业绩总结 - 2021年第二季度调整后的EBITDAX为4.29亿美元[6] - 2021年第二季度净亏损为439百万美元，相较于2020年同期的276百万美元亏损有所增加[20] - 调整后的EBITDAX为429百万美元，较2020年同期的679百万美元下降[20] - 自由现金流为292百万美元，较2020年同期的82百万美元显著增长[22] 用户数据 - 2021年第二季度的生产量约为433 mboe/d，其中天然气占77%[12] - 预计2021年总产量为油23.5-25.5百万桶，天然气725-745亿立方英尺[25] 未来展望 - 预计2021年调整后的EBITDAX为1800-1900百万美元[25] - 预计未来五年将产生超过40亿美元的自由现金流[4] - 公司计划到2035年实现净零直接温室气体排放[4] 资本支出与费用 - 2021年资本支出指导为6.7亿至7.4亿美元，未作更改[9] - 2021年第二季度的年度一般和行政费用指导减少15%[9] - 预计2021年资本支出为670-740百万美元[25] 负债情况 - 截至2021年6月30日，总债务为1261百万美元，净债务为609百万美元[23] - 2021年第二季度的净债务与调整后的EBITDAX比率为0.3倍[6] 生产与成本预期 - 预计2021年天然气的基础价格为每千立方英尺（mcf）-0.40至-0.50美元[25] - 预计2021年生产费用为每桶油（boe）1.85-2.15美元[25] - 预计2021年利息支出为70-80百万美元[25]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度EBITDA为4.29亿美元，自由现金流为3亿美元，这些资金流入资产负债表 [8] - 公司将EBITDA指引上调16%，将G&A降低15%，且不改变资本支出 [9] - 从2021年之前的展望到现在的预计，总成本结构下降20%，这使得每桶油当量的EBITDA更高 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在阿巴拉契亚和海恩斯维尔表现出色，预计年底将在南德克萨斯州投产一些油井，且该地区的油井表现良好 [26] - 公司计划增加在油类资产的钻机，主要集中在南德克萨斯州，也可能在布拉索斯谷开展少量油井项目，粉河盆地需要参与竞争获取资本 [70] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司目标是向股东返还现金，第一季度开始实施固定股息，从明年年初开始实施可变回报计划，将季度自由现金流的50%用于支付 [10][11] - 公司计划收购Vine Energy Inc.，该交易无溢价，不会破坏资产负债表，具有创造性，能增加低盈亏平衡点的钻探地点，使公司成为最大的海恩斯维尔生产商，还能增强ESG表现 [14][17][18] - 公司认为在海恩斯维尔实施RSG计划不仅是正确的事，也是明智之举，是一种竞争优势，因为海恩斯维尔的天然气供应给LNG买家，而买家希望获得RSG认证 [20] - 公司将提高固定股息27%，并将协同效应带来的收益返还给股东 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对第二季度的业绩感到兴奋，认为产生大量自由现金流是一种趋势，对未来发展充满信心 [8] - 收购Vine Energy Inc.的交易对公司非常有利，为2022年的发展奠定了良好基础，有助于利用规模优势为股东带来更高回报 [36][41] 其他重要信息 - 公司承诺将海恩斯维尔地区转变为RSG盆地，并在Vine Energy Inc.的资产上也推行该计划 [12][18] - 公司在发言中包含前瞻性陈述，实际结果可能与陈述存在重大差异，且公司无义务更新这些陈述 [4][5] - 公司提及一些非GAAP财务指标，可在相关材料和网站上找到与最近GAAP指标的对账信息 [6] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 合并后公司由谁管理，Vine管理团队是否是CEO候选人 - 公司CEO搜索正在进行中，委员会按计划推进，预计很快有结果，目前未考虑Vine管理团队是否为候选人，且公司战略不会改变 [42][45] 问题2: Vine带来的库存增加情况，以及不同数据差异的原因 - 370个是优质地点，以超过50%的回报率和250的GAAP标准衡量，Vine资产规模大，有很多地点，部分地区可钻更长的水平井，这得益于公司的专业技术和数据优势 [47][49][51] 问题3: 明年的资本分配情况及为何比今年高 - 公司再投资率仍低于目标，南德克萨斯州资产回报率有吸引力，且产量在下降，因此应钻探最佳地点，阻止产量下降，这对现金流有增值作用，且投资回报率高 [55][56][57] 问题4: Blackstone持有Vine 70%股份，是否有锁定期 - 有60天锁定期，交易后其持股将低于10%稀释后股份，公司与他们交流得知其想成为长期股东，看好公司合并带来的回报提升 [58] 问题5: Mike是否会参与CEO竞选，以及公司对石油投资组合和生产组合的看法 - Mike作为董事会主席，未参与CEO职位面试，目标是引导公司发展；公司认为有优质天然气资产，鹰福特地区目前有吸引力，会追逐回报，但该地区需竞争资本，若无法竞争则会采取措施 [62][64][65] 问题6: 2022年增加的钻机是去南德克萨斯州、粉河盆地还是布拉索斯谷，以及产量增长与活动增加和基础下降改善的关系 - 主要活动在南德克萨斯州，也可能在布拉索斯谷开展少量油井项目，粉河盆地需竞争资本；产量增长主要得益于南德克萨斯州和布拉索斯谷的出色表现，包括前期决策和团队优化工作 [70][73][74] 问题7: 公司未来净债务情况，Vine的债务如何处理 - Vine的定期贷款和循环信贷安排将在交易中用现金偿还，债券将继续存续，若有机会且交易无太大摩擦，公司会考虑再融资 [77][78] 问题8: Vine的股份数量和转换后的新股份数量，以及股份类别差异 - Vine的购买股份数接近7700万股，交易后预计发行约1910万股切萨皮克股份；Vine有两类股份，源于私募股权支持和首次公开募股 [79][80][81] 问题9: 公司与Vine的钻井速度对比，以及3 - 6台钻机在海恩斯维尔的井数 - 公司仍假设每台钻机每年钻10口井，认为这个速度合适且会持续 [82] 问题10: 石油资产增加活动是否是为了稳定产量，Vine的税收应收协议对合并后公司现金税轨迹的影响，以及公司套期保值的目的和理念 - 公司目标是追逐回报，在当前环境下，在南德克萨斯州增加钻机和活动、处理粉河盆地的义务井以及在Bcf开采高回报率油井是合理的，能提升EBITDA和现金流效率；Vine与黑石的税收应收协议将终止，无终止付款，合并后公司现金税前景不变，预计仍有少量现金税或为零；公司在破产后进行了大量套期保值，目前有强大的套期保值组合，未来每年预计套期保值比例约为50%，目的是降低资本项目风险，保护现金流和股息 [84][87][92] 问题11: 公司对基础套期保值的看法，以及各地区基础情况和全年展望 - 公司认为若在东北部有大量生产而不进行基础套期保值则未充分套期保值，会谨慎管理东北部天然气的套期保值比例；公司将有机会增加TETCO M3线路的运输量，这将对实现价格有积极影响；公司团队积极管理基础和运输，应对了东北部夏季的维护和市场动态，实现价格表现良好，目前基础情况良好，实现价格有吸引力 [100][102][106] 问题12: Vine交易中的库存情况，是否会优先钻探 - 370个优质地点将排在钻探前列，这些地点将参与竞争，属于优质类别 [108] 问题13: 如何看待公司整体投资组合，包括东北部宾夕法尼亚州、海恩斯维尔和含油资产，以及宏观改善或波动对增加或减少含油资产活动的影响 - 公司追逐回报，阿巴拉契亚地区有产量限制，是最佳回报区域，海恩斯维尔将获得大量资本，钻机数量将从3台增加到2 - 6台，之后再考虑含油资产的平衡；若油价长期处于45 - 50美元，含油井将缺乏吸引力，不会吸引资本 [109][110] 问题14: Vine交易对公司投资级评级的影响，是否更重视惠誉评级，以及是否有交叉担保 - 交易有助于提升投资级评级故事，公司重视评级，已与评级机构沟通，交易增加了规模，有助于稳定现金流，降低净债务，增强了实现投资级评级的目标；对于惠誉评级会继续考虑；Vine的债券将融入切萨皮克的信用状况，不会单独设立非担保实体 [114][115][120] 问题15: 除规模外，评级机构对切萨皮克的其他考虑因素，以及近期是否有更多类似交易机会 - 评级机构关注公司破产后的时间和业绩记录，公司已完成两个季度的良好表现，且交易符合公司不破坏资产负债表和不过度支付的原则；公司还关注CEO人选，但认为这些不是长期问题；公司专注于当前交易，会继续关注机会，但符合公司非谈判条件的交易较难达成 [123][125][127]

公司资源与业务布局 - 公司拥有约7500口油气井，天然气资源产区为阿巴拉契亚的马塞勒斯页岩和墨西哥湾沿岸的海恩斯维尔/博西尔页岩，富液资源产区为南德克萨斯的伊格尔福特页岩和怀俄明州粉河盆地的叠层产层[232] 公司环保计划 - 公司计划到2025年消除所有新井常规火炬燃烧，将甲烷强度降至0.09%，将温室气体强度降至5.5，并在2035年实现直接温室气体净零排放[234] 公司破产相关情况 - 公司于2020年6月29日进入破产程序，2021年1月16日破产计划获确认，有效日期当天退出破产程序，通过向债权人发行股权将总债务减少94亿美元[239][240][246] - 公司于2021年2月9日生效的第11章破产重组计划规定了对破产财产索赔的处理方式[332] 公司财务流动性与债务情况 - 截至2021年6月30日，公司拥有23.46亿美元流动性，包括6.12亿美元现金和17.34亿美元未使用借款额度，退出信贷安排下A类贷款无未偿还借款，B类贷款有2.21亿美元借款[247] - 退出信贷安排初始借款基数为25亿美元，A类循环贷款初始承贷额度为17.5亿美元，B类全额资助贷款为2.21亿美元，A类贷款利率为ABR或LIBOR加2.25 - 3.25%，B类为3.25 - 4.25%[251][252] - 截至2021年6月30日，公司重大合同义务预计未来承诺约为36亿美元，预计资本来源足以满足近长期合同义务[250] - 2021年2月2日，公司发行5亿美元2026年票据和5亿美元2029年票据[254] - 截至2021年6月30日，公司石油和天然气衍生品公允价值净负债分别为5.29亿美元和4.62亿美元[322] - 截至2021年6月30日，公司Exit Credit Facility - Tranche A贷款无未偿借款，Tranche B贷款未偿借款为2.21亿美元[323] - 利率上升1.0%，基于2021年6月30日的可变借款，公司每年利息费用将增加约200万美元[323] 公司股息策略 - 公司启动新股息策略，普通股预计年股息为每股1.375美元，按季度支付，首次支付于2021年6月10日完成[248] - 