业绩总结 - 2021年上半年自由现金流为5870万美元[17] - 2021年上半年调整后EBITDA为1.073亿美元[18] - 2021年6月30日现金及现金等价物为2.09亿美元[28] - 2021年6月30日的净亏损为51,672千美元，相较于2020年同期的净收入60,076千美元[160] - 2021年6月30日的调整后净收入为2,240千美元，较2020年同期的3,681千美元有所下降[160] - 2021年6月30日的调整后EBITDA为49,784千美元，较2020年同期的42,137千美元增长了18.5%[166] 用户数据 - 2021年第二季度平均日产量为40,888 Boe/d，较第一季度增长3%[18] - 2021年中期的已探明储量为37.3 MMBoe，液体占比为36.0%[51] - 公司的净已探明加可能储量（2P）为234.7 MMBoe，液体占比为42.3%[52] - 2021年中期的油价为每桶47.78美元，天然气价格为每MMBtu 2.50美元[61] 未来展望 - 2021年预计的总产量为39,000至41,000桶油当量/天[116] - 预计2021年下半年支出将大幅增加，主要集中在资本支出上[108] - 每提高1美元的油价，年调整后息税折旧摊销前利润(Adjusted EBITDA)增加约600万美元[107] 新产品和新技术研发 - 公司的战略资本配置计划专注于高回报项目，利用GOM专业知识和新技术[63] - 预计2021年开始每年节省500万美元的天然气处理设施整合成本[124] 市场扩张和并购 - 2019年8月30日，W&T以1.676亿美元收购ExxonMobil在墨西哥湾东部的权益和运营权[124] - 收购包括9个GOM海上生产油田的工作权益，2Q'21的平均生产为15,331 Boe/d[124] - GOM钻探合资企业获得3.614亿美元的承诺，用于开发14口预先识别的钻井，预计总成本为3.36亿美元[123] 负面信息 - 2021年6月30日的未实现商品衍生品损失为66,083千美元，较2020年同期的损失14,528千美元显著增加[166] - 2021年6月30日的自由现金流为18,722千美元，较2020年同期的20,810千美元下降了10.0%[166] 其他新策略和有价值的信息 - 自2014年以来，三年储量替代成本(RRC)下降约87%，而储量寿命从5.1年增加到9.4年，增长了86%[91] - 2021年资本支出预计在3000万至6000万美元之间，2021年上半年实际支出为590万美元[108]

公司资产权益情况 - 截至2021年6月，公司在联邦和州水域41个海上油田拥有工作权益，租赁约62.17万英亩土地[106] - 截至2021年6月，公司在墨西哥湾41个海上油田拥有权益，租赁约62.17万英亩土地[106] 公司贷款与融资情况 - 2021年第二季度，公司全资特殊目的载体获得2.15亿美元定期贷款，用于收购资产及支付相关费用[110] - 2021年第二季度，公司子公司签订2.15亿美元定期贷款协议，用于收购资产及支付相关费用[110] - 截至2021年6月30日，公司有2.15亿美元定期贷款本金未偿还，年利率7%，2028年5月19日到期[167] - 截至2021年6月30日，公司有2.15亿美元的定期贷款本金未偿还，年利率为7%[167] - 截至2021年6月30日，公司在公司信贷协议下无未偿还借款，已发行信用证为440万美元，上半年偿还了8000万美元借款，信贷协议2022年10月18日到期[168] - 公司信贷协议下的借款基数从2.15亿美元降至1.9亿美元，预计下次重新确定时会因资产抵押情况调整[169][170] - 截至2021年6月30日，公司有5.525亿美元高级第二留置权票据未偿还，年利率9.75%，2023年11月1日到期[171] - 截至2021年6月30日，公司高级第二留置权票据未偿还本金为5.525亿美元，年利率为9.75%[171] - 2020年4月15日公司收到840万美元薪资保护计划资金，2021年6月11日获全额豁免[173] - 2021年6月11日，公司收到通知，其申请的840万美元薪资保护计划（PPP）贷款获得美国小企业管理局（SBA）批准免除偿还[173] 公司产量与收入情况 - 2021年上半年，公司产量中原油和凝析油占37.4%，NGLs占10.0%，天然气占52.6%，总收入比2020年上半年高44.1%[112] - 2021年上半年公司总产量中原油和凝析油占37.4%，NGLs占10.0%，天然气占52.6%（按油当量计算）[112] - 2021年上半年公司总收入较2020年同期增长44.1%，因原油、NGLs和天然气实现价格上涨，但部分被产量下降抵消[112] - 2021年第二季度，公司石油收入8.8013亿美元，NGLs收入8833万美元，天然气收入3.247亿美元，其他收入3512万美元[119] - 2021年第二季度，公司石油收入增加归因于平均实现销售价格从每桶21.67美元涨至65.11美元，但销量下降4.4%[123] - 2021年第二季度，公司NGLs收入增加归因于平均实现销售价格从每桶4.67美元涨至26.18美元，但销量下降17.8%[123] - 2021年第二季度，公司天然气收入增加归因于平均实现价格从每百万立方英尺1.78美元涨至2.66美元，且销量增长1.5%[123] - 2021年第二季度，公司油气和NGLs收入占总收入的72.9%，2020年同期为58.9%；平均实现NGLs销售价格占平均实现原油销售价格的比例增至40.2%，2020年同期为21.6%[125] - 2021年上半年每桶油当量的综合平均实现销售价格较2020年同期增长73.2%，使总收入增加1.066亿美元；但总销量下降16.2%，使收入减少2790万美元[156] 公司产品价格情况 - 2021年上半年，公司平均实现原油价格为每桶60.88美元，较2020年上半年增长71.2%[113] - 2021年上半年公司平均实现原油价格为每桶60.88美元，较2020年同期的35.57美元增长71.2%[113] - 2021年上半年，公司平均实现天然气价格为每百万英热单位2.99美元，较2020年上半年增长61.5%[115] - 2021年上半年公司平均实现天然气价格为每百万立方英尺2.99美元，较2020年同期的1.85美元增长61.5%[115] - 2021年上半年，公司平均实现NGLs价格为每桶24.94美元，较2020年上半年增长169.6%[116] - 2021年上半年公司平均实现NGLs价格为每桶24.94美元，较2020年同期的9.25美元增长169.6%[116] - 2021年Q2石油平均实现销售价格从21.67美元/桶涨至65.11美元/桶；半年数据从35.57美元/桶涨至60.88美元/桶[120][123][137] - 2021年Q2 NGLs平均实现销售价格从4.67美元/桶涨至26.18美元/桶；半年数据涨幅169.6%[120][123][137] - 2021年Q2天然气平均实现销售价格从1.78美元/千立方英尺涨至2.66美元/千立方英尺；半年数据涨幅61.5%[120][123][137] - 2021年上半年石油平均实现销售价格从每桶35.57美元增至60.88美元，NGL平均实现销售价格增长169.6%，天然气平均实现销售价格增长61.5%，但销售体积均有下降[137] 公司运营成本与费用情况 - 2021年第二季度，公司总运营成本和费用为1.8071亿美元，较2020年同期增加9742.8万美元[119] - 2021年Q2租赁运营费用增加1920万美元，增幅68.0%；半年数据增加680万美元，增幅8.2%[126][141] - 2021年第二季度租赁运营费用增加1920万美元，增幅68.0%，其中基础租赁运营费用增加1460万美元，修井费用增加200万美元，设施维护费用增加140万美元，飓风维修费用增加120万美元[126] - 2021年上半年租赁运营费用增加680万美元，增幅8.2%，其中飓风维修费用增加380万美元[141] - 2021年上半年基本租赁运营费用受多项因素影响，部分被成本降低措施和停产油田费用减少抵消，还产生380万美元飓风维修费用[142] - 