财务数据和关键指标变化 - 一季度调整后EBITDA增长37%至8970万美元，自由现金流较上一季度增加一倍多至4690万美元，这是公司连续第17个季度产生自由现金流 [7] - 一季度产量较上一季度增长2%，接近3.8万桶油当量/天，每桶油当量的平均实现价格在未受套期保值影响的情况下上涨16%，从第四季度的47.70美元涨至55.29美元 [9] - 一季度资本支出（不包括与投资活动相关的营运资金变动）为1740万美元，主要用于Cota井的完井成本、上季度讨论的勘探井的钻井成本和地震成本 [20] - 一季度偿还了1060万美元的债务，第一季度末净债务（总债务减去现金及现金等价物）为5.048亿美元，净债务与过去12个月调整后EBITDA的比率约为2倍，而一年前为3.4倍 [20][21] - 公司目前预测，假设近期严格的期货价格、今年无额外收购且不通过ATM计划发行股票，到2022年底净债务与TTM调整后EBITDA的比率将低于1倍 [21] - 截至2022年3月31日，公司可用流动性为2.655亿美元，其中包括2.155亿美元的现金及现金等价物和5000万美元的循环信贷额度借款额度 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 一季度执行了两次重新完井作业，对当季产量产生积极影响，公司计划在2022年继续进行符合经济门槛的修井和重新完井作业 [17] - 2022年剩余时间，公司对石油进行了28%的套期保值，对天然气进行了全面套期保值，还购买了行权价格在每百万英热单位3 - 5美元之间的看涨期权，覆盖了约88%的预计天然气产量 [25] 各个市场数据和关键指标变化 - 一季度三种商品价格持续上涨 [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是产生自由现金流、维持高质量常规生产，并利用创新机会提升股东价值 [6] - 公司与韩国国家石油公司达成谅解备忘录，双方将合作在北美上游油气领域寻求各种机会，包括碳捕获项目、钻井机会和收购等 [11][12] - 公司过去成功的重要部分和战略核心是持续评估、收购互补且增值的资产，并迅速完成选定的机会 [13] - 公司是墨西哥湾成熟的运营商，拥有浅海和深海资产组合，资产递减率低且有显著的上行潜力，公司将继续执行以实现股东价值最大化为核心的长期战略 [34] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对2022年第一季度的运营和财务结果感到满意，认为为全年奠定了坚实基础，且相信今年剩余时间会更好 [6] - 公司面临运输和人员方面的问题，主要是船只和特种作业人员短缺，但预计市场对人员和材料的调整约需九个月时间，公司已对长周期项目做了很多工作，预计不会影响后续的钻井计划 [47][48] - 公司认为ESG不仅是董事会和高管层的责任，也延伸到员工，已将ESG指标纳入激励计划并将继续实施 [32] 其他重要信息 - 2022年2月完成ANKOR收购，包括浅海生产资产，4月以约1750万美元购买了这些资产的剩余工作权益，使公司在这些资产中的总工作权益达到100% [13] - 假设2022年4月18日的期货价格，公司估计2021年这些资产100%工作权益的已证实储量和约2P储量分别约为670万桶油当量（含70%石油）和950万桶油当量（含75%石油） [14] - 截至季度末，公司在这些资产中的净产量约为4500桶油当量/天 [15] - Cota井于2020年成功钻探，今年3月初投产，目前日产约2600桶油当量，公司在该井拥有30%的工作权益，满足一定业绩门槛后权益可增至38.4% [16] - 2022年第二季度产量指导为3.81 - 4.21万桶油当量/天，较第一季度实际产量中点增长约6%，全年产量指导提高至3.82 - 4.22万桶油当量/天 [24] - 考虑到近期收购，预计第二季度租赁运营费用在5900 - 6500万美元之间，现金一般及行政费用在1330 - 1470万美元之间 [27] - 2022年资本支出预算保持在7000 - 9000万美元之间，不包括收购机会，P&A支出范围保持在5500 - 7500万美元之间，第一季度ARO结算支出约550万美元 [28][29] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 韩国国家石油公司与公司达成协议的动机是什么，是否有意在墨西哥湾进行收购或合作钻探？ - 公司与韩国国家石油公司过去有良好合作，建立了良好关系，公司在墨西哥湾运营时间长，管理团队持股比例高，双方在技术方面有交流，且韩国国家石油公司在其他国家有资产，双方合作有协同效应 [38][39][40] 问题: 公司对第二留置权票据再融资的机会有何更新，鉴于今年债务杠杆率将降至1倍以下，对资产负债表还有哪些机会？ - 公司正在寻找机会对债务进行再融资，虽2023年11月才到期，但目前价格上涨、财务状况良好，有机会进行再融资，同时公司希望保持一定资金储备以把握低风险的收购机会，平衡债务偿还和业务发展 [41][42][43] 问题: 是否有提前偿还定期贷款的选择？ - 公司可以提前偿还定期贷款，但目前不一定会这么做 [45] 问题: 公司在墨西哥湾是否遇到石油服务行业设备和人员短缺的问题？ - 公司在运输和人员方面遇到问题，主要是船只和特种作业人员短缺，这是常见问题，市场对人员和材料的调整约需九个月时间，公司已对长周期项目做了很多工作，预计不会影响后续的钻井计划 [47][48] 问题: 公司今年是否仍计划钻探三口陆架井，时间安排是否受影响？ - 公司正在进行与长周期项目相关的准备工作，预计能在2023年安排钻机进行钻探 [51][53] 问题: 今年的资本支出是否仍预计全年均衡分布？ - 随着今年晚些时候Holy Grail井开始钻探，资本支出会有所增加 [54] 问题: ANKOR资产的重新完井机会规模如何？ - 公司最初从两口井开始，目前正在考虑更多井，随着价格上涨，有机会投入资本并快速获得投资回报，公司不仅关注ANKOR资产，也在寻找其他资产组合中的机会 [56] 问题: LOE低于指导下限是因为降低了ANKOR资产的成本还是 legacy资产的成本？ - 公司自5月1日正式接管ANKOR资产运营，目前已通过使用自有船只和直升机等措施降低LOE，但受通胀、供应链和人员等因素限制，公司更注重维持利润率 [57] 问题: 对于ANKOR资产，在改善合同方面做了哪些工作？ - 公司正在关注降低运输成本，与管道公司协商降低成本，同时寻求更多销售碳氢化合物的投标机会以增加价值 [58][59] 问题: 鉴于当前天然气价格较高，是否考虑加速Magnolia地区的深水钻井计划，是否需要提前偿还定期贷款？ - 天然气价格每上涨1美元都会产生很大影响，目前该井成本较高，但高天然气价格使该项目更可行，不过该井是高压高温井，需要特殊设备，目前限制因素不是价格，且不需要提前偿还定期贷款 [61][62]

客户收入占比情况 - 2021年约34%的收入来自BP Products North America，14%来自Chevron - Texaco，11%来自Williams Field Services，无其他客户占比超10%[70] 违规处罚相关 - 违反FTC、FERC和CFTC对市场操纵的禁令，每次违规每天将面临超100万美元的民事罚款[73] 交易报告规定 - 2007年FERC规定，每年批发销售或购买天然气等于或超过220万英热单位的市场参与者需向其报告相关交易[82] 海上业务租赁情况 - 公司在墨西哥湾的海上业务大多在联邦油气租赁区开展，租赁由BOEM基于竞争性投标授予[75] 租赁活动政策变化 - 拜登政府2021年1月发布行政命令暂停联邦土地和近海海域的新租赁活动，6月被联邦地方法院初步禁令叫停[76] 行业规则发布与撤销 - 2016年BOEM发布2016 - NTL，2020年特朗普政府时期被撤销，同年BOEM和BSEE联合发布拟议规则[77] 规则计划提出情况 - 2022年BSEE计划提出规则确定OCS油气退役义务的政策和程序，BOEM计划提出有关财务担保的新规则[78] 运输和营销系统规则 - 1992年FERC第636号命令使州际天然气运输和营销系统允许非管道天然气卖家与州际管道竞争[80] 管道费率规则 - 州际原油、凝析油和NGL管道费率一般基于成本，FERC建立了索引系统允许其每年基于通胀提价[85] 勘探和生产业务监管 - 公司勘探和生产业务受联邦、州和地方各级多种监管，包括钻井许可、债券和污染责任保险等[87] 空气质量标准变化 - 2015年EPA将地面臭氧的国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，2020年12月决定维持该标准，拜登政府计划重新考虑采用更严格标准[93] 甲烷排放监管规则 - 2021年11月EPA发布拟议规则，更严格监管原油和天然气源的甲烷排放，计划2022年发布补充提案并在年底发布最终规则[94] 全球甲烷承诺 - 2021年11月美国和欧盟在COP26上联合发起全球甲烷承诺，超100个国家加入，目标到2030年将全球甲烷排放量较2020年水平至少减少30%[95] 损害赔偿责任上限及财务责任 - 2018年1月BOEM将OPA的损害赔偿责任上限提高到1.377亿美元，公司在OCS运营需每年证明有3500万美元可用于应对石油泄漏[99] - OPA要求OCS运营公司证明有3500万 - 