财务数据关键指标变化：收入和利润 - 公司第三季度天然气销售额为1.55163亿美元，同比下降42%；油气凝析油销售额为1601.2万美元，同比下降35%；NGL销售额为1882.4万美元，同比下降7%[213] - 公司第三季度实现天然气销售价格（不含衍生品影响）为1.87美元/千立方英尺，同比下降10%；实现油气凝析油销售价格（不含衍生品影响）为35.96美元/桶，同比下降31%[218] - 公司第三季度天然气、油气凝析油和NGL总销售额为1.89999亿美元，同比下降40%[213] - 公司第三季度净亏损3.81亿美元，较上年同期净亏损4.848亿美元有所收窄，主要得益于油气资产减值减少3.006亿美元以及折旧、折耗及摊销减少1.117亿美元[212] - 截至2020年9月30日的九个月，公司天然气总销售额为4.56859亿美元，较2019年同期的8.76411亿美元下降47.9%[238] - 同期，石油和凝析油总销售额为4755.3万美元，较2019年同期的9394.2万美元下降49.4%[238] - 包括衍生品影响在内的平均实现油价为每桶68.88美元，其中第二季度提前终止的原油掉期交易带来了4050万美元的现金结算[238] - 2020年前九个月净亏损15亿美元，同比增亏主要因油气资产减值增加7.857亿美元及天然气、石油和NGL销售额减少4.981亿美元[233] 财务数据关键指标变化：成本和费用 - 公司第三季度单位生产总成本（包括租赁运营费、中游集输处理费和生产税）为1.42美元/千立方英尺当量，同比上升21%[218] - 公司第三季度租赁运营费用总额为1527.4万美元，同比下降32%，其中尤蒂卡区费用下降27%，SCOOP区费用下降45%[219] - 公司2020年第三季度总租赁运营费用下降主要由于产量同比下降35%[220] - 2020年第三季度生产税费为403万美元，同比下降39%[221] - 2020年第三季度中游集输处理费用为1.106亿美元，同比下降18%；但单位费用为每千立方英尺当量1.21美元，同比上升26%[222] - 2020年第三季度折旧、折耗及摊销费用为5155万美元，同比下降68%；单位费用为每千立方英尺当量0.56美元，同比下降52%[223] - 2020年第三季度油气资产减值损失为2.709亿美元，去年同期为5.714亿美元[224] - 2020年第三季度净一般及行政费用为2052万美元，同比上升56%；单位费用为每千立方英尺当量0.22美元，同比上升144%[227] - 2020年第三季度重组及债务管理相关费用为900万美元[229] - 运营成本方面，单位租赁运营费用(LOE)为每千立方英尺当量0.17美元，与去年同期持平；但中游集输和处理费用上涨18%至每千立方英尺当量1.19美元[238][242] - 折旧、折耗及摊销(DD&A)费用为1.94369亿美元，较2019年同期的4.06654亿美元下降52.2%[243] - 公司录得14亿美元的油气资产减值费用，主要原因是天然气、石油和NGL的十二个月月度平均价格下跌[244] - 净一般及行政费用(G&A)为4654.6万美元，较2019年同期增长33%，单位费用上涨79%至每千立方英尺当量0.17美元[247] 各条业务线表现 - 2020年前九个月，Utica地区平均开钻到钻机释放时间为18.5天，较2019年全年水平提升6%[204] - 2020年前九个月，SCOOP地区平均开钻到钻机释放时间为36.8天，较2019年全年水平提升33%[204] - 公司在尤蒂卡页岩区前三季度开钻16口总井（14.8口净井），完井22口；在SCOOP区前三季度开钻9口总井（7.6口净井），完井4口总井（3.8口净井）[207][209] - 截至2020年11月2日，公司在尤蒂卡页岩区无运营中的钻机，在SCOOP区有一台运营钻机但预计在第四季度内降至零台[208][210] 管理层讨论和指引 - 由于低商品价格环境，公司预计将无法履行现有稳固运输合同义务，可能导致产生重大费用[203] - 2020年资本支出预计在2.6亿至2.7亿美元之间，中值比2019年的6.025亿美元降低超过50%[270] - 2020年产量预计比2019年下降约22%至27%[270] 债务与流动性状况 - 公司长期债务达21亿美元，对其维持、偿还、再融资或重组能力存在重大疑虑[196] - 公司选择不支付2024年票据于2020年10月15日到期的1740万美元利息，以及2023年票据于2020年11月2日到期的1080万美元利息[196] - 现有循环信贷额度将于2021年12月到期，若无法再融资，将在2020年底成为流动负债[198] - 与2019年12月31日相比，公司通过折价回购将高级无担保票据相关的长期债务减少了约7000万美元[204] - 公司未支付2024年票据1740万美元及2023年票据1080万美元的到期利息[231] - 公司未支付两笔到期债券利息，分别为1740万美元（2024年票据）和1080万美元（2023年票据）[251] - 2020年10月，公司循环信贷额度下的借款基础从7亿美元降至5.8亿美元，可用流动性显著减少[254] - 公司长期债务达21亿美元，对维持、偿还、再融资或重组能力存在重大疑虑[255] - 