财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度自由现金流为1.29亿美元，预计未来几年将持续产生自由现金流 [9] - 公司预计2020年将产生3亿美元自由现金流，2021年将产生4亿美元，2022年及以后每年平均产生5亿美元自由现金流 [12] - 公司计划在未来7年内累计产生超过30亿美元的自由现金流 [12] - 公司第一季度通过Cardinal States项目融资筹集了1.75亿美元，利率为6.5% [9] - 公司第一季度以显著折扣回购了2022年到期的近8000万美元债券 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司湿气产量占2020年总收入的5% [24] - 公司计划在2020年完成34口Marcellus井和12口Utica井的投产 [55] - 公司计划在未来7年内每年完成约25口井的投产，以维持生产水平 [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司预计2021年天然气价格将有所回升，并计划根据价格变化调整产量 [21] - 公司预计2020年湿气产量将受到NGL和凝析油价格低迷的影响，计划推迟部分湿气井的投产 [23] - 公司预计2021年天然气价格回升后，可以将产量提升至600 Bcfe，并产生超过4亿美元的自由现金流 [33] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于优化长期每股净资产价值（NAV），并通过产生自由现金流和合理分配现金流来实现这一目标 [7] - 公司通过剥离非核心业务、投资核心业务、对冲策略、降低运营成本等方式，建立了低成本的商业模式 [8] - 公司计划在未来7年内通过维持生产水平、降低资本支出和减少债务来进一步优化资产负债表 [13] - 公司拥有丰富的西南宾夕法尼亚Marcellus和中宾夕法尼亚Utica的库存，未来可以根据市场情况灵活调整开发节奏 [14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司管理层对团队在疫情期间的表现表示高度赞赏，认为公司在应对挑战方面表现出色 [6] - 公司管理层认为当前的天然气价格环境具有挑战性，但公司通过对冲策略和低成本结构能够在这种环境下保持竞争力 [15] - 公司管理层预计未来天然气价格将回升至2.75至3美元的范围，这将进一步提升公司的自由现金流 [35] 其他重要信息 - 公司计划在未来7年内通过维持生产水平和降低资本支出，进一步优化资产负债表 [13] - 公司预计2020年湿气产量将受到NGL和凝析油价格低迷的影响，计划推迟部分湿气井的投产 [23] - 公司预计2021年天然气价格回升后，可以将产量提升至600 Bcfe，并产生超过4亿美元的自由现金流 [33] 问答环节所有提问和回答 问题: 公司是否计划在未来减少债务或转向现金分配模式 - 公司计划在未来7年内通过维持生产水平和降低资本支出，进一步优化资产负债表 [13] - 公司预计2021年天然气价格回升后，可以将产量提升至600 Bcfe，并产生超过4亿美元的自由现金流 [33] 问题: 公司如何应对NGL和凝析油价格低迷的影响 - 公司预计2020年湿气产量将受到NGL和凝析油价格低迷的影响，计划推迟部分湿气井的投产 [23] - 公司预计2021年天然气价格回升后，可以将产量提升至600 Bcfe，并产生超过4亿美元的自由现金流 [33] 问题: 公司如何调整2020年的生产计划 - 公司预计2020年湿气产量将受到NGL和凝析油价格低迷的影响，计划推迟部分湿气井的投产 [23] - 公司预计2021年天然气价格回升后，可以将产量提升至600 Bcfe，并产生超过4亿美元的自由现金流 [33] 问题: 公司如何应对2021年的生产计划 - 公司预计2021年天然气价格回升后，可以将产量提升至600 Bcfe，并产生超过4亿美元的自由现金流 [33] - 公司计划在未来7年内通过维持生产水平和降低资本支出，进一步优化资产负债表 [13] 问题: 公司如何应对NGL和凝析油价格低迷的影响 - 公司预计2020年湿气产量将受到NGL和凝析油价格低迷的影响，计划推迟部分湿气井的投产 [23] - 公司预计2021年天然气价格回升后，可以将产量提升至600 Bcfe，并产生超过4亿美元的自由现金流 [33]

天然气价格与销售量 - 2020年第一季度CNX的天然气平均销售价格为每Mcf 1.83美元，较2019年第四季度的2.14美元下降了14.5%[153] - 2020年第一季度天然气平均销售价格为每Mcf 1.83美元，相比2019年同期的3.21美元下降43.0%[166] - Marcellus天然气平均销售价格为1.80美元/Mcf，同比下降43.8%[183] - Utica天然气平均销售价格为1.67美元/Mcf，同比下降44.9%[191] - CBM天然气平均销售价格为每Mcf 2.32美元，同比下降36.3%[198] - 购买天然气平均销售价格为每Mcf 1.83美元，同比下降39.0%[209] - 2020年第一季度CNX的天然气销售量为134.4 Bcfe，较2019年同期的133.0 Bcfe增长了1.1%[154] - 2020年第一季度公司天然气销售量为125,685 MMcf，相比2019年同期的125,938 MMcf下降0.2%[171] - Marcellus天然气销售量为87.6 Bcf，同比增长7.4%[183] - Utica天然气销售量为24.8 Bcf，同比下降19.0%[191] - CBM天然气销售量为13.2 Bcf，同比下降3.6%[198] - 购买天然气销售量为14.4 Bcf，同比增加166.7%[209] 液体价格与销售量 - 2020年第一季度CNX的液体平均实现价格为每桶15.14美元，较2019年同期的27.41美元下降了44.7%[152] - 2020年第一季度NGL平均销售价格为每Mcfe 2.34美元，相比2019年同期的4.46美元下降47.5%[166] - 2020年第一季度公司NGL销售量为8,301 MMcfe，相比2019年同期的6,681 MMcfe增长24.2%[171] - 2020年第一季度公司石油销售量为74 MMcfe，相比2019年同期的23 MMcfe增长221.7%[171] 资本支出与财务状况 - 2020年第一季度CNX的资本支出为1.52亿美元，较2019年同期的2.99亿美元下降了49.2%[154] - 2020年第一季度CNX归属于股东的净亏损为3.29亿美元，较2019年同期的8700万美元亏损增加了241.7%[159] - 2020年第一季度CNX的总营业收入为4.16亿美元，其中天然气、NGL和石油收入为2.51亿美元[160] - 2020年第一季度CNX的总运营成本和费用为8.43亿美元，其中运输、收集和压缩费用为8300万美元[160] - 公司E&P部门2020年第一季度税前亏损为4700万美元，相比2019年同期的1.06亿美元亏损有所改善[163] - 公司Midstream部门2020年第一季度税前亏损为4.29亿美元，相比2019年同期的3300万美元盈利大幅下降[164] - 2020年第一季度天然气、NGL和石油收入为2.51亿美元，相比2019年同期的4.36亿美元下降42.4%[167] - 公司总销售、一般及管理费用（SG&A）在2020年第一季度为3000万美元，同比下降16.7%，主要由于长期股权激励减少400万美元，工资和短期激励分别减少300万美元和200万美元[172] - 公司2020年第一季度其他收入为200万美元，同比下降60%，主要由于特许权收入、路权销售和利息收入均减少至零[174] - 公司2020年第一季度资产销售净收益为1200万美元，相比2019年同期的400万美元增长200%[175] - 公司2020年第一季度债务清偿收益为1100万美元，相比2019年同期的800万美元债务清偿损失，变化显著[176] - 公司2020年第一季度有效所得税率为33.3%，相比2019年同期的15.2%有所上升，主要受非控股权益、股权补偿和州所得税影响[177] - 