业绩总结 - 2020年，公司成功从已到期/终止的衍生品中获得了2.34亿美元的收入[5] - 2020年，单位运营费用（LOE）降低了17%[5] - 2020年，单位一般和行政费用（G&A）降低了21%[5] - 2020年，油水溢出率降低了29%[5] - 2020年，气体燃烧/排放量减少了58%[5] - 2020年全年的钻井和完工效率为每天每台钻机1800英尺[42] - 调整后的EBITDA为$116,848千（2020年6月30日），$132,837千（2020年9月30日），$137,281千（2020年12月31日），$119,958千（2020年12月31日）[76] - 2020年6月30日的净收入为$88,568千，2020年9月30日为($236,825千)，2020年12月31日为($188,335千)[81] 用户数据 - 截至2020年12月31日，公司总证明石油储量为278,228 MBOE，其中91%为已开发储量[21] - 2021年预计油生产为26.8 MBO/d，总生产为80.0 - 85.0 MBOE/d[31] - 2021年第一季度总生产预计为73.0 - 76.0 MBOE/d，石油生产预计为22.0 - 23.0 BOPD[60] - 2021年全年的总生产预计为80.0 - 85.0 MBOE/d，石油生产预计为27.3 - 29.3 BOPD[61] 未来展望 - 2021年预计现金流为4.25亿美元[32] - 2021年预计的油总对冲量为8,084,750桶，平均价格为每桶50.83美元[65] - 2021年第一季度的油价平均为每桶56.46美元，布伦特油价为每桶59.53美元[71] - 2021年第一季度的天然气液体平均价格为每桶28.34美元[72] 财务状况 - 2020年12月31日的净债务为$1.189十亿[83] - 2020年12月31日的净债务与调整后EBITDA比率为2.3倍[53] - 2020年第四季度回购了6100万美元面值的无担保票据，支付了3810万美元，平均购买价格为面值的62.5%[56] 成本控制 - 2021年第一季度的现金一般和行政费用为每桶1.35美元，租赁运营费用为每桶3.45美元[62] - 2020年6月30日的利息支出为$27,072千，2020年9月30日为$26,828千，2020年12月31日为$26,139千[81] - 2020年6月30日的减值费用为$406,448千，2020年9月30日为$196,088千，2020年12月31日为$109,804千[81] - 2020年6月30日的折旧、耗竭和摊销费用为$66,574千，2020年9月30日为$47,015千，2020年12月31日为$42,210千[81] - 2020年6月30日的股权基础补偿费用为$1,694千，2020年9月30日为$2,041千，2020年12月31日为$2,106千[81] - 2020年6月30日的组织重组费用为$4,200千[81]

财务数据和关键指标变化 - 2020年第二季度石油日产量为3.1万桶，第四季度降至2.2万桶，公司目标是使石油日产量恢复到3万桶的水平以推动未来自由现金流的产生，并保持较低的净债务与合并EBITDAX比率 [25] - 2021年在当前大宗商品价格水平下，包括套期保值，公司的自由现金流预计在2500万至4000万美元之间 [26] - 2021年第一季度由于冬季天气冻结影响，LOE暂时增加约10%，预计全年会随着霍华德县油井投产和 legacy 产量下降而略有稳步上升 [27] - 2020年G&A费用在绝对值和单位基础上均有所下降，预计2021年在绝对值和BOE基础上与2020年水平相比保持相对平稳，除第一季度受冬季天气冻结影响外 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 勘探开发业务 - 2020年从既定区域积极完井计划过渡，第一季度完井28口，第二季度暂停完井活动四个月，后全面转移至霍华德县租赁地重启活动，钻井和完井成本降低21%，钻井效率提高4%，完井效率提高14% [14] - 2020年在霍华德县完成首个15口井的油井包，其中11口位于Wolfcamp，4口位于Lower Spraberry；目前正在完成第二个12口井的开发项目，其中10口位于[indiscernible]，2口位于Lower Spraberry [15][17] - 2021年预计每个季度在霍华德县投产一个大型油井包，每个油井包由12或13口井组成，将在Wolfcamp以每DSU 8或12口井的间距进行开发 [18] 矿山业务 - 2020年第四季度在霍华德县核心区域启动了公司自有、第三方运营的砂矿，该矿可供应公司运营五年，每月减少3.9万英里的卡车运输里程，每口井节省约9万美元或每桶节省1万美元 [15] 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 - 公司在2020年将业务转移至霍华德县开发，展示向更具资本效率资产转型的成果，2021年预算和开发计划凸显了向霍华德县转移带来的资本效率提升，预计全年石油产量持续增长，自由现金流增加 [7][12] - 公司致力于通过银行贷款进行附加收购，利用自由现金流偿还循环信贷以增加灵活性，寻找降低净债务和利息成本的机会，专注于降低杠杆率并促进公司战略执行的增值交易 [29] - 公司积极拥抱创新，启动数字转型，建立基于云的框架，自动化手动流程，并与他人合作开发智能油井应用程序 [9] - 公司注重ESG表现，承诺到2025年将温室气体排放量减少20%，甲烷排放量降至天然气产量的0.2%以下，并消除常规火炬燃烧 [10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年行业面临诸多挑战，公司团队迅速调整以远程工作，专注执行战略，在业务各方面取得显著改善 [6] - 管理层对2021年充满信心，认为公司已具备展示霍华德县联合开发预期的资本效率、生产率和现金流生成能力的条件，将继续专注于以有吸引力的估值增加更多高产、高利润率的油井位置 [31] 其他重要信息 - 公司发布了首份ESG和气候风险报告，展示了过去在温室气体排放指标方面的成功，并强调了对环境、社会和治理问题的承诺 [4][10] - 2020年公司董事会与高管团队合作，将薪酬结构与环境目标挂钩 [11] - 公司近一半的董事会成员为女性或少数族裔，董事会成员背景多元化，包括法律、金融、技术和高管经验 [11] - 公司报告强调了女性员工对公司的重要影响，33%的专业职位由女性担任 [11] - 近期恶劣天气对公司第一季度生产造成影响，预计总日产量减少约8000 BOE，石油日产量减少约3000桶，目前钻井和完井活动已恢复正常，产量正在迅速恢复到风暴前水平 [20] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 基于有限数据，公司如何考虑霍华德县当前定价下的油井间距，以及在未来的B&C设计全后卫方法中是否有其他值得注意的调整或机会？ - 公司正在研究Wolfcamp的12口井和8口井的开发方案，前两个油井包采用较窄间距，接下来的油井包将采用较宽间距，同时会根据当时的经济情况做出决策 [37] - 公司还在测试新的完井设计，随着成本数据的完善，有望进一步降低成本 [38] 问题2: 公司在2021年提高了石油产量指导，尽管第一季度受到天气影响，这似乎表明生产情况比之前预期的更强，能否谈谈生产轨迹并提供2021年预期的期末产量？ - 公司在报告中加入了霍华德县首个油井包的早期成果，该油井包的表现符合预期，同时完井效率的提高也对产量指导产生了积极影响 [39] - 全年石油产量预计将稳步增加，年度产量目标为中点，目前产量略低于全年指导，年底将高于指导，季度产量将逐步上升 [40] - 公司今年向霍华德县联合开发的转变是一个重大变化，油井投产时将以12至16口井为一组，而之前是较小规模的投产 [41] - 近期天气对生产造成了12天的影响，其中约6天产量低于风暴前的50%，目前公司正在恢复生产，已达到风暴前水平的80%，将继续评估生产恢复情况 [42] 问题3: 基于霍华德县的结果，这是否影响公司对未来油井位置的考虑，以及随着大宗商品价格上涨，公司在2021年或以后收购更多油井的兴趣和能力如何？ - 公司的油井库存范围已更新，油井间距会对其产生一定影响，具体情况会随价格变化而有所不同 [46] - 公司认为目前的油井设计适合自身，但会继续进行测试，同时会通过多种方式引入油井机会，如与其他公司合作或购买土地等 [46]

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-K ☒ ANNUAL REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the fiscal year ended December 31, 2020 or ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 Commission file number: 001-35380 Laredo Petroleum, Inc. (Exact name of registrant as specified in its charter) | Delaware | | 45-3007926 | | --- | --- | --- | | (State or other jurisdiction of incorporati ...

