业绩总结 - 2022财年第二季度，调整后每股收益为1.34美元，较2021财年的1.68美元下降20.2%[31] - 预计2022财年调整后的每股收益指导为5.70至6.00美元[39] - 2022财年净产量预计为340-360 Bcfe，较2021年增长7%[39] - 2022财年公用事业部门的运营收入为6250万美元[36] - 2021财年调整后每股收益为4.29美元，2022财年指导范围为5.70至6.00美元[153] 用户数据 - 阿巴拉契亚天然气生产日均约930百万立方英尺[5] - 2022财年天然气交易量为145,221千MMBtu，平均价格为$2.76/MMBtu[183] - 2023财年天然气交易量预计为259,497千MMBtu，平均价格为$2.79/MMBtu[183] - 2022财年原油交易量为648,000桶，平均价格为$57.40/桶[183] - 2023财年原油交易量预计为480,000桶，平均价格为$58.48/桶[183] 未来展望 - 预计2022财年将产生显著的自由现金流，预计为3.5亿美元[17] - 预计未来五年将进行超过5亿美元的新投资，以支持管道运输和分配系统的安全和现代化[14] - 预计到2030年，温室气体排放量减少25%[28] - 公用事业部门的温室气体排放量自1990年以来显著减少，目标到2030年减少75%[148] 新产品和新技术研发 - 截至目前，综合开发投资约为2.72亿美元，日处理能力为466,000至585,000 Dth[77] - Beechwood开发区提供约90个潜在Utica井位，平均综合井成本为950至1000美元/英尺[84] - Clermont聚集系统的当前处理能力为750 MMcf/天，至今投资358百万美元[87] 市场扩张和并购 - 加州资产的剥离总对价预计在2.80亿至3.10亿美元之间[43] - 加州资产剥离预计将减少约55%的CO2e排放[43] - Northern Access项目的交付能力为350,000 Dth/d至Chippawa，140,000 Dth/d至East Aurora[124] 负面信息 - 截至2022年3月31日，累计其他综合损失为654百万美元[171] - 2022财年债务到期情况显示，500百万美元的债务将在2022年到期[169] - 公司预计在2022年9月30日结束的六个月内将记录额外的未实现投资收益或损失调整[199] 其他新策略和有价值的信息 - 自2010年以来，National Fuel在安全方面的投资达到3.59亿美元[5] - 预计每单位现金成本将显著改善，年化减少超过0.15美元/Mcfe[43] - 管理层将调整后的经营结果定义为在影响可比性项目之前的GAAP收益[200]

财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度调整后每股收益为1.48美元，同比增长40% [6] - 天然气价格实现增长18%，原油价格实现增长超过25% [39] - 公司预计全年每股收益在5.20至5.50美元之间，较之前的中位数上调0.10美元 [41] - 公司预计2022年资本支出在6.65亿至8.10亿美元之间，较之前的中位数增加3750万美元或5% [43] 各条业务线数据和关键指标变化 - 上游和集气业务受益于天然气价格上涨和阿巴拉契亚地区产量增加，推动每股收益增长0.43美元 [39] - 管道和存储业务中，FM100项目在12月投入使用，预计年收入为3500万美元，现代化部分从4月开始每年增加1500万美元收入 [40] - 公用事业业务中，由于天气较暖，宾夕法尼亚州的公用事业利润率略低于之前的预期 [40] 各个市场数据和关键指标变化 - 阿巴拉契亚地区天然气产量增加，推动公司整体产量增长7% [39] - 公司预计2022年天然气产量在340至365 Bcfe之间，较之前有所上调 [28] - 公司在阿巴拉契亚地区的生产已获得100%的EO100认证，并计划通过Project Canary认证121口井 [32][33] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划通过增加顶部钻机使用和优化完井设计，推动未来几年中高个位数的增长 [9][25] - 公司将继续推进管道系统的现代化和扩展，尽管当前政策环境对大规模扩展项目构成挑战 [12][13] - 公司强调天然气在减排和电力可靠性中的重要性，并认为未来美国将需要更多天然气基础设施 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为天然气价格强劲和公司低成本运营将推动未来增长 [19] - 公司预计2022年将产生显著的自由现金流，进一步改善杠杆指标 [44] - 管理层对通胀和供应链问题表示关注，但认为公司已通过运营效率部分抵消了这些影响 [26] 其他重要信息 - 公司完成了FM100项目，总成本为2.3亿美元，较最初预算低15% [10] - 公司计划在未来几年每年投入5000万美元用于系统维护，2500万至5000万美元用于现代化和减排项目 [11] - 公司在加州和宾夕法尼亚州的可持续发展项目取得进展，包括太阳能发电和减少蒸汽燃料消耗 [31][32] 问答环节所有的提问和回答 问题: 阿巴拉契亚地区的基础差异和潜在生产中断风险 [48] - 公司已通过Leidy South项目和新营销策略锁定了大部分产量，暴露于基础差异的风险不到10% [49] - 长期来看，公司认为基础差异将在0.70至1美元之间，具体取决于NYMEX价格和盆地内生产水平 [78] 问题: 负责任天然气（RSG）认证的市场前景和溢价 [52] - 公司预计RSG认证将带来小幅溢价，可能在几美分范围内 [52] - 加拿大市场对EO100认证的天然气表现出浓厚兴趣，公司认为未来几年市场需求将继续增长 [53] 问题: 公司总部搬迁的考虑 [59] - 公司目前没有计划将总部从纽约迁出，认为当前的气候政策可能会在未来变得更加务实 [60] 问题: 资本分配计划 [62] - 公司计划优先降低杠杆率，并可能在2023年偿还部分到期债务 [63] - 长期来看，公司将继续寻找增长机会，或通过分红和回购向股东返还资本 [64] 问题: 2022年完井计划和资本支出 [65] - 公司计划通过优化完井设计和增加顶部钻机使用，推动2023年产量增长约10% [65] - 2022年资本支出增加的主要原因是通胀和顶部钻机活动的增加 [27] 问题: 中游业务中集气量与Seneca产量的比例变化 [69] - 比例变化主要由于第三方产量的增加，预计这一趋势将在未来持续 [70] 问题: 维护资本支出的长期展望 [75] - 管道业务的维护资本支出预计在5000万美元左右，公用事业业务在6000万至7000万美元之间 [75] - Seneca业务的长期维护资本支出预计在4000万至4500万美元之间 [76] 问题: 冬季风暴对生产的影响 [88] - 公司未因冬季风暴出现显著的生产中断，生产和中游业务均保持正常 [88] 问题: RSG认证对政策制定者的影响和管道扩展机会 [92] - 公司认为RSG认证和政策制定者的对话正在逐步推进，未来可能会影响公用事业委员会的决策 [93] - 公司计划在Empire和Line N系统上进行小规模扩展，预计2023年至2024年可能会有新项目启动 [95]

