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Jan 11, 2024

PDC Energy, Inc. (NASDAQ:PDCE) Ergebnismitteilung für das 4. Quartal 2022

PDC Energy, Inc. (NASDAQ:PDCE) Ergebnismitteilung Q4 2022, 23. Februar

PDC Energy, Inc. (NASDAQ:PDCE) Ergebnismitteilung Q4 2022, 23. Februar 2023

Operator: Guten Tag und vielen Dank für Ihre Bereitschaft. Willkommen zur Telefonkonferenz von PDC Energy für das vierte Quartal 2022. Zu diesem Zeitpunkt befinden sich alle Teilnehmer im Nur-Zuhören-Modus. Nach dem Vortrag der Referenten findet eine Frage-und-Antwort-Runde statt. Bitte beachten Sie, dass die heutige Konferenz aufgezeichnet wird. Ich möchte die Konferenz nun Ihrem heutigen Redner, Aaron Vandeford, Director of Investor Relations, übergeben. Bitte fahre fort.

Aaron Vandeford: Vielen Dank und guten Morgen allerseits. Beim heutigen Anruf werden wir Präsident und CEO Bart Brookman haben; Executive Vice President, Lance Lauck; Finanzvorstand Scott Meyers; und Senior Vice President of Operations, Dave Lillo. Gestern Nachmittag haben wir unsere Pressemitteilung herausgegeben und eine Präsentation veröffentlicht, die unsere heutigen Ausführungen begleitet. Wir haben auch unser Formular 10-K eingereicht. Die Pressemitteilung und die Präsentation sind auf der Investor-Relations-Seite unserer Website unter www.pdce.com verfügbar. In der heutigen Telefonkonferenz beziehen wir uns sowohl auf zukunftsgerichtete Aussagen als auch auf Nicht-US-GAAP-Finanzkennzahlen. Die entsprechenden Offenlegungen und Abstimmungen, einschließlich einer Erörterung von Faktoren, die dazu führen könnten, dass die tatsächlichen Ergebnisse erheblich von den zukunftsgerichteten Aussagen abweichen, finden Sie auf Folie 2 im Anhang dieser Präsentation. Damit übergebe ich den Anruf an unseren CEO, Bart Brookman.

Bart Brookman: Danke, Aaron, und guten Morgen allerseits. Lassen Sie mich zunächst sagen, dass 2022 in der gesamten 50-jährigen Geschichte von PDC in fast jeder Hinsicht das erfolgreichste Jahr ist, mit einem Rekordniveau an freiem Cashflow von 1,4 Milliarden US-Dollar, wovon 1 Milliarde US-Dollar in Form von Aktienrückkäufen an unsere Aktionäre zurückgegeben wurde , unsere festen Dividenden und eine Sonderdividende von 0,65 US-Dollar pro Aktie im vergangenen Dezember, die Produktion des Unternehmens erreichte einen Rekordwert von 85 Millionen BOE. Im Mai haben wir die äußerst wertsteigernde Übernahme von Great Western abgeschlossen und damit unsere bereits außergewöhnliche Kernposition in Wattenberg bei der Förderung eines soliden Produktions- und Reservewachstums gefestigt. Reserven zum Jahresende 2022, ein Reserveersatz von 440 % für das Unternehmen, da wir die Reserven auf 1,1 Milliarden Barrel Öläquivalent und Bohrgenehmigungen erhöht haben.

