公司融资与合资合作 - 2020年公司完成多项重要融资交易，2月修订信贷协议，借款基数重申为9亿美元，选定借款承诺从5亿美元增至7亿美元[33][38] - 2020年10月1日，公司与合资伙伴完成San Mateo II与San Mateo I的合并，公司拥有51%权益[34] - 2017年2月17日，公司与Five Point成立San Mateo I合资企业，获得1.715亿美元，潜在绩效激励7350万美元，截至2021年2月23日已赚取5880万美元[79] - 2019年2月25日，公司与Five Point成立San Mateo II合资企业，Five Point承诺支付1.25亿美元用于开发设施，公司有机会在未来几年赚取1.5亿美元递延绩效激励，截至2021年2月23日已收到70万美元[80][81] San Mateo中游系统建设与运营数据 - 2020年第三季度，San Mateo完成黑河处理厂扩建，新增日处理天然气设计进气量2亿立方英尺，总设计进气量达4.6亿立方英尺[36] - 2020年9月，San Mateo建成并投入使用约43英里大口径天然气集输管道和约19英里不同口径原油管道[37] - 截至2020年12月31日，San Mateo中游系统天然气资产日设计处理能力4.6亿立方英尺，有140英里天然气集输管道[39] - 截至2020年12月31日，San Mateo中游系统石油资产有3个中央交付点，设计日吞吐量超10万桶，有90英里石油集输管道[39] - 截至2020年12月31日，San Mateo中游系统采出水资产有13口商业盐水处理井，设计日处理能力33.5万桶，有120英里采出水集输管道[39] - 2020年第三季度，San Mateo完成黑河加工厂扩建，新增日进气量2亿立方英尺，总设计进气量达4.6亿立方英尺/天[84] - 2020年9月，San Mateo建成约43英里大口径天然气集输管道[85] - 2020年，San Mateo天然气集输量约739亿立方英尺，较2019年减少4%；处理量约608亿立方英尺，较2019年减少6%[88] - 2020年，San Mateo原油管道系统throughput约1160万桶，较2019年增加32%[92] - 2020年，San Mateo处理采出水约8480万桶，较2019年增加15%[94] 公司安全与员工情况 - 2017 - 2020年公司约210万员工工时无损失工时事故[41] - 2020年公司有288名全职员工，无员工受集体谈判协议覆盖[199] - 公司要求每位员工每年至少完成40小时专业培训，2020年员工完成约15000小时继续教育和学习[202] - 2017 - 2020年，公司员工累计约210万工时未发生一起误工事故[203] 公司整体储量与产量数据 - 截至2020年12月31日，公司在各运营区总净证实储量2.70332亿桶油当量，平均日产量75175桶油当量[44] - 2020年公司石油净产量为15,931千桶，天然气为695亿立方英尺，总油当量为2751.4万桶油当量[97] - 2020年公司平均日产油当量为75,175桶油当量/天，平均日产油为43,526桶/天，平均日产天然气为1.899亿立方英尺/天[97] - 2020年公司总油当量产量约2750万桶油当量，较2019年的约2420万桶油当量增长14%[112] - 2020年公司平均日产油当量为75,175桶油当量/天，2019年为66,203桶油当量/天[112] - 2020年公司平均日产油为43,526桶/天，较2019年的38,312桶/天增长14%[112] - 2020年公司平均日产天然气为1.899亿立方英尺/天，较2019年的1.674亿立方英尺/天增长13%[112] - 2020年公司产量增加主要因特拉华盆地的勘探和开发作业抵消了鹰滩和海恩斯维尔页岩产量的下降[112] - 2019年全年石油当量总产量约2420万桶油当量，较2018年的约1900万桶油当量增长27%[113] - 2019年平均日产石油当量为66203桶油当量/天，2018年为52128桶油当量/天；2019年平均日产石油为38312桶/天，较2018年的30524桶/天增长26%；2019年平均日产天然气为1.674亿立方英尺/天，较2018年的1.296亿立方英尺/天增长29%[113] - 2020年底公司运营的所有油井平均工作权益约为79%，非运营油井工作权益从不到1%到约52%不等，平均约为10%[115] - 2020年底总油井数为796口（净424.1口），天然气井数为462口（净137.9口），总井数为1258口（净562.0口）[116] - 2020年底估计已探明石油储量为1.59949亿桶，天然气储量为6623亿立方英尺，总储量为2.70332亿桶油当量；2019年分别为1.47991亿桶、6272亿立方英尺、2.52531亿桶油当量；2018年分别为1.23401亿桶、5515亿立方英尺、2.15313亿桶油当量[120] - 2020年底估计已探明已开发储量中，石油为6964.7万桶，天然气为3232亿立方英尺，总计1.23507亿桶油当量；已探明未开发储量中，石油为9030.1万桶，天然气为3391亿立方英尺，总计1.46825亿桶油当量[120] - 2020年底估计总已探明石油和天然气储量较2019年增长7%，已探明石油储量增长8%，已探明天然气储量增长6%；2020年储量产量比为9.8，较2019年的10.5下降7%[123] - 过去两年，估计总已探明石油和天然气储量增长26%，已探明石油储量增长30%，已探明已开发石油储量增长31%[124] - 2020年底总已探明石油和天然气储量的标准化度量值较2019年下降22%，PV - 10较2019年下降26%[125] - 2020年已探明已开发石油和天然气储量较2019年增长17%，已探明未开发石油和天然气储量在2019和2020年底均为1.468亿桶油当量[126][129] - 截至2019年12月31日，探明储量为146,821MBOE，2020年12月31日为146,825MBOE，期间扩展与发现储量20,080MBOE，先前估计修正为8,868MBOE，探明未开发储量转化为探明已开发储量为28,944MBOE[133] - 2017 - 2020年，累计将55,397MBbl石油和241.6Bcf天然气的探明未开发储量转化为探明已开发储量，总计95,664MBOE，相关投资达1,144,889千美元[135] - 2020年12月31日，公司估计净探明储量中，石油为159,949MBbl，天然气为662.3Bcf，油当量为270,332MBOE，标准化度量值为1,5844百万美元，PV - 10为1,658.0百万美元[137] 各资产区产量与开发情况 - 2020年公司在特拉华盆地完成并投产89口（净47.8口）井，包括53口（净45.6口）运营水平井和36口（净2.2口）非运营水平井[50] - 2020年特拉华盆地平均日油当量产量约增加21%，达67,522桶油当量/天，2019年为55,599桶油当量/天；四季度产量较2019年四季度增长约26%，从61,493桶油当量/天增至77,367桶油当量/天[51] - 截至2020年12月31日，约97%（2.619亿桶油当量）的估计总探明石油和天然气储量归因于特拉华盆地，较2019年的2.328亿桶油当量增加12%[52] - 截至2020年12月31日，公司确定特拉华盆地有4,359个总（1,502个净）工程位置用于未来潜在钻探，其中约三分之二预计水平段长度为两英里或更长，约80%预计水平段长度大于1.5英里[53] - 截至2020年12月31日，公司在特拉华盆地运营3台钻机，预计2021年第一季度大部分时间运营3台，3月增加至4台并全年保持[54] - 2020年羚羊岭资产区完成并投产12个总（11.4个净）运营井和15个总（0.3个净）非运营井，罗德尼·罗宾逊6口井约10个月累计产量约270万桶油当量[55][57] - 2020年拉斯特勒布雷克斯资产区完成并投产13个总（7.8个净）运营井和21个总（1.9个净）非运营井，雷州5口井约7个月累计产量约160万桶油当量，艾斯·斯特恩·维加斯3口井24小时初始产量测试为7,415桶油当量/天[58][59][60] - 2020年箭头、兰杰和双子湖资产区大斯特宾斯地区莱瑟内克5口井约6个月累计产量约100万桶油当量，其中狼营B层完井24小时初始产量测试为2,101桶油当量/天[61][62] - 2020年州界线资产区博罗什13口井约4个月累计产量约270万桶油当量，24小时初始产量测试为45,225桶油当量/天；沃尼13口井预计2021年第一季度完井，第二季度初投产[64][65] - 2020年狼和杰克逊信托资产区完成并投产10个总（9.1个净）运营井，拉森136H井24小时初始产量测试为1,668桶油当量/天[66] - 2020年南得克萨斯鹰福特页岩平均日油当量产量下降40%，至2,412桶油当量/天，2019年为4,009桶油当量/天；截至2020年12月31日，约2%（490万桶油当量）的估计总探明石油和天然气储量归因于该地区[69][70] - 2020年公司未在路易斯安那州西北部开展自营钻探和完井活动，参与了4口非自营海恩斯维尔页岩井的钻探和完井，日产油当量约占7%（5241桶油当量/天），天然气产量约占17%（3140万立方英尺/天），估计总探明储量约占1%多（350万桶油当量）[74][76] - 截至2020年12月31日，公司在路易斯安那州西北部持有约19100英亩（净17700英亩）土地，其中海恩斯维尔页岩区16700英亩（净9100英亩），科顿谷区16100英亩（净14900英亩）[75] - 2020年第一季度，公司将派恩岛资产区南部2800英亩净矿产租给第三方，保留18% - 20%的特许权使用费权益[74] 公司生产运营相关费用与销售情况 - 2020年公司未实现衍生品的石油平均销售价格为37.38美元/桶，天然气为2.14美元/千立方英尺[97] - 2020年公司生产税、运输和加工等运营费用为3.39美元/桶油当量，租赁运营费用为3.81美元/桶油当量[97] - 2020年东南新墨西哥/西德克萨斯州特拉华盆地的产量占公司全年净产量的89.8%[99] - 公司原油通过长短期协议销售，价格与石油市场供需相关，运输成本从售价中扣除；天然气也通过长短期协议销售，价格基于管道指数计算，有机会时会对天然气进行处理提取液态烃[152][153] - 2020、2019和2018年，公司分别有2、2和4个重要买家，分别占公司石油、天然气和NGL总收入的约65%、67%和60%[154] 公司土地权益情况 - 2020年12月31日，公司持有的租赁、矿产或其他权益的总面积中，毛面积为279,000英亩，净面积为168,700英亩，其中开发面积毛面积213,800英亩、净面积127,100英亩，未开发面积毛面积65,200英亩、净面积41,600英亩[135] - 2020 - 2025年，未开发面积到期情况为2021年毛面积29,700英亩、净面积16,000英亩，2022年毛面积19,600英亩、净面积10,200英亩，2023年毛面积5,600英亩、净面积5,200英亩，2024年毛面积1,300英亩、净面积1,100英亩，2025年毛面积2,300英亩、净面积2,300英亩，2026年及以后到期的净面积为6,800英亩，均在特拉华盆地[148] 公司井数情况 - 2020年开发井中，生产井毛井数89口、净井数44.5口，2019年分别为147口和62.0口，2018年分别为118口和54.7口；勘探井中，2020年生产井毛井数4口、净井数3.3口，2019年分别为25口和13.3口，2018年分别为35口和20.8口[151] - 2020年总生产井毛井数93口、净井数47.8口，2019年分别为172口和75.3口，2018年分别为153口和75.5口，三年均无干井[151] 公司储量估算相关 - 公司使用多种技术

