Table of Contents UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION WASHINGTON, DC 20549 FORM 10-Q _________________________________ ☒ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended June 30, 2021 ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from ____________ to____________ Commission File No. 001-33999 NORTHERN OIL AND GAS, INC. (Exact Name of Registrant as Specified ...

公司资产与业务规模 - 截至2021年3月31日，公司参与6688口总井（482.3口净井）生产，租赁约182,972净英亩土地，其中约90%已开发且大多位于美国威利斯顿盆地[179] 产量相关指标变化 - 2021年第一季度平均日产量约38,417桶油当量/天，其中约76%为石油，较2020年第四季度增长8%，该季度新增6.7口净井投入生产，2020年第一季度新增7.3口净井[180] - 2021年第一季度石油产量2630178桶，较2020年的3138380桶下降16%；天然气和NGLs产量4964263千立方英尺，较2020年的5049120千立方英尺下降2%；总产量3457555桶油当量，较2020年的3979900桶油当量下降13%[200] - 2021年第一季度末净生产井数量为482.3口，较2020年的464.8口增长4%[200] - 2021年和2020年第一季度，石油分别占公司总产量的76%和79%；2020年公司对冲了约89%的产量，2021年第一季度对冲了约79%的产量[221] 开发资本支出变化 - 2020年公司将开发资本支出降至1.628亿美元，较2019年减少56%[182] 股票拆分情况 - 2020年9月18日，公司进行了1比10的反向股票拆分[183] 油价差价变化 - 2021年第一季度公司对纽约商品交易所（NYMEX）基准油价的差价为6.56美元/桶，2020年第一季度为8.50美元/桶[190] 油井授权支出成本变化 - 2021年前三个月公司参与的油井加权平均总授权支出成本为690万美元，2020年为750万美元[191] 市场价格变化 - 截至2021年3月31日的三个月，NYMEX原油平均价格为58.13美元/桶，较2020年同期高28%；天然气平均价格为3.37美元/千立方英尺，较2020年同期高76%[194][195][196] - 2021年第一季度公司实现的原油价格较2020年第一季度高5%，实现的天然气价格较2020年第一季度高50%[195][196] 未平仓价格互换情况 - 截至2021年3月31日，公司未平仓原油价格互换总量为1070万桶，加权平均价格约为53.52美元/桶；未平仓天然气价格互换总量为2810万百万英热单位，加权平均价格约为2.81美元/百万英热单位[197] 销售相关指标变化 - 2021年第一季度石油销售1.35647亿美元，较2020年的1.16333亿美元增长17%；天然气和NGL销售2168.4万美元，较2020年的1386.3万美元增长56%[200] - 2021年第一季度石油平均销售价格为每桶51.57美元，较2020年的37.07美元增长39%；天然气和NGLs平均销售价格为每千立方英尺4.37美元，较2020年的2.75美元增长59%[200] 商品衍生品盈亏变化 - 2021年第一季度已结算商品衍生品亏损729.7万美元，2020年为盈利3150.6万美元；未结算商品衍生品亏损1.28638亿美元，2020年为盈利3.45075亿美元[200] - 2021年第一季度商品衍生品净亏损1.359亿美元，2020年为盈利3.766亿美元[204] - 2021年第一季度，未结算商品衍生品损失为1.286亿美元，而2020年第一季度为收益3.451亿美元；截至2021年3月31日，所有衍生品合约按公允价值记录，净负债为9470万美元，较2020年12月31日的3370万美元净资产减少1.284亿美元[206] 费用相关指标变化 - 2021年第一季度生产费用3431.2万美元，较2020年的3733.5万美元下降8%；生产税1345.3万美元，较2020年的1189.6万美元增长13%[200] - 2021年第一季度，生产费用为3430万美元，低于2020年第一季度的3730万美元；生产税为1350万美元，高于2020年第一季度的1190万美元；一般和行政费用为680万美元，高于2020年第一季度的490万美元[207][208][211] - 2021年第一季度折耗、折旧、摊销和增值（DD&A）为3120万美元，2020年同期为6180万美元，折耗费用减少3060万美元，主要因产量下降13%和每桶油当量折耗率下降42%[212] - 2021年第一季度利息费用为1350万美元，2020年同期为1660万美元，主要因债务利率降低和债务水平下降[213] - 2021年第一季度债务清偿损失为1260万美元，2020年同期为550万美元[214] 资产收购情况 - 2021年第一季度公司签订协议以1.209亿美元现金及认股权证收购阿巴拉契亚盆地的天然气资产[218] - 2021年第一季度公司以1.209亿美元现金和325万份认股权证收购阿巴拉契亚盆地天然气资产[218] 债务与流动性情况 - 截至2021年3月31日，公司未偿还债务包括循环信贷安排借款2.63亿美元、2028年票据本金5.5亿美元和第二留置权票据本金1570万美元[220] - 截至2021年3月31日，公司总流动性为3.997亿美元，包括循环信贷安排可用借款3.97亿美元和现金270万美元[220] - 截至2021年3月31日，循环信贷安排的借款基础为6.6亿美元，未偿还借款为2.63亿美元，可用借款能力为3.97亿美元[223][232] - 截至2021年3月31日，公司2028年到期的高级无抵押票据未偿还本金为5.5亿美元，2023年到期的高级有抵押第二留置权票据未偿还本金为1570万美元[233][234] - 截至2021年3月31日，公司有2218732股6.5%的A系列永久累积可转换优先股流通在外，总清算偏好为2.219亿美元[235] - 截至2021年3月31日，公司未偿还债务包括2.63亿美元循环信贷借款、5.5亿美元2028年到期票据和1570万美元第二留置权票据，总流动性为3.997亿美元[220] 营运资金情况 - 2021年3月31日，公司营运资金赤字为5350万美元，较2020年12月31日的5680万美元有所减少；流动资产减少2320万美元，流动负债减少2650万美元[223] - 截至2021年3月31日，公司营运资金赤字为5350万美元，较2020年12月31日的5680万美元有所减少[223] 融资与偿还情况 - 2021年第一季度，公司完成普通股发行，净收益1.329亿美元；发行5.5亿美元2028年到期的高级无抵押票据，估计净收益5.384亿美元；全额偿还并赎回1.3亿美元2022年到期的高级无抵押本票；赎回并退休2.721亿美元2023年到期的高级有抵押第二留置权票据；循环信贷安排下的未偿还借款从2020年12月31日的5.32亿美元降至2021年3月31日的2.63亿美元[223] 现金流量情况 - 2021年和2020年第一季度，经营活动提供的净现金分别为6280万美元和1.007亿美元；投资活动使用的净现金分别为5270万美元和1.045亿美元；融资活动使用的净现金分别为880万美元和370万美元[225] - 2021年第一季度，经营活动净现金减少是由于产量降低和营运资金变化，部分被更高的实现价格和更低的利息成本所抵消；投资活动使用现金减少是由于开发和收购支出减少6940万美元；融资活动使用现金增加主要是由于回购第二留置权票据、偿还无抵押本票和循环信贷安排下的净还款[226][227][231] - 2021年第一季度经营活动净现金为6280万美元，2020年同期为1.007亿美元，主要因产量下降和营运资金变化[225][226] - 2021年第一季度投资活动现金使用量为5270万美元，2020年同期为1.045亿美元，主要因开发和收购支出减少6940万美元[225][227] - 2021年第一季度融资活动净现金使用量为880万美元，2020年同期为370万美元，主要因回购第二留置权票据、偿还无担保票据和循环信贷借款[225][231] 关键会计政策情况 - 公司涉及重大估计的关键会计政策包括天然气和原油生产资产减值测试、资产弃置义务、收入确认、衍生工具和套期活动以及所得税[238] - 公司2020年12月31日财年涉及重大估计的关键会计政策与10 - K年度报告中披露的相比无重大变化[238] - 公司关键会计政策的描述见2020年12月31日财年10 - K年度报告第二部分第8项财务报表附注2[239]

