Rachat De Credit

rachat de crédits: Chesapeake Energy Corporation annonce ses résultats financiers et opérationnels pour le troisième trimestre de 2019, applique les lignes directrices pour 2019 et annonce son intention de réduire le budget d'investissement pour 2020 -Simulation



<p type = "text" content = "OKLAHOMA CITY, 5 novembre 2019 / PRNewswire / – & nbsp; Chesapeake Energy Corporation (CHK) les résultats financiers et opérationnels publiés aujourd'hui pour le troisième trimestre de 2019. Les points saillants incluent: "data-reactid =" 11 ">OKLAHOMA CITY, 5 novembre 2019 / PRNewswire / – La société Chesapeake Energy Corporation (CHK) a annoncé aujourd'hui ses résultats financiers et opérationnels pour le troisième trimestre de 2019. Les points forts incluent:

<p type = "text" content = "Doug Lawler, Président et chef de la direction de Chesapeake, a déclaré: "Nous sommes heureux de notre exécution ce trimestre, alors que nous continuons à intégrer et à réaliser avec succès la valeur de notre acquisition dans Brazos Valley et à maximiser les flux de trésorerie provenant de nos actifs pétroliers tout en Nos actifs gaziers sont en train de diminuer, nous prévoyons que notre production de pétrole augmentera d’environ 10% au quatrième trimestre par rapport au troisième trimestre, et nous sommes toujours en voie de répondre à nos attentes concernant la production totale et les investissements en 2019. Nos améliorations l'efficacité du capital, la réduction attendue des coûts décaissés et le plan d'immobilisation prévu nous positionnent pour atteindre le flux de trésorerie disponible en 2020. "
"data-reactid =" 27 ">Doug Lawler, Président et chef de la direction de Chesapeake, a déclaré: "Nous sommes heureux de notre exécution ce trimestre, alors que nous continuons à intégrer et à réaliser avec succès la valeur de notre acquisition dans Brazos Valley et à maximiser les flux de trésorerie provenant de nos actifs pétroliers tout en Nos actifs gaziers sont en train de diminuer, nous prévoyons que notre production de pétrole augmentera d’environ 10% au quatrième trimestre par rapport au troisième trimestre, et nous sommes toujours en voie de répondre à nos attentes concernant la production totale et les investissements en 2019. Nos améliorations l'efficacité du capital, la réduction attendue des coûts décaissés et le plan d'immobilisation prévu nous positionnent pour atteindre le flux de trésorerie disponible en 2020. "

<p type = "text" content = "Pour le troisième trimestre de 2019, Chesapeake a enregistré une perte nette de 61 millions de dollars et une perte nette disponible pour les actionnaires ordinaires de 101 millions de dollarsou 0,06 USD par action diluée. & nbsp; Corrigée des éléments habituellement exclus par les analystes en valeurs mobilières, la perte nette ajustée du troisième trimestre de 2019 est imputable à Chesapeake. 188 millions de dollarsou 0,11 $ par action, alors que le BAIIAX ajusté était de 577 millions de dollars. Les réconciliations des mesures financières calculées conformément aux PCGR avec des mesures non définies par les PCGR sont présentées aux pages 16 à 20 du présent communiqué de presse. "Data-reactid =" 29 "> Pour le troisième trimestre de 2019, Chesapeake a enregistré une perte nette de 61 millions de dollars et une perte nette disponible pour les actionnaires ordinaires de 101 millions de dollarsou 0,06 USD par action diluée. Corrigée des éléments habituellement exclus par les analystes en valeurs mobilières, la perte nette ajustée du troisième trimestre de 2019 est imputable à Chesapeake. 188 millions de dollarsou 0,11 $ par action, alors que le BAIIAX ajusté était de 577 millions de dollars. Les rapprochements des mesures financières calculées conformément aux PCGR avec des mesures non définies par les PCGR sont présentés aux pages 16 à 20 du présent communiqué de presse.

La production quotidienne moyenne pour le troisième trimestre de 2019 était d'environ 478 000 barils d'équivalent pétrole (boo), soit une croissance annuelle de 3% ajustée pour l'achat et la vente d'actifs, et consistait en environ 115 000 barils de pétrole, 1,989 milliards de pieds cubes (bcf) de gaz naturel et 32 ​​000 bbl de liquides de gaz naturel (LGN). La production moyenne quotidienne pour le troisième trimestre de 2018 était d'environ 537 000 boo et consistait en environ 89 000 barils de pétrole, 2 332 barils de gaz naturel et 59 000 barils de LGN. La production de pétrole représentait environ 24% de la production totale au troisième trimestre de 2019, contre 17% au troisième trimestre de 2018.

<p type = "text" content = "Malgré la baisse des prix moyens de nos ventes de pétrole, de gaz naturel et de LGN, la marge d'exploitation de Chesapeake est restée stable au troisième trimestre de 2019 par rapport au troisième trimestre de 2018, en raison de la production pétrolière et une diminution des coûts décaissés. Les coûts de collecte, de transformation et de transport ainsi que les frais généraux ont diminué de 109 millions de dollarsou approximativement 1,39 $ par boo, alors que les coûts de production ont augmenté 23 millions de dollarsou 0,86 USD par bep, par rapport au même trimestre de 2018. "data-reactid =" 31 "> Malgré la baisse des prix moyens de nos ventes de pétrole, de gaz naturel et de LGN, la marge d'exploitation de Chesapeake est restée stable au troisième trimestre de 2019, par rapport au troisième trimestre de 2018 suite à une augmentation de la composition de la production pétrolière et à une diminution des coûts décaissés. Les coûts de collecte, de traitement et de transport et les frais généraux ont diminué de 109 millions de dollarsou approximativement 1,39 $ par boo, alors que les coûts de production ont augmenté 23 millions de dollarsou 0,86 USD par bep, par rapport au même trimestre en 2018.

<p type = "text" content = "Chesapeake a investi un investissement total d'environ 640 millions de dollars troisième trimestre de 2019, y compris les intérêts capitalisés de 6 millions de dollars, comparé à environ 551 millions de dollars au troisième trimestre de 2018. L'augmentation des dépenses en immobilisations au troisième trimestre de 2019 est en grande partie attribuable à une augmentation de la secousse nette de puits, complétée et connectée. & Nbsp; Voir les tableaux ci-dessous pour un résumé de l'activité et des dépenses. "Data-reactid =" 34 "> Chesapeake a investi des investissements totaux d'environ 640 millions de dollars troisième trimestre de 2019, y compris les intérêts capitalisés de 6 millions de dollars, comparé à environ 551 millions de dollars au troisième trimestre de 2018. L'augmentation des dépenses en immobilisations au troisième trimestre de 2019 est en grande partie attribuable à une augmentation de la secousse nette de puits, complétée et connectée. Voir les tableaux ci-dessous pour un aperçu des activités et des dépenses.

<p type = "text" content = "De 30 septembre 2019, Le principal de l'encours de la dette de Chesapeake, y compris celui de la vallée de Brazos, était d'environ 9,732 milliards de dollars, comparé à 8,168 milliards de dollars à partir de 31 décembre 2018. À partir de 30 septembre 2019, l'entreprise avait emprunté 1,504 milliard de dollars sous la 3,0 milliards de dollars Facilité de crédit de Chesapeake utilisée environ 53 millions de dollars différentes lettres de crédit et avait une capacité d’emprunt supplémentaire d’environ 1,443 milliard de dollars. Parmi les 1,3 milliard de dollars Facilité de crédit de la vallée de Brazos, la société avait emprunté 900 millions de dollars et avait une capacité d'emprunt supplémentaire d'environ 400 millions de dollars. La base d'emprunt de la facilité de crédit de Chesapeake a été reconfirmée Novembre 2019 et le processus de nouvelle détermination de la facilité de crédit dans la vallée de Brazos est prévu pour le quatrième trimestre de 2019. "data-reactid =" 45 "> 30 septembre 2019, Le principal de l'encours de la dette de Chesapeake, y compris celui de la vallée de Brazos, était d'environ 9,732 milliards de dollars, comparé à 8,168 milliards de dollars à partir de 31 décembre 2018. À partir de 30 septembre 2019, l'entreprise avait emprunté 1,504 milliard de dollars sous la 3,0 milliards de dollars Facilité de crédit de Chesapeake utilisée environ 53 millions de dollars différentes lettres de crédit et avait une capacité d’emprunt supplémentaire d’environ 1,443 milliard de dollars. Parmi les 1,3 milliard de dollars Facilité de crédit de la vallée de Brazos, la société avait emprunté 900 millions de dollars et avait une capacité d'emprunt supplémentaire d'environ 400 millions de dollars. La base d'emprunt de la facilité de crédit de Chesapeake a été reconfirmée Novembre 2019 et le processus de réexamen de la facilité de crédit de Brazos Valley est prévu pour le quatrième trimestre de 2019.

