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)。
是
牧场资源公司
表格10-Q
截至2021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10-Q表格中使用的某些特定行业术语，请参阅我们2020年度报告中的10-K表格中的“某些定义术语词汇”。
目录
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页面 |
第一部分-财务信息 |
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第1项。 |
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财务报表: |
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合并资产负债表 |
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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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综合全面损失表(未经审计) |
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5 |
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合并现金流量表(未经审计) |
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6 |
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|
合并股东权益报表(未经审计) |
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7 |
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|
合并财务报表附注(未经审计) |
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9 |
第二项。 |
|
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 |
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27 |
第三项。 |
|
关于市场风险的定量和定性披露 |
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41 |
第四项。 |
|
控制和程序 |
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44 |
第二部分--其他资料 |
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第1项。 |
|
法律诉讼 |
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44 |
第1A项。 |
|
风险因素 |
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44 |
第二项。 |
|
未登记的股权证券销售和收益的使用 |
|
44 |
第六项。 |
|
陈列品 |
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45 |
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|
签名 |
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46 |
2
P艺术一--财务信息
第1项。财务报表
牧场资源公司
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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2021 |
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2020 |
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资产 |
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(未经审计) |
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流动资产： |
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现金和现金等价物 |
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应收账款减去坏账准备#美元 |
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衍生资产 |
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其他流动资产 |
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流动资产总额 |
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衍生资产 |
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天然气性质，成功的努力方法 |
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累计损耗和折旧 |
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( |
) |
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其他财产和设备 |
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累计折旧和摊销 |
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) |
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( |
) |
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经营性租赁使用权资产 |
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其他资产 |
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总资产 |
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$ |
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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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高级附属票据 |
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递延税项负债 |
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衍生负债 |
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递延补偿负债 |
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经营租赁负债 |
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资产报废债务和其他负债 |
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资产剥离合同义务 |
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总负债 |
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股东权益 |
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优先股，$ |
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普通股，$ |
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国库持有的普通股， |
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) |
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( |
) |
额外实收资本 |
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累计其他综合损失 |
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( |
) |
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( |
) |
留存赤字 |
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( |
) |
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( |
) |
股东权益总额 |
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||
总负债和股东权益 |
|
$ |
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$ |
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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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2021 |
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2020 |
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2021 |
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2020 |
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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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$ |
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$ |
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||||
衍生公允价值(亏损)收益 |
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( |
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( |
) |
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( |
) |
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经纪天然气、营销和其他 |
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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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提前清偿债务的损失(收益) |
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( |
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损耗、折旧和摊销 |
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||||
已证实的财产和其他资产的减值 |
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出售资产的(收益)损失 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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总成本和费用 |
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所得税前亏损 |
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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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( |
) |
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( |
) |
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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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$ |
( |
) |
普通股每股净亏损： |
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基本信息 |
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( |
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( |
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$ |
( |
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$ |
( |
) |
稀释 |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
加权平均已发行普通股： |
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||||
基本信息 |
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||||
稀释 |
|
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||||
附注是这些合并财务报表的组成部分。
4
牧场资源公司
公司合并报表再生性损失
(未经审计，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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||||||||||
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2021 |
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2020 |
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2021 |
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2020 |
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||||
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净亏损 |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
其他全面亏损： |
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退休后福利： |
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精算收益 |
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— |
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— |
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— |
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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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( |
) |
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( |
) |
全面损失总额 |
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$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
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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2021 |
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2020 |
|
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经营活动： |
|
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||
净亏损 |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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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||
递延所得税优惠 |
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( |
) |
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( |
) |
已探明财产的损耗、折旧、摊销和减值 |
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未探明财产的遗弃和减值 |
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衍生公允价值损失(收益) |
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( |
) |
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衍生金融工具的现金结算 |
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( |
) |
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资产剥离合同义务，包括增值、收益净额 |
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坏账准备 |
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摊销递延融资成本和其他 |
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递延和基于股票的薪酬 |
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出售资产的收益 |
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( |
) |
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( |
) |
提前清偿债务的损失(收益) |
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|
( |
) |
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营运资金变动： |
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|
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|
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应收账款 |
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|
( |
) |
|
|
|
|
其他流动资产 |
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|
( |
) |
|
|
( |
) |
应付帐款 |
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|
|
( |
) |
|
应计负债及其他 |
|
|
( |
) |
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|
( |
) |
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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|
( |
) |
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( |
) |
增加外地服务资产 |
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|
( |
) |
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( |
) |
种植面积购买 |
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( |
) |
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( |
) |
处置资产所得收益 |
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|
|
|
||
购买递延补偿计划持有的有价证券 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
