美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
表格10-Q
|
根据1934年《证券交易法》第13或15（d）节的季度报告 |
截至2026年3月31日的季度
或
根据1934年证券交易法第13或15（d）条提交的☐过渡报告
为从_____________到__________________的过渡期
委员会文件编号 1-32414
（在其章程中指明的注册人的确切名称）
|
|
|
（成立或组织的州或其他司法管辖区） |
（I.R.S.雇主识别号码） |
|
|
|
|
5718 Westheimer Road，Suite 700，Houston，Texas |
|
|
（主要行政办公室地址） |
（邮编） |
注册人的电话号码，包括区号：（713）626-8525
根据该法第12（b）节登记的证券：
各类名称 |
|
交易代码（s） |
|
注册的各交易所名称 |
|
|
|
|
|
用复选标记表明注册人（1）在过去12个月内（或要求注册人提交此类报告的较短期限内）是否已提交1934年《证券交易法》第13或15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90天内是否已遵守此类提交要求。有☑没有☐
用复选标记表明注册人在过去12个月内（或在要求注册人提交此类文件的较短期限内）是否以电子方式提交了根据S-T规则第405条要求提交的每个交互式数据文件。有☑没有☐
通过复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、较小的报告公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速申报器☐ |
|
|
☑ |
非加速申报人☐ |
|
规模较小的报告公司 |
|
|
|
新兴成长型公司 |
|
如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）节规定的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表明注册人是否为空壳公司。是☐否☑
截至2026年4月30日，注册人的普通股有148,777，698股流通在外，面值0.00001美元。
第一部分–财务信息
项目1。财务报表
W&T Offshore, Inc.
简明合并资产负债表
（单位：千）
（未经审计）
3月31日， |
12月31日， |
|||||
|
2026 |
|
2025 |
|||
物业、厂房及设备 |
|
|
|
|
||
当前资产： |
|
|
|
|
||
现金及现金等价物 |
$ |
130,919 |
$ |
140,558 |
||
受限制现金 |
— |
62 |
||||
应收账款： |
|
|
||||
石油、天然气液体和天然气销售 |
|
72,400 |
|
59,633 |
||
共同利息，分别扣除信贷损失准备金10606美元和10529美元 |
|
27,592 |
|
24,473 |
||
预付费用及其他流动资产 |
|
18,449 |
|
14,543 |
||
流动资产总额 |
|
249,360 |
|
239,269 |
||
石油和天然气资产及其他，分别扣除累计折旧、损耗和摊销8,500，446美元和8,473，181美元 |
|
655,086 |
|
662,082 |
||
资产报废债务的限制性存款 |
|
24,351 |
|
24,026 |
||
递延所得税 |
|
63 |
|
35 |
||
其他资产 |
|
30,292 |
|
30,395 |
||
总资产 |
$ |
959,152 |
$ |
955,807 |
||
负债和股东赤字 |
|
|
|
|
||
流动负债： |
|
|
|
|
||
应付账款 |
$ |
90,637 |
$ |
98,406 |
||
应计负债 |
|
62,362 |
|
39,809 |
||
未分配石油和天然气收益 |
|
61,590 |
|
59,065 |
||
共同利益伙伴的预付款 |
|
2,275 |
|
2,394 |
||
资产报废债务的流动部分 |
|
25,471 |
|
26,147 |
||
长期债务的流动部分，净额 |
8,309 |
8,458 |
||||
流动负债合计 |
|
250,644 |
|
234,279 |
||
资产报废义务 |
|
540,568 |
|
535,704 |
||
长期债务，净额 |
|
342,879 |
|
342,355 |
||
其他负债 |
21,070 |
15,781 |
||||
承诺与或有事项 |
|
25,745 |
27,440 |
|||
股东赤字： |
|
|
|
|
||
优先股：面值0.00001美元；授权20,000股；未发行股票 |
|
— |
|
— |
||
普通股：面值0.00001美元；授权400,000股；已发行151,647股 |
|
2 |
|
2 |
||
额外实收资本 |
|
606,888 |
|
604,732 |
||
留存赤字 |
|
(804,477) |
|
(780,319) |
||
库存股：2869股，按成本 |
|
(24,167) |
|
(24,167) |
||
股东赤字总额 |
|
(221,754) |
|
(199,752) |
||
负债总额和股东赤字 |
$ |
959,152 |
$ |
955,807 |
||
见简明合并财务报表附注。
1
W&T Offshore, Inc.
简明合并经营报表
（单位：千，每股数据除外）
（未经审计）
截至3月31日的三个月， |
||||||
|
2026 |
|
2025 |
|||
收入： |
|
|
|
|
||
石油 |
$ |
90,103 |
$ |
87,716 |
||
NGLs |
|
6,911 |
|
4,772 |
||
天然气 |
|
49,887 |
|
35,109 |
||
其他 |
|
3,118 |
|
2,270 |
||
总收入 |
|
150,019 |
|
129,867 |
||
营业费用： |
|
|
|
|
||
租赁经营费用 |
|
66,114 |
|
71,012 |
||
采集、运输和生产税 |
8,654 |
5,659 |
||||
折旧、损耗、摊销 |
|
27,265 |
|
32,891 |
||
资产报废债务增加 |
8,517 |
8,392 |
||||
一般和行政费用 |
|
24,833 |
|
20,157 |
||
总营业费用 |
|
135,383 |
|
138,111 |
||
营业收入（亏损） |
|
14,636 |
|
(8,244) |
||
利息支出，净额 |
|
9,186 |
|
9,492 |
||
债务清偿损失 |
— |
15,015 |
||||
衍生品损失，净额 |
|
24,513 |
|
2,757 |
||
其他费用（收入），净额 |
|
831 |
|
(316) |
||
所得税前亏损 |
|
(19,894) |
|
(35,192) |
||
所得税费用（收益） |
|
2,636 |
|
(4,615) |
||
净亏损 |
$ |
(22,530) |
$ |
(30,577) |
||
每股普通股净亏损（基本和稀释） |
$ |
(0.15) |
$ |
(0.21) |
||
加权平均已发行普通股（基本和稀释） |
148,778 |
147,598 |
||||
见简明合并财务报表附注。
2
W&T Offshore, Inc.
