业绩总结 - National Fuel的上游勘探与生产部门贡献了42%的EBITDA[4] - 预计2021财年，阿巴拉契亚项目将产生1.25亿至1.30亿美元的自由现金流[14] - 预计2021财年，净天然气生产量将达到315-330 Bcfe，比2020财年增长33%[32] - 2021财年，管道与储存收入预计在3.35亿至3.45亿美元之间[37] - National Fuel连续50年增加股息，股息收益率为3.5%[20] - 2021财年，天然气的对冲比例约为88%，平均对冲价格为2.62美元/MMBtu[114] 用户数据 - National Fuel的公用事业部门拥有747,000名客户[4] - Utility的总客户数为534,000，纽约的投资回报率为8.7%[154] 未来展望 - 预计2021财年，非管制天然气的实际价格为每千立方英尺约2.20美元，较2020财年的2.07美元有所上升[32] - 预计2021财年，管道与储存的运营和维护费用将比2020财年增加约4%[39] - National Fuel计划在未来五年内进行超过5亿美元的新投资，以满足不断增长的天然气供应和需求[10] 新产品和新技术研发 - EDA的Tioga县开发计划中，预计将专注于返回行程的开发，利用现有基础设施[60] - FM100项目预计为Seneca、Supply Corp.和Gathering提供长期收益提升[131] - 新的Transco能力（Leidy South）为330,000 Dth/天，预计年收入约为5000万美元[132] 市场扩张和并购 - 2021年4月至2022年1月期间，净合同销售量为993,100 Dth/d，显示出市场和价格的确定性[91] - WDA的总合同运输和销售能力为600 MDth/d，计划通过短期和长期合同减少现货暴露[87] 财务状况 - 截至2021年3月31日，总资本化为47亿美元，其中净债务与调整后EBITDA比率为2.74倍[189][185] - 截至2021年3月31日，公司的流动性总额为10.8亿美元，包括10亿美元的承诺信用额度和8000万美元的现金余额[189] - 2020财年，公司的总债务占资本结构的56%，总权益占44%[188] 资本支出 - 2021财年，勘探与生产部门的资本支出预计为3.12亿美元，管道与储存部门为1.42亿美元，公用事业部门为1.71亿美元[182] - 2021财年的资本支出指导范围为3.85亿至4.05亿美元[178]

公司整体财务数据关键指标变化 - 截至2021年3月31日的三个月，公司运营收入为5.51115亿美元，2020年同期为4.91095亿美元[13] - 截至2021年3月31日的六个月，公司运营收入为9.92275亿美元，2020年同期为9.35283亿美元[13] - 截至2021年3月31日的三个月，公司运营利润为2.14039亿美元，2020年同期亏损2458万美元[13] - 截至2021年3月31日的六个月，公司运营利润为3.57582亿美元，2020年同期为1.2344亿美元[13] - 截至2021年3月31日的三个月，公司净利润为1.12436亿美元，2020年同期亏损1.06068亿美元[13] - 截至2021年3月31日的六个月，公司净利润为1.9021亿美元，2020年同期亏损1947.7万美元[13] - 截至2021年3月31日，公司基本每股收益为1.23美元，2020年同期为 - 1.23美元；六个月基本每股收益为2.09美元，2020年同期为 - 0.23美元[13] - 截至2021年3月31日，公司稀释每股收益为1.23美元，2020年同期为 - 1.23美元；六个月稀释每股收益为2.08美元，2020年同期为 - 0.23美元[13] - 截至2021年3月31日的三个月，公司综合收益为9018.9万美元，2020年同期亏损6883.5万美元[14] - 截至2021年3月31日的六个月，公司综合收益为2.02979亿美元，2020年同期为1376.1万美元[14] - 截至2021年3月31日，公司总资产为71.15652亿美元，较2020年9月30日的69.64935亿美元增长2.16%[18] - 2021年上半年，公司经营活动产生的净现金为4.17133亿美元，较2020年同期的3.90992亿美元增长6.68%[23] - 2021年上半年，公司投资活动使用的净现金为2.2219亿美元，较2020年同期的3.91319亿美元减少43.22%[23] - 2021年上半年，公司融资活动使用的净现金为1.35017亿美元，而2020年同期为提供9545万美元[23] - 截至2021年3月31日，公司综合股东权益为20.98969亿美元，较2020年9月30日的19.71986亿美元增长6.43%[21] - 2021年上半年，公司普通股可获得的净收入为1.9021亿美元，而2020年同期为亏损1947.7万美元[23] - 截至2021年3月31日，公司应收账款坏账准备为3012.8万美元，较期初的2281万美元增加32.08%[18] - 2021年上半年，公司资本支出为3.38867亿美元，较2020年同期的3.95486亿美元减少14.31%[23] - 截至2021年3月31日，公司地下储存天然气价值为574.5万美元，较2020年9月30日的3333.8万美元减少82.77%[18] - 截至2021年3月31日，公司长期债务净额为26.27033亿美元，较2020年9月30日的26.29576亿美元减少0.09%[21] - 2021年第一季度，公司总营收为5.51115亿美元[48] - 2021年第一季度末的六个月内，公司总营收为9.92275亿美元[49] - 2020年第一季度，公司总营收为4.91095亿美元[50] - 截至2020年3月31日的六个月，公司总营收为9.35283亿美元，其中来自客户合同的总营收为9.0213亿美元，替代收入计划为728.3万美元，衍生金融工具为2587万美元[52] - 2021年第一季度和2020年第一季度有效税率分别为26.3%和 - 53.2%，2021年前六个月和2020年前六个月有效税率分别为26.8%和139.9%[75] - 截至2020年3月31日，公司对某些州递延所得税资产计提5680万美元估值准备，截至2021年3月31日，估值准备增至6390万美元[76] - 2021年1月1日至3月31日，普通股股数从91,153股增至91,164股，已付资本从1,004,369千美元增至1,009,075千美元，留存收益从1,028,844千美元增至1,100,718千美元，累计其他综合收益（损失）从(79,741)千美元变为(101,988)千美元[80] - 2021年3月31日止季度，公司盈利1.124亿美元，上年同期亏损1.061亿美元，增加2.185亿美元；2021年3月31日止六个月，公司盈利1.902亿美元，上年同期亏损1950万美元，增加2.097亿美元[118][119] - 2021年3月31日止六个月，经营活动提供的净现金为4.171亿美元，较2020年同期的3.91亿美元增加2610万美元[166] - 2021年3月31日止六个月，公司长期资产支出为3.224亿美元，2020年同期为3.739亿美元[167] - 2021年3月31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；截至2021年3月31日，无未偿还短期银行应付票据或商业票据[187] - 2021年3月31日和2020年3月31日，公司长期债务的嵌入式成本分别为4.48%和4.69%[195] - 截至2021年3月31日，根据现有契约条款，公司最多可额外发行约5710万美元无担保长期债务[196] 各业务线数据关键指标变化 - 2021年第一季度，天然气生产收入为1.88769亿美元[48] - 2021年第一季度末的六个月内，天然气生产收入为3.55212亿美元[49] - 2020年第一季度，天然气生产收入为1.00777亿美元[50] - 管道和存储部门预计未来期间与运输和存储合同剩余履约义务相关的“固定”费用收入分别为：2021财年剩余时间9460万美元，2022财年1.797亿美元，2023财年1.445亿美元，2024财年1.243亿美元，2025财年1.17亿美元，之后为5.175亿美元[53] - 2021年第一季度，公司外部客户收入为5.51115亿美元，其中勘探与生产业务收入2.20187亿美元，管道与存储业务收入5931.4万美元，采集业务收入67.1万美元，公用事业业务收入2.70784亿美元[90] - 2021年前六个月，公司外部客户收入为9.92275亿美元，其中勘探与生产业务收入4.11582亿美元，管道与存储业务收入1.18623亿美元，采集业务收入102.1万美元，公用事业业务收入4.59684亿美元[90] - 2021年3月31日，公司各业务板块资产总计71.15652亿美元，较2020年9月30日的69.64935亿美元有所增长[90] - 