财务数据和关键指标变化 - 第一季度运营现金流为4.75亿美元，得益于计划生产水平和每千立方英尺油当量3.82美元的强劲预套期保值实现价格 [30] - 现金利息支出较去年第一季度减少1400万美元，相当于每千立方英尺油当量节省0.08美元 [31] - 套期保值后每单位产量的现金利润率保持强劲，为每千立方英尺油当量2.06美元，总现金单位成本较上年改善0.16美元 [37] - 截至季度末，公司净债务较2018年峰值减少近25亿美元，目前接近10 - 15亿美元的目标净债务范围，当前债务与EBITDAX的杠杆率为0.8倍 [36] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 第一季度产量为每天21.4亿立方英尺当量，得益于稳定的现场运行时间和良好的油井性能 [18] - 预计第二季度日产量比第一季度约低1亿立方英尺当量，全年产量预计在21.2 - 21.6亿立方英尺当量之间，生产分布倾向于下半年 [18] 钻井业务 - 第一季度前端加载钻井活动，大部分时间使用2台顶孔钻机和3台水平钻机，计划在第二季度末前维持该水平，下半年逐渐减少 [16] - 钻井团队多次打破侧向钻井最快日记录，平均每台钻机的日水平进尺增加42%，并成功将3口井列入公司钻取的10口最长侧向井 [19] 完井业务 - 完井团队在3个平台上完成了600多个压裂阶段，效率与上一季度持平，平均每天8个阶段，第一季度末至第二季度效率提高到每天超过9个阶段 [20] 营销业务 - 第一季度NGL营销协议使公司每桶获得1.63美元的溢价，绝对NGL价格为每桶27.60美元，相当于每千立方英尺当量4.60美元，比亨利枢纽天然气平均价格高出1.14美元 [24] - 第一季度公司报告的天然气差价比纽约商品交易所低0.14美元，实现的天然气价格为每千立方英尺3.58美元 [26] 各个市场数据和关键指标变化 - 3月份美国LPG出口创下每日210万桶的月度历史记录，第一季度创下超过每日190万桶的季度记录，比去年同期增长约19% [22] - 第一季度出口码头相对于蒙特贝尔维尤指数的市场报告指数值平均约为每加仑0.08 - 0.085美元，同比增长约35% [80] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司资本分配策略遵循现金流再投资的顺序，优先考虑维护性资本支出、债务偿还、股东回报和适当的增长性资本支出，并根据市场情况灵活调整 [29] - 公司将继续专注于现有业务领域，保持当前的战略方向，通过高效运营和资产开发为股东创造价值 [61] - 公司认为自身在资本强度、液体可选性和套期保值计划方面具有优势，是天然气生产商中盈亏平衡点最低的公司之一，在当前价格环境下仍能实现既定目标并产生自由现金流 [28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管当前天然气价格面临挑战，但公司凭借多十年的库存、高效运营和多元化市场渠道，有望长期产生大量自由现金流和具有竞争力的回报 [9] - 马塞勒斯地区前景光明，公司处于全球成本曲线的低端，排放强度低，产品需求将持续旺盛，公司有能力为股东创造可持续的长期价值 [10] - 预计2023年美国LPG出口需求将继续增长，以满足欧洲、地中海市场和中国PDH需求的复苏 [23] - 随着自由港LNG恢复全面服务和钻机活动减少的早期信号，预计天然气储存水平将在注入季节恢复正常 [26] 其他重要信息 - 公司首席执行官Jeff Ventura退休，首席运营官Dennis Degner将接任领导公司 [8] - 公司将在即将发布的企业可持续发展报告中分享安全和环境绩效方面的详细成就 [27] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 为何选择将现金留在资产负债表上 - 公司在评估风险和回报以及资本分配优先级时，考虑到年初的禁售期、管理层变动和波动的大宗商品价格环境，认为持有现金具有灵活性，且目前接近债务目标水平，因此选择持有现金 [44] 问题2: 如何看待天然气储存水平恢复正常以及对现金优先级的影响 - 从供应方面看，钻机活动减少、油井性能下降可能导致市场供应过剩情况缓解；从需求方面看，工业需求、LNG需求增长以及新基础设施的投入使用将增加需求。预计到注入季节结束时，供应天数将接近五年平均水平，市场情况将有所改善。