公司业务规模情况 - 截至2021年9月30日，公司参与7283口毛井（601.8口净井）生产，租赁约24.76万净英亩土地，约87%已开发[175] 产量相关情况 - 2021年第三季度，公司平均日产量约5.76万桶油当量/天，其中约59%为石油，较二季度增长5.5%，新增6.5口净井投入生产[176] - 2021年第三季度石油产量313.12万桶，较2020年增长52%；天然气和NGLs产量1303.43万立方英尺，较2020年增长252%；总产量530.36桶油当量，较2020年增长98%[192] - 2021年前九个月石油产量879.58万桶，较2020年增长28%；天然气和NGLs产量2961.58万立方英尺，较2020年增长151%；总产量1373.18桶油当量，较2020年增长56%[209] - 2021年前九个月净产量方面，石油为8795802桶，较2020年同期增长28%；天然气和NGLs为29615822立方英尺，较2020年同期增长151%；总产量为13731772桶油当量，较2020年同期增长56%[209] 开发资本支出情况 - 2020年公司将开发资本支出降至1.628亿美元，较2019年减少56%[177] 价格相关情况 - 2021年第三季度，公司石油价格与NYMEX基准价格的差价为5.63美元/桶，低于2020年同期的6.54美元/桶；天然气净实现价格为4.33美元/千立方英尺，高于2020年同期的0.83美元/千立方英尺[182] - 2021年前九个月，公司参与的油井加权平均总授权支出成本为690万美元，低于2020年的740万美元[183] - 截至2021年9月30日的三个月，NYMEX原油平均价格为70.54美元/桶，较2020年同期上涨72%；天然气平均价格为4.31美元/千立方英尺，较2020年同期上涨119%[186][187] - 2021年第三季度，公司实现的原油价格较2020年同期低6%，实现的天然气价格较2020年同期高215%[186][187] - 2021年第三季度石油平均销售价格64.91美元/桶，较2020年增长89%；天然气和NGLs平均销售价格4.33美元/千立方英尺[192] - 2021年前九个月石油平均销售价格为59.48美元/桶，较2020年增长89%；天然气和NGLs平均销售价格为4.04美元/千立方英尺，较2020年增长439%[209] 未平仓价格互换情况 - 截至2021年9月30日，公司未平仓原油价格互换总量为1100万桶，加权平均价格约为56.28美元/桶；未平仓天然气价格互换总量为3030万英热单位，加权平均价格约为2.94美元/百万英热单位[188] 销售与营收情况 - 2021年第三季度石油销售2.03亿美元，较2020年增长188%；天然气和NGL销售5643.6万美元，较2020年大幅增长；总营收1.32亿美元，较2020年增长[192] - 2021年前九个月石油销售5.23亿美元，较2020年增长143%；天然气和NGL销售1.19亿美元，较2020年大幅增长；总营收1.78亿美元，较2020年下降65%[209] - 2021年前九个月净销售额方面，石油销售为523150000美元，较2020年同期增长143%；天然气和NGL销售为119567000美元，2020年同期为8829000美元；总营收为177709000美元，较2020年同期下降65%[209] - 2021年前九个月石油、天然气和NGL销售（不包括已结算商品衍生品影响）为6.43亿美元，2020年同期为2.25亿美元，主要因实现价格增长84%和产量增长56%[210] 商品衍生品损益情况 - 2021年第三季度商品衍生品净亏损1.28亿美元，2020年为亏损2640万美元；已结算商品衍生品亏损5630万美元，2020年为盈利4380万美元[196][197] - 2021年前九个月商品衍生品净亏损4.65亿美元，2020年同期为盈利2.78亿美元；已结算衍生品亏损9150万美元，2020年同期为盈利1.53亿美元；未结算衍生品亏损3.74亿美元，2020年同期为盈利1.25亿美元[212][213][214] - 2021年第三季度，未结算商品衍生品损益为亏损7180万美元，2020年第三季度为亏损7020万美元；2021年9月30日，所有衍生品合约按公允价值记录，净负债为3.394亿美元，较2020年12月31日的3370万美元净资产变化3.731亿美元[198] - 2021年前九个月商品衍生品净损益为亏损4.65亿美元，2020年同期为收益2.776亿美元；已结算商品衍生品损失为9150万美元，2020年同期为收益1.528亿美元；未结算商品衍生品损失为3.735亿美元，2020年同期为收益1.248亿美元[209][212][213][214] 生产费用与生产税情况 - 2021年第三季度生产费用4320万美元，较2020年增长79%；生产税1990万美元，较2020年增长187%[192][199][200] - 2021年前九个月生产费用1.20亿美元，较2020年增长36%；生产税5190万美元，较2020年增长150%；一般及行政费用1990万美元，较2020年增长40%；折耗、折旧、摊销和增值9800万美元，较2020年下降24%[209] - 2021年前九个月生产费用单位成本从2020年的9.99美元/桶油当量降至8.76美元/桶油当量，主要因产量增长56%[215] - 2021年第三季度，生产费用为4320万美元，2020年第三季度为2420万美元；单位生产费用从2020年第三季度的每桶油当量9.04美元降至2021年第三季度的8.15美元；生产税为1990万美元，2020年第三季度为690万美元，分别占油气销售的7.7%和9.4%；一般及行政费用为550万美元，2020年第三季度为460万美元[199][200][201] - 2021年前九个月生产费用为1.202亿美元，2020年同期为8810万美元；单位生产费用从2020年前九个月的每桶油当量9.99美元降至2021年前九个月的8.76美元[209][215] - 2021年前九个月生产税为5190万美元，2020年同期为2070万美元；生产税占油气销售的比例在2021年和2020年前九个月分别为8.1%和9.2%[209][217] 一般及行政费用情况 - 2021年第三季度一般及行政费用550万美元，较2020年增长，主要因收购相关成本和薪酬保险费用增加[201] - 2021年前九个月一般及行政费用为1990万美元，2020年同期为1420万美元，增长主要因收购相关成本620万美元，部分被专业费用和薪酬费用减少70万美元抵消[209][218] 折耗、折旧、摊销及增值情况 - 2021年第三季度折耗、折旧、摊销及增值3590万美元，较2020年增长；折耗费用每桶油当量6.66美元，较2020年下降41%[202] - 2021年前九个月DD&A为9800万美元，2020年同期为1.294亿美元；单位耗竭费用从2020年前九个月的每桶油当量14.54美元降至2021年前九个月的7.03美元，降幅52%[209][219] - 2021年第三季度DD&A为3590万美元，2020年同期为3080万美元，单位耗竭费用从2020年第三季度的每桶油当量11.38美元降至2021年第三季度的6.66美元，降幅41%[202] 利息费用情况 - 2021年和2020年第三季度利息费用均为1460万美元[203] - 2021年前九个月利息费用（扣除资本化利息）为4310万美元，较2020年下降，主要因债务利率降低和债务水平减少[220] - 2021年前九个月利息支出为4310万美元，2020年同期为4510万美元，因利率和债务水平降低而减少[220] 债务清偿情况 - 2020年第三季度债务清偿收益160万美元，2021年未记录该收益[204] - 2021年前九个月债务清偿损失为1310万美元，2020年为370万美元[221] 所得税费用情况 - 2021年和2020年第三季度均未记录所得税费用（收益），因对净递延所得税资产计提估值备抵[205] 公司债务与流动性情况 - 截至2021年9月30日，公司未偿还债务包括3.19亿美元循环信贷安排借款和5.50亿美元2028年票据，总流动性为3.43亿美元[226] - 截至2021年9月30日，公司有3.19亿美元循环信贷借款和5.5亿美元2028年到期票据，总流动性为3.43亿美元[226] 产量占比与对冲情况 - 2021年第三季度和2020年第三季度，石油分别占公司总产量的59%和77%，2021年截至9月30日的三个月，公司对冲了约69%的产量[227] - 2021年第三季度和2020年第三季度，石油分别占公司总产量的59%和77%，2021年第三季度公司对冲了约69%的产量[227] 股权与票据发行及债务偿还情况 - 