财务数据和关键指标变化 - 2020年第四季度销售额为9,307桶油当量/天，其中86%为石油，超出预期 [8] - 2020年第四季度调整后EBITDA为2500万美元，自由现金流为1300万美元，连续第五个季度实现自由现金流 [9] - 2020年全年销售额为8,790桶油当量/天，其中87%为石油，全年调整后EBITDA为8600万美元，自由现金流为4000万美元 [11] - 2020年第四季度净亏损1.603亿美元，全年净亏损2.534亿美元，主要由于油价下跌导致的资产减值 [16][17] - 2020年第四季度现金流为2050万美元，资本支出为780万美元，自由现金流为1270万美元 [19] - 2020年全年现金流为6970万美元，资本支出为3000万美元，自由现金流为3970万美元 [19] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2020年第四季度完成了8次CTR（电潜泵转杆泵）改造，其中4次在西北架，4次在中部盆地平台 [8] - 2020年全年完成了29次CTR改造，其中17次在西北架，12次在中部盆地平台 [11] - 2020年第四季度启动了西北架钻井计划，完成了4口井的钻探，其中Badger 709 B 6XH井日产量超过400桶 [10] 各个市场数据和关键指标变化 - 2020年第四季度石油销售价格为40.48美元/桶，天然气销售价格为2.21美元/Mcf，平均价格为36.61美元/桶油当量 [20] - 2020年全年石油销售价格为38.95美元/桶，天然气销售价格为1.57美元/Mcf，平均价格为35.13美元/桶油当量 [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划在2021年钻探6至8口井，完成8至10口井，资本支出预计为4400万至4800万美元 [23] - 公司将继续通过CTR改造和钻井计划降低成本，预计2021年每桶油当量的提升成本将降至10.10至10.50美元 [22] - 公司计划通过出售非核心资产（如Delaware Basin资产）来进一步减少债务 [34] - 公司将继续专注于高回报项目，并通过并购降低盈亏平衡成本 [35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为2021年将是更好的一年，预计销售额将增长2%至8%，达到9,000至9,500桶油当量/天 [22] - 管理层对2021年的钻井计划充满信心，预计新井的产量将超出预期 [10] - 管理层表示，尽管2月份的冬季风暴导致产量下降60%，但公司仍将维持全年指导目标 [27][28] 其他重要信息 - 2020年底公司探明储量为7650万桶油当量，较2019年的8110万桶有所下降，主要由于油价下跌 [12] - 公司计划在2021年继续通过自由现金流偿还债务，并预计债务与EBITDA比率将进一步改善 [21][34] 问答环节所有提问和回答 问题: Delaware Basin资产出售的环境和估值 [40] - 2021年市场环境比2020年更有利，公司预计能够获得更好的资产估值 [41] 问题: M&A的资产选择和融资 [42] - 公司倾向于使用股权融资，并希望并购能够进一步改善资产负债表 [43] - 公司更倾向于在现有运营区域进行并购，但也可能考虑其他具有高回报和低盈亏平衡成本的资产 [44] 问题: 2021年钻井计划的进展 [46] - 2021年计划完成10至12口井的钻探，其中4口井已在2020年12月和2021年1月完成 [47] - 由于油价上涨，公司可能加速钻井计划，预计在第二季度启动 [48] 问题: 钻井计划的资本支出 [49] - 2021年钻井计划的资本支出预计为4400万至4800万美元，包括第二季度可能增加的钻井设备 [49] 问题: 新井的产量和经济效益 [51][52] - 新井的横向长度为1.5英里，预计将带来更高的经济效益 [51][57] 问题: 债务减少的目标 [61] - 公司希望将债务与EBITDA比率降至1倍以下，但如果油价持续上涨，可能会增加资本支出以利用高油价 [62] 问题: ESP转杆泵改造计划 [69] - 2021年计划完成36次ESP转杆泵改造，预计到2022年将完成所有需要改造的井 [70]

公司土地与油井情况 - 截至2020年12月31日，公司租赁土地总面积为104,455英亩（净面积76,745英亩），拥有610口生产井（净权益441口）[13] - 截至2020年12月31日，公司在西北大陆架、中央盆地平台和特拉华盆地分别拥有不同数量的开发和未开发土地面积及潜在钻井位置[35] - 截至2020年12月31日，公司拥有53912英亩（净45053英亩）已开发土地权益和50543英亩（净31692英亩）未开发土地权益[155] - 2019年公司在西北大陆架收购49754英亩（净38230英亩）土地，截至2020年12月31日，该地区土地为46972英亩（净32915英亩）[157] - 2011年公司在中央盆地平台收购初始租赁权，截至2020年12月31日，拥有38714英亩（净25362英亩）土地[158] - 2015年公司在特拉华盆地收购19983英亩（净19679英亩）土地，截至2020年12月31日，拥有18769英亩（净18468英亩）土地[159] - 截至2020年12月31日，总开发面积为53,912英亩（净面积45,053英亩），未开发面积为50,543英亩（净面积31,692英亩），总面积为104,455英亩（净面积76,745英亩）[198] - 截至2020年12月31日，未来三年若不满足特定条件将到期的未开发租赁面积：2021年为19,350英亩（净面积13,252英亩），2022年为6,409英亩（净面积2,259英亩），2023年为1,978英亩（净面积1,908英亩）[199] - 截至2020年12月31日，公司拥有610口油井（净井441口）[204] 公司油气储量情况 - 截至2020年12月31日，公司探明储量约为7650万桶油当量，其中约97.7%由公司运营，87%为石油，13%为天然气，57.5%为探明已开发储量，42.5%为探明未开发储量[13] - 2019年公司从Wishbone Energy Partners等公司收购的资产贡献了西北大陆架的全部土地面积，以及截至2019年12月31日8110万桶油当量探明储量中的约4530万桶油当量[23] - 公司43%的已探明储量为已探明未开发储量，开发这些储量需要大量额外资金[103][104] - 