美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
形式
(第一标记)
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依据1934年证券交易所ACT第13或15(D)条提交的季度报告 |
终了季度
或
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依据1934年证券交易所ACT第13或15(D)条提交的过渡报告 |
的过渡时期 到
委员会档案编号：
(“注册章程”所指明的注册人的确切姓名)
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(国家或其他司法管辖区) 成立为法团或组织) |
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(国税局雇主 (识别号) |
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(首席行政办公室地址) |
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(邮政编码) |
根据该法第12(B)节登记的证券：
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每一班的职称 |
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交易 文号 |
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注册的每个交易所的名称 |
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登记人的电话号码，包括区号
(
通过检查标记表明注册人(1)是否提交了1934年“证券交易法”第13条或第15(D)节要求在过去12个月内提交的所有报告(或要求登记人提交此类报告的较短期限)，(2)在过去90天中一直受到这种备案要求的限制。
以勾选方式显示注册人是否已以电子方式提交根据规例第405条所规定须提交的所有互动资料档案((本章第232.405节) 在前12个月(或较短的时间内，登记人被要求提交这类档案)。
通过检查标记表明注册人是大型加速备案者、加速备案者、非加速备案者、较小的报告公司还是新兴的增长公司。参见“外汇法案”第12b-2条规则中“大型加速备案者”、“加速申报人”、“较小报告公司”和“新兴增长公司”的定义。
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☑ |
加速机 |
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☐ |
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非加速箱 |
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☐ |
小型报告公司 |
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新兴成长型公司 |
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如果是新兴成长型公司，请用支票标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守“外汇法”第13(A)条规定的任何新的或经修订的财务会计准则。 |
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☐ |
通过检查标记表明注册人是否为空壳公司(如“交易法”第12b-2条所定义)。
是
Range资源公司
表格10-q
截至2019年9月30日止的季度
除非上下文另有说明，本报告中对“范围资源”、“范围”、“我们”、“我们”或“我们”的所有提及都是指Range Resources公司及其直接和间接拥有的子公司. 关于本表格10-Q中使用的特定行业术语，请参阅我们2018年表格10-K年度报告中的“特定定义术语词汇”。
目录
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页 |
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第一部分-财务资料 |
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项目1. |
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财务报表: |
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合并资产负债表(未经审计) |
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3 |
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综合业务报表(未经审计) |
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4 |
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综合收入报表(未经审计) |
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5 |
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现金流量表(未经审计) |
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6 |
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|
股东权益合并报表(未经审计) |
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7 |
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|
合并财务报表附注(未经审计) |
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9 |
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项目2. |
|
管理层对财务状况及经营成果的探讨与分析 |
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32 |
|
项目3. |
|
市场风险的定量和定性披露 |
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46 |
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项目4. |
|
管制和程序 |
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49 |
|
第二部分-其他资料 |
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项目1. |
|
法律程序 |
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49 |
|
第1A项. |
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危险因素 |
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49 |
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项目6. |
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展品 |
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50 |
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签名 |
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51 |
2
第一部分-财务资料
项目1.财务报表
Range资源公司
合并资产负债表
(单位：千，除每股数据外)
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九月三十日 |
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十二月三十一日 |
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2019 |
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2018 |
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(未经审计) |
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资产 |
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流动资产： |
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现金和现金等价物 |
$ |
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$ |
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应收账款减去可疑账户备抵美元 |
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衍生资产 |
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库存和其他 |
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流动资产总额 |
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衍生资产 |
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天然气和石油特性，成功的努力方法 |
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累计损耗和折旧 |
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) |
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( |
) |
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其他财产和设备 |
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累计折旧和摊销 |
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( |
) |
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( |
) |
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经营租赁使用权资产 |
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— |
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其他资产 |
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总资产 |
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$ |
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负债 |
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流动负债： |
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应付帐款 |
$ |
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$ |
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资产退休债务 |
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应计负债 |
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应计利息 |
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衍生负债 |
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流动负债总额 |
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银行债务 |
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高级音符 |
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高级附属笔记 |
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递延税款负债 |
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衍生负债 |
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递延补偿负债 |
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经营租赁负债 |
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— |
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资产退休债务和其他负债 |
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负债总额 |
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承付款和意外开支 |
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股东权益 |
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优先股，$ |
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普通股，$ 二00九年九月三十日及 |
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持有国库券的普通股， 2018年12月31日 |
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( |
) |
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( |
) |
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额外已付资本 |
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累计其他综合损失 |
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( |
) |
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( |
) |
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留存赤字 |
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( |
) |
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( |
) |
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股东权益总额 |
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|
负债和股东权益共计 |
$ |
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$ |
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|
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
3
Range资源公司
综合业务报表
(未经审计，单位：千，但每股数据除外)
|
|
三个月到9月30日， |
|
|
|
截至9月30日的9个月， |
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||||||||||
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2019 |
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2018 |
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2019 |
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2018 |
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收入和其他收入： |
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天然气、天然气和石油销售 |
$ |
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$ |
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$ |
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$ |
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衍生产品公允价值收益(损失) |
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( |
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( |
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代理天然气、市场营销和其他 |
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总收入和其他收入 |
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费用和开支： |
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直接操作 |
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运输、收集、加工和压缩 |
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生产和从价税 |
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天然气经纪和市场营销 |
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勘探 |
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未证实财产的遗弃和损害 |
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一般和行政 |
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终止费用 |
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( |
) |
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( |
) |
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递延补偿计划 |
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( |
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( |
) |
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( |
) |
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利息 |
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及早清偿债务的收益 |
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损耗、折旧和摊销 |
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已证实性质的损害 |
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出售资产的亏损(收益) |
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费用和支出共计 |
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(损失)所得税前收入 |
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( |
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所得税(福利)费用： |
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电流 |
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递延 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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净(损失)收入 |
$ |
( |
) |
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$ |
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$ |
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$ |
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普通股净(亏损)收入： |
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基本 |
$ |
( |
) |
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稀释 |
$ |
( |
) |
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$ |
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$ |
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普通股股利 |
$ |
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$ |
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$ |
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已发行加权平均普通股： |
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基本 |
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稀释 |
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|
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
4
Range资源公司
综合(损失)收入报表
(未经审计，单位：千)
|
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三个月到9月30日， |
|
|
|
截至9月30日的9个月， |
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||||||||||
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2019 |
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2018 |
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2019 |
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2018 |
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净(损失)收入 |
$ |
( |
) |
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$ |
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$ |
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$ |
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其他综合收入 |
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退休后福利： |
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前期服务费用摊销 |
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精算收益摊销 |
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— |
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( |
) |
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— |
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所得税费用 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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综合(损失)收入共计 |
$ |
( |
) |
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$ |
|
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|
$ |
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|
$ |
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|
所附的注释是 这些合并财务报表。
5
Range资源公司
现金流量表
(未经审计，单位：千)
|
|
截至9月30日的9个月， |
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2019 |
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2018 |
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业务活动： |
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净收益 |
$ |
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$ |
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调整数，以核对业务活动提供的净收入与现金净额： |
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递延所得税(福利)费用 |
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( |
) |
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损耗、折旧及摊销和减值 |
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勘探干井成本 |
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未证实财产的遗弃和损害 |
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衍生产品公允价值(收入)损失 |
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( |
) |
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衍生金融工具现金结算 |
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( |
) |
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可疑账户备抵 |
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( |
) |
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( |
) |
|
递延融资费用和其他费用的摊销 |
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递延和股票补偿 |
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出售资产的亏损(收益) |
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( |
) |
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清偿债务所得收益 |
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( |
) |
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周转金变动： |
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应收账款 |
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( |
) |
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库存和其他 |
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( |
) |
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|
( |
) |
|
应付帐款 |
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( |
) |
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|
( |
) |
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应计负债和其他 |
|
( |
) |
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|
业务活动提供的现金净额 |
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投资活动： |
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对天然气和石油性质的补充 |
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( |
) |
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|
( |
) |
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增加外勤事务资产 |
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( |
) |
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( |
) |
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面积采购 |
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( |
) |
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|
( |
) |
|
处置资产所得收益 |
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|
购买递延补偿计划持有的有价证券 |
|
( |
) |
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|
( |
) |
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出售递延期所持有的有价证券所得收益 间接补偿计划 |
|
|
|
|
|
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|
(用于)投资活动的现金净额 |
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( |
) |
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筹资活动： |
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信贷贷款 |
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偿还信贷设施 |
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( |
) |
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( |
) |
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偿还高级债券 |
|
( |
) |
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支付的股息 |
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( |
) |
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( |
) |
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代扣代缴股份税 |
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( |
) |
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( |
) |
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债务发行成本 |
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( |
) |
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现金透支变化 |
|
( |
) |
|
|
( |
) |
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出售递延补偿计划持有的普通股所得收益 |
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|
|
|
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资金活动提供的现金净额(用于) |
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( |
) |
|
|
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现金和现金等价物减少 |
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
期初现金及现金等价物 |
|
|
|
|
|
|
|
|
期末现金及现金等价物 |
$ |
|
|
|
$ |
|
|
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
6
Range资源公司
股东权益合并报表
(未经审计，单位：千，但每股数据除外)
|
2019财政年度 |
|
|
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累积 |
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普通股 |
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|
其他 |
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|
|
|
|
||
|
|
普通股 |
|
|
被关押在 |
|
|
额外支付- |
|
|
留用 |
|
|
综合 |
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
股份 |
|
|
面值 |
|
|
国库 |
|
|
资本 |
|
|
赤字 |
|
|
损失 |
|
|
共计 |
|
|||||||
|
截至2018年12月31日的余额 |
|
|
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$ |
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|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
|
$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
|
发行普通股 |
|
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|
|
|
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|
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— |
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|
( |
) |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
( |
) |
|
发行普通股 (B)PSU的归属 |
|
— |
|
|
|
— |
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股票补偿 连带费用 |
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支付的现金红利 ($ |
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其他综合收入 |
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净收益 |
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截至2019年3月31日余额 |
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发行普通股 |
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发行普通股 (B)PSU的归属 |
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股票补偿 连带费用 |
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支付的现金红利 ($ |
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其他综合收入 |
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净收益 |
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截至2019年6月30日余额 |
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发行普通股 |
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股票补偿 连带费用 |
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支付的现金红利 ($ |
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国库券发行 |
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其他综合收入 |
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截至2019年9月30日结余 |
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所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
7
Range资源公司
股东权益合并报表
(未经审计，单位：千，但每股数据除外)
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2018年财政年度 |
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普通股 |
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其他 |
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普通股 |
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被关押在 |
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额外支付- |
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留用 |
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综合 |
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股份 |
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面值 |
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国库 |
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资本 |
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(赤字)/收入 |
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损失 |
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共计 |
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2017年12月31日结余 |
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发行普通股 |
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股票补偿 连带费用 |
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支付的现金红利 ($ |
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国库券发行 |
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其他综合收入 |
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截至2018年3月31日余额 |
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其他综合收入 |
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2018年6月30日余额 |
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发行普通股 |
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发行普通股 归属管制文件单位时的通知 |
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股票补偿 连带费用 |
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支付的现金红利 ($ |
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其他综合收入 |
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2018年9月30日余额 |
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所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
8
Range资源公司
合并财务报表附注(未经审计)
(1)组织和业务性质摘要
Range Resources Corporation是位于得克萨斯州沃斯堡的独立天然气、天然气液体(“NGLs”)和石油公司，主要从事在美国阿巴拉契亚和北路易斯安那州勘探、开发和获取天然气和石油属性。我们的目标是建立股东价值，通过持续的回报，集中发展，在每股债务调整的基础上，储备和生产的成本效益的基础上。Range是一家特拉华州的公司，我们的普通股在纽约证券交易所上市和交易，代号为“RRC”。
(2)列报基础
这些合并财务报表未经审计，但管理部门认为，反映了公平列报所报告期间的结果所需的所有调整。除另有披露外，所有调整均属正常的经常性调整。这些合并财务报表，包括选定的附注，是根据证券交易委员会的适用规则编制的，没有包括美利坚合众国普遍接受的会计原则(“美国公认会计原则”)为完整的财务报表所要求的所有信息和披露。
这些中期财务报表应与2018年2月25日提交证券交易委员会(“SEC”)的2018年表格10-K年度报告中所载的合并财务报表及其附注一并阅读。第三季度和截至2019年9月30日的9个月的运营业绩并不一定表明全年的预期业绩。
库存。截至2019年9月30日，我们有$
(3)新的会计准则
尚未通过
金融工具-信贷损失
2016年6月，发布了会计准则更新，改变了贸易应收款减值模式、租赁净投资、债务证券、贷款和某些其他工具。标准更新要求使用前瞻性的“预期损失”模式，而不是当前的“发生损失”模式。本标准更新将于2020年第一季度对我们生效，并将在经过修改的追溯基础上，通过对收养期开始时留存收益的累积效应调整而采用。从2019年1月开始允许提前通过。我们正在继续评估这一会计准则更新的规定，但我们目前预计它不会对我们的业务结果、财务状况和财务披露产生重大影响。
公允价值计量
2018年8月，发布了会计准则更新，为公允价值计量提供了更多的披露要求。这一新的标准更新取消了披露公允价值等级第1级和第2级之间转移的要求，并为第3级公允价值计量提供了额外披露。这一新的标准更新将在2020年第一季度对我们生效，并将根据适用的变化在预期或追溯的基础上通过。我们正在评估这一标准的规定更新和评估，如果有的话，它可能会对我们的财务披露。
9
最近通过
租赁会计准则
2016年2月，发布了一项会计准则更新，要求实体承认所有租赁的使用权(ROU)资产和租赁负债。将租赁归类为融资租赁或经营租赁，决定费用的确认、计量和列报。这一会计准则的更新还要求对租赁安排作出某些数量和质量方面的披露。
新标准于2019年第一季度对我们生效，我们采用了经修改的回顾性方法采用了新标准，首次适用日期为2019年1月1日。因此，在过渡时期，我们确认了ROU资产(或经营租赁使用权资产)和租赁负债，没有留存收益影响。我们正在采用标准更新中提供选举的下列实际权宜之计：
|
|
• |
不适用于短期租约(在开始之日租赁期限为12个月或更短且不包含购买选择权的租赁)； |
|
|
|
• |
不重新评估合同是否包含租赁、租赁分类和初始直接费用；以及 |
|
|
|
• |
不重新评估在2019年1月1日前存在的某些土地地役权。 |
|
通过我们的实施过程，我们评估了我们的每一项租赁安排，并改进了我们的系统，以跟踪和计算在采用本标准更新后所需的额外信息。我们的采用对截至2019年1月1日的综合资产负债表没有重大影响，主要影响是确认经营租赁的ROU资产和经营租赁负债，这大约代表
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(一九二零九年一月一日) |
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收养 |
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重新分类(1) |
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总调整 |
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资产负债表： |
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经营租赁使用权资产 |
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$ |
( |
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应计负债-流动负债 |
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( |
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$ |
— |
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$ |
( |
) |
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经营租赁负债-长期 |
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$ |
— |
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$ |
( |
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资产退休债务和其他负债 |
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$ |
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$ |
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|
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(1) |
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采用新标准并不影响我们的综合业务报表、现金流量或股东权益。为勘探或使用矿物、石油或天然气资源而获得的租约，包括勘探这些自然资源的权利和使用这些自然资源的土地的权利，不属于标准更新的范围。
收入确认标准
2014年5月，发布了会计准则更新，取代了现有的收入确认要求。这一标准包括一个五步收入确认模型，以描述向客户转移货物或服务的情况，以反映我们期望得到的考虑，以换取这些货物或服务。除其他外，该标准还取消了特定行业的收入指导，要求加强对收入的披露，为以前未全面处理的交易提供指导，并改进对多要素安排的指导。这个标准在2018年第一季度对我们有效，我们采用了新的标准更新，使用了对2018年1月1日所有公开合同的修改回溯法。我们实施这一标准并没有导致在采用之日进行累积效应调整；然而，我们的财务报表列报方式与从某些气体处理合同收到的收入有关的情况发生了变化。根据以往的会计准则，我们的某些天然气加工合同是以我们收到的净价(扣除加工成本)的收入列报的。在采用这一会计准则更新后，这些合同现在作为在交货点收到的总价格和单独的运输、销售和加工费用报告。
10
养老金会计准则
2017年3月，发布了最新会计准则，就业务报表中净收益成本的列报提供了更多指导。雇主将把定期福利费用净额中的服务成本部分与在此期间提供的服务所产生的其他雇员补偿费用列在业务细目的合并结果中。这一新的标准更新在2018年第一季度的年度报告期间生效，必须追溯适用。我们在2018年第一季度采用了这一标准更新。这一做法没有影响我们的业务、财务状况、现金流量或披露的综合结果。2018年和2019年，我们的服务成本记录在一般费用和行政费用中。
修改基于股份的奖励
2017年5月，发布了一项会计准则更新，澄清了什么构成了基于股票的奖励的修改。这一标准的更新旨在提供明确性，减少在实践中的多样性以及成本和复杂性，以改变基于股票的支付奖励的条款或条件。我们在2018年第一季度采用了这一标准更新。采用这一标准并没有对我们的综合财务状况或业务结果产生重大影响。
(4)处置
我们确认税前净亏损为$
2019年处置
宾夕法尼亚州。在2019年第三季度，我们按比例减少了销售。
其他。2019年第三季度，我们出售了杂项库存和其他资产，收益为美元。
2018年处置
北俄克拉荷马州。2018年第三季度，我们将俄克拉荷马州北部的房产以美元的价格出售。
其他。2018年第三季度，我们出售了杂项库存和其他资产，收益为美元。
(5)与客户签订合同的收入
收入确认
天然气、天然气和石油销售收入一般在将产品控制权移交给客户并合理保证可收性时得到确认。
11
收入分类
我们有
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三个月结束 九月三十日 |
|
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九个月结束 九月三十日 |
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2019 |
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2018 |
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2019 |
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2018 |
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天然气销售 |
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NGLS销售 |
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石油销售 |
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天然气、天然气和石油销售总额 |
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出售购买的天然气 |
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销售购买的NGLs |
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其他营销收入 |
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共计 |
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$ |
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$ |
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$ |
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(6)所得税
我们根据当前和预测的经营结果和税法，每季度评估和更新我们的年度有效所得税税率。因此，根据我们实际收入的组合和时间，与每年的预测相比，我们的实际税率可能每季度有所不同，可能使比较没有意义。所得税(福利)费用如下(千)：
|
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|
三个月结束 九月三十日 |
|
|
九个月结束 九月三十日 |
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|||||||||
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2019 |
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2018 |
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2019 |
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2018 |
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所得税(福利)费用 |
$ |
( |
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$ |
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$ |
( |
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$ |
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有效税率 |
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|
% |
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|
|
% |
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( |
%) |
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|
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% |
12
离散项目的所得税是在具体交易发生的期间内计算和记录的。
|
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三个月结束 九月三十日 |
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九个月结束 九月三十日 |
|
||||||||
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2019 |
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2018 |
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2019 |
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2018 |
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所得税前收入总额(损失) |
$ |
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$ |
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美国联邦法定利率 |
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% |
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% |
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% |
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% |
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按法定税率计算的税收(福利)费用总额 |
|
( |
) |
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州和地方所得税，扣除联邦福利 |
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状态分摊率变动 |
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权益补偿 |
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估值津贴的变动： |
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联邦净营业亏损结转 |
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州净营运亏损结转及其他 |
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其他 |
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永久差异和其他 |
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所得税(福利)支出总额 |
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( |
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$ |
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$ |
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有效税率 |
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% |
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( |
%) |
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% |
(7)每股收益(损失)
普通股的每股基本损益计算为：(1)普通股股东的基本收益或亏损(2)减去可分配给参与证券的收益(3)除以已发行的加权平均基本股。普通股摊薄收益或每股亏损计算为(1)普通股股东的基本收益或亏损(2)再加上可分配给参与证券的收益稀释调整(3)除以已发行的加权平均摊薄股份。下列规定对普通股股东的收入或损失与普通股股东的基本收益或损失与普通股股东的稀释收益或损失进行了核对(以千计，每股金额除外)：
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三个月结束 九月三十日 |
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九个月结束 九月三十日 |
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2019 |
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2018 |
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2019 |
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2018 |
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报告的净收入(损失) |
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$ |
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$ |
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$ |
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参与收益(a) |
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( |
) |
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( |
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普通股东的基本净(亏损)收益 |
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( |
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参与收益再分配(a) |
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— |
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普通股东的稀释净(亏损)收益 |
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( |
) |
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$ |
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$ |
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$ |
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普通股净(亏损)收入： |
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基本 |
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稀释 |
$ |
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$ |
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$ |
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$ |
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(a) |
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以下是已发行的基本加权平均普通股与已发行的稀释加权平均普通股之间的对账(单位：千)：
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三个月结束 九月三十日 |
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九个月结束 九月三十日 |
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2019 |
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2018 |
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2019 |
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2018 |
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加权平均普通股流通股基础 |
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稀释证券的影响： |
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董事及雇员限制性股票及基于表现的股权奖励 |
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加权平均普通股 |
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13
已发行加权平均普通股2019年第三季度基础不包括
(8)租约
我们决定一项安排在开始时是否是租约。在我们确定一项安排代表一项租约的范围内，我们将该租约归类为经营租赁或融资租赁。我们目前没有任何融资租赁。我们通过ROU资产和相应的租赁负债来利用我们在合并资产负债表上的经营租赁。ROU资产代表我们在租赁期间使用基础资产的权利，而租赁负债则代表我们对租赁所产生的租赁付款的义务。短期租约
我们的经营租约作为经营租赁ROU资产、应计负债经营租赁ROU资产和负债在安排开始之日根据租赁期内租赁付款的现值确认。除了租赁付款的现值外，经营租赁ROU资产还包括租赁开始前向出租人支付的任何租赁付款减去任何租赁奖励和发生的初始直接费用。经营租赁付款的租赁费用在租赁期限内按直线确认.