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "Au cours du troisième trimestre de 2019, Chesapeake a échangé environ 319 millions de dollars actions ordinaires pour différents ensembles d’obligations de premier rang et d’actions privilégiées d’un capital total d’environ 733 millions de dollars. La société attend environ 45 millions de dollars d’économie d’intérêts en 2020 grâce à ces transactions. La société estime que ces transactions, associées à la réduction des dépenses en capital prévue pour 2020 et à d’autres mesures d’efficacité, permettront de réduire le niveau de sa dette et d’améliorer les clauses restrictives de la facilité de crédit renouvelable de la société. "Data-reactid =" 50 "> Au cours du troisième trimestre de 2019, Chesapeake a échangé environ 319 millions d'actions ordinaires contre différentes séries de billets de premier rang et d'actions privilégiées d'un capital total d'environ 733 millions de dollars. La société attend environ 45 millions de dollars d’économie d’intérêts en 2020 grâce à ces transactions. La société estime que ces transactions, associées à la réduction prévue de ses dépenses en capital en 2020 et à d’autres mesures d’efficacité, permettront de réduire le niveau de sa dette et d’améliorer les clauses restrictives de la facilité de crédit renouvelable de la société.

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "De 31 octobre 2019, y compris les contrats dérivés conclus en octobre et en novembre, environ 80% des produits tirés de la production de pétrole, de gaz naturel et de LGN prévus pour 2019 étaient couverts, y compris environ 74% et 75% de ceux attendus de 2019 pour le pétrole et le gaz prix de production de gaz naturel en moyenne 59,34 $ par bbl et 2,83 $ pour mille pieds cubes (mcf), respectivement. En outre, Chesapeake dispose d’échanges de protection de base pour environ 2 millions de barils (mmbbls) de la production restante de pétrole Eagle Ford 2019 avec une prime WTI d’environ 5,67 USD par bbl. "data-reactid =" 51 "> De 31 octobre 2019, y compris les contrats dérivés conclus en octobre et en novembre, environ 80% des produits tirés de la production de pétrole, de gaz naturel et de LGN prévus pour 2019 étaient couverts, y compris environ 74% et 75% de ceux attendus de 2019 pour le pétrole et le gaz prix de production de gaz naturel en moyenne 59,34 $ par bbl et 2,83 $ pour mille pieds cubes (mcf), respectivement. En outre, Chesapeake dispose d’échanges de protection de base pour environ 2 millions de barils (mmbbls) de la production restante de pétrole Eagle Ford 2019 avec une prime WTI d’environ 5,67 USD par bbl.

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "En 2020, Chesapeake bénéficie actuellement d'une protection contre une partie de ses prévisions pour 2020 production de pétrole à un prix moyen de 59,28 $ production de gaz par bbl et pour une partie de son 2020 à un prix moyen de 2,76 USD par mcf. "data-reactid =" 52 "> En 2020, Chesapeake dispose actuellement d'une protection contre les risques de baisse pour une partie de la production de pétrole attendue pour 2020 à un prix moyen de 59,28 $ production de gaz par bbl et pour une partie de son 2020 à un prix moyen de 2,76 USD par mcf.

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "Mise à jour de l'opération et faits saillants"data reactid =" 54 ">Mise à jour de l'opération et faits saillants

La production quotidienne moyenne de Chesapeake pour le troisième trimestre de 2019 était d'environ 478 000 bep, contre environ 537 000 bep au troisième trimestre de 2018. Les tableaux suivants montrent la production quotidienne moyenne et les prix de vente moyens reçus (à l'exclusion des gains / pertes sur dérivés) les zones d’exploitation de la société pour les troisième trimestre de 2019 et 2018.

Trois mois se terminant le 30 septembre 2019

Huile

Gaz naturel

LGN

Total

MBBL

par jour

$ / Bbl

mmcf

par jour

$ / Mcf

MBBL

par jour

$ / Bbl

RSE

par jour

%

$ / Voe

Marcellus

928

1,85

154

32

11.11

Haynesville

694

2.03

116

24

12.17

Eagle Ford

51

60.13

161

2.13

16

14.24

94

20

38.62

Vallée de Brazos

36

58,23

62

1,70

6

8.84

53

11

43.07

Bassin de la rivière Powder

20

54.17

86

1,96

5

11.49

39

8

33.09

Milieu du continent

8

55.24

57

1,63

5

12.06

22

5

26.26

Actifs conservés(une)

115

58.18

1988

1,93

32

12.44

478

100

22,79

Actifs cédés

Total

115

58.18

1989

1,93

32

12.44

478

100

%

22,79

Trois mois se terminant le 30 septembre 2018

Huile

Gaz naturel

LGN

Total

MBBL

par jour

$ / Bbl

mmcf

par jour

$ / Mcf

MBBL

par jour

$ / Bbl

RSE

par jour

%

$ / Voe

Marcellus

812

2,46

135

25

14,77

Haynesville

769

2,74

128

24

16.44

Eagle Ford

58

74,38

121

3.26

21

28,94

100

19

53,48

Bassin de la rivière Powder

12

69.24

73

2,50

5

27.89

29

5

39,76

Milieu du continent

9

69,76

60

2,50

4

29,73

23

4

38,64

Actifs conservés(une)

79

73.07

1835

2,63

30

28.86

415

77

27,66

Actifs cédés

10

67.02

497

2,91

29

29.34

122

23

24,38

Total

89

72,39

2332

2,69

59

29.09

537

100

%

26,92

(une)

Comprend les actifs conservés au 30 septembre 2019.

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "Brazos Valley: établit un nouveau record de production"data reactid =" 64 ">Brazos Valley: établit un nouveau record de production

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "Dans la région de Brazos Valley à Chesapeake Texas, la société utilise actuellement quatre appareils de forage et mis en place 25 puits au cours du troisième trimestre de 2019, dont 14 ont été mis en production au cours des cinq dernières semaines du trimestre. En conséquence, la société a établi un nouveau record de production de pétrole pour le mois Octobre 2019 d’environ 40 000 barils d’huile par jour, ce qui dépasse le record de production mensuel de l’opérateur précédent en 2003 Novembre 2018 en utilisant cinq plates-formes. L’augmentation a également été causée par l’amélioration de la baisse du champ grâce au bon programme d’optimisation et de reconditionnement. "Data-reactid =" 65 "> Dans la région de la vallée de Brazos à Chesapeake au centre Texas, la société utilise actuellement quatre appareils de forage et mis en place 25 puits au cours du troisième trimestre de 2019, dont 14 ont été mis en production au cours des cinq dernières semaines du trimestre. En conséquence, la société a établi un nouveau record de production de pétrole pour le mois Octobre 2019 d’environ 40 000 barils d’huile par jour, ce qui dépasse le record de production mensuel de l’opérateur précédent en 2003 Novembre 2018 en utilisant cinq plates-formes. L’augmentation a également été causée par l’amélioration de la baisse du champ grâce au bon programme d’optimisation et de reconditionnement.

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "À mesure que la compréhension du substrat se développe, la publicité devient Le gisement de pétrole noir du champ continue de s'étendre, améliorant encore l'inventaire du futur programme de forage 1er février 2019, la société a mis en production 13 puits atteignant des vitesses record de plus de 1 000 barils de pétrole par jour, sur 24 heures. La société prévoit de mettre en production 20 puits au quatrième trimestre de 2019. "Data-reactid =" 66 "> À mesure que la compréhension de la subsurface s'accroît, le gisement de pétrole noir commercial continue de croître, améliorant ainsi l'inventaire du futur processus de forage. Programme depuis 1er février 2019, la société a mis en production 13 puits atteignant des vitesses record de plus de 1 000 barils de pétrole par jour, sur 24 heures. La société prévoit de mettre en production 20 puits au quatrième trimestre de 2019.

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "Chesapeake continue d'améliorer l'efficacité opérationnelle dans le programme de développement de la vallée de Brazos , entraînant une diminution de 21% des coûts de vente achevés à environ 830 $ par pied et en prolongeant la longueur latérale moyenne complétée par puits foré à plus de 9 000 pieds. "data-reactid =" 67 "> Chesapeake continue d’améliorer l’efficacité opérationnelle de son programme de développement dans la vallée de Brazos, entraînant une réduction de 21% du coût des puits achevés à environ 830 $ par pied, et en prolongeant sa longueur latérale complète complétée par puits foré à plus de 9 000 pieds.

