SandRidge Energy Inc. reporta los resultados financieros y operacionales para el tercer trimestre de 2018

Ciudad de OKLAHOMA, — SandRidge Energy, Inc. (la “Compañía” o “SandRidge”) (NYSE: SD) anunció hoy resultados financieros y operacionales para el trimestre terminado el 30 de septiembre de 2018. Para el tercer trimestre, la compañía informó ingresos netos de $ 12 millones, o $0,33 por acción y el efectivo neto proporcionado por actividades de $ 53 millonesde explotación. Después ajuste para ciertos artículos, la empresa utilidad neta ascendió a $ 11 millones, o $0,31 por acción, el cash flow operativo ascendió a $ 48 millones y el EBITDA ajustado fue de $ 48 millones para el trimestre. La empresa define y reconcilia estas medidas financieras no GAAP con la medida GAAP más directamente comparable en apoyo de las tablas al final de este comunicado de prensa bajo el principio de “Medidas económicas no-PCGA” en la página 12.

Destacados durante y después del tercer trimestre

• Ingreso neto de $ 12 millones, o $0,33 por acción diluida; Ingreso neto ajustado de $ 11 millones, o $0,31 por acción diluida
• Flujo de efectivo por actividades de $ 53 millones, un 21% 2017 tercer trimestre operativas
• Producción de la compañía total de 34 MBoepd, un 6% frente al trimestre de 2018 segundo; Producción de petróleo de 10.4 MBopd, un 27% durante el mismo período
• aumentar el 6% a mitad de carrera de dirección de producción de 2018
• EBITDA y EBITDA ajustado de $ 48 millones
• Salida de la plataforma Central de la cuenca con la venta de las propiedades no esenciales
• Adquirido propiedad incremental posición en activos existentes de la mediados de-continente

Bill Griffin, Presidente y CEO, comentó, “evolución y compromiso para cambiar la empresa está arrojando resultados positivos, como se demuestra con nuestras mejoras tangibles en tercer trimestre producción y ganancias, junto con cambios positivos al completo Dirección del año. Además, tras la culminación de la revisión ampliada de alternativas estratégicas, estoy satisfecho con la capacidad de la organización de los esfuerzos detrás de nosotros y cambiar nuestro enfoque completo en seguir adelante con la ejecución de planes de desarrollo y crecimiento. La compañía generó $ 48 millones de EBITDA durante el trimestre, así como el crecimiento de la producción de un trimestre a otro, impulsado en gran medida por los resultados de nuestro programa de perforación. Este logro marca un hito muy positivo después de un largo período de producción trimestral disminuye. Esperamos proporcionar un cuadro más detallado del crecimiento de ganancias a plazo más largo con la finalización de nuestro programa de desarrollo 2019 y presupuesto.

“La recientemente anunciada salida de la plataforma Central de la cuenca y del fideicomiso Pérmico simplifica el núcleo de la empresa, mejora la rentabilidad y reduce nuestras obligaciones para costos futuros de abandono. La redistribución inmediata de estos recursos en una adquisición muy gratuita de bajo riesgo Mid-Continent producción y reservas a un precio irresistible más compatible con nuestra creencia de que existen oportunidades de adquisición estratégica, precio y debe ser un componente importante del crecimiento adicional y opcionalidad de SandRidge como avanzamos.

“Resultados de cuencaParque Norte continúan siendo muy positivos y tasas récord de producción son conducir la realización significativa de la producción petrolífera creciente y los ingresos operativos. Crecimiento en la contribución relativa de los volúmenes de aceite de mayor margen al flujo de ingresos totales de la empresa sigue siendo un componente clave de nuestra estrategia de mejora de rentabilidad. Seguimos avanzando la curva de aprendizaje con nuestro programa en la pila de noroeste de perforación de Meramec. No sólo hemos construido confianza en nuestra capacidad para identificar áreas comercialmente viables de desarrollo futuro en la pila del noroeste, han conducido ciclos y continuar reducir los costos de desarrollo asociado.

“SandRidge sigue comprometido con la creación de valor para los accionistas y la mejora continua. Nos sentimos confiados en nuestra capacidad de generar un crecimiento rentable dentro de nuestra base de activos existente. La estrategia sigue centrada en el aprovechamiento de nuestra fuerte flujo de efectivo y balance general para desarrollo y selectivamente objetivo adecuadamente tamaño adquisiciones que se adapten a nuestras competencias y ofrecen opcionalidad de crecimiento inmediato, alto rendimiento a nuestro inventario . “

Actividad y resultados operacionales

Durante el trimestre, producción totalizó 3.1 MMBoe (30% de aceite, NGLs 23% y 47% de gas natural). La empresa un promedio de dos plataformas en la región de Mid-Continent dirigidos a la cal de Mississippi y el noroeste pila Meramec.  Después de una pausa en la cuenca del Parque Norte a principios de este año la perforación, perforación reanudó durante el trimestre para llevar el recuento total de la plataforma actual de la empresa a tres.