财务数据关键指标变化 - 2021年和2020年第四季度运营收入分别为5.46557亿美元和4.4116亿美元[12] - 2021年和2020年第四季度运营支出分别为3.36898亿美元和3.48684亿美元[12] - 2021年和2020年第四季度运营收入分别为2.09659亿美元和1.43542亿美元[12] - 2021年和2020年第四季度净利润分别为1.32392亿美元和0.77774亿美元[12] - 2021年和2020年第四季度综合收入分别为3.68963亿美元和1.1279亿美元[14] - 2021年12月31日和9月30日财产、厂房和设备分别为132.93191亿美元和131.03639亿美元[17] - 2021年12月31日和9月30日流动资产分别为5.6719亿美元和5.22449亿美元[17] - 2021年12月31日和9月30日其他资产分别为5.31728亿美元和5.58093亿美元[17] - 2021年12月31日和9月30日总资产分别为75.89673亿美元和74.64825亿美元[17] - 2021年和2020年第四季度基本每股收益分别为1.45美元和0.85美元[12] - 截至2021年9月30日和12月31日，总资本和负债分别为7464825000美元和7589673000美元[20] - 截至2021年12月31日和2020年12月31日，三个月的净收入分别为132392000美元和77774000美元[22] - 截至2021年12月31日和2020年12月31日，三个月经营活动提供的净现金分别为171483000美元和204743000美元[22] - 截至2021年12月31日和2020年12月31日，三个月投资活动使用的净现金分别为169710000美元和66870000美元[22] - 截至2021年12月31日和2020年12月31日，三个月融资活动使用的净现金分别为42846000美元和49001000美元[22] - 截至2021年12月31日和2020年12月31日，现金、现金等价物和受限现金分别为79065000美元和109413000美元[22] - 截至2021年12月31日和2020年12月31日，三个月的坏账准备分别为35599000美元和26221000美元[30] - 截至2021年12月31日和9月30日，材料、用品和排放配额分别为47351000美元和53560000美元[31] - 截至2021年12月31日和9月30日，油气生产活动的资本化成本分别为20亿美元和19亿美元[31] - 截至2021年12月31日和9月30日，未探明属性的成本分别为1.2亿美元和1.038亿美元[32] - 2021年12月31日，油气资产成本上限超过账面价值约13亿美元[33] - 2021年12月31日，上限测试中调整套期保值的预计未来净现金流减少2.978亿美元[34] - 2021年第四季度，累计其他综合损失中衍生品金融工具未重分类前其他综合收益为11.8483万美元，重分类金额为11.8088万美元[36] - 2021年12月31日，其他流动资产为6.4314万美元，较9月30日的5.966万美元有所增加[37] - 2021年12月31日，其他应计和流动负债为18.7965万美元，较9月30日的19.4169万美元有所减少[37] - 2021年第四季度，有8732份证券因反摊薄被排除在摊薄每股收益计算之外，2020年同期为37.3378万份[37] - 2021年第四季度总营收为546,557,000美元，2020年第四季度为441,160,000美元[47][48] - 截至2021年12月31日，金融资产总计126,953,000美元，金融负债总计290,690,000美元，净负债163,737,000美元[53] - 截至2021年9月30日，金融资产总计215,951,000美元，金融负债总计616,410,000美元，净负债400,459,000美元[54] - 2021年12月31日和2020年12月31日，无三级公允价值计量的资产或负债[57] - 2021年12月31日，长期债务（含流动部分）账面价值为2629602000美元，公允价值为2847638000美元；2021年9月30日，账面价值为2628687000美元，公允价值为2898552000美元[59] - 2021年12月31日，其他投资总计106483000美元，其中人寿保险合同45599000美元、股票共同基金25442000美元、固定收益共同基金35442000美元；2021年9月30日，其他投资总计149632000美元，其中人寿保险合同44560000美元、股票共同基金34433000美元、固定收益共同基金70639000美元[61] - 截至2021年12月31日，公司累计其他综合损失余额中包含29070万美元（税后21340万美元）的净套期损失，预计未来12个月内有19770万美元（税后14510万美元）的未实现损失将重新分类至综合收益表[66] - 2021年和2020年第四季度，商品合约在其他综合收益（损失）中的衍生收益（损失）分别为163126000美元和45595000美元，重新分类至综合收益表的金额分别为 - 162629000美元和 - 310000美元；外汇合约在其他综合收益（损失）中的衍生收益（损失）分别为6000美元和2426000美元，重新分类至综合收益表的金额分别为41000美元和 - 1000美元[67] - 2021年12月31日和2020年12月31日结束的季度，有效税率分别为25.3%和27.4%，税率下降主要因股权薪酬的账面和税务处理差异以及2022财年使用了2021财年逐步淘汰的提高石油采收率抵免[70] - 2021年10月1日至12月31日，公司普通股相关变动：发行股份后股份数从91182股变为91437股，留存收益从1191175000美元变为1281963000美元，累计其他综合收益（损失）从 - 513597000美元变为 - 277026000美元[71] - 截至2021年12月31日和9月30日，公司长期债务均无在未来十二个月内到期的[72] - 截至2021年12月31日，公司估计前煤气厂场地的剩余清理成本约为310万美元，预计在约一年内通过费率回收成本[74] - 截至2021年12月31日，公司资产为7.589673亿美元，较9月30日的7.464825亿美元有所增长[79] - 2021年第四季度，退休计划净定期福利成本为597.8万美元，其他退休后福利净定期福利收入为50.5万美元[81] - 2021年第四季度，公司向退休计划和其他退休后福利分别缴款520万和70万美元，预计2022年剩余时间分别缴款1500 - 2000万和200 - 250万美元[82] - 2021年第四季度公司收益为1.324亿美元，2020年同期为7780万美元，增加5460万美元[105] - 2021年第四季度净其他扣除项为110万美元，较2020年同期的220万美元减少110万美元[130] - 2021年第四季度长期债务利息支出较2020年同期减少210万美元[131] - 2021年第四季度经营活动提供的现金为1.715亿美元，较2020年同期的2.047亿美元减少3320万美元[141] - 2021年第四季度公司长期资产支出为1.918亿美元，较2020年同期的1.509亿美元增加4090万美元[142] - 与2021年9月30日相比，2021年12月31日合并短期债务增加750万美元，该季度短期债务最高为2.883亿美元[162] - 公司维持10亿美元的无担保承诺循环信贷额度，商业票据计划可发行总额为5亿美元，截至2021年12月31日，债务资本化比率为0.55 [163][164] - 2021年12月31日和2020年12月31日，公司长期债务的内含成本分别为4.48%和4.85% [167] - 截至2021年12月31日，公司根据现有契约条款，可按当时市场利率额外发行最高约21.6亿美元的无次级长期债务[168] - 截至2021年12月31日，公司1974年契约下发行的9900万美元（占长期债务的3.7%）长期债务包含交叉违约条款[169] - 