1.5亿美元的财务责任，公司需证明有3500万美元用于应对石油泄漏[99] 能源需求和价格季节性波动 - 天然气需求和价格通常冬季上升、夏季下降，石油需求冬季较高但季节性波动小于天然气[107] 气候对公司业务影响 - 夏季和秋季墨西哥湾的热带风暴和飓风会使公司撤离人员、停产，冬季风暴会阻碍人员和设备运输，延迟生产和销售[107] 法规约束及影响 - 公司受复杂严格的联邦、州和地方法规约束，合规成本高，违规会面临处罚和项目限制[89] 气候变化政策风险 - 公司可能因气候变化政策面临诉讼风险，且获取资本可能受影响[96][97] 环保法规合规成本 - 公司运营需遵守多项环保法规，包括空气排放、水排放、保护濒危物种等，可能产生合规成本[93][99][103] 价格增长情况 - 2021年公司原油实现价格较2020年增长71.5%，NGLs增长171.6%，天然气增长89.0%[108] 人员基数情况 - 截至2021年12月31日，公司人员基数包括323名员工和超330名第三方员工[110] 员工事故率情况 - 2021年公司员工总可记录事故率（TRIR）为0.32，远低于墨西哥湾行业平均水平1.01[110] 员工性别和种族占比情况 - 2021年公司高管/高级经理中女性占比20%，男性占比80%；中层经理中女性占比21%，男性占比79%；专业人员中女性占比48%，男性占比52%；其他人员中女性占比12%，男性占比88%[116] - 2021年公司高管/高级经理中亚洲人占比40%，非裔美国人占比20%，白人占比40%；中层经理中亚洲人占比9%，非裔美国人占比6%，白人占比83%；专业人员中亚洲人占比11%，非裔美国人占比20%，白人占比60%；其他人员中亚洲人占比1%，非裔美国人占比5%，白人占比86%[116] 油田产量情况 - 截至2021年12月31日，四个油田产量约0.3 MMBoe（占2021年总产量的2.5%）与第三方平台相连[133] 价格波动影响 - 原油、NGL和天然气价格波动会影响公司业务、财务状况、现金流、流动性和运营结果[120] 商品衍生品头寸影响 - 商品衍生品头寸可能限制公司潜在收益[127] 市场竞争情况 - 公司在获取油气资产和前景方面面临激烈竞争[128] 市场和运营障碍影响 - 市场条件或运营障碍可能阻碍公司进入油气市场或延迟生产[129] 探明储量耗尽情况 - 截至2021年12月31日，公司27.3%的总探明储量将在三年内耗尽[136] 资金获取要求 - OPA要求海上石油生产设施的所有者和经营者随时可获取3500万至1.5亿美元资金，公司目前需证明可获取3500万美元[140] 储量替换需求 - 墨西哥湾的生产周期短，公司需比其他公司更快替换探明储量，否则无法维持当前产量水平[135] 保险覆盖情况 - 公司目前运营活动有多层保险覆盖，但不涵盖所有运营风险，如业务中断、污染和环境风险等[139] 勘探开发风险 - 墨西哥湾深水区和深陆架的勘探开发存在独特运营风险，可能导致成本超支和项目不经济[142] 非运营资产影响 - 公司对非运营资产的开发时间、成本和产量无法控制，可能影响预期结果[143] 运营风险情况 - 公司业务面临多种运营风险，如火灾、爆炸、环境危害等，可能导致重大损失[144] 资产集中影响 - 公司资产集中在墨西哥湾，易受该地区特定因素影响，导致收入损失或产量缩减[146] 保险变化风险 - 井控和飓风损害保险可能变得更贵且保障更少，未来可能出现未保险损失[148] 新冠疫情影响 - 新冠疫情影响公司业务，能源市场仍存在波动和不确定性，可能继续影响公司现金流[155] 债务情况 - 截至2021年12月31日，公司有高级第二留置权票据和子公司的定期贷款，循环信贷安排无未偿还借款，信贷安排的贷款承诺和最终到期日为2023年1月3日，高级第二留置权票据于2023年11月1日到期[159] 杠杆和债务偿还义务影响 - 公司的杠杆和债务偿还义务可能增加其对不利经济和行业状况的脆弱性，限制资金使用、发展机会和业务灵活性[160] 借款基数影响 - 信贷协议下的借款和信用证可用性由借款基数决定，未来原油、NGL和天然气价格下跌会影响现金流、借款基数和替代信贷来源[162] 债务协议限制条款 - 债务协议包含限制条款，限制公司产生额外债务或留置权、进行其他交易的能力，违反契约可能导致债务加速到期[164][166] 债务担保情况 - 公司的信贷协议和高级第二留置权票据由石油、天然气和NGL财产的各种留置权担保，违约时抵押品价值可能不足以偿还债务[168] 拜登政府政策影响 - 拜登政府可能采取监管和政治行动，包括减少对化石燃料的依赖、限制联邦土地上的水力压裂，这可能影响公司运营和业务战略[172] 财务担保要求影响 - 美国海洋能源管理局（BOEM）可能提出新的财务担保要求，若公司未能遵守，BOEM可能采取行动影响公司运营和财产[176] 储量预订受限情况 - 根据美国证券交易委员会（SEC）规则，已探明未开发储量（PUD）储备预订受限，若未在规定时间内钻井，可能需减记PUD储备[177] 新规则影响 - 拜登政府可能对墨西哥湾深水租赁、许可或钻探发布新规则，增加运营成本和限制，影响公司业务[178] 资产弃置义务情况 - 公司需记录资产弃置义务（ARO）负债，未来ARO估计可能有显著变化，海上退役活动成本高且可能受其他承租人影响[182] 退役要求变化影响 - 拜登政府下BSEE可能重新考虑闲置设备移除相关规定，建立更严格退役要求，公司未来资产移除义务（ARO）估计可能大幅增减[183] 财务担保指引影响 - BOEM若重新发布并实施NTL 2016 - N01或发布更严格财务担保指引，将增加公司运营成本，减少担保债券可用性，退役活动成本也可能增加[184] 连带责任影响 - 美国政府依据OCSLA对联邦油气租赁承租人实行严格连带责任，公司可能承担间接退役负债，影响成本、利润和现金流[186] 法律法规约束影响 - 公司运营受众多法律法规约束，合规成本和影响难以预测，部分油气资产可能面临政府征用且补偿不足[187][189] 运营受监管影响 - 公司运营可能因监管要求或限制而延迟、缩减，成本大幅增加，还可能承担多种责任和制裁[188] 环境法规违规处罚 - 公司需遵守严格环境法律法规，违规将面临多种处罚，环境法规变化可能增加支出并产生不利影响[190][192] 气候变化威胁影响 - 气候变化威胁可能导致公司成本增加、油气需求减少，对业务、财务状况和现金流产生重大不利影响[196] ESG事项影响 - 对ESG事项关注度增加可能影响公司业务，包括成本增加、需求减少、股价和融资受影响等[197] ESG表现改善举措 - 2021年公司采取多项举措改善ESG表现，包括整合气处理业务、开展多元化培训等[198] ESG评级和资金转移影响 - 不利的ESG评级和资金转移可能导致投资者负面情绪增加，影响公司股价和融资成本[201] 证明储量定义 - 证明储量指通过地质科学和工程数据分析，能合理确定在现有经济、运营和政府监管条件下，从已知油藏经济开采的油气数量，价格按报告期前12个月首月价格算术平均确定[44] PV - 10定义 - PV - 10指公司独立石油顾问用10%折现率计算的估计证明储量未来净收入现值，不包括资产退役义务等现金流[45] 合理确定性定义 - 合理确定性在概率方法下指至少90%概率实际回收油气量等于或超过估计量[46] 未开发储量定义 - 未开发储量指预计从未钻井或需重大再完井费用的现有井中回收的油气储量，未钻井位置开发计划需在五年内实施[51] WTI定义 - WTI是美国产轻质原油，API重度约38 - 40，硫含量约0.3%[52]

财务数据和关键指标变化 - 2021年每季度均产生正自由现金流，第四季度约为2300万美元，全年超过9000万美元 [11] - 第四季度三种商品价格环比改善，每桶油当量平均实现价格在未考虑套期保值影响前从第三季度的41.05美元增至47.70美元，涨幅16% [12] - 2021年第四季度调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为6570万美元，较第三季度增长42%；全年调整后EBITDA增长35%至2.2亿美元 [13] - 2021年底探明储量较去年增加9%，达到1.576亿桶油当量；储量寿命指数从2020年底的9.4年延长至11.3年 [15][16] - 2021年底SEC探明储量的PV - 10价值为16亿美元，较2020年底增长119%；按3月2日NYMEX期货价格计算，年底储量的PV - 10价值增至20亿美元 [17] - 第四季度总债务减少约1200万美元至7390万美元，净债务为4.851亿美元；自2020年底和2019年底以来，净债务分别减少约9700万美元和2.02亿美元，流动性从2020年的7400万美元和2019年底的1.72亿美元大幅增至2.96亿美元 [27][28] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第四季度生产方面，产量较第三季度增长7%，达到每天37200桶油当量，其中45%为液体 [14] - 第四季度在莫比尔湾积极进行油井修井作业，完成14口井，对生产产生积极影响 [32] - 2021年第四季度资本支出为1600万美元，全年资本支出总计3200万美元 [32] 各个市场数据和关键指标变化 - 未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续评估增值收购机会，同时有计划地偿还债务 [33] - 