北帕克盆地（NPB）石油产量变化 - 2021年前9个月北帕克盆地（NPB）石油产量为6700万桶油当量，2020年同期为7.52亿桶油当量；2021年第三季度NPB无石油产量，2020年同期为2.03亿桶油当量[89][90] 公司产品生产占比变化 - 2021年第三季度总生产中油、天然气和NGL占比分别为12.7%、55.2%和32.1%，2020年同期分别为22.2%、46.3%和31.5%；2021年前9个月总生产中油、天然气和NGL占比分别为14.4%、52.5%和33.1%，2020年同期分别为24.5%、44.5%和31.0%[90][91] 公司债务与股票回购情况 - 2021年9月2日公司全额偿还2000万美元定期贷款并终止新信贷安排下所有承诺和义务[95] - 2021年8月董事会批准启动最高2500万美元的股票回购计划，第三季度未回购任何普通股[95] - 2021年9月2日公司全额偿还2000万美元定期贷款并终止新信贷安排下的所有承诺和义务[120] - 2021年8月董事会批准启动最高2500万美元的股票回购计划，第三季度未回购[121] - 2021年9月2日，公司全额偿还20.0百万美元定期贷款并终止新信贷安排[120] - 2021年8月，董事会批准启动最高25.0百万美元的股票回购计划，第三季度未回购[121] 市场价格变化 - 2021年第三季度和前9个月，纽约商品交易所（NYMEX）原油均价分别为70.59美元/桶和61.87美元/桶，2020年同期分别为40.92美元/桶和34.59美元/桶；天然气均价2021年第三季度和前9个月分别为4.32美元/百万英热单位和2.16美元/百万英热单位，2020年同期分别为2.12美元/百万英热单位和0.79美元/百万英热单位[96][99] - 2021年第三季度和前九个月，NYMEX原油每桶平均价格分别为70.59美元和58.09美元，2020年12月31日和9月30日分别为42.58美元和40.92美元；NYMEX天然气每MMBtu平均价格2021年第三季度和前九个月分别为4.32美元和2.72美元，2020年12月31日和9月30日分别为2.76美元和2.12美元[96] 公司总营收变化 - 2021年第三季度和前9个月公司总营收分别为4.6584亿美元和1.14403亿美元，2020年同期分别为2.7676亿美元和8466万美元[97] - 2021年第三季度和前9个月公司总营收分别为4658.4万美元和1.14403亿美元，2020年同期分别为2767.6万美元和8466万美元[97] 公司产品产量变化 - 2021年第三季度和前9个月，公司石油产量分别为21.9万桶和73.4万桶，2020年同期分别为45.4万桶和165.6万桶；NGL产量2021年第三季度和前9个月分别为55.2万桶和168.6万桶，2020年同期分别为64.6万桶和209.6万桶；天然气产量2021年第三季度和前9个月分别为57.1亿立方英尺和160.59亿立方英尺，2020年同期分别为56.86亿立方英尺和180.78亿立方英尺[99] 公司产品平均售价变化 - 2021年第三季度和前9个月，公司石油平均售价分别为69.4美元/桶和61.87美元/桶，2020年同期分别为37.6美元/桶和34.59美元/桶；NGL平均售价2021年第三季度和前9个月分别为26.93美元/桶和20.37美元/桶，2020年同期分别为7.71美元/桶和5.97美元/桶；天然气平均售价2021年第三季度和前9个月分别为2.89美元/千立方英尺和2.16美元/千立方英尺，2020年同期分别为0.97美元/千立方英尺和0.79美元/千立方英尺[99] 公司油气和NGL销售收入变化 - 2021年第三季度和前9个月，公司油气和NGL销售收入较2020年同期分别增加1900万美元（69.1%）和3030万美元（36.0%）[100][101] - 2021年Q3和前9个月油气及NGL销售收入分别增加1900万美元（69.1%）和3030万美元（36.0%），主要因价格上涨，部分被产量下降抵消[100][101] 公司业务发展策略 - 公司2021年专注并将继续通过成本控制、财务纪律和审慎资本配置最大化自由现金流，可能考虑扩大资本计划并追求收购和业务合并[93] Mid - Continent收入变化 - 2021年第三季度和前九个月Mid - Continent收入分别为4658.4万美元和1.11233亿美元，占比分别为100.0%和97.2%；2020年同期分别为2046.4万美元和5966.5万美元，占比分别为74.3%和70.9%[102] 公司运营费用变化 - 2021年前三季度总运营费用为4446.7万美元，2020年同期为9159.4万美元；2021年第三季度为1490.4万美元，2020年同期为1962.5万美元[103] - 2021年Q3和前9个月运营费用分别为1490.4万美元和4446.7万美元，低于2020年同期的1962.5万美元和9159.4万美元[103] 公司减值费用情况 - 2020年第三季度和前九个月分别记录了4400万美元和2.538亿美元的减值费用，2021年同期未记录全额成本上限限制减值[106] - 2021年前9个月未记录完全成本上限限制减值，2020年Q3和前9个月分别记录4400万美元和2.538亿美元减值费用[106] SEC价格及减值预测 - 2021年9月30日全额成本上限测试使用的SEC价格为每桶油57.69美元和每千立方英尺天然气2.94美元；预计2021年12月31日测试价格为每桶油67.97美元和每千立方英尺天然气3.64美元[107][108] - 预计2021年末SEC价格为每桶油67.97美元、每千立方英尺天然气3.64美元，年末无完全成本上限限制减值[108] 公司其他运营费用变化 - 2021年前三季度其他运营费用为 - 763.4万美元，2020年同期为1546.5万美元；2021年第三季度为522.1万美元，2020年同期为1205.9万美元[111] - 2021年Q3和前9个月其他运营费用分别为522.1万美元和 - 763.4万美元，2020年同期为1205.9万美元和1546.5万美元[111] 公司现金及现金等价物情况 - 2021年9月30日公司现金及现金等价物（含受限现金）为9900万美元，11月5日约为1.158亿美元[119] - 截至2021年9月30日，公司现金及现金等价物（包括受限现金）为99.0百万美元，截至2021年11月5日约为115.8百万美元[119] 公司营运资金变化 - 2021年9月30日，公司营运资金增至6210万美元，而2020年12月31日为赤字1810万美元[123] - 2021年9月30日，公司营运资金增至62.1百万美元，而2020年12月31日为赤字18.1百万美元[123] 公司现金流情况 - 2021年和2020年前九个月经营活动现金流分别为6631.5万美元和2735.6万美元，2021年较2020年增加3900万美元[124][125] - 2021年前九个月投资活动现金流为2586.7万美元，主要源于3810万美元资产出售净现金收益，被860万美元资本支出和360万美元超额特许权权益收购部分抵消；2020年为2585.7万美元，主要源于3540万美元公司办公楼出售净现金收益，被330万美元资本支出和超额特许权权益收购抵消[124][126][127] - 