业绩总结 - Comstock在第一季度的生产量为1.3 Bcfe/d[10] - 2021年预计的生产量为1.3至1.4 Bcfe/d[20] - Comstock的年化EBITDAX为10.48亿美元，2020年EBITDAX利润率为16%[18][44] - Comstock的已探明储量为5.8 Tcfe，2020年以每Mcfe 0.66美元的低成本增长了3%[11][19] - 2020年末的已探明储量为天然气11,000 Bcf，石油5,563 MBbls，总计5,629 Bcfe[45] 用户数据 - 截至2021年6月11日，自然气储存水平为453 Bcf，低于去年126 Bcf，低于五年平均水平[37] - 2021年迄今，液化天然气（LNG）出口达到创纪录水平，平均流量为10.5 Bcf/d，最大流量为11.9 Bcf/d[37] 未来展望 - 预计2021年开发资本支出为5.1亿至5.5亿美元，租赁计划为700万至1000万美元[53] - 预计新海恩斯维尔阿卡迪安扩展项目将在2021年第四季度投入服务，届时天然气销售将从当前市场提高约10美分每Mcf[39] - 公司预计2021年的生产量在1330至1425百万立方英尺/天之间，天然气占比97%至99%[86][87] 新产品和新技术研发 - 公司与BJ Energy Solutions合作，使用100%天然气驱动的下一代压裂设备，预计将二氧化碳排放减少25%[75] - 公司通过改进完井设计，减少了约30%的水资源使用量[68] 财务状况 - Comstock的流动性为9.27亿美元，现金及现金等价物为7700万美元[18] - 截至2021年3月31日，总债务为29.17亿美元，流动性为9.27亿美元[54] - 通过成功的债务和股权融资，Comstock在2020年筹集了10亿美元，减少了每年3320万美元的利息支出[19] - 年均利息支出减少了2840万美元，债务的加权平均到期时间从4.7年延长至7.6年[17] 成本和效率 - Comstock的钻探和完井成本自2019年以来减少了17%，2021年第一季度每英尺的成本为1010美元[19] - 公司在2021年第一季度的平均水平长度为7,351英尺，完成井数为21口[53] - 自2014年以来，公司已完成285口运营井，平均水平长度为7,800英尺，平均初始产量（IP）为24 Mmcf/d[35] 其他信息 - Comstock的PDP PV-10为22亿美元，总PV-10为44亿美元，基于每桶50美元WTI和每千立方英尺2.75美元HH的价格[13][14] - 公司在海恩斯维尔盆地的运营规模使其成为最大的生产商，享有较高的销售价格实现[44] - 公司在2021年的每千立方英尺的租赁运营费用预计在0.21至0.25美元之间[91] - 公司在2021年的现金一般管理费用预计在0.05至0.07美元之间[95] - 公司在2021年约69%的油气生产进行了对冲[84] - 公司通过将2亿美元的可转换优先股股权化和再融资20亿美元的高级票据，减少了6890万美元的年度固定费用[60] - 公司在2020年的职业安全健康管理系统中，记录的事故率为0.45[71]

业绩总结 - 调整后的净收入为6300万美元，每股摊薄收益为0.25美元[8] - 收入为3.32亿美元，比2020年第一季度增长22%[8] - EBITDAX为2.62亿美元，比2020年第一季度增长30%[8] - 运营现金流为2.07亿美元，每股摊薄收益为0.75美元[8] - 优先股股息后的自由现金流为3300万美元[8] 生产与运营数据 - 生产平均为每日1281百万立方英尺（98%为天然气），较2020年第四季度增长6%[8] - 第一季度完成了13口操作井，平均初期产量为25百万立方英尺/天[49] - 2021年生产预期在1330到1425百万立方英尺/天之间，天然气占比97%到99%[55][56] - 2021年第一季度，天然气生产的6.4%因压裂活动和风暴活动而停产[22] 财务状况 - 2021年第一季度的总债务为29.17亿美元，较2020年末的27.69亿美元增加了17.8%[10] - 总资本化为42.22亿美元，其中优先股175百万美元，普通股1130百万美元[40] - 2021年强劲的财务流动性为9.27亿美元[52] - 预计2021年杠杆比率将显著改善至2.5倍，2020年为3.8倍[52] 资本支出与未来展望 - 第一季度资本支出总额为1.69亿美元，其中600万美元用于租赁活动[8] - 2021年开发资本支出预计在5.1亿到5.5亿美元之间[57] - 2021年预计自由现金流超过2亿美元[52] - 2021年每千立方英尺的租赁运营费用预计在0.21到0.25美元之间[60] - 2021年每千立方英尺的生产及其他税费预计在0.08到0.10美元之间[62] 市场表现 - 平均实现价格（包括对冲）为每百万立方英尺2.88美元，较2020年第一季度的2.16美元增长33%[8]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后净收入为6300万美元，摊薄后每股0.25美元 [8] - 第一季度平均日产量为12.81亿立方英尺油当量，较2020年第四季度增长6%，但较2020年第一季度下降7% [8] - 第一季度平均实现价格为每千立方英尺油当量2.88美元，高于2020年第一季度的2.16美元 [8] - 包括已实现套期保值损失在内的收入为3.32亿美元，较2020年第一季度增长22% [9] - 调整后EBITDAX为2.62亿美元，较2020年第一季度增长30% [9] - 第一季度运营现金流为2.07亿美元，摊薄后每股0.75美元 [9] - 第一季度总资本支出为1.69亿美元，包括600万美元的租赁活动支出 [9] - 第一季度产生3300万美元的自由现金流，年度自由现金流目标为2亿美元 [9] - 3月，公司用12.5亿美元的6.75%新高级票据为11.5亿美元的高成本高级票据进行再融资，每年节省现金利息1950万美元，加权平均到期期限从4.9年延长至6.7年 [10] - 4月，银行集团重申了14亿美元的借款基础 [10] - 第一季度报告净亏损1.384亿美元，每股0.60美元，主要由于与高级票据提前赎回相关的2.385亿美元费用和套期保值头寸按市值计价的1310万美元未实现损失 [14] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年第一季度天然气总产量为1130亿立方英尺，石油产量为32.6万桶，较2020年第一季度下降8%，但较2020年第四季度增长6% [12] - 第一季度油气销售（包括套期保值实现损失）增长22%，达到3.32亿美元，主要由于油气价格上涨 [12] - 第一季度油价平均为每桶47.87美元，天然气价格平均为每千立方英尺2.79美元（包括套期保值损失），天然气价格上涨37% [13] - 第一季度生产成本上涨2%，G&A下降8%，DD&A下降1% [13] - 第一季度有70%的天然气产量和37%的石油产量进行了套期保值，实现的油气套期保值损失总计840万美元 [15] - 