油气销售业务数据关键指标变化 - 2020年第一季度油气销售收入2.259亿美元，较2019年第一季度增长78%，天然气产量1228亿立方英尺，平均售价1.69美元/Mcf，石油产量45.4万桶，平均售价41.01美元/桶[74][76] 生产税数据关键指标变化 - 2020年第一季度生产税降至560万美元，较2019年第一季度减少6%，主要因油气价格和石油产量降低[78] 集输成本数据关键指标变化 - 2020年第一季度集输成本增至2840万美元，较2019年第一季度增加282%，主要因天然气产量增加[79] 租赁运营费用数据关键指标变化 - 2020年第一季度租赁运营费用增至2870万美元，较2019年第一季度增加93%，产量增加230%，每Mcf等效成本降至0.23美元[80] 折旧、损耗和摊销数据关键指标变化 - 2020年第一季度折旧、损耗和摊销增至1.104亿美元，较2019年第一季度增加194%，因产量增加230%，每等效Mcf成本降至0.88美元，降低11%[82] 一般及行政费用与衍生品净收益数据关键指标变化 - 2020年第一季度一般及行政费用增至870万美元，主要因股票薪酬增加，2020年和2019年第一季度衍生品净收益分别为6190万美元和净损失770万美元[83] 利息费用数据关键指标变化 - 2020年第一季度利息费用为5280万美元，2019年第一季度为2790万美元[84] 所得税拨备与有效税率数据关键指标变化 - 2020年第一季度所得税拨备为1140万美元，有效税率21.3%，2019年第一季度为420万美元，有效税率23.8%[86] 净利润与每股收益数据关键指标变化 - 2020年第一季度归属于普通股股东的净利润为3000万美元，摊薄后每股收益0.15美元，2019年第一季度为1360万美元，摊薄后每股收益0.13美元[87] 经营活动现金流与资本支出数据关键指标变化 - 2020年第一季度经营活动现金流为1.501亿美元，资本支出1.305亿美元，预计2020年剩余九个月再支出2.815亿美元用于开发和勘探活动[88][89] 开发成本与总资本支出数据关键指标变化 - 开发租赁成本从1857美元增至3881美元，开发钻探和完井成本从87333美元增至122058美元，其他开发成本从3279美元增至4561美元，总资本支出从92469美元增至130500美元[92] 商品套期保值协议情况 - 截至2020年3月31日，公司签订天然气价格互换协议，对冲约1411亿立方英尺2020年和2021年的产量，平均价格为每百万英热单位2.66美元[96] - 公司签订天然气双向领口期权协议，对冲约72亿立方英尺天然气，平均底价为每百万英热单位2.41美元，平均顶价为每百万英热单位2.92美元[96] - 公司签订天然气三向领口期权协议，对冲138亿立方英尺天然气，平均底价为每百万英热单位2.63美元，平均顶价为每百万英热单位2.99美元，平均看跌期权价格为每百万英热单位2.32美元[96] - 公司签订石油领口期权协议，对冲820600桶石油，平均底价为每桶49.51美元，平均顶价为每桶64.13美元[96] 商品价格变动影响 - 2020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3820万美元[96] - 2020年第一季度，每千立方英尺天然气价格变动0.10美元将使现金流变动约780万美元，每桶石油价格变动1.00美元将使现金流变动约40万美元[97] 长期债务数据关键指标变化 - 截至2020年3月31日，长期债务本金约为27亿美元，而2019年3月31日为13亿美元[99] 到期票据利率情况 - 2026年到期的8.5亿美元票据固定利率为9.75%，2025年到期的6.25亿美元票据固定利率为7.5%[99] 利率变动对利息费用的影响 - 基于2020年3月31日的未偿借款，利率变动100个基点将使可变利率债务的后续期间利息费用变动约1250万美元[99]

公司股权交易情况 - 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%[52] 公司收购情况 - 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7100亿立方英尺天然气当量[53] - 2019年7月公司以22亿美元完成Covey Park收购，获约24.9万净英亩土地和2900亿立方英尺当量的已探明储量，新增超71亿立方英尺当量/日的产量和约1200个未来钻探地点[56] - 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（净权益20.1口）生产井和44个（净权益12.7个）Haynesville/Bossier页岩未来钻探地点[57] 公司已探明储量情况 - 截至2019年12月31日，公司93%的已探明储量位于海恩斯维尔和博西尔页岩区，是该盆地最大的天然气生产商[52] - 截至2019年12月31日，公司油气资产估计有5.4万亿立方英尺天然气当量的已探明储量，SEC PV 10价值为33亿美元[54] - 截至2019年12月31日，公司已探明油气储量中98%为天然气，2%为石油，36%已开发，平均储量寿命约18年[54] - 截至2019年12月31日，公司运营92%的已探明储量基地[59] - 截至2019年12月31日，公司估计已探明石油和天然气储量总计54.41984亿立方英尺当量，PV 10价值为32.51835亿美元[62] - 约93%（5.1万亿立方英尺当量）的已探明储量位于Haynesville和Bossier页岩，2019年平均日产7.56亿立方英尺当量天然气，计划2020年支出约4.21亿美元钻探46口（净权益34.3口）井并完井18口（净权益12.6口）[64] - 约3%（230万桶油当量）的已探明储量位于Bakken页岩，2019年平均日产6754桶石油和1670万立方英尺天然气[65] - 约190万桶油当量的已探明储量位于南德克萨斯州Eagle Ford页岩，有21482英亩（净权益9452英亩）未开发土地，参与联合开发协议，2019年参与4口（净权益2.2口）井钻探[66] - 