2021年和2020年前九个月融资活动现金流分别为 - 2144.6万美元和 - 4654万美元，2021年主要是2000万美元新信贷安排借款偿还、50万美元融资租赁付款和90万美元已归属股票奖励税务义务现金支付；2020年主要是8450万美元信贷安排借款偿还、100万美元融资租赁付款和10万美元已归属股票奖励税务义务现金支付，部分被3900万美元借款抵消[124][129][130] - 2021年前九个月经营活动现金流为66315千美元，2020年同期为27356千美元，增加39.0百万美元[124][125] - 2021年前九个月投资活动现金流为25867千美元，主要来自38.1百万美元资产出售净现金收益，2020年同期为25857千美元[124][126][127] - 2021年前九个月融资活动现金流为 - 21446千美元，主要是偿还新信贷安排借款20.0百万美元等；2020年同期为 - 46540千美元[124][129][130] 公司资本支出情况 - 2021年和2020年前九个月资本支出分别为1044.5万美元和747.8万美元，总现金支付分别为1221.9万美元和1138.6万美元[128] 公司未平仓衍生品合约情况 - 2021年9月30日，公司未平仓衍生品合约包括260.5万加仑NGL价格互换（2021年10月 - 2022年2月，加权平均固定价格每加仑1.20美元）和180万MMBtu天然气价格互换（2021年10月 - 2022年2月，加权平均固定价格每MMBtu 4.07美元）[137] - 截至2021年9月30日，公司未平仓衍生合约包括2605000加仑NGL价格互换（加权平均固定价格1.20美元/加仑）和1800000 MMBtu天然气价格互换（加权平均固定价格4.07美元/MMBtu）[137] 公司商品衍生品合约（损失）收益情况 - 2021年和2020年前九个月商品衍生品合约（损失）收益分别为412.9万美元和 - 716.8万美元，结算现金收入（支付）分别为0和1119.7万美元[138] - 2021年9月30日止三个月和九个月的商品衍生合约（收益）损失分别为4129千美元和4129千美元，2020年同期分别为5299千美元和 - 7168千美元[116][138] 公司内部控制情况 - 截至2021年9月30日，公司披露控制和程序有效，该季度公司财务报告内部控制无重大变化[143][144] - 截至2021年9月30日公司披露控制与程序有效[143] - 截至2021年9月30日季度公司财务报告内部控制无重大变化[144] 公司租赁运营费用变化 - 2021年第三季度租赁运营费用较2020年同期增加100万美元或1.33美元/桶油当量；前九个月较2020年同期减少610万美元或0.36美元/桶油当量[103] - 2021年Q3和前9个月租赁运营费用分别增加100万美元（1.33美元/桶油当量）和减少610万美元（0.36美元/桶油当量）[103] 公司生产、从价和其他税占比变化 - 2021年前三季度生产、从价和其他税占油气及NGL收入的比例为6.1%，2020年同期为8.8%；2021年第三季度为4.8%，2020年同期为8.5%[103] - 2021年Q3和前9个月生产、从价及其他税占油气及NGL收入的比例分别降至4.8%和6.1%，2020年同期为8.5%和8.8%[103] 公司油气资产平均折旧和损耗率变化 - 2021年Q3和前9个月油气资产平均折旧和损耗率分别下降2.46美元/桶油当量和5.43美元/桶油当量[105] 公司一般及行政费用变化 - 2021年Q3和前9个月一般及行政费用分别减少30万美元和540万美元，主要因人员成本等降低[111] 公司重组费用变化 - 2021年Q3和前9个月重组费用分别减少290万美元和100万美元，与2016年破产相关预提费用移除有关[112] 公司资产出售损益变化 - 2021年第三季度资产出售损益较2020年同期减少0.9百万美元，前九个月较2020年同期增加18.9百万美元[115]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第二季度，公司日均产量从上个季度的1.75万桶油当量增至1.9万桶油当量，与2020年第四季度持平，增长部分原因是49口井复产 [6] - 本季度现金及现金等价物余额（不含受限现金）增至9060万美元，较上一季度增加1400万美元，主要因产量增加、大宗商品价格上涨及成本控制，不过收购SandRidge Mississippian in Trust I的超额特许权使用费权益支出490万美元有所抵消 [6] - 2021年上半年总债务维持在2000万美元，利息支出极小；调整后EBITDA与上一季度基本持平，为2080万美元，上一季度为2170万美元 [7] - 截至2021年第二季度末，公司净运营亏损（NOL）超过16亿美元，可继续保护未来现金流免缴联邦所得税 [8] - 本季度调整后一般及行政费用（G&A）约为200万美元，即每桶油当量1.13美元；上半年为380万美元，即每桶油当量4.14美元 [9] - 本季度租赁经营费用（LOE）和修井费用控制在920万美元，即每桶油当量5.33美元；上半年复产49口井，即便下半年扩大复产计划，该水平的LOE仍可持续 [9] - 过去两个季度公司实现净收入，本季度约为1600万美元，上半年约为5100万美元，其中包括出售North Park Basin资产获得的近2000万美元收益 [9] - 连续两个季度无油气减值 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 - 生产业务方面，第二季度日均产量增长，主要因49口井复产；计划下半年复产超100口井，预计这些井的回报率超100% [6][25] - 资产方面，2月退出North Park Basin，专注于核心的Mid - Con地区长期生产支付（PDP）资产；本季度以490万美元现金收购SandRidge Mississippian Trust I的所有超额特许权使用费权益资产 [10][11] 各个市场数据和关键指标变化 - 第二季度大宗商品价格实现情况良好，每桶油64.73美元，每千立方英尺天然气1.66美元，每桶油当量NGLs 17.33美元，但未反映第三季度基准大宗商品价格变动 [7] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略包括复产大量油井、积极管理价格实现并进一步降低成本、以自由现金流增值方式机会性和经济性地扩大资产基础、保持对大宗商品上涨的适当敞口，以实现股东价值最大化 [18] - 专注于Mid - Con地区PDP资产，延长和扁平化生产曲线，积极管理营销选项以最大化现金流，持续控制运营和行政成本 [20] - 留意机会性增值收购，关注PDP加权资产，利用自身核心竞争力、成本效率和生产优化能力，同时具备充足的中游选择权，避免不利监管区域 [21] - 履行ESG责任 [21] - 公司认为在G&A和LOE方面与同行相比具有优势，且在Mid - Con地区关注私人股权和上市公司运营以进行业绩对标 [9][40] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 过去几年公司在资产、组织和成本结构、资产负债表等方面进行转型，近期大宗商品价格改善带来顺风，公司处于有利地位 [5] - 公司业绩超年初预期，主要因价格上涨和油井复产成功；调整产量指引，中点提高超50%，资本支出相应增加，但单位成本未增加 [29][30] - 随着大宗商品价格上涨和营销努力，预计价格实现情况将继续改善 [52][53] 其他重要信息 - 董事会批准启动股票回购计划，公司最早于2021年8月16日开始回购至多2500万美元的流通普通股 [12] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 转换为更高效人工举升方式是否为杆泵转换 - 公司将从主要的电潜泵（ESP）或气举转换为长期的杆泵或其他方式 [37] 问题2: 是否在2021年初变现了一些套期保值合约 - 公司在2020年第四季度变现了套期保值合约 [38] 问题3: 复产油井计划中是否存在第三方基础设施问题 - 公司拥有并运营大型基础设施系统，能更好利用各系统的充足产能，不存在此类问题 [39] 问题4: Mid - Con地区常规油藏是否有私募股权参与者，他们是否有大量资本支出 - Mid - Con地区仍有私募股权参与者，公司关注其运营以进行业绩对标，认为自身表现良好，并留意市场机会 [40] 问题5: 49口复产油井和后续100口复产油井的情况，以及后续100口井需要修井的数量和修井平均现金流 - 49口井中有部分无需干预即可复产，后续100口井计划在下半年复产；后续100口井都需复产；修井平均现金流约为65美元 [44][47][48] 问题6: 天然气和NGL价格实现情况与大宗商品价格涨幅不一致的原因及改善机会 - 自去年以来价格实现情况有所改善，公司正与主要买家合作进一步改善；随着基准价格上涨，销售实现情况将改善，固定成本部分受当地市场条件变化影响较小；2021年第二季度大宗商品价格不如第三季度强劲，但较上年仍有改善 [52][53] 问题7: 提交的钻井许可证是针对修井还是新井，以及新井的盈亏平衡价格 - 两份许可证是针对现有垂直井的重新完井测试；公司目前专注于油井复产项目，因其风险调整后回报率最高；会关注潜在钻井机会，在当前现货价格或更高时可能考虑，但不会在回报率为低两位数的项目上钻井 [55] 问题8: 修改信贷协议以进行套期保值的计划和考虑 - 修改信贷协议是为便于正常进行套期保值操作；公司会持续评估套期保值的可能性，尤其是在资本计划增加的情况下 [57] 问题9: 基础设施资产是否有其他战略增值方式 - 公司持续评估基础设施资产的增值方式，但目前暂无相关进展可报告 [61] 问题10: 选择股票回购而非股息的原因 - 公司认为股价与内在价值存在差距，股票回购可能为投资者带来更高回报；该股票回购计划为10b - 18计划，可自主决定回购时间、地点和数量，2500万美元为上限，将单独评估每个决策 [63][64]

公司重大决策 - 2021年8月董事会批准启动最高2500万美元的股票回购计划[96] - 2021年8月，公司董事会批准启动一项股票回购计划，授权公司最早从2021年8月16日起最多回购2500万美元公司普通股[123] - 2021年8月，董事会批准启动一项股票回购计划，授权最多回购2500万美元公司普通股[123] - 2021年4月22日宣布以490万美元收购SandRidge Mississippian Trust I的所有优先特许权资产，净价360万美元[96] 油井生产情况 - 2021年上半年公司将49口井恢复生产，带来平均每日0.8千桶油当量的增量产量，其中约30口井修井支出60万美元和费用修井80万美元[101] - 2021年第二季度公司开始恢复此前因商品价格下跌而减产的油井生产，截至6月30日，49口油井恢复生产，上半年平均增量产量为0.8千桶油当量/日[101] 商品衍生品合约情况 - 2021年第二季度末，公司无未平仓商品衍生品合约，且在该季度和上半年无商品衍生品交易[101] - 2021年Q2和上半年无未平仓商品衍生品合约；2020年Q2商品衍生品合约亏损224.1万美元，2020年上半年亏损1246.7万美元[119] - 截至2021年6月30日，公司无未平仓商品衍生合约，2021年3个月和6个月期间商品衍生合约无（收益）损失和现金结算收入[140][142] - 截至2021年6月30日，公司无未结算的商品衍生合约[119][140][142] 天然气燃烧情况 - 2021年第二季度末，公司不再进行常规的天然气燃烧[101] 营收情况 - 2021年第二季度和上半年，公司总营收分别为3419.6万美元和6781.9万美元，2020年同期分别为1665.5万美元和5698.4万美元[102] - 2021年Q2油气和NGL销售营收较2020年同期增加1770万美元，增幅107.9%；2021年上半年较2020年同期增加1120万美元，增幅19.8%[105] - 2021年Q2油气及NGL收入为3419.6万美元，2020年同期为1644.8万美元，增长1770万美元，增幅107.9%；2021年上半年收入6781.9万美元，2020年同期为5658.7万美元，增长1120万美元，增幅19.8%[105] 各地区营收占比情况 - 2021年Q2中陆地区营收3419.6万美元，占比100%；北帕克地区无营收；2021年上半年中陆地区营收6464.9万美元，占比95.3%，北帕克地区营收317万美元，占比4.7%[106] 产量情况 - 2021年第二季度和上半年，公司石油产量分别为22.7万桶和51.5万桶，2020年同期分别为52万桶和120.2万桶[103] - 2021年第二季度和上半年，公司天然气产量分别为5356万立方英尺和1.0349亿立方英尺，2020年同期分别为5697万立方英尺和1.2391亿立方英尺[103] - 2021年第二季度和上半年，公司NGL产量分别为61.3万桶和113.4万桶，2020年同期分别为68.1万桶和145.1万桶[103] - 2021年第二季度和上半年，公司平均每日总产量分别为1.9万桶油当量和1.86万桶油当量，2020年同期分别为2.36万桶油当量和2.59万桶油当量[103] - 2021年Q2石油产量22.7万桶，2020年同期为52万桶；2021年上半年产量51.5万桶，2020年同期为120.2万桶[103] 运营费用情况 - 2021年Q2总运营费用1543.4万美元，低于2020年同期的2563.9万美元；2021年上半年总运营费用2956.3万美元，低于2020年同期的7196.9万美元[107] - 2021年Q2运营总费用为1543.4万美元，2020年同期为2563.9万美元；2021年上半年为2956.3万美元，2020年同期为7196.9万美元[107] 租赁运营费用情况 - 2021年Q2租赁运营费用较2020年同期增加50万美元，增幅1.28美元/桶油当量；2021年上半年较2020年同期减少720万美元，减幅0.06美元/桶油当量[108] - 2021年Q2租赁运营费用为923.2万美元，2020年同期为869.8万美元；2021年上半年为1718.6万美元，2020年同期为2434万美元[107] 