美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
表格10-Q
（标记一）
☑ |
根据1934年《证券交易法》第13或15（d）节的季度报告 |
截至2023年3月31日的季度
或者
☐ |
根据1934年《证券交易法》第13或15（d）条提交的过渡报告 |
过渡时期
委员会文件编号：001-12209
Range Resources Corporation
（注册人的确切名称在其章程中指明）
特拉华州 |
|
34-1312571 |
（国家或其他司法管辖权 成立法团或组织） |
|
（IRS雇主 身份证号） |
Throckmorton街100号，套房1200 德克萨斯州沃思堡 |
|
76102 |
（主要行政办事处地址） |
|
（邮编） |
根据该法第12（b）节登记的证券：
各类名称 |
|
交易 符号（s） |
|
注册的每个交易所的名称 |
普通股（面值0.01美元） |
|
RRC |
|
纽约证券交易所 |
登记员的电话号码，包括区号
(817) 870-2601
用复选标记表明注册人（1）在过去12个月内（或在要求注册人提交此类报告的较短期限内）是否提交了1934年《证券交易法》第13或15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90天内是否遵守此类提交要求。
是否
用复选标记表明登记人是否在过去12个月内（或在要求登记人提交此类文件的较短时间内）以电子方式提交了根据条例S-T规则第405条（本章第232.405条）要求提交的每一份交互式数据文件。
是否
通过复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、较小的报告公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速披露公司 |
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加速披露公司 |
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非加速披露公司 |
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规模较小的报告公司 |
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☐ |
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新兴增长公司 |
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☐ |
若为新兴成长型公司，请勾选注册人是否选择不使用延长的过渡期，以符合《交易法》第13(a)条规定的任何新的或修订的财务会计准则。 |
|
|
用复选标记表明注册人是否为空壳公司（如《交易法》第12b-2条所定义）。
是☐否
2023年4月21日发行在外的普通股为241,286，325股
1
Range Resources Corporation
表格10-Q
截至2023年3月31日
除非上下文另有说明，本报告中所有提及的“Range资源”、“Range”、“我们”、“我们”或“我们的”均指Range Resources Corporation及其直接和间接拥有的子公司。有关本10-Q表中使用的某些特定行业术语，请参阅我们2022年10-K表年度报告中的“某些定义术语词汇表”。
目 录
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页 |
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项目1。 |
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3 |
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3 |
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4 |
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5 |
|
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6 |
|
|
|
|
7 |
|
|
|
|
9 |
|
项目2。 |
|
|
24 |
|
项目3。 |
|
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36 |
|
项目4。 |
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|
38 |
|
|
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38 |
||
项目1。 |
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38 |
|
项目1A。 |
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38 |
|
项目2。 |
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39 |
|
项目6。 |
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40 |
|
|
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41 |
|
2
第一部分–财务信息
项目1。财务报表
Range Resources Corporation
合并资产负债表
（单位：千，每股数据除外）
|
3月31日， |
|
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12月31日， |
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2023 |
|
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2022 |
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||
物业、厂房及设备 |
（未经审计） |
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当前资产： |
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||
现金及现金等价物 |
$ |
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$ |
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应收账款，减去可疑账户备抵308美元和314美元 |
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应收或有对价 |
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衍生资产 |
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其他流动资产 |
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流动资产总额 |
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衍生资产 |
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天然气特性，成功努力方法 |
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累计损耗和折旧 |
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(4,850,385 |
) |
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(4,765,475 |
) |
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|
|
|
|
|
其他财产和设备 |
|
|
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|
