Proactive团队 - Stephen Gunnion是Proactive Investors的高级财经记者和广播员，拥有超过25年的电视、广播和印刷媒体经验[2] - Proactive的财经新闻团队遍布全球主要金融和投资中心，拥有伦敦、纽约、多伦多、温哥华、悉尼和珀斯的分支机构和工作室[4] Proactive关注领域 - Proactive专注于中小市值市场，同时也让社区了解蓝筹公司、大宗商品和更广泛的投资故事[5] Proactive报道范围 - Proactive团队提供市场上跨领域的新闻和独特见解，包括生物技术和制药、矿业和自然资源、电池金属、石油和天然气、加密货币以及新兴数字和电动汽车技术[6]

文章核心观点 - Chesapeake Energy和Southwestern Energy同意合并，合并后公司将成为美国最大的天然气生产商之一，两家公司总市值达180亿美元 [1] 分组1 - Chesapeake Energy和Southwestern Energy达成合并协议 [1] - 两家公司合并后总市值为180亿美元 [1] - 合并后的公司将成为美国最大的天然气生产商之一 [1]

SWN股价表现 - SWN股价在最近一个交易日上涨了7.3%，收于6.87美元[1] - SWN预计在即将发布的季度报告中每股收益为0.14美元，同比下降46.2%[3] SWN与Chesapeake Energy合并传闻 - SWN股价上涨的原因可能是与Chesapeake Energy的潜在合并交易有关[2] SWN与EQT Corporation的预期每股收益下调 - SWN的一致预期每股收益在过去30天内下调了5.1%[5] - EQT Corporation的一致预期每股收益在过去一个月内下调了4.4%至0.50美元[8]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度资本支出为4.54亿美元,低于预期,主要由于开发计划的一些小调整将活动推迟到第四季度,以及效率提升和通胀影响有所缓解 [30] - 公司预计2024年资本支出将在20亿美元至23亿美元之间,与2023年基本持平,主要是由于对LNG需求增长的预期 [26][27] - 公司预计将在2024年底或2025年初达到目标债务区间的上限3.5亿美元,之后将继续减债并开始向股东持续回报资本 [31] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度天然气产量为4 Bcf/d,液体产量为10.4万桶/d,其中原油产量超过1.4万桶/d [19] - 在阿巴拉契亚地区,公司完成了15口井的投产,平均井深超过16,200英尺,其中包括一口超过24,000英尺的创纪录长井 [20] - 在哈尼斯维尔地区,公司完成了8口井的投产,平均井深约9,100英尺,其中6口为中部博西尔层,2口为哈尼斯维尔层 [22] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司预计哈尼斯维尔流域产量至少将在明年初开始下降,这加强了公司对宏观形势改善的信心 [9] - 公司预计2024年底LNG出口量将达到每天16 Bcf,其中90%以上位于德克萨斯州和路易斯安那州沿海地区 [10] - 公司通过物理销售协议和金融基差套期保值,预计将继续实施主动保护基差的做法 [14] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司将继续优化自由现金流的产生和资本投资,以实现减债和维持生产能力的双重目标 [8] - 公司将保持40%-60%的天然气价格保护,并继续增加对未来期间的基差保护 [13][33] - 公司将保持灵活性,根据市场基本面的支持,在2024年下半年增加活动水平 [12][27] - 公司认为行业整体纪律和活动减少将有助于LNG需求的增长,从而推动天然气价格的上涨 [9][10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对2024年下半年及2025年天然气价格前景持乐观态度,认为LNG出口需求的增加将推动价格上涨 [68][69] - 管理层表示,公司将保持谨慎的对冲策略,在保护下行风险的同时,也给股东带来上行空间 [33][50] - 管理层认为,公司独特的资产组合和市场准入优势,将使其能够在波动的商品环境中保持灵活性和选择权 [12] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Charles Meade 提问** 询问公司2024年的产量和资本支出计划,是否有增加活动的可能性 [36][37][38] **Bill Way 和 Clay Carrell 回答** 公司2024年资本支出计划将前置,导致上半年产量下降,下半年回升至与2022年底相当的水平。公司将根据市场情况评估是否在下半年增加活动 [37][38][39] 问题2 **Bertrand Donnes 提问** 询问公司在LNG市场的策略,是否考虑更积极参与 [48] **Bill Way 回答** 公司正在与多家买家进行广泛的商业谈判,但在交易结构和风险分担方面保持谨慎和纪律,目标是获得更加平衡的交易 [49][50][51][52] 问题3 **Umang Choudhary 提问** 询问公司2025年的对冲策略 [75] **Bill Way 和 Carl Giesler 回答** 公司将继续采用期权策略,提供下行保护的同时保留上行空间,并将利用更低的债务水平来降低对冲成本 [75][76]

财务数据关键指标变化 - 2023年第三季度净收入4500万美元，摊薄后每股0.04美元，较2022年同期的4.5亿美元（摊薄后每股0.40美元）下降，主要因运营收入降低和所得税拨备增加[158] - 2023年第三季度运营收入700万美元，较2022年同期的24.14亿美元下降，运营收入减少30.98亿美元，仅部分被运营成本减少6.91亿美元抵消[158] - 2023年第三季度运营活动提供的净现金为4.77亿美元，较2022年同期的7.97亿美元下降，主要受商品价格、产量和所得税影响，部分被已结算衍生品头寸增加和利息费用减少抵消[158] - 2023年第三季度总资本投资4.54亿美元，较2022年同期的5.43亿美元下降16%，主要因商品价格导致活动水平降低[158] - 2023年第三季度和前九个月总运营成本分别为8.91亿美元和25.89亿美元，较2022年同期增长3%和5%[177] - 2023年第三季度和前九个月租赁运营费用每Mcfe分别增加0.04美元和0.06美元，主要因通胀和产量下降[179] - 