租约的性质
我们租赁某些办公空间，外地设备，车辆和其他设备的可取消和不可取消的租赁，以支持我们的业务。下面是我们的重要租赁类型的更详细的描述。
办公室协议和转租
我们从第三方处为我们的公司和外地地点租用办公空间。我们的办公室协议通常采用不可取消的条件。
我们还将部分办公空间转租给第三方。
野战设备
我们租赁压缩机和冷却器从第三方，以方便下游移动，我们的生产到市场。
我们与第三方签订了钻井设备日间合同，以支持我们的钻井活动。我们的钻井平台安排通常是由一个有效的条款构成的，直到在合同规定的油井或井垫上完成钻井作业为止。在与承包商达成共同协议后，我们通常可以选择延长额外油井或油井垫的合同期限，在原始合同期限结束前提供30天的通知。我们的结论是，我们的钻井平台安排是短期经营租赁.会计准则要求我们在合同生效时作出评估，如果我们合理地确定我们将行使延长期限的选择。由于我们的钻探计划不断变化，以及每年商品价格的潜在波动
14
期间，我们的策略是采用较短期的钻井平台安排，让我们可以灵活地应付我们的经营和经济环境。根据合同到期时的情况，我们在选择延长或不延长钻机上的合同时行使我们的酌处权。埃斯。在合同生效之时，我们已经确定，如果我们选择将合同延长到更长的时间，我们就不能以合理的确定性缔结合同。它的原始术语.根据成功的努力会计方法在我们的资产负债表上，成本作为天然气和石油资产的一部分资本化。支付时。另见下文的短期租赁费用。
车辆
我们从第三方租借我们的车队给我们的钻井和操作人员。
重大判断
运输、收集和加工安排
我们从事各种类型的交易，在这些交易中，中流实体运输、收集和/或处理我们的产品，利用由中流交易方全资拥有和运营的集成系统和设施。在大多数这些安排下，我们并没有充分利用第三方的基本管道、收集系统或处理设施，因此我们得出的结论是，这些基础资产不符合确定资产的定义。然而，在有限的情况下，根据运输、收集和/或加工服务合同，我们确实大量地利用了中流系统一部分的能力。这些安排需要作出判断，以确定我们对所涉中流资产的能力是否代表租赁。根据所有这些安排，我们得出的结论是：(1)中流实体在整个合同期限内保持对基本系统的控制，并有能力优化和(或)扩大基础系统；(2)我们所使用的系统或设施的部分高度一体化，并与更广泛的系统相互关联，为各种不同的客户提供服务。因此，运输、收集和/或加工合同并不代表中流系统或设施的基本部分的租赁。我们目前尚未确定其中任何一项承诺为租约。
贴现率
我们的租约通常不提供隐含费率。因此，我们必须使用我们的递增借款率，根据开始日期的资料来确定租赁付款的现值。我们的递增借款利率反映了我们在类似的经济环境下，以类似期限借入抵押贷款的估计利率，其数额相当于租赁付款。在有限的情况下，我们使用隐式率，在这种情况下，这个速率是很容易确定的。
实用权宜之计与会计政策选举
我们的某些租赁协议包括租赁和非租赁部分。对于所有具有多种组件类型的现有资产类别，我们使用了实用的权宜之计，使我们不必将租赁组件与非租赁组件分开。因此，我们在一项安排中将租赁和非租赁部分列为单一租赁部分.
此外，对于我们现有的所有资产类别，我们已经作出会计政策选择，不将租约确认要求适用于我们的短期租约(即在开始时租约期限为12个月或更短的租约，不包括购买我们合理肯定要行使的基础资产的选择权)。因此，我们承认与我们的短期租约有关的租赁付款，在我们的经营声明中，在直线式的基础上，租赁期限并没有改变，我们先前的承认。在有可变租赁付款的情况下，我们在发生这些付款的期间的业务说明中确认了这些付款。请参阅“租约的性质”以上有关这些资产类别的进一步信息，包括短期材料租赁.
15
截至2019年9月30日为止的3个月和9个月的租赁费用(其中大部分包括一般费用和行政费用)的组成部分如下(千)：
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三个月结束 九月三十日 |
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九个月结束 九月三十日 |
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经营租赁成本 |
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$ |
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$ |
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可变租赁费用(1) |
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短期租赁费用(2) |
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分租收入 |
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( |
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租赁费用总额 |
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$ |
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$ |
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短期租赁费用(3) |
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$ |
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$ |
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(1) |
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(2) |
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(3) |
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与我们的经营租赁有关的现金流量补充资料载于下表(千)：
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九个月 终结 九月三十日 2019 |
|
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为计算租赁负债所包括的数额支付的现金 |
$ |
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增加ROU资产以换取租赁债务(自通过以来) |
$ |
|
|
与我们的经营租赁有关的补充资产负债表信息载于下表(千)：
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九月三十日 2019 |
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经营租赁ROU资产 |
$ |
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应计负债-流动负债 |
$ |
( |
) |
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经营租赁负债-长期 |
$ |
( |
) |
本处经营租约的加权平均剩余租约期及加权平均贴现率如下：
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九月三十日 2019 |
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加权平均剩余租赁期限 |
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加权平均贴现率 |
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可强制执行的合同条款超过一年的租赁责任如下(千)：
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经营租赁 |
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2019年剩余时间 |
$ |
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2020 |
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2021 |
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2022 |
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2023 |
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此后 |
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租赁付款总额 |
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减去贴现的影响 |
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( |
) |
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租赁负债总额 |
$ |
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16
(9) 资本化成本和累计折旧、损耗和摊销 (a)
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九月三十日 |
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十二月三十一日 |
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(单位：千) |
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天然气和石油特性： |
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耗损性质 |
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$ |
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$ |
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未证明性质 |
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共计 |
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累计折旧、损耗和摊销 |
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( |
) |
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( |
) |
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资本成本净额 |
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$ |
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$ |
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(a) |
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(10)负债
截至以下日期，我们有下列未偿债务(2019年9月30日的银行债务利率括号内显示)。
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九月三十日 2019 |
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十二月三十一日， 2018 |
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银行债务 ( |
$ |
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$ |
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高级注释： |
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其他高级票据到期2022年 |
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高级说明共计 |
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高级附属说明： |
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高级附属说明共计 |
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债务总额 |
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未摊销保险费 |
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未摊销债务发行成本 |
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( |
) |
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( |
) |
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债务总额减去债务发行成本 |
$ |
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$ |
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银行债务
2018年4月，我们进入了一个经修正和重报的循环银行贷款机制，我们称之为我们的银行债务或我们的银行信贷安排，它基本上由我们所有的资产担保，其到期日为
17
贷款。加权平均利率是
在2019年10月，我们将银行承诺金额增加到美元。
在此期间，穆迪投资者服务公司(Moody‘sInvestors Service，Inc.)给出了投资级债券评级。或标准普尔评级服务公司(Standard&Poor‘s Ratings Services)，而我们已酌情选择实施投资评级期，因此某些抵押品保证规定，包括借款基准规定及限制性契约，将不再适用，并会附加一项金融契约(如银行信贷安排所界定的)。在投资评级期内，信贷安排下的借款可以在abr加上从
及早清偿债务
在2019年第三季度，我们在公开市场购买了$
高级债券及高级附属债券
如果我们经历了控制权的改变，记事本持有人可能会要求我们回购我们的全部或部分高级债券和高级次级票据。
担保
Range是一家控股公司，它没有经营资产，也没有独立于其子公司的重要业务。我们的子公司直接或间接拥有我们的高级票据、高级附属票据和我们的银行信贷设施，这些担保是完全的、无条件的、联合的和多项的，但须遵守某些惯例的释放条款。附属担保人可以免除其在担保项下的义务：
|
|
• |
如以合并、合并或其他方式出售或以其他方式处置附属担保人的全部或实质上所有资产，或出售或以其他方式处置附属担保人的全部股本，则以合并、合并或其他方式向任何法团或其他人(包括范围不受限制的附属公司)出售或以其他方式处置该附属担保人的全部股本；或 |
|
|
|
• |
如果范围指定任何受限制的附属公司，而该附属公司是担保人，则根据契约条款，指定为不受限制的附属公司。 |
|
债务契约
我们的银行信贷安排包含负面契约，限制了我们支付现金红利、产生额外负债、出售资产、签订某些对冲合同、改变业务或业务性质、合并、合并或进行某些投资的能力。此外，我们必须维持EBITDAX(银行信贷安排协议中的定义)与相当于或大于现金利息开支的比率。
18
(11)资产退休债务
我们的资产退休义务主要是指我们在生产财产结束时为堵塞、放弃和补救生产财产而将招致的金额的估计现值。在确定这类债务时所使用的重要投入包括堵塞和废弃费用估计数、未来通货膨胀率估计数和生活质量。输入是根据历史数据和当前估计成本计算的。
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9个月 终结 九月三十日 2019 |
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年 终结 十二月三十一日， 2018 |
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期初 |
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$ |
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发生的负债 |
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收购 |
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债务结算 |
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( |
) |
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井的布置(a) |
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吸积费用 |
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估计变化 |
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期末 |
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减去电流部分 |
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( |
) |
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长期资产退休债务 |
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$ |
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$ |
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(a)
吸积费用在所附的合并业务报表中确认为折旧、耗损和摊销费用的一个组成部分。
19
(12)衍生活动
我们使用基于商品的衍生品合约来管理商品价格波动的风险敞口.我们并非为投机或交易的目的而订立这些安排。我们利用商品掉期、项圈、呼叫或互换来(1)降低我们生产和销售的商品价格波动的影响，(2)支持我们的年度资本预算和支出计划。根据合同价格和参考价格的比较，根据合同价格和参考价格的比较，我们的衍生合同的公允价值，即天然气和原油的纽约商品交易所(“NYMEX”)，或天然气和原油的Mont Belvieu(NGL)，其净利约为美元。
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期间 |
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合同类型 |
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卷边 |
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加权 |
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天然气 |
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2019 |
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掉期 |
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$ |
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2020 |
|
掉期 |
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|
$ |
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2019 |
|
互换 |
|
|
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|
$ |
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|
2020 |
|
互换 |
|
|
|
|
$ |
|
|
2021 |
|
互换 |
|
|
|
|
$ |
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|
|
|
|
|
|
|
|
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|
原油 |
|
|
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|
|
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2019 |
|
掉期 |
|
|
|
|
$ |
|
|
2020 |
|
掉期 |
|
|
|
|
$ |
|
|
2019 |
|
衣领 |
|
|
|
|
$ |
|
|
2020 |
|
互换 |
|
|
|
|
$ |
|
|
2021 |
|
互换 |
|
|
|
|
$ |
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2020 |
|
打电话 |
|
|
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|
$ |
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|
|
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|
NGL(C3-丙烷) |
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2019 |
|
掉期 |
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$ |
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NGLs(NC4-正丁烷) |
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2019 |
|
掉期 |
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|
|
$ |
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NGLs(iC4-异丁烷) |
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2019 |
|
掉期 |
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$ |
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NGLs(C5-天然汽油) |
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2019 |
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掉期 |
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$ |
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(1) |
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(2)
每一种衍生工具都必须在资产负债表上记录为资产或负债，以公允价值计量。我们将这些衍生产品公允价值的所有变化视为衍生产品的收益、公允价值收益或发生期间的损失。
基础互换合同
除了上述掉期、项圈、电话和互换外，在2019年9月30日，我们还签订了天然气基础互换合同，这些合同锁定了NYMEX Henry Hub与我们的某些实物价格指数之间的差额。这些合同到2021年12月每月结算，其中包括
20
2019年9月30日，我们还签订了丙烷价差互换合约，锁定了Mont Belvieu和国际丙烷指数之间的差额。这些合同在2019年10月至12月每月结算，在2020年每月结算，其中包括
货物互换合同
与我们的国际丙烷销售有关，我们使用丙烷交换。为了进一步对冲我们的丙烷价格，在2019年9月30日，我们在波罗的海交易所签订了货物交换合同，锁定了特定贸易路线的运费。这些合同每月结算一次
衍生资产和负债
截至2019年9月30日和2018年12月31日的合并资产负债表中所列衍生品的公允价值汇总如下。资产和负债由一个交易对手持有，而我们有主要的净结算安排。下表提供了与我们与衍生对手方的主要净结算安排有关的补充资料(千)：
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九月 30, 2019 |
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毛额 数额 公认 资产 |
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毛额 数额 中的偏移量 资产负债表 |
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净额 列报的资产 在 资产负债表 |
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衍生资产： |
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天然气 |
-互换 |
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( |
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-交换 |
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( |
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-基本互换 |
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( |
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原油 |
-互换 |
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( |
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-交换 |
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-呼叫 |
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( |
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−领 |
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NGLS |
-C3丙烷价差互换 |
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( |
) |
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-C3丙烷交换 |
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-iC4异丁烷互换 |
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( |
) |
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( |
) |
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-NC4正常丁烷交换 |
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−C5天然汽油替代品 |
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运费 |
−互换 |
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( |
) |
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$ |
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$ |
( |
) |
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$ |
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21
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九月 30, 2019 |
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毛额 含硫量 公认 (负债) |
|
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毛额 数额 中的偏移量 资产负债表 |
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净额 (负债)中的(负债) 资产负债表 |