2021年2月和6月，公司完成两次普通股发行，净收益分别为1.329亿美元和9530万美元；发行5.5亿美元2028年到期的8.125%高级无抵押票据，估计净收益5.384亿美元；全额偿还并赎回1.3亿美元2022年到期的6.0%高级无抵押本票和2.878亿美元2023年到期的8.500%高级有抵押第二留置权票据；将循环信贷安排下的未偿还借款从2020年12月31日的5.32亿美元降至2021年9月30日的3.19亿美元[227] - 2021年2月和6月，公司普通股发行净收益分别为1.329亿美元和9530万美元，用于相关收购[227] - 2021年公司发行5.5亿美元2028年到期高级无抵押票据，净收益约5.384亿美元[227] 营运资金情况 - 2021年9月30日，公司营运资金赤字为1.876亿美元，而2020年12月31日为5680万美元；流动资产增加4200万美元，流动负债增加1.727亿美元[229] - 截至2021年9月30日，公司营运资金赤字为1.876亿美元，2020年12月31日为5680万美元[229] 现金流量情况 - 2021年和2020年前九个月，经营活动提供的净现金分别为2.634亿美元和2.587亿美元；投资活动使用的现金分别为3.648亿美元和2.496亿美元；融资活动提供（使用）的净现金分别为1.02亿美元和 - 2340万美元；现金净变化分别为57.8万美元和 - 1426.5万美元[230] - 2021年前九个月经营活动净现金增加是由于产量增加，但被营运资金变化和实现的商品价格降低部分抵消；营运资金变化和其他项目在2021年前九个月为赤字6090万美元，而2020年同期为盈余4290万美元[231] - 2021年前九个月投资活动使用现金增加是由于开发和收购支出增加1.152亿美元；2021年和2020年9月30日，应付账款中包含的资本支出分别为1.119亿美元和7650万美元[232] - 2021年前九个月，开发和收购活动的现金支出中，钻探和开发资本支出为1.167亿美元，油气资产收购为2.463亿美元，其他资本支出为1500万美元，总计3.645亿美元；2020年分别为2.172亿美元、3110万美元、1000万美元和2.493亿美元[234] - 2021年前九个月融资活动提供的净现金主要来自2028年票据发行的净收益5.376亿美元和普通股发行的净收益2.282亿美元，部分被回购第二留置权票据2.959亿美元、偿还无抵押VEN巴肯票据1.3亿美元和循环信贷安排净还款2.13亿美元抵消；2020年前九个月融资活动使用的现金主要与回购第二留置权票据1350万美元和循环信贷安排净还款900万美元有关[235] - 2021年前九个月经营活动净现金为2.634亿美元，2020年同期为2.587亿美元，因产量增加但部分被营运资金和价格因素抵消[231] - 2021年前九个月投资活动现金使用为3.648亿美元，2020年同期为2.496亿美元，因开发和收购支出增加[232] - 2021年前九个月融资活动净现金为1.02亿美元，2020年同期使用2340万美元，与票据发行和债务偿还有关[235]

财务数据和关键指标变化 - Q3生产环比Q2增长7%，同比Q3 2020增长98% [27] - 调整后EBITDA和自由现金流环比Q2分别增长2%和22%，超华尔街分析师和内部预期 [28] - 调整后每股收益为0.84美元，若排除调整的税收影响，调整后每股收益为1.11美元 [28] - 2021年前九个月产生超1.4亿美元自由现金流，接近全年预期，约为2020年两倍 [30] - 预计2021年自由现金流增至超1.75亿美元，连续第三次上调预期 [13] - 预计年底运行杠杆率低于1.5倍，2022年下半年降至1倍以下 [13] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - Q3生产环比增长，尽管完井期较安静，当季投产约6.5口净井，预计四季度活动将加速，主要受二叠纪资产推动 [18] - 三季度批准超80份费用授权书（AFE），较Q2增加44%，10月已收到超40份AFE [20] 并购业务 - 2021年已签署三笔交易，推动公司发展，四季度将充分受益于二叠纪收购，威利斯顿收购也将部分贡献业绩 [10][11] - 目前正在评估三笔重大收购机会，专注美国顶级产区的优质低成本资产 [25] 资产价值 - 马塞勒斯资产按10月1日的期货价格计算，未对冲的PV - 10总价值为4.68亿美元，而收购价格约为1.4亿美元 [22] 各个市场数据和关键指标变化 - 三季度油气价差增强，增加了公司现金流 [29] - 新提案平均成本约为690万美元，较Q2平均水平增长约5%，预计2022年成本将适度上升 [21] 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略 - 资本支出策略谨慎，专注高回报机会，继续寻找并购机会，评估时注重对股东的增值作用 [10][12] - 扩大地面业务覆盖范围，采用更多途径和创新结构协助运营合作伙伴进行开发 [12] - 增加对股东的股息回报，建议董事会将四季度股息提高至每股0.06美元，预计未来股息将持续稳定增长 [14][15] 行业竞争 - 并购机会窗口目前开放，未来三年资本将整合转移，市场竞争激烈，但公司专注核心区域，保持纪律性 [71][72] - 小型交易竞争激烈，大型交易买家较少，公司根据经济情况评估大小交易机会 [57] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司运营表现强劲，商业模式出色，Q3财务结果证明了年初以来的努力成果 [10] - 四季度将比Q3更强劲，有望实现新的现金流量记录和更高的自由现金流，2022年也将保持上升势头 [11][13] - 尽管评估了大量并购机会，但仍需谨慎管理风险，确保交易对股东具有高度增值作用 [12] 其他重要信息 - 公司今日发布了2021年第三季度财务业绩，可在公司网站查看收益报告，10 - Q表格将在未来几天提交给美国证券交易委员会 [4] - 会议中讨论的部分内容为前瞻性陈述，存在风险和不确定性，公司不承担更新这些陈述的义务 [6] - 会议可能讨论非GAAP财务指标，与最接近的GAAP指标的对账可在今日发布的收益报告中找到 [7] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：参与米德兰盆地油井项目的情况及是否有更多运营商寻求合作 - 参与米德兰盆地油井项目回报率超典型地面业务交易，结构上有更多透明度和控制权，且能灵活调整策略 [34] - 公司一直在积极寻找米德兰和特拉华盆地的机会，此次米德兰项目由运营商直接提供 [35] - 近三四个月，公司收到更多运营商和银行关于此类合作的电话和介绍，各盆地都有相关机会，且规模不一 [38][39] 问题2：对股东回报的想法是否改变及能源行业未来走向 - 12月董事会会议将讨论股息终端结构，但目前仍认为股息是最佳选择，因公司可通过增加资产和提高股息创造更多价值，且回购股票风险较高 [41][42] - 随着公司发展和杠杆目标实现，未来可能会考虑股票回购，但目前股息策略更合适 [42] 问题3：2022年资本支出上限的假设及油服通胀情况 - 公司预算井成本为700 - 800万美元，可较好应对通胀，3.5亿美元上限包含一定增长资本，公司也可适度增长并减少支出 [51] 问题4：三季度地面业务支出减少的原因 - 部分是时机问题，10月已完成七笔交易，还有五笔待完成，筛选交易时会考虑回报率和质量，价格环境导致交易质量差异大 [56] - 小型交易竞争激烈，大型交易买家较少，公司根据经济情况评估大小交易机会 [57] 问题5：达到1倍杠杆后对股东回报和增长的想法 - 杠杆目标是动态的，并购可能加速去杠杆进程，达到低杠杆后需考虑资金用途，但目前主要计划是尽快增加基础股息 [64][65] - 12月董事会会议将准备多种方案，确保决策谨慎透明 [66] 问题6：四季度完井活动是否增加及来源 - 四季度完井活动将增强，部分原因是Q2部分计划完井提前，且根据公司面积位置和运营商活动水平，预计活动将持续增加 [68] 问题7：并购窗口开放的特征及关闭信号 - 未来三年资本将整合转移，目前市场活跃，但公司需保持专注和纪律性，确保交易符合自身条件 [71][74] - 若市场出现跟风现象，套利窗口可能关闭，但目前宏观压力将抑制这种情况 [73][74] 问题8：三季度选择不批准的AFE数量及比例 - 三季度约有3份AFE未获批准，目前运营商纪律性较好，所选油井回报率超100% [76][77] 问题9：大型交易的质量和趋势 - 目前市场上大型优质资产比过去几年更多，但也有很多低质量资产，公司会考虑折扣率和风险管理策略 [86][87] - 卖方关注总收益，价格上涨时折扣率可能大幅增加，公司注重资产隐含回报率 [87] 问题10：Q3巴肯地区生产事件的影响 - 公司Q3实际产量与预期相差约1万桶，可能因油井位置不同，未受运营商所说影响，体现了投资组合的多元化策略 [90][91] 问题11：对天然气的看法及套期保值策略 - 公司增加了约2000万立方英尺/天的天然气领口期权套期保值，因天然气市场曲线陡峭，套期保值有挑战，公司会谨慎操作 [98] - 石油套期保值按计划进行，年底有望达到60% - 65%的目标，平均价格将上升 [99] 问题12：全年自由现金流未大幅增加的原因 - 公司秉持“北方经济学”理念，即低调承诺、超额交付 [101] 问题13：2022年地理分布和维持产量所需净井数 - 目前计划仍在变动中，大致巴肯和特拉华盆地各占四分之一，米德兰项目将在Q1 - Q3上线，巴肯约有20口净井 [104] - 维持产量平稳约需40 - 45口净井，Comstock收购后，因产量下降率低，只需额外1 - 2口净井，3 - 3.5亿美元资本支出可维持产量并实现轻微增长 [107]

