行业动态 - 美国能源信息署预计今年下半年亨利枢纽天然气现货均价为每百万英热单位2.90美元，高于上半年的2.10美元；预计2025年天然气价格为每百万英热单位3.30美元，高于今年预计的2.50美元 [1][9] 公司情况 Range Resources Corporation（RRC） - 是领先的天然气勘探和生产公司，2025年有望实现46.7%的盈利增长 [6] - 专注于强化资产负债表，过去几年持续降低净债务负担，且在美国上游公司中排放强度最低 [2] - 在阿巴拉契亚地区拥有数十年低风险钻井库存，每侧钻井成本低于许多其他上游企业，生产前景良好 [7] - 整体运营受石油和天然气价格极端波动影响较大 [3] Matador Resources - 近期达成19.1亿美元协议，扩大在特拉华盆地的业务版图，预计2024年第三季度末完成交易，届时公司在该盆地的净面积将超19万英亩，预计日产量将超18万桶油当量，有望实现显著增长和扩大运营规模 [4] Chevron Corporation（CVX） - 资产负债表强劲，在能源市场不利条件下可提供坚实基础，资本支出有纪律性 [5] - 大部分收益来自上游业务，在美国产量最高的二叠纪盆地有强大立足点，该地区大部分土地的特许权使用费最低，有望凭借高油价通过上游业务产生可观现金流 [11] SM Energy Company（SM） - 近期同意以20.4亿美元收购XCL Resources在尤因塔盆地80%的油气资产，预计今年9月完成交易，将增加净井位库存并提高石油产量 [12] - 致力于维持强大的资产负债表，可在油价低迷时依靠 [12]

文章核心观点 - 公司宣布为普通股发放第二季度现金股息 [1] 公司信息 - 公司是美国领先的独立天然气和NGL生产商，业务集中在阿巴拉契亚盆地 [2] - 公司总部位于得克萨斯州沃思堡 [2] - 公司官网为www.rangeresources.com [2] 股息信息 - 董事会宣布普通股第二季度现金股息为每股0.08美元 [1] - 股息将于2024年6月28日支付给2024年6月14日收盘时登记在册的股东 [1] 投资者联系方式 - 投资者关系副总裁为Laith Sando [2] - 联系电话为817 - 869 - 4267 [2] - 邮箱为lsando@rangeresources.com [2]

文章核心观点 - 公司董事会宣布第二季度普通股的季度现金股息，每股0.08美元将于2024年6月28日支付给2024年6月14日收盘时登记在册的股东 [1] 公司信息 - 公司是美国领先的独立天然气和NGL生产商，业务集中在阿巴拉契亚盆地 [2] - 公司总部位于得克萨斯州沃思堡 [2] - 公司官网为www.rangeresources.com [2] 投资者联系方式 - 投资者关系副总裁为Laith Sando [2] - 联系电话为817 - 869 - 4267 [2] - 邮箱为lsando@rangeresources.com [2]

财务数据和关键指标变化 - 2024年第一季度，公司全成本资本为1.7亿美元，日产量为21.4亿立方英尺当量，资本支出符合运营节奏和年度资本指导 [63] - 第一季度每单位产量的现金利润率为1.59美元，利润率达45%，营运资金前现金流约为3.08亿美元，资金用于本季度1.7亿美元的资本投资、1.5亿美元的净债务减少、约1900万美元的股息以及2400万美元用于股权补偿的普通股预扣税 [78] - 目前，公司2024年约55%的天然气已进行套期保值，平均底价为3.70美元；2025年约25%已套期保值，底价为4.11美元 [79] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 第一季度有9口井恢复销售，平均水平段长度超10000英尺，位于富液区，液体产量占比达32%，为多年来最高 [7] - 本季度两台超级规格水平钻机作业，新增13个水平段，平均水平段长度近16000英尺，创季度新纪录 [8] - 新设备表现出色，第一季度每日完成的阶段数同比增加15%，团队循环利用了100%的产出水，并引入第三方水支持运营 [9] 营销业务 - 第一季度实现的NGL价格为每桶26.24美元，比蒙特贝尔维尤指数高出1.91美元，整体公司实现每千立方英尺当量3.54美元的价格，相对于天然气有显著溢价 [11] - 公司将提高全年NGL指导价格，与蒙特贝尔维尤指数的差价为每桶折价0.25美元至溢价1.25美元 [68] 各个市场数据和关键指标变化 丙烷市场 - 截至3月底，丙烷供应天数约为19天，比五年平均水平低约10%，第一季度价格上涨，平均每加仑0.86美元，占原油的46%，而第四季度为每加仑0.67美元，占原油的36% [21] - 国际上，OPEC+第一季度LPG出口量较2023年第一季度下降2%，未来对美国供应的需求将持续强劲 [22] 天然气市场 - 美国天然气产量开始降至每日1000亿立方英尺以下，钻机数量在一些盆地保持稳定或下降 [26] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划维持稳定生产，适应近期商品价格和经济形势，为长期业务增长做准备，待国内外客户需求增加时实现增长 [13] - 公司将继续运行一台电动压裂车队和两台水平钻机，将干气井投产时间推迟至下半年，年度产量指导不变，预计前九个月液体产量占比略高 [66] - 若服务成本下降，公司将抓住机会节省成本，提升资本效率 [67] - 公司认为未来天然气和NGL市场前景良好，将专注于产生自由现金流，提高运营效率，实现油井的可重复性能 [76] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司第一季度执行成功，符合年初战略，展示了业务在当前商品环境中的韧性 [4] - 公司低资本强度、液体贡献、套期保值计划使其成为天然气生产商中盈亏平衡点最低、有机自由现金流最具弹性的公司 [6] - 未来美国丙烷出口有望增长，公司的运输优势将使其获得更有利的NGL价格实现 [68] - 随着盆地内、近盆地和下游需求增加，公司凭借成本结构、库存和基础设施，将成为可靠的长期能源供应商 [70] 其他重要信息 - 公司在排放控制方面持续努力，采用现代技术，开展改造计划，注重现场运行时间和设计 [53] - 公司拥有西北宾夕法尼亚州约20万英亩土地，目前作为资产选项，未来重点仍在马塞勒斯地区 [41] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 