财务数据关键指标变化 - 公司2020年经营活动产生的现金流量净额为9530万美元，较2019年的7.24亿美元大幅下降，主要由于天然气、石油和NGL销售额下降41%（不包括衍生品影响）[313] - 2020年钻井和完井成本支出为3.218亿美元，较2019年的6.544亿美元下降51%[316] - 2020年公司资本支出总额为3.673亿美元，较2019年的7.201亿美元下降49%[316] - 2020年公司油气资产减值14亿美元，2019年为20亿美元[324] 业务线表现 - 2020年在Utica地区钻探16口井并完成25口井，总成本约1.922亿美元[316] - 2020年在SCOOP地区钻探10口井并完成4口井，总成本约5390万美元[317] 债务与融资活动 - 2020年公司通过处置非核心资产获得约5100万美元现金收益，主要用于偿还债务和开发计划[314] - 2020年公司偿还高级票据2283万美元，2019年为1.3876亿美元[316] - 2020年公司DIP信贷安排融资费用为298.8万美元[316] 收入确认与收款 - 公司收入主要来自天然气、原油和NGL的销售，收入在产品交付给购买方的当月确认[327] - 公司通常在交付后1至3个月内收到大部分销售款项[327] - 每月末公司会估算当月交付给购买方的产量和预期价格，季度末收到实际付款后调整差异[327] - 历史上实际收款与预估收入无显著偏差[327] 衍生工具与风险管理 - 公司使用场外固定价格互换、基差互换、零成本领子和期权合约等衍生工具来降低价格波动风险[328] - 所有衍生工具在资产负债表中以公允价值计量，使用行业标准模型估算[328] - 公司当前的商品衍生工具未指定为会计对冲工具，公允价值变动计入当期合并运营报表[329] - 衍生工具的损益包含在经营活动现金流中[329] - 截至2020年12月31日，公司衍生工具概况可参见Item 7A部分[330] 关联方交易与投资 - 公司的权益法投资被视为关联方，相关交易在合并财务报表附注5、10和16中讨论[331] - 截至2020年底公司建立了9.855亿美元估值备抵，全额抵消递延所得税资产[326]

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]

业绩总结 - 2020年第一季度净亏损为517,538千美元，相较于2019年同期的净收入62,242千美元[37] - 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[37] - 2020年第一季度调整后的EBITDA为128,344千美元，较2019年同期的208,837千美元下降[37] - 2020年第一季度经营活动现金流为130,838千美元，较2019年同期的239,765千美元下降[38] - 2020年第一季度自由现金流为-48,641千美元，较2019年同期的-106,147千美元有所改善[38] - 2019年末的总证明储量为4,527.6 Bcfe，其中天然气占89%[34] - 2019年末的SEC PV-10为1,704百万美元[31] 用户数据 - 截至2019年12月31日，Gulfport的估计已探明储量为4.5亿立方英尺（3.2 Net Tcfe）[2] - 2020年第一季度每股调整后净收入为0.10美元，较2019年同期的0.33美元下降[40] 未来展望 - 2020年预计资本支出为2.85亿至3.1亿美元，较2019年减少约50%[6] - 预计在2020年下半年产生自由现金流[6] - 2020年计划钻探16口井，预计销售18口井[17] - 预计2020年天然气价格差异为每千立方英尺（Mcf）-0.70美元至-0.80美元[12] - 预计2020年油价差异为每桶（Bbl）-4.50美元至-5.00美元[12] - 预计2020年NGL（天然气液体）实现价格为WTI的30%至35%[28] 新产品和新技术研发 - 2019年完成100%的SCOOP井使用回收水，显示出公司在环境保护方面的努力[35] 市场扩张和并购 - 自2019年7月以来，Gulfport已回购总额为2.63亿美元的无担保债券，现金支出为1.62亿美元，年现金利息减少1100万美元[7] 负面信息 - 当前钻井平台数量为2016年以来的最低水平，天然气价格自2月以来大幅上涨[13]

