公司债务与重组 - 公司通过向无担保票据持有人和普通无担保债权人发行重组实体股权，将总债务减少了14亿美元[218] - 2020年11月13日公司及其子公司申请第11章破产重组，2021年5月18日开始在纽约证券交易所交易[215] - 前一时期公司以1260万美元现金回购了4750万美元的前期高级票据，确认了3430万美元的债务清偿收益[248] - 2020年前身年初至今期间，公司以2280万美元现金回购7330万美元前身高级票据，确认4960万美元债务清偿收益[269] - 公司在重组日进行股权发售，发行5万股新优先股，每股1000美元，筹集5000万美元[291] Utica地区业务数据 - 本季度Utica地区平均开钻到钻机释放时间为18.1天，较2020年全年水平提高3%[223] - 本年前六个月公司在Utica地区开钻10口井，完井9口[227] - 截至7月31日，Utica地区无运营钻机，预计第三季度增加1台[227] - 当前合并年初至今，尤蒂卡地区开钻10口井并从9口井开始销售，总成本约9190万美元[294] SCOOP地区业务数据 - 本年前六个月公司在SCOOP地区开钻2口（净1.97口）井，完井11口（净9.3口）[228] - 截至7月31日，SCOOP地区有1台运营钻机，预计持续到年底[228] - 当前合并年初至今，斯库普地区开钻2口（净1.97口）井并从11口（净9.3口）井开始销售，总成本约5280万美元[294] 产量数据 - 本季度公司总净产量平均约为989.1百万立方英尺油当量/天，较上一季度减少4%[224] - 本年前六个月公司总净产量平均约为985.9百万立方英尺油当量/天，较上一年前六个月减少5%[226] - 天然气生产总量从2020年Q2的84,988MMcf降至2021年Q2的81,455MMcf，日均产量从934MMcf降至895MMcf[231] - 石油和凝析油生产总量从2020年Q2的417MBbl增至2021年Q2的452MBbl，日均产量维持在5MBbl[231] - NGL生产总量从2020年Q2的996MBbl降至2021年Q2的973MBbl，日均产量维持在11MBbl[231] - 天然气销售方面，继承期产量为39007百万立方英尺，2020年第二季度产量为171047百万立方英尺[253] - 石油和凝析油销售方面，继承期产量为265千桶，2020年第二季度产量为948千桶[253] 成本费用数据 - 本季度每千立方英尺油当量的租赁运营费用较上一季度减少13%[223] - 总租赁运营费用从2020年Q2的13,078美元降至2021年Q2的10,987美元，主要因产量下降4%及成本削减举措[237][238] - 运输、集输、处理和压缩费用从2020年Q2的113,865美元降至2021年Q2的96,595美元，主要因产量下降4%及中游合同调整[241] - 油气资产折旧、损耗和摊销方面，继承期为32037美元，前一时期为21064美元，2020年第二季度为62214美元；每千立方英尺油当量的折旧、损耗和摊销分别为0.74美元、0.47美元和0.69美元[242] - 油气资产减值方面，继承期减值费用为1.178亿美元，2020年第二季度为5.329亿美元[244] - 一般及行政费用方面，继承期净费用为6518美元，前一时期为6418美元，2021年第二季度为12936美元，2020年第二季度为9766美元；每千立方英尺油当量的净费用分别为0.15美元、0.14美元、0.14美元和0.10美元[246] - 利息费用方面，继承期为8894美元，前一时期为898美元，2020年第二季度为32366美元；每千立方英尺油当量的利息费用分别为0.20美元、0.02美元和0.35美元[247] - 总租赁运营费用在当前合并年初至今期间较之前有所下降，主要因产量下降6%及成本削减举措[259] - 运输、收集、加工和压缩费用在当前合并年初至今期间较之前下降，主要因产量下降6%及中游合同调整[261] - 油气资产折旧、损耗和摊销在后续期间较当前前期年初至今期间增加，源于破产后资产重估[262] - 后续期间油气资产发生1.178亿美元减值费用，前期前期年初至今期间记录11亿美元减值费用[264] - 一般和行政费用在当前合并年初至今期间较之前下降，主要因成本控制和非经常性费用降低[266] - 2021年前身年初至今期间总利息费用为4159美元，2020年前身半年期为65356美元，2021年继任者期间为8894美元；每百万立方英尺当量利息费用分别为0.03美元、0.35美元、0.20美元[268] 销售数据 - 天然气、石油和凝析油及NGL总销售额从2020年Q2的159,330美元增至2021年Q2的278,322美元[231] - 天然气销售无衍生品影响时，2021年Q2较2020年Q2价格上涨64%，销量下降4%[233] - 石油和凝析油销售无衍生品影响时，2021年Q2较2020年Q2价格上涨212%，销量上涨9%[234] - NGL销售无衍生品影响时，2021年Q2较2020年Q2价格上涨191%，销量下降2%[235] - 天然气销售方面，继承期总销售额为111718美元，平均价格（含已结算衍生品）为2.69美元/千立方英尺；2020年第二季度总销售额为301696美元，平均价格（含已结算衍生品）为2.61美元/千立方英尺[253] - 石油和凝析油销售方面，继承期总销售额为17587美元，平均价格（含已结算衍生品）为66.37美元/桶；2020年第二季度总销售额为31541美元，平均价格（含已结算衍生品）为85.93美元/桶[253] - 天然气、石油和NGL销售方面，天然气销售为5.55658亿美元、石油和凝析油销售为4.6693亿美元、NGL销售为5.2857亿美元[254] - 天然气销售无衍生品影响下增长，实现价格上涨58%，销量下降5%，平均亨利枢纽天然气指数从1.80美元涨至3.22美元[254] - 石油和凝析油销售无衍生品影响下增长，实现价格上涨76%，销量下降16%，平均WTI原油指数从36.58美元涨至62.21美元[255] - NGL销售无衍生品影响下增长，实现价格上涨136%，销量下降18%，平均蒙特贝尔维尤NGL指数从16.49美元涨至37.13美元[256] 衍生品数据 - 天然气、石油和NGL衍生品总亏损从2020年Q2的26,971美元增至2021年Q2的246,919美元[236] - 