截至2019年12月31日，公司总探明储量为16747千桶石油和5341497百万立方英尺天然气，PV 10价值为3251835千美元，税后折现现金流标准化指标为2913211千美元[68] - 截至2019年12月31日，Haynesville/Bossier页岩油储量为86千桶，天然气储量为5068248百万立方英尺，总储量为5068765百万立方英尺当量，PV 10价值为2881971千美元[62] - 截至2019年12月31日，Bakken页岩油储量为14737千桶，天然气储量为48468百万立方英尺，总储量为136891百万立方英尺当量，PV 10价值为259678千美元[62] - 截至2019年12月31日，其他区域油储量为1924千桶，天然气储量为224781百万立方英尺，总储量为236328百万立方英尺当量，PV 10价值为110186千美元[62] - 截至2019年12月31日，公司总油储量为16747千桶，天然气储量为5341497百万立方英尺，总储量为5441984百万立方英尺当量，PV 10价值为3251835千美元[62] - 截至2019年12月31日，公司93%的已探明储量位于海恩斯维尔和博西尔页岩区带，已探明油气储量为5.4 Tcfe，SEC PV 10价值为33亿美元，已探明油气储量中98%为天然气，2%为石油，36%已开发，平均储量寿命约18年[52][54] 公司产量情况 - 2019年第四季度，海恩斯维尔/博西尔页岩区天然气产量为12.536亿立方英尺/日，总产量为12.538亿立方英尺天然气当量/日[54] - 2019年第四季度，巴肯页岩区石油产量为5200桶/日，天然气产量为1660万立方英尺/日，总产量为4780万立方英尺天然气当量/日[54] - 2019年第四季度，其他地区石油产量为1000桶/日，天然气产量为5070万立方英尺/日，总产量为5690万立方英尺天然气当量/日[54] - 2019年第四季度，公司石油总产量为6300桶/日，天然气总产量为13.209亿立方英尺/日，总当量产量为13.585亿立方英尺天然气当量/日[54] - 2019年公司天然气产量较2018年增长192%，天然气储量增长132%，主要得益于天然气钻探计划和Covey Park收购[57] - 2019年公司天然气产量比2018年增长192%，天然气储量比2018年增长132%[57] 公司土地情况 - 截至2019年12月31日，公司在海恩斯维尔和博西尔页岩区累计拥有389,247英亩土地（净权益308,664英亩），约95%的净权益土地为生产保有[55] - 截至2019年12月31日，公司已开发和未开发租赁土地总面积分别为448362英亩和129260英亩，净面积分别为297564英亩和85144英亩[93] - 未开发土地到期情况为2020年到期占4%，2021年到期占2%，2022年到期占2%，之后到期占92%[93] 公司开发活动支出情况 - 2019年公司开发活动支出5.105亿美元，其中Haynesville和Bossier页岩开发活动支出4.854亿美元，钻探和完井支出4.685亿美元，其他开发活动支出1690万美元[57] - 2019年公司在开发活动上花费5.105亿美元，其中4.854亿美元用于海恩斯维尔和博西尔页岩区带开发，4.685亿美元用于钻探和完井，1690万美元用于其他开发活动[57] 公司钻探与完井情况 - 2019年公司钻探82口（净权益51.1口）Haynesville和Bossier页岩水平井，平均水平段长度约8100英尺，完井69口（净权益43.3口），预计剩余32口（净权益15.1口）2020年完井[57] - 2019年公司钻探82口（净51.1口）海恩斯维尔和博西尔页岩水平井，平均水平段长度约8100英尺，还完成19口（净7.3口）2018年钻探的井，2019年钻探的50口（净36.0口）井也在当年完成，预计其余32口（净15.1口）井将在2020年完成[57] - 2015 - 2019年公司（含Covey Park）在海恩斯维尔和博西尔页岩区带钻探217口（净171.6口）运营井，平均单井初始产量为23 MMcf/天[56] - 2019年公司在合资企业中参与了4口（净2.2口）井的钻探，有机会参与225口（净126口）井的钻探[61] - 2017 - 2019年，开发井钻探数量分别为30口、49口和86口，净井数分别为15.7口、17.0口和53.3口[89] 公司储量变化情况 - 2017 - 2019年，公司探明已开发石油储量分别为7552千桶、21466千桶、15104千桶，探明已开发天然气储量分别为436114百万立方英尺、583107百万立方英尺、1890357百万立方英尺[69] - 2017 - 2019年，公司探明未开发石油储量分别为0千桶、2146千桶、1643千桶，探明未开发天然气储量分别为680842百万立方英尺、1699651百万立方英尺、3451140百万立方英尺[69] - 2018年，公司天然气储备增加主要源于新增9520亿立方英尺未开发地点、640亿立方英尺向上业绩修订和204亿立方英尺收购量，部分被129亿立方英尺已开发储量转换和74亿立方英尺天然气储量剥离抵消[75] - 2017 - 2019年，公司探明未开发石油储量总变化分别为0千桶、2146千桶、 - 503千桶，探明未开发天然气储量总变化分别为129901百万立方英尺、1018809百万立方英尺、1751489百万立方英尺[76] 公司价格相关情况 - 2017 - 2019年，公司石油平均销售价格分别为49.02美元/桶、（前期65.23美元/桶，后期57.34美元/桶）、49.49美元/桶，天然气平均销售价格分别为2.84美元/百万立方英尺、（前期2.68美元/百万立方英尺，后期3.20美元/百万立方英尺）、2.17美元/百万立方英尺[71] - 2017 - 2019年，公司油气开采成本分别为0.77美元/百万立方英尺油当量、（前期0.64美元/百万立方英尺油当量，后期0.79美元/百万立方英尺油当量）、0.61美元/百万立方英尺油当量[71] - 2017 - 