天然气和石油销售与产量情况 - 2023年第二季度天然气和石油销售额为2.298亿美元，较2022年同期的8.613亿美元减少6.316亿美元，降幅73%[23] - 2023年第二季度天然气产量增至1263亿立方英尺，较2022年同期增长2%，平均售价为每千立方英尺1.81美元，2022年同期为每千立方英尺6.93美元[23] 费用与支出情况 - 2023年第二季度租赁运营费用为3400万美元，较2022年同期的2510万美元增加900万美元，增幅36%[25] - 2023年资本支出总额为7.14879亿美元，较2022年的5.31322亿美元有所增加[28] - 2023年第二季度折旧、损耗和摊销增至1.402亿美元，较2022年同期的1.192亿美元增加2100万美元[44] 资金安排与亏损情况 - 公司预计用未来运营现金流和银行信贷安排借款为未来开发和勘探活动提供资金[30] - 预计7.666亿美元的美国联邦净运营亏损结转和13亿美元的州净运营亏损结转将未使用过期[32] 天然气产量对冲情况 - 截至2023年6月30日，公司有天然气价格区间合约对冲约460亿立方英尺的2023年天然气产量，平均底价为每百万英热单位3美元，平均顶价为每百万英热单位10.28美元；有天然气价格互换合约对冲约476亿立方英尺的2024年天然气产量，平均价格为每百万英热单位3.5美元[33] 经营活动现金情况 - 2023年前六个月经营活动提供的净现金增至7.179亿美元，较2022年同期的6.965亿美元增加2130万美元，增幅3%[46] 长期债务情况 - 截至2023年6月30日，公司有大约22亿美元的长期债务未偿还[183]

财务数据和关键指标变化 - 二季度产量为14亿立方英尺/天，较2022年二季度增长2%；上半年平均产量为14亿立方英尺/天，较去年同期增长6% [29][30] - 二季度油气销售额为2.85亿美元，较2022年二季度下降53%；上半年油气销售额为6.76亿美元，较去年同期下降三分之一 [29][30] - 二季度EBITDAX为1.82亿美元，上半年为4.76亿美元；二季度现金流为1.45亿美元，上半年为4亿美元 [29][30] - 二季度调整后净收入为100万美元，略高于盈亏平衡水平，2022年二季度为2.74亿美元；上半年调整后净收入为9300万美元，2022年上半年为4.09亿美元 [29][30] - 二季度纽约商品交易所结算价平均为2.10美元，与亨利枢纽现货日均价2.12美元非常接近；公司实现的天然气价格平均为1.81美元，与结算价和参考价存在0.29美元的差价 [31] - 二季度末，公司信贷安排下的未偿还借款仅为2000万美元，总债务为22亿美元；二季度末财务流动性近15亿美元 [32] - 二季度运营成本为0.84美元/Mcfe，较一季度增加0.01美元；EBITDAX利润率为63%，较一季度的73%有所下降 [49][50] - 上半年开发活动总支出为6.47亿美元，其中运营的海恩斯维尔和博西尔页岩钻井项目支出5.9亿美元 [51] - 预计三季度现金利息支出为4000 - 4200万美元，全年为1.6 - 1.65亿美元；税率保持在22% - 25%之间，预计今年递延95% - 100%的报告税 [59] 各条业务线数据和关键指标变化 钻井业务 - 二季度末，钻井库存分为海恩斯维尔和博西尔页岩位置，按短、中、长和超长侧钻分为四个类别 [34] - 二季度，17口投产井中有8口侧钻长度超过11000英尺，其中4口超过14000英尺；截至目前，共钻了56口侧钻长度超过11000英尺的井 [35] - 计划到年底再投产37口井，其中17口为超长侧钻（超过11000英尺），13口超过14000英尺；预计2023年底平均侧钻长度约为11000英尺 [36] - 二季度D&C成本平均为每英尺1523美元，较一季度下降4%，但仍比2022年全年D&C成本高15%；钻井成本为每英尺653美元，较一季度下降2% [38] - 上半年共钻了39口（净30.9口）运营的海恩斯维尔和博西尔页岩井，并投产了36口（净24.8口）运营井，这些井的平均初始产量为2300万立方英尺/天 [52] - 总运营库存为1782个总位置和1359个净位置，平均工作权益为76%；非运营库存为1278个总位置和166个净位置，平均工作权益为13% [53] - 运营库存中，海恩斯维尔占52%，博西尔占48%；26%（459个位置）为超长侧钻（超过11000英尺），三分之二的库存侧钻长度超过8000英尺；平均侧钻长度为8947英尺，较一季度末略有上升 [54] 销售业务 - 二季度通过使用海恩斯维尔的多余运输能力买卖第三方天然气，产生了约300万美元的利润，使平均天然气价格实现提高了0.03美元 [48] 各个市场数据和关键指标变化 - 目前天然气市场价格较低，但预计随着液化天然气出口增长，未来天然气价格将改善；预计到2027年，液化天然气日出口量将从120亿立方英尺增加到210亿立方英尺，未来总需求可能达到400亿立方英尺/天 [28][42] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划通过双钻机计划验证西海恩斯维尔的新矿区，并完成租赁计划；目前已租赁约90%的目标土地 [70] - 管理钻井活动水平，以应对当前较低的天然气价格环境；计划维持去年建立的强大资产负债表和财务流动性 [71] - 保持行业领先的低成本结构，计划保留每股0.125美元的季度股息 [72] - 考虑创建一个中游实体来处理未来的资本需求，以避免中游成本对钻井和完井预算造成负担 [135] - 评估不同的液化天然气销售策略，包括获取亨利枢纽基准价格或参与国际定价 [152] - 公司认为自己在西海恩斯维尔拥有竞争优势，如大量土地租赁、自有基础设施和技术进步等 [107] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 今年天然气价格疲软，钻井和完井成本高，但公司对未来天然气需求增长持乐观态度，认为液化天然气出口增长将推动天然气价格改善 [27][42] - 西海恩斯维尔的早期钻井结果令人鼓舞，但仍处于早期阶段，需要更多时间来评估 [46] - 公司正在努力降低成本，预计服务成本将在第三和第四季度继续下降 [14][58] 其他重要信息 - 公司在二季度末减少了一台钻机，本月晚些时候将增加一台新钻机，使钻机数量恢复到7台，并将在年底前保持这一水平；完井方面，将保持3个压裂机组的水平 [68] - 预计2023年三季度D&C资本支出在2.4 - 2.8亿美元之间，全年指导范围保持在9.5 - 11.5亿美元之间；基础设施和其他支出三季度预算为1500 - 3000万美元，全年为7000 - 1.25亿美元；租赁活动预计今年支出7000 - 8500万美元 [73][74] - 预计运营成本（LOE）平均为0.24 - 0.28美元，收集和运输成本为0.32 - 0.36美元；生产和从价税预计在0.12 - 