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 |
截至本季度末
或
根据1934年《证券交易法》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章程)
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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)条登记的证券：
每个班级的标题 |
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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》第13条或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已按照S-T规则第405条(本章232.405节)以电子方式提交了要求提交的每个交互数据文件 在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类档案的较短期限内)。
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。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
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加速文件管理器 |
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非加速文件管理器 |
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较小的报告公司 |
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新兴成长型公司 |
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如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》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是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。
Yes ☐ No
牧场资源公司
表格10-Q
截至2022年9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. 有关本表格10-Q中使用的某些行业特定术语，请参阅我们2021年年度报告中的表格10-K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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3 |
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合并资产负债表 |
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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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综合全面收益表(亏损)(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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26 |
第三项。 |
|
关于市场风险的定量和定性披露 |
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40 |
第四项。 |
|
控制和程序 |
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42 |
第二部分--其他资料 |
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第1项。 |
|
法律诉讼 |
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42 |
第1A项。 |
|
风险因素 |
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43 |
第二项。 |
|
未登记的股权证券销售和收益的使用 |
|
43 |
第六项。 |
|
陈列品 |
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44 |
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|
签名 |
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45 |
2
P艺术一--财务信息
第1项。财务报表
牧场资源公司
合并资产负债表
(单位为千，每股数据除外)
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9月30日， |
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十二月三十一日， |
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2022 |
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2021 |
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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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应收或有代价 |
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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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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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资产报废债务 |
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应计负债 |
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应计利息 |
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衍生负债 |
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资产剥离合同义务 |
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长期债务当期到期日 |
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流动负债总额 |
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银行债务 |
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高级笔记 |
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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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累计其他综合收益(亏损) |
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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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$ |
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|
$ |
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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
公司非实例化的操作报表
(未经审计，单位为千，每股数据除外)
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
||||||||||
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2022 |
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2021 |
|
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2022 |
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2021 |
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||||
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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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衍生公允价值损失 |
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( |
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( |
) |
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( |
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( |
) |
经纪天然气、营销和其他 |
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总收入和其他收入 |
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成本和支出： |
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直接运营 |
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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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一般和行政 |
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退出和终止成本 |
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递延补偿计划 |
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利息 |
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提前清偿债务损失 |
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损耗、折旧和摊销 |
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出售资产的收益 |
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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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净收益(亏损) |
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$ |
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$ |
( |
) |
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$ |
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|
$ |
( |
) |
||
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每股普通股净收益(亏损)： |
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基本信息 |
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( |
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稀释 |
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( |
) |
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$ |
( |
) |
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||||
宣布的每股股息 |
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$ |
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$ |
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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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||||
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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
公司合并报表再融资收益(亏损)
(未经审计，以千计)
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
||||||||||
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2022 |
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|
2021 |
|
|
2022 |
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2021 |
|
||||
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||||
净收益(亏损) |
$ |
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$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
$ |
( |
) |
||
其他全面收入： |
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||||
退休后福利： |
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||||
摊销以前的服务费用 |
|
|
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所得税费用 |
|
( |
) |
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|
( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
全面收益(亏损)合计 |
$ |
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
$ |
( |
) |
||
随附的附注是 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，以千计)
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
|||||
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2022 |
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2021 |
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经营活动： |
|
|
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|
|
||
净收益(亏损) |
|
$ |
|
|
$ |
( |
) |
|
对净亏损与经营活动提供的现金净额进行的调整： |
|
|
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||
递延所得税支出(福利) |
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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 |
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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，包括增值、收益净额 |
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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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( |
) |
提前清偿债务损失 |
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|
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||
营运资金变动： |
|
|
|
|
|
|
||
应收账款 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
其他流动资产 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
应付帐款 |
|
|
|
|
|
|
||
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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|
||
对天然气性质的补充 |
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|
( |
) |
|
|
( |
) |
增加外地服务资产 |
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( |
) |
|
|
( |
) |
种植面积购买 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
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 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
出售递延投资者持有的有价证券所得收益 |
|
|
|
|
|
|
||
用于投资活动的现金净额 |
|
|
( |
) |
|
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( |
) |
融资活动： |
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||
信贷工具的借款 |
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||
偿还信贷安排 |
|
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( |
) |
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( |
) |
发行优先票据 |
|
|
|
|
|
|
||
偿还高级或高级从属票据 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
已支付的股息 |
|
|
( |
) |
|
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购买国库股票 |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
发债成本 |
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|
( |
) |
|
|
( |
) |
为代扣代缴的股票缴纳的税款 |
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|
( |
) |
|
|
( |
) |
现金透支的变动 |
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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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用于融资活动的现金净额 |
