财务数据和关键指标变化 - 一季度资本支出为3290万美元，低于指导范围，原因是计划活动成本低于预算以及某些非油井项目的时间安排 [11] - 重申全年资本支出指导范围为1.5亿 - 1.7亿美元，预计二季度资本支出将高于一季度，三季度与二季度持平，四季度将从三季度下降 [12] - 宣布每股1.40美元的年度现金股息，将于2021年6月30日支付给6月15日收盘时登记在册的股东，目前股息收益率约为4% [7][9] 各条业务线数据和关键指标变化 - 一季度资产按预计产量为42.3 MBoe/天，其中50%的总产量来自石油 [10] - 重申全年产量指导为40 - 44 MBoe/天，预计二季度产量将略有下降，下半年相对平稳或略有上升 [11][13] - 重申LOE指导为每桶油当量3 - 3.25美元，RMI单位运营成本未来将下降，同时重申经常性现金G&A、生产税、石油百分比和石油差价的指导 [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 一季度NGL实现价格强劲，超过WTI的40%，市场存在陡峭的期货贴水，预计未来将略有下降，但至少在春季仍将保持强劲，建议将其建模为WTI的35% - 40% [37][38] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司预计在2021年和2022年保持产量基本平稳，以利用商品价格上涨的优势，同时展示资本纪律，产生强劲的杠杆自由现金流 [21] - 公司将继续关注并购和资产交易机会，以实现股东价值增值，同时也在考虑股票回购，但会谨慎对待 [23][24] - 公司拥有可用的许可证和库存，有机会进行有机增长，但目前更倾向于通过非有机方式创造股东价值 [27][30] - 公司在DJ地区拥有26万英亩的土地，认为该地区具有低倍数、管道完善、竞争较少等优势 [29] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 极端天气事件对一季度的产量和单位LOE产生了负面影响，但公司预计二季度产量将从天气影响中恢复 [12][18] - 公司对整合HighPoint资产的进展感到满意，预计在第一年实现超过3100万美元的协同效应 [10] - 公司认为NGL市场具有良好的基本面支撑，主要得益于亚洲对丙烷的需求以及石脑油裂解价差的扩大 [38] 其他重要信息 - 公司成立了ESG委员会，旨在正式化一些环境、社会和治理措施，但具体的关键绩效指标仍在制定中 [40] - 公司在井眼架构、刺激强度、气体举升和储层压力管理等方面的差异，是提高油井性能的关键驱动因素 [45][47][49] - 公司通过允许更多油井进入DSU并在开发过程中保持选择权，以应对商品价格波动 [50][51][52] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 一季度因风暴导致的生产停机时间是多少？ - 2月的影响约为60000 Boe，3月的影响略低于此，约为50000 Boe，总计约为1200 Boe/天 [14][15][17] 问题: 考虑到风暴停机时间，2021年的产量节奏是否仍然会在二季度下降？ - 是的，预计二季度产量将略低于一季度，三季度略高于42%，四季度将以更强的势头结束，约为42.5%或略高 [18] 问题: 在什么市场条件下，公司会考虑在长期内适度增加产量？ - 公司预计在2021年和2022年保持产量基本平稳，以展示资本纪律并产生强劲的杠杆自由现金流，同时也会关注其他增值机会 [21] 问题: 除了支付股息，公司如何考虑未来自由现金流的使用？ - 公司将继续关注并购和资产交易机会，也在考虑股票回购，但会谨慎对待，还会寻找其他机会，如特别一次性股息或增加基础股息 [23][24] 问题: 公司在产量稳定的情况下，有哪些可以灵活调整产量的手段？ - 公司拥有可用的许可证和库存，有机会进行有机增长，但目前更倾向于通过非有机方式创造股东价值，同时会谨慎展示资本纪律 [27][28][30] 问题: 公司今年剩余时间的支出情况如何？ - 一季度资本支出低于预期，部分原因是现场人员节省了一些项目成本，以及一些中游项目因天气原因推迟，二季度和三季度预计将消耗约1亿美元的指导金额，四季度将因刺激活动暂停而下降 [32] 问题: 目前HighPoint资产的整合情况如何，与去年秋季确定的1.5亿美元协同效应相比如何？ - 整合进展顺利，大部分提前完成，例如人员精简和房地产成本节约等方面都取得了显著进展，实际协同效应可能超过预期 [33][34][35] 问题: 公司对今年剩余时间NGL市场的看法如何？ - NGL价格在冬季一直很强劲，目前仍接近WTI的50%，但市场存在陡峭的期货贴水，预计未来将略有下降，但至少在春季仍将保持强劲，建议将其建模为WTI的35% - 40% [38] 问题: 公司是否考虑对冲NGL价格？ - 如果选择对冲，可能会使用丙烷掉期，因为丙烷市场最深，对公司最重要，约占Y级桶价值的40% - 45%，而NGL市场的其他部分流动性太薄，无法进行大规模操作 [39] 问题: 公司ESG委员会将实施哪些举措？ - ESG委员会旨在正式化一些环境、社会和治理措施，但具体的关键绩效指标仍在制定中，公司将重点关注全球气候框架和有意义的指标 [40][42] 问题: 新资产提高油井性能的最大驱动因素是什么，以及Bonanza和HighPoint在油井间距方面的情况如何？ - 提高油井性能的关键驱动因素包括地质、有效地质导向、井眼架构、刺激强度、气体举升和储层压力管理等，油井间距和堆叠取决于商品价格，公司通过允许更多油井进入DSU并在开发过程中保持选择权来应对价格波动 [45][47][50] 问题: 与11月的指导相比，今年产量预期下降的原因是什么？ - 产量预期下降是由于公司推迟了22口油井的开发，这使得公司在关闭时多获得了3500万美元的现金，同时不改变2021年的资本支出，并且公司相信通过应用更强烈的刺激设计和更好的储层压力管理，这些油井未来将实现更高的回报率和杠杆自由现金流 [55][56][57] 问题: 公司与服务提供商的关系如何，当前合同到期后可能会有什么情况？ - 钢铁和压裂马力成本存在一定的上行压力，但公司通过对15口DUC油井进行招标，成功降低了整体压裂服务成本，预计2021年压裂服务成本将保持稳定 [60][61] 问题: 合并后公司与州政府和监管机构的关系如何？ - 公司引入了HighPoint EHS和监管合规团队的优秀人才，改善了工作流程和组织能力，对两个资产的许可和监管情况有了更深入的了解 [64] 问题: 延迟完成的22口DUC油井是否可以使用更大的生产套管和更高强度的压裂？ - 这些油井大多采用4.5英寸套管设计，无法以100 - 105桶/分钟的速度注入，需要通过较小的TFA、射孔和阶段架构来控制压力降，以实现高强度压裂，虽然需要不同的工程设计，但可以达到相同的强度 [67][68][69] 问题: 公司在4.5英寸生产套管中进行高强度压裂是否有经验，是否存在风险？ - 在2013 - 2014年之前，4.5英寸生产套管是行业标准，公司需要回顾过去的流体系统来适应这种设计，虽然需要更多时间和精力来开发刺激设计，但公司对实现油井性能有信心 [71][72][73]