0.16美元/Mcfe之间，DD&A率预计在1.05 - 1.15美元/Mcfe之间；现金G&A预计三季度为700 - 900万美元，全年为3200 - 3600万美元，非现金G&A约为每季度200万美元 [74][75] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：西海恩斯维尔井的详细信息及与路易斯安那州优质井的对比 - 公司表示该区域与路易斯安那州的情况不同，拥有更大的连续区块和自有运输设施，无基础设施问题；早期钻井主要针对博西尔层，目前正在探索海恩斯维尔层；通常海恩斯维尔层的产量比博西尔层高15% - 20%；公司在钻井技术上取得了进展，能够应对高温和深度挑战 [64][80] 问题2：2023年生产指导的轨迹及年底退出率是否会大幅超过1.5 Bcf/天 - 公司称退出率取决于投产时间，无法提供绝对退出率，但可根据已提供的三季度和上半年数据推算四季度平均产量 [88] 问题3：西海恩斯维尔勘探项目的运营效率提升情况 - 公司表示在垂直井段和高温侧钻方面取得了进展，减少了钻井天数；未来还有进一步提高效率的空间 [90][106] 问题4：套期保值策略及未来剥离资产收益的机会 - 公司已开始建立一些24个头寸的套期保值，但尚未准备好谈论具体策略；本季度的剥离资产收益来自出售非运营权益，未来此类交易的潜力不大 [110][111] 问题5：2024年套期保值合同市场的看法及合适的保护比例 - 公司通常套期保值比例为40%，认为这仍是一个合理的参考；已进行了1.3亿立方英尺/天、价格为3.50美元的天然气掉期交易，会密切关注市场并每日做出决策 [125] 问题6：D&C成本下降的原因及哪些项目出现通缩 - 部分成本下降归因于侧钻长度增加，此外压裂机组效率提高，每日阶段数增加，降低了每英尺成本 [132][133] 问题7：未来资本需求及是否寻求合作伙伴建设中游基础设施 - 公司认为明年不需要大量资本建设中游资产，但未来需要更大投资；考虑创建一个中游实体来处理资本需求，并可能在未来五年内寻求合作伙伴 [135][159] 问题8：成本每井的进展及明年是否会有实质性改善 - 公司预计进入开发模式后会继续提高效率、降低成本；随着钻机数量增加和经验积累，明年成本将下降 [161] 问题9：营运资金的趋势及资产出售情况 - 营运资金受天然气价格影响，当前低价格使应收账款回收带来了营运资金贡献，未来价格上涨时贡献将减少；资产出售为非运营生产，且非运营活动较去年大幅减少，未来恢复情况取决于天然气价格 [163][164] 问题10：西海恩斯维尔目标层位的划分及未来活动恢复的可能性和时间 - 目前目标是尽可能钻探海恩斯维尔层，但由于高温和深度挑战，最初选择了博西尔层；未来随着技术进步，部分博西尔层井可能转为海恩斯维尔层目标；市场参与者都在等待观察天然气库存水平、天气和需求拉动等因素，以确定未来活动 [172][193] 问题11：西海恩斯维尔早期井的生产情况及压力下降情况 - 公司表示对早期井的生产情况基本满意，将继续钻井，但目前无法提供更多详细信息 [184] 问题12：2024年钻机数量及能否实现产量增长 - 公司认为2024年和2025年的天然气价格对成本结构有利，目标是保持7台钻机，其中4台在核心区域，3台在西海恩斯维尔；具体数量将在四季度根据多种因素调整；随着长侧钻井和西海恩斯维尔井产量增加且递减率较低，有望减少钻机需求并实现适度产量增长 [199][201] 问题13：西海恩斯维尔的租赁竞争、周边钻井情况及证明矿区的计划 - 公司已租赁了90%以上的目标土地，认为即使无法租赁剩余土地也不会影响大局；随着项目推进，成本将下降，未来会提供更多清晰信息 [203][204] 问题14：证明西海恩斯维尔矿区的时间线 - 公司计划到2023年底有可报告的结果，到2024年底或2025年初降低整个矿区的风险；2024年部分井将采用每垫两口井的方式钻探 [183]

业绩总结 - 2023年第二季度油气销售额为2.85亿美元[14] - 2023年第二季度净收入为-45,706千美元[43] - 2023年上半年净收入为88,797千美元，较2022年同期的265,467千美元下降了66.6%[93] - 调整后的EBITDAX为1.82亿美元，较2022年同期的515,041千美元下降了64.7%[92] - 2023年第二季度的经营现金流为145,497千美元，较2022年同期的457,947千美元下降了68.3%[94] 用户数据 - 2023年第二季度的天然气价格实现为每千立方英尺2.10美元，较2022年第二季度的7.17美元下降了70.7%[68] - 2023年第二季度，销售的天然气中有79%是按指数定价，21%是按现货定价[68] 未来展望 - 2023年第三季度生产指导为1,350 - 1,450 Mmcfe/d[27] - 2023年资本支出预算为9.5亿 - 11.5亿美元[27] - 2023年有效税率预期为22% - 25%[27] 生产与成本 - 2023年第二季度的生产量为1,321 MMcfe/d，相较于2022年的1,401 MMcfe/d下降了5.7%[50] - 2023年第二季度每千立方英尺的运营成本为0.24 - 0.28美元[27] - 2023年第二季度的折旧、耗竭和摊销费用为140,177千美元，较2022年同期的119,201千美元上升了17.6%[93] 财务状况 - 2023年上半年自由现金流赤字为158,249千美元[31] - 公司的总净债务与LTM EBITDAX的比率为1.4倍[55] - 2023年流动性为15亿美元[26] - 总债务为22.09亿美元[11] - 2023年第二季度的利息支出为39,188千美元，较2022年同期的44,320千美元下降了8.6%[93] 其他信息 - 2023年上半年Haynesville钻探项目的总支出为6.467亿美元[54] - 2023年上半年的折旧、耗竭和摊销费用为274,160千美元，较2022年同期的225,929千美元上升了21.2%[93] - 2023年第二季度的未实现对冲合约损失为59,989千美元，而2022年同期为184,537千美元的收益[93] - 2023年第二季度的应收账款减少了60,218千美元，显示出流动性改善[94] - 公司计划保持每季度12.5美分的股息[88]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度产量同比增长11%，达到14亿立方英尺/天，但油气销售因气价下跌减少4%至3.9亿美元，EBITDAX下降12%至2.93亿美元，现金流减少14%至2.55亿美元，调整后净利润为9200万美元，每股收益0.33美元，低于去年同期的0.51美元 [49][51] - 第一季度D&C成本平均每英尺1579美元，较第四季度增长11%，较2022年全年增长19%；钻井成本每英尺663美元，较第四季度增长14%；完井成本每英尺916美元，较第四季度增长9% [24][25][26] - 