Ich möchte unserer Regulierungsgruppe, den Genehmigungsspezialisten, dem Landteam, den Betrieben und ihren Compliance-Gruppen meinen aufrichtigsten Dank aussprechen. Im Jahr 2022 haben wir den Code zur Erlangung von Genehmigungen im Bundesstaat Colorado geknackt. Und durch unsere genehmigten OGDPs, CAP und Great Western-Akquisitionen verfügen wir nun über Genehmigungen und DUCs für unser Entwicklungsprogramm bis 2028. Was die Emissionen des Unternehmens betrifft, so haben wir letztes Jahr unsere Emissionsreduktionsziele für 2022 mit einer Reduzierung der Treibhausgasemissionen um über 30 % deutlich übertroffen Gasemissionen und über 50 % Reduzierung der Methanintensität, hervorragende Ergebnisse. Aufgrund dieser Leistung können wir davon ausgehen, dass wir in naher Zukunft noch ehrgeizigere Emissionsziele einführen werden. Das kürzlich genehmigte CAP zeigt den Fokus des Unternehmens auf eine langfristige Entwicklung im Einklang mit unseren ESG-Zielen, diesen Emissionsreduktionszielen und Qualitätsentwicklungsplänen.

Zur Erinnerung: Innerhalb dieser GAP verfügen wir über 33.000 Netto-Hektar, 450 Brunnen, 22 Oberflächenstandorte und eine Genehmigungslaufzeit von 10 Jahren. Technisch gesehen implementieren wir bedeutende Best-Business-Praktiken, einschließlich der Bereitstellung weiterer 2 bis 3 Meilen langer Seitenleitungen, der Verfolgung einer 100-prozentigen Elektrifizierung und hochmoderner Anlagendesigns. Im Rahmen der GAP wird das Unternehmen die Treibhausgasemissionen gegenüber unserem Entwurf für 2020 um 72 % reduzieren, was zu einer der emissionsärmsten Produktion weltweit führt. Und der überzeugendste Aspekt der GAP ist, dass die Bohrprojekte trotz der Erreichung dieser extrem niedrigen Emissionswerte zu den widerstandsfähigsten und wirtschaftlichsten Projekten des Landes gehören werden. Und Lance wird gleich noch mehr Farbe dazu liefern. Aufbauend auf diesen Erfolgen im Jahr 2022 möchte ich unsere Aufmerksamkeit nun auf die Pläne des Unternehmens für dieses Jahr richten.

Wir gehen davon aus, dass 2023 eine weitere Erfolgsgeschichte mit einer Produktion von 95 Millionen BOE oder 260.000 BOE pro Tag sein wird. Projekte in beiden Becken sind gut kartiert und äußerst wirtschaftlich. Der freie Cashflow wird voraussichtlich 825 Millionen US-Dollar betragen, das entspricht 75 US-Dollar für Öl und 3 US-Dollar für Erdgas, bei einer Kapitalausgabe von etwa 1,4 Milliarden US-Dollar. Wir werden die Verschuldung des Unternehmens leicht reduzieren und rechnen mit einer Verschuldungsquote zum Jahresende von 0,5. Unser Ziel, 60 % des freien Cashflows nach der festen Dividende zurückzuzahlen, bleibt bestehen. Und unsere jüngste Ankündigung, unsere feste Dividende auf 0,40 US-Dollar pro Aktie zu erhöhen und unsere Rückkaufermächtigung um 750 Millionen US-Dollar zu erweitern, zeigt das Engagement des Unternehmens für die Rendite der Aktionäre. Und zum Abschluss meiner heutigen Kommentare möchte ich unseren EHS- und Betriebsteams in beiden Becken herzlich gratulieren.

Der Betrieb in Texas und Colorado läuft seit etwa fünf Jahren, es gab keine verletzungsbedingten Ausfallzeiten, ein Rekord für das Unternehmen und ein Zeichen für das Engagement von PDC für die Sicherheit, eine gut gemachte Arbeit. Jetzt übergebe ich den Anruf an Lance Lauck, um ein Update zu den Reserven und Lagerbeständen des Unternehmens zu erhalten.

