业绩总结 - 2023年第三季度净收入为608,444千美元，而2022年同期为(18,472)千美元[142] - 2023年截至9月30日的九个月净收入为1,225,185千美元，而2022年同期为(253,867)千美元[142] - 2023年第三季度调整后的EBITDA为160,032千美元，2022年同期为172,666千美元[142] - 2023年截至9月30日的九个月调整后的自由现金流为48,918千美元，而2022年同期为113,417千美元[145] 生产与运营 - 2023年总净产量预计为1045至1055百万立方英尺/天，约90%为天然气[62] - 2023年第三季度的净生产量为812百万立方英尺当量/天（MMcfe/day），SCOOP地区为245百万立方英尺当量/天（MMcfe/day）[68] - 2023年平均净日常气体当量为1,055 MMcfe/天，约占90%为天然气[116] - 2023年计划钻探的Utica井数量为20口，Marcellus井数量为2口[127] 财务数据 - 2024年预计自由现金流约为21亿美元，2025年预计为29亿美元[2] - 2023年调整后的自由现金流收益率约为9%[63] - 2023年第三季度的每单位运营成本为1.12美元每百万立方英尺（Mcfe），预计全年为1.16至1.24美元每百万立方英尺（Mcfe）[86] - 截至2023年9月30日，公司流动性约为7.464亿美元，负债杠杆为0.9倍[130] 资本支出与回购 - 2023年总资本支出预计在4.35亿至4.55亿美元之间[38] - 截至2023年10月26日，Gulfport已回购约3.35亿美元的股票，剩余授权为3.15亿美元[76] - 2023年预计资本支出为4.35亿至4.55亿美元，计划的自由现金流为约4000万美元[86] - 计划在2023年分配约4000万美元用于增值的土地收购[9] 未来展望 - 预计未来五年自由现金流将占市场资本化的80%至130%[55] - 预计2024年将继续进行普通股回购，以为股东创造显著价值[54] - 2024年第一季度天然气的对冲价格为每MMBtu 4.04美元，第二季度为4.04美元[132] - 公司在2023年第四季度的天然气生产中约60%已对冲[132] 环境与安全 - 2022年与2021年相比，减少了43%的总记录事故率[20] - 2022年改善了25%的甲烷强度率[27] - 公司在阿巴拉契亚地区的所有资产获得“A”级MiQ认证，回收或再利用约71%的生产和流回水[133] - 2022年公司在减少非生产时间方面实现了约35%的改善[122]

业绩总结 - 2023年上半年净收入为$616,741千，较2022年上半年的净亏损$235,395千显著改善[140] - 2023年第二季度的调整后EBITDA为$144,531千，较2022年同期的$204,521千有所下降[140] - 2023年第二季度的净现金流为$107,351千，较2022年同期的$129,504千有所减少[133] - 2023年第二季度调整后的自由现金流为$80,302千，较2022年同期的$58,979千有所增长[133] - 2023年自由现金流实际为5900万美元[75] 用户数据 - 2023年第二季度的净产量为769.2百万立方英尺当量/天[15] - 2023年预计总净产量为1,035至1,055百万立方英尺当量/天[26] - 预计2023年将有约55%的生产量进行对冲[72] - 2023年第三季度天然气日均生产量为220,000 MMBtu，平均价格为$3.82/MMBtu[129] - 2023年第四季度天然气日均生产量预计为280,000 MMBtu，平均价格为$4.36/MMBtu[129] - 2024年第一季度天然气日均生产量预计为310,000 MMBtu，平均价格为$4.07/MMBtu[129] - 2024年全年天然气日均生产量预计为304,973 MMBtu，平均价格为$4.08/MMBtu[129] 资本支出与投资 - 2023年资本支出预计在4.25亿至4.75亿美元之间[27] - 计划在2023年进行425百万至475百万美元的资本支出[57] - 2023年计划的可自由支配土地收购约为4000万美元[23] - 计划进行约4000万美元的自愿土地收购，旨在获取增值土地机会[125] 储量与收入 - 2022年末已探明储量为2.9万亿立方英尺[15] - 2022年12月31日的总证明储量为3612 Bcf天然气、18 MMBbls石油和54 MMBbls NGL，总价值为9524百万美元[115] - 2022年每口井的平均最终可采储量（EUR）为2.5 Bcfe/1,000英尺[82] - 2022年12月31日，公司的未来净收入现值（PV-10）为5,803,000美元[149] 负面信息与风险 - 2022年与2021年相比，报告的泄漏减少了63%[76] - 2022年总记录事故减少了43%[89] - 2023年上半年折旧、减值及摊销费用为$160,720千，较2022年同期的$126,270千有所增加[140] 其他信息 - 截至2023年7月27日，公司已回购约3.25亿美元的股票，平均回购价格为每股85.51美元[22] - 预计2023年将用于股票回购的调整后自由现金流将占大部分[22] - 2023年6月30日止三个月的“其他净收入”包括500万美元的先前抵押品的回收[108] - 2023年6月30日止六个月的“其他净收入”包括1780万美元的资金收回，涉及公司第11章重组计划的临时索赔分配[108] - 甲烷强度率同比下降25%[113]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度调整后EBITDA为1.445亿美元，超出分析师预期 [24] - 第二季度净现金流入为1.34亿美元，足以覆盖资本支出 [9] - 2023年全年单位运营成本指导下调至1.16-1.24美元/百万立方英尺当量，较之前指导中点下降约4% [6] - 公司预计2023年产量为1.035-1.055亿立方英尺当量/天，较之前指导上调1-3% [67] - 第二季度实现价格为2.76美元/千立方英尺当量，较NYMEX