探明储量相关 - 2020年末公司探明储量从2019年12月3日的18.2 Tcfe降至17.2 Tcfe，降幅5%[19] - 截至2020年12月31日，公司探明储量的税前现值（PV - 10）为30亿美元，税后标准化折现未来净现金流为28亿美元，两者差额为1.344亿美元[20] - 2020年末总探明储量为172.03114亿立方英尺当量，其中已开发储量97.9254亿立方英尺当量，占比57%，未开发储量74.10574亿立方英尺当量，占比43%[42] - 2020年末阿巴拉契亚地区探明储量为172.02765亿立方英尺当量，占比100%，PV - 10为29.80242亿美元，占比100%[43] - 2020、2019和2018年探明储量审计分别占总探明储量的97%、90%和94%，占相关税前现值的99%、94%和96%[44] - 2020年末NGLs占总探明储量约33%，2020年每桶NGLs平均价格约为等量石油平均价格的51%[48] - 截至2020年12月31日，PUDs总计包括3470万桶原油、4.007亿桶NGLs和4.8万亿立方英尺天然气，共计7.4万亿立方英尺当量，2020年开发成本约3.41亿美元[49] - 2020年未来净现金流为97.95亿美元，所得税前现值为29.81亿美元，所得税后现值为28.46亿美元[50] - 2020年阿巴拉契亚地区日均产量为212.69万mcfe，占总产量的95%，储量为172.03亿mcfe，占总储量的100%[53] - 截至2020年底，公司储量为17.2 Tcfe，较2019年减少122.3 Bcfe，降幅不到1%[60] - 2020年公司总探明储量较2019年下降5%，从18.2 Tcfe降至17.2 Tcfe，排除资产出售影响后降幅小于1%[36] - 2019年公司探明已开发储量为99.02468亿立方英尺当量，占比54%；探明未开发储量为82.89115亿立方英尺当量，占比46%[42] - 2018年公司探明已开发储量为97.5687亿立方英尺当量，占比54%；探明未开发储量为83.15536亿立方英尺当量，占比46%[42] - 2020年12月31日，NGLs占公司总探明储量约33%，2020年每桶NGLs价格平均约为等量石油平均价格的51%[48] - 2020 - 2016年，公司未来净现金流分别为97.95亿美元、221.79亿美元、348.36亿美元、214.69亿美元、103.01亿美元；税前现值分别为29.81亿美元、75.61亿美元、131.73亿美元、81.47亿美元、37.27亿美元；税后现值分别为28.46亿美元、66.29亿美元、111.16亿美元、71.65亿美元、34.52亿美元[50] - 2020年公司运营数据显示，阿巴拉契亚地区日产量212.6875万立方英尺当量，年产量77.8436亿立方英尺当量，占总产量95%，探明储量172.02765亿立方英尺当量，占总探明储量100%[53] - 2020年公司探明储量为17.2万亿立方英尺当量，较2019年减少1223亿立方英尺当量（不到1%），年产量较2019年增加3%，该地区钻井成功率达100%[60] 产量相关 - 2020年天然气总产量574.5 Bcf，NGLs产量37.5 Mmbbls，原油和凝析油产量2.8 Mmbbls；日均产量2.23 Bcfe，较2019年下降2%；排除北路易斯安那州资产后总产量增长3%[21] - 2020年平均日产量为22.3亿立方英尺当量，较2019年下降2%，排除北路易斯安那州资产出售影响后增长3%[39] - 2020年钻了52口天然气井，整体钻井成功率为100%[39] - 2020年马塞勒斯页岩气田天然气产量为5.44亿mcf，NGLs产量为361.85万桶，原油和凝析油产量为25.99万桶[56] - 2020年公司总产量为574.5 Bcf天然气、37.5 Mmbbls天然气凝析液和2.8 Mmbbls原油及凝析油，日均产量2.23 Bcfe/天，较2019年下降2%，排除北路易斯安那州资产后总产量增长3%[21] - 2020年公司日均产量为22.3亿立方英尺当量，较2019年下降2%，排除出售资产影响后增长3%[39] - 2020年公司共钻52口天然气井，钻井成功率为100%[39] - 2020 - 2018年，马塞勒斯页岩气田天然气产量分别为5.44079亿立方英尺、5.16031亿立方英尺、4.58406亿立方英尺；NGLs产量分别为3618.5万桶、3601.3万桶、3418.1万桶；原油和凝析油产量分别为259.9万桶、319.9万桶、345.2万桶[56] - 2020年公司马塞勒斯页岩气田产量较2019年增加3%，预计2021年平均运行两个钻机[59] - 2020 - 2018年开发井和勘探井的生产井数量分别为52.0口（净井51.4口）、94.0口（净井92.6口）、104.0口（净井101.7口），成功率均为100%[69] 资产交易与融资相关 - 2020年公司资产出售收益2.461亿美元，发行8.5亿美元2026年到期的9.25%优先票据，回购12亿美元2021 - 2023年到期的优先和次级优先票据[22] - 2020年第三季度出售北路易斯安那州资产，现金收益2.45亿美元，税前亏损950万美元[39] - 过去三年公司剥离超14亿美元资产，2020年出售北路易斯安那州资产获2.45亿美元，出售宾夕法尼亚州西北部资产获100万美元，出售其他资产获12.7万美元[63][64] - 公司获得资产出售收益2.461亿美元，发行8.5亿美元2026年到期的9.25%优先票据，回购12亿美元2021 - 2023年到期的优先和次级优先票据[22] - 2020年第三季度，公司出售北路易斯安那州资产获得2.45亿美元现金收益，记录税前亏损950万美元[39] - 过去三年公司剥离超14亿美元资产，2020年出售北路易斯安那州资产获现金2.45亿美元，出售宾夕法尼亚州西北部资产获100万美元，出售其他杂项资产获12.7万美元[63][64] 财务指标相关 - 2020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少1.093亿美元[26] - 2020年公司回购820万股普通股，直接运营费用减少4410万美元，降幅32%；一般及行政费用减少2170万美元，降幅12%[26] - 2020年公司每mcfe的折耗、折旧和摊销率较2019年降低27%[26] - 截至2020年12月31日，公司维持40亿美元银行信贷安排，借贷基数为30亿美元，承诺借贷能力为24亿美元，2020年债务本金减少8600万美元[39] - 2020年公司总费用为4.42亿美元，其中阿巴拉契亚地区费用为4.40亿美元[54] - 2020年公司各项成本中，土地购买成本2.6166亿美元，开发成本36.9093亿美元，勘探成本4.0364亿美元，集输设施成本3694万美元，退役义务成本2610万美元，总成本44.1927亿美元[54] - 公司维持银行承诺借款额度24亿美元，2020年资本支出比初始预算少1.093亿美元[26] - 公司回购820万股普通股，直接运营费用减少4410万美元，降幅32%，一般及行政费用减少2170万美元，降幅12%[26] - 公司2020年末每mcfe的损耗、折旧和摊销率较2019年降低27%[26] - 截至2020年12月31日，公司维持着40亿美元的银行信贷额度，借款基数为30亿美元，承诺借款能力为24亿美元，2020年债务本金减少8600万美元，2021年1月发行6亿美元新高级票据[39] 土地与井相关 - 公司目前有超3500个已证实和未证实的钻探地点库存[31] - 截至2020年12月31日，公司拥有开发面积毛面积832,634英亩、净面积719,966英亩，未开发面积毛面积85,080英亩、净面积76,301英亩，总面积毛面积917,714英亩、净面积796,267英亩，平均工作权益分别为86%、90%、87%[70] - 未来五年未开发面积到期情况：2021年毛面积22,132英亩、净面积19,333英亩，占比25%；2022年毛面积15,113英亩、净面积14,476英亩，占比19%；2023年毛面积19,818英亩、净面积19,013英亩，占比25%；2024年毛面积14,291英亩、净面积12,871英亩，占比17%；2025年毛面积9,612英亩、净面积8,219英亩，占比11%[72] - 截至2020年12月31日，天然气生产井总数为1393口，净井数为1309口，工作权益占比94%；原油生产井总数为3口，净井数为1口，工作权益占比34%；生产井总数为1396口，净井数为1310口，工作权益占比94%[66] - 截至2020年12月31日，处于钻探或完井阶段的井有40.0口（净井38.4口），等待完井或等待管道的井有33.0口（净井33.0口）[68] - 截至2020年12月31日，公司拥有工作权益的已开发土地总面积为832,634英亩（净面积719,966英亩），未开发土地总面积为85,080英亩（净面积76,301英亩），平均工作权益分别为86%、90%[70] - 2021 - 2025年未开发土地到期面积分别为22,132英亩（净面积19,333英亩）、15,113英亩（净面积14,476英亩）、19,818英亩（净面积19,013英亩）、14,291英亩（净面积12,871英亩）、9,612英亩（净面积8,219英亩），占未开发土地总面积的比例分别为25%、19%、25%、17%、11%[72] 人员与安全相关 - 截至2021年1月1日，公司有533名全职员工，均未加入工会或集体谈判协议[76] - 2020年公司为约7,000人（包括员工和承包商）进行了现场安全培训[78] - 2020年公司承包商OSHA可记录伤害事故减少68%，可预防车辆事故数量减少64%[26] - 截至2021年1月1日，公司有533名全职员工，均未加入工会或集体谈判协议[76] - 2020年公司为约7000人（包括员工和承包商）进行了现场安全培训[78] - 2020年公司为女性员工发起了自愿员工资源小组以促进多元化和包容性[79] 高管信息相关 - 公司高管年龄及职位：Jeffrey