|
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( |
) |
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|
( |
) |
(减少)现金及现金等价物增加 |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
期初现金及现金等价物 |
|
|
|
|
|
|
||
期末现金及现金等价物 |
|
$ |
|
|
$ |
|
||
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，以千计)
2022财年 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
普普通通 |
|
|
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|
|
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|
累计 |
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||||||||
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|
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库存 |
|
|
其他内容 |
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|
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其他 |
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||||||||
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普通股 |
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|
财务处 |
|
|
持有者 |
|
|
已缴费 |
|
|
保留 |
|
|
全面 |
|
|
|
|
|||||||||||
|
股票 |
|
|
面值 |
|
|
股票 |
|
|
财政部 |
|
|
资本 |
|
|
赤字 |
|
|
(亏损)收入 |
|
|
总计 |
|
||||||||
截至2021年12月31日的余额 |
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
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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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( |
) |
|||||
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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— |
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库存股 |
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— |
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( |
) |
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( |
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( |
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其他综合收益 |
|
— |
|
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|
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|
— |
|
|
|
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|
|
|
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|
|
|
|
||||||
净亏损 |
|
— |
|
|
|
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|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
( |
) |
||||
截至2022年3月31日的余额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
|
|||||
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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( |
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其他综合收益 |
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净收入 |
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||||||
截至2022年6月30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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支付的现金股利 |
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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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库存股 |
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— |
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( |
) |
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( |
) |
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其他综合收益 |
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— |
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— |
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净收入 |
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— |
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— |
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截至2022年9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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|
$ |
|
||||||
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)
2021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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财务处 |
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持有者 |
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已缴费 |
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保留 |
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全面 |
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|||||||||||
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股票 |
|
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面值 |
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股票 |
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|
财政部 |
|
|
资本 |
|
|
赤字 |
|
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损失 |
|
|
总计 |
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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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$ |
( |
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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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( |
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( |
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普通股发行 |
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( |
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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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其他综合收益 |
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净收入 |
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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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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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净亏损 |
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( |
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截至2021年6月30日的余额 |
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普通股发行 |
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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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— |
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( |
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( |
) |
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其他综合收益 |
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— |
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净亏损 |
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— |
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( |
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( |
) |
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截至2021年9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)
(1)组织机构和业务性质摘要
Range Resources Corporation是一家总部位于德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建立股东价值。Range是一家特拉华州的公司，我们的普通股在纽约证券交易所上市和交易，代码为“RRC”。
(2)陈述依据
这些合并财务报表未经审计，但管理层认为，这些报表反映了公平陈述所报告期间的结果所需的所有调整。除非另有披露，否则所有调整均属正常经常性性质。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(美国证券交易委员会)的适用规则编制的，并不包括美国公认会计原则(美国公认会计原则)对完整财务报表所要求的所有信息和披露。
阅读这些中期财务报表时，应结合我们于2022年2月22日提交给美国证券交易委员会的2021年年报10-K表中包含的合并财务报表及其附注。截至2022年9月30日的第三季度和九个月的运营结果不一定表明全年的预期结果。
(3)新会计准则
尚未被采用
截至2022年9月30日的第三季度或九个月内，未采用对我们的合并财务报表产生重大影响的会计准则。
(4)与客户签订合同的收入
收入的分类
我们有
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截至三个月 |
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九个月结束 |
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2022 |
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2021 |
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2022 |
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2021 |
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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销售 |
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石油销售 |
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天然气、天然气和石油销售总额 |
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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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( |
) |
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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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|
$ |
|
||||
(1)
9
(5)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机，我们的有效税率可能会按季度变化，可能会使比较没有意义。实际所得税率受各种因素的影响，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时计算和记录的。在截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月，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。当前所得税反映了2022年应缴纳的估计州所得税，这是基于我们的估计收入，考虑到州税率和有关NOL限制的法律。我们继续评估联邦和州递延税项资产的变现能力，基于大宗商品价格的大幅上涨和其他积极证据，我们在2022年前九个月公布了部分联邦和州估值津贴。2022年7月12日，宾夕法尼亚州联邦通过立法，将企业所得税税率从
(六)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)除以加权平均基本流通股。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)除以已发行的加权平均稀释后股份。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 |
|
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九个月结束 |
|
||||||||||
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2022 |
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2021 |
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2022 |
|
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2021 |
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||||
报告的净收益(亏损) |
|
$ |
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
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|
$ |
( |
) |
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参股收益(a) |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
( |
) |
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|
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||
归因于普通股的基本净收益(亏损) |
|
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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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||||
普通股摊薄净收益(亏损) |
|
$ |
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$ |
( |
) |
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$ |
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$ |
( |
) |
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每股普通股净收益(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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$ |
( |
) |
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稀释 |
|
$ |
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$ |
( |
) |
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$ |
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|
$ |
( |
) |
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(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 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||
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2022 |