2019年，用于储量估算的石油价格分别为48.71美元/桶、61.21美元/桶、55.69美元/桶，天然气价格分别为2.88美元/百万立方英尺、2.90美元/百万立方英尺、2.58美元/百万立方英尺[71] 公司未来开发资本成本情况 - 2017 - 2024年预计未来开发资本成本总计分别为6.173亿美元、17.826亿美元和31.714亿美元[78] - 截至2019年12月31日，开发已探明未开发储量的预计未来资本成本为32亿美元，较2018年的18亿美元增加14亿美元[79] - 2018年发生与已探明未开发储量相关的开发成本约1.031亿美元，2018年预计未来资本成本较2017年的6000万美元增加12亿美元[80] 公司审计相关情况 - 2019年末经审计的PV 10价值，NSAI审计为29亿美元，LKA审计为3.566亿美元，合计占公司总PV 10价值的100%[82] 公司井数量情况 - 截至2019年12月31日，公司拥有权益的产油井和天然气井总数分别为466口和2334口，净井数分别为78.5口和1332.3口[90] 公司天然气销售与运输情况 - 公司目标是约70%的天然气按月初指数价格销售，30%按现货市场价格销售[96] - 公司与两家主要天然气营销公司达成协议，为其天然气生产提供平均约11万MMBtu/天的长期管道运输服务，协议于2021年10月到期；2019年10月签订一份40万MMBtu/天的长期运输合同，预计2021年10月开始交付[98] 行业政策与监管情况 - FERC要求市场参与者在报告年度内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[101] - 2005 - 2011年，FERC基于成品生产者价格指数（PPI - FG）加1.3%调整原油等运输费率[104] - 2011 - 2016年，FERC基于PPI - FG加2.65%调整原油等运输费率[104] - 2012年EPA新规要求到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% [111] - 2014年EPA修订储罐排放要求，根据储罐建造日期，分别在2014年4月15日和2015年4月15日实现VOC排放量减少95% [111] - 2015年美国地质调查局确定8个州因流体注入或油气开采出现诱发地震率增加的区域[114] - 2016年3月美国地质调查局确定6个受诱发地震危害最严重的州[114] - 1993年1月1日起，天然气“首次销售”的所有剩余价格和非价格控制被取消，但受私人合同条款约束[101] - 1995年1月1日，FERC实施基于通胀的运输费率指数系统[104] - 2016年12月，EPA确定水力压裂活动在某些情况下可能影响饮用水资源[114] - 2012年1月起，特定陆上石油和天然气设施需开始收集温室气体排放数据，首份年度排放报告应于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[116] - 2015年10月22日，温室气体报告规则修订以扩大适用的来源和运营数量；2016年11月18日再次修订以减轻报告负担[116] - 2016年EPA发布最终规则要求新来源减少挥发性有机化合物和甲烷排放，部分规则于2018年修订；2019年9月EPA宣布拟议规则以移除某些来源的相关排放监管[118] - 2010年BLM开始实施石油和天然气租赁改革，预计减少新联邦土地租赁量、增加竞争和成本；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[118] - 2017年12月28日，BLM撤销2015年关于联邦土地水力压裂的规则[118] 公司办公与人员情况 - 公司租赁的位于德克萨斯州弗里斯科的办公空间面积为66,382平方英尺，月租金为129,998美元，租约于2021年12月31日到期[124] - 截至2019年12月31日，公司有207名员工[125] 公司管理层任职情况 - 公司首席执行官M. Jay Allison自1988年任职，1997年当选董事会主席，自1987年担任董事[128][129] - 公司总裁Roland O. Burns自2013年任职，自1990年担任首席财务官，自1991年担任秘书，自199

油气销售与产量数据 - 2019年第三季度公司油气总销售额为2.244亿美元，天然气产量972.36亿立方英尺，平均售价1.99美元/千立方英尺，石油产量60.3773万桶，平均售价51.24美元/桶[106] - 2019年前九个月公司油气总销售额为4.794亿美元，天然气产量1713.13亿立方英尺，平均售价2.19美元/千立方英尺，石油产量210万桶，平均售价49.26美元/桶[109] - 2018年8月14日至9月30日期间公司油气总销售额为7010万美元，天然气产量141亿立方英尺，平均售价2.58美元/千立方英尺，石油产量54.22万桶，平均售价62.21美元/桶[109] - 2018年7月1日至8月13日期间公司油气总销售额为3260万美元，天然气产量119亿立方英尺，平均售价2.70美元/千立方英尺[109] 生产税数据 - 2019年第三季度生产税为700万美元，其中石油生产税270万美元，天然气生产税430万美元；前九个月生产税为1870万美元，其中石油生产税1070万美元，天然气生产税800万美元[111] 集输成本数据 - 2019年第三季度和前九个月集输成本分别为2340万美元和4130万美元；2018年8月14日至9月30日和7月1日至8月13日集输成本分别为350万美元和310万美元[111] 租赁运营费用数据 - 2019年第三季度租赁运营费用为2910万美元，每千立方英尺油当量0.29美元；前九个月租赁运营费用为5840万美元，每千立方英尺油当量0.32美元[111] - 2018年8月14日至9月30日租赁运营费用为700万美元，每千立方英尺油当量0.41美元；2018年7月1日至8月13日租赁运营费用为340万美元，每千立方英尺油当量0.29美元[111] 折旧、损耗和摊销费用数据 - 2019年第三季度折旧、损耗和摊销费用为8020万美元，每千立方英尺油当量0.79美元；前九个月为16470万美元，每千立方英尺油当量0.89美元[113] - 