出售递延投资者持有的有价证券所得收益 |
|
|
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||
用于投资活动的现金净额 |
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( |
) |
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( |
) |
融资活动： |
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|
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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 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
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 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
现金透支的变动 |
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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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增加(减少)现金和现金等价物 |
|
|
|
|
|
( |
) |
|
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)
2021财年 |
|
|
|
|
|
|
|
普普通通 |
|
|
|
|
|
|
|
|
累计 |
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|
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|||||||
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库存 |
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|
其他内容 |
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|
|
其他 |
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|||||||
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普通股 |
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|
持有者 |
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|
已缴费 |
|
|
保留 |
|
|
全面 |
|
|
|
|
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|
|
股票 |
|
|
面值 |
|
|
财政部 |
|
|
资本 |
|
|
赤字 |
|
|
损失 |
|
|
总计 |
|
|||||||
2020年12月31日的余额 |
|
|
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|
$ |
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
$ |
( |
) |
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( |
) |
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$ |
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普通股发行 |
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( |
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普通股发行 |
|
|
— |
|
|
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( |
) |
|
|
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|||||
基于股票的薪酬 |
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|
— |
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库存股 |
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其他综合收益 |
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净收入 |
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|
|
|
|
|
|
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|
|
|
|
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|
|
|
|
|
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||||||
截至2021年3月31日的余额 |
|
|
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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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|
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|
|
|||||||
基于股票的薪酬 |
|
|
— |
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|
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|
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|
|
|
|
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||||||
库存股 |
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
|
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其他综合收益 |
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净亏损 |
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( |
) |
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( |
) |
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截至2021年6月30日的余额 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
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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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|||||
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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$ |
( |
) |
|
$ |
|
||||
附注是这些合并财务报表的组成部分。
7
牧场资源公司
合并股东权益报表
(未经审计，单位为千，每股数据除外)
2020财年 |
|
|
|
|
|
|
|
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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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 |
|
|
财政部 |
|
|
资本 |
|
|
赤字 |
|
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损失 |
|
|
总计 |
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截至2019年12月31日的余额 |
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$ |
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$ |
( |
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$ |
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$ |
( |
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( |
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$ |
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普通股发行 |
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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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净收入 |
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2020年3月31日的余额 |
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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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) |
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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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净亏损 |
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( |
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( |
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截至2020年6月30日的余额 |
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( |
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普通股发行 |
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基于股票的薪酬 |
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库存股 |
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( |
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其他综合收益 |
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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2020年9月30日的余额 |
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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2021年2月23日提交给美国证券交易委员会的2020年10-K表格年度报告中包含的合并财务报表及其附注。截至2021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。正如我们在提交给美国证券交易委员会的2020年10-K表格年度报告的附注2和附注18中更详细地描述的那样，2020年第一季度、第二季度和第三季度的递延税项支出(福利)已通过重述进行了更正。
(3)新会计准则
尚未被采用
预计都不会对我们的财务报表产生实质性影响。
(4)处置
我们确认税前净收益为#美元。
2021年处置
北路易斯安那州。2021年第二季度，我们通过出售北路易斯安那州的资产获得了额外的收益，该资产于2020年第三季度完成，收益为$
2020年处置
路易斯安那州北部。2020年8月，我们完成了对北路易斯安那州资产的出售，总对价估计公允价值为$
9
宾夕法尼亚州。2020年第一季度，我们完成了对宾夕法尼亚州西北部浅层遗留资产的出售，所得收益为5美元
(5)与客户签订合同的收入
收入的分类
我们有
|
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
||||
天然气销售 |
|
$ |
|
|
$ |
|
|
$ |
|
|
$ |
|
||||
NGLS销售 |
|
|
|
|
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|
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|
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|
|
||||
石油销售 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
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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|
|
|
|
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|
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||||
总计 |
|
$ |
|
|
$ |
|
|
$ |
|
|
$ |
|
||||
(1) |
截至2021年9月30日的9个月包括美元 |
(6)所得税
我们根据当前和预测的经营结果和税法，每季度评估和更新我们的年度有效所得税税率。因此，根据我们的实际收入与年度预测相比的组合和时机，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2021年和2020年9月30日的三个月和九个月，我们的整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2021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。
10
(7)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 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
||||
净亏损，如报告 |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
参股收益(a) |
|
|
|
|
|
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|
|
|
|
|
|
||||
归属于普通股股东的基本净亏损 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
参与收益的重新分配(a) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
摊薄净亏损归因于普通股 |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
普通股每股净亏损： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
基本信息 |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
稀释 |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
(a) |
以下详细说明加权平均已发行普通股和稀释加权平均已发行普通股(单位：千)：
|
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
||||
加权平均已发行普通股-基本普通股和稀释普通股 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
(8) 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： |
|
|
|
|
|
|
||
受耗尽影响的财产 |
|
$ |
|
|
$ |
|
||
未证明的性质 |
|
|
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|
|
|
||
总计 |
|
|
|
|
|
|
||
累计损耗和折旧 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
净资本化成本 |
|
$ |
|
|
$ |
|
||
(a) |
包括资本化资产报废成本和相关累计摊销。 |
11
(9)债务问题
截至以下日期，我们有以下未偿债务(括号中显示了2021年9月30日的银行债务利率)。
|
|
九月 30, |
|
|
十二月 31, |
|
||
银行债务 ( |
|
$ |
|
|
$ |
|
||
高级笔记： |
|
|
|
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|
|
|
|||
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|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|||
2022年到期的其他优先票据 |
|
|
|
|
|
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高级票据合计 |
|
|
|
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|
|
||
高级附属票据： |
|
|
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|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|||
高级附属票据合计 |
|
|
|
|
|
|
||
债务总额 |
|
|
|
|
|
|
||
未摊销保费 |
|
|
|
|
|
|
||
未摊销债务发行成本 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
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
2018年4月，我们签订了一项经修订和重述的循环银行贷款，我们将其称为我们的银行债务或银行信贷贷款，该贷款以我们几乎所有的资产为抵押，到期日为
作为我们在2021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
2021年1月，我们发行了$
12
备注在1月和7月每半年支付一次，并由我们的所有附属担保人无条件地在优先无担保的基础上担保。于2027年1月15日或该日后，我们可赎回8.25厘债券，全部或部分，并不时于
提早赎回
2021年第一季度，根据管理我们某些优先和优先次级票据的契约条款，我们通知受托人，我们选择赎回以下票据的未偿还本金金额(以千为单位)：
|
|
杰出的 |
|
|
2021年到期的5.75%优先债券 |
|
$ |
|
|
2022年到期的5.875厘优先债券 |
|
$ |
|
|
5.75%高级次级债券2021 |
|
$ |
|
|
5.00%高级次级债券2022 |
|
$ |
|
|
5.00%高级次级债券2023年 |
|
$ |
|
|
赎回价格等于
高级附注
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
(10)资产报废债务
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。
13
和截至2021年9月30日的9个月和截至2020年12月31日的年度的遗弃成本如下(单位：千)：
|
|
九个月 |
|
|
年 |
|
||
期初 |
|
$ |
|
|
$ |
|
||
已发生的负债 |
|
|
|
|
|
|
||
收购 |
|
|
|
|
|
|
||
已结清的债务 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
水井的处置 |
|
|
|
|
|
( |
) |
|
吸积费用 |
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|
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|
|
||
预算的更改 |
|
|
|
|
|
|
||
期末 |
|
|
|
|
|
|
||
较小电流部分 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
长期资产报废债务 |
|
$ |
|
|
$ |
|
||
增值费用在随附的综合经营报表中确认为折旧、损耗和摊销费用的组成部分。
(11)衍生活动
我们使用基于大宗商品的衍生品合约来管理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。我们利用商品掉期、看涨期权、套圈、三向套圈或掉期来(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支出计划。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 |
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
交换 |
|
卖出卖权 |
|
地板 |
|
天花板 |
||||||||||
天然气(1) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
2021 |
|
掉期 |
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