Parque Norte Activos de la cuenca en Jackson County, Colorado

Producción de petróleo neto en la cuenca del Parque del norte ascendieron a 379 MBo (MBopd 4.1) para el tercer trimestre, un nuevo récord para el activo.

Durante el trimestre, la compañía continuó las actividades de desarrollo para avanzar en dos pruebas separadas del espacio en los lados orientales y occidentales del campo. La prueba de separación zona oriental 1.320 pies “Botellero”, conformada por ocho XRLs, produjo una IP 30 días promedio de 983 Bopd, 129% de la curva tipo. Los pozos se completaron en el B, C y D Niobrara bancos utilizando un doce pozos por patrón de la sección.

El segundo pie 660 prueba de espaciado “Botellero”, en el lado occidental del campo, evaluará el potencial de tres capas de pozos para captar reservas de los bancos A, B, C y D. Resultados exitosos proporcionarían apoyo para un potencial de veintitrés pozos por sección. Primeros resultados del primer pozo fueron anunciado último trimestre y el Peters H 16-12 13 ha producido desde una IP de 30 días de 710 Bopd. Durante el trimestre, las operaciones de perforación comenzaron en cinco pozos posteriores en el patrón con primeras ventas espera que durante el primer trimestre del año 2019.

Además, se prevé que dos XRLs dirigidas a una extensión meridional de la zona núcleo a spud tarde en el cuarto trimestre.

Mid-Continent activos en Oklahoma y Kansas

En el tercer trimestre, producción de la cal Mississippian totalizaron 2,4 MMBoe (MBoepd 26, 17% aceite) y producción noroeste pila sumaron 221 MBoe (2,4 MBoepd, 39% de aceite).

La compañía mantiene una plataforma en la pila del noroeste contra el Meramec y perforó tres pozos bajo el acuerdo de participación anunciada de perforación. La compañía trajo cuatro pozos a ventas con un IP 30 días combinada con un promedio de 549 bped (61% aceite).

Durante el trimestre, la compañía continuó la perforación en la cal Mississippian y recientemente trajo el primero de cuatro pozos previstos en línea con los resultados esperados en el cuarto trimestre. SandRidge pretende extender esta plataforma hasta el final del año para perforar tres pozos de Meramec noroeste pila no bajo el Convenio de participación de la perforación. Estos pozos de alto interés compensará dos pozos muy productivos, la Medill H 1-27, que produjo una IP 30 días bped 925 (77% de aceite) y la Campbell 1-26H23H que entregan una IP 30 días bped 902 (81% aceite).

Propuesta electoral de Colorado 112

06 de noviembre de 2018, los ciudadanos de Colorado votaron contra la Proposición 112, una iniciativa electoral que habría restringido severamente desarrollo energético en el estado. Como resultado, actuales planes de desarrollo sus para la cuenca Norte Parquepermanecen inalterados. Recientemente, diversas iniciativas han sido promovidas por grupos de interés para aumentar las regulaciones inhibiendo el desarrollo de petróleo y gas. SandRidge continuará vigilando este tipo de iniciativas en todas sus áreas operacionales. La empresa valora y respeta el medio ambiente y queda comprometido a llevar a cabo todas las operaciones de manera segura y responsable.

Ed. capital

Ures 2018 dirección de actualización y

Para los tres y nueve meses terminaron el 30 de septiembre de 2018, los gastos de capital fueron de $ 43 millones y $ 118 millones, respectivamente. Para 2018, la compañía espera gastar entre $ 180 millones y $ 190 millones, que se ha modificado de guía anterior. Sin embargo, los costos de perforación y terminación de la empresa fueron reasignados entre Parque Norte y el mediados de-continente debido a la sincronización de los pozos del Norte Parque y adicional interés alto que noroeste pila pozos añadido al programa de 2018.

Como resultado de la mayor producción se dio cuenta, la desinversión de la plataforma Central de la cuenca y la adquisición de Mid-Continent, la empresa aumentó su dirección 2018 producción a 12.0 – 12.5 MMBoe de 11.3 – 11.9 MMBoe. Arrendamiento total gastos de operación se mantendrá sin cambios y ajustado G & A disminuido por $ 1 millón a un rango de $39 – $ 41 millones.

Liquidez y estructura de Capital

Como consecuencia de la caída de redeterminación, base de endeudamiento de la compañía se ha fijado en $ 350 millones. A partir del 02 de noviembre de 2018, tras el cierre de las transacciones se anunció previamente, la liquidez de la empresa ascendieron a $ 363,4 millones, que incluye $ 19,6 millones en efectivo y $ 350 millones de capacidad de endeudamiento la facilidad de crédito, neto de cartas de crédito pendientes. La empresa actualmente no dispone de fondos bajo su línea de crédito.