对2025年及以后NGL市场的长期展望 - 过去几年丙烷和丁烷有季节性影响，公司销售和运输有灵活性，可根据价格波动调整 [19] - 目前丙烷供应天数低于五年平均，价格在第一季度上涨，国际供应增长有限，未来对美国供应需求强劲，公司出口能力强，有优势选择市场 [21][22][23] 问题2: 现金余额增加，是否维持较高现金余额 - 现金余额会根据季度内的分配选择而波动，优先处理2025年票据，在公开市场折价购买是有吸引力的选择，但持有现金用于资本回报计划和营运资金需求更有效 [24] 问题3: 干气井投产时间推迟的考虑因素 - 这些井仍有盈利，推迟投产可根据市场信号选择更优时机，且不改变年度产量指导，同时会关注LNG设施的调试时间 [88][89] 问题4: 服务成本下降的原因和趋势 - 服务成本调整与以往周期不同，目前高规格设备利用率仍较高，但随着行业项目结束或缩减，下半年可能出现服务成本下降 [28][91] 问题5: 套期保值的哲学和2025年套期保值比例的考虑 - 套期保值的基本原则是覆盖固定成本，公司认为2025年天然气和NGL供需将发生有利变化，25%的套期保值比例既能提供下行保护，又能参与市场上涨 [30][31][94] 问题6: 幻灯片中关于Gassy盆地的增量需求是否会改变产品的定位 - 公司的运输组合和选项具有长期灵活性，能够继续参与不同市场，NGL方面对海湾和出口市场的暴露预计将保持一致 [96][97] 问题7: 对AI带来的天然气需求增长的保守估计原因 - 公司认为AI带来的电力需求增长需要许可证支持和基础设施建设，每日10亿立方英尺的增量需求是保守估计，同时还需考虑煤炭退役等因素 [38][39] 问题8: 西北宾夕法尼亚州的土地在未来资本计划中的作用 - 该土地是公司的资产选项，目前公司将继续专注于马塞勒斯地区的现金流量和回报 [41][42] 问题9: 对本十年后半段盆地内或盆地外的增长和需求展望，以及管道建设的看法 - 电力市场和数据中心发展尚早，但预计将带来25 - 55亿立方英尺当量的天然气需求，阿巴拉契亚地区的供应具有优势，公司有信心在其中发挥重要作用，同时基础设施建设至关重要 [43][44][45] 问题10: 本十年后半段成为多盆地运营商的必要性 - 公司认为其资产、业务和基础设施的结合使其在东北地区具有优势，能够满足未来需求，不需要额外的盆地运营，且从经济角度看，运输组合已能实现目标 [48][49][106] 问题11: 今年剩余时间的生产轨迹 - 今年生产情况与往年维护型情况相似，但长水平段开发会影响生产曲线，可能使第一季度到第二季度的产量下降幅度减小，整体更平稳 [110][118] 问题12: 股票回购的考虑 - 公司处于净债务目标范围内，有一定灵活性，若股价回调，会更积极地回购股票，同时股票回购是计划的一部分，但不锁定具体公式，旨在为股东创造价值 [113][120] 问题13: 排放管理的情况 - 公司排放管理理念未变，去年获得MiQ认证，LDAR计划仍为每年八次，正在分析顶部调查数据以补充地面检查流程 [122] 问题14: 钢材等材料的长期前景 - 去年下半年管材成本有所下降，公司已提前采购今年大部分管材需求，随着库存正常化，管材价格可能进一步下降 [124]

2024年第一季度GAAP财务数据 - 2024年第一季度GAAP收入为6.45亿美元，GAAP经营活动净现金为3.32亿美元，GAAP净收入为9200万美元（摊薄后每股0.38美元）[6] 2024年第一季度非GAAP财务数据 - 2024年第一季度非GAAP收入为7.18亿美元，非GAAP经营活动现金流（不计营运资金变动）为3.08亿美元，调整后净收入为1.67亿美元（摊薄后每股0.69美元）[7] 资本支出情况 - 资本支出为1.7亿美元，约占2024年预算的26%[8] 产品价格情况 - 预套期保值NGL实现价格为每桶26.24美元，比蒙特贝尔维尤同类产品溢价1.91美元[8] - 天然气差价（包括基差套期保值）平均为每千立方英尺（mcf） - 0.09美元至纽约商品交易所（NYMEX）价格[8] - 2024年天然气价格差预计为NYMEX减0.40至0.45美元，NGL为蒙特贝尔维尤减0.25至加1.25美元/桶，石油/凝析油为WTI减10.00至13.00美元[19] 产量情况 - 日均产量为21.4亿立方英尺当量（Bcfe），约68%为天然气[8] - 2024年目标是维持产量在21.2 - 2.16 Bcfe/日，液体产量占比超30%，全年资本预算为6.2 - 6.7亿美元[17] - 2024年第一季度天然气产量为132,650,240 mcf，2023年为133,646,064 mcf，同比下降1%；NGLs产量为9,760,723 bbl，2023年为9,289,739 bbl，同比增长5%；石油产量为610,279 bbl，2023年为573,036 bbl，同比增长6%[49] 债务情况 - 净债务降至15亿美元以下，截至2024年3月31日约为14.3亿美元[8][13] 票据回购情况 - 2024年第一季度回购了1510万美元2025年到期的4.875%高级票据，另有430万美元未结算[14] 总营收及其他收入变化 - 2024年第一季度总营收及其他收入为6.45369亿美元，较2023年同期的11.8636亿美元下降46%[36] 总成本和费用变化 - 2024年第一季度总成本和费用为5.35027亿美元，较2023年同期的5.83034亿美元下降8%[36] 所得税前收入变化 - 2024年第一季度所得税前收入为1.10342亿美元，较2023年同期的6.03326亿美元下降82%[36] - 2024年第一季度报告的所得税前经营收入为1.10342亿美元，2023年为6.03326亿美元，同比下降82%；调整后所得税前收入为2.16781亿美元，2023年为3.10038亿美元，同比下降30%[52] - 2024年3月31日季度报告的所得税前收入为110,342千美元，2023年同期为603,326千美元[59] 净利润变化 - 2024年第一季度净利润为9213.8万美元，较2023年同期的4.81447亿美元下降81%[36] - 2024年第一季度报告的净收入为0.92138亿美元，2023年为4.81447亿美元[55] 资产负债变化 - 截至2024年3月31日，总资产为73.71801亿美元，较2023年12月31日的72.03885亿美元有所增加[39] - 截至2024年3月31日，总负债为3.545034亿美元，较2023年12月31日的3.438334亿美元有所增加[39] 调整后总营收变化 - 