公司业务概述 - 公司是独立油气公司，从事油气资产开发、开采、勘探和生产[59] - 公司资产集中在已知碳氢化合物资源地区，利于多井、可重复钻井项目[59] - 公司在美国大陆经营天然气开发、开采、勘探和生产一个业务板块[59] - 公司在得克萨斯州休斯顿和宾夕法尼亚州匹兹堡设有办事处[59] 储量相关数据 - 若使用概率方法估算储量，实际回收量等于或超过估计量的概率至少为90%[45] - 2020年公司年末探明储量增加6%，全来源发现与开发成本（非GAAP）为每千立方英尺当量0.35美元，年产量替换率为190%[66] - 截至2020年12月31日，公司估计的天然气探明已开发储量为86080亿立方英尺，探明未开发储量为50640亿立方英尺，天然气当量为136720亿立方英尺，储量寿命指数为15.9年[90] - 截至2020年12月31日，公司已探明储量为13672Bcfe，较2019年的12903Bcfe增加769Bcfe，增幅6%[93] - 2020年，公司通过扩展、发现和其他方式新增已探明储量1974Bcfe，净下调储量347Bcfe，产量为858Bcfe[93] - 截至2020年12月31日，公司有5064Bcfe的PUD储量，相关未来开发成本为14亿美元，较2019年增加217Bcfe[102] - 2020年，公司将1785Bcfe的PUD储量转为已开发探明储量，新增PUD储量1945Bcfe，向上修正PUD储量57Bcfe[105] - 截至2020年12月31日，约37%的估计已探明储量（按体积计）为未开发储量，预计未来开发成本为14亿美元[181] 财务数据关键指标变化 - 2020年公司资本回报率（非GAAP）为7.6%，较2019年的22.2%下降，主要因天然气价格大幅降低[61] - 2020年公司单位运营费用较2019年略有下降，降幅为1%[62] - 2020年末公司拥有1.401亿美元现金及现金等价物和15亿美元循环信贷安排未使用额度，流动性强[63] - 2020年公司经营活动现金流（GAAP）为7.782亿美元，自由现金流（非GAAP）为1.091亿美元，连续五年实现正自由现金流[64] - 2020年公司向股东返还资本1.594亿美元，占当年自由现金流的146%，自2017年以来已五次提高股息，回购股份使流通股减少超14%[65] - 2021年公司资本计划预计为5.3 - 5.4亿美元，较2020年的5.698亿美元减少6%[71] 业务线数据关键指标变化 - 产量与销售 - 2020年公司在马塞勒斯页岩地区净产量为8570亿立方英尺当量，占全年总产量的绝大部分，年末共有865.9口净井，约99.5%由公司运营[73] - 2020年天然气领口期权覆盖923亿立方英尺，占天然气产量的11%，加权平均价格为每百万英热单位2.09美元；天然气互换协议覆盖535亿立方英尺，占6%，加权平均价格为每百万英热单位2.24美元[86] - 2020年天然气产量为857.7Bcf，平均销售价格（不含衍生品结算影响）为1.64美元/Mcf，平均生产成本为0.06美元/Mcfe[106] - 2020年三位主要客户分别占总销售额的21%、16%和12%，2019年分别为17%、16%和16%，2018年两位主要客户分别占20%和11%[123] 业务线数据关键指标变化 - 土地与井 - 截至2020年12月31日，公司租赁土地总面积为1132031英亩，净面积为998276英亩[111] - 截至2020年12月31日，未来三年到期的净未开发土地面积分别为2021年13515英亩、2022年3947英亩、2023年4371英亩[113] - 截至2020年12月31日，公司拥有951口（净866.3口）生产天然气和原油的井，其中天然气井935口（净865.9口），原油井16口（净0.4口）[115] - 2020年，公司完成74口（净64.3口）开发井，完成26口（净26.0口）以前年度钻探的井[117] - 截至2020年12月31日，有11口（净11.0口）开发井正在钻探，14口（净13.0口）开发井已钻探但未完成[119] 法规与监管影响 - 违反《天然气法》《天然气政策法》及相关法规，目前最高罚款超过130万美元/天/违规行为[128] - 2016年7月1日起五年内原油和液体管道费率指数为成品生产者价格指数加1.23%，2021年7月1日起五年内为成品生产者价格指数加0.78%[135] - 油气勘探生产受联邦、州和地方各级监管，影响产量和盈利能力[125][127] - 天然气销售价格受州内和州际天然气运输监管影响，相关法规改变了运输和营销方式[128][129] - 公司使用衍生品管理价格风险，多德 - 弗兰克法案实施可能增加互换成本[131][133] - 原油和NGLs销售按市场价格，运输成本受FERC对州际管道监管影响[134] - 公司运营受环境和安全法规约束，可能面临清理和赔偿成本[136] - 2015年10月，EPA采用了更低的国家环境空气质量臭氧标准，2018年7月完成了新臭氧标准下的最终区域指定[150] - 2016年6月，EPA发布最终规则更新和扩展NSPS，为油气行业新的和改造的排放源设定挥发性有机化合物排放限制并监管甲烷排放[149] - 2017年6月，EPA提议暂停2016年6月规则中的某些要求两年，11月发布数据可用性通知并提供30天评论期[149] - 2018年3月，EPA发布最终规则修订NSPS的两项狭窄条款，取消紧急或非计划放空期间延迟维修的要求[149] - 2020年9月，EPA发布最终规则修订油气行业2012年和2016年NSPS，将传输和存储源从油气行业源类别中移除并撤销适用于生产和加工源的甲烷要求[149] 员工相关情况 - 截至2020年12月31日，公司有503名员工，其中274人负责上游业务，229人受雇于全资子公司GasSearch Drilling Services Corporation[156] - 2018 - 2020年三年间，公司在1528252个工作小时中仅发生两起OSHA可记录事故，平均总可记录事故率为0.26[164] - 公司母公司员工可获得相当于工资和奖金10%的单独退休贡献[163] - 2020年，公司员工自愿离职率在过去五年平均低于5%[158] - 公司上游业务的274名员工中，214人为 salaried，60人为 hourly；子公司GDS的229名员工中，13人为 salaried，216人为 hourly[156] 未来产量预测 - 2021 - 2024年，已探明开发储量产量预计分别下降10%、25%、17%和13%[191] 风险因素 - 公司营收、经营业绩、财务状况和融资能力很大程度取决于天然气销售价格，价格波动受多种因素影响且难以预测[172,173] - 钻探油气井是高风险活动，公司增长依赖钻探计划成功，该计划可能因多种因素受限[175] - 储量工程是主观过程，储量估计可能不准确，后续结果可能导致储量估计修订[178,180] - 商品价格下跌可能导致油气资产账面价值减记，影响经营业绩[183,184] - 生产资产集中在宾夕法尼亚州东北部的马塞勒斯页岩地区，易受区域因素影响[186,187] - 公司未来产量高度依赖寻找或收购额外储量的能力，否则储量和产量将下降[188,189] - 若无法获得运输和加工等服务，天然气销售和价格将受影响[195,196] - 收购的资产可能不值所付价格，资产整合可能困难并分散管理层注意力[198,202] - 业务整合过程可能导致业务活动中断或失去动力，管理层需投入大量时间，可能影响现有业务管理[203] - 公司面临多种可能导致重大财务损失的风险[204] - 公司业务涉及多种运营风险，包括井场井喷、设备故障、管道破裂等[205] 市场特性 - 价格、合同条款、钻机及相关设备可用性和服务质量影响竞争，公司集中的土地位置和基础设施增强竞争力[122] - 天然气需求有季节性，冬季需求和价格通常达到峰值[124]