业绩总结 - Laredo Petroleum在2020年第四季度的总生产量为82.0 - 84.0 MBOE/d，油生产量为21.0 - 23.0 MBO/d[54] - 调整后的EBITDA为$137,904千（2020年6月30日），较前一季度增长15.4%[65] - 2020年3月31日的净收入（损失）为$74,646千，而2020年6月30日的净收入（损失）为($545,455千)[68] 用户数据 - 2020年第四季度油价实现率为WTI的95%[50] - 2020年第四季度天然气液体实现率为WTI的26%[51] - 2020年第四季度天然气实现率为亨利中心的49%[51] 资本支出与成本 - 2021年计划的油气生产预计为每日482,000桶，资本支出为2.66亿美元[17] - 2021年预计的资本支出范围为$325百万至$350百万，使用中点为$350百万[31] - 2020年第四季度的总资本支出预计为$340百万至$350百万[61] - 2020年，Laredo的每口井成本为550万美元，预计2021年将保持在325万至350万美元之间[18] - Laredo的每英尺钻井和完井成本在2020年下降至640美元，较2019年显著降低[20] 负债与现金流 - 2020年，Laredo的净债务与调整后EBITDA比率为2.2倍，现金余额为3100万美元[29] - 截至2020年12月4日，公司的净债务为$1.163十亿[70] - 2020年6月30日的现金流为$137,281千，显示出公司在运营活动中的现金流入[68] - 通过回购未担保票据，Laredo实现了2290万美元的净债务减少和450万美元的年化利息节省[29] 收购与市场扩张 - Laredo Petroleum在Howard和W. Glasscock县收购了16,000净英亩土地，推动资本效率的转变[6] - Laredo的收购目标为每年增加6,000净英亩，重点关注油气含量超过50%的区域[10] 新技术与研发 - Laredo在Howard县的15口井包的初始生产量为7200桶/日，尚未达到峰值生产[15] - Laredo在Howard县的沙矿预计每口井节省9万美元的成本，且无额外资本投资[23] 环境与社会责任 - 2020年公司承诺捐赠超过$570,000以改善当地社区[37] - 2020年公司在减少燃气排放方面实现了64%的减少，相较于2019年的0.70%[37] 其他信息 - Laredo的活跃对冲策略支持现金流，管理价格风险[30] - 2020年从衍生品结算中获得的净现金为$8,085百万（石油）、$7,087百万（天然气）和$5,245百万（天然气液体）[31]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度产生7100万美元自由现金流，用于减少6400万美元净债务 [6] - 第三季度将信贷安排的提取金额减少4000万美元至2.35亿美元，同时保持4000万美元现金余额；自季度末又偿还1500万美元，并为霍华德县收购支付1130万美元现金；预计到年底再减少约1000万美元净债务 [11] - 债务比率在第三季度略有下降，预计2021年净债务与合并EBITDAX之比将保持在三倍以下 [12] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 提高2020年全年石油和总产量指导，且不增加资本预算，这是今年第二次提高全年总产量指导 [9] - 预计2021年平均日产量在2.7 - 2.9万桶之间，中点为2.8万桶 [30][67] 成本控制 - 员工相关费用较去年同期下降21%，租赁运营费用下降18% [7] - 预计2021年平均单位租赁运营费用约为每桶油当量3美元，仍处于米德兰盆地最低水平 [19] 套期保值 - 2021年预计石油产量约80%已套期保值，加权平均底价近布伦特51美元；天然气套期保值比例约为62% [13][54] 各个市场数据和关键指标变化 - 瓦哈天然气价格差异显著缩小，天然气价格上涨，对公司现金流产生重大影响 [27][29] 公司战略和发展方向和行业竞争 战略方向 - 管理财务风险，专注持续改进以优化现有资产，开发和扩展高利润率库存 [6] - 继续通过收购增加高质量石油加权库存，重点关注霍华德县和西格拉斯考克县 [9][10] - 注重环境保护，将15%的短期激励计划薪酬与环境指标挂钩 [23] 行业竞争 - 市场上有大量不同类型交易，公司业务发展团队比以往更忙碌，预计将继续以类似速度引入新资产 [44] - 公司套期保值程度高，而许多其他公司套期保值不足，明年将面临更大财务压力，为公司创造收购机会 [61] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司第三季度表现体现了战略有效性，强大的套期保值头寸支持现金流，运营效率持续提高 [6] - 随着新井投产和业务向霍华德县转移，2021年资本效率将出现拐点，有望实现持续自由现金流 [8][14] - 天然气价格上涨和瓦哈价格差异缩小为公司带来机遇和灵活性，未来可能提前转向西格拉斯考克县开采 [27][28] 其他重要信息 - 10月宣布以极低价格收购霍华德县超2700净英亩土地 [9] - 过去12个月通过五次交易在西格拉斯考克县和霍华德县增加近1.6万净英亩土地、收购时日产1600桶油当量的产量以及165 - 200个未开发地点 [20] - 2019 - 2020年为相关组织促成57万美元捐款，并为员工提供每年8小时带薪志愿时间 [24][25] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 天然气价格变化对钻井选择、优先级和明年资本支出计划的影响 - 公司会考虑天然气价格变化，可能提前转向西格拉斯考克县开采；天然气价格上涨对公司现金流有重大影响，公司明年套期保值情况较好 [27][28][29] 问题2: 石油产量增长至2.7 - 2.9万桶/日的上下行风险 - 霍华德县是新区域，团队工作出色，有望更快投产并降低成本；井间距和完井方式是影响产量的关键因素，公司对预测有信心，积极因素多于消极因素 [30][31][33] 问题3: 霍华德县首批15口井完井作业的独特风险因素 - 从地下情况看，未发现与传统作业有不同的风险因素，目前完井作业情况与传统区域类似 [37][38][39] 问题4: 对米德兰地区并购环境的看法及额外小规模收购的潜力 - 公司过去一年通过不同途径增加1.6万英亩土地，成本大幅降低；市场上有多种交易类型，业务发展团队忙碌，预计将继续以类似速度引入新资产；公司每年约需5000英亩土地来补充库存，目前进展良好 [40][42][44] 问题5: 未来天然气套期保值政策倾向 - 公司注重保护现金流，倾向于保护下行风险；目前天然气套期保值比例低于石油，未来会根据价格情况考虑锁定价格 [51][52][54] 问题6: 调整井间距和采用不同完井方式的原因及预期 - 公司在霍华德县综合考虑各层位情况，优化井间距和完井设计，以实现各狼营层位和斯普雷伯里层位的协同开发，减少加密井和父子井问题 [55][56][57] 问题7: 近期并购交易中是否有公司的非核心资产可收购 - 目前无法推测具体公司，但米德兰盆地和霍华德县是公司关注重点；公司收购倾向于块状土地、石油占比超55%，未来可能更灵活；市场上有机会，公司套期保值和资金状况良好，有望继续成功收购 [59][60][61] 问题8: 收购的资产中是否有非作业权益及获取作业权的可能性 - 公司不太关注非作业权益，关注非作业权益主要是为了钻1万英尺的井，以延长井段创造合作或收购机会 [62] 问题9: 2021年第四季度石油产量预期 - 公司未给出2021年末具体产量指导，但预计全年产量在2.7 - 2.9万桶/日，中点为2.8万桶/日；2021年作业稳定，产量将逐季稳步增长 [66][67] 问题10: 每英尺平均霍华德县井成本在45美元油价环境下可能降低的幅度 - 目前完井团队表现出色，首批井成本有望低于每英尺550美元，仅性能提升就可降低每英尺10 - 20美元成本，还未考虑砂、服务成本和完井设计等方面的额外节省 [69][70][71]

业绩总结 - 2020年第三季度，公司生成了7100万美元的自由现金流[5] - 2020年第三季度，公司现金余额为2800万美元[11] - 2020年第二季度的净收入为74,646千美元，而2020年第一季度的净损失为545,455千美元[76] - 2020年第二季度的合并EBITDAX为137,281千美元[76] 用户数据 - 2020年第三季度，公司每桶可控现金成本为3.61美元，低于同行业平均水平6.06美元[23] - 2020年第四季度的油气生产成本为每BOE 2.80美元，运输和营销费用为每BOE 1.95美元[51] 未来展望 - 2021年预计80%的石油产量已对冲，平均底价为每桶50.80美元[15] - 2020年第四季度的总生产量预计在82.0到84.0 MBOE/d之间，全年生产量预计在87.6到88.1 MBOE/d之间[50] - 2021年计划的资本支出预计为4.82亿美元，油气生产预计为26.6 MBO/d[32] 新产品和新技术研发 - 2020年第三季度，公司记录了钻井效率的最高水平[5] 市场扩张 - 2020年10月，公司在霍华德县新增了2758英亩的土地，现总面积为11299英亩[29] 负面信息 - 2020年第二季度的非现金费用包括222,999千美元的减值费用[76] - 2020年第二季度的衍生品公允价值变动损失为90,537千美元[76] - 2020年第四季度的净收入/（支出）为购买油的-4.3百万美元，净中游收入为0.75百万美元[48][49] 其他新策略 - 自2020年第二季度末以来，公司净债务减少了6700万美元[5] - 截至2020年6月30日，公司净债务为1,194,742千美元[76] - 公司在2019年以来共捐赠超过570,000美元以改善当地社区[39]