Lance Lauck: Danke, Bart. Folie 7 hebt unsere nachgewiesenen Reserven zum Jahresende 2022 hervor, die auf etwa 1,1 Milliarden Barrel Öläquivalent gestiegen sind. Dieser Anstieg entspricht nun 35 % im Vergleich zu unseren nachgewiesenen Reserven zum Jahresende 2021 und ist auf unsere Übernahme von Great Western sowie auf unsere jährlichen Reservenerweiterungen und -revisionen zurückzuführen. Dies ist eine sehr große Reservebasis, die in der Zukunft eine wesentliche und nachhaltige Wertschöpfung liefern kann. Insgesamt haben wir im Jahr 2022 einen außergewöhnlichen nachgewiesenen Reservenersatz von 440 % generiert. Ebenso wichtig ist, dass wir durch die Bohrkrone einen nachgewiesenen Reservenersatz von etwa 220 % generiert haben, was die hohe Qualität unserer Tier-1-Vermögensbasis zeigt. Bei der SEC-Pauschalpreisspanne von etwa 93 US-Dollar pro Barrel bei 6 US-Dollar Gas generierten unsere nachgewiesenen Reserven zum Jahresende 2022 einen PV-10-Wert vor Steuern von etwa 19 Milliarden US-Dollar.

Ich möchte auch hervorheben, dass wir über eine sehr robuste Reservenbasis verfügen. Unter der Annahme, dass der Ölpreis unverändert bei 50 US-Dollar liegt, sind die Reservevolumina der PDC im Vergleich zum SEC-Preis nur um etwa 2 % zurückgegangen. Auch dies ist ein weiterer Beweis für die hohe Wirtschaftlichkeit unserer Tier-1-Vermögensbasis. Kommen wir nun zu Folie 8. Ich möchte mir einen Moment Zeit nehmen und einige zusätzliche Details zu unserem erstklassigen Tier-1-Wattenberg-Inventar liefern. Mit der Integration der SRC-Vermögenswerte und jetzt der Great Western-Vermögenswerte haben wir unsere Position im Kern des Spiels deutlich gefestigt. In der Vergangenheit haben wir Bestandsdetails nach geografischem Gebiet bereitgestellt. Um unsere Tier-1-Wirtschaftlichkeit klarer zu beschreiben, stellen wir die Wirtschaftlichkeit unserer Bohrlöcher anhand ihrer Untergrundeigenschaften dar.

Dies erfordert einen Durchbruch unseres Bestands innerhalb der jeweiligen Reservoir-Phasenfenster. Zum Jahresende haben wir mehr als 2.100 wirtschaftliche Kernstandorte identifiziert, darunter 200 DUCs im Wattenberggebiet. Wie auf dieser Folie gezeigt, umfassen unsere Standorte vier verschiedene Reservoirphasenfenster, darunter zwei Fenster für schwarzes Öl, ein Fenster für leichtes Öl und ein Fenster für retrogrades Gas. Auf dieser Folie wird hervorgehoben, dass vier unserer fünf geografischen Gebiete über mehr als ein Reservoirphasenfenster verfügen. Beispielsweise weist das Prairie-Gebiet im Norden sowohl ein Schwarzölfenster als auch ein Leichtölfenster auf, während unsere Gebiete Summit, Plains und Kersey drei unterschiedliche Phasenfenster aufweisen. Unsere Guanella CAP-Anbaufläche liegt hauptsächlich in den Leichtöl- und retrograden Gasfenstern. Auf der nächsten Folie werde ich einige der Unterschiede zwischen EUR und Wirtschaft in den einzelnen Phasenfenstern unserer Kernposition Wattenberg hervorheben.

Fahren wir also mit Folie 9 fort und bieten eine detaillierte Aufschlüsselung unserer rund 2.100 Standorte nach Phasenfenster. Bevor ich mich mit den wirtschaftlichen Aspekten befasse, möchte ich darauf hinweisen, wie risikoarm unser Lagerbestand ist, sofern dies zulässig ist. Insgesamt ist unser Jahresendbestand von mehr als 2.100 Standorten zu über 50 % zugelassen, einschließlich der CAP, was uns eine hervorragende Sicht auf mehrere zukünftige Jahre mit äußerst wirtschaftlicher Entwicklung gibt. Unser höchstes zulässiges Phasenfenster liegt im Anbaugebiet der Black Oil Range, das wir von Great Western erworben haben. Obwohl dies zu 100 % zulässig ist, möchten wir darauf hinweisen, dass unsere Teams an verschiedenen Möglichkeiten zur Bestandserweiterung arbeiten, die in der ursprünglichen Transaktion nicht enthalten waren. Unsere genehmigte Pachtfläche befindet sich im schwarzen Ölfenster im Norden, liegt aber auch in sehr ländlichen Gebieten mit geringerem Genehmigungsrisiko, da nur wenige Gebäudeeinheiten und Strukturen zur Planung unserer Oberflächenstandorte vorhanden sind.

