公司整体财务数据关键指标变化 - 2021年第三季度，公司GAAP基础下归属于股东的净利润为2.036亿美元，摊薄后每股收益1.71美元，而2020年同期净亏损2.761亿美元，摊薄后每股亏损2.38美元；2021年第三季度调整后EBITDA为2.938亿美元，2020年同期为1.21亿美元[107] - 2021年前九个月，公司GAAP基础下归属于股东的净利润为3.702亿美元，摊薄后每股收益3.12美元，而2020年同期净亏损5.038亿美元，摊薄后每股亏损4.34美元；2021年前九个月调整后EBITDA为7.529亿美元，2020年同期为3.692亿美元[109] - 2021年第三季度公司总营收4.72亿美元，较2020年同期的2.03亿美元增长132%[120,123] - 2021年前三季度公司总营收10.97亿美元，较2020年同期的6.38亿美元增长72%[120,128] - 2021年第三季度公司归属于股东的净收入为2.036亿美元，2020年同期净亏损2.761亿美元；2021年前九个月净收入为3.702亿美元，2020年同期净亏损5.038亿美元[182][183] - 2021年第三季度调整后EBITDA为2.938亿美元，较2020年同期的1.21亿美元增加1.728亿美元；2021年前九个月调整后EBITDA为7.529亿美元，较2020年同期的3.692亿美元增加3.837亿美元[185][186] - 2021年前九个月经营活动净现金流入从2020年的3.20亿美元增至7.19亿美元，增加3.99亿美元；剔除经营资产和负债变化后，从3.53亿美元增至7.53亿美元，增加4.00亿美元[169][170] - 2021年前九个月投资活动净现金使用从2020年的6.61亿美元降至3.84亿美元，减少2.78亿美元，主要因D/C/E资本支出减少8310万美元、中游资本支出减少1.58亿美元、油气资产收购支出减少3570万美元[172] - 2021年前九个月融资活动净现金使用为3.19亿美元，而2020年为提供3.44亿美元，2021年主要用于偿还信贷协议借款3.20亿美元和支付前三季度股息，部分被圣马特奥信贷安排净借款2350万美元抵消[173] - 2021年前九个月现金及受限现金净变化为1640.8万美元，2020年为277.5万美元[169] - 2021年9月30日，调整后EBITDA为7.53亿美元，2020年为3.69亿美元[169] - 2021年9月30日，合并资产负债表中，流动资产为3.42亿美元，净财产和设备为27.48亿美元，其他长期资产为6490.1万美元；流动负债为4.56亿美元，长期债务为11.62亿美元，其他长期负债为8103.7万美元[177] - 2021年第三季度，合并运营收入为4.38亿美元，费用为2.41亿美元，营业利润为1.97亿美元，其他费用为 - 1811.3万美元，税收优惠为670.1万美元，净利润为1.85亿美元；前九个月，收入为10.16亿美元，费用为6.36亿美元，营业利润为3.80亿美元，其他费用为 - 5232.1万美元，税收优惠为 - 148.8万美元，净利润为3.26亿美元[177] 各业务线收入数据关键指标变化 - 2021年第三季度油气收入4.62亿美元，较2020年同期的1.89亿美元增长144%，其中石油收入增长116%，天然气收入增长253%[120,123] - 2021年前三季度油气收入11.90亿美元，较2020年同期的5.06亿美元增长135%，其中石油收入增长106%，天然气收入增长267%[120,128] - 2021年第三季度第三方中游服务收入2050万美元，较2020年同期的1940万美元增长6%[120,124] - 2021年前三季度第三方中游服务收入5580万美元，较2020年同期的4990万美元增长12%[120,129] - 2021年第三季度购买天然气销售收入3880万美元，较2020年同期的1340万美元增长190%[120,125] - 2021年前三季度购买天然气销售收入5420万美元，较2020年同期的3790万美元增长43%[120,130] 公司费用数据关键指标变化 - 2021年第三季度衍生品实现净亏损5740万美元，2020年同期为亏损540万美元；2021年前三季度衍生品实现净亏损1.26亿美元，2020年同期为盈利4960万美元[120,126,132] - 2021年第三季度衍生品未实现净收益900万美元，2020年同期为亏损1300万美元；2021年前三季度衍生品未实现净亏损7720万美元，2020年同期为亏损930万美元[120,127,133] - 2021年三季度生产税、运输和加工费用增至4890万美元，较2020年三季度的2580万美元增加2310万美元，增幅89%；单位产量费用增至每桶油当量5.90美元，增幅53%[136] - 2021年三季度租赁运营费用增至2740万美元，较2020年三季度的2340万美元增加400万美元，增幅17%；单位产量费用降至每桶油当量3.31美元，降幅5%[137][138] - 2021年三季度工厂及其他中游服务运营费用增至1700万美元，较2020年三季度的940万美元增加770万美元，增幅82%[139] - 2021年三季度折耗、折旧和摊销费用增至8910万美元，较2020年三季度的8800万美元增加100万美元，增幅1%；单位产量费用降至每桶油当量10.75美元，降幅18%[140] - 2021年三季度未记录油气资产全额成本上限减值，2020年三季度记录减值费用2.512亿美元[141] - 2021年三季度一般及行政费用增至2460万美元，较2020年三季度的1510万美元增加950万美元，增幅63%；单位产量费用增至每桶油当量2.97美元，增幅32%[142] - 2021年前三季度生产税、运输和加工费用增至1.269亿美元，较2020年前三季度的6640万美元增加6060万美元，增幅91%；单位产量费用增至每桶油当量5.42美元，增幅62%[145] - 2021年前三季度租赁运营费用增至8210万美元，较2020年前三季度的8050万美元增加170万美元，增幅2%；单位产量费用降至每桶油当量3.51美元，降幅13%[146] - 2021年前三季度工厂及其他中游服务运营费用增至4450万美元，较2020年前三季度的2910万美元增加1530万美元，增幅53%[147] - 2021年三季度所得税收益为670万美元，2020年三季度所得税费用为2650万美元[144] - 2021年前9个月，公司折耗、折旧和摊销费用减少1670万美元，即6%，降至2.554亿美元；单位产量基础上，该费用减少20%，降至每桶油当量10.90美元[148] - 2020年6月30日和9月30日，公司油气资产净资本化成本减相关递延所得税超过完全成本上限分别为2.439亿美元和1.891亿美元，因此记录了5.752亿美元的减值费用；2021年前9个月未记录减值[149] - 2021年前9个月，公司一般及行政费用增加2520万美元，即55%，增至7120万美元；单位产量基础上，该费用增加31%，增至每桶油当量3.04美元[150] - 2021年前9个月，公司总利息支出为5950万美元，其中390万美元资本化，5560万美元计入运营费用；2020年前9个月，总利息支出为6150万美元，其中520万美元资本化，5630万美元计入运营费用[152] - 2021年前9个月，公司所得税费用为150万美元；2020年前9个月，所得税收益为4340万美元[153] 公司资本支出与股息政策 - 2021年10月26日，公司将2021年D/C/E资本支出预算范围从5.25 - 5.75亿美元缩小至5.35 - 5.65亿美元；预计2021年中游资本支出为3500 - 4500万美元[115] - 2021年前三个季度，公司董事会宣布每股普通股季度现金股息为0.025美元；10月，董事会修订股息政策，将季度股息提高至每股0.05美元，将于12月1日支付[116] - 2021年10月26日，公司将2021年D/C/E资本支出估计范围缩小至5.35 - 5.65亿美元；预计2021年中游资本支出为3500 - 4500万美元[164] - 董事会宣布2021年3月31日、6月3日和9月3日支付每股0.025美元的季度现金股息；2021年10月，将季度股息提高至每股0.05美元，将于12月1日支付[156] 公司借款与债务情况 - 2021年第三季度，公司偿还信贷协议下借款1.2亿美元；第一和第二季度各偿还1亿美元；截至9月30日，信贷协议下未偿还借款为1.2亿美元；9月30日至10月26日，又偿还2000万美元[117] - 截至2021年9月30日，公司有10.5亿美元5.875%的高级票据、1.2亿美元信贷协议借款、约4580万美元信用证和750万美元小企业管理局贷款；信贷协议借款基数重申为9亿美元，公司选择借款承诺为7亿美元[157] - 截至2021年9月30日，San Mateo在其信贷安排下有3.575亿美元借款和约900万美元信用证；2021年6月，该信贷安排的贷款人承诺从3.75亿美元增至4.5亿美元[159] - 截至2021年9月30日，公司有10.5亿美元的高级无担保票据未偿还，预计每年利息支出约6170万美元[189] - 截至2021年9月30日，公司总合同现金义务为27.17094亿美元，其中1年内到期1.09798亿美元，1 - 3年到期8.24027亿美元，3 - 5年到期13.83322亿美元，超过5年到期3.99947亿美元[189] 公司运营与生产情况 - 2021年第三季度，公司总油气当量产量为830万桶油当量，平均日产量为9万桶油当量，其中原油日产量50700桶，占比56%，天然气日产量2.357亿立方英尺，占比44%；原油日产量较2020年同期增长20%，天然气日产量增长28%[106] - 2021年8月公司开始为San Mateo运营第五台钻机，9月底完成盐水处理井钻探，10月初将钻机转移至Rodney Robinson租赁地；截至10月26日，公司在特拉华盆地各资产区域运营五台钻机[110][111] - 2021年第三季度，公司在特拉华盆地投产21口总井（17.2口净井），包括17口总运营井（16.5口净运营井）和4口总非运营井（0.7口净非运营井）[112] - 2021年第三季度，特拉华盆地平均日油气当量产量为8.4万桶油当量，较2020年同期增长27%；2021年第三季度，该盆地贡献了约97%的日原油产量和约89%的日天然气产量，2020年同期分别约为95%和约85%[113] 公司会计政策与内部控制 - 公司关键会计政策和估计与年报相比无变化，近期会计公告预计不会对财务报表产生重大影响[118][119] - 公司管理层评估了截至本季度报告期末公司披露控制与程序的设计和运行有效性，首席执行官和首席财务官认为截至2021年9月30日该程序有效[217] - 截至2021年9月30日的三个月内，公司内部控制无重大变化，不会对财务报告内部控制产生重大影响[218] 市场价格情况 - 2021年第三季度，WTI原油期货合约价格平均为70.52美元/桶，公司实现加权平均油价为69.73美元/桶；2020年同期分别为38.56美元/桶和38.67美元/桶[192] - 2021年10月26日，WTI原油期货合约价格为84.65美元/桶，较2020年10月26日的38.56美元/桶大幅上涨[192] - 2021年第三季度，NYMEX亨利中心天然气期货合约价格平均为4.32美元/百万英热单位，公司实现加权平均天然气价格为6.27美元/千立方英尺；2020年同期分别为3.02美元/百万英热单位和2.27美元/千立方英尺[193] - 2021年10月26日，NYMEX亨利中心天然气期货合约价格为5.88美元/百万英热单位，较2020年10月26日的3.02美元/百万英热单位大幅上涨[193] - 截至2021年10月26日，米德兰 - 库欣（俄克拉荷马州）油价差异约为每桶0.50美元[198] - 截至2021年10月26日，瓦哈 - 亨利枢纽天然气价格差异约为每桶 - 0.30美元[199] 行业环境与公司应对策略 - 2020年第一季度至4月，石油和天然气行业因新冠疫情和OPEC+行动导致油价暴跌，2021年价格有所改善，但行业前景仍不明朗[191] - 公司会根据业务情况调整2021年资本支出，油价或天然气价格下跌、成本大幅增加时，可推迟部分支出以节约现金或聚焦高回报项目[167] - 公司使用商品衍生金融工具降低油气及NGL价格波动风险，部分抵消商品价格下跌导致的运营现金流减少[168][171] - 公司存在非运营钻井承诺、集输处理等承诺以及对商品价格或利率敏感的衍生品合约等表外安排[187] - 公司为2021年下半年油田服务成本预算了10%的

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 For the transition period from to Commission File Number 001-35410 _________________________________________________________ Matador Resources Company (Exact name of registrant as ...