|
|
累计折旧和摊销 |
|
(72,625 |
) |
|
|
(72,204 |
) |
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经营租赁使用权资产 |
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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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||
应付账款 |
$ |
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|
$ |
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|
资产报废债务 |
|
|
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|
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|
应计负债 |
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|
递延赔偿责任 |
|
|
|
|
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|
|
应计利息 |
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|
资产剥离合同义务 |
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衍生负债 |
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流动负债合计 |
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|
银行债务 |
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|
|
|
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高级笔记 |
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|
递延所得税负债 |
|
|
|
|
|
|
|
衍生负债 |
|
|
|
|
|
|
|
递延赔偿责任 |
|
|
|
|
|
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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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|
|
负债总额 |
|
|
|
|
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|
承诺与或有事项 |
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|
||
|
|
|
|
|
|
||
股东权益 |
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||
优先股，面值1美元，授权10,000，000股，未发行和流通 |
|
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|
普通股，面值0.01美元，核准发行475000000股，265686795 |
|
|
|
|
|
|
|
库存普通股，2023年3月31日为24,324，065股，24,001，535股 |
|
(437,473 |
) |
|
|
(429,659 |
) |
额外实收资本 |
|
|
|
|
|
|
|
累计其他综合收益 |
|
|
|
|
|
|
|
留存赤字 |
|
(2,000,566 |
) |
|
|
(2,462,401 |
) |
股东权益总额 |
|
|
|
|
|
|
|
负债和股东权益共计 |
$ |
|
|
|
$ |
|
|
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
3
Range Resources Corporation
综合业务报表
（未经审计，单位：千，每股数据除外）
|
|
截至3月31日的三个月， |
|
|||||
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
||
收入和其他收入： |
|
|
|
|
|
|
||
天然气、NGL和石油销售 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
衍生公允价值收益（亏损） |
|
|
|
|
|
|
(939,057 |
) |
代理天然气、营销和其他 |
|
|
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|
总收入和其他收入 |
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|
|
费用和支出 |
|
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||
直接经营 |
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|
运输、收集、加工和压缩 |
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|
|
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|
|
除收入以外的其他税项 |
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|
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|
代理天然气和销售 |
|
|
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|
探索 |
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|
|
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|
遗弃和损坏未经证实的财产 |
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|
|
|
|
|
一般和行政 |
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|
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|
|
|
退出成本 |
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|
|
|
|
|
递延补偿计划 |
|
|
|
|
|
|
|
|
利息 |
|
|
|
|
|
|
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|
债务提前清偿损失 |
|
|
|
|
|
|
|
|
损耗、折旧和摊销 |
|
|
|
|
|
|
|
|
出售资产收益 |
|
|
(138 |
) |
|
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(331 |
) |
总费用和支出 |
|
|
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|
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|
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|
||
所得税前收入（损失） |
|
|
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(572,889 |
) |
所得税费用（收益）： |
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|
||
当前 |
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|
