公司概况 - 公司采用非运营商模式，2019年资本回报率（ROCE）达16.4%，仅24名全职员工，有46个合作伙伴，覆盖76.1万英亩土地，2021年前平均每年自由现金流超1亿美元，内部人士和管理层持股约30%[11] - 拥有优质资产组合，在威利斯顿盆地核心地带拥有18.2899万英亩净土地，其中90%由生产持有，参与了超6500口巴肯/三叉油井的开采[30][38] 生产与业绩 - 2020年预计产量2.65万桶/日（2.38万桶油当量/日），2021年预计2.15万桶/日[8][9][10] - Q2 2020现金流5310万美元超资本支出3450万美元，回收比率1.8倍，ROCE为10%，偿还债务5220万美元[79] 投资亮点 - 2019年ROCE在勘探与生产领域领先，2020年自由现金流收益率超30%，2020年企业价值/息税折旧摊销前利润（EV/EBITDA）为4.4倍，2019年市盈率（P/E）为2.7倍[14] - 多数产量在2020年（>58美元/桶）和2021年（约55美元/桶）已套期保值，套期保值账面价值约1.88亿美元[14] 业务优势 - 2018年以来执行超200笔地面交易，仅针对能提高ROCE的交易，当前环境利于交易，可灵活调整活动水平[23] - 参与了威利斯顿盆地超40%的油井开采，拥有超300个内部类型曲线，能进行精准资本分配[14] 财务状况 - 截至2020年6月30日，总债务从2019年12月31日的11.27亿美元降至9.95亿美元，净债务/EBITDA维持在2.4倍，年初至今偿还债务1.32亿美元，节省年化利率1100万美元[28] 团队管理 - 高级管理团队经验丰富，涵盖财务、运营、工程等多领域专业人才，为公司发展提供有力支持[72][73][74][75][76][77]

财务数据和关键指标变化 - 净债务与EBITDA之比从2018年初的近7倍降至略高于2倍 [10] - 第二季度产量同比下降32%，至平均每天23,804桶油当量，受减产、停产和开发计划延迟影响，预计减产约16,800桶油当量/天 [51][52] - 石油差价本季度为10.60美元，预计2020年剩余时间将大幅收窄 [53] - 天然气实现价格受存储限制和加工成本影响，NGL产品因需求崩溃出现负定价 [54] - 本季度租赁运营费用为2660万美元，环比下降29%，第三季度初进一步降低，预计本季度剩余时间全盆地成本将节省 [55] - 本季度现金一般及行政费用为每桶油当量1.61美元，尽管产量较第一季度下降超46%，仍为行业最低之一，第三季度预计因收购成本略有增加，额外成本在20 - 40万美元之间 [55][56] - 自年初以来净债务减少1.32亿美元，即12%，运行利率利息支出减少约1100万美元 [57] - 第二季度资本支出为3450万美元，较第一季度下降60%，2020年资本支出指导范围在1.75 - 2亿美元，较2019年实际资本开发支出减少超50% [61] - 套期保值方面，2020年剩余时间约26,500桶/天以平均58.26美元的价格套期保值，2021年约21,400桶/天以平均54.66美元的价格套期保值，还增加了天然气套期保值并开始对2022年石油套期保值，第二季度末套期保值账簿公允价值为1.884亿美元 [62] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第二季度和第三季度初，公司签署或完成了超850净英亩、0.7口净生产井和4.1口净在建井的收购，且在年度预算内 [42] - 第二季度总井提案降至正常三个月期间的约一半，公司选择参与约三分之二的提案，共2.3口净井 [46] - 季度末有26.7口净在建井，预计大部分完井将推迟到年底和2021年，平均井成本与第一季度基本一致，约770万美元，7月平均井成本约700万美元 [47] 各个市场数据和关键指标变化 - 威利斯顿盆地活动水平降至历史低点，盆地内钻机数量降至10台 [39][40] - 年初至今威利斯顿钻机数量减少80% [27] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司目标是建立一家数十亿美元的勘探与生产公司，实现资产负债表进一步优化，杠杆率达到EBITDA的1倍或更低 [12] - 战略包括投资高回报资产以增加现金流，继续通过减少债务来加强资产负债表，延续过去两年的做法，利用债务换股权机会 [13] - 公司专注于威利斯顿盆地，同时谨慎考虑其他盆地机会，以数据和经济为驱动，优先选择顶级运营商和优质区域 [30][32] - 公司将继续灵活应对市场变化，优化资产基础，利用市场困境和资本短缺机会，仅投资能强化资本回报率的项目 [48] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第二季度是几十年来最动荡的时期，但应是底部，产量、差价和商品价格已较第二季度显著改善，预计2020年下半年产量将逐步恢复 [17] - 尽管行业面临挑战，公司仍产生了有意义的现金流并继续减少债务，相信公司的石油和天然气业务战略独特且成功 [11] - 预计达科他接入管道问题将得到解决，即使出现长期问题，威利斯顿盆地仍有机会，公司已为此做好准备 [19][21] - 对2020年剩余时间和2021年充满信心，预计EBITDA和自由现金流同比可能更高，2021年初产量有望接近年初水平，达到约40,000桶油当量/天 [24][26][27] - 套期保值策略为公司在困难时期提供了支持，未来将继续套期保值以管理风险，减少资产负债表上的债务 [34][36] 其他重要信息 - 公司已收到支持反向股票分割的大量投票，未来几周将确定具体分割比例，目标是分割后股价达到个位数高位，反向分割将吸引机构投资者、降低交易成本并使公司有机会纳入更多股票指数 [15][16] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 关于地面业务交易流量和卖方预期的情况 - 交易流量与过去12 - 18个月基本一致，当前一些非运营商和运营商因能力或任务限制无法投资，为公司创造了机会，公司能凭借资产负债表和业绩记录快速评估并完成交易 [70][71][72] - 公司提高了内部回报率门槛，近期交易的回报率可能高于以往，且受益于油价上涨的可能性 [73] 问题2: 若达科他接入管道出现不利裁决，公司的风险敞口及铁路运输情况 - 盆地内有超70万桶/天的闲置铁路运力，铁路运输分长期和现货，现货价格高，达科他接入管道并非廉价运输方式，目前差价为4.1美元/桶 [74][75] - 公司受影响的产量占比相对较低，正常情况下不到20%，最大运营商不使用该管道运输，预计铁路运输价格可能略好，差价可能增加约2美元 [76][78] - 签署长期铁路协议需要时间，公司在收购和评估项目时已考虑最坏情况，若问题解决，回报率将提高，且行业可能会有其他调整增加运力 [79][81][82] 问题3: 2020年第三、四季度指导范围较宽的影响因素 - 指导范围主要考虑约3.6口净投产井，大部分产量恢复取决于减产恢复速度，这难以预测，若油价保持强劲，可能有更多井投产，对产量和资本支出产生重大影响 [85][87] 问题4: 2021年资本支出及对2022年的影响 - 维持产量所需的维护资本支出呈下降趋势，2021年资本支出取决于机会质量和时机，若支出处于较高范围，可能意味着更多有机活动，带来更多产量和现金流，减少次年资本支出 [90][92] - 预计年底有30口净在建井，若仅为实现2021年产量40,000桶/天，资本支出将处于较低范围，若要长期维持该产量，需在2021年下半年增加支出，后续维持产量的资本支出约在2 - 2.4亿美元之间 [94][95][96] 问题5: 重新讨论股息的条件 - 公司目标是成为股息支付公司，但希望股息可持续，恢复股息的条件包括油价稳定、能够进行强有力的套期保值以及平衡债务与EBITDA比例，可能在明年年初恢复某种形式的股息 [99][100][101] 问题6: 评估盆地外机会的框架 - 公司以经济为驱动，若能评估进入成本、全周期回报并对承保有信心，不局限于特定盆地，但威利斯顿盆地的数据优势难以复制，进入其他盆地需满足严格条件，降低风险 [103][104][106] 问题7: 未来是否继续灵活使用资金进行非同意决策 - 公司以资本回报率为决策依据，若有机井回报率不佳，将选择不参与，将资金投入回报率更高的项目，过去几个月的行动证明公司能独立于其他运营商增加活动和产量 [110][112][115] 问题8: 对公司股票低估的看法及资金使用建议 - 公司董事长认为公司股票被低估，未体现公司的知识、能力、数据和管理团队表现，2021年公司有望实现显著生产、回报和现金流，目前公司有正现金流，有能力等待时机 [117][118][120] 问题9: 公司是否适合采用基础加可变股息策略 - 公司对该策略持开放态度，认为有一定价值，能增加灵活性，但需进一步研究市场对可变股息的认可程度以及是否会增加波动性 [125][126][127] - 公司战略上致力于尽快实现股息支付，未来将考虑消除高成本债券，为可持续股息创造条件，具体策略将由董事会制定 [128][129] 问题10: 行业变化对公司战略的影响 - 公司根据回报率门槛寻找机会，当前市场环境下，地面业务和其他机会可能增加，公司将资金循环投入到回报率最高的项目中，无论DAPL情况如何，回报率和进入成本会相应调整 [135][136][137] - 行业资本纪律推动运营商集中开发，产生更多经批准的钻井预算和更高的资金需求，为公司提供了参与整个开发单元的机会，符合公司战略 [138][139][140] 问题11: 未来套期保值策略 - 公司有可能增加套期保值活动，但需逐步实现，套期保值决策基于确保投资回报率，随着债务指标改善，套期保值灵活性增加 [142][143][144] - 完全套期保值有难度，尤其是长期和开发项目，需考虑成本变化和风险，未来策略是增加套期保值的期限和稳定性 [146][147]