|
|
2021 |
|
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2022 |
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2021 |
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||||
加权平均已发行普通股-基本 |
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||||
稀释性证券的影响： |
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董事和员工限制性股票与业绩 |
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||||
加权平均已发行普通股-稀释后 |
|
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||||
10
加权平均已发行普通股-2022年第三季度基本不包括
(7) 资本化成本和累计折旧、损耗和摊销 (a)
|
|
9月30日， |
|
|
十二月三十一日， |
|
||
|
|
(单位：千) |
|
|||||
天然气性质： |
|
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受耗尽影响的财产 |
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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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|
||
累计损耗和折旧 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
净资本化成本 |
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$ |
|
|
$ |
|
||
(a) |
包括资本化资产报废成本和相关累计摊销。 |
(8)负债
截至以下日期，我们有以下未偿债务。
|
|
9月30日， |
|
|
十二月 31, |
|
||
银行债务 |
|
$ |
|
|
$ |
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||
高级笔记： |
|
|
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高级票据合计 |
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未摊销保费 |
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未摊销债务发行成本 |
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( |
) |
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|
( |
) |
债务总额扣除债务发行成本 |
|
|
|
|
|
|
||
长期债务的当期到期日较短 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
长期债务总额 |
|
$ |
|
|
$ |
|
||
银行债务
2022年4月，我们签订了一项经修订和重述的循环银行贷款，我们称之为我们的银行债务或银行信贷贷款，它以我们几乎所有的资产为抵押，到期日为
11
作为我们2022年9月完成的重新确定的一部分，我们的借款基数被重申为#美元。
新高级票据
2022年1月，我们发行了$
提早赎回
在2022年第一季度，我们宣布赎回美元
高级票据赎回
如果我们经历了控制权的变化，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，不拥有任何运营资产，也没有独立于其子公司的重大业务。由Range直接或间接拥有的子公司对我们的优先票据和我们的银行信贷安排的担保是全面和无条件的，并且是共同和若干的，受某些惯常的解除条款的约束。Range和我们的担保子公司的资产、负债和经营结果与我们的合并财务报表没有实质性差异。子担保人可以免除其在担保项下的义务：
债务契约
12
(9)资产报废义务
我们的资产报废债务主要代表我们将产生的金额的估计现值，这些金额将在我们的生产资产的生产寿命结束时进行堵塞、废弃和修复。在确定此类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良好生活。投入是根据历史数据和当前估计成本计算的。
|
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九个月 |
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|
年 |
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期初 |
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$ |
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已发生的负债 |
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已结清的债务 |
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( |
) |
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( |
) |
吸积费用 |
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预算的更改 |
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期末 |
|
|
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较小电流部分 |
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( |
) |
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( |
) |
长期资产报废债务 |
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$ |
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|
$ |
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||
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。
(10)衍生活动
我们使用基于大宗商品的衍生品合约来管理对大宗商品价格波动的敞口。我们不会为投机或交易目的而订立这些安排。我们利用商品互换、领子或三向领子来(1)减少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投资计划。根据合同价格和参考价格的比较，我们衍生品合同的公允价值，即终止后将实现的估计金额，通常是纽约商品交易所(NYMEX)的天然气和原油或Mont Belvieu的NGL，接近净亏损#美元。
期间 |
|
合同类型 |
|
带边框的体积 |
|
加权平均对冲价格 |
|||||||||
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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 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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2022 |
|
掉期 |
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
2022 |
|
领子 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
$ |
|||
2022 |
|
三向领口 |
|
|
|
|
$ |
|
$ |
|
$ |
||||
2023 |
|
掉期 |
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
2023 |
|
领子 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
$ |
|||
2023 |
|
三向领口 |
|
|
|
|
$ |
|
$ |
|
$ |
||||
2024 |
|
领子 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
$ |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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|
|
|
|
原油 |
|
|
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|
|
|
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2022 |
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掉期 |
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$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
2023 |
|
掉期 |
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
2024年1月至9月 |
|
领子 |
|
|
|
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液化石油气(C2-乙烷) |
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2022年10月 |
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掉期 |
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NGL(C5-天然汽油) |
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2022 |
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掉期 |
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2022 |
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领子 |
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13
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，并按其公允价值计量。我们确认这些衍生工具的所有公允价值变动在发生期间在衍生工具公允价值收入或亏损中的收益。
基差互换合约
除了上述掉期和套圈外，截至2022年9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价。这些合约按月结算，至2025年12月结束，包括
资产剥离或有对价
除上述衍生品外，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衍生金融工具，未被指定为对冲工具。剩余或有对价，最高可达$
衍生工具资产和负债
截至2022年9月30日和2021年12月31日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，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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2022年9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 |
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-三向领口 |
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原油 |
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-衣领 |
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NGL |
-C2乙烷互换 |
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-C5天然汽油掉期 |
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-C5天然汽油领口 |
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资产剥离或有对价 |
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2022年9月30日 |
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|||||||||
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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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$ |
( |
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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 |
-掉期 |
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-衣领 |
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NGL |
-C2乙烷互换 |
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-C5天然汽油领口 |
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$ |
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$ |
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14
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2021年12月31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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-衣领 |
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-三向领口 |
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--基差互换 |
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原油 |
-掉期 |
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NGL |
-C3丙烷涂布 |
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-C5天然汽油掉期 |
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-C5天然汽油领口 |
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-掉期 |
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资产剥离或有对价 |
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2021年12月31日 |
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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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-呼叫 |
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--基差互换 |
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原油 |
-掉期 |
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NGL |
-C3丙烷涂布 |
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-C5天然汽油掉期 |
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-C5天然汽油领口 |
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运费 |
-掉期 |
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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经营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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九个月结束 |
|
||||||||||
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2022 |
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2021 |
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2022 |
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2021 |
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大宗商品掉期 |
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( |
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$ |
( |
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( |
) |
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互换 |
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三向领口 |
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领子 |
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打电话 |
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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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15
(11)公允价值计量
公允价值是指在计量日在市场参与者之间的有序交易中出售一项资产所收到的价格或转移一项负债所支付的价格。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，每一种方法都包括多种估值技术。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这些未来金额的预期，将未来金额(如现金流量或收益)转换为单一现值金额。成本法是根据目前替换一项资产的服务能力所需的数额。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的成本，并对过时进行调整。
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，也没有在各种技术中确定优先顺序。这些准则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。投入广义上是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。在公允价值等级中，第一级投入被给予最高优先级，而第三级投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。资产和负债按对公允价值计量有重要意义的最低优先级别的投入进行整体分类。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级中的配置。
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。
16
公允价值--经常性
我们使用市场方法进行经常性公允价值计量，并努力利用现有的最佳信息。
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2022年9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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交易延期持有的有价证券 |
