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

财务数据和关键指标变化 - 第三季度全成本资本为1.51亿美元，年初至今资本支出总计4.78亿美元，约占年度计划的80% [23] - 第三季度产量为21.2亿立方英尺当量/天，较上一季度平均增加约4000万立方英尺当量/天 [23] - 第三季度分析师现金流总计2.4亿美元，为1.51亿美元的资本投资和1900万美元的季度股息提供资金 [47] - 第三季度实现NGL价格为每桶24.44美元，较上一季度增长14% [25] - 第三季度总现金单位成本较去年第三季度改善0.29美元，现金利息支出较去年第三季度减少800万美元 [48] - 截至第三季度末，公司持有现金余额1.63亿美元，自上一季度基本保持不变，自2018年峰值以来，净债务已减少约25亿美元 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气业务方面，第三季度天然气实现价格为每千立方英尺当量2.79美元，较纽约商品交易所亨利枢纽价格高出0.24美元 [47] - NGL业务方面，第三季度NGL价格上涨，出口同比增长19%，LPG出口同比增长16%，全球LPG库存同比收紧14% [25] - 水业务方面，第三季度通过战略合作伙伴关系和第三方处理设施，实现节水超过240万美元 [24] 各个市场数据和关键指标变化 - 2023年前九个月，纽约商品交易所天然气平均价格为每千立方英尺2.71美元，而2022年同期为6.77美元；WTI原油价格在2023年前九个月约为每桶77美元，而2022年为98美元 [26] - 自4月以来，以天然气为重点的钻机数量下降了27%，美国天然气新产量目前已趋于稳定 [26] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续专注于运营安全，推动运营持续改善，通过周期产生自由现金流，审慎分配自由现金流，平衡强大的资产负债表和向股东返还资本，以及长期开发世界级资产基础 [42] - 公司计划在2024年继续利用超规格钻机和电动压裂车队，预计RFP流程将在各项服务中产生适度的年度成本节约 [44][45] - 公司认为阿巴拉契亚天然气和天然气液体有望满足未来需求，公司在阿巴拉契亚盆地拥有大量高质量井的低风险库存，并将其转化为能够在商品周期中产生自由现金流的业务 [31][32] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为，随着世界向更清洁、更高效的燃料转型，天然气和NGL将成为负担得起、可靠且供应充足的能源，公司有望在其中发挥重要作用 [31] - 管理层预计，随着LNG出口增加和国内需求上升，天然气市场将逐渐重新平衡，公司对天然气和NGL的未来感到兴奋 [46] 其他重要信息 - 公司已锁定2024年项目的钢材价格，较2023年折扣约30%，预计沙子成本也将降低，但柴油燃料价格可能保持高位 [44] - 公司已为2024年1月1日开始的两年期合同预订了电动压裂车队 [45] - 公司预计第四季度NGL价格实现将保持在每桶1美元的负溢价至正溢价之间，全年将产生相对于蒙特贝尔维尤的强劲溢价 [46] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 公司增长机会及天然气营销潜力 - 公司认为盆地内需求增长机会包括壳牌裂解装置的调试和煤炭退役后天然气用于发电的机会，今年夏天天然气在发电方面表现强劲，增加了约25亿立方英尺的增量发电 [1] 问题: 公司库存深度和长水平段钻井计划的可持续性 - 公司认为在进一步延长水平段方面有很大的发展空间，过去三年水平段长度逐年增加，目前有超过60口井的水平长度达到15000英尺，即使延长水平段，公司的库存跑道仍超过30年，盈亏平衡点在2美元左右或更低 [5] 问题: 长水平段和较少投产井决策中远期曲线形状的影响 - 公司认为远期曲线形状不是决策的主要驱动因素，决策主要基于经济因素、现有系统空间和优化现有地面设施、压缩、集输和长途运输的使用 [7] 问题: 公司年度差价指导略有变动的原因 - 公司表示第三季度阿巴拉契亚盆地内市场存在一些疲软点，但公司80%以上的天然气和90%以上的收入来自盆地外，且有基差对冲计划，客户组合没有实质性变化 [8] 问题: 减少10口井的成本节约情况 - 公司认为从简单角度看，移除顶孔和设施建设可节省约1000万美元，但这些活动最终会重新部署到钻机和压裂活动中，以保持运营效率 [11][12] 问题: 年底DUC数量增加及2024 - 2025年的利用方式 - 公司认为DUC数量增加提供了灵活性，可在1月1日部署完井团队，使生产在更有利的价格时机上线，从现金流角度看，有助于减轻明年的资本压力或支持维护水平计划 [14] 问题: 公司企业级盈亏平衡天然气价格的变化 - 公司认为有2500个位置的盈亏平衡点在2.5美元或更低，随着资本效率的提高和服务成本的波动，预计盈亏平衡成本将保持稳定并有机会进一步改善 [18] 问题: 丙烷和乙烷市场前景 - 公司认为丙烷库存水平较高，但随着PDH和裂解装置基础设施的调试和出口的增加，预计2024年上半年库存将开始重新正常化；乙烷市场较紧，预计价格会有波动 [35] 问题: 公司资本效率和长水平段对生产的影响 - 公司认为过去几年团队在提高效率方面取得了进展，长水平段使资本效率提高了每英尺15 - 20美元，将活动从第一季度前半段提前到第四季度后半段，预计将带来更平坦的生产曲线 [37] 问题: 2024年成本与2023年的比较 - 公司表示RFP流程处于初始阶段，目前看到某些服务和消耗品价格有所软化，预计会有适度的年度成本节约，但具体数字要到年底才能确定 [44][60] 问题: 2024年维护资本支出或活动水平与2023年的比较 - 公司认为从历史上看，每年需要约60口井，但随着水平段长度的增加，可能接近50口井，具体取决于2025年的库存设置 [62] 问题: 近期在先前油垫上的活动百分比及未来12 - 24个月的预期变化 - 