财务数据和关键指标变化 - 公司在2020年将员工数量从323人减至121人，裁员62% [4] - 公司将现金一般及行政费用（G&A）降低近50%，将未担保债务和优先股权益13亿美元进行了股权化处理 [5] - 公司将循环信贷协议下的RBL借款从6亿美元降至目前的2.54亿美元，将钻探与完井（D&C）和运营成本（LOE）降低超20% [5] - 通过重新协商7份关键中游和营销合同，公司的运营费率、运输和收集费用下降约50%，并消除了大部分中游最低产量承诺 [5] - 按3月1日的即期价格计算，公司年末经证实储量的PV - 10价值为14亿美元，已开发储量（PDP）的PV - 10价值略低于12亿美元 [6] - 公司资产负债表与资产价值相匹配，资本结构简单，由普通股和借款基础工具组成，杠杆率低于1倍EBITDA，可用流动性超过2.5亿美元 [6] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2020年第四季度，公司在停止钻探和完井作业后，仍实现了每天8.3万桶油当量（BOE）的净销售量，其中液体占比62% [12] - 2021年，公司在格里利的Wake North区块启用1台钻机，在GP区块启用1支完井队，GP区块预计在第二季度投产，Wake North区块预计在第三季度初开始生产 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司采用新商业模式，注重回报而非增长，保持低杠杆，通过整合实现规模经济，并产生大量自由现金流 [7] - 公司计划在2021年还清所有未偿债务，实现无债务状态，并希望同时制定股息政策 [7] - 公司实施新薪酬结构，管理层激励薪酬和董事年度津贴均以公司普通股支付，多数管理层激励薪酬的归属取决于股东绝对回报 [8] - 公司成立首个ESG委员会，开展了一系列ESG倡议，未来将公布相关成果和战略细节 [9] - 公司优先考虑现金回报，平衡现金流在项目再投资、债务偿还和股东分配之间的分配 [13] - 公司决定采用更宽的井距进行开发，认为这是优化资本配置和提高回报率的最佳方式 [13] - 公司日常会对资产进行优化，包括出售非核心资产或收购工作权益；同时积极寻求战略交易，多数为股权交易，与行业内其他公司模式类似 [16] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为重组使其在当前环境中具备成功的条件，精简的人员提高了效率和协作能力，即使在疫情期间也能降低成本 [5] - 公司凭借优质资产、低成本结构、财务灵活性和对ESG政策的持续关注，能够在北美勘探与生产领域保持领先地位 [10] 其他重要信息 - 公司在2021年第一季度完成了GP和Wake North区块的13 - 15口井，原计划为每个区块20 - 24口井；在温莎的一个区块，公司仅钻探了科德尔地层，因其经济效益优于尼奥布拉拉地层 [14] 问答环节所有提问和回答 问题: 公司是否有其他大型交易计划 - 公司日常会对资产进行优化，多为现金交易；同时也在与各方就战略交易进行沟通，多数为股权交易，公司会积极推进整合战略 [16] 问题: 公司现有库存情况及与地方市政的谈判计划 - 公司现有约430个宽井距开发位置，按当前钻机速度和井长，约有8年的库存；目前没有正在推进的新市政运营协议，但会继续增加小型协议以开发周边土地 [18][19] 问题: 披露声明中的营运资金调整情况 - 公司在演示文稿第7页给出了2亿美元的营运资金赤字，由于年末仍处于破产状态，数据有一定噪音；公司已支付并将继续支付税款，4月后营运资金赤字将趋于正常，自由现金流指引已包含营运资金支付 [22][23][24] 问题: 公司在2022年的再投资率规划 - 公司不设定现金流在各方向的固定分配比例，会将现金流用于项目再投资、债务偿还和股东分配；在决定资本分配时，会综合考虑经济库存、商品价格和股息政策，确保资本分配具有纪律性 [26][27][29] 问题: 价格和成本变化对理想井距的影响 - 公司不会根据商品价格的每周波动实时调整井距，而是关注12 - 24个月后的情况；若长期价格上涨或期货曲线不那么倒挂，可能会使井距稍宽；公司的主要目标是最大化每投入一美元的回报率 [30][31] 问题: 不同区域的井距差异及区域质量分散情况 - 公司不同区域的井距在每区块6 - 15口井之间，覆盖从温莎北部到鹰眼南部的核心区域；鹰眼地区因只有尼奥布拉拉地层，井距约为每区块6口井；格里利地区因有尼奥布拉拉和科德尔地层，井距可达每区块15口井 [33][34] 问题: 公司是否会先钻探最佳井 - 公司计划在未来几年先钻探最佳井 [35] 问题: 鹰眼地区的中游基础设施需求 - 鹰眼地区的中游基础设施虽不如瓦滕伯格油田完善，但天然气和石油收集设施都在持续扩建，公司未来几年计划钻探的区块离收集设施不远 [36][37]

公司业务风险 - 公司面临钻探和运营、获取水资源、设备服务人员供应、勘探开发等多方面风险[11] - 公司油气应收账款集中于某些大客户，存在信用风险[525] - 公司法国湖地区目前无管道系统，若不建设可能无法充分测试或开发资源[528] 专业术语定义 - “Bbl”指1个储油罐桶，相当于42美制加仑液体体积，用于表示原油、凝析油或天然气液[17] - “Bcf”指10亿立方英尺天然气；“Boe”指1个储油罐桶油当量，按6Mcf天然气换算1Bbl油的比例计算[18] - “MBbl”指1000桶油或其他液态烃；“MBoe”指1000Boe；“Mcf”指1000立方英尺[37][38][39] - “MMBoe”指100万Boe；“MMBtu”指100万英制热量单位；“MMcf”指100万立方英尺[40][41][42] - 净英亩指所有者在特定数量英亩或指定地块中所占的百分比，如50%权益的100英亩为50净英亩[42] - “PDNP”指已探明开发未生产储量；“PDP”指已探明开发生产储量[49][50] - 可能储量指比probable reserves更不确定能否采出的额外储量；probable reserves指比已探明储量更不确定但与已探明储量一起有同等可能采出的额外储量[53] - 已探明开发储量指可通过现有井、现有设备和操作方法采出，或所需设备成本相对新井成本较小的已探明储量[57] - 已探明储量指通过地质科学和工程数据分析，在合理确定性下估计在给定日期后，从已知油藏、在现有经济条件、操作方法和政府法规下，在运营权合同到期前经济可采的油气数量[58] - 确定性方法下“合理确定性”指高度确信可采出量；概率方法下至少有90%概率实际采出量等于或超过估计值[67] - PV - 10是一种非GAAP财务指标，按10%年利率折现[66] 价格变动影响 - 