财务数据和关键指标变化 - 一季度公司限制再投资率至略超现金流的60%，大幅扩大了利润率，并持续采取措施降低公司成本 [11] - 一季度公司产生的多余现金中，超65%的资本配置用于股息支付和债务偿还 [11] - 基于一季度业绩，董事会批准了每股0.34美元的固定加可变股息，较上一季度增长13%，是去年同期的3倍多 [13] - 自合并完成以来，公司已偿还7.43亿美元债务，年初至今的行动已完成15亿美元授权债务回购计划的近一半，预计到年底实现净债务与息税折旧摊销前利润（EBITDA）比率达到1倍 [14] - 公司将2021年底的成本节约目标提高至6亿美元，较之前的指引提高了4%，约60%的成本节约目标已纳入2021年全年展望 [41] 各条业务线数据和关键指标变化 特拉华盆地（Delaware Basin） - 该盆地是本季度运营表现的驱动力，高利润率产量按预估基础计算同比增长19% [22] - 本季度有52口井开始首次生产，其中约三分之二来自Wolfcamp定向生产计划 [23] - 二季度，Stateline地区将有几个大型井组投产，是Bone Spring和Wolfcamp完井的混合项目 [23] - 西南县的Danger Noodle项目，2英里水平段开发目标为上Wolfcamp层，平均30天产量达到每天5100桶油当量，含油率67%，资本成本比预期低20% [24] - Eddy县的11口井Thoroughbred开发项目，共同开发3个上Wolfcamp层段，目前2口井已开始首次生产，峰值产量超过每天4000桶油当量 [25] - 一季度，该盆地的钻井和完井成本降至每水平英尺534美元，较几年前提高了43% [29] - 现场成本同比改善11%，公司通过减少多个类别的经常性运营费用实现了这一积极变化 [30] 阿纳达科盆地（Anadarko Basin） - 公司与陶氏化学的合资企业为该盆地的2台作业钻机提供资金，公司正式恢复在该盆地的作业 [31] - 年初至今，公司已在该油藏的富液核心区域开钻8口井，计划2021年全年钻多达30口井，目标是Meramec和Woodford的混合机会 [32] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司采用以财务为导向的模式，优先考虑自由现金流的产生而非产量增长，在有利条件下将产量增长限制在0% - 5%，通过规模和精简的公司成本结构追求利润率扩张，将再投资率降至远低于现金流的水平，保持低杠杆水平以建立更大的安全边际，并通过创新的固定加可变股息政策向股东返还更多现金 [9] - 公司认为行业应停止对现金回报模式可能性的思考和讨论，更快地接受这一必要变革，高资本回报率、降低再投资率和现金流生成将决定本轮周期的赢家，而非以往追求超高产量增长的行为 [10] - 公司表示在需求侧基本面恢复且欧佩克+的石油闲置产能被全球市场有效消化之前，无意将资本分配到增长项目上 [15] - 公司计划在不久的将来发布关于Devon未来环境优先事项的更具体指引，包括减少温室气体排放、甲烷强度率的正式目标以及改善其他关键绩效指标的战略 [17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为2021年将是出色的一年，随着战略计划的推进，未来前景光明 [7] - 尽管一季度受到冬季恶劣天气影响，但公司运营规模能够产生大量自由现金流，2021年有望实现极具吸引力的自由现金流收益率 [14] - 公司对自身的资产组合和财务状况充满信心，认为在当前市场环境下具有竞争优势，能够为股东创造价值 [60] 其他重要信息 - 公司与WPX的合并整合工作已完成，前进团队充满活力，正在兑现承诺 [6] - 内政部年初发布的限制联邦土地钻探许可60天的指令于3月22日到期，公司通过前瞻性规划，在这60天内未对日常运营或全年资本计划产生影响，且指令到期后已获得超50个新的钻探许可，目前共有约500个联邦钻探许可，按当前钻探速度可维持约4年的库存 [26][27][28] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2021年后如何平衡开发资本支出、投资组合更新和向股东返还现金，以及公司对二叠纪一些大型并购机会的兴趣 - 公司目前专注于2021年，下半年有望表现强劲并为2022年积累动力，资本计划将在今年晚些时候制定，目前公司有很高的标准，会谨慎考虑，且公司在内部有大量的有机机会 [47] 问题2: 自钻探许可禁令解除后获得超50个许可批准，这是否意味着美国土地管理局（BLM）的业务恢复正常 - 目前仍处于过渡阶段，BLM仍在努力理解内政部的指令，但公司会继续与他们积极合作，确保业务不受短期影响 [49] 问题3: 根据幻灯片中显示的60美元WTI价格下20%的自由现金流收益率、28.5万桶/日的中点产量和40%的NGLs假设，计算得出公司的盈亏平衡价格低于30美元，这是否正确 - 计算基本正确，但分析中假设已实现所有协同效应并消除了当前年度的套期保值影响，公司正在努力将盈亏平衡价格降至30美元中段至低位，且随着NGL价格改善，盈亏平衡价格还会降低 [52][53][56] 问题4: 公司目前的业务模式能在多长时间内维持28.5万桶/日的产量和17亿美元的资本支出 - 公司仍在整理可量化的库存数据，但从宏观层面看，两家遗留公司都有大量库存，在0% - 5%的产量增长区间内，库存可维持多年，初步估计约为10年，但会继续细化该数据 [58][59] 问题5: 幻灯片中显示的20%自由现金流收益率对应到股息收益率，假设2022年60美元WTI价格下，是否会继续维持维持性项目，还是会开始增加增长资本 - 公司与提问者观点一致，认为2022年及以后的关键是灵活性，公司有能力支付高额可变股息，但也会继续积极偿还债务和加强资产负债表 [62][63] 问题6: 公司从维持性项目转向增长型项目的条件是什么，是否有很少的情况适合采取更注重增长的方法 - 公司将自由现金流生成作为首要任务，认为未来增长上限为5%，在接近30万桶/日的产量水平下，5%的增长也相当可观，同时灵活性很重要 [66] 问题7: 公司杠杆率有望在年底达到1倍或更低，在资产负债表状况良好、宏观环境有利且产生大量增量自由现金流的情况下，是否会在明年更认真地考虑将可变股息支付比例提高至50%以上，并重新审视基础股息的10%比例，以及回购是否会更具吸引力 - 公司对资产负债表状况感到满意，会与董事会讨论重新评估50%的可变股息支付上限，并可能增加可变股息支付，甚至考虑调整固定股息。固定股息的支付比例通常为现金流的5% - 10%，在正常油价（历史上认为是50 - 55美元/桶）下，如果宏观环境中的油价结构发生变化，公司会重新评估固定股息。近期更可能看到可变股息的增加 [69][70] 问题8: 财务增值是否足以成为公司进行交易的理由，还是公司认为现有资产的资本效率仍有足够的提升空间，能够在自由现金流增值方面保持竞争力 - 财务增值至关重要，但公司会综合考虑战略契合度、运营协同效应、利润率扩张机会和库存等多个因素，公司对自身业务充满信心，会保持高标准和严格的纪律性 [72][73] 问题9: 董事会如何考虑随着时间推移提高自由现金流50%的支付比例 - 董事会会深思熟虑、保持纪律性并持开放态度，如果股东反馈表明这是正确的做法，公司会考虑提高支付比例。同时，公司不反对继续积累现金和降低净债务，但认为应将现金返还给股东，董事会可能会讨论提高支付上限并考虑其他返还现金的方式 [76][77] 问题10: 与股东交流时，是否讨论过股息收益率定价，是否会达到6% - 7%的范围 - 目前与投资者的交流中尚未获得明确信息，公司期待在发放两次股息后能引起更多关注，并在未来进行相关讨论 [78] 问题11: 随着公司接近1倍的债务目标，且固定加可变股息策略执行良好，公司在套期保值方面的战略未来会如何发展 - 过去由于疫情和大宗商品市场的不确定性，公司采取了套期保值措施以保护现金流和维护投资者信心。随着公司规模扩大和资产负债表改善，公司对套期保值的看法发生了变化。目前公司今年下半年约40%的石油产量进行了套期保值，2022年约为20%，公司认为目前的套期保值水平较为合适，不会大幅增加套期保值 [80][81][82] 问题12: 公司目前有5个盆地，但80%的资本投入到特拉华盆地，其他4个资产如何与公司的长期战略相契合 - 目前公司处于整合的第一年，每个资产都在以产生自由现金流为重点的战略中发挥着作用。例如，阿纳达科盆地与陶氏化学的合资企业有一些测试项目可能会带来良好回报。公司对现有投资组合感到满意，会谨慎考虑是否需要进行进一步的投资组合优化 [84][85][86] 问题13: 公司的一个主要竞争对手计划增加钻探1.5万英尺水平段的井，公司对此有何看法，是否认为这是提高水平段长度和效率的机会 - 两家遗留公司都有3英里水平段井的经验，但效果因盆地而异。在特拉华盆地，3英里水平段开发具有较高的生产率和成本竞争力，但从2英里水平段转换到3英里水平段可能会受到土地布局的限制。公司认为在合适的情况下，有能力进行3英里水平段的钻探和增产作业，但目前预计未来几年内3英里水平段井的比例相对较低 [88][89][93] 问题14: 公司如何看待行业的整合趋势，与同行交流时，是否感觉整合趋势仍在持续，还是大家都比较满意现状，出售意愿大幅下降 - 行业整合趋势难以用直线来描述，过去曾有一些有吸引力的交易，但之后相对平静，近期大多是资产层面的交易，规模在2亿 - 8亿美元之间。整合趋势可能会在一定程度上继续，这对行业可能是有益的，但具体情况因同行而异 [95][96] 问题15: 请介绍Danger Noodle项目，特别是成本降低的原因，以及能否在其他项目中复制 - 该项目成本降低得益于公司在多个方面的协同效应和改进机会，包括完井设计、设施设计、地下团队的合作、3英里水平段井技术、供应链招标策略、规模经济、技术应用（如摄像头和人工智能监控）、预防性维护和机器学习，以及环境、社会和治理（ESG）方面的融合。未来几个季度，随着这些方面的不断优化，成本还有进一步降低的空间 [98][99][100] 问题16: 关于威利斯顿（Williston）和粉河（Powder）盆地，考虑到威利斯顿盆地近期有强劲的销售活动和估值提升，以及粉河盆地的潜在高回报，公司是否会在今年决定如何处理这些资产，决策的驱动因素是什么 - 威利斯顿盆地（巴肯地区）是一个优质的运营基地，虽然库存不如其他盆地，但能产生大量现金流，目前对公司很重要，应予以保留。粉河盆地公司有很好的地位，可以谨慎、战略地对待该资产，不急于做决策，同时会关注其他运营商的活动并从中学习。目前公司的重点是通过现有投资组合产生自由现金流 [103][104][105] 问题17: 确认巴肯地区目前是强大的自由现金流产生资产，现在出售是否不合理，以及如果出售，收益的处理方式 - 目前巴肯地区确实是强大的自由现金流产生资产，现在出售不合理。关于出售收益的处理方式，目前讨论还为时过早 [107][108] 问题18: 如果公司的开发成果和业绩持续出色，年底是否会调整资本支出以控制产量增长，还是会继续投入资本并接受一定的产量超预期增长 - 公司将坚持既定的资本支出计划，目前进展顺利，没有理由改变计划。如果能够以相同的资本获得更多的产量，公司是乐于接受的，关键是确保资本投资的效率 [109][110][111] 问题19: 公司董事会和管理层花多少时间考虑等待太久增加增长资本支出和产量的风险，这是否在讨论范围内 - 目前董事会主要关注公司在股息框架方面的领导地位，对公司的股权表现持乐观态度，希望得到市场的回报。关于未来几年的增长资本支出问题，将在未来几个季度进行讨论，目前公司处于良好的状态 [113]

资本支出情况 - 第一季度资本支出较计划低5%[169] - 2021年第一季度资本支出为4.99亿美元，高于2020年的4.25亿美元，预计2021年全年资本支出在17亿至20亿美元之间[232][236][238] - 2021年剩余时间勘探开发预算：预计在11亿至13亿美元之间[262] 产量数据 - 第一季度石油产量达268千桶/日，超计划2%[169] - 2021年第一季度产量较2020年第四季度增长，石油增长71%，天然气增长35%，NGLs增长24%，合计增长50%[186] - 预计第二季度产量在538 - 561千桶油当量/日[188] - 2021年第一季度石油总产量268MBbls/d，较2020年第一季度的163MBbls/d增长64%，其中特拉华盆地产量172MBbls/d，占比64%，同比增长105%[211] - 2021年第一季度天然气总产量791MMcf/d，较2020年第一季度的634MMcf/d增长25%，其中特拉华盆地产量471MMcf/d，占比60%，同比增长93%[211] - 2021年第一季度NGLs总产量99MBbls/d，较2020年第一季度的80MBbls/d增长24%，其中特拉华盆地产量60MBbls/d，占比61%，同比增长61%[211] - 2021年第一季度合并产量499MBoe/d，较2020年第一季度的348MBoe/d增长43%，其中特拉华盆地产量310MBoe/d，占比62%，同比增长92%[211] - 从2020年第一季度到2021年第一季度，产量变化使收益增加4.46亿美元，2021年第一季度WPX遗留资产产量约200MBoe/d[213] 成本节约与债务情况 - 预计到2021年底实现约6亿美元的年度成本节约[169] - 截至2021年4月初赎回约7.43亿美元高级票据[169] - 2021年第一季度赎回了4300万美元的6.00%票据、1.75亿美元的5.875%票据和3.15亿美元的4.50%票据，并支付了2700万美元的现金赎回成本[239] - 2021年1月7日合并时承担了33亿美元的WPX债务，第一季度减少债务约5.3亿美元，4月赎回2.1亿美元的5.25%票据[255] - 预计到2021年底通过合并实现6亿美元的年度成本节约，其中约35%与资本计划相关[252] 流动性与信用评级 - 第一季度末流动性达49亿美元，含19亿美元现金，2023年前无债务到期[169][181] - 截至2021年3月31日，高级信贷安排下可用借款额度约为30亿美元[256] - 