L. Ventura 63岁，首席执行官兼总裁；Mark S. Scucchi 43岁，高级副总裁兼首席财务官；Dennis L. Degner 48岁，高级副总裁兼首席运营官；Dori A. Ginn 63岁，高级副总裁兼主计长和首席会计官；David P. Poole 58岁，高级副总裁兼总法律顾问和公司秘书[80] 市场与竞争相关 - 公司在油气行业各环节面临竞争，虽有一定优势，但很多竞争对手资源远超公司[85][86] - 公司销售天然气、NGLs、原油和凝析油，根据价格、信用质量和服务可靠性选择买家，认为失去个别买家不会有重大不利影响[87] - 公司与第三方进行衍生品交易，以实现更可预测的现金流并降低价格波动风险[88] - 公司生产的天然气需求通常在春秋季下降，冬夏季上升，季节性异常会影响需求[91] 法规监管相关 - 公司受SEC和NYSE监管，需建立相关控制程序，不遵守规定可能面临诉讼和股票摘牌风险[93][94] - 中国对美国液化天然气出口征收25%关税，预计目前仍将维持，若谈判进入第二阶段协议可能会放宽[95] - 2021年1月8日，FERC将违反《天然气法》的最高民事罚款从每天每起违规129.1894万美元提高到130.7164万美元[97] - Order 704规定，前一日历年度批发买卖超过220万MMBtus物理天然气的主体，需在每年5月1日向FERC报告相关交易[98] - 2016年7月开始的五年期，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变化加1.23%；2021年7月开始的五年期，调整为成品生产者价格指数加0.78%[105] - 2005年8月美国国会颁布《2005年能源政策法案》，扩大了FERC的执法权力[96] - 公司认为自身在《2005年能源政策法案》相关法规方面基本合规，但法规常修订或重新解释，无法预测未来合规成本[97] - 公司依赖第三方天然气处理和收集设施，其监管状态和收费可能受法规变化影响[100][102] - 州内液体管道运输费率、条款和条件受众多联邦、州和地方当局监管，州际管道运输受FERC管辖[103] - 公司运营受众多环境和职业健康安全法规约束，违反可能面临重大处罚，法规

财务数据和关键指标变化 - 第三季度净债务较上季度减少1.36亿美元，资产出售、债券发行和回购等交易使2024年前到期票据余额减少近12亿美元，信贷额度下流动性约14亿美元 [54][58] - 第三季度资本支出6300万美元，前九个月累计2.98亿美元，2020年资本支出预计不超过4.15亿美元，连续三年低于预算 [30][59] - 现金单位成本较去年第三季度下降0.18美元或9%，降至每单位1.84美元；较上一季度上涨0.05美元或2.8% [61][62] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 第三季度产量为22亿立方英尺当量/天，考虑出售北路易斯安那资产，全年预计产量为22.4亿立方英尺当量/天 [24][29] - 第四季度预计产量约21亿立方英尺当量/天，因价格改善，此前削减的产量预计将带来更高收益 [26][27] 液体业务 - 第三季度美国国内NGL需求环比持平，国际需求良好，9月丙烷出口同比增长5%；美国NGL供应同比增长7%，主要因乙烷回收增加 [42] - 全球丙烷和丁烷第三季度供应同比下降5%，需求持平，公司NGL出口有溢价 [43] - 凝析油产量环比下降，价格自6月底以来上涨近50%，预计四季度和2021年初与WTI的价差将收窄 [47] 各个市场数据和关键指标变化 天然气市场 - 随着天气转凉、基础设施恢复，LNG进料气年底将接近满负荷，天然气价格有望改善 [40] - 市场需要天然气远期曲线持续上升，以刺激气田增产，抵消库存下降和产量递减 [41] NGL市场 - 美国NGL供需将趋紧，国内需求和出口增加，新产能将提升乙烷需求，推动价格上涨 [44] - 全球LPG供需预计到2021年第一季度收紧超10%，丙烷和丁烷价格有望走强 [46] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于通过改善成本结构、加强资产负债表、安全高效运营、降低资本密集度，为股东提供更稳定回报，并实现资本返还 [8] - 2021年及以后，公司将维持当前产量水平，优化现金流，用多余现金流偿还债务并最终返还给股东 [20] - 公司凭借低维持资本要求、有竞争力的成本结构、营销策略和数十年的核心库存寿命，在同行中脱颖而出 [21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气行业在向清洁能源转型中具有优势，阿巴拉契亚地区天然气资源丰富、成本低、环境标准高，公司在该地区处于领先地位 [10] - 公司预计2021年及以后将产生大量自由现金流，有望在短期内达到杠杆目标 [19] - 公司认为天然气市场结构变化将推动2022年及以后价格上涨，公司将谨慎进行套期保值 [75] 其他重要信息 - 公司在环境方面表现出色，水回收利用领先，排放强度为0.35公吨/百万立方英尺当量，目标是2025年实现净零排放 [11][12] - 公司安全和环境绩效持续改善，总可记录事故率降至0.42，可预防车辆事故率低于2起/百万英里，可报告泄漏减少 [49][50] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司在天然气价格上涨时积极增加套期保值的原因及时间选择 - 公司有一个基于数据分析的套期保值计划，旨在保护资产负债表和业务。