财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度调整后每股收益为1 01美元 同比下降0 53美元 主要原因是去年出售的加州资产带来的收益缺失以及天然气价格大幅下跌 [1][42] - 2024财年初步每股收益指引为5 50至6 00美元 较2023财年更新后的指引中值增长11% [10][45] - 2024财年资本支出预计为8 65亿至9 75亿美元 较2023财年中值下降2% [52] 各条业务线数据和关键指标变化 - 上游业务 Seneca第三季度产量为94 8 Bcfe 环比增长2% 同比增长7% 尽管受到第三方管道停运和自愿减产的影响 [37] - 中游业务 NFG Midstream第三季度集输量创纪录 达到16 Bcf 主要得益于Seneca和第三方生产商的贡献 [5][28] - 下游业务 宾夕法尼亚公用事业委员会批准了费率调整 自8月1日起年基础费率增加2300万美元 [8] 各个市场数据和关键指标变化 - 阿巴拉契亚地区产量同比增长6 Bcf 尽管本季度有超过5 Bcf的减产 [1] - 东部开发区 EDA 的井表现优异 预计将成为未来开发重点 公司已在该区域完成3处小型土地收购 [11][41] - 西部开发区 WDA 的井回报率仍然强劲 但预计EDA的井生产率将更高 [41] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划将开发重点转向EDA 预计这将提高长期资本效率和自由现金流 [11][41] - 中游业务将继续发展第三方业务 充分利用自有集输系统 [28] - 公司将继续投资于现代化和减排项目 预计这将推动未来几年的中个位数费率基础增长 [13][32] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对长期天然气价格持乐观态度 预计未来12-24个月内LNG出口能力的增加将推动需求增长 [4] - 公司预计2024年及以后天然气价格将复苏 主要受LNG需求增长的推动 [25] - 公司强大的对冲组合为价格波动提供了显著的下行保护 [25][44] 其他重要信息 - 公司董事会批准将每股股息提高0 08美元 这是公司连续第53年增加股息 [9] - 公司预计2024财年运营现金流将超过资本支出1 65亿美元 [33] - 公司预计2023财年末债务与EBITDA比率将保持在2倍左右的低位 [53] 问答环节所有的提问和回答 问题 关于EDA开发计划带来的效率提升和2023财年资本支出增加的原因 - 回答 2023财年资本支出增加主要由于上半年较高的完井活动和水管理成本上升 预计这些成本是暂时的 转向EDA开发将带来长期效率提升 [64][65] 问题 关于M&A机会和业务组合平衡 - 回答 公司优先发展受监管业务 有机资本支出将保持中个位数增长 快速平衡业务组合可能需要通过并购实现 [58] 问题 关于2024年生产节奏 - 回答 公司计划在11月和12月投产19口井 并在1月和2月增加更多井 以利用冬季价格优势 [61] 问题 关于EDA和WDA的递减率差异 - 回答 公司整体递减率在20%左右 预计不会因开发重点转移而发生显著变化 [78] 问题 关于2024年及以后的受监管业务资本支出水平 - 回答 公用事业业务资本支出预计将保持在1 25亿至1 5亿美元之间 宾夕法尼亚现代化项目将继续推进 [79] 问题 关于EDA井的成本结构 - 回答 EDA的Utica井总成本约为每英尺1400-1600美元 预计随着更多活动转向EDA 成本将逐渐下降 [82][84]

财务表现 - 公司2023年第二季度营业收入为4.287亿美元，同比下降14.7%[38] - 2023年第二季度净收入为9262万美元，同比下降14.4%[38] - 公司2023年第二季度每股收益为1.01美元，同比下降14.4%[38] - 公司2023年第二季度运营收入为1.541亿美元，同比下降14.7%[38] - 公司2023年前九个月的净收入为4.03189亿美元，较2022年同期的4.07879亿美元略有下降[43] - 公司2023年第二季度总营收为4.287亿美元，其中勘探与生产部门贡献了2.165亿美元，管道与存储部门贡献了6295.6万美元[80] - 2023年前九个月，公司总营收为18.048亿美元，其中勘探与生产部门贡献了7.381亿美元，管道与存储部门贡献了1.948亿美元[80] - 公司在2023年第二季度的净利润为9262万美元，其中勘探与生产部门贡献了4332.9万美元，管道与存储部门贡献了2381.3万美元[80] - 2023年前九个月，公司净利润为4.031亿美元，其中勘探与生产部门贡献了1.955亿美元，管道与存储部门贡献了7714.7万美元[80] 资产与负债 - 公司2023年第二季度总资产为81.066亿美元，较2022年9月30日增长2.7%[41] - 公司2023年第二季度长期债务为23.837亿美元，较2022年9月30日增长14.4%[42] - 公司2023年第二季度综合股东权益为29.359亿美元，较2022年9月30日增长41.2%[42] - 公司2023年6月30日的现金及现金等价物为5341.5万美元，较2022年10月1日的1.37718亿美元大幅减少[43] - 公司2023年6月30日的坏账准备为4310.8万美元，较2022年同期的4198.3万美元有所增加[48] - 公司2023年6月30日的油气资产资本化成本为24亿美元，较2022年9月30日的19亿美元有所增加[49] - 公司2023年6月30日的未探明资产成本为1.905亿美元，较2022年9月30日的6600万美元大幅增加[49] - 公司2023年6月30日的油气资产账面价值低于上限约18亿美元[49] - 