天然气销售与价格 - 公司第三季度天然气销售量达到128.3 Bcfe，同比增长7.8%，主要得益于Marcellus Shale产量的增加[156] - 第三季度平均销售价格为每Mcfe 2.51美元，液体平均实现价格为每桶14.26美元[157] - Marcellus天然气销售量为79.2 Bcf，同比增长27.9%[193] - Marcellus天然气平均销售价格为2.02美元/Mcf，同比下降24.1%[193] - Utica天然气销售量为26.8 Bcf，同比下降16.0%[202] - Utica天然气平均销售价格为1.86美元/Mcf，同比下降26.5%[202] - CBM部门2019年第三季度的平均销售价格为每Mcf 2.95美元，相比2018年同期的3.33美元下降了11.4%[214] - 天然气销售量为372,524 MMcf，同比增长9.7%，销售收入为966,574千美元，同比增长3.9%[260] - Marcellus板块2019年前九个月天然气销售总量为245.3 Bcf，较2018年同期的176.0 Bcf增长39.4%[281] - Marcellus板块2019年前九个月平均销售价格为2.71美元/Mcfe，较2018年同期的2.94美元/Mcfe下降7.8%，主要由于天然气平均销售价格下降0.08美元/Mcf和NGLs平均销售价格下降1.47美元/Mcfe[281][283] - Utica天然气销售量为85.4 Bcf，同比下降24.9%[290] - Utica天然气平均销售价格为每Mcf 2.43美元，同比下降6.9%[290] - CBM天然气销售量为41.7 Bcf，同比下降8.1%[299] - CBM天然气平均销售价格为每Mcf 3.00美元，同比下降11.0%[299] - 其他天然气销售量为0.3 Bcf，同比下降93.5%[306] 生产量与资本支出 - 公司更新2019年生产量指引为530-540 Bcfe，2020年生产量指引为535-565 Bcfe，2020年预计比2019年增长约3%[159] - 2019年第三季度资本支出为3.36亿美元，较2018年同期的2.97亿美元有所增加[156] - 公司预计2019年和2020年合计资本支出将比之前宣布的减少约8000万美元，导致2020年生产量减少17.5 Bcfe[161] - 公司预计未来资本支出将大幅增加，用于开发和勘探项目以及CNXM的中游系统开发[351] 收入与利润 - 第三季度归属于公司股东的净收入为1.16亿美元，每股摊薄收益为0.61美元，较2018年同期的1.25亿美元有所下降[164] - 勘探与生产部门税前收入为1.51亿美元，较2018年同期的5400万美元大幅增加[167] - 中游部门税前收入为4200万美元，较2018年同期的3100万美元有所增加[170] - 天然气、NGLs和石油收入为2.65亿美元，较2018年同期的3.45亿美元有所下降，主要由于天然气和NGL价格下降[173] - 公司2019年第三季度的税前利润为1.93亿美元，同比下降4.9%，所得税费用为4900万美元，同比下降14.0%[187] - 公司勘探与生产（E&P）部门2019年第三季度的税前利润为1.51亿美元，较2018年同期的5400万美元大幅增长[189] - 公司Marcellus部门2019年第三季度的税前利润为4100万美元，较2018年同期的6400万美元下降[192] - Marcellus天然气、NGLs和石油收入为1.79亿美元，同比下降2800万美元，主要由于天然气和NGLs价格下降[194] - Utica天然气、NGLs和石油收入为5000万美元，同比下降3800万美元，主要由于销售量和价格下降[203] - CBM部门2019年第三季度的税前利润为900万美元，相比2018年同期的1000万美元下降了10%[210] - CBM部门2019年第三季度的天然气收入为3600万美元，相比2018年同期的4800万美元下降了25%，主要由于CBM销售总量下降4.1%和平均天然气销售价格下降23.4%[211] - 其他天然气部门2019年第三季度的税前利润为8300万美元，相比2018年同期的亏损6100万美元有显著改善[220] - 其他天然气部门2019年第三季度的商品衍生工具未实现收益为1.57亿美元，相比2018年同期的1500万美元大幅增加[224] - 采购天然气部门2019年第三季度的销售量为13.6 Bcf，相比2018年同期的4.1 Bcf增加了231.7%[227] - 其他运营收入2019年第三季度为400万美元，相比2018年同期的300万美元增加了33.3%[228] - 中游部门总收入从2018年的6100万美元增长至2019年的7500万美元，同比增长1400万美元[237] - 中游部门税前利润从2018年的3100万美元增长至2019年的4200万美元，同比增长1100万美元[237] - 