公司业务规模与资产情况 - 截至2020年6月30日，公司参与6300口总井（466.0口净井）生产，租赁约182,899净英亩土地，约90%已开发[181] 产量相关数据 - 2020年第二季度平均日产量约23,804桶油当量/天，其中约77%为石油，较第一季度减少46%，该季度新增54口总井（1.3口净井）投入生产[182] - 预计2020年减产，第二季度因减产、关井和延迟完井使平均日产量减少约16,800桶油当量/天，但因原油和天然气衍生品头寸及资本支出减少，仍预计2020年产生大量现金流[184] - 2020年第二季度，公司石油净产量为1659293桶，较2019年同期下降35%；天然气和NGLs净产量为3041418百万英热单位，较2019年同期下降18%[206] - 2020年上半年净产量方面，石油产量479.77万桶，同比降6%；天然气和NGLs产量809.05万立方英尺，同比增13%；总产量614.61万桶油当量，同比降2%[228] - 2020年和2019年第二季度，石油分别占公司总产量的77%和81%，2019年公司对冲了约76%的原油产量，2020年第二季度，因油价暴跌产量大幅减少，对冲了约154%的原油产量[260] 资本支出情况 - 公司将2020年资本支出预测降至1.75 - 2.00亿美元，较2019年实际开发资本支出减少53% - 59%，2020年第二季度资本支出为3450万美元，较第一季度降低60% [184] - 2020年上半年，公司开发和收购活动的现金支出总计1.897亿美元，其中钻井和开发资本支出1.636亿美元，油气资产收购支出2550万美元，其他资本支出60万美元；2019年分别为1.396亿美元、1940万美元和50万美元，总计1.595亿美元[270] 减值情况 - 2020年6月30日，公司进行减值审查，发生全额成本上限测试减值费用7.627亿美元，若当前定价环境持续，预计未来净收入现值下降，将确认额外减值费用[185] - 2020年第二季度公司因低商品价格对油气资产进行了7.627亿美元的非现金上限测试减值，2019年无此类减值[217] - 2020年前六个月公司因低商品价格对油气资产计提7.627亿美元非现金上限测试减值，2019年未计提[238] 油价与差价情况 - 2020年第二季度公司对NYMEX基准油价的差价为10.60美元/桶，2019年第二季度为5.29美元/桶[194] - 2020年7月，联邦地方法院法官下令DAPL在完成环境影响声明前于8月6日前关闭，虽该命令被联邦巡回上诉法院暂时中止，但法院下令关闭仍有可能，DAPL关闭期间公司平均油价差价预计增加[195] - 2020年上半年油价从1月初的每桶63美元骤降至第二季度的平均每桶27.95美元[198] - 2020年第二季度，NYMEX原油均价为每桶27.95美元，较2019年同期下降53%；天然气均价为每百万英热单位1.70美元，较2019年同期下降34%[200][201][202] 油井支出授权成本情况 - 2020年前六个月，公司选择参与的油井加权平均支出授权成本为760万美元，2019年为800万美元[196] 未平仓衍生品情况 - 截至2020年6月30日，公司未平仓原油价格互换总量为1270万桶，加权平均价格约为每桶56.05美元；未平仓天然气价格互换总量为1280万百万英热单位，加权平均价格约为每百万英热单位2.41美元[203] 销售收入情况 - 2020年第二季度，公司石油销售收入为2878.4万美元，较2019年同期下降79%；天然气和NGLs销售收入为 - 812万美元，2019年同期为1003.7万美元[206] - 2020年上半年总营收4.5482亿美元，2019年同期为1.7951亿美元，增幅153%[228] 商品衍生品损益情况 - 2020年第二季度，公司商品衍生品净损益为亏损7260万美元，2019年同期为盈利3660万美元[210] - 2020年第二季度，公司已结算商品衍生品收益为7740万美元，较2019年同期的470万美元大幅增加[211] - 2020年第二季度，公司未结算商品衍生品损益为亏损1.501亿美元，2019年同期为盈利3190万美元[212] - 2020年上半年商品衍生品净收益为3.039亿美元，2019年同期为亏损1.03亿美元[231] - 2020年上半年已结算商品衍生品收益为1.089亿美元，2019年同期为1730万美元，主要因2020年上半年NYMEX原油均价下降[232] 各项费用情况 - 2020年第二季度，公司生产费用为2660万美元，较2019年同期的2610万美元略有增加；生产税为190万美元，较2019年同期的1400万美元大幅下降[213][214] - 2020年第二季度，公司一般及行政费用为470万美元，较2019年同期的520万美元有所下降[215] - 2020年第二季度DD&A为3680万美元，2019年同期为4610万美元，单位耗竭费用从2019年第二季度的每桶油当量14.41美元增至2020年的16.80美元，增幅17%[216] - 2020年第二季度利息费用为1400万美元，2019年同期为1780万美元，主要因债务利率降低和本金减少[219] - 2020年上半年生产费用为6400万美元，2019年同期为5080万美元，单位生产费用从2019年上半年的每桶油当量8.07美元增至2020年的10.41美元[234] - 2020年上半年生产税为1380万美元，2019年同期为2660万美元，因2020年上半年油气销售价格降低[235] - 2020年前六个月折耗、折旧、摊销和增值（DD&A）为9860万美元，2019年同期为9120万美元，每桶油当量折耗率增加10%，部分被产量水平下降2%所抵消[237] - 2020年前六个月利息费用（扣除资本化利息）为3050万美元，2019年同期为3730万美元，主要因利率降低和二次留置权票据交换减少利息支出[240] 债务清偿与收益情况 - 2020年第二季度债务清偿收益为20万美元，2019年同期债务清偿损失为40万美元[220] - 2020年前六个月债务清偿损失为530万美元，2019年同期为40万美元[241] 其他收益与损失情况 - 2020年前六个月未记录债务交换衍生工具，2019年同期收益为140万美元[242] - 2020年前六个月未记录或有对价收益（损失），2019年同期收益为2340万美元[243] 调整后净收入与EBITDA情况 - 2020年第二季度调整后净收入为1070万美元或每股摊薄收益0.02美元，2019年同期为4550万美元或每股摊薄收益0.12美元；2020年前六个月调整后净收入为3290万美元或每股摊薄收益0.06美元，2019年同期为6240万美元或每股摊薄收益0.16美元[246] - 2020年第二季度调整后EBITDA为6610万美元，2019年同期为1.108亿美元；2020年前六个月调整后EBITDA为1.747亿美元，2019年同期为2.156亿美元[247] 票据回购与注销情况 - 2020年第一季度公司回购并注销7670万美元2023年到期的8.500%高级担保二次留置权票据，第二季度又注销3020万美元该票据[257] 未偿还债务情况 - 截至2020年6月30日，公司未偿还债务包括循环信贷安排借款5.68亿美元、二次留置权票据本金2.973亿美元和无担保VEN Bakken票据本金1.3亿美元[258] - 截至2020年6月30日，循环信贷安排的借款基数为8亿美元，未偿还借款5.68亿美元，7月8日借款基数降至6.6亿美元，预计借款可用性为9200万美元[273] - 截至2020年6月30日，公司2023年到期的次级留置权票据未偿还本金为2.973亿美元，无担保VEN Bakken票据未偿还本金为1.3亿美元，A类优先股流通股数为2294702股，清算优先权总计2.295亿美元[274][275][276] - 截至2020年6月30日，2023年到期的二级抵押票据未偿还本金为2.973亿美元，利率8.500%[274] - 截至2020年6月30日，无担保VEN Bakken票据未偿还本金为1.3亿美元[275] - 截至2020年6月30日，A类优先股有2294702股流通在外，清算优先权总计2.295亿美元，股息率6.500%[276] 营运资金情况 - 截至2020年6月30日，公司营运资金盈余2590万美元，而2019年12月31日为赤字7040万美元，流动资产增加7210万美元，流动负债减少2430万美元[263] 商品衍生掉期合约情况 - 截至2020年6月30日，公司已签订商品衍生掉期合约，为2020年剩余时间对冲490万桶石油，平均价格为每桶58.25美元，为2021年对冲780万桶石油，平均价格为每桶54.67美元；还签订了天然气衍生掉期合约，为2020年剩余时间对冲320万MMbtu天然气，平均价格为每MMbtu2.35美元，为2021年对冲960万MMbtu天然气，平均价格为每MMbtu2.43美元[264] 现金流量情况 - 2020年和2019年上半年，经营活动提供的净现金分别为2.022亿美元和1.983亿美元，投资活动使用的现金分别为1.905亿美元和1.911亿美元，融资活动使用的现金分别为2600万美元和670万美元[265] - 2020年上半年经营活动净现金增加，原因是营运资金变化和利息成本降低，但部分被实现价格降低和产量下降所抵消，营运资金等项目增加5550万美元，而2019年同期增加1720万美元[266] - 2020年上半年投资活动使用现金减少，归因于2019年上半年支付的收购定金减少3100万美元，但被开发和收购支出增加3020万美元基本抵消，6月30日应付账款中的资本支出分别为9250万美元（2020年）和1.511亿美元（2019年）[267] - 2020年上半年经营活动提供的净现金为2.022亿美元，2019年同期为1.983亿美元，增长主要因营运资金变化和利息成本降低[265][266] - 2020年和2019年上半年投资活动使用的现金分别为1.905亿美元和1.911亿美元，2020年减少归因于收购定金减少和开发收购支出增加[265][267] - 2020年上半年融资活动使用的净现金为2600万美元，2019年同期为670万美元，2020年主要用于回购二级抵押票据和偿还循环信贷安排[265][271] - 2020年上半年现金净变化为 - 142.29万美元，2019年为43.6万美元[265] - 2020年上半年营运资金等项目增加5550万美元，2019年同期增加1720万美元[266]