公司表示历史上约有50%的活动在先前油垫上，本季度有四分之三的井在有现有生产的油垫上，预计每年约有一半的活动在先前油垫上 [93] 问题: 对尤蒂卡和泥盆纪地层的理解及2024年的期望 - 公司表示对尤蒂卡地层的未来潜力感到兴奋，但目前重点仍在马塞勒斯地层，因为公司对该地层有深入了解且库存质量高，未来会关注行业动态并适时推进尤蒂卡地层的技术模型 [84] 问题: 第四季度产量指导略低于市场预期的驱动因素 - 公司表示难以准确回答，因为受到天气和价格等因素影响，但公司认为目前资产负债表状况良好，有灵活性在2024年重新部署自由现金流 [85] 问题: LPG市场前景 - 公司认为丙烷库存水平较高，但随着PDH和裂解装置基础设施的调试和出口的增加，预计2024年上半年库存将开始重新正常化 [35] 问题: 公司生产曲线的变化及对价格的影响 - 公司认为长水平段和维护水平计划将使生产曲线更加平坦，从第四季度到冬季以及第一季度和第二季度初，生产将更加均衡，有望在价格改善时上线 [97] 问题: 公司达到债务目标的时间和现金返还的想法 - 公司表示接近目标资产负债表范围，有灵活性在市场机会出现时重新部署自由现金流，如增加股票回购、适度提高股息或直接再投资于业务 [85]

业绩总结 - 预计2023年自由现金流（FCF）在不同天然气价格下的表现为：$2.50 NG时为$600百万，$4.00 NG时为$1,200百万，$5.50 NG时为$1,800百万[75] - 2023年，公司的FCF收益率预计为20%[77] - 2023年每日生产预计在2.12至2.16 Bcfe之间[142] 用户数据 - 2022年，范围公司在阿巴拉契亚地区减少了约43%的温室气体（GHG）排放强度[21] - 2022年，范围公司员工的总记录事故率（TRIR）较2019年减少了73%[21] - 2022年，70%的运营用水为再利用水，显示出公司在环境实践方面的领先地位[74] 未来展望 - 预计2023-2027年对美国供应的需求约为700 MBPD[15] - 预计到2027年，非美国供应对美国供应的需求将达到约700 MBPD[11] - 预计2023年美国LPG供应将平均增长约3.8%，相当于约259 MBPD[131] 新产品和新技术研发 - 预计2023年国际PDH工厂的总产能预计将达到340+ MBPD的潜在丙烷需求[127] - 预计未来天然气供应将保持在当前水平，因气井和完井数量减少[105] 市场扩张和并购 - 从2023年中到2026年中，预计新增22%（约518 MBPD）的美国液化石油气（LPG）出口能力[10] - 预计2023年到2027年，天然气总需求预计增长20 Bcf/d，主要受LNG和墨西哥管道出口、工业和电力需求增长驱动[107] 财务健康 - 预计2023年净债务目标为10亿至15亿美元，显示出公司强大的财务灵活性[88] - 2022年，公司的自由现金流分配中，债务减少占比为主要部分，显示出公司对财务健康的重视[64] - 公司的净债务与EBITDA比率目标为8.4倍，显示出公司在财务管理上的稳健性[87] 负面信息 - 预计未来供应增长将受到基础设施限制和生产力下降的限制[6] - 预计未来天然气供应将保持在当前水平，因气井和完井数量减少[105] 其他新策略和有价值的信息 - 公司的核心马塞勒斯库存超过30年，确保了长期的生产能力和资源可持续性[62] - CEO薪酬的85%以上为风险薪酬，长期激励计划中60%为绝对指标，40%为基于时间的限制性股票单位[39]

天然气价格走势 - 2023年第一季度天然气价格因暖冬和液化天然气出口设施停工而下降，二三季度因美国国内天然气库存高于五年均值，价格维持在3美元以下[60] - 2023年第三季度与2022年同期相比，天然气、NGLs和石油基准价格显著下降，前九个月也是如此，如2023年第三季度天然气平均NYMEX价格为2.55美元/mcf，2022年同期为8.19美元/mcf[61] 公司净收入情况 - 2023年第三季度公司净收入为4940万美元，摊薄后每股0.20美元，2022年同期为3.731亿美元，摊薄后每股1.49美元[63] - 2023年前九个月公司净收入为5.611亿美元，摊薄后每股2.27美元，2022年同期为3.691亿美元，摊薄后每股1.45美元[66] 业务销售收入情况 - 2023年第三季度天然气、NGLs和石油销售收入因净实现价格下降49%而减少，日产量均为21亿立方英尺当量[63] - 2023年前九个月天然气、NGLs和石油销售收入因净实现价格下降42%而减少，日产量均为21亿立方英尺当量[66] - 2023年第三季度，天然气、NGLs和石油销售额较2022年同期下降63%，前九个月下降55%[69] 公司股息与现金情况 - 2023年第三季度公司支付股息1930万美元，每股0.08美元，与2022年同期持平；截至9月30日，手头现金1.628亿美元，信贷额度可用12亿美元[64] - 2023年前九个月公司支付股息5790万美元，每股0.24美元，2022年同期为1950万美元，每股0.08美元；回购普通股970万美元，2022年同期为3.089亿美元[67] - 2023年8月31日，董事会股息委员会批准每股0.08美元的股息，于2023年9月29日支付[92] - 截至2023年9月30日，公司持有现金1.628亿美元，信贷额度可用资金为12亿美元，约有14亿美元流动性[85][86] 经营活动现金流情况 - 2023年第三季度经营活动现金流为1.503亿美元，较2022年同期减少3.707亿美元[65] - 2023年前九个月经营活动现金流为7.518亿美元，较2022年同期减少5.003亿美元[68] - 2023年前三季度经营活动产生的现金流为7.518亿美元，2022年同期为13亿美元；2023年前三季度营运资金变动为负5490万美元，2022年同期为负2.776亿美元[83] 产量变化情况 - 2023年第三季度，天然气产量较2022年同期下降3%，NGLs产量增长6%，原油产量下降10%；前九个月，天然气产量下降1%，NGLs产量增长7%，原油产量下降13%[69] - 