财务表现 - 公司2023年勘探与生产部门贡献净收入2.323亿美元[46] - 公司2023年管道与存储部门贡献净收入1.005亿美元，其中32%的收入来自为公用事业部门或勘探与生产部门提供的服务[48] - 公司2023年集气部门贡献净收入9970万美元，其中94%的收入来自为勘探与生产部门提供的服务[51] - 公司2023年公用事业部门贡献净收入4840万美元[52] - 公司2023年其他类别和公司运营净亏损400万美元[53] - 公司2023年收益为4.769亿美元，较2022年的5.66亿美元下降8910万美元，主要由于所有报告部门的收益下降[211] - 勘探与生产部门2023年收入为9.58455亿美元，同比下降5200万美元，主要由于天然气价格下降和加州资产出售[218] - 2023年勘探与生产部门收益为2.32275亿美元，同比下降7380万美元，主要由于加州资产出售导致石油产量下降[220] - 2023年管道与存储部门收入增加210万美元，主要由于FM100项目的新需求费用[225] - 2023年集气部门收入增加1550万美元，主要由于集气量增加34.0 Bcf[230] - Gathering部门2023年收益为9970万美元，较2022年的1.011亿美元减少140万美元[231] - 2023年所得税费用增加100万美元，主要由于州所得税费用上升[231] - 2023年运营费用增加490万美元，主要由于Clermont、Tioga和Trout Run收集系统的预防性维护成本增加[232] - 2023年折旧费用增加140万美元，主要由于Tioga和Clermont收集系统的工厂余额增加[232] - 2023年收集收入增加1220万美元，主要由于收集量增加[232] - 2023年利息费用减少120万美元，主要由于资本化利息增加和公司赎回5亿美元3.75%票据[232] - 2023年其他收入增加60万美元，主要由于非服务养老金和退休后福利费用减少[232] 天然气价格与产量 - 阿巴拉契亚地区2023年天然气平均销售价格为每Mcf 2.78美元，较2022年的5.03美元下降44.7%[166] - 阿巴拉契亚地区2023年石油平均销售价格为每桶75.64美元，较2022年的97.82美元下降22.7%[166] - 公司2023年天然气平均日产量为1,020 MMcf，较2022年的936 MMcf增长9%[166] - 2023年天然气产量增加29.4 Bcf，主要得益于阿巴拉契亚地区新的Marcellus和Utica井[218] - 2023年勘探与生产部门天然气加权平均价格下降0.16美元/Mcf，导致收入减少4840万美元[220] - 2023年勘探与生产部门石油收入减少1.113亿美元，主要由于加州资产出售[218] - 2023年勘探与生产部门其他收入增加4330万美元，主要由于不再发生原油现金流对冲损失[218] 资本投资与资产 - 公司截至2023年9月30日的净财产、厂房和设备投资为73亿美元，较2018年增长了23亿美元，增幅为46.7%[149] - 勘探与生产部门占公司净财产、厂房和设备投资的35.0%，主要位于美国阿巴拉契亚地区[149] - 管道和存储部门的净投资为21亿美元，其中传输管道占35%，存储设施占13%，拥有29个存储场，工作气体容量为772亿立方英尺[152] - 采集部门的净投资为9亿美元，拥有376英里的管道和24个压缩机站，总装机功率为124,256马力[154] - 公用事业部门的净投资为17亿美元，其中49%用于天然气分销网络，32%用于客户服务连接[155] - 公司截至2023年9月30日的已探明天然气储量为4535亿立方英尺，较2022年增加了364亿立方英尺，主要由于扩展和发现670亿立方英尺[157] - 公司截至2023年9月30日的已探明石油储量为216千桶，较2022年减少了34千桶，主要由于当年产量30千桶和向下修正4千桶[158] - 公司预计通过现有已探明储量和未来的扩展与发现来满足2147亿立方英尺的天然气交付承诺[163] - 公司2023年9月30日拥有1,321,954英亩净开发及未开发土地，其中宾夕法尼亚州占1,250,077英亩[169] - 公司2023年9月30日有52口净井正在钻探中[173] - 公司2023年7月至9月期间回购了40,942股普通股，平均价格为每股52.10美元[178] - 公司2023年9月30日拥有8,751名注册股东，普通股在纽约证券交易所上市，交易代码为"NFG"[176] - 公司2023年7月3日向非雇员董事发行了8,490股未注册普通股，作为其服务的部分报酬[177] - 公司2023年9月30日拥有1,006口总生产井，其中891口为净生产井[168] - 公司2023年探明储量增长9%，达到4,536 Bcfe，产量增加19.9 Bcfe至372.5 Bcfe，预计2024年产量将继续增长[191] - 公司于2023年6月1日完成对SWN Production Company, LLC上游资产的收购，总对价为1.248亿美元，获得约34,000净英亩土地[192] - Tioga Pathway项目预计2026年底投入使用，初步成本估算为9000万美元，将实现每天19万Dth的页岩气运输能力[193] - 公司于2023年5月18日发行3亿美元5.50%的票据，用于偿还2.5亿美元的364天信贷协议下的债务[197] 气候变化与法规 - 气候变化及相关法规可能对公司运营和财务结果产生不利影响[90] - 纽约州通过CLCPA法案，要求减少温室气体排放并推动电气化，可能影响公司的客户基础和业务[93] - 纽约州计划实施“cap-and-invest”计划，设定温室气体排放上限并投资减排项目，可能导致公司运营成本增加[93] - 2025年12月31日起，纽约州禁止在新建筑中安装化石燃料燃烧设备，可能影响公司未来的财务表现[94] - 能源节约趋势、消费者行为变化和可再生能源竞争可能减少天然气需求，影响公司未来收益和现金流[95] - 金融市场将气候变化视为财务风险，可能增加公司的资本成本和融资难度[96] - 天然气行业的反对声音可能导致更多法规限制，增加公司运营成本并影响竞争力[97] - 公司项目可能因监管延迟或拒绝而推迟或取消，导致资产减记和收益减少[98] - 公司面临气候变化带来的物理风险，包括更频繁和严重的天气事件，可能对公司的运营和财务结果产生不利影响[130] - 公司需遵守联邦和州政府的广泛法规，这些法规可能增加公司的成本并限制其收入增长[132] - 公司的运营受到PHMSA的监管，若因新法规产生重大合规成本且无法通过费率或其他方式完全抵消，可能对公司的财务状况、运营结果和现金流产生不利影响[134] - 公司的部分业务受FERC监管，若无法获得费率调整批准，可能影响公司的收益[135] - 公司的分销业务受NYPSC和PaPUC的监管，若无法获得费率批准，可能影响公司的收益和现金流[136] - 公司设定了甲烷强度减排目标，并在2022年开始衡量这些目标的进展，同时将减排目标纳入高管短期和长期薪酬目标[188] - 公司对气候相关风险进行评估，并在资本投资决策中考虑物理和过渡性气候风险，包括政策、法律、技术和市场条件的变化[187] 员工与人力资源 - 公司拥有2240名全职员工，其中47%的员工受集体谈判协议覆盖[76] - 