油气实现价格变化 - 2020年9月30日与2019年9月30日相比，石油实现价格从52.86美元/桶降至41.08美元/桶，NGL从14.78美元/桶降至7.71美元/桶，天然气从0.52美元/Mcf升至0.68美元/Mcf[170] 非现金全额成本上限减值情况 - 2020年第一、二、三季度分别记录非现金全额成本上限减值1.772亿美元、4.064亿美元和1.961亿美元，2019年前三季度记录3.979亿美元[170] - 假设第四季度油价37.36美元/桶、NGL 7.05美元/桶、天然气0.55美元/Mcf，2020年第四季度隐含减值约2亿美元[178] 每桶油当量销售耗竭费用变化 - 2020年第三季度与2019年相比，每桶油当量销售的耗竭费用从8.67美元降至5.40美元，降幅38%；前九个月从6.72美元降至8.56美元，降幅21%[172] 公司资产面积情况 - 截至2020年9月30日，公司在二叠纪盆地拥有130,952英亩净面积[180] 各产品销售占总收入比例变化 - 2020年第三季度与2019年相比，石油销售占总收入比例从73%降至54%，降幅26%；NGL从11%升至14%，升幅27%；天然气从4%升至8%，升幅100%；购买石油销售从11%升至23%，升幅109%[184] - 2020年前九个月与2019年相比，石油销售占总收入比例从70%降至58%，降幅17%；NGL从12%降至10%，降幅17%；天然气从3%升至6%，升幅100%；购买石油销售从14%升至25%，升幅79%[184] 各产品销量变化 - 2020年第三季度，公司石油销量2311MBbl，同比降10%；NGL销量2760MBbl，同比增18%；天然气销量18072MMcf，同比增14%[185] - 2020年前三季度，公司石油销量7809MBbl，同比降1%；NGL销量7979MBbl，同比增20%；天然气销量52401MMcf，同比增20%[188] 各产品销售收入变化 - 2020年第三季度，公司石油销售收入93329千美元，同比降34%；NGL销售收入24935千美元，同比增22%；天然气销售收入14198千美元，同比增89%[185] - 2020年前三季度，公司石油销售收入283412千美元，同比降34%；NGL销售收入49721千美元，同比降34%；天然气销售收入29357千美元，同比增39%[188] 各产品平均销售价格变化 - 2020年第三季度，公司石油平均销售价格40.38美元/Bbl，同比降27%；NGL平均销售价格9.04美元/Bbl，同比增3%；天然气平均销售价格0.79美元/Mcf，同比增65%[185] - 2020年前三季度，公司石油平均销售价格36.29美元/Bbl，同比降34%；NGL平均销售价格6.23美元/Bbl，同比降45%；天然气平均销售价格0.56美元/Mcf，同比增17%[188] 成熟商品衍生品结算收入变化 - 2020年第三季度，公司成熟商品衍生品结算收入中，石油为45581千美元，同比增684%；NGL为3921千美元，同比降64%；天然气为2382千美元，同比降72%[191] - 2020年前三季度，公司成熟商品衍生品结算收入中，石油为150467千美元，同比增2794%；NGL为16938千美元，同比基本持平；天然气为19053千美元，同比降29%[191] 各产品收入变化原因 - 2020年第三季度，公司石油销售收入下降是因平均油价降27%和销量降10%；NGL收入增加是因销量增18%和均价增3%；天然气收入增加是因均价增65%和销量增14%[185][193][194][195] - 2020年前三季度，公司石油销售收入下降是因平均油价降34%和销量降1%；NGL收入下降是因均价降45%，部分被销量增20%抵消；天然气收入增加是因销量增20%和均价增17%[188][193][194][195] 中游服务收入变化 - 2020年第三季度中游服务收入为175.1万美元，较2019年的307.9万美元减少132.8万美元，降幅43%；前三季度为671.5万美元，较2019年的857.2万美元减少185.7万美元，降幅22%[196] 