产量与收入 - 2022年第一季度总产量为102.7 MBoe/d，同比下降9%，但同比2021年第一季度增长27%[84] - 2022年第一季度Permian地区的石油产量为4469 MBbls，同比增长45%[86] - 2022年第一季度Eagle Ford地区的天然气产量为1525 MMcf，同比下降6%[86] - 2022年第一季度Permian地区的NGL产量为1455 MBbls，同比增长35%[86] - 公司2022年第一季度总收入为6.648亿美元，同比增长107%，环比增长5%[91] - 石油收入为5.532亿美元，占总收入的83%，同比增长107%，环比增长9%[88][91] - 天然气收入为4397.6万美元，占总收入的7%，同比增长82%，环比下降22%[88][91] - NGLs收入为6761.8万美元，占总收入的10%，同比增长130%，环比下降3%[88][91] 价格与成本 - 2022年第一季度Permian地区的天然气平均实现销售价格为4.20美元/Mcf，同比下降13%[86] - 2022年第一季度总平均实现销售价格为71.97美元/Boe，同比增长64%[86] - 2022年第一季度Eagle Ford地区的NGL平均实现销售价格为35.93美元/Bbl，同比增长62%[86] - 石油平均实现销售价格从2021年同期的57.05美元/桶上涨至94.64美元/桶，同比增长66%[91] - 天然气平均实现销售价格同比下降14%，部分抵消了石油价格上涨带来的收入增长[91] - 租赁运营费用为6732.8万美元，同比下降8%，环比增长3%[93] - 生产和从价税为3767.8万美元，同比增长12%，环比增长25%[93] - 折旧、损耗和摊销费用为1.029亿美元，同比下降9%，环比增长2%[93] - 一般和行政费用为1712.1万美元，同比增长31%，环比增长46%[93] - 租赁运营费用从2021年同期的4045万美元增加到2022年第一季度的6733万美元，增长66%[94] - 生产和从价税从2021年同期的1844万美元增加到2022年第一季度的3768万美元，增长104%[94] - 折旧、损耗和摊销费用从2021年同期的7099万美元增加到2022年第一季度的1.0298亿美元，增长45%[94] 资本支出与财务状况 - 2022年第一季度运营资本支出为1.574亿美元，其中90%用于Permian地区[84] - 2022年第一季度，公司资本支出为1.945亿美元，其中运营资本为1.574亿美元[103] - 2022年资本预算为7.25亿美元，其中超过85%用于二叠纪盆地的开发[102] - 截至2022年3月31日，公司信贷额度下的借款为7.12亿美元，相比2021年12月31日的7.85亿美元有所减少[84] - 2022年第一季度，公司净利息支出从2021年同期的2442万美元减少到2156万美元，下降11.7%[97] - 2022年第一季度，公司录得所得税费用50万美元，而2021年同期为所得税收益90万美元[101] - 2022年第一季度，公司衍生品合约净损失为3.583亿美元，而2021年同期为2.145亿美元[99] - 公司现金及现金等价物在2022年第一季度减少了570万美元，从2021年12月31日的990万美元降至420万美元[106] - 2022年第一季度，公司经营活动产生的净现金流为2.813亿美元，较2021年同期的1.3767亿美元大幅增加，主要由于油价上涨66%和产量增加27%[107] - 2022年第一季度，公司投资活动使用的净现金流为2.219亿美元，较2021年同期的9851万美元增加，主要由于运营资本支出增加和1920万美元的或有对价协议结算[107] - 2022年第一季度，公司融资活动使用的净现金流为6506万美元，较2021年同期的3503万美元增加，主要由于偿还了7300万美元的信贷额度[107] - 截至2022年3月31日，公司信贷额度为16亿美元，借款余额为7.12亿美元，加权平均利率为2.74%[107] 财务风险与衍生品 - 公司2022年3月31日的实际12个月平均原油价格为74.41美元/桶，天然气价格为4.02美元/千立方英尺，相关递延所得税为37.49亿美元[113] - 如果原油和天然气价格上涨10%，公司成本中心上限将增加9.75亿美元；如果价格下跌10%，则减少9.75亿美元[113] - 截至2022年3月31日，公司商品衍生工具的公允价值负债为3.6304亿美元，假设商品价格波动10%，其影响范围为2.453亿美元至4.839亿美元[117] - 公司信贷额度的利率每增加1%，年度利息支出将增加约710万美元[118] 净收入与利润 - 2022年第一季度净收入为3970万美元，相比2021年同期的净亏损8040万美元有显著改善[84]

油气产量与价格数据 - 2021年石油总产量22224MBbls，天然气总产量37386MMcf，NGLs总产量6439MBbls，油当量总产量34894MBoe[40] - 2021年石油平均实现销售价格为每桶68.22美元，天然气为每Mcf3.78美元，NGL为每桶30.11美元，总平均实现销售价格为每Boe53.06美元[40] 油气成本数据 - 2021年每Boe租赁运营费用为5.82美元，生产和从价税为2.87美元，集输、运输和加工费用为2.32美元[40] 客户比例数据 - 2021年壳牌贸易公司占公司客户比例为20%，2020年为31%，2019年为10%[44] 租赁面积数据 - 截至2021年12月31日，公司开发的总租赁面积为216879英亩，净面积为181452英亩；未开发的总租赁面积为83167英亩，净面积为62645英亩[47] 员工情况数据 - 截至2021年12月31日，公司有322名永久全职员工，约37%为少数族裔，21%为女性，35%的外地以上员工为女性[50] - 2021年新招聘员工中，37%为少数族裔，40%为女性[50] - 公司为员工支付100%的医疗保险计划保费[50] 公司业务地域数据 - 公司所有资产位于美国，所有运营位于得克萨斯州，所有生产收入合同的客户均位于美国[51] 行业竞争情况 - 公司经营的石油和天然气行业竞争激烈，面临来自各方的竞争[55] 政府法规对油气运营影响 - 公司油气运营受联邦、州和地方各级政府立法、监管和法律要求约束，无法预测相关提案或程序对运营、资本支出、收益或竞争地位的影响[58] - 公司认为遵守现有勘探和生产法律法规不会对资本支出、运营、收益或竞争地位产生重大不利影响[58] 环境法规对油气活动影响 - 公司油气勘探、开发和生产运营受严格环境法律法规约束，虽目前认为遵守这些法规不会产生重大影响，但法规变化可能产生不利影响[60] - 《资源保护和回收法》及其州类似法规影响公司油气活动，部分废物可能受其监管，法规变化可能对资本支出和运营费用产生重大不利影响[60] - 《综合环境反应、赔偿和责任法》对危险物质释放相关方施加严格责任，公司虽目前未被指定为潜在责任方，但存在潜在责任风险[60] - 《清洁水法》《安全饮用水法》《油污法》等对公司水排放进行限制和控制，公司认为自身基本符合这些法律要求[62] - 《清洁空气法》及其州和地方法规对公司空气污染物排放进行监管，公司认为自身基本符合所有适用的空气排放法规[62] 甲烷相关法规政策 - 2016年EPA为油气生产和天然气加工及传输设施制定甲烷和挥发性有机化合物新标准，2020年进行两次修订，2021年部分修订被撤销[62] - 拜登宣布全球甲烷承诺，目标是到2030年将全球甲烷排放量在2020年水平基础上至少减少30%[64] - 2021年11月3日美国众议院通过《重建美好未来法案》，该法案针对石油和天然气来源的甲烷，提议对油井、储存场所和管道的过量甲烷泄漏以及新的油气生产和非生产租赁及海上管道收取费用[64] - 2021年11月15日美国环保署发布拟议规则，旨在减少石油和天然气来源的甲烷排放，预计2022年底发布补充拟议规则和最终规则[64] 地震及相关法规影响 - 美国地质调查局确定有8个州存在因流体注入或油气开采导致诱发地震率增加的区域[67] - 德克萨斯铁路委员会因地震活动担忧，无限期暂停西德克萨斯部分地区的某些深层油气废水处理活动[67] 德克萨斯州法规要求 - 德克萨斯州法律要求油井运营商在网站上披露化学成分清单，并向德克萨斯铁路委员会提交化学物质清单和油井完井报告，同时必须向公众披露水力压裂油井所用的总水量[67] 石油出口政策 - 2015年12月美国取消对本土48个州石油出口禁令，此后美国石油出口显著增加[72] FERC相关法规 - FERC对违反天然气市场操纵规则的行为可处以最高每天100万美元的民事罚款，该最高罚款权限会定期调整以考虑通胀因素[72] - FERC要求每年销售220万MMBtus及以上“可报告”天然气的批发市参与者提交FERC Form 552报告[72] 管道安全法规 - 2019年10月，PHMSA最终确定了危险液体管道的新安全法规，要求运营商在极端天气或自然灾害后检查受影响管道等[75] - 2020年12月，美国国会通过《2020年保护管道基础设施和加强安全法案》，指示运输部长更新或颁布有关某些天然气管道等设施安全的法规[75] - 2021年11月15日，PHMSA发布最终规则，将安全法规扩大到超过40万英里以前免受规则约束的陆上天然气集输管道[75] 开采税数据 - 德州对石油生产征收4.6%的开采税，对天然气生产征收7.5%的开采税[77] 衍生品与税务相关数据 - 假设2021年12月31日基础远期油气价格曲线上涨或下跌10%，会对公司衍生品工具的公允价值产生影响[177] - 截至2021年12月31日，因2020年第二季度至第四季度评估油气资产减值，公司存在三年累计历史税前亏损和净递延所得税资产状况，已设置估值备抵将净递延所得税资产减记至零[177] 商品衍生工具使用情况 - 公司利用商品衍生工具来减轻商品价格波动对部分预测生产销售的影响，不用于投机或交易目的[176] 铁路运输法规 - 公司铁路运输石油、天然气液体和纯组分受美国运输部相关部门监管，2020年7月允许LNG铁路批量运输的最终规则发布，2021年11月发布拟暂停该规则的通知[77] 商品期货交易监管 - 美国商品期货交易委员会有权监管实物和期货能源商品市场部分领域，公司需遵守反市场操纵和扰乱交易行为的法律及相关法规[77] - 2010年《多德 - 弗兰克法案》要求美国商品期货交易委员会和美国证券交易委员会制定规则和条例，影响公司用于对冲价格波动风险的衍生品合约[77] 净运营亏损税务限制 - 公司净运营亏损用于减少未来应纳税所得额受《国内税收法典》限制，因Carrizo收购发行普通股导致累计所有权变更，收购前的净运营亏损受第382条年度限制[179] 环境相关法规综合影响 - 公司活动受环境质量和污染控制相关法律法规约束，无法预测额外法规、执法政策及损害索赔的影响[79] 公司资料提供情况 - 公司在网站免费提供年度报告、季度报告等文件，以及商业行为和道德准则等资料[80]