|
|
|
推迟 |
|
|
|
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|
|
(120,832 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
(116,081 |
) |
净收入（亏损） |
|
$ |
|
|
|
$ |
(456,808 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
||
每股普通股净收入（亏损）： |
|
|
|
|
|
|
||
基本 |
|
$ |
|
|
|
$ |
(1.86 |
) |
摊薄 |
|
$ |
|
|
|
$ |
(1.86 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
||
每股宣派股息 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
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||
加权平均已发行普通股： |
|
|
|
|
|
|
||
基本 |
|
|
|
|
|
|
|
|
摊薄 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
4
Range Resources Corporation
综合收入（损失）综合报表）
（未经审计，单位：千）
|
截至3月31日的三个月， |
|
|||||
|
2023 |
|
|
2022 |
|
||
|
|
|
|
|
|
||
净收入（亏损） |
$ |
|
|
|
$ |
(456,808 |
) |
其他综合收入： |
|
|
|
|
|
||
退休后福利： |
|
|
|
|
|
||
先前服务费用摊销/精算收益 |
|
|
|
|
|
|
|
所得税（福利）费用 |
|
(3 |
) |
|
|
|
|
综合收益总额（亏损） |
$ |
|
|
|
$ |
(456,733 |
) |
|
|
|
|
|
|
||
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
5
Range Resources Corporation
合并现金流量表
（未经审计，单位：千）
|
|
截至3月31日的三个月， |
|
|||||
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
||
业务活动： |
|
|
|
|
|
|
||
净收入（亏损） |
|
$ |
|
|
|
$ |
(456,808 |
) |
为将净亏损与业务活动提供的现金净额对账而进行的调整： |
|
|
|
|
|
|
||
递延所得税费用（收益） |
|
|
|
|
|
|
(120,832 |
) |
已证明财产的损耗、折旧和摊销及减值 |
|
|
|
|
|
|
|
|
遗弃和损坏未经证实的财产 |
|
|
|
|
|
|
|
|
衍生工具公允价值（收入）损失 |
|
|
(367,967 |
) |
|
|
|
|
衍生金融工具的现金结算 |
|
|
|
|
|
|
(133,135 |
) |
剥离合同义务，包括增值，净收益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
递延融资费用和其他 |
|
|
|
|
|
|
|
|
递延补偿和基于股票的补偿 |
|
|
|
|
|
|
|
|
出售资产收益 |
|
|
(138 |
) |
|
|
(331 |
) |
债务提前清偿损失 |
|
|
|
|
|
|
|
|
营运资金变动： |
|
|
|
|
|
|
||
应收账款 |
|
|
|
|
|
|
|
|
其他流动资产 |
|
|
(5,335 |
) |
|
|
(5,908 |
) |
应付账款 |
|
|
(10,822 |
) |
|
|
|
|
应计负债和其他 |
|
|
(129,368 |
) |
|
|
(182,141 |
) |
业务活动提供的现金净额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
投资活动： |
|
|
|
|
|
|
||
天然气特性的增加 |
|
|
(125,468 |
) |
|
|
(90,104 |
) |
外勤事务资产增加 |
|
|
(74 |
) |
|
|
(37 |
) |
种植面积购买 |
|
|
(12,742 |
) |
|
|
(12,599 |
) |
资产处置收益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
购买递延补偿计划持有的有价证券 |
|
|
(1,869 |
) |
|
|
(8,996 |
) |
出售被递延者所持有价证券的收益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
投资活动所用现金净额 |
|
|
(138,293 |
) |
|
|
(105,012 |
) |
筹资活动： |
|
|
|
|
|
|
||
信贷安排借款 |
|
|
|
|
|
|
|
|
信贷安排的偿还 |
|
|
(204,000 |
) |
|
|
(282,000 |
) |
优先票据的发行 |
|
|
|
|
|
|
|
|
偿还优先票据 |
|
|
|
|
|
|
(850,000 |
) |
支付的股息 |
|
|
(19,334 |
) |
|
|
|
|
购买库存股票 |
|
|
(7,834 |
) |
|
|
(16,199 |
) |
债务发行费用 |
|
|
|
|
|
|
(6,817 |
) |
为扣缴的股份缴纳的税款 |
|
|
(39,057 |
) |
|
|
(24,995 |
) |
现金透支变化 |
|
|
(29,064 |
) |
|
|
(8,540 |
) |
递延补偿所持普通股的出售收益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
筹资活动使用的现金净额 |
|
|
(109,237 |
) |
|
|
(402,893 |
) |
现金及现金等价物增加（减少）额 |
|
|
|
|
|
|
(101,491 |
) |
期初现金及现金等价物 |
|
|
|
|
|
|
|
|
期末现金及现金等价物 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
6
Range Resources Corporation
股东权益合并报表
（未经审计，单位：千，每股数据除外）
2023财政年度 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
共同 |
|
|
|
|
|
|
|
|
累计 |
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
股票 |
|
|
附加 |
|
|
|
|
|
其他 |
|
|
|
|
||||||||
|
普通股 |
|
|
财政部 |
|
|
举行 |
|
|
实收 |
|
|
保留 |
|
|
全面的 |
|
|
|
|
|||||||||||
|
股票 |
|
|
票面价值 |
|
|
股份 |
|
|
金库 |
|
|
资本 |
|
|
赤字 |
|
|
收入 |
|
|
合计 |
|
||||||||
截至2022年12月31日的余额 |
|
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(429,659 |
) |
|
$ |
|
|
|
$ |
(2,462,401 |
) |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
发行普通股 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
(33,963 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(33,935 |
) |
发行普通股 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(278 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
股票补偿 |
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
支付的现金红利（每股0.08美元） |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(19,334 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(19,334 |
