利率与借款成本变化 - 美国联邦储备计划在2022年多次加息，公司高级担保信贷安排下的借款利率与美元伦敦银行同业拆借利率（USD LIBOR）挂钩，利率上升会增加利息成本[223] - 非美元LIBOR设置以及一周和两个月期的USD LIBOR设置在2021年后停止，其余USD LIBOR设置在2023年6月30日后停止，LIBOR的变化可能导致借款成本上升[224] 高级担保信贷安排相关 - 高级担保信贷安排的借款基数会进行半年度（5月1日和11月1日）及其他选择性重新确定，借款基数降低会影响公司流动性和运营资金[226] - 高级担保信贷安排到期日为2025年7月16日，若2024年7月29日仍有2025年1月票据未偿还，则到期日提前至该日[231] 公司盈利与现金流情况 - 公司自成立以来在某些运营年份出现净亏损，未来可能无法实现或维持盈利及正经营现金流[229] 契约限制与违约风险 - 公司高级担保信贷安排和高级无担保票据契约包含限制条款，限制公司开展特定类型交易，违反契约可能导致违约[230] 生产运营风险 - 若无法钻探新的分配井，可能对公司未来生产结果产生重大不利影响[232] 立法监管对业务的影响 - 联邦和州有关水力压裂和水处置井的立法和监管举措可能禁止项目或导致成本大幅增加及运营限制[233] - 公司运营依赖水的供应、使用和处置，新的水相关立法和监管举措或限制可能对公司业务产生不利影响[234] - 公司运营产生的水排放受相关法律限制，这些法规可能对公司未来业务产生重大不利影响[235] - 2021年9月，RRC削减了二叠纪盆地部分油井的采出水注入量，无限期暂停部分许可证并扩大限制范围[238] - 立法或监管举措可能限制公司钻探和生产活动，影响业务、财务状况和经营成果[238] 额外监管与合规成本 - 若公司被认定为“关键天然气供应商”或“关键客户”，将面临额外监管和合规成本，包括资产防寒成本[247][249] 股东权益相关 - 特拉华州法律规定，持有公司15%股份的股东三年内不能收购公司，除非满足特定条件[255] - 某些情况下，股东修改公司章程需获得已发行股本75%的表决权单独投票同意[257] - 公司董事会有权不经股东投票发行授权但未发行的普通股，可能稀释股东权益、降低每股收益和股价[256] 股息分配情况 - 公司目前无计划且受限无法支付普通股股息，投资者只能依靠股价上涨获得回报[257] 气候变化影响 - 气候变化相关立法或法规可能增加运营成本、减少产品需求，气候变化的物理影响可能扰乱运营并导致成本增加[241] 环境健康安全要求影响 - 环境、健康和安全要求可能导致公司运营延迟、成本增加和承担责任[244] 衍生品改革影响 - 衍生品改革立法和相关法规可能增加衍生品合约成本、改变条款、减少可用性，影响公司对冲风险能力[250]

企业概况 - Laredo Petroleum的企业价值为27亿美元，市值为12亿美元，流通股数为1710万股[4] - 截至2021年底，Laredo的石油储量为3.19亿桶油当量（MMBOE），其中石油占比为38%[4] 业绩总结 - 2021年，Laredo的日均石油产量较2020年增长19%[9] - 2021年，Laredo的PV-10储量价值较2020年增长约260%[15] - 2021年，Laredo的净债务与调整后EBITDA比率为1.9倍，较2020年减少约0.5倍[12] - 2021年，Laredo的石油储量增长78%，石油储量占总储量的38%[12] - 2021年，Laredo的生产组合改善，石油占比约为48%[9] - 2021年第四季度的净收入为216,276千美元，相较于2021年第三季度的136,832千美元增长58.1%[97] - 调整后的EBITDA在2021年第四季度为182,162千美元，较2021年第三季度的133,441千美元增长36.5%[91] 未来展望 - 2022年，Laredo计划在WTI油价为80美元和HH天然气价为4.65美元的假设下，产生显著的自由现金流[8] - 2022年预计油气生产中，油的比例约为49%[57] - 2022年预计完成55口井的开发[57] - 2022年自由现金流预计超过3亿美元[69] - 2022年第一季度总生产量预期为84.0至87.0 MBOE/D，全年预期为82.0至86.0 MBOE/D[87] - 2022年第一季度原油生产量预期为39.5至41.5 MBO/D，全年预期为39.5至42.5 MBO/D[87] - 2022年计划将净债务与调整后EBITDA比率降低至1.5倍以下[12] 资本支出与流动性 - 2022年资本支出预计为约5.2亿美元[42] - 2022年公司流动性约为5.5亿美元[69] - 2022年第一季度资本支出预期约为1.7亿美元，全年预期约为5.2亿美元[87] 生产与市场数据 - Howard县的净生产量为40.1 MBOE/D，油占76%[29] - W. Glasscock县的净生产量为6.8 MBOE/D，油占57%[37] - 2022年第一季度WTI NYMEX平均价格为87.71美元/桶，布伦特ICE平均价格为89.47美元/桶[87] - 