财务数据和关键指标变化 - 一季度产量平均为每天38,417桶油当量，较第四季度增长8% [28] - 一季度调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为9880万美元，自由现金流为4170万美元，分别较第四季度增长5%和43% [29] - 一季度石油差价为6.56美元，较第四季度改善约5%，较疫情低点改善38% [30] - 一季度租赁运营费用为3430万美元，即每桶油当量9.92美元，略高于全年指导范围 [31] - 一季度现金一般及行政费用（G&A），不包括与马塞勒斯交易相关的一次性收购成本，为每桶油当量1.01美元，比第一季度指引中点好约12% [32] - 一季度资本支出为3810万美元，较第四季度减少22% [33] 各条业务线数据和关键指标变化 - 生产方面，减产情况降至每天2000桶，油井生产率超过内部估计 [23] - 支出方面，一季度资本支出为3810万美元，部分运营商的油井成本实现低于预期，一季度收到约40个新油井提案，选择了约一半，平均油井成本约为700万美元，预计未来平均油井成本在700 - 750万美元之间 [24] 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 - 持续改善资产负债表，降低经营杠杆，预计年底绝对债务减少，杠杆比率低于2倍，到2022年年中降至1.5倍左右 [13] - 拥有大量收购机会，目前正在评估15个不同的资产包机会，主要集中在威利斯顿、二叠纪和鹰福特地区，认为自己是非运营权益的自然整合者 [16] - 宣布首次季度股息为每股0.03美元，未来股息增长与整体杠杆降低直接相关，若收购成功或油价持续强劲，可能加速股息增长策略 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在过去一年中受益于套期保值策略、股东和贷款人的支持，能够在疫情期间蓬勃发展 [9] - 一季度业绩超出内部预测，随着时间推移，单位成本将继续下降，进入年中时，公司领先于2021年计划 [11] - 行业前景光明，机会不断增加，公司由投资者运营，为投资者服务 [21] 其他重要信息 - 会议中可能讨论非公认会计准则（GAAP）财务指标，如调整后EBITDA和自由现金流，与最接近的GAAP指标的对账可在今早发布的收益报告中找到 [6] - 预计第二和第三季度资本支出最高，特别是马塞勒斯资产的开发预计在年中进行 [34] - 公司通过债务和股权发行加强了资产负债表和流动性状况，总收益约为6.9亿美元 [34] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何管理股息增长，是否考虑将自由现金流的一定比例用于资产负债表和股息增长 - 目标是将可分配现金流的约三分之一返还给股东，随着达到内部杠杆目标，将与股东分享更多现金流，接近1倍杠杆时有望达到该比例 [45] [46] 问题2: 平均最终费用（AFE）下降，是否意味着全年预算有下调倾向 - 可能存在下调压力，但考虑到钻机数量增加，暂时维持预算不变 [47] 问题3: 达到三分之一派息率时，如何考虑通过基础股息还是其他机制（如可变股息）实现 - 首先建立小而稳定的基础股息并逐步提高，特殊股息可应对商品价格波动，有一定作用，若持续超内部目标，特殊股息可加快派息速度 [53] [55] 问题4: 超过100亿美元的机会是否特指非运营机会，正在评估的机会规模如何 - 是100%非运营机会，主要集中在二叠纪和巴肯地区，机会规模从1000万美元到超过5亿美元不等，理想规模在1 - 2亿美元左右 [57] 问题5: 公司能进行的最大交易规模是多少 - 业务和资本市场可支持5亿美元的交易，但公司更倾向于适度规模的交易，也可与金融合作伙伴合作进行大型交易 [59] [61] 问题6: 威利斯顿地区运营商已钻但未完成（DUC）油井的完井节奏是否随商品价格上涨而变化 - 第一季度DUC油井数量减少，4月情况类似，预计随着运营商处理DUC油井，钻机和新油井提案将跟进，整体活动呈上升趋势 [64] [66] 问题7: 二叠纪地区私人运营商钻机数量反弹，是否改变公司对收购与处置（A&D）机会的看法 - 公司针对二叠纪地区一些高质量私人运营商进行了大量收购，这些运营商非常活跃，公司目标是围绕他们的近期开发项目进行收购 [67] [68] 问题8: 油价上涨是否改变公司的回报要求 - 油价上涨时，公司更加谨慎和选择性，希望购买在40美元和65美元油价下都能盈利的资产，避免投资边际或二级地区的物业 [74] 问题9: 股东超额回报的决策是由公司还是董事会主导 - 这是董事会的决策，董事会积极参与讨论，根据公司的指标和目标来决定，随着公司成功降低杠杆，回报决策将相对机械 [77] [78] 问题10: 基础股息达到上限后，特殊或可变股息是否优于股票回购 - 公司认为勘探与生产（E&P）行业在股票回购方面表现不佳，希望股东能直接获得现金回报，因此更倾向于特殊或可变股息 [83] 问题11: 一季度的修井成本和活动是否是因为年初恢复大量钻机，这种情况是否会在年内消退 - 修井成本是由于减少产量的油井需要重新加压和维护，从去年12月开始，3月左右达到高峰，预计后续会逐渐下降，但仍会略高于正常水平 [89] [90] 问题12: 2000万美元和2亿美元交易在管理时间投入上有何不同 - 公司组织架构适合收购业务，交易规模变化对工作流程影响不大，业务开发是大部分员工的主要职能 [92] 问题13: 如果2022年油价维持当前水平，E&P行业支出会如何变化 - 行业支出变化取决于市场对非自律行为的奖励情况，同时美国公司面临主要储层减少、库存和资本效率挑战，难以维持过去的钻探速度，油价过高可能导致行业自律性下降 [94] [98] 问题14: 马塞勒斯地区的地面游戏机会前景如何 - 目前该地区有一些小机会，但符合公司标准的不多，有两个高质量非运营资产目前不出售，若上市会考虑 [104] [105] 问题15: 反向询价的形式有哪些 - 包括金融合作伙伴、运营商和传统非运营资产持有者的询价，公司可根据投资标准选择合适的机会 [107] [108] 问题16: 公司对优先股的看法以及理想的资本结构是什么 - 公司的优先股是永久性权益工具，理想情况是通过创造价值推动股价上涨，使其最终转换，若杠杆合适且现金流充足，也可回购优先股 [114] [116] 问题17: 优先股回购是否有溢价 - 优先股回购与股票一样，可在市场上直接购买 [117] 问题18: 衍生品的市值计价情况以及是否有到期日 - 衍生品市值计价是价值变化的反映，并非实际损失，随着油价上涨，对冲组合价值下降，实际现金损失约700万美元，对冲时间表在公司文件和演示中公布 [122] [125]