Wir freuen uns darauf, diese Genehmigungen in Zukunft anzustreben. Die Tabelle auf dieser Folie zeigt unsere Reserven pro Bohrloch für ein 2-Meilen-Lateral, die von etwa 460.000 Barrel mit 48 % Öl im nördlichen Schwarzölfenster bis zu 900.000 Barrel Äquivalent mit 20 % Öl im retrograden Gasfenster reichen. Während die EUR- und Öl-Mix-Prozentsätze zwischen den einzelnen Phasenfenstern variieren, ist die wichtigste Erkenntnis, dass alle vier Phasenfenster außergewöhnliche Wirtschaftlichkeit bieten, die zwischen 63 % und 96 % interner Rendite liegt, basierend auf 75 $ Öl und 3 $ Gas. Wenn wir im Jahr 2024 mit der Entwicklung unserer Guanella-CAP-Anlagen beginnen, bedenken Sie, dass sich das CAP in den Bereichen Leichtöl und retrogrades Gas befindet. Diese Phasenfenster werden einen höheren Anteil an flüssigkeitsreichem Gas aufweisen, liefern aber auch einige unserer größten EUR- und Wirtschaftswerte im Bestand des Unternehmens.

Foto von Viktor Hesse auf Unsplash

Diese beiden Fenster generieren eine durchschnittliche Rendite von 2 Meilen langen Querbohrungen von nahezu 100 % bzw. 85 %, wiederum basierend auf einem Ölpreis von 75 US-Dollar und einem Gaspreis von 3 US-Dollar. Während das schwarze Öl-Nordfenster einen niedrigeren EUR von 460.000 Barrel Äquivalent darstellt, weist es mit 48 % auch die höchste Ölkürzung auf, die bei gleichem Preisniveau immer noch eine Rendite von etwa 63 % generiert. Eine letzte Bemerkung: Alle Phasenfenster liefern starke Ölmengen. Dave wird in seinen Kommentaren weiter darauf eingehen, aber ich möchte hervorheben, dass unsere Ölmengen eine solide Grundlage für die Wirtschaft bilden und den Beitrag von Gas und NGL zur Steigerung der Renditen ermöglichen. Bevor ich den Anruf an Dave übergebe, möchte ich diesen Abschnitt unseres Gewinnaufrufs zusammenfassen, indem ich mitteile, dass PDC heute in der stärksten Position in seiner 50-jährigen Geschichte ist.

Wir verfügen über enorme Vermögenswerte, ein großartiges Team, eine starke Finanzlage und Vertrauen in das regulatorische Umfeld. Ich werde den Anruf jetzt an Dave weiterleiten, um einige der operativen Highlights des Quartals zu besprechen.

Dave Lillo: Danke, Lance. Auf Folie 11 möchte ich einige der operativen Highlights des Quartals Revue passieren lassen. Die Gesamtproduktion für das Quartal belief sich auf 22,7 Millionen Boe oder etwa 247.000 Boe pro Tag. Die Ölproduktion im Quartal betrug 7,4 Millionen Barrel oder etwa 80.000 Barrel pro Tag. Unsere Produktion im Quartal war stark, insbesondere wenn man die Produktion von etwa 450 MBoe berücksichtigt, die durch das Wetterereignis im Dezember beeinträchtigt wurde, das viele in der Branche traf. Unser Team hat bei der proaktiven Bewältigung des extrem kalten Wetters in Colorado und Texas hervorragende Arbeit geleistet, die Auswirkungen auf die Produktion minimiert und vor allem die Sicherheit unserer Mitarbeiter und Auftragnehmer gewährleistet. Auf der Kostenseite der Gleichung haben wir im Laufe des Quartals rund 345 Millionen US-Dollar investiert, was leicht über unserer impliziten Prognose für das vierte Quartal liegt.