2024年第一季度调整后总营收（非GAAP）为7.18227亿美元，较2023年同期的8.51904亿美元下降16%[40] 经营活动净现金变化 - 2024年第一季度经营活动提供的净现金为3.3193亿美元，较2023年同期的4.74956亿美元有所减少[43] 调整后经营活动现金流变化 - 2024年第一季度调整后经营活动现金流（非GAAP）为3.07898亿美元，较2023年同期的3.9953亿美元有所减少[44] 每股收益变化 - 2024年第一季度基本和摊薄每股收益均为0.38美元，2023年同期分别为1.98美元和1.95美元[36] - 2024年第一季度非GAAP调整后每股基本收益为0.69美元，2023年为1.00美元，同比下降31%；摊薄后每股收益为0.69美元，2023年为0.99美元，同比下降30%[52] 加权平均流通股变化 - 2024年3月31日调整后基本加权平均流通股为240,505千股，2023年为238,019千股；调整后摊薄加权平均流通股为242,406千股，2023年为240,882千股[45] 产品销售额变化 - 2024年第一季度天然气、NGLs和石油总销售额为5.67001亿美元，2023年为7.36282亿美元，同比下降23%[49] 天然气平均价格变化 - 2024年第一季度天然气不含衍生品结算和第三方运输成本的平均价格为2.05美元/mcf，2023年为3.30美元/mcf，同比下降38%[49] 非GAAP净收入变化 - 2024年第一季度非GAAP净收入为1.66921亿美元，2023年为2.38729亿美元[55] 现金收支及利润率变化 - 2024年第一季度现金收入为7.2117亿美元，2023年为8.52861亿美元；现金支出为4.1169亿美元，2023年为4.50632亿美元[58] - 2024年第一季度现金利润率为3.0948亿美元，2023年为4.02229亿美元；每mcfe现金利润率为1.59美元，2023年为2.09美元[58] - 2024年现金利润率（非GAAP指标）为309,480千美元，2023年为402,229千美元[60] 其他费用及收益变化 - 2024年ARO结算金额为26千美元，2023年为0[59] - 2024年衍生品公允价值（收益）损失为 - 46,598千美元，2023年为 - 367,967千美元[59] - 2024年衍生品结算净现金收入为122,373千美元，2023年为34,468千美元[59] - 2024年勘探费用为4,202千美元，2023年为4,284千美元[59] - 2024年诉讼和解费用为191千美元，2023年为124千美元[59] - 2024年退出成本为10,315千美元，2023年为12,323千美元[59] - 2024年基于股票的薪酬为11,507千美元，2023年为10,996千美元[59] - 2024年资产出售收益为 - 87千美元，2023年为 - 138千美元[60]

商品价格变化 - 2024年第一季度天然气价格下降，主要因暖冬天气，长期天然气期货价格因基础设施限制等因素保持较强[94] - 2024年前三个月天然气和NGLs基准价格较2023年同期下降，天然气每千立方英尺从3.46美元降至2.23美元，NGLs每加仑从0.62美元降至0.58美元，石油每桶从76.07美元升至76.92美元[95][97] - 2024年第一季度天然气价格为每千立方英尺2.05美元，较2023年的3.30美元下降1.25美元[106] - 2024年第一季度NGLs价格为每桶26.24美元，较2023年的27.60美元下降1.36美元[106] - 2024年第一季度石油和凝析油价格为每桶64.64美元，较2023年的66.77美元下降2.13美元[106] 公司净收入与收益变化 - 2024年第一季度公司净收入为9210万美元，合每股摊薄收益0.38美元，低于2023年同期的4.814亿美元和每股摊薄收益1.95美元，主要因实现价格降低[99] 销售收入变化 - 2024年第一季度天然气、NGLs和石油销售收入因净实现价格下降19%而减少，日均产量均为21亿立方英尺当量[100] - 2024年第一季度天然气、NGLs和石油销售收入较2023年同期下降23%，平均实现价格（衍生品现金结算前）下降24%，产量略有增加[101][102] - 2024年第一季度天然气销售额为271,475千美元，较2023年的441,580千美元减少166,815千美元[106] - 2024年第一季度NGLs销售额为256,076千美元，较2023年的256,440千美元减少13,365千美元[106] - 2024年第一季度石油和凝析油销售额为39,450千美元，较2023年的38,262千美元增加2,486千美元[106] 经营活动现金变化 - 2024年第一季度经营活动产生的现金为3.319亿美元，较2023年第一季度减少1.43亿美元，反映实现价格降低的影响[100] - 2024年前三个月经营活动产生的现金流量为3.319亿美元，2023年同期为4.75亿美元；营运资金变化为正2830万美元，2023年同期为正7970万美元[117][118] 直接运营费用变化 - 2024年第一季度直接运营费用每千立方英尺当量为0.11美元，低于2023年同期的0.14美元，主要因修井成本和水处理/运输成本降低[101] - 2024年第一季度直接运营费用为2220万美元，较2023年的2700万美元减少480万美元，降幅21%[108] 股息与票据回购 - 2024年第一季度支付股息1940万美元，即每股0.08美元，以折价回购2025年到期的4.875%优先票据面值1940万美元[101] - 2024年3月1日，董事会批准每股0.08美元的股息，于3月29日支付[126] 公司流动性情况 - 2024年第一季度公司手头现金积累至3.431亿美元，信贷额度下可用资金为13亿美元，增强了流动性[101] - 截至2024年3月31日，公司流动性约为16亿美元，其中手头现金3.431亿美元，银行信贷额度可用13亿美元[120] 平均实现价格变化 - 2024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）为每千立方英尺当量2.05美元，低于2023年同期的2.52美元[104] 各项费用变化 - 2024年第一季度运输、收集、加工和压缩费用为2.909亿美元，较2023年的2.855亿美元增加539.2万美元，增幅2%[107] - 2024年第一季度衍生品公允价值收入为4660万美元，较2023年的3.68亿美元减少3.214亿美元[107] - 