文章核心观点 - 公司2024年上半年开发计划成果积极且有和平河收购项目，但与伍德兰克里第一民族的纠纷致部分生产关停，维持公司估值在每股8.50至9.50美元，若纠纷解决估值有望提升至每股9.00至10.00美元 [1][2][3] 和平河收购 - 公司宣布以7600万加元（5500万美元）收购和平河（皮瓦恩和吉夫特湖）资产，通过债务支付，获得当前产量1700桶油当量/日（100%为石油）及148个净土地区块，预计年净收益2200万加元（1600万美元） [4] - 交易预计2024年7月中旬完成，公司现拥有超680个拥有布鲁斯凯和/或克利尔沃特重油权益的净土地区块 [5] - 皮瓦恩土地北部毗邻公司克利尔沃特道森油田，该油田年初已从评估阶段转入积极开发阶段，此次收购增加约108个净土地区块和103个确定位置；吉夫特湖收购增加约40个净土地区块和96个确定位置，公司预计2024年晚些时候对该区域进行评估 [6] - 收购价格中4600万加元（3400万美元）分配至基础生产价值，300万加元（2200万美元）分配至未开发土地价值，收购的148个净土地区块中仅7%目前正在生产，有大量未来开发机会 [7] 积极的开发计划成果 - 公司2024年上半年开发计划成果积极，新井产量超预期，当前产量超35500桶油当量/日，若没有封锁，产量约为40000桶油当量/日 [8] - 公司重油开发表现出色，克利尔沃特道森油田过去30天平均日产油1330桶，重油成果超预期，有助于实现2026年增长目标 [9] 伍德兰克里第一民族纠纷 - 公司与伍德兰克里第一民族的纠纷可能阻碍其和平河地区的增长，双方自2023年第二季度开始就新的经济关系协议进行谈判，但关系随后恶化 [10] - 2024年2月，伍德兰克里第一民族以早期地震担忧为由反对公司在其领土上进一步开发，公司认为纠纷更多由服务合同和其他付款等经济问题驱动 [11] - 2024年5月，纠纷升级，伍德兰克里第一民族在公司海象油田附近设置封锁，该油田随后停产；约6天后，封锁转移至哈蒙谷南油田，导致该油田停产，海象油田恢复生产 [12][13] - 公司已获得法院命令移除封锁，但皇家骑警尚未执行，公司还申请判定伍德兰克里第一民族酋长艾萨克·拉布坎 - 阿维罗姆藐视法庭 [14] 2024年展望 - 公司将全年产量指引提高至36400桶油当量/日（69%为液体），同时将2024年资本支出预算削减1500万加元（1100万美元），与之前指引相比，总产量增加400桶油当量/日，液体比例增加2% [16] - 修订后的指引包括收购带来的约800桶油当量/日额外产量，削减资本支出预算预计使2024年产量减少200桶油当量/日，封锁对全年产量的负面影响为200桶油当量/日 [17] - 若封锁持续，公司全年产量可能减少，若哈蒙谷南油田封锁持续到5月底之后，每多封锁一个月，全年产量影响约为350至375桶油当量/日 [18] - 按当前期货价格，公司预计2024年油气收入为5.7亿美元，套期保值价值估计为1100万美元，预计息税折旧摊销前利润为3.22亿美元，自由现金流为4100万美元 [21][22] 估计估值 - 维持公司估值在每股8.50至9.50美元，若无伍德兰克里第一民族纠纷的不确定性，公司估值将提高至每股9.00至10.00美元 [23] - 目前默认预期是封锁影响生产数月，解决纠纷将使公司每年增加500万至1000万美元成本，这对公司价值产生每股0.50美元的负面影响，若解决时间线有显著差异将重新评估 [24] 结论 - 公司宣布了一些强劲的开发成果，尽管有4500桶油当量/日的停产，产量仍超35500桶油当量/日，还宣布了和平河收购项目，增加了1700桶油当量/日（100%为石油）的产量和额外开发机会 [25] - 停产是由于伍德兰克里第一民族对哈蒙谷南油田的封锁，双方纠纷已持续一段时间，5月升级为封锁，尽管公司在和平河有其他开发机会，但该地区很大一部分土地受封锁影响，因此维持公司估值在每股8.50至9.50美元 [26]