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|
衍生产品(负债)： |
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天然气 |
-互换 |
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$ |
( |
) |
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$ |
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$ |
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|
-交换 |
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( |
) |
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-基本互换 |
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( |
) |
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原油 |
-互换 |
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( |
) |
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-交换 |
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( |
) |
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-呼叫 |
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( |
) |
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NGLS |
-C3丙烷价差互换 |
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( |
) |
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( |
) |
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-iC4异丁烷互换 |
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( |
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运费 |
-互换 |
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$ |
( |
) |
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$ |
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|
$ |
( |
) |
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(2018年12月31日) |
|
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|
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|
毛额 数额 公认 资产 |
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毛额 资产负债表中的冲销额 |
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净额 的资产 资产负债表 |
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衍生资产： |
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天然气 |
-互换 |
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$ |
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$ |
( |
) |
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$ |
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-交换 |
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( |
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-基本互换 |
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( |
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原油 |
-互换 |
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( |
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-领子 |
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( |
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NGLS |
-C3丙烷交换 |
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( |
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-C3丙烷项圈 |
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-C3丙烷价差互换 |
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( |
) |
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-NC4正常丁烷交换 |
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-C5天然汽油替代品 |
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运费 |
-互换 |
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( |
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( |
) |
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|
$ |
|
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
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|
|
|
(2018年12月31日) |
|
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|
|
|
毛额 含硫量 确认(负债) |
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总金额 |
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净额 (负债) 资产负债表 |
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衍生产品(负债)： |
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天然气 |
-互换 |
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$ |
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-交换 |
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( |
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( |
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-基本互换 |
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( |
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原油 |
-互换 |
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-领子 |
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NGLS |
-C3丙烷交换 |
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-C3丙烷价差互换 |
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( |
) |
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运费 |
-互换 |
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( |
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|
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$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
|
$ |
( |
) |
22
我们的衍生产品对综合业务报表的影响概述如下(千)：
|
|
衍生产品公允价值收益(损失) |
|
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|
|
|
三个月结束 九月 30, |
|
|
|
九个月结束 九月 30, |
|
||||||||
|
|
2019 |
|
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2018 |
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2019 |
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2018 |
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|
|
商品互换 |
$ |
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$ |
( |
) |
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$ |
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$ |
( |
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互换 |
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衣领 |
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) |
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( |
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打电话 |
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( |
) |
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( |
) |
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基掉期 |
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( |
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运费互换 |
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共计 |
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$ |
( |
) |
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$ |
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|
$ |
( |
) |
(13)公允价值计量
公允价值是指在计量日市场参与者之间有秩序的交易中出售资产或支付债务转移的价格。衡量资产和负债公允价值的方法有三种：市场法、收益法和成本法，每种方法都包括多种估值方法。市场方法使用涉及相同或可比资产或负债的市场交易产生的价格和其他相关信息。收入法使用估值技术来衡量公允价值，方法是将未来数额(如现金流量或收益)换算为单一现值数额，使用当前市场对这些未来数额的预期。费用方法是根据目前需要的数额计算的，以取代资产的服务能力。这通常被称为目前的重置费用。成本法假定公允价值不会超过市场参与者获得或建造一项可比较效用的替代资产所需的费用，并按过时情况调整。
公允价值会计准则没有规定在计量公允价值时应使用哪种估值技术，也没有在这些技术中确定优先次序。这些标准建立了公平价值等级，优先考虑在应用各种估价技术时所使用的投入。投入泛指市场参与者用来作出定价决策的假设，包括关于风险的假设。一级输入在公允价值层次结构中被赋予最高优先级，而第三级输入被赋予最低优先级。公允价值等级的三个层次如下：
|
|
• |
一级-反映截至报告日为止活跃市场相同资产或负债的未调整报价的可观测投入。活跃市场是指资产或负债交易的频率和数量足以持续提供定价信息的市场。 |
|
|
|
• |
二级-可观察的基于市场的输入或由市场数据证实的不可观测的输入。这些是第1级所列活跃市场的报价以外的其他投入，在报告之日可直接或间接观察到。 |
|
|
|
• |
第三级-无法观察的投入-对所计量的资产或负债几乎没有(如果有的话)市场活动。这些投入反映了管理层对市场参与者在确定公允价值时将使用的假设的最佳估计。我们的第三级计量包括使用标准定价模型的工具和其他评估方法，这些方法利用对总体公允价值有重要意义的无法观察的定价投入。 |
|
评估技术，最大限度地利用可观察的输入是可取的。根据对公允价值计量具有重要意义的最低优先投入水平对资产和负债进行整体分类。评估某一特定投入对公允价值计量的重要性需要作出判断，并可能影响资产和负债在公允价值等级中的位置。
公允价值计量的重要用途包括：
|
|
• |
对长期资产的减值评估；以及 |
|
|
• |
衍生工具和交易证券的记录价值。 |
23
需要对长期资产进行测试的依据可以是几个指标，包括天然气、石油和凝析油、天然气和凝析油价格的大幅下降、对储量的不利调整、预期生产时间的重大变化、合同的其他变化或房地产所处监管环境的变化。
公允价值-反复出现
我们使用市场方法进行经常性的公允价值测量，并努力利用现有的最佳信息。下表列出按公允价值计量的资产和负债的公允价值等级表(以千为单位)：
|
|
2019年9月30日的公允价值计量： |
|
||||||||||||||||
|
|
报价 在活动中 市场 相同资产 (1级) |
|
|
显着 其他 可观察 投入 (第2级) |
|
|
显着 看不见 投入 (第3级) |
|
|
共计 载运 价值 九月三十日 2019 |
|
|||||||
|
在递延补偿计划中持有的证券交易 |
$ |
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$ |
— |
|
|
$ |
— |
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$ |
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|||
|
|
|
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|||
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商品价格衍生品-互换 |
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— |
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— |
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|||
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|
— |
|
|
|
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|
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|
— |
|
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|
|
|
||||
|
GB/T1481-1988商品的商品商品、商品、产品等 |
|
— |
|
|
|
( |
) |
|
|
— |
|
|
|
( |
) |
|||
|
GB/T1382-1991商品的商品、商品、产品、商品等商品的 |
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|||
|
GB/T1459.2-1993商业技术技术产品的产品技术产品的技术条件，产品技术，工业 |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
衍生工具-运费互换 |
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|||
|
|
2018年12月31日公允价值计量采用： |
|
|||||||||||||
|
|
报价 在活动中 市场 相同资产 |
|
|
显着 其他 可观察 投入 (第2级) |
|
|
显着 看不见 (第3级) |
|
|
共计 载运 价值 十二月三十一日 2018 |
|
||||
|
在递延补偿计划中持有的证券交易 |
$ |
|
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
|
|
|
商品价格衍生品-互换 |
|
— |
|
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|
— |
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|
— |
|
|
|
|
|
|
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|
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|
|
|
|
|
GB/T1382-1991商品的商品、商品、产品、商品等商品的 |
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
GB/T1459.2-1993商业技术技术产品的产品技术产品的技术条件，产品技术，工业 |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
衍生工具-运费互换 |
|
— |
|
|
|
( |
) |
|
|
— |
|
|
|
( |
) |
我们一级的交易证券是以公允价值进行交易所交易和计量的，采用的是使用期末市场价值的市场方法。二级衍生品是以公允价值计量的，采用的是利用第三方定价服务的市场方法，这些服务已经得到活跃市场或经纪商报价数据的证实。截至2019年9月30日，我们的部分天然气衍生工具包含交易，交易对手有权利，但没有义务，在一个预先确定的日期进行固定价格互换。第3级的衍生品是以公允价值计量的，采用市场方法，使用第三方定价服务，这些服务得到活跃市场或经纪人报价数据的证实。使用的波动性因素的主观性会使我们的互换的公允价值计量发生重大变化。
|
|
|
截至 九月三十日 2019 |
|
|
|
2018年12月31日结余 |
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$ |
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收益总额： |
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包括在收入中 |
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定居点，净额 |
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( |
) |
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调出3级 |
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余额九月 30, 2019 |
|
$ |
|
|
24
我们在递延补偿计划中持有的交易证券采用按市价计价的会计方法入账，并列入相应的综合资产负债表。我们选择采用公允价值方案，以简化我们在递延补偿计划中投资的会计核算。利息、股息和市价损益包括在所附的综合经营报表中的递延补偿计划费用中。2019年第三季度，利息和股息为美元。
公允价值-非经常性
某些资产是在非经常性基础上按公允价值计量的。这些资产不按公允价值持续计量，但在某些情况下须作公允价值调整。我们已证实的天然气和石油性质定期审查损害，因为事件或情况的变化表明，账面金额可能无法收回。2018年第一季度，有迹象表明，俄克拉何马州某些石油和天然气资产的账面价值可能受到损害，这些资产未来未贴现的现金流表明，预计不会收回这些资产的账面价值。其剩余公允价值是根据俄克拉何马州这些房产的潜在销售情况来衡量的，这是一个三级投入。我们在2018年第一季度记录了非现金费用$。
公允价值-报告
以下是截至2019年9月30日和2018年12月31日(单位：千)的我国金融工具的账面金额和公允价值：
|
|
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2019年9月30日 |
|
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2018年12月31日 |
|
||||||||||
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|
|
载运 |
|
|
公平 |
|
|
载运 |
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|
公平 |
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资产： |
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商品互换、期权和基础互换 |
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
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有价证券(a) |
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(负债)： |
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商品互换、期权和基础互换 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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银行信贷设施(b) |
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( |
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( |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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其他高级票据到期2022年(b) |
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( |
) |
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( |
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( |
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( |
) |
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( |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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递延补偿计划(c) |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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(a) |
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(b) |
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(c) |
|
我们的流动资产和负债包括金融工具，其中最重要的是贸易应收账款和应付账款。我们相信，我们的流动资产和负债的账面价值接近公允价值。我们的公允价值评估包含了多种考虑因素，包括(1)票据的短期期限，以及(2)我们历史上和预期中的坏账支出。最初以公允价值计量的非金融负债包括资产退休债务和经营租赁负债。有关更多信息，请参见附注8和11。
25
信贷风险集中
截至2019年9月30日，我们的信贷风险主要集中在未收取应收账款的风险和交易对手未能履行衍生债务的风险。我们的应收账款大多来自不同的公司集团，包括主要的能源公司、管道公司、当地分销公司、金融机构和各个行业的最终用户。获得信用证或其他适当的证券是必要的，以限制我们的损失风险。我们对无法收回的应收账款的备抵是美元。
(14)以股票为基础的补偿计划
股票奖励
我们有
股票补偿费用总额
以股票为基础的薪酬是指受限制的股票和业绩单位的摊销。与其他形式的基于股票的补偿不同，在我们的递延补偿计划中持有的与既得的限制性股票有关的责任的市值调整直接与我们的股票价格的变化有关，而不是直接与功能费用有关，因此没有分配给功能类别。
|
|
|
三个月结束 九月三十日 |
|
|
|
九个月结束 九月三十日 |
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||||||||
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|
2019 |
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2018 |
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2019 |
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2018 |
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直接经营费用 |
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$ |
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$ |
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代理天然气和营销费用 |
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勘探费用 |
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一般和行政费用 |
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终止费用 |
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( |
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股票薪酬总额 |
$ |
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$ |
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$ |
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|
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$ |
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股票奖励
限制性股票奖励。根据我们基于股权的股票补偿计划，我们给予限制性股票单位.这些受限制的股票单位，我们称之为限制性股票奖励，一般授予三年的时间，取决于接受者是否继续工作。股权奖励的授予日期公允价值是基于我们的普通股在授予之日的公平市场价值。
