财务数据和关键指标变化 - 第四季度产量平均为每天35,738桶油当量，较第三季度增长23%，处于指引高端 [39] - 第四季度调整后EBITDA为9430万美元，较第三季度增长14%，主要因产量增加和季度末活动提前 [40] - 第四季度石油差价为6.94美元，较第二季度最低水平改善约35% [41] - 第四季度租赁运营费用为2820万美元，即每桶油当量8.58美元，较第三季度环比下降5% [42] - 第四季度现金一般及行政费用为每桶油当量1.04美元 [42] - 预计2021年租赁运营费用年初因修井活动成本增加而升高，随后随着新井投产而趋于平稳 [43] - 预计考虑Reliance交易和不断增长的石油产量后，现金一般及行政费用约为每桶油当量0.80美元，为公司历史最低，也是行业最低之一 [44] - 第四季度债务水平减少约3900万美元，2020年全年共减少1.78亿美元 [44] - 第四季度资本支出为4890万美元，其中有机钻探和完井资本为1790万美元，总可自由支配收购资本（包括收购钻探和完井资本）为3100万美元 [45] - 2020年开发资本支出为1.628亿美元，较2019年减少56% [46] - 截至目前，公司循环信贷安排有2.87亿美元借款，可用借款额度为3.73亿美元 [48] 各条业务线数据和关键指标变化 威利斯顿盆地 - 随着大宗商品价格上涨，减产情况正在缓解，预计剩余产量将在第二季度初恢复上线 [32] - 盆地内钻机数量维持在较低水平，但优质地面游戏机会良好，运营商专注于核心区域 [32] - 正在进行的油井预计将是多年来产量最高的钻探项目之一 [33] - 第四季度油井完井提前，预计第一季度季节性天气过后，完井和新钻探活动将在第二、三季度增加 [34] 二叠纪盆地 - 自去年9月进入该盆地以来，已完成七笔交易，总金额约3200万美元，包括开发成本 [35] - 地面游戏和打包收购机会处于多年来的高位，公司会筛选符合或超过门槛收益率的项目 [35] 马塞勒斯盆地 - 预计4月完成与Reliance的收购交易 [36] - 第四季度末，EQT接管资产运营权，预计运营变化将带来成本降低和油井产量提高 [36] - 独特的合资企业结构为公司提供协作和长期透明度，与其他投资组合的积极管理相契合 [36] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司成为美国最大的非运营整合商，战略是继续发展壮大，同时保持财务审慎，致力于建立和维护强大的资产负债表 [11][12] - 2021年预计杠杆率低于两倍，目标是未来几年将杠杆率进一步降至约一倍 [12] - 从威利斯顿单一盆地公司转变为三盆地公司，实现多元化，提高资本分配灵活性 [25] - 尽管油价高企市场乐观，但公司在资本部署上保持纪律，增长应是良好投资纪律的结果，而非支出决策的驱动因素 [26] - 随着整合Reliance资产并持续交付业绩，公司将在夏季与董事会讨论建立长期股息策略 [27] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年对投资者、石油行业来说是动荡的一年，但公司团队成功应对，进入2021年公司规模更大、实力更强，资产负债表干净无杠杆 [19][20] - 预计今年产量将比2017年增长两倍多，债务调整后每股现金流预计比2017年翻番 [21] - 公司在2020年逆周期投资的项目开始产生回报，风险管理（套期保值）使公司在低迷时期能够减少债务，随着价格上涨，这一进程将加速 [24] - 市场上有超过100亿美元的工作权益机会需要合理化，公司专注于增强企业实力、提高盈利能力，为股东提供卓越回报 [28] 其他重要信息 - 公司计划今年夏天开始实施适度的股息政策，并随着时间推移逐步增加股息 [17][27] - 公司感谢Wells Fargo、Bank of America和RBC等合作伙伴的支持 [18] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 关于今年夏天与董事会讨论实施股息策略的更多细节，包括股息类型和股东回报角度的考虑 - 公司原本计划去年开始分红，但因市场情况未能实现，目标是先让公司强大，建立稳固的资产负债表，然后从小规模开始分红并逐步增长 [55] - 公司会考虑可变股息，但担心市场低迷时会引入波动性，总体倾向于可增长的股息，随着杠杆率下降和业务风险降低，股息增长可以加速 [59][61] 问题2: 近期进入二叠纪和马塞勒斯盆地后，公司是否对其他盆地开放，以及如何看待这三个盆地的地位 - 公司是经济驱动型的，对不同盆地持开放态度，但会考虑不同地区的风险，倾向于进入钻机活跃、活动频繁的地区 [64] - 俄克拉荷马州地质风险过高，DJ盆地政治风险较大，公司可能会避开，而二叠纪、马塞勒斯和威利斯顿是活跃且回报率高的盆地 [65] 问题3: 公司实施股息政策的信心来源，以及与不支付股息的小市值同行相比，为何选择现在支付股息 - 公司有清晰的去杠杆路径，适度的股息对去杠杆速度影响不大，且公司业务利润率高、稳定性强、产量下降曲线低，基础业务稳定，具备支付股息的条件 [72][74] - 公司目标是成为多十亿美元市值和更大EBITDA的企业，支付股息是对股东的承诺，且不会阻碍公司发展壮大的目标 [75][76] 问题4: 威利斯顿盆地目前的情况，包括同行推迟完井的影响、钻机数量变化以及对产量的影响 - 第四季度运营商通过完井将资本转化为生产力的速度最快，目前完井活动仍在进行，春季过后活动将加速 [79] - 修井活动回报率高，能在一个月内使油井投产，是高效的资本利用方式 [80] - 随着已钻未完井（DUC）积压减少，预计钻机数量将增加，但主要是为了替代开发活动，而非增加产量 [80] - 公司未看到除一家大型运营商外的其他项目推迟，若油价保持强劲，预计年中部分项目会提前进行 [82] 问题5: 2021年生产和资本支出的节奏，以及产品组合和支出的考虑 - 预计第一季度资本支出低于第四季度，第二季度资本支出最高，主要是马塞勒斯盆地的支出，第三、四季度逐步下降 [90] - 天然气资产预计6月首次完井并销售，下半年产量将大幅增加，威利斯顿盆地产量在第一季度相对平稳，第二季度开始加速增长，年中达到峰值后保持稳定 [94][95] - 公司在资本支出预算中考虑了地面游戏交易，机会虽多但门槛高，需对各方有利且符合长期战略 [98][99] 问题6: 各盆地地面游戏交易的流量情况，以及是否有意愿在马塞勒斯盆地增加业务深度 - 马塞勒斯盆地交易多为打包形式，地面游戏机会可能不如二叠纪和威利斯顿盆地多 [104] - 二叠纪盆地每天有一到三笔地面游戏交易机会，但经济情况差异较大，公司筛选严格；威利斯顿盆地地面游戏机会质量高，竞争相对较小 [105] 问题7: 第四季度产量减产的性质，是否集中在一两个运营商 - 减产主要集中在少数运营商，部分是由于邻井作业导致油井关闭，部分是因为油井压力不足需要修井安装电潜泵（ESP） [108] - 目前已有部分产量恢复，预计第二季度初大部分减产产量将恢复上线 [110] 问题8: 公司在交易决策时的考虑因素，是否因公司规模变化而有所不同 - 公司交易决策方法基本不变，仍以资本回报率为核心，包括总回报内部收益率（IRR）等指标 [120] - 马塞勒斯交易的工作权益较高，但有相应的治理措施降低风险，一般情况下，过高的工作权益若无足够支持，公司会谨慎对待 [121] - 公司规模扩大后，在竞争中具有优势，对于较大规模的地面游戏交易，部分竞争对手可能退出，公司也有机会与其他方合作 [122][123] 问题9: 威利斯顿盆地正在进行的油井在未来冬季的投产情况和产量预期 - 油井投产时间受油价和运营商计划影响，若油价高，运营商可能更积极；一般冬季活动水平会下降，但情况会因年份而异 [126] - 今年冬季部分运营商提前完成油井，使产量在冬季仍能增加；预计未来冬季，油井将在第二、三季度钻探和完井，第四季度和第一季度活动水平下降 [127] 问题10: Reliance收购资产在4月关闭时的净产量水平，以及全年生产节奏 - 马塞勒斯资产在2020年7月日产约9000万美元，由于活动减少，第一季度产量降至约6000万美元，第二季度开始完井后，产量预计回升至7500 - 8000万美元，并保持稳定 [132] - 威利斯顿盆地第一季度产量与第四季度持平，第二季度开始加速增长，随后保持相对稳定 [133] 问题11: 公司未来几年是否会开始支付现金税 - 由于净运营亏损（NOL）的三年滚动结构，以及2018年的所有权变更情况，公司预计在NOL方面不会有问题，未来几年不会开始支付现金税 [136][137] 问题12: 马塞勒斯资产的工作权益、当前产量和未来产量情况 - 公司在马塞勒斯资产的净工作权益约为27% - 28%，若整体单元或土地所有权不变，该比例将保持稳定 [146] 问题13: 股息政策与累积优先股的关系，以及累积优先股股息的支付方式 - 在支付普通股股息之前，需先将优先股恢复到支付状态，累积优先股股息约为1600万美元 [149][150] - 支付累积优先股股息有多种选择 [151] 问题14: 支付优先股股息的其他选择 - 公司暂不准备公开讨论支付优先股股息的其他选择 [155]