) |
库存股票 |
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(7,717 |
) |
|
|
(20 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(7,737 |
) |
股票回购的消费税 |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(97 |
) |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(97 |
) |
其他综合收益 |
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
净收入 |
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至2023年3月31日的余额 |
|
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(437,473 |
) |
|
$ |
|
|
|
$ |
(2,000,566 |
) |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
7
Range Resources Corporation
股东权益合并报表
（未经审计，单位：千）
2022财政年度 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
共同 |
|
|
|
|
|
|
|
|
累计 |
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||||||||
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股票 |
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附加 |
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|
其他 |
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||||||||
|
普通股 |
|
|
财政部 |
|
|
举行 |
|
|
实收 |
|
|
保留 |
|
|
全面的 |
|
|
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|||||||||||
|
股票 |
|
|
票面价值 |
|
|
股份 |
|
|
金库 |
|
|
资本 |
|
|
赤字 |
|
|
损失 |
|
|
合计 |
|
||||||||
截至2021年12月31日的余额 |
|
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(30,007 |
) |
|
$ |
|
|
|
$ |
(3,607,055 |
) |
|
$ |
(150 |
) |
|
$ |
|
|
发行普通股 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
(21,276 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(21,247 |
) |
发行普通股 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(78 |
) |
|
|
|
|
|
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股票补偿 |
|
— |
|
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|
|
|
|
|
— |
|
|
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|
|
|
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|
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|
|
|
|
库存股票 |
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(16,152 |
) |
|
|
(46 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(16,198 |
) |
其他综合收益 |
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
净损失 |
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(456,808 |
) |
|
|
|
|
|
|
(456,808 |
) |
截至2022年3月31日的余额 |
|
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(46,159 |
) |
|
$ |
|
|
|
$ |
(4,063,941 |
) |
|
$ |
(75 |
) |
|
$ |
|
|
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
8
Range Resources Corporation
合并财务报表附注（未经审计）
（1）组织与业务性质概述
Range Resources Corporation是一家位于德克萨斯州沃思堡的独立天然气、天然气液体（NGLs）、原油和凝析油公司，从事勘探、开发和收购美国阿巴拉契亚地区的天然气和液体资产。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是一家特拉华州公司，我们的普通股在纽约证券交易所上市交易，股票代码为“RRC”。
（2）陈述的基础
这些合并财务报表未经审计，但管理层认为，这些报表反映了所有必要的调整，以便公允地说明所报告期间的结果。除非另有披露，否则所有调整都是正常的经常性调整。这些合并财务报表，包括部分附注，是根据美国证券交易委员会（SEC）的适用规则编制的，并不包括美利坚合众国普遍接受的会计原则（U.S. GAAP）要求的完整财务报表的所有信息和披露。
这些中期财务报表应与我们于2023年2月27日向美国证券交易委员会提交的2022年10-K表格年度报告中的合并财务报表及其附注一并阅读。截至2023年3月31日的第一季度的业务结果并不一定表明全年的预期结果。
（3）新会计标准
尚未通过
2023年第一季度没有采用对我们的合并财务报表产生重大影响的会计准则。
（4）与客户订立的合同的收入
收入分类
我们的业务有三个重要的收入来源：天然气销售、天然气凝析油销售和凝析油销售（以下称为石油销售）。每种产品销售类型的经纪收入包括在此，因为我们购买的产品数量随后根据现有的销售合同出售给不同的交易对手，根据现有的销售合同，我们也销售我们的产品。截至2023年3月31日止三个月的其他营销收入包括收到一笔360万美元的整笔付款。截至2023年3月31日，我们与客户的收入合同产生的应收账款为2.439亿美元，截至2022年12月31日为4.633亿美元。可归属于我们所确定的每一收入流的收入分列如下（单位：千）：
|
|
三个月结束 |
|
|||||
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
||
天然气销售 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
NGLs销售 |
|
|
|
|
|
|
|
|
石油销售 |
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气、NGL和石油销售总额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
外购天然气的销售 |
|
|
|
|
|
|
|
|
购买的NGLs的销售 |
|
|
|
|
|
|
|
|
其他营销收入 |
|
|
|
|
|
|
|
|
合计 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
9
（5）所得税