中游部门税前利润从2018年1月3日至2018年9月30日的9500万美元增长至2019年同期的1.19亿美元，同比增长2400万美元[252] - NGLs销售量为22,556 MMcfe，同比下降23.4%，销售收入为72,095千美元，同比下降47.4%[260] - 石油销售量为43 MMcfe，同比下降81.8%，销售收入为347千美元，同比下降85.0%[260] - 凝析油销售量为647 MMcfe，同比下降61.3%，销售收入为4,846千美元，同比下降67.5%[260] - Marcellus板块2019年前九个月税前利润为1.78亿美元，较2018年同期的1.56亿美元有所增长[280] - Marcellus板块2019年前九个月天然气、NGLs和石油收入为7.09亿美元，较2018年同期的5.91亿美元增长1.18亿美元，主要由于销售总量增长33.4%[282] - Utica板块2019年前九个月税前利润为6800万美元，较2018年同期的1.44亿美元有所下降[289] - Utica天然气收入为2.08亿美元，同比下降1.18亿美元[291] - CBM天然气收入为1.25亿美元，同比下降2800万美元[299] - 其他天然气收入为200万美元，同比下降1300万美元[308] - 采购天然气收入在截至2019年9月30日的九个月内为6400万美元，相比2018年同期的3900万美元有所增加[311] - 其他营业收入在截至2019年9月30日的九个月内为1000万美元，相比2018年同期的2200万美元减少了54.5%[313] - 中游部门总收入在截至2019年9月30日的九个月内为2.25亿美元，相比2018年同期的1.87亿美元增加了3800万美元[322] - 中游部门税前收益在截至2019年9月30日的九个月内为1.19亿美元，相比2018年同期的9500万美元增加了2400万美元[322] 成本与费用 - 运输、收集和压缩费用每Mcfe增加0.13美元，主要由于Marcellus产量增加和相关新合同的影响[175] - 公司2019年第三季度的销售、一般及行政费用（SG&A）为2400万美元，同比下降25.0%，主要由于短期激励补偿减少400万美元[180] - 公司2019年第三季度的其他收入为100万美元，同比下降75.0%，主要由于特许权收入和路权销售减少[181] - 公司2019年第三季度的资产出售收益为300万美元，较2018年同期的1.34亿美元大幅下降，主要由于俄亥俄州Utica合资企业资产出售的影响[182] - 公司2019年第三季度的有效所得税率为25.4%，较2018年同期的27.9%下降2.5个百分点[185] - Marcellus运输、收集和压缩成本为1.06亿美元，同比增加2900万美元，主要由于产量增加和新合同[199] - Utica折旧、损耗和摊销成本为3200万美元，同比增加400万美元，主要由于负储备修订和资本支出增加[209] - CBM部门2019年第三季度的总运营成本为3300万美元，相比2018年同期的3900万美元下降了15.4%[217] - 勘探和生产相关其他成本2019年第三季度为600万美元，相比2018年同期的300万美元增加了100%[229] - 其他运营费用2019年第三季度为2100万美元，相比2018年同期的1800万美元增加了16.7%[230] - 中游部门总成本从2018年的3000万美元增长至2019年的3300万美元，同比增长300万美元[237] - 中游部门运输、收集和压缩成本从2018年的1000万美元增长至2019年的1200万美元，同比增长200万美元[241] - 中游部门销售、一般和行政费用从2018年的500万美元下降至2019年的400万美元，同比下降100万美元[242] - 中游部门利息费用从2018年的700万美元增长至2019年的800万美元，同比增长100万美元[244] - 长期股权激励补偿费用增加2100万美元，同比增长131.3%[263] - 短期激励补偿费用减少800万美元，同比下降47.1%[263] - 其他收入减少1200万美元，同比下降54.5%[264] - 资产出售和废弃收益为800万美元，同比下降94.6%[265] - 债务清偿损失为800万美元，同比下降85.2%[270] - 有效所得税率为22.3%，同比下降1.8个百分点[275] - Marcellus板块2019年前九个月运营成本为5.49亿美元，较2018年同期的4.36亿美元有所增加，但单位成本下降，主要由于水处理成本减少和员工成本降低[284] - Marcellus板块2019年前九个月运输、收集和压缩成本为3.25亿美元，较2018年同期的2.28亿美元增加，主要由于产量增加和新合同生效[287] - Marcellus板块2019年前九个月折旧、损耗和摊销成本为1.86亿美元，较2018年同期的1.61亿美元增加，但单位成本下降至0.68美元/Mcfe[288] - Utica总运营成本为1.46亿美元，同比下降3700万美元[295] - 