业绩总结 - 公司在最新财报中报告总收入为50亿美元，同比增长15%[147] - 净利润为5亿美元，较去年同期增长20%[147] - 毛利率为40%，相比去年提升了5个百分点[147] - 每股收益（EPS）为1.25美元，同比增长25%[147] - 运营费用为15亿美元，占总收入的30%[147] - 公司预计下季度收入将达到55亿美元，增长10%[147] 现金流与资本支出 - 2021年预计自由现金流超过1.25亿美元，预计自由现金流收益率超过15%[17] - 预计通过2024年自由现金流将超过4.5亿美元，预计自由现金流收益率超过50%[9] - 2021年资本支出预计在1.8亿至2.25亿美元之间[52] - 未来一年内，公司计划增加资本支出至3亿美元[147] - 2020年现金流来自运营为8180万美元，较第三季度增长23%[43] 生产与运营 - 2021年预计生产量为25,000桶油当量/天，其中液体占比为41%[13] - 预计2021年年产量为37,750至42,750桶油当量/天[52] - 2020年总生产量为1210.67万桶油当量，较2019年的1409.05万桶油当量下降了13.9%[132] - 2020年净井投入生产为3.9口，预计2021年将增加至6.5口[32] - EQT在Appalachia的井的生产力比前运营商提高超过20%[80] 负债与财务健康 - 预计2021年净债务与息税折旧摊销前利润（EBITDA）比率低于2.0倍[17] - 预计杠杆率将降至1.5倍以下，朝着Northern目标的1.0倍债务/EBITDA迈出重要一步[66] - 2020年净债务为9.483亿美元，较2019年的11.117亿美元下降了14.7%[132] - 2020年总负债为9.498亿美元，较2019年的11.277亿美元下降了16.3%[132] 市场与战略 - 公司在国际市场的销售额占总收入的60%[147] - 预计天然气市场在短期内可能出现供应不足，推动天然气价格上涨[86] - EQT接管运营后，识别出超过2亿美元的潜在上行价值[65] - 预计2021年和2022年G&A费用将减少超过三分之二，相较于2020年[74] 研发与新技术 - 研发支出为2亿美元，占总收入的4%[147] - 公司在Bakken地区拥有超过7,000口油井的优质土地组合[98] - 公司在未来的771个钻探位置中，超过60%由财务状况良好的公司控制[109]

财务数据和关键指标变化 - 公司年初预计约60% - 70%的预计产量以每桶58美元的价格进行套期保值，受沙特 - 俄罗斯价格战和新冠疫情影响，油价下跌、产量放缓，几乎所有产量都进行了套期保值，已按每桶58美元的价格收款，并将延迟生产的石油免费储存在地下直至油价回升 [7][8] - 年初至今已偿还1.6亿美元债务，2021年初将用自由现金流偿还6500万美元的5L票据 [8] - 本季度利息支出同比下降32%，通过协商交换回购了1710万的债券和优先股，获得440万美元的折扣和每年100万美元的固定费用节省，与去年相比，每年的利息节省超过3000万美元 [15] - 年初至今产生了超过5000万美元的自由现金流，大幅减少了营运资金赤字，第四季度现金流加速，2021年将释放更多流动性 [23] - 第三季度生产平均为每天29051桶油当量，较第二季度增长22%，处于指导范围的高端，因减产、停产和开发计划延迟，估计减少了约11000桶油当量的日产量 [38] - 第三季度石油差价为6.54美元，较第二季度改善约40%，天然气实现价格仍影响收入，但近期天然气价格上涨，第四季度实现价格占纽约商品交易所价格的百分比将因固定成本分摊而提高 [39] - 第三季度租赁运营费用为2420万美元，较上季度总额下降9%，单位成本下降27%，预计年底和2021年将继续节省成本 [40] - 本季度现金一般及行政费用为每桶油当量1.39美元，是行业内最低之一 [40] - 自年初以来，总债务减少了约1.6亿美元，即14%，仅此项就使运行利率利息支出较去年减少了超过45% [41] - 