自上次财报发布以来，公司为2022年增加了4000万立方英尺/天的天然气互换合约，结算价格为每千立方英尺2.70美元 [15] - 2021年，公司有天然气套期保值合约覆盖9.36亿立方英尺/天的产量，约占今年预计总产量的69%，其中63%为互换合约，37%为领口期权 [16] - 2022年，公司有天然气套期保值合约覆盖1.74亿立方英尺的产量，以及额外1.2亿立方英尺的互换期权预计将被行使 [16] - 第一季度有8000万美元/天（占天然气产量的6.4%）的产量被关闭，预计第二季度将恢复到正常的4% - 5%关闭水平 [18] - 第一季度每千立方英尺油当量的运营成本平均为0.55美元，较2020年第四季度低0.01美元 [19] - 第一季度公司间接费用每千立方英尺油当量平均为0.05美元，较2020年第四季度高0.01美元，预计未来现金G&A成本将保持在0.05 - 0.06美元的范围内 [20] - 第一季度每千立方英尺油当量的折旧、损耗和摊销平均为0.95美元，较2020年第四季度高0.01美元 [21] - 第一季度末，公司循环银行信贷额度已提取5.5亿美元，预计今年用自由现金流偿还部分循环贷款 [22] - 第一季度，公司在开发活动上花费1.63亿美元，其中1.504亿美元与海恩斯维尔页岩开发项目有关，钻探了21口（净19口）运营水平井，并将10口（净9口）井投入销售 [23] - 第一季度，公司在非运营井和其他开发活动上花费1270万美元，在租赁勘探土地上花费580万美元 [24] - 公司目前运营6台钻机，预计本月减少1台，2021年预计花费5.1 - 5.5亿美元，钻探67口（净56口）运营海恩斯维尔井，并将约55口（净49口）井投入销售 [24] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气市场方面，NYMEX指数价格上涨，2月现货价格也较高，推动天然气价格上涨37% [13] - 从市场需求来看，LNG出口创纪录，直接出口到墨西哥的量也很大，天然气储存低于五年平均水平，市场形势向好 [71] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司今年的主要目标是改善资产负债表、降低杠杆率和降低资本成本，3月的再融资交易是降低资本成本的重要一步 [35] - 若天然气价格保持当前水平，预计到2021年底杠杆率将从2020年底的约3.8倍改善至约2.5倍，按年化计算，第一季度已降至2.7倍 [36] - 公司专注于保持和改善行业领先的低成本结构和一流的钻井回报率，海恩斯维尔钻井项目在北美产生较高的钻井回报 [36] - 公司计划在未来12 - 18个月内将55% - 70%的产量进行套期保值，目前主要关注增加2022年的套期保值头寸 [17] - 公司与BJ Energy Solutions签订了为期三年的合同，将于2022年初在海恩斯维尔部署第二代天然气动力压裂车队，预计将减少二氧化碳和甲烷排放，同时提高井的经济效益 [31] - 行业竞争方面，公司认为公共油气公司将更加自律，注重股息分配和股票回购，将资金返还给股东，而海恩斯维尔地区可能成为市场的摇摆区域 [61] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为当前天然气市场形势向好，夏季天然气储存低于平均水平，LNG出口和对墨西哥的出口创纪录，尽管天气对天然气需求的推动作用不大，但整体情况仍较为乐观 [71] - 公司预计2021年将实现适度的产量增长，并产生超过2亿美元的自由现金流，未来将继续专注于改善资产负债表、降低杠杆率和降低资本成本 [35] - 管理层对公司的长期发展前景充满信心，认为公司拥有数十年的海恩斯维尔/博西尔钻井位置库存，行业领先的低成本结构和高利润率的海恩斯维尔井，以及强大的财务流动性 [79] 其他重要信息 - 公司在2020年底更新了网站，增加了可持续发展板块，以突出其ESG努力并提供ESG绩效指标 [30] - 自2018年以来，公司的排放强度已改善至3.12千克二氧化碳当量，改善了38%，主要得益于对温室气体和甲烷排放的持续关注以及双燃料钻机的使用 [30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：尽管全年投产井数量减少1.5口，但产量指导不变，是否意味着单井生产性能提高，驱动因素是什么？ - 回答：这主要是完井节奏的问题，部分井的投产时间从年底推迟到了明年年初，不影响今年的产量 [41] 问题2：根据目前经验，公司认为侧向长度的有效边界在哪里，在该长度下压裂效率是否有明显下降？ - 回答：目前未发现压裂效率下降，公司认为钻至15000英尺侧向长度的风险不高，且能带来更高的价值和回报 [42] 问题3：第一季度钻井效率提高是在钻井过程中还是井间，具体驱动因素是什么，是否可持续？ - 回答：这是钻井团队多方面努力的结果，包括更快的钻进速度和更短的钻井时间，是可持续的，并非因为季度内井间距近等因素 [48] 问题4：与BJ Energy的协议锁定的完井费率是多少，是否考虑了通胀因素？ - 回答：协议锁定了三年的马力成本，若天然气价格上涨和活动增加导致完井成本通胀，公司将节省成本，但沙子、水等成本仍会随市场波动 [53] 问题5：鉴于钻井效率提高，是否有可能进一步减少钻机活动，将钻井数量降至原指导水平，何时能通过提高钻井效率获得更多现金流？ - 回答：目前不认为会进一步减少钻机数量，五台钻机的方案可使产量保持个位数增长，处于维护模式 [59] 问题6：较低的投产井数量是否会使公司的2021年资本支出处于指导范围的下限？ - 回答：公司认为目前的指导范围适合计划，但由于活动增加，完井成本和钻机成本仍有上升的可能 [65] 问题7：2021年的生产节奏如何，哪个季度产量最高？ - 回答：第二和第三季度产量将实现连续增长，第四季度将趋于平稳甚至略有下降，主要取决于完井的节奏和时间 [68] 问题8：展望2022年天然气期货曲线呈明显的反向市场，对天然气价格有何预期，如何通过套期保值计划管理风险？ - 回答：夏季天然气市场形势向好，库存低于平均水平，LNG和对墨西哥出口创纪录，预计2022年将在更高的支撑水平上建立套期保值头寸，目前已完成约20%的2022年套期保值 [71] 问题9：随着通过自由现金流生成和产量增长改善杠杆率，以及对明年天然气价格的乐观预期，公司认为未来几年最可持续的活动水平是多少？ - 回答：五台钻机的低产量增长模式是可持续的，若效率进一步提高，可能会缩减钻机数量，同时再融资节省的利息将增加自由现金流，降低杠杆率是一个两年的项目 [74]