财务数据和关键指标变化 - 2019年全年调整后净利润为1.186亿美元，调整后EBITDA为8.144亿美元 [8] - 2019年运营现金流为6.403亿美元，自由现金流为3780万美元 [8] - 2019年资本支出为5.74亿美元，较2018年下降约25% [9] - 2019年第四季度单位运营成本为0.77美元/Mcfe，较2018年同期下降13% [11] - 2020年资本预算为2.85亿至3.1亿美元，预计全年平均日产量为11亿至11.5亿立方英尺当量 [33][35] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2020年Utica地区的资本支出将集中在干气窗口，计划全年运行1台钻机 [29] - SCOOP地区的2020年计划集中在Woodford的富液湿气区，计划全年平均运行1.5台钻机 [30] - 2019年第四季度SCOOP地区的平均钻井周期为40.7天，较2018年缩短36% [30] - 2020年Utica地区的钻井和完井成本目标为每英尺770至870美元，SCOOP地区为每英尺1200至1300美元 [69] 各个市场数据和关键指标变化 - 2020年天然气价格处于20年来的最低水平，主要由于过去几年的供应增长和暖冬 [24] - 预计2020年美国天然气供应将下降，需求增长将推动价格回升 [25] - 2020年天然气实现价格预计为NYMEX价格减去0.70至0.80美元/Mcfe [36] - 2020年天然气液体实现价格预计为WTI的30%至35%，原油实现价格预计为WTI减去4.50至5美元 [38] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2020年战略重点是减少资本支出、保持流动性、生成自由现金流并进一步降低成本 [31] - 公司计划在2020年投资约3亿美元，较2019年减少50% [28] - 公司将继续优化成本结构，包括与中游供应商谈判以降低成本 [67] - 公司计划通过收购PDP资产或执行折价债券回购来增强资产负债表 [44][78] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为低气价将导致供应减少，预计2020年下半年价格将回升 [25][72] - 公司预计2021年气价将回升至更合理的水平，计划在2021年继续保持资本纪律 [54] - 公司认为在当前市场环境下，流动性是关键，强调资本纪律的重要性 [46] 其他重要信息 - 公司完成了组织结构和人员调整，新增了多名高管以加强内部控制和流程 [14][15][16] - 公司发布了首份企业可持续发展报告，强调了对健康、安全和环境管理的承诺 [20] - 公司发现了与未评估租赁成本转移相关的会计错误，并已采取措施修复内部控制缺陷 [47][48] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 资本分配优先级 - 公司优先考虑在现金流范围内支出资本，保持流动性和灵活性 [57][58] - 公司将继续评估债券回购和其他资本分配机会 [57][80] 问题: 活动放缓对租赁的影响 - 公司计划保留一些关键租赁，以支持核心区域的长水平井开发 [61] 问题: 未来成本削减机会 - 公司正在全面审查成本结构，包括与中游供应商的谈判 [67] 问题: 2020年钻井成本假设 - Utica地区钻井和完井成本目标为每英尺770至870美元，SCOOP地区为每英尺1200至1300美元 [69][70] 问题: Utica地区的生产趋势 - 公司预计2020年下半年天然气供应将继续下降，价格将回升 [72][73] 问题: 运输承诺和PDP资产收购 - 公司计划通过优化中游运营和可能的PDP资产收购来改善运输承诺的履行 [77][78] 问题: 2021年及以后的生产展望 - 公司预计2021年气价将回升，计划在2021年恢复更高的活动水平 [85][86] 问题: 2020年循环贷款的使用 - 公司预计2020年将少量使用循环贷款，并在下半年偿还 [94][96] 问题: 春季重新确定期的预期 - 公司预计春季重新确定期不会对其流动性产生重大影响 [88][90]

业绩总结 - 截至2019年12月31日，Gulfport的估计已探明储量为3.2万亿立方英尺（Tcfe）[2] - 2019年第四季度净亏损为1,814,754千美元，相较于2018年同期的净收入134,001千美元[29] - 2019年全年净亏损为2,002,358千美元，2018年净收入为430,560千美元[29] - 2019年第四季度的EBITDA为147,800千美元，全年EBITDA为725,682千美元[29] - 2019年第四季度的自由现金流为70,437千美元，2018年同期为128,289千美元[32] - 2019年全年经营活动提供的现金流为723,993千美元，2018年为786,271千美元[32] 用户数据 - 截至2019年12月31日，公司的净证明储量为4,527.6 Bcfe，其中天然气占89%[26] - 2019年公司总证明储量中，已开发生产储量为1,958.2 Bcfe，已开发非生产储量为25.8 Bcfe，未开发储量为2,543.6 Bcfe[23] - 2019年，公司的天然气总证明储量为4,048.3 Bcf，油储量为18.4 MMBbls，NGL储量为61.5 MMBbls[23] 未来展望 - 2020年预计资本支出为2.85亿至3.1亿美元，较2019年减少约50%[5][9] - 2020年预计平均日产气当量为1,100至1,150百万立方英尺当量（MMcfepd），其中约90%为天然气[5][9] - 2020年计划钻探16口井，预计销售转化18口井[14] - 2020年计划钻探10口井，预计销售4口井[17] - 2020年天然气的预计实现价格为每千立方英尺（Mcf）-0.70至-0.80美元[9] 新产品和新技术研发 - Gulfport在2020年计划通过与供应商和服务提供商合作来提高效率和降低成本[6][11] 负面信息 - 2019年第四季度的油气资产减值费用为1,468,328千美元，全年为2,039,770千美元[34] - 2019年第四季度的非现金衍生品损失为13,471千美元，2018年同期为41,322千美元的损失[34] - 2019年，公司的总记录事故率较2018年下降36%[27] 其他新策略和有价值的信息 - 2020年预计每单位运营成本（Lease Operating Expense）为0.14至0.16美元每千立方英尺（Mcfe）[9][11] - 2020年Gulfport的总资本支出预算为2.85亿至3.1亿美元，包括2550万至2700万美元的操作性钻探和完井支出[9] - 2020年，天然气固定价格掉期的加权平均价格为$2.86/MMBtu[22] - 2019年，SCOOP地区100%的井使用回收水进行完工[27] - 2019年，公司的年度回收水利用率为53.8%[27]