2021后续期公司支付普通股股息3400万美元[266] - 2020前期公司支付优先股股息2200万美元，2020年4月17日宣布暂停支付未偿还可转换优先股股息[267] 公司资本支出计划 - 2021年公司预计投入6.7 - 7.4亿美元资本支出，运营5 - 7台钻机，使120 - 135口油井投产，约80%资本支出用于天然气资产[256] 公司经营活动现金流量 - 2021年继任期（2月10日 - 6月30日）经营活动提供现金8.03亿美元，前期（1月1日 - 2月9日）使用现金2100万美元，2020年上半年提供现金7.73亿美元[258] - 2021后续期经营活动提供现金8.03亿美元，2021前期经营活动使用现金2100万美元，2020前期经营活动提供现金7.73亿美元[259] 公司融资与股权发行情况 - 2021前期公司发行5亿美元5.5%的2026年票据和5亿美元5.875%的2029年票据，总收益10亿美元；从第11章破产程序中走出后，发行6292.732万股新普通股，换取6亿美元现金[260] 公司石油和天然气资本支出情况 - 2021后续期2月10日至6月30日石油和天然气资本支出2.26亿美元，2021前期1月1日至2月9日为6600万美元，2020年上半年为8.67亿美元[262] 公司其他现金及现金等价物使用情况 - 2021后续期其他现金及现金等价物使用总计8900万美元，2021前期为16.66亿美元，2020年上半年为1.8亿美元[262] 公司资本支出变化原因 - 2021后续期和前期合并资本支出显著下降，主要因富液区钻井和完井活动减少[263] 公司票据回购情况 - 2020前期公司以9500万美元回购约1.6亿美元高级票据[265] 公司石油、天然气和NGL产量与收益情况 - 2021后续期三个月石油、天然气和NGL总收益8.92亿美元，2020前期三个月为4.4亿美元[271] - 2021后续期日均总产量43.3万桶油当量，2020前期为42.1万桶油当量[269] - 2021后续季度石油、天然气和NGL销售额较2020前期季度增加4.52亿美元，主要因平均价格上涨带来4.4亿美元收入增加和销量略增带来1200万美元收入增加[273] - 2021后续和前期合并期间石油、天然气和NGL销售额较2020前期期间增加5.09亿美元，主要因平均价格上涨带来5.62亿美元收入增加，但因资本分配减少等因素销量降低使收入减少5300万美元[276] - 2021年2月10日至6月30日各地区石油、天然气和NGL总销售额为14.45亿美元[273] - 2021年1月1日至2月9日各地区石油、天然气和NGL总销售额为3.98亿美元[273] - 2021年上半年各地区石油、天然气和NGL总销售额为18.43亿美元[273] - 2021年继任者季度（2月10日至6月30日）石油日均产量75千桶，均价63.89美元/桶；天然气日均产量2009百万立方英尺，均价2.43美元/百万立方英尺；NGL日均产量23千桶，均价24.99美元/桶；总日均产量432千桶油当量，均价23.68美元/桶油当量[269] - 2020年前任者季度（截至6月30日）石油日均产量93千桶，均价22.06美元/桶；天然气日均产量1806百万立方英尺，均价1.42美元/百万立方英尺；NGL日均产量28千桶，均价7.86美元/桶；总日均产量421千桶油当量，均价11.46美元/桶油当量[269] - 2021年继任者季度（2月10日至6月30日）阿巴拉契亚地区天然气日均产量1280百万立方英尺，均价2.15美元/百万立方英尺，总日均产量213千桶油当量，均价12.93美元/桶油当量[269] - 2021年继任者季度（截至6月30日）公司石油、天然气和NGL收入分别为444百万美元、397百万美元和51百万美元，总计892百万美元[271] - 2020年前任者季度（截至6月30日）公司石油、天然气和NGL收入分别为186百万美元、234百万美元和20百万美元，总计440百万美元[271] - 2021年继任者季度（2月10日至6月30日）公司石油、天然气和NGL总销售额为1445百万美元[273] - 2021年前任者期间（1月1日至2月9日）公司石油、天然气和NGL总销售额为398百万美元[273] - 2021年上半年（截至6月30日）公司石油、天然气和NGL总销售额为1843百万美元[273] - 2020年上半年（截至6月30日）公司石油、天然气和NGL总销售额为1334百万美元[273] - 2021年继任者季度石油、天然气和NGL销售较2020年前任者季度增加452百万美元，主要因价格上涨使收入增加440百万美元，销量略增使收入增加12百万美元[273] - 2021合并期与2020前期相比，油气和NGL销售增加5.09亿美元，主要因平均价格上涨带来5.62亿美元收入增加，部分被销量下降导致的5300万美元收入减少抵消[276] - 2021合并期与2020前期相比，平均日产量下降，因南德克萨斯、布拉索斯谷和粉河盆地投产井减少，部分被阿巴拉契亚新井完井增加抵消[276] 公司生产费用情况 - 2021后续季度生产费用较2020前期季度减少1700万美元，主要因2020年出售中部大陆地区资产减少1600万美元[277] - 2021后续和前期合并期间生产费用较2020前期期间减少6700万美元，主要因2020年出售中部大陆地区资产减少3600万美元和液体丰富运营区可变费用因产量降低减少3100万美元[278] 公司集输、处理和运输费用情况 - 2021后续季度集输、处理和运输费用较2020前期季度减少5900万美元，墨西哥湾沿岸和南得克萨斯分别减少1500万美元和4400万美元，2020年出售中部大陆地区资产减少600万美元，阿巴拉契亚因产量增加费用增加600万美元[280] - 2021后续和前期合并期间集输、处理和运输费用较2020前期期间减少1.31亿美元，墨西哥湾沿岸和南得克萨斯分别减少4400万美元和6900万美元，2020年出售中部大陆地区资产减少1600万美元[281] 公司税费情况 - 2021年继任者季度与2020年前任季度相比，severance和从价税增加1600万美元，severance税增加1400万美元主要因价格改善带来收入增加[283] - 2021年继任者和前任合并期间与2020年前任期间相比，severance和从价税增加400万美元，severance税增加800万美元主要因价格改善带来收入增加，从价税减少400万美元主要因2021年前任期间Brazos Valley和South Texas评估的财产价值降低[284] 公司毛利率情况 - 2021年第二季度末三个月，各运营区域总毛利率为5.66亿美元，每桶14.38美元；2020年同期为5400万美元，每桶1.39美元[287] - 2021年6月30日止六个月，各运营区域总毛利率为11.9亿美元，每桶15.13美元；2020年同期为4.87亿美元，每桶5.93美元[287] 公司石油和天然气衍生品情况 - 2021年第二季度末三个月，石油和天然气衍生品总损失为7.4亿美元；2020年同期为1.73亿美元[287] - 2021年6月30日止六个月，石油和天然气衍生品总损失为6.94亿美元；2020年同期为收益7.34亿美元[289] - 石油远期价格变动10%，石油衍生品估值将变动约1.5亿美元；天然气远期价格变动10%，天然气衍生品估值将变动约1.95 - 1.97亿美元[322] 公司营销情况 - 2021年第二季度末三个月，营销收入为5.39亿美元，营销费用为5.35亿美元，营销利润率为400万美元；2020年同期营销收入为2.4亿美元，营销费用为2.42亿美元，营销利润率为 - 200万美元[289] - 2021年6月30日止六个月，营销收入为10.55亿美元，营销费用为10.52亿美元，营销利润率为300万美元；2020年同期营销收入为9.64亿美元，营销费用为9.88亿美元，营销利润率为 - 2400万美元[289] 公司勘探费用情况 - 2021年第二季度末三个月，勘探费用为100万美元；2020年同期为1.3亿美元[291] - 2021年6月30日止六个月，勘探费用为200万美元；2020年同期为4.12亿美元[293] 公司补偿和福利及非劳动成本情况 - 2021年继任者季度与2020年前任季度相比，补偿和福利在报销和分配前减少4500万美元，非劳动成本减少6100万美元[294] - 2021年前任和继任期间与2020年前任期间相比，补偿和福利在报销和分配前减少8600万美元，非劳动成本减少900万美元[296] 公司离职和其他终止成本情况 - 2021年6月30日结束的三个月，离职和其他终止成本为1100万美元，2020年同期为2200万美元；2021年2月10日至6月30日期间为1100万美元，2021年1月1日至2月9日期间为2200万美元，2020年上半年为2700万美元[297] 公司折旧、损耗和摊销情况 - 2021年继任者季度折旧、损耗和摊销为2.29亿美元，2020年前任季度为1.58亿美元；每桶油当量分别为5.81美元和4.12美元[298] 公司资产减值情况 - 2020年3月31日，前任已探明石油和天然气资产减值84亿美元，导致2021年前任期间每单位成本下降[299] - 2021年6月30日结束的三个月，总减值为100万美元，2020年同期无减值；2021年2月10日至6月30日期间为100万美元，2021年1月1日至2月9日期间无减值，2020年上半年为8.522亿美元[301] 公司其他经营净收入情况 - 2021年6月30日结束的三个月，其他经营净收入为 - 400万美元，2020年同期为 - 200万美元；2021年2月10日至6月30日期间为 - 200万美元，2021年1月1日至2月9日期间为 - 1200万美元，2020年上半年为6600万美元[302] 公司总利息费用情况 - 2021年6月30日结束的三个月，总利息费用为1800万美元，2020年同期为1.37亿美元；2021年2月10日至6月30日期间为3000万美元，2021年1月1日至2月9日期间为1100万美元，2020年上半年为2.82亿美元[304] 公司票据回购收益情况 - 2020年前任期间，公司以9500万美元回购约1.6亿美元本金的高级票据，记录约6500万美元的总收益[305] 公司其他收益情况 - 2021年继任期间，公司因中游供应商退款获得2200万美元收益；2020年前任期间，公司对FTS International的投资减值2300万美元[306] 公司重组项目净收益情况 - 2021和2020前期，公司重组项目净