年初天然气远期曲线价格对行业不可持续，随着价格回升至公司可盈利水平，出于谨慎风险管理考虑增加套期保值，并会继续采取这种方法 [82][83][85] 问题2: 公司在乙烷和丙烷方面未进行套期保值的供需基本面原因 - 乙烷当前基本面强劲，美国二叠纪和PADD III地区乙烷接近完全回收，新需求将促使其他盆地提高乙烷回收率，推动价格上涨，当前远期曲线价格缺乏吸引力 [87][88] - 丙烷基本面改善，库存处于五年区间高端但供应天数接近低端，注入季节库存增加低于去年，国际需求强劲且季节性需求将至，价格有望上涨，未来更适合套期保值 [89][90][91] 问题3: 公司开始提取乙烷的价格 - 这取决于销售结构和运输情况，难以确定具体价格，但公司会根据相对价格和现金流机会把握乙烷提取机会 [93] 问题4: 公司进行产量削减的过程和原因 - 9 - 10月盆地内天然气价格较低，公司从生产管理角度考虑，通过调整维护计划、调度转产时间等方式，将部分生产转移到价格改善的时期，以优化现金流和支持业务目标 [98][99][101] 问题5: 如何平衡长期运输合同到期和盆地内低价问题 - 公司充分利用基础设施，80%以上天然气外运，有选择性地削减盆地内销售以优化现金流，不会造成长途运输能力闲置 [106][107] - 公司对长期运输合同有延期选择权，将根据经济情况决定是否保留，有望降低成本并控制改善利润率 [108][109][110] 问题6: 对阿巴拉契亚盆地并购情况的看法及公司的参与方式 - 行业内并购将继续，有助于供需平衡。公司对符合股东利益的交易持开放态度，自身在成本、库存和环境表现方面具有优势，未来将专注于盆地内业务，降低杠杆并增加自由现金流 [115][116][119] 问题7: 返回现有钻井平台是否存在挑战 - 公司长期返回现有钻井平台，从成本角度看有帮助，且未出现其他盆地面临的问题，井的长期表现良好，产量可重复性高，部分区域产量还有提升 [125][127][128] 问题8: 2021年降低杠杆的计划 - 公司过去两年积极降低债务，资产出售近14亿美元，2024年前到期票据余额减少近12亿美元。目标是将杠杆率降至远低于2倍，即使不进行额外资产出售，商品价格上涨也能实现大幅去杠杆，公司将继续探索资产出售机会，但注重价值 [131][133][134] 问题9: 如何考虑使用现金偿还循环贷款或回购债务 - 公司有充足流动性，季度末信贷额度下流动性约14亿美元。将使用循环贷款以有利价格赎回债券和管理到期债务，同时用现金流和资产出售偿还债务，会平衡现金用于偿还债券到期和循环贷款本金 [140][141] 问题10: 特里维尔保留的运输义务如何影响财务报表 - 特里维尔资产剥离后，公司保留的处理能力负债减少，交易带来现金流入。未来10年预计负债的现值已一次性非现金记录，后续现金支付将减少负债，体现在现金流量表的营运资金中，利润表影响已全部确认，可能因开发活动有小调整 [143][144][145]

公司概况 - 美国前10大天然气生产商、前5大NGL生产商及NGL出口领先者，2004年开拓马塞勒斯页岩气[6] - 截至2019年底，证实储量为18.2 Tcfe，SEC PV - 10每股超17美元，净债务后计算[8] 运营策略 - 自2018年下半年以来，资产出售超13.5亿美元，连续三年产量达标且支出低于预算[11] - 2020年资本预算降至4.15亿美元或更少，预计绝对债务连续第三年减少[13] 成本控制 - 2020年第三季度现金单位成本为1.84美元/mcfe，自2018年底以来改善0.34美元，约16%[12] - 2020年YTD现金G&A每mcfe较2018年下降超20%，自2018年以来员工人数减少约33%[30] 资源储备 - 宾夕法尼亚西南部约47万净英亩土地，有超3300口未钻探马塞勒斯井[41] - 2019年底证实已开发储量9.9 Tcfe，证实未开发储量8.3 Tcfe，SEC PV - 10为76亿美元[79][81] 市场趋势 - 美国天然气供应自2019年11月高点下降超9%，2020年预计退出时下降超9 Bcf/d[56] - 2020 - 2025年天然气总需求预计增长17 Bcf/d，主要来自LNG和墨西哥出口等[94] 财务状况 - 截至2020年9月，30亿美元的循环信贷额度，24亿美元的选定承付款项，财务契约缓冲充足[127] - 2020年天然气、NGL、油气凝析液有相应的套期保值安排[131][133]