简明合并股东权益变动表
（单位：千）
（未经审计）
|
普通股 |
|
额外 |
|
|
|
|
|
合计 |
||||||||||
优秀 |
实缴 |
保留 |
库存股票 |
股东’ |
|||||||||||||||
|
股份 |
|
价值 |
|
资本 |
|
赤字 |
|
股份 |
|
价值 |
|
赤字 |
||||||
2025年12月31日余额 |
|
148,778 |
|
$ |
2 |
|
$ |
604,732 |
|
$ |
(780,319) |
|
2,869 |
|
$ |
(24,167) |
|
$ |
(199,752) |
现金分红 |
— |
— |
— |
(1,628) |
— |
— |
(1,628) |
||||||||||||
股份补偿 |
|
— |
|
|
— |
|
|
2,156 |
|
|
— |
|
— |
|
|
— |
|
|
2,156 |
净亏损 |
|
— |
|
— |
|
— |
|
(22,530) |
|
— |
|
— |
|
(22,530) |
|||||
2026年3月31日余额 |
|
148,778 |
$ |
2 |
$ |
606,888 |
$ |
(804,477) |
|
2,869 |
$ |
(24,167) |
$ |
(221,754) |
|||||
|
普通股 |
|
额外 |
|
|
|
|
|
合计 |
||||||||||
优秀 |
实缴 |
保留 |
库存股票 |
股东’ |
|||||||||||||||
|
股份 |
|
价值 |
|
资本 |
|
赤字 |
|
股份 |
|
价值 |
|
权益（赤字） |
||||||
2024年12月31日余额 |
|
147,374 |
|
$ |
2 |
|
$ |
595,407 |
|
$ |
(623,819) |
|
2,869 |
|
$ |
(24,167) |
|
$ |
(52,577) |
现金分红 |
— |
— |
— |
(1,506) |
— |
— |
(1,506) |
||||||||||||
股份补偿 |
|
— |
|
|
— |
|
|
2,087 |
|
|
— |
|
— |
|
|
— |
|
|
2,087 |
以股份为基础的薪酬普通股发行 |
269 |
|
|
— |
|
|
— |
|
|
— |
|
— |
|
|
— |
|
|
— |
|
与股权奖励净额结算有关的扣缴股份 |
|
— |
|
|
— |
|
|
(223) |
|
|
— |
|
— |
|
|
— |
|
|
(223) |
净亏损 |
|
— |
|
— |
|
— |
|
(30,577) |
|
— |
|
— |
|
(30,577) |
|||||
2025年3月31日余额 |
|
147,643 |
$ |
2 |
$ |
597,271 |
$ |
(655,902) |
|
2,869 |
$ |
(24,167) |
$ |
(82,796) |
|||||
见简明合并财务报表附注。
3
W&T Offshore, Inc.
简明合并现金流量表
（单位：千）
（未经审计）
截至3月31日的三个月， |
||||||
|
2026 |
|
2025 |
|||
经营活动： |
|
|
|
|
||
净亏损 |
$ |
(22,530) |
$ |
(30,577) |
||
调整净亏损与经营活动提供（用于）的现金净额： |
|
|
|
|
||
折旧、损耗、摊销和增值 |
|
35,782 |
|
41,283 |
||
股份补偿 |
|
7,443 |
|
2,087 |
||
发债费用摊销 |
|
779 |
|
1,099 |
||
债务清偿损失 |
— |
15,015 |
||||
衍生品损失，净额 |
|
24,513 |
|
2,757 |
||
衍生现金收入（结算），净额 |
|
318 |
|
(5,326) |
||
递延所得税优惠 |
|
(27) |
|
(5,517) |
||
经营性资产负债变动情况： |
|
|
|
|
||
应收账款 |
|
(15,887) |
|
(1,935) |
||
预付费用及其他流动资产 |
|
(2,914) |
|
547 |
||
应付账款、应计负债和其他 |
(7,760) |
(18,858) |
||||
资产报废债务结算 |
|
(17,166) |
|
(3,771) |
||
经营活动提供（使用）的现金净额 |
|
2,551 |
|
(3,196) |
||
投资活动： |
|
|
|
|
||
对石油和天然气财产和设备的投资 |
|
(10,127) |
|
(6,665) |
||
收购物业权益 |
|
— |
|
(400) |
||
出售石油和天然气资产的收益 |
— |
11,935 |
||||
保险收益 |
— |
58,500 |
||||
购买家具、固定装置和其他 |
(203) |
(103) |
||||
投资活动提供（使用）的现金净额 |
|
(10,330) |
|
63,267 |
||
融资活动： |
|
|
|
|||
发行10.75%优先第二留置权票据所得款项 |
— |
350,000 |
||||
偿还11.75%优先第二留置权票据 |
— |
(269,830) |
||||
偿还定期贷款 |
— |
(114,159) |
||||
偿还TVPX贷款 |
(275) |
(275) |
||||
就合法撤销11.75%优先第二留置权票据购买政府证券 |
— |
(5,889) |
||||
保费支付和债务清偿费用 |
— |
(10,230) |
||||
发债成本 |
|
(159) |
|
(11,042) |
||
支付股息 |
(1,488) |
(1,493) |
||||
其他 |
|
— |
|
(223) |
||
筹资活动使用的现金净额 |
|
(1,922) |
|
(63,141) |
||
现金、现金等价物及受限制现金变动 |
|
(9,701) |
|
(3,070) |
||
现金、现金等价物和受限制现金，年初 |
|
140,620 |
|
110,555 |
||
现金、现金等价物和限制性现金，期末 |
$ |
130,919 |
$ |
107,485 |
||
见简明合并财务报表附注。
4
附注1 —业务性质和列报依据
业务性质
W&T海底钻探公司（以下简称“公司”）是一家独立的石油和天然气生产商，其几乎所有业务都在美湾近海开展。该公司积极从事石油和天然气资产的勘探、开发和收购。公司经营一个可报告分部。
列报依据
随附的未经审核简明综合财务报表包括公司、其全资附属公司的账目及Monza Energy LLC（“Monza”）的权益，按比例合并法入账。所有公司间账户和交易已在合并中消除。这些简明综合财务报表是根据美国证券交易委员会（“SEC”）的规则和条例编制的。因此，根据美利坚合众国普遍接受的会计原则（“GAAP”）编制的年度财务报表中通常包含的某些信息和披露已被压缩或省略。管理层认为，为公平列报而认为必要的所有调整（包括正常的经常性应计项目）均已包括在内。
中期经营业绩不一定代表全年可能预期的业绩。这些未经审计的简明综合财务报表应与第二部分第8项所载的综合财务报表和附注一并阅读。公司截至2025年12月31日止年度的10-K表格年度报告（“2025年年度报告”）的财务报表及补充数据。
估计数的使用
按照公认会计原则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，这些估计和假设会影响资产和负债的报告金额以及在财务报表日期披露或有资产和负债以及报告期间收入和支出的报告金额。实际结果可能与这些估计不同。
附注2 —金融工具
公司的金融工具包括现金及现金等价物、限制性现金、应收账款、应付账款、应计负债、衍生工具和债务。除衍生工具和债务外，由于这些工具的短期、高流动性，公司金融工具的账面金额接近公允价值。
衍生工具
下表反映了截至2026年3月31日公司开放式无成本领口合同条款下的合同量和加权平均价格：
平均 |
|||||||||||||||