天然气衍生品总损失为2.53395亿美元、石油和凝析油衍生品总损失为1.1483亿美元、NGL衍生品总损失为1.2019亿美元[258] - 截至2021年6月30日，公司有多种天然气、石油和NGL衍生品未平仓，如2021年天然气互换日交易量22.15万MMBtu/天，加权平均价格2.79美元等[288] - 截至2021年6月30日，天然气固定价格互换剩余2021年日交易量22.15万MMBtu，加权平均价格2.79美元；2022年日交易量8.0411万MMBtu，加权平均价格2.80美元[315] - 截至2021年6月30日，石油固定价格互换剩余2021年日交易量3250桶，加权平均价格57.35美元；2022年日交易量1000桶，加权平均价格67.00美元[315] - 截至2021年6月30日，天然气凝液固定价格互换剩余2021年日交易量3100桶，加权平均价格27.80美元；2022年日交易量496桶，加权平均价格27.30美元[315] - 2019年下半年，公司出售2022年和2023年天然气看涨期权，每个期权有2.90美元/MMBtu的既定上限价格[315] - 2022年和2023年NYMEX Henry Hub天然气日交易量分别为152,675 MMBtu和627,675 MMBtu，平均价格均为2.9美元/MMBtu[316] - 截至2021年6月30日，2021年剩余时间和2022年NYMEX Henry Hub天然气成本无风险领口头寸日交易量分别为575,000 MMBtu和406,747 MMBtu，加权平均底价均为2.58美元/MMBtu，加权平均上限价均为2.9美元/MMBtu[316] - 2022年NYMEX WTI石油成本无风险领口头寸日交易量为1,500 Bbl，加权平均底价为55美元/Bbl，加权平均上限价为60美元/Bbl[316] - 截至2021年6月30日，2021年剩余时间和2022年Rex Zone 3天然气基差互换头寸日交易量分别为66,576 MMBtu和24,658 MMBtu，加权平均固定利差均为 - 0.1美元/MMBtu[316] - 截至2021年6月30日，公司净负债衍生工具头寸为3.01亿美元，而2020年6月30日为净资产衍生工具头寸330万美元[318] - 基础商品价格上涨10%，衍生工具公允价值将减少约1.603亿美元；基础商品价格下跌10%，衍生工具公允价值将增加约1.451亿美元[318] - 公司固定价格互换合约与NYMEX Henry Hub天然气、NYMEX WTI石油、Mont Belvieu丙烷、戊烷和乙烷的商品价格挂钩[317] 现金流与资金使用数据 - 经营活动净现金流在继承期为3840万美元，当前前期年初至今为1.722亿美元，上一前期年初至今为2.472亿美元[292] - 石油和天然气物业现金支出方面，继承期为4042.4万美元，当前前期年初至今为1.0233亿美元，上一前期年初至今为2.74851亿美元[294] - 其他现金及现金等价物使用方面，继承期为1897.8万美元，当前前期年初至今为4.57908亿美元，上一前期年初至今为2362.8万美元[294] - 现金及现金等价物总使用量，继承期为5940.2万美元，当前前期年初至今为5.60238亿美元，上一前期年初至今为2.98479亿美元[294] 公司财务状况与安排 - 截至2021年6月30日，公司有940万美元现金及现金等价物，1.05亿美元退出信贷安排借款，1.8亿美元优先到期定期贷款借款，1.148亿美元未偿还信用证，5.5亿美元2026年票据未偿还，总债务本金为8.35亿美元；截至2021年8月2日，可用流动性为1.619亿美元[276] - 公司退出信贷安排初始借款基数为5.8亿美元，退出信贷安排借款利率为LIBOR加3.00% - 4.00%或基准利率加2.00% - 3.00%，优先到期定期贷款利率为LIBOR（下限1.00%）加4.50%或基准利率（下限2.00%）加3.50%，截至6月30日，加权平均利率分别为4.50%和5.50%[278][279] - 公司新优先股股东有权获得累积季度股息，现金股息年利率为清算优先权的10%，实物股息年利率为15%；2021年6月30日，公司支付新优先股股息，包括1006股实物支付股份和约2.5万美元现金[282][283] - 截至2021年6月30日，公司重要表外安排和交易包括1.148亿美元未偿还信用证和9070万美元已发行担保债券[298] - 截至2021年6月30日，公司退出信贷安排下未偿还借款为1.05亿美元，加权平均利率为4.50%[319] - 截至2021年6月30日，公司第一顺位定期贷款下未偿还借款为1.8亿美元，加权平均利率为5.50%[319] - 截至2021年6月30日，公司没有用于对冲利率风险的利率互换协议[319] 其他收益与费用数据 - 股权法投资净损失方面，继承期为0美元，2020年第二季度为45美元[250] - 重组项目净收益方面，前一时期为30561美元[251] - 所得税方面，前一时期确认了800万美元的所得税收益，继承期未记录所得税费用，2020年第二季度有效税率为0%，税收费用为零[252] - 2021年前身年初至今期间公司记录800万美元所得税收益，2020年前身年初至今期间有效税率为0.7%，税收费用为730万美元[272] 资本支出预计 - 2021年公司钻探和完井资本支出预计在2.7亿 - 2.9亿美元，非钻探和完井支出预计约2000万美元[290]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度净收入为3300万美元，调整后EBITDA为1.57亿美元，经营活动产生的净现金流为8700万美元，自由现金流为7400万美元 [39][40] - 第二季度资本支出为6800万美元，预计全年资本支出为2.9亿至3.1亿美元，其中约三分之二将用于Utica地区的开发 [14][45] - 公司预计2021年总产量为9.75亿至10亿立方英尺当量/天，租赁运营费用为每Mcfe 0.13至0.15美元 [43] - 公司预计2021年G&A费用为4500万至4700万美元，较2020年下降13% [44] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第二季度Utica地区产量为7.44亿立方英尺当量/天，SCOOP地区产量表现优于历史平均水平 [16][18] - Utica地区的Shannon和Hendershot井已在线约5个月，预计将保持8至10个月的平稳期，优于历史平均的6个月 [17] - SCOOP地区的开发计划在经济性上与Utica相当，预计回报率约为80%（天然气价格为2.75美元/百万英热单位，油价为60美元/桶） [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司预计第三季度产量将略有下降，第四季度随着Utica地区的Angela井上线，产量将回升 [13] - 公司预计2021年全年产量将维持在9.75亿至10亿立方英尺当量/天 [43] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司新的业务模式专注于自由现金流生成和回报，而非产量增长，计划利用超额现金流减少债务，未来将考虑向股东返还资本 [9] - 公司计划每年投入约3亿美元的资本支出，以维持约10亿立方英尺当量/天的产量，并预计每年产生约3亿美元的自由现金流 [34] - 公司通过重组过程优化了成本结构，预计2022年G&A成本将达到每Mcfe 0.12美元，处于行业前列 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对2021年的开发计划表现感到满意，特别是在Utica和SCOOP地区的表现优于历史平均水平 [15] - 公司预计未来几年将通过提高效率和优化开发计划，逐步增加产量，同时保持资本支出的稳定 [74] - 公司对2022年的天然气价格持乐观态度，并计划在2023年进一步研究市场机会 [59] 其他重要信息 - 公司通过重组过程减少了超过12亿美元的债务，资产负债表得到显著改善 [37] - 公司预计2021年G&P费用为每Mcfe 0.92至0.96美元，较2020年有显著改善 [44] - 公司计划在未来几年内逐步减少债务，并考虑向股东返还资本 [46] 问答环节所有的提问和回答 问题: 公司是否考虑出售非核心资产 - 公司目前没有计划出售非核心资产，主要专注于Utica和SCOOP地区的开发 [50][51] 问题: 资本分配和天然气与NGL的开发重点 - 公司计划在Utica地区主要开发干气，而在SCOOP地区将开发富含液体的井，预计未来十年70%的钻井将集中在Utica地区 [53][54] 问题: 债务偿还和自由现金流分配 - 公司计划利用自由现金流优先偿还债务，并预计在未来逐步向股东返还资本 [56][57] 问题: Utica地区产量下降的原因 - 公司解释称，由于开发计划的波动性，Utica地区的产量在第二季度有所下降，但预计第四季度将回升 [63][64] 问题: SCOOP地区的开发计划 - 公司计划在SCOOP地区开发富含液体的井，特别是在凝析油窗口，以利用当前高油价带来的经济性 [70][72] 问题: 长期产量增长展望 - 公司计划通过提高效率和优化开发计划，逐步增加产量，同时保持资本支出的稳定 [74][75]

业绩总结 - Gulfport的2021年第二季度总生产量为989 MMcfepd，预计全年生产量在975至1,000 MMcfepd之间[16] - 2021年总收入预计为1.82亿美元，较2020年增长14%[44] - 2021年自由现金流预计约为3亿美元[16] - 2021年每股收益预计为1.82美元，较同行业平均水平具有竞争力[45] - 2021年第三季度的调整后EBITDA为85,672千美元，2020年同期为156,628千美元[62] 用户数据 - Gulfport在2021年第二季度的生产量为744 MMcfepd，主要来自于Utica地区[19] - 2021年SCOOP生产总量为244 MMcfepd，其中约71%为天然气，20%为NGL，9%为石油[25] - 预计2021年平均日天然气当量产量为975 MMcfe/d，目标为1,000 MMcfe/d[52] 未来展望 - Gulfport的目标是将杠杆率保持在1.0倍以下，当前杠杆率约为1.3倍[16] - 预计2021年债务与EBITDA比率为2.7倍[45] - 预计2021年天然气价格差异为每千立方英尺-0.10美元[52] 新产品和新技术研发 - 2021年Utica开发计划的经济回报率（IRR）在$2.75天然气价格下超过50%[29] - Utica项目的每单位成本（$/Mcfe）预计为$2.53，较同行业竞争者具有竞争力[37] - 2021年Utica的完井设计阶段大小和流体强度提高超过46%[40] 市场扩张和并购 - Gulfport在2021年计划转产17口井，预计合计生产率超过20万立方英尺[19] - Utica项目的每个开发单元（DSU）开发成本约为4500万美元，预计EUR为128 Bcfe[43] 负面信息 - 2021年第三季度的非现金衍生品损失为132,969千美元[62] - 2021年第三季度的利息支出为8,894千美元[65] 其他新策略和有价值的信息 - 2021年资本支出预计在2.9亿至3.1亿美元之间[16] - 2021年运营成本为每千立方英尺1.17美元[16] - 年度中游收集、处理和运输费用减少超过1亿美元，年同比下降约23%[31]

Table of Contents Index to Financial Statements UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-K (Mark One) ☒ ANNUAL REPORT UNDER SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the fiscal year ended December 31, 2020 OR ☐ TRANSITION REPORT UNDER SECTION 13 OR 15(d) OF SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from to Commission File Number 001-19514 Gulfport Energy Corporation (Exact Name of Registrant As Specified in Its Charter) (State or Ot ...