业绩总结 - 2021年第二季度的生产量为54,623桶油当量每天（boepd），同比增长42%[12] - 2021年自由现金流预计超过1.6亿美元，年收益率为16.9%[12] - 2021年第二季度的资本回报率（ROCE）为23.2%[12] - 2021年第二季度的市盈率为5.5倍[12] - 2021年第二季度的单位管理和行政费用为每桶油当量0.77美元，低于同行业平均水平[12] - 2021年第二季度的净生产量为4,971桶油当量(Boe)，较2020年第二季度的2,166 Boe增长129.5%[164] - 2021年第二季度的自由现金流为46,226千美元，较2021年第一季度的41,665千美元增长11.5%[164] - 2021年第二季度的调整后EBITDA为132,844千美元，较2020年第二季度的66,055千美元增长100.5%[158] 财务状况 - 截至2021年6月30日，公司的总债务为3.59亿美元，占总债务的39%[31] - 2021年第二季度的总债务余额为828,669千美元，较2020年第四季度的949,755千美元下降12.7%[164] - 2021年预计债务与年化EBITDA的比率低于1.5倍[51] - 2021年每口井的现金管理费用显著低于中型同行，显示出行业领先的资本回报率（ROCE）[47] 未来展望 - 预计到2025年，累计自由现金流将超过9亿美元[12] - 预计到2022年底杠杆率将降至1.0倍以下[12] - 预计未来的股息增长与公司去杠杆化战略密切相关[40] - 预计在未来四年内，Marcellus交易将产生9500万美元的自由现金流，平均自由现金流收益率超过18%[64] - 预计在2025年前，Permian地区的生产将增加约3倍，同时产生超过1亿美元的自由现金流[78] 投资与收购 - 2021年通过收购交易实现超过2.5亿美元的高回报非运营交易[12] - Marcellus交易的估值为每日流量约1440美元，基于2021年预计生产和约2.9倍的未对冲运营现金流[50] - Permian交易的估值为每桶油当量约26000美元，基于2021年下半年的生产和约2.5倍的未来12个月未对冲运营现金流[50] 生产与成本 - 2021年预计的净产量为577桶油当量/天，2022年预计增至2775桶油当量/天[54] - 2021年每桶生产费用预计在8.60至8.90美元之间[127] - 2021年每桶现金管理费用预计在0.80至0.90美元之间[128] - 2021年每口井的开发资本支出为3340万美元，预计2022年降至1450万美元[54] 股息与回报 - 2021年第三季度的股息增加50%[12] - Q3季度股息从0.03美元增加至0.045美元，预计未来股息将随着债务减少而增长[102] - 预计未来股息将与公司去杠杆化战略密切相关[40]

业绩总结 - 2021年第二季度自由现金流达到4620万美元，年化自由现金流收益率为16.9%[11] - 2021年第二季度石油日产量为33.4万桶，较上季度增长14%[14] - 2021年调整后EBITDA为454.2百万美元，净债务为877.1百万美元[120] - 2021年第二季度调整后的EBITDA为132,844千美元，较2020年第二季度的66,055千美元增长100.5%[129] - 2021年第二季度的净现金提供来自经营活动为106,186千美元，较2021年第一季度的62,766千美元增长69.2%[135] 用户数据 - 2021年第二季度的生产量为54,623桶油当量/天，涉及45个不同的运营商[96] - 2021年第二季度的现金成本为每桶13.08美元[133] - 2021年第二季度的现金边际为每桶26.73美元，现金边际与折旧、耗竭和摊销比率为4.3倍[133] 未来展望 - 预计2021年自由现金流超过1.6亿美元，2025年预计超过9亿美元[69] - 预计未来五年将实现超过1亿美元的自由现金流，并伴随300%的产量增长[19] - 预计2021年新增生产井数预计为38至40口[29] - 预计2021年和2022年到期的融资债务分别为3.59亿美元和3.66亿美元[47] 新产品和新技术研发 - 公司在“可钻探”非运营项目的管道处于历史最高水平，目标是投资回收期少于3年[82] - 公司在Williston盆地的天然气捕集率达到94%[99] 市场扩张和并购 - 通过收购，预计2021年下半年生产将达到3700 Boe/d，其中66%为原油[60] - 公司在Permian盆地的收购将使其在高回报的交易中增加规模，预计生产将增加约3倍[59] - Marcellus交易的倍数约为每百万立方英尺当量1,440美元，基于2021年预计生产[77] - Permian交易的倍数约为每桶油当量26,000美元，基于2021年下半年生产[77] 负面信息 - 2020年第四季度的净收入为(142,123)千美元，显示出公司在该季度的亏损[124] - 2021年净债务与调整后EBITDA比率为6.1倍[120] 其他新策略和有价值的信息 - 公司计划将股息提高50%，以反映现金流的增加[59] - 2021年第二季度的股息支付比率为10%[53] - 预计2021年净债务与EBITDA的比率将低于2倍，目标为1.0倍[69] - 2021年第二季度的资本支出为68,445千美元，较2021年第一季度的38,085千美元增长79.7%[135]

财务数据和关键指标变化 - Q2生产平均每天54,623桶油当量和33,346桶油，较Q1分别增长42%和14% [23] - Q2调整后EBITDA为1.328亿美元，自由现金流为4620万美元，较Q1分别增长35%和11%，远超华尔街和内部预期 [24] - Q2油井差价为5.46美元，较Q1改善约17% [24] - 第二季度运营成本持续下降，租赁运营费用较第一季度每单位降低30% [24] - 剔除与Marcellus和Permian交易相关的一次性收购成本后，本季度现金、一般及行政费用为每桶油当量0.77美元，比之前指引中点好约9% [24] - 第二季度资本支出为6840万美元（不包括Reliance收购），低于华尔街和内部估计 [24] - 2021年前六个月产生8790万美元自由现金流，超过2020年全年 [25] - 预计2021年自由现金流超1.6亿美元，到2025年累计超9亿美元 [10] - 预计到2021年底运行杠杆率低于1.5倍，到2022年第二季度末降至1倍以下 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 Bakken业务线 - 本季度新增10.5口净井，季度环比增长55%，钻井活动加速 [15] - 本季度批准50份授权支出申请（AFEs），较Q1增加一倍多 [16] - 新提案平均成本低于650万美元，较Q1平均水平下降7% [16] Marcellus业务线 - 7月初开始在初始井垫进行完井作业，至今产量符合预期 [17] Permian业务线 - 进入该地区不到一年，已完成超1亿美元交易，在超3000净英亩土地上建立规模地位 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - Bakken地区实现120% - 130%的高油价实现率，Marcellus地区实现率为60% - 70% [34] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 采用杠铃策略，在Bakken和Permian两个盆地进行多元化投资，同时关注其他盆地机会 [20] - 坚持有纪律的投资方法，注重资本回报率和收益率，不盲目追求华尔街增值交易 [11] - 持续评估市场上的并购机会，优先选择符合回报标准的高质量资产 [21] - 随着杠杆率下降，预计未来将减少内部对冲要求，但仍保持纪律性和一致性 [37] - 由于油价上涨，将部分天然气开发项目推迟到2022年，将部分资本重新分配到石油资产 [26] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2021年上半年业务进展顺利，进入两个新盆地并改善资产负债表 [8] - 公司差异化和积极管理的商业模式展现出灵活性和优势，尽管Williston盆地整体产量下降，但公司产量仍增长14% [8] - 良好的油井表现、加速的完井进度和强劲的油气价格使公司各项关键财务指标超预期 [9] - 并购市场机会众多，公司M&A管道持续增长 [11] - 董事会宣布下季度普通股股息提高50%，预计未来几年将继续增加股息 [12] 其他重要信息 - 会议中讨论的非GAAP财务指标（调整后EBITDA和自由现金流）与最接近的GAAP指标的对账可在今早发布的财报中找到 [6] - 公司更新了2021年全年指导，包括提高产量指导、降低油差价指导、简化生产税指导和降低资本支出预测上限 [26][27][29][30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Marcellus和Bakken的产量和价格实现率拆分情况 - 回答: Bakken地区实现120% - 130%的高油价实现率，Marcellus地区实现率为60% - 70%；产量方面，Bakken占比约80%，Marcellus占比约20% [34][35] 问题2: 公司对当前对冲头寸是否满意，达到杠杆目标后对冲策略是否会改变 - 回答: 随着资产负债表改善，对冲需求减少，目标对冲比例在滚动18个月基础上下降1000 - 1500个基点至60% - 65%；未来随着杠杆率下降，内部对冲要求也将降低，但公司仍将保持纪律性和一致性，不会盲目追求市场波动带来的收益 [37][38] 问题3: 将天然气开发项目推迟到2022年并将资本重新分配到石油资产的原因和操作方式 - 回答: 主要是基于内部收益率（IRR）和价格实现率的考虑，将Marcellus地区的一个井垫开发计划推迟到明年年初；公司通常有固定的资金预算，而机会多于资金，因此根据回报情况进行资本分配 [44][48] 问题4: 目前同意的油井组合在曲线中的位置，以及未来油井表现是否会下降 - 回答: 目前运营商提交的AFEs仍主要集中在核心区域，预计今年剩余时间油井表现将与目前水平一致；2020年上线的油井是美国历史上最好的，但目前的油井表现仍远高于五年平均水平，接近2020年 [56][57] 问题5: Bakken、Permian和Marcellus地区的买卖价差动态以及交易管道情况 - 回答: 市场上存在一些追逐交易的情况，公司会根据竞争格局、经济可行性和不同盆地的机会进行权衡；交易管道中机会众多，但公司会严格筛选，优先选择符合战略和回报要求的资产 [60][62] 问题6: Williston地区的工作权益情况以及增加工作权益的舒适度 - 回答: 公司在核心区域和核心运营商合作的项目中，对较高工作权益感到舒适，但在小运营商或存在风险的项目中会谨慎考虑；公司会根据风险调整因素和不同价格情景进行敏感性分析 [68][70] 问题7: 公司未看到重大通胀增加的原因 - 回答: 部分原因是一些活跃运营商努力降低成本结构，使公司平均成本下降；另外，公司预算时未考虑去年年底的成本下降，因此即使有通胀也不会影响预算数字；同时，公司通过积极管理投资组合，灵活选择最有效率的运营商 [75][76] 问题8: 除Bakken和Permian外，其他盆地的机会以及公司不会涉足的地区 - 回答: 公司看到了一些Eagle Ford的交易，但由于资产质量和经济可行性问题，尚未找到合适的项目；DJ盆地因政治担忧、Anadarko盆地因地质和性能问题，公司不会将其作为主要投资区域，但如果相关资产以低价或零价值包含在其他交易中，公司可以接受 [81][82]

公司资产与业务规模 - 截至2021年6月30日，公司参与7173口总井（588.6口净井）生产，租赁约24.4449万净英亩土地，其中约87%已开发[178] - 2021年4月1日，公司完成Reliance收购，支付约1.397亿美元，收购约95.3口净生产井、24.9口净在建井和约6.1712万净英亩土地，二季度贡献约1.0593万桶油当量/日产量[179] 产量相关指标变化 - 2021年二季度公司平均日产量约5.4623万桶油当量，其中约61%为石油，较一季度增长42% [180] - 2021年二季度末三个月新增10.5口净井投产，一季度新增6.7口净井投产[181] - 2021年第二季度石油净产量3034442桶，较2020年的1659293桶增长83%；天然气和NGLs净产量11617308千立方英尺，较2020年的3041418千立方英尺增长282%；总产量4970660桶油当量，较2020年的2166196桶油当量增长129%[200] - 2021年上半年石油产量5664620桶，2020年同期4797673桶，增长18%；天然气和NGLs产量16581571千立方英尺，2020年同期8090538千立方英尺，增长105% [217] - 2021年上半年净产量较2020年同期增长，石油增长18%、天然气和NGLs增长105%、总计增长37%[217] - 2021年第二季度末净生产井数量为588.6口，较2020年的466口增长26%[200] 开发资本支出变化 - 2020年公司开发资本支出降至1.628亿美元，较2019年减少56% [182] - 2021年和2020年截至6月30日的六个月，钻探和开发资本支出分别为7260万美元和1.636亿美元；油气资产收购分别为1.315亿美元和2550万美元[233] 价格相关指标变化 - 2021年二季度公司石油与NYMEX基准价格差为5.46美元/桶，2020年二季度为10.60美元/桶；2021年二季度净实现天然气价格为3.57美元/千立方英尺，2020年二季度为 - 2.67美元/千立方英尺[187] - 2021年前六个月公司参与井的加权平均总支出授权成本为660万美元，2020年为760万美元[188] - 2021年二季度末三个月，NYMEX原油平均价格为66.19美元/桶，较2020年同期高137%；公司实现的原油价格较2020年二季度低17% [191][192] - 2021年二季度末三个月，NYMEX天然气平均价格为2.92美元/千立方英尺，较2020年同期高72%；公司实现的天然气价格较2020年二季度高237% [191][193] - 2021年第二季度石油平均销售价格为60.73美元/桶，较2020年的17.35美元/桶增长250%；天然气和NGLs平均销售价格为3.57美元/千立方英尺，2020年为 - 2.67美元/千立方英尺[200] 未平仓合约情况 - 截至2021年6月30日，公司未平仓原油价格互换总量为1140万桶，加权平均价格约54.94美元/桶；未平仓天然气价格互换总量为2860万英热单位，加权平均价格约2.88美元/百万英热单位[194] 销售与营收情况 - 2021年第二季度石油销售1.84269亿美元，较2020年的0.28784亿美元增长540%；天然气和NGL销售4144.7万美元，2020年为亏损812万美元[200] - 2021年上半年石油销售319917千美元，2020年同期145116千美元，增长120%；天然气和NGL销售63131千美元，2020年同期5744千美元，增长999% [217] - 2021年上半年净销售额方面，石油销售增长120%、天然气和NGL销售增长999%，但总营收下降90%[217] 商品衍生品损益情况 - 2021年第二季度已结算商品衍生品亏损2785.5万美元，2020年为盈利7743.9万美元；未结算商品衍生品亏损1.73057亿美元，2020年亏损1.50077亿美元[200] - 2021年第二季度商品衍生品净亏损2.009亿美元，2020年亏损7260万美元[204] - 2021年上半年商品衍生品净损失336.8百万美元，2020年同期净收益303.9百万美元[220] - 2021年上半年已结算商品衍生品损失35.2百万美元，2020年同期收益108.9百万美元[221] - 2021年上半年未结算商品衍生品损失301.7百万美元，2020年同期收益195.0百万美元[222] - 2021年第二季度未结算商品衍生品损益为亏损1.731亿美元，2020年第二季度为亏损1.501亿美元；截至2021年6月30日，所有衍生品合约按公允价值记录，净负债为2.677亿美元，较2020年12月31日的3370万美元净资产减少3.013亿美元[206] - 