财务数据关键指标变化 - 2021年第一季度产品收入同比增长24%至7300万美元，主要因油当量价格上涨50%，但销量下降17%[127][128] - 2021年3月31日总流动性为2.987亿美元，包括现金和信贷额度可用资金[120] - 2021年第一季度经营活动现金流为4300万美元，2020年同期为4800万美元[120] - 2021年第一季度资本支出（含应计费用）为3290万美元[120] - 2021年第一季度公司独立资本预算为3500 - 4000万美元，二至四季度合并资本预算为1.15 - 1.3亿美元[125] - 2021年3月31日RMI资产净值为1.551亿美元[121] - 2021年第一季度与2020年同期相比，一般及行政费用下降2%，租赁经营费用增加1%，原油当量销量下降17%[120] - 2021年第一季度与2020年同期相比，经营费用下降37%至5067.2万美元[130] - 中游运营费用在2021年第一季度为390万美元，与2020年同期的400万美元基本持平，每桶油当量基础上增长17%[131] - 集输和处理费用在2021年第一季度增至500万美元，较2020年同期的350万美元增加150万美元，天然气和NGLs销量同期下降9%[132] - severance和从价税在2021年第一季度降至460万美元，较2020年同期的520万美元下降11%，而同期收入增长24%[133] - 折旧、损耗和摊销费用在2021年第一季度降至1880万美元，较2020年同期的2160万美元下降13%，每桶油当量基础上增长5%[135] - 2021年第一季度未发生未探明资产的弃置和减值费用，2020年同期为3010万美元[136] - 2021年第一季度衍生品损失为2340万美元，2020年同期衍生品收益为1.004亿美元[138] - 2021年和2020年第一季度利息费用分别为40万美元和20万美元，平均未偿债务分别为零和8480万美元[139] - 截至2021年3月31日，公司流动性为2.987亿美元，包括387万美元现金和2600万美元信贷额度可用借款能力[141] - 2021年和2020年第一季度经营活动提供的净现金分别为4296.4万美元和4799.4万美元[144] - 2021年和2020年第一季度调整后EBITDAX分别为4371万美元和4326.9万美元[152] - 截至2021年3月31日和报告提交日，公司信贷安排下的未偿金额分别为0和1.29亿美元[172] 各条业务线数据关键指标变化 - 2021年第一季度与2020年同期相比，原油销售下降2%，天然气销售增长148%，天然气液体销售增长238%[127] 衍生工具相关情况 - 公司油、天然气和天然气凝析液的衍生工具类型包括掉期、领子期权和看跌期权[166] - 若相关市场商品价格超过合约掉期价格或领子期权的上限执行价格，公司需向交易对手支付差价[167] - 公司的衍生合约与七家交易对手执行，这些交易对手均为信贷安排银团成员[170] 内部控制情况 - 公司管理层评估截至2021年3月31日的披露控制和程序，认为其在合理保证水平上有效[179] - 2021年第一季度，公司在信贷安排方面未发现对财务报告内部控制产生重大影响的变化[181] 公司面临风险情况 - 公司面临石油和天然气价格波动风险，价格受全球供需、生产配额等多种因素影响[165] - 公司面临交易对手和客户信用风险，部分客户集中可能影响财务结果[173][174] - 公司生产的市场销售情况取决于第三方炼油厂、运输和处理设施的可用性和容量[175] - 公司部分生产可能因事故、天气等原因中断，大量生产同时中断会影响现金流[176] 销售井数量情况 - 截至2021年3月31日的十二个月内，公司有19口总井投入销售[128]

财务数据和关键指标变化 - 公司在2020年将员工数量从323人减至121人，裁员62% [4] - 公司将现金一般及行政费用（G&A）降低近50%，将未担保债务和优先股权益13亿美元进行了股权化处理 [5] - 公司将循环信贷协议下的RBL借款从6亿美元降至目前的2.54亿美元，将钻探与完井（D&C）和运营成本（LOE）降低超20% [5] - 通过重新协商7份关键中游和营销合同，公司的运营费率、运输和收集费用下降约50%，并消除了大部分中游最低产量承诺 [5] - 按3月1日的即期价格计算，公司年末经证实储量的PV - 10价值为14亿美元，已开发储量（PDP）的PV - 10价值略低于12亿美元 [6] - 公司资产负债表与资产价值相匹配，资本结构简单，由普通股和借款基础工具组成，杠杆率低于1倍EBITDA，可用流动性超过2.5亿美元 [6] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2020年第四季度，公司在停止钻探和完井作业后，仍实现了每天8.3万桶油当量（BOE）的净销售量，其中液体占比62% [12] - 2021年，公司在格里利的Wake North区块启用1台钻机，在GP区块启用1支完井队，GP区块预计在第二季度投产，Wake North区块预计在第三季度初开始生产 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司采用新商业模式，注重回报而非增长，保持低杠杆，通过整合实现规模经济，并产生大量自由现金流 [7] - 公司计划在2021年还清所有未偿债务，实现无债务状态，并希望同时制定股息政策 [7] - 