财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度实现了超过10亿立方英尺当量的天然气日产量，并产生了1.17亿美元的自由现金流 [5] - 公司第一季度净亏损4.92亿美元，主要由于商品衍生品组合的6.64亿美元未实现亏损 [16] - 第一季度调整后的EBITDA为2.35亿美元，经营活动产生的净现金流为2.54亿美元 [16][17] - 公司杠杆率为0.7，流动性为5.68亿美元 [5] - 公司预计2022年资本支出中点为4亿美元，通胀压力导致资本支出增加 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度产量表现强劲，主要得益于2021年开发计划的持续优异表现以及五口新的SCOOP井的超预期表现 [6] - 公司在SCOOP和Utica的开发计划中继续表现出色，开发成本领先同行 [7] - 公司在SCOOP的Nelda区块投产了五口井，采用了与Utica类似的设计方法，结果优于预期 [8] - Utica的Charlotte区块发生了套管故障，导致部分井的完井延迟 [9] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在SCOOP和Utica的开发计划中继续表现出色，开发成本领先同行 [7] - 公司在SCOOP的Nelda区块投产了五口井，采用了与Utica类似的设计方法，结果优于预期 [8] - Utica的Charlotte区块发生了套管故障，导致部分井的完井延迟 [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划在Utica实施连续钻井计划，以支持适度的年度产量增长和更稳定的产量曲线 [6] - 公司将继续专注于降低单位运营成本，并在全公司范围内识别改进效率 [11] - 公司计划通过增加土地持有量来推动可持续的有机增长，并考虑在下半年增加SCOOP的活动 [6][7] - 公司将继续实施更宽的井距和更密集的完井设计，以保持强劲的开发结果 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司预计第二和第三季度产量将下降，但第四季度将显著增长 [6] - 公司预计2023年产量将同比增长超过5%，并保持在10亿立方英尺当量/日以上 [6] - 公司预计通胀压力将导致资本支出增加，但价格上涨已抵消了这一影响 [10] - 公司对未来的自由现金流前景持乐观态度，尽管通胀压力增加 [27] 其他重要信息 - 公司启动了股票回购计划，并获得了董事会批准的额外1亿美元，使总回购计划达到2亿美元 [5][25] - 公司已完成春季借款基础重新确定，借款基础从8.5亿美元增加到10亿美元 [22] - 公司将继续评估所有未来的资本回报选项，包括增加股票回购计划、处理优先股和设立普通股股息 [26] 问答环节所有的提问和回答 问题: 资产分配策略 - 公司计划保持平衡的开发计划，但可能会在SCOOP实施更连续的计划 [33] - 公司正在考虑增加Utica的土地持有量，以推动有机增长 [35] 问题: 股东回报策略 - 公司将继续专注于股票回购，但也在考虑其他资本回报选项，如股息 [38][39] 问题: Utica套管故障 - 公司已采取措施防止类似问题再次发生，包括使用无缝管 [43][44] 问题: 股票回购计划 - 公司将继续根据市场条件和股价决定回购的节奏 [46] 问题: SCOOP井的表现 - 公司在SCOOP的井表现优异，主要得益于正确的井距和完井设计 [49][50] 问题: Utica井完井延迟 - 完井延迟是由于套管故障导致的，公司正在采取措施解决这一问题 [55][56]

衍生品合约情况 - 2023年1月至12月，公司签订的天然气、石油和NGL衍生品合约包括：NYMEX WTI互换日交易量1000桶，加权平均价格69.78美元；NYMEX亨利枢纽互换日交易量40082 MMBtu，加权平均价格3.56美元；蒙特贝鲁C3互换日交易量1000桶，加权平均价格36.33美元；雷克斯3区基差互换日交易量10000 MMBtu，加权平均价格 - 0.20美元[309] 债务及合同义务情况 - 截至2021年12月31日，公司长期债务本金7.14亿美元，利息1.925亿美元；公司运输和集输合同17.78093亿美元；经营租赁负债32.2万美元；总合同现金义务26.84915亿美元[310] 表外安排和交易情况 - 截至2021年12月31日，公司重要表外安排和交易包括1.221亿美元的循环信贷信用证和3270万美元的担保债券[313] 