2023年前三季度和前九个月，一般及行政费用分别增加500万美元（每千立方英尺当量增加0.02美元）和1400万美元（每千立方英尺当量增加0.02美元），主要因企业资源技术开发成本和产量降低[180] - 2022年前九个月，公司与Indigo和GEPH的合并产生2700万美元的合并相关费用，2023年前三季度和前九个月无此类费用[181] - 2023年前三季度，营销收入为13.79亿美元，较2022年同期的44.36亿美元下降69%；前九个月为46.51亿美元，较2022年同期的112.14亿美元下降59%[185] - 2023年前三季度，营销业务的营业收入较2022年同期减少300万美元；前九个月较2022年同期增加600万美元[190] - 2023年前三季度和前九个月，公司总毛利息费用分别为6400万美元和1.93亿美元，较2022年同期分别下降20%和15%[192] - 2023年前三季度和前九个月，公司衍生品收益分别为9300万美元和18.11亿美元，而2022年同期分别亏损1.903亿美元和67.09亿美元[193] - 2023年前九个月，公司赎回2027年到期的7.75%高级票据，总付款4.5亿美元，确认债务清偿损失1900万美元[194] - 2023年前三季度和前九个月，公司所得税费用分别为1100万美元和2800万美元，有效税率分别约为33%和1%[197] - 2023年前九个月，公司确认5.2亿美元递延所得税费用，部分被4.92亿美元的估值备抵释放带来的税收利益抵消[198] - 2023年前九个月经营活动提供净现金20.39亿美元，投资活动使用净现金17.1亿美元，融资活动使用净现金3.53亿美元[224] - 2023年前九个月经营活动提供的净现金较2022年同期减少7%，即1.57亿美元[227] - 2023年前九个月资本投资现金需求的99%由经营活动提供的净现金（扣除营运资金变动）满足[227] - 2023年前九个月总资本投资为17.14亿美元，较2022年的16.72亿美元增长3%[228][229] - 2023年9月30日，公司营运资金为负7.16亿美元，较2022年12月31日增加11.01亿美元[234] - 2023年第三季度和前九个月净利息费用分别为3600万美元和1.06亿美元，较2022年同期下降28%和24%[192] - 2023年前九个月提前偿还债务损失1900万美元，2022年同期为600万美元[194][195] - 2023年公司计划释放5.23亿美元递延所得税资产估值准备，预计保留6600万美元[198] - 2023年前九个月投资活动使用的净现金为17.1亿美元，较2022年的16.08亿美元增加[224] - 2023年前九个月融资活动使用的净现金为3.53亿美元，较2022年的6.05亿美元减少[224] 各条业务线数据关键指标变化 - E&P业务 - 2023年第三季度E&P运营亏损1800万美元，较2022年同期的2.386亿美元减少2.404亿美元，主要因运营收入减少和运营成本增加[158] - 2023年第三季度总净产量4250亿立方英尺当量，较2022年同期的4430亿立方英尺当量下降4%，主要因天然气产量下降5%[158] - 不计衍生品影响，2023年第三季度天然气、石油和NGL实现价格分别较2022年同期下降78%、16%和38%，总加权平均实现价格下降72%[158] - 2023年第三季度E&P业务资本投入4.52亿美元，钻井24口、完井25口、投产23口[158] - 截至2023年9月30日的三个月，E&P部门运营亏损较2022年同期减少2.404亿美元，主要因运营收入减少和成本增加[163] - 截至2023年9月30日的九个月，E&P部门运营收入较2022年同期减少5.294亿美元，主要因运营收入减少和成本增加[164] - 2023年第三季度和前九个月天然气总产量分别为368Bcf和1086Bcf，较2022年同期下降5%[168] - 2023年第三季度和前九个月石油总产量分别为1310MBbls和4169MBbls，较2022年同期增长12%和10%[168] - 2023年第三季度和前九个月NGL总产量分别为8228MBbls和24715MBbls，较2022年同期增长6%和10%[168] - 2023年第三季度和前九个月E&P产量分别减少18Bcfe和47Bcfe，主要因近期天然气价格下降和通胀影响[169] - 2023年前九个月E&P资本投资总额比2022年同期增加4000万美元，主要归因于通胀导致的成本上升[226] 各条业务线数据关键指标变化 - 营销业务 - 2023年前三季度，营销收入为13.79亿美元，较2022年同期的44.36亿美元下降69%；前九个月为46.51亿美元，较2022年同期的112.14亿美元下降59%[185] - 2023年前三季度，营销业务的营业收入较2022年同期减少300万美元；前九个月较2022年同期增加600万美元[190] - 2023年三季度和前九个月营销活动产生的利润分别为3000万和8200万美元，2022年同期分别为3300万和7700万美元[190] 商品价格数据变化 - 2023年第三季度和前九个月NYMEX亨利枢纽天然气价格分别为2.55美元/MMBtu和2.69美元/MMBtu，较2022年同期下降69%和60%[170] - 2023年第三季度和前九个月WTI油价分别为82.26美元/Bbl和77.39美元/Bbl，较2022年同期下降10%和21%[170] 衍生品与产量保护数据 - 截至2023年9月30日，通过衍生品和实物销售安排限制基础波动影响的未来天然气产量为126Bcf[175] - 截至2023年9月30日，未来产量受价格财务保护的天然气为258Bcf（2023年剩余）、649Bcf（2024年）、179Bcf（2025年）[176] - 截至2023年9月30日，通过衍生品和实物销售安排限制基础波动影响的未来天然气产量：2023 - 2025年基础互换量分别为71、46、9 Bcf，实物纽约商业交易所销售量2023 - 2030年分别为223、740、509、366、328、303、252、105 Bcf[175] - 截至2023年9月30日，价格受财务保护的未来产量：天然气2023 - 2025年分别为258、649、179 Bcf；石油分别为1171、2083、41 MBbls等[176] 债务与融资相关数据 - 2022年4月8日修订并重述2018年信贷安排，将到期日延长至2027年4月，借款基数增至35亿美元，五年期循环承诺为20亿美元，2023年10月4日再次确认[204][205] - 