财务数据和关键指标变化 - 第四季度平均产量超14900桶/日，较第三季度平均增长81% [7] - 第四季度未套期保值的每桶油当量现金利润率为60.26美元，约占第四季度实现价格的84% [12] - 2022年第一季度进行一系列收购，每年节省约300万美元的水成本 [13] - 收购使总种植面积增加15%，平顶种植面积增加29%，较2021年增长40% [14] - EBITDAX为7240万美元，增长117% [20] - 2022年平均产量中点较2021年平均增长220%，2022年底产量中点较2021年增长350% [43] - 维持净债务与年化第四季度EBITDAX的杠杆率为0.2倍 [47] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第四季度完成6口井，2022年第一季度有27口井投产，预计未来每月约8口井投产 [60][61][64] - Signal Peak完成2口15000英尺的井，2022年资本支出分配比例为Signal Peak占25%，Flat Top占75% [65] - 平顶单井在80美元油价下循环比率为5.7，平均盈亏平衡仅为28美元/桶 [31][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 - 利用当前油气市场优势为股东创造价值，考虑增加钻机数量以扩大钻探活动 [9][11] - 继续高效生产增长，保持低负债水平，注重资本和运营效率 [49] - 公司产品组合有吸引力，高油液产量、高实现价格和低成本结构使其利润率领先同行 [50] - 行业过去几年能源投资不足，各大公司储备替代率远低于历史平均水平 [114] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司处于快速增长阶段，对未来计划、钻探和EBITDAX前景感到兴奋 [20][25] - 行业能源投资不足将导致供应短缺，化石燃料仍很重要，公司将尽力提供能源 [114][115] 其他重要信息 - 第四季度公司范围内回收了58%的模拟液，可满足一个压裂机组的需求并节省成本 [39] - 变电站二季度调试，太阳能农场今夏完工，输油管道建设和天然气基础设施升级正在进行 [40][41] - 公司至今无员工安全事故 [41] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 第四季度Flat Top和Signal Peak完成井的数量 - 第四季度Flat Top有6口井投产，2022年第一季度有27口井投产，未来每月约8口井投产；Signal Peak完成2口15000英尺的井 [60][61][64][65] 问题2: 2022年的钻探计划分配比例 - 2022年钻探计划约75%在Flat Top，25%在Signal Peak [67] 问题3: Signal Peak区域的相关数据及意义 - 从地质角度已知该区域有储层，目前处于初始 delineation 阶段，通过测试评估经济可行性，预计能快速获得相关信息并实现优化 [75][76][79][80] 问题4: 未行使认股权证的情况 - 认股权证最初有效期为五年，目前还有三年多时间，近期有40000股被行使，预计未来会继续被行使并增值 [85] 问题5: CDRs的情况 - CDRs将于8月到期，只要公司股价保持在12美元，原投资者有20%的收益，CDRs就会失效 [86] 问题6: 增加第五台钻机的相关问题 - 增加第五台钻机的决策需综合考虑，可能用于新收购土地的开发钻探或Signal Peak区域，也有可能增加到六台钻机，预计三月中旬做出决策；增加钻机对盐水泥浆处理和基础设施无影响，系统可扩展，Signal Peak待确定数据后可快速建设相关设施 [89][92][93][95][98] 问题7: Flat Top南部或东部侧翼的偏移活动 - 南部运营商活跃，多口井日产超1000桶油，有Wolfcamp B、D等井，经济可行性高，公司预计2022年在南部测试Wolfcamp D井 [100][102] 问题8: 第四季度收购的9500英亩土地位置 - 收购土地位于Flat Top的北部、东部和东南部，但因该区域竞争激烈，暂不透露具体位置 [106]