仪器 |
日报 |
|
合计 |
|
加权 |
|
加权 |
|
加权 |
||||||
期 |
|
类型 |
|
卷 |
卷 |
行使价 |
楼面价 |
天花板价格 |
|||||||
石油（WTI） |
（BBLS）(1) |
（BBLS） |
（美元/桶） |
（美元/桶） |
（美元/桶） |
||||||||||
2026年4月-2026年12月 |
项圈 |
4,000 |
1,100,000 |
$ |
— |
$ |
56.18 |
$ |
69.40 |
||||||
2026年4月-2026年12月 |
互换 |
2,000 |
550,000 |
64.53 |
— |
— |
|||||||||
(1) |
BBLS –石油桶 |
5
公司衍生金融工具的公允价值在简明合并资产负债表中的记录如下（单位：千）：
|
3月31日， |
12月31日， |
||||
2026 |
2025 |
|||||
预付费用及其他流动资产 |
$ |
1,310 |
$ |
318 |
||
应计负债 |
|
25,823 |
|
— |
||
公司采用收益法，使用输入数据归类于估值层次结构第2级的模型，在经常性基础上计量其衍生工具的公允价值。收益法根据市场预期将预期未来现金流转换为现值金额。衍生金融工具公允价值计量采用的输入值为行权价、到期日、结算日、名义数量、隐含波动率、带有价差的贴现曲线和公布的商品期货价格。
商品衍生品合约对简明综合经营报表的影响如下（单位：千）：
截至3月31日的三个月， |
|||||||
|
2026 |
|
2025 |
|
|||
已实现亏损 |
$ |
2,678 |
$ |
3,639 |
|||
未实现亏损（收益） |
21,835 |
(882) |
|||||
衍生品损失，净额 |
$ |
24,513 |
$ |
2,757 |
|||
债务
下表列示了公司债务的净值和估计公允价值（单位：千）：
|
2026年3月31日 |
|
2025年12月31日 |
|||||||||
净值 |
|
公允价值 |
|
净值 |
|
公允价值 |
||||||
10.75%票据 |
$ |
342,879 |
$ |
357,833 |
$ |
342,355 |
$ |
320,208 |
||||
TVPX贷款 |
8,309 |
8,411 |
8,458 |
8,613 |
||||||||
合计 |
$ |
351,188 |
$ |
366,244 |
$ |
350,813 |
$ |
328,821 |
||||
TVPX贷款的公允价值采用贴现现金流模型和当前市场利率计量。2029年到期的10.75%优先第二留置权票据（“10.75%票据”）的公允价值采用报价计量，尽管市场并不活跃。债务的公允价值在估值层次中被划分为第2级。
6
附注3 —资产归还义务
资产报废义务（“AROs”）是指公司的财产在其生产寿命结束时因堵塞、遗弃和修复而产生的金额的估计现值。ARO变更汇总如下（单位：千）：
截至3月31日的三个月， |
||||||
|
2026 |
|
2025 |
|||
资产报废债务，期初 |
$ |
561,851 |
$ |
548,832 |
||
已结算负债 |
|
(17,166) |
|
(3,771) |
||
吸积费用 |
|
8,517 |
|
8,392 |
||
发生的负债 |
— |
1,029 |
||||
估计负债的修订 |
|
12,837 |
|
7,369 |
||
资产报废义务，期末 |
566,039 |
561,851 |
||||
减：当期部分 |
|
(25,471) |
|
(29,098) |
||
长期 |
$ |
540,568 |
$ |
532,753 |
||
附注4 —债务
构成公司债务的构成部分如下表所示（单位：千）：
3月31日， |
12月31日， |
|||||
2026 |
2025 |
|||||
2029年到期的10.75%优先第二留置权票据： |
||||||
校长 |
$ |
350,000 |
$ |
350,000 |
||
未摊还债务发行成本 |
(7,121) |
(7,645) |
||||
合计 |
342,879 |
342,355 |
||||
TVPX贷款： |
||||||
校长 |
8,550 |
8,825 |
||||
未摊销折扣 |
(200) |
(305) |
||||
未摊还债务发行成本 |
|
(41) |
(62) |
|||
合计 |
|
8,309 |
8,458 |
|||
债务总额，净额 |
351,188 |
350,813 |
||||
减去流动部分，净额 |
(8,309) |
(8,458) |
||||
长期债务，净额 |
$ |
342,879 |
$ |
342,355 |
||
截至2026年3月31日，根据截至2025年1月28日的信贷协议（由公司、作为代理人的Texas Capital银行以及该协议的各代理人和贷款方（“信贷协议”）以及信用证未偿还的借款为610万美元。截至2026年3月31日，根据5000万美元的借款基数和610万美元的未偿信用证，有4390万美元可用于根据信贷协议签发信用证和借款。
截至2026年3月31日，公司遵守所有适用契诺。
7
附注5 —承诺和或有事项
向自然资源收入办公室提出上诉
2010年，公司就通过公司拥有的海底管道系统运输公司深水生产所欠ONRR的特许权使用费的现金付款减少向自然资源收入办公室（“ONRR”）提出上诉。
2025年8月，美国路易斯安那州东区地方法院就公司的即决判决动议发布了有利命令，ONRR解除了公司的行政上诉债券及相关诉讼债券。
ONRR对历史退款索赔的审计
2023年，公司收到了ONRR的通知，内容涉及对公司对多处房产的历史退款索赔进行的审计结果，该索赔涉及据称欠ONRR的特许权使用费。审查程序正在进行中，公司认为目前没有必要进行任何应计。
保税纠纷
自2024年10月以来，公司一直与某些私人和政府要求的担保债券的提供者，包括Endurance Assurance Corporation、Lexon Insurance Company、U.S. Specialty Insurance Company（“USSIC”）、Pennsylvania Insurance Company a/k/a Applied Surety Underwriters和United States Fire Insurance Company（统称“担保人”），就公司可能就公司的某些石油和天然气资产承担的退役义务或ONRR争议事项（“担保人诉讼”）发生诉讼。该公司辩称，（1）担保人不得强制执行其赔偿协议，以致其行为构成滥用权利；（2）担保人对赔偿协议的解释使协议变得虚幻；（3）担保人不得对担保物提出不合理的要求；（4）担保人必须接受公司提供的合理担保物；（5）不要求公司追加担保物；（6）担保人不得对相互不一致的担保物提出共同要求等公司不能遵守每一项要求；（7）担保人改变的业务模式不是要求超出公司提供的抵押品的进一步抵押品的合法理由。该公司还对担保人提出了反诉，声称：（1）违反了《谢尔曼反托拉斯法》；（2）违反了《德州自由企业和反托拉斯法》；（3）违反了《德州保险法》第541条；（4）对现有合同和潜在业务关系的侵权干预；以及（5）共谋。
2025年6月，公司与USSIC和费城赔偿保险公司（“PIIC”）订立和解和解除协议（“和解协议”），以在不影响该等担保人与担保人诉讼相关的所有索赔的情况下驳回该等担保人的索赔。根据适用的和解协议，USSIC和PIIC同意：（i）公司或其任何关联公司、子公司或合资实体为USSIC或PIIC执行的任何现有担保债券支付的2024年保费费率最早将在2026年12月31日之后不会发生变化，（ii）USSIC和PIIC撤回对抵押品的所有要求，并同意在2026年12月31日之前不要求、要求或以其他方式坚持要求抵押品，无论是与担保债券相关还是根据赔偿协议，最早；但如果（a）公司未在到期时支付欠USSIC或PIIC的溢价；（b）第三方对USSIC或PIIC向公司或其关联公司或子公司发行的任何债券提出索赔；（c）公司或其任何关联公司、子公司或合资实体启动破产程序，无论是自愿还是非自愿的；（d）根据管辖10.75%票据的契约存在未治愈的违约事件导致加速，则此类限制不适用，全部或部分债务；或（e）公司或其关联公司或子公司对USSIC或PIIC提起诉讼。每份和解协议还规定，如果公司订立协议向另一方提供担保物以解决截至和解协议日期存在的债券的担保人诉讼，公司应按比例向USSIC或PIIC提供与其向该另一方提供的担保物大致相似的担保物。