Henry Hub指数高出0.66美元 [71] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第二季度在Utica地区钻探并完井8口井，其中7口位于Utica [41] - 第二季度完成并投产13口井，其中11口位于Utica，2口位于SCOOP [64] - Utica地区Monroe County的三口井Barber Ridge井组表现优异，产量超过7000万立方英尺当量/天 [65] - SCOOP地区Fowler井组表现良好，油产量高于预期 [43] 各个市场数据和关键指标变化 - 2023年天然气基础价差预计为NYMEX价格下方0.20-0.35美元/千立方英尺 [10] - 2023年天然气液体实现价格预计为WTI价格的35-40% [10] - 2023年剩余产量中55%已进行对冲，平均底价为3.48美元/千立方英尺 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划2023年投入5000-7500万美元用于土地资本支出，以支持2023-2024年钻井计划 [7] - 公司将继续优先通过股票回购向股东返还资本，已回购380万股，减少流通股13% [13] - 公司计划将2023年调整后自由现金流的大部分用于股票回购 [13] - 公司正在积极寻求高质量资源收购机会，预计投入约4000万美元 [28] 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宏观环境波动，但公司估值具有显著上升潜力 [14] - 公司预计2023年下半年调整后自由现金流将加速增长 [24] - 管理层对2025年天然气市场持乐观态度，正在逐步增加2025年对冲 [11][83] 其他重要信息 - 公司流动性充足，达到7.32亿美元 [73] - 公司已完成2023年61%的基础钻井和完井资本支出，62%的维护租赁和土地资本支出 [48] - 公司预计2023年85%的钻井完井资本将发生在前三季度 [72] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于2024年对冲策略 - 公司目前对2024年约50%产量进行对冲，如果价格走势改善，可能会增加对冲比例 [20] - 公司对2024年现有对冲头寸感到满意，如果价格大幅上涨，可能会增加少量对冲 [83] 问题: 关于Oklahoma SCOOP地区2024年资本支出 - 公司计划2024年增加Oklahoma SCOOP地区的资本支出，预计将达到历史水平 [31] - 自2020年以来，SCOOP地区每1000英尺水平段的EUR提高了75%以上 [32] 问题: 关于股票回购策略 - 公司根据全年自由现金流情况决定回购规模，不会追逐季度变化 [55] - 公司认为当前股价极具吸引力，将继续积极回购 [55] 问题: 关于Marcellus地区开发 - 公司正在评估Marcellus地区的开发潜力，预计可增加40-50口井的库存 [5] - 公司计划在第四季度开始Marcellus地区的生产 [53]

财务表现 - 公司2023年第二季度总收入为3.047亿美元，同比下降34.5%[35] - 2023年第二季度净收入为9368.7万美元，同比下降63.5%[35] - 公司2023年上半年总收入为10.359亿美元，同比增长557.6%[38] - 2023年上半年净收入为6.167亿美元，去年同期净亏损2.354亿美元[38] - 公司2023年上半年净收入为6.167亿美元，相比2022年同期的净亏损2.354亿美元有显著改善[46] - 2023年上半年经营活动产生的现金流量净额为4.114亿美元，略高于2022年同期的3.832亿美元[46] - 2023年上半年公司回购普通股支出7451.6万美元，相比2022年同期的1.5521亿美元有所减少[46] - 2023年第二季度公司基本每股收益为4.23美元，稀释后每股收益为4.18美元[100] 现金流与资本支出 - 公司2023年6月30日现金及现金等价物为5269万美元，同比下降27.4%[33] - 截至2023年6月30日，公司现金及现金等价物为5269万美元，较2022年同期的6581万美元有所下降[46] - 2023年上半年公司资本支出为2.834亿美元，主要用于油气资产投资[46] - 公司2023年上半年资本支出总额为2.762亿美元，其中2.377亿美元用于钻探和完井活动[225] - 公司预计2023年钻探和完井资本支出为3.75亿至4亿美元，预计2023年日产量为10.35亿至10.55亿立方英尺当量[226] 应收账款与应付账款 - 2023年6月30日应收账款为9.2104亿美元，同比下降66.9%[33] - 截至2023年6月30日，公司应付账款及应计负债总额为3.077亿美元，较2022年底的4.3738亿美元有所下降[52] - 2023年上半年公司应收账款-油气销售收入增加1.863亿美元，而2022年同期减少8404.3万美元[55] - 2023年上半年公司应付账款及应计负债减少1.4083亿美元，而2022年同期增加4404.5万美元[55] - 截至2023年6月30日，公司合同应收款为9210万美元，较2022年底的2.784亿美元大幅减少[139] 资产与负债 - 公司截至2023年6月30日的总财产和设备净值为21.858亿美元，较2022年12月31日的20.577亿美元有所增加[56] - 公司未摊销的未探明财产在2023年6月30日为1.88461亿美元，较2022年12月31日的1.78472亿美元有所增加[59] - 公司截至2023年6月30日的资产退休义务为3363.8万美元，较2022年同期的2966.3万美元有所增加[60] - 公司截至2023年6月30日的总债务净值为6.48267亿美元，较2022年12月31日的6.94155亿美元有所减少[61] - 截至2023年6月30日，公司现金及等价物为530万美元，信贷额度借款为9900万美元，2026年高级票据为5.5亿美元[212] 收入与成本 - 公司2023年第二季度天然气销售收入为1.592亿美元，同比下降70.5%[35] - 