Table of Contents UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q (Mark One) ☒ QUARTERLY REPORT UNDER SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended September 30, 2020 OR ☐ TRANSITION REPORT UNDER SECTION 13 OR 15(d) OF SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from to Commission File Number 001-19514 Gulfport Energy Corporation (Exact Name of Registrant As Specified in Its Charter) (State or Other Jurisdiction of I ...

员工情况 - 截至文件提交日，公司约60%的企业员工已过渡回到公司办公室[175] - 公司宣布对大多数员工、高级管理团队和董事会进行分层减薪，措施预计持续到2020年12月[181] - 公司实施了选择性休假以降低成本和保持流动性[181] 业务调整 - 公司于2020年第二季度关闭了部分运营的低利润率、液体加权产量，主要是SCOOP的传统垂直产量[178] - 公司于2020年1月2日完成SCOOP水基础设施资产出售，获得5000万美元现金[184] 运输合同 - 截至2020年6月30日，公司已签订确定运输合同，分别在2020年和2021年剩余时间内每天交付约145.5万MMBtu[183] 债务情况 - 与2019年12月31日相比，公司通过折价债券回购等方式将长期债务减少了约7000万美元[184] - 若大宗商品价格低迷持续或进一步下跌，公司循环信贷安排下的借款基数可能在2020年11月重新确定时进一步降低[182] - 2020年6月30日总债务本金为19亿美元，较2019年12月31日的20亿美元减少[236] - 2020年5月1日循环信贷协议第十五次修订，借款基数和选定承付款从12亿美元和10亿美元降至7亿美元[241] - 2020年6月30日循环信贷安排下有3.241亿美元未偿还信用证和1.195亿美元已发行 surety 债券[253] - 2020年6月30日，公司循环信贷安排下的借款余额为1.23亿美元，加权平均利率为2.44%，且无利率互换对冲利率风险[269] - 2020年6月30日，公司循环信贷安排下未偿还借款为1.23亿美元，加权平均利率为2.44%[269] 生产效率 - 2020年上半年，公司尤蒂卡地区平均开钻到钻机释放时间为18.5天，较2019年全年水平提高6%[184] - 2020年上半年，公司SCOOP地区平均开钻到钻机释放时间为37天，较2019年全年水平提高32%[184] 产量数据 - 2020年第二季度公司总净产量平均约为1027.1MMcfe/天，较2019年同期的1359.0MMcfe/天下降24%[186] - 2020年上半年公司总净产量平均约为1040.4MMcfe/天，较2019年同期的1311.6MMcfe/天下降21%[188] - 2020年1月1日至6月30日，公司在尤蒂卡页岩区开钻12口总井（11.1口净井），完井22口总井和净井[189] - 2020年1月1日至6月30日，公司在SCOOP区开钻6口总井（5.2口净井），完井4口总井（3.8口净井），还参与了其他运营商钻的5口总井[191] - 截至2020年7月31日，尤蒂卡页岩区和SCOOP区各有1台运营钻机，且预计2020年第三季度和剩余时间保持该活动水平[190][192] - 2020年第二季度尤蒂卡页岩区总净产量约为72082MMcfe，平均792.1MMcfe/天，其中98%为天然气，2%为石油和NGL[190] - 2020年第二季度SCOOP区总净产量约为21330MMcfe，平均234.4MMcfe/天，其中68%来自天然气，32%来自石油和NGL[193] - 2020年第二季度天然气产量84,988MMcf，2019年为111,603MMcf；石油和凝析油产量417MBbls，2019年为649MBbls；NGL产量41,829MGal，2019年为57,189MGal[200] - 2020年上半年天然气产量1.71047亿立方英尺，2019年上半年产量2.13682亿立方英尺[221] - 2020年上半年石油和凝析油产量94.8万桶，2019年上半年产量126.1万桶[221] - 2020年上半年NGL产量8834.6万加仑，2019年上半年产量1.13019亿加仑[221] - 预计2020年产量较2019年下降22% - 27%[246] 财务盈亏 - 2020年第二季度公司净亏损5.611亿美元，2019年同期净利润为2.35亿美元，主要因油气资产5.329亿美元非现金减值[194] - 2020年上半年净亏损11亿美元，2019年上半年净利润2.972亿美元[215] 销售数据 - 2020年第二季度天然气、石油和NGL销售额为1.05439亿美元，较2019年的2.87854亿美元下降63%[195] - 2020年第二季度天然气、石油和凝析油及NGL总销售额1.05439亿美元，2019年为2.87854亿美元[200] - 2020年上半年天然气、石油和NGL销售额2.5405亿美元，较2019年的6.28477亿美元下降60%[216] - 2020年上半年天然气销售额1.95344亿美元，2019年上半年销售额5.01273亿美元[221] - 2020年上半年石油和凝析油销售额3154.1万美元，2019年上半年销售额6939.2万美元[221] - 2020年上半年NGL销售额2716.5万美元，2019年上半年销售额5781.2万美元[221] 衍生工具收益 - 2020年第二季度天然气、石油和NGL衍生品总收益为2697.1万美元，较2019年的1.7114亿美元下降[198] - 