2021 |
|
领子 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
$ |
||||||||||
2021 |
|
三向领口 |
|
|
|
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|||||||||||
2022 |
|
掉期 |
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
2022 |
|
领子 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
$ |
||||||||||
2022 |
|
三向领口 |
|
|
|
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|||||||||||
2022年1月至3月 |
|
打电话 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|||||||||
2023 |
|
掉期 |
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
原油 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
2021 |
|
掉期 |
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
2022 |
|
掉期 |
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
2023 |
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掉期 |
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NGL(C3-丙烷) |
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2021 |
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掉期 |
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$ |
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2021 |
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领子 |
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NGLS(NC4-正丁烷) |
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2021 |
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掉期 |
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2021 |
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领子 |
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NGL(C5-天然汽油) |
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2021 |
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掉期 |
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$ |
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2021 |
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领子 |
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2022年1月至3月 |
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掉期 |
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2022年1月至3月 |
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领子 |
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$ |
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(1) |
14
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、套圈和掉期外，截至2021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2024年12月结束，包括
在2021年9月30日，我们也有丙烷价差掉期合约，锁定了贝尔维尤山脉和国际丙烷指数之间的价差。这些合同按月结算，直到2022年。这些合同的公允价值为收益#美元。
运费掉期合约
在我们的国际丙烷销售中，我们利用丙烷互换。为了进一步对冲我们的丙烷价格，2021年9月30日，我们在波罗的海交易所签订了运费掉期合约，锁定了特定贸易路线的运费。这些合同按月结算，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2021年9月30日和2020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摘要如下。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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2021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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衍生资产： |
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天然气 |
-掉期 |
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$ |
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$ |
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-衣领 |
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-三向领口 |
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--基差互换 |
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||
原油 |
-掉期 |
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( |
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||
NGL |
-C3丙烷价差掉期 |
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) |
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−C5天然汽油掉期 |
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运费 |
−掉期 |
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资产剥离或有对价 |
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$ |
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$ |
( |
) |
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$ |
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15
|
|
|
2021年9月30日 |
|
|||||||||
|
|
|
毛收入 |
|
|
毛收入 |
|
|
净额 |
|
|||
衍生工具(负债)： |
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天然气 |
-掉期 |
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( |
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-交换 |
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-衣领 |
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-三向领口 |
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( |
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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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( |
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( |
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NGL |
-C3丙烷价差掉期 |
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( |
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-C3丙烷互换 |
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( |
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-C3领口 |
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-NC4丁烷掉期 |
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-NC4丁烷环 |
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-C5天然汽油掉期 |
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-C5天然汽油领口 |
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运费 |
-掉期 |
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$ |
( |
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$ |
( |
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2020年12月31日 |
|
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毛收入 |
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总金额 |
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净额 |
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衍生资产： |
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天然气 |
-掉期 |
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$ |
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-衣领 |
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( |
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-三向领口 |
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( |
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( |
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--基差互换 |
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原油 |
-掉期 |
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( |
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NGL |
-C3丙烷价差掉期 |
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-C3丙烷环 |
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运费 |
-掉期 |
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资产剥离或有对价 |
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$ |
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$ |
( |
) |
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$ |
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16
|
|
|
2020年12月31日 |
|
|||||||||
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|
|
毛收入 |
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|
总金额 |
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净额 |
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衍生工具(负债)： |
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天然气 |
-掉期 |
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-交换 |
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-衣领 |
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-三向领口 |
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--基差互换 |
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原油 |
-掉期 |
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NGL |
-C3丙烷价差掉期 |
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-C3丙烷互换 |
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-C3丙烷环 |
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-C5天然汽油掉期 |
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-C5天然汽油呼叫 |
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-NC4丁烷掉期 |
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-NC4丁烷环 |
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运费 |
-掉期 |
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( |
) |
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( |
) |
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$ |
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$ |
( |
) |
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我们的衍生品对我们的综合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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|||||||||||||
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截至三个月 |
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九个月结束 |
|
||||||||||
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2021 |
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2020 |
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2021 |
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2020 |
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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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$ |
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互换 |
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( |
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( |
) |
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( |
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( |
) |
三向领口 |
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( |
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( |
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( |
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( |
) |
领子 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
打电话 |
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( |
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( |
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( |
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( |
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基差互换 |
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运费掉期 |
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( |
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( |
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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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(12)公允价值计量
公允价值是指在计量日在市场参与者之间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。投入泛指市场参与者用来做出的假设
17
定价决策，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。
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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2021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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证券交易中持有的递延补偿 |
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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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-呼叫 |
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--基差互换 |
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-交换 |
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( |
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( |
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衍生品-运费掉期 |
