财务数据和关键指标变化 - 第三季度净油产量日均约35,300桶，较去年同期下降16%，较Q2下降6%；平均净油当量产量日均约68,900桶，较去年同期下降10%，较Q2增长1% [11] - 营收约1.49亿美元，较Q2增长65%；剔除商品套期保值影响，Q3石油实现价格为WTI的90%，即每桶36.95美元，Q2为21.47美元；NGL价格较Q2上涨63%，至每桶12.58美元 [12] - LOE每桶从Q2的下降7%至3.87美元；现金G&A为每桶1.94美元，低于Q2的2.21美元；DD&A较Q2下降6%，至每桶14.10美元；GP&T费用环比增长9%，至每桶3.02美元 [13][14] - Q3 GAAP净亏损5150万美元；调整后EBITDAX总计5100万美元，高于Q2的约2400万美元 [15] - Q3 D&C资本支出为2000万美元，Q2约为2100万美元；设施和基础设施资本连续第二个季度大幅下降，Q3约为150万美元，Q2为650万美元，Q1为2500万美元；土地资本约为31.5万美元 [16][17] - 第三季度总资本支出约为2200万美元，Q2为2800万美元；Q3产生了1050万美元的自由现金流，预计第四季度也将产生自由现金流 [18] - 截至9月30日，公司预计总流动性约为3.14亿美元，较6月30日增长6%；9月30日，公司第一留置权债务与LTM EBITDAX之比为1倍，净债务与LTM EBITDAX之比为3.2倍 [19] - Q3套期保值损失为3450万美元；Q4有WTI掉期合约，覆盖日均13,000桶，无成本领口期权总计日均3,000桶，平均WTI价格约为每桶39美元 [20] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度完成了新墨西哥州的5口DUC井，目标均为第三Bone Spring砂岩，平均可完井侧长约9000英尺，平均IP - 30和IP - 60分别约为1900和1500 BOE/天，含油率82% [33] - 这些井完井时使用了约70%的循环水，平均每侧长英尺成本为858美元，公司认为未来DC&F成本可达到每英尺750 - 850美元 [34] 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 - 公司围绕提高资本效率和产生可持续自由现金流的目标，推进Centennial 2.0战略 [8] - 2020年剩余时间继续运营单钻机计划，预计下半年产生增量自由现金流；2021年主要实施维护计划，保持期末石油产量平稳，预计需要双钻机计划 [45][46] - 行业出现了大型和部分中型公司的整合浪潮，公司认为规模和规模效应是好事，但目前小公司整合较少，公司目前专注于成本控制和去杠杆，实现自由现金流和有机去杠杆 [60] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在成本结构、流动性和自由现金流方面取得显著进展，这些变化具有持久性，为公司未来发展奠定坚实基础 [42] - 公司资本效率显著提高，有信心实现自由现金流，且资产质量高、技术团队能力强，对2021年充满热情 [49][50] 其他重要信息 - 公司成立了ESG委员会，计划在明年第一季度末发布全面的可持续发展报告，涵盖温室气体排放、燃烧、水管理等方面 [32] - 公司运营团队迁至德克萨斯州米德兰，以更好地监督现场作业，传达成为一流低成本运营商的决心 [35] - 公司净 acre 位置超过80,000，仅4%位于联邦土地上，且持有50个联邦许可证和75个新墨西哥州许可证，监管风险不影响公司发展轨迹 [36] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 运行维护计划在当前期货价格下的现金流情况、超支容忍度及涉及的井数 - 公司倾向于明年实施维护计划，会关注流动性和杠杆率，期货价格波动大，难以预测超支情况，若有适度超支，今年Q3和Q4的正自由现金流足以支持；未提供具体井数，可按每钻机约18口井、明年约2台钻机估算 [54][55] 问题2: 公司土地置换情况及在行业整合中的定位 - 