补偿委员会亦会向董事局的某些雇员及非雇员董事发放受限制股票，作为其补偿的一部分。此外，我们亦向某些雇员批出受限制的存货，以供留用。补偿费用在转归期的余额中确认，通常为三年雇员补助金和非雇员董事的直接归属。所有受限制的股票奖励都是在授予时按现行市场价格发放的，转归是基于一名雇员继续受雇于我们。在转归之前，所有限制性股票奖励都有投票权，并在此基础上获得股息。在批出这些限制性股份(我们称之为限制性股票负债裁决)后，这些股份中的大多数通常都被列入我们的递延赔偿计划，并且在转归时，可以以现金或股票形式提取。这些负债奖励被列为负债，并按每个报告期的公允价值重新计量。这一按市价计价的金额在所附的综合经营报表中的递延补偿计划费用中列报。历史上，我们使用授权但未发行的股票时，限制股票被授予。然而，我们也在可用时使用国库券。
26
股票业绩单位.我们同意
每一个被授予的单位代表
非典. 2019年9月30日
限制性股票-权益奖
在2019年的前9个月，我们批准了
限制性股票-赔偿责任奖
在2019年的前9个月，我们批准了
|
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限制性股票 权益奖 |
|
|
限制性股票 赔偿责任奖 |
|
||||||||||
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股份 |
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|
加权 平均补助金 日期-再公允价值 |
|
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股份 |
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加权 平均补助金 日期-再公允价值 |
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2018年12月31日仍未偿还 |
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$ |
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$ |
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获批 |
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既得利益 |
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( |
) |
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( |
) |
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被没收 |
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( |
) |
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— |
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— |
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截至2019年9月30日仍未缴付 |
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$ |
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$ |
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27
股票业绩单位
生产增长和储备增长奖(债务调整后)。PG-PSU和RG-PSU在三年业绩期结束时归属.每年的业绩指标由赔偿委员会在该年度的3月31日之前确定。如果不符合适用期间的业绩指标，则认为该部分被没收，并对记录的费用进行调整。
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数目 单位 |
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加权 平均授予日期公允价值 |
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截至2018年12月31日未缴 |
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$ |
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授予单位(a) |
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被没收 |
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( |
) |
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截至2019年9月30日未缴 |
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$ |
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(a) |
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我们记录了pg/rg-psus的补偿费用$
TSR奖。授予的TSR-PSU是根据Range普通股在三年绩效期内与同行集团中的一组预先确定的公司的比较表现而获得的，或者不是获得的。TSR-PSU的公允价值采用蒙特卡罗模拟模型估计，该模型利用多个输入变量确定满足授标中规定的市场条件的概率，并计算授标的公允价值。公允价值被确认为三年绩效期的股票补偿费用.模型中使用的预期波动率是使用与剩余的三年业绩周期相一致的历史时期和隐含波动的期权组合来估算的。无风险利率是以美国国债利率为基础的，其期限与赠款的寿命相称。
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九个月 终结 九月三十日 |
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2019 |
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2018 |
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无风险利率 |
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% |
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% |
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预期年波动率 |
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% |
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% |
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单位批出日期公允价值 |
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$ |
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$ |
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以下是我们非归属TSR的摘要–PSU奖励活动：
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单位 |
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加权 平均 公允价值 |
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2018年12月31日仍未偿还 |
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$ |
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授予单位(a) |
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归属和发行(b) |
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( |
) |
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被没收 |
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( |
) |
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截至2019年9月30日未缴 |
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$ |
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(a) |
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(b) |
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28
我们记录了tsr-psus的补偿费用$
非典
有关非典型肺炎活动的资料概述如下。
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股份 |
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加权 平均 演习价格 |
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2018年12月31日仍未偿还 |
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$ |
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过期 |
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( |
) |
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截至2019年9月30日未缴 |
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— |
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$ |
— |
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其他员额退休福利
自2017年第四季度起，作为公务员继任计划的一部分，我们实施了退休后福利计划，以协助向在职雇员(包括其配偶)并满足一定年龄和服务要求的官员提供医疗保健。这些福利不预先提供资金，并提供到65岁或在他们成为符合医疗保险资格的日期，但有各种费用分摊功能。大约有$
递延补偿计划
我们的递延薪酬计划使非雇员董事和高级职员有能力推迟支付全部或部分薪金、奖金或董事费用，并可自行决定投资范围普通股或其他投资。Range提供部分匹配的贡献给授予的军官。
(15)终止费用
2019年第二季度，我们宣布裁员。截至2019年6月30日的第二季度，我们记录了$
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三个月结束 九月三十日 |
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九个月结束 九月三十日 |
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2019 |
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2018 |
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2019 |
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2018 |
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遣散费 |
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$ |
( |
) |
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$ |
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$ |
( |
) |
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房屋租赁 |
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( |
) |
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股票补偿 |
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$ |
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$ |
( |
) |
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$ |
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$ |
( |
) |
29
截至2019年9月30日的应计负债详情如下(千)：
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九个月 终结 |
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九月三十日 2019 |
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期初余额 |
$ |
— |
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应计遣散费 |
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付款 |
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( |
) |
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期末余额 |
$ |
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(16)股本
我们已授权.的股本
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9个月 |
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年 |
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期初余额 |
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限制性股票授予 |
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受限制股票单位 |
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已发行业绩股 |
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业绩股利 |
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已发行国库券 |
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期末余额 |
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在2019年10月，我们的董事会批准了一笔$
(17)补充现金流量资料
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9个月 终结法 九月三十日 |
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2019 |
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2018 |
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(单位：千) |
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业务活动提供的现金净额包括： |
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从税务机关退还的所得税 |
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$ |
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已付利息 |
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) |
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非现金投资和筹资活动包括： |
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资产退休费用增加额资本化 |
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应计资本支出减少 |
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( |
) |
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( |
) |
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30
(18)承付款和意外开支
诉讼
我们是一些待决或威胁要采取的法律行动、行政诉讼和在正常业务过程中发生的索赔的对象或当事方。虽然这些事项中有许多是固有的不确定性，但我们认为，如果就这些行动、程序或索赔最终产生的赔偿责任数额，将不会对我们整体的综合财务状况或对我们的流动性、资本资源或今后的业务年度业绩产生重大不利影响。我们估计并为诉讼和监管程序可能造成的潜在损失做好准备，只要这种损失是可能的，而且可以合理地估计。我们将继续每季度评估我们的诉讼和监管程序，并将酌情确定和调整任何估计负债，以反映我们对当时诉讼和监管程序现状的评估。在作出这些估计时，我们需要作出重大的判断，而我们的最终负债可能最终会大不相同。
(19)暂停勘探井费用
我们将探井成本资本化，直到确定油井已发现探明储量或受到损害。资本化的探井成本包括在天然气和石油属性的伴随的合并资产负债表中。如果确定一口探井受到损害，则在所附的综合作业报表中将该油井费用记作勘探费用。我们做了
(20) 购置、勘探和开发财产的费用 (a)
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九个月 终结 九月三十日 2019 |
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年 终结 2018年12月31日 |
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(单位：千) |
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购置： |
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面积采购 |
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油气性质 |
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发展 |
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勘探： |
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钻削 |
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— |
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费用 |
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股票补偿费用 |
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气体收集设施： |
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发展 |
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小计 |
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资产退休债务 |
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发生的费用共计 |
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$ |
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$ |
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(a) |
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31
|
第2项 |
管理层对财务状况及经营成果的探讨与分析 |
我们的业务概述
我们是位于得克萨斯州沃斯堡的独立天然气、天然气液体(“NGLs”)和石油公司，主要在美国阿巴拉契亚州和北路易斯安那州从事天然气和原油的勘探、开发和收购。我们在一个部门运作，并有一个全公司范围的管理团队，作为一个整体来管理所有的财产，而不是由独立的运营部门来管理。我们只按地区跟踪基本业务数据。我们不按地区分列完整的财务报表信息。我们衡量财务业绩作为一个单一的企业，而不是一个地理或一个地区的基础上。
我们的首要业务目标是通过以收益为导向的发展(按每股债务调整后的基础上衡量)为储备和生产建立股东价值。我们实现业务目标的战略是通过内部产生的钻探项目以及偶尔收购和剥离非核心资产来增加储量和产量。我们的收入、盈利能力和未来增长在很大程度上取决于天然气、天然气、原油和凝析油的现行价格，以及我们在经济上寻找、开发、获取、生产和销售天然气、天然气和原油储量的能力。商品价格一直并预计将继续波动。我们认为，通过以下方式，我们能够很好地应对在不稳定的定价环境中面临的挑战：
|
|
• |
在我们的资本计划中遵守纪律，我们的目标是在运营现金流范围内实现资本支出的目标； |
|
|
|
• |
继续优化钻井、完井和作业效率； |
|
|
|
• |
继续通过对冲我们的生产来管理价格风险；以及 |
|
|
|
• |
继续管理我们的资产负债表。 |
|
虽然我们无法预测未来的商品价格；如果商品价格大幅下跌，我们将测试天然气和石油资产的账面价值的可收回性，并在必要时记录减值费用。我们根据美国公认会计准则编制我们的财务报表，这要求我们作出影响我们报告的业务结果和我们报告的资产、负债和已证实的天然气、NGL和石油储量的数量的估计和假设。我们使用成功的努力方法来解释我们的天然气、天然气和石油活动。
天然气、天然气和石油价格波动很大，影响：
|
|
• |
收入、盈利能力和现金流； |
|
|
• |
天然气，天然气和石油的数量，我们可以经济地开采和生产； |
|
|
• |
天然气、天然气和石油的储量记录为已探明储量； |
|
|
• |
可用于资本支出的现金流量；以及 |
|
|
• |
我们借贷和筹集额外资金的能力。 |
以下对我们财务状况和业务结果的讨论和分析，应与项目1中的上述合并财务报表和附注一并阅读。
市场条件
我们生产的各种天然气、天然气和石油的价格对我们的收入、净收入和现金流量都有很大的影响。天然气、天然气和石油是大宗商品，这类商品的价格本质上是不稳定的。与2018年同期相比，2019年第三季度和前9个月的天然气、石油和天然气基准均有所下降。因此，我们经历了降低的价格实现。下表列出截至2019年9月30日和2018年9月30日的3个月和9个月的天然气、石油和天然气的相关基准：
32
|
|
|
三个月结束 九月三十日 |
|
|
|
|
九个月结束 九月三十日 |
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2019 |
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2018 |
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2019 |
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2018 |
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基准： |
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纽约商品交易所平均价格(a) |
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天然气(每立方米) |
$ |
2.23 |
|
|
$ |
2.91 |
|
|
|
$ |
2.67 |
|
|
$ |
2.90 |
|
|
|
油(每桶) |
|
56.42 |
|
|
|
69.49 |
|
|
|
|
57.33 |
|
|
|
66.78 |
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Mont Belvieu NGLs复合材料(每加仑)(b) |
|
0.38 |
|
|
|
0.79 |
|
|
|
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0.46 |
|
|
|
0.69 |
|
|
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|
|
|
|
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|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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(a) |
根据投标周的加权平均数，纽约商品交易所(“NYMEX”)的即期月价格。 |
|
(b) |
根据我们估计的每桶NGLS产品组成。 |
我们的价格实现(不包括我们的衍生产品的影响)可能因许多原因而与基准不同，包括在不同指数下出售的质量、地点或生产。
综合业务成果
2019年第三季度业绩概览
我们的财务结果受到商品价格的重大影响。2019年第三季度，天然气、天然气和石油销售收入下降，原因是实际价格净额(平均价格(包括我们支付的所有衍生品结算和第三方运输成本)下降了34%)，与2018年同期相比，产量略有下降。在2019年第三季度，由于9月份马库斯胡克出口终端销售额外的超负荷特许权利益和停工，生产受到负面影响，这影响了由于乙烷被拒而产生的产量。2019年第三季度的日产量平均为2.2Bcfe，而上一年同期为2.3Bcfe。平均每mcf天然气差额低于NYMEX，运营成本高于2018年同期。
2019年第三季度，我们确认2018年第三季度净亏损2，760万美元，即每股稀释普通股净亏损0.11美元，而净收益为4，850万美元，即每股稀释普通股净亏损0.19美元。2019年第三季度净收益比2018年第三季度下降，主要原因是实际净价大幅下降，生产量略有下降，这部分被用于国家所得税的州分摊税率变动带来的净有利影响所抵消。
我们2019年第三季度的财务和业务业绩包括以下结果：
|
|
• |
收到的资产出售收益为7.502亿美元； |
|
|
|
• |
以贴现方式回购了9 360万美元的高级债券，并记录了债务提前清偿后的收益； |
|
|
|
• |
实现业务活动现金流量1.039亿美元； |
|
|
|
• |
天然气、天然气和石油销售收入比2018年同期减少36%，平均实际价格下降35%(在我们的衍生品现金结算前)； |
|
|
|
• |
天然气、天然气和石油(包括我们衍生产品的现金结算)销售收入比2018年同期减少了21%； |
|
|
|
• |
每mcfe的直接业务费用比2018年同期高出13%(见第39页的讨论)； |
|
|
|
• |
与2018年同期相比，按每mcfe 5%和6%的绝对值减少一般和行政费用(见第39页的讨论)； |
|
|
|
• |
2018年同期每mcfe减少12%的利息支出； |
|
|
|
• |
我们的损耗、折旧和摊销率(“DD&A”)比2018年同期降低了15%； |
|
|
|
• |
签订2019年、2020年和2021年的额外衍生合同；以及 |
|
|
|
• |
从2019年6月起，我们的银行信贷贷款减少了5.67亿美元。 |
|
我们在2019年第三季度从业务活动中产生了1.039亿美元的现金流动，比2018年第三季度减少了1.255亿美元，这反映出实际实现价格净额大幅下降，但部分被较低的比较流动资金流出所抵消(2019年第三季度的流出额为1 200万美元，而2018年第三季度的流出额为2 290万美元)。
33
的概述第一九2019年月结果
2019年前9个月，天然气、天然气和石油销售收入下降，原因是实际价格净额(平均价格(包括我们支付的所有衍生品结算和第三方运输成本)下降了25%)，但与2018年前9个月相比，产量增加了2%。2019年前9个月的日产量平均为2.3Bcfe，而前一年同期为2.2Bcfe，这是由于我们成功的Marcellus水平钻井计划而增加的。每mcf平均天然气差额低于NYMEX，而运营成本则低于2018年同期。
