财务数据和关键指标变化 - 2020年自由现金流达到3.56亿美元，远超最初1.35亿美元的预期，每股自由现金流约为1.60美元 [6] - 2021年预计自由现金流将达到4.25亿美元，较2020年有显著增长 [7] - 2022年至2026年，公司预计每年平均自由现金流为5亿美元 [8] - 2020年第四季度自由现金流为8500万美元，全年自由现金流为3.56亿美元，略高于之前的指引 [21] - 2020年第四季度现金成本为每Mcfe 1.01美元，全年完全负担现金成本为每Mcfe 1.17美元 [19] - 2021年预计现金成本将降至每Mcfe 1.05美元，较2020年下降10% [19] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司拥有盆地中最大的净销售面积，且由于产量较低，每年消耗的现有面积较少，未来10至20年只需开发一小部分面积 [15][16] - 公司通过优化湿气和干气的生产比例，灵活调整生产策略以应对NGL价格波动 [55][56] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司通过灵活的产量管理策略，优化了冬季和夏季的生产，以捕捉季节性价格波动 [102][103] - 公司通过提前对冲，锁定了2021年至2024年的90%以上盆地内价格风险，减少了价格波动的影响 [40][41] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过低成本和中游整合，构建了一个自由现金流生成机器，预计未来多年将持续产生大量自由现金流 [10][11] - 公司通过独特的资本分配策略，专注于自由现金流和每股自由现金流的增长，与行业传统做法不同 [12][13] - 公司通过拥有和控制中游和水基础设施，避免了高额的运输协议，形成了结构性的成本优势 [26][27] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为2021年将比2020年更好，预计自由现金流将显著增长 [7] - 管理层对未来的自由现金流生成能力充满信心，预计2022年至2026年每年平均自由现金流为5亿美元 [8] - 管理层认为公司的低成本和灵活的产量管理策略使其在行业竞争中占据优势 [10][11] 其他重要信息 - 公司在2020年第四季度回购了4300万美元的股票，平均价格为每股10.43美元 [21] - 公司预计2021年产量将相对稳定，资本支出将略微集中在2021年上半年 [31] - 公司通过提前对冲，锁定了2021年至2024年的90%以上盆地内价格风险，减少了价格波动的影响 [40][41] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于股票回购和债务偿还的分配策略 - 公司计划在2021年继续平衡债务偿还和股票回购，具体分配将根据自由现金流收益率和市场情况灵活调整 [34][35] - 公司预计2021年自由现金流将达到4.25亿美元，其中一部分将用于债务偿还，另一部分将用于股票回购 [36][37] 问题: 关于2021年产量和资本支出的预期 - 公司预计2021年产量将相对稳定，资本支出将略微集中在2021年上半年 [31] - 公司计划在2021年开发37口井，其中2口为Utica井，其余为Marcellus井 [113][115] 问题: 关于天然气市场的宏观展望 - 管理层认为天然气市场存在结构性供应不足，尽管冬季需求较弱，但未来价格仍可能波动 [79][80] - 公司通过提前对冲，锁定了2021年至2024年的90%以上盆地内价格风险，减少了价格波动的影响 [40][41] 问题: 关于ESG和绿色收入流的战略机会 - 公司通过采用电动压裂车队等技术，已经在ESG方面取得进展，并计划继续探索绿色收入流的机会 [85][86] - 公司通过本地化和可持续的运营策略，进一步提升了ESG表现 [89][90] 问题: 关于2021年产量下降的原因 - 2020年第四季度的高产量是由于公司在冬季集中投产新井，2021年产量将趋于平稳 [102][103] - 公司通过灵活的产量管理策略，优化了冬季和夏季的生产，以捕捉季节性价格波动 [102][103] 问题: 关于股票回购的价格上限 - 公司将继续根据自由现金流收益率和市场情况灵活调整股票回购策略，没有设定具体的价格上限 [118][119] - 公司认为当前的自由现金流收益率提供了良好的股票回购机会 [121][122] 问题: 关于原油价格对天然气市场的影响 - 管理层认为原油价格的稳定有助于减少伴生天然气的供应，但未来仍存在不确定性 [125][126] - 公司通过提前对冲，锁定了2021年至2024年的90%以上盆地内价格风险，减少了价格波动的影响 [40][41]

业绩总结 - CNX在2020年实现356百万美元的自由现金流（FCF），超出全年指导的350百万美元，创下自1999年IPO以来的年度记录[1] - 2021年预计自由现金流为425百万美元，7年自由现金流计划按计划进行[1] - CNX在2020年净债务减少超过3亿美元，流动性强，信贷设施的借款基数为24亿美元[13] 用户数据与市场表现 - CNX的2021年调整后的EBITDAX预计为950百万美元至10亿美元[15] - CNX的自然气对冲比例为90%[15] - CNX在主要指标中领先同行，2021年自由现金流收益率预计为30%[16] 资本支出与回购 - 2020年资本支出为4.87亿美元，低于全年指导范围的495-515百万美元的下限[1] - CNX在2020年回购了410万股普通股，平均回购价格为每股10.43美元，总成本为4300万美元[1] 财务预测与杠杆 - CNX的2021年完全负担现金成本预计为每Mcfe 1.05美元[2] - CNX的2021年杠杆比率预计为2.0倍，TTM杠杆比率为2.6倍[2] 非GAAP财务指标 - CNX管理层使用某些非GAAP财务指标进行业务和财务表现的规划、预测和评估[22] - CNX认为这些非GAAP财务指标对投资者分析公司有用，尽管这些指标并非根据公认会计原则（GAAP）计算[23] - CNX无法提供本次演示中所包含的财务结果的GAAP可比指标的调节，原因在于某些损益表项目的未知影响、时机和潜在重要性[22]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度公司产生了1.21亿美元的自由现金流，预计第四季度和2021年将继续产生显著的自由现金流 [32] - 公司预计2020年EBITDA将达到约9亿美元，处于之前指引的高端，2021年EBITDA预计将增加至约9.6亿美元 [42] - 公司预计到2021年底，杠杆率将从目前的2.6倍改善至约2倍，并逐步接近1.5倍的目标 [33] - 公司预计在2022年至2026年期间，年均自由现金流将达到约5.15亿美元，假设NYMEX商品价格平均为2.50美元 [35] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司报告的业务板块已更改为页岩气、煤层气和其他，其他板块包括少量的浅层油气生产，对公司影响不大 [5] - 公司在第三季度关闭了部分产量以利用季节性价格差异，同时增加了2020年和2021年的自由现金流预期 [34] - 公司预计到2022年，全现金成本将降至0.90美元以下，成为盆地中成本最低的运营商 [10] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在低气价水平下拥有最佳的经济库存，2美元NYMEX价格下的库存超过10年，2.45美元价格下的库存超过20年，3美元价格下的库存超过50年 [12] - 公司预计在未来七年内将累计产生超过34亿美元的自由现金流，接近当前市值的1.5倍 [16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司强调通过资本分配决策优化长期每股内在价值，并遵循简单的数学逻辑进行决策 [7] - 公司拥有行业领先的低成本结构，预计到2022年全现金成本将降至0.90美元以下 [10] - 公司计划在未来90天内利用自由现金流进一步减少债务，预计到2023年将偿还约10亿美元的债务 [20] - 公司对并购持开放态度，但任何并购必须符合资本分配的最优选择，且不会稀释公司的核心优势 [25][26][27][28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为未来90天存在较高的风险，包括COVID-19病例增加、选举不确定性以及冬季天气的影响 [18][19] - 公司预计无论未来90天发生什么，都将产生显著的自由现金流，并计划利用这些现金流进一步减少债务 [19][20] - 公司预计即使在2.25美元的NYMEX气价下，业务仍将产生约29亿美元的自由现金流 [45] 其他重要信息 - 公司拥有行业领先的库存，49年的库存是同行平均水平的3.5倍以上 [8] - 公司拥有行业领先的自由现金流收益率和运营利润率，与S&P 1500指数相比，分别处于93%和88%的百分位 [47] - 公司拥有强大的资产负债表，预计未来七年内将产生超过34亿美元的自由现金流 [16] 问答环节所有的提问和回答 问题: 2020年生产指引的范围 - 公司预计第四季度产量将保持在1亿立方英尺/天的范围内，主要由于季节性价格差异和优化生产 [49][50][51] 问题: 库存图表的细节 - 公司的库存图表显示，在2.50美元气价下，库存超过22年，主要来自Marcellus地区 [53] 问题: 股票回购的可能性 - 公司计划在2021年预算部分自由现金流用于股票回购，特别是在股票保持20%自由现金流收益率的情况下 [55][56] 问题: 库存是否得到充分认可 - 公司认为市场尚未充分认可其库存价值，但公司有出售未开发土地的历史，未来可能会继续出售未开发土地以优化资本分配 [61][62][63] 问题: 未来资本分配的灵活性 - 公司计划在未来七年内保持稳定的资本支出，但如果气价持续走高，可能会调整生产计划以优化现金流 [64][65][66][67] 问题: 2021年EBITDA指引的增加 - 2021年EBITDA指引增加4000万美元，主要是由于气价预期的改善 [74] 问题: 实现七年自由现金流计划的风险 - 公司认为主要风险包括持续的执行能力、商品价格波动以及资本分配的灵活性 [76][77] 问题: Marcellus和Utica地区的钻井成本趋势 - 公司最近的Marcellus钻井成本为每英尺713美元和700美元以下，处于行业领先水平 [86][87] 问题: 未来资本项目的调整 - 公司可能会根据气价变化调整资本项目的时机，但不会增加新的活动 [94][95][96] 问题: 股息与股票回购的优先级 - 公司目前更倾向于股票回购，因为其回报率高于股息，但未来可能会考虑在七年计划的后半段引入股息 [101][102][103] 问题: 选举对公司的潜在影响 - 公司认为未来90天存在较高的不确定性，包括选举和COVID-19的影响，但公司已做好准备应对任何情况 [104][105] 问题: 中央Utica地区的资本分配 - 公司认为中央Utica地区具有竞争力，但需要更多的基础设施投资，未来可能会根据气价变化进行调整 [111][112][113] 问题: 并购的可能性 - 公司对并购持开放态度，但任何并购必须符合资本分配的最优选择，且不会稀释公司的核心优势 [116][119][120] 问题: 行业供应动态的变化 - 公司认为行业整合可能会对供应动态产生影响，但希望同行保持资本纪律 [121][122][123] 问题: 宾夕法尼亚州的政治环境 - 公司认为宾夕法尼亚州的监管环境没有重大变化，天然气行业在该州的经济中扮演着重要角色 [127][128][129] 问题: 市场对公司自由现金流的估值 - 公司认为市场尚未充分认识到其自由现金流的潜力，特别是考虑到其低成本结构和强大的资产负债表 [132][133][134][135]

业绩总结 - CNX在2020年第三季度实现自由现金流（FCF）2.71亿美元，年初至今累计自由现金流为2.71亿美元[5] - CNX预计在2020-2026年期间总自由现金流约为34亿美元[5] - CNX在2020年第三季度的运营利润率为61%[6] - CNX的2021年自由现金流收益率预计为18%[6] - CNX的净债务与EBITDA比率为2.6倍，显示出良好的财务杠杆水平[3] - CNX在2020年第三季度的完全负担现金成本为每Mcfe 1.17美元[6] - CNX在2020年第三季度的自由现金流持续增长，预计未来几年将继续增长[6] 资本支出与流动性 - 2020年资本支出为1.08亿美元，预计全年资本支出在4.95亿至5.15亿美元之间[5] - CNX已偿还895百万美元的2022年到期高级票据，延长了最近的到期债务至2026年[5] - CNX的流动性强，信用额度的借款基数已确认在25亿美元[12] 非GAAP财务指标 - CNX管理层使用某些非GAAP财务指标进行业务和财务表现的规划、预测和评估[21] - CNX认为这些非GAAP财务指标对投资者分析公司表现是有用的[22] - CNX无法提供本次演示中所包含的财务结果的GAAP可比指标的调节，原因是无法计算相关的GAAP预测指标[21] - CNX的管理层指出，分析师在评估公司表现时会使用这些非GAAP指标，并已请求提供相关信息[22] - 这些非GAAP指标在评估公司运营表现时被广泛使用[22] - 投资者不应将这些非GAAP指标视为GAAP计算的表现指标的替代品[22] - 由于各公司计算这些指标的方式不同，因此这些指标可能无法与其他公司的类似指标进行比较[22]

财务表现 - 公司2020年第二季度净亏损1.46亿美元，每股亏损0.78美元，而2019年同期净利润为1.62亿美元，每股收益0.84美元[202] - 公司2020年第二季度净亏损为1.30486亿美元，相比2019年同期的净利润1.92694亿美元，亏损增加了3.2318亿美元[203] - 公司E&P部门2020年第二季度税前亏损为1.92亿美元，相比2019年同期的税前利润1.88亿美元，亏损增加了3.8亿美元[206] - 公司Midstream部门2020年第二季度税前利润为3000万美元，相比2019年同期的4400万美元，利润下降了31.8%[207] - 公司2020年上半年净亏损为4.75亿美元，去年同期为净利润7500万美元[277] - CNX Resources 2020年上半年净亏损为4.357亿美元，相比2019年同期的1.28亿美元净收入，亏损扩大了5.637亿美元[278] - E&P部门2020年上半年税前亏损为2.39亿美元，而2019年同期为税前盈利8200万美元，主要由于6.2亿美元的非现金资产减值损失和2.41亿美元的未实现商品衍生工具亏损[281] - Midstream部门2020年上半年税前亏损为3.99亿美元，而2019年同期为税前盈利7700万美元，主要由于4.73亿美元的非现金商誉减值损失[282] 天然气销售与价格 - 2020年第二季度天然气平均销售价格为2.52美元/Mcfe，较2019年同期的2.63美元/Mcfe有所下降[185] - 