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后EBITDAX为1.45亿美元，略高于预期，主要得益于更高的产量带来的收入增长 [82] - 第一季度实际非预估利息费用为3500万美元，其中非现金利息为800万美元，预计第二季度非现金利息将增至约1000万美元，之后每季度约为200 - 250万美元；现金利息第二季度将下降约500万美元，RBL还清后，到2022年年中每季度现金利息费用应降至约2100万美元 [84][85][86] - 第一季度调整后自由现金流约为2000万美元，符合预期，预计2021年全年调整后自由现金流在1.45 - 1.55亿美元之间，主要驱动因素是利息节省、下半年资本支出减少和产量增加 [87][88] - 预计2021年全年现金税在2200 - 2400万美元之间，约占合并后税前调整后自由现金流的15% [88][91] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 第一季度产量为9.45亿立方英尺/日，高于预期，原因是2月冬季风暴期间减产时间短于预期 [70] - 预计2021年全年平均产量为9.85 - 10.5亿立方英尺/日，第二季度产量预计为10.5 - 10.6亿立方英尺/日 [68] 钻井和完井业务 - 2020年钻井效率显著提升，7500英尺侧钻井的钻井天数减少24%，10000英尺侧钻井的天数减少17%，每口井节省超65万美元；钻机效率提高25%，用更少的钻机天数钻了更多的侧钻井 [50][51] - 2020年完井团队效率也达到最高，平均每日进尺比2019年提高21%，平均每日泵送小时数提高14%；第一季度完井团队平均每日进尺858英尺，创公司历史最佳季度表现 [52][54] 租赁运营业务 - 第一季度租赁运营费用为0.22美元/Mcf，高于预期，主要与冬季风暴对生产和设施的影响有关，预计全年单位成本将降至0.19 - 0.20美元/Mcf [74] 集输业务 - 第一季度集输费用为0.31美元/Mcf，略高于预期，预计全年费用将在0.29 - 0.30美元/Mcf之间 [75] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气市场基本面正在改善，LNG出口增长迅速，4月连续第二个月LNG出口量超过110亿立方英尺/日，4月18日出口量创历史新高，达到11.9亿立方英尺/日，而去年同期约为6.5亿立方英尺/日；预计2022年新增3亿立方英尺/日的出口量，未来几年再新增5亿立方英尺/日 [24][25] - 国内天然气储存水平高于五年平均水平，美国本土48州天然气产量正在放缓，季节性天气可能导致国内天然气市场供应短缺 [30] 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略和发展方向 - 公司核心使命是优先考虑自由现金流和向股东返还资本，通过相对平稳的产量曲线实现这一目标，即使天然气价格上涨也不会偏离该计划，而是抓住机会加速债务偿还和向股东返还资本 [39] - 2021年资本计划目标是开发25 - 26万净英尺的产层，总资本预计在3.4 - 3.5亿美元之间，井成本预计在每侧钻井英尺1180 - 1210美元之间，开发计划将在海恩斯维尔和中博西耶之间平衡，约60%的资本预算将用于上半年 [66][67] 行业竞争 - 公司是少数专注天然气的上游公司之一，拥有可行的资本返还计划，通过减少债务和股息政策向股东返还资本 [12] - 公司资产具有独特优势，拥有约25年的未来钻井库存，位于海恩斯维尔盆地核心地带，靠近LNG和工业需求中心，能实现高净回值定价；中博西耶层也是公司的核心资产，自2015年以来，公司在该层钻的井比其他所有运营商的总和还多，2020年按现代完井方式钻的井在2.5美元/百万英热单位的NYMEX天然气价格下平均回报率达70% [13][16] - 公司在环境、社会和治理（ESG）方面表现出色，海恩斯维尔盆地是北美最清洁的盆地之一，公司的二氧化碳当量排放量在17家同行中排名最低，2017 - 2020年降低了二氧化碳排放强度，甲烷强度降低了62%至0.014% [27][28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气市场正进入一个更可持续的环境，受资本纪律和天然气需求快速增长的支撑，LNG出口的预期激增将为公司带来顺风，补充公司目前从卓越的井产能中获得的回报 [24] - 国内天然气市场可能出现供应短缺，短期内天然气价格可能上涨，公司认为远期曲线被低估且呈反向价差，尽管2021年大部分产量已套期保值，但2022年有相当大的敞口，2023年及以后有大量未套期保值的产量 [30][31] - 管理层对公司未来前景充满信心，认为公司拥有卓越的运营能力、优质的资产和明确的资本返还计划，能够在天然气市场中取得成功，实现长期的可持续发展 [32][36] 其他重要信息 - 公司在2021年第一季度完成了合并、首次公开募股（IPO）以及循环信贷协议（RBL）和无担保票据的再融资，目前公司的杠杆率在天然气同行中处于最低水平之一，是少数投资级发行人之一，杠杆率接近2倍 [75][76] - 公司与Vine前身实体签订了税收应收协议，在2025年12月之前，原所有者将推迟分享税收节省的权利，这将使公司在此期间的现金税暴露大幅降低 [90] - 公司的一家担保承销商本月早些时候释放了50%的2600万美元信用证，截至4月30日，公司的流动性为3.47亿美元，包括RBL可用额度和手头现金 [95][96] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 第二季度预计投产多少口井，第三和第四季度的预期如何？ - 全年预计投产30 - 32口净井，第三季度将放缓完井速度，这将影响第四季度的产量 [99] 问题2: 4月底信贷额度余额从3月底的约2800万美元增加到7300万美元，主要是因为赎回溢价和再融资相关费用吗？ - 是的 [100] 问题3: 如何看待生产节奏与库存紧张以及冬季需求高峰的关系？ - 公司计划保持产量在约10亿立方英尺/日左右，2021年12月仍有套期保值，超过90%的产量已套期保值；2022年套期保值较少，如果天然气价格保持强劲，公司将在2022年获得更多价值；公司将在上半年投入约60%的资本，下半年投入40%，因此年中产量平均较强 [102][103][104] 问题4: 公司在墨西哥湾沿岸市场和LNG市场的情况如何，何时能有进展及潜在影响？ - 公司长期向LNG设施销售天然气，约55%的产量已提前固定销售，其中部分销售给LNG设施；公司通过固定销售管理基差，合同期限通常不超过三年，交易对手信用良好；目前公司仅向LNG工厂销售并签订合同，暂不考虑直接向海外终端用户销售 [106][107][109] 问题5: 第一季度租赁运营费用中较高的水成本如何影响全年，2022年的正常化租赁运营费用率如何？ - 第一季度两口压裂井投产增加了水产量，风暴期间水运输成本也有所增加，此外还有一些维修和维护费用；公司有信心实现全年0.19 - 0.20美元/Mcf的指导目标；随着水收集系统的扩展和自有盐水泥浆处理设施（SWD）的开发，预计2022年成本将进一步降低 [113][114][115] 问题6: 公司对并购的最新想法是什么，并购是否是减少合作伙伴权益的可行策略？ - 公司有25年的钻井库存，优先执行现有计划；如果进行并购，倾向于与现有资产相邻的收购，并通过资产负债表交易进行，避免承担大量债务；目前并购不是首要任务，公司希望先建立良好的业绩记录；黑石作为合作伙伴，是耐心的投资者，未来会有退出的时候，但并非迫在眉睫 [116][117][119] 问题7: 2021年指导中对服务和供应链方面的假设是什么，如果未来几年出现通胀，有哪些抵消机制来保持过去一年在钻井和完井方面的收益？ - 公司目标是全年保持与2020年第四季度相似的成本水平；为应对油田服务通胀，公司延长了压力泵送合同至2023年，延长了钻井平台合同至少至2022年，大部分合同至2023年；目前柴油价格上涨约60%，公司通过采用Tier 4双燃料车队和使用天然气替代柴油来缓解成本压力 [123][124][125] 问题8: 如何考虑向投资者返还现金与留存现金的比例？ - 从杠杆角度看，接近年底时会考虑向股东返还现金；公司倾向于将约一半的自由现金流返还给股东，一半用于减少债务；返还给股东的部分包括固定股息和可变股息，固定股息可抵御市场周期和商品价格波动，可变股息根据情况而定，这样既能提供可观的收益率，又能继续降低杠杆 [128][129] 问题9: 特殊股息和可变股息有何区别？ - 公司希望有一个固定的股息部分，能够承受市场周期和商品价格波动，在此基础上设置可变股息部分；以1.5亿美元的自由现金流指导为例，如果分配一半即7500万美元，其中3000 - 3500万美元（约3% - 3.5%的收益率）为固定部分，其余为可变部分，可变部分可使收益率接近7.5%，剩余的自由现金流用于进一步减少债务 [132][133] 问题10: 累计8亿美元自由现金流估计的其他假设是什么，如年度资本支出、通胀或现金税，以及这是实际计划还是维持性情景？ - 计划产量为10亿立方英尺/日，这优先考虑了自由现金流的产生和向股东的返还；资本支出是维持该产量的维护性支出；公司将持续优化租赁运营费用和其他成本；偿还债务将降低利息费用，有助于提高自由现金流；公司将长期优先向股东返还自由现金流 [137][138]

公司资源与战略规划 - 公司拥有约7400口油气井权益，天然气资源位于阿巴拉契亚和墨西哥湾沿岸，液体资源位于南得克萨斯和粉河盆地[211] - 公司计划到2035年实现直接温室气体净零排放，2025年消除新井常规火炬燃烧、将甲烷强度降至0.09%、将温室气体强度降至5.5[213] 公司管理层变动 - 2021年4月30日道格·劳勒离任CEO，迈克尔·维希特里希担任临时CEO[218] 公司债务与融资 - 公司通过发行股权将总债务减少94亿美元[223] - 2021年前期，公司发行5亿美元本金的5.5% 2026年票据和5亿美元本金的5.875% 2029年票据，总收益10亿美元；从第11章破产程序中走出后，按计划发行62927320股新普通股，换取6亿美元现金[236] - 2020前期，公司以9300万美元回购约1.56亿美元本金的高级票据[241] - 生效日，DIP信贷安排终止，持有人获全额现金支付，若该贷款人同时为退出信贷安排贷款人，其允许的DIP债权先按退出RBL贷款金额等额减少并清偿[240] - 2020年前身期回购约1.56亿美元高级票据，成本9300万美元，录得约6300万美元收益[268] 公司流动性与合同承诺 - 截至2021年3月31日，公司有20.64亿美元流动性，包括3.4亿美元现金和17.24亿美元未使用借款额度，无A类贷款未偿还，B类贷款有2.21亿美元未偿还[224] - 截至2021年3月31日，公司合同承诺约38亿美元[227] - 退出信贷安排初始借款基数为25亿美元，A类循环贷款17.5亿美元，B类全额贷款2.21亿美元[228] - 截至2021年3月31日，公司重大合同义务的预计未来总承诺约为38亿美元[227] - 公司退出信贷安排初始借款基数为25亿美元，初始选定承贷额为17.5亿美元循环A类贷款和2.21亿美元全额融资B类贷款[228] - 截至2021年3月31日，石油和天然气衍生品公允价值分别为净负债3.35亿美元和0.4亿美元，远期石油和天然气价格每变动10%，对应衍生品估值将分别变动约1.51亿美元和1.72亿美元[283] - 