业绩总结 - 2021年第三季度净收入为1420万美元[11] - 调整后EBITDA为1971万美元[12] - 自由现金流为261万美元[14] - 2021年第三季度石油和天然气收入为49,376,176美元，较2021年第二季度的47,760,102美元增长3.4%[105] - 2021年第三季度净收入为14,163,934美元，而2021年第二季度为亏损15,887,159美元[105] - 2021年第三季度每股基本收益为0.14美元，较2021年第二季度的每股亏损0.16美元有所改善[105] - 2021年迄今已成功完成12口井，产生5900万美元的调整后EBITDA[21] 用户数据 - 每日净销售量为8243 Boe/d，其中87%为原油[17] - 2021年第三季度石油销售量为659,247桶，较2021年第二季度的702,408桶下降6.1%[105] - 2021年第三季度天然气销售量为594,841千立方英尺，较2021年第二季度的540,857千立方英尺增长10%[105] - 2021年第三季度每桶油当量的平均销售价格为65.11美元，较2021年第二季度的60.26美元增长8.5%[105] 财务状况 - 截至2021年9月30日，公司总资产为678,618,843美元，相较于2020年12月31日的663,456,197美元增长了2.3%[108] - 2021年9月30日的总负债为402,981,349美元，相较于2020年12月31日的368,690,384美元增长了9.3%[108] - 2021年9月30日的股东权益总额为275,637,494美元，较2020年12月31日的294,765,813美元下降了6.5%[108] - 2021年9月30日的流动负债总额为85,173,973美元，较2020年12月31日的36,941,737美元增长了130.0%[108] 资本支出与成本 - 2021年第三季度的资本支出为13.7百万美元[58] - 2021年第四季度的资本支出预计在11至15百万美元之间[86] - 2021年第三季度的运营费用为10.6百万美元[52] - 2021年第三季度的折旧、耗竭和摊销费用为每桶12.28美元，较2021年第二季度的11.70美元有所上升[105] - 2021年第三季度的租赁运营费用为每桶9.21美元，较2021年第二季度的9.37美元有所下降[105] 未来展望 - 2021年第四季度的油气生产成本预计在每桶油当量10.50至11.50美元之间[79] - 2021年迄今已减少债务1800万美元[21] 其他信息 - 2021年第三季度的利息支出为3.4百万美元，较前几个季度有所减少[59] - 2021年第三季度的管理费用（包括基于股份的补偿）为4,433,251美元，较2021年第二季度的3,757,152美元增长18%[105] - 2021年9月30日的现金及现金等价物为2,046,946美元，较2020年9月30日的17,920,817美元下降了88.6%[108]

业务运营情况 - 2021年第三季度公司钻成并投产4口新井，预计全年完成13口水平井，其中2口于2020年开钻[127] - 2021年第三季度末，公司西北大陆架和中央盆地平台CTR转换总数达24次[127] 债务偿还与信贷情况 - 截至2021年9月30日的三个月，公司用运营多余现金偿还550万美元长期债务，本金余额降至2.95亿美元[127] - 截至2021年9月30日，信贷安排下的未偿还金额为2.95亿美元，公司遵守了信贷安排中的所有契约[169] - 截至2021年9月30日，公司信贷安排下未偿还借款2.95亿美元，加权平均年利率4.4%，利率增减1%，年化利息费用相应增减约300万美元[193] 油气销售情况（2021年9月30日止三个月） - 2021年9月30日止三个月，油气销售收入增至4937.6176万美元，较2020年同期增加1790.9632万美元[127][137] - 2021年9月30日止三个月，石油销售均价较2020年同期增长79%，天然气销售均价增长199%[137] - 2021年9月30日止三个月，石油销量降至65.9247万桶，较2020年同期减少12.2379万桶；天然气销量增至59.4841万立方英尺，较2020年同期增加1.3718万立方英尺[137] 费用情况（2021年9月30日止三个月） - 2021年9月30日止三个月，总租赁运营费用降至698.3196万美元，较2020年同期减少约11%[138] - 2021年9月30日止三个月，折旧、损耗、摊销和增值费用降至931.0524万美元，较2020年同期减少151.6465万美元[142] - 2021年9月30日止三个月，一般及行政费用增至443.3521万美元，较2020年同期增加193.6324万美元[143] - 2021年9月30日止三个月，利息费用降至355.1462万美元，较2020年同期减少90.5788万美元[144] 收益与净收入情况（2021年第三季度） - 2021年第三季度，衍生品合约公允价值变动带来收益820.07万美元，2020年同期为损失622.85万美元[146] - 2021年第三季度，公司净收入为1416.39万美元，2020年同期净亏损196.16万美元[147] 油气销售情况（2021年前三季度） - 2021年前三季度，油气销售收入增至1.37亿美元，较2020年同期增加5496.53万美元，主要因大宗商品价格上涨[149] - 2021年前三季度，石油销售均价同比增长68%至64.37美元/桶，天然气销售均价同比增长322%至5.48美元/千立方英尺[149] 费用情况（2021年前三季度） - 2021年前三季度，公司总租赁运营费用增至2263.43万美元，即9.98美元/桶油当量，总集输、运输和处理成本增至288.33万美元，即1.27美元/桶油当量[150] - 2021年前三季度，公司折旧、损耗、摊销和增值费用降至2669.38万美元，较2020年同期减少515.43万美元[152] - 2021年前三季度，公司一般和行政费用增至1110.34万美元，较2020年同期增加139.40万美元[154] - 2021年前三季度，公司利息费用降至1094.80万美元，较2020年同期减少201.08万美元[155] 净亏损情况（2021年前三季度） - 