财务数据和关键指标变化 - 二季度未对冲实现价格约为每千立方英尺当量3.25美元，比纽约商品交易所亨利枢纽的等效价格高出0.41美元 [8] - 上半年现金利润率约为每千立方英尺当量1美元，约为去年的两倍 [10] - 二季度产生1.77亿美元现金流，资本支出仅为1.2亿美元，产生了可观的自由现金流 [11] - 预计近期油价下，明年年初杠杆率将低于两倍 [13] - 二季度天然气实现价格每单位较上年同期提高100%，达到3.25美元；NGL每桶价格上涨118%，达到27.92美元 [41] - 截至季度末，假设行使未到期的互换期权，公司约40%的天然气以2.80美元为底价、3.04美元为上限进行了套期保值 [43] - 租赁运营费用维持在每单位0.10美元的历史低位；现金一般及行政费用略增至3100万美元，即每单位0.16美元；现金利息支出约为5500万美元，与上一季度持平 [45] - 自2月以来，公司2021年预计的NGL实现价格每桶增加约7美元，预计未对冲的NGL现金流增加约2亿美元 [47][48] - 二季度末总债务减少6600万美元，包括所有次级债券 [50] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 二季度资本支出为1.2亿美元，其中钻井和完井支出约为1.16亿美元；上半年资本支出总计2.26亿美元，约占年度计划的53% [18] - 季度产量为每天21亿立方英尺当量；25口井投入生产，其中75%的投产活动集中在季度后半段 [20] - 二季度平均钻井成本较2020年全年降低10%，降至每英尺200美元以下 [24] - 完井团队二季度完成20口井，总侧钻长度超过22.5万英尺，平均水平长度约为每口井1.13万英尺；上半年水力压裂效率较去年同期提高超过6% [25] - 二季度通过增加第三方产出水的利用率，完井成本降低了超过160万美元；上半年整体水成本降低了近700万美元，每英尺成本降低15美元，较去年同期改善28% [27] 营销业务 - 二季度NGL价格为每桶27.92美元，比蒙特贝尔维尤高出2.24美元，创公司历史上对蒙特贝尔维尤的最高溢价记录，也是自2014年以来的最高季度NGL绝对价格 [32] - 二季度凝析油实现价格为57.60美元，与WTI的差价为每桶8.36美元，预计差价将在今年剩余时间内稳定在这一水平附近 [36] - 二季度天然气差价为低于纽约商品交易所0.39美元，包括基差套期保值 [39] 各个市场数据和关键指标变化 - NGL和凝析油市场价格在二季度走强，蒙特贝尔维尤丙烷价格在季度末达到近三年来的最高水平；需求持续增加，供应保持稳定 [32] - 下半年预计国内丙烷和丁烷的绝对价格将上涨，但美国LPG出口溢价将压缩；预计NGL整体价格实现情况将改善 [34] - 天然气市场由于运营商实施资本和生产纪律、LNG出口强劲、整体储存水平低于五年平均水平，出现供应不足的情况，影响了2021年的定价，并使2022年的远期曲线高于3美元 [38] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于实现关键目标，包括通过成本控制提高利润率、产生自由现金流、安全高效运营，并最终将资本返还给股东，成为阿巴拉契亚地区最高效的天然气和NGL生产商 [6] - 公司将继续专注于安全、高效和环保的运营，审慎的资本配置，以及为股东创造可持续回报 [17] - 公司认为天然气和天然气液将在全球向更清洁、更高效燃料转型的过程中发挥关键作用，能够以最低成本和最低排放将这些产品输送到终端市场的生产商将最为成功，公司在这方面具有优势 [14] - 公司在实现绝对排放减少目标和2025年净零目标方面领先于计划，排放概况在全球生产商中接近一流水平 [14] - 公司凭借多十年的核心库存，能够在较长时间内高效地供应清洁燃烧的天然气，这使其在行业竞争中脱颖而出 [15] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对当前的发展状况和未来前景感到兴奋，认为自身在当前的经营环境中处于有利地位，能够受益于NGL市场的改善和天然气市场的积极趋势 [14] - 公司预计未来天然气价格将保持强劲，因为LNG出口将继续增加，墨西哥出口也将保持强劲，同时煤炭发电占比将继续下降，天然气将占据更大的市场份额 [115][116] - 公司认为行业正朝着页岩3.0模式发展，强调纪律性增长，公司将保持纪律性，专注于实现公司目标和减少债务 [134] 其他重要信息 - 公司在二季度对西北路易斯安那州的运输义务记录了约2800万美元的减少，近期可暂时按每季度2000万美元进行模型预测 [105] - 公司有可能在2022年第一季度获得7500万美元的或有付款，目前记录的资产价值在3000多万美元的范围内 [106] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 明年是否有能力对冲NGL，降低杠杆后是否会调整套期保值水平 - 公司有能力进一步对冲NGL，随着杠杆率下降，有能力降低套期保值目标，但套期保值的目的是使现金流更可预测，目前会在实现风险缓解的同时保持一定灵活性 [60][61][62] 问题2: 2022年的活动水平节奏如何 - 明年公司将进行纪律性的维护资本支出，具体细节将在今年晚些时候公布，目前专注于产生自由现金流和提高利润率 [64] 问题3: 谈谈NGL桶组成变化的灵活性以及销售灵活性 - 公司自4月起接管出口市场管理，在销售时机上有更多选择和灵活性；虽有大量合同，但仍有很大的销售灵活性，如在合适市场机会下可额外提取2万桶/日进行销售 [69][70][71] 问题4: 是否有兴趣剥离阿巴拉契亚地区的其他资产包以推进债务减少工作 - 公司目前在库存数量、质量和资产负债表方面处于良好状态，进行并购需有价值提升，如提高每股现金流、加速去杠杆等，目前并购门槛较高，但会持续关注 [76][77][78] 问题5: 如何定义内部自由现金流，二季度的自由现金流数字是多少，是否包括特里维尔剥离合同付款 - 自由现金流基于当前市场条件、成本指导和套期保值情况计算，预计到2022年底可产生约10亿美元自由现金流；包括特里维尔剥离合同付款 [80][81][83] 问题6: 公司连续几年低于资本支出指引，目前上半年完成率为53%，后续是否有特殊情况 - 二季度25口井投产，但大部分在季度后期，其生产影响将在下半年体现；团队在钻井成本、水回收和完井效率方面取得了显著的效率提升；预计下半年不会有一次性事件，将按计划实现资本支出和成本目标 [84][85][86] 问题7: 谈谈股东回报计划，杠杆率达到什么水平会启动该计划 - 公司目前专注于债务减少以创造股东价值，目标杠杆率远低于两倍，理想情况是接近1倍，在价格稳定、供需平衡等条件下，可能在明年初开始讨论股东回报框架，行业常见的回报方式包括适度的基础股息和可变股息或股票回购 [92][94][95] 问题8: 2022年的活动是否会延续2021年在液体区域65%的占比 - 2022年的活动预计与2021年相似，约三分之二的库存位于湿气和超富气区域，将尽可能利用现有生产平台，保持基础设施的高利用率，但也会保留一定灵活性 [98][99] 问题9: 返回现有平台的井的组合是否与整体库存相似 - 该比例会季度波动，平均而言，约在50% - 三分之二之间 [101] 问题10: 如何看待西北路易斯安那州运输义务减少的近期影响，以及2022年第一季度可能获得的或有付款 - 近期可按每季度2000万美元进行模型预测；有可能获得7500万美元的或有付款，目前记录的资产价值在3000多万美元，随着价格变化，有望获得大部分款项 [105][106] 问题11: 能否假设下半年侧钻长度平均超过1.2万英尺 - 可以假设侧钻长度在1万英尺以上，但具体平均数字暂无，公司项目年平均侧钻长度略超过1万英尺 [107] 问题12: 如何看待当前天然气市场的季节性，以及未来是否会成为新常态 - 市场强劲是由于需求反弹、LNG和墨西哥出口强劲、煤炭发电占比下降、库存低于五年平均水平以及生产商的纪律性等因素，预计今年和明年天然气价格将保持强劲 [115][116] 问题13: 如果未来12个月通胀显著高于近年，对公司开发计划有何影响 - 公司通过年度招标流程锁定价格，年初预购了大部分管材，降低了价格波动影响；今年剩余时间预计价格变化不大，效率提升可抵消成本上升；2022年情况仍不确定，但公司对成本控制持乐观态度 [118][119][120] 问题14: 如何平衡2022年的目标，是否有绝对债务目标，如何管理债务和资本 - 公司正在考虑如何有效应用现金流，包括赎回债务、提前再融资等，需平衡提前赎回成本和利息节省；市场情况每天都在变化，需根据实际情况做出决策 [128][130][131] 问题15: 如何看待增加生产活动以实现自由现金流的问题 - 行业目前强调页岩3.0纪律性增长，公司凭借现有策略可产生超过10亿美元的自由现金流，因此将保持纪律性，专注于公司目标和减少债务；公司在维持资本支出的情况下也能实现现金流增长，且远期天然气曲线仍为反向，目前不建议增加长期资本投入 [134][135][136]

公司净亏损情况 - 2021年第二季度公司净亏损1.565亿美元，合每股摊薄亏损0.65美元，2020年同期净亏损1.676亿美元，合每股摊薄亏损0.70美元[121] - 2021年前六个月公司净亏损1.293亿美元，合每股摊薄亏损0.53美元，2020年同期净亏损140万美元，合每股摊薄亏损0.01美元[124] 经营活动现金流情况 - 2021年第二季度经营活动现金流为1.742亿美元，较2020年同期增加9540万美元[122] - 2021年前六个月经营活动现金流为2.834亿美元，较2020年同期增加8020万美元[125] - 2021年上半年经营活动产生的现金流量为2.834亿美元，2020年同期为2.033亿美元，增长主要源于价格上升和运营成本降低，但被营运资金现金流出和产量下降部分抵消[156][157] - 2021年上半年净经营现金受产量下降10%和营运资金变化影响，2021年上半年营运资金变化为负7370万美元，2020年第一季度为正2610万美元[157] 产量情况 - 2021年第二季度日均产量为21亿立方英尺当量，2020年同期为23亿立方英尺当量；2021年前六个月日均产量为21亿立方英尺当量，2020年同期为23亿立方英尺当量[120][123] - 2021年上半年日均产量约179.2Mmcfe，2020年同期为172.6Mmcfe，相关资产于2020年第三季度出售[127] - 2021年第二季度天然气产量131,886,931mcf，2020年同期为151,127,582mcf，减少19,240,651mcf，降幅13%[127] - 2021年上半年天然气产量262,215,672mcf，2020年同期为296,888,174mcf，减少34,672,502mcf，降幅12%[127] - 2021年第二季度总产量191,469,799mcfe，2020年同期为213,745,898mcfe，减少22,276,099mcfe，降幅10%[127] - 2021年上半年总产量378,804,150mcfe，2020年同期为422,514,482mcfe，减少43,710,332mcfe，降幅10%[127] - 2021年第二季度产量下降10%，前六个月产量也下降10%[135][136] 销售情况 - 2021年第二季度天然气、NGLs和石油销售同比增长78%，平均实现价格增长99%，产量下降10%；2021年前六个月销售同比增长57%，平均实现价格增长75%，产量下降10%[126] - 2021年第二季度天然气、NGLs和石油销售（含衍生品现金结算）同比增长24%；2021年前六个月销售（含衍生品结算）同比增长14%[122][126] 成本费用情况 - 2021年第二季度直接运营费用每千立方英尺当量较2020年同期降低9%；2021年前六个月降低23%[122][126] - 2021年第二季度每千立方英尺当量的折耗、折旧和摊销率较2020年同期降低4%；2021年前六个月也降低4%[122][126] - 2021年第二季度运输、收集、加工和压缩费用为2.828亿美元，2020年同期为2.789亿美元，同比增长1%[132] - 2021年上半年运输、收集、加工和压缩费用为5.572亿美元，2020年同期为5.636亿美元，同比下降1%[133] - 2021年第二季度直接运营费用为1980万美元，2020年同期为2440万美元，下降了18.85%；2021年前六个月为3740万美元，2020年同期为5640万美元，下降了33.69%[135][136] - 2021年第二季度修井成本为170万美元，2020年同期为110万美元；2021年前六个月为240万美元，2020年同期为560万美元[135][136] - 2021年第二季度生产和从价税中的影响费为840万美元，2020年同期为270万美元；2021年前六个月为1300万美元，2020年同期为880万美元[136][138] - 