公司信用评级：标准普尔为BBB - 展望稳定，惠誉为BBB展望积极，穆迪为Ba1展望积极[257] 股息情况 - 第一季度每股股息0.30美元，约2.03亿美元[169] - 2021年第一季度支付普通股股息7600万美元（每股0.11美元），并支付了1.27亿美元（每股0.19美元）的可变股息；2020年同期支付股息3400万美元（每股0.09美元）[240] - 固定加可变股息策略：固定股息每季度每股0.11美元，约占经营现金流10%；可变股息最高可达超额自由现金流50%[260] - 2021年第二季度现金股息：每股0.34美元，其中固定股息约7400万美元（每股0.11美元），可变股息约1.55亿美元（每股0.23美元）[261] 净收益情况 - 2021年第一季度净收益2.16亿美元，2020年第四季度净亏损7300万美元[183] - 2021年第一季度净收益为2.16亿美元，而2020年第一季度净亏损17亿美元[208] - 2021年第一季度GAAP归属公司收益：税前亏损3200万美元，税后2.16亿美元，扣除非控股权益后2.13亿美元，摊薄后每股0.32美元[275] - 2021年第一季度Non - GAAP归属公司核心收益：税前4亿美元，税后3.01亿美元，扣除非控股权益后2.98亿美元，摊薄后每股0.45美元[275] - 2020年GAAP归属公司总亏损：税前22.64亿美元，税后18.15亿美元，扣除非控股权益后18.16亿美元，摊薄后每股亏损4.82美元[275] - 2020年Non - GAAP归属公司核心收益：税前8200万美元，税后4900万美元，扣除非控股权益后4800万美元，摊薄后每股0.13美元[275] - 2021年第一季度GAAP净收益为2.16亿美元，2020年同期净亏损为1.815亿美元[281] 价格变化情况 - 2021年第一季度未对冲综合实现价格较2020年第四季度上涨55%，WTI上涨36%[178] - 2020年Q4到2021年Q1，WTI指数从42.65美元涨至57.87美元，涨幅36%；未套期保值的实现油价从39.84美元涨至56.36美元，涨幅41%；套期保值后的实现油价从38.01美元涨至47.23美元，涨幅24%[190] - 2020年Q4到2021年Q1，Henry Hub指数从2.67美元涨至2.71美元，涨幅1%；未套期保值的实现气价从1.96美元涨至2.91美元，涨幅48%；套期保值后的实现气价从1.96美元涨至2.76美元，涨幅41%[190] - 2020年Q4到2021年Q1，Mont Belvieu混合指数从20.01美元涨至25.81美元，涨幅29%；未套期保值的实现NGL价格从14.77美元涨至25.01美元，涨幅69%；套期保值后的实现NGL价格从14.76美元涨至24.81美元，涨幅68%[190] - 2020年Q4到2021年Q1，未套期保值的综合实现价格从25.63美元涨至39.84美元，涨幅55%；套期保值后的综合实现价格从24.77美元涨至34.67美元，涨幅40%[190] - 2021年第一季度未套期保值的石油实现价格为56.36美元/桶，较2020年第一季度的44.59美元/桶增长26%；套期保值后为47.23美元/桶，较2020年第一季度的49.73美元/桶下降5%[215] - 2021年第一季度未套期保值的天然气实现价格为2.91美元/Mcf，较2020年第一季度的1.21美元/Mcf增长141%；套期保值后为2.76美元/Mcf，较2020年第一季度的1.57美元/Mcf增长76%[215] - 2021年第一季度未套期保值的NGLs实现价格为25.01美元/桶，较2020年第一季度的10.40美元/桶增长140%；套期保值后为24.81美元/桶，较2020年第一季度的11.01美元/桶增长125%[215] - 从2020年第一季度到2021年第一季度，油田价格使收益增加5.35亿美元，未套期保值的油、气和NGL价格上涨主要因指数价格上升，部分被套期保值现金结算减少抵消[218] 费用变化情况 - 2020年Q4到2021年Q1，生产费用从2.71亿美元涨至4.89亿美元，涨幅80%，主要因2021年1月7日的合并[197] - 2020年Q4到2021年Q1，DD&A从3.01亿美元涨至4.67亿美元，涨幅55%，主要因2021年1月7日的合并[200] - 2020年Q4到2021年Q1，G&A从8200万美元涨至1.07亿美元，涨幅30%，但G&A每Boe费率下降近10%，因合并产生的协同效应[201] - 2020年Q4到2021年Q1，所得税总收益从3700万美元增至2.48亿美元，有效所得税税率从33%增至763%[206] - 2021年第一季度生产总费用为4.89亿美元，较2020年第一季度的3.18亿美元增长54%，主要因2021年1月7日的合并，部分被约1000万美元的阿纳达科产量承诺到期抵消[223] - 2021年第一季度油气每桶油当量DD&A为9.78美元，较2020年的11.90美元下降18%；油气DD&A总额为4.39亿美元，较2020年的3.77亿美元增长16%[226] - 2021年第一季度所得税总收益为2.48亿美元，有效所得税税率为763%；2020年总收益为4.17亿美元，有效所得税税率为20%[229] - 2021年第一季度融资成本净额为7700万美元，2020年同期为6500万美元[281] - 2021年第一季度所得税收益为2.48亿美元，2020年同期为4.17亿美元[281] - 2021年第一季度折旧、损耗和摊销为4.67亿美元，2020年同期为4.01亿美元[281] - 2021年第一季度勘探费用为300万美元，2020年同期为1.12亿美元[281] 现金流与利润率情况 - 截至2021年3月31日的三个月，经营活动产生的现金流量为5.92亿美元，较2020年同期的5.29亿美元增长12%[232][233] - 2021年第一季度总现金利润率为每桶油当量28.95美元，高于2020年的15.41美元[225] - 2021年第一季度EBITDAX（非GAAP）为9.59亿美元，2020年同期为4.9亿美元[281] - 2021年第一季度商品衍生品现金结算为2.32亿美元，2020年同期为亏损1.01亿美元[281] - 2021年第一季度现场级现金利润率（非GAAP）为12.99亿美元，2020年同期为4.89亿美元[281] 套期保值情况 - 公司2021年约50%的石油产量已套期保值，平均底价为40美元/桶；约60%的天然气产量已套期保值，平均底价为2.56美元/Mcf[194] 合并交易情况 - 合并交易购买价格：为54亿美元，初步评估在合并结束后一年内可能变化[265] 所有权变更情况 - “所有权变更”定义：若持有公司5%以上股份股东在三年内累计持股比例增加超50%，可能限制使用此前净运营亏损和税收抵免；2021年未发生，但合并增加未来三年发生可能性[264] 商品衍生品情况 - 2021年3月31日，相关价格指数远期曲线10%的变化将使公司商品衍生品净头寸变化约3.35亿美元[284] 总债务情况 - 截至2021年3月31日，公司总债务为73亿美元，固定平均利率为5.6%[285]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度石油产量超出指引5%，运营和企业成本同比大幅下降，产生2.63亿美元自由现金流 [13] - 第四季度完成巴尼特资产剥离，产生近6亿美元过剩自由现金流 [14] - 年末公司拥有56亿美元流动性，包括26亿美元现金和30亿美元未动用的无担保信贷额度 [51] - 2021年上游资本支出约17亿美元，再投资率低于70%（假设WTI价格为50美元/桶） [18] - 2021年WTI盈亏平衡价格降至32美元，按当前价格计算自由现金流收益率为13%；未对冲情况下，考虑成本协同效应，自由现金流收益率超过20% [18][19] 各条业务线数据和关键指标变化 特拉华盆地 - 拥有40万英亩净面积的叠层油藏，占预计产量的约60%，提供数十年的高回报机会 [26] - 第四季度，该地区石油产量同比增长41%，得益于23口高产井投产 [30] - 科顿_draw地区8口井平均30天产量超4000桶油当量/天，每1000英尺水平段产量达450桶油当量，单井钻井和完井成本平均低于600万美元 [31] - 2020年底，钻井和完井成本降至约每英尺水平段560美元 [32] 遗产WPX区块 - 州界线地区，上沃尔夫坎普和骨头泉层的联合开发钻井项目成果显著，26口井投产，峰值30天产量平均约2300桶油当量/天，钻井和完井成本较几年前降低44% [34] - 纪念碑_draw地区，大教堂和新娘面纱项目取得进展，6口沃尔夫坎普井38天初始产量平均2300桶油当量/天，含油率76% [37] 其他地区 - 威利斯顿盆地持续提供可观回报，2021年将继续高盈利项目 [39] - 粉河盆地将继续推进评估和租赁目标，重点是深入了解新兴的尼奥布拉拉油藏 [39] - 阿纳达科盆地通过合资伙伴资助2台钻机恢复作业 [40] - 鹰福特地区与BPX合作，2021年计划运行2台钻机，并在上半年投产22口高产已钻未完井 [41] 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 - 完成与WPX Energy的全股票对等合并，整合进展顺利，将通过创新的固定加可变股息策略加速向股东返还现金 [9][10] - 2021年维持较高石油产量水平，降低盈亏平衡资金水平，提高自由现金流生成能力 [16][17] - 在需求基本面恢复、库存过剩消除和欧佩克+减产份额被市场有效吸收之前，不增加增长项目 [20] - 致力于实现顶级ESG绩效，包括减少温室气体排放、降低甲烷强度率和推进水循环利用，今年将为环境优先事项设定量化目标 [22][23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 合并时机良好，抓住周期底部，随着宏观基本面改善，公司有望充分受益 [6] - 尽管面临新冠疫情、政治和冬季天气等干扰，但公司团队专注于实现协同效应和执行计划，取得积极成果 [7] - 极端天气凸显公司产品对社会的重要性 [8] - 公司估值具有吸引力，随着战略执行和联邦土地开发效率提升，有望实现估值重估 [11] 其他重要信息 - 近期北极风暴对第一季度产量有负面影响，但目前难以量化，公司将在未来几周提供更多信息 [44][48] - 公司计划到2021年底通过合并相关协同效应实现每年5.75亿美元的现金流改善，目前约60%的成本降低已反映在2021年展望中 [61][63] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 为何在合并完成前启动可变股息计划 - 第四季度两家公司业绩强劲，资产负债表现金增加，认为是实施可变股息的好时机，可展示公司领导力和对股东回报的关注 [69][70] 问题2: 请解释资本支出指引与之前评论的差异，并说明2021年石油产量的走势 - 之前的资本支出计划是按运行率计算，假设合并协同效应立即实现；现在披露的是2021年实际预计的现金支出，协同效应的实现有时间过程 [72][73] - 2021年第一季度资本支出约占全年的30%，之后较为稳定；第一季度产量受WPX部分季度产量和天气影响，之后较为平稳 [76][78][79] 问题3: 资本预算是否固定，以及在特拉华盆地内新墨西哥州和得克萨斯州之间的资本分配情况及风险 - 公司将保持资本计划的纪律性，在需求基本面、库存和欧佩克+减产份额等条件满足前不轻易改变 [82] - 对未来一两个月内许可证等恢复正常有信心，拥有许可证和基础设施，有信心按计划开展资本活动；若有意外，Stateline和Monument Draw地区的良好表现可提供支持 [84][85][86] 问题4: 如何看待协同效应的风险，以及各盆地的钻井库存情况 - 对协同效应充满信心，已实现部分协同效应并纳入2021年预测 [93][94] - 对特拉华盆地未来十年的机会有信心，并持续优化后续机会；威利斯顿盆地库存有限，将运行1台钻机；其他盆地情况有待进一步观察 [95][98][99] 问题5: 盈亏平衡价格是否有进一步下降的潜力 - 公司团队专注且有创造力，认为盈亏平衡价格有下降至20多美元的潜力 [102] 问题6: 若达到杠杆目标且有额外自由现金流，公司战略会如何演变 - 首先会专注于实施可变股息、偿还债务和适度增长；若仍有额外自由现金流，会重新评估可变股息上限、考虑增加固定股息和股票回购 [106][107] 问题7: 合并协同效应的最大潜在提升点在哪里 - 团队融合带来的最佳实践共享，如WPX的完井技术和效率适用于Devon，Devon的套管设计和钻井效率适用于南部地区 [108][109] - 供应链方面，Devon的合同策略和WPX的工程价值挖掘相结合将产生额外价值；同时，LOE和GP&T等方面也有早期成果 [110][111] 问题8: 解释激进返排方法的思路、发现及应用范围，以及是否依赖商品价格 - 该方法不仅是激进返排，还涉及完井策略、间距和设施管理等；目前在成本和生产率方面都有增量收益，尽管Monument Draw目前回报低于Stateline，但发展趋势良好 [116][117][118] - 所有决策都依赖宏观环境，包括商品价格，目的是实现利润最大化 [115] 问题9: 如何应对DAPL问题、燃烧和税收等运营挑战，以及ESG方面是否有业务机会 - 针对DAPL问题，公司签订了1年期铁路协议以保障运输；认为市场对DAPL的定价过于悲观，相信新政府会认可其效率和环保性 [123][124] - 公司持续降低燃烧率，计划今年增加中游投资以避免因系统能力限制导致更多燃烧 [125][126] - 公司高级领导团队正在评估ESG相关的机会和威胁，未来会有更多讨论 [130][131] 问题10: 公司是否需要套期保值计划，以及粉河盆地和尼奥布拉拉油藏未来3 - 4年的计划 - 公司认为套期保值对维持财务实力很重要，可减少现金流波动，便于规划和管理运营活动；目前约50%的现金流已套期保值，未来策略不会改变 [135][136][137] - 目前对粉河盆地的看法较陈旧，团队将以全新视角评估机会，根据最可行的经济效益进行资本分配 [139][140][141] 问题11: 如何规划特拉华盆地的开发节奏，以及如何看待路权获取能力 - 难以预测未来2 - 3年的情况，公司有很大灵活性，初始指导是80%的资本在新墨西哥州和得克萨斯州相对平均分配，年底可能会根据经济机会调整 [143][144][145] - 几年前的路权收购交易取得了良好回报，但类似机会不多，公司会评估并合理利用股东投资 [147][148][149]