2021年3月31日止季度，勘探与生产业务运营收入2.202亿美元，上年同期1.556亿美元，增加6463万美元；2021年3月31日止六个月，运营收入4.116亿美元，上年同期3.215亿美元，增加9008万美元[123] - 2021年3月31日止季度，天然气总产量8187.4万立方英尺，上年同期5611.7万立方英尺，增加2575.7万立方英尺；石油总产量56.2万桶，上年同期60.6万桶，减少4.4万桶[124] - 2021年第一季度勘探与生产部门运营收入增加6460万美元，天然气生产对冲后收入增加6740万美元，石油生产对冲后收入减少320万美元[127] - 2021年前六个月勘探与生产部门运营收入增加9010万美元，天然气生产对冲后收入增加1.027亿美元，石油生产对冲后收入减少1300万美元[128] - 2021年第一季度勘探与生产部门盈利3680万美元，较2020年同期亏损1.753亿美元增加2.121亿美元[129] - 2021年前六个月勘探与生产部门盈利720万美元，较2020年同期亏损1.513亿美元增加1.585亿美元[130] - 2021年第一季度管道与存储部门运营收入增加750万美元，主要因运输收入增加620万美元和存储收入增加70万美元[133] - 2021年前六个月管道与存储部门运营收入增加2300万美元，主要因运输收入增加1760万美元、存储收入增加280万美元和其他收入增加260万美元[135] - 2021年第一季度运输量较上年同期增加136亿立方英尺，前六个月较上年同期增加79亿立方英尺[136] - 2021年第一季度管道与存储部门盈利2490万美元，较2020年同期的2210万美元增加280万美元[137] - 2021年第一季度阿巴拉契亚地区平均天然气价格为2.28美元/Mcf，西海岸为7.14美元/Mcf，加权平均为2.31美元/Mcf[126] - 2021年第一季度阿巴拉契亚地区平均油价为48.47美元/Bbl，西海岸为59.83美元/Bbl，加权平均为59.82美元/Bbl[126] - 管道与存储业务2021年第一季度至三月底六个月盈利4910万美元，较2020年同期的4020万美元增加890万美元[138] - 集输业务2021年第一季度运营收入较2020年同期增加1500万美元，主要因集输量增加300亿立方英尺；上半年运营收入较2020年同期增加2720万美元，主要因集输量增加539亿立方英尺[142][143] - 集输业务2021年第一季度盈利2070万美元，较2020年同期的1990万美元增加80万美元；上半年盈利4130万美元，较2020年同期的3580万美元增加550万美元[144][145] - 公用事业业务2021年第一季度运营收入较2020年同期增加1640万美元，主要因零售天然气销售收入增加1870万美元；上半年运营收入较2020年同期增加860万美元，主要因零售天然气销售收入增加1210万美元[149][150] - 公用事业业务2021年第一季度盈利3200万美元，较2020年同期的3150万美元增加50万美元；上半年盈利5510万美元，较2020年同期的5810万美元减少300万美元[151][153] - 2021年第一季度集输业务集输量为951.21亿立方英尺，较2020年同期的651.34亿立方英尺增加299.87亿立方英尺；上半年集输量为1834.66亿立方英尺，较2020年同期的1295.26亿立方英尺增加539.4亿立方英尺[141] - 2021年第一季度公用事业零售销售量为3358.4亿立方英尺，较2020年同期的3037.1亿立方英尺增加321.3亿立方英尺；上半年零售销售量为5467.7亿立方英尺，较2020年同期的5287.7亿立方英尺增加180亿立方英尺[147] - 2021年第一季度公用事业运输量为2458.4亿立方英尺，较2020年同期的2515.7亿立方英尺减少57.3亿立方英尺；上半年运输量为4251.8亿立方英尺，较2020年同期的4571.2亿立方英尺减少319.4亿立方英尺[147] - 2021年第一季度布法罗和伊利的温度较正常温度分别低9.5%和11.5%，较2020年同期分别高8.8%和7.6%；上半年布法罗和伊利的温度较正常温度分别低11.6%和13.7%，较2020年同期分别低1.4%和0.3%[148] - 纽约公用事业费率管辖区的天气正常化条款（WNC）在2021年第一季度使盈利增加约160万美元，2020年第一季度使盈利增加约370万美元[152] - 2021年3月31日止六个月，WNC因天气较暖增加收益约320万美元，2020年同期增加约360万美元[154] - 2021年第一季度，企业及其他业务亏损210万美元，较2020年同期的430万美元减少220万美元[155] - 2021年3月31日止六个月，企业及其他业务收益为3760万美元，较2020年同期的亏损230万美元增加3990万美元[156] - 2021年第一季度，综合损益表中的其他净扣除项较2020年同期减少660万美元；2021年3月31日止六个月，较2020年同期减少750万美元[157] - 2021年第一季度，综合损益表中的长期债务利息费用较2020年同期增加2360万美元；2021年3月31日止六个月，较2020年同期增加3040万美元[158] 公司资产与负债相关数据 - 截至2021年3月31日，公司按公允价值计量的金融资产总计1.74977亿美元，金融负债总计2.1231亿美元，净资产为1.53746亿美元；截至2020年9月30日，金融资产总计1.34014亿美元，金融负债总计4396.9万美元，净资产为9004.5万美元[57] - 截至2021年3月31日和2020年9月30日，二级的衍生金融工具包括

业绩总结 - National Fuel在2021财年预计净天然气生产为310-335 Bcfe，比2020财年增长33%[35] - 2020财年的调整后EBITDA为785百万美元，2021财年预计为814百万美元[173] - 预计2021财年调整后每股收益为3.65至3.95美元[173] - 2020财年净债务与调整后EBITDA比率为3.08，预计在2021财年降至约2.75[179] 用户数据 - National Fuel在阿巴拉契亚地区拥有约120万净英亩的高质量页岩资源，日均天然气生产约820百万立方英尺[4] - 纽约州的总客户数为534,000，回报率为8.7%[146] 未来展望 - 预计2021财年，基于当前NYMEX价格，自由现金流将在9500万至1.25亿美元之间[14] - 预计2021财年非监管天然气的实际价格为每千立方英尺约2.20美元，较2020财年的2.07美元有所上升[35] - 预计2021财年管道和储存收入将在3.3亿至3.4亿美元之间[40] 新产品和新技术研发 - Tioga开发计划预计将专注于最近收购的资产和DCNR Tract 007的回程[61] - EDA Lycoming的开发集中在充分利用Atlantic Sunrise的产能，经济平衡点为1.04美元/MMBtu[69] - 预计Beechwood开发区域将需要扩展现有干线和增量集中压缩[81] 市场扩张和并购 - 自2010年以来，National Fuel在基础设施方面投资达20亿美元，日常州际管道能力为4.4百万Dth[4] - 预计在2021财年，216 Bcf的Appalachian生产将通过固定销售合同得到保护，锁定净价约为$2.18/Mcf[100] - 预计2021财年剩余的天然气对冲合约总量为191,569千MMBtu，平均价格为2.63美元/MMBtu[196] 负面信息 - 预计2021财年油价为每桶约53.00美元，较2020财年的56.96美元有所下降[35] - 预计2021财年管道和储存的运营和维护费用将比2020财年增加约4%[42] 其他新策略和有价值的信息 - National Fuel连续50年增加股息，股息收益率为4.3%[20] - 预计2021财年现代化支出将增加300万到400万美元的毛利[157] - 预计2021财年E&P净资本支出将在3.5亿到3.9亿美元之间[50]