文章核心观点 公司2024年上半年资本计划进展顺利，新井生产结果超预期，各资产开发和勘探评估项目成果良好，对未来发展有积极展望 [1][2][3] 各部分总结 整体运营情况 - 上半年资本计划大部分完成，27（26.4净）口运营井开发项目除2（2.0净）口井外已完成钻机释放，新道森克利尔沃特油田正在钻探额外开发井 [1] - 截至2024年已有30（29.4净）口运营井投产，包括2023年释放钻机的7（7.0净）口井，还完成了皮斯河地区克利尔沃特和布鲁斯凯地层的勘探/评估钻探 [1] - 新井结果超预期，当前产量增至超35,500桶油当量/日，若停产产量上线，产量将增至约40,000桶油当量/日，预计6月底完成上半年钻探，释放皮斯河剩余2（2.0净）口井钻机 [2] 轻质油资产（卡迪姆） - 轻质油开发为现金流做出有力贡献，上半年运营开发项目的12（11.4净）口井已释放钻机，11（10.4净）口井已投产，剩余1口预计7月在威尔斯登格林地区投产 [4] - 多数井投产，初始产量率高，如彭比纳（卡迪姆）PCU9 6 - 08平台井30天初始平均产量为403桶油当量/日（81%为油），威尔斯登格林地区开放溪9 - 17平台1（0.7净）口井30天初始产量为401（262净）桶油当量/日（86%为轻质油）等 [6][7] 重质油资产（皮斯河） - 2024年开发和勘探/评估项目成果令人兴奋，15（15.0净）口运营井开发项目中13（13.0净）口已释放钻机并投产，剩余2口位于克利尔沃特道森油田13 - 13平台，预计6月底释放钻机，第三季度初投产 [6][8] - 皮斯河道森克利尔沃特开发区过去30天产量达1,330桶油当量/日（100%为油），哈蒙谷南8 - 28平台平均30天初始产量为554桶油当量/日（100%为油）等 [6][11] 其他进展 - 加速布鲁斯凯和克利尔沃特油层开发，布鲁斯凯海象15 - 19平台6口井在春季解冻前完成钻探，克利尔沃特道森5 - 27平台2（2.0净）口井提前投产 [11] - 完成楠帕地区克利尔沃特勘探，2（2.0净）口勘探/评估井结果良好，楠帕6 - 28平台1（1.0净）口井30天初始产量为170桶油当量/日（100%为油） [11] - 2024年第二季度完成皮斯河地区13.5（10.1净）区块土地收购，花费240万加元，公司将作为运营商持有75%工作权益，计划2025年第一季度在该土地钻探第一口布鲁斯凯井 [11]

产量相关数据 - 2023年平均年产量增长5%至32,275桶油当量/日，12月达到34,000桶油当量/日；计入股票回购计划后，每股产量增长12%[5] - 三年增长计划（2024 - 2026年）年化产量增长率为16%，2026年将达到50,000桶油当量/日[5][13] - 2023年预期产量中点为轻质油12,500桶/日、重油6,000桶/日、天然气凝析液2,600桶/日、天然气6690万立方英尺/日[17] 油价与销售价格数据 - 2023年WTI油价平均为77.62美元/桶，低于2022年的94.23美元/桶；公司实现销售价格下降24%（对冲后下降19%）[6] - 2023年全年销售价格7.228亿美元，2022年为8.994亿美元；2023年净回值4.343亿美元，2022年为5.241亿美元[46] 资金流与收益数据 - 2023年资金流（FFO）为3.776亿美元（每股基本收益4.67美元），低于2022年的4.507亿美元（每股基本收益5.50美元）[9] - 2023年预期FFO和FCF包含风险管理（套期保值）调整，递延股份单位等估计费用约1700万美元，FFO每股基于2023年预计平均流通股8100万股[17] - 2023年全年经营活动现金流3.527亿美元，2022年为4.568亿美元；2023年资金运营现金流3.776亿美元，2022年为4.507亿美元；2023年自由现金流5850万美元，2022年为1.171亿美元[45] 资本与退役支出数据 - 2023年资本支出总计2.925亿美元（2022年为3.148亿美元），退役支出总计2660万美元（2022年为1880万美元）[9] - 2023年预期资本支出中约2500万美元用于勘探/评估井活动[17] 股票回购数据 - 2023年至2024年2月21日，公司回购并注销约540万股，花费4990万美元；第四季度回购并注销220万股，花费2240万美元[11] - 2023年预期净债务数据截至12月31日，含截至11月8日约3300万美元股票回购影响，因资本计划时间变化和11月8日后额外股票回购，净债务增加2000万美元[17] 