2022年计划扩大有机钻井计划，预计投入7000 - 9000万美元资本（不包括收购），包括开发一口深水油井和三口浅海油井，以及用于设施、租赁地震和再完井的配套资金 [36] - 公司注重ESG工作，去年发布首份ESG报告，未来几周将发布下一份年度ESG报告，并将ESG指标纳入2021年短期激励计划，未来也将延续这一做法 [40][41] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 过去两年经营环境充满挑战，包括全球新冠疫情、墨西哥湾活跃的热带风暴以及油气价格大幅波动，但公司通过最大化现金流、高效运营和提高资产盈利能力等方式克服困难，2021年运营和财务状况均强于去年 [9][10][18] - 在当前大宗商品价格上涨的环境下，公司预计2022年将产生强劲的自由现金流，有信心应对2023年到期的二级债券问题，并对收购市场持乐观态度 [33][75][88] 其他重要信息 - 2月22日，公司以320万美元完成ANKOR收购，该收购包括超过50口总生产井，预计将增加约550万桶油当量的探明储量，其中69%为石油；2P储量预计约为760万桶油当量 [24][25] - 2020年在东卡梅伦338/349成功钻探的Cota油井本周初投产，目前日产约1000桶油，产量有望提高；公司初始工作权益为30%，达到一定业绩门槛后将增至38.4% [29][30] - 密西西比峡谷的Flex Trend勘探井近期完成钻探，目前确定烃类储量不足，公司和其他权益所有者将继续评估是否有必要进行额外钻探，公司拥有该井25%的工作权益 [31] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2022年资本支出计划中的一口深水油井和三口浅海油井分别位于哪些区域 - 深水油井计划在木兰地区开发，另外三口浅海油井位于浅海区域 [55] 问题2: 关于可能无效的租赁销售，公司有哪些选择，以及当前的租赁环境如何 - 公司此前有两次成功竞标的租赁项目，共支付约50万美元；过去曾有东海岸租赁销售被判定无效，退款耗时约10年，此次预计不会那么久；这对公司影响不大，甚至可能是积极因素 [60][61] 问题3: 公司在考虑资本返还时，对资产负债表有何要求，杠杆目标是多少 - 公司正在处理长期债务问题，一般希望杠杆率在1 - 1.5倍之间 [62] 问题4: 对于股息和股票回购，公司有何想法 - 公司暂无明确答案，但会朝着这个方向努力 [63] 问题5: 木兰地区的深水油井和浅海油井如果成功，能否在2022年增加产量，还是要到2023年或2024年 - 木兰油井钻机今年到位，有望在下半年实现部分产量，且该井产能高，公司拥有100%权益，将对产量产生重要影响；浅海油井的产量预计在2023年和2024年体现，公司将在不久后公布更多计划 [67] 问题6: 公司是否计划维持在木兰地区油井100%的工作权益 - 公司计划维持100%工作权益 [69] 问题7: 关于收购和运营成本（LOE）降低举措，以及2022年LOE预期中包含多少相关内容 - 收购的资产目前每桶LOE较高，但公司可利用该地区的协同效应降低成本，且不需要进行大量物流调整，预计能影响这些油田的生产和成本 [70] 问题8: API在1月提交了对法院判决的上诉意向通知，公司参与情况如何 - 公司董事长是API董事会成员，会支持上诉；政府认为有很多未执行的租赁许可，但实际从获得租赁到钻井需要经过多个步骤，并非简单的事情 [72][73] 问题9: 对于明年到期的债券，公司如何考虑再融资 - 目前情况比一个月前和一年前都要好，大宗商品价格上涨，现金流增加，债券按面值交易，公司对找到更好的解决方案持乐观态度 [75] 问题10: 第四季度生产是否受到风暴影响，能否量化 - 数据中未明显体现风暴影响，最多在短期内（一个季度）影响日产1000 - 2000桶油当量 [81] 问题11: 在大宗商品价格上涨的情况下，公司如何考虑套期保值计划 - 公司近期未被要求进行套期保值，若进行套期保值，主要是为了保护预算和资本支出；公司此前购买了天然气看涨期权，有效期至2025年，这一举措已被证明是明智的；目前石油产量将增加，且新油井不受套期保值限制，将带来可观现金流 [82][83][86] 问题12: 如何评价并购环境，是否还有像ANKOR收购这样规模和质量的机会 - 并购环境良好，有很多类似机会；去年由于市场波动，收购难度较大，现在市场环境改善，预计会有更多资产出售 [88] 问题13: 2022年油井修井作业是否仍集中在莫比尔湾，还是会更分散 - 2022年修井作业将更分散，2021年莫比尔湾修井作业较多是因为年初的冰冻和维护问题；目前公司正在主航道地区进行一项有前景的修井作业 [92][93]

业绩总结 - 2021年截至9月30日，公司产生的自由现金流为6630万美元[20] - 2021年截至9月30日，调整后EBITDA为1.526亿美元[21] - 2021年第三季度的净亏损为37,964千美元，调整后净收入为133千美元[156] - 2021年第三季度的调整后EBITDA为45,252千美元[162] - 2021年第三季度自由现金流为7,642千美元[162] - 2021年第三季度的净现金来自经营活动为65,097千美元，相较于2020年同期的21,260千美元增长了约205%[164] 用户数据 - 2021年第三季度的平均日产量为34.8百万桶油当量（MBoe/d），其中46%为液体[21] - 2021年中期，已探明开发生产储量（PDP）为23.0 MMBoe，液体占比32.3%[50] - 2021年中期，SEC证明储量增加10%至158.9百万桶油当量（MMBoe）[21] - 2021年中期，可能储量（POSS）为54.2 MMBoe，液体占比60.4%[55] 财务状况 - 截至2021年9月30日，公司的净债务为4.848亿美元，较2019年12月31日减少29%[21] - 2021年上半年调整后EBITDA为1.21亿美元，资本支出为1.2亿美元[102] - 2021年第三季度的股权激励费用为859千美元，较2020年同期的466千美元增长了约84%[164] - 2021年PV-10（未来净收入现值）为1,030.5百万美元，较2020年的740.9百万美元增长了约39%[170] 资本支出与投资 - 公司在2021年确认的资本支出为3000万至6000万美元[21] - 2021年预计的资本支出中，59%用于钻井，10%用于设施建设[110] - 2021年资本支出预算为3000万至6000万美元，第三季度实际支出为1600万美元[108] - 2021年预计的弃置费用为2500万至3500万美元，2020年实际支出为330万美元[108] 市场表现 - 2021年上半年WTI平均价格为65.03美元/桶[102] - 2021年第四季度WTI原油的总交易量为368,000桶，平均每日交易量为4,000桶，平均价格为每桶42.06美元[116] - 2022年第一季度WTI原油的总交易量为255,244桶，平均每日交易量为2,836桶，平均价格为每桶43.45美元[116] 未来展望 - 预计2022年油气对冲覆盖率为80%，2023年及以后超过95%[106] - 2021年预计的生产与资本支出比为38.5[112] - 公司致力于通过自由现金流减少债务，优化资产负债表[60] 其他信息 - 公司在2021年获得了关键评级机构对其ESG实践改善的认可，评级提升至油气生产商的前1/3[48] - 自2014年以来，三年储量替换成本(RRC)下降约87%，而储量寿命从5.1年增加至9.4年[88] - W&T在2011年至2020年间评估了超过400个项目，成功率超过90%[125]

公司资产权益情况 - 截至2021年9月，公司在联邦和州水域42个海上油田拥有权益，租赁约61.1万英亩土地[109] - 截至2021年9月，公司在墨西哥湾42个海上油田拥有权益，租赁约61.1万英亩土地[109] 公司贷款与融资情况 - 2021年第二季度，公司子公司获得2.15亿美元定期贷款用于收购资产[113] - 2021年第二季度，公司子公司签订2.15亿美元定期贷款协议用于收购资产及支付相关费用[113] - 2021年11月2日，公司建立1亿美元优先留置权担保循环信贷安排，借款基数5000万美元[155] - 2021年11月2日公司签订协议，终止与商业银行的储备基贷款关系，建立1亿美元的优先留置权担保循环信贷安排，借款基数为5000万美元[155][171] - 截至2021年9月30日，定期贷款本金余额为2.032亿美元，年利率7%，2028年5月19日到期[169] - 截至2021年9月30日，公司有2.032亿美元定期贷款本金未偿还，年利率7%，2028年5月19日到期[169] - 截至2021年9月30日，高级第二留置权票据本金余额为5.525亿美元，年利率9.75%，2023年11月1日到期[172] - 截至2021年9月30日，公司有5.525亿美元高级第二留置权票据未偿还，年利率9.75%，2023年11月1日到期[172] - 截至2021年9月30日，公司信贷协议下无未偿还借款，已发行信用证为440万美元，前九个月偿还借款8000万美元[170] - 截至2021年9月30日，公司无公司信贷协议下借款，信用证为440万美元，前九个月偿还8000万美元借款[170] - 2020年4月15日公司收到840万美元薪资保护计划资金，2021年6月11日该资金获豁免无需偿还[174] 