公司收购与股权交易 - 2021年10月1日公司完成Primexx收购，总对价8.646亿美元，含4.537亿美元现金和884万股普通股，增量收购使净面积增至约3.65万英亩[113] - 2021年11月3日公司获股东批准，将发行约550万股普通股交换1.97亿美元第二留置权票据本金[114] 资产出售 - 2021年9月27日、10月6日和10月28日，公司分别达成协议出售非核心资产，总价分别约为1亿美元、3820万美元和3000万美元，另有最高1800万美元或有对价[115] 信贷协议修订 - 2021年11月1日公司对信贷协议进行第五次修订，确认借贷基础和承诺金额为16亿美元[116] 产量数据 - 2021年第三季度总产量为9.97万桶油当量/日，较二季度增长12%；前九个月为8.99万桶油当量/日，较去年同期下降13%[117][118] - 截至2021年9月30日当季，公司总石油产量为5875千桶，较上一季度增加773千桶，增幅15%；较去年同期减少2460千桶，降幅14%[120] - 截至2021年9月30日当季，公司总天然气产量为9395百万立方英尺，较上一季度增加512百万立方英尺，增幅6%；较去年同期减少4951百万立方英尺，降幅16%[120] - 截至2021年9月30日当季，公司总NGLs产量为1732千桶，较上一季度增加217千桶，增幅14%；较去年同期减少620千桶，降幅12%[120] - 截至2021年9月30日当季，公司总油当量产量为9173千桶油当量，较上一季度增加1076千桶油当量，增幅13%；较去年同期减少3905千桶油当量，降幅14%[120] - 截至2021年9月30日当季，公司日均产量为99703桶油当量/天，较上一季度增加10722桶油当量/天，增幅12%；较去年同期减少13924桶油当量/天，降幅13%[120] 运营钻井和完井活动 - 2021年第三季度运营钻井和完井活动中，Permian地区钻井15口（净13.5口）、完井16口（净12.8口），Eagle Ford地区完井6口（净6口）[118] - 2021年第三季度，公司在二叠纪盆地钻15口毛井（13.5口净井），完井22口毛井（18.8口净井），其中鹰滩6.0口净井，二叠纪12.8口净井[136] 运营资本支出 - 2021年第三季度运营资本支出为1.15亿美元，约82%用于Permian地区[118] - 2021年前九个月，公司运营资本支出3.489亿美元，资本化利息7400万美元，资本化G&A 3370万美元，总支出4.566亿美元[137] 票据发行与赎回 - 2021年7月6日公司私募发行6.5亿美元8%优先票据，净收益约6.381亿美元；7月21日赎回5.427亿美元6.25%优先票据并部分偿还信贷安排欠款[118] 信贷安排未偿还借款 - 截至2021年9月30日，信贷安排未偿还借款为7.23亿美元，6月30日为8.75亿美元[118] 净收入与每股收益 - 2021年第三季度净收入为1.719亿美元，摊薄后每股3.65美元，去年同期净亏损6.804亿美元，摊薄后每股17.12美元，主要因2020年第三季度评估资产减值6.85亿美元及2021年第三季度运营收入增加约91%[118] 基准价格 - 截至2021年9月30日当季，WTI原油基准价格为每桶70.50美元，较上一季度增加4.44美元，增幅7%；较去年同期增加26.53美元，增幅69%[120] - 截至2021年9月30日当季，Henry Hub天然气基准价格为每百万英热单位4.31美元，较上一季度增加1.34美元，增幅45%；较去年同期增加1.42美元，增幅74%[120] 平均实现销售价格 - 截至2021年9月30日当季，公司Permian地区石油平均实现销售价格为每桶69.60美元，较上一季度增加4.52美元，增幅7%；较去年同期增加28.00美元，增幅78%[120] - 截至2021年9月30日当季，公司Eagle Ford地区天然气平均实现销售价格为每百万英热单位4.22美元，较上一季度增加1.40美元，增幅50%；较去年同期增加1.57美元，增幅84%[120] - 截至2021年9月30日当季，公司总NGLs平均实现销售价格为每桶33.54美元，较上一季度增加9.37美元，增幅39%；较去年同期增加16.52美元，增幅153%[120] - 2021年第三季度Permian地区平均实现销售价格为每桶油当量52.37美元，较上一季度的46.04美元增加6.33美元，增幅14%[122] - 2021年前九个月Permian地区平均实现销售价格为每桶油当量47.05美元，较2020年的23.88美元增加23.17美元，增幅97%[122] - 2021年第三季度Eagle Ford地区平均实现销售价格为每桶油当量59.63美元，较上一季度的54.72美元增加4.91美元，增幅9%[122] - 2021年前九个月Eagle Ford地区平均实现销售价格为每桶油当量55.18美元，较2020年的27.75美元增加27.43美元，增幅99%[122] 营收数据 - 2021年第三季度总营收为5.039亿美元，较上一季度的3.941亿美元增加1.098亿美元，增幅28%[123][125] - 2021年前九个月总营收为12.187亿美元，较2020年同期的7.169亿美元增加5.018亿美元，增幅70%[124][125] 各产品收入 - 2021年第三季度石油收入为409,293千美元，较上一季度的333,442千美元增加75,851千美元，增幅23%[122] - 2021年前九个月石油收入为1,009,780千美元，较2020年的627,934千美元增加381,846千美元，增幅61%[122] - 2021年第三季度天然气收入为36,519千美元，较上一季度的24,080千美元增加12,439千美元，增幅52%[122] - 2021年前九个月天然气收入为84,819千美元，较2020年的33,305千美元增加51,514千美元，增幅155%[122] 各项费用 - 2021年第三季度租赁运营费用降至4270万美元，较上一季度的4650万美元减少8%，每桶油当量费用降至4.66美元，较上一季度的5.74美元减少19%[128] - 2021年前九个月租赁运营费用降至1.296亿美元，较2020年同期的1.491亿美元减少13%，每桶油当量费用增至5.28美元，较2020年同期的5.24美元增加1%[128] - 2021年第三季度生产和从价税增至2610万美元，较上一季度的2200万美元增加19%，占总收入的比例降至5.2%，较上一季度的5.6%有所下降[128] - 2021年前九个月生产和从价税增至6650万美元，较2020年同期的4620万美元增加44%，占总收入的比例降至5.5%，较2020年同期的6.4%有所下降[128] - 2021年第三季度集输和处理费用增至2090万美元，较上一季度的2000万美元增加4%[128] - 2021年前九个月集输和处理费用增至5890万美元，较2020年同期的5660万美元增加4%[128] - 2021年第三季度折旧、损耗和摊销费用增至8990万美元，较上一季度的8310万美元增加8%[128] - 2021年前九个月折旧、损耗和摊销费用降至2.44亿美元，较2020年同期的3.846亿美元减少37%[128] - 2021年第三季度一般和行政费用降至950万美元，较上一季度的1110万美元减少14%；前九个月增至3740万美元，较2020年同期的2660万美元增加41%[128] - 2021年第三和前九个月合并、整合和交易费用为300万美元，2020年前九个月为2640万美元[130] - 2021年第三季度末的三个月，扣除资本化金额后的利息支出增至2770万美元，较上一季度增加310万美元；九个月内增至7680万美元，较2020年同期增加890万美元[133] - 2021年第三季度末的三个月，衍生工具净损益为1.07169亿美元；九个月内为5.12155亿美元，2020年同期为亏损979.66万美元[133] - 2021年第三季度末的三个月，公司记录所得税费用240万美元，上一季度为所得税收益50万美元；九个月内为100万美元，2020年同期为1.153亿美元[134] 资本预算 - 公司2021年资本预算从4.3亿美元更新至5.15亿美元，第四季度预算主要用于二叠纪盆地开发，预计钻70 - 72口毛井，完井103 - 105口毛井[136] 现金及现金等价物 - 截至2021年9月30日的九个月，公司现金及现金等价物减少1650万美元，降至370万美元[138] 净现金流量 - 2021年前九个月，经营活动提供净现金6.07833亿美元，较2020年同期增加，主要因实现油价上涨86%，部分被产量下降13%抵消[141] - 2021年前九个月，投资活动使用净现金4.55167亿美元，较2020年同期增加，主要因资产出售现金收入减少和油气资产收购定金增加[141] - 2021年前九个月，融资活动使用净现金1.69203亿美元，2020年同期为提供净现金2160万美元，主要因偿还信贷安排约2.62亿美元及赎回6.25%优先票据[141] 互换合约 - 截至2021年10月29日，公司WTI石油互换合约剩余量为174.8万桶，加权平均价格为每桶56.87美元；2021 - 2023年总量为406.6万桶，加权平均价格为每桶65.84美元[143] - 天然气Henry