生产规模相关 - 截至2020年3月31日，公司参与6251口总井（464.8口净井）生产[175] - 2020年第一季度新增108口总井（7.3口净井）投入生产[176] - 截至2020年3月31日，公司租赁约183245英亩净土地，其中约89%已开发[176] 产量数据相关 - 2020年第一季度，公司平均日产量约43735桶油当量/天，其中约79%为石油，较去年同期增长约28%[176] - 2020年第一季度，公司石油净产量为313.838万桶，较2019年同期增长24%；天然气和天然气凝析液净产量为504.912万立方英尺，较2019年同期增长47%[201] - 2020年和2019年第一季度，石油分别占公司总产量的79%和82%[230] 资本支出相关 - 公司将2020年开发资本支出预测降至1.75 - 2亿美元，较2019年实际支出减少53% - 59%[179] - 2020年前三个月，公司参与井的加权平均支出授权成本为760万美元，2019年为800万美元[192] - 2020年第一季度，公司油气资产资本化成本为8670万美元，实际现金支出为1.045亿美元[238] - 2020年和2019年第一季度，公司开发和收购活动现金支出分别为1.045亿美元和7790万美元，其中2020年钻探和开发资本支出7860万美元、油气资产收购支出2550万美元、其他资本支出40万美元，2019年对应支出分别为6960万美元、810万美元、20万美元[239] 套期保值相关 - 2020年最后九个月，公司平均约27000桶/天的石油产量按每桶58.05美元的加权平均纽约商品交易所西德克萨斯中质原油价格进行套期保值；2020年第一季度，原油产量平均为34488桶/天，约85%按每桶57.93美元的加权平均价格进行套期保值[180] - 截至2020年3月31日，公司未平仓商品价格互换合约总量为1510万桶，加权平均价格约为每桶56.45美元[198] - 截至2020年3月31日，公司已签订商品衍生互换合约，为2020年剩余时间对冲740万桶石油，平均价格为每桶58.05美元；2021年对冲630万桶，平均价格为每桶55.41美元；2022年对冲140万桶，平均价格为每桶52.57美元[234] - 截至2020年3月31日，公司未平仓商品互换合约按季度统计，如2020年Q2原油2568278桶，加权平均价格57.67美元/桶等[256] - 2019年公司对冲约76%的原油产量，2020年第一季度为约85%[230] 债务相关 - 2021年1月1日到期的无担保VEN巴肯票据本金为6500万美元[181] - 2020年1月，公司回购并注销本金7670万美元的8.500%高级有担保第二留置权票据[228] - 截至2020年3月31日，公司未偿还债务为1047.5万美元，流动性为2.185亿美元[229] - 截至2020年3月31日，循环信贷安排借款基数为8亿美元，未偿还借款为5.9亿美元，可用借款额度为2.1亿美元[243] - 截至2020年3月31日，2023年到期的第二留置权票据未偿还本金为3.275亿美元，利率为8.500%[244] - 截至2020年3月31日，无担保VEN Bakken票据未偿还本金为1.3亿美元[245] - 截至2020年3月31日，A类优先股流通股数为2294702股，清算优先权总计2.295亿美元，股息率为6.500%[246] - 截至2020年3月31日，公司长期债务包括固定和浮动利率借款，使用利率互换将部分可变利率债务转换为固定利率债务，利率互换总名义金额为2亿美元[258][259] - 短期利率上升1%，公司2020年3月31日浮动利率债务将增加约390万美元年度利息支出[259] 资产减值相关 - 若2020年3月31日结束的前12个月石油和天然气价格分别为每桶45.87美元和每百万英热单位2.07美元，公司油气资产预计将减值超6亿美元[183] 价格相关 - 2020年第一季度，公司石油价格与纽约商品交易所基准价格的差价为每桶8.50美元，2019年第一季度为每桶6.19美元[191] - 2020年第一季度，油价从1月初的每桶63美元骤降至3月底略高于20美元，4月29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每桶15.06美元[194] - 2020年第一季度，平均纽约商品交易所油价为每桶45.57美元，较2019年同期下降17%；公司实现的油价较2019年第一季度下降12%[197] 收入相关 - 2020年第一季度，公司石油销售收入为1.16333亿美元，较2019年同期下降6%；天然气和天然气凝析液销售收入为1386.3万美元，较2019年同期增长53%[201] - 2020年第一季度，公司商品衍生品净收益为3.766亿美元，而2019年第一季度为亏损1.396亿美元[204] - 2020年第一季度调整后净收入为2170万美元或摊薄后每股0.04美元，2019年同期为2780万美元或摊薄后每股0.07美元[218] - 2020年第一季度调整后EBITDA为1.08亿美元，2019年同期为1.048亿美元[219] 费用相关 - 2020年第一季度，公司生产费用为3733.5万美元，较2019年同期增长51%；生产税为1189.6万美元，较2019年同期下降5%[201] - 2020年第一季度，公司一般及行政费用为487.1万美元，较2019年同期下降19%；折旧、损耗、摊销和增值费用为6180.9万美元，较2019年同期增长37%[201] - 2020年第一季度，公司净利息费用为1660万美元，较2019年同期下降19.5%；债务清偿损失为550万美元，2019年同期无此项损失[212][213] - 2020年第一季度，公司未记录债务交换衍生品收益，而2019年第一季度为收益630万美元[214] - 2020年第一季度未记录或有对价收益（损失），2019年第一季度为收益140万美元[215] 资金流动相关 - 截至2020年3月31日，公司营运资金盈余为1.198亿美元，2019年12月31日为赤字7040万美元[233] - 2020年第一季度经营活动净现金为1.007亿美元，2019年同期为9890万美元[236] - 2020年和2019年前三个月投资活动所用现金分别为1.045亿美元和7790万美元[237] - 2020年第一季度融资活动净现金使用量为370万美元，2019年同期为1940万美元[240]

油气产量数据 - 2019年石油净产量11325418桶，天然气和NGLs净产量16590774千立方英尺，总产量14090547桶油当量，较2018年分别增长45.4%、79.9%、51.1%[250] - 2019年和2018年石油分别占总生产量的80%和84%，分别对冲约76%和64%的原油产量[343] - 截至2019年12月31日，公司的天然气产量处于平衡状态[380] 油气销售价格 - 2019年石油平均销售价格为50.74美元/桶，天然气和NGLs为1.60美元/千立方英尺，实现价格（含所有已实现衍生品结算）为45.82美元/桶油当量[250] 生产费用相关 - 2019年生产费用为1.189亿美元，较2018年的6660万美元增长78%，单位生产费用从2018年的7.15美元/桶油当量增至8.44美元/桶油当量，增长18%[316] 油井开发与数量 - 2019年开发油井615口（净43.0口），2018年为505口（净31.2口），2017年为354口（净16.9口）[252] - 截至2019年12月31日，累计生产油井总数为6156口（净458.7口），其中北达科他州6033口（净444.4口）[254] 土地资产情况 - 截至2019年12月31日，公司主要资产包括约182854净英亩土地，约90%的总面积已开发[255][256] - 2019 - 2024年及以后待到期净英亩数分别为2624、3379、6781、2755、3249英亩，总计18788英亩[259] 折耗费用情况 - 2019年油气资产折耗费用为2.0905亿美元，折耗费用为14.84美元/桶油当量，2018年分别为1.18974亿美元和12.75美元/桶油当量[265] - 2019年折耗、折旧、摊销及增值（DD&A）为2.102亿美元，2018年为1.198亿美元，2017年为5950万美元；2019年折耗费用为每桶油当量14.84美元，2018年为12.75美元，2017年为10.89美元[320] - 