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( |
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( |
) |
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资产剥离或有对价 |
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18
|
|
|
2020年12月31日的公允价值计量使用： |
|
|||||||||||||
|
|
|
报价 |
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|
意义重大 |
|
|
意义重大 |
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总计 |
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证券交易中持有的递延补偿 |
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$ |
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|||||
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大宗商品价格衍生品 |
-掉期 |
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-呼叫 |
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( |
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( |
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-衣领 |
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( |
) |
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-三向领口 |
|
|
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( |
) |
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( |
) |
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|
--基差互换 |
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|
-交换 |
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( |
) |
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( |
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衍生品-运费掉期 |
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撤资或有对价 |
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我们的一级交易证券是交易所交易的，并以公允价值进行计量，采用市场方法，使用期末市场价值。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2021年9月30日，我们的部分天然气和石油衍生品工具包含掉期，交易对手有权但没有义务在预先确定的日期达成固定价格掉期。如果行使，掉期合同将成为与我们的固定价格掉期一致对待的掉期。除了我们在2021年9月30日的3级交换外，我们还有NGL项圈。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。在2021年9月30日，对于我们的掉期交易，我们使用了加权平均隐含波动率
|
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自.起 |
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2020年12月31日余额 |
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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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2021年9月30日的余额 |
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$ |
( |
) |
资产剥离或有对价。2020年8月，我们完成了我们北路易斯安那州资产的出售，我们有权获得基于已公布指数的天然气和石油价格的未来业绩以及基于买方已实现NGL价格的NGL价格的或有对价。我们使用期权定价模型来估计或有对价的公允价值，使用重要的第2级投入，其中包括基于活跃市场的未来商品报价。
交易证券。我们在递延补偿计划中持有的交易证券采用按市值计价的会计方法入账，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。2021年第三季度，利息和股息为$
19
公允价值--非经常性
某些资产在非经常性基础上按公允价值计量。该等资产不按公允价值持续计量，但在某些情况下须进行公允价值调整。我们已探明的天然气及石油属性会因事件或环境变化显示账面金额可能无法收回而定期检讨减值情况。在2020年第一季度，我们确认的减值费用为
公允价值--报告
以下是截至2021年9月30日和2020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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2021年9月30日 |
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2020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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银行信贷安排(b) |
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( |
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( |
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( |
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( |
) |
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2022年到期的其他优先票据(b) |
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递延补偿计划(c) |
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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。我们的优先票据和优先附属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2021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$。
20
应收账款共$
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。
(13)股票薪酬计划
基于股票的奖励
我们有
基于股票的薪酬总支出
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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2021 |
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2020 |
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2021 |
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2020 |
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直接运营费用 |
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经纪天然气和营销费用 |
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勘探费 |
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一般和行政费用 |
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终止费 |
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基于股票的薪酬总支出 |
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$ |
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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。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)。所有限制性股票奖励均按授予时的现行市场价格发行，归属基于员工继续受雇于我们。在授予之前，所有限制性股票获奖者都有权对此类股票进行投票并获得股息。在授予这些限制性股票(我们称为限制性股票责任奖励)时，这些股票中的大多数通常被置于我们的递延补偿计划中，并且在归属时，允许以现金或股票的形式提取。2021年初，新授予的限制性股票责任奖励的归属从可分级的30%-30%-40%的归属时间表改为三年的悬崖归属。这些责任奖励被归类为负债，并在每个报告期按公允价值重新计量。这一按市价计价的金额在随附的综合经营报表中的递延补偿计划费用中报告。从历史上看，我们在授予限制性股票时使用的是授权但未发行的股票。然而，我们也可以利用库藏股，如果可以的话。
基于股票的业绩单位.我们同意
21
利息，税收、折旧、摊销和勘探费用)和排放强度表现。这些股份将在三年结束时授予，三年业绩目标设定在2021年第一季度。
每个被授予的单位代表
限制性股票-股权奖
在2021年的前9个月，我们批准了
限制性股票-责任奖
在2021年的前9个月，我们批准了
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限制性股票 |
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限制性股票 |
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股票 |
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加权 |
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股票 |
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加权 |
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截至2020年12月31日未偿还 |
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授与 |
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既得 |
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被没收 |
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截至2021年9月30日的未偿还债务 |
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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2020年12月31日未偿还 |
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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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被没收 |
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截至2021年9月30日的未偿还债务 |
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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) |
2018年期间发放的某些PS-PSU和RS-PSU奖励的总支出约为 |
22
我们记录的补偿费用为#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
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九个月结束 |
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2021 |
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2020 |
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无风险利率 |
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% |
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预期年度波动率 |
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% |
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授予日期每单位公允价值 |
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$ |
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以下是我们的非既得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2020年12月31日未偿还 |
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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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被没收 |
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截至2021年9月30日的未偿还债务 |
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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) |
包括与2018年业绩期间相关的TSR-PSU奖励，在该期间，我们的普通股回报率为负，因此，业绩倍数和实际派息降至 |
我们记录的TSR-PSU补偿费用为#美元
其他退休后福利
自2017年第四季度起，作为我们人员继任计划的一部分，我们实施了退休后福利计划，以帮助为在职员工(包括他们的配偶)并满足某些年龄和服务要求的人员提供医疗保健。这些福利不是预先提供的，直到65岁或在他们有资格享受联邦医疗保险之日提供，取决于各种费用分担功能。大约有一美元
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，
23
报告通过在我们的合并经营报表上计入递延薪酬计划费用的费用或贷项来计入期间。拉比信托的资产，而不是我们的普通股，投资于有价证券，并在随附的综合资产负债表中作为其他资产按其市值报告。递延补偿负债反映了拉比信托持有的有价证券和范围股票的既有市场价值。有价证券市值的变动和递延补偿计划负债的公允价值变动，每季度计入或计入递延补偿计划支出。我们录得按市值计价的亏损1美元
(14)退出和终止费用
退出成本
2020年8月，我们出售了北路易斯安那州的资产，并保留了某些收集、运输和加工义务，这些义务将持续到2030年。在这些合同中，我们不会实现任何未来的好处。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2021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。我们记录的终止费用为$
终止费
2020年第三季度，我们完成了北路易斯安那州资产的出售。我们记录了$
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截至三个月 |
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九个月结束 |
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2021 |
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2020 |
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2021 |
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2020 |
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遣散费 |
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$ |
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$ |
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运输合同能力释放(包括 |
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资产剥离合同义务(包括增加 |
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一次性最小承诺量合同 |
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基于股票的薪酬 |
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
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以下详细说明了截至2021年9月30日的9个月的应计离职和终止费用负债活动(单位：千)：
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出口 |
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终端 |
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2020年12月31日余额 |
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$ |
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应计遣散费 |
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折扣的增加 |
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资产剥离合同债务--估计的变化 |
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( |
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付款 |
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( |
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2021年9月30日的余额 |
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$ |
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$ |
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(1) |
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24
(15)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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期末余额 |
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股票回购计划
2019年10月，我们的董事会批准了一笔
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三个月 |
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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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回购股份 |
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期末余额 |
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(16)补充现金流量信息
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九个月结束 |
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2021 |
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2020 |
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(单位：千) |
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经营活动提供的现金净额包括： |
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从税务机关退还的(已缴)所得税 |
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( |
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$ |