资本支出情况 - 公司2022年钻井和完井资本支出预计在3.2亿至3.6亿美元之间，预计在租赁和土地费用上花费约2000万美元，2022年资本支出中点比2021年的2.929亿美元高约23%[315] 油价及天然气价格情况 - 2021年，WTI油价每桶在47.47至85.64美元之间，亨利枢纽天然气现货市场价格每MMBtu在2.43至23.86美元之间；2020年，WTI油价每桶在 - 36.98至63.27美元之间，亨利枢纽天然气现货市场价格每MMBtu在1.33至3.14美元之间[316] 经营活动现金流情况 - 合并期间，公司经营活动提供的净现金流为4.651亿美元，2020年为9530万美元，增长主要因净天然气、石油和NGL销售现金收入增加88%[318] 资产剥离现金收益情况 - 后续期间和2020年，公司剥离某些水基础设施资产和非核心资产，现金收益分别约为430万美元和5100万美元[319] 钻井及销售成本情况 - 2021年合并期间，公司在尤蒂卡地区开钻20口总井（19口净井），17口总井和净井开始销售，总成本约1.915亿美元；在SCOOP地区开钻9口总井（7.7口净井），11口总井（9.4口净井）开始销售，总成本约8350万美元；其他运营商在SCOOP地区开钻25口总井（1.77口净井），21口总井（0.05口净井）开始销售，公司承担成本约600万美元[320][321] 现金及现金等价物使用情况 - 2021年后续期间、前期及2020年12月31日止年度，油气资产现金支出分别为2.07113亿美元、1.0233亿美元和3.67287亿美元；其他现金及现金等价物使用分别为3.13287亿美元、4.57908亿美元和2758.7万美元；现金及现金等价物总使用分别为5.204亿美元、5.60238亿美元和3.94874亿美元[320] 油气资产减值情况 - 2021年后续期间，公司油气资产减值1.178亿美元，而2020年12月31日止年度为14亿美元[329] 估值备抵情况 - 截至2021年12月31日，公司已设立9.074亿美元的估值备抵，以完全抵销合并资产负债表上的净递延所得税资产[332] 油气业务核算方法 - 公司采用完全成本法核算油气业务，资本化成本按复合产量法摊销，季度进行上限测试[326][327][328] 价格风险管理措施 - 公司通过签订场外固定价格互换、基差互换、无成本领口和各类期权合约，降低天然气、石油和NGL价格不利变化的风险[334] 收入来源及记录方式 - 公司几乎所有收入来自油气资产生产的天然气、原油和NGL销售，收入在产品交付给买方的当月记录[333] 所得税核算方法 - 公司采用资产负债法核算所得税，递延所得税资产和负债根据预期收回或结算时的法定税率确认[332] 重组和会计处理方法 - 公司应用FASB ASC Topic 852进行重组和全新开始会计处理，区分重组相关交易与持续经营活动[324] 油气储量及相关估计情况 - 公司估计油气储量及其价值、未来产量、未来开发成本和商品价格差异，这些估计可能因多种因素而修订[330]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度净收入为5.58亿美元，调整后EBITDA为2.25亿美元，主要受益于商品衍生品组合的4.29亿美元未实现收益 [26] - 2021年全年净收入为1.38亿美元，调整后EBITDA为7.17亿美元，自由现金流为3.6亿美元，较2020年的4000万美元大幅增长 [27][28] - 2021年资本支出为2.9亿美元，处于指导区间的低端，平均日产量超过10亿立方英尺当量，处于指导区间的高端 [10] - 2021年底，公司SEC证实的储量增长了51%，达到3.9万亿立方英尺当量，税前PV-10价值为43亿美元 [19] 各条业务线数据和关键指标变化 - Utica地区的Angelo井组自2021年10月底投产以来，平均日产量为2.45亿立方英尺当量，预计PV-10价值超过1.5亿美元，内部收益率超过100% [12][13] - Utica地区的Shannon和Hendershot井组表现优异，预计每千英尺井段累计产量为25亿立方英尺当量 [14] - Utica地区的开发成本自2019年以来降低了44%，从每千立方英尺当量1美元降至0.55美元，目标是未来降至0.5美元以下 [15] - SCOOP地区的2021年新井组表现优于预期，累计产量比历史完井高出25%，开发成本降至每千立方英尺当量0.5美元 [16] 各个市场数据和关键指标变化 - 