油气资产折旧和损耗率情况 - 2021年Q2油气资产平均折旧和损耗率较2020年同期降低4.94美元/桶油当量；2021年上半年较2020年同期降低6.71美元/桶油当量[110] - 2021年Q2油气折旧与损耗为219.3万美元，2020年同期为1334.8万美元；2021年上半年为469.8万美元，2020年同期为3820.3万美元[107] 减值费用情况 - 2020年Q2记录总减值费用2.018亿美元，包括1.638亿美元的完全成本上限限制减值费用和3800万美元的总部办公楼减值费用；2021年Q2和上半年未记录完全成本上限限制减值[111] - 2020年Q2记录了总计2.018亿美元的减值费用，包括1.638亿美元的完全成本上限限制减值费用和3800万美元的总部办公楼减值费用[111] SEC价格情况 - 2021年6月30日完全成本上限测试中使用的SEC价格为每桶油49.78美元，每千立方英尺天然气2.43美元；预计第三季度价格为每桶油57.70美元，每千立方英尺天然气2.93美元[112][113] - 2021年6月30日完全成本上限测试中使用的SEC价格为每桶石油49.78美元，每千立方英尺天然气2.43美元[112] - 预计2021年第三季度SEC价格为每桶石油57.70美元，每千立方英尺天然气2.93美元，按此预计第三季度无完全成本上限限制减值[113] 一般和行政费用情况 - 2021年Q2一般和行政费用较2020年同期减少180万美元；2021年上半年较2020年同期减少520万美元[116] - 2021年6月30日止三个月和六个月，一般及行政费用分别减少180万美元和520万美元[116] 重组费用情况 - 2021年上半年重组费用包括支付130万美元以解决2016年破产相关的一般无担保债权[117] - 2021年6月30日止六个月，重组费用包含支付130万美元以解决2016年破产相关的一般无担保债权[117] 现金及现金等价物与债务情况 - 截至2021年6月30日，公司现金及现金等价物（不包括受限现金）为8830万美元，有2000万美元定期贷款未偿还，3000万美元新信贷安排下有1000万美元可用[121] - 截至2021年8月6日，公司手头现金（包括受限现金）约为1.049亿美元，定期贷款安排下有2000万美元未偿还，1000万美元循环贷款安排下无未偿还余额[121] - 截至2021年6月30日，公司现金及现金等价物（不包括受限现金）为8830万美元，有2000万美元定期贷款未偿还，3000万美元新信贷安排下有1000万美元可用[121] 营运资金情况 - 2021年6月30日，公司营运资金增至5430万美元，而2020年12月31日为负1810万美元[125] 现金流情况 - 2021年上半年经营活动现金流较2020年同期增加1980万美元，主要因商品价格改善带来收入增加和成本降低[128] - 2021年上半年投资活动现金流主要反映出售资产净现金收入3790万美元，被440万美元资本支出抵消[129] - 2021年上半年融资活动使用的现金主要包括融资租赁付款和已归属奖励的税务义务现金支付[132] - 2021年6月30日止六个月，经营活动现金流量增加1980万美元，主要因商品价格改善带来收入增加和成本削减努力导致费用减少[127][128] - 2021年6月30日止六个月，投资活动现金流量主要反映出售资产获得3790万美元净现金收益，被440万美元资本支出抵消[127][129] - 2021年6月30日止六个月，融资活动使用的现金主要包括融资租赁付款和已归属奖励的税务义务现金支付[127][132] 会计政策及内部控制情况 - 2021年第一六个月，公司关键会计政策、估计、判断和假设无重大变化[136] - 截至2021年6月30日，公司披露控制和程序有效，能合理保证信息按要求记录、处理、汇总和报告[147] - 截至2021年6月30日的季度内，公司财务报告内部控制无重大变化[148] 公司风险情况 - 公司面临联合权益合作伙伴应收账款的信用风险，但历史上联合权益应收账款的信用损失不重大[145] - 公司新信贷安排面临利率风险，截至2021年6月30日，有2000万美元的未偿还浮动利率债务[146] 其他费用情况 - 2021年Q2生产、从价及其他税为253.4万美元，2020年同期为185.4万美元；2021年上半年为471万美元，2020年同期为505.3万美元[107] - 2021年Q2其他折旧与摊销为147.5万美元，2020年同期为173.9万美元；2021年上半年为296.9万美元，2020年同期为437.3万美元[107]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第一季度净现金头寸增加超4800万美元，从上个季度的略超800万美元增至近5700万美元，相比2020年初超5.15亿美元的净债务实现大幅转变 [7] - 调整后EBITDA从上一季度的略超900万美元增至近2200万美元，增长超一倍；2020年第四季度受530万美元现金对冲损失影响，即便排除该影响，2021年第一季度调整后EBITDA仍显著更高 [8] - 2021年第一季度石油和天然气实现价格较上一季度分别上涨41%和19%；NGL实现价格占WTI的比例从上个季度的21%升至29% [11] - 本季度调整后G&A节省近100万美元，降至190万美元或每桶油当量1.14美元；运营费用压缩300万美元，降至800万美元或每桶油当量4.85美元 [12][13] - 本季度实现净收入3500万美元，其中包括出售North Park盆地资产获得的近2000万美元收益；自2019年第二季度以来首次没有天然气减值情况 [14] - 截至季度末，公司拥有近6500万美元流动性（不包括受限现金），约17亿美元的NOLs，可显著减少股息计划或其他现金使用的税收影响 [23][24] 各条业务线数据和关键指标变化 - 本季度Mid - Con资产日产量为17500桶油当量，上一季度为19000桶油当量；考虑到2月暴风雪的负面影响，本季度产量表现仍较为稳定 [10] - 2月5日完成North Park盆地资产出售，该资产在2021年第一季度仅运营36天，使得该资产的季度产量对比参考性降低 [11] 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 - 公司核心战略是通过负责且高效的方式提升业务的现金价值和生成能力，具体包括：最大化Mid - Con PDP资产的现金价值生成能力，如通过小项目和低风险油井复产来平缓生产曲线、积极管理营销选项以提高价格实现、持续控制成本；保持警惕寻找增值收购机会，聚焦PDP加权资产；履行ESG责任 [24][25][27] - 公司认为自身在成本和生产优化方面具备核心竞争力，与同行相比，在TNA和LOE每桶油当量基础上表现良好 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为2021年第一季度是强劲的季度，公司在资产聚焦、成本结构优化和资本配置等方面取得进展，未来将继续通过多种方式提升股东价值 [7][18] - 