美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格
(标记一)
根据1934年“证券交易法”第13或15(D)条规定的季度报告 |
在截至本季度末的季度内
或
根据1934年证券交易所法令第13或15(D)条提交的过渡报告 |
的过渡期 至
委托文件编号：
(注册人的确切姓名载于其约章)
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(述明或其他司法管辖权 公司或组织) |
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(美国国税局雇主 识别号码) |
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(主要行政办公室地址) |
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(邮政编码) |
根据该法第12(B)节登记的证券：
每节课的标题 |
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交易 符号 |
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注册的每个交易所的名称 |
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注册人的电话号码，包括区号
(
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》(Securities Exchange Act)第13或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。
用复选标记表示注册人是否以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件 在过去12个月内(或在要求注册人提交此类文件的较短期限内)。
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。参见“交易法”第12b-2条中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小报告公司”和“新兴成长型公司”的定义。
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加速后的文件管理器 |
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非加速文件管理器 |
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规模较小的新闻报道公司 |
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新兴市场成长型公司 |
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如果是新兴成长型公司，用勾号表示注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据交易所法案第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。 |
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用复选标记表示注册人是否为空壳公司(如交易法第12b-2条所定义)。
是
牧场资源公司
表格10-Q
截至2021年6月30日的季度
除非上下文另有说明，本报告中提及的“Range Resources”、“Range”、“We”、“Us”或“Our”均指Range Resources Corporation及其直接和间接拥有的子公司. 有关本10-Q表格中使用的特定行业术语，请参阅我们2020年度报告中的10-K表格中的“特定定义术语词汇表”。
目录
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页面 |
第一部分-财务信息 |
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第1项。 |
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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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合并业务报表(未经审计) |
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4 |
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合并全面损失表(未经审计) |
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5 |
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合并现金流量表(未经审计) |
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6 |
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|
合并股东权益报表(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 |
第二项。 |
|
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 |
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28 |
第三项。 |
|
关于市场风险的定量和定性披露 |
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41 |
第四项。 |
|
管制和程序 |
|
44 |
第二部分-其他资料 |
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第1项。 |
|
法律程序 |
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44 |
项目1A。 |
|
风险因素 |
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44 |
第二项。 |
|
未登记的股权证券销售和收益的使用 |
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44 |
第六项。 |
|
陈列品 |
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45 |
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签名 |
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46 |
2
P艺术一-财务信息
第1项。财务报表
牧场资源公司
综合资产负债表
(单位为千，每股数据除外)
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六月三十日， |
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12月31日， |
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2021 |
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2020 |
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资产 |
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(未经审计) |
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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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$ |
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应收账款，减去坏账准备#美元 |
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衍生资产 |
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其他流动资产 |
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流动资产总额 |
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衍生资产 |
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天然气性质，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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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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经营性租赁使用权资产 |
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其他资产 |
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总资产 |
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$ |
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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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$ |
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||
资产报废义务 |
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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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资产剥离合同义务 |
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||
长期债务的当期到期日 |
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流动负债总额 |
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银行债务 |
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高级注释 |
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高级附属票据 |
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递延税项负债 |
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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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资产报废债务和其他负债 |
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资产剥离合同义务 |
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总负债 |
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股东权益 |
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优先股，$ |
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普通股，$ |
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国库持有的普通股， |
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( |
) |
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( |
) |
额外实收资本 |
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累计其他综合损失 |
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( |
) |
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( |
) |
留存赤字 |
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( |
) |
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( |
) |
股东权益总额 |
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||
总负债和股东权益 |
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$ |
|
|
$ |
|
||
附注是这些合并财务报表的组成部分。
3
牧场资源公司
公司非SOLIDATED操作语句
(未经审计，单位为千，每股数据除外)
|
|
截至6月30日的三个月， |
|
|
截至6月30日的六个月， |
|
||||||||||
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2021 |
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2020 |
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2021 |
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2020 |
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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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$ |
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||||
衍生公允价值(亏损)收益 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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经纪天然气、营销等 |
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总收入和其他收入 |
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成本和费用： |
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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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生产税和从价税 |
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经纪天然气与市场营销 |
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探索 |
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未探明财产的遗弃和减值 |
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一般事务和行政事务 |
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退出和终止成本 |
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( |
) |
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) |
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延期补偿计划 |
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利息 |
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提前清偿债务的损失(收益) |
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( |
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) |
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损耗、折旧和摊销 |
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已证实财产的减值 |
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||||
出售资产的(收益)损失 |
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( |
) |
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( |
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( |
) |
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总成本和费用 |
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||||
所得税前收入(亏损) |
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( |
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( |
) |
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所得税费用(福利)： |
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当前 |
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延期 |
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( |
) |
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) |
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( |
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净损失 |
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( |
) |
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$ |
( |
) |
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( |
) |
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$ |
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每股普通股净亏损： |
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基本信息 |
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( |
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( |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
稀释 |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
加权平均已发行普通股： |
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||||
基本信息 |
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||||
稀释 |
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||||
附注是这些合并财务报表的组成部分。
4
牧场资源公司
公司合并报表再生性损失
(未经审计，单位为千)
|
|
|
截至6月30日的三个月， |
|
|
截至6月30日的六个月， |
|
||||||||||
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2021 |
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2020 |
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2021 |
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2020 |
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||||
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||||
净损失 |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
其他全面亏损： |
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退休后福利： |
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精算收益 |
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摊销先前服务费用 |
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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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( |
) |
全面损失总额 |
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$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
随附的注释是 这些合并财务报表。
5
牧场资源公司
公司非公允价值现金流量表
(未经审计，单位为千)
|
|
截至6月30日的六个月， |
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2021 |
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2020 |
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经营活动： |
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||
净损失 |
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$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
对净亏损与经营活动提供的现金净额进行调整： |
|
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||
递延所得税(福利)费用 |
|
|
( |
) |
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已探明财产的损耗、折旧、摊销和减值 |
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未探明财产的遗弃和减值 |
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衍生公允价值损失(收益) |
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( |
) |
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衍生金融工具的现金结算 |
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( |
) |
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资产剥离合同义务增值，收益净额 |
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( |
) |
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坏账准备 |
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摊销递延融资成本和其他 |
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递延和基于股票的薪酬 |
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出售资产的收益 |