业绩总结 - Q1自由现金流为4170万美元，环比增长43%[11] - Q1年化自由现金流收益率为17.6%[11] - Q1回收比率为3.16倍，资本回报率(ROCE)为25.4%[14] - 2021年预计自由现金流超过1.4亿美元，2025年前超过7亿美元[58] - 2021年预计杠杆率低于2倍，目标为1.0倍[58] 用户数据 - Q1日产量为38400桶油当量/天，较2020年第四季度增长7.5%[19] - 2021年第一季度的生产量为38,417桶油当量/天，涉及45个不同的运营商[85] - 2021年马塞勒斯的年产量预计为7500到8500百万立方英尺/天[43] - 2021年整体年产量预计为37750到42750桶油当量/天[43] 资本支出与融资 - 公司在第一季度完成了6.9亿美元的债务和股本融资[27] - 2021年资本支出预计在2亿到2.5亿美元之间[43] - 总资本支出预计在2000万到2500万美元之间[47] - 2021年每桶现金一般和行政费用为1.06美元，较2020年有所下降[92] 生产与成本 - 每桶生产费用为8.75 - 9.75美元[46] - 每桶现金一般和行政费用（不包括一次性交易成本）为0.80 - 0.90美元[45] - 非现金费用为每桶0.20美元，生产税占净油收入的10%[48] - 每千立方英尺的生产、资产一般和营销费用为0.85 - 0.95美元，油占生产量的78% - 80%[49] 衍生品对冲 - 2021年第一季度，公司的原油衍生品价格掉期每日对冲量为24,333桶，总对冲量为2,190,000桶，平均价格为55.66美元/桶[121] - 2021年第二季度，公司的天然气衍生品价格掉期每日对冲量为65,104百万英热单位，总对冲量为5,924,507百万英热单位，平均价格为2.741美元/百万英热单位[121] - 2022年第一季度，公司的原油衍生品价格掉期每日对冲量为16,078桶，总对冲量为1,447,000桶，平均价格为53.40美元/桶[121] 负面信息 - 净收入亏损为975,355千美元，较上年亏损增加了232.5%[132] - 油气资产减值为1,163,959千美元，较上年增加了389.5%[132] 其他信息 - 公司控制的756个未来钻探位置中，超过60%由财务状况良好的公司控制[108] - 在“前四大”县中，77%的净位置被占有[108] - 2020年末，公司的PUD井表现超出储备审计师预期[111]

油气产量数据 - 2020年石油净产量9361138桶，2019年为11325418桶，2018年为7790182桶；天然气和NGLs净产量2020年为16473287千立方英尺，2019年为16590774千立方英尺，2018年为9224766千立方英尺[226] - 2020年和2019年，石油分别占公司总产量的77%和80%，分别对冲了约104%和76%的原油产量[323] 油气销售价格数据 - 2020年石油平均销售价格为32.61美元/桶，2019年为50.74美元/桶，2018年为57.78美元/桶；天然气和NGLs平均销售价格2020年为1.14美元/千立方英尺，2019年为1.60美元/千立方英尺，2018年为4.74美元/千立方英尺[226] 开发油井数量 - 2020年开发油井285口（净17.8口），2019年为615口（净43.0口），2018年为505口（净31.2口）[228] 公司主要资产情况 - 截至2020年12月31日，公司主要资产包括约183527净英亩位于美国的土地，约90%的总面积已开发[231][232] 净英亩租约到期情况 - 2020 - 2025年及以后待到期的净英亩数分别为4947、6923、3152、1083、2774英亩，2020年约1720净英亩租约到期，成本为290万美元[235] 油气资产折耗费用 - 2020年油气资产折耗费用为160643000美元，2019年为209050000美元，2018年为118974000美元；折耗费用（每桶油当量）2020年为13.27美元，2019年为14.84美元，2018年为12.75美元[241] 未结算商品衍生品收益及公允价值 - 2020年未结算商品衍生品收益为3990万美元，2019年损失为1.732亿美元，2018年收益为2.079亿美元；截至2020年12月31日，衍生品合同公允价值为净资产3370万美元，较2019年的净负债520万美元增加3890万美元[295] 生产费用 - 2020年生产费用为1.163亿美元，2019年为1.189亿美元，2018年为6660万美元；每单位生产费用从2019年的8.44美元/桶油当量增至2020年的9.61美元/桶油当量，增幅14% [296] 生产税 - 2020年生产税为2980万美元，2019年为5780万美元，2018年为4530万美元；生产税占油气销售的百分比2020年为9.2%，2019年为9.6%，2018年为9.2% [297] 研发及交付承诺情况 - 公司不预计在运营计划下进行任何重大研发，目前也没有来自油井产品的交付承诺[242][243] 一般及行政费用 - 2020年一般及行政费用为1850万美元，2019年为2360万美元，2018年为1460万美元，2020年较2019年减少主要因薪酬费用减少410万美元和专业费用减少100万美元[298] 损耗、折旧、摊销及增值（DD&A） - 2020年损耗、折旧、摊销及增值（DD&A）为1.621亿美元，2019年为2.102亿美元，2018年为1.198亿美元；2020年每桶油当量损耗费用为13.27美元，2019年为14.84美元，2018年为12.75美元；2020年较2019年损耗费用减少是因产量下降14%和每桶油当量损耗率下降11%，2019年较2018年增加是因产量增加51%和每桶油当量损耗率增加16%[300] 油气资产减值情况 - 2020年公司因低商品价格对油气资产计提10.667亿美元非现金上限测试减值，2019年和2018年未计提[301] 利息费用 - 2020年利息费用（扣除资本化利息）为5850万美元，2019年为7920万美元，2018年为8600万美元；2020年较2019年减少因未偿还债务余额减少和循环信贷安排利率降低，2019年较2018年减少因循环信贷安排利率低于先前定期贷款安排[303] 债务清偿损失 - 2020年债务清偿损失为370万美元，2019年为2320万美元，2018年为1.734亿美元[304] 债务交换衍生工具负债收益 - 2019年和2018年债务交换衍生工具负债收益分别为140万美元和损失60万美元，2020年无相关收益或损失[305] 或有对价损失 - 2019年和2018年或有对价损失分别为2950万美元和2900万美元，2020年无相关收益或损失[306] 所得税收益及有效税率 - 2020年、2019年和2018年所得税收益分别为20万美元、0和10万美元，三年有效税率均为0[307] 净亏损及调整后净利润 - 2020年净亏损9.06亿美元（摊薄后每股亏损21.55美元），2019年净亏损7630万美元（摊薄后每股亏损2.00美元），2018年净利润1.437亿美元（摊薄后每股盈利6.07美元）；2020年调整后净利润为9600万美元（摊薄后每股1.82美元），2019年为1.209亿美元（摊薄后每股3.06美元），2018年为1.407亿美元（摊薄后每股5.94美元）[310][311] 调整后EBITDA - 2020年调整后EBITDA为3.518亿美元，2019年为4.542亿美元，2018年为3.493亿美元[312] 净收入及调整后EBITDA - 2020 - 2018年净收入分别为 - 906041千美元、 - 76318千美元、143689千美元，调整后EBITDA分别为351774千美元、454193千美元、349283千美元[318] 未偿还债务及流动性 - 截至2020年12月31日，公司有未偿还债务，包括循环信贷安排下的5.32亿美元借款、2.878亿美元2023年到期的8.5%高级有担保第二留置权票据、1.3亿美元2022年到期的6%高级无担保本票，流动性为1.294亿美元[320] 2021年融资交易情况 - 2021年2月，公司完成多项融资交易，包括普通股发行预计净收益1.324亿美元、发行5.5亿美元2028年到期的8.125%高级无担保票据预计净收益5.37亿美元，还全额偿还并赎回1.3亿美元无担保VEN