随着天然气价格前景改善，公司去年11月决定解除2021年天然气套期保值，目前来看该决策是明智的 [9] 其他重要信息 - 公司自2019年第二季度以来首次没有天然气减值情况，且截至目前已连续33个月无可记录的HFT事故 [14][15] - 由于科罗拉多州监管环境日益严峻，公司于2月退出了高成本的North Park盆地资产，目前专注于核心Mid - Con资产 [16] - 季度后，公司以490万美元现金购买了SandRidge Mississippian Trust One的所有超额特许权使用费权益资产，预计将收回约130万美元的购买价格 [17] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 在效率提升且计划从高资本支出战略转变后，何种情况会促使公司更激进地支出，以及若油价暂时飙升、天然气前景更好，未来几年会怎样 - 公司将在现有价格水平下最大化现金收益，具体措施包括持续控制成本、积极管理天然气和NGL价格实现、评估油井复产和钻探项目（需经董事会批准）、合理处理PMA义务以及评估符合标准的并购机会 [54][55][56][58] 问题2: 快速回报项目的库存情况，以及是否会补充现有返工项目列表 - 公司目前正在评估潜在项目库存，随着市场条件改善，这些资源在今明两年甚至秋季可能会很可观；公司有很多临时废弃或关停的油井，复产所需资本远低于新钻井 [60][61] 问题3: Midcon地区的并购活动情况，以及是否有私募或PE支持的资产进入市场 - Midcon地区的并购活动有所增加，公司能够关注到相关机会 [63] 问题4: 公司似乎将价值锚定在PDP PV - 10，但现金增加却无股息和回购计划，未来计划是什么 - 公司展示PDP储备PV - 10价值是遵循行业审计储备实践，同时公司资产价值还包括约6000万美元的净现金；董事会致力于增加现金并利用资产最大化股东价值，目前正在考虑现金的最佳用途，包括部署收购或最终某种形式的回报 [68][70][72] 问题5: 展示的盐水处理和综合电力资产是否会考虑货币化 - 公司认为这些资产作为投资可提供成本和战略优势，目前不考虑将其货币化，因为货币化会增加不必要的复杂性和人为定价动态 [78][79] 问题6: 5月7日购买SandRidge Trust后及运营产生额外现金后的现金余额情况 - 披露的超8000万美元现金余额仅为手头现金，是在收购SDT超额特许权使用费权益后的数据，运营现金流增加了该季度的现金余额；公司还预计收回130万美元 [82][83] 问题7: 收购信托对幻灯片14和15的影响 - 幻灯片14中2021年第一季度储备数据已包含SDT收购的净影响；幻灯片15中2021年指导目前无变化，收购SDT超额特许权使用费权益对幻灯片14右侧数据有影响，公司在制定指导时已考虑SDT清算的大致时间 [85][86]

总产量及各地区产量占比变化 - 2021年第一季度总产量中，石油占比17.6%、天然气占比50.7%、NGLs占比31.7%，2020年分别为26.6%、43.4%、30.0%[90] - 2021年第一季度，中部大陆地区产量为1574 MBoe，其中石油占比14.0%、天然气占比52.9%、NGLs占比33.1%；2020年为2239 MBoe，石油占比15.8%、天然气占比49.9%、NGLs占比34.3%[91][92] 资本支出与产量计划 - 2021年计划资本支出与2020年水平相近，油气和NGL产量可能下降[94] 综合收入及各地区占比变化 - 2021年第一季度，公司综合收入为3362.3万美元，2020年为4032.9万美元，中部大陆地区分别占比90.6%和68.4%，北帕克盆地分别占比9.4%和31.6%[97] 产品产量与价格变化 - 2021年第一季度，石油产量288 MBbls、NGL产量521 MBbls、天然气产量4993 MMcf，平均价格分别为每桶53.99美元、每桶17.00美元、每Mcf 1.85美元；2020年分别为682 MBbls、769 MBbls、6695 MMcf，平均价格分别为每桶42.01美元、每桶7.72美元、每Mcf 0.83美元[98] 销售收入变化 - 2021年第一季度，油气和NGL销售收入较2020年同期减少650万美元，降幅16.2%[100] 运营费用变化 - 2021年第一季度，运营费用为1412.9万美元，2020年为4633.0万美元[101] - 2021年第一季度，租赁运营费用较2020年同期减少770万美元，每Boe减少1.24美元[101] 减值情况变化 - 2021年第一季度，未记录全额成本上限限制减值；2020年同期记录了800万美元的减值[104] SEC价格情况 - 2021年3月31日全额成本上限测试中使用的SEC价格为每桶石油40.01美元、每Mcf天然气2.16美元[105] - 预计2021年6月30日完全成本上限测试使用的SEC价格为每桶油49.54美元，每千立方英尺天然气2.44美元[106] 一般及行政费用变化 - 2021年3月31日止三个月，一般及行政费用较2020年同期减少340万美元[109] 重组费用情况 - 2021年3月31日止季度，重组费用包括支付130万美元以解决2016年破产相关的一般无担保债权[110] 现金及现金等价物与债务情况 - 2021年3月31日，公司现金及现金等价物（不包括受限现金）为7390万美元，有2000万美元定期贷款未偿还，3000万美元新信贷安排下有1000万美元可用[114] 营运资金变化 - 2021年3月31日，营运资金增至3980万美元，而2020年12月31日为负1810万美元[116] 经营活动现金流量变化 - 2021年3月31日止三个月，经营活动现金流量较2020年同期减少380万美元[118] 投资活动现金流量情况 - 2021年3月31日止三个月，投资活动现金流量主要反映出售资产净现金收入3720万美元，资本支出310万美元[120] 商品衍生合约情况 - 2021年3月31日，公司无未平仓商品衍生合约，2020年同期商品衍生合约亏损1.0226亿美元[112][133] 信用风险情况 - 公司面临信用风险，衍生品交易对手有投资级信用评级，历史上联合权益应收账款信用损失不重大[134][136] 利率风险情况 - 截至2021年3月31日，公司有2000万美元未偿还可变利率债务，面临新信贷安排的利率风险[137] 披露控制和程序情况 - 2021年3月31日，公司披露控制和程序有效，财务报告内部控制无重大变化[138][139] NYMEX原油和天然气均价 - 2021年第一季度，NYMEX原油均价为58.09美元/桶，天然气均价为2.72美元/MMBtu[96] 资产收购与出售情况 - 2021年4月22日，公司宣布以490万美元收购SandRidge Mississippian Trust I的所有优先特许权使用费资产[96] - 2021年2月5日，公司以4700万美元现金出售科罗拉多州North Park Basin的油气资产[96] 总营收变化 - 2021年第一季度，公司总营收为3362.3万美元，较2020年同期的4032.9万美元下降16.2%[97][100] 其他运营费用变化 - 2021年第一季度，公司其他运营费用为 - 1556.8万美元，2020年同期为 - 121.2万美元[109] 商品衍生合约损益和现金结算收支变化 - 2021年第一季度商品衍生合约无损益和现金结算收支，2020年同期损失1022.6万美元、现金支出408.7万美元[112][133] 其他费用变化 - 2021年第一季度其他费用为1.9万美元，2020年同期为56.1万美元[113] 各活动现金流变化 - 2021年第一季度经营活动现金流为1433.1万美元，2020年同期为1810.3万美元[117] - 2021年第一季度投资活动现金流为3408.5万美元，主要来自3720万美元资产出售净现金收入，资本支出310万美元；2020年同期为负446.3万美元[117][120] - 2021年第一季度融资活动现金流为负16.7万美元，2020年同期为负1186.7万美元[117] 资本支出变化 - 2021年第一季度资本支出220.7万美元，2020年同期为192.8万美元[122]