公司自愿离职率为8.7%，与去年的8%相当[78] - 公司在2023财年未发生任何停工事件，停工天数为零[79] - 公司高管薪酬与安全目标挂钩，强调安全文化[77] - 公司提供市场竞争力福利包，并定期进行员工调查以改善工作与生活平衡[80] - 公司提供员工发展资源，包括年度绩效评估、技术培训、学费援助计划和职业发展机会[82] - 公司致力于多样性和包容性，通过董事会多样性、高管薪酬目标和培训来推动[83] - 公司支持多个员工资源小组，包括女性、少数族裔、退伍军人和LGBTQ+员工[84] - 公司约一半的活跃员工由集体谈判单位代表，若无法达成满意的协议，可能导致罢工或停工，影响公司的运营和财务状况[131] 风险管理与对冲 - 公司依赖资本和信贷市场执行业务战略，面临信贷市场波动风险[87] - 天然气价格波动可能影响公司勘探和生产部门的收入和盈利能力[104] - 公司通过价格对冲合约锁定天然气生产价格，但可能限制其在价格上涨时的收益[109] - 天然气价格大幅上涨可能导致公司面临流动性风险，需支付大量现金作为对冲保证金[110] - 公司使用全成本法进行勘探和生产活动的会计处理，每季度需进行“上限测试”计算，比较未摊销投资与未来净收入的现值[117] - 公司在2020年和2021年分别确认了4.494亿美元和7620万美元的非现金税前减值费用[119] - 公司的业务依赖于天然气收集、储存和传输设施，若这些设施不可用，可能对公司的运营结果、财务状况和现金流产生不利影响[122] - 公司的信息技术和运营技术系统可能受到破坏，导致业务中断、数据丢失或安全漏洞，进而影响公司的财务结果[124] - 公司采用全成本法核算油气勘探和开发成本，截至2023年9月30日，油气资产的账面价值低于上限约7.947亿美元[205] 公用事业部门 - 公司公用事业部门2023年购买了73.1 Bcf的天然气，其中50%来自多个月合同，50%来自现货市场[57] - 公司公用事业部门2023年天然气采购中，86%来自DTE Energy Trading, Inc.、Vitol, Inc.、Shell Energy North America US等供应商[57] - 公司公用事业部门在纽约和宾夕法尼亚州的小额客户中，约8%选择从非监管市场购买天然气[64] - 公司公用事业部门在2023年10月后，宾夕法尼亚州的费率管辖区也将实施天气正常化条款（WNC），以缓解天气对现金流的影响[70] - 公司在宾夕法尼亚州的费率案件达成和解，2023年8月1日起年基本费率运营收入增加2300万美元[194] 融资与债务 - 公司继续评估2024财年的融资需求，预计将通过手头现金、运营现金流以及短期和长期借款来满足融资需求[198] - 公司于2023年5月18日发行3亿美元5.50%的票据，用于偿还2.5亿美元的364天信贷协议下的债务[197] 管道与存储部门 - 2023年2月3日，管道和存储部门的设施满足了2360百万立方英尺的峰值日输送需求，其中505百万立方英尺来自存储提取，占需求的21%[153] - 2023年管道与存储部门运输量增加22.6 Bcf，主要由于短期合同增加和FM100项目的贡献[226] 集气部门 - 2023年集气部门集气量增加34.0 Bcf，主要由于阿巴拉契亚地区天然气产量增加[230]

财务数据和关键指标变化 - 2023财年公司整体业绩良好,实现了275百万美元的自由现金流,与2022财年的近300百万美元的自由现金流和资产出售收益相当 [7][8] - 受商品价格下跌的影响,公司2023财年第四季度调整后每股收益为0.78美元,低于去年同期 [41] - 2024财年公司预计每股收益将增长9%至5.40-5.90美元,主要受益于税收优惠政策的影响 [49] - 2024财年公司预计自由现金流将增长约20%至约200百万美元 [50] 各条业务线数据和关键指标变化 - 上游业务方面,2023财年Seneca平均日产量超过10亿立方英尺,同比增长9% [6][24][28] - Seneca储量增加9%至4.5万亿立方英尺,新增和修订储量超过7亿立方英尺 [29] - 中游业务方面,2023财年NFG Midstream吞吐量和EBITDA分别增长8%和5% [26][27] - 下游业务方面,2023财年宾夕法尼亚州和纽约州的监管费率分别增加2300万美元和8900万美元 [16][17] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司正在向东部开发区(EDA)转移开发重心,EDA地区的生产效率和投资回报率预计将显著提高 [10][11][32] - 公司正在开发Tioga Pathway项目,提供190,000 Dth/天的管输能力,预计2026年底投产,将改善Seneca在Tioga县产品的销售渠道和价格 [12][13][14] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司将继续专注于EDA地区的开发,预计从2025财年开始,Seneca和中游业务的年度资本支出将比2023财年减少50-150百万美元 [32][33] - 公司正在积极拓展天然气销售渠道,包括Tioga Pathway项目,以应对未来产量增长 [12][35][36] - 公司将继续关注安全和可持续发展,Seneca和中游业务在2023财年分别实现27%和14%的甲烷排放强度降低 [37][38] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司未来3-5年内中游和下游业务的年均收益增长率预计为中高个位数 [20] - 管理层认为公司的非调节业务未来几年将实现显著的现金流和收益增长 [21][22] - 管理层表示公司有能力利用强大的资产负债表和长期自由现金流展望,寻求最佳的价值创造机会 [52][53] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Umang Choudhary 提问** 询问公司对Tioga Pathway项目的上游产能计划 [56] **David Bauer 回答** 公司计划继续增加Tioga地区的产量,Tioga Pathway项目将为公司提供更多的销售渠道和更好的价格 [57][58][59] 问题2 **Zach Parham 提问** 询问公司未来几年的现金税率预期 [67] **Timothy Silverstein 回答** 公司预计2024财年现金税率将维持在高个位数水平,未来2-3年将逐步上升至低20%左右并保持稳定 [68][69] 问题3 **John Abbott 提问** 询问公司对纽约州新的电力费率案的信心程度 [73] **Timothy Silverstein 回答** 公司的配送费率目前是纽约州最低的,尽管增幅较大,但考虑到多年未调整,公司有信心能够获得合理的费率调整 [74][75]