公司2020年第一季度税前亏损为4.58亿美元，同比增加502.6%，所得税收益为1.53亿美元，同比增加1175%[178] - 公司E&P部门2020年第一季度税前亏损为4700万美元，相比2019年同期的1.06亿美元亏损有所改善[180] - 公司Marcellus部门2020年第一季度税前利润为6400万美元，相比2019年同期的8700万美元有所下降[182] - 其他天然气部门税前亏损为1.28亿美元，同比减少1.11亿美元[203] - 公司因宏观经济恶化和COVID-19疫情导致的中游部门公允价值下降，计提了4.73亿美元的商誉减值[229] - 公司总长期债务为26.77亿美元，其中包括2000万美元的当前部分长期债务[245] - 公司总合同义务为59.95亿美元，其中6907万美元为少于1年的义务，17亿美元为1-3年的义务，14.15亿美元为3-5年的义务，21.89亿美元为超过5年的义务[244] - 公司总股本为46.45亿美元，较2019年12月31日的49.62亿美元有所下降[248] - 公司天然气运输和处理费用为21.53亿美元，其中24.78亿美元为少于1年的费用，47.41亿美元为1-3年的费用，39.8亿美元为3-5年的费用，103.32亿美元为超过5年的费用[244] - 公司长期债务利息为6.7亿美元，其中1.44亿美元为少于1年的利息，2.62亿美元为1-3年的利息，1.58亿美元为3-5年的利息，1.05亿美元为超过5年的利息[244] - 公司财务租赁义务为1.33亿美元，其中7200万美元为少于1年的义务，5634万美元为1-3年的义务，461万美元为3-5年的义务[244] - 公司运营租赁义务为1.47亿美元，其中5462万美元为少于1年的义务，6012万美元为1-3年的义务，7198万美元为3-5年的义务，2514万美元为超过5年的义务[244] - 公司员工相关长期负债为4198万美元，其中1812万美元为少于1年的负债，3887万美元为1-3年的负债，4431万美元为3-5年的负债，3185万美元为超过5年的负债[244] - 公司其他长期负债为2.71亿美元，其中2.07亿美元为少于1年的负债，1743万美元为1-3年的负债，1299万美元为3-5年的负债，3395万美元为超过5年的负债[244] 天然气对冲与衍生品 - 2020年第二季度CNX的天然气对冲量为113.5 Bcf[155] - 2020年3月CNX通过重新定价2022、2023和2024年的天然气对冲组合，获得了5500万美元的净收益[156] - 2020年4月CNX通过终止部分天然气对冲合约，获得了2900万美元的净收益[158] - Marcellus天然气衍生品工具现金结算收益为0.78美元/Mcf，同比增长329.4%[183] - Utica天然气衍生品工具现金结算收益为0.73美元/Mcf，同比增长335.5%[191] - 公司使用固定价格合同、期权和衍生品工具来最小化天然气销售中的市场价格波动风险[256] - 截至2020年3月31日和2019年12月31日，公司的天然气衍生工具净头寸分别为3.7亿美元和4.06亿美元[261] - 假设未来天然气价格上涨10%，2020年3月31日和2019年12月31日的公允价值将分别减少3.76亿美元和3.83亿美元[261] - 假设未来天然气价格下跌10%，2020年3月31日和2019年12月31日的公允价值将分别增加3.56亿美元和4.02亿美元[261] - 2020年固定价格天然气对冲量为337.2亿立方英尺，加权平均对冲价格为每千立方英尺2.51美元[264] - 2021年固定价格天然气对冲量为449.2亿立方英尺，加权平均对冲价格为每千立方英尺2.41美元[264] - 2022年固定价格天然气对冲量为304.8亿立方英尺，加权平均对冲价格为每千立方英尺2.29美元[264] - 2023年固定价格天然气对冲量为172.2亿立方英尺，加权平均对冲价格为每千立方英尺2.25美元[264] - 2024年固定价格天然气对冲量为150.1亿立方英尺，加权平均对冲价格为每千立方英尺2.32美元[264] 运输、收集和压缩成本 - 2020年第一季度公司运输、收集和压缩费用为每Mcfe 0.99美元，相比2019年同期的0.92美元增长7.6%[166] - Marcellus运输、收集和压缩成本为1.15亿美元，同比增长1100万美元[187] - CBM运输、收集和压缩成本为每Mcf 0.82美元，同比增加18.8%[198] 折旧、损耗和摊销成本 - Utica折旧、损耗和摊销成本为3600万美元，同比增长100万美元[196] - CBM折旧、损耗和摊销成本为每Mcf 1.38美元，同比增加11.3%[198] 中游业务 - 中游收入同比增长7百万美元，主要由于干气收集量增加了32.6%[220] - 干气收集量从839 BBtu/d增加到1,106 BBtu/d，增长了267 BBtu/d[221] - 总收集量从1,673 BBtu/d增加到2,002 BBtu/d，增长了329 BBtu/d[221] 现金流量与融资活动 - 经营活动产生的现金流量从3.09亿美元减少到2.67亿美元，减少了4200万美元[238] - 投资活动使用的现金流量从2.93亿美元减少到1.38亿美元，减少了1.55亿美元[238] - 融资活动使用的现金流量从900万美元增加到1.08亿美元，增加了9900万美元[238] - 资本支出减少了1.47亿美元，主要由于Utica和Marcellus页岩区的钻探和完井活动减少[240] - 公司通过运营现金流和借款满足其营运资金需求和资本支出[233] - 利息支出为4000万美元，同比增加1200万美元[217] - 利息支出从7百万美元增加到9百万美元，主要由于循环信贷额度的额外借款[231] 其他收入与费用 - 其他营业收入为600万美元，同比增加300万美元[211] - 公司2020年第一季度其他收入为200万美元，同比下降60%，主要由于特许权收入、路权销售和利息收入均减少至零[174] - 公司2020年第一季度资产销售净收益为1200万美元，相比2019年同期的400万美元增长200%[175] - 公司2020年第一季度债务清偿收益为1100万美元，相比2019年同期的800万美元债务清偿损失，变化显著[176] - 公司2020年第一季度有效所得税率为33.3%，相比2019年同期的15.2%有所上升，主要受非控股权益、股权补偿和州所得税影响[177] - 公司2020年第一季度税前亏损为4.58亿美元，同比增加502.6%，所得税收益为1.53亿美元，同比增加1175%[178] 利率与债务 - 截至2020年3月31日，公司固定利率债务总额为17.25亿美元，可变利率债务总额为9.49亿美元[262] - 假设可变利率工具的平均利率上升100个基点，2020年3月31日和2019年12月31日的税前未来收益将每年减少1000万美元[262]

天然气产量与储量 - 2019年公司天然气总产量达到539.1 Bcfe，同比增长6.3%[102] - 2019年Marcellus Shale产量达到369.7 Bcfe，同比增长28.3%[102] - 2019年公司探明储量增至8.4 Tcfe，同比增长6.9%[102] - 2020年公司预计天然气年产量为525-555 Bcfe[102] - Marcellus天然气销售量为336.1 Bcf，同比增长31.8%[124] - Marcellus总销售量为369.7 Bcfe，同比增长28.3%[124] - Utica天然气销售量为113.7 Bcf，同比下降23.2%[128] - Utica总销售量为113.8 Bcfe，同比下降26.0%[128] - CBM天然气销售量为55.4 Bcf，同比下降8.1%[132] - 其他天然气销售量为0.3 Bcf，同比下降93.6%[135] - 采购天然气销售量为40.6 Bcf，同比增长98.0%[138] 财务表现 - 2019年公司净亏损8073万美元，而2018年净利润为7.965亿美元[103] - 2019年E&P部门税前亏损1.4亿美元，而2018年税前利润为2.45亿美元[102] - 