2018年8月14日至9月30日折旧、损耗和摊销费用为1780万美元，每千立方英尺油当量1.02美元；2018年7月1日至8月13日为1410万美元，每千立方英尺油当量1.17美元[113] 一般及行政费用数据 - 2019年前三季度，公司一般及行政费用分别为810万美元和2280万美元，其中包含的股份支付费用分别为110万美元和240万美元[114] 交易成本数据 - 2019年前三季度，公司因Covey Park收购产生4110万美元交易成本[115] 衍生品净收益数据 - 2019年前三季度，公司衍生品净收益分别为2490万美元和3190万美元；2018年前三季度，价格风险管理计划实现净亏损分别为200万美元和110万美元[116] 利息费用数据 - 2019年前三季度，公司利息费用分别为5100万美元和1.074亿美元，其中2025年票据折价摊销为410万美元；2018年8月14日至9月30日和7月1日至8月13日利息费用分别为1480万美元和2210万美元[117] 所得税拨备数据 - 2019年前三季度，公司所得税拨备分别为380万美元和1520万美元，有效税率分别为36.2%和26.7%；2018年8月14日至9月30日和7月1日至8月13日所得税拨备分别为390万美元和60万美元，前者有效税率为22.2%[118] 净亏损与净利润数据 - 2019年前三季度，公司归属于普通股股东的净亏损和净利润分别为130万美元（摊薄后每股亏损0.01美元）和3360万美元（摊薄后每股收益0.26美元）；2018年8月14日至9月30日和7月1日至8月13日净利润和净亏损分别为1380万美元（摊薄后每股收益0.13美元）和1690万美元（每股亏损1.09美元）[119] 资金来源数据 - 2019年前三季度，公司主要资金来源为经营活动现金流2.828亿美元、发行股权证券4.75亿美元和银行信贷安排净借款8.15亿美元；2018年8月14日至9月30日和1月1日至8月13日经营活动提供的现金分别为360万美元和8570万美元[120][122] 现金花费与资本支出数据 - 2019年前三季度，公司在Covey Park收购上花费6.959亿美元现金，资本支出为3.556亿美元；预计2019年剩余三个月再花费1.45亿美元用于钻井和完井等开发活动[122] 债券发行数据 - 2018年8月3日，公司发行8.5亿美元新高级票据，年利率9.75%，2026年8月15日到期；Covey Park收购中，公司承担6.25亿美元7.5%高级票据，2025年5月15日到期[123] 税收政策影响数据 - 2018年12月22日生效的《减税与就业法案》将公司所得税税率从35%降至21%，本季度公司收到1020万美元未使用替代性最低税（AMT）抵免退款，截至9月30日还有1020万美元退款待收[127] 价格对冲协议数据 - 截至2019年9月30日，公司签订天然气价格互换协议，以每百万英热单位2.83美元的均价对冲2019年和2020年约1728亿立方英尺的产量[132] - 公司签订天然气双向区间协议，以每百万英热单位2.44美元的平均底价和3.48美元的平均顶价对冲约263亿立方英尺天然气[132] - 公司签订天然气三向区间协议，以每百万英热单位2.69美元的平均底价、3.02美元的平均顶价和2.36美元的平均看跌价对冲394亿立方英尺天然气[133] - 公司签订石油区间协议，以每桶47.78美元的平均底价和65.39美元的平均顶价对冲1409300桶石油[133] 价格变动影响数据 - 2019年9月30日，大宗商品价格变动10%，公司天然气互换协议的公允价值变动将达3270万美元[133] - 2019年第三季度，天然气每千立方英尺价格变动0.10美元，公司现金流约变动650万美元；石油每桶价格变动1.00美元，公司现金流约变动60万美元[134] 长期债务数据 - 截至2019年9月30日，公司长期债务本金约27亿美元，2018年9月30日为13亿美元[135] - 2026年到期的8.5亿美元债券，固定利率为9.75%；2025年到期的6.25亿美元债券，固定利率为7.5%[135] - 截至2019年9月30日，2026年和2025年到期债券的公允价值分别为7.098亿美元和5.031亿美元，分别为面值的84%和81%[135] 利率变动影响数据 - 基于2019年9月30日的未偿借款，利率变动100个基点，公司浮动利率债务的后续期间利息费用约变动1260万美元[135]

公司整体财务数据关键指标变化 - 截至2019年6月30日，公司现金及现金等价物为46,747千美元，较2018年12月31日的23,193千美元增长101.55%[11] - 截至2019年6月30日，公司总资产为2,282,896千美元，较2018年12月31日的2,187,840千美元增长4.34%[11] - 截至2019年6月30日，公司总负债为1,677,072千美元，较2018年12月31日的1,618,269千美元增长3.63%[11] - 截至2019年6月30日，公司股东权益为605,824千美元，较2018年12月31日的569,571千美元增长6.36%[11] - 2019年上半年经营活动净现金为173,026千美元，2018年同期为86,998千美元[25] - 2019年上半年投资活动净现金为 - 169,302千美元，2018年同期为10,899千美元[25] - 2019年上半年融资活动净现金为19,830千美元，2018年同期为 - 774千美元[25] - 2019年上半年现金及现金等价物净增加23,554千美元，期末余额为46,747千美元；2018年同期净增加97,123千美元，期末余额为158,378千美元[25] - 截至2019年6月30日现金及现金等价物为4674.7万美元，2018年12月31日为2319.3万美元[11] - 截至2019年6月30日总流动资产为1.51441亿美元，2018年12月31日为1.59427亿美元[11] - 截至2019年6月30日总负债为16.77072亿美元，2018年12月31日为16.18269亿美元[11] - 截至2019年6月30日股东权益为6.05824亿美元，2018年12月31日为5.69571亿美元[11] - 