钻井与运营情况 - 2020年第一季度公司完成22口总运营井，因市场恶化和价格下跌，一季度末暂停钻井计划，8月完成5口此前已钻未完成井，四季度运营1台钻机，年末有2台钻机运营[50] - 截至2020年12月31日，公司有9口（净8.4口）运营井处于钻探、完井或等待完井过程中[68] - 2020 - 2018年开发井中，2020年生产井毛数31口、净数29.5口，干井毛数和净数均为1口；2019年生产井毛数84口、净数73.6口，干井毛数和净数均为2口；2018年生产井毛数80口、净数72.4口，无干井[69] - 2020 - 2018年勘探井中，仅2020年有干井，毛数和净数均为1口[69] 储量情况 - 2020年末，公司探明已开发储量为148,981千桶油当量，探明未开发储量为149,921千桶油当量，总探明储量为298,902千桶油当量；探明已开发储量占比50%，探明未开发储量占比50%[53] - 2020年末，公司总探明储量的税前PV 10%为11.891亿美元，标准化折现未来净现金流为11.847亿美元，折现未来所得税费用为440万美元[53] - 2020年公司探明未开发储量净减少400万桶油当量，花费1.583亿美元资本支出将1860万桶油当量的未开发储量转化为已开发储量，新增5210万桶油当量未开发储量，对先前估计的修订使未开发储量净减少3750万桶油当量[54] - 截至2020年12月31日，公司总估计已探明储量的50%被归类为已探明未开发储量[150] 产量与销售情况 - 2020年公司净产量为24,581千桶油当量，其中石油13,207千桶，天然气41,302百万立方英尺，NGL 4,490千桶；平均销售价格（不含套期保值影响）为每桶油当量23.61美元[61] - 2021 - 2025年原油总交付承诺量为6783.5万桶，2021 - 2022年天然气总交付承诺量为4.26亿MMBtu [70] 运营成本情况 - 2020年公司运营成本为每桶油当量8.95美元，其中租赁运营费用4.45美元， severance和从价税1.60美元，集输、处理和运输费用2.90美元[61] 权益与面积情况 - 截至2020年12月31日，公司在534口总（400口净）生产井中拥有约75%的平均工作权益，主要为产油井[62] - 截至2020年12月31日，公司总租赁面积为106,250英亩（净81,657英亩），其中开发面积为60,267英亩（净45,579英亩），未开发面积为45,983英亩（净36,078英亩）[64] - 截至2020年12月31日，未来五年内到期的未开发面积中，2021年到期的总/净面积为7,776/5,017英亩，2022年为4,183/2,171英亩，2023年为1,335/211英亩，2024年为1,320/1,081英亩，2025年为320/320英亩[66] - 截至2020年12月31日，公司超88%的净面积由生产持有[151] 储量估算情况 - 公司探明储量由独立工程公司Netherland, Sewell & Associates, Inc.估算，估算过程有充分有效的内部控制[56][57] 客户收入占比情况 - 2020 - 2018年，BP America占公司总净收入的比例分别为47%、37%、18% [73] - 2020 - 2018年，Shell Trading (US) Company占公司总净收入的比例分别为20%、11%、19% [73] - 2020 - 2018年，Eagleclaw Midstream Ventures, LLC占公司总净收入的比例分别为8%、8%、12% [73] - 2020 - 2018年，ExxonMobil Oil Corporation占公司总净收入的比例分别为4%、26%、0% [73] 法律法规情况 - FERC对违反《天然气法》和《天然气政策法》的行为可处以最高每天129.1894万美元的民事罚款[87] - 《商品交易法》禁止任何人操纵或企图操纵州际贸易中任何商品的价格[88] - 2016年12月，EPA与环保组织达成同意令，要求其在2019年3月15日前修订某些与油气废物相关的Subtitle D标准法规或确定无需修订，2019年EPA得出无需监管勘探和生产废物的结论[96] - 2015年EPA和美国陆军工程兵团发布WOTUS规则，2017年特朗普发布行政命令要求审查该规则，2019年9月该规则被正式废除，2020年1月特朗普政府发布替代规则《通航水域保护规则》，该规则将在联邦公报发布60天后生效且面临法律挑战[100][101] - 