采购油销售收入变化 - 2020年第三季度采购油销售收入为3933.4万美元，较2019年的2073.9万美元增加1859.5万美元，增幅90%；前三季度为1.19922亿美元，较2019年的8359.7万美元增加3632.5万美元，增幅43%[196] 租赁运营费用变化 - 2020年第三季度租赁运营费用为1984万美元，较2019年的2259.7万美元减少275.7万美元，降幅12%；前三季度为6247.1万美元，较2019年的6883.8万美元减少636.7万美元，降幅9%[199][201] 生产和从价税变化 - 2020年第三季度生产和从价税为875.3万美元，较2019年的1108.5万美元减少233.2万美元，降幅21%；前三季度为2493.5万美元，较2019年的2963.2万美元减少469.7万美元，降幅16%[199][201] 运输和营销费用变化 - 2020年第三季度运输和营销费用为1316.1万美元，较2019年的558.3万美元增加757.8万美元，增幅136%；前三季度为3788.6万美元，较2019年的1523.3万美元增加2265.3万美元，增幅149%[199][201] 采购油成本变化 - 2020年第三季度采购油成本为4272万美元，较2019年的2074.1万美元增加2197.9万美元，增幅106%；前三季度为1.38134亿美元，较2019年的8360.4万美元增加5453万美元，增幅65%[199][201] 总成本和费用变化 - 2020年第三季度总成本和费用为3.41225亿美元，较2019年的5.44008亿美元减少2.02783亿美元，降幅37%；前三季度为12.72829亿美元，较2019年的8.57373亿美元增加4.15456亿美元，增幅48%[199][201] LTIP现金费用变化 - 2020年第三季度LTIP现金费用为26.6万美元，2019年无此项费用，增幅100%；前三季度为86.2万美元，2019年无此项费用，增幅100%[199][201] 减值费用变化 - 2020年第三季度减值费用为1.96088亿美元，较2019年的3.9789亿美元减少2.01802亿美元，降幅51%；前三季度为7.89235亿美元，较2019年的3.9789亿美元增加3.91345亿美元，增幅98%[199][201] 折旧、损耗和摊销变化 - 2020年第三季度折旧、损耗和摊销为4701.5万美元，较2019年的6909.9万美元减少2208.4万美元，降幅32%；前三季度为1.74891亿美元，较2019年的1.979亿美元减少2300.9万美元，降幅12%[199][201] - 2020年前九个月总折旧、折耗及摊销（DD&A）为1.74891亿美元，较2019年的1.979亿美元减少2300.9万美元，降幅12%[212] 各项减值费用具体情况 - 2020年前九个月完全成本上限减值费用为7.79718亿美元，2019年为3.9789亿美元；中游服务资产减值费用为818.3万美元，2019年为0；管线填充及其他存货减值费用为133.4万美元，2019年为0；总减值费用为7.89235亿美元，2019年为3.9789亿美元[213] 非经营性收入（费用）净额变化 - 2020年第三季度非经营性收入（费用）净额为 - 7215.2万美元，较2019年的8334.3万美元减少1.55495亿美元，降幅187%[215] - 2020年前九个月非经营性收入净额为6830.7万美元，较2019年的1.36664亿美元减少6835.7万美元，降幅50%[216] 衍生品净收益变化 - 2020年前九个月衍生品净收益为1.62049亿美元，较2019年的1.36713亿美元增加2533.6万美元，增幅19%[216] 利息费用变化 - 2020年前九个月利息费用为 - 7887万美元，较2019年的 - 4650.3万美元增加3236.7万美元，增幅70%[216] 债务清偿损失情况 - 2020年前九个月债务清偿损失为 - 1332万美元，2019年为0[216] 资产处置净损失变化 - 2020年前九个月资产处置净损失为 - 105.7万美元，较2019年的 - 31.5万美元增加74.2万美元，增幅236%[216] 递延所得税收益变化 - 2020年前九个月递延所得税收益为715.4万美元，较2019年的81.2万美元增加634.2万美元，增幅781%[222] 估值备抵及净递延所得税资产情况 - 截至2020年9月30日，公司记录了4.551亿美元的估值备抵，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470万美元[222] 公司流动性情况 - 