截至2020年12月31日，公司估计已探明储量的税前PV10价值约为6.381亿美元，标准化贴现未来净现金流约为5.559亿美元[162] - 截至2020年12月31日，公司总净探明储量为76481791桶油当量，其中原油66264286桶，天然气61305027立方英尺[164] - 截至2020年12月31日，公司石油储量为66264286桶，天然气储量为61305027立方英尺，总储量为76481791桶油当量[166][168] - 2020年和2019年的储量分别基于SEC平均油价每桶36.04美元和52.19美元，天然气每百万英热单位1.99美元和2.58美元[171] - 截至2020年12月31日，标准化未来净现金流折现值为5.559亿美元，2019年为9.232亿美元[173] - 2020年，公司已开发储量占比57.5%，未开发储量占比42.5%[177][180] - 截至2020年12月31日，总探明储量的税前PV10值约为6.381亿美元，标准化未来净现金流折现值约为5.559亿美元[181] - 截至2020年12月31日，未开发储量约为3250万桶油当量，2019年约为3510万桶油当量[182] - 2020年，公司花费约1000万美元将1698122桶油当量的未开发储量转化为已开发储量[183] - 预计2021 - 2024年将分别有6881476、10876520、11383906、3356665桶油当量的未开发储量转化为已开发储量，对应成本分别为42156847、72617289、78041149、26348548美元[186] - 2020年未开发储量向上修正3521992桶油当量，向下修正1794900桶油当量（因商品价格变化）和1614628桶油当量（因市场条件下开发计划改变）[186] - 报告中所有探明油气储量由独立储量工程师Cawley, Gillespie & Associates确定和编制[185] 公司油气生产情况 - 2020年公司原计划在西北大陆架钻18口水平井，后因油价下跌调整计划，实际钻了6口新的水平井[31] - 2020年第一季度至第四季度，公司分别进行了9次、4次、8次和8次电潜泵转杆泵的转换[31] - 2020年第三季度，公司恢复产量至9549桶油当量/天，第四季度稳定在9307桶油当量/天[31] - 2020年12月公司估计的平均每日净产量为9,201桶油当量/天，其中石油产量244,857桶，天然气产量242,180千立方英尺，总产量285,221桶油当量[195][196] - 2020 - 2018年公司石油总产量分别为2,801,528桶、3,536,126桶、2,047,295桶；天然气总产量分别为2,494,502千立方英尺、2,476,472千立方英尺、1,112,177千立方英尺；总生产桶油当量分别为3,217,278桶、3,948,871桶、2,232,658桶[200] - 2020年公司在二叠纪盆地的西北大陆架钻探了6口毛井（5.61口净井），其中4口在2020年第一季度投产，2口在2020年12月钻探并于2021年投产[205] - 2020 - 2018年公司开发性生产井数量分别为6口（净井5.61口）、30口（净井29.33口）、57口（净井56.25口）[207] 公司销售与财务情况 - 2020财年，公司向Phillips 66、Occidental Energy Marketing和NGL Crude Partners的销售分别占油气收入的68%、10%和8%，截至2020年12月31日，这三家公司分别占应收账款的80%、0%和5%[42] - 截至2020年12月31日，公司有41名全职员工，其中22%为女性，近三分之一为少数族裔[91][92] - 截至2020年12月31日，公司2021年和2022年分别有9000桶和1750桶/日的石油、6000和5000MMBTU/日的天然气处于套期保值合约中[106] - 2021年9000桶石油中4500桶为WTI原油价格的无成本区间期权，平均下限为42.22美元/桶，平均上限为54.57美元/桶；其余4500桶及2022年的1750桶为WTI原油价格互换，2021年平均价格45.42美元/桶，2022年平均价格44.84美元/桶[106] - 2021年和2022年天然气合约均为亨利枢纽互换，价格分别为2.991美元和2.7255美元[106] - 公司信贷安排承诺借款和信用证额度为3.5亿美元，截至2020年12月31日，已使用3.13亿美元[142] - 董事会获授权发行最多5000万股优先股，目前无已发行和流通的优先股[147] - 2020 - 2018年公司石油平均销售价格分别为38.95美元/桶、54.27美元/桶、56.99美元/桶；天然气平均销售价格分别为1.57美元/千立方英尺、1.54美元/千立方英尺、3.05美元/千立方英尺；总平均销售价格分别为35.13美元/桶油当量、49.56美元/桶油当量、53.78美元/桶油当量[202] - 2020 - 2018年公司平均生产成本（含从价税）分别为11.49美元/桶油当量、12.28美元/桶油当量、12.45美元/桶油当量；平均生产税分别为1.63美元/桶油当量、2.31美元/桶油当量、2.52美元/桶油当量[202] - 2019年和2020年公司在收购和资本项目上花费约4.669亿美元[162] - 2020 - 2019年公司总发生成本分别为43,775,058美元、451,371,578美元[211] 公司面临的法规政策影响 - 公司的油气业务受政府法规影响，法规负担增加了公司的经营成本，影响盈利能力[44] - 2021年1月20日，拜登政府对联邦土地上的新油气租赁和钻探许可证实施60天暂停；1月27日，内政部无限期暂停联邦油气租赁计划；公司在联邦土地上净面积为240英亩，这些行动可能对公司和行业产生重大不利影响[47] - 2015年10月，EPA将臭氧国家环境空气质量标准降至70ppb，较之前标准显著降低；2020年12月31日，EPA决定保留2015年臭氧标准，现政府宣布将审查该规则，进一步降低标准可能影响公司运营并增加成本[66] - 公司所有物业和运营位于得克萨斯州和新墨西哥州，当地法规限制油气产量、钻井数量和位置，且两州对油气生产销售征收生产或 severance税[48] - 原油、凝析油和天然气液体销售目前未受价格管制，但国会未来可能重新实施价格控制[50] - 州内和州际原油管道运输费率分别受州监管委员会和FERC监管，公司认为该监管对其运营影响与竞争对手无重大差异[51] - 