2020年第二季度天然气销售量下降14.9%，从2019年同期的134.5 Bcfe降至114.5 Bcfe，主要由于Marcellus和Utica页岩产量下降[187] - 公司2020年第二季度天然气销售价格（未对冲）下降15.8%，从2020年第一季度的1.83美元/Mcf降至1.54美元/Mcf[186] - 公司E&P部门2020年第二季度天然气平均销售价格为每Mcf 1.54美元，相比2019年同期的2.51美元，下降了38.6%[209] - 天然气销售量为109,527 MMcf，同比下降13.3%[214] - 天然气销售收入为1.6851亿美元，同比下降46.9%[214] - 2020年上半年天然气、NGL和石油收入为4.27亿美元，相比2019年同期的7.79亿美元下降了45.2%，主要由于平均销售价格下降8.6%和销售量下降7.0%[285] - 2020年上半年E&P部门的销售量为248.9 Bcfe，相比2019年同期的267.5 Bcfe下降了7.0%[284] - 2020年上半年E&P部门的平均销售价格为2.56美元/Mcfe，相比2019年同期的2.80美元/Mcfe下降了8.6%[284] 天然气液体（NGL）销售与价格 - 2020年第二季度天然气液体（NGL）的平均实现价格为8.73美元/桶，较2019年同期的19.14美元/桶大幅下降[185] - 公司2020年第二季度天然气液体的销售收入占总收入的6%[183] - 公司E&P部门2020年第二季度NGL平均销售价格为每Mcfe 1.31美元，相比2019年同期的3.06美元，下降了57.2%[209] - 液化天然气（NGL）销售量为4,741 MMcfe，同比下降39.6%[214] - 液化天然气（NGL）销售收入为622.6万美元，同比下降74.1%[214] - 天然气液体（NGL）销售量为13,042 MMcfe，同比下降10.3%[289] - 天然气液体（NGL）销售价格为每桶11.82美元，同比下降46.8%[289] 资本支出与成本 - 2020年第二季度资本支出降至1.35亿美元，较2019年同期的3.29亿美元大幅减少[187] - 公司2020年第二季度生产成本降至1.92美元/Mcfe，较2019年同期的2.07美元/Mcfe有所下降[187] - 公司E&P部门2020年第二季度运输、收集和压缩费用为每Mcfe 0.91美元，相比2019年同期的0.98美元，下降了7.1%[209] - 公司E&P部门2020年第二季度平均成本为每Mcfe 1.92美元，相比2019年同期的2.07美元，下降了7.2%[209] - 2020年上半年E&P部门的租赁运营费用为0.08美元/Mcfe，相比2019年同期的0.14美元/Mcfe下降了42.9%[284] - 2020年上半年E&P部门的平均成本为1.95美元/Mcfe，相比2019年同期的2.03美元/Mcfe下降了3.9%[284] - 2020年上半年E&P部门的平均利润为0.61美元/Mcfe，相比2019年同期的0.77美元/Mcfe下降了20.8%[284] 对冲与衍生工具 - 公司2020年第三季度的天然气对冲量为88.9 Bcf，2020年和2021年的对冲量分别为437.4 Bcf和454.1 Bcf[191][192] - 公司通过金融对冲工具获得2900万美元的现金结算，用于2020年5月至11月的NYMEX天然气对冲[253] - 2020年上半年E&P部门的商品衍生工具现金结算收益为0.89美元/Mcf，相比2019年同期的0.12美元/Mcf亏损，增加了841.7%[284] - 公司通过重新定价2022-2024年NYMEX天然气对冲组合，获得5500万美元净收益[328] - 公司在2020年4月通过终止约3900万MMBtus的NYMEX天然气对冲合约和相关金融基础对冲合约，获得了2900万美元的净收益[329] 合并与收购 - 公司于2020年7月26日与CNXM签署合并协议，预计在2020年第四季度完成合并，合并后CNXM将不再公开交易[196][200] - 公司在2018年1月的中游收购中记录了7.96亿美元的商誉[349] - 2020年第一季度，由于宏观经济状况恶化和COVID-19疫情的影响，CNX对商誉进行了4.73亿美元的减值测试[351] 部门表现 - Marcellus板块2020年第二季度税前利润为5800万美元，相比2019年同期的5000万美元有所增长[227] - Marcellus板块2020年第二季度天然气、NGL和石油收入为1.23亿美元，相比2019年同期的2.37亿美元下降了1.14亿美元，主要由于天然气平均售价下降38.2%和NGL平均售价下降57.5%[229] - Marcellus板块2020年第二季度总销售量为80.1 Bcfe，相比2019年同期的92.4 Bcfe下降了13.3%[228] - Marcellus板块2020年第二季度天然气平均售价为1.55美元/Mcf，相比2019年同期的2.51美元/Mcf下降了38.2%[228] - Marcellus板块2020年第二季度NGL平均售价为1.30美元/Mcfe，相比2019年同期的3.06美元/Mcfe下降了57.5%[228] - Marcellus板块2020年第二季度总运营成本为1.44亿美元，相比2019年同期的1.94亿美元有所下降，主要由于水处理成本降低[231] - Marcellus板块2020年第二季度运输、收集和压缩成本为8600万美元，相比2019年同期的1.14亿美元有所下降，主要由于处理成本降低和天然气销售量减少[232] - Marcellus板块2020年第二季度折旧、损耗和摊销成本为5000万美元，相比2019年同期的6500万美元有所下降，主要由于核心开发区的正储备修订和2019年开发计划的低成本储备增加[234] - Utica板块2020年第二季度税前利润为800万美元，相比2019年同期的1800万美元有所下降[235] - Utica天然气销售量为21.2 Bcf，同比下降24.6%[236] - Utica天然气平均销售价格为1.35美元/Mcf，同比下降42.3%[236] - Utica天然气收入为2900万美元，同比下降3700万美元，主要由于销售量下降24.2%和价格下降42.3%[237] - Utica运输、收集和压缩成本为800万美元，单位成本增加0.13美元/Mcfe，主要由于2020年俄亥俄州生产的固定运输合同利用率增加[241] - CBM天然气销售量为13.1 Bcf，同比下降5.8%[244] - CBM天然气平均销售价格为1.75美元/Mcf，同比下降38.6%[244] - CBM天然气收入为2300万美元，同比下降1700万美元，主要由于销售量下降5.8%和价格下降38.6%[244] - 其他天然气部门税前亏损为2.65亿美元，而去年同期为税前盈利1.12亿美元[249] - Marcellus段2020年上半年税前盈利为1.22亿美元，较2019年同期的1.37亿美元下降[300] - Marcellus段天然气、NGL和石油收入从2019年上半年的5.31亿美元下降至2020年上半年的3.03亿美元，主要由于天然气平均售价下降41.1%和NGL平均售价下降47.0%[302] - Marcellus段总销售体积下降2.6%，主要由于2020年5月和6月因低NGL价格临时关闭部分生产[303] - Marcellus段平均销售价格下降9.6%，主要由于天然气平均售价下降1.17美元/Mcf和NGL平均售价下降1.74美元/Mcfe，部分被商品衍生工具实现的1.03美元/Mcf收益抵消[304] - Marcellus段2020年上半年总运营成本和费用为3.28亿美元，较2019年同期的3.73亿美元下降[305] - Marcellus段运输、收集和压缩成本从2019年上半年的2.18亿美元下降至2020年上半年的2亿美元，主要由于生产混合干燥导致处理成本降低[308] - Utica段2020年上半年税前盈利为1800万美元，较2019年同期的5000万美元下降[310] - Utica天然气销售量为46.0 