我们根据当前和预测的经营业绩和税法，每季度评估和更新我们的年度实际所得税率。因此，根据我们的实际收益与年度预测的组合和时间，我们的实际税率可能会每季度变化，可能会使比较变得没有意义。实际所得税率受多种因素的影响，包括地理来源和这些收入来源的相对规模。离散项目的所得税是在特定交易发生期间计算和记录的。在截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月里，我们的整体有效税率与联邦法定税率不同，主要是由于州所得税、股权补偿、估值津贴和其他税目。当前所得税反映了2023年到期的估计州所得税，这是基于我们的估计收益，并考虑了州税率和有关NOL限制的法律。
（6）每股普通股收益（亏损）
归属于普通股股东的每股基本收益或亏损计算如下：（1）归属于普通股股东的收益或亏损（2）减去可分配给参与证券的收益（3）除以加权平均基本流通股。归属于普通股股东的每股摊薄收益或亏损计算如下：（1）归属于普通股股东的基本收益或亏损（2）加上可分配给参与证券的收益的摊薄调整（3）除以加权平均摊薄流通股。以下列出了归属于普通股股东的收入或亏损与归属于普通股股东的基本收入或亏损与归属于普通股股东的稀释收入或亏损的对账（以千为单位，每股金额除外）：
|
|
三个月结束 |
|
|||||
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
||
报告的净收入（亏损） |
|
$ |
|
|
|
$ |
(456,808 |
) |
参与收益（a） |
|
|
(11,163 |
) |
|
|
|
|
归属于共同基金的基本净收入（亏损） |
|
|
|
|
|
|
(456,808 |
) |
参与收益的重新分配（a） |
|
|
|
|
|
|
|
|
归属于共同基金的稀释净收益（亏损） |
|
$ |
|
|
|
$ |
(456,808 |
) |
每股普通股净收入（亏损）： |
|
|
|
|
|
|
||
基本 |
|
$ |
|
|
|
$ |
(1.86 |
) |
摊薄 |
|
$ |
|
|
|
$ |
(1.86 |
) |
(a) |
限制性股票奖励代表参与证券，因为它们与普通股股东一起参与不可没收的股息或分配。可分配给参与证券的收益是指可归属于参与证券的已分配和未分配收益。然而，参与证券不参与未分配的净亏损。 |
以下是已发行加权平均普通股和已发行稀释加权平均普通股的详细情况（单位：千）：
|
|
三个月结束 |
|
|||||
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
||
加权平均已发行普通股-基本 |
|
|
|
|
|
|
|
|
稀释性证券的影响： |
|
|
|
|
|
|
||
董事及雇员受限制股份及表现 |
|
|
|
|
|
|
|
|
加权平均已发行普通股-稀释 |
|
|
|
|
|
|
|
|
2023年第一季度的加权平均已发行普通股不包括我们的递延薪酬计划中持有的560万股限制性股票，而2022年第一季度为620万股（尽管所有奖励都是在授予时发行和未发行的）。在截至2023年3月31日的三个月内，4000股的股票赠款尚未发行，但不包括在稀释净收益的计算中，因为赠款价格高于普通股的平均市场价格，对计算具有反稀释性。由于我们2022年第一季度的净亏损，我们在计算每股净亏损时排除了所有股权授予，因为这会对计算产生反稀释作用。
10
（7）资本化成本和累计折旧、损耗和摊销（a）
|
|
3月31日， |
|
|
12月31日， |
|
||
|
|
（以千计） |
|
|||||
天然气特性： |
|
|
|
|
|
|
||
可能耗竭的财产 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
未经证实的属性 |
|
|
|
|
|
|
|
|
合计 |
|
|
|
|
|
|
|
|
累计损耗和折旧 |
|
|
(4,850,385 |
) |
|
|
(4,765,475 |
) |
资本化费用净额 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
(a) |
包括资本化的资产报废费用和相关的累计摊销。 |
（8）负债
截至下列日期，我们有下列未偿债务。在截至2023年3月31日的三个月内或截至2022年12月31日的一年内，没有利息资本化（单位：千）。
|
|
3月31日， |
|
|
12月31日， |
|
||
银行债务 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
高级说明： |
|
|
|
|
|
|
||
4.875% 2025年到期的优先票据 |
|
|
|
|
|
|
|
|
2029年到期的8.25%优先票据 |
|
|
|
|
|
|
|
|
2030年到期的4.75%优先票据 |
|
|
|
|
|
|
|
|
优先票据共计 |
|
|
|
|
|
|
|
|
未摊还债务发行费用 |
|
|
(16,762 |
) |
|
|
(27,040 |
) |
债务总额----债务发行费用净额 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
银行债务
2022年4月，我们签订了一项经修订和重述的循环银行贷款安排，我们将其称为我们的银行债务或我们的银行信贷安排，它由我们几乎所有的资产担保，到期日为2027年4月14日。银行信贷安排提供的最高额度为40亿美元，初始借款基数为30亿美元。银行信贷安排还规定借款基础须定期重新确定，并为事件驱动的计划外重新确定提供资金。截至2023年3月31日，我行集团由17家金融机构组成。借款基础可能会根据我们的要求和充足的探明储量而增加或减少，这是由银行集团决定的。承付额可增加至借款基数，但须向同意参与融资增加的银行支付双方均可接受的承付费。银行信贷安排下的借款可以是备用基准利率（ABR，在银行信贷安排协议中定义）加上0.75%至1.75%的利差，也可以是有担保隔夜融资利率（SOFR，在银行信贷安排协议中定义）加上1.75%至2.75%的利差。适用的利差取决于借款相对于借款基数。我们可不时选择将全部或任何部分SOFR贷款转换为基准利率贷款，或将全部或任何基准利率贷款转换为SOFR贷款。2023年第一季度的加权平均利率为8.4%，而2022年第一季度的加权平均利率为2.5%。未提取余额按0.375%至0.50%的年费率支付承诺费。截至2023年3月31日，我们的SOFR贷款的承诺费为0.375%，利率差为1.75%，ABR贷款为0.75%。
作为我们在2023年3月完成的重新确定的一部分，我们的借款基础被重申为30亿美元，我们的银行承诺也被重申为15亿美元。截至2023年3月31日，我们的银行信贷安排没有未偿还的借款。此外，我们还有2.923亿美元的未提取信用证，在该贷款机制下还有12亿美元的承诺借款能力。
优先票据赎回
如果我们发生控制权变更，票据持有人可能会要求我们以本金总额的101%加上应计和未付利息（如果有的话）回购全部或部分优先票据。
11
保证
Range是一家控股公司，不拥有任何经营资产，也没有独立于其子公司的重要业务。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提供的担保是全额、无条件和连带担保，但须遵守某些惯常的免责条款。Range和我们的担保子公司的资产、负债和经营业绩与我们的合并财务报表没有重大差异。附属担保人可在下列情况下免除其在担保项下的义务：
债务契约
我们的银行信贷安排包含的负面契约限制了我们的能力，其中包括支付现金股息、产生额外债务、出售资产、签订某些对冲合约、改变我们的业务或业务性质、合并、合并或进行某些投资。我们须维持最高综合债务与EBITDA比率（如银行信贷安排协议所界定）为3.75倍，最低流动比率（如银行信贷安排协议所界定）为1.0倍。截至2023年3月31日止三个月，我们遵守了银行信贷安排下的适用契约。
（9）资产退还义务
我们的资产报废义务主要是指我们将在生产财产的生产寿命结束时堵塞、放弃和修复我们的生产财产所产生的金额的估计现值。在确定这类债务时使用的重要投入包括堵漏和废弃费用估计数、未来通货膨胀率估计数和油井寿命。投入是根据历史数据和当前估计费用计算的。我们对截至2023年3月31日止三个月和截至2022年12月31日止年度的堵漏和废弃费用负债的调节如下（单位：千）：
|
|
三个月 |
|
|
年份 |
|
||
期初 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
发生的负债 |
|
|
|
|
|
|
|
|
已结算负债 |
|
|
(104 |
) |
|
|
(10,650 |
) |
增值费用 |
|
|
|
|
|
|
|
|
估计数变动 |
|
|
(129 |
) |
|
|
|
|
期末 |
|
|
|
|
|
|
|
|
减去当前部分 |
|
|
(4,570 |
) |
|
|
(4,570 |
) |