财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度GAAP每股收益为0.85美元，剔除不可比项目后，每股收益为1.06美元，同比增长5% [33] - 公司预计2021财年每股收益在3.65至3.95美元之间，较之前预期上调0.10美元 [36] - 公司预计2021年上游和集输业务将产生1.15亿至1.25亿美元的自由现金流 [9] - 公司预计2022年和2023年自由现金流将随着产量增长而增加 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 - 上游业务Seneca第一季度产量达到79.5 Bcfe，创公司纪录，同比增长36% [24] - Seneca的G&A和LOE费用同比下降0.10美元/Mcfe，部分原因是Tioga County收购带来的规模效应和运营协同 [25] - 管道和存储业务第一季度收益增长近25%，主要得益于Supply Corporation费率案例的解决和Empire North扩建项目的新收入 [11] - 公用事业业务第一季度收益下降350万美元，主要受温暖天气和疫情导致的坏账准备金增加影响 [35] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在Appalachia地区的产量增长近40%，主要得益于Tioga County的收购和持续开发计划 [24] - 公司在东海岸市场的冬季溢价定价策略下，计划通过Leidy South项目增加产量 [8] - 公司在加州地区的石油产量有67%以平均57美元/桶的价格进行了对冲 [30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划通过高等级开发计划、优化销售和运输组合以及降低单位成本来推动增长 [7] - 公司计划通过FM100扩建和现代化项目增加5000万美元的年收入，预计将在2021年底投入使用 [11] - 公司致力于降低碳排放，计划到2040年将公用事业系统的温室气体排放减少80%以上 [18] - 公司正在探索可再生能源天然气（RNG）和氢能等低碳技术 [19] 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能源结构中的重要性不可低估，特别是在东北地区的家庭供暖和电力生产中 [16] - 管理层对2021财年的增长前景持乐观态度，预计全年将保持强劲增长 [21] - 管理层认为天然气价格波动较大，但公司的对冲策略有助于抵御价格波动的影响 [21] 其他重要信息 - 公司计划在2021财年通过资本市场融资以偿还2021年12月到期的5亿美元长期债务 [38] - 公司预计2021财年的资本支出在7.2亿至8.3亿美元之间，预计运营资金将超过资本支出约5000万美元 [37] - 公司宣布John McGinnis和John Pustulka将于2021年5月1日退休，Ron Kraemer和Justin Loweth将分别接任COO和Seneca总裁职位 [22] 问答环节所有的提问和回答 问题: FM100项目对上游业务的影响 [42] - 回答: 随着FM100项目在2021年底投入使用，预计产量将增加，主要来自WDA地区的25口井和30口完井，Tioga地区的产量也可用于补充 [43] 问题: 低碳战略和客户效率的影响 [44] - 回答: 公司预计通过技术改进和客户节能措施，天然气使用量将显著减少，特别是在供暖设备和技术改进方面 [45] - 回答: 公司在RNG方面的近期目标是将RNG工厂接入系统，并与监管机构合作将RNG纳入供应组合 [46] 问题: 现代化和氢能技术的潜力 [48] - 回答: 公司认为氢能是长期减排的机会，特别是在可再生能源发电站点附近 [49] - 回答: 公司在公用事业和管道系统的现代化方面仍有改进空间，预计公用事业系统的排放将减少80% [50] 问题: 加州能源政策的影响 [51] - 回答: 公司计划通过建设太阳能发电厂来减少加州业务的碳排放，并已在North Midway地区成功实施 [52] 问题: 宾夕法尼亚地区的产量下降率和服务成本 [53] - 回答: 宾夕法尼亚地区的产量下降率在20%至23%之间，服务成本预计在未来6至12个月内保持稳定 [54] 问题: 上游资本支出的季度分布 [58] - 回答: 预计第二季度资本支出将增加，第三季度保持平稳，第四季度和2022财年第一季度将再次增加，以配合Leidy South项目的启动 [59][61] 问题: 自由现金流增长的原因 [64] - 回答: 自由现金流增长主要得益于Tioga资产的全面投产和集输业务的贡献，尽管增加了第二台钻机，但整体自由现金流仍将保持增长 [64] 问题: 公司对并购的意愿 [65] - 回答: 公司对在现有业务区域附近增加资产持开放态度，特别是靠近现有业务区域并具有集输机会的资产 [65] 问题: 加州业务的资本支出计划 [67] - 回答: 公司计划在油价保持在55至60美元/桶的情况下，将加州的资本支出增加到2000万至3000万美元，以开发新的农场机会 [68] - 回答: 加州的维护资本支出约为2000万美元/年，以保持产量稳定 [69] 问题: 管道和存储业务的资本支出分布 [70] - 回答: 管道和存储业务的资本支出差异主要与FM100项目的建设时间有关 [70]

公司整体财务数据关键指标变化 - 2020年和2019年第四季度（截至12月31日），公司运营收入分别为4.4116亿美元和4.44188亿美元[12] - 2020年第四季度公司运营费用为3.48684亿美元，较2019年的2.96168亿美元有所增加[12] - 2020年和2019年第四季度，公司运营收入分别为1.43542亿美元和1.4802亿美元[12] - 2020年和2019年第四季度，公司净收入分别为7774万美元和8659.1万美元[12] - 2020年和2019年第四季度，公司基本每股收益分别为0.85美元和1.00美元[12] - 2020年和2019年第四季度，公司综合收入分别为1.1279亿美元和8259.6万美元[14] - 截至2020年12月31日和9月30日，公司总资产分别为70.39168亿美元和69.64935亿美元[18] - 2020年第四季度，公司其他综合收入（损失）为3501.6万美元，2019年为 - 399.5万美元[14] - 2020年和2019年第四季度，公司股息每股分别为0.445美元和0.435美元[12] - 截至2020年12月31日和9月30日，公司现金及临时现金投资分别为1.09413亿美元和2054.1万美元[18] - 截至2020年12月31日和9月30日，普通股发行及流通股数分别为91,152,710股和90,954,696股，对应金额分别为91,153千美元和90,955千美元[21] - 截至2020年12月31日和9月30日，总综合股东权益分别为2,044,625千美元和1,971,986千美元[21] - 截至2020年12月31日和9月30日，长期债务净额分别为2,130,473千美元和2,629,576千美元[21] - 2020年和2019年截至12月31日的三个月，可用于普通股的净收入分别为77,774千美元和86,591千美元[23] - 2020年和2019年截至12月31日的三个月，经营活动提供的净现金分别为204,743千美元和167,749千美元[23] - 2020年和2019年截至12月31日的三个月，投资活动使用的净现金分别为66,870千美元和193,283千美元[23] - 2020年和2019年截至12月31日的三个月，融资活动提供（使用）的净现金分别为 - 49,001千美元和42,906千美元[23] - 截至2020年12月31日和9月30日，无法收回账款备抵余额分别为26,221千美元和22,810千美元[31] - 截至2020年12月31日和9月30日，天然气地下储存替换储备分别为1800千美元和0千美元[31] - 截至2020年12月31日和9月30日，油气生产活动资本化成本净额分别为17亿美元和18亿美元[32] - 2020年12月31日止季度，公司确认7620万美元非现金税前减值费用，同时确认2100万美元递延所得税收益[34] - 2020年12月31日上限测试中，调整套期保值后估计未来净现金流增加1.83亿美元[35] - 2020年12月31日，公用事业、管道、存储和集输部门的物业、厂房和设备无减值迹象[36] - 2020年第四季度，累计其他综合收益（损失）中，衍生金融工具1015.1万美元，养老金和其他退休福利计划 - 8989.2万美元，总计 - 7974.1万美元[37] - 2020年第四季度，从累计其他综合收益（损失）重分类的净额为22.5万美元[39] - 2020年12月31日，其他流动资产为4790.4万美元，其他应计和流动负债为1.54377亿美元[39] - 2020年第四季度，37.3378万份和73.3617万份证券分别因反摊薄被排除在稀释每股收益计算之外[39] - 2020年第四季度总营收为441,160,000美元，2019年第四季度为444,188,000美元[48][50][51][52] - 截至2020年12月31日，按公允价值计量的金融资产总计210,476,000美元，负债总计4,513,000美元，净资产205,963,000美元；截至2020年9月30日，金融资产总计134,014,000美元，负债总计43,969,000美元，净资产90,045,000美元[58] - 2020年12月31日，一级输入的现金等价物 - 货币市场共同基金为89,114,000美元；二级输入的衍生品金融工具中，场外掉期 - 