2020年上半年天然气、石油和NGL衍生品总收益为1.25237亿美元，2019年为1.51095亿美元[219] 费用情况 - 2020年第二季度总租赁运营费用15,686,000美元，较2019年的22,388,000美元下降30%[201] - 2020年第二季度生产税3,605,000美元，较2019年的8,098,000美元下降55%[203] - 2020年第二季度中游集输和处理费用59,974,000美元，较2019年的72,015,000美元下降17%[204] - 2020年第二季度折旧、损耗和摊销费用64,790,000美元，较2019年的124,951,000美元下降48%[205] - 2020年第二季度油气资产减值5.329亿美元，2019年同期无减值费用[206] - 2020年第二季度利息费用32,366,000美元，较2019年的36,418,000美元下降[211] - 2020年上半年总租赁经营费用、中游成本和生产税为每千立方英尺当量0.83美元，2019年为0.85美元[221] - 2020年上半年折旧、损耗和摊销费用为1.42818亿美元，较2019年的2.43384亿美元下降41%[227] - 2020年上半年油气资产减值费用为11亿美元，2019年同期无减值费用[228] - 2020年上半年权益法投资净亏损为1083.4万美元，较2019年的1.21309亿美元下降91%[229] - 2020年上半年利息费用为6535.6万美元，较2019年的7203.9万美元下降[231] - 2020年上半年所得税费用为730万美元，2019年上半年所得税收益为1.793亿美元[232] 现金与资金情况 - 2020年6月30日现金余额为280万美元，较2019年12月31日的610万美元下降[236] - 2020年6月30日净营运资金赤字为1.762亿美元，较2019年12月31日的1.453亿美元增加[236] - 2020年上半年经营活动净现金流为2.472亿美元，较2019年同期的3.998亿美元减少[248] - 2020年上半年出售SCOOP水基础设施资产获现金5000万美元[249] - 2020年上半年使用2282.7万美元回购高级票据，2019年无此项支出[250] 资本支出 - 2020年资本支出预计在2.65 - 2.85亿美元用于钻探和完井，非钻探和完井支出预计为2000 - 2500万美元，较2019年的6.025亿美元下降超50%[246] 衍生品工具情况 - 截至2020年6月30日，公司天然气、石油和NGL衍生品工具包括互换、基差互换等[263] - 2020年6月30日，公司剩余2020年天然气在NYMEX Henry Hub的日交易量为357,000 MMBtu，加权平均价格为2.86美元；石油在NYMEX WTI的日交易量为3,000 Bbls，加权平均价格为35.49美元；NGL在Mont Belvieu C3的日交易量为1,500 Bbls，加权平均价格为20.27美元[265] - 2020年6月30日，公司2022年和2023年在NYMEX Henry Hub的已售看涨期权日交易量均为628,000 MMBtu，加权平均价格为2.90美元[265] - 2020年6月30日，公司2021年在NYMEX Henry Hub的无成本区间期权日交易量为250,000 MMBtu，加权平均底价为2.46美元，加权平均顶价为2.81美元[265] - 2020年6月30日，公司剩余2020年在Transco Zone 4的天然气基差互换日交易量为60,000 MMBtu，加权平均固定价差为 - 0.05美元；在ONEOK Minus NYMEX的日交易量为10,000 MMBtu，加权平均固定价差为 - 0.54美元[265] - 2020年第二季度，公司提前终止了约6,000 Bbls/天的石油固定价格互换，现金结算约4050万美元[265] - 2020年8月，公司签订了2020年第四季度天然气固定价格互换合同，约100,000 MMBtu/天，平均互换价格为2.38美元/MMBtu[266] - 公司2020年合同对冲了约59% - 63%的预计2020年产量[268] - 2020年6月30日，公司套期保值组合的净资产衍生工具头寸为330万美元，而2019年6月30日为1.395亿美元[268] - 基础商品价格上涨10%，衍生工具公允价值将减少约4880万美元；下跌10%，公允价值将增加约4310万美元[268]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度调整后净利润为4710万美元 调整后EBITDA为145亿美元 经营现金流为9780万美元 自由现金流为4380万美元 [11] - 第二季度资本支出为5400万美元 占全年预算的65% 预计全年资本支出将处于285亿至310亿美元的低端 [25] - 第二季度天然气实现价格为每Mcf 070美元 低于NYMEX价格 处于070至080美元指导范围的低端 [27] - 第二季度石油实现价格为每桶771美元 低于WTI价格 上半年石油实现价格为每桶371美元 低于WTI价格 [29][30] - 第二季度NGL实现价格为WTI的37% 预计全年NGL实现价格为WTI的30%至35% [31] - 第二季度套期保值收益为1245亿美元 合每Mcfe 133美元 [32] 各条业务线数据和关键指标变化 - Utica页岩区上半年完成12口井 平均横向长度9500英尺 钻井效率提高6% 单井成本为每英尺915美元 比预算低17% [17][18] - SCOOP页岩区上半年完成6口井 平均横向长度9400英尺 钻井效率提高32% 单井成本为每英尺1065美元 比预算低29% [19][22] - 公司计划2020年在Utica页岩区额外完成7口井 预计对全年产量影响较小 [16] 各个市场数据和关键指标变化 - 第二季度平均日产量为103亿立方英尺当量 其中天然气占90% NGL占7% 