业绩总结 - CNX在2021年第一季度实现自由现金流（FCF）为1.01亿美元，连续第五个季度产生正的自由现金流[1] - 2021年自由现金流（FCF）预期指导上调至约4.5亿美元，较之前的4.25亿美元有所增加[1] - 第一季度净债务减少约7000万美元[1] - CNX在第一季度回购150万股普通股，平均回购价格为每股12.26美元，总成本为1800万美元[1] - CNX的自由现金流收益率为14%[3] - CNX在S&P 1500指数中的自由现金流收益率排名第94百分位[3] - CNX的运营利润率为32%[2] 用户数据与市场表现 - CNX的净页岩面积为1579千英亩，日生产量为1134百万立方英尺[4] - 2021年预计的完全负担现金成本为每百万立方英尺1.05美元[2] - 2021年预计的杠杆比率为2.0倍[2] 财务指标与分析 - CNX管理层使用某些非GAAP财务指标进行业务和财务表现的规划、预测和评估[26] - CNX认为这些非GAAP指标对投资者分析公司表现是有用的[27] - CNX无法提供财务结果的GAAP可比指标的调节，因某些损益表项目的影响、时机和潜在重要性未知[26] - 这些非GAAP指标并非根据公认会计原则（GAAP）计算的表现指标[27] - 所有公司并不以相同方式计算这些指标，因此可能与其他公司的类似指标不可比[27]

财务表现 - 公司2021年第一季度归属于股东的净利润为9800万美元，每股收益为0.43美元，而2020年同期净亏损为3.29亿美元，每股亏损1.76美元[163] - 2021年第一季度公司天然气、NGL和石油的总销售量为1406亿立方英尺当量(Bcfe)，同比增长62亿立方英尺当量[168] - 2021年第一季度公司天然气、NGL和石油的销售收入为3.81亿美元，同比增长1.3亿美元[168] - 2021年第一季度公司天然气、NGL和石油的生产成本为2.18亿美元，同比下降800万美元[168] - 2021年第一季度公司天然气、NGL和石油的生产利润为1.65亿美元，同比增长4400万美元[168] - 公司2021年第一季度包含现金结算的天然气、NGL和石油销售额为3.83亿美元，同比增长3600万美元[168] - 公司2021年第一季度运输、收集和压缩费用为7700万美元，同比下降600万美元[168] - 公司2021年第一季度折旧、折耗和摊销费用为1.26亿美元，同比下降100万美元[168] - 公司2021年第一季度税前利润为1.35亿美元，较2020年同期的亏损4.58亿美元大幅改善，增幅为129.5%[215] - 公司2021年第一季度所得税费用为3700万美元，较2020年同期的1.53亿美元税收优惠增加124.2%[215] - 公司2021年第一季度经营活动产生的现金流为2.2亿美元，较2020年同期的2.67亿美元下降4700万美元[224] - 公司2021年第一季度投资活动使用的现金流为1.18亿美元，较2020年同期的1.38亿美元减少2000万美元[224] - 公司2021年第一季度融资活动使用的现金流为8700万美元，较2020年同期的1.08亿美元减少2100万美元[224] - 公司2021年第一季度资本支出减少2900万美元，主要由于页岩气板块的钻井、完井和中游活动减少[226] - 公司2021年第一季度回购了2400万美元的普通股，而2020年同期没有回购[228] - 公司2021年第一季度支付了5400万美元的CNXM信贷额度净付款，而2020年同期为3500万美元的净收益[228] - 公司2021年第一季度支付了100万美元的CNX信贷额度净付款，而2020年同期为2.24亿美元的净付款[228] - 公司2021年第一季度支付了600万美元的Cardinal States Facility和CSG Holdings Facility净付款，而2020年同期为1.73亿美元的净收益[228] - 公司2021年第一季度商品衍生工具的未实现收益为3100万美元[164] - 公司总营业收入同比增长39%，达到4.73亿美元，主要由于天然气、NGL和石油收入增长，部分被商品衍生工具收益下降所抵消[175] - 公司总运营费用同比下降543万美元，主要由于运输、采集和压缩成本下降6万美元，以及勘探和生产相关资产减值5.35亿美元[175] - 公司税前利润同比增长593%，达到1.35亿美元，主要由于营业收入增长和运营费用下降[175] - 公司2021年第一季度归属于CNX Resources股东的净利润为9800万美元，而2020年同期净亏损为3.29亿美元[163] - 公司2021年第一季度天然气、NGL和石油收入为3.81亿美元，同比增长1.3亿美元[168] - 公司2021年第一季度天然气、NGL和石油生产成本为2.18亿美元，同比下降800万美元[168] - 公司2021年第一季度天然气、NGL和石油生产利润为1.65亿美元，同比增长4400万美元[168] - 公司2021年第一季度总销售量为140.6 Bcfe，同比增长6.2 Bcfe[168] - 公司2021年第一季度运输、收集和压缩费用为7700万美元，同比下降600万美元[168] - 公司2021年第一季度折旧、损耗和摊销费用为1.26亿美元，同比下降100万美元[168] - 公司2021年第一季度天然气、NGL和石油销售（包括现金结算）为3.83亿美元，同比增长3600万美元[167] - 公司天然气销售收入同比增长51.3%，达到3.47亿美元，主要由于天然气销售价格上涨42.1%至2.60美元/Mcf，以及销售量增长6.5%至133,849 MMcf[172][173] - NGL销售收入同比增长64.1%，达到3,186万美元，主要由于NGL销售价格上涨110.7%至29.58美元/Bbl，尽管销售量下降22.1%至1,078 Mbbls[172] - 页岩气部门税前利润同比增长31.6%，达到1.75亿美元，主要由于天然气销售价格上涨44.1%至2.55美元/Mcf，以及总销售量增长5.6%至127.9 Bcfe[177][179] - 公司总平均销售价格上涨5.9%至2.69美元/Mcfe，主要由于天然气平均销售价格上涨0.78美元/Mcf，以及NGL平均销售价格上涨2.59美元/Mcfe[178][180] - 公司商品衍生工具实现的现金结算收益同比下降97.5%，从9,618万美元降至240万美元，主要由于对冲收益从0.77美元/Mcf降至0.02美元/Mcf[172][180] - 页岩气部门生产利润率同比增长28.4%至1.22美元/Mcfe，主要由于生产成本下降7.5%至1.47美元/Mcfe，以及销售价格上涨[178] - 页岩气板块的总运营成本和费用在2021年第一季度为1.88亿美元，相比2020年同期的1.91亿美元有所下降，主要由于运输、收集和压缩成本的降低[181] - 页岩气板块的折旧、损耗和摊销成本在2021年第一季度为1.09亿美元，相比2020年同期的1.06亿美元有所增加，单位生产成本从0.79美元/Mcfe降至0.75美元/Mcfe[182] - 煤层气板块的税前收益在2021年第一季度为1000万美元，相比2020年同期的600万美元有所增加[186] - 煤层气板块的天然气销售收入在2021年第一季度为3900万美元，相比2020年同期的3100万美元有所增加，主要由于天然气平均销售价格上涨31.9%[187] - 