Hub互换合约2021年剩余量为435.7万MMBtu，加权平均价格为每百万英热单位2.96美元；2022年总量为732万MMBtu，加权平均价格为每百万英热单位3.08美元[145] 递延保费与锁定损失 - 公司有660万美元递延保费，其中370万美元与2021年结算的合约相关，290万美元与2022年结算的合约相关[143] - 2021年2月的抵消性ICE布伦特互换导致约290万美元锁定损失，其中160万美元于2021年第三季度结算，剩余130万美元将于2021年第四季度结算[143] 实现价格与账面价值净额关系 - 2021年9月30日实际12个月实现原油价格为每桶56.47美元，天然气价格为每千立方英尺2.51美元，成本中心上限超过账面价值净额（减去相关递延所得税）为24.29亿美元[147][150] - 原油和天然气价格均上涨10%时，12个月实现原油价格为每桶62.24美元，天然气价格为每千立方英尺2.81美元，成本中心上限超过账面价值净额（减去相关递延所得税）增加7.43亿美元至31.72亿美元[150] - 原油和天然气价格均下跌10%时，12个月实现原油价格为每桶50.70美元，天然气价格为每千立方英尺2.22美元，成本中心上限超过账面价值净额（减去相关递延所得税）减少7.40亿美元至16.89亿美元[150] 净递延所得税资产 - 截至2021年9月30日，基于评估证据，公司认为很可能无法实现净递延所得税资产，因此记录了估值备抵，将净递延所得税资产减至零[151] 风险管理 - 公司面临商品价格风险、利率风险以及交易对手和客户信用风险，通过风险管理计划包括使用商品衍生工具来降低这些风险[153] 收入来源与价格波动 - 公司收入来自石油、天然气和NGL生产销售，其价格因供需、政府行动、经济和天气状况而波动[154] - 2021年第三季度石油、天然气和NGL收入分别为40929.3万美元、3651.9万美元和5809.7万美元，总计50390.9万美元；价格波动10%的影响分别为4092.9万美元、365.2万美元和581万美元，总计5039.1万美元[156] - 2021年前九个月石油、天然气和NGL收入分别为100978万美元、8481.9万美元和12407.9万美元，总计121867.8万美元；价格波动10%的影响分别为10097.8万美元、848.2万美元和1240.8万美元，总计12186.8万美元[156] 对冲目标 - 公司通常目标是对冲未来12至24个月预计内部预测产量的约60%[156] 信贷安排债务与利率影响 - 截至2021年9月30日，公司信贷安排下未偿还债务为7.23亿美元，加权平均利率为2.35%；利率变动1%，年度利息费用相应变动约720万美元[157] 应收账款 - 截至2021年9月30日，公司石油、天然气和NGL生产销售应收账款约为1.681亿美元[158] - 截至2021年9月30日，公司联合权益应收账款约为860万美元[160] 商品衍生品净负债头寸 - 截至2021年9月3

融资与债务 - 2021年6月21日公司同意私募发行6.5亿美元本金的8%优先票据，7月6日完成交易，净收益约6.381亿美元，同时通知赎回5.427亿美元6.25%优先票据[102] - 公司修订信贷协议，确认借款基数和承诺金额为16亿美元[106] - 与2021年第一季度相比，公司减少信贷安排借款7500万美元[106] - 2021年第二季度利息支出净额为2460万美元，与第一季度的2440万美元基本持平；上半年利息支出净额为4910万美元，较2020年同期的4320万美元增加590万美元[120] - 2021年上半年融资活动使用的净现金为1.123亿美元，而2020年同期融资活动提供净现金1.583亿美元，主要是因为偿还信贷安排约1.1亿美元[129] - 截至2021年6月30日，信贷安排借款基数为16亿美元，已动用借款8.75亿美元，加权平均利率为2.61%，未偿还信用证为2400万美元[129] - 截至2021年6月30日，公司信贷安排下的未偿债务为8.75亿美元，加权平均利率为2.61%，利率变动1%将使年度利息费用相应变动约880万美元[143] 资产交易 - 2021年8月3日公司签订协议以4.4亿美元现金和919万股普通股收购特拉华盆地油气资产，同时与Chambers Investments达成1.97亿美元第二留置权票据换股协议[103] - 公司完成出售特拉华盆地非核心资产，净现金收入3070万美元[106] 产量情况 - 2021年第二季度总产量为8.9万桶油当量/日，较上一季度增长10%，上半年总产量为8.5万桶油当量/日，较去年同期下降19%[104] 资本支出 - 2021年第二季度运营资本支出为1.383亿美元，其中约63%用于二叠纪盆地[106] - 2021年资本预算最高为4.3亿美元，约80%用于钻探、完井和设备支出；约70%分配给二叠纪盆地开发，30%分配给伊格尔福特开发[123] - 2021年上半年运营资本支出为2.339亿美元，资本化利息为4790万美元，资本化一般及行政费用为2330万美元，总计3.051亿美元[125] 财务盈亏 - 2021年第二季度和2020年第二季度净亏损分别为1170万美元（摊薄后每股0.25美元）和16亿美元（摊薄后每股39.41美元）[106] - 2021年第二季度总营收3.941亿美元，较上一季度的3.206亿美元增加7350万美元，增幅23%，主要因平均实现销售价格上涨11%及产量增加10%[110][113] - 2021年上半年总营收7.148亿美元，较2020年同期的4.472亿美元增加2.676亿美元，增幅60%，主要因平均实现销售价格上涨98%，但产量下降19%部分抵消了价格上涨的影响[110][113] - 2021年上半年衍生品合约净收益为4.05亿美元，而2020年同期净亏损为1.25亿美元[120] - 2021年第二季度和第一季度所得税收益分别为50万美元和90万美元；上半年所得税收益为140万美元，而2020年同期所得税费用为1.153亿美元[121] 价格与收入 - 2021年第二季度与2020年第二季度相比，总平均实现销售价格增长约206%[106] - 二叠纪盆地平均实现销售价格从42.06美元/桶升至46.04美元/桶，增幅9%；鹰滩地区从48.85美元/桶升至54.72美元/桶，增幅12%[110] - 二叠纪盆地石油收入从1.74967亿美元增至2.1034亿美元，增幅20%；鹰滩地区从9207.8万美元增至1.23102亿美元，增幅34%[110] - 二叠纪盆地天然气收入从1929万美元降至1915.2万美元，降幅1%；鹰滩地区基本持平[110] - 二叠纪盆地NGLs收入从2437.6万美元增至3004.7万美元，增幅23%；鹰滩地区从498.1万美元增至657.8万美元，增幅32%[110] - 2021年第二季度石油收入占总营收85%，天然气占6%，NGLs占9%[111] - 2021年上半年石油收入占总营收84%，天然气占7%，NGLs占9%[112] - 2021年第二季度，石油、天然气和NGL收入分别为3.33442亿美元、2408万美元和3662.5万美元，总计3.94147亿美元；上半年分别为6.00487亿美元、4830万美元和6598.2万美元，总计7.14769亿美元[142] - 2021年第二季度，石油、天然气和NGL平均实现价格波动10%对收入的影响分别为3334.4万美元、240.8万美元和366.3万美元，总计3941.5万美元；上半年分别为6004.9万美元、483万美元和659.8万美元，总计7147.7万美元[142] 成本费用 - 二叠纪盆地租赁运营成本从4.31美元/桶升至4.60美元/桶，增幅7%；鹰滩地区从8.65美元/桶降至8.34美元/桶，降幅4%[110] - 二叠纪盆地生产和从价税从2.32美元/桶升至2.53美元/桶，增幅9%；鹰滩地区从3.07美元/桶升至3.12美元/桶，增幅2%[110] - 2021年第二季度租赁运营费用增至4650万美元，较上一季度增长15%，主要因产量增加11%[115] - 2021年上半年租赁运营费用降至8690万美元，较2020年同期下降16%，主要因产量减少19%[115] - 2021年第二季度生产和从价税增至2200万美元，较上一季度增长19%，主要因总收入增长23%[115] - 2021年上半年生产和从价税增至4040万美元，较2020年同期增长34%，主要因总收入增长60%[115] - 2021年第二季度集输和处理费用增至2000万美元，较上一季度增长11%，主要因产量增加11%[117] - 2021年上半年集输和处理费用增至3800万美元，较2020年同期增长10%，主要因新的石油运输协议[117] - 2021年第二季度折旧、损耗和摊销增至8310万美元，较上一季度增长17%，主要因产量增加11%和资本支出增加[117] - 2021年上半年折旧、损耗和摊销降至1.541亿美元，较2020年同期下降43%，主要因产量减少19%和资产减值[117] - 2021年第二季度一般和行政费用降至1110万美元，较上一季度下降34%，主要因薪酬成本降低[117] - 2021年上半年一般和行政费用增至2790万美元，较2020年同期增长52%，主要因现金结算RSU奖励和现金SARs公允价值增加[117] 现金流情况 - 截至2021年6月30日的六个月，现金及现金等价物减少1640万美元至380万美元[126] - 2021年上半年经营活动提供的净现金为3.133亿美元，较2020年同期的2.895亿美元增加，主要归因于实现油价上涨90%等因素[129] - 2021年上半年投资活动使用的净现金为2.174亿美元，较2020年同期的4.537亿美元减少，主要由于运营资本支出减少等因素[129] 衍生品合约 - 2021年第二季度与2020年第二季度相比，衍生品合约损失从约1.27亿美元增至约1.905亿美元[106] - 截至2021年8月2日，公司有未完成的石油、天然气和NGL衍生品合约，如WTI石油互换合约剩余量110.4万桶，2021年全年量301.5万桶，加权平均价分别为42.10美元/桶和63.55美元/桶[131] - 天然气Henry Hub互换合约2021年剩余量730.1万MMBtu，2022年全年量732万MMBtu，加权平均价分别为2.61美元/MMBtu和3.08美元/MMBtu[133] - NGL（OPIS