财务数据关键指标变化 - 2022年第三季度公司净收入3.731亿美元，合每股摊薄收益1.49美元，而2021年同期亏损3.503亿美元，合每股摊薄亏损1.44美元[108] - 2022年前九个月公司净收入3.691亿美元，合每股摊薄收益1.45美元，而2021年同期净亏损4.796亿美元，合每股摊薄亏损1.98美元[112] - 2022年第三季度经营活动现金流为5.21亿美元，较2021年同期增加3.291亿美元[110][111] - 2022年前九个月经营活动现金流为13亿美元，较2021年同期增加7.768亿美元[114] - 2022年前九个月用手头现金和经营现金流减少总债务5.719亿美元[114] - 2022年第三季度公司运输、集输、加工和压缩费用为3.23亿美元，2021年同期为2.965亿美元[118] - 2022年前九个月运输、收集、加工和压缩费用为9.487亿美元，2021年同期为8.537亿美元，同比增长11%[119] - 2022年第三季度衍生品公允价值损失为4.577亿美元，2021年第三季度为6.522亿美元；2022年前九个月为16亿美元，2021年同期为9.598亿美元[120] - 2022年第三季度经纪天然气、营销及其他收入为1.331亿美元，2021年第三季度为1.056亿美元；2022年前九个月为3.287亿美元，2021年同期为2.487亿美元[121] - 2022年第三季度直接运营费用为2130万美元，2021年第三季度为2020万美元；2022年前九个月为6160万美元，2021年同期为5770万美元[123][124] - 2022年第三季度生产和从价税费用中的影响费为840万美元，2021年第三季度为710万美元；2022年前九个月为2250万美元，2021年同期为2010万美元[124] - 2022年第三季度一般及行政费用为4120万美元，2021年第三季度为4910万美元，同比减少790万美元[124] - 2022年第三季度公司发生修井成本22.3万美元，2021年第三季度为89.6万美元；2022年前九个月为130万美元，2021年同期为330万美元[123][124] - 2022年前九个月G&A费用较2021年同期增加40.9万美元，其中股票薪酬增加360万美元，薪资福利增加210万美元；按每mcfe计算，2022年前九个月G&A费用与2021年同期持平；三季度和前九个月每mcfe的总G&A费用分别下降16%和无变化[125] - 2022年三季度利息费用为3870万美元，2021年同期为5680万美元；2022年前九个月利息费用为1.279亿美元，2021年同期为1.71亿美元；三季度和前九个月每mcfe的总利息费用分别下降31%和27%[125] - 2022年三季度银行信贷安排平均未偿债务为2190万美元，2021年同期为1.39亿美元；2022年前九个月为5900万美元，2021年同期为1.85亿美元[125][126] - 2022年三季度银行信贷安排加权平均利率为5.7%，2021年同期为2.0%；2022年前九个月为3.7%，2021年同期为2.1%[125][126] - 2022年三季度DD&A费用为9050万美元，2021年同期为9310万美元；2022年前九个月为2.626亿美元，2021年同期为2.721亿美元；三季度和前九个月每mcfe的总DD&A费用均下降2%[127][128] - 2022年三季度股票薪酬总额为1183万美元，2021年同期为1097.8万美元；2022年前九个月为3635.9万美元，2021年同期为3207.3万美元[129] - 2022年三季度经纪天然气和营销费用为1.273亿美元，2021年同期为1.058亿美元；2022年前九个月为3.305亿美元，2021年同期为2.472亿美元[129] - 2022年三季度勘探费用为750万美元，2021年同期为590万美元；2022年前九个月为1970万美元，2021年同期为1640万美元[130] - 2022年三季度未探明资产的弃置和减值为320万美元，2021年同期为200万美元；2022年前九个月为1230万美元，2021年同期为720万美元[130] - 2022年三季度退出和终止成本为1110万美元，2021年同期为1180万美元；2022年前九个月为5820万美元，2021年同期为960万美元[131][132] - 2022年第三季度递延薪酬计划亏损580万美元，2021年同期亏损3430万美元；2022年前九个月亏损5990万美元，2021年同期亏损8960万美元[133] - 2022年前九个月债务提前清偿损失6920万美元，2021年同期为9.8万美元；2022年第一季度赎回8.5亿美元2026年到期的9.25%优先票据，赎回价格为面值的106.938%加应计未付利息[134] - 2022年第三季度所得税费用为5960万美元，2021年同期为收益2970万美元；2022年前九个月为4690万美元，2021年同期为收益2830万美元[135] - 2022年前九个月经营活动产生的现金流量为13亿美元，2021年同期为4.753亿美元；2022年前九个月营运资金变化为负2.776亿美元，2021年同期为负1.436亿美元[138][139] - 2022年前九个月发行5亿美元新的4.75% 2030年到期优先票据[140] - 2022年前九个月偿还优先票据包括赎回8.5亿美元2026年到期的9.25%优先票据等[142] - 2022年前九个月回购1060万股库藏股[143] - 截至2022年9月30日，公司现金1.571亿美元，信贷安排可用额度12亿美元；银行信贷安排借款基数30亿美元，总贷款人承诺15亿美元，未使用信用证3.305亿美元[144][147] - 2022年第三季度恢复季度现金股息，季度股息率为每股0.08美元，即每年每股0.32美元；2022年前九个月回购1080万股普通股，总成本3.139亿美元；截至2022年9月30日，剩余股票回购授权约1.861亿美元；2022年10月21日，董事会批准额外回购至多10亿美元普通股[152] - 截至2022年9月30日，公司有24亿美元未偿还债务，固定利率平均为5.7%，无未偿还可变利率银行债务[168] 各条业务线数据关键指标变化 - 2022年第三季度天然气、NGLs和石油基准价格较2021年同期上涨，前九个月也高于2021年同期，如NYMEX天然气均价从2021年第三季度的4.01美元/mcf涨至2022年的8.19美元/mcf，2021年前九个月的3.19美元/mcf涨至2022年的6.77美元/mcf[104][106] - 2022年第三季度天然气、NGLs和石油销售收入因净实现价格同比增长65%而显著增加，日产量均为21亿立方英尺当量[109] - 2022年前九个月天然气、NGLs和石油销售收入因净实现价格增长91%而增加，但产量略有下降[113] - 2022年第三季度天然气、NGLs和石油销售同比增长69%，前九个月同比增长84%[115] - 2022年前九个月天然气产量较2021年同期减少1%，NGLs产量减少2%，原油产量减少7%[115] - 2022年第三季度公司平均实现价格（含所有衍生品结算和第三方运输成本）为每千立方英尺当量3.30美元，2021年同期为2.00美元；2022年前九个月为每千立方英尺当量3.27美元，2021年同期为1.71美元[117] - 2022年第三季度与2021年同期相比，天然气（不含衍生品结算）平均实现价格从每千立方英尺3.59美元涨至7.70美元，涨幅114%；前九个月从2.88美元涨至6.49美元，涨幅125%[117] - 2022年第三季度与2021年同期相比，天然气（含所有衍生品结算）平均实现价格从每千立方英尺2.69美元涨至4.41美元，涨幅64%；前九个月从2.55美元涨至4.19美元，涨幅64%[117] - 2022年第三季度与2021年同期相比，天然气（含所有衍生品结算和第三方运输成本）平均实现价格从每千立方英尺1.49美元涨至3.13美元，涨幅110%；前九个月从1.33美元涨至2.91美元，涨幅119%[117] - 2022年第三季度公司天然气产量为136,863千立方英尺，2021年同期为137,714千立方英尺；前九个月为399,834千立方英尺，2021年同期为399,929千立方英尺[117] - 2022年第三季度公司NGLs产量为9,236千桶，2021年同期为9,081千桶；前九个月为26,474千桶，2021年同期为26,977千桶[118] - 2022年第三季度公司原油产量为653千桶，2021年同期为711千桶；前九个月为2,100千桶，2021年同期为2,246千桶[118] - 2022年第三季度公司天然气销售额为10.53863亿美元，2021年同期为4.94917亿美元；前九个月为25.9354亿美元，2021年同期为11.52283亿美元[117] - 2022年第三季度公司NGLs销售额为3.25989亿美元，2021年同期为3.09232亿美元；前九个月为10.39057亿美元，2021年同期为7.95173亿美元[118] - 2022年第三季度天然气运输、收集、加工和压缩费用为1.76324亿美元，2021年同期为1.65864亿美元，同比增长6%[119] - 2022年第三季度NGLs运输、收集、加工和压缩费用为1.46695亿美元，2021年同期为1.30221亿美元，同比增长13%[119] - 2022年前九个月公司生产volumes较2021年同期下降1%[124] 衍生品相关数据及风险 - 截至2022年9月30日，公司已签订衍生品协议，涵盖2022年剩余时间944亿立方英尺当量、2023年2979亿立方英尺当量和2024年1731亿立方英尺当量[137] - 