截至2021年3月31日，公司无A类贷款未偿还，B类贷款未偿还金额为2.21亿美元，利率每提高1%，每年利息费用将增加约0.02亿美元[284] - 截至2021年3月31日，退出信贷安排A类贷款无未偿还借款，B类贷款未偿还借款为2.21亿美元[284] - 基于2021年3月31日的可变借款，利率提高1.0%，公司每年利息费用将增加约0.2亿美元[284] 公司股息分配 - 公司普通股年度股息为每股1.375美元，将于2021年6月10日支付[225] 公司资本支出计划 - 2021年公司预计投入6.7 - 7.4亿美元资本支出，使120 - 135口井上线，约80%用于天然气资产[232] - 2021年公司预计投入6.7 - 7.4亿美元资本支出，投产120 - 135口油井，约80%资本支出将用于天然气资产[232] 公司经营活动现金流量 - 2021年后续期经营活动提供现金4.09亿美元，前期使用现金0.21亿美元，2020年前期提供现金3.97亿美元[235] - 2021年继承期、前期和2020年前期经营活动提供的现金分别为4.09亿美元、 - 0.21亿美元和3.97亿美元[235] 公司油气产量与销售 - 2021年2月10日至3月31日，公司各地区油气及NGL总产量为43.1万桶油当量/天，平均售价25.57美元/桶油当量；1月1日至2月9日总产量为44万桶油当量/天，平均售价22.63美元/桶油当量；2020年第一季度总产量为47.9万桶油当量/天，平均售价20.53美元/桶油当量[244] - 2021年2月10日至3月31日，公司油气及NGL总销售额为5.53亿美元；1月1日至2月9日为3.98亿美元；2021年第一季度为9.51亿美元；2020年第一季度为8.94亿美元[246] - 2021年继任期和前期油气及NGL销售净增5700万美元，主要因平均售价提高使收入增加2.48亿美元，部分被销量下降导致的1.91亿美元收入减少抵消[246] - 2021年继任期和前期日均产量较2020前期下降，因南德克萨斯州和布拉索斯谷投产井减少，部分被阿巴拉契亚新井完井增加抵消[246] - 2021年2 - 3月总产油量76千桶/日，天然气2007百万立方英尺/日，NGL 21千桶/日，总产量431千桶油当量/日，每桶油当量价格25.57美元[244] - 2021年1 - 2月总产油量84千桶/日，天然气2002百万立方英尺/日，NGL 22千桶/日，总产量440千桶油当量/日，每桶油当量价格22.63美元[244] - 2020年第一季度总产油量126千桶/日，天然气1898百万立方英尺/日，NGL 37千桶/日，总产量479千桶油当量/日，每桶油当量价格20.53美元[244] - 2021年2 - 3月油气和NGL总销售额为553万美元，1 - 2月为398万美元，2021年第一季度为951万美元，2020年第一季度为894万美元[246] - 2021年合并期油气和NGL销售额净增5700万美元，主要因平均价格上涨增收2.48亿美元，部分被销量下降减收1.91亿美元抵消[246] - 2021年2 - 3月阿巴拉契亚地区天然气产量1283百万立方英尺/日，墨西哥湾沿岸地区524百万立方英尺/日，南德克萨斯州109百万立方英尺/日等[244] - 2021年2 - 3月阿巴拉契亚地区油气和NGL总销售额163万美元，墨西哥湾沿岸地区70万美元，南德克萨斯州164万美元等[246] - 2021年合并后与合并前期间，排除衍生品工具影响，石油、天然气和天然气凝析液收入分别为4.13亿美元、4.86亿美元和0.52亿美元[283] - 2021年合并后与合并前期间，产量基础上，价格每变动10%，石油、天然气和天然气凝析液收入分别变动约0.41亿美元、0.49亿美元和0.05亿美元[283] 公司成本费用变化 - 2021年合并后续和前期生产费用较2020年前期减少5000万美元，主要因液体丰富作业区可变费用减少2800万美元和2020年出售中部大陆资产减少2100万美元[248] - 2021年合并后续和前期集输、处理和运输费用较2020年前期减少7200万美元，墨西哥湾沿岸和南得克萨斯分别减少2900万和2500万美元，粉河盆地减少900万美元，2020年出售中部大陆资产减少1000万美元[249] - 2021年合并后续和前期 severance 和从价税较2020年前期减少1200万美元，severance税减少600万美元，从价税减少600万美元[251] - 2021年非GAAP三个月末阿巴拉契亚地区生产费用为9美元/桶油当量，墨西哥湾沿岸为10美元/桶油当量，南得克萨斯为26美元/桶油当量等[248] - 2021年非GAAP三个月末阿巴拉契亚地区集输、处理和运输费用为76美元/桶油当量，墨西哥湾沿岸为22美元/桶油当量，南得克萨斯为84美元/桶油当量等[249] - 2021年非GAAP三个月末阿巴拉契亚地区 severance 和从价税为2美元/桶油当量，墨西哥湾沿岸为4美元/桶油当量，南得克萨斯为17美元/桶油当量等[251] - 2021年合并期生产费用较2020年减少5000万美元，主要因液体富集区可变费用减少2800万美元和出售中部大陆资产减少2100万美元[248] - 2021年2 - 3月总生产费用40万美元，每桶油当量成本1.88美元，1 - 2月为32万美元，每桶油当量成本1.80美元[248] - 2021年第一季度总生产费用72万美元，每桶油当量成本1.85美元，2020年第一季度为122万美元，每桶油当量成本2.80美元[248] - 2021年继承和前任期间合并的收集、处理和运输费用较2020年前任期间减少7200万美元，墨西哥湾沿岸和南德克萨斯州分别减少2900万和2500万美元，粉河盆地减少900万美元，出售中大陆资产减少1000万美元[249] - 2021年继承和前任期间合并的 severance 和从价税较2020年前任期间减少1200万美元，severance税减少600万美元，从价税减少600万美元[251] - 2021年继承和前任期间合并的各运营区域总毛利率为6.24亿美元，每桶15.90美元，2020年前任期间为4.33亿美元，每桶9.94美元[253] - 2021年继承和前任期间合并的收集、处理和运输费用为2.13亿美元，每桶5.42美元；2020年前任期间为2.85亿美元，每桶6.55美元[249] - 2021年继承和前任期间合并的 severance 和从价税为4200万美元，每桶1.08美元；2020年前任期间为5400万美元，每桶1.24美元[251] - 2021年继承和前任期间合并的营销利润率较2020年前任期间增加，主要因2020年前任期间油价大幅下跌导致库存估值调整不利[255] - 2021年继承期间勘探费用为100万美元，2020年前任期间为2.82亿美元，主要是未探明资产的非现金减值费用[256] - 2021年继承和前任期间合并的一般及行政费用净额为1500万美元，每桶0.68美元；2020年前任期间为6500万美元，每桶1.50美元[258] - 2021后续期折旧、损耗和摊销为1.22亿美元，每桶油当量为5.64美元[260] - 2020年前身期已探明石油和天然气资产减值84.46亿美元，其他固定资产及其他减值7600万美元，总计85.22亿美元[264] - 2020年前身期，公司终止某些合同并确认7900万美元非经常性费用，被1400万美元收入抵消[265] - 2021后续期、前身期和2020年前身期利息费用分别为1200万、1100万和1.45亿美元[267] - 2021后续期、2021前身期和2020前身期其他收入（费用）分别为2200万美元、200万美元和 - 1700万美元[271] - 2021后续期折旧、损耗和摊销为122美元，每桶油当量为5.64美元[260] - 2021后续期、2021前身期和2020前身期利息费用分别为12美元、11美元和145美元[267] 公司衍生品收益与营销情况 - 2021年后续期间石油衍生品实现收益（损失）为 - 6200万美元，前期为 - 1900万美元，2020年三个月末为1.27亿美元[254] - 2021年后续期间天然气衍生品实现收益（损失）为 - 600万美元，前期为600万美元，2020年三个月末为5100万美元[254] - 2021年后续期间营销收入为2.77亿美元，前期为2.39亿美元，2020年三个月末为7.24亿美元；营销费用后续期间为2.8亿美元，前期为2.37亿美元，2020年三个月末为7.46亿美元[255] - 2021年继承期间石油衍生品总亏损6800万美元，天然气衍生品总收益1.14亿美元，油气衍生品总收益4600万美元；2020年前任期间石油衍生品总收益8.39亿美元，天然气衍生品总收益6800万美元，油气衍生品总收益9.07亿美元[254] - 2021年继承期间营销收入2.77亿美元，营销费用2.80亿美元，营销利润率为 - 300万美元；2020年前任期间营销收入7.24亿美元，营销费用7.46亿美元，营销利润率为 - 2200万美元[255] 公司其他费用与收益 - 2021后续期和前身期一般及行政费用净额分别为1500万和2100万美元，2020年前身期为6500万美元；每桶油当量分别为0.68美元、1.19美元和1.50美元[258] - 2021前身期和2020年前身期离职及其他终止成本分别约为2200万和500万美元[259] - 2021前身期重组项目净收益55.69亿美元[269] - 2021前身期和2020前身期所得税收益分别为5700万和1300万美元，有效所得税税率分别为 - 1.1%和0.2%[272] - 2021年前身期和2020年前身期，公司分别产生约2200万美元和500万美元与特定员工一次性解雇福利相关的费用[259] - 2021后续期、前身期和2020前身期其他经营费用（收入）净额分别为200万、 - 1200万和6800万美元[265] 公司财务报告相关 - 截至2021年3月31日，公司披露控制与程序有效[287] - 本10 - Q表格涵盖期间，公司财务报告内部控制无重大影响变化[288] 公司风险管理 - 公司通过签订各种衍生工具来减轻部分商品价格不利变化的风险[281]