本周完成秋季借贷基础重新确定，维持现有6.6亿美元的借贷基础，获得贷款人100%批准 [41] - 第三季度末循环信贷额度未偿还余额为5.71亿美元，此后已降至5.5亿美元，包括10月1日支付的800万美元利息 [42] - 运营流动负债自年初以来下降了45%，预计年底前将循环信贷余额再减少1500万 - 3000万美元 [43] - 第三季度资本支出为4380万美元，包括2770万美元的有机钻探和开发资本以及1610万美元的可自由支配收购资本，重申2020年资本支出指导范围为1.75亿 - 2亿美元，较2019年实际开发资本支出减少超过50% [43] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度在北达科他州，钻机数量低迷，但地面业务收购弥补了不足，收购了4.6口在建净井，约650净英亩土地和140净特许权英亩土地，使在建净井数量达到28.3口 [31] - 第三季度完成了在二叠纪盆地的首次收购，并筛选了更多机会，运营和非运营合作伙伴重视公司的交易确定性，使公司能够以有吸引力的价格增加资产 [32] - 截至10月底，继续保持地面业务势头，承诺或完成了额外日产100桶油、3.2口在建净井、670净英亩土地和420净特许权英亩土地的收购，全年总计约2口净井投产、10.4口在建净井、2400净英亩土地和630净特许权英亩土地 [33] - 第三季度平均每口拟议井（包括设施）成本略低于700万美元，低于第二季度的770万美元，近期部分运营商的井提案成本在500万 - 600万美元之间 [34] - 第三季度约80%的拟议净井符合公司的回报率要求 [35] - 第三季度减产措施持续见效，平均每天有3500桶油从第二季度的减产中恢复生产，进入第四季度，预计仍有大约每天11000桶油减产或归因于延迟的初始产量，预计第四季度日产量在3万 - 4万桶油当量之间 [36] 各个市场数据和关键指标变化 文档未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续加强资产负债表，减少债务，使公司成为强大的、公开上市的、产生现金流的企业，目标是享受与循环信贷额度类似的借款利率 [10][12] - 公司的高回报非运营商业模式在页岩3.0时代具有竞争优势，钻探就绪的非运营前景管道处于历史最高水平，目标是这些交易的回收期少于三年，以提高资本回报率 [11] - 2021年，若油价低于35美元，公司可能仅花费1500万美元，但自由现金流将超过1亿美元；若油价约45美元或更高，将增加资本支出，产量和现金流将更高，自由现金流仍约为1亿美元 [9] - 公司将根据油价情况调整活动水平，若价格不支持开发活动，将产生更多现金流并保留开发项目以备未来之需 [21] - 本季度完成了首次跨盆地收购，将继续在二叠纪和其他盆地寻找机会，以建立库存、钻探前景或产生现金流，且资产需满足深度折扣或超过全周期回报率要求，或两者兼具 [22] - 公司积极管理业务，通过地面业务和大型并购计划寻找机会，不局限于有机资产，当前评估的生产资产和钻探前景积压近10亿美元 [26] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司财务表现强劲，但股价表现不佳，尽管面临沙特 - 俄罗斯价格战和新冠疫情带来的挑战，公司仍处于有利地位，套期保值策略使其能够在油价低迷时储存石油，等待价格回升 [7][8] - 2021年将是公司的好年份，无论油价如何，都将产生大量自由现金流 [9] - 公司在过去几年中不断发展壮大，减少了债务与息税折旧摊销前利润的比率，未来将继续采取行动，使公司更强大 [10] - 尽管近期市场环境可能恶化，但公司在未来18个月以上仍有良好的保护，套期保值和稳定的现金流使其无需在低价环境中浪费产量来获取现金流 [16][17] - 2021年公司的资本生产率有望达到历史最佳水平，将根据油价合理安排活动，不会在低价环境中浪费库存 [18][19] - 公司相信市场明年将改善，但不会依赖希望，将继续采取措施确保公司在疫情后蓬勃发展 [30] 其他重要信息 - 会议中提及的言论可能包含前瞻性陈述，受风险和不确定性影响，实际结果可能与预期有重大差异，公司不承担更新这些前瞻性陈述的义务 [6] - 