公司实施新薪酬结构，管理层激励薪酬和董事年度津贴均以公司普通股支付，多数管理层激励薪酬的归属取决于股东绝对回报 [8] - 公司成立首个ESG委员会，开展了一系列ESG倡议，未来将公布相关成果和战略细节 [9] - 公司优先考虑现金回报，平衡现金流在项目再投资、债务偿还和股东分配之间的分配 [13] - 公司决定采用更宽的井距进行开发，认为这是优化资本配置和提高回报率的最佳方式 [13] - 公司日常会对资产进行优化，包括出售非核心资产或收购工作权益；同时积极寻求战略交易，多数为股权交易，与行业内其他公司模式类似 [16] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为重组使其在当前环境中具备成功的条件，精简的人员提高了效率和协作能力，即使在疫情期间也能降低成本 [5] - 公司凭借优质资产、低成本结构、财务灵活性和对ESG政策的持续关注，能够在北美勘探与生产领域保持领先地位 [10] 其他重要信息 - 公司在2021年第一季度完成了GP和Wake North区块的13 - 15口井，原计划为每个区块20 - 24口井；在温莎的一个区块，公司仅钻探了科德尔地层，因其经济效益优于尼奥布拉拉地层 [14] 问答环节所有提问和回答 问题: 公司是否有其他大型交易计划 - 公司日常会对资产进行优化，多为现金交易；同时也在与各方就战略交易进行沟通，多数为股权交易，公司会积极推进整合战略 [16] 问题: 公司现有库存情况及与地方市政的谈判计划 - 公司现有约430个宽井距开发位置，按当前钻机速度和井长，约有8年的库存；目前没有正在推进的新市政运营协议，但会继续增加小型协议以开发周边土地 [18][19] 问题: 披露声明中的营运资金调整情况 - 公司在演示文稿第7页给出了2亿美元的营运资金赤字，由于年末仍处于破产状态，数据有一定噪音；公司已支付并将继续支付税款，4月后营运资金赤字将趋于正常，自由现金流指引已包含营运资金支付 [22][23][24] 问题: 公司在2022年的再投资率规划 - 公司不设定现金流在各方向的固定分配比例，会将现金流用于项目再投资、债务偿还和股东分配；在决定资本分配时，会综合考虑经济库存、商品价格和股息政策，确保资本分配具有纪律性 [26][27][29] 问题: 价格和成本变化对理想井距的影响 - 公司不会根据商品价格的每周波动实时调整井距，而是关注12 - 24个月后的情况；若长期价格上涨或期货曲线不那么倒挂，可能会使井距稍宽；公司的主要目标是最大化每投入一美元的回报率 [30][31] 问题: 不同区域的井距差异及区域质量分散情况 - 公司不同区域的井距在每区块6 - 15口井之间，覆盖从温莎北部到鹰眼南部的核心区域；鹰眼地区因只有尼奥布拉拉地层，井距约为每区块6口井；格里利地区因有尼奥布拉拉和科德尔地层，井距可达每区块15口井 [33][34] 问题: 公司是否会先钻探最佳井 - 公司计划在未来几年先钻探最佳井 [35] 问题: 鹰眼地区的中游基础设施需求 - 鹰眼地区的中游基础设施虽不如瓦滕伯格油田完善，但天然气和石油收集设施都在持续扩建，公司未来几年计划钻探的区块离收集设施不远 [36][37]

公司业务风险 - 公司面临钻探和运营、获取水资源、设备服务人员供应、勘探开发等多方面风险[11] - 公司油气应收账款集中于某些大客户，存在信用风险[525] - 公司法国湖地区目前无管道系统，若不建设可能无法充分测试或开发资源[528] 专业术语定义 - “Bbl”指1个储油罐桶，相当于42美制加仑液体体积，用于表示原油、凝析油或天然气液[17] - “Bcf”指10亿立方英尺天然气；“Boe”指1个储油罐桶油当量，按6Mcf天然气换算1Bbl油的比例计算[18] - “MBbl”指1000桶油或其他液态烃；“MBoe”指1000Boe；“Mcf”指1000立方英尺[37][38][39] - “MMBoe”指100万Boe；“MMBtu”指100万英制热量单位；“MMcf”指100万立方英尺[40][41][42] - 净英亩指所有者在特定数量英亩或指定地块中所占的百分比，如50%权益的100英亩为50净英亩[42] - “PDNP”指已探明开发未生产储量；“PDP”指已探明开发生产储量[49][50] - 可能储量指比probable reserves更不确定能否采出的额外储量；probable reserves指比已探明储量更不确定但与已探明储量一起有同等可能采出的额外储量[53] - 已探明开发储量指可通过现有井、现有设备和操作方法采出，或所需设备成本相对新井成本较小的已探明储量[57] - 已探明储量指通过地质科学和工程数据分析，在合理确定性下估计在给定日期后，从已知油藏、在现有经济条件、操作方法和政府法规下，在运营权合同到期前经济可采的油气数量[58] - 确定性方法下“合理确定性”指高度确信可采出量；概率方法下至少有90%概率实际采出量等于或超过估计值[67] - PV - 10是一种非GAAP财务指标，按10%年利率折现[66] 价格变动影响 - 若油气SEC价格下降10%，公司探明储量将减少2%，PV - 10值将减少约27%（1.176亿美元）；若上升10%，探明储量将增加1%，PV - 10值将增加约27%（1.193亿美元）[515] - 截至2020年12月31日，NYMEX远期曲线每桶或每百万英热单位假设向上或向下变动10%，公司衍生品收益将分别减少1420万美元或增加1300万美元[522] 油井间距 - 常规油井典型间距为40英亩，常规气井为640英亩；非常规油井和气井典型间距为640英亩或1280英亩[75] 商品风险管理 - 公司主要商品风险管理目标是通过减少现金流波动保护资产负债表，使用的衍生品工具包括掉期、领子期权和看跌期权[518] 信贷安排情况 - 截至2020年12月31日和报告提交日，公司信贷安排余额为零，信贷安排借款利率波动[523] - 公司衍生品交易有七家信贷安排下的贷款机构作为交易对手，这些机构有投资级信用评级[524] - 公司7.5亿美元信贷安排到期日为2023年12月7日，2020年12月18日重新确定借款基数为2600万美元[626] - 信贷安排下借款利率按公司选择，欧元美元利率为伦敦银行同业拆借利率加1.75% - 2.75%，参考利率为摩根大通公布的最优惠利率等几种利率中最高者加0.75% - 1.75%[628] - 