Das etwas höhere Kapital für das Quartal war auf eine erhöhte Nicht-OC-Aktivität zurückzuführen; Effizienzsteigerungen auf Feldebene, sowohl auf der Bohr- als auch auf der Fertigstellungsseite, während unsere Teams weiterhin Rekorde aufstellen; Investitionen im Zusammenhang mit der GAP; und anhaltender Inflationsdruck. Wenn wir uns den Plan für 2023 in unserer Budgetierung ansehen, sind wir zuversichtlich, dass wir jede dieser inkrementellen Investitionen angemessen erfasst haben. Scott wird die Kapitalpläne für 2023 in Kürze ausführlicher besprechen. Im vierten Quartal konzentrierte sich unser Team weiterhin stark auf das Kostenmanagement. Und unser LOE für das Quartal betrug 3,04 US-Dollar pro Boe und die allgemeinen Verwaltungskosten beliefen sich auf insgesamt 1,60 US-Dollar pro Boe. Im Wattenberg-Feld haben wir im Laufe des Quartals etwa 200 Millionen US-Dollar bzw. 320 Millionen US-Dollar in den Betrieb von drei Bohrgeräten und zwei Fertigstellungsteams investiert.

Wir bohrten 53 Brunnen und drehten 50 Brunnen in Reihe. Im Quartal betrug die Produktion im Wattenberg durchschnittlich 219.000 Boe pro Tag, davon entfielen etwa 32 % auf Öl. Der LOE für das Becken belief sich auf 2,52 US-Dollar pro Boe, was die niedrigen Kosten unseres Betriebs unterstreicht. In Delaware haben wir etwa 30 Millionen US-Dollar investiert, um unser Vollzeit-Bohrgerät-Aktivitätsniveau aufrechtzuerhalten, das sich auf Batch-Bohrvorgänge konzentriert. Und wir haben durchschnittlich 1,5 Workover-Rigs betrieben, um unsere Basisoperationen vor Ort zu verwalten. Die Produktion im Delaware-Becken betrug durchschnittlich 28.000 Boe pro Tag, wovon etwa 39 % Öl waren. Der LOE im Becken belief sich auf 7,03 $ pro Boe und spiegelt die anhaltenden Aufarbeitungsaktivitäten während des Quartals wider. Weiter zu Folie 12. Ich möchte mir etwas mehr Zeit nehmen, um in die Wattenberg-Feldoperationen einzutauchen und auf einigen Details aufzubauen, die Lance zu Beginn des Anrufs bereitgestellt hat.

Unsere Wattenberg-Anlagen verfügen über branchenführende Wirtschaftsdaten und eine jahrelange Entwicklung der Tier-1-Bestände ist geplant. Bevor ich die längerfristigen Aussichten in der Basis hervorhebe, möchte ich ein Update zu unseren 36-Well-Gus- und 28-Well-Cordon-Pads geben, die in unserem neu erworbenen Sortimentsbereich entsprechend unserem „€“ in Betrieb genommen werden . Die Fertigstellungsarbeiten an diesen beiden größeren Bohrlöchern haben im vierten Quartal begonnen und wir freuen uns, Ihnen mitteilen zu können, dass die Bohrlöcher in Betrieb genommen werden und unsere Schätzungen vor der Fertigstellung erfüllen. Wie wir bereits bei Aufrufen besprochen haben, kann eine größere Anzahl von Bohrinseln, bei denen Flächenunterstützungen vorhanden sind, den Oberflächen-Fußabdruck und die Auswirkungen auf die Gemeinden reduzieren und gleichzeitig die Effizienz steigern. Die Produktion aus den über 60 Bohrlöchern, die derzeit in Betrieb genommen werden, wird unser geplantes Produktionswachstum im zweiten Quartal unterstützen.