财务数据和关键指标变化 - 2020年资本预算4.3亿美元，3月削减9000万美元，与现金流和支出大致相符，预计2020年再次减少绝对债务，连续第三年实现绝对债务减少 [19] - 二季度现金单位成本降至每千立方英尺当量1.79美元，较2018年底改善0.39美元或18%，连续六个季度下降 [20][36] - 租赁运营费用较去年二季度减少0.05美元，集输处理运输费用减少0.15美元，现金一般及行政费用每单位节省0.05美元，利息费用每单位减少0.02美元 [37][38] - 截至本季度末，2021年和2022年到期债务较一年前减少超7.7亿美元或54%，季度末可用流动性约14亿美元，路易斯安那州资产出售后预计流动性超16亿美元 [41][42] 各条业务线数据和关键指标变化 勘探与生产业务 - 二季度钻探和完井资本支出约9900万美元，上半年资本支出2.35亿美元，占全年计划支出约55%，预计下半年剩余45%支出将在三季度和四季度平均分配，不超过4.3亿美元预算 [47][48] - 二季度产量为每日23.5亿立方英尺当量，符合维护水平的产量指引 [48] - 二季度有21口井投入销售，约70%的水平段位于干气区域，有望实现全年67口井投产目标 [49] 市场营销业务 - 二季度在阿巴拉契亚地区销售了额外的天然气量，5月初管道中断事件对差价影响较小，且大部分被较低的天然气运输费用抵消 [65] - 二季度液体销售未受影响，营销团队为产品找到了国内外销售渠道，6月凝析油价格开始改善，预计二季度为2020年凝析油价格低谷 [67][68] - 二季度NGL需求健康，美国NGL需求同比增长约3%，供应估计下降5%，价格迅速回升，公司利用市场改善机会，通过战略进入国内外液体市场获取价值 [69][70][71] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国国内天然气产量本季度显著下降，预计近期宣布的活动减少将在2020年下半年和冬季对产量产生更大影响，而LNG出口将从当前水平恢复 [66] - 东北凝析油市场已反弹，6月凝析油价格开始改善 [68] - 蒙贝尔维尤丙烷和正丁烷价格从3月31日至6月30日上涨约60%，马库斯胡克的溢价保持稳定 [72] 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略和发展方向 - 2021年及以后，公司致力于实现可持续的自由现金流，产生企业层面的回报，不追求无意义的增长，将维持当前生产水平，优化现金流，用短期高价带来的多余现金流偿还债务，接近长期资产负债表目标后将向股东返还自由现金流 [22][24] - 持续推进资产剥离，专注于高回报资产，提高资本效率，降低成本和债务 [17][18] 行业竞争 - 公司在天然气生产行业具有优势，在阿巴拉契亚地区处于领先地位，原因包括资本效率和维护资本领先、环境标准高、核心库存一流 [10][12][13] - 随着美国页岩气产区核心资源枯竭，公司将凭借领先的核心天然气和液体井库存脱颖而出 [16] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气行业在全球向清洁能源转型的过程中具有优势，阿巴拉契亚地区作为丰富、低成本的资源，在全球具有优势 [8][9] - 2021年天然气和NGL宏观环境将因活动导致的供应下降和全球需求增强而改善，许多分析师预测2021年天然气价格将达到3美元或更高，但2021年之后的远期曲线仍低迷 [23] - 公司认为需要天然气远期曲线持续上涨，才能激励干气盆地增加活动，避免明年库存水平过低 [66] - 进入下半年和2021年，NGL和凝析油基本面将继续增强，供应下降和需求恢复将为价格上涨创造有利环境 [74] 其他重要信息 - 公司在安全和环境绩效方面取得积极成果，年初至今总可记录事故率降至0.44，可预防车辆事故率降低22%，6月无报告泄漏事件，年初至今泄漏事件总体减少50% [75][76][77] - 公司使用全电动压裂车队，上半年替代约250万加仑柴油燃料，节省超150万美元，同时显著降低排放和噪音水平 [60] - 公司规划团队实施了井生命周期管理和资源调度应用程序，提高了跨部门协作、数据质量和决策效率，有助于实现业务目标 [62][63] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 为何现在出售资产而非等待更高估值，以及还有哪些资产出售计划 - 公司认为现在采取行动有助于实现当前价值，公司成本结构优秀、井成本低、维护资本低，出售资产可降低债务，改善单位成本、杠杆、流动性等，提高自由现金流和收益率 [84][85] - 交易结构包含高达9000万美元的或有付款，当前价格下大部分已在盈利范围内，立即出售的好处与合同的部分上行潜力相结合对公司有益 [86] - 关于其他资产出售计划，公司继续就莱康明地区进行讨论，该地区资产质量高、基础下降率低、产量好；公司还可根据经济情况和需求，考虑出售西南宾夕法尼亚州的部分土地或其他结构以创造价值 [87][88] 问题2: GP&T成本节约的意义，以及是否需要续约或降低续约价格 - 