业绩总结 - 2023年6月30日止12个月的总调整后EBITDA为1,201,721千美元，较2022年的1,225,895千美元下降约2.0%[1] - 2023年6月30日止12个月的合并净收入为561,331千美元，较2022年的566,021千美元下降约0.1%[1] - 2023年第二季度调整后的营业收入为541,556千美元，较2022年同期的393,073千美元增长37.8%[7] - 2023年第二季度每股收益为6.15美元，较2022年同期的3.97美元增长55.2%[7] 财务状况 - 2023年6月30日止12个月的长期债务（不含当前部分）为2,400,000千美元，较2022年的2,100,000千美元增加约14.3%[1] - 2023年6月30日止12个月的总净债务为2,485,085千美元，较2022年的2,662,952千美元下降约6.7%[1] - 2023年6月30日止12个月的平均总净债务与总调整后EBITDA的比率为2.12倍，较2022年的2.22倍有所改善[1] 部门表现 - 探索与生产部门的调整后EBITDA为645,377千美元，较2022年的656,310千美元下降约1.7%[1] - 管道与储存部门的调整后EBITDA为240,910千美元，较2022年的240,904千美元基本持平[1] - 收集部门的调整后EBITDA为182,343千美元，较2022年的176,572千美元增长约3.4%[1] - 企业及其他部门的调整后EBITDA为(11,490)千美元，较2022年的(10,762)千美元有所恶化[1] 资本支出与投资 - 2022财年总资本支出为829,388千美元，预计2023财年资本支出将在905,000千美元至970,000千美元之间[8] - 预计未来5年内将投资超过5亿美元于新项目[36] - Tioga县的总投资至今约为2.78亿美元，日处理能力可达550,000 Dth[119] - Covington收集系统的总投资至今约为5200万美元，日处理能力为220,000 Dth[119] 未来展望 - 预计2024财年的净产量为390-410 Bcfe，较2023财年预期增长约7%[68] - 2024财年预计每股调整运营结果为$5.50至$6.00[68] - 预计2023财年实现的天然气价格为$2.55/Mcf，2024财年预计为$2.63至$2.68/Mcf[68] - 预计有效税率为25.5%-26%[68] 负面信息 - 企业及其他部门的调整后EBITDA为(11,490)千美元，较2022年的(10,762)千美元有所恶化[1] - 2023财年第三季度的每股调整运营结果为$2.27，较2022财年第三季度的$2.87下降约20.9%[63] - 上游现金运营成本为$1.22/Mcf，较2023财年预期的$0.87/Mcf上升[66] 其他信息 - 过去10年，公司的股息支付总额达到15亿美元，2023年股息增加4.2%至每股1.98美元[39] - 预计到2030年，公司的温室气体排放量将减少25%[61] - 2021年12月1日投入服务的项目年收入约为$5000万[168] - 审计显示公司在2022年12月获得了100%的公平起源认证，显示出持续改进的承诺[163]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度调整后每股收益为1 01美元 同比下降0 53美元 主要原因是去年出售的加州资产带来的收益缺失以及天然气价格大幅下跌 [1][42] - 2024财年初步每股收益指引为5 50至6 00美元 较2023财年更新后的指引中值增长11% [10][45] - 2024财年资本支出预计为8 65亿至9 75亿美元 较2023财年中值下降2% [52] 各条业务线数据和关键指标变化 - 上游业务 Seneca第三季度产量为94 8 Bcfe 环比增长2% 同比增长7% 尽管受到第三方管道停运和自愿减产的影响 [37] - 中游业务 NFG Midstream第三季度集输量创纪录 达到16 Bcf 主要得益于Seneca和第三方生产商的贡献 [5][28] - 下游业务 宾夕法尼亚公用事业委员会批准了费率调整 自8月1日起年基础费率增加2300万美元 [8] 各个市场数据和关键指标变化 - 阿巴拉契亚地区产量同比增长6 Bcf 尽管本季度有超过5 Bcf的减产 [1] - 东部开发区 EDA 的井表现优异 预计将成为未来开发重点 公司已在该区域完成3处小型土地收购 [11][41] - 西部开发区 WDA 的井回报率仍然强劲 但预计EDA的井生产率将更高 [41] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划将开发重点转向EDA 预计这将提高长期资本效率和自由现金流 [11][41] - 中游业务将继续发展第三方业务 充分利用自有集输系统 [28] - 公司将继续投资于现代化和减排项目 预计这将推动未来几年的中个位数费率基础增长 [13][32] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对长期天然气价格持乐观态度 预计未来12-24个月内LNG出口能力的增加将推动需求增长 [4] - 公司预计2024年及以后天然气价格将复苏 主要受LNG需求增长的推动 [25] - 公司强大的对冲组合为价格波动提供了显著的下行保护 [25][44] 其他重要信息 - 公司董事会批准将每股股息提高0 08美元 这是公司连续第53年增加股息 [9] - 公司预计2024财年运营现金流将超过资本支出1 65亿美元 [33] - 公司预计2023财年末债务与EBITDA比率将保持在2倍左右的低位 [53] 问答环节所有的提问和回答 问题 关于EDA开发计划带来的效率提升和2023财年资本支出增加的原因 - 回答 2023财年资本支出增加主要由于上半年较高的完井活动和水管理成本上升 预计这些成本是暂时的 转向EDA开发将带来长期效率提升 [64][65] 问题 关于M&A机会和业务组合平衡 - 回答 公司优先发展受监管业务 有机资本支出将保持中个位数增长 快速平衡业务组合可能需要通过并购实现 [58] 问题 关于2024年生产节奏 - 回答 公司计划在11月和12月投产19口井 并在1月和2月增加更多井 以利用冬季价格优势 [61] 问题 关于EDA和WDA的递减率差异 - 回答 公司整体递减率在20%左右 预计不会因开发重点转移而发生显著变化 [78] 问题 关于2024年及以后的受监管业务资本支出水平 - 回答 公用事业业务资本支出预计将保持在1 25亿至1 5亿美元之间 宾夕法尼亚现代化项目将继续推进 [79] 问题 关于EDA井的成本结构 - 回答 EDA的Utica井总成本约为每英尺1400-1600美元 预计随着更多活动转向EDA 成本将逐渐下降 [82][84]

