公司合并相关 - 2021年5月23日公司与Cimarex达成全股票合并协议，每股Cimarex普通股将兑换4.0146股公司普通股，预计四季度完成，需获股东批准[81][82] - 2021年6 - 7月，四名Cimarex假定股东就合并事宜对Cimarex及其董事会提起四项诉讼，公司认为诉讼无价值[83][84] 天然气产量相关 - 2021年上半年天然气产量从417.8 Bcf降至406.4 Bcf，减少11.4 Bcf，日均产量从2,296 Mmcf降至2,245 Mmcf [85] 天然气价格相关 - 2021年上半年平均实现天然气价格为每千立方英尺2.18美元，较上年同期的1.62美元高出35% [86] 资本支出相关 - 2021年上半年总资本支出为2.901亿美元，上年同期为3.356亿美元[87] - 预计2021年资本计划约为5.3 - 5.4亿美元，将专注于Marcellus页岩区，计划钻完80口净井[105][106] - 2021年全年，公司计划将大部分资本分配到马塞勒斯页岩，预计钻探和完成80口净井，资本计划约为5.3亿至5.4亿美元[128] 钻井业务相关 - 2021年上半年钻56口总井（53.1口净井），成功率100%，上年同期钻41口总井（36.2口净井），成功率100%；2021年完成41口总井（37.1口净井），上年同期完成49口总井（44.2口净井）[89] - 2021年上半年Marcellus页岩区平均钻机数量约为3.1台，上年同期约为2.4台[90] 债务偿还相关 - 2021年1月偿还8800万美元加权平均利率为5.58%的高级票据[91] 循环信贷安排相关 - 截至2021年4月21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，6月30日无未偿还借款，未使用承付款为15亿美元[109][111] 营运资金相关 - 2021年6月30日和2020年12月31日，公司营运资金盈余分别为1740万美元和2550万美元[116] 现金流量相关 - 2021年前六个月经营活动提供的净现金比2020年同期增加1.281亿美元，天然气平均实现价格同比增长35%[119] - 2021年前六个月投资活动所用现金流量比2020年同期减少6550万美元[121] - 2021年前六个月融资活动所用现金流量比2020年同期增加9140万美元，债务偿还增加8800万美元，股息支付增加420万美元[122] 债务与资本比率相关 - 2021年6月30日和2020年12月31日，公司债务分别为10.46316亿美元和11.33924亿美元，债务与总资本比率分别为31%和34%[124] 股息支付相关 - 2021年和2020年前六个月，公司分别支付普通股股息8390万美元（每股0.21美元）和7970万美元（每股0.20美元）[124] 季度净收入相关 - 2021年第二季度净收入为3050万美元，每股0.08美元，与2020年同期持平[131] 季度天然气收入相关 - 2021年第二季度天然气收入为4.11718亿美元，比2020年同期增加1.23432亿美元，增幅43%[133] 季度运营成本和费用相关 - 2021年第二季度总运营成本和费用比2020年同期减少760万美元[136] 前六个月净收入相关 - 2021年前六个月净收入为1.568亿美元，合每股0.39美元，2020年同期为8430万美元，合每股0.21美元[143] 有效税率相关 - 2021年第二季度有效税率为26.2%，2020年同期为22.4%；2021年前六个月有效税率为23.2%，2020年同期为24.2%[142][154] 天然气收入变动原因相关 - 天然气收入增加2.26亿美元，主要因价格上涨，产量下降部分抵消该增长，产量下降因2020年资本支出减少和2021年钻探活动时间安排[145] 衍生品工具运营收入相关 - 衍生品工具运营收入损失1.00358亿美元，2020年同期收益6003.6万美元，变动率为-267%[145] 运营及其他费用相关 - 运营及其他费用2021年前六个月为5.55093亿美元，2020年同期为5.78459亿美元，减少2336.6万美元，变动率为-4%[148] 利息净支出相关 - 利息净支出减少380万美元，主要因偿还8700万美元加权平均利率6.51%的优先票据和8800万美元加权平均利率5.58%的优先票据[141][153] 所得税费用相关 - 所得税费用增加2050万美元，因税前收入增加，有效税率降低部分抵消该增长[154] 一般及行政费用相关 - 一般及行政费用减少440.2万美元，主要因股票薪酬费用降低和罚款减少，部分被交易相关成本和遣散费增加抵消[140][151] 直接运营费用相关 - 