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大宗商品价格衍生品 |
-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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资产剥离或有对价 |
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2021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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交易延期持有的有价证券 |
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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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( |
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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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衍生品 |
-运费互换 |
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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，使用期末市场价值。第2级衍生工具以公允价值计量，采用市场方法，采用第三方定价服务，并已由活跃市场的数据或经纪报价证实。截至2022年9月30日，我们的部分天然气和石油衍生品仪表是NGL卡箍。第三级衍生工具亦按公允价值使用第三方定价服务的市场方法计量，并已由活跃市场的数据或经纪报价证实。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，并被视为重大的不可观察的投入。我们利用了一系列隐含的波动率
|
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自.起 |
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2021年12月31日的余额 |
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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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2022年9月30日的余额 |
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$ |
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17
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入账，并计入随附的综合资产负债表中的其他资产。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、股息和按市价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。2022年第三季度，利息和股息为$
公允价值--报告
以下是截至2022年9月30日和2021年12月31日我们的金融工具的账面价值和公允价值(单位：千)：
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2022年9月30日 |
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2021年12月31日 |
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携带 |
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公平 |
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携带 |
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|
公平 |
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资产： |
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商品互换、利率互换和基差互换 |
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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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商品互换、利率互换和基差互换 |
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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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递延补偿计划(c) |
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( |
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( |
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( |
) |
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( |
) |
(a) |
在我们的递延薪酬计划中持有的有价证券在主要交易所交易活跃。 |
(b) |
由于浮动利率结构，我国银行债务的账面价值接近公允价值。我们的优先票据的公允价值是基于期末市场报价，即二级投入。 |
(c) |
我们的递延薪酬计划的公允价值被更新为资产负债表日期的收盘价，这是一级输入。 |
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)工具的短期期限和(2)我们历史和预期产生的坏账支出。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。
信用风险的集中度
截至2022年9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、金融机构和不同行业的最终用户。信用证或其他适当的保证被认为是必要的，以限制我们的损失风险。我们对无法收回的应收账款的备抵是$。
18
单人交易对手。在9月 30, 2022年，我们的衍生品交易对手包括
预期信贷损失准备。于每一报告期内，我们会根据历史数据、当前市况及对未来经济状况的合理及有根据的预测，评估应收账款的可收回程度，以确定其预期可收回的程度。根据管理层的判断，在应收账款上应计提预期信贷损失准备以反映应收净额时，采用违约损失法。
(12)股票薪酬计划
基于股票的奖励
我们有
基于股票的薪酬总支出
基于股票的薪酬代表限制性股票和业绩单位的摊销。与其他形式的基于股票的薪酬不同，我们递延薪酬计划中与既有限制性股票相关的负债的市价调整直接与我们股价的变化挂钩，而与职能费用没有直接关系，因此没有分配到职能类别。
|
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截至三个月 |
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九个月结束 |
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2022 |
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2021 |
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2022 |
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2021 |
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直接运营费用 |
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$ |
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$ |
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$ |
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经纪天然气和营销费用 |
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基于股票的薪酬总支出 |
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$ |
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基于股票的奖励
限制性股票奖。我们在基于股权的股票补偿计划下授予限制性股票单位。这些限制性股票单位，我们称为限制性股票奖励，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发放限制性股票，作为他们薪酬的一部分。此外，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剩余部分确认，转让期通常为三年(员工授予)和一年(非员工董事)。2021年初，新授予的限制性股票责任奖励的归属从应税的30%改为三年的悬崖归属-
19
基于股票的业绩单位.我们同意
每个被授予的单位代表
限制性股票-股权奖
在2022年的前9个月，我们批准了
限制性股票-责任奖
在2022年的前9个月，我们批准了
|
|
限制性股票 |
|
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限制性股票 |
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||||||||||
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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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截至2021年12月31日的未偿还债务 |
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$ |
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$ |
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||||
授与 |
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既得 |
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( |
) |
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( |
) |
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被没收 |
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( |
) |
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在2022年9月30日未偿还 |
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$ |
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$ |
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||||
20
基于股票的业绩单位
内部绩效指标奖。这些奖项 在背心的末尾
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数量 |
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加权 |
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截至2021年12月31日的未偿还债务 |
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$ |
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已批出单位(a) |
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已归属并已发行(b) |
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( |
) |
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被没收 |
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||
在2022年9月30日未偿还 |
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|
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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；然而，实际支付的股票将在 |
(b) |
就2019年发放的赔偿金而言，支付总额约为 |
我们记录了这些赔偿的补偿费用为#美元。
TSR大奖。授予的TSR-PSU是根据Range的普通股在三年业绩期间相对于同行集团中预定的一组公司的比较表现来赚取的或不赚取的。TSR-PSU的公允价值是在授予之日使用蒙特卡洛模拟模型估计的，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，并计算授予的公允价值。公允价值确认为基于股票的薪酬支出
|
|
九个月结束 |
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2022 |
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2021 |
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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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% |
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授予日期每单位公允价值 |
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$ |
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|
$ |
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以下是我们的非既得TSR-PSU奖励活动摘要：
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|
数量 |
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|
加权 |
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截至2021年12月31日的未偿还债务 |
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$ |
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已批出单位(a) |
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已归属并已发行(b) |
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( |
) |
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被没收 |
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在2022年9月30日未偿还 |
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$ |
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(a) |
这些数额反映了授予的绩效单位数。股票的实际派息可能在 |
(b) |
包括2019年授予的TSR-PSU奖励，当时我们普通股的回报率为 |
21
我们记录的TSR-PSU补偿费用为#美元
递延薪酬计划
我们的递延薪酬计划使非雇员董事和高管能够推迟支付全部或部分工资、奖金或董事费用，并根据个人意愿投资于Range普通股或进行其他投资。Range为军官提供部分匹配的贡献，
(13)退出和终止费用
退出成本
2020年第三季度，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好处。估计债务计入我们综合资产负债表中的当期和长期资产剥离合同债务。在2022年的前9个月，我们记录的增值费用为$
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，从5月起生效到2020年31日，并延续到合同的剩余部分。截至2022年9月30日，这些运力释放的估计剩余贴现债务为$
终止费
以下汇总了截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月的退出和终止成本(以千为单位)：
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截至三个月 |
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九个月结束 |
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||||||||||
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2022 |
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2021 |
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2022 |
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2021 |
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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 |
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资产剥离合同义务(包括增值 |
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
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||||
22
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出口 |
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终端 |
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2021年12月31日的余额 |
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$ |
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$ |
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折扣的增加 |
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预算的变动 |
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付款 |
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( |
) |
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( |
) |
2022年9月30日的余额 |
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$ |
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$ |
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(1) |
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(14)股本
我们的法定股本为
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九个月 |