2021年第四季度，公司向税收合格的非缴费型固定收益退休计划缴款520万美元，向其他退休后福利的VEBA信托缴款70万美元；预计2022年剩余时间，向退休计划的缴款在1500万至2000万美元之间，向VEBA信托的缴款在200万至250万美元之间[173] 各条业务线数据关键指标变化 - 2021年天然气生产收入361,282,000美元，原油生产收入42,371,000美元；2020年天然气生产收入166,442,000美元，原油生产收入24,499,000美元[47][48] - 管道与存储部门预计2022年剩余时间确认收入1.652亿美元，2023年1.841亿美元，2024年1.61亿美元，2025年1.534亿美元，2026年1.335亿美元，之后7.874亿美元[50] - 公司报告四个业务板块的财务结果，分别为勘探与生产、管道与储存、集输和公用事业[77] - 2021年第四季度，公司外部客户收入为5.46557亿美元，其中勘探与生产、管道与存储、集输、公用事业分别为2.44198亿、0.61547亿、0.04045亿、2.36684亿美元[79] - 2021年第四季度，公司净利润为1.32392亿美元，勘探与生产、管道与存储、集输、公用事业分别贡献6236.9万、2516.8万、2313.7万、2213万美元[79] - 2020年第四季度勘探与生产部门油气生产资产有7620万美元非现金减值费用（税后5520万美元），其他类别有木材资产出售收益5110万美元（税后3700万美元）[106] - 2021年第四季度勘探与生产部门运营收入增加5280万美元，天然气生产收入增加4330万美元，石油生产收入增加710万美元[109][113] - 2021年第四季度勘探与生产部门收益为6240万美元，2020年同期亏损2960万美元，增加9200万美元[114] - 2021年第四季度管道与存储部门运营收入增加60万美元，运输收入增加140万美元，存储收入增加30万美元，其他收入减少110万美元[115][117] - 2021年第四季度管道与存储部门运输量较上年同期减少93亿立方英尺[118] - 2021年第四季度管道与存储部门收益为2520万美元，2020年同期为2420万美元，增加100万美元[119] - 2021年第四季度集输部门运营收入增加520万美元，主要因集输量增加127亿立方英尺[120][122] - 2021年第四季度Gathering业务板块收益为2310万美元，较2020年同期的2060万美元增加250万美元[123] - 2021年第四季度Utility业务板块运营收入为2.36759亿美元，较2020年同期的1.89001亿美元增加4775.8万美元[124] - 2021年第四季度Utility业务板块收益为2210万美元，较2020年同期的2300万美元减少90万美元[127] - 2021年第四季度Corporate and All Other业务板块亏损40万美元，较2020年同期的3960万美元收益减少4000万美元[129] - 2021年第四季度勘探与生产业务板块资本支出主要用于钻井和完井，其中阿巴拉契亚地区约1.321亿美元，西海岸地区约710万美元[144] - 2020年第四季度勘探与生产部门资本支出约8130万美元，其中阿巴拉契亚地区约7990万美元，西海岸地区约140万美元，含开发已探明未开发储量支出约3430万美元[145] - 2021年和2020年第四季度管道与存储部门资本支出分别为1570万美元和3040万美元，主要用于供应公司的FM100项目[146] - FM100项目估计资本成本约2.3亿美元，截至2021年12月31日已花费约2.018亿美元，项目于2021年12月1日部分投入使用，12月19日全面投入使用[148] - 北方通道项目初步成本估计为5亿美元，截至2021年12月31日已花费约5570万美元，含研究费用2410万美元[150] - 2021年和20

业绩总结 - National Fuel在2021年12月31日的三个月内，阿巴拉契亚地区的天然气日产量约为885百万立方英尺[4] - 2022财年第一季度，天然气生产量为101.1 Bcf，较2021财年第一季度的88.3 Bcf有所增加[30] - 2022财年调整后的每股收益指导为5.20至5.50美元[32] - 2022财年净生产预计为340-365 Bcfe，较2021年增长8%[32] - 2021财年的净收入为418,265千美元，较2020财年的(123,772)千美元实现扭亏为盈[188] 用户数据 - Utility的总客户数为753,000，其中纽约为539,000，宾夕法尼亚为214,000[128] - 预计公用事业净收入将增长约3%至4%[32] 未来展望 - 预计2022财年将产生显著的自由现金流，预计自由现金流将在400百万美元至350百万美元之间[13] - 预计到2030年，公用事业部门的温室气体排放将减少75%[22] - 预计2023财年，天然气的对冲比例为约79%，原油的对冲比例为约59%[95] 新产品和新技术研发 - 预计未来五年将在安全和管道现代化方面进行超过5亿美元的新投资[10] - 公司通过公用事业区域发展计划获得了三项可再生天然气(RNG)补助，总额为120万美元[148] 市场扩张和并购 - WDA的合同运输和销售能力支持生产并增强合并回报，预计将继续增加短期和长期的销售交易以减少现货风险[78] - Clermont收集系统的当前服务能力为750 MMcf/d，迄今为止的总投资为3.53亿美元[75] 负面信息 - 管道和储存的运营和维护费用预计将增加约5%[32] - 预计一般和行政费用为0.19至0.21美元/Mcf，较2021年的0.21美元/Mcf有所下降[32] 其他新策略和有价值的信息 - 自2010年以来，National Fuel在中游基础设施方面投资了22亿美元，日常州际管道能力达到4.5百万Dth[4] - 自2017年以来，National Fuel在安全方面的投资达到了3.59亿美元[4] - 预计2022年南Midway Sunset Field的太阳能设施将节省约61万美元的电力费用[90]

各业务部门资源储备情况 - 2021年9月30日，勘探与生产部门的Seneca拥有已探明开发和未开发天然气储量3723433MMcf、石油储量21537Mbbl[34] - 2020年9月30日，公司拥有约9.5万英亩木材财产所有权和约2500英亩木材砍伐权管理权，2020年12月10日完成出售[39] - 塞内卡已探明已开发和未开发天然气储量从2020年9月30日的33250亿立方英尺增至2021年9月30日的37230亿立方英尺，增幅12%[161] - 塞内卡已探明已开发和未开发石油储量从2020年9月30日的2210万桶降至2021年9月30日的2153.7万桶，降幅2.5%[163] - 以油当量十亿立方英尺计算，塞内卡已探明已开发和未开发储量从2020年9月30日的3458油当量十亿立方英尺增至2021年9月30日的3853油当量十亿立方英尺，增幅11.4%[164] - 截至2020年9月30日，塞内卡已探明已开发和未开发储量从2019年9月30日的30990亿立方英尺当量增至34580亿立方英尺当量[167] - 截至2021年9月30日，公司勘探与生产部门有2170亿立方英尺当量的生产交付承诺[168] - 截至2021年9月30日，公司阿巴拉契亚地区有947口天然气生产井（毛井）和822口（净井），西海岸地区有1811口油井（毛井）和1777口（净井）[172] - 截至2021年9月30日，公司已开发土地总面积（毛面积）为678273英亩，未开发土地总面积（毛面积）为687546英亩[173] - 截至2021年9月30日，宾夕法尼亚州约113249净英亩（占塞内卡宾夕法尼亚州总净英亩数的9.2%）已在马塞勒斯、尤蒂卡或杰纳西页岩进行了页岩开发[173] - 2021 - 