公司未支付2024年票据1740万美元利息（2020年10月15日到期）及2023年票据1080万美元利息（2020年11月2日到期）[255] - 截至2020年9月30日，公司现金余额为5100万美元，净营运资本赤字为1.056亿美元[257] - 截至2020年9月30日，公司总债务本金为21亿美元，循环信贷额度可用借款能力为1.001亿美元[257] - 截至2020年11月5日，循环信贷额度已无可用额度，公司手头现金为6170万美元用于持续运营[257] - 2020年前九个月，公司以2280万美元现金回购了约7330万美元本金的高级票据，并确认了4960万美元的债务清偿收益[264][266] - 截至2020年9月30日，公司表外安排包括循环信贷额度下3.2亿美元的未偿信用证和1.114亿美元的担保债券[278] - 截至2020年9月30日，公司循环信贷设施借款余额为2.799亿美元，加权平均利率为2.90%，且未使用利率互换进行对冲[292] - 截至2020年9月30日，公司循环信贷额度未偿借款为2.799亿美元，加权平均利率为2.90%，且未持有任何利率互换合约对冲利率风险[292] 产量与运营数据 - 公司第三季度总净产量平均为99.2万立方英尺当量/天，同比下降35%[205] - 公司前九个月总净产量平均为102.42万立方英尺当量/天，同比下降26%[206] - 截至2020年9月30日，公司已签订稳固运输合同，承诺在2020年剩余时间和2021年分别每日交付约1,380,000和1,399,000 MMBtu[203] 资产处置与重组活动 - 公司于2020年1月2日以5000万美元现金出售了其SCOOP水基础设施资产[204] - 2020年第三季度，公司裁员约10%以调整员工规模[202] 税务与递延所得税资产 - 截至2020年9月30日，公司拥有约18亿美元的联邦净经营亏损结转额，并针对9.61亿美元的递延税资产维持了估值备抵[232] - 公司递延所得税资产计提了9.61亿美元的估值备抵，并录得730万美元的所得税费用[252] 经营活动现金流 - 2020年前九个月经营活动产生的净现金流为2亿美元，较2019年同期的6.174亿美元大幅下降[272] 衍生品与风险管理 - 截至2020年9月30日，公司衍生品头寸净负债为8060万美元，而2019年同期为净资产8550万美元[291] - 截至2020年9月30日，公司未平仓天然气固定价格互换头寸为每日50万MMBtu，加权平均价格为2.69美元[288] - 截至2020年9月30日，公司未平仓WTI原油固定价格互换头寸为每日3000桶，加权平均价格为35.49美元[288] - 截至2020年9月30日，公司未平仓Mont Belvieu C3 NGL固定价格互换头寸为每日1500桶，加权平均价格为20.27美元[288] - 截至2020年9月30日，公司未平仓2022年和2023年天然气看涨期权空头头寸均为每日62.8万MMBtu，行权价为2.90美元[288] - 截至2020年9月30日，公司未平仓2021年天然气零成本领子头寸为每日25万MMBtu，加权平均下限和上限价格分别为2.46美元和2.81美元[288] - 2020年10月，公司提前终止了约每日4万MMBtu的2020年剩余期限天然气基差互换，获得现金结算20万美元[288] - 2020年10月末至11月初，公司提前终止了每日47.5万MMBtu、行权价2.90美元的2022年看涨期权空头，导致循环信贷额度增加约6020万美元负债[289] - 若基础商品价格上涨10%，公司衍生工具公允价值将减少约5590万美元；若价格下跌10%，则公允价值将增加约4870万美元[291] - 截至2020年9月30日，公司持有2020年剩余期间NYMEX Henry Hub天然气固定价格互换合约，日交易量为50万MMBtu，加权平均价格为2.69美元[288] - 截至2020年9月30日，公司持有2020年剩余期间NYMEX WTI原油固定价格互换合约，日交易量为3000桶，加权平均价格为35.49美元[288] - 截至2020年9月30日，公司持有2020年剩余期间Mont Belvieu C3丙烷固定价格互换合约，日交易量为1500桶，加权平均价格为20.27美元[288] - 截至2020年9月30日，公司持有2022年和2023年NYMEX Henry Hub天然气看涨期权空头头寸，日交易量均为62.8万MMBtu，加权平均行权价为2.90美元[288] - 截至2020年9月30日，公司持有2021年NYMEX Henry Hub天然气零成本领子合约，日交易量为25万MMBtu，加权平均下限价格为2.46美元，上限价格为2.81美元[288] - 2020年10月，公司提前终止了约4万MMBtu/日的2020年剩余期间天然气基差互换，获得20万美元现金结算[288] - 2020年10月下旬至11月上旬，公司提前终止了47.5万MMBtu/日、行权价为2.90美元的2022年看涨期权空头头寸，导致循环信贷额度增加约6020万美元债务[289] - 截至2020年9月30日，公司对冲组合净负债衍生品头寸为8060万美元，而2019年同期为净资产衍生品头寸8550万美元[291] - 基于实际衍生品合约量，若基础商品价格上涨10%，将导致这些工具公允价值减少约5590万美元；若价格下跌10%，则公允价值增加约4870万美元[291]