第二季度财务表现 - 2023年第二季度，公司净收入为4.75亿美元，每股收益为2.47美元[83] - 2023年第二季度，公司非GAAP财务指标显示销售天然气、NGL和原油，包括现金结算为3.37亿美元[83] - 2023年第二季度，公司天然气、NGL和原油生产成本为2.07亿美元[84] - 2023年第二季度，公司天然气、NGL和原油生产利润为1.30亿美元[85] - 2023年第二季度，公司液体销售量增长9.2%，天然气销售量下降6.7%[87] 页岩部门表现 - 2023年第二季度页岩部门税前收益为1.53亿美元，较2022年同期的2.62亿美元下降[89] - 2023年第二季度页岩天然气销售量为114.0 Bcf，较2022年同期的122.1 Bcf下降6.6%[89] - 2023年第二季度页岩天然气平均销售价格为每Mcf 1.76美元，较2022年同期的7.00美元下降74.9%[89] 煤层气部门表现 - 2023年第二季度煤层气部门税前亏损为500万美元，较2022年同期的700万美元盈利[92] - 2023年第二季度煤层气销售量为10.1 Bcf，较2022年同期的11.0 Bcf下降8.2%[92] - 2023年第二季度煤层气平均销售价格为每Mcf 2.24美元，较2022年同期的7.23美元下降69.0%[92] 其他业务部门表现 - 2023年6月30日，公司其他业务部门的税前收益为4.89亿美元，较2022年同期的2.22亿美元增长[96] - 2023年6月30日，其他业务部门的商品衍生工具未实现收益为4.63亿美元，较2022年同期的1.22亿美元增长[96] 财务状况及展望 - 公司在2023年6月30日的财务报告中显示，总合同义务为51.1亿美元，其中包括采购订单、天然气运输和加工、长期债务、融资租赁义务、经营租赁义务等[134] - 公司截至2023年6月30日的长期债务总额为21.67亿美元，主要包括7.375%到期于2031年的5亿美元高级票据、6.00%到期于2029年的5亿美元高级票据、4.75%到期于2030年的4亿美元高级票据等[136][137][138] - 公司在2023年6月30日的总股本为39.83亿美元，较2022年底的29.5亿美元有所增长，但自2016年以来公司未支付普通股股息，未来支付股息将取决于多个因素，包括业务状况、财务结果、合同和法律限制、计划投资等[142]

财务数据和关键指标变化 - 公司在2023年第一季度连续第13个季度实现了大量自由现金流的产生 [11][29] - 公司在第一季度回购了约3%的股份,自2020年第三季度以来累计回购了约28%的股份 [11][31] - 公司的总债务水平基本保持稳定,净债务略有上升,净债务/EBITDA为1.8倍 [32] - 公司预计2023年EBITDAX将在9.5亿美元至10.5亿美元之间,全年自由现金流约为2.5亿美元 [34] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司预计2023年全年产量将在555-575 Bcfe之间,将在今年中旬左右达到每天约1.6 Bcfe的产量水平 [35] 各个市场数据和关键指标变化 - 由于天气温和和全国产量水平的增加,天然气价格在2022年第四季度开始迅速下降,2023年第一季度下降约74% [15] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司将继续通过回购股票等方式向股东返还资本,这将推动长期每股自由现金流的增长 [14] - 公司拥有灵活的活动计划和一体化的中游和水基础设施,使其能够在当前价格环境下进行调整 [17] - 公司正在与Adams Fork Energy合作建设一个多亿美元的清洁氨生产设施,提供天然气、废水处理和碳捕集服务 [20][21] - 公司正在领导Appalachian Regional Clean Hydrogen Hub项目,以获得能源部的资金支持 [21] - 公司认为行业将难以在当前价格和成本环境下继续执行向股东返还资本的"页岩3.0"业务模式 [16] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司预计即使在当前价格环境下,也将能够在2023年剩余时间内保持自由现金流正值 [16][39] - 公司有很大的灵活性和选择权,如果天然气价格进一步下降,可以相应调整资本支出计划 [35][37][48] - 公司预计2023年全年成本将低于2022年,未来还将继续优化成本 [39] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Zachary Parham 提问** 考虑到天然气价格下降,公司是否会将更多自由现金流用于偿还债务,而不是股票回购 [42] **Alan Shepard 回答** 公司目前的流动性和债务到期期限为公司提供了足够的灵活性,可以在周期性下行中继续进行股东回报 [43] 问题2 **Leo Mariani 提问** 公司是否会根据现货价格和远期价格的变化调整今年的活动计划 [47] **Alan Shepard 和 Navneet Behl 回答** 公司会密切关注现货价格和远期价格的变化,并根据资产的生命周期价值最大化来调整完井时间表等 [48][49] 问题3 **Michael Scialla 提问** 公司预计2023年成本低于2022年,是否是基于自身效率提升,还是预期服务成本下降 [58] **Alan Shepard 回答** 主要是基于公司自身的效率提升,预期服务成本下降的影响将主要体现在2024年 [59]

