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]

钻井业务情况 - 公司2020年初计划在西北大陆架钻18口水平井，受油价下跌和疫情影响，一季度仅钻4口新水平井，平均初始产能为558桶油当量/天[106] 资产出售计划 - 公司拟出售特拉华盆地资产，售价3150万美元，预计约60天完成交易[106] 衍生品套期保值收益 - 2020年和2021年的衍生品套期保值在截至3月31日的三个月内产生了4710万美元的未实现公允价值收益和330万美元的已实现收益[111] 资本预算调整 - 2020年公司将钻井和完井资本预算削减约63%[113] 油气销售收入变化 - 截至2020年3月31日的三个月，油气销售收入降至3957.0328万美元，较2019年同期减少222.7987万美元[118] 油气销量与价格变化 - 截至2020年3月31日的三个月，石油销量增至85.5603万桶，平均每桶实现价格降至45.16美元，较2019年同期下降10%；天然气销量增至76.5551万立方英尺，平均每立方英尺实现价格降至1.22美元，较2019年同期下降48%[119] 租赁经营费用情况 - 截至2020年3月31日的三个月，租赁经营费用增至1037.8461万美元，每桶油当量成本降至10.56美元[120] 折旧等费用变化 - 截至2020年3月31日的三个月，折旧、损耗、摊销和增值费用增至1391.4958万美元，较2019年同期增加76.9959万美元[122] 公司净收入变化 - 截至2020年3月31日的三个月，公司净收入为4380.4118万美元，较2019年同期的426.926万美元大幅增加[128] 公司现金情况 - 截至2020年3月31日，公司现金为1253.1388万美元，较2019年12月31日的1000.4622万美元有所增加[129] 成本削减与资金安排 - 公司计划削减、推迟或取消部分资本支出并降低成本结构，预计手头现金、对冲现金流和信贷安排额度至少能满足未来12个月运营和偿债需求[130] 信贷安排修订 - 2019年4月公司修订并重述信贷安排，最高借款额增至10亿美元，借款基数增至4.25亿美元，到期日延至2024年4月[132] 信贷安排未偿还金额 - 截至2020年3月31日，信贷安排未偿还金额为3.665亿美元，公司遵守所有信贷安排契约[137] 衍生品合约签订情况 - 2019年4月、11月及2020年2月、3月，公司签订WTI原油价格无成本领口期权合约，2020年1月至12月为每日5500桶，2021年1月至12月为每日4500桶[138] 衍生品工具交易对手方 - 截至2020年3月31日，公司100%的衍生品工具交易量对手方为信贷安排下的贷款方[139] 信贷安排借款利率情况 - 截至2020年3月31日，公司信贷安排未偿还借款为3.665亿美元，加权平均利率为3.72%，利率增减1%，年化利息费用相应增减约366.5万美元[154] 一季度油气价格范围 - 2020年第一季度，公司收到的油价每桶在28.34美元至57.38美元之间，天然气价格每千立方英尺在 - 0.52美元至3.08美元之间[157] 信贷安排比率要求 - 信贷安排要求维持总杠杆比率不超过4.0:1，最低流动比率为1.0:1[137] 贷款利差情况 - 欧元美元贷款的利率为适用利息期的调整后LIBOR加上1.75%至2.75%的利差，基础利率贷款的年利率为相关利率加上0.75%至1.75%的利差[134] 借款基数确定规则 - 借款基数每半年（5月1日和11月1日）重新确定，在特定情况下会减少[133] 衍生品合约具体条款 - 2020年1月至12月，公司签订的衍生品合约涉及每日5500桶石油；2021年1月至12月，涉及每日4500桶石油[158] - 2019年4月1日签订的2020年合约，1000桶/日的看跌期权价格为50美元，看涨期权价格分别为65.83美元和65.40美元[158] - 2019年11月签订的2020年合约，1000桶/日的看跌期权价格为50美元，看涨期权价格在58.25 - 58.65美元之间[158] - 2020年2月25日签订的2021年合约，1000桶/日的看跌期权价格为45美元，看涨期权价格分别为54.75美元和52.71美元[158] - 2020年2月27日和3月2日签订的2021年合约，1000桶/日和1500桶/日的看跌期权价格为40美元，看涨期权价格分别为55.08美元和55.35美元[158] 应收账款情况 - 截至2020年3月31日，公司石油和天然气销售应收账款约为1200万美元，联合权益伙伴应收账款约为240万美元[160] 销售占比情况 - 2020年第一季度，向菲利普斯66和西方能源营销的销售分别占油气收入的49%和29%[160] 应收账款集中度情况 - 截至2020年3月31日，菲利普斯66和西方能源营销分别占公司应收账款的48%和35%[160] - 自2020年5月起，部分原由西方能源营销采购的量将由菲利普斯66采购，菲利普斯66应收账款集中度可能增加[160] 外汇风险情况 - 公司无国外销售，商品销售仅接受美元付款，无外汇汇率风险[161]