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "Eagle Ford Shale: l'extraction de gaz et la restructuration du transport de pétrole brut améliorent l'économie du champ à long terme et la production devrait augmenter au quatrième trimestre"data reactid =" 68 ">Eagle Ford Shale: l'extraction de gaz et la restructuration du transport de pétrole brut améliorent l'économie du champ à long terme et la production devrait augmenter au quatrième trimestre

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "Dans l'article du sud de la Texas Eagle Ford, le volume de le troisième trimestre devrait refléter le point bas de l'année principalement en raison du calendrier du plan de développement de la société et des périodes de nettoyage plus longues liées à la mise en valeur des 47 puits que Chesapeake avait mis en production au troisième trimestre de 2019, 46 ont été mis en vente en août et septembre, la société dispose actuellement de quatre plates-formes Sud du Texas et s'attend à mettre 41 puits en production au quatrième trimestre de 2019. "data-reactid =" 69 "> Dans l'actif Eagle Texas de la société situé au sud du Texas, les volumes du troisième trimestre de 2019 devraient représenter le point bas de l'année, principalement en raison du calendrier de développement de la société et périodes de nettoyage plus longues liées à ce développement: sur les 47 puits mis en production par Chesapeake au cours du troisième trimestre de 2019, 46 ont été vendus en août et en septembre et la société exploite actuellement quatre usines Sud du Texas et s'attend à mettre 41 puits en production au quatrième trimestre de 2019.

En outre, Chesapeake continue d’optimiser ses obligations en aval et au centre et a récemment restructuré avec succès ses obligations en matière de collecte de gaz et de transport brut dans le système Eagle Ford. Ces accords permettent à la société de passer d'un mécanisme de coût du service à des structures de collecte de taux fixes, tout en maximisant ses obligations en matière de pipeline.

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "Bassin de la Powder River: l'efficacité du capital de Turner continue d'évoluer et le premier Niobrara bien foré depuis 2014 produit des résultats record"data reactid =" 71 ">Bassin de la Powder River: l'efficacité du capital de Turner continue d'évoluer et le premier Niobrara bien foré depuis 2014 produit des résultats record

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "Chesapeake continue de reconnaître l'efficacité opérationnelle dans la formation de grès de Turner qui a entraîné les coûts de ses activités, y compris une réduction des temps de cycle de 25% sur un an et des coûts moyens de forage et de complétion d'environ 800 000 $, ou 10%, par puits au cours des neuf premiers mois de 2019 par rapport aux résultats de 2018. Ces gains d’efficacité ont abouti à une trajectoire récente de Turner avec quatre puits approximativement forés et complétés 6,0 millions de dollars par puits, avec les 25 derniers puits convertis en ventes en moyenne 7,2 millions de dollars par puits. "data-reactid =" 72 "> Chesapeake continue de reconnaître l'efficacité opérationnelle de la formation de grès de Turner, qui a entraîné une réduction de son coût d'exploitation, notamment une réduction des temps de cycle de 25% sur un an et des coûts moyens de forage et de complétion d'environ 800 000 $, ou 10%, par puits au cours des neuf premiers mois de 2019 par rapport aux résultats de 2018. Ces gains d’efficacité ont abouti à une trajectoire récente de Turner avec quatre puits approximativement forés et complétés 6,0 millions de dollars par puits, avec les 25 derniers puits convertis en ventes en moyenne 7,2 millions de dollars par puits.

Bien que la formation de grès Turner ait été l’objet principal de Chesapeake dans le programme de développement du PRB, la société reste enthousiaste quant au potentiel salarial accumulé dans le bassin. La société a mis en production son premier puits de Niobrara depuis 2014 et a produit environ 106 500 barils de pétrole au cours des 87 premiers jours, avec un pourcentage de pointe de plus de 1 600 barils sur 24 heures. La société prévoit actuellement de forer et de compléter quatre autres puits de Niobrara en 2019 et s'attend à ce que plus de 25% de son programme d'immobilisation prévu pour 2020 se concentre sur la formation de Niobrara. La société utilise actuellement quatre usines au PRB, a mis en production 26 puits au troisième trimestre de 2019 et prévoit de mettre 17 puits en production au quatrième trimestre de 2019.

Les volumes de production au troisième trimestre de 2019 ont été inférieurs aux prévisions, principalement en raison de l'impact d'un groupe de neuf puits mis en production plus tôt dans l'année à la limite nord de la région de Turner à Chesapeake. La qualité de leurs réservoirs a été médiocre, ce qui a entraîné des performances inférieures aux attentes par rapport aux autres puits exploités par la société dans le reste du champ. Les volumes de production ont également été affectés négativement par des pannes imprévues dues à des problèmes de courant électrique qui ont interrompu certaines parties du système à courant moyen du champ. La société collabore avec des entreprises de services publics locales et ses partenaires de taille moyenne afin de garantir une alimentation électrique fiable pour tous les systèmes de production, de collecte et de transport.

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "Marcellus Shale: de bonnes performances récentes mettent en évidence des économies de capital"data reactid =" 75 ">Marcellus Shale: de bonnes performances récentes mettent en évidence des économies de capital

Dans les schistes de Marcellus, la société poursuit sa stratégie consistant à maintenir sa production exploitée afin de tirer le meilleur parti de la congestion saisonnière des bassins et de la tarification, tout en réduisant les coûts et les besoins en capital grâce à la forte performance des puits récents. Chesapeake dans les schistes de Marcellus continue d’obtenir des résultats impressionnants, avec des distances plus grandes d’environ 1 350 pieds en moyenne, des achèvements achevés modernes adaptés et des temps de cycle améliorés, six puits ayant récemment été convertis à des ventes avec des débits de pointe entre 60 millions de pieds cubes (60 millions de pieds cubes) ) gaz par jour à un record de 85 millions de pieds cubes par jour. La société utilise actuellement deux plates-formes dans le Marcellus, a mis en production 17 puits au troisième trimestre de 2019 et prévoit de mettre quatre puits en production au quatrième trimestre de 2019.

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "Haynesville Shale, Mid-Continent: allocation de capital aux zones à rendement supérieur en 2020"data reactid =" 77 ">Haynesville Shale, Mid-Continent: allocation de capital aux zones à rendement supérieur en 2020

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "Dans les schistes de Haynesville dans Louisiane, Chesapeake a mis en production cinq puits au cours du troisième trimestre de 2019. La société a publié ses plates-formes de forage et ses équipes de préparation dans les zones de shales de Haynesville et du milieu du continent pour le reste de l’année. "Data-reactid =" 78 "> Dans les schistes de Haynesville Louisiane, Chesapeake a mis en production cinq puits au cours du troisième trimestre de 2019. La société a publié ses appareils de forage et ses équipes d'arrondi dans les zones de schistes argileux de Haynesville et du milieu du continent pour le reste de l'année.

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "Principaux résultats financiers et opérationnels"data reactid =" 80 ">Principaux résultats financiers et opérationnels

<p class = "canvas-atom canvas-text Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "Le tableau ci-dessous donne un aperçu des principaux problèmes financiers et opérationnels. Les résultats de Chesapeake au troisième trimestre de 2019 par rapport à ceux du même trimestre en 2018. Le trimestre terminé le 30 septembre 2019 y compris des activités dans la vallée de Brazos. Les trois mois terminés 30 septembre 2018 activités exclusives dans la vallée de Brazos. "data-reactid =" 81 "> Le tableau ci-dessous fournit un aperçu des principaux résultats financiers et opérationnels de Chesapeake au troisième trimestre de 2019 par rapport aux résultats du même trimestre en 2018. Le trimestre clos le 30 septembre 2019 y compris des activités dans la vallée de Brazos. Les trois mois terminés 30 septembre 2018 n'inclut pas les activités dans la vallée de Brazos.