公司整体产量数据 - 2020年第三季度公司总油当量产量为670万桶油当量，日均油当量产量为7.3万桶油当量，其中石油占比58%，天然气占比42%；2020年前九个月总油当量产量为1990万桶油当量，日均油当量产量为7.25万桶油当量，其中石油占比58%，天然气占比42%[136] - 2020年第三季度公司石油产量为390万桶，较2019年同期增长6%；天然气产量为169亿立方英尺，较2019年同期增长3%；2020年前九个月石油产量为1150万桶，较2019年同期增长14%；天然气产量为501亿立方英尺，较2019年同期增长15%[136] - 截至2020年9月30日的三个月，公司石油产量增至390万桶，较2019年同期增加6%；天然气产量增至169亿立方英尺，较2019年同期增加3%。截至2020年9月30日的九个月，公司石油产量增至1150万桶，较2019年同期增加14%；天然气产量增至501亿立方英尺，较2019年同期增加15%[150][151][159] 公司财务关键指标变化 - 2020年第三季度公司GAAP基础上归属于股东的净亏损为2.761亿美元，摊薄后每股亏损2.38美元，2019年同期净利润为4400万美元，摊薄后每股收益0.38美元；2020年前九个月净亏损为5.038亿美元，摊薄后每股亏损4.34美元，2019年同期净利润为6380万美元，摊薄后每股收益0.54美元[137][138] - 2020年第三季度公司调整后EBITDA为1.21亿美元，2019年同期为1.608亿美元；2020年前九个月调整后EBITDA为3.692亿美元，2019年同期为4.297亿美元[137][138] - 截至2020年9月30日的三个月，公司油气收入降至1.891亿美元，较2019年同期减少4030万美元，降幅18%；其中石油收入降至1.506亿美元，减少4770万美元，降幅24%；天然气收入增至3850万美元，增加740万美元，增幅24%[150][151] - 截至2020年9月30日的三个月，公司第三方中游服务收入增至1940万美元，较2019年同期增加410万美元，增幅27%[150][153] - 截至2020年9月30日的三个月，公司购买天然气销售收入降至1340万美元，较2019年同期减少650万美元，降幅33%[150][154] - 截至2020年9月30日的三个月，公司衍生品实现净损失540万美元，2019年同期为实现净收益330万美元；未实现净损失1300万美元，2019年同期为未实现净收益980万美元[150][156][157] - 截至2020年9月30日的九个月，公司油气收入降至5.058亿美元，较2019年同期减少1.279亿美元，降幅20%；其中石油收入降至4.144亿美元，减少1.272亿美元，降幅23%；天然气收入降至9140万美元，减少70万美元，降幅1%[150][159] - 截至2020年9月30日的九个月，公司第三方中游服务收入增至4990万美元，较2019年同期增加840万美元，增幅20%[150][160] - 截至2020年9月30日的九个月，公司购买天然气销售收入降至3790万美元，较2019年同期减少220万美元，降幅5%[150][161] - 截至2020年9月30日的三个月，公司未收到矿权租赁奖金，2019年同期为170万美元；截至2020年9月30日的九个月，公司矿权租赁奖金收入为410万美元，2019年同期为170万美元[150][155][162] - 2020年前九个月衍生品实现净收益4960万美元，2019年同期为780万美元；2020年每桶石油衍生品平均收益约4.30美元，2019年为0.73美元[163] - 2020年前九个月衍生品未实现净损失930万美元，2019年同期为2970万美元；2019年12月31日至2020年9月30日，未平仓石油和天然气衍生品合约净公允价值从净负债390万美元降至1320万美元[164] - 2020年第三季度生产税、运输和加工费用增至2580万美元，较2019年同期增加110万美元，增幅4%；单位产量费用为每桶油当量3.85美元，与2019年同期基本持平[166][167] - 2020年第三季度租赁运营费用降至2340万美元，较2019年同期减少630万美元，降幅21%；单位产量费用降至每桶油当量3.48美元，降幅25%[166][168] - 2020年第三季度工厂和其他中游服务运营费用增至940万美元，较2019年同期增加60万美元，增幅6%[166][170] - 2020年第三季度折旧、折耗和摊销费用降至8800万美元，较2019年同期减少450万美元，降幅5%；单位产量费用降至每桶油当量13.11美元，降幅9%[166][171] - 2020年第三季度发生全额成本上限减值2.512亿美元，2019年同期无减值；确定减值时估计的石油和天然气价格分别为每桶39.71美元和每百万英热单位1.97美元[172] - 2020年第三季度一般和行政费用降至1510万美元，较2019年同期减少530万美元，降幅26%；单位产量费用降至每桶油当量2.25美元，降幅29%[166][173] - 2020年前九个月生产税、运输和加工费用增至6640万美元，较2019年同期增加40万美元，增幅1%；单位产量费用降至每桶油当量3.34美元，降幅12%[166][176] - 2020年前九个月租赁运营费用降至8050万美元，较2019年同期减少680万美元，降幅8%；单位产量费用降至每桶油当量4.05美元，降幅19%[166][177] - 2020年前9个月工厂及其他中游服务运营费用增加260万美元，即10%，达到2910万美元，2019年同期为2660万美元[178] - 2020年前9个月折耗、折旧和摊销费用增加2260万美元，即9%，达到2.721亿美元，2019年同期为2.495亿美元；单位产量基础上，折耗、折旧和摊销费用下降5%，至每桶油当量13.70美元[179] - 2020年9月30日，公司油气资产净资本化成本减去相关递延所得税超过完全成本上限1.891亿美元；6月30日，该数值为2.439亿美元；公司记录了5.752亿美元的减值费用和1.422亿美元的递延所得税收益[180] - 2020年前9个月一般及行政费用减少1250万美元，即21%，降至4600万美元，2019年同期为5850万美元；单位产量基础上，一般及行政费用下降31%，至每桶油当量2.32美元[181] - 2020年前9个月总利息费用为6150万美元，资本化520万美元，费用化5630万美元；2019年前9个月总利息费用为6110万美元，资本化700万美元，费用化5420万美元[183] - 2020年前9个月所得税收益为4340万美元；因完全成本上限减值，公司记录了8650万美元的估值备抵，部分抵消了5.203亿美元税前亏损带来的所得税收益；2019年前9个月有效税率为28%[184] - 2020年9月30日，公司现金总计4180万美元，受限现金总计2610万美元[186] - 2020年9月30日和10月27日，公司有10.5亿美元5.875%的高级票据、4.75亿美元信贷协议借款、约4510万美元信用证和750万美元小企业管理局贷款；信贷协议借款基数确认为9亿美元，公司选择将借款承诺维持在7亿美元[187] - 2020年9月30日和10月27日，San Mateo I有3.264亿美元San Mateo信贷安排借款和约900万美元信用证；San Mateo信贷安排可增加至4亿美元，2023年12月到期[188] - 2020年前九个月，经营活动提供的净现金从2019年同期的3.531亿美元降至3.2亿美元，减少3320万美元；排除经营资产和负债变化后，减少5880万美元[200][201] - 2020年前九个月，投资活动使用的净现金从2019年同期的6.39亿美元增至6.612亿美元，增加2210万美元，主要因中游资本支出增加7720万美元和资产销售收益减少1710万美元，部分被油气资产资本支出减少7000万美元抵消[200][203] - 2020年前九个月，融资活动提供的净现金从2019年同期的2.427亿美元增至3.44亿美元，增加1.012亿美元[200][205] - 2020年前九个月，公司融资活动的主要现金来源包括信贷协议借款2.2亿美元、圣马特奥信贷安排借款3840万美元、与圣马特奥一号成立相关的净出资和非全资子公司非控股股东的出资8090万美元以及小企业管理局贷款750万美元[205] - 2019年前九个月，公司信贷协议净借款1.75亿美元、圣马特奥信贷安排借款4000万美元以及与圣马特奥一号成立相关的净出资和非全资子公司非控股股东的出资2930万美元[205] - 2020年前九个月，归属于公司股东的调整后息税折旧及摊销前利润（Adjusted EBITDA）为3.69158亿美元，2019年同期为4.29732亿美元[200] - 2020年前三季度公司净亏损5.038亿美元，2019年同期净利润6380万美元；2020年第三季度净亏损2.761亿美元，2019年同期净利润4400万美元[212][213] - 2020年前三季度调整后EBITDA为3.692亿美元，较2019年同期减少6060万美元；2020年第三季度调整后EBITDA为1.21亿美元，较2019年同期减少3980万美元[215][216] - 2020年前三季度经营活动提供的净现金为3.19959亿美元，2019年同期为3.53127亿美元；2020年第三季度经营活动提供的净现金为1.09574亿美元，2019年同期为1.5863亿美元[212] - 截至2020年9月30日，公司的合同现金义务总额为31.95175亿美元，其中1年内到期的为1.05254亿美元，1 - 3年到期的为2.36628亿美元，3 - 5年到期的为11.83225亿美元，超过5年到期的为16.70068亿美元[218] 公司钻井与完井情况 - 2020年初公司在特拉华盆地运营6台钻机，因油价下跌，分别于2020年第一季度末、4月末和6月末释放3台钻机，第三季度运营3台钻机并预计全年维持该数量[140] - 2020年第三季度公司在特拉华盆地共完井并投产27口（净19.3口），其中包括20口（净19.1口）自营水平井和7口（净0.2口）非自营水平井[141] - 2020年第三季度公司在南德克萨斯州鹰福特页岩区以及路易斯安那州西北部海恩斯维尔页岩和科顿谷区未完成并投产自营或非自营井[144] - 2020年4月29日，公司将2020年全年钻井、完井和装备井的预期资本支出范围从6.9 - 7.5亿美元降至4.4 - 5亿美元；10月27日，进一步将该范围缩小至4.55 - 4.75亿美元[195] - 2020年10月27日，公司将2020年全年中游资本支出预期范围从8500 - 1.05亿美元收窄至9000 - 1亿美元[195] - 公司计划减少运营钻井计划，从6台钻机减至3台，预计在2020年第二季度末完成[195] - 2020年公司将运营的钻井平台从6个减至3个，并预计2020年剩余时间和2021年维持3个，但会视情况进一步减少[221] 公司基础设施建设 - 2020年9月，San Mateo完成黑河天然气加工厂及相关管道扩建，新增日处理能力2亿立方英尺，总设计日处理能力达4.6亿立方英尺[142] 特拉华盆地业务数据 - 2020年第三季度特拉华盆地日均油当量产量为6.64万桶油当量，较2019年同期增长18%，该盆地2020年第三季度贡献约95%的日石油产量和约85%的日天然气产量，2019年同期分别约为92%和67%[143] 公司资本支出调整 - 2020年10月27日，公司将2020年全年钻井、完井和装备井的预期资本支出范围从4.4 - 5.0亿美元收窄至4.55 - 4.75亿美元，中游资本支出范围从8500 - 1.05亿美元收窄至9000 - 1.00亿美元[146] 公司油气价格情况 - 2020年第三季度公司实现的加权平均油价为38.67美元/桶（含衍生品损失为37.28美元/桶），2019年同期为54.19美元/桶（含衍生品收益为54.97美元/桶）[222] - 2020年10月29日，WTI原油期货合约结算价为36.17美元/桶，较2019年10月29日的55.54美元/桶大幅下降[222] - 2020年第三季度天然气平均价格为2.12美元/百万英热单位，公司实现的加权平均天然气价格为2.27美元/千立方英尺；2019年同期天然气平均价格情况未提及，公司实现的加权平均天然气价格为1.88美元/千立方英尺（含衍生品收益为1.91美元/千立方英尺）[223] - 2020年10月29日，NYMEX亨利枢纽天然气期货合约结算价为3.30美元/百万英热单位，