Bakken本票，赎回2.721亿美元第二留置权票据，剩余1570万美元未偿还[321][322] 营运资金赤字 - 截至2020年12月31日，公司营运资金赤字为5680万美元，2019年为7040万美元，流动资产减少740万美元，流动负债减少2100万美元[327] 衍生品互换合约情况 - 截至2020年12月31日，公司签订石油衍生品互换合约，2021年对冲750万桶，均价55.06美元/桶，2022年对冲80万桶，均价50.49美元/桶；天然气衍生品互换合约，2021年对冲1300万MMbtu，均价2.5美元/MMbtu，2022年对冲370万MMbtu，均价2.61美元/MMbtu[328] 经营、投资、融资活动净现金 - 2020 - 2018年经营活动净现金分别为3.317亿美元、3.397亿美元、2.443亿美元，投资活动净现金分别为 - 2.839亿美元、 - 5.691亿美元、 - 4.745亿美元，融资活动净现金分别为 - 6240万美元、2.431亿美元、1.304亿美元[329] 经营活动净现金变化原因 - 2020年经营活动净现金减少是由于产量同比降低14%、实现价格下降8%，部分被较低利息成本抵消；2019年增加是由于产量同比增加51%和较低利息成本，部分被实现价格下降9%抵消[330] 投资活动现金使用情况 - 2020 - 2018年投资活动现金使用分别为2.839亿美元、5.691亿美元、4.745亿美元，主要用于钻探、开发和收购成本[331] 融资活动净现金变化原因 - 2020 - 2018年融资活动净现金分别为 - 6240万美元、2.431亿美元、1.304亿美元，2020年主要是循环信贷安排借款净减少4800万美元和回购1350万美元第二留置权票据[334] 优先股情况 - 截至2020年12月31日，公司有220万股6.500% A系列永久累积可转换优先股流通在外，清算优先权总计2.219亿美元[339] 合同义务和承诺 - 2020年12月31日，公司的合同义务和承诺总计10.74428亿美元，其中短期债务6500万美元，长期债务3.52755亿美元，5320万美元，现金利息费用1.24333亿美元[345] 已探明油气储量情况 - 公司约31%的已探明油气储量为已探明未开发储量[349] 储量评估情况 - 2020年12月31日，第三方独立储量工程师评估了公司100%的估计已探明储量及其相关的税前未来净现金流[351] 每桶油当量平均折耗费用 - 2020年全年，公司每桶油当量的平均折耗费用为13.27美元[355] 全额成本减值费用 - 2020年全年，公司记录了10.667亿美元的全额成本减值费用，2018年和2019年未记录任何全额成本减值费用[357] 衍生工具使用情况 - 公司使用衍生工具管理油气价格波动带来的市场风险，所有衍生工具按公允价值计入资产负债表，并在每个期末按市值计价[358][359] 衍生品合约目的 - 公司进入衍生品合约以减少商品价格波动的影响，实现更可预测的现金流[363] 衍生品套期保值情况 - 公司通常使用衍生品对其预期未来产量的很大一部分进行经济套期保值[364] 原油互换交易情况 - 2021年Q1 - Q4原油互换交易量分别为219万桶、192.9208万桶、169.441万桶、173.1506万桶，加权平均价格分别为55.66美元、56.38美元、54.07美元、53.80美元[366] - 2022年Q1 - Q4原油互换交易量分别为47.25万桶、11.375万桶、11.5万桶、11.5万桶，加权平均价格分别为51.47美元、49.14美元、49.14美元、49.14美元[366] - 2022年可执行的原油衍生品合约名义交易量为310万桶，若行使，2022年Q1 - Q4合约交易量分别增加101.025万桶、102.1475万桶、54.97万桶、54.97万桶，加权平均价格分别为53.20美元、53.20美元、51.71美元、51.71美元[366] - 2023年可执行的原油衍生品合约名义交易量为150万桶，若行使，2023年Q1 - Q4合约交易量分别增加63万桶、27.3万桶、27.6万桶、27.6万桶，加权平均价格分别为49.80美元、46.59美元、46.59美元、46.59美元[367] 原油基差对冲情况 - 截至2020年12月31日，公司为2021年对冲约150万桶原油基差，加权平均价格为 - 2.39美元/桶[367] 天然气互换交易情况 - 2021年Q1 - Q4天然气互换交易量分别为337.5万MMBTU、318.5万MMBTU、322万MMBTU、322万MMBTU，加权平均价格分别为2.47美元、2.51美元、2.51美元、2.51美元[369] - 2022年Q1 - Q4天然气互换交易量分别为90万MMBTU、91万MMBTU、92万MMBTU、92万MMBTU，加权平均价格均为2.61美元[369] 长期债务利率情况 - 截至2020年12月31日，公司长期债务包含固定和浮动利率借款，循环信贷安排利率为浮动利率[370] 利率互换名义金额 - 截至2020年12月31日，公司利率互换总名义金额为2亿美元[371] 短期利率上升影响 - 2020年12月31日，短期利率上升1%，公司每年将增加约330万美元利息费用[371] 资产负债表外安排情况 - 公司目前没有对投资者有重大影响的资产负债表外安排[361]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度产量平均为每天35,738桶油当量，较第三季度增长23%，处于指引高端 [39] - 第四季度调整后EBITDA为9430万美元，较第三季度增长14%，主要因产量增加和季度末活动提前 [40] - 第四季度石油差价为6.94美元，较第二季度最低水平改善约35% [41] - 第四季度租赁运营费用为2820万美元，即每桶油当量8.58美元，较第三季度环比下降5% [42] - 第四季度现金一般及行政费用为每桶油当量1.04美元 [42] - 预计2021年租赁运营费用年初因修井活动成本增加而升高，随后随着新井投产而趋于平稳 [43] - 预计考虑Reliance交易和不断增长的石油产量后，现金一般及行政费用约为每桶油当量0.80美元，为公司历史最低，也是行业最低之一 [44] - 第四季度债务水平减少约3900万美元，2020年全年共减少1.78亿美元 [44] - 第四季度资本支出为4890万美元，其中有机钻探和完井资本为1790万美元，总可自由支配收购资本（包括收购钻探和完井资本）为3100万美元 [45] - 2020年开发资本支出为1.628亿美元，较2019年减少56% [46] - 截至目前，公司循环信贷安排有2.87亿美元借款，可用借款额度为3.73亿美元 [48] 各条业务线数据和关键指标变化 威利斯顿盆地 - 随着大宗商品价格上涨，减产情况正在缓解，预计剩余产量将在第二季度初恢复上线 [32] - 盆地内钻机数量维持在较低水平，但优质地面游戏机会良好，运营商专注于核心区域 [32] - 正在进行的油井预计将是多年来产量最高的钻探项目之一 [33] - 第四季度油井完井提前，预计第一季度季节性天气过后，完井和新钻探活动将在第二、三季度增加 [34] 二叠纪盆地 - 自去年9月进入该盆地以来，已完成七笔交易，总金额约3200万美元，包括开发成本 [35] - 地面游戏和打包收购机会处于多年来的高位，公司会筛选符合或超过门槛收益率的项目 [35] 马塞勒斯盆地 - 预计4月完成与Reliance的收购交易 [36] - 第四季度末，EQT接管资产运营权，预计运营变化将带来成本降低和油井产量提高 [36] - 独特的合资企业结构为公司提供协作和长期透明度，与其他投资组合的积极管理相契合 [36] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司成为美国最大的非运营整合商，战略是继续发展壮大，同时保持财务审慎，致力于建立和维护强大的资产负债表 [11][12] - 2021年预计杠杆率低于两倍，目标是未来几年将杠杆率进一步降至约一倍 [12] - 