土地资源情况 - 2019年公司增加土地面积至166,363英亩（净122,396英亩），其中中央盆地平台97,956英亩（净65,799英亩），特拉华盆地20,219英亩（净19,998英亩），西北大陆架48,188英亩（净36,599英亩）[11] - 截至2019年12月31日，公司在安德鲁斯和盖恩斯县拥有23,288英亩（净18,372英亩）开发土地和74,669英亩（净47,427英亩）未开发土地，有40个已确定的垂直钻井位置和29个水平钻井位置等[17] - 截至2019年12月31日，公司在卡尔弗森和里夫斯县拥有19,323英亩（净19,138英亩）开发土地和896英亩（净860英亩）未开发土地，有43个已确定的垂直钻井位置和4个水平钻井位置等[17] - 截至2019年12月31日，公司在盖恩斯、约阿库姆、朗内尔斯和科克县以及新墨西哥州利县拥有11,723英亩（净8,085英亩）开发土地和36,465英亩（净28,514英亩）未开发土地，有69个已确定的水平钻井位置等[17] - 截至2019年12月31日，公司拥有54334英亩（净45594英亩）已开发土地和112029英亩（净76801英亩）未开发土地[95] - 2019年，公司在西北大陆架收购49754英亩（净38230英亩）土地，平均工作权益77%，平均净收入权益58%[97] - 截至2019年12月31日，公司在中央盆地平台拥有97956英亩（净65799英亩）土地，其中23288英亩（净18372英亩）已开发[98] - 截至2019年12月31日，公司在特拉华盆地拥有20219英亩（净19998英亩）土地，其中19323英亩（净19138英亩）已开发[99] - 截至2019年12月31日，公司总开发和未开发土地面积为166363英亩（净面积122396英亩），其中未开发土地面积112029英亩（净面积76801英亩）[130] 储量情况 - 截至2019年12月31日，公司探明储量增至约8110万桶油当量，其中88%为石油，12%为天然气；53%为已开发生产储量，5%为已开发非生产储量，42%为未开发储量[12][17] - 公司约42%的探明属性为探明未开发，约5%为探明已开发未生产[53] - 公司已探明储量中42%为已探明未开发储量[66] - 截至2019年12月31日，公司估计探明储量的税前“PV10”约为11亿美元，标准化折现未来净现金流约为9.232亿美元[17] - 截至2019年12月31日，公司估计已探明储量的税前PV10价值约为600万美元，标准化贴现未来现金流约为4.559亿美元[102] - 截至2019年12月31日，公司总净探明储量为81070994桶油当量，税前PV10价值为11.027958亿美元，标准化贴现未来净现金流为9.23175051亿美元[104] - 2019年末公司石油储量7.1359014亿桶，天然气储量582.71882亿立方英尺，较2018年末石油储量2.7809748亿桶、天然气储量527.65698亿立方英尺有增长[107][108] - 2019年末公司约8110万桶油当量的探明储量中，石油约占88%，天然气约占12%[117] - 2019年末已探明储量中，PDP占约53%，PDNP占约5%，PUD占约42%[118] - 2019年末总探明储量税前PV10值约11亿美元，标准化未来净现金流折现值约9.232亿美元[119] - 2019年末PUD储量约3510万桶油当量，2018年末约1200万桶油当量[120] - 截至2019年12月31日，公司的已探明储量增至约8110万桶油当量，其税前“PV10”约为11亿美元，标准化折现未来净现金流约为9.232亿美元[159] - 公司已探明油气储量中，88%为石油，12%为天然气；53%为已开发生产储量，5%为已开发未生产储量，42%为未开发储量[159] - 截至2019年12月31日，储备估计基于油价每桶52.41美元、天然气每百万英热单位1.47美元的平均价格[202] 生产销售情况 - 2019年全年生产销售较2018年增长77%，达到3,948,871桶油当量，2018年为2,232,658桶油当量[13] - 2019年公司营收为1.95702831亿美元，2018年为1.20065361亿美元，同比增长约63%[155] - 2019年公司净收入为2949.6551万美元，2018年为899.976万美元，同比增长约228%[155] - 2019年与2018年相比，油气销售收入增加约7560万美元至1.957亿美元，其中石油销售增加约7520万美元，天然气销售增加约40万美元[165] - 