净债务相关数据 - 2023年底净债务增至3.302亿美元，2022年底为3.168亿美元，净债务与FFO比率为0.9倍[11] - 2023年和2022年12月31日净债务分别为3.168亿美元和3.302亿美元[48] 成本数据 - 2023年净运营成本降至每桶油当量14.21美元，低于2022年的14.29美元；第四季度下降7%至每桶油当量13.66美元[11] - 2023年一般及行政费用降至每桶油当量1.61美元，低于2022年的1.64美元；第四季度下降8%至每桶油当量1.51美元[11] - 2023年全年运营成本1.889亿美元，2022年为1.753亿美元；2023年净运营成本1.674亿美元，2022年为1.6亿美元[47] 储备替换率数据 - 2023年储备替换率在所有类别均超120%，PDP、1P和2P基础上分别替换2023年产量的124%、157%和217%[5][11] 套期保值数据 - 2023年套期保值计划实现收益1770万美元，其中天然气1550万美元、石油220万美元[19] - 2024年1 - 3月AECO天然气互换合约成交量32,749立方英尺/日，套期保值比例46%，价格3.35美元/立方英尺；4 - 10月成交量43,365立方英尺/日，套期保值比例61%，价格2.52美元/立方英尺；11月 - 2025年3月互换合约成交量14,929立方英尺/日，套期保值比例21%，价格3.74美元/立方英尺，领子期权合约成交量4,976立方英尺/日，套期保值比例7%，价格3.43 - 4.11美元/立方英尺[21] - 2024年1 - 12月电力互换合约成交量144兆瓦时/日，价格92.83美元/兆瓦时[22] 长期债务与营运资金缺口数据 - 2023年和2022年12月31日长期债务分别为22.53亿美元和22亿美元[48] - 2023年和2022年12月31日营运资金缺口分别为9150万美元和1.102亿美元[48] 公司上市信息 - 公司股票在加拿大多伦多证券交易所和美国NYSE American上市，股票代码为“OBE”[57] 公司联系方式 - 公司地址为加拿大阿尔伯塔省卡尔加里市第9大道西南207号200套房，电话403 - 777 - 2500，免费电话1 - 866 - 693 - 2707 [59] - 公司投资者关系免费电话1 - 888 - 770 - 2633，邮箱investor.relations@obsidianenergy.com [59] 前瞻性陈述相关 - 文档中的前瞻性陈述涉及公司将在网站、SEDAR +和EDGAR上提交经审计的合并财务报表和MD&A等多方面内容[50] - 公司对前瞻性陈述做出了包括不处置或收购重大生产性财产等多项假设[51] - 前瞻性陈述存在公司未来资本需求、经济和市场状况等诸多风险和不确定性[54] - 除非适用证券法明确要求，公司不承担公开更新或修订前瞻性陈述的义务[56]

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Commission File Number 1-32895 Obsidian Energy Ltd. (Translation of registrant's name into English) Suite 200, 207 – 9th Avenue SW Calgary, Alberta T2P 1K3 Canada (Address of principal executive offices) Indicate by check mark whether the registrant files or will file annual reports under cover of Form 20-F or Form 40-F. Washington, D.C. 20549 Form 6-K REPORT OF FOREIGN PRIVATE ISSUER PURSUANT TO RULE 13a-16 OR 15d-16 OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 Fo ...