2021年上半年商品衍生品净亏损3.368亿美元，2020年同期为收益3.039亿美元；已结算衍生品损失3520万美元，2020年同期为收益1.089亿美元[220][221] - 2021年上半年未结算商品衍生品损失3.017亿美元，2020年同期为收益1.95亿美元；截至2021年6月30日，衍生品合约公允价值为净负债2.677亿美元，较2020年12月31日减少3.013亿美元[222] 生产费用与生产税情况 - 2021年第二季度生产费用4269.9万美元，较2020年的2663.8万美元增长60%；生产税1851.4万美元，较2020年的191.7万美元增长866%[200] - 2021年第二季度生产费用单位成本从2020年的12.30美元/桶油当量降至8.59美元/桶油当量；生产税占油气销售的比例2021年为8.2%，2020年为9.3%[207][208] - 2021年上半年生产费用77.0百万美元，2020年同期64.0百万美元；单位生产费用从2020年的10.41美元/桶油当量降至2021年的9.14美元/桶油当量[223] - 2021年上半年生产税32.0百万美元，2020年同期13.8百万美元；占油气销售的比例分别为8.3%和9.2% [225] - 2021年第二季度生产费用为4270万美元，2020年第二季度为2660万美元；单位生产费用从2020年第二季度的每桶油当量12.30美元降至2021年第二季度的8.59美元[207] - 2021年第二季度生产税为1850万美元，2020年第二季度为190万美元；占油气销售的百分比分别为8.2%和9.3%[208] 一般及行政等费用情况 - 2021年第二季度一般及行政费用760.4万美元，较2020年的470.9万美元增长61%；折旧、损耗、摊销和增值费用3090.8万美元，较2020年的3675.6万美元下降16%[200] - 2021年上半年一般及行政费用为1440万美元，较2020年同期的960万美元增加，主要因收购相关成本550万美元，部分被专业费用和薪酬费用减少60万美元抵消[226] - 2021年第二季度DD&A为3090万美元，较2020年同期的3680万美元减少，单位耗竭费用从2020年的每桶油当量16.80美元降至2021年的6.11美元，降幅64%[210] - 2021年前六个月DD&A为6210万美元，2020年同期为9860万美元，单位耗竭费用从2020年的每桶油当量15.92美元降至2021年的7.26美元，降幅54%[227] 利息与债务清偿情况 - 2021年第二季度利息费用（扣除资本化利息）为1500万美元，较2020年的1400万美元增长[211] - 2021年第二季度债务清偿损失0.5百万美元，2020年同期债务清偿收益0.2百万美元[212] - 2021年上半年利息费用（扣除资本化利息）28.5百万美元，2020年同期30.5百万美元[228] - 2021年前六个月债务清偿损失为1310万美元，2020年同期为530万美元[229] - 2021年第二季度利息费用为1500万美元，较2020年同期的1400万美元增加，主要因未偿债务利率上升[211] - 2021年第二季度债务清偿损失为50万美元，2020年第二季度债务清偿收益为20万美元[212] 所得税情况 - 2021年和2020年第二季度，因递延税资产估值备抵，未记录所得税费用（收益）[213] - 2021年和2020年第二季度，因递延所得税资产估值备抵，未记录所得税费用（收益）[213] 公司融资情况 - 2021年上半年，公司完成多笔重大融资交易，包括2月和6月普通股发行，净收益分别为1.329亿美元和9530万美元；发行2028年到期的新高级无抵押票据，本金总额5.5亿美元，估计净收益5.384亿美元等[236] - 2021年2月和6月普通股发行净收益分别为1.329亿美元和9530万美元，发行5.5亿美元2028年到期票据，净收益5.384亿美元[236] 产量结构与套期保值情况 - 2021年第二季度和2020年第二季度，石油分别占公司总产量的61%和77%；截至2021年6月30日的三个月，公司对冲了约70%的产量[235] - 2021年第二季度和2020年第二季度，石油分别占总产量的61%和77%，2021年第二季度套期保值约70%的产量[235] 营运资金与流动性情况 - 截至2021年6月30日，公司营运资金赤字为1.612亿美元，而2020年12月31日为5680万美元；流动资产增加1400万美元，流动负债增加1.184亿美元[237] - 截至2021年6月30日，公司未偿还债务包括循环信贷安排下的2.63亿美元借款和2028年到期票据本金总额5.5亿美元，总流动性为4.018亿美元[234] - 截至2021年6月30日，营运资金赤字为1.612亿美元，2020年12月31日为5680万美元，流动资产增加1400万美元，流动负债增加1.184亿美元[237] - 截至2021年6月30日，公司有2.63亿美元循环信贷借款和5.5亿美元2028年到期票据，总流动性为4.018亿美元[234] 现金流量情况 - 2021年和2020年截至6月30日的六个月，经营活动提供的净现金分别为1.69亿美元和2.022亿美元；投资活动使用的现金分别为2.135亿美元和1.905亿美元；融资活动提供（使用）的净现金分别为4800万美元和 - 2600万美元[238] - 2021年上半年经营活动净现金为1.69亿美元，2020年同期为2.022亿美元，投资活动现金使用为2.135亿美元，2020年同期为1.905亿美元，融资活动净现金为4800万美元，2020年同期使用2600万美元[238] 投资活动现金变化原因 - 2021年上半年与2020年同期相比，投资活动使用现金增加，归因于开发和收购支出增加1440万美元，包括完成Reliance收购[240] 循环信贷额度情况 - 截至2021年6月30日，循环信贷额度借款基数为7.25亿美元，选定承诺金额为6.6亿美元，借款余额为2.63亿美元，可用借款额度为3.97亿美元[245] 公司股权与票据情况 - 截至2021年6月30日，2028年到期无担保票据本金余额为5.5亿美元，A类优先股流通股数为2218732股，清算优先权总计2.219亿美元[246][247]

公司资产与业务规模 - 截至2021年3月31日，公司参与6688口总井（482.3口净井）生产，租赁约182,972净英亩土地，其中约90%已开发且大多位于美国威利斯顿盆地[179] 产量相关指标变化 - 2021年第一季度平均日产量约38,417桶油当量/天，其中约76%为石油，较2020年第四季度增长8%，该季度新增6.7口净井投入生产，2020年第一季度新增7.3口净井[180] - 2021年第一季度石油产量2630178桶，较2020年的3138380桶下降16%；天然气和NGLs产量4964263千立方英尺，较2020年的5049120千立方英尺下降2%；总产量3457555桶油当量，较2020年的3979900桶油当量下降13%[200] - 2021年第一季度末净生产井数量为482.3口，较2020年的464.8口增长4%[200] - 2021年和2020年第一季度，石油分别占公司总产量的76%和79%；2020年公司对冲了约89%的产量，2021年第一季度对冲了约79%的产量[221] 开发资本支出变化 - 2020年公司将开发资本支出降至1.628亿美元，较2019年减少56%[182] 股票拆分情况 - 2020年9月18日，公司进行了1比10的反向股票拆分[183] 油价差价变化 - 2021年第一季度公司对纽约商品交易所（NYMEX）基准油价的差价为6.56美元/桶，2020年第一季度为8.50美元/桶[190] 油井授权支出成本变化 - 2021年前三个月公司参与的油井加权平均总授权支出成本为690万美元，2020年为750万美元[191] 市场价格变化 - 截至2021年3月31日的三个月，NYMEX原油平均价格为58.13美元/桶，较2020年同期高28%；天然气平均价格为3.37美元/千立方英尺，较2020年同期高76%[194][195][196] - 2021年第一季度公司实现的原油价格较2020年第一季度高5%，实现的天然气价格较2020年第一季度高50%[195][196] 未平仓价格互换情况 - 截至2021年3月31日，公司未平仓原油价格互换总量为1070万桶，加权平均价格约为53.52美元/桶；未平仓天然气价格互换总量为2810万百万英热单位，加权平均价格约为2.81美元/百万英热单位[197] 销售相关指标变化 - 2021年第一季度石油销售1.35647亿美元，较2020年的1.16333亿美元增长17%；天然气和NGL销售2168.4万美元，较2020年的1386.3万美元增长56%[200] - 