公司将坚持维护性生产计划，该计划与运输组合相匹配，使公司在市场周期中保持韧性 [47][48][49] 问题3: 为何将净债务目标设定在10 - 15亿美元，而不进一步降低 - 公司根据债务与EBITDAX比率设定债务目标，经过对不同大宗商品价格情景的压力测试，确定当前生产水平下10 - 15亿美元的净债务水平能够为公司提供坚实的财务基础，同时保持灵活性以抓住市场机会 [54][55] 问题4: 领导层变动是否会导致公司战略改变，以及近期是否考虑过其他战略选择 - 公司目前处于历史最佳状态，将继续坚持现有战略，专注于资产开发、高效运营和为股东创造价值。公司认为自身资产基础和团队实力强大，有能力独立发展，目前没有考虑其他战略选择 [59][61][63] 问题5: 是否有计划调整活动水平，从干气区域转向液体富集区域 - 公司通常将约30% - 40%的活动集中在干气区域，60% - 70%集中在液体区域，今年的计划与以往一致。公司会在计划中保留一定的灵活性，根据运营效率和市场情况进行优化，但不会进行大幅调整，以保持集输系统的高利用率 [69][70] 问题6: 未来股东回报计划是否会改变，在强劲的天然气价格环境下，现金流分配会如何调整 - 公司的资本分配会根据债务目标进度、现金流预期、股价和市场情况进行调整，过去曾在不同季度将大部分现金流分配用于债务偿还或股票回购，未来也将保持这种灵活性 [73] 问题7: 是否讨论过剩余11亿美元股票回购的理想节奏，是否有时间限制 - 公司没有设定具体的回购节奏，将根据市场条件、优先级、回报和现金流情况进行机会主义操作，保持计划的灵活性 [76] 问题8: 本季度乙烷动态如何，未来对蒙特贝尔维尤溢价有何影响 - 预计全年NGL产量相对稳定，乙烷价格受天然气价格和化工行业去库存影响有所下降，但库存处于五年低位。随着化工行业开工率提高和新需求的出现，预计乙烷价格相对于天然气将在今年剩余时间内改善，公司有信心通过自身优势继续从乙烷和其他NGL产品中获取价值 [78][82][83] 问题9: 提升成本中的水运输成本是临时问题还是结构性问题，废弃成本是否与特定区域有关 - 水运输成本的波动是短期的，预计全年将恢复正常，符合租赁运营费用指导范围。工作和废弃项目的成本因项目而异，第一季度因温和天气提前进行了一些项目，预计全年将保持在指导范围内 [86][87] 问题10: 对MVP管道投入运营后，盆地内天然气供应的看法 - 预计MVP管道投入运营后，可能会出现生产重新分配的情况，部分产能将从其他管道转移到MVP管道，同时也可能会有新的天然气供应进入盆地，具体情况将是两者的平衡 [90] 问题11: 通胀缓解的迹象有哪些，对今年和明年资本支出有何影响 - 目前开始看到钻机和压裂机组的可用性有所增加，管材和压裂砂等物资供应也有所改善，但价格尚未明显下降。预计今年资本支出受影响较小，更多的节省将在2024年体现，公司凭借低基础下降率和高效的成本结构，仍将保持行业领先地位 [94][95][108] 问题12: 如何看待盆地内有机增长的机会 - 由于其他生产商的资本分配变化和油井性能下降，公司有机会利用未来未充分利用的基础设施。已经确定了一些潜在的增长项目，随着盆地内需求的增加，公司有望参与其中，如壳牌裂解装置和联合循环设施等项目 [97][98] 问题13: 在当前宽松的天然气市场环境下，公司是否会调整维护计划或削减产量 - 公司对目前的维护计划感到满意，该计划具有资本和运营效率，能够保持集输系统的高利用率和低成本结构。公司会根据需要评估削减产量的可能性，但由于液体成分对实现价格的贡献，这是一个复杂的决策 [100][101][107] 问题14: 公司希望看到哪些本地需求或现金信号来推动盆地内的增长，以及天然气营销组合将如何演变 - 公司将继续寻求具有竞争力回报的市场，无论是NGL还是天然气业务。目前80%的天然气销往盆地外，其中50%运往墨西哥湾，公司已经参与LNG市场。未来，公司将评估盆地内增长机会，但需要与现有运输到墨西哥湾的选择进行竞争，公司的营销团队将继续评估所有选项 [109][110]

