勘探与生产部门储量情况 - 2022年9月30日，勘探与生产部门的塞内卡公司拥有已探明开发和未开发天然气储量4170662亿立方英尺和石油储量2500万桶[40] - 塞内卡已探明已开发和未开发天然气储量从2021年9月30日的37230亿立方英尺增至2022年9月30日的41710亿立方英尺[162] - 塞内卡已探明已开发和未开发石油储量从2021年9月30日的2153.7万桶降至2022年9月30日的25万桶[163] - 截至2022年9月30日，公司勘探与生产板块有23900亿立方英尺的天然气生产交付承诺[168] - 截至2022年9月30日，勘探与生产部门已探明储量较上年增长8%，达4172 Bcfe，财年产量增加25.1 Bcfe，达352.5 Bcfe，预计2023财年产量将再次增加[199] 各部门收入占比情况 - 2022财年，勘探与生产部门三家客户的收入约为8.5亿美元，占公司合并收入的38.9%；管道与存储部门这三家客户额外贡献1500万美元，占比0.7%[48] - 2022年，管道与存储部门约30%的收入来自为公用事业或勘探与生产部门提供的服务[55] - 2022年，集输部门约94%的收入来自为勘探与生产部门提供的服务[57] 各部门净收入情况 - 2022年，勘探与生产、管道与存储、集输、公用事业部门分别贡献净收入3.061亿、1.026亿、1.011亿、0.689亿美元，其他类别和公司运营净亏损1270万美元[53][55][57][58][59] 公用事业部门天然气采购情况 - 2022年，公用事业部门根据合同购买760亿立方英尺天然气，其中美国生产商和供应商的多月合同采购占48%，现货市场采购占52%[63] - 2022年，DTE Energy Trading等七家供应商占公用事业部门天然气采购近78%，其他供应商占比均不超5%[63] 公用事业部门客户服务情况 - 在纽约和宾夕法尼亚，约8%的公用事业部门小客户从非监管营销商处购买天然气，大客户多由非监管零售营销商服务[71] - 公用事业部门为约75.4万客户提供天然气服务，服务地区包括纽约和宾夕法尼亚部分城市[43] 公司员工情况 - 截至2022年9月30日，公司及其全资子公司共有2132名全职员工，48%的活跃劳动力受集体谈判协议覆盖[82] - 公司员工自愿离职率（不包括退休和与出售塞内卡加州资产相关的遣散费）为8%，疫情期间未进行休假或裁员[84] - 公司财年未发生停工，闲置天数为零[85] 公司董事会与高管多元化情况 - 公司董事会11名董事中有3名具有多元化背景，8名指定高管中有4名女性[89] 公司债务相关规定 - 公司发行增量长期债务，12个月内的经营收入须至少为长期债务年利息费用的两倍，长期债务与合并资产比率不得超过60%[95] - 公司11亿美元未偿还长期债务在涉及重大子公司的重大变更且信用评级降至投资级以下时将面临利率上调，另有5亿美元未偿还长期债务仅因信用评级降至投资级以下就会面临利率上调[96] 行业政策情况 - 美国计划到2030年将经济范围内的净温室气体污染从2005年水平降低50% - 52%[97] - 2024年起，部分油气设施报告的年度甲烷排放量若超过指定强度阈值，将适用甲烷收费[99] - 纽约州曾提案对碳基燃料征收每吨55美元的递增费用，但法案未通过[99] 公司财务依赖情况 - 公司作为控股公司，依赖运营子公司偿还贷款本息和支付股息来满足财务需求[107] 公司面临的外部风险 - 经济放缓会使能源消费减少，影响公司收入和现金流，还可能增加坏账费用[108] - 利率上升会影响公司资本支出融资和债务再融资能力，也会影响受监管业务的回报率[110] - 从LIBOR过渡到SOFR可能使公司借款面临更不利的利率，影响现金流和利息支出[111] 勘探与生产部门价格与套期保值风险 - 公司勘探与生产部门的财务结果很大程度上依赖天然气价格，价格波动会影响未来收入和现金流[112] - 公司勘探与生产部门会对部分预期产量进行套期保值，套期保值合同可能限制公司从价格上涨中获利的能力[116] - 天然气价格大幅上涨可能导致公司套期保值安排出现追加保证金要求，可能使公司面临违约风险[117] 公司历史减值费用情况 - 