2021年前三季度，公司净亏损2078.93万美元，较2020年同期的9315.76万美元有所收窄[158] 衍生品合约情况 - 2020年2 - 3月，公司签订WTI原油无成本领口期权合约，2021年1 - 12月每日交易4500桶[170] - 2020年11 - 12月，公司签订2021年每日4500桶、加权平均价45.42美元和2022年每日1750桶、加权平均价44.84美元的互换合约；2021年1 - 2月，签订2022年每日500桶、加权平均价48.53美元的互换合约[171] - 2020年5月，公司解除2020年6 - 7月无成本领口期权合约，获得现金付款5435136美元[171] - 2020年11月，公司签订2021年每日6000 MMBtu、价格2.991美元和2022年每日5000 MMBtu、价格2.726美元的天然气互换合约；2021年3月30日，解除2021 - 2022年剩余天然气互换合约，实现价值581424美元[172] - 2021年5月，公司回购2021年6月1日至12月31日每日1500桶的看涨期权，并签订2022年约每日879桶的互换合约，无净成本[173] - 2020 - 2021年公司签订多份不同日期、不同数量、不同价格的WTI原油成本领口期权、看跌期权和互换合约[175] 应收账款与客户销售占比情况 - 截至2021年9月30日，公司石油和天然气生产销售应收账款约2030万美元，联合权益伙伴应收账款约170万美元[198] - 2021年第三季度，公司向菲利普斯66、NGL Crude和BP三家客户的销售分别占油气收入的78%、6%和6%；截至2021年9月30日，这三家客户分别占公司应收账款的79%、5%和3%[198] 衍生品工具约束交易量情况 - 截至2021年9月30日，公司100%受衍生品工具约束的交易量来自信贷安排下的贷款人[178]

业绩总结 - 公司2021年第二季度平均净销售量为8,709桶油当量/天，较2021年第一季度增长11%[10][33] - 2021年第二季度调整后EBITDA为2060万美元，自由现金流为560万美元[10][36] - 2021年6月30日的石油和天然气收入为47,760,102美元，较2020年同期增长348%[114] - 2021年6月30日的总成本和运营费用为24,524,849美元，较2020年同期下降85%[114] - 2021年6月30日的净亏损为15,887,159美元，相较于2020年同期有所改善[114] - 2021年上半年净亏损累计为34,953,252美元，较2020年上半年的91,195,948美元显著减少[128] 用户数据 - 2021年6月30日的平均日销售量为8,709 Boe/d，较2020年同期增长59%[114] - 2021年6月30日的油价平均为每桶65.00美元，较2020年同期增长168%[114] - 2021年6月30日的天然气平均价格为每千立方英尺3.90美元，较2020年同期增长638%[114] 财务状况 - 截至2021年6月30日，公司总资产为675,696,822美元，较2020年12月31日增长3.7%[119] - 截至2021年6月30日，公司现金及现金等价物为2,670,242美元，较2020年12月31日下降25.3%[119] - 截至2021年6月30日，公司应收账款为21,679,567美元，较2020年12月31日增长44.4%[119] - 截至2021年6月30日，公司流动负债总额为44,128,214美元，较2020年12月31日增长35.9%[119] - 截至2021年6月30日，公司总负债为415,000,723美元，较2020年12月31日增长12.5%[119] - 截至2021年6月30日，公司股东权益总额为260,696,099美元，较2020年12月31日下降11.5%[119] 成本与支出 - 2021年第二季度每桶油的提升成本为10.50美元[38] - 2021年第二季度资本支出约为540万美元，主要用于钻探和完井[10][33] - 2021年下半年的资本支出预计在3000万至3500万美元之间[102] - 2021年第二季度的折旧、耗竭和摊销费用为9,275,126美元，较2020年同期增长14.4%[119] 未来展望 - 公司在2021年第二季度完成并投入生产3口NWS第二阶段井，按计划和预算进行[33] - 2021年上半年公司减少长期债务1250万美元[33] 其他信息 - 2020年公司成功实施的成本削减策略使得运营费用降低25%，管理费用降低31%[30] - 2021年第二季度的未实现损失（衍生品公允价值变动）为22,840,907美元，较2021年第一季度有所减少[129]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第二季度公司销售了792,551桶油当量（BOE），相当于每天8,709桶油当量，较第一季度的716,422桶油当量（每天7,960桶）增长了11% [9] - 第二季度调整后的EBITDA为2060万美元，自由现金流为560万美元，公司利用大部分自由现金流偿还了500万美元的银行债务 [14] - 第二季度收入为4780万美元，净亏损为1590万美元，每股亏损016美元，调整后的净收入为730万美元，每股收益007美元 [17] - 第二季度现金流为1710万美元，资本支出为1150万美元，自由现金流为560万美元 [18] - 第二季度原油销售价格为每桶65美元，天然气销售价格为每Mcf 390美元，平均每BOE价格为626美元 [18] 各条业务线数据和关键指标变化 - 西北架（Northwest Shelf）Phase I和Phase II钻井项目成功，Phase I的四口井每天每口井生产280桶油当量，Phase II的三口井在6月最后28天每天每口井生产270桶油当量 [9][10] - 由于第三方处理设施的持续停机和西北架的管道容量限制，天然气销售受到影响，尽管天然气对公司总收入的影响较小 [11][12] - 公司计划在第四季度启动Phase IV钻井项目，预计投资回报期在一年以内 [15] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司预计2021年下半年销售量为每天8,700至9,200桶油当量，其中原油销售量为每天7,700至8,100桶 [22] - 公司预计2021年下半年每桶油当量的平均提升成本为1050至1100美元 [22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划通过Phase III和Phase IV钻井项目维持或略微增长产量，并继续通过自由现金流偿还债务 [24] - 公司正在出售其Delaware资产，并寻求战略性收购，以改善杠杆比率并增强资产负债表 [27][28] - 公司将继续专注于成为债务与EBITDA比率的行业领导者，并通过资本支出优化收入生成和EBITDA [26][52] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对第二季度的整体表现感到满意，并认为当前的油价环境为公司进入2022年提供了强劲的起点 [8][16] - 管理层预计2021年下半年的销售量和资本支出将保持在预期范围内，并计划通过现有现金和运营现金流资助所有支出 [22][23] 其他重要信息 - 公司预计2021年下半年的资本支出为3000万至3500万美元，包括钻井、完井、基础设施升级和CTR项目 [23] - 公司计划在2022年继续推进CTR项目，并将部分资本支出用于油井重新激活和重新完井 [67][69] 问答环节所有的提问和回答 问题: Phase III和Phase IV钻井项目的井长和成本通胀 - 西北架的Phase III和Phase IV井预计为1英里水平井，中央盆地平台（CBP）的井预计为15英里水平井，成本上涨幅度在10%至20%之间，主要由于套管和管材价格上涨 [38][41] 问题: Phase III和Phase IV钻井项目的完成时间和对冲策略 - Phase III井预计在第三季度末上线，Phase IV井预计在第四季度末上线，公司计划在2022年采取机会主义的对冲策略以保护现金流 [43][44] 问题: 债务偿还与生产增长的平衡 - 公司目前专注于通过资本项目维持或略微增长产量，以继续偿还债务，随着杠杆比率的改善，公司将逐步增加资本支出以推动生产增长 [48][49] 问题: 2021年底的生产预期 - 公司预计2021年底的销售量将超过下半年指导的高端，并计划通过Phase III和Phase IV钻井项目为2022年奠定坚实基础 [51][52] 问题: 钻井项目的决策和成本控制 - 公司决定使用两台钻机以优化完井日期并应对服务可用性问题，Phase IV项目将恢复为单台钻机 [59][60] 问题: 生产指导的保守性 - 由于天然气处理设施的持续停机和完井日期的延迟，公司对下半年的生产指导保持谨慎 [62][63] 问题: 油井转换和重新完井计划 - 公司将继续推进油井转换计划，并保留部分资本支出用于重新完井和CTR项目 [67][69] 问题: 并购交易的潜在结构 - 公司更倾向于现金交易，但也考虑股票和现金组合的交易，前提是交易能够改善杠杆比率并为股东带来增值 [77][78]

业绩总结 - 2021年第二季度日均销售量为8,709 Boe/d，其中89%为原油，较2021年第一季度增长11%[15] - 2021年第二季度调整后EBITDA为2060万美元，自由现金流为560万美元[15] - 2021年第二季度的石油和天然气收入为47,760,102美元，较2020年同期的10,636,593美元增长348%[108] - 2021年第二季度的总运营费用为24,524,849美元，较2020年同期的167,482,290美元下降85%[108] - 2021年第二季度的净亏损为15,887,159美元，相较于2020年同期的135,000,066美元有所改善[108] - 2021年第二季度的基本每股亏损为0.16美元，较2020年同期的1.99美元有所改善[108] - 2021年上半年净亏损为34,953,252美元，相较于2020年上半年的91,195,948美元亏损减少61.7%[112] 用户数据 - 2021年第二季度的平均日销售量为8,709桶油当量，较2020年同期的5,487桶油当量增长59%[108] - 2021年第二季度的油价平均实现价格为每桶65.00美元，较2020年同期的24.23美元增长168%[108] - 2021年第二季度的天然气平均实现价格为每千立方英尺3.90美元，较2020年同期的0.53美元增长638%[108] 未来展望 - 2021年下半年的资本支出预计在30至35百万美元之间，计划钻探和完井新井数量为6至8口[84][81] - 2021年下半年的总销售量预计在8,700至9,200 Boe/d之间，油的销售量在7,700至8,100 Bo/d之间[73][74] - 公司在未来的运营中预计将实现80%的未来拉拔成本降低[43] 新产品和新技术研发 - 2021年第二季度的每桶油当量的平均成本为60.26美元，较2020年同期的21.30美元增长184%[108] - 2021年第二季度的运营费用（每Boe）预计在10.50至11.00美元之间[77] 财务状况 - 截至2021年6月30日，公司总资产为675,696,822美元，较2020年12月31日的663,456,197美元增长了1.8%[112] - 2021年6月30日的总负债为415,000,723美元，较2020年12月31日的368,690,384美元增长了12.5%[112] - 2021年6月30日的股东权益为260,696,099美元，较2020年12月31日的294,765,813美元下降了11.6%[112] 其他新策略和有价值的信息 - 2021年第二季度的调整后EBITDA利润率为43%，低于2021年第一季度的48%[122] - 2021年第二季度的未实现损失（衍生品公允价值变动）为22,840,907美元[122] - 2021年上半年自由现金流为8,427,094美元，较2020年上半年的-11,697,463美元显著改善[118]