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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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已发行的绩效股票单位 |
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业绩股票股利 |
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国库股 |
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( |
) |
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期末余额 |
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在2022年第三季度之后，我们购买了大约
股票回购计划
2019年，董事会批准了一项股票购买计划，收购金额最高可达美元
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三个月 |
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九个月 |
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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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( |
) |
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回购股份 |
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期末余额 |
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23
(15)补充现金流量信息
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|
九个月结束 |
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2022 |
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2021 |
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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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向税务机关缴纳的所得税 |
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$ |
( |
) |
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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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(16)承担和或有事项
诉讼
我们是在我们的正常业务过程中出现的许多未决或威胁的法律行动、行政诉讼或调查的主体或当事人，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，最终因该等诉讼、法律程序或索偿而产生的负债金额(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建立准备金。建立准备金的依据是估算过程，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，但我们有可能在已建立准备金的事项上产生额外的损失。我们将继续按季度评估我们的诉讼，并将适当地建立和调整任何诉讼储备，以反映我们对当时诉讼现状的评估。
由于环境法律和法规，我们已经并将继续产生资本、运营和补救支出。截至2022年9月30日，补救责任并不重大。截至2022年9月30日，我们不知道有任何环境索赔尚未拨备，或将对我们的财务状况或运营结果产生实质性影响。环境责任通常涉及在最终解决、和解或补救发生之前可能会进行修订的估计数。
运输、收集和加工合同
在2022年第二季度，我们签订了某些长期采油协议的延期，这取决于采油公司完成某些建筑，预计将于2024年完成。我们的承诺总额将增加约1美元
租赁承诺额
在2022年第三季度，我们将我们运营中使用的机队的租赁延长到2023年底。截至2022年9月30日，还有1美元的剩余债务
24
(17) 物业收购、勘探和开发所产生的成本 (a)
|
|
九个月 |
|
|
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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$ |
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$ |
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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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资产报废债务 |
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已发生的总成本 |
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$ |
|
|
$ |
|
||
25
站点M2.管理层的讨论和ANA财务状况及经营业绩分析
我们的业务概述
我们是一家总部位于德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，拥有一个全公司范围的管理团队，将所有物业作为一个整体进行管理，而不是通过独立的运营部门进行管理。我们衡量单个企业的财务业绩，而不是以地域或地区为基础。
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建立股东价值。我们实现业务目标的战略是通过内部产生的钻探项目，偶尔加上对非核心资产或有时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。我们的收入、盈利能力和未来增长在很大程度上取决于天然气、天然气和石油的现行价格，以及我们在经济上发现、开发、收购、生产和销售这些储量的能力。大宗商品价格一直不稳定，预计也将继续波动。我们近期的主要关注点包括：
我们根据美国公认会计原则编制财务报表，这要求我们做出影响我们报告的经营结果以及我们报告的资产、负债和已探明储量的金额的估计和假设。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：
以下对我们财务状况和业务成果的讨论和分析应结合项目1中以前的综合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。与2021年同期相比，2022年第三季度天然气、NGL和石油基准有所增加，2022年前9个月与2021年同期相比也有所增加。因此，我们经历了价格变现的显著增长。随着我们继续关注欧佩克和其他大型产油国的行动、俄罗斯-乌克兰冲突、全球石油和天然气库存以及与石油需求复苏相关的不确定性、未来的货币政策以及旨在向低碳能源过渡的政府政策的影响，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。纽约商品交易所天然气期货出现强劲改善，原因是市场预期，由于基础设施限制、资本纪律和核心库存枯竭，与过去相比，油盆地相关天然气相关活动和干气盆地活动将出现温和增长。此外，全球能源危机进一步突显了北美低成本、低排放的页岩气资源基础，支持了美国液化天然气出口、国内工业气需求和发电的持续强劲的结构性需求增长。其他
26
全球货币政策收紧的速度和程度，以及对抗新冠肺炎病毒的应对措施的有效性等因素，可能会影响世界经济增长的复苏以及对石油、天然气和NGL的需求。此外，过去几年，由于病毒、俄罗斯-乌克兰冲突以及全球货币政策导致的供应链持续中断，成本正在上涨。具体地说，我们的2022年资本计划主要受到钢铁、燃料和劳动力等项目通胀的影响。我们继续评估和监测这些因素对我们业务的影响和后果。
下表列出了截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月的天然气、石油和NGL综合价格的相关基准：
|
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
||||
基准： |
|
|
|
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|
|
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|
||||
纽约商品交易所平均价格(a) |
|
|
|
|
|
|
|
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|
|
|
|
||||
天然气(单位：Mcf) |
|
$ |
8.19 |
|
|
$ |
4.01 |
|
|
$ |
6.77 |
|
|
$ |
3.19 |
|
石油(每桶) |
|
|
91.55 |
|
|
|
70.42 |
|
|
|
98.47 |
|
|
|
64.70 |
|
Mont Belvieu NGL复合材料(每加仑)(b) |
|
|
0.90 |
|
|
|
0.82 |
|
|
|
0.97 |
|
|
|
0.69 |
|
(a) |
基于纽约商品交易所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)可能由于许多原因而与这些基准不同，包括质量、位置或产量以不同的指数出售。
综合经营成果
2022年第三季度业绩概览
2022年第三季度，我们确认净收益为3.731亿美元，或每股稀释后普通股1.49美元，而2021年第三季度亏损3.503亿美元，或每股稀释后普通股1.44美元。2022年第三季度净收入高于2021年第三季度，反映了大宗商品价格大幅上涨对我们的天然气、NGL和石油销售以及我们报告的衍生公允价值损失的影响。有关我们衍生公允价值损失的更多信息，请参阅第32页。
2022年第三季度，由于实现净价格(包括我们支付的所有衍生品和解和第三方运输成本的平均价格)较2021年同期增长65%，我们来自天然气、NGL和石油销售的收入大幅增长。2022年第三季度和2021年第三季度的平均日产量均为2.1 Bcfe。
我们2022年第三季度的财务和运营业绩包括以下结果：
27
我们在2022年第三季度的经营活动现金流为5.21亿美元，比2021年第三季度增加了3.291亿美元，与2021年第三季度相比，实现价格大幅上升，负营运资本的变化带来了有利的影响。
2022年前9个月业绩概览
2022年前9个月，我们确认净收益为3.691亿美元，或每股稀释后普通股1.45美元，而2021年前9个月净亏损4.796亿美元，或每股稀释后普通股1.98美元。与2021年相比，我们2022年前九个月的净收益有所改善，反映了大宗商品价格大幅上涨对我们的天然气、NGL和石油销售以及我们报告的衍生公允价值损失的影响。鉴于大宗商品价格大幅上涨，我们的衍生品公允价值亏损(包括与我们的衍生品相关的非现金公允价值调整)在2022年前九个月为16亿美元，而去年前九个月为9.598亿美元。有关我们衍生公允价值损失的其他信息，请参阅第32页。
2022年前九个月，我们销售天然气、NGL和石油的收入增加，这是由于与2021年同期相比，已实现净价格(包括我们支付的所有衍生品和解和第三方运输成本的平均价格)增加了91%，但产量略有下降，债务清偿亏损和退出成本上升在一定程度上抵消了这一增长。2022年和2021年前9个月的平均日产量均为2.1 Bcfe。
我们2022年前9个月的财务和运营业绩包括以下结果：
我们在2022年前九个月的经营活动现金流为13亿美元，比2021年同期增加7.768亿美元，与2021年同期相比，实现价格大幅上升，部分被生产量略有下降和大宗商品价格上涨导致的负营运资金增加所抵消。
28
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。我们的收入通常在产品控制权转移到客户手中并得到合理的可收集性保证时得到确认。 2022年第三季度，天然气、NGL和石油销售额与2021年第三季度相比增长了69%，平均实现价格(在我们的衍生品现金结算之前)增长了69%。2022年前9个月，天然气、NGL和石油销售额较2021年前9个月增长84%，平均实现价格增长85%，部分被产量减少1%所抵消。下表说明了截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月的天然气、NGL和石油销售的主要组成部分(以千为单位)：
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
天然气、天然气和石油销售 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气 |
$ |
1,053,863 |
|
|
$ |
494,917 |
|
|
$ |
558,946 |
|
|
|
113 |
% |
|
$ |
2,593,540 |
|
|
$ |
1,152,283 |
|
|
$ |
1,441,257 |
|
|
|
125 |
% |
NGL |
|
325,989 |
|
|
|
309,232 |
|
|
|
16,757 |
|
|
|
5 |
% |
|
|
1,039,057 |
|
|
|
795,173 |
|
|
|
243,884 |
|
|
|
31 |
% |
油 |
|
55,300 |
|
|
|
45,156 |
|
|
|
10,144 |
|
|
|
22 |
% |
|
|
191,798 |
|
|
|
127,051 |
|
|
|
64,747 |
|
|
|
51 |
% |
天然气、天然气和石油销售总额 |
$ |
1,435,152 |
|
|
$ |
849,305 |
|
|
$ |
585,847 |
|
|
|
69 |
% |
|
$ |
3,824,395 |
|
|
$ |
2,074,507 |
|
|
$ |
1,749,888 |
|
|
|
84 |
% |
我们的产量由钻探成功决定，通过生产抵消了天然气和石油储量的自然下降。我们在截至9月30日的三个月和九个月的生产， 2022年和2021年的情况见下表：
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
生产(a) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气(Mcf) |
|
136,862,857 |
|
|
|
137,713,717 |
|
|
|
(850,860 |
) |
|
|
(1 |
)% |
|
|
399,834,208 |
|
|
|
399,929,389 |
|
|
|
(95,181 |
) |
|
|
— |
% |
NGL(BBLS) |
|
9,235,626 |
|
|
|
9,080,902 |
|
|
|
154,724 |
|
|
|
2 |
% |
|
|
26,473,922 |
|
|
|
26,977,257 |
|
|
|
(503,335 |
) |
|
|
(2 |
)% |
原油(BBLS) |
|
653,000 |
|
|
|
710,914 |
|
|
|
(57,914 |
) |
|
|
(8 |
)% |
|
|
2,099,630 |
|
|
|
2,245,972 |
|
|
|
(146,342 |
) |
|
|
(7 |
)% |
总计(Mcfe)(b) |
|
196,194,613 |
|
|
|
196,464,613 |
|
|
|
(270,000 |
) |
|
|
— |
% |
|
|
571,275,520 |
|
|
|
575,268,763 |
|
|
|
(3,993,243 |
) |
|
|
(1 |
)% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
日均产量(a) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气(Mcf) |
|
1,487,640 |
|
|
|
1,496,888 |
|
|
|
(9,248 |
) |
|
|
(1 |
)% |
|
|
1,464,594 |
|
|
|
1,464,943 |
|
|
|
(349 |
) |
|
|
— |
% |
NGL(BBLS) |
|
100,387 |
|
|
|
98,705 |
|
|
|
1,682 |
|
|
|
2 |
% |
|
|
96,974 |
|
|
|
98,818 |
|
|
|
(1,844 |
) |
|
|
(2 |
)% |
原油(BBLS) |
|
7,098 |
|
|
|
7,727 |
|
|
|
(629 |
) |
|
|
(8 |
)% |
|
|
7,691 |
|
|
|
8,227 |
|
|
|
(536 |
) |
|
|
(7 |
)% |
总计(Mcfe)(b) |
|
2,132,550 |
|
|
|
2,135,485 |
|
|
|
(2,935 |
) |
|
|
— |
% |
|
|
2,092,584 |
|
|
|
2,107,212 |
|
|
|
(14,628 |
) |
|
|
(1 |
)% |
(a) |
表示无论何时生产的销售量。 |
(b) |
石油和天然气的体积以一桶相当于六个mcf的速率转换为mcfe，这是基于石油与天然气的大约相对能量含量，这并不能表明石油和天然气价格之间的关系。 |
29
我们在2022年第三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 3.30美元，而2021年第三季度为每mcfe 2.00美元。我们在2022年前九个月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 3.27美元，而2021年前九个月为每mcfe 1.71美元。我们认为计算的最终实现价格应包括运输、收集、加工和压缩费用的总影响。我们的平均实现价格(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。平均已实现价格(不包括衍生结算)不包括衍生结算或第三方运输成本，该等成本在随附的综合经营报表中的运输、收集、加工及压缩费用中列报。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2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月的平均实现价格计算如下：
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
平均价格 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
平均实现价格(不包括 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气(单位：Mcf) |
$ |
7.70 |
|
|
$ |
3.59 |
|
|
$ |
4.11 |
|
|
|
114 |
% |
|
$ |
6.49 |
|
|
$ |
2.88 |
|
|
$ |
3.61 |
|
|
|
125 |
% |
NGL(每桶) |
|
35.30 |
|
|
|
34.05 |
|
|
|
1.25 |
|
|
|
4 |
% |
|
|
39.25 |
|
|
|
29.48 |
|
|
|
9.77 |
|
|
|
33 |
% |
原油和凝析油(每桶) |
|
84.69 |
|
|
|
63.52 |
|
|
|
21.17 |
|
|
|
33 |
% |
|
|
91.35 |
|
|
|
56.57 |
|
|
|
34.78 |
|
|
|
61 |
% |
总计(每Mcfe)(a) |
|
7.31 |
|
|
|
4.32 |
|
|
|
2.99 |
|
|
|
69 |
% |
|
|
6.69 |
|
|
|
3.61 |
|
|
|
3.08 |
|
|
|
85 |
% |
平均实现价格(包括所有 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气(单位：Mcf) |
$ |
4.41 |
|
|
$ |
2.69 |
|
|
$ |
1.72 |
|
|
|
64 |
% |
|
$ |
4.19 |
|
|
$ |
2.55 |
|
|
$ |
1.64 |
|
|
|
64 |
% |
NGL(每桶) |
|
35.75 |
|
|
|
31.17 |
|
|
|
4.58 |
|
|
|
15 |
% |
|
|
38.54 |
|
|
|
26.59 |
|
|
|
11.95 |
|
|
|
45 |
% |
原油和凝析油(每桶) |
|
55.42 |
|
|
|
50.32 |
|
|
|
5.10 |
|
|
|
10 |
% |
|
|
57.85 |
|
|
|
43.89 |
|
|
|
13.96 |
|
|
|
32 |
% |
总计(每Mcfe)(a) |
|
4.95 |
|
|
|
3.51 |
|
|
|
1.44 |
|
|
|
41 |
% |
|
|
4.93 |
|
|
|
3.19 |
|
|
|
1.74 |
|
|
|
55 |
% |
平均实现价格(包括所有 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气(单位：Mcf) |
$ |
3.13 |
|
|
$ |
1.49 |
|
|
$ |
1.64 |
|
|
|
110 |
% |
|
$ |
2.91 |
|
|
$ |
1.33 |
|
|
$ |
1.58 |
|
|
|
119 |
% |
NGL(每桶) |
|
19.86 |
|
|
|
16.83 |
|
|
|
3.03 |
|
|
|
18 |
% |
|
|
22.11 |
|
|
|
13.00 |
|
|
|
9.11 |
|
|
|
70 |
% |
原油和凝析油(每桶) |
|
55.41 |
|
|
|
49.72 |
|
|
|
5.69 |
|
|
|
11 |
% |
|
|
57.85 |
|
|
|
43.50 |
|
|
|
14.35 |
|
|
|
33 |
% |
总计(每Mcfe)(a) |
|
3.30 |
|
|
|
2.00 |
|
|
|
1.30 |
|
|
|
65 |
% |
|
|
3.27 |
|
|
|
1.71 |
|
|
|
1.56 |
|
|
|