2020年6月18日，公司修改信贷安排，将最高净杠杆率从4.00降至3.50，受限支付等的最高杠杆率从3.25降至2.75，欧元美元利率利差增至2.00% - 3.00%，参考利率利差增至1.00% - 2.00%[631] - 截至2020年12月31日和2019年12月31日，公司信贷安排未偿还余额分别为0和8000万美元，文件提交日未偿还余额为0[632] - 公司为信贷安排资本化递延融资成本250万美元，2020年和2019年摊销后净资本化金额分别有70万和140万计入其他非流动资产，40万和50万计入预付费用等[633] - 2017年4月公司签订的先前信贷安排借款基数为1.917亿美元，到期日为2021年3月31日，于2018年12月7日终止结算[634][636] - 先前信贷安排中，伦敦银行同业拆借利率借款利率为LIBOR加3.00% - 4.00%利差，基准利率借款利率为参考利率加2.00% - 3.00%利差[635] 财务数据关键指标变化 - 截至2020年12月31日，已探明油气资产净值为8.45341亿美元，2019年为8.08411亿美元[557] - 2020年全年折旧、损耗和摊销费用为9124.2万美元，2019年为7645.3万美元[559] - 2020年净收入为1.03528亿美元，2019年为6706.7万美元[559] - 2020年基本每股净收益为4.98美元，摊薄后为4.95美元；2019年基本每股净收益为3.25美元，摊薄后为3.24美元[559] - 2020年加权平均流通普通股基本股数为20774股，摊薄后为20912股；2019年基本股数为20612股，摊薄后为20681股[559] - 2020年油气销售收入为2.1809亿美元，2019年为3.1322亿美元[559] - 2020年总运营费用为2.29235亿美元，2019年为2.07662亿美元[559] - 2020年其他收入（费用）总计为5412.6万美元，2019年为 - 3849.1万美元[559] - 截至2020年12月31日，现金及现金等价物为2474.3万美元，2019年为1100.8万美元[557] - 2020年未确认已探明油气资产减值损失，全年损耗费用为8260万美元[537] - 2018 - 2020年普通股数量从20,453,549股增至20,839,227股[561] - 2020年净收入为103,528美元，2019年为67,067美元，2018年为168,186美元[563] - 2020年经营活动提供的净现金为158,796美元，2019年为224,647美元，2018年为116,598美元[563] - 2020年投资活动使用的净现金为63,799美元，2019年为255,158美元，2018年为164,376美元[563] - 2020年融资活动使用的净现金为81,247美元，2019年提供的净现金为28,604美元，2018年为47,998美元[563] - 2020 - 2018年折旧、损耗和摊销分别为91,242美元、76,453美元、41,883美元[563] - 2020 - 2018年公司分别产生8.26亿美元、6.93亿美元、3.46亿美元的折耗费用[577] - 2020年末现金、现金等价物和受限现金为24,845美元，2019年末为11,095美元，2018年末为13,002美元[563] - 2020年支付的利息净额为1,546美元，2019年为4,110美元，2018年为2,582美元[563] - 2020年、2019年和2018年，公司因重新评估估计的可能和潜在储量位置，分别产生未探明矿区权益的弃置和减值费用3730万美元、1120万美元和530万美元[583] - 2020年和2019年12月31日，公司与客户合同的应收账款分别为3270万美元和4370万美元，付款通常在生产日期后30至60天内收到[593] - 截至2020年、2019年和2018年12月31日，现金及现金等价物分别为2474.3万美元、1100.8万美元和1291.6万美元，受限现金分别为10.2万美元、8.7万美元和8.6万美元，总计分别为2484.5万美元、1109.5万美元和1300.2万美元[605] - 2020年12月31日，公司使用权资产总计2948.6万美元，租赁负债总计2990.5万美元；2019年使用权资产总计3856.2万美元，租赁负债总计3923万美元[611] - 2020年和2019年公司总租赁成本分别为1549.4万美元和1941万美元[616] - 截至2020年12月31日，公司经营租赁和融资租赁加权平均剩余租赁期限分别为2.8年和0.2年，加权平均折现率分别为3.90%和3.47%[617] - 2020年和2019年，公司经营租赁的经营现金流分别为1276.8万美元和1099.3万美元，2020年融资租赁的经营现金流为5000美元、融资现金流为10.2万美元[617] - 截至2020年12月31日，公司其他非流动资产总计287.1万美元，2019年为354.4万美元[623] - 截至2020年12月31日，公司应付账款和应计费用总计3742.5万美元，2019年为5763.8万美元[625] - 2020年、2019年和2018年公司利息支出分别为380万、510万和260万美元，2020年和2019年分别资本化利息支出180万和240万美元[637] 业务线数据关键指标变化 - 2020年、2019年和2018年，原油销售分别为1.74536亿美元、2.68865亿美元和2.28661亿美元；天然气销售分别为2424.3万美元、2829.6万美元和2236.9万美元；天然气液体销售分别为1931.1万美元、1605.9万美元和2562.7万美元；油气销售分别为2.1809亿美元、3.1322亿美元和2.76657亿美元[595] - 2020年、2019年和2018年，NGL Crude Logistics分别占销售额的77%、82%和66%，Duke Energy Field Services分别占销售额的9%、6%和8%[599] 公司业务范围 - 公司主要从事油气资产的收购、开发、开采和生产，业务集中在科罗拉多州瓦滕伯格油田[566] 公司资产情况 - 截至2020年12月31日，公司集输资产的账面净值为1.53亿美元，折旧采用直线法按约30年的估计使用寿命计算[580] 会计政策变更 - 