从投资者关系演示文稿的第14页幻灯片可以看出，单位成本呈下降趋势，预计在零增长情况下，单位成本将降至1.5美元左右，其中GP&T成本可能降至1.2 - 1.25美元左右，这主要得益于现有合同条款，包括三分之一的处理、三分之一的集输和三分之一的长途运输成本下降 [92][93] - 公司认为其运输组合与生产计划相匹配，具有灵活性，可根据情况选择续约、延长或不延长合同；随着部分运输合同到期，公司可利用长期库存实现盆地内销售机会，将产品推向优质市场 [96][97][98] 问题3: 与北路易斯安那州资产出售相关的2850万美元贷款对承诺期限的影响，以及承诺期限剩余时长 - 路易斯安那州中游产能合同被分割，保留部分已进行修订，最终估值工作和潜在未来节省估计将在三季度完成，2850万美元的前期付款有助于减少整体义务 [104][105] 问题4: 50%的活动返回旧井垫对每英尺600美元平均成本节约的影响，以及成本降低是否可持续 - 每年返回有现有生产活动的井垫比例在30% - 50%之间，可实现成本节约，但成本降低的三个主要驱动因素是完井效率提高（二季度每机组日压裂阶段数增加17%）、水回收利用（包括使用第三方水和自身运营的水源水）以及服务成本节约 [107][108][109] - 公司认为成本降低具有可持续性，因为大部分成本降低基于公司的连片土地位置、返回现有井垫的能力以及持续提高的效率，希望继续将成本降至每英尺600美元以下 [113] 问题5: 从长期来看，阿巴拉契亚地区的整合趋势以及公司在其中的角色 - 公司认为自身在阿巴拉契亚地区具有优势，拥有优质的库存、低井成本、领先的资本效率和低下降率，同时专注于降低单位成本和减少员工数量 [119][120][121] - 阿巴拉契亚盆地相对其他地区较为整合，但未来仍将进一步整合，公司认为在考虑整合时应综合考虑土地质量、成本结构和资产负债表等因素，公司对任何有利于股东的方案持开放态度 [122][123] - 公司认为企业回报最好用自由现金流衡量，目前公司在降低绝对债务、降低成本结构和实现领先的维护资本方面取得了显著进展，有望在该地区实现有竞争力的回报 [124][125][126] 问题6: 低于每英尺600美元的成本估计的具体情况，以及对2021年阿巴拉契亚地区维护资本的预期 - 进入下半年，公司目前的一台钻机和一台压裂机组的运营效率与上半年一致，预计将继续保持成本节约；完井和钻井效率持续提高，租赁运营费用降至每千立方英尺当量0.11美元 [128][129] - 对于2021年，服务成本不太可能上升，高效运营商和服务提供商将进一步合作；成本降低将依赖于多个方面，包括技术实施和优化规划流程，以实现进一步降低成本至每英尺600美元以下 [130][131][132] - 根据当前约19%的下降率估算，D&C维护或可持续资本支出约为3.85亿美元，考虑到路易斯安那州资产出售，潜在维持资本支出可能降至4亿美元以下 [134] 问题7: 如何看待2021年期货曲线提供的机会，以及在保留上行空间的同时的套期保值策略 - 公司在过去十年中一直有稳定的套期保值记录，目的是降低现金流风险、保护资产负债表和股东价值；一般在进入日历年时，希望实现68% - 80%的套期保值，套期保值的时机和结构基于数据、市场观察、成本模型和需求预测 [140][141] - 公司有意在2021年减少套期保值，同时使用一些期权保护资产负债表并保留上行空间；随着市场基本面改善，公司将继续在历史操作范围内增加套期保值，但会注意保留部分上行风险 [142][143][145] 问题8: Terryville运输的2850万美元付款是否会继续影响GP&T成本，以及该付款是否为大部分承诺付款，能否提供其净现值 - 相关义务的现值将在三季度记录，负债将在剩余期限内摊销，义务将持续到2029年 [147] - 2850万美元可视为有利的预付款，用于减少义务金额；具体估值工作正在进行中，上一季度的不足付款约为1800万美元，该成本已在集输和处理运输成本中存在多个季度，此次通过分割合同、转移产能和修订保留部分有所改善 [148][149]

业绩总结 - Range Resources在2019年年末的已探明储量为18.2万亿立方英尺[8] - 2020年资本预算为4.3亿美元，预计阿巴拉契亚地区的日均产量约为2.15亿立方英尺[12] - 2020年第二季度的现金单位成本为每千立方英尺1.79美元，自2018年底以来改善了0.39美元，约18%[11] - 2020年第二季度的井成本低于每英尺600美元，为阿巴拉契亚地区最低[10] - 2020年维护资本支出约为4.4亿美元，支持可持续的自由现金流[30] - 2020年每日生产指导为约2.25 Bcfe，相较于之前的2.3 Bcfe有所下调[128] 用户数据 - 2020年第二季度每百万立方英尺现金一般管理费用（Cash G&A）较2018年下降约30%，为0.12美元[34] - 自2018年以来，员工人数减少约33%[34] - 绝对债务预计将连续第三年减少，债务减少4700万美元[12] 市场展望 - 预计到2025年，天然气总需求将增长17 