2021年第二季度生产和从价税（不包括影响费）为1.2万美元，2020年同期为280万美元；2021年前六个月为1.9万美元，2020年同期为580万美元[137][138] - 2021年第二季度一般及行政费用为4020万美元，2020年同期为3830万美元，增长了4.96%；2021年前六个月减少了230万美元[138][139] - 2021年第二季度利息费用为5730万美元，2020年同期为4860万美元；2021年前六个月为1.142亿美元，2020年同期为9610万美元[139] - 2021年第二季度折耗、折旧和摊销费用为9060万美元，2020年同期为1.046亿美元，下降了13.38%[143] - 2021年前六个月DD&A费用为1.79亿美元，2020年同期为2.076亿美元，降幅因折耗率降低4%和产量降低10%[144] - 2021年前六个月基于股票的薪酬总额为2.1095亿美元，2020年同期为1.9375亿美元[145] - 2021年第二季度经纪天然气和营销费用为6900万美元，2020年同期为3820万美元；2021年前六个月为1.413亿美元，2020年同期为7080万美元[146] - 2021年第二季度勘探费用为500万美元，2020年同期为800万美元；2021年前六个月为1060万美元，2020年同期为1510万美元[147] - 2021年第二季度未探明资产的弃置和减值为220万美元，2020年同期为550万美元；2021年前六个月为520万美元，2020年同期为1090万美元[147] - 2021年第二季度退出和终止成本为收益1590万美元，2020年同期为费用1030万美元[148] - 2021年第二季度递延薪酬计划费用为亏损3550万美元，2020年同期为亏损1260万美元；2021年前六个月为亏损5530万美元，2020年同期为亏损410万美元[149] - 2021年第二季度提前偿债损益为亏损6.3万美元，2020年同期为收益900万美元[150] 收入情况 - 2021年第二季度经纪天然气、营销及其他收入为6260万美元，2020年同期为3360万美元[134] - 2021年上半年经纪天然气、营销及其他收入为1.431亿美元，2020年同期为6220万美元[134] 价格情况 - 2021年第二季度平均实现价格（含所有衍生品结算和第三方运输成本）为1.56美元/mcfe，2020年同期为0.89美元/mcfe[129] - 2021年上半年平均实现价格（含所有衍生品结算和第三方运输成本）为1.55美元/mcfe，2020年同期为1.03美元/mcfe[129] - 2021年第二季度平均实现价格（不含衍生品结算）天然气为2.44美元/mcf，2020年同期为1.42美元/mcf，增长1.02美元，增幅72%[129] - 2021年上半年平均实现价格（不含衍生品结算）NGLs为27.15美元/bbl，2020年同期为13.83美元/bbl，增长13.32美元，增幅96%[129] - 2021年第二季度平均实现价格（含所有衍生品结算和第三方运输成本）NGLs为12.12美元/bbl，2020年同期为2.12美元/bbl，增长10美元，增幅472%[129] - 2021年第二季度天然气平均价格较2020年同期从1.42美元/千立方英尺涨至2.44美元/千立方英尺，产量从151127千立方英尺降至131887千立方英尺[131] - 2021年上半年天然气平均价格较2020年同期从1.57美元/千立方英尺涨至2.51美元/千立方英尺，产量从296888千立方英尺降至262216千立方英尺[131] - 2021年第二季度NGLs价格从15.12美元/桶涨至27.92美元/桶，产量从9716千桶降至9153千桶[131] - 2021年上半年NGLs价格从13.83美元/桶涨至27.15美元/桶，产量从19349千桶降至17896千桶[131] - 2021年天然气互换合约的加权平均对冲价格为2.78美元/百万英热单位/天，2022年为2.82美元/百万英热单位/天[178] - 2021年原油互换合约的加权平均对冲价格为56.28美元/桶/天，2022年为60.39美元/桶/天[178] 债务情况 - 2021年第二季度用经营活动现金流减少债务6630万美元；2021年前六个月减少债务4430万美元[122][126] - 2021年第二季度银行信贷安排平均未偿还债务为1.955亿美元，2020年同期为6.813亿美元；2021年前六个月为2.08亿美元，2020年同期为6.006亿美元[141][142] - 截至2021年6月30日，公司长期债务总计30亿美元，其中银行信贷安排未偿还余额为1.21亿美元，高级和次级高级票据为29亿美元[162] - 截至2021年6月30日，银行信贷安排可用承诺借款额度为19亿美元，借款基数为30亿美元，总贷款人承诺为24亿美元[162][164] - 2021年6月30日，约30亿美元未偿还债务中，29亿美元按平均6.9%的固定利率计息，1.21亿美元银行债务按2.2%的浮动利率计息[171] - 2021年6月30日，公司有30亿美元债务未偿还，其中29亿美元为固定利率债务，平均利率6.9%，1.21亿美元为浮动利率债务，利率2.2%[185] - 2021年6月30日，30天LIBOR利率约为0.1%，浮动利率债务短期利率增加1%，将导致每年增加约120万美元利息费用[185] 资产情况 - 2021年前六个月已探明资产和其他资产无减值，2020年同期为7700万美元[151] - 2021年前六个月资产出售损益为收益64.6万美元，2020年同期为收益1.217亿美元[152] - 2021年上半年公司净经营现金2.834亿美元和银行信贷安排借款用于资助约2.225亿美元资本支出（包括土地收购），6月30日现金为46.4万美元，总资产为62亿美元[161] 衍生品情况 - 2021年第二季度衍生品公允价值损失为2.497亿美元，2020年同期为630万美元[133] - 2021年上半年衍生品公允价值损失为3.076亿美元，2020年同期为收益2.269亿美元[133] - 截至2021年6月30日，公司已签订衍生品协议，涵盖2021年剩余时间的2446亿立方英尺当量和2022年的1680亿立方英尺当量[154] - 2021年6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2.877亿美元[178] - 