勘探和生产相关其他成本在截至2019年9月30日的九个月内为1500万美元，相比2018年同期的900万美元增加了66.7%[314] - 其他运营费用在截至2019年9月30日的九个月内为6000万美元，相比2018年同期的5100万美元增加了17.6%[316] - 利息费用在截至2019年9月30日的九个月内为9200万美元，相比2018年同期的9600万美元减少了400万美元[318] - 中游部门总成本在截至2019年9月30日的九个月内为1.06亿美元，相比2018年同期的9200万美元增加了1400万美元[322] - 2019年前九个月的利息支出为2300万美元，相比2018年同期的1700万美元有所增加[330] 现金流与债务 - 2019年前九个月的经营活动现金流为8.66亿美元，相比2018年同期的6.90亿美元增加了1.76亿美元[338] - 2019年前九个月的投资活动现金流为-9.49亿美元，相比2018年同期的-5.85亿美元减少了3.64亿美元[338] - 2019年前九个月的融资活动现金流为7100万美元，相比2018年同期的-5.72亿美元增加了6.43亿美元[338] - 2019年9月30日，公司的长期债务总额为26.5亿美元，其中包括2022年到期的8.95亿美元5.875%高级票据和2027年到期的5亿美元7.25%高级票据[345] - 2019年9月30日，公司的总股本为52.22亿美元，相比2018年12月31日的50.82亿美元有所增加[346] - 2019年9月30日，公司的合同义务总额为61.72亿美元，其中包括24.49亿美元的天然气运输和处理合同[343] - 2019年前九个月，公司回购了1.17亿美元的普通股，相比2018年同期的2.94亿美元有所减少[342] - 2019年9月30日，公司持有的天然气衍生品合约公允价值为3.13亿美元，相比2018年12月31日的9900万美元有所增加[335] 风险与法规 - 公司面临天然气和天然气液体价格波动的风险，价格可能因供应过剩、天气和替代燃料价格等因素大幅波动[351] - 公司依赖CNX Midstream Partners LP和其他公司拥有的中游设施进行天然气收集、处理和运输[351] - 环境法规可能增加运营成本，并对天然气市场产生不利影响，可能导致短期和长期负债[351] - 公司可能因天然气价格下跌或钻井失败而需对已探明天然气资产进行减值[351] - 公司使用固定价格合同、期权和衍生品工具来减少天然气销售中的市场价格波动风险[355] - 公司面临网络安全事件可能对业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响的风险[353] - 公司依赖关键管理人员，并需吸引和保留经验丰富的技术和专业人员[353] - 公司可能因天然气价格下跌或探明储量减少而导致借款基础下降[353] - 公司可能因未能找到或收购经济可采的天然气储量而无法替代现有储量[353] 其他 - 公司2019年第三季度的其他收入为100万美元，同比下降75.0%，主要由于特许权收入和路权销售减少[181] - 公司2019年第三季度的资产出售收益为300万美元，较2018年同期的1.34亿美元大幅下降，主要由于俄亥俄州Utica合资企业资产出售的影响[182] - 其他天然气部门2019年第三季度的商品衍生工具未实现收益为1.57亿美元，相比2018年同期的1500万美元大幅增加[224] - 采购天然气部门2019年第三季度的销售量为13.6 Bcf，相比2018年同期的4.1 Bcf增加了231.7%[227] - 其他运营收入2019年第三季度为400万美元，相比2018年同期的300万美元增加了33.3%[228] - 勘探和生产相关其他成本2019年第三季度为600万美元，相比2018年同期的300万美元增加了100%[229] - 其他运营费用2019年第三季度为2100万美元，相比2018年同期的1800万美元增加了16.7%[230] - 中游部门相关方收入从2018年的4100万美元增长至2019年的5600万美元，同比增长1500万美元[237] - 中游部门第三方收入从2018年的2000万美元下降至2019年的1900万美元，同比下降100万美元[237] - 中游部门总收集量从2018年的1410 BBtu/d增长至2019年的1815 BBtu/d，同比增长405 BBtu/d[240] - 其他天然气部门在截至2019年9月30日的九个月内，商品衍生工具未实现收益为2.14亿美元，现金结算支付为100万美元[309] - 采购天然气销售量为26.9 Bcf，相比2018年同期的12.9 Bcf增加了108.5%[312] - 其他营业收入在截至2019年9月30日的九个月内为1000万美元，相比2018年同期的2200万美元减少了54.5%[313] - 2019年第三季度，CNX Midstream Partners LP宣布每单位现金分配为0.4001美元，同比增长15%[348]

