公司业务概述 - 公司是独立油气公司，从事油气资产开发、开采、勘探和生产，业务集中在美国大陆，设休斯顿和匹兹堡办公室[60] - 公司目标是通过商品价格周期提升股东价值，采取注重回报的资本分配策略[61] 储量相关定义 - 若用概率方法估算储量，实际回收量等于或超过估计量的概率至少为90%[45] - 标准化度量是按每年10%折现率计算的已探明储量未来净收入现值[52] - 拥有30%工作权益的所有者，在100英亩土地中拥有30净英亩[36] - 拥有30%工作权益的所有者，在一口井中拥有0.30净井[36] - 已开发储量可通过现有井、设备和作业方法，或安装的开采设备和基础设施回收[26] 成本相关定义 - 开发成本用于获取已探明储量及提供油气开采、处理、收集和储存设施[27] - 勘探成本用于识别和检查可能含油气储量的区域，包括钻探勘探井等费用[31] - 生产成本用于运营和维护井及相关设备和设施[41] 财务数据关键指标变化 - 2019年资本回报率（非GAAP）为22.2%，较2018年的15.9%有所提升[62] - 2019年单位运营费用较2018年降低18%[63] - 2019年末总债务与总资本比率从2018年末的37.0%降至36.2%，年末现金及现金等价物2.002亿美元，循环信贷额度未使用承诺15亿美元[64] - 2019年运营现金流（GAAP）为14亿美元，自由现金流（非GAAP）为5.631亿美元，连续四年实现正自由现金流[65] - 2019年向股东返还资本6.654亿美元，占当年自由现金流的118%，自2017年恢复股票回购计划后，流通股减少超14%[66] - 2020年资本计划约为5.75亿美元，较2019年的7.833亿美元减少27%[69] 储量数据关键指标变化 - 2019年末探明储量增加11%，全来源发现与开发成本（非GAAP）为每千立方英尺当量0.36美元，年产量替换率为250%[67] - 2019年末探明储量为12903亿立方英尺当量，较2018年末的11605亿立方英尺当量增加1298亿立方英尺当量，增幅为11%[88][91] - 2019年12月31日，公司有4847 Bcfe的PUD储量，相关未来开发成本为18亿美元，较2018年12月31日增加645 Bcfe[100] - 2019年，公司从PUD转移1542 Bcfe至已开发探明储量，新增PUD储量1788 Bcfe，PUD储量向上修正399 Bcfe[101][103] - 截至2019年12月31日，约38%的估计已探明储量（按体积计）为未开发储量，需18亿美元资本支出将其转化为已开发储量[163] - 2019年12月31日公司已探明开发储量的产量预计在2020 - 2023年分别下降13%、26%、18%和14%[174] 马塞勒斯页岩业务数据 - 2019年在马塞勒斯页岩投资7.734亿美元，钻探或参与钻探94口净井，完井97口净井，投产97口净井[73] 天然气衍生品业务数据 - 2019年天然气基差互换覆盖63.8亿立方英尺，占天然气产量的7%，平均价格为每千立方英尺2.32美元；天然气互换覆盖226.1亿立方英尺，占天然气产量的26%，加权平均价格为每千立方英尺3.30美元[85] 产量与销售价格数据 - 2019年天然气总产量为865.3 Bcf，2018年为729.9 Bcf，2017年为655.6 Bcf；2019年无显著NGL生产，2018年和2017年NGL产量分别占等效产量不到1%，占原油产量8.5%和10.3%[104] - 2019年天然气平均销售价格（含衍生品结算影响）为2.45美元/Mcf，2018年为2.54美元/Mcf，2017年为2.31美元/Mcf；2019年平均生产成本为0.06美元/Mcfe，2018年为0.05美元/Mcfe，2017年为0.11美元/Mcfe[104] 租赁及矿权费数据 - 2019年12月31日，公司开发和未开发租赁及矿权费总面积为1228478英亩，净面积为1081577英亩[107] - 截至2019年12月31日，未来三年到期的净未开发面积分别为2020年78534英亩、2021年13747英亩、2022年3998英亩[108] 井数据 - 2019年12月31日，公司拥有天然气井850口（净789.0口），原油井17口（净1.8口），总计867口（净790.8口）[110] - 2019年公司开发井（生产）为96口（净94.0口），2018年为85口（净84.0口），2017年为104口（净93.2口）[112] - 2019年，公司完成29口（净29.0口）前几年钻探的井[113] 客户销售占比数据 - 