油气产量数据 - 2020年第二季度公司总油气当量产量为670万桶油当量，日均产量为73300桶油当量，其中石油占比59%，天然气占比41%；2020年上半年总油气当量产量为1310万桶油当量，日均产量为72200桶油当量，其中石油占比58%，天然气占比42%[124] - 2020年第二季度公司石油产量为390万桶，同比增长17%；天然气产量为165亿立方英尺，同比增长23%；2020年上半年石油产量为760万桶，同比增长18%；天然气产量为332亿立方英尺，同比增长22%[124] - 2020年第二季度公司石油产量为390万桶，较2019年同期增加17%；天然气产量为165亿立方英尺，较2019年同期增加23%。2020年上半年，石油产量为761.7万桶，较2019年同期增加18%；天然气产量为332亿立方英尺，较2019年同期增加22%[137][140][147] - 2020年第二季度特拉华盆地日均油气当量产量为66000桶油当量，较2019年同期增长27%，2020年第二季度贡献了公司约96%的日石油产量和约81%的日天然气产量，高于2019年同期[130] - 2020年上半年总石油当量产量增长20%，达到1310万桶油当量[164] 财务关键指标变化 - 2020年第二季度公司GAAP基础上归属于股东的净亏损约为3.534亿美元，摊薄后每股亏损3.04美元，2019年同期净利润为3680万美元，摊薄后每股收益0.31美元；2020年上半年净亏损约为2.277亿美元，摊薄后每股亏损1.96美元，2019年同期净利润为1980万美元，摊薄后每股收益0.17美元[125][126] - 2020年第二季度公司非GAAP财务指标调整后EBITDA为1.076亿美元，2019年同期为1.441亿美元；2020年上半年调整后EBITDA为2.482亿美元，2019年同期为2.689亿美元[125][126] - 2020年第二季度，公司总营收为6292万美元，2019年同期为2.41704亿美元；2020年上半年总营收为4.34505亿美元，2019年同期为4.15593亿美元[137] - 2020年第二季度，公司石油和天然气收入降至1.188亿美元，较2019年同期减少9230万美元，降幅44%；2020年上半年降至3.167亿美元，较2019年同期减少8760万美元，降幅22%[137][140][147] - 2020年第二季度，公司第三方中游服务收入增至1470万美元，较2019年同期增加30万美元，增幅2%；2020年上半年增至3050万美元，较2019年同期增加430万美元，增幅16%[137][141][148] - 2020年第二季度，公司购买天然气销售收入增至1400万美元，较2019年同期增加500万美元，增幅56%；2020年上半年增至2450万美元，较2019年同期增加430万美元，增幅21%[137][142][149] - 2020年第二季度和上半年，公司租赁奖金 - 矿权面积收入均为410万美元，2019年同期无此项收入[137][143][150] - 2020年第二季度，公司衍生品实现净收益为4410万美元，2019年同期为120万美元；2020年上半年为5497.7万美元，2019年同期为443.5万美元[137][144] - 2020年第二季度，公司衍生品未实现净损失为1.327亿美元，2019年同期为未实现净收益620万美元；2020年上半年为376.2万美元，2019年同期为未实现净损失3956.2万美元[137][146] - 2020年上半年衍生品实现净收益5500万美元，2019年同期为440万美元；2020年上半年石油衍生品每桶平均收益约7.22美元，2019年同期为0.71美元[151] - 2020年上半年衍生品未实现净收益380万美元，2019年同期未实现净亏损3960万美元[152] - 2020年第二季度生产税、运输和加工费用降至1880万美元，较2019年同期减少270万美元，降幅13%；单位产量费用降至每桶油当量2.82美元，降幅27%[154] - 2020年第二季度租赁运营费用降至2620万美元，较2019年同期减少20万美元，降幅1%；单位产量费用降至每桶油当量3.92美元，降幅17%[155][156] - 2020年第二季度工厂及其他中游服务运营费用增至980万美元，较2019年同期增加140万美元，增幅16%[157] - 2020年第二季度折旧、折耗和摊销费用增至9340万美元，较2019年同期增加1320万美元，增幅16%；单位产量费用降至每桶油当量14美元，降幅3%[158] - 2020年第二季度记录了3.24亿美元的全额成本上限减值，2019年同期无此项减值[159] - 2020年第二季度一般及行政费用降至1470万美元，较2019年同期减少520万美元，降幅26%；单位产量费用降至每桶油当量2.21美元，降幅38%[160] - 2020年第二季度记录了1.098亿美元的所得税收益，有效税率为24%；2019年同期记录了1290万美元的所得税费用，有效税率为26%[162] - 2020年上半年生产税、运输和加工费用降至4050万美元，较2019年同期减少70万美元，降幅2%；单位产量费用降至每桶油当量3.08美元，降幅18%[163] - 2020年上半年租赁运营费用减少0.4百万美元，即1%，降至57.1百万美元；单位产量基础上的租赁运营费用下降17%，至每桶油当量4.34美元[164] - 2020年上半年工厂及其他中游服务运营费用增加2.0百万美元，即11%，增至19.7百万美元[165] - 2020年上半年折旧、损耗和摊销费用增加27.1百万美元，即17%，增至184.1百万美元；单位产量基础上的折旧、损耗和摊销费用下降2%，至每桶油当量14.00美元[166] - 2020年6月30日，公司记录了324.0百万美元的全额成本上限减值费用，并获得80.1百万美元的递延所得税收益[167] - 2020年上半年一般及行政费用减少7.2百万美元，即19%，降至30.9百万美元；单位产量基础上的一般及行政费用下降32%，至每桶油当量2.35美元[168] - 2020年上半年总利息费用为41.3百万美元，其中3.2百万美元资本化，38.1百万美元计入运营费用；2019年上半年总利息费用为40.2百万美元，其中4.2百万美元资本化，36.0百万美元计入运营费用[170] - 2020年上半年记录了69.9百万美元的所得税收益，有效税率为23%；2019年上半年记录了11.8百万美元的所得税费用，有效税率为37%[171] - 2020年上半年经营活动净现金流入为2.104亿美元，较2019年同期的1.945亿美元增加1590万美元；剔除经营资产和负债变化后，经营活动净现金流入从2.555亿美元降至2.357亿美元[188][189] - 2020年上半年投资活动净现金使用为4.588亿美元，较2019年同期的3.947亿美元增加6410万美元，主要因中游资本支出增加约5920万美元[191] - 2020年上半年融资活动净现金流入为2.268亿美元，较2019年同期的2.01亿美元增加2580万美元，主要来源包括信贷协议借款1.3亿美元等[192] - 2020年上半年调整后EBITDA为2.4817亿美元，2019年同期为2.68943亿美元[188] - 2020年第二季度公司归属于股东的净亏损约为3.534亿美元，2019年同期净利润为3680万美元[200] - 2020年上半年公司归属于股东的净亏损约为2.277亿美元，2019年同期净利润为1980万美元[201] - 2020年第二季度调整后EBITDA降至1.076亿美元，较2019年同期减少3650万美元[202] - 2020年上半年调整后EBITDA降至2.482亿美元，较2019年同期减少2080万美元[203] - 截至2020年6月30日，公司有10.5亿美元票据未偿还，预计每年利息支出约6170万美元[205] - 截至2020年6月30日，公司总合同现金义务为31.02805亿美元，其中1年内到期1.13386亿美元[206] 油价及市场影响 - 2020年上半年油价从1月初的63美元/桶骤降至4月底的 - 38美元/桶，公司因此大幅修改2020年运营计划[127] - 2020年第二季度，公司石油产量加权平均油价为24.03美元/桶，2019年同期为56.51美元/桶[210] - 2020年第二季度，天然气价格平均为1.75美元/百万英热单位，公司天然气产量加权平均气价为1.49美元/千立方英尺，2019年同期为1.64美元/千立方英尺[211] - 2020年第二季度油价平均为28美元/桶，7月28日，纽约商品交易所西德克萨斯中质原油期货合约结算价为41.04美元/桶，低于2019年7月26日的56.2美元/桶[208][210] - 2020年第二季度天然气价格平均为1.75美元/百万英热单位，7月28日，纽约商品交易所亨利中心天然气期货合约结算价为1.8美元/百万英热单位，低于2019年7月26日的2.17美元/百万英热单位[211] - 2018年第二季度至2019年第三季度末，米德兰 - 库欣（俄克拉荷马州）油价差异为负，最高达每桶 - 16美元，2019年第三季度末转正并持续到2020年第一季度[216] - 2019年4月，瓦哈枢纽天然气日市场价格最低达每MMBtu - 7至 - 9美元，2019年下半年有所改善，年末平均约为每MMBtu 1美元[217] - 2020年4月10日，OPEC + 宣布将在2020年剩余时间及2021 - 2022年大幅减产，但不确定能否恢复供需平衡[220] 运营计划调整 - 公司原计划2020年全年在特拉华盆地运营6台钻机，因油价下跌，分别于2020年第一季度末、4月底和6月底释放3台钻机，预计2020年剩余时间运营3台钻机[128] - 2020年初公司在特拉华盆地运营6台钻机，计划全年维持该数量，但分别在一季度末、4月末和6月末各释放1台，预计2020年剩余时间运营3台[182] - 2020年4月29日，公司将全年钻井、完井和设备的资本支出预期范围从6.9 - 7.5亿美元降至4.4 - 5亿美元，中游资本支出预期范围维持在8500 - 1.05亿美元[183] - 2019年公司将2190万美元非核心资产转化为现金，2020年可能剥离部分非核心资产并考虑变现其他资产，同时评估在特拉华盆地的收购机会[184] - 2020年第二季度公司在特拉华盆地共完井并投产13口（净8.3口），羚羊岭资产区完井并投产3口（净1.0口），拉斯特勒布雷克斯资产区5口（净2.6口）运营井开始产油产气，狼和杰克逊信托资产区5口（净4.7口）运营井开始产油产气[129] - 2020年第二季度，公司自愿削减或关闭了特拉华盆地和伊格尔福特页岩油部分产量，部分天然气产量也受影响[222] 衍生品交易情况 - 2020年4月公司重组部分2020年西德克萨斯中质原油（WTI）衍生品金融工具，4 - 12月套期保值的石油量几乎翻倍，包括约760万桶固定价格石油互换，加权平均价格约为35美元/桶，230万桶石油领口期权，加权平均底价约为48美元/桶，加权平均顶价约为66美元/桶，4 - 6月还有约40万桶石油看跌期权，加权平均价格约为48美元/桶[132] - 2020年第二季度公司衍生品实现收益4410万美元[132] - 2020年第二季度，公司增加约200万桶石油互换合约，加权平均价格约为每桶35美元；增加240万桶石油无成本领口期权合约，加权平均底价约为每桶35美元，加权平均顶价约为每桶46美元，适用于2021年[133] - 2020年11月和12月以及2021年第一季度，公司分别增加约320万百万英热单位和480万百万英热单位的天然气领口期权合约，加权平均底价约为每百万英热单位2.52美元，加权平均顶价约为每百万英热单位3.71美元[133] - 2020年4月，公司重组部分2020年WTI石油衍生品金融工具，增加了4 - 12月的石油套期保值量；第二季度，公司增加了2021年的石油互换和无成本领口期权，以及2020年11 - 12月和2021年第一季度的天然气领口期权[180][181] - 2020年4月，公司回购部分现有未平仓石油无成本领口的看涨期权，保留剩余看跌期权，交换部分现有未平仓石油无成本领口并增加石油掉期[231] - 公司使用无成本（或零成本）领口和/或掉期合约管理石油、天然气和NGL价格变化相关风险[230] - 公司按公允价值记录所有衍生金融工具，其公允价值根据类似交易证券的买卖信息确定[232] - 截至2020年6月30日，公司所有衍生工具的交易对手为加拿大丰业银行、蒙特利尔银行旗下BMO Harris Financing和Truist银行（或其附属公司

财务数据关键指标变化 - 2020年第一季度公司GAAP基础下归属于股东的净利润约为1.257亿美元，摊薄后每股收益为1.08美元，而2019年第一季度为净亏损1690万美元，摊薄后每股亏损0.15美元；2020年第一季度调整后EBITDA为1.406亿美元，2019年第一季度为1.248亿美元[116] - 2020年第一季度末，公司总营收3.72亿美元，2019年同期为1.74亿美元；石油和天然气收入1.98亿美元，2019年同期为1.93亿美元；第三方中游服务收入1580万美元，2019年同期为1180万美元；购买天然气销售收入1050万美元，2019年同期为1120万美元；衍生品实现收益1090万美元，2019年同期为330万美元；衍生品未实现收益1.36亿美元，2019年同期为亏损4570万美元[131] - 2020年第一季度末，公司未实现衍生品净收益1.36亿美元，2019年同期为净亏损4570万美元；2020年3月31日末，未平仓石油和天然气衍生品合约净公允价值从2019年12月31日的净负债390万美元增至净资产1.33亿美元，2019年同期从净资产4980万美元降至净资产410万美元[136] - 2020年第一季度末，公司总费用1.78亿美元，2019年同期为1.66亿美元；运营收入1.94亿美元，2019年同期为754万美元；其他费用1849万美元，2019年同期为1804万美元；税前收入1.75亿美元，2019年同期为亏损1050万美元；所得税费用3996万美元，2019年同期为抵免101万美元；归属于非控股股东的净亏损935万美元，2019年同期为746万美元；归属于公司股东的净收入1.26亿美元，2019年同期为亏损1695万美元[138] - 2020年第一季度，公司石油和天然气收入增加460万美元，增幅2%；石油收入增加1540万美元，增幅10%，因产量增加19%至370万桶，部分被价格下降8%至45.87美元/桶抵消；天然气收入减少1070万美元，降幅27%，因价格下降40%至1.70美元/Mcf，部分被产量增加22%至167亿立方英尺抵消[132] - 2020年第一季度，公司第三方中游服务收入增加400万美元，增幅34%，主要因第三方天然气收集、运输和处理收入增至约710万美元，第三方盐水收集和处理收入增至约670万美元[133] - 2020年第一季度，公司购买天然气销售收入减少70万美元，降幅6%，因销量和加权平均天然气价格均下降[134] - 