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( |
) |
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( |
) |
提前清偿债务的损失(收益) |
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|
( |
) |
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营运资金变动： |
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|
|
||
应收账款 |
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|
( |
) |
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|
|
其他流动资产 |
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( |
) |
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|
( |
) |
应付帐款 |
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|
|
( |
) |
|
应计负债及其他 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
经营活动提供的现金净额 |
|
|
|
|
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|
||
投资活动： |
|
|
|
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||
天然气性质的添加 |
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( |
) |
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( |
) |
增加外地服务资产 |
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( |
) |
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( |
) |
种植面积购买 |
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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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( |
) |
出售递延投资者持有的有价证券所得收益 |
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|
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||
用于投资活动的净现金 |
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( |
) |
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( |
) |
融资活动： |
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信贷借贷 |
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偿还信贷安排 |
|
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( |
) |
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( |
) |
发行优先票据 |
|
|
|
|
|
|
||
偿还高级或高级次级票据 |
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|
( |
) |
|
|
( |
) |
购买国库股 |
|
|
|
|
|
( |
) |
|
发债成本 |
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( |
) |
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( |
) |
为预扣股份支付的税款 |
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( |
) |
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( |
) |
现金透支变动 |
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( |
) |
|
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出售递延补偿持有的普通股所得收益 |
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|
|
|
||
融资活动提供的现金净额(用于) |
|
|
( |
) |
|
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|
现金和现金等价物增加 |
|
|
|
|
|
|
||
期初现金及现金等价物 |
|
|
|
|
|
|
||
期末现金和现金等价物 |
|
$ |
|
|
$ |
|
||
附注是这些合并财务报表的组成部分。
6
牧场资源公司
合并报表OF股东权益
(未经审计，单位为千)
2021财年 |
|
|
|
|
|
|
|
普普通通 |
|
|
|
|
|
|
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|
累计 |
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|||||||
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库存 |
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|
其他内容 |
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其他 |
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普通股 |
|
|
被扣留在 |
|
|
实缴 |
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|
留用 |
|
|
全面 |
|
|
|
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||||||||||
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|
股票 |
|
|
面值 |
|
|
财政部 |
|
|
资本 |
|
|
赤字 |
|
|
损失 |
|
|
总计 |
|
|||||||
截至2020年12月31日的余额 |
|
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$ |
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
$ |
( |
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) |
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$ |
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普通股发行 |
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( |
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普通股发行 |
|
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— |
|
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( |
) |
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|
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|||||
基于股票的薪酬 |
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— |
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库存股 |
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其他综合收益 |
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净收入 |
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|
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|
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||||||
截至2021年3月31日的余额 |
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) |
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( |
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( |
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普通股发行 |
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|||||||
基于股票的薪酬 |
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||||||
库存股 |
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— |
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|
|
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其他综合收益 |
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净损失 |
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( |
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( |
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截至2021年6月30日的余额 |
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$ |
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$ |
( |
) |
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$ |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
|
$ |
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||||
附注是这些合并财务报表的组成部分。
7
牧场资源公司
合并股东权益报表
(未经审计，单位为千，每股数据除外)
2020财年 |
|
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普普通通 |
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累计 |
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库存 |
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其他内容 |
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其他 |
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普通股 |
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被扣留在 |
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实缴 |
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留用 |
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全面 |
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股票 |
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面值 |
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财政部 |
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资本 |
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赤字 |
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损失 |
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总计 |
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截至2019年12月31日的余额 |
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$ |
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$ |
( |
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$ |
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$ |
( |
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$ |
( |
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普通股发行 |
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基于股票的薪酬 |
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库存股 |
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其他综合收益 |
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净收入 |
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截至2020年3月31日的余额 |
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普通股发行 |
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普通股发行 |
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基于股票的薪酬 |
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库存股 |
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( |
) |
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( |
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其他综合收益 |
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净损失 |
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截至2020年6月30日的余额 |
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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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||||
附注是这些合并财务报表的组成部分。
8
牧场资源公司
关于合并财务的说明内部审计报表(未经审计)
(一)组织机构和业务性质摘要
Range Resources Corporation是一家总部位于得克萨斯州沃斯堡的独立天然气、天然气液体(NGL)和石油公司，从事美国阿巴拉契亚地区天然气资产的勘探、开发和收购。我们的目标是通过注重回报的天然气资产开发来创造股东价值。Range是特拉华州的一家公司，我们的普通股在纽约证券交易所上市交易，代码为“RRC”。
(2)陈述依据
这些合并财务报表未经审计，但管理层认为，它们反映了公平陈述报告期间业绩所需的所有调整。除非另有披露，否则所有调整都属于正常的经常性性质。这些综合财务报表(包括部分附注)是根据美国证券交易委员会(SEC)的适用规则编制的，并不包括美国公认会计原则(U.S.GAAP)对完整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我们于2021年2月23日提交给证券交易委员会的2020年Form 10-K年度报告中包括的合并财务报表及其注释一起阅读。截至2021年6月30日的第二季度和六个月的运营结果不一定表明全年的预期结果。正如我们在提交给证券交易委员会的2020年10-K表格年度报告的附注2和附注18中更全面地描述的那样，2020年第一季度、第二季度和第三季度的递延税费(福利)已通过重述进行了更正。
(3)新会计准则
尚未被收养
预计都不会对我们的财务报表产生实质性影响。
(4)处置
我们确认税前净收益为$。
2021年处置
北路易斯安那州。在2021年第二季度，我们通过出售我们的北路易斯安那州资产(于2020年第三季度完成)获得了额外的收益，为$
2020年的处置
(五)与客户的合同收入
收入的分类
我们有
9
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截至三个月 |
|
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截至六个月 |
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2021 |
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2020 |
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2021 |
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2020 |
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||||
天然气销售 |
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
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||||
NGLS销量 |
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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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||||
购进天然气销售情况 |
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||||
购买的NGL的销售情况 |
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其他营销收入(1) |
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总计 |
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$ |
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$ |
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$ |
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|
$ |
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(1)
(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，根据我们的实际收入与年度预测相比的组合和时间，我们的实际税率可能会按季度变化，可能会使比较没有意义。有效所得税率受到多种因素的影响，包括地理来源和这些收入来源的相对大小。离散项目的所得税是在特定交易发生的期间计算和记录的。在截至2021年和2020年6月30日的三个月和六个月，我们的总体有效税率与联邦法定税率不同，这主要是由于州所得税、股权补偿、估值免税额和其他税项。
(七)普通股每股收益(亏损)
普通股股东应占每股基本收益或亏损的计算方法为(1)普通股股东应占收益或亏损(2)减去可分配给参与证券的收入(3)除以加权平均已发行基本股票。普通股股东应占稀释收益或每股亏损的计算方法为(1)普通股股东应占基本收益或亏损(2)加上可分配给参与证券的收益的稀释调整数(3)除以加权平均已发行稀释后股份。下文阐述了普通股股东应占收益或亏损、普通股股东应占基本收益或亏损、普通股股东应占稀释收益或亏损(除每股金额外，以千计)的对账方式：
|
|
截至三个月 |
|
|
截至六个月 |
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||||||||||
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2021 |
|
|
2020 |
|
|
2021 |
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|
2020 |
|
||||
报告的净(亏损)收入 |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
参股收益(a) |
|
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||||
归属于普通股股东的基本净(亏损)收入 |
|
|
( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
参与收益的重新分配(a) |
|
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||||
稀释后的净(亏损)收益归因于普通股 |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
每股普通股净(亏损)收益： |
|
|
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||||
基本信息 |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
稀释 |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
(a)
以下详细说明加权平均已发行普通股和稀释加权平均已发行普通股(单位：千)：
|
|
截至三个月 |
|
|
截至六个月 |
|
||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
||||
加权平均已发行普通股-基本普通股和稀释普通股 |
|
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||||
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||||
10
加权平均已发行普通股-2021年第二季度基本不包括
(8) 资本化成本与累计折旧、损耗和摊销 (a)
|
|
六月三十日， |
|
|
十二月三十一日， |
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(单位：千) |
|
|||||
天然气性质： |
|
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易耗尽的物业 |
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$ |
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$ |
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||
未证明的性质 |
|
|
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||
总计 |
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|
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|
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||
累计损耗和折旧 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
净资本化成本 |
|
$ |
|
|
$ |
|
||
(9)负债
截至以下日期，我们有以下未偿债务(括号中显示了2021年6月30日的银行债务利率)。
|
|
六月 30, |
|
|
十二月 31, |
|
||
银行债务 ( |
|
$ |
|