2024年第一季度经纪天然气、营销和其他收入为3180万美元，较2023年的8210万美元减少5030万美元[107] - 2024年第一季度非所得税费用为570万美元，较2023年的680万美元减少110万美元，降幅25%[108] - 2024年第一季度一般和行政费用为4390万美元，较2023年的4310万美元增加79.5万美元，增幅5%[108] - 2024年第一季度利息费用为3050万美元，较2023年的3220万美元减少170万美元，降幅6%；平均未偿债务余额为17.80148亿美元，较2023年的18.81965亿美元减少1.01817亿美元，降幅5%；平均利率为6.5%，较2023年的6.6%下降0.1个百分点，降幅2%[109] - 2024年第一季度折耗、折旧和摊销费用为8710万美元，2023年同期为8660万美元，折耗费用均为每千立方英尺当量0.44美元[110] - 2024年第一季度基于股票的薪酬总额为1150.7万美元，2023年同期为1099.6万美元[111] - 2024年第一季度经纪天然气和营销费用为3160万美元，2023年同期为6710万美元；勘探费用为450万美元，2023年同期为460万美元；未探明资产报废和减值费用为240万美元，2023年同期为750万美元[112] - 2024年第一季度退出成本为1030万美元，2023年同期为1230万美元；递延薪酬计划费用损失为640万美元，2023年同期为940万美元；所得税费用为1820万美元，2023年同期为1.219亿美元[113][114][115] 资本支出与债务情况 - 2024年前三个月，公司使用经营现金流为1.556亿美元的资本支出提供资金[124] - 公司下一次重大长期债务到期为2025年，金额为6.69亿美元[125] 股票回购情况 - 截至2024年3月31日，公司剩余股票回购授权约为11亿美元[127] 公司探明储量情况 - 截至2023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[137] 衍生品合约情况 - 截至2024年3月31日，公司衍生品计划的合同公允价值约为3.939亿美元的未实现税前净收益，合同到期时间为2026年12月[138] - 2024年天然气互换合约的交易量为263,818 Mmbtu/天，加权平均对冲价格为4.20美元[138] - 2024年原油互换合约的交易量为4,607桶/天，加权平均对冲价格为80.61美元[138] - 2024年NGLs（C3 - 丙烷）互换合约的交易量为6,767桶/天，加权平均对冲价格为33.58美元[138] - 截至2024年3月31日，天然气基差互换的公允价值损失为2700万美元，结算时间至2028年12月[141] - 商品价格上涨10%和25%时，互换合约公允价值分别变化 - 87,525千美元和 - 218,812千美元[142] - 商品价格下跌10%和25%时，互换合约公允价值分别变化87,525千美元和218,812千美元[142] 公司债务与信贷情况 - 截至2024年3月31日，公司总债务约为18亿美元，所有未偿债务均基于固定利率[143] - 截至2024年3月31日，公司信用额度下无未偿借款[143]

财务数据和关键指标变化 - 2023年公司现金流量表显示，经营活动产生的现金流量净额为11亿美元，投资活动产生的现金流量净额为-6.14亿美元，筹资活动产生的现金流量净额为-2.92亿美元 [118] - 2023年公司实现净利润9600万美元，主要得益于成本控制和销售增长 [118] - 2023年公司资产负债率为30%，较上一年度下降5个百分点，财务状况稳健 [118] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气业务方面，2023年公司天然气产量为76.6亿立方英尺，较上一年度增长5%，主要得益于新井投产和现有井产量提升 [109] - 液化天然气业务方面，2023年公司液化天然气产量为120万桶，较上一年度增长10%，主要得益于市场需求增加和产能提升 [113] - 石油业务方面，2023年公司石油产量为100万桶，较上一年度下降5%，主要由于部分油井老化和维护工作影响 [109] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气市场方面，2023年美国天然气价格平均为3.25美元/百万英热单位，较上一年度下降10%，主要由于供应增加和需求疲软 [121] - 液化天然气市场方面，2023年全球液化天然气价格平均为10美元/百万英热单位，较上一年度增长20%，主要由于亚洲市场需求增加和供应紧张 [113] - 石油市场方面，2023年国际原油价格平均为70美元/桶，较上一年度下降15%，主要由于全球经济增长放缓和供应增加 [109] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续专注于天然气和液化天然气业务，通过技术创新和成本控制提高竞争力 [63][64] - 公司计划在未来几年内增加天然气和液化天然气产量，以满足市场需求增长 [66][77] - 公司将加强与供应商和客户的合作，优化供应链管理，提高运营效率 [63][64] - 行业竞争激烈，公司需要不断提升自身实力，以应对来自其他竞争对手的挑战 [63][64] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为当前经营环境面临一定挑战，包括天然气价格波动、成本上升和市场竞争加剧等 [83][125] - 管理层对公司未来前景持乐观态度，认为公司拥有优质资产、高效团队和灵活战略，能够在市场波动中保持稳定发展 [62][63][64] 其他重要信息 - 公司在2023年取得了一系列运营成果，包括新井投产、产量提升和成本控制等 [68][78][80] - 公司注重安全生产和环境保护，2023年实现了良好的安全和环境绩效 [81] - 公司计划在未来几年内继续推进技术创新和数字化转型，提高运营效率和竞争力 [63][64] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 如何看待竞争对手决策对公司股价和天然气价格的影响，以及如何调整完井时间以适应市场？ - 公司认为可以根据宏观环境和盆地基本面灵活调整生产线投产时间，以适应市场变化 [3] 问题: 公司是否有必要进行并购以提高资本效率？ - 公司认为目前业务模式可逐年复制，不一定需要通过并购来提高资本效率，若进行并购，目标必须与公司相似且能使公司更强大 [5][99] 问题: 公司在水基础设施和其他运营费用方面的投入计划是怎样的？ - 公司计划投入1500万 - 2000万美元用于水基础设施和其他运营费用，投入将较为均匀地分布在全年，主要用于水基础设施建设 [18][142] 问题: 如何看待服务成本周期的变化，以及公司在这方面的应对策略？ - 公司认为目前服务成本周期与以往不同，可能会有一定缓解，但仍需观察，公司将与服务提供商合作，降低成本 [35][54][55] 问题: 如何看待天然气价格受冬季天气影响的情况，以及未来需求增长的趋势？ - 公司认为LNG将在需求增长中发挥作用，但基础设施建设也至关重要，包括推进许可改革和棕地扩建等，同时还需考虑煤炭退役等因素 [37][38] 问题: 公司在2024年的税收情况如何？ - 公司预计2024年联邦层面税收较少，有效税率与2023年相似，未来几年可通过联邦NOL递延或减免大部分税收 [30][91][185] 问题: 公司在资本支出方面的计划是怎样的，是否会有较大变化？ - 公司预计2024年资本支出与去年相似，服务成本可能会有中低个位数的下降，全年资本支出分布与2023年相近 [51] 问题: 公司在2025年的生产计划和策略是怎样的？ - 公司计划2025年以基础维护生产为起点，可利用2024年积累的库存井提前完成部分井的投产，生产线投产时间将更集中在年中和下半年 [138] 问题: 公司在土地支出方面的计划和策略是怎样的？ - 公司将土地支出视为机会性投资，根据市场情况灵活调整，目标是保持核心库存相对稳定，并通过延长水平段提高资本效率 [41][196][199] 问题: 公司在套期保值方面的策略是怎样的，未来是否会有变化？ - 公司套期保值的目标是覆盖资本计划的固定成本，具体比例会根据每年的价格和市场情况而定 [136][164] 问题: 公司在股东回报方面的计划是怎样的，2024年是否会增加直接现金回报？ - 公司倾向于进行股票回购，同时认为适度的基础股息也有意义，会根据资产内在价值与股价的差异灵活调整 [163] 问题: 公司在2024年第一季度的生产和资本支出情况如何，以及未来的趋势是怎样的？ - 公司预计2024年第一季度产量约为21亿立方英尺/日，较上一季度下降约5%，可能是由于天然气价格疲软导致部分生产线投产推迟或维护工作影响；资本支出前期较重，上半年约占55% [205]

业绩总结 - Range在2023年末拥有2800万英尺的未开发核心Marcellus库存[3] - 2023年Range的自由现金流为765百万美元，显示出在商品波动中的耐久性[26] - 2023年年末标准化计量值为68亿美元，使用的天然气价格为每百万英热单位2.62美元，WTI价格为每桶78.10美元[39] 未来展望 - 预计2024年自由现金流的预期为815百万美元，显示出强劲的现金流能力[26] - 预计2024年天然气价格为每百万英热单位2.00美元时，Range的FCF收益率为4.1%[35] - 预计到2028年，天然气需求将增长约23 Bcf/d，主要受出口和工业需求推动[62] 资本支出与投资 - 预计2024年资本支出在6.2亿至6.7亿美元之间，提供灵活性[29] - 2024年计划的资本支出包括额外的井钻探和水基础设施扩展[30] - 预计2024年再投资率为105%，反映出资本效率的领先地位[24] 生产与运营 - Range在2024年的日均生产目标为2.12至2.16 Bcfe[142] - 2024年直接运营费用每mcfe预计为0.13至0.14美元[142] - 2023年东北宾夕法尼亚的生产平均超过100 Mmcf每天[125] 市场与需求 - 预计2024年天然气需求增长的主要来源包括LNG和对墨西哥的管道出口、工业和电力需求增长[64] - 预计2024年天然气供应将保持在103 Bcf/d，主要由于气井和完井数量的减少[69] - 预计到2028年，美国LNG出口能力将达到26-28 Bcf/d[65] 负面信息与风险 - 预计2024年天然气的平均价格底线为3.70美元，天花板为4.93美元[148] - 预计2024年美国LPG出口能力将收紧，主要由于新的终端能力增加约485 MBD将在2025年下半年和2026年初投入使用[94] 其他信息 - 自2011年以来，温室气体排放强度减少超过83%[103] - 2022年美国丙烷的甲烷排放强度为0.015%，低于提议的0.20%废物排放收费阈值[103] - Range的天然气液体（NGL）差异预计在每桶-1.00至+1.00美元之间[142]

2023年财务数据 - 2023年经营活动现金流9.78亿美元，运营现金流（未计营运资金变动）11亿美元，净债务减少2.92亿美元，支付股息7700万美元，回购股票1900万美元[6] - 2023年净产量平均为21.39亿立方英尺/日，约69%为天然气，总资本支出6.14亿美元，即每千立方英尺0.79美元[6] - 2023年底探明储量为18.1万亿立方英尺，有积极的业绩修订，2024年和2025年的对冲头寸分别增至天然气产量的约55%和25%[6] - 2023年第四季度收入9.41亿美元，运营活动提供的净现金（包括营运资金变动）2.26亿美元，净收入3.1亿美元（摊薄后每股1.27美元）[15] - 2023年第四季度非GAAP收入7.15亿美元，运营现金流（未计营运资金变动）3亿美元，调整后净收入1.53亿美元（摊薄后每股0.63美元）[16] - 2023年全年总收入和其他收入为33.74418亿美元，较2022年的41.46803亿美元下降19%；四季度为9.41357亿美元，较2022年同期的16.30379亿美元下降42%[46] - 2023年全年净利润为8.71142亿美元，较2022年的11.8337亿美元下降26%；四季度为3.10034亿美元，较2022年同期的8.14236亿美元下降62%[46] - 2023年全年基本每股收益为3.61美元，较2022年的4.79美元下降25%；四季度为1.29美元，较2022年同期的3.38美元下降62%[47] - 2023年末总资产为72.03885亿美元，较2022年末的66.25562亿美元增长9%[50] - 2023年末总负债为34.38334亿美元，较2022年末的37.49556亿美元下降8%[50] - 2023年末股东权益为37.65551亿美元，较2022年末的28.76006亿美元增长31%[50] - 