财务表现 - 公司2023年第二季度营业收入为4.287亿美元，同比下降14.7%[38] - 2023年第二季度净收入为9262万美元，同比下降14.4%[38] - 公司2023年第二季度每股收益为1.01美元，同比下降14.4%[38] - 公司2023年第二季度运营收入为1.541亿美元，同比下降14.7%[38] - 公司2023年前九个月的净收入为4.03189亿美元，较2022年同期的4.07879亿美元略有下降[43] - 公司2023年第二季度总营收为4.287亿美元，其中勘探与生产部门贡献了2.165亿美元，管道与存储部门贡献了6295.6万美元[80] - 2023年前九个月，公司总营收为18.048亿美元，其中勘探与生产部门贡献了7.381亿美元，管道与存储部门贡献了1.948亿美元[80] - 公司在2023年第二季度的净利润为9262万美元，其中勘探与生产部门贡献了4332.9万美元，管道与存储部门贡献了2381.3万美元[80] - 2023年前九个月，公司净利润为4.031亿美元，其中勘探与生产部门贡献了1.955亿美元，管道与存储部门贡献了7714.7万美元[80] 资产与负债 - 公司2023年第二季度总资产为81.066亿美元，较2022年9月30日增长2.7%[41] - 公司2023年第二季度长期债务为23.837亿美元，较2022年9月30日增长14.4%[42] - 公司2023年第二季度综合股东权益为29.359亿美元，较2022年9月30日增长41.2%[42] - 公司2023年6月30日的现金及现金等价物为5341.5万美元，较2022年10月1日的1.37718亿美元大幅减少[43] - 公司2023年6月30日的坏账准备为4310.8万美元，较2022年同期的4198.3万美元有所增加[48] - 公司2023年6月30日的油气资产资本化成本为24亿美元，较2022年9月30日的19亿美元有所增加[49] - 公司2023年6月30日的未探明资产成本为1.905亿美元，较2022年9月30日的6600万美元大幅增加[49] - 公司2023年6月30日的油气资产账面价值低于上限约18亿美元[49] - 公司2023年6月30日的其他流动资产为7158.6万美元，较2022年9月30日的5936.9万美元有所增加[51] - 公司2023年6月30日的长期债务公允价值为22.137亿美元，而账面价值为23.837亿美元[63] - 公司2022年9月30日的长期债务公允价值为24.532亿美元，而账面价值为26.324亿美元[63] - 公司2023年6月30日的其他投资总额为7478万美元，其中包括4241万美元的人寿保险合同和1650万美元的股票共同基金[64] - 公司2022年9月30日的其他投资总额为9503万美元，其中包括4217万美元的人寿保险合同和1951万美元的股票共同基金[64] - 公司2023年6月30日的或有对价公允价值为450万美元，较2022年9月30日的820万美元有所下降[65] - 2023年6月30日，公司普通股权益总额为18.576亿美元，较2022年10月1日的15.870亿美元有所增加[70] - 2023年6月30日，公司未偿还的长期债务中没有在未来12个月内到期的部分[74] 现金流 - 2023年前九个月的运营活动产生的净现金为10.55112亿美元，较2022年同期的6.54016亿美元大幅增加[43] - 2023年前九个月的投资活动净现金流出为8.29099亿美元，主要用于资本支出7.27738亿美元[43] - 2023年前九个月的融资活动净现金流出为3.10316亿美元，主要用于偿还长期债务5.49亿美元[43] 衍生金融工具 - 公司2023年前九个月的其他综合收益净增加4.88726亿美元，主要来自衍生金融工具的收益[50] - 公司在2023年第二季度的衍生金融工具收入为5784.2万美元，前九个月为亏损1.20088亿美元[56] - 公司2023年6月30日的衍生金融工具公允价值为1.148亿美元，其中Level 2资产为1.066亿美元，Level 1资产为6864万美元[59] - 公司2022年9月30日的衍生金融工具公允价值为1.887亿美元，其中Level 1资产为1.795亿美元，Level 2资产为1.348亿美元[60] - 截至2023年6月30日，公司持有457.7 Bcf的天然气商品衍生品合约（互换和无成本领子期权）[67] - 截至2023年6月30日，公司对冲了5340万美元的以加元计价的运输成本[67] - 截至2023年6月30日，公司税后净对冲收益为420万美元，预计未来12个月内将有2160万美元的未实现收益重新分类至合并损益表[67] - 2023年第二季度，商品合约的衍生品收益为6465.3万美元，而2022年同期为亏损1.988亿美元[67] - 2023年第二季度，外汇合约的衍生品收益为59.1万美元，而2022年同期为亏损12.57万美元[67] 收购与出售 - 公司在2023年6月1日完成了对SWN Production Company, LLC位于宾夕法尼亚州Tioga县的上游资产的收购，总对价为1.24758亿美元[53] - 公司在2022年6月30日完成了对Seneca加州资产的出售，总售价为2.535亿美元，其中包括2.409亿美元的现金和1260万美元的或有对价[53] 股票与薪酬 - 公司在2023年前九个月授予了202,259份绩效股票，加权平均公允价值为每股64.28美元[52] - 公司在2023年前九个月授予了125,673份限制性股票单位，加权平均公允价值为每股58.67美元[52] 生产与运输收入 - 公司在2023年第二季度的天然气生产收入为1.57682亿美元，原油生产收入为483万美元[56] - 公司在2023年前九个月的天然气生产收入为8.49811亿美元，原油生产收入为1637万美元[56] - 公司在2023年第二季度的天然气运输服务收入为7001.8万美元，天然气储存服务收入为1214.1万美元[56] - 公司在2023年前九个月的天然气运输服务收入为2.41619亿美元，天然气储存服务收入为3668.2万美元[56] - 公司2022年第二季度总收入为5.026亿美元，其中天然气生产收入为4.927亿美元，原油生产收入为5829万美元[57] - 公司2022年前九个月总收入为17.509亿美元，其中天然气生产收入为11.899亿美元，原油生产收入为1.503亿美元[57] 税率与税务 - 2023年第二季度的有效税率为26.2%，而2022年同期为23.3%[69] 债务与融资 - 2023年6月30日，公司发行了3亿美元的5.50%票据，净收益为2.975亿美元，用于偿还364天信贷协议下的债务[75] 环境与清理成本 - 截至2023年6月30日，公司估计与旧煤气厂相关的剩余清理成本约为360万美元[76] 项目投资 - 公司在Northern Access项目上已投入约5580万美元，截至2023年6月30日，这些支出已记录在资产负债表上[77] 退休计划 - 公司在2023年第二季度的退休计划净收益为115.5万美元，而2022年同期为净支出502.8万美元[81] - 公司在2023年前九个月的退休计划净收益为346.6万美元，而2022年同期为净支出2098.2万美元[81] 费率与收费 - 公司在纽约州的配送费率自2017年5月1日起生效，允许公司每年从客户处收回约1500万美元的养老金和OPEB费用[84] - 公司在宾夕法尼亚州的配送费率自2023年8月1日起增加2300万美元，此前公司已停止从客户处收取OPEB费用，并退还了5400万美元的过度收取费用[86] - 公司提交了NGA第4条费率案件，提议从2024年2月1日起生效的费率增加，年度服务成本为3.854亿美元，费率基础为13.2亿美元，提议的股本成本为15.12%[88] - 如果最终批准的费率超过2023年7月31日生效的费率，但低于2024年2月1日生效的临时费率，公司将需要退还差额并支付利息[88] - 如果最终批准的费率低于2023年7月31日生效的费率，较低的费率将从FERC命令规定的生效日期起生效，并退还差额并支付利息[88] - 