石油占3% [26] - 预计第三季度平均日产量为980至103亿立方英尺当量 [26] - 公司继续执行限产策略 将产量从年中低价期推迟到年底和2021年初高价期 [13][23] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续执行限产策略 优化生产曲线 使产量在冬季高峰期达到峰值 [13][23] - 公司致力于提高运营效率 降低成本 缩短周期时间 在Utica和SCOOP页岩区取得显著进展 [14][17][19][22] - 公司计划通过发行第二留置权债务等方式改善资产负债表 应对行业挑战 [39][40] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球疫情和需求崩溃对行业造成重大影响 经济复苏步伐不确定 能源市场前景不明朗 [7][8] - 天然气价格处于25年低点 公司对近期天然气价格持谨慎态度 [9][10] - 公司专注于控制成本 提高运营效率 改善财务状况 以应对充满挑战的宏观环境 [43] 其他重要信息 - 公司流动性为255亿美元 但可能因借款基础下降而大幅减少 [41] - 公司在财报和10-Q中加入了关于持续经营能力的风险提示 [41] - 公司正在与顾问合作探索改善资产负债表的机会 将在适当时机提供更新 [41] 总结问答环节所有的提问和回答 - 无相关内容 [46]

业绩总结 - 截至2019年12月31日，Gulfport的已探明储量为4.5亿立方英尺（Tcfe），其中Utica Shale占77%，SCOOP占23%[2][5] - 2020年第一季度净亏损为517,538千美元，而2019年同期净收入为62,242千美元[31] - 2020年第一季度EBITDA为154,856千美元，较2019年同期的217,363千美元下降了29%[31] - 调整后的EBITDA为128,344千美元，较2019年同期的208,837千美元下降了38%[34] - 2020年第一季度自由现金流为-48,641千美元，2019年同期为-106,147千美元，亏损幅度有所减小[33] 用户数据 - 2020年全年的净生产预计将平均为1,000百万立方英尺（MMcfe）至1,075百万立方英尺（MMcfe）每天[6] - 2020年天然气生产的对冲合约总量为774 BBtupd，价格为$2.91/MMBtu[23] - 2020年第一季度实现的结算收益约为7000万美元，折合每千立方英尺$0.74[18] 未来展望 - 2020年预计资本支出在2.85亿至3.1亿美元之间[5][12] - 预计2020年下半年将产生正的自由现金流[5][6] - 2020年预计的租赁运营费用（LOE）为每千立方英尺（Mcfe）0.14至0.16美元[12] - 2020年预计的中游收集和处理费用为每千立方英尺（Mcfe）0.55至0.60美元[12] - 2020年天然气的价格差异预计为每千立方英尺（Mcf）-0.70至-0.80美元[12] 新产品和新技术研发 - 2020年SCOOP油量的大部分通过长期合同销售，提供了流动保障[18] 财务状况 - 2020年第一季度资本支出为135,305千美元，较2019年同期的274,946千美元下降了51%[33] - 2020年第一季度运营现金流为86,664千美元，较2019年同期的168,799千美元下降了48%[33] - 2020年第一季度折旧、耗竭和摊销费用为78,028千美元，较2019年同期的118,433千美元下降了34%[31] - 2020年第一季度利息费用为32,990千美元，较2019年同期的35,621千美元下降了7%[31] 负面信息 - 2020年第一季度油气资产减值费用为553,345千美元，2019年无此费用[31] - 2019年总钻井数量为791，较2018年的1,065下降了26%[14]

财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度调整后净收入为1660万美元，调整后EBITDA为1.283亿美元 [16] - 第一季度运营现金流为8670万美元，资本支出超出约5000万美元 [16] - 第一季度平均日产量为10.5亿立方英尺当量，其中90%为天然气，7%为天然气液体，3%为石油 [34] - 第一季度天然气实现价格为每Mcf 0.59美元，低于NYMEX价格 [34] - 第一季度石油实现价格为每桶2.55美元，低于WTI价格 [36] - 第一季度天然气液体实现价格为WTI的33% [37] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度在Utica页岩区钻探了7口井，平均横向长度为10200英尺，钻井效率提高了10.6% [24] - Utica页岩区完井15口井，平均横向长度为11500英尺，成本为每英尺980美元，低于预算10% [25] - SCOOP地区钻探了5口井，平均横向长度为9500英尺，钻井效率提高了32% [26] - SCOOP地区完井4口井，平均横向长度为6500英尺，成本为每英尺1080美元，低于预算30% [30] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司预计美国天然气产量将在未来几个季度下降，可能导致供需平衡收紧 [14] - 公司预计2020年下半年和2021年天然气价格将上涨，计划通过套期保值锁定价格 [15] - 公司计划在未来几个月关闭部分生产，预计将影响每日产量不到2000万立方英尺当量 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续执行2020年资本预算，专注于最大化现金流、降低成本并确保流动性 [16] - 公司计划通过套期保值锁定2021年天然气价格，目标为每MMBtu 2.60至2.90美元 [15] - 公司正在探索通过优化生产时间表来利用2020年下半年和2021年天然气价格上涨的机会 [19] - 