2020财年截至9月30日和截至12月31日的季度，公司分别确认油气资产非现金税前减值费用4.494亿美元和7620万美元[124] 公司核算方法与风险 - 公司依据SEC要求，基于天然气12个月历史平均价格和成本估算已探明储量的未来净现金流折现值，实际价格和成本可能与估算有重大差异[122] - 公司采用完全成本法核算勘探和生产活动，每季度进行“上限测试”，未摊销投资超预计未来现金流现值时需减记投资，影响盈利[124] 公司运营固有风险 - 公司运营面临火灾、自然灾害等固有风险，虽有保险但可能无法覆盖所有损失，未保险或未获赔偿事件可能致重大损失[126] 公司设施依赖风险 - 公司业务依赖天然气集输、储存和传输设施，设施中断或不可用会影响产品销售和交付，对运营和财务产生重大不利影响[128] 公司信息系统风险 - 公司信息技术和运营技术系统易受多种因素影响，网络安全遭攻击可能导致业务中断、数据被盗等，补救需大量支出[129] 天然气开发风险 - 开发天然气存在诸多风险，实际产量和钻井成本难以预测，与储量和产量估算差异大可能降低公司收益[133] 气候变化风险 - 气候变化带来的急性和慢性物理风险可能影响公司运营和财务结果，如天气事件破坏基础设施、改变需求等[135] 法规监管风险 - 公司业务受多种政府法规监管，法规变化、监管机构行动可能增加成本、限制收入增长、影响项目开展[137] 公司物业、厂房及设备投资情况 - 截至2022年9月30日，公司在物业、厂房及设备的净投资为66亿美元，其中勘探与生产板块占31.2%，公用事业、管道与存储板块占56.1%，集输板块占12.6%，其他及企业运营占0.1%[154] - 自2017年9月30日以来，物业、厂房及设备净投资增加19亿美元，增幅40.5%，这五年的增长已扣除2020年和2021年油气生产资产的减值（分别为4.49亿美元和7600万美元）[154] - 2022年9月30日，勘探与生产板块在物业、厂房及设备的净投资为21亿美元[155] - 2022年9月30日，管道与存储板块在物业、厂房及设备的净投资为20亿美元，其中输气管道占37%，存储设施占13%，压缩机站占32%[156] - 2022年1月10日，管道与存储板块设施满足供应公司209200万立方英尺的峰值日输送服务需求，其中7.18亿立方英尺的存储提取量约占当天需求的34%[157] - 2022年9月30日，集输板块在物业、厂房及设备的净投资为8亿美元，主要包括集输管道和相关压缩机站[158] - 2022年9月30日，公用事业板块在物业、厂房及设备的净投资为17亿美元，其中天然气配送网络和客户服务连接分别约占49%和32%[159] 公司油气生产相关数据 - 2022年公司天然气每千立方英尺平均销售价格为5.05美元，2021年为2.49美元，2020年为1.77美元；石油每桶平均销售价格2022年为94.10美元，2021年为60.49美元，2020年为45.94美元[171] - 2022年公司油气每千立方英尺当量平均生产成本为0.81美元，2021年为0.82美元，2020年为0.84美元[171] - 2022年公司日均油气产量为966千立方英尺当量，2021年为897千立方英尺当量，2020年为660千立方英尺当量[171] - 截至2022年9月30日，公司有996口毛生产井，870口净生产井[174] - 截至2022年9月30日，公司已开发毛面积为655,433英亩，净面积为643,381英亩；未开发毛面积为675,886英亩，净面积为636,523英亩[175] - 2022年公司共完成66口开发井，2021年为57.83口，2020年为73.84口[178] - 截至2022年9月30日，公司有49口正在钻探的毛井，46.5口净井[179] 公司股东与股票情况 - 截至2022年9月30日，公司有9,236名普通股注册股东[182] - 2022年7 - 9月公司共购买32,405股普通股，平均价格为69.37美元[184] - 2017 - 2022年公司普通股表现与S&P 500指数、S&P Mid Cap 400 Gas Utility指数和S&P 1500 Oil & Gas Exp & Prod指数对比，初始投资100美元且股息再投资[187][189] 