Jagged Peak Energy Inc. gab ungeprüfte konsolidierte Gewinn- und Produktionsergebnisse für das zweite Quartal und die Ergebnisse für die sechs Monate bis zum 30. Juni 2018 bekannt. Für das Quartal meldete das Unternehmen Gesamteinnahmen in Höhe von 158.676.000 $, verglichen mit 53.051.000 $ vor einem Jahr. Das Betriebsergebnis belief sich auf 73.171.000 US-Dollar, verglichen mit 4.288.000 US-Dollar vor einem Jahr. Der Gewinn vor Steuern betrug 57.489.000 $ im Vergleich zu 30.672.000 $ vor einem Jahr. Der dem Unternehmen zurechenbare Nettogewinn betrug 45.081.000 $ oder 0,21 $ pro unverwässerter und verwässerter Aktie im Vergleich zu 16.403.000 $ oder 0,08 $ pro unverwässerter und verwässerter Aktie vor einem Jahr. Der Nettogewinn betrug 45.081.000 $ im Vergleich zu 16.403.000 $ vor einem Jahr. Der Nettobarmittelzufluss aus betrieblichen Aktivitäten betrug 119.572.000 $ im Vergleich zu 38.304.000 $ vor einem Jahr. Die Erschließung von Erdöl- und Erdgasgrundstücken belief sich auf 206.986.000 $ im Vergleich zu 120.919.000 $ vor einem Jahr. Die sonstigen Investitionsausgaben beliefen sich auf 611.000 $ im Vergleich zu 693.000 $ vor einem Jahr. Der bereinigte Nettogewinn betrug 43.281.000 $ oder 0,20 $ pro unverwässerter und verwässerter Aktie im Vergleich zu 9.855.000 $ oder 0,05 $ pro unverwässerter und verwässerter Aktie im Vorjahr. Der bereinigte EBITDAX betrug 118.597.000 $ gegenüber 39.287.000 $ vor einem Jahr. Die Investitionsausgaben für Bohr- und Fertigstellungstätigkeiten beliefen sich in den drei Monaten bis zum 30. Juni 2018 auf 176,2 Millionen $, was den Investitionen für die Bohrung und Fertigstellung von 19 Bruttobohrungen (15,3 netto) entspricht, von denen 15 Bruttobohrungen (13,7 netto) von Jagged Peak gebohrt und fertiggestellt wurden. Für die sechs Monate meldete das Unternehmen Gesamteinnahmen in Höhe von 287.729.000 $ im Vergleich zu 92.439.000 $ vor einem Jahr. Das Betriebsergebnis betrug 50.461.000 $, verglichen mit einem Verlust von 388.727.000 $ im Vorjahreszeitraum. Der Gewinn vor Steuern betrug 27.730.000 $, verglichen mit einem Verlust von 345.841.000 $ im Vorjahr. Der dem Unternehmen zurechenbare Nettogewinn betrug 5.678.000 $ oder 0,03 $ pro unverwässerter und verwässerter Aktie, verglichen mit einem Verlust von 74.002.000 $ oder 0,35 $ pro unverwässerter und verwässerter Aktie vor einem Jahr. Der Nettogewinn betrug 5.678.000 $ im Vergleich zu einem Verlust von 449.478.000 $ vor einem Jahr. Der Nettobarmittelzufluss aus dem operativen Geschäft betrug 199.814.000 $ im Vergleich zu 60.005.000 $ vor einem Jahr. Die Erschließung von Erdöl- und Erdgasvorkommen belief sich auf 392.968.000 $ im Vergleich zu 195.212.000 $ vor einem Jahr. Andere Kapitalausgaben betrugen 1.881.000 $ im Vergleich zu 1.456.000 $ im Vorjahr. Der bereinigte Nettogewinn betrug 69.643.000 $ oder 0,33 $ pro unverwässerter und verwässerter Aktie im Vergleich zu 20.363.000 $ oder 0,10 $ pro unverwässerter