2022年6月宣布最高10亿美元股票回购计划，2022年回购约1730万股，总成本约1.25亿美元，2023年前九个月未回购[208] - 公司目标是将债务降至35亿 - 30亿美元或更低，杠杆率降至1.5倍 - 1.0倍[209] - 2023年9月30日，公司总可用流动性约16亿美元，超过当前模型需求[205] - 2023年9月30日，公司2022年信贷安排借款3.88亿美元，无未偿还信用证[219] - 2023年2月26日，公司赎回2027年到期的7.750%高级票据，总付款4.5亿美元，确认债务清偿损失1900万美元[221] - 截至2023年10月31日，公司长期债务评级为穆迪Ba1、标普BB +、惠誉BB + [223] - 截至2023年9月30日，2022年信贷安排的总最高循环信贷额度和借款基数为35亿美元，选定承贷额为20亿美元，借款为3.88亿美元，无未偿还信用证[215][219] - 高级票据契约中允许的留置权条款目前将担保债务的留置权限制为20亿美元或调整后合并有形净资产的25%（截至2023年9月30日为46亿美元）中的较高者[216] - 2023年2月26日，公司赎回所有2027年到期的7.750%高级票据，赎回价格为面值的103.875%，加上应计未付利息1300万美元，总付款4.5亿美元，确认债务清偿损失1900万美元[219][232] - 2022年公司宣布10亿美元股票回购计划，2022年回购约1730万股，花费约1.25亿美元，2023年前九个月未回购[208] - 公司计划优先使用自由现金流偿还债务，目标债务为30 - 35亿美元，杠杆率为1.0 - 1.5倍[209] - 公司无法确定未来经营现金流水平，将根据可用现金流调整现金使用[214] 养老金计划相关数据 - 2022年12月，公司向养老金计划参与者分配约3800万美元资产[239] - 2023年第一季度，公司因养老金计划结算确认约200万美元税前非现金费用[241] - 2023年9月，公司将约1400万美元剩余养老金资产余额转移至合格替代计划[242] - 2023年前九个月，公司因养老金计划结算确认约200万美元的税前非现金养老金结算费用[241] - 截至2022年12月31日，公司确认与养老金计划福利相关的资产约为1500万美元[242] - 截至2023年9月30日和2022年12月31日，公司确认与其他退休后福利相关的负债分别约为1000万美元和900万美元[242] 其他财务相关数据 - 公司因Indigo合并发行普通股产生累计所有权变更，收购前的净运营亏损（NOLs）每年受限约4800万美元，2023年9月30日有40亿美元联邦NOL结转，约20亿美元预计在使用前到期[199] - 《2022年降低通胀法案》（IRA）对特定大公司“调整后财务报表收入”征收15%替代最低税，公司预计2023年不受影响[200] - 2023年9月30日和2022年12月31日，未计入摊销的未评估成本分别为21.4亿和22.17亿美元[189] - 截至2023年9月30日，公司有40亿美元联邦净运营亏损结转，预计20亿美元将过期[199] - 截至2023年9月30日，公司总可用流动性约为16亿美元，借款基数和五年期贷款额度分别为35亿美元和20亿美元[205] 表外安排与交易数据 - 截至2023年9月30日，公司重大表外安排和交易包括运营服务安排[235] - 截至2023年9月30日，公司在天然气和液体管道及集输系统的运输和集输协议下的承付款项约为97亿美元，其中12亿美元与未来管道和集输基础设施项目的接入能力有关，还包括高达8.25亿美元的担保义务[237] - 截至2023年9月30日，现有基础设施服务的运输费用总计84.54亿美元，待监管批准和/或建设项目的运输费用为12.39亿美元，总运输费用为96.93亿美元[237] 法律与环境相关数据 - 公司认为当前诉讼、索赔和程序不太可能对财务状况、经营成果或现金流产生重大不利影响，但不排除不利结果的可能性[243] - 公司认为未来环境修复或合规相关成本不会对财务状况、经营成果或现金流产生重大影响[244] 信贷安排担保相关数据 - 2022年4月，公司签订2022年信贷安排，100%控股子公司作为担保人需对高级票据提供全额无条件的连带担保[246]

财务数据和关键指标变化 - 二季度产量为423 Bcfe，包括4 Bcf/天的天然气和10.6万桶/天的液体，其中石油产量近1.6万桶/天 [26][15] - 杠杆率小幅升至1.4倍，仍处于1.0 - 1.5倍的目标范围内 [29] - 净债务与上一季度持平，为40亿美元，非核心宾夕法尼亚尤蒂卡资产出售所得约1.2亿美元，基本抵消了季度现金支出和季节性营运资金流出 [54] - 2023年资本指导下调约10%，即2亿美元，至20 - 23亿美元区间，对产量影响较小 [28] - 2024年预计Haynesville的井成本将比今年低10% - 15% [52] 各条业务线数据和关键指标变化 - 二季度在阿巴拉契亚地区投产28口井，平均水平段长度超17300英尺，其中19口位于西弗吉尼亚州的富液区，9口位于俄亥俄州和宾夕法尼亚州的干气区；在Haynesville地区投产22口井，平均水平段长度8500英尺，其中16口位于Haynesville层段，6口位于中博西尔层段 [51] - 预计2023年钻井数量减少约10口，完井并投产数量减少15口，三季度资本投资将比二季度减少约1亿美元 [53] 各个市场数据和关键指标变化 - 年初至今，天然气定向钻井活动减少近20%，下半年预计将继续放缓 [27] - 上个月又有一座设施达成最终投资决策，墨西哥湾沿岸目前有近120亿立方英尺/天的增量液化天然气项目正在建设中，最早明年投产，预计到2025年底将有近80亿立方英尺/天的产能投入运营 [24] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是负责任、高效地开发一级双盆地库存，利用优势资产、规模、专业知识和确保的市场准入，将天然气输送到包括墨西哥湾沿岸液化天然气在内的优质市场，为股东创造长期经济价值 [11] - 公司计划将债务降至30 - 35亿美元的目标范围，并在接近该范围时向股东返还资本 [48] - 公司是Haynesville最大的生产商和美国现有液化天然气设施的最大天然气供应商，有能力满足下一波液化天然气需求，并可利用阿巴拉契亚地区到墨西哥湾沿岸的直接通道 [49] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气价格需大幅上涨，才能刺激生产增长以满足下一波液化天然气需求，Haynesville因其地理位置优势，将在满足这一需求中发挥关键作用 [13] - 随着进入更有利的天然气宏观环境，公司资本效率的提高和资产负债表的增强将使其能够实现更高的经济回报和股东价值 [25] - 行业活动减少和全球供应链改善，为公司战略采购团队提供了缓解和扭转通胀成本压力的机会 [27] 其他重要信息 - 公司在套管、履带马力和化学品等方面实现了成本节约，年初预计今年通胀率为10% - 15%，目前已降至个位数，明年可能出现通缩影响 [16] - 二季度增加了2025年天然气套期保值头寸，目前2024年和2025年的套期保值比例分别约为40%和10%，目标套期保值产量范围为40% - 60% [30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 是否会重新安排四季度的完井计划，是否倾向于指导范围的高端？ - 鉴于当前商品价格，指导意见显示不会在四季度增加额外的完井作业，但如果价格大幅上涨，仍有增加的可能性，这与一季度电话会议的指导一致 [32] 问题2: DeSoto East地区Bossier井比Haynesville井更具生产力是否意外，是否是该地区某种下游结果的产物？ - 公司从一开始就对DeSoto East地区有较好的了解，该地区有堆叠的一级中博西尔和Haynesville层段是公司收购资产的原因之一。在该地区的某些断层块中，中博西尔井的表现确实优于Haynesville井，但总体而言，两者表现相近，都是Haynesville油田中初始产量和最终可采储量较高的部分 [33] 问题3: 公司在Haynesville地区测试不同的流体加载和完井方式，是否还有进一步降低资本和提高效率的空间，能否将资本降至20亿美元以下？ - 公司一直在阿巴拉契亚和Haynesville地区进行完井优化工作，流体加载已对两个地区的生产表现产生了积极影响，将继续优化完井方案。资本支出的结果取决于商品价格、活动水平和通缩情况，可能与2023年指导范围类似，中点为21.5亿美元，范围在20 - 23亿美元之间 [38][66] 问题4: 如何看待2023年剩余时间的天然气市场，以及如何通过套期保值进行风险管理？ - 2023年剩余时间的关键在于10月份的库存水平以及这对冬季市场的影响。公司在曲线的后半段增加了一些下行保护措施，以防冬季开始时气温高于正常水平。公司的风险管理策略是机会主义地增加套期保值头寸，以提高下行保护能力，同时保留一定的上行参与空间 [92] 问题5: 修订后的2023年计划对2024年的生产和资本节奏有何影响？ - 公司希望能够从有利的商品价格环境中受益，将根据市场基本面制定2024年的资本计划。随着成本通缩的出现，希望在2024年使服务成本与当前商品价格环境更加匹配 [94] 问题6: 公司在阿巴拉契亚地区实现了创纪录的平均水平段长度，库存深度能否支持更长的水平段，在接近20000英尺水平段时是否存在技术限制或担忧？ - 公司目前有23口井的水平段长度超过20000英尺，本季度在俄亥俄州完成的一口井水平段长度接近24000英尺。公司的垂直整合和钻井、完井团队的经验使其在这方面具有竞争优势 [95][99] 问题7: 公司在液化天然气合同方面的态度是否发生变化，新的液化天然气合同有哪些特点？ - 公司正在评估所有潜在的机会，以利用自身地位达成有吸引力的、经风险调整的全球定价供应协议。公司认为自身的规模和直接连接通道将使其能够从下一波液化天然气需求增长中受益。市场正在成熟，合同结构也在发生变化，公司将采取谨慎、风险意识强的方法来签订下一批销售合同 [79] 问题8: 三季度天然气价差指导显示该季度面临挑战，但全年展望仍然强劲，如何看待Haynesville和Marcellus地区的价差差异，是否有一方表现优于另一方？ - 东北地区的基差市场在二季度末至三季度初有所走弱，主要原因是温和的冬季导致东部地区库存水平上升，以及一些管道维护工作。公司对全年价差指导范围有信心，因为公司大部分产量在盆地内进行了套期保值，并且通过固定运输安排可以进入墨西哥湾沿岸市场 [81][98] 问题9: 公司认为正常市场中DUC库存的合理水平是多少？ - 公司的核心哲学是不刻意积累DUC，而是保持适当数量的DUC，以实现两个地区的高效钻井和完井作业，并持续取得进展。在2023年的计划下，DUC水平在25% - 30%之间，额外的DUC将提供一定的灵活性，但关键是保持合适的数量以提高效率 [83][102] 问题10: 公司认为哪些因素是钻机节奏的风向标，在下半年和2024年开始增加钻机数量需要看到什么情况？ - 公司将以现金流为导向进行平衡决策，天然气价格将是主要驱动因素，同时也会考虑石油和NGL价格。公司将维持公司的生产能力，并保持在维护性资本支出的环境中 [84] 问题11: 如何看待公司明年的维持性资本支出需求，应该以四季度的产量运行率还是下半年的平均产量来考虑公司希望维持的2024年产量？ - 产量范围将取决于商品价格和成本下降情况，公司将在维持生产能力的范围内进行调整。2022年公司的净产量约为47亿立方英尺/天，今年四季度产量将略低于此水平 [87] 问题12: 下半年公司支出约9亿美元，是否低于维持性资本支出水平，在Haynesville地区更换了一些OFS供应商，能否介绍相关情况？ - 下半年资本支出低于维持性资本支出水平，约72%的全年指导投产井数在二季度完成。目前钻井的井能够更多地受益于成本降低和运营效率提高，特别是Haynesville地区的井成本预计在2024年将降至每英尺1800美元左右。更换的泵送供应商是公司过去合作过的，经过了严格的审查，表现良好 [105][106][113]

公司整体财务数据关键指标变化 - 2023年第二季度公司净收入为2.31亿美元，摊薄后每股0.21美元，较2022年同期的11.73亿美元（摊薄后每股1.05美元）下降，主要因运营收入减少21.88亿美元，部分被净衍生品头寸正向变化约12亿美元、利息费用减少1400万美元和税收优惠500万美元抵消[74] - 2023年第二季度公司运营亏损5700万美元，而2022年同期运营收入为21.31亿美元，运营收入减少因运营收入减少28.69亿美元，仅部分被运营成本减少6.81亿美元抵消[75] - 2023年第二季度公司经营活动提供的净现金为4.25亿美元，略低于2022年同期的4.27亿美元，主要因商品价格下降影响收入20.63亿美元和产量下降8900万美元，部分被已结算对冲头寸增加18.11亿美元等因素抵消[76] - 2023年第二季度公司总资本投资为5.95亿美元，较2022年同期的5.85亿美元增加2%，主要因通胀导致成本增加[77] - 2023年上半年经营活动提供的净现金为15.62亿美元，较2022年同期增加1.63亿美元，增幅12%[131] - 