财务表现 - 2023年第一季度净收入为7.1亿美元，每股稀释收益为3.61美元，相比2022年同期的净亏损9.23亿美元（每股稀释亏损4.62美元）有显著改善[27] - 2023年第一季度总收入和营业利润为12.76亿美元，相比2022年同期的9.13亿美元亏损有显著增长[30] - 2023年第一季度总营收和其他营业收入为12.76亿美元，相比2022年同期的9.13亿美元亏损有显著增长[30] - 2023年第一季度公司税前利润为9.28亿美元，相比2022年同期的亏损12.49亿美元大幅改善[82] - 2023年第一季度经营活动产生的现金流为2.49亿美元，较2022年同期的3.36亿美元减少8700万美元[90] - 2023年第一季度投资活动使用的现金流为1.6亿美元，较2022年同期的1.03亿美元增加5700万美元[91] - 2023年第一季度融资活动使用的现金流为1.08亿美元，较2022年同期的2.28亿美元减少1.2亿美元[92] - 2023年第一季度有效所得税率为23.4%，同比下降2.7个百分点[82] - 2023年第一季度有效所得税率为23.4%，相比2022年同期的26.1%有所下降，主要受股权补偿、联邦税收抵免和西弗吉尼亚州税法变化的影响[78] 商品衍生工具 - 2023年第一季度未实现商品衍生工具收益为8.23亿美元，而2022年同期未实现商品衍生工具亏损为14.56亿美元[28] - 2023年第一季度包含8.23亿美元的商品衍生工具未实现收益，而2022年同期则包含14.56亿美元的未实现亏损[28] - 2023年第一季度商品衍生工具损失减少77.5%，至6.1亿美元，主要由于对冲计划的影响[43] - 2023年第一季度商品衍生工具现金结算损失为6100万美元，同比下降2.10亿美元，降幅77.5%[43] - 其他部门未实现商品衍生工具收益为8.23亿美元，去年同期为亏损14.56亿美元[65] - 其他部门商品衍生工具未实现收益为8.23亿美元，去年同期为亏损14.56亿美元[65] 天然气、NGL和石油销售 - 2023年第一季度天然气、NGL和石油销售收入为3.95亿美元，相比2022年同期的4.74亿美元有所下降[30] - 2023年第一季度天然气、NGL和石油销售（包括现金结算）的非GAAP财务指标为3.95亿美元，略低于2022年同期的4.74亿美元[30] - 2023年第一季度天然气、NGL和石油收入为4.56亿美元，同比下降2.89亿美元，主要由于天然气价格下降和销售量减少[34] - 2023年第一季度天然气、液化天然气和石油总收入为4.56亿美元，较2022年同期下降2.89亿美元[45] - 2023年第一季度天然气销售量下降11.8%，至125,290 MMcf，销售价格下降32.4%，至3.22美元/Mcf[43] - 2023年第一季度液化天然气销售量增长18.3%，至10,061 MMcfe，但销售价格下降39.9%，至27.48美元/Bbl[43] - 2023年第一季度石油/凝析油销售量增长45.1%，至515 MMcfe，销售价格下降12.6%，至67.32美元/Bbl[43] - 2023年第一季度天然气销售量为12.8 Bcf，同比增长40.7%[67] - 2023年第一季度天然气平均销售价格为每Mcf 2.86美元，同比下降43.5%[67] - 页岩气销售量为114.8 Bcf，同比下降12.0%[48] - NGLs销售量为10.1 Bcfe，同比增长18.8%[48] - 页岩气平均销售价格为3.10美元/Mcf，同比下降33.9%[48] - 页岩气总收入为4.07亿美元，同比下降274百万美元，主要由于天然气和NGLs价格下降[48] - 煤层气销售量为10.4 Bcf，同比下降9.6%[56] - 煤层气平均销售价格为4.62美元/Mcf，同比下降16.5%[56] - 煤层气总收入为4800万美元，同比下降1500万美元，主要由于天然气价格和销售量下降[56] - 采购天然气收入为3700万美元，同比下降900万美元，主要由于平均销售价格下降[66] - 采购天然气销售量为12.8 Bcf，同比增加3.7 Bcf[67] 生产成本与利润 - 2023年第一季度天然气、NGL和石油生产成本为2.26亿美元，相比2022年同期的2.29亿美元略有下降[30] - 2023年第一季度天然气、NGL和石油生产成本的非GAAP财务指标为2.26亿美元，略低于2022年同期的2.29亿美元[30] - 2023年第一季度天然气、NGL和石油生产利润为1.69亿美元，相比2022年同期的2.45亿美元有所下降[34] - 2023年第一季度天然气、NGL和石油生产成本为2.26亿美元，同比下降300万美元，单位成本上升0.14美元/Mcfe[34] - 2023年第一季度天然气、NGL和石油生产利润为1.69亿美元，同比下降7600万美元，单位利润下降0.38美元/Mcfe[34] - 2023年第一季度总运营费用为3.2亿美元，较2022年同期下降200万美元[45] - 2023年第一季度折旧、损耗和摊销费用为1.05亿美元，较2022年同期下降1400万美元[45] - 2023年第一季度页岩气板块税前利润为1.8亿美元，较2022年同期的2.52亿美元下降[47] - 页岩气板块2023年第一季度税前利润为1.8亿美元，同比下降28.6%[47] - 页岩气板块2023年第一季度总生产成本为1.50美元/Mcfe，同比上升5.6%[48] - 页岩气板块2023年第一季度总运营成本为1.88亿美元，同比下降4.6%[50] - 煤层气板块2023年第一季度税前利润为700万美元，同比下降36.4%[55] - CBM运输、收集和压缩成本为1600万美元，同比增加500万美元[61] 资本支出与资产 - 2023年第一季度资本支出为1.7亿美元，主要用于页岩和煤层气业务[38] - 2023年第一季度资本支出为1.22亿美元，较2022年同期略有增加[39] - 2023年第一季度资本支出为1.70亿美元，同比增长4800万美元，主要由于页岩气业务资本支出增加[38] - 2023年全年资本支出预计在5.75亿至6.75亿美元之间，2023年第一季度资本支出为1.7亿美元[88] - 2023年第一季度总资产为82.2亿美元，较2022年同期略有增加[39] - 2023年3月31日的应收账款为1.362亿美元，较2022年12月31日的3.485亿美元显著减少[88] - 