2024年及之后到期的未开发土地面积分别为5879英亩（2022年，4717净英亩）、2569英亩（2023年，2368净英亩）、15203英亩（2024年，14310净英亩）和198751英亩（之后，194794净英亩）[174] - 截至2021年9月30日，公司有64口井（毛井）和59口井（净井）正在钻探中[177] - 截至2021年9月30日，勘探与生产部门的已探明储量较上年增长11%，达到38530亿立方英尺当量[196] 各业务部门服务与运营情况 - 公用事业部门通过当地配送系统为约75.3万客户提供天然气公用事业服务[37] - 2021财年末，Supply Corporation的合同固定运输能力约为3284MDth/天，公用事业部门占36%（1191MDth/天），勘探与生产部门占1%（44MDth/天），租给Empire 2%（55MDth/天），非关联客户占61%（1994MDth）[50] - 2021财年末，Supply Corporation的固定存储容量为70693MDth，公用事业部门签约43%（30064MDth），租给Empire 5%（3753MDth），非关联客户签约52%（36876MDth）[51] - 2021财年末，Empire的固定运输能力约为964MDth/天，公用事业部门和勘探与生产部门分别占7%和21%，非关联客户占72%[52] - 2021财年末，Empire的固定存储容量3753MDth全部与非关联客户长期签约[53] - 2021年，公用事业部门购买732亿立方英尺天然气，美国生产商和供应商的多月合同采购占46%，现货市场采购占54%[63] - DTE Energy Trading、Emera Energy Services、Tenaska Marketing Ventures、Shell Energy North America US和Repsol Energy North America占公用事业部门2021年天然气采购近73%[63] - 纽约和宾夕法尼亚约9%的分销公司小客户从非监管营销商处购买天然气[71] - 管道及存储业务设施在2021年2月7日满足供应公司2133百万立方英尺的峰值日输送量，当日存储提取量606.3百万立方英尺，约占需求的28%[157] - FM100项目预计2021年12月1日投入使用，初步成本约2.4亿美元，预计每年增加运输收入约5000万美元[195] - 帝国北方项目在2020财年第四季度投入使用，2021财年为管道与存储部门增加运输收入2690万美元[195] 公司人员情况 - 截至2021年9月30日，公司共有2188名全职员工[83] - 截至2021年9月30日，48%的公司活跃员工受集体谈判协议覆盖[84] - 公司维持相对较低的自愿离职率（不包括退休）为5.1%，疫情期间未进行休假或裁员[87] - 公司财年未发生停工，闲置天数为零[88] - 公司董事会11名董事中有3名多元化成员，10名指定高管中有4名女性[92] - 大卫·P·鲍尔自2019年7月起担任公司首席执行官[96] - 唐娜·L·德卡罗利斯自2019年2月起担任分销公司总裁[96] - 迈克尔·P·卡斯普扎克自2018年8月起担任中游公司总裁[96] 公司融资与债务情况 - 公司依赖短期银行借款、商业票据市场和长期资本市场融资，信贷市场动荡可能影响公司发展[97] - 发行增量长期债务，公司连续12个月的调整后营业收入须至少为长期债务年利息的两倍，长期债务与合并资产比率不得超过60%[98] - 公司11亿美元未偿长期债务在特定重大变更致信用评级降至投资级以下时利率将上调，另有5亿美元未偿长期债务仅因信用评级降至投资级以下利率就会上调[99] - 公司作为控股公司依赖运营子公司偿还贷款本息和支付股息来满足财务需求[106] - 公司364天信贷协议将于2022年底到期，未承诺信贷额度每年审查[111] - 2021年2月24日，公司发行5亿美元2.95%的票据，用于赎回5亿美元4.90%的票据，赎回金额为5.157亿美元加应计利息[200] - 2021年2月3日，公司修订364天信贷安排，到期日延至2022年12月30日，承诺额度从2亿美元增至2.5亿美元[201] 公司面临的外部环境与风险 - 美国计划到2030年将经济范围内的净温室气体污染从2005年水平降低50% - 52%[100] - 纽约州曾提议对碳基燃料征收每吨55美元的费用法案，虽未通过但未来可能再提[102] - 公司勘探与生产业务的财务结果严重依赖油气价格，价格波动受多种因素影响[112] - 管道与存储业务中，不同地理位置或不同交割日期的天然气价格差异变化可能影响公司营收和盈利[113][115] - 公用事业业务中，天然气价格大幅高于历史水平时，客户付款困难会增加坏账费用并降低收益[116] - 经济放缓会导致能源消费下降，影响公司营收和现金流，供应链中断及相关成本和通胀也会影响公司运营[107] - 若天然气或原油价格大幅上涨，且公司以低于当前市场价格对冲当前产量，套期保值合约可能导致潜在流动性影响，需向对冲交易对手方临时存入大量现金抵押品[118] - COVID - 19大流行可能对公司业务、运营结果、现金流和财务状况产生重大不利影响，包括近期油气需求显著减少、客户付款延迟或无法收回等[128][129] - 公司运营面临火灾、自然灾害、爆炸等固有风险，可能导致人身伤害、财产损失等，保险可能无法覆盖所有风险，保费未来可能大幅上涨[130] - 第三方试图破坏公司网络安全，可能导致业务运营中断、数据被盗等，公司虽有保险，但仍可能受不利影响[133] - 实际未来油气产量和钻井成本难以预测，可能与储量和产量估计有显著差异，影响公司盈利[134] - 气候变化带来的急性和慢性物理风险可能对公司运营和财务结果产生不利影响，如极端天气事件、长期气候模式变化等[136] - 公司需遵守广泛的政府法规，法规的修订、重新解释或新法规的出台可能增加公司成本、限制收入增长[137] - 公司运营受联邦、州和地方机构监管，若产生重大合规成本且无法完全收回，将对财务状况、经营成果和现金流产生不利影响[138][139] - 若配电公司无法获得监管机构批准向公用事业客户收取的费率，特别是在需要覆盖成本增加时，收益和/或现金流可能减少[142] - 勘探和生产活动的监管增加，包括水力压裂，可能对公司产生不利影响，导致运营延迟或禁止以及运营成本增加和诉讼风险增加[145] 公司套期保值情况 - 公司勘探与生产部门定期签订商品价格衍生品合约进行套期保值，合约可能覆盖多年，涵盖本财年大部分预期能源产量及后续年份较小比例的预期产量[117] 公司物业、厂房及设备投资情况 - 公司在物业、厂房及设备的净投资于2021年9月30日为64亿美元，其中勘探与生产、公用事业与管道及存储、集输业务分别占比31.0%、56.4%、12.6%[152] - 过去五年公司物业、厂房及设备净增加19亿美元，增幅43.3%，2020年和2021年油气生产物业分别减值4.49亿美元和7600万美元[154] - 管道及存储业务在物业、厂房及设备的净投资于2021年9月30日为20亿美元，传输管道、存储设施、压缩机站分别占比32%、13%、28%[156] 公司产量与价格情况 - 2021年公司天然气平均日产量为89700万立方英尺当量，2020年为66000万立方英尺当量，2019年为58000万立方英尺当量[171] - 2021年原油12个月平均价格为每桶56.66美元，天然气为每百万英热单位2.94美元[208] - 截至2021年9月30日，上限超过油气资产账面价值约8.421亿美元[208] - 若天然气价格每百万英热单位降低0.25美元、原油价格每桶降低5美元，或两者同时降低，均不会导致减值费用[208] - 2021年天然气产量为3.1402亿立方英尺，2020年为2.27402亿立方英尺；2021年石油产量为223.5万桶，2020年为234.8万桶[221] - 