天然气和石油为37,571,000美元[58] - 2020年12月31日和2019年12月31日季度末，无按公允价值计量且归类为第三层次的资产或负债[61] - 2020年12月31日，长期债务（含流动部分）账面价值为26.30473亿美元，公允价值为28.68429亿美元；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[62] - 2020年12月31日，其他投资总计1.45921亿美元，其中人寿保险合同4265.3万美元、股票共同基金3222.6万美元、固定收益共同基金7022.3万美元、有价权益证券81.9万美元；2020年9月30日总计1.54502亿美元[64] - 截至2020年12月31日，累计其他综合收益（损失）余额中包含1360万美元（税后1020万美元）的净套期收益，预计未来12个月内有330万美元（税后240万美元）未实现收益将重新分类至综合收益表[70] - 2020年第四季度，衍生工具在其他综合收益（损失）中确认的收益为4802.1万美元，2019年为49.5万美元；从累计其他综合收益（损失）重新分类至综合收益表的损失为31.1万美元，2019年为735.2万美元[71] - 截至2020年12月31日，处于盈利头寸的每个交易对手平均信用风险敞口为180万美元，最大信用风险敞口为420万美元[72] - 截至2020年12月31日，具有信用风险相关或有特征的衍生金融工具资产公允价值为1440万美元，负债公允价值为450万美元[73] - 2020年和2019年第四季度有效税率分别为27.4%和26.6%[75] - 截至2020年3月31日，公司对某些州递延所得税资产计提5680万美元的估值备抵；截至2020年12月31日，估值备抵增至6360万美元[76] - 2020年12月31日长期债务的流动部分为5亿美元，利率4.90%，2021年12月到期[81] - 2021年2月3日公司修订364天信贷安排协议，到期日延至2022年12月30日，承诺金额从2亿美元增至2.5亿美元[82] - 2020年12月31日公司估计前煤气厂场地剩余清理成本约600万美元，含纽约场地最低负债310万美元[85] - 2020年第四季度末公司收益7780万美元，2019年同期为8660万美元，收益减少主要因勘探与生产业务板块亏损及公用事业板块收益降低[118] - 2020年12月31日止12个月，原油12个月平均价格为38.31美元/桶，天然气为1.99美元/百万英热单位[115] - 若天然气价格降低0.25美元/百万英热单位，公司将额外产生税后非现金减值2.701亿美元；若原油价格降低5美元/桶，将额外产生3580万美元；若两者同时降低，将额外产生3.059亿美元[116] - 2020年第四季度长期债务利息增加680万美元，主要因2020年6月3日发行5亿美元5.50%的票据[144] - 2020年第四季度经营活动产生的净现金为2.047亿美元，较2019年同期的1.677亿美元增加3700万美元[153] - 2020年第四季度长期资产支出为1.509亿美元，较2019年同期的2.112亿美元减少6030万美元[154] - 与2020年9月30日相比，2020年12月31日合并短期债务减少500万美元；2020年第四季度短期债务最高余额为1.458亿美元；2020年12月31日，公司未偿还商业票据为2500万美元[172] - 公司拥有两个无担保承诺循环信贷额度，分别为7.5亿美元和2500万美元，总额达10亿美元[173] - 公司商业票据计划可发行总额为5亿美元；截至2020年12月31日，为计算债务资本化比率，公司总资本化增加1.907亿美元，债务资本化比率为0.54，信贷协议允许额外发行14.9亿美元短期和/或长期债务[174] - 截至2020年12月31日，长期债务的流动部分包括5亿美元4.90%的票据，将于2021年12月到期；2020年和2019年12月31日，公司长期债务的内含成本分别为4.85%和4.69%[177] 各业务线数据关键指标变化 - 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；2019年天然气生产收入119,874,000美元，原油生产收入37,664,000美元[48][51] - 管道和存储部门预计未来各期与运输和存储合同“固定”费用相关的收入：2021财年剩余时间1.425亿美元，2022财年1.707亿美元，2023财年1.347亿美元，2024财年1.235亿美元，2025财年1.17亿美元，之后5.175亿美元[54] - 2020年8月1日完成商业和工业合同及部分资产出售后，公司停止在NFR业务中使用衍生品金融工具，导致天然气营销收入显著减少[53] - 公司在勘探与生产部门以及NFR业务（包含在其他类别）记录衍生品金融工具相关收入，在公用事业部门记录替代收入计划相关收入[53] - 2020年第四季度，勘探与生产、管道与存储、集输和公用事业四个可报告业务板块外部客户收入分别为1.91395亿美元、0.59308亿美元、35.1万美元和1.88901亿美元[90] - 2020年第四季度，勘探与生产、管道与存储、集输和公用事业四个可报告业务板块净利润分别为 - 2962.3万美元、2418.3万美元、2055万美元和2303.7万美元[90] - 2020年12月31日，勘探与生产、管道与存储、集输和公用事业四个可报告业务板块资产分别为18.75697亿美元、22.19331亿美元、8.23415亿美元和21.13416亿美元[90] - 2020年第四季度，退休计划和其他退休后福利的净定期福利成本分别为642.5万美元和244.4万美元[92] - 2020年第四季度，公司向退休计划和其他退休后福利的VEBA信托分别缴款520万美元和70万美元[94] - 2021年剩余时间，公司预计向退休计划缴款1000万 - 2000万美元，向VEBA信托缴款200万 - 250万美元[94] - 公司2020年第四季度末的勘探与生产业务板块油气资产发生非现金减值7620万美元（税后5520万美元）[105][115] - 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，实现收益5110万美元（税后3700万美元）[107] - 2021年2月3日，公司修订364天信贷安排，到期日从2021年5月3日延长至2022年12月30日，承诺金额从2亿美元增加至2.5亿美元[108] - 莱迪南项目预计2021年末上线，新增日产能33万德卡瑟姆，勘探与生产业务板块于2021年1月增加钻机，预计2022财年初产出[106] - FM100项目目标投产日期为2021年末，初步成本约2.8亿美元，将新增日运输能力约33万德卡瑟姆[111] - 勘探与生产板块2020年第四季度运营收入增加2550万美元，天然气生产收入增加3530万美元，石油生产收入减少970万美元[124] - 勘探与生产板块2020年第四季度亏损2960万美元，较2019年减少5360万美元[125] - 管道与存储板块2020年第四季度运营收入增加1550万美元，运输收入增加1140万美元，存储收入增加210万美元，其他收入增加210万美元[128] - 管道与存储板块2020年第四季度运输量减少57亿立方英尺，收益增加610万美元[130][131] - 集输板块2020年第四季度运营收入增加1220万美元，主要因集输量增加227亿立方英尺[134] - 集输板块2020年第四季度收益为2060万美元，较2019年增加470万美元[136] - 公用事业板块2020年第四季度运营收入减少780万美元，零售天然气销售和运输收入分别减少660万和300万美元[140] - 2020年第四季度天然气产量为76110百万立方英尺，较2019年增加21339百万立方英尺；石油产量为563千桶，较2019年减少38千桶[122] - 2020年