截至2022年9月30日，公司衍生品计划的合同公允价值约为净未实现税前损失8.16亿美元，合同于2024年12月前每月到期[163] - 截至2022年9月30日，天然气基础互换协议公允价值为收益2380万美元，于2025年12月前每月结算[165] - 截至2022年9月30日，公司因出售北路易斯安那州资产有权获得或有对价，2023年前每年最高可达4550万美元，公允价值为收益3440万美元[166] - 2022年9月30日，商品价格上涨10%和25%时，互换合约公允价值分别减少1.17526亿美元和2.93815亿美元[167] - 2022年9月30日，商品价格下跌10%和25%时，互换合约公允价值分别增加1.17526亿美元和2.93815亿美元[167] - 公司使用商品衍生品工具管理价格波动风险，但仅提供部分价格保护，若交易对手违约保护可能受限[162] - 公司面临基础风险，通过签订天然气基础互换协议有效固定基础调整[165] - 公司衍生品合约交易对手主要为大型投资级金融机构，有主净额结算协议以降低信用风险[167] 公司储量情况 - 截至2021年12月31日，公司已探明储量中约64%为天然气，2%为石油和凝析油，34%为NGLs[162]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度净收入创公司新高，运营结果超预期，推动了强劲财务结果，并转化为股东价值 [62] - 第二季度现金流达5.19亿美元，推动净债务减少约1.05亿美元，股票回购1.17亿美元 [64] - 杠杆率降至公司最低的1.2倍债务与EBITDAX之比，且迅速下降 [66] - 套期保值后每单位产量的现金利润率扩大至2.79美元，较去年第二季度增长200% [69] - 预计2023年利息节省将比去年增加超1亿美元 [70] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 上半年资本支出2.44亿美元，约占全年预算的52%，第二季度资本支出1.27亿美元，其中钻井和完井支出约1.19亿美元，占季度总资本的94% [23][36] - 第二季度产量为20.74亿立方英尺当量/天，略高于此前沟通的指引 [40] - 第二季度钻了21口井，平均水平段长度超11000英尺，较去年增加5%，有4口井水平段长度超18000英尺 [41] - 第二季度完成11口井，完成近600个阶段，压裂效率平均为9阶段/天，创公司季度完井效率新纪录 [42][43] 营销业务 - 第二季度Mont Belvieu乙烷价格平均为0.585美元/加仑，为十多年来最高季度平均价格，推动公司NGL价格达42.63美元/桶，为10年来最高季度NGL实现价格 [51][52] - 第二季度天然气差价为低于NYMEX 0.29美元，实现天然气价格为6.90美元/千立方英尺 [56] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国天然气定价较国外低约75%，使美国制造业更具竞争力，降低美国公用事业账单，对美国贸易平衡产生积极影响 [19] - 墨西哥出口量达67亿立方英尺/天，LNG出口在Freeport中断前为120亿立方英尺/天，预计冬季开始时LNG出口将达140亿立方英尺/天 [57] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司认为阿巴拉契亚天然气和公司自身适合满足全球需求，但需要基础设施审批和投资来增加供应 [14] - 公司将自身定位为在任何基础设施情景下都能取得成功，作为全球最大天然气田最具资本效率的运营商，处于全球天然气成本曲线低端 [21] - 公司计划通过绝对债务减少和资本回报（包括基础股息和股票回购计划）来增强资产负债表，并为股东创造价值 [25] - 公司认为自身在运营专业知识、核心库存和市场接入方面具有差异化优势，将继续专注于核心业务，除非有极其增值的并购机会 [22][125] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球处于能源危机中，需要可靠、安全和负担得起的燃料来源，阿巴拉契亚天然气适合满足这一需求 [8] - 能源政策应基于市场现实，基础设施项目的审批和投资对于满足全球能源需求至关重要 [10] - 公司认为天然气和可再生能源并非二选一，应采取“全部用上”的方法来控制成本和通胀，保障能源安全 [13] - 公司对阿巴拉契亚天然气的未来机会充满信心，认为公司处于历史最佳位置，能够为股东创造可持续的长期价值 [20][30] 其他重要信息 - 公司的泄漏检测计划使每检查组件检测到的泄漏量较去年减少8%，水回收率连续四年达到约147%，温室气体排放量约为0.26二氧化碳当量/百万立方英尺当量，处于全球排放强度低端 [58] - 第二季度无员工或承包商OSHA事故，两年多来仅有1起员工事故 [59] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请详细说明股东回报计划，以及未来如何平衡股票回购和债务减少，是否会考虑采用公式化的股东回报计划？ - 公司有资本分配优先级，即维护资本、债务减少、股东回报和适当时候的增长。目前正并行执行资本回报和债务减少，随着接近债务目标，风险降低，可增加用于资本回报的资金，减少用于债务减少的资金 [80][81] - 预计今年底或明年初净债务将降至15亿美元的绝对债务水平，届时将增加股票回购，并在下半年重新启动股息 [82] - 目前未提供公式化方法，认为灵活性有助于更好地执行债务减少和股票回购计划，未来将继续评估公式化方法是否审慎 [85][86] 问题2: 如何看待2023年的通胀压力，维护资本支出的轨迹如何，明年在现有井垫上钻井的比例会有变化吗？ - 公司已采取措施减轻通胀影响，如预购管材、与服务提供商密切合作和确保定价。预计2023年通胀影响在10% - 15%之间，但需在秋季年度招标过程后有更明确答案 [88][90] - 公司的低成本结构和领先的D&C每英尺结构是应对通胀的自然对冲 [91] - 预计明年在现有井垫上钻井的比例在30% - 50%之间，与以往年份相似 [93] 问题3: 对于股票回购，有人担心公司在收入高时回购，收入低时无现金回购，是否考虑积累现金余额？ - 公司设定了绝对债务目标，随着接近目标，有更大灵活性执行股票回购 [96] - 目前股票回购平均价格约为28美元，而内在价值按证明储量计算超过60美元，认为股票回购创造了永久价值 [97] - 接近50%的回购计划利用率时，将重新评估并可能调整计划 [98] 问题4: 在地方、州或联邦层面，有哪些因素让公司对阿巴拉契亚盆地未来的出口能力更有或更没有信心？ - 宾夕法尼亚州有关于LNG项目的立法讨论，阿巴拉契亚盆地是全球最大的产气区，排放最低，全球对美国天然气需求大，公司处于成本曲线低端，有望看到该盆地的外输基础设施增长 [99][100] 问题5: 随着绝对债务下降，公司的套期保值策略如何变化，如何看待近期现货价格波动，未来是否会使用掉期交易？ - 随着资产负债表接近目标，公司在套期保值方面有更多灵活性，目前选择套期保值以覆盖基本现金流和减轻固定成本 [104][106] - 可能会选择套期保值以锁定部分超额回报，但套期保值比例将显著降低 [107][109] - 不会排除掉期交易，将根据市场情况和衍生品市场定价进行调整，目前更倾向于使用领子期权 [111] 问题6: 公司预计今年下半年和明年的产量增长情况如何，是否会比今年有更多增长？ - 公司目前专注于维护资本，增长可能为低个位数。今年晚些时候将制定明年计划，并通常在明年初沟通 [120] - 即使在维护资本情况下，公司也能通过减少收集成本、降低利息费用和股票回购来增加现金流和每股现金流 [123][124] 问题7: 公司在并购方面的活跃度如何，是否会考虑收购主要单元面积？ - 公司拥有阿巴拉契亚地区最长的核心库存，将专注于现有业务，并购需极其增值，且要与股票回购进行比较 [125] 问题8: 如何看待丙烷价格的下跌，是暂时的还是市场常态的变化，天然气市场的强劲环境如何影响公司对天然气中期周期的看法，市场应如何重新定价天然气股票的长期价值？ - 丙烷价格下跌是由于冬季库存紧张后春季季节性疲软、高维护水平、中国COVID封锁和欧洲石脑油价格竞争等因素 [128][129] - 未来两年将有大量新的LPG相关需求上线，而供应增长有限，预计丙烷价格相对于原油将回到60% - 70%的范围 [130][132] - 天然气是关键燃料，美国天然气尤其是阿巴拉契亚天然气处于成本曲线低端且清洁，随着需求增加，国际价格可能下降，美国价格可能上升 [133][134]

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION WASHINGTON, D.C. 20549 FORM 10-Q (Mark one) ☑ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended June 30, 2022 OR ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from to Commission File Number: 001-12209 RANGE RESOURCES CORPORATION (Exact Name of Registrant as Specified in Its Charter) Delaware 34-1312571 (State or Other Jur ...