公司2023年6月30日的其他流动资产为7158.6万美元，较2022年9月30日的5936.9万美元有所增加[51] - 公司2023年6月30日的长期债务公允价值为22.137亿美元，而账面价值为23.837亿美元[63] - 公司2022年9月30日的长期债务公允价值为24.532亿美元，而账面价值为26.324亿美元[63] - 公司2023年6月30日的其他投资总额为7478万美元，其中包括4241万美元的人寿保险合同和1650万美元的股票共同基金[64] - 公司2022年9月30日的其他投资总额为9503万美元，其中包括4217万美元的人寿保险合同和1951万美元的股票共同基金[64] - 公司2023年6月30日的或有对价公允价值为450万美元，较2022年9月30日的820万美元有所下降[65] - 2023年6月30日，公司普通股权益总额为18.576亿美元，较2022年10月1日的15.870亿美元有所增加[70] - 2023年6月30日，公司未偿还的长期债务中没有在未来12个月内到期的部分[74] 现金流 - 2023年前九个月的运营活动产生的净现金为10.55112亿美元，较2022年同期的6.54016亿美元大幅增加[43] - 2023年前九个月的投资活动净现金流出为8.29099亿美元，主要用于资本支出7.27738亿美元[43] - 2023年前九个月的融资活动净现金流出为3.10316亿美元，主要用于偿还长期债务5.49亿美元[43] 衍生金融工具 - 公司2023年前九个月的其他综合收益净增加4.88726亿美元，主要来自衍生金融工具的收益[50] - 公司在2023年第二季度的衍生金融工具收入为5784.2万美元，前九个月为亏损1.20088亿美元[56] - 公司2023年6月30日的衍生金融工具公允价值为1.148亿美元，其中Level 2资产为1.066亿美元，Level 1资产为6864万美元[59] - 公司2022年9月30日的衍生金融工具公允价值为1.887亿美元，其中Level 1资产为1.795亿美元，Level 2资产为1.348亿美元[60] - 截至2023年6月30日，公司持有457.7 Bcf的天然气商品衍生品合约（互换和无成本领子期权）[67] - 截至2023年6月30日，公司对冲了5340万美元的以加元计价的运输成本[67] - 截至2023年6月30日，公司税后净对冲收益为420万美元，预计未来12个月内将有2160万美元的未实现收益重新分类至合并损益表[67] - 2023年第二季度，商品合约的衍生品收益为6465.3万美元，而2022年同期为亏损1.988亿美元[67] - 2023年第二季度，外汇合约的衍生品收益为59.1万美元，而2022年同期为亏损12.57万美元[67] 收购与出售 - 公司在2023年6月1日完成了对SWN Production Company, LLC位于宾夕法尼亚州Tioga县的上游资产的收购，总对价为1.24758亿美元[53] - 公司在2022年6月30日完成了对Seneca加州资产的出售，总售价为2.535亿美元，其中包括2.409亿美元的现金和1260万美元的或有对价[53] 股票与薪酬 - 公司在2023年前九个月授予了202,259份绩效股票，加权平均公允价值为每股64.28美元[52] - 公司在2023年前九个月授予了125,673份限制性股票单位，加权平均公允价值为每股58.67美元[52] 生产与运输收入 - 公司在2023年第二季度的天然气生产收入为1.57682亿美元，原油生产收入为483万美元[56] - 公司在2023年前九个月的天然气生产收入为8.49811亿美元，原油生产收入为1637万美元[56] - 公司在2023年第二季度的天然气运输服务收入为7001.8万美元，天然气储存服务收入为1214.1万美元[56] - 公司在2023年前九个月的天然气运输服务收入为2.41619亿美元，天然气储存服务收入为3668.2万美元[56] - 公司2022年第二季度总收入为5.026亿美元，其中天然气生产收入为4.927亿美元，原油生产收入为5829万美元[57] - 公司2022年前九个月总收入为17.509亿美元，其中天然气生产收入为11.899亿美元，原油生产收入为1.503亿美元[57] 税率与税务 - 2023年第二季度的有效税率为26.2%，而2022年同期为23.3%[69] 债务与融资 - 2023年6月30日，公司发行了3亿美元的5.50%票据，净收益为2.975亿美元，用于偿还364天信贷协议下的债务[75] 环境与清理成本 - 截至2023年6月30日，公司估计与旧煤气厂相关的剩余清理成本约为360万美元[76] 项目投资 - 公司在Northern Access项目上已投入约5580万美元，截至2023年6月30日，这些支出已记录在资产负债表上[77] 退休计划 - 公司在2023年第二季度的退休计划净收益为115.5万美元，而2022年同期为净支出502.8万美元[81] - 公司在2023年前九个月的退休计划净收益为346.6万美元，而2022年同期为净支出2098.2万美元[81] 费率与收费 - 公司在纽约州的配送费率自2017年5月1日起生效，允许公司每年从客户处收回约1500万美元的养老金和OPEB费用[84] - 公司在宾夕法尼亚州的配送费率自2023年8月1日起增加2300万美元，此前公司已停止从客户处收取OPEB费用，并退还了5400万美元的过度收取费用[86] - 公司提交了NGA第4条费率案件，提议从2024年2月1日起生效的费率增加，年度服务成本为3.854亿美元，费率基础为13.2亿美元，提议的股本成本为15.12%[88] - 如果最终批准的费率超过2023年7月31日生效的费率，但低于2024年2月1日生效的临时费率，公司将需要退还差额并支付利息[88] - 