公司整体财务关键指标变化 - 2023年第一季度公司净收入为4.814亿美元，摊薄后每股收益1.95美元，而2022年同期净亏损4.568亿美元，摊薄后每股亏损1.86美元[60] - 2023年第一季度经营活动现金流为4.75亿美元，较2022年同期增加6850万美元 [60][61] - 2023年第一季度支付股息1930万美元，每股0.08美元 [60] - 2023年第一季度回购了价值780万美元的普通股 [60] - 2023年第一季度积累现金总计2.276亿美元，增强了流动性 [60] - 2023年前三个月经营活动产生的现金流量为4.75亿美元，高于2022年同期的4.064亿美元；营运资金变化为正7970万美元，而2022年同期为负7740万美元；截至2023年3月31日，已对2023年剩余时间2261亿立方英尺当量和2024年2134亿立方英尺当量的产量进行套期保值，且已对冲2023年剩余时间超过40%的预计总产量，其中超过50%的预计天然气产量已套期保值[75] - 截至2023年3月31日，公司现金及现金等价物来源总计6.66868亿美元，使用总计4.39442亿美元；2022年同期来源总计11.98796亿美元，使用总计13.00287亿美元[75] - 截至2023年3月31日，公司手头现金为2.276亿美元，信贷额度可用额度为12亿美元，流动性约为14亿美元；银行信贷额度借款基数为30亿美元，总贷款人承诺为1.5亿美元，无未偿还借款；每日加权平均银行信贷额度债务余额为320万美元，低于2022年同期的653万美元[77][78][79][80] - 2023年前三个月，公司用经营现金流为1.383亿美元的资本支出提供资金；回购40万股普通股，总成本为970万美元；董事会批准于2023年3月31日向3月15日收盘时登记在册的股东支付每股0.08美元的股息[81][82][84] - 截至2023年3月31日，公司有2.923亿美元未提取的信用证；无重大表外债务或未记录的义务，未为任何无关方的债务提供担保；有19亿美元未偿还债务，固定平均利率为5.9%，无可变利率债务[80][85][86] - 公司下一次重大长期债务到期为2025年，金额为7.5亿美元；截至2023年3月31日，剩余股票回购授权约为11亿美元[82] 天然气、NGLs和石油业务数据关键指标变化 - 2023年第一季度天然气、NGLs和石油销售总收入为7.36282亿美元，较2022年同期的10.32351亿美元下降29% [62] - 2023年第一季度天然气、NGLs和石油平均实现价格（不含衍生品结算）较2022年同期下降31%，产量增长3% [62] - 2023年第一季度天然气产量为133646064 mcf，较2022年同期增长2%；NGLs产量为9289739 bbls，增长10%；原油产量为573036 bbls，下降22% [62] - 2023年第一季度平均每日总产量为2142475 mcfe，较2022年同期增长3% [62] - 2023年第一季度平均实现价格（含所有衍生品结算和第三方运输成本）为每mcfe 2.52美元，较2022年同期的3.23美元下降22% [64] - 2023年第一季度NGLs价格为每桶27.60美元，较2022年的40.03美元下降12.43美元；产量为9290千桶，较2022年的8453千桶增加837千桶；销售额为2.5644亿美元，较2022年的3.38369亿美元减少1.15404亿美元[65] - 2023年第一季度原油价格为每桶66.77美元，较2022年的87.70美元下降20.93美元；产量为573千桶，较2022年的730千桶减少157千桶；销售额为3826.2万美元，较2022年的6405.9万美元减少1199.1万美元[65] - 2023年第一季度综合价格为每百万立方英尺当量3.82美元，较2022年的5.54美元下降1.72美元；产量为19282.3亿立方英尺当量，较2022年的18635.4亿立方英尺当量增加646.9亿立方英尺当量；天然气、NGLs和石油总销售额为7.36282亿美元，较2022年的10.32351亿美元减少3.31905亿美元[65] 各项费用指标变化 - 2023年第一季度运输、集输、加工和压缩费用为2.855亿美元，较2022年的2.978亿美元下降4%[65] - 2023年第一季度直接运营费用为2700万美元，较2022年的2030万美元增加，主要因修井成本、水处理/运输成本以及合同劳动力和服务成本增加[69] - 2023年第一季度利息费用为3220万美元，较2022年的4720万美元减少，主要因平均未偿债务余额降低[70] - 2023年第一季度损耗、折旧和摊销费用为8660万美元，较2022年的8560万美元略有增加，因产量增加3%，但损耗率降低2%部分抵消了这一影响[70] - 2023年第一季度基于股票的薪酬总额为1099.6万美元，较2022年的1289.3万美元有所减少[72] - 