2020年4月美国蒙大拿地区联邦地方法院撤销全国通用许可证NWP 12，5月缩小裁决范围，仅禁止新油气管道建设使用NWP 12，美国陆军工程兵团上诉，7月美国最高法院暂停下级法院命令（除对Keystone XL管道外），2021年1月美国陆军工程兵团发布更新12个NWP的最终规则，将NWP 12拆分为三部分，新规则消除部分预施工通知要求但要求超250英里的新油气管道项目进行预施工通知并获批准[102] - 天然气集输服务由各州监管，FERC对设施分类逐案确定，若FERC重新分类设施，公司输气成本可能增加，且集输设施分类和监管可能因FERC、法院或国会未来决定而改变[90] - 州内天然气运输受州监管机构监管，不同州监管基础、监督和审查程度不同，但公司认为对其运营影响与竞争对手无实质差异，且会影响天然气营销和销售收入[91] - 公司运营受严格的联邦、州和地方法律法规约束，涉及职业安全健康、环境排放和资源保护等方面，违规可能面临多种处罚和限制[93] - RCRA及类似州法律监管危险和非危险固体废物，目前油气相关废物按非危险固体废物规定监管，但未来可能重新分类为危险废物，增加公司废物管理和处置成本[95][96] - CERCLA及类似州法律对危险物质释放相关方施加连带责任，公司运营产生的物质可能受监管，公司拥有或租赁的物业可能受相关法律约束，需承担响应或纠正措施成本[97][98] - CWA及类似州法律对污染物排放实施限制和严格控制，获取CWA许可证过程可能影响公司运营，若新油气管道项目无法使用NWP 12或找到替代合规方式，项目可能延迟[99][102] - OPA对美国水域或毗邻海岸线的石油泄漏相关“责任方”施加责任和义务，违反该法案可能对公司运营产生不利影响[103] - 2015年10月，EPA将地面臭氧国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，2020年12月宣布维持70ppb不变，但可能因2021年1月行政命令被推翻[109] - 2016年6月，EPA发布针对石油和天然气行业甲烷排放的最终规则，2018年9月提议修订，2020年9月最终修订，取消部分要求，但修订面临诉讼挑战且可能被推翻[107] - 2016年11月，BLM发布限制联邦土地上甲烷排放的规则，2018年9月撤销部分规定，2020年10月撤销规则被法院撤销[108] - 2016年6月，EPA发布关于将多个场地汇总为单一空气源的规则，可能使小设施面临更严格许可要求[109] - 2012年和2016年6月，EPA发布关于油气水力压裂的CAA法规，2016年6月发布废水排放限制规则，2014年发布TSCA报告预发布版本[116] - 2015年3月，BLM通过关于联邦和印第安土地水力压裂的规则，2016年被法院推翻，2017年上诉后规则恢复，2017年12月BLM启动撤销规则程序，2020年3月法院维持撤销决定[116][117] - 2020年1月，白宫CEQ提议修改NEPA法规，7月发布最终规则，若规则在2021年1月行政命令审查后生效，可能影响公司运营和许可获取[119] - 新墨西哥州议会曾考虑众议院第206号法案，若通过将实施类似NEPA的环境审查法案，可能影响该州油气项目开发[120] - 2020年8月，FWS和国家海洋渔业局发布修订ESA法规的三项规则，受到州和环保组织联盟挑战[121] 员工情况 - 截至2020年12月31日，公司有151名全职员工，约38%的员工为女性，约24%的员工为非白人[127][129] 市场价格情况 - 2016 - 2020年，WTI原油现货均价为51.21美元/桶，较前五年的85.82美元/桶大幅下降；亨利中心天然气现货均价为2.65美元/百万英热单位，较前五年的3.49美元/百万英热单位下降[141] - 2020年4月20日，WTI原油现货价格一度跌至 - 37.63美元/桶；9月21日，亨利中心天然气现货价格跌至1.33美元/百万英热单位[141] - 截至2020年12月31日，公司的已探明储量及相关标准化计量是根据美国证券交易委员会规则，使用12个月滚动平均基准价格计算，原油为36.04美元/桶（WTI挂牌价），天然气为1.99美元/百万英热单位（亨利中心现货价）[147] - 