业绩总结 - 2019年第四季度生产总量为2.7百万桶油当量，其中31%为原油[6] - 2019年末的SEC证明储量为9000万桶油当量，其中39%为原油[6] - 2019年调整后的EBITDA为3200万美元，较上季度增长24%[19][22] - 2019年调整后的EBITDA为134,842,000美元[51] - 2019年EBITDA为146,874,000美元，较2018年的32,375,000美元增长约353.5%[50] - 2019年净亏损为249,142,000美元，而2018年净收入为54,178,000美元[50] - 2019年公司资产减值损失为287,683,000美元[50] - 2019年公司支付的利息费用为3,064,000美元[50] - 2019年公司收到的衍生合同结算现金为6,266,000美元[50] 费用与支出 - 2019年第四季度资本支出为1300万美元[19] - 2020年资本支出计划为2500万至3000万美元[23] - 2019年第四季度的运营费用（LOE）为1900万美元，同比下降15%[22] - 2019年调整后的一般和行政费用（G&A）为500万美元，同比下降20%[22] - 公司定义的调整后一般和行政费用为5,484,000美元，较2018年的6,834,000美元下降约19.7%[45] 未来展望 - 2020年总生产预期为7.7至8.6百万桶油当量[30] - 2020年预计将产生正的自由现金流[23] - 截至2019年12月31日，标准化折现净现金流的现值为3.64亿美元[41] - 截至2019年12月31日，PV-10的现值也为3.64亿美元[41] 市场情况 - 2020年油价与NYMEX的差价为每桶-3.85美元，天然气为每百万英热单位-1.30美元[29]

财务数据和关键指标变化 - 2019年全年公司成功完成或超越所有指导指标，包括产量、资本支出、租赁运营费用和调整后的一般及行政费用 [14] - 2019年下半年因油气价格下跌，公司收益恶化并出现非现金减值影响，但多元化资产组合在价格波动环境中发挥了作用 [15] - 2019年第四季度净亏损2.49亿美元，调整后净亏损400万美元，而2018年同期净利润为5400万美元 [19] - 第四季度调整后EBITDA为3200万美元，较第三季度增长24%，但低于2018年的4500万美元 [20] - 2019年资本支出为1.62亿美元，第四季度支出1300万美元，该季度产生1900万美元自由现金流 [20] - 第四季度租赁运营费用为1900万美元，较去年下降15%；调整后的一般及行政费用为500万美元，较2018年下降20% [21] - 资产负债表方面，公司流动性充足，现金300万美元，2.25亿美元信贷安排已动用4900万美元 [21] - 2020年预算假设油价平均每桶53美元，天然气价格平均每百万英热单位2.15美元，若市场表现与假设不符将调整预算 [23] - 预计2020年产量降至820万桶油当量，资本支出在2500万 - 3000万美元，主要用于高回报、快速回本项目 [24] - 预计2020年租赁运营费用从2019年的9100万美元降至7500万美元，降幅18% [24] - 2020年调整后的一般及行政费用将从2019年的2900万美元降至1900万美元，降幅34% [43] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2019年北帕克资产生产基本为100%石油，全年每桶油当量毛利润稳定在30美元左右 [16] - 2019年公司70%的收入来自中部地区，受天然气价格下跌和NGL实现价格暴跌影响，该地区运营利润率从2018年的每桶油当量超18美元降至约10美元 [17][18] - 2019年公司每桶油当量平均开采成本为7.61美元，较2018年略有上升，主要因新井高产期水处理成本增加 [29] - 2019年公司共钻21口新井，31口井投入销售，大部分资本支出集中在北帕克，该地区30口新井中有16口投产 [28] - 2019年公司总产量为1200万桶油当量，较2018年下降3%，北帕克和西北STACK的新产量几乎抵消了密石灰产区产量的持续下降 [28] - 2019年北帕克盆地产量同比增长48%，第四季度占公司石油总产量的52%，提升了公司整体利润率和运营现金流 [33] 各个市场数据和关键指标变化 - 2019年油价波动，天然气价格持续下跌，仅季节性略有改善，NGL实现价格急剧下降 [7] - 低商品价格影响众多勘探与生产公司，因石油价格下跌近10美元、天然气价格下跌0.5美元，导致PV10值下降而出现减值 [7] - 2019年公司每混合NGL桶实现价格略超12美元，仅为2018年的一半 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司业务战略是为股东创造价值，在低价时期保持耐心，获取现金流，在周期内保持资产负债表健康 [8] - 公司积极寻求降低业务成本结构的机会，2020年计划将租赁运营费用较2019年降低近20% [9] - 公司有一些在当前价格下仍能产生良好回报和快速回本的小额投资项目，2020年将继续推进 [10] - 公司继续评估并购机会，认为在当前环境下买卖价差将继续缩小，评估交易时会保持耐心，避免过度杠杆化 [12] - 2020年资本预算重点是油井作业活动，计划在西北STACK钻两口井，若油价上涨有北帕克钻探的应急计划 [34] - 公司正在推进多项长期价值举措，包括中游天然气外输方案、重新压裂考虑和监管工作 [35][37] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2019年业务环境变化主要是天然气和NGL价格下降，对公司业务产生负面影响 [6] - 基于远期合约，预计天然气和NGL价格最终将在年内接近历史平均水平 [19] - 公司预计2020年一系列指标组合将带来全年正自由现金流 [25] - 公司2020年战略不变，假设油价每桶53美元、天然气每百万英热单位2.15美元且NGL实现价格持续低迷，重点转向耐心，实施精简成本结构和最小化资本支出计划 [42] 其他重要信息 - 2019年底公司探明储量从2018年底的1.6亿桶油当量降至9000万桶油当量，约70%（4900万桶油当量）的储量下调与SEC商品价格同比下降和价格差异扩大有关 [38] - 剩余储量减少主要由于生产、PUD重新安排、适度的性能调整以及油井达到经济极限停产，部分油井在合适价格环境下可恢复生产 [39] - 2019年已开发储量占公司估计探明储量的69% [39] - 2019年12月31日公司标准衡量的PV10为3.64亿美元，若今年价格改善，部分储量和相关PV10可通过调整钻探计划重新计入探明储量 [40] - 2019年公司安全表现出色，全年总可记录事故率和移动车辆事故率创历史最低 [41] 总结问答环节所有的提问和回答 文档中未提及问答环节的提问和回答内容。