公司必须在2025年5月1日之前提交费率案件[88] 未来收入预期 - 公司预计未来几年管道和存储部门的固定收费收入为：2023年剩余时间为5410万美元，2024年为2.091亿美元，2025年为1.823亿美元，2026年为1.478亿美元，2027年为1.239亿美元，之后为6.943亿美元[57]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度GAAP每股收益为1.53美元，调整后每股收益为1.54美元，同比下降0.14美元 [28] - 公司预计全年每股收益在5.10至5.40美元之间，较之前预期下降0.30美元或5% [65] - 公司预计2023年剩余6个月的NYMEX天然气价格为2.50美元/MMBtu，较之前预期下降0.75美元 [66] - 公司预计2023年自由现金流为4.1亿美元，扣除近期收购影响后为2.65亿美元 [68] 各条业务线数据和关键指标变化 - Seneca和NFG Midstream在第二季度表现强劲，阿巴拉契亚天然气产量达到93.2 Bcfe，环比增长3%，同比增长12% [19] - Seneca的产量增长和第三方业务推动了NFG Midstream的创纪录吞吐量 [51] - 公司预计第三季度产量将增加，第四季度和明年初将下降，随后在冬季高峰期回升 [54] - 公司计划在2025年及以后转向维护生产水平，减少资本支出 [55] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司预计未来几个月内盆地天然气价格将面临挑战，直到夏季电力负荷需求增加 [20] - 公司预计2025年及以后的NYMEX期货价格将超过4美元/MMBtu [20] - 公司已对2023年剩余时间的77%产量进行了对冲，包括12 Bcf的NYMEX掉期，价格为3.25美元 [34] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续专注于资本的高效配置，投资能够在商品价格周期中提供强劲回报的项目 [9] - 公司计划通过优化计划和整合回报来降低NFG Midstream的长期资本投资水平 [24] - 公司将继续推进可持续发展计划，包括表面足迹中性倡议和排放减少努力 [58] 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的长期前景非常乐观，但短期内供需和库存基本面将带来挑战 [20] - 管理层预计通胀压力将有所缓解，服务成本和原材料成本可能出现适度下降 [23] - 管理层认为纽约州的天然气禁令在短期内不会对公司产生重大影响 [18] 其他重要信息 - 公司在宾夕法尼亚州的费率案件中达成了2300万美元的收入增加协议，并增加了天气正常化机制 [6] - 公司在纽约州获得了新的系统改进追踪器，允许其回收与新现代化投资相关的成本 [30] - 公司计划在夏季提交费率案件，以便新费率最早在明年2月生效 [32] 问答环节所有的提问和回答 问题: 2024年资本支出的预期 - 公司预计2024年资本支出将比当前水平减少7500万至1.5亿美元 [74] 问题: 公司目标杠杆率 - 公司认为高1倍至低2倍的杠杆率是合适的，并计划在未来一两年内将杠杆率降至高1倍 [81] 问题: 公司是否考虑回购股票 - 公司首先计划降低绝对杠杆水平，之后将评估不同的机会，包括股票回购 [84] 问题: 公司计划转向维护模式的原因 - 公司转向维护模式的原因是缺乏能够将大部分天然气输送到优质市场的长期运输能力 [89]

财务表现 - 公司2023年第一季度营业收入为7.17261亿美元，同比增长2.2%[38] - 2023年第一季度净收入为1.4088亿美元，同比下降15.8%[38] - 公司2023年第一季度每股基本收益为1.53美元，同比下降16.4%[38] - 公司2023年第一季度综合收入为3.79762亿美元，去年同期为亏损2.099亿美元[39] - 公司2023年六个月的净收入为3.1057亿美元，较2022年同期的2.9972亿美元增长3.6%[43] - 公司2023年第一季度外部客户收入为7.17261亿美元，其中勘探和生产部门贡献最大，达2.44552亿美元[83] - 公司2023年第一季度净利润为1.4088亿美元，其中勘探和生产部门贡献最大，达6098.2万美元[83] 资产与负债 - 公司2023年第一季度末总资产为79.67242亿美元，较2022年9月30日增长0.9%[41] - 公司2023年第一季度末长期债务为20.85235亿美元，与2022年9月30日基本持平[42] - 公司2023年第一季度末股东权益为28.78726亿美元，较2022年9月30日增长38.4%[42] - 公司2023年第一季度末现金及临时现金投资为7153.3万美元，较2022年9月30日增长55.3%[41] - 公司2023年3月31日的现金等价物为53,519千美元，同比增长52.9%[62] - 公司2023年3月31日的长期债务公允价值为1,951,250千美元，较2022年9月30日的2,453,209千美元下降20.5%[65] - 公司2023年3月31日的其他投资总额为74,618千美元，较2022年9月30日的95,025千美元下降21.5%[66] - 公司2023年3月31日的普通股权益为1810.454亿美元，较2022年10月1日的1587.085亿美元有所增加[73] - 公司2023年3月31日的短期借款为2.5亿美元，用于一般公司用途和赎回长期债务[76] 现金流与资本支出 - 2023年六个月的运营活动产生的净现金为7.1121亿美元，较2022年同期的4.2562亿美元增长67.1%[43] - 2023年六个月的资本支出为4.9636亿美元，较2022年同期的4.1542亿美元增长19.5%[43] - 公司2023年六个月的现金、现金等价物及受限现金减少了6618.5万美元，而2022年同期增加了3480.1万美元[43] 应收账款与坏账 - 公司2023年六个月的应收账款和未开票收入增加了7176万美元，而2022年同期减少了1.6658亿美元[43] - 公司2023年六个月的未收回采购天然气成本增加了7249.1万美元，较2022年同期的2937.7万美元增长146.8%[43] - 公司2023年六个月的坏账准备增加了1.0973亿美元，较2022年同期的9684万美元增长13.3%[48] 油气资产与未探明资产 - 公司2023年六个月的油气资产资本化成本为22亿美元，较2022年9月30日的19亿美元增长15.8%[49] - 公司2023年六个月的未探明资产成本为7300万美元，较2022年9月30日的6600万美元增长10.6%[49] 衍生金融工具 - 公司2023年第一季度衍生金融工具的商品合约损失为18,768千美元，外汇合约损失为172千美元，总计18,940千美元[51] - 公司2023年3月31日的衍生金融工具净资产为93,053千美元，而2022年9月30日为净负债596,945千美元[62] - 公司使用衍生金融工具管理商品价格风险，截至2023年3月31日，公司拥有462.9 Bcf的天然气商品衍生合约（互换和无成本领口）[69] - 公司通过外汇远期合约对冲了5100万美元的以加元计价的运输成本[69] - 