2021年Q2生产税增加80万美元；DD&A增加150万美元，增幅5.0%；G&A增加840万美元，增幅148.5%[128][130][131] - 2021年第二季度生产税增加80万美元，主要因天然气和NGL价格上涨及天然气产量增加[128] - 2021年第二季度折旧、损耗、摊销和增值（DD&A）从每桶油当量7.71美元增至8.32美元，名义上增加150万美元，增幅5.0%[130] - 2021年第二季度一般及行政费用（G&A）增加840万美元，增幅148.5%，主要因激励薪酬和工资费用增加、PPP资金相关G&A信贷减少等[131] - 2021年上半年生产税因天然气价格上涨增加190万美元，部分被产量下降抵消[143] - 2021年上半年收集和运输费用因上一年度相关费用抵减减少而增加40万美元[144] - 2021年上半年折旧、损耗、摊销和增值（DD&A）每桶油当量从7.89美元增至7.90美元，名义上减少1100万美元，降幅16.1%[145] - 2021年上半年一般和行政费用（G&A）增加510万美元，增幅26.1%，主要因PPP资金抵减减少等因素[146] 公司损益情况 - 2021年第二季度，公司运营亏损4788.2万美元，较2020年同期增加1984.1万美元[119] - 2021年第二季度，公司净亏损5167.2万美元，较2020年同期增加4576.8万美元[119] - 2021年Q2衍生品损失8140万美元，2020年同期为1540万美元[132] - 2021年第二季度衍生品损失8140万美元，2020年同期损失1540万美元，主要因原油和天然气价格变化[132] - 2021年上半年衍生品损失1.06亿美元，2020年上半年衍生品收益4650万美元[147] - 2021年上半年衍生品损失1.06亿美元，2020年同期收益4650万美元[147] 公司现金流情况 - 2021年上半年经营活动净现金减少4730万美元，投资活动净现金使用减少3150万美元，融资活动净现金增加1.771亿美元[155][157][158] - 2021年上半年经营活动提供的净现金较2020年同期减少4730万美元[155] - 2021年上半年投资活动使用的净现金较2020年同期减少3150万美元[157] - 2021年上半年融资活动提供的净现金较2020年同期增加1.771亿美元[158] 公司资本支出情况 - 2021年上半年公司资本支出为585.6万美元，2020年同期为1459.3万美元[163] - 2021年上半年勘探与开发资本支出为221.1万美元，较上年减少970万美元，2021年资本支出预计在3000万至6000万美元之间，资产退休义务支出预计在2500万至3500万美元之间[164] - 2021年上半年勘探和开发支出较上一年减少970万美元，预计2021年资本支出在3000万至6000万美元之间，ARO支出在2500万至3500万美元之间[164] 公司保险情况 - 公司能源套餐保险中，井控政策限额为3000万至5亿美元，命名风暴保险对高价值资产总限额1.625亿美元，其他资产为1.5亿美元[177] - 能源套餐中井控当前保单限额为3000万美元至5亿美元[177] - 命名风暴保险中，高价值物业总限额为1.625亿美元，其他物业为1.5亿美元，传统陆架物业自留额为1750万美元，深水物业为1250万美元[177] - 公司一般和超额责任保险有效期从2021年5月1日起一年，提供3亿美元人身伤害和财产损害责任保险，油污责任保险为3500万美元[178] - 一般和超额责任保险自2021年5月1日起生效，人身伤害和财产损害责任赔偿限额为3亿美元[178] - 根据1990年《油污法》，公司需向美国海洋能源管理局证明3500万美元的财务责任，且有相应保险覆盖[178] 公司其他情况 - 2021年7月23日报告显示，美国陆上石油和天然气作业钻机数量增至491台，去年同期为253台；墨西哥湾作业钻机数量增至17台，去年同期为12台[117] - 2021年Q2净利息费用为1650万美元，2020年同期为1480万美元，增加170万美元[133] - 2021年Q2所得税收益为1270万美元，2020年同期为870万美元；有效税率分别为19.8%和59.7%[135] - 截至2021年6月30日，递延所得税资产的估值备抵为2280万美元[136] - 2021年和2020年上半年净利息费用分别为3160万美元和3190万美元，减少主要因借款减少[149] - 2021年和2020年上半年所得税收益分别为1290万美元和220万美元，有效税率分别为19.8%和 - 3.9%[151] - 截至2021年6月30日，公司持有现金2.091亿美元，公司信贷协议下无借款，长期债务在2023年10月前无到期[153] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，公司资产退休义务（ARO）估计分别为4.04亿美元和3.927亿美元[159] - 2021年上半年公司确认了210万美元的员工留用信贷[161] - 截至2021年6月30日，无长期钻井平台承诺[180] - 截至2021年6月30日，其他合同义务与2020年年度报告披露相比无重大变化[182] - 公司将油气资产、探明储量估计、金融工具公允价值计量、资产弃置义务、收入确认和所得税相关会计政策视为关键会计政策[183] - 公司关键会计政策与2020年年度报告相比无变化[184]

财务数据和关键指标变化 - 2021年上半年公司已产生近6000万美元自由现金流，第二季度为1870万美元 [16] - 2021年上半年调整后EBITDA为1.073亿美元，第二季度为4980万美元；第二季度净亏损5170万美元，合每股0.36美元，调整后净收入为220万美元，合每股0.02美元 [17] - 截至2021年6月30日，SEC批准的储量总计1.589亿桶油当量，PV - 10为10亿美元，较2020年末分别增加1450万桶油当量和39% [10][13] - 2021年上半年，因油田表现对先前估计进行的正向修正为650万桶油当量，几乎抵消了730万桶油当量的产量 [12] - 2021年年中SEC储量和PV - 10基于平均实现原油价格每桶47.78美元、天然气价格每百万立方英尺2.50美元；采用2021年7月1日NYMEX期货曲线定价，年中探明储量为1.657亿桶油当量，PV - 10为15亿美元 [14][15] - 第二季度平均实现每桶油当量销售价格与第一季度基本持平，原油销售价格从第一季度的每桶56.73美元升至65.11美元，天然气液体销售价格略升至每桶26.18美元，天然气价格降至每百万立方英尺2.66美元 [27][28] - 第二季度租赁经营费用为4760万美元，高于第一季度的4240万美元；G&A为1400万美元，处于指导范围低端，但高于第一季度的1070万美元 [34][36] - 截至2021年6月30日，经营活动提供的净现金为120万美元，因套期保值活动支付的2560万美元衍生品溢价等因素减少 [37] - 目前总债务为7.547亿美元，包括慕尼黑再保险定期贷款余额2.083亿美元和2023年到期的9.75%高级第二留置权票据5.464亿美元 [40] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年第二季度公司产量为每天40888桶油当量，即370万桶油当量，较第一季度增长3%，高于指导范围中点 [23] - 2021年第二季度液体产量占总产量的45% [24] - 预计2021年第三季度产量为每天38500 - 42500桶油当量，全年产量指导范围收紧至每天39000 - 41000桶油当量 [24][25] - 第二季度资本支出为430万美元，上半年共支出590万美元，全年资本预算为3000 - 6000万美元 [26] 各个市场数据和关键指标变化 - 原油价格从2020年4月20日以来上涨超100美元/桶，目前达到70美元/桶 [47] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司积极寻找符合标准的收购机会，认为墨西哥湾市场条件有利于增值收购，凭借充足现金和强劲现金流积极追求此类机会 [21][22] - 公司专注于运营卓越和自由现金流生成，通过高效运营和执行长期战略实现股东价值最大化 [46] - 公司致力于以安全和环保的方式开发和生产油气资源，发布首份企业ESG报告，成立多学科ESG特别工作组，努力改善ESG评级 [29][32][33] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为改善的大宗商品价格环境和扩大利润率的承诺将使2021年下半年表现良好 [8] - 市场条件有利于增值收购，公司有信心在必要时获得低成本融资 [47] - 管理层与股东利益高度一致，持有公司34%的股权，激励管理层实现股东价值最大化和降低风险 [48] 其他重要信息 - 2021年5月公司与慕尼黑再保险完成金融交易，将莫比尔湾地区生产资产和相关天然气处理设施转移至全资特殊目的载体，获得2.15亿美元第一留置权无追索权定期贷款，提高了财务灵活性 [18] - 2021年第二季度公司对Mahogany进行一次修井作业，使产量每天增加约700桶油当量 [41] - 去年年初在东卡梅伦338/349钻探的Cota井预计在2021年第四季度投产，公司初始工作权益为30%，达到一定绩效门槛后将增至38.4% [42] - 公司在密西西比峡谷有一个第三方运营的钻探机会，已开钻，公司拥有25%工作权益，认为该机会潜力高、风险相对较低 [43][44] 问答环节所有提问和回答 问题: 高油价下是否看到油服成本压力上升 - 公司目前在运输、船只、直升机方面看到成本上升，由于二、三季度是工作量最大的时候，存在季节性价格波动，较难区分，但目前运输方面价格上涨更明显 [53] 问题: 密西西比峡谷新井所在区块及结果公布时间 - 公司因未获得其他权益方许可，暂不披露新井所在区块；预计9月会有相关结果 [54][56] 问题: 下半年资本支出情况 - 下半年资本支出更多集中在第三季度，因Cota井，第四季度也有少量支出 [62][64] 问题: 下半年除非作业井、修井和Cota井外还有其他项目吗 - 公司还会进行Cota井的开发工作 [65] 问题: 对高收益市场的看法及与新SPV融资机会的比较 - 今年债务市场活跃，公司认为应考虑不同融资选择，目前市场上有很多资金在寻找收益机会，应在有机会时获取资金 [67] 问题: 墨西哥湾前景市场情况及是否有机会增加2022年资本项目前景 - 目前未看到大量推广活动，大家对钻探计划较为谨慎；公司有信心未来会有更多类似近期的机会，内部和外部都在关注 [71][72] 问题: 新开钻井成功后对生产曲线的影响 - 这很大程度取决于发现规模，若需要安装设施则意味着发现规模较大 [73][75] 问题: 莫比尔湾钻探计划时间 - 公司不确定具体时间，需解决一些许可问题；预计至少在未来18个月内完成第一口井的许可工作，因天然气价格上涨，钻探计划更具相关性 [82] 问题: 监管环境变化情况 - 监管涉及阿拉巴马州、联邦及其他多个机构；新租赁目前不提供选择，但现有租赁仍可获得许可，只是所需时间更长，因监管人员未完全回到办公室工作 [84][85]

公司资产权益情况 - 截至2021年3月，公司在联邦和州水域的42个近海油田拥有工作权益，租赁约70.9万英亩（净面积50.3万英亩）土地[94] - 截至2021年3月，公司在联邦和州水域42个近海油田拥有权益，租赁约70.9万英亩土地，其中常规陆架约50万英亩，深水约20.9万英亩[94] 业务成本节省情况 - 2021年第一季度完成阿拉巴马州两座天然气加工厂的合并，预计每年节省成本约500万美元[97] - 2021年第一季度完成阿拉巴马州两座天然气加工厂合并，预计每年节省成本约500万美元[97] 产量及收入占比情况 - 2021年第一季度产量中，原油和凝析油占38.6%，NGLs占11.0%，天然气占50.4%；原油和NGLs销售收入占总收入的69.6%，低于2020年同期的73.4%[98] - 2021年第一季度产量中，原油和凝析油占38.6%，NGLs占11.0%，天然气占50.4%；原油和NGLs收入占总收入69.6%，低于2020年同期的73.4%；日产量较2020年同期下降25.9%，总收入增长1.2%[98] 产量及收入变化情况 - 2021年第一季度日均总产量较2020年同期下降25.9%，总收入增长1.2%[98] - 2021年第一季度，石油收入7.814亿美元，较2020年同期下降7.7%；NGLs收入9359万美元，增长45.1%；天然气收入3.6209亿美元，增长23.6%；其他收入1939万美元，下降48.0%[104] - 2021年第一季度总营收为1.256亿美元，较2020年同期增加150万美元，增幅1.2%[109] - 2021年第一季度，石油收入7.814亿美元，下降7.7%；NGLs收入9359万美元，增长45.1%；天然气收入3.6209亿美元，增长23.6%；其他收入1939万美元，下降48.0%；总收入12.5647亿美元，增长1.2%[104] - 2021年第一季度总营收为1.256亿美元，较2020年同期增加150万美元，增幅1.2%，其中石油收入减少650万美元，降幅7.7%，NGLs收入增加290万美元，增幅45.1%，天然气收入增加690万美元，增幅23.6%，其他收入减少180万美元[109] 产品价格变化情况 - 2021年第一季度平均实现原油价格为每桶56.73美元，较2020年同期增长22.4%；EIA数据显示，同期WTI原油均价增长28.1%[99] - 2021年第一季度天然气平均实现价格为每百万英热单位3.35美元，较2020年同期增长75.4%；HH天然气现货均价增长84.6%[101] - 2021年第一季度NGLs平均实现价格为每桶23.88美元，较2020年同期增长83.2%；乙烷均价增长72%，丙烷均价增长141%[102] - 2021年第一季度平均实现原油价格为每桶56.73美元，较2020年同期增长22.4%；EIA数据显示，WTI原油价格增长28.1%[99] - 2021年第一季度，Poseidon、LLS和HLS对WTI的月平均差价分别为每桶（-0.01）美元、2.02美元和1.65美元，较2020年同期每桶下降0.10 - 2.00美元[100] - 2021年第一季度天然气平均实现价格为每百万英热单位3.35美元，较2020年同期增长75.4%；Henry Hub天然气现货价格增长84.6%[101] - 2021年第一季度NGLs平均实现价格为每桶23.88美元，较2020年同期增长83.2%；国内乙烷价格增长72%，丙烷价格增长141%，其他NGLs成分价格增长43% - 65%[102] - 2021年第一季度石油、NGLs、天然气平均实现销售价格分别为56.73美元/桶、23.88美元/桶、3.35美元/千立方英尺，较2020年同期分别增长22.4%、83.3%、75.4%[106] - 2021年第一季度石油、NGLs、天然气平均实现销售价格分别为56.73美元/桶、23.88美元/桶、3.35美元/千立方英尺，较2020年同期分别增长22.4%、83.3%、75.4%，油当量平均实现销售价格为34.66美元/桶，较2020年同期增长40.3%[106] - 2021年第一季度原油平均实际销售价格（含衍生品结算）为51.15美元/桶，天然气为3.30美元/千立方英尺[127] - 2021年第一季度原油平均实际销售价格（含衍生品）为51.15美元/桶，天然气为3.30美元/千立方英尺[127] 作业钻机数量情况 - 2021年4月16日报告显示，美国陆上石油和天然气作业钻机数量降至439台，去年同期为529台；墨西哥湾作业钻机数量降至12台，去年同期为17台[103] - 2021年4月16日报告显示，美国陆上石油和天然气作业钻机数量降至439台，去年同期为529台；墨西哥湾作业钻机数量降至12台，去年同期为17台[103] 公司盈利情况 - 2021年第一季度净亏损746万美元，2020年同期净利润6598万美元[104] - 2021年第一季度净亏损74.6万美元，2020年同期净利润6598万美元[104] 产品销量情况 - 