2021年第一季度石油平均销售价格为每桶51.57美元，较2020年的37.07美元增长39%；天然气和NGLs平均销售价格为每千立方英尺4.37美元，较2020年的2.75美元增长59%[200] 商品衍生品盈亏变化 - 2021年第一季度已结算商品衍生品亏损729.7万美元，2020年为盈利3150.6万美元；未结算商品衍生品亏损1.28638亿美元，2020年为盈利3.45075亿美元[200] - 2021年第一季度商品衍生品净亏损1.359亿美元，2020年为盈利3.766亿美元[204] - 2021年第一季度，未结算商品衍生品损失为1.286亿美元，而2020年第一季度为收益3.451亿美元；截至2021年3月31日，所有衍生品合约按公允价值记录，净负债为9470万美元，较2020年12月31日的3370万美元净资产减少1.284亿美元[206] 费用相关指标变化 - 2021年第一季度生产费用3431.2万美元，较2020年的3733.5万美元下降8%；生产税1345.3万美元，较2020年的1189.6万美元增长13%[200] - 2021年第一季度，生产费用为3430万美元，低于2020年第一季度的3730万美元；生产税为1350万美元，高于2020年第一季度的1190万美元；一般和行政费用为680万美元，高于2020年第一季度的490万美元[207][208][211] - 2021年第一季度折耗、折旧、摊销和增值（DD&A）为3120万美元，2020年同期为6180万美元，折耗费用减少3060万美元，主要因产量下降13%和每桶油当量折耗率下降42%[212] - 2021年第一季度利息费用为1350万美元，2020年同期为1660万美元，主要因债务利率降低和债务水平下降[213] - 2021年第一季度债务清偿损失为1260万美元，2020年同期为550万美元[214] 资产收购情况 - 2021年第一季度公司签订协议以1.209亿美元现金及认股权证收购阿巴拉契亚盆地的天然气资产[218] - 2021年第一季度公司以1.209亿美元现金和325万份认股权证收购阿巴拉契亚盆地天然气资产[218] 债务与流动性情况 - 截至2021年3月31日，公司未偿还债务包括循环信贷安排借款2.63亿美元、2028年票据本金5.5亿美元和第二留置权票据本金1570万美元[220] - 截至2021年3月31日，公司总流动性为3.997亿美元，包括循环信贷安排可用借款3.97亿美元和现金270万美元[220] - 截至2021年3月31日，循环信贷安排的借款基础为6.6亿美元，未偿还借款为2.63亿美元，可用借款能力为3.97亿美元[223][232] - 截至2021年3月31日，公司2028年到期的高级无抵押票据未偿还本金为5.5亿美元，2023年到期的高级有抵押第二留置权票据未偿还本金为1570万美元[233][234] - 截至2021年3月31日，公司有2218732股6.5%的A系列永久累积可转换优先股流通在外，总清算偏好为2.219亿美元[235] - 截至2021年3月31日，公司未偿还债务包括2.63亿美元循环信贷借款、5.5亿美元2028年到期票据和1570万美元第二留置权票据，总流动性为3.997亿美元[220] 营运资金情况 - 2021年3月31日，公司营运资金赤字为5350万美元，较2020年12月31日的5680万美元有所减少；流动资产减少2320万美元，流动负债减少2650万美元[223] - 截至2021年3月31日，公司营运资金赤字为5350万美元，较2020年12月31日的5680万美元有所减少[223] 融资与偿还情况 - 2021年第一季度，公司完成普通股发行，净收益1.329亿美元；发行5.5亿美元2028年到期的高级无抵押票据，估计净收益5.384亿美元；全额偿还并赎回1.3亿美元2022年到期的高级无抵押本票；赎回并退休2.721亿美元2023年到期的高级有抵押第二留置权票据；循环信贷安排下的未偿还借款从2020年12月31日的5.32亿美元降至2021年3月31日的2.63亿美元[223] 现金流量情况 - 2021年和2020年第一季度，经营活动提供的净现金分别为6280万美元和1.007亿美元；投资活动使用的净现金分别为5270万美元和1.045亿美元；融资活动使用的净现金分别为880万美元和370万美元[225] - 2021年第一季度，经营活动净现金减少是由于产量降低和营运资金变化，部分被更高的实现价格和更低的利息成本所抵消；投资活动使用现金减少是由于开发和收购支出减少6940万美元；融资活动使用现金增加主要是由于回购第二留置权票据、偿还无抵押本票和循环信贷安排下的净还款[226][227][231] - 2021年第一季度经营活动净现金为6280万美元，2020年同期为1.007亿美元，主要因产量下降和营运资金变化[225][226] - 2021年第一季度投资活动现金使用量为5270万美元，2020年同期为1.045亿美元，主要因开发和收购支出减少6940万美元[225][227] - 2021年第一季度融资活动净现金使用量为880万美元，2020年同期为370万美元，主要因回购第二留置权票据、偿还无担保票据和循环信贷借款[225][231] 关键会计政策情况 - 公司涉及重大估计的关键会计政策包括天然气和原油生产资产减值测试、资产弃置义务、收入确认、衍生工具和套期活动以及所得税[238] - 公司2020年12月31日财年涉及重大估计的关键会计政策与10 - K年度报告中披露的相比无重大变化[238] - 公司关键会计政策的描述见2020年12月31日财年10 - K年度报告第二部分第8项财务报表附注2[239]

财务数据和关键指标变化 - 一季度产量平均为每天38,417桶油当量，较第四季度增长8% [28] - 一季度调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为9880万美元，自由现金流为4170万美元，分别较第四季度增长5%和43% [29] - 一季度石油差价为6.56美元，较第四季度改善约5%，较疫情低点改善38% [30] - 一季度租赁运营费用为3430万美元，即每桶油当量9.92美元，略高于全年指导范围 [31] - 一季度现金一般及行政费用（G&A），不包括与马塞勒斯交易相关的一次性收购成本，为每桶油当量1.01美元，比第一季度指引中点好约12% [32] - 一季度资本支出为3810万美元，较第四季度减少22% [33] 各条业务线数据和关键指标变化 - 生产方面，减产情况降至每天2000桶，油井生产率超过内部估计 [23] - 支出方面，一季度资本支出为3810万美元，部分运营商的油井成本实现低于预期，一季度收到约40个新油井提案，选择了约一半，平均油井成本约为700万美元，预计未来平均油井成本在700 - 750万美元之间 [24] 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 - 持续改善资产负债表，降低经营杠杆，预计年底绝对债务减少，杠杆比率低于2倍，到2022年年中降至1.5倍左右 [13] - 拥有大量收购机会，目前正在评估15个不同的资产包机会，主要集中在威利斯顿、二叠纪和鹰福特地区，认为自己是非运营权益的自然整合者 [16] - 宣布首次季度股息为每股0.03美元，未来股息增长与整体杠杆降低直接相关，若收购成功或油价持续强劲，可能加速股息增长策略 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在过去一年中受益于套期保值策略、股东和贷款人的支持，能够在疫情期间蓬勃发展 [9] - 一季度业绩超出内部预测，随着时间推移，单位成本将继续下降，进入年中时，公司领先于2021年计划 [11] - 行业前景光明，机会不断增加，公司由投资者运营，为投资者服务 [21] 其他重要信息 - 会议中可能讨论非公认会计准则（GAAP）财务指标，如调整后EBITDA和自由现金流，与最接近的GAAP指标的对账可在今早发布的收益报告中找到 [6] - 预计第二和第三季度资本支出最高，特别是马塞勒斯资产的开发预计在年中进行 [34] - 公司通过债务和股权发行加强了资产负债表和流动性状况，总收益约为6.9亿美元 [34] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何管理股息增长，是否考虑将自由现金流的一定比例用于资产负债表和股息增长 - 目标是将可分配现金流的约三分之一返还给股东，随着达到内部杠杆目标，将与股东分享更多现金流，接近1倍杠杆时有望达到该比例 [45] [46] 问题2: 平均最终费用（AFE）下降，是否意味着全年预算有下调倾向 - 可能存在下调压力，但考虑到钻机数量增加，暂时维持预算不变 [47] 问题3: 达到三分之一派息率时，如何考虑通过基础股息还是其他机制（如可变股息）实现 - 首先建立小而稳定的基础股息并逐步提高，特殊股息可应对商品价格波动，有一定作用，若持续超内部目标，特殊股息可加快派息速度 [53] [55] 问题4: 超过100亿美元的机会是否特指非运营机会，正在评估的机会规模如何 - 是100%非运营机会，主要集中在二叠纪和巴肯地区，机会规模从1000万美元到超过5亿美元不等，理想规模在1 - 2亿美元左右 [57] 问题5: 公司能进行的最大交易规模是多少 - 业务和资本市场可支持5亿美元的交易，但公司更倾向于适度规模的交易，也可与金融合作伙伴合作进行大型交易 [59] [61] 问题6: 威利斯顿地区运营商已钻但未完成（DUC）油井的完井节奏是否随商品价格上涨而变化 - 第一季度DUC油井数量减少，4月情况类似，预计随着运营商处理DUC油井，钻机和新油井提案将跟进，整体活动呈上升趋势 [64] [66] 问题7: 二叠纪地区私人运营商钻机数量反弹，是否改变公司对收购与处置（A&D）机会的看法 - 公司针对二叠纪地区一些高质量私人运营商进行了大量收购，这些运营商非常活跃，公司目标是围绕他们的近期开发项目进行收购 [67] [68] 问题8: 油价上涨是否改变公司的回报要求 - 油价上涨时，公司更加谨慎和选择性，希望购买在40美元和65美元油价下都能盈利的资产，避免投资边际或二级地区的物业 [74] 问题9: 股东超额回报的决策是由公司还是董事会主导 - 这是董事会的决策，董事会积极参与讨论，根据公司的指标和目标来决定，随着公司成功降低杠杆，回报决策将相对机械 [77] [78] 问题10: 基础股息达到上限后，特殊或可变股息是否优于股票回购 - 公司认为勘探与生产（E&P）行业在股票回购方面表现不佳，希望股东能直接获得现金回报，因此更倾向于特殊或可变股息 [83] 问题11: 一季度的修井成本和活动是否是因为年初恢复大量钻机，这种情况是否会在年内消退 - 修井成本是由于减少产量的油井需要重新加压和维护，从去年12月开始，3月左右达到高峰，预计后续会逐渐下降，但仍会略高于正常水平 [89] [90] 问题12: 2000万美元和2亿美元交易在管理时间投入上有何不同 - 公司组织架构适合收购业务，交易规模变化对工作流程影响不大，业务开发是大部分员工的主要职能 [92] 问题13: 如果2022年油价维持当前水平，E&P行业支出会如何变化 - 行业支出变化取决于市场对非自律行为的奖励情况，同时美国公司面临主要储层减少、库存和资本效率挑战，难以维持过去的钻探速度，油价过高可能导致行业自律性下降 [94] [98] 问题14: 马塞勒斯地区的地面游戏机会前景如何 - 目前该地区有一些小机会，但符合公司标准的不多，有两个高质量非运营资产目前不出售，若上市会考虑 [104] [105] 问题15: 反向询价的形式有哪些 - 包括金融合作伙伴、运营商和传统非运营资产持有者的询价，公司可根据投资标准选择合适的机会 [107] [108] 问题16: 公司对优先股的看法以及理想的资本结构是什么 - 公司的优先股是永久性权益工具，理想情况是通过创造价值推动股价上涨，使其最终转换，若杠杆合适且现金流充足，也可回购优先股 [114] [116] 问题17: 优先股回购是否有溢价 - 优先股回购与股票一样，可在市场上直接购买 [117] 问题18: 衍生品的市值计价情况以及是否有到期日 - 衍生品市值计价是价值变化的反映，并非实际损失，随着油价上涨，对冲组合价值下降，实际现金损失约700万美元，对冲时间表在公司文件和演示中公布 [122] [125]

业绩总结 - Q1自由现金流为4170万美元，环比增长43%[11] - Q1年化自由现金流收益率为17.6%[11] - Q1回收比率为3.16倍，资本回报率(ROCE)为25.4%[14] - 2021年预计自由现金流超过1.4亿美元，2025年前超过7亿美元[58] - 2021年预计杠杆率低于2倍，目标为1.0倍[58] 用户数据 - Q1日产量为38400桶油当量/天，较2020年第四季度增长7.5%[19] - 2021年第一季度的生产量为38,417桶油当量/天，涉及45个不同的运营商[85] - 2021年马塞勒斯的年产量预计为7500到8500百万立方英尺/天[43] - 2021年整体年产量预计为37750到42750桶油当量/天[43] 资本支出与融资 - 公司在第一季度完成了6.9亿美元的债务和股本融资[27] - 2021年资本支出预计在2亿到2.5亿美元之间[43] - 总资本支出预计在2000万到2500万美元之间[47] - 2021年每桶现金一般和行政费用为1.06美元，较2020年有所下降[92] 生产与成本 - 每桶生产费用为8.75 - 9.75美元[46] - 每桶现金一般和行政费用（不包括一次性交易成本）为0.80 - 0.90美元[45] - 非现金费用为每桶0.20美元，生产税占净油收入的10%[48] - 每千立方英尺的生产、资产一般和营销费用为0.85 - 0.95美元，油占生产量的78% - 80%[49] 衍生品对冲 - 2021年第一季度，公司的原油衍生品价格掉期每日对冲量为24,333桶，总对冲量为2,190,000桶，平均价格为55.66美元/桶[121] - 2021年第二季度，公司的天然气衍生品价格掉期每日对冲量为65,104百万英热单位，总对冲量为5,924,507百万英热单位，平均价格为2.741美元/百万英热单位[121] - 2022年第一季度，公司的原油衍生品价格掉期每日对冲量为16,078桶，总对冲量为1,447,000桶，平均价格为53.40美元/桶[121] 负面信息 - 净收入亏损为975,355千美元，较上年亏损增加了232.5%[132] - 油气资产减值为1,163,959千美元，较上年增加了389.5%[132] 其他信息 - 公司控制的756个未来钻探位置中，超过60%由财务状况良好的公司控制[108] - 在“前四大”县中，77%的净位置被占有[108] - 2020年末，公司的PUD井表现超出储备审计师预期[111]

油气产量数据 - 2020年石油净产量9361138桶，2019年为11325418桶，2018年为7790182桶；天然气和NGLs净产量2020年为16473287千立方英尺，2019年为16590774千立方英尺，2018年为9224766千立方英尺[226] - 2020年和2019年，石油分别占公司总产量的77%和80%，分别对冲了约104%和76%的原油产量[323] 油气销售价格数据 - 2020年石油平均销售价格为32.61美元/桶，2019年为50.74美元/桶，2018年为57.78美元/桶；天然气和NGLs平均销售价格2020年为1.14美元/千立方英尺，2019年为1.60美元/千立方英尺，2018年为4.74美元/千立方英尺[226] 开发油井数量 - 2020年开发油井285口（净17.8口），2019年为615口（净43.0口），2018年为505口（净31.2口）[228] 公司主要资产情况 - 截至2020年12月31日，公司主要资产包括约183527净英亩位于美国的土地，约90%的总面积已开发[231][232] 净英亩租约到期情况 - 2020 - 2025年及以后待到期的净英亩数分别为4947、6923、3152、1083、2774英亩，2020年约1720净英亩租约到期，成本为290万美元[235] 油气资产折耗费用 - 2020年油气资产折耗费用为160643000美元，2019年为209050000美元，2018年为118974000美元；折耗费用（每桶油当量）2020年为13.27美元，2019年为14.84美元，2018年为12.75美元[241] 未结算商品衍生品收益及公允价值 - 2020年未结算商品衍生品收益为3990万美元，2019年损失为1.732亿美元，2018年收益为2.079亿美元；截至2020年12月31日，衍生品合同公允价值为净资产3370万美元，较2019年的净负债520万美元增加3890万美元[295] 生产费用 - 2020年生产费用为1.163亿美元，2019年为1.189亿美元，2018年为6660万美元；每单位生产费用从2019年的8.44美元/桶油当量增至2020年的9.61美元/桶油当量，增幅14% [296] 生产税 - 2020年生产税为2980万美元，2019年为5780万美元，2018年为4530万美元；生产税占油气销售的百分比2020年为9.2%，2019年为9.6%，2018年为9.2% [297] 研发及交付承诺情况 - 公司不预计在运营计划下进行任何重大研发，目前也没有来自油井产品的交付承诺[242][243] 