公司整体财务数据关键指标变化 - 2019年第一季度公司GAAP基础下净亏损1690万美元，合每股亏损0.15美元，2018年同期净利润为5990万美元，合每股摊薄收益0.55美元；净亏损主要归因于衍生品未实现非现金损失4570万美元，期间油价上涨约32%；2019年第一季度调整后EBITDA为1.248亿美元，2018年同期为1.173亿美元[133] - 2019年第一季度油气收入为1.933亿美元，较2018年同期的1.82亿美元增加1130万美元，增幅6%[145] - 2019年第一季度第三方中游服务收入为1180万美元，较2018年同期的310万美元增加880万美元，近乎增长四倍[146] - 2019年第一季度购买天然气销售为1120万美元，2018年同期无此项销售[147] - 2019年第一季度衍生品实现净收益为330万美元，2018年同期为净亏损430万美元[148] - 2019年第一季度衍生品未实现净亏损为4570万美元，2018年同期为未实现净收益1040万美元[149] - 2019年第一季度总费用为1.66348亿美元，较2018年同期的1.17818亿美元增加4853万美元[151] - 2019年第一季度生产税、运输和加工费用为1970万美元，较2018年同期的1780万美元增加190万美元，增幅11%[152] - 2019年第一季度租赁运营费用为3120万美元，较2018年同期的2210万美元增加900万美元，增幅41%[153] - 2019年第一季度折旧、损耗和摊销费用为7690万美元，较2018年同期的5540万美元增加2150万美元，增幅39%[155] - 2019年第一季度一般及行政费用增加0.4百万美元，即2%，达到18.3百万美元，单位产量基础上下降23%至每桶油当量3.39美元[156] - 2019年第一季度总利息支出约为19.6百万美元，2018年同期约为10.4百万美元[157] - 2019年第一季度记录了1.0百万美元的所得税收益[158] - 2019年第一季度经营活动提供的净现金从1.361亿美元降至5920万美元，投资活动使用的净现金从2.208亿美元降至2.149亿美元，融资活动提供的净现金从3490万美元增至1.184亿美元[171] - 2019年第一季度不包括经营资产和负债变化，经营活动提供的净现金从1.148亿美元增至1.177亿美元，主要归因于油气总产量增加[172] - 2019年第一季度投资活动使用的净现金减少590万美元，部分原因是油气资产资本支出减少110万美元和中游资本支出减少350万美元[174] - 2019年第一季度调整后EBITDA为12.48亿美元，较2018年同期的11.73亿美元增加760万美元[182] - 2019年第一季度归属于公司股东的净亏损为1690万美元，较2018年同期的净利润5990万美元减少7680万美元[181] 公司油气产量数据关键指标变化 - 2019年第一季度公司总油气当量产量为540万桶油当量，平均日产量为59900桶油当量，其中石油占比58%，天然气占比42%；石油产量同比增长30%，天然气产量同比增长35%[132] - 2019年第一季度石油产量为310万桶，较2018年同期的240万桶增加30%；天然气产量为137亿立方英尺，较2018年同期的102亿立方英尺增加35%[145] 公司钻机运营情况 - 2019年第一季度公司在特拉华盆地运营6台钻机，预计全年保持该数量，会根据商品价格和经济情况调整[134] - 2018年10月公司在南德克萨斯增加第7台钻机，因油价下跌于2019年2月释放；部分鹰福特页岩井和奥斯汀白垩层井已投产或预计投产[135] 特拉华盆地业务数据关键指标变化 - 2019年第一季度公司在特拉华盆地共完井并投产36口（净13.1口），多个资产区域开始产油产气[136] - 2019年第一季度特拉华盆地日产量为52600桶油当量，较2018年第一季度增长41%；2019年第一季度该盆地贡献约93%的日石油产量和约81%的日天然气产量，2018年同期分别约为88%和73%[137] 其他产区业务情况 - 2019年第一季度公司未在海恩斯维尔页岩和科顿谷产区开展自营钻井和完井活动，但参与了2口（净0.4口）非自营海恩斯维尔页岩井的完井和投产[138] 战略合资企业情况 - 2019年2月25日公司宣布与Five Point Energy