Terminé trois mois
30 septembre

2019

2018 *

Production de barils d'équivalent pétrole (en MBO)

43 991

49 413

Production de barils d'équivalent pétrole (Mbep / j)

478

537

Production de pétrole (en Mb / j)

115

89

Prix ​​réalisé moyen du pétrole ($ / bbl)(une)

60,66

58,77

Production de gaz naturel (en Mpi3 / j)

1989

2332

Prix ​​moyen réalisé du gaz naturel ($ / mcf)(une)

2,38

2,69

Production de LGN (en Mb / j)

32

59

Prix ​​moyen réalisé pour les LGN ($ / bbl)(une)

12.44

27,37

Coûts de production ($ / boo)

3,54

2,68

Frais de collecte, de traitement et de transport ($ / boo)

6.12

7,36

Huile – ($ / bbl)

3,53

3,83

Gaz naturel – ($ / mcf)

1,19

1,33

NGL – ($ / bbl)

5.19

8,59

Taxes à la production ($ / boo)

0,79

0,69

Coûts de la recherche (en millions de dollars)

17

22

Frais généraux et administratifs ($ / boo)(B)

1,35

1,51

Frais généraux et administratifs (rémunération à base d’actions) (hors caisse) ($ / boo)

0,13

0,12

Amortissement, épuisement et amortissement ($ / boo)

13.04

8,20

Intérêts débiteurs ($ / boo)(C)

3,99

3,32

Marge marketing nette (en millions de dollars)(D)

(13)

(14)

Trésorerie nette provenant des activités d’exploitation (en millions de dollars)

329

444

Trésorerie nette fournie par les activités opérationnelles ($ / boo)

7,48

8.99

Perte nette (en millions de dollars)

(61)

(146)

Perte nette disponible pour les actionnaires ordinaires (en millions de dollars)

(101)

(169)

Perte nette par action disponible pour les actionnaires ordinaires – diluée ($)

(0,06)

(0,19)

BAIIAX ajusté (en millions de dollars)(E)

577

584

BAIIAX ajusté ($ / boo)

13.12

11.82

Perte nette ajustée attribuable à Chesapeake (en millions de dollars)(F)

(188)

(8)

Perte nette ajustée attribuable à Chesapeake par action – diluée ($)(G)

(0,11)

(0,01)

* Les informations financières pour 2018 ont été réorganisées afin de refléter l'application rétroactive de la méthode comptable retenue.

(une)

Inclut les effets des gains (pertes) réalisés de la couverture, mais exclut les effets des gains (pertes) non réalisés de la couverture.

(B)

Hors coûts liés aux frais fondés sur des actions, qui sont inclus dans les frais généraux et administratifs de l’état consolidé condensé des activités de Chesapeake.

(C)

Comprend les effets des pertes réalisées (gains) sur les dérivés de taux d’intérêt, à l’exclusion des effets des pertes non réalisées (gains) sur les dérivés de taux d’intérêt, et est présenté après les montants capitalisés.

(D)

La marge nette marketing correspond à une marge brute marketing de (12) millions de dollars et de (19) millions de dollars pour les trimestres clos les 30 septembre 2019 et 2018, excluant les amortissements hors trésorerie de (1) million de dollars et de 5 millions de dollars, respectivement, liés à la rachat d'un contrat de transport.

(E)

Défini comme le résultat net avant les intérêts débiteurs, les impôts sur les bénéfices, les amortissements et les frais d’exploration, ainsi que les frais d’exploration et d’exploration, ajustés pour éliminer les effets de certains éléments du rapprochement du résultat net et du BAIIAX ajusté. Il s’agit d’une mesure non conforme aux PCGR.

(F)

Défini comme le résultat net (perte) attribuable à Chesapeake, ajusté pour éliminer les effets de certains éléments décrits dans le rapprochement du résultat net ajusté attribuable à Chesapeake. Il s’agit d’une mesure non conforme aux PCGR.

(G)

Notre présentation de la perte nette ajustée diluée attribuable à Chesapeake par action exclut 183 millions et 208 millions d'actions pour les trimestres clos les 30 septembre 2019 et 2018, qui sont considérées comme anti-dilutives dans le calcul du résultat dilué par action. partager.

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "Mise à jour des résultats financiers et opérationnels du troisième trimestre 2019"data reactid =" 89 ">Mise à jour des résultats financiers et opérationnels du troisième trimestre 2019

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "La téléconférence pour vérifier la situation financière et opérationnelle de la société Les résultats sont discutés sur Mardi 5 novembre À 09h00 HAE. Le numéro de téléphone pour accéder à la conférence téléphonique est le 1-888-317-6003 ou le 1-412-317-6061 pour les appelants internationaux. Le code d'accès pour l'appel est le 2440889. La conférence téléphonique est diffusée sur le Web et peut être consultée à l'adresse www.chk.com& nbsp; dans les & # 39; investisseurs & # 39; à partir du site Web de la société. "data-reactid =" 90 "> La téléconférence pour discuter des résultats financiers et opérationnels de la société est programmée le Mardi 5 novembre À 9h HAE. Le numéro de téléphone pour accéder à la conférence téléphonique est le 1-888-317-6003 ou le 1-412-317-6061 pour les appelants internationaux. Le code d'accès pour l'appel est le 2440889. La conférence téléphonique est diffusée sur le Web et peut être consultée à l'adresse www.chk.com dans les & # 39; investisseurs & # 39; à partir du site Web de l'entreprise.

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "Siège social à Oklahoma City, Chesapeake Energy Corporation (#CHK) ses activités visent à découvrir et à développer sa vaste base de ressources d'actifs non conventionnels pour le pétrole et le gaz naturel sur le territoire géographiquement diversifié géographiquement les états-unis."data reactid =" 91 ">Siège social à Oklahoma City, Les activités de Chesapeake Energy Corporation (CHK) sont axées sur la découverte et le développement de sa vaste base de matières premières géographiquement diversifiée d’actifs de pétrole et de gaz naturel non conventionnels sur les états-unis.

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "Ce communiqué de presse et les perspectives associées incluent des "déclarations prospectives" au sens de l'article 27A du Securities Act de 1933 et de l'article 21E du Securities Exchange Act de 1934. Les déclarations prospectives sont des déclarations autres que des déclarations de faits historiques. Elles incluent des déclarations indiquant nos attentes actuelles, les indications de la direction ou des prévisions d’événements futurs, des mesures de réduction des coûts, des réductions de dépenses, des opérations de refinancement proposées, des opérations d’échange de capital, des désinvestissements d’actifs, des réductions de dépenses en immobilisations, une efficacité opérationnelle, des prévisions de production et de raccordement des ressources , efficacité en capital et opérationnelle attendue, forages de développement prévus et réductions de coûts de forages prévues, longueur prévue des puits latéraux, calendrier de réalisation et nombre de puits devant être mis en production, trajectoire de croissance pétrolière prévue, calendrier de mise en œuvre prévu d'une nouvelle convention collective, économies escomptées liées aux nouveaux accords d'extraction de pétrole et de pipeline , dépenses d'investissement prévues, flux de trésorerie et liquidités prévus,& nbsp; ons vermogen om onze cashflow en financiële flexibiliteit, plannen en doelstellingen voor toekomstige activiteiten te verbeteren, het vermogen van onze medewerkers, portefeuillesterkte en operationeel leiderschap om waarde op lange termijn te creëren, en de veronderstellingen waarop dergelijke verklaringen zijn gebaseerd. Hoewel we geloven dat de verwachtingen en voorspellingen die in de toekomstgerichte verklaringen worden weerspiegeld redelijk zijn, kunnen we geen garantie geven dat ze correct zullen blijken te zijn. Ze kunnen worden beïnvloed door onnauwkeurige of gewijzigde veronderstellingen of door bekende of onbekende risico&#39;s en onzekerheden."data-reactid =" 92 ">Dit persbericht en de bijbehorende vooruitzichten omvatten "toekomstgerichte verklaringen" in de zin van artikel 27A van de Securities Act van 1933 en artikel 21E van de Securities Exchange Act van 1934. Toekomstgerichte verklaringen zijn verklaringen anders dan verklaringen van historische feiten. Ze omvatten verklaringen die onze huidige verwachtingen, vooruitzichten van het management of voorspellingen van toekomstige gebeurtenissen, kostenbesparende maatregelen, verlagingen van uitgaven, voorgestelde herfinancieringstransacties, kapitaaluitwisselingstransacties, afstotingen van activa, verlagingen van kapitaaluitgaven, operationele efficiëntie, productie en bronverbinding geven prognoses, schattingen van bedrijfskosten, verwachte kapitaal- en operationele efficiëntie, geplande ontwikkelingsboringen en verwachte boorkostenreducties, verwachte laterale lengten van putten, verwachte timing en aantal in productie te brengen putten, verwachte olieteeltraject, verwachte timing van uitvoering van nieuwe verzamelovereenkomst, verwachte besparingen in verband met nieuwe oliewinning en pijplijnovereenkomsten, verwachte investeringsuitgaven, verwachte kasstroom en liquiditeit, ons vermogen om onze cashflow en financiële flexibiliteit, plannen en doelstellingen voor toekomstige activiteiten te verbeteren, het vermogen van onze medewerkers, portefeuillesterkte en operationeel leiderschap om waarde op lange termijn te creëren, en de veronderstellingen waarop dergelijke verklaringen zijn gebaseerd. Hoewel we geloven dat de verwachtingen en voorspellingen die in de toekomstgerichte verklaringen worden weerspiegeld redelijk zijn, kunnen we geen garantie geven dat ze correct zullen blijken te zijn. They can be affected by inaccurate or changed assumptions or by known or unknown risks and uncertainties.