直接运营费用减少163.7万美元，主要因产量下降[148][149] 运输和集输费用相关 - 运输和集输费用减少839.1万美元，主要因产量降低导致集输费用减少[148][149] 未实现天然气金融商品衍生品头寸相关 - 截至2021年6月30日，公司未实现的天然气金融商品衍生品总头寸为7737.2万美元[161] 天然气金融商品衍生品合约相关 - 2021年7月，公司签订天然气金融商品衍生品合约，10 - 12月交易量920万Mmbtu，加权平均价4.01美元/Mmbtu；11 - 12月交易量915万Mmbtu，加权平均价4.02美元/Mmbtu[163] 天然气期权与互换覆盖产量相关 - 2021年前六个月，天然气区间期权覆盖产量835亿立方英尺，占比21%，加权平均价2.81美元/Mmbtu；天然气互换覆盖产量176亿立方英尺，占比4%，加权平均价2.71美元/Mmbtu[164] 债务账面价值与公允价值相关 - 2021年6月30日，长期债务账面价值10.46316亿美元，估计公允价值11.18321亿美元；2020年12月31日，长期债务账面价值11.33924亿美元，估计公允价值12.13811亿美元[170] - 2021年6月30日，流动负债到期值账面价值1亿美元，估计公允价值1.00444亿美元；2020年12月31日，流动负债到期值账面价值1.88亿美元，估计公允价值1.89332亿美元[170] - 2021年6月30日，扣除流动负债到期值后长期债务账面价值9.46316亿美元，估计公允价值10.17877亿美元；2020年12月31日，扣除流动负债到期值后长期债务账面价值9.45924亿美元，估计公允价值10.24479亿美元[170]

业绩总结 - 合并后的公司预计在2022-2024年期间产生约47亿美元的累计自由现金流[10] - 合并交易的总企业价值约为170亿美元，交换比例为每股Cimarex换取4.0146股Cabot[10] - 预计合并后将增加基础股息，并在关闭后支付每股0.50美元的特别股息[10] - 合并后，Cabot和Cimarex的股东在完全稀释基础上的股权比例分别为49.5%和50.5%[10] - 预计合并将增强资本回报，计划向股东返还现金并引入季度可变股息策略[17] - 2022-2024年累计自由现金流（FCF）预估为约47亿美元，基于WTI油价为60美元/桶和NYMEX天然气价格为2.25美元/MMBtu的情景[20] - 预计2021年自由现金流收益率为14.2%[29] - 公司在2021年末的净债务与EBITDA比率为0.5倍，显示出较低的杠杆水平[23] 用户数据 - 预计合并后将实现可持续的自由现金流，资产质量和商品多样化将降低现金流波动性[12] - 2022-2024年自由现金流的预估在不同油价情景下为：在40美元WTI下约21亿美元，在50美元WTI下约38亿美元，在60美元WTI下约57亿美元[35] - 公司在2022-2024年期间的自由现金流展望显示出可持续性和韧性，预计将占市场资本的约32%[20] 未来展望 - 目标在18个月到2年内实现每年约1亿美元的管理和行政成本协同效应[10] - 公司计划将每股基础股息提高至0.50美元（每季度0.125美元），预计将于2022年第一季度支付[21] - 预计将引入季度可变股息，目标是将50%以上的自由现金流返还给股东[32] 新产品和新技术研发 - 公司承诺在2020年实现0%燃烧、100%回收生产和流回水、0%碳氢化合物泄漏[24] - 2020年，Cimarex减少温室气体排放强度22%[24] 财务状况 - 合并后，公司的净债务与EBITDAX比率目标保持在1倍以下[10] - 公司维持低于1倍的净债务与EBITDAX比率，显示出强劲的财务状况[25] - 计划在保守的商品价格下进行资本配置，优先考虑低杠杆[17]

业绩总结 - 2021年第一季度，Cimarex Energy的油气生产量为68.6 MBopd，较2020年第四季度的67.8 MBopd增长1.2%[12] - 2021年第一季度的现金流来自经营活动（CFO）为4.03亿美元，较2020年第四季度的1.91亿美元增长111.5%[12] - 调整后的CFO为3.95亿美元，较2020年第四季度的2.57亿美元增长53.3%[12] - 自由现金流（FCF）为2.31亿美元，较2020年第四季度的1.20亿美元增长92.5%[12] - 2021年第一季度的油气每桶实现价格为33.89美元，较2020年第四季度的20.06美元增长68.5%[12] - 2021年第一季度经营活动提供的净现金为402,912千美元，较2020年同期的308,791千美元增长30.5%[31] - 