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支付的利息 |
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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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应计资本支出减少 |
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( |
) |
(17)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。
25
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2021年9月30日，补救责任并不重大。截至2021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。
2021年3月4日，宾夕法尼亚州西区在第2号案件：21-CV-301(Jacobowitz诉Range Resources Corporation等人)中提起惩罚性集体诉讼。其中原告寻求代表在2016年4月29日至2021年2月10日期间购买或收购股票的一类范围股东。这起诉讼已移交给美国德克萨斯州北区地区法院(沃斯堡分部)。诉讼称，Range错误地将某些油井归类为非活动油井，而不是封堵了油井，而且这种所谓的错误分类影响了我们资产报废义务应计项目的确定。诉讼称，披露一美元
(18)暂停支付探井费用
我们对探井成本进行资本化，直到确定油井已发现已探明储量或已受损为止。资本化探井成本在随附的合并资产负债表中以天然气和石油属性列示。如果探井被确定为减损，则油井成本将在随附的综合经营报表中计入勘探费用。
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2021 |
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期初余额 |
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$ |
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资本化探井成本增加待定 |
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对油井、设施和设备的重新分类 |
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( |
) |
资本化探井成本，计入费用 |
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期末余额 |
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$ |
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已资本化一段时间的探井成本较低 |
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$ |
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已资本化的探井成本 |
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$ |
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(19) 物业收购、勘探和开发所产生的成本 (a)
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九个月 |
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年 |
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(单位：千) |
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收购： |
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种植面积购买 |
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发展 |
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探索： |
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钻探 |
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费用 |
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基于股票的薪酬费用 |
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天然气收集设施： |
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发展 |
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小计 |
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资产报废债务 |
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已发生的总成本 |
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$ |
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$ |
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(a) |
包括发生的成本，无论是资本化的还是支出的。 |
26
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。此外，我们的目标是为我们的资本支出提供等于或低于运营现金流的资金。我们的收入、盈利能力和未来增长在很大程度上取决于天然气和NGL的现行价格，以及我们在经济上发现、开发、收购、生产和销售天然气和NGL储量的能力。大宗商品价格一直不稳定，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准则编制财务报表，该准则要求我们做出影响我们报告的运营结果和报告的资产、负债以及已探明天然气和NGL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。碳氢化合物等商品的价格本质上是不稳定的，受到许多我们无法控制的因素的影响。与2020年同期相比，2021年第三季度的天然气和石油基准有所上升，与2020年同期相比，2021年前9个月的基准也有所上升。因此，我们经历了更多的价格变现。纽约商品交易所天然气期货显示出改善，原因是市场预期天然气供应将受到限制，原因是石油盆地伴生天然气活动增长放缓，加上天然气盆地活动减少，以及对液化天然气出口的需求不断增长。虽然目前天然气价格的前景总体上是有利的，但如果进一步的中断发生并持续很长一段时间，我们的运营可能会受到影响，大宗商品价格可能会下降，我们的成本可能会增加。截至2021年第三季度末，有关石油和天然气供需平衡环境需要多长时间才能恢复的不确定性依然存在。其他因素，如新冠肺炎大流行的持续时间以及分发疫苗或抗击病毒的其他医学进展的速度和有效性
27
预计将直接影响世界经济增长的复苏以及对石油、天然气和天然气的需求。随着我们继续监测欧佩克和其他大型产油国行动的影响，以及旨在将化石燃料消费转向低碳能源的政府政策的不确定性，我们预计我们生产的部分或全部大宗商品的价格将保持波动。
下表列出了截至2021年9月30日和2020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：
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截至三个月 |
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九个月结束 |
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2021 |
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2020 |
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2021 |
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2020 |
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基准： |
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纽约商品交易所平均价格(a) |
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天然气(单位：Mcf) |
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$ |
4.01 |
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|
$ |
1.95 |
|
|
$ |
3.19 |
|
|
$ |
1.87 |
|
石油(每桶) |
|
|
70.42 |
|
|
|
40.90 |
|
|
|
64.70 |
|
|
|
38.87 |
|
Mont Belvieu NGL复合材料(每加仑)(b) |
|
|
0.82 |
|
|
|
0.40 |
|
|
|
0.69 |
|
|
|
0.35 |
|
(a) |
基于纽约商品交易所(“NYMEX”)投标周即期月价格的加权平均值。 |
(b) |
根据我们估计的每桶NGL产品组成。 |
我们的价格变现(不包括我们衍生品的影响)可能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
2021年第三季度业绩概览
2021年第三季度，由于实现净价格(包括我们支付的所有衍生产品结算和第三方运输成本的平均价格)增长102%，与2020年同期相比，产量下降部分抵消了天然气、NGL和石油销售收入的增长。2021年第三季度的平均日产量为2.1 Bcfe，而前一年同期为2.2 Bcfe，这主要是由于我们在2020年第三季度出售了我们的北路易斯安那州物业。
2021年第三季度，我们确认净亏损3.503亿美元，或每股稀释后普通股亏损1.44美元，而2020年第三季度净亏损7.488亿美元，或每股稀释后普通股亏损3.12美元。与2020年第三季度相比，我们2021年第三季度的净亏损有所改善，包括实现价格大幅上升和剥离合同义务支出减少，但由于大宗商品价格上涨和递延补偿费用增加，衍生工具公允价值损失(或与我们的衍生品相关的非现金公允价值调整)增加了。
我们2021年第三季度的财务和运营业绩包括以下结果：
我们在2021年第三季度的经营活动现金流为1.919亿美元，比2020年第三季度增加了2.161亿美元，与2020年第三季度相比，实现价格大幅上升，部分被产量略有下降所抵消。营运资金的现金净流出减少，亦对经营活动的现金流带来有利影响。
2021年前9个月业绩概览
2021年前9个月，由于实现净价格(包括所有衍生品结算和第三方运输成本的平均价格)增长68%，我们的天然气、NGL和石油销售收入有所增加
28
与2020年同期相比，生产量有所下降，部分抵消了这一影响。由于我们在2020年第三季度出售了我们的北路易斯安那州物业，2021年前九个月的平均日产量为2.1 Bcfe，而去年同期为2.3 Bcfe。此外，与2020年同期相比，直接运营成本有所下降。
2021年前9个月，我们确认净亏损4.796亿美元，或每股稀释后普通股亏损1.98美元，而2020年同期净亏损7.502亿美元，或每股稀释后普通股亏损3.10美元。我们于2021年前9个月的净亏损较2020年前9个月的净亏损有所改善，主要是由于已实现价格大幅上升、经证实的物业减值及剥离合约责任开支减少，部分被衍生工具公允价值亏损(或与我们的衍生工具相关的非现金公允价值调整)增加、资产出售收益减少及递延补偿计划开支增加所抵销。
我们前9个月的财务和经营业绩包括以下结果：
我们在2021年前9个月的经营活动现金流为4.753亿美元，比2020年前9个月增加2.963亿美元。2021年头九个月来自经营活动的现金流包括较高的已实现价格和较低的净经营成本，部分被商品价格上涨造成的负营运资本影响所抵消。
天然气、天然气和石油销售、产量和已实现价格计算
我们的收入变化主要是由于已实现的商品价格和生产量的变化。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。 2021年第三季度，天然气、NGL和石油销售额较2020年第三季度增长123%，平均实现价格(衍生产品现金结算前)增长129%，部分被产量减少3%所抵消。2021年前9个月，天然气、天然气和石油销售额较2020年前9个月增长78%，平均实现价格增长94%，但产量减少8%，部分抵消了这一增长。下表说明了截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月的天然气、NGL、石油和凝析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 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
天然气、天然气和石油销售 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气 |
|
$ |
494,917 |
|
|
$ |
211,638 |
|
|
$ |
283,279 |
|
|
|
134 |
% |
|
$ |
1,152,283 |
|
|
$ |
679,094 |
|
|
$ |
473,189 |
|
|
|
70 |
% |
NGL |
|
|
309,232 |
|
|
|
149,263 |
|
|
|
159,969 |
|
|
|
107 |
% |
|
|
795,173 |
|
|
|
416,885 |
|
|
|
378,288 |
|
|
|
91 |
% |
油 |
|
|
45,156 |
|
|
|
20,652 |
|
|
|
24,504 |
|
|
|
119 |
% |
|
|
127,051 |
|
|
|
66,928 |
|
|
|
60,123 |
|
|
|
90 |
% |
天然气、天然气和石油销售总额 |
|
$ |
849,305 |
|
|
$ |
381,553 |
|
|
$ |
467,752 |
|
|
|
123 |
% |
|
$ |
2,074,507 |
|
|
$ |
1,162,907 |
|
|
$ |
911,600 |
|
|
|
78 |
% |
我们的产量由钻探成功决定，这通过生产和资产出售抵消了我们天然气和石油储量的自然下降。2020年第三季度，我们北路易斯安那州物业的日产量约为72.5Mcfe，2020年前9个月的日产量为139.0 Mcfe。这些资产是在2020年第三季度出售的。我们在截至9月30日的三个月和九个月的生产， 下表列出了2021年和2020年：
29
|
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
生产(a) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气(Mcf) |
|
|
137,713,717 |
|
|
|
142,876,351 |
|
|
|
(5,162,634 |
) |
|
|
(4 |
)% |
|
|
399,929,389 |
|
|
|
439,764,525 |
|
|
|
(39,835,136 |
) |
|
|
(9 |
)% |
NGL(BBLS) |
|
|
9,080,902 |
|
|
|
9,176,553 |
|
|
|
(95,651 |
) |
|
|
(1 |
)% |
|
|
26,977,257 |
|
|
|
28,525,849 |
|
|
|
(1,548,592 |
) |
|
|
(5 |
)% |
原油(BBLS) |
|
|
710,914 |
|
|
|
656,319 |
|
|
|
54,595 |
|
|
|
8 |
% |
|
|
2,245,972 |
|
|
|
2,244,741 |
|
|
|
1,231 |
|
|
|
— |
% |
总计(Mcfe)(b) |
|
|
196,464,613 |
|
|
|
201,873,583 |
|
|
|
(5,408,970 |
) |
|
|
(3 |
)% |
|
|
575,268,763 |
|
|
|
624,388,065 |
|
|
|
(49,119,302 |
) |
|
|
(8 |
)% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
日均产量(a) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气(Mcf) |
|
|
1,496,888 |
|
|
|
1,553,004 |
|
|
|
(56,116 |
) |
|
|
(4 |
)% |
|
|
1,464,943 |
|
|
|
1,604,980 |
|
|
|
(140,037 |
) |
|
|
(9 |
)% |
NGL(BBLS) |
|
|
98,705 |
|
|
|
99,745 |
|
|
|
(1,040 |
) |
|
|
(1 |
)% |
|
|
98,818 |
|
|
|
104,109 |
|
|
|
(5,291 |
) |
|
|
(5 |
)% |
原油(BBLS) |
|
|
7,727 |
|
|
|
7,134 |
|
|
|
593 |
|
|
|
8 |
% |
|
|
8,227 |
|
|
|
8,192 |
|
|
|
35 |
|
|
|
— |
% |
总计(Mcfe)(b) |
|
|
2,135,485 |
|
|
|
2,194,278 |
|
|
|
(58,793 |
) |
|
|
(3 |
)% |
|
|
2,107,212 |
|
|
|
2,278,789 |
|
|
|
(171,577 |
) |
|
|
(8 |
)% |
(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。 |
我们在2021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 2.00美元，而2020年第三季度为每mcfe 0.99美元。我们在2021年前九个月收到的平均实现价格(包括所有衍生产品和解和第三方运输成本)为每mcfe 1.71美元，而2020年前九个月为每mcfe 1.02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2021年9月30日和2020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 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
平均价格 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
平均实现价格(不包括衍生产品 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气(单位：Mcf) |
$ |
3.59 |
|
|
$ |
1.48 |
|
|
$ |
2.11 |
|
|
|
143 |
% |
|
$ |
2.88 |
|
|
$ |
1.54 |
|
|
$ |
1.34 |
|
|
|
87 |
% |
NGL(每桶) |
|
34.05 |
|
|
|
16.27 |
|
|
|
17.78 |
|
|
|
109 |
% |
|
|
29.48 |
|
|
|
14.61 |
|
|
|
14.87 |
|
|
|
102 |
% |
原油和凝析油(每桶) |
|
63.52 |
|
|
|
31.47 |
|
|
|
32.05 |
|
|
|
102 |
% |
|
|
56.57 |
|
|
|
29.82 |
|
|
|
26.75 |
|
|
|
90 |
% |
总计(每Mcfe)(a) |
|
4.32 |
|
|
|
1.89 |
|
|
|
2.43 |
|
|
|
129 |
% |
|
|
3.61 |
|
|
|
1.86 |
|
|
|
1.75 |
|
|
|
94 |
% |
平均实现价格(包括所有衍生产品 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气(单位：Mcf) |
$ |
2.69 |
|
|
$ |
2.00 |
|
|
$ |
0.69 |
|
|
|
35 |
% |
|
$ |
2.55 |
|
|
$ |
2.10 |
|
|
$ |
0.45 |
|
|
|
21 |
% |
NGL(每桶) |
|
31.17 |
|
|
|
16.17 |
|
|
|
15.00 |
|
|
|
93 |
% |
|
|
26.59 |
|
|
|
15.18 |
|
|
|
11.41 |
|
|
|
75 |
% |
原油和凝析油(每桶) |
|
50.32 |
|
|
|
50.81 |
|
|
|
(0.49 |
) |
|
|
(1 |
)% |
|
|
43.89 |
|
|
|
49.49 |
|
|
|
(5.60 |
) |
|
|
(11 |
)% |
总计(每Mcfe)(a) |
|
3.51 |
|
|
|
2.32 |
|
|
|
1.19 |
|
|
|
51 |
% |
|
|
3.19 |
|
|
|
2.35 |
|
|
|
0.84 |
|
|
|
36 |
% |
平均实现价格(包括所有衍生产品 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气(单位：Mcf) |
$ |
1.49 |
|
|
$ |
0.90 |
|
|
$ |
0.59 |
|
|
|
66 |
% |
|
$ |
1.33 |
|
|
$ |
0.98 |
|
|
$ |
0.35 |
|
|
|
36 |
% |
NGL(每桶) |
|
16.83 |
|
|
|
4.09 |
|
|
|
12.74 |
|
|
|
311 |
% |
|
|
13.00 |
|
|
|
3.38 |
|
|
|
9.62 |
|
|
|
285 |
% |
原油和凝析油(每桶) |
|
49.72 |
|
|
|
50.56 |
|
|
|
(0.84 |
) |
|
|
(2 |
)% |
|
|
43.50 |
|
|
|
49.07 |
|
|
|
(5.57 |
) |
|
|
(11 |
)% |
总计(每Mcfe)(a) |
|
2.00 |
|
|
|
0.99 |
|
|
|
1.01 |
|
|
|
102 |
% |
|
|
1.71 |
|
|
|
1.02 |
|
|
|
0.69 |
|
|
|
68 |
% |
(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：
30
|
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
||||
天然气平均价差低于纽约商品交易所 |
|
$ |
(0.42 |
) |
|
$ |
(0.47 |
) |
|
$ |
(0.31 |
) |
|
$ |
(0.33 |
) |
基差套期保值已实现收益 |
|
$ |
0.06 |
|
|
$ |
0.05 |
|
|
$ |
0.02 |
|
|
$ |
0.04 |
|
下表反映了我们的生产和平均已实现商品价格(不包括衍生品结算和按范围支付的第三方运输成本)(单位为千，价格除外)：
|