业绩总结 - 公司在2020年第四季度的净产量为19.0 MBoe/d，其中液体占比为47.9%[6] - 截至2020年12月31日，公司总债务为20000万美元，现金余额为77978万美元，净债务为-57978万美元[5] - 公司在2020年成功实现了超过500万美元的年度节省，主要通过外包和减少公司人员至16人[15] - 2020年调整后的管理费用较2018年下降约60%，为1410万美元[26] - 公司在2020年实现的资本支出为2500万美元，且净债务/现金为-58百万美元[19] - 公司在2020年第四季度的市场资本为183205万美元，总企业价值为125227万美元[5] - 公司约50%的产量为天然气，50%为液体，显示出对气体和液体价格上涨的显著暴露[9] 未来展望 - 2021年生产指导中，预计石油产量为60万至90万桶，天然气液体产量为170万至210万桶，总液体产量为230万至300万桶[41] - 2021年预计天然气产量为150亿至190亿立方英尺，总产量为480万至620万桶油当量（MMBoe）[41] - 2021年LOE费用预计在2800万至3400万美元之间[41] - 2021年，SandRidge的资本支出（不包括收购和封堵及废弃）预计在500万至1000万美元之间[42] 资产管理与成本控制 - 公司在2020年成功清理了非核心资产，包括建筑物出售（3540万美元）和NPB出售（4700万美元）[15] - SandRidge的年度租赁运营费用（LOE）较2019年下降超过50%[36] - 2020年，SandRidge的年度IT/软件节省约为400万美元[29] - SandRidge的调整后一般和行政费用预计在1070万至1470万美元之间[41] 安全与员工管理 - 公司在过去30个月内未发生可记录的安全事故，展现出良好的健康、安全和环境责任[15][22] - SandRidge Energy, Inc.的全职员工自2016年以来减少约80%，目前员工总数为103人，其中87人在现场工作[29] 市场表现 - SandRidge的流动油气当量（Boed）在同行中处于较低水平，交易折扣显著[38]

公司破产重组情况 - 公司及其部分子公司于2016年5月16日依据破产法申请重组[22] - 债务人于2016年10月4日从破产中走出[28] - 债务人于2016年5月16日根据《破产法》集体申请重组，于2016年10月4日从破产中脱身[22][28] 信贷安排日期 - 新信贷安排日期为2020年11月30日[43] - 先前信贷安排日期为2017年2月10日，后有修订[48] - 新信贷安排日期为2020年11月30日，先前信贷安排日期为2017年2月10日并随后进行了修订[43][48] 认股权证信息 - 系列A认股权证和系列B认股权证初始行权价分别为每股41.34美元和42.03美元，于2022年10月4日到期[64] - 系列A和系列B认股权证初始行权价格分别为每股41.34美元和42.03美元，于2022年10月4日到期[64] 公司储备估算商品价格及比例 - 2020年末公司储备估算所用商品价格为石油39.57美元/桶，天然气1.99美元/千立方英尺，石油与天然气经济价值比约为22比1，能源当量比为6比1[19] - 2020年末公司储备估算所用商品价格为石油39.57美元/桶、天然气1.99美元/千立方英尺，石油与天然气经济价值比约为22比1，能源当量比为6比1[19] 侧钻井水平段长度 - 扩展延伸侧钻井水平段长度至少约9000 - 9500英尺，9000英尺侧钻井计为两个侧钻[31] - 标准延伸侧钻井水平段长度约4000 - 4500英尺[60] - 标准延伸侧钻井水平段长度约为4000 - 4500英尺[60] 折现计算相关 - PV - 10按10%年利率折现计算，PV - 9按9%年利率折现计算[47] - 标准化衡量指标按10%年利率折现计算[61] - 标准化度量是对已探明石油、天然气和NGL储量的估计未来现金流入现值，按每年10%折现[61] 未开发储量归类条件 - 未钻探地点只有在采用开发计划表明计划在五年内钻探时，才归类为拥有未开发储量，特殊情况除外[65] - 未开发储备估计不适用于考虑采用流体注入或其他提高采收率技术的土地，除非该技术已被证实有效[65] - 未钻井位置只有在采用开发计划并计划在五年内钻探时，才归类为有未开发储量[65] 前瞻性陈述相关 - 前瞻性陈述基于一定假设和分析，实际结果可能与预测有重大差异，公司除非法律要求否则不承担更新或修订义务[67] - 报告包含美国证券交易委员会定义的“前瞻性陈述”，其基于一定假设和分析[67] - 前瞻性陈述受COVID - 19大流行、油价波动等多种风险影响[68] 公司面临风险 - 公司面临新冠疫情影响、油气井钻探风险、油气价格波动等多种风险[68] 地震技术特点 - 3 - D地震通常比2 - D地震能更详细准确地解释地下地层[13] 开发成本定义 - 开发成本包括获取探明储量、完井以及提供油气开采等设施的成本[25] 水力压裂程序 - 水力压裂是通过高压将流体和支撑剂混合物注入地层以刺激生产的程序[34] 探明储量定义 - 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现有经济等条件下可经济开采的油气数量[51] 证券交易委员会价格定义 - 证券交易委员会价格是资产负债表日期前12个月每月第一天的未加权算术平均油气价格[59] 未开发土地定义 - 未开发土地指未钻井或未完成到可生产经济数量油气的租赁土地[62] 未开发油气和NGL储量定义 - 未开发油气和NGL储量指预计从未钻井土地新井或现有井需重大支出完成的储量[62]