2021年天然气加权平均价格为每立方英尺2.49美元，2020年为1.77美元；2021年石油加权平均价格为每桶60.49美元，2020年为45.94美元[223] 公司盈利与减值情况 - 公司2021年盈利3.636亿美元，2020年亏损1.238亿美元，盈利增加4.874亿美元[216] - 2021年勘探与生产板块油气生产资产非现金减值费用为7620万美元（税后5520万美元），2020年为4.494亿美元（税后3.263亿美元）[218] - 2021年公司因出售木材资产获得5110万美元收益（税后3700万美元）[218] - 2021年公司提前赎回长期债务支付溢价产生1570万美元损失（税后1140万美元）[218] - 2020年3月31日季度末公司在勘探与生产和集输板块建立5680万美元递延税估值备抵[218] - 公司在2021年9月30日结束的年度记录了7620万美元（税后5520万美元）的非现金减值费用[198] - 2020年12月10日，公司出售宾夕法尼亚州的木材资产，净收益1.046亿美元，确认收益5110万美元（税后3700万美元）[199] 各业务部门收入情况 - 2021年各业务部门贡献净收入分别为：勘探与生产1.019亿美元、管道与存储0.925亿美元、集输0.803亿美元、公用事业0.543亿美元、其他类别和企业运营0.346亿美元[48][49][56][58][59] - 勘探与生产板块2021年运营收入为8.367亿美元，2020年为6.075亿美元，增加2.292亿美元[220][224] - 勘探与生产板块2021年盈利1.019亿美元，2020年亏损3.269亿美元，盈利增加4.288亿美元[226] - 管道与存储板块2021年运营收入为3.43557亿美元，2020年为3.09604亿美元[231] 公司开发井情况 - 2021年公司共完成57.83口开发井（净井），2020年为73.84口，2019年为84口[175] 公司股东情况 - 截至2021年9月30日，公司有9567名普通股注册股东[180]

财务数据和关键指标变化 - 公司第四季度每股收益为0.95美元，同比增长138% [6] - 2021财年全年调整后的每股收益为4.29美元，超出预期 [46] - 2022财年预计每股收益为5.05至5.45美元，较初步指引上调0.65美元或14% [47] - 2021财年自由现金流超过1.65亿美元的股息支付 [55] - 2022财年预计自由现金流为3亿至3.5亿美元，超过资本支出 [56] 各条业务线数据和关键指标变化 - 上游业务：第四季度产量为79.6 Bcfe，同比增长20% [25] - 管道业务：Empire North和FM100项目带来超过7500万美元的增量收入 [8] - 公用事业业务：客户和需求增长推动分销系统投资 [9] - 加州业务：预计2022财年石油产量与2021财年持平，但将产生显著自由现金流 [36] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气价格假设上调至5.50美元/MMBtu（上半年）和3.75美元/MMBtu（下半年） [48] - 原油价格假设上调至75美元/桶 [48] - 约75%的2022财年天然气产量已通过对冲和固定价格销售锁定 [31] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续投资于管道系统扩展和现代化项目 [9][10] - 致力于降低碳排放，目标到2030年将甲烷强度降低30%-50%，绝对温室气体排放减少25% [16] - 探索可再生能源天然气（RNG）、氢气和碳捕集与封存（CCUS）等低碳技术 [80][81][82] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气在全球能源需求中将继续发挥重要作用，尤其是在欧洲和亚洲 [14] - 公司预计未来几年将进入高自由现金流阶段，提供显著的财务灵活性 [22] - 行业面临成本通胀压力，但公司通过运营效率抵消了部分影响 [35][70] 其他重要信息 - FM100项目预计比预算低15%完成 [12] - 公司系统范围内的伤害率降至历史最低水平 [13] - 公司正在寻求对其阿巴拉契亚地区100%的天然气生产进行负责任天然气认证 [39] 问答环节所有的提问和回答 问题: 资本分配策略 [61] - 公司计划优先用于债务减少、增长项目和股东回报 [19][20][21] 问题: 成本通胀的影响 [69] - 预计服务成本将上升至高个位数，但通过运营效率抵消，整体资本支出可能上升2%-4% [70][71] 问题: 天然气市场需求和管道容量 [74] - 天然气需求强劲，公司正在与管道公司探讨增加容量的机会 [77][78] 问题: 可持续性技术（RNG、氢气和CCUS）的进展 [79] - RNG方面，公司正在连接生产商、整合到供应组合中，并探索直接投资 [80] - 氢气方面，公司正在评估系统能力和终端用户设备的影响 [81] - CCUS方面，公司正在学习如何利用现有资产进行碳封存 [82] 问题: 纽约政治变化对天然气行业的影响 [84] - 短期内预计不会有显著变化 [84] 问题: 资产货币化或财务工程的可能性 [86] - 目前没有近期的资产货币化计划 [87] 问题: Northern Access管道项目的状态 [89] - 项目仍在等待联邦授权，预计不会在2022年建成 [90] 问题: 加州资产的价值和潜在剥离 [91] - 加州业务表现良好，过去十年产生了10亿美元的EBITDA减去资本支出，目前没有剥离计划 [91][92]

业绩总结 - National Fuel在2021财年第三季度的调整后每股收益为0.57美元，较2020财年的0.93美元下降了38.7%[26] - NFG的下游公用事业部门在2021财年第三季度的调整后每股收益为0.05美元，较2020财年的0.07美元下降28.6%[26] - 2022财年初步盈利指导为每股4.40至4.80美元，较2021财年调整后的每股4.05至4.15美元有所上升[34] 用户数据 - NFG的上游勘探与生产部门贡献了44%的EBITDA，净阿巴拉契亚天然气生产约为870百万立方英尺/天[4] - EDA地区的平均Seneca毛产量约为610 MMcf/d，WDA地区约为420 MMcf/d[41] - 加州西部地区的平均日产量为6,918 BOE/d[88] 未来展望 - NFG预计在2022财年及以后将产生显著的自由现金流，预计资本支出将进一步减少，支持自由现金流的持续增长[13] - 净产量预计为335-365 Bcfe，较2021财年预计增长8%[34] - 预计未来的Leidy South / FM100 WMB – Transco的容量为330,000 Dth/d，预计于2021年底投入使用[186] 新产品和新技术研发 - NFG计划在未来五年内进行超过5亿美元的新投资，以进一步扩展其管道系统[10] - FM100项目预计提供每年约5000万美元的收入[114] - FM100项目的预计资本成本为2.79亿美元，扩展设施约为1.59亿美元[118] 市场扩张和并购 - NFG的管道和存储部门在2020年获得了3500万美元的基础费率增加，预计在2022年4月将再增加1500万美元[15] - 2020财年，公用事业部门的资本支出为3.56亿美元，预计2022财年将达到6.40亿到7.60亿美元[165] 负面信息 - NFG的天然气生产在2021财年第三季度的每单位现金运营费用为1.13美元/百万立方英尺，较2020财年的1.19美元/百万立方英尺有所下降[29] - 2021年6月30日，公司的净债务与调整后EBITDA比率为2.75倍[168] 