Información de la llamada de conferencia

La empresa será el anfitrión de una conferencia telefónica para discutir estos resultados en jueves, 08 de noviembre de 2018 a las 8:00 am CT. El número de teléfono para acceder a la llamada de conferencia de los Estados Unidos es (833) 245-9650 y desde fuera de Estados Unidos es (647) 689-4222. La clave para que la llamada es 8344069. Una reproducción de audio de la llamada estará disponible desde el 08 de noviembre de 2018 hasta 11:59 pm CT el 08 de diciembre de 2018. El número para acceder a la repetición de la multiconferencia desde dentro de Estados Unidos es (800) 585-8367 y desde fuera de Estados Unidos es (416) 621-4642. El código de acceso para la repetición es 8344069.

Audio directo en la Web de la Conferencia también estará disponible a través de la Página Web de SandRidge, www.sandridgeenergy.com, bajo relaciones de inversionista/presentación y eventos. La transmisión por Internet se archivarán para la reproducción en el sitio web durante 30 días.

Dirección de gasto operacional y Capital 2018  

Presenta a continuación es orientación de gasto operacional y capital de la empresa para 2018.

“prnews_span” > 92 millones

 

92 millones

G ajustado y un gasto ⁽¹⁾

39 millones

 

40 millones

% de los ingresos

Impuestos de producción

5.50% y 5.70%

 

5.30-5.70%

Gastos de capital ($ millones)

Perforación y terminación

Mid-Continent

$22 a $27

 

$17-$19

Norte Parque cuenca

55 – 60

 

65 – 73

Otros ⁽²⁾

35

 

34

Total de perforación y terminación

$112-$122

 

$116-126

Otros productos de E & P

Tierra, G & G y sísmico

$16

 

$15

Infraestructura ⁽³⁾

18

 

15

Xj450 reparación de pozos

26

 

25

Mayúscula G & A y el interés

7

 

8

Total exploración y producción de otros

$67

 

$63

General Corporativa

1

 

1

Total gastos de Capital

$180 – $190

 

$180 – $190

(excluyendo adquisiciones y taponamiento y abandono)

 

Estadísticas operacionales y financieras

Información sobre producción de la empresa, precios, costos e ingresos se presenta a continuación:

	Tres meses terminado el 30 de septiembre,						Nueve meses terminado el 30 de septiembre,
	2018			2017			2018			2017
Producción Total
Aceite (no-industria)	956			954			2.637			3.130
NGL (no-industria)	710			807			2.110			2.601
Gas natural (MMcf)	8.757			10.850			27.221			33.883
Petróleo equivalente (MBoe)	3.126			3.569			9.284			11.378
Producción diaria (MBoed)	34.0			38.8			34.0			41.7
Precio medio por unidad de
Se dio cuenta de precio del petróleo por barril, según informó	$	66.94		$	46.16		$	63.16		$	47.22
Impacto se dio cuenta de derivados por barril	(12.95)			3.51			(12.35)			2.20
Precio neto realizado por barril	$	53.99		$	49.67		$	50,81		$	49.42
Se dio cuenta de precio NGL por barril, según informó	$	26.45		$	</p clas>

s = “dnr prnews_p” >19.07

 

$

24.70

 

$

16.52

Impacto se dio cuenta de derivados por barril

—

 

—

 

—

 

—

Precio neto realizado por barril

$

26.45

 

$

19.07

 

$

24.70

 

$

16.52

Se dio cuenta de precio de gas natural por Mcf – como informó

$

1.68

 

$

1.95

 

$

1.66

 

$

2.14

Impacto se dio cuenta de derivados por Mcf

0.09

 

0.15

 

0.13

 

0.02

Precio neto realizado por Mcf

$

1.77

 

$

2.10

 

$

1.79

 

$

2.16

Se dio cuenta de precio por Boe – como informó

$

31.19

 

$

22.57

 

$

28.41

 

$

23.14

Net realizado precio por Boe – incluido el impacto de los derivados

$

27.47

 

$

23.97

 

$

25.28

 

$

23.81

Coste medio por Boe

Contrato de arrendamiento operativo

$

7.49

 

$

7.50

 

$

7.42

 

$

 

/p >

6,77

Impuestos de producción

$

1,80

 

$

1.01

 

$

1.59

 

$

0,83

Agotamiento ⁽¹⁾

$

10.59

 

$

8.69

 

$

9,91

 

$

7.69

Ganancias por acción

Ganancias (pérdida) por acción aplicable a los accionistas comunes

Básico

$

0.33

 

$

(0.25)

 

$

(1.81)

 

$

2.07

Diluido

$

0.33

 

$

(0.25)

 

$

(1.81)

 

$

2.06

Ajustar el ingreso neto (pérdida) por acción disponible para accionistas comunes

Básico

$

0.31

 

$

0.35

 

$

0.42

 

$

1.28

Diluido

$

0.31

 

$

0.35

 

$

0.42

 

$

1.27

Ponderado promedio del número de acciones en circulación (en miles)

Básico

35.308

 

34.290

 

34.971

p >

31.750

Diluido ⁽²⁾

35.330

 

34.388

 

34.971

 

31.984

Gastos de capital

La siguiente tabla muestra los resultados reales de los gastos de capital de la empresa para los tres y nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2018 en el mismo nivel de detalle como su dirección de gastos de capital de todo el año.