财务数据关键指标变化 - 2022年公司资金流强劲，运营资金流（FFO）同比增长107%，达4.507亿美元，2022年第四季度FFO为1.105亿美元[9] - 2022年公司资本支出和物业收购总计3.194亿美元，较2021年的1.41亿美元大幅增加，第四季度资本支出为9710万美元[11] - 截至2022年12月31日，公司净债务降至3.168亿美元，较2021年底的4.135亿美元显著减少[11] - 2022年公司净收入达8.101亿美元，较2021年的4.14亿美元大幅增长，第四季度净收入为6.317亿美元[11] - 2022年底公司各类储备税前净现值按10%折现率计算均较2021年有所增加，证实已开发生产（PDP）储备增加38%至16亿美元[11] - 2022年公司在PDP、1P和2P基础上分别替换了144%、214%和393%的产量[11] - 2022年经营活动现金流4.568亿美元，资金流4.507亿美元，调整后资金流4.741亿美元，自由现金流1.171亿美元[48] - 2022年和2021年第四季度运营成本分别为4.76亿美元和3.24亿美元，全年运营成本分别为17.53亿美元和12.95亿美元[51] - 2022年和2021年第四季度净运营成本分别为4.27亿美元和2.86亿美元，全年净运营成本分别为16亿美元和11.71亿美元[51] - 2022年和2021年末长期债务分别为22.53亿美元和39.1亿美元[53] - 2022年和2021年末营运资金缺口分别为9.15亿美元和2.25亿美元[53] - 2022年和2021年末净债务分别为31.68亿美元和41.35亿美元[53] 股票回购计划 - 2023年1月董事会授权正常发行人投标（NCIB），允许公司在未来12个月内回购最多8073847股普通股[12] - 公司对NCIB计划有预期，认为公司股票内在价值远超当前交易价格[58] 钻井与投产情况 - 2022年公司钻了61口井（59.5口净井），但受12月寒冷天气影响，部分井的投产推迟到2023年[13] - 2023年上半年公司在威尔斯登格林、彭比纳和皮斯河地区的开发项目开局良好，部分2022年计划的井已完成或投产[20] - 2023年Clearwater第一口勘探/评估井Dawson 12 - 33 Pad井峰值产量123桶/日，当前约96桶/日，含水15%，API值12.4°[22] - Willesden Green地区2022年开发计划完成，Crimson 8 - 36 Pad两口井2月投产，平均10日初始产量259桶油当量/日（65%轻油）；Crimson 9 - 02 Pad井1月投产，平均10日初始产量166桶油当量/日（90%轻油）；Crimson 8 - 19井12月下旬投产，平均30日初始产量667桶油当量/日（84%轻油）[23] - 2023年上半年计划的五口井已钻完四口，Crimson 12 - 26 Pad井1月上旬完井，平均10日初始产量397桶油当量/日（69%油），预计所有井3 - 4月投产[24] - Pembina地区2022年计划2023年初完成，South Pembina 14 - 6 Pad三口井12月下旬投产，平均30日初始产量292桶油当量/日（59%轻油）；PCU9 6 - 33 Pad两口井12月完井，2月投产[25] - 2023年Lodgepole 3 - 14 Pad两口井完井，预计4月投产[26] - Viking地区2023年计划的11口井预计2月底完井，3 - 4月投产[28] 废弃作业情况 - 2022年公司通过参与艾伯塔省场地修复计划等，成功废弃了257口净井和599公里净管道[14] - 艾伯塔省政府ASRP计划2022年结束，三年共获支持3050万美元，弃置796口净井和1121公里净管道[29] - 2023年计划投入2600 - 2800万美元用于弃置作业[30] 天然气套期保值合约情况 - 截至2023年2月22日，公司天然气套期保值合约情况：1 - 2月交易量14976立方英尺/日，套期保值比例23%，互换价格6.18加元/千立方英尺；3月交易量31562立方英尺/日，套期保值比例48%，互换价格4.58加元/千立方英尺；4 - 10月交易量47391立方英尺/日，套期保值比例72%，互换价格3.55加元/千立方英尺；11月 - 2024年3月交易量16587立方英尺/日，套期保值比例25%，互换价格3.57加元/千立方英尺[31] 财务报表提交 - 公司将在适当时候在网站、SEDAR和EDGAR上提交经审计的合并财务报表和管理层讨论与分析[58] 未来计划预期 - 公司有2023年ASRP和退役计划的预期[58] 公司上市信息 - 公司股票在加拿大多伦多证券交易所和美国NYSE American上市，代码为“OBE”[64] 公司联系方式 - 公司联系方式为卡尔加里市第9大道西南207号200套房，电话403 - 777 - 2500等[66]