2023年第三季度，平均每日天然气产量较2022年同期下降3%，NGLs产量增长6%，原油产量下降10%；前九个月，天然气产量下降1%，NGLs产量增长7%，原油产量下降13%[69] 平均实现价格情况 - 2023年第三季度，平均实现价格（衍生品现金结算前）下降63%，前九个月下降55%[69] - 2023年第三季度，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 1.67美元，2022年同期为3.30美元；前九个月，2023年为1.89美元，2022年为3.27美元[71] - 2023年第三季度，天然气平均实现价格（不含衍生品结算）较2022年同期下降76%，NGLs下降31%，原油和凝析油下降17%；前九个月，天然气下降64%，NGLs下降38%，原油和凝析油下降27%[71] - 2023年第三季度，天然气平均实现价格（含所有衍生品结算）较2022年同期下降44%，NGLs下降32%，原油和凝析油增长12%；前九个月，天然气下降33%，NGLs下降36%，原油和凝析油增长8%[71] - 2023年第三季度，天然气平均实现价格（含所有衍生品结算和第三方运输成本）较2022年同期下降55%，NGLs下降47%，原油和凝析油增长11%；前九个月，天然气下降42%，NGLs下降52%，原油和凝析油增长7%[71] 各项费用情况 - 2023年第三季度，运输、集输、加工和压缩费用为2.772亿美元，2022年同期为3.230亿美元；前九个月，2023年为8.309亿美元，2022年为9.487亿美元[72] - 2023年第三季度，直接运营费用为2260万美元，2022年同期为2130万美元；前九个月为7340万美元，2022年同期为6160万美元[76] - 2023年第三季度所得税以外税费为450万美元，2022年同期为840万美元；前九个月为1800万美元，2022年同期为2250万美元[76] - 2023年第三季度一般及行政费用为3810万美元，2022年同期为4060万美元；前九个月减少520万美元[76][77] - 2023年第三季度利息费用为3060万美元，2022年同期为3870万美元；前九个月为9390万美元，2022年同期为1.279亿美元[77] - 2023年第三季度折旧、损耗和摊销费用为8760万美元，2022年同期为9050万美元；前九个月为2.592亿美元，2022年同期为2.626亿美元[77][78] - 2023年第三季度和前九个月每千立方英尺当量的直接运营费用分别增长9%和18%，所得税以外税费分别下降60%和25%，一般及行政费用均下降5%，利息费用分别下降20%和27%，折旧、损耗和摊销费用均下降2%[75][76][77][78] - 2023年前三季度基于股票的总薪酬为3028万美元，2022年同期为3635.9万美元[79] - 2023年第三季度经纪天然气和营销费用为4620万美元，2022年同期为1.273亿美元；2023年前三季度为1.581亿美元，2022年同期为3.305亿美元[79] - 2023年第三季度勘探费用为700万美元，2022年同期为750万美元；2023年前三季度为1900万美元，2022年同期为1970万美元[79] - 2023年第三季度未探明资产报废和减值费用为1100万美元，2022年同期为320万美元；2023年前三季度为4430万美元，2022年同期为1230万美元[80] - 2023年第三季度退出成本为1070万美元，2022年同期为1110万美元；2023年前三季度为7170万美元，2022年同期为5820万美元[80] - 2023年第三季度递延薪酬计划费用损失为900万美元，2022年同期为580万美元；2023年前三季度损失为2950万美元，2022年同期为5990万美元[80][81] - 2023年第三季度所得税费用为1570万美元，2022年同期为5960万美元；2023年前三季度为1.523亿美元，2022年同期为4690万美元[81] 衍生品公允价值收入情况 - 2023年第三季度，衍生品公允价值收入为3840万美元，2022年同期为亏损4.577亿美元[72] - 2023年前九个月衍生品公允价值收入为5.30095亿美元，而去年同期亏损16.36687亿美元[73] 经纪天然气、营销及其他收入情况 - 2023年第三季度经纪天然气、营销及其他收入为4460万美元，2022年同期为1.331亿美元；2023年前九个月为1.716亿美元，2022年同期为3.287亿美元[73][74] 利息收入情况 - 2023年前九个月收到510万美元全额支付款项和400万美元利息收入，第三季度收到130万美元利息收入[74] 提前偿债情况 - 2023年前九个月提前偿债收益为43.9万美元，2022年同期损失为6920万美元[81] 银行信贷安排情况 - 截至2023年9月30日，银行信贷安排借款基数为30亿美元，总贷款人承诺为15亿美元，未提取信用证为2.628亿美元，无未偿还借款，每日加权平均银行信贷安排债务余额为1070万美元，而去年同期为5900万美元[88] 资本支出与股票回购情况 - 2023年前九个月，公司用经营现金流为4.488亿美元的资本支出提供资金，下一次重大长期债务到期金额为6.884亿美元，到期时间为2025年[90] - 2023年前九个月，公司回购40万股普通股，总成本为970万美元，截至2023年9月30日，剩余股票回购授权约为11亿美元[90] 公司债务情况 - 截至2023年9月30日，公司有18亿美元未偿还债务，固定利率平均为6.0%，无未偿还浮动利率债务[94] - 2023年第三季度平均未偿债务为17.88388亿美元，2022年同期为24.04038亿美元；前九个月为18.33125亿美元，2022年同期为25.80876亿美元[77] - 2023年9月30日，公司总债务为18亿美元，所有未偿债务基于固定利率[106] 公司已探明储量情况 - 截至2022年12月31日，公司约65%的已探明储量为天然气，2%为石油和凝析油，33%为天然气液体[100] 公司衍生品计划情况 - 