2020年第一季度，公司衍生品实现净收益1090万美元，2019年同期为330万美元；每桶石油衍生品合约平均收益约2.94美元，2019年同期约1.08美元；套期保值石油量占总产量的54%，2019年同期为44%[135] - 2020年第一季度折耗、折旧和摊销费用增加1380万美元，即18%，达到9070万美元，而2019年同期为7690万美元[141] - 2020年第一季度一般及行政费用减少210万美元，即11%，降至1620万美元，而2019年同期为1830万美元[144] - 2020年第一季度总利息支出为2130万美元，其中140万美元资本化，1980万美元计入运营费用；2019年同期总利息支出为1960万美元，其中160万美元资本化，1790万美元计入运营费用[145][146] - 2020年第一季度所得税费用为4000万美元，有效税率为24%；2019年同期所得税收益为100万美元，有效税率为33%[147] - 2020年第一季度经营活动净现金流入为1.094亿美元，较2019年同期的5920万美元增加5010万美元[160][161] - 2020年第一季度投资活动净现金流出为2.482亿美元，较2019年同期的2.149亿美元增加3330万美元[160][163] - 2020年第一季度融资活动净现金流入为1.305亿美元，较2019年同期的1.184亿美元增加1210万美元[160][165] - 2020年第一季度调整后EBITDA为1.406亿美元，较2019年同期的1.248亿美元增加1570万美元[160][173] - 2020年第一季度归属Matador股东的净收入为1.257亿美元，较2019年同期的净亏损1690万美元增加1.427亿美元[172] - 2020年第一季度衍生品未实现收益为1.364亿美元，较2019年同期的未实现亏损4570万美元增加1.821亿美元[172] - 2020年第一季度递延所得税准备金增加4100万美元[172] - 2020年第一季度中游资本支出增加约4010万美元，油气资产资本支出减少830万美元[163] - 截至2020年3月31日，公司总合同现金义务为3057887000美元，其中1年以内到期支付138496000美元，1 - 3年到期支付234388000美元，3 - 5年到期支付999474000美元，5年以上到期支付1685529000美元[175] - 2020年第一季度，公司石油生产实现加权平均油价为每桶45.87美元（含石油衍生品实现收益为每桶48.81美元），2019年同期为每桶49.64美元（含石油衍生品实现收益为每桶50.72美元）[180] - 2020年第一季度，公司天然气生产实现加权平均天然气价格为每千立方英尺1.70美元（天然气衍生品无实现损益），2019年同期为每千立方英尺2.85美元（含天然气衍生品实现损失为每千立方英尺2.84美元）[181] 各条业务线数据关键指标变化 - 2020年第一季度公司总油气当量产量为650万BOE，平均日产量为71200 BOE/天，其中石油占比57%（40600桶/天），天然气占比43%（1.832亿立方英尺/天）；石油产量370万桶，同比增长19%；天然气产量167亿立方英尺，同比增长22%[115] - 2020年第一季度公司在特拉华盆地完成并投产36口总井（15.9口净井），羚羊岭资产区完成并投产17口总井（10.5口净井）[120] - 2020年第一季度公司在拉斯特勒布雷克斯资产区16口总井（2.8口净井）开始产油气，狼和杰克逊信托资产区3口总井（2.6口净井）开始产油气[121] - 2020年第一季度特拉华盆地日产量为60300 BOE，较2019年第一季度增长15%，2020年第一季度贡献约95%的日石油产量和71%的日天然气产量[122] - 2020年第一季度公司未在鹰福特页岩、海恩斯维尔页岩和科顿谷产区开展自营钻井和完井活动，参与了3口非自营海恩斯维尔页岩井的钻完井[123] - 2020年第一季度末，公司石油产量369.7万桶，2019年同期为310.7万桶；天然气产量167亿立方英尺，2019年同期为137亿立方英尺；总油当量产量647.6万桶，2019年同期为539.5万桶；日均产量71161桶油当量，2019年同期为59941桶油当量[131] - 2020年第一季度总油气当量产量增加20%，达到650万桶油当量，而2019年同期为540万桶油当量[141] - 2020年第一季度约29%的天然气产量来自海恩斯维尔和伊格尔福特页岩气田，不受瓦哈定价影响[190] 油价与天然气价格相关 - 2020年初油价从1月初的63美元/桶降至3月底略高于20美元/桶，公司因此大幅修改2020年运营计划[118] - 2020年4月29日，WTI油价低于20美元/桶，预计2020年剩余时间将维持在30美元/桶以下[159] - 2020年第一季度，油价平均为每桶45.78美元，最高为1月初的每桶63.27美元，最低为3月底的每桶20.09美元[177] - 2020年第一季度，天然气价格平均为每百万英热单位1.87美元，最高为1月初的每百万英热单位2.20美元，最低为3月底的每百万英热单位1.60美元[181] - 截至2020年4月29日，米德兰 - 库欣（俄克拉荷马州）油价差异约为每桶2.50美元，而4月初约为每桶 - 6.00美元[187] - 预计2020年第二季度，公司相对于WTI基准价格的加权平均油价差异为负，范围在每桶 - 6.00美元至 - 9.00美元之间[188] - 2019年4月部分日期，瓦哈枢纽天然气日市场价格低至每百万英热单位负7至负9美元；2019年下半年平均约为每百万英热单位1美元；2019年12月下旬及2020年4月部分日期价格为负；2020年4月下旬期货市场显示，2020年剩余时间差价在每百万英热单位负0.3至负0.6美元[189] 运营计划与资本支出调整 - 2020年预计到第二季度末释放3台钻井平台，之后在特拉华盆地全年运营3台钻井平台[119] - 2020年4月29日公司将2020年全年钻井、完井和装备的资本支出预算范围从6.9 - 7.5亿美元降至4.4 - 5亿美元[125] - 2020年公司预计全年钻井、完井和装备井的资本支出从6.9亿至7.5亿美元降至4.4亿至5亿美元，中游资本支出预计为8500万至1.05亿美元[155] - 2019年公司将2190万美元的非核心资产转化为现金，2020年可能剥离部分非核心资产以缩小资本支出和运营现金流之间的差距[156] 套期保值相关 - 2020年4月29日，公司2020年4 - 12月约有1030万桶石油套期保值，包括约760万桶加权平均价约35美元/桶的固定价格石油互换和约230万桶加权平均底价约48美元/桶、加权平均上限价约66美元/桶的石油领子期权，还有约40万桶加权平均价约48美元/桶的4 - 6月石油看跌期权[126] - 2020年4月，公司增加约550万桶加权平均价约35美元/桶的2021年石油互换，还增加2020年11 - 12月约320万MMBtu和2021年第一季度约480万MMBtu的天然气领子期权，加权平均底价约2.52美元/MMBtu，加权平均上限价约3.71美元/MMBtu[127] - 截至2020年4月29日，公司2020年4 - 12月约有1030万桶石油进行套期保值，包括约760万桶固定价格石油互换，加权平均价格约为每桶35美元；230万桶石油领子期权，加权平均底价约为每桶48美元，加权平均顶价约为每桶66美元；40万桶石油看跌期权，加权平均价格约为每桶48美元（2020年4 - 6月）[184] - 2020年4月，公司增加约550万桶2021年石油互换，加权平均价格约为每桶35美元[184] - 公司为2020年11 - 12月约320万百万英热单位和2021年第一季度约480万百万英热单位的天然气增加了领子期权，加权平均底价约为每百万英热单位2.52美元，加权平均顶价约为每百万英热单位3.71美元[184] - 2020年4月公司回购部分现有未平仓石油无成本领口期权的看涨期权，保留看跌期权，交换部分领口期权并增加石油互换合约[203] 信贷协议相关 - 2020年2月公司基于储量的循环信贷协议借款基数确认为9亿美元，借款承诺从5亿美元增至7亿美元，最大信贷额度为15亿美元[124] - 信贷协议下的借款基数确认为9亿美元，公司将借款承诺从5亿美元增加到7亿美元，最高贷款额度仍为15亿美元[149] 其他 - 若2020年3月31日止的12个月内，未加权算术平均油价和天然气价格分别为每桶42.42美元和每百万英热单位2.05美元，公司的完全成本上限将在模拟基础上减值约5.5亿美元[143] - 2020年3月31日，公司有现金约2710万美元，受限现金约2970万美元[150] - 截至2020年3月31日，公司存在非运营钻井承诺、运输处理承诺和衍生品合约等表外安排[174] - 19年末GCX管道投产后，公司大部分特拉华盆地天然气按休斯顿航道价格出售，尽管运输成本增加，但天然气定价有所改善[190] - 2020年4月29日，公司未出现石油储存问题或重大管道相关生产中断，但不排除未来出现NGL分馏能力问题[191] - 预计2020年5月和6月自愿削减或关闭部分特拉华盆地和伊格尔福特页岩油产量，部分天然气产量也将受影响[195] - 以2020年3月31日为基准，若12个月未加权算术平均油价为每桶42.42美元、天然气价格为每百万英热单位2.05美元，公司完全成本上限将减值约5.5亿美元；预计总探明油气储量将减少约8%[196] - 2020年3月31日，公司所有衍生工具交易对手为加拿大丰业银行和蒙特利尔银行；4月29日，增加了 Truist 银行[204] - 公司通常使用无成本领口期权和/或互换合约管理油气价格风险[202] - 截至2020年3月31日，公司披露控制和程序有效；该季度内部控制无重大变化[206][207]

公司融资与资产变现情况 - 2019年公司完成多项融资交易，包括将信贷协议借款基数提高至9亿美元，2020年2月又将借款承诺从5亿美元提高到7亿美元；将San Mateo I信贷安排下的贷款人承诺增加至3.75亿美元；2019年将约2190万美元非核心资产变现[34] 战略合资企业情况 - 2019年2月25日，公司与Five Point Energy LLC子公司成立战略合资企业San Mateo II，公司持股51%，Five Point持股49%；Five Point承诺支付San Mateo II前1.5亿美元资本支出中的1.25亿美元；公司有机会在未来数年获得高达1.5亿美元递延绩效激励[31] - 2017年成立San Mateo I战略合资企业，公司获得1.715亿美元，并有可能在五年内获得高达7350万美元的绩效激励，截至2020年2月28日已获得4410万美元[80] San Mateo运营成果情况 - 2019年San Mateo运营成果良好，启动黑河处理厂扩建，新增2亿立方英尺/日天然气处理进气能力，预计2020年夏季投用，投用后该厂总进气能力将达4.6亿立方英尺/日；新增4口商业盐水处理井，预计2020年第一季度再投用1口，届时设计盐水处理能力约达33.5万桶/日[32] - 2019年接近第三季度末和第四季度初，因现有天然气处理客户throughput增加，San Mateo运营的黑河处理厂运行负荷超当前设计进气能力2.6亿立方英尺/日的95%[33] - 2019年San Mateo开始扩建Black River处理厂，新增设计进气能力2亿立方英尺/天，使总设计进气能力达到4.6亿立方英尺/天[84] - 2019年12月31日止年度，San Mateo石油管道系统的石油吞吐量约为890万桶，2018年12月31日止年度为200万桶[93] 各地区土地与生产井情况 - 截至2019年12月31日，公司在东南新墨西哥州和西德克萨斯州的特拉华盆地总土地面积约23.13万英亩（净面积12.82万英亩），该盆地土地约59%由现有生产持有，排除部分区域后约73%由现有生产持有[43] - 截至2019年12月31日，公司在东南新墨西哥州/西德克萨斯州的特拉华盆地有757口生产井（净354口），总识别钻井位置5287个（净2332.4个），估计净探明储量23279.3万桶油当量，平均日产量55599桶油当量[37] - 截至2019年12月31日，公司在南德克萨斯州的鹰福特地区有143口生产井（净121.4口），总识别钻井位置234个（净196.3个），估计净探明储量1121.9万桶油当量，平均日产量4009桶油当量[37] - 截至2019年12月31日，公司在路易斯安那州西北部的海恩斯维尔地区有246口生产井（净20.5口），总识别钻井位置341个（净80.8个），估计净探明储量765.2万桶油当量，平均日产量6345桶油当量[37] - 截至2019年12月31日，公司在路易斯安那州西北部的科顿谷地区有66口生产井（净40.7口），总识别钻井位置70个（净48.3个），估计净探明储量86.6万桶油当量，平均日产量250桶油当量[37] - 截至2019年12月31日，公司在鹰福特页岩区拥有约3.12万英亩毛面积（2.84万英亩净面积），约88%的面积主要勘探石油或富含凝析油的天然气，约93%的面积因生产而持有[64] - 