2023年第一季度经纪天然气和营销费用为6710万美元，低于2022年同期的9310万美元；勘探费用为460万美元，低于2022年同期的470万美元；未探明资产报废和减值费用为750万美元，高于2022年同期的200万美元；退出成本为1230万美元，高于2022年同期的1110万美元；递延薪酬计划费用损失为940万美元，低于2022年同期的7330万美元；所得税费用为1.219亿美元，而2022年同期为收益1.161亿美元[73][74] - 2023年第一季度勘探费用中，延迟租金和其他费用为253.9万美元，较2022年同期减少40.4万美元，降幅14%；人员费用为157.5万美元，较2022年同期增加27万美元，增幅21%；基于股票的薪酬费用为32万美元，较2022年同期减少13.2万美元，降幅29%；地震费用为17万美元，较2022年同期增加17.1万美元[73] 经纪天然气、营销及其他业务数据关键指标变化 - 2023年第一季度经纪天然气、营销及其他收入为8210万美元，较2022年的8740万美元有所下降，主要因经纪销售价格大幅降低，不过销售数量大幅增加部分抵消了这一影响[67] - 2023年第一季度经纪天然气销售为7506万美元，较2022年同期减少900.2万美元，降幅11%；NGLs销售为36.8万美元，较2022年同期减少127.2万美元，降幅78%；其他营销收入为668.3万美元，较2022年同期增加494.3万美元，增幅284%；经纪天然气采购为6427.5万美元，较2022年同期减少2491.9万美元，降幅28%；NGLs采购为34万美元，较2022年同期减少130.7万美元，降幅79%；其他营销费用为245.3万美元，较2022年同期增加17.1万美元，增幅7%；净经纪天然气和营销利润率为1504.3万美元，较2022年同期增加2072.4万美元，增幅365%[73] 衍生品业务数据关键指标变化 - 2023年第一季度衍生品公允价值收入为3.68亿美元，而2022年第一季度为亏损9.391亿美元[66] - 截至2023年3月31日，公司衍生品计划的合同公允价值约为2.496亿美元的未实现税前净收益，合同于2024年12月到期[93] - 2023年3月31日，天然气互换合约每日对冲量为354,636 Mmbtu，加权平均对冲价格为3.48美元；原油互换合约每日对冲量为5,000桶，加权平均对冲价格为71.28美元[93] - 2023年3月31日，天然气基础互换协议的公允价值损失为5030万美元，结算期至2026年12月[95] - 商品价格上涨10%和25%时，互换合约公允价值分别变动 - 5538.7万美元和 - 13846.8万美元；下跌10%和25%时，分别变动5538.7万美元和13846.7万美元[95] - 截至2023年3月31日，公司衍生品交易对手包括14家金融机构，其中除6家外均为银行信贷安排的有担保贷款人[96] 其他信息 - 2022年第一季度提前偿还债务损失为6920万美元，公司宣布赎回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%加上应计未付利息[73] - 2022年12月31日公司已探明储量中约65%为天然气，2%为石油和凝析油，33%为天然气液体[92] - 截至2023年3月31日，公司因出售北路易斯安那资产有权获得的或有对价最高可达2100万美元，公允价值为920万美元[95] - 截至2023年3月31日，公司有19亿美元未偿还债务，固定利率平均为5.9%，无未偿还的浮动利率银行债务[97]

Range Resources Corporation (NYSE:RRC) Q4 2022 Earnings Conference Call February 28, 2023 9:00 AM ET Company Representatives Jeff Ventura - Chief Executive Officer Dennis Degner - Chief Operating Officer Mark Scucchi - Chief Financial Officer Alan Farquharson - Senior Vice President Laith Sando - Vice President, Investor Relations Conference Call Participants Jacob Roberts - TPH&Co Umang Chaudhry - Goldman Sachs John Abbott - BofA Paul Diamond - Citi Neal Dingmann - Truist Securities Arun Jayaram - J.P. Mor ...