公司生产受飓风影响情况 - 2021年8月底起，公司约80%的生产因飓风暂时关停，多数在9月恢复[114] - 2021年8月底受飓风艾达影响，公司约80%产量临时停产或推迟，大部分受影响产量9月恢复，预计剩余受影响产量年底前恢复[114] 公司产量结构情况 - 2021年前九个月，公司产量中原油和凝析油占36.3%，NGLs占10.5%，天然气占53.2%[115] - 2021年前九个月公司总产量中原油和凝析油占比36.3%，NGLs占比10.5%，天然气占比53.2%[115] 公司收入情况 - 2021年前九个月，公司总收入比2020年同期高55.8%[115] - 2021年前九个月公司总收入较2020年同期增长55.8%[115] - 2021年第三季度，公司总营收为1.33946亿美元，2020年同期为7251.7万美元[122] - 2021年前九个月石油收入为24041.8万美元，2020年同期为16188.4万美元[122] - 2021年前九个月NGLs收入为3039.7万美元，2020年同期为1283.3万美元[122] - 2021年前九个月天然气收入为11381.6万美元，2020年同期为6987.7万美元[122] - 2021年前九个月每桶油当量综合平均实现销售价格上涨77.8%，使总收入增加1.693亿美元，总销量下降11.6%使收入减少2930万美元[158] - 2021年前九个月公司油气综合平均实现销售价格同比增长77.8%，使总收入增加1.693亿美元，但总销量下降11.6%，使收入减少2930万美元[158] 公司产品价格情况 - 2021年前九个月，公司平均实现原油价格为63.07美元/桶，较2020年同期增长69.7%[116] - 2021年前九个月公司平均实现原油价格为63.07美元/桶，较2020年同期增长69.7%[116] - 2021年前九个月，公司平均实现天然气价格为3.40美元/Mcf，较2020年同期增长80.9%[118] - 2021年前九个月公司平均实现天然气价格为3.40美元/Mcf，较2020年同期增长80.9%[118] - 2021年前九个月，公司平均实现NGLs价格为27.51美元/桶，较2020年同期增长181.3%[119] - 2021年前九个月公司平均实现NGLs价格为27.51美元/桶，较2020年同期增长181.3%[119] - 2021年第三季度，石油平均实现销售价格从2020年同期的41.81美元/桶涨至68.57美元/桶，销量降2.9%；NGLs平均实现销售价格从10.99美元/桶涨至32.46美元/桶，销量降7.6%；天然气平均实现销售价格从1.94美元/Mcf涨至4.31美元/Mcf，销量增5.9%[126] - 2021年前三季度，石油平均实现销售价格从2020年同期的37.17美元/桶涨至63.07美元/桶，销量降12.5%；NGLs平均实现销售价格涨181.3%，销量降15.8%；天然气平均实现销售价格涨80.9%，销量降10.1%[139] - 2021年前三季度石油平均实现销售价格从每桶37.17美元增至63.07美元，NGLs平均实现销售价格增长181.3%，天然气平均实现销售价格增长80.9%；但石油、NGLs和天然气销售体积分别下降12.5%、15.8%和10.1%[139] 公司销售体积情况 - 2021年第三季度，整体销售体积按Boe/天计算增1.1%；2021年前三季度，整体销售体积按Boe/天计算降11.2%[127][141] - 2021年第三季度公司整体销售体积按Boe/天计算较2020年同期增长1.1%[127] - 2021年前三季度总体销售体积按桶油当量/日计算下降11.2%，估计因不利天气等事件导致产量减少约5954桶油当量/日，高于2020年的3800桶油当量/日[141] 公司费用情况 - 2021年第三季度，租赁运营费用增310万美元，即8.4%；2021年前三季度，租赁运营费用增990万美元，即8.3%[129][143] - 2021年第三季度租赁运营费用增加310万美元，即8.4%，其中基地租赁运营费用减少40万美元，修井费用增加40万美元，设施维护费用增加240万美元，飓风维修费用增加70万美元[129] - 2021年前三季度租赁运营费用增加990万美元，即8.3%，其中基地租赁运营费用增加110万美元，修井费用增加140万美元，设施维护费用增加290万美元，飓风维修费用增加450万美元[143] - 2021年第三季度，生产税增130万美元；2021年前三季度未提及生产税变化情况[131] - 2021年第三季度生产税增加130万美元，前三季度增加320万美元，主要因天然气价格上涨[131][145] - 2021年前九个月生产税增加320万美元，集输费用增加80万美元，G&A增加400万美元或11.8%，衍生工具损失1.792亿美元，净利息支出增加450万美元，所得税收益为1880万美元[145][146][148][149][150][152] - 2021年第三季度，收集和运输费用增40万美元；2021年前三季度未提及收集和运输费用变化情况[132] - 2021年第三季度，DD&A增至8.20美元/Boe，名义上增4.6%，即120万美元；2021年前三季度未提及DD&A变化情况[133] - 2021年第三季度折旧、损耗、摊销和增值（DD&A）增至每桶油当量8.20美元，前三季度增至7.99美元；第三季度名义上增加4.6%，即120万美元，前三季度名义上减少10.5%，即990万美元[133][147] - 2021年前九个月DD&A每桶油当量从7.90美元增至7.99美元，名义上减少10.5%或990万美元[147] - 2021年第三季度，G&A降110万美元，即7.5%；2021年前三季度未提及G&A变化情况[134] - 2021年第三季度一般及行政费用（G&A）减少110万美元，即7.5%，前三季度增加400万美元，即11.8%[134][148] - 2021年第三季度，衍生品损失7310万美元；2020年同期衍生品损失1120万美元；2021年前三季度未提及衍生品损失情况[135] - 2021年第三季度衍生工具损失7310万美元，前三季度损失1.792亿美元；2020年第三季度损失1120万美元，前三季度收益3530万美元[135][149] - 2021年第三季度，净利息费用为1890万美元，2020年同期为1410万美元；2021年前三季度未提及净利息费用变化情况[136] - 2021年第三季度净利息费用为1890万美元，前三季度为5050万美元；2020年第三季度为1410万美元，前三季度为4610万美元[136][150] 公司利润情况 - 2021年前九个月，公司净亏损9038.2万美元，2020年同期净利润为4673.7万美元[122] 公司现金流量情况 - 2021年前九个月经营活动净现金减少340万美元，投资活动净现金使用减少2930万美元，融资活动净现金增加1.639亿美元[157][159][160] - 2021年前九个月经营活动净现金同比减少340万美元，主要因现金衍生品结算和溢价支付及资产退休义务结算[157] - 2021年前九个月投资活动净现金使用量同比减少2930万美元，因上一年度包含与2019年资本支出相关的2820万美元营运资金变动[159] - 2021年前九个月融资活动净现金同比增加1.639亿美元，2021年为1.15亿美元，2020年为使用4890万美元[160] 公司衍生合约情况 - 2021年前九个月公司签订原油和天然气衍生合约，9月30日后以520万美元解除两份天然气领口合约[162] 公司资产弃置义务情况 - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，公司资产弃置义务估计分别为4.079亿美元和3.927亿美元[162] 公司员工留用抵免情况 - 2021年前九个月公司确认210万美元员工留用抵免[164] - 2021年前九个月公司确认210万美元员工留用信贷，计入综合损益表一般及行政费用抵减项[164] 公司资本支出情况 - 2021年前九个月勘探与开发资本支出为1151万美元，较2020年增加60万美元，2021年资本预算侧重下半年，预计2021年资本支出在3000万至6000万美元之间，资产退休义务支出在2500万至3500万美元之间[166] - 2021年前九个月勘探、开发等资本支出为1602.5万美元，2020年为1341万美元，预计2021年资本支出3000 - 6000万美元，资产退休义务支出2500 - 3500万美元[165][166] 公司保险情况 - 目前能源套餐保险中井控政策限额在3000万至5亿美元之间，命名风暴保险对高价值资产总限额1.625亿美元，其他资产限额1.5亿美元[178] - 公司目前能源套餐中井控的当前保单限额为3000万美元至5亿美元[178] - 公司针对命名风暴的保险，高价值财产总限额为1.625亿美元，其他财产为1.5亿美元，常规陆架财产自留额为1750万美元，深水财产自留额为1250万美元[178] - 一般及超额责任保险自2021年5月1日起生效，保额3亿美元，油污财务责任保险保额3500万美元[179] - 公司一般和超额责任保险政策自2021年5月1日起生效，提供3亿美元的人身伤害和财产损害责任保险[179] - 公司根据1990年《油污法》的溢油财务责任要求，需向BSEE证明3500万美元的财务责任，且有相应金额的保险[179] 公司其他情况 - 