公司整体财务数据关键指标变化 - 2020年，公司总合并净亏损1.238亿美元，勘探与生产部门净亏损3.269亿美元[49] - 2020年运营收入为15.46291亿美元，2019年为16.93332亿美元，2018年为15.92668亿美元[172] - 2020年运营费用为15.16433亿美元，2019年为11.81523亿美元，2018年为10.72945亿美元[172] - 2020年净收入亏损为1.23772亿美元，2019年为3.0429亿美元，2018年为3.91521亿美元[172] - 2020年基本每股收益亏损为1.41美元，2019年为3.53美元，2018年为4.56美元[172] - 2020年总净工厂为59.98067亿美元，2019年为55.0951亿美元，2018年为49.77143亿美元[173] - 2020年总资产为69.64935亿美元，2019年为64.62157亿美元，2018年为60.36486亿美元[173] - 2020年总资本化为46.01562亿美元，2019年为42.72743亿美元，2018年为40.68695亿美元[173] - 2020年公司亏损1.238亿美元，2019年盈利3.043亿美元，盈利下降主要因勘探与生产部门亏损[212] 各业务线净收入贡献情况 - 2020年，管道与存储部门贡献净收入7890万美元，部分抵消公司净亏损[50] - 2020年，集输部门贡献净收入6860万美元，部分抵消公司净亏损[57] - 2020年，公用事业部门贡献净收入5740万美元，部分抵消公司净亏损[58] - 2020年，其他类别和公司运营净亏损180万美元[59] 各业务线运输与存储能力数据 - 2020财年末，Supply Corporation的合同运输能力约为3443MDth/天，公用事业部门占1200MDth/天（35%），勘探与生产部门占74MDth/天（2%），租给Empire 55MDth/天（2%），非关联客户占2114MDth（61%）[51] - 2020年末，Supply Corporation的固定存储容量为70693MDth，公用事业部门签约30064MDth（43%），租给Empire 3753MDth（5%），非关联客户签约36876MDth（52%）[52] - 2020财年末，Empire的固定运输能力约为984MDth/天，公用事业部门和勘探与生产部门分别占7%和20%，非关联客户占73%[53] 公用事业部门天然气采购情况 - 2020年，公用事业部门购买73.4Bcf天然气，其中美国生产商和供应商的多月合同采购占52%，现货市场采购占48%[63] 公司员工情况 - 截至2020年9月30日，公司及其全资子公司共有2162名全职员工[80] - 截至2020年9月30日，公司48%的在职员工受集体谈判协议覆盖[81] - 公司财年自愿离职率（不包括退休）为4.4%，优于行业水平[83] - 公司财年未发生停工，闲置天数为零[84] 公司债务相关情况 - 公司1974年契约规定发行增量长期债务需满足利息覆盖测试，且长期债务与合并资产比率不超过60%[93] - 鉴于2020财年及可能的2021财年资产减值，公司在2021财年几个季度内不得发行增量长期债务[93] - 公司4.90%的票据本金5亿美元将于2021年12月到期，1974年契约不阻止公司发行长期债务替换到期债务[93] - 2020年3月27日，公司被标普降级至BBB - 负面展望，6月3日修订为BBB - 稳定展望，此次降级增加了公司短期借款成本，6亿美元未偿长期债务在特定情况下利率可能上调，另有5亿美元未偿长期债务仅因评级降至投资级以下利率就可能上调[94] 公司面临的外部风险与挑战 - 纽约于2019年7月通过《气候领导力与社区保护法》，可能导致电力和地热能形式的竞争加剧[73] - 公用事业部门天然气交付量受天气影响，纽约的天气正常化条款可缓解对利润率的影响[74] - 纽约州2020年6月颁布立法，禁止在纽约州新冠灾难紧急状态期间（目前持续至2020年12月3日）因未付款终止住宅公用事业服务，之后至2021年3月31日，向配电公司证明因新冠紧急状态导致财务状况变化的住宅客户也禁止因未付款终止服务[102] - 气候变化可能导致公司运营和财务结果受影响，极端天气事件可能破坏天然气基础设施，扰乱供应链和运营，相关法律法规可能增加公司成本、减少天然气需求、影响资金获取[96][97] - 有组织的对油气行业的反对可能导致监管和立法举措增加，限制油气使用、增加运营成本、引发诉讼，影响公司运营结果和现金流[98][99] - 公司项目的延迟或变更，包括监管延迟或拒绝必要的批准、许可或命令，可能导致项目无法按时完成、资产减记和收益减少[100] - 公司作为控股公司，依赖运营子公司偿还贷款本金和利息以及支付股息来满足财务需求，但子公司可能无法产生足够净收入或现金流[101] - 经济放缓通常导致能源消费下降，新冠疫情、经济衰退等可能影响公司收入、现金流和增长，公司各部门面临供应商和客户信用风险[102] - 利率上升可能影响公司资本支出融资和债务再融资能力，公司受监管业务的授权回报率基于利率假设，利率波动可能产生不利影响[104] - 油气价格波动影响公司勘探与生产部门运营，价格受多种因素影响，长期降价可能限制公司勘探和生产活动，影响收入、现金流和运营结果[105] - 新冠疫情导致石油当前需求下降，可能降低天然气需求，减少公司收入，还可能带来客户付款延迟或无法收回、承包商或供应商无法履行合同等影响[117][118] - 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，虽有保险但可能不足[119] - 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，公司虽有保险但可能无法完全覆盖损失[121][122] - 公司油气开发存在诸多风险，实际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，影响公司收益[123] - 公司业务需遵守联邦和州的各种法律法规，法规变化可能增加成本、限制收入增长[124] - 公司受管道和危险材料安全管理局（PHMSA）管辖，若因新法规产生无法完全收回的合规成本，财务状况可能受影响[126] - 公司供应公司和帝国公司受联邦能源监管委员会（FERC）管辖，费率调整可能影响收益[127] - 公司业务受环境法规影响，合规成本和责任可能对经营结果、财务状况和现金流产生负面影响[129][130] 公司物业、厂房及设备投资情况 - 截至2020年9月30日，公司在物业、厂房及设备的净投资为60亿美元，其中勘探与生产部门占30.7%，公用事业、管道与存储部门占55.9%，集输部门占13.3%，其他及企业运营占0.1%[138] - 自2015年9月30日以来，物业、厂房及设备净投资增加6.66亿美元，增幅为12.5%，这一增长已扣除2016年和2020年油气生产资产的减值（分别为9.48亿美元和4.49亿美元）以及2020年9月30日重新分类为待售资产的5340万美元木材资产[138] - 2020年9月30日，勘探与生产部门在物业、厂房及设备的净投资为18亿美元[139] - 2020年9月30日，管道与存储部门在物业、厂房及设备的净投资为18亿美元，其中传输管道占36%（2265英里），存储设施占15%（30个存储场，工作气量772亿立方英尺，389英里管道），压缩机站占31%（33个，227356马力）[140] - 2020年9月30日，集输部门在物业、厂房及设备的净投资为8亿美元，主要包括333英里管道和23个压缩机站（118800马力）[142] - 2020年9月30日，公用事业部门在物业、厂房及设备的净投资为16亿美元，其中天然气配送网络（14972英里配送管道）和客户服务连接分别约占49%和32%[143] 公司储量数据变化 - 2020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3325085MMcf、石油储量22100Mbbl[35] - 公司已探明已开发和未开发天然气储量从2019年9月30日的29500亿立方英尺增至2020年9月30日的33250亿立方英尺，增幅为12.7%[146] - 公司已探明已开发和未开发石油储量从2019年9月30日的2487.3万桶降至2020年9月30日的2210万桶，降幅为11.1%[147] - 按油当量计算，公司已探明已开发和未开发储量从2019年9月30日的3099亿立方英尺油当量增至2020年9月30日的3458亿立方英尺油当量，增幅为11.6%[148] - 截至2020年9月30日，公司探明储量较上年增长12%，达到34580亿立方英尺当量[189] 公司油气销售与生产成本及产量数据 - 2020年公司天然气每千立方英尺平均销售价格为1.77美元，2019年为2.43美元，2018年为2.40美元；石油每桶平均销售价格2020年为45.94美元，2019年为64.17美元，2018年为66.38美元[155] - 2020年公司油气每千立方英尺当量平均生产成本为0.84美元，2019年为0.88美元，2018年为0.91美元；日均平均产量2020年为660百万立方英尺当量，2019年为580百万立方英尺当量，2018年为488百万立方英尺当量[155] 公司井数与开发面积数据 - 截至2020年9月30日，阿巴拉契亚地区产气井毛井数为881口，净井数为768口；西海岸地区产油井毛井数为1,865口，净井数为1,831口[156] - 截至2020年9月30日，公司开发面积毛面积为676,088英亩，净面积为664,705英亩；未开发面积毛面积为711,022英亩，净面积为664,336英亩[157] - 截至2020年9月30日，宾夕法尼亚州的净面积为1,243,444英亩，其中马塞勒斯、尤蒂卡或杰纳西页岩的页岩开发面积约为101,990英亩，占公司在宾夕法尼亚州总净面积的8.2%[157] - 2020 - 