2019年前六个月经营活动提供的净现金为173,026千美元，2018年同期为86,998千美元[25] - 2019年前六个月投资活动使用的净现金为169,302千美元，2018年同期提供的净现金为10,899千美元[25] - 2019年前六个月融资活动提供的净现金为19,830千美元，2018年同期使用的净现金为774千美元[25] - 2019年6月30日现金及现金等价物期末余额为46,747千美元，2018年同期为158,378千美元[25] 油气业务线数据关键指标变化 - 2019年第二季度，公司天然气销售收入为91,951千美元，较2018年同期的56,265千美元增长63.43%[14] - 2019年上半年，公司油气总销售收入为254,997千美元，较2018年同期的134,042千美元增长90.24%[14] - 2019年前三个月天然气销售收入为91,951千美元，2018年同期为56,265千美元；2019年前六个月为182,083千美元，2018年同期为115,808千美元[14] - 2019年前三个月总油气销售收入为128,116千美元，2018年同期为61,449千美元；2019年前六个月为254,997千美元，2018年同期为134,042千美元[14] 公司运营相关数据关键指标变化 - 2019年第二季度，公司总运营费用为84,495千美元，较2018年同期的53,733千美元增长57.25%[14] - 2019年第二季度，公司运营收入为43,621千美元，较2018年同期的7,716千美元增长465.33%[14] - 2019年第二季度，公司净收入为21,407千美元，而2018年同期净亏损34,003千美元[14] - 2019年第二季度，公司基本和摊薄后每股净收入为0.20美元，而2018年同期为 - 2.22美元[14] - 2019年前三个月总运营费用为84,495千美元，2018年同期为53,733千美元；2019年前六个月为158,152千美元，2018年同期为131,448千美元[14] - 2019年前三个月运营收入为43,621千美元，2018年同期为7,716千美元；2019年前六个月为96,845千美元，2018年同期为2,594千美元[14] - 2019年前三个月净收入为21,407千美元，2018年同期净亏损为34,003千美元；2019年前六个月净收入为34,982千美元，2018年同期净亏损为75,889千美元[14] 公司股权交易相关情况 - 2018年8月14日，Jones Partnerships以Bakken Shale Properties换股，获公司84%流通普通股[31] - 2018年8月14日，Jones Partnerships以某些油气资产换得公司88,571,429股普通股，占已发行普通股的84%[31] 资产估值相关情况 - Bakken Shale Properties历史成本为3.976亿美元，含5.543亿美元资本化成本和1.567亿美元累计折旧摊销[33] - Bakken Shale Properties历史成本为3.976亿美元，由资本化成本5.543亿美元减去累计损耗、折旧和摊销1.567亿美元构成[33] - Jones Contribution时，公司普通股公允价值为149,357千美元，净负债为2,308,160千美元，总资产为2,107,303千美元，商誉350,214千美元[36] - Jones Contribution时，公司资产和负债公允价值及商誉情况：普通股公允价值1.49357亿美元，净负债23.0816亿美元，总资产21.07303亿美元，商誉3.50214亿美元[36] - 油气资产估值使用折现现金流法，关键输入包括每桶79.72美元的平均油价、每千立方英尺3.87美元的平均天然气价格和10% - 25%的折现率[38] - 油气资产估值关键输入包括平均油价79.72美元/桶、天然气价3.87美元/千立方英尺，折现率10% - 25%[38] 公司过往资产出售情况 - 2018年4月，公司出售德克萨斯州Eagle Ford页岩油气资产，售价1.064亿美元，2018年第二季度和上半年分别确认出售损失680万美元和3540万美元[42] - 2018年4月，公司出售Eagle Ford页岩油气资产获1.064亿美元，二季度和上半年分别确认出售损失680万美元和3540万美元[42] 公司商誉情况 - 截至2019年6月30日，公司商誉达3.502亿美元[44] - 截至2019年6月30日，公司商誉为3.502亿美元[44] 公司租赁相关情况 - 2019年1月1日采用ASC 842准则，确认使用权资产520万美元，对应短期和长期负债分别为200万美元和320万美元，折现率为5% [45][47] - 2019年第二季度和上半年租赁成本分别为1205.6万美元和2119.8万美元，运营租赁现金支付分别为51.3万美元和101.5万美元[47] - 截至2019年6月30日，运营租赁负债为438.1万美元，加权平均期限2.4年，加权平均利率5%，预计到2020年4月钻井服务付款2190万美元[47][48] - 2019年1月1日，公司采用ASC 842准则，确认使用权资产520万美元，对应短期和长期负债分别为200万美元和320万美元，折现率5.0%[45][47] - 2019年二季度和上半年租赁成本分别为1205.6万美元和2119.8万美元[47] - 截至2019年6月30日，公司经营租赁负债为438.1万美元，加权平均期限2.4年，加权平均利率5.0%[47][48] - 截至2019年6月30日，公司预计到2020年4月的钻井服务未来付款为2.19亿美元[48] 公司应计费用及相关负债情况 - 截至2019年6月30日和2018年12月31日，应计费用分别为7247万美元和6808.6万美元[50] - 2019年6月30日和2018年12月31日应计钻井成本分别为22129千美元和17920千美元，应计利息分别为32253千美元和35461千美元等[50] - 2019年上半年和2018年6月30日，资产弃置义务负债分别从513.6万美元和1040.7万美元变为545.6万美元和1062.2万美元[51] - 