公司重大事件 - 公司于2016年5月16日依据破产法申请重组，于2016年10月4日从破产中走出[21][27] - 2018年11月1日，公司出售二叠纪盆地CBP地区的油气资产及二叠纪信托25%股权（1312.5万个普通股单位）给第三方[40] - 2018年11月1日，公司出售了二叠纪盆地CBP地区几乎所有的石油和天然气资产、权利及相关资产，以及代表二叠纪信托25%股权的1312.5万个普通股单位给独立第三方[40] 财务相关指标 - 2019年末公司储备估算所用商品价格为石油55.69美元/桶，天然气2.58美元/千立方英尺，石油与天然气经济价值比约为22比1，能源当量比为6比1[16] - 建筑票据本金为3500万美元，2017年2月修订，以公司俄克拉荷马城房地产第一优先抵押担保[17] - PV - 10按10%年折现率计算，PV - 9按9%年折现率计算[42] - 标准化衡量指标按10%年折现率计算，考虑未来所得税对未来净收入的影响[56] - 6000立方英尺天然气相当于1桶石油当量[16] - 1桶油当量/天记为Boe/d，千桶油当量记为MBoe，百万桶油当量记为MMBoe[17][33][34] - A系列认股权证和B系列认股权证的初始行权价格分别为每股41.34美元和42.03美元，于2022年10月4日到期[58] - 基于2019年末公司储量估算所用的商品价格，即石油55.69美元/桶，天然气2.58美元/千立方英尺，石油与天然气的经济价值比约为22比1，而能量当量比为6比1[16] - 建筑票据本金金额为3500万美元，于2017年2月修订，由公司位于俄克拉荷马城房地产的第一优先抵押权担保[17] - 上限限制为已探明石油、天然气和NGL储量的未来净收入现值（按每年10%折现），加上未探明资产的成本或公允价值中的较低者，加上估计残值，减去相关税收影响[18] - 未来净收入现值是指根据美国证券交易委员会（SEC）指南计算的，在不考虑未来价格上涨、套期保值活动、非资产相关费用（如一般和行政费用、债务利息以及折旧、损耗和摊销）的情况下，已探明储量生产预计产生的未来收入现值，减去估计的生产成本和未来开发成本，PV - 10使用10%的年折现率计算，PV - 9使用9%的年折现率计算[42] - 标准化计量是指已探明石油、天然气和NGL储量的预计未来现金流入现值，减去未来开发和生产成本以及未来所得税费用，按每年10%折现[56] - A类和B类认股权证初始行权价格分别为每股41.34美元和42.03美元，于2022年10月4日到期[58] 钻井相关指标 - 扩展延伸侧钻井（XRL）水平段长度至少约9000 - 9500英尺，9000英尺侧钻井计为两个侧钻[29] - 标准延伸侧钻井（SRL）水平段长度约4000 - 4500英尺[55] - 标准延伸水平井（SRL）水平段长度约为4000 - 4500英尺[55] 储量相关定义 - 未开发面积指未钻井或未钻至可开采经济数量石油或天然气阶段的租赁面积，无论该面积是否包含已探明储量[57] - 未开发石油、天然气和NGL储量指预计从未钻井面积的新井或需要相对重大支出才能完井的现有井中开采的任何类别的储量[57] - 已开发面积指可分配给生产井的英亩数[22] - 已开发石油、天然气和NGL储量指可通过现有井和现有设备及操作方法，或所需设备成本相对于新井成本较低的情况下预计开采的储量，以及在储量估算时通过已安装的非井采提取设备和基础设施预计开采的储量[23] - 已探明储量是指通过地质科学和工程数据分析，在合理确定性下，从已知储层在现有经济条件等下可经济开采的油气和NGL数量[45] - 已探明未开发储量是指既已探明又未开发的储量[46] 其他定义 - 生产性井是指被发现能够产出足够数量石油或天然气以证明可完井为油气井的井[44] - 前景区域是指基于地质、地球物理等数据和初步经济分析，被认为有发现商业碳氢化合物潜力的特定地理区域[44] 风险与陈述说明 - 报告包含美国证券交易委员会（SEC）定义的“前瞻性陈述”，这些陈述基于一定假设和分析，实际结果可能与预测有重大差异[61] - 公司面临与钻探油气井、油气价格波动、储量估计不确定性等相关风险[62] - 未开发储备的估计在特定情况下有严格限制，如未钻井位置需有开发计划且预计五年内钻探[59]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度G&A较第二季度降低38%，带动全年调整后G&A指引中点下降 [11] - 第三季度资本支出管理使资本支出指引中点降低，同时重申生产指引 [12] - 本季度净亏损1.82亿美元，去年同期净利润1200万美元，主要因1.66亿美元非现金上限测试减值 [13] - 调整后EBITDA为2600万美元，去年同期4800万美元，商品价格实现率下降35%，产量下降9% [14] - 本季度实现适度衍生品收益，2019年剩余时间20%预期石油产量有执行价略高于60美元/桶的掉期合约 [15] - 第三季度末循环信贷额度动用6200万美元，无限制现金400万美元，预计2019年末信贷额度动用约5000万美元 [16] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度公司总产量290万桶油当量，其中石油占29%，NGLs占22%，天然气占49% [18] - 本季度每桶油当量平均开采成本8.37美元，年初至今为7.76美元 [18] - 本季度资本支出4300万美元，其中钻井和完井成本2700万美元，主要来自北帕克盆地完井活动 [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 