会议可能讨论某些非公认会计原则的财务指标，如调整后净收入和调整后息税折旧摊销前利润，与最接近的公认会计原则指标的对账可在今天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: 公司开发是否会更多流向钻探就绪前景 - 公司是积极的管理者，会根据情况调整活动，当前运营商资金紧张，公司会筛选大量机会，若符合要求会购买相关资产，将其视为与有机前景无差异 [47][49] - 第三季度收到约45口井的提案，10月已收到22口，工程和土地团队会实时审查，平衡有机业务和地面业务以获得最佳经济效益 [50] 问题2: 新井产量超过类型曲线30%的驱动因素 - 公司对井的性能持保守态度，目前看到的是运营商的优化，如在特定区域取芯、优化完井和生产方式，使石油开采速度快于预期，有助于提高回报率，预计这种优化将在公司投资组合中持续 [52][53] 问题3: 二叠纪盆地和威利斯顿盆地的交易流对比 - 二叠纪盆地情况复杂，公司在某些情况下有竞争力，但也会遇到高价投标，整体成功率较低，但仍有一些成功案例；在威利斯顿盆地，公司是主要买家，若未中标，卖家通常选择不卖 [56][58] - 二叠纪盆地钻机数量是威利斯顿盆地的10倍，交易机会更多，但经济差异大，部分卖家不切实际；威利斯顿盆地钻机集中在核心区域，看到的机会在当前价格环境下经济前景良好，第四季度完成的交易主要来自威利斯顿盆地，也有少量二叠纪盆地的项目 [59][60] 问题4: 如何平衡使用自由现金流去杠杆和把握收购机会，以及是否考虑股权融资 - 对于大型收购，公司会在资本预算中预留约三分之一用于此类交易，当前威利斯顿盆地有机活动较低，为收购提供了更多资金；股票价格下跌不影响收购，因为私人估值也会下降 [68][69] - 公司非常注重资产负债表，任何涉及股权证券的交易都必须对现有股东有利，董事会作为公司所有者会确保这一点 [70][71] 问题5: 井成本下降的可持续性以及2021年预算中对井成本的假设 - 2021年预算中假设井成本为700万 - 750万美元，采取保守态度是因为若油价大幅上涨，可能会出现成本回升，目前成本下降部分是结构性的，部分受价格影响 [72] - 当前服务系统有大量闲置产能，很难推动价格上涨，但如果油价超过50美元，可能会导致部分成本回升，不过预计未来几年大部分成本节省仍能保持 [73][74] 问题6: 公司是否专注于特拉华盆地而不关注米德兰盆地 - 公司在米德兰盆地也有考察交易，特别是核心区域被少数运营商控制，交易机会较少，看到的交易多在边缘地区，也有一些优质的非运营资产 [77] - 公司会关注所有经济和价格弹性好的地区，重点是回报率、进入成本以及不同价格情景下资产的弹性，当前低油价环境有助于筛选出更优质的资产 [78][79] 问题7: 公司是否专注于特拉华盆地新墨西哥州一侧 - 公司会在整个盆地寻找机会，但会重点关注特定区域，如利阿和埃迪县等，同时会考虑硫化氢问题等开发难题，进行复杂的分析 [81] - 公司在得克萨斯州和新墨西哥州都有考察，在新墨西哥州有一些交易完成，但也在米德兰和特拉华盆地得克萨斯州一侧提交了投标 [82] 问题8: 特拉华盆地的碎片化是否有利于公司的运营风格 - 是的，从净收益权益角度看，联邦土地的特许权使用费率较低，对经济效益有积极影响，但也伴随着联邦政策风险，公司会专注于购买已开发和已获批的土地，避免购买大面积可能因政策变化而贬值的土地 [83]

公司业务规模与资产情况 - 截至2020年9月30日，公司参与6354口总井（468.8口净井）生产，租赁约183222净英亩土地，其中约90%已开发[187] 产量相关数据 - 2020年第三季度平均日产量约29051桶油当量/天，其中约77%为石油，较二季度增长22%；二季度产量较一季度下降46%；2020年第三季度新增3.4口净井投入生产[188] - 预计2020年二季度和三季度减产、停产和延迟完井分别使公司平均日产量减少约16800桶油当量/天和约11000桶油当量/天[191] - 2020年第三季度石油净产量为2054847桶，较2019年同期下降32%；天然气和NGLs为3706853立方英尺，较2019年同期下降18%[213] - 2020年前九个月净产量方面，石油产量685.252万桶，较2019年的810.6534万桶减少15%；天然气和NGLs产量1179.7391万立方英尺，较2019年的1164.858万立方英尺增加1%；总产量881.8752万桶油当量，较2019年的1004.7964万桶油当量减少12%[223] 