历史上，州际天然气运输和转售受相关法案和FERC监管，目前生产商可按不受控市场价格销售，但国会未来可能重新实施价格控制[52] - 公司油气勘探、开发和生产运营受联邦、州和地方法律法规约束，违反相关法律可能面临行政、民事和刑事处罚[58] - CERCLA和类似州法律使潜在责任方对危险物质处置或释放承担责任，公司运营中使用或产生的部分化学品可能受监管[60] - RCRA及其类似州法规管理固体和危险废物，部分油气生产相关废物目前按非危险废物监管，但未来可能重新分类，增加公司成本[63] - 公司运营受CAA及其类似州和地方法规约束，违反要求可能面临处罚，未来可能需为空气污染控制设备进行资本支出[65] - 2015年9月EPA发布最终规则试图明确CWA第404条下联邦对WOTUS的管辖范围，2018年1月EPA和Corps发布规则暂停2015年WOTUS规则实施两年，2019年10月废除该规则，2020年4月颁布新规则并于6月生效[71] - 地下注入原油和天然气废物受UIC计划和州计划监管，泄漏可能导致许可证暂停、罚款、修复支出和第三方责任[72] - 2014年2月EPA发布关于柴油燃料在压裂作业中使用的许可指南，2016年6月发布废水排放限制指南，2014年发布关于压裂化学品报告的拟议规则制定预先通知但未进一步行动[76] - 2015年3月BLM发布关于联邦和印第安土地压裂的最终规则，2016年6月被怀俄明联邦法院推翻，2017年12月BLM发布最终规则废除该规则[76] - 2019年7月1日新墨西哥州《采出水法案》生效，2021年1月新墨西哥州参议员提出禁止某些淡水用于压裂作业、要求披露采出水化学成分和增加泄漏处罚的法案[77] - 2009年12月EPA发布危害认定，基于此采用并实施CAA下的法规，要求某些大型固定源获得PSD建设和Title V运营许可证[79] - 2016年6月EPA最终确定减少石油和天然气行业甲烷排放的规则，2017 - 2020年EPA多次对规则进行重新考虑、暂停、修订和废除，现政府将审查2020年规则[82] - 2016年11月BLM发布减少联邦土地石油和天然气作业中甲烷排放的最终规则，2017 - 2018年进行暂停和修订，2020年被法院撤销，1979年法规恢复[83] - 2015年12月美国等近200个国家签署《巴黎协定》，2017年6月特朗普宣布退出，2021年1月拜登宣布重新加入[84] - 公司业务受复杂法律和法规影响，包括联邦、州和地方的环境、监管和税收法规，合规成本可能很高，法律变化可能增加成本和责任[134][135][136] 公司面临的风险情况 - 石油和天然气业务存在火灾、爆炸等运营风险，公司为部分风险投保，可能对无保险的环境损害承担责任[87][89] - 公司使用水平钻井和完井技术，面临如井眼着陆、保持在目标区域等风险[101][103] - 伦敦银行同业拆借利率（LIBOR）逐步淘汰或替换可能导致公司借款成本上升[108] - 新冠疫情和OPEC + 生产协议影响公司运营和财务结果，油价下跌，市场信心减弱[111] - 过去六个月公司经历重大领导层变动，包括任命新CEO等多个高管职位[113] - 油价和天然气价格大幅或持续下跌会对公司业务、财务状况和经营成果产生不利影响，2020年公司记录了2.775亿美元的非现金减记，2019年未记录[114][115][119] - 公司遵循完全成本法核算油气资产，上限为经10%折现率计算的已探明油气资产税后未来净收入，净账面价值与上限按季度比较，超出部分需作为减值费用核销[119] - 油气勘探和生产活动面临诸多风险，包括钻探无商业价值、预算超支、监管合规延迟、设备和人员短缺等[116][117] -

财务数据和关键指标变化 - 第三季度收入为3150万美元 净亏损200万美元 稀释后每股亏损003美元 其中包括620万美元的税前未实现对冲损失和60万美元的股票补偿费用 若不计这些项目 税后净收入约为340万美元 每股收益005美元 [8] - 九个月累计收入为8170万美元 净亏损9320万美元 稀释后每股亏损137美元 其中包括1410万美元的税前未实现对冲收益 1479亿美元的减值损失和260万美元的股票补偿费用 若不计这些项目 税后净收入约为1420万美元 每股收益021美元 [9] - 第三季度调整后EBITDA环比增长近45% 自由现金流增长近46% 银行债务减少1500万美元 季度末现金余额为1800万美元 流动性为3200万美元 [5] - 第三季度净现金流为1560万美元 资本支出为430万美元 资本支出后正现金流为1130万美元 九个月累计净现金流为4920万美元 资本支出为2220万美元 资本支出后正现金流为2700万美元 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度石油销售量为781626桶 天然气销售量为581123 MCF 总计878480 BOE 石油价格为每桶3880美元 天然气价格为每MCF 196美元 平均每BOE价格为3582美元 [12] - 九个月累计石油销售量为266980桶 天然气销售量为1764165 MCF 总计2361008 BOE 石油价格为每桶3840美元 天然气价格为每MCF 130美元 平均每BOE价格为3459美元 [13] - 第三季度生产量环比增长超过70% 达到848000净BOE 日均产量为90220净BOE 相比第二季度的5440净BOE有显著提升 [21] - ESP转杆泵转换计划已完成46%的中央盆地平台井和58%的西北架井 转换后每口井的作业成本从15万至20万美元降至2万至4万美元 降幅达70%至90% [23] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划利用现金流继续减少信贷额度下的债务 并专注于通过收购现有资产进行整合 特别是在现有运营区域内的资产 以利用规模经济和协同效应 [14][43] - 公司认为当前市场适合整合 特别是在低油价环境下 公司计划通过收购具有长寿命 浅递减特征的资产来增强其投资组合 [41][42] - 公司将继续优先考虑能够提高流动性的项目 并在市场条件改善后考虑生产增长和长期可持续发展 [39][45] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为当前的低油价环境可能会持续较长时间 因此公司计划在假设油价保持现状的情况下运营业务 [30] - 公司面临的主要挑战包括高债务水平和相对较小的流动性 但公司拥有低递减 长寿命的常规生产基础 