DNR “>44

Total gastos de Capital

$

42.982

 

$

117.678

(excluyendo adquisiciones y taponamiento y abandono)

 

Contratos de derivados

A la luz de la elevada correlación entre los precios NGL y WTI NYMEX, la compañía maneja una parte de su exposición de precio NGL mediante contratos WTI NYMEX en un tres a uno (3:1) NGL relación crudo. En la contemplación de la fusión previamente terminada con Bonanza Creek, que habría sido financiado con deuda, entramos en varios contratos de derivados de petróleo en noviembre de 2017. Cobertura futura requiere aprobación de la Junta. La siguiente tabla establece la compañía consolidada de petróleo y gas natural precio swaps para 2018 y 2019 a partir del 07 de noviembre de 2018:

UME (MMBtupd)

 

70.0

 

40.0

 

40.0

 

40.0

 

47.4

Intercambio de precio ($/ MMBtu)

 

$3,24

 

$3,11

 

$3,11

 

$3,11

 

$3,16

31/03/2019

 

30/06/2019

 

30/09/2019

 

31/12/2019

 

2019 DE FY

WTI Swaps:

Volumen total (MMBbls)

 

0.45

 

0,46

 

0,46

 

0,46

 

1,83

Volumen diario (MBblspd)

 

5.0

 

5.0

 

5.0

 

5.0

 

5.0

Intercambio de precio ($por barril)

 

$54,29

 

$54,29

 

$54,29

 

$54,29

 

$54,29

 

Capitalización

La estructura de capital de la empresa a partir del 30 de septiembre de 2018 y 31 de diciembre de 2017 se presenta a continuación:

prngen13 “>

Capital contable

Acciones comunes

36

 

36

Garantiza

88.517

 

88.500

Capital adicional pagado

1.054.155

 

1.038.324

Déficit acumulado

(350.173)

 

(286.920)

Capital contable total SandRidge Energy, Inc.

792.535

 

839.940

Capitalización total

$

792.535

 

$

877.442

prngen13 “>

9.435

Depreciación y agotamiento, petróleo y gas natural

33.090

 

31.029

 

92.048

 

87.486

Depreciación y amortización, otros

3.036

 

3.399

 

9.229

 

10.729

Deterioro

—

 

498

 

4.170

 

3.475

Generales y administrativos

9.251

 

20.292

 

33.616

 

59.184

Acelerado de otorgar en cambio en el control de

—

 

—

 

6.545

 

—

Concurso de proxy

(459)

 

—

 

7.139

 

—

Beneficios de terminación

23

 

—

 

32.653

 

4.815

Pérdida (ganancia) en contratos de derivados

11.329

 

11.702

 

59.763

 

(46.024)

Otros (ingresos) gastos funcionamiento

(105)

 

(132)

 

(1.343)

 

135

Total de gastos

85.230

 

97.159

 

327.472

 

206.232

Ganancia (pérdida) de operaciones

12.430

 

(16.267)

 

(63.222)

 

57.861

Otros ingresos (gastos)

Gastos por intereses, neto

(627)

 

(872)

 

(2.226)

 

(2.757)

Aumento en la extinción de una deuda

—

 

—

 

1.151

y n

BSP;

—

Otros ingresos (gastos), neto

(118)

 

197

 

972

 

2.222

Total otros gastos

(745)

 

(675)

 

(103)

 

(535)

Utilidad (pérdida) antes de impuestos sobre la renta

11.685

 

(16.942)

 

(63.325)

 

57.326

Beneficio de impuesto sobre la renta

(30)

 

(8.457)

 

(72)

 

(8.496)

Ingreso neto (pérdida)

$

11.715

 

$

(8.485)

 

$

(63.253)

 

$

65.822

Ganancias (pérdida) por acción

Básico

$

0.33

 

$

(0.25)

 

$

(1.81)

 

$

2.07

Diluido

$

0.33

 

$

(0.25)

 

$

(1.81)

 

$

2.06

Promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación

Básico

35.308

 

34.290

 

34.971

 

31.750

Diluido

35.330

 

34.290

 

34.971

 

31.984

BSP;

