财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后每股收益为2.06美元，符合预期 [4] - 综合上游和集输业务调整后EBITDA同比增长29% [4] - 重申2026财年调整后每股收益指引范围为7.60-8.10美元，中值为7.85美元，预计较上年增长14% [14][21] - 重申2026财年产量指引为440-455 BCF，资本支出指引为5.6-6.1亿美元 [24] - 预计到2026财年末，净债务与EBITDA比率将接近1.75倍 [17] - 预计在完成俄亥俄州公用事业收购后的第一年末，净债务与EBITDA比率将达到先前披露的2.5-3.0倍范围的低端 [18] - 第一季度净产量为109 BCF，同比增长12% [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 综合上游和集输业务：表现良好，产量和天然气价格上涨推动业绩 [4] 资本效率自2023年以来有望提升30%，远超同行 [6] - 管道业务：近期扩建项目进展顺利，Tioga Pathway项目按计划推进，已收到FERC的开工通知 [6][7] 航运港支线项目已获得所有必要许可，预计在2026年年底前投入运营 [7] 供应公司预计在今年晚些时候提交费率案，以收回现代化计划相关成本和自上次提价两年来的普遍费用通胀 [8] - 公用事业业务：受纽约公用事业三年费率和解以及宾夕法尼亚公用事业管道现代化追踪机制的推动，业绩强劲 [5] 宾夕法尼亚分部提交了新费率案，要求增加约2000万美元费率，若获批，客户账单将上涨约11% [9] 公司在宾夕法尼亚和纽约的费率均为当地最低 [9][10] 收购CenterPoint俄亥俄州本地分销公司的交易预计在2026年第四季度完成 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气市场与价格：天然气需求处于历史高位，前景强劲 [5] 近期寒冷天气导致价格波动剧烈，例如2月合约结算价接近7.50美元，较两周前上涨140% [15] 公司预计未来几年价格将在3-5美元区间波动，并可能出现持续数周或数月的天气驱动偏差 [27] 公司为2026财年剩余70%的产量进行了套期保值以提供下行保护 [15] 2026年套期保值组合包括约80 BCF的领子合约，加权平均底价为3.60美元，顶价为4.75美元 [16] - 监管与政策环境：纽约州能源计划最终版承认了实现气候法案目标的困难，并强调需要继续投资天然气基础设施以支持纽约能源需求 [10] 全电动建筑法的实施因诉讼被推迟至少一年，若法院支持行业，可能永久推迟 [11] 俄亥俄州通过了现代化天然气费率制定程序的新法案，将费率案时间线从通常的15-18个月缩短至360天 [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 上游开发战略：专注于通过测试优化未来开发，正在推进Tioga Utica的Gen 4井设计测试 [25] 正在开展首个上下尤蒂卡联合开发区块的试生产，未来12-18个月有更多测试计划 [26] 核心Tioga库存估计因上尤蒂卡的成功勘测而基本翻倍 [6] 公司拥有超过400个已充分勘测的尤蒂卡（上下层）井位，并有机会进一步增加库存 [50] - 中游与市场拓展：集输业务重点支持Seneca的产量并增加蒂奥加县的第三方产量 [26] 公司总固定运输能力将在未来几年从每天10亿立方英尺增长到每天15亿立方英尺 [28] 正在积极评估进一步扩大营销组合的机会 [28] - 可持续发展：公司与一家欧洲公用事业公司签署了首创的十年期协议，每天提供25万MMBTU的MIQ认证甲烷减排证书 [29] - 并购战略：完成CenterPoint收购后，公司将在监管和非监管业务两侧寻找最佳回报的投资机会 [68] - 行业竞争与定位：公司拥有全国最多产天然气区域的独特一体化资产，加上强大的投资级资产负债表，定位良好 [12] 资本效率提升速度远超同行 [6] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气行业前景强劲，需求创历史新高，且对LNG原料气和新的基荷发电的需求不断增长 [5] - 从政策角度看，两党对“全能源”方法的支持日益增加 [5] - 冬季风暴Fern带来的价格波动可能成为新常态，并在未来几年持续 [27] - 强劲的LNG出口和发电结构性需求，加上有限的新储气和管道基础设施，支撑了3-5美元的价格环境 [27] - 公司对继续为股东创造长期价值的能力感到兴奋 [22] 其他重要信息 - 2025年12月，公司通过私募方式成功发行了3.5亿美元普通股，满足了收购所需的股权资金 [11][17] - 为完成收购、再融资定期贷款和10月到期的长期债务，公司预计将发行约15亿美元长期债务 [18] - 俄亥俄州委员会在CenterPoint的费率案中略微降低了商定的ROE至9.79%，比和解提案低了6个基点，预计对近期收益影响较小，每年约50万美元 [19] - 委员会还将各种现代化追踪器相关递延费用的摊销期从15年延长至25年，近期不影响收益，但会适度减少现金流，长期看因计费基础增大而有利于收益和现金流 [19] - 预计第二季度产量将略低于第一季度，部分原因是钻井时间安排和近期风暴期间推迟了一些活动 [24] - 进入第三季度，随着一些大型Tioga Utica井区投产，产量预计将增加并在财年剩余时间保持相对稳定 [24] - 一个联合开发区块的活动时间可能将约1000万美元资本支出提前至2026财年 [24] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 公司是否有能力利用近期因寒冷天气导致的局部天然气价格飙升 [32] - 公司拥有出色的营销组合，每日会保留少量天然气头寸以捕捉非纽约和Transco系统Z5等市场的极高价格，因此能够从近期价格波动中获益 [33] 问题: 管道业务在已宣布项目之外，未来增长项目的潜力如何 [34] - 公司管道位于进行项目的最佳区域，预计未来会有额外机会，目前正与其他方积极对话，但对外宣布项目持保守态度 [35] 问题: 如果联邦许可改革法案通过，将如何影响公司对受监管管道项目的看法 [39] - 许可改革对管道和可再生能源行业都是好事，但不会改变公司的管道开发观点，在宾夕法尼亚州，许可问题主要是时间而非项目能否建成，改革将使项目更快建成 [39] 问题: Seneca Gen 4井设计的钻探和完井成本是多少，与材料所示成本相比如何；上尤蒂卡更大规模压裂的DNC成本是否类似 [40] - Gen 4设计主要涉及更宽的井间距和升级至约3000磅/英尺的完井规模，成本增加约每英尺150-175美元 [40] 公司认为产能提升幅度远超增量成本，能显著提高井区内部收益率和预估最终采收量 [41] 上尤蒂卡的测试成本增量相似，但测试尚处早期 [42] - 关于Gen 4的产能提升，预计初始稳产期会更长，之后产量更高，从而获得更高的预估最终采收量，且由于产能增加，初始限产率可能设定得更高 [43] 问题: 考虑到周期因素，公司未来几年的最佳产量增长率是多少；若进入不利气价环境是否会放缓增长 [47] - 公司对天然气价格维持在3-5美元区间感觉良好，在此区间内可获得丰厚回报 [48] 真正的制约因素是州际管道运输能力，需要看到更多现有管道产能更替或新管道建设 [49] 基础计划是继续维持年均3%-7%的中等个位数增长 [49] 若价格持续低于3-5美元区间，可能会考虑边际上的调整 [49] 问题: 上尤蒂卡区域新增220个井位后，是否有进一步勘测计划以增加库存 [50] - 有机会进一步扩大上下尤蒂卡的库存数量，公司拥有超过400个已充分勘测的井位，并计划继续评估以增加未来开发位置 [50] 将测试可能扩展当前已勘明边界区域 [51] 问题: 如何看待缓解未来天然气市场波动性的措施 [55] - 需要建设更多的管道基础设施，增加资源使用可以抑制波动性 [55] - 在东北部新建储气设施成本很高，公司重点在于优化现有储气设施 [56] - 公司的储气容量100%已签订合同 [57] 问题: 上下尤蒂卡的联合开发策略进展如何，未来计划是什么 [64] - 目前基础开发计划是先开发下尤蒂卡，因其经济性略优 [65] 但公司正在通过首个真正的上下联合开发井区进行试生产来验证这一观点，并计划在未来12-18个月内根据数据结果做出最终决定，保持灵活性 [65][66] 问题: 完成CenterPoint收购后，公司的并购重点是否会从受监管业务转向非监管或上游业务 [67] - CenterPoint交易使公司业务更加平衡，为公司在监管和非监管业务两侧寻找最佳回报的投资提供了灵活性，没有特定的优先顺序 [68] 问题: 上下尤蒂卡之间的压裂屏障特性在区域内是否可变 [71] - 该屏障是区域独特特征，其厚度在区域内有所变化，但作为基本不渗透屏障的整体特性在公司已勘测的区域内是一致的 [72] 问题: 对阿巴拉契亚盆地西向和南向外输能力的更广泛看法 [74] - 盆地内项目正在推进，包括棕地扩建（如Seneca签约的2028年投产的新产能）和准绿地项目（如Tioga Pathway） [75] 大型绿地管道仍面临挑战，但对Nessie项目获批感到鼓舞 [75] 盆地内需求（如发电和数据中心）也在增长 [76] 大型州际管道通过现代化或增加压缩进行去瓶颈化，仍有释放阿巴拉契亚天然气外输能力的潜力 [77]