其他新策略和有价值的信息 - 自2016年以来，NFG在安全方面投资了3.41亿美元，确保为747,000名公用事业客户提供安全、可靠和经济的服务[4] - NFG的股息支付自1970年以来累计达到32亿美元，连续51年增加股息[17] - 2020年公用事业部门的运营和维护费用为1.83亿美元，非服务养老金成本为2700万美元[149]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度GAAP每股收益为0.94美元，调整后为0.92美元 [43] - 公司上调2021财年每股收益指引至4.05至4.15美元，2022财年初步指引为4.40至4.80美元，中点增长12% [44][45] - 2022财年预计自由现金流为2.5亿美元，远超过股息支付 [15] - 每0.25美元天然气价格变化影响每股收益0.15美元，每5美元油价变化影响每股收益0.03美元 [49] 各条业务线数据和关键指标变化 - 上游业务Seneca第三季度产量增长近50%，EBITDA增长近70% [8] - Seneca的单位现金运营成本下降0.06美元/Mcfe至1.13美元/Mcfe [28] - 管道和存储业务FM100项目预计2021年底投入使用，年收入增加5000万美元 [12] - 公用事业业务计划更换150英里老旧管道，已实现64%的甲烷排放减少 [13] 各个市场数据和关键指标变化 - Seneca在Appalachian地区的产量预计2022财年为335至365 Bcfe，同比增长8% [47] - 公司在Appalachian地区的生产已对冲约75%，93%的产量通过固定销售合同锁定 [34][35] - 加州业务预计每年投资1000万至1500万美元，维持产量并探索太阳能项目 [38][39] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划通过FM100和Leidy South项目增加上游和中游业务的整合，推动短期增长和可持续自由现金流 [12] - 公司计划在2022财年后进入低增长模式，专注于自由现金流生成 [37] - 公司正在评估可再生天然气（RNG）项目，认为其具有良好的ESG潜力 [81] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为天然气在减少温室气体排放方面发挥了重要作用，并批评了限制天然气使用的政策 [18][19] - 公司预计2022财年天然气价格为3.50美元/MMBtu，油价为65美元/桶 [48] - 管理层对Appalachian地区的资本纪律持谨慎乐观态度，认为基础价格将保持较宽水平 [35][90] 其他重要信息 - 公司计划发布第二版企业责任报告，增加ESG相关披露，包括Scope 1和2的二氧化碳和甲烷排放数据 [22][23] - 公司在加州推进太阳能项目，预计完成后20%的电力需求将由太阳能满足 [39] - 公司正在评估低排放完井技术和负责任来源天然气框架 [40][41] 问答环节所有的提问和回答 问题: 自由现金流的详细假设 - 自由现金流预计60%来自非监管业务，40%来自监管业务，其中管道和存储业务贡献较大 [60] 问题: Leidy South项目的产量分配 - Leidy South项目将平衡利用EDA和WDA的产量，Tioga和WDA的开发将略多于Lycoming [67] 问题: 非运营区块的合作方 - 公司与Alta合作扩展了Trout Run集气系统，并在Lycoming County的非运营区块持有25%的工作权益 [69][70] 问题: 加州业务的未来展望 - 公司在加州将继续维持产量并探索可持续发展项目，但由于监管环境复杂，活动水平受限 [72][73][74] 问题: 2022年后的增长机会 - 公司计划通过管道扩展和现代化项目继续增长监管业务，非监管业务将进入低增长模式 [77][80] - 公司对可再生天然气（RNG）项目感兴趣，但需要评估政策风险 [81] 问题: 并购机会 - 公司正在评估上游和中游资产的并购机会，认为Appalachian地区存在进一步整合的可能性 [83] 问题: Appalachian地区的风险缓解 - 公司通过固定销售合同和对冲策略降低Appalachian地区的价格风险，93%的2022财年产量已锁定 [88][89]

公司整体财务数据关键指标变化 - 截至2021年6月30日的三个月，公司运营收入为3.94397亿美元，2020年同期为3.23019亿美元[12] - 截至2021年6月30日的九个月，公司运营收入为13.86671亿美元，2020年同期为12.58301亿美元[12] - 截至2021年6月30日的三个月，公司运营支出为2.44327亿美元，2020年同期为2.42622亿美元[12] - 截至2021年6月30日的九个月，公司运营支出为9.30086亿美元，2020年同期为10.54465亿美元[12] - 截至2021年6月30日的三个月，公司净收入为8647.5万美元，2020年同期为4125万美元[12] - 截至2021年6月30日的九个月，公司净收入为2.76685亿美元，2020年同期为2177.3万美元[12] - 截至2021年6月30日，公司基本每股收益为0.95美元，2020年同期为0.47美元；九个月基本每股收益为3.04美元，2020年同期为0.25美元[12] - 截至2021年6月30日，公司稀释每股收益为0.94美元，2020年同期为0.47美元；九个月稀释每股收益为3.02美元，2020年同期为0.25美元[12] - 截至2021年6月30日的三个月，公司综合收入（损失）为 - 4999.9万美元，2020年同期为1837.3万美元[13] - 截至2021年6月30日的九个月，公司综合收入（损失）为1.5298亿美元，2020年同期为3213.4万美元[13] - 截至2021年6月30日，公司总资产为7208675000美元，较2020年9月30日的6964935000美元增长3.5%[17] - 截至2021年6月30日，综合股东权益为2011114000美元，较2020年9月30日的1971986000美元增长1.98%[20] - 截至2021年6月30日，长期债务净额为2627860000美元，较2020年9月30日的2629576000美元略有下降[20] - 2021年前九个月，经营活动提供的净现金为671810000美元，较2020年同期的623870000美元增长7.68%[22] - 2021年前九个月，投资活动使用的净现金为396970000美元，较2020年同期的573928000美元有所减少[22] - 2021年前九个月，融资活动提供（使用）的净现金为 - 175659000美元，而2020年同期为486761000美元[22] - 截至2021年6月30日，现金、现金等价物和受限现金为119722000美元，较2020年10月1日的20541000美元大幅增长[22] - 2021年前九个月，折旧、损耗和摊销为251632000美元，较2020年同期的226062000美元有所增加[22] - 2021年前九个月，资本支出为512775000美元，较2020年同期的551004000美元有所减少[22] - 2021年第二季度公司总营收为3.94397亿美元[46] - 2021年前九个月公司总营收为13.86671亿美元[47] - 2020年第二季度公司总营收为3.23019亿美元[48] - 2020年6月30日止九个月，公司总营收为12.58301亿美元，其中客户合同总营收11.91467亿美元，替代收入计划营收7775万美元，衍生金融工具营收59059万美元[49] - 