业绩总结 - 2021年第一季度调整后的EBITDAX为5.1亿美元[6] - 2021年第一季度净收入为295百万美元，较2020年同期的净亏损8313百万美元显著改善[47] - 自由现金流为3.29亿美元[6] - 2021年第一季度的调整后的EBITDAX为294百万美元，相较于2020年同期的510百万美元有所下降[47] - 自由现金流为350百万美元，而2020年同期为负21百万美元[49] - 2021年预计调整后的EBITDAX为1,550至1,650百万美元[51] 用户数据 - 2021年第一季度的生产量约为436 mboe/d，其中天然气占77%[13] - 2021年全年天然气生产量为1,261 mmcf/d，油生产量为73 mboe/d[34] - 2021年第一季度，阿巴拉契亚地区的天然气生产量为532 mmcf/d[34] 未来展望 - 公司计划在未来五年内实现约30亿美元的自由现金流[5] - 2021年预计总产量为410至420 mboe/天，其中石油产量为2300至2500万桶[51] - 公司目标到2035年实现净零直接温室气体排放[5] 新产品和新技术研发 - 公司计划在2021年内进行电动压裂的首次尝试，预计在2025年前消除所有新完井的常规燃气排放[20] - 公司致力于到2035年实现净零直接温室气体排放，并计划在2025年前减少温室气体强度和甲烷强度[20] 市场扩张和并购 - 阿巴拉契亚地区的净面积约为540,000英亩，PDP井数为963，2020年TILs（初始产量）为53%[14] - 墨西哥湾沿岸地区的净面积约为225,000英亩，PDP井数为568，2020年TILs为62%[15] - 南德克萨斯州的净面积约为220,000英亩，PDP井数为2,043，2020年TILs为59%[16] - 巴拉索斯谷的净面积约为420,000英亩，PDP井数为826，2020年TILs为62%[17] - 粉河盆地的净面积约为85,500英亩，PDP井数为300，2020年TILs为58%[18] 负面信息 - 2021年第一季度的资本支出为77百万美元，较2020年同期的518百万美元大幅减少[49] - 2021年第一季度的总债务为1,262百万美元[50] 其他新策略和有价值的信息 - 当前净债务与2021年预计调整后的EBITDAX比率为0.6倍[6] - 启动每年每股1.375美元的股息，年收益率约为3.0%[6] - 2021年预计资本支出为6.7亿至7.4亿美元[13] - 2021年阿巴拉契亚地区的EBITDAX预期为653百万美元，墨西哥湾沿岸为1,105百万美元，南德克萨斯州为1,061百万美元，巴拉索斯谷为970百万美元，粉河盆地为490百万美元[14][15][16][17][18] - 2021年资本计划中，阿巴拉契亚地区的开发成本为每千立方英尺2.25美元，墨西哥湾沿岸为2.50美元，南德克萨斯州为2.75美元，巴拉索斯谷为3.00美元[14][15][16][17] - 2021年第一季度的油价为每桶40.01美元，天然气价格为每千立方英尺2.16美元[46]

公司资产与业务布局 - 公司拥有约13700口油气井，在美国陆上拥有大量非常规天然气和液体资产组合[200] 公司破产与交易事项 - 2020年6月28日公司及部分子公司自愿申请第11章破产保护，非申请实体将继续正常运营[202] - 2020年10月13日公司与Tapstone Energy达成协议，以8500万美元出售Mid - Continent资产，预计12月11日完成交易[208] - 2020年6月29日公司普通股停止在纽交所交易，7月20日纽交所申请将其从纽交所摘牌，10月18日完成注销[210] 公司人员与产量调整 - 2020年4月和9月公司分别进行裁员，影响约13%和12%的员工，分别记录非经常性费用约1600万美元和4300万美元，预计年化节省约7000万美元[216] - 2020年5月、6月和7月公司石油产量分别减少约50%、25%和10% [216] 公司股权变动 - 2020年4月13日公司董事会和股东批准1:200反向股票分割，4月14日生效，流通股数量从约19.57亿股减至约978.4万股，授权发行股份从30亿股减至2250万股[218][219] - 2020年4月23日公司董事会宣布发放权利股息，旨在保护税收属性，防止所有权变更，权利协议将于2021年股东大会投票结果认证次日结束，除非股东批准，否则将持续至2023年4月22日[220][222][223] 公司资本资源与流动性 - 公司主要资本资源和流动性来源包括运营现金流、信贷协议借款、非核心资产处置和资本市场融资，第11章破产程序期间，流动性主要依赖运营现金流和DIP信贷安排[225] - 公司获得最高约21.04亿美元的DIP信贷安排，包括最高9.25亿美元循环贷款和最高约11.79亿美元定期贷款；还承诺提供最高25亿美元的退出信贷安排，包括最高17.5亿美元循环信贷和最高7.5亿美元定期贷款[227] 公司现金余额与营运资金 - 截至2020年9月30日和2019年12月31日，公司现金余额分别为3.06亿美元和600万美元；净营运资金赤字分别为20.33亿美元和11.41亿美元[227] 公司价格保护与掉期交易 - 截至2020年11月5日，公司通过掉期获得2020年油价下行保护，平均价格为每桶41.97美元；天然气价格下行保护为每百万英热单位2.45美元[235] - 2020 - 2022年，公司石油固定价格掉期名义交易量分别为400万桶、1500万桶和600万桶，平均纽约商品交易所价格分别为每桶41.97美元、42.18美元和42.34美元[236] - 2020 - 2022年，公司天然气固定价格掉期名义交易量分别为121亿立方英尺、518亿立方英尺和209亿立方英尺，平均纽约商品交易所价格分别为每百万英热单位2.45美元、2.67美元和2.52美元[236] 公司资本支出 - 公司将2020年资本支出预测大幅降至10 - 12亿美元，2019年资本支出为22亿美元[239] 公司现金流量 - 2020年前三季度，公司经营活动提供的现金为11.55亿美元，2019年同期为11.82亿美元[241][242] - 2020年前三季度，公司现金及现金等价物总来源为15.09亿美元，2019年同期为26.08亿美元[241] - 2020年前三季度，公司现金及现金等价物总使用为12.09亿美元，2019年同期为25.98亿美元[244] 公司费用支付 - 2020年当期，公司以9500万美元回购约1.6亿美元高级票据；支付1.09亿美元一次性费用以建立DIP信贷和退出信贷安排；支付优先股股息2200万美元，2019年同期为6900万美元[246][247][249] 公司销售数据 - 2020年第三季度石油、天然气和NGL总销售额为6.72亿美元，2019年同期为10.03亿美元，同比下降33%；2020年前九个月销售额为20.06亿美元，2019年同期为34.12亿美元，同比下降41%[255] - 2020年第三季度石油销售额3.66亿美元，2019年同期6.13亿美元，同比降40%；前九个月10.91亿美元，2019年同期18.79亿美元，同比降42%[255] - 2020年第三季度天然气销售额2.7亿美元，2019年同期3.53亿美元，同比降24%；前九个月8.24亿美元，2019年同期13.84亿美元，同比降40%[255] - 2020年第三季度NGL销售额3600万美元，2019年同期3700万美元，同比降3%；前九个月9100万美元，2019年同期1.49亿美元，同比降39%[255] - 2020年第三季度油、气和NGL销售净减少3.31亿美元，主要因每桶油当量均价下降致收入降2.62亿美元和销量减少致收入降6900万美元[255] - 2020年前九个月油、气和NGL销售净减少14.06亿美元，主要因每桶油当量均价下降致收入降11.52亿美元和销量减少致收入降2.54亿美元[256] 公司衍生品损益 - 2020年第三季度石油衍生品总损益为亏损200万美元，2019年同期盈利1.24亿美元；前九个月盈利6.89亿美元，2019年同期亏损4900万美元[258] - 2020年第三季度天然气衍生品总损益为亏损1.59亿美元，2019年同期盈利4300万美元；前九个月亏损1.16亿美元，2019年同期盈利1.9亿美元[258] 公司营销数据 - 2020年第三季度营销收入4.48亿美元，2019年同期8.89亿美元，同比降50%；前九个月14.12亿美元，2019年同期30.38亿美元，同比降54%[259] - 2020年第三季度营销费用4.5亿美元，2019年同期9.01亿美元，同比降50%；前九个月14.38亿美元，2019年同期30.71亿美元，同比降53%[259] 公司其他收入 - 其他收入方面，2020年三季度为1500万美元，2019年同期为1500万美元；2020年前三季度为4500万美元，2019年同期为4500万美元[260] 公司生产费用 - 油气和NGL生产费用方面，2020年三季度为8200万美元，2019年同期为1.35亿美元，降幅39%；2020年前三季度为2.95亿美元，2019年同期为3.94亿美元，降幅25%[261] - 油气和NGL生产费用每桶油当量方面，2020年三季度为1.99美元，2019年同期为3.09美元，降幅36%；2020年前三季度为2.40美元，2019年同期为2.97美元，降幅19%[261] 公司收集、处理和运输费用 - 油气和NGL收集、处理和运输费用方面，2020年三季度为2.58亿美元，2019年同期为2.70亿美元，降幅4%；2020年前三季度为8.13亿美元，2019年同期为8.15亿美元，基本持平[262] - 油气和NGL收集、处理和运输费用每桶油当量方面，2020年三季度为6.28美元，2019年同期为6.12美元，增幅3%；2020年前三季度为6.61美元，2019年同期为6.14美元，增幅8%[262] 公司severance和从价税 - severance和从价税方面，2020年三季度为3700万美元，2019年同期为5500万美元，降幅33%；2020年前三季度为1.16亿美元，2019年同期为1.68亿美元，降幅31%[264] - severance和从价税每桶油当量方面，2020年三季度为0.90美元，2019年同期为1.23美元，降幅27%；2020年前三季度为0.94美元，2019年同期为1.26美元，降幅25%[264] 公司勘探费用 - 勘探费用方面，2020年三季度为500万美元，2019年同期为1700万美元，降幅71%；2020年前三季度为4.17亿美元，2019年同期为5600万美元，增幅645%[265] 公司一般和行政费用 - 一般和行政费用净额方面，2020年三季度为5200万美元，2019年同期为6600万美元，降幅21%；2020年前三季度为2.29亿美元，2019年同期为2.58亿美元，降幅11%[266] - 一般和行政费用净额每桶油当量方面，2020年三季度为1.27美元，2019年同期为1.48美元，降幅14%；2020年前三季度为1.86美元，2019年同期为1.94美元，降幅4%[266] - 当期一般及行政费用减少2900万美元，主要因成本削减举措减少1亿美元，但被法律等顾问费用4300万美元和分摊薪酬费用减少2800万美元部分抵消[268] 公司员工离职费用 - 当期季度和当期分别产生约1600万美元和4300万美元与员工一次性离职福利相关费用[269] 公司折旧、损耗和摊销费用 - 当期折旧、损耗和摊销费用为1.7亿美元，较2019年同期5.73亿美元减少70%；当期每桶油当量折旧、损耗和摊销费用为4.17美元，较2019年同期13.04美元减少68%[270] 公司资产减值 - 当期已探明石油和天然气资产减值84.46亿美元，其他固定资产和其他资产减值7600万美元，总减值85.22亿美元[271] - 当期对FTSI投资减值2300万美元[276] 公司其他经营费用 - 当期其他经营费用为9200万美元，较2019年同期7900万美元增加；终止某些合同产生8000万美元非经常性费用，消除约1.69亿美元未来承诺[272] 