Wir richten den Fokus auf unsere längerfristige Sicht auf das Becken. Unser Betrieb wird durch die Konsistenz unterstützt, die nur die Entwicklung einer Kernanlage der Stufe 1 bieten kann. Obwohl wir in der Vergangenheit bereits Bohrungen über mehrere Phasenfenster hinweg parallel betrieben haben und dies auch weiterhin tun werden, ist unsere Ölkurve nach wie vor sehr langlebig und liefert über einen repräsentativen Fünfjahres-Entwicklungsplan hinweg konstant mehr als 22 Barrel pro seitlichem Fuß. Es ist wichtig zu beachten, dass in der oberen linken Grafik der Folie unsere inkrementelle Förderung pro Seitenfuß in den Jahren 2025 und 2026 mit der Inbetriebnahme größerer EUR-Bohrlöcher in unserem CAP-Gebiet zusammenhängt. Diese inkrementelle Produktion, zusätzlich zu einer konstanten Ölkomponente, unterstützt unsere starke Wirtschaft zusätzlich. Abschließend möchte ich die Tiefe unserer wirtschaftlichen Bestandsaufnahme hervorheben.

Wenn man die mehr als 2.000 Standorte betrachtet, die Lance hervorgehoben hat, erreichen etwa 80 % dieser Standorte die Gewinnschwelle unter 40 US-Dollar pro Barrel, ohne die aktuellen Bohrlochpreise anzupassen, die in einem solchen Rohstoffumfeld wahrscheinlich sinken würden. Wenn es ein Diagramm gibt, das die Differenzierung unseres Vermögens im Vergleich zu Mitbewerbern zeigt, dann ist es dieses. Der umfangreiche Bestand an Projekten, der äußerst resistent gegenüber Änderungen der Rohstoffpreise ist, unterstützt unser langfristig nachhaltiges Cashflow-Modell. Abschließend möchte ich auf Folie 13 ein kurzes Update zum Delaware-Asset bereitstellen. Im Laufe des Quartals haben wir im Rahmen unseres normalen Betriebs ein bis zwei Workover-Rigs betrieben, um unsere Basisproduktion zu unterstützen. Darüber hinaus setzten wir unsere Batch-Bohrarbeiten fort und nutzten dabei eine Vollzeit-Bohranlage.

Beim Batch-Bohrverfahren bohren wir die Oberfläche jedes Bohrlochs auf der Plattform, bevor wir mit den Zwischenabschnitten fortfahren und schließlich die einzelnen seitlichen Abschnitte bohren. Wir gehen davon aus, dass dieser Prozess zu einer Reduzierung der Bohrtage und letztendlich der Kosten führen kann. Die Fertigstellungsarbeiten auf dem Feld wurden wie geplant im Januar dieses Jahres wieder aufgenommen, und das Programm 2023 konzentriert sich vorläufig auf die weitere Entwicklung der Zonen Wolfcamp A und B. Wir werden auch Möglichkeiten in den Intervallen Wolfcamp C und Third Bone Springs bewerten, wo Offset-Betreiber Erfolg hatten. Ein Erfolg in diesen Zonen würde sich positiv auf die Lagerbestände unseres Vermögens auswirken und die Lebensdauer unserer Geschäftstätigkeit um Jahre verlängern. Zum Jahresende haben wir in unserer Bestandsaufnahme etwa 30 Kern-Wirtschaftsstandorte, darunter 12 DUCs, identifiziert.

Bei der derzeitigen Entwicklungsgeschwindigkeit entspricht dies einer Betriebsdauer von mehr als drei Jahren. Wir haben außerdem etwa 40 mögliche zusätzliche Standorte identifiziert, die auf andere bekannte Zonen und Standorte mit kürzeren Seitenlinien abzielen und eine verbesserte Preisgestaltung oder eine zusätzliche Bewertung erfordern, bevor sie in unsere Kernbestandszählung aufgenommen werden. Damit übergebe ich den Anruf an Scott Meyers.