天然气销售与价格 - 公司2019年第二季度天然气销售量为134.5 Bcfe，同比增长9.7%，主要由于Marcellus Shale产量增加[161] - 2019年第二季度天然气平均销售价格为2.63美元/Mcfe，液体平均实现价格为19.14美元/桶[162] - 2019年第二季度天然气销售量为126378 MMcf，同比增长11.2%，平均价格为2.51美元/Mcf，同比下降1.6%[180] - Marcellus天然气销售量为84.3 Bcf，同比增长45.3%[199] - Utica天然气销售量为28.1 Bcf，同比下降30.4%[208] - CBM天然气销售量为13.9 Bcf，同比下降6.1%[216] - 采购天然气销售量为7.8 Bcfe，同比增长122.9%，但平均销售价格下降14.9%至2.40美元/Mcfe[228] - 2019年六个月内，E&P部门销售量为267.5 Bcfe，较2018年的252.1 Bcfe增长6.1%[256] - 天然气销售量为252,316 MMcf，同比增长9.2%，销售收入为720,758千美元，同比增长13.2%[262] - Marcellus板块2019年上半年天然气销售总量为1660亿立方英尺，较2018年同期的1141亿立方英尺增长45.5%[283] - Utica天然气销售量为58.6 Bcf，同比下降28.4%[292] - CBM天然气销售量为27.6 Bcf，同比下降10.1%[301] - 其他天然气销售量为0.2 Bcf，同比下降95.7%[308] - 2019年上半年采购天然气销售量为13.2 Bcfe，较2018年同期的8.8 Bcfe增长50%[314] 财务表现 - 公司2019年第二季度归属于股东的净利润为1.62亿美元，同比增长286%，每股收益为0.84美元[166] - 2019年第二季度E&P部门税前利润为1.88亿美元，同比增长348%，主要由于商品衍生工具未实现收益2.11亿美元[169] - 2019年第二季度Midstream部门税前利润为4400万美元，同比增长57%[172] - 2019年第二季度天然气、NGLs和石油收入为3.43亿美元，同比增长2.4%[175] - 2019年第二季度资本支出为3.29亿美元，同比增长24.6%[161] - 公司2019年第二季度的销售、一般和行政费用（SG&A）总额为4900万美元，同比增长40.0%[183] - 长期股权激励补偿费用在2019年第二季度增加了1800万美元，同比增长300.0%[183] - 2019年第二季度的其他收入总额为500万美元，同比下降16.7%[184] - 2019年第二季度的其他费用总额为500万美元，同比下降28.6%[184] - 公司2019年第二季度的税前利润为2.33亿美元，同比增长676.7%[193] - 2019年第二季度的有效所得税率为17.5%，相比2018年同期的-102.7%有显著改善[193] - E&P部门2019年第二季度的税前利润为1.88亿美元，相比2018年同期的4200万美元大幅增长[195] - Marcellus部门2019年第二季度的税前利润为5000万美元，相比2018年同期的4700万美元有所增长[198] - 2019年第二季度的天然气、NGL和石油收入为3.43亿美元，相比2018年同期的800万美元大幅增长[196] - 2019年第二季度的运输、收集和压缩费用为1.32亿美元，相比2018年同期的3100万美元大幅增加[196] - Marcellus总销售收入为2.37亿美元，同比增长42.8%[200] - Utica总销售收入为6600万美元，同比下降38.9%[209] - CBM天然气收入为4000万美元，同比下降700万美元，主要由于销售量下降6.1%和销售价格下降11.5%[216] - 其他天然气部门税前利润为1.12亿美元，去年同期为亏损6300万美元[222] - 2019年六个月内，CNX资源股东应占净收入为7514万美元，较2018年的5.69577亿美元大幅下降4.94437亿美元[250] - 2019年六个月内，E&P部门税前利润为8200万美元，较2018年的1.42亿美元下降6000万美元[252] - 2019年六个月内，中游部门税前利润为7700万美元，较2018年同期的6300万美元增长1400万美元[255] - NGLs销售量为14,536 MMcfe，同比下降25.4%，销售收入为53,790千美元，同比下降40.5%[262] - 公司总SG&A费用为85百万美元，同比增长28.8%，其中长期股权激励补偿费用为35百万美元，同比增长218.2%[265] - 公司其他收入为10百万美元，同比下降44.4%，其中特许权使用费收入为4百万美元，同比下降60.0%[266] - 公司资产出售和废弃损失为5百万美元，同比下降61.5%[267] - 公司债务清偿损失为8百万美元，同比下降79.5%[272] - 