2023年及之后到期的未开发毛面积分别为967英亩、4,882英亩、2,973英亩和209,665英亩，对应净面积分别为695英亩、4,403英亩、2,648英亩和205,344英亩；剩余492,535英亩毛面积（451,246英亩净面积）为公司拥有的非到期油气权[158] - 2020年公司勘探净完井数为1口，开发净完井数为73.84口；2019年勘探净完井数为0口，开发净完井数为84口；2018年勘探净完井数为4口，开发净完井数为56.4口[159] - 截至2020年9月30日，公司正在钻探的井毛井数为56口，净井数为49口[161] 公司股权与股票交易情况 - 截至2020年9月30日，公司有9,993名普通股注册股东，普通股在纽约证券交易所上市交易，交易代码为“NFG”[165] - 2020年7 - 9月公司共购买40,541股普通股，平均每股价格为42.45美元，未通过公开宣布的股票回购计划购买股票，剩余可回购股票数量为6,971,019股[169] 行业与地区能源相关数据 - EIA的2020年国际能源展望预测，到2050年全球天然气消费量将增长超过40%[179] - 纽约州1990 - 2016年电力部门温室气体排放下降56%，住宅、商业和工业建筑排放减少约23%[179] - 公用事业部门2012 - 2019年温室气体排放减少24.7%[180] 公司税务与资产交易情况 - 公司申请加速剩余4250万美元替代最低税（AMT）抵免退款，并于2020年6月收到[186] - 2020年公司因油价和天然气价格低迷，在成本上限测试下累计减值费用达4.494亿美元（税后3.263亿美元）[188] - 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上游和中游资产[190] - 2020年8月5日，公司签订协议以1.157亿美元出售宾夕法尼亚州的木材及其他资产，预计年底前完成交易[191] - 2020年6月，公司发行5亿美元5.50%的票据，到期日为2026年1月15日；还公开发售437万股普通股，每股价格39.50美元[192] - 2020年5月，公司与10家银行签订364天信贷协议，获得额外2亿美元无担保承诺循环信贷额度[193] 公司项目情况 - 帝国北项目允许每天从宾夕法尼亚州蒂奥加县向TC能源管道和TGP 200线输送20.5万德卡热单位额外页岩气，最终项目成本估计为1.29亿美元[195] - FM100项目预计在2021年底投入使用，初步成本估计约2.8亿美元，将在宾夕法尼亚州创造约33万德卡热单位/天的额外运输能力[195] 公司业务费率与收益情况 - 2020年供应公司的新费率生效，增加收益1490万美元[196] 勘探与生产部门财务与运营数据变化

业绩总结 - 财政2020年调整后EBITDA为7.85亿美元，与2019年持平，尽管商品价格显著下降[37] - 财政2020年净收入为(123,772)千美元，较2019年下降140.6%[197] - 财政2020年长期债务（不含当前部分）为2,649,000千美元，较2019年增加23.2%[197] - 财政2020年总净债务为2,658,459千美元，较2019年增加21.7%[197] - 财政2020年资本支出为716,153千美元，预计在720,000千美元至830,000千美元之间[200] 用户数据 - 财政2020年天然气生产为241.5 Bcfe，同比增长14%，创下NFG历史最高水平[37] - 财政2020年证明储量为3.5 Tcfe，同比增长12%，替代了248%的生产[37] - 2021财年，Seneca的日均净生产量为6,856 Boe/d，其中南Midway Sunset地区的日均生产量为1,921 Boe/d[90] 未来展望 - 预计2021财年净生产量为305-335 Bcfe，同比增长33%[39] - 预计2021财年调整后每股收益为3.55至3.85美元[39] - 预计2021财年实现的天然气价格（对冲后）约为2.25美元/Mcf，较2020财年的2.07美元/Mcf有所上升[39] - 预计未来五年在管道现代化方面的投资为1.5亿至2.5亿美元[26] 新产品和新技术研发 - Tioga县的开发计划预计将专注于返回行程，利用现有基础设施，提升整体钻探项目的回报[53] - EDA的马塞勒斯开发区的经济平衡点为每百万英热单位1.04美元，预计将充分利用大西洋日出（Atlantic Sunrise）运输能力[63] - WDA的乌提卡（Utica）开发区预计有约100个潜在位置，经济效益与之前的CRV-乌提卡开发项目相当或更高[75] 市场扩张和并购 - NFG的Tioga收集系统的总投资至今约为3800万美元，日处理能力可达550,000 Dth[56] - WDA的固定运输和销售能力为330,000 Dth/d，支持生产并增强整体回报[82] - Seneca在Appalachian地区的天然气市场合同量为330,000 Dth/d，且在Leidy South的运输能力为100,000 Dth/d[83] 负面信息 - 2020财年公用事业的运营和维护费用为197百万美元[148] - 预计2021财年Appalachia的LOE（运营费用）将因一次性成本而增加[104] 其他新策略和有价值的信息 - 自1970年以来，累计分红支付达32亿美元，连续50年增加分红[28] - 2020财年净债务与调整后EBITDA比率为3.08倍，预计在2021财年降至约2.75倍[160] - 2021财年，Seneca的天然气生产中约50%受到价格保护[93]

财务数据和关键指标变化 - 公司第四季度每股收益为0.40美元，同比下降0.14美元，主要受商品价格下跌影响 [8] - 2020财年资本支出为3.84亿美元，同比下降1.08亿美元或22% [29] - 公司预计2021财年每股收益中值为3.70美元，较2020财年增长超过25% [22] - 公司预计2021财年自由现金流将超过资本支出5000万至7500万美元 [51] 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67.3 Bcfe，同比增长14%，全年产量为241 Bcfe，创历史新高 [28] - 管道业务：Empire North项目已于9月15日投入使用，预计年收入增加2700万美元，资本成本为1.29亿美元，低于初始预算10% [11] - 公用事业业务：尽管疫情影响了商业和工业用气量，但通过跟踪机制，利润率影响可控 [20] 各个市场数据和关键指标变化 - 阿巴拉契亚地区：公司收购了Shell的资产，增加了Tioga县的经济开发地点，降低了单位成本 [15] - 加利福尼亚地区：第四季度石油产量为55.5万桶，同比下降9%，全年产量基本持平 [33] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划在2021年初增加第二台钻机，以加速东部开发区的开发，预计2022财年将实现显著的自由现金流增长 [16][18] - 公司将继续推进FM100和Leidy South项目，预计将在2021年底投入使用 [13][14] - 公司发布了首份企业责任报告，强调在ESG方面的持续努力，包括减少排放和探索可再生天然气 [23][25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为天然气市场前景显著改善，公司有望实现显著的盈利和现金流增长 [10] - 尽管天然气价格曲线呈现倒挂，但公司预计2022财年将实现进一步的盈利增长 [22] - 管理层对公司在疫情期间的表现表示满意，认为公司已为未来的增长做好了准备 [26] 其他重要信息 - 公司预计2021财年资本支出为7.75亿美元，其中上游业务增加6000万美元 [50] - 公司已对冲2022财年77%的天然气产量和50%的原油产量 [47] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于第二台钻机的计划和维护资本 - 公司计划在2021年初增加第二台钻机，预计将带来5%至9%的年产量增长 [56] - 第二台钻机将主要用于东部开发区，预计90%以上的时间将在此区域作业 [63] 问题: 关于Leidy South项目的产能分配 - 公司目标是确保在冬季供暖季节前有足够的产量来填充Leidy South项目的产能 [57] 问题: 关于第二台钻机的合同期限 - 第二台钻机的合同期限为一年，如果价格下跌，公司可以随时撤下钻机 [58] 问题: 关于当前阿巴拉契亚地区的生产情况 - 10月和11月的现货产量基本处于停产状态，公司自愿削减了部分产量 [59] 问题: 关于2022财年的资本支出展望 - 2022财年资本支出可能会有所增加，主要由于Leidy South项目的完成和投产 [67] - 管道业务的资本支出将在2022财年大幅下降，公用事业业务的资本支出将保持稳定 [68] 问题: 