Activos corrientes

Efectivo y equivalentes de efectivo

$

32.562

 

$

99.143

Restringido en efectivo – otros

1.912

 

2.165

Cuentas por cobrar, neto

54.493

 

71.277

Contratos de derivados

73

 

1.310

Gastos anticipados

2.223

 

5.248

Otros activos circulantes

350

 

15.954

Total activo circulante

91.613

 

195.097

Propiedades de petróleo y gas natural, utilizando el método del coste completo de la contabilidad

Demostró

1.206.363

 

1.056.806

No han sido comprobados

68.737

 

100.884

Menos: depreciación acumulada, el agotamiento y deterioro

(546.769)

 

(460.431)

 

728.331

 

697.259

Otras propiedad, planta y equipo, neto

211.198

 

225.981

Otros activos

1.181

 

1.290

Total de activos

$

1.032.323

 

$

1.119.627

PASIVOS Y CAPITAL CONTABLE

Pasivo corriente

Cuentas por pagar y devengados los gastos

$

112.980

 

$

139.155

Contratos de derivados

36.905

 

10.627

Obligación de retiro del activo

40.041

 

41.017

Otros pasivos circulantes

7

 

8.115

Total pasivo corriente

189.933

 

198.914

Deuda a largo plazo

—

 

37.502

Contratos de derivados

6.791

 

3.568

Obligación de retiro del activo

39.227

 

36.527

Otras obligaciones a largo plazo

3.837

 

3.176

Total de pasivos

239.788

 

279.687

Capital contable

Acciones ordinarias, valor nominal de $0,001; 250.000 acciones autorizadas; 35.691 emitidas y en circulación al 30 de septiembre de 2018 y 35.650 emitidas y en circulación al 31 de diciembre de 2017

36

 

36

Garantiza

88.517

 

88.500

Capital adicional pagado

1.054.155

 

1.038.324

Déficit acumulado

(350.173)

 

(286.920)

Total capital contable

792.535

 

839.940

Total pasivo y capital contable

$

1.032.323

 

$

1.119.627

clase TD = “prngen13” >

—

Pérdida (ganancia) en contratos de derivados

59.763

 

(46.024)

Efectivo (pagado) recibido en el establecimiento de contratos de derivados

(29.025)

 

7.700

Compensación basada en acciones

22.415

 

12.616

Otros

(1.734)

 

188

Cambios en activos y pasivos de operación

16.407

 

5.699

Efectivo neto proporcionado por actividades de explotación

109.168

 

147.906

FLUJOS DE EFECTIVO DE ACTIVIDADES DE INVERSIÓN

Gastos de capital para la propiedad, planta y equipo

(146.819)

 

(152.743)

Adquisición de activos

—

 

(48.236)

Ingresos por venta de activos

14.497

 

19.769

Efectivo neto utilizado en las actividades de inversión

(132.322)

 

(181.210)

FLUJOS DE EFECTIVO DE ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO

Reembolsos de préstamos

(36.304)

 

—

Costos de emisión de deuda

—

 

(1.488)

Efectivo pagado por retenciones de impuestos sobre premios valores adquiridos

(7.376)

 

(3.766)

Efectivo neto utilizado en actividades de financiamiento

(43.680)

 

(5.254)

RED disminución en efectivo, equivalentes de efectivo y efectivo restringido

(66.834)

 

(38.558)

EFECTIVO, efectivo equivalente y restringido en efectivo, principio de año

101.308

 

174.071

EFECTIVO, equivalentes de efectivo y efectivo restringido, final del período de

$

34.474

 

$

135.513

Información suplementaria de la información de flujo de efectivo

Efectivo recibido por impuestos sobre la renta

$

4.381

 

$

—

Información suplementaria de no monetarias, inversión y financiación de las actividades

Cambio en los gastos de capital devengados

$

29.141

 

</p class=”prnews_p >

DNR “>$

 

(15.241)

Capital por deuda

$

—

 

$

(268.779)

 

Medidas económicas no-PCGA

Este comunicado de prensa incluye medidas financieras no-GAAP. Estas medidas no-GAAP no son alternativas a las medidas GAAP y no debe considerar estas medidas no-GAAP en el aislamiento o como un sustituto para el análisis de nuestros resultados como bajo PCGA. A continuación es informativa adicional con respecto a cada una de las medidas no-GAAP utilizadas en este comunicado de prensa, incluyendo conciliaciones a su medida GAAP más directamente comparable.

