财务数据关键指标变化 - 2025年探明储量未来净现金流为292.95亿美元，较2024年的152.61亿美元增长91.9%，税后标准化计量为96.36亿美元[63] - 2025年PV-10值（税前）为115.66亿美元，与税后标准化计量（96.36亿美元）的差额为19亿美元的预估未来所得税折现值[63] - 2025年总产量为81.61亿立方英尺当量，较2024年的79.62亿立方英尺当量增长2.5%[64] - 2025年天然气井口价格为每千立方英尺3.03美元，较2024年的1.74美元上涨74.1%；石油井口价格为每桶55.00美元，较2024年的63.39美元下降13.2%[63] - 2025年天然气平均销售价格为每千立方英尺3.08美元，较2024年的1.93美元上涨59.6%；总平均销售价格为每立方英尺当量3.45美元，较2024年的2.78美元上涨24.1%[64] - 2025年基准价格：天然气3.39美元/mcf，石油65.68美元/bbl；井口价格：天然气3.03美元/mcf，石油55.00美元/bbl，NGLs 25.03美元/bbl[63] - 2025年平均销售价格：天然气3.08美元/mcf，NGLs 24.15美元/bbl，石油53.68美元/bbl，综合3.45美元/mcfe[64] - 2025年总产量：天然气560,891,967 mcf，NGLs 40,551,764 bbls，石油1,975,937 bbls，总计816,058,173 mcfe[64] 资产与储量状况 - 截至2025年12月31日，公司拥有18.1万亿立方英尺当量（Tcfe）的已探明储量，其中71%为已开发储量，储量的能源构成比例为天然气65%、天然气凝析液34%、石油1%[44] - 截至2025年12月31日，公司估计净证实储量为18.1万亿立方英尺当量，其中71%为已开发储量，储量为65%天然气、34%天然气液和1%石油[44] - 已探明储量明细：已开发储量12,801,132百万立方英尺当量（Mmcfe），未开发储量5,340,730百万立方英尺当量（Mmcfe）[60] - 截至2025年底，公司总探明储量：天然气11,715,912 Mmcf，NGLs 1,038,163 Mbbls，石油32,828 Mbbls，总计18,141,862 Mmcfe[60] - 截至2025年12月31日，公司在马塞勒斯页岩区拥有约87.9万英亩总租赁面积（76.9万英亩净面积），平均工作权益为95%，并拥有约2700万英尺的剩余侧向钻井库存[58][50] - 截至2025年底，公司拥有约2700万横向英尺的马塞勒斯页岩钻井库存（包括已探明和未探明）[50] - 截至2025年底，公司拥有马塞勒斯页岩约879,000总英亩（769,000净英亩）租赁土地[58] - 公司总土地权益面积为906,885英亩（总权益）和782,776英亩（净权益），平均工作权益比例为86%[68] - 宾夕法尼亚州是公司核心资产区，总土地权益面积为870,835英亩（总权益）和763,362英亩（净权益）[68] - 截至2025年底，公司总净面积78.28万英亩，其中宾夕法尼亚州净面积76.34万英亩，占总净面积的97.5%[68] 生产与运营活动 - 2025年日均产量为2.24亿立方英尺当量/天（Bcfe/d），运营着1,579口总井（1,499口净井）[44] - 截至2025年12月31日，公司拥有1,579口总运营生产井（净1,499口），年平均日产量为22.4亿立方英尺当量/天[44] - 2025年钻井活动全部为开发井，总成功率为100%，共钻探54.0口总井（52.6口净井）[66][67] - 2025年总生产井数为54.0口（总权益）和52.6口（净权益），成功率为100%[67] - 2025年平均使用约2台水平钻井钻机，预计2026年钻井活动将减少，但完井活动预计会增加[58] - 截至2025年底，有29口总井（28口净井）处于钻井或完井阶段，另有53口总井（52口净井）等待完井或等待管道连接[66] - 公司在宾夕法尼亚州拥有1,577口总井（1,499口净井）生产天然气井，平均工作权益为95%[58] 成本与费用 - 2025年租赁运营成本为每立方英尺当量0.13美元，所得税以外的税费为每立方英尺当量0.04美元[64] 资本支出与预算 - 