油气销售收入变化 - 2021年第一季度油气销售收入3.405亿美元，较2020年第一季度的2.259亿美元增加1.146亿美元（51%）[86] 油气产量与售价变化 - 2021年第一季度天然气产量1133亿立方英尺，平均售价2.86美元/Mcf；2020年第一季度产量1228亿立方英尺，平均售价1.69美元/Mcf [86] - 2021年第一季度石油产量32.6万桶，平均售价50.69美元/桶；2020年第一季度产量45.4万桶，平均售价41.01美元/桶 [86] 成本与费用变化 - 2021年第一季度生产和从价税增至970万美元，较2020年第一季度的840万美元增加130万美元（15%）[89] - 2021年第一季度集输成本增至2950万美元，较2020年第一季度的2840万美元增加100万美元（4%）[90] - 2021年第一季度租赁运营费用降至2460万美元，较2020年第一季度的2590万美元减少130万美元（5%）[91] - 2021年第一季度折旧、损耗和摊销降至1.091亿美元，较2020年第一季度的1.104亿美元减少130万美元（1%）[92] 经营活动现金流变化 - 2021年第一季度经营活动产生的现金流为1.933亿美元，2020年同期为1.501亿美元[99] 开发活动情况 - 2021年前三个月钻了25口（净19.6口）井，完成14口（净9.5口）海恩斯维尔页岩井，预计2021年剩余九个月再花费3.5 - 3.9亿美元进行开发活动[101] 债务相关情况 - 2021年3月4日，公司私募发行12.5亿美元6.75%的高级票据，所得款项用于回购部分7.50%和9.75%的高级票据，提前赎回债务确认损失2.385亿美元[103][104] - 美国联邦净运营亏损结转额8.223亿美元和估计的州净运营亏损结转额14亿美元将未使用过期[108] - 截至2021年3月31日，公司有长期债务本金约24亿美元[112] - 12.5亿美元长期债务固定利率6.75%，8.729亿美元长期债务固定利率9.75%，2.444亿美元长期债务固定利率7.50%[112] - 截至2021年3月31日，银行信贷安排下有5.5亿美元未偿还，利率与LIBOR或企业基准利率挂钩[112] 商品套期保值情况 - 截至2021年3月31日，公司有天然气价格互换协议，对冲2021 - 2022年约1829亿立方英尺天然气产量，均价2.54美元/百万英热单位[110] - 天然气互换期权合约，对手方可对2022年438亿立方英尺天然气产量按均价2.51美元/百万英热单位行使买入期权[110] - 天然气领口期权对冲2021 - 2022年约1290亿立方英尺天然气产量，平均底价2.48美元/百万英热单位，平均顶价3.06美元/百万英热单位[110] - 石油领口期权对冲41.25万桶石油，平均底价41.67美元/桶，平均顶价51.67美元/桶[110] 商品价格变动影响 - 2021年3月31日商品价格10%的变化将使天然气互换公允价值变动3940万美元[110] - 2021年3月31日止三个月，天然气每千立方英尺价格变动0.10美元将使现金流变动约580万美元[110]

财务数据和关键指标变化 - 2020年全年产量460 Bcfe，含150万桶石油，较2019年增长49%，主要因2019年7月收购Covey Park，剔除该影响后同比增长2% [21] - 2020年油气销售9.93亿美元，含已实现套期保值收益，较2019年增长21%，石油均价40.88美元/桶，天然气均价2.07美元/Mcf，较2019年下降12% [22] - 2020年调整后EBITDAX为7.22亿美元，较2019年增长18%，运营现金流5.21亿美元，较2019年增长11%，全年净亏损8300万美元，剔除未实现套期保值损失和其他非经常性项目后净利润4960万美元 [23] - 2020年套期保值收益总计1.345亿美元，天然气套期保值比例51%，石油套期保值比例84% [25] - 2020年第四季度产量为109 Bcf天然气和34万桶石油，较2019年第四季度下降11%，油气销售2.77亿美元，较2019年下降10%，天然气价格上涨4%，石油价格略有下降 [17][18] - 2020年第四季度调整后EBITDAX为2.11亿美元，较2019年第四季度下降10%，运营现金流1.55亿美元，较2019年下降18%，净利润7750万美元，调整后净利润3460万美元 [19][20] - 2021年目标产生超2亿美元自由现金流，预计年底杠杆率从2020年的3.8倍降至2.5倍左右 [15][60] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2020年Haynesville/Bossier页岩钻探项目表现出色，钻探55口（净46.1口）成功运营井，投产54口（净40.9口）运营井，平均初始产量2500万立方英尺/天 [12] - 2020年将单井成本降低16%，两英里水平井平均每英尺成本1026美元，较上一年的1215美元下降，以0.66美元/Mcfe的低成本使探明储量基础增长3%至5.6 Tcfe，储量增加量为2020年产量的159% [13] - 2020年第四季度恢复完井活动，天然气产量较第三季度低点增长6%，但仍受6.6%的高关井率影响，主要因10月为应对低天然气现货价格关闭300万立方英尺/天的运营产量 [14] - 2020年第四季度投产22口（净16.4口）Haynesville井，平均水平段长度8899英尺 [15] - 2021年计划钻探51口净运营Haynesville井，投产约50.5口净运营井，预计年底有17.9口净未完成井结转至2022年，预计开发资本支出在5.1 - 5.5亿美元之间，租赁计划预算700 - 1000万美元 [34][35] 各个市场数据和关键指标变化 - 2020年天然气价格平均1.80美元，石油价格平均32.36美元，第四季度天然气价格上涨4%，石油价格略有下降 [10][18] - 2021年以来天然气现货价格表现良好，近期因德州天气事件出现高价机会 [65] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略聚焦维持和改善行业领先的低成本结构和一流的钻井回报率，通过增加EBITDAX和减少债务降低杠杆率，目标在2021年产生超2亿美元自由现金流 [15][58] - 2021年计划释放一台运营钻机，继续使用五台钻机，预计全年平均使用2.2个压裂机组，保持20 - 25口未完成井数量 [34][41][42] - 公司认为行业将继续整合，新规范是清洁能源，公司拥有清洁的化石燃料，处于有利地位，预计Haynesville地区公司数量将减少 [82][83][85] - 公司竞争对手Chesapeake从破产中走出，公司对其运营项目的风险敞口较小，认为其活动水平不会对供应平衡造成重大影响 [102][103] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年是行业艰难的一年，但公司成功应对，实现盈利，资产无减值或减记，显示了资产质量和低成本结构优势 [10][24] - 2021年公司运营计划有望实现产量增长和产生大量自由现金流，随着天然气价格上涨，预计杠杆率将改善 [59][60] - 公司对2021年前景乐观，认为当前天然气价格环境和运营效率提升将带来积极影响，尽管面临天气等不可控因素，但总体可能对第一季度产生积极影响 [74][76] - 公司认为2022年天然气市场前景积极，价格可能上涨，将继续增加2022年套期保值头寸 [141][142][144] 其他重要信息 - 公司总部位于德克萨斯州弗里斯科，近期受北极寒流影响，办公室关闭三天，出现压裂车队和钻机闲置情况，但公司处于有利位置，可满足美国能源需求 [3][4][5] - 公司拥有大量Haynesville/Bossier地区的钻探位置，为未来几十年的钻探提供了充足的库存，95%的探明储量位于该地区 [37][59] - 公司在2020年完成2.07亿美元股权发行和8亿美元高级票据发行，提高了财务流动性，减少了银行信贷额度的使用 [11][12] - 公司在2021年继续增加套期保值头寸，目前已对2021年近9亿立方英尺/天的天然气产量进行套期保值，占预计产量的65%，加权平均底价为2.51美元 [26] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Q1及更广泛时间内与天气相关的停产情况及停产指标趋势 - 2020年第四季度部分停产是自愿的，以避免低现货价格，2021年以来现货价格良好，营销部门增加了对现货市场的敞口，有望提高第一季度价格实现 [65][66] - 受德州天气影响，从周三开始出现约20%的正常产量停产，预计持续几天，取决于道路活动恢复情况，正常季度因完井活动通常有3% - 5%的停产 [67][68][73] - 公司认为此次天气事件总体可能对第一季度产生积极影响，价格可能上涨，且现场人员已将部分停产产量恢复上线 [70][72][74] 问题2: 当前A&D市场的现状 - 公司认为行业将继续整合，华尔街不应允许大幅增产，公司应降低杠杆率和银行借款，新规范是清洁能源 [82][83] - Haynesville地区有很多私募股权支持的公司，价值评估较难，预计该地区公司数量将减少，公司认为如果能继续保持良好业绩，并购市场将活跃 [84][85] 问题3: 2021年在产量目标不变的情况下，资本支出和活动减少的信心来源 - 公司在钻井方面效率提升，将尝试增加水平段长度以提高回报，且已恢复较大规模的压裂作业，这些因素将提高产量 [92][93][94] - 钻井时间缩短，资本投入能更快产生产量，公司可以减少钻机数量并实现相同的结果 [95][98][99] 问题4: 公司对竞争对手Chesapeake的风险敞口及对其今年计划的看法 - 公司对Chesapeake运营项目的风险敞口较小，其活动水平与破产期间相比无重大变化，预计不会对供应平衡造成重大影响 [102][103] 问题5: 2021年五台钻机的钻井计划，包括地理位置、井的类型和规模 - 约75% - 80%的预算将用于水平段超过8000英尺的长水平井，且平均水平段长度可能增加，但公司计划在整个Haynesville地区进行钻探，而非集中在某一区域 [107] - 钻井计划需考虑中游产能和气体处理能力，以优化整体产量，避免因局部产量过高导致中游无法处理 [109][110] 问题6: 与追求短期自由现金流而立即减少钻机数量的公司相比，公司制定五台钻机计划的原因 - 2020年是特殊的一年，公司经历了收购和市场动荡，2021年是稳定年，公司对长水平井更有信心，营销部门表现良好，有望实现产量增长和产生大量自由现金流 [118][119] - 公司认为五台钻机的计划是可持续的，既能在2021年实现产量增长和自由现金流，又能为2022年及未来的适度增长奠定基础，同时降低杠杆率和优化资产负债表是公司的主要目标 [122][123][124] 问题7: 2021年资本支出和产量的季度节奏 - 资本支出方面，第一季度支出最高，第四季度最低，第二和第三季度介于两者之间 [127] - 产量方面，前三个季度将实现稳定增长，第四季度由于完井节奏的安排可能会略有平缓 [127] 问题8: 非运营合作伙伴的活动水平以及公司考虑增加活动的天然气价格点 - 公司对非运营合作伙伴的风险敞口较小，看到他们的活动水平与以往相当 [130] - 公司不会因天然气价格上涨而增加活动，而是将额外收入用于加速去杠杆化，目标是在未来两年内将杠杆率降至2倍以下 [131][133][134] 问题9: 第四季度花费650万美元租赁新土地的情况 - 公司一直积极寻找机会增加Haynesville地区的土地，认为这些土地可以延长水平段或提供良好的钻探位置，且该领域竞争较小 [138][139] 问题10: 对2022年天然气价格的看法 - 公司认为2022年天然气价格未得到合理定价，市场可能会趋紧，公司将主要通过领口期权进行套期保值，以获得一定的上行空间 [141][142][143] 问题11: 储备中367 Bcfe正绩效修订的情况 - 公司对未开发井的储备预订较为保守，实际钻井后的产量高于预订量，且水平井从短水平段转变为长水平段，以及整体井的性能改善和开发成本降低等因素共同促成了正绩效修订 [145][146][150] 问题12: 一个季度中天然气在指数市场和现货市场的销售比例 - 公司通常目标是在指数市场销售75% - 80%的天然气，以匹配套期保值计划，但由于第一季度产量增加和新井投产的不确定性，2月份在现货市场的销售比例达到35% - 40%，高于正常水平 [155][156][158] 问题13: 公司达到杠杆率目标后，董事会向股东返还现金的首选方式以及对可变股息的看法 - 公司希望在达到杠杆率目标后能够支付股息，认为这是公司健康的标志，但目前不考虑回购股票，因为需要增加流通股数量和提升股价 [160] - 公司认为可变股息是一种新的商业模式，将观察市场对可变股息和固定股息的偏好，在优化资产负债表后再决定股息结构 [163][164]

业绩总结 - 2020年第四季度油气销售额为2.77亿美元，调整后的EBITDAX为2.11亿美元[11] - 2020年油气销售额同比增长21%，达到9.93亿美元[15] - 2020年全年净亏损为52,417千美元，而2019年净收入为96,889千美元[77] - 2020年第四季度净收入为81,923千美元，较2019年第四季度的55,116千美元增长48.5%[77] - 2020年全年总EBITDAX为722,194千美元，较2019年的613,578千美元增长17.7%[77] 用户数据 - 2020年公司证明储量增长3%，达到5.6万亿立方英尺，替代率为159%[9] - 2020年第四季度的油气生产量为111,052百万立方英尺，较2019年第四季度下降11%[13] - 2020年完成的井的平均初始产量为24百万立方英尺/天[60] - 2020年成功钻探55口（46.1净）运营井，平均初始产量为每日25百万立方英尺[9] 未来展望 - 2021年预计生产量为1330到1425百万立方英尺/天，天然气占比97%到99%[66] - 2021年自由现金流预计超过2亿美元[64] - 2021年预计有65%的油气生产量进行对冲[16] - 2021年杠杆比率预计将显著改善，预计为2.5倍，而2020年为3.8倍[64] 成本与支出 - 2020年油气生产成本上升31%，达到2.46亿美元[15] - 2020年开发资本支出预计在5.1亿到5.5亿美元之间[43] - 2020年开发总成本为1.693亿美元[40] 负面信息 - 2020年第四季度未实现的对冲损失为(80,158)千美元，较2019年第四季度的(488)千美元显著增加[77] - 2020年第四季度利息支出为66,065千美元，较2019年第四季度的54,107千美元增长22.1%[77] - 2020年第四季度天然气生产中6.6%因压裂活动和减产而停产[18] 其他信息 - 2020年总债务为27.69亿美元，其中包括619百万美元的7.50%优先票据和1.65亿美元的9.75%优先票据[32] - 2020年末流动性为9.3亿美元[64] - 2020年末的已钻未完井为23口，净数为17.9口[43] - 2020年总资本化为42.11亿美元[32]