2022年第一季度亨利中心天然气价格平均为4.88美元/MMBTU[87] - 2022年第一季度的天然气液体价格为15.80美元/桶[87] 费用与支出 - 2022年第一季度的租赁运营费用为4.25美元/BOE[87] - 2022年第一季度的生产和附加税占油气收入的7.0%[87] - 2021年第四季度的利息支出为31,163千美元，较2021年第三季度的30,406千美元增加2.5%[97] - 2021年第四季度的折旧、耗竭和摊销费用为74,592千美元，较2021年第三季度的62,678千美元增加19%[97] 负面信息 - 2022年第一季度的净收入（费用）为-300万美元[87] - 2021年第四季度的衍生品公允价值变动损失为(15,372)千美元，较2021年第三季度的96,240千美元下降[97]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度，公司总生产和石油生产均高于指导上限，产生2500万美元自由现金流，调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为1.82亿美元 [9] - 2021年全年，公司提高的石油储量增长近80%，石油占总储量近40%，证券交易委员会（SEC）现值（PV - 10）价值增长260%；在西德克萨斯中质原油（WTI）价格为75美元时，估计储备价值将从SEC PV - 10增加近10亿美元，达到约46亿美元 [12] - 2021年底，公司年化净债务与调整后EBITDA比率降至1.9倍，而一年前为2.4倍 [13] - 公司预计2022年在当前大宗商品价格下产生约3亿美元自由现金流，相当于约每股17美元；预计第三季度杠杆率为1.5倍，到2023年年中有望降至1倍 [16][18] 各条业务线数据和关键指标变化 - 霍华德县：2021年完成收购，新井表现出色，推动第四季度石油产量高于指导上限；2022年计划钻18口15000英尺侧钻井 [22][25] - 西格拉斯考克县：2021年第四季度完成10口井的作业，其中8口井在较低的斯普雷伯里和沃尔坎普A、B地层，受益于优化完井设计，表现比之前的作业包高出约38% [23] 各个市场数据和关键指标变化 - 行业面临油田服务成本通胀压力，公司已将约15%的通胀因素纳入2022年资本预算，并锁定了上半年的大部分服务价格 [27] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略聚焦资本高效投资、产生自由现金流和加强资产负债表，优先降低杠杆，目标是到2023年年中杠杆率降至1倍，并在2023年开始向股东返还资本 [15][18][41] - 未来收购需符合股东增值、短期去杠杆化原则，将采用现金和股权结合的方式，以实现业务增长和符合财务框架 [46][49] - 公司持续关注资产收购与处置（A&D），寻求增加高利润率油井库存，实现规模经济，降低运营和股权表现的波动性 [38][39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在2021年表现出色，成功应对全球疫情，完成重要收购，改善资产负债表，为2022年奠定坚实基础 [8] - 2022年公司有望受益于大宗商品价格上涨，快速降低杠杆，实现向股东返还大量现金的目标 [16] - 公司拥有强大的高回报石油项目组合，将保持资本纪律，维持生产水平，为股东创造价值 [19] 其他重要信息 - 公司发布了2020年底的环境、社会和治理（ESG）及气候风险报告，设定了减少温室气体和甲烷排放以及到2025年消除常规放空的目标，并任命了首席可持续发展官 [14][15] - 2022年资本预算约为5.2亿美元，包括约1000万美元的ESG相关投资 [31] - 公司已锁定2022年上半年大部分成本，并努力将价格确定性延长至下半年；2022年套期保值头寸覆盖约75%的预计石油产量，2023年开始建立石油套期保值头寸 [33][34][35] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：未来收购的标准和资金来源 - 未来收购需对股东增值、短期去杠杆化，加速公司去杠杆进程；资金来源将是现金和股权的组合，与过去的交易方式一致 [46][49] 问题2：去杠杆过程中套期保值策略是否改变及套期保值比例 - 随着去杠杆和实现里程碑，公司不需要像过去那样高比例套期保值；但在开始分红或向股东返还现金时，会确保有信心应对价格波动；目前套期保值旨在实现去杠杆目标，2023年套期保值比例可能为50%而非75% [51][52][106] 问题3：自由现金流分配偏好（股息和股票回购） - 目前无法确定市场和股价情况，届时股息和股票回购都在考虑范围内；当杠杆率低于1.5倍并明确看到降至1倍时，会更清晰地阐述计划 [59] 问题4：2022年钻15000英尺侧钻井的情况及首口井目标时间 - 公司计划在2022年钻18口15000英尺侧钻井，均在霍华德县；目前正在完成霍华德县的一个作业包，预计结果与该县以往情况相似 [60][62] 问题5：油井成本通胀压力及锁定情况 - 