关于2022财年的对冲策略 - 公司计划在2022财年开始前对冲约三分之二的产量，目前已有部分对冲 [71] 问题: 关于加利福尼亚石油业务的战略 - 加利福尼亚石油业务仍然是公司的重要现金流来源，即使在低油价环境下也能产生可观的自由现金流 [76] 问题: 关于资本支出下降的原因 - 资本支出下降主要由于服务成本下降和钻井效率提高 [81] 问题: 关于产量削减的分布 - 产量削减主要发生在东部和西部开发区，具体分布取决于各地区的现货价格 [83]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度GAAP每股收益为0.47美元，调整后的每股收益为0.57美元，同比下降0.14美元 [46] - 2020财年每股收益预期调整为2.75至2.85美元，较之前预期下降0.10美元 [48] - 2021财年初步每股收益预期为3.40至3.70美元，较2020财年增长近27% [51] - 天然气价格每变化0.10美元，预计影响每股收益0.11美元；油价每变化5美元，预计影响每股收益0.04美元 [53] - 2021财年预计自由现金流超过1亿美元 [63] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 第三季度天然气产量为56 Bcfe，同比增长2%，尽管有7.3 Bcf的价格相关减产 [34] - 2020财年天然气产量预期调整为240至245 Bcfe，较之前预期略有下降 [38] - 2021财年天然气产量预期为305至335 Bcfe，同比增长32%，主要得益于Shell资产的收购 [40] - 2021财年计划在宾夕法尼亚州投产32口井，其中27口将在财年前7个月内投产 [40] - 2021财年上游资本支出预计为2.9亿至3.3亿美元，较2020财年下降20% [39] 中游业务 - 2021财年中游业务收入预计增长1.85亿至2亿美元，同比增长35% [54] - 中游业务运营和维护费用预计为每Mcfe 0.08至0.09美元，主要由于压缩设备租赁费用增加 [55] - 中游业务折旧费用预计增加800万至900万美元，主要由于资产折旧年限为25年 [56] 管道和存储业务 - Empire North项目预计增加2500万美元年收入 [20] - FM100项目预计增加3500万美元年收入 [21] - Supply Corporation费率调整预计增加3500万美元年收入，FM100项目现代化部分预计增加1500万美元年收入 [22] - 2021财年管道和存储业务收入预计增长10%，主要由于Empire North项目和Supply Corporation费率调整 [60] 公用事业业务 - 2021财年公用事业业务收入预计保持稳定，系统现代化追踪器预计增加300万美元收入 [59] - 2021财年公用事业业务运营和维护费用预计增长1%至2%，与通胀一致 [59] 各个市场数据和关键指标变化 - 2021财年约91%的Appalachian产量已通过固定销售合同和运输能力锁定，其中三分之二的价格下限为2.37美元 [43] - 2021财年约80%的石油产量已对冲，平均价格为60美元/桶 [37] - 2021财年约49%的石油产量已对冲，平均价格为58美元/桶 [42] 公司战略和发展方向 - 公司完成了对Shell在Appalachia的上游和中游资产的收购，显著增加了在该地区的市场份额 [9][11] - 公司计划通过单钻机计划减少资本支出，预计2021财年上游和中游资本支出减少1.05亿美元，降幅25% [18] - 公司计划通过Empire North和FM100项目扩大管道业务，预计到2022年中增加超过1亿美元的年收入 [23] - 公司计划通过系统现代化追踪器在纽约进行现代化项目，预计到2021年3月保持稳定的回报 [25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管疫情对行业造成影响，公司整体运营和财务表现符合预期 [24] - 公司预计2021财年天然气价格将保持在2.65至2.75美元区间，并已对约三分之二的产量进行对冲 [17] - 公司预计2021财年将产生超过1.5亿美元的自由现金流 [18] - 公司预计2021财年将保持强劲的资产负债表，并继续增加股东价值 [28] 其他重要信息 - 公司计划在2021财年出售Appalachian的木材资产，预计获得1.16亿美元收入 [14] - 公司通过发行5亿美元债券和1.75亿美元普通股完成了Shell收购的融资 [13] - 公司预计2021财年不会支付现金税 [95] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于增加资本支出的可能性 - 公司正在评估增加第二台钻机的可能性，但需要与Leidy South项目的上线时间相匹配 [71][72] - 如果增加钻机，可能会首先部署在Tioga地区 [73] 问题: 关于FT容量的变化 - 新增的Shell资产预计将带来每Mcf 0.10至0.15美元的改善 [74] 问题: FM100项目的下一步监管步骤 - 公司正在等待州环境机构和陆军工程兵团的许可，预计在2020年第四季度获得 [75] 问题: 关于2021财年资本支出的变化 - 资本支出减少的主要原因是钻井效率提高和部分Utica井的加速完井 [87][88] 问题: 关于公用事业和管道业务的成本变化 - 公用事业业务的成本增加主要由于疫情相关的PPE费用和劳动力成本 [90] - 管道业务的成本变化主要由于压缩设备维护工作的资本化和费用化 [92] 问题: 关于2021财年的现金税预期 - 公司预计2021财年不会支付现金税 [95]

财务数据关键指标变化 - 2020年和2019年三个月截至6月30日，公司运营收入分别为323,019千美元和357,200千美元，九个月截至6月30日分别为1,258,301千美元和1,399,991千美元[15] - 2020年和2019年三个月截至6月30日，公司运营支出分别为242,622千美元和244,373千美元，九个月截至6月30日分别为1,054,465千美元和972,122千美元[15] - 2020年和2019年三个月截至6月30日，公司运营收入分别为80,397千美元和112,827千美元，九个月截至6月30日分别为203,836千美元和427,869千美元[15] - 2020年和2019年三个月截至6月30日，公司净收入可用于普通股分别为41,250千美元和63,753千美元，九个月截至6月30日分别为21,773千美元和257,009千美元[15] - 2020年和2019年三个月截至6月30日，公司基本每股收益分别为0.47美元和0.74美元，九个月截至6月30日分别为0.25美元和2.98美元[15] - 2020年和2019年三个月截至6月30日，公司稀释每股收益分别为0.47美元和0.73美元，九个月截至6月30日分别为0.25美元和2.96美元[15] - 2020年和2019年三个月截至6月30日，公司普通股股息分别为0.445美元和0.435美元，九个月截至6月30日分别为1.315美元和1.285美元[15] - 2020年和2019年三个月截至6月30日，公司综合收入分别为18,373千美元和85,373千美元，九个月截至6月30日分别为32,134千美元和292,093千美元[17] - 2020年和2019年三个月截至6月30日，公司其他综合收入（损失）分别为(22,877)千美元和21,620千美元，九个月截至6月30日分别为10,361千美元和35,084千美元[17] - 2020年和2019年三个月截至6月30日，公司净收入所得税分别为13,134千美元和21,113千美元，九个月截至6月30日分别为81,376千美元和73,806千美元[15] - 截至2020年6月30日，公司总资产为71.19亿美元，较2019年9月30日的64.62亿美元增长10.16%[20] - 截至2020年6月30日，综合股东权益为22.26亿美元，较2019年9月30日的21.39亿美元增长4.08%[24] - 截至2020年6月30日，长期债务净额为26.29亿美元，较2019年9月30日的21.34亿美元增长23.11%[24] - 2020年前九个月，经营活动提供的净现金为6.24亿美元，较2019年的5.71亿美元增长9.33%[27] - 2020年前九个月，投资活动使用的净现金为5.74亿美元，较2019年的5.91亿美元减少2.89%[27] - 2020年前九个月，融资活动提供的净现金为4.87亿美元，而2019年使用的净现金为1.19亿美元[27] - 2020年前九个月，现金、现金等价物和受限现金净增加5.37亿美元，而2019年净减少1.39亿美元[27] - 截至2020年6月30日，现金、现金等价物和受限现金为5.64亿美元，较2019年的0.94亿美元增长500.64%[27] - 