长期资产报废债务 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
增值费用在所附的综合业务报表中确认为折旧、损耗和摊销费用的一部分。
12
（10）衍生活动
我们使用基于商品的衍生品合约来管理商品价格波动的风险敞口。我们不会为投机或交易目的而订立这些安排。我们利用商品互换、项圈或三向项圈来（1）减少我们生产和销售的商品价格波动的影响和（2）支持我们的年度资本预算和投资计划。根据合同价格和参考价格的比较，我们的衍生品合同的公允价值是指在合同终止时将实现的估计金额，一般是天然气和原油的纽约商品交易所（NYMEX）或NGL的Mont Belvieu，截至2023年3月31日，净收益约为2.496亿美元。这些合同每月到期，直至2024年12月。下表列出截至2023年3月31日按年份分列的我们基于商品的衍生品数量，不包括我们的基差互换和剥离或有对价，这些将在下文单独讨论：
期间 |
|
合同类型 |
|
交易量对冲 |
|
加权平均对冲价格 |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
互换 |
|
卖出 |
|
楼层 |
|
天花板 |
|||
天然气 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2023 |
|
互换 |
|
354,636 Mmbtu/日 |
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2023 |
|
项圈 |
|
261,091 Mmbtu/天 |
|
|
|
|
|
|
$ |
|
|
$ |
|
2023 |
|
三向项圈 |
|
176,400 Mmmbtu/日 |
|
|
|
$ |
|
|
$ |
|
|
$ |
|
2024 |
|
互换 |
|
150,000 Mmbtu/日 |
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2024 |
|
项圈 |
|
429,235 Mmbtu/日 |
|
|
|
|
|
|
$ |
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
原油 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2023 |
|
互换 |
|
5000桶/天 |
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2024年1-9月 |
|
项圈 |
|
832桶/天 |
|
|
|
|
|
|
$ |
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
每一种衍生工具都必须在资产负债表上记录为以其公允价值计量的资产或负债。我们将这些衍生工具的所有公允价值变动确认为发生期间衍生工具公允价值收益或亏损。
基差掉期合约
除了上述的掉期和项圈外，截至2023年3月31日，我们还签订了天然气基差掉期合约，这些合约锁定了NYMEX Henry Hub和我们的某些实物定价指数之间的差价。这些合同在2026年12月之前每月结算，包括366,702，500 Mmbtu的总量。截至2023年3月31日，这些合同的公允价值为亏损5030万美元。
资产剥离或有对价
除上述衍生工具外，我们在2020年第三季度出售北路易斯安那资产时收取或有对价的权利被确定为不被指定为对冲工具的衍生金融工具。剩余的至多2100万美元的或有对价是根据买方2023年公布的指数和实际NGLs价格计算的天然气和石油价格的未来实现情况计算的。公允价值的所有变动在我们的综合经营报表中的衍生公允价值收益或损失中确认为收益或损失。在2023年头三个月，这一公允价值减少了390万美元，截至2023年3月31日的公允价值为920万美元。我们目前预计在截至2022年12月31日的年度收到2450万美元，这反映在随附的综合资产负债表的流动资产中。
13
衍生资产和负债
截至2023年3月31日和2022年12月31日的合并资产负债表所列衍生工具的合并公允价值汇总如下。资产和负债的净额结算是指同时拥有收益和损失头寸的衍生品由单一交易对手持有，而我们有主净额结算安排。下表提供了与我们与衍生交易对手的总净额结算安排有关的补充信息（以千为单位）：
|
|
|
2023年3月31日 |
|
|||||||||
|
|
|
毛额 |
|
|
毛额 |
|
|
净额 |
|
|||
衍生资产： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
天然气 |
–互换 |
|
$ |
|
|
|
$ |
(7,004 |
) |
|
$ |
|
|
|
–项圈 |
|
|
|
|
|
|
(6,030 |
) |
|
|
|
|
|
–三项领 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
–基差互换 |
|
|
|
|
|
|
(33,474 |
) |
|
|
(28,312 |
) |
原油 |
–互换 |
|
|
|
|
|
|
(4,525 |
) |
|
|
(4,525 |
) |
|
–项圈 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
资产剥离或有对价 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
(51,033 |
) |
|
$ |
|
|
|
|
|
2023年3月31日 |
|
|||||||||
|
|
|
毛额 |
|
|
毛额 |
|
|
净额 |
|
|||
衍生工具（负债）： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
天然气 |
–互换 |
|
$ |
(7,004 |
) |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
–项圈 |
|
|
(6,950 |
) |
|
|
|
|
|
|
(920 |
) |
|
–基差互换 |
|
|
(55,434 |
) |
|
|
|
|
|
|
(21,960 |
) |
原油 |
–互换 |
|
|
(4,525 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(73,913 |
) |
|
$ |
|
|
|
$ |
(22,880 |
) |
|
|
|
2022年12月31日 |
|
|||||||||
|
|
|
毛额 |
|
|
毛额 |
|
|
净额 |
|
|||
衍生资产： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
天然气 |
|
–互换 |
$ |
|
|
|
$ |
(6,236 |
) |
|
$ |
|
|
|
|
–项圈 |
|
|
|
|
|
(45,452 |
) |
|
|
|
|
|
|
–三项领 |
|
|
|
|
|
(12,424 |
) |
|
|
|
|
|
|
–基差互换 |
|
|
|
|
|
(20,437 |
) |
|
|
|
|
原油 |
|
–项圈 |
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资产剥离或有对价 |
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$ |
|
|
|
$ |
(84,549 |
) |
|
$ |
|
|
14
|
|
|
2022年12月31日 |
|
|||||||||
|
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|
毛额 |
|
|
毛额 |
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|
净额 |
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|||
衍生工具（负债）： |
|
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|||
天然气 |
–互换 |
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$ |
(115,374 |
) |
|
$ |
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|
|
$ |
(109,138 |
) |
|
–项圈 |
|
|
(72,866 |
) |
|
|
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|