公司面临显著成本压力，供应链团队已明确锁定成本的部分，包括上半年的压裂服务、套管，以及全年的自有砂矿供应；正在努力将价格确定性延长至下半年 [69][72][73] 问题6：2022年格拉斯考克县和霍华德县的活动分配 - 2021年底完成西格拉斯考克县的第二口井作业后，2022年剩余的完井作业将全部在霍华德县（中部和北部）进行 [74] 问题7：设施和土地资本支出、企业资本支出的情况及是否正常 - 设施和土地资本支出约占开发与勘探成本（DC&E）的15%，其中包括1000万美元的设施改造和ESG相关工作；企业资本支出主要是资本化利息和一般及行政费用（G&A），占比与过去年份一致 [80][81][82] 问题8：为何优先开发40 - 45美元盈亏平衡的机会，而不开发50 - 55美元的机会 - 优先开发最佳油井可在高油价环境中产生最多现金流，加速去杠杆；霍华德县的低盈亏平衡油井表现强劲；同时，新的测试在霍华德县开辟了更多油井，如中斯普雷伯里油井表现良好，有进一步开发潜力 [88][89][93] 问题9：高成本库存是否会因钻更长井段而降低成本，以及东部遗留项目今年是否有资本分配 - 公司正在考虑通过钻更长井段降低高成本库存成本；东部遗留项目有加速价值的选择，但目前未分配资本，且这些项目需要达成一些交易，排在开发计划后面 [94][95][96] 问题10：资产负债表中应计资本支出和未分配收入及特许权使用费增加，是否会有负营运资金流，是否在指导范围内 - 预计会随价格上涨而波动，且会进行资本化 [97] 问题11：今年债务偿还计划，是否考虑减少高级债务 - 今年和明年会持续评估所有债务管理选项，更倾向于偿还债务而非展期；会根据情况在合适的利率下偿还高级债务，目标不是在资产负债表上囤积现金同时保留高级债务 [99][100][101] 问题12：2023年套期保值参数的大致范围 - 会继续增加一些套期保值，倾向于采用宽跨式期权；2023年上半年的套期保值比例可能高于全年，更可能为50%而非75%；会持续监测价格，确保不失去去杠杆的成果 [105][106] 问题13：设定杠杆目标时是否有其他指标参考 - 长期目标是在当前价格环境下将杠杆率降至1倍以下，在55 - 60美元价格区间目标杠杆率为1倍；但在达到1.5倍和1倍之前，会专注于去杠杆 [108][109]

各业务收入占总收入比例变化 - 2021年9月30日与2020年相比，三个月内石油销售占总收入比例从54%升至60%，增幅11%；NGL销售占比从14%降至13%，降幅7%；天然气销售占比从8%升至10%，增幅25%；中游服务收入占比从1%降至0%，降幅100%；购买石油销售占比从23%降至17%，降幅26%[205] - 2021年9月30日与2020年相比，九个月内石油销售占总收入比例从58%降至56%，降幅3%；NGL销售占比从10%升至14%，增幅40%；天然气销售占比从6%升至11%，增幅83%；中游服务收入占比从1%降至0%，降幅100%；购买石油销售占比从25%降至19%，降幅24%[205] 各业务销量变化 - 2021年9月30日与2020年相比，三个月内石油销量从2311MBbl增至3250MBbl，增幅41%；NGL销量从2760MBbl降至1830MBbl，降幅34%；天然气销量从18072MMcf降至11860MMcf，降幅34%[207] - 2021年9月30日与2020年相比，九个月内石油销量从7809MBbl增至7840MBbl，增幅约0%；NGL销量从7979MBbl降至6702MBbl，降幅16%；天然气销量从52401MMcf降至44659MMcf，降幅15%[210] 各业务销售收入变化 - 2021年9月30日与2020年相比，三个月内石油销售收入从93329千美元增至229329千美元，增幅146%；NGL销售收入从24935千美元增至47949千美元，增幅92%；天然气销售收入从14198千美元增至33998千美元，增幅139%[207] - 2021年9月30日与2020年相比，九个月内石油销售收入从283412千美元增至514752千美元，增幅82%；NGL销售收入从49721千美元增至133121千美元，增幅168%；天然气销售收入从29357千美元增至98186千美元，增幅234%[210] 各业务平均销售价格变化 - 2021年9月30日与2020年相比，三个月内石油平均销售价格从40.38美元/Bbl涨至70.56美元/Bbl，增幅75%；NGL平均销售价格从9.04美元/Bbl涨至26.20美元/Bbl，增幅190%；天然气平均销售价格从0.79美元/Mcf涨至2.87美元/Mcf，增幅263%[207] - 2021年9月30日与2020年相比，九个月内石油平均销售价格从36.29美元/Bbl涨至65.66美元/Bbl，增幅81%；NGL平均销售价格从6.23美元/Bbl涨至19.86美元/Bbl，增幅219%；天然气平均销售价格从0.56美元/Mcf涨至2.20美元/Mcf，增幅293%[210] 非现金全额成本上限减值情况 - 2020年公司记录非现金全额成本上限减值总计8.895亿美元，2021年前九个月未记录此类减值，且预计2021年第四季度也不会记录[203] 各业务实现价格变化 - 