若油气SEC价格下降10%，公司探明储量将减少2%，PV - 10值将减少约27%（1.176亿美元）；若上升10%，探明储量将增加1%，PV - 10值将增加约27%（1.193亿美元）[515] - 截至2020年12月31日，NYMEX远期曲线每桶或每百万英热单位假设向上或向下变动10%，公司衍生品收益将分别减少1420万美元或增加1300万美元[522] 油井间距 - 常规油井典型间距为40英亩，常规气井为640英亩；非常规油井和气井典型间距为640英亩或1280英亩[75] 商品风险管理 - 公司主要商品风险管理目标是通过减少现金流波动保护资产负债表，使用的衍生品工具包括掉期、领子期权和看跌期权[518] 信贷安排情况 - 截至2020年12月31日和报告提交日，公司信贷安排余额为零，信贷安排借款利率波动[523] - 公司衍生品交易有七家信贷安排下的贷款机构作为交易对手，这些机构有投资级信用评级[524] - 公司7.5亿美元信贷安排到期日为2023年12月7日，2020年12月18日重新确定借款基数为2600万美元[626] - 信贷安排下借款利率按公司选择，欧元美元利率为伦敦银行同业拆借利率加1.75% - 2.75%，参考利率为摩根大通公布的最优惠利率等几种利率中最高者加0.75% - 1.75%[628] - 2020年6月18日，公司修改信贷安排，将最高净杠杆率从4.00降至3.50，受限支付等的最高杠杆率从3.25降至2.75，欧元美元利率利差增至2.00% - 3.00%，参考利率利差增至1.00% - 2.00%[631] - 截至2020年12月31日和2019年12月31日，公司信贷安排未偿还余额分别为0和8000万美元，文件提交日未偿还余额为0[632] - 公司为信贷安排资本化递延融资成本250万美元，2020年和2019年摊销后净资本化金额分别有70万和140万计入其他非流动资产，40万和50万计入预付费用等[633] - 2017年4月公司签订的先前信贷安排借款基数为1.917亿美元，到期日为2021年3月31日，于2018年12月7日终止结算[634][636] - 先前信贷安排中，伦敦银行同业拆借利率借款利率为LIBOR加3.00% - 4.00%利差，基准利率借款利率为参考利率加2.00% - 3.00%利差[635] 财务数据关键指标变化 - 截至2020年12月31日，已探明油气资产净值为8.45341亿美元，2019年为8.08411亿美元[557] - 2020年全年折旧、损耗和摊销费用为9124.2万美元，2019年为7645.3万美元[559] - 2020年净收入为1.03528亿美元，2019年为6706.7万美元[559] - 2020年基本每股净收益为4.98美元，摊薄后为4.95美元；2019年基本每股净收益为3.25美元，摊薄后为3.24美元[559] - 2020年加权平均流通普通股基本股数为20774股，摊薄后为20912股；2019年基本股数为20612股，摊薄后为20681股[559] - 2020年油气销售收入为2.1809亿美元，2019年为3.1322亿美元[559] - 2020年总运营费用为2.29235亿美元，2019年为2.07662亿美元[559] - 2020年其他收入（费用）总计为5412.6万美元，2019年为 - 3849.1万美元[559] - 截至2020年12月31日，现金及现金等价物为2474.3万美元，2019年为1100.8万美元[557] - 2020年未确认已探明油气资产减值损失，全年损耗费用为8260万美元[537] - 2018 - 2020年普通股数量从20,453,549股增至20,839,227股[561] - 2020年净收入为103,528美元，2019年为67,067美元，2018年为168,186美元[563] - 2020年经营活动提供的净现金为158,796美元，2019年为224,647美元，2018年为116,598美元[563] - 2020年投资活动使用的净现金为63,799美元，2019年为255,158美元，2018年为164,376美元[563] - 2020年融资活动使用的净现金为81,247美元，2019年提供的净现金为28,604美元，2018年为47,998美元[563] - 2020 - 2018年折旧、损耗和摊销分别为91,242美元、76,453美元、41,883美元[563] - 2020 - 2018年公司分别产生8.26亿美元、6.93亿美元、3.46亿美元的折耗费用[577] - 2020年末现金、现金等价物和受限现金为24,845美元，2019年末为11,095美元，2018年末为13,002美元[563] - 2020年支付的利息净额为1,546美元，2019年为4,110美元，2018年为2,582美元[563] - 2020年、2019年和2018年，公司因重新评估估计的可能和潜在储量位置，分别产生未探明矿区权益的弃置和减值费用3730万美元、1120万美元和530万美元[583] - 2020年和2019年12月31日，公司与客户合同的应收账款分别为3270万美元和4370万美元，付款通常在生产日期后30至60天内收到[593] - 截至2020年、2019年和2018年12月31日，现金及现金等价物分别为2474.3万美元、1100.8万美元和1291.6万美元，受限现金分别为10.2万美元、8.7万美元和8.6万美元，总计分别为2484.5万美元、1109.5万美元和1300.2万美元[605] - 2020年12月31日，公司使用权资产总计2948.6万美元，租赁负债总计2990.5万美元；2019年使用权资产总计3856.2万美元，租赁负债总计3923万美元[611] - 2020年和2019年公司总租赁成本分别为1549.4万美元和1941万美元[616] - 截至2020年12月31日，公司经营租赁和融资租赁加权平均剩余租赁期限分别为2.8年和0.2年，加权平均折现率分别为3.90%和3.47%[617] - 2020年和2019年，公司经营租赁的经营现金流分别为1276.8万美元和1099.3万美元，2020年融资租赁的经营现金流为5000美元、融资现金流为10.2万美元[617] - 截至2020年12月31日，公司其他非流动资产总计287.1万美元，2019年为354.4万美元[623] - 截至2020年12月31日，公司应付账款和应计费用总计3742.5万美元，2019年为5763.8万美元[625] - 2020年、2019年和2018年公司利息支出分别为380万、510万和260万美元，2020年和2019年分别资本化利息支出180万和240万美元[637] 业务线数据关键指标变化 - 