2021年10月15日美国石油和天然气作业钻机数量增至543台，去年同期为282台[120] - 截至2021年9月30日，公司持有现金2.576亿美元，无循环信贷安排借款，长期债务2023年10月前无到期[154] - 截至2021年9月30日，公司手头现金为2.576亿美元，循环信贷安排下无借款，长期债务在2023年10月前无到期[154] - 2020年前九个月购买7250万美元高级第二留置权票据获得4750万美元收益，2021年无此类交易[151] - 截至2021年9月30日，公司没有长期钻井平台承诺[181] - 截至2021年9月30日，除定期使用和定期贷款季度付款外，其他合同义务与2020年年报披露相比无重大变化[183] - 公司认为与石油和天然气财产、已探明储量估计、金融工具公允价值计量、资产报废义务、收入确认和所得税相关的会计政策为关键会计政策[184] - 公司关键会计政策与2020年年报相比无变化[185] - 公司可能面临未来无法获得债券或需提供额外抵押品的风险，这可能影响公司流动性[175][176] - 公司目前保险政策可能无法续保，成本可能大幅增加，存在未保险损失风险[180]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为4530万美元，2021年前九个月累计调整后EBITDA为1.526亿美元 [7] - 第三季度经营活动产生的净现金为6510万美元，截至2021年9月30日现金头寸增至2.576亿美元 [8] - 第三季度平均每桶油当量实现销售价格为41.05美元，较第二季度增长18%；平均实现原油销售价格从第二季度的每桶65.11美元增至68.57美元；天然气价格较第二季度上涨62%至每百万英热单位4.31美元 [19] - 第三季度套期保值前收入环比略有增加至1.339亿美元 [20] - 第三季度租赁经营费用（LOE）为3950万美元，低于第二季度的4760万美元，预计第四季度在4460万 - 5060万美元之间 [21] - 第三季度一般及行政费用（G&A）为1340万美元，低于指引区间下限且略低于第二季度，预计第四季度在1360万 - 1500万美元之间 [23] - 截至2021年9月30日的三个月经营活动提供的净现金为6510万美元，2021年前九个月为1.113亿美元 [24] - 第三季度资本支出为1020万美元，截至2021年9月30日的九个月为1600万美元，2021年估计资本预算仍为3000万 - 6000万美元 [25] - 截至季度末总债务为7.424亿美元，包括资产负债表上的现金，净债务在9月30日为4.848亿美元 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年第三季度公司日均生产3.48万桶油当量，或320万桶油当量，较2021年第二季度下降15%，其中石油占2021年第三季度总产量的46% [15] - 由于飓风“艾达”导致产量推迟，该季度产量每天减少约5500桶，约80%的产量在风暴期间一度停产，大部分受影响产量在9月恢复，其余预计在2021年底恢复 [16] - 2021年第四季度公司预计产量将超过第三季度，指导区间为日均34.8万 - 38.5万桶油当量 [17] - 2021年第三季度公司进行了两次修井作业，初始总产量约为每天1075桶油当量，另外一次作业新增产量约为每天400桶油当量 [32][33] 各个市场数据和关键指标变化 - 欧洲天然气价格高达每百万英热单位25 - 30美元 [89] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司考虑在2022年钻探计划中增加勘探井，并将在2021年年终财报中公布相关计划 [9] - 公司积极寻找符合标准的收购机会，包括具有良好现金流增长潜力的资产，可通过修井、重新完井和/或设施升级来增加近期现金流 [14] - 公司认为墨西哥湾市场条件有利于进行有创意的收购，并将积极寻求符合标准的机会 [14] - 公司专注于资本纪律、卓越运营和产生强劲的运营现金流，同时致力于提高ESG绩效和报告 [38] - 收购市场的竞争对手主要是墨西哥湾的上市公司和一些私营公司，目前新进入者较少，主要是因为新进入者面临的要求比过去更加严格，特别是在债券方面 [81] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管飓风“艾达”给墨西哥湾行业带来暂时问题，但公司在第三季度仍取得了强劲的运营和财务业绩，大宗商品价格上涨使公司受益 [7] - 公司拥有优质的资产基础，将继续专注于卓越运营，以实现资产潜力的最大化 [10] - 公司认为墨西哥湾市场条件对有创意的收购仍然非常有利，将积极寻求符合标准的机会 [14] - 不断上涨的价格环境为公司带来了许多机会，公司拥有墨西哥湾浅水区和深水区的优质资产组合，具有低衰减率和显著的增长潜力 [43] - 公司将保持纪律性和机会主义，通过高效运营和执行长期战略来产生强劲的现金流，以实现股东价值最大化 [45] 其他重要信息 - 2021年5月，公司通过更有效地利用莫比尔湾资产的抵押价值，提高了财务灵活性，将莫比尔湾地区的生产资产和相关天然气处理设施转移至全资特殊目的载体，获得了2.15亿美元的第一留置权无追索权定期贷款 [12] - 公司在2021年3月发布了首份企业ESG报告，致力于以安全和环保的方式开发和生产油气资源，同时满足或超越监管要求 [39] - 2021年公司在ESG方面取得了改善，如在莫比尔湾将两个培训设施合并为一个工厂，减少了温室气体排放和运营成本；通过年度奖金计划将ESG绩效与既定目标挂钩；公司50%的高管和董事会成员为女性或少数族裔 [41][42] - 公司已与Calculus Lending达成协议，建立了新的信贷安排，取代了现有的循环信贷协议（RBL） [29] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: RBL贷款人提供的信贷协议条款和条件是否因损失和ESG压力而变得不利？ - 回答: RBL贷款人在过去三年中经历了大量损失，主要是在陆上，但也有一些在海上，约250多家公司破产。他们还面临来自股东的ESG要求，特别是欧洲银行。因此，公司认为退出RBL市场更有利，且公司有充足的现金和现金流 [50][51][52] 问题2: 如果密西西比峡谷的油井成功，将连接到哪里，以及可能带来哪些额外的开发机会？ - 回答: 由于油井的性质，公司暂不提供相关信息，但公司有多种选择，包括连接到现有设施或自建设施 [57][58] 问题3: 目前的并购环境如何？ - 回答: 买卖价差有所波动，与价格相关。公司对并购环境感到鼓舞，团队一直在积极参与数据室工作，且竞争对手较以往减少，公司将有条不紊地进行收购 [59][60] 问题4: 新信贷安排的竞争设施存在哪些痛点？ - 回答: 竞争对手的信贷设施条款更加苛刻，且时间安排滞后，无法满足公司的发展速度 [66][67] 问题5: 1亿美元的信贷安排是否能支持5000万美元的借款能力？目前是否有借款？ - 回答: 是的，目前没有借款 [69][70] 问题6: 债券文件下是否有3亿美元的第一留置权额度，该额度是否可以增加？ - 回答: 约为3亿美元，且可以增加 [73][74] 问题7: 公司对未来的钻探合资企业有何看法？ - 回答: 公司已经进行了一次钻探合资，对此感到鼓舞，未来将根据前景情况决定是否继续 [75] 问题8: 目前收购市场的竞争性质如何？ - 回答: 竞争对手主要是墨西哥湾的上市公司和一些私营公司，新进入者较少，主要是因为新进入者面临的要求比过去更加严格，特别是在债券方面 [81] 问题9: 2022年资本计划中，墨西哥湾的前景如何，密西西比峡谷的油井是否会带来更多前景，以及公司对推广市场的看法？ - 回答: 公司有足够的自身前景可供考虑，价格上涨使开发更有可能。公司会考虑其他私人前景，关键是优先考虑最具经济意义的机会 [83][84] 问题10: 鉴于墨西哥湾的私营公司和强劲的油价、天然气价格环境，这些私营公司是否计划在2022年大幅增加资本支出？ - 回答: 公司没有直接了解到私营公司的计划，但预计会有一些谨慎的增加。价格波动较大，且天气可能会影响天然气和石油市场，特别是天然气市场 [88][89]