截至2023年3月31日，公司预计在未来12个月内将有3740万美元的税后未实现收益重新分类到合并损益表中[69] - 公司在2023年3月31日的衍生金融工具公允价值为590万美元，较2022年9月30日的820万美元有所下降[68] - 公司在2023年3月31日的信用风险敞口为460万美元，最大信用风险敞口为1110万美元[70] - 公司在2023年3月31日的衍生金融工具负债公允价值为710万美元[71] 环境与税务 - 公司在2023年3月31日的环境清理成本估计为380万美元[78] - 公司在2023年3月31日的有效税率为26.2%，较2022年同期的25.6%有所上升[72] 股票与薪酬 - 公司2023年第一季度授予202,259份绩效股票，加权平均公允价值为每股64.28美元[53] - 公司2023年第一季度授予115,073份限制性股票单位，加权平均公允价值为每股59.69美元[53] 收购与出售资产 - 公司于2023年3月22日签订协议，以1.27亿美元收购位于宾夕法尼亚州的某些上游资产，预计在2023年6月底前完成交易[54] - 公司于2022年6月30日以2.535亿美元出售了加利福尼亚州的资产，其中2.409亿美元为现金，1,260万美元为或有对价[54] 天然气与原油收入 - 公司2023年第一季度天然气生产收入为259,770千美元，原油生产收入为526千美元[57] - 公司2023年第一季度天然气运输服务收入为87,839千美元，天然气储存服务收入为12,251千美元[57] - 公司2023年第一季度天然气住宅销售为318,649千美元，商业销售为48,966千美元，工业销售为2,764千美元[57] - 公司2023年3月31日结束的六个月内，天然气生产收入为692,129千美元，同比增长106.1%[58] - 2023年3月31日结束的六个月内，原油生产收入为1,154千美元，同比下降97.7%[58] - 2023年3月31日结束的六个月内，天然气运输服务收入为171,602千美元，同比增长78.9%[58] - 2023年3月31日结束的六个月内，天然气储存服务收入为24,541千美元，同比增长101.2%[58] 管道与存储部门收入 - 公司预计未来几年管道和存储部门的固定收费收入为：2023年剩余时间1.06亿美元，2024年2.064亿美元，2025年1.811亿美元[59] 退休计划与福利 - 公司2023年第一季度退休计划和其他退休后福利的净周期性福利成本为-115.5万美元，相比2022年同期的997.6万美元大幅下降[84] - 公司在2023年第一季度未向其退休计划或VEBA信托基金进行任何供款，且预计在2023财年剩余时间内也不会进行供款[86] - 公司在纽约州的配送费率自2017年5月1日起生效，允许每年从客户处回收约1500万美元的养老金和OPEB费用[87] - 公司在2022年10月1日停止从客户处收取OPEB费用，并开始向客户退还多收的OPEB费用，总额从5000万美元增加到5400万美元[89] 费率调整与申请 - 公司在宾夕法尼亚州的年度基本费率运营收入将增加2300万美元，自2023年8月1日起生效[89] - 公司在FERC管辖下的2020年费率协议规定，除非联邦企业所得税率提高，否则在2024年2月1日之前不得提交新的费率申请[90] - 公司在FERC管辖下的Empire子公司必须在2025年5月1日之前提交费率申请[91] 其他流动资产与负债 - 公司2023年第一季度其他流动资产总额为75,233千美元，较2022年9月30日的59,369千美元有所增加[51] - 公司2023年第一季度其他应计和流动负债总额为257,923千美元，较2022年9月30日的257,327千美元略有增加[51] 累计其他综合损失 - 公司2023年六个月的累计其他综合损失减少了5.7087亿美元，较2022年同期的6.5473亿美元有所改善[50] 项目投资 - 公司在Northern Access项目上已投入约5590万美元，截至2023年3月31日，这些支出已记录在资产负债表上[79]

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1.84美元，同比增长24% [17] - 公司全年盈利指引下调至每股5.35至5.75美元，主要由于天然气价格下跌 [20] - 公司预计全年资本支出为8.3亿至9.4亿美元，保持不变 [22] - 公司预计全年运营资金将超过资本支出2亿美元，较之前估计减少1.25亿美元 [23] - 公司预计全年现金税率为5%至6%，低于之前的高个位数预期 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 上游业务中，阿巴拉契亚地区的产量同比增长11%，天然气价格实现每Mcf提高0.50美元，EBITDA增长29% [60] - 中游业务中，第三方运输量预计将占系统吞吐量的10%，较三年前的零增长显著 [7] - 公用事业业务中，客户利润率增长约600万美元，主要由于基础设施现代化和天气较冷 [64] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司预计NYMEX天然气价格在剩余三个季度平均为3.25美元/MMBtu [20] - 公司已锁定90%的预期产量，其中70%为固定价格销售或对冲 [21] - 公司预计阿巴拉契亚地区的基础差异平均为1美元/MMBtu [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续专注于系统扩展，以满足Seneca和第三方运输需求 [5] - 公司计划通过集中化设施和集气线建设，减少柴油使用，降低排放和燃料成本 [13] - 公司对长期天然气价格持乐观态度，特别是2025年及以后，随着新的LNG出口设施上线 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为，尽管近期天然气价格下跌，但长期前景仍然乐观，特别是LNG项目和煤炭向天然气的转型 [65] - 管理层强调，公司将继续通过灵活的对冲策略保护收益和现金流 [67] - 管理层对公司在极端天气条件下的表现表示自豪，并强调了天然气基础设施的重要性 [69][70] 其他重要信息 - 公司正在使用LIDAR和OGI设备监测甲烷排放，并评估未来使用卫星的可能性 [8] - 公司已完成EquiOrigin认证过程，并在Seneca完成了年度重新验证评估 [15] - 公司预计2024年及以后的NYMEX曲线平均接近4美元/MMBtu，预计自由现金流将稳步增长 [26] 问答环节所有的提问和回答 问题: 潜在的并购机会 - 公司对增加受监管业务感兴趣，理想情况下会通过资产负债表或少量股权融资进行适度规模的交易 [31][32] 问题: 现金税率的未来展望 - 公司预计2024年及以后的现金税率将上升至较低的两位数 [33] 问题: 资本支出和通货膨胀环境 - 公司认为服务成本已经达到顶峰，大部分服务合同已锁定，预计不会进一步通胀 [36][37] 问题: 潜在的Seneca并购机会 - 公司对与现有资产相邻的机会感兴趣，特别是在价格波动较大的市场中 [39][40] 问题: 脱碳和可靠性之间的平衡 - 公司正在与纽约公共服务委员会积极讨论，推动逐步的能源转型策略 [44][83]