2021年公司总运营成本为每千立方英尺当量1.2美元，同比下降16%，租赁运营费用为每千立方英尺当量0.14美元 [17] - 2022年预计租赁运营费用将略有上升，主要由于增加压缩设备以充分利用当前市场条件，以及与水处理相关的通胀 [17] - 2021年公司总管理费用为4000万美元，低于全年指导，预计2022年将保持在每千立方英尺当量0.12美元或以下的水平 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2022年开发计划集中在Utica地区的连续钻井项目，预计资本支出为3.6亿美元，计划在Utica地区完成24口总井并投产17口，在SCOOP地区完成8口总井并投产13口 [20] - 2022年预计自由现金流为3.35亿美元，2023年产量预计增长5% [20] - 公司将继续优化开发计划，降低单位运营成本，并致力于改善环境、社会和治理表现 [22][23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对2022年的前景持乐观态度，预计将通过成本效益生产和资本纪律实现增长，同时保持改善后的资产负债表 [22] - 公司将继续通过商品衍生品合约管理价格风险，2022年和2023年分别有6.17亿立方英尺/日和1.8亿立方英尺/日的天然气互换和领口合约 [29] - 公司预计未来几年不会支付大量现金税，2022年现金税支出非常有限 [70] 其他重要信息 - 公司于2021年10月启动了1亿美元的股票回购计划，预计将回购约7%的流通股 [34] - 公司将继续评估其他资本回报选项，包括增加股票回购规模、处理优先股和实施普通股股息 [35] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于生产增长和SCOOP资产出售的可能性 - 公司计划在2023年实现5%的产量增长，未来可能会根据市场价格考虑增加Utica和SCOOP地区的开发 [41][42] - 公司目前没有出售SCOOP资产的计划，认为其经济性与Utica地区相似，但仍对并购活动持开放态度 [45][46] 问题: 关于资本回报计划的细节 - 公司计划尽快启动股票回购计划，并可能在2022年完成1亿美元的授权回购 [54] - 公司正在考虑其他资本回报选项，包括处理优先股和实施普通股股息，预计将在5月公布更详细的计划 [55][57] 问题: 关于运营计划和成本控制 - 公司通过连续钻井项目提高了效率，预计2022年将通过进一步优化抵消部分通胀影响 [60][61] - 2022年GP&T费用的下降主要是由于2021年第一季度的破产相关噪音 [62] 问题: 关于并购和库存深度 - 公司对并购活动持开放态度，特别是在Utica地区的未租赁土地上进行更积极的租赁策略 [67][68] - 公司目前拥有超过10年的优质库存，未来将继续评估并购机会 [69] 问题: 关于现金税的影响 - 公司预计2022年现金税支出非常有限，未来几年现金税支出将逐步增加，但不会对自由现金流产生重大影响 [70]

业绩总结 - Gulfport的市场资本为14亿美元，企业价值为22亿美元，流动性为6亿美元，杠杆率为0.9倍[6] - 2021年总净产量为1004百万立方英尺当量每天（MMcfepd），第四季度实际产量为1069 MMcfepd[13] - 2021年自由现金流达到3.6亿美元，超出年度指导范围的高端[14] - 2021年第四季度净收入为558,069千美元，而2020年同期为(165,565)千美元[46] - 2021年全年非GAAP调整后EBITDA为481,235千美元，2020年为235,551千美元，增长了104.4%[46] 用户数据 - 2022年预计平均净日天然气当量产量为1,025 MMcfe/d，较2021年增长约5.1%[36] - 2021年SCOOP净产量约为245百万立方英尺当量/天，其中69%为天然气，22%为NGL，9%为石油[22] - 2021年Utica地区净产量为825 MMcfepd，包含17口新井的投产[16] 未来展望 - 2022年总净产量指导范围约为1.0 Bcfepd，预计未来五年将实现适度的生产增长[23] - 2023年预计总净产量将比2022年增加超过5%[24] - 2022年资本支出预计为3.8亿美元，较2021年的3.4亿美元增加约11.8%[36] 新产品和新技术研发 - 2022年计划转售17口新井，平均水平长度约为15,000英尺[24] - 2022年预计在Utica盆地的钻井活动中，完成13口井，平均侧钻长度为10,100英尺[39] - 