天然气产量相关 - 2020年前9个月天然气产量从2019年的639.3 Bcf降至639.2 Bcf，日均产量从2342 Mmcf降至2333 Mmcf[84] - 2020年第三季度天然气收入较2019年同期减少8490万美元，主要因天然气价格降低，部分被产量略有增加抵消[131] - 天然气收入为9.91882亿美元，较2019年同期的15.21789亿美元减少5.29907亿美元，降幅35%，主要因天然气价格降低和产量略减[143] 天然气价格相关 - 2020年前9个月平均实现天然气价格为每Mcf 1.60美元，较上年同期的每Mcf 2.56美元下降38%[85] - 2020年第三季度天然气收入较2019年同期减少8490万美元，主要因天然气价格降低，部分被产量略有增加抵消[131] - 天然气收入为9.91882亿美元，较2019年同期的15.21789亿美元减少5.29907亿美元，降幅35%，主要因天然气价格降低和产量略减[143] 资本支出相关 - 2020年前9个月总资本支出为4.639亿美元，上年同期为6.221亿美元[86] - 2020年资本计划预计约为5.75亿美元，较2019年的7.833亿美元减少27%[103] - 2020年和2019年前九个月，资本支出分别为4.74594亿美元和6.37145亿美元，2020年计划将大部分资本分配到Marcellus页岩区，预计钻约70口净井，资本计划约为5.75亿美元[124] 钻井情况相关 - 2020年钻了55口总井（49.2口净井），成功率100%，上年同期钻71口总井（71.0口净井），成功率100%[86] - 2020年完成71口总井（62.3口净井），2019年完成71口总井（71.0口净井）[87] - 2020年马塞勒斯页岩的平均钻机数量约为2.3台，2019年约为3.1台[87] 债务偿还与借款相关 - 2020年7月偿还了8700万美元加权平均利率为6.51%的高级票据[88] - 2020年9月30日，公司循环信贷安排下的借款为2800万美元，未使用承诺为15亿美元[106] - 2020年9月30日和2019年12月31日，长期债务当期部分分别为1.88亿美元和8700万美元；2020年9月30日循环信贷安排下有2800万美元借款，2019年12月31日无借款[119] 现金流相关 - 2020年前9个月经营活动提供的净现金较2019年同期减少7.124亿美元，主要因天然气收入降低、衍生品结算收益减少和营运资金不利变化[114] - 2020年前九个月融资活动所用现金流较2019年同期减少2.923亿美元，主要因普通股回购减少3.474亿美元、债务发行成本降低740万美元和股票奖励归属预扣税减少420万美元，部分被债务净偿还增加5200万美元和股息支付增加1480万美元抵消[117] 普通股回购相关 - 2020年前九个月未回购普通股，2019年同期回购1550万股，花费3.161亿美元[119] 债务与资本总额比率相关 - 2020年和2019年资本总额分别为32.802亿美元和33.71512亿美元，债务与资本总额比率分别为35%和36%[120] 股息支付相关 - 2020年和2019年前九个月，公司分别支付股息1.195亿美元（每股0.30美元）和1.047亿美元（每股0.25美元）[122] 季度盈利相关 - 2020年第三季度净亏损1500万美元（每股0.04美元），2019年同期净利润9040万美元（每股0.22美元），主要因运营收入降低，部分被运营费用和所得税费用降低抵消[128] 运营收入相关 - 2020年前九个月总运营收入为10.09846亿美元，较2019年同期的16.04909亿美元减少5.95063亿美元，降幅37%[143] 运营及其他费用相关 - 2020年第三季度运营及其他费用较2019年同期减少460万美元，主要因折旧、损耗和摊销减少1120万美元等因素，部分被直接运营费用增加100万美元等因素抵消[134] - 2020年前九个月总运营及其他费用为8.77064亿美元，较2019年同期的8.81098亿美元减少403.4万美元[144] 衍生品工具收益相关 - 衍生品工具收益为1778.3万美元，较2019年同期的8296.6万美元减少6518.3万美元，降幅79%[143] 股权法投资收益相关 - 股权法投资收益亏损5.9万美元，较2019年同期的1119.4万美元减少1125.3万美元，降幅101%[144] 所得税费用相关 - 所得税费用为1994.7万美元，较2019年同期的1.58679亿美元减少1.38732亿美元，降幅87%，有效税率从2019年的22.9%降至2020年的22.3%[144][153] 金融商品衍生品相关 - 截至2020年9月30日，公司有多种未到期金融商品衍生品，如不同数量和期限的天然气（NYMEX）合约，估计公允价值资产（负债）有正有负[161] - 2020年10月公司签订天然气（NYMEX）合约，交易量3650万Mmbtu，合约期为2021年1月 - 2021年12月，加权平均地板价2.83美元/Mmbtu，加权平均天花板价3.32美元/Mmbtu[161] - 2020年前九个月，天然气领口期权覆盖772亿立方英尺，占天然气产量的12%，加权平均价格2.09美元/Mmbtu；天然气互换覆盖445亿立方英尺，占天然气产量的7%，加权平均价格2.24美元/Mmbtu[162][163] - 2020年9月30日，公司有未平仓金融商品衍生品，如天然气（NYMEX）不同合约量和期限的衍生品，包括领口期权和掉期协议[161] - 2020年前九个月，天然气领口期权覆盖772亿立方英尺，占天然气产量的12%，加权平均价格为每百万英热单位2.09美元；天然气掉期覆盖445亿立方英尺，占天然气产量的7%，加权平均价格为每百万英热单位2.24美元[162][163] 市场风险与风险管理相关 - 公司主要市场风险是天然气价格波动，风险管理策略是通过金融商品衍生品降低天然气市场价格波动风险[157][158] - 公司金融商品衍生品一般只覆盖部分产量，仅提供部分价格保护，若交易对手违约，保护作用可能受限[158] - 公司大量预期天然气产量未套期保值，直接受天然气价格波动影响[162] - 公司预计2020年及以后的大量天然气产量目前未进行套期保值，直接面临天然气价格波动风险[162] 交易对手风险相关 - 公司交易对手主要是商业银行和金融服务机构，管理层认为信用风险极小，且与多个交易对手签订衍生品合约以降低风险[164] - 公司对交易对手进行定量和定性评估，目前未因交易对手违约产生损失，预计第三方违约不会对财务结果产生重大影响，但不能排除未来发生损失的可能性[164] 债务公允价值相关 - 2020年9月30日，长期债务账面价值为1161712千美元，估计公允价值为1213402千美元；2019年12月31日，长期债务账面价值为1220025千美元，估计公允价值为1260259千美元[169] - 2020年9月30日，剔除当前到期债务后，长期债务账面价值为973712千美元，估计公允价值为1023901千美元；2019年12月31日，剔除当前到期债务后，长期债务账面价值为1133025千美元，估计公允价值为1171555千美元[169] - 公司使用可用市场数据和估值方法估计债务公允价值，公允价值基于当前可获得的利率[167]

