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]

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]

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