业绩总结 - 市场资本化为4400万加元，净债务为4.96亿加元，企业价值为5.4亿加元[6] - 2020年上半年实际生产为每日26482桶油当量，超出指导目标[12] - 2020年上半年的运营成本为每桶油当量10.32加元，低于指导范围11.50至11.90加元[12] - 2020年平均日产量为787 boe/d，其中71%为原油[43] - 2019年资本支出为840万美元，涉及200个项目，12个月资本效率低于8000美元/boe，原油占比超过70%[44] 用户数据 - 2019年末的2P储量为1.26亿桶油当量，预计的储量寿命为14年[6] - 2020年第二季度平均日产量为2,132桶油当量/天，因商品价格低迷，季度内有超过3,064桶油当量/天的产量被暂时关闭[76] - 截至2020年7月1日，85%的之前关闭的产量已恢复生产[76] - Crimson Lake地区2020年第二季度平均日产量为10,134 boe/d[55] - East Crimson地区2020年第二季度平均日产量为3,609 boe/d[59] 未来展望 - 2020年下半年的生产指导为每日24000至24500桶油当量，全年指导为每日25000至25500桶油当量[6] - 2020年下半年的指导中，预计轻油产量为10,840桶/日，重油产量为2,995桶/日，天然气液体（NGLs）产量为2,000桶/日，自然气产量为50.5百万立方英尺/日[99] - 2020年全年的指导中，预计轻油产量为11,680桶/日，重油产量为2,885桶/日，天然气液体（NGLs）产量为2,135桶/日，自然气产量为51.3百万立方英尺/日[99] - 公司预计2020年和2021年的盈亏平衡价格将受到影响[122] - 公司预计未来的原油、天然气液体和天然气价格将受到多种因素的影响[124] 新产品和新技术研发 - 2020年上半年开发项目的初始产量表现超出预期，部分井的初始产量达到每口井1215桶油当量[29] - OBE的PDP/1P比率为100%，显示出与同行相比的保守预订[83] - 公司在Cardium地区的许多井可以重新激活、重新完井或重新利用于油藏监测，显示出资源的潜在利用[80] - 公司计划通过现有基础设施以最低资本支出进行某些位置的水驱[126] - 公司在Sproule报告中确认的总计212个已预定的证明位置和228个已预定的可能位置[109] 市场扩张和并购 - 公司在Pembina的库存已增加至超过900个Cardium位置[122] - 公司计划在Willesden Green和Pembina地区以最低基础设施支出实现短期生产增长[122] - 2020年ABC支出为850万美元，已将未折现的资产退休义务（ARO）减少至6.04亿美元，减少幅度为50%[80] - 公司的资产退休义务（ARO）在2020年为1,000万美元[99] - 公司的净回报是指每单位生产的现金运营利润，计算为收入减去特许权使用费、运营成本和运输费用[105] 负面信息 - 2019年3月至2020年3月的产量下降约1%[46] - 2020年第二季度的经济指标基于提供的类型曲线，计划定价情景下的盈亏平衡内部收益率为10%[99] - 公司面临的风险包括油气行业的运营风险、商品价格波动和市场竞争[126] - 公司预计2020年下半年和全年生产、资本支出、运营和管理费用范围将有所变化[122] - 公司预计2020年ABC支出要求已被暂停，并将根据2020年迄今的支出对2021年目标进行信用调整[122]

0000000000 1 2 1 2 Obsidian Energy Corporate Presentation May 2020 Important Notice to the Readers This presentation should be read in conjunction with the Company's unaudited interim consolidated financial statements, Management's Discussion and Analysis ("MD&A") for the three months ended March 31, 2020. All dollar amounts contained in this presentation are expressed in millions of Canadian dollars unless otherwise indicated. Certain financial measures included in this presentation do not have a standardi ...