如果最终批准的费率低于2023年7月31日生效的费率，较低的费率将从FERC命令规定的生效日期起生效，并退还差额并支付利息[88] - 公司必须在2025年5月1日之前提交费率案件[88] 未来收入预期 - 公司预计未来几年管道和存储部门的固定收费收入为：2023年剩余时间为5410万美元，2024年为2.091亿美元，2025年为1.823亿美元，2026年为1.478亿美元，2027年为1.239亿美元，之后为6.943亿美元[57]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度GAAP每股收益为1.53美元，调整后每股收益为1.54美元，同比下降0.14美元 [28] - 公司预计全年每股收益在5.10至5.40美元之间，较之前预期下降0.30美元或5% [65] - 公司预计2023年剩余6个月的NYMEX天然气价格为2.50美元/MMBtu，较之前预期下降0.75美元 [66] - 公司预计2023年自由现金流为4.1亿美元，扣除近期收购影响后为2.65亿美元 [68] 各条业务线数据和关键指标变化 - Seneca和NFG Midstream在第二季度表现强劲，阿巴拉契亚天然气产量达到93.2 Bcfe，环比增长3%，同比增长12% [19] - Seneca的产量增长和第三方业务推动了NFG Midstream的创纪录吞吐量 [51] - 公司预计第三季度产量将增加，第四季度和明年初将下降，随后在冬季高峰期回升 [54] - 公司计划在2025年及以后转向维护生产水平，减少资本支出 [55] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司预计未来几个月内盆地天然气价格将面临挑战，直到夏季电力负荷需求增加 [20] - 公司预计2025年及以后的NYMEX期货价格将超过4美元/MMBtu [20] - 公司已对2023年剩余时间的77%产量进行了对冲，包括12 Bcf的NYMEX掉期，价格为3.25美元 [34] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续专注于资本的高效配置，投资能够在商品价格周期中提供强劲回报的项目 [9] - 公司计划通过优化计划和整合回报来降低NFG Midstream的长期资本投资水平 [24] - 公司将继续推进可持续发展计划，包括表面足迹中性倡议和排放减少努力 [58] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为天然气价格的长期前景非常乐观，但短期内供需和库存基本面将带来挑战 [20] - 管理层预计通胀压力将有所缓解，服务成本和原材料成本可能出现适度下降 [23] - 管理层认为纽约州的天然气禁令在短期内不会对公司产生重大影响 [18] 其他重要信息 - 公司在宾夕法尼亚州的费率案件中达成了2300万美元的收入增加协议，并增加了天气正常化机制 [6] - 公司在纽约州获得了新的系统改进追踪器，允许其回收与新现代化投资相关的成本 [30] - 公司计划在夏季提交费率案件，以便新费率最早在明年2月生效 [32] 问答环节所有的提问和回答 问题: 2024年资本支出的预期 - 公司预计2024年资本支出将比当前水平减少7500万至1.5亿美元 [74] 问题: 公司目标杠杆率 - 公司认为高1倍至低2倍的杠杆率是合适的，并计划在未来一两年内将杠杆率降至高1倍 [81] 问题: 公司是否考虑回购股票 - 公司首先计划降低绝对杠杆水平，之后将评估不同的机会，包括股票回购 [84] 问题: 公司计划转向维护模式的原因 - 公司转向维护模式的原因是缺乏能够将大部分天然气输送到优质市场的长期运输能力 [89]

财务表现 - 公司2023年第一季度营业收入为7.17261亿美元，同比增长2.2%[38] - 2023年第一季度净收入为1.4088亿美元，同比下降15.8%[38] - 公司2023年第一季度每股基本收益为1.53美元，同比下降16.4%[38] - 公司2023年第一季度综合收入为3.79762亿美元，去年同期为亏损2.099亿美元[39] - 公司2023年六个月的净收入为3.1057亿美元，较2022年同期的2.9972亿美元增长3.6%[43] - 公司2023年第一季度外部客户收入为7.17261亿美元，其中勘探和生产部门贡献最大，达2.44552亿美元[83] - 公司2023年第一季度净利润为1.4088亿美元，其中勘探和生产部门贡献最大，达6098.2万美元[83] 资产与负债 - 公司2023年第一季度末总资产为79.67242亿美元，较2022年9月30日增长0.9%[41] - 公司2023年第一季度末长期债务为20.85235亿美元，与2022年9月30日基本持平[42] - 公司2023年第一季度末股东权益为28.78726亿美元，较2022年9月30日增长38.4%[42] - 公司2023年第一季度末现金及临时现金投资为7153.3万美元，较2022年9月30日增长55.3%[41] - 公司2023年3月31日的现金等价物为53,519千美元，同比增长52.9%[62] - 公司2023年3月31日的长期债务公允价值为1,951,250千美元，较2022年9月30日的2,453,209千美元下降20.5%[65] - 公司2023年3月31日的其他投资总额为74,618千美元，较2022年9月30日的95,025千美元下降21.5%[66] - 公司2023年3月31日的普通股权益为1810.454亿美元，较2022年10月1日的1587.085亿美元有所增加[73] - 公司2023年3月31日的短期借款为2.5亿美元，用于一般公司用途和赎回长期债务[76] 现金流与资本支出 - 2023年六个月的运营活动产生的净现金为7.1121亿美元，较2022年同期的4.2562亿美元增长67.1%[43] - 