截至2023年9月30日，公司衍生品计划的合同公允价值近似净未实现税前收益为1.921亿美元，合同于2026年12月前每月到期[102] - 2023年，天然气互换合约每日对冲量为383315 Mmbtu，加权平均对冲价格为3.50美元；原油互换合约每日对冲量为5582桶，加权平均对冲价格为72.61美元[102] - 2024年，天然气互换合约每日对冲量为304973 Mmbtu，加权平均对冲价格为4.01美元；原油互换合约每日对冲量为3664桶，加权平均对冲价格为80.21美元[102] - 公司出售2025年日历年度每日90000 Mmbtu的天然气互换期权，加权平均价格为4.25美元/Mmbtu，2023年12月到期；出售2026年日历年度每日20000 Mmbtu的天然气互换期权，加权平均价格为4.10美元/Mmbtu，2024年6月到期，截至2023年9月30日，这些互换期权的公允价值为净衍生负债240万美元[102][103] 公司衍生品公允价值变动情况 - 2023年9月30日，天然气基差互换公允价值收益为1710万美元，结算期至2026年12月[105] - 2023年9月30日，公司有权获得出售北路易斯安那资产的或有对价最高达2100万美元，公允价值收益为740万美元[105] - 2023年9月30日，商品价格上涨10%和25%时，互换合约公允价值变动分别为 - 11287.8万美元和 - 28219.5万美元[105] - 2023年9月30日，商品价格下跌10%和25%时，互换合约公允价值变动分别为11287.8万美元和28219.5万美元[105] - 2023年9月30日，商品价格上涨10%和25%时，领子期权合约公允价值变动分别为 - 3931.5万美元和 - 9434.7万美元[105] - 2023年9月30日，商品价格下跌10%和25%时，领子期权合约公允价值变动分别为4198.1万美元和11183.6万美元[105] - 2023年9月30日，商品价格上涨10%和25%时，三通领子期权合约公允价值变动分别为 - 702.3万美元和 - 1667.7万美元[105] - 2023年9月30日，商品价格下跌10%和25%时，三通领子期权合约公允价值变动分别为699.5万美元和1574.7万美元[105] 公司衍生品交易对手情况 - 2023年9月30日，公司衍生品交易对手包括14家金融机构，其中6家不是银行信贷安排的有担保贷款人[105]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度现金流达1.87亿美元，为资本支出和季度股息提供资金，维持了资产负债表的实力 [30] - 第二季度实现了每千立方英尺当量2.47美元的预套期保值实现价格，比纽约商品交易所亨利枢纽价格高出0.37美元 [34] - 第二季度实现的NGL价格为每桶21.51美元，即每千立方英尺当量3.58美元 [35] - 套期保值使每单位实现价格提高了0.41美元，套期保值后实现价格为每千立方英尺当量2.88美元 [36] - 每单位生产的套期保值现金利润率为0.97美元，总现金单位成本较去年第二季度改善了0.32美元 [36] - 本季度现金利息支出较去年第二季度减少了900万美元，相当于每千立方英尺当量节省0.05美元 [37] - 截至第二季度末，公司持有现金余额1.62亿美元，主要用于以略低于面值的价格回购2025年到期的债券，本金总额达6200万美元 [41] - 自2018年债务峰值以来，公司已将净债务（扣除现金）减少了约25亿美元，目前接近目标净债务范围10 - 15亿美元 [43] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 第二季度产量为每天20.8亿立方英尺当量，略高于上一次电话会议提供的指引 [13] - 预计第三季度产量将环比增长约3000 - 5000万立方英尺/天，年底产量将达到约22亿立方英尺当量/天 [15] 钻井业务 - 第二季度在宾夕法尼亚州西南部的干气和湿气区域钻了24口井，平均钻水平段长度约为12400英尺，较2022年平均水平增加了5% [16] - 第二季度新增4口水平段长度超过20600英尺的井，其中最长的接近22000英尺 [16] - 第二季度平均每日钻水平段进尺超过4700英尺/天，较2022年全年平均水平增加了42% [17] 完井业务 - 第二季度完井团队平均每天完成超过10个压裂阶段，包括24小时内完成17个阶段的记录 [18] - 上半年平均每天完成9.3个压裂阶段，较2022年全年平均水平增加了13% [18] 各个市场数据和关键指标变化 NGL市场 - 第二季度NGL价格处于历史低位，预计今年晚些时候将有所改善 [22] - 4月份美国LPG出口的三个月滚动平均值创下新高，超过200万桶/天 [22] 乙烷市场 - 乙烷价格已脱离低点，2023年至今美国国内和出口需求均创下纪录，平均每天250万桶，比去年同期每天高出6.2万桶 [23] 天然气市场 - 今年夏天天然气发电持续强劲，预计未来几个季度海恩斯维尔和二叠纪盆地的干气产量增长有限，国内天然气市场预计今年晚些时候将逐渐重新平衡，明年及以后随着LNG出口增加将进一步走强 [24] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司目标保持一致，专注于实现同行领先的资本效率、通过周期产生自由现金流、向股东返还资本以及审慎的资本配置，以平衡进一步的债务减少、机会性的股票回购和世界级资产基础的长期开发 [7] - 公司认为阿巴拉契亚地区的天然气和天然气液体有能力满足未来需求，公司将在资本效率、排放强度和透明度方面处于领先地位 [51] - 公司拥有阿巴拉契亚地区50万净英亩的优质井库存，能够在商品周期中产生自由现金流 [52] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管当前商品价格处于周期性低位，但公司凭借具有竞争力的成本结构、低资本强度、液体选择权和审慎的套期保值，仍能实现健康的全周期利润率 [5] - 