业绩总结 - 2021年上半年自由现金流为5870万美元[17] - 2021年上半年调整后EBITDA为1.073亿美元[18] - 2021年6月30日现金及现金等价物为2.09亿美元[28] - 2021年6月30日的净亏损为51,672千美元，相较于2020年同期的净收入60,076千美元[160] - 2021年6月30日的调整后净收入为2,240千美元，较2020年同期的3,681千美元有所下降[160] - 2021年6月30日的调整后EBITDA为49,784千美元，较2020年同期的42,137千美元增长了18.5%[166] 用户数据 - 2021年第二季度平均日产量为40,888 Boe/d，较第一季度增长3%[18] - 2021年中期的已探明储量为37.3 MMBoe，液体占比为36.0%[51] - 公司的净已探明加可能储量（2P）为234.7 MMBoe，液体占比为42.3%[52] - 2021年中期的油价为每桶47.78美元，天然气价格为每MMBtu 2.50美元[61] 未来展望 - 2021年预计的总产量为39,000至41,000桶油当量/天[116] - 预计2021年下半年支出将大幅增加，主要集中在资本支出上[108] - 每提高1美元的油价，年调整后息税折旧摊销前利润(Adjusted EBITDA)增加约600万美元[107] 新产品和新技术研发 - 公司的战略资本配置计划专注于高回报项目，利用GOM专业知识和新技术[63] - 预计2021年开始每年节省500万美元的天然气处理设施整合成本[124] 市场扩张和并购 - 2019年8月30日，W&T以1.676亿美元收购ExxonMobil在墨西哥湾东部的权益和运营权[124] - 收购包括9个GOM海上生产油田的工作权益，2Q'21的平均生产为15,331 Boe/d[124] - GOM钻探合资企业获得3.614亿美元的承诺，用于开发14口预先识别的钻井，预计总成本为3.36亿美元[123] 负面信息 - 2021年6月30日的未实现商品衍生品损失为66,083千美元，较2020年同期的损失14,528千美元显著增加[166] - 2021年6月30日的自由现金流为18,722千美元，较2020年同期的20,810千美元下降了10.0%[166] 其他新策略和有价值的信息 - 自2014年以来，三年储量替代成本(RRC)下降约87%，而储量寿命从5.1年增加到9.4年，增长了86%[91] - 2021年资本支出预计在3000万至6000万美元之间，2021年上半年实际支出为590万美元[108]

公司资产权益情况 - 截至2021年6月，公司在联邦和州水域41个海上油田拥有工作权益，租赁约62.17万英亩土地[106] - 截至2021年6月，公司在墨西哥湾41个海上油田拥有权益，租赁约62.17万英亩土地[106] 公司贷款与融资情况 - 2021年第二季度，公司全资特殊目的载体获得2.15亿美元定期贷款，用于收购资产及支付相关费用[110] - 2021年第二季度，公司子公司签订2.15亿美元定期贷款协议，用于收购资产及支付相关费用[110] - 截至2021年6月30日，公司有2.15亿美元定期贷款本金未偿还，年利率7%，2028年5月19日到期[167] - 截至2021年6月30日，公司有2.15亿美元的定期贷款本金未偿还，年利率为7%[167] - 截至2021年6月30日，公司在公司信贷协议下无未偿还借款，已发行信用证为440万美元，上半年偿还了8000万美元借款，信贷协议2022年10月18日到期[168] - 公司信贷协议下的借款基数从2.15亿美元降至1.9亿美元，预计下次重新确定时会因资产抵押情况调整[169][170] - 截至2021年6月30日，公司有5.525亿美元高级第二留置权票据未偿还，年利率9.75%，2023年11月1日到期[171] - 截至2021年6月30日，公司高级第二留置权票据未偿还本金为5.525亿美元，年利率为9.75%[171] - 2020年4月15日公司收到840万美元薪资保护计划资金，2021年6月11日获全额豁免[173] - 2021年6月11日，公司收到通知，其申请的840万美元薪资保护计划（PPP）贷款获得美国小企业管理局（SBA）批准免除偿还[173] 公司产量与收入情况 - 2021年上半年，公司产量中原油和凝析油占37.4%，NGLs占10.0%，天然气占52.6%，总收入比2020年上半年高44.1%[112] - 2021年上半年公司总产量中原油和凝析油占37.4%，NGLs占10.0%，天然气占52.6%（按油当量计算）[112] - 2021年上半年公司总收入较2020年同期增长44.1%，因原油、NGLs和天然气实现价格上涨，但部分被产量下降抵消[112] - 2021年第二季度，公司石油收入8.8013亿美元，NGLs收入8833万美元，天然气收入3.247亿美元，其他收入3512万美元[119] - 2021年第二季度，公司石油收入增加归因于平均实现销售价格从每桶21.67美元涨至65.11美元，但销量下降4.4%[123] - 2021年第二季度，公司NGLs收入增加归因于平均实现销售价格从每桶4.67美元涨至26.18美元，但销量下降17.8%[123] - 2021年第二季度，公司天然气收入增加归因于平均实现价格从每百万立方英尺1.78美元涨至2.66美元，且销量增长1.5%[123] - 2021年第二季度，公司油气和NGLs收入占总收入的72.9%，2020年同期为58.9%；平均实现NGLs销售价格占平均实现原油销售价格的比例增至40.2%，2020年同期为21.6%[125] - 2021年上半年每桶油当量的综合平均实现销售价格较2020年同期增长73.2%，使总收入增加1.066亿美元；但总销量下降16.2%，使收入减少2790万美元[156] 公司产品价格情况 - 2021年上半年，公司平均实现原油价格为每桶60.88美元，较2020年上半年增长71.2%[113] - 2021年上半年公司平均实现原油价格为每桶60.88美元，较2020年同期的35.57美元增长71.2%[113] - 2021年上半年，公司平均实现天然气价格为每百万英热单位2.99美元，较2020年上半年增长61.5%[115] - 2021年上半年公司平均实现天然气价格为每百万立方英尺2.99美元，较2020年同期的1.85美元增长61.5%[115] - 2021年上半年，公司平均实现NGLs价格为每桶24.94美元，较2020年上半年增长169.6%[116] - 2021年上半年公司平均实现NGLs价格为每桶24.94美元，较2020年同期的9.25美元增长169.6%[116] - 2021年Q2石油平均实现销售价格从21.67美元/桶涨至65.11美元/桶；半年数据从35.57美元/桶涨至60.88美元/桶[120][123][137] - 2021年Q2 NGLs平均实现销售价格从4.67美元/桶涨至26.18美元/桶；半年数据涨幅169.6%[120][123][137] - 2021年Q2天然气平均实现销售价格从1.78美元/千立方英尺涨至2.66美元/千立方英尺；半年数据涨幅61.5%[120][123][137] - 2021年上半年石油平均实现销售价格从每桶35.57美元增至60.88美元，NGL平均实现销售价格增长169.6%，天然气平均实现销售价格增长61.5%，但销售体积均有下降[137] 公司运营成本与费用情况 - 2021年第二季度，公司总运营成本和费用为1.8071亿美元，较2020年同期增加9742.8万美元[119] - 2021年Q2租赁运营费用增加1920万美元，增幅68.0%；半年数据增加680万美元，增幅8.2%[126][141] - 2021年第二季度租赁运营费用增加1920万美元，增幅68.0%，其中基础租赁运营费用增加1460万美元，修井费用增加200万美元，设施维护费用增加140万美元，飓风维修费用增加120万美元[126] - 2021年上半年租赁运营费用增加680万美元，增幅8.2%，其中飓风维修费用增加380万美元[141] - 2021年上半年基本租赁运营费用受多项因素影响，部分被成本降低措施和停产油田费用减少抵消，还产生380万美元飓风维修费用[142] - 2021年Q2生产税增加80万美元；DD&A增加150万美元，增幅5.0%；G&A增加840万美元，增幅148.5%[128][130][131] - 2021年第二季度生产税增加80万美元，主要因天然气和NGL价格上涨及天然气产量增加[128] - 2021年第二季度折旧、损耗、摊销和增值（DD&A）从每桶油当量7.71美元增至8.32美元，名义上增加150万美元，增幅5.0%[130] - 2021年第二季度一般及行政费用（G&A）增加840万美元，增幅148.5%，主要因激励薪酬和工资费用增加、PPP资金相关G&A信贷减少等[131] - 2021年上半年生产税因天然气价格上涨增加190万美元，部分被产量下降抵消[143] - 2021年上半年收集和运输费用因上一年度相关费用抵减减少而增加40万美元[144] - 2021年上半年折旧、损耗、摊销和增值（DD&A）每桶油当量从7.89美元增至7.90美元，名义上减少1100万美元，降幅16.1%[145] - 2021年上半年一般和行政费用（G&A）增加510万美元，增幅26.1%，主要因PPP资金抵减减少等因素[146] 公司损益情况 - 2021年第二季度，公司运营亏损4788.2万美元，较2020年同期增加1984.1万美元[119] - 2021年第二季度，公司净亏损5167.2万美元，较2020年同期增加4576.8万美元[119] - 2021年Q2衍生品损失8140万美元，2020年同期为1540万美元[132] - 2021年第二季度衍生品损失8140万美元，2020年同期损失1540万美元，主要因原油和天然气价格变化[132] - 2021年上半年衍生品损失1.06亿美元，2020年上半年衍生品收益4650万美元[147] - 2021年上半年衍生品损失1.06亿美元，2020年同期收益4650万美元[147] 公司现金流情况 - 2021年上半年经营活动净现金减少4730万美元，投资活动净现金使用减少3150万美元，融资活动净现金增加1.771亿美元[155][157][158] - 2021年上半年经营活动提供的净现金较2020年同期减少4730万美元[155] - 2021年上半年投资活动使用的净现金较2020年同期减少3150万美元[157] - 2021年上半年融资活动提供的净现金较2020年同期增加1.771亿美元[158] 公司资本支出情况 - 