天然气产量数据变化 - 2020年上半年天然气产量为417.8 Bcf，较2019年的418.6 Bcf减少0.8 Bcf，降幅不到1% [79] 天然气价格数据变化 - 2020年上半年平均实现天然气价格为每Mcf 1.62美元，较上年同期的每Mcf 2.80美元下降42% [80] 资本支出数据变化 - 2020年上半年总资本支出为3.356亿美元，上年同期为4.247亿美元 [81] - 2020年资本计划预计约为5.75亿美元，较2019年的7.833亿美元减少27% [95] - 2020年上半年资本和勘探支出3.423亿美元，2019年同期为4.352亿美元[115] 钻井数据变化 - 2020年上半年钻了41口总井（36.2口净井），成功率100%；2019年同期钻了49口总井（49.0口净井），成功率100% [81] - 2020年完成49口总井（44.2口净井），2019年完成42口总井（42.0口净井） [82] 钻机数量数据变化 - 2020年马塞勒斯页岩的平均钻机数量约为2.4台，2019年约为3.2台 [82] 循环信贷安排数据 - 截至2020年6月30日，循环信贷安排下的借款基数和可用承付款分别确认为32亿美元和15亿美元，无未偿还借款，未使用承付款为15亿美元 [99] 经营活动净现金数据变化 - 2020年前六个月经营活动提供的净现金较2019年同期减少5.706亿美元，主要因天然气收入降低、衍生品结算收益减少和营运资金不利变化 [107] 投资活动现金流量数据变化 - 2020年前六个月投资活动使用的现金流量较2019年同期减少8320万美元，主要因资本支出减少9030万美元 [109] 普通股回购与分红数据变化 - 2020年上半年公司未回购普通股，2019年上半年回购510万股，花费1.253亿美元；2020和2019年上半年普通股分红分别为7970万美元（每股0.20美元）和6770万美元（每股0.16美元）[112] 净收入数据变化 - 2020年第二季度净收入3040万美元（每股0.08美元），2019年同期为1.81亿美元（每股0.43美元），主要因运营收入降低，部分被运营和所得税费用降低抵消[120] - 2020年上半年净收入8430万美元（每股0.21美元），2019年同期为4.438亿美元（每股1.05美元），主要因运营收入和权益法投资收益降低，部分被所得税费用降低抵消[129] 天然气运营收入数据变化 - 2020年第二季度天然气运营收入2.883亿美元，2019年同期为4.705亿美元，减少1.822亿美元（39%），因价格和产量降低[123] - 2020年上半年天然气运营收入6.586亿美元，2019年同期为11.037亿美元，减少4.45亿美元（40%），因价格降低和产量减少[136] 运营及其他费用数据变化 - 2020年第二季度运营及其他费用2.784亿美元，2019年同期为2.869亿美元，减少857.1万美元（3%）[126] - 2020年上半年运营及其他费用为5.78459亿美元，2019年为5.77868亿美元，同比增加59.1万美元[137] 所得税费用数据变化 - 2020年第二季度所得税费用875.1万美元，2019年同期为5508.6万美元，减少4633.5万美元（84%），因税前收入和有效税率降低[126][128] - 2020年上半年所得税费用为2696.5万美元，2019年为1.32957亿美元，同比减少1.05992亿美元，降幅80%[137] 权益法投资收益数据变化 - 2020年第二季度权益法投资收益为0，2019年同期为365万美元，减少365万美元（100%），因2019年11月和2020年2月出售相关投资[126][127] - 2020年上半年权益法投资收益亏损5.9万美元，2019年为733.4万美元，同比减少739.3万美元，降幅101%[137] 衍生品工具收益数据变化 - 2020年上半年衍生品工具总收益为6003.6万美元，2019年为7190.6万美元[137] 各项费用数据变化 - 2020年上半年直接运营费用为3466.7万美元，2019年为3642.7万美元，同比减少176万美元，降幅5%[137] - 2020年上半年所得税以外的税费为709万美元，2019年为948.7万美元，同比减少239.7万美元，降幅25%[137] - 2020年上半年勘探费用为676.9万美元，2019年为1054.8万美元，同比减少377.9万美元，降幅36%[137] - 2020年上半年折旧、损耗和摊销费用为1.94757亿美元，2019年为1.88405亿美元，同比增加635.2万美元，增幅3%[137] 未实现衍生品头寸数据 - 截至2020年6月30日，公司未实现的衍生品头寸总额为4065.4万美元[153] 天然气套期保值数据 - 2020年上半年，天然气领口期权覆盖325亿立方英尺，占天然气产量的8%，加权平均价格为每百万英热单位2.06美元；天然气互换协议覆盖177亿立方英尺，占天然气产量的4%，加权平均价格为每百万英热单位2.23美元[155] - 2020年前六个月，天然气领口期权覆盖325亿立方英尺，占天然气产量的8%，加权平均价格为每Mmbtu 2.06美元；天然气互换覆盖177亿立方英尺，占天然气产量的4%，加权平均价格为每Mmbtu 2.23美元[155] 未到期金融商品衍生品数据 - 截至2020年6月30日，公司有两类未到期金融商品衍生品，天然气（NYMEX）交易量分别为36900000 Mmbtu和61500000 Mmbtu，估计公允价值分别为19259千美元和21395千美元[153] 债务账面价值与公允价值数据变化 - 2020年6月30日，长期债务账面价值为1220495千美元，估计公允价值为1230456千美元；2019年12月31日，长期债务账面价值为1220025千美元，估计公允价值为1260259千美元[161] - 2020年6月30日，流动负债到期值为175000千美元，估计公允价值为176058千美元；2019年12月31日，流动负债到期值为87000千美元，估计公允价值为88704千美元[161] - 2020年6月30日，扣除流动负债到期值后的长期债务账面价值为1045495千美元，估计公允价值为1054398千美元；2019年12月31日，扣除流动负债到期值后的长期债务账面价值为1133025千美元，估计公允价值为1171555千美元[161] 风险管理策略 - 公司风险管理策略旨在通过金融商品衍生品降低天然气市场生产的商品价格波动风险，由高级管理层组成的委员会监督风险管理活动[151] 金融衍生品签订情况 - 公司定期签订金融商品衍生品，包括领口、互换和基差互换协议，以防范天然气生产的商品价格下跌风险，所有金融衍生品用于风险管理，而非交易目的[152] 天然气产量套期保值情况 - 公司2020年及以后预期天然气产量的很大一部分目前未进行套期保值，直接面临天然气价格波动影响[154] 金融商品衍生品风险情况 - 公司金融商品衍生品面临天然气市场价格变化的市场风险，但一般会被商品最终销售的损益所抵消，交易对手主要是商业银行和金融服务机构，管理层认为信用风险极小[156] 债务公允价值估计方法 - 公司使用可用市场数据和估值方法估计债务公允价值，债务公允价值基于当前可获得的利率[160] 2020年资本计划投入情况 - 2020年资本计划约5.75亿美元，主要投入到马塞勒斯页岩，预计钻探、完井并投产60 - 70口净井[116]