2021年投资计划 - 2021年公司计划在特拉华盆地投资约15亿美元，粉河盆地投资约8000万美元，鹰滩投资约1.1亿美元，阿纳达科盆地投资约7500万美元[42][43][47][48] 2020年产量数据 - 2020年公司在阿纳达科盆地和特拉华盆地的石油产量分别为700万桶和3100万桶，天然气产量分别为920亿立方英尺和910亿立方英尺[52] 2020年销售价格数据 - 2020年公司阿纳达科盆地和特拉华盆地的石油销售价格分别为每桶35.80美元和37.25美元，天然气销售价格分别为每千立方英尺1.66美元和1.08美元[53] 2020年生产井数据 - 2020年公司开发生产井为106.5口，勘探生产井为26.6口，总计133.2口[55] 2020年末钻探、完井相关井数据 - 截至2020年12月31日，有156口总井和77.6口净井正在钻探、完井或等待完井[56] 2020年末油井和天然气井总数数据 - 截至2020年12月31日，公司共有7752口总油井和2385口净油井，2980口总天然气井和1201口净天然气井，总计10732口总井和3586口净井[57] 2020年探明储量审计情况 - 2020年公司聘请拉罗什石油咨询有限公司审计了约88%的探明储量[50] 阿纳达科盆地合资企业资本需求承担情况 - 陶氏将在未来四年通过1亿美元的钻井资助承担约65%的阿纳达科盆地合资企业资本需求[48] 公司合并事项 - 2021年1月7日，公司与WPX完成全股票对等合并[38] - 2021年1月7日，公司与WPX完成全股票对等合并，每股WPX普通股自动转换为0.5165股公司普通股，交易中发行给WPX普通股股东的公司普通股总价值约54亿美元[417] 公司资产剥离事项 - 公司因剥离加拿大和巴尼特页岩资产，相关资产作为终止经营列报[39] - 公司于2020年10月1日出售Barnett页岩资产，2019年6月27日出售加拿大业务，2018年7月18日出售在EnLink和普通合伙人的权益[342] 公司运营井数量 - 公司运营约3942口总井[58] 公司土地情况 - 截至2020年12月31日，公司拥有180万净英亩土地，约100万英亩由生产持有，约10万净英亩租约将于2021 - 2023年到期，与WPX合并后，不到20%的总净英亩土地位于联邦土地上[60] 2021年1月销售合同占比情况 - 截至2021年1月，公司石油短期可变合同销售占比45%、固定合同占比5%、长期可变合同销售占比50%；天然气短期可变合同销售占比56%、固定合同占比3%、长期可变合同销售占比41%；NGLs短期可变合同销售占比63%、固定合同占比25%、长期可变合同销售占比12%[66] 2020年末承诺交付情况 - 截至2020年12月31日，公司承诺交付天然气174 Bcf（其中少于1年90 Bcf、1 - 3年52 Bcf、3 - 5年32 Bcf）、NGLs 7 MMBbls（少于1年）、总计36 MMBoe（少于1年22 MMBoe、1 - 3年9 MMBoe、3 - 5年5 MMBoe）[72] 2020年末商品衍生工具关联变动情况 - 截至2020年12月31日，相关商品衍生工具关联的远期曲线变动10%，公司净负债头寸将变动约1.18亿美元[292] 2020年末债务情况 - 截至2020年12月31日，公司总债务为43亿美元，全部债务基于固定利率，平均利率为6.0%[293] 汇率变动影响情况 - 加元兑美元汇率不利变动10%，不会对公司2020年12月31日资产负债表产生重大影响[294] 租赁会计核算方法变更情况 - 公司2019年因采用《会计准则更新2016 - 02，租赁（主题842）》改变了租赁会计核算方法[301] 2020年第一季度减值情况 - 2020年第一季度，公司记录了约27亿美元与阿纳达科盆地和落基山脉油气资产相关的减值[309] 2020年末油气资产折耗费用情况 - 截至2020年12月31日，公司记录了12亿美元的油气资产折耗费用[314] 2020年末商誉情况 - 截至2020年12月31日，公司商誉总额约为7.53亿美元[317] 2020年第一季度商誉减值评估情况 - 2020年第一季度，公司对美国报告单元进行商誉潜在减值评估，结论是该报告单元公允价值超过账面价值，未确认减值[317] 审计师意见 - 审计师认为合并财务报表在所有重大方面公允反映了公司2020年和2019年12月31日的财务状况以及2020年结束的三年中各年的经营成果和现金流量[300] - 审计师认为截至2020年12月31日，公司在所有重大方面保持了有效的财务报告内部控制[300] 关键审计事项 - 审计师确定评估油气资产账面价值可收回性和公允价值时对未来现金流的估计为关键审计事项[310] - 审计师确定油气资产折耗中对已探明油气储量的估计为关键审计事项[315] - 审计师确定美国报告单元商誉潜在减值评估为关键审计事项[318] 2020年财务关键指标变化 - 2020年总营收48.28亿美元，较2019年的62.2亿美元下降22.38%[325] - 2020年总费用79.18亿美元，较2019年的63.29亿美元增长25.07%[325] - 2020年持续经营业务税前亏损30.9亿美元，2019年亏损1.09亿美元[325] - 2020年持续经营业务净亏损25.43亿美元，2019年亏损0.79亿美元[325] - 2020年经营活动产生的持续经营业务净现金为14.64亿美元，较2019年的20.43亿美元下降28.34%[330] - 2020年投资活动产生的持续经营业务净现金为 - 11.27亿美元，2019年为 - 15.51亿美元[330] - 2020年融资活动产生的持续经营业务净现金为 - 3.06亿美元，2019年为 - 20.61亿美元[330] - 2020年现金、现金等价物和受限现金净增加3.93亿美元，2019年减少6.02亿美元[330] - 2020年基本每股持续经营业务亏损6.78美元，2019年亏损0.21美元[325] - 2020年综合收益（亏损）为 - 26.79亿美元，2019年为 - 14.99亿美元[325] - 2020年末总资产为99.12亿美元，较2019年末的137.17亿美元下降27.74%[334] - 2020年末总负债和权益为99.12亿美元，较2019年末的137.17亿美元下降27.74%[334] - 2020年末股东权益为30.19亿美元，较2019年末的59.20亿美元下降49.00%[334] - 2020年净收益（亏损）为 -26.71亿美元[338] - 2020年其他综合损失（税后）为 -0.8亿美元[338] - 2020年普通股回购金额为 -0.57亿美元[338] - 2020年普通股股息为 -2.60亿美元[338] - 2020年股份支付费用为0.88亿美元[338] - 2020年非控股股东出资为0.21亿美元[338] - 2020年向非控股股东分配为 -0.14亿美元[338] CDM相关出资与分配情况 - 2019年第四季度公司与QLCP的关联方成立CDM，公司贡献资产获1亿美元现金分配，QLCP承诺4000万美元扩张资本，截至2020年12月31日已投入约3700万美元[346] - 2020年和2019年QLCP对CDM的出资分别约为2100万美元和1.16亿美元，2020年QLCP从CDM获得的分配约为1400万美元[347] 与客户合同总营收情况 - 2020年、2019年和2018年公司与客户合同的总营收分别为46.73亿美元、66.74亿美元和84.39亿美元[367] 客户占比情况 - 2020年公司有两个客户分别占合并销售营收的约13%和10%，2019年无单一购买方占比超10%，2018年有一购买方占比约11%[368][369][370] 2020年末利率互换合约情况 - 2020年12月31日公司无未平仓利率互换合约[375] 2020年末抵押品情况 - 截至2020年12月31日公司未持有交易对手的现金抵押品，也未向交易对手交付抵押品[377] 合并财务报表范围 - 公司合并财务报表包括自身、控股实体和作为主要受益人的可变利益实体的账户，消除了所有公司间交易[345] 公司运营区域与报告部门情况 - 公司油气勘探和生产活动自2019年出售加拿大业务后仅聚焦于美国，财务报告将美国运营部门合并为一个报告部门[351] 衍生工具使用情况 - 公司使用衍生工具主要管理商品价格风险，不用于投机交易，衍生工具包括金融价格互换、基差互换和无成本价格区间[373][374] 2020年末受限资金情况 - 截至2020年12月31日，公司约1.9亿美元现金余额被列为受限资金，用于为处置资产相关的长期债务提供资金[388] 2019年采用新租赁准则情况 - 2019年1月1日采用新租赁准则时，公司记录使用权租赁资产4.1亿美元和租赁负债3.8亿美元，并进行了800万美元（税前）、700万美元（税后）的累计影响调整以减少留存收益[406] 2020年第一季度股价与商誉减值情况 - 2020年第一季度，公司普通股交易价格因新冠疫情下跌73%，但3月31日的商誉减值测试显示无需计提减值[409] 2019年处置加拿大油气资产情况 - 2019年公司处置加拿大油气资产和业务，释放了12亿美元的历史累计外币折算调整额用于收益计算[415] 股份奖励计量情况 - 公司授予董事、管理层和员工基于股份的奖励，此类奖励按授予日公允价值计量，并在相应服务期内确认为综合收益表中一般及行政费用的一部分[379] 递延所得税核算方法 - 公司采用资产负债法核算递延所得税资产和负债，根据预期适用的法定税率计量[383] 每股收益计算方法 - 公司基本每股收益基于当期流通在外普通股的加权平均数计算，摊薄每股收益采用库藏股法计算[387] 现金等价物认定标准 - 公司将原始合同期限为三个月或更短的高流动性投资视为现金等价物[388] 油气资产核算方法 - 公司对油气资产采用成果法核算，勘探成本在发生时计入损益，成功勘探井和开发井成本资本化[393] 资产报废义务核算方法 - 公司对资产报废义务按公允价值确认为负债，并相应增加相关财产和设备的资产报废成本[403] 2021年赎回债券情况 - 2021年2月，公司赎回WPX于2022年到期的债券，赎回本金约4300万美元，另支付200万美元现金溢价[421] 2020年出售Barnett页岩资产情况 - 2020年10月1日，公司以4.9亿美元出售Barnett页岩资产给BKV，或有收益付款最高可达2.6亿美元，2019年第四季度和2020年分别确认7.48亿美元和1.82亿美元资产减值[422] 2019年出售加拿大油气资产情况 - 2019年6月，公司以26亿美元出售加拿大油气资产给Canadian Natural Resources Limited，确认税前收益2.23亿美元[423] 2018年出售非核心资产情况 - 2018年，公司出售非核心资产获得约5亿美元收益，确认2600万美元净收益，结算天然气加工合同确认4000万美元结算费用[424] 2018年第三季度出售所有权权益情况 - 2018年第三季度，公司以31.25亿美元出售在EnLink和General Partner的所有权权益，确认约26亿美元收益（税后22亿美元）[425] 2020年末未平仓衍生品头寸价格情况 - 截至2020年12月31日，公司有未平仓石油衍生品头寸，2021年Q1 - Q4价格加权平均为37.60美元/桶，2022年Q1 - Q2为45.16美元/桶[433] - 截至2020年12月31日，公司有未平仓天然气衍生品头寸，2021年Q1 - Q4价格加权平均为2.76美元/百万英热单位，2022年Q1 - Q4为2.85美元/百万英热单位[434] 商品衍生品净收益情况 - 2020年商品衍生品（油气和NGL）净收益为1.55亿美元，2019年为 - 4.54亿美元，2018年为4.57亿美元[438] 2020年末商品衍生品资产与负债情况 - 截至2020年12月31日，商品衍生品资产总计600万美元，商品衍生品负债总计1.48亿美元；2019年分别为5000万美元和3100万美元[439]