2019年，2019年、2018年和2017年分别有三个、两个和两个客户占公司总销售额约17%、16%、16%，20%、11%和18%、11%[119] 法规相关（罚款与定价） - 2005年法案将违反NGA和NGPA及FERC相关规定的最高罚款提高至每天每违规行为100万美元，截至2019年12月31日，经通胀调整后为每天每违规行为126.95万美元[124] - 2016年7月1日起的五年内，FERC确定石油定价指数为成品生产者价格指数加1.23%[131] - 1993年1月起，天然气井口解除管制法案对公司所有天然气“首次销售”价格进行了放松管制[124] - 1995年1月1日起，FERC实施法规对先前批准的州际运输费率进行了祖父条款处理，并建立了基于通胀率的年度调整指数系统[131] 法规相关（天然气运输和营销） - 1985年Order No. 436至2000年Order No. 637，FERC一系列规则制定改变了天然气运输和营销方式[125] 法规相关（监管影响） - 公司油气勘探生产受联邦、州和地方各级监管，限制产量和钻井数量及位置，且法规不断变化难以预测成本和影响[121][123] - 公司使用衍生品管理价格风险，多德 - 弗兰克法案实施可能增加互换成本、改变条款或减少可用性[127][129] - 公司油气销售价格受运输成本影响，州际管道运输受FERC监管，费率有调整机制和上限[130][131] - 公司运营受环境和安全法规约束，可能面临废弃物处理、污染清理等成本和责任[132][134][136][137] - 公司认为在天然气营销、环境法规等方面与行业其他公司受影响程度无差异[123][126] 员工数据 - 截至2019年12月31日，公司上游业务有274名员工，全资子公司有273名员工[150] 天然气价格数据 - 2019年1月天然气价格为3.642美元/Mmbtu，12月降至2.470美元/Mmbtu，2020年2月进一步降至1.877美元/Mmbtu[155] EPA法规相关 - 2012年EPA发布油气设施新源性能标准和有害空气污染物国家排放标准[143] - 2016年6月EPA更新并扩展新源性能标准，设定挥发性有机化合物排放限制并监管甲烷排放[143] - 2017年6月EPA提议暂停2016年规则部分要求，11月发布数据可用性通知并提供30天评论期[143] - 2018年3月EPA修订新源性能标准两项条款，取消紧急或非计划放空期间延迟维修要求[143] - 2019年9月EPA提议撤销适用于油气行业传输和存储环节的2012年和2016年新源性能标准及甲烷要求[143] - 2015年10月EPA采用更低的国家臭氧环境空气质量标准，2018年7月完成最终区域指定[143] 其他法规相关 - 公司受《安全饮用水法》限制，该法增加部分设施合规成本[144] 债务相关数据 - 截至2019年12月31日公司约有12亿美元未偿还债务，未来可能会增加债务[178] - 公司循环信贷安排下的借款基数目前为32亿美元，贷款人承诺为15亿美元，借款基数每年4月1日重新确定[182] 风险相关（资产与业绩） - 商品价格下跌可能导致公司油气资产账面价值减记，影响经营业绩[165] - 公司生产资产集中在宾夕法尼亚州东北部的马塞勒斯页岩，易受地区供需、政治和监管等因素影响[168][169] - 公司未来业绩取决于能否找到或收购经济上可开采的天然气和石油储量，否则产量、收入和现金流将下降[170][171] 风险相关（勘探开发） - 勘探、开发和开采活动存在风险，可能导致干井、无法商业开采等情况[175] 风险相关（融资） - 公司有大量资本需求，可能无法以满意的条件获得所需融资[176] 风险相关（公众认知） - 负面公众认知可能导致公司面临更多监管审查，增加运营成本和诉讼风险[185] 风险相关（运输加工） - 公司出售天然气生产依赖运输和加工服务，若无法获得可能影响业务[186] 风险相关（保险） - 公司未针对所有运营风险投保，未购买业务中断保险，污染和环境风险通常无法完全投保[202] 不运营物业数据 - 截至2019年12月31日，公司有权益但不运营的物业约占总拥有的毛井数量的9%，占拥有的净井数量的1%[203] 风险相关（不运营物业） - 公司对不运营的物业活动控制有限，运营商表现不佳等情况可能降低公司产量和收入，影响资本回报[203] 风险相关（竞争） - 天然气和石油行业竞争激烈，许多竞争对手的财务和技术资源远超公司[203][204] - 公司的竞争地位受价格、合同条款和服务质量等因素影响[204] 风险相关（泄漏与失控） - 管道或水泥故障、套管坍塌等情况可能导致天然气、石油等泄漏[205] - 可能出现天然气、石油或井液的失控流动情况[205]