Reconciliación de efectivo proporcionado por las actividades de flujo de efectivo operativo de explotación

La empresa define el flujo de efectivo operativo como efectivo neto proporcionado por actividades antes de los cambios en activos y pasivos de operación de operación como se muestra en la siguiente tabla. Cash flow operativo es una medida financiera suplementaria utilizada por la administración de la compañía y analistas de valores, inversionistas, prestamistas, agencias de calificación y otros que siguen la industria como un indicador de la capacidad de la empresa para financiar internamente la exploración y actividades de desarrollo y de servicio o incurrir en deuda adicional. La compañía también utiliza esta medida porque cash flow operativo se relaciona con el calendario de cobros y desembolsos que la empresa no puede controlar y no puede relacionarse con el período en que ocurrieron las actividades operativas. Además, cash flow operativo permite a la empresa comparar su rendimiento operativo y retorno de capital con los de otras empresas sin tener en cuenta métodos y estructura de capital de financiación. Esta medida no debe considerarse de forma aislada o como un sustituto para el efectivo neto proporcionado por actividades preparadas de conformidad con los PCGA de funcionamiento.

Reconciliación del ingreso neto (pérdida) EBITDA y EBITDA ajustado

La empresa define el EBITDA como ingreso neto (pérdida) antes de impuestos beneficio, gastos financieros, depreciación y amortización – y depreciación y agotamiento – petróleo y gas natural. El EBITDA ajustado, tal como se presenta en este documento, es EBITDA excluyendo partidas que la empresa cree que afecta la comparabilidad de los resultados como los elementos cuyo tiempo o la cantidad no pueden ser razonablemente estimados o son no-recurrentes, como se muestra en las tablas siguientes de operación.

El EBITDA ajustado se presenta ya que la Administración considera proporciona información adicional útil utilizado por la administración de la compañía y analistas de valores, inversionistas, prestamistas, agencias de calificación y otros que siguen la industria, para el análisis de la Rendimiento de la empresa financiero y de explotación en forma recurrente y la capacidad de la empresa para financiar internamente la exploración y desarrollo y servicio o incurrir en deuda adicional. Además, la dirección cree que el EBITDA ajustado es ampliamente utilizado por los analistas de investigación profesional y otros en las recomendaciones de inversión, valuación y comparación de las empresas en la industria de petróleo y gas exploración y producción. El EBITDA ajustado de la empresa no puede ser comparable a semejantemente tituladas medidas utilizadas por otras empresas.

>

2017

 

2018

 

2017

(En miles)

Ingreso neto (pérdida)

$

11.715

 

$

(8.485)

 

$

(63.253)

 

$

65.822

Ajustado para

Beneficio de impuesto sobre la renta

(30)

 

(8.457)

 

(72)

 

(8.496)

Gastos por intereses

702

 

1.177

 

2.508

 

3.509

Depreciación y amortización – otros

3.036

 

3.399

 

9.229

 

10.729

Depreciación y agotamiento – petróleo y gas natural

33.090

 

31.029

 

92.048

 

87.486

EBITDA

48.513

 

18.663

 

40.460

 

159.050

Deterioro de activos

—

 

498

 

4.170

 

3.475

Compensación basada en acciones

506

 

2.961

 

9.284

 

10.789

Pérdida (ganancia) en contratos de derivados

11.329

 

11.702

 

59.763

 

(46.024)

Efectivo (pagado) recibida al establecimiento de contratos de derivados

(11.632)

 

4.994

 

(29.025)

 

7.700

</td class=”prngen>

6″ >

Beneficios de terminación

23

 

—

 

32.653

 

4.815

Concurso de proxy

(459)

 

—

 

7.139

 

—

Aceleración de las unidades de actuación

—

 

—

 

1.232

 

—

Costos de reestructuración

—

 

515

 

—

 

3.739

Los costos de transacción de acuerdo participación de perforación

—

 

2.881

 

—

 

2.881

Aumento en la extinción de una deuda

—

 

—

 

(1.151)

 

—

Otros

(245)

 

(477)

 

(2.463)

 

(2.712)

EBITDA ajustado

$

48.035

 

$

41.737

 

$

122.062

 

$

143.713

Reconciliación de efectivo proporcionado por las actividades de explotación al EBITDA ajustado

s = “prngen13” >

Cambios en activos y pasivos de operación

(5.061)

 

2.107

 

(16.407)

 

(5.699)

Gastos por intereses

702

 

1.177

 

2.508

 

3.509

Despido de un empleado beneficia ⁽¹⁾

23

 

—

 

19.522

 

2.990

Concurso de proxy

(459)

 

—

 

7.139

 

—

Aceleración de las unidades de actuación

—

 

—

 

1.232

 

—

Costos de reestructuración

—

 

515

 

—

 

3.739

Los costos de transacción de acuerdo participación de perforación

—

 

2.881

 

—

 

2.881

Beneficio de impuesto sobre la renta

(30)

 

(8.457)

 

(72)

 

(8.496)

Otros

(191)

 

(460)

 

(1.028)

 

(3.117)

EBITDA ajustado

$

48.035

 

$

41.737

 

$

122.062

 

$

143.713

Reconciliación del ingreso neto (pérdida) disponible para los accionistas comunes a ajustado ingreso neto disponible para accionistas comunes

La empresa define ingresos netos ajustados como ingreso neto excluyendo artículos que la empresa cree que afectan la comparabilidad de los resultados de operación y son típicamente excluidos estimaciones publicadas por la comunidad de inversión, incluidos los elementos cuya distribución o cantidad no puede ser razonablemente Estimado o son no-recurrentes, como se muestra en las tablas siguientes.