2021年9月30日与2020年相比，石油实现价格从41.08美元/Bbl涨至54.86美元/Bbl；NGL实现价格从7.71美元/Bbl涨至18.50美元/Bbl；天然气实现价格从0.68美元/Mcf涨至2.03美元/Mcf[203] 成熟商品衍生品净结算变化 - 2021年第三季度，成熟商品衍生品净结算方面，石油为 -43,838 千美元，2020年为 45,581 千美元，变化 -89,419 千美元，变化率 -196%；NGL为 -30,905 千美元，2020年为 3,921 千美元，变化 -34,826 千美元，变化率 -888%；天然气为 -16,747 千美元，2020年为 2,382 千美元，变化 -19,129 千美元，变化率 -803%；总计为 -91,490 千美元，2020年为 51,884 千美元，变化 -143,374 千美元，变化率 -276%[213] - 2021年前三季度，成熟商品衍生品净结算方面，石油为 -96,675 千美元，2020年为 150,467 千美元，变化 -247,142 千美元，变化率 -164%；NGL为 -63,434 千美元，2020年为 16,938 千美元，变化 -80,372 千美元，变化率 -475%；天然气为 -30,046 千美元，2020年为 19,053 千美元，变化 -49,099 千美元，变化率 -258%；总计为 -190,155 千美元，2020年为 186,458 千美元，变化 -376,613 千美元，变化率 -202%[213] 各业务收入变化（分季度和前三季度） - 2021年第三季度，石油、NGL、天然气收入分别为 229,329 千美元、47,949 千美元、33,998 千美元，较2020年分别变化 136,000 千美元、23,014 千美元、19,800 千美元，变化率分别为 146%、92%、139%，总计变化 178,814 千美元，变化率 135%[213] - 2021年前三季度，石油、NGL、天然气收入分别为 514,752 千美元、133,121 千美元、98,186 千美元，较2020年分别变化 231,340 千美元、83,400 千美元、68,829 千美元，变化率分别为 82%、168%、234%，总计变化 383,569 千美元，变化率 106%[213] 中游服务与采购油销售变化（分季度和前三季度） - 2021年第三季度，中游服务收入为 1,739 千美元，较2020年减少 12 千美元，变化率 -1%；采购油销售为 66,235 千美元，较2020年增加 26,901 千美元，变化率 68%[214] - 2021年前三季度，中游服务收入为 4,292 千美元，较2020年减少 2,423 千美元，变化率 -36%；采购油销售为 173,500 千美元，较2020年增加 53,578 千美元，变化率 45%[214] 租赁运营费用与生产和从价税变化（分季度和前三季度） - 2021年第三季度，租赁运营费用为 29,837 千美元，较2020年增加 9,997 千美元，变化率 50%；生产和从价税为 17,937 千美元，较2020年增加 9,184 千美元，变化率 105%等[217] - 2021年前三季度，租赁运营费用为 68,526 千美元，较2020年增加 6,055 千美元，变化率 10%；生产和从价税为 45,957 千美元，较2020年增加 21,022 千美元，变化率 84%等[219] 总成本和费用变化（分季度和前三季度） - 2021年第三季度，总成本和费用为 208,737 千美元，较2020年减少 132,488 千美元，变化率 -39%[217] - 2021年前三季度，总成本和费用为 540,447 千美元，较2020年减少 732,382 千美元，变化率 -58%[219] 费用变化原因 - 2021年第三季度和前九个月租赁运营费用增加，因霍华德县油井运营成本较高及Sabalo/Shad收购相关成本增加[220] - 2021年第三季度和前九个月生产和从价税增加，因销售价格上涨[221] - 2021年第三季度和前九个月运输和营销费用减少，主要是美国墨西哥湾沿岸市场的石油交付费用[222] - 2021年第三季度和前九个月中游服务费用减少，涉及油气收集、运输等系统及设施的运营维护[224] - 2021年第三季度和前九个月采购油成本增加，因管道采购油合同价格上涨[225] - 2021年第三季度和前九个月，除长期激励计划员工薪酬费用外的一般及行政费用增加，因2022年预计支付的应计奖金增加[226] - 2021年第三季度和前九个月，长期激励计划现金费用增加，非现金费用略有减少[227][228] 总DD&A变化 - 2021年第三季度总DD&A为6267.8万美元，较2020年增加1566.3万美元，增幅33%；前九个月总DD&A为1.40763亿美元，较2020年减少3412.8万美元，降幅20%[229] 全额成本上限减值费用情况 - 2021年前三季度无全额成本上限减值费用，2020年同期分别为1.772亿美元、4.064亿美元和1.961亿美元[231] 非经营性净支出变化 - 