Mont Belvieu Purity Ethane）互换合约2021年剩余量92万桶，加权平均价7.62美元/桶[134] - 公司约有940万美元递延保费，其中650万美元与2021年结算合约相关，290万美元与2022年结算合约相关[131] - 2021年2月公司进行的ICE Brent掉期交易锁定约290万美元损失，其中160万美元在2021年第三季度结算，130万美元在第四季度结算[131] - 截至2021年6月30日，2021年剩余时间内，公司有699.4775万桶固定价格石油套期保值、150.44万桶WTI米德兰 - 库欣石油基差套期保值、1098.1万MMBtu固定价格NYMEX天然气套期保值和828万MMBtu瓦哈天然气基差套期保值[142] - 截至2021年6月30日，公司商品衍生品净负债头寸为3.155亿美元[145] 资产价值与风险 - 2021年6月30日，12个月实际原油价格48.06美元/桶，天然气价格1.55美元/Mcf时，成本中心上限超过账面价值（扣除递延所得税）为10.44亿美元[137] - 原油和天然气价格均上涨10%时，成本中心上限超过账面价值（扣除递延所得税）增加6.4亿美元；均下降10%时，减少6.38亿美元[137] - 由于2020年第二季度至第四季度评估油气资产减值，截至2021年6月30日公司净递延所得税资产减记为零[138] - 公司面临商品价格、利率、交易对手和客户信用等市场风险，通过风险管理计划和商品衍生品工具降低风险[140] 会计政策与应收账款 - 公司财务报表编制需遵循GAAP，涉及使用估计和假设，关键会计政策包括油气资产、储量估计、衍生品工具等[135] - 截至2021年6月30日，公司石油、天然气和NGL生产销售的应收账款约为1.487亿美元[145] - 截至2021年6月30日，公司联合权益应收账款约为1290万美元[145] 套期保值目标 - 公司目标是在信贷安排契约的约束下，对未来12至24个月预计内部预测产量的约60%进行套期保值[142]

信贷协议相关 - 2021年5月3日，公司信贷协议第四次修订，确认借贷基数和选定承诺金额为16亿美元[97] - 截至2021年3月31日，信贷安排借款基数为16亿美元，选定承诺金额为16亿美元，未偿还借款9.5亿美元，加权平均利率2.62%，未偿还信用证2400万美元[131] - 信贷安排要求维持担保杠杆比率不超过3.00:1.00，流动比率不低于1.00:1.00，公司在2021年3月31日符合这些契约规定[131] - 截至2021年3月31日，公司信贷安排下未偿还债务为9.5亿美元，加权平均利率为2.62%；利率变动1%，年度利息费用相应变动约950万美元[146] 资产出售相关 - 2021年4月，公司签订出售特拉华盆地非核心资产协议，总价约4000万美元，预计二季度完成交易[98] 产量相关 - 2021年第一季度总产量为8.1万桶油当量/日，较2020年12月和2020年3月分别下降15%和20%[99] - 2021年2月冬季风暴导致公司近100%运营生产关停，当季约7600桶油当量/日产量推迟[103] - 2021年第一季度二叠纪盆地石油产量308.8万桶，较2020年12月和2020年3月分别下降10%和14%[104] 资本支出相关 - 2021年第一季度运营资本支出为9560万美元，约58%用于二叠纪盆地，其余用于鹰滩[100] - 公司2021年资本预算设定为最高4.3亿美元，约80%用于钻井、完井和设备支出[124] - 2021年资本预算约70%分配给二叠纪盆地的开发，其余30%用于鹰福特地区的开发[124] - 截至2021年3月31日的三个月，运营资本支出9560万美元，资本化利息2400万美元，资本化一般及行政费用1120万美元，总资本支出1.308亿美元[125] 财务盈亏相关 - 公司减少信贷安排下未偿还借款3500万美元，强调资产负债表去杠杆化[100] - 2021年第一季度净亏损8040万美元，合每股摊薄亏损1.89美元，2020年同期净利润为2.166亿美元，合每股摊薄收益5.46美元[100] - 2021年第一季度衍生品合约亏损约2.145亿美元，2020年同期盈利约2.52亿美元[103] 销售价格相关 - 2021年第一季度总平均实现销售价格较2020年第一季度增长约39%[103] - 截至2021年3月31日的三个月，公司总平均实现销售价格为每桶油当量44.01美元，较2020年12月31日的三个月增长44%，较2020年同期增长39%[106] - 截至2021年3月31日的三个月，公司二叠纪地区石油平均实现销售价格为每桶42.06美元，较2020年12月31日的三个月增长46%，较2020年同期增长46%[106] - 截至2021年3月31日的三个月，公司伊格尔福特地区石油平均实现销售价格为每桶48.85美元，较2020年12月31日的三个月增长42%，较2020年同期增长30%[106] - 截至2021年3月31日的三个月，公司石油平均实现销售价格（含已结算衍生品影响）为每桶44.33美元，较2020年12月31日的三个月增长12%，较2020年同期下降9%[106] - 截至2021年3月31日的三个月，公司天然气平均实现销售价格为每千立方英尺2.88美元，较2020年12月31日的三个月增长52%，较2020年同期增长155%[106] - 截至2021年3月31日的三个月，公司NGL平均实现销售价格为每桶21.77美元，较2020年12月31日的三个月增长43%，较2020年同期增长105%[106] 收入相关 - 截至2021年3月31日的三个月，公司石油收入为2.67045亿美元，较2020年12月31日的三个月增加4431.2万美元（20%），较2020年同期增加127.8万美元（不到1%）[106][108][109][110] - 截至2021年3月31日的三个月，公司天然气收入为2422万美元，较2020年12月31日的三个月增加565.9万美元（30%），较2020年同期增加1819.1万美元（302%）[106][108][109][111] - 截至2021年3月31日的三个月，公司NGL收入为2935.7万美元，较2020年12月31日的三个月增加368.9万美元（14%），较2020年同期增加1123.4万美元（62%）[106][108][109][113] - 2021年第一季度，石油、天然气和NGL收入分别为2.67045亿美元、2422万美元和2935.7万美元，总计3.20622亿美元；平均实现价格波动10%，对应影响分别为2670.4万美元、242.2万美元和293.6万美元，总计3206.2万美元[145] 成本费用相关 - 截至2021年3月31日的三个月，公司总租赁运营成本为每桶油当量5.55美元，较2020年12月31日的三个月增长8%，较2020年同期下降3%[106] - 2021年第一季度租赁运营费用降至4050万美元，较2020年同期的5240万美元下降23%，较2020年第四季度的4500万美元下降10%，主要因产量分别下降21%和17%[114] - 2021年第一季度生产和从价税为1840万美元，较2020年同期的1970万美元下降6%，较2020年第四季度的1650万美元增长12%，主要与总收入变化和预期财产税估值有关[114][116] - 2021年第一季度集输和处理费用为1800万美元，较2020年同期的1440万美元增长25%，较2020年第四季度的2070万美元下降13%，分别因新运输协议和产量下降[114][116] - 2021年第一季度折旧、损耗和摊销（DD&A）降至7100万美元，较2020年同期的1.315亿美元下降46%，较2020年第四季度的9600万美元下降26%，主要因产量下降和DD&A率降低[114][116][117] - 2021年第一季度一般和行政费用（G&A）增至1680万美元，较2020年同期的830万美元增长102%，较2020年第四季度的1060万美元增长58%，主要因股票价格上涨[114][117] - 2021年第一季度未确认评估油气资产减值，而2020年第四季度减值为5.858亿美元，主要因原油12个月平均实现价格下降[114][117] - 2021年第一季度租赁运营费用每桶油当量增至5.55美元，较2020年第四季度的5.15美元增长8%，主要因修井成本增加和固定成本分摊到较低产量上；较2020年同期的5.70美元下降3%，因现场作业和运营效率提高[114] - 2021年第一季度生产和从价税每桶油当量为2.53美元，较2020年第四季度的1.89美元增长34%，较2020年同期的2.14美元增长18%[114] - 2021年第一季度集输和处理费用每桶油当量为2.47美元，较2020年第四季度的2.37美元增长4%，较2020年同期的1.57美元增长57%[114] - 2021年第一季度DD&A每桶油当量降至9.74美元，较2020年第四季度的11.00美元下降11%，较2020年同期的14.31美元下降32%，主要因评估油气资产减值[114][116][117] - 2021年第一季度末，扣除资本化金额后的利息费用为2440万美元，较2020年第四季度的2650万美元减少210万美元，降幅8%；较2020年同期的2050万美元增加390万美元，增幅19%[119][120] - 2021年第一季度末，衍生品合约收益为2.14523亿美元，较2020年第四季度的1.25739亿美元增加8878.4万美元，增幅71%；较2020年同期的 - 2.51969亿美元增加4.66492亿美元，增幅 - 185%[119][122] - 2021年第一季度，利息费用4845.4万美元，较2020年第四季度的4950.1万美元减少104.7万美元，降幅2%；较2020年同期的4446.3万美元增加399.1万美元，增幅9%[119] - 2021年第一季度，公司录得所得税收益90万美元，2020年第四季度所得税费用为680万美元，2020年同期为6400万美元[123] 钻井完井计划相关 - 2021年公司运营水平钻井计划预计钻探55 - 65口总运营井，完井90 - 100口总运营井[124] - 