8
2025年6月，担保人诉讼的主审法官建议驳回两家担保提供者提出的初步禁令请求。初步禁令将要求该公司立即提供1.05亿美元的抵押品。该建议实际上取消了担保提供者当前的所有抵押品请求，并规定公司在与其余担保提供者就担保人诉讼的是非曲直作出裁决之前不需要提供抵押品。
与USSIC和PIIC以外的担保人有关的担保人诉讼仍在进行中。如果公司被要求履行其余担保实体提出的抵押要求，或者在其他担保实体提出额外抵押要求的情况下，这些要求的履行可能是重大的，并可能影响公司的流动性。
或有退役义务
过去剥离交易中的某些交易对手或已申请破产保护或经历关联重组的现有租赁中的第三方可能无法履行规定的放弃义务。由于法律的运作，公司可能被要求为这些利益承担退役义务。公司可能对各种设施和相关油井的退役承担连带责任。公司不再拥有这些资产，也与目前的经营业务无关。
或有退役义务的变化如下（单位：千）：
截至3月31日的三个月， |
||||||
|
2026 |
|
2025 |
|||
或有退役义务，期初 |
$ |
36,157 |
$ |
22,551 |
||
已结算负债 |
|
(1,695) |
|
(1,377) |
||
额外估计负债的应计 |
|
— |
|
196 |
||
或有退役义务，期末 |
34,462 |
21,370 |
||||
减：当期部分 |
|
(8,717) |
|
— |
||
长期 |
$ |
25,745 |
$ |
21,370 |
||
尽管公司有合理可能在未来收到州或联邦退役订单或被通知现有租约中的违约第三方，但公司无法确定地预测此类订单或通知是否、如何或何时将得到解决，或估计此类订单可能导致的可能损失或损失范围。然而，公司可能会招致判决、订立和解或修改公司对某些通知或事项的结果的意见，而该等事态发展可能对公司在应计金额期间的经营业绩和公司在支付金额期间的现金流量产生重大不利影响。如果公司确实在未来期间产生与这些物业相关的成本，公司打算寻求拥有这些设施权益的其他方的贡献。
其他索赔
在日常业务过程中，公司是各种未决或威胁索赔和投诉的一方，这些索赔和投诉要求就商业运营和其他事项寻求损害赔偿或其他补救措施。此外，索赔或或有事项可能与公司收购物业之前发生的事项或与公司出售物业之后发生的事项有关。在某些情况下，公司对所收购物业的卖方进行了赔偿，在其他情况下，对所出售物业的买方进行了赔偿。该公司还受到在正常业务过程中进行的联邦和州行政程序的约束，包括与某些联邦拥有的财产被指控的特许权使用费支付不足有关的事项。尽管公司无法就未决法律和联邦或州行政诉讼的结果以及此类结果可能产生的影响作出保证，但公司认为，在保险未另行规定或未涵盖的范围内，由此类诉讼结果产生的任何最终责任将不会对公司的综合财务状况、经营业绩或流动性产生重大不利影响。
9
附注6 —股东权益
截至2026年3月31日的三个月期间，公司宣布派发每股普通股0.01美元的现金股息。股息已于2026年3月26日支付给截至2026年3月19日营业结束时登记在册的股东。
2026年5月7日，公司董事会宣布2026年第二季度的常规季度股息为每股普通股0.01美元。股息将于2026年5月28日支付给在2026年5月21日营业结束时登记在册的股东。
附注7 —所得税
公司根据估计的年度有效税率记录中期所得税。估计年度有效利率按季度重新计算，并可能因预测年度营业收入的变化、递延税项资产净额的估值备抵的正或负变化以及实际或预测的永久账面税项差异的变化而波动。
公司截至2026年3月31日及2025年3月31日止三个月的实际税率分别为（13.3）%及13.1%。这些有效税率与联邦法定税率不同，主要是由于没有税收优惠的损失的影响以及对公司估值津贴的调整。
在每个报告日，公司考虑所有可用的正面和负面证据，以评估其递延所得税资产是否更有可能变现。2025年期间，公司递延所得税资产被认为可以变现的金额减少，主要是因为有负面证据支持其递延所得税资产的变现能力。公司能够证明，其递延所得税资产的一部分将通过现有应税暂时性差异的未来转回产生收入而变现，并针对剩余的未支持的递延所得税资产记录了估值备抵。截至2026年3月31日和2025年12月31日，公司的估值备抵分别为1.047亿美元和1.003亿美元。
附注8 —每股普通股净亏损
下表列出了每股普通股基本和摊薄净亏损的计算（单位：千，每股金额除外）：
截至3月31日的三个月， |
||||||
|
2026 |
|
2025 |
|||
净亏损 |
$ |
(22,530) |
$ |
(30,577) |
||
加权平均已发行普通股（基本和稀释） |
148,778 |
147,598 |
||||
每股普通股净亏损（基本和稀释） |
$ |
(0.15) |
$ |
(0.21) |
||
因反稀释而被排除在外的股份(1) |
6,464 |
3,634 |
||||
| (1) | 包括RSU和某些PSU，因为它们的影响，如果包括在内，本来是反稀释的。 |
10
附注9 —对Monza的投资
蒙扎被认为是一个可变利益实体。由于公司不被视为Monza的主要受益人，公司不完全合并Monza，而是根据其所有权权益合并Monza。
下表列出了公司在简明综合资产负债表中记录的与合并Monza业务的比例权益相关的金额（单位：千）：
3月31日， |
12月31日， |
|||||
2026 |
2025 |
|||||
营运资金 |
$ |
828 |
$ |
502 |
||
石油和天然气资产及其他，净额 |
|
23,451 |
|
24,289 |
||
其他资产 |
14,516 |
13,947 |
||||
资产报废义务 |
870 |
840 |
||||
其他负债 |
56 |
56 |
||||
下表列出了公司在简明综合经营报表中记录的与合并Monza业务的比例权益相关的金额（单位：千）：
截至3月31日的三个月， |
||||||
2026 |
2025 |
|||||
总收入 |
$ |
2,686 |
$ |
3,145 |
||
总营业费用 |
|
1,890 |
|
2,164 |
||
其他收入，净额 |
|
44 |
|
42 |
||
根据要求，公司可能会要求Monza在资本支出支出之前提供现金，为其某些项目的部分提供资金。截至2026年3月31日和2025年12月31日，未使用的预付款分别为230万美元和240万美元，计入简明合并资产负债表的共同利益伙伴的预付款。
在截至2026年3月31日的三个月中，Monza支付了400万美元的现金分配，其中80万美元支付给了公司。
附注10 —分部信息
该公司在一个可报告分部报告其业务，该分部在美湾从事石油、NGLs和天然气海上的收购、开发和生产。该分部的收入来自销售已生产的石油、NGLs和天然气。
首席经营决策者（“CODM”）为经营分部评估业绩和分配资源所使用的损益计量为综合净亏损。主要经营决策者使用综合净亏损来决定是否将利润再投资于经营分部或其他活动，例如用于收购或通过股息和/或股份回购相结合的方式向股东返还资本。
由于公司披露了单一的可报告分部，公司经营分部的总经营净收入在其简明综合经营报表中报告，分部资产在其简明综合资产负债表中报告。
主要经营决策者通常只提供简明综合经营报表表面所述的综合开支，因此，这些开支被视为重大开支。
11
附注11 —其他补充资料
简明合并资产负债表详情
预付费用和其他流动资产构成如下（单位：千）：
3月31日， |
|
12月31日， |
||||
2026 |
2025 |
|||||
衍生品 |
$ |
1,310 |
$ |
318 |
||
保险/债券保费 |
|
7,478 |
|
5,630 |
||