2019年底，公司在Eagle Ford区块确定了234个总（196.3个净）工程选址用于未来潜在钻探[69] - 2019年底，公司在路易斯安那州西北部持有约19700个总（18300个净）英亩土地[74] - 2019年底，公司在Haynesville页岩气田确定了341个总（80.8个净）工程选址用于未来潜在钻探[77] - 截至2019年12月31日，公司运营井平均工作权益约78%，非运营井工作权益从低于1%到约52%不等，平均约10%[117] - 截至2019年12月31日，公司总井数为1212口（毛井），净井数为536.6口，其中油井毛井774口、净井417口，气井毛井438口、净井119.6口[118] - 2019 - 2017年开发井中，2019年生产井毛井数为147口、净井数为62.0口，2018年毛井数为118口、净井数为54.7口，2017年毛井数为72口、净井数为43.7口[153] - 2019 - 2017年勘探井中，2019年生产井毛井数为25口、净井数为13.3口，2018年毛井数为35口、净井数为20.8口，2017年毛井数为33口、净井数为22.3口[153] - 2019 - 2017年总井中，2019年生产井毛井数为172口、净井数为75.3口，2018年毛井数为153口、净井数为75.5口，2017年毛井数为105口、净井数为66.0口[153] - 2019年12月31日，公司持有的租赁、矿产或其他权益总面积为28.22万英亩，其中净面积为17.49万英亩[147] - 2020 - 2024年，公司未开发土地到期的净面积分别为1.25万英亩、1.49万英亩、0.99万英亩、0.48万英亩和0.03万英亩[150] - 2025年及以后到期的未开发土地净面积为1.27万英亩，其中0.99万英亩直到2028年及以后才到期[149] 各地区产量情况 - 2019年公司在特拉华盆地完井并投产138口井（净65.7口），包括76口运营井（净61.4口）和62口非运营井（净4.3口）[44] - 2019年特拉华盆地平均日产油当量约增长23%，达55,599桶油当量/天，2018年为45,237桶油当量/天；四季度同比增长约25%，从49,309桶油当量/天增至61,493桶油当量/天[45] - 截至2019年12月31日，约92%（2.328亿桶油当量）的估计总探明石油和天然气储量归因于特拉华盆地，较2018年的1.915亿桶油当量增长22%[46] - 2019年12月31日，特拉华盆地探明储量占公司探明石油储量的约94%、探明天然气储量的约89%，2018年分别为约93%和约83%[47] - 2019年公司在拉斯特勒断块资产区完井并投产48口毛井（16.7口净井）水平井和1口毛井（1口净井）垂直井[50] - 2019年加勒特111H井在24小时初始产量测试中达2,042桶油当量/天（75%为石油），保罗111H井达1,793桶油当量/天（81%为石油）[51] - 2019年公司在狼营和杰克逊信托资产区完井并投产11口毛井（7.8口净井）水平井[53] - 2019年霍华德·波斯纳203H和204H井在24小时初始产量测试中分别达2,382桶油当量/天（58%为石油）和1,813桶油当量/天（60%为石油）[54] - 2019年公司在羚羊岭资产区完井并投产55口毛井（25.9口净井）水平井和1口毛井（1口净井）垂直井[57] - 2019年杰夫·哈特124H和134H井在24小时初始产量测试中分别达2,332桶油当量/天（81%为石油）和2,884桶油当量/天（90%为石油）；134H井前30天产油约7万桶[58] - 2019年Eagle Ford页岩油当量日均产量较2018年增长27%，达到4009桶油当量/天[67] - 2019年底，Eagle Ford页岩约占公司估计总探明石油和天然气储量的4%，即1120万桶油当量[68] - 2019年公司未在路易斯安那州西北部租赁地进行任何自营钻探和完井活动，但参与了26个总（1.7个净）非自营Haynesville页岩井的钻探和完井[73] - 2019年，公司约10%的日均油当量产量，即6595桶油当量/天，来自路易斯安那州西北部租赁地权益[75] - 2019年，约23%的公司天然气日产量，即3810万立方英尺/天，产自Haynesville页岩[76] - 2019年12月31日，公司估计来自Wolf和Rustler Breaks资产区域的石油产量几乎都通过管道运输，占2019年特拉华盆地石油产量约56%[92] - 2020年2月25日，公司预计到2020年第一季度末，商业盐水处理井设计处理能力约为每天33.5万桶[95] - 2019年12月31日止年度，公司收集约6990万桶盐水，2018年12月31日止年度为4400万桶；2019年处理约6710万桶盐水，2018年为4750万桶[97] - 2019年净产油量为1398.4万桶，2018年为1114.1万桶，2017年为785.1万桶[100] - 2019年天然气净产量为611亿立方英尺，2018年为473亿立方英尺，2017年为382亿立方英尺[100] - 2019年平均日产油量为38312桶，2018年为30524桶，2017年未提及[100][102][107] - 2019年公司总石油当量产量约2420万BOE，较2018年的约1900万BOE增长27%[115] - 2019年公司日均石油当量产量为66203 BOE/天，2018年为52128 BOE/天；2019年日均石油产量为38312 Bbl/天，较2018年增长26%；2019年日均天然气产量为167.4 MMcf/天，较2018年增长29%[115] - 2018年公司总石油当量产量约1900万BOE，较2017年的约1420万BOE增长34%[116] - 2018年公司日均石油当量产量为52128 BOE/天，2017年为38936 BOE/天；2018年日均石油产量为30524 Bbl/天，较2017年增长42%；2018年日均天然气产量为129.6 MMcf/天，较2017年增长24%[116] 储量相关情况 - 2019年末公司估计的总探明石油和天然气储量为2.525亿BOE，较2018年末的2.153亿BOE增长17%[123] - 2019年末公司探明石油储量约1.48亿Bbl，较2018年末增长20%；探明天然气储量为627.2 Bcf，较2018年末增长14%[123] - 2019年公司通过扩展和发现新增探明石油和天然气储量5860万BOE，约为2019年年度产量2420万BOE的2.4倍[123] - 2019年末公司探明储量与产量之比为10.5，较2018年末的11.3下降7%[123] - 公司总探明石油和天然气储量标准化度量从2018年12月31日的22.5亿美元降至2019年12月31日的20.3亿美元，降幅10%[125] - 公司总探明石油和天然气储量的PV - 10从2018年12月31日的25.8亿美元降至2019年12月31日的22.5亿美元，降幅13%[125] - 2019年12月31日用于估计探明储量的月首日石油和天然气价格未加权算术平均值分别为每桶52.19美元和每百万英热单位2.58美元，较2018年12月31日分别下降16%和17%[125] - 公司探明已开发石油和天然气储量从2018年12月31日的9430万桶油当量增至2019年12月31日的1.057亿桶油当量，增幅12%[126] - 公司探明未开发石油和天然气储量从2018年12月31日的1.211亿桶油当量增至2019年12月31日的1.468亿桶油当量，增幅21%[129] - 2016 - 2019年，公司探明未开发储量转化为探明已开发储量总计7360.3万桶油当量，相关投资总计9.81878亿美元[135] - 2019年12月31日，公司净探明储量总计2.52531亿桶油当量，标准化度量为20.34亿美元，PV - 10为22.482亿美元[137] 价格与成本情况 - 2019年无衍生品实现的平均油价为每桶54.34美元，2018年为57.04美元，2017年为49.28美元[100] - 2019年无衍生品实现的天然气平均价格为每千立方英尺2.17美元，2018年为3.49美元，2017年为3.72美元[100] - 2019年生产税、运输和加工运营费用为每桶油当量3.82美元，2018年为4.00美元，2017年为4.10美元[100] - 2019年全年，基于NYMEX西德克萨斯中质原油期货合约价格，油价平均为

公司整体产量数据 - 2019年第三季度公司总油当量产量为640万BOE，日均油当量产量为69,645 BOE/天，其中石油占比57%，天然气占比43%；2019年前三季度总油当量产量为1740万BOE，日均油当量产量为63,661 BOE/天，其中石油占比58%，天然气占比42%[143] - 2019年第三季度公司石油产量为370万桶，同比增长23%；天然气产量为165亿立方英尺，同比增长34%；2019年前三季度石油产量为1010万桶，同比增长25%；天然气产量为436亿立方英尺，同比增长24%[143] - 2019年9月30日止三个月，公司石油产量为365.9万桶，天然气产量为165亿立方英尺；九个月石油产量为1011.2万桶，天然气产量为436亿立方英尺[156] 公司财务关键指标 - 2019年第三季度公司GAAP基础下归属于股东的净利润约为4400万美元，摊薄后每股收益为0.38美元，2018年同期分别为1780万美元和0.15美元；2019年前三季度分别为6380万美元和0.54美元，2018年同期分别为1.375亿美元和1.21美元[144][146] - 2019年第三季度公司非GAAP指标调整后EBITDA为1.608亿美元，2018年同期为1.554亿美元；2019年前三季度为4.297亿美元，2018年同期为4.1亿美元[144][146] - 与2018年9月30日止三个月相比，2019年同期油气收入增加1310万美元，增幅6%至2.294亿美元，其中石油收入增加2840万美元，增幅17%至1.983亿美元，天然气收入减少1530万美元，降幅33%至3110万美元[156][158] - 与2018年9月30日止三个月相比，2019年同期第三方中游服务收入增加840万美元，超两倍至1530万美元[156][159] - 2019年9月30日止三个月，公司有1990万美元的购买天然气销售，而2018年同期无此项收入[156][160] - 2019年9月30日止三个月，公司租赁奖金 - 矿权面积收入为170万美元，2018年同期无此项收入[156][161] - 与2018年9月30日止三个月相比，2019年同期衍生品实现净收益从540万美元降至330万美元，未实现净收益从亏损2130万美元变为盈利980万美元[156][162][164] - 与2018年9月30日止九个月相比，2019年同期油气收入增加2650万美元，增幅4%至6.337亿美元，其中石油收入增加5720万美元，增幅12%至5.416亿美元，天然气收入减少3080万美元，降幅25%至9210万美元[156][165] - 与2018年9月30日止九个月相比，2019年同期第三方中游服务收入增加2820万美元，超三倍至4150万美元[156][166] - 2019年前九个月，公司购买天然气销售额为4010万美元，2018年同期无此项销售[167] - 2019年前九个月，公司租赁奖金 - 矿产面积收入为170万美元，2018年同期无此项收入[167] - 2019年前九个月，公司衍生品实现净收益780万美元，2018年同期为净亏损130万美元；2019年每桶石油衍生品平均收益约0.73美元，2018年为平均亏损0.17美元；2019年前九个月套期保值的石油总量占总产量的59%，2018年为50%；2019年前九个月套期保值的天然气总量占总产量的12%，2018年为36%[168] - 2019年前九个月，公司衍生品未实现净亏损2970万美元，2018年同期为未实现净亏损950万美元[169] - 2019年前九个月，公司总费用为5.24564亿美元，2018年同期为3.94517亿美元；2019年前九个月归属于公司股东的净利润为6375.8万美元，2018年同期为1.37494亿美元[170] - 2019年前9个月经营活动提供的净现金为3.531亿美元，较2018年的4.193亿美元减少6620万美元[202][203] - 2019年前9个月投资活动使用的净现金为6.39亿美元，较2018年的12.2亿美元减少5.815亿美元[202][205] - 2019年前9个月融资活动提供的净现金为2.427亿美元，较2018年的7.517亿美元减少5.09亿美元[202][206] - 2019年前9个月现金及受限现金净变动为 - 4317.8万美元，2018年为 - 4947.4万美元[202] - 2019年前9个月归属于公司股东的调整后EBITDA为4.297亿美元，较2018年的4.09984亿美元增加1970万美元[202][216] - 2019年第三季度归属于公司股东的净收入为4400万美元，较2018年的1780万美元增加2620万美元[212][213] - 