业绩总结 - 2021年第四季度平均日产量为14.9 MBoe/d，油气液体占比为95%，油占比约88%[10] - 2021年第四季度实现油价为每桶77.45美元，天然气液体价格为每桶41.02美元，天然气价格为每千立方英尺5.05美元[11] - 2021年第四季度EBITDAX为7240万美元，每股EBITDAX为0.68美元[12] - 2021年第四季度净收入为3700万美元，每股GAAP收益为0.35美元[12] - 2021年第四季度现金边际利润为57.45美元/BoE，未对冲现金边际利润为52.88美元/BoE[11] - 2021年第四季度总现金成本为每BoE 14.62美元[11] - 2021年EBITDA年化为290百万美元，EBITDA边际为51.67美元/Boe[20][25] - 2021年公司总的石油、NGL和天然气销售收入为98,665千美元[34] 用户数据与储量 - 截至2021年年底，公司的总证明储量为64,514 MBoe，其中石油储量为52,049 MBbl，天然气储量为30,248 MMcf，NGL储量为7,423 MBbl[32] - 证明开发生产储量（PDP）占总储量的32%，其PV-10价值为582百万美元[32] - 证明未开发储量（PUD）占总储量的55%，其PV-10价值为682百万美元[32] - 证明开发非生产储量（PDNP）占总储量的13%，其PV-10价值为233百万美元[32] 未来展望 - 预计2022年资本支出将达到750百万至800百万美元，主要用于开发Flat Top和Signal Peak项目[23] - 预计2022年年末日产量将达到40至45 MBoe/d，平均日产量预计在27,000至32,500 Boe/d之间[23] - 预计2022年通过增加约100口井，证明开发储量将显著增长，预计PDP和PDNP的储量价值将达到579百万美元和1,498百万美元[17] - 预计2022年将实现220%至350%的日产量增长，显示出强劲的有机增长潜力[24] 财务健康状况 - 截至2021年年底，公司的净债务为65百万美元，总债务为100百万美元，显示出良好的财务健康状况[34][26] - 2021年净债务与EBITDAX比率约为0.2x，显示出良好的财务健康状况[25] - 2021年公司现金及现金等价物为35百万美元，总债务为100百万美元，显示出充足的流动性[26] 其他信息 - 2021年公司在各个阶段的水平井数量为59口，预计在2022年第一季度末将有27口新井上线[10] - 2021年通过增加33口井，储量增加超过4亿美元，主要受益于更高的油气价格[15] - 2021年第四季度公司完成225百万美元的10%无担保高级票据私募，全部偿还了其循环信贷额度[10] - 2022年平均油价对冲价格为71.27美元/桶，反映出公司对未来价格波动的风险管理[29]

公司基本信息 - 公司于2019年10月29日成立，是一家独立的原油和天然气公司，资产主要位于德克萨斯州霍华德县[33] - 公司普通股和认股权证在纳斯达克全球市场上市，代码分别为“HPK”和“HPKEW”，CVRs在场外交易市场报价，代码为“HPKER”，公司已申请将CVRs在纳斯达克上市[39] - 公司主要现场办公室位于德克萨斯州米德兰市西华尔街303号2202套房[141] - 截至2021年12月31日，公司有30名全职员工[36] - 截至2021年12月31日，公司雇佣30名全职员工运营资产，员工关系良好[134] 资产情况 - 截至2021年12月31日，公司资产包括约82,023英亩（净62,603英亩）租赁土地，约44%由生产持有，平均工作权益约76%[35] - 公司运营约90%的净面积，约98%的净运营面积可提供10,000英尺或更长横向长度的水平井位置[35] - 截至2021年12月31日，公司资产由82023毛英亩（62603净英亩）组成，平均工作权益约76%[72] - 截至2021年12月31日，公司资产包括约82,023英亩（净62,603英亩）的租赁权益，约44%由生产持有，平均工作权益约76%[35] - 截至2021年12月31日，公司开发土地毛面积38282英亩，净面积25600英亩；未开发土地毛面积43741英亩，净面积37003英亩；总面积毛面积82023英亩，净面积62603英亩，约44%净面积由生产持有[66] - 截至2021年12月31日，公司约44%的净面积通过生产持有 [65] - 2022 - 2026 年及之后各时间段净英亩到期情况分别为 2022 年 21,155 英亩、2023 年 2,716 英亩、2024 年 6,030 英亩、2025 年无、2026 年无、之后 4,962 英亩[68] - 公司资产位于米德兰盆地东北部，大部分在霍华德县东部的两个连续区块[40] - 公司资产内的原油和天然气租赁，出租人特许权使用费和其他租赁负担约为25%[85] - 公司资产位于得克萨斯州，该州对钻井和运营活动有诸多规定，会限制公司资产内油井产量和可钻井数量及位置[91][92] - 