2020年1月1日采用新的金融工具信用损失计量标准，对合并财务报表无重大影响，截至2020年12月31日，针对联合权益应收账款设立了40万美元的备抵[607] - 2020年1月1日采用公允价值计量披露要求变更标准，仅影响公司披露形式[608] 公司收购与出售 - 公司预计以3.374亿美元收购HighPoint Resources Corporation，交易预计2021年上半年完成[620] - 2018年8月，公司出售MidContinent地区资产，净收益1.035亿美元，收益约2860万美元[621] 公司法律和解 - 2018年9月公司在一起案件中达成和解，获得从价税毛报销款740万美元，净额510万美元计入运营报表[640] 公司协议承诺 - 公司与NGL Crude签订原油交付协议，最低总交易量承诺每年约增加3%，至最高约1.6万桶/日，截至2020年12月31日剩余期限总财务承诺费为4970万美元[641]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度BOE产量环比增长6%，达到26.2万桶油当量/天，年初至今平均产量为25.3万桶油当量/天，公司将年度产量指引从24 - 25万桶油当量/天提高到25 - 25.5万桶油当量/天 [7] - 第三季度单位LOE为2.23美元/桶油当量，是公司有史以来最低水平，年初至今LOE为2.43美元/桶油当量，公司将年度LOE指引从2.50 - 2.90美元/桶油当量修订为2.40 - 2.60美元/桶油当量 [8][9] - 公司将RMI运营费用指引上限从1.85美元/桶油当量下调至1.80美元/桶油当量 [9] - 第三季度经常性现金G&A为2.56美元/桶油当量，年初至今总计2010万美元，公司将年度经常性现金G&A估计范围从2700 - 2900万美元收紧至2600 - 2800万美元 [10] - 第三季度资本支出为180万美元，年初至今资本投资为6460万美元，公司重申年度资本支出指引范围为6000 - 7000万美元 [11] - 第三季度产生的自由现金用于偿还RBL 3800万美元，截至季度末，RBL借款降至2000万美元，目前已降至1000万美元 [11][12] 各条业务线数据和关键指标变化 - 油气生产方面，第三季度石油产量与第二季度持平，BOE产量增长6%，公司提高年度产量指引并收紧年度石油混合比指引至54% - 56% [7][8] 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 - 2021年公司计划先完成DUC库存，预计上半年产量低于下半年，全年产量与2019年大致持平，资本投资集中在上半年 [13] - 若2021年大宗商品价格环境显著好于预期，2022年公司可能开展自营项目 [51] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对第三季度业绩表示满意，尽管自第一季度以来资本投资有限，但产量仍保持韧性 [6][7] - 预计2021年单位成本与2020年基本一致，虽仍有降低成本的机会，但接近下限，且2021年产量可能不如2020年强劲 [16][17] - 对于COGCC提议的回采区退距规定，公司认为可能主要针对永久性水体，预计影响不大，退距可能在300 - 500英尺 [21][22][25] 其他重要信息 - 公司采用增强型采油返排技术，2020年比2019年和2018年更严格，有利于保持油藏压力和优化油气比 [27][28][29] - 公司今年使用不同压裂服务提供商，压裂团队效率与往年相当，未出现行业常见的启动困难和摩擦问题 [36] - 服务提供商一般不愿提供有约束力的保证，但会与公司提前规划，确保服务人员配备，公司已与服务提供商就2021年30个DUC项目进行多轮沟通 [39][40] - 公司未看到DJ地区行业整合带来的负面影响，预计未来几个季度钻机数量将保持紧张，明年压裂服务利用率将有所提高，行业可协调压裂团队的工作量 [42][43][44] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 2021年运营费用和资本成本趋势 - 公司认为尚未达到成本下限，明年单位成本（包括经常性现金G&A、单位LOE和单位运营费用）可能与今年基本一致，因2021年产量可能不如2020年强劲 [16][17] 问题: 对COGCC提议的回采区退距规定的看法 - 公司认为可能主要针对永久性水体，旨在保护鱼类和野生动物，预计影响不大，退距可能在300 - 500英尺 [21][22][25] 问题: 今年与去年油井返排方式是否有变化及对产量的影响 - 公司今年采用更严格的增强型采油返排技术，有利于保持油藏压力和优化油气比，是2020年产量更具韧性的原因之一 [27][28][29] 问题: 2020年与2019年油井质量比较 - 公司认为油藏质量大致相同，增产设计取决于价格，2020年峰值产量略低，但通过限制油井产量可将更多原油提前开采出来，维持平稳的生产曲线 [31][32][33] 问题: 当地压裂服务团队情况及服务提供商态度 - 公司今年使用不同压裂服务提供商，团队效率与往年相当，未出现启动困难和摩擦问题；服务提供商一般不愿提供有约束力的保证，但会与公司提前规划，确保服务人员配备，公司已就2021年30个DUC项目与服务提供商进行多轮沟通 [36][39][40] 问题: DJ地区行业整合的影响 - 公司未看到负面影响，预计未来几个季度钻机数量将保持紧张，明年压裂服务利用率将有所提高，行业可协调压裂团队的工作量 [42][43][44] 问题: 第三季度天然气产量增加的原因 - 主要是由于随着油藏压力下降，气油比随时间增加，且今年采用更保守的油井返排方式，使得天然气产量增加的时间比往年有所延迟 [47][48][49] 问题: 2021年在French Lake的活动计划及是否会转移到该地区 - 公司计划2021年底在French Lake启动钻井，使用一台半运营钻机；2021年在传统区域将只进行DUC作业；若2021年大宗商品价格环境显著好于预期，2022年可能开展自营项目 [50][51] 问题: 2021年上半年产量下降幅度 - 公司认为单位数下降幅度较为合理，虽产量下降不可避免，但由于采用了限制产量的措施，实际下降幅度可能小于预期 [55][57][58]