煤层气板块的总运营成本和费用在2021年第一季度为2900万美元，相比2020年同期的3500万美元有所下降，主要由于租赁运营费用和运输、收集和压缩成本的降低[189][190] - 其他板块在2021年第一季度的税前亏损为5000万美元，相比2020年同期的5.97亿美元大幅减少[194] - 其他板块在2021年第一季度确认了3100万美元的商品衍生工具未实现收益，而2020年同期确认了3600万美元的未实现亏损[196] - 购买天然气收入在2021年第一季度为3400万美元，相比2020年同期的2600万美元有所增加，主要由于平均销售价格上涨69.9%[197] - 2020年第一季度，公司对SWPA煤层气资产组进行了6200万美元的减值，主要由于经济决策暂时闲置部分井和相关处理设施[201] - 2020年第一季度，公司对中游业务进行了4.73亿美元的商誉减值，主要由于宏观经济条件恶化和市场价值下降[204] - 勘探和生产相关其他成本总计从2020年的400万美元减少到2021年的200万美元，下降了50.0%[205] - 销售、一般和行政费用（SG&A）从2020年的3000万美元减少到2021年的2800万美元，下降了6.7%[208] - 其他运营费用从2020年的2100万美元减少到2021年的1600万美元，下降了23.8%[209] - 利息费用从2020年的4900万美元减少到2021年的3600万美元，下降了26.5%[214] - 公司税前收入从2020年的亏损4.58亿美元增加到2021年的盈利1.35亿美元，变化幅度为129.5%[215] - 所得税费用从2020年的1.53亿美元减少到2021年的3700万美元，变化幅度为124.2%[215] - 2021年第一季度经营活动产生的现金流为2.2亿美元，较2020年同期的2.67亿美元减少了4700万美元[224] - 2021年第一季度投资活动使用的现金流为1.18亿美元，较2020年同期的1.38亿美元减少了2000万美元[224] - 2021年第一季度融资活动使用的现金流为8700万美元，较2020年同期的1.08亿美元减少了2100万美元[224] - 公司通过运营产生的现金流和借款来满足其营运资金需求和资本支出[218] 天然气产量与对冲 - 2021年第二季度公司对冲的天然气产量为1150亿立方英尺(Bcf)，2021年和2022年的对冲量分别为4895亿立方英尺和4024亿立方英尺[160][161] - 2021年第二季度总对冲天然气产量为115.0 Bcf[160] 天然气销售与价格 - 公司天然气销售收入同比增长51.3%，达到3.47亿美元，主要由于天然气价格上涨0.77美元/Mcf和销售量增加6.5%[172][173] - NGL销售收入同比增长64.1%，达到3186.3万美元，主要由于NGL价格上涨15.54美元/桶[172][173] - 页岩气部门税前利润同比增长31.6%，达到1.75亿美元，主要由于天然气销售价格上涨44.1%和NGL销售价格上涨110.7%[177][179] - 页岩气部门总销售量同比增长5.6%，达到127.9 Bcfe，主要由于2020年和2021年第一季度新井投产[179] - 页岩气部门平均销售价格同比增长5.9%，达到2.69美元/Mcfe，主要由于天然气和NGL价格上涨[178] - 公司商品衍生工具现金结算收益同比下降97.5%，主要由于对冲收益减少[172] - 页岩气部门生产利润率同比增长28.4%，达到1.22美元/Mcfe，主要由于生产成本下降7.5%[178] - 公司天然气销售量同比增长6.5%，达到133,849 MMcf[172] - NGL销售量同比下降22.1%，主要由于市场条件变化[172] - 页岩气部门运输、收集和压缩成本同比下降11.5%，主要由于运营效率提高[178] - 公司总平均销售价格上涨5.9%至2.69美元/Mcfe，主要由于天然气平均销售价格上涨0.78美元/Mcf，以及NGL平均销售价格上涨2.59美元/Mcfe[178][180] - 公司商品衍生工具实现的现金结算收益同比下降97.5%，从9,618万美元降至240万美元，主要由于对冲收益从0.77美元/Mcf降至0.02美元/Mcf[172][180] 生产成本与效率 - 页岩气部门运输、收集和压缩成本同比下降11.5%，主要由于运营效率提高[178] - Shale板块的总运营成本和费用在2021年第一季度为1.88亿美元，相比2020年同期的1.91亿美元有所下降，主要由于运输、收集和压缩成本的减少[181] - Shale板块的折旧、损耗和摊销成本在2021年第一季度为1.09亿美元，相比2020年同期的1.06亿美元有所增加，单位生产成本从0.79美元/Mcfe降至0.75美元/Mcfe[182] - CBM板块的总运营成本和费用在2021年第一季度为2900万美元，相比2020年同期的3500万美元有所下降，主要由于租赁运营费用和运输、收集和压缩成本的减少[189][190] - CBM板块的折旧、损耗和摊销成本在2021年第一季度为1600万美元，相比2020年同期的1900万美元有所下降，单位生产成本从0.72美元/Mcfe降至0.66美元/Mcfe[191] - 勘探和生产相关其他成本总计从2020年的400万美元降至2021年的200万美元，降幅为50.0%[205] - 2021年第一季度SG&A总成本为2800万美元，较2020年同期的3000万美元下降6.7%[208] - 2021年第一季度其他运营费用总计为1600万美元，较2020年同期的2100万美元下降23.8%[209] - 2021年第一季度利息支出为3600万美元，较2020年同期的4900万美元下降26.5%[214] - 页岩气板块的总运营成本和费用在2021年第一季度为1.88亿美元，相比2020年同期的1.91亿美元有所下降，主要由于运输、收集和压缩成本的降低[181] - 页岩气板块的折旧、损耗和摊销成本在2021年第一季度为1.09亿美元，相比2020年同期的1.06亿美元有所增加，单位生产成本从0.79美元/Mcfe降至0.75美元/Mcfe[182] - 煤层气板块的总运营成本和费用在2021年第一季度为2900万美元，相比2020年同期的3500万美元有所下降，主要由于租赁运营费用和运输、收集和压缩成本的降低[189][190] - 勘探和生产相关其他成本总计从2020年的400万美元减少到2021年的200万美元，下降了50.0%[205] - 销售、一般和行政费用（SG&A）从2020年的3000万美元减少到2021年的2800万美元，下降了6.7%[208] - 其他运营费用从2020年的2100万美元减少到2021年的1600万美元，下降了23.8%[209] - 利息费用从2020年的4900万美元减少到2021年的3600万美元，下降了26.5%[214] 资产减值与商誉 - 公司2020年第一季度因西南宾夕法尼亚煤层气资产组减值损失6200万美元，商誉减值损失4.73亿美元[164] - 2020年第一季度，公司对SWPA CBM资产组进行了6200万美元的减值，而2021年第一季度未发生类似减值[201] - 2020年第一季度，公司对中游业务进行了4.73亿美元的商誉减值，主要由于宏观经济条件恶化和市场价值下降[204] - 2020年第一季度，公司对SWPA煤层气资产组进行了6200万美元的减值，主要由于经济决策暂时闲置部分井和相关处理设施[201] - 