2023年第二季度石油和凝析油销售收入为2260.2万美元，同比下降49.8%[35] - 公司2023年第二季度天然气液体销售收入为2607万美元，同比下降51.8%[35] - 2023年第二季度天然气销售总额为1.59亿美元，同比下降70%，主要由于天然气价格下降73%[176] - 2023年第二季度原油和凝析油销售总额为2260万美元，同比下降50%，主要由于价格下降34%和销量下降24%[177] - 2023年第二季度NGL销售总额为2607万美元，同比下降52%，主要由于价格下降52%[178] - 2023年上半年天然气销售额为4.4178亿美元，同比下降53%，主要由于天然气价格下降56%[193] - 2023年上半年原油和凝析油销售额为5331.6万美元，同比下降29%，主要由于原油价格下降29%[194] - 2023年上半年NGL销售额为6598.2万美元，同比下降34%，主要由于NGL价格下降43%[195] - 2023年第二季度租赁运营费用总额为1615万美元，同比增长13%，主要由于Utica和SCOOP地区的水运输和劳动力成本增加[180] - 2023年上半年租赁运营费用为3601.7万美元，同比增长13%，主要由于SCOOP地区的水运输和压缩费用增加[197] - 2023年第二季度运输、收集、处理和压缩费用为8566万美元，同比下降2%，主要由于产量增加8%导致的最低量承诺减少[182] - 2023年上半年运输、收集、处理和压缩费用为1.7328亿美元，同比下降6%，主要由于产量增加7%[199] - 2023年第二季度折旧、损耗和摊销总额为8015万美元，同比增长28%，主要由于2022年第二季度后的钻探和开发活动[183] - 公司2023年上半年油气资产折旧、损耗和摊销总额为1.587亿美元，同比增长28%，主要由于2022年第二季度后的钻探和开发活动[200] - 2023年第二季度一般和行政费用总额为861万美元，同比增长4%，主要由于员工人数和薪酬增加[184] - 2023年上半年公司一般及行政费用净额为1734万美元，同比增长13%，主要由于员工人数增加和法律费用上升[201] - 2023年第二季度总利息支出为1372.7万美元，同比下降4%，其中信贷设施利息支出增长13%至280.8万美元[186] - 2023年上半年公司利息支出总额为2748万美元，同比下降3%，其中信贷额度利息支出增长22%至583万美元[203] - 2023年第二季度其他净收入为-483.1万美元，同比下降213%，主要由于收回500万美元的运输承诺押金[187] - 2023年上半年公司其他净支出为1905万美元，同比增长81%，主要由于TC索赔分配和Rover和解支付[204] 衍生品与风险管理 - 公司2023年第二季度衍生品净收益为9678.8万美元，去年同期净亏损1.7287亿美元[35] - 2023年第二季度天然气衍生品总收益为8723.6万美元，较2022年同期的亏损1.6727亿美元大幅改善[125] - 2023年上半年天然气衍生品总收益为4.6121亿美元，较2022年同期的亏损8.9775亿美元显著提升[126] - 截至2023年6月30日，公司衍生资产净额为1.216亿美元，较2022年底的3368.8万美元大幅增加[127] - 公司通过分散交易对手和使用主净额协议来降低信用风险，未要求提供信用支持或抵押品[128] - 截至2023年6月30日，公司衍生工具公允价值为1.9499亿美元，全部归类为Level 2估值[131] - 2023年第二季度公司或有对价安排公允价值为310万美元，较2022年底减少180万美元[132] - 公司在2023年6月30日的天然气固定价格互换合约中，2023年剩余时间的每日交易量为250,000 MMBtu/d，加权平均价格为4.12美元/MMBtu[119] - 公司在2023年6月30日的原油固定价格互换合约中，2023年剩余时间的每日交易量为3,000 Bbl/d，加权平均价格为74.47美元/Bbl[119] - 公司在2023年6月30日的天然气成本less collar合约中，2023年剩余时间的每日交易量为285,000 MMBtu/d，加权平均地板价格为2.93美元/MMBtu，加权平均天花板价格为4.78美元/MMBtu[122] - 公司在2023年6月30日的天然气卖出看涨期权合约中，2023年剩余时间的每日交易量为407,925 MMBtu/d，加权平均价格为3.21美元/MMBtu[123] - 公司在2023年6月30日的天然气基础互换合约中，2023年剩余时间的每日交易量为140,000 MMBtu/d，加权平均固定价差为-0.22美元/MMBtu[123] - 公司在2023年6月30日的短期衍生资产为140,686千美元，长期衍生资产为54,308千美元[124] - 公司在2023年6月30日的短期衍生负债为-59,367千美元，长期衍生负债为-61,557千美元[124] 股票与股东权益 - 2023年上半年公司回购普通股支出7451.6万美元，相比2022年同期的1.5521亿美元有所减少[46] - 公司在2023年第二季度和上半年分别支付了130万美元和260万美元的现金股息给优先股股东[82] - 公司截至2023年6月30日的优先股为46459股，较2022年12月31日的52295股有所减少[83] - 公司于2023年6月26日完成了150万股普通股的公开增发，每股价格为95美元，公司未出售任何股票且未从中获得收益[88] - 公司在2023年第二季度回购了442,000股普通股，平均价格为每股93.67美元，总价值为41.358百万美元[91] - 公司董事会批准的股票回购计划授权总额从1亿美元增加到4亿美元，新增的1亿美元授权将于2024年3月31日到期[90] - 截至2023年6月30日，公司已授予362,572份限制性股票单位和274,624份绩效限制性股票单位[92] - 2023年第二季度，公司股票薪酬费用为300万美元，其中100万美元资本化用于勘探和开发[92] - 公司于2023年6月26日完成了1.5百万股普通股的公开增发，每股价格为95美元，但公司未从中获得任何收益[161] - 