截至2021年3月31日的三个月内，公司钻探18口总井（16.4口净井），完井19口总井（18.0口净井），二叠纪和鹰福特地区大致平分[124] - 公司预计2021年剩余时间平均运营3台钻机，第二季度平均超过2个完井团队，第三季度减至1个完井团队[124] 现金流相关 - 截至2021年3月31日的三个月，现金及现金等价物从2020年12月31日的2020万美元增加420万美元至2440万美元[128] - 2021年第一季度经营活动提供的净现金为1.377亿美元，2020年同期为1.917亿美元，主要因商品衍生品结算现金减少、应收账款增加、油价上涨带来收入增加26%及运营费用减少[128] - 2021年第一季度投资活动使用的净现金为9850万美元，2020年同期为2.544亿美元，主要因运营资本支出减少和或有对价协议现金支付减少[128] - 2021年第一季度融资活动使用的净现金为3500万美元，2020年同期为提供净现金6410万美元，主要因偿还信贷安排约3500万美元[128] 衍生品合约相关 - 2021年2月，公司签订抵消性ICE布伦特掉期合约，锁定损失约2900万美元，其中160万美元将于2021年第三季度结算，130万美元将于第四季度结算[133] 价格变动影响相关 - 2021年3月31日实际12个月实现原油价格为37.51美元/桶，天然气价格为1.31美元/Mcf，成本中心上限超过账面价值净值（扣除相关递延所得税）为8900万美元[140] - 原油和天然气价格均上涨10%时，成本中心上限超过账面价值净值（扣除相关递延所得税）为6.12亿美元，增加5.23亿美元[140] - 原油和天然气价格均下跌10%时，成本中心上限超过账面价值净值（扣除相关递延所得税）为 - 5.52亿美元，减少6.41亿美元[140] 递延所得税相关 - 截至2021年3月31日，公司净递延所得税资产减记至零[141] 套期保值相关 - 公司目标是对冲未来12至24个月预计内部预测产量的约60%[145] - 截至2021年3月31日，公司在2021年剩余时间内有1131.16万桶固定价格石油套期保值、217.19万桶WTI米德兰 - 库欣石油基差套期保值、1662.3万MMBtu固定价格天然气套期保值和1237.5万MMBtu瓦哈天然气基差套期保值[145] 应收账款相关 - 截至2021年3月31日，公司石油、天然气和NGL产品销售应收账款约为1.256亿美元[147] - 截至2021年3月31日，公司联合权益应收账款约为2120万美元[149] 商品衍生品净负债相关 - 截至2021年3月31日，公司商品衍生品净负债头寸为2.074亿美元[149]

生产运营情况 - 2021年2月冬季风暴致公司近100%运营生产关停，目前鹰滩和米德兰盆地油井基本复产，预计2月底特拉华州油井全部复产[152] - 2020年公司总产量增至3720万桶油当量，同比增长147%，其中石油占比63%[154] - 2020年实际运营资本支出约为原预算的50%，全年钻91口（净86口）水平井，完井90口（净81.4口），年末65口（净62.1口）水平井待完井[156] 储量情况 - 截至2020年12月31日，估计探明储量为4.759亿桶油当量，其中61%为石油，45%为已开发探明储量[156] 债务情况 - 2020年11月13日，公司用3.89亿美元现有高级无担保票据置换2.167亿美元2020年11月第二留置权票据和175万份认股权证，减少长期债务约1.723亿美元[156] - 2020年9月30日，公司发行3亿美元2020年9月第二留置权票据和730万份认股权证，扣除发行成本后净收益约2.886亿美元[156] - 截至2020年12月31日，公司信贷安排借款基数为16亿美元，已动用借款9.85亿美元，而2019年12月31日为13亿美元[156] - 2020年11月13日，公司完成3.89亿美元高级无担保票据交换，换得2.167亿美元2020年11月第二留置权票据和175万份认股权证，债务清偿收益1.704亿美元[185] - 2020年9月30日，公司发行3亿美元2020年9月第二留置权票据和730万份认股权证，净收益2.886亿美元用于偿还信贷安排借款[185] - 截至2020年12月31日，信贷安排借款基数和选定承诺金额为16亿美元，未偿还借款9850万美元，加权平均利率2.73%，未偿还信用证2520万美元[185] 资产出售情况 - 2020年9月30日，公司出售运营租约中2%的超额特许权使用费权益，净收益1.358亿美元用于偿还信贷安排借款[156] - 2020年11月2日，公司出售大部分非运营资产，净收益2960万美元用于偿还信贷安排借款[156] - 2020年，公司进行ORRI交易，出售非运营资产获1.654亿美元净收益用于偿还信贷安排借款[181] 价格情况 - 2020年西德克萨斯中质原油（WTI）价格为每桶39.38美元，较2019年的56.98美元下降31%[158] - 2020年石油平均实现销售价格为每桶40.19美元，较2019年的53.31美元下降25%；天然气为每千立方英尺1.28美元，较2019年的2.22美元下降42%；NGLs为每桶11.87美元，较2019年的15.37美元下降23%；总平均实现销售价格为每桶油当量29.03美元，较2019年的44.27美元下降34%[160] - 2020年末12个月平均实现油价为37.44美元/桶，较年初下降31%，减少了约2620万桶油当量的探明油气储量[199] - 2020年12月31日实际原油价格为37.44美元/桶，天然气价格为1.02美元/千立方英尺[204] - 原油和天然气价格均上涨10%时，原油价格为41.40美元/桶，天然气价格为1.21美元/千立方英尺，成本中心上限超过账面价值净值（扣除相关递延所得税）为6.4亿美元[204] - 原油和天然气价格均下跌10%时，原油价格为33.49美元/桶，天然气价格为0.81美元/千立方英尺，成本中心上限低于账面价值净值（扣除相关递延所得税）为6.32亿美元[204] - 原油价格上涨10%时，价格为41.40美元/桶，成本中心上限超过账面价值净值（扣除相关递延所得税）为6.02亿美元[204] - 原油价格下跌10%时，价格为33.49美元/桶，成本中心上限低于账面价值净值（扣除相关递延所得税）为5.88亿美元[204] - 天然气价格上涨10%时，价格为1.21美元/千立方英尺，成本中心上限超过账面价值净值（扣除相关递延所得税）为4800万美元[204] - 天然气价格下跌10%时，价格为0.81美元/千立方英尺，成本中心上限低于账面价值净值（扣除相关递延所得税）为5000万美元[204] 营收情况 - 2020年总营收为9.83828亿美元，较2019年的6.71572亿美元增加3.12256亿美元，增幅46%；其中石油营收8.50667亿美元，较2019年增加2.1756亿美元，增幅34%；天然气营收5186.6万美元，较2019年增加1547.6万美元，增幅43%；NGLs营收8129.5万美元，较2019年增加7922万美元，增幅3818%[160][162] 产量与价格关系 - 2020年石油产量增加102%，部分抵消了平均实现销售价格33%的下降；天然气产量增加约107%，部分抵消了平均价格31%的下降[165][166] 各项费用情况 - 2020年租赁经营费用为1.941亿美元，较2019年的9182.7万美元增加111%，主要因产量增加147%；每桶油当量租赁经营费用降至5.22美元，较2019年的6.09美元下降14%[160][169] - 2020年生产和从价税为6263.8万美元，较2019年的4265.1万美元增加47%，主要因总营收增加46%以及Carrizo收购物业纳入从价税估值；占总营收比例与2019年持平，为6.4%[169] - 2020年集输、运输和处理费用为7730.9万美元，2019年无此项费用，变化源于Carrizo收购的处理协议和合同修改[160][169] - 2020年折旧、损耗和摊销为4.80631亿美元，较2019年的2.40642亿美元增加100%；每桶油当量降至12.92美元，较2019年的15.95美元下降19%[169] - 2020年一般和行政费用为3718.7万美元，较2019年的4533.1万美元下降18%；每桶油当量降至1美元，较2019年的3美元下降67%[169] - 2020年评估油气资产减值为25.47241亿美元，2019年无此项费用[169] - 2020年合并和整合费用为2848.2万美元，较2019年的7436.3万美元下降62%；每桶油当量降至0.77美元，较2019年的4.93美元下降84%[169] - 2020年折旧、损耗和摊销（DD&A）从2019年的2.406亿美元增至4.806亿美元，增幅100%，每桶油当量DD&A从2019年的15.95美元降至12.92美元[171] - 2020年一般及行政费用（G&A）从2019年的4530万美元降至3720万美元[171] - 2020年已评估油气资产减值25亿美元，主要因原油12个月平均实现价格下降31%，2019年无减值[171] - 2020年与Carrizo收购相关的合并和整合费用为2850万美元，2019年为7440万美元[171] - 2020年利息费用（扣除资本化金额）从2019年的290.7万美元增至9432.9万美元，增幅3145%[171] - 2020年衍生合约净损益为2777.3万美元，较2019年的6210.9万美元减少3433.6万美元，降幅55%[171] - 2020年债务清偿收益为1.704亿美元，2019年债务清偿损失为488.1万美元[173] - 2020年购买油气销售为4930万美元，成本为5180万美元，2019年无相关业务[173] - 2020年所得税费用为1.221亿美元，2019年为3530万美元[173] 资本预算情况 - 2021年资本预算最高为4.3亿美元，约80%用于钻井、完井和设备支出，约70%用于二叠纪盆地开发，30%用于鹰滩开发[177] 合约情况 - 2021年石油合约方面，WTI互换合约总量182.7万桶，加权平均价格43.54美元/桶；ICE Brent互换合约总量50.5万桶，加权平均价格37.34美元/桶等[187] - 2021年天然气合约方面，Henry