公司利息费用 - 当期利息费用为3.07亿美元，较2019年同期5.13亿美元减少；每桶油当量利息费用为2.49美元，较2019年同期3.86美元减少[275] 公司票据回购收益 - 当期回购约1.6亿美元高级票据，支付9500万美元，记录约6500万美元收益[278] 公司重组项目费用 - 当期重组项目净费用为2.17亿美元，包括债务融资费用、预计索赔准备等[281] 公司所得税收益 - 当期记录1300万美元所得税收益，有效所得税税率为0.1%；上期记录3.15亿美元所得税收益，有效所得税税率为105.4%[282] 公司收入与价格敏感度 - 2020年前9个月，公司石油、天然气和NGL收入（不计衍生品影响）分别为10.91亿美元、8.24亿美元和9100万美元[294] - 2020年前9个月，基于产量，石油、天然气和NGL价格每增减10%，收入将分别增减约1.09亿美元、8200万美元和900万美元[294] 公司衍生品公允价值与估值敏感度 - 截至2020年9月30日，公司石油和天然气衍生品公允价值分别为净负债500万美元和1.61亿美元[294] - 远期石油价格每增减10%，石油衍生品估值将增减约1.09亿美元；远期天然气价格每增减10%，天然气衍生品估值将增减约2.11亿美元[294] 公司借款情况与利息支出敏感度 - 截至2020年9月30日，公司在破产前循环信贷安排下有19.29亿美元未偿还借款，DIP信贷安排下无未偿还借款[295] - 基于2020年9月30日的可变借款，利率每提高1.0%，公司每年利息支出将增加约1900万美元[295] 公司内部控制 - 截至2020年9月30日，公司首席执行官和首席财务官认为披露控制和程序有效[298] - 本季度公司财务报告内部控制无重大影响或可能产生重大影响的变化[299] 公司面临的不确定性 - 公司面临与第11章破产案、新冠疫情、遵守债务契约、股价波动、商品价格波动等相关的不确定性[284] 公司风险管理 - 公司通过衍生工具减轻部分商品价格不利变化的风险，认为衍生工具在实现风险管理目标方面高度有效[292]

公司资产与业务布局 - 公司拥有约13600口油气井，在美国陆上拥有大量非常规天然气和液体资产组合[187] 公司重大事件 - 2020年6月28日，公司及部分子公司自愿申请第11章破产保护[188][189] - 2020年6月29日，公司普通股停止在纽约证券交易所交易，6月30日起在OTC Pink Marketplace报价[195] 公司人员与成本调整 - 2020年4月，公司裁员约13%，记录了约2200万美元的非经常性费用，预计年化节省约3600万美元[201] 公司产量变化 - 2020年5月和6月，公司石油产量分别减少约50%和25%[201] 公司股权变动 - 2020年4月13日，公司董事会和股东批准1:200的反向股票分割，4月14日生效，流通股数量从约19.57亿股减至约978.4万股，授权发行的普通股总数从30亿股减至2250万股[203][204] 公司股息政策 - 2020年4月23日，公司董事会宣布发放权利股息，旨在保护公司使用税收属性的能力，阻止任何人或关联方收购公司4.9%或更多的流通股[205][206][207] 行业市场环境 - 2020年3月，OPEC+宣布降价和增产，4月达成减产协议，5 - 6月减产970万桶/日，6月6日同意将减产延长至7月底，但油气价格仍低迷[198] 公司资本支出计划 - 公司预计全年剩余时间的资本支出将主要集中在天然气资产上[201] 公司资金获取情况 - 公司未从《CARES法案》或其他联邦计划获得资金，也不预期会获得[201] 公司信贷安排 - 公司获得最高约21.04亿美元的DIP信贷安排，包括最高9.25亿美元循环贷款和最高约11.79亿美元定期贷款，还承诺提供最高25亿美元的退出信贷安排[211] 公司现金与营运资金情况 - 截至2020年6月30日和2019年12月31日，公司现金余额分别为8200万美元和600万美元，净营运资金赤字分别为16.99亿美元和11.41亿美元，DIP信贷安排获批后借款能力最高达9.25亿美元[212] 公司价格保护情况 - 截至2020年8月7日，公司通过掉期获得2020年油价下行保护，平均价格为每桶41.69美元，天然气价格下行保护为每百万英热单位2.45美元[219] 公司掉期交易情况 - 公司2020 - 2022年石油掉期名义交易量分别为600万桶、1200万桶和500万桶，平均纽约商品交易所价格分别为每桶41.69美元、41.90美元和41.41美元；天然气掉期名义交易量分别为164亿立方英尺、235亿立方英尺和133亿立方英尺，平均价格分别为每百万英热单位2.45美元、2.44美元和2.46美元[221] 公司资本支出预测 - 公司将2020年资本支出预测大幅降至10 - 12亿美元，2019年资本支出为22亿美元[223] 公司经营活动现金情况 - 当期经营活动提供的现金为7.73亿美元，上期为8.53亿美元，减少主要因油气销售价格和销量降低[227] 公司费用支出情况 - 当期天然气支出8.52亿美元，上期为10.87亿美元；当期现金及现金等价物总使用量为10.47亿美元，上期为19.03亿美元[228] 公司票据回购情况 - 当期公司以9500万美元回购约1.6亿美元高级票据本金[231] 公司信贷安排费用 - 当期公司为建立DIP信贷安排向贷款人支付一次性费用5500万美元[232] 公司收购情况 - 上期公司以约7.174亿股普通股和3.53亿美元（3.81亿美元减去野马公司收购日持有的2800万美元现金）收购野马公司[233] 公司销售情况 - 2020年三个月内，石油、天然气和NGL总销售额为4.4亿美元，较2019年的11.79亿美元下降63%；六个月内，总销售额为13.34亿美元，较2019年的24.09亿美元下降45%[243] - 2020年本季度石油、天然气和NGL销售净减少7.39亿美元，主要归因于每桶油当量平均价格下降导致收入减少5.61亿美元和销售量下降导致收入减少1.78亿美元[243] - 2020年本时期石油、天然气和NGL销售净减少10.75亿美元，主要归因于每桶油当量平均价格下降导致收入减少8.89亿美元和销售量下降导致收入减少1.86亿美元[244] 公司衍生品损益情况 - 2020年三个月内，石油衍生品总损益为亏损1.48亿美元，天然气衍生品总损益为亏损0.25亿美元；六个月内，石油衍生品总损益为盈利6.91亿美元，天然气衍生品总损益为盈利0.43亿美元[246] 公司营销业务情况 - 2020年三个月内，营销收入为2.4亿美元，较2019年的9.16亿美元下降74%；六个月内，营销收入为9.64亿美元，较2019年的21.49亿美元下降55%[247] - 2020年三个月内，营销费用为2.42亿美元，较2019年的9.4亿美元下降74%；六个月内，营销费用为9.88亿美元，较2019年的21.7亿美元下降54%[247] - 2020年三个月内，营销利润率为亏损0.02亿美元，较2019年的亏损0.24亿美元下降92%；六个月内，营销利润率为亏损0.24亿美元，较2019年的亏损0.21亿美元下降14%[247] 公司留存资产产量情况 - 截至2020年6月30日的三个月，留存资产石油产量为9.3万桶/日，天然气产量为1807百万立方英尺/日，NGL产量为2.8万桶/日，总当量为421千桶油当量/日[237] - 截至2020年6月30日的六个月，留存资产石油产量为12.2万桶/日，天然气产量为2035百万立方英尺/日，NGL产量为3.5万桶/日，总当量为496千桶油当量/日[237] 公司历史收购产量情况 - 2019年2月1日WildHorse收购后150天，平均日产石油3.4万桶、天然气47百万立方英尺和NGL 0.5万桶[242] 公司其他收入情况 - 其他收入方面，2020年三个月为1400万美元，较2019年的1500万美元下降7%；六个月为3000万美元，与2019年持平，剩余递延收入3600万美元将在2021年直线摊销[248] 公司生产费用情况 - 油气和NGL生产费用方面，2020年三个月总计9100万美元，较2019年的1.44亿美元下降37%；六个月为2.13亿美元，较2019年的2.59亿美元下降18%[250] - 油气和NGL生产费用每桶油当量方面，2020年三个月总计2.37美元，较2019年的3.17美元下降25%；六个月为2.60美元，较2019年的2.91美元下降11%[250] 公司收集、处理和运输费用情况 - 油气和NGL收集、处理和运输费用方面，2020年三个月为2.7亿美元，与2019年基本持平；六个月为5.55亿美元，较2019年的5.45亿美元增长2%[251] - 油气和NGL收集、处理和运输费用每单位方面，油每桶2020年三个月为3.94美元，较2019年的2.42美元增长63%；天然气每千立方英尺2020年三个月为1.36美元，较2019年的1.23美元增长11%；NGL每桶2020年三个月为5.35美元，较2019年的5.01美元增长7%；总计每桶油当量2020年三个月为7.04美元，较2019年的6.00美元增长17%[251] 公司税费情况 - severance和从价税方面，2020年三个月总计2500万美元，较2019年的6200万美元下降60%；六个月为7900万美元，较2019年的1.13亿美元下降30%[253] - severance和从价税每桶油当量方面，2020年三个月总计0.66美元，较2019年的1.39美元下降53%；六个月为0.97美元，较2019年的1.27美元下降24%[253] 公司勘探费用情况 - 勘探费用方面，2020年三个月为1.3亿美元，较2019年的1500万美元增长767%；六个月为4.12亿美元，较2019年的3900万美元增长956%[254] 公司一般和行政费用情况 - 一般和行政费用方面，2020年三个月净费用为1.12亿美元，较2019年的8900万美元增长26%；六个月为1.77亿美元，较2019年的1.92亿美元下降8%[256] - 一般和行政费用每桶油当量方面，2020年三个月为2.91美元，较2019年的1.99美元增长46%；六个月为2.16美元，与2019年基本持平[256] - 当期一般及行政费用减少1500万美元，主要因成本削减举措减少7200万美元，但被法律等顾问费用4200万美元和分摊薪酬费用减少1500万美元部分抵消[257] 公司员工离职费用情况 - 当期季度和当期分别产生约2200万美元和2700万美元与员工一次性离职福利相关的费用[258] 公司折旧、损耗和摊销情况 - 当期折旧、损耗和摊销为1.58亿美元，较2019年同期的5.8亿美元下降73%；每桶油当量为4.12美元，较2019年同期的12.84美元下降68%[259] 公司资产减值情况 - 当期记录已探明油气资产减值84.46亿美元，其他固定资产及其他减值7600万美元，总计85.22亿美元[260] 公司合同终止费用情况 - 当期终止部分合同，确认8000万美元非经常性费用，移除约1.69亿美元未来承诺[261] 