|
|
(27,414 |
) |
|
–三项领 |
|
|
(24,341 |
) |
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|
|
|
|
|
(11,917 |
) |
|
–基差互换 |
|
|
(24,972 |
) |
|
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(4,535 |
) |
原油 |
–互换 |
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(13,908 |
) |
|
|
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|
|
(13,908 |
) |
|
|
|
$ |
(251,461 |
) |
|
$ |
|
|
|
$ |
(166,912 |
) |
我们的衍生工具对我们的综合业务报表的影响概述如下（单位：千）：
|
|
衍生工具公允价值收益（亏损） |
|
|||||
|
|
三个月结束 |
|
|||||
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
||
商品互换 |
|
$ |
|
|
|
$ |
(521,355 |
) |
互换 |
|
|
|
|
|
|
(34,723 |
) |
三向项圈 |
|
|
|
|
|
|
(179,926 |
) |
项圈 |
|
|
|
|
|
|
(232,292 |
) |
电话 |
|
|
|
|
|
|
(1,363 |
) |
基差互换 |
|
|
(48,590 |
) |
|
|
|
|
运费互换 |
|
|
|
|
|
|
(33 |
) |
资产剥离或有对价 |
|
|
(3,920 |
) |
|
|
|
|
合计 |
|
$ |
|
|
|
$ |
(939,057 |
) |
（11）公允价值计量
公允价值是在计量日市场参与者之间的有序交易中出售资产所收到的价格或转移负债所支付的价格。资产和负债公允价值的计量有三种方法：市场法、收益法和成本法，每一种方法都包括多种估值技术。市场方法使用涉及相同或可比资产或负债的市场交易产生的价格和其他相关信息。收益法使用估值技术来衡量公允价值，方法是利用当前市场对这些未来金额的预期，将现金流量或收益等未来金额转换为单一的现值金额。费用办法的依据是目前替换资产服务能力所需的数额。这通常被称为当前重置成本。成本法假定公允价值不会超过市场参与者购置或建造具有可比效用的替代资产的成本，并根据过时情况进行调整。
公允价值会计准则没有规定在计量公允价值时应采用哪种估值方法，也没有在这些方法中规定优先次序。这些标准建立了公允价值层次结构，优先考虑在应用各种估值技术时使用的投入。投入泛指市场参与者用来作出定价决定的假设，包括关于风险的假设。在公允价值层次结构中，第1级输入被给予最高优先级，而第3级输入被给予最低优先级。公允价值等级的三个层次如下：
15
最大限度地利用可观测输入的估值技术受到青睐。资产和负债是根据对公允价值计量具有重要意义的最低优先投入水平整体分类的。评估某一投入对公允价值计量的重要性需要作出判断，并可能影响资产和负债在公允价值等级中的位置。
公允价值–经常性
我们采用市场方法进行经常性的公允价值计量，并努力利用现有的最佳信息。下表列出了以公允价值计量的经常性资产和负债的公允价值等级（单位：千）：
|
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|
截至2023年3月31日的公允价值计量采用： |
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|||||||||||||
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|
|
报价 |
|
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重大 |
|
|
重大 |
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合计 |
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||||
在递延证券中持有的交易证券 |
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$ |
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$ |
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$ |
|
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|
$ |
|
|
|
|
|
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|
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||||
商品价格衍生品 |
–互换 |
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–项圈 |
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–三项领 |
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–基差互换 |
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(50,272 |
) |
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(50,272 |
) |
资产剥离或有对价 |
|
|
|
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|
2022年12月31日公允价值计量采用： |
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|||||||||||||
|
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|
报价 |
|
|
重大 |
|
|
重大 |
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合计 |
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||||
在递延证券中持有的交易证券 |
|
$ |
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|
$ |
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|
$ |
|
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|
$ |
|
|
|
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|
|
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||||
商品价格衍生品 |
–互换 |
|
|
|
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(109,844 |
) |
|
|
|
|
|
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(109,844 |
) |
|
–项圈 |
|
|
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|
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(16,837 |
) |
|
|
|
|
|
|
(16,837 |
) |
|
–三项领 |
|
|
|
|
|
|
(11,917 |
) |
|
|
|
|
|
|
(11,917 |
) |
|
–基差互换 |
|
|
|
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剥离或有对价 |
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我们在第一级的交易证券是交易所交易的，以公允价值计量，采用市场方法使用期末市场价值。第2级的衍生产品采用市场方法，采用经活跃市场或经纪人报价数据证实的第三方定价服务，按公允价值计量。