这使其在资本需求上相对较低 [31][32] - 管理层预计第四季度生产水平将保持在8900至9000 BOE/天的范围内 并计划在年底前完成2500万至2700万美元的资本支出预算 [26] 其他重要信息 - 公司在9月30日后完成了公开发行和注册直接发行 共发行13075800股普通股 16728500份预融资认股权证和29804300份普通认股权证 总收益约为2080万美元 预计净收益为1910万美元 [18] - 公司请求并获得了秋季借款基础重新确定的延期 以便更好地反映最近的成本削减和运营效率 目前无法可靠预测重新确定的结果 [16] 问答环节所有的提问和回答 问题: 如何评估重新启动钻井与进行收购的决策 - 管理层认为在当前环境下 收购资产不仅能带来每日产量 还能带来未开发的潜在机会 因此更倾向于通过收购来增强公司实力 [68][69] 问题: 新钻井的成本和价格门槛 - 西北架新井成本约为220万美元 中央盆地平台新井成本可能低于200万美元 具体取决于市场条件 [79] - 管理层不再将50美元/桶作为钻井决策的绝对门槛 而是根据公司流动性和需求来决定是否启动钻井 [81][82] 问题: 借款基础重新确定的影响 - 特拉华盆地资产已包含在春季重新确定中 因此保留这些资产不会对秋季重新确定产生额外影响 [83] 问题: 杆泵更换计划的进展和未来计划 - 公司已完成58%的西北架井和46%的中央盆地平台井的转换 预计未来每季度完成6至8口井的转换 剩余约35%的井将在未来几个季度完成转换 [90][91][92] 问题: 工作钻机的日费率变化 - 当前工作钻机的日费率约为125美元/小时 相比一年前的200至225美元/小时有显著下降 [94][97] 问题: 未来资本支出和生产计划 - 公司计划在保持流动性的前提下 优先考虑高回报的项目 如工作钻机和转换项目 而不是立即启动钻井 [106][108] 问题: 并购机会和市场环境 - 管理层认为当前市场存在大量整合机会 特别是来自私募股权和破产公司的资产 公司计划从小规模交易开始 逐步扩大规模 [115][116][117]

业绩总结 - 截至2020年9月30日，公司现金为1790万美元，流动性约为3220万美元[12] - 2020年第三季度，REI的收入为3146.7万美元，净现金流为1559.3万美元[116] - 2019年全年，REI的收入为1.957亿美金，净收入为2949.7万美元[116] - 2020年第三季度公司平均生产量为9219 Boe/d，比第一季度的10899 Boe/d低15%[89] - 2020年公司实现了四个连续季度的正自由现金流，总计超过2700万美元[89] - 2020年第三季度，REI的每股收益为-0.03美元，而2019年同期为0.13美元[116] 用户数据 - 2020年第二季度平均净产量为5500桶油当量/天，第三季度平均净产量为9219桶油当量/天，较第二季度增长74%[15] - 公司在2020年第三季度的水平井钻探库存中，拥有82口水平未开发井（57口为圣安德烈斯操作井）[27] - 中央盆地的证明储量为25.7百万桶油当量，第三季度平均净产量为2884桶油当量/天，其中96%为原油[41][44] 未来展望 - 公司在圣安德烈斯油田的历史水淹和二氧化碳增产潜力显示出20-30%的原油储量回收潜力[22] - 净预计最终回收在75%净收益权益下为337百万桶油当量[54] - 预计的净回报率在折现和未折现情况下分别为2.03倍和4.22倍（$40.00实现价格）[60] 新产品和新技术研发 - 通过将电潜泵（ESP）转换为杆泵，公司在2020年已完成21次转换，降低了整体运营成本[89] - 每个位置的平均钻探和完井成本为1.8百万美元，综合成本为1.9百万美元[50][52] 市场扩张和并购 - 公司在西北架构区的水平井投资回报率为98%，中央盆地平台为65%[12][20] - 截至2019年，REI的总证明储量PV-10为11.03亿美元[98] 负面信息 - 2020年第二季度因油价崩溃而关闭大部分生产，但仍保持现金流为正[89] - REI的借款基数为3.75亿美元，占企业价值的96%[95] 其他新策略和有价值的信息 - 公司在2020年资本支出从8500-9000万美元减少至2500-2700万美元，其中第一季度支出约为1600万美元[90] - 公司通过财务对冲保护现金流，使用5500 Bop/d的成本无上限对冲，底线为每桶50美元[89]

产量与业务操作 - 2020年第三季度公司恢复产量至9219桶油当量/天[128][131] - 2020年第一季度公司在西北大陆架资产上钻了4口新的水平圣安德烈斯井，还完成了2口2019年钻的水平井的测试并提交了初始产能报告[128] - 2020年第一、二、三季度公司分别进行了9次、4次和8次从电潜泵到杆泵的转换[128] 套期保值与衍生品交易 - 2020年7月公司通过衍生品合约对冲了5500桶/天的石油，价格为33.24美元；8 - 12月通过衍生品金融合约以50美元的底价对冲了5500桶/天的石油；2021年以每桶42.22美元的加权平均价格对冲了4500桶/天的石油[137] - 2020年前三季度公司衍生品套期保值分别产生了约620万美元的未实现公允价值损失和约1410万美元的未实现公允价值收益，以及约170万美元和约1880万美元的已实现收益[137] - 2019年4月、11月及2020年2月、3月，公司签订WTI原油价格无成本区间衍生合约，2020年1月至12月为每日5500桶，2021年1月至12月为每日4500桶[174] - 2020年5月公司解除2020年6月和7月的无成本领口期权，获现金付款5435136美元，同时以33.24美元/桶的价格签订2020年6月和7月每日5500桶的互换合约[175][197] - 截至2020年9月30日，公司100%的衍生品工具相关交易量来自信贷安排下的贷款人[177] - 2019年4月和11月以及2020年2月和3月，公司签订无成本领口期权合约，2020年1月 - 12月为每日5500桶，2021年1月 - 12月为每日4500桶[196] - 2019年4月1日签订的2020年8 - 12月无成本领口期权，1000桶的看跌价格为50美元，看涨价格分别为65.83美元和65.40美元[176][197] - 2020年2月25日签订的2021年1 - 12月无成本领口期权，1000桶的看跌价格为45美元，看涨价格分别为54.75美元和52.71美元[176][197] - 