2021年6月30日，天然气基础互换合约公允价值为收益2570万美元，丙烷价差互换合约公允价值为收益37.6万美元[181][182] - 2021年6月30日，公司有权根据未来天然气、石油价格及买家实现的NGLs价格，每年获得最高7500万美元的或有对价，公允价值为收益3740万美元[183] - 商品价格上涨10%和25%时，互换合约公允价值分别减少9.113亿美元和22.7825亿美元[184] - 截至2021年6月30日，公司衍生品交易对手包括19家金融机构，其中除5家外均为银行信贷安排的有担保贷款人[184] 其他情况 - 截至2021年6月30日，一般及行政员工数量较2020年6月30日减少12%[138] - 2020年12月31日至2021年6月30日，市场风险相关的利率风险无重大变化，公司约65%的2020年12月31日已探明储量为天然气，2%为石油和凝析油[176][177] - 2020年1月董事会暂停普通股股息，未来股息金额由董事会决定，主要取决于现金流、资本支出、债务契约等因素[167] - 自2021年4月1日起，除有限的现货销售外，公司丙烷和丁烷销售已分散至多个买家，期限为12至24个月[184] - 2021年上半年天然气和石油资产新增投资与4.25亿美元的2021年资本预算预期相符[158]

业绩总结 - Range Resources在2020年末的已探明储量为17.2万亿立方英尺（Tcfe），每股净现值（PV-10）超过22美元[8] - 2020年实际支出为4.11亿美元，低于原预算5.2亿美元，节省了109百万美元[24] - 2021年预计EBITDAX将达到约$1,200百万，较2020年显著增长[49] 用户数据 - 2020年，Range公司的已开发储量为9.8 Tcfe，未开发储量为7.4 Tcfe[60] - Range公司在西南宾夕法尼亚州拥有约460,000净英亩的Marcellus库存，包含约3,100个未钻探的Marcellus井[55] 未来展望 - 预计2021年天然气价格为$2.85/mmbtu，WTI油价为$60/bbl[47] - 预计到2025年，美国天然气总需求将增长18 Bcf/d，主要来自LNG和墨西哥出口、工业及电力需求增长[110] - 预计到2025年，美国LNG进料能力将达到约19 Bcf/d[110] 成本与支出 - 2020年现金单位成本为每千立方英尺（mcfe）1.85美元，自2018年底以来改善了0.33美元，约15%[11] - 2021年计划的每英尺钻井和完井成本为657美元[105] - 2021年直接运营费用预计为每mcfe 0.09至0.11美元[141] 负债与财务状况 - 预计2021年杠杆比率将显著下降，目标在2021年末低于3倍，2022年末低于2倍[14] - 公司总债务在2021年为31亿美元，预计在2023年达到约24亿美元[148] - 银行承诺额度为24亿美元，提供约19亿美元的流动性[148] 新产品与技术研发 - 2020年通过水回收和共享计划回收了148%的生产水[12] - 自2011年以来，温室气体排放强度减少超过80%[81] - 计划到2025年温室气体排放强度较2019年水平减少15%[81] 市场扩张与并购 - 2021年活动中超过60%将在现有平台上进行[91] - 预计2021年天然气生产将达到每日约2.15 Bcfe[141] - 预计2021年NGL价格将显著上涨，主要受出口增加的推动[40]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度运营现金流为1.93亿美元，资本支出为1.05亿美元，产生了可观的自由现金流 [10][44] - 第一季度每单位预套期保值实现价格达3.20美元/Mcfe，较上年同期提高50%，比Nymex - Henry Hub高出0.51美元 [44] - NGL每桶价格上涨77%，达到26.35美元/桶（预套期保值），以Mcfe为基础的已实现NGL价格为4.39美元/Mcfe，凝析油实现价格为8.17美元/Mcfe [44][45] - 租赁运营费用同比下降超40%，降至0.09美元/单位 [45] - 现金一般及行政费用降至2800万美元，即0.15美元/单位 [46] - 现金利息支出约为5500万美元 [46] - 第一季度营运资金变化约为7700万美元 [78] 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20.8亿立方英尺/天，高于沟通的指导水平，预计第二季度产量约为21亿立方英尺/天，有望实现2021年21.5亿立方英尺/天的维护目标 [22][23] - 第一季度日产油量超过8000桶/天，整体液体产量恢复到2020年上半年的水平 [23] 钻探业务 - 第一季度在不同区域钻探15口井，其中4口井的横向长度位列Marcellus项目历史前20，均超过17800英尺，近四分之三的新井在有现有生产的井垫上钻探，日横向钻探进尺较2020年增加5% [24] 完井业务 - 第一季度完成16口井，完成近1200个压裂阶段，平均每天超过8个压裂阶段，创第一季度冬季作业效率记录，比之前的最佳记录高出14% [25] 营销业务 - NGL和凝析油业务受益于第一季度市场价格全面上涨，预套期保值NGL实现价格达到2018年末以来的最高水平 [33] - 天然气方面，第一季度加权加热度日数略高于五年平均水平，通过多样化运输组合，实现了较Nymex低0.14美元的差价（包括基差套期保值） [39] 各个市场数据和关键指标变化 NGL市场 - 2021年第一季度美国丙烷和丁烷国内需求同比增长13%，供应下降4%，东北部凝析油供应同比估计下降15% - 20% [34] - 市场平均NGL桶价显著提高至24.83美元/桶，公司Mont Belvieu等效价格较上一季度上涨38%，较2020年第一季度上涨83%，丙烷价格较上一季度上涨近60%，较2020年第一季度上涨140% [34] 天然气市场 - 第一季度中期寒冷天气使2月成为过去10年中第三冷的2月，尽管1月和3月天气较温和，但第一季度天然气加权加热度日数略高于五年平均水平 [39] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司致力于通过成本控制和合理营销提高利润率、产生自由现金流、增强流动性、延长到期期限、安全高效运营，并最终向股东返还资本，目标成为阿巴拉契亚地区最高效的天然气和NGL生产商 [6] - 公司认为自身在资本效率和维护资本方面领先同行，凭借大规模连片土地优势，在多个方面实现运营和财务效率，且拥有数十年的核心库存，这是与同行相比的竞争优势 [13][14] - 对于行业整合，公司表示会考虑对股东最有利的方案，但有较高的门槛，需满足在盆地内、增加每股自由现金流、去杠杆化、保持领先的资本效率和下降率等条件 [67][68] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为天然气和NGL市场基本面改善，公司有望继续受益于这种动态，预计EBITDAX今年将较去年显著增长 [9][11] - 对于NGL市场，预计丙烷和丁烷价格将继续同比大幅上涨，今年秋季和冬季丙烷价格预计将达到或超过WTI原油价格的60% [35][37] - 天然气市场方面，鉴于多数运营商目标维持产量水平以及库存同比改善，基本面指向天然气市场供应不足，公司有望实现全年0.30 - 0.40美元的差价指导目标 [40] 其他重要信息 - 公司水运营团队利用近200万桶第三方采出水，创第一季度记录，使本季度完井成本降低超450万美元 [25] - 2020年公司过渡到季度泄漏检测计划，使相关组件的二氧化碳当量排放量减少7400公吨，降幅达67%，公司报告的排放量降至新低 [32] - 第一季度公司安全绩效显著改善，可记录事故减少30%，为过去五年中第一季度的最佳表现 [33] 问答环节所有提问和回答 问题1: 2022年NGL价格假设、产量和资本支出情况 - 参考幻灯片14，假设2022年天然气价格2.85美元、油价60美元，NGL假设约为25美元/桶，资本支出维持在维护水平，即与当前团队有望实现的水平持平 [57][58] 问题2: NGL价格溢价能否维持及2022年是否会增长 - 公司认为溢价将保持强劲并有望提高，新的出口合同使销售组合多样化，能最大化价格，且国内外新需求增加，而供应今年可能持平或略有增长，2022年市场将更紧张 [59][60][61] 问题3: 亚洲LPG需求趋势及新LPG合同情况 - 亚洲今年有五到六个新PDH装置投产，新增约12.5万桶/天的增量需求，加上现有装置的有机增长以及全球聚合物供应短缺带来的利润率提升，需求拉动强劲；新合同增加了灵活性和产生高溢价的能力，支持公司实现每桶0.50 - 2美元的高溢价 [64][65][66] 问题4: 对天然气生产商行业整合的看法及公司是否有优化投资组合的机会 - 行业整合趋势将持续，公司会考虑对股东有利的方案，但有较高门槛，需满足多项条件；公司过去几年已剥离低质量资产并减少债务，目前无出售资产的需求，会持续评估并购机会，但标准较高 [67][68][69] 问题5: 第一季度资本支出降低的原因及对2021年资本支出的影响 - 原因是效率提升和部分活动时间转移至第二季度，团队在各方面取得进展，成本持续改善，第二季度支出会略有增加，但仍符合效率和季节性要求 [75][76] 问题6: 如何看待2021年营运资金变化及有无简单的建模规则 - 第一季度营运资金变化约7700万美元，一半是由于价格上涨导致应收账款延迟收款，另一半是应付账款和应计负债净减少，主要与留存中游负债和一次性年度费用有关；后续营运资金变化将逆转，不会出现像第一季度那样的大额提款，且这些费用已在单位成本中核算 [78][79][80] 问题7: 当前井成本情况及服务成本趋势 - 公司通过年度招标锁定服务价格，虽有小波动但对成本结构影响不大，如钢材价格上涨，但公司已确保前六个月的套管供应；团队效率提升有助于实现550 - 575美元/英尺的成本目标，目前指导目标不变 [86][88][89] 问题8: 公司如何应对天然气和NGL市场变化，平衡纪律性和市场供应需求 - 公司计划保持维护水平的生产，在计划中预留灵活性，可利用现有基础设施的井垫做出反应；除非价格和持续时间发生变化，且有明确的供需信号，否则不会增加资本支出，将优先考虑平衡资产负债表和向股东返还资本 [93][94][95] 问题9: 公司规划团队是否考虑有限期增产然后回归当前运营水平的情景 - 这种情景意味着公司将获得更多自由现金流，公司会保持纪律性，不会因短期信号而改变长期策略 [100][101] 问题10: 州级层面是否有支持中游产业的监管放松，公司能否间接受益 - 参议员Joe Manchin支持天然气行业，天然气作为清洁能源将在能源转型中发挥重要作用，公司在排放方面处于领先地位，有望受益 [102] 问题11: 公司效率提升带来的潜在加速增长情况及自由现金流用途 - 效率提升意味着更多自由现金流，公司已是阿巴拉契亚地区资本效率最高的运营商，将继续保持；当杠杆率接近2倍并有望持续改善时，公司将明确向股东返还资本的框架，可能包括固定股息、可变股息和/或股票回购，同时会有现金流再投资业务的限制 [106][107][110]

业绩总结 - Range Resources在2020年末的已探明储量为17.2万亿立方英尺（Tcfe），每股净现值（PV-10）超过22美元[8] - 2020年实际支出为4.11亿美元，较原预算低109百万美元[29] - 2020年现金单位成本为每千立方英尺（mcfe）1.85美元，自2018年底以来改善了0.33美元，约15%[11] - 2020年通过水管理和回收计划，单位运营费用（LOE）和生产税下降了每千立方英尺0.15美元，约56%[30] - 2021年资本预算预计不超过4.25亿美元，生产维持在约2.15亿立方英尺当量（Bcfe）每天[14] 用户数据与市场展望 - 预计2021年将连续第四年减少绝对债务，当前流动性约为19亿美元[12] - 预计到2022年底，Range公司的杠杆比率将改善至2倍以下[51] - 预计2021年Range公司的EBITDAX预计将显著增长，主要受天然气和NGL价格上涨的推动[50] - 预计到2025年，美国天然气总需求将增长18 Bcf/d，主要来自LNG和墨西哥出口、工业及电力需求[111] - 预计到2025年，海恩斯维尔地区将增长约4.5 Bcf/d，但海上和传统生产的下降将抵消这一增长[127] 新产品与技术研发 - Range公司在西南宾夕法尼亚州拥有约460,000英亩的Marcellus库存，包含3100个未钻探的Marcellus井[57] - Range的第三口干气乌蒂卡井被认为是该盆地中表现最好的井之一[104] - 预计2021年天然气的直接运营费用每mcfe为0.09至0.11美元[143] - 预计2021年钻探和完工的资本支出为4亿美元[143] 财务与负债管理 - 2021年总债务约为39亿美元[148] - 2021年第一季度总债务约为31亿美元，流动性约为19亿美元[149] - 2021年GP&T（天然气处理与运输）预计将略微增长至每单位2.00美元，相较于2020年的1.90美元[38] - 2020年Range公司的净债务预计为20亿美元，2021年和2022年将继续减少[53] 环境与安全 - 2020年，温室气体排放强度自2011年以来减少超过80%[86] - 2020年，工作场所可记录事故总数减少80%[87] - 2020年，工作场所总可记录事故率（TRIR）较2019年减少68%[87] - 计划到2025年，温室气体排放强度较2019年水平减少15%[86]