调整后的经营活动现金流为395,172千美元，较2020年同期的306,421千美元增长29.0%[31] - 自由现金流为230,550千美元，较2020年同期的32,190千美元大幅增长[31] - 支付的股息为23,049千美元，自由现金流在支付股息后的余额为207,501千美元[31] 财务状况 - 净债务减少约2.5亿美元，降至15亿美元[4] - 截至2021年3月31日，公司的长期债务为2,000,000千美元，净债务为1,476,202千美元，较2020年12月31日的1,726,855千美元减少14.5%[33] 未来展望 - 预计2021年第四季度的油气生产将同比增长约30%[4] - 2021年第二季度总生产指导为220-240 MBoepd，油气生产指导为69-73 MBopd[34] - 2021年资本支出预计在650-750百万美元之间，其中钻探和完井支出为500-600百万美元[34] - 2021年预计在德克萨斯州Permian盆地投入61-69口新井[35] 环境与成本控制 - 2021年第一季度，Cimarex Energy的可控现金成本为每桶油当量（Boe）3.78美元[13] - 2021年第一季度的温室气体（GHG）排放强度较2020年减少22%，目标在2021年再减少8%-12%[4] 市场价格 - 2021年WTI油的加权平均底价为34.64美元，加权平均顶价为44.04美元[36] - 2021年PEPL气体的加权平均底价为1.96美元，加权平均顶价为2.37美元[36]

财务数据和关键指标变化 - 公司一季度GAAP净收入为1.281亿美元，即每股1.25美元；调整后净收入为2.037亿美元，即每股1.98美元；调整后现金流为3.95亿美元，产生2.08亿美元自由现金流；季度末现金超过5亿美元，净债务为15亿美元 [7] - 一季度总资本投资为1.65亿美元，其中钻井和完井资本为1.31亿美元 [22] - 由于一季度强劲的自由现金流，公司季度末净债务为15亿美元，较2020年末减少2.51亿美元 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 一季度石油平均日产量为6.86万桶，预计2021年石油产量退出率比2020年高出30% [8] - 二叠纪开发项目每英尺总成本在800 - 850美元的指导范围内，单个项目在725 - 1000美元之间 [10] - 一季度租赁运营和运输成本较高，预计二季度将恢复正常，年度租赁运营指导不变，运输指导略有提高 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - 预计今年剩余时间天然气价格在纽约商品交易所价格基础上为0.40 - 0.50美元；一季度NGL实现价格为WTI的39%，预计今年剩余时间降至30%左右 [50] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司目标是在2021年获得足够现金赎回2024年到期的7.5亿美元高级票据 [16] - 公司正在考虑可变股息策略，优先考虑可预测性和可持续性，预计下半年提供具体方案 [17][33] - 公司将继续推进多项目以减少排放，包括采用新设施设计和开展电气化项目 [13][15] - 公司将继续执行严格的资本计划，不随价格上涨增加资本支出，并剥离非核心资产 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司一季度表现稳健，有望实现全年目标 [7] - 冬季风暴Uri对公司运营造成短期严重影响，但公司员工努力使生产迅速恢复 [12] - 公司对Big Sky和Dixieland等开发项目的成果感到鼓舞，相信资本效率将提高 [39] - 公司认为2022年有很大灵活性和选择，将根据宏观需求和供应情况决定资本分配 [46] - 公司对新墨西哥州业务感到乐观，预计2022年该地区活动比例可能增加 [55][56] 其他重要信息 - 公司一季度钻井和完井成本略低于指导范围下限，平均每日钻井1400英尺，较过去四个季度提高26% [28][29] - 公司目前有两台钻井平台直接由电网供电，相关排放减少50%，燃料成本降低23% [30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 公司对可变股息的看法及与同行的比较 - 公司将模拟商品价格波动下的现金流，确定可持续现金流后决定返还给股东的比例，倾向于季度分配模式，预计下半年提供具体方案 [33][34] - 公司今年一季度末现金为5.24亿美元，加上预计的自由现金流和资产出售收益，年底将有足够资金赎回2024年票据，并保留一定现金用于流动性 [35] 问题: Big Sky项目的初始表现及宽间距模式的影响 - 公司有三个扩大规模的开发项目已投产，其中两个在里夫斯县的项目每区段八口井预计可实现与过去每区段十二口井相同的1280英亩石油最终可采储量，项目回报和效率高 [39] - 三个项目分别是Dixieland、Big Sky和Red Hills [40] 问题: 今年是否有其他资产出售计划及最低现金余额 - 目前除预计二季度完成的约1.15亿美元资产出售外，没有其他资产出售计划 [43] - 公司认为最低现金余额应在2.5 - 3.5亿美元之间，以应对营运资金波动和部分资本支出 [44] 问题: 2022年资本效率目标 - 2022年还很遥远，公司将根据宏观需求和供应情况决定资本分配，重点关注资本效率 [46][47] 问题: 今年剩余时间NGL价格展望及服务是否有通胀迹象 - 预计今年剩余时间天然气价格在纽约商品交易所价格基础上为0.40 - 0.50美元，NGL实现价格将降至30%左右 [50] - 一季度服务有轻微通胀，公司将与服务合作伙伴合作提高效率以抵消通胀 [52] 问题: 2022年是否会增加新墨西哥州的活动 - 公司对新墨西哥州业务感到乐观，预计2022年该地区活动比例可能增加，但这不是对许可证问题的反应，而是基于最佳资本回报 [55][56] 问题: 长期维持资本和潜在石油盈亏平衡点的想法 - 公司预计维持日产8.4万桶或80多万桶石油的资本在6 - 6.5亿美元之间 [57] 问题: 二季度生产指导及实现四季度石油增长目标的因素 - 二季度指导受季度末井的节奏影响，全年第三季度活动节奏强劲，将有助于实现四季度产量目标 [60] 问题: 中大陆地区的战略适合性及吸引资本的条件 - 公司认为中大陆地区是投资组合的持续组成部分，喜欢其地理、商品和市场多样性 [62] - 公司将在中大陆地区的项目完成后观察返排情况，再决定下一步行动，该地区有与特拉华盆地竞争的机会 [63] 问题: 二季度项目分配及全年二叠纪资产分配框架 - 二季度项目分配向卡尔弗森县倾斜，但全年里夫斯县和卡尔弗森县的项目将更加平衡，最终里夫斯县的井数会更多 [67] 问题: 增加平均水平段长度的好处及是否达到收益递减点 - 公司对两英里水平段的表现有信心，也对更长水平段感到兴奋，认为在土地允许的情况下，增加水平段长度的收益大于成本 [69][70] - 公司已钻至两英里半，今年晚些时候有三英里井的计划，认为三英里单元在成本方面有优势 [71] 问题: 华盛顿政策对现金税和长期现金返还给股东的影响 - 公司目前的净运营亏损约20亿美元，可防止在2023年末和2024年之前缴纳现金税，税率提高不会加速纳税时间 [74] - 取消无形钻井成本扣除可能会使公司净运营亏损的使用时间提前一到两年，但随着时间推移会逐渐平衡 [75] 问题: 2021年季度资本支出节奏 - 公司资本支出节奏与井上线节奏相似，二、三季度资本支出较多，四季度略有下降 [77] 问题: 套期保值在Cimarex和页岩3.0中的作用 - 公司过去每季度对约10%的预期未来产量进行套期保值，目标是使约50%的产量得到套期保值，将其作为现金流的减震器 [79] - 较低的债务结构可能会使公司重新考虑套期保值比例，但仍会保留一定程度的套期保值 [80] 问题: 公司为应对华盛顿的其他法规做了哪些工作 - 公司在排放、废水处理、泄漏等方面开展了多项举措，致力于减少环境足迹 [84][85] - 公司运营团队将减少排放作为核心指标，努力在这方面保持领先 [86]

天然气产量数据变化 - 2021年第一季度天然气产量从2020年同期的2150亿立方英尺降至2058亿立方英尺，日均产量从23.63亿立方英尺降至22.87亿立方英尺，降幅92亿立方英尺[73] 天然气价格数据变化 - 2021年第一季度平均实现天然气价格为每千立方英尺2.31美元，较上年同期的1.72美元上涨34%[74] 资本支出数据变化 - 2021年第一季度总资本支出为1.24亿美元，低于上年同期的1.603亿美元[75] - 2021年和2020年前三个月，资本和勘探支出分别为1.26652亿美元和1.62495亿美元，2021年公司计划将大部分资本分配到马塞勒斯页岩，预计钻探和完成80口净井，资本计划约为5.3亿至5.4亿美元[110] 钻井业务数据变化 - 2021年第一季度钻了28口总井（25.1口净井），成功率100%；上年同期钻了22口总井（22.0口净井），成功率100%[75] - 2021年第一季度完成14口总井（13.0口净井），上年同期完成13口总井（13.0口净井）[76] 钻机数量数据变化 - 2021年第一季度马塞勒斯页岩的平均钻机数量约为3.0台，上年同期约为2.8台[76] 债务偿还情况 - 