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]