2020年、2019年和2018年，原油销售分别为1.74536亿美元、2.68865亿美元和2.28661亿美元；天然气销售分别为2424.3万美元、2829.6万美元和2236.9万美元；天然气液体销售分别为1931.1万美元、1605.9万美元和2562.7万美元；油气销售分别为2.1809亿美元、3.1322亿美元和2.76657亿美元[595] - 2020年、2019年和2018年，NGL Crude Logistics分别占销售额的77%、82%和66%，Duke Energy Field Services分别占销售额的9%、6%和8%[599] 公司业务范围 - 公司主要从事油气资产的收购、开发、开采和生产，业务集中在科罗拉多州瓦滕伯格油田[566] 公司资产情况 - 截至2020年12月31日，公司集输资产的账面净值为1.53亿美元，折旧采用直线法按约30年的估计使用寿命计算[580] 会计政策变更 - 2020年1月1日采用新的金融工具信用损失计量标准，对合并财务报表无重大影响，截至2020年12月31日，针对联合权益应收账款设立了40万美元的备抵[607] - 2020年1月1日采用公允价值计量披露要求变更标准，仅影响公司披露形式[608] 公司收购与出售 - 公司预计以3.374亿美元收购HighPoint Resources Corporation，交易预计2021年上半年完成[620] - 2018年8月，公司出售MidContinent地区资产，净收益1.035亿美元，收益约2860万美元[621] 公司法律和解 - 2018年9月公司在一起案件中达成和解，获得从价税毛报销款740万美元，净额510万美元计入运营报表[640] 公司协议承诺 - 公司与NGL Crude签订原油交付协议，最低总交易量承诺每年约增加3%，至最高约1.6万桶/日，截至2020年12月31日剩余期限总财务承诺费为4970万美元[641]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度BOE产量环比增长6%，达到26.2万桶油当量/天，年初至今平均产量为25.3万桶油当量/天，公司将年度产量指引从24 - 25万桶油当量/天提高到25 - 25.5万桶油当量/天 [7] - 第三季度单位LOE为2.23美元/桶油当量，是公司有史以来最低水平，年初至今LOE为2.43美元/桶油当量，公司将年度LOE指引从2.50 - 2.90美元/桶油当量修订为2.40 - 2.60美元/桶油当量 [8][9] - 公司将RMI运营费用指引上限从1.85美元/桶油当量下调至1.80美元/桶油当量 [9] - 第三季度经常性现金G&A为2.56美元/桶油当量，年初至今总计2010万美元，公司将年度经常性现金G&A估计范围从2700 - 2900万美元收紧至2600 - 2800万美元 [10] - 第三季度资本支出为180万美元，年初至今资本投资为6460万美元，公司重申年度资本支出指引范围为6000 - 7000万美元 [11] - 第三季度产生的自由现金用于偿还RBL 3800万美元，截至季度末，RBL借款降至2000万美元，目前已降至1000万美元 [11][12] 各条业务线数据和关键指标变化 - 油气生产方面，第三季度石油产量与第二季度持平，BOE产量增长6%，公司提高年度产量指引并收紧年度石油混合比指引至54% - 56% [7][8] 各个市场数据和关键指标变化 - 文档未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2021年公司计划先完成DUC库存，预计上半年产量低于下半年，全年产量与2019年大致持平，资本投资集中在上半年 [13] - 若2021年大宗商品价格环境显著好于预期，2022年公司可能开展自营项目 [51] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对第三季度业绩表示满意，尽管自第一季度以来资本投资有限，但产量仍保持韧性 [6][7] - 预计2021年单位成本与2020年基本一致，虽仍有降低成本的机会，但接近下限，且2021年产量可能不如2020年强劲 [16][17] - 对于COGCC提议的回采区退距规定，公司认为可能主要针对永久性水体，预计影响不大，退距可能在300 - 500英尺 [21][22][25] 其他重要信息 - 公司采用增强型采油返排技术，2020年比2019年和2018年更严格，有利于保持油藏压力和优化油气比 [27][28][29] - 公司今年使用不同压裂服务提供商，压裂团队效率与往年相当，未出现行业常见的启动困难和摩擦问题 [36] - 服务提供商一般不愿提供有约束力的保证，但会与公司提前规划，确保服务人员配备，公司已与服务提供商就2021年30个DUC项目进行多轮沟通 [39][40] - 公司未看到DJ地区行业整合带来的负面影响，预计未来几个季度钻机数量将保持紧张，明年压裂服务利用率将有所提高，行业可协调压裂团队的工作量 [42][43][44] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 2021年运营费用和资本成本趋势 - 公司认为尚未达到成本下限，明年单位成本（包括经常性现金G&A、单位LOE和单位运营费用）可能与今年基本一致，因2021年产量可能不如2020年强劲 [16][17] 问题: 对COGCC提议的回采区退距规定的看法 - 公司认为可能主要针对永久性水体，旨在保护鱼类和野生动物，预计影响不大，退距可能在300 - 500英尺 [21][22][25] 问题: 今年与去年油井返排方式是否有变化及对产量的影响 - 公司今年采用更严格的增强型采油返排技术，有利于保持油藏压力和优化油气比，是2020年产量更具韧性的原因之一 [27][28][29] 问题: 2020年与2019年油井质量比较 - 公司认为油藏质量大致相同，增产设计取决于价格，2020年峰值产量略低，但通过限制油井产量可将更多原油提前开采出来，维持平稳的生产曲线 [31][32][33] 问题: 当地压裂服务团队情况及服务提供商态度 - 公司今年使用不同压裂服务提供商，团队效率与往年相当，未出现启动困难和摩擦问题；服务提供商一般不愿提供有约束力的保证，但会与公司提前规划，确保服务人员配备，公司已就2021年30个DUC项目与服务提供商进行多轮沟通 [36][39][40] 问题: DJ地区行业整合的影响 - 公司未看到负面影响，预计未来几个季度钻机数量将保持紧张，明年压裂服务利用率将有所提高，行业可协调压裂团队的工作量 [42][43][44] 问题: 第三季度天然气产量增加的原因 - 主要是由于随着油藏压力下降，气油比随时间增加，且今年采用更保守的油井返排方式，使得天然气产量增加的时间比往年有所延迟 [47][48][49] 问题: 2021年在French Lake的活动计划及是否会转移到该地区 - 公司计划2021年底在French Lake启动钻井，使用一台半运营钻机；2021年在传统区域将只进行DUC作业；若2021年大宗商品价格环境显著好于预期，2022年可能开展自营项目 [50][51] 问题: 2021年上半年产量下降幅度 - 公司认为单位数下降幅度较为合理，虽产量下降不可避免，但由于采用了限制产量的措施，实际下降幅度可能小于预期 [55][57][58]