截至2021年6月30日，公司金融资产和负债按公允价值计量的总额资产为2.11814亿美元，负债为2.05501亿美元，净资为6313万美元；截至2020年9月30日，总额资产为1.34014亿美元，负债为43969万美元，净资为9.0045亿美元[54] - 截至2021年6月30日，长期债务账面价值为26.2786亿美元，公允价值为29.13834亿美元；截至2020年9月30日，账面价值为26.29576亿美元，公允价值为27.78556亿美元[59] - 截至2021年6月30日，其他投资总额为1.4925亿美元，包括人寿保险合同4401.3万美元、股票共同基金3484.9万美元、固定收益共同基金7038.8万美元；截至2020年9月30日，总额为1.54502亿美元，包括人寿保险合同4199.2万美元、股票共同基金3961.8万美元、固定收益共同基金7225.3万美元、有价股权证券63.9万美元[61] - 2021年和2020年第二季度，衍生品在其他综合收益（损失）中的损益分别为 - 2.01498亿美元和4.904万美元，重新计入合并损益表的损益分别为 - 1312.9万美元和3.6347万美元[67] - 2021年和2020年前九个月，衍生品在其他综合收益（损失）中的损益分别为 - 1.8785亿美元和8.1703万美元，重新计入合并损益表的损益分别为 - 1710.6万美元和6.8733万美元[69] - 2021年和2020年第二季度的有效税率分别为26.0%和24.1%，2021年和2020年前九个月的有效税率分别为26.5%和78.9%[73] - 截至2020年3月31日，公司对某些州递延税资产计提5680万美元的减值准备，截至2021年6月30日，该减值准备增至6450万美元[74] - 截至2021年4月1日，公司普通股91164股，金额91164美元，实收资本10.09075亿美元，留存收益11.00718亿美元，累计其他综合收益（损失） - 1.01988亿美元；截至2021年6月30日，普通股91173股，金额91173美元，实收资本10.12703亿美元，留存收益11.457亿美元，累计其他综合收益（损失） - 2.38462亿美元[75] - 公司普通股股息为每股0.455美元，共发放4149.3万美元[75] - 2020年4月1日至6月30日，普通股数量从86,562股增至90,944股，已投入资本从835,444千美元增至999,057千美元，留存收益从1,176,870千美元增至1,177,650千美元，其他综合收益（损失）从(18,917)千美元变为(41,794)千美元[77] - 2021年第二季度，公司总外部客户收入3.94397亿美元，净利润8647.5万美元[87] - 2021年前六个月，公司总外部客户收入13.86671亿美元，净利润2.76685亿美元[88] - 2020年第二季度，公司总外部客户收入3.23019亿美元，净利润4125万美元[89] - 2020年前六个月，公司总外部客户收入12.58301亿美元，净利润2177.3万美元[89] - 截至2021年6月30日的三个月，退休计划净定期福利成本为548.4万美元，其他退休后福利为222.9万美元；九个月，退休计划为2233万美元，其他退休后福利为971.3万美元[91] - 2021年前九个月，公司向退休计划捐款1890万美元，向其他退休后福利的VEBA信托捐款270万美元；预计2021年剩余时间分别捐款110万美元和20万美元[92] - 2021年第二季度公司盈利8650万美元，较2020年同期的4130万美元增加4520万美元[119] - 2021年前六个月公司盈利2.767亿美元，较2020年同期的2180万美元增加2.549亿美元[120] - 2021年前六个月盈利包含2020年第四季度勘探与生产业务7620万美元非现金减值费用（税后5520万美元）和出售木材资产收益5110万美元（税后3700万美元）[121] - 2020年第二季度和前六个月勘探与生产业务分别记录非现金减值费用1820万美元（税后1320万美元）和1.96亿美元（税后1.425亿美元）[121] - 2021年第二季度净其他扣除额为200万美元，2020年同期为其他收入250万美元[158] - 2021年前九个月净其他扣除额较2020年同期减少290万美元[159] - 2021年第二季度长期债务利息费用较2020年同期增加310万美元，前九个月增加3340万美元[160] - 2021年前九个月经营活动提供的净现金为6.718亿美元，较2020年同期增加4790万美元[168] - 2021年上半年公司长期资产支出为5.097亿美元，2020年同期为5.28亿美元，同比减少1830万美元[170] - 2020年12月10日，公司出售宾夕法尼亚州大部分木材资产，净收益1.046亿美元，实现收益5110万美元（税后3700万美元）[184] - 2020年7月31日，公司以5.063亿美元收购壳牌在宾夕法尼亚州的某些上游资产和中游集输资产[184] - 2021年6月30日与2020年9月30日相比，合并短期债务减少3000万美元，2021年上半年短期债务最高为1.458亿美元[188] - 2021年前9个月，公司向退休计划和其他退休福利信托分别缴款1890万美元和270万美元，预计2021年剩余时间分别缴款110万美元和20万美元[203] 各业务线数据关键指标变化 - 勘探与生产业务 - 2021年第二季度公司总营收中，勘探与生产收入2.09535亿美元[46] - 2021年前九个月公司总营收中，勘探与生产收入6.21116亿美元[47] - 2020年第二季度公司总营收中，勘探与生产收入1.31228亿美元[48] - 2021年前九个月天然气生产收入为5.39241亿美元，原油生产收入为9578.3万美元[47] - 2021年第二季度天然气生产收入为1.84029亿美元，原油生产收入为3769.5万美元[46] - 2020年第二季度天然气生产收入为7683.1万美元，原油生产收入为1701.8万美元[48] - 2021年第二季度勘探与生产业务运营收入较2020年同期增加7830万美元，天然气生产收入增加7440万美元，石油生产收入增加340万美元[123][126] - 2021年前六个月勘探与生产业务运营收入较2020年同期增加1.684亿美元，天然气生产收入增加1.771亿美元，石油生产收入减少950万美元[123][128] - 2021年第二季度勘探与生产业务盈利3900万美元，较2020年同期亏损640万美元增加4540万美元[122][129] - 天然气产量增加主要源于2020年第四季度收购阿巴拉契亚上游资产及新井投产，石油产量下降主要因自然减产[127][128] - 勘探与生产部门2021年前九个月盈利4620万美元，较2020年同期亏损1.577亿美元增加2.039亿美元[130] - 勘探与生产部门2021年3月因赎回5亿美元4.90%票据确认亏损1070万美元[130] - 2021年上半年勘探与生产板块资本支出2.638亿美元，2020年同期为2.95亿美元，同比减少3120万美元[170] - 公司在勘探与生产部门延长了一项水力压裂合同义务，价值约8230万美元，至2022年12月31日[204] 各业务线数据关键指标变化 - 管道与存储业务 - 管道和存储部门预计未来期间与运输和存储合同“固定”费用相关的营收分别为：2021财年剩余时间4780万美元，2022财年1.831亿美元，2023财年1.459亿美元，2024财年1.253亿美元，2025财年1.18亿美元，之后5.248亿美元[50] - 2021年第二季度，公司总外部客户收入中管道与存储5725.8万美元；2021年前六个月，管道与存储1.75881亿美元；2020年第二季度，管道与存储5102万美元；2020年前六个月，管道与存储1.51908亿美元[87][88][89] - 管道与存储部门2021年第二季度运营收入增加630万美元，前九个月增加2930万美元[133][134] - 管道与存储部门2021年第二季度运输量增加11亿立方英尺，前九个月增加89亿立方英尺[135] - 管道与存储部门2021年第二季度盈利2190万美元，较2020年同期减少70万美元；前九个月盈利7110万美元，较2020年同期增加830万美元[137][138] - 管道与存储部门运营收入增加主要源于帝国北部项目运输服务新需求费用及供应公司存储费率提高[133][134] - 2021年上半年管道与存储板块资本支出1.555亿美元，2020年同期为1.241亿美元，同比增加3140万美元[170] 各业务线数据关键指标变化 - 集输业务 - 2021年第二季度，公司总外部客户收入中采集58.8万美元；2021年前六个月，采集161万美元[87][88] - 集输部门2021年第二季度运营收入增加1540万美元，前九个月增加4260