2021年SCOOP盆地的钻井活动中，完成了17口井，平均侧钻长度为12,500英尺[38] 市场扩张和并购 - Gulfport的2022年资本计划中，预计60%的活动集中在Utica页岩，35%在SCOOP地区[8] - 2022年公司计划在各个市场的固有运输能力为725 MDth/d，确保多样化的市场接入[41] 负面信息 - 2021年第四季度非现金衍生品损失为(428,598)千美元，较2020年同期的(59,847)千美元显著增加[46] - 2022年天然气的实现价格（未对冲）预计为每千立方英尺2.75美元，较2021年的2.88美元下降约4.5%[36] - 2022年天然气对NYMEX的差价预计为每千立方英尺-0.25美元，较2021年的-0.15美元下降约66.7%[36] 其他新策略和有价值的信息 - 2022年每单位运营成本预计在每千立方英尺当量1.19至1.27美元之间[23] - 2021年资本支出为2.93亿美元，单位生产成本为每千立方英尺1.20美元[13] - 2021年末的杠杆率为0.9倍，借款总额为1.64亿美元[31]

债务与融资安排 - 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14亿美元[227] - 公司于2021年10月14日签订新信贷安排，最高本金总额达15亿美元，初始借款基数为8.5亿美元，初始总选定承贷额为7亿美元[229] - 退出信贷安排有1.5亿美元子限额用于开具信用证，还有4000万美元可用性限制直至成功解决中游问题，退出信贷安排利率为LIBOR加3.00% - 4.00%或基准利率加2.00% - 3.00%，首笔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2021年9月30日，退出信贷安排和首笔到期定期贷款利率分别为4.50%和5.50%[288] - 公司发行5.5亿美元后继高级票据[289] - 公司发行5万股新优先股，每股1000美元，筹集5000万美元[299] - 公司发行50000股新优先股，每股1000美元，筹集5000万美元[299] 股票回购计划 - 公司董事会于2021年11月1日批准最高1亿美元的股票回购计划，授权有效期至2022年12月31日[230] - 2021年11月1日，董事会批准最高1亿美元的新普通股回购计划，有效期至2022年12月31日[304] - 2021年11月1日，董事会批准最高1亿美元的新普通股回购计划，授权至2022年12月31日[304] 和解协议与费用支付 - 2021年9月，公司与TC Energy Corporation达成和解协议，需支付4380万美元现金，预计未来能收回全部或大部分款项[233] 产量数据 - 2021年第三季度，公司总净产量平均约为973.3 MMcfe/天，较上一同期减少2%，主要因尤蒂卡地区开发活动时间安排所致[235] - 2021年前九个月，公司总净产量平均约为981.7 MMcfe/天，较上一同期减少4%，主要因尤蒂卡地区开发活动减少[238] - 天然气生产销量方面，当前合并年初至今期间产量242,999MMcf，日均产量890MMcf/d，较上一同期产量降4%[260][261] - 油和凝析油生产销量方面，当前合并年初至今期间产量1290MBbl，日均产量5MBbl/d，较上一同期产量降7%[260][262] - NGL生产销量方面，当前合并年初至今期间产量2875MBbl，日均产量11MBbl/d，较上一同期产量降5%[260][263] 各地区钻井与完井情况 - 2021年前九个月，公司在尤蒂卡地区开钻12口（净11.6口）井，完钻11口[239] - 截至2021年10月28日，公司在尤蒂卡地区有2台作业钻机，预计持续至年底[240] - 2021年前九个月，公司在SCOOP地区开钻4口（净3.9口）井，完钻11口（净9.3口），还参与其他运营商钻的15口（净1.6口）井[240] - 截至2021年10月28日，公司在SCOOP地区有1台作业钻机，预计2021年第四季度再增加1台[241] - 当期合并年初至今，公司在尤蒂卡地区开钻12口（净11.6口）并投产11口井，成本约1.522亿美元，在SCOOP地区开钻4口（净3.9口）并投产11口（净9.3口）井，成本约6580万美元[301] - 当期合并年初至今，尤蒂卡地区12口毛井（11.6口净井）开钻，11口毛井和净运营井开始销售，总成本约1.522亿美元；斯库普地区4口毛井（3.9口净井）开钻，11口毛井（9.3口净井）开始销售，总成本约6580万美元[301] - 