业绩总结 - 截至2020年9月30日，公司净债务与过去12个月EBITDAX的比率为0.1x[5] - 2020年第二季度的净收入为-38902万美元，较2020年第一季度的78551万美元下降[41] - 2020年第二季度的每桶石油当量销售量为2262MBoe，较2020年第一季度的2260MBoe略有增长[46] - 调整后的EBITDAX在2020年第三季度为38438万美元，较2020年第二季度的34812万美元增长约15.4%[41] - 2020年预计的调整EBITDAX为2.31亿美元，调整EBITDAX利润率为46%[10] 用户数据 - 2019年公司平均日产量为23.5 Mboe/d，较2018年增长48%[5] - 2020年第三季度日产量为26.2 Mboe/d（其中53%为原油）[6] - 2020年生产指导为25.0 – 25.5 Mboe/d，油占比54% - 56%[29] 财务状况 - 截至2020年9月30日，流动性约为2.4亿美元[5] - 截至2020年9月30日的长期债务为2亿美元，现金及现金等价物为3777万美元，净债务为16223万美元[49] - 2020年预计的总资本支出为6000 - 7000万美元[29] - 2020年自由现金流生成将用于偿还债务[30] 未来展望 - 预计2021年末将开始法语湖的开发[30] - 2020年剩余油量的对冲比例接近100%，平均底价约为48美元/桶[31] 生产与运营 - 2020年每桶油的运营费用（LOE）为2.40 - 2.60美元[29] - Rocky Mountain Infrastructure的天然气收集能力为100 MMcf/d[17] - 拥有105英里的天然气收集和气举管线[17] - 4个中游天然气处理厂的11个管道互联[17] 负面信息 - 2020年第二季度的衍生品损益为-100419万美元[41] - 2020年第二季度的股权激励费用为1474万美元[41] - 2020年第二季度的探勘费用为112万美元[41] - 2020年第二季度的递延融资成本摊销为125万美元[41]

财务数据关键指标变化 - 2020年前9个月，每桶油当量的一般及行政费用较2019年同期下降19%，租赁运营费用下降17%[113] - 2020年前9个月，原油当量销售volumes较2019年同期增长10%[113] - 截至2020年9月30日的9个月内，信贷安排下的借款从2019年12月31日的8000万美元降至2000万美元，减少了6000万美元[113] - 2020年9月30日，公司总流动性为2.438亿美元[113] - 2020年前9个月，经营活动产生的现金流为1.114亿美元，2019年同期为1.63亿美元[113] - 2020年前9个月，资本支出（含应计费用）为6460万美元[113] - 2020年第三季度，产品收入为5750万美元，较2019年同期的7360万美元下降22%[122][123] - 租赁运营费用在2020年三季度降至540万美元，较2019年同期的670万美元减少130万美元，降幅19%，每桶油当量基础上下降26%[125] - 中游运营费用在2020年三季度增至400万美元，较2019年同期的330万美元增加70万美元，每桶油当量基础上增加12%[126] - 集输、运输和处理费用在2020年三季度增至480万美元，较2019年同期的440万美元增加40万美元，天然气和NGLs销量增加18%，但销售合同费用下降部分抵消了增长[127] - severance和从价税在2020年三季度降至负710万美元，而2019年同期为费用670万美元，收入下降22%，2020年三季度有1260万美元一次性调整[128] - 折旧、损耗和摊销费用在2020年三季度增至2340万美元，较2019年同期的1990万美元增加18%，每桶油当量基础上增加9%[130] - 未探明资产弃置和减值成本在2020年和2019年三季度分别为20万美元和90万美元[131] - 一般和行政费用在2020年三季度较2019年同期减少100万美元，降幅10%，每桶油当量基础上下降17%[132] - 2020年三季度衍生品损失为1070万美元，而2019年同期为收益1290万美元[133] - 2020年和2019年三季度利息费用分别为40万美元和30万美元，平均未偿债务分别为5410万美元和8490万美元[134] - 产品收入在2020年前九个月降至1.513亿美元，较2019年同期的2.291亿美元减少34%，主要因油当量价格下降40%，但销量增加10%[136][137] - 2020年前9个月运营费用为1.68亿美元，较2019年的1.46亿美元增加2164.3万美元，增幅15%[139] - 2020年前9个月中游运营费用为1130万美元，较2019年的830万美元增加303.7万美元，增幅37%，每桶油当量基础上增加24%[139][140] - 2020年前9个月资产弃置和未探明资产减值成本为3060万美元，较2019年的263.6万美元增加2795.3万美元，增幅1060%[139][145] - 2020年前9个月衍生品收益为6460万美元，而2019年前9个月衍生品损失为1550万美元[148] - 截至2020年9月30日，公司流动性为2.44亿美元，包括380万美元现金和2.4亿美元信贷额度可用借款能力[151] - 2020年前9个月经营活动提供净现金1.11亿美元，2019年为1.63亿美元[154] - 2020年前9个月投资活动使用净现金5750.9万美元，2019年为1.96亿美元[154] - 2020年前9个月融资活动使用净现金6115.8万美元，2019年为提供净现金2867.4万美元[154] - 2020年3月和9月净利润分别为325.1万美元和4290万美元，2019年同期分别为3589.3万美元和6992.2万美元[160] - 2020年3月和9月调整后EBITDAX分别为4148.6万美元和1.20977亿美元，2019年同期分别为4954.7万美元和1.54915亿美元[160] - 截至2020年9月30日和报告提交日，公司信贷安排下未偿还金额分别为2000万美元和1000万美元[182] 