2019年Midstream部门税前利润为1.67亿美元，而2018年为1.34亿美元[105] - 2019年公司税前利润为6000万美元，较2018年的10.99亿美元大幅下降94.5%，主要由于资产出售收益减少和所得税费用增加[119] - 2019年公司有效所得税率为46.5%，较2018年的19.6%大幅上升，主要由于州所得税、股权补偿和州估值备抵等因素影响[117][119] - 2019年公司资产出售收益为4200万美元，较2018年的1.55亿美元大幅下降，主要由于2018年出售俄亥俄州Utica合资企业资产获得1.31亿美元收益[112][113] - 2019年公司债务清偿损失为800万美元，较2018年的5400万美元大幅减少，主要由于2019年以101.5%面值回购4亿美元2022年到期的5.875%优先票据[115] - 2019年公司长期股权激励补偿费用增加1700万美元，同比增长81.0%，主要由于2019年加速授予某些员工的限制性股票单位和绩效股票单位[111] - 2019年公司短期激励补偿费用减少300万美元，同比下降12.5%，主要由于员工数量减少和当前期间预计支付额降低[111] - 2019年公司其他收入总计1900万美元，同比下降48.6%，其中特许权使用费收入下降1100万美元，同比下降73.3%[111] 天然气价格与销售 - 2019年天然气平均销售价格为2.48美元/Mcf，同比下降16.5%[106] - 2019年天然气销售量为505,355 MMcf，同比增长7.9%[109] - Marcellus天然气平均销售价格为2.45美元/Mcf，同比下降16.4%[124] - Marcellus总平均销售价格为2.66美元/Mcfe，同比下降11.0%[124] - Utica总平均销售价格为2.46美元/Mcfe，同比下降11.2%[128] - CBM天然气平均销售价格为每Mcf 2.96美元，同比下降16.1%[132] - 采购天然气平均销售价格为每Mcf 2.32美元，同比下降28.2%[138] - 2019年天然气平均销售价格为每千立方英尺2.48美元，较2018年的2.97美元有所下降[35] - 2019年天然气衍生品工具的现金结算收益为每千立方英尺0.14美元，而2018年为亏损0.15美元[35] - 2019年天然气液体（NGLs）的平均销售价格为每千立方英尺当量3.20美元，较2018年的4.55美元下降[35] - 2019年石油的平均销售价格为每千立方英尺当量8.13美元，较2018年的9.89美元下降[35] - 2019年天然气互换交易的名义量约为389.2亿立方英尺，平均价格为每千立方英尺2.70美元[35] - 公司预计2020年天然气产量为497.5亿立方英尺，平均价格为每千立方英尺2.55美元[35] 资本支出与投资 - 2020年公司预计勘探与生产资本支出为5.3-6.1亿美元[102] - 2019年投资活动使用的现金流量为11.47亿美元，较2018年的8.95亿美元增加了2.52亿美元[167] - 2019年公司回购了1.17亿美元的普通股，较2018年的3.82亿美元有所减少[167] - 2019年公司支付了4.06亿美元回购2022年到期的5.875%高级票据[167] - 2019年公司发行了5亿美元的2027年到期的7.25%高级票据[167] 中游业务 - 2019年Midstream部门税前利润为1.67亿美元，而2018年为1.34亿美元[105] - 中游部门总收入从2018年的2.58亿美元增加到2019年的3.07亿美元，增长了4900万美元，主要由于相关方平均费率增长21.3%和干湿气收集量增长14.2%[146] - 中游部门收集的干气量从2018年的740 BBtu/d增加到2019年的889 BBtu/d，湿气量从661 BBtu/d增加到719 BBtu/d[147] - 中游部门利息费用从2018年的2400万美元增加到2019年的3000万美元，主要由于循环信贷额度借款增加[152] - 中游部门SG&A成本从2018年的2300万美元减少到2019年的2000万美元[150] - 中游部门运输、收集和压缩成本2019年和2018年均为4700万美元[149] - 中游部门2019年资产销售和废弃净损失700万美元，而2018年实现净收益200万美元[151] 资产减值与会计估计 - 2019年公司对56口运营井和约51,000英亩的CPA Marcellus已探明资产进行了3.27亿美元的减值[157] - 2017年公司对Knox Energy LLC和Coalfield Pipeline Company的资产进行了1.38亿美元的减值[157] - 2019年公司对未探明天然气资产进行了1.19亿美元的减值[158] - 2018年公司记录了7.96亿美元的商誉，主要与中游资产收购相关[159] - 2019年第四季度公司对中游报告单元进行了商誉减值测试，结果显示其公允价值超过账面价值，但差额不到10%[161] - 2018年5月公司对中游收购中获得的客户关系无形资产进行了1900万美元的减值[162] - 公司资产退役义务的会计估计为关键会计估计，涉及未来退役成本的现值计算，变量变化可能对天然气井关闭负债产生重大影响[155] - 截至2019年12月31日，公司递延税负债超过递延税资产约3.51亿美元，递延税资产的估值备抵为1.25亿美元[155] 运营成本与费用 - 2019年公司SG&A成本为1.24亿美元，较2018年的1.12亿美元增加1200万美元[143] - 2019年公司利息费用为1.21亿美元，较2018年的1.22亿美元减少100万美元，主要由于高成本长期债务减少[144] - Marcellus运输、收集和压缩成本为444百万美元，同比增长38.8%[126] - Utica运输、收集和压缩成本为33百万美元，同比下降36.5%[130] - CBM运营成本为1.36亿美元，同比下降1800万美元[134] - 其他运营费用从2018年的7200万美元增加到2019年的7900万美元，增长了9.7%，主要由于未使用的固定运输和处理费用增加1300万美元[140] - 勘探和生产相关其他成本从2018年的1200万美元增加到2019年的4400万美元，增长了266.7%，主要由于租赁到期成本增加2600万美元[140] 天然气市场与需求 - 2019年天然气占美国电力发电的38%，较2018年的35%有所上升[42] - 2019年美国天然气出口量为53亿立方英尺/天，较2018年增长61%[42] - 公司预计2020年美国天然气需求将增长1.7%[42] 法律法规与监管 - 公司的天然气和中游业务受到联邦、州和地方各级法律法规的广泛监管，涵盖从道路使用到天然气生产和传输的各个方面[47] - 水力压裂活动受到州和联邦层面的严格监管，包括美国环保署（EPA）的新规定，要求披露压裂中使用的化学品信息[48] - 联邦《清洁空气法》和州法律对天然气生产和加工操作中的空气排放进行监管，要求获得许可并控制排放[50] - 联邦《清洁水法》和州法律对天然气操作中的雨水排放和污染物排放进行监管，要求获得许可并遵守排放限制[50] - 濒危物种法和相关州法规对位于受保护栖息地的天然气操作产生影响，可能导致许可延迟或操作限制[50] - 天然气传输和收集管道的安全受到美国交通部管道和危险材料安全管理局（PHMSA）的监管[50] - 联邦《资源保护与恢复法》（RCRA）对天然气操作中产生的危险和非危险废物的管理、处理和处置进行监管[50] - 联邦能源监管委员会（FERC）对天然气的州际运输进行监管，并可能对市场操纵行为进行处罚[52] - 职业安全与健康法（OSHA）和州法律对天然气操作中的员工健康和安全进行监管[53] - 气候变化相关法律和法规可能增加公司的运营成本，并影响天然气市场的竞争力[54] 现金流量与债务 - 公司2019年经营活动产生的现金流量为9.81亿美元，较2018年的8.86亿美元增加了9500万美元[167] - 2019年融资活动产生的现金流量为1.66亿美元，较2018年的4.83亿美元增加了6.49亿美元[167] - 公司2019年12月31日的长期债务总额为27.63亿美元，其中包括8.94亿美元的5.875%高级票据和6.61亿美元的CNX信贷额度[169] - 公司2019年12月31日的总股本为49.62亿美元，较2018年的50.82亿美元有所下降[171] - 公司2019年12月31日的合同义务总额为62.32亿美元，其中包括22.08亿美元的天然气运输和处理合同[169] - 公司2019年12月31日的衍生品合同公允价值为4.06亿美元，较2018年的9900万美元有所增加[165] 其他 - 公司拥有约2600英里的天然气集输管道和多个天然气处理设施[37] - 2019年公司对56口运营井和约51,000英亩的CPA Marcellus已探明资产进行了3.27亿美元的减值[157] - 2019年公司对未探明天然气资产进行了1.19亿美元的减值[158] - 2018年公司记录了7.96亿美元的商誉，主要与中游资产收购相关[159] - 2019年第四季度公司对中游报告单元进行了商誉减值测试，结果显示其公允价值超过账面价值，但差额不到10%[161] - 2018年5月公司对中游收购中获得的客户关系无形资产进行了1900万美元的减值[162]