公司资产中的物业可能存在有害物质、废物或石油碳氢化合物的释放，可能需依据相关法律采取应对或纠正措施[110] 业务运营情况 - 截至2021年12月31日，公司共钻完44口（净42.5口）水平生产井、2口（净2.0口）盐水处理井，另有22口（净18.0口）水平生产井待完井或处于完井阶段，正在钻5口（净5.0口）水平生产井和1口（净1.0口）水平盐水处理井[41] - 公司目前使用4台钻机和2个压裂队开发资产[42] - 截至2021年12月31日，有 6 口毛井（6.0 口净井）正在钻探，包括 1 口毛盐水处理井（1.0 口净井），22 口毛井（18.0 口净井）正在完井[69] - 2021 年、2020 年部分时间段及 2019 年，开发井中 2021 年有 5 口毛生产井（5.0 口净井），勘探井中 2021 年有 25 口毛生产井（19.5 口净井）等[70] - 2021年原油平均净销售体积3002MBbl，均价70.10美元/Bbl；NGL为224MBbl，均价35.11美元/Bbl；天然气为1020MMcf，均价3.88美元/Mcf；总销售体积3396MBoe，均价64.82美元/Boe，租赁运营费用7.38美元/Boe；平均净日销售体积9304Boepd[62] - 2020年原油平均净销售体积634MBbl，均价37.96美元/Bbl；NGL为38MBbl，均价14.06美元/Bbl；天然气为199MMcf，均价1.04美元/Mcf；总销售体积705MBoe，均价34.94美元/Boe，租赁运营费用10.68美元/Boe；平均净日销售体积1925Boepd[62] - 截至2021年12月31日，公司有原油水平井运营43口（净41.5口，权益97%）、非运营16口（净5.8口，权益37%）；垂直井运营30口（净26.1口，权益87%）、非运营147口（净27.3口，权益19%）；天然气垂直井运营5口（净3.8口，权益75%）、非运营5口（净1.3口，权益25%）[64] - 截至2021年12月31日，公司原油水平井运营的毛井43口、净井41.5口，工作权益97%；天然气垂直运营井毛井5口、净井3.8口，工作权益75% [64] - 自2021年10月起，公司原油营销协议首年最低交付量5000Bopd，次年7500Bopd，后八年10000Bopd；2021年10月1日 - 12月31日交付约17247Bopd；公司承诺交付生产水3.0MMBbl，截至2021年12月31日已交付约2.5MMBbl，剩余货币承诺约236000美元[71] - 2020年7月24日 - 2022年7月24日需交付300万桶采出水用于处理，截至2021年12月31日已交付约250万桶，剩余货币承诺约23.6万美元[71] - 公司Flat Top地区原油合同若不再交付额外体积，截至2021年12月31日剩余货币承诺约2440万美元[78] - 2021年Lion Oil Trading and Transportation, LLC占公司收入94%，2020年为80%；2020年Enlink Crude Purchasing, LLC占17%，2019年占67%；2019年Sunoco Partners Marketing & Terminals, LP占21%[77] - 2021 年、2020 年、2019 年，Lion Oil Trading and Transportation, LLC 占收入比例分别为 94%、80%，Enlink Crude Purchasing, LLC 分别为*、17%、67%，Sunoco Partners Marketing & Terminals, LP 分别为*、*、21%（*表示低于 10%）[77] 储量情况 - 截至2021年12月31日和2020年，公司资产估计探明储量分别为64,213 MBoe和22,515 MBoe[44] - 截至2021年12月31日和2020年，公司资产估计探明储量中原油和NGL占比分别为92%和94%，天然气占比分别为8%和6%[44] - 截至2021年12月31日，公司总证实储量为64213MBoe，其中已开发储量28585MBoe占45%，未开发储量35628MBoe占55%；截至2020年12月31日，总证实储量为22515MBoe，其中已开发储量10282MBoe占46%，未开发储量12233MBoe占54%[54] - 2020年8月22日至12月31日，证实未开发储量因新增7015MBoe扩展与发现和减少546MBoe向下修正，变为12233MBoe；2021年，因新增26806MBoe扩展与发现、减少184MBoe矿产出售、3186MBoe转化为已开发储量和41MBoe向下修正，变为35628MBoe[55][60] - 