业绩总结 - 截至2020年9月30日，公司净债务与过去12个月EBITDAX的比率为0.1x[5] - 2020年第二季度的净收入为-38902万美元，较2020年第一季度的78551万美元下降[41] - 2020年第二季度的每桶石油当量销售量为2262MBoe，较2020年第一季度的2260MBoe略有增长[46] - 调整后的EBITDAX在2020年第三季度为38438万美元，较2020年第二季度的34812万美元增长约15.4%[41] - 2020年预计的调整EBITDAX为2.31亿美元，调整EBITDAX利润率为46%[10] 用户数据 - 2019年公司平均日产量为23.5 Mboe/d，较2018年增长48%[5] - 2020年第三季度日产量为26.2 Mboe/d（其中53%为原油）[6] - 2020年生产指导为25.0 – 25.5 Mboe/d，油占比54% - 56%[29] 财务状况 - 截至2020年9月30日，流动性约为2.4亿美元[5] - 截至2020年9月30日的长期债务为2亿美元，现金及现金等价物为3777万美元，净债务为16223万美元[49] - 2020年预计的总资本支出为6000 - 7000万美元[29] - 2020年自由现金流生成将用于偿还债务[30] 未来展望 - 预计2021年末将开始法语湖的开发[30] - 2020年剩余油量的对冲比例接近100%，平均底价约为48美元/桶[31] 生产与运营 - 2020年每桶油的运营费用（LOE）为2.40 - 2.60美元[29] - Rocky Mountain Infrastructure的天然气收集能力为100 MMcf/d[17] - 拥有105英里的天然气收集和气举管线[17] - 4个中游天然气处理厂的11个管道互联[17] 负面信息 - 2020年第二季度的衍生品损益为-100419万美元[41] - 2020年第二季度的股权激励费用为1474万美元[41] - 2020年第二季度的探勘费用为112万美元[41] - 2020年第二季度的递延融资成本摊销为125万美元[41]

财务数据关键指标变化 - 2020年前9个月，每桶油当量的一般及行政费用较2019年同期下降19%，租赁运营费用下降17%[113] - 2020年前9个月，原油当量销售volumes较2019年同期增长10%[113] - 截至2020年9月30日的9个月内，信贷安排下的借款从2019年12月31日的8000万美元降至2000万美元，减少了6000万美元[113] - 2020年9月30日，公司总流动性为2.438亿美元[113] - 2020年前9个月，经营活动产生的现金流为1.114亿美元，2019年同期为1.63亿美元[113] - 2020年前9个月，资本支出（含应计费用）为6460万美元[113] - 2020年第三季度，产品收入为5750万美元，较2019年同期的7360万美元下降22%[122][123] - 租赁运营费用在2020年三季度降至540万美元，较2019年同期的670万美元减少130万美元，降幅19%，每桶油当量基础上下降26%[125] - 中游运营费用在2020年三季度增至400万美元，较2019年同期的330万美元增加70万美元，每桶油当量基础上增加12%[126] - 集输、运输和处理费用在2020年三季度增至480万美元，较2019年同期的440万美元增加40万美元，天然气和NGLs销量增加18%，但销售合同费用下降部分抵消了增长[127] - severance和从价税在2020年三季度降至负710万美元，而2019年同期为费用670万美元，收入下降22%，2020年三季度有1260万美元一次性调整[128] - 折旧、损耗和摊销费用在2020年三季度增至2340万美元，较2019年同期的1990万美元增加18%，每桶油当量基础上增加9%[130] - 未探明资产弃置和减值成本在2020年和2019年三季度分别为20万美元和90万美元[131] - 一般和行政费用在2020年三季度较2019年同期减少100万美元，降幅10%，每桶油当量基础上下降17%[132] - 2020年三季度衍生品损失为1070万美元，而2019年同期为收益1290万美元[133] - 2020年和2019年三季度利息费用分别为40万美元和30万美元，平均未偿债务分别为5410万美元和8490万美元[134] - 产品收入在2020年前九个月降至1.513亿美元，较2019年同期的2.291亿美元减少34%，主要因油当量价格下降40%，但销量增加10%[136][137] - 2020年前9个月运营费用为1.68亿美元，较2019年的1.46亿美元增加2164.3万美元，增幅15%[139] - 2020年前9个月中游运营费用为1130万美元，较2019年的830万美元增加303.7万美元，增幅37%，每桶油当量基础上增加24%[139][140] - 2020年前9个月资产弃置和未探明资产减值成本为3060万美元，较2019年的263.6万美元增加2795.3万美元，增幅1060%[139][145] - 2020年前9个月衍生品收益为6460万美元，而2019年前9个月衍生品损失为1550万美元[148] - 截至2020年9月30日，公司流动性为2.44亿美元，包括380万美元现金和2.4亿美元信贷额度可用借款能力[151] - 2020年前9个月经营活动提供净现金1.11亿美元，2019年为1.63亿美元[154] - 2020年前9个月投资活动使用净现金5750.9万美元，2019年为1.96亿美元[154] - 2020年前9个月融资活动使用净现金6115.8万美元，2019年为提供净现金2867.4万美元[154] - 2020年3月和9月净利润分别为325.1万美元和4290万美元，2019年同期分别为3589.3万美元和6992.2万美元[160] - 2020年3月和9月调整后EBITDAX分别为4148.6万美元和1.20977亿美元，2019年同期分别为4954.7万美元和1.54915亿美元[160] - 截至2020年9月30日和报告提交日，公司信贷安排下未偿还金额分别为2000万美元和1000万美元[182] 资本预算相关 - 公司2020年最初的资本预算为2.15 - 2.35亿美元，后更新为8000 - 1亿美元，现估计为6000 - 7000万美元[118] - 公司预计2020年资本计划约为6000 - 7000万美元，以维持储备基础和产量平稳[153] 