2019年较2018年折耗费用增加是由于产量水平提高51%和每桶油当量折耗率提高16%；2018年较2017年折耗费用增加是由于产量水平提高73%和每桶油当量折耗率提高17%[320] - 2019年12月31日止年度，公司每桶油当量的平均折耗费用为14.84美元；若估计的净已探明储量减少10%，每桶油当量的折耗率将增加2.28美元[375] 衍生品相关数据 - 2019年按市值计价的衍生品损失为1.732亿美元，2018年为收益2.079亿美元，2017年为损失1840万美元[315] 生产税情况 - 2019年生产税为5780万美元，占油气销售的9.6%，2018年为4530万美元，占比9.2%，2017年为2060万美元，占比9.2%[317] 一般及行政费用 - 2019年一般及行政费用为2360万美元，2018年为1460万美元，2017年为1900万美元[318] 利息费用情况 - 2019年利息费用（扣除资本化利息后）为7920万美元，2018年为8600万美元，2017年为7030万美元[323] 债务清偿与交换情况 - 2019年债务清偿损失为2320万美元，2018年为1.734亿美元，2017年为100万美元[324] - 2019年债务交换衍生工具负债收益为140万美元，2018年为损失60万美元，2017年无此类收益或损失[325] 或有对价损失 - 2019年和2018年或有对价损失分别为2950万美元和2900万美元，2017年无此类收益或损失[326] 所得税情况 - 2019年、2018年和2017年所得税收益分别为0、10万美元和160万美元，有效税率分别为0、0和14.6%[327] 净收入与亏损情况 - 2019年净亏损7630万美元（摊薄后每股亏损0.20美元），2018年净收入1.437亿美元（摊薄后每股收入0.61美元），2017年净亏损920万美元（摊薄后每股亏损0.15美元）[329] - 2019年调整后净收入为1.209亿美元（摊薄后每股0.31美元），2018年为1.407亿美元（摊薄后每股0.59美元），2017年为850万美元（摊薄后每股0.14美元）；2019年调整后EBITDA为4.542亿美元，2018年为3.493亿美元，2017年为1.447亿美元[330][331] - 2019年净亏损7631.8万美元，2018年净利润1.43689亿美元，2017年净亏损919.4万美元[337] 收购与再融资交易 - 2019年7月1日完成VEN Bakken收购，支付现金1.755亿美元、5602147股普通股和1.3亿美元2022年到期6.0%高级无抵押本票[339] - 2019年11月完成一系列再融资交易，循环信贷额度借款基数从4.25亿美元增至8亿美元，赎回2亿美元2023年到期8.500%高级有担保第二留置权票据，用发行6.500% A系列永久累积可转换优先股所得现金和借款偿还[340] 长期债务与流动性 - 截至2019年12月31日，长期债务包括循环信贷额度借款5.8亿美元、第二留置权票据4.177亿美元和无抵押VEN Bakken本票1.3亿美元，流动性为2.361亿美元，包括循环信贷额度可用借款基数2.2亿美元和手头现金1610万美元[341] 营运资金情况 - 截至2019年12月31日，营运资金赤字为7040万美元，2018年为310万美元，流动资产减少9540万美元，流动负债减少2800万美元[347] 衍生品合约对冲情况 - 截至2019年12月31日，已签订衍生品互换合约，对冲2020年980万桶、2021年620万桶和2022年140万桶石油，平均价格分别为每桶57.98美元、55.78美元和52.57美元[348] - 截至2019年12月31日，2020年Q1原油互换合约数量为2,649,356桶，加权平均价格为57.91美元；Q2数量为2,522,778桶，加权平均价格为57.61美元；Q3数量为2,409,348桶，加权平均价格为58.45美元；Q4数量为2,234,362桶，加权平均价格为57.99美元[402] - 截至2019年12月31日，2021年Q1原油互换合约数量为1,712,550桶，加权平均价格为56.74美元；Q2数量为1,610,708桶，加权平均价格为57.24美元；Q3数量为1,418,410桶，加权平均价格为54.35美元；Q4数量为1,409,506桶，加权平均价格为54.37美元[402] - 截至2019年12月31日，2022年Q1原油互换合约数量为453,780桶，加权平均价格为53.07美元；Q2数量为312,280桶，加权平均价格为52.30美元；Q3数量为306,576桶，加权平均价格为52.33美元；Q4数量为300,230桶，加权平均价格为52.35美元[402] - 若2021年12月31日左右对手方行使2021年0.1百万桶的期权，2021年Q1原油合约数量增加67,500桶，加权平均价格为57.63美元/桶；Q2增加68,250桶，加权平均价格为57.63美元/桶[402] - 若2022年12月31日左右对手方行使2022年2.4百万桶的期权，2022年Q1原油合约数量增加830,250桶，加权平均价格为55.01美元/桶；Q2增加839,475桶，加权平均价格为55.01美元/桶；Q3增加365,700桶，加权平均价格为55.15美元/桶；Q4增加365,700桶，加权平均价格为55.15美元/桶[404] 现金流量情况 - 2019年经营活动提供净现金3.397亿美元，2018年为2.443亿美元，增长原因是产量同比增长51%和利息成本降低，部分被实现价格下降9%抵消[350] - 2019年、2018年和2017年投资活动使用现金分别为5.691亿美元、4.745亿美元和1.192亿美元，主要用于钻探、开发和收购成本[351] - 2019年、2018年和2017年融资活动提供净现金分别为2.431亿美元、1.304亿美元和1.42亿美元[354] 优先股情况 - 截至2019年12月31日，公司有150万股6.500% A系列永久累积可转换优先股流通在外，清算优先权总计1.5亿美元[358] 合同义务与承诺 - 2019年12月31日，公司的合同义务和承诺包括：办公室租赁70.1万美元、长期债务11.27733亿美元、债务现金利息费用2588.38万美元，总计1.387272亿美元[363] 已探明油气储量情况 - 公司约41%的已探明油气储量被归类为已探明未开发储量[369] - 独立石油工程师评估了公司100%的估计已探明储量及其相关的税前未来净现金流[371] 全额成本减值费用 - 2019年、2018年和2017年12月31日止年度，公司未记录任何全额成本减值费用[377] 递延所得税资产 - 截至2019年和2018年12月31日，公司分别记录了20万美元和40万美元的净递延所得税资产[383] - 2019年评估递延税资产是否可从未来净收入中收回时考虑了所有正负证据[386] 美国法案影响 - 2017年12月22日美国颁布法案，公司完成分析，预计过渡影响不会产生重大变化[388] 表外安排情况 - 公司目前没有对投资者有重大影响的表外安排[396] 长期债务利率情况 - 截至2018年12月31日，公司长期债务包含固定和浮动利率借款[405] - 2019年12月31日，公司浮动利率债务短期利率每增加1%，将增加约580万美元的年度利息费用[406]

公司生产规模情况 - 截至2019年9月30日，公司参与6024口毛井（444.0口净井）的生产[184] - 截至2019年9月30日，公司租赁约183518净英亩土地，其中约89%已开发[187] - 截至2019年9月30日，净生产井数量为444口，较2018年的284.3口增长56%[220] 公司收购情况 - 2019年7月1日，公司完成收购约90.1口净生产井和3.3口净在建井以及约18000净英亩土地，收购对价公允价值估计为3.124亿美元[185] - 2019年7月1日，公司完成VEN Bakken收购，支付总估计对价包括1.721亿美元现金、5602147股普通股和1.3亿美元本金的6.0%高级无担保本票[246] 收购对产量的贡献 - 2019年第三季度，收购贡献公司平均日产量约17%，即约6949桶油当量/天[185] 公司产量情况 - 2019年第三季度，公司平均日产量约40786桶油当量/天，其中约80%为石油，较去年同期增长约53%[186] - 2019年第三季度石油产量300.28万桶，天然气和NGLs产量449.69万立方英尺，总产量375.23桶油当量，较2018年分别增长45%、91%、53%[203] - 2019年前九个月石油产量8106534桶，较2018年的5044482桶增长61%；天然气和NGLs产量11648580千立方英尺，较2018年的5684327千立方英尺增长105%；总产量10047964桶油当量，较2018年的5991870桶油当量增长68%[220] 油价相关情况 - 2019年第三季度，公司油价比纽约商品交易所（NYMEX）基准价格每桶折价5.48美元，2018年第三季度为每桶4.16美元[183] - 2019年第三季度，NYMEX原油平均价格为每桶56.41美元，较2018年同期低19%[198] - 2019年第三季度，公司实现的原油价格较2018年第三季度低4%[199] - 2019年第三季度石油平均销售价格为50.9美元/桶，较2018年下降22%，天然气和NGLs为1.15美元/千立方英尺，下降74%[203] - 2019年前九个月石油平均销售价格为每桶51.35美元，较2018年的每桶62.54美元下降18%；天然气和NGLs平均销售价格为每千立方英尺2.08美元，较2018年的每千立方英尺4.60美元下降55%[220] 