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2020 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2021 |
|
||||||||
天然气 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
价格(每Mcf) |
|
$ |
1.48 |
|
|
$ |
2.11 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
3.59 |
|
|
$ |
1.54 |
|
|
$ |
1.34 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
2.88 |
|
制作(Mmcf) |
|
|
142,876 |
|
|
|
— |
|
|
|
(5,162 |
) |
|
|
137,714 |
|
|
|
439,765 |
|
|
|
— |
|
|
|
(39,836 |
) |
|
|
399,929 |
|
天然气销售 |
|
$ |
211,638 |
|
|
$ |
290,926 |
|
|
$ |
(7,647 |
) |
|
$ |
494,917 |
|
|
$ |
679,094 |
|
|
$ |
534,703 |
|
|
$ |
(61,514 |
) |
|
$ |
1,152,283 |
|
|
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2020 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2021 |
|
||||||||
NGL |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
价格(每桶) |
|
$ |
16.27 |
|
|
$ |
17.78 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
34.05 |
|
|
$ |
14.61 |
|
|
$ |
14.87 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
29.48 |
|
生产(Mbbls) |
|
|
9,177 |
|
|
|
— |
|
|
|
(96 |
) |
|
|
9,081 |
|
|
|
28,526 |
|
|
|
— |
|
|
|
(1,549 |
) |
|
|
26,977 |
|
NGLS销售 |
|
$ |
149,263 |
|
|
$ |
161,525 |
|
|
$ |
(1,556 |
) |
|
$ |
309,232 |
|
|
$ |
416,885 |
|
|
$ |
400,920 |
|
|
$ |
(22,632 |
) |
|
$ |
795,173 |
|
|
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2020 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2021 |
|
||||||||
原油 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
价格(每桶) |
|
$ |
31.47 |
|
|
$ |
32.05 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
63.52 |
|
|
$ |
29.82 |
|
|
$ |
26.75 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
56.57 |
|
生产(Mbbls) |
|
|
656 |
|
|
|
— |
|
|
|
55 |
|
|
|
711 |
|
|
|
2,245 |
|
|
|
— |
|
|
|
1 |
|
|
|
2,246 |
|
原油销售 |
|
$ |
20,652 |
|
|
$ |
22,786 |
|
|
$ |
1,718 |
|
|
$ |
45,156 |
|
|
$ |
66,928 |
|
|
$ |
60,086 |
|
|
$ |
37 |
|
|
$ |
127,051 |
|
|
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2020 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2021 |
|
||||||||
已整合 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
价格(每Mcfe) |
|
$ |
1.89 |
|
|
$ |
2.43 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
4.32 |
|
|
$ |
1.86 |
|
|
$ |
1.75 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
3.61 |
|
制作(Mmcfe) |
|
|
201,874 |
|
|
|
— |
|
|
|
(5,409 |
) |
|
|
196,465 |
|
|
|
624,388 |
|
|
|
— |
|
|
|
(49,119 |
) |
|
|
575,269 |
|
天然气、天然气和石油总量 |
|
$ |
381,553 |
|
|
$ |
477,975 |
|
|
$ |
(10,223 |
) |
|
$ |
849,305 |
|
|
$ |
1,162,907 |
|
|
$ |
1,003,083 |
|
|
$ |
(91,483 |
) |
|
$ |
2,074,507 |
|
31
运输、收集、加工和压缩2021年第三季度的支出为2.965亿美元，而2020年第三季度为2.681亿美元。与2020年第三季度相比，2021年第三季度的这些第三方成本更高，原因是NGL价格上涨导致加工成本、燃料成本和收集成本增加，这部分被2020年第三季度出售我们的北路易斯安那州资产的影响所抵消。
2021年前9个月的运输、收集、加工和压缩支出为8.537亿美元，而2020年前9个月为8.317亿美元。与去年同期相比，这些第三方成本较高，这是由于NGL价格上涨的影响，这导致加工成本和燃料成本增加，这在一定程度上被2020年第三季度出售我们的北路易斯安那州资产和宾夕法尼亚州释放的运输能力的影响所抵消。我们已将这些成本计入平均实现价格的计算中(包括所有衍生产品结算和按Range支付的第三方运输费用)。下表汇总了截至2021年9月30日和2020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 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
交通，聚会， |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气 |
|
$ |
165,864 |
|
|
$ |
157,097 |
|
|
$ |
8,767 |
|
|
|
6 |
% |
|
$ |
486,162 |
|
|
$ |
494,305 |
|
|
$ |
(8,143 |
) |
|
|
(2 |
)% |
NGL |
|
|
130,221 |
|
|
|
110,849 |
|
|
|
19,372 |
|
|
|
17 |
% |
|
|
366,648 |
|
|
|
336,491 |
|
|
|
30,157 |
|
|
|
9 |
% |
油 |
|
|
425 |
|
|
|
162 |
|
|
|
263 |
|
|
|
162 |
% |
|
|
874 |
|
|
|
952 |
|
|
|
(78 |
) |
|
|
(8 |
)% |
总计 |
|
$ |
296,510 |
|
|
$ |
268,108 |
|
|
$ |
28,402 |
|
|
|
11 |
% |
|
$ |
853,684 |
|
|
$ |
831,748 |
|
|
$ |
21,936 |
|
|
|
3 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气(单位：Mcf) |
|
$ |
1.20 |
|
|
$ |
1.10 |
|
|
$ |
0.10 |
|
|
|
9 |
% |
|
$ |
1.22 |
|
|
$ |
1.12 |
|
|
$ |
0.10 |
|
|
|
9 |
% |
NGL(每桶) |
|
$ |
14.34 |
|
|
$ |
12.08 |
|
|
$ |
2.26 |
|
|
|
19 |
% |
|
$ |
13.59 |
|
|
$ |
11.80 |
|
|
$ |
1.79 |
|
|
|
15 |
% |
石油(每桶) |
|
$ |
0.60 |
|
|
$ |
0.25 |
|
|
$ |
0.35 |
|
|
|
140 |
% |
|
$ |
0.39 |
|
|
$ |
0.42 |
|
|
$ |
(0.03 |
) |
|
|
(7 |
)% |
32
衍生公允价值(亏损)收益2021年第三季度亏损6.522亿美元，而2020年第三季度亏损1.247亿美元。2021年前9个月的衍生公允价值亏损为9.598亿美元，而2020年前9个月的收入为1.022亿美元。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。下表汇总了我们的大宗商品衍生品在截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月的影响(单位：千)：
|
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
||||
派生公允价值(亏损)每综合报表收益 |
|
$ |
(652,220 |
) |
|
$ |
(124,690 |
) |
|
$ |
(959,782 |
) |
|
$ |
102,182 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
非现金公允价值(亏损)收益：(1) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
天然气衍生品 |
|
$ |
(503,633 |
) |
|
$ |
(197,028 |
) |
|
$ |
(715,578 |
) |
|
$ |
(231,805 |
) |
石油衍生品 |
|
|
(1,696 |
) |
|
|
(15,145 |
) |
|
|
(31,259 |
) |
|
|
17,589 |
|
NGLS衍生物 |
|
|
(241 |
) |
|
|
(2,329 |
) |
|
|
(6,910 |
) |
|
|
13,642 |
|
运费衍生品 |
|
|
(63 |
) |
|
|
3,568 |
|
|
|
(1,130 |
) |
|
|
(2,917 |
) |
资产剥离或有对价 |
|
|
12,870 |
|
|
|
430 |
|
|
|
34,260 |
|
|
|
430 |
|
非现金公允价值(亏损)收益总额(1) |
|
$ |
(492,763 |
) |
|
$ |
(210,504 |
) |
|
$ |
(720,617 |
) |
|
$ |
(203,061 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
衍生工具结算的净现金(付款)收据： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
天然气衍生品 |
|
$ |
(123,932 |
) |
|
$ |
74,035 |
|
|
$ |
(132,794 |
) |
|
$ |
245,044 |
|
石油衍生品 |
|
|
(9,383 |
) |
|
|
12,694 |
|
|
|
(28,472 |
) |
|
|
44,166 |
|
NGLS衍生物 |
|
|
(26,142 |
) |
|
|
(915 |
) |
|
|
(77,899 |
) |
|
|
16,033 |
|
现金(付款)净收据合计 |
|
$ |
(159,457 |
) |
|
$ |
85,814 |
|
|
$ |
(239,165 |
) |
|
$ |
305,243 |
|
(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2021年第三季度的收入为1.056亿美元，而2020年第三季度的收入为4250万美元，这是经纪人销售价格和经纪人销售量(与我们的生产无关)大幅上升的结果。2021年前九个月经纪天然气、营销和其他收入为2.487亿美元，而2020年前九个月为1.047亿美元，这是由于经纪商销售价格大幅上升、经纪商销售量略有上升以及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2021年9月30日和2020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 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
直接运营费用 |
|
$ |
0.10 |
|
|
$ |
0.10 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
0.10 |
|
|
$ |
0.12 |
|
|
$ |
(0.02 |
) |
|
|
(17 |
)% |
生产和从价税费 |
|
|
0.04 |
|
|
|
0.03 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
33 |
% |
|
|
0.04 |
|
|
|
0.03 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
33 |
% |
一般和行政费用 |
|
|
0.25 |
|
|
|
0.19 |
|
|
|
0.06 |
|
|
|
32 |
% |
|
|
0.22 |
|
|
|
0.19 |
|
|
|
0.03 |
|
|
|
16 |
% |
利息支出 |
|
|
0.29 |
|
|
|
0.24 |
|
|
|
0.05 |
|
|
|
21 |
% |
|
|
0.30 |
|
|
|
0.23 |
|
|
|
0.07 |
|
|
|
30 |
% |
损耗、折旧和摊销费用 |
|
|
0.47 |
|
|
|
0.48 |
|
|
|
(0.01 |
) |
|
|
(2 |
)% |
|
|
0.47 |
|
|
|
0.49 |
|
|
|
(0.02 |
) |
|
|
(4 |
)% |
33
直接运营2021年第三季度的支出为2020万美元，而2020年第三季度为1950万美元。直接运营费用包括运营和生产油井的正常经常性费用、非经常性油井修井和与维修相关的费用。我们的直接运营成本在2021年第三季度增加，主要是由于水处理/运输成本上升和基于库存的薪酬增加，部分被出售我们北路易斯安那州物业的影响所抵消。我们的生产量在2021年第三季度下降了3%。我们在2021年第三季度产生了896,000美元的修井成本，而2020年第三季度为856,000美元。在每个mcfe的基础上，2021年第三季度和2020年的直接运营费用都是0.10美元。
2021年前9个月的直接运营支出为5770万美元，而2020年同期为7590万美元。与上年同期相比，我们在2021年前9个月的直接运营费用下降，原因是我们在2020年第三季度出售了成本较高的北路易斯安那州物业，以及较低的修井成本被较高的水处理/运输成本部分抵消。2021年前9个月，我们的生产量下降了8%。我们在2021年前9个月产生了330万美元的修井成本，而2020年前9个月为640万美元。在每个mcfe的基础上，由于出售我们成本较高的北路易斯安那州物业的影响，直接运营成本从0.12美元下降到0.10美元，降幅为17%。下表汇总了截至2021年9月30日和2020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 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
直接运营 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
租赁经营费用 |
|
$ |
0.10 |
|
|
$ |
0.10 |
|
|
$ |
— |
|
|
|
— |
% |
|
$ |
0.09 |
|
|
$ |
0.11 |
|
|
$ |
(0.02 |
) |
|
|
(18 |
)% |
修井 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
|
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
基于股票的薪酬 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
直接运营总费用 |
|
$ |
0.10 |
|
|
$ |
0.10 |
|
|
$ |
— |
|
|
|
— |
% |
|
$ |
0.10 |
|
|
$ |
0.12 |
|
|
$ |
(0.02 |
) |
|
|
(17 |
)% |
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。2021年第三季度的这项影响费用为710万美元，而2020年第三季度为450万美元，这是由于天然气价格上涨，部分抵消了相对于影响费用结构的井的组合，其中费用随着时间的推移而下降。在第二季度，我们调整了2021年前六个月的影响费用应计项目，以反映天然气价格上涨对影响费用费率的影响。这些价格是基于天然气基准价格。由于出售北路易斯安那州资产的影响，2021年第三季度的生产和从价税(不包括影响费用)为13,000美元，而2020年第二季度为160万美元。
2021年前9个月包括2010万美元的影响费用，而2020年前9个月为1330万美元，原因是天然气价格上涨。由于出售北路易斯安那州资产的影响，2021年前9个月的生产税和从价税(不包括影响费)为32,000美元，而2020年前9个月为740万美元。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， 2021 and 2020:
|
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
生产税和从价税 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
撞击费 |
|
$ |
0.04 |
|
|
$ |
0.02 |
|
|
$ |
0.02 |
|
|
|
100 |
% |
|
$ |
0.04 |
|
|
$ |
0.02 |
|
|
$ |
0.02 |
|
|
|
100 |
% |
生产税和从价税 |
|
|
— |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
(0.01 |
) |
|
|
(100 |
)% |
|
|
— |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
(0.01 |
) |
|
|
(100 |
)% |
总产量税和从价税 |
|
$ |
0.04 |
|
|
$ |
0.03 |
|
|
$ |
0.01 |
|
|
|
33 |
% |
|
$ |
0.04 |
|
|
$ |
0.03 |
|
|
$ |
0.01 |
|
|
|
33 |
% |
一般和行政2021年第三季度(G&A)支出为4910万美元，而2020年第三季度为3820万美元。2021年第三季度与2020年同期相比增加1 090万美元，主要原因是法律和解应计费用增加720万美元、基于股票的薪酬增加以及一般办公费用增加，但薪金和福利减少部分抵消了这一影响。截至2021年9月30日，与2020年9月30日相比，G&A员工数量减少了7%。在每个mcfe的基础上，2021年第三季度的G&A费用比2020年第三季度高出32%，这是由于法律和解和基于股票的薪酬费用增加。
与2020年同期相比，2021年前9个月的G&A费用增加了860万美元，这是由于较高的法律费用和750万美元的法律和解，较高的股票薪酬和较高的一般办公费用，在一定程度上被较低的工资和福利所抵消。在每个mcfe的基础上，2021年前9个月的G&A费用比
34
由于更高的法律费用和法律和解、更高的基于股票的补偿以及产量下降的影响，2020年前9个月。下表汇总了截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月的每个MCPE的G&A费用：
|
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
一般和行政 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
一般和行政 |
|
$ |
0.20 |
|
|
$ |
0.15 |
|
|
$ |
0.05 |
|
|
|
33 |
% |
|
$ |
0.17 |
|
|
$ |
0.15 |
|
|
$ |
0.02 |
|
|
|
13 |
% |
基于股票的薪酬 |
|
|
0.05 |
|
|
|
0.04 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
25 |
% |
|
|
0.05 |
|
|
|
0.04 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
25 |
% |
一般和行政费用总额 |
|
$ |
0.25 |
|
|
$ |
0.19 |
|
|
$ |
0.06 |
|
|
|
32 |
% |
|
$ |
0.22 |
|
|
$ |
0.19 |
|
|
$ |
0.03 |
|
|
|
16 |
% |
利息支出2021年第三季度为5680万美元，而2020年第三季度为4800万美元。2021年前9个月的利息支出为1.71亿美元，而2020年前9个月的利息支出为1.441亿美元。下表列出了截至2021年9月30日和2020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 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
银行信贷安排 |
$ |
0.02 |
|
|
$ |
0.04 |
|
|
$ |
(0.02 |
) |
|
|
(50 |
)% |
|
$ |
0.02 |
|
|
$ |
0.03 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
|
(33 |
)% |
高级笔记 |
|
0.26 |
|
|
|
0.19 |
|
|
|
0.07 |
|
|
|
37 |
% |
|
|
0.27 |
|
|
|
0.19 |
|
|
|
0.08 |
|
|
|
42 |
% |
摊销递延融资成本和其他 |
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
|
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
利息支出总额 |
$ |
0.29 |
|
|
$ |
0.24 |
|
|
$ |
0.05 |
|
|
|
21 |
% |
|
$ |
0.30 |
|
|
$ |
0.23 |
|
|
$ |
0.07 |
|
|
|
30 |
% |
平均未偿债务(000美元) |
$ |
3,089,472 |
|
|
$ |
3,237,459 |
|
|
$ |
(147,987 |
) |
|
|
(5 |
)% |
|
$ |
3,141,729 |
|
|
$ |
3,268,227 |
|
|
$ |
(126,498 |
) |
|
|
(4 |
)% |
平均利率(a) |
|
7.1 |
% |
|
|
5.7 |
% |
|
|
1.4 |
% |
|
|
25 |
% |
|
|
7.0 |
% |
|
|
5.6 |
% |
|
|
1.4 |
% |
|
|
25 |
% |
(a) |
包括承诺费，但不包括债务发行成本以及折价和溢价的摊销。 |