2019年前六个月和2018年6月30日未来弃置成本期初分别为5136千美元和10407千美元，期末分别为5456千美元和10622千美元[51] 公司金融衍生品相关情况 - 截至2019年6月30日，天然气互换合约总量1620万MMbtu，均价3美元/MMbtu；天然气领口合约总量3695.45万MMbtu，平均上限3.47美元，平均下限2.43美元[52] - 截至2019年6月30日，原油领口合约总量164.32万桶，平均上限67.36美元，平均下限48.75美元[52] - 截至2019年6月30日，公司衍生金融工具资产净额为15153千美元，负债净额为869千美元；截至2018年12月31日，资产净额为15401千美元[54] - 2019年6月30日，公司天然气互换合约未来产量总计16200000MMbtu，均价3美元/Mmbtu；原油领口合约总计1643200桶[52] - 2019年6月30日和2018年12月31日，资产衍生品中天然气价格衍生品公允价值分别为13959千美元和7264千美元等[54] - 截至2019年6月30日，公司石油和天然气互换及领口期权公允价值资产为1520万美元，其中1430万美元为流动资产，90万美元为长期资产[70] 公司股票薪酬及相关权益情况 - 2019年和2018年截至6月30日的三个月，公司股票薪酬分别为60万美元和150万美元；六个月分别为130万美元和310万美元[55] - 2018年截至6月30日的三个月和六个月，公司向董事授予85617股限制性股票，授予日公允价值为40万美元；截至2019年6月30日，有485740股未归属限制性股票，加权平均授予日公允价值为每股7.94美元，未确认薪酬成本280万美元，预计2.0年确认[57] - 截至2019年6月30日，公司有324123个绩效股票单位（PSUs），加权平均授予日公允价值为每个单位12.93美元，未确认薪酬成本300万美元，预计2.1年确认[57] - 2019年和2018年截至6月30日的三个月，股票薪酬分别为0.6百万美元和1.5百万美元；六个月分别为1.3百万美元和3.1百万美元[55] - 截至2019年6月30日，公司有485740股未归属限制性股票，加权平均授予日公允价值7.94美元/股，未确认薪酬成本280万美元[57] - 截至2019年6月30日，公司有324123个绩效股票单位，加权平均授予日公允价值12.93美元/单位，未确认薪酬成本300万美元[57] 公司应收账款情况 - 截至2019年6月30日，公司因已履行合同义务且拥有无条件收款权，确认应收账款6280万美元[58] - 截至2019年6月30日，公司从客户处确认应收账款6280万美元[58] 公司所得税相关情况 - 2019年和2018年截至6月30日的三个月，当期州和联邦所得税分别为24千美元和24千美元；六个月分别为 - 94千美元和34千美元[62] - 2019年和2018年截至6月30日的三个月，递延州所得税分别为244千美元和 - 597千美元，递延联邦所得税分别为6834千美元和451千美元；六个月，递延州所得税分别为654千美元和 - 1051千美元，递延联邦所得税分别为10776千美元和1477千美元[62] - 2019年和2018年截至6月30日的三个月，法定税率为21%，有效税率分别为24.9%和0.4%；六个月有效税率分别为24.4%和 - 0.5%[63] - 截至2019年6月30日，公司有2040万美元未使用的替代性最低税（AMT）抵免结转额[63] - 因所有权变更，公司净经营亏损（NOLs）每年使用限额估计为330万美元[64] - 2019年和2018年截至6月30日的三个月，当期州和联邦所得税分别为24千美元和24千美元；六个月分别为 - 94千美元和34千美元[62] - 2019年和2018年截至6月30日的三个月，递延州所得税分别为244千美元和 - 597千美元，联邦所得税分别为6834千美元和451千美元[62] - 2019年继任者三个月、六个月有效税率分别为24.9%、24.4%，2018年前任者有效税率分别为0.4%、-0.5%[63] - 2017年12月22日颁布的《减税与就业法案》，自2018年1月1日起将企业所得税税率从35%降至

油气业务销售与产量数据 - 2019年第一季度油气总销售额为1.269亿美元，2018年同期为7260万美元[86] - 2019年第一季度天然气产量331.49亿立方英尺，平均售价2.72美元/千立方英尺；石油产量81万桶，平均售价45.34美元/桶[86][87] 税费相关数据 - 2019年第一季度生产税590万美元，2018年同期为180万美元[87][90] - 截至2019年3月31日，公司有2040万美元未使用的抵税额度[95] - 公司净运营亏损（NOLs）因所有权变更每年使用上限为330万美元[97] - 2018年前产生的NOLs有效期为20年，2018年及以后产生的NOLs可无限期结转[98] 费用相关数据 - 2019年第一季度折旧、损耗和摊销费用为3760万美元，2018年同期为2720万美元[87][90] 盈利相关数据 - 2019年第一季度净收入为1360万美元，摊薄后每股收益0.13美元；2018年同期净亏损4190万美元，每股亏损2.78美元[90] 现金流与借款数据 - 2019年第一季度经营活动现金流为7470万美元，净借款2000万美元；2018年同期经营活动现金流为2160万美元，借款1500万美元[92] 资本支出数据 - 2019年第一季度资本支出为9250万美元，预计2019年剩余九个月再支出2.525亿美元[92][93] 债务发行数据 - 2018年8月发行8.5亿美元新高级票据，所得款项8.159亿美元，年利率9.75%，2026年8月15日到期[94] 银行信贷安排数据 - 截至2019年3月31日，银行信贷安排借款余额为4.7亿美元，借款基数为7亿美元[94] - 截至2019年3月31日，银行信贷安排下有4700万美元未偿还，利率与LIBOR或企业基准利率挂钩，利率变动100个基点，可变利率债务利息费用变动约120万美元[103] 套期保值协议数据 - 