2023年上半年投资活动使用的净现金为11.63亿美元，较2022年同期增加1.14亿美元[131] - 2023年上半年融资活动使用的净现金为4.24亿美元，较2022年同期增加0.96亿美元[131] - 2023年上半年总资本投资为12.6亿美元，2022年同期为11.29亿美元[134] - 2023年Q2和H1总资本投资分别为5.95亿美元和12.6亿美元，同比增长2%和12%[135] - 2023年6月30日，公司净营运资金为负7.9亿美元，较2022年12月31日增加10.27亿美元[140] 公司资产出售与资金用途 - 公司出售阿巴拉契亚非核心天然气和石油资产获约1.23亿美元现金，用于偿还循环信贷额度[78] E&P业务数据关键指标变化 - 2023年第二季度E&P业务运营亏损7000万美元，较2022年的运营收入21.2亿美元减少2.19亿美元，主要因E&P运营收入减少2.152亿美元，运营成本和费用增加3800万美元[79] - 2023年第二季度E&P业务总产量为4230亿立方英尺当量，较2022年同期的4380亿立方英尺当量下降3%，主要因天然气产量下降5%[80] - 2023年第二季度E&P业务资本投资5.93亿美元，钻井38口，完井46口，投产50口[82] - 2023年Q2和H1油气产量方面，天然气产量分别为365Bcf和718Bcf，同比降5%和5%；石油产量分别为1441MBbls和2859MBbls，同比增6%和9%；NGL产量分别为8247MBbls和16487MBbls，同比增7%和12%[92] - 2023年上半年勘探与生产（E&P）资本投资较2022年同期增加1.28亿美元，主要归因于通胀导致的成本上升[133] - 2023年Q2和H1的E&P资本投资分别为5.93亿美元和12.57亿美元，同比增长1%和11%[135] 油气价格变化 - 不计衍生品影响，2023年第二季度公司实现的天然气价格为每千立方英尺1.47美元，较2022年同期下降77%；石油价格为每桶63.20美元，下降37%；NGL价格为每桶18.63美元，下降54%；总加权平均实现价格为每千立方英尺当量1.84美元，下降72%[81] - 2023年Q2和H1油气价格方面，天然气NYMEX Henry Hub价格分别为2.10美元/MMBtu和2.76美元/MMBtu，同比降71%和54%；WTI油价分别为73.78美元/Bbl和74.96美元/Bbl，同比降32%和26%；NGL平均实现价格分别为20.85美元/Bbl和22.71美元/Bbl，同比降29%和20%[95] - 2023年Q2天然气NYMEX亨利枢纽价格为2.10美元/百万英热单位，较2022年同期的7.17美元下降71%；上半年均价2.76美元/百万英热单位，较2022年同期的6.06美元下降54%[95] - 2023年Q2 WTI油价为73.78美元/桶，较2022年同期的108.41美元下降32%；上半年均价74.96美元/桶，较2022年同期的101.35美元下降26%[95] 产量价格保护情况 - 截至2023年6月30日，通过衍生品和实物销售安排限制基础波动影响的未来天然气产量，基础互换总计201Bcf，实物NYMEX销售安排总计2852Bcf[96] - 截至2023年6月30日，未来产量价格受财务保护的量，天然气为521Bcf（2023年剩余）、583Bcf（2024年）、179Bcf（2025年）；石油为2342MBbls（2023年剩余）、1717MBbls（2024年）、41MBbls（2025年）等[96] - 截至2023年6月30日，通过衍生品和实物销售安排限制基础波动影响的未来天然气产量中，基础互换总量为2010亿立方英尺，实物NYMEX销售安排总量为28520亿立方英尺[96] 运营成本相关变化 - 2023年Q2和H1运营成本方面，总运营成本分别为8.47亿美元和16.98亿美元，同比增5%和6%[97] - 2023年Q2和H1每Mcfe平均单位成本方面，租赁运营费用分别为1.00美元和1.03美元，同比增3%和7%；一般及行政费用分别为0.09美元和0.09美元，同比增29%和13%[98] - 2023年Q2和H1租赁运营费用每Mcfe分别增加0.03美元和0.07美元，主要因通胀影响运营成本增加[99] - 2023年Q2和H1一般及行政费用分别增加600万美元（每Mcfe增加0.02美元）和900万美元（每Mcfe增加0.01美元），主要因企业资源技术开发成本增加[100] - 2023年Q2每Mcfe非所得税减少0.01美元，主要因西弗吉尼亚州商品价格下降影响severance税；H1每Mcfe非所得税增加0.01美元，主要因财产税增加部分抵消了西弗吉尼亚州severance税下降[103][104] - 2023年Q2和H1全成本池摊销率每Mcfe均增加0.12美元，主要因通胀导致开发成本增加[105] - 2023年Q2总运营成本为8.47亿美元，较2022年同期的8.09亿美元增长5%；上半年总运营成本为16.98亿美元，较2022年同期的16.05亿美元增长6%[97] - 2023年Q2租赁运营费用每千立方英尺当量增加0.03美元，上半年增加0.07美元，主要因通胀导致运营成本增加[99] - 2023年Q2一般及行政费用增加600万美元，每千立方英尺当量增加0.02美元；上半年增加900万美元，每千立方英尺当量增加0.01美元，主要因企业资源技术开发成本增加[100] 未评估成本变化 - 2023年6月30日和2022年12月31日，未计入摊销的未评估成本分别为21.63亿美元和22.17亿美元，期间未评估资本投入1.25亿美元，但因评估先前未评估资产1.79亿美元，未评估成本减少[107] 营销业务数据关键指标变化 - 营销业务方面，2023年第二季度营收12.31亿美元，较2022年同期40.23亿美元下降69%；上半年营收32.72亿美元，较2022年同期67.78亿美元下降52%[108] - 2023年第二季度营销业务采购额12.13亿美元，较2022年同期40.06亿美元下降70%；上半年采购额32.20亿美元，较2022年同期67.34亿美元下降52%[108] - 2023年第二季度营销业务运营成本和费用为500万美元，较2022年同期600万美元下降17%；上半年为1100万美元，较2022年同期1200万美元下降8%[108] - 2023年第二季度营销业务运营收入为1300万美元，较2022年同期1100万美元增长18%；上半年为4100万美元，较2022年同期3200万美元增长28%[108] - 