2021年上半年公司资本支出为585.6万美元，2020年同期为1459.3万美元[163] - 2021年上半年勘探与开发资本支出为221.1万美元，较上年减少970万美元，2021年资本支出预计在3000万至6000万美元之间，资产退休义务支出预计在2500万至3500万美元之间[164] - 2021年上半年勘探和开发支出较上一年减少970万美元，预计2021年资本支出在3000万至6000万美元之间，ARO支出在2500万至3500万美元之间[164] 公司保险情况 - 公司能源套餐保险中，井控政策限额为3000万至5亿美元，命名风暴保险对高价值资产总限额1.625亿美元，其他资产为1.5亿美元[177] - 能源套餐中井控当前保单限额为3000万美元至5亿美元[177] - 命名风暴保险中，高价值物业总限额为1.625亿美元，其他物业为1.5亿美元，传统陆架物业自留额为1750万美元，深水物业为1250万美元[177] - 公司一般和超额责任保险有效期从2021年5月1日起一年，提供3亿美元人身伤害和财产损害责任保险，油污责任保险为3500万美元[178] - 一般和超额责任保险自2021年5月1日起生效，人身伤害和财产损害责任赔偿限额为3亿美元[178] - 根据1990年《油污法》，公司需向美国海洋能源管理局证明3500万美元的财务责任，且有相应保险覆盖[178] 公司其他情况 - 2021年7月23日报告显示，美国陆上石油和天然气作业钻机数量增至491台，去年同期为253台；墨西哥湾作业钻机数量增至17台，去年同期为12台[117] - 2021年Q2净利息费用为1650万美元，2020年同期为1480万美元，增加170万美元[133] - 2021年Q2所得税收益为1270万美元，2020年同期为870万美元；有效税率分别为19.8%和59.7%[135] - 截至2021年6月30日，递延所得税资产的估值备抵为2280万美元[136] - 2021年和2020年上半年净利息费用分别为3160万美元和3190万美元，减少主要因借款减少[149] - 2021年和2020年上半年所得税收益分别为1290万美元和220万美元，有效税率分别为19.8%和 - 3.9%[151] - 截至2021年6月30日，公司持有现金2.091亿美元，公司信贷协议下无借款，长期债务在2023年10月前无到期[153] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，公司资产退休义务（ARO）估计分别为4.04亿美元和3.927亿美元[159] - 2021年上半年公司确认了210万美元的员工留用信贷[161] - 截至2021年6月30日，无长期钻井平台承诺[180] - 截至2021年6月30日，其他合同义务与2020年年度报告披露相比无重大变化[182] - 公司将油气资产、探明储量估计、金融工具公允价值计量、资产弃置义务、收入确认和所得税相关会计政策视为关键会计政策[183] - 公司关键会计政策与2020年年度报告相比无变化[184]

财务数据和关键指标变化 - 2021年上半年公司已产生近6000万美元自由现金流，第二季度为1870万美元 [16] - 2021年上半年调整后EBITDA为1.073亿美元，第二季度为4980万美元；第二季度净亏损5170万美元，合每股0.36美元，调整后净收入为220万美元，合每股0.02美元 [17] - 截至2021年6月30日，SEC批准的储量总计1.589亿桶油当量，PV - 10为10亿美元，较2020年末分别增加1450万桶油当量和39% [10][13] - 2021年上半年，因油田表现对先前估计进行的正向修正为650万桶油当量，几乎抵消了730万桶油当量的产量 [12] - 2021年年中SEC储量和PV - 10基于平均实现原油价格每桶47.78美元、天然气价格每百万立方英尺2.50美元；采用2021年7月1日NYMEX期货曲线定价，年中探明储量为1.657亿桶油当量，PV - 10为15亿美元 [14][15] - 第二季度平均实现每桶油当量销售价格与第一季度基本持平，原油销售价格从第一季度的每桶56.73美元升至65.11美元，天然气液体销售价格略升至每桶26.18美元，天然气价格降至每百万立方英尺2.66美元 [27][28] - 第二季度租赁经营费用为4760万美元，高于第一季度的4240万美元；G&A为1400万美元，处于指导范围低端，但高于第一季度的1070万美元 [34][36] - 截至2021年6月30日，经营活动提供的净现金为120万美元，因套期保值活动支付的2560万美元衍生品溢价等因素减少 [37] - 目前总债务为7.547亿美元，包括慕尼黑再保险定期贷款余额2.083亿美元和2023年到期的9.75%高级第二留置权票据5.464亿美元 [40] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年第二季度公司产量为每天40888桶油当量，即370万桶油当量，较第一季度增长3%，高于指导范围中点 [23] - 2021年第二季度液体产量占总产量的45% [24] - 预计2021年第三季度产量为每天38500 - 42500桶油当量，全年产量指导范围收紧至每天39000 - 41000桶油当量 [24][25] - 第二季度资本支出为430万美元，上半年共支出590万美元，全年资本预算为3000 - 6000万美元 [26] 各个市场数据和关键指标变化 - 原油价格从2020年4月20日以来上涨超100美元/桶，目前达到70美元/桶 [47] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司积极寻找符合标准的收购机会，认为墨西哥湾市场条件有利于增值收购，凭借充足现金和强劲现金流积极追求此类机会 [21][22] - 公司专注于运营卓越和自由现金流生成，通过高效运营和执行长期战略实现股东价值最大化 [46] - 公司致力于以安全和环保的方式开发和生产油气资源，发布首份企业ESG报告，成立多学科ESG特别工作组，努力改善ESG评级 [29][32][33] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为改善的大宗商品价格环境和扩大利润率的承诺将使2021年下半年表现良好 [8] - 市场条件有利于增值收购，公司有信心在必要时获得低成本融资 [47] - 管理层与股东利益高度一致，持有公司34%的股权，激励管理层实现股东价值最大化和降低风险 [48] 其他重要信息 - 2021年5月公司与慕尼黑再保险完成金融交易，将莫比尔湾地区生产资产和相关天然气处理设施转移至全资特殊目的载体，获得2.15亿美元第一留置权无追索权定期贷款，提高了财务灵活性 [18] - 2021年第二季度公司对Mahogany进行一次修井作业，使产量每天增加约700桶油当量 [41] - 去年年初在东卡梅伦338/349钻探的Cota井预计在2021年第四季度投产，公司初始工作权益为30%，达到一定绩效门槛后将增至38.4% [42] - 公司在密西西比峡谷有一个第三方运营的钻探机会，已开钻，公司拥有25%工作权益，认为该机会潜力高、风险相对较低 [43][44] 问答环节所有提问和回答 问题: 高油价下是否看到油服成本压力上升 - 公司目前在运输、船只、直升机方面看到成本上升，由于二、三季度是工作量最大的时候，存在季节性价格波动，较难区分，但目前运输方面价格上涨更明显 [53] 问题: 密西西比峡谷新井所在区块及结果公布时间 - 公司因未获得其他权益方许可，暂不披露新井所在区块；预计9月会有相关结果 [54][56] 问题: 下半年资本支出情况 - 下半年资本支出更多集中在第三季度，因Cota井，第四季度也有少量支出 [62][64] 问题: 下半年除非作业井、修井和Cota井外还有其他项目吗 - 公司还会进行Cota井的开发工作 [65] 问题: 对高收益市场的看法及与新SPV融资机会的比较 - 今年债务市场活跃，公司认为应考虑不同融资选择，目前市场上有很多资金在寻找收益机会，应在有机会时获取资金 [67] 问题: 墨西哥湾前景市场情况及是否有机会增加2022年资本项目前景 - 目前未看到大量推广活动，大家对钻探计划较为谨慎；公司有信心未来会有更多类似近期的机会，内部和外部都在关注 [71][72] 问题: 新开钻井成功后对生产曲线的影响 - 这很大程度取决于发现规模，若需要安装设施则意味着发现规模较大 [73][75] 问题: 莫比尔湾钻探计划时间 - 公司不确定具体时间，需解决一些许可问题；预计至少在未来18个月内完成第一口井的许可工作，因天然气价格上涨，钻探计划更具相关性 [82] 问题: 监管环境变化情况 - 监管涉及阿拉巴马州、联邦及其他多个机构；新租赁目前不提供选择，但现有租赁仍可获得许可，只是所需时间更长，因监管人员未完全回到办公室工作 [84][85]