与特许权使用费有关的预付定金 |
|
6,669 |
|
6,382 |
||
预付供应商款项 |
|
2,808 |
|
1,636 |
||
其他 |
|
184 |
|
577 |
||
预付费用及其他流动资产 |
$ |
18,449 |
$ |
14,543 |
||
应计负债包括以下各项（单位：千）：
3月31日， |
12月31日， |
|||||
2026 |
2025 |
|||||
应计利息 |
$ |
6,407 |
$ |
15,768 |
||
应计薪金/薪资税/福利 |
|
15,997 |
|
12,513 |
||
或有P & A负债 |
8,717 |
8,717 |
||||
衍生品 |
|
25,823 |
|
— |
||
经营租赁负债 |
|
1,791 |
|
1,765 |
||
应付所得税 |
2,865 |
202 |
||||
其他 |
|
762 |
|
844 |
||
应计负债总额 |
$ |
62,362 |
$ |
39,809 |
||
简明合并现金流量表信息
现金流量信息补充报表包括以下内容（单位：千）：
截至3月31日的三个月， |
||||||
|
2026 |
|
2025 |
|||
非现金投融资活动： |
|
|
|
|||
石油和天然气资产投资的应计费用 |
|
6,594 |
|
5,170 |
||
以使用权资产换取新增租赁负债 |
— |
1,491 |
||||
ARO-收购、增加、处置和修订，净额 |
|
12,837 |
|
8,398 |
||
政府证券因法律失效而转让予受托人 |
— |
5,889 |
||||
11.75%票据的法律撤销 |
— |
5,170 |
||||
已宣布但未就未归属股份奖励支付的股息的应计变动 |
140 |
14 |
||||
12
项目2。管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
管理层对财务状况和经营成果（“MD & A”）的讨论和分析应与第一部分第1项中包含的未经审计简明综合财务报表和相关附注一并阅读。本季度报告的财务报表，以及我们经审计的合并财务报表及其在2025年年度报告中的附注以及我们2025年年度报告第二部分第7项管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析中包含的相关MD & A。除非另有说明或文意另有所指，否则本季度报告中提及的“我们”、“我们”和“我们的”均指W&T海底钻探，Inc.及其全资子公司。
关于前瞻性陈述的警示性说明
本季度报告中的信息包括经修订的1933年《证券法》第27A条和经修订的1934年《证券交易法》（“交易法”）第21E条含义内的“前瞻性陈述”。除本季度报告中包含的历史事实陈述外，所有关于我们的战略、未来运营、财务状况、估计收入和亏损、预计成本、前景、计划和管理层目标的陈述均为前瞻性陈述。这些前瞻性陈述是基于我们根据我们对历史趋势、当前状况、预期未来发展和我们认为在当时情况下适当的其他因素的经验和看法作出的某些假设和分析。尽管我们认为这些前瞻性陈述是基于合理的假设，但它们受到若干风险和不确定性的影响，并且是根据我们目前可获得的信息作出的。如果风险或不确定性成为现实或假设被证明不正确，我们的结果可能与此类前瞻性陈述和假设所明示或暗示的结果存在重大差异。在这份季度报告中，“可能”、“相信”、“预期”、“打算”、“估计”、“预期”、“项目”、“预测”、“可能”、“目标”、“计划”等词语以及类似表述旨在识别前瞻性陈述，尽管并非所有前瞻性陈述都包含此类识别词语。告诫读者不要过分依赖前瞻性陈述，这些陈述仅在本文发布之日起生效。我们不承担任何义务，也不打算更新这些前瞻性陈述，除非法律要求。
本季度报告中包含的信息包括前瞻性陈述，这些陈述涉及可能对我们的预期经营业绩、流动性、现金流和业务前景产生重大影响的风险和不确定性。此类报表具体包括我们对未来财务状况、流动性、现金流、经营业绩和业务战略、潜在收购机会、其他经营计划和目标、持续生产水平的资本、预期生产和运营成本、储备、对冲活动、资本支出、资本返还、复苏因素改善和其他指导的预期。实际结果可能与预期结果不同，有时甚至存在重大差异，报告的结果不应被视为未来业绩的指示。对于任何此类前瞻性陈述，包括对此类前瞻性陈述所依据的假设或基础的陈述，我们告诫说，尽管我们认为此类假设或基础是合理的，并且是善意作出的，但假定的事实或基础几乎总是与实际结果不同，有时甚至是实质性的。可能影响我们的财务状况和经营业绩的已知重大风险在第一部分第1a项中讨论。风险因素，市场风险在第二部分第7a项中讨论。关于市场风险的定量和定性披露，我们的2025年年度报告，并可能在随后提交给SEC的报告中不时讨论或更新。
储量工程是对无法精确测量的原油、NGLs和天然气的地下积累进行估算的过程。任何储量估算的准确性取决于现有数据的质量、对此类数据的解释以及油藏工程师所做的价格和成本假设。此外，钻探、测试和生产活动的结果，或商品价格的变化，可能证明有理由修改之前的估计。如果意义重大，这样的修订将改变任何进一步生产和开发钻探的时间表。因此，储量估计可能与最终回收的原油、NGLs和天然气的数量有很大差异。
本季度报告中包含的所有前瞻性陈述，无论是明示的还是暗示的，均受到本警示性陈述的明确限定。这一警示性声明也应与我们或代表我们行事的人可能发布的任何后续书面或口头前瞻性声明联系起来考虑。
13
业务概览
我们是一家独立的石油和天然气生产商，积极从事勘探、开发和收购美湾的石油和天然气资产。截至2026年3月31日，我们在联邦和州水域的48个生产近海油田（其中包括联邦水域的41个油田和州水域的7个油田）持有工作权益。我们目前在路易斯安那州、德克萨斯州、密西西比州和阿拉巴马州沿海的外大陆架上租赁了约60.52万总英亩（47.13万净英亩），其中在阿拉巴马州水域约有5600总英亩，在常规大陆架上约有45.77万总英亩，在深水约有14.19万总英亩。我们日常生产的大部分来自我们运营的油井。
近期动态
2026年5月7日，我们宣布2026年第二季度的常规季度股息为每股普通股0.01美元。我们预计将于2026年5月28日向截至2026年5月21日营业结束时登记在册的股东支付股息。
业务展望
我们的财务状况、现金流和经营业绩受到我们的石油、天然气凝液和天然气产量以及我们收到的此类生产价格的显着影响。我们生产收到的价格变化影响了我们业务的各个方面；最显着的是我们来自运营、收入、资本分配和预算决策的现金流以及我们的储备量。石油、NGLs和天然气的价格历来波动较大，可能因我们无法控制的许多因素而在短时间内大幅波动，包括市场供需变化，这些变化受到天气条件、管道容量限制、库存储存水平、国内生产活动和政治问题以及国际地缘政治和经济事件的影响。
美国能源信息署（The Energy Information Administration，简称“环评”）于2026年4月发布了最新的短期能源展望。由于自2026年2月底与伊朗的冲突开始以来，通过霍尔木兹海峡的航运受到严重干扰，全球石油市场正处于波动和不确定性加剧的时期。WTI石油现货价格2026年3月平均每桶91.38美元，比2026年2月平均每桶高26.87美元。与伊朗的冲突迅速改变了市场动态，因为该地区的生产商被迫关闭大量石油生产，导致市场近期紧张。在其预测中，EIA预测，WTI现货平均价格将在2026年第二季度达到峰值，为每桶101.67美元，之后随着停产的缓慢减少而缓解。美国能源署预测，2026年剩余时间内，WTI石油现货价格平均为每桶92.11美元，2027年为每桶72.58美元。
Henry Hub现货价格在2026年第一季度平均为每百万英热单位4.80美元，EIA预计Henry Hub天然气现货价格在2026年剩余时间内平均为每百万英热单位3.29美元，在2027年平均为每百万英热单位3.59美元。环评预计，由于天然气储存水平保持在平均水平，天然气批发价格将保持在接近近期季节性标准的水平。