2020年前九个月，非现金资本支出为0.58亿美元，较2019年的0.79亿美元减少26.74%[27] - 截至2020年6月30日和2019年6月30日的九个月，累计其他综合损失分别为4.1794亿美元和3.2666亿美元[41] - 截至2020年6月30日和2019年9月30日，其他流动资产分别为4.7652亿美元和9.7054亿美元[44] - 截至2020年6月30日和2019年9月30日，其他应计项目和流动负债分别为13.8344亿美元和13.96亿美元[45] - 截至2020年6月30日，公司总资产公允价值为7.13871亿美元，总负债公允价值为322.7万美元，净资公允价值为7.10644亿美元[78] - 截至2019年9月30日，公司总资产公允价值为1.69742亿美元，总负债公允价值为557.4万美元，净资产公允价值为1.64168亿美元[79] - 2020年6月30日长期债务（含当期部分）账面价值为26.28782亿美元，公允价值为27.13775亿美元；2019年9月30日账面价值为21.33718亿美元，公允价值为22.57085亿美元[84] - 截至2020年6月30日其他投资为1.44584亿美元，截至2019年9月30日为1.44917亿美元[86] - 2020年和2019年第二季度，衍生工具总收益（损失）分别为490.4万美元和3421.1万美元，重新分类至损益表的金额分别为3634.7万美元和386.9万美元[92] - 2020年和2019年前六个月，衍生工具总收益（损失）分别为8170.3万美元和5361.9万美元，重新分类至损益表的金额分别为6873.3万美元和 - 2049.8万美元[92] - 2020年和2019年第二季度有效税率分别为24.1%和24.9%，前六个月有效税率分别为78.9%和22.3%[99][100] - 截至2020年6月30日，公司对某些州递延所得税资产计提5770万美元估值准备[101] - 2020年第二季度，公司外部客户收入3.23019亿美元，净利润4125万美元[118] - 2020年前九个月，公司外部客户收入12.58301亿美元，净利润2177.3万美元[118] - 截至2020年6月30日，公司各业务板块资产总计71.18985亿美元[119] - 截至2019年9月30日，公司各业务板块资产总计64.62157亿美元[119] - 2019年第二季度，公司外部客户收入为3.572亿美元，其中勘探与生产、管道与存储、公用事业分别贡献1.58875亿、0.46024亿、1.29977亿美元[120] - 2019年前六个月，公司外部客户收入为13.99991亿美元，其中勘探与生产、管道与存储、公用事业分别贡献4.67853亿、1.48663亿、6.48624亿美元[121] - 2020年第二季度，退休计划净定期福利成本为542.9万美元，其他退休后福利净定期福利成本为238.5万美元[122] - 2020年前六个月，退休计划净定期福利成本为2212.5万美元，其他退休后福利净定期福利成本为1017.7万美元[124] - 2020年前六个月，公司向退休计划和其他退休后福利分别缴款2350万和270万美元，预计剩余时间分别缴款100 - 600万和20万美元[126] - 2020年上半年公司累计确认1.96亿美元（税后1.425亿美元）减值费用，其中第二季度为1820万美元（税后1320万美元），预计第三季度和2021财年第一季度还会出现重大减值[142][143][156] - 2020年第二季度公司收益为4130万美元，2019年同期为6380万美元，收益减少主要因勘探与生产部门亏损及公用事业部门收益降低[159] - 2020年前六个月公司收益为2180万美元，2019年同期为2.57亿美元，收益减少主要因勘探与生产部门亏损、公用事业部门收益降低及公司类别亏损[160] - 2020年前六个月公司主要现金来源为经营活动现金和长期借款及发行普通股所得净收益，2019年同期主要为经营活动现金[202] - 2020年前六个月经营活动提供的净现金为6.239亿美元，较2019年同期增加5330万美元，主要因勘探与生产部门经营活动提供的现金增加[208] 各条业务线数据关键指标变化 - 2020年第二季度天然气生产收入76,831,000美元，原油生产收入17,018,000美元[51] - 2020年截至6月30日九个月天然气生产收入297,481,000美元，原油生产收入84,949,000美元[53] - 2019年第二季度天然气生产收入113,975,000美元，原油生产收入38,823,000美元[54] - 2020年第二季度总营收323,019,000美元[51] - 2020年截至6月30日九个月总营收1,258,301,000美元[53] - 2019年第二季度总营收357,200,000美元[54] - 2020年第二季度替代收入计划收入492,000美元，衍生金融工具收入33,189,000美元[51] - 2020年截至6月30日九个月替代收入计划收入7,775,000美元，衍生金融工具收入59,059,000美元[53] - 截至2019年6月30日的九个月，公司总营收为13.99991亿美元，其中天然气生产营收3.7171亿美元，原油生产营收1.11256亿美元等[55] - 公司管道和存储部门预计未来期间与运输和存储合同“固定”费用相关的收入为：2020财年剩余时间4700万美元，2021财年1.753亿美元等[55] - 2020年第二季度和截至2020年6月30日的前九个月，公司分别确认了1820万美元和1.96亿美元的税前减值费用[39] - 2020年第二季度和截至2020年6月30日的前九个月，与减值费用相关的递延所得税收益分别为500万美元和5350万美元[39] - 2020年6月30日和2020年3月31日，调整套期保值的估计未来现金流时，估计未来净现金流分别增加了1.256亿美元和3270万美元[39] - 2020年第二季度天然气总产量为5251.1万立方英尺，较2019年同期增加125.1万立方英尺；石油总产量为58.4万桶，较2019年同期增加0.8万桶[166] - 2020年第二季度勘探与生产部门运营收入较2019年同期减少2760万美元，主要因天然气和石油加权平均套期保值后价格下降[169] - 2020年前六个月勘探与生产部门运营收入较2019年同期减少1510万美元，主要因天然气和石油加权平均套期保值后价格下降[170] - 2020年第二季度勘探与生产部门亏损640万美元，较2019年同期减少3290万美元，主要因油气资产减值、天然气和石油价格下降[171] - 2020年前六个月勘探与生产部门亏损1.577亿美元，较2019年同期减少2.443亿美元，主要因油气资产减值、递延税估值备抵等[172] - 2020年第二季度管道与存储部门运营收入为7781.3万美元，2019年同期为6896.7万美元，增加884.6万美元[174] - 2020年前六个月管道与存储部门运营收入为2.29278亿美元，2019年同期为2.18375亿美元，增加1090.3万美元[174] - 管道与存储业务本季度运营收入增加880万美元，九个月增加1090万美元[176][177] - 管道与存储业务本季度运输量增加143亿立方英尺，九个月增加268亿立方英尺[178] - 管道与存储业务本季度盈利2260万美元，较去年同期增加680万美元；九个月盈利6280万美元，较去年同期增加420万美元[180][181] - 集输业务本季度运营收入增加40万美元，九个月增加1140万美元[184][185] - 集输业务本季度集输量净增6亿立方英尺，九个月净增213亿立方英尺[184][185] - 集输业务本季度盈利1520万美元，较去年同期增加60万美元；九个月盈利5110万美元，较去年同期增加960万美元[186][187] - 公用事业业务本季度运营收入减少588.4万美元，九个月减少8025.3万美元[188] - 公用事业业务本季度吞吐量增加18500万立方英尺，九个月减少11.156亿立方英尺[189] - 管道与存储业务本季度固定运输量为17257.9万立方英尺，九个月为57702.5万立方英尺[175] - 集输业务本季度集输收入为3329.9万美元，九个月为10335.5万美元[182] - 2020年第二季度公用事业部门运营收入较2019年同期减少590万美元，主要因零售天然气销售收入减少470万、运输收入减少40万和其他收入减少80万[191] - 2020年前六个月公用事业部门运营收入较2019年同期减少8030万美元，主要因零售天然气销售收入减少7500万和运输收入减少640万，部分被其他收入增加120万抵消[192] - 2020年第二季度公用事业部门收益为630万美元，较2019年同期减少110万美元，主要因运营费用增加360万，部分被系统现代化跟踪器等积极影响抵消[193][194] - 2020年前六个月公用事业部门收益为6