钻探与完井计划 - 2021年公司预计在西北大陆架和中央盆地平台钻探11 - 13口、完井13 - 15口水平井，原计划在西北大陆架钻探6 - 8口、完井8 - 10口水平井[127] - 2021年第二季度，公司钻成并完井3口1英里长的西北大陆架圣安德烈斯水平井，工作权益约74%；第一季度完井4口西北大陆架圣安德烈斯井，工作权益约99%[127] 债务情况 - 截至2021年6月30日的三个月，公司用运营多余现金偿还500万美元长期债务，使未偿还长期债务余额降至3.005亿美元[127] - 2021年6月10日借款基数第四修正案将2022年“2020年秋季借款基数套期保值”定义从4000桶/日修改为3100桶/日，重申借款基数为3.5亿美元，截至6月30日，信贷安排未偿还债务为3.005亿美元[136] - 截至2021年6月30日，信贷安排下未偿还金额为3.005亿美元，公司遵守所有契约[168] - 截至2021年6月30日，公司信贷安排下未偿还借款为3亿美元50万，加权平均年利率为4.4%；利率增减1%，年化利息费用相应增减约300万美元[191] 石油和天然气销售数据 - 2021年3月至6月，石油和天然气销售收入从2020年同期的1063.6593万美元增至4776.0102万美元，增加3712.3509万美元；石油销量从42.9751万桶增至70.2408万桶，平均每桶实现价格从24.23美元增至65美元，涨幅168%；天然气销量从41.7491万立方英尺增至54.0857万立方英尺，平均每千立方英尺实现价格从0.53美元增至3.9美元，涨幅632%[137] - 2021年上半年油气销售收入增至8726.26万美元，2020年同期为5020.69万美元，主要因产量和价格上升[149] - 2021年上半年石油销量增至131.25万桶，2020年同期为128.54万桶，平均每桶油价从38.16美元涨至61.74美元，涨幅62%[149] - 2021年上半年天然气销量降至117.87万立方英尺，2020年同期为118.30万立方英尺，平均每立方英尺天然气价格从0.98美元涨至5.28美元，涨幅441%[149] 套期保值协议 - 2021年6月30日止三个月，公司签订2022年879桶/日的石油互换协议，平均价格49.03美元；2021年有3000桶/日的无成本领口期权、1500桶/日的地板期权和4500桶/日的互换协议，2022年有3129桶/日的互换协议[133] - 2020年11 - 12月，公司签订2021年4500桶/日、加权平均价45.42美元和2022年1750桶/日、加权平均价44.84美元的互换合约；2021年1 - 2月，签订2022年500桶/日、加权平均价48.53美元的互换合约[170] - 2020年11月，公司签订2021年6000 MMBtu/日、价格2.991美元和2022年5000 MMBtu/日、价格2.726美元的天然气互换合约；2021年3月30日，平仓2021和2022年剩余天然气互换合约，实现价值581424美元[171] - 2021年5月，公司回购2021年6月1日至12月31日1500桶/日的看涨期权，并签订约879桶/日、无净成本的2022年互换合约[172] 费用指标变化 - 2021年6月30日止三个月，公司总租赁运营费用每桶油当量从2020年同期的11.31美元降至9.37美元，降幅约17%，但总费用从564.633万美元增至742.4488万美元，涨幅约31%[138] - 2021年6月30日止三个月，生产税占石油和天然气销售的比例从2020年同期的4.1%微升至4.6%[141] - 2021年6月30日止三个月，折旧、损耗、摊销和增值费用从2020年同期的733.8108万美元增至927.5126万美元，增加193.7018万美元[142] - 2021年6月30日止三个月，利息费用从2020年同期的425.304万美元降至365.4529万美元，减少59.8511万美元[144] - 2021年上半年总租赁运营费用增至1565.11万美元，每桶油当量成本从9.63美元涨至10.37美元[150] - 2021年上半年生产税占油气销售的比例为4.6%，2020年同期为5%[151] - 2021年上半年折旧、损耗、摊销和增值费用降至1738.33万美元，2020年同期为2102.11万美元[152] - 2021年上半年利息费用降至739.65万美元，2020年同期为850.15万美元，因平均每日余额减少6190万美元[155] 净亏损情况 - 2021年第二季度净亏损1588.72万美元，2020年同期为1.35亿美元[147] 现金与应收账款情况 - 截至2021年6月30日，公司现金为267.02万美元，2020年12月31日为357.86万美元[161] - 截至2021年6月30日，公司石油和天然气生产销售应收账款约2170万美元，联合权益伙伴应收账款约190万美元[196] 客户销售与应收账款占比 - 2021年第二季度末，公司向菲利普斯66、NGL Crude和BP三家客户的销售分别占油气收入的78%、6%和5%；截至2021年6月30日，这三家客户分别占应收账款的85%、5%和1%[196] 市场风险与法规约束 - 公司面临的主要市场风险包括油气价格波动、运营风险、资产和业务整合能力以及环境问题和义务等[181] - 公司业务受联邦、州和地方法律法规约束，合规可能带来重大成本和努力[187] 利率衍生工具与表外安排 - 公司目前未使用利率衍生工具管理利率变动风险，也无表外安排[192][180] 披露控制与财务报告内部控制 - 公司披露控制和程序有效，确保信息按规定时间记录、处理、汇总和报告，并传达给管理层[200] - 公司将持续监测和评估披露控制程序及财务报告内部控制有效性，必要时采取行动和改进[201] - 公司定期审查财务报告内部控制系统，一季度会计和报告职能随总部搬迁从塔尔萨转移[202] - 截至2021年6月30日的三个月内，除上述情况外，财务报告内部控制无重大影响变化[203] 人员变动 - 2021年3月24日，Travis Thomas被任命为首席财务官，取代William Broaddrick[202] 期权解除与现金收入 - 2020年5月，公司解除2020年6 - 7月无成本领口期权，收到现金付款5435136美元[170]