油价及指数变化 - 2020年初NYMEX WTI油价从超60美元/桶跌至4月的20美元/桶以下，二季度末回升至约40美元/桶[162] - 2020年二季度到三季度，WTI指数涨44%，未套期保值综合实现价格涨57%，套期保值价格涨3%[168] - 2020年第二季度到第三季度，天然气Henry Hub指数从1.71美元涨至1.98美元，涨幅16%；未套期保值实现价格从1.29美元涨至1.48美元，涨幅14%；套期保值实现价格从1.57美元降至1.54美元，降幅2%[178] - 2020年第二季度到第三季度，NGLs Mont Belvieu混合指数从12.57美元涨至16.69美元，涨幅33%；未套期保值实现价格从8.89美元涨至12.36美元，涨幅39%；套期保值实现价格从9.40美元涨至12.06美元，涨幅28%[178] - 2020年第一季度，WTI价格下跌超60%，公司减少45%的2020年资本投资计划，3月31日确认油气资产减值总计28亿美元[259] 资本支出与产量情况 - 三季度资本支出比计划低3%，石油产量达146万桶/日，超计划4%[163] - 2020年资本发展计划削减约8亿美元，较原预算降45%[170] - 2020年二季度到三季度，产量变化使收益减少300万美元[176] - 2020年第三季度与第二季度相比，石油总产量14.6万桶/日，下降4%；天然气总产量5800万立方英尺/日，下降2%；NGL总产量8.3万桶/日，增长5%；合计产量326千桶油当量/日，下降1%[198] - 2020年前9个月与2019年前9个月相比，石油总产量15.4万桶/日，增长6%；天然气总产量6.09亿立方英尺/日，增长4%；NGL总产量7.8万桶/日，下降1%；合计产量333千桶油当量/日，增长4%[198] - 从2019年第三季度到2020年第三季度，产量下降使收益减少1900万美元；从2019年9个月到2020年9个月，产量增加使收益增加1.48亿美元[198] - 2020年资本支出展望较原预算减少约8亿美元，降幅45%[229] - 2020年资本支出展望削减约8亿美元，较原资本预算减少45%，2020年第四季度勘探和开发预算预计在1.6亿至2亿美元之间[247] 运营成本与费用变化 - 2020年三季度运营成本下降，G&A和生产费用较去年同期分别降30%和8%[163] - 2020年第二季度到第三季度，生产费用从2.63亿美元增至2.71亿美元，涨幅3%，主要因油气和NGL销售增加导致生产税增加[182] - 2020年第三季度与第二季度相比，勘探费用从1200万美元增至3900万美元，主要因第三季度有3600万美元未探明资产减值[184][185] - 2020年与2019年相比，生产总费用从2.94亿美元降至2.71亿美元，下降8%；前9个月从8.73亿美元降至8.52亿美元，下降2%[203] - 2020年与2019年相比，每桶油当量的LOE费用从3.90美元降至3.32美元，下降15%；前9个月从3.90美元降至3.66美元，下降6%[203] - 2020年与2019年相比，收集、处理和运输费用从1.12亿美元增至1.25亿美元，增长12%；前9个月从3.32亿美元增至3.78亿美元，增长14%[203] - 2020年前九个月，油气每桶油当量的折旧、损耗和摊销（DD&A）从2019年同期的11.72美元降至10.19美元，降幅13%；总额从11.5亿美元降至9.99亿美元，降幅10%；2020年资产减值为27亿美元[207] - 2020年前九个月，一般和行政费用（G&A）从3.56亿美元降至2.56亿美元，降幅28%，公司计划到2020年底将年化G&A费用减少约1亿美元[209] - 2020年前九个月，商品套期保值估值变化使收益增加3.95亿美元，营销和中游业务减少约7600万美元，勘探费用增加约1.34亿美元[211][213][214] - 2020年第三季度，公司确认3200万美元重组和交易成本，2019年前九个月为7300万美元[215] - 2020年第一季度记录的减值导致DD&A费率降低，虽2020年产量增加部分抵消了这一影响，但2020年前九个月DD&A仍低于2019年同期[208] - 2020年融资成本净额为66美元，2019年为60美元；2020年前九个月为200美元，2019年为186美元[277] - 2020年所得税费用（收益）为 -90美元，2019年为54美元；2020年前九个月为 -510美元，2019年为3美元[277] - 2020年勘探费用为39美元，2019年为18美元；2020年前九个月为163美元，2019年为29美元[277] - 2020年折旧、损耗和摊销为299美元，2019年为381美元；2020年前九个月为999美元，2019年为1115美元[277] 公司流动性与债务情况 - 三季度末公司流动性为49亿美元，含19亿美元现金，近期无债务到期[163] - 截至2020年第三季度末持有约19亿美元现金，含1900万美元受限现金[240] - 截至2020年9月30日，高级信贷安排下可用借款额度约30亿美元，商业票据计划下无借款且符合信贷安排财务契约[250] - 截至2020年9月30日，公司总债务为43亿美元，固定平均利率为6.0%[281] - 2019年前九个月债务因偿还到期高级票据减少1.62亿美元[230] 资产交易与股息情况 - 2020年10月1日完成Barnett页岩交易，净收益4.9亿美元[163] - 2020年10月1日支付特别股息每股0.26美元，约1亿美元[163] - 2019年前九个月出售非核心美国资产，净收益约3.47亿美元[225] - 2019年6月27日出售加拿大业务，收益26亿美元；2020年前九个月出售 Barnett Shale 资产获1.7亿美元定金[235] - 2020年10月1日完成巴尼特页岩资产剥离，净收益约4.9亿美元，其中包括2020年第二季度收到的1.7亿美元定金[246] - 董事会批准每股0.26美元的特别股息，总计约1亿美元，于2020年10月1日支付[246] 收益与亏损情况 - 2020年三季度持续经营业务净亏损1.03亿美元，二季度为6.77亿美元[173] - 2020年第二季度到第三季度，油田价格使收益增加2.57亿美元[178] - 2020年第三季度与第二季度相比，商品套期保值估值变化使收益增加4.96亿美元[184] - 2020年第三季度与第二季度相比，公司各运营区域的现场级现金利润率提高，总现场级现金利润率从1.61亿美元增至4.07亿美元[186] - 2020年第三季度净亏损1.03亿美元，而2019年第三季度净收益1.36亿美元；2020年前九个月净亏损25亿美元，而2019年前九个月净亏损9100万美元[191][195] - 从2019年第三季度到2020年第三季度，油田价格使收益减少2.22亿美元；从2019年9个月到2020年9个月，油田价格使收益减少10亿美元[201] - 2020年前九个月，已终止业务的油气和NGL销售从11.06亿美元降至2.63亿美元，净收益（亏损）从3.78亿美元降至 - 1.03亿美元[217] - 2020年第三季度与第二季度相比，已终止业务的税后净收益增加400万美元，主要因天然气和NGL销售增加及加拿大税收负债减少，部分被Barnett页岩特许权事项的2800万美元费用抵消[218] - 2020年第三季度与2019年第三季度相比，已终止业务的税后净收益增加4000万美元，因2019年第三季度提前偿还债务产生费用，2020年无此费用[219] - 2020年前九个月与2019年前九个月相比，已终止业务的税后净收益减少4.81亿美元，因剥离加拿大业务、宏观经济环境挑战致收入降低，以及Barnett页岩资产新增1.82亿美元资产减值[220] - 2020年前三季度经营活动产生的净现金为11.06亿美元，2019年同期为14.64亿美元[223] - 2020年持续经营业务归属戴文的GAAP亏损，前三季度为24.75亿美元，每股亏损6.58美元；三季度为1.05亿美元，每股亏损0.29美元[270] - 2020年持续经营业务核心归属戴文的Non - GAAP亏损，前三季度为7000万美元，每股亏损0.20美元；三季度为2500万美元，每股亏损0.07美元[270] - 2020年已终止经营业务归属戴文的GAAP收益，前三季度为亏损1.03亿美元，每股亏损0.27美元；三季度为1300万美元，每股收益0.04美元[270] - 2020年已终止经营业务核心归属戴文的Non - GAAP收益，前三季度为4100万美元，每股收益0.11美元；三季度为1300万美元，每股收益0.03美元[270] - 2019年持续经营业务归属戴文的GAAP收益，前三季度为亏损9100万美元，每股亏损0.22美元；三季度为1.36亿美元，每股收益0.34美元[270] - 2019年持续经营业务核心归属戴文的NonGAAP收益，前三季度为3.02亿美元，每股收益0.72美元；三季度为1.14亿美元，每股收益0.29美元[270] - 2019年已终止经营业务归属戴文的GAAP收益，前三季度为3.78亿美元，每股收益0.91美元；三季度为亏损2700万美元，每股亏损0.07美元[270] - 2019年已终止经营业务核心归属戴文的Non - GAAP收益，前三季度为1.40亿美元，每股收益0.34美元；三季度为亏损1100万美元，每股亏损0.03美元[270] - 2020年净利润（GAAP）为 -90美元，2019年为109美元；2020年前九个月为 -2573美元，2019年截至9月30日为287美元[277] - 2020年已终止经营业务净（收益）亏损（税后）为 -13美元，2019年为27美元；2020年前九个月为103美元，2019年为 -378美元[277] 套期保值情况 - 公司2021年上半年约50%的石油产量已套期保值，平均底价为39美元/桶；约40%的天然气产量已套期保值，平均底价为2.45美元/Mcf[179] - 2020年第三季度与第二季度相比，石油套期保值现金结算从213美元降至9美元，降幅96%；天然气从15美元降至4美元，降幅73%；NGL从4美元降至 - 3美元，降幅175%；总现金结算从232美元降至10美元，降幅96%[180] - 2020年前9个月与2019年前9个月相比，石油套期保值现金结算从7100万美元降至2980万美元，下降71%；天然气从2400万美元增至4000万美元，增长67%；NGL从3300万美元降至500万美元，下降85%；总现金结算从1.28亿美元增至3.43亿美元，增长168%[202] - 公司对2021年约30%的石油产量进行套期保值，平均底价38美元/桶；约33%的天然气产量进行套期保值，平均底价2.45美元/千立方英尺[242] 公司股价与估值情况 - 2020年第一季度，公司普通股交易价格下跌73%，3月31日进行商誉减值测试，结论为无需减值；第二和第三季度股价上涨约37%，但仍低于第一季度事件前水平[262][263] - 2020年第一季度，因大宗商品价格下跌和资产减值，公司对净递延税项资产计提100%估值备抵，截至9月30日仍维持该状态[253] 公司业务指标与策略情况 - 公司使用非GAAP指标“归属于Devon的核心收益（亏损）”和“归属于Devon的核心每股收益（亏损）”，用于季度业绩衡量和与分析师预期及同行比较[266][267] - 公司使用EBITDAX和Field - Level Cash Margin评估资产表现[272] - EBITDAX和Field - Level Cash Margin定义与其他公司可能不可比，应结合持续经营业务净收益考虑[274] - 2020年EBITDAX（非GAAP）为359美元，2019年为626美元；2020年前九个月为1174美元，2019年为1785美元[277] - 2020年现场级现金利润率（非GAAP）为407美元，2019年为626美元；2020年前九个月为1057美元，2019年为1901美元[277] - 公司计划削减年化生产、行政和融资费用共计3亿美元，其中生产和行政费用削减2.25亿美元[238][244] - 董事会授权15亿美元的债务回购计划，预计每年节省融资成本7500万美元[248] - 2020年9月26日，公司与WPX达成全股票对等合并协议，预计2021年第一季度完成，合并后将实施固定加可变股息策略，可变股息最高可达季度超额自由现金流的50%[252] 其他财务数据 - 2020年前九个月回购220万股普通股，花费3800万美元；2019年同期回购6420万股，花费17亿美元[231] - 2020年前九个月从非控股股东处获得1200万美元出资，向其分配1000万美元[232] - 截至2020年9月30日，相关商品衍生工具的远期曲线变动10%，公司净头寸将变动约1.31亿美元[

员工办公情况 - 2020年3月末超90%俄克拉荷马城总部员工居家办公，二季度末多数返回办公室[156] 油价波动情况 - 2020年初NYMEX WTI油价从超60美元/桶跌至4月的20美元/桶以下，二季度末回升至约40美元/桶[158] - 2020年二季度WTI指数为28.42美元/桶，较2019年同期的59.85美元/桶下降53%；2020年上半年为37.43美元/桶，较2019年同期的57.36美元/桶下降35%[195] 资本支出情况 - 二季度资本支出较计划低10%，该计划已因疫情影响下调45%[159] - 2020年资本发展计划较原预算削减约8亿美元，即45%[167] - 2020年资本支出较原预算减少约8亿美元，降幅45%，主要因阿纳达科盆地支出减少，部分被粉河盆地和鹰滩资本投资增加抵消[223] - 2020年资本支出展望削减约8亿美元，降幅45%，剩余时间勘探开发预算预计3.5 - 4亿美元[241] 石油产量情况 - 二季度石油产量达153万桶/日，超计划2%[159] - 2020年Q2石油总产量153MBbls/d，较Q1的163MBbls/d下降6%[174] - 2020年第二季度较2019年第二季度，石油产量从144千桶/日增至153千桶/日，增长6%；截至2020年6月30日的六个月较截至2019年6月30日的六个月，石油产量从143千桶/日增至158千桶/日，增长11%[193] 各业务线产量变化情况 - 2020年Q2天然气总产量614MMcf/d，较Q1的634MMcf/d下降3%；NGLs总产量69MBbls/d，较Q1的80MBbls/d下降13%；组合产量325MBoe/d，较Q1的348MBoe/d下降7%[174] - 2020年Q2与Q1相比，Delaware Basin石油产量从84MBbls/d降至79MBbls/d，降幅5%；Powder River Basin从21MBbls/d降至18MBbls/d，降幅14%；Eagle Ford从26MBbls/d增至27MBbls/d，增幅4%；Anadarko Basin从24MBbls/d降至21MBbls/d，降幅11%；其他地区从8MBbls/d降至8MBbls/d，降幅6%[174] - 2020年第二季度较2019年第二季度，天然气产量从578百万立方英尺/日增至614百万立方英尺/日，增长6%；NGLs产量从82千桶/日降至69千桶/日，下降15%；综合产量从324千桶油当量/日增至325千桶油当量/日，增长0%；截至2020年6月30日的六个月较截至2019年6月30日的六个月，天然气产量从583百万立方英尺/日增至624百万立方英尺/日，增长7%；NGLs产量从78千桶/日降至75千桶/日，下降5%；综合产量从318千桶油当量/日增至337千桶油当量/日，增长6%[193] 