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$ |
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||
高级注释： |
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|||
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2022年到期的其他优先票据 |
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高级票据合计 |
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高级附属票据： |
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|
|||
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|||
高级次级票据合计 |
|
|
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|
||
债务总额 |
|
|
|
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|
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||
未摊销保费 |
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|
|
|
|
|
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未摊销债务发行成本 |
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( |
) |
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|
( |
) |
总债务扣除债务发行成本后的净额 |
|
|
|
|
|
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||
较少的当前长期债务到期日 |
|
|
|
|
|
( |
) |
|
长期债务总额 |
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$ |
|
|
$ |
|
||
银行债务
2018年4月，我们签订了一项修订并重述的循环银行贷款，我们将其称为我们的银行债务或银行信贷贷款，该贷款以我们几乎所有的资产为抵押，到期日为
11
承诺额度可增加至借款基数，但须向同意参与贷款增加的银行支付双方均可接受的承诺费。银行信贷安排下的借款可以是替代基准利率(ABR，如银行信贷安排协议中所定义)加上以下范围的利差：
作为我们在2021年3月完成的重新确定的一部分，我们的借款基数再次确定为#美元。
新高级票据
2021年1月，我们发行了$
提早赎回
2021年第一季度，根据管理我们某些高级和高级次级票据的契约条款，我们通知受托人，我们选择赎回以下票据的未偿还本金金额(以千为单位)：
|
|
杰出的 |
|
|
2021年到期的5.75%优先债券 |
|
$ |
|
|
2022年到期的5.875厘优先债券 |
|
$ |
|
|
5.75%高级次级债券2021年 |
|
$ |
|
|
5.00%高级次级债券2022年 |
|
$ |
|
|
2023年5.00%高级次级债券 |
|
$ |
|
|
赎回价格等于
高级注释
如果我们的控制权发生变化，票据持有人可能会要求我们在以下地址回购全部或部分优先票据：
担保
Range是一家控股公司，没有运营资产，没有独立于其子公司的重大业务。我们的子公司(由Range直接或间接拥有)对我们的优先票据和我们的银行信贷安排的担保是全面的、无条件的和连带的，但须遵守某些惯常的放行条款。资产，
12
Range和我们的担保子公司的负债和经营结果与我们的合并财务报表没有实质性区别。子担保人可以解除其担保义务：
债务契约
(10)资产报废义务
我们的资产报废义务主要代表我们将在生产资产的生产寿命结束时堵塞、废弃和修复这些资产所产生的金额的估计现值。在确定这些义务时使用的重要投入包括对封堵和废弃成本的估计、估计的未来通货膨胀率和井下生活。投入是根据历史数据和当前估计成本计算的。
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六个月 |
|
|
年 |
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期初 |
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$ |
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$ |
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已发生的负债 |
|
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收购 |
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已结清的负债 |
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( |
) |
|
|
( |
) |
水井的处置 |
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( |
) |
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增值费用 |
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|
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预算的更改 |
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||
期末 |
|
|
|
|
|
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较少电流部分 |
|
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( |
) |
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( |
) |
长期资产报废义务 |
|
$ |
|
|
$ |
|
||
增值费用在随附的综合经营报表中确认为折旧、损耗和摊销费用的组成部分。
(11)衍生活动
我们使用基于大宗商品的衍生品合约来管理大宗商品价格波动的风险敞口。我们不会为投机或交易目的而订立这些安排。我们利用商品掉期、衣领、三向衣领或掉期来(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，我们衍生品合约的公允价值(由终止时的估计金额表示)，通常是纽约商品交易所(NYMEX)的天然气和原油或Mont Belvieu(NGL)的净亏损约为#美元。
13
卷数按截至2021年6月30日的年度计算，不包括我们的基数和运费掉期以及剥离或有对价，这些对价将在下面单独讨论：
期间 |
|
合同类型 |
|
带边缘的体积 |
|
加权平均套期保值价格 |
|||||||||
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交换 |
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卖出卖权 |
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地板 |
|
天花板 |
|||
天然气(1) |
|
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|
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|
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|
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2021 |
|
掉期 |
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
2021 |
|
领子 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
$ |
|||
2021 |
|
三向领口 |
|
|
|
|
$ |
|
$ |
|
$ |
||||
2022 |
|
掉期 |
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
2022 |
|
领子 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
$ |
|||
2022 |
|
三向领口 |
|
|
|
|
$ |
|
$ |
|
$ |
||||
|
|
|
|
|
|
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|
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|
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原油(1) |
|
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2021 |
|
掉期 |
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
2022 |
|
掉期 |
|
|
$ |
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|
|
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|
|
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|
||
|
|
|
|
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|
NGL(C3-丙烷) |
|
|
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|
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|
|
|
|
|
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|
|
|
2021 |
|
掉期 |
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
2021年7月至9月 |
|
领子 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
$ |
|||
|
|
|
|
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|
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|
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NGLS(NC4-正丁烷) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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|
|
|
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|
2021 |
|
掉期 |
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
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2021 |
|
领子 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
$ |
|||
|
|
|
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|
|
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|
|
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NGL(C5-天然汽油) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2021 |
|
掉期 |
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
2021 |
|
领子 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
$ |
|||
2022 |
|
掉期 |
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
2022 |
|
领子 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
$ |
|||
(1)
每一种衍生工具都必须在资产负债表上作为资产或负债记录，并以其公允价值计量。我们确认这些衍生工具公允价值的所有变动在发生期间作为衍生工具公允价值收益或亏损。
基差互换合约
除了上述掉期、套圈和掉期外，在2021年6月30日，我们还签订了天然气基差掉期合约，锁定了NYMEX Henry Hub与我们某些实物定价指数之间的差额。这些合约按月结算至2024年12月，总成交量为
在2021年6月30日，我们也有丙烷价差掉期合约，锁定了贝尔维尤山脉和国际丙烷指数之间的差价。这些合约每月结算一次，一直持续到2022年。这些合同的公允价值是#美元的收益。
运费掉期合约
在我们的国际丙烷销售中，我们利用丙烷掉期。为了进一步对冲我们的丙烷价格，2021年6月30日，我们在波罗的海交易所(Baltic Exchange)签订了运费掉期合约，锁定了特定贸易路线的运费。这些合约按月结算，包括
资产剥离或有对价
除了上述衍生品外，我们出售北路易斯安那州资产时获得或有对价的权利被确定为一种衍生性金融工具，未被指定为对冲工具。剩余的或有对价，最高可达$
14
公平价值在本公司综合经营报表的衍生公允价值收益或亏损中确认为当期收益的损益。2021年前六个月，这一公允价值增加了$
衍生资产和负债
截至2021年6月30日和2020年12月31日，随附的合并资产负债表中包括的衍生品的合并公允价值汇总如下。当持有损益头寸的衍生品由单一交易对手持有，并且我们有总的净额结算安排时，资产和负债就进行了净额结算。
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2021年6月30日 |
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毛收入 |
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毛收入 |
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净额 |
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衍生资产： |
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天然气 |
-掉期 |
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$ |
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$ |
( |
) |
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-衣领 |
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( |
) |
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-三向领口 |
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( |
) |
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--基差互换 |
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( |
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原油，原油 |
-掉期 |
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( |
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NGLS |
-C3丙烷价差掉期 |
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-C3丙烷环 |
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-NC4丁烷环 |
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−C5天然汽油掉期 |
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−C5天然汽油环 |
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运费 |
−掉期 |
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资产剥离或有对价 |
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2021年6月30日 |
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毛收入 |
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毛收入 |
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净额 |
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衍生工具(负债)： |
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天然气 |
-掉期 |
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-交换 |
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-衣领 |
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-三向领口 |
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--基差互换 |
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原油，原油 |
-掉期 |
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-交换 |
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NGLS |
-C3丙烷价差掉期 |
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-C3丙烷互换 |
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-C3项圈 |
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-NC4丁烷掉期 |
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-NC4丁烷环 |
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-C5天然汽油掉期 |
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-C5天然汽油环 |
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运费 |
-掉期 |
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$ |
( |
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$ |
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$ |
( |
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15
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2020年12月31日 |
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毛收入 |
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总金额 |
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净额 |
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衍生资产： |
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天然气 |
-掉期 |
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-衣领 |
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-三向领口 |
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--基差互换 |
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原油，原油 |
-掉期 |
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NGLS |
-C3丙烷价差掉期 |
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-C3丙烷环 |
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运费 |
-掉期 |
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资产剥离或有对价 |
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2020年12月31日 |
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毛收入 |
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总金额 |
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净额 |
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衍生工具(负债)： |
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天然气 |
-掉期 |
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-交换 |
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-衣领 |
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-三向领口 |
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原油，原油 |
-掉期 |
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-C3丙烷互换 |
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-C3丙烷环 |
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-C5天然汽油掉期 |
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-C5天然汽油呼叫 |
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-NC4丁烷掉期 |
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-NC4丁烷环 |
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运费 |
-掉期 |
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( |
) |
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( |
) |
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$ |
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$ |
( |
) |
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我们的衍生品对我们的综合营业报表的影响汇总如下(以千计)：
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衍生公允价值(亏损)收益 |
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截至三个月 |
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截至六个月 |
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2021 |
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2020 |
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2021 |
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2020 |