2021年前九个月非经营性净支出为5.47561亿美元，较2020年的6830.7万美元增加6.15868亿美元，增幅902%[236] 对冲重组情况 - 2021年前9个月，公司完成对冲重组，出售225.45万份2021年布伦特ICE看跌期权，获900万美元保费，同时以每桶55.09美元的加权平均价格签订225.45万份2021年布伦特ICE掉期合约，2020年签订的相关看跌期权支付了5060万美元保费[237] 债务发行成本情况 - 2020年前9个月，公司因高级担保信贷安排的借款基数和总选定承付款减少，注销110万美元债务发行成本，2021年同期无此类情况[233] 所得税费用变化 - 2021年第三季度和前9个月所得税费用与2020年相比，当期所得税费用减少130万美元（100%），递延所得税费用减少377.5万美元（157%）；前9个月当期所得税费用减少130万美元（100%），递延所得税费用减少644.7万美元（90%）[244] 估值备抵与有效税率情况 - 截至2021年9月30日，公司记录了5.033亿美元的估值备抵，以抵消联邦和俄克拉荷马州的净递延所得税资产，德克萨斯州的净递延所得税资产为220万美元，有效税率为1%[245] 税收相关预计情况 - 与2021年第三季度完成的工作权益出售相关，公司预计将使用部分净营业亏损结转用于联邦税收目的，并为德克萨斯州特许税记录了130万美元的当期所得税费用[246] 公司流动性情况 - 截至2021年9月30日，公司现金及现金等价物为5140万美元，高级担保信贷安排可用额度为6.509亿美元，总流动性为7.023亿美元；截至11月1日，现金及现金等价物为8640万美元，高级担保信贷安排可用额度为5.209亿美元，总流动性为6.073亿美元[252] 各活动净现金变化（前9个月） - 2021年前9个月，经营活动提供的净现金为2.87112亿美元，较2020年增加1349.2万美元（5%），主要因油气销售收入增加3.836亿美元，衍生品净结算减少3.178亿美元，经营资产和负债净变化减少52万美元[255][256] - 2021年前9个月，投资活动使用的净现金为5.1775亿美元，较2020年增加2.11611亿美元（69%），主要因Sabalo/Shad收购的资本支出增加，部分被工作权益出售的收益抵消[255][257] - 2021年前9个月，融资活动提供的净现金为2.33277亿美元，较2020年增加2.01357亿美元（631%）[255] - 2021年前9个月，现金及现金等价物净增加263.9万美元，较2020年增加323.8万美元（541%）[255] 九个月内部分指标变化 - 九个月内，油气资产收购净额从2020年的2.3563亿美元降至2021年的6.27044亿美元，降幅2561%[259] - 九个月内，投资活动使用的净现金从2020年的3.06139亿美元增至2021年的5.1775亿美元，增幅69%[259] - 九个月内，融资活动提供的净现金从2020年的3192万美元增至2021年的2.33277亿美元，增幅631%[262] 高级担保信贷安排情况 - 截至2021年9月30日，高级担保信贷安排最高信贷额度为20亿美元，借款基数和总选定承付款均为7.25亿美元，未偿还金额3000万美元，利率2.625%[263] - 截至2021年11月1日，高级担保信贷安排未偿还余额为1.6亿美元，借款基数增至10亿美元[263] 高级无担保票据情况 - 截至2021年9月30日，高级无担保票据本金总额为13.389亿美元，其中2025年1月票据5.779亿美元，利率9.5%；2028年1月票据3.61亿美元，利率10.125%；2029年7月票据4亿美元，利率7.75%[265] - 截至2021年9月30日，高级无担保票据未偿还余额为13亿美元，由LMS和GCM提供担保[267] 未来确定销售和运输承诺情况 - 截至2021年9月30日，未来确定销售和运输承诺为2.296亿美元，较九个月前有所减少[271] - 九个月内，因未能满足部分运输承诺

Laredo Petroleum, Inc. (LPI) Q3 2021 Results Earnings Conference Call November 3, 2021 8:30 AM ET Company Participants Ron Hagood - Vice President of Investor Relations Jason Pigott - President & Chief Executive Officer Karen Chandler - Senior Vice President & Chief Operations Officer Bryan Lemmerman - Senior Vice President & Chief Financial Officer Conference Call Participants Derrick Whitfield - Stifel Noel Parks - Tuohy Brothers Operator Good day, ladies and gentlemen, and welcome to Laredo Petroleum, In ...