薪资与费用调整 - 2020年4月初起，首席执行官薪资降低12.5%，其他高管薪资降低10%，独立董事年度现金津贴降低15%[120] - 2020年第二季度，公司裁员12%，将2020年经常性现金一般及行政费用指引降至2700 - 2900万美元，较2019年下降13%[120] 套期保值与风险管理 - 截至2020年9月30日，公司约100%的2020年指导平均石油产量已套期保值，商品合同净值为1900万美元[150] - 公司主要商品风险管理目标是通过减少现金流波动保护资产负债表，使用的衍生工具包括掉期、领子期权和看跌期权[178] - 公司目前的衍生合约与七家交易对手执行，均为信贷安排银团成员[180] 公司面临的风险 - 公司面临石油和天然气价格风险，价格波动和不确定性会影响财务状况、经营成果和资本资源[176] - 若市场商品价格超过合约掉期价格或领子期权上限执行价格，公司需向交易对手支付差价，可能影响现金流[179] - 公司面临利率风险，信贷安排借款利率波动，利率上升会对经营成果和现金流产生不利影响[182] - 公司在衍生品交易中面临金融机构信用风险，目前交易对手有投资级信用评级[183] - 公司因油气应收账款集中于某些大客户而面临信用风险，客户违约可能影响财务结果[184] - 公司生产的市场销售情况部分取决于第三方炼油厂的可用性、距离和产能，以及区域运输、管道、铁路基础设施、天然气收集系统和加工设施的情况[185] - 公司部分生产可能因事故、天气、现场劳动力问题或罢工等原因中断或停产，也可能因市场情况主动减产，大量生产同时中断会影响现金流[186] - 目前沃特伯格油田法国湖地区的油井没有管道系统服务，若不建设所需管道系统，可能无法充分测试或开发该地区资源[187] 内部控制与披露 - 截至2019年12月31日的年度10 - K表格年度报告中披露的利率风险分析和油气价格敏感性分析无重大变化[187] - 截至2020年9月30日，公司管理层评估认为披露控制和程序在合理保证水平上有效[189] - 公司建立内部审计职能以验证和监控内部控制和程序，内部控制系统有书面政策和程序支持，含自我监控机制[190] - 截至2020年9月30日的季度内，公司财务报告内部控制无重大影响或可能产生重大影响的变化[191]

业绩总结 - 截至2020年6月30日，公司净债务与过去12个月EBITDAX的比率为0.3倍[5] - 2020年第二季度调整后的EBITDAX为36,201千美元，相较于2019年第四季度的48,797千美元下降了25.8%[40] - 2020年第二季度净收入为（38,902）千美元，较2019年第四季度的78,551千美元下降了149.5%[40] - 2020年第二季度的折旧、耗竭和摊销费用为22,283千美元，较2019年第四季度的21,896千美元增加了1.8%[40] - 2020年第二季度的衍生品损益为25,146千美元，较2019年第四季度的（100,419）千美元有显著改善[40] 用户数据 - 2019年公司平均日产量为23.5 Mboe/d，较2018年增长48%[5] - 2020年第二季度公司日产量为24.9 Mboe/d（其中56%为原油）[6] - 2020年生产指导为24 - 25 Mboe/d，2019年实际为23.5 Mboe/d[31] - 2020年油气生产中石油占比预计为54%至60%，2019年实际为60%[31] - 2020年原油当量销售量为2,262 MBoe，较2019年第四季度的2,260 MBoe基本持平[44] 财务状况 - 截至2020年6月30日，公司流动性约为2.06亿美元[5] - 截至2020年6月30日，总长期债务为58,000千美元，现金及现金等价物为（4,144）千美元，净债务为53,856千美元[47] - 2020年每桶油的运营费用（LOE）预计为2.50至2.90美元，2019年实际为2.95美元[31] - 2020年每桶油的油差预计为4.75至5.25美元，2019年实际为5.28美元[31] - 2020年现金一般和行政费用预计为2700万至2900万美元，2020年迄今为1390万美元[31] 未来展望 - 2020年生产指导为每日24.0至25.0万桶油当量，资本支出为6500万美元[5] - 2020年总资本支出预计为6000万至7000万美元，2019年实际为2.22亿美元[31] - 2020年剩余油量的对冲平均底价约为48美元/桶[33] - 2020年现金成本低于每桶10美元，且在预对冲现金利润方面处于前四分之一[10] - K-22平台的井密度为每区16口井，表现与低密度类型曲线一致[21] 成本管理 - 2020年第二季度的常规现金管理费用为6,148千美元，较2019年第四季度的7,777千美元下降了20.9%[44] - 2020年第二季度的每桶常规现金管理费用为2.72美元，较2019年第四季度的3.44美元下降了21%[44] - 2020年第二季度的股权激励费用为1,474千美元，较2019年第四季度的1,697千美元下降了13.2%[40] - 2020年第二季度的递延融资成本摊销为0千美元，较2019年第四季度的0千美元持平[40]

Bonanza Creek Energy, Inc. (BCEI) Q2 2020 Earnings Conference Call August 7, 2020 11:00 AM ET Company Participants Scott Landreth - Senior Director of Finance & Treasurer Eric Greager - President & Chief Executive Officer Brant Demuth - Executive Vice President and Chief Financial Officer Dean Tinsley - Senior Vice President-Operations Conference Call Participants Leo Mariani - KeyBanc Noel Parks - Coker & Palmer Michael Scialla - Stifel Operator Ladies and gentlemen, thank you for standing by and welcome t ...