业绩总结 - 2022年资本预算为4.6亿至4.8亿美元，预计日均生产维持在2.12至2.16 Bcfe[14] - 预计2022年自由现金流将超过14亿美元，自由现金流利润率预计在2022年领先所有阿巴拉契亚同行[14] - 2021年现金利润率为自2015年以来的最高水平，预计2022年将进一步扩张[11] - 2021年末的已探明储量为17.8 Tcfe，净债务的PV-10超过每股60美元[8] - 2022年自由现金流每千立方英尺预计为2.50美元[19] - 2022年预计将减少约7.5亿美元的绝对债务，目标是在2023年初实现可持续的杠杆和绝对债务水平[14] - 2022年预计将有约7.5亿美元的高级票据到期，预计可通过自由现金流进行偿还[156] 用户数据与市场表现 - Range在2022年第一季度的液体生产实现价格比NYMEX天然气高出超过$0.70[43] - Range的2022年第一季度凝析油实现价格为每桶超过$87，相当于每千立方英尺超过$14[43] - Range的2022年第一季度NGL实现价格较2021年平均增加约$9/桶[45] - 2022年NGL价格强劲，预计将为Range带来超过$3.5亿的增量收入和约$3亿的现金流[45] - 2021年东北宾夕法尼亚的生产平均超过70百万立方英尺/天，来自150多口生产井[98] 未来展望 - 根据2022年预测，Range的自由现金流在条款定价下超过$14亿[54] - 2023年预测显示，Range的自由现金流在条款定价下超过$13亿[54] - 2024年预测显示，Range的自由现金流在条款定价下超过$12亿，预计2022-2024年间的超额自由现金流约为$20亿[55] - 预计2022年至2026年天然气总需求增长20 Bcf/d，主要来自LNG和墨西哥出口[117] - 预计2022年美国LNG进料能力将达到约14 Bcf/d，2026年将达到23-24 Bcf/d[118] 成本与支出 - 2022年直接运营费用每mcfe为0.09 - 0.11美元，管理费用每mcfe为0.15 - 0.17美元[152] - 2022年天然气的平均价格底线为3.16美元，油的平均价格底线为61.54美元[158] - 预计2022年乙烯价格预计为每加仑0.47美元，较2021年平均价格增长51.6%[109] - 预计2022年丙烯价格预计为每加仑1.28美元，较2021年平均价格增长23.1%[109] - 预计2022年正常丁烷价格预计为每加仑1.54美元，较2021年平均价格增长30.5%[109] 环境与社会责任 - 自2011年以来温室气体排放强度减少超过80%[81] - 2020年每生产百万立方英尺天然气的温室气体排放强度为0.25公吨CO2e[81] - 2020年通过水回收和共享计划回收了148%的生产水量[81] - 自2011年以来，宾夕法尼亚州支付的影响费用达到2.4亿美元，用于支持新学校、道路和公园的建设[89] - 2020年员工总记录事故率（TRIR）较2019年减少68%[82]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度运营现金流达4.89亿美元，用于净债务削减约2.5亿美元（扣除早期债务赎回成本）、资本支出约1.17亿美元，并在3月重新启动股票回购计划，回购60万股 [55] - 截至季度末，自2018年以来净债务（扣除现金）已减少超17亿美元，季度末净债务与EBITDAX比率为1.6倍 [56] - 第一季度实现每千立方英尺当量（mcfe）5.53美元的强劲预套期保值实现价格，高于去年同期的3.20美元，单位价格比纽约商品交易所亨利枢纽价格高0.74美元 [59] - 套期保值后每单位产量的现金利润率扩大至2.65美元，较去年第一季度增长156% [60] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 第一季度资本支出1.17亿美元，约占2022年计划预算的25%，预计全年资本支出在4.6 - 4.8亿美元 [17][30] - 第一季度产量为20.7亿立方英尺当量/天，略高于预期，预计第二季度产量略低于第一季度平均水平，但计划在第二季度末达到约21.5亿立方英尺当量/天，全年产量预计在21.2 - 21.6亿立方英尺当量/天 [17][31][32] - 第一季度在干气和湿气区域钻了13口井，其中12口在宾夕法尼亚州西南部，1口在宾夕法尼亚州东北部，平均水平段长度超13200英尺，较2021年同期增长13% [33] - 第一季度完成15口井的完井作业，完成近1000个压裂阶段，平均每天完成超8.5个压裂阶段，创下第一季度完井效率记录 [35] 营销业务 - 第一季度乙烷出口强劲，较五年平均水平高出27%，国内需求同比增长17%，推动蒙特贝尔维尤乙烷价格上涨29%，公司NGL价格较蒙特贝尔维尤溢价0.74美元/桶，绝对预套期保值NGL价格超过40美元/桶 [45] - 国内丙烷库存处于历史低位，加上寒冷天气，推动蒙特贝尔维尤丙烷价格在第一季度上涨近28%，丁烷价格因强劲的国内汽油混合需求和出口需求（较五年平均水平高出28%）上涨21% [46][47] - 第一季度天然气营销方面，公司报告天然气价格较纽约商品交易所溢价0.03美元，包括基差套期保值，较2021年第一季度改善0.17美元 [49] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国天然气价格比欧洲和亚洲低约75%，美国液化天然气出口量达到130亿立方英尺/天，墨西哥出口量超过60亿立方英尺/天，第一季度每日定价接近5美元/百万英热单位 [9][50] - 第一季度末天然气储存水平低于平均水平，公司实现创纪录的现金利润率 [50] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司认为自己处于全球天然气成本曲线的低端，是最大天然气田最具资本效率的运营商，凭借运营专业知识、多十年的核心库存和进入阿巴拉契亚以外市场的渠道，在生产商中具有差异化优势 [14][16] - 公司计划通过谨慎的营销套期保值和成本控制提高利润率，安全且在预算内完成钻井计划，减少绝对债务并向股东返还资本 [16] - 公司预计阿巴拉契亚地区未来几年内盆地需求和增量外输项目将增加，但天然气供应的显著增加需要联邦、州和地方政府提供关键基础设施支持 [12] - 行业目前因许可延迟、政策决策和阻碍天然气及天然气基础设施长期资本投资的言论而受到缺乏额外基础设施的阻碍 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 自2月年底电话会议以来，大宗商品价格大幅上涨，供应难以满足需求，原因包括长期资本投资不足、供应链问题和基础设施挑战等 [6] - 俄罗斯入侵乌克兰暴露了能源政策的缺陷，同时凸显了对道德、安全、可靠和丰富燃料来源的需求，以及向低碳未来过渡的重要性 [7] - 公司认为自己处于公司历史上的最佳位置，随着世界向更清洁、更高效的燃料过渡，天然气和NGLs将满足当前和未来的需求，公司将在排放强度、资本效率和透明度方面处于领先地位 [25][26] - 公司预计2022年NGL价格将相对于蒙特贝尔维尤指数有0 - 2美元/桶的溢价，随着NGL前景和价格实现的持续增强，将进一步支持这一指导范围 [49] 其他重要信息 - 公司2021年温室气体排放量约为每百万立方英尺当量0.26二氧化碳当量，处于全球排放强度的低端，再次实现了超过100%的采出水循环利用，并利用了该地区其他作业的生产水 [51] - 公司在过去六个月内没有员工发生[不明事件]，过去两年内仅有一起，公司期待在即将发布的企业可持续发展报告中分享更多相关成就 [52] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司约25亿美元的总债务，如何利用14亿美元的自由现金流，以及如何看待股票回购的收益率 - 强劲的价格使未来几年的自由现金流预测增加超10亿美元，公司有望在2023年初实现目标债务水平，近期现金流可满足债务到期需求，并为资本返还计划提供更多选择 [71][72] - 公司通过多种估值方法进行评估，认为鉴于公司库存规模巨大，股票回购是资本返还计划的主要重点 [74] 问题2: 公司将增量销售体积引入国际定价的机会如何，以及相关讨论进展 - 公司目前80%的天然气流出盆地，其中50%流向墨西哥湾，30%流向其他非东北市场，公司将继续与LNG基础设施建设方进行对话，利用自身低成和低排放的优势，将天然气输送到优质市场 [75][76][77] 问题3: 市场何时需要公司或阿巴拉契亚地区增加产量，以及公司在2023年是否有增长或抢占市场份额的可能性 - 欧洲对天然气的需求增加，以及美国国内煤炭向天然气的转换，将增加对美国天然气的需求，公司处于拥有最大气田和核心库存的盆地，有良好的国际客户关系和合同，目前2022年维持维护性资本支出，未来增长需考虑基础设施等因素 [82][83][84] - 公司将在今年晚些时候评估2023年的情况，阿巴拉契亚地区西南部有一定的外输能力，其他公司的核心库存限制也可能为公司创造抢占市场份额的机会 [86][87] 问题4: Project Canary项目的进展，以及是否有机会获得负责任采购天然气的溢价 - 公司对该项目的监测情况感到满意，已对四个平台进行了认证，将继续收集数据并探索其他监测替代方案，目前获得的溢价已覆盖成本，随着市场的发展，公司将继续参与该领域 [89][90][91] 问题5: 公司运输协议的情况，以及在当前天然气价格下是否应让协议到期 - 公司将根据成本和市场情况评估每个运输协议，保留一定的协议多样性对公司很重要，公司将在协议到期时做出合适的决策 [95][96][97] 问题6: 公司在长期每千立方英尺4美元的天然气价格下，何时开始缴纳全额现金税 - 公司拥有约29亿美元的联邦净运营亏损（NOLs）和8.6亿美元的宾夕法尼亚州州级NOLs，2022年和2023年预计无需缴纳联邦现金税，未来几年NOLs可抵消大部分应纳税所得额，与同行相比处于有利地位 [98][100][101] 问题7: 公司在LNG方面的增量产能，以及是否有固定价格合同激励国内天然气出口 - 公司50%的天然气流向墨西哥湾，约8亿立方英尺/天，基础设施的建设将为公司提供增长的选择权，无论通过LNG设施还是其他基础设施，都有助于提高利润率 [106][109][110] - 随着美国天然气出口设施的扩大，美国天然气价格应会上涨，与全球商品价格接轨，固定价格合同可能会激励更多国内天然气出口 [111][112] 问题8: 俄乌冲突对NGL出口基本面的影响 - 对LPG的直接影响是欧洲供应紧张，美国是最佳的供应来源，公司的Marcus Hook出口终端处于有利位置；间接影响包括石脑油市场收紧，丙烷与石脑油的价差扩大，以及天然气短缺可能导致LPG作为燃料的需求增加，预计未来几年全球LPG需求增长几乎翻倍 [120][122][123] - 对于乙烷，除了国际裂解装置对美国乙烷的需求增加外，没有明显的直接影响，预计乙烷出口将继续增加 [126] 问题9: 公司向LNG出口商销售的天然气价格情况，以及长期供应协议的风险 - 目前40万百万英热单位/天的LNG销售合同通常基于天然气指数，具有竞争力且有助于价格多元化，公司对未来的营销协议持开放态度，但需与公司的风险相匹配 [128][129][130] 问题10: 天然气价格上涨对公司库存和钻井模式的影响，以及较小压裂足迹的运营影响 - 天然气价格上涨对公司整体库存和钻井计划的影响不大，公司根据整体项目回报、基础设施可用性和实现价格来选择井位，各地区的井回报率具有竞争力 [137][138][139] - 较小的压裂足迹在近期和未来都有好处，有助于公司在现有平台上进行同时作业，提高效率和安全性，更好地开发资产和开采储量 [141]

价格指标变化 - 2022年第一季度与2021年同期相比，天然气、NGLs和石油基准价格上涨，NYMEX天然气期货价格因市场预期而改善，全球能源危机支持美国LNG出口和国内工业用气需求增长[98] - 2022年第一季度与2021年同期相比，天然气平均NYMEX价格从2.69美元/mcf涨至4.89美元/mcf，石油从58.06美元/bbl涨至94.93美元/bbl，Mont Belvieu NGLs综合价格从0.61美元/加仑涨至0.97美元/加仑[99] - 2022年第一季度公司平均实现价格（含所有衍生品结算和第三方运输成本）为每千立方英尺当量3.23美元，2021年第一季度为1.55美元，涨幅108%[107] - 2022年第一季度天然气（不含衍生品结算）平均实现价格为每千立方英尺4.80美元，2021年为2.58美元，涨幅86%[107] - 2022年第一季度NGLs（不含衍生品结算）平均实现价格为每桶40.03美元，2021年为26.35美元，涨幅52%[107] - 2022年第一季度原油和凝析油（不含衍生品结算）平均实现价格为每桶87.70美元，2021年为49.00美元，涨幅79%[107] 销售收入与产量变化 - 2022年第一季度净实现价格增长108%，带动天然气、NGLs和石油销售收入增加，但产量略有下降，日产量均为21亿立方英尺当量[101] - 2022年第一季度天然气、NGLs和石油销售收入较2021年同期增长71%，平均实现价格增长72%，产量下降1%[103][105] 衍生品公允价值变化 - 2022年第一季度衍生品公允价值损失为9.391亿美元，而2021年同期为5790万美元[101] - 2022年第一季度衍生品公允价值损失为9.391亿美元，2021年为5790万美元[109] - 截至2022年3月31日，公司衍生品计划的合同公允价值约为净未实现税前损失9.898亿美元[149] - 2022年3月31日，天然气基差互换公允价值为收益2250万美元，结算期至2024年12月[152] - 公司出售2023年天然气看涨互换期权，每日100,000 Mmbtu，加权平均价格为3.21美元，2022年3月31日其公允价值为净衍生负债4590万美元[149] - 2022年3月31日，商品价格上涨10%和25%时，不同类型衍生品公允价值有相应变化，如互换合同分别减少1.59687亿美元和3.99217亿美元[154] 利润指标变化 - 2022年第一季度净亏损4.568亿美元，合每股摊薄亏损1.86美元，2021年同期净利润为2720万美元，合每股摊薄收益0.11美元[102] 债务与现金流变化 - 2022年第一季度用手头现金和现金流减少总债务3.5亿美元，通过债务减免和再融资降低未来利息支出[103] - 2022年第一季度经营活动现金流为4.064亿美元，较2021年第一季度增加2.972亿美元[103][104] - 2022年前三个月经营活动产生的现金流为4.064亿美元，2021年同期为1.093亿美元，增长主要因价格上升但产量下降部分抵消[124] - 2022年前三个月发行5亿美元新的4.75%高级票据，2030年到期；赎回8.5亿美元9.25%高级票据，2026年到期[125][126] - 截至2022年3月31日，公司手头现金1.129亿美元，银行信贷额度剩余可用借款能力21亿美元[127][128] - 截至2022年3月31日，公司有3.38亿美元未提取信用证，无重大表外债务或未记录债务[130][139] - 截至2022年3月31日，公司约26亿美元未偿债务，固定利率平均为5.7%[141] - 截至2022年3月31日，公司有26亿美元未偿还债务，固定利率平均为5.7%[155] 费用指标变化 - 2022年第一季度每千立方英尺当量直接运营费用为0.11美元，2021年同期为0.09美元；一般及行政费用每千立方英尺当量较2021年同期增长15%；折耗、折旧和摊销率每千立方英尺当量较2021年同期降低2%[103] - 2022年第一季度运输、集输、处理和压缩费用为2.978亿美元，2021年为2.743亿美元，涨幅9%[108] - 2022年第一季度直接运营费用为每千立方英尺当量0.11美元，2021年为0.09美元，涨幅22%[110] - 2022年第一季度生产和从价税费用为每千立方英尺当量0.04美元，2021年为0.02美元，涨幅100%[110] - 2022年第一季度利息费用为每千立方英尺当量0.25美元，2021年为0.30美元，降幅17%[110] - 2022年第一季度直接运营费用为2030万美元，2021年同期为1770万美元，每mcfe的直接运营费用从0.09美元增至0.11美元，涨幅22%，产量下降1%[111] - 2022年第一季度生产和从价税为660万美元，2021年同期为460万美元，每mcfe的生产和从价税从0.02美元增至0.04美元，涨幅100%[111] - 2022年第一季度一般及行政费用为4300万美元，2021年同期为3800万美元，每mcfe的一般及行政费用涨幅15%，3月31日G&A员工数量较2021年同期下降1%[111] - 