第一季度温室气体强度为每桶油当量生产3.47千克二氧化碳当量，较2021年改善3%；甲烷排放强度为0.045%，较2021年改善16% [27] - 2023年第二季度产量指导为13.75 - 14.35亿立方英尺/天，全年指导为14.25 - 15.5亿立方英尺/天；第二季度D&C资本支出为2.6 - 3.1亿美元，全年为9.5 - 11.5亿美元 [35][36] - 基础设施和其他支出第二季度预算为1500 - 3000万美元，全年为7500 - 1.25亿美元；租赁活动预计今年支出5000 - 6000万美元 [37] - LOE第二季度预计平均为0.22 - 0.26美元，全年相同；GTC成本第二季度和全年预计为每单位0.32 - 0.36美元 [37] - 生产和从价税第二季度预计平均为0.12 - 0.16美元，全年为0.14 - 0.18美元；DD&A率保持在0.95 - 1.05美元区间 [38] - 现金G&A第二季度预计为700 - 900万美元，全年为3200 - 3600万美元；非现金G&A每季度约200万美元 [38] - 现金利息支出第二季度预计为3400 - 3600万美元，全年为1.5 - 1.55亿美元；有效税率保持在22% - 25%，今年预计可递延95% - 100%的报告税 [39] 各条业务线数据和关键指标变化 勘探与生产业务 - 第一季度在Haynesville和Bossier地区钻了18口（净13.7口）水平井，平均侧长12075英尺；连接15口（净9.8口）井到页岩，平均初始产量2300万立方英尺/天 [50] - 运营库存方面，总运营库存有1810个总位置、1364个净位置，平均工作权益75%；非运营库存有1310个总位置、182个净位置，平均工作权益14% [60] - 按侧长分类，运营库存中有313个短侧井、298个中侧井、740个长侧井和459个超长侧井，平均侧长从2022年底的8870英尺增至8928英尺 [61][62] - 第一季度投产19口井，平均侧长9898英尺，其中15口为长侧井，5口超11000英尺，2口超15000英尺 [63] - 计划到年底再投产52口井，其中22口为超长侧井，12口侧长15000英尺，若成功，2023年底平均侧长将增至约10855英尺 [65] 天然气销售业务 - 第一季度天然气价格实现方面，NYMEX结算价平均3.42美元，高于Henry Hub现货价2.67美元；公司82%的天然气按指数价格销售，18%在现货市场销售，估计参考价3.29美元，实际实现价格2.98美元，与参考价有0.31美元差价 [52][53] - 第一季度53%的天然气有套期保值，提高了实现价格至3.07美元；利用过剩运输能力买卖第三方天然气获利约900万美元，使平均气价实现再提高0.07美元 [54] 各个市场数据和关键指标变化 - Haynesville地区钻机数量从峰值约70台降至目前的50 - 60台，预计至少还会减少15 - 20台，部分公司还可能减少完井团队 [111] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司长期目标是成为不断增长的LNG市场的重要供应商，目前正与主要LNG托运商进行长期合同谈判 [45][47] - 2023年继续通过双钻机计划对Western Haynesville进行风险评估和勘探，目标是证明新产区的潜力，同时根据天然气价格调整传统Haynesville地区的钻机数量和完井时间，以维护资产负债表 [33][47][48] - 计划在年底前完成Western Haynesville的租赁工作，目前已取得进展，增加了该地区的土地面积 [47] - 公司具有行业领先的低成本结构，盈亏平衡成本比同行低约0.5美元/Mcf，即使在当前低气价环境下仍保持盈利 [13] - 公司是Haynesville/Bossier地区第一家100%天然气通过MiQ标准认证的公司，这可能为未来创造额外价值 [32] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 短期内天然气价格低迷给公司带来压力，但从长期来看，全球对天然气的需求不断增长，未来前景乐观，全球正在建设超1万亿美元的天然气基础设施，美国未来五年将有超100亿美元的新LNG工厂投入运营 [45][46] - 公司将继续管理资金，应对低气价环境，同时推进Western Haynesville的勘探工作，根据结果调整计划，优先考虑长期目标，保护资产负债表 [48] - 预计未来成本会下降，公司将受益于其靠近LNG出口设施的地理位置和丰富的库存，有信心应对当前挑战 [131] 其他重要信息 - 公司第一台天然气动力压裂车队于4月开始运营，第二台预计在第二季度末投入使用，将有助于减少排放和降低成本 [29] - 公司部署了光学气体成像和飞机泄漏监测技术，使天然气获得负责任采购认证 [28] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 下半年生产和资本支出节奏如何？ - 第一季度资本支出最高，因有9台钻机，第二季度降至7台，第三和第四季度资本支出相似且低于第二季度；生产方面，第三和第四季度有环比增长以达到全年生产指导 [2] 问题: 2024年现金税情况如何？ - 仍在评估中，若天然气价格达到3.5美元，递延率可能下降，但不确定是否降至75% - 80%，需根据明年气价再评估 [6] 问题: Western Haynesville新井与KZ Black井地质差异及该地区库存和今年投产井数量？ - 新井Campbell潜力大，目前产量可能最高，IP只是一天的数据；KZ Black井测试产量4200万立方英尺/天，Campbell井出于保守管理以较低产量生产；今年计划在Western Haynesville钻14口井，约8 - 9口连接到页岩，目前未提供库存信息 [74][75][76] 问题: LNG销售价格策略、期限及对两种定价方式的看法？ - 理想结构是获得高气价、市场和价格确定性；大部分LNG托运商业务与NYMEX挂钩，也在探索国际市场和合作运输；公司不担心20年的长期合同，因其库存寿命长，希望更多天然气直接供应给终端用户以获取高价 [78][84] 问题: Western Haynesville即将测试的Haynesville井有何不同？ - 之前的井多为Bossier井，即将测试的Haynesville井预计7月投产，Haynesville是更好的目标岩石，预计有更好的结果；若井靠近公司拥有的Pinnacle管道，可节省集输成本 [91][92][93] 问题: 传统Haynesville单井经济盈亏平衡气价及减少钻机的触发因素？ - 公司盈亏平衡气价约2.1 - 2.15美元，取决于钻探区域和运输成本；若对今年夏季后及明年气价展望不佳，可能调整钻机数量，优先钻探低成本项目 [99][100][102] 问题: Haynesville地区钻机和完井团队减少情况及何时增加活动？ - 该地区钻机数量从70台降至50 - 60台，预计至少再减少15 - 20台，部分公司可能减少完井团队；公司优先证明新产区的生产力，传统Haynesville地区可灵活调整以产生现金流 [111][112][113] 问题: 下半年成本情况及LNG销售理想水平？ - 第二台天然气动力压裂车队若按时投入使用，下半年完井成本将降低约15%；公司希望LNG销售占比超过50%，特别是新产能上线和部分旧合同到期后 [119][120][138] 问题: 2023年资本计划的灵活性及杠杆率和银行看法？ - 若气价持续疲软，可考虑推迟5 - 10口井的完井，这可能使今年产量增长停滞，影响取决于实施和恢复完井的时间；当前低气价是短期现象，预计未来成本会下降，公司将积极管理；公司认为其业务计划独特，有良好的库存和靠近LNG设施的优势 [126][129][131] 问题: Western Haynesville租赁计划的竞争情况及早期井的参数？ - 未提及租赁计划竞争情况；早期井成本约为传统Haynesville单井的两倍，若要具有竞争力，需两倍的EUR，未来开发成本有望改善 [144]

股权与股本 - 截至2023年5月3日，公司普通股流通股数量为2.77510165亿股[1] - 2022年11月30日，所有B系列可赎回可转换优先股转换为4375万股普通股[25] 营收与利润 - 2023年第一季度总营收4.89578亿美元，较2022年同期的5.24841亿美元有所下降[5] - 2023年第一季度净利润1.34503亿美元，而2022年同期净亏损1.11424亿美元[5] - 2023年第一季度基本和摊薄后每股收益均为0.49美元，2022年同期均为 - 0.50美元[5] - 2023年第一季度末净收益为1.345亿美元，摊薄后每股收益0.49美元；2022年同期净亏损为1.157亿美元，每股亏损0.50美元[34] - 2023年和2022年第一季度基本和摊薄每股收益分别为0.49美元和-0.50美元[23] - 2023年第一季度油气销售收入3.80亿美元，较2022年同期的5.248亿美元减少1.449亿美元（28%），主要因天然气价格下降[31] 股息分配 - 2023年第一季度每股股息为0.125美元，2022年同期无股息[5] - 2023年5月1日，董事会批准向普通股股东每股派息0.125美元，记录日期为6月1日[29] 现金与资产负债 - 截至2023年3月31日，现金及现金等价物为3367.7万美元，较2022年12月31日的5465.2万美元减少[4] - 截至2023年3月31日，公司总资产为57.00881亿美元，总负债为33.20706亿美元，股东权益为23.80175亿美元[4] - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，公司应收账款分别为1.778亿美元和4.151亿美元[17] - 截至2023年3月31日，应计成本为1.45779亿美元，低于2022年12月31日的1.83111亿美元[14] - 截至2023年3月31日，未来弃置成本准备金为2955.3万美元，高于2022年同期的2641.6万美元[14] - 截至2023年3月31日，公司有天然气价格衍生金融工具资产7549万美元，无负债；2022年同期资产为2388.4万美元，负债为442万美元[15] - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，公司商品衍生品资产公允价值分别为7549万美元和2388.4万美元，负债公允价值分别为0和442万美元[21] - 截至2023年3月31日，公司流动性为15亿美元，包括银行信贷额度下的未使用借款额度和3370万美元的现金及现金等价物[36] 现金流量 - 2023年第一季度经营活动提供的净现金为3.86364亿美元，2022年同期为2.85618亿美元[8] - 2023年第一季度投资活动使用的净现金为3.72507亿美元，2022年同期为2.14811亿美元[8] - 2023年第一季度融资活动使用的净现金为3483.2万美元，2022年同期为8933.3万美元[8] - 2023年前三个月经营活动产生的净现金为3.864亿美元，较2022年同期增加1.007亿美元（35%）[35] 成本与费用 - 截至2023年3月31日，资本化勘探井成本从期初的86.7万美元增至期末的3055.7万美元，2022年同期为从696.6万美元增至1852.3万美元[11] - 2023年第一季度租赁成本为4155.6万美元，2022年同期为1174万美元；2023年第一季度与使用权资产相关的经营租赁现金支付，经营活动提供现金中为100万美元，投资活动使用现金中为4060万美元[13] - 2023年第一季度生产和从价税增至1490万美元，较2022年同期增长8%；集输和运输成本增至4560万美元，较2022年同期增长42%；租赁运营费用增至3480万美元，较2022年同期增长33% [33] - 2023年第一季度公司确认的基于股票的薪酬费用为200万美元，2022年同期为150万美元[15] - 2023年资本支出增加1.578亿美元，主要因钻探和完井活动增加以及4070万美元的未探明财产收购[35] - 2023年预计在剩余九个月内在钻探、完井、基础设施等活动上再支出7.5 - 8.5亿美元[36] 税务相关 - 2023年和2022年第一季度所得税分别为3971.6万美元和-3162.2万美元，有效税率分别为22.9%和22.1%[19] - 2023年和2022年第一季度利息支付分别为7144.3万美元和7592.8万美元，所得税支付分别为18.4万美元和0[23] - 截至2023年3月31日，公司有7.675亿美元的美国联邦净运营亏损（NOL）结转和15亿美元的某些州NOL结转，预计部分NOL将到期未使用[37] 债务情况 - 截至2023年3月31日，长期债务为21.54424亿美元，银行信贷额度为15亿美元，借款基数为20亿美元[23] - 截至2023年3月31日，公司有大约22亿美元的长期债务未偿还，其中9.65亿美元长期债务固定利率为5.875%，12.2亿美元长期债务固定利率为6.75%[39] - 截至2023年3月31日，2030年到期的5.875%优先票据和2029年到期的6.75%优先票据的公允价值分别为8.227亿美元和11亿美元，分别约为债务面值的85%和90%[39] - 截至2023年3月31日，公司银行信贷额度下无未偿还余额，该信贷额度利率可变，与SOFR或公司基准利率挂钩[39] 业务协议 - 2022年7月签订水力压裂服务协议，每年最低承诺1920万美元；12月签订三台新钻机协议，每台每年最低承诺1220万美元[26] 关联方交易 - 2023年第一季度和2022年第一季度，公司从关联方获得服务收入分别为22.4万美元和19.4万美元，应收账款分别为1060万美元和1850万美元[27][28] 天然气业务 - 