从威利斯顿单一盆地公司转变为三盆地公司，实现多元化，提高资本分配灵活性 [25] - 尽管油价高企市场乐观，但公司在资本部署上保持纪律，增长应是良好投资纪律的结果，而非支出决策的驱动因素 [26] - 随着整合Reliance资产并持续交付业绩，公司将在夏季与董事会讨论建立长期股息策略 [27] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年对投资者、石油行业来说是动荡的一年，但公司团队成功应对，进入2021年公司规模更大、实力更强，资产负债表干净无杠杆 [19][20] - 预计今年产量将比2017年增长两倍多，债务调整后每股现金流预计比2017年翻番 [21] - 公司在2020年逆周期投资的项目开始产生回报，风险管理（套期保值）使公司在低迷时期能够减少债务，随着价格上涨，这一进程将加速 [24] - 市场上有超过100亿美元的工作权益机会需要合理化，公司专注于增强企业实力、提高盈利能力，为股东提供卓越回报 [28] 其他重要信息 - 公司计划今年夏天开始实施适度的股息政策，并随着时间推移逐步增加股息 [17][27] - 公司感谢Wells Fargo、Bank of America和RBC等合作伙伴的支持 [18] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 关于今年夏天与董事会讨论实施股息策略的更多细节，包括股息类型和股东回报角度的考虑 - 公司原本计划去年开始分红，但因市场情况未能实现，目标是先让公司强大，建立稳固的资产负债表，然后从小规模开始分红并逐步增长 [55] - 公司会考虑可变股息，但担心市场低迷时会引入波动性，总体倾向于可增长的股息，随着杠杆率下降和业务风险降低，股息增长可以加速 [59][61] 问题2: 近期进入二叠纪和马塞勒斯盆地后，公司是否对其他盆地开放，以及如何看待这三个盆地的地位 - 公司是经济驱动型的，对不同盆地持开放态度，但会考虑不同地区的风险，倾向于进入钻机活跃、活动频繁的地区 [64] - 俄克拉荷马州地质风险过高，DJ盆地政治风险较大，公司可能会避开，而二叠纪、马塞勒斯和威利斯顿是活跃且回报率高的盆地 [65] 问题3: 公司实施股息政策的信心来源，以及与不支付股息的小市值同行相比，为何选择现在支付股息 - 公司有清晰的去杠杆路径，适度的股息对去杠杆速度影响不大，且公司业务利润率高、稳定性强、产量下降曲线低，基础业务稳定，具备支付股息的条件 [72][74] - 公司目标是成为多十亿美元市值和更大EBITDA的企业，支付股息是对股东的承诺，且不会阻碍公司发展壮大的目标 [75][76] 问题4: 威利斯顿盆地目前的情况，包括同行推迟完井的影响、钻机数量变化以及对产量的影响 - 第四季度运营商通过完井将资本转化为生产力的速度最快，目前完井活动仍在进行，春季过后活动将加速 [79] - 修井活动回报率高，能在一个月内使油井投产，是高效的资本利用方式 [80] - 随着已钻未完井（DUC）积压减少，预计钻机数量将增加，但主要是为了替代开发活动，而非增加产量 [80] - 公司未看到除一家大型运营商外的其他项目推迟，若油价保持强劲，预计年中部分项目会提前进行 [82] 问题5: 2021年生产和资本支出的节奏，以及产品组合和支出的考虑 - 预计第一季度资本支出低于第四季度，第二季度资本支出最高，主要是马塞勒斯盆地的支出，第三、四季度逐步下降 [90] - 天然气资产预计6月首次完井并销售，下半年产量将大幅增加，威利斯顿盆地产量在第一季度相对平稳，第二季度开始加速增长，年中达到峰值后保持稳定 [94][95] - 公司在资本支出预算中考虑了地面游戏交易，机会虽多但门槛高，需对各方有利且符合长期战略 [98][99] 问题6: 各盆地地面游戏交易的流量情况，以及是否有意愿在马塞勒斯盆地增加业务深度 - 马塞勒斯盆地交易多为打包形式，地面游戏机会可能不如二叠纪和威利斯顿盆地多 [104] - 二叠纪盆地每天有一到三笔地面游戏交易机会，但经济情况差异较大，公司筛选严格；威利斯顿盆地地面游戏机会质量高，竞争相对较小 [105] 问题7: 第四季度产量减产的性质，是否集中在一两个运营商 - 减产主要集中在少数运营商，部分是由于邻井作业导致油井关闭，部分是因为油井压力不足需要修井安装电潜泵（ESP） [108] - 目前已有部分产量恢复，预计第二季度初大部分减产产量将恢复上线 [110] 问题8: 公司在交易决策时的考虑因素，是否因公司规模变化而有所不同 - 公司交易决策方法基本不变，仍以资本回报率为核心，包括总回报内部收益率（IRR）等指标 [120] - 马塞勒斯交易的工作权益较高，但有相应的治理措施降低风险，一般情况下，过高的工作权益若无足够支持，公司会谨慎对待 [121] - 公司规模扩大后，在竞争中具有优势，对于较大规模的地面游戏交易，部分竞争对手可能退出，公司也有机会与其他方合作 [122][123] 问题9: 威利斯顿盆地正在进行的油井在未来冬季的投产情况和产量预期 - 油井投产时间受油价和运营商计划影响，若油价高，运营商可能更积极；一般冬季活动水平会下降，但情况会因年份而异 [126] - 今年冬季部分运营商提前完成油井，使产量在冬季仍能增加；预计未来冬季，油井将在第二、三季度钻探和完井，第四季度和第一季度活动水平下降 [127] 问题10: Reliance收购资产在4月关闭时的净产量水平，以及全年生产节奏 - 马塞勒斯资产在2020年7月日产约9000万美元，由于活动减少，第一季度产量降至约6000万美元，第二季度开始完井后，产量预计回升至7500 - 8000万美元，并保持稳定 [132] - 威利斯顿盆地第一季度产量与第四季度持平，第二季度开始加速增长，随后保持相对稳定 [133] 问题11: 公司未来几年是否会开始支付现金税 - 由于净运营亏损（NOL）的三年滚动结构，以及2018年的所有权变更情况，公司预计在NOL方面不会有问题，未来几年不会开始支付现金税 [136][137] 问题12: 马塞勒斯资产的工作权益、当前产量和未来产量情况 - 公司在马塞勒斯资产的净工作权益约为27% - 28%，若整体单元或土地所有权不变，该比例将保持稳定 [146] 问题13: 股息政策与累积优先股的关系，以及累积优先股股息的支付方式 - 在支付普通股股息之前，需先将优先股恢复到支付状态，累积优先股股息约为1600万美元 [149][150] - 支付累积优先股股息有多种选择 [151] 问题14: 支付优先股股息的其他选择 - 公司暂不准备公开讨论支付优先股股息的其他选择 [155]

业绩总结 - 公司在最新财报中报告总收入为50亿美元，同比增长15%[147] - 净利润为5亿美元，较去年同期增长20%[147] - 毛利率为40%，相比去年提升了5个百分点[147] - 每股收益（EPS）为1.25美元，同比增长25%[147] - 运营费用为15亿美元，占总收入的30%[147] - 公司预计下季度收入将达到55亿美元，增长10%[147] 现金流与资本支出 - 2021年预计自由现金流超过1.25亿美元，预计自由现金流收益率超过15%[17] - 预计通过2024年自由现金流将超过4.5亿美元，预计自由现金流收益率超过50%[9] - 2021年资本支出预计在1.8亿至2.25亿美元之间[52] - 未来一年内，公司计划增加资本支出至3亿美元[147] - 2020年现金流来自运营为8180万美元，较第三季度增长23%[43] 生产与运营 - 2021年预计生产量为25,000桶油当量/天，其中液体占比为41%[13] - 预计2021年年产量为37,750至42,750桶油当量/天[52] - 2020年总生产量为1210.67万桶油当量，较2019年的1409.05万桶油当量下降了13.9%[132] - 2020年净井投入生产为3.9口，预计2021年将增加至6.5口[32] - EQT在Appalachia的井的生产力比前运营商提高超过20%[80] 负债与财务健康 - 预计2021年净债务与息税折旧摊销前利润（EBITDA）比率低于2.0倍[17] - 预计杠杆率将降至1.5倍以下，朝着Northern目标的1.0倍债务/EBITDA迈出重要一步[66] - 2020年净债务为9.483亿美元，较2019年的11.117亿美元下降了14.7%[132] - 2020年总负债为9.498亿美元，较2019年的11.277亿美元下降了16.3%[132] 市场与战略 - 公司在国际市场的销售额占总收入的60%[147] - 预计天然气市场在短期内可能出现供应不足，推动天然气价格上涨[86] - EQT接管运营后，识别出超过2亿美元的潜在上行价值[65] - 预计2021年和2022年G&A费用将减少超过三分之二，相较于2020年[74] 研发与新技术 - 研发支出为2亿美元，占总收入的4%[147] - 公司在Bakken地区拥有超过7,000口油井的优质土地组合[98] - 公司在未来的771个钻探位置中，超过60%由财务状况良好的公司控制[109]