资本预算相关 - 公司2020年最初的资本预算为2.15 - 2.35亿美元，后更新为8000 - 1亿美元，现估计为6000 - 7000万美元[118] - 公司预计2020年资本计划约为6000 - 7000万美元，以维持储备基础和产量平稳[153] 薪资与费用调整 - 2020年4月初起，首席执行官薪资降低12.5%，其他高管薪资降低10%，独立董事年度现金津贴降低15%[120] - 2020年第二季度，公司裁员12%，将2020年经常性现金一般及行政费用指引降至2700 - 2900万美元，较2019年下降13%[120] 套期保值与风险管理 - 截至2020年9月30日，公司约100%的2020年指导平均石油产量已套期保值，商品合同净值为1900万美元[150] - 公司主要商品风险管理目标是通过减少现金流波动保护资产负债表，使用的衍生工具包括掉期、领子期权和看跌期权[178] - 公司目前的衍生合约与七家交易对手执行，均为信贷安排银团成员[180] 公司面临的风险 - 公司面临石油和天然气价格风险，价格波动和不确定性会影响财务状况、经营成果和资本资源[176] - 若市场商品价格超过合约掉期价格或领子期权上限执行价格，公司需向交易对手支付差价，可能影响现金流[179] - 公司面临利率风险，信贷安排借款利率波动，利率上升会对经营成果和现金流产生不利影响[182] - 公司在衍生品交易中面临金融机构信用风险，目前交易对手有投资级信用评级[183] - 公司因油气应收账款集中于某些大客户而面临信用风险，客户违约可能影响财务结果[184] - 公司生产的市场销售情况部分取决于第三方炼油厂的可用性、距离和产能，以及区域运输、管道、铁路基础设施、天然气收集系统和加工设施的情况[185] - 公司部分生产可能因事故、天气、现场劳动力问题或罢工等原因中断或停产，也可能因市场情况主动减产，大量生产同时中断会影响现金流[186] - 目前沃特伯格油田法国湖地区的油井没有管道系统服务，若不建设所需管道系统，可能无法充分测试或开发该地区资源[187] 内部控制与披露 - 截至2019年12月31日的年度10 - K表格年度报告中披露的利率风险分析和油气价格敏感性分析无重大变化[187] - 截至2020年9月30日，公司管理层评估认为披露控制和程序在合理保证水平上有效[189] - 公司建立内部审计职能以验证和监控内部控制和程序，内部控制系统有书面政策和程序支持，含自我监控机制[190] - 截至2020年9月30日的季度内，公司财务报告内部控制无重大影响或可能产生重大影响的变化[191]

业绩总结 - 截至2020年6月30日，公司净债务与过去12个月EBITDAX的比率为0.3倍[5] - 2020年第二季度调整后的EBITDAX为36,201千美元，相较于2019年第四季度的48,797千美元下降了25.8%[40] - 2020年第二季度净收入为（38,902）千美元，较2019年第四季度的78,551千美元下降了149.5%[40] - 2020年第二季度的折旧、耗竭和摊销费用为22,283千美元，较2019年第四季度的21,896千美元增加了1.8%[40] - 2020年第二季度的衍生品损益为25,146千美元，较2019年第四季度的（100,419）千美元有显著改善[40] 用户数据 - 2019年公司平均日产量为23.5 Mboe/d，较2018年增长48%[5] - 2020年第二季度公司日产量为24.9 Mboe/d（其中56%为原油）[6] - 2020年生产指导为24 - 25 Mboe/d，2019年实际为23.5 Mboe/d[31] - 2020年油气生产中石油占比预计为54%至60%，2019年实际为60%[31] - 2020年原油当量销售量为2,262 MBoe，较2019年第四季度的2,260 MBoe基本持平[44] 财务状况 - 截至2020年6月30日，公司流动性约为2.06亿美元[5] - 截至2020年6月30日，总长期债务为58,000千美元，现金及现金等价物为（4,144）千美元，净债务为53,856千美元[47] - 2020年每桶油的运营费用（LOE）预计为2.50至2.90美元，2019年实际为2.95美元[31] - 2020年每桶油的油差预计为4.75至5.25美元，2019年实际为5.28美元[31] - 2020年现金一般和行政费用预计为2700万至2900万美元，2020年迄今为1390万美元[31] 未来展望 - 2020年生产指导为每日24.0至25.0万桶油当量，资本支出为6500万美元[5] - 2020年总资本支出预计为6000万至7000万美元，2019年实际为2.22亿美元[31] - 2020年剩余油量的对冲平均底价约为48美元/桶[33] - 2020年现金成本低于每桶10美元，且在预对冲现金利润方面处于前四分之一[10] - K-22平台的井密度为每区16口井，表现与低密度类型曲线一致[21] 成本管理 - 2020年第二季度的常规现金管理费用为6,148千美元，较2019年第四季度的7,777千美元下降了20.9%[44] - 2020年第二季度的每桶常规现金管理费用为2.72美元，较2019年第四季度的3.44美元下降了21%[44] - 2020年第二季度的股权激励费用为1,474千美元，较2019年第四季度的1,697千美元下降了13.2%[40] - 2020年第二季度的递延融资成本摊销为0千美元，较2019年第四季度的0千美元持平[40]

Bonanza Creek Energy, Inc. (BCEI) Q2 2020 Earnings Conference Call August 7, 2020 11:00 AM ET Company Participants Scott Landreth - Senior Director of Finance & Treasurer Eric Greager - President & Chief Executive Officer Brant Demuth - Executive Vice President and Chief Financial Officer Dean Tinsley - Senior Vice President-Operations Conference Call Participants Leo Mariani - KeyBanc Noel Parks - Coker & Palmer Michael Scialla - Stifel Operator Ladies and gentlemen, thank you for standing by and welcome t ...