截至2021年12月31日，证实未开发储量计划在记录初始日期起五年内开发[57] - 2021年12月31日，证实储量的未折现估计未来净现金流为2414291千美元，PV - 10为1338193千美元，标准化度量为1118809千美元；2020年12月31日，对应数值分别为407495千美元、235490千美元和222192千美元[60][61] - 截至2021年12月31日，公司已探明未开发储量约为35,628 MBoe，2020年12月31日为12,233 MBoe [55] - 2021年全年后续期间，新增探明未开发储量26,806 MBoe，出售矿产184 MBoe，转化为已开发储量3,186 MBoe，向下修正41 MBoe [60] 价格情况 - 截至2021年12月31日和2020年，原油和NGL平均WTI现货价格分别为每桶66.56美元和39.57美元，天然气平均亨利枢纽现货价格分别为每MMBtu 3.598美元和1.985美元[44] - 截至2021年12月31日和2020年，公司资产剩余寿命内平均调整后价格分别为每桶原油66.10美元和38.08美元、每桶NGL 29.76美元和12.27美元、每Mcf天然气0.786美元和 - 1.304美元[45] - 2021年原油平均调整后价格为66.10美元/桶，NGL为29.76美元/桶，天然气为0.786美元/Mcf；2020年分别为38.08美元/桶、12.27美元/桶和 - 1.304美元/Mcf [61] - 天然气需求通常在第四和第一季度较高，价格随之升高；原油需求通常在第二和第三季度较高[81] - 原油、NGL和天然气销售价格目前按市场价格交易不受监管，但销售可能需满足某些州和潜在的联邦报告要求[93] - 商品运输价格和服务条款受联邦和州广泛监管，可能影响公司原油和天然气销售及收入[94] 法规政策情况 - 若违反《1938年天然气法》和《1978年天然气政策法》，FERC有权对每次违规处以最高每天126.95万美元的民事罚款（根据通货膨胀率每年调整）[97] - 若上一日历年度从事等于或超过220万MMBtu的天然气批发销售或购买，市场参与者必须在每年5月1日向FERC提交552号表格报告此类销售和购买情况[98] - 2016年7月1日开始的五年内，FERC规定的年度指数调整等于制成品生产者价格指数的变化加上1.23%，每五年审查一次[100] - 2009 年 11 月，违反 FTC 禁止石油行业市场操纵的法规，每天最高面临 121.034 万美元的民事处罚[103] - 2011 年 7 月，违反 CFTC 反操纵新规，每次违规最高面临 116.2183 万美元或三倍经济收益的民事处罚[103] - 公司运营受联邦、州和地方法律法规影响，不遵守规定会导致巨额罚款，且难以预测未来合规成本和影响[86,90] - 公司运营受众多环境和职业安全健康法规约束，违反可能面临重大行政、民事和刑事处罚[105] - CERCLA和类似州法律对危险物质泄漏相关责任方施加严格连带责任，包括清理和资源损害赔偿成本[108] - 《水污染控制法》等法律对污染物排放有严格限制，CWA未来管辖范围不确定，若规则扩大公司可能面临成本增加和项目开发延迟[111] - 公司可能需获得和维持废水或雨水排放的批准或许可证，并制定和实施泄漏预防、控制和应对计划[112] - 《油污法》对原油泄漏责任方有相关规定，包括制定设施响应计划、进行员工培训和提供财务担保等[113] - 原油和天然气生产产生的流体主要通过地下处置井处理，UIC计划对处置井建设和运营有许可要求和标准[114] - 2015年美国地质调查局确定包括得克萨斯州在内的八个州存在可能归因于流体注入或油气开采的诱发地震区域[114] - 美国和欧盟联合宣布发起“全球甲烷承诺”，目标是到2030年将全球甲烷污染相对于2020年水平至少削减30%[122] - 公司的水力压裂活动受联邦和州法规监管，新的或更严格的法规可能增加运营成本[124][125][127] 财务数据关键指标变化 - 2021年原油平均净销售体积3002MBbl，均价70.10美元/Bbl；NGL为224MBbl，均价35.11美元/Bbl；天然气为1020MMcf，均价3.88美元/Mcf；总销售体积3396MBoe，均价64.82美元/Boe，租赁运营费用7.38美元/Boe；平均净日销售体积9304Boepd[62] - 2020年原油平均净销售体积634MBbl，均价37.96美元/Bbl；NGL为38MBbl，均价14.06美元/Bbl；天然气为199MMcf，均价1.04美元/Mcf；总销售体积705MBoe，均价34.94美元/Boe，租赁运营费用10.68美元/Boe；平均净日销售体积1925Boepd[62] - 