财务数据关键指标变化 - 2020年上半年，公司每桶油当量的一般及行政费用较2019年同期下降20%，租赁运营费用下降12%，原油当量销售 volumes 增长11%[120] - 截至2020年6月30日的六个月内，公司信贷安排下的借款从2019年12月31日的8000万美元降至5800万美元，减少了2200万美元[120] - 2020年6月30日，公司总流动性为2.061亿美元，包括手头现金和信贷安排下可用资金[120] - 2020年上半年，公司经营活动产生的现金流量为6820万美元，而2019年同期为1.044亿美元[120] - 2020年上半年，公司发生资本支出（含应计费用）6280万美元[120] - 公司将2020年资本预算从最初的2.15 - 2.35亿美元更新为8000 - 1亿美元，现估计为6000 - 7000万美元[125] - 2020年第二季度，公司裁员12%，将2020年经常性现金一般及行政费用（G&A）指引降至2700 - 2900万美元，较2019年下降13%[127] - 与2019年同期相比，2020年第二季度公司产品收入下降58%至3500万美元，主要因每桶油当量价格下降59%，但销售 volumes 增长2%[129][130] - 2020年第二季度，公司石油合约衍生品现金结算收益约为2250万美元，天然气合约约为10万美元；2019年同期，石油合约衍生品现金结算损失为100万美元，天然气合约收益为40万美元[129] - 2020年第二季度运营费用为4744.8万美元，较2019年同期的5112.8万美元减少368万美元，降幅7%[132] - 2020年第二季度中游运营费用为340万美元，较2019年同期的270万美元增加70万美元，增幅24%[132][133] - 2020年上半年产品收入为9382.7万美元，较2019年同期的1.55539亿美元减少6171.2万美元，降幅40%[132][143][144] - 2020年上半年原油销售为7914.8万美元，较2019年同期的1.3453亿美元减少5538.2万美元，降幅41%[143] - 2020年上半年天然气销售为889.3万美元，较2019年同期的1240.2万美元减少350.9万美元，降幅28%[143] - 2020年上半年天然气凝析液销售为578.6万美元，较2019年同期的860.7万美元减少282.1万美元，降幅33%[143] - 2020年第二季度衍生工具损失为2510万美元，而2019年同期衍生工具收益为820万美元[140] - 2020年第二季度利息费用为100万美元，2019年同期为40万美元[141] - 2020年上半年原油等效销售价格（未计衍生工具）为每桶油当量20.75美元，较2019年同期的38.04美元减少17.29美元，降幅45%[143] - 2020年上半年原油等效销售价格（计及衍生工具）为每桶油当量28.24美元，较2019年同期的38.13美元减少9.89美元，降幅26%[143] - 2020年上半年运营费用为1.27834亿美元，较2019年同期的9415.8万美元增加3367.6万美元，增幅36%[146] - 2020年上半年折旧、损耗和摊销费用为4390万美元，较2019年同期的3470万美元增加27%，主要因可耗竭财产基数增加2.388亿美元和产量增加11%[151] - 2020年上半年未探明资产报废和减值成本为3040万美元，2019年同期为180万美元，主要因重新评估储量位置和非核心租约到期[152] - 2020年上半年衍生品收益为7530万美元，2019年同期为亏损2840万美元，因市场价格低于合约对冲价格[155] - 截至2020年6月30日，公司流动性为2.061亿美元，包括410万美元现金和2.02亿美元信贷额度可用借款能力[158] - 2020年资本计划预计为6000 - 7000万美元，可维持储量价值和几乎持平的产量[160] - 2020年上半年经营活动提供的净现金为6822.9万美元，2019年同期为1.04448亿美元[161] - 2020年上半年投资活动使用的净现金为5201.9万美元，2019年同期为1.22131亿美元，主要因油气勘探开发支出减少[161][163] - 2020年上半年融资活动使用的净现金为2306.7万美元，2019年同期为提供1391.7万美元，主要因信贷额度净还款[161][164] - 2020年3月净亏损38902千美元，2019年6月30日净利润41022千美元；2020年6个月净利润39649千美元，2019年6月30日6个月净利润34029千美元[167] - 截至2020年6月30日和报告提交日，公司信贷安排下未偿还金额分别为5800万美元和5300万美元[190] 资产相关数据 - 2020年6月30日，公司落基山基础设施（RMI）资产的账面净值为1.551亿美元[121] 套期保值相关 - 截至2020年6月30日，公司约100%的2020年指导平均石油产量已进行套期保值，商品合约净资产为3980万美元[157] 风险管理相关 - 公司主要商品风险管理目标是通过减少现金流波动保护资产负债表，使用的衍生工具包括掉期、领子期权和看跌期权[184] - 公司目前的衍生合约与七家交易对手执行，均为信贷安排银团成员[188] - 若相关市场商品价格超过合约掉期价格或领子期权上限执行价格，公司需向交易对手支付差价，可能对现金流产生不利影响[185] - 公司面临石油和天然气价格风险，价格波动受全球供需、生产配额、天气等多种因素影响[183] - 公司面临利率风险，信贷安排借款利率波动，利率上升会对经营业绩和现金流产生不利影响[190] - 公司在衍生交易方面面临金融机构信用风险，七家交易对手有投资级信用评级[191] - 公司因油气应收账款集中于某些大客户面临信用风险，不要求客户提供抵押品[192] 生产与市场相关风险 - 公司生产的市场销售情况部分取决于第三方炼油厂的可用性、距离和产能，以及区域运输、管道、铁路基础设施、天然气收集系统和加工设施的情况[193] - 公司部分生产可能因事故、天气、现场劳动力问题或罢工等原因中断或停产，也可能因市场条件主动减产，大量生产同时中断会影响现金流[194] - 目前沃特伯格油田法国湖地区的油井没有管道系统服务，若不建设所需管道系统，可能无法充分测试或开发该地区资源[195] 报告相关说明 - 本季度报告包含前瞻性陈述，实际结果可能与预期存在重大差异，受多种风险因素影响[172] 内部控制相关 - 截至2020年6月30日，公司管理层评估披露控制和程序在合理保证水平上有效[197] - 公司建立内部审计职能以验证和监控内部控制和程序，内部控制系统有书面政策和程序支持，含自我监控机制[198] - 在2020年第二季度末，公司财务报告内部控制无重大影响或可能产生重大影响的变化[199] 风险分析变化情况 - 截至2019年12月31日的年度10 - K表格年度报告中披露的利率风险分析和油气价格敏感性分析无重大变化[195]