公司参与井成本情况 - 2019年前九个月，公司参与井的加权平均支出授权成本为790万美元，2018年为810万美元[184] 公司商品价格互换合约情况 - 截至2019年9月30日，公司未平仓商品价格互换合约总量为1900万桶，加权平均价格约为每桶57.32美元[200] - 截至2019年9月30日，公司已签订衍生品掉期合约，为2019年剩余时间对冲250万桶石油，平均价格为每桶58.96美元；2020年对冲940万桶，平均价格为每桶58.53美元；2021年对冲570万桶，平均价格为每桶55.76美元；2022年对冲140万桶，平均价格为每桶52.57美元[254] - 截至2019年9月30日，公司有未平仓商品互换合约，涉及不同季度不同数量的石油，加权平均价格从52.30 - 59.15美元不等；还有未平仓商品基差互换合约，2019年10月1日 - 12月31日总量92万桶，平均差价为 - 2.41美元/桶[274][276] 公司营收情况 - 2019年第三季度总营收2.34亿美元，较2018年增长129%，其中石油销售1.53亿美元，增长13%，天然气和NGL销售515.3万美元，下降51%[203] - 2019年前九个月石油销售4.16259亿美元，较2018年的3.15186亿美元增长32%；天然气和NGL销售2426万美元，较2018年的2615.7万美元下降7%；总营收4.13389亿美元，较2018年的2.35729亿美元增长75%[220] 公司衍生品工具收益情况 - 2019年第三季度衍生品工具净收益7590万美元，2018年为亏损4310万美元，其中已结算衍生品收益1840万美元，2018年为亏损1290万美元[206][207] - 2019年前九个月衍生工具净亏损2710万美元，较2018年的1.056亿美元亏损有所减少；已结算衍生品收益3570万美元，而2018年亏损3330万美元；按市值计价的衍生品亏损6280万美元，较2018年的7230万美元亏损有所减少[223][224][225] 公司各项费用情况 - 2019年第三季度生产费用3230万美元，较2018年增长78%，单位生产费用从7.39美元/桶油当量增至8.62美元/桶油当量[203][209] - 2019年第三季度生产税1540万美元，较2018年增长13%，占油气销售的比例从9.3%增至9.7%[203][210] - 2019年第三季度一般及行政费用420万美元，较2018年下降10%，主要因非现金补偿费用减少160万美元[203][211] - 2019年第三季度折耗、折旧、摊销和增值费用5560万美元，较2018年增长84%，单位费用从12.31美元/桶油当量增至14.81美元/桶油当量[203][212] - 2019年第三季度净利息费用2150万美元，较2018年增长，主要因债务水平提高[213] - 2019年前九个月生产费用8314.6万美元，较2018年的4519.8万美元增长84%；生产税4194.4万美元，较2018年的3163.3万美元增长33%；一般及行政费用1550.6万美元，较2018年的959.3万美元增长62%；折耗、折旧、摊销和增值1.46791亿美元，较2018年的7148.5万美元增长105%[220] - 2019年前九个月利息费用（扣除资本化利息）为5880万美元，较2018年的6590万美元有所下降[230] 公司债务交换及或有对价损益情况 - 2019年第三季度债务交换衍生品损失2万美元，2018年为收益1310万美元，或有对价损失530万美元，2018年无此项[214][215] - 2019年前九个月债务交换衍生工具收益140万美元，较2018年的1310万美元收益有所减少；或有对价损失2860万美元，2018年无此项损益[231][232] 公司调整后净收入及EBITDA情况 - 2019年第三季度调整后净收入为3630万美元，摊薄后每股0.09美元，2018年同期为3450万美元，摊薄后每股0.11美元；2019年前九个月调整后净收入为9940万美元，摊薄后每股0.26美元，2018年同期为6390万美元，摊薄后每股0.34美元[236] - 2019年第三季度调整后EBITDA为1.244亿美元，2018年同期为9790万美元；2019年前九个月调整后EBITDA为3.4亿美元，2018年同期为2.244亿美元[237] 公司石油占比及对冲情况 - 2019年第三季度和2018年第三季度，石油分别占公司总生产体积的80%和84%；2018年公司对冲约64%的原油产量，2019年截至9月30日的三个月，对冲约81%的原油产量[248] 公司长期债务及流动性情况 - 截至2019年9月30日，公司长期债务包括循环信贷安排下的3.27亿美元借款、6.885亿美元的第二留置权票据本金和1.3亿美元的无担保VEN Bakken票据本金；流动性为9990万美元，包括循环信贷安排下9800万美元的借款基础可用性和190万美元的手头现金[247] 公司现金流情况 - 2019年截至9月30日的九个月，公司经营活动产生的现金流超过钻探和开发活动现金支出6300万美元[250] - 2019年截至9月30日的九个月，经营活动提供的净现金为2.693亿美元，2018年同期为1.264亿美元；投资活动使用的现金为4.179亿美元，2018年同期为3.101亿美元；融资活动提供的净现金为1.48169亿美元，2018年同期为1.94457亿美元；现金净变化为 - 45.6万美元，2018年同期为1078.3万美元[255] - 2019年截至9月30日的九个月，经营活动净现金增加是由于产量提高和利息成本降低，部分被实现价格降低（包括已结算衍生品的影响）抵消；营运资金和其他项目减少1530万美元，2018年同期减少3600万美元[256] - 2019年截至9月30日的九个月，投资活动使用现金增加归因于更高的开发支出和收购；9月30日，应付账款中包含的资本支出2019年为1.788亿美元，2018年为1.082亿美元[257] - 2019年前9个月，公司运营现金流超过钻探和开发活动现金支出6300万美元（不包括油气资产收购现金支出）[250] - 2019年前九个月经营活动提供的净现金为2.693亿美元，2018年同期为1.264亿美元；投资活动使用的净现金为4.179亿美元，2018年同期为3.101亿美元；融资活动提供的净现金为1.482亿美元，2018年同期为1.945亿美元[255] - 2019年前九个月经营活动净现金增加是由于产量提高和利息成本降低，但部分被实现价格降低所抵消；营运资金及其他项目减少1530万美元，2018年同期减少3600万美元[256] - 2019年前九个月投资活动现金使用增加归因于更高的开发支出和收购；9月30日应付账款中包含的资本支出，2019年为1.788亿美元，2018年为1.082亿美元[257] 公司营运资金情况 - 截至2019年9月30日，公司营运资金赤字为5870万美元，相比2018年12月31日的310万美元赤字有所增加；流动资产减少5630万美元，流动负债减少70万美元[253] - 2019年9月30日，公司营运资金赤字为5870万美元，而2018年12月31日为310万美元[253] 公司油气资产资本化及现金支出情况 - 2019年前9个月，公司油气资产资本化成本为6.193亿美元，实际现金支出为4.169亿美元[258] - 2019年前9个月，公司开发和收购活动现金支出为4.169亿美元，2018年同期为2.901亿美元[259] 公司循环信贷安排及票据情况 - 截至2019年9月30日，公司循环信贷安排借款基数为4.25亿美元，未偿还借款为3.27亿美元，可用借款额度为9800万美元[261] - 截至2019年9月30日，公司2023年到期的次级留置权票据未偿还本金为6.885亿美元，利率为8.5%[262] - 截至2019年9月30日，公司无担保VEN Bakken票据未偿还本金为1.3亿美元[263] 利率对公司利息支出的影响 - 短期利率上升1%，公司2019年9月30日的浮动利率债务每年将增加约170万美元的利息支出[278] 公司或有对价负债情况 - 公司因W Energy收购和Pivotal收购产生或有对价相关负债[279] - 2019年9月30日后需支付的或有对价金额取决于2019年7 - 10月公司普通股每日成交量加权平均价格与各适用协议中指定月度基准的比较[279] - 或有对价负债在资产负债表上按公允价值计量，每个报告期需调整至公允价值[280] - 公允价值使用蒙特卡罗模拟模型确定，重要输入包括公司普通股价格、基于美国国债利率的无风险利率、普通股波动率和预期日均交易量[280] - 这些计量属于公允价值层级中的第3级计量，负债公允价值变动计入运营报表的其他收入（费用）[280] - 输入的任何变化都会影响负债公允价值，并可能对每个报告期记录的收入或费用金额产生重大影响[280] - 截至2019年9月30日，剩余负债的总公允价值为1010万美元[281] - 负债对每个估值日公司普通股价格高度敏感[281] - 有关或有对价负债的更多信息见简明财务报表附注3和附注10[282]