在2019年头9个月，我们确认2018年前9个月净收益为8，900万美元，即每股稀释普通股净收益为0.35美元，而2018年前9个月的净收益为1，790万美元，即每股稀释普通股0.07美元。2019年前9个月净收益比2018年前9个月有所改善，主要原因是衍生产品公允价值收益(或与我们的衍生品相关的非现金公允价值调整)、减值费用较低、运营成本较低、州所得税分摊率变动带来的有利影响以及实际价格下降部分抵消了生产量的增加。
2019年前9个月的财务和业务业绩包括以下结果：
|
|
• |
收到的资产出售收益为7.845亿美元； |
|
|
|
• |
以贴现方式回购了9 360万美元的高级债券，并记录了债务提前清偿后的收益； |
|
|
|
• |
实现业务活动现金流量5.494亿美元； |
|
|
|
• |
2018年同期产量增长2%； |
|
|
|
• |
天然气、天然气和石油销售收入比2018年同期减少18%，平均实际价格下降20%(在我们的衍生品现金结算前)； |
|
|
|
• |
天然气、天然气和石油(包括我们衍生产品的现金结算)销售收入比2018年同期减少了10%； |
|
|
|
• |
与2018年同期相比，人均直接业务费用相同(见第39页的讨论)； |
|
|
|
• |
从2018年同期起，按每mcfe 15%和13%的绝对比例削减一般和行政费用(见第39页的讨论)； |
|
|
|
• |
2018年同期每百万美元利息支出减少11%； |
|
|
|
• |
与2018年同期相比，我们的每mcfe的DD&A率降低了15%； |
|
|
|
• |
签订2019年、2020年和2021年的额外衍生合同；以及 |
|
|
|
• |
从2018年12月起，我们的银行信贷贷款减少了6.15亿美元。 |
|
我们在2019年前9个月的经营活动中创造了5.494亿美元的现金流，减少了225.5美元。 2018年前9个月有100万美元，反映出实际净价格显著下降，我们资产销售的影响被更高的比较流动资金流入(2019年前9个月流入2，930万美元，而2018年前9个月流出2，030万美元)和更高的生产量部分抵消。
34
天然气、天然气和石油销售、生产和实现价格计算
我们的收入主要是由于实际商品价格和生产量的变化而变化的。当产品的控制权转移给客户时，我们的收入一般都会被确认，并且合理地保证了我们的可收性。 2019年第三季度，天然气、天然气和石油销售较2018年第三季度下降36%，平均实际价格(在我们的衍生品现金结算前)下降35%，产量略低。2019年前9个月，天然气、天然气和石油销售较2018年同期下降18%，平均实际价格下降20%(在我们的衍生品现金结算前)，但部分抵消了平均日产量增长2%的影响。下表说明截至2019年9月30日、2018年9月30日和2018年9月30日三个月和9个月天然气、天然气、石油和凝析油销售的主要成分(千)：
|
|
三个月结束 九月三十日 |
|
|
九个月结束 九月三十日 |
|
|||||||||||||||||||||
|
|
2019 |
|
|
2018 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2019 |
|
2018 |
|
变化 |
|
% |
|
||||||
|
天然气、天然气和石油销售 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气 |
$ |
284,980 |
|
|
$ |
390,656 |
|
|
$ |
(105,676 |
) |
|
(27 |
%) |
|
$ |
1,063,323 |
|
$ |
1,182,580 |
|
$ |
(119,257 |
) |
(10 |
%) |
|
NGLS |
|
143,195 |
|
|
|
278,563 |
|
|
|
(135,368 |
) |
|
(49 |
%) |
|
|
508,035 |
|
|
705,793 |
|
|
(197,758 |
) |
(28 |
%) |
|
油 |
|
46,579 |
|
|
|
67,212 |
|
|
|
(20,633 |
) |
|
(31 |
%) |
|
|
138,629 |
|
|
206,077 |
|
|
(67,448 |
) |
(33 |
%) |
|
天然气、天然气和天然气总量 主要石油销售 |
$ |
474,754 |
|
|
$ |
736,431 |
|
|
$ |
(261,677 |
) |
|
(36 |
%) |
|
$ |
1,709,987 |
|
$ |
2,094,450 |
|
$ |
(384,463 |
) |
(18 |
%) |
我们的产量通过钻探成功和额外的NGLs开采而增长，这部分被我们的油井的自然产量下降和资产销售所抵消。2019年第三季度的生产受到了9月份马库斯胡克出口码头停工和销售额外最高版税利益的负面影响。2019年第三季度，Marcellus Shale的日产量为2.0Bcfe，与2018年同期相比增长了3%。2019年第三季度，我们北路易斯安那州房产的日产量约为201.6 mcfe，与2018年同期相比下降了28%。2019年前9个月，Marcellus Shale地产的日产量为2.0 Bcfe，比2018年同期增加了8%。2019年前9个月，我们北路易斯安那州房产的日产量约为218.3 mcfe，与2018年同期相比下降了32%。我们在截至9月份的三个月和九个月内生产。 30, 下表列出2019年和2018年的情况：
|
|
三个月结束 九月三十日 |
|
|
九个月结束 九月三十日 |
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|
|
2019 |
|
|
2018 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2019 |
|
2018 |
|
变化 |
|
% |
|
||||||
|
生产(a) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气(Mcf) |
|
143,721,265 |
|
|
|
140,757,676 |
|
|
|
2,963,589 |
|
|
2 |
% |
|
|
427,405,931 |
|
|
411,769,576 |
|
|
15,636,355 |
|
4 |
% |
|
NGL(Bbls) |
|
9,511,234 |
|
|
|
10,255,159 |
|
|
|
(743,925 |
) |
|
(7 |
%) |
|
|
28,971,049 |
|
|
29,009,100 |
|
|
(38,051 |
) |
— |
% |
|
原油(Bbls) |
|
939,541 |
|
|
|
1,040,891 |
|
|
|
(101,350 |
) |
|
(10 |
%) |
|
|
2,727,415 |
|
|
3,314,704 |
|
|
(587,289 |
) |
(18 |
%) |
|
合计(Mcfe)(b) |
|
206,425,915 |
|
|
|
208,533,976 |
|
|
|
(2,108,061 |
) |
|
(1 |
%) |
|
|
617,596,715 |
|
|
605,712,400 |
|
|
11,884,315 |
|
2 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
平均日产量(a) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气(Mcf) |
|
1,562,188 |
|
|
|
1,529,975 |
|
|
|
32,213 |
|
|
2 |
% |
|
|
1,565,589 |
|
|
1,508,313 |
|
|
57,276 |
|
4 |
% |
|
NGL(Bbls) |
|
103,383 |
|
|
|
111,469 |
|
|
|
(8,086 |
) |
|
(7 |
%) |
|
|
106,121 |
|
|
106,260 |
|
|
(139 |
) |
— |
% |
|
原油(Bbls) |
|
10,212 |
|
|
|
11,314 |
|
|
|
(1,102 |
) |
|
(10 |
%) |
|
|
9,991 |
|
|
12,142 |
|
|
(2,151 |
) |
(18 |
%) |
|
合计(Mcfe)(b) |
|
2,243,760 |
|
|
|
2,266,674 |
|
|
|
(22,914 |
) |
|
(1 |
%) |
|
|
2,262,259 |
|
|
2,218,727 |
|
|
43,532 |
|
2 |
% |
|
(a) |
表示无论何时生产的销售量。 |
|
(b) |
根据石油与天然气的近似相对能量含量，石油和NGL以一桶等于6 mcf的速度转化为天然气，这并不代表石油与天然气价格之间的关系。 |
35
我们收到的平均实际价格(包括所有衍生交易和第三方交易)运输费用)泰尔d第201季9是$1.25与美元相比，每mcfe1.90每毫升n泰尔d第201季8. O平均已实现价格在第一阶段九2019年月$1.54平均每人2美元。042018年同期每百万人。我们认为，计算的最终实现价格应包括运输、收集、加工和压缩费用的总影响。我们的平均实际价格(包括所有衍生产品结算和第三方运输成本)的计算也包括衍生品的所有现金结算。平均已实现价格(不包括衍生产品结算)不包括衍生产品结算或第三方结算。-在运输、收集、加工和压缩费用中所列的缔约方运输费用，列于所附的综合业务报表中。平均实际价格(不包括衍生产品结算)确实包括运输费用，在运输费用中，我们从购买者那里获得净收入收益。
|
|
三个月结束 九月三十日 |
|
|
九个月结束 九月三十日 |
|
|||||||||||||||||||||
|
|
2019 |
|
|
2018 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2019 |
|
2018 |
|
变化 |
|
% |
|
||||||
|
平均价格 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
平均实际价格(不包括衍生产品结算)： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气(每立方米) |
$ |
1.98 |
|
|
$ |
2.78 |
|
|
$ |
(0.80 |
) |
|
(29 |
%) |
|
$ |
2.49 |
|
$ |
2.87 |
|
$ |
(0.38 |
) |
(13 |
%) |
|
NGL(每桶) |
|
15.06 |
|
|
|
27.16 |
|
|
|
(12.10 |
) |
|
(45 |
%) |
|
|
17.54 |
|
|
24.33 |
|
|
(6.79 |
) |
(28 |
%) |
|
原油和凝析油(每桶) |
|
49.58 |
|
|
|
64.57 |
|
|
|
(14.99 |
) |
|
(23 |
%) |
|
|
50.83 |
|
|
62.17 |
|
|
(11.34 |
) |
(18 |
%) |
|
共计(每百万人)(a) |
|
2.30 |
|
|
|
3.53 |
|
|
|
(1.23 |
) |
|
(35 |
%) |
|
|
2.77 |
|
|
3.46 |
|
|
(0.69 |
) |
(20 |
%) |
|
平均实际价格(包括所有衍生产品结算)： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气(每立方米) |
$ |
2.49 |
|
|
$ |
2.82 |
|
|
$ |
(0.33 |
) |
|
(12 |
%) |
|
$ |
2.70 |
|
$ |
3.01 |
|
$ |
(0.31 |
) |
(10 |
%) |
|
NGL(每桶) |
|
15.80 |
|
|
|
24.43 |
|
|
|
(8.63 |
) |
|
(35 |
%) |
|
|
19.19 |
|
|
22.14 |
|
|
(2.95 |
) |
(13 |
%) |
|
原油和凝析油(每桶) |
|
49.73 |
|
|
|
52.33 |
|
|
|
(2.60 |
) |
|
(5 |
%) |
|
|
50.16 |
|
|
52.12 |
|
|
(1.96 |
) |
(4 |
%) |
|
共计(每百万人)(a) |
|
2.69 |
|
|
|
3.36 |
|
|
|
(0.67 |
) |
|
(20 |
%) |
|
|
2.99 |
|
|
3.39 |
|
|
(0.40 |
) |
(12 |
%) |
|
平均实际价格(包括按范围分列的所有衍生品结算和第三方运输费用)： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气(每立方米) |
$ |
1.23 |
|
|
$ |
1.56 |
|
|
$ |
(0.33 |
) |
|
(21 |
%) |
|
$ |
1.41 |
|
$ |
1.80 |
|
$ |
(0.39 |
) |
(22 |
%) |
|
NGL(每桶) |
|
3.65 |
|
|
|
11.92 |
|
|
|
(8.27 |
) |
|
(69 |
%) |
|
|
7.28 |
|
|
11.06 |
|
|
(3.78 |
) |
(34 |
%) |
|
原油和凝析油(每桶) |
|
49.73 |
|
|
|
52.33 |
|
|
|
(2.60 |
) |
|
(5 |
%) |
|
|
50.16 |
|
|
52.12 |
|
|
(1.96 |
) |
(4 |
%) |
|
共计(每百万人)(a) |
|
1.25 |
|
|
|
1.90 |
|
|
|
(0.65 |
) |
|
(34 |
%) |
|
|
1.54 |
|
|
2.04 |
|
|
(0.50 |
) |
(25 |
%) |
|
(a) |
根据石油与天然气的近似相对能量含量，石油和NGL以一桶等于6 mcf的速度转化为天然气，这并不代表石油与天然气价格之间的关系。 |
已实现价格包括基础差价的影响和从我们的基础套期保值中实现的损益。由于交货地点、相对质量等因素的调整，我们的天然气价格可能比纽约商品交易所的价格更高或更低。下表提供了每个mcf的影响：
|
|
|
三个月结束 九月三十日 |
|
|
|
九个月结束 九月三十日 |
|
||||||||
|
|
2019 |
|
|
|
2018 |
|
|
|
2019 |
|
|
|
2018 |
|
|
|
天然气平均差额(以下)或高于NYMEX |
$ |
(0.25 |
) |
|
$ |
(0.13 |
) |
|
$ |
(0.18 |
) |
|
$ |
(0.03 |
) |
|
基础套期保值实现(亏损)收益 |
$ |
(0.01 |
) |
|
$ |
(0.02 |
) |
|
$ |
0.03 |
|
|
$ |
(0.03 |
) |
下表反映了我们的生产和实际平均商品价格(不包括衍生品结算和按范围支付的第三方运输费用)(以千为单位，价格除外)：
|
|
三个月结束 |
|
|
|
|
九个月结束 |
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
2018 |
|
|
|
价格 方差 |
|
|
|
体积 方差 |
|
|
2019 |
|
|
|
2018 |
|
|
|
价格 方差 |
|
|
|
体积 方差 |
|
|
2019 |
|
|
|
天然气 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
价格(每立方米) |
$ |
2.78 |
|
|
$ |
(0.80 |
) |
|
$ |
— |
|
$ |
1.98 |
|
|
$ |
2.87 |
|
|
$ |
(0.38 |
) |
|
$ |
— |
|
$ |
2.49 |
|
|
|
生产(Mmcf) |
|
140,758 |
|
|
|
— |
|
|
|
2,963 |
|
|
143,721 |
|
|
|
411,770 |
|
|
|
— |
|
|
|
15,636 |
|
|
427,406 |
|
|
|
天然气销售 |
$ |
390,656 |
|
|
$ |
(113,901 |
) |
|
$ |
8,225 |
|
$ |
284,980 |
|
|
$ |
1,182,580 |
|
|
$ |
(164,164 |
) |
|
$ |
44,907 |
|
$ |
1,063,323 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
36
|
|
三个月结束 |
|
|
|
|
九个月结束 |
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
2018 |
|
|
|
价格 方差 |
|
|
|
体积 方差 |
|
|
2019 |
|
|
|
2018 |
|
|
|
价格 方差 |
|
|
|
体积 方差 |
|
|
2019 |
|
|
|
NGLS |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
价格(每桶) |
$ |
27.16 |
|
|
$ |
(12.10 |
) |
|
$ |
— |
|
$ |
15.06 |
|
|
$ |
24.33 |
|
|
$ |
(6.79 |
) |
|
$ |
— |
|
$ |
17.54 |
|
|
|
生产(Mbbls) |
|
10,255 |
|
|
|
— |
|
|
|
(744 |
) |
|
9,511 |
|
|
|
29,009 |
|
|
|
— |
|
|
|
(38 |
) |
|
28,971 |
|
|
|
NGLS销售 |
$ |
278,563 |
|
|
$ |
(115,161 |
) |
|
$ |
(20,207 |
) |
$ |
143,195 |
|
|
$ |
705,793 |
|
|
$ |
(196,833 |
) |
|
$ |
(925 |
) |
$ |
508,035 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
三个月结束 |
|
|
|
|
九个月结束 |
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
2018 |
|
|
|
价格 方差 |
|
|
|
体积 方差 |
|
|
2019 |
|
|
|
2018 |
|
|
|
价格 方差 |
|
|
|
体积 方差 |
|
|
2019 |
|
|
|
原油 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
价格(每桶) |
$ |
64.57 |
|
|
$ |
(14.99 |
) |
|
$ |
— |
|
$ |
49.58 |
|
|
$ |
62.17 |
|
|
$ |
(11.34 |
) |
|
$ |
— |
|
$ |
50.83 |
|
|
|
生产(Mbbls) |
|
1,041 |
|
|
|
— |
|
|
|
(101 |
) |
|
940 |
|
|
|
3,315 |
|
|
|
— |
|
|
|
(588 |
) |
|
2,727 |
|
|
|
原油销售 |
$ |
67,212 |
|
|
$ |
(14,088 |
) |
|
$ |
(6,545 |
) |
$ |
46,579 |
|
|
$ |
206,077 |
|
|
$ |
(30,936 |
) |
|
$ |
(36,512 |
) |
$ |
138,629 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
三个月结束 |
|
|
|
|
九个月结束 |
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
2018 |
|
|
|
价格 方差 |
|
|
|
体积 方差 |
|
|
2019 |
|
|
|
2018 |
|
|
|
价格 方差 |
|
|
|
体积 方差 |
|
|
2019 |
|
|
|
合并 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
价格(每毫升) |
$ |
3.53 |
|
|
$ |
(1.23 |
) |
|
$ |
— |
|
$ |
2.30 |
|
|
$ |
3.46 |
|
|
$ |
(0.69 |
) |
|
$ |
— |
|
$ |
2.77 |
|
|
|
生产(Mmcfe) |
|
208,534 |
|
|
|
— |
|
|
|
(2,108 |
) |
|
206,426 |
|
|
|
605,712 |
|
|
|
— |
|
|
|
11,885 |
|
|
617,597 |
|
|
|
天然气、天然气和石油销售总额 |
$ |
736,431 |
|
|
$ |
(254,233 |
) |
|
$ |
(7,444 |
) |
$ |
474,754 |
|
|
$ |
2,094,450 |
|
|
$ |
(425,557 |
) |
|
$ |
41,094 |
|
$ |
1,709,987 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
运输、收集、加工和压缩2019年第三季度的支出为2.959亿美元，而2018年第三季度为304.6美元。这些第三方成本在2019年第三季度低于2018年第三季度，原因是价格较低，以及马库斯胡克出口终端的停机时间对我们乙烷产量的影响。我们已将这些费用包括在计算平均实际价格中(包括按范围支付的所有衍生品结算和第三方运输费用)。
2019年前9个月的运输、收集、处理和压缩费用为8.998亿美元，而2018年前9个月为8.191亿美元。这些第三方成本在2019年头9个月比2018年前9个月要高，这是因为我们在Marcellus Shale和新的在役管道上的产量增长。NGL运输费用较高，主要原因是北路易斯安那州因充分利用以前作为产能承诺而应计的数额而导致的费用增加。下表汇总了截至2019年9月30日和2018年9月30日终了的3个月和9个月的运输、收集、加工和压缩费用(单位：千，单位成本除外)：
|
|
三个月结束 九月三十日 |
|
|
九个月结束 九月三十日 |
|
|||||||||||||||||||||
|
|
2019 |
|
|
2018 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2019 |
|
2018 |
|
变化 |
|
% |
|
||||||
|
运输、收集、加工和压缩 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气 |
$ |
180,353 |
|
|
$ |
176,271 |
|
|
$ |
4,082 |
|
|
2 |
% |
|
$ |
554,789 |
|
$ |
497,569 |
|
$ |
57,220 |
|
11 |
% |
|
NGLS |
|
115,559 |
|
|
|
128,291 |
|
|
|
(12,732 |
) |
|
(10 |
%) |
|
|
344,997 |
|
|
321,531 |
|
|
23,466 |
|
7 |
% |
|
共计 |
$ |
295,912 |
|
|
$ |
304,562 |
|
|
$ |
(8,650 |
) |
|
(3 |
%) |
|
$ |
899,786 |
|
$ |
819,100 |
|
$ |
80,686 |
|
10 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气(每立方米) |
$ |
1.25 |
|
|
$ |
1.25 |
|
|
$ |
— |
|
|
— |
% |
|
$ |
1.30 |
|
$ |
1.21 |
|
$ |
0.09 |
|
7 |
% |
|
NGL(每桶) |
$ |
12.15 |
|
|
$ |
12.51 |
|
|
$ |
(0.36 |
) |
|
(3 |
%) |
|
$ |
11.91 |
|
$ |
11.08 |
|
$ |
0.83 |
|
7 |
% |
37
衍生公允价值收入(损失) 曾.获得.的收益$74.7百万t希尔d2019年季度与损失.$34.6 百万泰尔d2018年季度。衍生公允价值收入曾.收益$208.2百万元九2019年月，而损失为1美元51.9百万元九2018年。我们所有的衍生品都是用市场计价会计方法记账的.市场对市场的会计处理可能导致我们的收入更不稳定，因为我们的商品衍生头寸的公允价值的变化包括在总收入中。随着大宗商品价格的上涨或下跌，这种变化将对我们衍生品的市价产生相反的影响。我们的衍生产品收益一般表明未来井口收入可能较低，而亏损则表示未来井口收入可能更高。下表总结了我们的商品衍生品对这三种产品的影响。和九结束的几个月九月 30, 2019和2018年(千)：
|
|
|
三个月结束 九月三十日 |
|
|
|
九个月结束 九月三十日 |
|
||||||||
|
|
2019 |
|
|
|
2018 |
|
|
|
2019 |
|
|
|
2018 |
|
|
|
按合并业务报表计算的衍生产品公允价值收入(损失) |
$ |
74,676 |
|
|
$ |
(34,591 |
) |
|
$ |
208,190 |
|
|
$ |
(151,890 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
非现金公允价值(亏损)收益：(1) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气衍生物 |
$ |
(17,345 |
) |
|
$ |
3,326 |
|
|
$ |
126,296 |
|
|
$ |
(89,556 |
) |
|
油衍生物 |
|
15,925 |
|
|
|
(5,659 |
) |
|
|
(11,857 |
) |
|
|
(33,416 |
) |
|
NGLS衍生物 |
|
(3,849 |
) |
|
|
2,529 |
|
|
|
(46,598 |
) |
|
|
11,329 |
|
|
货运衍生产品 |
|
(63 |
) |
|
|
135 |
|
|
|
2,000 |
|
|
|
25 |
|
|
非现金公允价值(损失)收益共计(1) |
$ |
(5,332 |
) |
|
$ |
331 |
|
|
$ |
69,841 |
|
|
$ |
(111,618 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
衍生产品结算的现金收入净额(付款)： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气衍生物 |
$ |
72,809 |
|
|
$ |
5,845 |
|
|
$ |
92,333 |
|
|
$ |
56,466 |
|
|
油衍生物 |
|
146 |
|
|
|
(12,744 |
) |
|
|
(1,819 |
) |
|
|
(33,303 |
) |
|
NGLS衍生物 |
|
7,053 |
|
|
|
(28,023 |
) |
|
|
47,835 |
|
|
|
(63,435 |
) |
|
现金收入净额共计(付款) |
$ |
80,008 |
|
|
$ |
(34,922 |
) |
|
$ |
138,349 |
|
|
$ |
(40,272 |
) |
|
(1) |
商品衍生产品的非现金公允价值调整是一种非美国公认会计准则.大宗商品衍生产品的非现金公允价值调整仅代表商品衍生工具头寸公允市场价值各时段之间的净变化，不包括结算对该期间商品衍生品的影响。我们认为，商品衍生产品的非现金公允价值调整是一种有用的补充披露，以区分非现金公允市场价值调整与商品衍生品结算在此期间的区别。商品衍生产品的非现金公允价值调整不是美国公认会计准则下财务或经营业绩的衡量标准，也不应被视为我们综合业务报表中所报告的衍生产品公允价值收入或亏损的替代品。 |
代理天然气、市场营销和其他2019年第三季度的收入为7，300万美元，而2018年第三季度的收入为109.4，000，000美元，这是由于经纪业务(与我们的生产无关的销量)的销售价格下降和经纪人销售额下降造成的。在2019年头9个月，代理天然气、市场营销和其他收入为3.038亿美元，而2018年前9个月为2.674亿美元，这是由于2019年第一季度经纪人销售量大幅增加和价格上涨所造成的，而2019年第二和第三季度的价格较低部分抵消了这一增长。我们继续优化我们的运输组合。另见串通 天然气与营销下面的费用，以获得更多的信息，我们的净代理利润率。
每个Mcfe的运营成本
我们相信，我们的一些费用波动最好是在单位生产或每毫秒的基础上进行分析。以下是截至2019年9月30日和2018年9月30日为止的三个月和九个月内，我们按每毫秒计算的某些开支的情况：
|
|
三个月结束 九月三十日 |
|
|
九个月结束 九月三十日 |
|
|||||||||||||||||||||
|
|
2019 |
|
|
2018 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2019 |
|
2018 |
|
变化 |
|
% |
|
||||||
|
直接经营费用 |
$ |
0.17 |
|
|
$ |
0.15 |
|
|
$ |
0.02 |
|
|
13 |
% |
|
$ |
0.17 |
|
$ |
0.17 |
|
$ |
— |
|
— |
% |
|
生产和从价税费用 |
|
0.04 |
|
|
|
0.05 |
|
|
|
(0.01 |
) |
|
(20 |
%) |
|
|
0.05 |
|
|
0.05 |
|
|
— |
|
— |
% |
|
一般和行政费用 |
|
0.20 |
|
|
|
0.21 |
|
|
|
(0.01 |
) |
|
(5 |
%) |
|
|
0.22 |
|
|
0.26 |
|
|
(0.04 |
) |
(15 |
%) |
|
利息费用 |
|
0.23 |
|
|
|
0.26 |
|
|
|
(0.03 |
) |
|
(12 |
%) |
|
|
0.24 |
|
|
0.27 |
|
|
(0.03 |
) |
(11 |
%) |
|
损耗、折旧和摊销费用 |
|
0.67 |
|
|
|
0.79 |
|
|
|
(0.12 |
) |
|
(15 |
%) |
|
|
0.68 |
|
|
0.80 |
|
|
(0.12 |
) |
(15 |
%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
38
直接操作expense是3美元5.3米利在.泰尔d第201季9与3美元相比0.9百万泰尔d第201季8。直接营运费用包括正常运作和生产水井的经常性费用、非经常性井修井费和与修理有关的费用。我们的直接运营成本 在……里面折痕泰尔d曲Arter 2019主要到期由于修整费用增加，部分抵消低层呃 水处理公司STS和较低的公用事业费用。我们的生产量 德折痕1%在……里面泰尔d第201季9。我们$7.8百万 的修整费用泰尔d第201季9相比较$1.4百万泰尔d第201季8。a/mcfe，d经营费用泰尔d季度2019 在……里面折痕13%至$0.17从0美元.15在……里面同期2018带着在……里面折痕主要 由于 修整费用增加.