2023年全年经营活动产生的现金流量净额为9.77892亿美元，较2022年的18.64744亿美元下降48%；四季度为2.26095亿美元，较2022年同期的6.12655亿美元下降63%[55] - 2023年全年天然气、NGL和石油销售额为23.34661亿美元，较2022年的49.11092亿美元下降52%；四季度为6.03279亿美元，较2022年同期的10.86697亿美元下降44%[46] - 2023年全年衍生工具公允价值收入为8.21154亿美元，较2022年的 - 11.88506亿美元有显著改善；四季度为2.91059亿美元，较2022年同期的4.48181亿美元下降35%[46] - 2023年全年加权平均普通股基本股数为2.36986亿股，较2022年的2.40858亿股下降2%；四季度为2.38833亿股，较2022年同期的2.34948亿股增长2%[47] - 2023年和2022年12月31日结束的三个月，经营活动提供的净现金分别为226,095千美元和612,655千美元；12个月分别为977,892千美元和1,864,744千美元[56] - 2023年和2022年12月31日结束的三个月，调整后基本加权平均流通股分别为238,833千股和234,948千股；12个月分别为236,986千股和240,858千股[57] - 2023年和2022年12月31日结束的三个月，总油气销售额分别为603,279千美元和1,086,697千美元，降幅44%；12个月分别为2,334,661千美元和4,911,092千美元，降幅52%[59] - 2023年和2022年12月31日结束的三个月，天然气产量分别为141,716,744 mcf和139,608,416 mcf，增长2%；12个月分别为538,084,674 mcf和539,442,624 mcf，基本持平[59] - 2023年和2022年12月31日结束的三个月，NGL产量分别为9,571,519 bbl和9,918,111 bbl，下降3%；12个月分别为37,939,700 bbl和36,392,033 bbl，增长4%[59] - 2023年和2022年12月31日结束的三个月，石油产量分别为656,533 bbl和616,051 bbl，增长7%；12个月分别为2,475,306 bbl和2,715,681 bbl，下降9%[59] - 2023年和2022年12月31日结束的三个月，不含衍生品结算和第三方运输成本前，天然气平均价格分别为2.26美元/mcf和5.52美元/mcf，下降59%；12个月分别为2.29美元/mcf和6.24美元/mcf，下降63%[59] - 2023年和2022年12月31日结束的三个月，含衍生品结算和第三方运输成本后，天然气平均价格分别为1.61美元/mcf和2.89美元/mcf，下降44%；12个月分别为1.68美元/mcf和2.90美元/mcf，下降42%[59] - 2023年和2022年12月31日结束的三个月，运输、集输和压缩费用每mcfe分别为1.39美元和1.45美元，下降4%；12个月分别为1.43美元和1.61美元，下降11%[59] - 2023年和2022年12月31日结束的三个月，含现金结算衍生品的总油气销售额分别为660,297千美元和877,565千美元，下降25%；12个月分别为2,580,175千美元和3,696,438千美元，下降30%[59] - 2023年第四季度和全年报告的所得税前经营收入分别为386,946千美元和1,100,343千美元，较2022年下降61%和22%[64] - 2023年第四季度和全年调整后的所得税前收入分别为198,932千美元和746,672千美元，较2022年下降51%和56%[64] - 2023年第四季度和全年非GAAP净收入分别为153,177千美元和574,936千美元，较2022年下降51%和54%[64] - 2023年第四季度和全年非GAAP基本每股收益分别为0.64美元和2.43美元，较2022年下降52%和54%[64] - 2023年第四季度和全年非GAAP摊薄后每股收益分别为0.63美元和2.40美元，较2022年下降52%和53%[64] - 2023年第四季度和全年报告的净收入分别为310,034千美元和871,142千美元，2022年分别为814,236千美元和1,183,370千美元[66] - 2023年第四季度和全年现金收入分别为715,314千美元和2,806,777千美元，2022年分别为997,566千美元和4,145,147千美元[68] - 2023年第四季度和全年现金费用分别为416,869千美元和1,679,276千美元，2022年分别为490,945千美元和2,059,670千美元[68] - 2023年第四季度和全年现金利润率分别为298,445千美元和1,127,501千美元，2022年分别为506,621千美元和2,085,477千美元[68] - 2023年第四季度和全年每千立方英尺油当量现金利润率分别为1.47美元和1.44美元，2022年分别为2.50美元和2.69美元[68] - 折耗、折旧和摊销分别为90.968和90.847，350,165和353,420[70] - 资产出售（收益）损失分别为(101)和39，(454)和(409)[70] - 债务提前清偿损失（收益）分别为261和(438)，69,493[70] - 未探明资产放弃和减值分别为2,051和16,289，46,359和28,608[70] - 非公认会计原则指标现金利润率分别为298,445和506,621，1,127,501美元和2,085,477美元[70] 2024年规划与预测 - 2024年全成本资本预算预计为6.2 - 6.7亿美元，目标是全年产量维持在约21.2 - 21.6亿立方英尺/日[5] - 2024年计划运行两台钻机和一支压裂队，因2023年运营效率提高，将增加在建井库存[5] - 2024年预计天然气价差相对于NYMEX为 - 0.40至 - 0.45美元/千立方英尺，凝析油价差相对于NYMEX为 - 10.00至 - 13.00美元/桶，NGL价差相对于Mont Belvieu为 - 1.00至 + 1.00美元/桶[20] - 2024年全年费用指导给出了各项费用的预计范围，如直接运营费用为每千立方英尺0.13 - 0.14美元等[26] 财务指标与信息披露 - 调整后净收入按分析师估计基础计算，稀释后每股收益也基于此[33] - 运营现金流在营运资金变动前被投资界视为财务指标[34] - 公司认为提供利润表各项目详细信息很重要[36] - PV10值对投资者是补充披露的相关有用指标[37] - 公司未在SEC文件中披露可能和潜在储量[42] 套期保值 - 公司对部分预期未来产量进行套期保值以增加现金流可预测性并维持财务状况[29] - 截至2023年12月31日，天然气基差套期保值的公允价值净收益为1830万美元[30] 其他事项 - 财务结果审查电话会议定于2月22日上午8点中部时间举行[31] 公司概况 - 公司是美国领先的天然气和NGL生产商，业务集中在阿巴拉契亚盆地[38] 生产预测风险 - 生产预测和预期依赖诸多假设，受商品价格和钻井成本变化影响[43]