实现价格变化情况 - 2020年Q2石油实现价格方面，Delaware Basin从Q1的46.44美元/Bbl降至28.42美元/Bbl，降幅39%；Powder River Basin从44.59美元/Bbl降至21.25美元/Bbl，降幅52%；未套期保值实现价格从49.73美元/Bbl降至36.50美元/Bbl，降幅27%[174] - 2020年Q2天然气实现价格方面，Henry Hub指数从Q1的1.95美元/Mcf降至1.71美元/Mcf，降幅12%；未套期保值实现价格从1.21美元/Mcf增至1.29美元/Mcf，增幅7%；套期保值后实现价格与Q1持平为1.57美元/Mcf[174] - 2020年Q2 NGLs实现价格方面，Mont Belvieu混合指数从Q1的14.39美元/Bbl降至12.57美元/Bbl，降幅13%；未套期保值实现价格从10.40美元/Bbl降至8.89美元/Bbl，降幅15%；套期保值后实现价格从11.01美元/Bbl降至9.40美元/Bbl，降幅15%[174] - 2020年Q2组合未套期保值实现价格从Q1的25.43美元/Boe降至14.37美元/Boe，降幅44%；套期保值后实现价格从28.63美元/Boe降至22.20美元/Boe，降幅22%[174] - 2020年二季度未套期保值的已实现油价为21.25美元/桶，是2019年同期57.11美元/桶的75%，下降63%；2020年上半年为33.27美元/桶，是2019年同期54.51美元/桶的89%，下降39%[195] - 2020年二季度套期保值后的已实现油价为36.50美元/桶，是2019年同期56.70美元/桶的128%，下降36%；2020年上半年为43.31美元/桶，是2019年同期56.10美元/桶的116%，下降23%[195] 生产费用情况 - 二季度运营成本下降，生产和行政费用较一季度分别降17%和23%[159] - 2020年Q2生产费用总计2.63亿美元，较Q1的3.18亿美元下降17%；其中LOE从1.26亿美元降至1.08亿美元，降幅14%；收集、处理和运输费用从1.30亿美元降至1.23亿美元，降幅5%；生产税从5600万美元降至2500万美元，降幅55%；财产税从600万美元增至700万美元，增幅2%[176] - 2020年二季度生产总费用为2.63亿美元，较2019年同期的2.96亿美元下降11%；2020年上半年为5.81亿美元，较2019年同期的5.79亿美元增长0%[197] 现金利润率情况 - 2020年Q2各运营区域现场级现金利润率下降，Delaware Basin从17.72美元/BOE降至7.81美元/BOE；Powder River Basin从20.48美元/BOE降至9.09美元/BOE；Eagle Ford从19.20美元/BOE降至4.50美元/BOE；Anadarko Basin从8.22美元/BOE降至1.67美元/BOE；其他地区从15.55美元/BOE降至0.10美元/BOE；总体从15.41美元/BOE降至5.45美元/BOE[178] - 2020年二季度油田级现金总利润率为1.61亿美元，每桶油当量5.45美元，2019年同期为6.41亿美元，每桶油当量21.78美元；2020年上半年为6.50亿美元，每桶油当量10.60美元，2019年同期为12.76亿美元[201] 费用削减计划 - 计划到2020年底实现3亿美元可持续年化现金成本削减[159] - 公司计划到2020年底将年化费用减少3亿美元，其中包括减少年化生产费用1.25亿美元和一般及行政费用1亿美元[178] - 公司计划削减年化生产、行政和融资费用3亿美元，预计10月1日支付每股0.26美元（约1亿美元）特别股息[232] - 公司计划削减年化生产和行政成本2.25亿美元[238] 债务相关情况 - 董事会批准15亿美元债务回购计划[159] - 公司董事会授权回购高达15亿美元的债务，以减少净融资成本7500万美元[178] - 董事会授权15亿美元债务回购计划，预计产生7500万美元年化融资成本节约[242] - 截至2020年6月30日，公司总债务为43亿美元，固定平均利率为6.0%[272] 股息相关情况 - 董事会批准10月1日支付每股0.26美元（约1亿美元）特别股息[159] - 公司计划削减年化生产、行政和融资费用3亿美元，预计10月1日支付每股0.26美元（约1亿美元）特别股息[232] 流动性情况 - 二季度末流动性达47亿美元，含17亿美元现金，近期无债务到期[159][168] - 2020年二季度末持有约17亿美元现金，含1.95亿美元受限现金；剩余时间约95%石油产量和45%天然气产量已套期保值[234][236] 收益情况 - 2020年Q2持续经营业务净亏损6.77亿美元，2019年Q2净收益1.51亿美元[188] - 截至2020年6月30日的六个月持续经营业务净亏损24亿美元，截至2019年6月30日的六个月净亏损2.27亿美元[190] - 从2019年第二季度到2020年第二季度，高利润率石油产量增加使收益增加3400万美元[193] - 从2019年6月结束的六个月到2020年6月结束的六个月，产量增加使收益增加1.66亿美元[193] - 2019年二季度至2020年二季度，油田价格导致收益减少5.46亿美元；2019年上半年至2020年上半年，油田价格导致收益减少7.9亿美元[195] - 2020年二季度总现金结算额为2.32亿美元，2019年同期为2300万美元；2020年上半年为3.33亿美元，2019年同期为5700万美元[196] - 2020年第二季度与第一季度相比，终止经营业务税后净收益增加1.34亿美元，部分被第二季度天然气和NGL销售下降抵消[212] - 2020年第二季度与2019年第二季度相比，终止经营业务税后净收益减少3.35亿美元，主要因2019年第二季度剥离加拿大业务[213] - 2020年上半年与2019年上半年相比，终止经营业务税后净收益减少5.21亿美元，因剥离加拿大业务、宏观经济环境挑战致收入降低和巴尼特页岩资产减值1.79亿美元[214] - 2020年持续经营业务归属公司的GAAP损失，三个月为6.77亿美元，六个月为23.67亿美元[262] - 2020年持续经营业务归属公司的Non - GAAP核心损失，三个月为6600万美元，六个月为4300万美元[262] - 2019年持续经营业务归属公司的GAAP收益，三个月为1.51亿美元，六个月亏损2.27亿美元[262] - 2019年持续经营业务归属公司的Non - GAAP核心收益，三个月为8200万美元，六个月为1.88亿美元[262] - 2020年已终止经营业务归属公司的GAAP收益，三个月为900万美元，六个月亏损1.16亿美元[262] - 2020年已终止经营业务归属公司的Non - GAAP核心收益，三个月为200万美元，六个月为2800万美元[262] - 2019年已终止经营业务归属公司的GAAP收益，三个月为3.44亿美元，六个月为4.05亿美元[262] - 2019年已终止经营业务归属公司的Non - GAAP核心收益，三个月为9800万美元，六个月为1.51亿美元[262] - 2020年Q2净利润（GAAP）为$(668)，2019年6月30日为495；2020年上半年为$(2,483)，2019年6月30日为178[268] - 2020年Q2 EBITDAX（非GAAP）为325，2019年6月30日为588；2020年上半年为815，2019年6月30日为1,160[268] - 2020年Q2现场级现金利润率（非GAAP）为$161，2019年6月30日为641；2020年上半年为650，2019年6月30日为1,276[268] 其他费用情况 - 2020年Q2油气单位成本为9.33美元/桶油当量，Q1为11.90美元/桶油当量，下降22%；油气总成本276美元，Q1为377美元，下降27%；其他财产和设备成本23美元，Q1为24美元，下降2%；总成本299美元，Q1为401美元，下降25%；Q1资产减值26.66亿美元，Q2无资产减值[179] - 2020年Q2一般和行政费用中，劳动和福利（扣除报销后）为45美元，Q1为66美元，下降32%；非劳动费用34美元，Q1为36美元，下降6%；总费用79美元，Q1为102美元，下降23%[181] - 2020年Q2商品套期保值估值变化为 - 593美元，Q1为619美元，收益变化为 - 1212美元；营销和中游业务从 - 18美元改善至 - 8美元，改善10美元；勘探费用从112美元降至12美元，下降100美元；净融资成本从65美元增至69美元，增加4美元；其他费用从 - 48美元增至13美元，增加61美元[182] - 2020年Q2所得税当期收益为 - 3美元，Q1为 - 106美元；递延收益Q1为 - 311美元，Q2无；总收益Q2为 - 3美元，Q1为 - 417美元；有效所得税税率Q2为0%，Q1为20%[185] - 2020年二季度油气每桶油当量的折旧、折耗及摊销（DD&A）为9.33美元，较2019年同期的11.74美元下降20%；2020年上半年为10.66美元，较2019年同期的11.73美元下降9%[202] - 2020年二季度DD&A和其他财产设备总计2.99亿美元，较2019年同期的3.74亿美元下降20%；2020年上半年为7.00亿美元，较2019年同期的7.34亿美元下降5%[202] - 2020年二季度一般及行政总费用为7900万美元，较2019年同期的1.14亿美元下降31%；2020年上半年为1.81亿美元，较2019年同期的2.49亿美元下降27%[203] - 2020年前六个月营销和中游业务较2019年同期减少约5800万美元，主要因大宗商品价格下跌和下游产品库存减值1700万美元[207]

公司运营情况 - 2020年3月底，公司俄克拉荷马城总部超90%员工主要在家工作[152] 油价变化情况 - 2020年初NYMEX WTI油价从超60美元/桶跌至4月的20美元/桶以下[154] - 2019年第四季度到2020年第一季度，WTI油价下降19%，未套期保值综合实现价格下降23%[161] - 2020年第一季度WTI下跌超60%，公司削减2020年计划资本投资45%，确认油气资产减值28亿美元[246] 公司资金状况 - 公司维持17亿美元现金、30亿美元高级信贷安排可用信贷额度，2025年底前无到期债务[155] - 截至2020年第一季度末，公司持有约17亿美元现金，其中2亿美元为已终止经营业务受限现金[228] - 截至2020年3月31日，公司高级信贷安排下可用借款能力约为30亿美元，商业票据计划下无借款[237] - 2020年第一季度经营现金流为5.29亿美元，高于2019年同期的4.37亿美元，为资本支出和股息提供了资金[210] - 2020年第一季度公司从非控股股东处获得500万美元出资，并向其分配300万美元[220] - 2020年第一季度已终止经营业务的现金、现金等价物和受限现金净减少1.55亿美元，2019年同期为减少1.24亿美元[223] - 截至2020年3月31日，公司总债务为43亿美元，固定平均利率为6.0%[266] 资本支出情况 - 2020年资本支出展望较原预算减少约8亿美元，降幅45%[155] - 公司将2020年计划资本支出减少45%，关闭部分边际油井[170] - 2020年第一季度资本支出为4.25亿美元，低于2019年同期的4.90亿美元，主要因阿纳达科盆地支出减少，预计2020年资本支出将减少约8亿美元，降幅45%[214][216] - 公司将2020年资本支出展望削减约8亿美元，较原资本预算减少45%，预计2020年勘探与开发预算在6 - 7亿美元之间[235] 资产出售情况 - 公司出售巴尼特页岩资产，成交时获5.7亿美元现金，最高有2.6亿美元或有付款[155] 套期保值情况 - 公司对2020年剩余时间约90%的石油和45%的天然气产量进行套期保值，平均底价分别为42美元/桶和2.15美元/千立方英尺[155] - 公司为2020年剩余季度和2021年增加油气套期保值，目前约90%的2020年剩余石油产量被套期保值，平均底价42美元/桶；约45%的2020年剩余天然气产量被套期保值，平均底价2.15美元/Mcf[172] - 2020年Q1套期保值现金结算总额为1.01亿美元，较2019年Q4的4200万美元增长140%，其中石油增长245%，天然气增长163%，NGL下降67%[173] - 2020年Q1套期保值现金结算总额为1.01亿美元，较2019年Q1的3400万美元增长197%，其中石油增长65%，天然气增长231%，NGLs无变化[191] - 2020年剩余时间，公司约90%的石油产量已进行套期保值，平均底价为42美元/桶；约45%的天然气产量已套期保值，平均底价为2.15美元/千立方英尺[231] - 截至2020年3月31日，公司商品衍生品与2020年后九个月及2021年部分预计产量相关，相关价格指数远期曲线10%的变化将使净头寸改变约1.40亿美元[264][265] 公司亏损情况 - 2020年第一季度净亏损17亿美元，包含23亿美元资产减值和5亿美元套期保值估值收益[160] - 2020年Q1持续经营业务净亏损17亿美元[185] - 2020年第一季度与2019年第四季度相比，已终止经营业务的税后净亏损减少5.27亿美元，主要因资产减值从7.48亿美元降至1.79亿美元[206] - 2020年第一季度与2019年第一季度相比，已终止经营业务的税后净收益（亏损）减少1.86亿美元，主要因资产减值增加1.79亿美元，且上游收入和生产费用因剥离加拿大业务而下降[207] - 2020年持续经营业务GAAP归属德文的亏损为16.90亿美元，摊薄后每股亏损4.48美元；2019年为3.78亿美元，摊薄后每股亏损0.89美元[256] - 2020年终止经营业务GAAP归属德文的亏损为1.25亿美元，摊薄后每股亏损0.34美元；2019年盈利6100万美元，摊薄后每股盈利0.15美元[256] - 