公司在2023年第二季度回购了441,512股普通股，总金额为41.4百万美元，加权平均价格为93.67美元/股[163] 产量与运营 - 2023年第二季度的总净产量为1,039.3 MMcfe/天，较2022年同期的959.1 MMcfe/天增长了8%[169] - 公司在2023年第二季度投入销售的井数为13口（净11.9口），并产生了107.4百万美元的经营现金流[167] - 2023年第二季度的天然气产量为945,910 Mcf/天，其中Utica地区产量为751,272 Mcf/天，SCOOP地区为194,639 Mcf/天[168] - 公司2023年第二季度的原油和凝析油产量为3,533桶/天，其中SCOOP地区产量为2,977桶/天，Utica地区为556桶/天[168] - 公司2023年上半年总净产量平均为1,048.3 MMcfe/天，同比增长7%，主要得益于2022年和2023年的开发计划[171] - Utica地区2023年上半年天然气产量为735,133 Mcf/天，同比增长5%[170] - SCOOP地区2023年上半年天然气产量为210,030 Mcf/天，同比增长10%[170] 税务与法律事务 - 公司2023年上半年的有效税率为0%，与法定税率21%的差异主要由于递延税资产的估值准备[148] - 2023年上半年非所得税税收为1863.3万美元，同比下降36%，主要由于生产税减少[198] - 公司与TC Energy Corporation达成和解协议，支付4380万美元现金，并预计未来将通过分配获得部分赔偿[106] - 公司与Rover Pipeline LLC达成和解协议，支付100万美元行政索赔，并预计未来将通过清算信托获得赔偿[107] - 2023年上半年公司收到TC索赔分配1780万美元，并支付100万美元行政费用作为和解协议的一部分[53] 组织结构与重组 - 2023年第二季度，公司因组织结构和领导团队变动产生了290万美元的人员重组费用，其中80万美元为非现金费用[97] - 2023年第二季度公司重组费用为290万美元，其中80万美元为非现金支出，涉及股权激励加速归属[185] - 2023年上半年公司重组费用为480万美元，其中130万美元为非现金支出，涉及组织结构和领导团队调整[202] 租赁与合同 - 公司目前有一份长期钻机合同，租赁期限超过一年[142] - 公司总部和现场办公室租赁协议通常为1-5年，部分协议将持续至2026年[143] - 公司2023年6月30日的总租赁负债为20,599千美元，其中2023年剩余期限的租赁负债为6,866千美元，2024年为13,439千美元[145] - 2023年第二季度的总租赁成本为11,493千美元，其中短期租赁成本为8,050千美元，较2022年同期的10,210千美元有所增加[145] - 截至2023年6月30日，公司未来运输和采集协议的合同承诺总额为14.775亿美元[104] - 公司在2023年和2024年的库存和其他材料采购承诺分别为3960万美元和3120万美元[105] 信贷与债务 - 公司在2023年5月1日将信贷额度从10亿美元增加到11亿美元，并将选举承诺金额从7亿美元增加到9亿美元[66] - 公司信用额度从700百万美元增加到900百万美元，借款基础从1,000百万美元增加到1,100百万美元，并将到期日延长至2027年5月[159]

资产与负债 - 公司2023年第一季度总资产为25.27亿美元，较2022年底的25.34亿美元略有下降[31] - 2023年第一季度现金及现金等价物为3460万美元，较2022年底的7259万美元大幅减少[31] - 2023年第一季度短期衍生工具资产为1.38亿美元，较2022年底的8750万美元增加57.5%[31] - 2023年第一季度长期债务为5.49亿美元，较2022年底的6.94亿美元减少20.9%[31] - 2023年第一季度股东权益为13.20亿美元，较2022年底的8.29亿美元大幅增长59.2%[31] - 公司2023年第一季度末的未探明资产价值为1.83456亿美元，较2022年底的1.78472亿美元有所增加[56] - 公司2023年第一季度末的已探明油气资产价值为25.64378亿美元，较2022年底的24.18666亿美元有所增加[53] - 公司2023年第一季度末的总应付账款及应计负债为3.78037亿美元，较2022年底的4.37384亿美元有所减少[48] - 公司2023年第一季度末的股东权益为13.20162亿美元，较2022年底的8.28835亿美元显著增加[39] - 公司2023年第一季度末的累计折旧、折耗及摊销为6.25019亿美元，较2022年底的5.45771亿美元有所增加[53] - 公司2023年第一季度资产退休义务总额为3285.1万美元，较2022年同期的2897.2万美元增长13.4%[57] - 公司2023年3月31日的总债务净额为5.492亿美元，较2022年12月31日的6.9415亿美元减少20.9%[58] - 公司2023年第一季度末的现金及现金等价物为350万美元，无信贷设施借款，未偿还的2026年高级票据为5.5亿美元[191] 收入与利润 - 2023年第一季度天然气销售收入为2.83亿美元，同比下降30.3%[33] - 2023年第一季度净收入为5.23亿美元，较2022年同期的净亏损4.92亿美元大幅改善[33] - 2023年第一季度每股基本收益为23.08美元，较2022年同期的每股亏损23.23美元显著提升[33] - 2023年第一季度运营收入为5.23亿美元，较2022年同期的运营亏损4.93亿美元显著改善[33] - 2023年第一季度总营业收入为7.31亿美元，较2022年同期的营业亏损3.08亿美元大幅改善[33] - 公司2023年第一季度净收入为5.23亿美元，相比2022年同期的净亏损4.92亿美元有显著改善[42] - 2023年第一季度，公司基本每股收益为23.08美元，稀释每股收益为22.90美元[96] - 2023年第一季度天然气销售总额为2.825亿美元，同比下降30%[171] - 2023年第一季度原油和凝析油销售总额为3071万美元，同比增长2%[171] - 