当期合并年初至今，公司未参与尤蒂卡地区其他运营商开钻或投产的油井；斯库普地区有15口毛井（1.6口净井）开钻，21口毛井（0.05口净井）投产[302] 销售数据 - 天然气、石油和凝析油及NGL总销售额从2020年第三季度的189,999美元增至2021年第三季度的379,948美元[244][245] - 天然气销售未受衍生品影响的增长，是因实现价格上涨102%，但销量下降4%[245] - 石油和凝析油销售未受衍生品影响的增长，是因实现价格上涨87%，销量增长11%[246] - NGL销售未受衍生品影响的增长，是因实现价格上涨94%，销量增长24%[247] - 天然气、油和凝析油及NGL总销售额方面，当前合并年初至今期间为9.35606亿美元，较上一同期的5.50401亿美元有所增加[260][261] 衍生品损失数据 - 天然气、石油和NGL衍生品总损失从2020年第三季度的53,823美元增至2021年第三季度的622,476美元[248] - 天然气衍生品方面，当前合并年初至今期间公允价值损失7.61143亿美元，结算损失9.2617万美元，总损失8.5376亿美元[264] - 油和凝析油衍生品方面，当前合并年初至今期间公允价值损失1.3073万美元，结算损失4336美元，总损失1.7409万美元[264] - NGL衍生品方面，当前合并年初至今期间公允价值损失2.222万美元，结算损失5984美元，总损失2.8204万美元[264] 税收数据 - 除所得税外的总税收从2020年第三季度的6,102美元增至2021年第三季度的11,844美元，每Mcfe从0.07美元增至0.13美元[250] - 非所得税方面，当前合并年初至今期间总计2924.9万美元，较上一同期的1903.9万美元增加，主要因实现价格上升带来收入增加[266] - 2021年前九个月公司记录730万美元所得税收益，2020年前九个月有效税率为 -0.5%，税收费用为730万美元[278] 成本数据 - 运输、收集、加工和压缩总成本从2020年第三季度的110,567美元降至2021年第三季度的84,435美元，每Mcfe从1.21美元降至0.94美元[251] - 折旧、损耗和摊销从2020年第三季度的51,551美元增至2021年第三季度的62,573美元，每Mcfe从0.56美元增至0.70美元[252] - 利息费用从2020年第三季度的34,321美元降至2021年第三季度的16,351美元，每Mcfe从0.38美元降至0.18美元[257] - 租赁运营费用方面，当前合并年初至今期间总计3750.4万美元，较上一同期的4116.6万美元减少，主要因产量降4%及成本削减举措[265] - 运输、收集、加工和压缩费用从2020年前九个月的334,789美元降至2021年前九个月的286,897美元，每Mcfe费用从1.19美元降至1.07美元，主要因拒绝中游合同和生产下降4% [267] - 油气资产折旧、损耗和摊销从2020年前九个月的194,369美元降至2021年前九个月的186,693美元，每Mcfe费用从0.69美元降至0.67美元，主要因2020年减值和新起点估值 [268] - 一般和行政费用从2020年前九个月的45,719美元降至2021年前九个月的42,384美元，每Mcfe费用保持0.16美元，主要因2020年留任付款和关注员工结构调整 [271] - 2021年继任者期间重组和负债管理费用为2858美元，2020年前九个月为9601美元 [273] - 利息费用从2020年前九个月的99,677美元降至2021年前九个月的25,245美元，每Mcfe费用从0.36美元降至0.19美元，主要因债务结构变化 [274] 资产减值费用 - 2020年第三季度记录了2.709亿美元的油气资产减值费用，2021年第三季度未记录[253] - 2021年前九个月油气资产减值费用为1.178亿美元，2020年前九个月为14亿美元 [269] - 2021年前九个月公司总部其他财产和设备减值费用为1460万美元 [270] 债务清偿与收益 - 2020年前九个月公司以2280万美元现金回购7330万美元高级票据，确认4960万美元债务清偿收益，2021年前九个月无回购 [275] 现金及等价物与债务本金 - 截至2021年9月30日，公司现金及现金等价物450万美元，总债务本金7.506亿美元；截至10月28日，现金及现金等价物620万美元，新信贷安排下借款2.46亿美元 [284][285] 优先股股息 - 