截至2019年3月31日，公司签订天然气价格互换协议，对冲2019 - 2020年约216亿立方英尺产量，均价3美元/Mcf[100] - 截至2019年3月31日，公司签订天然气领口期权，对冲约446亿立方英尺天然气，平均底价2.46美元/Mcf，平均顶价3.52美元/Mcf[100] - 截至2019年3月31日，公司签订石油领口期权，对冲193.32万桶石油，平均底价49.66美元/桶，平均顶价69.07美元/桶[100] 大宗商品价格变动影响数据 - 2019年3月31日，大宗商品价格10%的变化会使天然气互换公允价值变动480万美元[100] - 2019年第一季度，天然气每Mcf价格变动0.1美元，现金流变动约240万美元；石油每桶价格变动1美元，现金流变动约80万美元[101] 长期债务数据 - 截至2019年3月31日，公司长期债务本金约13亿美元[103] - 其中8.5亿美元债务固定利率为9¾%，2019年3月31日固定利率债务公允价值为7.863亿美元，约为面值的93%[103]

股权交易 - 2018年8月14日，Jones Partnerships以某些油气资产换取公司88,571,429股新发行普通股，占公司已发行普通股的84%[49] 油气资产储量情况 - 截至2018年12月31日，公司油气资产估计有2.4 Tcfe的已探明储量，PV 10价值为18亿美元[50] - 截至2018年12月31日，公司已探明油气储量中94%为天然气，6%为石油[50] - 截至2018年12月31日，公司已探明油气储量的29%已开发[50] - 公司油气资产平均储量寿命约为17年[50] - 截至2018年12月31日，公司总探明储量为2424.4 Bcfe，其中Haynesville/Bossier页岩占比90%为2187.6 Bcfe，Bakken页岩占比7%为176.9 Bcfe，Cotton Valley占比2%为45.7 Bcfe，Eagle Ford页岩占比1%为10.9 Bcfe[51] - 公司90%（2.2 Tcfe）的探明储量位于Haynesville和Bossier页岩区[66] - 公司7%（177 Bcfe）的探明储量位于Bakken页岩区[67] - 公司2%（46 Bcfe）的探明储量位于Cotton Valley地层[68] - 公司约11 Bcfe的探明储量位于Eagle Ford页岩区[69] - 公司不到1%（3.3 Bcfe）的探明储量位于其他地区[70] - 截至2018年12月31日，公司总探明储量为2361.2万桶石油和2282758 MMcf天然气，PV 10价值为17.55145亿美元，标准化折现现金流为14.7384亿美元[72] - 截至2018年12月31日，公司探明未开发储量包括210万桶石油和1.7 Tcf天然气，天然气未开发储量较2018年初增加1.0 Tcf[77] - 2017年公司天然气探明未开发储量增加130 Bcf，主要源于新增储量239 Bcf，部分被104 Bcf转化为开发储量所抵消[79] - 2016 - 2018年公司探明未开发储量变化显示，石油从无到214.6万桶，天然气从258466 MMcf增至1699651 MMcf[80] 油气产量情况 - 2018年8月14日至12月31日，公司平均日产量为381.0 MMcfe/d，其中Haynesville/Bossier页岩占比74%为281.5 MMcfe/d，Bakken页岩占比23%为86.0 MMcfe/d，Cotton Valley占比3%为12.2 MMcfe/d[51] - 2018年公司天然气产量较2017年增长36%，天然气储量增长104%，主要得益于天然气钻井计划[56] - 2018年该区域（Haynesville和Bossier页岩区）天然气日均产量251 MMcf[66] - 2018年Bakken页岩区净日产量为9743桶石油和27.5 MMcf天然气[67] - 2018年Cotton Valley地层天然气日均产量10.9 MMcf，石油日均产量112桶[68] - 2018年其他地区净日产量为1.7 MMcf天然气和55桶石油，即2 MMcfe/天[70] 土地权益情况 - 截至2018年12月31日，公司在Haynesville和Bossier页岩区累计拥有116,866英亩土地（净权益87,270英亩），约83%的净权益面积为生产保有面积[52] - 2018年公司完成两笔收购，花费4150万美元收购17,386净英亩Haynesville页岩开发前景土地及相关权益，承担2050万美元未来钻井和完井成本，收购增加253.7 Bcfe探明储量，PV10价值为1.269亿美元[55] - 公司在南德克萨斯州Eagle Ford页岩油窗有21,482英亩（净权益9,432英亩）未开发土地，有机会参与225口（净权益126.0口）井的钻探[59] - 截至2018年12月31日，公司已开发和未开发租赁土地面积分别为218268英亩和43662英亩，净面积分别为109527英亩和25578英亩[95] - 公司未开发土地面积到期情况为：2020年到期5%，2021年到期3%，之后到期92%[96] 开发活动情况 - 2018年公司开发活动花费2.717亿美元，其中Haynesville和Bossier页岩开发花费2.244亿美元，包括1.972亿美元用于钻完水平井，2720万美元用于重复压裂等活动[56] - 2018年公司钻了49口（净权益17.0口）Haynesville和Bossier水平井，平均水平段长度约8300英尺，完成16口（净权益4.2口）2017年钻的井，预计16口（净权益5.7口）2018年钻的井将在2019年完成[56] - 公司Haynesville和Bossier页岩未来计划钻井位置按水平段长度划分，总计1570口（净权益818.9口）[58] - 2019年Haynesville和Bossier页岩区计划支出约3.398亿美元用于钻井和完井[66] - 2018年Bakken页岩区收购及完井花费4270万美元[67] - Cotton Valley地层未来有317口水平井（216.1口净井）的钻探机会[68] - 2019年Eagle