2023年第一季度NGL销售总额为3991万美元，同比下降12%[171] - 天然气、石油和NGL衍生品的总收益（损失）为3.78061亿美元，相比2022年同期的7.88551亿美元亏损有显著改善[174] 现金流与资本支出 - 2023年第一季度经营活动产生的现金流量为3.04亿美元，较2022年同期的2.54亿美元有所增长[42] - 公司2023年第一季度在油气资产上的资本支出为1.304亿美元，较2022年同期的8027万美元增加[42] - 公司2023年第一季度回购普通股支出3267.2万美元，较2022年同期的3019.2万美元略有增加[42] - 公司2023年第一季度末的现金及现金等价物为3460万美元，较2022年同期的5898万美元有所减少[42] - 2023年第一季度净现金流入为3.04055亿美元，同比增加5035.9万美元[206] - 2023年第一季度资本支出总额为1.47亿美元，其中1.272亿美元用于钻井和完井活动，1980万美元用于租赁和土地投资[204] - 公司预计2023年钻井和完井支出将在3.75亿至4亿美元之间，非钻井和完井支出预计在5000万至7500万美元之间[205] 信贷与债务 - 公司信贷额度最高可达15亿美元，初始借款基础为8.5亿美元，初始选举承诺金额为7亿美元[59] - 公司2023年5月1日完成了信贷额度的半年度借款基础重新确定[63] - 公司2023年第一季度信贷额度的加权平均利率为7.58%[69] - 公司2026年到期的8.0%高级无担保票据的公平价值为5.495亿美元[74] - 公司2023年第一季度信贷额度借款减少了1.45亿美元[162] - 公司信贷设施的借款基础从10亿美元增加到11亿美元，选举承诺金额从7亿美元增加到9亿美元[196] - 公司2023年5月1日，公司信贷额度从7亿美元增加到9亿美元，借款基础从10亿美元增加到11亿美元[150] 股票与股东权益 - 公司2023年第一季度回购了459,087股普通股，总金额为3290万美元，加权平均价格为71.61美元[85] - 公司2023年第一季度股票补偿费用为260万美元，其中90万美元资本化用于勘探和开发[86] - 截至2023年3月31日，公司未归属的限制性股票单位为228,608股，加权平均授予日公允价值为77.85美元[88] - 截至2023年3月31日，公司未归属的绩效限制性股票单位为254,461股，加权平均授予日公允价值为53.43美元[88] - 截至2023年3月31日，公司未确认的股票薪酬费用为1190万美元，预计将在2.03年内摊销[89] - 截至2023年3月31日，公司未确认的绩效限制性股票薪酬费用为620万美元，预计将在1.73年内摊销[91] - 公司2023年第一季度支付了130万美元的现金股息给优先股股东[82] - 公司在2023年第一季度支付了130万美元的优先股现金股息[200] 运营与成本 - 2023年第一季度租赁成本为1269.1万美元，较2022年同期的867.2万美元增长46.4%[142] - 2023年第一季度有效税率为0%，主要由于递延税资产的估值准备[145] - 2023年第一季度运营现金流为3.041亿美元[162] - 租赁运营费用总计1986.2万美元，同比增长13%，主要由于SCOOP地区的水运输、压缩和劳动力费用增加[175] - 非所得税总计1069.5万美元，同比下降14%，主要由于天然气、石油和NGL收入减少导致的生产税下降[176] - 运输、收集、处理和压缩费用总计8761.7万美元，同比增长3%，主要由于产量增加5%[177] - 折旧、损耗和摊销总计7909.4万美元，同比增长27%，主要由于2022年第一季度后的钻探和开发活动增加[178] - 一般和行政费用净额873.3万美元，同比增长23%，主要由于员工人数增加和法律费用上升[179] - 利息费用总计1375.6万美元，同比下降2%，但信贷设施的利息费用同比增长33%，主要由于利率上升[183] 衍生工具与风险管理 - 公司通过固定价格互换、基差互换、无成本领口和期权合约等衍生工具对冲天然气、石油和NGL价格波动的风险，通常在第一季度末为当年预测产量的50%至75%进行对冲[110] - 截至2023年3月31日，公司持有的天然气固定价格互换合约的加权平均价格为4.13美元/MMBtu（2023年剩余时间）和4.26美元/MMBtu（2024年）[115] - 公司持有的天然气无成本领口合约的加权平均地板价格为2.93美元/MMBtu（2023年剩余时间）和3.43美元/MMBtu（2024年），天花板价格为4.78美元/MMBtu（2023年）和5.49美元/MMBtu（2024年）[117] - 公司持有的天然气卖出看涨期权合约的加权平均价格为3.21美元/MMBtu（2023年剩余时间）和3.33美元/MMBtu（2024年）[119] - 截至2023年3月31日，公司持有的天然气基差互换合约的加权平均固定价差为-0.22美元/MMBtu（Rex Zone 3，2023年剩余时间）和-0.91美元/MMBtu（TETCO M2，2023年剩余时间）[119] - 截至2023年3月31日，公司衍生工具的总公允价值为2980.1万美元，较2022年12月31日的-3.4789亿美元大幅改善[120] - 2023年第一季度，公司天然气衍生工具的净收益为3.7398亿美元，较2022年同期的净亏损7.3048亿美元显著改善[121] - 公司通过使用主净额结算协议和与多个交易对手分散交易来降低信用风险，且不要求提供信用支持或抵押品[123] - 公司定期审查交易对手的信用状况，并确保所有交易对手符合最低信用标准[112] - 截至2023年3月31日，公司衍生工具的公允价值为2.007亿美元，较2022年12月31日的1.1403亿美元增长76%[127] - 2023年第一季度，公司或有对价安排的公允价值为330万美元，较2022年同期的490万美元下降32.7%[128] - 截至2023年3月31日，公司持有的衍生品净头寸为2980万美元，而2022年12月31日为净负债3.479亿美元[222] 法律与重组 - 2023年第一季度，公司因组织架构调整和领导团队变动产生了190万美元的人员重组费用，其中50万美元为非现金费用[92] - 