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "Factors that could cause actual results to differ materially from expected results include those described under "Risk Factors" in Item 1A of our annual report on Form 10-K and any updates to those factors set forth in Chesapeake&#39;s subsequent quarterly reports on Form 10-Q or current reports on Form 8-K (available at http://www.chk.com/investors/sec-filings).&nbsp;These risk factors include our ability to comply with the covenants under our revolving credit facilities and other indebtedness and the related impact on our ability to continue as a going concern, the volatility of oil, natural gas and NGL prices; the limitations our level of indebtedness may have on our financial flexibility; our inability to access the capital markets on favorable terms; the availability of cash flows from operations and other funds to finance reserve replacement costs or satisfy our debt obligations; downgrade in our credit rating requiring us to post more collateral under certain commercial arrangements; write-downs of our oil and natural gas asset carrying values due to low commodity prices; our ability to replace reserves and sustain production; uncertainties inherent in estimating quantities of oil, natural gas and NGL reserves and projecting future rates of production and the amount and timing of development expenditures; our ability to generate profits or achieve targeted results in drilling and well operations; leasehold terms expiring before production can be established; commodity derivative activities resulting in lower prices realized on oil, natural gas and NGL sales; the need to secure derivative liabilities and the inability of counterparties to satisfy their obligations; adverse developments or losses from pending or future litigation and regulatory proceedings, including royalty claims; charges incurred in response to market conditions and in connection with our ongoing actions to reduce financial leverage and complexity; drilling and operating risks and resulting liabilities; effects of environmental protection laws and regulation on our business; legislative and regulatory initiatives further regulating hydraulic fracturing; our need to secure adequate supplies of water for our drilling operations and to dispose of or recycle the water used; impacts of potential legislative and regulatory actions addressing climate change; federal and state tax proposals affecting our industry; potential OTC derivatives regulation limiting our ability to hedge against commodity price fluctuations; competition in the oil and gas exploration and production industry; a deterioration in general economic, business or industry conditions; negative public perceptions of our industry; limited control over properties we do not operate; pipeline and gathering system capacity constraints and transportation interruptions; terrorist activities and cyber-attacks adversely impacting our operations; an interruption in operations at our headquarters due to a catastrophic event; certain anti-takeover provisions that affect shareholder rights; and our inability to increase or maintain our liquidity through debt repurchases, capital exchanges, asset sales, joint ventures, farmouts or other means." data-reactid="93">Factors that could cause actual results to differ materially from expected results include those described under "Risk Factors" in Item 1A of our annual report on Form 10-K and any updates to those factors set forth in Chesapeake&#39;s subsequent quarterly reports on Form 10-Q or current reports on Form 8-K (available at http://www.chk.com/investors/sec-filings). These risk factors include our ability to comply with the covenants under our revolving credit facilities and other indebtedness and the related impact on our ability to continue as a going concern, the volatility of oil, natural gas and NGL prices; the limitations our level of indebtedness may have on our financial flexibility; our inability to access the capital markets on favorable terms; the availability of cash flows from operations and other funds to finance reserve replacement costs or satisfy our debt obligations; downgrade in our credit rating requiring us to post more collateral under certain commercial arrangements; write-downs of our oil and natural gas asset carrying values due to low commodity prices; our ability to replace reserves and sustain production; uncertainties inherent in estimating quantities of oil, natural gas and NGL reserves and projecting future rates of production and the amount and timing of development expenditures; our ability to generate profits or achieve targeted results in drilling and well operations; leasehold terms expiring before production can be established; commodity derivative activities resulting in lower prices realized on oil, natural gas and NGL sales; the need to secure derivative liabilities and the inability of counterparties to satisfy their obligations; adverse developments or losses from pending or future litigation and regulatory proceedings, including royalty claims; charges incurred in response to market conditions and in connection with our ongoing actions to reduce financial leverage and complexity; drilling and operating risks and resulting liabilities; effects of environmental protection laws and regulation on our business; legislative and regulatory initiatives further regulating hydraulic fracturing; our need to secure adequate supplies of water for our drilling operations and to dispose of or recycle the water used; impacts of potential legislative and regulatory actions addressing climate change; federal and state tax proposals affecting our industry; potential OTC derivatives regulation limiting our ability to hedge against commodity price fluctuations; competition in the oil and gas exploration and production industry; a deterioration in general economic, business or industry conditions; negative public perceptions of our industry; limited control over properties we do not operate; pipeline and gathering system capacity constraints and transportation interruptions; terrorist activities and cyber-attacks adversely impacting our operations; an interruption in operations at our headquarters due to a catastrophic event; certain anti-takeover provisions that affect shareholder rights; and our inability to increase or maintain our liquidity through debt repurchases, capital exchanges, asset sales, joint ventures, farmouts or other means.

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "In addition, disclosures concerning the estimated contribution of derivative contracts to our future results of operations are based upon market information as of a specific date. These market prices are subject to significant volatility. Our production forecasts are also dependent upon many assumptions, including estimates of production decline rates from existing wells and the outcome of future drilling activity. Expected asset sales may not be completed in the time frame anticipated or at all. We caution you not to place undue reliance on our forward-looking statements, which speak only as of the date of this news release, and we undertake no obligation to update any of the information provided in this release or the accompanying Outlook, except as required by applicable law. In addition, this news release contains time-sensitive information that reflects management&#39;s best judgment only as of the date of this news release." data-reactid="94">In addition, disclosures concerning the estimated contribution of derivative contracts to our future results of operations are based upon market information as of a specific date. These market prices are subject to significant volatility. Our production forecasts are also dependent upon many assumptions, including estimates of production decline rates from existing wells and the outcome of future drilling activity. Expected asset sales may not be completed in the time frame anticipated or at all. We caution you not to place undue reliance on our forward-looking statements, which speak only as of the date of this news release, and we undertake no obligation to update any of the information provided in this release or the accompanying Outlook, except as required by applicable law. In addition, this news release contains time-sensitive information that reflects management&#39;s best judgment only as of the date of this news release.

CHESAPEAKE ENERGY CORPORATION

VERKORTE GECONSOLIDEERDE STATUTEN

($ in millions except per share data)

(unaudited)

Terminé trois mois
30 septembre

Neuf mois terminés
30 septembre

2019

2018*

2019

2018*

REVENUES AND OTHER:

Oil, natural gas and NGL(a)

$

1,170

$

1,199

$

3,553

$

3,424

les ventes

889

1,219

3,038

3,738

Total Revenues

2059

2,418

6,591

7,162

autrement

15

16

45

48

Gains (losses) on sales of assets

13

(10)

33

27

Total Revenues and Other

2,087

2,424

6,669

7,237

OPERATING EXPENSES:

Oil, natural gas and NGL production

155

132

453

417

Oil, natural gas and NGL gathering, processing and transportation

270

364

815

1,060

Production taxes

35

34

109

91

Exploration

17

22

56

123

les ventes

901

1,238

3,071

3798

General and administrative

66

81

258

273

Restructuring and other termination costs

38

Provision for legal contingencies, net

8

3

17

Depreciation, depletion and amortization

573

405

1672

1,335

Impairments

9

58

11

122

Other operating (income) expense

15

79

(1)

Total Operating Expenses

2,041

2,342

6,527

7,273

INCOME (LOSS) FROM OPERATIONS

46

82

142

(36)

OTHER INCOME (EXPENSE):

Frais d'intérêts

(177)

(165)

(513)

(482)

Gains (losses) on investments

(4)

(28)

139

Gains (losses) on purchases or exchanges of debt

70

(68)

70

(68)

Other income

3

6

30

62

Total Other Expense

(108)

(227)

(441)

(349)

LOSS BEFORE INCOME TAXES

(62)

(145)

(299)

(385)

Income tax expense (benefit)

(1)

1

(315)

(8)

REVENU NET (PERTE)

(61)

(146)

16

(377)

Net income attributable to noncontrolling interests

(1)

NET INCOME (LOSS) ATTRIBUTABLE TO CHESAPEAKE

(61)

(146)

16

(378)

Preferred stock dividends

(23)

(23)

(69)

(69)

Loss on exchange of preferred stock

(17)

(17)

NET LOSS AVAILABLE TO COMMON STOCKHOLDERS

$

(101)

$

(169)

$

(70)

$

(447)

LOSS PER COMMON SHARE:

Basic

$

(0.06)

$

(0.19)

$

(0.04)

$

(0.49)

Diluted

$

(0.06)

$

(0.19)

$

(0.04)

$

(0.49)

WEIGHTED AVERAGE COMMON AND COMMON EQUIVALENT SHARES OUTSTANDING (in millions):

Basic

1,698

910

1,570

909

Diluted

1,698

910

1,570

909

* Financial information for 2018 has been recast to reflect the retrospective application of the successful efforts method of accounting.