油气和天然气液体产品价格季度环比和同比均下降 [13] - 石油、天然气和天然气液体产品销售收入同比分别下降2000万美元、700万美元和1200万美元，总计3900万美元 [14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司业务战略旨在为股东带来短期和长期可持续成功，持续指导公司应对行业变化 [7] - 持续评估市场机会，包括不良资产收购和合并机会，作为资本配置过程一部分 [35] - 定期评估股票回购计划价值，同时考虑对流动性长期影响，目标是为股东创造最大价值 [36] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第三季度受油气价格挑战和历史高位价格差异影响，公司通过降低成本结构、高效执行工作计划和减少资本支出应对 [8] - 对北帕克盆地六口井结果满意，达到或超过预期 [9] - 尽管第三季度面临挑战，公司仍专注财务纪律，应对行业变化，投资为股东创造最大价值的机会 [37] 其他重要信息 - 公司在网站投资者关系板块发布了与财报电话会议相关的幻灯片 [3] - 电话会议包含前瞻性陈述和假设，实际结果可能与预期有重大差异 [3] - 提及调整后EBITDA、调整后G&A等非GAAP财务指标，相关调整可在公司网站查询 [3] - 公司连续15个月无员工可记录事故，安全记录出色 [31] 总结问答环节所有的提问和回答 文档未提供问答环节具体提问和回答内容。

资本预算 - 2019年资本预算计划支出在1.6亿美元至1.7亿美元之间[92] - 公司2019年资本预算计划支出1.6 - 1.7亿美元，大部分用于钻井和完井活动[127] - 公司2019年资本预算计划支出为1.6亿 - 1.7亿美元，主要用于钻探和完井活动[127] 市场价格 - 2019年和2018年截至9月30日的三个月和九个月，NYMEX原油均价分别为每桶56.44美元和69.43美元、57.10美元和66.79美元，天然气均价分别为每百万英热单位2.33美元和2.86美元、2.56美元和2.85美元[94] - 2019年和2018年前九个月，石油平均NYMEX价格分别为57.1美元/桶和66.79美元/桶，天然气分别为2.56美元/MMBtu和2.85美元/MMBtu[94] - 预计2019年12月31日全面成本上限测试使用的SEC价格为每桶油55.68美元、每千立方英尺天然气2.60美元，若应用该价格，第四季度将产生约1.3亿美元额外减值[110] 营收情况 - 2019年和2018年截至9月30日的三个月和九个月，公司总营收分别为5.8369亿美元和9.7660亿美元、20.6993亿美元和26.4250亿美元，油气和NGL销售收入分别减少3930万美元（40.3%）和5730万美元（21.7%）[96] - 2019年和2018年前九个月，公司总营收分别为2.06993亿美元和2.6425亿美元，2019年减少5730万美元，降幅21.7%[96] 产量数据 - 2019年前三季度公司在NW STACK根据钻井参与协议钻了8口井，2018年前三季度和前三季度分别钻了3口和12口井，协议下公司出资10%钻井和完井成本后获得20%净工作权益，最后一口井于2019年第二季度完成[90] - 2019年和2018年截至9月30日的三个月，公司石油产量为83.5万桶和95.6万桶，NGL产量为62.9万桶和71万桶，天然气产量为8318万立方英尺和8757万立方英尺；九个月石油产量为266.8万桶和263.7万桶，NGL产量为233.5万桶和211万桶，天然气产量为2.5414亿立方英尺和2.7221亿立方英尺[100] - 2019年和2018年截至9月30日的三个月，密西西比石灰区产量为221.3万桶油当量，占比77.7%，241.4万桶油当量，占比77.2%；NW STACK区产量为27.4万桶油当量，占比9.6%，22.1万桶油当量，占比7.1%；北帕克盆地产量为36.3万桶油当量，占比12.7%，37.9万桶油当量，占比12.1%；九个月密西西比石灰区产量为733.1万桶油当量，占比79.3%，748.2万桶油当量，占比80.5%；NW STACK区产量为82万桶油当量，占比8.9%，74.3万桶油当量，占比8.0%；北帕克盆地产量为108.8万桶油当量，占比11.8%，72万桶油当量，占比7.8%[101] - 2019年第三季度石油产量835MBbls，2018年为956MBbls；前三季度2019年为2668MBbls，2018年为2637MBbls[100] - 2019年第三季度NGL产量629MBbls，2018年为710MBbls；前三季度2019年为2335MBbls，2018年为2110MBbls[100] - 2019年第三季度天然气产量8318MMcf，2018年为8757MMcf；前三季度2019年为25414MMcf，2018年为27221MMcf[100] 产量变化原因 - 2018年第四季度公司出售了二叠纪盆地的资产[97][98][101] - 2019年第三季度产量较2018年第三季度下降，主要因2018年第四季度出售二叠纪盆地资产和中大陆现有生产井自然减产[97] - 2019年前三季度产量较2018年前三季度增加，因北帕克盆地钻井成功，部分被2018年第四季度出售二叠纪盆地资产抵消，且2018年第四季度收购俄克拉荷马和堪萨斯部分油气资产权益增加了产量，抵消了中大陆现有生产井自然减产[98] - 2019年第三季度产量较2018年第三季度下降，原因是2018年第四季度出售二叠纪盆地资产及现有井自然减产[97] - 2019年前三季度生产收入增加，主要因北帕克盆地钻探成功及收购俄克拉荷马州和堪萨斯州油气资产权益，部分被二叠纪盆地资产出售和天然气产量下降抵消[98] 产品售价 - 2019年和2018年截至9月30日的三个月，公司石油平均售价为每桶52.78美元和66.94美元，NGL平均售价为每桶10.11美元和26.45美元，天然气平均售价为每千立方英尺0.93美元和1.68美元；九个月石油平均售价为每桶53.54美元和63.16美元，NGL平均售价为每桶12.37美元和24.70美元，天然气平均售价为每千立方英尺1.37美元和1.66美元[100] 费用情况 - 