2022年第一季度利息费用为4720万美元，2021年同期为5690万美元，每mcfe的利息费用从0.30美元降至0.25美元，降幅17%，平均未偿债务余额下降13%，平均利率下降4%[113] - 2022年第一季度损耗、折旧和摊销费用为8560万美元，2021年同期为8840万美元，每mcfe的损耗费用从0.46美元降至0.45美元，降幅2%[114] - 2022年第一季度股票薪酬总额为1289.3万美元，2021年同期为1056.8万美元[115] - 2022年第一季度经纪天然气和营销费用为9310万美元，2021年同期为7230万美元，净经纪天然气和营销利润率从822.9万美元降至 - 568.1万美元，降幅169%[117] - 2022年第一季度勘探费用为470万美元，2021年同期为550万美元，降幅15%[117] - 2022年第一季度递延薪酬计划费用损失为7330万美元，2021年同期损失为1980万美元，公司股价从2021年12月31日的17.83美元涨至2022年3月31日的30.38美元[119] - 2022年第一季度所得税为收益1.161亿美元，2021年同期为费用270万美元[121] 资本支出与计划 - 2022年第一季度资本支出为1.027亿美元，用于天然气和石油资产的开发、勘探和收购等[133] - 预计2022年下半年恢复季度现金股息，季度股息率为每股0.08美元，即每年每股0.32美元[136] - 2022年初董事会批准增加股票回购计划，授权额外回购4.3亿美元普通股，当时总计可用5亿美元[136] 合同与信贷安排 - 2022 - 2024年不同类型天然气衍生品合同有不同的每日对冲量和加权平均对冲价格，如2022年天然气互换合同每日对冲量为496,655 Mmbtu，加权平均对冲价格为3.10美元[149] - 2022年4月14日，公司修订并重述循环银行信贷安排，最大额度40亿美元，借款基数30亿美元，贷款承诺总额15亿美元，到期日为2027年4月14日[131] 其他业务相关 - 公司认为NGLs价格有季节性，其与NYMEX WTI的关系会因产品成分、季节性和供需变化[150] - 阿巴拉契亚地区对乙烷的本地需求和基础设施有限，公司虽有销售或运输协议，但不能确保设施一直可用[151] - 公司有权在2023年前每年获得出售北路易斯安那资产的或有对价，最高可达4550万美元，2022年3月31日公允价值为收益3480万美元[153] - 2022年第一季度经纪天然气、营销和其他收入为8740万美元，2021年为8060万美元[109] 储量情况 - 公司约64%的2021年12月31日已探明储量为天然气，2%为石油和凝析油，34%为NGLs[147] 衍生品交易对手 - 2022年3月31日，公司衍生品交易对手包括15家金融机构，其中5家不是银行信贷安排的有担保贷款人[154]

财务数据和关键指标变化 - 2021年公司预计自由现金流约2.5亿美元，实际超两倍 [13] - 2021年第四季度实现创纪录现金流，实现自2014年以来最高变现价格 [14] - 2021年NGLs平均价格超30美元/桶，2022年接近36美元/桶或6美元/Mcf当量 [14] - 自2018年年中以来净债务减少约15亿美元，2022年自由现金流或推动杠杆率年底降至1倍以下 [15] - 2021年运营计划支出比原预算少1100万美元，连续四年支出低于预算 [16] - 2021年第四季度租赁运营费用低于0.09美元/Mcf，全年低于0.10美元 [43] - 2021年年底净债务约27亿美元，较上年减少3.79亿美元 [58] - 2021年第四季度运营现金流4.24亿美元，资本支出9200万美元，自由现金流约3.32亿美元 [59] - 2021年单位生产预套期保值实现价格较上年提高137%，第四季度达5.71美元，全年平均4.16美元/Mcf [60] - 2021年NGL价格同比上涨102%，第四季度预套期保值达36.26美元/桶，Mcf当量超6美元 [60] - 与去年第四季度相比，单位生产现金利润率扩大1.55美元，即278% [66] - 2021年NGL价格较2020年每桶上涨超15美元，按当前期货价格2022年更高 [68] - 2021年或有衍生资产分期付款达2950万美元，未来两年有望实现4600万美元最大余额 [68] 各条业务线数据和关键指标变化 钻探与完井业务 - 2021年第四季度钻探与完井支出8370万美元，全年资本支出4.14亿美元，低于原指导4.25亿美元 [28] - 2022年资本预算4.6 - 4.8亿美元，约93%用于钻探与完井活动 [29] - 2022年计划用3台水平钻机和2个压裂机组开局，年底减至1台钻机和1个机组 [30] - 2022年开发计划将完成并投产63口新井 [34] - 2021年运营2台双燃料水平钻机，钻60口井，平均水平段长度超10000英尺，9口超17000英尺 [36] - 2021年完成超3650个压裂阶段，第四季度压裂阶段日增近18%，全年增13% [37][38] 营销业务 - 2022年NGL价格开局强劲，乙烷价格预计相对天然气有吸引力溢价，LPG市场价格预计健康 [45][46] - 2021年第四季度NYMEX天然气均价超5.80美元/MMBtu，1月寒冷致库存低于五年均值 [47] 各个市场数据和关键指标变化 - 2022年NGL市场因出口创纪录和国内需求强劲，10 - 11月Mont Belvieu价格达多年高位 [45] - 2022年天然气市场价格积极上涨，1月寒冷使库存低于五年均值 [47] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将建立基础股息并实施5亿美元回购计划，预计下半年开始派息，股息将可持续 [8][9] - 公司套期保值计划2020年转向使用领口期权和掉期组合，能捕捉天然气价格上涨，支持资产负债表和资本回报目标 [11] - 公司运营注重创新和降低成本，连续四年支出低于预算，2022年平均全成本井约625美元/侧英尺，领先同行 [16][17] - 公司基础产量递减率低于20%，维持性钻探与完井资本在4亿美元左右，资本强度低，利于产生自由现金流 [18] - 公司拥有数十年核心井库存，2021年底证实储量PV - 10为127亿美元，扣除净债务后约40美元/股，是当前股价两倍 [21] - 公司认为阿巴拉契亚天然气和天然气液能满足当前和未来需求，将在排放强度、资本效率和透明度方面领先 [24] - 公司资本分配顺序为维护性资本支出、债务偿还、股东资本回报、适当的增长性资本支出 [54] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为天然气和NGLs将成为清洁高效燃料，阿巴拉契亚天然气和天然气液能满足需求，公司将受益 [23][24] - 公司资产负债表处于历史最佳状态，未来几个季度将快速改善，债务降低使公司更具韧性 [26] - 天然气和NGLs基本面良好，公司有望为股东带来健康资本回报 [26] 其他重要信息 - 公司2021年用天然气替代超60万加仑柴油用于双燃料水平钻机，节省燃料成本 [36] - 公司2021年用天然气替代超400万加仑柴油用于完井作业，节省成本780万美元 [40] - 公司2021年水再利用计划节省超1300万美元，回收水量超产出水量150% [43] - 公司宣布销售负责任采购的天然气，探索认证途径，以利用RSG市场增长需求 [48] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司股票回购计划的激进程度及现金回报结构展望 - 公司认为股票回购是资本返还过程的一步，基于资产负债表状况和实现杠杆目标的信心宣布该计划 [74][75] - 资本分配非二元决策，若12个月内用完回购计划，约占自由现金流50%以上；用一半也超三分之一，目前倾向债务偿还，但回购计划可用 [76][79] - 股东回报讨论将随情况演变，非公式化，会适应商品价格、去杠杆速度和宏观事件 [80] 问题2: 公司在东北阿巴拉契亚钻探9口井的决策原因 - 该地区岩石质量好，井性能与西南宾夕法尼亚资产有竞争力，当前经济状况与西南相当 [82] - 可利用现有基础设施和集输系统，是公司今年值得增加的项目 [83] 问题3: 预测2024年自由现金流达市值70%的假设 - 基于各年期货价格，成本与2022年持平，反映当前通胀，价格预测保守 [85] - 考虑州级现金税，可利用宾夕法尼亚州净运营亏损（NOLs）管理税收，联邦有29亿美元NOLs可屏蔽多年税前收入 [86] - 包含合同约定的成本节省，如未来几年集输成本下降，利息支出减少 [87][88] 问题4: 新完井程序的变化及效率提升可持续性 - 改变井口设备布局和配置，减少压裂阶段间隔时间，提高效率 [89] - 节省的时间相当于在一年计划中增加一个5 - 6口井的平台 [90] 问题5: 公司未来是否会维持现状或寻求其他机会 - 公司拥有阿巴拉契亚最大核心库存和最具资本效率的团队，可通过执行现有计划产生大量自由现金流并回报投资者 [93][94] - 公司将保持纪律，除非有更好方案才会改变，现有业务未来多年可能相似，回购股份可维持每股资源潜力和增长 [95][96] 问题6: 公司联邦和州级NOLs情况 - 联邦有29亿美元NOLs，宾夕法尼亚州有8.61亿美元NOLs，州内不能100%抵消收入，有效税率低 [97] 问题7: 管道取消环境下公司的增长前景 - 公司核心库存大，可在其他公司耗尽核心库存时抢占市场份额 [99][100] - 天然气在能源转型中作用重要，预计相关项目最终会完成，如费城LNG出口设施、Mountain Valley管道和壳牌裂解装置 [100][101] - 公司80%天然气可出盆地，剩余20%有季节性和本地需求机会，且过去维护计划的执行使公司在未来有生产空间 [102][103][105] 问题8: 公司是否考虑剥离非核心资产加速回购 - 公司过去已剥离低回报率、高成本和低库存的资产，目前资产布局有利于高效开发和水循环利用 [108] - 目前资产配置和基础设施适合生产和开发，无剥离资产的动力 [109] 问题9: 公司为何只宣布5亿美元回购计划及与信用评级的关系 - 与信用评级机构保持沟通，管理信用风险，目标是在偿还债务和回购股份间平衡 [112][113] - 宣布5亿美元是过程中的一步，可根据情况扩展，过去曾在低价时宣布1亿美元回购计划并回购1000万股 [113] 问题10: 5亿美元回购计划的实施节奏 - 预计会定期补充回购计划，随着债务减少和信用状况改善，资本成本降低，信用评级有望提升 [115][116] 问题11: 公司普通股股息的增长框架和可持续性 - 股息是向股东返还资本的现金承诺，使行业回报更实际，目前公司股价与内在价值脱节，重点是股票回购计划 [120][121] - 股息未来有增长可能，但目前关注回购 [121] 问题12: 公司套期保值策略及未来进展 - 过去因资产负债表杠杆高，需对冲60% - 80%天然气收入，目前债务减半，更具机会主义 [123] - 套期保值目的是保护资产负债表、支持资本计划和股东回报，执行方式不断演变，更有耐心，增加领口期权 [124][125] - 2022年天然气约三分之二已对冲，考虑NGLs和凝析油后约50%收入已对冲；2023年约30%收入已对冲，用领口期权保留上涨空间 [126]

已探明储量情况 - 2021年末公司估计的已探明储量从2020年末的17.2万亿立方英尺当量增至17.8万亿立方英尺当量，增幅3%[18] - 2021年总探明储量较2020年增加3%，从17.2 Tcfe增至17.8 Tcfe[37] - 2021年储备为17.8 Tcfe，较2020年增加572.4 Bcfe，增幅3%[54] - 2021年底公司估计的已探明储量从2020年底的17.2 Tcfe增加3%至17.8 Tcfe[18] - 2021年总探明储量较2020年增加3%，从17.2 Tcfe增至17.8 Tcfe[37] - 2021年储量为17.8 Tcfe，较2020年增加572.4 Bcfe，即3%[54] 产量情况 - 2021年公司总产量为5410亿立方英尺天然气、3640万桶天然气凝析液和300万桶原油及凝析油，日均产量为21.3亿立方英尺当量，较2020年下降5%[20] - 2021年平均日产量为21.3亿立方英尺当量，较2020年下降5%[37] - 2021年总产量为541.0 Bcf天然气、36.4 Mmbbls天然气凝析液和3.0 Mmbbls原油及凝析油，日均产量为2.13 Bcfe/天，较2020年下降5%[20] - 2021年平均日产量为21.3亿立方英尺当量，较2020年下降5%[37] - 2021年马塞勒斯页岩气田天然气产量为5.40824亿mcf，NGLs产量为3636.5万桶，原油和凝析油产量为303.2万桶[53] - 2021年马塞勒斯页岩气田天然气产量为5.40824亿立方英尺，NGLs产量为3.6365万桶，原油和凝析油产量为303.2万桶[53] 现金流及现值情况 - 2021年公司税后标准化折现未来净现金流为125亿美元，税前现值（PV - 10）为149亿美元，两者差值为24亿美元[19] - 2021年未来净现金流为399.19亿美元，税前现值为148.68亿美元，税后现值为124.85亿美元[48] - 基于2021年第四季度产量，储量寿命指数约为22年，税前未来净现金流现值（PV - 10）为149亿美元，税后标准化折现未来净现金流为125亿美元[19] - 2021年未来净现金流为3.9919亿美元，税前现值为1.4868亿美元，税后现值为1.2485亿美元[48] 票据发行及债务情况 - 公司发行6亿美元本金、利率8.25%、2029年到期的新优先票据[24] - 公司总债务减少1.653亿美元，手头现金增加2.14亿美元，银行承诺借款额度维持在24亿美元[24] - 2022年1月发行5亿美元4.75%的2030年到期高级票据，赎回2026年到期9.25%高级票据[37] - 2021年公司发行6亿美元本金、利率8.25%、2029年到期的新优先票据，总债务减少1.653亿美元，现金增加2.14亿美元[24] - 2021年公司银行承诺借款额度维持在24亿美元，资本支出比初始预算4.25亿美元少约1060万美元[24] - 截至2021年12月31日，公司维持40亿美元银行信贷安排，借贷基数30亿美元，承诺借贷能力24亿美元[37] - 2021年公司减少债务本金1.653亿美元，年末现金2.144亿美元，信贷安排下可用资金21亿美元[37] - 2021年公司将债务本金总额减少了1.653亿美元[37] 资本预算及支出情况 - 公司2021年资本预算为4.25亿美元，实际支出比初始预算少约1060万美元[24] - 2022年资本预算预计在4.6 - 4.8亿美元，其中钻井成本4.25 - 4.45亿美元，土地及其他支出3500万美元[37] - 2022年资本预算预计在4.6亿至4.8亿美元之间，其中钻井成本4.25亿至4.45亿美元，土地和其他支出3500万美元[37] 价格情况 - 公司不包括衍生品结算和第三方运输成本的平均实现价格较2020年上涨110%，包括上述成本的平均实现价格较2020年上涨86%[24] - 2021年天然气基准价格为3.60美元/mcf，油价为66.34美元/bbl[48] - 2021年天然气井口价格为3.30美元/mcf，油价为59.35美元/bbl，NGLs价格为28.41美元/bbl[48] - 2021年马塞勒斯页岩气田天然气销售价格为2.29美元/mcf，NGLs为17.12美元/bbl，原油和凝析油为59.76美元/bbl[53] - 2021年公司不包括衍生品结算和第三方运输成本的平均实现价格较2020年上涨110%，包括上述成本的平均实现价格上涨86%[24] 运营费用情况 - 公司直接运营费用减少1690万美元，较2020年降低18%，每立方英尺当量的折耗、折旧和摊销率较2020年降低2%[24] - 2021年公司直接运营费用减少1690万美元，较2020年降低18%，每mcfe的折耗、折旧和摊销率较2020年降低2%[24] 钻井情况 - 公司将钻井和完井成本控制在每英尺600美元或以下[24] - 2021年钻59口天然气井，整体钻井成功率100%[37] - 2021年在阿巴拉契亚地区花费3.881亿美元，钻了58口开发井和1口探井[54] - 2021年钻井成功率为100%[61] - 2021 - 2023年钻井成功率均为100%[61] - 2021年公司钻了59口天然气井，整体钻井成功率为100%[37] 安全及环保指标情况 - 公司员工可记录事故率较2020年降低40%[24] - 2021年非淡水泄漏率较2020年降低48%，违规通知减少29%[37] - 2019 - 2021年三年间，410万工作小时内仅发生8起OSHA可记录事故，平均总可记录事故率为0.4[71] - 公司员工可记录事故率较2020年降低40%[24] - 2019 - 