2020年第一季度，公司对中游业务进行了4.73亿美元的商誉减值，主要由于宏观经济条件恶化和市场价值下降[204] 债务与资本结构 - 公司在2021年3月31日的长期债务总额为23.94亿美元，其中包括2200万美元的当前部分长期债务[231] - 公司在2021年3月31日的总股本为45.1亿美元，相比2020年12月31日的44.22亿美元有所增加[232] - 公司在2021年3月31日的合同义务总额为58.18亿美元，其中包括72.04亿美元的1年内义务和28.19亿美元的5年以上义务[229] - 公司在2021年3月31日的净杠杆率为2.56:1.00，低于3.00:1.00的限制，允许支付每股0.10美元的年度股息[234] - 公司在2021年3月31日的长期债务包括7.25%的7亿美元高级票据和6.00%的5亿美元高级票据[231] - 公司在2021年3月31日的长期债务还包括6.50%的4亿美元CNXM高级票据和2.25%的3.45亿美元高级票据[231] - 公司在2021年3月31日的长期债务总额为23.94亿美元，其中包括2200万美元的当前部分长期债务[231] - 公司在2021年3月31日的总股本为45.1亿美元，相比2020年12月31日的44.22亿美元有所增加[232] - 公司在2021年3月31日的合同义务总额为58.18亿美元，其中包括72.04亿美元的短期义务和281.93亿美元的长期义务[229] - 公司在2021年3月31日的净杠杆率为2.56:1.00，低于3.00:1.00的限制，允许支付股息[234] - 公司在2021年3月31日的长期债务包括7.25%的7亿美元高级票据、6.00%的5亿美元高级票据和6.50%的4亿美元高级票据[231] - 公司在2021年3月31日的天然气运输和处理合同总额为21.68亿美元，其中1年内的合同为2.65亿美元，1-3年的合同为4.34亿美元[229] - 公司在2021年3月31日的员工相关长期负债为4544万美元，包括退休金和工伤相关费用[229] - 公司在2021年3月31日的其他长期负债为3.17亿美元，包括特许权使用费和其他长期负债成本[229] - 公司在2021年3月31日的财务租赁义务为6095万美元，其中1年内的义务为5139万美元[229] 风险与不确定性 - 气候变化立法和诉讼可能增加成本并引入不确定性，影响天然气市场[239] - 现有和未来的政府法律、法规可能增加运营成本并限制公司业务[239] - 管道运营和相关法规可能带来重大成本和责任[239] - 联邦或州所得税法或税率的变化可能影响公司财务状况[239] - 长期债务义务可能带来财务风险[239] - 借款基础的减少可能由于天然气价格下降、天然气储量减少等原因[239] - 2026年到期的可转换优先票据可能影响财务报告结果和潜在稀释[239] - 与可转换票据发行同时进行的上限看涨期权交易可能带来对手方风险[239] - 收购和剥离可能无法实现预期收益[239] - 网络事件可能对公司业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响[239]

天然气价格与销售 - 2020年天然气平均销售价格为每Mcf 1.71美元，2019年为2.48美元，2018年为2.97美元[49] - 2020年NGLs平均销售价格为每Mcfe 2.29美元，2019年为3.20美元，2018年为4.55美元[49] - 2020年石油平均销售价格为每Mcfe 6.55美元，2019年为8.13美元，2018年为9.89美元[49] - 2020年凝析油平均销售价格为每Mcfe 5.85美元，2019年为7.47美元，2018年为8.43美元[49] - 2020年总平均销售价格（含衍生工具影响）为每Mcfe 2.49美元，2019年为2.66美元，2018年为2.97美元[49] - 2020年总平均销售价格（不含衍生工具影响）为每Mcfe 1.75美元，2019年为2.53美元，2018年为3.11美元[49] - 2020年NGLs平均销售价格为每桶13.74美元，2019年为19.20美元，2018年为27.30美元[49] - 2020年石油平均销售价格为每桶39.30美元，2019年为48.78美元，2018年为59.34美元[49] - 2020年凝析油平均销售价格为每桶35.10美元，2019年为44.82美元，2018年为50.58美元[49] - 公司通过天然气互换交易管理价格波动风险，2020年天然气互换交易量约为461.1 Bcf，平均价格为2.57美元/Mcf[51] - 公司预计2021年天然气产量为472.1 Bcf，平均价格为2.50美元/Mcf[51] - 天然气和天然气液体（NGL）价格波动可能对公司业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响[102] 成本与运营效率 - 2020年平均提升成本（不含从价税和分离税）为每Mcfe 0.08美元，2019年为0.12美元，2018年为0.19美元[49] - 公司通过地理位置优势，将低热值和高热值天然气混合，减少处理成本[56] - 公司计划选择性获取运输能力，以支持生产并最小化运输成本和长期财务义务[55] 安全与合规 - 公司通过员工停工授权、程序增强和沟通等主动措施提升员工安全，并定期监控和分析关键绩效指标以改进政策和培训[73] - 公司为所有地点和操作制定了应急响应计划，每半年审查一次，并通过安全会议和培训传达给员工，同时与当地政府和应急响应人员合作进行演练[74] - 公司实施新的质量管理体系(QMS)，强化责任和持续改进[70] - 公司定期进行内部和外部审计，确保合规和持续改进[72] - 公司安全部门采用混合方法，结合传统安全组和现场合规团队[73] - 公司每半年审查一次应急响应计划，并进行演练[74] - 公司受《职业安全与健康法》（OSHA）及州法律的监管，涉及员工健康和安全，以及危险材料的披露[95] 法规与监管 - 公司业务受联邦、州和地方法律法规的广泛监管，特别是环境法规，涵盖从天然气开采到管道建设的各个方面[76] - 公司参与OTC衍生品市场，受《多德-弗兰克法案》监管，需遵守记录保存和报告义务，但法规对套期保值计划的影响尚不确定[78] - 公司预计现有法律法规的合规不会对资本支出、收益或竞争地位产生重大不利影响，但未来立法可能带来不确定性[80] - 水力压裂活动受州和联邦法规监管，部分州可能实施更严格的披露或建设要求，甚至禁止某些活动[83] - 联邦《清洁空气法》和州法律通过许可和排放控制要求监管天然气生产和加工活动，可能增加资本支出或限制生产能力[86] - 联邦《清洁水法》和州法律监管天然气操作中的污染物排放，要求定期监测和报告，违规可能导致行政、民事或刑事处罚[87] - 天然气管道安全受美国交通部管道和危险材料安全管理局监管，法规可能修订或增加安全要求[89] - 气候变化相关法规可能增加运营成本，影响客户需求，并导致许可延迟和额外监控要求[96] - 公司受《多德-弗兰克法案》监管，影响其天然气对冲活动[78] - 公司预计现有法律法规不会对其资本支出、收益或竞争地位产生重大不利影响[80] - 公司受《清洁空气法》和《清洁水法》监管，影响其天然气生产和处理操作[86][87] - 公司受《濒危物种法》监管，影响其建设和开发活动[88] - 公司受《资源保护与恢复法》（RCRA）及州法律和法规的影响，涉及危险和非危险废物的管理、处理、储存和处置，可能对财务结果、财务状况和现金流产生不利影响[90] - 