2019年第三季度租赁运营费用较2018年同期增加200万美元或1.36美元/桶油当量，九个月期间增加650万美元或0.74美元/桶油当量[103][104] - 2019年第三季度和九个月期间，油气资产折旧和损耗分别较2018年同期增加580万美元或3.05美元/桶油当量、2270万美元或2.51美元/桶油当量[106] - 2019年9月30日止三个月和九个月的减值主要为已探明财产减值1.65507亿美元，2018年九个月为其他财产、厂房和设备减值417万美元[107] - 2019年第三季度一般及行政费用较2018年同期减少280万美元，降幅31.2%；九个月期间减少660万美元，降幅20.0%[114][115] - 2019年前三季度租赁经营费用增加650万美元或0.74美元/桶油当量，主要因北帕克盆地增产及修井费用增加[104] - 2019年前三季度油气资产折旧和损耗增加2270万美元或2.51美元/桶油当量，因开发活动及价格下降致储量减少[106] - 2019年前三季度减值1.65507亿美元，主要因油价和天然气价格下降等因素导致完全成本上限限制减值[107] - 预计2019年第四季度按估计价格将产生约1.3亿美元额外完全成本上限限制减值[110] - 2019年前三季度一般及行政费用减少660万美元，降幅20.0%，主要因薪酬相关成本降低[115] - 2019年前三季度非经营总费用为2932.1万美元，2018年为1.3758亿美元[114] 衍生合约情况 - 2019年第三季度和九个月商品衍生合约（收益）损失分别为175.6万美元和154.7万美元，2018年同期分别为1132.9万美元和5976.3万美元[120] - 2019年和2018年第三季度及前九个月商品衍生合约（收益）损失分别为175.6万美元、1132.9万美元、154.7万美元、5976.3万美元，结算现金（收到）支付分别为62.2万美元、1163.1万美元、570万美元、2902.5万美元[120][143] - 2019年和2018年前九个月商品衍生品合约（损失）收益分别为 - 154.7万美元和5976.3万美元[143] 现金流情况 - 2019年和2018年前九个月经营活动现金流分别为9.5529亿美元和1.09168亿美元，2019年减少1360万美元[129][130] - 2019年和2018年前九个月投资活动现金流分别为 - 1.6914亿美元和 - 1.32322亿美元[129] - 2019年和2018年前九个月融资活动现金流分别为5969.4万美元和 - 4368万美元[129] - 2019年和2018年前九个月经营活动现金流分别为9552.9万美元、10916.8万美元，投资活动现金流分别为 - 16914万美元、 - 13232.2万美元，融资活动现金流分别为5969.4万美元、 - 4368万美元[129] - 2019年和2018年前九个月资本支出（包括收购）分别为1.49043亿美元、1.17678亿美元[132] 财务状况 - 2019年9月30日，公司现金及现金等价物（不含受限现金）为400万美元，修订并重述的信贷安排下长期债务为6200万美元，未偿还信用证为600万美元，信贷安排可用额度为2.02亿美元[123] - 截至2019年10月31日，公司现金及现金等价物（不含受限现金）约160万美元，修订后信贷安排下未偿还金额为6100万美元，未偿还信用证为600万美元[124] - 2019年9月30日，公司营运资金赤字降至5380万美元，2018年12月31日为6390万美元[126] - 截至2019年9月30日，公司现金及现金等价物（不包括受限现金）为400万美元，修订并重述信贷安排后承贷额为2.7亿美元，长期债务为620万美元，未偿还信用证为60万美元，信贷安排可用额度为2.02亿美元[123] - 截至2019年10月31日，公司现金及现金等价物（不包括受限现金）约为160万美元，修订后信贷安排下未偿还金额为610万美元，未偿还信用证为60万美元[124] - 2019年9月30日，公司营运资金赤字降至5380万美元，而2018年12月31日为6390万美元[126] - 2019年9月30日较2018年12月31日，长期债务增加6200万美元，970万美元资产退休义务从流动负债重分类为长期义务[137] - 截至2019年9月30日，公司长期债务较2018年12月31日增加6200万美元，970万美元资产退休义务从流动负债重新分类为长期负债[137] - 截至2019年9月30日，公司未偿还可变利率债务为6200万美元，面临利率风险[147] 其他收入（费用） - 2019年和2018年前九个月其他收入（费用）分别为10.5万美元、 - 74.5万美元、 - 163.9万美元、 - 10.3万美元[122] 内部控制情况 - 截至2019年9月30日公司披露控制与程序有效[148] - 截至2019年9月30日季度公司财务报告内部控制无重大变化[149] 税费占比情况 - 生产、从价及其他税占油气和NGL收入的百分比在2019年和2018年的三个月和九个月期间保持一致[105]

资本预算与产量计划 - 2019年资本预算计划支出1.6 - 1.8亿美元，预计产量较2018年下降5% - 6%[87] - 公司2019年资本预算计划支出1.6 - 1.8亿美元，主要用于钻井和完井活动[113] - 公司2019年资本预算计划支出为1.6 - 1.8亿美元，主要用于钻探和完井活动[113] 钻井数据 - 2019年Q3和前6个月，公司在NW STACK分别钻了3口和8口井，2018年同期分别为4口和9口，协议下净工作权益为20%[85] - 2019年Q3和前6个月，公司总钻井数分别为9口和21口，2018年同期分别为5口和16口[85] 价格数据 - 2019年Q3和前6个月，NYMEX原油均价分别为59.91美元/桶和57.45美元/桶，2018年同期分别为67.91美元/桶和65.46美元/桶[89] - 2019年Q3和前6个月，NYMEX天然气均价分别为2.51美元/MMBtu和2.69美元/MMBtu，2018年同期分别为2.83美元/MMBtu和2.84美元/MMBtu[89] 营收数据 - 2019年Q3和前6个月，公司总营收分别为7.5388亿美元和14.8624亿美元，2018年同期分别为7.9462亿美元和16.659亿美元[91] - 