公司将继续通过折扣债券回购计划改善资产负债表，已减少长期债务约7960万美元 [21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为COVID-19疫情对天然气需求的短期和长期影响仍存在不确定性 [14] - 公司预计2020年下半年将开始产生自由现金流，并计划通过优化生产和成本结构来增强盈利能力 [16] - 公司对2021年天然气价格持乐观态度，认为2021年可能是公司表现良好的一年 [63] 其他重要信息 - 公司已成立内部复工工作组，计划逐步恢复办公室工作，但尚未确定具体日期 [11] - 公司通过折扣债券回购计划减少了约7960万美元的长期债务 [21] - 公司董事会通过了税收优惠保护计划，以保护公司约13亿美元的联邦净经营亏损 [51] 问答环节所有的提问和回答 问题: 2021年套期保值策略 - 公司计划在2021年建立尽可能接近每MMBtu 3美元的套期保值头寸，目前已有2.5亿立方英尺/日的天然气套期保值 [59][62] 问题: 非运营生产关闭的影响 - 公司大部分生产为运营生产，非运营生产关闭的影响较小 [71][73] 问题: 2020年生产节奏 - 公司计划将生产高峰从第二季度推迟到第三和第四季度，以利用更高的天然气价格 [78] 问题: Utica地区生产关闭 - 公司已关闭约20百万立方英尺当量的生产，主要是低产垂直井，计划在油价回升后恢复生产 [81][82] 问题: SCOOP地区钻机计划 - 公司计划在SCOOP地区全年保持一台钻机运行，并已完成2020年所有计划完井工作 [84] 问题: 资本支出和现金流分配 - 公司计划在2020年下半年产生更多自由现金流，并考虑用于偿还循环贷款或进一步回购债券 [92][95] 问题: 行业活动恢复和天然气价格前景 - 公司预计天然气价格将在每MMBtu 2.60至2.90美元之间波动，认为2021年可能是一个较好的年份 [99]

公司整体财务数据关键指标变化 - 2020年第一季度公司总净产量平均约为1053.8MMcfe/日，较2019年同期的1263.6MMcfe/日下降16%[163] - 截至2020年3月31日，公司通过折价债券回购减少长期债务7960万美元[163] - 2020年第一季度公司净亏损5.175亿美元，2019年同期净利润6220万美元，主要因2020年第一季度油气资产非现金减值5.533亿美元[170] - 2020年第一季度天然气、石油和NGL收入为1.48611亿美元，较2019年的3.40623亿美元下降56%[171] - 2020年第一季度天然气衍生品总收益为4.5853亿美元，石油和凝析油衍生品总收益为5.2874亿美元，NGL衍生品总收益为920万美元，三者衍生品总收益为9826.6万美元，而2019年为亏损2004.5万美元[174] - 2020年第一季度租赁经营总费用为1598.6万美元，较2019年的1980.7万美元下降19%[177] - 2020年第一季度生产税为479.9万美元，较2019年的792.1万美元下降39%[179] - 2020年第一季度中游集输和处理费用为5789.6万美元，较2019年的7028.2万美元下降18%[180] - 2020年第一季度折旧、损耗和摊销费用为7802.8万美元，较2019年的1.18433亿美元下降34%[182] - 2020年第一季度油气资产减值费用为5.533亿美元，2019年同期无减值费用[183] - 2020年第一季度权益法投资净亏损为1078.9万美元，较2019年的427.3万美元下降352%[185] - 2020年第一季度所得税费用为730万美元，2019年同期无所得税费用；截至2020年3月31日，公司有14亿美元的联邦净经营亏损结转[189] - 截至2020年3月31日，公司现金余额为160万美元，较2019年12月31日的610万美元减少；净营运资金赤字为1.462亿美元，较2019年12月31日的1.453亿美元略有增加；总本金债务为19亿美元，较2019年12月31日的20亿美元减少[192] - 2020年第一季度经营活动净现金流为1.308亿美元，较2019年同期的2.398亿美元减少，主要因实现的天然气价格和产量下降[206] - 2020年第一季度，公司油气资产支出1.13744亿美元，其他现金使用6599.5万美元，总计1.79739亿美元；2019年同期分别为2.41391亿美元、3.2783亿美元，总计2.74174亿美元[209] - 2020年资本支出预计在2.65 - 2.85亿美元用于钻探和完井，20 - 2500万美元用于非钻探和完井；中点较2019年的6.025亿美元降低51%；预计2020年产量较2019年降低约18%[204] 各业务区生产运营数据关键指标变化 - 2020年第一季度，尤蒂卡地区平均开钻到钻机释放时间为17.7天，较2019年全年水平提高11%；斯库普地区为37.4天，较2019年全年水平提高32%[163] - 2020年1月2日，公司出售斯库普水基础设施资产，获得5000万美元现金[163] - 2020年1月1日至3月31日，尤蒂卡页岩区开钻7口井，完成15口井；斯库普区开钻5口（4.3口净井），完成4口（3.8口净井）[164][166] - 截至2020年5月1日，尤蒂卡和斯库普区各有1台运营钻机，预计分别持续到10月和年底[165][167] - 2020年第一季度，尤蒂卡页岩区总产量约73575MMcfe，平均808.5MMcfe/日，其中97%为天然气；斯库普区总产量约22274MMcfe，平均244.8MMcfe/日，其中65%为天然气[165][167] - 2020年第一季度，尼奥布拉拉组总产量约21.7MMcfe，平均238.4Mcfe/日，均为石油；巴肯地区总产量约24.3MMcfe，平均266.9Mcfe/日，其中86%为石油[168][169] 产品产量与销售数据 - 