LLC子公司成立战略合资企业San Mateo II，公司持股51%，Five Point持股49%[139] - Five Point承诺支付San Mateo II开发设施前1.5亿美元资本支出中的1.25亿美元；公司有机会在未来五年获得最高1.5亿美元的递延绩效激励及额外激励[140] 会计政策情况 - 除采用相关会计准则更新外，公司关键会计政策和估计与年报相比无变化[141] 公司资金借贷与安排情况 - 截至2019年3月31日，公司有140.0百万美元的循环信贷协议借款和13.6百万美元的信用证，San Mateo I有220.0百万美元的信贷安排借款和16.2百万美元的信用证[161] - 2019年4月，循环信贷协议的借款基础增加到900.0百万美元，选定的借款承诺保持在500.0百万美元[163] 公司资本支出与物业出售情况 - 2019年预计资本支出预算包括6.4 - 6.8亿美元的钻井、完井和设备支出以及5500 - 7500万美元的中游资本支出[166] - 截至2019年5月1日，公司已出售或签订合同出售约1800万美元的Eagle Ford和Haynesville物业[168] 公司债务与费用预计情况 - 截至2019年3月31日，10.5亿美元票据每年利息费用预计约为6170万美元[185] - 截至2019年3月31日，非运营钻井最低未偿还总承诺约为5210万美元，预计在明年产生[186] - 截至2019年3月31日，公司总合同现金义务为26.85134亿美元，其中1年内到期1.09741亿美元[187] 油气价格情况 - 2019年第一季度，油价平均为每桶54.74美元，公司实现加权平均油价为每桶49.64美元[189][190] - 2019年第一季度，天然气价格平均为每百万英热单位2.88美元，公司实现加权平均天然气价格为每千立方英尺2.85美元[191][192] - 2019年5月1日，NYMEX西德克萨斯中质原油期货合约结算价为每桶63.60美元，较2018年5月1日的每桶67.25美元下降[190] - 2019年5月1日，NYMEX亨利中心天然气期货合约结算价为每百万英热单位2.62美元，较2018年5月1日的每百万英热单位2.80美元下降[192] 油气价格差情况 - 2018年二季度起，米德兰销售的石油和瓦哈销售的天然气与基准价格的价差开始显著扩大，对公司油气收入产生负面影响[195] - 2018年第一季度米德兰 - 库欣（俄克拉荷马州）油价差基本为零，9月下旬扩大至每桶16美元，2019年初收窄至每桶约5美元，2019年第一季度进一步收窄至每桶不到1美元，5月1日又扩大至年初水平[196] - 2018年全年，公司特拉华盆地天然气生产实现价格所面临的瓦哈 - 亨利枢纽天然气价差从年初的每百万英热单位约0.5美元大幅增加，大部分时间在每百万英热单位1 - 2美元之间，年末短暂达到每百万英热单位超过4美元的高位，2019年初收窄至每百万英热单位1 - 2美元[197][198] - 2019年4月，天然气基差大幅扩大，有几天瓦哈市场天然气日售价低至每百万英热单位负7 - 负9美元，公司临时关闭部分高气油比油井[199] - 预计公司大部分特拉华盆地天然气生产在2019年第四季度初之前仍面临瓦哈 - 亨利枢纽基差，公司已确保在金德摩根墨西哥湾海岸快线管道项目上平均每天约110,000 - 115,000百万英热单位的天然气运输和销售[200] - 2019年第一季度，公司报告的天然气产量中约19%来自海恩斯维尔和伊格尔福特页岩油区，不受瓦哈定价影响[200] - 公司预计2019年剩余时间或更长时间内，石油和天然气价格差可能持续扩大，直到西德克萨斯至德克萨斯墨西哥湾沿岸及其他终端市场的额外油气管道产能建成[202] 公司价格风险管理情况 - 公司通常使用无成本（或零成本）领口期权和/或掉期合约来管理油气和NGL价格变化风险[208] 公司衍生金融工具情况 - 截至2019年3月31日，公司所有衍生金融工具的交易对手为加拿大丰业银行、蒙特利尔银行旗下的BMO哈里斯融资公司和太阳信托银行（或其附属机构）[209] - 公司记录所有衍生金融工具的公允价值，其公允价值根据类似交易证券的买卖信息确定[209] NGL分馏能力情况 - 2018年第三季度，特拉华盆地及其他地区部分运营商遇到NGL分馏能力短缺问题，公司当时未遇到且预计未来也不会遇到，但无法保证不会出现此类问题[201]