公司预计NGL价格将在今年晚些时候改善，天然气市场将在今年晚些时候重新平衡，并在明年及以后随着LNG出口增加而进一步走强 [22][24] - 公司认为自身业务具有韧性，能够在当前具有挑战性的价格环境中实现既定目标，并为2023年产生自由现金流 [28] 其他重要信息 - 公司上周发布了最新的企业可持续发展报告，展示了其低排放强度以及在安全和环境方面的领先地位 [6] - 公司在第二季度完成了MIQ认证流程，并获得了A级评价，其LDAR检查计划和源级生产设施设计、检测和缓解措施得到了审计认可，有助于维持行业内最低的排放强度 [25] - 第二季度公司现场安全绩效进一步改善，零OSHA事故 [26] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 谈谈投产井披露与今年迄今资本支出百分比的关系，以及如何解释投产井百分比低而资本支出高的情况 - 上半年初有两口钻机，第一季度后半段增加了第三口水平钻机，第二季度钻探活动达到最高 [55] - 完井方面，上半年有一个基础压裂团队，第二季度末增加了一个临时压裂团队，这改变了资本支出的节奏 [56] - 大部分钻探活动产生的投产井将在第三季度开始销售和生产，约三分之一的投产井在第三季度，且大部分集中在季度末 [58] 问题2: 如果年底项目较轻，而明年第一、二季度的期货价格有吸引力，公司内部是否会讨论将2024年的部分资本提前到2023年使用 - 公司内部会考虑优化今年和未来的项目，今年增加了3000万美元的资本灵活性，以允许这种选择 [60] - 维护成本低于指导上限，拥有这种灵活性可以考虑2024年的合适安排，公司会在内部进行相关讨论 [61] 问题3: 能否提供有关前沿材料、劳动力和服务成本的信息，以及成本下降对2024年的影响 - 目前判断2024年的情况还为时尚早，但令人鼓舞的是，钻机数量有所减少，自2022年12月底以来约有110台钻机退出市场 [64] - 管材等领域出现了成本缓解的早期迹象，供应链的投入开始正常化，一些支持设备的供应也有所改善 [66] - 秋季招标过程后，公司将能更好地了解2024年的情况，但预计某些设备（如压裂设备的电动车队）仍将需求旺盛 [68] - 公司认为自身在资本效率和服务成本方面将处于领先地位，目前每千立方英尺当量的分子替换成本为0.76美元，而同行平均为1美元 [71] 问题4: 公司目前对2025年的套期保值比例较低，考虑到对2025年的乐观展望，如何考虑2025年的套期保值策略 - 公司套期保值的理念是覆盖固定成本并保持对强劲市场的敞口，随着未来一两年LNG设施投产，预计商品价格将大幅重估 [73] - 公司已偿还25亿美元债务，套期保值并非必须，目前2025年的套期保值基础良好，但80%未套期保值，公司将根据市场发展做出响应 [76] 问题5: 谈谈资本分配，公司决定在公开市场折价回购债券，但未进行股票回购，如何考虑使用自由现金流，以及如何在偿还债务和股票回购之间做出决策 - 公司的资本分配优先考虑维护资本、债务减少、股东回报（股息或股票回购）和适当的增长 [79] - 市场情况（如利率、商品价格）会影响资本分配决策，债务偿还仍是优先事项，但如果市场出现大幅回调，公司有11亿美元的股票回购额度，会考虑进行股票回购 [80][85] 问题6: 公司多年来一直处于生产维护模式，随着2024 - 2025年天然气和NGL市场预期向好，这种生产维护模式是否会持续 - 2024年的起点是维持生产，约需每年钻60 - 65口井以保持资产平稳和现有基础设施的利用 [88] - 有几个积极因素，如LNG项目和MVP项目有望投产，以及其他盆地的库存耗尽和井性能下降，公司将根据盆地基本面和宏观情况决定是否增长，目前从维护生产的基础开始考虑 [89] 问题7: 随着活动增加，公司如何保持资本效率 - 公司认为第二季度的成果证明了团队有能力持续实现领先的效率，预计2024 - 2025年效率将进一步提高，因为会继续回到有生产的垫场作业 [93][94] - 继续消除非生产时间，优化物流（如水循环利用计划）可以提高效率和节省成本 [95] - 长水平段开发将发挥重要作用，本季度钻了超过20000英尺的长水平段井，预计未来这些井投产将有良好表现，从每英尺成本来看，公司预计仍将处于领先地位 [96] 问题8: 近期乙烷价格回升，能否解释其原因 - 乙烷基本面一直较为紧张，库存天数处于五年低点 [98] - 成本因素，管道成本的生产者价格指数（PPI）上涨13%，提高了乙烷回收的成本底线，导致更多乙烷被拒绝回收，供应减少 [100] - 高温天气导致一些盆地更倾向于拒绝回收乙烷并就地销售天然气，同时高温影响分馏效率，乙烷损失5% - 8%的效率 [101][102] - 美国墨西哥湾的分馏能力总体紧张，导致未加工的乙烷（Y级）在库存中的比例增加，纯乙烷供应减少 [103][104] - 6月底至7月初，乙烯维护季节结束，需求增加，供应减少，导致乙烷价格飙升 [105] - 下半年一些主要中游公司将增加分馏能力，预计价格不会继续维持在40美元以上，但乙烷库存天数仍将接近低点，市场将继续保持紧张 [106] 问题9: 根据目前情况，是否可以认为钻机日费率和辅助成本会有节省，但压裂团队成本不会？谈谈新增临时压裂团队的成本与合同费率的比较，以及效率情况 - 新增的临时压裂团队成本与当前定价结构相符，效率很高，第一个垫场的完井结果与全年大部分时间使用的基础压裂团队相当 [109] - 这显示了团队程序和效率的可重复性，一些服务提供商也通过日常运营和维护提高了绩效 [110] - 临时团队的定价与当前设备的现货价格相符，该团队将在本季度后半段完成另一个垫场的压裂作业，然后释放，之后公司将回到基础压裂团队 [113] - 虽然有一些价格改善的迹象，但由于是临时团队的使用，难以量化对全年活动的影响 [114] 问题10: 公司要在2025年实现范围二净零排放需要做什么？通过抵消和实际减排分别占多少？是否有2025年以后的目标 - 公司将继续专注于直接、经济、高效地减少运营中的排放，同时碳抵消将发挥一定作用，公司在可持续发展报告中首次阐述了相关方法 [115][116] 问题11: 公司提到的某湿气区域垫场的高效技术能否推广到干气区域？