und verwässerter Aktie vor einem Jahr. Der bereinigte EBITDAX betrug 204.124.000 US-Dollar gegenüber 68.411.000 US-Dollar vor einem Jahr. Für das Quartal meldete das Unternehmen eine durchschnittliche Tagesproduktion von 34,6 MBoe pro Tag, was 8 % über dem oberen Ende der Prognosespanne des Unternehmens von 31,0 bis 32,0 MBoe/d liegt. Die Ölproduktion lag in diesem Quartal bei durchschnittlich 26,9 MBbls pro Tag. Das starke Produktionswachstum im Quartal ist auf die gute Leistung der im Quartal in Betrieb genommenen Bohrlöcher zurückzuführen. Die durchschnittliche Tagesproduktion im zweiten Quartal stieg im Vergleich zum ersten Quartal 2018 um 25 % und im Vergleich zum zweiten Quartal 2017 um 135 %. Die Zusammensetzung der Produktion im zweiten Quartal blieb gegenüber dem Vorquartal im Wesentlichen unverändert und setzte sich aus 78 % Öl, 12 % Erdgas und 10 % NGLs zusammen. In diesem Quartal produzierte das Unternehmen 2.450 MBbls Öl, verglichen mit 1.079 MBbls vor einem Jahr. Die Erdgasproduktion betrug 2.220 MMcf im Vergleich zu 719 MMcf vor einem Jahr. Die NGL-Förderung betrug 325 MBbls gegenüber 140 MBbls vor einem Jahr. Das kombinierte Volumen betrug 3.145 MBoe im Vergleich zu 1.339 MBoe vor einem Jahr. Für das dritte Quartal, das am 30. September 2018 endet, erwartet das Unternehmen eine durchschnittliche tägliche Äquivalentproduktion im Bereich von 33,0 bis 35,0 MBoe/d. Die durchschnittliche tägliche Ölproduktion wird im Bereich von 25,5 bis 27,5 MBbls/d liegen. Für das gesamte Jahr, das am 31. Dezember 2018 endet, erwartet das Unternehmen eine durchschnittliche tägliche Ölproduktion in einer Spanne von 25,0 bis 27,0 MBbls/d. Die Pachtbetriebskosten werden zwischen 3,25 und 4,00 $ pro Boe liegen. Die allgemeinen und administrativen Ausgaben werden zwischen 44 und 46 Mio. $ liegen. Die Produktions- und Ad-Valorem-Steuern werden zwischen 6,5 % und 7,5 % liegen. Das aktualisierte Programm des Unternehmens sieht die Inbetriebnahme von 45 bis 47 Bruttobohrlöchern vor, verglichen mit dem ursprünglichen Budget von 42 bis 46 Bruttobohrlöchern, die in Betrieb genommen werden sollen, und rechnet mit der Fertigstellung von ca. 440.000 Nettoseitenfuß, einschließlich nicht betriebener Aktivitäten. Das Kapital dieses aktualisierten Programms wird sich voraussichtlich auf 668 bis 702 Mio. $ belaufen, wobei 650 bis 680 Mio. $ für Bohrungen und Fertigstellung vorgesehen sind. Dies steht im Vergleich zur vorherigen Zuweisung von 540 bis 590 Millionen Dollar für Bohrungen und Fertigstellung. Es wird erwartet, dass das aktualisierte Programm ein Produktionsvolumen von 32,0 bis 34,0 MBoe pro Tag liefern wird, verglichen mit der vorherigen Prognose von 28,0 bis 31,0 MBoe pro Tag. Das gesamte Erschließungskapital wird sich auf 668 bis 702 Mio. $ belaufen. Etwa 650 bis 680 Mio. $ sind für Bohr- und Fertigstellungskosten veranschlagt. Für den Bau der Wasserinfrastruktur sind ca. 18 bis 22 Mio. $ veranschlagt.