Jagged Peak Energy Inc. anunció los resultados consolidados no auditados de ganancias y producción para el segundo trimestre y los resultados de ganancias para los seis meses terminados el 30 de junio de 2018. Para el trimestre, la compañía reportó ingresos totales de 158,676,000 dólares en comparación con 53,051,000 dólares hace un año. Los ingresos de las operaciones fueron de 73.171.000 dólares en comparación con los 4.288.000 dólares de hace un año. Los ingresos antes de impuestos fueron de 57.489.000 dólares, frente a los 30.672.000 de hace un año. Los ingresos netos atribuibles a la empresa fueron de 45.081.000 dólares o 0,21 dólares por acción básica y diluida, frente a los 16.403.000 dólares o 0,08 dólares por acción básica y diluida de hace un año. Los ingresos netos fueron de 45.081.000 dólares, frente a los 16.403.000 dólares de hace un año. El efectivo neto generado por las actividades de explotación fue de 119.572.000 dólares, frente a los 38.304.000 dólares de hace un año. El desarrollo de propiedades de petróleo y gas natural fue de 206.986.000 dólares, frente a los 120.919.000 de hace un año. Otros gastos de capital fueron de 611.000 dólares, frente a los 693.000 de hace un año. El beneficio neto ajustado fue de 43.281.000 dólares o 0,20 dólares por acción básica y diluida, frente a los 9.855.000 dólares o 0,05 dólares por acción básica y diluida de hace un año. El EBITDAX ajustado fue de 118.597.000 dólares, frente a los 39.287.000 dólares de hace un año. Los gastos de capital para las actividades de perforación y terminación fueron de 176,2 millones de dólares para los tres meses terminados el 30 de junio de 2018, lo que representa el capital gastado para perforar y completar 19 pozos brutos (15,3 netos), de los cuales 15 pozos brutos (13,7 netos) fueron perforados y completados por Jagged Peak. Para los seis meses, la empresa informó de unos ingresos totales de 287.729.000 dólares, frente a los 92.439.000 dólares de hace un año. Los ingresos de las operaciones fueron de 50.461.000 dólares, frente a las pérdidas de 388.727.000 dólares de hace un año. Los ingresos antes de impuestos fueron de 27.730.000 dólares, frente a las pérdidas de 345.841.000 dólares de hace un año. Los ingresos netos atribuibles a la empresa fueron de 5.678.000 dólares o 0,03 dólares por acción básica y diluida, frente a las pérdidas de 74.002.000 dólares o 0,35 dólares por acción básica y diluida de hace un año. Los ingresos netos fueron de 5.678.000 dólares, frente a las pérdidas de 449.478.000 dólares de hace un año. El efectivo neto proporcionado por las actividades de explotación fue de 199.814.000 dólares, frente a los 60.005.000 dólares de hace un año. El desarrollo de propiedades de petróleo y gas natural fue de 392.968.000 dólares, frente a los 195.212.000 dólares de hace un año. Otros gastos de capital fueron de 1.881.000 dólares, frente a los 1.456.000 de hace un año. El beneficio neto ajustado fue de 69.643.000 dólares o 0,33 dólares por acción básica y diluida, frente a los 20.363.000 dólares o 0,10 dólares por acción básica y diluida de hace un año. El EBITDAX ajustado fue de 204.124.000 dólares, frente a los 68.411.000 dólares de hace un año. En el trimestre, la compañía informó de una producción diaria media de 34,6 MBoe al día, un 8% por encima del extremo superior del rango de orientación de la compañía de 31,0 a 32,0 MBoe/d. La producción de petróleo del trimestre fue de una media de 26,9 MBbls diarios. El fuerte crecimiento de la producción en el trimestre se atribuye al buen rendimiento de los pozos puestos en marcha en el trimestre. La producción diaria promedio en el segundo trimestre creció secuencialmente un 25% con respecto al primer trimestre de 2018 y un 135% con respecto al segundo trimestre de 2017. La mezcla de producción del segundo trimestre se mantuvo esencialmente sin cambios con respecto al trimestre anterior y se compone de 78% de petróleo, 12% de gas natural y 10% de LGN. Para el trimestre, la compañía produjo petróleo de 2.450 MBbls en comparación con 1.079 MBbls hace un año. El gas natural fue de 2.220 MMcf, frente a los 719 MMcf de hace un año. Los LGN fueron de 325 MBbls, frente a los 140 MBbls de hace un año. El volumen combinado fue de 3.145 MBoe, frente a los 1.339 MBoe de hace un año. Para el tercer trimestre que finaliza el 30 de septiembre de 2018, la Compañía espera que la producción media diaria equivalente esté en el rango de 33,0 35,0 MBoe/d. La producción media diaria de petróleo estará en un rango de 25,5 27,5 MBbls/d. Para el año completo que termina el 31 de diciembre de 2018, la compañía espera que la producción diaria promedio de petróleo esté en el rango de 25,0 a 27,0 MBbls/d. Los gastos operativos de arrendamiento estarán en el rango de 3,25 a 4,00 Boe. Los gastos generales y administrativos en efectivo serán de entre 44 y 46 millones de dólares. Los impuestos sobre la producción y ad valorem se situarán entre el 6,5% y el 7,5%. El programa actualizado de la compañía contempla la puesta en línea de 45 a 47 pozos brutos operados, en comparación con el presupuesto original de 42 a 46 pozos brutos operados puestos en línea, y espera completar aproximadamente 440.000 pies laterales netos, incluyendo la actividad no operada. Se espera que el capital de este programa actualizado ascienda a entre 668 y 702 millones de dólares, de los cuales entre 650 y 680 millones se destinarán a la perforación y terminación. Esto se compara con la anterior asignación de capital para perforación y terminación de 540 a 590 millones de dólares. Se espera que el programa actualizado proporcione volúmenes de producción de 32,0 a 34,0 MBoe por día, en comparación con el rango de orientación anterior de 28,0 a 31,0 MBoe por día. El capital total de desarrollo será de entre 668 y 702 millones de dólares. Aproximadamente de 650 a 680 millones de dólares presupuestados para costes de perforación y terminación. Aproximadamente entre 18 y 22 millones de dólares presupuestados para los costes de construcción de infraestructuras de agua.