财务数据关键指标变化 - 2022年公司减少总债务11亿美元[10] - 2022年公司以5亿美元的总本金发行新的4.75%优先票据，降低债务成本[10] - 2022年公司恢复第三和第四季度的季度股息支付，总计分配3860万美元[11] - 2022年公司回购约4亿美元的普通股[11] - 2022年公司经营活动现金流增加11亿美元[11] - 2022年公司平均实现价格（不包括衍生品结算和第三方运输成本）较2021年增长53%[11] - 2022年未来净现金流为7.865亿美元，税前现值为2.9554亿美元，税后现值为2.4545亿美元，天然气基准价格为6.36美元/mcf，石油基准价格为94.13美元/bbl[35] - 2022年天然气销售价格为4.98美元/mcf，NGLs销售价格为20.41美元/bbl，原油和凝析油销售价格为87.90美元/bbl[37] - 2022年租赁运营成本为0.11美元/mcfe，非所得税成本为0.04美元/mcfe[37] 已探明储量数据关键指标变化 - 2022年12月31日公司估计的已探明储量较2021年增长2%，从17.8 Tcfe增至18.1 Tcfe[9] - 2022年已开发天然气储量723.0313亿立方英尺，未开发456.7659亿立方英尺；已开发液化天然气储量594.931万桶，未开发409.027万桶；已开发石油储量22213桶，未开发20443桶[28] - 2022、2021和2020年进行的已探明储量审计分别占公司已探明储量的96%、97%和97%，占相关税前现值的比例相同[29] - 截至2022年12月31日，液化天然气占公司总已探明储量的约33%（按百万立方英尺当量计算），2022年每桶液化天然气平均价格约为同等体积石油平均价格的38%[32] - 截至2022年12月31日，公司未开发已探明储量包括2040万桶原油、4.09亿桶液化天然气和4.6万亿立方英尺天然气，总计7.1万亿立方英尺当量，2022年相关开发成本约4.3亿美元[33] - 2022年约1.1万亿立方英尺当量未开发已探明储量转化为已开发已探明储量，新增1.6万亿立方英尺当量未开发已探明储量，净负修正7593亿立方英尺当量[33] - 截至2022年12月31日，公司有878亿立方英尺当量储量自最初入账日期起已报告超过五年，预计2023年投入销售[33] - 截至2022年12月31日，储量为18.1万亿立方英尺当量，较2021年增加3022亿立方英尺当量，增幅为2%[39] 生产数据关键指标变化 - 2022年总生产量为539.4 Bcf天然气、3640万桶NGLs和270万桶原油及凝析油，日均产量为2.12 Bcfe/天，2021年为2.13 Bcfe/天[9] - 2022年Marcellus页岩气田天然气产量为5.38865亿立方英尺，NGLs产量为3636.9万桶，原油和凝析油产量为270.4万桶[37] 钻井数据关键指标变化 - 2022年公司钻了60口天然气井，整体钻井成功率100%[21] - 2022年公司花费4.607亿美元钻探60口（净59口）开发井，钻探成功率为100%[40] - 截至2022年12月31日，有41口（净38口）井处于钻探或完井阶段，11口（净11口）井等待完井或管道连接[42] 资本预算情况 - 2023年公司天然气、液化天然气、原油和凝析油相关活动资本预算预计在5.7亿至6.15亿美元之间，其中钻井成本5.4亿至5.65亿美元，土地和其他支出3000万至5000万美元[24] 公司人员情况 - 截至2023年1月1日，公司有544名全职员工，过去五年自愿离职率平均低于4.5%[46][47] - 2020 - 2022年三年间360万工作小时仅发生4起OSHA可记录事故，平均总可记录事故率为0.22[48] - 截至2023年2月1日，首席执行官兼总裁Jeffrey L. Ventura 65岁，执行副总裁兼首席财务官Mark S. Scucchi 45岁，执行副总裁兼首席运营官Dennis L. Degner 50岁，高级副总裁兼主计长及首席会计官Dori A. Ginn 65岁，高级副总裁兼总法律顾问及公司秘书David P. Poole 60岁[49] 公司业务竞争情况 - 