2019年石油销售量从2018年的204.7295万桶增至353.6126万桶，平均每桶油价从2018年的56.99美元降至54.27美元[165] - 2019年天然气销量从2018年的1,112,177 Mcf增至2,476,472 Mcf，每Mcf天然气平均实现价格从2018年的3.05美元降至1.54美元[166] - 2019年公司生产的3,536,126桶石油中，1,893,888桶来自西北大陆架资产；2,476,472 Mcf天然气中，1,892,438 Mcf来自西北大陆架资产[167] - 油气生产总成本从2018年的27,801,989美元增至2019年的48,496,225美元，每BOE成本从2018年的12.45美元降至2019年的12.28美元[168] - 油气生产税占油气销售的百分比从2018年的4.69%降至2019年的4.67%[169] - 2019年折旧、损耗和摊销费用增至56,204,269美元，增加了17,179,383美元，每BOE费率从2018年的17.54美元降至2019年的14.23美元[171] - 2019年公司净收入为29,496,551美元，2018年为8,999,760美元[175] - 2019年、2018年和2017年公司经营活动现金流入分别为106,616,221美元、70,357,321美元和42,806,224美元[190] 钻探计划与成果 - 2020年初步计划在西北大陆架钻18口水平井，因油价下跌，公司重新评估资本支出预算，暂停进一步钻探直至油价稳定，一季度已钻4口井[17] - 2020年初步计划在西北大陆架钻18口水平井，受油价下跌影响，已钻4口，后续暂停直至油价稳定[159][162] - 截至2019年12月31日，公司在其租赁土地上共钻了340口总运营井，成功率为99.7%[20] - 2019年公司在二叠纪盆地钻了30口（净29.33口）井，全部成功投产[137] 销售客户占比 - 2019财年，公司向菲利普斯66、西方能源营销和NGL原油合作伙伴的销售分别占油气收入的42%、36%和7%；截至2019年12月31日，这三家公司分别占应收账款的47%、31%和9%[27] 法规监管情况 - 石油和天然气生产受广泛的地方、州和联邦法规监管，违反规定会面临重大处罚[30,31] - 原油销售受运输可用性、条款和成本影响，州际和州内石油管道运输费率受监管[33] - 天然气运输和转售历史上受联邦法规监管，目前生产商可按不受控制的市场价格销售，但未来国会可能重新实施价格控制[34] - 公司油气勘探、开发和生产运营需遵守严格的环境法律法规，违规会面临多种补救措施[38,42] 运营风险情况 - 油气业务存在多种运营风险，公司按行业惯例为部分风险投保[44,45] - 油气需求通常随季节波动，一些因素可减轻这种波动[47] - 油价和天然气价格大幅或长期下跌会对公司业务、财务状况和运营结果产生不利影响[51,52] - 公司油气勘探和生产活动面临诸多无法控制的风险，可能导致项目不经济或延误[55] - 钻探前景不一定能产出商业可行数量的油气[66] - 公司运营面临多种风险，未保险或保险不足事件会影响业务[67][68] - 公司运营受复杂法律影响，合规可能需大额支出[69] 财务指标变化 - 2018年公司对已探明石油和天然气资产进行了约1420万美元的非现金减记，2019年无减记[58][59] - 公司信用额度承诺为4.25亿美元，截至2019年12月31日，已使用3.665亿美元[73] - 2018年和2019年，公司在收购和资本项目上花费约6.244亿美元[102] - 2019年石油平均价格为52.41美元/桶，天然气为1.47美元/立方英尺，2018年石油为58.74美元/桶，天然气为3.26美元/立方英尺[111] - 2019年末标准化未来净现金流折现值为9.23175051亿美元，2018年末为4.55944641亿美元[112] - 2019年购买矿产支出5.9848919亿美元，2018年为5009.4951万美元[115] - 2019年花费约3390万美元将604.6028万桶油当量的PUD储量转化为PDP储量[121] - 预计2020 - 2025年将3797.9086万桶油当量的储量从PUD或PDNP转化为PDP，预计成本2.5245785亿美元[123] - 2019年12月公司估计平均日产量为11498桶油当量/天，其中石油占比88.70%，天然气占比11.30%[127][128] - 2017 - 2019年公司石油总产量分别为1310521桶、2047295桶、3536126桶，天然气总产量分别为755088千立方英尺、1112177千立方英尺、2476472千立方英尺[132] - 2017 - 2019年公司石油平均销售价格分别为48.97美元/桶、56.99美元/桶、54.27美元/桶，天然气平均销售价格分别为3.23美元/千立方英尺、3.23美元/千立方英尺、1.54美元/千立方英尺[134] - 