Bcf，同比下降21.5%[311] - Utica天然气平均销售价格为1.52美元/Mcf，同比下降43.7%[311] - Utica天然气收入为7100万美元，同比下降8700万美元，主要由于销售量和价格下降[311] - CBM天然气销售量为26.3 Bcf，同比下降4.7%[318] - CBM天然气平均销售价格为2.04美元/Mcf，同比下降37.0%[318] - CBM天然气收入为5400万美元，同比下降3500万美元，主要由于销售量和价格下降[318] - 其他天然气部门税前亏损为3.92亿美元，同比增加2.66亿美元[324] - Utica部门总运营成本为9200万美元，同比下降900万美元[313] - CBM部门总运营成本为6400万美元，同比下降100万美元[320] 其他财务信息 - 公司总销售、一般及行政费用（SG&A）为2300万美元，同比下降53.1%[215] - 长期股权激励费用（非现金）为200万美元，同比下降91.7%[215] - 公司总其他费用（收入）为500万美元，同比增长600.0%[217] - 公司税前亏损为1.59亿美元，同比下降168.2%[221] - 公司所得税费用为-2900万美元，同比下降170.7%[221] - 公司总SG&A费用为5300万美元，同比下降37.6%[290] - 长期股权激励补偿费用为900万美元，同比下降74.3%[290] - 公司其他收入为300万美元，同比下降70.0%[292] - 公司所得税有效税率为29.4%，同比上升10.8个百分点[296] - 2020年上半年，公司采购天然气收入为4700万美元，同比增长34.3%，成本为4500万美元，同比增长28.6%[331] - 2020年上半年，公司采购天然气销售量为27.5 Bcf，同比增长108.3%，但平均销售价格下降35.6%至每Mcf 1.70美元[332] - 2020年上半年，公司其他运营收入为900万美元，同比增长50%，主要由于淡水销售增加[333] - 公司在2020年上半年确认了6200万美元的勘探和生产资产减值，主要由于临时关闭部分井和相关处理设施[334] - 2020年上半年，公司其他运营费用为4700万美元，同比增长14.6%，主要由于未使用的运输和处理费用增加[337] - 2020年上半年，公司利息费用为7800万美元，同比增长27.9%，主要由于利率互换协议的损失和新债务的增加[339] - 2020年上半年，公司中游部门总收入为1.47亿美元，同比下降2.6%，主要由于湿气收集量减少32.2%[342][343] - 2020年上半年，公司中游部门的干气收集量同比增长25.1%，达到1076 BBtu/d[344] - 2020年上半年，CNXM因放弃管道项目导致200万美元的损失[352] - 2020年上半年，CNXM的利息支出为1700万美元，较2019年同期的1500万美元有所增加，主要由于循环信贷额度的额外借款[354] - 截至2020年6月30日，CNX的长期债务总额为25.78亿美元，其中包括2200万美元的短期债务部分[369] - 2020年上半年，CNX的经营活动现金流为4.11亿美元，较2019年同期的5.61亿美元减少了1.5亿美元[362] - 2020年上半年，CNX的资本支出减少了3.41亿美元，主要由于Utica和Marcellus Shale地区的钻井和完井活动减少[364] - 2020年上半年，CNX支付了4.69亿美元以购买2022年到期的4.81亿美元优先票据[366] - 截至2020年6月30日，CNX的总股本为45.67亿美元，较2019年12月31日的49.62亿美元有所下降[370] - 2020年上半年，CNX通过发行2026年到期的可转换优先票据获得了3.35亿美元的收益[366] - 2020年上半年，CNX的天然气衍生品合约公允价值为1.64亿美元，较2019年底的4.06亿美元有所下降[360] - CNX的股息支付取决于董事会决定，且自2016年3月起暂停季度股息以专注于增长[371] - CNX的净杠杆比率在2020年6月30日为2.38:1，低于3.00:1的限制[371] - CNX Midstream Partners LP宣布2020年第二季度每单位现金分配为0.50美元，分配日期为2020年8月14日[372] - CNX未进行任何表外交易，所有财务义务通过担保债券、公司担保和信用证等方式保障[372] - CNX的2026年到期的可转换优先票据按FASB ASC 470-20进行会计处理，负债和权益部分分别计算[375] 未来展望与风险 - 公司未来展望包括天然气和天然气液体价格的波动性、对CNX Midstream Partners LP的依赖、天然气储量估算的不确定性等[376] - 公司面临的环境法规可能增加成本并引入不确定性，影响天然气市场[376] - 公司开发项目需要大量资本支出，包括CNXM的中游系统开发[376]

财务数据和关键指标变化 - 公司预计在未来七年内产生超过30亿美元的累计自由现金流，平均自由现金流收益率约为26% [68] - 2020年第二季度，公司完成了一笔3.45亿美元的可转换票据发行，利率为2.25%，用于偿还2022年到期的票据，预计每年节省约1300万美元的现金利息支出 [63] - 2020年资本支出预计在第三季度完成约65%，第四季度将显著减少 [66] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在核心Marcellus地区的钻井和完井资本效率显著提高，2021年及以后的发现和开发成本预计为每Mcf 0.30美元 [19] - 非钻井和完井资本支出（包括土地、水和中游基础设施）从2019年的5.1亿美元降至2020年的1.55亿美元，未来六年将降至每年7000万美元 [22] - 公司计划在2022年至2026年期间，每年平均完成25个TIL（钻井和完井），以维持560 Bcf的产量水平 [23] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在2020年夏季关闭了部分新井，计划在11月1日重新开启，以利用冬季价格优势 [58][59] - 公司目前有超过0.5 Bcfe/天的天然气产量处于关闭状态，计划在11月1日重新开启 [59] - 公司通过调整对冲策略，锁定了夏季和冬季价格差异，获得了2900万美元的收益 [58] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司强调其低资本密集度和低风险业务模式，认为这些是其在行业中不可复制的竞争优势 [12][25] - 公司通过收购CNX Midstream Partners LP，进一步整合了上游和中游业务，预计每年增加1亿美元的自由现金流 [33] - 公司计划在未来七年内通过自由现金流减少债务，并可能减少流通股数量 [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为公司是阿巴拉契亚盆地中成本最低的生产商，预计每年产生超过5亿美元的自由现金流 [70] - 公司对未来天然气价格持谨慎态度，认为天气因素仍然是价格波动的主要驱动力 [55][56] - 