是否是一对一的趋势？ - 目前不能立即将这些技术推广到整个盆地，但会朝着这个方向发展，随着时间推移，这些改进的效率有望成为可重复的指标 [118] - 2024年可能还无法成为新标准，因为不同区域在进出通道和水平段长度方面存在差异，但这些经验可以应用于干气和超富气区域的未来开发项目 [119][120] 问题12: 全国范围内的活动正在减少，随着2024年及以后曲线的走强，活动何时会恢复？是需要价格大幅上涨，还是预计2024年活动会趋于平稳 - 2024年需要看到LNG基础设施的进一步发展，目前所有迹象表明LNG项目将按时投产，这是一个积极因素 [122] - 要考虑到注入季节结束时的库存水平和冬季情况，预计2024年大部分时间会有更积极的前景，届时公司将根据盆地基本面和宏观情况评估最佳活动水平，为2025年做准备 [123] 问题13: 关于 gathering, processing and transportation (GP&T) 指引，考虑到第二季度的情况和第三、四季度的预期价格，该指引是否有进一步降低的可能？其背后的假设是什么 - 已经有六个月的经验，包括NGL和天然气价格，以及电力成本等因素会影响GP&T成本 [126] - 展望下半年和冬季，根据产品的期货曲线，价格可能上涨也可能下跌，因此GP&T数字也可能朝两个方向变化，这是合同设计的特点，能提供应对价格变化的风险保护 [127][128] 问题14: 公司目前系统中的已钻未完井（DUC）在第三季度还是第四季度会更突出？能否提供第四季度活动节奏的更多细节 - 第三季度后半段，一个临时团队将完成另一个垫场的作业，加上基础团队，随后投产井将迅速跟进，第三季度大部分投产井将开始销售 [130] - 第四季度初，第二、三季度活动产生的投产井将开始转化为产量，第三季度产量预计将增加3000 - 5000万立方英尺/天，第四季度平均产量预计为22亿立方英尺当量/天，这种产量增长曲线与商品价格曲线相匹配，有利于下半年现金流和2024年的准备 [130][131] 问题15: 公司股票表现不佳，市场对远期曲线缺乏信心，但公司有30 - 50年的钻探库存，在2 - 3美元的价格区间可维持产量平稳，为何不利用股价疲软的机会变现部分价值？作为CEO，如何推动市场认识到公司股票的价值 - 从长远来看，库存耗尽将是一个重要因素，其他盆地的井性能下降对公司有利，公司的库存具有低成本盈亏平衡点，且在各个价格区间都有钻探活动 [135][136] - 维持开发计划的控制很重要，回到有现有生产的垫场作业对公司的效率、低成本环境和资本效率至关重要 [137] - 公司希望通过未来的股息增加、股票回购或进一步的债务减少来向股东返还价值，而其他同行或盆地可能难以做到这一点 [138] 问题16: 关于2025年的套期保值，是否会增加套期保值？目前的套期保值比例是否是新常态 - 2025年的套期保值基础良好，目前的情况符合公司对未来市场的预期 [140] - 公司将监测LNG液化设施的建设进度和预期服务日期，以及其他需求（如盆地内需求）的变化 [143] - 如果市场价格出现有利变化，公司有选择进行额外套期保值，以支持扩大股东回报或加速去杠杆化，但目前对套期保值组合感到满意，不需要增加 [144]

业绩总结 - Range在2022年的天然气同行平均成本为每千立方英尺1.60美元，而其自身成本为1.51美元，显示出180%的资本效率[8] - 预计2023年Range的自由现金流（FCF）将达到约1,200百万美元，2024年预计将达到1,600百万美元[16] - 2023年，Range的自由现金流盈亏平衡点为每百万英热单位（MMBtu）约2.50美元[17] 用户数据与市场需求 - 2023年，Range的天然气出口量年初至今平均约为18 Bcf/d，预计将接近20 Bcf/d[22] - 预计2023年的天然气需求总增长将达到20 Bcf/d，主要来自LNG和对墨西哥的管道出口[44] - 2022年，Range的天然气和天然气液体（NGL）市场需求预计将持续增长，尤其是在中国、印度和印度尼西亚等地区[38] 未来展望 - 预计到2027年，美国液化天然气（LNG）进料能力将达到约26-28 Bcf/d[44] - 预计2023-2024年，Range的LNG项目将增加2-4 Bcf/d的出口能力[44] - 预计2023年全球液化石油气供应增长在美国以外地区将保持平稳[58] 成本与支出 - 2023年钻探与完工资本支出预计为5.4亿至5.65百万美元[127] - 2023年每mcfe的直接运营费用预计为0.11至0.13美元[127] - 2023年每mcfe的DD&A费用预计为0.46至0.48美元[127] 资产与负债 - Range的已探明开发储量为10.9万亿立方英尺，未开发储量为7.1万亿立方英尺[141] - Range的强大资产负债表为其提供了在周期中灵活应对的能力，降低了债务成本结构[154] - 目标净债务为10亿至15亿美元[173] 环境与安全 - 自2011年以来，温室气体（GHG）排放强度减少超过83%[82] - 2022年通过水回收和共享计划回收超过100%的生产水量[82] - 2022年Range员工的总记录事故率（TRIR）较2019年减少73%[65] 价格与对冲策略 - Range的天然气和石油的平均价格底线分别为$3.42和$71.30，预计2023年下半年的平均价格上限为$3.98和$71.30[128] - Range在2023年下半年的对冲覆盖率为75%，2024年和2025年的对冲覆盖率分别为70%和65%[128] - 在不同天然气价格下，RRC的自由现金流预期分别为：2.50美元天然气时为4.4%，4.00美元天然气时为4.4%，5.50美元天然气时为3.6%[170]