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%，实物股息年利率为清算优先权的15%，当总净有息债务与过去12个月EBITDAX比率大于等于1.50时，公司必须支付实物股息[292] - 2021年9月30日，公司支付新优先股实物股息，包括2065股新优先股和约3万美元现金替代零碎股份[293] 资本支出 - 2021年资本支出预计在2.7亿 - 2.9亿美元用于钻井和完井，另有约2000万美元用于非钻井和完井支出[298] - 2021年钻探和完井资本支出预计在2.7亿至2.9亿美元之间，非钻探和完井支出预计约2000万美元[298] 经营活动净现金流 - 当期后继年初至今经营活动净现金流为1.646亿美元，当期前任年初至今为1.722亿美元，上期前任年初至今为2亿美元[300] - 当期继任者年初至今经营活动净现金流为1.646亿美元，当期前任年初至今为1.722亿美元，上一前任年初至今为2亿美元[300] 现金及现金等价物使用额 - 当期继任者年初至今、当期前任年初至今和上一前任年初至今的现金及现金等价物总使用额分别为2.22808亿美元、5.60238亿美元和3.62265亿美元[301] 表外安排 - 截至2021年9月30日，公司重要表外安排包括1.155亿美元信用证和9010万美元担保债券[307] - 截至2021年9月30日，公司重要表外安排包括针对退出信贷安排的1.155亿美元未偿还信用证和9010万美元已发行担保债券[307] 会计政策 - 自2020年12月31日年度报告以来，公司关键会计政策无重大变化[308] 钻探和完井成本与资金使用说明 - 钻探和完井成本部分反映已发生成本，资金使用部分反映钻探和完井的现金支出，两者可能因现金支付周期而不同[303] 各项产品平均价格 - 各项产品平均价格无衍生品影响时，天然气为3.12美元/Mcf，油和凝析油为61.99美元/Bbl，NGL为34.09美元/Bbl，天然气当量为3.49美元/Mcfe[260]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度净亏损为4.61亿美元，主要由于5.29亿美元的商品衍生品未实现亏损 [26] - 调整后的EBITDA为1.71亿美元，经营活动产生的净现金流为1.26亿美元，自由现金流为7000万美元 [26] - 公司总资产约为21亿美元，总债务约为7.5亿美元，包括3500万美元的循环贷款、1.65亿美元的定期贷款和5.5亿美元的优先票据 [29] - 第三季度末的流动性为2.28亿美元，包括400万美元现金和2.24亿美元的借款能力 [30] - 2021年自由现金流指引上调5500万美元至3.45亿至3.65亿美元 [39] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度平均产量为9.73亿立方英尺/天，略高于预期，主要得益于Utica和SCOOP开发项目的强劲表现 [10] - Utica的Angelo pad目前流量为2亿立方英尺/天，预计第四季度总产量将增加 [9][10] - SCOOP资产在第三季度表现强劲，产量环比增长12%，且井的递减率低于预算 [20] - 公司第三季度资本支出为8100万美元，预计全年资本支出为2.9亿至3.1亿美元 [11][39] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司持有2021年剩余时间的天然气互换和领口合约，总量为8亿立方英尺/天，平均底价为2.65美元/Mcf [27] - 2022年和2023年的天然气互换和领口合约分别为5.5亿立方英尺/天和6500万立方英尺/天，平均底价分别为2.66美元/Mcf和3.39美元/Mcf [28] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划维持每年约3亿美元的资本支出水平，尽管服务成本上涨，但仍能实现约10亿立方英尺/天的产量 [12] - 公司正在探索通过连续单钻机计划提高成本效率，并计划在Utica和SCOOP实施 [13] - 公司将继续优化开发计划，以提供更高的回报，并致力于改善环境、社会和治理表现 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对Utica和SCOOP的开发结果感到满意，认为其表现优于历史开发结果 [14] - 公司预计Utica 2021开发计划的产量将在11月保持相对平稳，12月开始下降 [15] - 