公司在开发和收购油气资产、人员招聘、钻井和现场作业及产品营销等方面面临竞争，竞争对手资源可能远超公司[53] 公司产品销售情况 - 公司销售天然气、NGLs、原油和凝析油，产品销售价格基于行业因素协商确定，还会进行衍生品交易以稳定现金流[55] 产品需求情况 - 天然气和丙烷需求通常在春秋季下降，冬夏季上升，季节性异常和储存采购也会影响需求[57] 公司运营受影响因素 - 公司生产和销售油气受众多不可控因素影响，产品价格通常接近产地市场价格[58] 公司监管情况 - 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[59] 贸易政策影响 - 中国对美国液化天然气进口征收25%关税，虽有贸易协议但该关税目前预计仍将维持[59] 公司合规情况 - 公司油气运营受联邦、州和地方法律法规约束，涵盖租赁、钻井、环保等多方面[60] - 公司认为自身基本符合现行法律法规，持续合规不会对财务状况产生重大不利影响[59] 法规政策变化 - 2023年1月12日，FERC将违反《天然气法》的最高民事罚款从每天每次违规138.8496万美元提高至149.6035万美元[61] - 根据Order 704，前一日历年度批发买卖超过220万Mmbtu实物天然气的主体，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[62] - 2022年1月，FERC修订指数调整，2021年7月1日至2026年6月30日这五年期间，基于成品生产者价格指数减去0.21%，该调整于2022年3月1日生效，每五年审查一次[63] - 2021年2月25日，特拉华河流域委员会批准禁止在该流域进行高流量水力压裂的最终规则，该流域为宾夕法尼亚州、特拉华州、新泽西州和纽约州超1300万人提供饮用水[69] - 2022年12月，特拉华河流域委员会投票禁止将水力压裂作业产生的废水排入该流域的水域或土地[69] - 2016年6月3日，美国环保署敲定新法规，设定新的和改造后的石油、天然气生产及天然气加工和传输设施的甲烷排放标准，8月2日生效；2017年6月12日，宣布拟暂停两年执行这些逸散性排放标准[70] - 2019年9月24日，美国环保署提议废除2016年法规及其他先前规则中不适当和冗余的要求[70] - 2021年11月2日，美国环保署发布新的拟议规则，旨在减少石油和天然气行业新旧来源的甲烷和其他空气污染[70] - 2022年11月11日，美国环保署发布对2021年11月拟议规则的补充内容，旨在确保对油井场地进行常规泄漏监测等[71] - 2018年6月，宾夕法尼亚州环境保护部对该州新建或改造的天然气压缩机站、加工厂和传输站采用更严格的许可条件[72] - 2022年12月10日，宾夕法尼亚州传统和非常规油气源挥发性有机化合物排放规则均作为最终规则发布[72] - 2009年，美国环保署认定二氧化碳、甲烷等温室气体排放危害公共健康和环境，并根据《清洁空气法》对某些大型固定源的温室气体排放进行许可审查[72] - 2021年12月8日，拜登签署行政命令，指示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[72] 公司环保目标 - 公司有望在2025年底实现范围一和范围二温室气体净零排放目标，每年泄漏检测检查增加到8次，约100%产出水得到循环利用[22] 术语定义 - 现值（PV）是指使用10%的贴现率，根据报告日期的恒定价格和成本（除非价格或成本根据合同条款发生变化），对估计的已探明储量的未来净现金流进行折现后的价值，税后现值即标准化计量[82] - 标准化计量是指使用10%的贴现率，对估计的已探明储量的未来净现金流在扣除所得税后进行折现后的价值，计算时价格和成本保持在报告日期的水平（除非价格或成本根据合同条款发生变化），并按照委员会的规则将油气储量信息纳入提交给委员会的财务报表中[91] - 探明未开发储量指预计从未钻探面积的新井或需较大再完井支出的现有井中采出的储量[87] - 再完井是指在现有井筒的另一地层进行生产完井[88] - 储量寿命指数是某一时点的探明储量除以当时的生产率（年度或季度）[88] - 矿权地指矿权或特许权权益所代表的土地，所有者有权免费获得一定比例油气产量或其价值[89] - 