天然气价格变化 - 2023年第二季度天然气价格因暖冬和液化天然气出口设施停工而下降，二季度美国国内天然气储存量高于五年均值，使天然气价格低于3美元[58] - 2023年第二季度和前六个月，天然气、NGLs和石油基准价格较2022年同期显著下降，天然气平均NYMEX价格从2022年二季度的7.18美元/mcf降至2023年的2.10美元/mcf，石油从108.40美元/bbl降至73.98美元/bbl，NGLs综合价格从1.04美元/加仑降至0.50美元/加仑[59] 公司净收入情况 - 2023年第二季度公司净收入为3020万美元，摊薄后每股0.12美元，而2022年同期为4.529亿美元，摊薄后每股1.77美元[61] - 2023年前六个月公司净收入为5.117亿美元，摊薄后每股2.07美元，2022年同期净亏损400万美元，摊薄后每股0.02美元[64] 天然气、NGLs和石油销售情况 - 2023年第二季度天然气、NGLs和石油销售收入下降65%，平均实现价格（衍生品现金结算前）下降66%，含衍生品现金结算收入下降43%，净实现价格下降56%[61] - 2023年前六个月天然气、NGLs和石油销售收入下降50%，平均实现价格（衍生品现金结算前）下降51%，含衍生品现金结算收入下降29%，净实现价格下降39%[64] - 2023年第二季度，天然气、NGLs和石油销售额较2022年同期下降65%，平均实现价格下降66%，产量略有增加；2023年前六个月，销售额较2022年同期下降50%，平均实现价格下降51%，产量增加2%[67] - 2023年第二季度，天然气销售额为22535.9万美元，较2022年同期的90975.4万美元下降75%；NGLs销售额为20071.7万美元，较2022年同期的37469.9万美元下降46%；石油销售额为4230.6万美元，较2022年同期的7243.9万美元下降42%[67] - 2023年前六个月，天然气销售额为66693.9万美元，较2022年同期的153967.7万美元下降57%；NGLs销售额为45715.7万美元，较2022年同期的71306.8万美元下降36%；石油销售额为8056.8万美元，较2022年同期的13649.8万美元下降41%[67] 公司股息、回购及现金情况 - 2023年第二季度公司支付1930万美元股息，每股0.08美元，2022年同期无；回购190万美元普通股；以折价回购6160万美元2025年到期4.875%优先票据；截至6月30日，有1.621亿美元现金和12亿美元信贷额度[62] - 2023年前六个月公司支付3860万美元股息，每股0.16美元，2022年同期无；回购970万美元普通股；以折价回购6160万美元2025年到期4.875%优先票据；积累1.621亿美元现金和12亿美元信贷额度[65] - 2023年5月31日，董事会批准每股0.08美元股息，于6月30日支付给6月16日收盘时登记在册的股东[89] 经营活动现金流情况 - 2023年第二季度经营活动现金流为1.266亿美元，较2022年同期减少1.981亿美元[63] - 2023年前六个月经营活动现金流为6.015亿美元，较2022年同期减少1.296亿美元[66] - 2023年前六个月经营活动产生的现金流量为6.015亿美元，2022年同期为7.311亿美元，2023年上半年营运资金变动为正2740万美元，2022年同期为负2.568亿美元[81] - 2023年前六个月经营活动产生现金流6.015亿美元，预计2023年资本计划由经营现金流提供资金[84] 天然气、NGLs和石油产量情况 - 2023年第二季度，天然气产量为129416394 mcf，较2022年同期的131721014 mcf下降2%；NGLs产量为9330430 bbls，较2022年同期的8784851 bbls增加6%；原油产量为658249 bbls，较2022年同期的716168 bbls下降8%[67] - 2023年前六个月，天然气产量为263062458 mcf，较2022年同期的262971351 mcf增加0%；NGLs产量为18620169 bbls，较2022年同期的17238296 bbls增加8%；原油产量为1231285 bbls，较2022年同期的1446630 bbls下降15%[67] 平均实现价格情况 - 2023年第二季度，公司平均实现价格为每mcfe 1.46美元，较2022年同期的每mcfe 3.29美元下降56%；2023年前六个月，平均实现价格为每mcfe 1.99美元，较2022年同期的每mcfe 3.26美元下降39%[69] - 2023年第二季度，天然气平均实现价格（不包括衍生品结算）为每mcf 1.74美元，较2022年同期的每mcf 6.91美元下降75%；NGLs平均实现价格为每bbl 21.51美元，较2022年同期的每bbl 42.65美元下降50%；原油和凝析油平均实现价格为每bbl 64.27美元，较2022年同期的每bbl 101.15美元下降36%[69] - 2023年前六个月，天然气平均实现价格（不包括衍生品结算）为每mcf 2.54美元，较2022年同期的每mcf 5.85美元下降57%；NGLs平均实现价格为每bbl 24.55美元，较2022年同期的每bbl 41.37美元下降41%；原油和凝析油平均实现价格为每bbl 65.43美元，较2022年同期的每bbl 94.36美元下降31%[69] 运输、集输、加工和压缩费用情况 - 2023年第二季度，运输、集输、加工和压缩费用为2.682亿美元，较2022年同期的3.279亿美元下降18%；2023年前六个月，费用为5.537亿美元，较2022年同期的6.257亿美元下降12%[70] - 2023年第二季度，天然气运输、集输、加工和压缩费用为14212.1万美元，较2022年同期的17678.8万美元下降20%；NGLs费用为12581.5万美元，较2022年同期的15111.9万美元下降17%；石油费用为25.4万美元，较2022年同期增加100%[70] 衍生品公允价值收入情况 - 2023年第二季度衍生品公允价值收入为1.237亿美元，2022年同期为亏损2.399亿美元；2023年前六个月为4.917亿美元，2022年同期为亏损12亿美元[71] 经纪天然气、营销及其他收入情况 - 2023年第二季度经纪天然气、营销及其他收入为4490万美元，2022年同期为1.082亿美元；2023年前六个月为1.27亿美元，2022年同期为1.956亿美元[72] 