财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度销售收入为716,422桶油当量（BOE），日均7,960 BOE，较第四季度下降约15% [8] - 第一季度调整后EBITDA为1900万美元，贡献了近300万美元的自由现金流 [15] - 第一季度收入为3950万美元，净亏损1910万美元，每股亏损019美元 [16] - 第一季度平均原油销售价格为58美元/桶，较第四季度增长43% [13] - 第一季度天然气平均销售价格为646美元/Mcf，较第四季度增长近三倍 [14] - 第一季度自由现金流为290万美元，资本支出为1450万美元 [17] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在西北陆架（Northwest Shelf）完成了四口井的钻探，3月份总产量为37,550 BOE [12] - 公司将九口井从电潜泵转换为杆泵（CTR），其中七口位于西北陆架，两口位于中央盆地平台（Central Basin Platform） [10] - 公司计划在2021年继续推进CTR项目，以降低运营成本并稳定生产水平 [10] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司第一季度原油销售量为610,121桶，天然气销售量为637,808 Mcf [17] - 公司预计2021年全年平均销售量为9,000至9,500 BOE/天，其中85%至87%为原油 [22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续专注于资本纪律，优先投资于高回报项目，以生成可持续的自由现金流 [31][33] - 公司计划通过资产剥离和战略收购来优化资产组合，降低盈亏平衡成本 [34][36] - 公司将继续推进西北陆架第二阶段的钻探计划，预计所有三口井将在5月底前投产 [32] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为当前的高油价环境为资产剥离和战略收购提供了有利条件 [36] - 公司预计未来将通过股权融资进行收购，以改善债务与EBITDA比率并增强资产负债表 [37][38] - 公司将继续推进债务偿还计划，目标是将债务与EBITDA比率降至35以下 [56] 其他重要信息 - 公司宣布启动Delaware盆地资产的出售流程，并已收到市场的高度关注 [34] - 公司投资者关系负责人David Fowler将离职，成立新公司Permian Energy Partners [39][40] - 公司已聘请Al Petrie Advisors协助投资者关系工作 [42] 问答环节所有的提问和回答 问题: 公司如何应对第一季度风暴对生产的影响并维持2021年生产目标 [48] - 公司预计从6月1日起需要日均生产9,400至9,500 BOE以实现全年9,000 BOE/天的目标 [49] 问题: 高油价和行业活动增加是否有利于Delaware盆地资产的出售 [50] - 公司表示高油价和行业活动增加提升了Delaware盆地资产的价值，尤其是盐水资源处理资产 [51] 问题: 公司如何平衡高回报项目与自由现金流生成 [54] - 公司表示将保持资本纪律，优先投资于高回报项目，同时继续偿还债务以改善资产负债表 [55][56] 问题: 公司如何看待未来库存开发机会 [67] - 公司表示当前油价环境下，未开发储量（PUD）的经济性显著提升，未来将根据价格和技术评估逐步开发 [68][69][73] 问题: 公司何时可能恢复股东回报 [78] - 公司表示将在资产负债表改善后考虑股票回购或可变股息，具体时间取决于资产出售和收购进展 [86][88] 问题: 公司是否考虑在当前运营区域外进行收购 [93] - 公司表示优先考虑当前运营区域内的收购，但也对具有高回报的其他区域资产持开放态度 [94][95] 问题: 公司2021年资本支出计划中是否包括更多井的投产 [102] - 公司计划在第二阶段三口井投产后，再增加两到三口井的投产 [104] 问题: 公司2022年对冲策略 [105] - 公司表示正在从防御性对冲转向机会性对冲，并考虑调整现有对冲合约以释放更多现金流 [106][108]

钻探计划 - 2021年钻探计划包括钻6 - 8口水平井并完井8 - 10口，一季度已完成4口西北陆架圣安德烈斯井[128] 债务偿还与信贷安排 - 2021年一季度公司用运营自由现金流偿还750万美元长期债务，使余额降至3.055亿美元[128] - 信贷安排最大借款额增至10亿美元，到期日延长至2024年4月，最新修订将借款基数调整为3.5亿美元[152] - 信贷安排要求维持总杠杆比率不超过4.0至1.0，流动资产与流动负债的最低比率为1.0至1.0；2021年3月31日止期间，总杠杆比率不得大于4.25；截至2021年3月31日，信贷安排未偿还金额为305500000美元[155] - 截至2021年3月31日，公司信贷安排下未偿还借款为3.055亿美元，加权平均利率为4.4%，利率变动1%将使年化利息费用相应变动约310万美元[178] 市场环境与需求 - 2021年3月联邦政府通过1.9万亿美元新冠救济方案，预计经济复苏将增加油气需求[130] 生产影响因素 - 2021年2月德州冬季风暴导致公司超60%产量停产和延期[132] 业务收入结构 - 2021年一季度和2020年一季度，石油销售分别占公司总收入约90%和98% [133] 业务协议签订 - 2021年一季度公司签订2022年每天500桶石油互换协议，均价48.53美元[134] - 2020年2 - 3月，公司签订WTI原油价格无成本领口期权合约，2021年1月至12月每天4500桶[157] - 2020年11 - 12月，公司签订2021年每天4500桶、加权平均价45.42美元和2022年每天1750桶、加权平均价44.84美元的互换合约；2021年1 - 2月，签订2022年每天500桶、加权平均价48.53美元的互换合约[158] - 2020年11月，公司签订2021年每天6000 mmbtu、价格2.991美元和2022年每天5000 mmbtu、价格2.726美元的天然气互换合约；2021年3月30日，解除2021年和2022年剩余天然气互换合约，实现价值581424美元[159] 业务收入数据 - 2021年一季度油气销售收入降至3950.2532万美元，较2020年同期减少6.7796万美元[138] - 2021年一季度石油销售均价较2020年同期增长28%，天然气销售均价增长430% [138] 利润情况 - 2021年一季度公司净亏损1906.6093万美元，而2020年同期净利润为4380.4118万美元[146] 