联邦能源监管委员会（FERC）对天然气行业的监管可能增加市场竞争，并对公司天然气生产和运输产生影响[92] - 公司拥有的某些天然气管道设施可能被归类为不受FERC管辖的集气设施，但此类分类可能引发争议和诉讼[93] - 天然气价格目前不受监管，但未来可能出台新的立法进行监管，可能对公司运营产生影响[94] - 气候变化相关法规和诉讼可能增加公司运营成本，减少天然气资产价值，并对市场产生不利影响[106] 资产与基础设施 - 公司拥有或运营约2600英里的天然气集输管道及多个天然气处理设施[52] - 公司通过并购拥有宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州的页岩气集输系统[53] - 公司拥有大量非核心天然气资产和地表土地，计划通过出售、租赁或合资方式变现[62] - 公司为天然气运营提供水源、输送和处置的解决方案，并为第三方提供类似服务[65] - 公司在开发天然气和煤层气（CBM）资产前进行产权审查，产权缺陷可能影响资产开发并减少估计的天然气储量[97] - 公司可能因产权缺陷或租赁权损失而遭受损失，影响中游活动[105] 多元化与员工管理 - 公司2020年新招聘员工中38%为多元化背景[68] - 公司高管团队中30%为多元化背景，为同行中最高比例[68] 市场与客户 - 公司天然气主要销售给工业客户、本地分销公司、天然气营销商和发电设施[57] - 公司预计天然气将在长期内继续为美国电力发电和工业增长做出贡献[60]

财务数据和关键指标变化 - 2020年自由现金流达到3.56亿美元，远超最初1.35亿美元的预期，每股自由现金流约为1.60美元 [6] - 2021年预计自由现金流将达到4.25亿美元，较2020年有显著增长 [7] - 2022年至2026年，公司预计每年平均自由现金流为5亿美元 [8] - 2020年第四季度自由现金流为8500万美元，全年自由现金流为3.56亿美元，略高于之前的指引 [21] - 2020年第四季度现金成本为每Mcfe 1.01美元，全年完全负担现金成本为每Mcfe 1.17美元 [19] - 2021年预计现金成本将降至每Mcfe 1.05美元，较2020年下降10% [19] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司拥有盆地中最大的净销售面积，且由于产量较低，每年消耗的现有面积较少，未来10至20年只需开发一小部分面积 [15][16] - 公司通过优化湿气和干气的生产比例，灵活调整生产策略以应对NGL价格波动 [55][56] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司通过灵活的产量管理策略，优化了冬季和夏季的生产，以捕捉季节性价格波动 [102][103] - 公司通过提前对冲，锁定了2021年至2024年的90%以上盆地内价格风险，减少了价格波动的影响 [40][41] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过低成本和中游整合，构建了一个自由现金流生成机器，预计未来多年将持续产生大量自由现金流 [10][11] - 公司通过独特的资本分配策略，专注于自由现金流和每股自由现金流的增长，与行业传统做法不同 [12][13] - 公司通过拥有和控制中游和水基础设施，避免了高额的运输协议，形成了结构性的成本优势 [26][27] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为2021年将比2020年更好，预计自由现金流将显著增长 [7] - 管理层对未来的自由现金流生成能力充满信心，预计2022年至2026年每年平均自由现金流为5亿美元 [8] - 管理层认为公司的低成本和灵活的产量管理策略使其在行业竞争中占据优势 [10][11] 其他重要信息 - 公司在2020年第四季度回购了4300万美元的股票，平均价格为每股10.43美元 [21] - 公司预计2021年产量将相对稳定，资本支出将略微集中在2021年上半年 [31] - 公司通过提前对冲，锁定了2021年至2024年的90%以上盆地内价格风险，减少了价格波动的影响 [40][41] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于股票回购和债务偿还的分配策略 - 公司计划在2021年继续平衡债务偿还和股票回购，具体分配将根据自由现金流收益率和市场情况灵活调整 [34][35] - 公司预计2021年自由现金流将达到4.25亿美元，其中一部分将用于债务偿还，另一部分将用于股票回购 [36][37] 问题: 关于2021年产量和资本支出的预期 - 公司预计2021年产量将相对稳定，资本支出将略微集中在2021年上半年 [31] - 公司计划在2021年开发37口井，其中2口为Utica井，其余为Marcellus井 [113][115] 问题: 关于天然气市场的宏观展望 - 管理层认为天然气市场存在结构性供应不足，尽管冬季需求较弱，但未来价格仍可能波动 [79][80] - 公司通过提前对冲，锁定了2021年至2024年的90%以上盆地内价格风险，减少了价格波动的影响 [40][41] 问题: 关于ESG和绿色收入流的战略机会 - 公司通过采用电动压裂车队等技术，已经在ESG方面取得进展，并计划继续探索绿色收入流的机会 [85][86] - 公司通过本地化和可持续的运营策略，进一步提升了ESG表现 [89][90] 问题: 关于2021年产量下降的原因 - 2020年第四季度的高产量是由于公司在冬季集中投产新井，2021年产量将趋于平稳 [102][103] - 公司通过灵活的产量管理策略，优化了冬季和夏季的生产，以捕捉季节性价格波动 [102][103] 问题: 关于股票回购的价格上限 - 公司将继续根据自由现金流收益率和市场情况灵活调整股票回购策略，没有设定具体的价格上限 [118][119] - 公司认为当前的自由现金流收益率提供了良好的股票回购机会 [121][122] 问题: 关于原油价格对天然气市场的影响 - 管理层认为原油价格的稳定有助于减少伴生天然气的供应，但未来仍存在不确定性 [125][126] - 公司通过提前对冲，锁定了2021年至2024年的90%以上盆地内价格风险，减少了价格波动的影响 [40][41]