管理层强调公司将继续根据市场价格波动调整生产水平，以优化价值 [67] 其他重要信息 - 公司采用了QMS（质量管理体系）来提高钻井和完井的效率，减少了钻井和压裂的天数 [41][42] - 公司通过改进完井设计和采用全电动压裂车队，进一步降低了资本支出 [42] - 公司通过水管理系统减少了90%以上的废水处理量，进一步降低了运营成本 [51] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于关闭产量的计划 - 公司计划在11月1日重新开启关闭的产量，但如果价格进一步下跌，公司有灵活性将开启时间推迟到12月 [75][76] - 公司已经对冲了关闭产量的风险，确保即使冬季价格下跌，也能锁定价值 [75] 问题: 关于西南PA Marcellus和Shirley-Pennsboro的经济性比较 - Shirley-Pennsboro地区的经济性受NGL价格波动影响较大，目前落后于核心西南PA地区 [77] 问题: 关于CNXM交易的动机 - 公司认为CNXM交易简化了结构，增加了自由现金流，并提供了未来价格上涨的潜在上行空间 [80][81] 问题: 关于CPA Utica基础设施投资的未来计划 - 公司表示CPA Utica的基础设施投资并未完全排除，未来可能会根据市场条件进行调整 [83][84] 问题: 关于关闭产量而不对冲的可能性 - 公司倾向于通过对冲锁定价格，认为这是更安全的选择，尤其是在天然气价格波动较大的情况下 [86][87] 问题: 关于西南PA Marcellus的钻井成本 - 公司预计2020年西南PA Marcellus的钻井成本将降至每英尺700至800美元之间 [94][95] 问题: 关于2020年第二季度资本支出的变化 - 公司表示第二季度资本支出没有一次性项目，主要是由于从两套钻井设备减少到一套的过渡 [97][98] 问题: 关于关闭产量的变化 - 公司最初关闭了350 MMcf/天的产量，随后由于NGL价格回升，部分湿气产量重新开启，目前关闭量约为0.5 Bcfe/天 [101][102] 问题: 关于钻井效率的提升 - 公司通过QMS系统和逐步增加水平段长度，提高了钻井效率，同时保持了井的生产率 [106][107] 问题: 关于DD&A率的长期趋势 - 公司预计DD&A率将逐渐下降，随着发现和开发成本的降低，未来将趋向于每Mcf 0.35至0.30美元的水平 [113][115] 问题: 关于关闭产量的重新开启时间 - 公司表示如果天然气价格回升，可能会提前在10月重新开启关闭的产量 [119][125]

业绩总结 - CNX预计在未来七年内实现超过30亿美元的自由现金流（FCF）[9] - 2021年预计自由现金流为425百万美元[30] - 2020年预计的自由现金流为约300百万美元[30] - 2020年第二季度调整后EBITDAX为1.66亿美元，同比下降5.1%[43] - 2020年第二季度调整后净亏损为700万美元，同比下降158.3%[43] 用户数据 - 2020年预计天然气生产量为465-500 Bcf，液体占比约为5%-6%[46] - 2020年预计的天然气销售比例：TETCO M2为35%，TCO Pool为21%，DOM South为11%[58] - 2020年预计实现价格为每MMBtu $1.67，转换因子为1.081[60] 成本与支出 - CNX的生产现金成本在同行中最低，预计将持续下降，当前为每百万立方英尺（Mcfe）2.12美元[15] - CNX的完全负担现金成本预计低于每百万立方英尺（Mcfe）0.90美元[16] - 2020年资本支出预计在470百万至550百万美元之间[29] - 2020E-2026E的平均生产现金成本为每百万立方英尺0.68美元[18] - 2020年第二季度每单位现金生产成本为1.05美元，同比下降10.9%[44] 市场展望 - CNX的负债比率预计在2023年初将低于1.5倍，计划在2025年实现无债务[9] - CNX的每千英尺（ft）预计最终回收（EUR）范围为4.5至5.0亿立方英尺（Bcfe）[12] - 2020年预计的调整后EBITDAX为830百万至900百万美元[29] 研发与扩张 - CNX在2019年回购了19%的流通股[11] - CNX在2020年计划收购所有公开持有的CNXM单位[11] - CNX的总净页岩面积超过110万英亩[35] - Marcellus净面积为519,300英亩[36] - Utica净面积为608,300英亩[38] 负面信息 - 2020年第二季度，CNX的净亏损为130,486千美元，相较于2019年同期的净收入192,694千美元[70] - 2020年第二季度，CNX的EBITDAX为3,656千美元，较2019年同期的408,132千美元大幅下降[71] - 2020年第二季度，CNX的未实现商品衍生工具损失为205,558千美元[71]

财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度自由现金流为1.29亿美元，预计未来几年将持续产生自由现金流 [9] - 公司预计2020年将产生3亿美元自由现金流，2021年将产生4亿美元，2022年及以后每年平均产生5亿美元自由现金流 [12] - 公司计划在未来7年内累计产生超过30亿美元的自由现金流 [12] - 公司第一季度通过Cardinal States项目融资筹集了1.75亿美元，利率为6.5% [9] - 公司第一季度以显著折扣回购了2022年到期的近8000万美元债券 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司湿气产量占2020年总收入的5% [24] - 公司计划在2020年完成34口Marcellus井和12口Utica井的投产 [55] - 公司计划在未来7年内每年完成约25口井的投产，以维持生产水平 [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司预计2021年天然气价格将有所回升，并计划根据价格变化调整产量 [21] - 公司预计2020年湿气产量将受到NGL和凝析油价格低迷的影响，计划推迟部分湿气井的投产 [23] - 公司预计2021年天然气价格回升后，可以将产量提升至600 Bcfe，并产生超过4亿美元的自由现金流 [33] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于优化长期每股净资产价值（NAV），并通过产生自由现金流和合理分配现金流来实现这一目标 [7] - 公司通过剥离非核心业务、投资核心业务、对冲策略、降低运营成本等方式，建立了低成本的商业模式 [8] - 公司计划在未来7年内通过维持生产水平、降低资本支出和减少债务来进一步优化资产负债表 [13] - 公司拥有丰富的西南宾夕法尼亚Marcellus和中宾夕法尼亚Utica的库存，未来可以根据市场情况灵活调整开发节奏 [14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司管理层对团队在疫情期间的表现表示高度赞赏，认为公司在应对挑战方面表现出色 [6] - 公司管理层认为当前的天然气价格环境具有挑战性，但公司通过对冲策略和低成本结构能够在这种环境下保持竞争力 [15] - 公司管理层预计未来天然气价格将回升至2.75至3美元的范围，这将进一步提升公司的自由现金流 [35] 其他重要信息 - 公司计划在未来7年内通过维持生产水平和降低资本支出，进一步优化资产负债表 [13] - 公司预计2020年湿气产量将受到NGL和凝析油价格低迷的影响，计划推迟部分湿气井的投产 [23] - 公司预计2021年天然气价格回升后，可以将产量提升至600 Bcfe，并产生超过4亿美元的自由现金流 [33] 问答环节所有提问和回答 问题: 公司是否计划在未来减少债务或转向现金分配模式 - 公司计划在未来7年内通过维持生产水平和降低资本支出，进一步优化资产负债表 [13] - 公司预计2021年天然气价格回升后，可以将产量提升至600 Bcfe，并产生超过4亿美元的自由现金流 [33] 问题: 公司如何应对NGL和凝析油价格低迷的影响 - 公司预计2020年湿气产量将受到NGL和凝析油价格低迷的影响，计划推迟部分湿气井的投产 [23] - 公司预计2021年天然气价格回升后，可以将产量提升至600 Bcfe，并产生超过4亿美元的自由现金流 [33] 问题: 公司如何调整2020年的生产计划 - 公司预计2020年湿气产量将受到NGL和凝析油价格低迷的影响，计划推迟部分湿气井的投产 [23] - 公司预计2021年天然气价格回升后，可以将产量提升至600 Bcfe，并产生超过4亿美元的自由现金流 [33] 问题: 公司如何应对2021年的生产计划 - 公司预计2021年天然气价格回升后，可以将产量提升至600 Bcfe，并产生超过4亿美元的自由现金流 [33] - 公司计划在未来7年内通过维持生产水平和降低资本支出，进一步优化资产负债表 [13] 问题: 公司如何应对NGL和凝析油价格低迷的影响 - 公司预计2020年湿气产量将受到NGL和凝析油价格低迷的影响，计划推迟部分湿气井的投产 [23] - 公司预计2021年天然气价格回升后，可以将产量提升至600 Bcfe，并产生超过4亿美元的自由现金流 [33]

天然气价格与销售量 - 2020年第一季度CNX的天然气平均销售价格为每Mcf 1.83美元，较2019年第四季度的2.14美元下降了14.5%[153] - 2020年第一季度天然气平均销售价格为每Mcf 1.83美元，相比2019年同期的3.21美元下降43.0%[166] - Marcellus天然气平均销售价格为1.80美元/Mcf，同比下降43.8%[183] - Utica天然气平均销售价格为1.67美元/Mcf，同比下降44.9%[191] - CBM天然气平均销售价格为每Mcf 2.32美元，同比下降36.3%[198] - 购买天然气平均销售价格为每Mcf 1.83美元，同比下降39.0%[209] - 2020年第一季度CNX的天然气销售量为134.4 Bcfe，较2019年同期的133.0 Bcfe增长了1.1%[154] - 2020年第一季度公司天然气销售量为125,685 MMcf，相比2019年同期的125,938 MMcf下降0.2%[171] - Marcellus天然气销售量为87.6 Bcf，同比增长7.4%[183] - Utica天然气销售量为24.8 Bcf，同比下降19.0%[191] - CBM天然气销售量为13.2 Bcf，同比下降3.6%[198] - 购买天然气销售量为14.4 Bcf，同比增加166.7%[209] 液体价格与销售量 - 2020年第一季度CNX的液体平均实现价格为每桶15.14美元，较2019年同期的27.41美元下降了44.7%[152] - 2020年第一季度NGL平均销售价格为每Mcfe 2.34美元，相比2019年同期的4.46美元下降47.5%[166] - 2020年第一季度公司NGL销售量为8,301 MMcfe，相比2019年同期的6,681 MMcfe增长24.2%[171] - 2020年第一季度公司石油销售量为74 MMcfe，相比2019年同期的23 MMcfe增长221.7%[171] 资本支出与财务状况 - 2020年第一季度CNX的资本支出为1.52亿美元，较2019年同期的2.99亿美元下降了49.2%[154] - 2020年第一季度CNX归属于股东的净亏损为3.29亿美元，较2019年同期的8700万美元亏损增加了241.7%[159] - 2020年第一季度CNX的总营业收入为4.16亿美元，其中天然气、NGL和石油收入为2.51亿美元[160] - 2020年第一季度CNX的总运营成本和费用为8.43亿美元，其中运输、收集和压缩费用为8300万美元[160] - 公司E&P部门2020年第一季度税前亏损为4700万美元，相比2019年同期的1.06亿美元亏损有所改善[163] - 公司Midstream部门2020年第一季度税前亏损为4.29亿美元，相比2019年同期的3300万美元盈利大幅下降[164] - 2020年第一季度天然气、NGL和石油收入为2.51亿美元，相比2019年同期的4.36亿美元下降42.4%[167] - 公司总销售、一般及管理费用（SG&A）在2020年第一季度为3000万美元，同比下降16.7%，主要由于长期股权激励减少400万美元，工资和短期激励分别减少300万美元和200万美元[172] - 公司2020年第一季度其他收入为200万美元，同比下降60%，主要由于特许权收入、路权销售和利息收入均减少至零[174] - 公司2020年第一季度资产销售净收益为1200万美元，相比2019年同期的400万美元增长200%[175] - 公司2020年第一季度债务清偿收益为1100万美元，相比2019年同期的800万美元债务清偿损失，变化显著[176] - 公司2020年第一季度有效所得税率为33.3%，相比2019年同期的15.2%有所上升，主要受非控股权益、股权补偿和州所得税影响[177] - 公司2020年第一季度税前亏损为4.58亿美元，同比增加502.6%，所得税收益为1.53亿美元，同比增加1175%[178] - 公司E&P部门2020年第一季度税前亏损为4700万美元，相比2019年同期的1.06亿美元亏损有所改善[180] - 公司Marcellus部门2020年第一季度税前利润为6400万美元，相比2019年同期的8700万美元有所下降[182] - 其他天然气部门税前亏损为1.28亿美元，同比减少1.11亿美元[203] - 公司因宏观经济恶化和COVID-19疫情导致的中游部门公允价值下降，计提了4.73亿美元的商誉减值[229] - 公司总长期债务为26.77亿美元，其中包括2000万美元的当前部分长期债务[245] - 公司总合同义务为59.95亿美元，其中6907万美元为少于1年的义务，17亿美元为1-3年的义务，14.15亿美元为3-5年的义务，21.89亿美元为超过5年的义务[244] - 公司总股本为46.45亿美元，较2019年12月31日的49.62亿美元有所下降[248] - 公司天然气运输和处理费用为21.53亿美元，其中24.78亿美元为少于1年的费用，47.41亿美元为1-3年的费用，39.8亿美元为3-5年的费用，103.32亿美元为超过5年的费用[244] - 公司长期债务利息为6.7亿美元，其中1.44亿美元为少于1年的利息，2.62亿美元为1-3年的利息，1.58亿美元为3-5年的利息，1.05亿美元为超过5年的利息[244] - 公司财务租赁义务为1.33亿美元，其中7200万美元为少于1年的义务，5634万美元为1-3年的义务，461万美元为3-5年的义务[244] - 公司运营租赁义务为1.47亿美元，其中5462万美元为少于1年的义务，6012万美元为1-3年的义务，7198万美元为3-5年的义务，2514万美元为超过5年的义务[244] - 公司员工相关长期负债为4198万美元，其中1812万美元为少于1年的负债，3887万美元为1-3年的负债，4431万美元为3-5年的负债，3185万美元为超过5年的负债[244] - 