2020年GAAP归属德文的总亏损为18.15亿美元，摊薄后每股亏损4.82美元；2019年为3.17亿美元，摊薄后每股亏损0.74美元[256] 产量变化情况 - 2020年第一季度与2019年第四季度相比，总产量增长2%，预计2020年第二季度降至302 - 328千桶油当量/天[168][170] - 2020年Q1石油总产量163MBbls/d，较2019年Q1的141MBbls/d增长15%；天然气总产量634MMcf/d，较2019年Q1的588MMcf/d增长8%；NGLs总产量80MBbls/d，较2019年Q1的74MBbls/d增长9%；合计产量348MBoe/d，较2019年Q1的313MBoe/d增长11%[188] 盈利影响因素 - 2019年Q4到2020年Q1，油田价格导致收益减少2.27亿美元，未套期保值的石油、天然气和NGL价格下降，部分被套期保值现金结算抵消[171] - 产量增加使公司盈利增加1.33亿美元，主要因特拉华盆地和粉河盆地持续开发，阿纳达科盆地活动减少稍有抵消[188] - 2020年Q1未套期保值的石油实现价格为44.59美元/桶，较2019年Q1的51.83美元/桶下降14%；天然气为1.21美元/Mcf，较2019年Q1的2.62美元/Mcf下降54%；NGLs为10.40美元/桶，较2019年Q1的18.36美元/桶下降43%[189][190] - 油田价格变化使公司盈利减少2.45亿美元，主要因WTI、亨利枢纽和蒙特贝尔维尤指数价格下降，套期保值现金结算部分抵消了下降影响[190] 费用变化情况 - 2020年Q1生产费用总计3.18亿美元，较2019年Q4的3.24亿美元下降2%，预计2020年剩余时间LOE和集输处理运输费用将下降约10%，生产税也将降低[174] - 2020年Q1石油和天然气DD&A每Boe为11.90美元，较2019年Q4的11.71美元增长2%，资产减值为27亿美元，预计2020年剩余时间DD&A将下降约25%[178][179] - 2020年Q1一般及行政费用总计1.02亿美元，较2019年Q4的1.19亿美元下降14%，主要因员工成本和福利降低[180] - 2020年Q1商品套期保值估值变化使收益增加7.77亿美元，营销和中游业务减少约2300万美元，勘探费用增加8300万美元[181] - 2020年Q1所得税总收益为4.17亿美元，有效所得税税率为20%，低于2019年Q4的3300万美元和155%[183] - 2020年Q1生产总费用为3.18亿美元，较2019年Q1的2.83亿美元增长12%，主要因特拉华盆地持续开发和活动增加[192][193] - 2020年Q1石油和天然气DD&A为3.77亿美元，较2019年Q1的3.31亿美元增长14%；资产减值为26.66亿美元，主要因自2019年底以来大宗商品价格因新冠疫情大幅下跌[196][197] - 2020年Q1一般和行政总费用为1.02亿美元，较2019年Q1的1.35亿美元下降24%，主要因持续裁员和成本节约措施[198][199] - 2020年Q1所得税总收益为4.17亿美元，较2019年Q1的1.19亿美元增加，有效所得税税率为20%，较2019年Q1的24%下降[202] 现金利润率情况 - 2020年Q1各运营区域现场级现金利润率总计4.89亿美元，每BOE为15.41美元，低于2019年Q4的7.11亿美元和每BOE 22.55美元[176] - 2020年Q1现场级现金总利润率为4.89亿美元，较2019年Q1的6.35亿美元下降，每BOE为15.41美元，较2019年Q1的22.54美元下降[195] - 2020年现场级现金利润率（非GAAP）为4.89亿美元，2019年为6.35亿美元[262] 股票相关情况 - 2020年第一季度公司回购220万股普通股，花费3800万美元；2019年第一季度回购3610万股，花费10亿美元[219] - 2020年第一季度公司支付普通股股息3400万美元，每股0.09美元；2019年同期为3400万美元，每股0.08美元，2020年第二季度起股息提高至每股0.11美元，增幅22%[218] - 2019年12月董事会批准10亿美元股票回购计划，截至2020年3月31日已执行3800万美元，预计到期前最多回购2亿美元，剩余1.62亿美元视情况而定[239] - 2020年第一季度公司普通股交易价格下跌73%，3月31日进行商誉减值测试，结论为无需减值[249] - 2020年4月公司普通股价格上涨约80%，但仍低于第一季度事件前平均交易价格，大宗商品价格低迷可能导致未来商誉减值[250] 信用评级情况 - 标准普尔对公司的信用评级为BBB - ，展望负面；惠誉评级为BBB，展望稳定；穆迪投资者服务评级为Ba1，展望稳定[238] 递延所得税情况 - 由于大宗商品价格下跌和资产减值，公司对2020年3月31日的递延所得税资产全额计提估值备抵[240] 资产减值风险情况 - 截至2020年3月31日，公司鹰滩资产未折现税前现金流总和超过账面价值不到10%，价格恶化或减少投资可能导致重大减值[247] 非GAAP指标情况 - 公司使用“归属于德文的核心收益（亏损）”和“归属于德文的核心每股收益（亏损）”等非GAAP指标，用于季度业绩衡量和与分析师预期及同行比较[253] - 2020年非GAAP核心收益归属德文为4900万美元，摊薄后每股0.13美元；2019年为1.58亿美元，摊薄后每股0.36美元[256] - 2020年EBITDAX（非GAAP）为4.90亿美元，2019年为5.72亿美元[262] 汇率影响情况 - 加元兑美元汇率10%的不利变化不会对公司2020年3月31日资产负债表产生重大影响[266]

业务出售与重组 - 2019年6月公司出售加拿大业务，售价26亿美元（34亿加元）[177] - 公司出售加拿大业务确认税前收益2.23亿美元，同时确认约2.8亿美元重组和资产减值相关费用[227] - 2019年6月27日，公司出售加拿大油气资产和业务，收益26亿美元；2018年7月18日，出售在EnLink和普通合伙人的总所有权权益，收益31.25亿美元[244] - 2019年6月公司完成加拿大业务出售，售价26亿美元（34亿加元），巴尼特页岩资产剥离工作正在推进[255] - 2019年6月27日公司剥离了加拿大大部分油气资产和业务，自2019年第一季度宣布资产分离计划后，外国收益不再被视为无限期再投资[262] 成本削减与费用节省 - 预计到2019年底完成劳动力和其他成本削减计划，实现年化一般及行政费用节省超2亿美元[177] 资本支出与产量变化 - 与2018年相比，资本支出减少约10%，钻井数量增加10%[177] - 2019年第三季度，特拉华盆地和粉河盆地产量较2018年第三季度增长55%[177] - 2019年第三季度较2018年同期，石油总产量从133MBbls/d增至151MBbls/d，增幅13%；天然气总产量从1035MMcf/d降至1005MMcf/d，降幅3%；NGLs总产量从113MBbls/d降至109MBbls/d，降幅3%；组合产量从418MBoe/d增至428MBoe/d，增幅2%[213] - 2019年前九个月较2018年同期，石油总产量从130MBbls/d增至146MBbls/d，增幅12%；天然气总产量从1105MMcf/d降至1008MMcf/d，降幅9%；NGLs总产量从106MBbls/d增至108MBbls/d，增幅2%；组合产量基本持平，从421MBoe/d增至422MBoe/d，增幅0%[213] - 2018年第三季度到2019年第三季度，产量增加使收益增加8800万美元；2018年前九个月到2019年前九个月，产量增加使收益增加2.24亿美元[213] 股票回购与股息调整 - 回购了47亿美元的股票，占50亿美元股票回购计划的大部分，自计划开始以来流通股减少超25%[177] - 2019年第二季度起，季度普通股股息提高12.5%，至每股0.09美元[177] - 2019年前9个月普通股股息总计1.06亿美元，2018年同期为1.12亿美元；2019年前9个月回购6420万股普通股，花费17亿美元，2018年同期回购5450万股，花费22亿美元[239] - 2019年2月公司董事会授权将现有股票回购计划增加10亿美元至50亿美元，截至10月31日已执行48亿美元[260] 净收益变化 - 2019年第三季度，公司持续经营业务净收益为1.39亿美元，较第二季度减少2700万美元，降幅16%[188] - 2019年第二季度到第三季度，产量增加使收益增加3800万美元，油田价格下降使收益减少6900万美元[191][195] - 2019年第三季度持续经营业务净收益为1.39亿美元，较2018年第三季度减少1700万美元，降幅11%[208] - 截至2019年9月30日的九个月持续经营业务净亏损为4100万美元，较截至2018年9月30日的九个月增加5.07亿美元[210] - 2018年第三季度到2019年第三季度，场价格变动使收益减少3.78亿美元；2018年前九个月到2019年前九个月，场价格变动使收益减少7.78亿美元[216] 流动性与债务情况 - 截至2019年第三季度末，公司流动性包括17亿美元现金（含2.8亿美元受限现金）和30亿美元可用信贷额度[186] - 2019年7月提前偿还15亿美元债务后，公司有43亿美元债务未偿还，2025年底前无到期债务[186] - 2019年前9个月债务减少1.62亿美元，因到期偿还6.30%的优先票据；2018年同期债务减少8.28亿美元，因完成某些长期债务的要约收购及某些优先票据到期[237] - 2019年7月，公司提前赎回15亿美元优先票据[245] - 2019年第三季度末，公司持有约17亿美元现金，其中包括2.8亿美元受限用于已终止经营业务的现金[248] - 截至2019年9月30日，公司高级信贷安排下有30亿美元可用借款，商业票据计划下无借款[258] - 截至2019年9月30日，公司总债务为43亿美元，固定平均利率为6.0%[277] 关键指标季度对比变化 - 2019年Q2与Q3相比，部分领域现金利润率有变化，如138变为133，降幅4%；162变为161，降幅1%等[201] - 2019年Q2与Q3相比，油气每桶油当量折旧、损耗和摊销费用从9.48美元变为9.49美元，增幅0%；油气费用从365美元变为373美元，增幅2%等[202] - 2019年Q3一般及行政费用中，劳动和福利、非劳动费用、报销的一般及行政费用、总费用分别有 -3%、 -5%、 +11%、 -6%的变化[203] - 2019年Q2与Q3相比，商品套期保值估值变化从117美元变为56美元，收益变化为 -61美元；营销业务从17美元变为16美元等[205] - 2019年Q2与Q3相比，部分地区现场级现金利润率有变化，如特拉华盆地从267美元变为284美元等[206] - 2019年第三季度有效所得税税率从30%变为28%[206] 价格指数变化 - 2019年第三季度较2018年同期，WTI指数从69.60美元/桶降至56.34美元/桶，降幅19%；Henry Hub指数从2.91美元/Mcf降至2.23美元/Mcf，降幅23%；Mont Belvieu混合指数从33.05美元/桶降至16.18美元/桶，降幅51%[215] - 2019年前九个月较2018年同期，WTI指数从66.79美元/桶降至57.02美元/桶，降幅15%；Henry Hub指数从2.90美元/Mcf降至2.67美元/Mcf，降幅8%；Mont Belvieu混合指数从28.99美元/桶降至19.39美元/桶，降幅33%[215] - 2019年第三季度较2018年同期，石油未套期保值实现价格从64.80美元/桶降至54.39美元/桶，降幅16%；天然气未套期保值实现价格从2.21美元/Mcf降至1.56美元/Mcf，降幅29%；NGLs未套期保值实现价格从29.59美元/桶降至12.09美元/桶，降幅59%[215] - 2019年前九个月较2018年同期，石油未套期保值实现价格从64.09美元/桶降至54.46美元/桶，降幅15%；天然气未套期保值实现价格从2.23美元/Mcf降至1.91美元/Mcf，降幅14%；NGLs未套期保值实现价格从25.60美元/桶降至15.08美元/桶，降幅41%[215] - 2019年第三季度较2018年同期，石油套期保值后实现价格从52.60美元/桶增至56.56美元/桶，增幅8%；天然气套期保值后实现价格从2.22美元/Mcf降至1.80美元/Mcf，降幅19%；NGLs套期保值后实现价格从27.09美元/桶降至13.93美元/桶，降幅49%[215] - 2019年前九个月较2018年同期，石油套期保值后实现价格从53.12美元/桶增至56.25美元/桶，增幅6%；天然气套期保值后实现价格从2.34美元/Mcf降至1.99美元/Mcf，降幅15%；NGLs套期保值后实现价格从23.98美元/桶降至16.22美元/桶，降幅32%[215] 各项费用变化 - 2019年三个月和九个月LOE分别为1.38亿美元和4.03亿美元，较2018年同期下降3%和9%[218] - 2019年三个月和九个月总生产费用分别为3.68亿美元和11.04亿美元，较2018年同期下降12%和9%[218] - 2019年三个月和九个月商品套期保值估值变化收益分别为5600万美元和亏损4.66亿美元，较2018年同期变化2.57亿美元和1.06亿美元[220] - 2019年前三季度勘探费用较2018年同期减少7600万美元，主要因2018年确认了与美国某些非核心土地相关的未探明资产减值[220][221] - 2019年前三季度资产减值较2018年同期减少1.56亿美元，因2018年确认了已探明资产和非油气资产减值[220][221] - 2019年前三季度净融资成本较2018年同期减少3.35亿美元，主要因2018年债务提前赎回产生费用[220][221] 终止经营业务收益变化 - 2019年第三季度与第二季度相比，终止经营业务税后净收益减少3.59亿美元，因2019年第二季度剥离加拿大业务[224][225] - 