2026年资本预算预计为6.5亿至7亿美元，其中6.2亿至6.4亿美元用于钻井成本，1500万至3500万美元用于土地购置，1500万至2500万美元用于软件、办公设施及其他投资[55] - 2026年资本预算预计为6.5亿至7亿美元，其中6.2亿至6.4亿美元用于钻井成本[55] 业务策略与指引 - 公司2026年生产计划预计将较2025年实现温和增长，资本支出计划主要依靠经营现金流提供资金[55] - 公司计划通过资本回报和维持强劲资产负债表来为股东创造价值，并继续减少绝对排放，维持范围1和范围2温室气体净零排放[62] - 公司的主要运营区域是宾夕法尼亚州的马塞勒斯页岩，预计剩余生产寿命超过50年[43][47] - 公司业务策略的核心要素包括致力于环境保护、工人和社区安全，并发布了2024-2025年企业可持续发展报告[47] 销售与市场 - 公司通过多种商业条款向大量客户销售产品，并持有多个管道上的大量固定运输合同，以将天然气和天然气凝析液运输至中西部、墨西哥湾沿岸、东南部、东北部及国际市场[52] - 公司大部分天然气、NGL和石油产量由其自行销售，销售价格基于市场指数、运输距离和质量等因素[75] - 公司生产商品的价格通常与交货地区的当前市场价格近似[82] - 公司使用衍生品交易来管理价格波动风险，以实现更可预测的现金流[78] 竞争与风险 - 公司面临来自大型油气公司及其他独立公司的激烈竞争，特别是在美国东北部的管道运输服务方面[73] - 公司依赖第三方拥有的天然气和NGL运输及处理设施[80] - 业务具有季节性，天然气和丙烷需求通常在春、秋季下降，在冬季及部分地区夏季上升[81] - 公司生产面临季节性需求波动，通常冬季需求增加，并受管道存储和全球出口市场影响[81] 员工与治理 - 截至2026年1月1日，公司拥有564名全职员工，无工会成员[83] - 截至2025年12月31日的五年期间，员工平均自愿离职率低于2%[85] - 截至2026年1月1日，公司拥有564名全职员工，自愿离职率在过去五年平均低于2%[83][85] - 公司高管团队年龄在44至53岁之间，CEO拥有超过25年行业经验[90] - 截至2025年底，公司员工和董事持有的权益证券（包括已授予和未授予）总市值约为1.406亿美元[54] - 截至2025年底，公司员工和董事持有的权益证券（已授予和未授予）总市值约为1.406亿美元[54] 法规与监管环境（联邦层面） - 公司受联邦、州及地方各级广泛法规监管，涉及勘探、生产、环保及安全等多方面[95][96] - 2005年能源政策法案显著扩大了FERC的执法权限，违规可能导致巨额罚款[97] - 公司受联邦能源监管委员会（FERC）反操纵规则约束，该规则源于2005年能源政策法案，违规可能导致巨额罚款[97] - 根据FERC的704号命令，年批发交易量超过2.2百万MMBtu的实体需提交报告[98] - FERC要求年批发交易量超过220万MMBtu的天然气买卖方（包括收集商和销售商）每年5月1日报告上一日历年的总交易量[98] - 州际液体管道运输费率受FERC监管，2021年7月1日至2026年6月30日期间的指数上限为PPI-FG减去0.21%[105] - FERC在2020年12月最初将石油管道费率指数上限设定为成品生产者价格指数（PPI-FG）加0.78%[105] - 2022年1月，FERC在复议后将2021年7月1日至2026年6月30日期间的指数上限修改为PPI-FG减0.21%[105] - 2023年7月1日，受FERC监管并使用该指数体系的石油管道费率上调超过13%，为采用此方法以来最大涨幅[105] - 2024年7月，因诉讼结果，原始指数上限（PPI-FG加0.78%）被恢复[105] - 2025年11月20日，FERC完成了五年期石油管道指数审查，提议自2026年7月1日起的新五年期指数为PPI-FG减1.42%[105] - 2023年7月1日，受FERC监管的石油管道根据指数系统将费率提高了超过13%[105] - 2024年7月，因诉讼结果，指数上限恢复为PPI-FG加上0.78%[105] - 2025年11月20日，FERC完成了五年期石油管道指数审查，提议自2026年7月1日起的五年期新指数为PPI-FG减去1.42%[105] - 州内管道根据《天然气政策法案》第311条提供州际运输时，FERC近期行动确认采用固定可变费率结构，费率设计变化可能影响公司运输成本和实现价格[104] - 