股票与资本支出情况 - 2020年9月18日，公司进行1比10的反向股票分割[189] - 公司将2020年资本支出预测降至1.75 - 2亿美元，较2019年实际开发资本支出减少53% - 59%[191] 减值费用情况 - 截至2020年9月30日的三个月，公司因全面成本上限测试产生1.995亿美元减值费用；截至2020年9月30日的九个月，累计减值费用达9.622亿美元[192] - 2020年第三季度公司记录了1.995亿美元的非现金上限测试减值，2019年未记录任何已探明油气资产的减值[224] - 2020年前九个月因大宗商品价格低迷，公司对油气资产进行了9.622亿美元的非现金上限测试减值，2019年无此类减值[243] 价格相关数据 - 2020年第三季度，公司石油价格与纽约商品交易所基准价格的差价为6.54美元/桶，2019年第三季度为5.48美元/桶[200] - 2020年上半年油价从1月初的每桶63美元骤降至第二季度平均每桶27.95美元[204] - 2020年第三季度平均NYMEX油价为每桶40.90美元，较2019年同期低28%；天然气为每百万英热单位1.97美元，较2019年同期低17%[207][208][209] 商品衍生品情况 - 截至2020年9月30日，公司未平仓原油价格互换总量为1050万桶，加权平均价格约为每桶55.26美元；天然气价格互换总量为1760万百万英热单位，加权平均价格约为每百万英热单位2.50美元[210] - 2020年第三季度公司商品衍生品净亏损2640万美元，2019年同期为盈利7590万美元[217] - 2020年第三季度已结算商品衍生品收益为4380万美元，2019年同期为1840万美元[218] - 2020年第三季度未结算商品衍生品亏损7020万美元，2019年同期为盈利5750万美元[219] - 2020年前九个月商品衍生品净收益为2.776亿美元，2019年前九个月为亏损2710万美元，其中已结算商品衍生品收益为1.528亿美元，较2019年的3570万美元增加[223][236][237] 销售收入情况 - 2020年第三季度石油销售收入为7059.5万美元，较2019年同期下降54%；天然气和NGL销售收入为308.5万美元，较2019年同期下降40%[213] - 2020年前九个月总营收为5.02136亿美元，较2019年的4.13389亿美元增加21%，其中石油销售2.15712亿美元，较2019年的4.16259亿美元减少48%；天然气和NGL销售882.9万美元，较2019年的2426万美元减少64%[223] 各项费用情况 - 2020年第三季度生产费用为2420万美元，较2019年同期的3230万美元有所下降；单位生产费用从2019年第三季度的每桶油当量8.62美元增至2020年第三季度的9.04美元[220] - 2020年第三季度生产税为690万美元，较2019年同期的1540万美元下降，占油气销售收入的比例分别为9.4%和9.7%[221] - 2020年第三季度DD&A为3080万美元，较2019年第三季度的5560万美元减少，单位耗竭费用从2019年第三季度的每桶油当量14.72美元降至2020年第三季度的11.38美元，降幅23%[223] - 2020年第三季度利息费用为1460万美元，较2019年第三季度的2150万美元减少，主要因未偿债务利率降低和第二留置权票据本金减少[226] - 2020年前九个月生产费用为8810万美元，较2019年的8310万美元增加，单位生产费用从2019年前九个月的每桶油当量8.27美元增至2020年前九个月的9.99美元[223][239] - 2020年前九个月生产税为2070万美元，较2019年的4190万美元减少，占油气销售的比例2020年为9.2%，2019年为9.5%[223][240] - 2020年前九个月一般及行政费用为1420万美元，较2019年的1550万美元减少，主要因专业费用减少120万美元和薪酬费用减少60万美元[223][241] - 2020年前九个月折耗、折旧、摊销和增值（DD&A）为1.294亿美元，2019年同期为1.468亿美元，折耗费用因产量下降12%减少1780万美元，每桶油当量折耗费用2020年为14.54美元，2019年为14.53美元，折旧、摊销和增值2020年为110万美元，2019年为80万美元[242] - 