2019年Q3和前6个月，油气和NGL收入分别下降410万美元（5.2%）和1800万美元（10.8%）[91] - 2019年第二季度和上半年公司油气和NGL销售收入分别减少410万美元（5.2%）和1800万美元（10.8%）[91] 产量数据 - 2019年Q3和前6个月，公司原油产量分别为98.4万桶和183.3万桶，2018年同期分别为75.5万桶和168.1万桶[93] - 2019年Q3和前6个月，公司NGL产量分别为83万桶和170.6万桶，2018年同期分别为70万桶和140万桶[93] - 2019年Q3和前6个月，公司天然气产量分别为8476万立方英尺和1.7096亿立方英尺，2018年同期分别为8977万立方英尺和1.8464亿立方英尺[93] - 2019年第二季度和上半年石油产量分别为98.4万桶和183.3万桶，2018年同期分别为75.5万桶和168.1万桶[93] - 2019年第二季度和上半年NGL产量分别为83万桶和170.6万桶，2018年同期分别为70万桶和140万桶[93] - 2019年第二季度和上半年天然气产量分别为8476万立方英尺和1.7096亿立方英尺，2018年同期分别为8977万立方英尺和1.8464亿立方英尺[93] - 2019年第二季度和上半年密西西比石灰岩地区产量分别为246.8万BOE和511.8万BOE，占比分别为76.5%和80.2%[94] 经营费用数据 - 2019年上半年经营费用为1.40625亿美元，2018年同期为1.20344亿美元；租赁经营费用在2019年Q2和上半年分别增加530万美元和460万美元[96] - 2019年6月30日止三个月和六个月，租赁运营费用分别增加530万美元（每桶油当量增加1.07美元）和460万美元（每桶油当量增加0.46美元）[96] 折旧与损耗数据 - 2019年上半年油气资产折旧和损耗分别增加850万美元和1690万美元，每桶油当量分别增加1.73美元和2.31美元[98] - 2019年6月30日止三个月和六个月，油气资产折旧与损耗分别增加850万美元（每桶油当量增加1.73美元）和1690万美元（每桶油当量增加2.31美元）[98] 非经营与行政费用数据 - 2019年上半年非经营费用为2481.6万美元，2018年同期为1.21898亿美元；2019年上半年一般及行政费用减少370万美元，降幅15.7%[99][102] - 2019年6月30日止六个月，一般及行政费用减少370万美元，降幅15.7%[102] 商品衍生品合约数据 - 2019年Q2和上半年商品衍生品合约损失分别为0和20.9万美元，2018年同期分别为3010.4万美元和4843.4万美元[106] - 2019年上半年其他（费用）收入为 - 174.4万美元，2018年同期为64.2万美元[108] - 2019年第二季度，商品衍生品合约损失为0美元，2018年为3010.4万美元；2019年上半年，商品衍生品合约损失为20.9万美元，2018年为4843.4万美元[127] - 2019年第二季度，衍生品合约结算现金支付（收到）为0美元，2018年为1127.4万美元；2019年上半年，结算现金收到507.8万美元，2018年支付1739.3万美元[127] 现金及债务数据 - 截至2019年6月30日，公司现金及现金等价物（不含受限现金）为780万美元，修订后信贷安排下长期债务为5200万美元[109] - 截至2019年8月2日，公司现金及现金等价物（不含受限现金）约为1950万美元，修订后信贷安排下未偿还金额为5700万美元[110] - 2019年6月30日，公司营运资金赤字降至4790万美元，2018年12月31日为6390万美元[112] - 2019年6月30日，公司现金及现金等价物（不含受限现金）为780万美元，修订并重述信贷安排后，信贷安排下的选定承贷额为2.7亿美元，长期债务为5200万美元，未偿还信用证为760万美元，信贷安排可用额度为2.104亿美元[109] - 截至2019年8月2日，公司现金及现金等价物（不含受限现金）约为1950万美元，经修订信贷安排下的未偿还金额为5700万美元，未偿还信用证为760万美元[110] - 2019年6月30日，公司营运资金赤字降至4790万美元，而2018年12月31日为6390万美元[112] - 2019年6月30日公司长期债务较2018年12月31日增加5200万美元，因信贷安排净借款所致[122] - 2019年6月30日，970万美元资产退休义务从流动负债重新分类为长期义务[122] - 截至2019年6月30日，公司有5200万美元未偿还可变利率债务[131] 现金流数据 - 2019年上半年经营活动现金流为6247.3万美元，2018年同期为5611.7万美元；投资活动现金流为 - 1.22588亿美元，2018年同期为 - 8176.5万美元；融资活动现金流为5025.9万美元，2018年同期为 - 4368万美元[115] - 2019年6月30日止六个月，经营活动产生的现金流量为6247.3万美元，2018年同期为5611.7万美元，增加640万美元[115][116] - 2019年6月30日止六个月，投资活动所用现金流量为1.22588亿美元，2018年同期为8176.5万美元[115] - 2019年6月30日止六个月，融资活动提供的现金流量约为5030万美元，2018年同期所用现金流量约为4370万美元[115][119] 衍生品交易合约数据 - 2019年7月，公司与两个交易对手签订石油互换合同，涵盖2019年下半年34.7万桶石油销售，加权平均执行价格为60.04美元/桶[127] - 公司信贷安排限制衍生品交易能力至交易涵盖期间预计已探明储量预期产量的90%[126] - 2019年6月30日，公司无商品衍生品合约；2019年7月，与两家交易对手签订石油互换合约，涵盖2019年下半年34.7万桶石油销售，加权平均执行价格为60.04美元/桶[127] 内部控制与程序数据 - 公司首席执行官和首席财务官认为，截至2019年6月30日，公司的披露控制和程序有效[132] - 截至2019年6月30日的季度，公司财务报告内部控制无重大变化[133]