财务数据和关键指标变化 - 公司年初预计约60% - 70%的预计产量以每桶58美元的价格进行套期保值，受沙特 - 俄罗斯价格战和新冠疫情影响，油价下跌、产量放缓，几乎所有产量都进行了套期保值，已按每桶58美元的价格收款，并将延迟生产的石油免费储存在地下直至油价回升 [7][8] - 年初至今已偿还1.6亿美元债务，2021年初将用自由现金流偿还6500万美元的5L票据 [8] - 本季度利息支出同比下降32%，通过协商交换回购了1710万的债券和优先股，获得440万美元的折扣和每年100万美元的固定费用节省，与去年相比，每年的利息节省超过3000万美元 [15] - 年初至今产生了超过5000万美元的自由现金流，大幅减少了营运资金赤字，第四季度现金流加速，2021年将释放更多流动性 [23] - 第三季度生产平均为每天29051桶油当量，较第二季度增长22%，处于指导范围的高端，因减产、停产和开发计划延迟，估计减少了约11000桶油当量的日产量 [38] - 第三季度石油差价为6.54美元，较第二季度改善约40%，天然气实现价格仍影响收入，但近期天然气价格上涨，第四季度实现价格占纽约商品交易所价格的百分比将因固定成本分摊而提高 [39] - 第三季度租赁运营费用为2420万美元，较上季度总额下降9%，单位成本下降27%，预计年底和2021年将继续节省成本 [40] - 本季度现金一般及行政费用为每桶油当量1.39美元，是行业内最低之一 [40] - 自年初以来，总债务减少了约1.6亿美元，即14%，仅此项就使运行利率利息支出较去年减少了超过45% [41] - 本周完成秋季借贷基础重新确定，维持现有6.6亿美元的借贷基础，获得贷款人100%批准 [41] - 第三季度末循环信贷额度未偿还余额为5.71亿美元，此后已降至5.5亿美元，包括10月1日支付的800万美元利息 [42] - 运营流动负债自年初以来下降了45%，预计年底前将循环信贷余额再减少1500万 - 3000万美元 [43] - 第三季度资本支出为4380万美元，包括2770万美元的有机钻探和开发资本以及1610万美元的可自由支配收购资本，重申2020年资本支出指导范围为1.75亿 - 2亿美元，较2019年实际开发资本支出减少超过50% [43] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度在北达科他州，钻机数量低迷，但地面业务收购弥补了不足，收购了4.6口在建净井，约650净英亩土地和140净特许权英亩土地，使在建净井数量达到28.3口 [31] - 第三季度完成了在二叠纪盆地的首次收购，并筛选了更多机会，运营和非运营合作伙伴重视公司的交易确定性，使公司能够以有吸引力的价格增加资产 [32] - 截至10月底，继续保持地面业务势头，承诺或完成了额外日产100桶油、3.2口在建净井、670净英亩土地和420净特许权英亩土地的收购，全年总计约2口净井投产、10.4口在建净井、2400净英亩土地和630净特许权英亩土地 [33] - 第三季度平均每口拟议井（包括设施）成本略低于700万美元，低于第二季度的770万美元，近期部分运营商的井提案成本在500万 - 600万美元之间 [34] - 第三季度约80%的拟议净井符合公司的回报率要求 [35] - 第三季度减产措施持续见效，平均每天有3500桶油从第二季度的减产中恢复生产，进入第四季度，预计仍有大约每天11000桶油减产或归因于延迟的初始产量，预计第四季度日产量在3万 - 4万桶油当量之间 [36] 各个市场数据和关键指标变化 文档未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续加强资产负债表，减少债务，使公司成为强大的、公开上市的、产生现金流的企业，目标是享受与循环信贷额度类似的借款利率 [10][12] - 公司的高回报非运营商业模式在页岩3.0时代具有竞争优势，钻探就绪的非运营前景管道处于历史最高水平，目标是这些交易的回收期少于三年，以提高资本回报率 [11] - 2021年，若油价低于35美元，公司可能仅花费1500万美元，但自由现金流将超过1亿美元；若油价约45美元或更高，将增加资本支出，产量和现金流将更高，自由现金流仍约为1亿美元 [9] - 公司将根据油价情况调整活动水平，若价格不支持开发活动，将产生更多现金流并保留开发项目以备未来之需 [21] - 本季度完成了首次跨盆地收购，将继续在二叠纪和其他盆地寻找机会，以建立库存、钻探前景或产生现金流，且资产需满足深度折扣或超过全周期回报率要求，或两者兼具 [22] - 公司积极管理业务，通过地面业务和大型并购计划寻找机会，不局限于有机资产，当前评估的生产资产和钻探前景积压近10亿美元 [26] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司财务表现强劲，但股价表现不佳，尽管面临沙特 - 俄罗斯价格战和新冠疫情带来的挑战，公司仍处于有利地位，套期保值策略使其能够在油价低迷时储存石油，等待价格回升 [7][8] - 2021年将是公司的好年份，无论油价如何，都将产生大量自由现金流 [9] - 公司在过去几年中不断发展壮大，减少了债务与息税折旧摊销前利润的比率，未来将继续采取行动，使公司更强大 [10] - 尽管近期市场环境可能恶化，但公司在未来18个月以上仍有良好的保护，套期保值和稳定的现金流使其无需在低价环境中浪费产量来获取现金流 [16][17] - 2021年公司的资本生产率有望达到历史最佳水平，将根据油价合理安排活动，不会在低价环境中浪费库存 [18][19] - 公司相信市场明年将改善，但不会依赖希望，将继续采取措施确保公司在疫情后蓬勃发展 [30] 其他重要信息 - 会议中提及的言论可能包含前瞻性陈述，受风险和不确定性影响，实际结果可能与预期有重大差异，公司不承担更新这些前瞻性陈述的义务 [6] - 会议可能讨论某些非公认会计原则的财务指标，如调整后净收入和调整后息税折旧摊销前利润，与最接近的公认会计原则指标的对账可在今天发布的收益报告中找到 [7] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司开发是否会更多流向钻探就绪前景 - 公司是积极的管理者，会根据情况调整活动，当前运营商资金紧张，公司会筛选大量机会，若符合要求会购买相关资产，将其视为与有机前景无差异 [47][49] - 第三季度收到约45口井的提案，10月已收到22口，工程和土地团队会实时审查，平衡有机业务和地面业务以获得最佳经济效益 [50] 问题2: 新井产量超过类型曲线30%的驱动因素 - 公司对井的性能持保守态度，目前看到的是运营商的优化，如在特定区域取芯、优化完井和生产方式，使石油开采速度快于预期，有助于提高回报率，预计这种优化将在公司投资组合中持续 [52][53] 问题3: 二叠纪盆地和威利斯顿盆地的交易流对比 - 二叠纪盆地情况复杂，公司在某些情况下有竞争力，但也会遇到高价投标，整体成功率较低，但仍有一些成功案例；在威利斯顿盆地，公司是主要买家，若未中标，卖家通常选择不卖 [56][58] - 