公司生产规模情况 - 截至2019年6月30日，公司参与5057口毛井（340.6口净井）生产[174] - 截至2019年6月30日，公司租赁约163558净英亩土地，约89%已开发，100%位于北达科他州和蒙大拿州的威利斯顿盆地[175] - 2019年前六个月末净生产井数量为340.6口，较2018年的248.3口增长37%[209] 公司产量数据情况 - 2019年第二季度，公司平均日产量约34965桶油当量/天，其中约81%为石油，产量较去年同期增长约66%[175] - 2019年第二季度石油产量2562513桶，较2018年的1625788桶增长58%；天然气和NGLs产量3715936千立方英尺，较2018年的1736651千立方英尺增长114%；总产量3181835桶油当量，较2018年的1915230桶油当量增长66%[192] - 2019年前六个月石油产量5103745桶，较2018年的2980390桶增长71%；天然气和NGLs产量7151720千立方英尺，较2018年的3326165千立方英尺增长115%；总产量6295698桶油当量，较2018年的3534751桶油当量增长78%[209] 公司价格数据情况 - 2019年第二季度，公司对纽约商品交易所（NYMEX）基准价格的油价差为每桶5.29美元，2018年第二季度为每桶5.77美元[181] - 2019年第二季度，NYMEX原油平均价格为每桶59.89美元，较2018年同期低12%[186][187] - 2019年第二季度，公司结算衍生品后的实际油价较2018年同期高3%[187] - 2019年第二季度石油平均销售价格为每桶54.56美元，较2018年的62.20美元下降12%；天然气和NGLs平均销售价格为每千立方英尺2.70美元，较2018年的4.61美元下降41%[192] - 2019年前六个月石油平均销售价格为每桶51.65美元，较2018年的60.52美元下降15%；已结算衍生品对平均价格的影响为每桶3.39美元，2018年为 - 6.84美元；扣除已结算衍生品后的石油价格为每桶55.04美元，较2018年的53.68美元增长3%；天然气和NGLs平均销售价格为每千立方英尺2.67美元，较2018年的4.73美元下降44%；包含所有已实现衍生品结算的每桶油当量实现价格为47.65美元，较2018年的49.71美元下降4%[209] 公司成本数据情况 - 2019年前六个月，公司参与井的加权平均支出授权（AFE）成本为800万美元，2018年为810万美元[182] - 2019年第二季度生产费用为2610万美元，较2018年的1450万美元增长80%[198] - 2019年第二季度生产税为1400万美元，较2018年的1010万美元增长39%[199] - 2019年第二季度一般及行政费用为520万美元，较2018年的330万美元增长61%[200] - 2019年第二季度利息费用（扣除资本化利息后）为1780万美元，较2018年的2240万美元下降[202] - 2019年前六个月生产费用5079.9万美元，较2018年的2703.7万美元增长88%；生产税2655.3万美元，较2018年的1805.4万美元增长47%；一般及行政费用1130万美元，较2018年的491.8万美元增长130%；折耗、折旧、摊销和增值9122.5万美元，较2018年的4122.7万美元增长121%[209] - 2019年前六个月利息费用（扣除资本化利息）为3730万美元，较2018年的4550万美元下降[219] 公司营收及利润数据情况 - 2019年第二季度总营收1.8644亿美元，较2018年的6684.6万美元增长179%[192] - 2019年第二季度衍生品工具净收益为3660万美元，而2018年第二季度为亏损4220万美元[195] - 2019年第二季度已结算衍生品收益为470万美元，而2018年第二季度为亏损1230万美元[196] - 2019年第二季度按市值计价的衍生品收益为3190万美元，而2018年第二季度为亏损2990万美元[197] - 2019年前六个月石油销售2.63423亿美元，较2018年的1.8018亿美元增长46%；天然气和NGL销售1910.7万美元，较2018年的1574.8万美元增长21%；已结算衍生品收益1728万美元，2018年为亏损2039.7万美元；衍生品工具按市值计价亏损1.20311亿美元，较2018年的4207.7万美元增长186%；其他收入7000美元，较2018年的6000美元增长16%；总收入1.79506亿美元，较2018年的1.33459亿美元增长35%[209] - 2019年前六个月衍生品工具净亏损1.03亿美元，2018年为亏损6250万美元；已结算衍生品收益1730万美元，2018年为亏损2040万美元；衍生品按市值计价亏损1.20311亿美元，较2018年的4207.7万美元增长186%[212][213][214] - 2019年前六个月调整后净利润为6240万美元或每股摊薄收益0.16美元，2018年为2940万美元或每股摊薄收益0.22美元；调整后EBITDA为2.156亿美元，2018年为1.265亿美元[225][226] - 2019年前六个月债务交换衍生品收益为140万美元，2018年无此项收益；或有对价损失为2340万美元，2018年无此项损失[220][221] 公司税收情况 - 2019年和2018年前六个月均未就税前收入（亏损）记录所得税费用（收益）[222] 公司产量结构及对冲情况 - 2019年第二季度和2018年第二季度，石油分别占公司总生产体积的81%和85%；2018年公司对冲约64%的原油产量，2019年第二季度对冲约75%的原油产量[237] 公司债务及流动性情况 - 截至2019年6月30日，公司长期债务包括1.73亿美元循环信贷安排借款和6.885亿美元优先担保第二留置权票据本金总额；流动性为2.548亿美元，包括2.52亿美元循环信贷安排借款基础可用性和280万美元现金[236] - 截至2019年6月30日，公司营运资金赤字为9970万美元，而2018年12月31日为310万美元；流动资产减少9530万美元，流动负债增加120万美元[243] - 2018年10月公司签订7.5亿美元循环信贷协议，截至2019年6月30日，借款基数为4.25亿美元，未偿还借款为1.73亿美元，可用借款额度为2.52亿美元[251] - 截至2019年6月30日，2023年到期的8.5%高级有担保第二留置权票据未偿还本金为6.885亿美元[252] 公司收购情况 - 2019年7月1日，公司完成收购，支付1.701亿美元现金、5602147股普通股和1.3亿美元2022年到期6.0%高级无担保本票本金[239] 公司现金流情况 - 2019年上半年，公司运营现金流超过钻探和开发活动现金支出5820万美元（不包括油气资产收购现金支出）[240] - 2019年上半年和2018年上半年，公司经营活动提供的净现金分别为1.983亿美元和6360万美元；投资活动使用的净现金分别为1.911亿美元和1.597亿美元；融资活动（使用）提供的净现金分别为 - 672万美元和1.948亿美元；现金净变化分别为43.6万美元和9874万美元[245] - 2019年上半年经营活动提供的净现金增加，原因是产量提高和利息成本降低，部分被实现价格降低（包括已结算衍生品的影响）抵消；营运资金变化为增加1720万美元，而2018年同期为减少2020万美元[246] - 2019年上半年投资活动使用现金增加，归因于更高的开发支出和收购；6月30日，应付账款中包含的资本支出分别为1.511亿美元（2019年）和8010万美元（2018年）[247] - 2019年上半年，公司油气资产资本化成本为1.807亿美元，实际现金支出为1.595亿美元[248] - 2019年和2018年上半年开发与收购活动现金支出分别为1.595亿美元和1.597亿美元，其中钻探与开发资本支出分别为1.396亿美元和1.104亿美元，油气资产收购分别为0.194亿美元和0.49亿美元，其他资本支出分别为0.005亿美元和0.003亿美元[249] - 2019年上半年融资活动净现金使用为670万美元，2018年上半年融资活动提供现金为1.948亿美元[250] 公司衍生品合约情况 - 截至2019年6月30日，公司未平仓商品价格互换合约总量为1540万桶，加权平均价格约为每桶59.91美元[188] - 2019年7月1日 - 12月31日，未平仓商品基差互换合约总量为184万桶，加权平均价差为每桶 - 2.41美元[190] - 截至2019年6月30日，公司已签订衍生品掉期合约，为2019年剩余时间420万桶石油以每桶62.96美元的平均价格、2020年780万桶石油以每桶59.31美元的平均价格、2021年290万桶石油以每桶57.96美元的平均价格、2022年50万桶石油以每桶55.06美元的平均价格进行套期保值[244] - 截至2019年6月30日，未平仓商品互换合约涉及不同季度的原油交易量和加权平均价格，如2019年Q3为205.748万桶，价格为62.93美元/桶[261] - 截至2019年6月30日，未平仓商品基差互换合约2019年7月1日 - 12月31日总交易量为184万桶，平均差价为 - 2.41美元/桶[263] 公司利率影响情况 - 公司长期债务包含固定和浮动利率，高级有担保票据固定年利率为8.5%，循环信贷协议为浮动利率，短期利率上升1%，每年将增加约170万美元利息支出[264][265] - 短期利率上升1%，公司2019年6月30日的浮动利率债务每年将增加约170万美元的利息支出[265] 公司或有对价及债务交换衍生工具负债情况 - 因W Energy收购和Pivotal收购，公司产生或有对价相关负债，2019年6月30日后需支付的金额取决于2019年7 - 10月公司普通股每日成交量加权平均价格与各适用协议中指定月度基准的比较[266] - 或有对价负债在资产负债表中列示，需在每个报告期调整至公允价值，采用蒙特卡罗模拟模型确定公允价值[267] - 或有对价负债公允价值计量的重要输入包括公司普通股价格、基于美国国债利率的无风险利率、普通股波动率和预期日均交易量，属于公允价值层级中的第3级计量[267] - 截至2019年6月30日，或有对价剩余负债的总公允价值为3700万美元，该负债对每个估值日公司普通股价格高度敏感[268] - 2018年，公司与此前未偿还无担保票据持有人签订某些交换协议，产生未来对价相关负债，2019年6月30日后需支付的金额取决于公司普通股在指定计量期间的交易价格与各适用交换协议中指定基准的比较[269] - 债务交换衍生工具负债在资产负债表中列示，需在每个报告期调整至公允价值，采用蒙特卡罗模拟模型确定公允价值[270] - 债务交换衍生工具负债公允价值计量的重要输入包括公司普通股价格、基于美国国债利率的无风险利率、普通股波动率和预期日均交易量，属于公允价值层级中的第3级计量[270] - 截至2019年6月30日，债务交换衍生工具剩余负债的总公允价值为280万美元，该负债对每个估值日公司普通股价格高度敏感[271]