Bcf/d，主要来自LNG和墨西哥出口、工业和电力需求增长[100] - 美国LNG出口需求预计到2022年达到约13 Bcf/d，到2024年达到约16 Bcf/d[101] - 预计到2025年，Appalachia地区将需要额外的11 Bcf/d天然气以满足新需求[116] 新产品与技术研发 - Range在宾夕法尼亚州西南部拥有约400,000英亩的Utica潜在资源[95] - Range在华盛顿县钻探了三口Utica井，其中第三口井表现为该盆地最佳的干气井之一[95] - 西南阿巴拉契亚地区的Marcellus区块拥有约110,000英亩，预计每千英尺的最终可回收量（EUR）为2.60 Bcfe，钻探和完井成本为每英尺730美元[96] 负面信息 - 美国天然气供应自2019年11月高点以来迅速下降超过10%[41] - 天然气钻井平台数量自2019年初以来下降约65%[41] - Range的总债务自2018年初以来减少超过25%[56] 其他新策略 - 自2018年下半年以来，Range Resources已执行超过13.5亿美元的资产销售[10] - 预计基础衰退率约为19%，在北路易斯安那州资产出售后保持稳定[10] - 由于北路易斯安那州的出售，预计单位成本改善约为10到12美分每mcfe[129]

财务数据和关键指标变化 - 一季度自由现金流在扣除再融资成本和向股东返还资本前为正，扣除债务发行成本、股票回购和营运资金后，债务小幅增加1900万美元，主要因一季度2300万美元的股票回购 [55] - 截至4月累计回购约1000万股，花费2990万美元，平均股价低于3美元 [56] - 一季度资本成本约1.3亿美元，符合年度预算计划节奏 [63] - 一季度总现金单位成本维持在每千立方英尺当量1.93美元的有竞争力水平 [64] - 租赁运营费用较去年一季度减少0.01美元，集输处理运输费用较上一季度下降0.03美元，较去年同期下降0.13美元，现金一般及行政费用同比节省300万美元，利息费用较去年一季度每单位减少0.03美元，较去年四季度增加0.03美元 [64][65][66] - 一季度记录了非现金减值费用，降低了北路易斯安那州资产的账面价值，马塞勒斯地区无减值情况，季度末马塞勒斯地区未来净收入超过账面价值180亿美元以上，即超过500% [68][69] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 天然气产量约占公司总产量的70%，一季度报告的差价为纽约商品交易所价格下浮0.12美元，包括基差套期保值 [41] - 公司仍有望实现全年差价指导目标0.20 - 0.26美元 [42] 液化天然气（NGL）业务 - 一季度NGL实现价格平均较蒙特贝尔维尤基准溢价每桶1.30美元 [35] - 国内和国际乙烷合同组合表现良好，丙烷和丁烷市场受益于马库斯胡克出口溢价增加 [36] 凝析油业务 - 一季度凝析油销售和定价表现强劲，但进入二季度受新冠疫情影响汽油和喷气燃料需求下降，市场受到影响 [39] - 公司预计二季度凝析油价格会有一定疲软，但多样化的凝析油交易对手组合和套期保值措施将大部分产量与现货市场隔离 [39] - 公司预计年度凝析油差价在西德克萨斯中质原油（WTI）价格减去7 - 8美元的区间内，并拥有强大的WTI套期保值保护 [40] 各个市场数据和关键指标变化 丙烷市场 - 一季度丙烷基本面有所改善，尽管冬季比平均温度温暖，但国内丙烷产量从年初下降超过40万桶/日，即17% [36] - 预计随着今年美国钻井活动和炼油厂利用率的历史性下降，NGL供应减少将加速，东北地区丙烷市场已出现更紧张的局面，价格较去年同期有更高的差价 [37] 国际市场 - 二季度公司丙烷和丁烷的国际需求因全球炼油厂供应大幅减少和欧佩克产量预期下降而保持强劲 [38] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司制定了深思熟虑的资本计划，高效开发资源并将其输送到多元化的终端市场，包括宾夕法尼亚州的公用事业公司和国际客户 [16] - 3月宣布将资本预算削减至4.3亿美元，较2019年减少超过40%，该运营计划使公司成为阿巴拉契亚地区最高效的生产商 [17] - 公司将继续通过严格的资本计划优先考虑自由现金流，以实现绝对债务的持续减少，并积极变现额外资产以加速去杠杆化 [15] - 公司凭借低井成本（接近每英尺600美元）和浅基础递减率（约20%）实现了领先的资本效率，且这种效率在2021年及以后可持续 [17][18][19] - 公司拥有规模可观的核心库存，以数十年计，这为公司提供了长期的可重复性，是与阿巴拉契亚和其他盆地的其他运营商相比的积极差异化因素 [20] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为自身处于有利地位，能够受益于天然气和天然气液体宏观环境的改善 [13] - 近期天然气整体价格有所改善，需求表现优于石油，预计未来几个月美国天然气产量将大幅下降，这对天然气市场是积极信号，尤其是在2020年下半年和2021年 [42][43][44] - 公司预计随着NGL供应减少加速，市场将更加紧张，公司将继续受益于强劲的出口实现价格 [37][38] - 公司认为天然气行业正在经历重新评级，公司在运营和财务方面取得了稳步进展，有望在这一过程中受益 [70][71] 其他重要信息 - 公司在一季度向非营利组织提供了超过10万美元的资金支持当地社区，并向地区医疗供应商捐赠了防护用品，向多个学区捐赠了技术设备以支持学生远程学习 [9][10] - 公司在一季度的安全表现较去年同期有显著改善，包括减少了工地可记录事故和提高了车辆安全指标 [46] - 由于公司过去几年进行的事件管理培训，在新冠疫情期间能够有组织、系统地应对，确保了员工健康安全和业务的持续运营，且员工中无新冠确诊病例 [48][50] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：TG&P节省的来源、可持续性及全年剩余时间的趋势 - 公司表示TG&P成本的部分组成正在优化，呈长期下降趋势，处理成本会随天然气价格波动，营销团队对运输的优化和合同到期等因素将带来持续节省，全年趋势可参考年度指导和投资者演示文稿中的下滑曲线 [75][76][78] 问题2：NGL和凝析油本季度定价情况及与一季度的比较 - 公司称在NGL和凝析油业务上能够将产品推向市场并获得相对于蒙特贝尔维尤的溢价，凝析油产量占比小，公司有优质套期保值措施，对全年业务有信心，NGL指导溢价为0.50 - 1.50美元 [79][80][84] 问题3：对2021年的初步想法及维持产量持平展望是否仍合适 - 公司表示有明确的战略目标是产生每股自由现金流和实现真正的公司回报，有很大的灵活性，经济和现金流情况将决定再投资计划的结果 [85][86] 问题4：资产出售的兴趣水平变化及完成额外交易的信心是否依赖经济复苏 - 公司有多个资产出售项目正在进行，对收到的兴趣水平和对话感到鼓舞，有强烈的动机减少绝对债务，有很多选择和正在推进的进程 [91][92] 问题5：回购计划是否仍为优先事项，还是更多用于减少未偿本金 - 公司会谨慎使用流动性以实现价值最大化，保护公司整体价值，回购计划仍在，会根据情况决定资金使用方式，但倾向于保护公司 [94] 问题6：天然气和NGL价格大幅上涨时，平衡增长杠杆、运营杠杆、固定运输和股东回报的长期战略 - 公司的目标是产生每股自由现金流和实现真正的公司回报，价格大幅上涨时，将首先加强资产负债表，然后考虑向股东扩大现金回报，公司会根据情况选择合适的再投资率以优化整体公司回报 [97][98][100] 问题7：幻灯片14显示的GP&T和LOE到2024年的下降是逐年均匀下降还是有特定的阶梯式下降，驱动因素是什么 - 这是两者的结合，集输方面有资本回收组件，约12年后会逐渐下降，且每年影响的系统部分会增加，长途运输方面在可选续约日期会有阶梯式下降，届时会评估经济情况决定是否续约 [102][103]

公司概况 - 美国前10大天然气生产商、前5大NGL生产商，2004年开拓马塞勒斯页岩，在西南阿巴拉契亚约有50万净英亩土地，是NGL出口领先者和环境实践上游领导者[6] 运营优势 - 强调资本效率，同行领先的井成本和浅基础下降率使维护资本要求低，支持自由现金流[8] - 阿巴拉契亚地区有近50万净英亩土地，提供数十年低风险钻井库存，2019年底探明储量18.2 Tcfe，SEC PV - 10每股超17美元[8] 战略成果 - 自2018年下半年以来完成11亿美元资产出售，连续多年低于预算支出完成生产目标[10] - 2019年D&C资本支出约292美元/Mcfepd，低于阿巴拉契亚同行平均的约402美元/Mcfepd；2020年井成本降至每英尺低于610美元，较2019年改善约15%[10] - 2020年第一季度现金单位成本1.93美元/mcfe，较上年同期降低0.20美元，约9%[10] 2020计划 - 总资本预算4.3亿美元，预计产量维持在约23亿立方英尺/天，通过降低井成本提高资本效率[13] 资源潜力 - 西南宾夕法尼亚约47万净英亩马塞勒斯页岩库存，约3300口未钻井，约2000个未钻位置预计EUR超20亿立方英尺/每1000英尺侧钻长度[15] 成本控制 - 2019年现金G&A每mcfe下降约13%，预计2020年继续改善；2019年裁员约18%[36] 市场趋势 - 美国天然气供应自2019年11月高点已下降约7%，EIA预计2020年供应下降约80亿立方英尺/天；天然气钻机数量较2019年初下降超55%[46] - 2020年NGL供应因油气钻探和完井活动减少而下降，美国丙烷产量自2020年初已减少40万桶/天[49] 财务状况 - 过去两年总债务减少约23%，2019年10月选定承诺从20亿美元增至24亿美元，2020年3月30亿美元借款基础获重申[57][64] 风险管理 - 对天然气、石油/凝析油和NGL进行套期保值，锁定一定价格和产量[110][111] 环境实践 - 积极实现运营零净排放，在水资源管理和企业环境政策方面排名第二，水共享计划回收水量达自身和其他生产商用水量的153%[61]