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 March 31, 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 001-35410 __________________ ...

公司融资与合资合作 - 2020年公司完成多项重要融资交易，2月修订信贷协议，借款基数重申为9亿美元，选定借款承诺从5亿美元增至7亿美元[33][38] - 2020年10月1日，公司与合资伙伴完成San Mateo II与San Mateo I的合并，公司拥有51%权益[34] - 2017年2月17日，公司与Five Point成立San Mateo I合资企业，获得1.715亿美元，潜在绩效激励7350万美元，截至2021年2月23日已赚取5880万美元[79] - 2019年2月25日，公司与Five Point成立San Mateo II合资企业，Five Point承诺支付1.25亿美元用于开发设施，公司有机会在未来几年赚取1.5亿美元递延绩效激励，截至2021年2月23日已收到70万美元[80][81] San Mateo中游系统建设与运营数据 - 2020年第三季度，San Mateo完成黑河处理厂扩建，新增日处理天然气设计进气量2亿立方英尺，总设计进气量达4.6亿立方英尺[36] - 2020年9月，San Mateo建成并投入使用约43英里大口径天然气集输管道和约19英里不同口径原油管道[37] - 截至2020年12月31日，San Mateo中游系统天然气资产日设计处理能力4.6亿立方英尺，有140英里天然气集输管道[39] - 截至2020年12月31日，San Mateo中游系统石油资产有3个中央交付点，设计日吞吐量超10万桶，有90英里石油集输管道[39] - 截至2020年12月31日，San Mateo中游系统采出水资产有13口商业盐水处理井，设计日处理能力33.5万桶，有120英里采出水集输管道[39] - 2020年第三季度，San Mateo完成黑河加工厂扩建，新增日进气量2亿立方英尺，总设计进气量达4.6亿立方英尺/天[84] - 2020年9月，San Mateo建成约43英里大口径天然气集输管道[85] - 2020年，San Mateo天然气集输量约739亿立方英尺，较2019年减少4%；处理量约608亿立方英尺，较2019年减少6%[88] - 2020年，San Mateo原油管道系统throughput约1160万桶，较2019年增加32%[92] - 2020年，San Mateo处理采出水约8480万桶，较2019年增加15%[94] 公司安全与员工情况 - 2017 - 2020年公司约210万员工工时无损失工时事故[41] - 2020年公司有288名全职员工，无员工受集体谈判协议覆盖[199] - 公司要求每位员工每年至少完成40小时专业培训，2020年员工完成约15000小时继续教育和学习[202] - 2017 - 2020年，公司员工累计约210万工时未发生一起误工事故[203] 公司整体储量与产量数据 - 截至2020年12月31日，公司在各运营区总净证实储量2.70332亿桶油当量，平均日产量75175桶油当量[44] - 2020年公司石油净产量为15,931千桶，天然气为695亿立方英尺，总油当量为2751.4万桶油当量[97] - 2020年公司平均日产油当量为75,175桶油当量/天，平均日产油为43,526桶/天，平均日产天然气为1.899亿立方英尺/天[97] - 2020年公司总油当量产量约2750万桶油当量，较2019年的约2420万桶油当量增长14%[112] - 2020年公司平均日产油当量为75,175桶油当量/天，2019年为66,203桶油当量/天[112] - 2020年公司平均日产油为43,526桶/天，较2019年的38,312桶/天增长14%[112] - 2020年公司平均日产天然气为1.899亿立方英尺/天，较2019年的1.674亿立方英尺/天增长13%[112] - 2020年公司产量增加主要因特拉华盆地的勘探和开发作业抵消了鹰滩和海恩斯维尔页岩产量的下降[112] - 2019年全年石油当量总产量约2420万桶油当量，较2018年的约1900万桶油当量增长27%[113] - 2019年平均日产石油当量为66203桶油当量/天，2018年为52128桶油当量/天；2019年平均日产石油为38312桶/天，较2018年的30524桶/天增长26%；2019年平均日产天然气为1.674亿立方英尺/天，较2018年的1.296亿立方英尺/天增长29%[113] - 2020年底公司运营的所有油井平均工作权益约为79%，非运营油井工作权益从不到1%到约52%不等，平均约为10%[115] - 2020年底总油井数为796口（净424.1口），天然气井数为462口（净137.9口），总井数为1258口（净562.0口）[116] - 2020年底估计已探明石油储量为1.59949亿桶，天然气储量为6623亿立方英尺，总储量为2.70332亿桶油当量；2019年分别为1.47991亿桶、6272亿立方英尺、2.52531亿桶油当量；2018年分别为1.23401亿桶、5515亿立方英尺、2.15313亿桶油当量[120] - 2020年底估计已探明已开发储量中，石油为6964.7万桶，天然气为3232亿立方英尺，总计1.23507亿桶油当量；已探明未开发储量中，石油为9030.1万桶，天然气为3391亿立方英尺，总计1.46825亿桶油当量[120] - 2020年底估计总已探明石油和天然气储量较2019年增长7%，已探明石油储量增长8%，已探明天然气储量增长6%；2020年储量产量比为9.8，较2019年的10.5下降7%[123] - 过去两年，估计总已探明石油和天然气储量增长26%，已探明石油储量增长30%，已探明已开发石油储量增长31%[124] - 2020年底总已探明石油和天然气储量的标准化度量值较2019年下降22%，PV - 10较2019年下降26%[125] - 2020年已探明已开发石油和天然气储量较2019年增长17%，已探明未开发石油和天然气储量在2019和2020年底均为1.468亿桶油当量[126][129] - 截至2019年12月31日，探明储量为146,821MBOE，2020年12月31日为146,825MBOE，期间扩展与发现储量20,080MBOE，先前估计修正为8,868MBOE，探明未开发储量转化为探明已开发储量为28,944MBOE[133] - 2017 - 2020年，累计将55,397MBbl石油和241.6Bcf天然气的探明未开发储量转化为探明已开发储量，总计95,664MBOE，相关投资达1,144,889千美元[135] - 2020年12月31日，公司估计净探明储量中，石油为159,949MBbl，天然气为662.3Bcf，油当量为270,332MBOE，标准化度量值为1,5844百万美元，PV - 10为1,658.0百万美元[137] 各资产区产量与开发情况 - 2020年公司在特拉华盆地完成并投产89口（净47.8口）井，包括53口（净45.6口）运营水平井和36口（净2.2口）非运营水平井[50] - 2020年特拉华盆地平均日油当量产量约增加21%，达67,522桶油当量/天，2019年为55,599桶油当量/天；四季度产量较2019年四季度增长约26%，从61,493桶油当量/天增至77,367桶油当量/天[51] - 截至2020年12月31日，约97%（2.619亿桶油当量）的估计总探明石油和天然气储量归因于特拉华盆地，较2019年的2.328亿桶油当量增加12%[52] - 截至2020年12月31日，公司确定特拉华盆地有4,359个总（1,502个净）工程位置用于未来潜在钻探，其中约三分之二预计水平段长度为两英里或更长，约80%预计水平段长度大于1.5英里[53] - 截至2020年12月31日，公司在特拉华盆地运营3台钻机，预计2021年第一季度大部分时间运营3台，3月增加至4台并全年保持[54] - 2020年羚羊岭资产区完成并投产12个总（11.4个净）运营井和15个总（0.3个净）非运营井，罗德尼·罗宾逊6口井约10个月累计产量约270万桶油当量[55][57] - 2020年拉斯特勒布雷克斯资产区完成并投产13个总（7.8个净）运营井和21个总（1.9个净）非运营井，雷州5口井约7个月累计产量约160万桶油当量，艾斯·斯特恩·维加斯3口井24小时初始产量测试为7,415桶油当量/天[58][59][60] - 2020年箭头、兰杰和双子湖资产区大斯特宾斯地区莱瑟内克5口井约6个月累计产量约100万桶油当量，其中狼营B层完井24小时初始产量测试为2,101桶油当量/天[61][62] - 2020年州界线资产区博罗什13口井约4个月累计产量约270万桶油当量，24小时初始产量测试为45,225桶油当量/天；沃尼13口井预计2021年第一季度完井，第二季度初投产[64][65] - 2020年狼和杰克逊信托资产区完成并投产10个总（9.1个净）运营井，拉森136H井24小时初始产量测试为1,668桶油当量/天[66] - 2020年南得克萨斯鹰福特页岩平均日油当量产量下降40%，至2,412桶油当量/天，2019年为4,009桶油当量/天；截至2020年12月31日，约2%（490万桶油当量）的估计总探明石油和天然气储量归因于该地区[69][70] - 2020年公司未在路易斯安那州西北部开展自营钻探和完井活动，参与了4口非自营海恩斯维尔页岩井的钻探和完井，日产油当量约占7%（5241桶油当量/天），天然气产量约占17%（3140万立方英尺/天），估计总探明储量约占1%多（350万桶油当量）[74][76] - 截至2020年12月31日，公司在路易斯安那州西北部持有约19100英亩（净17700英亩）土地，其中海恩斯维尔页岩区16700英亩（净9100英亩），科顿谷区16100英亩（净14900英亩）[75] - 2020年第一季度，公司将派恩岛资产区南部2800英亩净矿产租给第三方，保留18% - 20%的特许权使用费权益[74] 公司生产运营相关费用与销售情况 - 2020年公司未实现衍生品的石油平均销售价格为37.38美元/桶，天然气为2.14美元/千立方英尺[97] - 2020年公司生产税、运输和加工等运营费用为3.39美元/桶油当量，租赁运营费用为3.81美元/桶油当量[97] - 2020年东南新墨西哥/西德克萨斯州特拉华盆地的产量占公司全年净产量的89.8%[99] - 