公司资产权益情况 - 截至2021年3月，公司在联邦和州水域的42个近海油田拥有工作权益，租赁约70.9万英亩（净面积50.3万英亩）土地[94] - 截至2021年3月，公司在联邦和州水域42个近海油田拥有权益，租赁约70.9万英亩土地，其中常规陆架约50万英亩，深水约20.9万英亩[94] 业务成本节省情况 - 2021年第一季度完成阿拉巴马州两座天然气加工厂的合并，预计每年节省成本约500万美元[97] - 2021年第一季度完成阿拉巴马州两座天然气加工厂合并，预计每年节省成本约500万美元[97] 产量及收入占比情况 - 2021年第一季度产量中，原油和凝析油占38.6%，NGLs占11.0%，天然气占50.4%；原油和NGLs销售收入占总收入的69.6%，低于2020年同期的73.4%[98] - 2021年第一季度产量中，原油和凝析油占38.6%，NGLs占11.0%，天然气占50.4%；原油和NGLs收入占总收入69.6%，低于2020年同期的73.4%；日产量较2020年同期下降25.9%，总收入增长1.2%[98] 产量及收入变化情况 - 2021年第一季度日均总产量较2020年同期下降25.9%，总收入增长1.2%[98] - 2021年第一季度，石油收入7.814亿美元，较2020年同期下降7.7%；NGLs收入9359万美元，增长45.1%；天然气收入3.6209亿美元，增长23.6%；其他收入1939万美元，下降48.0%[104] - 2021年第一季度总营收为1.256亿美元，较2020年同期增加150万美元，增幅1.2%[109] - 2021年第一季度，石油收入7.814亿美元，下降7.7%；NGLs收入9359万美元，增长45.1%；天然气收入3.6209亿美元，增长23.6%；其他收入1939万美元，下降48.0%；总收入12.5647亿美元，增长1.2%[104] - 2021年第一季度总营收为1.256亿美元，较2020年同期增加150万美元，增幅1.2%，其中石油收入减少650万美元，降幅7.7%，NGLs收入增加290万美元，增幅45.1%，天然气收入增加690万美元，增幅23.6%，其他收入减少180万美元[109] 产品价格变化情况 - 2021年第一季度平均实现原油价格为每桶56.73美元，较2020年同期增长22.4%；EIA数据显示，同期WTI原油均价增长28.1%[99] - 2021年第一季度天然气平均实现价格为每百万英热单位3.35美元，较2020年同期增长75.4%；HH天然气现货均价增长84.6%[101] - 2021年第一季度NGLs平均实现价格为每桶23.88美元，较2020年同期增长83.2%；乙烷均价增长72%，丙烷均价增长141%[102] - 2021年第一季度平均实现原油价格为每桶56.73美元，较2020年同期增长22.4%；EIA数据显示，WTI原油价格增长28.1%[99] - 2021年第一季度，Poseidon、LLS和HLS对WTI的月平均差价分别为每桶（-0.01）美元、2.02美元和1.65美元，较2020年同期每桶下降0.10 - 2.00美元[100] - 2021年第一季度天然气平均实现价格为每百万英热单位3.35美元，较2020年同期增长75.4%；Henry Hub天然气现货价格增长84.6%[101] - 2021年第一季度NGLs平均实现价格为每桶23.88美元，较2020年同期增长83.2%；国内乙烷价格增长72%，丙烷价格增长141%，其他NGLs成分价格增长43% - 65%[102] - 2021年第一季度石油、NGLs、天然气平均实现销售价格分别为56.73美元/桶、23.88美元/桶、3.35美元/千立方英尺，较2020年同期分别增长22.4%、83.3%、75.4%[106] - 2021年第一季度石油、NGLs、天然气平均实现销售价格分别为56.73美元/桶、23.88美元/桶、3.35美元/千立方英尺，较2020年同期分别增长22.4%、83.3%、75.4%，油当量平均实现销售价格为34.66美元/桶，较2020年同期增长40.3%[106] - 2021年第一季度原油平均实际销售价格（含衍生品结算）为51.15美元/桶，天然气为3.30美元/千立方英尺[127] - 2021年第一季度原油平均实际销售价格（含衍生品）为51.15美元/桶，天然气为3.30美元/千立方英尺[127] 作业钻机数量情况 - 2021年4月16日报告显示，美国陆上石油和天然气作业钻机数量降至439台，去年同期为529台；墨西哥湾作业钻机数量降至12台，去年同期为17台[103] - 2021年4月16日报告显示，美国陆上石油和天然气作业钻机数量降至439台，去年同期为529台；墨西哥湾作业钻机数量降至12台，去年同期为17台[103] 公司盈利情况 - 2021年第一季度净亏损746万美元，2020年同期净利润6598万美元[104] - 2021年第一季度净亏损74.6万美元，2020年同期净利润6598万美元[104] 产品销量情况 - 2021年第一季度石油、NGLs、天然气销量分别为137.7万桶、39.2万桶、107.99亿立方英尺，较2020年同期分别下降24.6%、20.8%、29.5%[106] - 2021年第一季度石油、NGLs、天然气销量分别为137.7万桶、39.2万桶、107.99亿立方英尺，较2020年同期分别下降24.6%、20.8%、29.5%，油当量销量为356.9万桶，较2020年同期下降26.8%[106] 各项费用情况 - 2021年第一季度租赁经营费用为4240万美元，较2020年同期减少1240万美元，降幅22.7%[111] - 2021年第一季度生产税为200万美元，较2020年同期增加110万美元[112] - 2021年第一季度折旧、损耗、摊销和增值（DD&A）为2660万美元，较2020年同期减少31.9%[114] - 2021年第一季度一般及行政费用（G&A）为1070万美元，较2020年同期减少23.3%[115] - 2021年第一季度衍生工具损失为2460万美元，2020年同期衍生工具收益为6190万美元[116] - 2021年第一季度租赁经营费用为4240万美元，较2020年同期减少1240万美元，降幅22.7%，主要因成功削减成本、部分油田停产等[111] - 2021年第一季度生产税为200万美元，较2020年同期增加110万美元，主要因天然气实现价格上涨，部分被产量下降抵消[112] - 2021年第一季度折旧、损耗、摊销和增值（DD&A）为2660万美元，较2020年同期减少31.9%，每桶油当量DD&A为7.46美元，较2020年同期的8.03美元下降7.1%[106][114] - 2021年第一季度一般及行政费用（G&A）为1070万美元，较2020年同期减少23.3%，每桶油当量G&A为3.00美元，较2020年同期的2.87美元增长4.5%[106][115] - 2021年第一季度衍生工具损失为2460万美元，2020年第一季度衍生工具收益为6190万美元[116] 公司现金及债务情况 - 截至2021年3月31日，公司现金为5340万美元，信贷协议下可用额度为1.376亿美元，长期债务在2022年10月前无到期[120] - 2021年第一季度经营活动提供的净现金为4500万美元，2020年同期为8430万美元[123] - 2021年和2020年第一季度融资活动净现金使用量分别为3200万美元和3350万美元[126] - 截至2021年3月31日，公司持有现金5340万美元，信贷协议下可用额度为1.376亿美元，预计未来12个月现金及可用流动性来源足以满足现金需求[120] - 2021年第一季度经营活动提供的净现金为4500万美元，2020年同期为8430万美元，投资活动使用的净现金为330万美元，2020年同期为3560万美元[123][125] - 2021年和2020年第一季度融资活动净现金使用量分别为3200万美元和3350万美元[126] - 2021年3月31日，信贷协议下未偿还借款为4800万美元，信用证为440万美元，可用额度为1.376亿美元[135] - 2021年3月31日，高级第二留置权票据未偿还本金为5.525亿美元，年利率为9.75%，2023年11月1日到期[138] - 2021年3月31日信贷协议下未偿还借款为4800万美元，信用证为440万美元，可用额度为1.376亿美元[135] - 2021年3月31日高级第二留置权票据未偿还本金为5.525亿美元，年利率9.75%，2023年11月1日到期[138] 资产退休义务情况 - 2021年3月31日和2020年12月31日资产退休义务（ARO）估计分别为3.989亿美元和3.927亿美元[128] - 2021年3月31日和2020年12月31日资产弃置义务（ARO）估计分别为3.989亿美元和3.927亿美元[128] 资本及ARO支出情况 - 2021年第一季度资本支出为160万美元，较2020年同期的1150万美元减少1000万美元[131] - 预计2021年资本支出在3000万美元至6000万美元之间，ARO支出在1700万美元至2100万美元之间[131] - 2021年第一季度资本支出为160万美元，较2020年同期的1150万美元减少1000万美元[131] - 预计2021年资本支出在3000万至6000万美元之间，ARO支出在1700万至2100万美元之间[131] 其他资金情况 - 2020年4月15日公司收到840万美元薪资保护计划（PPP）资金，管理层认为符合豁免条件[140] - 2021年第一季度公司确认210万美元员工保留信贷[141] - 2020年4月15日公司收到PPP资金840万美元，管理层认为符合豁免条件[140] - 2021年第一季度公司确认员工留用抵免210万美元[141] 保险限额情况 - 目前能源套餐井控政策限额为3000万美元至5亿美元，命名风暴保险总限额为1.625亿美元[146] - 公司能源套餐保险中井控政策限额为3000万至5亿美元，命名风暴保险总限额为1.625亿美元[146]