业绩总结 - Laredo Petroleum的市值约为12.9亿美元，流通股数为1710万股[6] - 企业价值为27亿美元[7] - 2021年预计生产量约为80.8 MBOE/d，其中石油生产量约为31.6 MBO/d[7] - 2021年第四季度预计总产量为80.3至83.3 MBOE/d，油气产量为39.0至41.0 MBO/d[44] - 调整后的EBITDA为$136,832千，2021年第三季度的净收入为($132,661)千[59] - 2021年第二季度的调整后EBITDA为$93,323千，第一季度为$119,958千[60] - 2021年第三季度的现金流为$30,406千[71] 用户数据 - 2021年，Laredo的天然气燃烧/排放比例已降低至0.37%，较2020年的0.71%有所改善[10] - 2021年第三季度的流失/排放减少目标已纳入高管薪酬指标，计划到2025年实现零常规排放[28] 未来展望 - 预计到2022年底，油切占比将从2021年第一季度的31%上升至50%[10] - 预计到2022年，Laredo的总杠杆比率将降低至约1.5倍[10] - 预计到2022年底，公司的杠杆率将降至1.5倍或更低[35] 新产品和新技术研发 - Laredo计划在2022年实施活跃的对冲计划，以保护未来现金流[10] - 2021年第三季度通过自有沙矿节省了每口井超过$250,000的完井成本[24] 市场扩张和并购 - 在过去两年中，Laredo收购了约55,000净英亩的油重资产，平均基准WTI价格约为每桶63美元[12] 负面信息 - 2021年第三季度的净债务与TTM调整后EBITDA的比率为9.6倍[69] - 2021年第三季度的净债务与TTM合并EBITDAX的比率为31.7倍[70] 其他新策略和有价值的信息 - 2021年第四季度的原油对冲比例为73%，天然气液体对冲比例为91%[42] - 2021年第四季度的资本支出预计为1.2亿美元，全年资本支出预计为4.2亿美元[44] - 2021年第三季度的钻井和完井效率为每台钻机每天钻进1,800英尺，持续降低钻井和完井成本[20] - 2021年11月1日的流动性为6.07亿美元，现金余额为8600万美元[35] - 2021年第三季度的折旧、摊销和减值费用为$62,678千[60] - 2021年第三季度的利息费用为$30,406千[60] - 2021年第三季度的股权基础补偿费用为$1,613千[60]

Laredo Petroleum, Inc. (LPI) Q2 2021 Earnings Conference Call August 5, 2021 8:30 AM ET Company Participants Ron Hagood - Vice President of Investor Relations Jason Pigott - President & Chief Executive Officer Karen Chandler - Senior Vice President & Chief Operations Officer Bryan Lemmerman - Senior Vice President & Chief Financial Officer Conference Call Participants Derrick Whitfield - Stifel Eric Seeve - GoldenTree Operator Good day, ladies and gentlemen, and welcome to Laredo Petroleum, Inc. Second Quar ...

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 Form 10-Q ☒ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended June 30, 2021 or ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from to Commission File Number: 001-35380 Laredo Petroleum, Inc. (Exact name of registrant as specified in its charter) | Delaware | 45-3007926 | | --- | --- | | (State or oth ...

Laredo Petroleum, Inc. (LPI) Q1 2021 Earnings Conference Call May 6, 2021 8:30 AM ET Company Participants Ron Hagood - Vice President, Investor Relations Jason Pigott - President and Chief Executive Officer Karen Chandler - Senior Vice President and Chief Operations Officer Bryan Lemmerman - Senior Vice President and Chief Financial Officer Conference Call Participants Derrick Whitfield - Stifel Noel Parks - Tuohy Brothers Richard Tullis - Capital One Securities Operator Good day, ladies and gentlemen and w ...