2023年3月31日的衍生品合约净负债为10.03亿美元，较2022年12月31日的19.05亿美元有所减少[88] - 截至2023年3月31日，公司长期债务总额为22.17亿美元，包括不同期限的优先票据和信用贷款[94][95] - 公司总股本从2022年12月31日的29.5亿美元增长至2023年3月31日的35.67亿美元[96] 生产量与销售量 - 2023年第一季度总销售量为135.9 Bcfe，相比2022年同期的150.9 Bcfe下降了15.0 Bcfe[34] - 2023年第一季度总销售量为135.9 Bcfe，同比下降15.0 Bcfe，主要由于2022年的运营延迟和挑战导致产量下降[34] - 2023年全年生产量预计在555.0至575.0 Bcfe之间，2023年第一季度生产量为135.9 Bcfe[88] - 页岩气板块2023年第一季度总销售量为125.4 Bcfe，同比下降10.0%[48] - 页岩气板块2023年第一季度天然气平均销售价格为3.10美元/Mcf，同比下降33.9%[48] - 页岩气板块2023年第一季度NGLs平均销售价格为4.58美元/Mcfe，同比下降39.9%[48] - 页岩气板块2023年第一季度总平均销售价格为2.80美元/Mcfe，同比下降9.7%[48] - 页岩气板块2023年第一季度商品衍生工具现金结算损失为0.49美元/Mcf，同比下降74.3%[48] 风险管理与未来展望 - 公司预计未来将继续遵守其债务契约，即使面临商品价格大幅下跌的情况[80] - 公司面临的风险包括天然气价格波动、运营失败、环境法规变化、法律诉讼、债务风险等[102][103] - 公司面临天然气和液化天然气价格波动的风险，价格受供需、天气和替代燃料价格等因素影响[100] - 公司可能因天然气价格下跌或运营失败而面临资产减值的风险，导致非现金费用增加[100] - 公司依赖第三方拥有的中游设施，任何中断或容量限制都可能影响产品销售[100] - 公司面临环境法规和气候变化相关立法的不确定性，可能增加运营成本[102] - 公司可能因网络安全事件而遭受重大不利影响[102] - 公司成功依赖于关键管理成员和技术人员的吸引和保留[102] - 公司自2016年以来未支付普通股股息，未来是否支付股息取决于多种因素，包括业务状况、财务结果和信用额度限制[97] - 公司未进行任何表外交易，所有财务义务通过担保债券、公司担保和信用证等方式进行[97] - 公司财务报告编制过程中涉及重大会计政策和估计，实际结果可能与估计存在重大差异[99] 其他运营数据 - 2023年第一季度其他运营收入为400万美元，同比下降20.0%[67] - 2023年第一季度勘探和生产相关其他成本为500万美元，同比增长150%[70] - 2023年第一季度销售、一般和行政费用（SG&A）为3700万美元，同比增长19.4%[71] - 2023年第一季度其他运营费用为1500万美元，同比增长25.0%[72] - 2023年第一季度资产销售和废弃收益为900万美元，同比下降30.8%[76] - 2023年第一季度总利息费用为3600万美元，同比增长33.3%[82] - 2023年第一季度总利息支出为3600万美元，同比增长33.3%[82] - 公司截至2023年3月31日的现金及现金等价物为280万美元，较2022年12月31日的2130万美元大幅下降[88]

2023年度预计产量 - 2023年度预计产量约为555-575 Bcfe[49] 销售价格 - 2022年天然气平均销售价格为每Mcf 6.27美元，较2021年增长77.7%[51] 液体销售 - 液体销售为每Mcfe增加了0.02美元，0.15美元和0.04美元，分别对应2022年，2021年和2020年[52] 通过衍生工具的现金结算天然气亏损 - 2022年度通过衍生工具的现金结算天然气亏损为每Mcf 3.35美元[51] 安全与环境法规 - CNX的运营受到各种联邦、州和地方法律法规的监管，特别是对环境法律法规的重视[64] - CNX的天然气和中游运营受到许多州级环境法律和法规的监管[65] - CNX的天然气管道受到美国交通部管辖，可能会面临额外的安全要求[66] - CNX的天然气业务受到联邦能源监管委员会的影响，尤其是对天然气销售的监管[66] - CNX的天然气运营受到联邦职业安全与健康法的监管，以确保员工的健康与安全[66] - 美国联邦清洁水法规管控天然气运营，包括监管雨水或其他受管制物质排放，对表面水体和地下水体的污染物排放[66] - 美国联邦能源监管委员会对天然气业务产生一定影响，监管天然气运输、服务条件和价格[67] - 自然气管道的安全受到美国交通部管制，要求设计、建设、运营和维护符合安全要求[67] - 资源保护和回收法规对天然气运营产生影响，要求管理、处理、储存和处置危险和非危险废物[66] - 气候变化法规可能增加运营成本，降低天然气资产价值[67] 公司运营及风险 - CNX通过新员工入职、培训合规性和承包商培训的验证等措施来促进员工停工权[62] - CNX的关键绩效指标不断监测和分析，以识别趋势，并利用信息修改政策、培训和公司范围内的沟通[62] - CNX的紧急响应计划覆盖所有地点和运营，并定期进行有效性审查[63] - CNX努力遵守所有适用的联邦、州和地方法律法规，但由于广泛和全面的监管要求，运营中可能发生违规行为[64] - CNX在2022年底的天然气销售量为460.3 Bcf，平均价格为每Mcf 2.43美元[53] - CNX拥有大约2600英里的天然气收集管道和多个天然气处理设施[53] - CNX计划在需要时选择性地收购固定运输能力，同时最大限度地减少运输成本和长期财务义务[54] - CNX拥有从事水资源采集、运输和处理的解决方案，同时为第三方提供水资源采集、运输和处理的解决方案[56] - CNX拥有大量的天然气资产，正在考虑通过出售、租赁、贡献给合资企业等方式变现这些非核心资产[57] - 