若2020年末储备估计中使用的原油和天然气价格上涨或下跌10%，已探明储量将分别增加450万桶油当量（2%）或减少2430万桶油当量（8%），已探明储量的税前PV10%将分别增加3.345亿美元（28%）或减少3.277亿美元（28%）[147] - 新冠疫情及相关政府行动导致2020年油气需求下降，沙特阿拉伯降价增产加剧了价格下跌，2020年末和2021年初价格有所回升但仍波动[136][137] 资产减值情况 - 2020年第一季度，因油气价格低迷，公司确认了5.918亿美元的资产减值损失[143] 公司运营风险情况 - 公司面临多项环境相关诉讼，包括候鸟条约法案相关诉讼，且部分诉讼仍在进行中[123] - 公司受职业安全与健康法案及相关州法规约束，需组织和披露危险材料信息[124] - 公司为开发活动中的部分风险购买了保险，但保险范围有限且不确定能否持续以合理保费获得[126] - 2020年第一季度末油价疲软，公司自愿关闭部分第二季度产量[152] - 公司开发和收购项目需大量资本支出，可能无法按满意条款获得所需资本或融资[155] - 公司现金流和获取资本受油价、储量等多种变量影响，收入或信贷额度下降可能限制获取资本能力[156] - 公司部分策略涉及使用水平钻井和完井技术，应用中存在缺乏运输设施、地质异常等风险[160] - 公司运营依赖水的供应，获取水受限或无法经济环保处理产出水会影响财务状况和运营结果[163][164] - 公司生产性资产集中在特拉华盆地，易受该地区供应需求、监管、运输等因素影响[166] - 公司未对所有风险投保，未投保或投保不足事件可能对业务和财务状况产生重大不利影响[158] - 公司确定的钻井位置受商品价格、资本可用性等不确定因素影响，实际钻井活动可能与目前确定的情况有重大差异[153] - 公司生产的可销售性依赖运输等设施，若无法使用或无法以合理条款使用，运营可能中断，收入可能减少[167] - 公司与部分供应商、服务提供商和油气购买方签订多年协议，含最低交易量承诺，未满足可能导致合同处罚[168] - 公司依赖少数重要购买方销售大部分油气和NGL产品，失去主要购买方可能短期内严重影响收入[169] - 多井平台钻井可能导致运营结果波动，影响单井可能影响整个平台生产[171] - 公司未来可能进行资产或业务收购，但评估准确性不确定，整合可能面临困难[172][174] - 额外钻井设备、人员和服务的可用性或成本问题，可能影响公司按预算和时间执行开发计划[175] - 商品价格上涨可能导致成本上升，降低公司盈利能力、现金流和完成开发活动的能力[176] - 公司衍生品活动可能导致财务损失或减少收益，还面临交易对手违约风险[180][182] - CRP债务协议限制公司未来融资能力，增加违约风险[191] - CRP未经贷款人同意，不得进行多项交易，如产生额外债务、对外贷款等[192] - CRP循环信贷安排的借款基数将自动减少未来可发行的高级无抵押票据总名义金额的25%，借款最低可用性条件为未偿还高级有抵押票据本金总额的25%[194] - 气候变化相关法律法规可能增加公司运营成本，减少油气需求[199] - 美国约200个国家于2015年12月同意《巴黎协定》，美国曾退出，现重新加入进程已启动[200] - 水力压裂相关的立法和监管举措可能增加公司成本，限制运营[202] - 燃料节约措施、替代能源竞争力增强等可能降低油气需求，影响公司收入[205] - 投资者对油气行业的负面情绪可能对公司业务、财务状况等产生重大不利影响[206] 股东情况 - Riverstone及其关联方截至2020年12月31日持有公司约33%的有表决权普通股[215] - 特拉华州法律规定，持有公司超过15%有表决权普通股的股东进行某些业务合并需获得大部分有表决权普通股股东的批准[218] 价格变动对销售额影响情况 - 基于2020年12月31日的产量，油价每变动10%，公司2020年油气销售额将变动4760万美元；NGL价格每变动10%，销售额变动470万美元；天然气价格每变动10%，销售额变动580万美元[304] 商品衍生工具交易情况 - 2021年1 - 3月，NYMEX WTI原油互换交易量为99万桶，加权平均价格为41.48美元/桶[306] - 2021年4 - 6月，ICE Brent原油互换交易量为40.95万桶，加权平均价格为54.98美元/桶[306] - 2021年1 - 3月，原油领口期权交易量为31.5万桶，加权平均领口价格范围为40.00 - 48.14美元/桶[306] - 2021年1 - 3月，天然气互换交易量为540万MM