91 |
% |
(1) |
石油和天然气的体积以一桶相当于六个mcf的速率转换为mcfe，这是基于石油与天然气的大约相对能量含量，这并不能表明石油和天然气价格之间的关系。 |
已实现价格包括基差和从我们的基差对冲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提供了这一影响：
|
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
||||
天然气平均价差低于纽约商品交易所 |
|
$ |
(0.49 |
) |
|
$ |
(0.42 |
) |
|
$ |
(0.28 |
) |
|
$ |
(0.31 |
) |
基差套期保值已实现收益 |
|
$ |
0.11 |
|
|
$ |
0.06 |
|
|
$ |
0.08 |
|
|
$ |
0.02 |
|
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 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
2021 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2022 |
|
||||||||
天然气 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
价格(每Mcf) |
$ |
3.59 |
|
|
$ |
4.11 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
7.70 |
|
|
$ |
2.88 |
|
|
$ |
3.61 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
6.49 |
|
制作(Mmcf) |
|
137,714 |
|
|
|
— |
|
|
|
(851 |
) |
|
|
136,863 |
|
|
|
399,929 |
|
|
|
— |
|
|
|
(95 |
) |
|
|
399,834 |
|
天然气销售 |
$ |
494,917 |
|
|
$ |
562,004 |
|
|
$ |
(3,058 |
) |
|
$ |
1,053,863 |
|
|
$ |
1,152,283 |
|
|
$ |
1,441,531 |
|
|
$ |
(274 |
) |
|
$ |
2,593,540 |
|
30
|
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2022 |
|
||||||||
NGL |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
价格(每桶) |
|
$ |
34.05 |
|
|
$ |
1.25 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
35.30 |
|
|
$ |
29.48 |
|
|
$ |
9.77 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
39.25 |
|
生产(Mbbls) |
|
|
9,081 |
|
|
|
— |
|
|
|
155 |
|
|
|
9,236 |
|
|
|
26,977 |
|
|
|
— |
|
|
|
(503 |
) |
|
|
26,474 |
|
NGLS销售 |
|
$ |
309,232 |
|
|
$ |
11,488 |
|
|
$ |
5,269 |
|
|
$ |
325,989 |
|
|
$ |
795,173 |
|
|
$ |
258,720 |
|
|
$ |
(14,836 |
) |
|
$ |
1,039,057 |
|
|
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2022 |
|
||||||||
原油 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
价格(每桶) |
|
$ |
63.52 |
|
|
$ |
21.17 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
84.69 |
|
|
$ |
56.57 |
|
|
$ |
34.78 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
91.35 |
|
生产(Mbbls) |
|
|
711 |
|
|
|
— |
|
|
|
(58 |
) |
|
|
653 |
|
|
|
2,246 |
|
|
|
— |
|
|
|
(146 |
) |
|
|
2,100 |
|
原油销售 |
|
$ |
45,156 |
|
|
$ |
13,822 |
|
|
$ |
(3,678 |
) |
|
$ |
55,300 |
|
|
$ |
127,051 |
|
|
$ |
73,025 |
|
|
$ |
(8,278 |
) |
|
$ |
191,798 |
|
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
2021 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2022 |
|
||||||||
已整合 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
价格(每Mcfe) |
$ |
4.32 |
|
|
$ |
2.99 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
7.31 |
|
|
$ |
3.61 |
|
|
$ |
3.08 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
6.69 |
|
制作(Mmcfe) |
|
196,465 |
|
|
|
— |
|
|
|
(270 |
) |
|
|
196,195 |
|
|
|
575,269 |
|
|
|
— |
|
|
|
(3,994 |
) |
|
|
571,275 |
|
全部天然气， |
$ |
849,305 |
|
|
$ |
587,014 |
|
|
$ |
(1,167 |
) |
|
$ |
1,435,152 |
|
|
$ |
2,074,507 |
|
|
$ |
1,764,288 |
|
|
$ |
(14,400 |
) |
|
$ |
3,824,395 |
|
运输、收集、加工和压缩2022年第三季度的支出为3.23亿美元，而2021年第三季度的支出为2.965亿美元。与2021年第三季度相比，2022年第三季度的这些第三方成本更高，原因是燃料价格上涨、电力成本上升以及NGL价格上涨导致处理成本上升的影响。
2022年前9个月的运输、收集、加工和压缩费用为9.487亿美元，而去年同期为8.537亿美元。与2021年同期相比，2022年前9个月的这些第三方成本更高，原因是NGL价格上涨的影响，这导致处理成本以及电力和燃料成本上升。此外，2022年第二季度包括750万美元的一次性调整，反映了运输、收集和加工费的一次性结算。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2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月的运输、收集、加工和压缩费用，按Mcf和每桶计算(单位成本除外，以千计)：
|
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
交通，聚会， |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气 |
|
$ |
176,324 |
|
|
$ |
165,864 |
|
|
$ |
10,460 |
|
|
|
6 |
% |
|
$ |
513,548 |
|
|
$ |
486,162 |
|
|
$ |
27,386 |
|
|
|
6 |
% |
NGL |
|
|
146,695 |
|
|
|
130,221 |
|
|
|
16,474 |
|
|
|
13 |
% |
|
|
435,154 |
|
|
|
366,648 |
|
|
|
68,506 |
|
|
|
19 |
% |
油 |
|
|
— |
|
|
|
425 |
|
|
|
(425 |
) |
|
|
(100 |
)% |
|
|
11 |
|
|
|
874 |
|
|
|
(863 |
) |
|
|
(99 |
)% |
总计 |
|
$ |
323,019 |
|
|
$ |
296,510 |
|
|
$ |
26,509 |
|
|
|
9 |
% |
|
$ |
948,713 |
|
|
$ |
853,684 |
|
|
$ |
95,029 |
|
|
|
11 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气(单位：Mcf) |
|
$ |
1.29 |
|
|
$ |
1.20 |
|
|
$ |
0.09 |
|
|
|
8 |
% |
|
$ |
1.28 |
|
|
$ |
1.22 |
|
|
$ |
0.06 |
|
|
|
5 |
% |
NGL(每桶) |
|
$ |
15.88 |
|
|
$ |
14.34 |
|
|
$ |
1.54 |
|
|
|
11 |
% |
|
$ |
16.44 |
|
|
$ |
13.59 |
|
|
$ |
2.85 |
|
|
|
21 |
% |
石油(每桶) |
|
$ |
— |
|
|
$ |
0.60 |
|
|
$ |
(0.60 |
) |
|
|
(100 |
)% |
|
$ |
0.01 |
|
|
$ |
0.39 |
|
|
$ |
(0.38 |
) |
|
|
(97 |
)% |
31
衍生公允价值损失2022年第三季度为4.577亿美元，而2021年第三季度亏损6.522亿美元。2022年前9个月的衍生公允价值亏损为16亿美元，而去年同期为亏损9.598亿美元。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，因为我们的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，这种变化将对我们衍生品的市值产生相反的影响。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2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月我们的大宗商品衍生品的影响(单位：千)：
|
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
||||
每一合并的衍生公允价值亏损 |
|
$ |
(457,708 |
) |
|
$ |
(652,220 |
) |
|
$ |
(1,636,687 |
) |
|
$ |
(959,782 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
非现金公允价值损益：(1) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
天然气衍生品 |
|
$ |
(64,126 |
) |
|
$ |
(503,633 |
) |
|
$ |
(667,131 |
) |
|
$ |
(715,578 |
) |
石油衍生品 |
|
|
62,936 |
|
|
|
(1,696 |
) |
|
|
18,985 |
|
|
|
(31,259 |
) |
NGLS衍生物 |
|
|
8,509 |
|
|
|
(241 |
) |
|
|
9,325 |
|
|
|
(6,910 |
) |
运费衍生品 |
|
|
— |
|
|
|
(63 |
) |
|
|
(114 |
) |
|
|
(1,130 |
) |
资产剥离或有对价 |
|
|
(350 |
) |
|
|
12,870 |
|
|
|
7,770 |
|
|
|
34,260 |
|
非现金公允价值损益合计(1) |
|
$ |
6,969 |
|
|
$ |
(492,763 |
) |
|
$ |
(631,165 |
) |
|
$ |
(720,617 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
衍生工具结算的净现金(付款)收据： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
天然气衍生品 |
|
$ |
(449,713 |
) |
|
$ |
(123,932 |
) |
|
$ |
(916,518 |
) |
|
$ |
(132,794 |
) |
石油衍生品 |
|
|
(19,114 |
) |
|
|
(9,383 |
) |
|
|
(70,331 |
) |
|
|
(28,472 |
) |
NGLS衍生物 |
|
|
4,150 |
|
|
|
(26,142 |
) |
|
|
(18,673 |
) |
|
|
(77,899 |
) |
现金支付净额合计 |
|
$ |
(464,677 |
) |
|
$ |
(159,457 |
) |
|
$ |
(1,005,522 |
) |
|
$ |
(239,165 |
) |
(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间之间的净变动，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场价值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原则对财务或经营业绩的衡量，也不应被视为我们综合经营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、营销和其他2022年第三季度的收入为1.331亿美元，而2021年第三季度为1.056亿美元，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销售量)所抵消。2022年前9个月，经纪天然气、营销和其他收入为3.287亿美元，而2021年前9个月为2.487亿美元，这是经纪人销售价格大幅上升的结果，但经纪人销售量的下降在一定程度上抵消了这一结果。2021年前9个月还包括作为产能释放协议的一部分收到的880万美元。我们继续利用这些运量来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以生产单位或按mcfe为基础进行分析。下表列出了截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月内我们按MCPFE计算的某些费用的信息：
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
直接运营费用 |
$ |
0.11 |
|
|
$ |
0.10 |
|
|
$ |
0.01 |
|
|
|
10 |
% |
|
$ |
0.11 |
|
|
$ |
0.10 |
|
|
$ |
0.01 |
|
|
|
10 |
% |
生产和从价税费 |
|
0.04 |
|
|
|
0.04 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
|
|
0.04 |
|
|
|
0.04 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
一般和行政费用 |
|
0.21 |
|
|
|
0.25 |
|
|
|
(0.04 |
) |
|
|
(16 |
)% |
|
|
0.22 |
|
|
|
0.22 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
利息支出 |
|
0.20 |
|
|
|
0.29 |
|
|
|
(0.09 |
) |
|
|
(31 |
)% |
|
|
0.22 |
|
|
|
0.30 |
|
|
|
(0.08 |
) |
|
|
(27 |
)% |
损耗、折旧和摊销费用 |
|
0.46 |
|
|
|
0.47 |
|
|
|
(0.01 |
) |
|
|
(2 |
)% |
|
|
0.46 |
|
|
|
0.47 |
|
|
|
(0.01 |
) |
|
|
(2 |
)% |
32
直接运营2022年第三季度的支出为2130万美元，而2021年第三季度为2020万美元。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2022年第三季度增加，主要是由于合同劳动力和服务增加，以及水处理/运输成本增加，部分被较低的修井成本抵消。由于对这些物品的需求增加、供应链中断和通货膨胀，我们的服务、劳动力和供应成本增加了。与去年同期相比，我们2022年第三季度的生产量仅略有下降。我们在2022年第三季度产生了22.3万美元的修井成本，而2021年第三季度为896,000美元。在每个mcfe的基础上，由于水处理/运输成本上升，2022年第三季度的直接运营费用为0.11美元，而上年同期为0.10美元。
2022年前9个月的直接运营费用为6160万美元，而去年同期为5770万美元，原因是合同劳动力增加以及服务和水处理/运输成本增加，这在一定程度上被修井成本降低所抵消。与去年同期相比，我们在2022年前9个月的生产量下降了1%。我们在2022年前9个月产生了130万美元的修井成本，而2021年前9个月为330万美元。以每吨MCFE计算，直接营运成本增加10%，由0.10元增至0.11元，增加的原因是水处理/处理成本上升，以及修井成本下降部分抵销了合约劳工及服务增加的影响。下表汇总了截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月的每个MCFE的直接运营费用：
|
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
直接运营 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
租赁经营费用 |
|
$ |
0.11 |
|
|
$ |
0.10 |
|
|
$ |
0.01 |
|
|
|
10 |
% |
|
$ |
0.11 |
|
|
$ |
0.09 |
|
|
$ |
0.02 |
|
|
|
22 |
% |
修井 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
|
|
— |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
(0.01 |
) |
|
|
(100 |
)% |
基于股票的薪酬 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
直接运营总费用 |
|
$ |
0.11 |
|
|
$ |
0.10 |
|
|
$ |
0.01 |
|
|
|
10 |
% |
|
$ |
0.11 |
|
|
$ |
0.10 |
|
|
$ |
0.01 |
|
|
|
10 |
% |
生产税和从价税是根据市场价格而不是对冲价格支付的。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“影响税”，对宾夕法尼亚州马塞卢斯页岩的非常规天然气和石油生产征税。由于天然气价格上涨，2022年第三季度的这一影响费用为840万美元，而2021年第三季度为710万美元。影响费用基于钻探活动，并根据当前的天然气价格进行调整。由于天然气价格上涨，2022年前9个月的生产和从价税包括2250万美元的影响费用，而2021年前9个月的影响费用为2010万美元。下表汇总了截至9月30日的三个月和九个月的每Mcfe的生产税和从价税， 2022 and 2021:
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
生产税和从价税 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
撞击费 |
$ |
0.04 |
|
|
$ |
0.04 |
|
|
$ |
— |
|
|
|
— |
% |
|
$ |
0.04 |
|
|
$ |
0.04 |
|
|
$ |
— |
|
|
|
— |
% |
生产税和从价税 |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
总产量税和从价税 |
$ |
0.04 |
|
|
$ |
0.04 |
|
|
$ |
— |
|
|
|
— |
% |
|
$ |
0.04 |
|
|
$ |
0.04 |
|
|
$ |
— |
|
|
|
— |
% |
一般和行政2022年第三季度(G&A)支出为4120万美元，而2021年第三季度为4910万美元。2022年第三季度与2021年同期相比减少790万美元，主要是由于900万美元的法律费用(包括法律和解)减少，部分被基于股票的薪酬增加和一般办公费用增加所抵消。按MCFE计算，2022年第三季度的G&A费用比2021年第三季度低16%，主要是由于法律费用减少。
33
与2021年同期相比，2022年前9个月的G&A费用增加了40.9万美元，基于股票的薪酬增加了360万美元，工资和福利增加了210万美元，一般办公费用(包括技术成本)增加，但法律费用(包括法律和解)的减少抵消了这一增长。在每个mcfe的基础上，2022年前9个月的G&A费用等于2021年的前9个月。下表汇总了截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月的每个Mcfe的G&A费用：
|
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
一般和行政 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
一般和行政 |
|
$ |
0.16 |
|
|
$ |
0.20 |
|
|
$ |
(0.04 |
) |
|
|
(20 |
)% |
|
$ |
0.16 |
|
|
$ |
0.17 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
|
(6 |
)% |
基于股票的薪酬 |
|
|
0.05 |
|
|
|
0.05 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
|
|
0.06 |
|
|
|
0.05 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
20 |
% |
一般和行政费用总额 |
|
$ |
0.21 |
|
|
$ |
0.25 |
|
|
$ |
(0.04 |
) |
|
|
(16 |
)% |
|
$ |
0.22 |
|
|
$ |
0.22 |
|
|
$ |