天然气销售与价格 - 公司第三季度天然气销售量达到128.3 Bcfe，同比增长7.8%，主要得益于Marcellus Shale产量的增加[156] - 第三季度平均销售价格为每Mcfe 2.51美元，液体平均实现价格为每桶14.26美元[157] - Marcellus天然气销售量为79.2 Bcf，同比增长27.9%[193] - Marcellus天然气平均销售价格为2.02美元/Mcf，同比下降24.1%[193] - Utica天然气销售量为26.8 Bcf，同比下降16.0%[202] - Utica天然气平均销售价格为1.86美元/Mcf，同比下降26.5%[202] - CBM部门2019年第三季度的平均销售价格为每Mcf 2.95美元，相比2018年同期的3.33美元下降了11.4%[214] - 天然气销售量为372,524 MMcf，同比增长9.7%，销售收入为966,574千美元，同比增长3.9%[260] - Marcellus板块2019年前九个月天然气销售总量为245.3 Bcf，较2018年同期的176.0 Bcf增长39.4%[281] - Marcellus板块2019年前九个月平均销售价格为2.71美元/Mcfe，较2018年同期的2.94美元/Mcfe下降7.8%，主要由于天然气平均销售价格下降0.08美元/Mcf和NGLs平均销售价格下降1.47美元/Mcfe[281][283] - Utica天然气销售量为85.4 Bcf，同比下降24.9%[290] - Utica天然气平均销售价格为每Mcf 2.43美元，同比下降6.9%[290] - CBM天然气销售量为41.7 Bcf，同比下降8.1%[299] - CBM天然气平均销售价格为每Mcf 3.00美元，同比下降11.0%[299] - 其他天然气销售量为0.3 Bcf，同比下降93.5%[306] 生产量与资本支出 - 公司更新2019年生产量指引为530-540 Bcfe，2020年生产量指引为535-565 Bcfe，2020年预计比2019年增长约3%[159] - 2019年第三季度资本支出为3.36亿美元，较2018年同期的2.97亿美元有所增加[156] - 公司预计2019年和2020年合计资本支出将比之前宣布的减少约8000万美元，导致2020年生产量减少17.5 Bcfe[161] - 公司预计未来资本支出将大幅增加，用于开发和勘探项目以及CNXM的中游系统开发[351] 收入与利润 - 第三季度归属于公司股东的净收入为1.16亿美元，每股摊薄收益为0.61美元，较2018年同期的1.25亿美元有所下降[164] - 勘探与生产部门税前收入为1.51亿美元，较2018年同期的5400万美元大幅增加[167] - 中游部门税前收入为4200万美元，较2018年同期的3100万美元有所增加[170] - 天然气、NGLs和石油收入为2.65亿美元，较2018年同期的3.45亿美元有所下降，主要由于天然气和NGL价格下降[173] - 公司2019年第三季度的税前利润为1.93亿美元，同比下降4.9%，所得税费用为4900万美元，同比下降14.0%[187] - 公司勘探与生产（E&P）部门2019年第三季度的税前利润为1.51亿美元，较2018年同期的5400万美元大幅增长[189] - 公司Marcellus部门2019年第三季度的税前利润为4100万美元，较2018年同期的6400万美元下降[192] - Marcellus天然气、NGLs和石油收入为1.79亿美元，同比下降2800万美元，主要由于天然气和NGLs价格下降[194] - Utica天然气、NGLs和石油收入为5000万美元，同比下降3800万美元，主要由于销售量和价格下降[203] - CBM部门2019年第三季度的税前利润为900万美元，相比2018年同期的1000万美元下降了10%[210] - CBM部门2019年第三季度的天然气收入为3600万美元，相比2018年同期的4800万美元下降了25%，主要由于CBM销售总量下降4.1%和平均天然气销售价格下降23.4%[211] - 其他天然气部门2019年第三季度的税前利润为8300万美元，相比2018年同期的亏损6100万美元有显著改善[220] - 其他天然气部门2019年第三季度的商品衍生工具未实现收益为1.57亿美元，相比2018年同期的1500万美元大幅增加[224] - 采购天然气部门2019年第三季度的销售量为13.6 Bcf，相比2018年同期的4.1 Bcf增加了231.7%[227] - 其他运营收入2019年第三季度为400万美元，相比2018年同期的300万美元增加了33.3%[228] - 中游部门总收入从2018年的6100万美元增长至2019年的7500万美元，同比增长1400万美元[237] - 中游部门税前利润从2018年的3100万美元增长至2019年的4200万美元，同比增长1100万美元[237] - 中游部门税前利润从2018年1月3日至2018年9月30日的9500万美元增长至2019年同期的1.19亿美元，同比增长2400万美元[252] - NGLs销售量为22,556 MMcfe，同比下降23.4%，销售收入为72,095千美元，同比下降47.4%[260] - 石油销售量为43 MMcfe，同比下降81.8%，销售收入为347千美元，同比下降85.0%[260] - 凝析油销售量为647 MMcfe，同比下降61.3%，销售收入为4,846千美元，同比下降67.5%[260] - Marcellus板块2019年前九个月税前利润为1.78亿美元，较2018年同期的1.56亿美元有所增长[280] - Marcellus板块2019年前九个月天然气、NGLs和石油收入为7.09亿美元，较2018年同期的5.91亿美元增长1.18亿美元，主要由于销售总量增长33.4%[282] - Utica板块2019年前九个月税前利润为6800万美元，较2018年同期的1.44亿美元有所下降[289] - Utica天然气收入为2.08亿美元，同比下降1.18亿美元[291] - CBM天然气收入为1.25亿美元，同比下降2800万美元[299] - 其他天然气收入为200万美元，同比下降1300万美元[308] - 采购天然气收入在截至2019年9月30日的九个月内为6400万美元，相比2018年同期的3900万美元有所增加[311] - 其他营业收入在截至2019年9月30日的九个月内为1000万美元，相比2018年同期的2200万美元减少了54.5%[313] - 中游部门总收入在截至2019年9月30日的九个月内为2.25亿美元，相比2018年同期的1.87亿美元增加了3800万美元[322] - 中游部门税前收益在截至2019年9月30日的九个月内为1.19亿美元，相比2018年同期的9500万美元增加了2400万美元[322] 成本与费用 - 运输、收集和压缩费用每Mcfe增加0.13美元，主要由于Marcellus产量增加和相关新合同的影响[175] - 公司2019年第三季度的销售、一般及行政费用（SG&A）为2400万美元，同比下降25.0%，主要由于短期激励补偿减少400万美元[180] - 