一般及行政费用 - 2020年一般及行政费用为1850万美元，2019年为2360万美元，2018年为1460万美元，2020年较2019年减少主要因薪酬费用减少410万美元和专业费用减少100万美元[298] 损耗、折旧、摊销及增值（DD&A） - 2020年损耗、折旧、摊销及增值（DD&A）为1.621亿美元，2019年为2.102亿美元，2018年为1.198亿美元；2020年每桶油当量损耗费用为13.27美元，2019年为14.84美元，2018年为12.75美元；2020年较2019年损耗费用减少是因产量下降14%和每桶油当量损耗率下降11%，2019年较2018年增加是因产量增加51%和每桶油当量损耗率增加16%[300] 油气资产减值情况 - 2020年公司因低商品价格对油气资产计提10.667亿美元非现金上限测试减值，2019年和2018年未计提[301] 利息费用 - 2020年利息费用（扣除资本化利息）为5850万美元，2019年为7920万美元，2018年为8600万美元；2020年较2019年减少因未偿还债务余额减少和循环信贷安排利率降低，2019年较2018年减少因循环信贷安排利率低于先前定期贷款安排[303] 债务清偿损失 - 2020年债务清偿损失为370万美元，2019年为2320万美元，2018年为1.734亿美元[304] 债务交换衍生工具负债收益 - 2019年和2018年债务交换衍生工具负债收益分别为140万美元和损失60万美元，2020年无相关收益或损失[305] 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，2020年无相关收益或损失[306] 所得税收益及有效税率 - 2020年、2019年和2018年所得税收益分别为20万美元、0和10万美元，三年有效税率均为0[307] 净亏损及调整后净利润 - 2020年净亏损9.06亿美元（摊薄后每股亏损21.55美元），2019年净亏损7630万美元（摊薄后每股亏损2.00美元），2018年净利润1.437亿美元（摊薄后每股盈利6.07美元）；2020年调整后净利润为9600万美元（摊薄后每股1.82美元），2019年为1.209亿美元（摊薄后每股3.06美元），2018年为1.407亿美元（摊薄后每股5.94美元）[310][311] 调整后EBITDA - 2020年调整后EBITDA为3.518亿美元，2019年为4.542亿美元，2018年为3.493亿美元[312] 净收入及调整后EBITDA - 2020 - 2018年净收入分别为 - 906041千美元、 - 76318千美元、143689千美元，调整后EBITDA分别为351774千美元、454193千美元、349283千美元[318] 未偿还债务及流动性 - 截至2020年12月31日，公司有未偿还债务，包括循环信贷安排下的5.32亿美元借款、2.878亿美元2023年到期的8.5%高级有担保第二留置权票据、1.3亿美元2022年到期的6%高级无担保本票，流动性为1.294亿美元[320] 2021年融资交易情况 - 2021年2月，公司完成多项融资交易，包括普通股发行预计净收益1.324亿美元、发行5.5亿美元2028年到期的8.125%高级无担保票据预计净收益5.37亿美元，还全额偿还并赎回1.3亿美元无担保VEN Bakken本票，赎回2.721亿美元第二留置权票据，剩余1570万美元未偿还[321][322] 营运资金赤字 - 截至2020年12月31日，公司营运资金赤字为5680万美元，2019年为7040万美元，流动资产减少740万美元，流动负债减少2100万美元[327] 衍生品互换合约情况 - 截至2020年12月31日，公司签订石油衍生品互换合约，2021年对冲750万桶，均价55.06美元/桶，2022年对冲80万桶，均价50.49美元/桶；天然气衍生品互换合约，2021年对冲1300万MMbtu，均价2.5美元/MMbtu，2022年对冲370万MMbtu，均价2.61美元/MMbtu[328] 经营、投资、融资活动净现金 - 2020 - 2018年经营活动净现金分别为3.317亿美元、3.397亿美元、2.443亿美元，投资活动净现金分别为 - 2.839亿美元、 - 5.691亿美元、 - 4.745亿美元，融资活动净现金分别为 - 6240万美元、2.431亿美元、1.304亿美元[329] 经营活动净现金变化原因 - 2020年经营活动净现金减少是由于产量同比降低14%、实现价格下降8%，部分被较低利息成本抵消；2019年增加是由于产量同比增加51%和较低利息成本，部分被实现价格下降9%抵消[330] 投资活动现金使用情况 - 2020 - 2018年投资活动现金使用分别为2.839亿美元、5.691亿美元、4.745亿美元，主要用于钻探、开发和收购成本[331] 融资活动净现金变化原因 - 2020 - 2018年融资活动净现金分别为 - 6240万美元、2.431亿美元、1.304亿美元，2020年主要是循环信贷安排借款净减少4800万美元和回购1350万美元第二留置权票据[334] 优先股情况 - 截至2020年12月31日，公司有220万股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2.219亿美元[339] 合同义务和承诺 - 2020年12月31日，公司的合同义务和承诺总计10.74428亿美元，其中短期债务6500万美元，长期债务3.52755亿美元，5320万美元，现金利息费用1.24333亿美元[345] 已探明油气储量情况 - 公司约31%的已探明油气储量为已探明未开发储量[349] 储量评估情况 - 2020年12月31日，第三方独立储量工程师评估了公司100%的估计已探明储量及其相关的税前未来净现金流[351] 每桶油当量平均折耗费用 - 2020年全年，公司每桶油当量的平均折耗费用为13.27美元[355] 全额成本减值费用 - 2020年全年，公司记录了10.667亿美元的全额成本减值费用，2018年和2019年未记录任何全额成本减值费用[357] 衍生工具使用情况 - 公司使用衍生工具管理油气价格波动带来的市场风险，所有衍生工具按公允价值计入资产负债表，并在每个期末按市值计价[358][359] 衍生品合约目的 - 公司进入衍生品合约以减少商品价格波动的影响，实现更可预测的现金流[363] 衍生品套期保值情况 - 公司通常使用衍生品对其预期未来产量的很大一部分进行经济套期保值[364] 原油互换交易情况 - 2021年Q1 - Q4原油互换交易量分别为219万桶、192.9208万桶、169.441万桶、173.1506万桶，加权平均价格分别为55.66美元、56.38美元、54.07美元、53.80美元[366] - 2022年Q1 - Q4原油互换交易量分别为47.25万桶、11.375万桶、11.5万桶、11.5万桶，加权平均价格分别为51.47美元、49.14美元、49.14美元、49.14美元[366] - 2022年可执行的原油衍生品合约名义交易量为310万桶，若行使，2022年Q1 - Q4合约交易量分别增加101.025万桶、102.1475万桶、54.97万桶、54.97万桶，加权平均价格分别为53.20美元、53.20美元、51.71美元、51.71美元[366] - 2023年可执行的原油衍生品合约名义交易量为150万桶，若行使，2023年Q1 - Q4合约交易量分别增加63万桶、27.3万桶、27.6万桶、27.6万桶，加权平均价格分别为49.80美元、46.59美元、46.59美元、46.59美元[367] 原油基差对冲情况 - 截至2020年12月31日，公司为2021年对冲约150万桶原油基差，加权平均价格为 - 2.39美元/桶[367] 天然气互换交易情况 - 2021年Q1 - Q4天然气互换交易量分别为337.5万MMBTU、318.5万MMBTU、322万MMBTU、322万MMBTU，加权平均价格分别为2.47美元、2.51美元、2.51美元、2.51美元[369] - 2022年Q1 - Q4天然气互换交易量分别为90万MMBTU、91万MMBTU、92万MMBTU、92万MMBTU，加权平均价格均为2.61美元[369] 长期债务利率情况 - 截至2020年12月31日，公司长期债务包含固定和浮动利率借款，循环信贷安排利率为浮动利率[370] 利率互换名义金额 - 截至2020年12月31日，公司利率互换总名义金额为2亿美元[371] 短期利率上升影响 - 2020年12月31日，短期利率上升1%，公司每年将增加约330万美元利息费用[371] 资产负债表外安排情况 - 公司目前没有对投资者有重大影响的资产负债表外安排[361]