截至2022年12月31日，CNX拥有466名员工，其中40名员工直接归属于中游业务，68名员工直接归属于弗吉尼亚州的煤层气业务[57] - CNX致力于培训和教育，确保员工和承包商的培训和期望保持一致，重视健康、安全和环境意识[57] - 公司拥有或租赁石油和天然气产权，需进行产权审查和解决重大产权缺陷[68] - 公司遵守交易法规要求，向美国证券交易委员会提交报告和信息[70] - 公司面临长期债务义务和相关风险，可能对业务、财务状况、流动性和运营结果产生不利影响[82] - 公司的战略决策受到风险和不确定性影响，资本和资源分配不当可能对财务状况产生不利影响[84] - 我们的业务、财务状况或运营结果可能会受到针对我们系统、石油和天然气行业系统及基础设施，或我们第三方服务提供商系统的网络攻击的重大不利影响[89] - 我们的成功取决于我们管理团队的关键成员以及我们吸引和留住经验丰富的技术和其他专业人员的能力[89] - 恐怖活动可能会对我们的业务和运营结果造成重大不利影响[89]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第四季度自由现金流达到约2.76亿美元,全年自由现金流达到7.07亿美元,创下公司上市以来的最佳年度自由现金流记录 [28] - 过去三年累计自由现金流接近16亿美元,约占当前市值的55% [28] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2023年预计生产量为555 - 575亿立方英尺,较2022年的580亿立方英尺有所下降 [33] - 2023年第一季度预计生产量最低,随后逐季增加,预计年中恢复到2022年的水平 [25] 各个市场数据和关键指标变化 - 2023年天然气生产量预计约80%对冲,未对冲部分约为100亿立方英尺 [34] - 2023年EBITDAX预计在11 - 12.5亿美元之间,基于1月5日的对冲价格 [34] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略重点是长期低风险自由现金流增长,并通过资本配置优化每股自由现金流 [14] - 公司拥有三大竞争优势:独特的阿巴拉契亚地区多层储层、整合的上游中游结构、新技术业务部门的机会 [18] - 2023年资本支出预计在5.75 - 6.75亿美元之间,主要用于钻井和完井、中游和水基础设施、新技术业务 [37] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为当前行业面临宏观经济挑战,包括通胀压力和价格快速下跌 [15] - 尽管面临短期挑战,管理层对公司长期战略和业务模式充满信心 [40] - 管理层认为当前天然气市场波动是暂时的,公司将继续专注于安全合规运营和资本配置优化 [43] 其他重要信息 - 公司自2020年第三季度以来已回购约24%的流通股,未来可能继续回购 [29] - 公司2023年自由现金流预计约为3.75亿美元,每股自由现金流预计约为2.2美元 [40] - 公司持续执行对冲策略,锁定未来天然气价格,2023年对冲比例为77%,平均价格为2.37美元/千立方英尺 [42] 问答环节所有提问和回答 问题: 是否会考虑放缓活动以应对天然气价格下跌? - 管理层表示会持续评估资本配置,但目前1个压裂队和1.5个钻井平台的活动水平仍具有可接受的回报率 [46] 问题: 2023年及以后的运营成本趋势如何? - 管理层预计运营成本将下降,主要由于湿气和第三方处理费用减少 [48] 问题: 第四季度和2023年第一季度的生产量下降原因? - 主要由于Utica井废弃和天气导致的压裂作业延迟 [51] 问题: 2023年资本支出范围的考虑因素? - 范围反映了通胀持续的影响,以及中游和水基础设施项目的不确定性 [54] 问题: 是否会考虑改变战略以推动增长? - 管理层认为当前战略有效,将继续专注于资本配置优化和自由现金流增长 [61] 问题: 是否有收购机会? - 管理层认为当前没有有吸引力的收购机会,将继续关注股票回购 [67] 问题: 对冲策略的考虑? - 管理层认为固定价格对冲是最有效的策略,不考虑使用期权 [69] 问题: 2023年自由现金流分配给回购的比例? - 管理层表示资本配置是一个持续的过程,会根据情况调整策略 [74] 问题: 第四季度非天气相关的运营问题? - 管理层表示主要是一些小问题累积导致的压裂作业延迟,目前已解决 [76] 问题: 第四季度应收账款大幅波动的原因? - 主要由于衍生品实物结算与现金收款时间匹配的调整 [79]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度自由现金流为1.35亿美元，包括营运资本变化的影响 [29] - 公司发行了5亿美元2031年到期的优先无担保票据，用于再融资3.5亿美元2027年到期的票据，并偿还1.34亿美元的CNX循环贷款 [29] - 2022年自由现金流指引保持在约7亿美元，预计每股自由现金流为3.88美元 [39] - 2022年EBITDA指引范围缩小至13.25亿至13.75亿美元，此前为13亿至14.5亿美元 [37] - 2022年资本支出指引范围缩小至5.6亿至5.8亿美元，中值5.7亿美元保持不变 [38] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度产量较第二季度略有上升，预计第四季度产量与第三季度持平 [33] - 由于几口井的投产时间略有延迟，2022年产量指引范围从575至605 Bcfe缩小至580至590 Bcfe [36] - 公司在第三季度回购了840万股股票，并在季度结束后至10月21日回购了320万股，总计回购了4%的流通股 [31] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司通过程序化对冲策略和领先的成本结构应对天然气市场价格波动 [15] - 即使天然气价格回落至3美元/MMBtu以下，公司仍能产生平均5亿美元的年自由现金流 [43] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过可持续商业模式在多个宏观背景下持续产生自由现金流 [28] - 公司计划在2023年继续执行维护生产计划，使用约1.5台钻机和1个压裂队以保持产量稳定 [40] - 2023年资本支出预计在5.75亿至6.75亿美元之间，反映了通胀和供应链风险的不确定性 [41] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为其在任何商品环境下都能持续产生显著的自由现金流，并将继续利用市场错位机会来增加每股自由现金流 [50] - 公司强调其在阿巴拉契亚地区的独特定位，认为该地区是可持续能源革命的核心 [6] 其他重要信息 - 公司启动了CNX基金会的第二届导师学院，旨在为 underserved urban and rural communities 的学生提供职业机会 [19] - 公司推出了HQ at CNX计划，为非营利组织和慈善机构提供办公空间，以促进社区发展 [23] 问答环节所有的提问和回答 问题: 2023年产量是否真的持平 - 2023年产量预计基本持平，但由于井的投产时间波动，可能会有1%的上下浮动 [52] 问题: 中央PA Utica井的封堵决策 - 由于钻井过程中遇到地层不稳定问题，公司决定封堵该井，并计划在未来几年内重新访问该井以获取储量 [55][56] 问题: 2023年资本支出的不确定性 - 2023年资本支出范围较宽，反映了通胀和供应链风险的不确定性，公司将在2023年1月提供更多细节 [61] 问题: 2023年自由现金流的潜在变化 - 即使天然气价格低于3美元/MMBtu，公司仍预计2023年自由现金流至少为5亿美元 [63] 问题: 对冲策略和单钻机计划的效率 - 公司将继续执行程序化对冲策略，并认为单钻机计划能够高效运行，因为公司与服务提供商建立了长期合作关系 [66][68] 问题: 2023年劳动力通胀的预期 - 劳动力通胀取决于宏观经济环境，公司将在未来几个季度提供更多细节 [72] 问题: 资本成本假设 - 公司在建模时使用13%至15%的资本成本假设，并倾向于通过股票回购减少股本 [78][80]

业绩总结 - 第三季度自由现金流（FCF）为1.35亿美元，连续第11个季度实现正向自由现金流[1] - 2022年预计自由现金流为约7亿美元，预计自由现金流收益率为22%[1] - 预计2022年调整后的EBITDAX在13亿至14.5亿美元之间[6] - 2022年资本支出预计在5.5亿至5.9亿美元之间[6] - 2022年天然气生产量预计在57.5亿至60.5亿立方英尺之间[6] - 2022年自由现金流每股预计为3.88美元[6] - CNX的现金运营利润率预计为62%[2] - CNX的杠杆比率为1.7倍，预计2022年杠杆比率为1.5倍[2] 股东回购 - 第三季度回购840万股，平均价格为每股16.51美元，总成本为1.38亿美元[1] - 自2020年第三季度以来，CNX已回购4620万股，花费6.87亿美元，平均回购价格为每股14.84美元[5] 风险因素 - CNX面临的风险因素包括天然气和NGL的价格波动或下降、经济条件的影响以及对第三方服务提供商系统的网络攻击[18] 财务指标 - CNX的管理层使用某些非GAAP财务指标来规划、预测和评估业务及财务表现[20] - CNX认为这些非GAAP财务指标对投资者分析公司表现是有用的，尽管这些指标并不符合公认会计原则（GAAP）[21] - CNX未能提供本次演示中包含的财务结果的GAAP可比指标的调节，原因在于无法计算相关的GAAP预测指标[20] - CNX的市场数据和统计信息来源于被认为可靠的独立行业出版物和政府出版物[19] - CNX的财务指标可能与其他公司相似标题的指标不可比，因为各公司计算这些指标的方式不同[21]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度自由现金流为6200万美元，其中包括由于财务对冲结算与实物销售收据时间差异导致的营运资本变化 [45] - 公司回购了320万股股票，并在季度结束后回购了220万股，总计回购了3%的流通股 [46] - 公司预计2022年自由现金流为7亿美元，自由现金流每股为3.69美元 [57][58] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司新科技团队正在开发多个项目，旨在帮助世界向低碳排放未来过渡，同时保持可靠的能源供应 [25] - 新科技团队正在商业化技术，生产低碳足迹的天然气及其衍生产品，这些技术将改变天然气提取和运输行业 [26] - 公司正在与匹兹堡国际机场合作，利用低碳强度天然气替代传统航空和运输燃料，降低成本和排放 [34] 各个市场数据和关键指标变化 - 全球能源需求预计每年增长约2%，相当于每年10至12艾焦耳，而可再生能源无法跟上这种需求增长 [20] - 化石燃料占全球能源生产的490艾焦耳，而阿巴拉契亚天然气仅占12艾焦耳，占全球能源生产总量的2% [22] - 阿巴拉契亚天然气具有最低的温室气体强度和成本结构，是解决全球能源需求增长和环境目标的关键 [22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过临床数学方法，将大量自由现金流用于以高回报率减少股本，从而推动每股自由现金流的增长 [7] - 公司正在开发和部署新技术，以创造超出基础业务的增量自由现金流和每股自由现金流 [8] - 公司认为天然气不是过渡燃料，而是可持续能源革命的催化剂，能够帮助各行业降低成本并减少排放 [16] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为当前国家和全球能源政策导致了能源短缺和通货膨胀，并阻碍了天然气和石油的合理供应 [10] - 公司将继续倡导阿巴拉契亚地区的天然气，并推动环境和社会经济目标的实现 [12] - 公司认为太阳能和风能在满足全球能源需求方面的能力存在高度不确定性，且需要几十年才能实现 [17] 其他重要信息 - 公司正在将一台钻机从柴油动力改为电力动力，以降低未来运营成本并减少排放 [53] - 公司预计2022年资本支出增加7000万美元，主要用于提高效率、确保业务连续性和降低风险 [51] - 公司正在与NewLife Technologies合作，将空气和温室气体转化为一种名为AirCarbon的生物材料 [36] 问答环节所有提问和回答 问题: 2023年通货膨胀的预期 - 公司预计通货膨胀将持续到2023年，但具体方向和幅度尚不确定，钢铁和柴油价格将继续影响成本 [64][65] 问题: 资本支出增加的原因 - 资本支出增加主要用于提高效率、确保业务连续性和降低风险，包括提前完成2023年的TILs和增加钻机运行时间 [69][70] 问题: 新科技业务的资本分配 - 新科技业务的初始资本支出较低，主要利用现有资产，未来将根据市场情况逐步增加投资 [78] 问题: 回购股票的计划 - 公司将继续根据自由现金流情况分配资本，预计未来80%的自由现金流将用于股票回购 [66][67] 问题: 新科技业务的回报预期 - 新科技业务的回报将与现有业务竞争，部分项目可能在明年产生现金流，而其他项目可能需要更长时间 [92] 问题: 天然气基础设施的前景 - 公司认为天然气在能源结构中的关键作用正在被越来越多地认识到，预计未来天然气基础设施将得到更多支持 [96][97]

财务表现 - 公司2022年第二季度净收入为3300万美元，每股摊薄收益为0.15美元，而2021年同期净亏损为3.54亿美元，每股摊薄亏损为1.61美元[158] - 公司2022年第二季度总收入和其他营业收入为4.2亿美元，而2021年同期为亏损1.27亿美元[161] - 公司2022年第二季度净利润为3300万美元，每股收益为0.15美元，而2021年同期净亏损为3.54亿美元，每股亏损为1.61美元[158] - 公司税前收入为4700万美元，同比增长110.5%，所得税费用为1400万美元，同比增长115.2%[206] - 2022年上半年净亏损为8.9亿美元，每股亏损4.52美元，主要由于商品衍生工具未实现亏损15.78亿美元[208][209] - 六个月内净亏损为8.9亿美元，每股亏损4.52美元[208] - 公司所得税前亏损从2021年上半年的3.11亿美元扩大至2022年上半年的12.02亿美元，同比增长286.5%[255] 商品衍生工具 - 2022年第二季度公司商品衍生工具未实现亏损为1.22亿美元，而2021年同期未实现亏损为5.29亿美元[159] - 商品衍生工具现金结算损失同比增长5020.1%，达到5.3亿美元[167] - 商品衍生工具现金结算损失同比增长5,020.1%，达到5.30亿美元，主要由于对冲计划的影响[167] - 其他板块的商品衍生工具未实现亏损为1.22亿美元，同比下降76.9%[191] - 其他板块的商品衍生工具未实现亏损为1.22亿美元，同比减少76.9%[191] - 其他部门商品衍生工具未实现亏损为15.78亿美元，同比增长10.81亿美元[242] 天然气、NGL和石油销售 - 2022年第二季度天然气、NGL和石油销售总额（包括现金结算）为4.73亿美元，较2021年同期的3.59亿美元增长31.8%[161] - 2022年第二季度天然气、NGL和石油生产成本为2.26亿美元，较2021年同期的2.21亿美元略有增加[161] - 2022年第二季度天然气、NGL和石油生产利润为2.47亿美元，较2021年同期的1.38亿美元增长78.99%[163] - 2022年第二季度总销售量为142.3 Bcfe，较2021年同期的137.9 Bcfe增长3.2%[163] - 公司2022年第二季度天然气、NGL和石油销售总额（包括现金结算）为4.73亿美元，而2021年同期为3.59亿美元[161] - 公司2022年第二季度天然气、NGL和石油生产成本为2.26亿美元，而2021年同期为2.21亿美元[161] - 公司2022年第二季度总销售量为142.3 Bcfe，同比增长4.4 Bcfe，主要由于2021年和2022年第二季度新井投产[163][164] - 公司2022年第二季度天然气、NGL和石油生产利润为2.47亿美元，同比增长1.09亿美元[163] - 天然气、NGL和石油销售（包括现金结算）为9.47亿美元，同比增长27.5%[211] - 公司总销售量为293.2 Bcfe，同比增长14.7 Bcfe，主要由于2021年和2022年上半年新井的投产[216] - 天然气、NGL和石油收入为17.48亿美元，同比增长9.97亿美元，主要由于天然气价格上涨3.29美元/Mcf和NGL价格上涨16.86美元/Bbl[219] - 天然气销售量为275,144 MMcf，同比增长5.2%，天然气销售价格为5.85美元/Mcf，同比增长128.5%[219] - NGL销售量为17,351 MMcfe，同比增长8.9%，NGL销售价格为44.46美元/Bbl，同比增长61.1%[219] - 石油/凝析油销售量为698 MMcfe，同比下降36.0%，销售价格为86.46美元/Bbl，同比增长76.1%[219] - 公司天然气、NGL和石油生产成本为4.55亿美元，同比增长1500万美元，主要由于租赁运营费用和运输、收集和压缩费用增加[216][217] - 公司天然气、NGL和石油生产利润为4.92亿美元，同比增长1.89亿美元，主要由于收入增长和成本控制[216] 页岩气部门 - 页岩气部门税前利润为2.62亿美元，同比增长74.7%[171] - 页岩气部门天然气、NGL和石油收入同比增长178.0%，达到9.23亿美元[173] - 页岩气部门平均销售价格同比增长28.3%，达到每千立方英尺当量3.31美元[172] - 页岩气部门生产利润率同比增长77.1%，达到每千立方英尺当量1.86美元[172] - 页岩气部门运营成本同比下降1.0%，至1.9亿美元[175] - 页岩气部门折旧、损耗和摊销成本同比下降7.7%，至9600万美元[179] - 