2019年前9个月归属于公司股东的净收入为6380万美元，较2018年的1.375亿美元减少7370万美元[212][214] - 2019年第三季度调整后EBITDA为1.608亿美元，较2018年的1.554亿美元增加540万美元[215] 公司业务运营情况 - 2019年公司在特拉华盆地持续运营6台钻机，预计2019年剩余时间保持该数量[147] - 2019年第三季度公司在羚羊岭资产区西部获得6个钻井许可并启动“罗德尼·罗宾逊”井的钻探，预计2020年第一季度末完成并投产[148] - 2019年第三季度公司在特拉华盆地共完成并投产39口毛井（22.6口净井）[150] - 2019年第三季度公司未在鹰福特页岩区、海恩斯维尔页岩和科顿谷区开展自营钻井和完井活动，但参与了11口毛井（1.1口净井）的非自营海恩斯维尔页岩井的钻探和完井并投产[149] 特拉华盆地产量情况 - 2019年第三季度特拉华盆地产量为56,422 BOE/天，较2018年第三季度增长18%，2019年第三季度该盆地贡献公司约92%的日石油产量和67%的日天然气产量，2018年同期分别约为93%和80%[151] 公司信贷情况 - 2019年10月，公司循环信贷协议下的借款基数确认为9亿美元，选定的借款承诺维持在5亿美元[152] - 2019年10月，由丰业银行牵头的圣马特奥一期循环信贷额度增加5000万美元至3.75亿美元，最高可增至4亿美元[153] - 截至2019年9月30日，公司有10.5亿美元5.875%的2026年到期高级票据、2.15亿美元信贷协议借款、1360万美元信用证；San Mateo I有2.6亿美元San Mateo信贷安排借款、1620万美元信用证[189] - 截至2019年10月29日，公司有10.5亿美元高级票据、2.55亿美元信贷协议借款、3500万美元信用证；San Mateo I有2.6亿美元San Mateo信贷安排借款、1620万美元信用证[190] - 2019年10月，信贷协议借款基数确认为9亿美元，选定借款承诺维持在5亿美元；San Mateo信贷安排贷款承诺增加5000万美元至3.75亿美元[192][193] 公司产品销售价格 - 2019年9月30日止三个月，公司石油平均销售价格（未实现衍生品）为每桶54.19美元，天然气为每千立方英尺1.88美元；九个月石油为每桶53.56美元，天然气为每千立方英尺2.11美元[156] - 2019年第三季度，公司实现加权平均油价为54.19美元/桶（含石油衍生品实现收益为54.97美元/桶），较2018年同期的57.15美元/桶（含石油衍生品实现收益为58.97美元/桶）有所下降[221] - 2019年第三季度，天然气价格平均为2.33美元/百万英热单位，公司实现加权平均天然气价格为1.88美元/千立方英尺（含天然气衍生品实现收益为1.91美元/千立方英尺），较2018年同期的3.77美元/千立方英尺有所下降[222][223] 公司费用情况 - 2019年第三季度，公司生产税、运输和加工费用增加450万美元，增幅22%，达到2480万美元；天然气产量增长34%，达到165亿立方英尺；单位产量基础上，该费用下降4%，至每桶油当量3.86美元[171] - 2019年第三季度，公司租赁运营费用增加720万美元，增幅32%，达到2970万美元；单位产量基础上，该费用增加4%，至每桶油当量4.64美元[173] - 2019年第三季度，公司工厂和其他中游服务运营费用增加150万美元，增幅21%，达到880万美元[174] - 2019年第三季度，公司折旧、损耗和摊销费用增加2200万美元，增幅31%，达到9250万美元；单位产量基础上，该费用增加3%，至每桶油当量14.44美元；总石油当量产量增长28%，达到640万桶油当量[175] - 2019年前九个月，公司生产税、运输和加工费用增加790万美元，增幅14%，达到6600万美元；天然气产量增长24%，达到436亿立方英尺；单位产量基础上，该费用下降9%，至每桶油当量3.80美元[180] - 2019年前9个月工厂及其他中游服务运营费用增加940万美元，即55%，达到2660万美元，2018年同期为1720万美元[182] - 2019年前9个月折耗、折旧和摊销费用增加5680万美元，即29%，达到2.495亿美元，2018年同期为1.927亿美元；单位产量基础上，每桶油当量费用从13.84美元增至14.36美元，增长4%[183] - 2019年前9个月一般及行政费用增加280万美元，即5%，达到5850万美元，2018年同期为5570万美元；单位产量基础上，每桶油当量费用从4美元降至3.37美元，下降16%[184] - 2019年前9个月总利息费用约为6110万美元，资本化约700万美元，运营费用化5420万美元；2018年前9个月总利息费用约为3300万美元，资本化约620万美元，运营费用化2680万美元[185] - 2019年前9个月记录的所得税费用为2530万美元[186] 公司资本支出与运营井计划 - 2019年预计钻井、完井和装备井的资本支出仍为6.4 - 6.8亿美元；预计中游资本支出从5500 - 7500万美元增至7000 - 9000万美元[196][198] - 2019年预计完成并投产7.9口额外净运营井，且在原预算内完成[197] - 2019年前9个月油气资产资本支出较2018年减少5.705亿美元[205] 公司表外安排与合同义务 - 截至2019年9月30日，公司存在非经营性钻井承诺、短期钻井平台合同终止义务等重大表外安排[217] - 截至2019年9月30日，公司总合同现金义务为28.29亿美元，其中1年内到期1777.83万美元，1 - 3年到期2179.74万美元，3 - 5年到期7921.01万美元，5年以上到期1.64亿美元[219] 公司利息费用预计 - 假设2019年9月30日的未偿金额和利率（信贷协议为3.56%，圣马特奥信贷安排为3.80%）不变，信贷协议和圣马特奥信贷安排的利息费用预计每年分别约为780万美元和1000万美元[219] - 2019年9月30日，10.5亿美元票据的利息费用预计每年约为6170万美元[220] 油价气价差异情况 - 2018年，米德兰 - 库欣（俄克拉荷马州）油价差异从第一季度基本无差异大幅增至9月下旬的16美元/桶，2019年初收窄至约5美元/桶，第一季度进一步收窄至不到1美元/桶，第二季度再次扩大，第三季度又收窄[228] - 2018年，公司特拉华盆地天然气生产的实现价格所面临的瓦哈 - 亨利枢纽天然气价格差异从年初的约0.5美元/百万英热单位大幅增加，2019年初收窄至1 - 2美元/百万英热单位[229] - 2019年4月，天然气基差差异大幅扩大，瓦哈天然气出现负价格，最高达 - 7至 - 9美元/百万英热单位，5月下旬再次出现负价格，为 - 2至 - 3美元/百万英热单位[230] - 2019年第三季度，瓦哈基差差异有所改善，瓦哈枢纽天然气价格平均约为0.89美元/百万英热单位，第四季度初，瓦哈基差差异有时进一步扩大[231] 公司面临的风险与应对 - 截至2019年10月29日，公司未经历与管道相关的石油、天然气或NGL生产重大中断，但如果出现运输能力或NGL分馏中断，公司的油气收入、业务、财务状况、经营成果和现金流可能受到不利影响[233] - 公司油气勘探、开发、生产等业务受联邦、州和地方法律法规监管，监管负担增加运营成本并影响盈利能力，如新墨西哥州曾提出对天然气加工商增税和暂停水力压裂法案[235] - 公司油气资产面临自然产量下降问题，会通过钻探、勘探和收购克服，但油价气价下跌时可能减少资本支出和钻探作业[236] - 公司致力于增加油气储量和产量并控制成本，未来勘探开发成本受获取、钻探和完井成本变化影响[237] - 自2018年12月31日以来，公司市场风险来源和影响无重大变化[238] - 公司面临油气和NGL价格波动的市场风险，会通过衍生品金融工具对冲部分价格风险[239] - 公司通常使用无成本（零成本

油气产量数据 - 2019年第二季度，公司总油气当量产量为560万BOE，日均油气当量产量为61,290 BOE，其中石油占比60%，天然气占比40%；上半年总油气当量产量为1100万BOE，日均油气当量产量为60,619 BOE，其中石油占比59%，天然气占比41%[139] - 2019年第二季度，公司石油产量为330万桶，同比增长24%；天然气产量为134亿立方英尺，同比增长6%；上半年石油产量为650万桶，同比增长27%；天然气产量为271亿立方英尺，同比增长19%[139] - 2019年第二季度，特拉华盆地日产量为51,758 BOE，较2018年同期增长11%，该盆地2019年第二季度贡献公司约89%的石油日产量和77%的天然气日产量，2018年同期分别约为92%和82%[146] 财务关键指标变化 - 2019年第二季度，公司GAAP净利润约为3680万美元，摊薄后每股收益为0.31美元，2018年同期分别为5980万美元和0.53美元；上半年GAAP净利润约为1980万美元，摊薄后每股收益为0.17美元，2018年同期分别为1.197亿美元和1.08美元[140][142] - 2019年第二季度，公司非GAAP指标调整后EBITDA为1.441亿美元，2018年同期为1.373亿美元；上半年调整后EBITDA为2.689亿美元，2018年同期为2.546亿美元[140][142] - 2019年第二季度石油和天然气收入为2.111亿美元，较2018年同期增加200万美元，增幅1%[156] - 2019年上半年石油和天然气收入为4.043亿美元，较2018年同期增加1340万美元，增幅3%[161] - 2019年第二季度第三方中游服务收入为1440万美元，较2018年同期增加1100万美元，增幅超四倍[157] - 2019年上半年第三方中游服务收入为2620万美元，较2018年同期增加1970万美元，增幅超四倍[162] - 2019年第二季度购买天然气销售额为900万美元，2018年同期无此项销售[158] - 2019年上半年购买天然气销售额为2020万美元，2018年同期无此项销售[163] - 2019年第二季度衍生品实现净收益120万美元，2018年同期为净亏损250万美元[159] - 2019年上半年衍生品实现净收益440万美元，2018年同期为净亏损670万美元[164] - 2019年上半年衍生品未实现净亏损3960万美元，2018年上半年为未实现净收益1180万美元[165] - 2019年第二季度生产税、运输和加工费用增至2150万美元，较2018年同期增加140万美元，增幅7% [167][168] - 2019年第二季度租赁运营费用增至2640万美元，较2018年同期增加130万美元，增幅5% [167][169] - 2019年第二季度工厂和其他中游服务运营费用增至840万美元，较2018年同期增加270万美元，增幅48% [167][170] - 2019年第二季度折旧、损耗和摊销费用增至8010万美元，较2018年同期增加1330万美元，增幅20% [167][171] - 2019年第二季度一般和行政费用增至1990万美元，较2018年同期增加50万美元，增幅3% [167][172] - 2019年第二季度利息费用约2070万美元，资本化260万美元，费用化1810万美元；2018年同期分别为1060万美元、260万美元和800万美元[173] - 2019年上半年生产税、运输和加工费用增至4120万美元，较2018年同期增加330万美元，增幅9% [167][175] - 2019年上半年租赁运营费用增至5750万美元，较2018年同期增加1040万美元，增幅22% [167][176] - 2019年上半年工厂和其他中游服务运营费用增至1770万美元，较2018年同期增加780万美元，增幅79% [167][178] - 2019年上半年折耗、折旧和摊销费用增至1.57亿美元，较2018年同期的1.222亿美元增加3480万美元，增幅28%；单位产量基础上，折耗、折旧和摊销费用增至每桶油当量14.31美元，较2018年同期的13.74美元增加4%[179] - 2019年上半年一般及行政费用增至3820万美元，较2018年同期的3730万美元增加90万美元，增幅2%；单位产量基础上，一般及行政费用降至每桶油当量3.48美元，较2018年同期的4.19美元减少17%[180] - 2019年上半年总利息支出约4020万美元，资本化约420万美元，费用化3600万美元；2018年上半年总利息支出约2100万美元，资本化约450万美元，费用化1650万美元[181] - 2019年上半年记录所得税费用1180万美元[182] - 2019年上半年经营活动净现金降至1.945亿美元，较2018年同期的2.542亿美元减少5970万美元；投资活动净现金使用3.94694亿美元，融资活动净现金提供2.00975亿美元；现金及受限现金净变化77.8万美元[196][197] - 2019年上半年经营活动提供的现金从2018年同期的2.51亿美元增至2.555亿美元，主要因总石油当量产量增加，但被两期实现的油气价格下降部分抵消[198] - 2019年上半年投资活动使用的净现金从2018年同期的4.936亿美元降至3.947亿美元，减少9890万美元，部分归因于油气资产资本支出减少7170万美元[200] - 