公司股权交易 - 2018年8月14日，琼斯合伙企业以某些油气资产换取公司88,571,429股新发行普通股，占当时已发行普通股的84%[51] 公司资产收购 - 2019年7月16日，公司以约22亿美元现金加股票交易收购科维公园能源有限责任公司，该公司日产约71000万立方英尺天然气当量[52] - 2019年7月公司以22亿美元完成Covey Park收购，获约24.9万净英亩土地、2.9 Tcfe已探明储量、超7.1亿立方英尺/日产量和约1200个未来钻探地点[60] - 2019年11月公司以4230万美元全股票交易收购一家私人公司，获约3155净英亩土地、75口（净20.1口）生产井和44口（净12.7口）Haynesville/Bossier页岩未来钻探地点[60] 公司油气储量情况 - 截至2020年12月31日，公司95%的已探明储量位于海恩斯维尔和博西尔页岩区[50] - 截至2020年12月31日，公司油气资产估计有5.6万亿立方英尺天然气当量的已探明储量，SEC PV 10价值为20亿美元[53] - 截至2020年12月31日，公司已探明油气储量中99%为天然气，1%为石油，36%已开发，平均储量寿命约12年[53] - 截至2020年12月31日，公司估计已探明石油和天然气储量总计56.28875亿立方英尺当量，PV 10价值为19.91245亿美元[69] - 2018 - 2020年年底总探明储量：石油分别为23,612MBbls、16,747MBbls、11,000MBbls；天然气分别为2,282,758MMcf、5,341,497MMcf、5,562,876MMcf[81] - 2020年年底探明未开发储量含3.6Tcf天然气，由371个未开发地点组成，较2019年增加144.4Bcf，2019年的164.3万Bbls探明未开发石油储量因低价移除[87] - 2019年年底探明未开发储量含160万Bbls石油和3.5Tcf天然气，天然气较2018年增加1.7Tcf[88] - 2019年年底估计的探明未开发储量中有246.1Bcfe相关未钻井未达10%回报率[89] - 2018 - 2020年探明未开发储量总变化：石油分别为2,146MBbls、 - 503MBbls、 - 1,643MBbls；天然气分别为1,018,809MMcf、1,751,489MMcf、144,448MMcf[90] - 2018 - 2025年预计探明未开发储量转化为探明已开发储量的总量：石油分别为2,146MBbls、1,643MBbls；天然气分别为1,699,651MMcf、3,451,140MMcf、3,595,588MMcf[92] - 采用SEC价格和替代价格计算的已探明石油和天然气储量不同，石油总储量分别为1.1万桶和1.2318万桶，天然气总储量分别为5562.876亿立方英尺和5698.4亿立方英尺，总已探明储量分别为5628.875亿立方英尺和5772.306亿立方英尺，PV 10价值分别为19.91245亿美元和43.56857亿美元[97] - 经审计，SEC案例PV 10价值NSAI为19亿美元，LKA为1.237亿美元；替代价格案例PV 10价值NSAI为41亿美元，LKA为2.515亿美元[99] - 独立顾问对已探明储量和税前现值的估计与公司估计的差异总体不超过5% [101] 公司土地资源情况 - 截至2020年12月31日，公司在海恩斯维尔和博西尔页岩区累计拥有410,644英亩（净323,044英亩）土地[54] - 公司约93%的海恩斯维尔/博西尔页岩净土地面积通过生产持有[54] - 截至2020年12月31日，公司已开发和未开发租赁土地总面积分别为452959英亩（净307136英亩）和133511英亩（净89111英亩）[114] 公司钻探与开发情况 - 自2008年以来，海恩斯维尔和博西尔页岩区已钻超5700口水平井[55] - 2015 - 2020年公司与Covey Park合并后共钻探并完成268口（净212.4口）作业井，数量超其他运营商[56] - 2020年公司在开发活动上花费4.836亿美元，其中4.361亿美元用于钻探和完井，3450万美元用于其他开发活动，钻探71口（净47.4口）水平井，平均侧钻长度约9000英尺，替换了159%的2020年产量[61] - 截至2020年12月31日，公司运营97%的已探明储量基地，2020年将侧钻长度超8000英尺的水平井钻探成本降至每英尺1026美元，2019年为1215美元[62] - 截至2020年12月31日，公司确定3799个钻探地点（净1953个），73%为超5000英尺的延伸侧钻[63] - 2020年公司Haynesville/Bossier页岩天然气日产量平均为11.63亿立方英尺，计划2021年钻探62口（净51口）作业井并完井19口（净17.4口）[74] - 2020年公司Bakken页岩日产油3873桶、天然气1930万立方英尺，已探明储量约1700万桶油当量，占PV 10价值的4%[75] - 2020年公司其他地区日产天然气3620万立方英尺、油92桶，已探明储量主要位于德克萨斯、中部地区和新墨西哥[77] - 截至2018、2019和2020年12月31日，公司分别有9口（净6.1口）、26口（净18.1口）和26口（净23.5口）运营井处于钻探和完井过程中[108] - 2018 - 2020年，公司分别钻探开发和勘探井总数为49口（净17.0口）、86口（净53.3口）和71口（净47.4口）[109] 公司油气销售与运输情况 - 公司目标是约70%的天然气按月初指数价格销售，30%按每日现货市场价格销售；Enterprise Products Operating及其子公司、Southwest Energy L.P.