2021年第一季度石油、NGLs、天然气销量分别为137.7万桶、39.2万桶、107.99亿立方英尺，较2020年同期分别下降24.6%、20.8%、29.5%[106] - 2021年第一季度石油、NGLs、天然气销量分别为137.7万桶、39.2万桶、107.99亿立方英尺，较2020年同期分别下降24.6%、20.8%、29.5%，油当量销量为356.9万桶，较2020年同期下降26.8%[106] 各项费用情况 - 2021年第一季度租赁经营费用为4240万美元，较2020年同期减少1240万美元，降幅22.7%[111] - 2021年第一季度生产税为200万美元，较2020年同期增加110万美元[112] - 2021年第一季度折旧、损耗、摊销和增值（DD&A）为2660万美元，较2020年同期减少31.9%[114] - 2021年第一季度一般及行政费用（G&A）为1070万美元，较2020年同期减少23.3%[115] - 2021年第一季度衍生工具损失为2460万美元，2020年同期衍生工具收益为6190万美元[116] - 2021年第一季度租赁经营费用为4240万美元，较2020年同期减少1240万美元，降幅22.7%，主要因成功削减成本、部分油田停产等[111] - 2021年第一季度生产税为200万美元，较2020年同期增加110万美元，主要因天然气实现价格上涨，部分被产量下降抵消[112] - 2021年第一季度折旧、损耗、摊销和增值（DD&A）为2660万美元，较2020年同期减少31.9%，每桶油当量DD&A为7.46美元，较2020年同期的8.03美元下降7.1%[106][114] - 2021年第一季度一般及行政费用（G&A）为1070万美元，较2020年同期减少23.3%，每桶油当量G&A为3.00美元，较2020年同期的2.87美元增长4.5%[106][115] - 2021年第一季度衍生工具损失为2460万美元，2020年第一季度衍生工具收益为6190万美元[116] 公司现金及债务情况 - 截至2021年3月31日，公司现金为5340万美元，信贷协议下可用额度为1.376亿美元，长期债务在2022年10月前无到期[120] - 2021年第一季度经营活动提供的净现金为4500万美元，2020年同期为8430万美元[123] - 2021年和2020年第一季度融资活动净现金使用量分别为3200万美元和3350万美元[126] - 截至2021年3月31日，公司持有现金5340万美元，信贷协议下可用额度为1.376亿美元，预计未来12个月现金及可用流动性来源足以满足现金需求[120] - 2021年第一季度经营活动提供的净现金为4500万美元，2020年同期为8430万美元，投资活动使用的净现金为330万美元，2020年同期为3560万美元[123][125] - 2021年和2020年第一季度融资活动净现金使用量分别为3200万美元和3350万美元[126] - 2021年3月31日，信贷协议下未偿还借款为4800万美元，信用证为440万美元，可用额度为1.376亿美元[135] - 2021年3月31日，高级第二留置权票据未偿还本金为5.525亿美元，年利率为9.75%，2023年11月1日到期[138] - 2021年3月31日信贷协议下未偿还借款为4800万美元，信用证为440万美元，可用额度为1.376亿美元[135] - 2021年3月31日高级第二留置权票据未偿还本金为5.525亿美元，年利率9.75%，2023年11月1日到期[138] 资产退休义务情况 - 2021年3月31日和2020年12月31日资产退休义务（ARO）估计分别为3.989亿美元和3.927亿美元[128] - 2021年3月31日和2020年12月31日资产弃置义务（ARO）估计分别为3.989亿美元和3.927亿美元[128] 资本及ARO支出情况 - 2021年第一季度资本支出为160万美元，较2020年同期的1150万美元减少1000万美元[131] - 预计2021年资本支出在3000万美元至6000万美元之间，ARO支出在1700万美元至2100万美元之间[131] - 2021年第一季度资本支出为160万美元，较2020年同期的1150万美元减少1000万美元[131] - 预计2021年资本支出在3000万至6000万美元之间，ARO支出在1700万至2100万美元之间[131] 其他资金情况 - 2020年4月15日公司收到840万美元薪资保护计划（PPP）资金，管理层认为符合豁免条件[140] - 2021年第一季度公司确认210万美元员工保留信贷[141] - 2020年4月15日公司收到PPP资金840万美元，管理层认为符合豁免条件[140] - 2021年第一季度公司确认员工留用抵免210万美元[141] 保险限额情况 - 目前能源套餐井控政策限额为3000万美元至5亿美元，命名风暴保险总限额为1.625亿美元[146] - 公司能源套餐保险中井控政策限额为3000万至5亿美元，命名风暴保险总限额为1.625亿美元[146]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第一季度自由现金流达4000万美元，较上一季度增长182% [10] - 2021年第一季度调整后EBITDA为5760万美元，较2020年第四季度增长63% [10] - 2021年第一季度报告净亏损70万美元，即每股1美分；排除1630万美元未实现商品衍生品损失后，调整后净收入为1590万美元，即每股0.11美元 [10] - 2021年第一季度，排除有效套期保值后，收入环比增长33%，达1.256亿美元 [14] - 2021年第一季度，G&A费用为1070万美元，低于指引范围下限，但高于2020年第四季度的770万美元 [17] - 截至2021年3月31日，总流动性为1.91亿美元，包括5340万美元现金和1.376亿美元循环信贷额度可用资金 [21] - 2021年第一季度用自由现金流偿还信贷额度3200万美元，循环信贷余额降至4800万美元，高级票据余额为5.525亿美元 [20] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年第一季度，公司生产39,657桶油当量/天，即360万桶油当量，较2020年第四季度增长4%，总产量中液体产量占比略升至50% [11] - 预计2021年第二季度产量将略有上升，平均为38,500 - 42,500桶油当量/天，全年产量指导范围为38,000 - 42,000桶油当量/天 [12] - 2021年第一季度，每桶油当量平均实现销售价格较2020年第四季度上涨约35%，其中原油平均实现销售价格上涨32%至56.73美元/桶，NGL销售价格上涨47%至23.88美元/桶，天然气价格上涨27%至3.35美元/千立方英尺 [13] - 2021年第一季度，租赁经营费用（LOE）处于指引低端，较去年第四季度下降2% [16] - 公司将2021年全年G&A指引从5100 - 5600万美元降至4900 - 5400万美元，将年度LOE指引从1.53 - 1.69亿美元提高至1.58 - 1.74亿美元 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续采取谨慎的钻探方式，用可用现金和运营产生的现金为资本支出提供资金，预计用闲置资金进行收购 [8][9] - 公司将继续评估增值收购机会，并适时偿还债务，重点仍放在卓越运营和自由现金流生成上 [8] - 公司认为墨西哥湾市场条件有利于增值收购，改善的资产负债表和强劲的现金流使其能够积极寻求此类机会 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年对能源公司是艰难的一年，公司采取措施降低成本和资本支出，维持自由现金流生成，这些措施延续到2021年，随着全球前景改善，第一季度自由现金流和调整后EBITDA显著增加 [7] - 在大宗商品价格上涨的条件下，公司预计2021年剩余时间将产生强劲的自由现金流 [8] - 公司认为自身拥有强大的资产负债表和充足的流动性来满足未来需求，并将继续寻找可能出现的良好机会 [21] 其他重要信息 - 公司发布了首份ESG报告，披露了三年相关ESG数据，公司致力于以安全和环保的方式开发和生产油气资源，满足或超越所有监管要求 [24] - 公司成立了多学科ESG特别工作组，负责监测公司对ESG标准的遵守情况，并向管理层和董事会报告结果，提出改进建议 [26] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 原油价格回升至60美元区间，船只和直升机的费用和开支情况如何？ - 公司表示目前这些成本没有出现明显的通胀，与之前水平相当 [33] 问题2: 第一季度产量较第四季度有环比增长，能否提供运行时间对比数据，上季度的小规模收购是否对增长有贡献，以及目前的基础减产率是多少？ - 公司称没有运行时间对比数据，产量增长部分归因于天气条件和小规模收购，墨西哥湾传统减产率约为5%，目前储备实力对应的减产率约为9%，即10% - 15%的减产率，且公司从可能储量中获得的现金流有助于降低减产率 [38][41] 问题3: 第一季度资本支出很少仍有增长，第二季度资本支出是否会与第一季度相似，还是会有更多修井和再完井活动？ - 公司预计第二季度资本支出会增加，且修井和再完井活动也会有影响 [43] 问题4: ESG报告是否会带来环境方面的潜在经济机会，以及对埃克森美孚在墨西哥湾地区的碳捕获计划有何看法？ - 公司认为有潜在机会，但不会与埃克森美孚竞争，认为墨西哥湾有潜在的封存可能性 [44][46] 问题5: 公司积极寻求收购，能否谈谈交易活动和交易流程？ - 公司表示目前正积极参与多场对话，预计今年是收购的好年份，但无法提供细节，进行大规模收购时可能会采取措施保护财务契约，甚至可能发行股权 [52] 问题6: Cota井预计年底投产，下半年是否仍计划进行三到四口新井钻探，如有，能否透露位置？ - 公司暂未对额外新井发表评论，但对Cota井项目进展表示乐观，目前正在翻新平台，有信心年底投产 [59] 问题7: 如果Cota井达到预期，对明年产量有何影响？ - 公司认为Cota井完井情况会很好，预计实际储量会比探明储量显示的更大 [60][61]

收入来源分布 - 2020年约39%的收入来自BP Products North America，13%来自Williams Field Services，10%来自Mercuria Energy America Inc. Trading (US) Co. [69] 违规处罚 - 违反FTC、FERC和CFTC对市场操纵的禁令，每次违规每天将面临超100万美元的民事罚款[72] 政策法规对油气租赁和钻探许可的影响 - 2021年1月20日，美国内政部代理部长发布命令，立即暂停联邦土地和近海海域（包括OCS）的新油气租赁和钻探许可60天[75] - 2021年1月27日，拜登总统发布行政命令，暂停联邦土地和近海海域的新油气勘探和生产租赁活动，直至对联邦油气许可和租赁做法进行审查和重新考虑[75] 通知及规则修订情况 - 2016年9月生效的NTL 2016 - N01未完全实施，2017年特朗普政府无限期延长其实施，2020年下半年撤销该通知，同年10月发布拟议规则修订BOEM的财务担保要求[77] 成本计算倡议 - ONRR的“拆分”倡议要求对过去84个月内每个天然气加工厂重新计算允许的运输和加工成本[79] FERC相关命令 - 1992年FERC发布第636号命令，使州际天然气运输和营销系统允许非管道天然气卖家与州际管道竞争[80] - 2007年FERC发布规则（“第704号命令”），要求每年批发销售或购买天然气等于或超过220万英热单位的市场参与者向FERC报告相关交易[82] - FERC为州际原油、凝析油和NGL管道运输建立了索引系统，通常允许此类管道每年基于通货膨胀提高费率[85] 飓风对油气作业的影响 - 飓风会对OCS的油气作业产生重大影响，BOEM和BSEE会定期发布指导以提高平台的生存能力[88] EPA标准及规则变化 - 2015年EPA将地面臭氧国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，2020年12月决定维持该标准，但可能在拜登政府下修订[93] - 2016年EPA发布规则要求油气行业新建设施减少甲烷和挥发性有机化合物排放，2020年特朗普政府修订该规则，2021年拜登政府要求重新审议[95] 空气质量法规更新 - 2020年5月14日，BOEM更新了墨西哥湾中部和西部外大陆架空气质量法规[97] 石油泄漏责任相关 - 2018年1月，BOEM将OPA的损害赔偿责任上限提高到1.377亿美元，公司需每年证明有1.5亿美元可用于应对外大陆架设施的石油泄漏[98] - OPA要求外大陆架石油生产设施的所有者和经营者证明有3500万美元至1.5亿美元的财务责任[98] 候鸟条约法规则 - 特朗普政府时期USFWS于2021年1月7日发布规则，明确《候鸟条约法》刑事责任适用范围，原定于2月8日生效，后推迟至3月8日[102] 能源需求和价格季节性 - 天然气需求和价格冬季高夏季低，石油需求冬季较高但季节性波动小于天然气[107] 气候对生产销售的影响 - 夏季和秋季墨西哥湾的热带风暴和飓风会使公司撤离人员并停产，冬季风暴会阻碍人员和设备运输，延迟生产和销售[107] 公司业务运营模式 - 公司业务作为单一业务部门运营，财务信息见Form 10 - K第二部分第8项[105] 公司人才环境 - 公司努力提供吸引和留住行业顶尖人才的工作环境[108] 公司人员构成 - 截至2020年12月31日，公司人员包括303名员工和超300名第三方熟练劳动力[109] 员工事故率 - 2020年员工总可记录事故率为0.3，远低于墨西哥湾行业平均的0.5[109] 疫情期间办公限制 - 疫情高峰期，公司办公室限制人数至50%或更少[110] 公司人员性别和种族占比 - 截至2020年12月31日，高管/高级经理中女性占比20%，男性占比80%[114] - 截至2020年12月31日，中层经理中女性占比17%，男性占比83%[114] - 截至2020年12月31日，专业人员中女性占比48%，男性占比52%[114] - 截至2020年12月31日，其他人员中女性占比9%，男性占比91%[114] - 截至2020年12月31日，高管/高级经理中亚洲人占比40%[114] - 截至2020年12月31日，中层经理中白人占比82%[114] - 截至2020年12月31日，专业人员中白人占比52%[114]

财务数据和关键指标变化 - 2020年全年产生7600万美元自由现金流，高于2019年的7400万美元 [9] - 2020年调整后EBITDA为1.59亿美元 [9] - 2020年现金资本支出为1760万美元，处于下调后预算1500 - 2500万美元的低端 [9] - 2020年第四季度平均每桶油当量实现销售价格较第三季度上涨约16%，原油、NGL和天然气价格均上涨 [17] - 2020年全年每桶油当量实现价格较2019年下降约39%，但自2020年第二季度低点以来价格强劲回升 [17] - 2020年全年LOE为1.629亿美元，低于2019年的1.843亿美元；第四季度LOE为4330万美元，处于指导区间低端 [19] - 2020年全年G&A为4170万美元，较2019年下降24%；每桶油当量G&A为2.71美元，较2019年下降27%；第四季度G&A为770万美元，远低于指导区间 [20] - 2020年全年净收入为3780万美元，调整后净亏损为2290万美元；第四季度净亏损为890万美元，调整后净亏损为670万美元 [22] - 截至2020年12月31日，总流动性为1.743亿美元，高级票据长期债务降至5.525亿美元 [23] - 2021年1月借款基础设定为1.9亿美元，截至2021年3月3日，循环信贷额度借款降至4800万美元 [23][24] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2020年第四季度产量为38261桶油当量/天，即350万桶油当量，较第三季度增长11% [15] - 2020年全年产量为42046桶油当量/天，即1540万桶油当量，全年产量下降 [16] - 2020年第四季度总液体产量占比稳定在47% [16] - 