公司原油通过长短期协议销售，价格与石油市场供需相关，运输成本从售价中扣除；天然气也通过长短期协议销售，价格基于管道指数计算，有机会时会对天然气进行处理提取液态烃[152][153] - 2020、2019和2018年，公司分别有2、2和4个重要买家，分别占公司石油、天然气和NGL总收入的约65%、67%和60%[154] 公司土地权益情况 - 2020年12月31日，公司持有的租赁、矿产或其他权益的总面积中，毛面积为279,000英亩，净面积为168,700英亩，其中开发面积毛面积213,800英亩、净面积127,100英亩，未开发面积毛面积65,200英亩、净面积41,600英亩[135] - 2020 - 2025年，未开发面积到期情况为2021年毛面积29,700英亩、净面积16,000英亩，2022年毛面积19,600英亩、净面积10,200英亩，2023年毛面积5,600英亩、净面积5,200英亩，2024年毛面积1,300英亩、净面积1,100英亩，2025年毛面积2,300英亩、净面积2,300英亩，2026年及以后到期的净面积为6,800英亩，均在特拉华盆地[148] 公司井数情况 - 2020年开发井中，生产井毛井数89口、净井数44.5口，2019年分别为147口和62.0口，2018年分别为118口和54.7口；勘探井中，2020年生产井毛井数4口、净井数3.3口，2019年分别为25口和13.3口，2018年分别为35口和20.8口[151] - 2020年总生产井毛井数93口、净井数47.8口，2019年分别为172口和75.3口，2018年分别为153口和75.5口，三年均无干井[151] 公司储量估算相关 - 公司使用多种技术

公司整体产量数据 - 2020年第三季度公司总油当量产量为670万桶油当量，日均油当量产量为7.3万桶油当量，其中石油占比58%，天然气占比42%；2020年前九个月总油当量产量为1990万桶油当量，日均油当量产量为7.25万桶油当量，其中石油占比58%，天然气占比42%[136] - 2020年第三季度公司石油产量为390万桶，较2019年同期增长6%；天然气产量为169亿立方英尺，较2019年同期增长3%；2020年前九个月石油产量为1150万桶，较2019年同期增长14%；天然气产量为501亿立方英尺，较2019年同期增长15%[136] - 截至2020年9月30日的三个月，公司石油产量增至390万桶，较2019年同期增加6%；天然气产量增至169亿立方英尺，较2019年同期增加3%。截至2020年9月30日的九个月，公司石油产量增至1150万桶，较2019年同期增加14%；天然气产量增至501亿立方英尺，较2019年同期增加15%[150][151][159] 公司财务关键指标变化 - 2020年第三季度公司GAAP基础上归属于股东的净亏损为2.761亿美元，摊薄后每股亏损2.38美元，2019年同期净利润为4400万美元，摊薄后每股收益0.38美元；2020年前九个月净亏损为5.038亿美元，摊薄后每股亏损4.34美元，2019年同期净利润为6380万美元，摊薄后每股收益0.54美元[137][138] - 2020年第三季度公司调整后EBITDA为1.21亿美元，2019年同期为1.608亿美元；2020年前九个月调整后EBITDA为3.692亿美元，2019年同期为4.297亿美元[137][138] - 截至2020年9月30日的三个月，公司油气收入降至1.891亿美元，较2019年同期减少4030万美元，降幅18%；其中石油收入降至1.506亿美元，减少4770万美元，降幅24%；天然气收入增至3850万美元，增加740万美元，增幅24%[150][151] - 截至2020年9月30日的三个月，公司第三方中游服务收入增至1940万美元，较2019年同期增加410万美元，增幅27%[150][153] - 截至2020年9月30日的三个月，公司购买天然气销售收入降至1340万美元，较2019年同期减少650万美元，降幅33%[150][154] - 截至2020年9月30日的三个月，公司衍生品实现净损失540万美元，2019年同期为实现净收益330万美元；未实现净损失1300万美元，2019年同期为未实现净收益980万美元[150][156][157] - 截至2020年9月30日的九个月，公司油气收入降至5.058亿美元，较2019年同期减少1.279亿美元，降幅20%；其中石油收入降至4.144亿美元，减少1.272亿美元，降幅23%；天然气收入降至9140万美元，减少70万美元，降幅1%[150][159] - 截至2020年9月30日的九个月，公司第三方中游服务收入增至4990万美元，较2019年同期增加840万美元，增幅20%[150][160] - 截至2020年9月30日的九个月，公司购买天然气销售收入降至3790万美元，较2019年同期减少220万美元，降幅5%[150][161] - 截至2020年9月30日的三个月，公司未收到矿权租赁奖金，2019年同期为170万美元；截至2020年9月30日的九个月，公司矿权租赁奖金收入为410万美元，2019年同期为170万美元[150][155][162] - 2020年前九个月衍生品实现净收益4960万美元，2019年同期为780万美元；2020年每桶石油衍生品平均收益约4.30美元，2019年为0.73美元[163] - 2020年前九个月衍生品未实现净损失930万美元，2019年同期为2970万美元；2019年12月31日至2020年9月30日，未平仓石油和天然气衍生品合约净公允价值从净负债390万美元降至1320万美元[164] - 2020年第三季度生产税、运输和加工费用增至2580万美元，较2019年同期增加110万美元，增幅4%；单位产量费用为每桶油当量3.85美元，与2019年同期基本持平[166][167] - 2020年第三季度租赁运营费用降至2340万美元，较2019年同期减少630万美元，降幅21%；单位产量费用降至每桶油当量3.48美元，降幅25%[166][168] - 2020年第三季度工厂和其他中游服务运营费用增至940万美元，较2019年同期增加60万美元，增幅6%[166][170] - 2020年第三季度折旧、折耗和摊销费用降至8800万美元，较2019年同期减少450万美元，降幅5%；单位产量费用降至每桶油当量13.11美元，降幅9%[166][171] - 2020年第三季度发生全额成本上限减值2.512亿美元，2019年同期无减值；确定减值时估计的石油和天然气价格分别为每桶39.71美元和每百万英热单位1.97美元[172] - 2020年第三季度一般和行政费用降至1510万美元，较2019年同期减少530万美元，降幅26%；单位产量费用降至每桶油当量2.25美元，降幅29%[166][173] - 2020年前九个月生产税、运输和加工费用增至6640万美元，较2019年同期增加40万美元，增幅1%；单位产量费用降至每桶油当量3.34美元，降幅12%[166][176] - 2020年前九个月租赁运营费用降至8050万美元，较2019年同期减少680万美元，降幅8%；单位产量费用降至每桶油当量4.05美元，降幅19%[166][177] - 2020年前9个月工厂及其他中游服务运营费用增加260万美元，即10%，达到2910万美元，2019年同期为2660万美元[178] - 2020年前9个月折耗、折旧和摊销费用增加2260万美元，即9%，达到2.721亿美元，2019年同期为2.495亿美元；单位产量基础上，折耗、折旧和摊销费用下降5%，至每桶油当量13.70美元[179] - 2020年9月30日，公司油气资产净资本化成本减去相关递延所得税超过完全成本上限1.891亿美元；6月30日，该数值为2.439亿美元；公司记录了5.752亿美元的减值费用和1.422亿美元的递延所得税收益[180] - 2020年前9个月一般及行政费用减少1250万美元，即21%，降至4600万美元，2019年同期为5850万美元；单位产量基础上，一般及行政费用下降31%，至每桶油当量2.32美元[181] - 2020年前9个月总利息费用为6150万美元，资本化520万美元，费用化5630万美元；2019年前9个月总利息费用为6110万美元，资本化700万美元，费用化5420万美元[183] - 2020年前9个月所得税收益为4340万美元；因完全成本上限减值，公司记录了8650万美元的估值备抵，部分抵消了5.203亿美元税前亏损带来的所得税收益；2019年前9个月有效税率为28%[184] - 2020年9月30日，公司现金总计4180万美元，受限现金总计2610万美元[186] - 2020年9月30日和10月27日，公司有10.5亿美元5.875%的高级票据、4.75亿美元信贷协议借款、约4510万美元信用证和750万美元小企业管理局贷款；信贷协议借款基数确认为9亿美元，公司选择将借款承诺维持在7亿美元[187] - 2020年9月30日和10月27日，San Mateo I有3.264亿美元San Mateo信贷安排借款和约900万美元信用证；San Mateo信贷安排可增加至4亿美元，2023年12月到期[188] - 2020年前九个月，经营活动提供的净现金从2019年同期的3.531亿美元降至3.2亿美元，减少3320万美元；排除经营资产和负债变化后，减少5880万美元[200][201] - 2020年前九个月，投资活动使用的净现金从2019年同期的6.39亿美元增至6.612亿美元，增加2210万美元，主要因中游资本支出增加7720万美元和资产销售收益减少1710万美元，部分被油气资产资本支出减少7000万美元抵消[200][203] - 2020年前九个月，融资活动提供的净现金从2019年同期的2.427亿美元增至3.44亿美元，增加1.012亿美元[200][205] - 2020年前九个月，公司融资活动的主要现金来源包括信贷协议借款2.2亿美元、圣马特奥信贷安排借款3840万美元、与圣马特奥一号成立相关的净出资和非全资子公司非控股股东的出资8090万美元以及小企业管理局贷款750万美元[205] - 2019年前九个月，公司信贷协议净借款1.75亿美元、圣马特奥信贷安排借款4000万美元以及与圣马特奥一号成立相关的净出资和非全资子公司非控股股东的出资2930万美元[205] - 2020年前九个月，归属于公司股东的调整后息税折旧及摊销前利润（Adjusted EBITDA）为3.69158亿美元，2019年同期为4.29732亿美元[200] - 2020年前三季度公司净亏损5.038亿美元，2019年同期净利润6380万美元；2020年第三季度净亏损2.761亿美元，2019年同期净利润4400万美元[212][213] - 