公司其他长期负债为2.71亿美元，其中2.07亿美元为少于1年的负债，1743万美元为1-3年的负债，1299万美元为3-5年的负债，3395万美元为超过5年的负债[244] 天然气对冲与衍生品 - 2020年第二季度CNX的天然气对冲量为113.5 Bcf[155] - 2020年3月CNX通过重新定价2022、2023和2024年的天然气对冲组合，获得了5500万美元的净收益[156] - 2020年4月CNX通过终止部分天然气对冲合约，获得了2900万美元的净收益[158] - Marcellus天然气衍生品工具现金结算收益为0.78美元/Mcf，同比增长329.4%[183] - Utica天然气衍生品工具现金结算收益为0.73美元/Mcf，同比增长335.5%[191] - 公司使用固定价格合同、期权和衍生品工具来最小化天然气销售中的市场价格波动风险[256] - 截至2020年3月31日和2019年12月31日，公司的天然气衍生工具净头寸分别为3.7亿美元和4.06亿美元[261] - 假设未来天然气价格上涨10%，2020年3月31日和2019年12月31日的公允价值将分别减少3.76亿美元和3.83亿美元[261] - 假设未来天然气价格下跌10%，2020年3月31日和2019年12月31日的公允价值将分别增加3.56亿美元和4.02亿美元[261] - 2020年固定价格天然气对冲量为337.2亿立方英尺，加权平均对冲价格为每千立方英尺2.51美元[264] - 2021年固定价格天然气对冲量为449.2亿立方英尺，加权平均对冲价格为每千立方英尺2.41美元[264] - 2022年固定价格天然气对冲量为304.8亿立方英尺，加权平均对冲价格为每千立方英尺2.29美元[264] - 2023年固定价格天然气对冲量为172.2亿立方英尺，加权平均对冲价格为每千立方英尺2.25美元[264] - 2024年固定价格天然气对冲量为150.1亿立方英尺，加权平均对冲价格为每千立方英尺2.32美元[264] 运输、收集和压缩成本 - 2020年第一季度公司运输、收集和压缩费用为每Mcfe 0.99美元，相比2019年同期的0.92美元增长7.6%[166] - Marcellus运输、收集和压缩成本为1.15亿美元，同比增长1100万美元[187] - CBM运输、收集和压缩成本为每Mcf 0.82美元，同比增加18.8%[198] 折旧、损耗和摊销成本 - Utica折旧、损耗和摊销成本为3600万美元，同比增长100万美元[196] - CBM折旧、损耗和摊销成本为每Mcf 1.38美元，同比增加11.3%[198] 中游业务 - 中游收入同比增长7百万美元，主要由于干气收集量增加了32.6%[220] - 干气收集量从839 BBtu/d增加到1,106 BBtu/d，增长了267 BBtu/d[221] - 总收集量从1,673 BBtu/d增加到2,002 BBtu/d，增长了329 BBtu/d[221] 现金流量与融资活动 - 经营活动产生的现金流量从3.09亿美元减少到2.67亿美元，减少了4200万美元[238] - 投资活动使用的现金流量从2.93亿美元减少到1.38亿美元，减少了1.55亿美元[238] - 融资活动使用的现金流量从900万美元增加到1.08亿美元，增加了9900万美元[238] - 资本支出减少了1.47亿美元，主要由于Utica和Marcellus页岩区的钻探和完井活动减少[240] - 公司通过运营现金流和借款满足其营运资金需求和资本支出[233] - 利息支出为4000万美元，同比增加1200万美元[217] - 利息支出从7百万美元增加到9百万美元，主要由于循环信贷额度的额外借款[231] 其他收入与费用 - 其他营业收入为600万美元，同比增加300万美元[211] - 公司2020年第一季度其他收入为200万美元，同比下降60%，主要由于特许权收入、路权销售和利息收入均减少至零[174] - 公司2020年第一季度资产销售净收益为1200万美元，相比2019年同期的400万美元增长200%[175] - 公司2020年第一季度债务清偿收益为1100万美元，相比2019年同期的800万美元债务清偿损失，变化显著[176] - 公司2020年第一季度有效所得税率为33.3%，相比2019年同期的15.2%有所上升，主要受非控股权益、股权补偿和州所得税影响[177] - 公司2020年第一季度税前亏损为4.58亿美元，同比增加502.6%，所得税收益为1.53亿美元，同比增加1175%[178] 利率与债务 - 截至2020年3月31日，公司固定利率债务总额为17.25亿美元，可变利率债务总额为9.49亿美元[262] - 假设可变利率工具的平均利率上升100个基点，2020年3月31日和2019年12月31日的税前未来收益将每年减少1000万美元[262]

天然气产量与储量 - 2019年公司天然气总产量达到539.1 Bcfe，同比增长6.3%[102] - 2019年Marcellus Shale产量达到369.7 Bcfe，同比增长28.3%[102] - 2019年公司探明储量增至8.4 Tcfe，同比增长6.9%[102] - 2020年公司预计天然气年产量为525-555 Bcfe[102] - Marcellus天然气销售量为336.1 Bcf，同比增长31.8%[124] - Marcellus总销售量为369.7 Bcfe，同比增长28.3%[124] - Utica天然气销售量为113.7 Bcf，同比下降23.2%[128] - Utica总销售量为113.8 Bcfe，同比下降26.0%[128] - CBM天然气销售量为55.4 Bcf，同比下降8.1%[132] - 其他天然气销售量为0.3 Bcf，同比下降93.6%[135] - 采购天然气销售量为40.6 Bcf，同比增长98.0%[138] 财务表现 - 2019年公司净亏损8073万美元，而2018年净利润为7.965亿美元[103] - 2019年E&P部门税前亏损1.4亿美元，而2018年税前利润为2.45亿美元[102] - 2019年Midstream部门税前利润为1.67亿美元，而2018年为1.34亿美元[105] - 2019年公司税前利润为6000万美元，较2018年的10.99亿美元大幅下降94.5%，主要由于资产出售收益减少和所得税费用增加[119] - 2019年公司有效所得税率为46.5%，较2018年的19.6%大幅上升，主要由于州所得税、股权补偿和州估值备抵等因素影响[117][119] - 2019年公司资产出售收益为4200万美元，较2018年的1.55亿美元大幅下降，主要由于2018年出售俄亥俄州Utica合资企业资产获得1.31亿美元收益[112][113] - 2019年公司债务清偿损失为800万美元，较2018年的5400万美元大幅减少，主要由于2019年以101.5%面值回购4亿美元2022年到期的5.875%优先票据[115] - 2019年公司长期股权激励补偿费用增加1700万美元，同比增长81.0%，主要由于2019年加速授予某些员工的限制性股票单位和绩效股票单位[111] - 2019年公司短期激励补偿费用减少300万美元，同比下降12.5%，主要由于员工数量减少和当前期间预计支付额降低[111] - 2019年公司其他收入总计1900万美元，同比下降48.6%，其中特许权使用费收入下降1100万美元，同比下降73.3%[111] 天然气价格与销售 - 2019年天然气平均销售价格为2.48美元/Mcf，同比下降16.5%[106] - 2019年天然气销售量为505,355 