公司前期收购成本情况 - 前期收购WildHorse产生2600万美元成本和3800万美元遣散费[262] 公司利息费用情况 - 当期利息费用总计1.37亿美元，较2019年同期的1.75亿美元有所下降；每桶油当量为3.56美元，较2019年同期的3.86美元有所下降[264] 公司投资减值情况 - 当期对FTSI投资确认2300万美元减值[265] 公司票据回购收益情况 - 当期回购约1.6亿美元高级票据，支付9500万美元，记录约6500万美元收益[267] 公司重组与所得税情况 - 当期记录3.94亿美元重组项目，当期所得税收益为1300万美元，前期为3.14亿美元；当期有效所得税税率为0.2%，前期为132.5%[269][270] 公司上半年收入情况 - 2020年上半年（截至6月30日），公司石油、天然气和NGL收入（不包括衍生品工具影响）分别为7.25亿美元、5.54亿美元和0.55亿美元[282] 公司收入价格敏感性情况 - 基于产量，2020年上半年（截至6月30日），石油、天然气和NGL价格每变动10%，对应收入将分别增减约0.73亿美元、0.55亿美元和0.06亿美元[282] 公司借款情况 - 截至2020年6月30日，公司在破产前循环信贷安排下有19.29亿美元未偿还借款，DIP信贷安排下无未偿还借款[283] 公司利息支出敏感性情况 - 基于2020年6月30日的可变借款，利率每提高1.0%，公司每年利息支出将增加约0.19亿美元[283] 公司披露控制和程序情况 - 截至2020年6月30日，公司首席执行官和首席财务官认为披露控制和程序有效[286] 公司财务报告内部控制情况 - 本季度公司财务报告内部控制无重大影响变化[287]

公司业务布局 - 公司拥有约13700口油气井，在多个资源产区有重要布局[149] 公司人事与费用调整 - 4月公司进行裁员，影响约13%的员工，预计二季度记录约2200万美元非经常性费用，预计年化节省约3600万美元[156] - 本季度发生约500万美元与员工一次性离职福利相关的费用[210] 石油产量变化 - 因油价和中游限制，5月和6月预计石油产量分别减少约50%和37%[156] - 2020年第一季度产量为47.9万桶油当量/天，2019年为48.4万桶油当量/天[196] 资本支出计划 - 预计今年剩余时间资本支出在5 - 7亿美元之间，主要集中在天然气资产[156] - 公司将2020年资本支出预测降至10 - 12亿美元，2019年为22亿美元[183] 股票分割与权利计划 - 4月13日公司批准1:200的反向股票分割，4月14日生效，流通股数量从约19.57亿股减至约978.4万股，授权发行股份从30亿股减至2250万股[158][161] - 4月23日公司宣布权利计划，旨在保护税收属性，阻止任何人或关联团体收购4.9%以上的流通股[162][163] 现金余额与净营运资金 - 截至2020年3月31日和2019年12月31日，公司现金余额分别为8200万美元和600万美元[168] - 截至2020年3月31日和2019年12月31日，公司净营运资金赤字分别为4.42亿美元和11.41亿美元[168] 循环信贷情况 - 截至2020年3月31日，公司循环信贷额度下可用借款能力为10.11亿美元，未偿还借款为19亿美元，8900万美元用于各种信用证[168] - 基于当前预测，公司预计从2020年第四季度起无法遵守循环信贷安排下的财务契约[165] - 公司循环信贷安排到期日为2023年9月，当前承贷总额和借款基数为30亿美元，可增至40亿美元；截至2020年3月31日，未偿还借款19亿美元，信用证使用8900万美元[178] 价格下行保护与衍生品交易 - 2020年公司通过互换和领子期权获得每桶59.95美元的油价下行保护，通过互换获得每千立方英尺2.76美元的天然气价格下行保护[172] - 公司2020 - 2022年不同类型石油衍生品的名义交易量和平均纽约商品交易所价格有明确数据，如2020年互换名义交易量2100万桶，平均价格59.63美元/桶[175] 债务目标与杠杆率 - 公司致力于将长期净债务/EBITDAX降至2倍[176] - 截至2020年3月31日，公司总杠杆率约为3.70:1，第一留置权杠杆率约为1.44:1，固定费用覆盖率约为3.55:1[180] 抵押品交付情况 - 截至2020年5月7日，公司已收到请求并交付约9500万美元抵押品，可能还需交付约1.72亿美元[184] 经营活动现金情况 - 2020年第一季度经营活动提供现金3.97亿美元，2019年为4.56亿美元[186] - 2020年第一季度现金使用总额为6.38亿美元，2019年为9.15亿美元[190] 高级票据回购情况 - 2020年第一季度公司以9300万美元回购约1.56亿美元高级票据本金[191] - 本季度回购约1.56亿美元高级票据，花费9300万美元，记录约6300万美元收益[218] 各业务线销售额情况 - 2020年第一季度石油、天然气和NGL总销售额为8.94亿美元，较2019年的12.3亿美元下降27%，其中石油销售额5.39亿美元，降5%，天然气3.2亿美元，降46%，NGL 3500万美元，降49%[197] 衍生品收益情况 - 2020年第一季度石油和天然气衍生品总收益为9.07亿美元，而2019年为亏损3.01亿美元[199] 营销业务情况 - 2020年第一季度营销收入为7.24亿美元，较2019年的12.33亿美元下降41%，营销费用为7.46亿美元，较2019年的12.3亿美元下降39%，营销利润率为-2200万美元，较2019年的300万美元下降833%[200] 其他收入情况 - 2020年第一季度其他收入为1600万美元，较2019年的1500万美元增长7%，剩余递延收入余额5000万美元将在2021年前直线摊销[201] 生产费用情况 - 2020年第一季度油气和NGL生产总费用为1.22亿美元，较2019年的1.15亿美元增长6%，每桶油当量费用为2.8美元，较2019年的2.64美元增长6%[203] 集输、加工和运输费用情况 - 2020年第一季度油气和NGL集输、加工和运输费用为2.85亿美元，较2019年的2.74亿美元增长4%，每桶油当量费用为6.55美元，较2019年的6.29美元增长4%[204] 税费情况 - 2020年第一季度severance和ad valorem税总计5400万美元，较2019年的5100万美元增长6%，每桶油当量税为1.24美元，较2019年的1.15美元增长8%[206] 平均价格与收入变化情况 - 2020年第一季度平均每桶油当量价格为20.53美元，较2019年的28.22美元下降[196] - 价格下降使本季度每桶油当量收入减少3.35亿美元，销量下降使收入减少100万美元，总收入净减少3.36亿美元[197] 费用增减情况 - 勘探费用从2400万美元增至2.82亿美元，增幅达1075%，主要因未探明资产的非现金减值费用增加[207] - 一般及行政费用从1.03亿美元降至6500万美元，降幅37%，主要因薪酬费用减少[208] - 折旧、损耗和摊销从5.19亿美元增至6.03亿美元，增幅16%，主要因损耗率提高[211] - 本季度其他运营费用从6100万美元增至8300万美元，因终止部分合同产生7900万美元非经常性费用[213] - 利息费用从1.61亿美元降至1.45亿美元，高级票据利息费用减少因平均未偿还余额下降[216] 资产减值情况 - 本季度记录已探明油气资产减值8.446亿美元，其他固定资产及其他减值7600万美元，总计8.522亿美元[212] - 本季度对FTSI的投资确认2300万美元减值损失[217] 所得税情况 - 本季度记录1300万美元所得税收益，有效所得税税率为0.2%，上一季度为3.14亿美元和93.7%[219] 各业务线收入及价格影响 - 2020年第一季度，公司石油、天然气和NGL收入（不包括衍生品工具影响）分别为5.39亿美元、3.2亿美元和3500万美元[239] - 基于产量，2020年第一季度石油、天然气和NGL价格每变动10%，收入将分别增减约5400万美元、3200万美元和400万美元[239] 衍生品公允价值及价格影响 - 截至2020年3月31日，公司石油和天然气衍生品公允价值分别为7.17亿美元和1.44亿美元净资产[239] - 远期油价上涨10%，石油衍生品估值将减少7300万美元；下跌10%，估值将增加6800万美元[239] - 远期天然气价格上涨10%，天然气衍生品估值将减少约5200万美元；下跌10%，估值将增加4800万美元[239] 债务到期金额与利率情况 - 固定利率债务方面，2020 - 2024年及以后到期金额分别为2.53亿美元、2.94亿美元、2.72亿美元、1.67亿美元、6.24亿美元和40.6亿美元，加权平均利率分别为6.70%、5.80%、4.88%、5.75%、7.00%和9.34%，总计56.7亿美元[241] - 浮动利率债务方面，2023 - 2024年到期金额分别为19亿美元和15亿美元，加权平均利率分别为3.81%和9.00%，总计34亿美元[241] - 固定利率债务和浮动利率债务加权平均总利率分别为7.58%和6.10%[241] - 2020 - 2024年及以后固定利率债务分别为2.53亿美元、2.94亿美元、2.72亿美元、1.67亿美元、6.24亿美元和40.6亿美元，总计56.7亿美元[241] - 2020 - 2024年及以后固定利率债务平均利率分别为6.70%、5.80%、4.88%、5.75%、7.00%和9.34%，总体平均为7.58%[241] - 2023 - 2024年可变利率债务分别为19亿美元和15亿美元，总计34亿美元[241] - 2023 - 2024年可变利率债务平均利率分别为3.81%和9.00%，总体平均为6.10%[241] 内部控制情况 - 截至2020年3月31日，公司披露控制和程序有效[244] - 本季度公司财务报告内部控制无重大影响的变化[245] - 截至2020年3月31日，公司披露控制与程序有效[244] - 本季度报告期内，公司财务报告内部控制无重大影响的变化[245]