2023年六个月的资本支出为4.9636亿美元，较2022年同期的4.1542亿美元增长19.5%[43] - 公司2023年六个月的现金、现金等价物及受限现金减少了6618.5万美元，而2022年同期增加了3480.1万美元[43] 应收账款与坏账 - 公司2023年六个月的应收账款和未开票收入增加了7176万美元，而2022年同期减少了1.6658亿美元[43] - 公司2023年六个月的未收回采购天然气成本增加了7249.1万美元，较2022年同期的2937.7万美元增长146.8%[43] - 公司2023年六个月的坏账准备增加了1.0973亿美元，较2022年同期的9684万美元增长13.3%[48] 油气资产与未探明资产 - 公司2023年六个月的油气资产资本化成本为22亿美元，较2022年9月30日的19亿美元增长15.8%[49] - 公司2023年六个月的未探明资产成本为7300万美元，较2022年9月30日的6600万美元增长10.6%[49] 衍生金融工具 - 公司2023年第一季度衍生金融工具的商品合约损失为18,768千美元，外汇合约损失为172千美元，总计18,940千美元[51] - 公司2023年3月31日的衍生金融工具净资产为93,053千美元，而2022年9月30日为净负债596,945千美元[62] - 公司使用衍生金融工具管理商品价格风险，截至2023年3月31日，公司拥有462.9 Bcf的天然气商品衍生合约（互换和无成本领口）[69] - 公司通过外汇远期合约对冲了5100万美元的以加元计价的运输成本[69] - 截至2023年3月31日，公司预计在未来12个月内将有3740万美元的税后未实现收益重新分类到合并损益表中[69] - 公司在2023年3月31日的衍生金融工具公允价值为590万美元，较2022年9月30日的820万美元有所下降[68] - 公司在2023年3月31日的信用风险敞口为460万美元，最大信用风险敞口为1110万美元[70] - 公司在2023年3月31日的衍生金融工具负债公允价值为710万美元[71] 环境与税务 - 公司在2023年3月31日的环境清理成本估计为380万美元[78] - 公司在2023年3月31日的有效税率为26.2%，较2022年同期的25.6%有所上升[72] 股票与薪酬 - 公司2023年第一季度授予202,259份绩效股票，加权平均公允价值为每股64.28美元[53] - 公司2023年第一季度授予115,073份限制性股票单位，加权平均公允价值为每股59.69美元[53] 收购与出售资产 - 公司于2023年3月22日签订协议，以1.27亿美元收购位于宾夕法尼亚州的某些上游资产，预计在2023年6月底前完成交易[54] - 公司于2022年6月30日以2.535亿美元出售了加利福尼亚州的资产，其中2.409亿美元为现金，1,260万美元为或有对价[54] 天然气与原油收入 - 公司2023年第一季度天然气生产收入为259,770千美元，原油生产收入为526千美元[57] - 公司2023年第一季度天然气运输服务收入为87,839千美元，天然气储存服务收入为12,251千美元[57] - 公司2023年第一季度天然气住宅销售为318,649千美元，商业销售为48,966千美元，工业销售为2,764千美元[57] - 公司2023年3月31日结束的六个月内，天然气生产收入为692,129千美元，同比增长106.1%[58] - 2023年3月31日结束的六个月内，原油生产收入为1,154千美元，同比下降97.7%[58] - 2023年3月31日结束的六个月内，天然气运输服务收入为171,602千美元，同比增长78.9%[58] - 2023年3月31日结束的六个月内，天然气储存服务收入为24,541千美元，同比增长101.2%[58] 管道与存储部门收入 - 公司预计未来几年管道和存储部门的固定收费收入为：2023年剩余时间1.06亿美元，2024年2.064亿美元，2025年1.811亿美元[59] 退休计划与福利 - 公司2023年第一季度退休计划和其他退休后福利的净周期性福利成本为-115.5万美元，相比2022年同期的997.6万美元大幅下降[84] - 公司在2023年第一季度未向其退休计划或VEBA信托基金进行任何供款，且预计在2023财年剩余时间内也不会进行供款[86] - 公司在纽约州的配送费率自2017年5月1日起生效，允许每年从客户处回收约1500万美元的养老金和OPEB费用[87] - 公司在2022年10月1日停止从客户处收取OPEB费用，并开始向客户退还多收的OPEB费用，总额从5000万美元增加到5400万美元[89] 费率调整与申请 - 公司在宾夕法尼亚州的年度基本费率运营收入将增加2300万美元，自2023年8月1日起生效[89] - 公司在FERC管辖下的2020年费率协议规定，除非联邦企业所得税率提高，否则在2024年2月1日之前不得提交新的费率申请[90] - 公司在FERC管辖下的Empire子公司必须在2025年5月1日之前提交费率申请[91] 其他流动资产与负债 - 公司2023年第一季度其他流动资产总额为75,233千美元，较2022年9月30日的59,369千美元有所增加[51] - 公司2023年第一季度其他应计和流动负债总额为257,923千美元，较2022年9月30日的257,327千美元略有增加[51] 累计其他综合损失 - 公司2023年六个月的累计其他综合损失减少了5.7087亿美元，较2022年同期的6.5473亿美元有所改善[50] 项目投资 - 公司在Northern Access项目上已投入约5590万美元，截至2023年3月31日，这些支出已记录在资产负债表上[79]