、Shell Oil Company及其子公司和BP Energy及其子公司分别占2020年总销售额的19%、15%、15%和10% [119] - 公司目前与两家主要天然气营销公司达成协议，为其天然气生产在长途管道上提供平均约84000百万英热单位/天的固定运输服务，协议于2021年10月到期；2019年与一家主要天然气营销公司签订了为期十年、400000百万英热单位/天的固定运输合同，预计2021年第四季度开始交付[120] 油气价格情况 - 2018 - 2020年储量估算所用油气价格：石油分别为61.21美元/桶、55.69美元/桶、39.57美元/桶；天然气分别为2.90美元/Mcf、2.58美元/Mcf、1.99美元/Mcf[83] - 2018 - 2020年油气销售均价：石油分别为65.23美元/桶、57.34美元/桶、49.49美元/桶、32.36美元/桶；天然气分别为2.68美元/Mcf、3.20美元/Mcf、2.17美元/Mcf、1.80美元/Mcf[84] 未来开发资本成本情况 - 2018 - 2025年预计未来开发资本成本总计：2018年为17.826亿美元，2019年为31.714亿美元，2020年为24.523亿美元[92] - 2020年年底开发探明未开发储量的预计未来资本成本为25亿美元，较2019年的32亿美元减少7亿美元[94] 公司井数量情况 - 截至2020年12月31日，公司拥有权益的产油和天然气井中，油井总数为466口（净78.5口），气井总数为2398口（净1375.2口）[111] - 公司运营2864口产油井中的1480口[112] 行业政策法规情况 - 1993年1月1日起天然气“首次销售”价格和非价格控制取消，但未来国会可能重新实施价格控制[122] - FERC要求市场参与者在报告年度销售或购买量等于或超过220万MMBtu时需进行年度备案以促进价格透明[124] - 2006年7月1日至2011年6月30日，FERC对州际商业法案管辖的运输费率指数调整为基于成品生产者价格指数（PPI - FG）加1.3% [130] - 2011年7月1日至2016年6月30日，该指数调整为基于PPI - FG加2.65% [130] - 2012年4月17日，EPA颁布新的油气行业排放标准，要求到2015年1月1日水力压裂气井挥发性有机化合物（VOCs）排放量减少近95% [141] - 2014年，EPA修订储罐排放特定水平VOCs的排放要求，分别要求在2014年4月15日和2015年4月15日将VOC排放量减少95% [141] - 2016年，EPA最终确定关于甲烷排放的进一步减排规定，2020年9月修订VOC要求并撤销甲烷要求 [141] - 拜登政府要求在2021年9月前提出相关甲烷排放法规 [141] - 2012年EPA要求特定陆上石油和天然气设施开始收集温室气体排放数据，首份年度报告应于2012年9月28日提交，规则适用于每年排放25,000公吨二氧化碳当量及以上的设施[152] - 2015年10月22日，温室气体报告规则修订，扩大适用源和运营范围；2016年11月18日，修订为提供更轻松的报告要求[152] - 2015年美国参与联合国气候变化大会，促成《巴黎协定》，美国于2016年4月22日签署，特朗普政府宣布退出，拜登政府恢复参与[155] - 2010年BLM开始实施油气租赁改革，预计减少新联邦土地租赁量；2018年1月31日新政策预计取消额外环境审查并简化租赁流程[156] - 2015年BLM通过关于联邦土地水力压裂的规则，2017年12月28日被撤销[156] - 2016年EPA发布最终规则，要求减少新源挥发性有机化合物和甲烷的产生，2020年规则变更减少了这些要求[153] - 2018年9月BLM发布最终规则修订或废除2016年规则，2020年该规则被撤销，但法院暂停撤销以允许对2016年规则的挑战继续进行[153] 公司环保合规情况 - 公司认为自身基本符合现行环境法律法规，持续合规不会对运营产生重大不利影响 [136] - 公司认为运营在各方面基本符合相关环保法规要求，且这些要求对公司的负担与其他类似公司相当 [136,140,141,142,144] 公司办公租赁情况 - 公司租赁的位于得克萨斯州弗里斯科的办公空间面积为66,382平方英尺，月租金129,998美元，原租赁到期日为2021年12月31日，后延长至2024年12月31日[160] 公司人员情况 - 截至2020年12月31日，公司有204名员工，并在部分钻井、完井和生产作业中使用合同工[162] - 公司首席执行官M. Jay Allison自1988年任职，1997年当选董事会主席，1987年起担任董事，1988 - 2013年担任公司总裁[166] - 公司总裁Roland O. Burns自2013年任职，首席财务官自1990年任职，秘书自1991年任职，董事自1999年任职[167] - Daniel S. Harrison于2019年7月成为公司首席运营官，自2017年起担任运营副总裁[171] - David J. Terry于2019年7月成为公司企业发展高级副总裁[172] - Patrick H. McGough于2019年7月成为公司运营副总裁[173] - Ronald E. Mills于2019年8月成为公司财务与投资者关系副总裁[174] - Daniel K. Presley自2013年起担任公司财务主管，自1997年和1991年分别担任会计副总裁和主计长[175] - LaRae L. Sanders自2014年起担任公司土地副总裁，自2007年起担任土地经理[176] - Whitney H. Ward于2019年7月成为公司营销副总裁[177] - Elizabeth B. Davis自2014年起担任公司董事[178] - Morris E. Foster自2017年起担任公司董事[180]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度天然气产量103 Bcf，石油产量354,000桶，总当量产量105 Bcfe，较2019年第三季度增长4%；油气销售2.12亿美元，较2019年下降15%，主要因油气价格下跌 [18] - 第三季度调整后EBITDAX为1.48亿美元，较2019年第三季度下降约22%；运营现金流9300万美元，较2019年下降约35% [17][19] - 第三季度净亏损1.309亿美元，合每股0.57美元；调整后净亏损1380万美元，合每股0.06美元 [20][21] - 前九个月产量349 Bcfe，含约120万桶石油，较2019年同期增长90%；油气销售7.16亿美元，较2019年同期增长40% [22][23] - 前九个月调整后EBITDAX为5.11亿美元，较2019年增长35%；运营现金流3.67亿美元，较2019年增长31%；净亏损1.609亿美元，合每股0.77美元；调整后净收入1290万美元，合每股0.06美元 [24] - 第三季度末，公司发行3亿美元新无担保票据，信用额度借款降至约5亿美元；现金头寸2800万美元，当前流动性达9.28亿美元 [54][55] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度运营成本平均每千立方英尺0.55美元，与第二季度相近；企业间接费用每千立方英尺0.07美元，较第二季度略有上升；折旧、损耗和摊销每千立方英尺0.95美元，较第二季度高0.08美元 [38][40][41] - 第三季度开发活动支出1.1亿美元，其中9400万美元用于运营的海恩斯维尔页岩资产；截至目前，2020年总支出3.16亿美元，其中2.59亿美元用于运营的海恩斯维尔页岩资产 [42][43] - 2020年预计总支出4.5 - 5亿美元，钻探53或45口净运营海恩斯维尔井，投产55或42.2口净运营海恩斯维尔井；2021年预计支出5.25 - 5.75亿美元，钻探70或56.5口净运营海恩斯维尔井，投产65或56.6口净运营海恩斯维尔井 [48][50] 各个市场数据和关键指标变化 - 11月天然气价格接近3美元，此前夏季曾低至1.5美元；2021年期货天然气价格因生产商减产和伴生气减少而大幅改善 [10][11] - 