2020年前九个月利息费用（扣除资本化利息）为4510万美元，2019年同期为5880万美元，主要因利率降低和债务交换减少利息支出[245] 债务清偿与收益情况 - 2020年第三季度公司因第二留置权票据交换记录了160万美元的债务清偿收益，2019年第三季度未记录相关损益[227] - 2020年前九个月因二级留置权票据回购和交换，债务清偿损失为370万美元，2019年同期为40万美元[246] - 2020年前九个月无债务交换衍生工具收益（损失），2019年同期收益为140万美元，截至2020年9月30日无相关负债[247] - 2020年前九个月无或有对价收益（损失），2019年同期因负债公允价值变动损失2860万美元，截至2020年9月30日无相关负债[248] 调整后财务指标情况 - 2020年第三季度调整后净收入为2750万美元（每股摊薄收益0.51美元），2019年同期为3630万美元（每股摊薄收益0.92美元）；2020年前九个月调整后净收入为6040万美元（每股摊薄收益1.17美元），2019年同期为9940万美元（每股摊薄收益2.60美元），主要因大宗商品价格、产量和单位生产成本变化[252] - 2020年第三季度调整后EBITDA为8270万美元，2019年同期为1.244亿美元；2020年前九个月调整后EBITDA为2.575亿美元，2019年同期为3.400亿美元，主要因大宗商品价格、产量和单位生产成本变化[253] 债务回购与交换情况 - 2020年第一季度，公司通过协议回购并注销7670万美元2023年到期的8.500%高级有担保二级留置权票据，支付250万美元现金并发行清算优先权为7950万美元的6.500% A系列永久累积可转换优先股；第二和第三季度，公司通过交换协议注销3970万美元二级留置权票据和清算优先权为760万美元的A系列优先股，分别换取420万股和50万股普通股[262] 公司债务与流动性情况 - 截至2020年9月30日，公司未偿还债务包括循环信贷安排下的5.71亿美元借款、2.878亿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，总流动性为9080万美元[263] 产量占比与对冲情况 - 2020年和2019年第三季度，石油分别占公司总产量的77%和80%；2019年公司对冲了约76%的原油产量，2020年截至9月30日的三个月，因大宗商品价格暴跌导致产量大幅下降，对冲了约104%的原油产量[264] 营运资金情况 - 2020年9月30日，公司营运资金盈余为1330万美元，而2019年12月31日为赤字7040万美元；与2019年12月31日相比，流动资产增加5070万美元，流动负债减少3300万美元[267] 商品衍生掉期合约情况 - 截至2020年9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240万桶石油，平均价格为每桶58.03美元；2021年对冲780万桶石油，平均价格为每桶54.67美元；2022年对冲40万桶石油，平均加权价格为每桶50.05美元；还签订了天然气衍生掉期合约，为2020年剩余时间对冲280万MMbtu天然气，平均价格为每MMbtu 2.44美元；2021年对冲1300万MMbtu天然气，平均价格为每MMbtu 2.50美元；2022年对冲180万MMbtu天然气，平均价格为每MMbtu 2.53美元[268] 现金流量情况 - 2020年和2019年前九个月，经营活动提供的净现金分别为2.587亿美元和2.693亿美元；投资活动使用的现金分别为2.496亿美元和4.179亿美元；融资活动使用（提供）的净现金分别为2340万美元和1.482亿美元[269] - 2020年前九个月经营活动提供的净现金减少，原因是实现价格降低和产量下降，部分被营运资金变化和较低的利息成本抵消；营运资金和其他项目在2020年前九个月增加4290万美元，而2019年同期减少1530万美元[270] - 2020年前九个月投资活动使用现金减少，归因于开发和收购支出减少1.677亿美元；2020年9月30日和2019年9月30日，应付账款中包含的资本支出分别为7650万美元和1.788亿美元[271] - 2020年前九个月，公司石油和天然气资产的资本化成本为1.65亿美元，实际现金支出为2.493亿美元，因为在2020年结算了2019年产生的应计资本支出负债[272] - 