特许权权益指油气财产权益，所有者可免生产成本获得油气产量份额[90] - tcfe指一万亿立方英尺天然气当量，一桶NGL或原油相当于6000立方英尺天然气[92] - 未探明财产指无探明储量的财产[92] - 工作权益是经营权益，所有者有权钻探、生产和开展经营活动，并获得产量份额，承担相关成本和风险[93] - 非常规油气藏指目标储层一般为致密砂岩、煤层或页岩的油气藏，通常需增产措施或特殊开采工艺[94]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度现金流达5.5亿美元，用于净债务削减、股票回购和支付季度现金股息，净债务迅速接近目标水平，杠杆降至公司历史最低的1倍债务与EBITDA之比 [43] - 套期保值后每单位产量的现金利润率扩大至2.84美元，较去年第三季度增长近100% [47] - 今年已投资3.26亿美元回购公司股票，占此前授权金额的65%，董事会批准将股票回购计划增加10亿美元，使总可用回购容量接近12亿美元 [44] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 第三季度产量为21.3亿立方英尺当量/日，较上一季度平均增加约6000万立方英尺/日，受第三方中游维护影响，全年产量将处于21.2 - 21.6亿立方英尺/日的指导范围低端，目前产量约为22亿立方英尺当量/日 [26] - 第三季度投产18口新井，其中12口位于宾夕法尼亚州西南部的干气和湿气区域，6口位于宾夕法尼亚州东北部 [27] - 第三季度运营1台水平钻机，钻了7口井，完井团队完成了22口井，完井效率平均为7.8个压裂阶段/日，本季度泵送了近1000个阶段，是自2021年第二季度以来单季度泵送压裂阶段最多的一次，约占今年压裂活动的30% [28] 营销业务 - 第三季度天然气差价为低于纽约商品交易所0.38美元，包括基差套期保值，实现的天然气价格为7.81美元/千立方英尺，公司将2022年预期天然气差价改善至低于纽约商品交易所0.30 - 0.35美元 [34] - 第三季度NGL预套期保值价格为35.30美元/桶，较去年同期增加1.25美元，较蒙特贝卢加权等价价格低约1.53美元，公司预计第四季度差价将略有改善，2023年将进一步改善 [35] 各个市场数据和关键指标变化 - 目前美国天然气价格比国外低约75%，使美国制造业更具竞争力，有助于降低美国公用事业账单，对美国贸易平衡产生积极影响，同时为政府带来税收收入并保障国家能源安全 [18] - 全球石化利润率承压，导致美国LPG价格跌至WTI的不到50%，但预计随着新需求的出现、港口延误改善、集装箱费率下降和过剩聚乙烯库存的消耗，石化利润率将恢复，美国丙烷价格有望回升至历史交易水平，即WTI的60%或更高 [36] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续通过各种方式将自由现金流返还给股东，包括股票回购和支付股息 [8] - 致力于完成2022年运营计划，控制成本，提高资本效率，增强资产负债表，同时为2023年做好准备 [20][21] - 认为阿巴拉契亚天然气和NGLs在满足当前和未来能源需求方面具有优势，公司将在资本效率、排放强度和透明度方面成为领导者，为股东创造可持续的长期价值 [24] - 公司具有运营专业知识、庞大的核心库存和多元化的市场渠道，在行业中具有差异化竞争优势 [19] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球能源危机凸显了对安全、可靠和道德燃料来源的需求，阿巴拉契亚天然气适合满足这一需求，但需要更多基础设施支持 [14][15] - 尽管面临基础设施项目审批延迟和取消的挑战，但从长远来看，合理的政策和经济因素将推动阿巴拉契亚天然气资源的开发和利用 [16] - 公司认为目前股价未能反映其资源价值，股票回购计划是创造长期每股价值的机会 [12][13] - 预计2023年服务成本将同比增长约20%，但公司将通过提高效率和与服务伙伴合作来应对成本压力，保持同行领先的资本效率 [33] 其他重要信息 - 公司水运营和物流团队通过与其他生产商和第三方处理设施的战略合作，在第三季度实现了超过420万美元的节水成本，较上一季度增长近40%，预计全年节水成本将超过去年的1200万美元 [29] - 第三季度租赁运营费用为0.11美元/千立方英尺当量，与第二季度持平 [30] - 公司将升级EDGAR流程，将检查频率提高一倍至每年8次，以减少排放并确保生产设施高效运行，安全方面，与服务伙伴和运营团队的持续对话使工地事故进一步减少，接近公司历史最佳表现 [38] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2023年资本支出预算和生产轨迹的看法 - 预计2023年生产将保持类似的维护水平，产量在21.2 - 21.6亿立方英尺/日左右，具体将在确定预算和计划后进一步明确 [56] - 目前已启动年度服务请求流程，预计将在几周内完成，以确定服务成本变化，尽管预计服务成本将增加，但公司将通过提高效率来保持同行领先的资本效率 [57][59] 问题2: 宾夕法尼亚州东北部油井的表现及未来开发计划 - 目前这些油井表现良好，符合预期，公司仍在评估未来在该地区的开发活动，该地区油井的经济效益与西南部相当 [62][63] - 该地区油井的EURs大致在每1000英尺2 - 25亿立方英尺的范围内 [64] 问题3: 2025年展望中现金税和资本通胀的情况 - 公司拥有约29亿美元的联邦净运营亏损（NOLs），可在很大程度上抵消今年和2023年的应纳税所得额，2024年及以后联邦现金税将开始增加，州级NOLs可在一定程度上抵消应纳税所得额，相关估计已包含在2025年展望的数字中 [66][67] 问题4: 地区管道基础设施闲置情况及对公司的影响 - 公司营销团队密切关注管道情况，预计随着一些公司核心资源枯竭或资本重新分配，部分基础设施可能会出现闲置，公司有能力利用这些闲置的处理和运输能力 [69] - 2023年公司仍倾向于维持维护水平的项目，专注于财务目标，但从2024年及以后来看，如果盆地经济和基本面允许，公司可能会考虑适度增长 [70][71] 问题5: 第四季度的情况及钻机安排 - 第四季度有1个压裂机组和1台钻机运行，资本支出分布约为70%用于压裂机组，30%用于钻机，这些设备将延续到2023年，预计2023年第一季度钻井活动将增加 [73][74] 问题6: 2024年套期保值比例是否合适及是否会增加 - 2024年天然气约30%的套期保值比例（相当于约25%的收入）可以覆盖大部分固定成本，是一个合适的起点，但如果能获得极高的回报率，可能会考虑增加套期保值比例，套期保值的主要目的是风险管理 [76][77] 问题7: 基础设施建设的州和地方反对情况及LNG基础设施的前景 - 在宾夕法尼亚州，天然气行业得到广泛支持，候选人在选举中支持该行业，工会也支持，行业为州政府带来税收和就业机会 [81] - 本周将在费城举行会议，讨论LNG出口机会，东南部地区有发展LNG的优势，包括靠近欧洲、创造就业机会和有大量棕地可用 [82] 问题8: 相邻非生产州对基础设施需求的看法 - 在纽约州长竞选活动中，共和党候选人表示如果当选将推动天然气行业和管道建设，新英格兰地区目前从俄罗斯、阿尔及利亚等地进口LNG价格较高，而从宾夕法尼亚州购买价格更低，且阿巴拉契亚盆地的天然气排放更低，从成本和环境角度看，建设管道是更好的解决方案 [84] 问题9: 公司过去的峰值钻机数量及应对多盆地玩家剥离阿巴拉契亚资产的能力 - 过去公司峰值钻机数量可能达到10 - 12台或略高，但当时井的侧向长度较短，如今公司运营效率提高，有能力根据情况考虑扩大业务，但目前将继续执行现有计划 [87][88] 问题10: NGLs的短期前景、需求乐观因素及套期保值策略 - 第三季度NGL价格受到疫情封锁和石脑油库存增加的影响，预计第三季度是价格低点，未来有望改善 [90][91] - 丙烷库存天数持续低于5年平均水平，出口保持强劲，随着疫情封锁改善和冬季需求增加，NGL市场前景乐观，2023年实现价格有望更接近蒙特贝卢展望 [92][93] - NGL衍生品市场相对有限，公司历史上采用3 - 6个月滚动远期窗口进行套期保值，目前套期保值相对有限，通过多元化的交付点和定价点以及适度的套期保值来管理风险 [95][96]

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]