衍生品公允价值变动 - 2021年一季度公司衍生品公允价值变动损失2566.7848万美元，而2020年同期为收益4708.6681万美元[145] 现金流量情况 - 截至2021年3月31日的三个月，公司手头现金为1700510美元，相比2020年12月31日的3578634美元有所减少；经营活动提供的净现金为15687684美元，2020年同期为27537758美元；投资活动使用的净现金为10177370美元，2020年为24943186美元；融资活动使用的净现金为7388438美元，期间信贷安排净支付7500000美元[149] 资本支出与产量计划 - 2021年计划资本支出比2020年水平高40% - 60%，石油和天然气产量可能提高[150] 衍生品交易情况 - 截至2021年3月31日，公司100%受衍生品工具约束的交易量与信贷安排下的贷款人进行[161] 市场风险因素 - 油价和天然气价格波动会影响公司收入、盈利能力、资本获取和未来增长率，大幅或长期下跌可能导致已探明油气资产减值[168][169] - 公司主要市场风险来自油气生产定价，价格波动且不可预测，公司可能进行套期保值安排[181][182] - 公司收入、盈利能力和未来增长很大程度取决于油气现行价格，价格还影响资本支出现金流和借款能力[183] 集输商依赖情况 - 公司依赖现有集输商服务，更换集输商需承担铺设新管道和获取新通行权等大量额外成本[172] 利率风险管理 - 公司目前未使用利率衍生工具管理利率变动风险[180] 应收账款情况 - 截至2021年3月31日，公司油气销售应收账款约为2090万美元，联合权益伙伴应收账款约为140万美元[184] - 2021年第一季度，向菲利普斯66、英国石油和NGL Crude三家客户的销售分别占油气收入的74%、8%和6%[184] - 截至2021年3月31日，菲利普斯66、英国石油和NGL Crude分别占公司应收账款的82%、1%和5%[184] 客户影响情况 - 公司认为失去任何单一油气客户不会对经营业绩产生重大不利影响[184] 外汇风险情况 - 公司无国外销售，仅接受美元付款，不存在外汇汇率风险[185] 环境法规影响 - 遵守环境法规可能使公司承担重大成本和付出巨大努力，目前未进行相关会计核算或预测[176]

财务数据和关键指标变化 - 2020年第四季度销售额为9,307桶油当量/天，其中86%为石油，超出预期 [8] - 2020年第四季度调整后EBITDA为2500万美元，自由现金流为1300万美元，连续第五个季度实现自由现金流 [9] - 2020年全年销售额为8,790桶油当量/天，其中87%为石油，全年调整后EBITDA为8600万美元，自由现金流为4000万美元 [11] - 2020年第四季度净亏损1.603亿美元，全年净亏损2.534亿美元，主要由于油价下跌导致的资产减值 [16][17] - 2020年第四季度现金流为2050万美元，资本支出为780万美元，自由现金流为1270万美元 [19] - 2020年全年现金流为6970万美元，资本支出为3000万美元，自由现金流为3970万美元 [19] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2020年第四季度完成了8次CTR（电潜泵转杆泵）改造，其中4次在西北架，4次在中部盆地平台 [8] - 2020年全年完成了29次CTR改造，其中17次在西北架，12次在中部盆地平台 [11] - 2020年第四季度启动了西北架钻井计划，完成了4口井的钻探，其中Badger 709 B 6XH井日产量超过400桶 [10] 各个市场数据和关键指标变化 - 2020年第四季度石油销售价格为40.48美元/桶，天然气销售价格为2.21美元/Mcf，平均价格为36.61美元/桶油当量 [20] - 2020年全年石油销售价格为38.95美元/桶，天然气销售价格为1.57美元/Mcf，平均价格为35.13美元/桶油当量 [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划在2021年钻探6至8口井，完成8至10口井，资本支出预计为4400万至4800万美元 [23] - 公司将继续通过CTR改造和钻井计划降低成本，预计2021年每桶油当量的提升成本将降至10.10至10.50美元 [22] - 公司计划通过出售非核心资产（如Delaware Basin资产）来进一步减少债务 [34] - 公司将继续专注于高回报项目，并通过并购降低盈亏平衡成本 [35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为2021年将是更好的一年，预计销售额将增长2%至8%，达到9,000至9,500桶油当量/天 [22] - 管理层对2021年的钻井计划充满信心，预计新井的产量将超出预期 [10] - 管理层表示，尽管2月份的冬季风暴导致产量下降60%，但公司仍将维持全年指导目标 [27][28] 其他重要信息 - 2020年底公司探明储量为7650万桶油当量，较2019年的8110万桶有所下降，主要由于油价下跌 [12] - 公司计划在2021年继续通过自由现金流偿还债务，并预计债务与EBITDA比率将进一步改善 [21][34] 问答环节所有提问和回答 问题: Delaware Basin资产出售的环境和估值 [40] - 2021年市场环境比2020年更有利，公司预计能够获得更好的资产估值 [41] 问题: M&A的资产选择和融资 [42] - 公司倾向于使用股权融资，并希望并购能够进一步改善资产负债表 [43] - 公司更倾向于在现有运营区域进行并购，但也可能考虑其他具有高回报和低盈亏平衡成本的资产 [44] 问题: 2021年钻井计划的进展 [46] - 2021年计划完成10至12口井的钻探，其中4口井已在2020年12月和2021年1月完成 [47] - 由于油价上涨，公司可能加速钻井计划，预计在第二季度启动 [48] 问题: 钻井计划的资本支出 [49] - 2021年钻井计划的资本支出预计为4400万至4800万美元，包括第二季度可能增加的钻井设备 [49] 问题: 新井的产量和经济效益 [51][52] - 新井的横向长度为1.5英里，预计将带来更高的经济效益 [51][57] 问题: 债务减少的目标 [61] - 公司希望将债务与EBITDA比率降至1倍以下，但如果油价持续上涨，可能会增加资本支出以利用高油价 [62] 问题: ESP转杆泵改造计划 [69] - 2021年计划完成36次ESP转杆泵改造，预计到2022年将完成所有需要改造的井 [70]