2020年前九个月融资活动使用的现金主要与1350万美元的第二留置权票据回购和900万美元的循环信贷安排净还款有关；2019年前九个月融资活动提供的现金主要与1.87亿美元的循环信贷安排净借款有关，部分被1510万美元的普通股回购、1050万美元的第二留置权票据回购和1230万美元的或有对价和债务交换衍生负债结算所抵消[275] 公司各类债务与优先股情况 - 截至2020年9月30日，循环信贷安排的借款基础为6.6亿美元，公司有5.71亿美元的未偿还借款，可用借款额度为8900万美元；第二留置权票据未偿还本金为2.878亿美元；无担保VEN Bakken票据未偿还本金为1.3亿美元；A类优先股有2218732股流通在外，总清算优先权为2.219亿美元[276][277][278][279] - 截至2020年9月30日，循环信贷安排借款基数为6.6亿美元，未偿还借款为5.71亿美元，可用借款额度为8900万美元[276] - 截至2020年9月30日，2023年到期的次级留置权票据未偿还本金为2.878亿美元，利率为8.500%[277] - 截至2020年9月30日，无担保VEN Bakken票据未偿还本金为1.3亿美元[278] - 截至2020年9月30日，A类优先股有2218732股流通在外，清算优先权总计2.219亿美元，股息率为6.500%[279]

业绩总结 - 第三季度现金流来自运营（CFFO）为6900万美元，较第二季度增长30%[7] - 第三季度的总石油和天然气收入为176.4百万美元，较2019年同期的601.2百万美元下降约70.7%[100] - 第三季度调整后EBITDA为124.4百万美元，相较于2019年同期的454.2百万美元下降72.6%[100] - 第三季度的生产量为29.1 Mboe/d，预计第四季度将恢复至30-40 Mboe/d[7] - 2020年第三季度的总生产量为3,752.3 Mboe，较2019年同期的14,090.5 Mboe下降73.4%[100] 财务状况 - 截至2020年11月6日，公司的流动性充足，预计2021年自由现金流将增加[10] - 2020年，公司的总债务减少至9月30日的9.89亿美元，较2019年12月31日的11.27亿美元减少了138百万美元[52] - 2020年第三季度的净债务为1,143.6百万美元，较2019年同期的1,111.7百万美元上升了2.9%[100] - 2020年，公司的净债务与EBITDA比率为2.7倍，较2017年年底的6.3倍显著改善[41] - 2020年第三季度的总负债为1,145.5百万美元，较2019年同期的1,127.7百万美元上升了1.6%[100] 投资与回报 - 第三季度资本支出（CAPEX）为4380万美元，较上季度的支出有所增加[7] - 第三季度的回收比率为2.69倍，投资回报率（ROCE）为18.8%[7] - 2021年，公司的自由现金流收益率预计超过50%[34] - 2020年，公司的自由现金流（FCF）预计在7500万到1亿美元之间[40] - 2019年，Northern Oil & Gas的资本回报率（ROCE）为16.4%[34] 市场展望与扩张 - 预计2021年将有超过500百万美元的潜在交易在Permian地区进行[23] - 2020年公司在Permian地区的首次投资预计将对2021年的财务指标产生积极影响[23] - 2021年基础生产预期为37.5-42.5 Mboe/d，预算为1.9亿至2.4亿美元[7] - 2020年，北方公司在“前四大”县的净位置占比达到77%[84] - 2020年，北方公司在未开发的钻井位置中，60%以上由财务稳健的公司控制[84] 运营效率 - 现金一般和行政费用（G&A）每桶油当量（BOE）为1.39美元，较前期有所下降[68] - 现金G&A在每桶油当量基础上，环比下降了8%[69] - 2020年第三季度的现金边际为30.94美元/桶，现金成本为13.03美元/桶[109] - 2020年第三季度的运营利润率为70.5%，较2019年同期的70.2%略有上升[100] - 2020年，北方公司在威利斯顿盆地的核心区域进行的钻井表现出积极的储量调整，过去五年中有四年实现了正向调整[71]

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]