2023年第一季度天然气产量增至1271亿立方英尺，较2022年同期增长11%，平均售价为每千立方英尺2.98美元，2022年同期为每千立方英尺4.55美元[31] - 截至2023年3月31日，公司有天然气领口期权对冲约1074亿立方英尺的2023年天然气产量，平均底价为每百万英热单位3美元，平均上限价格为每百万英热单位10.22美元[38] - 2023年3月31日天然气市场价格上涨10%，公司天然气领口期权公允价值将减少约1420万美元；下跌10%，公允价值将增加约1260万美元[38] 衍生金融工具 - 2023年第一季度衍生金融工具净收益为6640万美元，而2022年同期为净亏损4.375亿美元；油气价格风险管理计划实现净收益1040万美元，2022年同期为净亏损1.172亿美元[34] - 2023年第一季度天然气价格衍生品在收益中确认的收益为6640.9万美元，2022年同期损失为4.37493亿美元[15] 内部控制与报告 - 截至2023年3月31日，公司首席执行官和首席财务官评估认为披露控制和程序有效，能合理保证信息按要求记录、处理、汇总和报告[40] - 2023年第一季度公司财务报告内部控制无重大变化[40] 文档相关 - 文档列出了多项展品，包括首席执行官和首席财务官的认证文件等[41][42] - 报告于2023年5月4日由公司董事长兼首席执行官和总裁、首席财务官兼秘书签署[43] 市场风险 - 公司财务状况、经营成果和资本资源高度依赖天然气和石油的市场价格，价格波动和不确定性受多种因素影响，难以准确预测[38]

业绩总结 - 调整后的EBITDAX为2.93亿美元[2] - 2023年第一季度的净收入为1.36亿美元，较2022年同期的净亏损115,739千美元有所改善[29][64] - 调整后的净收入为9200万美元，每股摊薄收益为0.33美元[80] - 2023年第一季度的运营现金流为386,364千美元，较2022年同期的285,618千美元有所增加[64] - 自由现金流为负114,904千美元，而2022年同期为64,495千美元[72] 生产与销售数据 - 2023年第一季度的生产量增加了11%，达到每日1414百万立方英尺[10] - 油气销售额为3.90亿美元[10] - 57%的天然气销售在高价值的墨西哥湾沿岸/LNG市场进行[16] - 目前直接向LNG运输商销售21%的生产量[31] - 实现价格（经过对冲后）为每千立方英尺3.53美元[16] 钻探与技术 - 2023年第一季度成功钻探了18口（13.7口净）海恩斯维尔和博西尔页岩水平井，平均水平长度为12075英尺[10] - 完成了15口作业井，平均水平长度为11,042英尺，平均初期产量为23 Mmcf/d[46] - 公司将在2023年继续在西海恩斯维尔地区进行两台钻机的项目，以降低风险和划定区域[76] 财务状况 - 现金流来自运营为2.55亿美元，或每股稀释收益92美分[25] - 2023年第一季度的调整后现金流为2.97亿美元[29] - 现金及现金等价物为34千美元，流动性为1,534千美元[51] - 2023年计划的钻探和完井支出为324,706千美元[47] - 净债务与LTM EBITDAX的比率为1.1倍[51] 未来展望 - 预计2023年第二季度的生产量在1,375至1,435 Mmcfe/d之间，全年生产量在1,425至1,550 Mmcfe/d之间[70] - 预计2023年有效税率在22%至25%之间[70] - 计划维持每季度12.5美分的股息[66] 环境与可持续发展 - 公司在2022年通过天然气动力压裂设备减少了500万加仑柴油，抵消了10,200公吨的CO2e[75] - 新建生产设施中65%安装了仪器空气，减轻了4,000公吨的CO2e排放[75] 负面信息 - 自由现金流来自运营为负74,339千美元，而2022年为68,355千美元[72] - 未实现的对冲合约损失为56,026千美元，2022年为320,307千美元[72]

公司经营地区和资源储量 - 公司主要经营地区为路易斯安那州和德克萨斯州，主要集中在Haynesville和Bossier页岩气田[17] - 公司的石油和天然气储量估计为6.7 Tcfe，PV 10价值为155亿美元[17] - 公司拥有Haynesville和Bossier页岩气田，具有广阔的开发和勘探潜力[18] - 公司在Haynesville和Bossier页岩气田应用先进的钻井和完井技术，提高了可回收储量[18] 公司经营策略和计划 - 公司的管理团队在Haynesville和Bossier页岩气田开发方面具有丰富经验[19] - 公司的战略包括通过开发高质量的钻井地点库，谨慎增长现金流、产量和储量[24] - 公司计划在2023年继续积极开展勘探项目，以扩大其油气储量[25] - 公司打算评估和追求战略收购机会，并进行积极的租赁计划，以增加其储量、产量和钻井地点库[26] 公司财务和生产情况 - 公司在2022年通过收购和直接租赁方式增加了约68,000英亩的海恩斯维尔和博西尔页岩权益[30] - 公司的2022年证明的未开发储量由4.2万亿立方英尺的天然气组成，包括391个未开发地点[33] - 2022年，Comstock Resources, Inc.的未开发储备转化为开发储备的时间表显示，2023年将有69万桶石油和974,476万立方英尺天然气转化为开发储备[34] - 2022年，Comstock Resources, Inc.的未来开发成本预计为40.97亿美元，较2021年的26.93亿美元增加了14亿美元[34] - Comstock Resources, Inc.的2022年净产量为500,616万立方英尺天然气和82桶石油，天然气的平均售价为每立方英尺6.23美元，石油的平均售价为每桶92.65美元[36] 环境法规和风险管理 - 美国联邦能源监管委员会（FERC）对天然气管道运输实行轻度监管[45] - 美国环保局（EPA）发布了新的规定，要求对空气排放进行控制[46] - 公司专注于环境保护，通过认证的天然气运营来证明其提供负责任采购的天然气[28] - 公司保持积极的天然气价格套期保值计划，以减轻天然气价格波动的影响[29] 公司治理和人员情况 - 公司总部位于德克萨斯州弗里斯科，拥有66,382平方英尺的办公空间[53] - 公司截至2022年底共有244名员工，同时利用合同员工进行钻井、完井和生产操作[54] - 公司执行官和董事会主席为M. Jay Allison，总裁、首席财务官、秘书和董事为Roland O. Burns[55] - 公司的管理团队包括首席执行官、首席财务官、首席运营官等职位的人员[56] 公司风险和挑战 - 公司可能面临ESG程序或标准不符合某些群体标准的声誉挑战，可能影响公司的业务、资本获取能力和股价[72] - 公司可能受到市场条件或运营障碍的影响，可能阻碍其进入天然气市场或延迟生产[74] - 公司的债务服务要求可能对其运营产生不利影响并限制其增长[75] - 未来收购或发展活动可能需要公司显著改变其资本结构，这可能会显著增加公司的债务[76]