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商品掉期 |
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$ |
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( |
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交换 |
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三向领口 |
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领子 |
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( |
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打电话 |
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( |
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基差互换 |
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运费掉期 |
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资产剥离或有对价 |
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总计 |
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( |
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( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
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16
(12)公允价值计量
公允价值是指在计量日在市场参与者之间有序交易中出售资产或转移负债所收到的价格。计量资产负债公允价值的方法有三种：市场法、收益法和成本法，每种方法都包含多种估值技术。市场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。收益法使用估值技术来计量公允价值，方法是根据当前市场对未来金额的预期，将未来金额(如现金流或收益)转换为单一现值金额。成本法基于当前替换资产服务能力所需的金额。这通常被称为当前重置成本。成本法假设公允价值不会超过市场参与者获得或建造具有可比效用的替代资产(经过时调整)的成本。
公允价值会计准则没有规定在计量公允价值时应该使用哪种估值技术，也没有在这些技术中确定优先顺序。这些标准建立了公允价值层次结构，对应用各种估值技术时使用的投入进行了优先排序。投入泛指市场参与者用来做出定价决策的假设，包括对风险的假设。在公允价值层次结构中，第一级输入被赋予最高优先级，而第三级输入被给予最低优先级。公允价值层次的三个层次如下：
最大限度地利用可观察到的投入的估值技术受到青睐。资产和负债根据对公允价值计量有重要意义的最低优先级别对资产和负债进行整体分类。对公允价值计量的特定投入的重要性的评估需要判断，并可能影响资产和负债在公允价值层次中的配置。
公允价值计量的重要用途包括：
测试长期资产的需要可以基于几个指标，包括天然气、石油和凝析油价格的大幅下降、NGL、对储量的不利调整、预期生产时间的重大变化、合同的其他变化或物业所在监管环境的变化。
17
公允价值-经常性
我们使用市场方法进行经常性的公允价值计量，并努力利用现有的最佳信息。
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2021年6月30日的公允价值计量使用： |
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报价 |
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意义重大 |
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意义重大 |
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总计 |
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交易在递延补偿中持有的证券 |
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大宗商品价格衍生品 |
货币互换-掉期 |
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-衣领 |
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-三向领口 |
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--基差互换 |
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-交换 |
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( |
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衍生品-运费掉期 |
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资产剥离或有对价 |
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2020年12月31日的公允价值计量使用： |
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报价 |
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意义重大 |
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意义重大 |
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总计 |
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交易在递延补偿中持有的证券 |
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$ |
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$ |
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大宗商品价格衍生品 |
-掉期 |
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-呼叫 |
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( |
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-衣领 |
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( |
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-三向领口 |
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( |
) |
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( |
) |
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--基差互换 |
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-交换 |
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( |
) |
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( |
) |
||
衍生品-运费掉期 |
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||||
撤资或有对价 |
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|||||
我们的一级交易证券是交易所交易的，并以公允价值进行计量，采用市场方法，使用期末市值进行计量。第二级衍生工具以公允价值计量，采用市场方法，使用第三方定价服务，这已得到活跃市场或经纪商报价的数据证实。截至2021年6月30日，我们的部分天然气和石油衍生品工具包含掉期，交易对手有权但没有义务在预先确定的日期达成固定价格掉期。除了我们在2021年6月30日的3级交换外，我们还有NGL项圈。第三级衍生工具亦以市场方法使用第三方定价服务以公允价值计量，并已由活跃市场或经纪商报价的数据证实。然而，所使用的波动率因素的主观性可能导致我们的衍生品在第3级的公允价值计量发生重大变化，并被认为是一项重大的不可观察的投入。对于我们的掉期交易，我们使用加权平均隐含波动率
18
|
|
自.起 |
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|
2020年12月31日的余额 |
|
$ |
( |
) |
总亏损： |
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包括在收入中 |
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( |
) |
加法 |
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( |
) |
聚落 |
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转出级别3 |
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2021年6月30日的余额 |
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$ |
( |
) |
资产剥离或有对价。2020年8月，我们完成了我们北路易斯安那州资产的出售，我们有权获得基于已公布指数的天然气和石油价格的未来业绩以及基于买方已实现NGL价格的NGL价格的或有对价。我们使用期权定价模型来估计或有对价的公允价值，使用重要的第2级投入，其中包括基于活跃市场的未来商品报价。
交易证券。我们在递延补偿计划中持有的交易证券采用按市值计价的会计方法核算，并包括在随附的综合资产负债表中的其他资产中。我们选择采用公允价值选项，以简化我们递延薪酬计划中投资的会计处理。利息、红利和按市值计价的损益包括在随附的综合经营报表中的递延补偿计划费用中。2021年第二季度，利息和股息为$
公允价值--非经常性
某些资产在非经常性基础上按公允价值计量。该等资产不按公允价值持续计量，但在某些情况下须进行公允价值调整。我们已探明的天然气及石油属性会因事件或环境变化显示账面金额可能无法收回而定期检讨减值情况。在2020年第一季度，我们确认的减值费用为
19
公允价值-报告
以下是我们的金融工具截至2021年6月30日和2020年12月31日的账面价值和公允价值(单位：千)：
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|
2021年6月30日 |
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2020年12月31日 |
|
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|
携带 |
|
|
公平 |
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|
携带 |
|
|
公平 |
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资产： |
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商品掉期、套圈掉期和基差掉期 |
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
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||||
资产剥离或有对价 |
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有价证券(a) |
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||||
(负债)： |
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商品掉期、套圈掉期和基差掉期 |
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( |
) |
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( |
) |
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) |
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( |
) |
银行信贷安排(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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2022年到期的其他优先票据(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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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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延期补偿计划(c) |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
(a)
(b)
(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。我们认为我们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多种考虑因素，包括(1)工具的短期期限以及(2)我们历史上和预期发生的坏账支出。最初按公允价值计量的非金融负债包括资产报废债务、经营租赁债务以及我们在出售北路易斯安那州资产时产生的剥离合同债务。
信用风险集中
截至2021年6月30日，我们的信用风险主要集中在不收回应收账款的风险和交易对手未能履行衍生品义务的风险。我们的大部分应收账款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。为限制我们的损失风险，我们会在必要时获得信用证或其他适当的保证。我们对无法收回的应收账款的备付额是$。
预期信贷损失拨备。在每个报告期，我们使用历史数据、当前市场状况以及对未来经济状况的合理和有根据的预测来评估材料应收账款的可回收性，以确定其预期的可回收性。当根据管理层的判断，应收账款应计提预期信用损失拨备以反映应收回的净金额时，采用违约损失法。
20
(13)股票薪酬计划
基于股票的奖励
我们有
基于股票的薪酬总费用
基于股票的薪酬代表限制性股票和业绩单位的摊销。与其他形式的基于股票的薪酬不同，我们递延薪酬计划中与既有限制性股票相关的负债按市值计算的调整直接与我们股价的变化挂钩，而与职能费用没有直接关系，因此没有分配到职能类别。
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截至三个月 |
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截至六个月 |
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2021 |
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2020 |
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2021 |
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2020 |
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直接运营费用 |
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经纪天然气和营销费用 |
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勘探费 |
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一般和行政费用 |
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基于股票的薪酬总费用 |
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基于股票的奖励
限制性股票奖。根据我们的基于股权的股票补偿计划，我们授予限制性股票单位。这些限制性股票单位，我们称之为限制性股票奖励，通常授予
薪酬委员会还向董事会的某些雇员和非雇员董事授予限制性股票，作为他们薪酬的一部分。我们还向某些员工授予限制性股票以留住员工。薪酬支出在转让期的余额中确认，转让期通常为员工授予的三年和非雇员董事的一年。所有限制性股票奖励均按授予时的现行市场价格发行，授予是基于员工继续受雇于我们。在授予之前，所有限制性股票获奖者都有权对此类股票进行投票并获得红利。在授予这些限制性股票(我们称之为限制性股票责任奖励)时，这些股票中的大部分通常被置于我们的递延补偿计划中，在归属时，允许以现金或股票的形式提取。2021年初，限制性股票责任奖新授予的归属从应税的30%-30%-40%的归属时间表改为为期三年的悬崖归属。这些责任奖励被归类为负债，并在每个报告期按公允价值重新计量。这一按市值计价的金额在随附的合并经营报表中的递延补偿计划费用中报告。从历史上看，我们在授予限制性股票时使用的是授权但未发行的股票。然而，我们也可以利用库藏股，如果可以的话。
基于股票的绩效单位.我们同意
每个授予的单位代表
21
限制性股票-股权奖
在2021年的前六个月，我们批准
限制性股票-责任奖
在2021年的前六个月，我们批准
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限制性股票 |
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限制性股票 |
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股票 |
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加权 |
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股票 |
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加权 |
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在2020年12月31日未偿还 |
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授与 |
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既得 |
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没收 |
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截至2021年6月30日未偿还 |
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$ |
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基于股票的绩效单位
内部绩效指标奖。这些奖项 在背心的尾部穿上背心
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数量 |
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加权 |
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在2020年12月31日未偿还 |
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已批出的单位(a) |
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已归属并已发行(b) |
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( |
) |
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没收 |
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截至2021年6月30日未偿还 |
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$ |
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(a) 授予的金额反映授予的业绩单位的数量；但是，实际支付的股票将在
(b) 2018年发放的某些PS-PSU和RS-PSU奖励的总支出约为
我们记录的补偿费用为#美元。
TSR大奖。TSR-PSU根据Range的普通股在三年业绩期间与同业集团中预定的一组公司的比较表现，获得或未获得收益。TSR-PSU的公允价值在授予之日使用蒙特卡罗模拟模型进行估计，该模型利用多个输入变量来确定满足授予中规定的市场条件的概率，并计算公允价值
22
价值获奖名单。公允价值确认为基于股票的薪酬支出
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截至六个月 |
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2021 |
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2020 |
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无风险利率 |
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% |
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% |
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预期年度波动率 |
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% |
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授予日期每单位公允价值 |
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$ |
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以下是我们的非既得性TSR-PSU奖励活动摘要：
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数量 |
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加权 |
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在2020年12月31日未偿还 |
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$ |
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已批出的单位(a) |
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已归属并已发行(b) |
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( |
) |
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没收 |
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截至2021年6月30日未偿还 |
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$ |
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(a )
(b)
我们记录的TSR-PSU补偿费用为#美元
其他退休后福利
自2017年第四季度起，作为我们官员继任计划的一部分，我们实施了退休后福利计划，以帮助为在职员工(包括其配偶)提供医疗保健，并满足一定的年龄和服务要求。这些福利是不预先提供资金的，直到65岁或在他们有资格享受联邦医疗保险之日提供，取决于各种费用分担功能。大约有一美元
延期薪酬计划
我们的递延薪酬计划使非雇员董事和高级管理人员能够推迟他们的全部或部分工资、奖金或董事费用，并根据个人的判断投资于Range普通股或进行其他投资。Range为以下人员提供部分匹配贡献
23
补偿计划每个季度的支出。我们录得按市值计价的损失为$。
(14)退出和终止费用
退出成本
2020年8月，我们出售了北路易斯安那州的资产，并保留了某些收集、运输和加工义务，这些义务将持续到2030年。在这些合同中，我们不会实现任何未来的利益。估计债务包括在我们综合资产负债表中的当期和长期资产剥离合同债务中。在2021年的前六个月，我们记录的增值费用为$
2020年第二季度，我们就宾夕法尼亚州某些运输管道的运力释放进行了谈判，从5月起生效。2020年31日，并延续到合同的剩余部分。我们记录的终止费用是$
终止费用
2020年第一季度，我们完成了宾夕法尼亚州西北部浅层遗留资产的出售，我们录得
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截至三个月 |
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截至六个月 |
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2021 |
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2020 |