土地团队积极与相邻运营商进行交易和置换，增加现有区块的工作权益，将非作业区块变为作业区块，全年免费增加了土地面积；对于行业整合，公司会考虑对股东有建设性、对指标有增值作用、能为利益相关者创造价值的机会，目前专注于成本控制和去杠杆 [58][60] 问题3: 将井成本降至每英尺750 - 850美元的驱动因素及是否有机会进行债转股 - 降低成本的关键在于执行钻井效率计划，包括提高钻井平台的非生产时间效率、改变井眼设计和套管程序、提高新墨西哥州的钻井效率等；公司目前专注于现金流和流动性，暂不评论债转股等公司举措 [63][65] 问题4: 成本结构改善的持续性及年底和2021年成本结构的预期变化 - 电气化、将ESP换为气举等成本降低措施具有持久性，Q4完成部分电气化项目可进一步降低LOE；由于产量在Q4略有下降，全年LOE指导略有上升，若维持维护计划，可参考Q4 LOE运行率估算2021年情况 [69] 问题5: 年底增加完井数量的推动因素 - 目前有一台钻机在德克萨斯州钻探四口井，完井数量受井达到总深度的时间、资本计划和完井准备时间等因素影响，存在一定变数，公司对井的钻探情况满意，期待年底或明年初投产 [71] 问题6: 降低递减率对盈亏平衡的增量影响及2021年维护计划对递减率的影响 - 公司未提供盈亏平衡数据，鼓励根据成本自行判断，认为资本效率和运营成本的改善有助于降低盈亏平衡成本；公司预计年底递减率在30% - 35%之间，若2021年保持该水平，递减率将基本持平 [74][75] 问题7: 基础设施支出是否进入稳定状态及是否有增加LOE的项目 - 大部分基础设施重大项目已完成，基础设施支出显著下降，预计2021年也将减少；随着活动恢复正常，设施支出会有所增加，但基础设施支出将维持在较低水平 [76] 问题8: 公司在纳斯达克合规方面是否有额外180天的申请时间 - 公司8月收到摘牌通知，第一阶段合规时间至明年2月，第二阶段可延长至8月，有足够时间应对纳斯达克上市要求，目前处于早期阶段，预计不会有问题 [81]

公司概况 - 公司在特拉华盆地拥有超8万净英亩连片土地，新墨西哥州约2.35万英亩，得克萨斯州约5.75万英亩，超95%为自营，超85%由生产持有[11] 运营亮点 - Q3 2020产生约1050万美元自由现金流，预计Q4增加；有机增加流动性1700万美元，增幅约6% [14] - 与2019财年相比，井成本降低超35%，租赁运营成本（LOE）每桶油当量降低超35% [11] - Q3 2020 LOE较Q2降低7%，较Q3 2019降低36%；井成本目标降低11%至约800美元/英尺 [14] 成本优化 - 向电力转型、优化举升方式、完善水处理系统等措施使LOE从2019年Q3的6.03美元/桶油当量降至2020年Q3的3.87美元/桶油当量 [17][19] - 变电站项目预计Q4 2020完成，预计内部收益率超100%，年底发电机数量较2019年Q3减少92% [21][23] 资本结构与流动性 - 借款基数确认为7亿美元，9月30日流动性约3.14亿美元；9月30日杠杆率方面，第一留置权债务/过去12个月调整后EBITDAX为1.0倍，净债务/过去12个月调整后EBITDAX为3.2倍，净债务/总账面资本化为29% [30] - 2025年前无票据到期 [30] 生产与成本指引 - 2020财年净平均日产量指引上调至6.6 - 6.8万桶油当量/日，增幅2%；多项单位成本降低，总资本支出指引微调至2.4 - 2.65亿美元，降幅1% [38] 套期保值 - 截至10月31日，对2020年Q4 - 2021年的石油和天然气进行套期保值，石油套期保值加权平均价格38.89 - 48.50美元/桶，天然气套期保值加权平均价格2.65 - 2.95美元/百万英热单位 [41][43][55]

