются аналитиками и другими лицами при оценке, сравнении и рекомендациях по инвестициям компаний нефтегазовой отрасли, чтобы обеспечить анализ без учета конкретного портфеля производных финансовых инструментов компании, методологий обесценения, а также приобретения и отчуждения имущества. Скорректированную чистую прибыль и скорректированную чистую прибыль на акцию не следует рассматривать изолированно или в качестве альтернативы или более значимой, чем чистая прибыль или разводненная чистая прибыль на акцию, определяемые в соответствии с ОПБУ США, и могут быть несопоставимы с другими аналогичными показателями других компаний. В следующей таблице приведена сверка чистой прибыли и разводненной чистой прибыли на акцию, определенных в соответствии с ОПБУ США, с скорректированной чистой прибылью и скорректированной разводненной чистой прибылью на акцию за представленные периоды.

Чистый долг, Не относящийся к ОПБУ

Чистый долг - это показатель, не относящийся к ОПБУ. Мы определяем чистый долг как общий долг за вычетом денежных средств и их эквивалентов, определенных в соответствии с ОПБУ США. Чистый долг не следует рассматривать как альтернативу или более значимую, чем общий долг, наиболее непосредственно сопоставимый показатель GAAP. Руководство использует чистый долг для определения непогашенных долговых обязательств Компании, которые не могут быть легко погашены за счет имеющихся у нее денежных средств и их эквивалентов. Мы считаем, что этот показатель полезен аналитикам и инвесторам при определении левереджа Компании, поскольку Компания может и может принять решение использовать часть своих денежных средств и их эквивалентов для сокращения долга. Этот показатель иногда представляется в виде соотношения с EBITDAX, чтобы предоставить инвесторам еще один способ оценки способности Компании обслуживать свои существующие долговые обязательства, а также любое будущее увеличение суммы таких обязательств. По состоянию на 31 марта 2022 года общий долг Компании составлял 6,57 миллиарда долларов, а ее чистый долг составил 6,56 миллиарда долларов, что представляет собой общий долг в размере 6,57 миллиарда долларов за вычетом денежных средств и их эквивалентов в размере 4,2 миллиона долларов. Время от времени Компания предоставляет прогнозные прогнозы чистого долга; однако Компания не в состоянии обеспечить количественную сверку прогнозного показателя, не относящегося к GAAP, с наиболее непосредственно сопоставимым прогнозным показателем общего долга по GAAP, поскольку руководство не может надежно количественно оценить некоторые из необходимых компонентов таких прогнозных показателей.- ищу показатель GAAP. Выверка статей в будущих периодах может быть значительной.

EBITDAX, не относящийся к ОПБУ

Мы используем различные финансовые и операционные показатели для оценки нашей деятельности. Среди этих показателей - показатель EBITDAX, не относящийся к GAAP. Мы определяем EBITDAX как прибыль до вычета процентных расходов, налогов на прибыль, износа, истощения, амортизации и увеличения, обесценения имущества, расходов на разведку, неденежных прибылей и убытков, возникающих в результате требований учета производных финансовых инструментов, неденежных расходов на компенсацию собственного капитала, прибылей и убытков от погашения долга и неденежных благотворительные пожертвования, если это применимо. EBITDAX не является показателем чистой прибыли или чистых денежных средств, полученных от операционной деятельности, как это определено ОПБУ США.

Руководство считает, что показатель EBITDAX полезен, поскольку он позволяет нам более эффективно оценивать наши операционные показатели и сравнивать результаты нашей деятельности от периода к периоду независимо от наших методов финансирования или структуры капитала. Кроме того, мы считаем, что показатель EBITDAX является широко используемым показателем операционной эффективности и может также использоваться инвесторами для оценки нашей способности удовлетворять будущие требования по обслуживанию долга, если таковые имеются. Мы исключаем перечисленные выше статьи из чистой прибыли /убытка и чистых денежных средств, полученных от операционной деятельности, при расчете EBITDAX, поскольку эти суммы могут существенно варьироваться от компании к компании в нашей отрасли в зависимости от методов учета и балансовой стоимости активов, структуры капитала и метода, с помощью которого были приобретены активы.

Показатель EBITDAX не следует рассматривать как альтернативу или более значимый, чем чистая прибыль/убыток или чистые денежные средства, полученные от операционной деятельности, определенные в соответствии с ОПБУ США, или как показатель операционной эффективности или ликвидности компании. Некоторые статьи, исключенные из EBITDAX, являются важными компонентами для понимания и оценки финансовых показателей компании, такими как стоимость капитала компании и структура налогообложения, а также историческая стоимость амортизируемых активов, ни одна из которых не является компонентом EBITDAX. Наши расчеты EBITDAX могут быть несопоставимы с другими аналогичными показателями других компаний.

В следующей таблице представлена сверка нашей чистой прибыли с EBITDAX за представленные периоды.

В следующей таблице представлена сверка наших чистых денежных средств, полученных от операционной деятельности, с EBITDAX за представленные периоды.