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2021 |
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2020 |
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遣散费 |
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$ |
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( |
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$ |
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$ |
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运输合同能力释放(包括 |
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资产剥离合同义务(包括 |
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$ |
( |
) |
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$ |
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$ |
( |
) |
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$ |
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以下详细说明了截至2021年6月30日的6个月的应计离职和终止成本负债活动(单位：千)：
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出口 |
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终端 |
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2020年12月31日的余额 |
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应计遣散费 |
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增加折扣 |
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资产剥离合同义务--估计的变化 |
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( |
) |
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付款 |
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( |
) |
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( |
) |
2021年6月30日的余额 |
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$ |
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(1)
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(15)股本
我们的法定股本为
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六个月 |
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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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归属的限制性股票单位 |
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已发行绩效股票单位 |
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绩效股利 |
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库存股 |
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期末余额 |
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股票回购计划
2019年10月，我们的董事会批准了一笔
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三个月 |
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六个月 |
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期初余额 |
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分发/出售拉比信托股份 |
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回购股份 |
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期末余额 |
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(十六)补充现金流量信息
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截至六个月 |
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2021 |
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2020 |
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(单位：千) |
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经营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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支付的利息 |
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( |
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非现金投资和融资活动包括： |
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资本化的资产报废成本增加 |
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应计资本支出增加(减少) |
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( |
) |
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(17)承担和或有事项
诉讼
我们是我们正常业务过程中出现的许多未决或威胁的法律诉讼和行政诉讼的主体或当事人，包括但不限于专利费索赔、合同索赔和环境索赔。虽然许多该等事项涉及固有的不确定性，但我们相信与该等行动、法律程序或索偿最终产生的负债金额(如有)不会对我们整体的综合财务状况或我们的流动资金、资本资源或未来的年度营运业绩产生重大不利影响。
当我们认为有必要时，我们会为某些法律程序设立准备金。建立储备的基础是评估过程，其中包括法律顾问的咨询意见和管理层的主观判断。虽然管理层相信这些准备金是足够的，但我们有合理的可能在这些事项上蒙受额外的损失。
25
已经建立了哪些保护区。我们会继续按季评估我们的诉讼，并会适当地设立和调整任何诉讼储备，以反映我们对当时诉讼状况的评估。
由于环境法律法规的原因，我们已经并将继续产生资本、运营和修复方面的支出。截至2021年6月30日，补救责任并不重大。截至2021年6月30日，我们不知道有任何环境索赔没有拨备，否则将对我们的财务状况或运营结果产生实质性影响。环境责任通常包括在最终解决、和解或补救发生之前可能会进行修订的估计。
2021年3月4日，宾夕法尼亚州西区提起惩罚性集体诉讼，案件编号2：21-CV-301(Jacobowitz诉Range Resources Corporation等人案)。其中原告寻求代表在2016年4月29日至2021年2月10日期间购买或收购股票的一类范围股东。这起诉讼已经移交给美国德克萨斯州北区地区法院(沃斯堡分部)。诉讼称，Range错误地将某些油井归类为非活动油井，而不是封堵油井，这种所谓的错误分类影响了我们资产报废义务应计项目的确定。
(18)暂停支付探井费用
我们将探井成本资本化，直到确定油井已发现已探明储量或已受损为止。资本化探井成本在随附的合并资产负债表中以天然气和石油属性列示。如果确定探井受损，则在随附的合并经营报表中将油井成本计入勘探费用。
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2021 |
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期初余额 |
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$ |
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资本化探井成本的增加待定 |
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根据以下情况对油井、设施和设备进行重新分类 |
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( |
) |
资本化探井成本，计入费用 |
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期末余额 |
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$ |
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已资本化一段时间的探井成本较低 |
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$ |
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已资本化的探井成本 |
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$ |
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26
(19) 物业收购、勘探及发展所招致的成本 (a)
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六个月 |
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年 |
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(单位：千) |
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收购： |
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种植面积购买 |
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发展 |
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探索： |
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钻探 |
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费用 |
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基于股票的薪酬费用 |
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天然气收集设施： |
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发展 |
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小计 |
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资产报废义务 |
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已招致的总成本 |
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$ |
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$ |
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(a)
27
第二项：管理层对以下问题的讨论和分析财务状况和经营业绩
我们的业务概述
我们是一家总部位于得克萨斯州沃斯堡的独立天然气、天然气液体(NGL)和石油公司，主要从事美国阿巴拉契亚地区天然气资产的勘探、开发和收购。我们在一个部门运营，拥有单一的全公司管理团队，将所有物业作为一个整体进行管理，而不是按独立的运营部门进行管理。我们只按区域追踪基本操作数据。我们不按地区保存完整的独立财务报表信息。我们衡量的是单个企业的财务业绩，而不是按地域或按地区来衡量。
我们的总体业务目标是通过注重回报的天然气资产开发来创造股东价值。我们实现业务目标的战略是通过内部产生的钻井项目，偶尔加上对非核心资产(有时是核心资产)的互补性收购和剥离，从储量和生产中产生持续的现金流。此外，我们的目标是为我们的资本支出提供等于或低于运营现金流的资金。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和NGL的现行价格，以及我们在经济上发现、开发、收购、生产和销售天然气和NGL储量的能力。大宗商品价格一直在波动，预计仍将保持波动。我们近期的主要关注点包括以下几个方面：
我们根据美国公认会计准则编制财务报表，该准则要求我们做出估计和假设，这些估计和假设会影响我们报告的运营结果以及我们报告的资产、负债以及已探明的天然气和NGL储量的数量。我们使用成功的努力方法来核算我们的天然气、NGL和石油活动。
天然气、天然气和石油的价格波动很大，并影响到：
以下对本公司财务状况和经营结果的讨论和分析应结合前面第1项中的合并财务报表和附注阅读。
市况
我们生产的天然气、天然气和石油的价格对我们的收入和现金流产生了重大影响。碳氢化合物等商品的价格本质上是不稳定的，受到许多我们无法控制的因素的影响。与2020年同期相比，2021年第二季度的天然气和石油基准有所上升，与2020年同期相比，2021年上半年的天然气和石油基准也有所上升。因此，我们经历了更多的价格变现。NYMEX天然气期货显示出一些改善，因为市场预期天然气供应将受到限制，原因是油盆地伴生气相关活动增长放缓，加上天然气盆地活动减少，以及对液化天然气出口的需求不断增长。到2021年第二季度末，关于需要多长时间才能恢复平衡的石油供需环境，不确定性依然存在。其他因素，如新冠肺炎大流行的持续时间，以及分发疫苗抗击病毒的速度和有效性，预计将直接影响
28
世界经济增长和石油需求的复苏。随着我们继续监测欧佩克和其他大型生产国行动的影响，以及旨在将化石燃料消费转向低碳能源的政府政策的不确定性，我们预计我们生产的部分或全部大宗商品的价格将保持波动。
在整个新冠肺炎疫情期间，我们利用我们的应急响应协议和业务连续性计划来帮助管理我们的运营和员工队伍。自大流行开始以来，我们的大部分劳动力都在远程工作了很长一段时间。2021年6月，我们的大多数企业员工回到了办公室。远程工作不会对我们维持运营的能力产生负面影响，也不会导致我们产生明显的额外费用。
下表列出了截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月的天然气、石油和NGL综合价格的相关基准：
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截至三个月 |
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截至六个月 |
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2021 |
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2020 |
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2021 |
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2020 |
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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(每立方英尺) |
|
$ |
2.84 |
|
|
$ |
1.72 |
|
|
$ |
2.76 |
|
|
$ |
1.83 |
|
油(每桶) |
|
|
65.96 |
|
|
|
27.09 |
|
|
|
62.06 |
|
|
|
38.03 |
|
Mont Belvieu NGL复合材料(每加仑)(b) |
|
|
0.63 |
|
|
|
0.30 |
|
|
|
0.62 |
|
|
|
0.32 |
|
(a) 基于纽约商品交易所(“NYMEX”)投标周即期月价格的加权平均值。
(b)根据我们估计的每桶NGL产品组成。
我们的价格变现(不包括我们衍生品的影响)可能因为许多原因而与这些基准不同，包括质量、地点或产量以不同的指数出售。
综合运营结果
2021年第二季度业绩概览
我们的财务业绩受到大宗商品价格的重大影响。2021年第二季度，我们来自天然气、NGL和石油销售的收入增加，这是由于与2020年同期相比，净实现价格(包括我们支付的所有衍生品结算和第三方运输成本的平均价格)增加了75%，这在一定程度上被产量下降所抵消。由于我们在2020年第三季度出售了北路易斯安那州的物业，2021年第二季度的平均日产量为2.1 Bcfe，而去年同期为2.3 Bcfe。此外，与2020年同期相比，净运营成本有所下降。
2021年第二季度，我们确认净亏损1.565亿美元，或每股稀释后普通股亏损0.65美元，而2020年第二季度净亏损1.676亿美元，或每股稀释后普通股亏损0.70美元。与2020年第二季度相比，我们2021年第二季度净亏损的改善包括实现价格大幅上升，净运营成本下降，以及有利的剥离合同义务调整，但由于大宗商品价格上涨和递延补偿费用增加，衍生品公允价值收入(或与我们的衍生品相关的非现金公允价值调整)减少所抵消。
我们2021年第二季度的财务和运营业绩包括以下业绩：
我们2021年第二季度的运营活动现金流为1.742亿美元，比2020年第二季度增加了9540万美元。与2020年第二季度相比，2021年第二季度来自运营活动的现金流包括明显更高的实现价格和更低的净运营成本。
29
2021年上半年业绩概览
2021年前六个月，由于实现净价格(包括我们支付的所有衍生品结算和第三方运输成本的平均价格)增长50%，与2020年同期相比，产量下降在一定程度上抵消了天然气、NGL和石油销售收入的增长。由于我们在2020年第三季度出售了我们的北路易斯安那州物业，2021年前六个月的平均日产量为2.1 Bcfe，而去年同期为2.3 Bcfe。此外，与2020年同期相比，净运营成本有所下降。
2021年前六个月，我们确认净亏损1.293亿美元，或每股稀释后普通股亏损0.53美元，而2020年同期净亏损140万美元，或每股稀释后普通股亏损0.01美元。我们2021年前六个月的净亏损比2020年前六个月有所增加，主要原因是衍生工具公允价值收入(或与我们的衍生品相关的非现金公允价值调整)减少、资产出售收益减少以及递延补偿计划费用增加，部分抵消了大幅提高的已实现价格、较低的净运营成本、较低的已证明财产减值和较低的DD&A费用。
我们前六个月的财务和经营业绩包括以下结果：
2021年上半年，我们来自运营活动的现金流为2.834亿美元，比2020年上半年增加了8020万美元。2021年前六个月，经营活动的现金流包括较高的已实现价格和较低的净运营成本，部分被商品价格上涨造成的负营运资本影响所抵消。
天然气、天然气和石油销售、产量和已实现价格计算
我们的收入变化主要是由于已实现的商品价格和生产量的变化。当产品控制权转移到客户手中，并合理保证可收购性时，我们的收入通常会得到确认。 2021年第二季度，天然气、NGL和石油销售额比2020年第二季度增长78%，平均实现价格(在我们的衍生品现金结算之前)增长99%，部分被产量减少10%所抵消。2021年前六个月，天然气、NGL和石油销售额比2020年前六个月增长57%，平均实现价格增长75%，部分被产量减少10%所抵消。下表说明了截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月的天然气、NGL、石油和凝析油销售的主要组成部分(单位：千)：
|
|
截至三个月 |
|
|
截至六个月 |
|
||||||||||||||||||||||||||
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2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
天然气、天然气和石油销售 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气 |
|
$ |
321,565 |
|
|
$ |
214,207 |
|
|
$ |
107,358 |
|
|
|
50 |
% |
|
$ |
657,366 |
|
|
$ |
467,456 |
|
|
$ |
189,910 |
|
|
|
41 |
% |
NGLS |
|
|
255,533 |
|
|
|
124,383 |
|
|
|
131,150 |
|
|
|
105 |
% |
|
|
485,941 |
|
|
|
267,622 |
|
|
|
218,319 |
|
|
|
82 |
% |
油 |
|
|
44,757 |
|
|
|
10,668 |
|
|
|
34,089 |
|
|
|
320 |
% |
|
|
81,895 |
|
|
|
46,276 |
|
|
|
35,619 |
|
|
|
77 |
% |
天然气、天然气和石油销售总额 |
|
$ |
621,855 |
|
|
$ |
349,258 |
|
|
$ |
272,597 |
|
|
|
78 |
% |
|
$ |
1,225,202 |
|
|
$ |
781,354 |
|
|
$ |
443,848 |
|
|
|
57 |
% |
我们的产量由钻探成功决定，这通过生产和资产出售抵消了我们天然气和石油储量的自然下降。2020年第二季度，我们北路易斯安那州物业的产量为
30
大约每天179.2 Mcfe，2020年前六个月每天172.6 Mcfe。这些资产是在2020年第三季度出售的。我们在截至6月30日的三个月和六个月的生产， 下表列出了2021年和2020年：
|
|
截至三个月 |
|
|
截至六个月 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
生产(a) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气(Mcf) |
|
|
131,886,931 |
|
|
|
151,127,582 |
|
|
|
(19,240,651 |
) |
|
|
(13 |
)% |
|
|
262,215,672 |
|
|
|
296,888,174 |
|
|
|
(34,672,502 |
) |
|
|
(12 |
)% |
NGL(BBLS) |
|
|
9,153,411 |
|
|
|
9,716,261 |
|
|
|
(562,850 |
) |
|
|
(6 |
)% |
|
|
17,896,355 |
|
|
|
19,349,296 |
|
|
|
(1,452,941 |
) |
|
|
(8 |
)% |
原油(BBLS) |
|
|
777,067 |
|
|
|
720,125 |
|
|
|
56,942 |
|
|
|
8 |
% |
|
|
1,535,058 |
|
|
|
1,588,422 |
|
|
|
(53,364 |
) |
|
|
(3 |
)% |
总计(Mcfe)(b) |
|
|
191,469,799 |
|
|
|
213,745,898 |
|
|
|
(22,276,099 |
) |
|
|
(10 |
)% |
|
|
378,804,150 |
|
|
|
422,514,482 |
|
|
|
(43,710,332 |
) |
|
|
(10 |
)% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
日均产量(a) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气(Mcf) |
|
|
1,449,307 |
|
|
|
1,660,743 |
|
|
|
(211,436 |
) |
|
|
(13 |
)% |
|
|
1,448,705 |
|
|
|
1,631,254 |
|
|
|
(182,549 |
) |
|
|
(11 |
)% |
NGL(BBLS) |
|
|
100,587 |
|
|
|
106,772 |
|
|
|
(6,185 |
) |
|
|
(6 |
)% |
|
|
98,875 |
|
|
|
106,315 |
|
|
|
(7,440 |
) |
|
|
(7 |
)% |
原油(BBLS) |
|
|
8,539 |
|
|
|
7,913 |
|
|
|
626 |
|
|
|
8 |
% |
|
|
8,481 |
|
|
|
8,728 |
|
|
|
(247 |
) |
|
|
(3 |
)% |
总计(Mcfe)(b) |
|
|
2,104,064 |
|
|
|
2,348,856 |
|
|
|
(244,792 |
) |
|
|
(10 |
)% |
|
|
2,092,841 |
|
|
|
2,321,508 |
|
|
|
(228,667 |
) |
|
|
(10 |
)% |
(a) 表示无论何时生产都已售出的数量。
(b)石油和NGL的体积以一桶等于6mcf的速率转换为mcfe，这是基于石油与天然气的大致相对能量含量，这并不能表明石油和天然气价格之间的关系。