2020年第四季度进行两次修井作业，使产量增加约800桶油当量/天 [25] - 2020年末SEC批准储量较2019年略有下降，约34%为液体，其余为天然气 [26] - 2020年末约83%的批准储量为已开发生产，8%为已开发未生产，9%为未开发 [26] - 2020年末储量寿命比为9.4年 [26] - 2018 - 2020年三年期全部储量替换成本为每桶油当量4.62美元 [28] 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 - 公司将继续专注于产生正自由现金流，明智使用自由现金流进行创造性收购和偿还债务 [12] - 2021年在大宗商品价格上涨情况下，预计产生强劲自由现金流，继续评估增值收购并适时偿还债务 [29] - 2021年初步资本支出预算预计在3000 - 6000万美元，专注低风险高回报项目，不包括机会性收购 [29] - 2021年预计在资产退休义务上支出1700 - 2100万美元，资本支出计划向下半年倾斜 [30] - 2021年全年产量指导范围为38500 - 42000桶油当量/天，预计LOE与2020年持平或略有下降 [31] - 公司将继续控制成本，确保产生自由现金流，采取谨慎增长方式 [34] - 公司关注ESG，本月将发布首份ESG报告，承诺可持续发展 [32][33] - 行业方面，新政府带来不确定性，租赁业务可能面临困难，但预计未来会解决；2021年及以后墨西哥湾地区并购活动将增加 [48] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年对能源公司是极具挑战的一年，受新冠疫情、供需失衡和热带风暴季节影响，油价和产量受到冲击 [7] - 公司运营团队表现出色，第四季度提前恢复生产，超出指导预期 [7] - 公司能够快速适应环境变化，降低计划资本支出，持续产生自由现金流和调整后EBITDA [9] - 尽管价格环境改善，公司仍将专注资本纪律、运营卓越和自由现金流产生 [17] - 公司认为自身拥有墨西哥湾浅海和深海优质资产组合，有很多收购机会，将继续积极管理成本 [34] - 公司承认行业面临联邦土地和水域未来钻探限制的不确定性，正与行业组织合作向政府反馈影响 [36] 其他重要信息 - 公司近期完成莫比尔湾两个天然气处理设施合并，预计每年节省约500万美元，并减少碳排放 [12][13] - 2020年第四季度因与BSEE和解获得270万美元信贷 [21] - 2021年公司将总部迁至休斯顿附近，每年节省约172万美元 [21] - 成功钻探的Cota井目前处于开发阶段，预计2021年下半年投产 [25] 问答环节所有提问和回答 问题1: 2021年预算范围较宽，影响支出高低端的因素是什么？ - 主要是价格因素，许可证获取时间不是主要驱动因素 [42] 问题2: 除Cota井外，今年可能新增多少口井？ - 可能最多再增加四口井 [43] 问题3: 今年合资企业（JV）有何计划，JV内还剩多少口井待钻？ - Cota井是JV内的井之一，今年可能还会与JV合作钻一到两口井 [44] 问题4: 请更新当前并购市场情况，油价反弹对物业供应有何影响？ - 新政府带来不确定性，租赁业务会有困难，但现有租赁只是处理时间变长；2021年及以后墨西哥湾地区并购活动会增加，不仅因为价格因素，还因为2020年大家持观望态度，现在价格更清晰，企业规划能力增强 [48] 问题5: 公司2020年末或当前的石油产量是多少？ - 2020年末产量约为38000 - 40000桶/天 [49] 问题6: 第四季度产量超出指导约20%的原因是什么？ - 公司对风暴影响进行了规划和清理，大部分生产已恢复，目前还有一个管道问题正在解决 [55] 问题7: 明年G&A指导约为第四季度的两倍，原因是什么？ - 第四季度G&A较低是由于PPP和奖金因素 [56] 问题8: 之前的小收购是针对生产性物业吗？ - 是的，是对生产性物业的补充收购 [57] 问题9: 木兰地区有钻探机会吗，还是主要进行修井和运营改进？ - 有更多活动，后续会提供更多信息 [62][64] 问题10: 去年公司未通过预储量增加来替代产量，但通过向上修正储量抵消了产量，原因是什么？ - 这与公司管理物业、资金使用和成本控制有关，部分储量增加来自莫比尔湾，如收购Fairway后未钻井就增加了储量，还完成了两个天然气厂的合并，未来会节省更多成本 [66]

业绩总结 - 2020年第三季度平均日产量为34,459 Boe/d，其中液体占48%，较2019年第三季度下降16%[12] - 2020年第三季度净亏损为1,330万美元，每股亏损0.09美元，调整后净亏损为1,990万美元，每股亏损0.14美元[12] - 2020年前九个月调整后EBITDA为1.237亿美元，第三季度调整后EBITDA为1,950万美元[12] - 2020年前九个月自由现金流为6,180万美元，第三季度自由现金流为590万美元[12] - 2020年第三季度资本支出仅为120万美元，预计2020年资本支出范围为1,500万至2,500万美元[12] - 由于2020年飓风季节的影响，第三季度生产减少了9,000 Boe/d[13] - 2020年第四季度生产指导范围为31,500至35,000 Boe/d，预计将包括约500万美元的运营费用用于修复和恢复生产[13] 储量与资源 - 2020年中期净证明储量为232 MMBoe，其中1P净储量为157 MMBoe，2P净储量为232 MMBoe，3P净储量为356 MMBoe[9] - W&T的1P储量在多个项目中显示出显著的增值，具体包括：Mahogany T Sand的1P储量从118 MMBoe增加到129 MMBoe，Mobile Bay Complex的1P储量从145 MMBoe增加到168 MMBoe[42] - 截至2020年9月30日，公司流动性为1.87亿美元，较2019年12月31日的长期债务减少了13%[64] - 2020年上半年，公司的净证明和可能储量（2P）为2.32亿桶油当量，储量替换成本为每桶4.18美元[89] - W&T的3P资源潜力估计约为2亿MMBoe，涵盖44个机会，包括19个平台井和25个海底连接[52] 收购与市场扩张 - 通过收购ExxonMobil在墨西哥湾东部的权益，W&T成为该地区最大的运营商，收购总现金对价为1.676亿美元[15] - Magnolia深水区的收购使W&T的深水面积增加了11,520英亩，2020年中期净证明储量为3.4 MMBoe[18] - W&T的深水项目组合通过最新的Magnolia项目得到了扩展和多样化，Magnolia的深度为4,700英尺[34] 财务状况 - 2020年调整后的EBITDA为1.237亿美元，较2019年同期显著增长[82] - 2020年资本支出预计在1500万至2500万美元之间，较2019年的1.38亿美元减少约85%[71] - 公司通过债券回购将第二留置权债务减少7250万美元，回购价格约为面值的33%[82] - 2020年公司的总债务为6.33亿美元，较2019年12月的7.3亿美元减少9700万美元[64] 未来展望 - 每提高1美元的油价，年调整后EBITDA增加约600万美元[68] - 每提高0.10美元的天然气价格，年调整后EBITDA增加约500万美元[68] - 2020年第四季度的油气生产指导范围为：原油1.0 - 1.1百万桶，天然气9.5 - 10.6亿立方英尺，总计2.9 - 3.2百万桶油当量（MMBoe）[106] 其他信息 - W&T的战略资本配置计划专注于高回报项目，并利用自由现金流来减少债务[56] - 自2011年以来，W&T评估了超过400个海上钻井项目，成功率超过90%[38] - W&T的深水钻井成功率自2011年以来达到了约94%[38] - 公司的基础设施优势包括在墨西哥湾拥有大量基础设施，能够降低资本支出并提高现金流[108]