2020年5月29日签订的2020年7月互换合约，5500桶的互换价格为33.24美元[176][197] 资本预算与信贷安排 - 2020年公司将钻井和完井资本预算削减了约70%[139] - 2020年6月17日公司信贷安排的借款基数从4.25亿美元降至3.75亿美元，截至9月30日，公司在信贷安排上有大约3.6亿美元的未偿债务[140] - 2020年6月，公司修订并重述信贷安排，借款基数降至3.75亿美元；截至2020年9月30日，信贷安排未偿还金额为3.6亿美元，公司遵守所有契约[170][173] - 截至2020年9月30日，公司信贷安排下的未偿还借款为3.6亿美元，加权平均利率为4.5%，利率增减1%，年化利息费用将相应增减约360万美元[192] 第三季度业务数据 - 2020年第三季度油气销售收入降至3146.6544万美元，较2019年同期减少1887.2561万美元[142] - 2020年第三季度石油销量降至78.1626万桶，较2019年同期减少12.5248万桶，平均每桶实现价格降至38.80美元，较2019年同期下降29%[143] - 2020年第三季度天然气销量降至58.1123万立方英尺，较2019年同期减少15.0504万立方英尺，平均每立方英尺实现价格升至1.96美元，较2019年同期增长71%[143] - 2020年第三季度，一般及行政费用减少1249001美元至2496927美元，利息费用减少99259美元至4457250美元，衍生工具实现收益为1726373美元，衍生工具和套期活动未实现损失为6228453美元，公司净亏损1961603美元[147][148][149][150][151] 前九个月业务数据 - 2020年前九个月，油气销售收入减少61798180美元至81673465美元，其中石油销售减少61794869美元，天然气销售减少3311美元[152][153] - 2020年前九个月，石油销售 volume 减少545762桶至2066980桶，平均每桶油价从54.03美元降至38.40美元，降幅29%；天然气销售 volume 增加66792千立方英尺至1764165千立方英尺，平均每千立方英尺天然气价格从1.35美元降至1.30美元，降幅4%[153] - 2020年前九个月，租赁经营费用从36455925美元降至27128768美元，每桶油当量成本从12.59美元降至11.49美元；折旧、损耗、摊销和增值费用减少9798674美元至32542206美元[155][157] - 2020年前九个月，公司因上限测试对已探明油气资产账面价值进行了147937943美元的非现金减记，一般及行政费用减少5577641美元至9709431美元，利息费用增加3369354美元至12958788美元[158][159][160] - 2020年前九个月，衍生工具实现收益为18814068美元，衍生工具和套期活动未实现收益为14086699美元，公司净亏损93157551美元[161][163][164] 现金流与融资 - 截至2020年9月30日，公司现金为17920817美元，经营活动提供的净现金为44903306美元；2020年和2019年从信贷安排提款所得款项分别为21500000美元和327000000美元，2020年油气资产剥离所得款项为4500000美元[166] - 2020年9月30日后，公司完成公开发行和注册直接发行，共发行13075800股股票、16728500份预融资认股权证和29804300份普通认股权证，预计净收益约1910万美元[167] 价格区间与销售占比 - 2020年1 - 9月，公司收到的油价在13.23 - 57.38美元/桶之间，天然气价格在 - 0.93 - 2.60美元/千立方英尺之间[195] - 2020年1 - 9月，向菲利普斯66和西方能源营销的销售分别占油气收入的64%和14%，截至2020年9月30日，二者分别占应收账款的85%和0%[198] 应收账款情况 - 截至2020年9月30日，公司石油和天然气生产销售应收账款约为1250万美元，联合权益伙伴应收账款约为70万美元[198] 销售相关其他信息 - 公司国外销售额占比为0%[199] - 公司商品销售仅接受美元付款[199] - 公司商品销售不存在外汇汇率风险[199]

财务数据和关键指标变化 - 2020年第二季度公司收入为1060万美元 净亏损135亿美元 稀释后每股亏损199美元 其中包括2680万美元的税前未实现对冲损失 1479亿美元的储量减值测试损失和130万美元的股票薪酬费用 若剔除这些项目 税后净利润约为150万美元 每股收益002美元 [7] - 2020年上半年公司收入为5020万美元 净亏损912亿美元 稀释后每股亏损134美元 其中包括2030万美元的税前未实现对冲收益 1479亿美元的储量减值测试损失和200万美元的股票薪酬费用 若剔除这些项目 税后净利润约为920万美元 每股收益014美元 [8][9] - 2020年第二季度公司净现金流为970万美元 资本支出为180万美元 资本支出后正现金流约为780万美元 2020年上半年公司净现金流为3360万美元 资本支出为1790万美元 资本支出后正现金流约为1580万美元 [10] - 2020年第二季度公司石油销售量为429751桶 天然气销售量为417491 MCF 总销售量为499333 BOE 石油平均售价为2423美元/桶 天然气平均售价为053美元/MCF BOE平均售价为2130美元 [11] - 2020年上半年公司石油销售量为1285354桶 天然气销售量为1183042 MCF 总销售量为1482528 BOE 石油平均售价为3816美元/桶 天然气平均售价为098美元/MCF BOE平均售价为3387美元 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2020年第二季度公司完成了4口ESP转杆泵的改造 该计划显著降低了油井故障率 并将单井平均修井成本从20万美元降至3万美元以下 目前公司已将近一半的水平井改造为杆泵 [27][28] - 2020年第二季度公司资本支出仅为180万美元 远低于原计划的300-350万美元 2020年上半年资本支出为1790万美元 其中1600万美元用于第一季度 [31][32] - 公司当前日产量约为9000 BOE 预计2020年全年产量将比2019年下降约20% [29] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司石油售价与WTI的价差平均约为250美元/桶 