财务数据和关键指标变化 - 2021财年第二季度运营结果为每股1.34美元，同比增长38% [5] - 现金流达到每股4.05美元（中点值），较上年增长35% [6] - 第二季度GAAP收益为每股1.23美元，剔除影响可比性的项目后，运营结果为每股1.34美元，较去年显著增加 [40] - 公司将全年收益指引提高至每股3.85 - 4.05美元，中点值提高0.15美元 [46] - 债务发行将在未来每季度节省250万美元利息，但2021财年的影响因重叠期而有所减弱 [43] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务（Seneca Resources） - 第二季度产量创公司纪录，达到852亿立方英尺当量（Bcfe），得益于去年夏季收购资产的产量增加以及阿巴拉契亚开发计划的增长 [23] - 现金运营费用降至每千立方英尺当量（Mcfe）1.09美元，较上年下降14%；单位一般及行政费用（G&A）在过去一年下降约25% [26] - 预计全年租赁经营费用（LOE）在每Mcfe 0.82 - 0.84美元之间，中点值较修订指引范围降低0.01美元 [49] - 预计单位折旧、损耗和摊销（DD&A）在下半年相对于前两个季度将增加，预计后期接近每Mcfe 0.60美元 [50][51] 公用事业业务 - 暖于正常的天气和略高的坏账费用对收益产生影响 [11] - 客户未付款情况较历史水平略有增加，公司将继续计提增量坏账费用 [45] 管道和存储业务 - 预计运营和维护（O&M）费用在公用事业和管道及存储部门均同比增长约4%，管道和存储业务的同比增长主要集中在2021财年下半年 [47][48] 集输业务 - 成本符合先前预期，预计O&M费用符合每千立方英尺（Mcf）0.09美元的指引 [50] 各个市场数据和关键指标变化 - LNG出口接近历史高位，墨西哥出口接近历史高位，库存水平低于去年和五年平均水平，公司预计这些因素加上生产商的资本纪律将导致2023年及以后天然气价格进一步走强 [32] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 推进FM100扩建和现代化项目，预计2021年底投入使用，该项目将为公司带来约5000万美元的年收入，并为Seneca的阿巴拉契亚产量提供长期出口渠道 [7][8] - 公用事业业务持续推进基础设施现代化，设定到2030年温室气体排放减少75%、到2050年减少90%（均以1990年为基准）的目标 [15] - 公司正在制定计划以减少整个运营的碳足迹，包括为中游和上游业务设定减排目标，并加强可持续发展披露 [17] - Seneca在宾夕法尼亚州运营2台钻机，计划在Leidy South项目投入使用前增加产量，以捕捉冬季高价 [9] - Seneca对剩余财年进行了良好的套期保值，约95%的预计天然气产量已售出，并为2022财年锁定了188亿立方英尺的固定价格销售 [28][31] - 行业内阿巴拉契亚盆地持续整合，公司认为自身收购的资产具有价值，并将继续受益 [58] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2021财年第二季度表现出色，各业务板块成功执行近期增长计划 [5] - 认为天然气及其管道输送基础设施将在国家能源解决方案中继续发挥重要作用，特别是在公司运营区域 [13] - 公司处于良好状态，FM100项目建设按计划进行，将为管道、上游和集输业务带来近期增长；公用事业业务的基础设施现代化将推动减排和费率基数增长 [18] - 展望2022财年及以后，资本支出需求将大幅减少，特别是在FERC监管的管道业务方面，将带来显著的自由现金流和更大的财务灵活性 [19] - Seneca对长期天然气价格持建设性态度，预计随着新产能投入使用，2022财年将实现进一步的产量增长 [32][34] 其他重要信息 - 2021年2月，公司发行5亿美元2.95%的10年期票据，用于提前赎回5亿美元、4.9%票面利率、2021年12月到期的票据，该交易市场反应良好，订单簿超额认购超过8倍 [41] - 公司姊妹公司NFG Midstream完成项目，将Covington集输系统与新收购的Tioga集输系统连接起来，增加了Seneca将天然气输送到优质市场的灵活性 [29][30] - Seneca在加利福尼亚州的运营不使用水力压裂技术，预计近期加州相关监管动态不会对其运营产生重大影响；公司预计未来几年在加州的年度资本支出在1000 - 2000万美元之间，并继续寻求投资太阳能设施以减少碳足迹 [35][37] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 非监管业务的自由现金流指引较之前预期略有上升，背后的驱动因素是什么？ - 主要是第二季度的业绩以及对预测假设的调整 [56] 问题2: 如何看待当前并购市场的估值和发展，以及与去年收购壳牌资产的对比？ - 祝贺Alta的交易成果，认为这与盆地的持续整合趋势一致，公司对去年收购的资产感到满意，并正在享受其带来的好处 [57][58] 问题3: 2021年上半年的总井数以及预计最后一个平台的井数是多少？ - 上半年具体井数需向Ken咨询，预计最后一个平台在莱康明县，有6口井，将于2021财年末上线 [62] 问题4: 2021年下半年产量预计下降的幅度是多少，2022财年的产量趋势如何？ - 尚未对2022财年产量进行指引，预计2022财年产量将逐步增加，与2021财年的产量节奏不同 [65][66] 问题5: 阿巴拉契亚地区其他LOE在将收购资产与Seneca标准对齐后，是否会回落至每Mcfe 0.07美元的范围，还是会因规模扩大而进一步上升？ - 目前的小幅增加主要与新收购资产的工作有关，预计未来其他LOE将在每Mcfe 0.07 - 0.09美元的范围内 [68][69] 问题6: Seneca的整体其他LOE自2018年以来持续下降，长期运行率预计是多少，是否会继续小幅下降？ - 主要驱动因素是阿巴拉契亚天然气产量与加利福尼亚石油产量的相对贡献，随着阿巴拉契亚产量的增长，预计其他LOE将继续压缩 [71] 问题7: 从资本支出的角度来看，2022财年的生产和资本支出轨迹意味着什么？ - 2022财年的活动水平将比2021财年更重，钻机将全年运行，完井作业水平也将更高，产量预计将逐季增长 [75][77] 问题8: 从当地天然气需求和外输能力的角度来看，对未来增长决策有何影响，以及管道方面的Northern Access项目有何最新进展？ - 随着Leidy South项目上线，预计盆地内价格将有所改善，整体市场活动和生产水平将影响后续价格；Northern Access项目在法庭上取得胜利，但州政府可能进一步上诉，待诉讼结束后将评估市场并更新情况 [81][83]