公司2019年第三季度的其他收入为100万美元，同比下降75.0%，主要由于特许权收入和路权销售减少[181] - 公司2019年第三季度的资产出售收益为300万美元，较2018年同期的1.34亿美元大幅下降，主要由于俄亥俄州Utica合资企业资产出售的影响[182] - 公司2019年第三季度的有效所得税率为25.4%，较2018年同期的27.9%下降2.5个百分点[185] - Marcellus运输、收集和压缩成本为1.06亿美元，同比增加2900万美元，主要由于产量增加和新合同[199] - Utica折旧、损耗和摊销成本为3200万美元，同比增加400万美元，主要由于负储备修订和资本支出增加[209] - CBM部门2019年第三季度的总运营成本为3300万美元，相比2018年同期的3900万美元下降了15.4%[217] - 勘探和生产相关其他成本2019年第三季度为600万美元，相比2018年同期的300万美元增加了100%[229] - 其他运营费用2019年第三季度为2100万美元，相比2018年同期的1800万美元增加了16.7%[230] - 中游部门总成本从2018年的3000万美元增长至2019年的3300万美元，同比增长300万美元[237] - 中游部门运输、收集和压缩成本从2018年的1000万美元增长至2019年的1200万美元，同比增长200万美元[241] - 中游部门销售、一般和行政费用从2018年的500万美元下降至2019年的400万美元，同比下降100万美元[242] - 中游部门利息费用从2018年的700万美元增长至2019年的800万美元，同比增长100万美元[244] - 长期股权激励补偿费用增加2100万美元，同比增长131.3%[263] - 短期激励补偿费用减少800万美元，同比下降47.1%[263] - 其他收入减少1200万美元，同比下降54.5%[264] - 资产出售和废弃收益为800万美元，同比下降94.6%[265] - 债务清偿损失为800万美元，同比下降85.2%[270] - 有效所得税率为22.3%，同比下降1.8个百分点[275] - Marcellus板块2019年前九个月运营成本为5.49亿美元，较2018年同期的4.36亿美元有所增加，但单位成本下降，主要由于水处理成本减少和员工成本降低[284] - Marcellus板块2019年前九个月运输、收集和压缩成本为3.25亿美元，较2018年同期的2.28亿美元增加，主要由于产量增加和新合同生效[287] - Marcellus板块2019年前九个月折旧、损耗和摊销成本为1.86亿美元，较2018年同期的1.61亿美元增加，但单位成本下降至0.68美元/Mcfe[288] - Utica总运营成本为1.46亿美元，同比下降3700万美元[295] - 勘探和生产相关其他成本在截至2019年9月30日的九个月内为1500万美元，相比2018年同期的900万美元增加了66.7%[314] - 其他运营费用在截至2019年9月30日的九个月内为6000万美元，相比2018年同期的5100万美元增加了17.6%[316] - 利息费用在截至2019年9月30日的九个月内为9200万美元，相比2018年同期的9600万美元减少了400万美元[318] - 中游部门总成本在截至2019年9月30日的九个月内为1.06亿美元，相比2018年同期的9200万美元增加了1400万美元[322] - 2019年前九个月的利息支出为2300万美元，相比2018年同期的1700万美元有所增加[330] 现金流与债务 - 2019年前九个月的经营活动现金流为8.66亿美元，相比2018年同期的6.90亿美元增加了1.76亿美元[338] - 2019年前九个月的投资活动现金流为-9.49亿美元，相比2018年同期的-5.85亿美元减少了3.64亿美元[338] - 2019年前九个月的融资活动现金流为7100万美元，相比2018年同期的-5.72亿美元增加了6.43亿美元[338] - 2019年9月30日，公司的长期债务总额为26.5亿美元，其中包括2022年到期的8.95亿美元5.875%高级票据和2027年到期的5亿美元7.25%高级票据[345] - 2019年9月30日，公司的总股本为52.22亿美元，相比2018年12月31日的50.82亿美元有所增加[346] - 2019年9月30日，公司的合同义务总额为61.72亿美元，其中包括24.49亿美元的天然气运输和处理合同[343] - 2019年前九个月，公司回购了1.17亿美元的普通股，相比2018年同期的2.94亿美元有所减少[342] - 2019年9月30日，公司持有的天然气衍生品合约公允价值为3.13亿美元，相比2018年12月31日的9900万美元有所增加[335] 风险与法规 - 公司面临天然气和天然气液体价格波动的风险，价格可能因供应过剩、天气和替代燃料价格等因素大幅波动[351] - 公司依赖CNX Midstream Partners LP和其他公司拥有的中游设施进行天然气收集、处理和运输[351] - 环境法规可能增加运营成本，并对天然气市场产生不利影响，可能导致短期和长期负债[351] - 公司可能因天然气价格下跌或钻井失败而需对已探明天然气资产进行减值[351] - 公司使用固定价格合同、期权和衍生品工具来减少天然气销售中的市场价格波动风险[355] - 公司面临网络安全事件可能对业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响的风险[353] - 公司依赖关键管理人员，并需吸引和保留经验丰富的技术和专业人员[353] - 公司可能因天然气价格下跌或探明储量减少而导致借款基础下降[353] - 公司可能因未能找到或收购经济可采的天然气储量而无法替代现有储量[353] 其他 - 公司2019年第三季度的其他收入为100万美元，同比下降75.0%，主要由于特许权收入和路权销售减少[181] - 公司2019年第三季度的资产出售收益为300万美元，较2018年同期的1.34亿美元大幅下降，主要由于俄亥俄州Utica合资企业资产出售的影响[182] - 其他天然气部门2019年第三季度的商品衍生工具未实现收益为1.57亿美元，相比2018年同期的1500万美元大幅增加[224] - 采购天然气部门2019年第三季度的销售量为13.6 Bcf，相比2018年同期的4.1 Bcf增加了231.7%[227] - 其他运营收入2019年第三季度为400万美元，相比2018年同期的300万美元增加了33.3%[228] - 勘探和生产相关其他成本2019年第三季度为600万美元，相比2018年同期的300万美元增加了100%[229] - 其他运营费用2019年第三季度为2100万美元，相比2018年同期的1800万美元增加了16.7%[230] - 中游部门相关方收入从2018年的4100万美元增长至2019年的5600万美元，同比增长1500万美元[237] - 中游部门第三方收入从2018年的2000万美元下降至2019年的1900万美元，同比下降100万美元[237] - 中游部门总收集量从2018年的1410 BBtu/d增长至2019年的1815 BBtu/d，同比增长405 BBtu/d[240] - 其他天然气部门在截至2019年9月30日的九个月内，商品衍生工具未实现收益为2.14亿美元，现金结算支付为100万美元[309] - 采购天然气销售量为26.9 Bcf，相比2018年同期的12.9 Bcf增加了108.5%[312] - 其他营业收入在截至2019年9月30日的九个月内为1000万美元，相比2018年同期的2200万美元减少了54.5%[313] - 2019年第三季度，CNX Midstream Partners LP宣布每单位现金分配为0.4001美元，同比增长15%[348]