MMcf，同比增长7.9%[109] - Marcellus天然气平均销售价格为2.45美元/Mcf，同比下降16.4%[124] - Marcellus总平均销售价格为2.66美元/Mcfe，同比下降11.0%[124] - Utica总平均销售价格为2.46美元/Mcfe，同比下降11.2%[128] - CBM天然气平均销售价格为每Mcf 2.96美元，同比下降16.1%[132] - 采购天然气平均销售价格为每Mcf 2.32美元，同比下降28.2%[138] - 2019年天然气平均销售价格为每千立方英尺2.48美元，较2018年的2.97美元有所下降[35] - 2019年天然气衍生品工具的现金结算收益为每千立方英尺0.14美元，而2018年为亏损0.15美元[35] - 2019年天然气液体（NGLs）的平均销售价格为每千立方英尺当量3.20美元，较2018年的4.55美元下降[35] - 2019年石油的平均销售价格为每千立方英尺当量8.13美元，较2018年的9.89美元下降[35] - 2019年天然气互换交易的名义量约为389.2亿立方英尺，平均价格为每千立方英尺2.70美元[35] - 公司预计2020年天然气产量为497.5亿立方英尺，平均价格为每千立方英尺2.55美元[35] 资本支出与投资 - 2020年公司预计勘探与生产资本支出为5.3-6.1亿美元[102] - 2019年投资活动使用的现金流量为11.47亿美元，较2018年的8.95亿美元增加了2.52亿美元[167] - 2019年公司回购了1.17亿美元的普通股，较2018年的3.82亿美元有所减少[167] - 2019年公司支付了4.06亿美元回购2022年到期的5.875%高级票据[167] - 2019年公司发行了5亿美元的2027年到期的7.25%高级票据[167] 中游业务 - 2019年Midstream部门税前利润为1.67亿美元，而2018年为1.34亿美元[105] - 中游部门总收入从2018年的2.58亿美元增加到2019年的3.07亿美元，增长了4900万美元，主要由于相关方平均费率增长21.3%和干湿气收集量增长14.2%[146] - 中游部门收集的干气量从2018年的740 BBtu/d增加到2019年的889 BBtu/d，湿气量从661 BBtu/d增加到719 BBtu/d[147] - 中游部门利息费用从2018年的2400万美元增加到2019年的3000万美元，主要由于循环信贷额度借款增加[152] - 中游部门SG&A成本从2018年的2300万美元减少到2019年的2000万美元[150] - 中游部门运输、收集和压缩成本2019年和2018年均为4700万美元[149] - 中游部门2019年资产销售和废弃净损失700万美元，而2018年实现净收益200万美元[151] 资产减值与会计估计 - 2019年公司对56口运营井和约51,000英亩的CPA Marcellus已探明资产进行了3.27亿美元的减值[157] - 2017年公司对Knox Energy LLC和Coalfield Pipeline Company的资产进行了1.38亿美元的减值[157] - 2019年公司对未探明天然气资产进行了1.19亿美元的减值[158] - 2018年公司记录了7.96亿美元的商誉，主要与中游资产收购相关[159] - 2019年第四季度公司对中游报告单元进行了商誉减值测试，结果显示其公允价值超过账面价值，但差额不到10%[161] - 2018年5月公司对中游收购中获得的客户关系无形资产进行了1900万美元的减值[162] - 公司资产退役义务的会计估计为关键会计估计，涉及未来退役成本的现值计算，变量变化可能对天然气井关闭负债产生重大影响[155] - 截至2019年12月31日，公司递延税负债超过递延税资产约3.51亿美元，递延税资产的估值备抵为1.25亿美元[155] 运营成本与费用 - 2019年公司SG&A成本为1.24亿美元，较2018年的1.12亿美元增加1200万美元[143] - 2019年公司利息费用为1.21亿美元，较2018年的1.22亿美元减少100万美元，主要由于高成本长期债务减少[144] - Marcellus运输、收集和压缩成本为444百万美元，同比增长38.8%[126] - Utica运输、收集和压缩成本为33百万美元，同比下降36.5%[130] - CBM运营成本为1.36亿美元，同比下降1800万美元[134] - 其他运营费用从2018年的7200万美元增加到2019年的7900万美元，增长了9.7%，主要由于未使用的固定运输和处理费用增加1300万美元[140] - 勘探和生产相关其他成本从2018年的1200万美元增加到2019年的4400万美元，增长了266.7%，主要由于租赁到期成本增加2600万美元[140] 天然气市场与需求 - 2019年天然气占美国电力发电的38%，较2018年的35%有所上升[42] - 2019年美国天然气出口量为53亿立方英尺/天，较2018年增长61%[42] - 公司预计2020年美国天然气需求将增长1.7%[42] 法律法规与监管 - 公司的天然气和中游业务受到联邦、州和地方各级法律法规的广泛监管，涵盖从道路使用到天然气生产和传输的各个方面[47] - 水力压裂活动受到州和联邦层面的严格监管，包括美国环保署（EPA）的新规定，要求披露压裂中使用的化学品信息[48] - 联邦《清洁空气法》和州法律对天然气生产和加工操作中的空气排放进行监管，要求获得许可并控制排放[50] - 联邦《清洁水法》和州法律对天然气操作中的雨水排放和污染物排放进行监管，要求获得许可并遵守排放限制[50] - 濒危物种法和相关州法规对位于受保护栖息地的天然气操作产生影响，可能导致许可延迟或操作限制[50] - 天然气传输和收集管道的安全受到美国交通部管道和危险材料安全管理局（PHMSA）的监管[50] - 联邦《资源保护与恢复法》（RCRA）对天然气操作中产生的危险和非危险废物的管理、处理和处置进行监管[50] - 联邦能源监管委员会（FERC）对天然气的州际运输进行监管，并可能对市场操纵行为进行处罚[52] - 职业安全与健康法（OSHA）和州法律对天然气操作中的员工健康和安全进行监管[53] - 气候变化相关法律和法规可能增加公司的运营成本，并影响天然气市场的竞争力[54] 现金流量与债务 - 公司2019年经营活动产生的现金流量为9.81亿美元，较2018年的8.86亿美元增加了9500万美元[167] - 2019年融资活动产生的现金流量为1.66亿美元，较2018年的4.83亿美元增加了6.49亿美元[167] - 公司2019年12月31日的长期债务总额为27.63亿美元，其中包括8.94亿美元的5.875%高级票据和6.61亿美元的CNX信贷额度[169] - 公司2019年12月31日的总股本为49.62亿美元，较2018年的50.82亿美元有所下降[171] - 公司2019年12月31日的合同义务总额为62.32亿美元，其中包括22.08亿美元的天然气运输和处理合同[169] - 公司2019年12月31日的衍生品合同公允价值为4.06亿美元，较2018年的9900万美元有所增加[165] 其他 - 公司拥有约2600英里的天然气集输管道和多个天然气处理设施[37] - 2019年公司对56口运营井和约51,000英亩的CPA Marcellus已探明资产进行了3.27亿美元的减值[157] - 2019年公司对未探明天然气资产进行了1.19亿美元的减值[158] - 2018年公司记录了7.96亿美元的商誉，主要与中游资产收购相关[159] - 2019年第四季度公司对中游报告单元进行了商誉减值测试，结果显示其公允价值超过账面价值，但差额不到10%[161] - 2018年5月公司对中游收购中获得的客户关系无形资产进行了1900万美元的减值[162]