2020年第一季度天然气产量为8605.9万立方英尺，总销售额为1.08547亿美元，平均销售价格为每千立方英尺1.97美元；石油和凝析油产量为53.2万桶，总销售额为2315.1万美元，平均销售价格为每桶61.39美元；NGL产量为4651.8万加仑，总销售额为1691.3万美元，平均销售价格为每加仑0.37美元[175][176] 公司业务计划与安排 - 公司计划未来几个月关闭少量产量，预计影响产量低于20MMcfe/日[161] - 2020年第一季度，公司剥离SCOOP水基础设施资产，获得5000万美元现金，未来15年有机会获得额外激励付款[207] 公司信贷与债务相关 - 公司的高级担保循环信贷安排最高额度为15亿美元，2020年3月31日借款基数为12亿美元，已选承诺为10亿美元，未偿还借款6500万美元，扣除信用证后可用借款资金为6.982亿美元；2020年5月1日修订后借款基数和已选承诺降至7亿美元[197][199] - 2020年第一季度，公司用循环信贷安排借款在公开市场回购约2590万美元本金的未偿票据，支付1020万美元，确认债务清偿收益1530万美元[200] - 截至2020年3月31日，公司重要的表外安排包括2.368亿美元未偿还信用证和1.051亿美元担保债券，用于某些固定运输协议的财务担保[213] - 截至2020年3月31日，公司循环信贷安排下的借款余额为6500万美元，加权平均利率为2.45%，且无利率互换合约对冲利率风险[228] - 截至2020年3月31日，公司重要的表外安排包括循环信贷安排下2.368亿美元的未到期信用证和1.051亿美元的已发行担保债券[213] 公司衍生品工具相关 - 截至2020年3月31日，公司有天然气、石油和NGL的未平仓衍生品工具，如2020年天然气互换日交易量43.2万MMBtu/天，加权平均价格2.92美元等[195] - 公司通过进入各种衍生品工具来减轻天然气、石油和NGL价格不利变化的风险敞口，认为衍生品工具在实现风险管理目标方面仍然非常有效[215] - 截至2020年3月31日，公司天然气、石油和NGL衍生品工具包括互换和基差互换等类型[221] - 2020年剩余时间，公司在NYMEX Henry Hub的天然气固定价格互换日交易量为43.2万MMBtu，加权平均价格为2.92美元；在NYMEX WTI的石油固定价格互换日交易量为6000桶，加权平均价格为59.83美元；在Mont Belvieu C3的NGL固定价格互换日交易量为500桶，加权平均价格为21.63美元[222] - 2022年和2023年，公司在NYMEX Henry Hub的天然气固定价格互换日交易量均为62.8万MMBtu，加权平均价格均为2.90美元[223] - 截至2020年3月31日，公司天然气基差互换头寸中，剩余2020年在Transco Zone 4的日交易量为6万MMBtu，固定价差为 - 0.05美元；在ONEOK Minus NYMEX的日交易量为1万MMBtu，固定价差为 - 0.54美元[223] - 2020年4月，公司提前终止剩余的石油固定价格互换，涉及约6000桶/日的石油，现金结算约4050万美元；随后为2020年下半年签订石油固定价格互换合同，覆盖2000桶/日的石油，加权平均互换价格为35.60美元/桶[223] - 2020年4月和5月，公司为2020年第三季度签订天然气固定价格互换合同，覆盖约2万MMBtu/日的天然气，平均互换价格为2.50美元/MMBtu；为2020年第四季度签订合同，覆盖约17万MMBtu/日的天然气，平均互换价格为2.64美元/MMBtu[224] - 2020年4月，公司为2021年签订无成本区间合约，覆盖约25万MMBtu/日的天然气，加权平均底价为2.46美元/MMBtu，加权平均顶价为2.81美元/MMBtu[226] - 截至2020年3月31日，公司套期保值组合的衍生工具净资产头寸为1.009亿美元，而2019年3月31日为净负债头寸830万美元；基础商品价格上涨10%，这些工具的公允价值将减少约6390万美元；基础商品价格下跌10%，其公允价值将增加约5320万美元[227] - 2020年3月31日，公司在NYMEX Henry Hub剩余2020年天然气日交易量43.2万MMBtu，加权平均价格2.92美元；NYMEX WTI剩余2020年石油日交易量6000 Bbls，加权平均价格59.83美元；Mont Belvieu C3剩余2020年石油日交易量500 Bbls，加权平均价格21.63美元[222] - 2022年和2023年，公司在NYMEX Henry Hub天然气日交易量均为62.8万MMBtu，加权平均价格均为2.90美元[223] - 2020年3月31日，公司剩余2020年在Transco Zone 4与NYMEX Plus Fixed Spread的天然气基础互换日交易量6万MMBtu，固定价差 -0.05美元；在Fixed Spread与ONEOK Minus NYMEX的天然气基础互换日交易量1万MMBtu，固定价差 -0.54美元[223] - 2020年4月，公司提前终止剩余2020年约6000 Bbls/日的石油固定价格互换，现金结算约4050万美元；随后签订2020年下半年2000 Bbls/日的石油固定价格互换合同，加权平均互换价格35.60美元/Bbl[223] - 2020年4 - 5月，公司签订2020年第三季度约2万MMBtu/日的天然气固定价格互换合同，平均互换价格2.50美元/MMBtu；签订2020年第四季度约17万MMBtu/日的天然气固定价格互换合同，平均互换价格2.64美元/MMBtu[224] - 2020年4月，公司签订2021年约25万MMBtu/日的天然气无成本区间合约，加权平均底价2.46美元/MMBtu，加权平均顶价2.81美元/MMBtu[226] - 2020年3月31日，公司套期保值组合的净资产衍生工具头寸为1.009亿美元，而2019年3月31日为净负债衍生工具头寸830万美元[227] - 基础商品价格上涨10%，公司衍生工具公允价值将减少约6390万美元；基础商品价格下跌10%，公司衍生工具公允价值将增加约5320万美元[227]