在绝对基础上，2021年第三季度利息支出比2020年同期增加，主要是由于平均利率上升，部分被总体平均未偿债务余额略有下降所抵消。2021年第三季度银行信贷安排的平均未偿债务为1.39亿美元，而2020年第三季度为6.846亿美元；2021年第三季度银行信贷安排的加权平均利率为2.0%，2020年第三季度为2.4%。
在绝对基础上，2021年前九个月的利息支出较2020年同期增加，主要是由于平均利率上升，部分被总体平均未偿债务余额略有下降所抵消。2021年前九个月银行信贷平均未偿还债务为1.85亿美元，而2020年前九个月为6.286亿美元；2021年前九个月银行信贷加权平均利率为2.1%，2020年前九个月为2.7%。
损耗、折旧和摊销2021年第三季度的支出为9310万美元，而2020年第三季度为9620万美元。这一下降是由于消耗率下降了2%，生产量下降了3%。消耗费用是DD&A费用的最大组成部分，2021年第三季度为每mcfe 0.46美元，而2020年第三季度为每mcfe 0.47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。由于资产出售和低消耗率物业的生产组合，我们的单位MCFE的消耗率继续下降。
2021年前9个月的DD&A支出为2.721亿美元，而2020年同期为3.038亿美元。这是由于损耗率下降了4%，生产量减少了8%。2021年前9个月，每mcfe的损耗费用为每mcfe 0.46美元，而2020年同期为每mcfe 0.48美元。下表汇总了截至2021年9月30日和2020年9月的三个月和九个月的每个MCFE的DD&A费用：
35
|
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
副署长及助理署长 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
损耗和摊销 |
|
$ |
0.46 |
|
|
$ |
0.47 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
|
(2 |
)% |
|
$ |
0.46 |
|
|
$ |
0.48 |
|
|
$ |
(0.02 |
) |
|
|
(4 |
)% |
折旧 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
吸积作用和其他 |
|
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
|
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
DD&A费用总额 |
|
$ |
0.47 |
|
|
$ |
0.48 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
|
(2 |
)% |
|
$ |
0.47 |
|
|
$ |
0.49 |
|
|
$ |
(0.02 |
) |
|
|
(4 |
)% |
其他运营费用
我们的总运营费用还包括通常与生产不同的其他费用。该等费用包括股票补偿、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、已探明物业的减值及出售资产的损益。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2021年9月30日和2020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 |
|
||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
||||
直接运营费用 |
|
$ |
319 |
|
|
$ |
(74 |
) |
|
$ |
986 |
|
|
$ |
810 |
|
经纪天然气和营销费用 |
|
|
446 |
|
|
|
324 |
|
|
|
1,339 |
|
|
|
905 |
|
勘探费 |
|
|
368 |
|
|
|
189 |
|
|
|
1,116 |
|
|
|
891 |
|
一般和行政费用 |
|
|
9,845 |
|
|
|
6,863 |
|
|
|
28,632 |
|
|
|
24,071 |
|
终止费 |
|
|
— |
|
|
|
2,020 |
|
|
|
— |
|
|
|
2,020 |
|
基于股票的薪酬总额 |
|
$ |
10,978 |
|
|
$ |
9,322 |
|
|
$ |
32,073 |
|
|
$ |
28,697 |
|
经纪天然气与市场营销2021年第三季度的支出为1.058亿美元，而2020年第三季度的支出为4800万美元，这是由于经纪商采购量增加(与我们的生产无关)和大宗商品价格大幅上涨所致。2021年前九个月的经纪天然气和营销支出为2.472亿美元，而2020年前九个月为1.188亿美元，原因是经纪商采购量和大宗商品价格大幅上升。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。 2021年和2020年(千人)：
|
截至三个月 |
|
|
九个月结束 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
经纪天然气与市场营销 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
经纪销售天然气 |
$ |
101,095 |
|
|
$ |
39,180 |
|
|
$ |
61,915 |
|
|
|
158 |
% |
|
$ |
231,335 |
|
|
$ |
94,364 |
|
|
$ |
136,971 |
|
|
|
145 |
% |
经纪销售NGL |
|
2,764 |
|
|
|
1,084 |
|
|
|
1,680 |
|
|
|
155 |
% |
|
|
3,912 |
|
|
|
3,230 |
|
|
|
682 |
|
|
|
21 |
% |
其他营销收入 |
|
1,695 |
|
|
|
2,218 |
|
|
|
(523 |
) |
|
|
(24 |
)% |
|
|
13,421 |
|
|
|
7,128 |
|
|
|
6,293 |
|
|
|
88 |
% |
中间人购买天然气(1) |
|
(100,868 |
) |
|
|
(44,690 |
) |
|
|
(56,178 |
) |
|
|
(126 |
)% |
|
|
(236,498 |
) |
|
|
(108,061 |
) |
|
|
(128,437 |
) |
|
|
(119 |
)% |
中间人购买NGL |
|
(2,867 |
) |
|
|
(1,219 |
) |
|
|
(1,648 |
) |
|
|
(135 |
)% |
|
|
(3,924 |
) |
|
|
(4,030 |
) |
|
|
106 |
|
|
|
3 |
% |
其他营销费用 |
|
(2,103 |
) |
|
|
(2,058 |
) |
|
|
(45 |
) |
|
|
(2 |
)% |
|
|
(6,755 |
) |
|
|
(6,661 |
) |
|
|
(94 |
) |
|
|
(1 |
)% |
经纪天然气净额和销售利润率 |
$ |
(284 |
) |
|
$ |
(5,485 |
) |
|
$ |
5,201 |
|
|
|
95 |
% |
|
$ |
1,491 |
|
|
$ |
(14,030 |
) |
|
$ |
15,521 |
|
|
|
111 |
% |
(1) |
包括运输费用。 |
36
探索由于延迟租金较低，2021年第三季度的支出为590万美元，而2020年第三季度为810万美元。由于延迟租金和其他费用较低，以及人员成本较低，2021年前九个月的勘探费用为1,640万美元，而2020年前九个月为2,320万美元。下表详细说明了截至2021年9月30日和2020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 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||||||
探索 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
延迟租赁和其他 |
|
$ |
4,370 |
|
|
$ |
6,737 |
|
|
$ |
(2,367 |
) |
|
|
(35 |
)% |
|
$ |
11,871 |
|
|
$ |
17,711 |
|
|
$ |
(5,840 |
) |
|
|
(33 |
)% |
人事费 |
|
|
1,131 |
|
|
|
1,152 |
|
|
|
(21 |
) |
|
|
(2 |
)% |
|
|
3,530 |
|
|
|
4,580 |
|
|
|
(1,050 |
) |
|
|
(23 |
)% |
基于股票的薪酬费用 |
|
|
368 |
|
|
|
189 |
|
|
|
179 |
|
|
|
95 |
% |
|
|
1,117 |
|
|
|
891 |
|
|
|
226 |
|
|
|
25 |
% |
地震 |
|
|
12 |
|
|
|
8 |
|
|
|
4 |
|
|
|
50 |
% |
|
|
(71 |
) |
|
|
8 |
|
|
|
(79 |
) |
|
NM |
|
|
勘探总费用 |
|
$ |
5,881 |
|
|
$ |
8,086 |
|
|
$ |
(2,205 |
) |
|
|
(27 |
)% |
|
$ |
16,447 |
|
|
$ |
23,190 |
|
|
$ |
(6,743 |
) |
|
|
(29 |
)% |
未探明财产的遗弃和减值2021年第三季度为200万美元，而2020年第三季度为570万美元。2021年前9个月，未探明物业的废弃和减值为720万美元，而2020年前9个月为1660万美元。与2020年同期相比，2021年第三季度和前九个月未探明物业的废弃和减值下降，原因是宾夕法尼亚州的估计到期时间减少。
退出和终止成本2021年第三季度为1180万美元，而2020年第三季度为5.216亿美元。在2021年第三季度，我们记录了1180万美元的增值费用，主要与某些收集、运输和加工义务的留存负债有关，持续到2030年。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。我们估计债务的公允价值在2020年第三季度入账，总额为4.798亿美元。此外，作为保留这些合同义务的一部分，我们向一家中游公司支付了2850万美元，以减少这些财务承诺。在2020年第三季度，我们还记录了与出售这项资产相关的620万美元的遣散费和基于股票的薪酬，同时我们的员工也出现了额外的全面裁员。2021年前9个月的退出和终止成本为960万美元，而2020年前9个月为5.335亿美元。2021年前9个月，我们记录了与这些保留负债相关的3,720万美元的增值费用，2021年第二季度，由于付款低于我们的预测以及我们对买家的预测钻探计划的变化，我们记录了2,820万美元的收益，以减少我们对这些保留负债的原始估计。在2020年第二季度，我们还就宾夕法尼亚州某些运输管道的运力释放进行了谈判，并记录了1040万美元的终止成本，这是我们对第三方剩余债务的贴现现值。
递延补偿计划2021年第三季度支出亏损3430万美元，而2020年第三季度亏损620万美元。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。去年同期，我们的股价从2020年6月30日的5.63美元上涨到2020年9月30日的6.62美元。2021年前9个月，递延补偿亏损8960万美元，而2020年同期亏损1030万美元。我们的股价从2020年12月31日的6.70美元上涨到2021年9月30日的22.63美元。去年同期，我们的股价从2019年12月31日的4.85美元上涨到2020年9月30日的6.62美元。
提前清偿债务的损失(收益)2020年第三季度亏损780万美元。在2020年第三季度，我们以现金购买了2021年、2022年和2023年到期的各种高级和高级次级票据的本金总额为5.0亿美元。我们因提前清偿债务而录得800万美元的亏损，扣除交易催缴溢价成本和支出剩余的递延融资成本。清偿债务的损失在2020年的9个月内增加了1410万美元。在2020年第二季度，我们在公开市场以折扣价回购了我们的某些高级和高级次级票据，确认了900万美元的收益。2020年1月，我们以现金购买了2021年到期的5.75%优先债券和2022年到期的5.875%优先债券的本金总额为5.00亿美元。1,510万美元的早期现金投标已支付给在早期报价期内投标票据的票据持有人。我们于2020年第一季度录得提前清偿债务的亏损1,750万美元，扣除交易催缴溢价成本和回购债务的剩余递延融资成本的支出。现金投标要约和早期现金投标溢价的资金来自我们发行9.25%优先票据。同样在2020年第一季度，我们在公开市场购买了2022年到期的5.00%优先债券本金4,850万美元，2022年到期的5.875优先债券本金580万美元，以及2023年到期的5.00%优先债券本金5,660万美元。我们在2020年第一季度确认了提前清偿债务的收益3,040万美元，扣除交易成本和回购债务的剩余递延融资成本的支出。
37
已证实的财产和其他资产的减值2020年前9个月为7900万美元。2021年前9个月没有已证实的财产减值。2019年第四季度，由于业务战略的转变和剥离这些资产的可能性，我们记录了与我们在北路易斯安那州的石油和天然气资产相关的减值费用。2020年第一季度，根据这些资产公允价值的市场指标，与这些北路易斯安那州资产相关的额外减值录得7700万美元。
出售资产的损失(收益)2021年前9个月的收益为72.4万美元，而2020年同期的收益为1.124亿美元。2021年前六个月，我们通过出售北路易斯安那州的资产获得了47.9万美元的额外收益。2020年第三季度，我们出售了北路易斯安那州的资产，在完成调整后，此次出售录得税前亏损810万美元。2020年第一季度，我们获得了州政府当局的批准，可以改变我们宾夕法尼亚州西北部浅水区房产的经营权，我们从出售这些遗留资产中获得了1.225亿美元的收益。作为这笔交易的一部分，我们确实保留了Utica对这片土地的更深层次的权利。
所得税优惠2021年第三季度为2970万美元，而2020年第三季度为3650万美元。2021年前9个月的所得税优惠为2,830万美元，而2020年前9个月为2,980万美元。2021年和2020年的有效税率与法定税率不同，原因是国家所得税、股权补偿、估值免税额和其他离散税目。
管理层对财务状况、资金来源和流动性的探讨与分析
现金流
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。我们通常保持较低的现金和现金等价物余额，因为我们使用可用资金来减少银行债务。短期流动资金需求通过我们银行信贷安排下的借款来满足。正因为如此，由于我们运营现金流的主要来源(未来几年将生产的已探明储量)不能报告为营运资本，我们的营运资本经常很低或为负。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。我们对冲的产量已经并将继续每年变化，这取决于我们对未来大宗商品价格的预期等。根据我们的衍生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2021年9月30日，我们已达成衍生品协议，涵盖2021年剩余时间的120.8 Bcfe、2022年的331.8 Bcfe和2023年的22.4Bcfe，不包括我们的基差互换。
下表列出了截至2021年9月30日和2020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 |
|
|||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
||
现金和现金等价物的来源 |
|
|
|
|
|
|
||
经营活动 |
|
$ |
475,289 |
|
|
$ |
178,974 |
|
资产的处置 |
|
|
237 |
|
|
|
246,083 |
|
发行优先票据 |
|
|
600,000 |
|
|
|
850,000 |
|
信贷借贷便利 |
|
|
1,250,000 |
|
|
|
1,676,000 |
|
其他 |
|
|
35,011 |
|
|
|
21,664 |
|
现金和现金等价物的总来源 |
|
$ |
2,360,537 |
|
|
$ |
2,972,721 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
现金和现金等价物的使用 |
|
|
|
|
|
|
||
天然气和石油性质的附加物 |
|
$ |
(311,709 |
) |
|
$ |
(321,849 |
) |
信用贷款还款 |
|
|
(1,922,000 |
) |
|
|
(1,447,000 |
) |
种植面积购买 |
|
|
(20,302 |
) |
|
|
(18,554 |
) |
增加外地服务资产 |
|
|
(720 |
) |
|
|
(2,493 |
) |
偿还高级及高级次级票据 |
|
|
(63,324 |
) |
|
|
(1,120,634 |
) |
购买国库股票 |
|
|
— |
|
|
|
(22,992 |
) |
发债成本 |
|
|
(8,799 |
) |
|
|
(12,735 |
) |
其他 |
|
|
(33,663 |
) |
|
|
(26,493 |
) |
现金和现金等价物的使用总额 |
|
$ |
(2,360,517 |
) |
|
$ |
(2,972,750 |
) |
38
现金和现金等价物的来源
经营活动提供的现金流2021年前9个月为4.753亿美元，而2020年前9个月为1.79亿美元。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。2020年前9个月至2021年前9个月的经营活动提供的现金增加，反映了实现价格的上升和运营费用的下降，部分被营运资金现金流出和生产量下降所抵消。截至2021年9月30日，我们对2021年剩余时间预计总产量的65%以上进行了对冲，对天然气产量预期的75%以上进行了对冲。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8%的影响。2021年前九个月营运资本变动(反映在我们的综合现金流量表中)为负1.436亿美元，而2020年前九个月为负4780万美元。
现金及现金等价物的使用
天然气和石油性质的附加物2021年的前9个月与我们2021年资本预算的预期一致。
偿还高级及高级次级票据2021年前9个月包括赎回2021年、2022年和2023年到期的各种高级和高级次级票据。2020年前9个月包括在公开市场购买2021年、2022年和2023年到期的各种高级和高级次级债券。此外，在发行2026年到期的8.5亿美元本金总额9.25%优先票据的同时，我们利用此次发行和出售北路易斯安那州资产的收益赎回了2021年到期的5.75%优先票据中的3.362亿美元和2022年到期的5.875优先票据中的2.41亿美元，2022年到期的5.00%优先票据中的2.91亿美元，2023年到期的5.0%优先票据中的1.223亿美元。2021年到期的5.75%优先次级票据中的120万美元和2022年到期的5.00%优先次级票据中的830万美元。我们会不时根据当时的市况或其他情况，继续回购优先票据。
流动性与资本资源
我们的流动性和资本资源的主要来源是来自经营活动的内部产生的现金流、具有未承诺和承诺可获得性的银行信贷安排、进入债务和股权资本市场的机会以及资产出售。我们必须开发现有的储备，以维持或增加我们的产量和现金流。我们主要通过成功的钻井计划来实现这一点，这需要大量的资本支出。我们继续采取措施，确保我们有足够的资本资源和流动性来为我们的资本支出计划提供资金。2021年第三季度，我们签订了2021年至2023年的额外大宗商品衍生品合约，以保护未来的现金流。
在2021年的前九个月，我们从经营活动中提供的净现金4.753亿美元用于支付约3.327亿美元的资本支出(包括面积收购)。截至2021年9月30日，我们拥有47.8万美元的现金和63亿美元的总资产。
截至2021年9月30日，债务总额为29亿美元，其中包括3000万美元的银行信贷安排未偿还债务和29亿美元的优先票据(扣除债务发行成本)。根据目前的银行承诺，我们在2021年9月30日的可用承诺借款能力为20亿美元。需要现金为必要的资本支出提供资金，以抵消石油和天然气行业常见的内在产量和储量下降。未来在保持储量和产量方面的成功将高度依赖于可用的资本资源。我们目前相信，经营活动产生的净现金、银行信贷安排下未使用的承诺借款能力和资产出售所得款项，加上我们现有的天然气、NGL和石油衍生品合同，将足以满足近期的财务义务和流动性需求。虽然我们的预期是在我们的内部产生的现金流范围内运营，但只要我们的资本需求超过我们的内部产生的现金流，我们可能会发行资产出售所得、债务或股权证券来满足这些要求。长期现金流受许多变量的影响，包括产量和价格水平以及历来影响石油和天然气业务的各种经济条件。天然气、天然气和石油价格的大幅下降或产量和储量的减少将降低我们为资本支出提供资金、履行财务义务和盈利运营的能力。我们在每个日历年开始时制定资本预算，并在一年中审查该预算，同时考虑到各种因素，包括商品价格环境。我们的2021年资本预算于2月初公布，为4.25亿美元。
大宗商品价格仍极不稳定，但与2020年第四季度相比，2021年前9个月的价格有所上升。我们的收入、收益、流动性和增长能力在很大程度上取决于我们收到的价格以及我们开发天然气、天然气和石油储量的能力。我们已经并必须继续通过提高效率和提高利润率来调整我们的业务。我们计划继续努力提高盈利能力和资产负债表实力。我们将继续监控市场，并根据市场状况寻找再融资或减少债务的机会。我们相信，我们处于有利地位，能够在大宗商品价格低迷的环境下应对任何挑战，我们可以通过以下方式忍受当前和未来大宗商品价格的持续波动：
39
信贷安排
截至2021年9月30日，我们维持着循环信贷安排，借款基数为30亿美元，贷款人承诺总额为24亿美元，我们将其称为银行信贷安排或银行债务。银行信贷安排以我们几乎所有的资产为抵押，到期日为2023年4月13日。银行信贷安排的可获得性取决于贷款人设定的借款基数。截至2021年9月30日，我们的银行信贷安排下的未偿还余额为3000万美元。此外，截至2021年第三季度末，我们还有3.346亿美元的未提取信用证，在银行信贷安排下剩余20亿美元的承诺借款能力。
我们的银行信贷安排对股息和其他限制性付款的支付施加了限制(根据我们的银行信贷安排的定义)。银行信贷安排还包含与债务产生、留置权、投资和财务比率有关的惯例契约。在2021年9月30日，我们遵守了所有公约。有关我们的银行债务的更多信息，请参阅我们未经审计的综合财务报表的附注9。
货架登记
我们向美国证券交易委员会提交了一份通用货架登记声明，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
2020年1月，我们宣布董事会暂停我们普通股的股息。未来宣布和支付的股息数额(如果有)由董事会全权决定，主要取决于现金流量、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2021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2021年9月30日，在我们的银行信贷安排下，我们总共有3.346亿美元的未提取信用证。
自2020年12月31日以来，除附注9中进一步讨论的债务变化和附注14中讨论的剥离合同义务的减少外，我们的合同义务没有发生重大变化。
利率
截至2021年9月30日，我们的未偿债务约为29亿美元。其中29亿元按固定利率计算，平均利率为6.9%。总计3,000万美元的银行债务按浮动利率计息，2021年9月30日的利率为2.4%。2021年9月30日的30天LIBOR利率约为0.1%。2021年9月30日未偿浮动利率债务的短期利率每增加1%，每年的利息支出将增加约30万美元。
表外安排
我们目前没有利用与未合并实体的任何重大表外安排来增强我们的流动性或资本资源状况，或用于任何其他目的。然而，按照石油和天然气行业的惯例，我们有各种合同工作承诺，其中一些在上文的现金合同义务。
通货膨胀与物价变动
我们的收入、资产价值以及以有吸引力的条件获得银行贷款或额外资本的能力一直并将继续受到天然气、天然气和石油价格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。虽然我们的某些成本和支出会受到普遍通货膨胀的影响，但通货膨胀通常不会对我们的业务产生重大影响。我们预计，2021年剩余时间的成本将继续成为供需关系的函数。
40
前瞻性陈述