天然气销售与价格 - 公司2019年第二季度天然气销售量为134.5 Bcfe，同比增长9.7%，主要由于Marcellus Shale产量增加[161] - 2019年第二季度天然气平均销售价格为2.63美元/Mcfe，液体平均实现价格为19.14美元/桶[162] - 2019年第二季度天然气销售量为126378 MMcf，同比增长11.2%，平均价格为2.51美元/Mcf，同比下降1.6%[180] - Marcellus天然气销售量为84.3 Bcf，同比增长45.3%[199] - Utica天然气销售量为28.1 Bcf，同比下降30.4%[208] - CBM天然气销售量为13.9 Bcf，同比下降6.1%[216] - 采购天然气销售量为7.8 Bcfe，同比增长122.9%，但平均销售价格下降14.9%至2.40美元/Mcfe[228] - 2019年六个月内，E&P部门销售量为267.5 Bcfe，较2018年的252.1 Bcfe增长6.1%[256] - 天然气销售量为252,316 MMcf，同比增长9.2%，销售收入为720,758千美元，同比增长13.2%[262] - Marcellus板块2019年上半年天然气销售总量为1660亿立方英尺，较2018年同期的1141亿立方英尺增长45.5%[283] - Utica天然气销售量为58.6 Bcf，同比下降28.4%[292] - CBM天然气销售量为27.6 Bcf，同比下降10.1%[301] - 其他天然气销售量为0.2 Bcf，同比下降95.7%[308] - 2019年上半年采购天然气销售量为13.2 Bcfe，较2018年同期的8.8 Bcfe增长50%[314] 财务表现 - 公司2019年第二季度归属于股东的净利润为1.62亿美元，同比增长286%，每股收益为0.84美元[166] - 2019年第二季度E&P部门税前利润为1.88亿美元，同比增长348%，主要由于商品衍生工具未实现收益2.11亿美元[169] - 2019年第二季度Midstream部门税前利润为4400万美元，同比增长57%[172] - 2019年第二季度天然气、NGLs和石油收入为3.43亿美元，同比增长2.4%[175] - 2019年第二季度资本支出为3.29亿美元，同比增长24.6%[161] - 公司2019年第二季度的销售、一般和行政费用（SG&A）总额为4900万美元，同比增长40.0%[183] - 长期股权激励补偿费用在2019年第二季度增加了1800万美元，同比增长300.0%[183] - 2019年第二季度的其他收入总额为500万美元，同比下降16.7%[184] - 2019年第二季度的其他费用总额为500万美元，同比下降28.6%[184] - 公司2019年第二季度的税前利润为2.33亿美元，同比增长676.7%[193] - 2019年第二季度的有效所得税率为17.5%，相比2018年同期的-102.7%有显著改善[193] - E&P部门2019年第二季度的税前利润为1.88亿美元，相比2018年同期的4200万美元大幅增长[195] - Marcellus部门2019年第二季度的税前利润为5000万美元，相比2018年同期的4700万美元有所增长[198] - 2019年第二季度的天然气、NGL和石油收入为3.43亿美元，相比2018年同期的800万美元大幅增长[196] - 2019年第二季度的运输、收集和压缩费用为1.32亿美元，相比2018年同期的3100万美元大幅增加[196] - Marcellus总销售收入为2.37亿美元，同比增长42.8%[200] - Utica总销售收入为6600万美元，同比下降38.9%[209] - CBM天然气收入为4000万美元，同比下降700万美元，主要由于销售量下降6.1%和销售价格下降11.5%[216] - 其他天然气部门税前利润为1.12亿美元，去年同期为亏损6300万美元[222] - 2019年六个月内，CNX资源股东应占净收入为7514万美元，较2018年的5.69577亿美元大幅下降4.94437亿美元[250] - 2019年六个月内，E&P部门税前利润为8200万美元，较2018年的1.42亿美元下降6000万美元[252] - 2019年六个月内，中游部门税前利润为7700万美元，较2018年同期的6300万美元增长1400万美元[255] - NGLs销售量为14,536 MMcfe，同比下降25.4%，销售收入为53,790千美元，同比下降40.5%[262] - 公司总SG&A费用为85百万美元，同比增长28.8%，其中长期股权激励补偿费用为35百万美元，同比增长218.2%[265] - 公司其他收入为10百万美元，同比下降44.4%，其中特许权使用费收入为4百万美元，同比下降60.0%[266] - 公司资产出售和废弃损失为5百万美元，同比下降61.5%[267] - 公司债务清偿损失为8百万美元，同比下降79.5%[272] - 公司所得税费用为29百万美元，同比下降84.2%，有效税率为18.6%，同比下降4.5个百分点[277] - E&P部门税前利润为82百万美元，同比下降42.3%[279] - Marcellus板块2019年上半年税前利润为1.37亿美元，较2018年同期的9200万美元增长48.9%[282] - Marcellus板块2019年上半年天然气、NGLs和石油收入为5.31亿美元，较2018年同期的3.83亿美元增长38.7%，主要由于销售总量增长38.7%[284] - Utica板块2019年上半年税前利润为5000万美元，较2018年同期的1.03亿美元下降51.5%[291] - Utica天然气销售收入为1.58亿美元，同比下降8000万美元，主要由于销售量下降31.9%[293] - 其他天然气部门在2019年上半年确认了5700万美元的商品衍生工具未实现收益，而2018年同期为6100万美元[311] - 2019年上半年采购天然气收入为3500万美元，较2018年同期的2800万美元增长25%，主要由于采购天然气销售量的增加[312] - 2019年上半年其他营业收入为600万美元，较2018年同期的1900万美元下降68.4%，主要由于水力压裂淡水销售收入的减少[315] - 2019年上半年勘探和生产相关其他成本为800万美元，较2018年同期的600万美元增长33.3%[317] - 2019年上半年其他运营费用为4100万美元，较2018年同期的3400万美元增长20.6%，主要由于未使用的固定运输和处理费用的增加[318] - 2019年上半年销售、一般和行政费用为7400万美元，较2018年同期的5400万美元增长37%[321] - 2019年上半年利息费用为6100万美元，较2018年同期的6700万美元下降9%，主要由于高成本长期债务的减少[322] - 2019年上半年中游部门总收入为1.51亿美元，较2018年同期的1.26亿美元增长19.8%[326] - 公司2019年上半年经营活动产生的现金流量为5.61亿美元，较2018年同期的4.51亿美元增加了1.1亿美元[342] - 公司2019年上半年资本支出增加了1.32亿美元，主要由于Utica和Marcellus页岩区的钻探和完井活动增加以及新水管道的安装[343] - 公司2019年上半年回购了4亿美元2022年到期的优先票据，支付了4.06亿美元，回购价格为101.5%[346] - 公司2019年上半年发行了5亿美元2027年到期的优先票据[346] - 公司2019年上半年在公开市场回购了1.1亿美元的普通股，较2018年同期的1.67亿美元有所减少[346] - 公司2019年6月30日的长期债务总额为26.29亿美元，其中包括8.95亿美元2022年到期的5.875%优先票据和5亿美元2027年到期的7.25%优先票据[349] - 公司2019年6月30日的总股本为51亿美元，较2018年12月31日的50.82亿美元有所增加[350] - 公司2019年第二季度宣布每股派发现金股息0.3865美元，较上一季度增长3.6%，较2018年同期增长15%[352] - 公司2019年6月30日的合同义务总额为62.84亿美元，其中包括23.14亿美元的天然气运输和处理合同以及26.29亿美元的长期债务[347] 运营成本与费用 - 2019年第二季度NGLs销售量为7855 