财务表现 - 公司2022年第四季度营业收入为6.58859亿美元，同比增长20.5%[37] - 公司2022年第四季度净利润为1.69689亿美元，同比增长28.2%[37] - 公司2022年第四季度每股收益为1.85美元（基本）和1.84美元（稀释）[37] - 公司2022年第四季度综合收益为5.01676亿美元，同比增长36.0%[38] - 公司2022年第四季度总资产为81.34914亿美元，同比增长3.0%[39] - 公司2022年第四季度股东权益为25.36856亿美元，同比增长22.0%[40] - 公司2022年第四季度净利润为1.697亿美元，同比增长3730万美元，主要得益于各业务板块的盈利增长[93] - 2022年第四季度公司总营收为6.58859亿美元，其中勘探和生产部门贡献了2.76973亿美元[78] - 2022年第四季度公司总资产为81.34914亿美元，较2022年第三季度的78.96262亿美元有所增长[78] 现金流与资本支出 - 公司2022年第四季度资本支出为2.33473亿美元，同比增长9.4%[41] - 公司2022年第四季度经营活动产生的现金流量为3.27339亿美元，同比增长90.9%[41] - 公司2022年第四季度长期债务减少1.5亿美元[41] - 公司2022年第四季度现金及现金等价物增加1.08357亿美元[41] - 公司截至2022年12月31日的现金及现金等价物为246,075千美元，较2021年同期的79,065千美元显著增加[44] - 公司2022年第四季度经营活动产生的现金流量净额为3.273亿美元，同比增长1.558亿美元，主要由于勘探与生产部门天然气产量增加和天然气价格上升[107] - 公司2022年第四季度长期资产支出总额为2.235亿美元，同比增长3170万美元，其中勘探与生产部门资本支出为1.685亿美元，同比增长2930万美元[108] - 公司预计2023年运营活动产生的现金将增加，用于资本支出，并预计2023年和2024年运营现金将超过资本支出，可能考虑增加股东回报[106] - 公司计划在2023年3月偿还3.99亿美元的长期债务，预计将通过手头现金和短期借款偿还[106] 资产与负债 - 公司2022年12月31日的坏账准备为43,925千美元，较2021年同期的35,599千美元有所增加[46] - 公司2022年12月31日的油气资产净值为21亿美元，较2022年9月30日的19亿美元有所增加[47] - 公司2022年12月31日的未探明资产成本为67.5百万美元，较2022年9月30日的66.0百万美元略有增加[47] - 公司2022年12月31日的累计其他综合亏损为293,746千美元，较2021年同期的277,026千美元有所增加[48] - 公司2022年12月31日的其他流动资产为61,117千美元，较2022年9月30日的59,369千美元略有增加[49] - 公司2022年12月31日的其他应计和流动负债为239,097千美元，较2022年9月30日的257,327千美元有所减少[49] - 公司2022年12月31日的稀释后每股收益计算中排除了1,987份反稀释证券[49] - 公司2022年12月31日的现金等价物为2.28919亿美元，对冲抵押存款为160万美元[58] - 公司2022年12月31日的衍生金融工具资产为2,210万美元，负债为2.26231亿美元[58] - 公司2022年12月31日的总净负债为5,829.5万美元[58] - 公司长期债务的公允价值在2022年12月31日为23.209亿美元，较2022年9月30日的24.532亿美元有所下降[62] - 公司其他投资总额在2022年12月31日为7287万美元，较2022年9月30日的9502.5万美元减少[63] - 公司2022年12月31日的衍生金融工具公允价值为8.4百万美元，较2022年9月30日的8.2百万美元有所增加[65] - 公司2022年12月31日的信用风险敞口为380万美元，未收到任何抵押品[66] - 公司2022年12月31日的衍生金融工具负债公允价值为2.249亿美元，并支付了160万美元的抵押存款[67] - 公司2022年12月31日的有效税率为25.3%，与2021年同期持平[68] - 公司2022年12月31日的普通股股息为每股0.475美元，较2021年同期的0.455美元有所增加[69] - 公司2022年12月31日的长期债务嵌入成本为4.52%，而2021年12月31日为4.48%[119] - 截至2022年12月31日，公司的债务与资本化比率为0.48，根据信贷协议，公司还可以增加27.7亿美元的短期或长期债务[119] 业务板块表现 - 公司在2022年12月31日的天然气生产收入为4.32359亿美元，原油生产收入为62.8万美元[55] - 公司在2022年12月31日的天然气运输服务收入为8.3762亿美元，天然气储存服务收入为1.229亿美元[55] - 公司在2022年12月31日的天然气住宅销售收入为2.44306亿美元，商业销售为3,449.5万美元，工业销售为163.8万美元[55] - 公司在2022年12月31日的衍生金融工具收入为-1.59162亿美元[55] - 2022年第四季度勘探与生产板块收入同比增长3278万美元，其中天然气收入增长6739万美元，主要由于产量增加和价格上升[94] - 2022年第四季度天然气产量同比增长8.777 Bcf，主要来自阿巴拉契亚地区的新井[94] - 2022年第四季度天然气加权平均价格同比增长0.35美元/Mcf，对冲后价格增长0.50美元/Mcf[94] - 2022年第四季度管道与存储板块收入同比增长930万美元，主要由于固定运输收入增长963万美元[96] - 2022年第四季度勘探与生产板块盈利增长2882万美元，主要由于天然气产量和价格上升，以及运营费用下降[95] - 管道和存储部门2022年第四季度营业收入增加930万美元，主要由于运输收入增加990万美元和存储收入增加50万美元，部分被其他收入减少110万美元所抵消[97] - 管道和存储部门2022年第四季度运输量增加31.6 Bcf，主要由于FM100项目的上线以及短期合同增加和天气变冷[97] - 管道和存储部门2022年第四季度收益为2950万美元，同比增加430万美元，主要由于营业收入增加740万美元和其他收入增加60万美元[97] - 采集部门2022年第四季度营业收入增加420万美元，主要由于采集量增加6.9 Bcf，其中Covington和Clermont采集系统分别增加16.3 Bcf和1.6 Bcf[98] - 采集部门2022年第四季度收益为2470万美元，同比增加160万美元，主要由于采集收入增加330万美元，部分被运营费用增加120万美元和所得税费用增加60万美元所抵消[98] - 公用事业部门2022年第四季度营业收入增加7490万美元，主要由于零售天然气销售收入增加7330万美元，部分由于天然气成本增加和天气变冷导致吞吐量增加3.1 Bcf[101] - 公用事业部门2022年第四季度收益为2380万美元，同比增加170万美元，主要由于天气变冷导致使用量增加330万美元和其他营业收入增加100万美元[101] 资本支出与项目 - 