公司所得税费用为29百万美元，同比下降84.2%，有效税率为18.6%，同比下降4.5个百分点[277] - E&P部门税前利润为82百万美元，同比下降42.3%[279] - Marcellus板块2019年上半年税前利润为1.37亿美元，较2018年同期的9200万美元增长48.9%[282] - Marcellus板块2019年上半年天然气、NGLs和石油收入为5.31亿美元，较2018年同期的3.83亿美元增长38.7%，主要由于销售总量增长38.7%[284] - Utica板块2019年上半年税前利润为5000万美元，较2018年同期的1.03亿美元下降51.5%[291] - Utica天然气销售收入为1.58亿美元，同比下降8000万美元，主要由于销售量下降31.9%[293] - 其他天然气部门在2019年上半年确认了5700万美元的商品衍生工具未实现收益，而2018年同期为6100万美元[311] - 2019年上半年采购天然气收入为3500万美元，较2018年同期的2800万美元增长25%，主要由于采购天然气销售量的增加[312] - 2019年上半年其他营业收入为600万美元，较2018年同期的1900万美元下降68.4%，主要由于水力压裂淡水销售收入的减少[315] - 2019年上半年勘探和生产相关其他成本为800万美元，较2018年同期的600万美元增长33.3%[317] - 2019年上半年其他运营费用为4100万美元，较2018年同期的3400万美元增长20.6%，主要由于未使用的固定运输和处理费用的增加[318] - 2019年上半年销售、一般和行政费用为7400万美元，较2018年同期的5400万美元增长37%[321] - 2019年上半年利息费用为6100万美元，较2018年同期的6700万美元下降9%，主要由于高成本长期债务的减少[322] - 2019年上半年中游部门总收入为1.51亿美元，较2018年同期的1.26亿美元增长19.8%[326] - 公司2019年上半年经营活动产生的现金流量为5.61亿美元，较2018年同期的4.51亿美元增加了1.1亿美元[342] - 公司2019年上半年资本支出增加了1.32亿美元，主要由于Utica和Marcellus页岩区的钻探和完井活动增加以及新水管道的安装[343] - 公司2019年上半年回购了4亿美元2022年到期的优先票据，支付了4.06亿美元，回购价格为101.5%[346] - 公司2019年上半年发行了5亿美元2027年到期的优先票据[346] - 公司2019年上半年在公开市场回购了1.1亿美元的普通股，较2018年同期的1.67亿美元有所减少[346] - 公司2019年6月30日的长期债务总额为26.29亿美元，其中包括8.95亿美元2022年到期的5.875%优先票据和5亿美元2027年到期的7.25%优先票据[349] - 公司2019年6月30日的总股本为51亿美元，较2018年12月31日的50.82亿美元有所增加[350] - 公司2019年第二季度宣布每股派发现金股息0.3865美元，较上一季度增长3.6%，较2018年同期增长15%[352] - 公司2019年6月30日的合同义务总额为62.84亿美元，其中包括23.14亿美元的天然气运输和处理合同以及26.29亿美元的长期债务[347] 运营成本与费用 - 2019年第二季度NGLs销售量为7855 MMcfe，同比下降6.1%，平均价格为18.36美元/桶，同比下降35.3%[180] - Marcellus总运营成本为1.94亿美元，同比增长38.6%[202] - Utica总运营成本为5000万美元，同比下降25.4%[211] - CBM运营成本为3300万美元，同比下降400万美元，主要由于租赁运营费用和运输、采集及压缩成本下降[218][219][220] - Marcellus运输、收集和压缩成本为1.14亿美元，同比增长56.2%[204] - 2019年六个月内，E&P部门租赁运营费用为每Mcfe 0.14美元，较2018年的0.25美元下降44.0%[256] - Marcellus板块2019年上半年总运营成本为3.73亿美元，较2018年同期的2.91亿美元增长28.2%[286] - Marcellus板块2019年上半年租赁运营费用为2100万美元，较2018年同期的2700万美元下降22.2%[286] - Utica天然气租赁运营费用为0.15美元/Mcfe，同比下降40%[292] - Marcellus板块2019年上半年运输、收集和压缩成本为2.18亿美元，较2018年同期的1.50亿美元增长45.3%[289] 风险管理与衍生工具 - 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和天然气液体销售中的市场价格波动风险[359] - 公司建立了风险管理政策和程序，以加强其资产基础商品营销的内部控制环境[360] - 公司使用衍生工具主要为了减少不确定性和波动性，并覆盖潜在风险[360] - 