2020年前三季度调整后EBITDA为3.692亿美元，较2019年同期减少6060万美元；2020年第三季度调整后EBITDA为1.21亿美元，较2019年同期减少3980万美元[215][216] - 2020年前三季度经营活动提供的净现金为3.19959亿美元，2019年同期为3.53127亿美元；2020年第三季度经营活动提供的净现金为1.09574亿美元，2019年同期为1.5863亿美元[212] - 截至2020年9月30日，公司的合同现金义务总额为31.95175亿美元，其中1年内到期的为1.05254亿美元，1 - 3年到期的为2.36628亿美元，3 - 5年到期的为11.83225亿美元，超过5年到期的为16.70068亿美元[218] 公司钻井与完井情况 - 2020年初公司在特拉华盆地运营6台钻机，因油价下跌，分别于2020年第一季度末、4月末和6月末释放3台钻机，第三季度运营3台钻机并预计全年维持该数量[140] - 2020年第三季度公司在特拉华盆地共完井并投产27口（净19.3口），其中包括20口（净19.1口）自营水平井和7口（净0.2口）非自营水平井[141] - 2020年第三季度公司在南德克萨斯州鹰福特页岩区以及路易斯安那州西北部海恩斯维尔页岩和科顿谷区未完成并投产自营或非自营井[144] - 2020年4月29日，公司将2020年全年钻井、完井和装备井的预期资本支出范围从6.9 - 7.5亿美元降至4.4 - 5亿美元；10月27日，进一步将该范围缩小至4.55 - 4.75亿美元[195] - 2020年10月27日，公司将2020年全年中游资本支出预期范围从8500 - 1.05亿美元收窄至9000 - 1亿美元[195] - 公司计划减少运营钻井计划，从6台钻机减至3台，预计在2020年第二季度末完成[195] - 2020年公司将运营的钻井平台从6个减至3个，并预计2020年剩余时间和2021年维持3个，但会视情况进一步减少[221] 公司基础设施建设 - 2020年9月，San Mateo完成黑河天然气加工厂及相关管道扩建，新增日处理能力2亿立方英尺，总设计日处理能力达4.6亿立方英尺[142] 特拉华盆地业务数据 - 2020年第三季度特拉华盆地日均油当量产量为6.64万桶油当量，较2019年同期增长18%，该盆地2020年第三季度贡献约95%的日石油产量和约85%的日天然气产量，2019年同期分别约为92%和67%[143] 公司资本支出调整 - 2020年10月27日，公司将2020年全年钻井、完井和装备井的预期资本支出范围从4.4 - 5.0亿美元收窄至4.55 - 4.75亿美元，中游资本支出范围从8500 - 1.05亿美元收窄至9000 - 1.00亿美元[146] 公司油气价格情况 - 2020年第三季度公司实现的加权平均油价为38.67美元/桶（含衍生品损失为37.28美元/桶），2019年同期为54.19美元/桶（含衍生品收益为54.97美元/桶）[222] - 2020年10月29日，WTI原油期货合约结算价为36.17美元/桶，较2019年10月29日的55.54美元/桶大幅下降[222] - 2020年第三季度天然气平均价格为2.12美元/百万英热单位，公司实现的加权平均天然气价格为2.27美元/千立方英尺；2019年同期天然气平均价格情况未提及，公司实现的加权平均天然气价格为1.88美元/千立方英尺（含衍生品收益为1.91美元/千立方英尺）[223] - 2020年10月29日，NYMEX亨利枢纽天然气期货合约结算价为3.30美元/百万英热单位，

油气产量数据 - 2020年第二季度公司总油气当量产量为670万桶油当量，日均产量为73300桶油当量，其中石油占比59%，天然气占比41%；2020年上半年总油气当量产量为1310万桶油当量，日均产量为72200桶油当量，其中石油占比58%，天然气占比42%[124] - 2020年第二季度公司石油产量为390万桶，同比增长17%；天然气产量为165亿立方英尺，同比增长23%；2020年上半年石油产量为760万桶，同比增长18%；天然气产量为332亿立方英尺，同比增长22%[124] - 2020年第二季度公司石油产量为390万桶，较2019年同期增加17%；天然气产量为165亿立方英尺，较2019年同期增加23%。2020年上半年，石油产量为761.7万桶，较2019年同期增加18%；天然气产量为332亿立方英尺，较2019年同期增加22%[137][140][147] - 2020年第二季度特拉华盆地日均油气当量产量为66000桶油当量，较2019年同期增长27%，2020年第二季度贡献了公司约96%的日石油产量和约81%的日天然气产量，高于2019年同期[130] - 2020年上半年总石油当量产量增长20%，达到1310万桶油当量[164] 财务关键指标变化 - 2020年第二季度公司GAAP基础上归属于股东的净亏损约为3.534亿美元，摊薄后每股亏损3.04美元，2019年同期净利润为3680万美元，摊薄后每股收益0.31美元；2020年上半年净亏损约为2.277亿美元，摊薄后每股亏损1.96美元，2019年同期净利润为1980万美元，摊薄后每股收益0.17美元[125][126] - 2020年第二季度公司非GAAP财务指标调整后EBITDA为1.076亿美元，2019年同期为1.441亿美元；2020年上半年调整后EBITDA为2.482亿美元，2019年同期为2.689亿美元[125][126] - 2020年第二季度，公司总营收为6292万美元，2019年同期为2.41704亿美元；2020年上半年总营收为4.34505亿美元，2019年同期为4.15593亿美元[137] - 2020年第二季度，公司石油和天然气收入降至1.188亿美元，较2019年同期减少9230万美元，降幅44%；2020年上半年降至3.167亿美元，较2019年同期减少8760万美元，降幅22%[137][140][147] - 2020年第二季度，公司第三方中游服务收入增至1470万美元，较2019年同期增加30万美元，增幅2%；2020年上半年增至3050万美元，较2019年同期增加430万美元，增幅16%[137][141][148] - 2020年第二季度，公司购买天然气销售收入增至1400万美元，较2019年同期增加500万美元，增幅56%；2020年上半年增至2450万美元，较2019年同期增加430万美元，增幅21%[137][142][149] - 2020年第二季度和上半年，公司租赁奖金 - 矿权面积收入均为410万美元，2019年同期无此项收入[137][143][150] - 2020年第二季度，公司衍生品实现净收益为4410万美元，2019年同期为120万美元；2020年上半年为5497.7万美元，2019年同期为443.5万美元[137][144] - 2020年第二季度，公司衍生品未实现净损失为1.327亿美元，2019年同期为未实现净收益620万美元；2020年上半年为376.2万美元，2019年同期为未实现净损失3956.2万美元[137][146] - 2020年上半年衍生品实现净收益5500万美元，2019年同期为440万美元；2020年上半年石油衍生品每桶平均收益约7.22美元，2019年同期为0.71美元[151] - 2020年上半年衍生品未实现净收益380万美元，2019年同期未实现净亏损3960万美元[152] - 2020年第二季度生产税、运输和加工费用降至1880万美元，较2019年同期减少270万美元，降幅13%；单位产量费用降至每桶油当量2.82美元，降幅27%[154] - 2020年第二季度租赁运营费用降至2620万美元，较2019年同期减少20万美元，降幅1%；单位产量费用降至每桶油当量3.92美元，降幅17%[155][156] - 2020年第二季度工厂及其他中游服务运营费用增至980万美元，较2019年同期增加140万美元，增幅16%[157] - 2020年第二季度折旧、折耗和摊销费用增至9340万美元，较2019年同期增加1320万美元，增幅16%；单位产量费用降至每桶油当量14美元，降幅3%[158] - 2020年第二季度记录了3.24亿美元的全额成本上限减值，2019年同期无此项减值[159] - 2020年第二季度一般及行政费用降至1470万美元，较2019年同期减少520万美元，降幅26%；单位产量费用降至每桶油当量2.21美元，降幅38%[160] - 2020年第二季度记录了1.098亿美元的所得税收益，有效税率为24%；2019年同期记录了1290万美元的所得税费用，有效税率为26%[162] - 2020年上半年生产税、运输和加工费用降至4050万美元，较2019年同期减少70万美元，降幅2%；单位产量费用降至每桶油当量3.08美元，降幅18%[163] - 2020年上半年租赁运营费用减少0.4百万美元，即1%，降至57.1百万美元；单位产量基础上的租赁运营费用下降17%，至每桶油当量4.34美元[164] - 2020年上半年工厂及其他中游服务运营费用增加2.0百万美元，即11%，增至19.7百万美元[165] - 2020年上半年折旧、损耗和摊销费用增加27.1百万美元，即17%，增至184.1百万美元；单位产量基础上的折旧、损耗和摊销费用下降2%，至每桶油当量14.00美元[166] - 2020年6月30日，公司记录了324.0百万美元的全额成本上限减值费用，并获得80.1百万美元的递延所得税收益[167] - 2020年上半年一般及行政费用减少7.2百万美元，即19%，降至30.9百万美元；单位产量基础上的一般及行政费用下降32%，至每桶油当量2.35美元[168] - 2020年上半年总利息费用为41.3百万美元，其中3.2百万美元资本化，38.1百万美元计入运营费用；2019年上半年总利息费用为40.2百万美元，其中4.2百万美元资本化，36.0百万美元计入运营费用[170] - 2020年上半年记录了69.9百万美元的所得税收益，有效税率为23%；2019年上半年记录了11.8百万美元的所得税费用，有效税率为37%[171] - 2020年上半年经营活动净现金流入为2.104亿美元，较2019年同期的1.945亿美元增加1590万美元；剔除经营资产和负债变化后，经营活动净现金流入从2.555亿美元降至2.357亿美元[188][189] - 2020年上半年投资活动净现金使用为4.588亿美元，较2019年同期的3.947亿美元增加6410万美元，主要因中游资本支出增加约5920万美元[191] - 2020年上半年融资活动净现金流入为2.268亿美元，较2019年同期的2.01亿美元增加2580万美元，主要来源包括信贷协议借款1.3亿美元等[192] - 