财务数据和关键指标变化 - 二季度净石油产量平均约3.74万桶/日，同比下降13%，较一季度下降10%；平均净油当量产量总计6.8245万桶/日，同比下降10%，较一季度下降5% [14] - 二季度收入约9000万美元，较一季度下降53%；剔除基差对冲影响，二季度实现价格为WTI的77%，即21.47美元/桶，一季度为45.14美元/桶；NGL价格较一季度下降46%至7.72美元/桶 [15] - 二季度LOE每桶从一季度的下降17%至4.16美元；现金G&A为每桶2.21美元，调整后为1.75美元；DD&A下降3%至14.98美元/桶；GP&T费用增加7%至2.78美元/桶 [16][17] - 二季度GAAP净收入约500万美元；调整后EBITDAX总计2400万美元，低于一季度的约1.13亿美元 [18] - 二季度D&C资本支出为2100万美元，一季度约为1.47亿美元；设施和基础设施资本总计约650万美元，一季度为2500万美元；土地资本约10万美元；二季度总资本支出约2800万美元，一季度为1.75亿美元 [19][20] - 截至季度末，循环信贷安排借款3.7亿美元，二季度借款1.35亿美元；截至6月30日，公司总流动性约3亿美元 [23][25] - 截至6月30日，公司第一留置权债务与LTM EBITDAX之比为0.9倍，净债务与LTM EBITDAX之比为2.6倍，净债务与账面资本之比为29% [26] - 二季度套期保值损失约700万美元，预计三季度套期保值损失更大 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 - 二季度石油生产受自愿减产和完井活动减少影响，产量下降；天然气生产因新井产量贡献减少和燃烧量降低，总产量下降幅度小于石油产量 [14] - 二季度收入下降主要因石油和NGL价格实现大幅下降以及产量降低 [15] - 二季度成本方面，LOE因修井费用降低、设备租赁和电力成本持续减少而下降；GP&T费用因FT货币化减少而增加 [16][17] - 二季度资本支出大幅下降，主要因钻井和完井活动减少以及成本降低 [19][20] 各个市场数据和关键指标变化 - 二季度石油市场价格大幅下跌，公司实现价格显著降低；NGL价格也大幅下降 [15] - 市场波动导致公司套期保值产生损失，但公司实施套期保值计划以保护公司免受油价进一步下跌风险 [28] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司对近期全球事件做出果断反应，保护资产负债表和管理流动性，包括暂停钻井和完井活动、削减全年资本预算60%、自愿减产约20%等 [9] - 公司采取措施降低成本结构，包括裁员、减薪、成功进行债务交换等，以提高运营利润率和降低井成本 [11][12] - 公司实施更系统的套期保值计划，保护未来现金流，计划对冲部分产量以覆盖公司成本，同时保留价格上涨的潜在收益 [29] - 公司预计在第四季度增加一台运营钻机，计划全年实现中点石油产量3.55万桶/日，预计石油占总产量的比例约为54% [32] - 公司预计全年资本支出在2.4亿 - 2.7亿美元之间，较之前指导中点减少1000万美元，预计下半年支出大幅降低，实现现金流中性 [33] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 过去六个月对整个E&P行业包括公司来说是充满挑战的时期，3月全球供应增加和疫情导致油价大幅下跌，行业普遍减产 [8] - 公司在低油价环境下采取了一系列措施，包括降低成本、调整资本结构、实施套期保值等，相信公司将从低迷中走出，拥有更高的运营利润率和更低的井成本 [12] - 公司对下半年恢复活动感到兴奋，认为这是缓解当前产量下降和为2021年提供动力的重要一步 [53] - 公司未来增长将得到扩大的利润率和更低的井成本支持，公司企业石油下降率预计将显著改善，为未来恢复适度生产增长提供基础 [54][55] 其他重要信息 - 公司在里夫斯县的公司自有变电站一期工程已完成，预计二、三期工程将在四季度投入使用，将进一步降低LOE成本 [38][39] - 公司向气举的过渡取得显著进展，气举井比例增加，人工举升故障率下降，降低了修井费用 [40][41] - 公司优化了里夫斯县的盐水处理系统，降低了处理成本，减少了卡车运输，提高了系统价值 [41][42] - 公司通过提高效率和降低成本，实现了D&C成本的持续下降，预计恢复活动后，D&C成本将进一步降低 [44][45] - 公司实施了水回收计划，在新墨西哥州和得克萨斯州分别回收了72%和31%的返排液，计划继续增加回收水的使用 [48] - 公司在联邦土地上的净面积仅为4000英亩，约占总土地面积的5%，公司将积极建立许可证库存 [51] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司未来战略规划，是否旨在降低总债务、杠杆率，维持产量，以及未来活动更侧重于新墨西哥州还是得克萨斯州 - 公司暂不提供前瞻性指导，但会平衡资本支出和恢复活动水平，同时管理杠杆率；计划在四季度启动一台钻机，先在得克萨斯州打两口井，然后转移到新墨西哥州进行开发 [60][61][65] 问题2: 雪佛龙收购诺布尔对公司土地开发战略的影响 - 公司认为与诺布尔和雪佛龙之间不会有重大的推拉影响，公司控制自己的运营，预计不会受到新运营商的重大影响 [66][67] 问题3: 公司未来是否会继续采用二、三、四井垫的规模，以及相关成本和效率情况 - 公司计划继续采用二、三、四井垫的规模，认为过去的效率将继续保持并有所提高；刚开始恢复活动时可能会损失一些效率，但预计很快会恢复 [70][72][74] 问题4: 公司2021年的套期保值策略 - 公司将通过掉期和成本领口期权覆盖大部分公司成本，同时考虑套期保值对借款基础的影响，平衡保护现金流和给予投资者价格上涨的潜在收益；目前没有具体的套期保值目标和时间安排 [76][77][80] 问题5: 公司对重启一台钻机的活动水平是否感到舒适，未来活动是否受现金流和杠杆率的制约 - 公司对四季度增加一台钻机感到舒适，前提是商品价格稳定；未来活动将根据价格变化进行调整，同时会平衡杠杆率 [82][83][85] 问题6: 公司未来是否有其他降低债务的举措 - 公司将始终寻找降低杠杆率的机会，考虑战略出售非核心资产，如果能获得公平价值并对指标有增值作用，将有助于降低公司杠杆 [86][87] 问题7: 公司与服务提供商的谈判情况，以及价格让步对2021年成本的影响 - 公司认为与服务提供商的谈判有额外的成本节约潜力，但更注重可控的内部成本改善措施 [90][92] 问题8: 公司企业下降率的改善是否基于BOE基础，以及四季度产量是否会低于三季度 - 企业下降率数据基于BOE基础；公司不提供季度指导，建议从当前位置到指导中点画一条线来了解公司的想法 [93][94] 问题9: 公司下半年LOE成本上升的驱动因素，以及每桶5美元是否是未来的合理水平 - 下半年活动水平放缓，产量继续下降，单位LOE成本可能会增加，但总美元数仍在下降 [96][97][98]

公司概况 - 2020年Q2总资本支出2800万美元，更新后的2020财年总资本支出为2.4 - 2.7亿美元[7] - 截至2019年12月31日，总净面积约78200英亩，93%由公司运营，87%为生产持有[7] 运营举措 - 2020年4月将运营钻机数量从5台减至0台并停止完井活动，总资本预算较原指导减少约60%[12] - 5月削减约20%产量，6月底多数油井恢复生产[12] - 与2019财年相比，单井钻探与完井成本降低超20%，2020年Q1至Q2租赁运营费用和一般及行政费用单位成本分别降低17%和12%[12] 财务行动 - 完成债务交换，高级无担保票据本金减少约1.27亿美元，预计年化利息费用节省约600万美元[23] - 修订信贷安排，将2021年底前的总杠杆契约替换为第一留置权杠杆契约2.75倍LTM EBITDAX，2022年降至2.5倍[24] 成本控制 - 电力方面，变电站一期完成，135台发电机中约85台已移除，二期预计Q3末或Q4初完成[19] - 水处置方面，卡车运输水处置比例从2019财年的约11%降至约3%[20] - 人工举升方面，从电潜泵向气举过渡，降低故障率和修井费用及停机时间[20] 财务数据 - 2020年Q2平均日产量76122桶油当量，平均日石油产量43105桶，石油占比57%[31] - 2020年Q2总营收2.442亿美元，调整后EBITDAX为1.701亿美元，净收入1790万美元[31] 套期保值 - 截至2020年7月31日，WTI固定价格互换Q3总量230万桶，加权平均价格26.83美元/桶[36] - 2021年布伦特固定价格互换总量9万桶，加权平均价格45.56美元/桶[36]