我们的石油和天然气平均实现销售价格与WTI平均价格和NYMEXHenry Hub平均价格分别存在差异，这主要是由于升水或贴水、质量调整、位置调整和数量加权（统称为差异）造成的。油价差异主要代表将井口生产的石油运往炼油厂的运输成本，并基于管道、铁路和其他运输的可用性。天然气价差受到当地市场基本面、产地运力可获得性和季节性影响的强烈影响。NGLs的价格和差异与构成这些液体的产品的供需有关。其中一些更典型地与石油价格相关，而另一些则受到天然气价格以及对用作原料的某些化工产品的需求的影响。
我们也在监测美国联邦政府征收关税的影响。尽管这些关税和任何进一步关税的持续时间存在很大的不确定性，以及这些关税和任何相应的报复性关税将对石油和天然气行业以及大宗商品价格产生的影响，但我们目前预计，关税的财务影响不会对我们2026年的资本支出或运营费用产生重大影响。
14
我们将继续监测与贸易政策相关的发展，并评估对我们的运营和成本结构的任何潜在影响。
经营成果
截至2026年3月31日止三个月对比截至2025年3月31日止三个月
收入
我们的收入来自销售我们的石油和天然气生产，以及销售NGLs。我们的石油、NGL和天然气收入不包括衍生品的影响，衍生品在我们的简明合并经营报表中的衍生品收益净额中报告。
下表列出了有关我们在所述期间的收入、产量和平均实现销售价格（除非另有说明，否则不包括套期保值的影响）以及相应变化（以千为单位，平均实现销售价格数据除外）的信息：
截至3月31日的三个月， |
|||||||||
2026 |
|
2025 |
|
改变 |
|||||
收入： |
|||||||||
石油 |
$ |
90,103 |
$ |
87,716 |
$ |
2,387 |
|||
NGLs |
|
6,911 |
|
4,772 |
|
2,139 |
|||
天然气 |
|
49,887 |
|
35,109 |
|
14,778 |
|||
其他 |
|
3,118 |
|
2,270 |
|
848 |
|||
总收入 |
$ |
150,019 |
$ |
129,867 |
$ |
20,152 |
|||
产量： |
|
|
|
|
|
|
|||
石油（MBBLs）(1) |
|
1,296 |
|
1,230 |
|
66 |
|||
NGLs（MBBLs） |
|
425 |
|
200 |
|
225 |
|||
天然气（MMcF）(2) |
|
9,223 |
|
7,884 |
|
1,339 |
|||
总油当量（MBOE）(3) |
|
3,259 |
2,744 |
515 |
|||||
日均当量销量（BOE/天）(4) |
36,211 |
30,489 |
5,722 |
||||||
平均实现销售价格： |
|
||||||||
石油（美元/桶）(5) |
$ |
69.52 |
$ |
71.31 |
$ |
(1.79) |
|||
NGLs（美元/桶） |
|
16.26 |
|
23.86 |
|
(7.60) |
|||
天然气（$/McF）(6) |
|
5.41 |
|
4.45 |
|
0.96 |
|||
石油当量（美元/桶油当量） |
45.08 |
46.50 |
(1.42) |
||||||
石油当量（$/BOE），包括已实现的商品衍生品 |
|
44.25 |
|
45.17 |
|
(0.92) |
|||
| (1) | MBBLS—数千桶石油、凝析油或NGLs |
| (2) | MMF—百万立方英尺 |
| (3) | MBOE—千桶油当量 |
| (4) | BOE —桶油当量 |
| (5) | BBL —桶油、凝析油或NGLs |
| (6) | McF—千立方英尺 |
15
平均销售价格和产量的变化导致我们在截至2026年3月31日的三个月至2025年期间的石油、NGL和天然气收入发生以下变化（单位：千）：
价格 |
|
成交量 |
合计 |
|||||
石油 |
$ |
(2,331) |
$ |
4,718 |
$ |
2,387 |
||
NGLs |
|
(3,230) |
5,369 |
|
2,139 |
|||
天然气 |
|
8,813 |
5,965 |
|
14,778 |
|||
$ |
3,252 |
$ |
16,052 |
$ |
19,304 |
|||
与2025年同期相比，截至2026年3月31日的三个月内，产量增加了515 MBOE至3,259 MBOE，这主要是由于我们的West Delta 73、MO 916和Main Pass 108油田恢复了生产，以及由于停机时间减少，我们的Mobile Bay油田的产量增加，部分被我们的SS 349油田停产约五天所抵消。
营业费用
下表列出了有关成本和费用的信息，以及所列期间每卖出一桶油当量的选定平均成本和费用以及相应的变化（以千为单位，平均数据除外）：
截至3月31日的三个月， |
|||||||||
|
2026 |
|
2025 |
|
改变 |
||||
营业费用： |
|||||||||
租赁经营费用 |
$ |
66,114 |
$ |
71,012 |
$ |
(4,898) |
|||
采集、运输和生产税 |
8,654 |
5,659 |
2,995 |
||||||
折旧、损耗和摊销 |
|
27,265 |
32,891 |
|
(5,626) |
||||
资产报废债务增加 |
|
8,517 |
8,392 |
|
125 |
||||
一般和行政费用 |
24,833 |
20,157 |
4,676 |
||||||
总营业费用 |
$ |
135,383 |
$ |
138,111 |
$ |
(2,728) |
|||
平均每桶油当量（美元/桶油当量）： |
|
|
|
|
|
|
|||
租赁经营费用 |
$ |
20.29 |
$ |
25.88 |
$ |
(5.59) |
|||
采集、运输和生产税 |
|
2.66 |
|
2.06 |
|
0.60 |
|||
折旧、损耗和摊销 |
|
8.37 |
|
11.99 |
|
(3.62) |
|||
资产报废债务增加 |
2.61 |
3.06 |
(0.45) |
||||||
一般和行政费用 |
|
7.62 |
|
7.35 |
|
0.27 |
|||
总营业费用 |
$ |
41.55 |
$ |
50.34 |
$ |
(8.79) |
|||
租赁运营费用–租赁运营费用（“LOE”）包括主要在美湾运营和维护我们的油井、平台和其他基础设施的费用。这些运营成本由几个组成部分组成，包括直接或基本租赁运营费用、保险费、修井费用和设施维护费用。LOE部分取决于生产的商品类型、修井活动水平和物业的地理位置，与2025年同期相比，在截至2026年3月31日的三个月中，LOE减少了490万美元。按每桶油当量计算，LOE在截至2026年3月31日的三个月内降至每桶油当量20.29美元，而在截至2025年3月31日的三个月内为每桶油当量25.88美元。按构成部分计算，基本LOE减少520万美元，修井费用减少70万美元，设施维护费用增加110万美元，飓风修复减少10万美元。
直接人工、材料、供应、维修、第三方成本和保险的费用构成了我们基本LOE的最重要部分。这些成本下降主要是由于总体成本下降，这反映了我们从2025年第四季度开始并持续到截至2026年3月31日的三个月的成本削减努力取得了成功。
16
修井和设施维护费用包括与为恢复、维护或提高油井产量而对已完井进行的主要补救操作相关的费用。由于这些补救行动没有定期安排，修井和维护费用不一定在不同时期具有可比性。修井费用和设施维护费用的增加是由于所进行的项目的时间安排和组合。
收集、运输和生产税–收集和运输包括石油、NGLs和天然气的生产后运输到销售点所产生的费用。生产税包括阿拉巴马州税务局、路易斯安那州税务局和德克萨斯州税务局对各州边界内陆地或水底生产石油和天然气征收的遣散税。与截至2025年3月31日止三个月相比，截至2026年3月31日止三个月的采集、运输和生产税增加了300万美元，这主要是由于Mobile Bay新的NGL加工合同以及截至2026年3月31日止三个月产量增加的影响。