MMcfe，同比下降6.1%，平均价格为18.36美元/桶，同比下降35.3%[180] - Marcellus总运营成本为1.94亿美元，同比增长38.6%[202] - Utica总运营成本为5000万美元，同比下降25.4%[211] - CBM运营成本为3300万美元，同比下降400万美元，主要由于租赁运营费用和运输、采集及压缩成本下降[218][219][220] - Marcellus运输、收集和压缩成本为1.14亿美元，同比增长56.2%[204] - 2019年六个月内，E&P部门租赁运营费用为每Mcfe 0.14美元，较2018年的0.25美元下降44.0%[256] - Marcellus板块2019年上半年总运营成本为3.73亿美元，较2018年同期的2.91亿美元增长28.2%[286] - Marcellus板块2019年上半年租赁运营费用为2100万美元，较2018年同期的2700万美元下降22.2%[286] - Utica天然气租赁运营费用为0.15美元/Mcfe，同比下降40%[292] - Marcellus板块2019年上半年运输、收集和压缩成本为2.18亿美元，较2018年同期的1.50亿美元增长45.3%[289] 风险管理与衍生工具 - 公司使用固定价格合同、期权和衍生品工具来最小化天然气和天然气液体销售中的市场价格波动风险[359] - 公司建立了风险管理政策和程序，以加强其资产基础商品营销的内部控制环境[360] - 公司使用衍生工具主要为了减少不确定性和波动性，并覆盖潜在风险[360] - 公司的市场风险策略结合了基本风险管理工具，以评估市场价格风险并建立框架，使管理层能够在预定义的风险参数内维护交易组合[360] - Utica天然气衍生品工具现金结算损失为0.12美元/Mcf，同比下降1300%[292] - CBM天然气衍生品工具现金结算损失为0.11美元/Mcf，同比下降1000%[301] 中游部门表现 - 2019年第二季度Midstream部门税前利润为4400万美元，同比增长57%[172] - 中游部门总收入从2018年的6100万美元增加到2019年的7800万美元，同比增长1700万美元[240] - 中游部门相关方收入从2018年的3800万美元增加到2019年的6000万美元，同比增长2200万美元[240] - 中游部门第三方收入从2018年的2300万美元减少到2019年的1800万美元，同比下降500万美元[240] - 中游部门税前利润从2018年的2800万美元增加到2019年的4400万美元，同比增长1600万美元[240] - 2019年六个月内，中游部门税前利润为7700万美元，较2018年同期的6300万美元增长1400万美元[255] - 2019年上半年中游部门总收入为1.51亿美元，较2018年同期的1.26亿美元增长19.8%[326] - 2019年上半年中游部门总收集量为1,736 BBtu/d，较2018年同期的1,402 BBtu/d增长23.8%[328] 生产量与指引 - 公司更新2019年生产量指引为510-530 Bcfe，2020年生产量指引为570-595 Bcfe，同比增长约12%[164] - 2019年六个月内，E&P部门销售量为267.5 Bcfe，较2018年的252.1 Bcfe增长6.1%[256] - Marcellus板块2019年上半年天然气销售总量为1660亿立方英尺，较2018年同期的1141亿立方英尺增长45.5%[283] - Marcellus板块2019年上半年NGLs销售总量为145亿立方英尺当量，较2018年同期的155亿立方英尺当量下降6.5%[283] 环境与法规 - 环境法规可能增加运营成本并引入不确定性，对天然气市场产生不利影响[355] - 公司依赖CNX Midstream Partners LP和其他公司拥有的集输、处理和运输设施[355] - 公司预计开发和勘探项目以及CNXM的中游系统开发需要大量资本支出[355] 其他运营数据 - 2019年第二季度的运输、收集和压缩费用为1.32亿美元，相比2018年同期的3100万美元大幅增加[196] - 其他运营收入为300万美元，同比下降500万美元，主要由于水收入减少400万美元[230] - 勘探和生产相关其他成本为500万美元，同比增长25%[232] - 利息支出为3200万美元，同比增长100万美元，主要由于CNX信贷额度借款增加[237] - 2019年上半年其他运营费用为4100万美元，较2018年同期的3400万美元增长20.6%，主要由于未使用的固定运输和处理费用的增加[318]

天然气销售与价格 - 2019年第一季度天然气销售量为133.0 Bcfe，同比增长2.7%，主要由于Marcellus Shale产量增加[149] - 2019年第一季度平均销售价格为每Mcfe 2.97美元，同比下降1.0%[164] - 天然气销售量为125,938 MMcf，同比增长7.2%[171] - 天然气销售价格为$3.21/Mcf，同比增长8.4%[171] - 天然气总收入为$403,687千，同比增长16.2%[171] - Marcellus板块2019年第一季度平均天然气销售价格为每Mcf 3.20美元，较2018年同期的2.85美元增长12.3%[189] - Utica天然气平均销售价格为每Mcf 3.03美元，同比上涨6.3%[198] - CBM天然气平均销售价格为每Mcf 3.32美元，同比下降4.3%[207] - 平均销售价格从2018年第一季度的3.43美元/Mcfe下降至2019年第一季度的3.00美元/Mcfe，同比下降12.5%[220] 资本支出与投资 - 2019年第一季度资本支出增加至2.99亿美元，去年同期为2.32亿美元[149] - 2019年钻井和完井资本预计增加至6.95-7.45亿美元，土地、中游和水基础设施资本约为2亿美元[154] - 公司资本支出增加了6700万美元，主要由于Marcellus Shale地区的钻井和完井活动增加[249] - 公司在2018年1月以2.99亿美元收购了Noble Energy在CNX Gathering的权益[251] 财务表现 - 2019年第一季度净亏损8700万美元，去年同期净利润为5.28亿美元[157] - 2019年第一季度E&P部门税前亏损1.06亿美元，主要由于商品衍生工具未实现亏损1.54亿美元[160] - 2019年第一季度中游部门税前利润为3300万美元，去年同期为3600万美元[163] - 2019年第一季度天然气、NGLs和石油收入为4.36亿美元，同比增长7.4%[166] - 公司2019年第一季度总收入和运营收入为2.6亿美元，较2018年同期的2.1亿美元增长23.8%[186] - 公司2019年第一季度总运营成本和费用为3.38亿美元，较2018年同期的3.66亿美元下降7.7%[186] - 其他天然气部门税前亏损为2.39亿美元，同比增加2.26亿美元[213] - 采购天然气收入从2018年第一季度的1800万美元下降至2019年第一季度的1600万美元，同比下降11.1%[218] - 其他营业收入从2018年第一季度的1100万美元下降至2019年第一季度的300万美元，同比下降72.7%[221] - 利息支出从2018年第一季度的3600万美元下降至2019年第一季度的2800万美元，同比下降22.2%[228] - 中游部门总收入从2018年第一季度的6400万美元增加至2019年第一季度的7300万美元，同比增长14.1%[232] - 中游部门总成本从2018年第一季度的2800万美元增加至2019年第一季度的4000万美元，同比增长42.9%[232] - 公司经营活动产生的现金流量从2018年的2.59亿美元增加到2019年的3.09亿美元，增长了50%[248] - 公司在2019年3月31日的长期债务总额为24.41亿美元[253] - 公司在2019年3月31日的总股本为49.75亿美元，相比2018年12月31日的50.82亿美元有所下降[256] 天然气产量与销售 - 2019年天然气产量指引为495-515 Bcfe，同比增长约5%[153] - NGLs销售量为6,681 MMcfe，同比下降39.9%[171] - Marcellus板块2019年第一季度总销售量为88.7 Bcfe，较2018年同期的65.9 Bcfe增长34.6%[189] - Utica天然气销售量为30.6 