Hub互换合约总量1112.3万MMBtu，加权平均价格2.60美元/MMBtu；Waha基差互换合约总量1642.5万MMBtu，加权平均价格 - 0.42美元/MMBtu[189] - 2021年NGL合约（OPIS Mont Belvieu Purity Ethane）互换合约总量182.5万桶，加权平均价格7.62美元/桶[190] - 截至2020年12月31日，公司有多个石油销售合同和运输协议，如Eagle Ford地区石油销售合同日承诺量为10000桶等[194] 优先股情况 - 2019年7月18日，公司赎回优先股，赎回价格7300万美元，确认赎回损失830万美元，当年支付优先股股息400万美元[190] 合同义务情况 - 公司总合同义务为4008028000美元，其中1年以内为224942000美元，2 - 3年为937204000美元，4 - 5年为2400683000美元，5年以上为445199000美元[192] - 2021年1月公司延长一份钻井平台合同，合同义务约为550万美元，未包含在合同义务表格中[192] 资产减值情况 - 2020年公司对未评估租赁权成本减值2.296亿美元，并将其转入评估资产[199] - 2020年公司确认评估油气资产减值25亿美元，2019年和2018年未确认[199] - 2021年第一季度公司预计成本中心上限高端无减值，低端减值1亿美元[199] 成本核算与测试情况 - 公司油气资产采用完全成本法核算，资本化相关成本并按当量产量法摊销[197] - 公司对未评估资产成本进行减值测试，考虑勘探计划、剩余租赁期限等因素[199] - 成本中心上限计算使用12个月平均实现价格，不考虑商品衍生品工具影响[199] 现金情况 - 截至2020年12月31日，公司现金及现金等价物从2019年的1330万美元增至2020万美元，增加690万美元[181] - 2020年和2019年，经营活动提供的净现金分别为5.598亿美元和4.763亿美元，投资活动使用的净现金分别为5.299亿美元和3.884亿美元，融资活动使用的净现金分别为2300万美元和9060万美元[182][183] 递延所得税与NOLs情况 - 公司记录了6.392亿美元的估值备抵，使2020年12月31日的净递延所得税资产降至零[209] - 公司联邦净营业亏损（NOLs）用于减少未来应纳税所得额的能力受相关法规限制，因Carrizo收购产生累计所有权变更，收购前的NOLs受美国国内税收法典第382条年度限制[209] 表外安排情况 - 截至2020年12月31日，公司没有表外安排[210]

产量与收入 - 2020年第三季度总产量为102,029桶油当量/天，同比增长170%，主要得益于Carrizo Acquisition和2020年新井投产[120] - 2020年第三季度石油产量为5,875 MBbls，同比增长116%[123] - 2020年第三季度天然气产量为10,261 MMcf，同比增长126%[123] - 2020年第三季度NGLs产量为1,802 MBbls，同比增长100%[123] - 2020年第三季度石油收入为2.317亿美元，同比增长56%[128] - 2020年第三季度天然气收入为1500万美元，同比增长110%[129] - 2020年第三季度NGLs收入为2300万美元，同比增长100%[131] - 2020年第三季度总收入为2.697亿美元，同比增长74%[123] 资本支出与融资 - 2020年第三季度运营资本支出为3840万美元，其中约70%用于Permian Basin，剩余用于Eagle Ford[120] - 公司预计2020年全年运营资本支出为5亿至5.1亿美元[120] - 公司于2020年9月30日发行了3亿美元的第二留置权票据和730万份认股权证，净收益约为2.886亿美元[120] - 公司于2020年9月30日出售了2%的覆盖权益，净收益约为1.358亿美元[120] - 公司预计2020年剩余资本支出将通过运营现金流和必要时的高级担保循环信贷融资来资助[118] - 2020年前九个月资本支出为5.68亿美元，同比增长12.8%[142] - 2020年9月30日，公司发行了3亿美元的次级留置权票据和730万份认股权证，净收益约为2.89亿美元[143] - 2020年11月2日，公司与部分高级无担保票据持有人达成协议，将2.86亿美元的高级无担保票据交换为1.585亿美元的9.00%次级留置权担保票据[143] 成本与费用 - 2020年第三季度租赁运营费用增加至4590万美元，同比增长133%，主要由于产量增长170%[132] - 2020年第三季度每单位租赁运营费用下降至4.89美元，同比下降0.76美元，反映固定成本分摊到更高的产量[132] - 2020年前九个月租赁运营费用增加至1.491亿美元，同比增长124%，主要由于产量增长164%[132] - 2020年第三季度生产和从价税增加至1610万美元，同比增长36%，主要由于总收入增长74%[134] - 2020年前九个月生产和从价税增加至4615万美元，同比增长37%，主要由于总收入增长51%[134] - 2020年第三季度和前三季度的折旧、损耗和摊销费用分别为1.142亿美元和3.846亿美元，同比增长103%和115%，主要由于产量增长170%和164%[134] - 2020年第三季度和前三季度的评估油气资产减值分别为6.85亿美元和19.61亿美元，主要由于原油12个月平均实现价格下降[136] - 2020年第三季度和前三季度的合并和整合费用分别为246万美元和2636万美元，同比变化-59%和344%，主要由于Carrizo收购相关费用[136] - 2020年第三季度净利息支出增加2390万美元至2470万美元，同比增长3240%[137] - 2020年前九个月净利息支出增加6560万美元至6780万美元，同比增长2959%[137] - 2020年第三季度衍生品合约损失为2700万美元，而2019年同期为2180万美元的收益[137] - 2020年前九个月衍生品合约损失为9790万美元，而2019年同期为3140万美元的收益[137] 现金流与财务状况 - 2020年前九个月经营活动产生的净现金流为4.25亿美元，同比增长25.5%[140] - 2020年前九个月融资活动产生的净现金流为2160万美元，而2019年同期为7920万美元的净流出[143] - 截至2020年9月30日，公司循环信贷额度借款余额为10.3亿美元，加权平均利率为2.93%[143] - 公司2020年9月30日的应收账款总额约为8140万美元，主要来自石油和天然气销售的应收款项[166] - 公司2020年9月30日的联合权益应收账款约为1570万美元[166] - 公司2020年9月30日的净商品衍生负债为3260万美元[168] - 公司2020年9月30日的实际12个月实现原油价格为41.71美元/桶，天然气价格为1.08美元/Mcf[159] - 公司2020年9月30日的加权平均利率为2.93%，利率每变动1.00%将影响年净收入约1030万美元[165] - 公司2020年9月30日的原油和天然气价格敏感性分析显示，价格变动10%将导致成本中心上限增加或减少约7.15亿美元[159] 价格与对冲 - 2020年第三季度石油平均销售价格为39.43美元/桶，同比下降28%[123] - 2020年第三季度天然气平均销售价格为1.47美元/Mcf，同比下降7%[123] - 2020年第三季度NGLs平均销售价格为12.78美元/桶，同比增长100%[123] - 2020年原油合约（WTI）总交易量为2,496,880桶，2021年下降至1,377,000桶，同比下降44.8%[146] - 2020年天然气合约（Henry Hub）总交易量为1,633,000 MMBtu，2021年大幅增加至11,123,000 MMBtu，同比增长581.3%[148] - 公司2020年原油12个月平均实现价格为41.71美元/桶，同比下降9%[154] - 2020年公司天然气12个月平均实现价格为2.05美元/MMBtu，2021年上升至2.60美元/MMBtu，同比增长26.8%[148] - 公司2020年原油合约（Midland basis differential）总交易量为1,380,000桶，2021年增加至3,022,900桶，同比增长119%[146] - 公司2020年原油合约（Argus Houston MEH swaps）总交易量为1,435,202桶，2021年下降至1,060,375桶，同比下降26.1%[146] - 公司2020年天然气合约（Waha basis differential）总交易量为4,421,000 MMBtu，2021年增加至16,425,000 MMBtu，同比增长271.4%[148] - 公司2020年NGL合约（OPIS Mont Belvieu Purity Ethane）总交易量为1,825,000桶，加权平均价格为7.62美元/桶[148] - 截至2020年9月30日，公司已对冲2020年剩余时间的3,998,320桶固定价格石油，涵盖NYMEX WTI、ICE Brent和Argus WTI-Houston基准[164] - 公司2020年9月30日的固定价格天然气对冲量为4,683,000 MMBtu，Waha天然气基准对冲量为4,421,000 MMBtu[164] 储量与资产减值 - 截至2020年9月30日，公司因12个月平均实现价格下降，导致石油和天然气储量减少约9.6 MMBoe，占2019年12月31日已探明储量的不到2%[155] - 预计2020年第四季度将记录额外的石油和天然气资产减值，金额在5亿至7.5亿美元之间[155] 运营与市场策略 - 公司已恢复第二季度因经济决策而停产的油井生产，目前不预测进一步停产[118] - 公司在Permian Basin和Eagle Ford Shale拥有多个固定运输协议，以管理交付风险并获得更有利的定价[118] - 公司因COVID-19疫情和油价下跌减少了运营活动，以保留资本[118] - 公司2020年第四季度预计运营3台钻机和1个完井队伍，全年资本支出预计为5亿至5.1亿美元[149] - 公司2020年原计划资本预算为9.75亿美元，后因油价下跌削减至5亿至5.1亿美元，同比下降约48%[149]

