公司整体产量数据 - 2019年第三季度公司总油当量产量为640万BOE，日均油当量产量为69,645 BOE/天，其中石油占比57%，天然气占比43%；2019年前三季度总油当量产量为1740万BOE，日均油当量产量为63,661 BOE/天，其中石油占比58%，天然气占比42%[143] - 2019年第三季度公司石油产量为370万桶，同比增长23%；天然气产量为165亿立方英尺，同比增长34%；2019年前三季度石油产量为1010万桶，同比增长25%；天然气产量为436亿立方英尺，同比增长24%[143] - 2019年9月30日止三个月，公司石油产量为365.9万桶，天然气产量为165亿立方英尺；九个月石油产量为1011.2万桶，天然气产量为436亿立方英尺[156] 公司财务关键指标 - 2019年第三季度公司GAAP基础下归属于股东的净利润约为4400万美元，摊薄后每股收益为0.38美元，2018年同期分别为1780万美元和0.15美元；2019年前三季度分别为6380万美元和0.54美元，2018年同期分别为1.375亿美元和1.21美元[144][146] - 2019年第三季度公司非GAAP指标调整后EBITDA为1.608亿美元，2018年同期为1.554亿美元；2019年前三季度为4.297亿美元，2018年同期为4.1亿美元[144][146] - 与2018年9月30日止三个月相比，2019年同期油气收入增加1310万美元，增幅6%至2.294亿美元，其中石油收入增加2840万美元，增幅17%至1.983亿美元，天然气收入减少1530万美元，降幅33%至3110万美元[156][158] - 与2018年9月30日止三个月相比，2019年同期第三方中游服务收入增加840万美元，超两倍至1530万美元[156][159] - 2019年9月30日止三个月，公司有1990万美元的购买天然气销售，而2018年同期无此项收入[156][160] - 2019年9月30日止三个月，公司租赁奖金 - 矿权面积收入为170万美元，2018年同期无此项收入[156][161] - 与2018年9月30日止三个月相比，2019年同期衍生品实现净收益从540万美元降至330万美元，未实现净收益从亏损2130万美元变为盈利980万美元[156][162][164] - 与2018年9月30日止九个月相比，2019年同期油气收入增加2650万美元，增幅4%至6.337亿美元，其中石油收入增加5720万美元，增幅12%至5.416亿美元，天然气收入减少3080万美元，降幅25%至9210万美元[156][165] - 与2018年9月30日止九个月相比，2019年同期第三方中游服务收入增加2820万美元，超三倍至4150万美元[156][166] - 2019年前九个月，公司购买天然气销售额为4010万美元，2018年同期无此项销售[167] - 2019年前九个月，公司租赁奖金 - 矿产面积收入为170万美元，2018年同期无此项收入[167] - 2019年前九个月，公司衍生品实现净收益780万美元，2018年同期为净亏损130万美元；2019年每桶石油衍生品平均收益约0.73美元，2018年为平均亏损0.17美元；2019年前九个月套期保值的石油总量占总产量的59%，2018年为50%；2019年前九个月套期保值的天然气总量占总产量的12%，2018年为36%[168] - 2019年前九个月，公司衍生品未实现净亏损2970万美元，2018年同期为未实现净亏损950万美元[169] - 2019年前九个月，公司总费用为5.24564亿美元，2018年同期为3.94517亿美元；2019年前九个月归属于公司股东的净利润为6375.8万美元，2018年同期为1.37494亿美元[170] - 2019年前9个月经营活动提供的净现金为3.531亿美元，较2018年的4.193亿美元减少6620万美元[202][203] - 2019年前9个月投资活动使用的净现金为6.39亿美元，较2018年的12.2亿美元减少5.815亿美元[202][205] - 2019年前9个月融资活动提供的净现金为2.427亿美元，较2018年的7.517亿美元减少5.09亿美元[202][206] - 