业绩总结 - 2019年第二季度调整后EBITDA为3500万美元，同比增长6%[11] - 2019年第二季度净生产为320万桶油当量（MMBoe），其中30%为原油[6] - 2019年第二季度的总生产量为184.0百万桶，平均价格为60.04美元/桶[35] - 2019年第二季度的净亏损为13,284千美元，相较于2018年的34,074千美元有所改善[52] - 2019年第二季度调整后的一般和行政费用为900万美元，较上年减少600万美元[13] 用户数据 - 2019年第二季度北公园盆地的净生产为45万桶油当量（MBoe），日均产量为4.9千桶油当量（MBoepd）[15] - 2019年第二季度NW STACK的净生产为30.9万桶油当量（MBoe），其中48%为原油，环比增长31%[24] - 2019年第二季度Ray Ranch SRLs的30天初始产量（IP）平均为472桶/天，比类型曲线高出18%[15] 资本支出与财务状况 - 2019年资本支出为3500万美元，预计全年资本支出在1.6亿至1.8亿美元之间[11][30] - 2019年第二季度流动性为2.25亿美元，现金为2000万美元[12] - 2019年第二季度的债务为5700万美元，市值为2.29亿美元[6] 储量与回收量 - 2018年12月31日的证明储量为64,020千桶原油、28,175千桶天然气液体和407,890百万立方英尺天然气，总计160,176千桶油当量，现值(PV-10)为1,046百万美元[42] - 2018年北公园盆地的证明储量为5,410千桶原油和5,099百万立方英尺天然气，现值为120百万美元[42] - 2018年12月31日的未开发储量为45,326千桶原油和100,045百万立方英尺天然气，现值为387百万美元[42] - XRL类型曲线的油气最终回收量(EUR)为512千桶原油和547百万立方英尺天然气[39] 其他信息 - 2019年第二季度的股权激励费用为1,149千美元，较2018年的5,856千美元显著下降[52] - 2019年第二季度的调整后一般和行政费用为8,935千美元，每桶油当量为2.77美元[45] - SRL类型曲线的峰值原油产量为400桶/天，XRL类型曲线的峰值原油产量为760桶/天[39]

财务数据和关键指标变化 - 本季度净亏损1300万美元，去年同期净亏损3400万美元 [13] - 调整后EBITDA为3500万美元，去年为3300万美元，商品价格整体下降13%，其中井口油价下降13%，NGOs价格下降53%，天然气价格下降18% [14] - 石油产量同比增长30%，重要资产的运营利润率同比增长约200% [15] - 本季度决定裁员，预计将使年度现金G&A运行率至少降低600万美元，本季度反映了与裁员相关的450万美元费用 [16] - 二季度末循环信贷额度使用了5200万美元，无限制现金为800万美元，预计2019年底信贷额度使用情况适中 [18] - 调整后G&A费用从3400 - 3700万美元降至3100 - 3500万美元，天然气液体价格实现率从WTI的37%降至25% [40] 各条业务线数据和关键指标变化 整体业务 - 本季度公司总产量为320万桶油当量，其中石油占30%，NGLs占6%，天然气占44%，每桶油当量的上市成本平均为7.37美元，本季度有9口井投入销售 [20] - 本季度资本支出为3500万美元，其中2300万美元为钻井和完井成本，主要来自北帕克盆地的钻机活动，下半年钻机利用率将大幅降低 [21] 北帕克盆地资产 - 已完成6口井的钻探并按计划于6月初释放钻机，6月中旬开始对这6口XRL井和同一区域内一口旧SRL井进行压裂作业，预计本周完成压裂作业，9月初所有井将接入基础设施并投入生产 [24][25] - 3口惊喜井累计石油产量在120天后比类型曲线高出13%，2口Ray Ranch SRL井累计产量在约90天后比石油类型曲线高出19% [26][27] - 2019年第二季度实现创纪录的石油日产量，平均每天4920桶油当量，预计第四季度6口新井将带来每天4500桶的初始产量 [28][29] 中大陆资产 - 本季度有7口新的西北STACK Merrimack井投入销售，单井30天初始产量平均为511桶油当量，其中70%为石油 [30] - 完成了钻井参与协议中的钻探义务，该协议通过钻探26口井，目前已累计生产170万桶油当量，通过生产持有13200英亩净面积 [31] - 密西西比资产贡献了250万桶油当量，其中石油占16%，NGLs占31%，天然气占53% [32] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司战略注重财务纪律、成本控制等方面，以实现近期和可持续的长期成功，会根据行业条件变化进行调整 [9] - 公司有资产剥离和收购的计划，资产剥离方面有小部分中大陆资产出售，收购方面在第二季度积极参与多个数据室和签署保密协议，未来将耐心、有纪律和创造性地评估并购机会，重点关注能提高利润率和降低盈亏平衡成本的项目，也会考虑收购困境公司的生产性资产 [41][42][48] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管本季度受到低商品价格挑战，但公司在增加石油产品组合和降低成本压力方面取得进展，有信心在2019年达到或超过预期和指导目标 [12] - 公司运营团队按资本和运营计划执行，在北帕克和西北STACK的井况良好，完成上半年钻探计划后，将专注于未来的钻探、完井和开发计划，并评估市场上的并购机会 [37][38] - 行业中买卖双方预期存在差距，主要受碳氢化合物价格波动等因素影响，双方需更有创造性才能达成交易 [41][52] 其他重要信息 - 公司已实现员工一年无可记录事故的记录 [33] 问答环节所有提问和回答 问题1: 资产剥离和收购在评估过程中的参与程度，以及目前与一个季度前相比正在关注的收购交易数量 - 资产剥离方面，公司有运营的物业，会与潜在收购方接触，上季度出售了一小部分中大陆资产用于清理会计等事务，目前主要是小规模处置 [46][47] - 收购方面，第二季度以来进展很大，目前参与了大量数据室，签署了大量保密协议，非常积极地参与收购，这是未来增长计划的关键部分 [48] 问题2: 正在评估的收购或物业清单是否有较大变动 - 有不少评估的机会从清单中剔除，这是正常现象，并购的成功率通常较低，买卖双方预期差距是交易未达成的主要原因，公司会为股东利益保持耐心和纪律性 [50][51] 问题3: 近期行业动荡下，买卖双方预期差距是缩小还是扩大 - 管理层表示没有明确感受，但认为双方需要更有创造性才能促成交易，知道差距确实存在 [52] 问题4: 公司自身处于困境，为何不回购股票而要购买更多资产 - 公司表示回购股票会占用用于增长的流动性，公司的任务是实现增长，虽然理解股东关于股价增长的担忧，但认为目前采取的增长措施是正确的，希望股东保持耐心 [58][59] 问题5: 公司资产负债表是否准确反映资产价值，是否存在高估 - 管理层表示资产没有高估，感谢股东反馈，会尽力解决股东对股价增长的担忧，希望股东保持耐心并继续持有公司股票 [61] 问题6: 公司追求增长与股东追求价值创造的矛盾如何调和 - 管理层认为继续辩论无成效，建议股东直接联系进行更深入讨论 [62]