产量与运营 - 2020年第二季度总产量为108,664桶油当量/天，同比增长168%，主要由于Carrizo收购和新井投产[103] - 2020年第二季度运营资本支出为8510万美元，其中85%用于Permian盆地，剩余用于Eagle Ford[103] - 公司计划在2020年第三季度恢复开发活动，预计全年运营资本支出为5亿至5.25亿美元[103] - 2020年上半年石油收入为3.963亿美元，同比增长31%，主要由于产量增长115%[110] - 2020年第二季度天然气收入为1220万美元，同比增长94%，主要由于产量增长119%[111] - 2020年上半年天然气收入为1830万美元，尽管平均销售价格下降53%，但产量增长116%抵消了价格下降的影响[111] - 2020年第二季度租赁运营费用为5080万美元，同比增长123%，主要由于产量增长168%[115] - 2020年上半年租赁运营费用为1.032亿美元，同比增长120%，主要由于产量增长161%[115] - 2020年第二季度折旧、折耗和摊销（DD&A）费用为1.389亿美元，同比增长85.3百万美元，主要由于石油和天然气产量分别增长168%和161%[118] - 2020年上半年经营活动产生的净现金流为2.895亿美元，同比增长6450万美元，主要由于Carrizo收购带来的产量增加[125] 财务表现 - 2020年第二季度公司录得净亏损16亿美元，主要由于13亿美元的油气资产减值[103] - 2020年第二季度总营业收入为1.572亿美元，同比下降6%[105] - 2020年第二季度石油收入为1.305亿美元，同比下降19%，主要由于平均销售价格下降64%至20.41美元/桶[110] - 2020年第二季度和上半年NGL收入分别为1450万美元和3260万美元，主要由于天然气处理协议的修改[112] - 2020年第二季度生产和从价税为1036万美元，同比下降7%，主要由于总收入下降6%[115] - 2020年上半年生产和从价税为3004万美元，同比增长37%，主要由于总收入增长40%[116] - 2020年第二季度和上半年收集、运输和加工费用分别为2000万美元和3440万美元，主要由于处理协议的变更[116] - 2020年第二季度利息费用净额为2270万美元，同比增长2190万美元，主要由于Carrizo收购带来的债务增加[119] - 2020年第二季度衍生品合约损失为1.27亿美元，相比2019年同期的1400万美元收益，变化显著[119] - 2020年第二季度所得税费用为5130万美元，相比2019年同期的1670万美元大幅增加，主要由于递延税资产的估值备抵[121] - 2020年上半年投资活动使用的净现金流为4.537亿美元，相比2019年同期的1.245亿美元大幅增加，主要由于资产出售收益减少[126] - 2020年上半年融资活动提供的净现金流为1.583亿美元，相比2019年同期的1.005亿美元使用净现金流，变化显著[126] - 2020年第二季度石油衍生品损失为1.223亿美元，相比2019年同期的8850万美元收益，变化显著[121] - 2020年第二季度天然气衍生品损失为470万美元，相比2019年同期的1870万美元收益，变化显著[121] - 2020年第二季度NGL衍生品收益为4万美元，与2019年同期持平[121] - 公司2020年6月30日的净借款为16.5亿美元，较2019年同期的9.5亿美元增加了26亿美元[128] - 公司2020年6月30日的循环信贷额度为17亿美元，借款余额为14.5亿美元，加权平均利率为3.01%[128] - 公司2020年6月30日的合同义务总额为43.65亿美元，其中包括6.25%高级票据的6.5亿美元[135] - 公司2020年6月30日的资产退休义务估计为5109.5万美元[135] - 公司2020年6月30日的钻井设备租赁合同义务为1260.9万美元[135] - 2020年6月30日，公司评估的石油和天然气资产减值达到12.765亿美元，主要由于12个月平均实现价格下降16%[139] - 2020年第三季度，公司预计将记录7.5亿至10亿美元的税后减值，主要由于12个月平均实现价格下降[139] - 2020年6月30日，12个月平均实现价格为每桶45.87美元，较2019年同期下降3%[139] - 公司预计2020年9月30日的12个月平均实现价格下降将导致已探明石油和天然气储量减少不到1%[139] - 2020年6月30日，公司持有的固定价格石油对冲量为9,706,920桶，天然气对冲量为9,810,000 MMBtu[147] - 公司2020年6月30日的信贷额度余额为14.5亿美元，加权平均利率为3.01%，利率每变化1%将影响年净收入约1450万美元[148] - 2020年6月30日，公司石油和天然气销售应收账款为7460万美元，联合权益应收账款为970万美元[149] - 2020年6月30日，公司净商品衍生负债为590万美元[151] 价格与市场 - 2020年第二季度原油平均实现销售价格为20.41美元/桶，同比下降64%[105] - 2020年第二季度天然气平均实现销售价格为1.11美元/千立方英尺，同比下降12%[105] - 2020年第二季度NGLs平均实现销售价格为8.74美元/桶，同比增长100%[105] - 2020年第二季度WTI原油基准价格为27.85美元/桶，同比下降53%[105] - 2020年第二季度Henry Hub天然气基准价格为1.76美元/千立方英尺，同比下降32%[105] - 公司2020年原油合约（WTI）的总交易量为629.188万桶，加权平均价格为每桶42.08美元[130] - 公司2020年天然气合约（Henry Hub）的总交易量为856.6万MMBtu，加权平均价格为每MMBtu 2.07美元[132] 资本支出与计划 - 公司2020年资本支出计划从最初的9.75亿美元下调至5亿至5.25亿美元[133] - 公司预计2020年剩余两个季度的运营资本支出为1.4亿至1.65亿美元[133]

产量数据关键指标变化 - 2020年第一季度总产量为100,955桶油当量/天，较2019年同期增长150%[100] - 截至4月，公司已关闭约1500桶/天（毛产量）的生产，预计5月将超过3000桶/天[97] - 2020年第一季度石油产量5847千桶，较2019年同期增长105%；天然气产量9793百万立方英尺，较2019年同期增长112%[104] 运营资本支出与预算 - 2020年第一季度运营资本支出为2.776亿美元，其中约64%在二叠纪盆地，其余在鹰滩[101] - 公司将2020年年度运营资本预算降至7 - 7.25亿美元，预计全年运营资本支出最高为5.25 - 6亿美元[101] - 2020年原运营资本预算为9.75亿美元，3月降至7 - 7.25亿美元，目前预计全年最高为5.25 - 6亿美元[129] 或有对价收支 - 2020年1月，公司因或有额外对价年度结算支付5000万美元，因某些或有对价安排年度结算收到1000万美元[101] 净利润与每股摊薄收益 - 2020年第一季度归属于普通股股东的净利润为2.166亿美元，合每股摊薄收益0.55美元，2019年同期净亏损2140万美元，合每股摊薄收益0.09美元[101] 上市合规情况 - 2020年4月10日，公司收到纽交所通知，其普通股平均收盘价低于维持上市的最低要求，合规期延至12月18日[99] 产品销售价格 - 2020年第一季度石油平均实现销售价格为45.45美元/桶，较2019年同期下降8%；天然气平均实现销售价格为0.62美元/百万立方英尺，较2019年同期下降76%[104] 总营收 - 2020年第一季度总营收为2.89919亿美元，较2019年同期增长89%[104][105] 各产品收入 - 2020年第一季度石油收入2.658亿美元，较2019年同期的1.411亿美元增加1.247亿美元，增幅88%，产量增加105%，平均实现销售价格下降8% [109] - 2020年第一季度天然气收入600万美元，较2019年同期的1190万美元减少590万美元，降幅50%，平均实现销售价格下降76%，天然气产量增加112% [110] - 2020年第一季度NGL收入1810万美元，2019年同期无收入，因天然气加工协议修改 [111] 各项费用 - 2020年第一季度租赁经营费用增至5240万美元，较2019年同期的2410万美元增加118%，产量增加153%，每BOE费用降至5.70美元，减少0.93美元 [112] - 2020年第一季度生产和从价税增至1970万美元，较2019年同期的1080万美元增加82%，主要因收入增加 [115] - 2020年第一季度折旧、损耗和摊销费用为1.315亿美元，较2019年同期的6020万美元增加118%，产量增加153%部分被较低的摊销率抵消，每BOE费用降至14.31美元 [115] - 2020年第一季度一般和行政费用降至830万美元，较2019年同期的1480万美元减少44%，主要因基于股份的薪酬福利 [115] - 2020年第一季度合并和整合费用为1580万美元，因Carrizo收购 [115] - 2020年第一季度净利息费用增至2050万美元，较2019年同期的70万美元增加2675%，主要因Carrizo收购产生的债务 [116][118] - 2020年第一季度公司记录所得税费用6400万美元，2019年同期为所得税收益510万美元，主要因2020年税前收入2.806亿美元，2019年为税前亏损2470万美元 [118] 现金流量 - 2020年3月31日结束的三个月，经营活动提供的净现金为1.917亿美元，2019年同期为7460万美元，主要因产量增长153%使收入增加，但被实现价格下降部分抵消[121] - 2020年3月31日结束的三个月，投资活动使用的净现金为2.544亿美元，2019年同期为2.073亿美元[121] - 2020年3月31日结束的三个月，融资活动提供的净现金为6410万美元，2019年同期为1.272亿美元[122] 