2023年Q2营销收入为12.31亿美元，较2022年同期的40.23亿美元下降69%；上半年营销收入为32.72亿美元，较2022年同期的67.78亿美元下降52%[108] - 2023年Q2营销业务运营收入增加200万美元，主要因营销利润率增加100万美元和运营成本及费用减少100万美元；上半年运营收入增加900万美元，主要因营销利润率增加800万美元和运营成本及费用减少100万美元[108][109] - 2023年Q2营销活动收入较2022年同期减少27.92亿美元，主要因销售价格下降69%，部分归因于销售量减少30亿立方英尺当量[112] - 2023年上半年营销活动收入较2022年同期减少35.06亿美元，主要因销售价格下降52%，部分被销量增加10 Bcfe抵消[113] - 2023年截至6月30日的三个月和六个月，营销部门运营成本和费用较2022年同期减少100万美元，源于人事相关成本降低[114] 利息支出变化 - 2023年第二季度和上半年总毛利息支出分别为6300万美元和1.29亿美元，较2022年同期7700万美元和1.48亿美元分别下降18%和13%；净利息支出分别为3400万美元和7000万美元，较2022年同期4800万美元和8900万美元分别下降29%和21%[115] - 2023年截至6月30日的三个月和六个月，总利息支出分别为6300万美元和1.29亿美元，较2022年同期分别下降18%和13%，净利息支出分别为3400万美元和7000万美元，较2022年同期分别下降29%和21%[115] 债务赎回与清偿损失 - 2023年上半年，公司赎回所有2027年到期的7.75%优先票据，赎回价格为面值的103.875%，加上应计未付利息1300万美元，总付款4.50亿美元，确认债务清偿损失1900万美元[119] - 2023年2月26日，公司赎回2027年到期的7.750%高级票据，总付款4.5亿美元，确认债务清偿损失1900万美元[125][136] - 2022年H1，公司赎回2022年到期的4.10%高级票据2.01亿美元，偿还高级票据本金6500万美元和溢价600万美元，偿还定期贷款B 300万美元和2022年信贷安排5400万美元[137] 所得税相关情况 - 2023年第二季度和上半年所得税（收益）费用分别为 - 500万美元和700万美元，有效税率分别约为 - 2%和0%，主要因释放美国递延所得税资产的估值备抵[120] - 截至2023年6月30日，公司约有40亿美元联邦净运营亏损结转，其中约30亿美元将于2035 - 2037年到期，10亿美元可无限期结转，预计约20亿美元将在使用前到期[120] - 2022年8月16日颁布的《降低通胀法案》可能影响美国对某些大公司的征税，公司预计2023年不受替代最低税影响，将持续关注其对合并财务报表的影响[120] - 2023年截至6月30日的三个月和六个月，所得税费用分别为 - 500万美元和700万美元，有效税率分别约为 - 2%和0%[120] - 2023年第一季度起，公司认为5.23亿美元联邦和州递延所得税资产很可能实现，计划在2023年释放部分估值备抵；预计保留6600万美元与净运营亏损相关的估值备抵[120] - 截至2023年6月30日，公司有40亿美元联邦净运营亏损结转，约20亿美元预计在使用前到期[120] 信贷安排与流动性 - 2022年4月8日公司修订并重述2018年信贷安排，将到期日延长至2027年4月，借款基数增至35亿美元，五年期承付款为20亿美元，2023年4月5日再次确认该金额[122] - 2023年6月30日公司总可用流动性约为17亿美元，超过当前模型需求[122] - 2022年4月8日，公司修订并重述信贷安排，借款基数增至35亿美元，五年期承付款为20亿美元；2023年4月5日，借款基数和五年期承付款均获重申；截至2023年6月30日，可用流动性约17亿美元[122] - 截至2023年6月30日，2022年信贷安排的总最高循环信贷额度和借款基数为35亿美元，选定承贷额为20亿美元，借款3.1亿美元，未偿还信用证2500万美元[125] 股票回购情况 - 2022年6月公司宣布股票回购计划，授权回购至多10亿美元流通普通股，2022年回购约1730万股，总成本约1.25亿美元，2023年上半年未回购[122] - 2022年H1，公司以平均每股7.10美元的价格回购约280万股普通股，总成本约2000万美元[138] 公司评级情况 - 截至2023年8月1日，公司长期债务发行人评级为穆迪Ba1、标普BB+、惠誉BB+[130] - 截至2023年6月30日，公司的长期债务发行人评级为穆迪Ba1、标普BB+、惠誉BB+[130] 经营活动现金相关情况 - 2023年上半年经营活动提供的净现金为15.62亿美元，较2022年同期增加1.63亿美元，增幅12%[131] - 2023年上半年经营活动提供

财务数据和关键指标变化 - 公司在第一季度产生了约1亿美元的自由现金流,并通过季节性营运资本流入减少了债务,从年末的44亿美元降至40亿美元,杠杆率从1.2倍改善至1.2倍 [29][30] - 公司在2月份赎回了所有7.75%的2027年到期的优先票据,继续执行之前宣布的债务减少计划,朝着重返投资级别的目标前进 [30] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度总产量为4.11 Bcfe,日均产量为4.6 Bcfe,其中天然气产量为3.9 Bcf/d,液体产量为107,000桶/日 [18] - 在阿巴拉契亚地区,公司投产了13口井,平均井深约15,000英尺,包括11口超丰富页岩气井和2口干气页岩气井 [19] - 在哈尼斯维尔地区,公司投产了23口井,包括15口中博斯页岩气井和8口哈尼斯维尔页岩气井,平均井深约8,200英尺,初始产量平均为35 MMcf/d [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司65%的天然气产量被输送到墨西哥湾沿岸地区,是该地区最大的天然气直接供应商,日供应量达15亿立方英尺 [13] - 随着自由港LNG恢复满负荷运营,LNG出口量已恢复到每天约14.6亿立方英尺的创纪录水平,补充了持续强劲的发电用气需求 [12] - 预计未来将有近9 Bcf/d的新LNG出口产能陆续投产,其中部分可能在今年年底前开始投产调试 [14] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司将继续专注于两大主要天然气盆地的大规模核心一级资产,利用自身的运营和商业优势,安全负责任地向优质市场供应低碳天然气,为股东创造优异的经济价值 [9] - 公司正在优化开发计划,根据现金流情况适当调整活动,主要通过减少干气完井活动来降低资本支出,同时保持较高的富液气开发活动水平 [15][24] - 公司预计行业干气钻井和完井活动将在今年下降15-20口,与公司预期一致,反映了行业对当前价格环境的谨慎态度 [57] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管近期天然气价格疲软,但公司认为天然气基本面长期向好,供给端美国产量自去年底以来基本持平,预计将出现下降 [12] - 需求端方面,随着自由港LNG恢复满负荷,LNG出口创新高,加上持续强劲的发电用气需求,为天然气市场提供了持久支撑 [12][13] - 公司有信心未来几个季度服务成本环境将继续改善,进一步增强长期自由现金流展望 [11] 其他重要信息 - 公司通过提高效率和成本控制,在维持产能的同时降低资本支出,预计全年资本支出将落在指导区间的低端 [24][43] - 公司拥有灵活的开发计划和资产组合,可根据商品价格信号在全年内快速调整活动,同时保持业务的长期生产能力 [16] - 公司正积极探索与国际指数挂钩的LNG供应协议,以获取更高的价格溢价 [14] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Charles Meade 提问** 公司何时会完成被推迟的井的完井工作 [34][35][36][37][38] **Clay Carrell 回答** 公司将密切关注商品价格和现金流情况,一旦有所改善就会尽快完成这些被推迟的完井作业,具体时间取决于现金流和价格走势 [35][36] 问题2 **Scott Hanold 提问** 公司2023年的资本支出和产量指引是否仍在指导区间内,如果天然气价格进一步下跌,公司下一步将采取什么行动 [42][43] **Clay Carrell 回答** 公司目前的资本支出和产量指引仍在指导区间内,如果价格进一步下跌,公司将继续采取进一步的活动调整,包括减少东北阿巴拉契亚的干气完井和钻井,以及减少哈尼斯维尔的完井和钻井活动 [43][44] 问题3 **Doug Leggate 提问** 公司在哈尼斯维尔的井成本下降对未来几年的自由现金流有多大影响 [50][51][52][53] **Clay Carrell 和 Carl Giesler 回答** 与分析师日的预测相比,由于通胀缓解和持续的效率提升,公司未来5年的年均资本支出可能会减少1.5-2亿美元,这将带来超过10亿美元的自由现金流增加 [51][52][53]

公司整体财务数据关键指标变化 - 2023年第一季度公司净收入为19.39亿美元，摊薄后每股收益1.76美元，而2022年同期净亏损26.75亿美元，摊薄后每股亏损2.40美元，主要因净衍生品头寸正向变化53亿美元[72] - 2023年第一季度公司经营收入为6.06亿美元，低于2022年同期的12.99亿美元，因经营收入减少8.25亿美元，仅部分被经营成本减少1.32亿美元抵消[74] - 2023年第一季度公司经营活动提供的净现金为11.37亿美元，较2022年同期的9.72亿美元增长17%，主要归因于营运资金余额变化[75] - 2023年第一季度公司总资本投资为6.65亿美元，较2022年同期的5.44亿美元增长22%，主要因通胀导致成本增加[76] - 2023年第一季度公司运营成本和费用为8.51亿美元，较2022年同期的7.96亿美元增长7%，其中租赁运营费用、一般及行政费用、除所得税外的税费、完全成本池摊销分别增长7%、8%、18%、14%，合并相关费用减少100%，非完全成本池折耗、折旧及摊销减少20%[95] - 2023年第一季度公司总利息费用为3600万美元，较2022年同期的4100万美元下降12%，主要因循环信贷借款减少、2022年债务回购活动及2023年第一季度全额赎回2027年到期的7.75%优先票据[108][109] - 2023年第一季度衍生品收益为14.01亿美元，而2022年同期亏损39.27亿美元，其中未结算衍生品收益从 - 32.37亿美元变为15.28亿美元[112] - 2023年第一季度公司赎回2027年到期的7.75%优先票据，支付总额4.5亿美元，确认债务清偿损失1900万美元；2022年第一季度回购2.21亿美元高级票据，记录提前债务清偿损失200万美元[113] - 2023年和2022年第一季度所得税费用分别为1200万美元和400万美元，有效税率分别约为1%和0%[114] - 公司预计2023年释放5.23亿美元联邦和州递延所得税资产的估值备抵，第一季度确认4.51亿美元递延所得税费用，部分被4.39亿美元税收利益抵消[115] - 公司预计保留6600万美元与净运营亏损（NOLs）相关的估值备抵，收购前的NOLs受每年约4800万美元的限制[116] - 截至2023年3月31日，公司有40亿美元联邦NOL结转，约20亿美元预计在使用前到期[116] - 2022年信用额度协议将到期日延长至2027年4月，借款基数增至35亿美元，五年期循环承诺为20亿美元，短期循环承诺为5亿美元[118] - 截至2023年3月31日，公司总可用流动性约为22亿美元，超过当前模型需求[118] - 截至2023年3月31日，公司有2.1亿美元借款和8900万美元未偿还信用证[122] - 2022年公司回购约1730万股流通股，总成本约1.25亿美元，2023年第一季度未回购[119] - 公司宣布一项最高10亿美元的股票回购计划，时间为2022年6月21日至2023年12月31日[119] - 截至2023年4月25日，公司长期债务发行人评级穆迪为Ba1、标普为BB+、惠誉评级为BB+[125] - 2023年第一季度经营活动提供的净现金为11.37亿美元，较2022年同期增加1.65亿美元，增幅17%[126] - 2023年第一季度投资活动使用的净现金为6.7亿美元，较2022年同期增加1.7亿美元[126] - 2023年第一季度融资活动使用的净现金为5.14亿美元，较2022年同期增加0.35亿美元[126] - 截至2023年3月31日，公司营运资金为负9.67亿美元，较2022年12月31日增加8.5亿美元[134] - 截至2023年3月31日，公司重大资产负债表外安排和交易包括运营服务安排和8900万美元信用证[135] - 截至2023年3月31日，公司在固定运输和收集协议下的承诺总额约为100亿美元[137] - 2023年第一季度，公司确认约200万美元的税前非现金养老金结算费用[138] E&P业务线数据关键指标变化 - 