2020年上半年调整后EBITDA为2.4817亿美元，2019年同期为2.68943亿美元[188] - 2020年第二季度公司归属于股东的净亏损约为3.534亿美元，2019年同期净利润为3680万美元[200] - 2020年上半年公司归属于股东的净亏损约为2.277亿美元，2019年同期净利润为1980万美元[201] - 2020年第二季度调整后EBITDA降至1.076亿美元，较2019年同期减少3650万美元[202] - 2020年上半年调整后EBITDA降至2.482亿美元，较2019年同期减少2080万美元[203] - 截至2020年6月30日，公司有10.5亿美元票据未偿还，预计每年利息支出约6170万美元[205] - 截至2020年6月30日，公司总合同现金义务为31.02805亿美元，其中1年内到期1.13386亿美元[206] 油价及市场影响 - 2020年上半年油价从1月初的63美元/桶骤降至4月底的 - 38美元/桶，公司因此大幅修改2020年运营计划[127] - 2020年第二季度，公司石油产量加权平均油价为24.03美元/桶，2019年同期为56.51美元/桶[210] - 2020年第二季度，天然气价格平均为1.75美元/百万英热单位，公司天然气产量加权平均气价为1.49美元/千立方英尺，2019年同期为1.64美元/千立方英尺[211] - 2020年第二季度油价平均为28美元/桶，7月28日，纽约商品交易所西德克萨斯中质原油期货合约结算价为41.04美元/桶，低于2019年7月26日的56.2美元/桶[208][210] - 2020年第二季度天然气价格平均为1.75美元/百万英热单位，7月28日，纽约商品交易所亨利中心天然气期货合约结算价为1.8美元/百万英热单位，低于2019年7月26日的2.17美元/百万英热单位[211] - 2018年第二季度至2019年第三季度末，米德兰 - 库欣（俄克拉荷马州）油价差异为负，最高达每桶 - 16美元，2019年第三季度末转正并持续到2020年第一季度[216] - 2019年4月，瓦哈枢纽天然气日市场价格最低达每MMBtu - 7至 - 9美元，2019年下半年有所改善，年末平均约为每MMBtu 1美元[217] - 2020年4月10日，OPEC + 宣布将在2020年剩余时间及2021 - 2022年大幅减产，但不确定能否恢复供需平衡[220] 运营计划调整 - 公司原计划2020年全年在特拉华盆地运营6台钻机，因油价下跌，分别于2020年第一季度末、4月底和6月底释放3台钻机，预计2020年剩余时间运营3台钻机[128] - 2020年初公司在特拉华盆地运营6台钻机，计划全年维持该数量，但分别在一季度末、4月末和6月末各释放1台，预计2020年剩余时间运营3台[182] - 2020年4月29日，公司将全年钻井、完井和设备的资本支出预期范围从6.9 - 7.5亿美元降至4.4 - 5亿美元，中游资本支出预期范围维持在8500 - 1.05亿美元[183] - 2019年公司将2190万美元非核心资产转化为现金，2020年可能剥离部分非核心资产并考虑变现其他资产，同时评估在特拉华盆地的收购机会[184] - 2020年第二季度公司在特拉华盆地共完井并投产13口（净8.3口），羚羊岭资产区完井并投产3口（净1.0口），拉斯特勒布雷克斯资产区5口（净2.6口）运营井开始产油产气，狼和杰克逊信托资产区5口（净4.7口）运营井开始产油产气[129] - 2020年第二季度，公司自愿削减或关闭了特拉华盆地和伊格尔福特页岩油部分产量，部分天然气产量也受影响[222] 衍生品交易情况 - 2020年4月公司重组部分2020年西德克萨斯中质原油（WTI）衍生品金融工具，4 - 12月套期保值的石油量几乎翻倍，包括约760万桶固定价格石油互换，加权平均价格约为35美元/桶，230万桶石油领口期权，加权平均底价约为48美元/桶，加权平均顶价约为66美元/桶，4 - 6月还有约40万桶石油看跌期权，加权平均价格约为48美元/桶[132] - 2020年第二季度公司衍生品实现收益4410万美元[132] - 2020年第二季度，公司增加约200万桶石油互换合约，加权平均价格约为每桶35美元；增加240万桶石油无成本领口期权合约，加权平均底价约为每桶35美元，加权平均顶价约为每桶46美元，适用于2021年[133] - 2020年11月和12月以及2021年第一季度，公司分别增加约320万百万英热单位和480万百万英热单位的天然气领口期权合约，加权平均底价约为每百万英热单位2.52美元，加权平均顶价约为每百万英热单位3.71美元[133] - 2020年4月，公司重组部分2020年WTI石油衍生品金融工具，增加了4 - 12月的石油套期保值量；第二季度，公司增加了2021年的石油互换和无成本领口期权，以及2020年11 - 12月和2021年第一季度的天然气领口期权[180][181] - 2020年4月，公司回购部分现有未平仓石油无成本领口的看涨期权，保留剩余看跌期权，交换部分现有未平仓石油无成本领口并增加石油掉期[231] - 公司使用无成本（或零成本）领口和/或掉期合约管理石油、天然气和NGL价格变化相关风险[230] - 公司按公允价值记录所有衍生金融工具，其公允价值根据类似交易证券的买卖信息确定[232] - 截至2020年6月30日，公司所有衍生工具的交易对手为加拿大丰业银行、蒙特利尔银行旗下BMO Harris Financing和Truist银行（或其附属公司

财务数据关键指标变化 - 2020年第一季度公司GAAP基础下归属于股东的净利润约为1.257亿美元，摊薄后每股收益为1.08美元，而2019年第一季度为净亏损1690万美元，摊薄后每股亏损0.15美元；2020年第一季度调整后EBITDA为1.406亿美元，2019年第一季度为1.248亿美元[116] - 2020年第一季度末，公司总营收3.72亿美元，2019年同期为1.74亿美元；石油和天然气收入1.98亿美元，2019年同期为1.93亿美元；第三方中游服务收入1580万美元，2019年同期为1180万美元；购买天然气销售收入1050万美元，2019年同期为1120万美元；衍生品实现收益1090万美元，2019年同期为330万美元；衍生品未实现收益1.36亿美元，2019年同期为亏损4570万美元[131] - 2020年第一季度末，公司未实现衍生品净收益1.36亿美元，2019年同期为净亏损4570万美元；2020年3月31日末，未平仓石油和天然气衍生品合约净公允价值从2019年12月31日的净负债390万美元增至净资产1.33亿美元，2019年同期从净资产4980万美元降至净资产410万美元[136] - 2020年第一季度末，公司总费用1.78亿美元，2019年同期为1.66亿美元；运营收入1.94亿美元，2019年同期为754万美元；其他费用1849万美元，2019年同期为1804万美元；税前收入1.75亿美元，2019年同期为亏损1050万美元；所得税费用3996万美元，2019年同期为抵免101万美元；归属于非控股股东的净亏损935万美元，2019年同期为746万美元；归属于公司股东的净收入1.26亿美元，2019年同期为亏损1695万美元[138] - 2020年第一季度，公司石油和天然气收入增加460万美元，增幅2%；石油收入增加1540万美元，增幅10%，因产量增加19%至370万桶，部分被价格下降8%至45.87美元/桶抵消；天然气收入减少1070万美元，降幅27%，因价格下降40%至1.70美元/Mcf，部分被产量增加22%至167亿立方英尺抵消[132] - 2020年第一季度，公司第三方中游服务收入增加400万美元，增幅34%，主要因第三方天然气收集、运输和处理收入增至约710万美元，第三方盐水收集和处理收入增至约670万美元[133] - 2020年第一季度，公司购买天然气销售收入减少70万美元，降幅6%，因销量和加权平均天然气价格均下降[134] - 2020年第一季度，公司衍生品实现净收益1090万美元，2019年同期为330万美元；每桶石油衍生品合约平均收益约2.94美元，2019年同期约1.08美元；套期保值石油量占总产量的54%，2019年同期为44%[135] - 2020年第一季度折耗、折旧和摊销费用增加1380万美元，即18%，达到9070万美元，而2019年同期为7690万美元[141] - 2020年第一季度一般及行政费用减少210万美元，即11%，降至1620万美元，而2019年同期为1830万美元[144] - 2020年第一季度总利息支出为2130万美元，其中140万美元资本化，1980万美元计入运营费用；2019年同期总利息支出为1960万美元，其中160万美元资本化，1790万美元计入运营费用[145][146] - 2020年第一季度所得税费用为4000万美元，有效税率为24%；2019年同期所得税收益为100万美元，有效税率为33%[147] - 2020年第一季度经营活动净现金流入为1.094亿美元，较2019年同期的5920万美元增加5010万美元[160][161] - 2020年第一季度投资活动净现金流出为2.482亿美元，较2019年同期的2.149亿美元增加3330万美元[160][163] - 2020年第一季度融资活动净现金流入为1.305亿美元，较2019年同期的1.184亿美元增加1210万美元[160][165] - 2020年第一季度调整后EBITDA为1.406亿美元，较2019年同期的1.248亿美元增加1570万美元[160][173] - 2020年第一季度归属Matador股东的净收入为1.257亿美元，较2019年同期的净亏损1690万美元增加1.427亿美元[172] - 2020年第一季度衍生品未实现收益为1.364亿美元，较2019年同期的未实现亏损4570万美元增加1.821亿美元[172] - 2020年第一季度递延所得税准备金增加4100万美元[172] - 2020年第一季度中游资本支出增加约4010万美元，油气资产资本支出减少830万美元[163] - 截至2020年3月31日，公司总合同现金义务为3057887000美元，其中1年以内到期支付138496000美元，1 - 3年到期支付234388000美元，3 - 5年到期支付999474000美元，5年以上到期支付1685529000美元[175] - 2020年第一季度，公司石油生产实现加权平均油价为每桶45.87美元（含石油衍生品实现收益为每桶48.81美元），2019年同期为每桶49.64美元（含石油衍生品实现收益为每桶50.72美元）[180] - 