财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度调整后每股收益为1.84美元，同比增长24% [17] - 公司全年盈利指引下调至每股5.35至5.75美元，主要由于天然气价格下跌 [20] - 公司预计全年资本支出为8.3亿至9.4亿美元，保持不变 [22] - 公司预计全年运营资金将超过资本支出2亿美元，较之前估计减少1.25亿美元 [23] - 公司预计全年现金税率为5%至6%，低于之前的高个位数预期 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 上游业务中，阿巴拉契亚地区的产量同比增长11%，天然气价格实现每Mcf提高0.50美元，EBITDA增长29% [60] - 中游业务中，第三方运输量预计将占系统吞吐量的10%，较三年前的零增长显著 [7] - 公用事业业务中，客户利润率增长约600万美元，主要由于基础设施现代化和天气较冷 [64] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司预计NYMEX天然气价格在剩余三个季度平均为3.25美元/MMBtu [20] - 公司已锁定90%的预期产量，其中70%为固定价格销售或对冲 [21] - 公司预计阿巴拉契亚地区的基础差异平均为1美元/MMBtu [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续专注于系统扩展，以满足Seneca和第三方运输需求 [5] - 公司计划通过集中化设施和集气线建设，减少柴油使用，降低排放和燃料成本 [13] - 公司对长期天然气价格持乐观态度，特别是2025年及以后，随着新的LNG出口设施上线 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为，尽管近期天然气价格下跌，但长期前景仍然乐观，特别是LNG项目和煤炭向天然气的转型 [65] - 管理层强调，公司将继续通过灵活的对冲策略保护收益和现金流 [67] - 管理层对公司在极端天气条件下的表现表示自豪，并强调了天然气基础设施的重要性 [69][70] 其他重要信息 - 公司正在使用LIDAR和OGI设备监测甲烷排放，并评估未来使用卫星的可能性 [8] - 公司已完成EquiOrigin认证过程，并在Seneca完成了年度重新验证评估 [15] - 公司预计2024年及以后的NYMEX曲线平均接近4美元/MMBtu，预计自由现金流将稳步增长 [26] 问答环节所有的提问和回答 问题: 潜在的并购机会 - 公司对增加受监管业务感兴趣，理想情况下会通过资产负债表或少量股权融资进行适度规模的交易 [31][32] 问题: 现金税率的未来展望 - 公司预计2024年及以后的现金税率将上升至较低的两位数 [33] 问题: 资本支出和通货膨胀环境 - 公司认为服务成本已经达到顶峰，大部分服务合同已锁定，预计不会进一步通胀 [36][37] 问题: 潜在的Seneca并购机会 - 公司对与现有资产相邻的机会感兴趣，特别是在价格波动较大的市场中 [39][40] 问题: 脱碳和可靠性之间的平衡 - 公司正在与纽约公共服务委员会积极讨论，推动逐步的能源转型策略 [44][83]

财务表现 - 公司2022年第四季度营业收入为6.58859亿美元，同比增长20.5%[37] - 公司2022年第四季度净利润为1.69689亿美元，同比增长28.2%[37] - 公司2022年第四季度每股收益为1.85美元（基本）和1.84美元（稀释）[37] - 公司2022年第四季度综合收益为5.01676亿美元，同比增长36.0%[38] - 公司2022年第四季度总资产为81.34914亿美元，同比增长3.0%[39] - 公司2022年第四季度股东权益为25.36856亿美元，同比增长22.0%[40] - 公司2022年第四季度净利润为1.697亿美元，同比增长3730万美元，主要得益于各业务板块的盈利增长[93] - 2022年第四季度公司总营收为6.58859亿美元，其中勘探和生产部门贡献了2.76973亿美元[78] - 2022年第四季度公司总资产为81.34914亿美元，较2022年第三季度的78.96262亿美元有所增长[78] 现金流与资本支出 - 公司2022年第四季度资本支出为2.33473亿美元，同比增长9.4%[41] - 公司2022年第四季度经营活动产生的现金流量为3.27339亿美元，同比增长90.9%[41] - 公司2022年第四季度长期债务减少1.5亿美元[41] - 公司2022年第四季度现金及现金等价物增加1.08357亿美元[41] - 公司截至2022年12月31日的现金及现金等价物为246,075千美元，较2021年同期的79,065千美元显著增加[44] - 公司2022年第四季度经营活动产生的现金流量净额为3.273亿美元，同比增长1.558亿美元，主要由于勘探与生产部门天然气产量增加和天然气价格上升[107] - 公司2022年第四季度长期资产支出总额为2.235亿美元，同比增长3170万美元，其中勘探与生产部门资本支出为1.685亿美元，同比增长2930万美元[108] - 公司预计2023年运营活动产生的现金将增加，用于资本支出，并预计2023年和2024年运营现金将超过资本支出，可能考虑增加股东回报[106] - 公司计划在2023年3月偿还3.99亿美元的长期债务，预计将通过手头现金和短期借款偿还[106] 资产与负债 - 公司2022年12月31日的坏账准备为43,925千美元，较2021年同期的35,599千美元有所增加[46] - 公司2022年12月31日的油气资产净值为21亿美元，较2022年9月30日的19亿美元有所增加[47] - 公司2022年12月31日的未探明资产成本为67.5百万美元，较2022年9月30日的66.0百万美元略有增加[47] - 