财务数据和关键指标变化 - 2022年调整后EBITDAX增至4.78亿美元，第四季度净收入为2.88亿美元，即每股1.05美元 [14] - 第四季度运营产生1.29亿美元自由现金流，较2021年第四季度增长22% [18] - 2022年SEC证实储量增长9%至6.7 Tcfe，替换率达216%，1P PV - 10价值总计155亿美元，EBITDAX利润率达83%，平均资本回报率28%，平均股权回报率62% [20] - 2022年第四季度产量同比增长9%至14亿立方英尺/天，EBITDAX增长70%至4.78亿美元 [17] - 过去三年产量平均增长21%，EBITDAX从6.14亿美元增至19亿美元，年增长率71%，现金流从4.68亿美元增至17亿美元，年增长率89%，调整后净收入从1.22亿美元增至10亿美元，年增长率245%，运营自由现金流从几乎为零增至6.73亿美元，杠杆率从3.8x降至1.1x [25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2022年在Haynesville和Bossier页岩钻探项目上花费9.19亿美元，非运营井花费4700万美元，其他开发活动花费6600万美元 [32] - 2022年钻探73口（净57口）运营水平井，投产66口（净53.6口），平均初始产量2600万立方英尺/天 [33][34] - 第四季度投产19口新井，平均测试率2500万立方英尺/天，平均水平段长度10186英尺 [71] - 2022年全年投产66口井，平均水平段长度9989英尺，初始产量在1200 - 4200万立方英尺/天之间，平均2600万立方英尺/天 [73] 各个市场数据和关键指标变化 - 第四季度NYMEX合约结算价平均为6.26美元/Mcf，现货价平均为5.60美元，公司81%的天然气按与合约结算价挂钩的指数价格出售，19%在每日现货市场出售，实际实现价格为5.57美元，与NYMEX基准存在0.56美元差价 [27][28] - 第四季度公司天然气套期保值比例为47%，使实际天然气价格降至4.19美元/季度，利用过剩运输能力买卖第三方天然气产生约2200万美元利润，提高平均价格实现0.17美元 [29] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划在2023年通过两项钻机计划继续降低Western Haynesville项目的风险并进行勘探 [51] - 公司将继续评估活动，计划用运营现金流为钻探项目提供资金，保持强大的资产负债表 [52] - 公司拥有行业领先的低成本结构，即使在当前天然气价格下也能提供可接受的钻探回报 [52] - 公司计划在2023年将井的平均水平段长度比2022年延长约10%，以抵消部分成本通胀 [54] - 公司可能在额外的小规模收购和新租赁上花费2500 - 3500万美元 [54] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 自去年9月以来天然气价格下跌超过70%，公司决定减少两台钻机（占运营钻机的22%），以应对未来天然气价格反弹 [5] - 大多数天然气研究分析师预计，从2025年和2026年开始，LNG运输商所需的额外110亿立方英尺/天的进料气中，很大一部分将来自Haynesville地区，公司认为自己将成为该地区的精英生产商之一 [6] - 公司认为Henry Hub天然气抛售已过度，2023年Freeport LNG的重启将是一个重大事件改变因素 [95] - 公司预计在2023年实现6%的产量增长，同时支付股息并增加储量和库存，而无需进行并购 [63] 其他重要信息 - 2022年公司将Haynesville/Bossier页岩预算范围扩大了近10万净英亩，达到47万净英亩，每英亩成本为550美元 [7] - 公司在第四季度偿还了1亿美元债务，将优先股转换为普通股，并恢复了每股0.125美元的季度普通股股息 [15] - 公司实现了其运营天然气生产100%符合MiQ甲烷标准的独立认证 [13] - 公司计划在未来两到三个月内将钻机数量减少到7台，并在年底前维持7台钻机的运营 [46] - 公司预计在第二季度末迎来第二支天然气动力压裂车队，这将有助于降低成本和减少温室气体排放 [46] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 公司在Haynesville核心地区的运输能力和产量情况如何？ - 公司认为在核心地区运输能力利用率约为95%，第一季度产量因集气厂问题略低，预计第二季度开始产量将改善，公司正在努力提高运输能力，以满足未来需求 [59][64] 问题: 公司能否用7台钻机保持产量稳定？ - 公司表示需要完成集气厂升级，待升级完成后，预计产量将恢复到之前水平，第三口井计划在3月中旬投产，随着新井投产和设施升级，产量有望提升 [90][91] 问题: 公司如何在现金流范围内进行钻探？ - 公司认为这是一个动态环境，商品价格可能有多种走向，公司将继续监测并调整钻探计划，以实现不超支现金流的目标，此外，公司还有约数亿美元的营运资金可作为缓冲 [92][93][94] 问题: 公司在Western Haynesville的租赁和基础设施投资情况如何？ - 公司表示今年将基本完成该地区最佳区域的租赁，目前已超过一半，关于基础设施投资，公司出于竞争原因未详细披露，但会确保投资者了解进展 [97][121] 问题: 公司与钻机和压裂服务供应商的合作灵活性如何？ - 公司表示有能力根据天然气价格变化快速增减钻机和压裂车队，部分钻机和压裂车队签订了短期或井对井合同，为调整提供了灵活性 [125][142][144] 问题: Western Haynesville的井表现如何？ - 公司表示这些井的表现超出预期，尽管由于集气厂问题未能充分发挥产能，但Circle M井在投产初期产量稳定，KZ Black井初始产量也很高 [106][107] 问题: 公司如何分配过剩现金流？ - 公司计划先建立至少5亿美元的现金储备，用于收购等，之后再考虑其他资本回报方式，如增加股息、回购股票或债券 [158][178] 问题: 公司的套期保值策略是否有变化？ - 公司表示会持续关注套期保值，但目前不会立即采取行动，会根据市场情况调整，以维持强大的资产负债表 [192] 问题: 什么情况下公司会增减钻机？ - 公司需要对6 - 8个月以上的时间范围有信心才会增加活动，因为增加后再减少需要时间，且合同允许调整，但实际操作中在项目进行中移除钻机不太实际 [198] 问题: 增加或减少钻机时的优先区域是哪里？ - 公司未明确说明，但如果减少钻机，可能会从核心区域减少，随着时间推移，Western Haynesville的优先级可能会提高 [200]