2020年第一季度，公司天然气生产实现加权平均天然气价格为每千立方英尺1.70美元（天然气衍生品无实现损益），2019年同期为每千立方英尺2.85美元（含天然气衍生品实现损失为每千立方英尺2.84美元）[181] 各条业务线数据关键指标变化 - 2020年第一季度公司总油气当量产量为650万BOE，平均日产量为71200 BOE/天，其中石油占比57%（40600桶/天），天然气占比43%（1.832亿立方英尺/天）；石油产量370万桶，同比增长19%；天然气产量167亿立方英尺，同比增长22%[115] - 2020年第一季度公司在特拉华盆地完成并投产36口总井（15.9口净井），羚羊岭资产区完成并投产17口总井（10.5口净井）[120] - 2020年第一季度公司在拉斯特勒布雷克斯资产区16口总井（2.8口净井）开始产油气，狼和杰克逊信托资产区3口总井（2.6口净井）开始产油气[121] - 2020年第一季度特拉华盆地日产量为60300 BOE，较2019年第一季度增长15%，2020年第一季度贡献约95%的日石油产量和71%的日天然气产量[122] - 2020年第一季度公司未在鹰福特页岩、海恩斯维尔页岩和科顿谷产区开展自营钻井和完井活动，参与了3口非自营海恩斯维尔页岩井的钻完井[123] - 2020年第一季度末，公司石油产量369.7万桶，2019年同期为310.7万桶；天然气产量167亿立方英尺，2019年同期为137亿立方英尺；总油当量产量647.6万桶，2019年同期为539.5万桶；日均产量71161桶油当量，2019年同期为59941桶油当量[131] - 2020年第一季度总油气当量产量增加20%，达到650万桶油当量，而2019年同期为540万桶油当量[141] - 2020年第一季度约29%的天然气产量来自海恩斯维尔和伊格尔福特页岩气田，不受瓦哈定价影响[190] 油价与天然气价格相关 - 2020年初油价从1月初的63美元/桶降至3月底略高于20美元/桶，公司因此大幅修改2020年运营计划[118] - 2020年4月29日，WTI油价低于20美元/桶，预计2020年剩余时间将维持在30美元/桶以下[159] - 2020年第一季度，油价平均为每桶45.78美元，最高为1月初的每桶63.27美元，最低为3月底的每桶20.09美元[177] - 2020年第一季度，天然气价格平均为每百万英热单位1.87美元，最高为1月初的每百万英热单位2.20美元，最低为3月底的每百万英热单位1.60美元[181] - 截至2020年4月29日，米德兰 - 库欣（俄克拉荷马州）油价差异约为每桶2.50美元，而4月初约为每桶 - 6.00美元[187] - 预计2020年第二季度，公司相对于WTI基准价格的加权平均油价差异为负，范围在每桶 - 6.00美元至 - 9.00美元之间[188] - 2019年4月部分日期，瓦哈枢纽天然气日市场价格低至每百万英热单位负7至负9美元；2019年下半年平均约为每百万英热单位1美元；2019年12月下旬及2020年4月部分日期价格为负；2020年4月下旬期货市场显示，2020年剩余时间差价在每百万英热单位负0.3至负0.6美元[189] 运营计划与资本支出调整 - 2020年预计到第二季度末释放3台钻井平台，之后在特拉华盆地全年运营3台钻井平台[119] - 2020年4月29日公司将2020年全年钻井、完井和装备的资本支出预算范围从6.9 - 7.5亿美元降至4.4 - 5亿美元[125] - 2020年公司预计全年钻井、完井和装备井的资本支出从6.9亿至7.5亿美元降至4.4亿至5亿美元，中游资本支出预计为8500万至1.05亿美元[155] - 2019年公司将2190万美元的非核心资产转化为现金，2020年可能剥离部分非核心资产以缩小资本支出和运营现金流之间的差距[156] 套期保值相关 - 2020年4月29日，公司2020年4 - 12月约有1030万桶石油套期保值，包括约760万桶加权平均价约35美元/桶的固定价格石油互换和约230万桶加权平均底价约48美元/桶、加权平均上限价约66美元/桶的石油领子期权，还有约40万桶加权平均价约48美元/桶的4 - 6月石油看跌期权[126] - 2020年4月，公司增加约550万桶加权平均价约35美元/桶的2021年石油互换，还增加2020年11 - 12月约320万MMBtu和2021年第一季度约480万MMBtu的天然气领子期权，加权平均底价约2.52美元/MMBtu，加权平均上限价约3.71美元/MMBtu[127] - 截至2020年4月29日，公司2020年4 - 12月约有1030万桶石油进行套期保值，包括约760万桶固定价格石油互换，加权平均价格约为每桶35美元；230万桶石油领子期权，加权平均底价约为每桶48美元，加权平均顶价约为每桶66美元；40万桶石油看跌期权，加权平均价格约为每桶48美元（2020年4 - 6月）[184] - 2020年4月，公司增加约550万桶2021年石油互换，加权平均价格约为每桶35美元[184] - 公司为2020年11 - 12月约320万百万英热单位和2021年第一季度约480万百万英热单位的天然气增加了领子期权，加权平均底价约为每百万英热单位2.52美元，加权平均顶价约为每百万英热单位3.71美元[184] - 2020年4月公司回购部分现有未平仓石油无成本领口期权的看涨期权，保留看跌期权，交换部分领口期权并增加石油互换合约[203] 信贷协议相关 - 2020年2月公司基于储量的循环信贷协议借款基数确认为9亿美元，借款承诺从5亿美元增至7亿美元，最大信贷额度为15亿美元[124] - 信贷协议下的借款基数确认为9亿美元，公司将借款承诺从5亿美元增加到7亿美元，最高贷款额度仍为15亿美元[149] 其他 - 若2020年3月31日止的12个月内，未加权算术平均油价和天然气价格分别为每桶42.42美元和每百万英热单位2.05美元，公司的完全成本上限将在模拟基础上减值约5.5亿美元[143] - 2020年3月31日，公司有现金约2710万美元，受限现金约2970万美元[150] - 截至2020年3月31日，公司存在非运营钻井承诺、运输处理承诺和衍生品合约等表外安排[174] - 19年末GCX管道投产后，公司大部分特拉华盆地天然气按休斯顿航道价格出售，尽管运输成本增加，但天然气定价有所改善[190] - 2020年4月29日，公司未出现石油储存问题或重大管道相关生产中断，但不排除未来出现NGL分馏能力问题[191] - 预计2020年5月和6月自愿削减或关闭部分特拉华盆地和伊格尔福特页岩油产量，部分天然气产量也将受影响[195] - 以2020年3月31日为基准，若12个月未加权算术平均油价为每桶42.42美元、天然气价格为每百万英热单位2.05美元，公司完全成本上限将减值约5.5亿美元；预计总探明油气储量将减少约8%[196] - 2020年3月31日，公司所有衍生工具交易对手为加拿大丰业银行和蒙特利尔银行；4月29日，增加了 Truist 银行[204] - 公司通常使用无成本领口期权和/或互换合约管理油气价格风险[202] - 截至2020年3月31日，公司披露控制和程序有效；该季度内部控制无重大变化[206][207]

公司融资与资产变现情况 - 2019年公司完成多项融资交易，包括将信贷协议借款基数提高至9亿美元，2020年2月又将借款承诺从5亿美元提高到7亿美元；将San Mateo I信贷安排下的贷款人承诺增加至3.75亿美元；2019年将约2190万美元非核心资产变现[34] 战略合资企业情况 - 2019年2月25日，公司与Five Point Energy LLC子公司成立战略合资企业San Mateo II，公司持股51%，Five Point持股49%；Five Point承诺支付San Mateo II前1.5亿美元资本支出中的1.25亿美元；公司有机会在未来数年获得高达1.5亿美元递延绩效激励[31] - 2017年成立San Mateo I战略合资企业，公司获得1.715亿美元，并有可能在五年内获得高达7350万美元的绩效激励，截至2020年2月28日已获得4410万美元[80] San Mateo运营成果情况 - 2019年San Mateo运营成果良好，启动黑河处理厂扩建，新增2亿立方英尺/日天然气处理进气能力，预计2020年夏季投用，投用后该厂总进气能力将达4.6亿立方英尺/日；新增4口商业盐水处理井，预计2020年第一季度再投用1口，届时设计盐水处理能力约达33.5万桶/日[32] - 2019年接近第三季度末和第四季度初，因现有天然气处理客户throughput增加，San Mateo运营的黑河处理厂运行负荷超当前设计进气能力2.6亿立方英尺/日的95%[33] - 2019年San Mateo开始扩建Black River处理厂，新增设计进气能力2亿立方英尺/天，使总设计进气能力达到4.6亿立方英尺/天[84] - 2019年12月31日止年度，San Mateo石油管道系统的石油吞吐量约为890万桶，2018年12月31日止年度为200万桶[93] 各地区土地与生产井情况 - 截至2019年12月31日，公司在东南新墨西哥州和西德克萨斯州的特拉华盆地总土地面积约23.13万英亩（净面积12.82万英亩），该盆地土地约59%由现有生产持有，排除部分区域后约73%由现有生产持有[43] - 截至2019年12月31日，公司在东南新墨西哥州/西德克萨斯州的特拉华盆地有757口生产井（净354口），总识别钻井位置5287个（净2332.4个），估计净探明储量23279.3万桶油当量，平均日产量55599桶油当量[37] - 截至2019年12月31日，公司在南德克萨斯州的鹰福特地区有143口生产井（净121.4口），总识别钻井位置234个（净196.3个），估计净探明储量1121.9万桶油当量，平均日产量4009桶油当量[37] - 截至2019年12月31日，公司在路易斯安那州西北部的海恩斯维尔地区有246口生产井（净20.5口），总识别钻井位置341个（净80.8个），估计净探明储量765.2万桶油当量，平均日产量6345桶油当量[37] - 截至2019年12月31日，公司在路易斯安那州西北部的科顿谷地区有66口生产井（净40.7口），总识别钻井位置70个（净48.3个），估计净探明储量86.6万桶油当量，平均日产量250桶油当量[37] - 截至2019年12月31日，公司在鹰福特页岩区拥有约3.12万英亩毛面积（2.84万英亩净面积），约88%的面积主要勘探石油或富含凝析油的天然气，约93%的面积因生产而持有[64] - 2019年底，公司在Eagle Ford区块确定了234个总（196.3个净）工程选址用于未来潜在钻探[69] - 