业绩总结 - CNX在2020年实现356百万美元的自由现金流（FCF），超出全年指导的350百万美元，创下自1999年IPO以来的年度记录[1] - 2021年预计自由现金流为425百万美元，7年自由现金流计划按计划进行[1] - CNX在2020年净债务减少超过3亿美元，流动性强，信贷设施的借款基数为24亿美元[13] 用户数据与市场表现 - CNX的2021年调整后的EBITDAX预计为950百万美元至10亿美元[15] - CNX的自然气对冲比例为90%[15] - CNX在主要指标中领先同行，2021年自由现金流收益率预计为30%[16] 资本支出与回购 - 2020年资本支出为4.87亿美元，低于全年指导范围的495-515百万美元的下限[1] - CNX在2020年回购了410万股普通股，平均回购价格为每股10.43美元，总成本为4300万美元[1] 财务预测与杠杆 - CNX的2021年完全负担现金成本预计为每Mcfe 1.05美元[2] - CNX的2021年杠杆比率预计为2.0倍，TTM杠杆比率为2.6倍[2] 非GAAP财务指标 - CNX管理层使用某些非GAAP财务指标进行业务和财务表现的规划、预测和评估[22] - CNX认为这些非GAAP财务指标对投资者分析公司有用，尽管这些指标并非根据公认会计原则（GAAP）计算[23] - CNX无法提供本次演示中所包含的财务结果的GAAP可比指标的调节，原因在于某些损益表项目的未知影响、时机和潜在重要性[22]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度公司产生了1.21亿美元的自由现金流，预计第四季度和2021年将继续产生显著的自由现金流 [32] - 公司预计2020年EBITDA将达到约9亿美元，处于之前指引的高端，2021年EBITDA预计将增加至约9.6亿美元 [42] - 公司预计到2021年底，杠杆率将从目前的2.6倍改善至约2倍，并逐步接近1.5倍的目标 [33] - 公司预计在2022年至2026年期间，年均自由现金流将达到约5.15亿美元，假设NYMEX商品价格平均为2.50美元 [35] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司报告的业务板块已更改为页岩气、煤层气和其他，其他板块包括少量的浅层油气生产，对公司影响不大 [5] - 公司在第三季度关闭了部分产量以利用季节性价格差异，同时增加了2020年和2021年的自由现金流预期 [34] - 公司预计到2022年，全现金成本将降至0.90美元以下，成为盆地中成本最低的运营商 [10] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在低气价水平下拥有最佳的经济库存，2美元NYMEX价格下的库存超过10年，2.45美元价格下的库存超过20年，3美元价格下的库存超过50年 [12] - 公司预计在未来七年内将累计产生超过34亿美元的自由现金流，接近当前市值的1.5倍 [16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司强调通过资本分配决策优化长期每股内在价值，并遵循简单的数学逻辑进行决策 [7] - 公司拥有行业领先的低成本结构，预计到2022年全现金成本将降至0.90美元以下 [10] - 公司计划在未来90天内利用自由现金流进一步减少债务，预计到2023年将偿还约10亿美元的债务 [20] - 公司对并购持开放态度，但任何并购必须符合资本分配的最优选择，且不会稀释公司的核心优势 [25][26][27][28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为未来90天存在较高的风险，包括COVID-19病例增加、选举不确定性以及冬季天气的影响 [18][19] - 公司预计无论未来90天发生什么，都将产生显著的自由现金流，并计划利用这些现金流进一步减少债务 [19][20] - 公司预计即使在2.25美元的NYMEX气价下，业务仍将产生约29亿美元的自由现金流 [45] 其他重要信息 - 公司拥有行业领先的库存，49年的库存是同行平均水平的3.5倍以上 [8] - 公司拥有行业领先的自由现金流收益率和运营利润率，与S&P 1500指数相比，分别处于93%和88%的百分位 [47] - 公司拥有强大的资产负债表，预计未来七年内将产生超过34亿美元的自由现金流 [16] 问答环节所有的提问和回答 问题: 2020年生产指引的范围 - 公司预计第四季度产量将保持在1亿立方英尺/天的范围内，主要由于季节性价格差异和优化生产 [49][50][51] 问题: 库存图表的细节 - 公司的库存图表显示，在2.50美元气价下，库存超过22年，主要来自Marcellus地区 [53] 问题: 股票回购的可能性 - 公司计划在2021年预算部分自由现金流用于股票回购，特别是在股票保持20%自由现金流收益率的情况下 [55][56] 问题: 库存是否得到充分认可 - 公司认为市场尚未充分认可其库存价值，但公司有出售未开发土地的历史，未来可能会继续出售未开发土地以优化资本分配 [61][62][63] 问题: 未来资本分配的灵活性 - 公司计划在未来七年内保持稳定的资本支出，但如果气价持续走高，可能会调整生产计划以优化现金流 [64][65][66][67] 问题: 2021年EBITDA指引的增加 - 2021年EBITDA指引增加4000万美元，主要是由于气价预期的改善 [74] 问题: 实现七年自由现金流计划的风险 - 公司认为主要风险包括持续的执行能力、商品价格波动以及资本分配的灵活性 [76][77] 问题: Marcellus和Utica地区的钻井成本趋势 - 公司最近的Marcellus钻井成本为每英尺713美元和700美元以下，处于行业领先水平 [86][87] 问题: 未来资本项目的调整 - 公司可能会根据气价变化调整资本项目的时机，但不会增加新的活动 [94][95][96] 问题: 股息与股票回购的优先级 - 公司目前更倾向于股票回购，因为其回报率高于股息，但未来可能会考虑在七年计划的后半段引入股息 [101][102][103] 问题: 选举对公司的潜在影响 - 公司认为未来90天存在较高的不确定性，包括选举和COVID-19的影响，但公司已做好准备应对任何情况 [104][105] 问题: 中央Utica地区的资本分配 - 公司认为中央Utica地区具有竞争力，但需要更多的基础设施投资，未来可能会根据气价变化进行调整 [111][112][113] 问题: 并购的可能性 - 公司对并购持开放态度，但任何并购必须符合资本分配的最优选择，且不会稀释公司的核心优势 [116][119][120] 问题: 行业供应动态的变化 - 公司认为行业整合可能会对供应动态产生影响，但希望同行保持资本纪律 [121][122][123] 问题: 宾夕法尼亚州的政治环境 - 公司认为宾夕法尼亚州的监管环境没有重大变化，天然气行业在该州的经济中扮演着重要角色 [127][128][129] 问题: 市场对公司自由现金流的估值 - 公司认为市场尚未充分认识到其自由现金流的潜力，特别是考虑到其低成本结构和强大的资产负债表 [132][133][134][135]

业绩总结 - CNX在2020年第三季度实现自由现金流（FCF）2.71亿美元，年初至今累计自由现金流为2.71亿美元[5] - CNX预计在2020-2026年期间总自由现金流约为34亿美元[5] - CNX在2020年第三季度的运营利润率为61%[6] - CNX的2021年自由现金流收益率预计为18%[6] - CNX的净债务与EBITDA比率为2.6倍，显示出良好的财务杠杆水平[3] - CNX在2020年第三季度的完全负担现金成本为每Mcfe 1.17美元[6] - CNX在2020年第三季度的自由现金流持续增长，预计未来几年将继续增长[6] 资本支出与流动性 - 2020年资本支出为1.08亿美元，预计全年资本支出在4.95亿至5.15亿美元之间[5] - CNX已偿还895百万美元的2022年到期高级票据，延长了最近的到期债务至2026年[5] - CNX的流动性强，信用额度的借款基数已确认在25亿美元[12] 非GAAP财务指标 - CNX管理层使用某些非GAAP财务指标进行业务和财务表现的规划、预测和评估[21] - CNX认为这些非GAAP财务指标对投资者分析公司表现是有用的[22] - CNX无法提供本次演示中所包含的财务结果的GAAP可比指标的调节，原因是无法计算相关的GAAP预测指标[21] - CNX的管理层指出，分析师在评估公司表现时会使用这些非GAAP指标，并已请求提供相关信息[22] - 这些非GAAP指标在评估公司运营表现时被广泛使用[22] - 投资者不应将这些非GAAP指标视为GAAP计算的表现指标的替代品[22] - 由于各公司计算这些指标的方式不同，因此这些指标可能无法与其他公司的类似指标进行比较[22]