2021年公司平均净日销售体积为9,304 Boepd，2020年为1,925 Boepd [62] - 2021年公司租赁运营费用为7.38美元/Boe，2020年为10.68美元/Boe [62] 公司文化与员工管理 - 公司致力于营造安全文化，在新冠疫情期间采取预防措施并制定应对计划保护员工[135][136] - 公司承诺营造包容的工作环境，提供平等就业和晋升机会[137] - 公司重视员工的交叉培训和能力提升，提供发展计划帮助员工提升技能[139] 诉讼与保险情况 - 公司未涉及除日常业务外与资产相关的诉讼，现有诉讼不会对公司资产造成重大不利影响[140] - 公司维护针对开发活动可能导致的地上或地下污染风险的保险，但保险范围限于井场[132]

业绩总结 - 2021年第三季度总生产量为751.4 MBoe，日均生产量为8.2 MBoe/d，其中85%为原油，94%为液体[12] - 第三季度实现的油价为每桶69.84美元，天然气液体(NGL)每桶35.83美元，天然气每千立方英尺3.69美元，总体每Boe价格为63.18美元[12] - 2021年第三季度净收入为805万美元，每股GAAP收益为0.08美元[13] - 2021年第三季度EBITDAX为3330万美元，每股EBITDAX为0.33美元[13] - 2021年第三季度现金运营利润为每Boe 49.65美元，若考虑对冲则为44.36美元[12] - 2021年第三季度现金运营利润率为51.88美元/Boe[9] - 2021年第三季度的总现金成本为每Boe 13.52美元[12] 未来展望 - 预计2021年剩余时间内新增的10,600净英亩土地将带来平均超过1,400 Boe/d的生产[9] - 预计在2022年初将增加第二台钻机以显著提升生产量[9] - 2022年资本支出预计在645百万到700百万美元之间[19] - 2022年预计将增加约100口PD水平井，显著提升PD价值[20] - 2022年平均油价对冲量为4,100桶/天，平均价格为65.80美元/桶[25] 资本支出与财务状况 - 2021年第三季度的资本支出（不包括收购）为6460万美元[13] - 2021年9月30日止的EBITDA为33,337千美元[29] - 2021年末的已开发储量PV10价值从293百万美元增加到390百万美元[20] - 2021年通过增加33口水平井，开发增加了约330百万美元的PD PV10价值[21] - 信贷设施（RBL）增加至195百万美元，未动用额度约为100百万美元[23] - 2021年第三季度净债务为83百万美元，净债务与EBITDAX比率约为0.6倍[23] - 2021年第三季度的总债务为95百万美元[30] 运营费用 - 2021年第三季度的租赁运营费用预计在4.50美元到5.25美元之间[19]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度收益从4000万美元降至3300万美元，主要因部分油井停产 [14] - 第三季度资本支出（CapEx）为6400万美元（不包括收购） [13] - 第三季度实现价格为63.18美元，是WTI价格的89%，高于行业同行 [12] - 第三季度末债务与EBITDA比率为0.6，油井恢复生产后降至低于0.3，预计年底为0.3 - 0.33倍 [34] - 信用额度增加至1.95亿美元，未提取额度约1亿美元 [33] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 第三季度平均产量为8200桶/天，第一季度为8900桶/天，期间有4000 - 6000桶/天的产量因压裂作业而停产 [10] - 自10月中旬以来，平均产量达15500桶/天，较第三季度增长近80% [8] - 预计2022年平均产量近2.8 - 2.9万桶/天，年底产量达3.6 - 4.2万桶/天 [30] 成本控制 - 第三季度LOE成本较高，主要因产量降低、新井投产前成本及发电机租赁费用，预计到2022年第二季度会下降 [17][18][19] - 第三季度回收利用了超200万桶产出液，占整个增产液需求的约60% [26] 资产储备 - 第三季度末PDP储备价值达7.23亿美元，预计到明年业务中，随着约14口新井投产，PDP储备将超过8.5 - 10亿美元 [31] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司实现价格为63.18美元，是WTI价格的89%，高于行业同行，且大部分产量未套期保值，受益于油价上涨 