管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析中的某些部分包括有关可能影响我们业务的趋势或事件的前瞻性陈述。这些陈述包含诸如“预期”、“相信”、“预期”、“目标”、“计划”、“项目”、“可能”、“可能”、“应该”、“将”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。风险因素在我们截至2020年12月31日的10-K表格年度报告中列出，该报告于2021年2月23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。这些安排限制了价格上涨对我们的好处，但在价格下跌时提供了保护。此外，如果我们的交易对手违约，这种保护可能是有限的，因为我们可能得不到衍生品的好处。已实现价格主要由全球石油价格和北美天然气生产的现货市场价格推动。
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，因为我们在2020年12月31日探明的储量中，约65%是天然气，2%的探明储量是石油和凝析油。此外，我们的部分NGL(占已探明储量的33%)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2020年12月31日到2021年9月30日，这些风险没有发生实质性变化。
41
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2021年9月30日，我们的衍生品计划包括掉期、呼叫、领子、三向领子和掉期。截至2021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(通常为NYMEX(天然气和原油)或Mont Belvieu(NGL))的比较，在立即清算时将实现的估计金额，接近未实现税前净亏损#。
7.761亿美元。这些合同按月到期，至2023年12月。截至2021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 |
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
交换 |
|
|
卖出卖权 |
|
|
地板 |
|
|
天花板 |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(单位：千) |
|
|||||
天然气(1) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
2021 |
|
掉期 |
|
583,152 MMBtu/天 |
|
$ |
2.84 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(164,114 |
) |
|||
2021 |
|
领子 |
|
227,391 MMBtu/天 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
2.87 |
|
|
$ |
3.42 |
|
|
$ |
(51,964 |
) |
||
2021 |
|
三向领口 |
|
339,457 MMBtu/天 |
|
|
|
|
$ |
2.26 |
|
|
$ |
2.62 |
|
|
$ |
3.04 |
|
|
$ |
(90,094 |
) |
|
2022 |
|
掉期 |
|
382,329 MMBtu/天 |
|
$ |
3.11 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(185,289 |
) |
|||
2022 |
|
领子 |
|
213,438 MMBtu/天 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
3.26 |
|
|
$ |
3.70 |
|
|
$ |
(41,261 |
) |
||
2022 |
|
三向领口 |
|
251,781 MMBtu/天 |
|
|
|
|
$ |
2.37 |
|
|
$ |
3.03 |
|
|
$ |
3.77 |
|
|
$ |
(110,383 |
) |
|
2022年1月至3月 |
|
打电话 |
|
8万MMBtu/天 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
6.02 |
|
|
$ |
(10,018 |
) |
|||
2023 |
|
掉期 |
|
6万MMBtu/天 |
|
$ |
3.27 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(4,266 |
) |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
原油 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
2021 |
|
掉期 |
|
7500桶/天 |
|
$ |
56.92 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(12,063 |
) |
|||
2022 |
|
掉期 |
|
5811桶/天 |
|
$ |
59.59 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(22,047 |
) |
|||
2023 |
|
掉期 |
|
500桶/天 |
|
$ |
63.50 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(154 |
) |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
NGL(C3-丙烷) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
2021 |
|
掉期 |
|
6000桶/天 |
|
每加仑1.17美元 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(6,140 |
) |
||||
2021 |
|
领子 |
|
4,000桶/天 |
|
|
|
|
|
|
|
每加仑1.00美元 |
|
|
每加仑1.20美元 |
|
|
$ |
(3,787 |
) |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
NGLS(NC4-正丁烷) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
2021 |
|
掉期 |
|
2663桶/天 |
|
每加仑1.17美元 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(3,991 |
) |
||||
2021 |
|
领子 |
|
2,000桶/天 |
|
|
|
|
|
|
|
每加仑1.00美元 |
|
|
每加仑1.20美元 |
|
|
$ |
(2,797 |
) |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
NGL(C5-天然汽油) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
2021 |
|
掉期 |
|
2,000桶/天 |
|
每加仑1.41美元 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(2,822 |
) |
||||
2021 |
|
领子 |
|
3,000桶/天 |
|
|
|
|
|
|
|
每加仑1.35美元 |
|
|
每加仑1.55美元 |
|
|
$ |
(2,693 |
) |
||||
2022年1月至3月 |
|
掉期 |
|
2656桶/天 |
|
每加仑1.59美元 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(1,069 |
) |
||||
2022年1月至3月 |
|
领子 |
|
2,000桶/天 |
|
|
|
|
|
|
|
每加仑1.45美元 |
|
|
每加仑1.60美元 |
|
|
$ |
(1,035 |
) |
||||
(1) |
我们还以2.80美元的加权平均价出售了2022年8万MMBtu/天的天然气呼叫掉期，以3.04美元的加权平均价出售了2023年7万MMBtu/天的天然气呼叫掉期。截至2021年9月30日，这些掉期的公平市场价值为净衍生负债6010万美元。 |
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。
42
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，除了上面讨论的掉期、看涨、环、三向环和掉期外，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。2021年9月30日，天然气基础掉期的公允价值为850万美元，按月结算至2024年12月。
在2021年9月30日，我们也有丙烷价差掉期合约，锁定了贝尔维尤山脉和国际丙烷指数之间的价差。这些合约按月结算，直到2021年。截至2021年9月30日，这些合同的公允价值为39.4万美元。
在2021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7500万美元。2021年9月30日的公允价值为5020万美元。
下表显示了我们衍生品的公允价值以及2021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 |
|
$ |
(401,955 |
) |
|
$ |
(128,462 |
) |
|
$ |
(321,157 |
) |
|
$ |
128,462 |
|
|
$ |
321,157 |
|
领子 |
|
|
(103,537 |
) |
|
|
(45,869 |
) |
|
|
(116,475 |
) |
|
|
44,762 |
|
|
|
108,887 |
|
三向领口 |
|
|
(200,477 |
) |
|
|
(54,472 |
) |
|
|
(139,150 |
) |
|
|
51,844 |
|
|
|
123,317 |
|
打电话 |
|
|
(10,018 |
) |
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(2,370 |
) |
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(6,374 |
) |
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2,105 |
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4,801 |
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互换 |
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(60,132 |
) |
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(20,314 |
) |
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(52,142 |
) |
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18,809 |
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42,809 |
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基差互换 |
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8,867 |
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7,252 |
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18,129 |
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(7,252 |
) |
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(18,129 |
) |
运费掉期 |
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(26 |
) |
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296 |
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741 |
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(296 |
) |
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(741 |
) |
资产剥离或有对价 |
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50,220 |
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3,850 |
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7,820 |
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(4,880 |
) |
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(13,670 |
) |
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2021年9月30日，我们的衍生品交易对手包括19家金融机构，其中除5家外，其余都是我们银行信贷安排中的担保贷款人。在确定我们衍生品合同的公允价值时，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。截至2021年3月31日，我们在费城附近的Marcus Hook工厂向单一买家短期销售丙烷和丁烷，向单一国际客户销售乙烷。截至2021年4月1日，除了有限的现货销售外，我们的丙烷和丁烷销售已在几个买家之间多样化，并以12至24个月的固定期限销售。
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和优先次级债务以及可变利率银行债务来实现的。截至2021年9月30日，我们有29亿美元的未偿债务。其中29亿美元按平均6.9%的固定利率计息。总计3,000万美元的银行债务按浮动利率计息，2021年9月30日的利率为2.4%。2021年9月30日，30天期LIBOR利率约为0.1%。2021年9月30日未偿浮动利率债务的短期利率每增加1%，每年的利息支出将增加约30万美元。
43
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2021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2021年9月30日的三个月内，我们的财务报告内部控制制度(根据交易法规则13a-15(F)的定义)没有发生变化，这对我们的财务报告内部控制产生了重大影响，或很可能会对其产生重大影响。
P第二条--其他资料
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17，题为“承付款和或有事项”，载于上文第一部分项目1，概述本公司的法律诉讼程序，将此类资料并入本文以供参考。
环境诉讼程序
我们的子公司Range Resources-Appalachia，LLC接到环保部的通知，表示打算根据《清洁溪流法》和2012年《石油和天然气法》对莱康姆县的一口油井进行民事处罚，并命令我们进行某些补救工作和监测，以防止甲烷和其他物质据称从气井逃逸到周围环境，包括进入土壤、地下水、溪流和其他周围水源。环保部最初于2015年5月11日向子公司发布了一项命令，明确了其要求。我们对该命令提出上诉，上诉随后得到解决并中止，于是我们同意在一口井进行某些有限的补救工作，并继续监测该地区的水源，环保部当时没有评估任何罚款。此后，环保部于2020年1月13日就莱康明县的同一口油井发布了一项新命令，提出了如上所述的类似指控和要求。尽管在调查过程中向环保署署长提交了大量数据和证据，表明这口井不是也不是环境中甲烷的来源或任何供水，但我们还是发出了这一新命令，而是在我们开始作业之前环境中存在的甲烷。我们对2020年1月的命令提出上诉，并打算对环保部声称的指控进行有力辩护；然而，此事的解决仍可能导致超过25万美元的经济制裁。
我们不时会收到来自政府和监管当局的违规通知，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。虽然我们不能确切地预测这些违反通知是否会导致罚款和/或处罚，但如果罚款和/或处罚，它们可能导致个别或总计超过25万美元的罚款。
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2020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
在2021年第三季度，我们没有购买任何股票。截至2021年9月30日，我们已经回购了1000万股普通股，成本约为2990万美元，不包括手续费和佣金，这是2019年10月宣布的1.0亿美元股票回购计划的一部分。截至2021年9月30日回购的股票作为库存股持有。
44
它EM 6.展品
展品索引
展品 |
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展品说明 |
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3.1 |
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重述范围资源公司注册证书(通过引用附件3.1.1并入我们于2004年5月5日提交给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)) |
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3.2
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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)) |
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31.1* |
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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 |
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31.2* |
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Range Resources Corporation首席财务官根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条所作的证明 |
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32.1** |
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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 |
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32.2** |
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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 |
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101. INS* |
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内联XBRL实例文档-XBRL实例文档不会显示在交互数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中 |
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101. SCH* |
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内联XBRL分类扩展架构 |
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101. CAL* |
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内联XBRL分类扩展计算链接库文档 |
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101. DEF* |
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内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档 |
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101. LAB* |
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|
内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档 |
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101. PRE* |
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内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档 |
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104 * |
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封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中) |
*随函存档
**随信提供
45
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：2021年10月26日
牧场资源公司 |
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发信人： |
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/s/Mark S.SCUCCHI |
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马克·S·斯卡奇 |
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高级副总裁和 |
日期：2021年10月26日
牧场资源公司 |
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发信人： |
|
/s/Dori A.Ginn |
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|
多里·A·吉恩 |
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高级副总裁-主控者和 |
46