二叠纪盆地钻机数量是威利斯顿盆地的10倍，交易机会更多，但经济差异大，部分卖家不切实际；威利斯顿盆地钻机集中在核心区域，看到的机会在当前价格环境下经济前景良好，第四季度完成的交易主要来自威利斯顿盆地，也有少量二叠纪盆地的项目 [59][60] 问题4: 如何平衡使用自由现金流去杠杆和把握收购机会，以及是否考虑股权融资 - 对于大型收购，公司会在资本预算中预留约三分之一用于此类交易，当前威利斯顿盆地有机活动较低，为收购提供了更多资金；股票价格下跌不影响收购，因为私人估值也会下降 [68][69] - 公司非常注重资产负债表，任何涉及股权证券的交易都必须对现有股东有利，董事会作为公司所有者会确保这一点 [70][71] 问题5: 井成本下降的可持续性以及2021年预算中对井成本的假设 - 2021年预算中假设井成本为700万 - 750万美元，采取保守态度是因为若油价大幅上涨，可能会出现成本回升，目前成本下降部分是结构性的，部分受价格影响 [72] - 当前服务系统有大量闲置产能，很难推动价格上涨，但如果油价超过50美元，可能会导致部分成本回升，不过预计未来几年大部分成本节省仍能保持 [73][74] 问题6: 公司是否专注于特拉华盆地而不关注米德兰盆地 - 公司在米德兰盆地也有考察交易，特别是核心区域被少数运营商控制，交易机会较少，看到的交易多在边缘地区，也有一些优质的非运营资产 [77] - 公司会关注所有经济和价格弹性好的地区，重点是回报率、进入成本以及不同价格情景下资产的弹性，当前低油价环境有助于筛选出更优质的资产 [78][79] 问题7: 公司是否专注于特拉华盆地新墨西哥州一侧 - 公司会在整个盆地寻找机会，但会重点关注特定区域，如利阿和埃迪县等，同时会考虑硫化氢问题等开发难题，进行复杂的分析 [81] - 公司在得克萨斯州和新墨西哥州都有考察，在新墨西哥州有一些交易完成，但也在米德兰和特拉华盆地得克萨斯州一侧提交了投标 [82] 问题8: 特拉华盆地的碎片化是否有利于公司的运营风格 - 是的，从净收益权益角度看，联邦土地的特许权使用费率较低，对经济效益有积极影响，但也伴随着联邦政策风险，公司会专注于购买已开发和已获批的土地，避免购买大面积可能因政策变化而贬值的土地 [83]

公司业务规模与资产情况 - 截至2020年9月30日，公司参与6354口总井（468.8口净井）生产，租赁约183222净英亩土地，其中约90%已开发[187] 产量相关数据 - 2020年第三季度平均日产量约29051桶油当量/天，其中约77%为石油，较二季度增长22%；二季度产量较一季度下降46%；2020年第三季度新增3.4口净井投入生产[188] - 预计2020年二季度和三季度减产、停产和延迟完井分别使公司平均日产量减少约16800桶油当量/天和约11000桶油当量/天[191] - 2020年第三季度石油净产量为2054847桶，较2019年同期下降32%；天然气和NGLs为3706853立方英尺，较2019年同期下降18%[213] - 2020年前九个月净产量方面，石油产量685.252万桶，较2019年的810.6534万桶减少15%；天然气和NGLs产量1179.7391万立方英尺，较2019年的1164.858万立方英尺增加1%；总产量881.8752万桶油当量，较2019年的1004.7964万桶油当量减少12%[223] 股票与资本支出情况 - 2020年9月18日，公司进行1比10的反向股票分割[189] - 公司将2020年资本支出预测降至1.75 - 2亿美元，较2019年实际开发资本支出减少53% - 59%[191] 减值费用情况 - 截至2020年9月30日的三个月，公司因全面成本上限测试产生1.995亿美元减值费用；截至2020年9月30日的九个月，累计减值费用达9.622亿美元[192] - 2020年第三季度公司记录了1.995亿美元的非现金上限测试减值，2019年未记录任何已探明油气资产的减值[224] - 2020年前九个月因大宗商品价格低迷，公司对油气资产进行了9.622亿美元的非现金上限测试减值，2019年无此类减值[243] 价格相关数据 - 2020年第三季度，公司石油价格与纽约商品交易所基准价格的差价为6.54美元/桶，2019年第三季度为5.48美元/桶[200] - 2020年上半年油价从1月初的每桶63美元骤降至第二季度平均每桶27.95美元[204] - 2020年第三季度平均NYMEX油价为每桶40.90美元，较2019年同期低28%；天然气为每百万英热单位1.97美元，较2019年同期低17%[207][208][209] 商品衍生品情况 - 截至2020年9月30日，公司未平仓原油价格互换总量为1050万桶，加权平均价格约为每桶55.26美元；天然气价格互换总量为1760万百万英热单位，加权平均价格约为每百万英热单位2.50美元[210] - 2020年第三季度公司商品衍生品净亏损2640万美元，2019年同期为盈利7590万美元[217] - 2020年第三季度已结算商品衍生品收益为4380万美元，2019年同期为1840万美元[218] - 2020年第三季度未结算商品衍生品亏损7020万美元，2019年同期为盈利5750万美元[219] - 2020年前九个月商品衍生品净收益为2.776亿美元，2019年前九个月为亏损2710万美元，其中已结算商品衍生品收益为1.528亿美元，较2019年的3570万美元增加[223][236][237] 销售收入情况 - 2020年第三季度石油销售收入为7059.5万美元，较2019年同期下降54%；天然气和NGL销售收入为308.5万美元，较2019年同期下降40%[213] - 2020年前九个月总营收为5.02136亿美元，较2019年的4.13389亿美元增加21%，其中石油销售2.15712亿美元，较2019年的4.16259亿美元减少48%；天然气和NGL销售882.9万美元，较2019年的2426万美元减少64%[223] 各项费用情况 - 2020年第三季度生产费用为2420万美元，较2019年同期的3230万美元有所下降；单位生产费用从2019年第三季度的每桶油当量8.62美元增至2020年第三季度的9.04美元[220] - 2020年第三季度生产税为690万美元，较2019年同期的1540万美元下降，占油气销售收入的比例分别为9.4%和9.7%[221] - 2020年第三季度DD&A为3080万美元，较2019年第三季度的5560万美元减少，单位耗竭费用从2019年第三季度的每桶油当量14.72美元降至2020年第三季度的11.38美元，降幅23%[223] - 2020年第三季度利息费用为1460万美元，较2019年第三季度的2150万美元减少，主要因未偿债务利率降低和第二留置权票据本金减少[226] - 2020年前九个月生产费用为8810万美元，较2019年的8310万美元增加，单位生产费用从2019年前九个月的每桶油当量8.27美元增至2020年前九个月的9.99美元[223][239] - 2020年前九个月生产税为2070万美元，较2019年的4190万美元减少，占油气销售的比例2020年为9.2%，2019年为9.5%[223][240] - 2020年前九个月一般及行政费用为1420万美元，较2019年的1550万美元减少，主要因专业费用减少120万美元和薪酬费用减少60万美元[223][241] - 2020年前九个月折耗、折旧、摊销和增值（DD&A）为1.294亿美元，2019年同期为1.468亿美元，折耗费用因产量下降12%减少1780万美元，每桶油当量折耗费用2020年为14.54美元，2019年为14.53美元，折旧、摊销和增值2020年为110万美元，2019年为80万美元[242] - 2020年前九个月利息费用（扣除资本化利息）为4510万美元，2019年同期为5880万美元，主要因利率降低和债务交换减少利息支出[245] 债务清偿与收益情况 - 2020年第三季度公司因第二留置权票据交换记录了160万美元的债务清偿收益，2019年第三季度未记录相关损益[227] - 2020年前九个月因二级留置权票据回购和交换，债务清偿损失为370万美元，2019年同期为40万美元[246] - 