2019年上半年融资活动提供的净现金从2018年同期的2.804亿美元降至2.01亿美元，减少7940万美元，部分因信贷协议下借款净增加1.65亿美元，被普通股发行所得减少2.266亿美元和非控股股东出资减少3410万美元抵消[201] - 2019年第二季度归属于公司股东的净利润从2018年同期的5980万美元降至3680万美元，减少2310万美元，主要因折旧摊销、利息和递延所得税费用增加[207] - 2019年上半年归属于公司股东的净利润从2018年同期的1.197亿美元降至1980万美元，减少9990万美元，主要因衍生品未实现损益、折旧摊销、利息和递延所得税费用变化[208] - 2019年第二季度调整后EBITDA从2018年同期的1.373亿美元增至1.441亿美元，增加680万美元，主要因油气产量增加，但被价格下降部分抵消[209] - 2019年上半年调整后EBITDA从2018年同期的2.546亿美元增至2.689亿美元，增加1440万美元，主要因油气产量增加，但被价格下降部分抵消[210] 业务运营情况 - 2019年第二季度，公司继续专注于特拉华盆地的勘探、开发，预计全年运营6台钻机[143] - 2019年第二季度，公司完成南德克萨斯州9口井的完井作业，2019年剩余时间无鹰滩页岩的钻探计划[144] - 2019年第二季度，公司在特拉华盆地共完井19口（净15.1口），开始从12口井（净8.5口）生产油气[145] 信贷与资本支出 - 2019年4月，公司循环信贷协议下的借款基数提高至9亿美元，选定借款承诺维持在5亿美元[148] - 2019年6月，San Mateo I循环信贷安排下的贷款人承诺增加至3.25亿美元[149] - 2019年中游资本支出预期从5500 - 7500万美元提高至7000 - 9000万美元[150] - 2019年钻井、完井和装备井的资本支出预计仍为6.4 - 6.8亿美元[151] - 2019年4月，信贷协议下借款基数增至9亿美元，选定借款承诺维持在5亿美元[187] - 2019年6月，San Mateo信贷安排下贷款人承诺增至3.25亿美元[188] - 2019年7月31日，公司2019年钻井、完井和装备井的资本支出预算仍为6.4 - 6.8亿美元；预计中游资本支出从5500 - 7500万美元增至7000 - 9000万美元[191][192] 公司债务与现金状况 - 2019年6月30日和7月31日，公司有10.5亿美元5.875%的2026年到期高级票据、2.05亿美元信贷协议借款、1360万美元信用证；San Mateo I有2.4亿美元San Mateo信贷安排借款、1620万美元信用证[184][185] - 2019年6月30日，公司现金约6000万美元，受限现金约2480万美元[186] - 截至2019年6月30日，公司有多项表外安排，包括非运营钻井承诺、钻机合同终止义务等[211] - 截至2019年6月30日，公司的合同现金义务总计28.50268亿美元，包括信贷协议借款、高级无担保票据等[212] - 2019年6月30日，公司信贷协议和圣马特奥信贷安排下的借款分别为2.05亿美元和2.4亿美元，预计每年利息费用分别约为750万美元和1000万美元；10.5亿美元票据预计每年利息费用约为6170万美元[212][213] - 截至2019年6月30日，公司参与非运营油井钻探和完井的未偿还最低总承诺约为5170万美元，预计在未来12个月内产生[214] 油气价格情况 - 2019年第二季度，油价平均为每桶59.96美元，公司实现的加权平均油价为每桶56.51美元（含石油衍生品实现收益为每桶56.86美元），2018年同期分别为每桶61.44美元和每桶60.52美元[217][218] - 2019年第二季度，天然气价格平均为每百万英热单位2.51美元，公司实现的加权平均天然气价格为每千立方英尺1.64美元，2018年同期为每千立方英尺3.38美元[219][220] - 2018年，米德兰 - 库欣（俄克拉荷马州）油价差异从第一季度基本无差异大幅增至9月下旬每桶16美元，2019年初收窄至每桶约5美元，第一季度进一步收窄至每桶不到1美元，第二季度再次扩大，第三季度初又收窄[224][225] - 2018年，瓦哈 - 亨利枢纽天然气价格差异从年初每百万英热单位约0.5美元大幅增加，大部分时间在每百万英热单位1 - 2美元之间，年底短暂超过每百万英热单位4美元，2019年初收窄至每百万英热单位1 - 2美元，第一季度大部分时间维持在此水平[226] - 2019年4月，天然气基差差异大幅扩大，瓦哈天然气出现负价格，最高达每百万英热单位 - 7至 - 9美元，第二季度平均每日瓦哈天然气价格为每百万英热单位 - 0.07美元[227] 天然气销售与定价影响 - 公司预计大部分特拉华盆地天然气产量在2019年第四季度初之前仍受瓦哈 - 亨利枢纽基差差异影响，已确保在金德摩根墨西哥湾海岸快线管道项目上平均每日约11万至11.5万百万英热单位的天然气运输和销售[228] - 2019年第二季度，公司约23%的天然气产量来自海恩斯维尔和伊格尔福特页岩油区，不受瓦哈定价影响[228] 价格风险管理 - 公司通常使用无成本（或零成本）领口和/或掉期合约管理石油、天然气和NGL价格变化风险[237] 衍生工具交易对手 - 截至2019年6月30日，公司所有衍生工具的交易对手为加拿大丰业银行、蒙特利尔银行旗下的BMO Harris Financing和太阳信托银行（或其附属公司）[238]

公司整体财务数据关键指标变化 - 2019年第一季度公司GAAP基础下净亏损1690万美元，合每股亏损0.15美元，2018年同期净利润为5990万美元，合每股摊薄收益0.55美元；净亏损主要归因于衍生品未实现非现金损失4570万美元，期间油价上涨约32%；2019年第一季度调整后EBITDA为1.248亿美元，2018年同期为1.173亿美元[133] - 2019年第一季度油气收入为1.933亿美元，较2018年同期的1.82亿美元增加1130万美元，增幅6%[145] - 2019年第一季度第三方中游服务收入为1180万美元，较2018年同期的310万美元增加880万美元，近乎增长四倍[146] - 2019年第一季度购买天然气销售为1120万美元，2018年同期无此项销售[147] - 2019年第一季度衍生品实现净收益为330万美元，2018年同期为净亏损430万美元[148] - 2019年第一季度衍生品未实现净亏损为4570万美元，2018年同期为未实现净收益1040万美元[149] - 2019年第一季度总费用为1.66348亿美元，较2018年同期的1.17818亿美元增加4853万美元[151] - 2019年第一季度生产税、运输和加工费用为1970万美元，较2018年同期的1780万美元增加190万美元，增幅11%[152] - 2019年第一季度租赁运营费用为3120万美元，较2018年同期的2210万美元增加900万美元，增幅41%[153] - 2019年第一季度折旧、损耗和摊销费用为7690万美元，较2018年同期的5540万美元增加2150万美元，增幅39%[155] - 2019年第一季度一般及行政费用增加0.4百万美元，即2%，达到18.3百万美元，单位产量基础上下降23%至每桶油当量3.39美元[156] - 2019年第一季度总利息支出约为19.6百万美元，2018年同期约为10.4百万美元[157] - 2019年第一季度记录了1.0百万美元的所得税收益[158] - 2019年第一季度经营活动提供的净现金从1.361亿美元降至5920万美元，投资活动使用的净现金从2.208亿美元降至2.149亿美元，融资活动提供的净现金从3490万美元增至1.184亿美元[171] - 2019年第一季度不包括经营资产和负债变化，经营活动提供的净现金从1.148亿美元增至1.177亿美元，主要归因于油气总产量增加[172] - 2019年第一季度投资活动使用的净现金减少590万美元，部分原因是油气资产资本支出减少110万美元和中游资本支出减少350万美元[174] - 2019年第一季度调整后EBITDA为12.48亿美元，较2018年同期的11.73亿美元增加760万美元[182] - 2019年第一季度归属于公司股东的净亏损为1690万美元，较2018年同期的净利润5990万美元减少7680万美元[181] 公司油气产量数据关键指标变化 - 2019年第一季度公司总油气当量产量为540万桶油当量，平均日产量为59900桶油当量，其中石油占比58%，天然气占比42%；石油产量同比增长30%，天然气产量同比增长35%[132] - 2019年第一季度石油产量为310万桶，较2018年同期的240万桶增加30%；天然气产量为137亿立方英尺，较2018年同期的102亿立方英尺增加35%[145] 公司钻机运营情况 - 2019年第一季度公司在特拉华盆地运营6台钻机，预计全年保持该数量，会根据商品价格和经济情况调整[134] - 2018年10月公司在南德克萨斯增加第7台钻机，因油价下跌于2019年2月释放；部分鹰福特页岩井和奥斯汀白垩层井已投产或预计投产[135] 特拉华盆地业务数据关键指标变化 - 2019年第一季度公司在特拉华盆地共完井并投产36口（净13.1口），多个资产区域开始产油产气[136] - 2019年第一季度特拉华盆地日产量为52600桶油当量，较2018年第一季度增长41%；2019年第一季度该盆地贡献约93%的日石油产量和约81%的日天然气产量，2018年同期分别约为88%和73%[137] 其他产区业务情况 - 2019年第一季度公司未在海恩斯维尔页岩和科顿谷产区开展自营钻井和完井活动，但参与了2口（净0.4口）非自营海恩斯维尔页岩井的完井和投产[138] 战略合资企业情况 - 2019年2月25日公司宣布与Five Point Energy LLC子公司成立战略合资企业San Mateo II，公司持股51%，Five Point持股49%[139] - Five Point承诺支付San Mateo II开发设施前1.5亿美元资本支出中的1.25亿美元；公司有机会在未来五年获得最高1.5亿美元的递延绩效激励及额外激励[140] 会计政策情况 - 除采用相关会计准则更新外，公司关键会计政策和估计与年报相比无变化[141] 公司资金借贷与安排情况 - 截至2019年3月31日，公司有140.0百万美元的循环信贷协议借款和13.6百万美元的信用证，San Mateo I有220.0百万美元的信贷安排借款和16.2百万美元的信用证[161] - 2019年4月，循环信贷协议的借款基础增加到900.0百万美元，选定的借款承诺保持在500.0百万美元[163] 公司资本支出与物业出售情况 - 2019年预计资本支出预算包括6.4 - 6.8亿美元的钻井、完井和设备支出以及5500 - 7500万美元的中游资本支出[166] - 截至2019年5月1日，公司已出售或签订合同出售约1800万美元的Eagle Ford和Haynesville物业[168] 公司债务与费用预计情况 - 截至2019年3月31日，10.5亿美元票据每年利息费用预计约为6170万美元[185] - 截至2019年3月31日，非运营钻井最低未偿还总承诺约为5210万美元，预计在明年产生[186] - 截至2019年3月31日，公司总合同现金义务为26.85134亿美元，其中1年内到期1.09741亿美元[187] 油气价格情况 - 2019年第一季度，油价平均为每桶54.74美元，公司实现加权平均油价为每桶49.64美元[189][190] - 2019年第一季度，天然气价格平均为每百万英热单位2.88美元，公司实现加权平均天然气价格为每千立方英尺2.85美元[191][192] - 2019年5月1日，NYMEX西德克萨斯中质原油期货合约结算价为每桶63.60美元，较2018年5月1日的每桶67.25美元下降[190] - 2019年5月1日，NYMEX亨利中心天然气期货合约结算价为每百万英热单位2.62美元，较2018年5月1日的每百万英热单位2.80美元下降[192] 油气价格差情况 - 2018年二季度起，米德兰销售的石油和瓦哈销售的天然气与基准价格的价差开始显著扩大，对公司油气收入产生负面影响[195] - 2018年第一季度米德兰 - 库欣（俄克拉荷马州）油价差基本为零，9月下旬扩大至每桶16美元，2019年初收窄至每桶约5美元，2019年第一季度进一步收窄至每桶不到1美元，5月1日又扩大至年初水平[196] - 2018年全年，公司特拉华盆地天然气生产实现价格所面临的瓦哈 - 亨利枢纽天然气价差从年初的每百万英热单位约0.5美元大幅增加，大部分时间在每百万英热单位1 - 2美元之间，年末短暂达到每百万英热单位超过4美元的高位，2019年初收窄至每百万英热单位1 - 2美元[197][198] - 2019年4月，天然气基差大幅扩大，有几天瓦哈市场天然气日售价低至每百万英热单位负7 - 负9美元，公司临时关闭部分高气油比油井[199] - 预计公司大部分特拉华盆地天然气生产在2019年第四季度初之前仍面临瓦哈 - 亨利枢纽基差，公司已确保在金德摩根墨西哥湾海岸快线管道项目上平均每天约110,000 - 115,000百万英热单位的天然气运输和销售[200] - 2019年第一季度，公司报告的天然气产量中约19%来自海恩斯维尔和伊格尔福特页岩油区，不受瓦哈定价影响[200] - 公司预计2019年剩余时间或更长时间内，石油和天然气价格差可能持续扩大，直到西德克萨斯至德克萨斯墨西哥湾沿岸及其他终端市场的额外油气管道产能建成[202] 公司价格风险管理情况 - 公司通常使用无成本（或零成本）领口期权和/或掉期合约来管理油气和NGL价格变化风险[208] 公司衍生金融工具情况 - 截至2019年3月31日，公司所有衍生金融工具的交易对手为加拿大丰业银行、蒙特利尔银行旗下的BMO哈里斯融资公司和太阳信托银行（或其附属机构）[209] - 公司记录所有衍生金融工具的公允价值，其公允价值根据类似交易证券的买卖信息确定[209] NGL分馏能力情况 - 2018年第三季度，特拉华盆地及其他地区部分运营商遇到NGL分馏能力短缺问题，公司当时未遇到且预计未来也不会遇到，但无法保证不会出现此类问题[201]