财务表现 - 公司2020年第二季度净亏损1.46亿美元，每股亏损0.78美元，而2019年同期净利润为1.62亿美元，每股收益0.84美元[202] - 公司2020年第二季度净亏损为1.30486亿美元，相比2019年同期的净利润1.92694亿美元，亏损增加了3.2318亿美元[203] - 公司E&P部门2020年第二季度税前亏损为1.92亿美元，相比2019年同期的税前利润1.88亿美元，亏损增加了3.8亿美元[206] - 公司Midstream部门2020年第二季度税前利润为3000万美元，相比2019年同期的4400万美元，利润下降了31.8%[207] - 公司2020年上半年净亏损为4.75亿美元，去年同期为净利润7500万美元[277] - CNX Resources 2020年上半年净亏损为4.357亿美元，相比2019年同期的1.28亿美元净收入，亏损扩大了5.637亿美元[278] - E&P部门2020年上半年税前亏损为2.39亿美元，而2019年同期为税前盈利8200万美元，主要由于6.2亿美元的非现金资产减值损失和2.41亿美元的未实现商品衍生工具亏损[281] - Midstream部门2020年上半年税前亏损为3.99亿美元，而2019年同期为税前盈利7700万美元，主要由于4.73亿美元的非现金商誉减值损失[282] 天然气销售与价格 - 2020年第二季度天然气平均销售价格为2.52美元/Mcfe，较2019年同期的2.63美元/Mcfe有所下降[185] - 2020年第二季度天然气销售量下降14.9%，从2019年同期的134.5 Bcfe降至114.5 Bcfe，主要由于Marcellus和Utica页岩产量下降[187] - 公司2020年第二季度天然气销售价格（未对冲）下降15.8%，从2020年第一季度的1.83美元/Mcf降至1.54美元/Mcf[186] - 公司E&P部门2020年第二季度天然气平均销售价格为每Mcf 1.54美元，相比2019年同期的2.51美元，下降了38.6%[209] - 天然气销售量为109,527 MMcf，同比下降13.3%[214] - 天然气销售收入为1.6851亿美元，同比下降46.9%[214] - 2020年上半年天然气、NGL和石油收入为4.27亿美元，相比2019年同期的7.79亿美元下降了45.2%，主要由于平均销售价格下降8.6%和销售量下降7.0%[285] - 2020年上半年E&P部门的销售量为248.9 Bcfe，相比2019年同期的267.5 Bcfe下降了7.0%[284] - 2020年上半年E&P部门的平均销售价格为2.56美元/Mcfe，相比2019年同期的2.80美元/Mcfe下降了8.6%[284] 天然气液体（NGL）销售与价格 - 2020年第二季度天然气液体（NGL）的平均实现价格为8.73美元/桶，较2019年同期的19.14美元/桶大幅下降[185] - 公司2020年第二季度天然气液体的销售收入占总收入的6%[183] - 公司E&P部门2020年第二季度NGL平均销售价格为每Mcfe 1.31美元，相比2019年同期的3.06美元，下降了57.2%[209] - 液化天然气（NGL）销售量为4,741 MMcfe，同比下降39.6%[214] - 液化天然气（NGL）销售收入为622.6万美元，同比下降74.1%[214] - 天然气液体（NGL）销售量为13,042 MMcfe，同比下降10.3%[289] - 天然气液体（NGL）销售价格为每桶11.82美元，同比下降46.8%[289] 资本支出与成本 - 2020年第二季度资本支出降至1.35亿美元，较2019年同期的3.29亿美元大幅减少[187] - 公司2020年第二季度生产成本降至1.92美元/Mcfe，较2019年同期的2.07美元/Mcfe有所下降[187] - 公司E&P部门2020年第二季度运输、收集和压缩费用为每Mcfe 0.91美元，相比2019年同期的0.98美元，下降了7.1%[209] - 公司E&P部门2020年第二季度平均成本为每Mcfe 1.92美元，相比2019年同期的2.07美元，下降了7.2%[209] - 2020年上半年E&P部门的租赁运营费用为0.08美元/Mcfe，相比2019年同期的0.14美元/Mcfe下降了42.9%[284] - 2020年上半年E&P部门的平均成本为1.95美元/Mcfe，相比2019年同期的2.03美元/Mcfe下降了3.9%[284] - 2020年上半年E&P部门的平均利润为0.61美元/Mcfe，相比2019年同期的0.77美元/Mcfe下降了20.8%[284] 对冲与衍生工具 - 公司2020年第三季度的天然气对冲量为88.9 Bcf，2020年和2021年的对冲量分别为437.4 Bcf和454.1 Bcf[191][192] - 公司通过金融对冲工具获得2900万美元的现金结算，用于2020年5月至11月的NYMEX天然气对冲[253] - 2020年上半年E&P部门的商品衍生工具现金结算收益为0.89美元/Mcf，相比2019年同期的0.12美元/Mcf亏损，增加了841.7%[284] - 公司通过重新定价2022-2024年NYMEX天然气对冲组合，获得5500万美元净收益[328] - 公司在2020年4月通过终止约3900万MMBtus的NYMEX天然气对冲合约和相关金融基础对冲合约，获得了2900万美元的净收益[329] 合并与收购 - 公司于2020年7月26日与CNXM签署合并协议，预计在2020年第四季度完成合并，合并后CNXM将不再公开交易[196][200] - 公司在2018年1月的中游收购中记录了7.96亿美元的商誉[349] - 2020年第一季度，由于宏观经济状况恶化和COVID-19疫情的影响，CNX对商誉进行了4.73亿美元的减值测试[351] 部门表现 - Marcellus板块2020年第二季度税前利润为5800万美元，相比2019年同期的5000万美元有所增长[227] - Marcellus板块2020年第二季度天然气、NGL和石油收入为1.23亿美元，相比2019年同期的2.37亿美元下降了1.14亿美元，主要由于天然气平均售价下降38.2%和NGL平均售价下降57.5%[229] - Marcellus板块2020年第二季度总销售量为80.1 Bcfe，相比2019年同期的92.4 