财务数据和关键指标变化 - 运营现金流达5.33亿美元，摊薄后每股1.92美元，创公司历史新高 [8] - 运营自由现金流2.86亿美元，使银行债务减少2.5亿美元，杠杆率降至0.9倍 [8] - 本季度调整后净收入3.26亿美元，摊薄后每股1.18美元；EBITDAX为5.98亿美元，较去年第三季度增长93% [9] - 套期保值后收入6.92亿美元，较去年第三季度增长76% [9] - 第三季度产量增至14亿立方英尺/天，EBITDAX同比增长107%，现金流同比增长126% [10] - 本季度每股现金流1.92美元，较2021年第三季度增加1美元；调整后净收入是2021年第三季度的2.5倍多，每股收益从0.35美元增至1.18美元 [11] - 运营自由现金流较2021年第三季度增长218%，杠杆率从2.3倍降至1.01倍 [11] - 第三季度NYMEX结算价平均8.20美元，Henry Hub现货价平均7.96美元，预计参考价8.14美元，实际天然气价格平均7.72美元，套期保值后降至5.36美元 [12][13][14] - 利用过剩运输能力买卖第三方天然气，本季度额外收入11亿美元，使平均价格实现增加0.09美元 [14] - 第三季度每千立方英尺运营成本平均0.82美元，较第二季度增加0.08美元；EBITDAX利润率为85%，与第二季度持平 [15][17] - 前九个月开发活动支出7.29亿美元，第三季度支出2.42亿美元 [18][19] - 第三季度末循环信贷额度使用1亿美元，杠杆率降至0.9倍，计划第四季度用自由现金流偿还剩余1亿美元 [20] 各条业务线数据和关键指标变化 - 海恩斯维尔页岩钻探项目进展顺利，本季度报告17口（净运营15.2口）井，平均初始产量2900万立方英尺/天 [9] - 年初至今平均水平段长度增至9797英尺，预计全年平均约10100英尺 [22] - 年初至今已钻17口超长水平段井，其中9口水平段超14000英尺，目前正在钻第18口15000英尺水平段井 [23] - 第三季度基准长水平段井（水平段超8000英尺）的钻井和完井成本平均每英尺1405美元，较第二季度增长11%，较2021年全年平均增长35% [24] - 本季度钻井成本每英尺597美元，环比增长25%；完井成本每英尺808美元，环比增长3% [25] - 第三季度有17口新井投产，单井初始产量在1700 - 4000万立方英尺/天之间，平均测试产量2900万立方英尺/天 [27] 各个市场数据和关键指标变化 - 第三季度天然气价格上涨，NYMEX结算价平均8.20美元，Henry Hub现货价平均7.96美元 [12] - 由于区域价差扩大和休斯顿船闸价格疲软，实际天然气价格与参考价存在0.42美元的价差 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 计划将更多钻探活动从路易斯安那州转移到德克萨斯州，以维持外输能力、最大化长水平段井钻探和保护土地 [31] - 预算6500 - 7500万美元用于附加收购和租赁活动 [34] - 第四季度开始资本返还计划，董事会批准恢复普通股季度股息 [34] - 计划建立长期供应合同，锁定直接客户，稳定天然气市场 [63] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司第三季度业绩创30多年上市历史最佳，几乎所有财务指标创新高 [5] - 天然气价格上涨是本季度财务业绩强劲的主要因素 [10] - 预计全年自由现金流将远超目标5亿美元，当前商品价格下可能达到8亿美元 [32] - 对西部海恩斯维尔地区的开发结果感到满意，预计未来表现良好 [42][43] - 认为公司在天然气市场有较好的定位，能够应对市场变化和增长 [45][48][49] 其他重要信息 - 西部海恩斯维尔地区的Circle M井自4月投产以来，产量稳定在约3000万立方英尺/天，KC Block井预计本月投产 [7] - 公司拥有约2亿立方英尺/天的备用外输能力，用于买卖第三方天然气 [49] - 纳科多奇斯地区的三口井初始测试产量超出预期，计划明年增加该地区的活动 [29][30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Circle M井和第二口博西尔井的情况及结果可重复性 - 回答: Circle M井自4月投产以来产量稳定在3000万立方英尺/天，此前因压裂KC Block井关闭30天，近期已恢复生产；第二口井预计本月投产，表现可能与Circle M井相当或更好，未来井的表现不会低于Circle M井 [42][43] 问题2: 天然气外输问题及海恩斯维尔产量增长和过剩外输能力 - 回答: 公司在规划生产增长时会考虑管道和外输能力，营销团队领先于钻探计划；公司拥有广阔的土地面积，可避免外输问题；近期增加了约3亿立方英尺/天的外输能力，有2亿立方英尺/天的备用外输能力用于买卖第三方天然气 [45][47][48] 问题3: 纳科多奇斯井结果及原因 - 回答: 自2015年以来首次在该地区钻井，采用新的压裂技术，该地区有其他井的良好表现作为参考；三口井分别为两口海恩斯维尔井和一口博西尔井，井底压力较高，目前初期表现良好，但需进一步生产确认最终产量 [53][54][55] 问题4: 投产时间表延误的驱动因素及是否会在2023年再次出现 - 回答: 这是一次性事件，是因为更换了表现较差的压裂团队，将一口原计划12月投产的井推迟到1月，同时调整了其他井的日期；不会影响长期计划，也不代表压裂团队或供应链存在问题，新的压裂团队预计将提高明年的投产效率 [57][59][60] 问题5: 2023年的活动水平及如何应对天然气市场供应过剩 - 回答: 尚未制定2023年预算，将根据天然气价格和外输能力确定活动水平；公司的一项重要举措是建立长期供应合同，锁定直接客户，稳定市场 [62][63] 问题6: 是否会因价格变化将钻机从西部海恩斯维尔调回核心海恩斯维尔地区 - 回答: 不会，公司有足够的钻机和计划来开发西部海恩斯维尔地区，且有外输能力和完井团队支持；随着LNG需求在2026年成熟，公司有机会向当地终端用户和LNG市场供应天然气 [64] 问题7: 2022年每英尺井成本同比增长情况及对2023年成本的看法 - 回答: 与2021年相比，成本增长比例接近45%；在完井方面，天然气动力压裂车队有助于控制成本，预计明年第二支车队投入使用后情况会更好；钻井成本将继续上升，但长水平段井和在德克萨斯州钻井有助于降低成本 [67][68] 问题8: 九台钻机中锁定长期合同的数量 - 回答: 部分钻机有中期合同，目前没有长期锁定的合同，正在评估相关选项 [70] 问题9: 明年转向德克萨斯州钻井的井回报率预期 - 回答: 与路易斯安那州的井回报率相当，路易斯安那州的井初始产量较高，但德克萨斯州的井初始产量较低、产水量较多、递减较平缓，且钻井和完井成本较低；公司会综合考虑外输能力，分散钻井活动 [71] 问题10: 2023年自由现金流分配计划，包括资产负债表缩减、资本返还和西部海恩斯维尔地区的资金分配 - 回答: 