(a)

See Supplemental Data – Oil, Natural Gas and NGL Production and Sales Prices for a reconciliation of oil, natural gas and NGL revenue before and after the effect of financial derivatives.

CHESAPEAKE ENERGY CORPORATION

VERKORTE GECONSOLIDEERDE BALANS

($ in millions)

(unaudited)

30 septembre
2019

31 décembre
2018

Cash and cash equivalents

$

14

$

4

Other current assets

1,389

1,594

Total Current Assets

1,403

1,598

Property and equipment, net

14,876

10,818

Other long-term assets

300

319

Totale activa

$

16,579

$

12,735

Current liabilities

$

2,348

$

2,887

Long-term debt, net

9,133

7,341

Other long-term liabilities

363

374

Total du passif

11,844

10,602

Preferred stock

1,631

1,671

Noncontrolling interests

39

41

Common stock and other stockholders&#39; equity

3,065

421

Total Equity

4,735

2,133

Total Liabilities and Equity

$

16,579

$

12,735

CHESAPEAKE ENERGY CORPORATION
CONDENSED CONSOLIDATED CASH FLOW DATA
($ in millions)
(unaudited)

Terminé trois mois
30 septembre

Neuf mois terminés
30 septembre

2019

2018*

2019

2018*

Beginning cash and cash equivalents

$

4

$

3

$

4

$

5

Net cash provided by operating activities

329

444

1182

1,395

Cash flows from investing activities:

Drilling and completion costs(a)

(570)

(479)

(1,640)

(1,407)

Business combination, net

(353)

Acquisitions of proved and unproved properties

(14)

(16)

(31)

(118)

Proceeds from divestitures of proved and unproved properties

28

11

110

395

Additions to other property and equipment

(9)

(6)

(27)

(11)

Proceeds from sales of other property and equipment

2

1

6

75

Proceeds from sales of investments

74

Net cash used in investing activities

(563)

(489)

(1,935)

(992)

Net cash provided by (used in) financing activities

244

46

763

(404)

Change in cash and cash equivalents

10

1

10

(1)

Ending cash and cash equivalents

$

14

$

4

$

14

$

4

* Financial information for 2018 has been recast to reflect the retrospective application of the successful efforts method of accounting.

(a)

Includes capitalized interest of $6 million and $4 million for the three months ended September 30, 2019 and 2018, respectively, and includes capitalized interest of $19 million and $13 million for the nine months ended September 30, 2019 and 2018, respectively.

CHESAPEAKE ENERGY CORPORATION

SUPPLEMENTAL DATA – OIL, NATURAL GAS AND NGL PRODUCTION AND SALES PRICES

(unaudited)

Terminé trois mois
30 septembre

Neuf mois terminés
30 septembre

2019

2018

2019

2018

Net Production:

Oil (mmbbl)

10

9

31

25

Natural gas (bcf)

183

215

550

647

NGL (mmbbl)

3

5

10

15

Oil equivalent (mmboe)

44

49

133

148

Average daily production (mboe)

478

537

486

540

Oil, Natural Gas and NGL Sales ($ in millions):

Oil sales

$

613

$

594

$

1,879

$

1,698

Natural gas sales

353

578

1,384

1,822

NGL sales

37

159

149

404

Total oil, natural gas and NGL sales

$

1,003

$

1,331

$

3,412

$

3,924

Financial Derivatives:

Oil derivatives – realized gains (losses)(a)

$

26

$

(112)

$

18

$

(273)

Natural gas derivatives – realized gains (losses)(a)

83

(1)

71

83

NGL derivatives – realized losses(a)

(10)

(14)

Total realized gains (losses) on financial derivatives

$

109

$

(123)

$

89

$

(204)

Oil derivatives – unrealized gains (losses)(B)

$

98

$

12

$

(67)

$

(115)

Natural gas derivatives – unrealized gains (losses)(B)

(40)

(17)

119

(168)

NGL derivatives – unrealized losses(B)

(4)

(13)

Total unrealized gains (losses) on financial derivatives

$

58

$

(9)

$

52

$

(296)

Total financial derivatives

$

167

$

(132)

$

141

$

(500)

Total oil, natural gas and NGL sales

$

1,170

$

1,199

$

3,553

$

3,424

Average Sales Price (excluding gains (losses) on derivatives):

Oil ($ per bbl)

$

58.18

$

72.39

$

59.78

$

68.63

Natural gas ($ per mcf)

$

1.93

$

2.69

$

2.51

$

2.82

NGL ($ per bbl)

$

12.44

$

29.09

$

15.50

$

26.87

Oil equivalent ($ per boe)

$

22.79

$

26.92

$

25.70

$

26.59

Average Sales Price (excluding unrealized gains (losses) on derivatives):

Oil ($ per bbl)

$

60.66

$

58.77

$

60.37

$

57.61

Natural gas ($ per mcf)

$

2.38

$

2.69

$

2.64

$

2.94

NGL ($ per bbl)

$

12.44

$

27.37

$

15.50

$

25.96

Oil equivalent ($ per boe)

$

25.26

$

24.44

$

26.37

$

25.21

(a)

Realized gains (losses) include the following items: (i) settlements and accruals for settlements of undesignated derivatives related to current period production revenues, (ii) prior period settlements for option premiums and for early-terminated derivatives originally scheduled to settle against current period production revenues, and (iii) gains (losses) related to de-designated cash flow hedges originally designated to settle against current period production revenues. Although we no longer designate our derivatives as cash flow hedges for accounting purposes, we believe these definitions are useful to management and investors in determining the effectiveness of our price risk management program.

(B)

Unrealized gains (losses) include the change in fair value of open derivatives scheduled to settle against future period production revenues offset by amounts reclassified as realized gains (losses) during the period. Although we no longer designate our derivatives as cash flow hedges for accounting purposes, we believe these definitions are useful to management and investors in determining the effectiveness of our price risk management program.

CHESAPEAKE ENERGY CORPORATION

RECONCILIATION OF ADJUSTED NET INCOME (LOSS) ATTRIBUTABLE TO CHESAPEAKE

($ in millions)

(unaudited)

Three Months Ended September 30,

2019

2018

$

$/Share

$

$/Share

Net loss available to common stockholders (GAAP)

$

(101)

$

(0.06)

$

(169)

$

(0.19)

Effect of dilutive securities

Diluted loss available to common stockholders (GAAP)(a)

$

(101)

$

(0.06)

$

(169)

$

(0.19)

ajustements:

Unrealized (gains) losses on oil, natural gas and NGL derivatives

(58)

(0.03)

9

0.01

Provision for legal contingencies, net

8

0.01

(Gains) losses on sales of assets

(13)

(0.01)

10

0.01

Other operating expense

15

0.01

Impairments

9

0.01

58

0.06

Losses on investments

4

(Gains) losses on purchases or exchanges of debt

(70)

(0.04)

68

0.08

Loss on exchange of preferred stock

17

0.01

Other revenue

(15)

(0.01)

(16)

(0.02)

autrement

1

1

Income tax benefit(B)

Adjusted net loss available to common stockholders(C) (Non-GAAP)

(211)

(0.12)

(31)

(0.04)

Preferred stock dividends

23

0.01

23

0.03

Total adjusted net loss attributable to Chesapeake(a)(c) (Non-GAAP)

$

(188)

$

(0.11)

$

(8)

$

(0.01)

CHESAPEAKE ENERGY CORPORATION
RECONCILIATION OF ADJUSTED NET INCOME (LOSS) ATTRIBUTABLE TO CHESAPEAKE
($ in millions)
(unaudited)

Nine Months Ended September 30,

2019

2018

$

$/Share

$

$/Share

Net loss available to common stockholders (GAAP)

$

(70)

$

(0.04)

$

(447)

$

(0.49)

Effect of dilutive securities

Diluted loss available to common stockholders (GAAP)(d)

$

(70)

$

(0.04)

$

(447)

$

(0.49)

ajustements:

Unrealized (gains) losses on oil, natural gas and NGL derivatives

(45)

(0.03)

296

0,33

Restructuring and other termination costs

38

0.04

Provision for legal contingencies, net

3

17

0,02

Gains on sales of assets

(33)

(0.02)

(27)

(0.03)

Other operating (income) expense(e)

79

0.05

(1)

Impairments

11

0.01

122

0,13

(Gains) losses on investments

28

0,02

(139)

(0.15)

(Gains) losses on purchases or exchanges of debt

(70)

(0.04)

68

0.07

Loss on exchange of preferred stock

17

0.01

Other revenue

(45)

(0.03)

(48)

(0.05)

autrement

(3)

(60)

(0.07)

Income tax benefit(f)

(314)

(0.20)

Adjusted net loss available to common stockholders(C) (Non-GAAP)

(442)

(0.27)

(181)

(0.20)

Preferred stock dividends

69

0.04

69

0.08

Total adjusted net loss attributable to Chesapeake(d)(c) (Non-GAAP)

$

(373)

$

(0.23)

$

(112)

$

(0.12)

(a)

Our presentation of diluted net losses available to common stockholders per share and diluted adjusted net loss per share excludes 183 million and 208 million shares considered antidilutive for the three months ended September 30, 2019 and 2018. The number of shares used for the non-GAAP calculation was determined in a manner consistent with GAAP.