公司2022年12月31日的累计其他综合亏损为293,746千美元，较2021年同期的277,026千美元有所增加[48] - 公司2022年12月31日的其他流动资产为61,117千美元，较2022年9月30日的59,369千美元略有增加[49] - 公司2022年12月31日的其他应计和流动负债为239,097千美元，较2022年9月30日的257,327千美元有所减少[49] - 公司2022年12月31日的稀释后每股收益计算中排除了1,987份反稀释证券[49] - 公司2022年12月31日的现金等价物为2.28919亿美元，对冲抵押存款为160万美元[58] - 公司2022年12月31日的衍生金融工具资产为2,210万美元，负债为2.26231亿美元[58] - 公司2022年12月31日的总净负债为5,829.5万美元[58] - 公司长期债务的公允价值在2022年12月31日为23.209亿美元，较2022年9月30日的24.532亿美元有所下降[62] - 公司其他投资总额在2022年12月31日为7287万美元，较2022年9月30日的9502.5万美元减少[63] - 公司2022年12月31日的衍生金融工具公允价值为8.4百万美元，较2022年9月30日的8.2百万美元有所增加[65] - 公司2022年12月31日的信用风险敞口为380万美元，未收到任何抵押品[66] - 公司2022年12月31日的衍生金融工具负债公允价值为2.249亿美元，并支付了160万美元的抵押存款[67] - 公司2022年12月31日的有效税率为25.3%，与2021年同期持平[68] - 公司2022年12月31日的普通股股息为每股0.475美元，较2021年同期的0.455美元有所增加[69] - 公司2022年12月31日的长期债务嵌入成本为4.52%，而2021年12月31日为4.48%[119] - 截至2022年12月31日，公司的债务与资本化比率为0.48，根据信贷协议，公司还可以增加27.7亿美元的短期或长期债务[119] 业务板块表现 - 公司在2022年12月31日的天然气生产收入为4.32359亿美元，原油生产收入为62.8万美元[55] - 公司在2022年12月31日的天然气运输服务收入为8.3762亿美元，天然气储存服务收入为1.229亿美元[55] - 公司在2022年12月31日的天然气住宅销售收入为2.44306亿美元，商业销售为3,449.5万美元，工业销售为163.8万美元[55] - 公司在2022年12月31日的衍生金融工具收入为-1.59162亿美元[55] - 2022年第四季度勘探与生产板块收入同比增长3278万美元，其中天然气收入增长6739万美元，主要由于产量增加和价格上升[94] - 2022年第四季度天然气产量同比增长8.777 Bcf，主要来自阿巴拉契亚地区的新井[94] - 2022年第四季度天然气加权平均价格同比增长0.35美元/Mcf，对冲后价格增长0.50美元/Mcf[94] - 2022年第四季度管道与存储板块收入同比增长930万美元，主要由于固定运输收入增长963万美元[96] - 2022年第四季度勘探与生产板块盈利增长2882万美元，主要由于天然气产量和价格上升，以及运营费用下降[95] - 管道和存储部门2022年第四季度营业收入增加930万美元，主要由于运输收入增加990万美元和存储收入增加50万美元，部分被其他收入减少110万美元所抵消[97] - 管道和存储部门2022年第四季度运输量增加31.6 Bcf，主要由于FM100项目的上线以及短期合同增加和天气变冷[97] - 管道和存储部门2022年第四季度收益为2950万美元，同比增加430万美元，主要由于营业收入增加740万美元和其他收入增加60万美元[97] - 采集部门2022年第四季度营业收入增加420万美元，主要由于采集量增加6.9 Bcf，其中Covington和Clermont采集系统分别增加16.3 Bcf和1.6 Bcf[98] - 采集部门2022年第四季度收益为2470万美元，同比增加160万美元，主要由于采集收入增加330万美元，部分被运营费用增加120万美元和所得税费用增加60万美元所抵消[98] - 公用事业部门2022年第四季度营业收入增加7490万美元，主要由于零售天然气销售收入增加7330万美元，部分由于天然气成本增加和天气变冷导致吞吐量增加3.1 Bcf[101] - 公用事业部门2022年第四季度收益为2380万美元，同比增加170万美元，主要由于天气变冷导致使用量增加330万美元和其他营业收入增加100万美元[101] 资本支出与项目 - 勘探与生产部门2022年第四季度资本支出主要用于阿巴拉契亚地区的钻井和完井活动，其中马塞勒斯页岩区支出6090万美元，尤蒂卡页岩区支出1.046亿美元[110] - 管道与存储部门2022年第四季度资本支出主要用于系统现代化改造，以提高系统可靠性和安全性并减少排放[111] - 集输部门2022年第四季度资本支出主要用于Clermont和Covington集输系统的扩建，分别支出570万美元和520万美元[113] - 公用事业部门2022年第四季度资本支出主要用于主线和支线改进及更换，以提高系统可靠性和安全性并减少排放[114] - 公司计划在2024年12月31日前完成Northern Access项目，截至2022年12月31日，已在该项目上花费了5590万美元，其中2430万美元用于项目研究[121] - 公司在Northern Access项目上已花费约5590万美元[75] 资产出售与融资 - 公司于2022年6月30日完成了Seneca加州资产的出售，总售价为2.535亿美元，其中包括2.409亿美元现金和1,260万美元的或有对价[52] - 公司于2022年6月30日以2.535亿美元出售了勘探与生产部门的加州资产，其中2.409亿美元为现金，1260万美元为或有对价[115] - 