若未在5月份限制销售 该价差会更高 [12] - 公司预计在BOE价格稳定在40美元中段时恢复钻井 内部收益率在60%-80%之间 计划在现金流范围内实施16-18口井的钻井和完井计划 [33][34] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划利用现金流继续减少信贷额度下的债务 已通过现金流偿还1600万美元 并计划再偿还300万美元 使信贷额度下的借款余额降至369亿美元 [13][14][15] - 公司决定不再续租位于Gaines县北部的区块 该区块需要大量前期资本支出 而公司现有Central Basin Platform南部和Yoakum县Northwest Shelf资产已具备开发条件 [38][40] - 公司目前拥有超过340个Tier 1和Tier 2井位 可支持超过15年的钻井库存 [39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 由于疫情 OPEC+增产以及全球库存过剩 2020年并购活动表现不佳 预计并购活动可能会推迟到2021年 [36][37] - 公司对2021年进行了对冲 平均每日4500桶 底价为4222美元 并计划在接近2021年时增加对冲 [45][46][47] 其他重要信息 - 公司正在出售Delaware资产 买方已支付450万美元不可退还的款项 并获得了60天的延期 买方正在积极推进交易 并已开始为资产运营做准备 [19][20][21][92] - 公司已准备好30个钻井许可 一旦油价稳定在40美元中段以上 即可快速启动钻井计划 [77] 问答环节所有的提问和回答 问题: 恢复钻井后的区域重点 - 公司将主要在Northwest Shelf区域进行钻井 同时也会在University Lands Asset区域履行部分钻井承诺 [44] 问题: 2020年下半年产量预期 - 公司预计第三季度日产量在8900-9000 BOE之间 第四季度可能略低于该水平 全年产量预计比2019年下降约20% [54] 问题: Delaware资产出售进展 - 公司已收到买方450万美元不可退还的款项 买方正在积极推进交易 并已开始为资产运营做准备 [98][101][102] 问题: 2020年下半年资本支出预期 - 若油价稳定在42美元左右 公司可能在2020年下半年启动16-18口井的钻井计划 内部收益率预计在60%-70%以上 [65][66] - 若油价未达到该水平 公司2020年全年资本支出预计在2500-2700万美元之间 上半年已支出1790万美元 [68] 问题: 价差预期 - 公司预计WTI-WTS价差将保持在接近零的水平 CMA价差也将保持稳定 除非油价出现大幅波动 [83][84] 问题: Delaware资产出售对信贷额度的影响 - Delaware资产出售完成后 公司信贷额度将从375亿美元降至355亿美元 同时还将偿还2000万美元 [117][118] 问题: Delaware资产当前产量 - Delaware资产当前产量约占公司总产量的6% 出售完成后将对公司整体产量影响不大 [122]

财务状况 - 截至2020年6月30日，公司现金为1720万美元，拥有10亿美元的信贷额度，借款基数为3.75亿美元，已借款375百万美元[12] - 截至2020年6月30日，总资产为847,214,000美元，较2019年12月31日的973,006,000美元下降12.9%[110] - 截至2020年6月30日，股东权益为434,410,000美元，较2019年12月31日的523,510,000美元下降17.0%[110] - 2019年公司EBITDA总计为1.204亿美元，2020年第二季度EBITDA为1370万美元[85] - 2020年第二季度净收入为-135,000,066美元，2019年同期为12,375,256美元，显示出显著亏损[108] - 2020年第二季度每股收益为-1.99美元，而2019年同期为0.18美元[108] - 截至2019年12月31日，公司的债务为3.75亿美元，现金为1720万美元，隐含股权价值为2.932亿美元[86] 生产与运营 - 2020年第一季度平均净产量为10899桶油当量/天（86%为原油），第二季度平均净产量为5500桶油当量/天（86%为原油）[16] - 2020年第二季度的油生产量受到油价崩溃的负面影响，导致5月份井关闭[27] - Q2'20平均净产量为1,345 Boe/d，油气比例为98%[37] - 2020年第一季度，公司的平均初始产量（IP）为558桶油当量/日，四口新井的平均产量超过600桶油当量/日[80] - 截至2020年第一季度，公司在西北架构的总面积为48188英亩，净面积为36299英亩[25] 成本与投资 - 公司在西北架构的平均井成本为220万美元，中央盆地为180万美元[12] - F&D（发现与开发）成本为$5.64/Boe，LOE（运营费用）为$6.83/Boe[54][55] - 每个位置的平均成本为$107,000，钻井和完井成本加上土地成本每个位置为$1.9百万[51] - 预计在西南部的San Andres水平井中，每个位置的钻井和完井成本为$2.27百万[32] - 2020年资本支出从8500-9000万美元下调至2500-2700万美元，其中第一季度支出约1600万美元[81] 市场与展望 - 公司在2020年实施的对冲策略包括5,500桶/日的成本无上限对冲，底价为50美元/桶，覆盖约60%的石油产量[80] - 预计在德拉瓦尔盆地有468个潜在的垂直位置和154个潜在的水平位置[61] - 净内部收益率（IRR）在不同实现价格下分别为46%、65%和89%[58] - 公司在2020年目标是通过工作改造和杆泵转换实现长期降低运营成本，预计可减少50%的提升成本[83] 储量与资源 - 2019年公司证明储量为8110万桶油当量，现值（PV-10）为11.03亿美元[16] - 总证明PV-10为$341百万，证明储量为10.0 MMBoe[65] - 中央盆地的总证明储量为25.7 MMBoe，Q2'20平均净产量为1,345 Boe/d[40][43] - 截至2019年12月31日，总证明储量为71,359 MBbls，天然气储量为58,272 MMcf，总PV-10为1,103百万美元[106]

