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]

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION WASHINGTON, D.C. 20549 FORM 10-Q For the transition period from to Commission File Number: 001-12209 (Mark one) RANGE RESOURCES CORPORATION ☑ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 (Exact Name of Registrant as Specified in Its Charter) For the quarterly period ended September 30, 2021 Delaware 34-1312571 (State or Other Jurisdiction of Incorporation or Organization) OR 100 Throckmorton Street, Suite 1200 ☐ TRAN ...

公司概况 - 美国天然气和NGLs前10大生产商、独立勘探与生产企业中顶级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22美元，净负债后计算[8] 运营表现 - 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，自2018年底改善0.33美元，约15%[11] - 2020年NGL实现价格较2018年每桶提高超3.50美元[11] 财务状况 - 连续三年减少绝对债务，预计到2023年底约7.5亿美元高级票据可通过预期自由现金流偿还[12] - 截至2021年6月30日，当前流动性超19亿美元，且通过自由现金流扩大[12] 发展前景 - 2021年总资本预算4.25亿美元或更少，产量维持在约21.5亿立方英尺/天[13] - 预计2021年底杠杆率降至2.5倍以下，2022年初降至2倍以下[13] 环境实践 - 目标到2025年实现直接温室气体净零排放[9] - 2020年通过水循环利用和共享计划回收了148%的产出水[12]

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]