天然气产量数据变化 - 2020年第一季度天然气产量从2019年的2048亿立方英尺增至2150亿立方英尺，增幅5%，日产量从22.76亿立方英尺增至23.63亿立方英尺[77] 天然气价格数据变化 - 2020年第一季度平均实现天然气价格为每千立方英尺1.72美元，较上年同期的3.35美元下降49%[78] 资本支出数据变化 - 2020年第一季度总资本支出为1.603亿美元，低于上年同期的2.043亿美元[79] - 2020年计划资本支出约为5.75亿美元，较2019年的7.833亿美元减少27%[93] - 2020年前三个月资本和勘探支出为16.2495亿美元，2019年同期为21.0315亿美元[111] 现金流量数据变化 - 2020年第一季度经营活动提供的净现金较2019年同期减少3.804亿美元，主要因运营收入降低、营运资金不利变化和运营费用增加[104] - 2020年第一季度投资活动使用的现金流量较2019年同期减少3700万美元，主要因资本支出减少4690万美元[107] - 2020年第一季度融资活动使用的现金流量较2019年同期减少3140万美元，主要因普通股回购减少3140万美元[108] 循环信贷安排情况 - 截至2020年3月31日，循环信贷安排下无未偿还借款，未使用承诺为15亿美元，4月23日借款基数和可用承诺分别确认为32亿美元和15亿美元[97][98] 营运资金数据变化 - 2020年3月31日和2019年12月31日，公司营运资金盈余分别为1.546亿美元和2.402亿美元[103] 普通股股息支付情况 - 2020年和2019年第一季度，公司分别支付普通股股息3980万美元（每股0.10美元）和2960万美元（每股0.07美元）[109] 公司资本分配计划 - 2020年公司计划将大部分资本分配到马塞勒斯页岩区，预计钻探、完井并投产60 - 70口净井，资本计划约为5.75亿美元[113] 净收入数据变化 - 2020年前三个月净收入为5390万美元，合每股0.14美元，2019年同期为2.628亿美元，合每股0.62美元[117] 天然气收入数据变化 - 2020年前三个月天然气收入为3.7034亿美元，2019年同期为6.33174亿美元，减少2.62834亿美元，降幅42%[119] 运营和其他费用数据变化 - 2020年前三个月运营和其他费用为3.00068亿美元，2019年同期为2.90906亿美元，增加916.2万美元，增幅3%[121] 权益法投资收益数据变化 - 2020年前三个月权益法投资收益亏损5.9万美元，2019年同期为368.4万美元，减少374.3万美元，降幅102%[121] 利息费用净额数据变化 - 2020年前三个月利息费用净额为1421.1万美元，2019年同期为1218.1万美元，增加203万美元，增幅17%[121] 所得税费用数据变化 - 2020年前三个月所得税费用为1821.4万美元，2019年同期为7787.1万美元，减少5965.7万美元，降幅77%[121] 有效税率数据变化 - 2020年前三个月和2019年有效税率分别为25.3%和22.9%[128] 市场风险及管理情况 - 公司主要市场风险是天然气价格波动，通过金融商品衍生品进行风险管理[131][132] 金融商品衍生品情况 - 截至2020年3月31日，公司有未平仓天然气（NYMEX）金融商品衍生品，交易量2140万Mmbtu，互换加权平均价2.27美元/Mmbtu，估计价值（负债）为8905千美元[135] - 2020年4月，公司签订天然气（NYMEX）金融商品衍生品，交易量7360万Mmbtu，区间为2020年5月 - 10月，领口加权平均价2.02美元/Mmbtu [136] - 2020年及以后公司预期天然气产量很大一部分未套期保值，直接面临天然气价格波动[136] 债务账面价值及公允价值数据变化 - 2020年3月31日，长期债务账面价值为1220260千美元，估计公允价值为1091603千美元[142] - 2019年12月31日，长期债务账面价值为1220025千美元，估计公允价值为1260259千美元[142] - 2020年3月31日，当前到期债务账面价值为 - 175000千美元，估计公允价值为 - 174030千美元[142] - 2019年12月31日，当前到期债务账面价值为 - 87000千美元，估计公允价值为 - 88704千美元[142] - 2020年3月31日，排除当前到期债务的长期债务账面价值为1045260千美元，估计公允价值为917573千美元[142] - 2019年12月31日，排除当前到期债务的长期债务账面价值为1133025千美元，估计公允价值为1171555千美元[142]

公司业务概述 - 公司是独立油气公司，从事油气资产开发、开采、勘探和生产，业务集中在美国大陆，设休斯顿和匹兹堡办公室[60] - 公司目标是通过商品价格周期提升股东价值，采取注重回报的资本分配策略[61] 储量相关定义 - 若用概率方法估算储量，实际回收量等于或超过估计量的概率至少为90%[45] - 标准化度量是按每年10%折现率计算的已探明储量未来净收入现值[52] - 拥有30%工作权益的所有者，在100英亩土地中拥有30净英亩[36] - 拥有30%工作权益的所有者，在一口井中拥有0.30净井[36] - 已开发储量可通过现有井、设备和作业方法，或安装的开采设备和基础设施回收[26] 成本相关定义 - 开发成本用于获取已探明储量及提供油气开采、处理、收集和储存设施[27] - 勘探成本用于识别和检查可能含油气储量的区域，包括钻探勘探井等费用[31] - 生产成本用于运营和维护井及相关设备和设施[41] 财务数据关键指标变化 - 2019年资本回报率（非GAAP）为22.2%，较2018年的15.9%有所提升[62] - 2019年单位运营费用较2018年降低18%[63] - 2019年末总债务与总资本比率从2018年末的37.0%降至36.2%，年末现金及现金等价物2.002亿美元，循环信贷额度未使用承诺15亿美元[64] - 2019年运营现金流（GAAP）为14亿美元，自由现金流（非GAAP）为5.631亿美元，连续四年实现正自由现金流[65] - 2019年向股东返还资本6.654亿美元，占当年自由现金流的118%，自2017年恢复股票回购计划后，流通股减少超14%[66] - 2020年资本计划约为5.75亿美元，较2019年的7.833亿美元减少27%[69] 储量数据关键指标变化 - 2019年末探明储量增加11%，全来源发现与开发成本（非GAAP）为每千立方英尺当量0.36美元，年产量替换率为250%[67] - 2019年末探明储量为12903亿立方英尺当量，较2018年末的11605亿立方英尺当量增加1298亿立方英尺当量，增幅为11%[88][91] - 2019年12月31日，公司有4847 Bcfe的PUD储量，相关未来开发成本为18亿美元，较2018年12月31日增加645 Bcfe[100] - 2019年，公司从PUD转移1542 Bcfe至已开发探明储量，新增PUD储量1788 Bcfe，PUD储量向上修正399 Bcfe[101][103] - 截至2019年12月31日，约38%的估计已探明储量（按体积计）为未开发储量，需18亿美元资本支出将其转化为已开发储量[163] - 2019年12月31日公司已探明开发储量的产量预计在2020 - 2023年分别下降13%、26%、18%和14%[174] 马塞勒斯页岩业务数据 - 2019年在马塞勒斯页岩投资7.734亿美元，钻探或参与钻探94口净井，完井97口净井，投产97口净井[73] 天然气衍生品业务数据 - 2019年天然气基差互换覆盖63.8亿立方英尺，占天然气产量的7%，平均价格为每千立方英尺2.32美元；天然气互换覆盖226.1亿立方英尺，占天然气产量的26%，加权平均价格为每千立方英尺3.30美元[85] 产量与销售价格数据 - 2019年天然气总产量为865.3 Bcf，2018年为729.9 Bcf，2017年为655.6 Bcf；2019年无显著NGL生产，2018年和2017年NGL产量分别占等效产量不到1%，占原油产量8.5%和10.3%[104] - 2019年天然气平均销售价格（含衍生品结算影响）为2.45美元/Mcf，2018年为2.54美元/Mcf，2017年为2.31美元/Mcf；2019年平均生产成本为0.06美元/Mcfe，2018年为0.05美元/Mcfe，2017年为0.11美元/Mcfe[104] 租赁及矿权费数据 - 2019年12月31日，公司开发和未开发租赁及矿权费总面积为1228478英亩，净面积为1081577英亩[107] - 截至2019年12月31日，未来三年到期的净未开发面积分别为2020年78534英亩、2021年13747英亩、2022年3998英亩[108] 井数据 - 2019年12月31日，公司拥有天然气井850口（净789.0口），原油井17口（净1.8口），总计867口（净790.8口）[110] - 2019年公司开发井（生产）为96口（净94.0口），2018年为85口（净84.0口），2017年为104口（净93.2口）[112] - 2019年，公司完成29口（净29.0口）前几年钻探的井[113] 客户销售占比数据 - 2019年，2019年、2018年和2017年分别有三个、两个和两个客户占公司总销售额约17%、16%、16%，20%、11%和18%、11%[119] 法规相关（罚款与定价） - 2005年法案将违反NGA和NGPA及FERC相关规定的最高罚款提高至每天每违规行为100万美元，截至2019年12月31日，经通胀调整后为每天每违规行为126.95万美元[124] - 2016年7月1日起的五年内，FERC确定石油定价指数为成品生产者价格指数加1.23%[131] - 1993年1月起，天然气井口解除管制法案对公司所有天然气“首次销售”价格进行了放松管制[124] - 1995年1月1日起，FERC实施法规对先前批准的州际运输费率进行了祖父条款处理，并建立了基于通胀率的年度调整指数系统[131] 法规相关（天然气运输和营销） - 1985年Order No. 436至2000年Order No. 637，FERC一系列规则制定改变了天然气运输和营销方式[125] 法规相关（监管影响） - 公司油气勘探生产受联邦、州和地方各级监管，限制产量和钻井数量及位置，且法规不断变化难以预测成本和影响[121][123] - 公司使用衍生品管理价格风险，多德 - 弗兰克法案实施可能增加互换成本、改变条款或减少可用性[127][129] - 公司油气销售价格受运输成本影响，州际管道运输受FERC监管，费率有调整机制和上限[130][131] - 公司运营受环境和安全法规约束，可能面临废弃物处理、污染清理等成本和责任[132][134][136][137] - 公司认为在天然气营销、环境法规等方面与行业其他公司受影响程度无差异[123][126] 员工数据 - 截至2019年12月31日，公司上游业务有274名员工，全资子公司有273名员工[150] 天然气价格数据 - 2019年1月天然气价格为3.642美元/Mmbtu，12月降至2.470美元/Mmbtu，2020年2月进一步降至1.877美元/Mmbtu[155] EPA法规相关 - 2012年EPA发布油气设施新源性能标准和有害空气污染物国家排放标准[143] - 2016年6月EPA更新并扩展新源性能标准，设定挥发性有机化合物排放限制并监管甲烷排放[143] - 2017年6月EPA提议暂停2016年规则部分要求，11月发布数据可用性通知并提供30天评论期[143] - 2018年3月EPA修订新源性能标准两项条款，取消紧急或非计划放空期间延迟维修要求[143] - 2019年9月EPA提议撤销适用于油气行业传输和存储环节的2012年和2016年新源性能标准及甲烷要求[143] - 2015年10月EPA采用更低的国家臭氧环境空气质量标准，2018年7月完成最终区域指定[143] 其他法规相关 - 公司受《安全饮用水法》限制，该法增加部分设施合规成本[144] 债务相关数据 - 截至2019年12月31日公司约有12亿美元未偿还债务，未来可能会增加债务[178] - 公司循环信贷安排下的借款基数目前为32亿美元，贷款人承诺为15亿美元，借款基数每年4月1日重新确定[182] 风险相关（资产与业绩） - 商品价格下跌可能导致公司油气资产账面价值减记，影响经营业绩[165] - 公司生产资产集中在宾夕法尼亚州东北部的马塞勒斯页岩，易受地区供需、政治和监管等因素影响[168][169] - 公司未来业绩取决于能否找到或收购经济上可开采的天然气和石油储量，否则产量、收入和现金流将下降[170][171] 风险相关（勘探开发） - 勘探、开发和开采活动存在风险，可能导致干井、无法商业开采等情况[175] 风险相关（融资） - 公司有大量资本需求，可能无法以满意的条件获得所需融资[176] 风险相关（公众认知） - 负面公众认知可能导致公司面临更多监管审查，增加运营成本和诉讼风险[185] 风险相关（运输加工） - 公司出售天然气生产依赖运输和加工服务，若无法获得可能影响业务[186] 风险相关（保险） - 公司未针对所有运营风险投保，未购买业务中断保险，污染和环境风险通常无法完全投保[202] 不运营物业数据 - 截至2019年12月31日，公司有权益但不运营的物业约占总拥有的毛井数量的9%，占拥有的净井数量的1%[203] 风险相关（不运营物业） - 公司对不运营的物业活动控制有限，运营商表现不佳等情况可能降低公司产量和收入，影响资本回报[203] 风险相关（竞争） - 天然气和石油行业竞争激烈，许多竞争对手的财务和技术资源远超公司[203][204] - 公司的竞争地位受价格、合同条款和服务质量等因素影响[204] 风险相关（泄漏与失控） - 管道或水泥故障、套管坍塌等情况可能导致天然气、石油等泄漏[205] - 可能出现天然气、石油或井液的失控流动情况[205]

产量数据变化 - 2019年前九个月天然气产量从2018年的523.6 Bcf增至639.3 Bcf，增加115.7 Bcf，增幅22%[95] - 2019年前九个月当量产量从2018年的528.6 Bcfe增至639.3 Bcfe，增加110.7 Bcfe，增幅21%[96] - 2019年第三季度天然气产量220.7Bcf，较2018年增加34.2Bcf，增幅18%；前九个月产量639.3Bcf，较2018年增加115.7Bcf，增幅22%[139][158] 价格数据变化 - 2019年前九个月平均实现天然气价格为每Mcf 2.56美元，较上年同期的每Mcf 2.32美元高10%[96] 资本支出情况 - 2019年前九个月总资本支出为6.221亿美元，上年同期为5.931亿美元[97] - 2019年资本计划预计为8 - 8.2亿美元[107] - 2019年资本支出预计为8 - 8.2亿美元，2018年为8.161亿美元[132] 钻井情况 - 2019年钻了71口总井（71.0口净井），成功率100%；2018年钻了60口总井（60.0口净井），成功率91.7%[97] 股票回购情况 - 