Administración utiliza la medida suplementaria de ingresos netos ajustados como un indicador de tendencias operacionales y performance en comparación con otras empresas de petróleo y gas natural de la empresa y cree que es más comparable a las estimaciones de ingresos proporcionadas por valores analistas. Ingresos netos ajustados no es una medida de desempeño financiero bajo GAAP y no deben considerarse como un sustituto de ingreso neto disponible para accionistas comunes.

“prngen4” colspan = “5” nowrap = “nowrap” >

Trimestre cerrado 30 de septiembre de 2018

 

Trimestre cerrado 30 de septiembre de 2017

 

$

 

$/ Diluido

 

$

 

$/ Diluido

(En miles, excepto cantidades por acción)

Ingreso neto (pérdida) disponible para accionistas comunes

$

11.715

 

$

0.33

 

$

(8.485)

 

$

(0.25)

Deterioro de activos

—

 

—

 

498

 

0.01

Pérdida en contratos de derivados

11.329

 

0.32

 

11.702

 

0.34

Efectivo (pagado) recibida al establecimiento de contratos de derivados

(11.632)

 

(0.33)

 

4.994

 

0.15

Beneficios de terminación

23

 

—

 

—

 

—

Concurso de proxy

(459)

 

(0.01)

 

—

 

—

Costos de reestructuración

—

 

—

 

515

 

0.02

Los costos de transacción de acuerdo participación de perforación

—

 

—

 

2.881

 

0.09

Otros

(172)

 

—

 

(215)

 

(0.01)

Ajustar el ingreso neto disponible para accionistas comunes

$

10.804

 

$

</td class=”prngen15″>

>

0.31

 

$

11.890

 

$

0.35

Básico

 

Diluido ⁽¹⁾

 

Básico

 

Diluido ⁽¹⁾

Promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación

35.308

 

35.330

 

34.290

 

34.388

Total ingresos netos por acción ajustados

$

0.31

 

$

0.31

 

$

0.35

 

$

0.35

Nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2018

 

Nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2017

 

$

 

$/ Diluido

 

$

 

$/ Diluido

(En miles, excepto cantidades por acción)

(Pérdida) utilidad neta disponible para accionistas comunes

$

(63.253)

 

$

(1.81)

 

$

65.822

 

$

2.06

Deterioro de activos

4.170

 

0.12

 

3.475

 

0.11

Pérdida (ganancia) en contratos de derivados

59.763

 

1.71

 

(46.024)

 

(1,44)

Efectivo (pagado) recibida al establecimiento de contratos de derivados

(29.025)

 

(0,83)

 

7.700

 

0.24

Beneficios de terminación

32.653

 

0,93

</td class=”prngen13″>

>

4.815

 

0.15

Concurso de proxy

7.139

 

0.20

 

—

 

—

Acelerado de otorgar en cambio en el control de

6.545

 

0.19

 

—

 

—

Costos de reestructuración

—

 

—

 

3.739

 

0.12

Los costos de transacción de acuerdo participación de perforación

—

 

—

 

2.881

 

0.09

Aumento en la extinción de una deuda

(1.151)

 

(0.03)

 

—

 

—

Otros

(2.077)

 

(0.06)

 

(1.642)

 

(0.06)

Ajustar el ingreso neto disponible para accionistas comunes

$

14.764

 

$

0.42

 

$

40.766

 

$

1.27

Básico

 

Diluido ⁽¹⁾

 

Básico

 

Diluido ⁽¹⁾

Promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación

34.971

 

34.971

 

31.750

 

31.984

Total ingresos netos por acción ajustados

$

0.42

 

$

0.42

 

$

1.28

 

$

1.27

ws_p dnr “>ponderadas promedio diluidas acciones comunes para ciertos ejercicios presentados incluye acciones que se consideran antidilutive para el cálculo de pérdida de por acción conforme a PCGA.

Reconciliación de un ajustado a G & G A

La empresa informa y orienta en ajustar G & A por Boe porque cree que esta medida es comúnmente utilizado por gerencia, analistas e inversionistas como un indicador de gestión de costes y eficacia sobre una base comparable de funcionamiento período a período, y para comparar y hacer recomendaciones de inversión de las empresas en la industria de petróleo y gas. Esta medida no-GAAP permite el análisis de la administración y pasarán sin tener en cuenta programas de compensación basada en acciones y otros elementos no recurrentes de dinero que pueden variar considerablemente entre empresas. Ajustado G & A por Boe no es una medida de desempeño financiero bajo GAAP y no deben considerarse como un sustituto para gastos generales y administrativos por Boe. Por lo tanto, la empresa ajustada G & A por Boe no son comparables a semejantemente titulada las medidas otras empresas.