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 战略方向 - 2021年底前增加第四台钻机，2022年继续推进四钻机开发计划，预算约6.5亿美元，预计实现EBITDAX超6亿美元 [9][30] - 专注于Flat Top和Signal Peak地区的多井垫开发，2022年将系统开发其他油层 [20][21] - 实施成本节约措施，如提高产出液回收率、建设当地砂矿项目等 [22][23][24] - 推进ESG目标，如建设变电站、太阳能农场等 [26][27][28] 行业竞争 - 公司在成本控制和生产效率方面领先同行，现金运营利润率达51.88% [10] - 大型公司控制资本支出并分配现金流，对公司无负面影响，公司作为成长型企业将把握机会发展，未来可能成为被收购对象 [73][74] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 本季度是2022年增长的重要一步，公司在通胀压力下保持领先成本结构，未来将继续保持领先利润率、控制债务水平并利用油价上涨机会 [36] - 对2022年生产增长持乐观态度，预计产量将大幅增加，储备也将相应增长 [29][30][31] 其他重要信息 - 公司拥有两口水平SWD井，是美国仅有的两口，能有效处理Flat Top地区的水排放需求 [13] - 当地砂矿项目预计2022年第二季度投入运营，将降低完井成本并推进ESG计划 [24] - 已签署13兆瓦太阳能农场协议，预计2022年第二季度上线，白天将使用太阳能钻井和运营油井 [28] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 关于Signal Peak地区的钻井计划 - 目前正在钻Wolfcamp A和Lower Spraberry井，第四季度计划钻Wolfcamp D井，部分钻井和完井工作将延续到2022年第一季度，预计第一季度末开始产油 [39][40][41] 问题2: 关于电力项目和发电机成本及对LOE的影响 - 2021年第三季度至2022年5月，新井需本地发电，第三季度每BOE成本约2.5美元，随着产量增加，成本将下降，预计2022年5月切换到电网供电后，LOE成本将从8.97美元降至4.5 - 5.25美元 [51][52][55] 问题3: 增加钻机是否会有类似第三季度的产量影响 - 压裂作业可能会影响周边油井产量，但不会像第三季度那样严重，公司开发方式和基础设施建设将减少影响 [56] 问题4: Signal Peak地区是否有类似Flat Top的基础设施升级机会 - 2022年资本支出约75%用于Flat Top，25%用于Signal Peak，但基础设施支出相反，Signal Peak将建设类似但规模较小的系统，部分油井采用气举方式，升级电气基础设施时间较晚 [60] 问题5: 是否会更新Flat Top和Signal Peak的井位数量 - 演示文稿中的数据已更新，Signal Peak地区Wolfcamp D每英里平均有6口井 [61] 问题6: 2022年预计钻井进尺 - 平均进尺约1.2 - 1.25万英尺，每台钻机每月钻两口井 [62] 问题7: Signal Peak地区已钻和已完井及周边井的情况 - Wolfcamp D井初始产量约850桶/天，峰值气产量近150万立方英尺/天，周边井表现良好，公司对该地区前景乐观 [66] 问题8: 近期收购是否填补了部分空白区域 - 未填补，公司持续关注市场，寻找增值收购机会 [68] 问题9: 大型公司控制资本支出对公司的影响 - 对公司无负面影响，公司作为成长型企业将把握机会发展，未来可能成为被收购对象，同时会谨慎寻找增值收购机会 [73][74]

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q ☒ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended September 30, 2021 or ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from ________ to ________ Commission File Number: 333-248898 HighPeak Energy, Inc. (Exact name of Registrant as specified in its charter) (State or other jurisdiction of ...