天然气收集设施目前不受FERC管辖，但未来状态可能改变[101] - 公司运营受《综合环境反应、赔偿和责任法》等法规约束，可能产生与有害物质释放相关的清理和责任成本[109] - 公司目前未收到根据《综合环境反应、赔偿和责任法》(CERCLA)可能需承担清理费用的通知[109] - 《资源保护和恢复法》可能将钻井废料重新归类为有害废物，从而显著增加公司的废物管理和处置成本[110] - 美国环境保护局(EPA)于2019年4月23日决定维持其根据《资源保护和回收法》(RCRA)对油气废物监管的现有立场[110] - 根据《石油污染法》，设施所有者需对石油泄漏承担严格的连带责任，包括所有围堵和清理成本[114] - 美国环保局于2023年12月2日发布最终甲烷新源性能标准，要求逐步淘汰新天然气井的常规燃除，并给予两年过渡期[119] - EPA于2023年12月2日发布最终规则，要求各州首次减少全国数十万个现有排放源的甲烷排放，并逐步淘汰天然气井的常规燃烧[119] - 美国环保局于2024年5月最终修订了温室气体报告计划，部分条款于2024年7月生效，其余于2025年1月1日生效[119] - EPA于2024年5月最终确定了《温室气体报告计划》石油和天然气系统源类别（子部分W）的规则修正案，部分条款于2024年7月生效，其余于2025年1月1日生效[119] - EPA于2025年9月16日提议暂停子部分W下的温室气体报告直至2034年[119] - 根据《2022年通胀削减法案》，美国环保局对年排放超过25,000公吨二氧化碳当量的石油和天然气设施征收废气排放费，但该费用已被推迟至2034年实施[120] - 2025年5月，一项联合决议生效，撤销了EPA 2024年11月关于废物排放收费的规则，并将任何废物排放收费的实施推迟至2034年[120] - 2025年11月，美国环保局发布临时最终规则，延长了2023年甲烷规则中部分近期的合规期限[121] - EPA于2025年11月发布了一项临时最终规则，延长了2023年石油和天然气行业甲烷规则下的某些近期合规期限[121] - 遵守相关监管要求可能需要公司安装新的排放控制设备，导致额外许可需求、潜在许可延迟，并增加资本支出和运营成本[122] - 2025年11月，美国环保局和陆军工程兵团提议更新《清洁水法》中“美国水域”的定义，可能影响联邦许可要求[112] 法规与监管环境（州及地方层面） - 州内天然气管道运输费率受各州监管委员会监管，监管基础和严格程度因州而异[99] - 州内液体管道运输费率、条款和条件受众多联邦、州和地方当局监管[103] - 2023年11月，宾夕法尼亚州州长指示环保部门制定新规，要求钻井前披露压裂所用化学品，该政策于2024年1月宣布实施[116] - 宾夕法尼亚州环境保护局(DEP)于2024年1月宣布实施一项政策，要求天然气井运营商在现场使用前披露钻井和水力压裂作业中使用的化学品[116] - 2024年11月，宾夕法尼亚州塞西尔镇将油气作业的退让距离从500英尺增加到距住宅和企业2,500英尺，距学校和医院5,000英尺[132] - 2024年11月，宾夕法尼亚州华盛顿县的塞西尔镇将油气作业的退让距离从500英尺增加到距住宅和企业等受保护结构2500英尺，距学校和医院5000英尺[132] - 退让距离的增加导致该镇新的井场无法进行未来的油气作业[132] - 公司对塞西尔镇扩大退让规定的条例提出了挑战，相关法律程序仍在进行中[132] 环境与运营实践 - 公司目前未在运营中使用地下灌注方式处理采出水[115] - 公司目前在其运营中未使用地下注入[115] - 公司在2025年未发生与环境合规或修复相关的重大资本性或其他非经常性支出，预计2026年此类支出也不重大[129] - 公司2025年未发生与环境合规或环境修复相关的重大资本性支出或其他非经常性支出，且预计2026年此类支出也不会是重大的[129] 土地与租赁到期情况 - 未来五年（2026-2030年）到期的未开发净面积总计66,579英亩，占2025年底未开发净总面积96,637英亩的68.9%[69][70] - 2026年至2030年间，未开发土地权益到期总面积（净权益）为66,579英亩，占未开发土地净权益的约69%[70][71] - 2026年未开发土地权益到期面积为16,855英亩（总权益）和16,325英亩（净权益），占总未开发土地的17%[70]