2019年回购1550万股普通股，总成本3.161亿美元[99] 信贷安排情况 - 截至2019年9月30日，循环信贷安排下无未偿还借款，未使用承诺额度为15亿美元[110] 经营活动净现金情况 - 2019年前九个月经营活动提供的净现金较2018年同期增加3.94亿美元[118] 净收入情况 - 2019年第三季度净收入为9040万美元，合每股0.22美元，2018年同期为1.223亿美元，合每股0.28美元[137] - 2019年前三季度净收入为5.341亿美元，合每股1.27美元，2018年同期为2.82亿美元，合每股0.63美元[155] 天然气运营收入情况 - 2019年第三季度天然气运营收入4.18133亿美元，较2018年减少2270万美元，降幅5%[139] - 2019年前三季度天然气运营收入15.21789亿美元，较2018年增加3.04186亿美元，增幅25%[158] 运营及其他费用情况 - 2019年第三季度运营及其他费用总计3.0323亿美元，较2018年减少9150万美元，降幅23%[144][146] - 2019年前九个月运营及其他费用总计8.81098亿美元，较2018年减少1.43767亿美元，降幅14% [164] 利息净支出情况 - 2019年第三季度利息净支出减少60万美元，主要因偿还2.37亿美元6.51%加权平均高级票据和6700万美元9.78%高级票据[153] - 净利息支出减少1727.5万美元，降幅30% [164] 所得税费用情况 - 2019年第三季度所得税费用减少1370万美元，有效税率从24.4%降至22.2%[154] - 所得税费用增加6747.8万美元，增幅74%，2019年和2018年前九个月有效税率分别为22.9%和24.4% [164][173] 衍生品工具收益情况 - 2019年第三季度衍生品工具收益1106万美元，2018年为亏损353.7万美元，变动幅度413%[139] - 2019年前三季度衍生品工具收益8296.6万美元，2018年为亏损162.8万美元，变动幅度5196%[158] - 2019年前九个月衍生品工具收益为8296.6万美元，2018年为亏损162.8万美元[162] 业务活动变化情况 - 经纪天然气业务减少2.034亿美元，当期无相关业务活动[163] 其他收益及损失情况 - 股权法投资收益增加1220.3万美元，增幅1209% [164] - 资产出售损失减少1338.6万美元，降幅90% [164] 金融商品衍生品合约情况 - 截至2019年9月30日，公司有多笔未到期金融商品衍生品合约，涉及不同类型天然气及不同合约期[180] - 2019年前九个月，天然气基差互换覆盖477亿立方英尺，占天然气产量7%，均价2.36美元/千立方英尺；天然气互换覆盖1842亿立方英尺，占29%，均价3.39美元/千立方英尺[181] 市场风险及应对情况 - 公司主要市场风险是天然气价格波动，通过金融商品衍生品降低风险[176][177] 债务账面价值及公允价值情况 - 2019年9月长期债务账面价值为12.1979亿美元，估计公允价值为12.58674亿美元[187] - 2018年12月长期债务账面价值为12.26104亿美元，估计公允价值为12.02994亿美元[187] - 2019年9月当前到期债务账面价值为8700万美元，估计公允价值为8921万美元[187] - 2019年9月排除当前到期债务后的长期债务账面价值为11.3279亿美元，估计公允价值为11.69464亿美元[187] - 2018年12月排除当前到期债务后的长期债务账面价值为12.26104亿美元，估计公允价值为12.02994亿美元[187] 债务公允价值估计情况 - 公司使用可用市场数据和估值方法估计债务公允价值[186] - 债务公允价值是公司需支付给第三方承担债务的估计金额，含信用利差[186] - 信用利差由公司高级票据和循环信贷安排与新发行及类似规模和信用统计的二级交易对比确定[186] - 所有高级票据和循环信贷安排的公允价值基于公司当前可用利率[186] 现金及现金等价物情况 - 现金及现金等价物在合并资产负债表中的账面价值接近公允价值，因其短期到期[184]

产量数据变化 - 2019年上半年天然气产量从2018年的3370亿立方英尺增至4186亿立方英尺，增加816亿立方英尺，增幅24%[86] - 2019年上半年当量产量从2018年的3420亿立方英尺油当量增至4186亿立方英尺油当量，增加766亿立方英尺油当量，增幅22%[87] 价格数据变化 - 2019年上半年平均实现天然气价格为每千立方英尺2.80美元，较上年同期的2.29美元高出22%[87] 资本支出情况 - 2019年上半年总资本支出为4.247亿美元，上年同期为3.299亿美元[88] - 2019年资本计划预计为8亿至8.2亿美元[98] 钻探与完井情况 - 2019年上半年钻了49口总井（49.0口净井），成功率100%；上年同期钻了39口总井（39.0口净井），成功率87.2%[88] - 2019年上半年完成42口总井（42.0口净井），2018年为34口总井（34.0口净井）[89] 股票回购情况 - 2019年回购510万股普通股，总成本1.253亿美元[90] 信贷安排情况 - 截至2019年6月30日，循环信贷安排下无未偿还借款，未使用承诺额度为15亿美元[101] 经营现金情况 - 2019年上半年经营活动提供的净现金较2018年上半年增加3.653亿美元[109] 净收入情况 - 2019年第二季度净收入为1.81亿美元，合每股0.43美元，2018年同期为4240万美元，合每股0.09美元[126] - 2019年上半年净收入为4.438亿美元，合每股1.05美元，2018年同期为1.597亿美元，合每股0.35美元[143] 天然气收入情况 - 2019年第二季度天然气收入增加1.058亿美元，主要因价格上涨和产量增加，产量增加源于宾夕法尼亚州钻探和完井活动增加[129][130] - 2019年上半年天然气收入增加3.269亿美元，因产量增加和价格上涨，产量增加源于宾夕法尼亚州钻探和完井活动增加[146][147] 衍生品工具收益情况 - 2019年第二季度衍生品工具收益增加6731.7万美元，增幅1835%[129] - 2019年上半年衍生品工具收益增加6999.7万美元，增幅3667%[146] 经纪天然气业务情况 - 2019年第二季度经纪天然气业务减少9260万美元，当期无相关活动[129][132] - 2019年上半年经纪天然气业务减少9750万美元，当期无相关活动[146][151] - 经纪天然气业务减少8500万美元，当期无相关活动[153] 运营成本和费用情况 - 2019年第二季度总运营成本和费用减少8900万美元，降幅24%[134] - 2019年前六个月总运营成本和费用较2018年同期减少5220万美元，降幅8%[152] 所得税费用情况 - 2019年第二季度所得税费用增加4293.4万美元，增幅353%，有效税率从22.3%升至23.3%[134][142] - 所得税费用增加8120万美元，因税前收入增加，2019年和2018年有效税率分别为23.1%和24.5%[161] 各项费用增减情况 - 运输和集输费用增加5270万美元，主要因马塞勒斯页岩产量增加[153] - 勘探费用减少4760万美元，因勘探干井成本减少5110万美元[154] - 折旧、损耗和摊销增加2140万美元，主要因产量增加使DD&A增加3380万美元[156] 投资收益情况 - 权益法投资收益增加830万美元，主要源于对米德的投资[158] 