财务数据和关键指标变化 - 二季度产量平均超8800桶油当量/天，较一季度增长66%，过去四个季度日均产量增长超300% [10][16][21] - EBITDA从近91%增至3840万美元，增长91% [16] - 二季度实现平均价格为60.40美元/桶油当量，运营现金利润率为51.35美元/桶油当量，均领先同行 [15] - 未套期保值情况下实现价格为WTI指数的92%，套期保值的桶油价格为59.10美元/桶，2022年二季度前套期保值桶油价格为62美元/桶，套期保值桶数占预测石油产量不到50% [19] - 二季度现金利润率为油气WTI指数的75%，高于同行 [20] - 本季度现金G&A下降超45% [20] - 一季度资本支出总计4680万美元和4400万美元，与DCE&F成本相关 [20] - 净债务仅120万美元，借款基数为1.27亿美元 [18] 各条业务线数据和关键指标变化 - 生产业务：液体产量占比96%，其中石油占比90%，推动高利润率 [7][17] - 钻井业务：横向进尺环比增长近40%，自IPO以来，达到总深度的速度加快33%，平均横向长度增至约13000英尺 [18][26] - 基础设施业务：公司拥有和运营的采出液系统一、二期已投入运营，第二个水平Ellenburger SWD井已钻探完成，即将投入使用 [33][34] 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 - 公司是成长型公司，计划增加资本投资，更新DCE&F资本指导，将中点提高约2.17亿美元，用于钻探约35 - 40口增长井，基础设施指导中点更新为4000万美元 [40] - 增加第二台钻机，主要专注于钻探内部多井平台，以优化生产和提高效率 [41] - 进行了一些土地置换和收购，增加了运营资产的百分比和净土地面积，预计收购将在三季度完成 [12][13][14] - 公司在资本效率、运营效率和ESG方面领先同行，拥有最佳产品组合，驱动卓越利润率 [25][31][46] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 二季度是成功的季度，公司持续取得积极的油井成果、资本效率和高运营利润率 [6] - 随着多口油井投产和第二台钻机的加入，预计产量将继续增长，2022年将实现强劲的产量增长和发展 [11][43] - 公司拥有10年的钻井位置库存，未来有足够的内部增长空间，将保持低杠杆率，平衡增长和股东回报 [50] - 希望油气价格保持高位，使公司利润维持或超过目前200%的内部收益率 [95] 其他重要信息 - 公司在二季度开始回收采出液，计划增加回收利用率，还签署了13兆瓦太阳能农场协议，减少约10万公吨二氧化碳排放 [37][38] - 公司签署了长期原油收集和采购协议以及天然气合同，提高实现价格，减少现场卡车运输和温室气体排放 [35][36] 总结问答环节所有的提问和回答 问题：公司未来在增长、套期保值和股东回报之间的平衡哲学 - 公司将保持低杠杆率，平衡增长和股东回报，有10年的钻井位置库存，未来有足够的内部增长空间，除非有非常增值的收购机会，否则不会盲目扩张 [50] 问题：油井从返排到达到峰值产量的典型时间以及之后的持续压力情况 - 北部地区油井通常在投入生产第一天使用ESP，南部和Signal Peak地区的油井会自然流动一段时间，从返排到达到峰值产量通常需要约一个月，较长的油井在峰值产量水平可维持数月，之后开始初始下降，该地区的下降幅度小于盆地中部 [51][52][53] 问题：二季度完成的10口井是否都处于早期返排阶段 - 是的，其中前五到六口井已接近或达到峰值产量，后四到五口井处于初始清理阶段，这是正常的运营节奏 [61][62] 问题：Signal Peak的两口井的预期和比较情况 - 两口井目前日产约1000桶油当量，表现良好，未来有改进空间，经济上，它们的气油比略高，但运营成本和上线速度更高效；Wolf C井目前日产约400桶，处于早期阶段，是短侧钻井，未来可通过增加侧钻长度和改进完井方式提高产量 [64][65] 问题：今年剩余时间的钻井组合是否仍将集中在Flat Top - 是的，约90% - 95%的钻井将在Flat Top进行，少于5% - 10%的井将在Signal Peak钻探 [66] 问题：控制运营成本的举措在每桶油当量上的预期节省金额 - 当地沙子预计每口井可节省约20万美元；采出液回收利用可节省大量成本，减少对外部水源的依赖；电气化方面，未来几个季度每桶油的举升成本将从约0.40美元降至约0.03美元，还可减少排放和燃料需求 [70][72][73] 问题：收购的1400桶油当量的生产阶段和商品组合情况 - 收购涉及多个区域，部分区域的石油占比在90% - 96%，部分在70%左右，运营成本较低，与公司目前的利润率和现金流情况相似，对公司的土地、开发和控制方面都有增值作用 [76] 问题：收购的部分桶油是否可以在不增加成本的情况下增加产量 - 是的，由于公司已经拥有部分工作权益，收购在经济上非常有创意，能够快速收回成本，并增加已证实和开发机会 [77] 问题：原油收集和运输工作对降低原油价格差异的时间框架 - 三季度，Flat Top地区的原油运输费用将从约1.40美元/桶降至约0.70美元/桶，提高实现价格；天然气收集系统预计在四季度末开始改善NGL和天然气的定价 [81][83] 问题：第二口SWD井是否已完成 - 是的，第二口SWD井已钻探完成，几周内将投入使用 [90]