2021年三年间，410万工作小时内仅发生8起OSHA可记录事故，平均总可记录事故率为0.4[71] 土地及权益情况 - 截至2021年12月31日，已探明未开发储量（PUDs）总计7.4 Tcfe，2021年开发成本约3.613亿美元[47] - 截至2021年12月31日，公司拥有1350口净生产井，平均工作权益为94%[51] - 截至2021年12月31日，公司拥有909428英亩毛面积和794435英亩净面积[62] - 未来五年未开发土地到期情况：2022年14440英亩（净13733英亩），占比20%；2023年19098英亩（净18162英亩），占比26%等[64] - 截至2021年12月31日，PUDs总计2880万桶原油、4.238亿桶NGLs和4.6 Tcf天然气，共计7.4 Tcfe，2021年开发PUDs的成本约为3.613亿美元[47] - 截至2021年12月31日，公司拥有1350口净生产井，平均工作权益为94%，约90.9万英亩（79.4万净英亩）租赁土地[51] 员工情况 - 截至2022年1月1日，公司有527名全职员工，均未加入工会或参与集体谈判安排[68] - 2017 - 2021年五年间，公司员工自愿离职率平均低于5.5%[70] - 截至2022年1月1日，公司有527名全职员工，均未加入工会或集体谈判安排[68] - 2017 - 2021年五年间，公司员工自愿离职率平均低于5.5%[70] 高管情况 - 截至2022年2月1日，首席执行官兼总裁Jeffrey L. Ventura 64岁，高级副总裁兼首席财务官Mark S. Scucchi 44岁，高级副总裁兼首席运营官Dennis L. Degner 49岁，高级副总裁兼主计长及首席会计官Dori A. Ginn 64岁，高级副总裁兼总法律顾问及公司秘书David P. Poole 59岁[75] - 截至2022年2月1日，首席执行官兼总裁Jeffrey L. Ventura 64岁，高级副总裁兼首席财务官Mark S. Scucchi 44岁，高级副总裁兼首席运营官Dennis L. Degner 49岁，高级副总裁兼主计长及首席会计官Dori A. Ginn 64岁，高级副总裁兼总法律顾问及公司秘书David P. Poole 59岁[75] 关税及法规情况 - 中国对美国液化天然气进口征收25%的关税，预计目前仍将维持[89] - 2022年1月13日，FERC将违反《天然气法》的最高民事罚款从每天每起违规1307164美元提高到1388496美元[91] - 根据Order 704，上一日历年度批发买卖超过220万Mmbtu物理天然气的买家和卖家需在每年5月1日向FERC报告上一年度批发买卖的天然气总量[92] - 2021年7月开始的五年内，FERC规定州际液体管道年度指数调整为成品生产者价格指数加0.78%，每五年审查一次[99] - 2005年《能源政策法案》扩大了FERC的执法权力，公司认为自身基本遵守相关法律法规，但无法预测未来合规成本和影响[91] - 公司依赖第三方的天然气处理和收集设施，这些设施的监管状态和收费可能受法规变化影响[94][96] - 州内天然气管道运输费率由州监管委员会监管，公司认为其对自身运营的影响与竞争对手无实质差异[93] - 公司运营受众多环境和职业健康安全法律法规约束，违反规定可能面临重大处罚[101] - 《综合环境响应、赔偿和责任法案》等法律可能使公司对危险物质泄漏承担连带责任，虽未收到相关清理通知，但新法规可能产生不利影响[103][104] - 《资源保护和回收法案》等法律规范废物处理，未来废物重新分类可能增加公司成本[105] - 《联邦水污染控制法》《石油污染法》《安全饮用水法》等法律对公司废水排放、石油泄漏和地下水注入等方面进行限制和规范[107][108][109] - 2021年12月8日，拜登签署行政命令，要求政府到本十年末将温室气体排放量削减65%，到2050年实现碳中和[117] - 2021年11月2日，美国环保署发布新提案，首次要求各州减少全国数十万个现有排放源的甲烷排放[114] - 2021年2月25日，特拉华河流域委员会批准最终规则，禁止在该流域进行大排量水力压裂作业，该流域为超1300万人供水[111] - 2020年7月27日，宾夕法尼亚州环境质量委员会通过一项提案，要求天然气运营商对现有井场和压缩机站进行季度泄漏检测和修复，该提案预计2022年第二季度提交给美国环保署[115] - 2019年12月，宾夕法尼亚州环境保护部提议对现有井场和压缩机站的挥发性有机化合物排放进行监管[115] - 2018年6月，宾夕法尼亚州环境保护部提高了新建或改造天然气压缩机站、加工厂和传输站的许可条件[115] - 2016年6月3日，美国环保署最终确定新的甲烷排放标准，8月2日生效，但2017年6月12日宣布暂停执行两年[114] - 2015年8月，美国环保署根据奥巴马战略提议制定新的甲烷排放标准[114] - 2009年，美国环保署认定温室气体排放危害公共健康和环境，并据此制定相关法规[116] - 公司认为自身在2021年和2022年不会因遵守环境法规产生重大资本或非经常性支出，但未来会持续产生合规成本[120] - 中国对美国液化天然气进口征收25%的关税，预计目前仍将维持，但如果后续谈判达成第二阶段协议，可能会放宽[89] 其他情况 - 公司目前有超3400个已证实和未证实的钻井位置库存[29] - 截至2021年12月31日，员工和董事持有的福利计划证券总市值约为2.63亿美元[34] - 过去三年公司剥离了超10亿美元的资产[55] - 2021年生产中天然气占64%、天然气凝析液占34%、原油及凝析油占2%，已探明开发储量占59%，近100%为自营[19] - 2021年NGLs占总探明储量约34%，每桶NGLs价格平均约为等量石油价格的52%[45] - 2021年将约1.2 Tcfe的PUDs转化为已探明开发储量，新增1.5 Tcfe新PUDs，净负修订393.6 Bcfe[50] - 截至2021年12月31日，NGLs在总探明储量中占比约34%，2021年每桶NGLs的平均价格约为同等体积石油平均价格的52%[45]

公司概况 - 美国天然气和NGLs前10大生产商、独立勘探与生产公司中顶级NGL出口商，2004年开拓马塞勒斯页岩[6] - 2020年底探明储量17.2 Tcfe，PV - 10每股超30美元，净债务后计算[8] 运营优势 - 2018 - 2020年D&C资本支出约280美元/Mcfepd，低于同行平均约385美元/Mcfepd[11] - 2020年现金单位成本1.85美元/mcfe，较2018年底改善0.33美元，约15%[11] - 2020年通过水回收和共享计划回收148%的采出水[12] 财务表现与展望 - 2021年全资本预算约4.15亿美元，产量维持在2.12 - 2.13 Bcfe/天[13] - 预计2021年底杠杆率降至约2.0x，2022年底降至低于1x[13] - 2021 - 2023年累计自由现金流在当前期货价格下超20亿美元[54] 资源潜力 - 宾夕法尼亚西南部约46万净英亩，约3100口未钻探马塞勒斯井[63] - 约2000个未钻探马塞勒斯位置预计EUR超2.0 Bcfe/1000英尺侧长[63] 市场环境 - 2021年天然气供应预计温和增长约0.7 Bcf/d，需求增长，出口平均超17 Bcf/d，高于2020年平均超35%[70] - 2021年NGL供应预计平均比2020年高点低约1%，出口能力增长[75] 环境与社会责任 - 目标2025年实现直接温室气体净零排放[9] - 自2011年以来温室气体排放强度降低超80%，2020年低于0.25公吨CO₂e/Mmcfe[84] 公司治理 - 董事会平均任期五年，33%独立董事为女性，50%委员会由女性主持[87] - 自2011年向宾夕法尼亚支付2.4亿美元影响费，至2020年向土地所有者支付29亿美元[88] 执行薪酬框架 - 长期股权激励计划关注股东回报、资产负债表强度和环境领导力[89] - 年度激励目标关注关键财务和ESG框架目标[89] 资产情况 - 宾夕法尼亚约150万净有效英亩，带来数十年钻探库存[94] - 约40万净英亩西南宾夕法尼亚土地对尤蒂卡/波因特普莱森特有前景[94] 宏观展望 - 到2025年天然气总需求增长18 Bcf/d，LNG和墨西哥出口、工业和电力需求增长驱动[102] - IEA预测LPG和乙烷是中长期增长最快的全球石油产品[118]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度公司现金流为2.77亿美元，资本支出仅9600万美元，产生强劲自由现金流并减少了未偿债务 [7] - 2022年按当前期货价格计算，自由现金流将超过10亿美元，随着天然气和NGL期货曲线改善，未来几年自由现金流将显著增长 [8] - 预计到2022年底资产负债表杠杆率低于1倍，2021年底债务与EBITDA比率预计在2倍以下，2022年初可降至1倍多 [9][40] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 第三季度资本支出9600万美元，其中钻井和完井支出约9200万美元，前三个季度资本支出总计3.22亿美元，约为原年度计划的76% [17] - 第三季度产量为每天21.4亿立方英尺当量，较第二季度增长1.5%，较年初增长3%，预计第四季度产量将有类似增长，全年产量指引中点为每天21.25亿立方英尺当量，较之前指引变化约1% [18] - 第三季度有12口井投产，其中超80%的新井在季度后半期投产，约75%的投产侧钻井段位于干气区域，其余位于超富液区域 [19][20] 营销业务 - 第三季度天然气、NGL和凝析油价格全面上涨，NGL国内供需平衡较上季度收紧5%，同比收紧21%，LPG国内需求较去年估计高7%，出口增长13%，LPG价格达到7年多来最高水平 [26] - 公司NGL合同组合使每桶价格较Mont Belvieu溢价0.83美元，绝对预套期保值NGL价格较上季度每桶上涨6.14美元，每桶NGL价格每上涨1美元，全年约增加3000万美元现金流 [27] - 第三季度NYMEX天然气均价超过每百万英热单位4美元，公司第三季度天然气差价为较NYMEX低0.35美元，预计2021年天然气差价改善至较NYMEX低0.28美元，意味着第四季度差价约为较NYMEX低0.24美元 [28] 各个市场数据和关键指标变化 - 过去18个月天然气和NGL供应稳定，而国内外需求持续增长，多数商品库存水平从一年前的接近历史高位降至目前的多年季节性低位 [9] - 天然气市场供应不足，LNG出口每天超过10亿立方英尺，天然气生产净出口远低于2018年水平，储气水平低于5年平均水平 [28] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略目标强调产生自由现金流、增强资产负债表实力并最终向股东返还资本，目前优先于增长，在实现更高优先级目标后才会考虑增加产量 [10] - 公司拥有约150万英亩阿巴拉契亚盆地核心区域的连续土地，具有数十年的核心库存寿命，随着其他运营商核心库存耗尽，公司将受益 [11] - 公司致力于实现绝对减排目标和20 - 25年净零目标，排放情况在全球生产商中接近一流水平，具有领先的库存和良好的环境记录，有利于未来成功 [14] - 公司认为市场短期内未激励阿巴拉契亚生产商增产，预计2022年维持现有生产水平，专注于获取现金流、减少债务和加强资产负债表 [29][30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司现状和未来前景感到兴奋，认为美国页岩气开发是上世纪最重要的创新之一，为美国创造了大量就业机会，提供了可靠、清洁且经济的能源，减少了排放并降低了消费者成本 [12] - 随着管道基础设施和出口设施的持续投资，美国有机会通过增加LPG和LNG出口满足全球未来能源需求，天然气和NGL将在全球向更清洁、高效燃料转型中发挥关键作用 [12] - 公司认为能够从成本和排放角度最有效地将产品交付到终端市场的生产商将最成功，公司在这方面具有优势 [13] 其他重要信息 - 公司运营、环境和可持续发展方面取得进展，自2017年以来温室气体排放强度降低69%，甲烷排放强度降低86%，自2019年以来设备泄漏发生率降低超66% [31] - 公司通过水共享计划回收了148%的采出水和返排液，过去3年节省成本超3000万美元 [32] - 公司即将发布更新的企业可持续发展报告 [30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司在当前环境下转移资本的灵活性以及支持液体增长的增量产能和对Shell乙烷裂解装置的直接销售情况 - 公司在项目中保持合理的灵活性，由于在现有生产场地的作业记录，能够在液体和干气资产之间转移资本并进行进一步开发，且各区域经济竞争力强，可利用市场变化 [45][46] - 公司认为在自家后院有增加集输和处理能力的选择，随着区域生产商库存耗尽，公司三分之二的库存位于富液区域，有利于利用该市场，且公司在NGL出口方面有灵活性，约80%的丙烷和丁烷今年出口 [49][50] - 公司在乙烷方面有独特地位，可进入所有4条乙烷外输管道，能利用乙烷机会并优化运营，体现出相对于市场指数的溢价 [51] 问题2: 公司维护计划的业务模式、潜在的下降率和维持资本趋势以及相关估值影响 - 公司核心库存长且基础下降率低，维护资本最优，明年将维持生产水平，长期也有维持或在市场条件允许时实现低个位数增长的灵活性，可长期产生大量自由现金流 [57][58] - 维护计划下下降率会随着时间变缓，资本方面，预计会受到通胀影响，但团队会通过提高效率来降低成本，目前难以确定明年维护资本指引，将在2月的电话会议中提供更多信息，过去4年公司资本支出均低于指引 [60][61][62] - 从估值角度看，维护模式为公司估值提供了下限，同时公司在商品价格上涨和行业有限库存方面有选择权，可能带来市场份额增长 [65][66][67] 问题3: 公司对套期保值的看法，包括当前套期保值水平是否合适以及对2023年套期保值的想法 - 公司套期保值目标是降低绝对债务，将企业价值转移给股东并降低风险，随着债务减少，套期保值计划会更灵活，不排除减少套期保值以直接参与商品价格波动 [71][72] - 公司不会给出2022年和2023年具体的套期保值目标百分比，会继续使用如领口期权等结构保留上行风险敞口，2022年新增的套期保值头寸价格远高于4美元 [73][74] - 公司约45%的收入来自NGL，对NGL定价持积极态度 [75] 问题4: 第四季度生产指导中延迟和天气问题的详细情况以及对明年的潜在影响 - 这些问题是季节性短期的，夏季阿巴拉契亚地区异常高温影响设备运行时间，风暴也有影响，预计未来季度将恢复正常 [77] 问题5: 价格上涨和低杠杆情况下公司对核心和非核心资产处置的看法以及对短期价格波动的应对措施 - 目前公司对现有库存、基础设施、业务和合同满意，出售资产不是创造价值的重要驱动因素，现阶段资产剥离不是优先事项 [83] - 公司明年专注于维护模式和产生自由现金流，短期价格波动不会促使公司采取行动，因为增加产量的决策周期约为9 - 12个月，且早期产量仅占最终可采储量的15%，还需考虑期货曲线的反向市场情况 [85][87] 问题6: 公司对NGL价格中期前景的看法，包括丙烷和乙烷的供需平衡 - 公司对NGL价格前景乐观，过去一年多运营商的资本纪律减少了供应增长，而出口一直强劲，同时新增需求不断出现，公司在NGL销售方面有灵活性 [92][93] - 乙烷作为生产乙烯的原料具有竞争力，美国今年底将有两个新设施投产，增加约17.5万桶/日的新需求，明年还有约7.5万桶/日的新出口需求和其他约17.5万桶/日的新需求，目前美国聚乙烯综合生产商的利润率约为每加仑1.70美元 [94][95] - 丙烷已从全球乙烯蒸汽裂解原料组合中退出，但在PDH、乙烯裂解和住宅商业领域仍有需求，与取暖油和LNG相比有价格上涨空间 [96] 问题7: 公司对同行实施的可变股息模式的看法以及投资者反馈 - 公司会与投资者讨论各种资本回报方式，随着杠杆率接近目标区域，明年宣布资本回报框架是合理的下一步 [100] - 行业普遍采用的适度基础股息加可变部分的模式有意义，可变部分应具有灵活性，具体是股份回购还是增加股息需考虑投资者的价值取向 [101][102] - 公司长期以来通过减少绝对债务和回购股份向投资者返还资本，未来可能会有进一步的资本回报框架迭代 [103] 问题8: 公司2021年与2020年的钻井进尺情况以及对2022年维护计划的影响，以及2022年压裂和钻井设备招标过程和ESG友好设备的相关情况 - 公司规划的平均侧钻长度约为10000英尺，2022年维护计划下的钻井进尺和资本效率应与今年相似 [110] - 公司正在进行招标过程，目前难以分享结果，服务提供商希望继续与公司合作，因为公司的效率模式对双方都有利，但也面临一些通胀影响 [112][113]