公司土地与油井情况 - 截至2020年12月31日，公司租赁土地总面积为104,455英亩（净面积76,745英亩），拥有610口生产井（净权益441口）[13] - 截至2020年12月31日，公司在西北大陆架、中央盆地平台和特拉华盆地分别拥有不同数量的开发和未开发土地面积及潜在钻井位置[35] - 截至2020年12月31日，公司拥有53912英亩（净45053英亩）已开发土地权益和50543英亩（净31692英亩）未开发土地权益[155] - 2019年公司在西北大陆架收购49754英亩（净38230英亩）土地，截至2020年12月31日，该地区土地为46972英亩（净32915英亩）[157] - 2011年公司在中央盆地平台收购初始租赁权，截至2020年12月31日，拥有38714英亩（净25362英亩）土地[158] - 2015年公司在特拉华盆地收购19983英亩（净19679英亩）土地，截至2020年12月31日，拥有18769英亩（净18468英亩）土地[159] - 截至2020年12月31日，总开发面积为53,912英亩（净面积45,053英亩），未开发面积为50,543英亩（净面积31,692英亩），总面积为104,455英亩（净面积76,745英亩）[198] - 截至2020年12月31日，未来三年若不满足特定条件将到期的未开发租赁面积：2021年为19,350英亩（净面积13,252英亩），2022年为6,409英亩（净面积2,259英亩），2023年为1,978英亩（净面积1,908英亩）[199] - 截至2020年12月31日，公司拥有610口油井（净井441口）[204] 公司油气储量情况 - 截至2020年12月31日，公司探明储量约为7650万桶油当量，其中约97.7%由公司运营，87%为石油，13%为天然气，57.5%为探明已开发储量，42.5%为探明未开发储量[13] - 2019年公司从Wishbone Energy Partners等公司收购的资产贡献了西北大陆架的全部土地面积，以及截至2019年12月31日8110万桶油当量探明储量中的约4530万桶油当量[23] - 公司43%的已探明储量为已探明未开发储量，开发这些储量需要大量额外资金[103][104] - 截至2020年12月31日，公司估计已探明储量的税前PV10价值约为6.381亿美元，标准化贴现未来净现金流约为5.559亿美元[162] - 截至2020年12月31日，公司总净探明储量为76481791桶油当量，其中原油66264286桶，天然气61305027立方英尺[164] - 截至2020年12月31日，公司石油储量为66264286桶，天然气储量为61305027立方英尺，总储量为76481791桶油当量[166][168] - 2020年和2019年的储量分别基于SEC平均油价每桶36.04美元和52.19美元，天然气每百万英热单位1.99美元和2.58美元[171] - 截至2020年12月31日，标准化未来净现金流折现值为5.559亿美元，2019年为9.232亿美元[173] - 2020年，公司已开发储量占比57.5%，未开发储量占比42.5%[177][180] - 截至2020年12月31日，总探明储量的税前PV10值约为6.381亿美元，标准化未来净现金流折现值约为5.559亿美元[181] - 截至2020年12月31日，未开发储量约为3250万桶油当量，2019年约为3510万桶油当量[182] - 2020年，公司花费约1000万美元将1698122桶油当量的未开发储量转化为已开发储量[183] - 预计2021 - 2024年将分别有6881476、10876520、11383906、3356665桶油当量的未开发储量转化为已开发储量，对应成本分别为42156847、72617289、78041149、26348548美元[186] - 2020年未开发储量向上修正3521992桶油当量，向下修正1794900桶油当量（因商品价格变化）和1614628桶油当量（因市场条件下开发计划改变）[186] - 报告中所有探明油气储量由独立储量工程师Cawley, Gillespie & Associates确定和编制[185] 公司油气生产情况 - 2020年公司原计划在西北大陆架钻18口水平井，后因油价下跌调整计划，实际钻了6口新的水平井[31] - 2020年第一季度至第四季度，公司分别进行了9次、4次、8次和8次电潜泵转杆泵的转换[31] - 2020年第三季度，公司恢复产量至9549桶油当量/天，第四季度稳定在9307桶油当量/天[31] - 2020年12月公司估计的平均每日净产量为9,201桶油当量/天，其中石油产量244,857桶，天然气产量242,180千立方英尺，总产量285,221桶油当量[195][196] - 2020 - 2018年公司石油总产量分别为2,801,528桶、3,536,126桶、2,047,295桶；天然气总产量分别为2,494,502千立方英尺、2,476,472千立方英尺、1,112,177千立方英尺；总生产桶油当量分别为3,217,278桶、3,948,871桶、2,232,658桶[200] - 2020年公司在二叠纪盆地的西北大陆架钻探了6口毛井（5.61口净井），其中4口在2020年第一季度投产，2口在2020年12月钻探并于2021年投产[205] - 2020 - 2018年公司开发性生产井数量分别为6口（净井5.61口）、30口（净井29.33口）、57口（净井56.25口）[207] 公司销售与财务情况 - 2020财年，公司向Phillips 66、Occidental Energy Marketing和NGL Crude Partners的销售分别占油气收入的68%、10%和8%，截至2020年12月31日，这三家公司分别占应收账款的80%、0%和5%[42] - 截至2020年12月31日，公司有41名全职员工，其中22%为女性，近三分之一为少数族裔[91][92] - 截至2020年12月31日，公司2021年和2022年分别有9000桶和1750桶/日的石油、6000和5000MMBTU/日的天然气处于套期保值合约中[106] - 