直接运营费用情况 - 2023年第二季度直接运营费用为2390万美元，2022年同期为2010万美元；2023年前六个月为5090万美元，2022年同期为4030万美元[73] - 2023年第二季度每千立方英尺直接运营费用为0.13美元，2022年同期为0.11美元，增长18%；2023年前六个月较2022年同期增长0.02美元至0.13美元，增幅18%[73] 除所得税外的税费情况 - 2023年第二季度除所得税外的税费为670万美元，2022年同期为750万美元；2023年前六个月为1350万美元，2022年同期为1410万美元[74] 一般及行政费用情况 - 2023年第二季度一般及行政费用为3950万美元，2022年同期为4290万美元；2023年前六个月较2022年同期减少280万美元[74] - 2023年第二季度每千立方英尺一般及行政费用较2022年同期降低9%；2023年前六个月较2022年同期降低4%[74][75] 利息费用情况 - 2023年第二季度利息费用为3110万美元，2022年同期为4200万美元；2023年前六个月为6330万美元，2022年同期为8920万美元[75] - 2023年第二季度每千立方英尺利息费用为0.16美元，2022年同期为0.22美元，降低27%；2023年前六个月较2022年同期降低29%[75] - 平均未偿债务2023年较2022年减少，2023年第二季度平均利率为6.5%，2022年为6.1%；2023年前六个月平均利率为6.5%，2022年为6.3%[75] 银行信贷安排情况 - 2023年第二季度银行信贷安排无未偿债务，2022年同期为9000万美元，2022年第二季度加权平均利率为4.1%；2023年前六个月平均未偿债务余额为1600万美元，2022年同期为7760万美元，2023年前六个月加权平均利率为8.4%，2022年同期为3.4%[76] - 截至2023年6月30日，银行信贷安排无未偿还借款，借款基数30亿美元，总贷款人承诺15亿美元[85] - 截至2023年6月30日，未使用信用证2.929亿美元，2023年前六个月银行信贷安排日均加权平均债务余额1600万美元，上年同期为7760万美元[86] 折耗、折旧和摊销费用情况 - 2023年第二季度折耗、折旧和摊销费用为8500万美元，2022年同期为8650万美元，因折耗率下降2%；2023年前六个月为1.716亿美元，2022年同期为1.721亿美元，折耗率下降2%被产量略有增加部分抵消[76] 经纪天然气和营销费用情况 - 2023年第二季度经纪天然气和营销费用为4480万美元，2022年同期为1.101亿美元；2023年前六个月为1.119亿美元，2022年同期为2.032亿美元，主要因大宗商品价格大幅下降，部分被更高的经纪采购量抵消[77] 勘探费用情况 - 2023年第二季度勘探费用为740万美元，2022年同期为750万美元；2023年前六个月为1210万美元，2022年同期为1220万美元，较低的延迟租金和其他费用被较高的地震成本抵消[77] 未探明资产报废和减值费用情况 - 2023年第二季度未探明资产报废和减值费用为2580万美元，2022年同期为710万美元；2023年前六个月为3330万美元，2022年同期为910万美元，因宾夕法尼亚州预期租赁到期增加[77] 退出成本情况 - 2023年第二季度退出成本为4870万美元，2022年同期为3610万美元；2023年前六个月为6100万美元，2022年同期为4720万美元[78] 递延薪酬计划费用损失情况 - 2023年第二季度递延薪酬计划费用损失为1120万美元，2022年同期收入为1920万美元；2023年前六个月损失为2050万美元，2022年同期损失为5410万美元[79] 提前偿债收益情况 - 2023年第二季度和前六个月提前偿债收益均为43.9万美元，2022年前六个月损失为6920万美元[79] 所得税费用情况 - 2023年第二季度所得税费用为1470万美元，2022年同期为1.033亿美元；2023年前六个月为1.366亿美元，2022年同期为收益1280万美元[79] 资本支出及债务到期情况 - 2023年前六个月天然气资产新增投入符合2023年资本预算预期，回购本金6160万美元、利率4.875%、2025年到期的优先票据，以970万美元回购40万股库藏股[82] - 2023年前六个月用经营现金流为2.967亿美元资本支出提供资金，下一次重大长期债务到期金额6.884亿美元，将于2025年到期[87] 公司流动性情况 - 截至2023年6月30日，公司持有现金1.621亿美元，信贷安排可用额度12亿美元，流动性约14亿美元[83][84] 公司已探明储量情况 - 2022年12月31日，公司约65%已探明储量为天然气，2%为石油和凝析油，33%为天然气液体[96] 衍生品计划情况 - 截至2023年6月30日，衍生品计划包括掉期、领子期权、三通领子期权和互换期权，合同公允价值约为净未实现税前收益2.168亿美元[97] 2023年6月30日衍生品公允价值及变动情况 - 2023年6月30日，天然气基差互换公允价值收益为3070万美元，结算期至2026年12月[98] - 2023年6月30日，公司有权获得出售北路易斯安那资产的或有对价最高达2100万美元，公允价值收益为810万美元[98] - 2023年6月30日，互换合约公允价值为11387.1万美元，商品价格上涨10%和25%时，公允价值分别变动 - 11492.6万美元和 - 28731.6万美元；下跌10%和25%时，分别变动11492.6万美元和28731.5万美元[98] - 2023年6月30日，领子期权合约公允价值为9562.4万美元，商品价格上涨10%和25%时，公允价值分别变动 - 4527.8万美元和 - 11194.2万美元；下跌10%和25%时，分别变动4734.8万美元和12446.3万美元[98] - 2

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]