公司的市场风险策略结合了基本风险管理工具，以评估市场价格风险并建立框架，使管理层能够在预定义的风险参数内维护交易组合[360] - Utica天然气衍生品工具现金结算损失为0.12美元/Mcf，同比下降1300%[292] - CBM天然气衍生品工具现金结算损失为0.11美元/Mcf，同比下降1000%[301] 中游部门表现 - 2019年第二季度Midstream部门税前利润为4400万美元，同比增长57%[172] - 中游部门总收入从2018年的6100万美元增加到2019年的7800万美元，同比增长1700万美元[240] - 中游部门相关方收入从2018年的3800万美元增加到2019年的6000万美元，同比增长2200万美元[240] - 中游部门第三方收入从2018年的2300万美元减少到2019年的1800万美元，同比下降500万美元[240] - 中游部门税前利润从2018年的2800万美元增加到2019年的4400万美元，同比增长1600万美元[240] - 2019年六个月内，中游部门税前利润为7700万美元，较2018年同期的6300万美元增长1400万美元[255] - 2019年上半年中游部门总收入为1.51亿美元，较2018年同期的1.26亿美元增长19.8%[326] - 2019年上半年中游部门总收集量为1,736 BBtu/d，较2018年同期的1,402 BBtu/d增长23.8%[328] 生产量与指引 - 公司更新2019年生产量指引为510-530 Bcfe，2020年生产量指引为570-595 Bcfe，同比增长约12%[164] - 2019年六个月内，E&P部门销售量为267.5 Bcfe，较2018年的252.1 Bcfe增长6.1%[256] - Marcellus板块2019年上半年天然气销售总量为1660亿立方英尺，较2018年同期的1141亿立方英尺增长45.5%[283] - Marcellus板块2019年上半年NGLs销售总量为145亿立方英尺当量，较2018年同期的155亿立方英尺当量下降6.5%[283] 环境与法规 - 环境法规可能增加运营成本并引入不确定性，对天然气市场产生不利影响[355] - 公司依赖CNX Midstream Partners LP和其他公司拥有的集输、处理和运输设施[355] - 公司预计开发和勘探项目以及CNXM的中游系统开发需要大量资本支出[355] 其他运营数据 - 2019年第二季度的运输、收集和压缩费用为1.32亿美元，相比2018年同期的3100万美元大幅增加[196] - 其他运营收入为300万美元，同比下降500万美元，主要由于水收入减少400万美元[230] - 勘探和生产相关其他成本为500万美元，同比增长25%[232] - 利息支出为3200万美元，同比增长100万美元，主要由于CNX信贷额度借款增加[237] - 2019年上半年其他运营费用为4100万美元，较2018年同期的3400万美元增长20.6%，主要由于未使用的固定运输和处理费用的增加[318]

天然气销售与价格 - 2019年第一季度天然气销售量为133.0 Bcfe，同比增长2.7%，主要由于Marcellus Shale产量增加[149] - 2019年第一季度平均销售价格为每Mcfe 2.97美元，同比下降1.0%[164] - 天然气销售量为125,938 MMcf，同比增长7.2%[171] - 天然气销售价格为$3.21/Mcf，同比增长8.4%[171] - 天然气总收入为$403,687千，同比增长16.2%[171] - Marcellus板块2019年第一季度平均天然气销售价格为每Mcf 3.20美元，较2018年同期的2.85美元增长12.3%[189] - Utica天然气平均销售价格为每Mcf 3.03美元，同比上涨6.3%[198] - CBM天然气平均销售价格为每Mcf 3.32美元，同比下降4.3%[207] - 平均销售价格从2018年第一季度的3.43美元/Mcfe下降至2019年第一季度的3.00美元/Mcfe，同比下降12.5%[220] 资本支出与投资 - 2019年第一季度资本支出增加至2.99亿美元，去年同期为2.32亿美元[149] - 2019年钻井和完井资本预计增加至6.95-7.45亿美元，土地、中游和水基础设施资本约为2亿美元[154] - 公司资本支出增加了6700万美元，主要由于Marcellus Shale地区的钻井和完井活动增加[249] - 公司在2018年1月以2.99亿美元收购了Noble Energy在CNX Gathering的权益[251] 财务表现 - 2019年第一季度净亏损8700万美元，去年同期净利润为5.28亿美元[157] - 2019年第一季度E&P部门税前亏损1.06亿美元，主要由于商品衍生工具未实现亏损1.54亿美元[160] - 2019年第一季度中游部门税前利润为3300万美元，去年同期为3600万美元[163] - 2019年第一季度天然气、NGLs和石油收入为4.36亿美元，同比增长7.4%[166] - 