(B)

No income tax effect from the adjustments has been included in determining adjusted net income for the three months ended September 30, 2019 and 2018. Our effective tax rate was 0% due to our valuation allowance position.

(C)

Adjusted net income (loss) available to common stockholders and total adjusted net income (loss) attributable to Chesapeake, both in the aggregate and per dilutive share, are not measures of financial performance under GAAP, and should not be considered as an alternative to, or more meaningful than, net income (loss) available to common stockholders or earnings (loss) per share. Adjusted net income (loss) available to common stockholders and adjusted earnings (loss) per share exclude certain items that management believes affect the comparability of operating results. The company believes these adjusted financial measures are a useful adjunct to earnings calculated in accordance with GAAP because:

(i)

Management uses adjusted net income (loss) available to common stockholders to evaluate the company&#39;s operational trends and performance relative to other oil and natural gas producing companies.

(ii)

Adjusted net income (loss) available to common stockholders is more comparable to earnings estimates provided by securities analysts.

(iii)

Items excluded generally are one-time items or items whose timing or amount cannot be reasonably estimated.  Accordingly, any guidance provided by the company generally excludes information regarding these types of items.

Because adjusted net income (loss) available to common stockholders and total adjusted net income (loss) attributable to Chesapeake exclude some, but not all, items that affect net income (loss) available to common stockholders our calculations of adjusted net income (loss) available to common stockholders and total adjusted net income (loss) attributable to Chesapeake may not be comparable to similarly titled measures of other companies.

(d)

Our presentation of diluted net losses available to common stockholders per share and diluted adjusted net loss per share excludes 184 million and 207 million shares considered antidilutive for the nine months ended September 30, 2019 and 2018. The number of shares used for the non-GAAP calculation was determined in a manner consistent with GAAP.

(e)

The nine months ended September 30, 2019 includes $34 million in integration and acquisition costs as a result of Chesapeake&#39;s merger with WildHorse Resource Development Corporation (WRD). Additionally, most WRD executives and employees were terminated and entitled to severance benefits of approximately $38 million in accordance with certain provisions of existing employment agreements that were triggered by the change in control.

(f)

For the nine months ended September 30, 2019, we recorded a net deferred tax liability of $314 million associated with the acquisition of WildHorse Resource Development Corporation. As a result of recording this net deferred tax liability through business combination accounting, we released a corresponding amount of the valuation allowance that we maintain against our net deferred tax asset position. This release resulted in an income tax benefit of $314 million. Further, no income tax expense or benefit is shown for the adjustments being made to arrive at adjusted net loss available to common stockholders as a result of not recording an income tax expense or benefit on current period results due to maintaining a full valuation allowance against our net deferred tax asset position.

CHESAPEAKE ENERGY CORPORATION
RECONCILIATION OF CASH PROVIDED BY OPERATING ACTIVITIES TO ADJUSTED EBITDAX
($ in millions)
(unaudited)

Terminé trois mois
30 septembre

Neuf mois terminés
30 septembre

2019

2018

2019

2018

CASH PROVIDED BY OPERATING ACTIVITIES (GAAP)

$

329

$

444

$

1182

$

1,395

ajustements:

Changes in assets and liabilities

77

(7)

214

(69)

Other revenue

(15)

(16)

(45)

(48)

Frais d'intérêts

177

165

513

482

Exploration

7

14

21

42

Winstbelastingen

(1)

2

(1)

2

Rémunération à base d'actions

(7)

(7)

(24)

(25)

Restructuring and other termination costs

38

Losses on investments

6

Net income attributable to noncontrolling interests

(1)

Other items

10

(11)

(1)

3

Adjusted EBITDAX (Non-GAAP)(a)

$

577

$

584

$

1,865

$

1,819

(a)

Adjusted EBITDAX is not a measure of financial performance under GAAP, and should not be considered as an alternative to, or more meaningful than, cash flow provided by operating activities prepared in accordance with GAAP. Adjusted EBITDAX excludes certain items that management believes affect the comparability of operating results. The company believes this non-GAAP financial measure is a useful adjunct to cash flow provided by operating activities because:

(i)

Management uses adjusted EBITDAX to evaluate the company&#39;s operational trends and performance relative to other oil and natural gas producing companies.

(ii)

Adjusted EBITDAX is more comparable to estimates provided by securities analysts.

(iii)

Items excluded generally are one-time items or items whose timing or amount cannot be reasonably estimated. Accordingly, any guidance provided by the company generally excludes information regarding these types of items.

Because adjusted EBITDAX excludes some, but not all, items that affect net income (loss), our calculations of adjusted EBITDAX may not be comparable to similarly titled measures of other companies.

CHESAPEAKE ENERGY CORPORATION
RECONCILIATION OF NET INCOME (LOSS) TO ADJUSTED EBITDAX
($ in millions)
(unaudited)

Terminé trois mois
30 septembre

Neuf mois terminés
30 septembre

2019

2018

2019

2018

NET INCOME (LOSS) (GAAP)

$

(61)

$

(146)

$

16

$

(377)

ajustements:

Frais d'intérêts

177

165

513

482

Income tax expense (benefit)

(1)

1

(315)

(8)

Depreciation, depletion and amortization

573

405

1672

1,335

Exploration

17

22

56

123

Unrealized (gains) losses on oil, natural gas and NGL derivatives

(58)

9

(45)

296

Restructuring and other termination costs

38

Provision for legal contingencies, net

8

3

17

(Gains) losses on sales of assets

(13)

10

(33)

(27)

Other operating (income) expense

15

79

(1)

Impairments

9

58

11

122

(Gains) losses on investments

4

28

(139)

(Gains) losses on purchases or exchanges of debt

(70)

68

(70)

68

Net (income) loss attributable to noncontrolling interests

(1)

Other revenue

(15)

(16)

(45)

(48)

autrement

(5)

(61)

Adjusted EBITDAX (Non-GAAP)(a)

$

577

$

584

$

1,865

$

1,819

(a)

Adjusted EBITDAX is not a measure of financial performance under GAAP, and should not be considered as an alternative to, or more meaningful than, net income (loss) prepared in accordance with GAAP. Adjusted EBITDAX excludes certain items that management believes affect the comparability of operating results. The company believes this non-GAAP financial measure is a useful adjunct to net income (loss) because:

(i)

Management uses adjusted EBITDAX to evaluate the company&#39;s operational trends and performance relative to other oil and natural gas producing companies.

(ii)

Adjusted EBITDAX is more comparable to estimates provided by securities analysts.

(iii)

Items excluded generally are one-time items or items whose timing or amount cannot be reasonably estimated. Accordingly, any guidance provided by the company generally excludes information regarding these types of items.

Because adjusted EBITDAX excludes some, but not all, items that affect net income (loss), our calculations of adjusted EBITDAX may not be comparable to similarly titled measures of other companies.

CHESAPEAKE ENERGY CORPORATION
MANAGEMENT&#39;S OUTLOOK AS OF NOVEMBER 5, 2019

Chesapeake periodically provides guidance on certain factors that affect the company&#39;s future financial performance. New information or changes from the company&#39;s August 6, 2019 outlook are italicized bold below.

Year Ending

12/31/2019

Absolute Production:

Oil – mmbbls

43.0 – 44.5

NGL – mmbbls

13.0 – 15.0

Natural gas – bcf

725 – 750

Total absolute production – mmboe

177 – 184

Absolute daily rate – mboe

484 – 505

Estimated Realized Hedging Effects(a) (based on 10/31/19 strip prices)

Oil – $/bbl

$1.52

Natural gas – $/mcf

$0.15

Estimated Basis to NYMEX Prices:

Oil – $/bbl

$1.85 – $2.05

Natural gas – $/mcf

($0.15) – ($0.25)

NGL – realizations as a % of WTI

25% – 28%

Operating Costs per boe of Projected Production:

Production expense

$3.20 – $3.40

Gathering, processing and transportation expenses

$5.90 – $6.40

Oil – $/bbl

$2.95 – $3.15

Natural Gas – $/mcf

$1.20 – $1.30

Production taxes

$0.80 – $0.90

General and administrative(B)

$1.75 – $1.85

Stock-based compensation (non-cash)

$0.10 – $0.20

Marketing Net Margin and Other ($ in millions)(C)

($15) – ($35)

Adjusted EBITDAX, based on 10/31/19 strip prices ($ in millions)(d)

$2,400 – $2,600

Depreciation, depletion and amortization expense

$12.50 – $13.50

Frais d'intérêts

$3.70 – $3.90

Exploration expense ($ in millions, cash only)

$35 – $45

Book Tax Rate

0%

Capital Expenditures ($ in millions)(e)

$2,085 – $2,285

Capitalized Interest ($ in millions)

$20

Total Capital Expenditures ($ in millions)

$2,105 – $2,305

(a)

Includes expected settlements for oil, natural gas and NGL derivatives adjusted for option premiums. For derivatives closed early, settlements are reflected in the period of original contract expiration.