La empresa define G ajustado y un gasto de administración y como ajusta cierta compensación no en efectivo y otros elementos no recurrentes, como se muestra en las tablas siguientes.

3″ >

$

3.62

 

$

59.184

 

$

5.20

Compensación basada en acciones ⁽¹⁾

(3.971)

 

(0.43)

 

(10.789)

 

(0.95)

Costos de reestructuración

—

 

—

 

(3.739)

 

(0.33)

Los costos de transacción de acuerdo participación de perforación

—

 

—

 

(2.881)

 

(0.25)

Ajustado G & A

$

29.645

 

$

3.19

 

$

41.775

 

$

3.67

Para más información, póngase en contacto con:

Johna Robinson
Relaciones con inversores
SandRidge Energy, Inc.
123 Robert S. Kerr Avenue
Oklahoma City, OK 73102-6406
(405) 429-5515

Nota de advertencia a los inversionistas – este comunicado de prensa incluye “declaraciones a futuro” en el sentido de la Sección 27A de la Securities Act de 1933, modificada y la Sección 21E de la Securities Exchange Act de 1934, según enmendada, incluyendo pero no limitado a, la información que aparece bajo el título “2018 operativa y la orientación de gastos de Capital.” Estas declaraciones expresan una creencia, expectativa o intención y generalmente van acompañadas de palabras que transmiten los resultados o eventos futuros proyectados. Las declaraciones prospectivas incluyen proyecciones y estimaciones de la empresa estrategias empresariales, operaciones futuras y los planes de desarrollo y evaluación de programas, inventarios y ubicaciones de perforación Estimado líquidos petróleo y gas natural y gas natural producción, reservas, precio realizaciones y diferenciales, cobertura programa proyectado de funcionamiento, gastos generales y administrativos y otros, gastos de capital proyectados, alícuotas, eficiencia y reducción de costos resultados iniciativa, liquidez y evaluación de infraestructura y estructura de capital y la inversión. Nos hemos basado estas declaraciones a futuro en nuestras expectativas actuales y suposiciones y análisis hechos por nosotros a la luz de nuestra experiencia y nuestra percepción de las tendencias históricas, condiciones actuales y desarrollos futuros esperados, así como otros factores Creo que son apropiados en las circunstancias. Sin embargo, si los resultados reales y desarrollos cumplirá con nuestras expectativas y predicciones está sujeta a una serie de riesgos e incertidumbres, incluyendo la volatilidad de los precios del petróleo y gas natural, nuestro éxito en descubrir, calcular, desarrollar y sustitución de petróleo y gas natural reservas, curvas de declinación real y el efecto real de añadir compresión a pozos de gas natural, la disponibilidad y condiciones de capital, la capacidad de las contrapartes a las transacciones con nosotros para cumplir con sus obligaciones, nuestro tiempo ejecución de las transacciones de cobertura, las condiciones crediticias de los mercados de capital globales, cambios en las condiciones económicas, la cantidad y distribución de los costos de desarrollo futuro, la disponibilidad y demanda de fuentes alternativas de energía, cambios normativos, los incluidos relacionados con dióxido de carbono y las emisiones de gases de efecto invernadero y otros factores, muchos de los cuales están fuera de nuestro control. Le remitimos a la discusión de los factores de riesgo en la parte I, artículo 1A, “Factores de riesgo” de nuestro informe anual en el formulario 10-K y en secciones comparables “Factor de riesgo” de nuestros informes trimestrales en formulario 10-Q presentado después de tal forma 10-K. Todas las declaraciones a futuro en este comunicado de prensa califican dichas declaraciones cautionary. Los resultados reales o acontecimientos previstos no pueden ser realizados o, aunque sustancialmente se dio cuenta, pueden no tener las consecuencias previstas para o efectos sobre nuestra compañía o nuestros negocios u operaciones. Tales declaraciones no son garantías del futuro rendimiento y los resultados reales o acontecimientos pueden diferir materialmente de aquellos proyectados en las declaraciones a futuro. Nos no comprometemos a ninguna obligación de actualizar o revisar las declaraciones prospectivas.

SandRidge Energy, Inc. (NYSE: SD) es un óleo y compañía de exploración y producción de gas natural con sede en Oklahoma City, Oklahoma con su foco principal en el desarrollo de alto rendimiento, crecimiento proyectos orientados en Oklahomay Colorado.

SandRidge Energy, Inc.

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Keywords:  afds, afdsafds