财务数据和关键指标变化 - 人员从2019年底的270人减至100多人，主要因非核心行政职能外包 [5] - 调整后的G&A和BOE同比下降超50%，成本降低 [5] - 资本支出从超1.6亿美元降至约500万美元 [5] - 净债务从2019年底超5000万美元转变为当前约同规模的净现金头寸 [5] - 截至3月1日，公司有3000万美元信贷安排，含2000万美元定期贷款和1000万美元未提取循环部分 [15] 各条业务线数据和关键指标变化 - NGL方面，因主要营销商Targa处于资产回收阶段，增加销量稀释每桶价格，但收入增加 [22] - 天然气方面，无最低销量承诺，固定成本为每千立方英尺0.57美元，第四季度每千立方英尺实现1.56美元 [22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2021年计划保持组织纪律，提高成本效率，实施小举措优化生产，最大化业务现金生成 [6] - 计划将战略注意力转向外部，认为油气行业特别是核心的中部盆地将从整合中受益，资产整合可提升股东价值 [7][8] - 强调通过经济可行方式扩大PDP资产基础或与其他公司进行增值合并，是2021年重点 [8] - 认为公司公开交易的股权、不断增长的净现金头寸以及精简可扩展的组织结构，使其有望从行业整合中受益 [10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管面临新冠疫情和公司内部组织变革挑战，团队仍专注，达到或超越去年5月提供的运营指导指标，且连续31个月无可记录的HSE事故 [6] - 2021年将继续保持组织纪律，提高成本效率并优化生产 [6] 其他重要信息 - 公司通过购买SandRidge Mississippian Trust II持有的油井超额特许权使用费权益，增加了净运营工作权益，预计今年春季与唯一剩余附属信托有类似机会 [6] - 去年秋季，SandRidge Mississippian Trust I宣布开始解散流程 [6] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 截至3月1日公司是否有未偿还债务 - 公司有3000万美元信贷安排，包括2000万美元定期贷款和1000万美元未提取循环部分，定期贷款利率很有吸引力 [15] 问题: 该信贷安排截至3月1日是否仍未偿还 - 是的，原RBL市场混乱且展期条件苛刻，新信贷安排在成本和期限方面更有吸引力 [16] 问题: 公司有大量现金余额，是否继续评估并购机会 - 公司会继续评估，强大的资产负债表特别是现金状况使公司在战略情况下更具吸引力，若无法为股东增值会将现金返还 [17][18] 问题: 资产仅余中部大陆资产时，与相关定价基准存在较大折扣的驱动因素，以及固定成本、最低销量承诺和可变价格的影响 - NGL方面，主要营销商Targa处于资产回收阶段，增加销量稀释每桶价格但收入增加；天然气方面，无最低销量承诺，固定成本为每千立方英尺0.57美元，第四季度每千立方英尺实现1.56美元 [22] 问题: 近期风暴期间价格极高但很多生产中断，公司生产和定价情况 - 公司团队使生产保持在线，邻居大多减产或停产近100%，公司始终保持超一半产量在线并很快恢复正常减产水平；定价方面，主要购买方是Targa，天然气按加权平均销售价格定价，85%来自近月平价，15%按现货定价，公司正与Targa合作了解2月定价受影响情况，第一季度会有更多说明 [23][24][26]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度末净债务不足100万美元，上一季度超4500万美元；本周初现金约1600万美元，债务1200万美元，大幅去杠杆化得益于总部大楼出售所得约3500万美元及团队实施的成本和资本效率措施 [6] - 调整后EBITDA为1540万美元，较上一季度反弹约75% [12] - 本季度产量稳定在22.3万桶油当量/天，上一季度为23.6万桶油当量/天；到年底有望接近或超过2020年指导上限82亿桶油当量 [8] - LOE降至810万美元，即3.94美元/桶油当量，上一季度略低于900万美元，略高于4美元/桶油当量；到年底有望大幅低于2020年LOE指导下限4800万美元 [8] - 调整后G&A降至230万美元，即1.11美元/桶油当量，上一季度为370万美元，即1.74美元/桶油当量；全年有望处于2020年调整后G&A指导范围1100 - 1500万美元内 [9][10] 各条业务线数据和关键指标变化 未提及 各个市场数据和关键指标变化 未提及 公司战略和发展方向和行业竞争 - 因大楼出售、成本效率和资本纪律，公司成为少数从油气公司向净现金正余额转型的小型上市公司之一，这使其有时间和耐心制定广泛战略 [13] - 继续评估增加资产，重点关注高PDP评级资产，以增值方式收购；剥离与战略方向不符的资产；评估向股东返还资本，确保财务审慎和经济高效 [14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 过去六个月的努力在第三季度取得成果，尽管人员大幅减少、大量外包、因大宗商品价格波动进行油井调整等，但公司无事故记录达26个月 [5] - 重申5月的2020年指导，对实现并在多个指标上超越目标越来越有信心 [7] 其他重要信息 - 公司以330万美元净购买价收购SandRidge Mississippian Trust II持有的超额特许权使用费权益；SandRidge Mississippian Trust I本月宣布将开始清算 [12] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: SandRidge Mississippian Trust I目前是否独立 - SandRidge Mississippian Trust I尚未完成清算，本月宣布将在本月晚些时候开始清算程序；公司拥有该信托约25%的股份，但无控制权，在清算过程中有与Mississippian Trust II类似的权利 [20] 问题2: 信托开始清算计划的时间是否提前知晓，信托是否可自行决定清算时间 - 公司可根据信托文件和分配情况预测清算时间，但无非公开信息；信托清算需满足一定条件，无自行决定权 [23][24] 问题3: LOE下降的驱动因素有哪些 - 驱动因素包括对生产油井运营进行全面审查，如调整压缩规模、重新审视化学品使用和采购、积极进行招标、合理配置现场人员、充分利用远程监控系统、维修时优先使用闲置零件等，LOE下降并非主要因油井数量减少，而是注重细节 [25][26]

资本支出与钻井情况 - 公司2020年资本支出预算降至460万美元，仅包括资本修井工作，且2020年未钻井也无计划[94] - 2019年9月30日止九个月，公司钻了9口和21口毛井以及13.5口净井，其中11口位于中部大陆，10口位于北帕克盆地[94] - 2020年公司将资本支出预算从2590万美元降至460万美元[102] - 2020年和2019年前九个月资本支出（含收购）分别为747.8万美元和1.49043亿美元[136] 重大事项 - 2020年10月23日，SDT信托宣布将于11月13日收盘后解散并开始清算[98] - 2020年9月10日，公司以525万美元总价（净价328万美元，因公司持有信托37.6%股权）收购SandRidge Mississippian Trust II的超额特许权使用费权益[98] - 2020年8月31日，公司子公司出售位于俄克拉荷马城的30层办公大楼及附属设施，净收益约3540万美元[98] 市场价格波动 - 2020年和2019年截至9月30日的三个月和九个月，NYMEX原油和天然气平均价格有波动，如2020年三个月NYMEX原油每桶40.92美元，2019年为56.44美元[105] - 