页岩气部门运输、收集和压缩成本同比增长2.7%，至7600万美元[178] - Shale板块的其他收入和营业收入为1800万美元，同比下降5.3%，主要由于第三方采集量减少[180] - 页岩气销售总量同比增长4.8%，达到131.2 Bcfe，主要由于2021年和2022年上半年新井投产[172][173] - 页岩气平均销售价格同比增长28.3%，达到每Mcfe 3.31美元，主要由于天然气和NGL价格上涨[172] - 页岩气生产利润率同比增长77.1%，达到每Mcfe 1.86美元，主要由于销售价格上涨和单位成本下降[172] - 页岩气部门税前利润同比增长74.7%，达到2.62亿美元，主要由于天然气和NGL价格上涨[171] - 页岩气运输、收集和压缩成本同比增长2.7%，达到7600万美元，主要由于总产量增加和维修费用上升[178] - 页岩气折旧、损耗和摊销成本同比下降7.7%，达到9600万美元，主要由于2021年低成本的储量增加[179] - 页岩气租赁运营费用同比增长42.9%，达到1000万美元，主要由于维修和水处理费用增加[175] - Shale板块税前利润为5.14亿美元，同比增长1.89亿美元，主要由于天然气和NGL价格上涨[223] - 页岩气销售量为252.6 Bcf，同比增长7.0%[224] - 页岩气平均销售价格为5.80美元/Mcf，同比增长131.1%[224] - 页岩气总销售收入为16.04亿美元，同比增长929百万美元[224] - 页岩气运输、收集和压缩成本为1.53亿美元，同比增长10百万美元[229] - 页岩气总生产利润为1.77美元/Mcfe，同比增长56.6%[224] 煤层气（CBM）部门 - CBM板块的税前利润为700万美元，与去年同期持平[181] - CBM板块的天然气销售收入为7900万美元，同比增长119.4%，主要由于天然气平均销售价格上涨148.5%，但销售量下降12.7%[182] - CBM板块的平均销售价格上涨0.66美元/Mcf，其中天然气销售价格上涨4.32美元/Mcf，但商品衍生工具损失增加3.67美元/Mcf[183] - CBM板块的总运营成本为3100万美元，同比增长10.7%，主要由于维修和维护费用增加[184] - 煤层气销售量为22.5 Bcf，同比下降11.1%[233] - 煤层气平均销售价格为6.37美元/Mcf，同比增长113.8%[233] - 煤层气总销售收入为1.43亿美元，同比增长68百万美元[233] - 煤层气运输、收集和压缩成本为2300万美元，同比增长500万美元[238] 采购天然气 - 采购天然气收入为4600万美元，同比增长170.6%，主要由于销售价格和采购量增加[192] - 采购天然气销售量为9.1 Bcf，同比增长54.2%，平均销售价格为5.14美元/Mcf，同比增长82.3%[193] - 公司采购天然气收入从2021年上半年的5000万美元增长至2022年上半年的9200万美元，同比增长84%[243] - 采购天然气销售体积从2021年上半年的16.7 Bcf下降至2022年上半年的15.3 Bcf，同比下降8.4%[243] - 采购天然气平均销售价格从2021年上半年的3.01美元/Mcf增长至2022年上半年的6.03美元/Mcf，同比增长100.3%[243] - 采购天然气平均成本从2021年上半年的2.81美元/Mcf增长至2022年上半年的5.93美元/Mcf，同比增长111.0%[243] 其他收入和成本 - 其他板块的总运营收入为500万美元，同比下降28.6%，主要由于附属公司股权收入减少[195] - 勘探和生产相关的其他成本为500万美元，同比增长66.7%，主要由于地震活动费用增加[196] - 未利用的固定运输和处理费用增加至1800万美元，同比增长28.6%，主要由于未利用处理费用增加和固定运输能力利用率下降[199] - 诉讼和解费用为200万美元，同比增长100.0%[199] - 其他收入减少100.0%，主要由于路权销售减少100万美元[200] - 专业服务费用减少66.7%，主要由于法律费用减少[200] - 资产销售和废弃净收益为600万美元，同比下降14.3%[201] - 债务清偿损失为1300万美元，主要由于购买2026年到期的可转换票据[202] - 总利息费用减少800万美元，同比下降20.5%，主要由于会计准则更新和债务结构变化[203][205] - 公司其他营业收入从2021年上半年的1200万美元下降至2022年上半年的1100万美元，同比下降8.3%[245] - 公司勘探和生产相关其他成本从2021年上半年的500万美元增长至2022年上半年的600万美元，同比增长20%[246] - 公司销售、一般和行政费用从2021年上半年的5200万美元增长至2022年上半年的6200万美元，同比增长19.2%[247] - 公司其他营业费用从2021年上半年的3100万美元增长至2022年上半年的3200万美元，同比增长3.2%[249] - 公司总利息费用从2021年上半年的7600万美元下降至2022年上半年的5800万美元，同比下降23.7%[254] - 未使用的公司运输和处理费用增加至1800万美元，同比增长28.6%，主要由于未使用的处理费用增加和运输能力利用率下降[199] - 其他收入中的路权销售为0美元，同比下降100.0%[200] - 专业服务费用减少至100万美元，同比下降66.7%[200] - 资产销售和废弃净收益为600万美元，同比下降14.3%[201] - 债务清偿损失为1300万美元[202] - 总利息费用减少至3100万美元，同比下降20.5%[203] 资本支出和现金流 - 2022年全年资本支出预计在5.5亿至5.9亿美元之间，2022年上半年资本支出为2.59亿美元[262] - 2022年全年生产量预计在575.0至605.0 Bcfe之间，2022年上半年生产量为293.2 Bcfe[262] - 