2019年底，公司在路易斯安那州西北部持有约19700个总（18300个净）英亩土地[74] - 2019年底，公司在Haynesville页岩气田确定了341个总（80.8个净）工程选址用于未来潜在钻探[77] - 截至2019年12月31日，公司运营井平均工作权益约78%，非运营井工作权益从低于1%到约52%不等，平均约10%[117] - 截至2019年12月31日，公司总井数为1212口（毛井），净井数为536.6口，其中油井毛井774口、净井417口，气井毛井438口、净井119.6口[118] - 2019 - 2017年开发井中，2019年生产井毛井数为147口、净井数为62.0口，2018年毛井数为118口、净井数为54.7口，2017年毛井数为72口、净井数为43.7口[153] - 2019 - 2017年勘探井中，2019年生产井毛井数为25口、净井数为13.3口，2018年毛井数为35口、净井数为20.8口，2017年毛井数为33口、净井数为22.3口[153] - 2019 - 2017年总井中，2019年生产井毛井数为172口、净井数为75.3口，2018年毛井数为153口、净井数为75.5口，2017年毛井数为105口、净井数为66.0口[153] - 2019年12月31日，公司持有的租赁、矿产或其他权益总面积为28.22万英亩，其中净面积为17.49万英亩[147] - 2020 - 2024年，公司未开发土地到期的净面积分别为1.25万英亩、1.49万英亩、0.99万英亩、0.48万英亩和0.03万英亩[150] - 2025年及以后到期的未开发土地净面积为1.27万英亩，其中0.99万英亩直到2028年及以后才到期[149] 各地区产量情况 - 2019年公司在特拉华盆地完井并投产138口井（净65.7口），包括76口运营井（净61.4口）和62口非运营井（净4.3口）[44] - 2019年特拉华盆地平均日产油当量约增长23%，达55,599桶油当量/天，2018年为45,237桶油当量/天；四季度同比增长约25%，从49,309桶油当量/天增至61,493桶油当量/天[45] - 截至2019年12月31日，约92%（2.328亿桶油当量）的估计总探明石油和天然气储量归因于特拉华盆地，较2018年的1.915亿桶油当量增长22%[46] - 2019年12月31日，特拉华盆地探明储量占公司探明石油储量的约94%、探明天然气储量的约89%，2018年分别为约93%和约83%[47] - 2019年公司在拉斯特勒断块资产区完井并投产48口毛井（16.7口净井）水平井和1口毛井（1口净井）垂直井[50] - 2019年加勒特111H井在24小时初始产量测试中达2,042桶油当量/天（75%为石油），保罗111H井达1,793桶油当量/天（81%为石油）[51] - 2019年公司在狼营和杰克逊信托资产区完井并投产11口毛井（7.8口净井）水平井[53] - 2019年霍华德·波斯纳203H和204H井在24小时初始产量测试中分别达2,382桶油当量/天（58%为石油）和1,813桶油当量/天（60%为石油）[54] - 2019年公司在羚羊岭资产区完井并投产55口毛井（25.9口净井）水平井和1口毛井（1口净井）垂直井[57] - 2019年杰夫·哈特124H和134H井在24小时初始产量测试中分别达2,332桶油当量/天（81%为石油）和2,884桶油当量/天（90%为石油）；134H井前30天产油约7万桶[58] - 2019年Eagle Ford页岩油当量日均产量较2018年增长27%，达到4009桶油当量/天[67] - 2019年底，Eagle Ford页岩约占公司估计总探明石油和天然气储量的4%，即1120万桶油当量[68] - 2019年公司未在路易斯安那州西北部租赁地进行任何自营钻探和完井活动，但参与了26个总（1.7个净）非自营Haynesville页岩井的钻探和完井[73] - 2019年，公司约10%的日均油当量产量，即6595桶油当量/天，来自路易斯安那州西北部租赁地权益[75] - 2019年，约23%的公司天然气日产量，即3810万立方英尺/天，产自Haynesville页岩[76] - 2019年12月31日，公司估计来自Wolf和Rustler Breaks资产区域的石油产量几乎都通过管道运输，占2019年特拉华盆地石油产量约56%[92] - 2020年2月25日，公司预计到2020年第一季度末，商业盐水处理井设计处理能力约为每天33.5万桶[95] - 2019年12月31日止年度，公司收集约6990万桶盐水，2018年12月31日止年度为4400万桶；2019年处理约6710万桶盐水，2018年为4750万桶[97] - 2019年净产油量为1398.4万桶，2018年为1114.1万桶，2017年为785.1万桶[100] - 2019年天然气净产量为611亿立方英尺，2018年为473亿立方英尺，2017年为382亿立方英尺[100] - 2019年平均日产油量为38312桶，2018年为30524桶，2017年未提及[100][102][107] - 2019年公司总石油当量产量约2420万BOE，较2018年的约1900万BOE增长27%[115] - 2019年公司日均石油当量产量为66203 BOE/天，2018年为52128 BOE/天；2019年日均石油产量为38312 Bbl/天，较2018年增长26%；2019年日均天然气产量为167.4 MMcf/天，较2018年增长29%[115] - 2018年公司总石油当量产量约1900万BOE，较2017年的约1420万BOE增长34%[116] - 2018年公司日均石油当量产量为52128 BOE/天，2017年为38936 BOE/天；2018年日均石油产量为30524 Bbl/天，较2017年增长42%；2018年日均天然气产量为129.6 MMcf/天，较2017年增长24%[116] 储量相关情况 - 2019年末公司估计的总探明石油和天然气储量为2.525亿BOE，较2018年末的2.153亿BOE增长17%[123] - 2019年末公司探明石油储量约1.48亿Bbl，较2018年末增长20%；探明天然气储量为627.2 Bcf，较2018年末增长14%[123] - 2019年公司通过扩展和发现新增探明石油和天然气储量5860万BOE，约为2019年年度产量2420万BOE的2.4倍[123] - 2019年末公司探明储量与产量之比为10.5，较2018年末的11.3下降7%[123] - 公司总探明石油和天然气储量标准化度量从2018年12月31日的22.5亿美元降至2019年12月31日的20.3亿美元，降幅10%[125] - 公司总探明石油和天然气储量的PV - 10从2018年12月31日的25.8亿美元降至2019年12月31日的22.5亿美元，降幅13%[125] - 2019年12月31日用于估计探明储量的月首日石油和天然气价格未加权算术平均值分别为每桶52.19美元和每百万英热单位2.58美元，较2018年12月31日分别下降16%和17%[125] - 公司探明已开发石油和天然气储量从2018年12月31日的9430万桶油当量增至2019年12月31日的1.057亿桶油当量，增幅12%[126] - 公司探明未开发石油和天然气储量从2018年12月31日的1.211亿桶油当量增至2019年12月31日的1.468亿桶油当量，增幅21%[129] - 2016 - 2019年，公司探明未开发储量转化为探明已开发储量总计7360.3万桶油当量，相关投资总计9.81878亿美元[135] - 2019年12月31日，公司净探明储量总计2.52531亿桶油当量，标准化度量为20.34亿美元，PV - 10为22.482亿美元[137] 价格与成本情况 - 2019年无衍生品实现的平均油价为每桶54.34美元，2018年为57.04美元，2017年为49.28美元[100] - 2019年无衍生品实现的天然气平均价格为每千立方英尺2.17美元，2018年为3.49美元，2017年为3.72美元[100] - 2019年生产税、运输和加工运营费用为每桶油当量3.82美元，2018年为4.00美元，2017年为4.10美元[100] - 2019年全年，基于NYMEX西德克萨斯中质原油期货合约价格，油价平均为

公司整体产量数据 - 2019年第三季度公司总油当量产量为640万BOE，日均油当量产量为69,645 BOE/天，其中石油占比57%，天然气占比43%；2019年前三季度总油当量产量为1740万BOE，日均油当量产量为63,661 BOE/天，其中石油占比58%，天然气占比42%[143] - 2019年第三季度公司石油产量为370万桶，同比增长23%；天然气产量为165亿立方英尺，同比增长34%；2019年前三季度石油产量为1010万桶，同比增长25%；天然气产量为436亿立方英尺，同比增长24%[143] - 2019年9月30日止三个月，公司石油产量为365.9万桶，天然气产量为165亿立方英尺；九个月石油产量为1011.2万桶，天然气产量为436亿立方英尺[156] 公司财务关键指标 - 2019年第三季度公司GAAP基础下归属于股东的净利润约为4400万美元，摊薄后每股收益为0.38美元，2018年同期分别为1780万美元和0.15美元；2019年前三季度分别为6380万美元和0.54美元，2018年同期分别为1.375亿美元和1.21美元[144][146] - 2019年第三季度公司非GAAP指标调整后EBITDA为1.608亿美元，2018年同期为1.554亿美元；2019年前三季度为4.297亿美元，2018年同期为4.1亿美元[144][146] - 与2018年9月30日止三个月相比，2019年同期油气收入增加1310万美元，增幅6%至2.294亿美元，其中石油收入增加2840万美元，增幅17%至1.983亿美元，天然气收入减少1530万美元，降幅33%至3110万美元[156][158] - 与2018年9月30日止三个月相比，2019年同期第三方中游服务收入增加840万美元，超两倍至1530万美元[156][159] - 2019年9月30日止三个月，公司有1990万美元的购买天然气销售，而2018年同期无此项收入[156][160] - 2019年9月30日止三个月，公司租赁奖金 - 矿权面积收入为170万美元，2018年同期无此项收入[156][161] - 与2018年9月30日止三个月相比，2019年同期衍生品实现净收益从540万美元降至330万美元，未实现净收益从亏损2130万美元变为盈利980万美元[156][162][164] - 