公司2019年第一季度总收入和运营收入为2.6亿美元，较2018年同期的2.1亿美元增长23.8%[186] - 公司2019年第一季度总运营成本和费用为3.38亿美元，较2018年同期的3.66亿美元下降7.7%[186] - 其他天然气部门税前亏损为2.39亿美元，同比增加2.26亿美元[213] - 采购天然气收入从2018年第一季度的1800万美元下降至2019年第一季度的1600万美元，同比下降11.1%[218] - 其他营业收入从2018年第一季度的1100万美元下降至2019年第一季度的300万美元，同比下降72.7%[221] - 利息支出从2018年第一季度的3600万美元下降至2019年第一季度的2800万美元，同比下降22.2%[228] - 中游部门总收入从2018年第一季度的6400万美元增加至2019年第一季度的7300万美元，同比增长14.1%[232] - 中游部门总成本从2018年第一季度的2800万美元增加至2019年第一季度的4000万美元，同比增长42.9%[232] - 公司经营活动产生的现金流量从2018年的2.59亿美元增加到2019年的3.09亿美元，增长了50%[248] - 公司在2019年3月31日的长期债务总额为24.41亿美元[253] - 公司在2019年3月31日的总股本为49.75亿美元，相比2018年12月31日的50.82亿美元有所下降[256] 天然气产量与销售 - 2019年天然气产量指引为495-515 Bcfe，同比增长约5%[153] - NGLs销售量为6,681 MMcfe，同比下降39.9%[171] - Marcellus板块2019年第一季度总销售量为88.7 Bcfe，较2018年同期的65.9 Bcfe增长34.6%[189] - Utica天然气销售量为30.6 Bcf，同比下降26.1%[198] - Utica总销售量为30.6 Bcfe，同比下降29.7%[198] - CBM天然气销售量为13.7 Bcf，同比下降13.8%[207] - 其他天然气部门销售量为0 Bcfe，同比下降100%[214] - 采购天然气销售量从2018年第一季度的5.3 Bcfe增加至2019年第一季度的5.4 Bcfe，同比增长1.9%[220] 成本与费用 - Marcellus板块2019年第一季度平均租赁运营费用为每Mcfe 0.11美元，较2018年同期的0.24美元下降54.2%[189] - Marcellus板块2019年第一季度总运营成本和费用为1.79亿美元，较2018年同期的1.52亿美元增长17.8%[192] - Marcellus板块2019年第一季度运输、收集和压缩成本为1.04亿美元，较2018年同期的7700万美元增长35.1%[195] - Utica总运营成本为5000万美元，同比下降2000万美元[202] - CBM总运营成本为3300万美元，同比下降900万美元[210] - 长期股权激励补偿费用为$11百万，同比增长120.0%[174] - 总SG&A费用为$36百万，同比增长16.1%[174] - 其他收入为$5百万，同比下降58.3%[175] - 资产销售和废弃损失为$4百万，同比下降55.6%[176] - 债务清偿损失为$8百万，同比下降50.0%[180] - 有效所得税率为15.2%，同比下降13.6%[183] - 勘探和生产相关其他成本从2018年第一季度的200万美元增加至2019年第一季度的300万美元，同比增长50.0%[223] - 其他运营费用从2018年第一季度的1700万美元增加至2019年第一季度的2300万美元，同比增长35.3%[224] 债务与融资 - 公司在2019年第一季度回购了4000万美元的2022年到期的优先票据，支付了4.06亿美元[252] - 公司在2019年第一季度发行了5亿美元的2027年到期的优先票据[252] - 截至2019年3月31日，公司固定利率债务总额为17.99亿美元，可变利率债务为6.51亿美元[271] - 假设利率上升100个基点，2019年3月31日和2018年12月31日的税前未来收益将每年减少700万美元[271] 衍生工具与对冲 - 2019年第二季度天然气对冲量为95.4 Bcf，全年对冲量为377.0 Bcf[155] - 天然气衍生品合约的公允价值从2018年12月31日的9900万美元净资产下降至2019年3月31日的5500万美元净负债[246] - 截至2019年3月31日，公司的衍生工具净负债为5500万美元，而2018年12月31日为净资产9900万美元[269] - 假设未来天然气价格上涨10%，2019年3月31日和2018年12月31日的衍生工具公允价值将分别减少4.67亿美元和4.27亿美元[269] - 假设未来天然气价格下跌10%，2019年3月31日和2018年12月31日的衍生工具公允价值将分别增加4.62亿美元和4.53亿美元[269] - 2019年固定价格天然气对冲量为291.5亿立方英尺，加权平均对冲价格为每千立方英尺2.68美元[274] - 2020年固定价格天然气对冲量为471.3亿立方英尺，加权平均对冲价格为每千立方英尺2.52美元[274] - 2021年固定价格天然气对冲量为416.2亿立方英尺，加权平均对冲价格为每千立方英尺2.43美元[274] - 2022年固定价格天然气对冲量为282.1亿立方英尺，加权平均对冲价格为每千立方英尺2.48美元[274] - 2023年固定价格天然气对冲量为147.3亿立方英尺，加权平均对冲价格为每千立方英尺2.37美元[274] 其他 - 公司在2019年第一季度宣布了每单位0.3732美元的现金分配，同比增长15%[258] - 公司没有维持任何可能对公司财务状况产生重大影响的表外交易[259]