公司生产规模情况 - 截至2019年3月31日，公司参与4918口毛井（332.5口净井）生产[168] - 截至2019年3月31日，公司租赁约160394净英亩土地，其中约90%已开发，100%位于北达科他州和蒙大拿州的威利斯顿盆地[169] - 2019年第一季度末净生产井数量为332.5口，较2018年的234.7口增长42%[186] 公司产量数据情况 - 2019年第一季度，公司平均日产量约为34598桶油当量/天，其中约82%为石油，较去年同期增长约92%[169] - 2019年第一季度石油产量254.1232万桶，较2018年的135.4602万桶增长88%；天然气和NGLs产量343.5784万立方英尺，较2018年的158.9514万立方英尺增长116%；总产量311.3863桶油当量，较2018年的161.9521桶油当量增长92%[186] - 2019年和2018年第一季度，石油分别占公司总产量的82%和84%；2018年公司对冲了约64%的原油产量，2019年第一季度对冲了约70% [215] - 2019年第一季度和2018年第一季度，石油分别占公司总生产体积的82%和84%，2018年公司对冲约64%的原油产量，2019年第一季度对冲约70%的原油产量[215] 价格相关情况 - 2019年第一季度，公司油价比纽约商品交易所（NYMEX）基准价格每桶折价6.19美元，2018年第一季度为每桶4.46美元[175] - 截至2019年3月31日，三个月内NYMEX天然气平均价格为2.93美元/千立方英尺，2018年为2.85美元/千立方英尺；NYMEX石油平均价格为54.87美元/桶，较2018年同期低13% [180][181] - 2019年第一季度，公司实现的石油价格较2018年第一季度高2%，原因是已结算衍生品平均价格每桶上涨18% [181] - 2019年第一季度石油平均销售价格为48.64美元/桶，较2018年的58.43美元/桶下降17%；天然气和NGLs平均销售价格为2.64美元/千立方英尺，较2018年的4.87美元/千立方英尺下降46%[186] 成本相关情况 - 2019年前三个月，公司参与井的加权平均支出授权（AFE）成本为820万美元，2018年为810万美元[176] - 2019年第一季度生产费用2466.6万美元，较2018年的1248.8万美元增长98%；生产税1252万美元，较2018年的792.2万美元增长58%；一般及行政费用605万美元，较2018年的166.7万美元增长263%；折旧、损耗、摊销和增值4513.4万美元，较2018年的1863.1万美元增长142%[186] 营收与利润情况 - 2019年第一季度石油销售1.23613亿美元，较2018年的7914.3万美元增长56%；天然气和NGL销售907万美元，较2018年的773.8万美元增长17%；总营收亏损69.34万美元，较2018年的6661.3万美元下降110%[186] - 2019年第一季度衍生工具净亏损1.396亿美元，较2018年的2030万美元亏损增加；已结算衍生工具收益1250万美元，而2018年亏损810万美元；按市值计价的衍生工具亏损1.522亿美元，较2018年的1210万美元亏损增加[189][190][191] - 2019年第一季度利息费用（扣除资本化利息）为1950万美元，较2018年的2310万美元下降[196] - 2019年第一季度债务交换衍生工具收益630万美元，2018年无此项收益；或有对价收益140万美元，2018年无此项收益[197][198] - 2019年第一季度调整后净收入为2780万美元（摊薄后每股0.07美元），较2018年的1130万美元（摊薄后每股0.17美元）增加[202] - 2019年第一季度调整后EBITDA为1.048亿美元，较2018年的5600万美元增加[203] - 2019年第一季度调整后净利润为2782.2万美元，2018年同期为1125.3万美元；2019年第一季度调整后EBITDA为1.04761亿美元，2018年同期为5595.8万美元[208][210] 衍生品合约情况 - 截至2019年3月31日，公司未平仓商品价格互换合约总量为1480万桶，加权平均价格约为60.50美元/桶[182] - 截至2019年3月31日，2019 - 2022及以后各年未平仓商品价格互换合约加权平均价格分别为63.16美元/桶、59.29美元/桶、58.16美元/桶、55.00美元/桶[183] - 截至2019年3月31日，04/01/19 - 12/31/19结算期的未平仓商品基差互换合约总量为284.1万桶，加权平均差价为 - 2.42美元/桶[184] - 截至2019年3月31日，公司已签订衍生品互换合约，为2019年剩余时间的550万桶石油、2020年的640万桶石油、2021年的270万桶石油和2022年的10万桶石油进行套期保值，平均价格分别为每桶63.16美元、59.29美元、58.16美元和55.00美元[222] - 截至2019年3月31日，公司未平仓商品互换合约中，2019年Q2 - Q4分别为1888250、1850480、1796300桶，加权平均价格分别为62.95、63.08、63.47美元[239] - 截至2019年3月31日，公司未平仓商品基差互换合约结算期为2019年4月1日 - 12月31日，总交易量284.1万桶，加权平均差价为 - 2.42美元/桶[241] - 2019年3月31日未平仓原油互换合约按季度加权平均价格从55 - 63.47美元不等，对应数量从13.5 - 188.825万桶[239] - 2019年4月1日 - 12月31日未平仓商品基差互换合约总交易量284.1万桶，加权平均差价为 - 2.42美元/桶[241] 公司债务情况 - 截至2019年3月31日，长期债务包括循环信贷安排下的1.47亿美元借款和6.969亿美元的第二留置权票据，流动性为2.819亿美元[214] - 2018年10月5日，公司与加拿大皇家银行签订7.5亿美元的循环信贷安排，截至2019年3月31日，借款基数为4.25亿美元，已使用1.47亿美元，可用借款额度为2.78亿美元[229] - 截至2019年3月31日，公司2023年到期的8.500%高级有担保第二留置权票据未偿还本金为6.969亿美元[230] - 截至2019年3月31日，公司长期债务包含固定和浮动利率借款，高级有担保票据现金年利率为8.5%，潜在实物支付（PIK）年利率为1%；循环信贷安排利率为浮动利率[242] - 2019年3月31日短期浮动利率债务短期利率每增加1%，公司每年将增加约150万美元利息费用[243] - 截至2019年3月31日，或有对价剩余负债公允价值总计3720万美元，债务交换衍生品剩余负债公允价值总计920万美元，两者均对公司普通股价格高度敏感[246][250] 公司现金流情况 - 2019年第一季度，公司运营现金流超过钻探和开发活动现金支出2910万美元，预计未来将继续产生现金流盈余[218] - 2019年第一季度公司经营活动现金流超过钻探和开发活动现金支出2910万美元，预计未来将继续产生现金流盈余（不包括收购现金支出）[218] - 2019年第一季度经营活动净现金为9890万美元，2018年同期为4550万美元；投资活动使用现金分别为7790万美元和5800万美元；融资活动使用现金分别为1940万美元和20万美元[223] - 2019年第一季度经营活动净现金流入9890万美元，2018年同期为4550万美元，增长主要因产量提高和利息成本降低[223][224] - 2019年第一季度投资活动净现金流出7790万美元，2018年同期为5800万美元，增加归因于开发支出和收购增加[223][225] - 2019年第一季度融资活动净现金流出1940万美元，2018年同期为20万美元，2019年主要用于回购普通股和结算或有对价及债务交换衍生负债[223][228] 公司营运资金情况 - 截至2019年3月31日，公司营运资金赤字为9960万美元，而2018年12月31日为310万美元[221] - 2019年3月31日公司营运资金赤字为9960万美元，2018年12月31日为310万美元；流动资产减少1.02亿美元，流动负债减少550万美元[221] 公司收购情况 - 2019年4月18日，公司签订购买协议，预计7月1日完成收购，将支付1.65亿美元现金、5602147股普通股和1.3亿美元6.0%的高级无担保本票[217] - 2019年4月18日公司签订购买协议，预计7月1日完成收购，将支付1.65亿美元现金、5602147股普通股和1.3亿美元本金的6%高级无担保本票[217]