非现金全额成本上限减值情况 - 2020年全年记录非现金全额成本上限减值总计8.895亿美元，2021年3月31日无此类减值，预计2021年第二季度也不会记录[163][165] 油气价格变化 - 2021年3月31日与2020年同期相比，石油实现价格从52.47美元/桶降至38.28美元/桶，NGL从10.47美元/桶降至9.92美元/桶，天然气从0.28美元/Mcf升至1.20美元/Mcf[163] - 2021年第一季度与2020年同期相比，石油平均销售价格从45.19美元/桶升至58.48美元/桶，增幅29%；NGL从4.68美元/桶升至17.96美元/桶，增幅284%；天然气从0.26美元/Mcf升至2.12美元/Mcf，增幅715%[170] 销售占比变化 - 2021年第一季度与2020年同期相比，石油销售占比从59%降至51%，NGL销售占比从6%升至17%，天然气销售占比从2%升至13%，销售采购油占比从32%降至18%，中游服务收入占比不变[169] 销量变化 - 2021年第一季度与2020年同期相比，石油销量从265.5万桶降至218.3万桶，降幅18%；NGL销量从246.7万桶降至232.1万桶，降幅6%；天然气销量从16512万立方英尺降至15630万立方英尺，降幅5%[170] 销售收入变化 - 2021年第一季度与2020年同期相比，石油销售收入从1.19978亿美元增至1.27701亿美元，增幅6%；NGL销售收入从1155.8万美元增至4167.8万美元，增幅261%；天然气销售收入从434.9万美元增至3307.8万美元，增幅661%[170] - 价格和销量变化使2021年第一季度与2020年同期相比，石油、NGL和天然气总收入从1.35885亿美元增至2.02457亿美元，增幅49%[174] - 2021年第一季度油气、NGL和天然气总销售收入增加6660万美元，主要因每桶油当量平均销售价格上涨65%，但总销量下降10%部分抵消了收入增长[211] 成熟商品衍生品净结算（支付）收入变化 - 2021年第一季度与2020年同期相比，成熟商品衍生品净结算（支付）收入：石油从3.1147亿美元降至 - 1.8371亿美元，降幅159%；NGL从533.7万美元降至 - 1557.6万美元，降幅392%；天然气从1123.9万美元降至 - 717.3万美元，降幅164%[174] 中游服务与销售采购油收入变化 - 2021年第一季度与2020年同期相比，中游服务收入从268.3万美元降至129.6万美元，降幅52%；销售采购油收入从6642.4万美元降至4647.7万美元，降幅30%[175] 第一季度产量影响因素 - 2021年2月冬季风暴影响第一季度总产量约5700桶油当量/天，石油产量约1700桶/天，但霍华德县首批油井对第一季度石油产量有积极影响[174] 总成本和费用变化 - 2021年第一季度总成本和费用为1.47427亿美元，较2020年同期的3.86964亿美元减少2.39537亿美元，降幅62%[179] 各项费用变化 - 2021年第一季度租赁经营费用为1891.8万美元，较2020年同期的2204万美元减少312.2万美元，降幅14%；每桶油当量租赁经营费用为2.66美元，较2020年同期的2.8美元减少0.14美元，降幅5%[179] - 2021年第一季度生产和从价税为1328.3万美元，较2020年同期的924.4万美元增加403.9万美元，增幅44%；每桶油当量生产和从价税为1.87美元，较2020年同期的1.17美元增加0.7美元，增幅60%[179] - 2021年第一季度购买石油成本为4991.6万美元，较2020年同期的7929.7万美元减少2938.1万美元，降幅37%[179] - 2021年第一季度长期激励计划（LTIP）现金费用为162万美元，较2020年同期的13.3万美元增加148.7万美元，增幅1118%；每桶油当量LTIP现金费用为0.23美元，较2020年同期的0.02美元增加0.21美元，增幅1050%[179] - 2021年第一季度损耗、折旧和摊销（DD&A）为3810.9万美元，较2020年同期的6130.2万美元减少2319.3万美元，降幅38%；每桶油当量损耗费用为4.88美元，较2020年同期的7.33美元减少2.45美元，降幅33%[179][187] - 2021年第一季度减值费用为0，较2020年同期的1.86699亿美元减少1.86699亿美元，降幅100%[179][189] 非经营性收入（费用）净额与衍生品净损益变化 - 2021年第一季度非经营性收入（费用）净额为 - 1.79004亿美元，较2020年同期的2.59035亿美元减少4.38039亿美元，降幅169%[192] - 2021年第一季度衍生品净损益为 - 1.54365亿美元，较2020年同期的2.97836亿美元减少4.52201亿美元，降幅152%[192] 对冲重组情况 - 2021年第一季度公司完成对冲重组，出售225.45万份2021年布伦特ICE看跌期权，获得900万美元保费；签订225.45万份2021年布伦特ICE掉期合约，加权平均价格为每桶55.09美元[195] 递延所得税收益与估值备抵情况 - 