我们在2021年第二季度收到的平均实现价格(包括所有衍生品和解和第三方运输成本)为每mcfe 1.56美元，而2020年第二季度为每mcfe 0.89美元。我们在2020年上半年收到的平均实现价格(包括所有衍生品和解和第三方运输成本)为每mcfe 1.55美元，而2020年上半年为每mcfe 1.03美元。我们认为计算的最终实现价格应该包括运输、收集、加工和压缩费用的总影响。我们的平均实现价格(包括所有衍生品结算和第三方运输成本)计算还包括衍生品的所有现金结算。平均实现价格(不包括衍生结算)不包括衍生结算或第三方运输成本，后者在随附的综合经营报表中在运输、收集、加工和压缩费用中报告。平均实现价格(不包括衍生品结算)确实包括我们从买家那里获得净收入收益的运输成本。截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月的平均实现价格计算如下：
|
|
截至三个月 |
|
|
截至六个月 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
平均价格 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
平均实现价格(不包括衍生产品 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气(每立方英尺) |
|
$ |
2.44 |
|
|
$ |
1.42 |
|
|
$ |
1.02 |
|
|
|
72 |
% |
|
$ |
2.51 |
|
|
$ |
1.57 |
|
|
$ |
0.94 |
|
|
|
60 |
% |
NGL(每桶) |
|
|
27.92 |
|
|
|
12.80 |
|
|
|
15.12 |
|
|
|
118 |
% |
|
|
27.15 |
|
|
|
13.83 |
|
|
|
13.32 |
|
|
|
96 |
% |
原油和凝析油(每桶) |
|
|
57.60 |
|
|
|
14.81 |
|
|
|
42.79 |
|
|
|
289 |
% |
|
|
53.35 |
|
|
|
29.13 |
|
|
|
24.22 |
|
|
|
83 |
% |
总计(每Mcfe)(a) |
|
|
3.25 |
|
|
|
1.63 |
|
|
|
1.62 |
|
|
|
99 |
% |
|
|
3.23 |
|
|
|
1.85 |
|
|
|
1.38 |
|
|
|
75 |
% |
平均实现价格(包括所有衍生产品 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气(每立方英尺) |
|
$ |
2.38 |
|
|
$ |
2.02 |
|
|
$ |
0.36 |
|
|
|
18 |
% |
|
$ |
2.47 |
|
|
$ |
2.15 |
|
|
$ |
0.32 |
|
|
|
15 |
% |
NGL(每桶) |
|
|
25.64 |
|
|
|
13.51 |
|
|
|
12.13 |
|
|
|
90 |
% |
|
|
24.26 |
|
|
|
14.71 |
|
|
|
9.55 |
|
|
|
65 |
% |
原油和凝析油(每桶) |
|
|
42.20 |
|
|
|
45.03 |
|
|
|
(2.83 |
) |
|
|
(6 |
)% |
|
|
40.91 |
|
|
|
48.95 |
|
|
|
(8.04 |
) |
|
|
(16 |
)% |
总计(每Mcfe)(a) |
|
|
3.04 |
|
|
|
2.19 |
|
|
|
0.85 |
|
|
|
39 |
% |
|
|
3.02 |
|
|
|
2.37 |
|
|
|
0.65 |
|
|
|
27 |
% |
平均实现价格(包括所有衍生产品 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气(每立方英尺) |
|
$ |
1.18 |
|
|
$ |
0.91 |
|
|
$ |
0.27 |
|
|
|
30 |
% |
|
$ |
1.25 |
|
|
$ |
1.01 |
|
|
$ |
0.24 |
|
|
|
24 |
% |
NGL(每桶) |
|
|
12.12 |
|
|
|
2.12 |
|
|
|
10.00 |
|
|
|
472 |
% |
|
|
11.05 |
|
|
|
3.05 |
|
|
|
8.00 |
|
|
|
262 |
% |
原油和凝析油(每桶) |
|
|
41.63 |
|
|
|
43.93 |
|
|
|
(2.30 |
) |
|
|
(5 |
)% |
|
|
40.62 |
|
|
|
48.45 |
|
|
|
(7.83 |
) |
|
|
(16 |
)% |
总计(每Mcfe)(a) |
|
|
1.56 |
|
|
|
0.89 |
|
|
|
0.67 |
|
|
|
75 |
% |
|
|
1.55 |
|
|
|
1.03 |
|
|
|
0.52 |
|
|
|
50 |
% |
31
(a) 石油和NGL体积根据石油和天然气的近似相对能量含量以一桶等于6mcf的速率转换为mcfe，这并不表明石油和天然气价格之间的关系。
已实现价格包括基差和从我们的基差套期保值中实现的收益或损失的影响。由于交货地点、相对质量和其他因素的调整，我们收到的天然气价格可能高于或低于纽约商品交易所的价格。下表按mcf提供了此影响：
|
|
截至三个月 |
|
|
截至六个月 |
|
||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
||||
天然气平均价差低于纽约商品交易所 |
|
$ |
(0.39 |
) |
|
$ |
(0.30 |
) |
|
$ |
(0.25 |
) |
|
$ |
(0.26 |
) |
基差套期保值的已实现损益 |
|
$ |
0.01 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
$ |
(0.01 |
) |
|
$ |
0.04 |
|
下表反映了我们的生产和平均已实现商品价格(不包括衍生品结算和按范围支付的第三方运输成本)(单位为千，价格除外)：
|
|
截至三个月 |
|
|
截至六个月 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2020 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2021 |
|
||||||||
天然气 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
价格(每Mcf) |
|
$ |
1.42 |
|
|
$ |
1.02 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
2.44 |
|
|
$ |
1.57 |
|
|
$ |
0.94 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
2.51 |
|
制作(Mmcf) |
|
|
151,127 |
|
|
|
— |
|
|
|
(19,240 |
) |
|
|
131,887 |
|
|
|
296,888 |
|
|
|
— |
|
|
|
(34,672 |
) |
|
|
262,216 |
|
天然气销售 |
|
$ |
214,207 |
|
|
$ |
134,630 |
|
|
$ |
(27,272 |
) |
|
$ |
321,565 |
|
|
$ |
467,456 |
|
|
$ |
244,502 |
|
|
$ |
(54,592 |
) |
|
$ |
657,366 |
|
|
|
截至三个月 |
|
|
截至六个月 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2020 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2021 |
|
||||||||
NGLS |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
价格(每桶) |
|
$ |
12.80 |
|
|
$ |
15.12 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
27.92 |
|
|
$ |
13.83 |
|
|
$ |
13.32 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
27.15 |
|
生产(Mbbls) |
|
|
9,716 |
|
|
|
— |
|
|
|
(563 |
) |
|
|
9,153 |
|
|
|
19,349 |
|
|
|
— |
|
|
|
(1,453 |
) |
|
|
17,896 |
|
NGLS销量 |
|
$ |
124,383 |
|
|
$ |
138,355 |
|
|
$ |
(7,205 |
) |
|
$ |
255,533 |
|
|
$ |
267,622 |
|
|
$ |
238,415 |
|
|
$ |
(20,096 |
) |
|
$ |
485,941 |
|
|
|
截至三个月 |
|
|
截至六个月 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2020 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2021 |
|
||||||||
原油，原油 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
价格(每桶) |
|
$ |
14.81 |
|
|
$ |
42.79 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
57.60 |
|
|
$ |
29.13 |
|
|
$ |
24.22 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
53.35 |
|
生产(Mbbls) |
|
|
720 |
|
|
|
— |
|
|
|
57 |
|
|
|
777 |
|
|
|
1,588 |
|
|
|
— |
|
|
|
(53 |
) |
|
|
1,535 |
|
原油销售 |
|
$ |
10,668 |
|
|
$ |
33,246 |
|
|
$ |
843 |
|
|
$ |
44,757 |
|
|
$ |
46,276 |
|
|
$ |
37,174 |
|
|
$ |
(1,555 |
) |
|
$ |
81,895 |
|
|
|
截至三个月 |
|
|
截至六个月 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2020 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2021 |
|
||||||||
整合 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
价格(每Mcfe) |
|
$ |
1.63 |
|
|
$ |
1.62 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
3.25 |
|
|
$ |
1.85 |
|
|
$ |
1.38 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
3.23 |
|
制作(Mmcfe) |
|
|
213,746 |
|
|
|
— |
|
|
|
(22,276 |
) |
|
|
191,470 |
|
|
|
422,514 |
|
|
|
— |
|
|
|
(43,710 |
) |
|
|
378,804 |
|
天然气、天然气和石油总量 |
|
$ |
349,258 |
|
|
$ |
308,996 |
|
|
$ |
(36,399 |
) |
|
$ |
621,855 |
|
|
$ |
781,354 |
|
|
$ |
524,681 |
|
|
$ |
(80,833 |
) |
|
$ |
1,225,202 |
|
32
运输、收集、加工和压缩2021年第二季度的支出为2.828亿美元，而2020年第二季度为278.9美元。与2020年第二季度相比，2021年第二季度的这些第三方成本更高，原因是NGL价格上涨导致加工成本和燃料成本上升，部分被宾夕法尼亚州运输能力释放以及2020年第三季度出售我们的北路易斯安那州资产的影响所抵消。
2021年上半年的运输、收集、加工和压缩费用为5.572亿美元，而2020年上半年为5.636亿美元。与去年同期相比，这些第三方成本较低，原因是宾夕法尼亚州释放的运输能力，以及2020年第三季度出售我们的北路易斯安那州资产的影响，部分抵消了NGL价格上涨导致加工成本和燃料成本上升的影响。我们已将这些成本计入平均实现价格的计算中(包括所有衍生产品结算和按Range支付的第三方运输费用)。下表汇总了截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月的运输、收集、加工和压缩费用，单位为Mcf和每桶(单位成本除外，单位为千)：
|
|
截至三个月 |
|
|
截至六个月 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
交通工具，聚会， |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气 |
|
$ |
158,637 |
|
|
$ |
167,367 |
|
|
$ |
(8,730 |
) |
|
|
(5 |
)% |
|
$ |
320,297 |
|
|
$ |
337,208 |
|
|
$ |
(16,911 |
) |
|
|
(5 |
)% |
NGLS |
|
|
123,758 |
|
|
|
110,718 |
|
|
|
13,040 |
|
|
|
12 |
% |
|
|
236,428 |
|
|
|
225,642 |
|
|
|
10,786 |
|
|
|
5 |
% |
油 |
|
|
449 |
|
|
|
790 |
|
|
|
(341 |
) |
|
|
(43 |
)% |
|
|
449 |
|
|
|
790 |
|
|
|
(341 |
) |
|
|
(43 |
)% |
总计 |
|
$ |
282,844 |
|
|
$ |
278,875 |
|
|
$ |
3,969 |
|
|
|
1 |
% |
|
$ |
557,174 |
|
|
$ |
563,640 |
|
|
$ |
(6,466 |
) |
|
|
(1 |
)% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气(每立方英尺) |
|
$ |
1.20 |
|
|
$ |
1.11 |
|
|
$ |
0.09 |
|
|
|
8 |
% |
|
$ |
1.22 |
|
|
$ |
1.14 |
|
|
$ |
0.08 |
|
|
|
7 |
% |
NGL(每桶) |
|
$ |
13.52 |
|
|
$ |
11.40 |
|
|
$ |
2.12 |
|
|
|
19 |
% |
|
$ |
13.21 |
|
|
$ |
11.66 |
|
|
$ |
1.55 |
|
|
|
13 |
% |
油(每桶) |
|
$ |
0.58 |
|
|
$ |
1.10 |
|
|
$ |
(0.52 |
) |
|
|
(47 |
)% |
|
$ |
0.29 |
|
|
$ |
0.50 |
|
|
$ |
(0.21 |
) |
|
|
(42 |
)% |
衍生公允价值(亏损)收益2021年第二季度亏损2.497亿美元，而2021年第二季度亏损6.3美元 2020年第二季度将达到100万。2021年上半年衍生品公允价值亏损为3.076亿美元，而2020年上半年的收入为2.269亿美元。我们所有的衍生品都是按市值计价的会计方法。按市值计价的会计处理可能导致我们收入的更大波动性，因为我们商品衍生品头寸的公允价值变化包括在总收入中。随着大宗商品价格的上涨或下跌，这样的变化将对我们衍生品的按市值计价产生相反的影响。我们衍生品的收益通常表明未来井口收入可能较低，而亏损则表明未来井口收入可能较高。下表汇总了截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月我们的大宗商品衍生品的影响(单位：千)：
|
|
截至三个月 |
|
|
截至六个月 |
|
||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
||||
派生公允价值(亏损)每合并报表收益 |
|
$ |
(249,683 |
) |
|
$ |
(6,303 |
) |
|
$ |
(307,562 |
) |
|
$ |
226,872 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
非现金公允价值(亏损)收益：(1) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
天然气衍生品 |
|
$ |
(199,825 |
) |
|
$ |
(76,330 |
) |
|
$ |
(211,945 |
) |
|
$ |
(34,777 |
) |
石油衍生品 |
|
|
(21,494 |
) |
|
|
(34,515 |
) |
|
|
(29,563 |
) |
|
|
32,734 |
|
NGLS衍生物 |
|
|
(5,422 |
) |
|
|
(14,722 |
) |
|
|
(6,669 |
) |
|
|
15,971 |
|
运费衍生品 |
|
|
(89 |
) |
|
|
(236 |
) |
|
|
(1,067 |
) |
|
|
(6,485 |
) |
资产剥离或有对价 |
|
|
17,460 |
|
|
|
— |
|
|
|
21,390 |
|
|
|
— |
|
非现金公允价值(亏损)收益总额(1) |
|
$ |
(209,370 |
) |
|
$ |
(125,803 |
) |
|
$ |
(227,854 |
) |
|
$ |
7,443 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
衍生工具结算的净现金(付款)收入： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
天然气衍生品 |
|
$ |
(7,514 |
) |
|
$ |
90,837 |
|
|
$ |
(8,862 |
) |
|
$ |
171,009 |
|
石油衍生品 |
|
|
(11,961 |
) |
|
|
21,758 |
|
|
|
(19,089 |
) |
|
|
31,472 |
|
NGLS衍生物 |
|
|
(20,838 |
) |
|
|
6,905 |
|
|
|
(51,757 |
) |
|
|
16,948 |
|
现金(付款)收据净额合计 |
|
$ |
(40,313 |
) |
|
$ |
119,500 |
|
|
$ |
(79,708 |
) |
|
$ |
219,429 |
|
33
(1) 大宗商品衍生品的非现金公允价值调整是非美国公认会计准则(GAAP)的衡量标准。商品衍生品的非现金公允价值调整仅代表商品衍生品头寸的公允市值在期内的净变动，不包括期内结算对商品衍生品的影响。吾等认为，商品衍生工具的非现金公允价值调整是一项有用的补充披露，以区分期内非现金公平市价调整与商品衍生工具结算。商品衍生品的非现金公允价值调整不是根据美国公认会计准则衡量财务或经营业绩的指标，也不应被视为我们综合营业报表中报告的衍生品公允价值收入或亏损的替代品。这也包括我们剥离或有对价的公允价值变化。
经纪天然气、营销等2021年第二季度的收入为6260万美元，而2020年第二季度为3360万美元，这是经纪人销售价格大幅上升的结果，这在一定程度上被较低的经纪人销售量(与我们的生产无关的交易量)所抵消。2021年上半年经纪天然气、营销和其他收入为1.431亿美元，而2020年上半年为6220万美元，这是经纪人销售量大幅上升、经纪人销售价格上升以及作为产能释放协议的一部分收到的880万美元的结果。我们继续利用这些运量优化我们的运输组合。另请参阅中间人 天然气与市场营销有关我们的净佣金的更多信息，请参见下面的费用。
每立方米的运营成本
我们认为，我们的一些费用波动最好是按单位生产或按mcfe进行分析。下表列出了截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月内，我们按MCPFE计算的某些费用的信息：
|
|
截至三个月 |
|
|
截至六个月 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
直接运营费用 |
|
$ |
0.10 |
|
|
$ |
0.11 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
|
(9 |
)% |
|
$ |
0.10 |
|
|
$ |
0.13 |
|
|
$ |
(0.03 |
) |
|
|
(23 |
)% |
生产和从价税费 |
|
|
0.04 |
|
|
|
0.03 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
33 |
% |
|
|
0.03 |
|
|
|
0.03 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
一般和行政费用 |
|
|
0.21 |
|
|
|
0.18 |
|
|
|
0.03 |
|
|
|
17 |
% |
|
|
0.21 |
|
|
|
0.19 |
|
|
|
0.02 |
|
|
|
11 |
% |
利息支出 |
|
|
0.30 |
|
|
|
0.23 |
|
|
|
0.07 |
|
|
|
30 |
% |
|
|
0.30 |
|
|
|
0.23 |
|
|
|
0.07 |
|
|
|
30 |
% |
损耗、折旧和摊销费用 |
|
|
0.47 |
|
|
|
0.49 |
|
|
|
(0.02 |
) |
|
|
(4 |
)% |
|
|
0.47 |
|
|
|
0.49 |
|
|
|
(0.02 |
) |
|
|
(4 |
)% |
直接操作2021年第二季度的支出为1980万美元，而2020年第二季度为2440万美元。直接运营费用包括运营和生产油井的正常经常性费用、非经常性油井修井和与维修相关的费用。我们的直接运营成本在2021年第二季度下降，主要是由于2020年第三季度出售我们成本较高的北路易斯安那州物业的影响。我们的产量在2021年第二季度下降了10%。我们在2021年第二季度产生了170万美元的修井成本，而去年同期为1.1美元 2020年第二季度将达到100万。在每个mcfe的基础上，2021年第二季度的直接运营费用从2020年同期的0.11美元下降到0.10美元，降幅为9%，主要是由于出售我们北路易斯安那州物业的影响。
2021年上半年的直接运营费用为3740万美元，而2020年同期为5640万美元。与去年同期相比，我们2021年前六个月的直接运营费用有所下降，原因是我们在2020年第三季度出售了成本更高的北路易斯安那州物业，以及修井成本降低的影响。2021年上半年，我们的生产量下降了10%。2021年上半年，我们产生了240万美元的修井成本，而2020年上半年为560万美元。在每个mcfe的基础上，由于出售我们成本较高的北路易斯安那州物业的影响，直接运营成本从0.13美元下降到0.10美元，降幅为23%。下表汇总了截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月的每个MCFE的直接运营费用：
|
|
截至三个月 |
|
|
截至六个月 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
直接操作 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
租赁经营费 |
|
$ |
0.09 |
|
|
$ |
0.10 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
|
(10 |
)% |
|
$ |
0.09 |
|
|
$ |
0.12 |
|
|
$ |
(0.03 |
) |
|
|
(25 |
)% |
修井 |
|
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
|
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
基于股票的薪酬 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
直接运营总费用 |
|
$ |
0.10 |
|
|
$ |
0.11 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
|
(9 |
)% |
|
$ |
0.10 |
|
|
$ |
0.13 |
|
|
$ |
(0.03 |
) |
|
|
(23 |
)% |
生产税和从价税是根据市场价格而不是套期保值价格支付的。这一费用类别主要由宾夕法尼亚州影响费用组成。2012年2月，宾夕法尼亚州联邦颁布了一项“影响费”，对宾夕法尼亚州马塞卢斯页岩(Marcellus Shale)的非常规天然气和石油生产征税。这项影响费用在2021年第二季度为840万美元，而2020年第二季度为270万美元，原因是天然气价格上涨，部分抵消了相对于影响费用结构的油井组合，在影响费用结构中，费用下降了
34
时间到了。在第二季度，我们调整了2021年前六个月的影响费用应计项目，以反映天然气价格上涨对影响费用费率的影响。这些费率是以天然气基准价格为基础的。2021年第二季度，由于出售我们北路易斯安那州资产的影响，生产税和从价税(不包括影响费)为12,000美元，而2020年第二季度为280万美元。
2021年上半年包括1300万美元的影响费用，而2020年上半年为880万美元，原因是天然气价格上涨。2021年上半年的生产和从价税(不包括影响费)为19,000美元，而2020年上半年为580万美元，这是由于出售我们北路易斯安那州资产的影响而减少的。下表汇总了截至6月30日的三个月和六个月的每mcfe的生产和从价税， 2021年和2020年：
|
|
截至三个月 |
|
|
截至六个月 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
生产税和从价税 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
撞击费 |
|
$ |
0.04 |
|
|
$ |
0.02 |
|
|
$ |
0.02 |
|
|
|
100 |
% |
|
$ |
0.03 |
|
|
$ |
0.02 |
|
|
$ |
0.01 |
|
|
|
50 |
% |
生产税和从价税 |
|
|
— |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
(0.01 |
) |
|
|
(100 |
)% |
|
|
— |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
(0.01 |
) |
|
|
(100 |
)% |
总产量和从价计价 |
|
$ |
0.04 |
|
|
$ |
0.03 |
|
|
$ |
0.01 |
|
|
|
33 |
% |
|
$ |
0.03 |
|
|
$ |
0.03 |
|
|
$ |
— |
|
|
|
— |
% |
一般事务和行政事务2021年第二季度(G&A)支出为4020万美元，而2020年第二季度为3830万美元。与2020年同期相比，2021年第二季度增加了190万美元，主要是由于法律和一般办公费用(包括技术成本190万美元)和员工福利成本(包括医疗保健)增加了110万美元，部分被较低的法律和解金额所抵消。截至2021年6月30日，与2020年6月30日相比，G&A员工数量减少了12%。按MCFE计算，2021年第二季度G&A费用比2020年第二季度高出17%，原因是法律、技术和员工福利成本上升，以及生产量下降的影响。