信贷安排 - 截至2020年3月31日，高级有担保循环信贷安排的借款基数为25亿美元，选定承贷额为20亿美元，未偿还借款为13.5亿美元，加权平均利率为2.83%，未偿还信用证为1770万美元[124] - 2020年5月7日，公司对循环信贷安排的信贷协议进行首次修订，新借款基数为17亿美元，选定承贷额降至17亿美元[124] 合约交易情况 - 截至2020年4月30日，公司石油互换合约（WTI）剩余2020年总交易量为1400.072万桶，加权平均价格为每桶41.31美元[126] - 截至2020年4月30日，公司天然气（Henry Hub）领口合约2020年总交易量为152.5万MMBtu，上限加权平均价格为每MMBtu 3.25美元，下限为2.67美元[126] 优先股情况 - 优先股股息率为每年10%，即每股每年5美元，2019年3月31日结束的三个月优先股股息为180万美元[127][128] - 2019年7月18日，公司赎回所有优先股，赎回价格为每股50.24美元，总计7300万美元[128] 资本支出变化原因 - 2020年3月31日结束的三个月资本支出较2019年同期增加约4710万美元，主要因或有对价安排结算净现金支付4000万美元[122] 合同义务 - 截至2020年3月31日，公司总合同义务为4280699000美元，其中2020年4 - 12月为192161000美元[129] 价格与成本中心上限关系 - 2020年3月31日，原油实际价格为54.63美元/桶，天然气为0.84美元/千立方英尺，成本中心上限为4.02亿美元[135] - 原油和天然气价格均上涨10%时，成本中心上限为11.8亿美元，增加7.78亿美元；均下降10%时，为 - 5.85亿美元，减少9.87亿美元[135] 油气资产减记 - 预计2020年第二季度成本中心上限不超过账面价值减递延所得税，将对评估油气资产进行减记，基于6月30日原油12个月平均实现价格约45美元/桶[135] 风险管理计划 - 公司通过风险管理计划减轻市场风险，目标是对冲未来12 - 24个月预计产量的约60%[139] 套期保值情况 - 截至2020年3月31日，公司在2020年剩余时间有15606220桶固定价格原油套期保值，12835000百万英热单位固定价格天然气套期保值[139] 债务与利率影响 - 截至2020年3月31日，公司信贷安排下有14亿美元未偿还债务，加权平均利率为2.83%[141] - 利率增减1%，基于2020年3月31日未偿还余额，公司年度净收入将相应增减约1350万美元[141] 关键会计政策和估计 - 公司识别出编制财务报表的关键会计政策和估计，包括使用估计、油气资产、油气储量估计等[134] 应收账款与衍生品净头寸资产 - 2020年3月31日公司石油和天然气生产销售应收账款约为6620万美元[142] - 2020年3月31日公司联合权益应收账款约为2300万美元[142] - 2020年3月31日公司商品衍生品净头寸资产为2.199亿美元[142]

资产收购与剥离 - 2019年完成Carrizo收购，使二叠纪盆地净面积超11.6万英亩，进入鹰滩页岩区且净面积超7.6万英亩[136] - 因Carrizo收购，签订最高信贷额度50亿美元的信贷安排，2019年末借款基数25亿美元，选定承诺金额20亿美元[136] - 2019年完成非核心资产剥离，总净收益2.944亿美元，若2019 - 2021年原油价格超阈值，或获最高6000万美元现金结算[136] 产量与储量 - 2019年总产量增长26%至1510万桶油当量（77%为石油）[136] - 2019年末估计已探明储量增长126%至5.4亿桶油当量（64%为石油）[137] 收入情况 - 2019年石油收入6.331亿美元，较2018年增加1.022亿美元（19%），主要因产量增加24%，部分被平均实现销售价格下降3%抵消[139][144] - 2019年天然气收入3640万美元，较2018年减少2030万美元（36%），主要因平均实现价格下降约50%，部分被产量增加28%抵消[139][145] - 因Carrizo收购，确认NGL收入210万美元[146] - 2019年总营收6.71572亿美元，较2018年增加8394.8万美元（14%）[139] 费用情况 - 2019年租赁经营费用、生产税、折旧损耗及摊销、一般及行政费用分别增长33%、19%、32%、28%，合并及整合费用、已结算股份奖励费用新增[147] - 2019年租赁运营费用增至9180万美元，较2018年增长33%，主要因产量增长26%[148] - 2019年生产税增至4270万美元，较2018年增长19%，但每桶油当量生产税下降5%，占总收入比例升至6.4%[148] - 2019年折旧、损耗和摊销（DD&A）增至2.406亿美元，较2018年增长32%，每桶油当量DD&A增至15.95美元[148] - 2019年一般及行政费用（G&A）增至4530万美元，较2018年增长28%[148] - 2019年公司因Carrizo收购产生7440万美元合并和整合费用[148] - 2019年利息费用净额增至290万美元，较2018年增长16%[148] - 2019年衍生品合约净亏损6210万美元，而2018年为净收益4850万美元[150] - 2019年所得税费用增至3530万美元，较2018年的810万美元大幅增加[150] - 2019年优先股股息降至400万美元，较2018年减少45%[150] 现金流与预算 - 2019年现金及现金等价物降至1330万美元，较2018年减少270万美元[152] - 2019年运营支出为5.061亿美元，资本支出总额为6.297亿美元[156] - 2019年融资活动净现金使用量为9060万美元，2018年为提供8.445亿美元[156] - 2019年赎回优先股约7300万美元，2018年公开发行2530万股普通股，净收益约2.88亿美元[156] - 2018年发行2026年到期高级票据，净收益3.94亿美元[156] - 2020年资本预算为9.75亿美元，预计钻约165口毛运营井，完井约160口[162] 信贷与债务 - 2019年12月20日合并后，公司终止先前信贷协议，新信贷协议最高信贷额度为50亿美元[157] - 截至2019年12月31日，新信贷协议借款基数为25亿美元，选定承诺金额为20亿美元，未偿还借款为13亿美元，加权平均利率为3.56%[157] - 2018年6月发行4亿美元2026年到期6.375%高级票据，净收益约3.94亿美元[160] - 2016 - 2017年发行6亿美元2024年到期6.125%高级票据[160] - 2019年和2018年优先股股息分别为400万美元和730万美元，2019年赎回优先股总价7300万美元，确认损失830万美元[160] - 公司的高级票据债务中，6.25%高级票据4 - 5年到期金额为650,000千美元，6.125%高级票据4 - 5年到期金额为600,000千美元，8.25%高级票据5年以上到期金额为250,000千美元，6.375%高级票据5年以上到期金额为400,000千美元[164] - 信贷安排4 - 5年到期金额为1,285,000千美元，到期日为2024年12月20日[164] - 与债务承诺相关的利息费用和其他费用1年为172,821千美元，2 - 3年为345,642千美元，4 - 5年为283,218千美元，5年以上为71,625千美元，总计873,306千美元[164] 合同承诺 - 公司在2019年7月、6月、1月分别签订原油销售或运输合同，承诺量分别为5,000桶/天、10,000桶/天、10,000桶/天；2018年8月、3月分别签订运输和压裂服务合同，承诺量为15,000桶/天，压裂服务合同延期至2021年12月31日[166] 会计核算方法 - 公司油气资产采用完全成本法核算，资本化与油气资产获取、勘探和开发活动相关的成本，按当量产量法摊销[170] - 每季度末，油气资产账面价值减去相关递延所得税后受成本中心上限限制，超过部分确认为减值，且减值不可转回[171] - 成本中心上限计算中，估计未来净收入使用12个月平均实现价格，除合同约定不同价格外保持不变，且不考虑商品衍生工具影响[171] 未来支出承诺 - 钻井平台租赁未来最低支出承诺总计36,690千美元[164] - 经营租赁未来支出1 - 2 - 3年为12,423千美元和12,762千美元，4 - 5年为8,319千美元，5年以上为17,902千美元，总计51,406千美元[164] - 交付承诺未来支出1年为9,563千美元，2 - 3年为24,417千美元，4 - 5年为23,970千美元，5年以上为39,298千美元，总计97,248千美元[164] 价格情况 - 2019年末原油12个月平均实现价格为53.90美元/桶，较年初下降8%；2018年末为58.40美元/桶，较年初增长18%[173] - 2019年12月31日实际情况中，成本中心上限超过账面价值净值减去相关递延所得税为6.31亿美元；原油和天然气价格均上涨10%时，该数值为14.56亿美元，增加8.25亿美元；均下降10%时，为 - 3.69亿美元，减少10亿美元[173] - 预计2020年第一季度成本中心上限测试基于截至2020年3月31日每桶56.09美元的原油12个月平均实现价格[173] 风险管理与税务 - 公司历史上利用商品衍生工具管理部分计划未来产量的油气价格风险，涉及约40% - 60%的预计年产量[177] - 公司根据当期估计应纳税所得额和适用法定税率确认当期所得税费用，2019年和2018年末无估值备抵[178] - 估计已探明石油和天然气储量及未来净现金流现值基于诸多假设，包括未来销售价格和开发生产成本等，价格和成本变化会影响相关数值[173][175] - 公司记录与封堵和废弃油气井、拆除生产设备和设施及恢复土地表面相关义务的负债公允价值估计[176] - 衍生工具结算一般基于合同价格与衍生工具指定价格及纽约商品交易所价格或其他期货指数价格的差额[177] - 公司定期评估潜在不确定税务状况，确认递延所得税资产和负债[178] 其他情况 - 截至2019年12月31日，公司无资产负债表外安排[179]