资产出售情况 - 2019年前六个月资产出售净亏损150万美元，2018年同期为4050万美元[159] 净利息支出情况 - 净利息支出减少1660万美元，因偿还到期高级票据使利息支出降低[160] 天然气基差互换与互换情况 - 2019年前六个月天然气基差互换覆盖产量317亿立方英尺，占比8%，平均价格2.59美元/千立方英尺；天然气互换覆盖产量1127亿立方英尺，占比27%，平均价格3.72美元/千立方英尺[169] 长期债务情况 - 2019年6月30日，长期债务账面价值为1219555千美元，公允价值为1245889千美元；2018年12月31日，长期债务账面价值为1226104千美元，公允价值为1202994千美元[175] 财务报告内部控制情况 - 2019年第二季度，公司财务报告内部控制无重大影响变化[176] 违规事项情况 - 2019年6月17日，公司收到宾夕法尼亚州环境保护部两份拟议同意令和协议，涉及天然气迁移指控，若最终确定，6月2017年违规事项民事罚款可能超10万美元，最高约21.5万美元[178] - 若11月2017年违规事项拟议同意令和协议按草案敲定，公司需提交详细书面补救计划等，民事罚款可能超10万美元，最高约35.5万美元[178] - 公司收到的违规通知若导致罚款和/或处罚，单个或合计可能超10万美元[179]

产量数据变化 - 2019年第一季度天然气产量从2018年的164.6 Bcf增至204.8 Bcf，增加40.2 Bcf，增幅24%[92] - 2019年第一季度原油/凝析油/NGL产量从2018年的0.8 Mmbbls降至0，减少0.8 Mmbbls，降幅100%[93] - 2019年第一季度当量产量从2018年的169.6 Bcfe增至204.8 Bcfe，增加35.2 Bcfe，增幅21%[94] 价格数据变化 - 2019年第一季度平均实现天然气价格为3.35美元/Mcf，较上年同期的2.44美元/Mcf增长37%[94] 资本支出情况 - 2019年第一季度总资本支出为2.043亿美元，上年同期为1.673亿美元[95] - 2019年公司资本计划预计约为8亿美元[104] 信贷安排情况 - 截至2019年3月31日，循环信贷安排下无未偿还借款，未使用承诺额度为18亿美元；4月修订后可用承诺额度降至15亿美元，借款基数仍为32亿美元[107][108] 现金流量变化 - 2019年前三个月经营活动提供的净现金较2018年同期增加3.125亿美元，主要因运营收入增加和营运资本有利变化[116] - 2019年前三个月投资活动使用的现金流量较2018年同期增加6.5亿美元，主要因资产出售所得款项减少6.442亿美元和资本支出增加3940万美元[118] - 2019年前三个月融资活动使用的现金流量较2018年同期减少1.652亿美元，主要因2019年普通股回购减少1.758亿美元[119] 净收入情况 - 2019年前三个月净收入为2.628亿美元，每股0.62美元，2018年同期净收入为1.172亿美元，每股0.26美元[131] 各业务线收入变化 - 天然气收入增加2.211亿美元，增幅54%，主要因产量增加和价格上涨[133][134] - 原油和凝析油收入减少4870万美元，降幅100%，主要因2018年2月出售Eagle Ford Shale资产[133][135] - 衍生品工具收益增加268万美元，增幅48%[133] - 经纪天然气收入减少500万美元，降幅100%，当期无相关活动[133][138] 运营成本和费用变化 - 2019年前三个月总运营成本和费用增加3680万美元，增幅14%[139] 其他收益和损失变化 - 股权法投资收益增加470万美元[145] - 资产出售损失减少3954.9万美元，降幅96%，2019年前三个月损失150万美元，2018年同期损失4104.9万美元[139][146] 利息和税费变化 - 净利息费用减少790万美元，降幅39%[139][147] - 所得税费用增加3820万美元，增幅96%，2019年和2018年前三个月有效税率分别为22.9%和25.3%[139][148] 金融商品衍生品情况 - 截至2019年3月31日，公司有多种未到期金融商品衍生品，如不同类型天然气合约，交易量从825万Mmbtu到8250万Mmbtu不等，部分合约有加权平均价格和估计公允价值[156] - 2019年前三个月，天然气基差互换覆盖157亿立方英尺（Bcf），占天然气产量的8%，平均价格为每千立方英尺（Mcf）2.86美元；天然气互换覆盖420亿立方英尺，占天然气产量的20%，平均价格为每千立方英尺5.16美元[157] - 公司使用金融商品衍生品进行风险管理，包括领口、互换和基差互换协议，以应对天然气生产的价格下跌风险[155] 长期债务情况 - 截至2019年3月31日，长期债务账面价值为12.19338亿美元，估计公允价值为12.16612亿美元；2018年12月31日，账面价值为12.26104亿美元，估计公允价值为12.02994亿美元[168] 内部控制情况 - 公司首席执行官和首席财务官认为公司的披露控制和程序在所有重大方面有效[163] - 2019年第一季度，公司财务报告内部控制没有发生重大影响的变化[164] 环境风险情况 - 公司可能因环境违规收到通知，若被罚款，单个或合计可能超过10万美元[166] 普通股回购计划 - 公司董事会授权了一项无到期日的普通股回购计划[168]

公司业务概述 - 公司是独立油气公司，从事油气资产开发、开采、勘探和生产[60] - 公司资产集中在已知碳氢资源地区，利于多井、可重复钻井项目[60] - 公司在美国大陆经营天然气和石油开发、开采、勘探和生产一个业务板块[60] - 公司在得克萨斯州休斯顿和宾夕法尼亚州匹兹堡设有办事处[60] 资本计划 - 2019年资本计划预计约为8亿美元，资金来源于运营现金流，必要时使用循环信贷安排借款[63] - 2019年资本计划聚焦马塞勒斯页岩区，预计钻探并完成85 - 90口净井，投产80 - 85口净井[64] 马塞勒斯页岩区业务数据 - 截至2018年12月31日，公司在马塞勒斯页岩区持有约17.4万净英亩土地，2018年净产量为7291亿立方英尺当量，占全年总产量绝大部分[65] - 2018年在马塞勒斯页岩区投资7.839亿美元，钻探或参与钻探86口净井，完成84口净井并投产84口净井[66] 资产出售情况 - 2018年7月出售海恩斯维尔页岩区油气资产获3000万美元，确认收益2970万美元[70] - 2018年2月出售伊格尔福特页岩区油气资产获7.65亿美元，确认亏损4540万美元，2017年四季度已计提减值4.143亿美元[71] 天然气互换情况 - 2018年天然气基差互换覆盖446亿立方英尺，占产量6%，均价2.76美元/千立方英尺；天然气互换覆盖976亿立方英尺，占产量13%，加权均价2.95美元/千立方英尺[82] 证实储量情况 - 截至2018年12月31日，公司已证实储量为11605亿立方英尺当量，较2017年末增加1879亿立方英尺当量，增幅19%[86][89] - 2018年通过扩展、发现和其他方式新增证实储量2243.5亿立方英尺当量，净向上修正780.4亿立方英尺当量，出售410.3亿立方英尺当量，开采735亿立方英尺当量[89] 股东回报政策 - 公司将至少50%的自由现金流通过股息和股票回购返还给股东[61] PUD储量情况 - 截至2018年12月31日，公司有4202.0 Bcfe的PUD储量，相关未来开发成本为16亿美元，较2017年12月31日增加663.3 