与2020年同期相比，2021年前六个月的G&A费用减少了230万美元，原因是包括技术成本在内的差旅和一般办公费用减少，以及法律和解费用减少，部分被更高的法律费用所抵消。在每个mcfe的基础上，2021年前六个月的G&A费用比2020年前六个月增加了11%，原因是法律费用增加和产量下降的影响。下表汇总了截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月的每个mcfe的G&A费用：
|
|
截至三个月 |
|
|
截至六个月 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
一般事务和行政事务 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
一般事务和行政事务 |
|
$ |
0.16 |
|
|
$ |
0.14 |
|
|
$ |
0.02 |
|
|
|
14 |
% |
|
$ |
0.16 |
|
|
$ |
0.15 |
|
|
$ |
0.01 |
|
|
|
7 |
% |
基于股票的薪酬 |
|
|
0.05 |
|
|
|
0.04 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
25 |
% |
|
|
0.05 |
|
|
|
0.04 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
25 |
% |
一般和行政费用总额 |
|
$ |
0.21 |
|
|
$ |
0.18 |
|
|
$ |
0.03 |
|
|
|
17 |
% |
|
$ |
0.21 |
|
|
$ |
0.19 |
|
|
$ |
0.02 |
|
|
|
11 |
% |
利息支出2021年第二季度为5730万美元，而2020年第二季度为4860万美元。2021年上半年的利息支出为1.142亿美元，而2020年上半年的利息支出为9610万美元。下表列出了截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月每个MCFE的利息支出信息：
|
|
截至三个月 |
|
|
截至六个月 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
银行信贷安排 |
|
$ |
0.02 |
|
|
$ |
0.04 |
|
|
$ |
(0.02 |
) |
|
|
(50 |
)% |
|
$ |
0.02 |
|
|
$ |
0.04 |
|
|
$ |
(0.02 |
) |
|
|
(50 |
)% |
高级注释 |
|
|
0.27 |
|
|
|
0.18 |
|
|
|
0.09 |
|
|
|
50 |
% |
|
|
0.27 |
|
|
|
0.18 |
|
|
|
0.09 |
|
|
|
50 |
% |
递延融资成本摊销 |
|
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
|
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
利息支出总额 |
|
$ |
0.30 |
|
|
$ |
0.23 |
|
|
$ |
0.07 |
|
|
|
30 |
% |
|
$ |
0.30 |
|
|
$ |
0.23 |
|
|
$ |
0.07 |
|
|
|
30 |
% |
平均未偿债务(000美元) |
|
$ |
3,146,680 |
|
|
$ |
3,306,517 |
|
|
$ |
(159,837 |
) |
|
|
(5 |
)% |
|
$ |
3,167,858 |
|
|
$ |
3,286,611 |
|
|
$ |
(118,753 |
) |
|
|
(4 |
)% |
平均利率(a) |
|
|
7.0 |
% |
|
|
5.6 |
% |
|
|
1.4 |
% |
|
|
25 |
% |
|
|
6.9 |
% |
|
|
5.6 |
% |
|
|
1.3 |
% |
|
|
23 |
% |
35
(a)包括承诺费，但不包括债务发行成本以及折价和溢价的摊销。
在绝对基础上，2021年第二季度利息支出比2020年同期增加的主要原因是平均利率上升，部分被总体平均未偿债务余额略有下降所抵消。2021年第二季度银行信贷安排的平均未偿债务为1.955亿美元，而2020年第二季度为681.3美元；2021年第二季度银行信贷安排的加权平均利率为2.0%，2020年第二季度为2.7%。
在绝对基础上，2021年前六个月的利息支出比2020年同期有所增加，主要原因是平均利率上升，部分被总体平均未偿债务余额略有下降所抵消。2021年上半年银行信贷安排的平均未偿债务为2.08亿美元，而2020年上半年为6.06亿美元；2021年上半年加权平均利率为2.1%，2020年上半年为2.9%。
损耗、折旧和摊销2021年第二季度的支出为9,060万美元，而2020年第二季度为104.6美元。这一下降是由于损耗率下降了4%，产量下降了10%。消耗费用是DD&A费用的最大组成部分，2021年第二季度为每mcfe 0.46美元，而2020年第二季度为每mcfe 0.48美元。我们历来都会根据年终储备报告，以及年内其他情况显示储备或成本有重大变化的时间，调整每年第四季的损耗率。由于资产出售和耗损率较低的物业的生产组合，我们的单位mcfe的损耗率继续下降。
2021年上半年，DD&A支出为1.79亿美元，而2020年同期为2.076亿美元。这是由于损耗率下降了4%，生产量减少了10%。2021年上半年，每mcfe的损耗费用为每mcfe 0.46美元，而2020年同期为每mcfe 0.48美元。下表汇总了截至2021年6月30日和2020年6月的三个月和六个月的每个MCFE的DD&A费用：
|
|
截至三个月 |
|
|
截至六个月 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
DD&A |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
损耗和摊销 |
|
$ |
0.46 |
|
|
$ |
0.48 |
|
|
$ |
(0.02 |
) |
|
|
(4 |
)% |
|
$ |
0.46 |
|
|
$ |
0.48 |
|
|
$ |
(0.02 |
) |
|
|
(4 |
)% |
折旧 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
吸积和其他 |
|
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
|
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
DD&A费用总额 |
|
$ |
0.47 |
|
|
$ |
0.49 |
|
|
$ |
(0.02 |
) |
|
|
(4 |
)% |
|
$ |
0.47 |
|
|
$ |
0.49 |
|
|
$ |
(0.02 |
) |
|
|
(4 |
)% |
其他运营费用
我们的总运营费用还包括通常与生产不同的其他费用。该等费用包括基于股票的补偿、经纪天然气和营销费用、勘探费用、未探明财产的放弃和减值、退出和终止成本、递延补偿计划费用、提前清偿债务的损失或收益、已探明财产的减值和出售资产的损益。基于股票的薪酬包括限制性股票赠与和PSU的摊销。下表详细说明了截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月的基于股票的薪酬分配给职能费用类别的情况(单位：千)：
|
|
截至三个月 |
|
|
截至六个月 |
|
||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
||||
直接运营费用 |
|
$ |
340 |
|
|
$ |
434 |
|
|
$ |
667 |
|
|
$ |
884 |
|
经纪天然气和营销费用 |
|
|
443 |
|
|
|
168 |
|
|
|
893 |
|
|
|
581 |
|
勘探费 |
|
|
362 |
|
|
|
372 |
|
|
|
748 |
|
|
|
702 |
|
一般和行政费用 |
|
|
9,382 |
|
|
|
9,179 |
|
|
|
18,787 |
|
|
|
17,208 |
|
股票薪酬总额 |
|
$ |
10,527 |
|
|
$ |
10,153 |
|
|
$ |
21,095 |
|
|
$ |
19,375 |
|
36
经纪天然气与市场营销2021年第二季度的支出为6900万美元，而2020年第二季度为3820万美元，原因是经纪人采购量增加(与我们的生产无关)和大宗商品价格大幅上涨。由于经纪商采购量和大宗商品价格大幅上升，2021年上半年经纪天然气和营销收入为1.413亿美元，而2020年上半年为7080万美元。下表详细介绍了截至6月30日的三个月和六个月我们经纪的天然气、营销和其他净利润率。 2021年和2020年(千人)：
|
|
截至三个月 |
|
|
截至六个月 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
经纪天然气与市场营销 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
经纪销售天然气 |
|
$ |
60,778 |
|
|
$ |
30,309 |
|
|
$ |
30,469 |
|
|
|
101 |
% |
|
$ |
130,240 |
|
|
$ |
55,184 |
|
|
$ |
75,056 |
|
|
|
136 |
% |
经纪的NGL销售 |
|
|
722 |
|
|
|
1,006 |
|
|
|
(284 |
) |
|
|
(28 |
)% |
|
|
1,148 |
|
|
|
2,146 |
|
|
|
(998 |
) |
|
|
(47 |
)% |
其他营销收入 |
|
|
1,050 |
|
|
|
2,276 |
|
|
|
(1,226 |
) |
|
|
(54 |
)% |
|
|
11,726 |
|
|
|
4,910 |
|
|
|
6,816 |
|
|
|
139 |
% |
中间人购买天然气(1) |
|
|
(65,668 |
) |
|
|
(34,485 |
) |
|
|
(31,183 |
) |
|
|
(90 |
)% |
|
|
(135,631 |
) |
|
|
(63,372 |
) |
|
|
(72,259 |
) |
|
|
(114 |
)% |
中间人购买NGL |
|
|
(660 |
) |
|
|
(1,721 |
) |
|
|
1,061 |
|
|
|
62 |
% |
|
|
(1,057 |
) |
|
|
(2,812 |
) |
|
|
1,755 |
|
|
|
62 |
% |
其他营销费用 |
|
|
(2,676 |
) |
|
|
(1,955 |
) |
|
|
(721 |
) |
|
|
(37 |
)% |
|
|
(4,651 |
) |
|
|
(4,601 |
) |
|
|
(50 |
) |
|
|
(1 |
)% |
净经纪天然气和销售利润率 |
|
$ |
(6,454 |
) |
|
$ |
(4,570 |
) |
|
$ |
(1,884 |
) |
|
|
(41 |
)% |
|
$ |
1,775 |
|
|
$ |
(8,545 |
) |
|
$ |
10,320 |
|
|
|
121 |
% |
(1)包括运输费用。
探索2021年第二季度的支出为500万美元，而2020年第二季度为800万美元，这是因为延迟租金和其他费用较低，以及人员成本较低。2021年上半年的勘探费用为1,060万美元，而2020年上半年为1,510万美元，原因是延迟租金和其他费用较低，以及人员成本较低。下表详细说明了截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月的勘探费用(单位：千)：
|
|
截至三个月 |
|
|
截至六个月 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
探索 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
延迟租赁和其他 |
|
$ |
3,516 |
|
|
$ |
5,762 |
|
|
$ |
(2,246 |
) |
|
|
(39 |
)% |
|
$ |
7,501 |
|
|
$ |
10,974 |
|
|
$ |
(3,473 |
) |
|
|
(32 |
)% |
人事费用 |
|
|
1,120 |
|
|
|
1,893 |
|
|
|
(773 |
) |
|
|
(41 |
)% |
|
|
2,399 |
|
|
|
3,428 |
|
|
|
(1,029 |
) |
|
|
(30 |
)% |
基于股票的薪酬费用 |
|
|
362 |
|
|
|
372 |
|
|
|
(10 |
) |
|
|
(3 |
)% |
|
|
749 |
|
|
|
702 |
|
|
|
47 |
|
|
|
7 |
% |
震击 |
|
|
30 |
|
|
|
— |
|
|
|
30 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
(83 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(83 |
) |
|
|
(100 |
)% |
勘探总费用 |
|
$ |
5,028 |
|
|
$ |
8,027 |
|
|
$ |
(2,999 |
) |
|
|
(37 |
)% |
|
$ |
10,566 |
|
|
$ |
15,104 |
|
|
$ |
(4,538 |
) |
|
|
(30 |
)% |
未探明财产的遗弃和减值2021年第二季度为220万美元，而2021年第二季度为5.5美元 2020年第二季度将达到100万。2021年上半年，未经证实的物业的废弃和减值为520万美元，而2020年上半年为1090万美元。与2020年同期相比，2021年第二季度和前六个月未经证实的物业的废弃和减值有所下降，原因是宾夕法尼亚州的估计到期日减少。
退出和终止成本2021年第二季度的收益为1590万美元，而2020年第二季度的支出为1030万美元。2021年第二季度，我们记录了1200万美元的增值费用，这些费用与某些收集、运输和加工义务的留存负债相关，一直持续到2030年。此外，我们还记录了2820万美元的收益，用于减少我们对这些债务的最初估计，原因是付款低于我们的预期，以及我们对买方的预测钻探计划发生了变化。在2020年第二季度，我们就宾夕法尼亚州某些运输管道的运力释放进行了谈判，记录的终止成本为1040万美元，这是我们对第三方剩余义务的贴现现值。2020年第一季度，我们完成了宾夕法尼亚州西北部遗留资产的出售，并记录了160万美元的员工相关费用，这些费用主要与出售这项资产有关。
37
延期补偿计划2021年第二季度支出亏损3550万美元，而2020年第二季度亏损1260万美元。这一非现金项目与我们在递延补偿计划中归属和持有的普通股相关负债的价值增加或减少有关。递延补偿负债通过计入递延补偿计划费用的费用或贷项调整为公允价值。我们的股价从2021年3月31日的10.33美元上涨到2021年6月30日的16.76美元。去年同期，我们的股价从2020年3月31日的2.28美元上涨到2020年6月30日的5.63美元。2021年前六个月，递延补偿亏损5530万美元，而2020年同期亏损410万美元。我们的股价从2020年12月31日的6.70美元上涨到2021年6月30日的16.76美元。去年同期，我们的股价从2019年12月31日的4.85美元上涨到2020年6月30日的5.63美元。
提前清偿债务的损失(收益)2021年第二季度亏损6.3万美元，而2020年第二季度盈利900万美元。2020年第二季度，我们在公开市场以折扣价回购了某些高级和高级次级票据，并确认了900万美元的收益。2020年1月，我们以现金购买了2021年到期的5.75%优先债券和2022年到期的5.875%优先债券的本金总额5.00亿美元。初步现金投标金额为1,510万元，支付予在提早要约期内投标票据的票据持有人。我们在2020年第一季度记录了提前清偿债务的亏损1750万美元，扣除交易赎回溢价成本和回购债务的剩余递延融资成本的费用。现金投标报价和早期现金投标溢价的资金来自发行我们9.25%的优先票据。同样在2020年第一季度，我们在公开市场购买了2022年到期的5.00%优先债券的本金4,850万美元，2022年到期的5.875%优先债券的本金580万美元，以及2023年到期的5.00%优先债券的5,660万美元本金。我们确认2020年第一季度提前清偿债务带来的收益为3040万美元，扣除交易成本和回购债务的剩余递延融资成本支出。
已证实财产和其他资产的减值2020年前六个月为7700万美元。2021年前六个月没有已证实的财产减值。2019年第四季度，由于业务战略的转变以及剥离这些资产的可能性，我们记录了与我们在北路易斯安那州的石油和天然气资产相关的减值费用。2020年第一季度，根据这些资产公允价值的市场指标，与这些北路易斯安那州资产相关的额外减值记录为7700万美元。
出售资产的损失(收益)2021年上半年增加了64.6万美元，而2020年同期增加了1.217亿美元。2021年第二季度，我们通过出售北路易斯安那州的资产获得了240万美元的额外收益，这主要与最终的关闭调整有关。2021年第一季度，我们在出售北路易斯安那州资产时录得190万美元的额外亏损。2020年第一季度，我们获得州政府当局的批准，改变了我们宾夕法尼亚州西北部浅层房产的运营方式，我们通过出售这些遗留资产获得了1.225亿美元的收益。作为这笔交易的一部分，我们确实保留了这块土地的更深层次的尤蒂卡权利。
所得税(福利)费用2021年第二季度收益为130万美元，而收益为22.3美元 2020年第二季度将达到100万。2021年上半年的所得税支出为140万美元，而2020年上半年为670万美元。2021年和2020年的有效税率与法定税率不同，原因是国家所得税、股权补偿、估值免税额和其他离散税目。
管理层对财务状况、资金来源和流动性的探讨与分析
现金流量
来自运营的现金流主要受生产量和大宗商品价格的影响，扣除我们衍生品结算的影响。我们的运营现金流也受到营运资金变化的影响。我们通常保持较低的现金和现金等价物余额，因为我们使用可用资金来减少银行债务。短期流动资金需求由我们银行信贷安排下的借款来满足。正因为如此，由于我们运营现金流的主要来源(未来几年将生产的已探明储量)不能报告为营运资本，我们的营运资本往往很低或为负。我们不时签订各种衍生品合约，以提供经济对冲，以对冲与预期未来天然气、NGL和石油生产相关的大宗商品价格风险。我们对冲的产量已经变化，并将继续每年变化，这取决于我们对未来大宗商品价格的预期等。根据我们的衍生品合同向交易对手支付的任何款项，最终都应由出售我们的产品所收到的价格提供资金。然而，生产收据往往滞后于向交易对手付款。截至2021年6月30日，我们已达成衍生品协议，涵盖2021年剩余时间的244.6 Bcfe和2022年的168.0 Bcfe，不包括我们的基差互换。
38
下表列出了截至2021年6月30日和2020年6月30日的6个月现金和现金等价物的来源和使用情况(单位：千)：
|
|
截至六个月 |
|
|||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
||
现金和现金等价物的来源 |
|
|
|
|
|
|
||
经营活动 |
|
$ |
283,435 |
|
|
$ |
203,268 |
|
资产的处置 |
|
|
195 |
|
|
|
1,071 |
|
发行优先票据 |
|
|
600,000 |
|
|
|
550,000 |
|
信贷借贷 |
|
|
883,000 |
|
|
|
1,045,000 |
|
其他 |
|
|
30,572 |
|
|
|
17,288 |
|
现金和现金等价物的总来源 |
|
$ |
1,797,202 |
|
|
$ |
1,816,627 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
现金和现金等价物的使用 |
|
|
|
|
|
|
||
天然气和石油性质的附加物 |
|
$ |
(205,923 |
) |
|
$ |
(254,073 |
) |
偿还信贷安排 |
|
|
(1,464,000 |
) |
|
|
(883,000 |
) |
种植面积购买 |
|
|
(15,917 |
) |
|
|
(14,486 |
) |
增加外地服务资产 |
|
|
(652 |
) |
|
|
(1,851 |
) |
偿还高级和高级次级票据 |
|
|
(63,324 |
) |
|
|
(617,982 |
) |
购买国库股 |
|
|
— |
|
|
|
(22,992 |
) |
发债成本 |
|
|
(8,591 |
) |
|
|
(8,360 |
) |
其他 |
|
|
(38,789 |
) |
|
|
(13,861 |
) |
现金和现金等价物的使用总额 |
|
$ |
(1,797,196 |
) |
|
$ |
(1,816,605 |
) |
现金和现金等价物的来源
经营活动提供的现金流2021年上半年为2.834亿美元，而2020年上半年为203.3美元。经营活动提供的现金在很大程度上取决于商品价格和生产量，扣除我们衍生品合同结算的影响。2020年上半年至2021年上半年经营活动提供的现金增加，反映了实现价格的上升和运营费用的下降，部分被营运资金现金流出和生产量下降所抵消。截至2021年6月30日，我们对2021年剩余时间预计总产量的65%以上进行了对冲，对冲天然气产量的75%以上进行了对冲。经营活动提供的净现金受到生产和营运资本变化或现金收入和支出时间减少10%的影响。2021年上半年营运资本的变化(反映在我们的合并现金流量表中)为负7370万美元，而2020年第一季度为正2610万美元。
现金及现金等价物的使用
天然气和石油性质的附加物2021年前六个月与我们2021年4.25亿美元资本预算的预期一致。
偿还高级和高级次级票据2021年前六个月包括赎回2021年、2022年和2023年到期的各种高级和高级次级票据。2020年前六个月包括在公开市场购买我们2022年到期的5.00%优先债券中的4,850万美元，2022年到期的5.875%优先债券的本金580万美元，以及2023年到期的5.00%优先债券的5,660万美元本金。此外，在发行2026年到期的5.5亿美元本金总额9.25%优先票据的同时，我们用此次发行所得资金赎回了2021年到期的5.75%优先票据中的3.241亿美元和2022年到期的5.875%优先票据中的175.9美元。我们会不时根据当时的市况或其他情况，继续回购优先票据。
流动性与资本资源
我们的流动性和资本资源的主要来源是来自经营活动的内部产生的现金流、具有未承诺和承诺可获得性的银行信贷安排、进入债务和股权资本市场的机会以及资产出售。我们必须开发现有的储备，以维持或增长我们的产量和现金流。我们主要通过成功的钻井计划来实现这一点，这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来为我们的资本支出计划提供资金。2021年第二季度，我们签订了2021年至2024年的额外大宗商品衍生品合约，以保护未来的现金流。
在2021年前六个月，我们从经营活动中提供的净现金2.834亿美元和我们银行信贷安排下的借款用于资助大约2.225亿美元的资本支出(包括面积收购)。截至2021年6月30日，我们拥有46.4万美元现金，总资产为62亿美元。
39
截至2021年6月30日，长期债务总额为30亿美元，其中包括1.21亿美元的银行信贷安排未偿还债务以及29亿美元的优先和优先次级票据。根据目前的银行承诺，截至2021年6月30日，我们可承诺的借款能力为19亿美元。需要现金为必要的资本支出提供资金，以抵消石油和天然气行业典型的产量和储量的内在下降。未来在保持储量和产量方面的成功将高度依赖于可用的资本资源。我们目前相信，经营活动产生的净现金、银行信贷安排下未使用的承诺借款能力以及资产出售的收益，再加上我们现有的天然气、NGL和石油衍生品合同，将足以满足近期的财务义务和流动性需求。虽然我们的预期是在我们内部产生的现金流范围内运营，但只要我们的资本需求超过我们内部产生的现金流，我们可能会发行资产出售所得、债务或股权证券来满足这些要求。长期现金流受到一系列变量的影响，包括产量和价格水平以及历史上影响石油和天然气业务的各种经济状况。天然气、天然气和石油价格的大幅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、履行财务义务和盈利运营的能力。我们在每个历年年初制定资本预算，并在一年中进行审查，考虑到包括大宗商品价格环境在内的各种因素。我们的2021年资本预算于2月初公布，为4.25亿美元。
大宗商品价格仍然波动性很大，与2020年第四季度相比，2021年上半年的价格有所上涨。我们的收入、收益、流动性和增长能力在很大程度上取决于我们收到的价格以及我们开发天然气、天然气和石油储备的能力。我们已经并必须继续通过提高效率和提高利润率来调整我们的业务。我们计划继续努力改善盈利能力和债务指标。我们预计将监控市场，并根据市场状况寻找再融资或减少债务的机会。我们相信，我们处于有利地位，能够应对低大宗商品价格环境中带来的挑战，我们可以通过以下方式忍受当前和未来大宗商品价格的持续波动：
信贷安排
截至2021年6月30日，我们维持了循环信贷安排，借款基数为30亿美元，贷款人承诺总额为24亿美元，我们称之为银行信贷安排或银行债务。银行信贷安排以我们几乎所有的资产为担保，到期日为2023年4月13日。银行信贷安排下的可获得性取决于贷款人设定的借款基数。截至2021年6月30日，我们银行信贷安排下的未偿还余额为121.0美元。此外，截至2021年第二季度末，我们还有3.346亿美元的未提取信用证，银行信贷安排下剩余19亿美元的承诺借款能力。
我们的银行信贷安排对股息的支付和其他限制性付款(根据我们的银行信贷安排的定义)施加了限制。银行信贷安排还包含与债务产生、留置权、投资和财务比率有关的惯例契约。在2021年6月30日，我们遵守了所有公约。有关我们银行债务的更多信息，请参阅我们未经审计的综合财务报表的附注9。
货架登记
我们向美国证券交易委员会提交了一份通用的货架登记声明，根据该声明，根据美国证券交易委员会的规定，我们作为一家“知名的经验丰富的发行商”，有能力出售不确定数量的各种类型的债务和股权证券。
现金股利支付
2020年1月，我们宣布董事会暂停派发普通股股息。未来宣布和支付的股息(如果有的话)的数额由董事会全权决定，主要取决于现金流、资本支出、债务契约和各种其他因素。
现金合同义务
我们的合同义务包括长期债务、经营租赁、衍生义务、资产报废义务以及运输、加工和收集承诺，包括剥离合同承诺。自.起
40
2021年6月30日，我们没有任何重大的表外债务或其他此类未记录的债务，我们也没有担保任何无关各方的债务。截至2021年6月30日，我们的银行信贷安排下共有3.346亿美元的未提取信用证。
自2020年12月31日以来，除了附注9中进一步讨论的债务变化和附注14中讨论的资产剥离合同义务的减少外，我们的合同义务没有发生实质性变化。
利率
截至2021年6月30日，我们的未偿债务约为30亿美元。其中29亿元按固定利率计算，平均利率为6.9%。总计1.21亿美元的银行债务按浮动利率计息，2021年6月30日的利率为2.2%。2021年6月30日的30天期LIBOR利率约为0.1%。2021年6月30日未偿还浮息债务的短期利率每提高1%，每年将增加约120万美元的利息支出。
表外安排
我们目前没有利用与未合并实体的任何重大表外安排来增强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，其中一些在上文的现金合同义务.