— |
|
|
|
— |
% |
利息支出2022年第三季度为3870万美元，而2021年第三季度为5680万美元。2022年前9个月的利息支出为1.279亿美元，而2021年前9个月的利息支出为1.71亿美元。下表列出了截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月每个MCFE的利息支出信息：
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
银行信贷安排 |
$ |
0.02 |
|
|
$ |
0.02 |
|
|
$ |
— |
|
|
|
— |
% |
|
$ |
0.02 |
|
|
$ |
0.02 |
|
|
$ |
— |
|
|
|
— |
% |
高级笔记 |
|
0.17 |
|
|
|
0.26 |
|
|
|
(0.09 |
) |
|
|
(35 |
)% |
|
|
0.19 |
|
|
|
0.27 |
|
|
|
(0.08 |
) |
|
|
(30 |
)% |
递延摊销 |
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
|
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
利息支出总额 |
$ |
0.20 |
|
|
$ |
0.29 |
|
|
$ |
(0.09 |
) |
|
|
(31 |
)% |
|
$ |
0.22 |
|
|
$ |
0.30 |
|
|
$ |
(0.08 |
) |
|
|
(27 |
)% |
平均未偿债务 |
$ |
2,404,038 |
|
|
$ |
3,089,472 |
|
|
$ |
(685,434 |
) |
|
|
(22 |
)% |
|
$ |
2,580,876 |
|
|
$ |
3,141,729 |
|
|
$ |
(560,853 |
) |
|
|
(18 |
)% |
平均利率(a) |
|
6.2 |
% |
|
|
7.1 |
% |
|
|
(0.9 |
)% |
|
|
(13 |
)% |
|
|
6.3 |
% |
|
|
7.0 |
% |
|
|
(0.7 |
)% |
|
|
(10 |
)% |
(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，2022年第三季度利息支出比2021年同期减少的主要原因是总体平均未偿债务余额和总体平均利率下降。2022年第三季度银行信贷安排的平均未偿债务为2190万美元，而2021年第三季度为1.39亿美元；2022年第三季度银行信贷安排的加权平均利率为5.7%，2021年第三季度为2.0%。
在绝对基础上，2022年前9个月的利息支出比2021年同期减少，主要是由于总体未偿债务余额和总体平均利率下降。2022年前9个月银行信贷安排的平均未偿债务为5,900万美元，而2021年前9个月为1.85亿美元；2022年前9个月银行信贷安排的加权平均利率为3.7%，2021年前9个月为2.1%。
损耗、折旧和摊销2022年第三季度的支出为9050万美元，而2021年第三季度为9310万美元。这一下降是由于损耗率下降了2%。消耗费用是DD&A费用的最大组成部分，2022年第三季度为每mcfe 0.45美元，而2021年第三季度为每mcfe 0.46美元。我们历来根据年终储备报告，以及年内情况显示储备或成本有重大变化的其他时间，调整每年第四季度的损耗率。
34
2022年前9个月的DD&A支出为2.626亿美元，而2021年同期为2.721亿美元。这是由于消耗率下降了2%，生产量下降了1%。2022年前9个月，每MCFE的损耗费用为0.45美元，而2021年同期为0.46美元。下表汇总了截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月的每个MCFE的DD&A费用：
|
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
副署长及助理署长 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
损耗和摊销 |
|
$ |
0.45 |
|
|
$ |
0.46 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
|
(2 |
)% |
|
$ |
0.45 |
|
|
$ |
0.46 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
|
(2 |
)% |
折旧 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
吸积作用和其他 |
|
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
|
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
DD&A费用总额 |
|
$ |
0.46 |
|
|
$ |
0.47 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
|
(2 |
)% |
|
$ |
0.46 |
|
|
$ |
0.47 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
|
(2 |
)% |
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。该等支出包括股票补偿、经纪天然气及营销费用、勘探费用、未探明物业的弃置及减值、退出及终止成本、递延补偿计划开支、提前清偿债务的损失或收益及出售资产的收益或亏损。基于股票的薪酬包括摊销限制性股票赠与和PSU。下表详细说明了截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月职能费用类别的股票薪酬分配情况(单位：千)：
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
||||
直接运营费用 |
$ |
372 |
|
|
$ |
319 |
|
|
$ |
1,083 |
|
|
$ |
986 |
|
经纪天然气和营销费用 |
|
663 |
|
|
|
446 |
|
|
|
1,868 |
|
|
|
1,339 |
|
勘探费 |
|
393 |
|
|
|
368 |
|
|
|
1,163 |
|
|
|
1,116 |
|
一般和行政费用 |
|
10,402 |
|
|
|
9,845 |
|
|
|
32,245 |
|
|
|
28,632 |
|
基于股票的薪酬总额 |
$ |
11,830 |
|
|
$ |
10,978 |
|
|
$ |
36,359 |
|
|
$ |
32,073 |
|
经纪天然气与市场营销2022年第三季度的支出为1.273亿美元，而2021年第三季度的支出为1.058亿美元，这是由于大宗商品价格大幅上涨在一定程度上被较低的经纪商采购量(与我们的生产无关)所抵消。2022年前9个月的经纪天然气营销支出为3.305亿美元，而2021年前9个月为2.472亿美元，这是由于大宗商品价格大幅上涨在一定程度上被经纪商购买量的下降所抵消。下表详细说明了截至9月30日的三个月和九个月我们经纪的天然气、营销和其他净利润率。 2022年和2021年(千人)：
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
经纪天然气和 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
经纪销售天然气 |
$ |
130,466 |
|
|
$ |
101,095 |
|
|
$ |
29,371 |
|
|
|
29 |
% |
|
$ |
317,896 |
|
|
$ |
231,335 |
|
|
$ |
86,561 |
|
|
|
37 |
% |
经纪销售NGL |
|
(6 |
) |
|
|
2,764 |
|
|
|
(2,770 |
) |
|
|
(100 |
)% |
|
|
2,274 |
|
|
|
3,912 |
|
|
|
(1,638 |
) |
|
|
(42 |
)% |
其他营销收入(1) |
|
2,641 |
|
|
|
1,695 |
|
|
|
946 |
|
|
|
56 |
% |
|
|
8,546 |
|
|
|
13,421 |
|
|
|
(4,875 |
) |
|
|
(36 |
)% |
中间人购买天然气(2) |
|
(124,756 |
) |
|
|
(100,868 |
) |
|
|
(23,888 |
) |
|
|
(24 |
)% |
|
|
(320,180 |
) |
|
|
(236,498 |
) |
|
|
(83,682 |
) |
|
|
(35 |
)% |
中间人购买NGL |
|
3 |
|
|
|
(2,867 |
) |
|
|
2,870 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
(2,326 |
) |
|
|
(3,924 |
) |
|
|
1,598 |
|
|
|
41 |
% |
其他营销费用 |
|
(2,532 |
) |
|
|
(2,103 |
) |
|
|
(429 |
) |
|
|
(20 |
)% |
|
|
(8,011 |
) |
|
|
(6,755 |
) |
|
|
(1,256 |
) |
|
|
(19 |
)% |
净经纪天然气和 |
$ |
5,816 |
|
|
$ |
(284 |
) |
|
$ |
6,100 |
|
|
|
2,148 |
% |
|
$ |
(1,801 |
) |
|
$ |
1,491 |
|
|
$ |
(3,292 |
) |
|
|
(221 |
)% |
(1) (2) |
截至2021年9月30日的9个月中，包括作为产能释放协议一部分收到的880万美元。 包括运输费用。 |
35
探索由于延迟租金和其他费用的增加，2022年第三季度的支出为750万美元，而2021年第三季度为590万美元。由于延迟租金和其他费用的增加，2022年前9个月的勘探支出为1,970万美元，而2021年前9个月为1,640万美元。下表详细说明了截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月的勘探费用(单位：千)：
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
探索 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
延迟租赁和其他 |
$ |
5,925 |
|
|
$ |
4,370 |
|
|
$ |
1,555 |
|
|
|
36 |
% |
|
$ |
14,767 |
|
|
$ |
11,872 |
|
|
$ |
2,895 |
|
|
|
24 |
% |
人事费 |
|
1,060 |
|
|
|
1,131 |
|
|
|
(71 |
) |
|
|
(6 |
)% |
|
|
3,574 |
|
|
|
3,530 |
|
|
|
44 |
|
|
|
1 |
% |
基于股票的薪酬费用 |
|
393 |
|
|
|
368 |
|
|
|
25 |
|
|
|
7 |
% |
|
|
1,163 |
|
|
|
1,116 |
|
|
|
47 |
|
|
|
4 |
% |
地震 |
|
120 |
|
|
|
12 |
|
|
|
108 |
|
|
|
900 |
% |
|
|
199 |
|
|
|
(71 |
) |
|
|
270 |
|
|
|
380 |
% |
勘探总费用 |
$ |
7,498 |
|
|
$ |
5,881 |
|
|
$ |
1,617 |
|
|
|
27 |
% |
|
$ |
19,703 |
|
|
$ |
16,447 |
|
|
$ |
3,256 |
|
|
|
20 |
% |
未探明财产的遗弃和减值2022年第三季度为320万美元，而2021年第三季度为200万美元。2022年前9个月，未经证实的物业的废弃和减值为1230万美元，而2021年同期为720万美元。与2021年同期相比，2022年第三季度和前九个月未经证实的物业的废弃和减值增加，原因是宾夕法尼亚州的租赁到期估计增加。
退出和终止成本2022年第三季度为1110万美元，而2021年第三季度为1180万美元。在2022年第三季度，我们记录了1110万美元的增加费用，主要与延长到2030年的某些收集、运输和加工义务的留存负债有关，而去年同期的增加费用为1180万美元。
2022年前9个月的退出和终止成本为5820万美元，而2021年前9个月为960万美元。我们在2022年前9个月记录的增加费用为3350万美元，而2021年同期的增加费用为3720万美元。2022年前9个月包括2,480万美元的不利调整，以增加我们对买方预测钻探计划变化的债务和其他调整，而2021年同期的有利调整为2,820万美元，原因是某些合同付款比最初估计的减少，以及我们对买方的预测钻探计划发生变化。
递延补偿计划2022年第三季度亏损580万美元，而2021年第三季度亏损3430万美元。这一非现金项目涉及在我们的递延补偿计划中归属和持有的与我们普通股相关的负债的价值增加或减少。递延补偿负债通过计入递延补偿计划支出的费用或贷项调整为公允价值。我们的股价从2022年6月30日的24.75美元上涨到2022年9月30日的25.26美元。去年同期，我们的股价从2021年6月30日的16.76美元上涨到2021年9月30日的22.63美元。2022年前9个月，递延补偿亏损5990万美元，而2021年同期亏损8960万美元。我们的股价从2021年12月31日的17.83美元上涨到2022年9月30日的25.26美元。去年同期，我们的股价从2020年12月31日的6.70美元上涨到2021年9月30日的22.63美元。
提前清偿债务损失2022年前9个月亏损6920万美元，而去年同期为9.8万美元。2022年第一季度，我们宣布赎回2026年到期的9.25%未偿还优先票据中的8.5亿美元。赎回价格相当于面值的106.938，外加应计和未付利息。我们在2022年第一季度确认了提前清偿债务的亏损6920万美元，扣除了交易成本和回购债务的剩余递延融资成本的支出。
所得税支出(福利)2022年第三季度的支出为5960万美元，而2021年第三季度的收益为2970万美元。2022年前9个月的所得税支出为4690万美元，而2021年同期的收益为2830万美元。2022年和2021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。2022年第三季度，我们记录了2070万美元的税收优惠，这与2022年7月12日颁布的宾夕法尼亚州联邦降低企业所得税税率有关。
36
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
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本变化的影响。短期流动资金需求通过银行信贷安排下的借款和/或手头现金来满足。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，我们的营运资本经常很低或为负。我们不时订立各种衍生工具合约，以提供经济上的对冲，以对冲与预期未来天然气、天然气及石油生产有关的大宗商品价格风险。根据我们对未来大宗商品价格和资本需求的预期等因素，我们对冲的产量已经并将继续每年都不同。根据我们的衍生产品合同向交易对手支付的任何款项，最终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2022年9月30日，我们已签订衍生品协议，涵盖2022年剩余时间的94.4Bcfe、2023年的297.9 Bcfe和2024年的173.1 Bcfe，不包括我们的基差互换。
下表列出了截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月现金和现金等价物的来源和使用情况(单位：千)：
|
|
九个月结束 |
|
|||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
||
现金和现金等价物的来源 |
|
|
|
|
|
|
||
经营活动 |
|
$ |
1,252,089 |
|
|
$ |
475,289 |
|
资产的处置 |
|
|
463 |
|
|
|
237 |
|
发行优先票据 |
|
|
500,000 |
|
|
|
600,000 |
|
信贷借贷便利 |
|
|
813,000 |
|
|
|
1,250,000 |
|
其他 |
|
|
62,005 |
|
|
|
35,011 |
|
现金和现金等价物的总来源 |
|
$ |
2,627,557 |
|
|
$ |
2,360,537 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
现金和现金等价物的使用 |
|
|
|
|
|
|
||
对天然气性质的补充 |
|
$ |
(351,813 |
) |
|
$ |
(311,709 |
) |
信用贷款还款 |
|
|
(813,000 |
) |
|
|
(1,922,000 |
) |
种植面积购买 |
|
|
(23,968 |
) |
|
|
(20,302 |
) |
增加外地服务资产 |
|
|
(535 |
) |
|
|
(720 |
) |
偿还高级及高级次级票据 |
|
|
(1,071,867 |
) |
|
|
(63,324 |
) |
购买国库股票 |
|
|
(308,891 |
) |
|
|
— |
|
已支付的股息 |
|
|
(19,526 |
) |
|
|
— |
|
发债成本 |
|
|
(16,177 |
) |
|
|
(8,799 |
) |
其他 |
|
|
(79,058 |
) |
|
|
(33,663 |
) |
现金和现金等价物的使用总额 |
|
$ |
(2,684,835 |
) |
|
$ |
(2,360,517 |
) |
现金和现金等价物的来源
经营活动提供的现金流2022年前9个月为13亿美元，而2021年前9个月为4.753亿美元。从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。2021年前9个月至2022年前9个月的经营活动提供的现金增加，反映出实现价格大幅上升，部分被生产量下降所抵消。截至2022年9月30日，我们已对2022年剩余时间预计总产量的50%以上进行了对冲，其中55%以上的天然气产量进行了对冲。来自经营活动的现金净额受到生产和营运资本变动或现金收入和支出时间减少1%的影响。2022年前9个月营运资本变动(反映在我们的综合现金流量表中)为负2.776亿美元，而2021年前9个月为负1.436亿美元。
发行优先票据2022年前9个月包括发行5.0亿美元新的4.75%优先票据，2030年到期。
37
现金及现金等价物的使用
对天然气性质的补充2022年的前9个月与我们宣布的2022年资本预算的预期一致。鉴于劳动力市场、大宗商品价格和供应链挑战，我们继续监测通胀压力。我们目前认为，由于成本通胀的影响，我们的2022年资本计划将接近我们宣布的4.6亿美元至4.8亿美元区间的高端。
优先票据的偿还2022年前9个月包括赎回2026年到期的本金总额9.25%的优先债券，以及2022年到期的5.00%优先债券和2022年到期的5.875%优先债券的报废。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。
购买国库股票2022年的前九个月包括回购1060万股，作为我们之前宣布的股票回购计划的一部分。
流动性与资本资源
基于目前的大宗商品价格环境，我们相信我们有足够的流动性和资本资源来执行我们在可预见的未来的业务计划。我们继续管理我们的钻井和完井承诺的持续时间和水平，以便在我们的活动水平和资本支出方面保持灵活性。截至2022年9月30日，我们手头有1.571亿美元的现金，我们的信贷安排下的可获得性为12亿美元。
现金来源
我们预计我们的2022年资本计划将由运营现金流提供资金。在截至2022年9月30日的9个月中，我们从运营活动中产生了13亿美元的现金流。截至2022年9月30日，我们拥有约14亿美元的流动性，其中包括我们银行信贷安排下的12亿美元可用资金和手头的1.571亿美元现金。我们的借款基数可以根据大宗商品价格的变化、已探明财产的收购或剥离或融资活动而进行调整。我们可以动用我们的银行信贷来满足短期现金需求。2022年1月初，我们发行了本金总额为5.00亿美元的2030年到期的4.75%优先票据，并使用所得资金、手头现金和我们的信贷安排全额赎回了2026年2月到期的9.25%优先票据。
尽管我们预计现有信贷安排下的现金流和能力足以为我们预期的2022年资本计划提供资金，但我们也可以选择通过新的债务或股票发行或其他融资来源筹集资金。我们所有的流动性来源都可能受到整体经济状况、全球大流行、不可抗力事件和大宗商品价格波动、运营成本和产量的影响，所有这些都会影响我们和我们的行业。我们无法控制天然气、NGL或石油的市场价格，尽管我们可能能够通过使用衍生品合约作为我们大宗商品价格风险管理的一部分来影响已实现收入的金额。
银行信贷安排
我们的银行信贷安排以我们几乎所有的资产为抵押。截至2022年9月30日，我们的银行信贷安排下没有未偿还的借款，我们的借款基数为30亿美元，贷款人承诺总额为15亿美元。截至2022年9月30日，我们还有3.305亿美元的未开立信用证。截至2022年9月30日，我们遵守了银行信贷安排下的适用契约。
借款基数须定期每半年重新厘定一次，并视乎多项因素而定，但主要是贷款人对我们未来现金流的评估。我们预定的借款基数重新确定工作已于2022年9月完成，并重申了我们的借款基数和承诺。2022年4月14日，我们达成了一项修订和重述的循环银行信贷安排。新贷款的最高贷款额为40亿美元，借款基数为30亿美元，贷款人承诺总额为15亿美元。新的银行信贷安排的到期日为2027年4月14日。有关更多信息，请参见注释8。
截至2022年9月30日的前9个月，我们的每日加权平均银行信贷安排债务余额为5900万美元，而去年同期为1.85亿美元。截至2022年4月14日，经修订及重述的循环银行信贷安排下的借款可按备用基本利率(ABR，定义见银行信贷安排协议)加0.75%至1.75%的利差，或按有担保隔夜融资利率(SOFR，定义见银行信贷安排协议)加1.75%至2.75%的利差。适用的利差取决于相对于借款基数的借款。我们可不时选择将所有或任何部分的SOFR贷款转换为基本利率贷款，或将所有或任何基本利率贷款转换为SOFR贷款。
38
现金的用途
我们使用现金开发、勘探和收购天然气资产，并用于支付收集、运输和加工成本、运营、一般和行政成本、税收和债务义务，包括利息、股息和股份回购。开发、勘探和收购天然气和石油资产的支出是我国资本资源的主要用途。在2022年前9个月，我们为3.763亿美元的资本支出提供了资金，这在我们的综合现金流量表和运营现金流表中报告。我们未来资本支出的数额将取决于一系列因素，包括我们来自运营、投资和融资活动的现金流、基础设施可用性、供需基本面以及我们执行开发计划的能力。此外，初级商品价格对投资机会、资金的可获得性以及我们发展活动的时间和结果的影响可能会导致未来发展的资金需求发生变化。我们定期审查我们的预算，以评估当前和预计现金流、债务需求和其他因素的变化。