截至2020年9月30日，公司现金及现金等价物为4030万美元，高级担保信贷安排可用额度为4.459亿美元，总流动性为4.862亿美元；截至11月2日，现金及现金等价物为2800万美元，高级担保信贷安排可用额度为4.609亿美元，总流动性为4.889亿美元[228] 各活动净现金变化 - 2020年前九个月，经营活动提供的净现金为2.7362亿美元，较2019年减少9324.8万美元，降幅25%；投资活动使用的净现金为3.06139亿美元，较2019年减少6653.7万美元，降幅18%；融资活动提供的净现金为3192万美元，较2019年增加3957万美元，增幅517%；现金及现金等价物净减少59.9万美元，较2019年减少1285.9万美元，降幅96%[229] 前九个月收入及相关项目变化原因 - 2020年前九个月，石油、NGL和天然气总销售收入减少1.645亿美元，主要因每桶油当量平均销售价格下降39%，部分被总销量增长13%抵消；成熟和提前终止衍生品的净结算收入增加1.06亿美元；经营资产和负债净变化增加5430万美元；非经常性诉讼收入减少4250万美元[230] 投资活动净现金变化原因 - 2020年前九个月，投资活动使用的净现金减少，主要因石油和天然气资产资本支出减少，部分被收购石油和天然气资产增加抵消；收购石油和天然气资产净支出2356.3万美元，较2019年增加2068.3万美元，增幅718%；石油和天然气资产资本支出2.78277亿美元，较2019年减少8990.5万美元，降幅24%[234] 公司资本支出预计 - 公司预计2020年资本支出约为3.4亿 - 3.5亿美元，会根据油气价格波动调整资本支出[235] 不包括非预算收购成本的总成本变化 - 2020年第三季度，不包括非预算收购成本的总成本为4272.6万美元，较2019年减少3625.7万美元，降幅46%；前九个月总成本为2.75726亿美元，较2019年减少9966.3万美元，降幅27%[236][237] 融资活动净现金增加原因 - 2020年前九个月，融资活动提供的净现金增加，主要因发行2025年1月票据和2028年1月票据，部分被注销2022年1月票据和2023年3月票据以及高级担保信贷安排的支付和借款抵消；发行2025年1月票据和2028年1月票据所得款项为10亿美元[240] 高级担保信贷安排情况 - 截至2020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贷额均为7.25亿美元，未偿还金额为2.35亿美元，利率为2.188%；10月19日还款1500万美元，截至11月2日未偿还余额为2.2亿美元；10月22日借款基数重新确认为7.25亿美元[241][243] 高级无担保票据情况 - 截至2020年9月30日，2025年1月票据本金为6亿美元，利率为9.5%；2028年1月票据本金为4亿美元，利率为10.125%；高级无担保票据总额为10亿美元[245] 票据担保情况 - 公司全资子公司LMS和GCM为2025年1月票据和2028年1月票据提供全额无条件担保[246] 公司销售和运输承诺情况 - 截至2020年9月30日，未来确定不会发生的公司销售和运输承诺为2.906亿美元，其中9080万美元与某条管道的运输承诺有关，2020年第三和第九个月因超额产能产生的固定运输费用为220万美元[252] 自由现金流变化 - 2020年第三季度自由现金流为7.1117亿美元，2019年同期为4.8923亿美元；2020年前九个月自由现金流为 - 995

Laredo Petroleum, Inc. (LPI) Q2 2020 Earnings Conference Call August 6, 2020 8:30 AM ET Company Participants Ronald Hagood - VP, IR Mikell Pigott - President, CEO & Director Tommye Chandler - SVP & COO Bryan Lemmerman - SVP & CFO Conference Call Participants Derrick Whitfield - Stifel, Nicolaus & Company Brian Singer - Goldman Sachs Group Richard Tullis - Capital One Securities Noel Parks - Coker & Palmer Investment Securities Operator Good day, ladies and gentlemen, and welcome to the Laredo Petroleum, Inc ...