2021年9000桶石油中4500桶为WTI原油价格的无成本区间期权，平均下限为42.22美元/桶，平均上限为54.57美元/桶；其余4500桶及2022年的1750桶为WTI原油价格互换，2021年平均价格45.42美元/桶，2022年平均价格44.84美元/桶[106] - 2021年和2022年天然气合约均为亨利枢纽互换，价格分别为2.991美元和2.7255美元[106] - 公司信贷安排承诺借款和信用证额度为3.5亿美元，截至2020年12月31日，已使用3.13亿美元[142] - 董事会获授权发行最多5000万股优先股，目前无已发行和流通的优先股[147] - 2020 - 2018年公司石油平均销售价格分别为38.95美元/桶、54.27美元/桶、56.99美元/桶；天然气平均销售价格分别为1.57美元/千立方英尺、1.54美元/千立方英尺、3.05美元/千立方英尺；总平均销售价格分别为35.13美元/桶油当量、49.56美元/桶油当量、53.78美元/桶油当量[202] - 2020 - 2018年公司平均生产成本（含从价税）分别为11.49美元/桶油当量、12.28美元/桶油当量、12.45美元/桶油当量；平均生产税分别为1.63美元/桶油当量、2.31美元/桶油当量、2.52美元/桶油当量[202] - 2019年和2020年公司在收购和资本项目上花费约4.669亿美元[162] - 2020 - 2019年公司总发生成本分别为43,775,058美元、451,371,578美元[211] 公司面临的法规政策影响 - 公司的油气业务受政府法规影响，法规负担增加了公司的经营成本，影响盈利能力[44] - 2021年1月20日，拜登政府对联邦土地上的新油气租赁和钻探许可证实施60天暂停；1月27日，内政部无限期暂停联邦油气租赁计划；公司在联邦土地上净面积为240英亩，这些行动可能对公司和行业产生重大不利影响[47] - 2015年10月，EPA将臭氧国家环境空气质量标准降至70ppb，较之前标准显著降低；2020年12月31日，EPA决定保留2015年臭氧标准，现政府宣布将审查该规则，进一步降低标准可能影响公司运营并增加成本[66] - 公司所有物业和运营位于得克萨斯州和新墨西哥州，当地法规限制油气产量、钻井数量和位置，且两州对油气生产销售征收生产或 severance税[48] - 原油、凝析油和天然气液体销售目前未受价格管制，但国会未来可能重新实施价格控制[50] - 州内和州际原油管道运输费率分别受州监管委员会和FERC监管，公司认为该监管对其运营影响与竞争对手无重大差异[51] - 历史上，州际天然气运输和转售受相关法案和FERC监管，目前生产商可按不受控市场价格销售，但国会未来可能重新实施价格控制[52] - 公司油气勘探、开发和生产运营受联邦、州和地方法律法规约束，违反相关法律可能面临行政、民事和刑事处罚[58] - CERCLA和类似州法律使潜在责任方对危险物质处置或释放承担责任，公司运营中使用或产生的部分化学品可能受监管[60] - RCRA及其类似州法规管理固体和危险废物，部分油气生产相关废物目前按非危险废物监管，但未来可能重新分类，增加公司成本[63] - 公司运营受CAA及其类似州和地方法规约束，违反要求可能面临处罚，未来可能需为空气污染控制设备进行资本支出[65] - 2015年9月EPA发布最终规则试图明确CWA第404条下联邦对WOTUS的管辖范围，2018年1月EPA和Corps发布规则暂停2015年WOTUS规则实施两年，2019年10月废除该规则，2020年4月颁布新规则并于6月生效[71] - 地下注入原油和天然气废物受UIC计划和州计划监管，泄漏可能导致许可证暂停、罚款、修复支出和第三方责任[72] - 2014年2月EPA发布关于柴油燃料在压裂作业中使用的许可指南，2016年6月发布废水排放限制指南，2014年发布关于压裂化学品报告的拟议规则制定预先通知但未进一步行动[76] - 2015年3月BLM发布关于联邦和印第安土地压裂的最终规则，2016年6月被怀俄明联邦法院推翻，2017年12月BLM发布最终规则废除该规则[76] - 2019年7月1日新墨西哥州《采出水法案》生效，2021年1月新墨西哥州参议员提出禁止某些淡水用于压裂作业、要求披露采出水化学成分和增加泄漏处罚的法案[77] - 2009年12月EPA发布危害认定，基于此采用并实施CAA下的法规，要求某些大型固定源获得PSD建设和Title V运营许可证[79] - 2016年6月EPA最终确定减少石油和天然气行业甲烷排放的规则，2017 - 2020年EPA多次对规则进行重新考虑、暂停、修订和废除，现政府将审查2020年规则[82] - 2016年11月BLM发布减少联邦土地石油和天然气作业中甲烷排放的最终规则，2017 - 2018年进行暂停和修订，2020年被法院撤销，1979年法规恢复[83] - 2015年12月美国等近200个国家签署《巴黎协定》，2017年6月特朗普宣布退出，2021年1月拜登宣布重新加入[84] - 公司业务受复杂法律和法规影响，包括联邦、州和地方的环境、监管和税收法规，合规成本可能很高，法律变化可能增加成本和责任[134][135][136] 公司面临的风险情况 - 石油和天然气业务存在火灾、爆炸等运营风险，公司为部分风险投保，可能对无保险的环境损害承担责任[87][89] - 公司使用水平钻井和完井技术，面临如井眼着陆、保持在目标区域等风险[101][103] - 伦敦银行同业拆借利率（LIBOR）逐步淘汰或替换可能导致公司借款成本上升[108] - 新冠疫情和OPEC + 生产协议影响公司运营和财务结果，油价下跌，市场信心减弱[111] - 过去六个月公司经历重大领导层变动，包括任命新CEO等多个高管职位[113] - 油价和天然气价格大幅或持续下跌会对公司业务、财务状况和经营成果产生不利影响，2020年公司记录了2.775亿美元的非现金减记，2019年未记录[114][115][119] - 公司遵循完全成本法核算油气资产，上限为经10%折现率计算的已探明油气资产税后未来净收入，净账面价值与上限按季度比较，超出部分需作为减值费用核销[119] - 油气勘探和生产活动面临诸多风险，包括钻探无商业价值、预算超支、监管合规延迟、设备和人员短缺等[116][117] -