公司出售资产后，2023年至2025年期间每年可能获得不超过1000万美元的或有支付，具体金额取决于ICE Brent平均价格是否超过95美元/桶[90] - 公司通过新的364天信贷协议获得了2.5亿美元的无担保延迟提取贷款，用于一般企业用途，包括赎回2023年3月到期的部分长期债务[90] - 公司于2022年2月28日签订了10亿美元的无担保循环信贷协议，并于2022年6月30日签订了2.5亿美元的364天延迟提款定期贷款协议[117] - 公司2022年第四季度短期债务增加1.9亿美元，达到2.5亿美元，主要用于临时性资本支出融资[117] 环境与法规 - 公司设定了甲烷强度减排目标，并在2022年开始测量这些减排目标的进展[130] - 公司必须遵守《通货膨胀减少法案》中的甲烷收费规定，该规定预计从2024年开始适用于某些石油和天然气设施的年度甲烷排放[130] - 纽约州通过了《气候领导和社区保护法案》，要求到2030年将温室气体排放量从1990年的水平减少40%，到2050年减少85%[132] - 公司预计到2030年，70%的电力需求将由可再生能源满足，到2040年实现100%零排放发电[133] - 公司的运营对通货膨胀率上升敏感，特别是在其受监管和非监管业务中的运营和资本支出需求[134] 其他 - 公司预计与旧煤气厂相关的剩余清理成本约为400万美元[74] - 公司预计在2023年剩余时间内将确认1.576亿美元的固定运输和储存合同收入，2024年为1.952亿美元，2025年为1.696亿美元[56] - 公司持有的天然气商品衍生品合约（互换和无成本领子期权）在2022年12月31日为3890亿立方英尺[66] - 公司通过外汇远期合约对冲了5470万美元的加拿大元运输成本[66] - 公司在2022年12月31日持有3.278亿美元的净对冲损失，预计在未来12个月内将有1.806亿美元重新分类到损益表中[66] - 公司预计在2023财年剩余时间内不会向其退休计划或VEBA信托基金做出任何贡献[121] - 公司在纽约的当前交付费率于2017年5月1日生效，提供了8.7%的股本回报率，并授权公司每年从客户那里回收约1500万美元的养老金和OPEB费用[126] - 公司在宾夕法尼亚州的当前交付费率于2007年1月1日生效，2022年10月28日，公司向宾夕法尼亚州公用事业委员会提交了增加2810万美元年度基本费率运营收入的申请[127] - 公司减少了770万美元的基本费率，并开始向客户退还多收的OPEB费用，金额从5000万美元增加到5400万美元[128] - 公司停止了在宾夕法尼亚州管辖范围内的OPEB费用的监管会计，并在2022年第一季度记录了1850万美元的调整[128] - 公司披露了其披露控制和程序的有效性，并确认截至2022年12月31日这些控制和程序是有效的[139] - 公司在2022年第四季度没有发生对其财务报告内部控制产生重大影响的变化[140]

业绩总结 - 2022财年的总调整后EBITDA为1,278,628千美元，较2021财年增长约27.8%[6] - 2022财年的合并净收入为619,821千美元，相较于2021财年增长约70.4%[6] - 2022财年报告的GAAP净收入为306,064千美元，较2021财年增长了200.5%[7] - 2022财年调整后的EBITDA为656,310千美元，较2021财年增长了41.2%[7] - 2022财年每股GAAP收益为1.84美元，较2021年的1.44美元增长了27.8%[8] - 2022财年调整后的每股运营结果为5.88美元，较2021年的4.29美元增长了37.0%[8] 用户数据 - 2022财年勘探与生产部门的GAAP净收入为306,064千美元，较2019财年增长了173.5%[7] - 2022财年管道和储存部门的调整后EBITDA为240,904千美元，较2021财年增长了10%[7] - 2023财年第一季度，探索与生产部门的每股收益为$0.99，较2022财年的$0.68增长了45.7%[69] - 2023财年第一季度，管道与储存部门的收入为$97.7百万，较2022财年的$88.4百万增长了10.5%[70] 未来展望 - 预计2023财年，探索与生产部门的天然气价格为$2.55-$2.60/Mcf，较2022财年的$2.71/Mcf有所下降[72] - 预计2023财年，运营费用（LOE）为$0.67-$0.69/Mcf，较2022财年的$0.81/Mcf有所降低[73] - 公司2023年E&P净产量预计为370-390 Bcfe，较2022年增长8%[112] - 公司2023年调整后的每股收益指导范围为5.35至5.75美元[89] - 公司2023年采集收入预计为2.3亿至2.45亿美元，较2022年增长11%[114] - 公司2023年管道和存储收入预计为3.6亿至3.8亿美元[115] 新产品和新技术研发 - NFG计划在2024年将宾夕法尼亚州的管道更换速度从2022年的约40英里加速至52英里[21] - 公司在Tioga县的开发计划中，预计每口井的成本为1200至1300美元/英尺[103] 市场扩张和并购 - 通过Line N的扩展，新增合同运输能力为158,000 Dth/天，合同储存能力为267,000 Dth，年收入约为$7百万[174] - 公司的长期合同支持阿巴拉契亚地区的生产，固定价格或基于NYMEX的合同不承担额外的运输成本[165] 负面信息 - 2022财年收购和其他部门的GAAP净收入为(12,659)千美元，较2021财年下降了136.6%[7] - 2022财年未实现的其他投资损失为11,625千美元，税后影响为(2,441)千美元[8] 其他新策略和有价值的信息 - NFG在过去10年中支付了$14亿的股息，连续52年增加股息[82] - NFG的目标是到2030年将温室气体排放减少25%[66] - 国家燃气公司在2022年10月28日向宾夕法尼亚公共事业委员会提交了调价请求，计划提高基础费率[182] - 提议的基础交付收入增加为24.4%[183]