财务数据关键指标变化 - 2021年第一季度公司净收入为2720万美元，摊薄后每股0.11美元，2020年同期为1.662亿美元，摊薄后每股0.66美元，净收入下降[119] - 2021年第一季度公司经营活动现金流为1.093亿美元，较2020年第一季度减少1530万美元[120] - 2021年第一季度直接运营费用每千立方英尺当量较2020年同期降低40%[120] - 2021年第一季度运输、收集、加工和压缩费用较2020年同期绝对额降低4%[120] - 2021年第一季度衍生品公允价值损失为5790万美元，2020年为收益2.332亿美元[127] - 2021年第一季度经纪天然气、营销及其他收入为8060万美元，2020年为2860万美元[128] - 2021年第一季度直接运营费用为1770万美元，较2020年的3200万美元下降40%；生产和从价税费用为4606.8万美元，较2020年的6003万美元下降50%；一般和行政费用为3800万美元，较2020年的4230万美元下降430万美元；利息费用为5690万美元，较2020年的4750万美元增长30%[129][130][131] - 2021年第一季度银行信贷安排平均未偿还债务为2.204亿美元，较2020年的5.199亿美元下降；加权平均利率为2.2%，较2020年的3.1%下降[132] - 2021年第一季度折耗、折旧和摊销费用为8840万美元，较2020年第一季度的1.03亿美元减少，折耗率降低4%，产量降低10%[133] - 2021年第一季度基于股票的薪酬总额为1.0568亿美元，高于2020年同期的9222万美元；经纪天然气和营销费用为7230万美元，高于2020年同期的3260万美元[134] - 2021年第一季度勘探费用为550万美元，低于2020年同期的710万美元，延迟租金和其他费用降低24%，人员成本降低17%[135] - 2021年第一季度退出和终止成本为1370万美元，高于2020年同期的160万美元；递延补偿计划费用亏损1980万美元，而2020年同期为收益850万美元[136][137] - 2021年第一季度提前偿债损失为3.5万美元，而2020年同期为收益1290万美元；已探明财产和其他资产减值在2020年第一季度为7700万美元，2021年第一季度无减值[138][139] - 2021年第一季度资产出售损失为190万美元，而2020年同期为收益1.221亿美元；所得税费用为270万美元，低于2020年同期的2900万美元，有效税率为9.0%，低于2020年同期的14.9%[140][141] - 2021年前三个月经营活动产生的现金流为1.093亿美元，低于2020年同期的1.245亿美元，生产减少10%，营运资金变化为负7730万美元，而2020年同期为正930万美元[145] - 2021年3月31日，公司现金为44.9万美元，总资产为62亿美元[149] - 2021年3月31日长期债务总计31亿美元，包括银行信贷安排的1.24亿美元和30亿美元的优先及优先次级票据[150] - 2021年3月31日可用承诺借款额度为19亿美元[150][152] - 银行信贷安排借款基数为30亿美元，总贷款承诺为2.4亿美元，到期日为2023年4月13日，3月31日未偿还余额为1.24亿美元[152] - 3月31日有3.346亿美元未提取信用证[152][155] - 3月31日约31亿美元未偿债务中，30亿美元按平均6.8%的固定利率计息，1.24亿美元银行债务按2.3%的浮动利率计息[157] - 短期利率上升1%，每年将增加约120万美元利息支出[157] - 2021年3月31日商品衍生品合约公允价值约为4490万美元净未实现税前损失[163] - 2021年3月31日天然气基础互换公允价值为950万美元收益，丙烷基础合约公允价值为47.2万美元收益[166][167] - 公司有权在2023年前每年获得高达7500万美元的或有对价，3月31日公允价值为1990万美元收益[168] - 2021年3月31日，公司未偿还债务为31亿美元，其中30亿美元为固定利率债务，平均利率6.8%[170] - 2021年3月31日，银行债务1.24亿美元为浮动利率债务，利率为2.3%[170] - 2021年3月31日，30天伦敦银行同业拆借利率约为0.1%[170] - 2021年3月31日，浮动利率债务短期利率每增加1%，将导致约120万美元的额外年度利息费用[170] 各条业务线数据关键指标变化 - 2021年第一季度与2020年同期相比，天然气、NGLs和石油销售基准价格上涨，天然气每千立方英尺从1.95美元涨至2.69美元，石油每桶从47.11美元涨至58.06美元，NGLs综合价格每加仑从0.33美元涨至0.61美元[116] - 2021年第一季度天然气、NGLs和石油销售收入较2020年同期增长40%，平均实现价格（不包括衍生品现金结算）增长56%，但产量下降10%[121] - 2021年第一季度日均产量为21亿立方英尺当量，2020年同期为23亿立方英尺当量[118] - 2021年第一季度天然气、NGLs和石油销售中，天然气收入3.35801亿美元，增长33%；NGLs收入2.30408亿美元，增长61%；石油收入3713.8万美元，增长4%[121] - 2021年第一季度平均实现价格（包括所有衍生品结算和第三方运输成本）为每千立方英尺当量1.55美元，2020年同期为1.18美元，增长31%[123] - 2021年第一季度NGLs价格为每桶26.35美元，产量为8743千桶，销售额为2.30408亿美元；2020年价格为每桶14.87美元，产量为9633千桶，销售额为1.43239亿美元[125] - 