财务数据关键指标变化 - 2020年上半年，公司每桶油当量的一般及行政费用较2019年同期下降20%，租赁运营费用下降12%，原油当量销售 volumes 增长11%[120] - 截至2020年6月30日的六个月内，公司信贷安排下的借款从2019年12月31日的8000万美元降至5800万美元，减少了2200万美元[120] - 2020年6月30日，公司总流动性为2.061亿美元，包括手头现金和信贷安排下可用资金[120] - 2020年上半年，公司经营活动产生的现金流量为6820万美元，而2019年同期为1.044亿美元[120] - 2020年上半年，公司发生资本支出（含应计费用）6280万美元[120] - 公司将2020年资本预算从最初的2.15 - 2.35亿美元更新为8000 - 1亿美元，现估计为6000 - 7000万美元[125] - 2020年第二季度，公司裁员12%，将2020年经常性现金一般及行政费用（G&A）指引降至2700 - 2900万美元，较2019年下降13%[127] - 与2019年同期相比，2020年第二季度公司产品收入下降58%至3500万美元，主要因每桶油当量价格下降59%，但销售 volumes 增长2%[129][130] - 2020年第二季度，公司石油合约衍生品现金结算收益约为2250万美元，天然气合约约为10万美元；2019年同期，石油合约衍生品现金结算损失为100万美元，天然气合约收益为40万美元[129] - 2020年第二季度运营费用为4744.8万美元，较2019年同期的5112.8万美元减少368万美元，降幅7%[132] - 2020年第二季度中游运营费用为340万美元，较2019年同期的270万美元增加70万美元，增幅24%[132][133] - 2020年上半年产品收入为9382.7万美元，较2019年同期的1.55539亿美元减少6171.2万美元，降幅40%[132][143][144] - 2020年上半年原油销售为7914.8万美元，较2019年同期的1.3453亿美元减少5538.2万美元，降幅41%[143] - 2020年上半年天然气销售为889.3万美元，较2019年同期的1240.2万美元减少350.9万美元，降幅28%[143] - 2020年上半年天然气凝析液销售为578.6万美元，较2019年同期的860.7万美元减少282.1万美元，降幅33%[143] - 2020年第二季度衍生工具损失为2510万美元，而2019年同期衍生工具收益为820万美元[140] - 2020年第二季度利息费用为100万美元，2019年同期为40万美元[141] - 2020年上半年原油等效销售价格（未计衍生工具）为每桶油当量20.75美元，较2019年同期的38.04美元减少17.29美元，降幅45%[143] - 2020年上半年原油等效销售价格（计及衍生工具）为每桶油当量28.24美元，较2019年同期的38.13美元减少9.89美元，降幅26%[143] - 2020年上半年运营费用为1.27834亿美元，较2019年同期的9415.8万美元增加3367.6万美元，增幅36%[146] - 2020年上半年折旧、损耗和摊销费用为4390万美元，较2019年同期的3470万美元增加27%，主要因可耗竭财产基数增加2.388亿美元和产量增加11%[151] - 2020年上半年未探明资产报废和减值成本为3040万美元，2019年同期为180万美元，主要因重新评估储量位置和非核心租约到期[152] - 2020年上半年衍生品收益为7530万美元，2019年同期为亏损2840万美元，因市场价格低于合约对冲价格[155] - 截至2020年6月30日，公司流动性为2.061亿美元，包括410万美元现金和2.02亿美元信贷额度可用借款能力[158] - 2020年资本计划预计为6000 - 7000万美元，可维持储量价值和几乎持平的产量[160] - 2020年上半年经营活动提供的净现金为6822.9万美元，2019年同期为1.04448亿美元[161] - 2020年上半年投资活动使用的净现金为5201.9万美元，2019年同期为1.22131亿美元，主要因油气勘探开发支出减少[161][163] - 2020年上半年融资活动使用的净现金为2306.7万美元，2019年同期为提供1391.7万美元，主要因信贷额度净还款[161][164] - 2020年3月净亏损38902千美元，2019年6月30日净利润41022千美元；2020年6个月净利润39649千美元，2019年6月30日6个月净利润34029千美元[167] - 截至2020年6月30日和报告提交日，公司信贷安排下未偿还金额分别为5800万美元和5300万美元[190] 资产相关数据 - 2020年6月30日，公司落基山基础设施（RMI）资产的账面净值为1.551亿美元[121] 套期保值相关 - 截至2020年6月30日，公司约100%的2020年指导平均石油产量已进行套期保值，商品合约净资产为3980万美元[157] 风险管理相关 - 公司主要商品风险管理目标是通过减少现金流波动保护资产负债表，使用的衍生工具包括掉期、领子期权和看跌期权[184] - 公司目前的衍生合约与七家交易对手执行，均为信贷安排银团成员[188] - 若相关市场商品价格超过合约掉期价格或领子期权上限执行价格，公司需向交易对手支付差价，可能对现金流产生不利影响[185] - 公司面临石油和天然气价格风险，价格波动受全球供需、生产配额、天气等多种因素影响[183] - 公司面临利率风险，信贷安排借款利率波动，利率上升会对经营业绩和现金流产生不利影响[190] - 公司在衍生交易方面面临金融机构信用风险，七家交易对手有投资级信用评级[191] - 公司因油气应收账款集中于某些大客户面临信用风险，不要求客户提供抵押品[192] 生产与市场相关风险 - 公司生产的市场销售情况部分取决于第三方炼油厂的可用性、距离和产能，以及区域运输、管道、铁路基础设施、天然气收集系统和加工设施的情况[193] - 公司部分生产可能因事故、天气、现场劳动力问题或罢工等原因中断或停产，也可能因市场条件主动减产，大量生产同时中断会影响现金流[194] - 目前沃特伯格油田法国湖地区的油井没有管道系统服务，若不建设所需管道系统，可能无法充分测试或开发该地区资源[195] 报告相关说明 - 本季度报告包含前瞻性陈述，实际结果可能与预期存在重大差异，受多种风险因素影响[172] 内部控制相关 - 截至2020年6月30日，公司管理层评估披露控制和程序在合理保证水平上有效[197] - 公司建立内部审计职能以验证和监控内部控制和程序，内部控制系统有书面政策和程序支持，含自我监控机制[198] - 在2020年第二季度末，公司财务报告内部控制无重大影响或可能产生重大影响的变化[199] 风险分析变化情况 - 截至2019年12月31日的年度10 - K表格年度报告中披露的利率风险分析和油气价格敏感性分析无重大变化[195]