2022年上半年，公司通过经营活动产生的现金流为5.28亿美元，较2021年同期的4.59亿美元有所增加[263] - 2022年上半年，公司用于投资活动的现金流为2.32亿美元，较2021年同期的2.40亿美元有所减少[263] - 2022年上半年，公司用于融资活动的现金流为2.99亿美元，较2021年同期的1.95亿美元有所增加[263] - 2022年上半年，公司回购了2.12亿美元的普通股，较2021年同期的4700万美元大幅增加[265] 债务和股本 - 2022年6月30日，公司长期债务总额为22.46亿美元，其中包括3.24亿美元的当前部分[268] - 2022年6月30日，公司总股本为25.37亿美元，较2021年12月31日的37亿美元有所下降[269] - 2022年6月30日，公司合同义务总额为54.36亿美元，其中包括9.96亿美元的短期义务和19.66亿美元的长期义务[267] - 公司现金及现金等价物从2021年12月31日的360万美元降至2022年6月30日的20万美元[262] 通胀风险 - 公司面临通胀风险，尤其是钢铁、柴油和劳动力成本的上升，2022年上半年资本成本已因通胀增加[153] - 公司通过提高运营效率和降低成本来部分抵消通胀带来的成本增加[153] 对冲计划 - 2022年第三季度公司对冲的天然气产量为118.6 Bcf，2022年和2023年的对冲量分别为473.9 Bcf和417.2 Bcf[156][157] - 公司2022年第三季度对冲的天然气产量为118.6 Bcf，2022年和2023年的对冲量分别为473.9 Bcf和417.2 Bcf[156][157]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度自由现金流达到2.34亿美元，每股自由现金流为1.20美元，使用季度末的1.95亿股计算 [11] - 2022年自由现金流指引上调至约7亿美元，每股自由现金流为3.59美元，使用截至4月20日的更新股份数计算 [17] - 第一季度净债务减少7400万美元，资产负债表表现优异 [15] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度运营执行平稳、安全且合规，覆盖上游、中游一体化及低成本足迹 [10] - 第一季度回购了超过900万股股票，占公司股份的近5%，平均价格为16.55美元 [16] - 2022年生产和资本支出预计将接近指引范围的上限 [20] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国天然气行业无法迅速提高产量以满足美国和欧盟的需求，主要由于政策限制基础设施投资 [21] - 全球政策如《巴黎协定》和联合国IPCC气候路线图限制了天然气和石油基础设施的发展 [22] - 区域政策如REGI和某些功能失调的区域输电组织导致能源市场操纵，带来不良后果 [22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司采用可持续商业模式（SBM），强调自由现金流的生成和资本配置 [8][11] - 公司通过回购股票和减少债务来回报股东，2022年将继续优先考虑股票回购 [16][39] - 公司致力于在阿巴拉契亚地区进行社区投资，包括CNX基金会和CNX导师学院 [13][14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为2022年是验证某些现实和暴露错误信念的关键一年，尤其是天然气供应和能源需求 [19] - 政策限制导致能源稀缺和高价格，阻碍了天然气和石油供应到达需求中心 [23] - 尽管国内能源行业具有吸引力，但资本市场的准入将继续受到限制，尤其是ESG投资和气候相关政策的压力 [25][26] 其他重要信息 - 公司员工平均薪酬在2021年超过18万美元，2022年将继续推进人力资本相关计划 [12] - 公司在阿巴拉契亚地区的社区投资和ESG表现被视为行业标杆 [14] - 公司认为阿巴拉契亚地区有潜力成为现代能源和制造业的中心，但需要政策支持 [31][32] 问答环节所有提问和回答 问题: 政策变化是否会影响公司的无增长策略 - 公司认为基础设施投资政策是影响行业供应响应的关键因素，尤其是管道建设 [37] - 阿巴拉契亚地区的管道建设是衡量政策是否转向的重要指标 [37] 问题: 股票回购与股息分配的优先性 - 公司认为股票回购仍然是当前最佳的股东回报方式，基于风险调整后的回报率计算 [39] - 股息分配并非完全排除，但当前数学计算支持回购 [39] 问题: 天然气价格曲线上升是否会导致2023年增长 - 公司有能力增长，但当前计划仍以稳定为主，强调运营的可预测性和质量控制 [42] - 增长需要看到持续的天然气需求增长和基础设施支持 [45] 问题: 2022年资本支出和生产指引的上限 - 公司预计2022年生产和资本支出将接近指引上限，主要由于运营效率提升 [48] - 资本支出和生产节奏保持稳定，尽管季度间可能存在波动 [50] 问题: 现金税支付的预期 - 公司预计在达到30亿美元现金流阈值后将成为重要的现金税支付者 [52] - 2022年第一季度支付了860万美元现金税，未来将根据现金流情况调整 [52] 问题: 债务资本市场的长期策略 - 公司计划避免依赖债务资本市场，通过自由现金流和资产负债表管理实现自给自足 [55] - 当前资本市场的政策环境使得债务融资成本可能上升 [56] 问题: 乌克兰局势对天然气市场的影响 - 出口市场占美国天然气消费的10%-15%，对季节性价格波动的影响有限 [58] - 美国天然气市场的季节性仍主要由天气和存储能力决定 [59] 问题: 市场组合的变化 - 公司预计市场组合将保持稳定，营销团队将继续优化短期机会 [62] - 长期运输合同将根据经济性决定是否进入新市场 [63] 问题: 未开发地块的经济性 - 公司拥有35万英亩未开发地块，年消耗量为6000-7000英亩 [65] - 当前天然气价格使得地块的经济性显著提升，投资回报周期缩短 [67]