公司资产出售情况 - 2022年6月30日，公司以2.535亿美元出售Seneca的加州资产，其中现金2.409亿美元，成交时或有对价估值1260万美元，公司确认1270万美元收益[197] 公司项目情况 - FM100项目于2021年12月投入使用，在宾夕法尼亚州新增约33万Dth/日运输能力，预计每年带来约5000万美元运输收入[198] 公司信贷协议情况 - 2022年2月28日，公司与12家银行签订10亿美元无担保承诺循环信贷协议，到期日为2027年2月26日[201] - 2022年6月30日，公司与5家银行签订2.5亿美元无担保承诺延迟提取定期贷款信贷协议，于2022年10月27日提取，用于赎回部分2023年3月到期的长期债务[202] 公司SEC全成本上限测试情况 - 截至2022年9月30日，SEC全成本上限测试中，上限超过油气资产账面价值约32亿美元[208] - 2022年天然气月首日价格12个月平均值为6.13美元/MMBtu[208] - 若天然气价格比2022年9月30日上限测试计算中使用的平均价格低0.25美元/MMBtu，上限将超过公司油气资产账面价值约29亿美元（税后）[208] 公司温室气体排放目标情况 - 2021年公司为各业务设定甲烷强度降低目标、合并公司绝对温室气体排放降低目标以及与公用事业交付系统相关的温室气体降低目标，2022年开始衡量进展[194] - 公司将短期和长期高管薪酬目标与排放降低目标挂钩，激励和奖励达标或超标表现[194] 公司整体收益情况 - 2022年公司收益为5.66亿美元，较2021年的3.636亿美元增加2.024亿美元[215] 勘探与生产业务情况 - 2022年勘探与生产业务运营收入为10.10464亿美元，较2021年的8.36697亿美元增加1.738亿美元[220][224] - 2022年勘探与生产业务天然气生产收入套期保值后增加2.248亿美元，主要因套期保值后天然气加权平均价格每千立方英尺增加0.46美元，产量增加289亿立方英尺[224] - 2022年勘探与生产业务石油生产收入套期保值后减少1280万美元，主要因原油产量减少63.1万桶，部分被套期保值后石油加权平均价格每桶增加14.26美元抵消[224] - 2022年勘探与生产业务收益为3.061亿美元，较2021年的1.019亿美元增加2.042亿美元[226] 管道与存储业务情况 - 2022年管道与存储业务运营收入为3.77044亿美元，较2021年的3.43557亿美元增加3350万美元[230][232] - 2022年管道与存储业务运输收入增加3410万美元，存储收入增加150万美元，其他收入减少210万美元[232] - 2022年管道与存储业务运输量较2021年增加243亿立方英尺，主要因FM100项目增量及短期合同增加[233] - 管道与存储业务预计2023财年固定运输合同量减少，因两份与非关联方的长期合同终止，共计每日30万德卡热单位[234] - 管道与存储业务板块2022年收益为1.026亿美元，较2021年的9250万美元增加1010万美元[235] - 收益增加主要因运营收入增加2650万美元，部分被折旧费用增加420万美元、财产税增加80万美元、运营费用增加760万美元和所得税费用增加230万美元所抵消[235] - 折旧费用增加主要因FM100项目于2021年12月投入使用产生增量折旧[235] - 财产税增加主要因帝国北方项目的法明顿压缩机站首次征收财产税[235] - 运营费用增加主要因2021财年记录的初步项目成本准备金在2022财年未再发生，以及人员和技术相关成本、车辆燃料成本增加，部分被帝国电动马达驱动压缩机站的电力成本降低所抵消[235] - 管道与存储业务板块购买天然气成本增加70万美元，主要与帝国天然气驱动压缩机站有关[235] 收集业务情况 - 收集业务运营收入2022年为2.14843亿美元，2021年为1.93264亿美元[237] - 收集业务收集量2022年为4.19332亿立方英尺，2021年为3.66033亿立方英尺[237] 税收政策变化情况 - 宾夕法尼亚州企业所得税税率2024财年降至8.99%，2025财年起每年降低0.5%，直至2032财年降至4.99%[228]