公司预计2021年总产量为9.8亿至10亿立方英尺/天，LOE和GP&T费用指引保持不变 [38] 其他重要信息 - 公司完成了与TC Energy的破产后诉讼，并解决了与Stingray Pressure Pumping的诉讼 [9] - 公司宣布了1亿美元的股票回购计划，有效期至2022年12月31日 [35] - 公司计划在未来季度评估增加股票回购计划和实施普通股股息计划的可能性 [37] 问答环节所有的提问和回答 问题: 如何平衡增长和股东回报 [44] - 公司计划通过更一致的开发计划提高效率，尽管服务成本上涨，但仍能保持较低的资本支出 [45][46] - 公司认为可以通过增加开发计划来增加现金流，同时仍有空间进行股息、股票回购和债务偿还 [49][50] 问题: 2022年井成本的趋势 [55] - 公司预计井成本将受到通胀压力的影响，但通过更高效的开发计划可以部分抵消这些影响 [55][56] - 公司预计井成本将保持在每英尺750美元左右，但仍有机会进一步降低 [57] 问题: 是否考虑调整对冲头寸 [58] - 公司正在考虑调整2023年的对冲头寸，特别是看涨期权部分 [59][60] 问题: 2022年产量是否有上升空间 [65] - 公司预计2022年产量将保持在10亿立方英尺/天左右，由于许可流程的限制，产量上升空间有限 [66][67] 问题: 股票回购计划的执行时间 [68] - 公司计划根据市场条件和流动性情况，择机执行股票回购计划 [69] 问题: 是否考虑在冬季增加天然气产量 [73] - 公司表示由于操作限制，无法大幅增加冬季天然气产量，但会尽可能利用高价格环境 [74][75][76]

业绩总结 - 市场资本为17亿美元，企业价值为25亿美元[9][10] - 2021年预计自由现金流为3.45亿至3.65亿美元，自由现金流收益率约为21%[16][17] - 2021年第三季度净产量为973百万立方英尺当量每日（MMcfepd），预计全年净产量范围缩小至980至1000百万立方英尺当量每日[26][30] - 2021年预计调整后的EBITDA为每百万立方尺1.52美元，较2020年的1.40美元增长8.57%[55] - 2021年预计自由现金流收益率为21%，高于同行的15%至9%[55] - 2022年全年，调整后的EBITDA为$170,681千，较2020年同期的$82,855千增长了105.5%[74] - 2022年第四季度，自由现金流为$69,710千，而2020年同期为负$5,496千[77] - 2022年，净亏损为$461,313千，较2020年同期的$380,963千增加了21.1%[74] 用户数据 - 2021年预计总净产量为980至1000百万立方英尺当量每日（MMcfepd），其中90%为天然气[14][15] - Utica净产量在2021年第三季度达到了约700 MMcfepd[39] - 2021年SCOOP的净产量为约275 MMcfepd，其中69%为天然气，22%为NGL，9%为原油[50] 未来展望 - 预计2022年自由现金流将超过5亿美元，基于当前的价格前景[35] - 2023年全年，预计天然气的平均价格为每MMBtu $3.39，石油的平均价格为每桶 $66.03[71] 新产品和新技术研发 - 2021年完成了17口总井的投产计划，超出预期[39] - Angelo Pad的平均侧向长度为17,026英尺，创下Gulfport在该地区的最长侧向钻井记录[41] - 在Angelo Pad上，平均每个工作日完成9.1个阶段，相较于2020年的6.5个阶段有显著提升[40] 市场扩张和并购 - 公司在乌提卡地区的固定运输能力为725百万立方英尺/天，显示出多样化的市场接入能力[69] 负面信息 - 2022年，非现金衍生品损失为$529,590千，较2020年同期的$83,955千显著增加[74] 其他新策略和有价值的信息 - 2021年预计重复现金管理费用为4200万至4400万美元，较2020年减少约18%[30] - 2021年每单位成本（$/Mcfe）预计将减少约23%[52] - 2021年中期收集、处理和运输费用预计将减少超过1亿美元[52] - 2021年Gulfport的总井成本为每英尺$1,248，较2018年有所下降[44] - 信贷设施的借款基础为8.5亿美元，选定承诺为7亿美元，预计到2025年到期[56] - 截至2021年9月30日，公司现金及流动性约为3,880万美元，借款200百万美元[59]

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]