钻井与生产情况 - 2020年初步计划在西北大陆架钻18口水平井，因油价下跌和疫情，截至目前仅钻4口新水平井[115] - 2020年第一季度完成4口新井测试并提交初始产能文件，还完成此前季度钻的2口水平井测试并提交文件，第一、二季度分别进行9次和4次泵转换[115] - 4月最后一周起，除特拉华盆地物业外，公司基本停止所有生产，6月初开始提高产量，7月前两周产量接近9000桶油当量/天[115][119] 收入占比情况 - 2020年3 - 6月和2019年同期，石油销售分别占公司总收入约98%、98%和99%、98%[125] 套期保值情况 - 公司对2020年7月的5500桶/天石油进行套期保值，价格为33.24美元/桶，8 - 12月的5500桶/天石油设50美元底价，2021年4500桶/天石油加权平均价格为42.22美元/桶[125] - 2020年3 - 6月，公司衍生品套期保值分别产生约2680万美元未实现公允价值损失和约2030万美元未实现公允价值收益，以及约1380万美元和约1710万美元已实现收益[125] - 2020年5月公司解除6月和7月的无成本领口期权，获现金付款5435136美元，同时以33.24美元/桶的价格签订6月和7月每日5500桶的互换合约[163][164][186] - 19年4月和11月以及2020年2月和3月，公司签订无成本领口期权合约，2020年1月 - 12月为每日5500桶，2021年1月 - 12月为每日4500桶[184] 预算与信贷情况 - 自年初起，公司将2020年钻井和完井资本预算削减约70%[127] - 2020年6月17日，公司信贷安排的借款基数从4.25亿美元降至3.75亿美元，截至6月30日，信贷安排未偿还金额约3.75亿美元[128] - 2020年6月公司修订并重述信贷协议，借款基数降至3.75亿美元，调整了利率并放宽总杠杆比率限制[157] - 截至2020年6月30日，公司信贷安排下有3.75亿美元未偿还借款，加权平均利率为4.5%，利率变动1%将使年化利息费用变动约375万美元[180] 季度业务数据对比 - 2020年第二季度与2019年同期相比，油气销售收入减少4069.7632万美元至1063.6593万美元[130] - 2020年第二季度与2019年同期相比，石油销量减少46.3553万桶至42.9751万桶，平均每桶油价从56.86美元降至24.23美元，降幅57%；天然气销量减少15.1991万立方英尺至41.7491万立方英尺，平均每立方英尺天然气价格从0.95美元降至0.53美元，降幅44%[131] 季度盈亏情况 - 2020年第二季度公司净亏损1.35亿美元，而2019年同期净利润为1134.26万美元，主要因上限测试减记、产量下降、商品价格降低及衍生品损益影响[141] 上半年业务数据对比 - 2020年上半年油气销售收入降至5020.69万美元，较2019年同期减少4292.56万美元，主要因产量和商品价格下降[142] - 2020年上半年石油销量降至128.54万桶，较2019年同期减少42.05万桶，平均每桶油价降至38.16美元，降幅29% [143] - 2020年上半年天然气销量增至118.30万立方英尺，较2019年同期增加21.73万立方英尺，平均每立方英尺天然气价格降至0.98美元，降幅35% [143] - 2020年上半年租赁运营费用降至1745.08万美元，较2019年同期减少352.7万美元，每桶油当量成本升至11.77美元[145] - 2020年上半年折旧、损耗、摊销和增值费用降至2148.44万美元，较2019年同期减少650.51万美元，主要因产量下降[147] - 2020年上半年公司实现衍生品收益1708.77万美元，2019年同期无收益，因油价大幅下跌[151] 上半年盈亏情况 - 2020年上半年公司净亏损9119.6万美元，而2019年同期净利润为1561.19万美元，最大影响因素为上限测试减记[153] 现金与应收账款情况 - 截至2020年6月30日，公司现金为1722.98万美元，较2019年12月31日增加722.52万美元[154] - 截至2020年6月30日，公司石油和天然气生产销售应收账款约870万美元，联合权益伙伴应收账款约50万美元[187] - 2020年上半年，向菲利普斯66和西方能源营销的销售分别占油气收入的55%和22%，截至6月30日，分别占应收账款的84%和0%[187] 价格区间情况 - 2020年上半年公司收到的油价在13.23 - 57.38美元/桶之间，天然气价格在 - 0.26 - 3.98美元/千立方英尺之间[183] 业务风险情况 - 公司业务受油气价格波动、运营风险、资产整合能力和环境问题等市场风险影响[171] - 公司业务受联邦、州和地方法律法规监管，合规可能带来重大成本和努力[177][178] - 公司国外销售占比为0%，商品销售仅接受美元付款，无外汇汇率风险[188] 集输商情况 - 公司目前使用现有集输商服务，更换集输商需承担大量额外成本[174] 内部控制情况 - 公司管理层评估披露控制与程序有效，能确保信息按规定时间记录、处理、汇总和报告，并传达给管理层[190] - 公司将持续监测和评估披露控制与程序及财务报告内部控制的有效性[191] - 公司定期审查财务报告内部控制系统，进行流程和系统变更以提高控制和效率[192] - 2020年上半年，公司将年度审查程序纳入季度审查程序，以弥补2019年发现的重大缺陷[192] - 除上述情况外，2020年上半年公司财务报告内部控制无重大影响的变更[193]

财务数据和关键指标变化 - 2020年第一季度收入为3960万美元，净利润为4380万美元，稀释后每股收益为064美元 净利润中包含4710万美元的税前未实现对冲收益 扣除该收益后，净利润为720万美元，每股收益为011美元 [6] - 第一季度净现金流为2390万美元，资本支出为1600万美元，资本支出后现金流为790万美元 [7] - 第一季度销售了855603桶石油和795551 Mcf天然气，总计983195 BOE 平均每桶石油价格为4516美元，每Mcf天然气价格为122美元，平均BOE价格为4025美元 [8] - 第一季度税前实现对冲收益为330万美元，该收益已于4月收到 [9] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度在西北架钻探了4口井，完成了9次杆泵转换 新井的平均初始产量超过600 BOE/天 尽管总产量较第四季度略有下降，但3月的日产量为11474 BOE，高于12月的11270 BOE [22] - 2020年钻探的6口井初始产量范围为438至813 BOE/天，平均为558 BOE/天 