2021年第一季度递延所得税收益为76.2万美元，较2020年的-241.7万美元增加317.9万美元，增幅132%[200] - 截至2021年3月31日，公司记录了5.051亿美元的估值备抵，以抵消联邦和俄克拉荷马州的净递延所得税资产，德克萨斯州净递延所得税资产为220万美元[200] 现金及流动性情况 - 截至2021年3月31日，公司现金及现金等价物为4430万美元，高级担保信贷安排可用额度为4.609亿美元，总流动性为5.052亿美元；截至2021年5月3日，现金及现金等价物为4840万美元，高级担保信贷安排可用额度为4.509亿美元，总流动性为4.993亿美元[207] 经营、投资、融资活动净现金变化 - 2021年第一季度经营活动净现金流入为7.1151亿美元，较2020年的10.9589亿美元减少3.8438亿美元，降幅35%[208] - 2021年第一季度投资活动净现金使用为6902万美元，较2020年的1.59791亿美元减少9077.1万美元，降幅57%[208] - 2021年第一季度融资活动净现金使用为662.6万美元，较2020年的7212.2万美元减少7874.8万美元，降幅109%[208] 收购油气资产净支出与借款情况 - 2021年第一季度收购油气资产净支出为0，较2020年的-2287.6万美元增加2287.6万美元，增幅100%[213] - 2021年第一季度高级担保信贷安排借款为1500万美元，较2020年的0增加1500万美元，增幅100%[218] - 2021年第一季度发行2025年1月票据和2028年1月票据收入为0，较2020年的10亿美元减少10亿美元，降幅100%[218] 高级有担保信贷安排情况 - 截至2021年3月31日，高级有担保信贷安排最高信贷额度为20亿美元，借款基数和总选定承贷额均为7.25亿美元，未偿还金额为2.2亿美元，利率为2.625%[219] - 截至2021年3月31日和2020年12月31日，高级有担保信贷安排下有一笔4410万美元的未偿还信用证[219] - 2021年4月6日和4月26日，公司分别借款2000万美元和还款1000万美元，截至2021年5月3日，高级有担保信贷安排下未偿还余额为2.3亿美元[219] 票据情况 - 截至2021年3月31日，1月2025票据本金为5.779亿美元，利率为9.500%；1月2028票据本金为3.61亿美元，利率为10.125%；高级无担保票据总计9.389亿美元[221] 未来确定销售和运输承诺情况 - 截至2021年3月31日，公司未来确定销售和运输承诺为2.588亿美元，其中7770万美元与一条管道的运输承诺有关，该承诺将持续到2024年[226] 运输承诺相关费用 - 2021年第一季度，公司未能满足部分运输承诺，产生了160万美元的超额运力固定运输费用[226] 自由现金流与调整后息税折旧及摊销前利润情况 - 2021年第一季度自由现金流为2176万美元，2020年同期为 - 5752.3万美元[231] - 2021年第一季度调整后息税折旧及摊销前利润为9332.3万美元，2020年同期为1.16848亿美元[235] 市场风险情况 - 公司市场风险主要来自石油、NGL和天然气价格以及利率的不利变化，所有市场风险敏感型衍生工具均用于套期保值[242] 套期保值方式 - 公司通过商品衍生交易（如看跌期权、掉期、领子期权和基差掉期）对冲部分预期销售的价格风险[243] 未平仓商品衍生品与潜在或有对价支付公允价值情况 - 截至2021年3月31日，公司未平仓商品衍生品公允价值产生1.569亿美元净负债头寸，潜在或有对价支付公允价值产生110万美元负债头寸[244] 远期商品价格曲线变动对所得税前收入（亏损）的影响 - 假设相关远期商品价格曲线变动10%，对所得税前收入（亏损）的预计增量影响为：上涨时为-8256.2万美元，下跌时为8212.1万美元[244] 长期债务情况 - 截至2021年3月31日，公司长期债务中，2025年1月票据余额5.779亿美元，固定利率9.5%；2028年1月票据余额3.61亿美元，固定利率10.125%；高级有担保信贷安排余额2.2亿美元，浮动利率2.625%[245] 未平仓利率衍生品净公允价值情况 - 截至2021年3月31日，公司未平仓利率衍生品净公允价值产生20万美元总负债头寸[246] LIBOR远期曲线利率变动对所得税前收入（亏损）的影响 - 假设相关LIBOR远期曲线利率变动1%，对所得税前收入（亏损）的预计增量影响为：增加时为108.2万美元，减少时为-108.2万美元[246] 信用风险减轻方式 - 公司通过与商品和利率衍生品交易对手签订ISDA协议等方式，一定程度上减轻了信用风险[247] 应收账款信用风险情况 - 公司大部分应收账款无担保，会评估其可收回性，认为客户集中的信用风险可被客户和行业伙伴的信用状况抵消[249] 客户接收石油风险情况 - 全球油气市场供需因素、存储限制和疫情使公司面临客户无法接收石油的风险，失去主要客户可能对财务状况和经营成果产生不利影响[251][252] 披露控制和程序情况 - 截至2021年3月31日，公司披露控制和程序有效[253] 财务报告内部控制变化情况 - 截至2021年3月31日的季度内，公司财务报告内部控制无重大影响的变化[254]