2021年1月偿还了8800万美元加权平均利率为5.58%的高级票据[77] 资本计划安排 - 预计2021年资本计划约为5.3亿至5.4亿美元，将用运营现金流和必要时的手头现金来资助[89] 循环信贷安排情况 - 2021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21日，借款基数和可用承诺分别确认为32亿美元和15亿美元[92][93] 现金流量数据变化 - 2021年前三个月经营活动提供的净现金较2020年同期增加8560万美元，投资活动使用的现金减少3460万美元，融资活动使用的现金增加8730万美元[97][101][103][104] 长期债务流动部分数据变化 - 2021年3月31日和2020年12月31日，长期债务的流动部分分别为1亿美元和1.88亿美元[105] 债务、股东权益及总资本数据变化 - 2021年3月31日和2020年12月31日，债务分别为10.46123亿美元和11.33924亿美元，股东权益分别为23.0597亿美元和22.15707亿美元，总资本分别为33.52093亿美元和33.49631亿美元，债务与总资本比率分别为31%和34%[106] 普通股股息数据变化 - 2021年和2020年前三个月，公司分别支付普通股股息3990万美元（每股0.1美元）和3980万美元（每股0.1美元），2021年4月，董事会批准将普通股季度股息从每股0.1美元提高到每股0.11美元[106][107] 净收入数据变化 - 2021年和2020年前三个月，公司净收入分别为1.264亿美元（每股0.32美元）和5390万美元（每股0.14美元），增长主要由于运营收入增加和运营费用降低，部分被所得税费用增加抵消[113] 运营收入数据变化 - 2021年和2020年前三个月，运营收入分别为4.5968亿美元和3.86457亿美元，增长19%，其中天然气收入增长28%，主要由于天然气价格上涨，部分被产量下降抵消[116] 运营和其他费用数据变化 - 2021年和2020年前三个月，运营和其他费用分别为2.84313亿美元和3.00068亿美元，减少5%，主要由于直接运营、运输和收集、折旧等费用减少，部分被其他税、勘探费用增加抵消[117] 利息和所得税费用数据变化 - 利息费用净额减少183.4万美元，主要由于偿还到期高级票据；所得税费用增加1844.7万美元，主要由于税前收入增加，部分被有效税率降低抵消，2021年和2020年前三个月有效税率分别为22.5%和25.3%[117][123][124] 天然气市场风险及应对 - 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，衍生品一般覆盖部分产量，提供部分价格保护[126][128] 未到期金融商品衍生品情况 - 截至2021年3月31日，公司有未到期的金融商品衍生品，包括领口协议[130] 天然气合约数据 - 2021年3月31日公司天然气合约有4笔，交易量分别为1375万、1.2375亿、1070万、2140万Mmbtu，估计公允价值资产（负债）分别为3.8万、820.2万、 - 45.4万、179.3万美元[131] 天然气产量套期保值情况 - 2021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[132] 天然气衍生工具覆盖情况 - 2021年前三个月，天然气区间期权覆盖393亿立方英尺，占天然气产量19%，加权平均价格为2.77美元/Mmbtu；天然气互换覆盖44亿立方英尺，占天然气产量2%，加权平均价格为2.74美元/Mmbtu[133] 金融商品衍生工具风险情况 - 公司金融商品衍生工具面临天然气市场价格变化的市场风险，但通常会被商品最终销售的损益抵消[134] 债务账面价值与公允价值数据变化 - 2021年3月31日，公司长期债务账面价值为10.46123亿美元，估计公允价值为11.21176亿美元；2020年12月31日，账面价值为11.33924亿美元，估计公允价值为12.13811亿美元[139] - 2021年3月31日，公司流动到期债务账面价值为 - 1亿美元，估计公允价值为 - 1.009亿美元；2020年12月31日，账面价值为 - 1.88亿美元，估计公允价值为 - 1.89332亿美元[139] - 2021年3月31日，公司排除流动到期债务后的长期债务账面价值为9.46123亿美元，估计公允价值为10.20276亿美元；2020年12月31日，账面价值为9.45924亿美元，估计公允价值为10.24479亿美元[139]

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]