产量数据 - 2018年石油净产量7790182桶，天然气和NGLs净产量9224766千立方英尺，总产量9327643桶油当量，较2017年分别增长71.7%、77.8%、72.7%[258] - 2018 - 2017年石油占公司总生产体积的84%，2018和2017年分别对冲约64%和62%的原油产量[352] - 截至2018年12月31日，公司天然气产量处于平衡状态[418] - 2018 - 2016年公司分别新增31.2口（不包括收购的已生产井）、16.9口和10.7口净井投入生产[368] 销售价格 - 2018年石油平均销售价格为57.78美元/桶，天然气和NGLs为4.74美元/千立方英尺，实现价格为50.50美元/桶油当量[258] 生产费用 - 2018年生产费用为7.15美元/桶油当量，较2017年的9.21美元/桶油当量下降22.4%[258] - 2018年生产费用为6660万美元，较2017年的4970万美元增长34%，单位成本从2017年的每桶油当量9.21美元降至2018年的7.15美元，降幅22%[327] 油井开发 - 2018年开发油井505口（净31.2口），较2017年的354口（净16.9口）增长42.7%[260] - 截至2018年12月31日，北达科他州和蒙大拿州累计净生产油井分别为314.1口和11.0口，总数为325.1口[262] 土地资产 - 截至2018年12月31日，公司主要资产包括约157083净英亩土地，约92%已开发[263][264] - 2018年和2017年分别收购约10932和1934净英亩租赁权益[265] - 2018 - 2023年及以后将到期的净英亩数分别为5160、907、1428、2056、3324，总计12875净英亩[267] 减值情况 - 2016年记录非现金上限测试减值2.37亿美元，2018年和2017年未记录减值[272] - 2016年公司对石油和天然气资产计提2.37亿美元非现金上限测试减值，2017和2018年无减值[333] - 2016年公司记录了2.37亿美元的完全成本减值费用，2017年和2018年未记录[415] 衍生品收益 - 2018年按市值计价的衍生品收益为2.079亿美元，2017年和2016年分别为损失0.184亿美元和0.763亿美元[326] 生产税 - 2018年生产税为4530万美元，较2017年的2060万美元增加，2018、2017、2016年平均生产税率分别为9.2%、9.2%、9.7%[328] 一般及行政费用 - 2018年一般及行政费用为1460万美元，低于2017年的1900万美元和2016年的1480万美元[329] 折耗、折旧、摊销及增值费用 - 2018年折耗、折旧、摊销及增值费用为1.198亿美元，较2017年的5950万美元和2016年的6120万美元增加，2018年折耗费用为每桶油当量12.75美元[331] - 2018年公司平均单位产量折耗费用为每桶油当量12.75美元，若2018年底估计的净探明储量减少10%，12个月单位折耗率将增加每桶油当量3.03美元[413] 利息费用 - 2018年利息费用为8600万美元，较2017年的7030万美元和2016年的6450万美元增加[335] 债务清偿损失 - 2018年债务清偿损失为1.734亿美元，2017年为100万美元，2016年无此项损失[336] 其他损失 - 2018年公司分别确认债务交换衍生工具损失60万美元和或有对价损失2900万美元，2017和2016年无此类损失[337][338] 所得税 - 2018、2017、2016年公司分别确认所得税收益10万美元、160万美元和140万美元，有效税率分别为0、14.6%、0.5%[339] 净收入及相关指标 - 2018年公司净收入为1.437亿美元，调整后净收入为1.407亿美元，调整后息税折旧摊销前利润为3.493亿美元，均高于2017和2016年[342][343][344] - 2018年净收入为143,689,000美元，2017年为亏损9,194,000美元，2016年为亏损293,494,000美元[348][350] 衍生合约对冲 - 截至2018年12月31日，公司有衍生互换合约分别对冲2019 - 2021年约690万桶、420万桶和130万桶石油，平均每桶价格分别为63.32美元、61.01美元和61.18美元[353] - 2019 - 2021年公司分别签订了约690万、420万和130万桶石油的衍生掉期合约，平均每桶价格分别为63.32美元、61.01美元和61.18美元[366] 债务交换与发行 - 2018年1月31日，公司与持有约4.967亿美元（占总本金71%）的高级无担保票据持有人达成交换协议，交换为约1.55亿美元普通股和约3.443亿美元新高级有担保第二留置权票据[355] - 2018年公司共发行3280万股普通股，以交换本金为1.005亿美元的高级无担保票据[356] - 2018年公司发行了总计6.952亿美元的第二留置权票据，包括3.443亿美元的原始票据、3.5亿美元的额外票据和90万美元的实物支付票据[379] 再融资交易 - 2018年10月，公司完成一系列再融资交易，包括发行3.5亿美元第二留置权票据、签订新的循环信贷协议等[357] 现金及债务情况 - 截至2018年12月31日，公司现金为240万美元，长期债务包括循环信贷协议下的1.4亿美元借款和6.951亿美元高级有担保第二留置权票据[358] - 截至2018年12月31日，公司营运资金赤字为310万美元，2017年为盈余2920万美元，2018年流动资产增加7570万美元，流动负债增加1.08亿美元[364] - 截至2018年12月31日，公司长期债务为8.302亿美元，包括2023年到期的6.902亿美元第二留置权票据和循环信贷安排下的1.4亿美元借款，循环信贷安排下可用借款额度为2.85亿美元[372] - 截至2018年12月31日，办公室租赁未来付款义务总计105.3万美元，长期债务8.3514亿美元，债务现金利息支出3.5327亿美元，债务交换衍生负债183.35万美元，或有对价586.62万美元，总计1.26646亿美元[401] 现金流情况 - 2018年公司运营现金流超过钻探和开发活动现金支出2760万美元[361] - 2018 - 2016年经营活动净现金分别为2.44262亿美元、7296.7万美元和1.01892亿美元，投资活动净现金分别为 - 4.74519亿美元、 - 1.1924亿美元和 - 9096.4万美元，融资活动净现金分别为1.30431亿美元、1.4197亿美元和 - 783.2万美元[365] - 2018年经营活动提供的净现金增加，原因是商品价格改善和产量同比增长73%，但结算衍生品减少2670万美元部分抵消了增长；2017年经营活动提供的净现金下降，原因是结算衍生品减少5780万美元，不过产量同比增长8%和商品价格改善部分抵消了下降[366] - 2018 - 2016年投资活动使用的现金流量分别为4.745亿美元、1.192亿美元和9100万美元，主要是由于钻探、开发和收购成本的资本支出[368] - 2018 - 2016年融资活动提供（使用）的净现金分别为1.304亿美元、1.42亿美元和 - 780万美元[371] 信贷安排 - 2018年10月5日，公司签订了7.5亿美元的新循环信贷安排，初始借款基数为4.25亿美元，借款基数每半年重新确定一次[373][374] - 公司的定期贷款信贷协议于2018年10月5日再融资交易完成时全额偿还，此前协议提供最高5亿美元定期贷款，公司已借入3600万美元[387][388] - 定期贷款信贷协议下借款年利率为“调整后伦敦银行同业拆借利率”（下限1.00%）加7.75%的利差，违约时年利率为3.00%加当时有效利率[389] - 未使用延迟提取承付款项需按2.00%的年利率支付承诺费，提前还款等情况在特定时间前需支付收益率维持金额和赎回保护金额，赎回保护金额比例为4.00%或2.00%[390] 票据发行与赎回 - 2012年5月18日按面值发行3亿美元8.000%高级无担保票据，2013年5月13日按面值105.25%发行2亿美元，2015年5月18日按面值95.000%发行2亿美元，净收益分别约为2.912亿、2.001亿和1.849亿美元[393] - 2018年10月11日赎回并全额偿还所有剩余未偿还的无担保票据[392] - 2018年6月1日及之后，公司可按本金的100%加应计未付利息赎回部分或全部票据[394] 资本支出预算 - 2019年资本支出预算由董事会批准，金额、时间和分配可根据多种因素调整[396] 储量情况 - 约44%的已探明石油和天然气储量被归类为已探明未开发储量[408] - 独立石油工程师评估了公司100%的估计已探明储量及其相关的税前未来净现金流[410] 会计核算方法 - 公司采用完全成本法核算石油和天然气投资，与成功努力法的主要区别在于对勘探干井成本的处理[412] - 公司依据FASB ASC Topic 606确认收入，自2018年1月1日起采用修订后追溯法[416] 衍生工具管理 - 公司使用衍生工具管理石油和天然气价格波动的市场风险，衍生工具按公允价值计量[419][420] 资产退休义务 - 公司记录资产退休义务的公允价值，负债按现值增值，资本化成本按产量法或使用寿命折旧[427] 业务合并核算 - 公司采用收购法核算业务合并，过去三年完成的业务合并主要是原油和天然气资产，未确认商誉或廉价购买收益[429][432] 资产负债表外安排 - 公司目前没有对投资者有重大影响的资产负债表外安排[434] 递延所得税资产 - 截至2018年12月31日和2017年12月31日，公司分别记录了40万美元和80万美元的净递延所得税资产[422]