财务数据和关键指标变化 - 2019年第一季度运营资金流入3600万美元，较上一季度增加3800万美元，主要因加拿大轻重质油差价稳定和WTI价格上涨，Cardium地区每桶油当量净收益达28.08美元，较上一季度增加16.87美元 [13] - 第一季度资本支出总计3400万美元，包括Crimson地区五口开发井及相关活动 [14] - 第一季度日均产量27,651桶油当量，超季度预发布目标 [15] - 第一季度G&A成本500万美元或每桶油当量2.01美元，运营成本3400万美元或每桶油当量13.49美元 [16] - 截至2019年3月31日，净债务4.97亿美元，包括3.78亿美元银团信贷安排提款和8000万美元优先票据，优先债务与调整后EBITDA比率为2.9倍，处于修订后4.25倍的契约范围内 [19] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2019年第一季度Cardium地区19口井钻探活动结束，短周期轻质油项目表现出色，19口井前30天平均初始产量为每口井每天538桶油当量，含油率约85% [22] - 2019年已钻探的12 - 18三口井平台前30天平均初始产量为每口井每天620桶油当量，含油率约83% [23] - 19口井平均钻井、完井、设备和连接成本为每口井380万美元，且无重大安全或环境事故 [24] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司优先保持Cardium地区的强劲发展势头，确保团队在春季休耕期后恢复开发活动，不断提升业绩 [7][8] - 公司专注加强资产负债表，确保运营资金内支出，并寻求变现非核心资产以减少债务 [9] - 公司对成本结构进行全面审查，包括简化内部流程、提高运营生产率和增强资本效率 [10][11] - 公司采取保守的套期保值策略，以保护现金流和资本计划，同时允许股东在商品价格上涨时受益 [17] - 公司将移除700万美元原用于两口Deep Basin井的资本，重新分配用于在Crimson资产增加两口井 [26] - 2019年计划资本支出1.2亿美元不变，董事会批准下半年资本支出4500万美元，约5000万美元将用于Crimson资产的主要Cardium井钻探 [27] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司第一季度运营结果良好，现金流增加，发展势头良好，正朝着提升股东价值的正确方向前进 [6][29] - 公司将继续在各方面寻求改进，并期待在年度股东大会上进一步讨论 [29] 问答环节所有提问和回答 - 无提问 [28]

财务数据和关键指标变化 - 2018年全年运营现金流为9200万美元，第四季度运营现金流为负200万美元，受历史高位价差影响，第四季度FFO受到严重冲击，埃德蒙顿重油平均每桶26.30美元，WCS重油平均每桶39.42美元，而2018年第三季度埃德蒙顿轻油为每桶6.83美元，WCS重油为每桶22.25美元 [26][27] - 2018年资本支出总计1.77亿美元，包括900万美元的退役支出，远低于预算的1.9亿美元，全年平均日产量为28953桶油当量，处于修订后指导范围的高端，第四季度平均日产量为29905桶油当量，较2018年第三季度增长8% [28] - 全年运营成本为1.47亿美元，即每桶油当量13.89美元，G&A成本为2400万美元，即每桶油当量2.24美元，均在指导范围内，2018年第四季度运营费用为3300万美元，即每桶油当量11.82美元，G&A成本为500万美元，即每桶油当量1.95美元，为10多年来最低 [29] - 截至2018年12月31日，净债务为4.97亿美元，包括3.37亿美元的银团信贷安排提款和8200万美元的高级票据，2019年第一季度，公司与高级票据持有人达成协议，将高级和总债务与调整后EBITDA的契约上限调整为4.25比1 [30] - 2018年末，公司对和平河和遗留资产计提了9700万美元的非现金减值费用，年末公司签署了一项购买和销售协议，以1250万美元出售其胡萝卜溪物业卡迪姆地层以下的相关生产和矿权，同时保留卡迪姆地层的权利，公司计划将所得款项用于偿还债务 [31][32] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2018年公司战略决策集中于卡迪姆主要开发，年初PCU 9运营面临挑战，首口深盆井液体产量高但干气和总产量低于预期，威尔斯登格林卡迪姆和PROP井表现出色，威尔斯登格林卡迪姆井IP30平均日产量达660桶油当量，PROP项目IP90平均日产量约400桶 [34] - 因结果良好，2018年下半年公司将阿尔伯塔维京资本重新分配到四口额外的PROP井，并增加了5000万美元的卡迪姆主要开发资金，14口威尔斯登格林井已成功钻探、完井并投产，预计12个月资本效率约为每桶油当量每天18500美元，成本低于预期 [35][36] - 下半年四口PROP井钻探计划按时按预算完成，首批井10月初投产，初期峰值日产量超300桶，因价差扩大曾停产，近期已恢复生产，2018年下半年钻探的一口深盆井表现强劲，公司2019年将继续对深盆油藏进行勘探 [37] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将优先重组并加速开发行业领先的卡迪姆区块的主要开发潜力，限制钻机模式，标准化开采区域，利用现有基础设施，专注于打造可重复、可预测的威尔斯登格林井 [11] - 公司计划继续评估非核心资产的潜在剥离，以进一步优化资产基础，优化财务绩效并加强资产负债表 [21] - 公司将继续努力管理债务水平，以符合债务契约要求，同时计划在2019年平衡井作业与运营现金流，并持有大量下半年的钻探选项 [13][30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2018年是充满挑战的一年，上半年生产出现短缺，下半年面临价差扩大和WTI价格下跌的问题，但公司团队在卡迪姆地区实现了储备替换，整体储备替换率也超过100%，为2019年及以后奠定了基础 [9][12] - 尽管2018年第四季度面临前所未有的定价挑战，但公司对2019年的前景仍持乐观态度，卡迪姆地区的领先成本和储备井将成为未来发展的基础 [13] - 公司新的临时首席执行官迈克尔·福斯特认为，公司正处于转折点，拥有明确的创造股东价值的路径，将继续专注于卡迪姆地区的开发，提升公司的竞争力 [19][20] 其他重要信息 - 2018年第四季度，公司开始实施AER的区域关闭计划，关闭了约1300桶油当量/天的遗留物业，2019年遗留运营成本将额外减少400万美元，整体退役负债较2018年第三季度减少2400万美元 [14] - 公司计划在2019年继续推进这一计划，目标是将弃井平均成本降低约30%，考虑到井占公司账面ARO的63%，这是一项重要举措 [15] - 公司计划进行7比1的股票合并，以满足纽约证券交易所的上市要求，确保股价符合上市标准，该决议将在即将召开的年度股东大会上进行投票 [15] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 如果油价上涨，公司有额外现金，何时会考虑进行股票回购？ - 股票回购将与进一步资产处置所得现金收益水平挂钩，在进行有意义的资产处置后，公司会考虑如何最佳运用所得款项，其中包括股票回购 [42] - 在正常运营和业务中，资金流通常有其用途，通常需要资产基础发生变化才会考虑回购，因为现有RBL设施的运作方式，更可能基于资产出售所得款项而非油价正常变化来考虑回购，公司对下半年油价变化持乐观态度，会继续思考资金用途，可能先用于开发和偿还债务，再考虑将出售所得款项用于回购 [43] 问题: 公司如何解决股价问题和避免被摘牌，使股价超过1美元？ - 公司将在年度股东大会上提议进行7比1的股票合并，公司认为这符合股东的最佳利益，尤其是考虑到有相当数量的美国股东，该提议将提交给股东进行投票 [45] 问题: 公司如何解决董事会规模和董事会薪酬问题，股东希望管理层有所回馈以反映股价表现？ - 董事会一直在考虑年度股东大会的选举方案，现任董事之一将不再参选，董事会人数将减少，董事会正在寻找最佳规模和架构，相关决策将在今年夏天的年度股东大会临近时公布 [47]