2019年前9个月的直接业务费用为1.025亿美元，而2018年同期为1.041亿美元。与2018年同期相比，我们的直接业务费用在2019年前9个月有所下降，原因是水处理费用较低，以及前一年出售北俄克拉荷马州房产的影响被较高的修整费用部分抵消。2019年前9个月，我们的生产量增长了2%。2019年前9个月，我们的修整成本为1，620万美元，而2018年同期为630万美元。按每mcfe计算，2019年前9个月的直接运营费用与2018年同期相同，更高的修井成本被较低的水处理费用和前一年出售北俄克拉荷马州的房产所抵消。下表汇总了截至2019年9月30日和2018年9月30日的3个月和9个月的人均直接营业费用：
|
|
三个月结束 九月三十日 |
|
|
九个月结束 九月三十日 |
|
|||||||||||||||||||||
|
|
2019 |
|
|
2018 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2019 |
|
2018 |
|
变化 |
|
% |
|
||||||
|
直接操作 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
租赁营运费用 |
$ |
0.13 |
|
|
$ |
0.14 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
(7 |
%) |
|
$ |
0.14 |
|
$ |
0.16 |
|
$ |
(0.02 |
) |
(13 |
%) |
|
修井 |
|
0.04 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
0.03 |
|
|
300 |
% |
|
|
0.03 |
|
|
0.01 |
|
|
0.02 |
|
20 |
0% |
|
股票补偿 |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
— |
|
|
— |
|
— |
|
|
直接营业费用总额 |
$ |
0.17 |
|
|
$ |
0.15 |
|
|
$ |
0.02 |
|
|
13 |
% |
|
$ |
0.17 |
|
$ |
0.17 |
|
$ |
— |
|
— |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
生产和从价税是根据市场价格而不是套期保值价格支付的。这个费用类别主要是宾夕法尼亚州的影响费。生产税和从价税(不包括影响费)在2019年第三季度为310万美元，而2018年第三季度则为340万美元，原因是价格较低。2012年2月，宾夕法尼亚州联邦颁布了一项“影响费”，对宾夕法尼亚州Marcellus页岩的非常规天然气和石油生产征税。2019年第三季度的影响费为470万美元，而2018年第三季度为610万美元。
2019年前9个月，生产税和从价税(不包括影响费)为900万美元，相比之下，为10.5美元。 2018年同期，由于价格下跌，百万美元。2019年头9个月的影响费为2 000万美元，而2018年同期为1 900万美元。下表汇总了截至9月30日的三个月和九个月的生产税和从价税。 2019和2018年：
|
|
三个月结束 九月三十日 |
|
|
九个月结束 九月三十日 |
|
|||||||||||||||||||||
|
|
2019 |
|
|
2018 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2019 |
|
2018 |
|
变化 |
|
% |
|
||||||
|
生产和从价税 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
生产税 |
$ |
0.01 |
|
|
$ |
0.01 |
|
|
$ |
— |
|
|
— |
% |
|
$ |
0.01 |
|
$ |
0.01 |
|
$ |
— |
|
— |
% |
|
从价税 |
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
— |
% |
|
|
— |
|
|
0.01 |
|
|
(0.01 |
) |
(100 |
%) |
|
影响费 |
|
0.02 |
|
|
|
0.03 |
|
|
|
(0.01 |
) |
|
(33 |
%) |
|
|
0.04 |
|
|
0.03 |
|
|
0.01 |
|
33 |
% |
|
总生产税和从价税 |
$ |
0.04 |
|
|
$ |
0.05 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
(20 |
%) |
|
$ |
0.05 |
|
$ |
0.05 |
|
$ |
— |
|
— |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
一般和行政2019年第三季度的支出为4，100万美元，而2018年第三季度为4，370万美元。2019年第三季度与2018年同期相比减少270万美元，主要原因是薪金和福利减少280万美元，特许经营权税减少170万美元，这部分被280万美元的股票报酬增加所抵消。与2018年同期相比，2019年前9个月的G&A支出减少了2，140万美元，原因是基于股票的薪酬减少了1，080万美元，法律和咨询费用降低，技术成本降低，工资和收益减少，部分被更高的坏账费用和钻井平台释放罚款所抵消。截至2019年9月30日，G&A员工数量比2018年9月30日减少了10%。按每mcfe计算，2019年第三季度G&A的费用下降了5%，原因是工资和福利降低，以及特许经营税的降低，部分抵消了以股票为基础的更高的薪酬。2019年前9个月的G&A费用比2018年前9个月下降了15%，原因是基于股票的补偿成本较低、法律和咨询费用较低以及技术成本较低。下表汇总了截至2019年9月30日和2018年9月30日为止的3个月和9个月的每百万美元的G&A费用：
39
|
|
三个月结束 九月三十日 |
|
|
九个月结束 九月三十日 |
|
|||||||||||||||||||||
|
|
2019 |
|
|
2018 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2019 |
|
2018 |
|
变化 |
|
% |
|
||||||
|
一般和行政 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
一般和行政 |
$ |
0.16 |
|
|
$ |
0.18 |
|
|
$ |
(0.02 |
) |
|
(11 |
%) |
|
$ |
0.18 |
|
$ |
0.20 |
|
$ |
(0.02 |
) |
(10 |
%) |
|
股票补偿(非现金) |
|
0.04 |
|
|
|
0.03 |
|
|
|
0.01 |
|
|
33 |
% |
|
|
0.04 |
|
|
0.06 |
|
|
(0.02 |
) |
(33 |
%) |
|
一般费用和行政费用共计 |
$ |
0.20 |
|
|
$ |
0.21 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
(5 |
%) |
|
$ |
0.22 |
|
$ |
0.26 |
|
$ |
(0.04 |
) |
(15 |
%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
利息费用2019年第三季度为4，700万美元，而2018年第三季度为5，480万美元。2019年头9个月的利息支出为1.503亿美元，而2018年同期为1.61亿美元。下表列出截至2019年9月30日和2018年9月30日的三个月和九个月的人均利息支出情况：
|
|
三个月结束 九月三十日 |
|
|
九个月结束 九月三十日 |
|
|||||||||||||||||||||
|
|
2019 |
|
|
2018 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2019 |
|
2018 |
|
变化 |
|
% |
|
||||||
|
银行信贷设施 |
$ |
0.04 |
|
|
$ |
0.07 |
|
|
$ |
(0.03 |
) |
|
(43 |
%) |
|
$ |
0.05 |
|
$ |
0.07 |
|
$ |
(0.02 |
) |
(29 |
%) |
|
高级音符 |
|
0.18 |
|
|
|
0.18 |
|
|
|
— |
|
|
— |
% |
|
|
0.18 |
|
|
0.19 |
|
|
(0.01 |
) |
(5 |
%) |
|
附属笔记 |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
— |
% |
|
|
— |
|
|
— |
|
|
— |
|
— |
% |
|
递延融资费用和其他费用的摊销 |
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
— |
% |
|
|
0.01 |
|
|
0.01 |
|
|
— |
|
— |
% |
|
利息费用总额 |
$ |
0.23 |
|
|
$ |
0.26 |
|
|
$ |
(0.03 |
) |
|
(12 |
%) |
|
$ |
0.24 |
|
$ |
0.27 |
|
$ |
(0.03 |
) |
(11 |
%) |
|
平均未偿债务(千) |
$ |
3,478,408 |
|
|
$ |
4,279,958 |
|
|
$ |
(801,550 |
) |
|
(19 |
%) |
|
$ |
3,773,783 |
|
$ |
4,249,437 |
|
$ |
(475,654 |
) |
(11 |
%) |
|
平均利率(a) |
|
5.2 |
% |
|
|
5.0 |
% |
|
|
0.2 |
% |
|
4 |
% |
|
|
5.1 |
% |
|
4.9 |
% |
|
0.2 |
% |
4 |
% |
(a)包括承付费用，但不包括债务发行成本和折扣摊销。
2019年第三季度利息支出与2018年同期相比绝对减少的主要原因是，总体平均利率略高，部分抵消了平均未偿债务余额的减少。2019年第三季度银行信贷安排的平均未偿债务为5.927亿美元，而2018年第三季度为14亿美元；2019年第三季度银行信贷贷款的加权平均利率为3.8%，而2018年第三季度为3.9%。
2019年前9个月利息支出与2018年同期相比绝对减少的主要原因是，平均未偿债务余额较低，但因总体平均利率略高而被部分抵消。2019年头9个月银行信贷安排的平均未偿债务为8.61亿美元，而2018年同期为13亿美元；2019年头9个月的银行信贷贷款加权平均利率为4.0%，而2018年前9个月为3.7%。
损耗、折旧和摊销2019年第三季度的支出为1.378亿美元，而2018年第三季度为164.3美元。这一下降是由于耗竭率下降了16%，生产量减少了1%。损耗费用是DD&A支出的最大组成部分，2019年第三季度为每mcf 0.64美元，而2018年第三季度为0.76美元。历史上，我们根据年终储备报告调整了每年第四季度的耗竭率，并在情况表明准备金或成本发生重大变化的其他时候调整了耗竭率。我们每mcfe的耗竭率继续下降，这是由于我们的财产生产与较低的耗竭率和资产销售的混合。
DD&A公司在2019年前9个月的支出为4.18亿美元，而2018年同期为4.876亿美元。这是由于耗竭率下降17%，但被生产量增加2%所抵消。2019年前9个月，损耗费用为每mcf 0.65美元，而2018年同期为0.78美元。下表汇总了截至2019年9月30日和2018年9月30日为止的三个月和九个月内每个mcfe的DD&A费用：
40
|
|
三个月结束 九月三十日 |
|
|
九个月结束 九月三十日 |
|
|||||||||||||||||||||
|
|
2019 |
|
|
2018 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2019 |
|
2018 |
|
变化 |
|
% |
|
||||||
|
DD&A |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
耗竭和摊销 |
$ |
0.64 |
|
|
$ |
0.76 |
|
|
$ |
(0.12 |
) |
|
(16 |
%) |
|
$ |
0.65 |
|
$ |
0.78 |
|
$ |
(0.13 |
) |
(17 |
%) |
|
折旧 |
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
— |
% |
|
|
0.01 |
|
|
— |
|
|
0.01 |
|
100 |
% |
|
吸积和其他 |
|
0.02 |
|
|
|
0.02 |
|
|
|
— |
|
|
— |
% |
|
|
0.02 |
|
|
0.02 |
|
|
— |
|
— |
% |
|
DD和A费用共计 |
$ |
0.67 |
|
|
$ |
0.79 |
|
|
$ |
(0.12 |
) |
|
(15 |
%) |
|
$ |
0.68 |
|
$ |
0.80 |
|
$ |
(0.12 |
) |
(15 |
%) |
其他业务费用
我们的总营运费用还包括其他一般不随生产趋势而变化的费用。这些费用包括以股票为基础的补偿、代理天然气和营销费用、勘探费用、未证实财产的放弃和减值、终止费用、递延补偿计划费用、已证实财产的减值和出售资产的损益。以股票为基础的补偿包括摊销限制性股票赠款和PSU。下表详细说明了截至2019年9月30日和2018年9月30日的3个月和9个月(以千为单位)对职能费用类别的库存补偿分配情况：
|
|
|
三个月结束 九月三十日 |
|
|
|
九个月结束 九月三十日 |
|
||||||||
|
|
2019 |
|
|
|
2018 |
|
|
|
2019 |
|
|
|
2018 |
|
|
|
直接经营费用 |
$ |
319 |
|
|
$ |
537 |
|
|
$ |
1,459 |
|
|
$ |
1,667 |
|
|
代理天然气和营销费用 |
|
522 |
|
|
|
403 |
|
|
|
1,523 |
|
|
|
1,001 |
|
|
勘探费用 |
|
496 |
|
|
|
405 |
|
|
|
1,372 |
|
|
|
1,527 |
|
|
一般和行政费用 |
|
8,423 |
|
|
|
5,607 |
|
|
|
27,561 |
|
|
|
38,332 |
|
|
终止费用 |
|
(1) |
|
|
|
— |
|
|
|
25 |
|
|
|
— |
|
|
股票薪酬总额 |
$ |
9,759 |
|
|
$ |
6,952 |
|
|
$ |
31,940 |
|
|
$ |
42,527 |
|
天然气经纪和市场营销2019年第三季度的支出为7 990万美元，而2018年第三季度的支出为1.161亿美元，原因是经纪人购买量减少，价格降低。2019年前9个月，代理天然气和营销费用为3.134亿美元，而2018年同期为2.744亿美元，原因是与前一年相比，我们的运输组合优化导致经纪人采购量、采购价格和运输费用增加。下表详细列出了截至9月30日的3个月和9个月的天然气、市场营销和其他净利润率。 2019和2018年(千)：
|
|
三个月结束 九月三十日 |
|
|
九个月结束 九月三十日 |
|
|||||||||||||||||||||
|
|
2019 |
|
|
2018 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2019 |
|
2018 |
|
变化 |
|
% |
|
||||||
|
天然气经纪和市场营销 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
代理天然气销售 |
$ |
70,404 |
|
|
$ |
105,840 |
|
|
$ |
(35,436 |
) |
|
(33 |
%) |
|
$ |
293,209 |
|
$ |
255,134 |
|
$ |
38,075 |
|
15 |
% |
|
经纪NGLs销售 |
|
(183 |
) |
|
|
(154 |
) |
|
|
(29 |
) |
|
(19 |
%) |
|
|
1,425 |
|
|
879 |
|
|
546 |
|
62 |
% |
|
其他营销收入 |
|
2,794 |
|
|
|
3,699 |
|
|
|
(905 |
) |
|
(24 |
%) |
|
|
9,200 |
|
|
11,435 |
|
|
(2,235 |
) |
(20 |
%) |
|
促成天然气采购(1) |
|
(76,722 |
) |
|
|
(113,886 |
) |
|
|
37,164 |
|
|
33 |
% |
|
|
(303,275 |
) |
|
(265,817 |
) |
|
(37,458 |
) |
(14 |
%) |
|
代理NGL的采购 |
|
208 |
|
|
|
165 |
|
|
|
43 |
|
|
26 |
% |
|
|
(1,321 |
) |
|
(776 |
) |
|
(545 |
) |
(70 |
%) |
|
其他营销费用 |
|
(3,424 |
) |
|
|
(2,359 |
) |
|
|
(1,065 |
) |
|
(45 |
%) |
|
|
(8,764 |
) |
|
(7,828 |
) |
|
(936 |
) |
(12 |
%) |
|
天然气净代理及销售利润率 |
$ |
(6,923 |
) |
|
$ |
(6,695 |
) |
|
$ |
(228 |
) |
|
(3 |
%) |
|
$ |
(9,526 |
) |
$ |
(6,973 |
) |
$ |
(2,553 |
) |
(37 |
%) |
|
|
(1) |
包括运输费用。 |
41
勘探费用是$11.0百万泰尔d第201季9与美元相比8.3百万泰尔d第201季8应付款到高呃延迟租金费用被较低数额部分抵销人员费用. 勘探费用是$27.3百万元九2019年月与美元相比23.5同期百万的2018 带着 较高的延迟租金费用被较低的人事费部分抵销. 下表详细说明我们的勘探费用为三人和九月份 终结九月 30, 2019和2018(千)：
|
|
三个月结束 九月三十日 |
|
|
九个月结束 九月三十日 |
|
|||||||||||||||||||||
|
|
2019 |
|
|
2018 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2019 |
|
2018 |
|
变化 |
|
% |
|
||||||
|
勘探 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
地震 |
$ |
2 |
|
|
$ |
152 |
|
|
$ |
(150 |
) |
|
(99 |
%) |
|
$ |
(485 |
) |
$ |
92 |
|
$ |
(577 |
) |
(627 |
%) |
|
延迟租金和其他 |
|
8,746 |
|
|
|
5,659 |
|
|
|
3,087 |
|
|
55 |
% |
|
|
20,613 |
|
|
13,764 |
|
|
6,849 |
|
50 |
% |
|
人事费用 |
|
1,769 |
|
|
|
2,083 |
|
|
|
(314 |
) |
|
(15 |
%) |
|
|
5,833 |
|
|
8,134 |
|
|
(2,301 |
) |
(28 |
%) |
|
股票补偿费用 |
|
496 |
|
|
|
405 |
|
|
|
91 |
|
|
22 |
% |
|
|
1,372 |
|
|
1,527 |
|
|
(155 |
) |
(10 |
%) |
|
勘探费用总额 |
$ |
11,013 |
|
|
$ |
8,299 |
|
|
$ |
2,714 |