2019年第三季度与2018年第三季度相比，终止经营业务税后净收益减少24亿美元，因2018年第三季度出售EnLink和普通合伙人权益获收益[224][226] - 2019年前三季度与2018年前三季度相比，终止经营业务税后净收益减少23亿美元，因2018年出售EnLink和普通合伙人权益获收益[224][227] 经营活动现金与资产出售收入 - 2019年前9个月经营活动产生的净现金为15.63亿美元，2018年同期为15.19亿美元[229] - 2019年前9个月出售非核心美国资产净收入约3.46亿美元，2018年同期为6.96亿美元[232] - 2019年前9个月资本支出为15.32亿美元，2018年同期为16.53亿美元；2019年前9个月收购物业和设备支出为2800万美元，2018年同期为3500万美元[229] - 2019年前9个月来自已终止经营业务的现金、现金等价物和受限现金净变化为8.98亿美元，2018年同期为33.89亿美元[229] 未来业务计划 - 2019年第三季度后公司达成协议在特拉华盆地成立中游合伙企业，公司将贡献资产获得1亿美元现金分配，合作伙伴承诺4000万美元扩张资本[256] - 2019年第四季度勘探和开发预算预计在3.75亿至4.2亿美元之间，不包括巴尼特页岩资产相关资本[257] 信用评级 - 标准普尔对公司信用评级为BBB，展望负面；惠誉评级为BBB+，展望负面；穆迪投资者服务评级为Ba1，展望正面[259] 风险管理与指标使用 - 公司利用各种衍生金融工具对冲部分生产的下行价格风险[250] - 若大宗商品价格持续低迷且公司大幅减少未来开发计划，STACK资产最有可能需要确认资本化成本的重大减值[264] - 公司使用“归属于戴文的核心收益（亏损）”和“归属于戴文的核心每股收益（亏损）”等非GAAP指标，用于季度业绩衡量[266] - 公司认为非GAAP指标有助于与证券分析师发布的盈利预测进行比较，也便于不同时期和同行之间的业绩比较[267] - 公司使用EBITDAX和现场级现金利润率评估资产表现，EBITDAX计算方式为持续经营业务的净收益加回多项费用和损失等[270] - 现场级现金利润率计算方式为油气和NGL收入减去生产费用，生产费用包括租赁运营、收集、加工和运输费用以及生产和财产税[270] - 公司从EBITDAX中排除融资成本以不考虑融资方法或资本结构评估经营结果[271] - 勘探费用、资产处置损益等因不能反映特定报告期经营效率而从EBITDAX中排除[271] - 折旧、损耗和摊销及减值因在资本成本发生时评估而从EBITDAX中排除[271] - 公司认为EBITDAX和现场级现金利润率有助于评估不同时期的经营和财务表现，且应结合持续经营业务的净收益考虑[272] GAAP与非GAAP指标收益情况 - 2019年持续经营业务GAAP下归属德文公司的收益为1.51亿美元，摊薄后每股0.27美元；非GAAP核心收益为1.39亿美元，摊薄后每股0.26美元[269] - 2019年已终止经营业务GAAP下归属德文公司的收益为3000万美元，摊薄后每股0.79美元；非GAAP核心收益为8900万美元，摊薄后每股0.22美元[269] - 2018年持续经营业务GAAP下归属德文公司的亏损为1500万美元，摊薄后每股亏损0.32美元；非GAAP核心收益为2.07亿美元，摊薄后每股0.40美元[269] - 2018年已终止经营业务GAAP下归属德文公司的收益为28.27亿美元，摊薄后每股4.82美元；非GAAP核心收益为1.81亿美元，摊薄后每股0.25美元[269] - 2019年9月30日GAAP净收益为1.09亿美元，2018年为25.63亿美元[273] - 2019年前九个月GAAP净收益为2.87亿美元，2018年同期为20.75亿美元[273] - 2019年9月30日，非GAAP的EBITDAX为6.52亿美元，2018年为6.34亿美元[273] - 2019年前九个月，非GAAP的EBITDAX为19.19亿美元，2018年同期为17.39亿美元[273] - 2019年9月30日，非GAAP的现场级现金利润率为6.52亿美元，2018年为8.93亿美元[273] - 2019年前九个月，非GAAP的现场级现金利润率为20.35亿美元，2018年同期为24.75亿美元[273] 商品衍生品与汇率影响 - 截至2019年9月30日，公司有涉及2019年最后三个月、2020年和2021年

持续经营业务净收益及每股净收益变化 - 2019年Q2持续经营业务净收益为1.66亿美元，Q1为 - 3.46亿美元，变化 + 148%；摊薄后每股净收益为0.40美元，Q1为 - 0.81美元，变化 + 149%[173] - 2019年Q2持续经营业务净利润为1.66亿美元，2018年同期亏损4.96亿美元；2019年上半年亏损1.8亿美元，2018年同期亏损7.04亿美元[269] 业务出售与股票回购 - 2019年6月公司以26亿美元出售加拿大业务；回购44亿美元股票，占50亿美元回购计划的88%，自计划开始已减少24%流通股[175] - 2019年第二季度出售加拿大业务实现税前收益1.89亿美元，产生重组和交易成本及相关资产减值费用2.73亿美元[225] - 2019年6月27日，公司完成出售加拿大所有运营资产和业务，收益为26亿美元[239] - 2019年上半年回购4210万股普通股，花费12亿美元；2018年上半年回购1370万股普通股，花费5.21亿美元[234] - 2019年2月，董事会授权将现有股票回购计划增加10亿美元至50亿美元，截至2019年7月31日，已执行44亿美元[255] 公司流动性与债务情况 - 2019年第二季度末公司流动性包括38亿美元现金（含3.7亿美元受限现金）和30亿美元可用信贷额度；2019年7月提前偿还15亿美元债务后，2025年前无到期债务[176] - 2019年第二季度末现金及现金等价物为34.7亿美元，较Q1的13.27亿美元增长161%；总债务为42.94亿美元，较Q1的42.92亿美元基本持平[173] - 2019年上半年债务减少1.62亿美元，因偿还6.30%的高级票据到期；2018年上半年债务减少约8亿美元，因完成某些长期债务的要约收购[233] - 2019年7月，公司提前赎回15亿美元高级票据[240] - 截至2019年6月30日，公司在高级信贷安排下有30亿美元可用借款[253] - 截至2019年6月30日，公司总债务为58亿美元，固定利率平均为5.4%，其中包括15亿美元重新分类为与已终止经营相关的负债并于7月提前偿还的债务[273] 资本效率与股息变化 - 2019年前六个月公司资本效率较2018年同期提高16%；2019年第二季度起季度普通股股息提高12.5%至每股0.09美元[175] - 2019年第一季度和第二季度股息分别为3400万美元和3700万美元，每股分别为0.08美元和0.09美元；2018年第一季度和第二季度股息分别为3200万美元和4200万美元，每股分别为0.06美元和0.08美元[234] 新Devon产量与价格变化 - 2019年第二季度新Devon产量为32.1万桶油当量/日，较Q1的30.8万桶油当量/日增长4%[173] - 2019年第二季度实现价格为27.24美元/桶油当量，较Q1的28.58美元/桶油当量下降5%[173] 持续经营业务经营现金流与资本化支出变化 - 2019年第二季度持续经营业务经营现金流为4.88亿美元，较Q1的4.78亿美元增长2%[173] - 2019年第二季度资本化支出（含收购）为5.3亿美元，较Q1的4.81亿美元增长10%[173] - 2019年第一季度和上半年持续经营业务经营现金流分别为4.88亿美元和9.66亿美元，2018年同期分别为5.26亿美元和9.59亿美元；净现金变动分别为24.98亿美元和14.07亿美元，2018年同期分别为5500万美元和 - 11.59亿美元[227] 套期保值情况 - 2019年第二季度末公司约75%预期油气产量已通过套期保值锁定价格[176] - 2019年Q2套期保值方面，石油现金结算为 - 6美元，天然气为18美元，NGL为11美元，总现金结算为23美元，较Q1的34美元有变化；估值变化为117美元，较Q1的 - 639美元有变化，总计为140美元，较Q1的 - 605美元有变化[194] - 2019年第一季度和上半年套期保值的石油、天然气和NGL衍生品现金结算总额分别为23万美元和57万美元，2018年同期分别为 - 144万美元和 - 229万美元；估值变化分别为117万美元和 - 522万美元，2018年同期分别为 - 343万美元和 - 371万美元[221] 各项费用变化 - 2019年Q2生产费用总计3.71亿美元，较Q1的3.65亿美元增长2%，其中LOE、集输处理运输、生产税、财产税分别增长1%、1%、3%、10%[192] - 2019年Q2一般及行政费用总计1.14亿美元，较Q1的1.35亿美元下降16%，其中劳动力及福利、非劳动力、报销G&A分别下降11%、18%、6%[192] - 2019年Q2其他资产处置、重组、其他费用总计19美元，较Q1的 - 10美元增长288%，其中其他资产处置增长98%，重组下降75%，其他增长146%[197] - 2019年Q2所得税费用总计71美元，较Q1的 - 110美元有变化，有效所得税税率为30%，较Q1的24%增长6个百分点[198] - 2019年第一季度和上半年生产费用总额分别为371万美元和736万美元，较2018年同期分别下降8%和8%；LOE分别为133万美元和265万美元，较2018年同期分别下降14%和12%；生产税分别为66万美元和130万美元，较2018年同期分别增长3%和7%；财产税分别为11万美元和21万美元，较2018年同期分别增长29%和30%[222] 加拿大业务数据变化 - 2019年Q2加拿大业务上游收入为3.88亿美元，较Q1的2.47亿美元增长；生产费用为1.53亿美元，较Q1的1.41亿美元增长；净收益为3.29亿美元，较Q1的2900万美元增长；产量为9.7万桶油当量/日，较Q1的11.3万桶油当量/日下降[201] - 2019年第二季度和上半年加拿大上游收入分别为388万美元和635万美元，2018年同期分别为303万美元和605万美元；净收益分别为329万美元和358万美元，2018年同期分别为22万美元和19万美元；产量分别为97MBoe/d和105MBoe/d，2018年同期分别为111MBoe/d和121MBoe/d[224] 净收益增长原因 - 2019年Q2净收益较2018年Q2增加8.3亿美元，主要源于上游业务增加4.6亿美元、其他项目变化2.28亿美元、终止经营业务增加1.68亿美元[205] - 2019年上半年净收益较2018年同期增加6.66亿美元，主要源于融资成本减少3.27亿美元、其他项目变化1.77亿美元、终止经营业务增加1.42亿美元、勘探费用减少7200万美元，部分被DD&A增加1.27亿美元抵消[210] 上游业务增长原因 - 2019年Q2上游业务较2018年Q2增加4.6亿美元，主要源于商品衍生品估值变化和现金结算收益6.27亿美元，部分被油田价格效应降低2.29亿美元抵消[205] 不同时间段产量变化 - 2019年三个月和六个月末，New Devon在特拉华盆地和粉河盆地产量增长，被美国剥离资产的较低产量抵消[219] - 2019年三个月末总石油产量145MBbls/d，较2018年同期的136MBbls/d增长7%；六个月末总产量143MBbls/d，较2018年同期的129MBbls/d增长11%[217] - 2019年三个月末总天然气产量998MMcf/d，较2018年同期的1116MMcf/d下降11%；六个月末总产量1009MMcf/d，较2018年同期的1140MMcf/d下降12%[217] - 2019年三个月末总NGLs产量112MBbls/d，较2018年同期的109MBbls/d增长3%；六个月末总产量108MBbls/d，较2018年同期的103MBbls/d增长5%[217] - 2019年三个月末总组合产量424MBoe/d，较2018年同期的430MBoe/d下降2%；六个月末总产量419MBoe/d，较2018年同期的422MBoe/d下降1%[217] 不同时间段价格指数变化 - 2019年三个月末，WTI指数为59.85美元/桶，较2018年同期的67.83美元/桶下降12%；六个月末为57.36美元/桶，较2018年同期的65.38美元/桶下降12%[220] - 2019年三个月末，亨利枢纽指数为2.64美元/Mcf，较2018年同期的2.80美元/Mcf下降6%；六个月末为2.90美元/Mcf，与2018年同期持平[220] - 2019年三个月末，蒙特贝鲁混合指数为19.05美元/桶，较2018年同期的28.05美元/桶下降32%；六个月末为21.00美元/桶，较2018年同期的26.97美元/桶下降22%[220] - 2019年三个月末，未套期保值的综合实现价格为27.24美元/Boe，较2018年同期的31.97美元/Boe下降15%；六个月末为27.90美元/Boe，较2018年同期的31.20美元/Boe下降11%[220] - 2019年三个月末，总综合价格为27.84美元/Boe，较2018年同期的28.30美元/Boe下降2%；六个月末为28.66美元/Boe，较2018年同期的28.19美元/Boe增长2%[220] 非核心资产出售情况 - 2019年上半年出售非核心美国资产约3.39亿美元，2018年上半年出售非核心美国资产6.07亿美元[229] 成本节省计划 - 公司计划在三年内减少7.8亿美元年化成本，约70%的节省将在2019年底实现，约40%的成本降低与资本项目有关[249] 勘探和开发预算 - 2019年剩余时间的勘探和开发预算预计在8亿至9亿美元之间，不包括与Barnett页岩资产相关的资本[252] 非GAAP指标相关 - 公司的非GAAP指标通常用作季度业绩衡量指标，排除了与资产处置、非现金资产减值等相关的金额[259] 不同业务GAAP与非GAAP收益情况 - 