Bcf，同比下降26.1%[198] - Utica总销售量为30.6 Bcfe，同比下降29.7%[198] - CBM天然气销售量为13.7 Bcf，同比下降13.8%[207] - 其他天然气部门销售量为0 Bcfe，同比下降100%[214] - 采购天然气销售量从2018年第一季度的5.3 Bcfe增加至2019年第一季度的5.4 Bcfe，同比增长1.9%[220] 成本与费用 - Marcellus板块2019年第一季度平均租赁运营费用为每Mcfe 0.11美元，较2018年同期的0.24美元下降54.2%[189] - Marcellus板块2019年第一季度总运营成本和费用为1.79亿美元，较2018年同期的1.52亿美元增长17.8%[192] - Marcellus板块2019年第一季度运输、收集和压缩成本为1.04亿美元，较2018年同期的7700万美元增长35.1%[195] - Utica总运营成本为5000万美元，同比下降2000万美元[202] - CBM总运营成本为3300万美元，同比下降900万美元[210] - 长期股权激励补偿费用为$11百万，同比增长120.0%[174] - 总SG&A费用为$36百万，同比增长16.1%[174] - 其他收入为$5百万，同比下降58.3%[175] - 资产销售和废弃损失为$4百万，同比下降55.6%[176] - 债务清偿损失为$8百万，同比下降50.0%[180] - 有效所得税率为15.2%，同比下降13.6%[183] - 勘探和生产相关其他成本从2018年第一季度的200万美元增加至2019年第一季度的300万美元，同比增长50.0%[223] - 其他运营费用从2018年第一季度的1700万美元增加至2019年第一季度的2300万美元，同比增长35.3%[224] 债务与融资 - 公司在2019年第一季度回购了4000万美元的2022年到期的优先票据，支付了4.06亿美元[252] - 公司在2019年第一季度发行了5亿美元的2027年到期的优先票据[252] - 截至2019年3月31日，公司固定利率债务总额为17.99亿美元，可变利率债务为6.51亿美元[271] - 假设利率上升100个基点，2019年3月31日和2018年12月31日的税前未来收益将每年减少700万美元[271] 衍生工具与对冲 - 2019年第二季度天然气对冲量为95.4 Bcf，全年对冲量为377.0 Bcf[155] - 天然气衍生品合约的公允价值从2018年12月31日的9900万美元净资产下降至2019年3月31日的5500万美元净负债[246] - 截至2019年3月31日，公司的衍生工具净负债为5500万美元，而2018年12月31日为净资产9900万美元[269] - 假设未来天然气价格上涨10%，2019年3月31日和2018年12月31日的衍生工具公允价值将分别减少4.67亿美元和4.27亿美元[269] - 假设未来天然气价格下跌10%，2019年3月31日和2018年12月31日的衍生工具公允价值将分别增加4.62亿美元和4.53亿美元[269] - 2019年固定价格天然气对冲量为291.5亿立方英尺，加权平均对冲价格为每千立方英尺2.68美元[274] - 2020年固定价格天然气对冲量为471.3亿立方英尺，加权平均对冲价格为每千立方英尺2.52美元[274] - 2021年固定价格天然气对冲量为416.2亿立方英尺，加权平均对冲价格为每千立方英尺2.43美元[274] - 2022年固定价格天然气对冲量为282.1亿立方英尺，加权平均对冲价格为每千立方英尺2.48美元[274] - 2023年固定价格天然气对冲量为147.3亿立方英尺，加权平均对冲价格为每千立方英尺2.37美元[274] 其他 - 公司在2019年第一季度宣布了每单位0.3732美元的现金分配，同比增长15%[258] - 公司没有维持任何可能对公司财务状况产生重大影响的表外交易[259]

天然气价格与销售 - 2018年天然气平均销售价格为每千立方英尺2.97美元，2017年为2.59美元，2016年为1.92美元[56] - 2018年NGLs（天然气液体）平均销售价格为每千立方英尺当量4.55美元，2017年为4.03美元，2016年为2.42美元[56] - 2018年原油平均销售价格为每千立方英尺当量9.89美元，2017年为7.56美元，2016年为6.15美元[56] - 2018年凝析油平均销售价格为每千立方英尺当量8.43美元，2017年为6.59美元，2016年为4.58美元[56] - 2018年天然气衍生工具现金结算损失为每千立方英尺0.15美元，2017年为0.11美元，2016年为0.70美元[56] - 2018年NGLs销售为每千立方英尺当量增加了0.14美元，2017年为0.17美元，2016年为0.09美元[57] - 2018年天然气互换交易量为356.3亿立方英尺，平均价格为每千立方英尺2.76美元[58] 天然气需求与市场 - 公司预计2019年天然气需求将增长1.3%，俄亥俄州、西弗吉尼亚州和宾夕法尼亚州的需求将增长3%[69] - 2018年天然气占美国电力发电量的35%，较2017年的32%有所上升[69] - 2018年上半年美国天然气净出口量平均为0.87亿立方英尺/天，较2017年全年的0.34亿立方英尺/天增长超过一倍[69] - 2018年上半年美国液化天然气出口量较2017年同期增长58%[69] - 美国能源信息署预计2019年美国天然气需求将增长1.3%，CNX预计2019年俄亥俄、西弗吉尼亚和宾夕法尼亚州的需求将增长约3%[69] - 美国五大天然气生产商在2018年前十个月占干天然气产量的14%[67] 公司基础设施与运营 - 公司拥有约2500英里的天然气集输管道和多个天然气处理设施[61] - 公司通过收购Noble Energy的50%股权，获得了CONE Gathering LLC的控制权，并将其更名为CNX Gathering LLC[65] - 公司计划根据需要选择性获取固定运输能力，同时最小化运输成本和长期财务义务[63] - 公司通过收购Noble Energy的50%会员权益，将CONE Midstream Partners LP更名为CNX Midstream Partners LP[65] - 公司通过地理位置的战略优势，能够将不同质量的天然气混合，减少处理成本[64] - 公司通过收购Noble Energy的权益，将CNX Gathering整合为Midstream Division，并纳入财务报表[66] - 公司通过优化固定运输组合，可能适时释放运输能力给其他方[63] 公司资产与监管 - CNX的水务部门CNX Water Assets LLC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[73] - CNX的非核心矿产资产和地表资产通过出售、租赁或合资等方式进行货币化，以提前实现这些资产的价值[72] - CNX的天然气运营受联邦、州和地方法律的广泛监管，涵盖从钻井到管道建设的各个方面[78] - CNX的天然气管道设施受美国交通部管道和危险材料安全管理局的监管，确保设计和运营的安全性[89] - CNX在开发天然气和煤层气资产前会进行彻底的所有权审查和修复工作，以确保所有权符合行业标准[97] - CNX已完成对当前生产中的天然气和煤层气资产的绝大部分所有权审查，并认为其所有权符合行业标准[97] - CNX的所有权或租赁权通常在收购时或作为土地记录审查的一部分进行简要审查[97] - CNX发现无法修复的所有权缺陷可能会影响其开发资产的能力，并可能导致其减少估计的天然气储量[97] 公司信息披露与投资者关系 - CNX在其网站上免费提供年度报告（10-K）、季度报告（10-Q）、当前报告（8-K）及其修正案，供投资者查阅[98] - CNX通过其网站发布可能对投资者重要的信息，例如分析师演示文稿[98] - CNX的网站（www.cnx.com）和SEC网站（www.sec.gov）是获取公司财务报告的主要渠道[98] - CNX的高管信息可在Part III, Item 10中找到，标题为“CNX高管”[100] 公司员工与管理 - CNX拥有564名员工，且均不受集体谈判协议约束[74]