2021年第一季度原油价格为每桶49美元，产量为758千桶，销售额为3713.8万美元；2020年价格为每桶41.01美元，产量为868千桶，销售额为3560.8万美元[125] - 2021年第一季度综合价格为每百万立方英尺当量3.22美元，产量为1.87334亿立方英尺当量，天然气、NGLs和石油总销售额为6.03347亿美元；2020年价格为每百万立方英尺当量2.07美元，产量为2.08769亿立方英尺当量，销售额为4.32096亿美元[125] - 2021年第一季度运输、收集、加工和压缩费用为2.7433亿美元，较2020年的2.84765亿美元下降4%；天然气每千立方英尺费用为1.24美元，较2020年增长6%；NGLs每桶费用为12.89美元，较2020年增长8%[126] - 2021年第一季度产量较2020年下降10%[130] 公司资本预算与资产情况 - 2021年初资本预算为4.25亿美元[150] - 2021年前三个月天然气和石油资产增加符合4.25亿美元的2021年资本预算预期[146] 公司人员情况 - 截至2021年3月31日，一般和行政员工数量较2020年3月31日下降13%[130] 公司衍生品协议情况 - 截至2021年3月31日，公司已签订衍生品协议，涵盖2021年剩余时间的3172亿立方英尺当量和2022年的49亿立方英尺当量[142] 公司衍生品公允价值变动情况 - 2021年3月31日，公司衍生品公允价值方面，互换为 -20164千美元，领子期权为 -3589千美元，三通领子期权为 -14030千美元，互换期权为 -7146千美元，基差互换为9989千美元，货运互换为125千美元，剥离或有对价为19890千美元[169] - 商品价格上涨10%时，互换公允价值变动为 -60658千美元，领子期权为 -11493千美元，三通领子期权为 -15270千美元，互换期权为 -13532千美元，基差互换为8791千美元，货运互换为397千美元，剥离或有对价为6690千美元[169] - 商品价格上涨25%时，互换公允价值变动为 -151645千美元，领子期权为 -36710千美元，三通领子期权为 -40505千美元，互换期权为 -49018千美元，基差互换为21978千美元，货运互换为993千美元，剥离或有对价为17010千美元[169] - 商品价格下跌10%时，互换公允价值变动为60658千美元，领子期权为13824千美元，三通领子期权为11174千美元，互换期权为5342千美元，基差互换为 -8791千美元，货运互换为 -397千美元，剥离或有对价为 -6180千美元[169] - 商品价格下跌25%时，互换公允价值变动为151645千美元，领子期权为41847千美元，三通领子期权为27300千美元，互换期权为7027千美元，基差互换为 -21978千美元，货运互换为 -993千美元，剥离或有对价为 -13680千美元[169] 公司衍生品交易对手方情况 - 2021年3月31日，公司有20家衍生品交易对手方，其中除5家外均为银行信贷安排的有担保贷款人[169]

业绩总结 - Range Resources在2020年末的已探明储量为17.2万亿立方英尺（Tcfe），每股净现值（PV-10）超过22美元[8] - 2020年实际支出为4.11亿美元，较原预算低109百万美元[28] - 2020年现金单位成本为每千立方英尺（mcfe）1.84美元，自2018年底以来改善了0.34美元，约16%[11] 用户数据 - 2020年回收的生产水量达到144%，通过水共享计划实现[12] - 2021年天然气对冲每日交易量为300,000 Mmbtu，平均对冲价格为2.50至3.00美元/Mmbtu[151] - 2021年WTI油对冲每日交易量为6,000桶，平均对冲价格为44.60美元/桶[151] 未来展望 - 预计2021年杠杆比率将显著下降，目标在2021年末低于3倍，2022年末低于2倍[13] - 预计到2025年，美国天然气总需求将增长18 Bcf/d，主要来自LNG和墨西哥出口、工业及电力需求增长[110] - 预计到2025年，温室气体排放强度将比2019年水平减少15%[89] 新产品和新技术研发 - 2020年，Range Resources的环境影响最小化，目标在2025年前实现净零排放[9] - 预计到2021年，西南阿巴拉契亚地区的每千英尺预计最终回收量（EUR）为3.05 Bcfe[106] - 预计到2021年，西南阿巴拉契亚地区的钻井和完井成本为每英尺657美元[105] 市场扩张和并购 - 预计未来几年GP&T将因合同减少而下降，2025年后继续下降[39] - Range在西南阿巴拉契亚地区的核心库存寿命最长，预计将从其他运营商耗尽核心库存中受益[64] - 预计到2025年，海恩斯维尔地区将增长约4.5 Bcf/d，但将被海上和传统生产的下降所抵消[126] 负面信息 - 由于投资者对自由现金流的压力，公共运营商在当前价格水平下的支出受到限制[127] - 预计2021年GP&T（天然气处理与运输）收入预计为2.00美元，相较于2020年的1.90美元有所增长[39] - 预计2021年NGL（天然气液体）价格将显著改善，主要受出口驱动[41] 其他新策略和有价值的信息 - 2020年，工作场所可记录事故总数减少了80%[89] - 2020年，范围资源的净有效面积约为150万英亩，提供了数十年的钻井库存[101] - 2020年，范围资源在现有平台上的活动超过60%[95]