2019年前9个月现金及受限现金净变动为 - 4317.8万美元，2018年为 - 4947.4万美元[202] - 2019年前9个月归属于公司股东的调整后EBITDA为4.297亿美元，较2018年的4.09984亿美元增加1970万美元[202][216] - 2019年第三季度归属于公司股东的净收入为4400万美元，较2018年的1780万美元增加2620万美元[212][213] - 2019年前9个月归属于公司股东的净收入为6380万美元，较2018年的1.375亿美元减少7370万美元[212][214] - 2019年第三季度调整后EBITDA为1.608亿美元，较2018年的1.554亿美元增加540万美元[215] 公司业务运营情况 - 2019年公司在特拉华盆地持续运营6台钻机，预计2019年剩余时间保持该数量[147] - 2019年第三季度公司在羚羊岭资产区西部获得6个钻井许可并启动“罗德尼·罗宾逊”井的钻探，预计2020年第一季度末完成并投产[148] - 2019年第三季度公司在特拉华盆地共完成并投产39口毛井（22.6口净井）[150] - 2019年第三季度公司未在鹰福特页岩区、海恩斯维尔页岩和科顿谷区开展自营钻井和完井活动，但参与了11口毛井（1.1口净井）的非自营海恩斯维尔页岩井的钻探和完井并投产[149] 特拉华盆地产量情况 - 2019年第三季度特拉华盆地产量为56,422 BOE/天，较2018年第三季度增长18%，2019年第三季度该盆地贡献公司约92%的日石油产量和67%的日天然气产量，2018年同期分别约为93%和80%[151] 公司信贷情况 - 2019年10月，公司循环信贷协议下的借款基数确认为9亿美元，选定的借款承诺维持在5亿美元[152] - 2019年10月，由丰业银行牵头的圣马特奥一期循环信贷额度增加5000万美元至3.75亿美元，最高可增至4亿美元[153] - 截至2019年9月30日，公司有10.5亿美元5.875%的2026年到期高级票据、2.15亿美元信贷协议借款、1360万美元信用证；San Mateo I有2.6亿美元San Mateo信贷安排借款、1620万美元信用证[189] - 截至2019年10月29日，公司有10.5亿美元高级票据、2.55亿美元信贷协议借款、3500万美元信用证；San Mateo I有2.6亿美元San Mateo信贷安排借款、1620万美元信用证[190] - 2019年10月，信贷协议借款基数确认为9亿美元，选定借款承诺维持在5亿美元；San Mateo信贷安排贷款承诺增加5000万美元至3.75亿美元[192][193] 公司产品销售价格 - 2019年9月30日止三个月，公司石油平均销售价格（未实现衍生品）为每桶54.19美元，天然气为每千立方英尺1.88美元；九个月石油为每桶53.56美元，天然气为每千立方英尺2.11美元[156] - 2019年第三季度，公司实现加权平均油价为54.19美元/桶（含石油衍生品实现收益为54.97美元/桶），较2018年同期的57.15美元/桶（含石油衍生品实现收益为58.97美元/桶）有所下降[221] - 2019年第三季度，天然气价格平均为2.33美元/百万英热单位，公司实现加权平均天然气价格为1.88美元/千立方英尺（含天然气衍生品实现收益为1.91美元/千立方英尺），较2018年同期的3.77美元/千立方英尺有所下降[222][223] 公司费用情况 - 2019年第三季度，公司生产税、运输和加工费用增加450万美元，增幅22%，达到2480万美元；天然气产量增长34%，达到165亿立方英尺；单位产量基础上，该费用下降4%，至每桶油当量3.86美元[171] - 2019年第三季度，公司租赁运营费用增加720万美元，增幅32%，达到2970万美元；单位产量基础上，该费用增加4%，至每桶油当量4.64美元[173] - 2019年第三季度，公司工厂和其他中游服务运营费用增加150万美元，增幅21%，达到880万美元[174] - 2019年第三季度，公司折旧、损耗和摊销费用增加2200万美元，增幅31%，达到9250万美元；单位产量基础上，该费用增加3%，至每桶油当量14.44美元；总石油当量产量增长28%，达到640万桶油当量[175] - 