|
|
33 |
% |
|
$ |
27,333 |
|
$ |
23,517 |
|
$ |
3,816 |
|
16 |
% |
未证实财产的遗弃和损害2019年第三季度为1 620万美元，相比之下为6.5美元 2018年第三季度百万美元。2019年前9个月，未证实财产的遗弃和减值为4 160万美元，而2018年同期为7 320万美元。我们每季度对未证实的重大财产进行减值评估，并在情况表明价值受损的情况下确认损失。在确定一项重大未证实财产是否受到损害时，我们考虑了许多因素，包括但不限于目前的勘探计划、对正在评估的财产的有利或不利的活动和/或邻近的财产、我们的地质学家对该财产的评估以及该财产租赁期的剩余几个月。个别微不足道的未证实财产的减值是根据我们的平均持有期、预期的没收率和预期的钻探成功情况来评估和摊销的。在某些情况下，我们未来发展面积的计划可能会加速我们的损害。由于我们继续审查我们的面积位置和高等级的我们的钻探库存，额外的租赁减值和放弃可能被记录。2019年第三季度未证实房产的废弃和减值与2018年同期相比有所增加，这反映出北路易斯安那州和宾夕法尼亚州的租约到期估计数都较高。截至2019年9月30日的9个月内，与2018年同期相比，未证实房产的废弃和减值减少，反映出北路易斯安那州租约到期减少。
终止费用2019年头9个月的支出为300万美元，而2018年同期的收入为373 000美元。在2019年第二季度，我们宣布我们的劳动力减少，部分原因是商品价格较低，我们记录了220万美元的相关遣散费。2019年第三季度，我们出售了宾夕法尼亚州的各种非核心资产，并为此增加了81.9万美元的遣散费。
递延补偿计划2019年第三季度支出增加890万美元，而亏损223 000美元。 2018年第三季度。这一非现金项目涉及到与我们的普通股相关的负债的增减，而这是我们的递延补偿计划中的归属和持有。递延赔偿责任按费用或贷记延迟补偿计划费用调整为公允价值。我们的股价从2019年6月30日的6.98美元降至2019年9月30日的3.82美元。去年同期，我们的股价从2018年6月30日的16.73美元升至2018年9月30日的16.99美元。2019年前9个月，递延补偿增加了1 640万美元，而2018年同期则增加了559 000美元。我们的股价从2018年12月31日的9.57美元降至9月的3.82美元 30, 2019年。2018年同期，我们的股价从2017年12月31日的17.06美元降至2018年9月30日的16.99美元。
已证实性质的损害2018年第二季度为1，530万美元，2018年第一季度为730万美元。2019年第三季度、2018年第三季度或2019年头9个月，均未发现资产减损。2018年第二季度，我们在宾夕法尼亚州西北部记录了与我们某些油气属性相关的减值费用，在2018年第一季度，我们记录了与俄克拉荷马州某些石油和天然气属性相关的减值费用。2018年第二季度，我们增加了对宾夕法尼亚州西北部某些非核心房产的兴趣，以极低的美元价格购买，而公允价值此前被确定为零，这导致了1，530万美元的减值费用。由于出售的可能性，俄克拉荷马州的资产在2018年第一季度进行了减值评估。
出售资产的损失2019年第三季度为3630万美元，而2018年第三季度为3万美元。2019年第三季度包括按比例降低2.5%的特许权使用费，这三笔交易主要涉及我们的华盛顿州华盛顿州资产，毛收入为7.5亿美元，我们确认损失3 650万美元，这是结账调整和交易费用。2019年第二季度包括出售宾夕法尼亚州未经证实的房产，所得收益为3，400万美元，我们确认收益为590万美元。2019年头9个月的资产出售损失为3070万美元，而2018年前9个月的收益为14.9万美元。
42
所得税(福利)费用 曾.得益于 $47.2百万泰尔d 第201季9相比较费用的$24.1 百万泰尔d第201季8. 所得税效益是$1.4百万元九2019年月与.的费用.$38.3 百万元九2018年。 为泰尔2019年d季度，实际税率为63.1比33.22018年同期百分比.第一次九2019年月，效果艾维税率(1.6%)相比较68.1% 2018年同期。2019和2018实际税率与法定税率不同，原因是国家所得税(包括对国家所得税估价津贴的调整)、股权补偿和其他离散税目，详见下文。 (千美元)。
|
|
三个月结束 九月三十日 |
|
|
|
九个月结束 九月三十日 |
|
|||||||||
|
|
2019 |
|
|
2018 |
|
|
|
2019 |
|
2018 |
|
||||
|
所得税前收入总额(损失) |
$ |
(74,800 |
) |
|
$ |
72,676 |
|
|
|
$ |
87,591 |
|
$ |
56,236 |
|
|
美国联邦法定利率 |
|
21 |
% |
|
|
21 |
% |
|
|
|
21 |
% |
|
21 |
% |
|
按法定税率计算的税收(福利)费用总额 |
|
(15,708 |
) |
|
|
15,262 |
|
|
|
|
18,394 |
|
|
11,810 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
州和地方所得税，扣除联邦福利 |
|
(2,721 |
) |
|
|
2,691 |
|
|
|
|
3,822 |
|
|
3,439 |
|
|
状态分摊率变动 |
|
(44,203 |
) |
|
|
— |
|
|
|
|
(44,203 |
) |
|
— |
|
|
权益补偿 |
|
286 |
|
|
|
6 |
|
|
|
|
4,174 |
|
|
2,146 |
|
|
估值津贴的变动： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
联邦净营业亏损结转 |
|
916 |
|
|
|
— |
|
|
|
|
— |
|
|
— |
|
|
州净营运亏损结转及其他 |
|
14,952 |
|
|
|
5,558 |
|
|
|
|
15,568 |
|
|
19,194 |
|
|
其他 |
|
(481 |
) |
|
|
100 |
|
|
|
|
(782 |
) |
|
1,499 |
|
|
永久差异和其他 |
|
(260 |
) |
|
|
520 |
|
|
|
|
1,595 |
|
|
207 |
|
|
所得税(福利)支出总额 |
$ |
(47,219 |
) |
|
$ |
24,137 |
|
|
|
$ |
(1,432 |
) |
$ |
38,295 |
|
|
有效税率 |
|
63.1 |
% |
|
|
33.2 |
% |
|
|
|
(1.6 |
%) |
|
68.1 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
管理层对财务状况、资本资源与流动性的探讨与分析
现金流量
业务现金流量主要受生产量和商品价格的影响，扣除我们衍生产品结算的影响。我们的运营现金流也受到营运资本变化的影响。我们通常保持较低的现金和现金等值余额，因为我们使用可用的资金来减少我们的银行债务。短期流动资金需要通过我们的银行信贷贷款来满足.正因如此，而且由于我们的主要经营现金流来源(经证明将在未来几年产生的储备)不能作为营运资本报告，我们往往拥有较低或负的营运资本。我们不时签订各种衍生合约，为我们在预期的未来天然气、NGL和石油生产等大宗商品价格风险下的风险敞口提供经济对冲。我们对冲的产量是不同的，而且每年都会有所不同，这取决于我们对未来商品价格的预期。根据我们的衍生合约向交易对手支付的任何款项，最终都应由从我们的产品销售中得到的价格提供资金。然而，生产收入往往滞后于对手方的付款。截至2019年9月30日，我们已经签订了衍生协议，涵盖2019年剩余时间的139.5 Bcfe，2020年的317.2 bcfe和2021年的13.1 bcfe，不包括我们的基础掉期。
43
下表列出现金的来源和用途。的现金等价物九结束的几个月九月 30, 2019和2018(千)：
|
|
|
|
九个月结束 九月三十日 |
|
||||
|
|
|
2019 |
|
|
|
2018 |
|
|
|
现金和现金等价物来源 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
经营活动 |
|
$ |
549,431 |
|
|
$ |
774,947 |
|
|
资产处置 |
|
|
784,527 |
|
|
|
24,339 |
|
|
利用信贷工具借款 |
|
|
1,730,000 |
|
|
|
1,602,000 |
|
|
其他 |
|
|
22,011 |
|
|
|
45,824 |
|
|
现金和现金等价物来源共计 |
|
$ |
3,085,969 |
|
|
$ |
2,447,110 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
现金和现金等价物的使用 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
对天然气和石油性质的补充 |
|
$ |
(550,355 |
) |
|
$ |
(781,554 |
) |
|
偿还信贷安排 |
|
|
(2,345,000 |
) |
|
|
(1,547,000 |
) |
|
面积采购 |
|
|
(39,795 |
) |
|
|
(50,461 |
) |
|
增加外勤事务资产 |
|
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(803 |
) |
|
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(1,230 |
) |
|
偿还高级债券 |
|
|
(90,274 |
) |
|
|
— |
|
|
支付的股息 |
|
|
(15,077 |
) |
|
|
(14,950 |
) |
|
债务发行成本 |
|
|
— |
|
|
|
(8,257 |
) |
|
其他 |
|
|
(44,856 |
) |
|
|
(43,749 |
) |
|
现金和现金等价物的使用共计 |
|
$ |
(3,086,160 |
) |
|
$ |
(2,447,201 |
) |
现金来源和现金等价物
业务活动产生的现金流量2019年前9个月为5.494亿美元，而2018年前9个月为7.749亿美元。从经营活动中提供的现金在很大程度上取决于商品价格和生产量，扣除了我们的衍生合同结算的影响。2018年前9个月至2019年前9个月营业活动提供的现金减少，反映出实际实现价格净额显著下降(下降25%)，以及我们2018年资产销售的影响，但因周转资金流入增加和生产量增加而有所抵消。截至2019年9月30日，我们对2019年剩余时间内预计总产量的65%以上进行了对冲，80%以上的天然气产量受到限制。经营活动提供的现金净额受生产和周转资本变动增加2%或现金收入和付款时间的影响。2019年头9个月周转资本的变化(反映在现金流量表中)为正数2 930万美元，而2018年前9个月为负2 030万美元。
现金和现金等价物的使用
资产处置。我们在2019年前9个月记录了7.845亿美元的撤资收益，主要是通过三笔单独的交易出售宾夕法尼亚西南部的最高版税权益。
对天然气和石油性质的补充2019年前9个月，与我们的7.56亿美元资本预算相比，预期是一致的。
偿还高级债券2099年前9个月，我们在公开市场购买的5.00%高级债券本金为3，290万美元，其中620万美元为2022年到期的5.875%高级债券本金，5，450万美元为2021年到期的5.76%高级债券本金。我们不时会根据当时的市场或其他情况，继续回购我们的高级债券。
流动性与资本资源
我们的流动资金和资本资源的主要来源是经营活动产生的内部现金流动、未承诺和承诺提供的银行信贷机制、进入债务和股本资本市场的机会以及资产出售。我们必须找到新的储备，发展现有的储备，以维持和增加我们的生产和现金流。我们主要通过成功的钻探项目来实现这一目标，这些项目需要大量的资本支出。我们继续采取措施，确保我们有足够的资本资源和流动性，为我们的资本支出计划提供资金。在2019年前9个月，我们签订了2019年、2020年和2021年额外的大宗商品衍生品合约，以保护未来的现金流。
2019年前9个月，我们从业务活动中提供的净现金5.494亿美元和资产销售收益用于资助约5.91亿美元的资本支出(包括土地购置)。在2019年9月30日，我们有35.4万美元的现金和89亿美元的总资产。
44
长期债务九月 30, 2019总计$3.110亿美元，包括美元328.0 m在我们的银行信贷工具上有数以百万计的欠款，2美元。8高级债券十亿元，高级附属债券四千九百万元。我们可用的通讯借入能力九月 30, 2019是$1.4 b万万，再加1美元。0可用于增加流动资金潜力的借款基数为10亿美元. 2019年10月，我们把贷款人的承诺从20亿美元增加到2美元。4十亿需要现金来支付必要的资本支出，以抵消石油和天然气工业中典型的生产和储备的固有下降。今后在增加储备和生产方面的成功将在很大程度上取决于现有的资本资源以及能否找到或获得更多的储备。我们目前认为，经营活动产生的净现金、银行信贷安排下未动用的承诺借款能力以及资产出售收益，再加上我们现有的天然气、NGL和石油衍生品合约，将足以满足短期金融债务和流动性需求。虽然我们的期望是在我们内部产生的现金流范围内运作，但只要我们的资本需求超过我们内部产生的现金流和资产出售的收益，债务或股票证券可能会发行以满足这些要求。长期现金流动取决于许多变量，包括生产水平和价格，以及历史上影响石油和石油的各种经济条件。天然气生意。一个天然气、天然气和石油价格的实质性下降或产量和储量的减少将降低我们为资本支出提供资金、履行财政义务和有利可图的能力。我们在每个日历年开始时建立一个资本预算，并在该年期间进行审查，同时考虑到各种因素，包括商品价格环境。我们的2019资本预算目前为$756.0百万
大宗商品价格仍然高度波动，2019年第三季度与2018年第四季度和2019年上半年相比有所下降。我们已经并必须继续通过提高效率和降低成本来调整我们的业务，以便在当前的价格环境中竞争，这也要求随着时间的推移，降低总债务水平。我们计划继续努力，在现金流范围内实现盈利增长。我们期望监察市场，并根据市场情况，寻找再融资或减债的机会。我们认为，我们能够很好地应对在低商品价格环境下面临的挑战，我们可以通过以下方式忍受当前和未来商品价格的持续波动：
|
|
• |
在我们的资本计划中执行纪律，期望用经营现金流量来为我们的资本支出提供资金，如果需要的话，在我们的银行信贷安排下进行借款； |
|
|
|
• |
继续优化钻探、完井及运作效率；及 |
|
|
|
• |
继续通过对冲我们的产量来管理价格风险。 |
|
信贷安排
截至2019年9月30日，我们维持了一个循环信贷安排，借款基数为30亿美元，贷款人承诺总额为20亿美元，我们称之为银行信贷贷款。2019年10月，我们将贷款承诺增加到24亿美元。在非投资级别期间，银行信贷安排主要由我们的所有资产担保，到期日为2023年4月13日。关于我们银行债务的更多信息，见我们未经审计的综合财务报表附注10。银行信贷安排下的可得性取决于贷款人每年确定的借款基数，并可选择在某些情况下更频繁地设定贷款基数。在投资等级期间，银行信贷安排下的可得性仅限于贷款人的总承付款。截至2019年9月30日，我们信贷安排下的未清余额为3.28亿美元。此外，截至2019年第三季度末，我们有2.552亿美元未开出信用证，剩下14亿美元的承诺借款能力可在该机制下使用，另外还有10亿美元的借款基础能力，用于潜在增加贷款人承诺。2019年10月，银行信贷机制又增加了4 000万美元的贷款承诺。
我们的银行信贷机构对股息的支付和其他限制付款施加了限制(在我们的银行信贷安排下)。银行信贷安排还载有与债务产生、留置权、投资和财务比率有关的习惯契约。在2019年9月30日，我们遵守了所有的公约。关于我们银行债务的更多信息，见我们未经审计的综合财务报表附注10。
现金股息支付
在2019年8月30日，我们的董事会宣布，我们已发行的普通股每股股息为2美分(500万美元)，并于2019年9月30日支付给9月营业结束时有记录的股东。 13, 2019年。未来股息的数额和频率取决于董事会的酌处权，主要取决于收益、资本支出、债务契约和其他各种因素。
现金合同债务
我们的合同义务包括长期债务、经营租赁、衍生债务、资产退休义务和运输、加工和收集承诺。截至2019年9月30日，我们没有任何重大损失-
45
资产负债表债务或其他此类未记录债务，我们没有担保任何债务任何无关的派对。截至九月 30, 2019，我们一共有$255.2在我们的银行信贷安排下，有一百万张未开立的信用证。
自2018年12月31日以来，我们的合同债务没有发生重大变化，只有我们的未偿银行信贷贷款余额减少了6.15亿美元。
利率
截至2019年9月30日，我们约有31亿美元未偿债务。其中28亿元按固定利率计算的利息平均为5.2%。银行债务总额为3.28亿美元，按浮动利率计息，2019年9月30日为3.3%。2019年9月30日的30天LIBOR利率约为2.0%.2019年9月30日，浮动利率债务的短期利率上调1%，将使我们每年增加约330万美元的利息开支。
表外安排
我们目前没有利用与未合并实体的任何重大的表外安排来提高我们的流动性或资本资源状况，或用于任何其他目的。然而，按照石油和天然气行业的惯例，我们有各种合同工作承诺，其中一些承诺在现金合同义务项下加以说明。
通货膨胀和价格变动
我们的收入、我们的资产价值，以及我们以有吸引力的条件获得银行贷款或额外资本的能力，已经并将继续受到天然气、天然气和石油价格的变化以及生产我们储备的成本的影响。天然气、天然气和石油价格受到我们无法控制或预测的重大波动的影响。虽然我们的某些成本和开支受到一般通货膨胀的影响，但通货膨胀通常不会对我们的业务产生重大影响。我们预计2019年剩余时间的费用将继续取决于供应情况。
某些尚未采用的新会计准则
合并财务报表附注3讨论了尚未采用的某些新会计准则的影响。
前瞻性陈述
管理层讨论和分析财务状况和运营结果的某些部分包括关于可能影响我们业务的趋势或事件的前瞻性陈述。这些声明包含“预期”、“相信”、“预期”、“目标”、“计划”、“项目”、“可能”、“可能”、“应该”、“将”等词语，或类似的词语，表明未来的结果是不确定的。根据1995年“私人证券诉讼改革法”的“安全港”规定，这些声明附有明确重要因素的警告用语，但不一定是所有这些因素，这些因素可能导致未来的结果与前瞻性声明中提出的结果大不相同。这些前瞻性声明是基于我们目前对未来发展的期望和信念及其对我们的潜在影响。虽然管理层认为这些前瞻性陈述在作出时是合理的，但无法保证对我们有影响的未来事态发展将是我们预期的。所有有关我们对未来收入和运营结果的期望的评论都是基于我们目前对我们现有业务的预测，不包括任何未来事件的潜在影响。我们没有义务公开更新或修改任何前瞻性声明的日期后，无论是由于新的信息，未来的事件或其他原因。关于影响我们业务的其他风险因素，见1A项。我们2018年12月31日截止的年度10-K年度报告中列出的风险因素，于2019年2月25日提交给美国证交会。
|
它Em 3. |
市场风险的定量和定性披露 |
以下信息的主要目的是提供前瞻性的定量和定性信息，说明我们对市场风险的潜在风险敞口。“市场风险”一词是指天然气、天然气、石油价格和利率的不利变化所造成的损失风险。披露并不是未来预期损失的准确指标，而是合理可能发生的损失的指标。这些前瞻性的信息提供了我们如何看待和管理我们正在进行的市场风险敞口的指标.我们所有的市场风险敏感工具都是为交易以外的目的而购买的.所有账户均以美元计价。
市场风险
我们面临着与天然气、天然气和石油价格波动有关的市场风险。我们采用各种策略，包括使用商品衍生工具来管理与这些价格波动有关的风险。这些
46
衍生工具适用于我们生产的不同部分，只提供部分价格保护。这些安排限制了价格上涨对我们的好处，但在价格下跌时提供保护。此外，如果我们的交易对手违约，这种保护可能是有限的，因为我们可能得不到衍生品的好处。实际价格主要由全球石油价格和北美天然气生产现货市场价格驱动。多年来，天然气和石油价格一直波动不定，难以预测。天然气价格的变化对我们的影响比石油价格的变化更大，因为我们在12月31日，201中约有67%的价格变化。8探明储量是天然气。我们还面临与利率变化有关的市场风险。这些风险与D没有实质性变化。成员31，2018到九月 30, 2019.