通货膨胀与物价变动
我们的收入、资产价值以及以有吸引力的条件获得银行贷款或额外资本的能力一直并将继续受到天然气、天然气和石油价格变化以及开采储量成本的影响。天然气、天然气和石油价格会受到我们无法控制或预测的巨大波动的影响。虽然我们的某些成本和支出受到普遍通胀的影响，但通胀通常不会对我们的业务产生重大影响。我们预计2021年剩余时间的成本将继续成为供需关系的函数。
前瞻性陈述
管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析中的某些部分包括有关可能影响我们业务的趋势或事件的前瞻性陈述。这些陈述包含诸如“预期”、“相信”、“预期”、“目标”、“计划”、“项目”、“可能”、“可能”、“应该”、“将会”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”中的“安全港”条款，这些陈述伴随着确定重要因素的警告性语言，尽管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陈述中陈述的大不相同。这些前瞻性陈述是基于我们目前对未来发展及其对我们的潜在影响的期望和信念。虽然管理层相信这些前瞻性陈述在作出时是合理的，但不能保证影响我们的未来发展会是我们预期的发展。所有关于我们对未来收入和经营业绩的预期的评论都是基于我们目前对现有业务的预测，不包括任何未来事件的潜在影响。我们没有义务在前瞻性陈述发表后公开更新或修改任何前瞻性陈述，无论是由于新信息、未来事件还是其他原因。有关影响我们业务的其他风险因素，请参阅第(1A)项。风险因素在我们截至2020年12月31日的Form 10-K年度报告中列出，该报告于2021年2月23日提交给SEC。
项目3.定量和定量IVE关于市场风险的披露
以下信息的主要目的是提供有关我们潜在的市场风险敞口的前瞻性、定量和定性信息。市场风险是指天然气、天然气、石油价格和利率发生不利变化而产生的损失风险。这些披露并不意味着是预期未来损失的准确指标，而是合理可能损失的指标。这些前瞻性信息为我们如何看待和管理我们持续的市场风险敞口提供了指标。我们所有对市场风险敏感的工具都是出于交易以外的目的订立的。所有账户都是以美元计价的。
市场风险
我们面临着与天然气、天然气和石油价格波动相关的市场风险。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相关的风险。这些衍生工具适用于我们生产的不同部分，仅提供部分价格保护。这些安排限制了涨价对我们的好处，但在价格下跌时提供了保护。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。已实现的价格主要由全球石油价格和北美天然气生产的现货市场价格推动。多年来，天然气和石油价格一直波动不定，变幻莫测。天然气价格的变化比油价的变化对我们的影响更大，因为我们2020年12月至31日探明储量中约65%是天然气，2%的探明储量是石油和凝析油。此外，我们的部分天然气藏(占已探明储量的33%)也是
41
受油价变化的影响。我们还面临与利率变化相关的市场风险。从2020年12月31日到2021年6月30日，这些风险没有发生实质性变化。
商品价格风险
我们使用基于大宗商品的衍生品合约来管理大宗商品价格波动的风险敞口。我们不会为投机或交易目的而订立这些安排。有时，我们的某些衍生品是掉期交易，在这种掉期交易中，我们会收到产品的固定价格，并向交易对手支付市场价格。我们的衍生品计划还可以包括项圈，它设定了最低底价和预先确定的最高价格。我们还签订了包含固定价格掉期和售出期权(我们称之为掉期)的天然气衍生工具。我们的计划还可能包括三向领子，这是三个选项的组合。在2021年6月30日，我们的衍生项目包括掉期、领子、三向领子和掉期。截至2021年6月30日，这些合同的公允价值，即根据合同价格和参考价格(天然气和原油通常为NYMEX，或NGL为Mont Belvieu)进行立即清算时将实现的估计金额，接近2.877亿美元的未实现税前净亏损。这些合约按月到期，至2022年12月。截至2021年6月30日，以下大宗商品衍生品合约未平仓，不包括我们下面讨论的基差掉期：
期间 |
|
合同类型 |
|
带边缘的体积 |
|
加权平均套期保值价格 |
|
|
公平市价 |
|
||||||||||||||
|
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|
|
|
交换 |
|
|
卖出卖权 |
|
|
地板 |
|
|
天花板 |
|
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|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(单位：千) |
|
|||||
天然气(1) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
2021 |
|
掉期 |
|
575,000 MMBtu/天 |
|
$ |
2.78 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(91,772 |
) |
|||
2021 |
|
领子 |
|
293,696 MMBtu/天 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
2.65 |
|
|
$ |
3.16 |
|
|
$ |
(29,935 |
) |
||
2021 |
|
三向领口 |
|
309,728 MMBtu/天 |
|
|
|
|
$ |
2.14 |
|
|
$ |
2.47 |
|
|
$ |
2.84 |
|
|
$ |
(49,883 |
) |
|
2022 |
|
掉期 |
|
19万MMBtu/天 |
|
$ |
2.82 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(23,484 |
) |
|||
2022 |
|
领子 |
|
4万MMBtu/天 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
2.90 |
|
|
$ |
3.29 |
|
|
$ |
(1,193 |
) |
||
2022 |
|
三向领口 |
|
20万MMBtu/天 |
|
|
|
|
$ |
2.20 |
|
|
$ |
2.72 |
|
|
$ |
3.35 |
|
|
$ |
(12,699 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
原油(1) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
2021 |
|
掉期 |
|
7166桶/天 |
|
$ |
56.28 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(19,391 |
) |
|||
2022 |
|
掉期 |
|
4560桶/天 |
|
$ |
60.39 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(8,899 |
) |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
NGL(C3-丙烷) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
2021 |
|
掉期 |
|
6000桶/天 |
|
每加仑0.9美元 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(8,490 |
) |
||||
2021年7月至9月 |
|
领子 |
|
5000桶/天 |
|
|
|
|
|
|
|
每加仑0.95美元 |
|
|
每加仑1.05美元 |
|
|
$ |
(1,092 |
) |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
NGLS(NC4-正丁烷) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
2021 |
|
掉期 |
|
2,000桶/天 |
|
每加仑1.05美元 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(2,744 |
) |
||||
2021 |
|
领子 |
|
2500桶/天 |
|
|
|
|
|
|
|
每加仑0.94美元 |
|
|
每加仑1.08美元 |
|
|
$ |
(3,413 |
) |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
NGL(C5-天然汽油) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
2021 |
|
掉期 |
|
3000桶/天 |
|
每加仑1.28美元 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(6,952 |
) |
||||
2021 |
|
领子 |
|
2,000桶/天 |
|
|
|
|
|
|
|
每加仑1.34美元 |
|
|
每加仑1.55美元 |
|
|
$ |
(1,268 |
) |
||||
2022 |
|
掉期 |
|
1,000桶/天 |
|
每加仑1.50美元 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(76 |
) |
||||
2022 |
|
领子 |
|
1,000桶/天 |
|
|
|
|
|
|
|
每加仑1.40美元 |
|
|
每加仑1.60美元 |
|
|
$ |
(41 |
) |
||||
(1)我们还出售了2022年18万MMBtu/天的天然气呼叫掉期，加权平均价为2.86美元。截至2021年6月30日，这些掉期的公平市值为2210万美元的净衍生品负债。此外，我们在2022年出售了每天1000桶的石油看涨互换，加权平均价为54.00美元，截至2021年6月30日的公允价值为亏损430万美元。
我们认为NGL的价格有一定的季节性，特别是丙烷。因此，NGL价格与NYMEX WTI(或西德克萨斯中质油)的关系将因产品成分、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NGL。如果我们不能销售或储存NGL，我们可能会被要求减产或将钻探活动转移到干气地区。
目前，阿巴拉契亚地区容纳乙烷的当地需求和基础设施有限。我们签订了从马塞卢斯页岩区出售或运输乙烷的合同。我们不能确保这些设施将继续可用。如果我们不能根据这些协议中的至少一项出售乙烷，我们可能会被要求减产，或者像我们过去所做的那样，购买或转移天然气，以与我们丰富的残渣气混合。
42
其他商品风险
我们受到基差风险的影响，基差风险是由影响衍生品商品工具反映的商品期货价格与标的商品现货市场价格之间关系的因素造成的。天然气交易价格通常以行业参考价格为基础，而行业参考价格可能与当地市场的价格不同。如果一个地区的大宗商品价格变动没有在其他地区得到反映，衍生品商品工具可能不再提供预期的对冲，从而导致基差风险增加。因此，除了上面讨论的掉期、套圈、三向套圈和掉期外，我们还签订了天然气基数掉期协议。由于基数调整、相对质量和其他因素，我们收到的天然气生产价格可能高于或低于NYMEX Henry Hub的价格。基差互换协议有效地固定了基差调整。2021年6月30日，天然气基础掉期的公允价值为2570万美元，每月结算至2024年12月。
在2021年6月30日，我们也有丙烷价差掉期合约，锁定了贝尔维尤山脉和国际丙烷指数之间的差价。这些合约按月结算，直至2021年。截至2021年6月30日，这些合同的公允价值为37.6万美元。
在2021年6月30日，我们有权获得与出售我们的北路易斯安那州资产相关的或有对价，直至2023年，根据已公布的指数和买家实现的NGL价格，未来某些天然气和石油价格的表现最高可达7500万美元。2021年6月30日的公允价值是3740万美元的收益。
下表显示了我们衍生品的公允价值以及2021年6月30日大宗商品价格变化10%和25%将导致的公允价值假设变化。我们仍然面临商品衍生工具市值可能发生变化的风险；然而，这种风险应该通过基础实物商品的价格变化(以千计)来缓解：
|
|
|
|
|
公允价值假设变动 |
|
|
公允价值假设变动 |
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
商品价格上涨 |
|
|
商品价格下跌 |
|
|||||||||||
|
|
公允价值 |
|
|
10% |
|
|
25% |
|
|
10% |
|
|
25% |
|
|||||
掉期 |
|
$ |
(161,808 |
) |
|
$ |
(91,130 |
) |
|
$ |
(227,825 |
) |
|
$ |
91,130 |
|
|
$ |
227,825 |
|
领子 |
|
|
(36,942 |
) |
|
|
(28,066 |
) |
|
|
(72,480 |
) |
|
|
25,844 |
|
|
|
57,780 |
|
三向领口 |
|
|
(62,582 |
) |
|
|
(33,999 |
) |
|
|
(90,105 |
) |
|
|
30,994 |
|
|
|
72,773 |
|
交换 |
|
|
(26,414 |
) |
|
|
(21,880 |
) |
|
|
(56,376 |
) |
|
|
17,073 |
|
|
|
25,740 |
|
基差互换 |
|
|
26,063 |
|
|
|
11,208 |
|
|
|
28,029 |
|
|
|
(11,194 |
) |
|
|
(27,890 |
) |
运费掉期 |
|
|
37 |
|
|
|
346 |
|
|
|
866 |
|
|
|
(346 |
) |
|
|
(866 |
) |
资产剥离或有对价 |
|
|
37,350 |
|
|
|
6,810 |
|
|
|
15,380 |
|
|
|
(7,570 |
) |
|
|
(18,770 |
) |
我们的基于商品的衍生品合约使我们面临合约交易对手不履行合约的信用风险。我们的风险敞口主要分布在主要的投资级金融机构，我们与我们的交易对手签订了总的净额结算协议，规定从单独的衍生品合同中抵消应收账款。我们的衍生品合约是与多个交易对手签订的，以将我们对任何单个交易对手的风险敞口降至最低。截至2021年6月30日，我们的衍生品交易对手包括19家金融机构，其中除5家外，其余都是我们银行信贷安排中的担保贷款人。在确定我们衍生品合约的公允价值时会考虑交易对手信用风险。虽然我们的交易对手主要是主要的投资级金融机构，但我们的衍生品合约的公允价值已经进行了调整，以计入某些交易对手的不履行风险，这是无关紧要的。截至2021年3月31日，我们在费城附近的Marcus Hook工厂向单一买家短期销售丙烷和丁烷，向单一国际客户销售乙烷。截至2021年4月1日，除了有限的现货销售外，我们的丙烷和丁烷销售已经在几个买家之间实现了多样化，并设定了12至24个月的期限。
利率风险
我们的银行债务面临利率风险。我们试图平衡浮动利率债务、固定利率债务和债务到期日，以管理利息成本、利率波动性和融资风险。这是通过混合固定利率优先和优先次级债务以及可变利率银行债务来实现的。截至2021年6月30日，我们有30亿美元的未偿债务。其中29亿美元按平均6.9%的固定利率计息。总计1.21亿美元的银行债务按浮动利率计息，2021年6月30日的利率为2.2%。2021年6月30日，30天期LIBOR利率约为0.1%。2021年6月30日未偿还浮息债务的短期利率每增加1%，将产生约1.2美元 每年额外的利息支出为百万美元。
43
它EM：4.控制和程序
信息披露控制和程序的评估
根据1934年修订的“证券交易法”(下称“交易法”)第13a-15(B)条的要求，我们已在我们的管理层(包括我们的首席执行官和首席财务官)的监督和参与下，评估了截至本季度报告10-Q表格所涵盖期间结束时，我们的披露控制和程序(如交易法第13a-15(E)和15d-15(E)条所定义)的设计和运作的有效性。我们的披露控制和程序旨在提供合理保证，确保我们根据交易所法案提交的报告中要求披露的信息已累计并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(视情况而定)，以便及时做出有关要求披露的决定，并在美国证券交易委员会的规则和表格中指定的时间段内记录、处理、汇总和报告。根据评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，截至2021年6月30日，我们的披露控制和程序在合理的保证水平下是有效的。
财务报告内部控制的变化
在截至2021年6月30日的三个月内，我们的财务报告内部控制系统(根据交易法规则13a-15(F)的定义)没有发生变化，这对我们的财务报告内部控制产生了重大影响，或很可能会对其产生重大影响。
P第二条--其他信息
第(1)项：法律规定法律程序
请参阅我们未经审计的合并财务报表的附注17，标题为“承担和或有事项”，载于上文第一部分第(1)项，以了解我们的法律程序摘要，该等资料在此并入作为参考。
环境诉讼程序
我们的子公司Range Resources-Appalachia接到环保部的通知，表示打算根据“清洁溪流法”和2012年“石油和天然气法”对莱康明县的一口油井进行民事处罚，并命令我们进行一定的补救工作和监测，以防止甲烷和其他物质据称从气井逸出进入周围环境，包括进入土壤、地下水、溪流和其他周围水源。环保部最初于2015年5月11日向子公司发布了一项命令，明确了其要求。我们对命令提出上诉，上诉后来得到解决和中止，于是我们同意在一口水井进行某些有限的补救工作，并继续监测该地区的水源，环保署署长当时没有评估任何罚款。此后，在2020年1月13日，环保部就莱康明县的同一口油井发布了一项新的命令，其中提出了如上所述的类似指控和要求。尽管在调查过程中向环保署署长提交了大量数据和证据，表明这口井过去不是，目前也不是环境中甲烷的来源，也不是任何供水来源，但我们还是发出了这项新命令，而是在我们开始行动之前，环境中存在的甲烷。我们对2020年1月的命令提出上诉，并打算针对环保部的指控进行有力辩护；然而，此事的解决仍可能导致超过25万美元的经济制裁。
我们不时会收到来自政府和监管部门的违规通知，这些通知涉及我们所在地区涉嫌违反环境法规或根据这些法规颁布的规章制度的行为。虽然我们无法确切预测这些违反通知是否会导致罚款和/或处罚，但如果施加罚款和/或处罚，它们可能会单独或总计导致超过25万美元的罚款。
它EM：1A。危险因素
我们在经营过程中面临各种风险和不确定因素。除了本报告其他地方讨论的因素外，你还应该仔细考虑第1a项下描述的风险和不确定性。在我们截至2020年12月31日的年度报告Form 10-K中记录的风险因素。
第二项未登记的股权证券销售和收益的使用
在2021年第二季度，我们没有购买任何股票。截至2021年6月30日，我们已经回购了1000万股普通股，成本约为2990万美元(不包括手续费和佣金)，这是2019年10月宣布的1.0亿美元股票回购计划的一部分。截至2021年6月30日回购的股票作为库存股持有。
44
它EM：6.展品
展品索引
展品 |
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展品说明 |
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3.1 |
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重述范围资源公司注册证书(通过引用附件3.1.1并入我们于2004年5月5日提交给证券交易委员会的10-Q表格(文件号001-12209)，并经《岭源公司重新注册证书第一修正案证书》修订(在2005年7月28日提交给证券交易委员会的10-Q表格(文件编号001-12209)中通过引用附件3.1并入)三、《岭源公司注册证书二次修订证书》(以下简称《公司注册证书二次修正证书》)(通过引用附件3.1并入我们于2008年7月24日提交给证券交易委员会的10-Q表格(文件编号001-12209)) |
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3.2
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修订和重新制定“牧场资源公司章程”(通过引用附件3.1并入我们的Form 8-K(文件号001-12209)，该表格于2016年5月19日提交给证券交易委员会) |
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31.1* |
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Range Resources Corporation总裁兼首席执行官根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条颁发的证书 |
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31.2* |
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Range Resources Corporation首席财务官根据2002年萨班斯-奥克斯利法案(Sarbanes-Oxley Act)第302条的认证 |
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32.1** |
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Range Resources Corporation总裁兼首席执行官依据美国联邦法典第18编第1350条的认证，该条款是根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条通过的 |
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32.2** |
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根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条通过的《美国法典》第18编第1350条由Range Resources Corporation首席财务官提供的证明 |
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101.美国人** |
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内联XBRL实例文档-XBRL实例文档不会显示在交互数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中 |
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101.中国社科院* |
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内联XBRL分类扩展架构 |
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101.加州民航局* |
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内联XBRL分类扩展计算链接库文档 |
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101.香港德意志银行* |
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内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档 |
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101.实验室* |
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内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档 |
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101.预估** |
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内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档 |
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104 * |
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封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中) |
*随函存档
**随信提供
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是的GNATURES
根据1934年证券交易法的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的签名人代表其签署。
日期：2021年7月26日
牧场资源公司 |
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由以下人员提供： |
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/s/Mark S.SCUCCHI |
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马克·S·斯卡奇 |
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高级副总裁兼 |
日期：2021年7月26日
牧场资源公司 |
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由以下人员提供： |
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/s/Dori A.Ginn |
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多里·A·吉恩 |
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高级副总裁兼主计长兼 |
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