我们可能会不时回购或赎回全部或部分未偿还债务证券，以换取现金、交换其他证券或两者兼而有之。此类回购或赎回可能在公开市场交易中进行，并将取决于当时的市场状况、我们的流动性要求、合同限制和其他因素。涉及的金额可能很大。我们下一个重要的长期债务到期日是2023年到期的5.286亿美元，2022年12月可以赎回。作为我们2022年战略的一部分，我们将继续专注于改善我们的债务指标。
我们的季度现金股息于2022年第三季度恢复，季度股息率为每股0.08美元，或每股0.32美元的年度分红。另请参阅现金股利支付下面。关于记录和支付日期的详细信息将在我们董事会宣布股息的时候公布。2022年初，董事会批准增加我们的股票回购计划，授权我们额外回购4.3亿美元的流通股普通股，当时可用的总金额为5.0亿美元。在2022年前9个月，我们回购了1080万股普通股，总成本为3.139亿美元(包括9月份购买并于10月份结算的20.85万股)。截至2022年9月30日，剩余的股份回购授权总额约为1.861亿美元。2022年10月21日，我们的董事会批准为这一计划额外回购高达10亿美元的已发行普通股。
货架登记
我们向美国证券交易委员会提交了一份通用货架登记声明，根据该声明，我们作为美国证券交易委员会规则中的“知名经验丰富的发行者”，有能力出售数额不定的各种类型的债务和股权证券。
现金股利支付
2022年8月30日，我们的董事会批准于2022年9月30日向2022年9月15日收盘时登记在册的股东支付每股0.08美元的股息。未来宣布和支付的股息数额(如果有)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。
现金合同债务
我们的合同义务包括长期债务、经营租赁、衍生债务、资产报废义务以及运输、加工和收集承诺，包括剥离合同承诺。截至2022年9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非关联方的债务。截至2022年9月30日，在我们的银行信贷安排下，我们总共有3.305亿美元的未提取信用证。
自2021年12月31日以来，除附注8中进一步讨论的债务变化和附注16中讨论的我们承诺的变化外，我们的合同义务没有发生实质性变化。
利率
截至2022年9月30日，我们有大约24亿美元的未偿债务，固定利率平均为5.7%。截至2022年9月30日，我们没有未偿还的浮动利率债务。
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。
39
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、天然气和石油价格以及开采我们储量的成本变化的影响。天然气、天然气和石油价格会受到大幅波动的影响，这超出了我们的控制或预测能力。我们的某些成本和支出受到普遍通胀的影响，我们预计2022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。这些陈述通常包含“预期”、“相信”、“预期”、“目标”、“计划”、“估计”、“预测”、“可能”、“应该”、“将”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。虽然管理层认为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事态发展将是我们预期的。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我们现有业务的预测，不包括任何未来事件的潜在影响。我们没有义务在作出前瞻性陈述后公开更新或修改任何前瞻性陈述，无论是由于新信息、未来事件或其他原因。有关影响我们业务的其他风险因素，请参阅第1A项。我们在截至2021年12月31日的10-K表格年度报告中列出的风险因素，这些报告于2022年2月22日提交给美国证券交易委员会。
项目3.数量和质量I关于市场风险的披露
以下信息的主要目标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。市场风险是指因天然气、天然气、石油价格和利率的不利变化而产生的损失风险。这些披露并不是对未来预期损失的准确指标，而是对合理可能的损失的指标。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。这些安排可以限制价格上涨对我们的好处，但在价格下跌时提供保护。此外，如果我们的交易对手违约，这种保护可能是有限的，因为我们可能得不到衍生品的好处。已实现的价格主要由全球石油价格和北美天然气生产的地区指数价格推动。然而，天然气和天然气的价格正在成为类似于石油的全球大宗商品。天然气和石油价格多年来一直波动不定，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2021年12月31日已探明储量中约64%是天然气，2%的已探明储量是石油和凝析油。此外，我们的部分NGL(占已探明储量的34%)也受到油价变化的影响。我们还面临与利率变化相关的市场风险。从2021年12月31日到2022年9月30日，这些风险没有发生实质性变化。
40
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，在这种掉期中，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已售出期权(我们称为掉期)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。截至2022年9月30日，我们的衍生计划包括掉期、领子和三向领子。截至2022年9月30日，这些合同的公允价值，即根据合同价格和参考价格(通常是NYMEX(天然气和原油)或Mont Belvieu(NGL))进行比较，立即清算时将实现的估计金额，接近未实现税前净亏损8.16亿美元。这些合同按月到期，至2024年12月。截至2022年9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互换：
期间 |
|
合同类型 |
|
带边框的体积 |
|
|
加权平均对冲价格 |
|
|
公平市价 |
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
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|
|
交换 |
|
|
卖出卖权 |
|
|
|
地板 |
|
|
|
天花板 |
|
|
|
|
|||||
天然气 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(单位：千) |
|
|||||
2022 |
|
掉期 |
|
49万MMBtu/天 |
|
$ |
|
3.08 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(170,941 |
) |
|||
2022 |
|
领子 |
|
174,783 MMBtu/天 |
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
4.02 |
|
|
$ |
|
4.74 |
|
|
$ |
(40,083 |
) |
||
2022 |
|
三向领口 |
|
293,261 Mmbtu/天 |
|
|
|
|
|
$ |
2.91 |
|
|
$ |
|
3.63 |
|
|
$ |
|
4.65 |
|
|
$ |
(71,787 |
) |
|
2023 |
|
掉期 |
|
360,000 MMBtu/天 |
|
$ |
|
3.35 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(261,202 |
) |
|||
2023 |
|
领子 |
|
275,589 MMBtu/天 |
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
3.59 |
|
|
$ |
|
4.77 |
|
|
$ |
(121,457 |
) |
||
2023 |
|
三向领口 |
|
149,863 MMBtu/天 |
|
|
|
|
|
$ |
2.28 |
|
|
$ |
|
3.30 |
|
|
$ |
|
4.28 |
|
|
$ |
(85,286 |
) |
|
2024 |
|
领子 |
|
469,235 Mmbtu/天 |
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
3.55 |
|
|
$ |
|
5.51 |
|
|
$ |
(63,736 |
) |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
原油 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
2022 |
|
掉期 |
|
6500桶/天 |
|
$ |
|
62.20 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(9,533 |
) |
|||
2023 |
|
掉期 |
|
5,123桶/天 |
|
$ |
|
71.39 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(1,489 |
) |
|||
2024年1月至9月 |
|
领子 |
|
832桶/天 |
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
80.00 |
|
|
$ |
|
90.12 |
|
|
$ |
3,123 |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
NLGS(C2-乙烷) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
2022年10月 |
|
掉期 |
|
4,000桶/天 |
|
$ |
0.64/加仑 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
1,208 |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
NGL(C5-天然汽油) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
2022 |
|
掉期 |
|
1500桶/天 |
|
$ |
1.98/加仑 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
2,501 |
|
||||
2022 |
|
领子 |
|
2,000桶/天 |
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
1.89/加仑 |
|
|
$ |
2.02/加仑 |
|
|
$ |
2,686 |
|
||||
我们认为，NGL的价格具有一定的季节性，尤其是丙烷。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、季节性和地理供需而有所不同。我们在几个地区和国际市场销售NGL。如果我们无法销售或储存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。我们签订了协议，从马塞卢斯页岩区销售或运输乙烷。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。
其他商品风险
我们受到基差风险的影响，这些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的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，导致基差风险增加。因此，除了上文讨论的掉期、环和三向环外，我们还签订了天然气基差互换协议。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。2022年9月30日，天然气基础掉期的公允价值为2380万美元，按月结算至2025年12月。
在2022年9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，基于某些天然气和石油价格的未来实现情况，基于已公布的指数和买家的已实现NGL价格，最高可达4550万美元。2022年9月30日的公允价值是3440万美元的收益。
41
下表显示了我们衍生品的公允价值以及2022年9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场价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来缓解(以千计)：
|
|
|
|
|
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 |
|
$ |
(439,456 |
) |
|
$ |
(117,526 |
) |
|
$ |
(293,815 |
) |
|
$ |
117,526 |
|
|
$ |
293,815 |
|
领子 |
|
|
(219,467 |
) |
|
|
(111,752 |
) |
|
|
(284,606 |
) |
|
|
109,437 |
|
|
|
271,242 |
|
三向领口 |
|
|
(157,073 |
) |
|
|
(40,914 |
) |
|
|
(103,903 |
) |
|
|
39,707 |
|
|
|
97,253 |
|
基差互换 |
|
|
23,778 |
|
|
|
11,211 |
|
|
|
28,027 |
|
|
|
(11,211 |
) |
|
|
(28,027 |
) |
资产剥离或有对价 |
|
|
34,410 |
|
|
|
1,040 |
|
|
|
2,250 |
|
|
|
(1,250 |
) |
|
|
(3,470 |
) |
我们的基于大宗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散在主要的投资级金融机构中，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。我们的衍生品合约与多个交易对手签订，以将我们对任何单个交易对手的风险敞口降至最低。截至2022年9月30日，我们的衍生品交易对手包括15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同的公允价值时，交易对手信用风险被考虑在内。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进行调整，以计入某些交易对手的不履行风险，这是无关紧要的。
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，以管理利率成本、利率波动性和融资风险。这是通过混合固定利率优先债务，有时还包括可变利率银行债务来实现的。截至2022年9月30日，我们有24亿美元的未偿债务，固定利率平均为5.7%。截至2022年9月30日，我们没有未偿还的浮动利率银行债务。
它EM 4.控制A结案程序
信息披露控制和程序的评估
根据修订后的1934年《证券交易法》(下称《交易法》)第13a-15(B)条的要求，我们已在包括首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下，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)规则所定义)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的保证，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经积累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，以便及时做出关于需要披露的决定，并在美国证券交易委员会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2022年9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2022年9月30日的三个月内，我们的财务报告内部控制制度(根据《交易法》第13a-15(F)条的定义)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--其他资料
项目1.法律规定法律程序
见本公司未经审计的合并财务报表附注16，题为“承付款和或有事项”，载于上文第一部分项目1，概述本公司的法律程序，该等资料在此并入作为参考。
环境诉讼程序
我们不时会收到来自政府和监管当局的违规通知，涉及我们运营的地区涉嫌违反环境法规或根据这些法规颁布的规则和法规的行为。当我们
42
无法肯定地预测这些违规通知是否会导致罚款和/或处罚，如果施加罚款和/或处罚，可能会单独或总计造成超过250 000美元的罚款。
它EM 1A。风险因素
我们在经营过程中面临各种风险和不确定因素。除本报告其他部分讨论的因素外，你还应认真考虑项目1A下所述的风险和不确定性。在截至2021年12月31日的10-K表格年度报告中列出的风险因素。
第二项股权证券的未经登记的销售和收益的使用
本季度我们普通股的购买量如下：
|
|
截至2022年9月30日的三个月 |
|
|||||||||||||
期间 |
|
总数 |
|
|
平均价格 |
|
|
总数 |
|
|
近似值 |
|
||||
2022年7月 |
|
|
1,150,000 |
|
|
$ |
26.61 |
|
|
|
1,150,000 |
|
|
$ |
323,479,911 |
|
2022年8月 |
|
|
1,627,000 |
|
|
$ |
31.82 |
|
|
|
1,627,000 |
|
|
$ |
271,715,995 |
|
2022年9月(c) |
|
|
2,933,000 |
|
|
$ |
29.18 |
|
|
|
2,933,000 |
|
|
$ |
186,131,091 |
|
|
|
|
5,710,000 |
|
|
|
|
|
|
5,710,000 |
|
|
|
|
||
(a) |
包括与股份回购相关的任何费用、佣金或其他费用。 |
(b) |
2019年10月，我们的董事会批准了一项1亿美元的普通股回购计划。2022年2月，我们的董事会随后增加了该计划下的回购授权，累计批准金额为5.3亿美元，其中包括手续费、佣金和费用。股份回购授权并不要求我们购买任何特定数量的股份。该计划可能会根据我们的财务状况进行更改，并在完成之前由董事会终止。截至2022年9月30日回购的股票作为库存股持有。2022年10月21日，董事会批准根据该计划额外回购我们高达10亿美元的已发行普通股。 |
(c) |
包括2022年9月购买并于2022年10月结算的208,500股。 |
43
它EM 6.展品
展品索引
展品 |
|
|
展品说明 |
|
|
3.1 |
|
|
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日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格(文件号001-12209)，经《Range Resources Corporation重新注册证书第一修正案证书》修订(参考附件3.1并入我们于2005年7月28日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格(文件编号001-12209))和《岭南资源公司注册证书二次修订证书》(参考附件3.1并入我们于2008年7月24日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格(文件编号001-12209)) |
|
|
|||
|
3.2
|
|
|
修订和重新制定《Range Resources Corporation附例》(参考附件3.1并入我们于2016年5月19日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)) |
|
|
|
|
|
|
31.1* |
|
|
总裁和Range Resources Corporation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 |
|
|
|||
|
31.2* |
|
|
Range Resources Corporation首席财务官根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条所作的证明 |
|
|
|||
|
32.1** |
|
|
总裁和Range Resources Corporation首席执行官根据《美国法典》第18编第1350条颁发的证书，该条款是根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的 |
|
|
|||
|
32.2** |
|
|
Range Resources Corporation首席财务官依据《美国法典》第18编第1350条的证明，该条款是根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的 |
|
|
|||
|
101. INS* |
|
|
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 |
|
|
|||
|
101. SCH* |
|
|
内联XBRL分类扩展架构 |
|
|
|||
|
101. CAL* |
|
|
内联XBRL分类扩展计算链接库文档 |
|
|
|||
|
101. DEF* |
|
|
内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档 |
|
|
|||
|
101. LAB* |
|
|
内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档 |
|
|
|||
|
101. PRE* |
|
|
内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档 |
|
|
|
|
|
|
104 * |
|
|
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
44
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署人代表其签署。
日期：2022年10月24日
牧场资源公司 |
||
|
|
|
发信人： |
|
/s/Mark S.SCUCCHI |
|
|
马克·S·斯卡奇 |
|
|
高级副总裁和 |
日期：2022年10月24日
牧场资源公司 |
||
|
|
|
发信人： |
|
/s/Dori A.Ginn |
|
|
多里·A·吉恩 |
|
|
高级副总裁-主控者和 |
45