折旧、损耗和摊销–折旧、损耗和摊销费用（“DD & A”）是为获取、勘探和开发石油和天然气储量而发生的资本化成本的费用化。我们使用完全成本法核算石油和天然气活动。与截至2025年3月31日的三个月相比，DD & A在截至2026年3月31日的三个月内减少了560万美元，这主要是由于每千立方英尺当量耗尽率的下降减少了1160万美元，但被产量增加增加的600万美元所抵消。DD & A费率从截至2025年3月31日止三个月的每桶油当量11.99美元降至截至2026年3月31日止三个月的每桶油当量8.37美元。每桶油当量DD & A率下降主要是由于未来开发成本下降，部分被探明储量减少所抵消。
一般和行政费用–一般和行政（“G & A”）费用通常包括间接费用，包括公司员工的工资和福利、维持总部的成本、管理生产运营的成本、坏账费用、股权补偿成本、审计和其他专业服务和法律合规费用。与截至2025年3月31日的三个月相比，截至2026年3月31日的三个月的G & A费用增加了470万美元，这主要是由于基于股份的薪酬成本增加了540万美元，但被员工工资成本减少100万美元部分抵消。
其他收支项目
下表列示列报期间其他收入和费用项目构成部分及相应变动情况（单位：千）：
截至3月31日的三个月， |
|||||||||
|
2026 |
|
2025 |
|
改变 |
||||
利息支出，净额 |
$ |
9,186 |
$ |
9,492 |
$ |
(306) |
|||
债务清偿损失 |
— |
15,015 |
(15,015) |
||||||
衍生品损失，净额 |
|
24,513 |
2,757 |
|
21,756 |
||||
其他费用（收入），净额 |
|
831 |
(316) |
|
1,147 |
||||
所得税费用（收益） |
|
2,636 |
(4,615) |
|
7,251 |
||||
衍生品亏损，净额–在截至2026年3月31日的三个月中，我们的衍生品合约录得2450万美元的衍生品亏损，其中包括270万美元的已实现亏损和2180万美元的未实现亏损，原因是我们未平仓合约的公允价值下降。在截至2025年3月31日的三个月中，我们的天然气衍生品合约录得270万美元的衍生品亏损，其中360万美元的已实现亏损被我们未平仓合约公允价值增加带来的90万美元未实现收益所抵消。
所得税费用（收益）–截至2026年3月31日和2025年3月31日止三个月，我们的有效税率分别为（13.3）%和13.1%，与联邦法定税率不同主要是由于没有税收优惠的亏损和估值备抵调整的影响。
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流动性和资本资源
流动性概览
我们的主要流动性需求是为资本和运营支出以及战略收购提供资金，以使我们能够更换我们的石油和天然气储备，偿还和服务未偿还的借款，运营我们的物业并满足我们的ARO。我们过去曾以手头现金、经营活动提供的净现金、出售物业、证券发行以及银行和其他借款为此类活动提供资金，并预计未来将继续这样做。
我们预计主要通过手头现金和运营产生的现金来支持我们的业务需求。截至2026年3月31日，基于5000万美元的借款基础和610万美元的未偿信用证，我们手头有1.309亿美元的非限制性现金和根据我们的信贷协议可用的4390万美元。通过我们的“市场上”股票发行计划，我们还有高达约8300万美元的可用资金，据此，我们可能会不时发售和出售我们的普通股。基于我们目前的财务状况和目前对未来市场状况的预期，我们认为我们的手头现金、经营活动产生的现金流以及通过我们的“在市场上”股票发行计划进入股票市场将为我们提供额外的流动性以继续我们的增长，并将使我们能够满足至少未来12个月及以后的现金需求。
我们不断审查我们的流动性和资本资源。如果市场状况发生变化，例如由于地缘政治事件、大流行病或石油和天然气价格大幅下降造成的不确定性，我们的收入大幅减少或运营成本大幅增加，我们的现金流和流动性可能会受到负面影响。
现金流信息
下表汇总了以下期间按活动类型提供（用于）的现金流量（单位：千）：
截至3月31日的三个月， |
|||||||||
2026 |
2025 |
改变 |
|||||||
经营活动 |
$ |
2,551 |
$ |
(3,196) |
$ |
5,747 |
|||
投资活动 |
|
(10,330) |
|
63,267 |
|
(73,597) |
|||
融资活动 |
|
(1,922) |
|
(63,141) |
|
61,219 |
|||
经营活动
我们最大的经营现金来源是从销售我们的产品中向客户和共同利益伙伴收取现金。经营现金的主要用途是向我们的供应商、员工和其他人支付范围广泛的商品和服务。
与2025年同期相比，截至2026年3月31日的三个月内，经营活动提供的现金净额增加了570万美元。这主要是由于某些非现金项目调整后的净亏损增加了2550万美元，以及经营资产和负债变动产生的经营现金流减少了1970万美元。某些非现金项目调整后的净亏损增加主要与收入增加2020万美元和衍生品结算增加560万美元有关。经营资产和负债的减少主要与较高的ARO结算和应收账款的不利变化有关，但被应付账款、应计负债和其他方面的有利变化所抵消。
投资活动
我们的主要经常性投资活动是为石油和天然气资产的收购和投资提供资金，以支持运营并产生收入。截至2026年3月31日和2025年3月31日的三个月内，投资活动提供的现金流量（用于）分别为（10.3）百万美元和6330万美元。截至2026年3月31日和2025年3月31日的三个月内，对石油和天然气资产的投资分别为1010万美元和670万美元。在截至2025年3月31日的三个月中，我们收到了5850万美元的保险收益和
18
出售石油和天然气资产的收益为1190万美元。由于我们使用完全成本法核算我们的石油和天然气资产，这些收益记录在我们的全部成本池中。
融资活动
截至2026年3月31日和2025年3月31日的三个月，用于筹资活动的现金流量分别为190万美元和6310万美元。就我们在2025年1月的债务再融资而言，我们从发行10.75%票据中获得了3.50亿美元的收益，并将这些收益连同手头现金用于（i）根据要约收购以现金购买2.698亿美元于2026年到期的11.75%优先第二留置权票据（“11.75%票据”）；（ii）根据我们某些间接的信贷协议偿还1.142亿美元的未偿金额，全资附属公司；（iii）购买590万美元的政府证券，用于合法撤销我们在要约收购中未有效投标和接受购买的11.75%票据的剩余本金；（iv）支付2130万美元的溢价、费用和债务发行成本。
资本支出
我们对石油和天然气资产的投资水平不时变化，这取决于多种因素，包括石油、NGLs和天然气的价格、收购机会、流动性和融资选择以及我们勘探和开发活动的结果。
下表列出了我们用于勘探、开发、收购和其他租赁成本的资本支出（单位：千）：
截至3月31日的三个月， |
||||||
|
2026 |
|
2025 |
|||
勘探开发 |
||||||
常规货架(1) |
$ |
1,225 |
$ |
5,447 |
||
深水 |
5,772 |
2,108 |
||||
收购权益 |
|
— |
|
400 |
||
地震及其他 |
|
233 |
|
917 |
||
石油和天然气财产/设备投资–权责发生制 |
$ |
7,230 |
$ |
8,872 |
||
| (1) | 包括在阿拉巴马州水域的勘探和开发资本支出。 |
截至2026年3月31日，我们预计2026年剩余时间将产生额外的1200万美元至1800万美元的资本支出，其中不包括收购。根据我们对2026年剩余时间前景的看法，我们认为这一水平的资本支出将使我们有足够的流动性来经营我们的业务，同时提供流动性以进行战略收购。以目前的定价水平，我们预计我们的现金流将满足我们的流动性需求，如果需要，我们预计会有更多的融资来源。如果我们的流动性因已实现价格的显着或长期降低而受到压力，我们在资本支出预算中可以灵活地减少投资。我们努力保持资本支出项目的灵活性，如果商品价格改善，我们可能会增加投资。
收购
我们通过战略性收购美湾的生产物业实现了增长。我们寻求机会，在那里我们可以开发更多的钻探项目并降低成本。