业绩总结 - 2021年第二季度平均日产量为8.8 MBoe/d，较第一季度增长66%[5] - 第二季度净收入为574万美元，GAAP每股收益为0.06美元[11] - 第二季度EBITDAX为3838万美元，每股EBITDAX为0.38美元[11] - 2021年EBITDAX为38,380千美元，较2021年第一季度的20,067千美元显著增长[28] - 2021年第二季度的现金运营利润为每Boe 51.35美元，平均实现价格为每Boe 60.40美元[5] - 2021年第二季度的总现金成本为每Boe 11.07美元[11] - 2021年第二季度的现金边际利润为每Boe 49.32美元[19] 用户数据 - 油气销售中，油占比90%，液体占比96%[5] - Q2收入中97%来自于原油[22] 未来展望 - 预计在2021年剩余时间内，新增的6200净英亩土地将带来平均日产量超过1400 Boe/d[5] - 2021年平均净产量预计为10.5至12.0 MBoe/d，年末净产量预计为12.0至14.0 MBoe/d[24] - 预计未来几个季度的生产将出现波动[24] 新产品和新技术研发 - 公司已签署13 MW太阳能农场合同，致力于可持续发展[23] 资本投资 - 2021年资本投资预计增加至2.45亿至2.7亿美元，排除收购[23] 财务状况 - 净债务为1,200千美元，较2021年第一季度的9,600千美元有所改善[29] - 2021年第二季度的生产增长超过66%环比[25] - 96%的产品组合为液体，推动高利润率[25] 公司治理 - 公司董事会大多数成员为独立董事，尽管公司为控股状态[23]

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q ☒ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended June 30, 2021 or ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from ________ to ________ Commission File Number: 333-248898 HighPeak Energy, Inc. (Exact name of Registrant as specified in its charter) (State or other jurisdiction of incor ...

业绩总结 - 当前生产约为8.3 MBoe/d，油气比例约为90%，较2020年第四季度的3.3 MBoe/d增长150%[8] - 2021年第一季度EBITDAX为2010万美元，EBITDA边际为每Boe 42.14美元[12][15] - 2021年第一季度净收入为474万美元，GAAP每股收益为0.05美元[15] - 2021年第一季度的总债务为0，现金余额为960万美元[12][15] - 2021年第一季度的EBITDAX为20,067千美元，相较于2020年第四季度的6,996千美元显著增长[35] - 2021年第一季度的原油收入占比为97%[26] - 2021年第一季度的销售量中，约90%为原油，约95%为液体[23] - 2021年第一季度每Boe的现金成本为11.87美元，现金边际为每Boe 42.14美元[15] - 2021年第一季度总生产为476.1 MBoe，平均日产量为5.3 MBoe/d，油气液体比例为95%[15] 未来展望 - 2021年资本支出预计在1.35亿至1.5亿美元之间，预计年末净生产将达到12.0至14.0 MBoe/d[13] - 预计2021年EBITDA边际在每Boe 41至46美元之间[9] - 公司计划的平均水平长度为12,500英尺，预计将提高单井IRR至231%（Wolfcamp A）和144%（Lower Spraberry）[25] - Wolfcamp C Hutto油田的下部目标区间在Signal Peak的土地上展现出持续高孔隙度[47] - 2021年将建立水平井以确认该富饶区间的生产能力，首口井目前正在回流[47] - Wolfcamp C Hutto潜在井位超过114个[47] 新产品和新技术研发 - 2021年第一季度钻井的平均横向长度为75.9千英尺，单位钻井成本约为每英尺505美元[15] - Wolfcamp A 10,000英尺井的单井内部收益率（IRR）在油价为65美元/桶时可达251%[24] - Lower Spraberry 10,000英尺井的单井IRR在油价为65美元/桶时可达151%[25] - Wolfcamp C砂层自182口井中累计生产超过1500万桶油当量[47] 负面信息 - 2020年第四季度为亏损4,913千美元[35] - 公司在第一季度移除了约11,500车次的卡车运输[28]