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]

业绩总结 - National Fuel的调整后EBITDA为12亿美元，同比增长23%[45] - 2022财年天然气生产达到352.5 Bcfe，同比增长8%，创下公司历史最高水平[45] - 2022财年的调整后EBITDA为6.56亿美元，预计2023财年将达到10亿美元[180] 用户数据 - 纽约州的总客户数为539,000，投资回报率（ROE）为8.7%[148] - 宾夕法尼亚州的总客户数为214,000，基于2007年的黑箱和解协议[148] 未来展望 - 预计2023财年将产生显著的自由现金流，目标为450百万美元[23] - 预计2023财年每股收益指导为6.40至6.90美元[47] - 预计未来5年内在安全、减排和系统现代化方面的投资将达到1.5亿至2.5亿美元[25] - 2023年净生产预计为370-390 Bcfe，较2022年增长8%[49] 新产品和新技术研发 - EDA（东部开发区）预计将继续进行两台钻机的开发计划，目标是实现中到高个位数的生产增长[71] - FM100项目的资本成本约为$2.3亿，年收入约为$5000万[134] 市场扩张和并购 - 近期Line N扩展增加了158,000 Dth/d的合同化固体运输能力，年收入约为$700万[138] - 北方接入项目的交付点包括350,000 Dth/d至Chippawa和140,000 Dth/d至East Aurora[141] 负面信息 - 有效税率预计为25.5%-26%（由于失去增强油气回收税收抵免）[63] - 资本结构为45.1%债务和54.9%股本，股本回报率为11.2%[152] 其他新策略和有价值的信息 - 公用事业安全投资为8260万美元，持续关注管道更换和现代化[45] - 计划在2024年将管道更换从约40英里加速至52英里[152] - 截至2022年9月30日，总流动性为12.36亿美元[192] - 截至2022年9月30日，总资本化为48亿美元，债务占比56%[196]

财务数据和关键指标变化 - 公司第四季度调整后每股收益为1.19美元，同比增长25% [6] - 2022财年GAAP每股收益为1.71美元，调整后每股收益为1.19美元，同比增长25% [50][51] - 2023财年盈利指引下调至每股6.40美元至6.90美元，中点为6.65美元，较之前下调0.85美元，主要由于天然气价格预期下降 [17][56] - 2023财年预计运营现金流将超过资本支出3.25亿美元 [21][61] 各条业务线数据和关键指标变化 - 上游业务Seneca的净产量同比增长8%，达到创纪录的353 Bcfe [32] - 非管制业务的调整后EBITDA同比增长34% [32] - 管道和存储业务收入同比增长15%，增加1300万美元 [54] - 公用事业业务利润率同比增长3% [54] 各个市场数据和关键指标变化 - Seneca的储量替换率达到240%，总储量增加319 Bcfe，达到4.2 Tcfe，其中79%为已开发储量 [33] - 公司在Tioga County的Utica和Marcellus页岩区块的开发结果超出预期 [34] - 公司在Dawn Hub市场获得了43000 dekatherms的长期运输能力，预计将为Tioga产量带来显著增量价值 [43] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司出售了加州资产，专注于阿巴拉契亚地区的天然气生产 [8][34] - 公司将继续执行两钻机计划，预计未来几年产量将保持中高个位数增长 [37] - 公司正在推进可持续发展计划，包括减少甲烷强度和获得天然气生产认证 [35][44] - 公司将继续通过长期对冲策略管理天然气价格波动风险 [18][20] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为天然气在能源安全和可负担性方面具有不可替代的作用，将继续倡导合理的能源政策 [23][24] - 公司预计通胀压力和劳动力市场紧张将在2023年继续产生影响 [9][11] - 公司对长期自由现金流生成能力持乐观态度，计划通过去杠杆、分红和投资增长机会来优化资本配置 [22][62] 其他重要信息 - 公司在宾夕法尼亚州公用事业部门提交了自2006年以来的首次费率申请，要求从2023年8月1日起每年增加2800万美元的收入 [13] - 公司计划在2023财年完全赎回5.49亿美元的长期债务，预计债务与EBITDA比率将从2.2倍降至2倍以下 [62][63] - 公司预计2023财年现金税率将从之前的15%左右降至高个位数 [61][72] 问答环节所有的提问和回答 问题: 长期维护资本支出的展望 - 公司预计长期维护资本支出将比当前水平减少5000万至1.5亿美元 [70][71] 问题: 纽约气候行动计划对公司业务的影响 - 公司希望纽约采取更合理的能源政策，同时也在评估参与RNG和氢能等新兴领域的机会 [78][79] 问题: 东部开发区的库存和并购机会 - 公司在东部开发区拥有超过10年的库存，将继续评估与现有资产相邻或能够利用一体化模式的并购机会 [82][83] 问题: 基差差异和运输能力 - 公司88%的预计产量已通过固定运输或销售合同锁定，有效降低了基差风险 [90][91] 问题: 电动压裂设备的成本节约 - 电动压裂设备每年可节省超过1000万美元的成本，同时有助于实现可持续发展目标 [94]