财务数据关键指标变化 - 2020年第一季度每桶油当量的一般及行政费用较2019年同期下降24%，预计2020年全年将进一步下降[116] - 2020年第一季度每桶油当量的租赁运营费用较2019年同期下降13%，预计2020年全年将进一步下降[116] - 2020年第一季度原油当量销售volumes较2019年同期增长21%[116] - 截至2020年3月31日的三个月内，公司信贷安排下的借款从2019年12月31日的8000万美元减少2100万美元至5900万美元[116] - 2020年3月31日公司的总流动性为3.021亿美元[116] - 2020年第一季度经营活动产生的现金流为4800万美元，2019年同期为4170万美元[116] - 2020年第一季度公司发生的资本支出（含应计费用）为4110万美元[116] - 公司2020年最初的资本预算为2.15 - 2.35亿美元，后更新为8000 - 1亿美元，现估计为6000 - 7000万美元[121] - 2020年第一季度公司产品收入为5880万美元，较2019年同期的7130万美元下降18%[125][126] - 2020年第一季度运营费用为8038.6万美元，较2019年同期的4303万美元增加3735.6万美元，增幅87%[129] - 2020年第一季度每桶油当量运营费用为35.57美元，较2019年同期的23.06美元增加12.51美元，增幅54%[129] - 2020年第一季度衍生品收益为1.004亿美元，而2019年同期衍生品损失为3650万美元[138] - 2020年和2019年第一季度利息费用分别为20万美元和120万美元，平均未偿还债务分别为8480万美元和6470万美元[139] - 截至2020年3月31日，公司流动性为3.021亿美元，包括1110万美元现金和2.91亿美元信贷额度可用借款能力[141] - 公司预计2020年投资6000万 - 7000万美元，以维持储量价值和几乎持平的产量[142] - 2020年第一季度信贷额度借款加权平均利率为3.78%，截至2020年3月31日和报告提交日，信贷额度未偿还金额为5900万美元[142] - 2020年和2019年第一季度经营活动提供的净现金分别为4799.4万美元和4172.1万美元[146] - 2020年和2019年第一季度投资活动使用的净现金分别为2687.1万美元和3678.8万美元[146] - 2020年第一季度融资活动使用的净现金为2107.1万美元，2019年同期融资活动提供的净现金为1484.7万美元[146] - 2020年第一季度净收入为7855.1万美元，2019年同期净亏损为699.3万美元[151] - 2020年第一季度调整后EBITDAX为4326.9万美元，2019年同期为4917万美元[151] - 截至2020年3月31日及报告提交日，公司信贷安排下有5900万美元未偿还[173] 公司人事与成本控制 - 2020年第一季度公司CEO薪资降低12.5%，其他高管薪资降低10%，独立董事年度现金津贴降低15%，并裁员12%[123] 衍生品业务相关 - 公司主要商品风险管理目标是通过减少现金流波动保护资产负债表，使用互换、领子期权和看跌期权等衍生品合约管理风险[167] - 目前公司的衍生品合约与七家交易对手签订，均为信贷安排银团成员[171] - 若相关市场商品价格超过合约互换价格或领子期权的上限执行价格，公司需向交易对手支付差价，可能对现金流产生不利影响[168] - 公司使用衍生品合约虽可降低商品价格下跌的潜在负面影响，但也可能无法从有利的商品价格变化中受益[169] - 公司衍生品业务使公司面临金融机构信用风险，信贷安排银团的7名成员是现有衍生品工具的交易对手，且具有投资级信用评级[174] 公司面临的风险 - 公司信贷安排借款利率与调整后的基准利率或LIBOR挂钩，利率上升会对经营业绩和现金流产生不利影响[173] - 公司财务状况、经营业绩和资本资源高度依赖石油和天然气市场价格，价格波动会影响公司经济开采储量和获取资本能力[166] - 公司油气应收账款集中于某些重要客户，面临信用风险，公司会审查客户信用评级、付款历史和财务资源，但不要求客户提供抵押品[175] - 公司生产的可销售性部分取决于第三方炼油厂的可用性、距离和产能，以及区域运输、管道、铁路基础设施、天然气收集系统和加工设施等[176] - 公司部分生产可能因事故、天气、现场劳工问题或罢工等原因中断或停产，也可能因市场条件主动减产，大量生产同时中断会影响现金流[177] - 目前沃特伯格油田法国湖地区的油井没有管道系统服务，若公司和第三方都不建设所需管道系统，可能无法充分测试或开发该地区资源[178] 公司内部控制 - 公司管理层于2020年3月31日评估披露控制和程序的有效性，结论是这些程序在合理保证水平上有效[180] - 公司建立内部审计职能以验证和监控内部控制和程序，内部控制系统有书面政策和程序支持，包含自我监控机制，并由内部审计职能进行审计[181] - 在截至2020年3月31日的季度内，公司管理层未发现对财务报告内部控制有重大影响或可能有重大影响的变化[182]