任何未来的收购都取决于完成令人满意的尽职调查、重大法律问题的谈判和解决、各方之间的谈判、文件和完成相互满意的最终协议、我们的贷方的同意、我们为收购提供资金的能力以及董事会的批准。我们不能保证任何此类潜在交易会以可接受的条款完成，如果有的话。
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资产报废义务
我们有义务在石油和天然气生产作业结束时封堵和弃井，拆除平台、管道、设施和设备，并恢复陆地或海底。截至2026年3月31日的三个月，我们已经支付了与这些债务相关的1720万美元。截至2026年3月31日和2025年12月31日，我们的ARO估计分别为5.660亿美元和5.619亿美元。由于我们的ARO估计是针对未来将执行的工作，而在我们非当前ARO的情况下，从未来一年延伸到多年，实际支出可能与我们的估计有很大不同。见第一部分，项目1a。风险因素，我们2025年年度报告的更多信息。
债务
截至2026年3月31日，我们有3.586亿美元的未偿长期债务本金总额，其中860万美元的本金总额将在未来12个月内到期。
有关我们长期债务的更多信息，请参见第一部分，第1项。财务报表–附注4 –本季度报告及第二部分第8项之债务。财务报表和补充数据，在我们的2025年年度报告中。
股息
在截至2026年3月31日的三个月中，我们宣布了每股普通股0.01美元的现金股息。股息已于2026年3月26日支付给截至2026年3月19日营业结束时登记在册的股东。未来股息的金额和频率由我们的董事会酌情决定，主要取决于收益、资本支出、债务契约和其他各种因素。
项目3。关于市场风险的定量和定性披露
我们主要的市场风险敞口是石油、NGL和天然气价格的波动。这些波动直接影响我们的收入、收益和现金流。例如，假设我们在截至2026年3月31日的三个月内平均实现的石油、NGL和天然气销售价格下降10%，并假设其他项目没有变化，那么在截至2026年3月31日的三个月内，我们的收入将减少约1470万美元。这一数额将代表在这些价格变动假设下对经营现金流的影响。
我们试图通过使用掉期、买入看涨期权和买入看跌期权来缓解商品价格风险并稳定与我们预测的天然气生产销售相关的现金流。我们的衍生工具将不会减轻我们预测的天然气产量销售的所有商品价格风险，因此，我们将受到我们剩余预测产量的商品价格风险的影响。
下表总结了我们天然气衍生品的历史成果：
三个月结束 |
||||||
3月31日， |
||||||
2026 |
2025 |
|||||
石油（美元/桶）： |
|
|
|
|
||
平均实现销售价格，未计衍生品结算影响 |
$ |
69.52 |
$ |
71.31 |
||
已实现商品衍生品的影响 |
|
(2.07) |
|
— |
||
平均实现销售价格，包括已实现商品衍生品 |
$ |
67.45 |
$ |
71.31 |
||
天然气（$/McF） |
|
|
|
|
||
平均实现销售价格，未计衍生品结算影响 |
$ |
5.41 |
$ |
4.45 |
||
已实现商品衍生品的影响 |
|
— |
|
(0.46) |
||
平均实现销售价格，包括已实现商品衍生品 |
$ |
5.41 |
$ |
3.99 |
||
我们的利率风险敞口与第二部分第7A项的披露没有重大变化。关于市场风险的定量和定性披露，我们的2025年年度报告。
20
项目4。控制和程序
我们建立了披露控制和程序，旨在确保我们根据《交易法》提交的报告中要求披露的重要信息在SEC规定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告，并确保与我们有关的任何重要信息都得到积累并酌情传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官（“CEO”）和首席财务官（“CFO”），以便及时就所需披露做出决定。在设计和评估我们的披露控制和程序时，我们的管理层认识到，控制和程序，无论设计和操作得多么好，只能为实现预期的控制目标提供合理的保证。在达到合理的保证水平时，我们的管理层必然被要求在评估可能的控制和程序的成本效益关系时应用其判断。
根据《交易法》第13a-15（b）条的要求，我们的首席执行官和首席财务官对截至本季度报告所涉期间结束时我们的披露控制和程序（定义见《交易法》第13a-15（e）条和第15d-15（e）条）的设计和运作的有效性进行了评估。基于这一评估，我们的首席执行官和首席财务官各自得出结论，截至2026年3月31日，我们的披露控制和程序是有效的，以确保我们在根据《交易法》提交或提交的报告中被要求披露的信息在SEC规则和表格规定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告，我们的控制和程序旨在确保我们在此类报告中被要求披露的信息得到积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，酌情允许及时就所需披露作出决定。
在截至2026年3月31日的季度中，我们对财务报告的内部控制没有发生任何重大影响或合理可能重大影响我们对财务报告的内部控制的变化。
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第二部分–其他信息
项目1。法律程序
见第一部分，第1项。财务报表–附注5 –本季度报告的承诺和或有事项，以了解我们作为一方或我们的财产受到的各种法律诉讼的信息。
项目1a。风险因素
除本季度报告所载的资料外，投资者应审慎考虑第一部分第1A项所包括的风险因素及其他警示性声明。风险因素，在我们的2025年年度报告中，连同本季度报告中包含的所有其他信息，以及我们的其他公开文件中，可能会对我们的业务、财务状况或未来业绩产生重大影响。我们目前不知道或我们目前认为不重要的其他风险和不确定性也可能对我们的业务、财务状况或未来业绩产生重大不利影响。
尽管本文讨论了这些事项，但我们的风险因素没有发生先前在第一部分第1A项中披露的重大变化。我们2025年年度报告中的风险因素。
项目2。未登记的股权证券销售和收益使用
没有。
项目3。高级证券违约
没有。
项目4。矿山安全披露
没有。
项目5。其他信息
在截至2026年3月31日的三个月内，我们的董事或“高级管理人员”（该术语在《交易法》第16（a）-1（f）条中定义）均未采纳或终止“规则10b5-1交易协议”或“非规则10b5-1交易安排”（各自在S-K条例第408（a）和（c）条中定义）。
项目6。展览
附件 |
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说明 |
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3.1 |
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W&T海底钻探公司的第二次经修订和重述的公司章程（参照公司于2023年8月2日提交的表格10-Q的季度报告的附件 3.1并入） |
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3.2 |
《W&T海底钻探公司》经第四次修订及重述的章程（参照公司于2023年4月26日提交的表格8-K的当前报告的附件 3.1并入） |
|
31.1* |
|
|
|
|
|
31.2* |
|
|
|
|
|
32.1** |
|
|
|
|
|
101.INS* |
|
内联XBRL实例文档 |
22
|
|
|
101.SCH* |
|
内联XBRL架构文档 |
|
|
|
101.CAL* |
|
内联XBRL计算linkbase文档 |
|
|
|
101.DEF* |
|
内联XBRL定义linkbase文档 |
|
|
|
101.LAB* |
|
内联XBRL标签Linkbase文档 |
|
|
|
101.PRE* |
|
内联XBRL演示Linkbase文档 |
|
|
|
104* |
|
封面页交互式数据文件（格式为内联XBRL，包含在附件 101中） |
* |
随函提交。 |
** |
特此提供。 |
23