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, 2020 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 other jurisdiction of inc ...

业绩总结 - 油气生产量为94.1 MBOE/d，比指导预期高出10%[7] - 油生产量为31.2 MBO/d，比指导预期高出2%[7] - 2020年6月30日的调整后EBITDA为82,244千美元，较2019年9月30日的146,167千美元下降了43.8%[81] - 2020年6月30日的净收入为74,646千美元，较2019年9月30日的净亏损264,629千美元有显著改善[81] - 2020年第三季度的油价实现率为96%（相对于WTI）[58] - 2020年第三季度的天然气实现率为54%（相对于Henry Hub）[59] 成本与费用 - 租赁运营费用为每桶2.40美元，比指导预期低16%[8] - 可控现金成本为每桶1.02美元，比指导预期低27%[8] - LPI的单位租赁运营费用为$2.75/BOE，低于同行平均的$4.46/BOE[41] - LPI的单位一般和行政费用为$1.02/BOE，同行平均为$1.90/BOE[48] - 2020年第三季度的运输和营销费用为$1.40/BOE[63] 未来展望 - 预计在2020年第四季度完成首个15口井的开发[14] - 预计2020年和2021年的资本支出计划为3.4亿至3.5亿美元[20] - 预计2020年第三季度的总生产量为83.5 - 85.5 MBOE/d，油气生产量为24.2 - 25.2 MBO/d[62] - 预计2020年和2021年的油价对冲价格分别为57.20美元和45.25美元[19] - 预计2020年下半年将通过自由现金流减少净借款[55] 运营效率 - 优化开发支持油气生产超出类型曲线13%[24] - LPI的天然气燃烧率为1.6%，几乎是同行平均水平的一半[33] - LPI的同行加权平均燃烧率为3.15%[34] - LPI的净债务与调整后EBITDA比率为2.4x[53] 市场动态 - 2020年6月30日的天然气总交易量为11,960,000 MMBtu，较2021财年的42,522,500 MMBtu下降了72%[73] - 2020年6月30日的WTI期货合约的加权平均价格为59.50美元/桶，较2021财年的63.07美元/桶下降了8.1%[73] - 2020年6月30日的Brent期货合约的加权平均价格为63.07美元/桶，较2021财年的49.71美元/桶上升了26.8%[73] - 2020年6月30日的天然气液体总交易量为2,202,775桶，较2021财年的2,920,000桶下降了24.5%[73] 负面信息 - 2020年6月30日的利息支出为27,072千美元，较2019年9月30日的15,191千美元上升了78.2%[81] - 2020年6月30日的非现金股权补偿费用为2,376千美元，较2019年9月30日的1,739千美元上升了36.6%[81] - 2020年6月30日的减值费用为406,448千美元，较2019年9月30日的397,890千美元上升了2.6%[81] - 2020年6月30日的资产处置损失为602千美元，较2019年9月30日的1,294千美元有所改善[81]