第三季度，公司天然气实现价格每千立方英尺1.95美元，整体天然气价格实现率下降14%；石油价格平均每桶33.52美元 [19] - 前九个月，公司天然气实现价格每千立方英尺1.96美元，石油价格平均每桶39.84美元，均包含套期保值收益，整体天然气价格较2019年同期下降18% [23] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划利用海恩斯维尔的高利润率和低成本优势，在未来几年通过适当的资本计划降低资产负债表杠杆，扩大交易倍数 [4][5] - 鉴于天然气价格前景乐观，公司在第三季度恢复工作，增加两台运营钻机至六台，并计划在第四季度增加一台压裂机组，加速七口井的完井工作，以利用2021年更高的天然气价格 [12][15] - 2021年，公司预计增加支出，计划增加一台运营钻机，目标是实现6% - 8%的平衡增长，同时产生大量自由现金流用于偿还债务和降低财务杠杆 [50][75] - 公司将继续关注市场变化，灵活调整资本支出和生产计划，以适应天然气价格波动 [52][113] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第三季度业绩令人失望，主要因飓风导致停产、减产以及非运营减产等因素，但天然气价格前景极为乐观，是过去10多年来最乐观的时期 [3][4] - 公司将努力恢复并提升投资者信任，通过合理的资本计划和运营策略，在未来实现盈利和增长 [6][75] - 随着天然气价格上涨和生产恢复，公司预计第四季度恢复盈利 [17] 其他重要信息 - 第三季度，公司天然气产量的7%被关闭，高于第二季度的4%，主要因同时作业和飓风影响；9 - 10月，因市场对高库存的担忧，公司限制部分新井产量，导致季度价差扩大0.1美元 [25][29] - 前九个月，公司50%的天然气产量和86%的石油产量进行了套期保值，实现套期保值收益1.33亿美元；自上次财报以来，公司为第四季度增加约1000万立方英尺/天的天然气套期保值，为2021年增加约3800万立方英尺/天的天然气领口期权，为2022年增加约1200万立方英尺/天的领口期权 [33][35] - 公司目前拥有30.9万英亩净面积，91%为运营权益，平均工作权益为81%；已确定1943个未来钻探位置，96%的面积由生产持有 [55] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 2021年增加的第七台钻机对产量的影响 - 页岩公司资本投入通常在4 - 6个月后才会产生产量，增加第七台钻机对2021年产量影响较小，但为2022年可持续增长奠定基础，有助于实现降低杠杆率的目标 [82][84] 问题: 第四季度和2021年停产指标的趋势 - 预计停产指标保持在5%左右，相对稳定；公司会关注市场情况，控制天然气流量，避免低价销售；2021年公司将采取措施减少在佩里维尔市场的销售 [90][91][99] 问题: 新计划下2021 - 2022年的杠杆率目标 - 新计划将使公司更快实现降低杠杆率的目标，到2022年底接近2倍的目标；公司目标是实现5%的增长，平衡增长与盈利，加速降低杠杆率 [102][103][104] 问题: 转向更大规模完井作业的驱动因素 - 主要基于EUR（可采储量）驱动，在低气价时采用较小规模作业，目前气价上涨，大规模作业能带来更好的PV10价值和经济效益 [106][107] 问题: 降低活动和支出以获取更多自由现金流的驱动因素 - 天然气价格是关键因素，如果2021年气价低于预期，公司将重新评估支出；公司会根据市场变化灵活调整策略，不锁定单一战略 [113][114] 问题: 2021年非运营支出和其他公司的生产增长情况 - 非运营部分在公司投资组合中占比较小，公司通过土地交易减少非运营活动；预计2021年非运营活动预算为3500 - 4000万美元，占总预算的6% - 8% [122][126][127] 问题: 为何通过增加活动追逐更高价格，而不是直接增加自由现金流，以及是否会在增加第七台钻机前对冲更多2022年产量 - 增加活动是为了2022年的可持续增长，避免2022年生产无增长；增加第七台钻机前，公司会确保2022年套期保值比例达到50% - 70% [133][134][143] 问题: 对海恩斯维尔地区潜在整合的看法 - 公司希望通过执行新计划提升股价，关注潜在整合机会，但前提是能保持高利润率和为股东创造价值 [146][147][148] 问题: 公司基本产量下降率及未来预期 - 过去公司基本产量下降率约为30% - 40%，未来一年约为40%，第二年将改善5% - 10%，之后趋于平稳 [152]

油气销售收入变化 - 2020年第三季度油气销售收入1.78亿美元，较2019年同期的2.244亿美元减少4640万美元（21%）[104] - 2020年前九个月油气销售收入5.834亿美元，较2019年同期的4.794亿美元增加1.04亿美元（22%）[105] 生产和从价税变化 - 2020年第三季度生产和从价税增至980万美元，较2019年同期的940万美元增加40万美元（4%）；前九个月增至2780万美元，较2019年同期的2270万美元增加510万美元（22%）[106] 集输成本变化 - 2020年第三季度集输成本降至2240万美元，较2019年同期的2340万美元减少100万美元（4%）；前九个月增至7740万美元，较2019年同期的4130万美元增加3610万美元（87%）[107] 租赁运营费用变化 - 2020年第三季度租赁运营费用降至2540万美元，较2019年同期的2670万美元减少130万美元（5%）；前九个月增至7910万美元，较2019年同期的5450万美元增加2460万美元（45%）[108] 折旧、损耗和摊销变化 - 2020年第三季度折旧、损耗和摊销增至9910万美元，较2019年同期的8020万美元增加1880万美元（23%）；前九个月增至3.128亿美元，较2019年同期的1.647亿美元增加1.481亿美元（90%）[109][110] 一般及行政费用变化 - 2020年第三季度一般及行政费用增至900万美元，2019年同期为810万美元；前九个月增至2600万美元，2019年同期为2280万美元，主要因股票薪酬和人员成本增加[111] 衍生品净损失变化 - 2020年第三季度和前九个月衍生品净损失分别为1.216亿美元和7200万美元，2019年同期分别为净收益2490万美元和3190万美元[112] 利息费用变化 - 2020年第三季度和前九个月利息费用分别为6390万美元和1.688亿美元，2019年同期分别为5100万美元和1.074亿美元，因2020年二三季度发行8亿美元优先票据[113] 所得税变化 - 2020年第三季度和前九个月所得税分别为收益4610万美元和4620万美元，2019年同期分别为费用380万美元和1520万美元，有效税率分别为26.7%和25.6%[114] 公司净利润变化 - 2020年前三季度公司归属于普通股股东的净亏损为1.609亿美元，合每股亏损0.77美元；2019年前三季度为净利润3360万美元，合每股摊薄收益0.26美元[115] 公司现金流及资金来源 - 2020年前三季度公司经营活动产生的现金流量为3.9亿美元，完成普通股公开发行获得净收益1.965亿美元，发行9.75%优先票据获得净收益7.375亿美元；2019年前三季度经营活动提供资金2.828亿美元[116] 公司资本支出 - 2020年前三季度公司资本支出为3.157亿美元，预计2020年剩余三个月再支出1.5 - 1.7亿美元用于钻井等开发活动[116][118] 公司债务置换及清偿损失 - 2020年4 - 5月，公司用价值约500万美元的普通股股票置换560万美元本金的7.5%优先票据，确认债务提前清偿损失90万美元[119] 公司优先票据发行 - 2020年6月和8月，公司分别发行5亿美元和3亿美元本金的9.75%优先票据，获得净收益4.411亿美元和2964万美元，用于偿还银行信贷安排下的借款[120] 公司银行信贷安排借款情况 - 截至2020年9月30日，公司银行信贷安排下有5亿美元未偿还借款，承诺借款基数为14亿美元，到期日为2024年7月16日，借款利率为LIBOR加2.25% - 3.25%或基准利率加1.25% - 2.25%[121] 公司税收抵免退款 - 由于《CARES法案》相关税法，公司在今年第三季度获得1020万美元的替代性最低税（AMT）抵免结转退款[122] 公司净营业亏损限制 - 公司净营业亏损（NOLs）因所有权变更受限，估计每年为330万美元，但预计2018 - 2023年五年确认期内净未实现内置收益会增加该限制额度[123][125] 公司套期保值合约情况 - 截至2020年9月30日，公司有多种天然气和石油套期保值合约，商品价格10%的变化将使天然气互换公允价值变动4500万美元，天然气价格每Mcf变动0.10美元将使现金流变动约550万美元[127] 公司长期债务情况 - 截至2020年9月30日，公司约28亿美元长期债务未偿还，其中16.5亿美元利率固定为9.75%，6.194亿美元利率固定为7.5%，银行信贷安排下5亿美元借款利率可变，有利率互换协议将5亿美元浮动利率长期债务的LIBOR固定在0.33%[129]

油气销售数据变化 - 2020年第二季度油气销售1.795亿美元，较2019年同期的1.281亿美元增加5140万美元（40%）；2020年上半年油气销售4.054亿美元，较2019年同期的2.55亿美元增加1.504亿美元（59%）[79] 天然气产量与售价变化 - 2020年第二季度天然气产量1165亿立方英尺，平均售价1.48美元/Mcf；2019年同期产量409亿立方英尺，平均售价2.25美元/Mcf；2020年上半年天然气产量2393亿立方英尺，平均售价1.59美元/Mcf；2019年同期产量741亿立方英尺，平均售价2.46美元/Mcf[79] 石油产量与售价变化 - 2020年第二季度石油产量36万桶，平均售价19.97美元/桶；2019年同期产量69.5万桶，平均售价52.10美元/桶；2020年上半年石油产量81.4万桶，平均售价31.72美元/桶；2019年同期产量150.5万桶，平均售价48.46美元/桶[79] 生产税变化 - 2020年第二季度生产税640万美元，较2019年同期的580万美元增加60万美元（11%）；2020年上半年生产税1200万美元，较2019年同期的1180万美元增加20万美元（2%）[80] 集输成本变化 - 2020年第二季度集输成本2660万美元，较2019年同期的1050万美元增加1610万美元（153%）；2020年上半年集输成本5500万美元，较2019年同期的1790万美元增加3710万美元（207%）[80] 租赁运营费用变化 - 2020年第二季度租赁运营费用3090万美元，较2019年同期的1450万美元增加1640万美元（114%）；2020年上半年租赁运营费用5970万美元，较2019年同期的2930万美元增加3040万美元（103%）[80] 折旧、损耗和摊销费用变化 - 2020年第二季度折旧、损耗和摊销费用1.033亿美元，较2019年同期的4680万美元增加5650万美元（121%）；2020年上半年折旧、损耗和摊销费用2.138亿美元，较2019年同期的8440万美元增加1.294亿美元（153%）[80] 每千立方英尺当量天然气租赁运营费用变化 - 2020年第二季度每千立方英尺当量天然气的租赁运营费用为0.27美元，较2019年同期的0.32美元降低0.05美元；2020年上半年每千立方英尺当量天然气的租赁运营费用为0.24美元，较2019年同期的0.35美元降低0.11美元[80] 每千立方英尺当量天然气折旧、损耗和摊销费用变化 - 2020年第二季度每千立方英尺当量天然气的折旧、损耗和摊销费用为0.87美元，较2019年同期的1.04美元降低0.17美元（16%）；2020年上半年每千立方英尺当量天然气的折旧、损耗和摊销费用较2019年同期降低[80] 勘探费用相关情况 - 2020年上半年勘探费用与第一季度未评估资产减值有关[80] 每Mcfe成本变化 - 2020年前六个月每Mcfe成本从2019年同期的1.02美元降至0.14 - 0.88美元，降幅14%[82] 一般及行政费用变化 - 2020年第二季度一般及行政费用从2019年同期的680万美元增至830万美元，2020年前六个月从1470万美元增至1700万美元[82] 衍生品净收益变化 - 2020年第二季度衍生品净损失1230万美元，2019年同期净收益1470万美元；2020年前六个月衍生品净收益4960万美元，2019年同期为710万美元[82] 利息费用变化 - 2020年第二季度利息费用5210万美元，前六个月为10490万美元；2019年第二季度为2860万美元，前六个月为5640万美元[82] 经营活动现金流变化 - 2020年前六个月经营活动产生的现金流为2.661亿美元，2019年同期为1.73亿美元[83] 资本支出情况 - 2020年前六个月资本支出2.052亿美元，预计后六个月再支出1.95 - 2.35亿美元[83][84] 钻井与完井情况 - 2020年前六个月钻了38口（净21.1口）井，完成36口（净17.3口）海恩斯维尔页岩井，预计后六个月钻29口（净21.7口）井，完成43口（净25.0口）井[84] 抵税结转额情况 - 截至2020年6月30日，公司有1020万美元未使用的抵税结转额在今年第三季度获得退还，净经营亏损每年使用限额为330万美元[88] 天然气价格互换协议情况 - 截至2020年6月30日，公司签订天然气价格互换协议对冲约247.6 Bcf 2020 - 2022年天然气产量，平均价格2.58美元/MMBtu [90] 长期债务本金变化 - 截至2020年6月30日，公司长期债务本金约28亿美元，较2019年同期的13亿美元增加[91] 披露控制与程序评估情况 - 截至2020年6月30日，公司对披露控制与程序的设计和运行有效性进行评估，结论为有效[92] 财务报告内部控制变化情况 - 2020年第二季度，公司财务报告内部控制无重大影响的变化[92] 报告签字信息 - 报告日期为2020年8月6日，由董事长兼首席执行官M. Jay Allison和总裁兼首席财务官Roland O. Burns签字[102]