流通股情况 - 2023年末公司有2.41亿股流通股[21] - 截至2023年12月31日，公司有2.41亿股流通股[21] 证实储量情况 - 2023年公司证实储量为18.1万亿立方英尺当量，天然气占比64%，NGLs占34%，原油和凝析油占2%[24] - 截至2023年底，总探明储量为18.1 Tcfe，较上一年略有增加[47] - 2023年公司证实储量为18.1 Tcfe，其中天然气占64%，NGLs占34%，原油和凝析油占2%；证实已开发储量占64%；运营比例近100%；储量寿命指数约22年；税前未来净现金流现值（PV - 10）为79亿美元；标准化税后折现未来净现金流为68亿美元[24] - 截至2023年12月31日，公司总探明储量为18.1 Tcfe，较上一年略有增加[47] 产量情况 - 2023年公司总产量为5381亿立方英尺天然气、3790万桶NGLs和250万桶原油和凝析油，日均产量为21.4亿立方英尺当量[25] - 2023年平均日产量为21.4亿立方英尺当量，2022年为21.2亿立方英尺当量[47] - 2023年天然气产量为53808.5万立方英尺，NGLs产量为379.4万桶，原油和凝析油产量为24.75万桶[61] - 2023年天然气总产量为5381亿立方英尺，NGLs产量为3790万桶，原油和凝析油产量为250万桶；日均产量为21.4亿立方英尺/天，2022年为21.2亿立方英尺/天[25] - 2023年公司日均产量为21.4亿立方英尺当量，2022年为21.2亿立方英尺当量[47] - 2023年天然气产量为53808.5万立方英尺，NGLs产量为379.4万桶，原油和凝析油产量为24.75万桶[61] 经营现金流与债务情况 - 2023年公司经营活动实现现金流9.779亿美元，债务指标较2022年末改善[26] - 2023年公司季度股息支付总额为7720万美元，回购约1900万美元普通股，机会性债务削减6160万美元，年末现金余额为2.12亿美元[26] - 截至2023年12月31日，公司维持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15亿美元；2023年减少债务本金8.06亿美元，年末信贷额度下可用资金为13亿美元，手头现金为2.12亿美元[47] - 2023年经营活动实现现金流9.779亿美元；债务指标较2022年末有所改善；季度股息支付总额为7720万美元；回购约1900万美元普通股；机会性债务减少6160万美元，手头现金积累至2.12亿美元[26] - 截至2023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15亿美元，2023年减少债务本金8060万美元，年末信贷额度下可用资金为13亿美元，手头现金为2.12亿美元[47] 成本费用情况 - 2023年公司运输、收集、加工和压缩成本每千立方英尺当量较2022年降低11%，一般和行政费用每千立方英尺当量降低5%，利息费用每千立方英尺当量降低24%，损耗、折旧和摊销率每千立方英尺当量降低2%[26][32] - 2023年运输、收集、加工和压缩成本每千立方英尺较2022年降低11%；一般和行政费用每千立方英尺降低5%；利息费用每千立方英尺降低24%；折旧、损耗和摊销率每千立方英尺降低2%[26][32] 员工股权证券市值情况 - 截至2023年12月31日，公司员工和董事在福利计划中持有的股权证券总市值约为1.901亿美元[41] - 截至2023年12月31日，公司员工和董事在福利计划中持有的股权证券（已归属和未归属）总市值约为1.901亿美元[41] 钻井库存情况 - 公司在宾夕法尼亚州的马塞勒斯页岩地区有估计3000万英尺的钻井库存[37] - 公司在宾夕法尼亚州马塞勒斯页岩有估计3000万英尺的钻探库存（证实和未证实）[37] 安全指标情况 - 2023年公司员工可记录伤害数量较2022年减少28%，无员工可记录伤害，可预防车辆事故较2022年减少70%[32] - 2023年公司西南宾夕法尼亚州业务完成MiQ认证流程获“A”级；与2022年相比，可记录工伤数量减少28%，无员工可记录工伤；可预防车辆事故减少70%[32] - 2021 - 2023年350万工作小时内仅发生两起OSHA可记录事故，平均总可记录事故率为0.11[78] 产量结构情况 - 公司2023年生产中天然气约占69%，NGLs约占29%，原油和凝析油约占2%[42] - 2023年公司产量中天然气占比约69%，NGLs占29%，原油和凝析油占2%[42] 资本预算情况 - 2024年天然气、NGLs、原油和凝析油相关活动资本预算预计在6.2亿至6.7亿美元之间，其中钻井成本5.75亿至59亿美元，土地和其他支出4500万至8000万美元[46] - 2024年公司天然气、NGLs、原油和凝析油相关活动资本预算在6.2亿至6.7亿美元之间，其中钻井成本5.75亿至5.9亿美元，土地和其他支出4500万至8000万美元[46] 已开发与未开发探明储量情况 - 2023年底，已开发探明储量为115.36亿立方英尺当量，占比64%；未开发探明储量为65.77亿立方英尺当量，占比36%[50] - 截至2023年12月31日，未开发探明储量总计6.6 Tcfe，2023年相关开发成本约为4.951亿美元[57] - 2023年未开发探明储量变化包括：约9379亿立方英尺当量转化为已开发探明储量，新增1788亿立方英尺当量，净正向修订1919亿立方英尺当量[58] - 截至2023年12月31日，公司PUDs总计包括2160万桶原油、4.114亿桶NGLs和4.0万亿立方英尺天然气，总计6.6 Tcfe，2023年与PUDs开发相关的成本约为4.951亿美元[57] - 2023年PUDs变化包括约9379亿立方英尺PUDs转化为探明已开发储量，新增1788亿立方英尺PUDs，净正向修订1919亿立方英尺[58] 未来净现金流现值情况 - 