与2018年9月30日止九个月相比，2019年同期油气收入增加2650万美元，增幅4%至6.337亿美元，其中石油收入增加5720万美元，增幅12%至5.416亿美元，天然气收入减少3080万美元，降幅25%至9210万美元[156][165] - 与2018年9月30日止九个月相比，2019年同期第三方中游服务收入增加2820万美元，超三倍至4150万美元[156][166] - 2019年前九个月，公司购买天然气销售额为4010万美元，2018年同期无此项销售[167] - 2019年前九个月，公司租赁奖金 - 矿产面积收入为170万美元，2018年同期无此项收入[167] - 2019年前九个月，公司衍生品实现净收益780万美元，2018年同期为净亏损130万美元；2019年每桶石油衍生品平均收益约0.73美元，2018年为平均亏损0.17美元；2019年前九个月套期保值的石油总量占总产量的59%，2018年为50%；2019年前九个月套期保值的天然气总量占总产量的12%，2018年为36%[168] - 2019年前九个月，公司衍生品未实现净亏损2970万美元，2018年同期为未实现净亏损950万美元[169] - 2019年前九个月，公司总费用为5.24564亿美元，2018年同期为3.94517亿美元；2019年前九个月归属于公司股东的净利润为6375.8万美元，2018年同期为1.37494亿美元[170] - 2019年前9个月经营活动提供的净现金为3.531亿美元，较2018年的4.193亿美元减少6620万美元[202][203] - 2019年前9个月投资活动使用的净现金为6.39亿美元，较2018年的12.2亿美元减少5.815亿美元[202][205] - 2019年前9个月融资活动提供的净现金为2.427亿美元，较2018年的7.517亿美元减少5.09亿美元[202][206] - 2019年前9个月现金及受限现金净变动为 - 4317.8万美元，2018年为 - 4947.4万美元[202] - 2019年前9个月归属于公司股东的调整后EBITDA为4.297亿美元，较2018年的4.09984亿美元增加1970万美元[202][216] - 2019年第三季度归属于公司股东的净收入为4400万美元，较2018年的1780万美元增加2620万美元[212][213] - 2019年前9个月归属于公司股东的净收入为6380万美元，较2018年的1.375亿美元减少7370万美元[212][214] - 2019年第三季度调整后EBITDA为1.608亿美元，较2018年的1.554亿美元增加540万美元[215] 公司业务运营情况 - 2019年公司在特拉华盆地持续运营6台钻机，预计2019年剩余时间保持该数量[147] - 2019年第三季度公司在羚羊岭资产区西部获得6个钻井许可并启动“罗德尼·罗宾逊”井的钻探，预计2020年第一季度末完成并投产[148] - 2019年第三季度公司在特拉华盆地共完成并投产39口毛井（22.6口净井）[150] - 2019年第三季度公司未在鹰福特页岩区、海恩斯维尔页岩和科顿谷区开展自营钻井和完井活动，但参与了11口毛井（1.1口净井）的非自营海恩斯维尔页岩井的钻探和完井并投产[149] 特拉华盆地产量情况 - 2019年第三季度特拉华盆地产量为56,422 BOE/天，较2018年第三季度增长18%，2019年第三季度该盆地贡献公司约92%的日石油产量和67%的日天然气产量，2018年同期分别约为93%和80%[151] 公司信贷情况 - 2019年10月，公司循环信贷协议下的借款基数确认为9亿美元，选定的借款承诺维持在5亿美元[152] - 2019年10月，由丰业银行牵头的圣马特奥一期循环信贷额度增加5000万美元至3.75亿美元，最高可增至4亿美元[153] - 截至2019年9月30日，公司有10.5亿美元5.875%的2026年到期高级票据、2.15亿美元信贷协议借款、1360万美元信用证；San Mateo I有2.6亿美元San Mateo信贷安排借款、1620万美元信用证[189] - 截至2019年10月29日，公司有10.5亿美元高级票据、2.55亿美元信贷协议借款、3500万美元信用证；San Mateo I有2.6亿美元San Mateo信贷安排借款、1620万美元信用证[190] - 2019年10月，信贷协议借款基数确认为9亿美元，选定借款承诺维持在5亿美元；San Mateo信贷安排贷款承诺增加5000万美元至3.75亿美元[192][193] 公司产品销售价格 - 2019年9月30日止三个月，公司石油平均销售价格（未实现衍生品）为每桶54.19美元，天然气为每千立方英尺1.88美元；九个月石油为每桶53.56美元，天然气为每千立方英尺2.11美元[156] - 2019年第三季度，公司实现加权平均油价为54.19美元/桶（含石油衍生品实现收益为54.97美元/桶），较2018年同期的57.15美元/桶（含石油衍生品实现收益为58.97美元/桶）有所下降[221] - 2019年第三季度，天然气价格平均为2.33美元/百万英热单位，公司实现加权平均天然气价格为1.88美元/千立方英尺（含天然气衍生品实现收益为1.91美元/千立方英尺），较2018年同期的3.77美元/千立方英尺有所下降[222][223] 公司费用情况 - 2019年第三季度，公司生产税、运输和加工费用增加450万美元，增幅22%，达到2480万美元；天然气产量增长34%，达到165亿立方英尺；单位产量基础上，该费用下降4%，至每桶油当量3.86美元[171] - 2019年第三季度，公司租赁运营费用增加720万美元，增幅32%，达到2970万美元；单位产量基础上，该费用增加4%，至每桶油当量4.64美元[173] - 2019年第三季度，公司工厂和其他中游服务运营费用增加150万美元，增幅21%，达到880万美元[174] - 2019年第三季度，公司折旧、损耗和摊销费用增加2200万美元，增幅31%，达到9250万美元；单位产量基础上，该费用增加3%，至每桶油当量14.44美元；总石油当量产量增长28%，达到640万桶油当量[175] - 2019年前九个月，公司生产税、运输和加工费用增加790万美元，增幅14%，达到6600万美元；天然气产量增长24%，达到436亿立方英尺；单位产量基础上，该费用下降9%，至每桶油当量3.80美元[180] - 2019年前9个月工厂及其他中游服务运营费用增加940万美元，即55%，达到2660万美元，2018年同期为1720万美元[182] - 2019年前9个月折耗、折旧和摊销费用增加5680万美元，即29%，达到2.495亿美元，2018年同期为1.927亿美元；单位产量基础上，每桶油当量费用从13.84美元增至14.36美元，增长4%[183] - 2019年前9个月一般及行政费用增加280万美元，即5%，达到5850万美元，2018年同期为5570万美元；单位产量基础上，每桶油当量费用从4美元降至3.37美元，下降16%[184] - 2019年前9个月总利息费用约为6110万美元，资本化约700万美元，运营费用化5420万美元；2018年前9个月总利息费用约为3300万美元，资本化约620万美元，运营费用化2680万美元[185] - 2019年前9个月记录的所得税费用为2530万美元[186] 公司资本支出与运营井计划 - 2019年预计钻井、完井和装备井的资本支出仍为6.4 - 6.8亿美元；预计中游资本支出从5500 - 7500万美元增至7000 - 9000万美元[196][198] - 2019年预计完成并投产7.9口额外净运营井，且在原预算内完成[197] - 2019年前9个月油气资产资本支出较2018年减少5.705亿美元[205] 公司表外安排与合同义务 - 截至2019年9月30日，公司存在非经营性钻井承诺、短期钻井平台合同终止义务等重大表外安排[217] - 截至2019年9月30日，公司总合同现金义务为28.29亿美元，其中1年内到期1777.83万美元，1 - 3年到期2179.74万美元，3 - 5年到期7921.01万美元，5年以上到期1.64亿美元[219] 公司利息费用预计 - 假设2019年9月30日的未偿金额和利率（信贷协议为3.56%，圣马特奥信贷安排为3.80%）不变，信贷协议和圣马特奥信贷安排的利息费用预计每年分别约为780万美元和1000万美元[219] - 2019年9月30日，10.5亿美元票据的利息费用预计每年约为6170万美元[220] 油价气价差异情况 - 2018年，米德兰 - 库欣（俄克拉荷马州）油价差异从第一季度基本无差异大幅增至9月下旬的16美元/桶，2019年初收窄至约5美元/桶，第一季度进一步收窄至不到1美元/桶，第二季度再次扩大，第三季度又收窄[228] - 2018年，公司特拉华盆地天然气生产的实现价格所面临的瓦哈 - 亨利枢纽天然气价格差异从年初的约0.5美元/百万英热单位大幅增加，2019年初收窄至1 - 2美元/百万英热单位[229] - 2019年4月，天然气基差差异大幅扩大，瓦哈天然气出现负价格，最高达 - 7至 - 9美元/百万英热单位，5月下旬再次出现负价格，为 - 2至 - 3美元/百万英热单位[230] - 2019年第三季度，瓦哈基差差异有所改善，瓦哈枢纽天然气价格平均约为0.89美元/百万英热单位，第四季度初，瓦哈基差差异有时进一步扩大[231] 公司面临的风险与应对 - 截至2019年10月29日，公司未经历与管道相关的石油、天然气或NGL生产重大中断，但如果出现运输能力或NGL分馏中断，公司的油气收入、业务、财务状况、经营成果和现金流可能受到不利影响[233] - 公司油气勘探、开发、生产等业务受联邦、州和地方法律法规监管，监管负担增加运营成本并影响盈利能力，如新墨西哥州曾提出对天然气加工商增税和暂停水力压裂法案[235] - 公司油气资产面临自然产量下降问题，会通过钻探、勘探和收购克服，但油价气价下跌时可能减少资本支出和钻探作业[236] - 公司致力于增加油气储量和产量并控制成本，未来勘探开发成本受获取、钻探和完井成本变化影响[237] - 自2018年12月31日以来，公司市场风险来源和影响无重大变化[238] - 公司面临油气和NGL价格波动的市场风险，会通过衍生品金融工具对冲部分价格风险[239] - 公司通常使用无成本（零成本

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, 2019 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 001-35410 ___________________ ...