天然气价格与销售 - 2018年天然气平均销售价格为每千立方英尺2.97美元，2017年为2.59美元，2016年为1.92美元[56] - 2018年NGLs（天然气液体）平均销售价格为每千立方英尺当量4.55美元，2017年为4.03美元，2016年为2.42美元[56] - 2018年原油平均销售价格为每千立方英尺当量9.89美元，2017年为7.56美元，2016年为6.15美元[56] - 2018年凝析油平均销售价格为每千立方英尺当量8.43美元，2017年为6.59美元，2016年为4.58美元[56] - 2018年天然气衍生工具现金结算损失为每千立方英尺0.15美元，2017年为0.11美元，2016年为0.70美元[56] - 2018年NGLs销售为每千立方英尺当量增加了0.14美元，2017年为0.17美元，2016年为0.09美元[57] - 2018年天然气互换交易量为356.3亿立方英尺，平均价格为每千立方英尺2.76美元[58] 天然气需求与市场 - 公司预计2019年天然气需求将增长1.3%，俄亥俄州、西弗吉尼亚州和宾夕法尼亚州的需求将增长3%[69] - 2018年天然气占美国电力发电量的35%，较2017年的32%有所上升[69] - 2018年上半年美国天然气净出口量平均为0.87亿立方英尺/天，较2017年全年的0.34亿立方英尺/天增长超过一倍[69] - 2018年上半年美国液化天然气出口量较2017年同期增长58%[69] - 美国能源信息署预计2019年美国天然气需求将增长1.3%，CNX预计2019年俄亥俄、西弗吉尼亚和宾夕法尼亚州的需求将增长约3%[69] - 美国五大天然气生产商在2018年前十个月占干天然气产量的14%[67] 公司基础设施与运营 - 公司拥有约2500英里的天然气集输管道和多个天然气处理设施[61] - 公司通过收购Noble Energy的50%股权，获得了CONE Gathering LLC的控制权，并将其更名为CNX Gathering LLC[65] - 公司计划根据需要选择性获取固定运输能力，同时最小化运输成本和长期财务义务[63] - 公司通过收购Noble Energy的50%会员权益，将CONE Midstream Partners LP更名为CNX Midstream Partners LP[65] - 公司通过地理位置的战略优势，能够将不同质量的天然气混合，减少处理成本[64] - 公司通过收购Noble Energy的权益，将CNX Gathering整合为Midstream Division，并纳入财务报表[66] - 公司通过优化固定运输组合，可能适时释放运输能力给其他方[63] 公司资产与监管 - CNX的水务部门CNX Water Assets LLC为天然气运营提供水源、输送和处置的解决方案，并为第三方提供类似服务[73] - CNX的非核心矿产资产和地表资产通过出售、租赁或合资等方式进行货币化，以提前实现这些资产的价值[72] - CNX的天然气运营受联邦、州和地方法律的广泛监管，涵盖从钻井到管道建设的各个方面[78] - CNX的天然气管道设施受美国交通部管道和危险材料安全管理局的监管，确保设计和运营的安全性[89] - CNX在开发天然气和煤层气资产前会进行彻底的所有权审查和修复工作，以确保所有权符合行业标准[97] - CNX已完成对当前生产中的天然气和煤层气资产的绝大部分所有权审查，并认为其所有权符合行业标准[97] - CNX的所有权或租赁权通常在收购时或作为土地记录审查的一部分进行简要审查[97] - CNX发现无法修复的所有权缺陷可能会影响其开发资产的能力，并可能导致其减少估计的天然气储量[97] 公司信息披露与投资者关系 - CNX在其网站上免费提供年度报告（10-K）、季度报告（10-Q）、当前报告（8-K）及其修正案，供投资者查阅[98] - CNX通过其网站发布可能对投资者重要的信息，例如分析师演示文稿[98] - CNX的网站（www.cnx.com）和SEC网站（www.sec.gov）是获取公司财务报告的主要渠道[98] - CNX的高管信息可在Part III, Item 10中找到，标题为“CNX高管”[100] 公司员工与管理 - CNX拥有564名员工，且均不受集体谈判协议约束[74]