勘探与生产部门2022年第四季度资本支出主要用于阿巴拉契亚地区的钻井和完井活动，其中马塞勒斯页岩区支出6090万美元，尤蒂卡页岩区支出1.046亿美元[110] - 管道与存储部门2022年第四季度资本支出主要用于系统现代化改造，以提高系统可靠性和安全性并减少排放[111] - 集输部门2022年第四季度资本支出主要用于Clermont和Covington集输系统的扩建，分别支出570万美元和520万美元[113] - 公用事业部门2022年第四季度资本支出主要用于主线和支线改进及更换，以提高系统可靠性和安全性并减少排放[114] - 公司计划在2024年12月31日前完成Northern Access项目，截至2022年12月31日，已在该项目上花费了5590万美元，其中2430万美元用于项目研究[121] - 公司在Northern Access项目上已花费约5590万美元[75] 资产出售与融资 - 公司于2022年6月30日完成了Seneca加州资产的出售，总售价为2.535亿美元，其中包括2.409亿美元现金和1,260万美元的或有对价[52] - 公司于2022年6月30日以2.535亿美元出售了勘探与生产部门的加州资产，其中2.409亿美元为现金，1260万美元为或有对价[115] - 公司出售资产后，2023年至2025年期间每年可能获得不超过1000万美元的或有支付，具体金额取决于ICE Brent平均价格是否超过95美元/桶[90] - 公司通过新的364天信贷协议获得了2.5亿美元的无担保延迟提取贷款，用于一般企业用途，包括赎回2023年3月到期的部分长期债务[90] - 公司于2022年2月28日签订了10亿美元的无担保循环信贷协议，并于2022年6月30日签订了2.5亿美元的364天延迟提款定期贷款协议[117] - 公司2022年第四季度短期债务增加1.9亿美元，达到2.5亿美元，主要用于临时性资本支出融资[117] 环境与法规 - 公司设定了甲烷强度减排目标，并在2022年开始测量这些减排目标的进展[130] - 公司必须遵守《通货膨胀减少法案》中的甲烷收费规定，该规定预计从2024年开始适用于某些石油和天然气设施的年度甲烷排放[130] - 纽约州通过了《气候领导和社区保护法案》，要求到2030年将温室气体排放量从1990年的水平减少40%，到2050年减少85%[132] - 公司预计到2030年，70%的电力需求将由可再生能源满足，到2040年实现100%零排放发电[133] - 公司的运营对通货膨胀率上升敏感，特别是在其受监管和非监管业务中的运营和资本支出需求[134] 其他 - 公司预计与旧煤气厂相关的剩余清理成本约为400万美元[74] - 公司预计在2023年剩余时间内将确认1.576亿美元的固定运输和储存合同收入，2024年为1.952亿美元，2025年为1.696亿美元[56] - 公司持有的天然气商品衍生品合约（互换和无成本领子期权）在2022年12月31日为3890亿立方英尺[66] - 公司通过外汇远期合约对冲了5470万美元的加拿大元运输成本[66] - 公司在2022年12月31日持有3.278亿美元的净对冲损失，预计在未来12个月内将有1.806亿美元重新分类到损益表中[66] - 公司预计在2023财年剩余时间内不会向其退休计划或VEBA信托基金做出任何贡献[121] - 公司在纽约的当前交付费率于2017年5月1日生效，提供了8.7%的股本回报率，并授权公司每年从客户那里回收约1500万美元的养老金和OPEB费用[126] - 公司在宾夕法尼亚州的当前交付费率于2007年1月1日生效，2022年10月28日，公司向宾夕法尼亚州公用事业委员会提交了增加2810万美元年度基本费率运营收入的申请[127] - 公司减少了770万美元的基本费率，并开始向客户退还多收的OPEB费用，金额从5000万美元增加到5400万美元[128] - 公司停止了在宾夕法尼亚州管辖范围内的OPEB费用的监管会计，并在2022年第一季度记录了1850万美元的调整[128] - 公司披露了其披露控制和程序的有效性，并确认截至2022年12月31日这些控制和程序是有效的[139] - 公司在2022年第四季度没有发生对其财务报告内部控制产生重大影响的变化[140]

业绩总结 - 2022财年的总调整后EBITDA为1,278,628千美元，较2021财年增长约27.8%[6] - 2022财年的合并净收入为619,821千美元，相较于2021财年增长约70.4%[6] - 2022财年报告的GAAP净收入为306,064千美元，较2021财年增长了200.5%[7] - 2022财年调整后的EBITDA为656,310千美元，较2021财年增长了41.2%[7] - 2022财年每股GAAP收益为1.84美元，较2021年的1.44美元增长了27.8%[8] - 2022财年调整后的每股运营结果为5.88美元，较2021年的4.29美元增长了37.0%[8] 用户数据 - 2022财年勘探与生产部门的GAAP净收入为306,064千美元，较2019财年增长了173.5%[7] - 2022财年管道和储存部门的调整后EBITDA为240,904千美元，较2021财年增长了10%[7] - 2023财年第一季度，探索与生产部门的每股收益为$0.99，较2022财年的$0.68增长了45.7%[69] - 2023财年第一季度，管道与储存部门的收入为$97.7百万，较2022财年的$88.4百万增长了10.5%[70] 未来展望 - 预计2023财年，探索与生产部门的天然气价格为$2.55-$2.60/Mcf，较2022财年的$2.71/Mcf有所下降[72] - 预计2023财年，运营费用（LOE）为$0.67-$0.69/Mcf，较2022财年的$0.81/Mcf有所降低[73] - 公司2023年E&P净产量预计为370-390 Bcfe，较2022年增长8%[112] - 公司2023年调整后的每股收益指导范围为5.35至5.75美元[89] - 公司2023年采集收入预计为2.3亿至2.45亿美元，较2022年增长11%[114] - 公司2023年管道和存储收入预计为3.6亿至3.8亿美元[115] 新产品和新技术研发 - NFG计划在2024年将宾夕法尼亚州的管道更换速度从2022年的约40英里加速至52英里[21] - 公司在Tioga县的开发计划中，预计每口井的成本为1200至1300美元/英尺[103] 市场扩张和并购 - 通过Line N的扩展，新增合同运输能力为158,000 Dth/天，合同储存能力为267,000 Dth，年收入约为$7百万[174] - 公司的长期合同支持阿巴拉契亚地区的生产，固定价格或基于NYMEX的合同不承担额外的运输成本[165] 负面信息 - 2022财年收购和其他部门的GAAP净收入为(12,659)千美元，较2021财年下降了136.6%[7] - 2022财年未实现的其他投资损失为11,625千美元，税后影响为(2,441)千美元[8] 其他新策略和有价值的信息 - NFG在过去10年中支付了$14亿的股息，连续52年增加股息[82] - NFG的目标是到2030年将温室气体排放减少25%[66] - 国家燃气公司在2022年10月28日向宾夕法尼亚公共事业委员会提交了调价请求，计划提高基础费率[182] - 提议的基础交付收入增加为24.4%[183]