2019年前九个月，公司生产税、运输和加工费用增加790万美元，增幅14%，达到6600万美元；天然气产量增长24%，达到436亿立方英尺；单位产量基础上，该费用下降9%，至每桶油当量3.80美元[180] - 2019年前9个月工厂及其他中游服务运营费用增加940万美元，即55%，达到2660万美元，2018年同期为1720万美元[182] - 2019年前9个月折耗、折旧和摊销费用增加5680万美元，即29%，达到2.495亿美元，2018年同期为1.927亿美元；单位产量基础上，每桶油当量费用从13.84美元增至14.36美元，增长4%[183] - 2019年前9个月一般及行政费用增加280万美元，即5%，达到5850万美元，2018年同期为5570万美元；单位产量基础上，每桶油当量费用从4美元降至3.37美元，下降16%[184] - 2019年前9个月总利息费用约为6110万美元，资本化约700万美元，运营费用化5420万美元；2018年前9个月总利息费用约为3300万美元，资本化约620万美元，运营费用化2680万美元[185] - 2019年前9个月记录的所得税费用为2530万美元[186] 公司资本支出与运营井计划 - 2019年预计钻井、完井和装备井的资本支出仍为6.4 - 6.8亿美元；预计中游资本支出从5500 - 7500万美元增至7000 - 9000万美元[196][198] - 2019年预计完成并投产7.9口额外净运营井，且在原预算内完成[197] - 2019年前9个月油气资产资本支出较2018年减少5.705亿美元[205] 公司表外安排与合同义务 - 截至2019年9月30日，公司存在非经营性钻井承诺、短期钻井平台合同终止义务等重大表外安排[217] - 截至2019年9月30日，公司总合同现金义务为28.29亿美元，其中1年内到期1777.83万美元，1 - 3年到期2179.74万美元，3 - 5年到期7921.01万美元，5年以上到期1.64亿美元[219] 公司利息费用预计 - 假设2019年9月30日的未偿金额和利率（信贷协议为3.56%，圣马特奥信贷安排为3.80%）不变，信贷协议和圣马特奥信贷安排的利息费用预计每年分别约为780万美元和1000万美元[219] - 2019年9月30日，10.5亿美元票据的利息费用预计每年约为6170万美元[220] 油价气价差异情况 - 2018年，米德兰 - 库欣（俄克拉荷马州）油价差异从第一季度基本无差异大幅增至9月下旬的16美元/桶，2019年初收窄至约5美元/桶，第一季度进一步收窄至不到1美元/桶，第二季度再次扩大，第三季度又收窄[228] - 2018年，公司特拉华盆地天然气生产的实现价格所面临的瓦哈 - 亨利枢纽天然气价格差异从年初的约0.5美元/百万英热单位大幅增加，2019年初收窄至1 - 2美元/百万英热单位[229] - 2019年4月，天然气基差差异大幅扩大，瓦哈天然气出现负价格，最高达 - 7至 - 9美元/百万英热单位，5月下旬再次出现负价格，为 - 2至 - 3美元/百万英热单位[230] - 2019年第三季度，瓦哈基差差异有所改善，瓦哈枢纽天然气价格平均约为0.89美元/百万英热单位，第四季度初，瓦哈基差差异有时进一步扩大[231] 公司面临的风险与应对 - 截至2019年10月29日，公司未经历与管道相关的石油、天然气或NGL生产重大中断，但如果出现运输能力或NGL分馏中断，公司的油气收入、业务、财务状况、经营成果和现金流可能受到不利影响[233] - 公司油气勘探、开发、生产等业务受联邦、州和地方法律法规监管，监管负担增加运营成本并影响盈利能力，如新墨西哥州曾提出对天然气加工商增税和暂停水力压裂法案[235] - 公司油气资产面临自然产量下降问题，会通过钻探、勘探和收购克服，但油价气价下跌时可能减少资本支出和钻探作业[236] - 公司致力于增加油气储量和产量并控制成本，未来勘探开发成本受获取、钻探和完井成本变化影响[237] - 自2018年12月31日以来，公司市场风险来源和影响无重大变化[238] - 公司面临油气和NGL价格波动的市场风险，会通过衍生品金融工具对冲部分价格风险[239] - 公司通常使用无成本（零成本