收入构成 - 2020财年，公司收入56%来自石油销售，34%来自天然气销售，9%来自NGL销售，1%来自其他销售[82] 产量表现 - 2020年总产量为5,072,635 Boe，较2019年的4,515,867 Boe增长约12.3%[122] - 2020年平均日产量为13,860桶油当量/天，其中78.8%来自非常规生产[102][103] - 2020年平均日产量为13,860 Boe/天，较2019年的12,331 Boe/天增长约12.4%[122] - 二叠纪盆地是最大产區，日产量为2,641桶油当量/天，其中72.8%为非常规生产[103] - 鹰福特地区产量高度依赖非常规生产，占比达95.2%，日产量为1,637桶油当量/天[103] - 公司总产量中21.2%为常规生产，其中6.5%来自提高石油采收率项目[102][103] 资产与储备 - 截至2020年12月31日，公司拥有约910万总英亩的矿产和特许权权益，以及约460万总英亩的覆盖特许权权益[87] - 根据Ryder Scott储备报告，公司权益对应的已证实石油、天然气和NGL储量为42418 MBoe，其中液体占比43.3%（石油66.9%，NGLs 33.1%），全部归类为已证实已开发正生产储量[87] - 截至2020年12月31日，公司矿产和特许权权益涉及超过97000口总油井，其中二叠纪盆地超过41000口[88] - 公司总净矿产权益面积为55,141英亩，其中99.5%（54,865英亩）已投产[99][100] - 公司在二叠纪盆地拥有最大的净矿产权益面积3,821英亩，且100%已投产[99] - 公司总井数为97,157口，其中二叠纪盆地井数最多，达41,075口[101] - 公司拥有约9,056,101英亩的矿产和特许权使用费土地权益，其中已开发面积为8,962,342英亩[125] - 公司拥有约4,590,400英亩的额外 overriding royalty interests 权益，其中已开发面积为4,568,522英亩[127] - 截至2020年底，公司在超过97,000口总生产井中拥有权益，其中包括超过74,000口油井和超过22,000口气井[123] - 截至2020年12月31日，公司67%的油井数量位于二叠纪盆地、中大陆和DJ盆地/落基山脉/Niobrara地区[83] - 截至2020年12月31日，公司60%的总面积位于二叠纪盆地、中大陆和巴肯/威利斯顿盆地[83] 储备评估与变化 - 2020年末证实储量评估使用的油价为每桶39.57美元，天然气价格为每MMBtu 1.99美元[111] - 2019年末证实储量评估使用的油价为每桶55.69美元，天然气价格为每MMBtu 2.58美元[111] - 2018年末证实储量评估使用的油价为每桶65.56美元，天然气价格为每MMBtu 3.10美元[111] - 截至2020年12月31日，公司已探明储量100%为已开发储量，而2019年和2018年该比例分别为94%和89%[115] - 2020年已探明储量总量为42,418 MBoe，较2019年的43,563 MBoe下降约2.6%[115] - 2020年证实已探明未开发储量从2019年的2,651 MBoe降至0 MBoe，降幅100%，主要由于约2,651 MBoe的负面修正[119] 实现价格 - 2020年石油平均实现价格为每桶36.98美元，较2019年的54.66美元下降约32.4%[122] - 2020年天然气平均实现价格为每千立方英尺1.79美元，较2019年的2.21美元下降约19.0%[122] 运营活动 - 截至2020年12月31日，公司地块上的活跃钻井平台数量为39个，较2019年12月31日的81个减少，主要归因于COVID-19疫情及国际供需失衡[81] 客户集中度 - 截至2020年12月31日，公司最大采购方支付的款项占其收入约7.1%，而2019年和2018年分别为6.0%和10.5%[81] - 2020年、2019年和2018年，最大采购商占公司油气及NGL收入的比例分别约为7.1%、6.0%和10%[583] 融资与信贷 - 公司拥有2.65亿美元的担保循环信贷额度，其借款基础目前也为2.65亿美元，但总承诺额可增至最高5亿美元[86] - 2020财年，董事会批准偿还担保循环信贷额度下2510万美元的未偿借款，其中390万美元与第四季度分配相关，将于2021年第一季度偿还[86] - 截至2020年12月31日，公司担保循环信贷设施项下未偿还借款总额为1.716亿美元[585] 利率与衍生品 - 利率每上升1%，将使公司年度利息支出增加约170万美元[585] - 2021年1月27日，公司订立利率互换协议，将1.5亿美元名义本金的利率锁定在约3.9%，为期三年[586] - 该利率互换覆盖了公司担保循环信贷设施未偿还余额的约87%[586] - 公司通过商品衍生品合约对冲油气价格波动风险[578] - 商品衍生品合约为固定价格互换，公司收取固定价格并向交易对手支付浮动市场价格[579] - 衍生品合约未指定为套期保值，其公允价值变动全额计入当期损益[581] - 衍生品合约存在交易对手信用风险，但未要求交易对手提供抵押品[582] - 截至2020年12月31日，公司仅有一个衍生品交易对手，该对手亦是其信贷设施下的贷款方[582] 市场风险 - 公司主要市场风险来自油气及NGL价格波动 受COVID-19及供需失衡影响[578] 环境法规 - 公司业务受严格环境法规监管，不合规可能导致重大行政、民事和刑事处罚[136] - 资源保护与回收法(RCRA)对非有害废物处理有要求，未来可能将更多废物指定为有害废物，导致管理和处置成本增加[138] - 综合环境反应、赔偿和责任法(CERCLA)对污染负有严格、连带和多种责任，责任方需承担清理、修复和自然资源损害成本[139] - 清洁水法、安全饮用水法和石油污染法(OPA)对水污染物排放有严格限制，违规将面临重大行政、民事和刑事处罚[140][145][146] - 2020年4月最终规则对“美国水域”(WOTUS)定义更窄，若2015年规则最终实施将增加合规成本[141][142][143] - 清洁空气法要求新设施获得许可，现有设施可能产生资本成本以保持合规，2020年规则正在被重新考虑[147] - 公司需按清洁空气法每年监测和报告某些陆上油气生产源的温室气体(GHG)排放[148] - 2021年1月20日行政命令要求EPA考虑暂停、修订或废除2020年规则，美国于2021年2月19日正式重新加入巴黎协定[147][150][151] - 水力压裂受州监管，若联邦法规生效可能增加许可要求和运营限制，导致延迟和成本增加[155] - EPA 2016年最终规则要求对2015年1月1日后建造或再压裂的天然气井使用减排完井，实现挥发性有机化合物(VOC)排放减少95%[156][157][158] - 公司面临水力压裂法规风险 可能增加运营成本和延迟[161][162] 土地与租赁政策 - 2021年1月20日美国内政部暂停联邦土地化石燃料租赁60天[164] - 2021年1月27日拜登行政命令暂停公共土地新油气租赁并审查现有许可[165] 行业特定法规 - 联邦能源监管委员会（FERC）对州际天然气运输费率及服务条件进行监管[172] - 州法规可能限制油气产量 并规定井口最大日产量[180] 税务 - 德州对石油开采征收4.6%采掘税（提高采收率为2.3%） 天然气征收7.5%采掘税[179] 人力资源 - 截至2020年12月31日运营员工约25人 女性占比32% 男性占比68%[185] 疫情影响 - 2020年3月中限制办公室仅必要员工进入 5月中自愿开放办公室[187] 宏观经济 - 2018年1月1日至2020年12月31日期间，美国通胀率相对较低，未对经营业绩产生重大影响[587]