钻井业务数据变化 - 2019年第一季度公司总钻井数为12口，净钻井数为6.9口，平均钻井平台数为2.7个；2018年同期分别为11口、6.4口和2.8个[85] 资本预算与产量计划 - 2019年公司资本预算计划支出1.6 - 1.8亿美元，预计产量较2018年全年下降5% - 6%[89] - 公司2019年资本预算计划支出在1.6亿美元至1.8亿美元之间[109] - 公司2019年资本预算计划支出1.6 - 1.8亿美元，主要用于钻井和完井活动[109] 能源价格变化 - 2019年第一季度平均NYMEX油价为54.90美元/桶，天然气价格为2.87美元/百万英热单位；2018年同期分别为62.89美元/桶和2.85美元/百万英热单位[91] - 2018年1月至2019年3月，NYMEX原油结算价在每桶42.53美元至76.41美元之间波动，天然气结算价在每百万英热单位2.64美元至4.72美元之间波动[110] 油气产量变化 - 2019年第一季度石油产量为84.9万桶，NGL产量为87.5万桶，天然气产量为8620万立方英尺；2018年同期分别为92.6万桶、70万桶和9487万立方英尺[92] - 2019年第一季度石油产量84.9万桶，2018年为92.6万桶；天然气产量8620万立方英尺，2018年为9487万立方英尺；NGL产量87.5万桶，2018年为70万桶[92] 营收数据变化 - 2019年第一季度公司总营收为7.3236亿美元，2018年同期为8.7128亿美元，油气和NGL销售收入下降1390万美元，降幅16.0%[95] - 2019年第一季度总营收7.3236亿美元，2018年为8.7128亿美元；油气和NGL销售收入减少1390万美元，降幅16%[95] 费用数据变化 - 2019年第一季度公司总费用为7749.7万美元，2018年同期为1.29095亿美元[96] - 2019年第一季度租赁经营费用为7.21美元/桶油当量，生产、从价税及其他税费为1.61美元/桶油当量；2018年同期分别为7.33美元/桶油当量和1.94美元/桶油当量[97] - 2019年第一季度油气资产折旧和损耗较2018年同期增加850万美元，即2.81美元/桶油当量[98] - 2019年第一季度一般及行政费用较2018年同期减少370万美元，降幅27.4%[100] - 2019年第一季度总支出7749.7万美元，2018年为1.29095亿美元；一般及行政费用减少370万美元，降幅27.4%[96][100] - 2019年第一季度油气资产折旧和损耗增加850万美元，或每桶油当量增加2.81美元[98] 商品衍生品合约情况 - 2019年第一季度商品衍生品合约损失为20.9万美元，2018年同期为1833万美元[102] - 2019年和2018年3月31日止三个月，商品衍生合约损失分别为20.9万美元和1833万美元[130] - 2019年第一季度商品衍生品合约损失20.9万美元，2018年为1833万美元；现金结算收入（支出）为 - 507.8万美元，2018年为611.9万美元[102] - 2019年第一季度商品衍生品合约损失20.9万美元，2018年同期为1833万美元；2019年第一季度结算现金收入5070万美元，2018年同期为支出611.9万美元[130] - 2019年3月31日，公司没有未到期的商品衍生品合约[129] - 公司为降低油气价格波动，会根据市场情况签订商品价格衍生品合约，信贷安排限制衍生品交易不超过预计已探明储量预期产量的90%[128] - 公司衍生品交易在柜台市场进行，交易对手有投资级信用评级，有主净额结算协议[131][132] 其他（费用）收入变化 - 2019年3月31日和2018年3月31日止三个月，公司其他（费用）收入分别为-101.6万美元和107.6万美元[105] 现金及现金等价物情况 - 截至2019年3月31日，公司现金及现金等价物（不包括受限现金）为740万美元；截至2019年5月2日，约为1070万美元[106] - 截至2019年3月31日，公司现金及现金等价物（不包括受限现金）为740万美元；截至5月2日，约为1070万美元[106] 营运资金情况 - 2019年3月31日，公司营运资金赤字增至1.011亿美元，而2018年12月31日为6390万美元[108] - 2019年3月31日营运资金赤字增至1.011亿美元，2018年12月31日为6390万美元[108] 现金流情况 - 2019年和2018年3月31日止三个月，经营活动产生的现金流量分别为3157万美元和3040.7万美元[111] - 2019年和2018年3月31日止三个月，投资活动使用的现金流量分别为6158.7万美元和6457.2万美元[111] - 2019年和2018年3月31日止三个月，融资活动产生的现金流量分别为1970.7万美元和-3796.5万美元[111] - 2019年第一季度经营活动现金流为3157万美元，2018年为3040.7万美元；投资活动现金流为 - 6158.7万美元，2018年为 - 6457.2万美元；融资活动现金流为1970.7万美元，2018年为 - 3796.5万美元[111] - 2019年第一季度融资活动提供现金约1970万美元，2018年同期使用现金约3800万美元[115] 资本支出情况 - 2019年第一季度资本支出（权责发生制）为7111.8万美元，2018年为3726.9万美元[114] 