2019年持续经营业务GAAP下归属德文公司的收益（亏损），前三个月税前为2.37亿美元，摊薄后每股0.40美元；前六个月税后为 - 1.80亿美元，摊薄后每股 - 0.43美元[262] - 2019年持续经营业务非GAAP下核心收益归属德文公司，前三个月税前为1.33亿美元，摊薄后每股0.23美元；前六个月税后为2.36亿美元，摊薄后每股0.55美元[262] - 2019年已终止经营业务GAAP下归属德文公司的收益，前三个月税前为4400万美元，摊薄后每股0.79美元；前六个月税后为3.58亿美元，摊薄后每股0.85美元[262] - 2019年已终止经营业务非GAAP下核心收益归属德文公司，前三个月税前为1.08亿美元，摊薄后每股0.20美元；前六个月税后为1.03亿美元，摊薄后每股0.24美元[262] - 2018年持续经营业务GAAP下归属德文公司的亏损，前三个月税前为 - 4.83亿美元，摊薄后每股 - 0.97美元；前六个月税后为 - 7.04亿美元，摊薄后每股 - 1.36美元[262] - 2018年持续经营业务非GAAP下核心收益归属德文公司，前三个月税前为1.54亿美元，摊薄后每股0.22美元；前六个月税后为1.45亿美元，摊薄后每股0.27美元[262] - 2018年已终止经营业务GAAP下归属德文公司的收益，前三个月税前为1.51亿美元，摊薄后每股0.14美元；前六个月税后为2.16亿美元，摊薄后每股0.16美元[262] - 2018年已终止经营业务非GAAP下核心收益归属德文公司，前三个月税前为1.78亿美元，摊薄后每股0.12美元；前六个月税后为2.56亿美元，摊薄后每股0.27美元[262] EBITDAX和现场级现金利润率情况 - 公司使用EBITDAX和现场级现金利润率评估资产表现，EBITDAX计算时排除多项非经营性相关费用[264] - 公司认为EBITDAX和现场级现金利润率有助于评估不同时期的经营和财务表现，但可能与其他公司不可比[266] - 2019年Q2 EBITDAX（非GAAP）为6.27亿美元，2018年同期为6.01亿美元；2019年上半年为12.67亿美元，2018年同期为11.05亿美元[269] - 2019年Q2调整后EBITDAX（非GAAP）为5.86亿美元，2018年同期为4.9亿美元；2019年上半年为11.52亿美元，2018年同期为8.69亿美元[269] - 2019年Q2现场级现金利润率（非GAAP）为6.8亿美元，2018年同期为8.47亿美元；2019年上半年为13.83亿美元，2018年同期为15.82亿美元[269] - 2019年Q2调整后现场级现金利润率（非GAAP）为6.39亿美元，2018年同期为7.36亿美元；2019年上半年为12.68亿美元，2018年同期为13.46亿美元[269] 商品衍生品与汇率影响 - 截至2019年6月30日，商品衍生品相关价格指数的远期曲线变动10%，公司净头寸将变动约1.8亿美元[272] - 截至

整体财务关键指标变化 - 2019年Q1净亏损3.17亿美元，2018年Q4净利润11.49亿美元，同比下降128%；摊薄后每股净亏损0.74美元，2018年Q4为2.48美元，同比下降130%[168] - 2019年Q1核心收益1.58亿美元，2018年Q4为4600万美元，同比增长243%；摊薄后每股核心收益0.36美元，2018年Q4为0.10美元，同比增长256%[168] - 2019年Q1持续经营业务的运营现金流为3.77亿美元，2018年Q4为5.42亿美元，同比下降30%[168] - 2019年Q1现金及现金等价物为13.27亿美元，2018年Q4为24.14亿美元，同比下降45%；总债务为57.86亿美元，2018年Q4为59.47亿美元，同比下降3%[168] - 2019年Q1净收益较2018年Q1减少1.64亿美元，主要因上游业务减少5.72亿美元，包括商品衍生品估值变化和现金结算损失6.68亿美元以及折旧、损耗和摊销增加6000万美元，部分被较低的融资成本抵消[195] - 2019年第一季度经营活动产生的现金流量为377美元，较2018年的610美元下降；资产剥离收入为311美元，较2018年的47美元增加；资本支出为 - 548美元，较2018年的 - 651美元有所减少；收购支出为 - 11美元，较2018年的 - 6美元增加；债务活动净额为 - 162美元，较2018年的 - 1111美元减少；普通股回购支出为 - 999美元，较2018年的 - 71美元大幅增加；普通股股息支出为 - 34美元，较2018年的 - 32美元略有增加；汇率及其他影响为 - 25美元，较2018年的 - 53美元减少；现金及现金等价物和受限现金净变化为 - 1091美元，较2018年的 - 1214美元减少；期末现金及现金等价物和受限现金为1355美元，较2018年的1470美元减少[209] - 2019年第一季度公司出售非核心美国资产净收入约300亿美元，2018年同期为47亿美元[209][211] - 2019年第一季度公司债务减少162亿美元，原因是偿还到期的6.30%高级票据；2018年第一季度债务减少807亿美元，原因是完成某些长期债务的要约收购，并确认312亿美元的债务提前赎回损失[214][216] - 2019年第一季度公司支付普通股股息34亿美元（每股0.08美元），2018年同期为32亿美元（每股0.06美元），并宣布自2019年第二季度起将季度股息提高至每股0.09美元[217] - 2019年GAAP净亏损为3.17亿美元，非GAAP核心收益为1.58亿美元，摊薄后每股核心收益为0.36美元；2018年GAAP净亏损为1.53亿美元，非GAAP核心收益为1.53亿美元，摊薄后每股核心收益为0.20美元[243] - 2019年第一季度EBITDAX（非GAAP）为7.79亿美元，调整后EBITDAX为5.51亿美元；2018年同期EBITDAX为6.72亿美元，调整后EBITDAX为3.59亿美元[249] - 2019年第一季度现场级现金利润率（非GAAP）为9.13亿美元，调整后现场级现金利润率为6.29亿美元；2018年同期现场级现金利润率为8.17亿美元，调整后现场级现金利润率为6.11亿美元[249] - 截至2019年3月31日，公司总债务为58亿美元，固定平均利率为5.4%[252] 产量数据关键指标变化 - 2019年Q1总产量为529MBoe/d，2018年Q4为532MBoe/d，同比下降1%；新Devon产量为308MBoe/d，2018年Q4为295MBoe/d，同比增长4%[168] - 2019年第一季度，特拉华盆地和粉河盆地的产量较2018年第四季度增长25%[170] - 2019年Q1上游业务产量方面，石油和沥青总产量为254千桶/日，较2018年Q1的251千桶/日增长1%；天然气总产量为1024百万立方英尺/日，较2018年Q1的1177百万立方英尺/日下降13%；NGL总产量为104千桶/日，较2018年Q1的97千桶/日增长6%；综合产量为529千桶油当量/日，较2018年Q1的544千桶油当量/日下降3%[201] - 2019年Q1在特拉华盆地和伊格尔福特的强劲表现推动了公司产量增长，如特拉华盆地石油和沥青产量为60千桶/日，较2018年Q1的34千桶/日增长74%；天然气产量为146百万立方英尺/日，较2018年Q1的93百万立方英尺/日增长57%；NGL产量为23千桶/日，较2018年Q1的11千桶/日增长108%；综合产量为107千桶油当量/日，较2018年Q1的61千桶油当量/日增长76%[200][201] 价格数据关键指标变化 - 2019年Q1每Boe实现价格为29.83美元，2018年Q4为23.32美元，同比增长28%[168] - 2019年第一季度与2018年同期相比，公司实现的加拿大石油和沥青价格上涨近80%，推动商品价格变现改善[204] 资本支出数据关键指标变化 - 2019年Q1包括收购在内的资本支出为5.3亿美元，2018年Q4为6.72亿美元，同比下降21%[168] - 2019年第一季度资本支出总计548美元，其中油气方面为541美元，较2018年的626美元下降；企业及其他方面为7美元，较2018年的25美元下降；收购支出为11美元，较2018年的6美元增加[213] 套期保值数据关键指标变化 - 2019年Q1套期保值方面，石油现金结算为 - 27美元，较2018年Q4的153美元下降118%；天然气为 - 16美元，较2018年Q4的 - 27美元增长41%；NGL为4美元，较2018年Q4的1美元增长300%；总现金结算为 - 39美元，较2018年Q4的127美元下降131%；估值变化为 - 670美元，较2018年Q4的1295美元下降152%；总计为 - 709美元，较2018年Q4的1422美元下降150%[184] - 2019年第一季度套期保值方面，石油现金结算为 - 27美元，较2018年的 - 2美元下降1250%；天然气为 - 16美元，较2018年的18美元下降189%；NGL较2018年的 - 5美元增长180%；总现金结算为 - 39美元，较2018年的11美元下降455%；估值变化为 - 670美元，较2018年的 - 52美元下降1188%；总计为 - 709美元，较2018年的 - 41美元下降1629%[205] 勘探费用数据关键指标变化 - 2019年Q1勘探费用方面，未探明减值为1美元，较2018年Q4的19美元下降95%；地质和地球物理费用为3美元，与2018年Q4持平；勘探间接费用和其他为9美元，较2018年Q4的22美元下降59%；总计为13美元，较2018年Q4的44美元下降70%[188] 其他费用数据关键指标变化 - 2019年Q1其他费用方面，资产处置为 - 44美元，较2018年Q4的 - 268美元增长84%；重组为54美元，较2018年Q4的9美元增长488%；其他为 - 45美元，较2018年Q4的126美元下降136%；总计为 - 35美元，较2018年Q4的 - 133美元增长74%[189] 生产费用数据关键指标变化 - 2019年Q1生产费用方面，LOE为220美元，较2018年Q4的251美元下降12%；收集、处理和运输为203美元，较2018年Q4的220美元下降8%；生产税为68美元，较2018年Q4的70美元下降3%；财产税为15美元，与2018年Q4持平；总计为506美元，较2018年Q4的556美元下降9%[190] - 2019年Q1 LOE每桶油当量为4.63美元，较2018年Q4的5.12美元下降10%；收集、处理和运输每桶油当量为4.26美元，较2018年Q4的4.50美元下降5%；生产税占油气和NGL销售的比例为4.8%，较2018年Q4的6.1%下降21%[190] - 2019年第一季度生产费用总计506美元，较2018年的543美元下降7%，其中LOE为220美元，较2018年的241美元下降9%；集输、处理和运输费用为203美元，较2018年的228美元下降11%；生产税为68美元，较2018年的59美元增长15%；财产税为15美元，与2018年持平[206] 所得税数据关键指标变化 - 2019年Q1所得税方面，当期收益为 - 3美元，较2018年Q4的 - 23美元有所改善；递延费用（收益）为 - 107美元，较2018年Q4的358美元有较大变化；总费用（收益）为 - 110美元，较2018年Q4的335美元变化明显；有效所得税税率为26%，较2018年Q4的23%有所上升[190] 费用减少原因说明 - 2018年第四季度收集、处理和运输费用减少约2000万美元，原因是EnLink Bridgeport最低产量承诺在2018年底到期[186] 成本削减与节省计划 - 公司启动了员工和其他成本削减计划，目标是到2019年底实现年化节省2亿美元[170] - 公司计划三年内实现年化成本降低7.8亿美元，约70%的节省将在2019年底实现，约40%的降低成本与资本项目有关，其余与运营费用有关[229] - 截至2019年3月31日，公司已完成裁员和成本削减计划，预计产生1.1亿美元的年化节省，并计划在2019年底前实现2亿美元的G&A节省[229] 股票回购情况 - 公司已回购了50亿美元股票回购计划中的40亿美元，自计划启动以来，已发行股票减少了20%[170] - 2019年第一季度公司根据董事会授权的股票回购计划回购3610万股普通股，花费10亿美元；2018年第一季度回购260万股普通股，花费8200万美元[218] - 2019年2月，董事会授权将现有股票回购计划增加10亿美元至50亿美元，该计划于2019年12月31日到期，截至2019年3月31日，已执行40亿美元[236] 资产分离与计划 - 2019年第一季度公司宣布分离所有加拿大资产，自2019年3月31日起，外国收益不再被视为无限期再投资，但加拿大投资的递延税资产在分离形式确定前不会记录[238] - 截至2019年第一季度末，公司持有约13亿美元现金，公司计划在2019年完成加拿大和巴尼特页岩资产及业务的分离，并将交易所得用于偿还债务[222][225] 勘探和开发预算 - 2019年剩余时间的勘探和开发预算预计在13亿至15亿美元之间，不包括加拿大和巴尼特页岩上游资产相关资本[232] 信贷安排情况 - 截至2019年3月31日，公司在高级信贷安排下有大约29亿美元的可用借款，该信贷安排支持商业票据计划下30亿美元的短期信贷，且商业票据计划无借款，公司符合信贷安排的财务契约[233] 商品衍生品情况 - 截至2019年3月31日，公司拥有与2019年最后九个月和2020年部分产量相关的商品衍生品[250] - 截至2019年3月31日，公司有涉及2019年最后九个月和2020年部分产量的商品衍生品[250] - 2019年3月31日，相关商品衍生品工具关联的远期曲线变动10%，公司净头寸将变动约2.3亿美元[251] 汇率影响情况 - 2019年3月31日，加元兑美元汇率不利变动10%，不会对公司资产负债表产生重大影响[252] - 基于2019年3月31日的公司内部贷款金额，外汇汇率变动10%，不会对公司资产负债表产生重大影响[252]