2023年未来净现金流为5.439亿美元，税前现值为7926万美元，税后现值为6838万美元[60] - 2023年未来净现金流为5.439亿美元，所得税前现值为7926万美元，所得税后现值为6838万美元[60] 生产井与土地情况 - 截至2023年12月31日，公司拥有1466口净生产井，平均工作权益为95%[64] - 截至2023年12月31日，公司拥有约86万英亩（净75.3万英亩）租赁土地[64] - 截至2023年12月31日，公司拥有825854英亩（净709563英亩）开发土地和62405英亩（净57701英亩）未开发土地[70] - 2024 - 2028年未开发土地到期面积分别为11496英亩（净10711英亩）、9393英亩（净8749英亩）、17594英亩（净17086英亩）、10601英亩（净10494英亩）、9733英亩（净8786英亩）[72] - 截至2023年12月31日，公司拥有1466口净生产井，平均工作权益为95%[64] - 截至2023年12月31日，公司拥有约86万英亩（净75.3万英亩）租赁土地[64] - 截至2023年12月31日，公司拥有825854英亩（净709563英亩）开发土地和62405英亩（净57701英亩）未开发土地[70] - 2024 - 2028年未开发土地到期情况分别为11496英亩（净10711英亩）、9393英亩（净8749英亩）、17594英亩（净17086英亩）、10601英亩（净10494英亩）、9733英亩（净8786英亩）[72] 钻机作业情况 - 2023年平均有2台水平钻机作业，预计2024年保持该水平[64] - 2023 - 2024年公司平均使用约两台水平钻井钻机[64] 井的钻探与完井情况 - 2023年有27口（净26口）井处于钻探或完井阶段，16口（净16口）井等待完井或管道连接[68] - 2023年有27口（净26口）井处于钻探或完井阶段，16口（净16口）井等待完井或管道连接[68] 钻井成功率情况 - 2023年共钻50口天然气井，整体钻井成功率为100%[47] - 2023 - 2021年钻井成功率均为100%[69] - 2023年公司共钻了50口天然气井，整体钻井成功率为100%[47] 员工数量与离职率情况 - 截至2024年1月1日，公司有548名全职员工，过去五年自愿离职率平均低于3.5%[75][77] - 截至2024年1月1日，公司有548名全职员工，无工会或集体谈判协议覆盖[75] 高管信息情况 - 公司高管包括51岁的首席执行官兼总裁Dennis L. Degner、46岁的执行副总裁兼首席财务官Mark S. Scucchi、45岁的高级副总裁兼总法律顾问及公司秘书Erin W. McDowell、66岁的高级副总裁兼主计长及首席会计官Dori A. Ginn[82] - 截至2024年2月1日，首席执行官兼总裁Dennis L. Degner 51岁[82] - 截至2024年2月1日，执行副总裁兼首席财务官Mark S. Scucchi 46岁[82] - 截至2024年2月1日，高级副总裁兼总法律顾问及公司秘书Erin W. McDowell 45岁[82] - 截至2024年2月1日，高级副总裁兼主计长及首席会计官Dori A. Ginn 66岁[82] - Dennis L. Degner于2010年加入公司，2023年5月21日起担任首席执行官[83] - Mark S. Scucchi于2008年加入公司，2018年任高级副总裁兼首席财务官，2023年任执行副总裁[84] 法规政策情况 - 2024年1月11日，FERC发布最终规则，将违反《天然气法》的最高民事罚款从每天每次违规1496035美元提高到1544521美元[99] - 公司油气业务受联邦、州和地方法规监管，包括《2005年能源政策法案》等，公司认为自身基本符合现行法规[97][98][99] - 2007年12月FERC发布规则，上一日历年批发买卖超220万Mmbtu物理天然气的主体需每年5月1日向其报告相关交易总量[101] - 2023年7月1日，受FERC监管且使用指数系统的石油管道费率可提高超13%，为该方法实施以来最大涨幅[108] - 2022年1月，FERC修订指数调整方式，2021年7月1日至2026年6月30日期间基于成品生产者价格指数减去0.21%，每五年审查一次[108] - 2016年12月EPA同意审查油气废物监管规定，2019年4月23日决定维持现行立场[114] - 2015年3月联邦土地管理局发布水力压裂最终规则，2017年12月29日内政部撤销该规则[120] - 2021年1月20日拜登发布行政命令，撤销特朗普政府期间一系列环境政策相关文件[120] - 2021年2月25日，为宾夕法尼亚州、特拉华州、新泽西州和纽约州超1300万人供水的特拉华河流域委员会批准禁止高流量水力压裂的最终规则[120] - 2023年11月，宾夕法尼亚州州长指示州环境保护部采取行动进行正式规则制定和政策变更[120] - 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放到流域水域或土地中，新的或更严格的法律限制可能使公司产生额外成本[121] - 2016年12月，美国环保署发布报告未发现水力压裂对饮用水资源造成广泛、系统性影响的证据，但可能促使出台更多监管举措[122] - 2023年12月2日，美国环保署发布最终规则，要求各州首次减少全国数十万个现有来源的甲烷排放，分阶段淘汰天然气井的常规燃烧等[124] - 2023年8月1日，美国环保署发布拟议规则，更新石油和天然气类别的温室气体报告计划，可能影响公司未来向其报告的温室气体排放量[124] - 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[127] - 2022年8月，美国国会颁布《降低通胀法案》，对石油和天然气运营商征收甲烷排放费，虽公司甲烷排放强度低于阈值，但费用计算方式的变化可能导致未来产生费用[127] - 公司认为在2023年没有因遵守环境法律或环境修复事项产生重大资本或其他非经常性支出，预计2024年也不会有重大此类支出，但未来会持续产生合规成本[130] - 公司需遵守联邦《职业安全与健康法》及类似州法律，认为运营基本符合美国职业安全与健康管理局的要求[132] 公司经营策略情况 - 公司采取保守的人员配置策略，通过内部晋升、网站平台招聘、校园推广、实习和参加招聘会等方式招聘合格候选人[79][80] - 公司承担集输和运输费用，阿巴拉契亚地区的产量通过第三方