公司预计2023年第二季度将产生额外的重组成本，主要由于前首席财务官的过渡和组织结构调整[181] - 公司因涉及Marcellus和Utica页岩地层以外的生产被起诉，原告要求赔偿全部生产价值及其他损失[105] - 2023年第一季度，公司与Rover Pipeline达成和解协议，Rover将获得8590万美元的无担保债权和100万美元的行政索赔[102] 产量与价格 - 公司2023年第一季度总净产量为1,057 MMcfe/天，同比增长5%[162][164] - 公司2023年第一季度天然气平均价格为3.32美元/Mcf，同比下降32%[171] - 公司2023年第一季度原油和凝析油平均价格为72.16美元/桶，同比下降22%[172] - 公司2023年第一季度NGL平均价格为31.46美元/桶，同比下降36%[173] 其他 - 2023年4月26日，公司签订了2025年NYMEX Henry Hub的掉期合约，每日交易量为5万MMBtu，加权平均价格为4.08美元[149] - 公司2023年第一季度在Utica地区钻探了6口总井（5.3口净井），成本约为4880万美元[207] - 公司2023年第一季度在SCOOP地区钻探了2口总井（1.5口净井），成本约为990万美元[207] - 公司2023年第一季度租赁和土地收购支出为2013.1万美元，同比增加1435.6万美元[208] - 公司2023年第一季度未偿还任何信贷额度，截至2023年4月26日，公司信贷额度无未偿还借款[208]

业绩总结 - 2023年第一季度净收入为523,054千美元，而2022年同期为亏损491,975千美元[62] - 2023年第一季度调整后的EBITDA为229,671千美元，较2022年同期的235,333千美元略有下降[62] - 2023年第一季度调整后的自由现金流为631.45万美元[43] - 2023年第一季度净现金提供（使用）为304,055千美元[43] - 2023年第一季度每单位运营成本为每Mcfe 1.24美元[49] - 2023年第一季度的利息支出为13,984千美元，较2022年同期的13,756千美元略有上升[62] - 2023年第一季度的非现金衍生品损失为377,694千美元，2022年同期为收益663,505千美元[62] - 2023年第一季度的非经常性一般和行政费用为1,297千美元，较2022年同期的495千美元显著增加[62] 用户数据与市场表现 - 2023年第一季度净生产量为1,057 MMcfepd[49] - 预计2023年日均天然气等价产量为1000至1040百万立方英尺，约90%为天然气[140] - 2023年预计总产量在1000至1040百万立方英尺当量每天（MMcfepd）之间，生产表现强劲，效率提升使产量趋向指导范围的高端[96] - 2023年自由现金流敏感性显示，当前有约50%的2023年生产量受到下行对冲保护[93] 资本支出与财务状况 - 2023年全年资本支出预计在4.25亿至4.75亿美元之间[49] - 2023年第一季度资本支出为1.47687亿美元[43] - 2023年钻探和完井资本支出预计约为4亿美元，预计60%至65%将在2023年上半年分配[139] - 截至2023年3月31日，公司的流动性约为829.1百万美元，杠杆率为0.7倍[89] - 截至2023年4月26日，公司已回购约2.88亿美元的股票，平均回购价格为每股84.38美元，减少约340万股，约占授权日期普通股的14%[118] 未来展望与战略 - 预计2023年调整后的自由现金流将大部分返还给股东，通过回购普通股[48] - 计划在2023年内转化销售18至20口Utica井和2口Marcellus井[5] - 预计2023年将实现低个位数的生产增长，主要受益于Utica开发计划[112] - 2023年SCOOP开发计划预计将钻探并销售2口毛井，单位开发和井设计优化，预计每千英尺的EUR为2.5亿立方英尺[100] 负面信息与风险 - 2023年第一季度的总记录事故减少了43%[73] - 2022年报告的泄漏事件减少了63%，总记录事故减少了43%[94] - 2023年第一季度的非现金衍生品损失为377,694千美元，2022年同期为收益663,505千美元[62] 其他信息 - 截至2022年12月31日，预计未来净收入的现值（PV-10）为9,524千美元，其中已开发的预计未来净收入为5,803千美元[66] - 2023年每单位运营成本预计在每立方英尺1.21至1.29美元之间，持续优化运营费用[112] - 2023年每百万立方英尺的租赁运营费用预计为0.16至0.18美元[131] - 2023年每百万立方英尺的其他税费预计为0.10至0.12美元[131] - 2023年NGL价格预计为WTI的40%至45%[131] - 2023年天然气价格相对于NYMEX的差价预计为-0.20至-0.35美元每千立方英尺[131] - 2023年油价相对于NYMEX WTI的差价预计为-3.00至-4.00美元每桶[131]

财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度平均日产量为10.57亿立方英尺当量/天，超出分析师预期，主要得益于2022年开发项目的持续优异表现和强劲的基础产量 [7] - 第一季度调整后的EBITDA为2.3亿美元，调整后的自由现金流为6300万美元，超出分析师预期 [24] - 第一季度资本支出为1.272亿美元，主要用于钻井和完井活动，预计全年资本支出的60%至65%将发生在前两个季度 [12] - 公司第一季度净现金流入为3.04亿美元，用于资本支出、减少1.45亿美元债务以及回购3290万美元的普通股 [24] - 公司第一季度生产成本为1.24美元/百万立方英尺当量，低于全年指导范围的中点 [9] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度公司在Utica地区钻探并释放了8口井，其中7口位于Utica [7] - 公司在俄亥俄州运行一台钻机，并计划在2023年第三季度在Belmont县钻探首批Marcellus井 [8] - 第一季度公司在Utica完成了5口井的完井工作，并提前两周完成了首个Utica井的投产 [47] - 公司在SCOOP地区的2023年钻井计划已结束，计划在2024年恢复到历史活动水平 [48] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司已锁定2023年40%的天然气基础价格，为全年提供了价格保障 [13] - 第一季度公司天然气价格差异为-0.11美元/百万立方英尺当量，低于全年指导范围的低端 [25] - 公司预计2023年全年天然气价格差异将在NYMEX价格基础上平均低0.20至0.35美元/百万立方英尺 [25] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续专注于可持续开发高质量库存、提高利润率并优化资本计划的效率，同时保持有吸引力的资产负债表 [6] - 公司计划通过普通股回购将大部分调整后的自由现金流返还给股东，同时通过战略性收购支持未来的开发 [23] - 公司预计2023年全年产量将在10亿至10.4亿立方英尺当量/天之间，并预计全年产量将接近指导范围的高端 [48] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管天然气价格环境疲软，公司仍有望在2023年实现类似的现金流结果 [11] - 公司对2023年的资本支出指导范围为4.25亿至4.75亿美元，并预计通过运营效率改进进一步节省成本 [22] - 公司对2023年的天然气价格环境持谨慎态度，但相信未来天然气价格将有所改善 [13] 其他重要信息 - 公司完成了春季借款基础重新确定，并将循环信贷额度从10亿美元增加到11亿美元 [27] - 公司第一季度回购了约45.9万股普通股，平均价格为71.61美元，累计回购了约340万股普通股，平均价格为84.38美元 [56] - 公司预计2023年财务杠杆率将保持在1倍以下 [55] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于未来对冲计划的讨论 - 公司计划在2025年将对冲比例提高到30%至50%之间，目前2025年的对冲比例约为10% [34][59] 问题: 关于Marcellus和Utica开发的井台规模 - 公司计划在2023年开发3口井的井台，具体规模取决于土地情况，可能会增加到4口井或减少到2口井 [35][61] 问题: 关于租赁机会的管理 - 公司对租赁机会持谨慎态度，计划在2023年花费5000万至7500万美元用于租赁，具体支出将根据土地质量和开发优先级进行调整 [40][65] 问题: 关于Monroe县井台的早期表现 - 公司在Monroe县的三口井台表现强劲，初期压力高且压降低，预计将超过2022年的平均水平 [44][72]

资本支出与投资 - 公司2022年资本支出总额为4.492亿美元，其中4.118亿美元用于钻井和完井活动，3740万美元用于租赁和土地投资[315] - 公司预计2023年钻井和完井支出将在3.75亿至4亿美元之间，非钻井和完井支出预计在5000万至7500万美元之间[316] - 2022年公司用于石油和天然气资产的现金支出为4.6078亿美元，其中钻井和完井成本为4.1028亿美元[321] 产量与运营 - 公司预计2023年资本计划将带来每日1000至1040百万立方英尺当量（MMcfe）的产量[316] - 2022年公司在Utica地区钻探了19口井（净17.4口），总成本约为2.718亿美元，在SCOOP地区钻探了6口井（净4.3口），总成本约为1.269亿美元[320] 债务与财务义务 - 公司2022年12月31日的长期债务本金为6.95亿美元，利息为1.485亿美元[311] - 公司2022年12月31日的合同和商业义务总额为25.72498亿美元，其中2023年到期3.40237亿美元[311] - 截至2023年2月23日，公司在信贷额度下的借款余额为7900万美元[322] 表外安排 - 公司2022年12月31日的表外安排包括1.134亿美元的信用证和3350万美元的担保债券[314] 商品价格波动 - 公司2022年WTI原油价格在71.05至123.64美元/桶之间波动，Henry Hub天然气现货价格在3.46至9.85美元/MMBtu之间波动[317] - 公司2021年WTI原油价格在47.47至85.64美元/桶之间波动，Henry Hub天然气现货价格在2.43至23.86美元/MMBtu之间波动[317] 衍生品合约 - 公司2023年天然气衍生品合约包括每日76,219 MMbtu的TETCO M2基础互换，加权平均价格为-0.85美元[310] - 公司2024年天然气衍生品合约包括每日30,000 MMbtu的NYMEX Henry Hub互换，加权平均价格为3.90美元[310] - 公司通过固定价格互换、基差互换、无成本领口和期权合约等衍生工具来减少天然气、石油和NGL价格波动的影响[335] - 公司未将当前的商品衍生工具指定为会计对冲工具，因此其公允价值变动在变动期间的合并经营报表中确认[336] 现金流与财务表现 - 2022年公司经营活动产生的净现金流为7.391亿美元，较2021年同期的2.929亿美元和1.7215亿美元显著增长[319] - 2022年公司未记录石油和天然气资产的减值，而2021年同期记录了1.178亿美元的减值[331] 股东回报 - 截至2022年12月31日，公司以2.508亿美元回购了290万股普通股，加权平均价格为每股86.47美元[323] - 2022年公司向优先股股东支付了544万美元的现金股息，较2021年同期的150万美元有所增加[324] 税务与估值准备 - 截至2022年12月31日，公司为递延税资产建立了8.033亿美元的估值准备[333]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第四季度净收入为7.49亿美元，主要驱动因素为商品衍生品组合的4.37亿美元净收益 [19] - 2022年全年净收入为4.95亿美元，调整后EBITDA为7.68亿美元 [19] - 