总营收数据 - 2019 - 2015年总营收分别为85.95亿、100.3亿、100.39亿、87.05亿和137.94亿美元[243] - 2019年总营收为84.89亿美元，较2018年的102.31亿美元下降17.03%[399] 收购与成本节约 - 2019年收购WildHorse，支付约7.174亿股普通股、3.81亿美元现金并承担14亿美元债务，预计到2023年节省成本10 - 15亿美元[246] - 2019年成本节约2.5亿美元，相比2018年降低综合费用2.9亿美元，降幅13% [246] - 2019年公司以约7.174亿股普通股和3.53亿美元（3.81亿减0.28亿）收购WildHorse[286] 资本支出与产量 - 2020年预计资本支出比2019年低30%，维持石油产量持平[248] - 2020年资本支出预计为13 - 16亿美元，较2019年的22亿美元减少约30%[274] 财务状况指标 - 截至2019年12月31日，现金余额600万美元，净营运资金赤字11.41亿美元，总债务本金89.16亿美元[255] - 截至2019年12月31日，长期债务本金总计89.16亿美元，利息总计33.14亿美元，其他各类义务总计204.7亿美元[270] - 截至2020年2月24日，已为某些营销和其他合同提供约6000万美元抵押品，可能需额外提供约2.2亿美元[276] 套期保值与价格保护 - 截至2020年2月19日，约70%的2020年油气及NGL预计生产收入已套期保值[259] - 2020年通过互换和领子期权获得约76%的油价下行保护，平均价格59.9美元/桶[259] - 2020年通过互换获得39%的天然气价格下行保护，价格2.76美元/千立方英尺[259] 杠杆目标 - 公司致力于降低总杠杆，实现长期净债务/EBITDAX为2倍的目标[247][264] 会计方法变更 - 2019年第一季度，公司油气勘探开发活动会计方法从完全成本法改为成果法[252] - 2019年公司将油气勘探和开发活动的会计核算方法从完全成本法改为成果法[374] - 2019年第一季度，公司自愿将油气勘探和开发活动的会计方法从完全成本法改为成果法[390] - 2019年第一季度公司自愿将油气勘探开发活动的会计核算方法从完全成本法改为成果法，以提高财务报表与同行的可比性[409] 信贷与贷款安排 - 循环信贷安排到期日为2023年9月，当前承贷总额和借款基数为30亿美元，可增至40亿美元；截至2019年12月31日，未偿还借款为15.9亿美元，信用证使用5900万美元，杠杆比率约3.43:1，第一留置权杠杆比率约1.21:1，固定费用覆盖率约3.64:1[266] - 2019年12月签订4.5年期定期贷款协议，本金15亿美元，净收益约14.55亿美元，利率为伦敦银行同业拆借利率加8%或替代基准利率加7%，贷款按面值98%发放，2024年6月到期[267] 现金流量相关 - 2019、2018、2017年经营活动提供的现金分别为16.23亿、17.3亿、4.75亿美元[278][279] - 2019、2018、2017年债务发行净收益分别为15.63亿、12.36亿、15.85亿美元[278][282] - 2019、2018、2017年剥离已探明和未探明资产净收益分别为1.3亿、22.31亿、12.49亿美元[278][282] - 2019、2018、2017年油气支出分别为22.15亿、19.76亿、22.01亿美元[283] - 2019、2018、2017年现金及现金等价物总使用量分别为38.16亿、54.19亿、50.22亿美元[283] - 2019年经营活动提供的净现金为16.23亿美元，2018年为17.3亿美元，2017年为4.75亿美元[403] - 2019年投资活动使用的净现金为24.8亿美元，2018年提供的净现金为4.55亿美元，2017年使用的净现金为9.18亿美元[403] - 2019年融资活动提供的净现金为8.59亿美元，2018年使用的净现金为2.186亿美元，2017年使用的净现金为4.34亿美元[404] - 2019年现金及现金等价物净增加200万美元，2018年净减少100万美元，2017年净减少8770万美元[404] - 2019年支付的利息净额为6.91亿美元，2018年为6.64亿美元，2017年为6.67亿美元[404] - 2019年支付的所得税净额为亏损600万美元，2018年为亏损300万美元，2017年为亏损1600万美元[404] 运营钻机与油井数据 - 2019年平均运营钻机数量为18台，开钻油井333口；2018年分别为17台和322口；2017年分别为17台和341口[285] 债务偿还与回购 - 2019年公司回购6.98亿美元BVL高级票据，支付6.93亿美元；偿还10.28亿美元BVL循环信贷安排；到期偿还3.8亿美元浮动利率高级票据[287] 股息支付 - 2019年和2018年公司分别支付优先股股息9100万美元和9200万美元，2017年支付1.83亿美元[289] 油气产量与销售额 - 2019年石油、天然气和NGL总产量为48.4万桶油当量/天，2018年为52.1万桶油当量/天，2017年为54.8万桶油当量/天[291] - 2019年石油、天然气和NGL销售额为45.17亿美元，较2018年下降13%；2018年为51.89亿美元，较2017年增长13%[293] 衍生品收益 - 2019年石油、天然气和NGL衍生品总收益为500万美元，2018年亏损3400万美元，2017年收益4.11亿美元[295] 营销收入与费用 - 2019年营销收入为39.67亿美元，较2018年下降22%；营销费用为40.03亿美元，较2018年下降22%[297] 其他收入 - 2019年其他收入为6300万美元，与2018年持平，2017年为6700万美元[299] 资产出售收益 - 2019年公司出售资产净收益约4300万美元，2018年亏损2.64亿美元，2017年收益4.76亿美元[300] - 2018年公司出售尤蒂卡页岩运营区净收益18.68亿美元，亏损2.73亿美元；出售中部地区部分资产约4910万美元，获利约120万美元[301] - 2017年公司出售海恩斯维尔页岩运营区部分资产约9.15亿美元，获利约3.26亿美元[302] 油气生产费用 - 2019年石油、天然气和NGL生产总费用5.2亿美元，较2018年增长10%；每桶油当量费用2.94美元，较2018年增长18%[304][305] - 2019年Marcellus生产费用3200万美元，较2018年下降6%；每桶油当量费用0.56美元，较2018年下降16%[304][305] - 2019年Haynesville生产费用4700万美元，较2018年下降18%；每桶油当量费用1.1美元，较2018年下降8%[304][305] - 2019年Eagle Ford生产费用1.8亿美元，较2018年下降1%；每桶油当量费用4.79美元，较2018年下降2%[304][305] 收集、处理和运输费用 - 2019年石油、天然气和NGL收集、处理和运输总费用10.82亿美元，较2018年的13.98亿美元有所下降；每桶油当量费用3.2美元，较2018年的4.3美元有所下降[307] 税费 - 2019年severance和ad valorem税总计2.24亿美元，较2018年增长19%；每桶油当量费用1.27美元，较2018年增长28%[309] 勘探费用 - 2019年勘探费用8400万美元，较2018年下降48%[311] 一般和行政净费用 - 2019年一般和行政净费用3.15亿美元，较2018年下降6%；每桶油当量净费用1.78美元，较2018年增长1%[314] 员工离职福利费用 - 2019年公司因员工一次性离职福利产生1200万美元费用，2018年约3800万美元（含3300万美元薪资和遣散费及500万美元其他离职福利），2018年1月裁员约13% [316] 法律或有事项准备金 - 2019、2018和2017年法律或有事项准备金净额分别为1900万、2600万和 - 3800万美元，2019和2018年与特许权使用费索赔相关，2017年含法律和解款项回收 [317] 折旧、损耗和摊销 - 2019和2018年折旧、损耗和摊销分别为22.64亿和17.37亿美元，同比增长30%和2%；每桶油当量分别为12.82美元和9.13美元，同比增长40%和8% [319] 资产减值 - 2019、2018和2017年油气资产和其他固定资产总减值分别为1100万、1.31亿和8.14亿美元 [320] 其他经营费用 - 2019年其他经营费用为9200万美元，2017年为4.16亿美元，2018年无相关费用 [322] 总利息费用 - 2019、2018和2017年总利息费用分别为6.51亿、6.33亿和6.01亿美元 [325] 投资收益与减值 - 2018年公司对FTSI投资因IPO和股票出售获收益，2019年因行业困境确认约4300万美元减值 [326] 债务交换和回购收益 - 2019年公司因债务交换和回购分别获得约6400万和1000万美元净收益 [329] 公司所得税 - 2019、2018和2017年公司所得税分别为收益3.31亿、收益1000万和费用200万美元 [333] 其他收入与收益 - 2019年公司出售地震数据许可证获900万美元其他收入，2018年因解除向CHK Utica L.L.C.投资者转让未来超额利润权益义务获6100万美元收益 [332] 递延税资产与估值备抵 - 截至2019年和2018年12月31日，公司递延税资产分别为24.49亿美元和32.31亿美元，估值备抵分别为18.05亿美元和20.11亿美元[339] 衍生品公允价值 - 截至2019年和2018年12月31日，公司衍生品公允价值分别为1.3亿美元和2.82亿美元净资产[346] - 截至2019年12月31日，公司石油和天然气衍生品公允价值分别为500万美元和1.25亿美元净资产[354] - 截至2019年12月31日，公司短期石油互换合约交易量为2400万桶，固定价格为58.54美元/桶，公允价值为 - 700万美元[358] - 截至2019年12月31日，公司短期天然气互换合约交易量为265亿立方英尺，固定价格为2.76美元/千立方英尺，公允价值为1.25亿美元[358] - 截至2019年12月31日，公司所有商品衍生品总公允价值为1.3亿美元[358] - 截至2018年12月31日，公司持有的石油衍生品工具公允价值资产总计2.6亿美元，天然气衍生品工具公允价值资产总计1500万美元，商品衍生品资产总计2.75亿美元，或有对价700万美元，总衍生品资产2.82亿美元[360] 债务本金现金流与利率 - 固定利率债务在2020 - 2024年及以后的本金现金流分别为3.85亿、2.94亿、2.89亿、1.74亿、6.24亿和40.6亿美元，平均利率分别为6.38%、5.80%、4.88%、5.75%、7.00%和9.34%，总体平均利率为8.39%[363] - 浮动利率债务在2023年和2024年的本金现金流分别为15.9亿和15亿美元，平均利率分别为4.78%和9.93%，总体平均利率为7.28%[363] 利率衍生品合约 - 2019年12月31日止年度，500万美元与已结算利率衍生品合约相关的净收益从高级票据负债或未实现损益转入利息费用，确认为已实现损益[364] - 截至2019年12月31日，无未平仓或已结算的利率衍生品合约[364] 财务报告内部控制 - 公司管理层认为截至2019年12月31日，公司财务报告内部控制有效[369] - 普华永道认为公司合并财务报表在所有重大方面公允反映了公司财务状况、经营成果和现金流量，且截至2019年12月31日，公司在所有重大方面保持了有效的财务报告内部控制[373] 业务合并购买价格分配 - 2019年2月业务合并中，33亿美元购买价格分配至已探明石油和天然气资产[382] 财产和设备净值与折旧 - 截至2019年12月31日，公司财产和设备净值余额为148亿美元，2019年折旧