(B)

Excludes expenses associated with stock-based compensation, which are recorded in general and administrative expenses in Chesapeake&#39;s Condensed Consolidated Statement of Operations.

(C)

Excludes non-cash amortization of approximately $8.7 million related to the buydown of a transportation agreement.

(d)

Adjusted EBITDAX is a non-GAAP measure used by management to evaluate the company&#39;s operational trends and performance relative to other oil and natural gas producing companies. Adjusted EBITDAX excludes certain items that management believes affect the comparability of operating results. The most directly comparable GAAP measure is net income (loss) but, it is not possible, without unreasonable efforts, to identify the amount or significance of events or transactions that may be included in future GAAP net income (loss) but that management does not believe to be representative of underlying business performance. The company further believes that providing estimates of the amounts that would be required to reconcile forecasted adjusted EBITDAX to forecasted GAAP net income (loss) would imply a degree of precision that may be confusing or misleading to investors. Items excluded from net income to arrive at adjusted EBITDAX include interest expense, income taxes, and depreciation, depletion and amortization expense, exploration expense as well as one-time items or items whose timing or amount cannot be reasonably estimated.

(e)

Includes capital expenditures for drilling and completion, leasehold, developmental geological and geophysical costs, rig termination payments and other property, plant and equipment. Excludes any additional proved property acquisitions and expenditures classified as exploration expense.

<p class = "toile-atome toile-texte Mb (1.0em) Mb (0) – sm Mt (0.8em) – sm" type = "text" content = "Oil, Natural Gas and Natural Gas Liquids Hedging Activities" data-reactid="146">Oil, Natural Gas and Natural Gas Liquids Hedging Activities

Chesapeake enters into oil, natural gas and NGL derivative transactions in order to mitigate a portion of its exposure to adverse changes in market prices. Please see the quarterly reports on Form 10-Q and annual reports on Form 10-K filed by Chesapeake with the SEC for detailed information about derivative instruments the company uses, its quarter-end derivative positions and accounting for oil, natural gas and natural gas liquids derivatives.

<p class="canvas-atom canvas-text Mb(1.0em) Mb(0)–sm Mt(0.8em)–sm" type="text" content="As of October 31, 2019, including October and November derivative contracts that have settled, approximately 80% of the company&#39;s 2019 forecasted oil, natural gas and NGL production revenue was hedged, including approximately 74% and 75% of its remaining 2019 forecasted oil and natural gas production at average prices of $59.34 per bbl and $2.83 per mcf, respectively." data-reactid="148">As of October 31, 2019, including October and November derivative contracts that have settled, approximately 80% of the company&#39;s 2019 forecasted oil, natural gas and NGL production revenue was hedged, including approximately 74% and 75% of its remaining 2019 forecasted oil and natural gas production at average prices of $59.34 per bbl and $2.83 per mcf, respectively.

<p class="canvas-atom canvas-text Mb(1.0em) Mb(0)–sm Mt(0.8em)–sm" type="text" content="In addition, the company had downside protection on a portion of its 2020 oil production at an average price of $59.28 per bbl and on a portion of its 2020 gas production at an average price of $2.76 per mcf." data-reactid="149">In addition, the company had downside protection on a portion of its 2020 oil production at an average price of $59.28 per bbl and on a portion of its 2020 gas production at an average price of $2.76 per mcf.

The company&#39;s crude oil hedging positions were as follows:

Open Crude Oil Swaps

Volume

(mmbbls)

Avg. NYMEX

Price of Swaps

Q4 2019

7

$

60.24

Total 2019

7

$

60.24

Q1 2020

4

$

58.50

Q2 2020

4

$

58.57

Q3 2020

4

$

58.64

Q4 2020

3

$

58.71

Total 2020

15

$

58.60

Oil Two-Way Collars

Volume

(mmbbls)

Avg. NYMEX
Bought Put Price

Avg. NYMEX
Sold Call Price

Q4 2019

1

$

58.00

$

67.75

Total 2019

1

$

58.00

$

67.75

Q1 2020

0.5

$

65.00

$

83.25

Q2 2020

0.5

$

65.00

$

83.25

Q3 2020

0.5

$

65.00

$

83.25

Q4 2020

0.5

$

65.00

$

83.25

Total 2020

2

$

65.00

$

83.25

Oil Puts

Volume

(mmbbls)

Avg. NYMEX

Bought Put Price

Q4 2019

1

$

54.43

Total 2019

1

$

54.43

Oil Swaptions

Volume

(mmbbls)

Avg. NYMEX

Strike Price

Q1 2020

1

$

63.15

Q2 2020

1

$

63.15

Total 2020

2

$

63.15

Oil Basis Protection Swaps

Volume

(mmbbls)

Avg. NYMEX

plus/(minus)

Q4 2019

2

$

5.67

Total 2019

2

$

5.67

Q1 2020

1

$

2.45

Q2 2020

1

$

2.45

Q3 2020

1

$

2.45

Q4 2020

2

$

2.45

Total 2020

5

$

2.45

The company&#39;s natural gas hedging positions were as follows:

Open Natural Gas Swaps

Volume

(bcf)

Avg. NYMEX

Price of Swaps

Q4 2019

118

$

2.84

Total 2019

118

$

2.84

Q1 2020

66

$

2.76

Q2 2020

66

$

2.76

Q3 2020

67

$

2.76

Q4 2020

66

$

2.76

Total 2020

265

$

2.76

Natural Gas Two-Way Collars

Volume

(bcf)

Avg. NYMEX
Bought Put Price

Avg. NYMEX
Sold Call Price

Q4 2019

9

$

2.75

$

2.91

Total 2019

9

$

2.75

$

2.91

Natural Gas Three-Way Collars

Volume

(bcf)

Avg.
NYMEX
Sold Put
Prix

Avg.
NYMEX
Bought Put
Prix

Avg.
NYMEX
Sold Call
Prix

Q4 2019

15

$

2.50

$

2.80

$

3.10

Total 2019

15

$

2.50

$

2.80

$

3.10

Natural Gas Net Written Call Options

Volume

(bcf)

Avg. NYMEX

Strike Price

Q4 2019

6

$

12.00

Total 2019

6

$

12.00

Q1 2020

5

$

12.00

Q2 2020

5

$

12.00

Q3 2020

6

$

12.00

Q4 2020

6

$

12.00

Total 2020

22

$

12.00

Natural Gas Net Written Call Swaptions

Volume

(bcf)

Avg. NYMEX

Strike Price

Q1 2020

26

$

2.77

Q2 2020

26

$

2.77

Q3 2020

27

$

2.77

Q4 2020

27

$

2.77

Total 2020

106

$

2.77

Total 2021

15

$

2.80

Total 2022

15

$

2.80

Natural Gas Basis Protection Swaps

Volume

(bcf)

Avg. NYMEX
plus/(minus)

Q4 2019

29

$

(0.10)

Total 2019

29

$

(0.10)

Q1 2020

30

$

0.08

Total 2020

30

$

0.08

CONTACT INVESTISSEUR:

CONTACT MEDIA:

Brad Sylvester, CFA

(405) 935-8870

ir@chk.com

Gordon Pennoyer

(405) 935-8878

media@chk.com

<p class="canvas-atom canvas-text Mb(1.0em) Mb(0)–sm Mt(0.8em)–sm" type="text" content="View original content to download multimedia:http://www.prnewswire.com/news-releases/chesapeake-energy-corporation-reports-2019-third-quarter-financial-and-operational-results-maintains-2019-guidance-and-announces-plans-to-reduce-2020-capital-budget-300951452.html" data-reactid="199">View original content to download multimedia:http://www.prnewswire.com/news-releases/chesapeake-energy-corporation-reports-2019-third-quarter-financial-and-operational-results-maintains-2019-guidance-and-announces-plans-to-reduce-2020-capital-budget-300951452.html