商品价格风险
我们使用基于商品的衍生合约来管理对商品价格波动的风险敞口。我们并非为投机或交易的目的而订立这些安排。有时，我们的某些衍生品是掉期交易，在那里，我们获得一个固定的价格，我们的生产，并支付市场价格给交易方。我们的衍生工具程序也可以包括项圈，它建立了一个最低的底价和一个预定的最高价格。我们还签订了含有固定价格互换和卖出期权的天然气衍生工具(下表称为互换)。在2019年9月30日，我们的衍生计划包括掉期，项圈，呼叫和互换。这些合同的公允价值按截至2019年9月30日立即清算时将实现的估计数额计算，其未实现税前净利约为1.523亿美元。这些合同到2021年12月每月到期。截至2019年9月30日，除我们的基础掉期外，下列大宗商品衍生产品合约仍未到期，现讨论如下：
|
期间 |
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合同类型 |
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卷边 |
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加权 平均套期价格 |
|
公平市场 价值 |
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天然气 |
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(单位：千) |
|
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2019 |
|
掉期 |
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1 271 739 MMBtu/日 |
|
|
$ 2.82 |
|
$ |
46,619 |
|
2020 |
|
掉期 |
|
674，208 MMBtu/日 |
|
|
$ 2.64 |
|
$ |
54,351 |
|
2019 |
|
互换 |
|
140 000 MMBtu/天 |
|
|
$ 2.81 (1) |
|
$ |
4,342 |
|
2020 |
|
互换 |
|
147 568 MMBtu/日 |
|
|
$ 2.77 (1) |
|
$ |
18,162 |
|
2021 |
|
互换 |
|
30 000磅/天 |
|
|
$ 2.70 (1) |
|
$ |
2,698 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
原油 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2019 |
|
掉期 |
|
|
|
|
$ |
|
$ |
1,907 |
|
2020 |
|
掉期 |
|
|
|
|
$ |
|
$ |
16,503 |
|
2019 |
|
衣领 |
|
|
|
|
$ |
|
$ |
869 |
|
2020 |
|
互换 |
|
1 000 bbls/天 |
|
|
$ 57.00 (2) |
|
$ |
(243) |
|
2021 |
|
互换 |
|
1 000 bbls/天 |
|
|
$ 55.00 (2) |
|
$ |
1,757 |
|
2020 |
|
打电话 |
|
500磅/天 |
|
|
$ 59.00 |
|
$ |
(224) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NGL(C3-丙烷) |
|
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|
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|
|
|
|
2019 |
|
掉期 |
|
500磅/天 |
|
|
每加仑0.53美元 |
|
$ |
132 |
|
|
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|
|
|
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|
|
|
|
|
NGLs(NC4-正丁烷) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2019 |
|
掉期 |
|
1 000 bbls/天 |
|
|
每加仑0.60美元 |
|
$ |
160 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NGLs(iC4-ISO丁烷) |
|
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|
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|
|
|
|
|
|
2019 |
|
掉期 |
|
500磅/天 |
|
|
每加仑0.75美元 |
|
$ |
(2) |
|
|
|
|
|
|
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|
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|
|
|
NGLs(C5-天然汽油) |
|
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|
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|
|
2019 |
|
掉期 |
|
5，500桶/天 |
|
|
每加仑1.30美元 |
|
$ |
5,229 |
|
|
(1) |
包含一种组合衍生工具，由固定价格互换和出售期权组成，以延长或翻番成交量。我们为2019年建立了14万MMBtu/日的掉期，交易方可以选择以2.81美元的加权平均价格将合同延长至2020年12月。到2020年，如果交易对手选择将交易量翻一番，我们将以2.78美元的加权平均价格，为11万MMBtu/日推出更多的掉期交易。我们还为2020年建立了50，000 MMBtu日的掉期，交易方可以选择以2.75美元的加权平均价格将合同延长至2021年12月。2021年，如果交易对手选择将成交量翻一番，我们将以2.70美元的加权平均价格，为3万MMBtu/日推出更多的掉期交易。 |
|
|
|
(2) |
包含一种组合衍生工具，由固定价格互换和出售期权组成，以延长或翻番成交量。我们在2020年实行了1000桶/天的掉期交易，交易对手可以选择以57.00美元的加权平均价格将合同延长至2021年。2021年，如果交易对手选择将成交量增加一倍，我们将以55.00美元的加权平均价格，为每天1000亿美元的股票推出更多的掉期交易。 |
|
47
在未来，我们预计我们的NGLs产量将继续增长。我们相信NGL的价格是季节性的，尤其是丙烷。因此，NGL与NYMEX WTI(或西德克萨斯中质油)的价格关系将因产品成分、季节性和地理供求而有所不同。我们在几个地区和国际市场销售NGLs。如果我们不能销售或储存NGL，我们可能需要减少生产或将我们的钻探活动转移到干气地区。
目前，阿巴拉契亚地区对乙烷的需求和基础设施有限。我们签订了合同，从Marcellus页岩地区销售或运输乙烷。我们不能确保这些设施仍然可用。如果我们不能根据这些协议中的至少一项出售乙烷，我们可能需要削减生产，或者像过去那样购买或转用天然气，以便与我们丰富的渣油混合。
其他商品风险
我们受到基础风险的影响，这些因素影响了衍生商品工具所反映的商品期货价格与基础商品的现金市场价格之间的关系。天然气交易价格通常以行业参考价格为基础，这种参考价格可能与当地市场的价格不同。如果一个区域的商品价格变化没有反映在其他区域，衍生商品工具可能不再提供预期的套期保值，从而增加基础风险。因此，除了上述掉期交易之外，我们还签订了天然气基础互换协议。由于基础调整、相对质量等因素，我们所获得的天然气生产价格可能比NYMEX Henry Hub价格更高或更低。基础互换协议有效地修正了基础调整。在2019年9月30日，天然气基础掉期的公允价值增加了460万美元，到2021年12月每月结算。
在2019年9月30日，我们还有丙烷基础合约，锁定了Mont Belvieu和国际丙烷指数之间的差额。这些合同每月于2019年10月至12月结算，并于2020年每月结算，总产量为1 875 000桶。这些合同的公允价值在2019年9月30日损失了330万美元。
下表显示了我们衍生产品的公允价值以及2019年9月30日大宗商品价格10%和25%的变动将导致的公允价值的假设变化。我们仍然面临商品衍生工具的市场价值可能发生变化的风险；然而，这种风险应通过基本实物商品的价格变化来减轻(千)：
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公允价值的假设变动 |
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公允价值的假设变动 |
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||||||||||
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增加 |
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|
减少 |
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||||||||||
|
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|
公允价值 |
|
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10% |
|
|
25% |
|
|
10% |
|
|
25% |
|
|||||
|
掉期 |
|
$ |
124,899 |
|
|
$ |
(97,245 |
) |
|
$ |
(241,751 |
) |
|
$ |
97,288 |
|
|
$ |
243,209 |
|
|
衣领 |
|
|
869 |
|
|
|
(426 |
) |
|
|
(837 |
) |
|
|
474 |
|
|
|
1,209 |
|
|
打电话 |
|
|
(224 |
) |
|
|
(215 |
) |
|
|
(648 |
) |
|
|
134 |
|
|
|
204 |
|
|
互换 |
|
|
26,716 |
|
|
|
(28,516 |
) |
|
|
(90,063 |
) |
|
|
23,812 |
|
|
|
56,382 |
|
|
基掉期 |
|
|
1,331 |
|
|
|
(2,943 |
) |
|
|
(7,379 |
) |
|
|
2,966 |
|
|
|
7,487 |
|
|
运费互换 |
|
|
1,439 |
|
|
|
812 |
|
|
|
2,031 |
|
|
|
(806 |
) |
|
|
(2,037 |
) |
我们以商品为基础的衍生产品合同使我们面临合同对手方不履约的信用风险。我们的风险敞口主要是在主要的投资级金融机构之间进行的，我们与我们的对手方有主要的净结算协议，这些协议规定用单独的衍生合同中的应收账款抵消应付账款。我们的衍生合约涉及多个交易对手，以尽量减少我们对任何一个对手方的风险敞口。截至2019年9月30日，我们的衍生交易对手方包括19家金融机构，其中除3家外，其余都是我们银行信贷机构的有担保贷款机构。在确定衍生产品合约的公允价值时，要考虑交易方的信用风险。虽然我们的对手方主要是主要的投资级金融机构，但我们的衍生合约的公允价值已经被调整，以考虑到我们的某些对手方不履约的风险，这是无关紧要的。我们从费城附近的马库斯胡克工厂销售的丙烷是短期的，只卖给一个买家。我们的乙烷销售从马库斯胡克是一个单一的国际客户，具有类似的信用评级范围。
利率风险
我们面临银行债务的利率风险。我们试图平衡可变利率债务、固定利率债务和债务期限，以管理利率成本、利率波动和融资风险。这是通过固定利率的高级和高级次级债务和可变利率银行债务的组合来实现的。截至2019年9月30日，我们有31亿美元未偿债务。其中28亿元按固定利率计算，平均利率为5.2%。银行债务总额为3.28亿美元，以浮动利率计息，2019年9月30日为3.3%。2019年9月30日，伦敦银行同业拆息利率为30天。
48
约2.0%。短期利率上升1%吴-未偿还债务九月 30, 2019, w乌尔德花了我们大约$3.3 额外的年度利息开支。
|
它Em 4。 |
管制和程序 |
对披露控制和程序的评估
根据经修订的1934年“证券交易法”(“交易法”)第13a-15(B)条的要求，我们在管理层的监督和参与下，包括我们的首席执行官和首席财务官在内，评估了本季度报告表10-Q所述期间终了时(根据“交易法”第13a-15(E)条和第15d-15(E)条)设计和运作披露控制和程序的有效性。我们的披露控制和程序旨在提供合理的保证，使我们在根据“交易所法”提交的报告中所需披露的信息得到积累，并酌情传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时作出关于所需披露的决定，并在证券交易委员会规则和表格规定的时限内进行记录、处理、汇总和报告。根据评估结果，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序自2019年9月30日起在合理的保证水平上生效。
财务报告内部控制的变化
在截至2019年9月30日的季度内，我们对财务报告的内部控制制度(如“外汇法”第13a-15(F)条和第15d-15(F)条所界定的)没有发生任何变化，对财务报告的内部控制产生了重大影响，或相当可能对财务报告的内部控制产生重大影响。
第二部分-其他资料
|
第1项 |
法律诉讼 |
关于我们的法律程序摘要，见上文第一部分第1项中题为“承付款和意外开支”的未经审计的合并财务报表附注18，这些资料在此以参考方式纳入。
环境诉讼
我们的子公司，Range Resources-Appalachia，LLC，在2015年第二季度收到宾夕法尼亚州环境保护部(DEP)的通知，它打算根据“清洁溪流法”和2012年“石油和天然气法”评估与莱昂威尔县一口井有关的民事处罚。DEP指示我们防止甲烷和其他物质从这口气井逃逸到地下水和溪流中。我们有相当多的证据表明，这口井没有漏水，对周围水井的预钻测试表明，在我们开始作业之前，水中存在甲烷。虽然我们打算向DEP大力表明这一立场，但这一问题的解决仍可能导致100 000美元以上的金钱制裁。
|
它EM 1A。 |
危险因素 |
我们在经营过程中受到各种风险和不确定因素的影响。除本报告其他部分讨论的因素外，您还应仔细考虑项目1A下所述的风险和不确定性。我们在2018年12月31日终了年度的10-K表格年度报告中提出了风险因素。与以前以10-K形式披露的风险因素相比，没有发生重大变化。
49
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它Em 6. |
展品 |
展示索引
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陈列品 |
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展品描述 |
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3.1 |
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重报靶场资源公司注册证书(参考表3.1.1于2004年5月5日提交证交会的10-Q表格(档案编号001-12209))，经“牧场资源公司注册证明书第二次修订证明书”修订(参照我们于2005年7月28日提交证交会的表10-Q(档案编号001-12209)的附录3.1)及靶场资源公司注册证书的第二次修订证明书(参考2008年7月24日提交证交会的10-Q表格(档案编号001-12209)表3.1) |
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3.2
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经修订及重整的靶场资源公司法例(参照我们于2016年5月19日提交证交会的表格8-K(档案编号001-12209)附录3.1) |
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10.1 |
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第六份经修订和恢复的信贷协议，日期为2018年4月13日，由Range Resources Corporation(作为借款人)和摩根大通银行(JPMorgan Chase Bank，N.A.)作为行政代理人以及其他放款人和代理人(参照2018年4月16日提交证交会的表8-K(档案号001-12209)表10.1) |
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10.2* |
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截至2019年10月18日，Range Resources Corporation(以借款人身份)和JPMorganChase Bank(N.A.)作为行政代理人以及其他放款人和代理人之间对第六份经修订和恢复的信贷协议的第一修正案 |
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10.3 |
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截至2018年7月9日，Range Resources Corporation、SailingStone Capital Partners LLC和SailingStone Holdings LLC之间的投票支持和提名协议(参照2018年7月10日向证交会提交的表10.1至表格8-K(档案编号001-12209)) |
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10.4 |
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Range Resources Corporation 2019股权薪酬计划(参考本公司于2019年5月16日向证交会提交的表格8-K(档案编号001-12209)的表10.1) |
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31.1* |
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根据2002年“萨班斯-奥克斯利法”第302条，由Range Resources公司总裁兼首席执行官颁发证书 |
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31.2* |
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根据2002年“萨班斯-奥克斯利法”第302条，由Range Resources公司首席财务官认证 |
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32.1** |
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根据2002年“萨班斯-奥克斯利法”第906条通过的Range Resources Corporation总裁和首席执行官根据“美国法典”第18条第1350款颁发的证书 |
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32.2** |
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根据2002年“萨班斯-奥克斯利法”第906条通过的Range Resources Corporation首席财务官根据“美国法典”第18条第1350条颁发的证书 |
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101.国家统计局* |
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内联XBRL实例文档--XBRL实例文档没有出现在交互式数据文件中，因为它的XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中 |
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101.Sch* |
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内联XBRL分类法扩展模式 |
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101.CAL* |
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内联XBRL分类法扩展计算链接库文档 |
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101.DEF* |
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内联XBRL分类法扩展定义链接库文档 |
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101.实验室* |
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内联XBRL分类法扩展标签链接库文档 |
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101.Pre* |
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内联XBRL分类法扩展表示链接库文档 |
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随函提交 |
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随函提供 |
50
西纳图雷斯
根据1934年“证券交易法”的要求，登记人已正式安排由下列签名人代表其签署本报告，并正式授权。
日期：2019年10月23日
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Range资源公司 |
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通过： |
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/S/Mark S.SCUCCHI |
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马克·S·斯库奇 |
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高级副总裁和 |
日期：2019年10月23日
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Range资源公司 |
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通过： |
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/S/Dori A.Ginn |
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Dori A.Ginn |
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高级副总裁-财务主任及 |
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