公司资产收购与扩张 - 2018年9月12日公司宣布成功收购新墨西哥州利阿县和埃迪县8400英亩租赁土地，花费约3.87亿美元，加权平均成本约为每净英亩4.6万美元[33] - 2018年9月初公司收购Stateline资产区，包括约2,800英亩未开发租赁土地，预计2020年初开始钻探作业[72] 公司业务项目进展 - 截至2019年2月26日，公司正积极申请部分地块的钻探许可证，预计最早于2019年第四季度或2020年第一季度开始在部分地块进行钻探作业[34] - 2018年3月下旬，公司完成黑河加工厂扩建，新增日处理天然气设计进气量2亿立方英尺，使总设计进气量达到2.6亿立方英尺/天[36] - 截至2018年12月31日，公司签订合同为超过2亿立方英尺/天的天然气提供固定收集和处理服务，占黑河加工厂设计进气量的80%以上[37] - 2019年2月25日，公司与Five Point Energy LLC子公司成立战略合资企业San Mateo Midstream II, LLC，公司持股51%，Five Point持股49%[38] - 2018年5月公司完成Wolf石油管道系统扩建，12月Rustler Breaks石油管道系统投入使用，2018年末管道运输量占特拉华盆地四季度石油产量约70%[98] - 2019年2月26日，Rustler Breaks资产区商业盐水处理井达6口，Wolf资产区有3口，设计日处理能力约25万桶[100] 公司信贷与资金安排 - 公司修订第三份经修订和重述的信贷协议，将最高信贷额度增至15亿美元，借款基数增至8.5亿美元，选定借款承诺增至5亿美元，到期日延长至2023年10月31日，借款利率每年降低0.25%，最高杠杆比率设定为4.00:1.00[38] - 公司获得2.5亿美元信贷安排，进行1.95亿美元现金分配，公司获得51%，合作伙伴获得49%[38] - 2017年公司与Five Point成立合资企业San Mateo，获得1.715亿美元，截至2019年1月31日已获得2940万美元绩效激励，未来三年可能再获得4410万美元[89] 各区域土地与储量情况 - 截至2018年12月31日，公司在东南新墨西哥州/西德克萨斯州的特拉华盆地拥有22.22万英亩（净13.2万英亩）土地，净证实储量为19149万桶油当量，平均日产量为45237桶油当量[42] - 截至2018年12月31日，公司在南德克萨斯州的鹰福特拥有3.2万英亩（净2.89万英亩）土地，净证实储量为12189万桶油当量，平均日产量为3158桶油当量[42] - 截至2018年12月31日，公司在特拉华盆地的土地约54%由现有产量持有，排除部分区域后约73%由现有产量持有[51] - 截至2018年12月31日，公司约89%（1.915亿桶油当量）的估计总探明石油和天然气储量来自特拉华盆地，较2017年增长48%[55] - 截至2018年12月31日，公司在特拉华盆地确定了5,442个毛井位（2,472.2个净井位）用于未来潜在钻探[56] - 2018年底公司在鹰滩页岩区拥有约32000英亩（净28900英亩）土地，约88%的土地主要蕴藏石油或富含凝析油的天然气，约93%的土地因生产而持有[74] - 2018年底公司估计总探明油气储量中约6%（1220万桶油当量）来自鹰滩页岩区，包括约850万桶石油和219亿立方英尺天然气[77] - 2018年底公司在鹰滩页岩区确定了238个（净206.9个）潜在未来钻井工程位置，其中17个（净17个）已分配探明未开发储量[78][79] - 2018年底公司在路易斯安那州西北部和德克萨斯州东部持有约25500英亩（净22800英亩）土地，其中海恩斯维尔页岩区19600英亩（净12000英亩），科顿谷区21100英亩（净18600英亩）[83] - 2018年12月31日公司持有的租赁、矿产或其他权益总面积为27.97万英亩，其中净面积为18.37万英亩[151] - 2019 - 2023年到期的总毛面积分别为14300英亩、18200英亩、25500英亩、7600英亩、4000英亩，净面积分别为9800英亩、10600英亩、15300英亩、8200英亩、5400英亩[154] - 未来五年特拉华盆地到期的面积中约49%与新墨西哥州利县北部的双湖资产区有关[154] 各区域产量情况 - 2018年特拉华盆地平均日产油当量增至45,237桶油当量/天，较2017年增长约54%；2018年第四季度较2017年第四季度增长约41%，达到49,309桶油当量/天[53][54] - 2018年公司在特拉华盆地完钻并投产141口毛井（73.8口净井），包括82口毛井（66.8口净井）作业井和59口毛井（7.0口净井）非作业井[52] - 2018年Rustler Breaks资产区完钻并投产83口毛水平井（41.8口净井）和2口毛垂直井（1.5口净井）[58] - 2018年Rustler Breaks资产区的Edelstein 203H井在24小时初产测试中达到2,378桶油当量/天（77%为油）[59] - 2018年Wolf和Jackson Trust资产区完钻并投产11口毛作业水平井（8.0口净井）[62] - 2018年Arrowhead和Ranger资产区完钻并投产13口毛水平井（7.9口净井）[64] - 2018年10月初公司增加一台钻机在南德克萨斯州开展短期钻井计划，最多钻10口井，2019年2月完成第9口井后钻机释放[75] - 2018年鹰滩页岩区日均油气当量产量降至3158桶油当量/天，较2017年下降28%，2018年该区域产量占公司总产量的6%，低于2017年的11%[76] - 2018年公司未在路易斯安那州西北部和德克萨斯州东部开展自营钻井和完井活动，但参与了8口（净0.2口）非自营海恩斯维尔页岩井的钻探和完井[82] - 2018年公司在路易斯安那州西北部和德克萨斯州东部的租赁权益日均油气当量产量为3733桶油当量/天，占总产量的7%，天然气产量占公司日天然气产量的17%，低于2017年的29%[84] - 2018年San Mateo的天然气集输系统收集了约461亿立方英尺天然气，处理了约323亿立方英尺天然气，分别高于2017年的321亿立方英尺和184亿立方英尺[96] - 2018年末San Mateo石油管道系统原油吞吐量约200万桶，2017年为50万桶[99] - 2018年公司收集约4400万桶盐水，2017年为2000万桶；2018年处理约4750万桶盐水，2017年为2360万桶[102] - 2018年公司净产油量1114.1万桶，2017年为785.1万桶，2016年为509.6万桶[105] - 2018年公司天然气净产量473亿立方英尺，2017年为382亿立方英尺，2016年为305亿立方英尺[105] - 2018年公司总油当量1902.6万桶油当量，2017年为1421.2万桶油当量，2016年为1018万桶油当量[105] - 2018年公司平均日产量52128桶油当量，2017年为38936桶油当量，2016年为27813桶油当量[105] - 2018年公司总石油当量产量约1900万BOE，较2017年的约1420万BOE增长34%[120] - 2018年公司日均石油当量产量为52128 BOE/天，2017年为38936 BOE/天；2018年日均石油产量为30524 Bbl/天，较2017年增长42%；2018年日均天然气产量为129.6 MMcf/天，较2017年增长24%[120] - 2017年公司总石油当量产量约1420万BOE，较2016年的约1020万BOE增长40%[121] - 2017年公司日均石油当量产量为38936 BOE/天，2016年为27813 BOE/天；2017年日均石油产量为21510 Bbl/天，较2016年增长54%；2017年日均天然气产量为104.6 MMcf/天，较2016年增长25%[121] 公司储量相关指标变化 - 2018年末公司拥有油井665口（净361.5口），气井419口（净125.4口），总井数1084口（净486.9口）[123] - 2018年末公司估计的已探明石油储量为1.234亿Bbl，天然气储量为551.5 Bcf，总储量为2.15313亿BOE；2017年末石油储量为8674.3万Bbl，天然气储量为396.2 Bcf，总储量为1.52771亿BOE；2016年末石油储量为5697.7万Bbl，天然气储量为292.6 Bcf，总储量为1.05752亿BOE[127] - 2018年末公司估计的已探明开发储量中，石油为5322.3万Bbl，天然气为246.2 Bcf，总计9426.1万BOE；已探明未开发储量中，石油为7017.8万Bbl，天然气为305.2 Bcf，总计1.21052亿BOE[127] - 2018年末公司估计的已探明石油和天然气总储量较2017年末增长41%，已探明石油储量增长42%，已探明天然气储量增长39%[128] - 2018年公司通过扩展和发现新增已探明石油和天然气储量6960万BOE，约为2018年年度产量1900万BOE的3.7倍[128] - 过去两年公司估计的已探明石油和天然气总储量增长104%，已探明石油储量增长117%，已探明开发石油储量增长135%[129] - 公司总探明石油和天然气储量标准化度量从2017年12月31日的12.6亿美元增至2018年12月31日的22.5亿美元，增幅79%[130] - 公司总探明石油和天然气储量的PV - 10从2017年12月31日的13.3亿美元增至2018年12月31日的25.8亿美元，增幅93%[130] - 2018年12月31日用于估计探明储量的月首日石油和天然气价格未加权算术平均值分别为每桶62.04美元和每百万英热单位3.10美元，较2017年12月31日分别增长30%和4%[130] - 公司探明已开发石油和天然气储量从2017年12月31日的6870万桶油当量增至2018年12月31日的9430万桶油当量，增幅37%[131] - 公司探明已开发石油储量从2017年12月31日的3700万桶增至2018年12月31日的5320万桶，增幅44%[131] - 公司探明已开发天然气储量从2017年12月31日的1901亿立方英尺增至2018年12月31日的2462亿立方英尺，增幅30%[131] - 公司探明未开发石油和天然气储量从2017年12月31日的8410万桶油当量增至2018年12月31日的1.211亿桶油当量，增幅44%[134] - 2018年将探明未开发储量转换为探明已开发储量的投资为3.5683亿美元，涉及石油1600.9万桶、天然气617亿立方英尺，共计2628.3万桶油当量[140] - 2018年12月31日公司净探明储量总计石油1.23401亿桶、天然气5515亿立方英尺、油当量2.15313亿桶，标准化度量为22.506亿美元，PV - 10为25.793亿美元[142] 公司生产井数量变化 - 2018 - 2016年开发井生产井的毛井数分别为118口、72口、44口，净井数分别为54.7口、43.7口、23.5口[158] - 2018 - 2016年勘探井生产井的毛井数分别为35口、33口、28口，净井数分别为20.8口、22.3口、15.6口[158] - 2018 - 2016年总生产井的毛井数分别为153口、105口、72口，净井数分别为75.5口、66.0口、39.1口[158] 公司销售与价格相关 - 2018 - 2016年分别有4个、4个、3个重要购买方，分别占公司石油、天然气和NGL总收入的约60%、60%、48%[162] - 公司原油依据已公布的价格公告出售，价格与石油市场供需因素直接相关；天然气依据各种管道指数定价[160][161] - 公司油气价格波动受需求水平、OPEC行动、天气等多种因素影响，价格下降会影响储量账面价值、收入、盈利能力和现金流[162] - 油气行业季节性明显，天然气冬季需求和价格通常上升，夏季下降；石油冬季和夏季驾驶季需求较高[164] - 2018年全年，基于纽约商品交易所西德克萨斯中质原油期货合约最早交割日期价格，油价平均为每桶64.89美元，年初为每桶60.42美元，