财务数据和关键指标变化 - 2020年公司现金单位成本较2019年平均成本降低约10%，第四季度单位成本为每单位1.84美元，与上一季度持平，较2019年全年改善0.20美元或10%，相当于每年超1.5亿美元的改善 [7][33] - 2020年公司资本投资计划最初为5.2亿美元，后降至4.3亿美元，年底实际资本支出为4.11亿美元，比原预算节省21%，同时维持了Marcellus的产量 [32] - 2020年第四季度现金利息支出为4600万美元，由于再融资举措，债务到期情况得到改善，流动性增强至约20亿美元 [34] - 按当前商品价格，到2022年底，公司杠杆率接近目标水平，预计未来两年可减少近7亿美元债务，节省约3500万美元利息支出 [36][61] 各条业务线数据和关键指标变化 钻探与完井业务 - 2020年完成67口井投产，2021年计划完成并投产59口井，其中约60%位于湿区和超富区，40%位于西南干气区 [15][18] - 2020年平均每英尺钻井成本降至200美元以下，较之前下降12%；完井方面，压裂机组泵送效率提高10%，平均每天超过7个压裂阶段 [19][20] - 2021年计划平均水平井长度与去年相似，约为12000英尺，约三分之二的投产井计划在现有井场进行 [18] 水资源管理业务 - 2020年水运营团队实现每桶水成本创历史新低，较上一年降低36%，水回用率从2019年的43%提高到60% [20] - 2020年淡水卡车运输量减少75%，预计今年水管理计划、物流和成本结构将进一步改善 [22] 销售业务 - 2021年第一季度预计未套期保值的NGL实现价格将舒适地超过每桶20美元，接近每千立方英尺当量4美元 [7] - 2021年公司将有能力出口超过80%的丙烷和丁烷，预计NGL定价和利润率将同比大幅改善 [27] 各个市场数据和关键指标变化 天然气市场 - 2020年第三和第四季度区域基差受TETCO产能减少、Cove Point维护和季节性飓风风暴相关基础设施影响，到第四季度末，TETCO恢复约10亿立方英尺/日的产能，预计2021年第一季度公司天然气价差将从第四季度的0.57美元改善至0.20 - 0.25美元 [25] - 随着运营平稳、LNG出口强劲、基础设施恢复以及储气需求增加，预计阿巴拉契亚地区天然气价格将同比显著改善 [25] 丙烷市场 - 今年冬季丙烷库存降幅是去年的两倍，比五年平均水平高65%，丙烷价格较2020年第三季度上涨70%，预计2021年第一季度未套期保值的NGL价格将超过每桶25美元 [26] - 持续的欧洲和亚洲LPG需求将在未来几个季度支撑国际价格和美国出口经济 [26] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司致力于通过成本改善和合理营销提高利润率，连续三年减少债务以加强资产负债表，实施同行领先的维护资本计划降低业务资本密集度 [6] - 公司计划继续专注于安全、高效和环保的运营，审慎进行资本开发，为股东创造可持续回报，并将这些目标反映在更新的薪酬指标中 [12] - 公司拥有阿巴拉契亚地区最大的优质库存组合，多元化的运输渠道和数据驱动的套期保值计划，使其在天然气和NGL价格改善时更具弹性 [39] - 行业逐渐成熟，更加注重股东回报和环境、社会及治理问题，现金流增长和回报成为关键指标，而非产量 [37] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年公司在艰难的商品环境中取得了稳步进展，随着2021年和2022年价格因基本面改善而上涨，公司预计将产生大量自由现金流，有望在不久的将来实现长期杠杆目标 [12] - 公司认为自身在成本控制、资产质量和运营效率方面具有优势，能够在市场波动中保持竞争力，并为股东创造价值 [6][12] 其他重要信息 - 公司在10 - K报告中更正了2020年季度报表中递延税项的错误，该错误源于对《CARES法案》修改净运营亏损未来使用方式的误解，更正为非现金调整，不影响公司未来可用于抵税的NOL余额 [29][30] - 公司预计2021年运输和收集费用将略有上升，但将被更高的NGL收入所抵消，预计2025年收集费用将比2021年减少约7000万美元，到2030年减少超过1亿美元，此外，未来几年公司在多个固定运输项目上的选择可能额外节省超过1.75亿美元 [23][24] 问答环节所有提问和回答 问题1: 资产销售计划及当前A&D市场情况 - 公司资产负债表流动性显著改善，在资产剥离方面更注重经济利益，而非出于再融资或偿还债务的需要，目前市场有一些交易，公司会综合考虑对股东最有利的选择，暂时专注于最大化现金流，同时保留多种选择 [45] 问题2: 是否考虑成为买家 - 公司会考虑几乎所有选择，关键在于每股自由现金流、去杠杆化和最大化股东价值，目前可能倾向于成为买家，且任何行动都将在阿巴拉契亚盆地内进行，符合去杠杆化和现金流增值的要求 [46][47] 问题3: 对长期持有FT的看法 - 公司会根据市场情况和到期情况，做出最有利于最大化利润率和回报的决策，未来市场有3 - 40亿立方英尺的需求和运输能力，结合公司平稳的生产计划，在管理基差和FT套餐方面有很大的选择空间 [48][49] 问题4: 目前资本效率水平下可维持的库存比例 - 幻灯片15的第三方数据显示，公司有超过16年（约17年）的库存能在25 - 40美元的价格下产生良好回报，成本结构具有持久性和可重复性，得益于逐年提高的效率、水资源节约、新技术应用和团队的创新能力 [53][54] 问题5: 公司可持续的盈亏平衡天然气价格 - 目前公司的盈亏平衡价格与提问者的计算大致相符，但需要考虑2022年及以后的趋势，包括NGL价格的提升、合同约定的收集处理运输成本节省、债务减少带来的利息支出降低等因素，这些都将有助于降低单位成本和提高现金流 [58][59] 问题6: 行业在区域内刺激天然气需求的前景以及公司增长与资产剥离的成本效益考量 - 天然气正在取代煤炭，未来煤炭将继续在区域内下降，同时核能替代和区域内发电增长也为天然气提供了增长机会，此外，LNG出口预计将显著增长，公司拥有长期核心库存，相比一些同行具有优势，同时也会根据股东利益和市场机会优化库存价值 [63][64] 问题7: 公司向股东返还现金的门槛和机制 - 公司的长期目标是杠杆率大幅低于2倍，当接近这一目标并有望获得和维持投资级资产负债表时，将更明确地阐述资本返还框架，包括再投资率、股息形式（固定或可变）和股票回购等，短期内，董事会已将低于2倍杠杆率作为新的薪酬目标，预计到2022年底可能接近或达到这一目标 [67][68] 问题8: 公司NGL溢价是否会在2022年继续增长 - 目前NGL市场价值超过每桶25美元，较第四季度上涨7美元或39%，预计2021年实现价格约为每桶23美元，较2020年增长50%，相当于额外增加2.8亿美元收入，由于丙烷库存下降和出口强劲，预计美国价格将上涨，公司在Marcus Hook的出口能力增强，预计相对于Mont Belvieu的溢价将保持强劲 [70][71] 问题9: 乙烷提取的触发价格或条件 - 公司维持每天6 - 6.5万桶的乙烷提取量，确保履行合同承诺，同时保留灵活性，以便在市场出现有利机会时增加现金流和提高整体实现价值，公司在东北地区四个主要出口渠道中的三个拥有运输能力，为其提供了这样的机会 [74]

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]