Свободный денежный поток без учета GAAP и Доходность от Свободного денежного потока

Наше представление свободного денежного потока и доходности от свободного денежного потока не являются показателями GAAP. Мы определяем свободный денежный поток как денежные потоки от операций до изменения статей оборотного капитала, за вычетом капитальных затрат, исключая приобретения, плюс неконтролируемые процентные взносы в капитал, за вычетом распределения между неконтролирующими долями участия. Неконтролируемые процентные взносы и распределение капитала в первую очередь связаны с нашими отношениями, заключенными с Франко-Невада в 2018 году для финансирования части определенных приобретений полезных ископаемых, которые включены в наши капитальные затраты и операционные результаты. Свободный денежный поток не является показателем чистой прибыли или операционных денежных потоков, как определено ОПБУ США, и не должен рассматриваться как альтернатива или более значимый, чем сопоставимый показатель ОПБУ, а свободный денежный поток не представляет собой остаточные денежные потоки, доступные для дискреционных расходов. Доходность свободного денежного потока рассчитывается путем деления свободного денежного потока на рыночную капитализацию Компании на определенную дату. Руководство считает, что эти показатели полезны для руководства и инвесторов в качестве показателя способности компании самостоятельно финансировать свои капитальные затраты, обслуживать или брать на себя дополнительные долги, а также для оценки успеха руководства в создании акционерной стоимости. Время от времени Компания предоставляет прогнозные оценки или целевые показатели свободного денежного потока и доходности свободного денежного потока; однако Компания не в состоянии обеспечить количественную сверку этих прогнозных показателей, не относящихся к GAAP, с наиболее непосредственно сопоставимыми прогнозными показателями GAAP, поскольку руководство не может достоверно количественно оценить некоторые из необходимые компоненты такого прогнозного показателя GAAP. Выверка статей в будущих периодах может быть значительной.

В следующей таблице приведена сверка чистых денежных средств, полученных от операционной деятельности, определенных в соответствии с ОПБУ США, со свободным денежным потоком за три месяца, закончившихся 31 марта 2022 года.

Чистые цены продаж, Не относящиеся к ОПБУ

Доходы и транспортные расходы, связанные с производством на наших эксплуатируемых объектах, отражаются отдельно. Для объектов, не находящихся в эксплуатации, мы получаем чистую оплату от оператора за нашу долю выручки от продажи, которая составляет за вычетом расходов, понесенных оператором, если таковые имеются. Такие внереализационные доходы признаются по чистой сумме полученных поступлений. В результате раздельное представление доходов и транспортных расходов от нашей эксплуатируемой недвижимости отличается от чистого представления от неэксплуатируемой недвижимости. Это влияет на сопоставимость определенных операционных показателей, таких как цены продаж на единицу продукции, когда такие показатели готовятся в соответствии с ОПБУ США с использованием валового представления для одних доходов и чистого представления для других.

Чтобы предоставить показатели, подготовленные в соответствии с тем, как руководство оценивает операционные результаты Компании, и для достижения сопоставимости между эксплуатируемыми и неэксплуатируемыми доходами, мы можем представить продажи сырой нефти, природного газа и сжиженного природного газа за вычетом транспортных расходов, которые мы называем "чистая сырая нефть, природного газа и продажи сжиженного природного газа", показатель, не относящийся к GAAP. Средние цены продаж, рассчитанные с использованием чистых продаж, называются "чистыми ценами продаж", показателем, не относящимся к GAAP, и рассчитываются путем деления выручки за вычетом транспортных расходов на объемы продаж. Руководство считает, что представление наших доходов и цен реализации за вычетом транспортных расходов является полезным, поскольку оно нормализует разницу в представлении между эксплуатируемыми и неэксплуатируемыми доходами и позволяет проводить полезное сравнение чистых цен реализации с базовыми ценами NYMEX на общекорпоративной основе.

В следующей таблице представлена сверка продаж сырой нефти, природного газа и сжиженного природного газа (GAAP) с чистыми продажами сырой нефти, природного газа и сжиженного природного газа и соответствующими чистыми ценами реализации (не по GAAP) за представленные периоды.

Общие и административные расходы, не связанные с ОПБУ, в расчете на Банк Англии

Наше представление денежных общих и административных расходов ("G&A") на одного члена Банка Англии является показателем, не относящимся к GAAP. Мы определяем денежные дивиденды в расчете на Банк Англии как общие дивиденды, определенные в соответствии с ОПБУ США, за вычетом неденежных расходов на компенсацию акционерного капитала, выраженных в расчете на Банк Англии. Мы отчитываемся и предоставляем рекомендации по денежным выплатам в расчете на Банк Англии, поскольку считаем, что этот показатель обычно используется руководством, аналитиками и инвесторами в качестве показателя управления затратами и операционной эффективности на сопоставимой основе от периода к периоду. Кроме того, руководство считает, что денежные дивиденды в расчете на Банк Англии используются аналитиками и другими лицами при оценке, сравнении и рекомендациях по инвестициям компаний нефтегазовой отрасли, что позволяет анализировать расходы на дивиденды без учета компенсационных программ, основанных на акциях, которые могут существенно различаться от компании к компании. Денежные G & A на Банк Англии не следует рассматривать как альтернативу или более значимый показатель, чем общий G & A на Банк Англии, определенный в соответствии с ОПБУ США, и может быть несопоставим с другими аналогичными показателями других компаний.

В следующей таблице приведена сверка совокупных доходов и расходов на Банк Англии, определенных в соответствии с ОПБУ США, с денежными доходами и расходами на Банк Англии за представленные периоды.  

ИСХОДНЫЕ Continental Resources

Показать переводПоказать оригинал

Новость переведена автоматически