在制定2023年资本预算时，将首先考虑对西部海恩斯维尔和核心海恩斯维尔地区的投资；股息是可持续的，会谨慎承诺股息水平和其他形式的资本返还；资产负债表改善是首要任务，不会牺牲其稳定性 [73][74] 问题11: 对明年套期保值策略的看法 - 回答: 目前公司认为到2023年已适当套期保值，约一半的前期产量以3 - 10美元的价格套期保值；将在12月观察冬季情况、库存水平和海外天然气需求，根据流动性和自由现金流情况决定套期保值策略 [76][77] 问题12: 随着时间推移，基础股息是否会逐步提高，还是优先考虑其他形式的资本返还 - 回答: 会评估股息水平，如果产量基础扩大且股息可持续，会首先考虑提高股息；也会考虑其他资本返还策略，如回购股票，但不倾向于采用可变股息，因为股东反馈不佳；还会考虑进一步减少债务以加强资产负债表 [80][81] 问题13: 分配钻机到西部海恩斯维尔地区的权衡，以及与今年相比近期资本计划效率的权衡 - 回答: 虽然西部海恩斯维尔地区的井钻井时间较长，但考虑到这一点后，每台运营钻机的资本投入实际上会降低；公司致力于开发该地区，将根据结果决定资源投入，目前结果良好，会继续投入资源，但会谨慎推进 [83][84] 问题14: 长期合同的潜在时机和进展 - 回答: 这是一项长期战略，公司正在评估未来市场并努力锁定长期客户；已经达成了一些长期合同，预计未来六个月会提供更多相关信息 [88] 问题15: 九台钻机计划是否会因宏观因素发生变化 - 回答: 未来12个月的计划基本固定，但会根据需要进行调整；如果市场崩溃，公司有灵活性增减钻机；目前尚未给出2023年的指导 [89][90] 问题16: 租赁预算的用途及可购买的资源 - 回答: 包括收购持有生产权的物业、新的主要租赁等；公司今年扩大了土地部门，以利用海恩斯维尔地区的机会 [92] 问题17: 对非运营权益的看法，以及在不确定天然气环境下是否有建立产品库存的意愿 - 回答: 公司更倾向于出售非运营权益，因为希望保护低成本结构和高利润率；不喜欢在未投产的井上投入资金，认为这不是管理业务的好策略 [95][96][98] 问题18: 海恩斯维尔地区基础问题是否会在2023年加剧，以及应对策略 - 回答: 基础问题有季节性，10月和11月通常是过渡月份，情况较混乱；本季度休斯顿船闸市场因自由港事件受到影响，公司此前对其他市场的基础差异有较好的管理；目前没有新的应对策略 [100] 问题19: 如果明年天然气价格疲软几个季度，是否会短期借款支付股息或减少钻机数量 - 回答: 股息水平设定得较为保守，除非价格完全崩溃，否则无需借款支付股息；如果价格过低，公司会大幅削减资本预算，因为服务成本会随价格下降而降低 [101][102]

油气销售额变化 - 2022年第三季度油气销售额为9.969亿美元，较2021年第三季度的5.112亿美元增加4.857亿美元（95%）[92] - 2022年前九个月油气销售额为24亿美元，较2021年前九个月的12亿美元增加12亿美元（99%）[93] 油气平均售价变化 - 2022年第三季度天然气平均售价为每千立方英尺7.72美元，2021年同期为3.79美元；2022年前九个月为6.46美元，2021年同期为3.10美元[91][92][93] - 2022年第三季度石油平均售价为每桶92.19美元，2021年同期为66.11美元；2022年前九个月为95.82美元，2021年同期为59.55美元[91] 生产和成本费用变化 - 2022年第三季度生产和从价税增至2450万美元，较2021年同期的1670万美元增加790万美元（47%）；2022年前九个月增至6010万美元，较2021年同期的3650万美元增加2360万美元（65%）[95] - 2022年第三季度集输成本增至4470万美元，较2021年同期的3540万美元增加930万美元（26%）；2022年前九个月增至1.138亿美元，较2021年同期的9660万美元增加1720万美元（18%）[95] - 2022年第三季度租赁运营费用增至2860万美元，较2021年同期的2660万美元增加200万美元（8%）；2022年前九个月增至7990万美元，较2021年同期的7720万美元增加270万美元（4%）[95] 利息费用与债务清偿损失变化 - 2022年第三季度利息费用为4140万美元，2021年同期为5000万美元；2022年前九个月为1.322亿美元，2021年同期为1.706亿美元[97] - 2022年前九个月债务清偿损失为4680万美元，2021年同期为3.526亿美元[97] 净收入情况 - 2022年第三季度归属于普通股股东的净收入为3.512亿美元，摊薄后每股1.28美元；2022年前九个月为6.08亿美元，摊薄后每股2.24美元[97] 经营活动净现金变化 - 2022年前九个月经营活动产生的净现金从2021年同期的6.186亿美元增加5.859亿美元（95%）至12亿美元，主要因2022年天然气价格上涨[100] 票据赎回与发行情况 - 2022年5月公司以2.489亿美元赎回2025年到期的7.5%优先票据，6月以2490万美元赎回本金2610万美元的6.75%优先票据[101] - 2021年公司发行12.5亿美元2029年到期的6.75%优先票据和9.65亿美元2030年到期的5.875%优先票据，所得款项用于赎回20.25亿美元未偿还优先票据，支付21.981亿美元[102] 资本支出情况 - 2022年前九个月资本支出增加2.603亿美元，主要因钻探和完井活动增加、收购未开发页岩面积及天然气管道和处理厂，预计2022年剩余三个月再支出2.25 - 2.75亿美元[102] 公司流动性情况 - 截至2022年9月30日，公司流动性为13亿美元，包括银行信贷额度未使用借款能力和3860万美元现金及现金等价物[103] 银行信贷额度借款情况 - 截至2022年9月30日，公司银行信贷额度下有1亿美元未偿还借款，承诺借款基数为14亿美元，将于2024年7月16日到期[107] 净营业亏损结转情况 - 截至2022年9月30日，公司有9.099亿美元美国联邦净营业亏损（NOL）结转和15亿美元某些州NOL结转，预计7.673亿美元美国联邦NOL和12亿美元州NOL将到期未使用[108][109] 天然气套期保值情况 - 截至2022年9月30日，公司有天然气价格互换协议对冲约294亿立方英尺2022年天然气产量，平均价格为每百万英热单位2.68美元；有天然气领口期权对冲约1625亿立方英尺2022年和2023年天然气产量，平均底价为每百万英热单位2.91美元，平均上限价为每百万英热单位8.62美元[111] 天然气市场价格变动对套期工具公允价值影响 - 2022年9月30日天然气市场价格上涨10%，公司天然气互换和领口期权公允价值将减少约5620万美元；下跌10%，公允价值将增加约5450万美元[113] 长期债务情况 - 截至2022年9月30日，公司约22亿美元长期债务未偿还，9.65亿美元长期债务固定利率为5.875%，12.2亿美元长期债务固定利率为6.75%[114]