Ford页岩区计划钻4口井（1.9口净井）[69] - 2016 - 2018年，公司开发井钻探数量分别为13口、30口、49口，净井数分别为7.9口、15.7口、17.0口[91] 未来资本成本情况 - 截至2018年12月31日，公司开发已探明未开发储量的未来资本成本估计为18亿美元，较2017年12月31日的6亿美元增加了12亿美元[83] - 2017年公司发生与已探明未开发储量相关的开发成本约9340万美元，2017年12月31日开发已探明未开发储量的未来资本成本估计为6.173亿美元，较2016年12月31日的4.273亿美元增加了1.9亿美元[84] 井数量情况 - 截至2018年12月31日，公司拥有权益的产油井和天然气井总数分别为460口和1166口，净井数分别为74.1口和561.7口[93] 销售定价及客户情况 - 2018年公司约47%的天然气销售采用月初指数价格定价，约53%采用每日现货价格定价[100] - CIMA Energy、BP Energy Company及其子公司、Shell Oil Company及其子公司分别占公司2018年总销售额的26%、23%和19%[100] 管道运输情况 - 公司与一家主要天然气营销公司签订协议，为其北路易斯安那州天然气生产提供每天10000 MMBtu的长期管道运输服务，协议于2019年到期[101] - 若市场参与者在报告年度的天然气销售或购买量等于或超过220万MMBtu，需按FERC要求进行年度申报以提高价格透明度[105] - 2006年7月1日至2011年6月30日，FERC规定的管道运输费率指数基于成品生产者价格指数（PPI - FG）加1.3% [113] - 2011年7月1日至2016年6月30日，FERC规定的管道运输费率指数基于PPI - FG加2.65% [113] 行业法规情况 - 2012年4月17日，美国环保署（EPA）颁布新的油气行业排放标准，要求到2015年1月1日，水力压裂气井排放的挥发性有机化合物（VOCs）减少近95% [122] - 2014年，EPA修订了特定水平VOCs排放的储罐排放要求，根据储罐建造日期，分别要求在2014年4月15日和2015年4月15日将VOC排放减少95% [122] - 2015年，美国地质调查局确定包括得克萨斯州在内的八个州存在因流体注入或油气开采导致诱发地震活动增加的区域 [126] - 2016年3月，美国地质调查局确定包括得克萨斯州、科罗拉多州等六个州存在最显著的诱发地震危害 [126] - 2016年，EPA最终确定了关于甲烷排放的进一步减排法规 [122] - 2016年10月15日，EPA提议修订已确定法规中关于某些排放源的规定 [122] - 2016年12月，EPA完成关于水力压裂对饮用水资源潜在影响的报告，结论是在某些情况下水力压裂活动可能影响饮用水资源 [127] - 2012年1月起，特定陆上石油和天然气设施需收集温室气体排放数据，首份年度报告2012年9月28日提交，规则适用于年排放25,000公吨二氧化碳当量及以上的设施[133] - 2015年10月22日温室气体报告规则修订，扩大适用源和作业范围；2016年11月18日再次修订，减轻报告负担[133] - 2016年EPA发布规则要求新源减少挥发性有机化合物和甲烷排放，2017年实施两年延迟，2018年部分修订[136] - 2010年BLM实施油气租赁改革，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；2017年12月28日，BLM撤销2015年关于联邦土地水力压裂的规则[137] 公司办公及人员情况 - 公司执行办公室位于德克萨斯州弗里斯科，租赁66,382平方英尺办公空间，月租金129,998美元，租约2021年12月31日到期[142] - 截至2018年12月31日，公司有113名员工，部分现场作业使用合同工[143] - M. Jay Allison自1988年任首席执行官，1997年当选董事长，1987年起任董事[146] - Roland O. Burns自2013年任总裁，1990年起任首席财务官，1991年起任秘书，1999年起任董事[147] - Daniel S. Harrison自2017年任运营副总裁，2008年加入公司[148] - Michael D. McBurney自2013年任营销副总裁，有超34年能源行业经验[149] - 伊丽莎白·B·戴维斯自2014年起担任公司董事，曾在贝勒大学等任职，1984 - 1987年在安达信会计师事务所工作[157] - 莫里斯·E·福斯特自2017年起担任公司董事，在埃克森美孚集团服务超40年，2008年退休[157] - 吉姆·L·特纳自2014年起担任公司董事，现任JLT饮料公司负责人、JLT汽车公司首席执行官等职[160] 公司信息披露情况 - 公司按1934年《证券交易法》向美国证券交易委员会（SEC）提交年度、季度和当前报告、委托书声明等文件，公众可在www.sec.gov获取相关文件，公司也会在官网(www.comstockresources.com)免费提供相关报告[161] 前瞻性陈述及术语定义 - 公司报告包含“前瞻性陈述”，受油价和天然气价格波动、钻探活动成败等多种因素影响[4][5] - 天然气当量和原油当量按6 Mcf比1桶的比例确定[8] - “PV 10 Value”指按SEC指南计算的已探明储量预计未来收入的现值，扣除预计生产和未来开发成本，使用10%的年贴现率，不考虑所得税等非财产相关费用[34] 报告相关情况 - 报告涵盖2018财年截至12月31日的内容，包含业务、财务等多方面信息[3] - 报告对石油和天然气行业常用术语进行了定义，如“Bbl”指一桶42加仑的美国石油等[9] 油价和天然气价格情况 - 过去三年，公司2016 - 2018年的石油价格分别为38.24美元/桶、49.02美元/桶、65.23美元/桶（2018年1 - 8月13日）和57.34美元/桶（2018年8月14日 - 12月31日），天然气价格分别为2.28美元/Mcf、2.84美元/Mcf、2.68美元/Mcf（2018年1 - 8月13日）和3.20美元/Mcf（2018年8月14日 - 12月31日）[75]