Bcfe[98] - 2018年PUD储量变化原因包括：1768.6 Bcfe从PUD转为已开发证实储量，新增1882.9 Bcfe，正向修订754.3 Bcfe，出售205.3 Bcfe[100] 产量与价格数据 - 2018年天然气产量729.1（部分数据），2017年为641.7，2016年为581.9；2018年原油产量829（部分数据），2017年为4953，2016年为4454[102] - 2018年天然气平均销售价格为2.58美元/Mcf，2017年为2.33美元/Mcf，2016年为1.69美元/Mcf[102] 租赁面积情况 - 截至2018年12月31日，公司总净租赁面积为1100400英亩，其中开发净租赁面积为150033英亩，未开发净租赁面积为950367英亩[104] - 截至2018年12月31日，未来三年到期的净未开发面积分别为2019年10775英亩、2020年78389英亩、2021年13189英亩[106] 井数量情况 - 截至2018年12月31日，公司拥有天然气井753口（净695.2口），原油井33口（净11.4口）[108] - 2018年开发生产井85口（净84.0口），勘探干井9口（净9.0口），总计94口（净93.0口）[110] 客户销售占比情况 - 2018 - 2016年，分别有三个、两个、两个客户占公司总销售额约20%、18%、19%（部分数据）[116] 储量审计情况 - Miller and Lents审计了公司100%的证实储量估计，并认为公司数据收集和信息记录系统有效[96] 法规罚款情况 - 2005年法案将违反NGA和NGPA及FERC相关规定的最高罚款提高至每天每违规100万美元，截至2018年12月31日，经通胀调整后为每天每违规1213503美元[121] 管道容量协议情况 - 2012年公司与Constitution达成协议，获得50万Dth/日的管道容量，并收购在建管道25%股权；2014年FERC批准建设124英里管道，建成后将提供65万Dth/日的管道容量[123] - 2014年公司与Transco达成协议，获得85万Dth/日的管道容量，并收购Meade 20%股权；2017年FERC批准建设管道，Central Penn Line于2018年10月6日投入使用[123] - 2018年8月14日公司与Transco达成协议，获得最高25万Dth/日的管道容量，预计为扩建项目出资约1710万美元，项目最早2021年第四季度投入使用[124] 定价指数法规情况 - 2015年12月，FERC确定2016年7月1日起的五年内，石油定价指数为成品生产者价格指数加1.23%[130] - 1995年1月1日起，FERC实施法规，对之前批准的州际运输费率进行祖父条款处理，并建立索引系统，每年根据通胀率调整[130] 掉期交易监管情况 - 2010年7月《多德 - 弗兰克法案》颁布后，CFTC对掉期交易进行监管，公司使用掉期对冲符合终端用户条件，可免集中清算[128] EPA法规修订情况 - 2016年12月，EPA与环保组织达成同意令，要求EPA在2019年3月前对某些与油气废物相关的法规进行修订或确定无需修订[135] 业务监管情况 - 公司的勘探和生产业务受联邦、州和地方各级监管，这些监管会限制油气产量和钻井数量及位置[118] 员工数量情况 - 截至2018年12月31日，公司上游业务有303名员工，全资子公司GasSearch Drilling Services Corporation有180名员工[148] EPA标准发布情况 - 2012年，EPA发布最终的新源性能标准和有害空气污染物国家排放标准，修订油气设施相关标准[142] - 2016年6月，EPA发布最终规则，更新并扩展新源性能标准，设定挥发性有机化合物额外排放限值，监管油气行业新的和改造源的甲烷排放[142] - 2017年6月，EPA提议暂停2016年6月规则中的某些要求，11月发布数据可用性通知并提供30天评论期[142] - 2017年10月，EPA采用更低的全国环境空气质量臭氧标准，2018年7月完成新臭氧标准下的最终区域指定[142] - 2018年3月，EPA发布最终规则，修订新源性能标准的两项狭窄条款[142] 法规遵守情况 - 公司认为自身基本遵守《油污法》《濒危物种法》《清洁水法》《清洁空气法》《安全饮用水法》等相关法规[137][138][140][141][143] 业务风险 - 商品价格波动 - 公司业务受商品价格波动影响大，价格大幅或长期下跌会对业务、财务状况等产生重大不利影响[152][153] 业务风险 - 钻探活动 - 公司钻探天然气和油井是高风险活动，受多种因素影响，未来钻探活动可能不成功[156] 已探明储量现金流现值计算 - 截至2018年12月31日，已探明储量未来现金流现值计算基于天然气每千立方英尺2.58美元、天然气液体每桶21.64美元、石油每桶65.21美元，计算时使用10%的折现率[161] 已探明开发储量产量预计 - 2018年12月31日已探明开发储量产量预计2019年增长1%，2020 - 2022年分别下降27%、19%和15%[169] 债务情况 - 截至2018年12月31日，公司约有12亿美元未偿还债务，未来可能会增加债务[174] - 公司循环信贷安排下的借款基数目前为32亿美元，贷款人承诺为18亿美元，借款基数每年4月1日重新确定[177] 资产价值风险 - 公司油气资产价值取决于商品价格，价格下跌等因素可能导致储量估计向下调整、减值费用和账面价值减记[163] 地区风险 - 公司生产性资产集中在宾夕法尼亚州东北部的马塞勒斯页岩，易受地区供需、政治、监管等因素影响[165][166] 未来业绩风险 - 公司未来业绩取决于寻找或收购经济可采的天然气和石油储量的能力，否则储量、产量、收入和现金流可能下降[167][168] 勘探开发风险 - 勘探、开发和开采活动存在风险，可能导致干井、无法商业开采和无法充分开采已发现储量[171] 流动性风险 - 公司依赖循环信贷安排和长期资本市场获取流动性，全球金融系统挑战可能影响公司业务和财务状况[173] 债务违约风险 - 公司债务协议要求遵守维持特定财务比率的契约，商品价格下跌可能导致违约风险增加[176] 非运营油井占比情况 - 截至2018年12月31日，非运营油井约占公司总拥有的毛油井的11.1%，约占拥有的净油井的1%[200] 运营风险 - 公司面临多种运营风险，如井场井喷、设备故障等[194] 管道系统风险 - 公司天然气集输和管道系统利用存在爆炸、环境危害等风险，部分管道需定期维修、更换或维护，成本可能较高[198] 保险风险 - 公司并非对所有运营风险都有保险，未购买业务中断保险，污染和环境风险一般无法完全投保[199] 竞争风险 - 公司行业竞争激烈，许多竞争对手财务和技术资源远超公司[201][202] 整合运营风险 - 公司整合运营过程可能导致业务活动中断或失去动力，管理层需投入大量时间，可能影响现有业务管理[193] 金融衍生工具使用情况 - 公司使用金融衍生工具管理天然气生产价格风险，常用领口、互换和基差互换协议[203] 金融衍生工具风险 - 领口安排通过看跌和看涨期权设定固定产量在一定时期的地板价和天花板价，互换协议根据指数价格与固定价格的高低进行支付或收款，这些安排限制价格上涨收益并带来财务损失风险[204][205] 非运营资产风险 - 公司对非运营资产活动控制有限，运营商表现不佳可能降低公司产量和收入，影响资本回报并带来意外成本[200] 运营风险后果 - 运营风险事件可能导致人员伤亡、财产损失、环境污染、监管调查和处罚等后果[197]