2023年第一季度E&P经营收入为5.78亿美元，较2022年同期减少7亿美元，主要因E&P经营收入减少6.45亿美元，经营成本和费用增加5500万美元[77] - 2023年第一季度E&P总净产量为4110亿立方英尺当量，较2022年同期的4250亿立方英尺当量下降3%，主要因天然气产量下降6%[78] - 不计衍生品影响，2023年第一季度公司实现的天然气价格为每千立方英尺当量3.22美元，较2022年同期下降28%；石油价格为每桶65.92美元，下降24%；NGL价格为每桶24.39美元，下降38%；总加权平均实现价格为每千立方英尺当量3.48美元，下降29%[79] - 2023年第一季度E&P部门资本投资6.64亿美元，钻井31口，完井36口，投产36口[80] - 2023年第一季度E&P销售总收入为14.31亿美元，较2022年的20.72亿美元下降31%，其中天然气、石油、NGL分别下降33%、15%、26%[89] - 2023年第一季度E&P石油和NGL产量较2022年同期增长18%，主要因资本计划管理以获取更有利的液体价格[91] - 2023年第一季度天然气、石油、NGL平均实现价格较2022年同期有不同程度变化，如天然气不含衍生品平均实现价格从4.50美元/Mcf降至3.22美元/Mcf，降幅28%；石油含衍生品平均价格从50.29美元/Bbl涨至58.17美元/Bbl，涨幅16%；NGL不含衍生品平均价格从39.33美元/Bbl降至24.39美元/Bbl，降幅38%[93] - 2023年第一季度E&P资本投资总额为6.64亿美元，较2022年同期增加1.2亿美元，增幅22%[128][129] 营销业务线数据关键指标变化 - 2023年第一季度营销收入为20.41亿美元，较2022年同期的27.55亿美元下降26%；营销采购为20.07亿美元，较2022年同期的27.28亿美元下降26%；运营收入为2800万美元，较2022年同期的2100万美元增长33%；营销量为551 Bcfe，较2022年同期的538 Bcfe增长2%[104] - 2023年第一季度营销业务运营收入增加700万美元，主要因营销利润率增加700万美元，营销利润率从2022年的2700万美元增至2023年的3400万美元[104] 产品价格数据关键指标变化 - 2023年第一季度天然气NYMEX亨利枢纽价格为3.42美元/百万英热单位，较2022年的4.95美元下降31%；WTI油价为76.13美元/桶，较2022年的94.29美元下降19%；NGL不含衍生品平均实现价格为24.39美元/桶，较2022年的39.33美元下降38%[93] 单位成本数据关键指标变化 - 2023年第一季度每Mcfe租赁运营费用较2022年同期增加0.11美元，主要因通胀导致运营成本增加[97] - 2023年第一季度每Mcfe一般及行政费用较2022年同期增加0.01美元，主要因人员成本增加[98] - 2023年第一季度每千立方英尺油当量的租赁运营费用为1.05美元，较2022年的0.94美元增长12%；一般及行政费用为0.10美元，较2022年的0.09美元增长11%；除所得税外的税费为0.16美元，较2022年的0.13美元增长23%；完全成本池摊销为0.75美元，较2022年的0.63美元增长19%[96] 未评估成本数据关键指标变化 - 2023年3月31日和2022年12月31日未计入摊销的未评估成本分别为21.85亿美元和22.17亿美元，期间未评估资本投入5600万美元，但因评估先前未评估的物业8800万美元，未评估成本减少[102][103] 衍生品及销售安排数据关键指标变化 - 截至2023年3月31日，通过衍生品和实物销售安排限制基础波动影响的未来天然气产量中，基础互换总量为275 Bcf，实物NYMEX销售安排总量为2,762 Bcf[94] - 截至2023年3月31日，通过衍生品和实物销售安排限制基础波动影响的未来天然气产量中，基础互换总量为2750亿立方英尺，实物NYMEX销售安排总量为27620亿立方英尺[94] 利息费用数据关键指标变化 - 2023年第一季度利息费用方面，总毛利息费用为6600万美元，较2022年的7100万美元下降7%；净利息费用为3600万美元，较2022年的4100万美元下降12%[108] 衍生品收益数据关键指标变化 - 2023年第一季度衍生品未结算收益为15.28亿美元，2022年为亏损32.37亿美元；已结算亏损为1.23亿美元，2022年为6.95亿美元；衍生品总收益为14.01亿美元，2022年为亏损39.27亿美元[112] 债务赎回及清偿损失数据关键指标变化 - 2023年2月26日，公司赎回所有2027年到期的7.750%高级票据，总付款4.5亿美元，确认1900万美元债务清偿损失[122] - 2023年2月26日，公司赎回2027年到期的7.750%优先票据，总付款4.5亿美元[131] 所得税相关数据关键指标变化 - 公司预计2023年释放5.23亿美元联邦和州递延所得税资产的估值备抵，第一季度确认4.51亿美元递延所得税费用，部分被4.39亿美元税收抵免抵消[115] 股票回购相关数据关键指标变化 - 公司优先使用自由现金流偿还债务以实现债务和杠杆目标[119]

公司价值与战略 - 公司具备稳健自由现金流、合理资本分配和财务实力，拥有优质资产、墨西哥湾沿岸通道优势，是负责任的生产商[8,16,17,23,36] - 目标可持续杠杆为1.5x - 1.0x，总债务为35 - 30亿美元，通过套期保值保护资本投资，改善财务状况以达投资级[9,25] 财务状况 - 2022年自由现金流约8.5亿美元，税前PV - 10储备价值260亿美元，超当前企业价值两倍[16] - 2022年债务减少超10亿美元，杠杆率降至1.3x，获评级机构积极展望，距投资级仅差一级[21,25] 业务运营 - 在阿巴拉契亚和海恩斯维尔两大天然气盆地居领先地位，核心库存可支撑15年开发[16,28] - 2023年阿巴拉契亚预计净产量约28亿立方英尺/天，海恩斯维尔约18亿立方英尺/天[18] 市场与销售 - 约65%天然气销往墨西哥湾沿岸地区，其中15亿立方英尺/天售予LNG出口商[8] - 2023年预计天然气产量46亿立方英尺/天，销售点包括NYMEX、佩里维尔等[51,68] 风险管理与套期保值 - 面临商品价格波动、通胀等多种风险，通过套期保值保护资本投资和财务承诺[3,9] - 截至2月21日，2023年天然气约39%、2024年约64%已套期保值[97,87] ESG表现 - 设定2035年长期温室气体减排50%目标，2022年底100%天然气获负责任采购认证[64,90] - 连续6年实现淡水零排放，完成11个重大节水项目[64]