2020年前九个月无债务交换衍生工具收益（损失），2019年同期收益为140万美元，截至2020年9月30日无相关负债[247] - 2020年前九个月无或有对价收益（损失），2019年同期因负债公允价值变动损失2860万美元，截至2020年9月30日无相关负债[248] 调整后财务指标情况 - 2020年第三季度调整后净收入为2750万美元（每股摊薄收益0.51美元），2019年同期为3630万美元（每股摊薄收益0.92美元）；2020年前九个月调整后净收入为6040万美元（每股摊薄收益1.17美元），2019年同期为9940万美元（每股摊薄收益2.60美元），主要因大宗商品价格、产量和单位生产成本变化[252] - 2020年第三季度调整后EBITDA为8270万美元，2019年同期为1.244亿美元；2020年前九个月调整后EBITDA为2.575亿美元，2019年同期为3.400亿美元，主要因大宗商品价格、产量和单位生产成本变化[253] 债务回购与交换情况 - 2020年第一季度，公司通过协议回购并注销7670万美元2023年到期的8.500%高级有担保二级留置权票据，支付250万美元现金并发行清算优先权为7950万美元的6.500% A系列永久累积可转换优先股；第二和第三季度，公司通过交换协议注销3970万美元二级留置权票据和清算优先权为760万美元的A系列优先股，分别换取420万股和50万股普通股[262] 公司债务与流动性情况 - 截至2020年9月30日，公司未偿还债务包括循环信贷安排下的5.71亿美元借款、2.878亿美元的第二留置权票据本金和1.3亿美元的无担保VEN Bakken票据本金，总流动性为9080万美元[263] 产量占比与对冲情况 - 2020年和2019年第三季度，石油分别占公司总产量的77%和80%；2019年公司对冲了约76%的原油产量，2020年截至9月30日的三个月，因大宗商品价格暴跌导致产量大幅下降，对冲了约104%的原油产量[264] 营运资金情况 - 2020年9月30日，公司营运资金盈余为1330万美元，而2019年12月31日为赤字7040万美元；与2019年12月31日相比，流动资产增加5070万美元，流动负债减少3300万美元[267] 商品衍生掉期合约情况 - 截至2020年9月30日，公司已签订商品衍生掉期合约，为2020年剩余时间对冲240万桶石油，平均价格为每桶58.03美元；2021年对冲780万桶石油，平均价格为每桶54.67美元；2022年对冲40万桶石油，平均加权价格为每桶50.05美元；还签订了天然气衍生掉期合约，为2020年剩余时间对冲280万MMbtu天然气，平均价格为每MMbtu 2.44美元；2021年对冲1300万MMbtu天然气，平均价格为每MMbtu 2.50美元；2022年对冲180万MMbtu天然气，平均价格为每MMbtu 2.53美元[268] 现金流量情况 - 2020年和2019年前九个月，经营活动提供的净现金分别为2.587亿美元和2.693亿美元；投资活动使用的现金分别为2.496亿美元和4.179亿美元；融资活动使用（提供）的净现金分别为2340万美元和1.482亿美元[269] - 2020年前九个月经营活动提供的净现金减少，原因是实现价格降低和产量下降，部分被营运资金变化和较低的利息成本抵消；营运资金和其他项目在2020年前九个月增加4290万美元，而2019年同期减少1530万美元[270] - 2020年前九个月投资活动使用现金减少，归因于开发和收购支出减少1.677亿美元；2020年9月30日和2019年9月30日，应付账款中包含的资本支出分别为7650万美元和1.788亿美元[271] - 2020年前九个月，公司石油和天然气资产的资本化成本为1.65亿美元，实际现金支出为2.493亿美元，因为在2020年结算了2019年产生的应计资本支出负债[272] - 2020年前九个月融资活动使用的现金主要与1350万美元的第二留置权票据回购和900万美元的循环信贷安排净还款有关；2019年前九个月融资活动提供的现金主要与1.87亿美元的循环信贷安排净借款有关，部分被1510万美元的普通股回购、1050万美元的第二留置权票据回购和1230万美元的或有对价和债务交换衍生负债结算所抵消[275] 公司各类债务与优先股情况 - 截至2020年9月30日，循环信贷安排的借款基础为6.6亿美元，公司有5.71亿美元的未偿还借款，可用借款额度为8900万美元；第二留置权票据未偿还本金为2.878亿美元；无担保VEN Bakken票据未偿还本金为1.3亿美元；A类优先股有2218732股流通在外，总清算优先权为2.219亿美元[276][277][278][279] - 截至2020年9月30日，循环信贷安排借款基数为6.6亿美元，未偿还借款为5.71亿美元，可用借款额度为8900万美元[276] - 截至2020年9月30日，2023年到期的次级留置权票据未偿还本金为2.878亿美元，利率为8.500%[277] - 截至2020年9月30日，无担保VEN Bakken票据未偿还本金为1.3亿美元[278] - 截至2020年9月30日，A类优先股有2218732股流通在外，清算优先权总计2.219亿美元，股息率为6.500%[279]

业绩总结 - 第三季度现金流来自运营（CFFO）为6900万美元，较第二季度增长30%[7] - 第三季度的总石油和天然气收入为176.4百万美元，较2019年同期的601.2百万美元下降约70.7%[100] - 第三季度调整后EBITDA为124.4百万美元，相较于2019年同期的454.2百万美元下降72.6%[100] - 第三季度的生产量为29.1 Mboe/d，预计第四季度将恢复至30-40 Mboe/d[7] - 2020年第三季度的总生产量为3,752.3 Mboe，较2019年同期的14,090.5 Mboe下降73.4%[100] 财务状况 - 截至2020年11月6日，公司的流动性充足，预计2021年自由现金流将增加[10] - 2020年，公司的总债务减少至9月30日的9.89亿美元，较2019年12月31日的11.27亿美元减少了138百万美元[52] - 2020年第三季度的净债务为1,143.6百万美元，较2019年同期的1,111.7百万美元上升了2.9%[100] - 2020年，公司的净债务与EBITDA比率为2.7倍，较2017年年底的6.3倍显著改善[41] - 2020年第三季度的总负债为1,145.5百万美元，较2019年同期的1,127.7百万美元上升了1.6%[100] 投资与回报 - 第三季度资本支出（CAPEX）为4380万美元，较上季度的支出有所增加[7] - 第三季度的回收比率为2.69倍，投资回报率（ROCE）为18.8%[7] - 2021年，公司的自由现金流收益率预计超过50%[34] - 2020年，公司的自由现金流（FCF）预计在7500万到1亿美元之间[40] - 2019年，Northern Oil & Gas的资本回报率（ROCE）为16.4%[34] 市场展望与扩张 - 预计2021年将有超过500百万美元的潜在交易在Permian地区进行[23] - 2020年公司在Permian地区的首次投资预计将对2021年的财务指标产生积极影响[23] - 2021年基础生产预期为37.5-42.5 Mboe/d，预算为1.9亿至2.4亿美元[7] - 2020年，北方公司在“前四大”县的净位置占比达到77%[84] - 2020年，北方公司在未开发的钻井位置中，60%以上由财务稳健的公司控制[84] 运营效率 - 现金一般和行政费用（G&A）每桶油当量（BOE）为1.39美元，较前期有所下降[68] - 现金G&A在每桶油当量基础上，环比下降了8%[69] - 2020年第三季度的现金边际为30.94美元/桶，现金成本为13.03美元/桶[109] - 2020年第三季度的运营利润率为70.5%，较2019年同期的70.2%略有上升[100] - 2020年，北方公司在威利斯顿盆地的核心区域进行的钻井表现出积极的储量调整，过去五年中有四年实现了正向调整[71]