财务数据关键指标变化 - 2019年第三季度租赁经营费用减少130万美元，每桶油当量减少1.87美元，一般及行政费用每桶油当量降低34%[118] - 2019年第三季度原油当量销售volumes增长37%[118] - 截至2019年9月30日，公司总流动性为2.784亿美元[118] - 2019年前九个月经营活动产生的现金流为1.63亿美元，2018年同期为6700万美元[118] - 2019年前九个月资本支出为1.728亿美元[118] - 截至2019年9月30日，公司RMI资产净值为1.406亿美元[119] - 2019年公司资本预算为2.3亿 - 2.4亿美元，预计钻井和完井预算为1.9亿 - 2亿美元，支持钻59口井并投产45口井[121] - 2019年第三季度原油销售revenue增长6%，天然气销售revenue增长11%，天然气液体销售revenue下降63%[123] - 2019年第三季度运营费用为5186万美元，较2018年同期增长24%[126] - 2019年第三季度天然气厂和中游运营费用增至330万美元，较2018年同期的220万美元增加100万美元，每桶油当量基础上增加6%[127] - 2019年第三季度集输、运输和处理费用增至440万美元，较2018年同期的270万美元增加170万美元，销量较2018年同期增长37%[129] - 2019年第三季度severance和从价税增至670万美元，较2018年同期的650万美元增加4%[130] - 2019年第三季度折旧、损耗和摊销费用增至1990万美元，较2018年同期的1100万美元增加81%，每桶油当量基础上增加32%[131] - 2019年和2018年第三季度未探明资产报废和减值成本分别为90万美元和40万美元[132] - 2019年第三季度一般和行政费用较2018年同期减少100万美元，每桶油当量基础上减少34%，2019年销量较2018年同期高37%[133] - 2019年第三季度衍生品收益为1290万美元，2018年同期衍生品损失为1610万美元[134] - 2019年和2018年第三季度利息费用分别为30万美元和60万美元，平均未偿债务分别为8490万美元和860万美元[135] - 2018年第三季度出售资产净收益为2670万美元，2019年第三季度无出售资产损益[136] - 2019年前九个月产品收入增至2.291亿美元，较2018年同期的2.092亿美元增加10%，油当量销量增加32%，油当量价格（不含衍生品影响）每桶油当量下降7.51美元或17%[138][140] - 2019年前九个月租赁运营费用降至1850万美元，较2018年的2970万美元减少1120万美元，降幅38%，每桶油当量基础上下降53%[142] - 2019年前九个月天然气厂和中游运营费用降至830万美元，较2018年的910万美元减少80万美元，降幅9%，每桶油当量基础上下降31%[143] - 2019年前九个月集输、运输和处理费用增至1280万美元，较2018年的670万美元增加600万美元，增幅89%，销售合同增加和销量增长32%是主因[145] - 2019年前九个月severance和从价税增至1870万美元，较2018年的1780万美元增加90万美元，增幅5%，收入增长10%但有退款抵消部分增长[146] - 2019年前九个月折旧、损耗和摊销费用增加2650万美元，每桶油当量基础上增加47%，与可耗竭财产基数增加3.223亿美元和产量增加有关[147] - 2019年前九个月未探明财产的废弃和减值成本为260万美元，2018年为540万美元[148] - 2019年前九个月一般和行政费用为3000万美元，与2018年的3040万美元基本持平，每桶油当量基础上下降25%[149] - 2019年前九个月衍生品损失为1550万美元，2018年为4680万美元[150] - 截至2019年9月30日，公司流动性为2.784亿美元，包括840万美元现金和2.7亿美元当前信贷安排可用借款额度，预计2019年投资2.3 - 2.4亿美元[156] - 2019年前九个月经营活动提供净现金1.63008亿美元，2018年为6702.2万美元；投资活动使用净现金1.96226亿美元，2018年为5595.5万美元；融资活动提供净现金2867.4万美元，2018年为23.7万美元[158] - 2019年第三季度净利润为35,893千美元，2018年同期为43,363千美元；2019年前九个月净利润为69,922千美元，2018年同期为62,092千美元[163] - 2019年第三季度调整后EBITDAX为49,547千美元，2018年同期为38,438千美元；2019年前九个月调整后EBITDAX为154,915千美元，2018年同期为102,975千美元[163] - 截至2019年9月30日和报告提交日，公司在当前信贷安排下的未偿借款分别为8000万美元和9500万美元[186] 业务运营相关 - 公司新的输油管道于7月投入运营，每桶油价差降低1.50美元[118] 风险管理相关 - 公司主要商品风险管理目标是减少现金流波动，通过与认为资本充足的交易对手签订石油和天然气衍生品合约来降低部分商品价格波动风险[180] - 目前所有衍生品安排集中于七家交易对手，均为当前信贷安排下的贷款人，若其违约公司可能遭受财务损失[183] - 油价超过掉期价格或领口上限时，公司需在收到市场价格现金付款前最多15个工作日结算衍生品，可能对现金流产生重大不利影响[184] - 公司财务状况、经营成果和资本资源高度依赖石油和天然气市场价格，价格波动和不确定性可能影响财务状况和运营结果[179] - 公司面临交易对手和客户信用风险，衍生品交易对手为七家有投资级信用评级的贷款人，部分油气应收账款集中于特定大客户[187][188] - 公司生产的可销售性取决于第三方炼油厂、运输和加工设施的可用性、接近程度和容量，缺乏相关设施可能降低产品价格或影响生产计划[189] - 公司部分生产可能因事故、天气、劳工问题或市场条件等原因中断，大量生产同时中断可能影响现金流[190] - 法国湖目前没有服务油井的管道系统，若不建设可能无法充分测试或开发当地资源[191] 财务报告与内部控制相关 - 截至2018年12月31日的10 - K年度报告中披露的利率风险分析和油气价格敏感性分析无重大变化[191] - 2019年9月30日管理层评估公司披露控制和程序在合理保证水平上有效[193] - 公司建立内部审计职能以核实和监控内部控制和程序[194] - 2019年第三季度（截至9月30日）财务报告内部控制无重大影响的变化[195]