2022年第四季度经营活动产生的净现金为1.88亿美元，调整后自由现金流为3300万美元 [20] - 2022年全年调整后自由现金流约为2.4亿美元 [20] - 2022年资本支出总额为4.48亿美元，其中4.11亿美元用于钻井和完井资本，3700万美元用于土地和相关资本 [81] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2022年公司在Utica和SCOOP开发项目中取得了强劲的业绩，Utica的开发结果导致产量表现优于同行 [14] - 2022年公司在Utica钻探了28口总井，主要集中在该地区，并在Utica完成了15口总井，在SCOOP完成了13口总井 [96] - 2023年预计90%的钻井和完井资本将分配给俄亥俄州的开发项目，包括公司在Belmont县的首次Marcellus划定活动 [77] 各个市场数据和关键指标变化 - 2022年全年平均产量为9.83亿立方英尺当量/天，处于指导范围的中点 [13] - 2023年预计产量为10至10.4亿立方英尺当量/天，同比增长2%至6% [16] - 2023年预计单位运营成本将同比下降约7%，主要受商品价格下降和年中成本削减的影响 [3] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划通过普通股回购继续向股东返还资本，并积极寻求增加资源深度和未来开发计划选择权的增量租赁机会 [17] - 公司将继续优化资本计划的效率，同时保持有吸引力的资产负债表，并利用自由现金流为公司成功定位 [11] - 公司计划在2023年减少周期时间和运营成本，以进一步改善利润率 [75] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层预计2023年油田服务通胀将最小化，并认为在商品价格大幅回落的背景下，有可能在2023年下半年利用更好的服务成本环境 [15] - 管理层对2023年的发展计划感到兴奋，并相信公司能够在各种商品价格下产生自由现金流 [61] - 管理层认为公司处于有利位置，能够在2023年运营计划中提供价值并保持财务实力 [71] 其他重要信息 - 公司最近重组了约20%的2023年卖出看涨期权，将执行价格从每MCF 2.90美元提高到3.70美元 [8] - 公司预计2023年实现的天然气差异将在每MCF 0.20至0.35美元之间 [24] - 公司计划在2023年继续增加对冲，以支持资本计划和资本回报计划 [7] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于2023年开发计划的选择 - 公司选择在Southeast Belmont进行Marcellus划定测试，因为该地区有现有的基础设施和租赁道路，并且河对岸的Marcellus活动非常吸引人 [35] - 该地区的经济性在资本方面具有竞争力，公司对该地区的经济性排名感到乐观 [37] 问题: 关于2024年对冲计划 - 公司将继续增加对冲，并已经开始为2024年增加对冲 [32] - 公司采取系统化的对冲方法，并将在机会出现时继续增加对冲 [32] 问题: 关于Ohio的液体丰富和干气目标 - 公司在Ohio的Western Harrison County的四口井平台目标是液体丰富和湿气 [56] - 公司在Marcellus的测试将增加更多的选择权 [57] 问题: 关于2023年服务成本通胀的预期 - 公司预计2023年服务成本通胀将最小化，因为大部分服务已经签订了合同，并且市场基本面预计将在2023年下半年发生变化 [88]

业绩总结 - Gulfport截至2022年第三季度的净生产量为915 MMcfepd，预计2022年全年生产量在975至1,000 MMcfepd之间[15] - 2022年第三季度调整后EBITDA为172,666千美元，相较于2021年同期的170,681千美元有所增长[53] - 2022年第三季度的净现金流为167,882千美元，较2021年同期的126,272千美元增加[56] - 2022年第三季度的自由现金流为11,079千美元，较2021年同期的69,710千美元下降[56] 用户数据与市场表现 - 2022年自由现金流预计约为3亿美元，2022年自由现金流收益率约为18%[6][19] - 2022年预计总净生产量在975至1,000 MMcfepd之间[24] - 2023年预计总净生产量较2022年增长超过5%，并预计到2025年实现约5%的年复合增长率[24] 资本支出与财务状况 - 2022年资本支出预计约为4.5亿美元，符合预期[15] - 2022年现金及流动性约为4.16亿美元[39] - 2023年公司预计的资本支出为142,017千美元，较2021年同期的80,914千美元显著增加[56] 股票回购与杠杆率 - 截至2022年10月27日，Gulfport已回购约2.7百万股普通股，回购总金额约为2.33亿美元，平均回购价格为每股87.37美元[16][17] - 2022年每股普通股回购计划高达3亿美元，截至9月30日已回购2.276亿美元[39] - 截至2022年第三季度，公司的杠杆率为0.9x，低于1.0x的目标[19] 新产品与技术研发 - Utica 2022年转入生产的井平均EUR为2.2 Bcfe/1,000'[22] - Nelda开发项目的5口井超出初始生产预期约80%[32] - 2022年开发成本为每Mcfe $0.82，较2021年有所下降[28] 未来展望 - Gulfport计划在2023年实现超过5%的生产增长，预计2023年至2025年期间年均增长率为5%[7] - 预计2022年天然气的实现价格在每Mcf $410至$450之间[42] 运输能力 - 公司在Utica的固定运输能力为725 MDth/d，SCOOP的固定运输能力为175 MDth/d[45] - 2022年中西部地区的固定运输能力为550,000 Dth/d，预计2022年占比为55%，2023年占比为45%[45] - 公司在Gulf地区的固定运输能力为175,000 Dth/d，占比为20%[45] 环境表现 - 2021年温室气体强度较2020年改善了12%，甲烷强度改善了38%[9][10]