Scott Meyers: Danke, Dave. Beginnend mit Folie 15 und wie bereits in der Telefonkonferenz erwähnt, war 2022 operativ ein außergewöhnliches Jahr für PDC, und das hat zu einem freien Cashflow von etwa 1,4 Milliarden US-Dollar geführt, ein Rekord für das Unternehmen. Wir erhielten einen vorab abgesicherten realisierten Preis von etwa 50 US-Dollar pro BOE, während sich die Betriebskosten auf etwa 8 US-Dollar pro BOE beliefen. Unsere allgemeinen Verwaltungskosten beliefen sich erwartungsgemäß auf etwa 1,60 US-Dollar pro BOE, abzüglich der etwa 0,22 US-Dollar pro BOE an Kosten im Zusammenhang mit der Great Western-Übernahme. Im vierten Quartal erwirtschafteten wir einen freien Cashflow von rund 260 Millionen US-Dollar. Dies ist angesichts des Preisrückgangs im vierten Quartal und der geplanten Erhöhung der Investitionen im Zusammenhang mit der Hinzufügung der zweiten DJ-Fertigstellungsmannschaft im Laufe des Quartals recht stark.

Wenn ich zu Folie 16 übergehe, möchte ich einige Details zu unserem Aktionärsrückgabeprogramm hervorheben. Allein im vierten Quartal haben wir durch unseren Aktienrückkauf, eine Basisdividende von 0,35 US-Dollar und eine Sonderdividende von 0,65 US-Dollar eine Rendite von rund 350 Millionen US-Dollar erzielt. Letztendlich haben wir im Laufe des Jahres eine Milliarde US-Dollar zurückgegeben, indem wir etwa 12 % unserer ausstehenden Aktien zurückgekauft und unser Ziel von 60 % nach der Basisdividende übertroffen haben. Unser Renditerahmen, den wir Anfang 2022 festgelegt haben, basiert auf der robusten Bestandsaufnahme wirtschaftlich langlebiger Standorte. Es hat uns die Flexibilität gegeben, die Übernahme von Great Western umzusetzen, unsere Basisdividende zu erhöhen und gleichzeitig die Verschuldung deutlich zu reduzieren. Auf Folie 17 möchte ich kurz die anhaltende Stärke unserer Bilanz hervorheben. Im Jahr 2022 haben wir unsere Schulden gegenüber dem Höchststand nach Abschluss der Great Western-Transaktion um etwa 530 Millionen US-Dollar reduziert.

Wir beendeten das Jahr mit rund 1,3 Milliarden US-Dollar an langfristigen Schulden und einer Verschuldungsquote von 0,5. Unsere einzige kurzfristige Verpflichtung beträgt 200 Millionen US-Dollar mit Fälligkeit im Jahr 2024, die problemlos durch unseren prognostizierten freien Cashflow beglichen werden kann. Auf Folie 18 möchte ich das Thema Aktionärsrendite fortsetzen und einige unserer Renditeprognosen für 2023 skizzieren. Unter Verwendung der Mitte unserer erwarteten Kapitalinvestitionsprognose für 2023 und der Fähigkeit, mehr als 2 Milliarden US-Dollar an bereinigtem Cashflow aus dem Betrieb in einer Welt mit 75 US-Dollar pro Barrel und 3 US-Dollar Gas zu generieren, streben wir an, im Jahr 2023 mehr als 550 Millionen US-Dollar an unsere Aktionäre zurückzugeben Wir sind weiterhin bestrebt, mehr als 60 % unseres jährlichen freien Cashflows nach der Dividende durch systematische Aktienrückkäufe und bei Bedarf eine Sonderdividende an die Aktionäre zurückzugeben.