Bcfe下降了13.3%[228] - Marcellus板块2020年第二季度天然气平均售价为1.55美元/Mcf，相比2019年同期的2.51美元/Mcf下降了38.2%[228] - Marcellus板块2020年第二季度NGL平均售价为1.30美元/Mcfe，相比2019年同期的3.06美元/Mcfe下降了57.5%[228] - Marcellus板块2020年第二季度总运营成本为1.44亿美元，相比2019年同期的1.94亿美元有所下降，主要由于水处理成本降低[231] - Marcellus板块2020年第二季度运输、收集和压缩成本为8600万美元，相比2019年同期的1.14亿美元有所下降，主要由于处理成本降低和天然气销售量减少[232] - Marcellus板块2020年第二季度折旧、损耗和摊销成本为5000万美元，相比2019年同期的6500万美元有所下降，主要由于核心开发区的正储备修订和2019年开发计划的低成本储备增加[234] - Utica板块2020年第二季度税前利润为800万美元，相比2019年同期的1800万美元有所下降[235] - Utica天然气销售量为21.2 Bcf，同比下降24.6%[236] - Utica天然气平均销售价格为1.35美元/Mcf，同比下降42.3%[236] - Utica天然气收入为2900万美元，同比下降3700万美元，主要由于销售量下降24.2%和价格下降42.3%[237] - Utica运输、收集和压缩成本为800万美元，单位成本增加0.13美元/Mcfe，主要由于2020年俄亥俄州生产的固定运输合同利用率增加[241] - CBM天然气销售量为13.1 Bcf，同比下降5.8%[244] - CBM天然气平均销售价格为1.75美元/Mcf，同比下降38.6%[244] - CBM天然气收入为2300万美元，同比下降1700万美元，主要由于销售量下降5.8%和价格下降38.6%[244] - 其他天然气部门税前亏损为2.65亿美元，而去年同期为税前盈利1.12亿美元[249] - Marcellus段2020年上半年税前盈利为1.22亿美元，较2019年同期的1.37亿美元下降[300] - Marcellus段天然气、NGL和石油收入从2019年上半年的5.31亿美元下降至2020年上半年的3.03亿美元，主要由于天然气平均售价下降41.1%和NGL平均售价下降47.0%[302] - Marcellus段总销售体积下降2.6%，主要由于2020年5月和6月因低NGL价格临时关闭部分生产[303] - Marcellus段平均销售价格下降9.6%，主要由于天然气平均售价下降1.17美元/Mcf和NGL平均售价下降1.74美元/Mcfe，部分被商品衍生工具实现的1.03美元/Mcf收益抵消[304] - Marcellus段2020年上半年总运营成本和费用为3.28亿美元，较2019年同期的3.73亿美元下降[305] - Marcellus段运输、收集和压缩成本从2019年上半年的2.18亿美元下降至2020年上半年的2亿美元，主要由于生产混合干燥导致处理成本降低[308] - Utica段2020年上半年税前盈利为1800万美元，较2019年同期的5000万美元下降[310] - Utica天然气销售量为46.0 Bcf，同比下降21.5%[311] - Utica天然气平均销售价格为1.52美元/Mcf，同比下降43.7%[311] - Utica天然气收入为7100万美元，同比下降8700万美元，主要由于销售量和价格下降[311] - CBM天然气销售量为26.3 Bcf，同比下降4.7%[318] - CBM天然气平均销售价格为2.04美元/Mcf，同比下降37.0%[318] - CBM天然气收入为5400万美元，同比下降3500万美元，主要由于销售量和价格下降[318] - 其他天然气部门税前亏损为3.92亿美元，同比增加2.66亿美元[324] - Utica部门总运营成本为9200万美元，同比下降900万美元[313] - CBM部门总运营成本为6400万美元，同比下降100万美元[320] 其他财务信息 - 公司总销售、一般及行政费用（SG&A）为2300万美元，同比下降53.1%[215] - 长期股权激励费用（非现金）为200万美元，同比下降91.7%[215] - 公司总其他费用（收入）为500万美元，同比增长600.0%[217] - 公司税前亏损为1.59亿美元，同比下降168.2%[221] - 公司所得税费用为-2900万美元，同比下降170.7%[221] - 公司总SG&A费用为5300万美元，同比下降37.6%[290] - 长期股权激励补偿费用为900万美元，同比下降74.3%[290] - 公司其他收入为300万美元，同比下降70.0%[292] - 公司所得税有效税率为29.4%，同比上升10.8个百分点[296] - 2020年上半年，公司采购天然气收入为4700万美元，同比增长34.3%，成本为4500万美元，同比增长28.6%[331] - 2020年上半年，公司采购天然气销售量为27.5 Bcf，同比增长108.3%，但平均销售价格下降35.6%至每Mcf 1.70美元[332] - 2020年上半年，公司其他运营收入为900万美元，同比增长50%，主要由于淡水销售增加[333] - 公司在2020年上半年确认了6200万美元的勘探和生产资产减值，主要由于临时关闭部分井和相关处理设施[334] - 2020年上半年，公司其他运营费用为4700万美元，同比增长14.6%，主要由于未使用的运输和处理费用增加[337] - 2020年上半年，公司利息费用为7800万美元，同比增长27.9%，主要由于利率互换协议的损失和新债务的增加[339] - 2020年上半年，公司中游部门总收入为1.47亿美元，同比下降2.6%，主要由于湿气收集量减少32.2%[342][343] - 2020年上半年，公司中游部门的干气收集量同比增长25.1%，达到1076 BBtu/d[344] - 2020年上半年，CNXM因放弃管道项目导致200万美元的损失[352] - 2020年上半年，CNXM的利息支出为1700万美元，较2019年同期的1500万美元有所增加，主要由于循环信贷额度的额外借款[354] - 截至2020年6月30日，CNX的长期债务总额为25.78亿美元，其中包括2200万美元的短期债务部分[369] - 2020年上半年，CNX的经营活动现金流为4.11亿美元，较2019年同期的5.61亿美元减少了1.5亿美元[362] - 2020年上半年，CNX的资本支出减少了3.41亿美元，主要由于Utica和Marcellus Shale地区的钻井和完井活动减少[364] - 2020年上半年，CNX支付了4.69亿美元以购买2022年到期的4.81亿美元优先票据[366] - 截至2020年6月30日，CNX的总股本为45.67亿美元，较2019年12月31日的49.62亿美元有所下降[370] - 2020年上半年，CNX通过发行2026年到期的可转换优先票据获得了3.35亿美元的收益[366] - 2020年上半年，CNX的天然气衍生品合约公允价值为1.64亿美元，较2019年底的4.06亿美元有所下降[360] - CNX的股息支付取决于董事会决定，且自2016年3月起暂停季度股息以专注于增长[371] - CNX的净杠杆比率在2020年6月30日为2.38:1，低于3.00:1的限制[371] - CNX Midstream Partners LP宣布2020年第二季度每单位现金分配为0.50美元，分配日期为2020年8月14日[372] - CNX未进行任何表外交易，所有财务义务通过担保债券、公司担保和信用证等方式保障[372] - CNX的2026年到期的可转换优先票据按FASB ASC 470-20进行会计处理，负债和权益部分分别计算[375] 未来展望与风险 - 公司未来展望包括天然气和天然气液体价格的波动性、对CNX Midstream Partners LP的依赖、天然气储量估算的不确定性等[376] - 公司面临的环境法规可能增加成本并引入不确定性，影响天然气市场[376] - 公司开发项目需要大量资本支出，包括CNXM的中游系统开发[376]