信贷安排情况 - 截至2019年3月31日，公司信贷安排下的流动债务为2000万美元，信贷安排借款基数为3.5亿美元[106][116] - 2019年3月31日，信贷安排下的流动债务为2000万美元，借款基数为3.5亿美元，信贷安排将于2020年3月31日到期[116] - 信贷安排要求公司维持最高综合净杠杆比率不超过3.50:1.00，最低利息覆盖率不低于2.25:1.00，2019年3月31日公司综合净杠杆比率为0.06，综合利息覆盖率为80.20[119] - 信贷安排包含违约事件，涉及未付款、违反契约等，部分违约事件有通知和补救期，涉及2500万美元及以上债务的交叉违约和加速到期等情况[121] 长期债务情况 - 与2018年12月31日相比，2019年3月31日公司长期债务的当期到期部分增加了2000万美元[124] 利率风险情况 - 2019年3月31日，公司有2000万美元的可变利率债务，面临利率风险[133]

财务数据和关键指标变化 - 2019年第一季度净亏损500万美元，而2018年第一季度净亏损4100万美元 [16] - 2019年和2018年第一季度调整后EBITDA均为4100万美元，尽管期间平均油价下降12%，天然气液体价格下降36%，但天然气产品价格上涨7%，综合商品混合价格下降15%，通过降低成本结构和天然气掉期收益保持调整后EBITDA持平 [16][17] - 可控成本方面，LOE同比下降3%，每桶油当量基础上下降2%；G&A减少400万美元或27%，调整后G&A减少200万美元或17% [18] - 2019年第一季度天然气掉期为季度带来510万美元现金收益，目前无衍生品头寸，计划在2019年适时增加商品价格衍生品 [18] - 第一季度末循环信贷额度提取2000万美元，无限制现金略超700万美元，预计2019年底信贷额度无欠款且无债务 [18][19] 各条业务线数据和关键指标变化 整体业务 - 第一季度公司总产量为320万桶油当量，其中石油占27%，NGLs占28%，天然气占45%，平均开采成本为每桶油当量7.21美元 [22] - 第一季度资本支出为7100万美元，其中钻井和完井成本为5400万美元，2018年遗留活动导致第一季度资本支出较重，下半年钻机利用率将大幅降低，除非现金流增加 [23] 北帕克地区 - 第一季度利用一台钻机，在三个战略目标上取得进展，包括评估最佳井间距、扩大生产和地质理解、降低开发成本 [24] - 西部井间距测试获得技术数据，初步结论显示每区段15口井更合适，23口井测试井出现井干扰，但仍有可观产量和10% - 15%回报率 [25][26] - 南部三口新井日产约1800桶油，其中一口SRL井平均日产800桶油，是类型曲线预期的两倍；北部六口井按计划钻探，预计第三季度投产 [28][29][30] - 自2017年以来，钻井成本降低24%，2019年第一季度降至每英尺110美元，第一季度压裂成本降低17%，至每阶段约55000美元 [33] - 第一季度北帕克地区平均日产原油3600桶，目前现货日产量约7000桶，生产提升因监管规定和设施建设略有延迟 [34] 中大陆地区 - 密西西比资产贡献270万桶油当量，比2018年第四季度增长5%，乙烷回收提高了NGL产量 [36] - 本季度七口新西北斯塔克梅里马克井投产，30天初始产量平均每口井576桶油当量，其中76%为石油，西北斯塔克产量较上一季度增长29% [37] 各个市场数据和关键指标变化 - 期间平均油价下降12%，天然气液体价格下降36%，天然气产品价格上涨7%，综合商品混合价格下降15% [16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略聚焦为股东带来短期和长期可持续成功，注重降低现金成本，控制资本支出在年度现金流范围内，以保持资产负债表健康和市场灵活性 [8][9][10] - 行业处于大宗商品价格波动期，大型企业争夺优质资产，行业整合机会增加，公司希望积极参与市场并购活动 [42] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第一季度业绩显示业务战略取得早期进展，产量较上季度增长4%，现金成本大幅降低 [9] - 对北帕克和中大陆地区钻井计划结果满意，正在努力确定北帕克地区最佳开发方案 [11] - 预计科罗拉多州监管变化不会对公司发展计划产生重大影响 [13] - 第一季度业绩符合或超出2019年预期和指导，预计年底信贷额度无欠款且无债务，展示了在现金流范围内运营的承诺 [15][19] - 公司运营团队按计划推进，北帕克地区战略目标取得进展，西北斯塔克井达到或超过类型曲线，资本支出按预算进行 [39][40] 其他重要信息 - 公司在网站投资者关系板块发布了幻灯片，供会议参考，电话会议包含前瞻性陈述和假设，实际结果可能与预期有重大差异，还会提及非GAAP财务指标，相关调整可在网站查询，下午将提交10 - Q报告 [4] - 春季银行借款基数重新确定工作正在进行，计划在未来几周完成，现有信贷工具将于2020年3月到期，公司将寻求延长到期日至少一年 [20] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 北帕克产量是否达到历史最高水平 - 是的，北帕克产量达到了历史最高水平 [45] 问题: 每英尺钻井成本和每阶段压裂成本下降的原因及未来下降空间 - 每英尺钻井成本下降得益于钻头选择、泥浆方案改进、套管等关键要素招标以及盆地经验积累，最低曾达到约每英尺92美元，未来有望继续改进，从总成本看，压裂成本降低影响显著，长水平井成本有望降至接近600万美元 [46][47] - 每阶段压裂成本通过设计、阶段数量、泵速等变量调整，与主要供应商紧密合作，提高效率并明确关键成本点，实现成本降低和利润提升 [48][49] 问题: 从战略角度看，公司在并购方面的目标和理想交易模式 - 公司寻求收购能带来PDP产量和未开发机会且经济回报优于现有投资组合的资产，理想收购目标应带来一定产量和经济上更优的钻井机会库存 [50] 问题: 公司并购关注的地区 - 公司专注于美国市场，认为目前不是海外投资时机，更注重财务回报，对二叠纪盆地、粉河盆地、巴肯、东得克萨斯、海恩斯维尔和鹰福特等地区的机会进行了评估 [51][52]