Wir nutzen Aktienrückkäufe weiterhin als wichtigstes Instrument unseres Aktionärsrenditeprogramms und gehen davon aus, dass wir im Jahr 2023 weitere 7 bis 10 % unserer Aktien zurückkaufen können. Wie wir zuletzt angekündigt haben, können wir eine Erfolgsbilanz bei der Erhöhung unserer Basisdividende vorweisen Woche eine weitere Erhöhung unserer vierteljährlichen Dividende von 0,35 $ auf 0,40 $ pro Aktie. Dies ist die dritte Erhöhung und die zweite jährliche Erhöhung in Folge seit Einführung der Dividende im Jahr 2021. Bis Dienstag haben wir in diesem Jahr rund 83 Millionen US-Dollar in den Rückkauf von 1,3 Millionen Aktien investiert. In Kombination mit der in der letzten Woche angekündigten erhöhten Dividende von 0,40 US-Dollar pro Aktie haben wir im ersten Quartal bereits eine Rendite von 118 Millionen US-Dollar erzielt. Abschließend möchte ich auf Folie 19 eine detailliertere Prognose für 2023 im ersten Halbjahr geben.

Wir rechnen für 2023 mit Kapitalinvestitionen von 1,35 bis 1,5 Milliarden US-Dollar, die zwischen 255.000 und 265.000 BOE pro Tag und 82.000 bis 86.000 Barrel Öl pro Tag generieren. Im Wattenberg-Feld geht das Unternehmen davon aus, im Jahr 2023 etwa 80 % des Gesamtkapitals zu investieren. Mit einem Drei-Bohrgerät-Programm und einem Vollzeit- sowie einem Teilzeit-Fertigstellungsteam planen wir, etwa 200 bis 225 Bohrlöcher zu bohren und fertigzustellen . Das Kapitalbudget umfasst auch Non-Ops; Infrastruktur für unsere kürzlich genehmigten GAP-, Land- und ESG-bezogenen Projekte. In Delaware plant das Unternehmen, etwa 20 % der gesamten Kapitalinvestitionen zu investieren, indem es ein Ein-Rig-Programm und eine Teilzeit-Fertigstellungsgruppe betreibt. Wir planen, im Jahr 2023 etwa 15 bis 25 Bohrlöcher zu bohren und fertigzustellen.

Im ersten Quartal geht das Unternehmen davon aus, zwischen 400 und 475 Millionen US-Dollar zu investieren, wobei die Gesamtproduktion zwischen 240.000 und 255.000 BOE pro Tag und die Ölproduktion zwischen 78.000 und 84.000 Barrel pro Tag liegen soll. Im zweiten Quartal plant das Unternehmen, zwischen 325 und 400 Millionen US-Dollar zu investieren und die Gesamtproduktion zwischen 257.000 und 272.000 BOE pro Tag und 84.000 bis 90.000 Barrel Öl pro Tag zu erreichen. Dies ist eine wesentliche Steigerung der Produktion, da wir beginnen, den vollen Nutzen aus dem Aktivitätsniveau im ersten Quartal zu ziehen, das mehr als 60 Wattenberg-TILs in 12 Delaware-TILs umfasst, von denen fast alle in der zweiten Hälfte des ersten Quartals stattfinden. Um unseren Aufruf zusammenzufassen, bevor wir zu Fragen und Antworten übergehen: Unsere starke Umsetzung im Jahr 2022 hat uns dabei geholfen, die Grundlage für den anhaltenden und langfristigen Erfolg von PDC bei der Wertsteigerung für unsere Aktionäre zu erweitern.

Wir haben das Jahr mit rund 1,1 Milliarden Tier-1-Tier-1-Reserven im Gegenwert, einer grundsoliden Bilanz und einem dauerhaften Bestand an Projekten abgeschlossen, die in der Lage sind, einen nachhaltigen freien Cashflow für die kommenden Jahre zu generieren. Ich werde den Anruf jetzt zur Frage-und-Antwort-Runde an die Vermittlung weiterleiten.

Siehe auch 10 wachstumsstarke Micro-Cap-Aktien zum Kauf und 12 wachstumsstarke Penny Stocks, die profitabel sind.

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