财务数据和关键指标变化 - 公司预计在未来七年内产生超过30亿美元的累计自由现金流，平均自由现金流收益率约为26% [68] - 2020年第二季度，公司完成了一笔3.45亿美元的可转换票据发行，利率为2.25%，用于偿还2022年到期的票据，预计每年节省约1300万美元的现金利息支出 [63] - 2020年资本支出预计在第三季度完成约65%，第四季度将显著减少 [66] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在核心Marcellus地区的钻井和完井资本效率显著提高，2021年及以后的发现和开发成本预计为每Mcf 0.30美元 [19] - 非钻井和完井资本支出（包括土地、水和中游基础设施）从2019年的5.1亿美元降至2020年的1.55亿美元，未来六年将降至每年7000万美元 [22] - 公司计划在2022年至2026年期间，每年平均完成25个TIL（钻井和完井），以维持560 Bcf的产量水平 [23] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在2020年夏季关闭了部分新井，计划在11月1日重新开启，以利用冬季价格优势 [58][59] - 公司目前有超过0.5 Bcfe/天的天然气产量处于关闭状态，计划在11月1日重新开启 [59] - 公司通过调整对冲策略，锁定了夏季和冬季价格差异，获得了2900万美元的收益 [58] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司强调其低资本密集度和低风险业务模式，认为这些是其在行业中不可复制的竞争优势 [12][25] - 公司通过收购CNX Midstream Partners LP，进一步整合了上游和中游业务，预计每年增加1亿美元的自由现金流 [33] - 公司计划在未来七年内通过自由现金流减少债务，并可能减少流通股数量 [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为公司是阿巴拉契亚盆地中成本最低的生产商，预计每年产生超过5亿美元的自由现金流 [70] - 公司对未来天然气价格持谨慎态度，认为天气因素仍然是价格波动的主要驱动力 [55][56] - 管理层强调公司将继续根据市场价格波动调整生产水平，以优化价值 [67] 其他重要信息 - 公司采用了QMS（质量管理体系）来提高钻井和完井的效率，减少了钻井和压裂的天数 [41][42] - 公司通过改进完井设计和采用全电动压裂车队，进一步降低了资本支出 [42] - 公司通过水管理系统减少了90%以上的废水处理量，进一步降低了运营成本 [51] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于关闭产量的计划 - 公司计划在11月1日重新开启关闭的产量，但如果价格进一步下跌，公司有灵活性将开启时间推迟到12月 [75][76] - 公司已经对冲了关闭产量的风险，确保即使冬季价格下跌，也能锁定价值 [75] 问题: 关于西南PA Marcellus和Shirley-Pennsboro的经济性比较 - Shirley-Pennsboro地区的经济性受NGL价格波动影响较大，目前落后于核心西南PA地区 [77] 问题: 关于CNXM交易的动机 - 公司认为CNXM交易简化了结构，增加了自由现金流，并提供了未来价格上涨的潜在上行空间 [80][81] 问题: 关于CPA Utica基础设施投资的未来计划 - 公司表示CPA Utica的基础设施投资并未完全排除，未来可能会根据市场条件进行调整 [83][84] 问题: 关于关闭产量而不对冲的可能性 - 公司倾向于通过对冲锁定价格，认为这是更安全的选择，尤其是在天然气价格波动较大的情况下 [86][87] 问题: 关于西南PA Marcellus的钻井成本 - 公司预计2020年西南PA Marcellus的钻井成本将降至每英尺700至800美元之间 [94][95] 问题: 关于2020年第二季度资本支出的变化 - 公司表示第二季度资本支出没有一次性项目，主要是由于从两套钻井设备减少到一套的过渡 [97][98] 问题: 关于关闭产量的变化 - 公司最初关闭了350 MMcf/天的产量，随后由于NGL价格回升，部分湿气产量重新开启，目前关闭量约为0.5 Bcfe/天 [101][102] 问题: 关于钻井效率的提升 - 公司通过QMS系统和逐步增加水平段长度，提高了钻井效率，同时保持了井的生产率 [106][107] 问题: 关于DD&A率的长期趋势 - 公司预计DD&A率将逐渐下降，随着发现和开发成本的降低，未来将趋向于每Mcf 0.35至0.30美元的水平 [113][115] 问题: 关于关闭产量的重新开启时间 - 公司表示如果天然气价格回升，可能会提前在10月重新开启关闭的产量 [119][125]

业绩总结 - CNX预计在未来七年内实现超过30亿美元的自由现金流（FCF）[9] - 2021年预计自由现金流为425百万美元[30] - 2020年预计的自由现金流为约300百万美元[30] - 2020年第二季度调整后EBITDAX为1.66亿美元，同比下降5.1%[43] - 2020年第二季度调整后净亏损为700万美元，同比下降158.3%[43] 用户数据 - 2020年预计天然气生产量为465-500 Bcf，液体占比约为5%-6%[46] - 2020年预计的天然气销售比例：TETCO M2为35%，TCO Pool为21%，DOM South为11%[58] - 2020年预计实现价格为每MMBtu $1.67，转换因子为1.081[60] 成本与支出 - CNX的生产现金成本在同行中最低，预计将持续下降，当前为每百万立方英尺（Mcfe）2.12美元[15] - CNX的完全负担现金成本预计低于每百万立方英尺（Mcfe）0.90美元[16] - 2020年资本支出预计在470百万至550百万美元之间[29] - 2020E-2026E的平均生产现金成本为每百万立方英尺0.68美元[18] - 2020年第二季度每单位现金生产成本为1.05美元，同比下降10.9%[44] 市场展望 - CNX的负债比率预计在2023年初将低于1.5倍，计划在2025年实现无债务[9] - CNX的每千英尺（ft）预计最终回收（EUR）范围为4.5至5.0亿立方英尺（Bcfe）[12] - 2020年预计的调整后EBITDAX为830百万至900百万美元[29] 研发与扩张 - CNX在2019年回购了19%的流通股[11] - CNX在2020年计划收购所有公开持有的CNXM单位[11] - CNX的总净页岩面积超过110万英亩[35] - Marcellus净面积为519,300英亩[36] - Utica净面积为608,300英亩[38] 负面信息 - 2020年第二季度，CNX的净亏损为130,486千美元，相较于2019年同期的净收入192,694千美元[70] - 2020年第二季度，CNX的EBITDAX为3,656千美元，较2019年同期的408,132千美元大幅下降[71] - 2020年第二季度，CNX的未实现商品衍生工具损失为205,558千美元[71]