2020年和2019年前九个月NYMEX原油均价分别为38.22美元/桶和57.10美元/桶，天然气均价分别为1.92美元/MMBtu和2.56美元/MMBtu[105] 总营收变化 - 2020年和2019年截至9月30日的三个月和九个月，公司总营收有变化，如2020年三个月总营收2767.6万美元，2019年为5836.9万美元[106] - 2020年第三季度和前九个月总营收分别为2767.6万美元和8466万美元，2019年分别为5836.9万美元和2.06993亿美元[106] 油气产量变化 - 2020年和2019年截至9月30日的三个月和九个月，公司油气产量有变化，如2020年三个月原油产量45.4万桶，2019年为83.5万桶[107] - 2020年9月30日止三个月和九个月的产量分别为204.8万桶油当量和676.5万桶油当量，较2019年同期分别下降28.1%和26.8%[108] - 2020年第三季度石油产量45.4万桶，NGL产量64.6万桶，天然气产量5686万立方英尺；前九个月石油产量165.6万桶，NGL产量209.6万桶，天然气产量1.8078亿立方英尺[107] - 2020年9月30日止三个月和九个月的产量较2019年同期下降，主要因2020年无新钻井以及现有油井自然减产[110] 油气及NGL收入变化 - 2020年第三季度和前九个月油气及NGL收入分别为2754.7万美元和8413.4万美元，较2019年同期分别减少3070万美元（52.6%）和1.223亿美元（59.1%）[108][109] - 2020年第三季度石油、天然气和NGL销售额较2019年同期减少3070万美元，降幅52.6%；前九个月销售额较2019年同期减少1.223亿美元，降幅59.1%[109] 运营费用变化 - 2020年第三季度和前九个月运营费用分别为1962.5万美元和9159.4万美元，较2019年同期分别减少5043.9万美元和1.19095亿美元[111] - 2020年第三季度和前九个月租赁运营费用分别减少1580万美元（4.43美元/桶油当量）和3930万美元（2.97美元/桶油当量）[111] - 2020年9月30日止三个月租赁经营费用较2019年同期减少1580万美元，前九个月减少3930万美元，主要因裁员和油井关停[111] - 2020年9月30日止三个月和九个月生产、从价及其他税持续减少，占油气和NGL收入的百分比增加，因产量和收入下降且从价税保持稳定[112] - 2020年9月30日止三个月和九个月油气资产平均折旧和耗竭率较2019年同期分别下降9.96美元/桶油当量和5.66美元/桶油当量，因2019年和2020年的成本上限测试减值[113] - 2020年9月30日止三个月一般及行政费用较2019年同期减少370万美元，前九个月减少1400万美元，主要因裁员和专业成本降低[121] - 2020年9月30日止三个月其他经营费用总计1205.9万美元，前九个月总计1546.5万美元；2019年同期分别为450.5万美元和2932.1万美元[121] 减值费用情况 - 2020年第三季度和前九个月分别记录了4400万美元和2.538亿美元的减值费用[114][115] - 预计2020年第四季度将额外产生约2240万美元的减值费用[118] - 2020年9月30日止三个月公司记录了4400万美元的减值费用，前九个月记录了2.538亿美元的减值费用[114][115] - 基于2020年10月13日前11个月的SEC价格及第四季度短期定价前景，预计2020年第四季度将额外产生约2240万美元的减值费用[118] 商品衍生品合约情况 - 2020年第三季度和前九个月商品衍生品合约分别亏损529.9万美元和盈利716.8万美元，2019年同期分别盈利175.6万美元和盈利154.7万美元[124] - 2020年第三季度和前九个月商品衍生合约损益分别为 - 529.9万美元和716.8万美元，2019年分别为175.6万美元和154.7万美元[145] - 2020年和2019年第三季度，商品衍生合约收益（损失）分别为 - 529.9万美元和175.6万美元；前九个月分别为716.8万美元和154.7万美元[124][145] - 2020年和2019年第三季度，商品衍生合约结算收到的现金分别为61.9万美元和62.2万美元；前九个月分别为1119.7万美元和570万美元[124][145] - 2020年9月30日，公司未平仓天然气商品衍生合约名义量分别为10月124万MMBtu、11 - 12月213.5万MMBtu、2021年1 - 12月1095万MMBtu，加权平均固定价格分别为2.14美元、2.54美元、2.61美元[144] - 截至2020年9月30日，公司未平仓天然气商品衍生合约包括：10月2020年名义量124万MMBtu，加权平均固定价格每单位2.14美元；11 - 12月2020年名义量213.5万MMBtu，加权平均固定价格每单位2.54美元；1 - 12月2021年名义量1095万MMBtu，加权平均固定价格每单位2.61美元[144] 财务状况与流动性 - 截至2020年9月30日，公司现金及现金等价物为1120万美元，信贷安排下有1200万美元未偿还，信用证未偿还金额为430万美元，信贷安排下还有5870万美元可用[126] - 公司采取了人员和非人员成本削减、出售总部、签订天然气衍生品合约等举措，有望改善财务状况和流动性[127] - 2020年9月30日，公司营运资金赤字为5040万美元，2019年12月31日为4980万美元[130] - 2020年和2019年前九个月经营活动现金流分别为2735.6万美元和9552.9万美元，2020年同比减少6820万美元[132][133] - 2020年和2019年前九个月投资活动现金流分别为2585.7万美元和 - 1.6914亿美元[132] - 2020年和2019年前九个月融资活动现金流分别为 - 4654万美元和5969.4万美元[132] - 公司信贷安排未偿还余额从2019年12月31日的5750万美元降至2020年9月30日的1200万美元，减少4550万美元[140] - 截至2020年9月30日，公司现金及现金等价物（不包括受限现金）为1120万美元，信贷安排下未偿还金额为1200万美元，未偿还信用证为430万美元，信贷安排下还有5870万美元可借用[126] - 2020年9月30日，公司营运资金赤字为5040万美元，而2019年12月31日为4980万美元[130] - 2020年和2019年前九个月，经营活动产生的现金流量分别为2735.6万美元和9552.9万美元，2020年较2019年减少6820万美元[132][133] - 2020年和2019年前九个月，投资活动产生的现金流量分别为2585.7万美元和 - 16914万美元[132] - 2020年和2019年前九个月，融资活动产生的现金流量分别为 - 4654万美元和5969.4万美元[132] - 公司信贷安排未偿还余额从2019年12月31日的5750万美元降至2020年9月30日的1200万美元，减少了4550万美元[140]