财务数据和关键指标变化 - 2020年前三季度，公司共产生6.18亿美元的自由现金流，尽管面临低油价、负油价和风暴影响 [18] - 2020年第三季度，调整后EBITDA为1950万美元，资本支出仅为120万美元，调整后EBITDA比资本支出多超1800万美元 [14] - 2020年第三季度，公司产生590万美元自由现金流，2019年同期为1330万美元，2020年第二季度为2080万美元 [17] - 截至2020年9月30日，公司总流动性为1.871亿美元，包括5650万美元现金和1.306亿美元循环信贷额度可用资金 [31] - 2020年第三季度，公司净亏损1330万美元，合每股0.09美元，调整后净亏损1990万美元，合每股0.14美元 [29] - 2020年第三季度，公司总长期债务（含8000万美元循环信贷额度借款）为6.247亿美元，高级票据剩余长期债务从2019年末的6.25亿美元降至5.525亿美元 [31][32] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2020年第三季度，公司平均日产量为34459桶油当量，即320万桶油当量，同比下降60%，液体总产量占比稳定在48% [20] - 2020年第三季度，公司每桶油当量平均实现销售价格较第二季度上涨约50%，原油平均实现销售价格为每桶41.81美元，NGL销售价格较第二季度翻倍至每桶10.99美元，天然气价格为每百万英热单位1.94美元 [21] - 2020年第三季度，扣除套期保值影响，收入环比增长31%至7250万美元，因价格上涨但产量下降有所抵消 [22] - 2020年第三季度，公司LOE为3640万美元，较2019年第三季度下降约23%，较2020年第二季度的2830万美元有所上升 [24] - 2020年第三季度，公司G&A为1450万美元，高于2019年第三季度的1010万美元和2020年第二季度的560万美元，预计未来G&A成本将比2020年第三季度低约15% [27][28] 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 - 公司继续关注符合标准的收购机会，特别是能在当前价格环境下为产生自由现金流提供坚实基础的项目 [35] - 公司将继续根据当前价格环境主动管理资本支出和租赁经营费用，以确保产生自由现金流 [37] - 公司凭借严格的增长策略和强大的套期保值组合应对近期价格低迷带来的不确定性，同时保持机会主义，通过债务回购、收购整合、降低LOE成本和严格管理资本支出来增加公司价值 [38] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年对能源公司来说是异常艰难的一年，油价和产量受到全球新冠疫情、供需失衡以及墨西哥湾活跃热带风暴季节的影响，但公司过去曾经历过类似困境 [7] - 公司对未来持乐观态度，拥有墨西哥湾浅水区和深水区优质资产组合，具有低衰减率和显著上行潜力 [37] 其他重要信息 - 2020年墨西哥湾命名风暴数量异常多，导致公司和其他运营商大量生产关停，但公司设施仅受到最小物理损坏 [9] - 预计2020年第四季度因维修和恢复生产将产生约500万美元额外租赁经营费用 [12] - 公司决定将服务莫比尔湾地区的两座天然气处理厂合并为一座，关闭Yellowhammer工厂，预计从2021年起每年节省约500万美元 [25][26] - 公司本月将迁至新总部，租赁成本将降低近一半，2021年可节省约200万美元 [29] - 2020年第三季度，公司进行了两次重新完井和修井作业，共增加约500桶油当量/日的净产量，公司计划在当前价格环境下继续进行此类作业，只要符合经济门槛 [33] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 合并莫比尔湾天然气厂需要多少资本支出 - 预计在200 - 300万美元之间，主要是关闭一座工厂并进行管道重新铺设工作 [45][47][48] 问题2: 公司对参加11月联邦租赁销售的看法 - 公司会参与，认为在墨西哥湾不进行常规水力压裂作业，且公司有良好安全记录，该地区能源开发对国家有必要，还能为联邦政府带来可观特许权使用费 [52] 问题3: 合并莫比尔湾工厂的决策原因 - 目的是提高利润率和降低成本，公司认为收购的工厂有足够能力管理未来产量，即使有新发现或钻探计划，结合该地区整体衰减率，若能达到现有工厂最大产能将很理想 [54]

公司资产权益与租赁情况 - 截至2020年9月，公司在联邦和州水域的50个近海油田拥有权益，租赁约77.2万英亩土地，其中常规海域约55.7万英亩，深水区域约21.5万英亩[114] 公司业务受飓风影响情况 - 2020年第二、三季度及10月，墨西哥湾多次飓风致公司部分油井停产，预计四季度维修成本增加500万美元[116] - 2020年因飓风活动，公司部分油井关闭，虽无重大结构损坏，但预计第四季度维修成本增加500万美元[116] 公司业务合并与成本节省情况 - 2020年四季度公司将合并阿拉巴马州的两座天然气加工厂，预计每年节省成本约500万美元[117] - 2020年第四季度，公司将合并阿拉巴马州的两座天然气加工厂，预计每年节省成本约500万美元[117] 公司产量与收入构成情况 - 2020年前九个月，公司产量构成为36.7%原油和凝析油、11.1%天然气液、52.2%天然气；原油和天然气液销售收入占比69.4%，低于2019年同期的82.0%；总产量同比增长18.5%，总收入同比降低34.2%[119] - 2020年前九个月，公司原油、凝析油产量占比36.7%，NGLs产量占比11.1%，天然气产量占比52.2%；原油和NGLs销售收入占总收入的69.4%，较2019年同期的82.0%有所下降；总生产量较2019年同期高18.5%，总收入较2019年同期低34.2%[119] 公司部分资产产量情况 - 2020年前九个月，莫比尔湾资产平均净产量约为1.58万桶油当量/天[120] - 2020年8月收购的莫比尔湾物业，前九个月平均净产量约为每天15800桶油当量[120] 公司产品价格变化情况 - 2020年前九个月，公司平均实现原油价格为37.17美元/桶，较2019年同期的61美元/桶下降39.1%[120] - 2020年前九个月，公司平均实现原油价格为每桶37.17美元，较2019年同期的每桶61.00美元下降39.1%；EIA数据显示，同期WTI原油平均每日现货价格降至每桶38.04美元，较2019年同期下降33.3%[120] - 2020年前9个月，公司平均实现原油销售价格中，波塞冬、LLS和HLS与WTI的月平均差价分别为每桶 - 0.21美元、2.38美元和1.81美元，较2019年前9个月每桶下降4.00 - 5.00美元[123] - 2020年前9个月，公司天然气平均实现价格为每百万立方英尺1.88美元，较2019年前9个月的2.57美元下降26.8%；同期亨利枢纽天然气平均现货价格为每百万立方英尺1.94美元，较2019年的2.72美元下降28.7%；截至2020年9月30日，天然气库存较五年平均水平高12%[124] - 2020年前九个月，公司平均实现天然气价格为1.88美元/千立方英尺，较2019年同期下降26.8%；亨利中心天然气现货均价为1.94美元/千立方英尺，较2019年同期下降28.7%[124] - 2020年前9个月，公司NGLs平均实现价格较2019年前9个月下降45.9%；乙烷和丙烷通常占NGLs平均桶数的70%以上，2020年前9个月国内乙烷平均价格下降16%，丙烷下降22%，其他NGLs成分平均价格下降18% - 37%[125] - 2020年前九个月，公司平均实现天然气液价格较2019年同期下降45.9%；国内乙烷平均价格下降16%，丙烷平均价格下降22%，其他天然气液成分平均价格下降18% - 37%[125] 公司资本与资产退休义务支出情况 - 2020年公司资本支出预计为1500 - 2500万美元，资产退休义务支出预计为200 - 400万美元[121] - 2020年公司资本支出预测大幅降低，预计为1500万 - 2500万美元（不包括2019年发生但在2020年前九个月支付的2800万美元资本支出相关营运资金变化），资产弃置义务支出预计为200万 - 400万美元[121] - 2020年剩余时间公司减少了资本支出预算，预计2020年资本支出约为1500万 - 