2017 - 2019年公司平均生产成本分别为11.11美元/桶油当量、12.45美元/桶油当量、12.28美元/桶油当量，平均生产税分别为2.19美元/桶油当量、2.52美元/桶油当量、2.31美元/桶油当量[134] - 2018 - 2019年公司发生的财产收购、勘探和开发活动总成本分别为2.14731108亿美元、4.51371578亿美元[142] - 截至2019年12月31日，公司现金为10,004,622美元，净营运资金为 - 20,384,013美元[190] - 2018年，公司因上限测试限制对已探明油气资产账面价值进行非现金减记，金额约为1420万美元；2017年和2019年无相关减记[202] - 2019年，公司收到的油价每桶在40.40美元至62.08美元之间，天然气价格每百万英热单位在0.34美元至3.78美元之间[209] - 2019年12月31日的资产负债表包含约600万美元的递延所得税负债[206] - 2017 - 2019年，公司所得税拨备分别增加49896美元、907884美元、3855389美元[207] 衍生品合约情况 - 截至2019年12月31日，公司已签订衍生品合约，2020年1月至12月每日覆盖5500桶石油[77] - 公司衍生品合约为WTI原油价格的无成本区间期权，下限为每桶50美元，上限在58.25 - 65.83美元之间，平均上限为61.06美元[77] - 2021年1月至12月，公司签订新的衍生品合约，涵盖每日4500桶石油[194] - 截至2019年12月31日，资产负债表反映衍生品负债3000078美元；截至2020年3月16日，衍生品产生未实现收益，负债变为资产[195] - 截至2019年12月31日，公司有衍生品合约涵盖2020年1月至12月每日5500桶石油，均为WTI原油价格的无成本区间期权，下限为每桶50美元，上限在每桶58.25美元至65.83美元之间，平均上限为每桶61.06美元[209] - 2020年2月25日、2月27日和3月2日签订的2021年衍生品合约，涉及每日1000桶、1000桶、1000桶和1500桶石油，看跌价格分别为每桶45

收购相关 - 2019年2月1日完成收购，获得49,754英亩（净38,230英亩）油气资产，平均工作权益77%，平均净收入权益58%[115] 油气销售收入变化 - 2019年第三季度油气销售收入增至50,339,105美元，较2018年同期增加17,651,926美元，主要因收购所致[117] - 2019年前三季度油气销售收入增至143,471,645美元，较2018年同期增加50,968,192美元，主要因收购所致[128] 净收入变化 - 2019年前三季度净收入为33,353,053美元，较2018年同期的16,079,068美元增加，主要因收购带来收入增长[138] 现金情况变化 - 2019年9月30日现金为7,599,089美元，较2018年12月31日的3,363,726美元增加[139] - 2019年前三季度经营活动净现金为62,588,212美元，较2018年同期的52,004,346美元增加[139] 信贷安排变化 - 2019年4月修订并重述信贷安排，最高借款额增至10亿美元，借款基数增至4.25亿美元，到期日延至2024年4月[140] - 截至2019年9月30日，信贷安排未偿还金额为3.665亿美元，公司遵守所有信贷安排契约[143] - 截至2019年9月30日，公司信贷安排下未偿还借款为3.665亿美元，加权平均利率4.83%，利率增减1%，年化利息费用相应增减约3665万美元[163] 石油和天然气销售变化 - 2019年第三季度石油销售增加17,868,879美元，天然气销售减少216,953美元[118] - 2019年前三季度石油销售增加51,437,289美元，天然气销售减少469,097美元[129] 无成本区间期权合约情况 - 2019年3 - 4月公司签订新的WTI原油无成本区间期权合约，2019年4月 - 12月为每日5500桶，2020年1月 - 12月为每日2000桶，部分合约put价为50美元，call价在65.4 - 70.2美元间[144][169] - 2017年9月25日公司签订无成本区间期权合约，2018年1月 - 12月为每日1000桶，put价49美元，call价54.6美元[144][169] - 2017年10月27日公司签订无成本区间期权合约，2018年1月 - 12月新增每日1000桶，put价51美元，call价54.8美元[145][170] - 2018年8月27日公司签订无成本区间期权合约，2019年1月1日 - 12月31日为每日2000桶，put价60美元，call价70.05美元；9月30日后支付343.83万美元终止该合约[146][171] 价格情况 - 2019年1 - 9月公司收到的油价在38.41 - 62.1美元/桶，天然气价格在 - 0.81 - 3.78美元/Mcf[168] 衍生品工具约束情况 - 截至2019年9月30日，公司100%受衍生品工具约束的交易量来自信贷安排下的贷款人[148] 市场风险情况 - 公司业务面临油价和天然气价格波动、运营、资产和业务整合、环境等市场风险[154] 竞争环境情况 - 公司运营处于高度竞争环境，在开发和收购资产、营销油气、获取设备和人员方面面临挑战[158] 法规监管情况 - 公司业务受联邦、州和地方法规监管，合规可能带来重大成本和努力[160] 应收账款情况 - 2019年9月30日，公司油气生产销售应收账款约为1830万美元[173] - 2019年9月30日，公司来自联合权益伙伴的应收账款约为200万美元[173] - 截至2019年9月30日，Occidental Energy Marketing和Phillips 66分别占公司应收账款的34%和41%[173] 销售占比情况 - 2019年9月30日止的九个月，公司向Occidental Energy Marketing和Phillips 66的销售分别占油气收入的39%和38%[173] 外汇汇率风险情况 - 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[174]

资产收购情况 - 2019年2月1日完成收购，获得49,754英亩（净38,230英亩）油气资产，平均工作权益77%，平均净收入权益58%[102] 油气销售数据变化 - 2019年Q2油气销售收入增至5133.42万美元，较2018年同期增加2140.93万美元；H1增至9313.25万美元，较2018年同期增加3331.63万美元[104][114] - 2019年Q2石油销量增至89.33万桶，较2018年同期增加42.39万桶；H1增至170.59万桶，较2018年同期增加75.66万桶[105][115] - 2019年Q2天然气销量增至56.95万MCF，较2018年同期增加25.04万MCF；H1增至96.57万MCF，较2018年同期增加43.67万MCF[105][115] 油气价格变化 - 2019年Q2每桶石油平均实现价格降至56.86美元，较2018年同期下降8%；H1降至53.74美元，较2018年同期下降12%[105][115] - 2019年Q2每MCF天然气平均实现价格降至0.95美元，较2018年同期下降69%；H1降至1.51美元，较2018年同期下降53%[105][115] - 2019年上半年，公司收到的油价每桶在40.40美元至62.10美元之间，天然气价格每百万立方英尺在0.78美元至3.78美元之间[154] 净收入变化 - 2019年Q2净收入增至1237.53万美元，较2018年同期增加765.55万美元；H1增至2346.47万美元，较2018年同期增加1307.93万美元[113][123] 现金情况 - 截至2019年6月30日，公司现金为1057.90万美元，较2018年12月31日增加721.53万美元[124] 信贷安排情况 - 2019年4月修订并重述信贷安排，最高借款额增至10亿美元，借款基数增至4.25亿美元，到期日延长至2024年4月[125] - 截至2019年6月30日，公司100%受衍生品工具约束的交易量来自信贷安排下的贷款人[134] - 截至2019年6月30日，公司信贷安排下未偿还借款为3.605亿美元，加权平均利率为5.10%，利率增减1%，年化利息费用将相应增减约3650万美元[151] 期权合约情况 - 2019年3 - 4月，公司签订新的原油无成本领口期权合约，2019年4月 - 12月为每日5500桶，2020年1月 - 12月为每日2000桶[131] - 2019年3 - 4月，公司签订新的WTI原油无成本区间期权合约，2019年4月至12月为每日5500桶，2020年1月至12月为每日2000桶[156] - 2017年9月25日，公司签订无成本区间期权合约，2018年1月至12月为每日1000桶，看跌价格为49.00美元，看涨价格为54.60美元[156] - 2017年10月27日，公司签订WTI原油无成本区间期权合约，2018年1月至12月额外每日1000桶，看跌价格为51.00美元，看涨价格为54.80美元[157] 应收账款情况 - 截至2019年6月30日，公司因销售油气产生的应收账款约为2180万美元，来自联合权益伙伴的应收账款约为130万美元[159] - 2019年上半年，向Occidental Energy Marketing和Phillips 66的销售分别占油气收入的45%和35%[159] - 截至2019年6月30日，Occidental Energy Marketing和Phillips 66分别占公司应收账款的44%和30%[159] 外汇风险情况 - 公司无境外销售，商品销售仅接受美元付款，不存在外汇汇率风险[161]