第一季度完成的4口井平均初始产量超过600 BOE/天，超过公司400 BOE/天的类型曲线 [32][33] 各个市场数据和关键指标变化 - 由于存储容量不足，WTI现货价格与实际买方愿意支付的价格之间存在较大差异 [16] - 4月，公司应买方要求将西北架的产量从7000桶/天减少到6000桶/天 4月底，由于油价暴跌，公司将除Delaware外的产量几乎降至零 [37][38] - 5月，公司以正常产能的15%至20%生产，通过轮流开启和关闭油井来维持生产 [39] - 公司预计在油价持续维持在每桶20美元左右时，才会恢复全面生产 [43] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划利用Delaware资产出售的收益减少债务 [19] - 公司持续削减成本，包括降低G&A、LOE和资本支出 [20] - 公司计划在油价持续维持在每桶30美元左右时恢复钻探活动 [46] - 公司预计并购活动将在今年剩余时间内保持活跃，行业将出现整合 [56] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为当前市场环境不稳定且不可预测，需要为持续的不确定性做好准备 [17] - 公司认为其在西北架和中央盆地平台的两个优质资产具有多年的钻探和开发机会 [61] - 公司预计在疫情和价格战结束后，将成为成功案例之一 [61] 其他重要信息 - 公司正在进行信贷额度的春季重新确定，目前符合所有契约要求 [10] - 公司通过提前支付发票获得了超过200万美元的折扣 [11] - 公司提交了S-3文件以更新其货架注册，但目前没有立即使用该注册的计划 [12] 问答环节所有的提问和回答 问题: 公司的对冲是否足以覆盖未来的运营成本 - 是的，公司的对冲足以覆盖未来的运营成本 在油价低于30美元时，对冲产生的现金流足以覆盖G&A和利息支出 [64][65] 问题: 西北架的类型曲线是否有更新 - 公司认为当前的类型曲线非常保守，但由于新技术的使用时间较短，公司希望有更多的历史数据后再更新类型曲线 [67][68] 问题: ESP和杆泵的重新启动有何不同 - 杆泵可以立即恢复到100%的产能，而ESP需要逐步增加速度，以避免损坏泵 [71][72][75][76] 问题: 4月和5月的停产情况如何 - 4月，公司应买方要求减少了西北架的产量，并在4月底几乎停止了所有生产 5月，公司以正常产能的10%至15%生产，轮流开启和关闭油井 [81][85] 问题: 公司是否考虑出售其他资产 - 公司目前没有计划出售其他资产，但会继续关注市场机会 [119][120] 问题: 公司的G&A费用是否会保持低位 - 第一季度的G&A费用是一个良好的基准，预计全年将保持类似水平 [94][95] 问题: 公司的杆泵转换进度如何 - 公司已经完成了约25%的杆泵转换，未来将根据油井的生产情况继续进行转换 [102][103] 问题: 公司的预算削减原因是什么 - 公司减少了主动进行杆泵转换的计划，改为根据油井的实际需求进行转换，从而削减了预算 [116][117]

业绩总结 - 2020年第一季度的收入为$39,570,328，相较于2019年第一季度的$41,798,315下降了5.3%[123] - 2020年第一季度的净收入为$43,804,118，较2019年第一季度的$4,269,260增长了925.5%[123] - 2020年第一季度的每股收益为$0.64，较2019年第一季度的$0.07增长了814.3%[123] - 2019年公司的总收入为$195,702,831，较2018年的$120,065,361增长了63.0%[123] - 2019年公司的每股现金流为$1.61，较2018年的$1.09增长了47.7%[123] 用户数据 - 2020年第一季度平均净产量为10,899桶油当量/天，其中86%为原油，8%为天然气液体，6%为天然气[16] - 2020年第一季度的净生产为6,589桶油当量/天（Boe/d）[30] - 中央盆地平台的Q1'20平均净生产为3,488 Boe/d，95%为原油[39] - 德克萨斯州德拉瓦盆地的Q1'20平均净生产为821 Boe/d，61%为原油[64] 财务状况 - 截至2020年3月31日，公司拥有1250万美元现金和10亿美元的信贷额度，借款基数为4.25亿美元，已使用366.5百万美元[12] - 截至2020年3月31日，公司的总资产为$1,010,998千，较2019年12月31日的$973,006千增长了3.9%[124] - 截至2020年3月31日，公司的现金及现金等价物为$12,531千，较2019年12月31日的$10,005千增长了25.3%[124] - 截至2020年第一季度，公司的现金为1250万美元，债务为3.665亿美元[100] 资本支出与成本 - 2020年，预计资本支出（Capex）将从8500-9000万美元减少至2500-2700万美元，第一季度已支出约1600万美元[91] - 中央盆地的F&D（发现与开发）成本为每桶油当量4.95美元[34] - 德拉瓦盆地的F&D成本为每桶油当量5.64美元[56] - 中央盆地的每个位置平均成本为107,000美元，钻井和土地成本每个位置为227万美元[34] 未来展望 - 2020年，预计将暂停新井钻探，以保护资产负债表并控制支出[93] - 2020年，预计将通过井口改造和泵的转换实现长期降低运营成本约50%[94] - 2020年，公司的财务对冲覆盖5500桶/日，底价为50美元/桶，约占公司油量的60%[90] 储量与回报 - 2019年公司证明储量为8111万桶油当量，现值PV-10为11.03亿美元，其中88%为原油，58%为已开发储量[16] - 2019年，公司的已探明储量从36.6百万桶油当量（MMBoe）增加至81.1百万桶油当量，增长122%[96] - 公司在西北架构的水平井的内部收益率（IRR）为98%，中央盆地为65%，以每桶40美元的实现价格计算[12] - 中央盆地的净内部收益率（IRR）为65%[61] 其他信息 - 通过提高效率，公司在过去两年内将钻井周期缩短了35%[85] - 公司在2019年收购的西北架构的水平San Andres井显示出极具吸引力的回报和优越的最终回收量（EUR）[16] - 截至2019年12月31日，公司的已开发证明储量为37,841 MBbls，已开发非生产储量为3,401 MBbls，未开发储量为30,117 MBbls，总PV-10为$651百万[118]