2500万美元（不包括2019年发生但在2020年9月30日前九个月支付的2800万美元与资本支出相关的营运资金变化），资产弃置义务（ARO）支出预计在200万 - 400万美元[162] 公司业务运营调整情况 - 2020年第二季度，公司关闭部分产油物业生产，第三季度部分非运营生产恢复；公司仍在监测商品价格以决定剩余油田复产时间[121] 作业钻机数量变化情况 - 2020年10月16日报告显示，美国陆地石油和天然气作业钻机数量降至282台，去年同期为851台；墨西哥湾作业钻机数量降至14台，去年同期为21台[126] - 2020年10月16日报告显示，美国陆上石油和天然气作业钻机数量降至282台，去年同期为851台；其中油井钻机降至205台（去年713台），气井及其他钻机降至77台（去年138台）；墨西哥湾作业钻机为14台（均为油井，去年21台，含20台油井和1台气井）[126] 公司各季度营收情况 - 2020年第三季度总营收7250万美元，较2019年同期减少5970万美元，降幅45.2%[128][133] - 2020年前三季度总营收2.52亿美元，较2019年同期减少1.31亿美元，降幅34.2%[128] - 2020年第三季度总营收减少5970万美元，降幅45.2%，至7250万美元；前九个月总营收减少1.311亿美元，降幅34.2%，至2.519亿美元[133][145] 公司各季度各业务线营收情况 - 2020年第三季度石油营收4660万美元，较2019年同期减少5620万美元，降幅54.7%，主要因价格降29.4%和销量降35.7%[128][133] - 2020年第三季度NGLs营收450万美元，较2019年同期增加9.1万美元，增幅2.1%，因销量增43.8%，但价格降28.9%[128][133] - 2020年第三季度天然气营收1920万美元，较2019年同期减少450万美元，降幅18.9%，因价格降13.0%和销量降6.7%[128][133] - 2020年第三季度石油收入减少5620万美元，降幅54.7%；前九个月减少1.368亿美元，降幅45.8%[133][145] - 2020年第三季度NGLs收入增加10万美元，增幅2.1%；前九个月减少260万美元，降幅17.0%[133][145] - 2020年第三季度天然气收入减少450万美元，降幅18.9%；前九个月增加480万美元，增幅7.4%[133][145] 公司各季度成本与费用情况 - 2020年第三季度租赁运营费用3640万美元，较2019年同期减少1070万美元，降幅22.8%[128][135] - 2020年第三季度生产税130万美元，较2019年同期增加70万美元，增幅115.3%，因收购Mobile Bay Properties[128][136] - 2020年第三季度总运营成本和费用9200万美元，较2019年同期减少480万美元，降幅5.0%[129] - 2020年第三季度运营亏损1950万美元，较2019年同期减少5490万美元[129] - 2020年第三季度净亏损1330万美元，较2019年同期减少8920万美元[129] - 2020年第三季度，公司集输费用从上年同期的600万美元降至360万美元，减少了240万美元[137] - 2020年第三季度，公司折旧、损耗、摊销和增值（DD&A）从2019年同期的每桶油当量10.26美元降至7.93美元，名义上从3880万美元降至2510万美元，降幅35.3%[138] - 2020年第三季度，公司一般及行政费用（G&A）从2019年同期的1010万美元增至1450万美元，增幅43.2%，每桶油当量的G&A从2.67美元增至4.57美元[139] - 2020年前九个月，公司租赁经营费用从2019年同期的1310万美元降至1195万美元，减少115万美元，降幅8.7%[148] - 2020年前九个月，公司生产税从2019年同期的130万美元增至330万美元，增加200万美元[149] - 2020年前九个月，公司集输费用从上年同期的1940万美元降至1230万美元，减少710万美元[150] - 2020年前九个月，公司DD&A从2019年同期的每桶油当量11.09美元降至7.90美元，名义上从1.107亿美元降至9370万美元，降幅15.3%[151] - 2020年前九个月，公司G&A从2019年同期的3750万美元降至3410万美元，减少340万美元，降幅9.3%，每桶油当量的G&A从3.76美元降至2.87美元[153] - 2020年第三季度租赁运营费用减少1070万美元，降幅22.8%，至3640万美元；前九个月减少1150万美元，降幅8.7%，至1.195亿美元[135][148] - 2020年第三季度生产税增加70万美元，至130万美元；前九个月增加200万美元，至330万美元[136][149] - 2020年第三季度采集和运输费用减少240万美元，至360万美元；前九个月减少710万美元，至1230万美元[137][150] - 2020年第三季度DD&A降至每桶油当量7.93美元，名义上减少35.3%，至2510万美元；前九个月降至每桶油当量7.90美元，名义上减少15.3%，至9370万美元[138][151] - 2020年第三季度G&A为1450万美元，增长43.2%；前九个月为3410万美元，减少9.3%[139][153] 公司前九个月业务综合数据情况 - 2020年前九个月，公司总收入从2019年同期的3830万美元降至2519万美元，减少1311万美元，降幅34.2%，其中石油收入减少1368万美元，降幅45.8%，NGLs收入减少260万美元，降幅17.0%，天然气收入增加480万美元，增幅7.4%，其他收入增加350万美元[145] - 2020年前9个月，公司石油收入1.61884亿美元，较2019年的2.98684亿美元下降45.8%；NGLs收入1283.3万美元，较2019年的1546.1万美元下降17.0%；天然气收入6987.7万美元，较2019年的6509.1万美元增长7.4%；其他收入729.2万美元，较2019年的376.6万美元增长93.6%；总收入2.51886亿美元，较2019年的3.83002亿美元下降34.2%[128] - 2020年前9个月，公司运营成本和费用总计2.27626亿美元，较2019年的3.412亿美元下降33.3%；运营收入2426万美元，较2019年的4180.2万美元下降42.0%；净收入4673.7万美元，较2019年的6452.7万美元下降27.6%[128][129] - 2020年前9个月，公司石油净销量435.6万桶，较2019年的489.6万桶下降11.0%；NGLs净销量131.2万桶，较2019年的85.6万桶增长53.3%；天然气净销量3721万立方英尺，较2019年的2534.4万立方英尺增长46.8%；总油当量1186.9万桶，较2019年的997.6万桶增长19.0%[131] - 2020年前9个月，公司石油平均实现销售价格为每桶37.17美元，较2019年的61.00美元下降39.1%；NGLs平均实现销售价格为每桶9.78美元，较2019年的18.07美元下降45.9%；天然气平均实现销售价格为每百万立方英尺1.88美元，较2019年的2.57美元下降26.8%；油当量平均实现销售价格为每桶20.61美元，较2019年的38.01美元下降45.8%[131] - 2020年前9个月，公司每桶油当量的租赁运营费用为10.07美元，较2019年的13.13美元下降23.3%；集输和运输费用为1.04美元，较2019年的1.95美元下降46.7%；生产成本为11.11美元，较2019年的15.08美元下降26.3%；生产税为0.28美元，较2019年的0.13美元增长115.4%；折旧、损耗和摊销为7.90美元，较2019年的11.09美元下降28.8%；一般和行政费用为2.87美元，较2019年的3.76美元下降23.7%[131] 公司现金流情况 - 2020年前九个月，公司经营活动提供的净现金从2019年同期的1.866亿美元降至1.147亿美元，产量按每桶油当量/天计算增加了18.5%，但每桶油当量的综合平均实现销售价格下降了45.8%，导致总收入减少1.404亿美元[161] - 2020年前九个月，较低的应收账款