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期权，以简化我们在递延补偿计划中对投资的会计处理。利息、股息和按市值计价的收益或损失列入所附综合业务报表的递延补偿计划费用。2023年第一季度的利息和股息为17.9万美元，按市值调整后的收益为310万美元，而2022年第一季度的利息和股息为11.5万美元，按市值调整后的亏损为430万美元。
16
资产剥离或有事项考虑。2020年8月，我们完成了北路易斯安那资产的出售，在该资产中，我们有权获得基于天然气和石油价格未来实现情况的或有对价，该价格基于公布的指数以及基于买方实际NGL价格的NGL价格。我们使用一个期权定价模型来估计或有对价的公允价值，该模型使用重要的Level 2输入值，其中包括基于活跃市场的未来商品报价。
公允价值–已报告
以下是截至2023年3月31日和2022年12月31日我们金融工具的账面金额和公允价值（单位：千）：
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2023年3月31日 |
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2022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、项圈和基差互换 |
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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、项圈和基差互换 |
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(22,880 |
) |
|
|
(22,880 |
) |
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|
(166,912 |
) |
|
|
(166,912 |
) |
银行信贷安排（b） |
|
|
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|
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|
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(19,000 |
) |
|
|
(19,000 |
) |
2025年到期的4.875%优先票据（b） |
|
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(750,000 |
) |
|
|
(741,600 |
) |
|
|
(750,000 |
) |
|
|
(714,870 |
) |
2029年到期的8.25%优先票据（b） |
|
|
(600,000 |
) |
|
|
(632,490 |
) |
|
|
(600,000 |
) |
|
|
(618,312 |
) |
2030年到期的4.75%优先票据（b） |
|
|
(500,000 |
) |
|
|
(455,945 |
) |
|
|
(500,000 |
) |
|
|
(442,350 |
) |
递延补偿计划（c） |
|
|
(203,815 |
) |
|
|
(203,815 |
) |
|
|
(189,241 |
) |
|
|
(189,241 |
) |
(a) |
在我们的递延补偿计划中持有的有价证券在主要交易所交易活跃。 |
(b) |
我国银行债务的账面价值因其浮动利率结构而接近公允价值。我们的优先票据的公允价值是基于期末市场报价，这是二级输入。 |
（c） |
我们的递延薪酬计划的公允价值更新为资产负债表日的收盘价，这是第一级输入。 |
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帐款和应付帐款。我们相信我们的流动资产和负债的账面价值接近公允价值。我们的公允价值评估包含了多种考虑因素，包括（1）工具的短期期限和（2）我们的历史和预期坏账费用的产生。初始以公允价值计量的非金融负债包括资产报废债务、经营租赁负债以及我们在出售北路易斯安那州资产时产生的资产剥离合同债务。
信贷风险集中
截至2023年3月31日，我们的主要信用风险集中在未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，包括大型能源公司、管道公司、地方分销公司、金融机构和各个行业的最终用户。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。截至2023年3月31日，我们对无法收回的应收账款的备抵为308,000美元，截至2022年12月31日为314,000美元。我们对信用风险的衍生品敞口主要分散在主要的投资级金融机构中，我们在这些机构有净额结算总协议，规定将应付款项与来自不同衍生品合约的应收款项相抵消。为了管理与我们的衍生品相关的交易对手风险，我们根据我们对其财务实力和/或信用评级的评估来选择和监控我们的交易对手。我们可能还会限制对任何单一交易对手的风险敞口。截至2023年3月31日，我们的衍生交易对手包括十四家金融机构，其中除六家以外的所有金融机构都是我们银行信贷安排的有担保贷款人。截至2023年3月31日，我们的衍生品资产净值包括应付给不包括在我们的银行信贷安排中的五个对手方的合计净额2200万美元，以及来自其余对手方的应收账款680万美元。
预期信贷损失备抵。在每个报告期，我们利用历史数据、当前市场状况以及对未来经济状况的合理和有依据的预测来评估重大应收款的可收回性，以确定其预期可收回性。如果根据管理层的判断，应对重大应收款计提预期信用损失备抵，以反映应收款项的净额，则采用违约损失法。
17
（12）基于股票的赔偿计划
计划说明
我们有两个积极的股权激励计划：我们的修订和重述的2005年股权激励计划和我们的修订和重述的2019年股权激励计划。根据这些计划，根据薪酬委员会的决定，可以向非雇员董事和雇员发放各种奖励，该委员会仅由非雇员的独立董事组成。
股票补偿费用共计
基于股票的薪酬是指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，我们的递延薪酬计划中持有的与既得限制性股票相关的负债按市值调整与我们的股价变化直接相关，与职能费用没有直接关系，因此不分配到职能类别。以下详细说明了基于股票的薪酬在职能费用类别中的分配情况（以千为单位）：
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三个月结束 |
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2023 |
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2022 |
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直接运营费用 |
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$ |
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$ |
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代理天然气和营销费用 |
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勘探费用 |
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一般和行政费用 |
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股票补偿费用共计 |
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$ |
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|
|
$ |
|
|
股票奖励
限制性股票奖励。我们根据基于股权的股票薪酬计划向员工授予限制性股票单位。这些限制性股票单位，我们称之为限制性股票股票奖励，通常在三年内授予，这取决于接受者是否继续受雇。股权奖励的授予日公允价值是基于我们普通股在授予日的公允市场价值。从2023年开始，我们开始根据基于股权的薪酬计划授予限制性股票，该计划在三年的员工授予期和一年的非员工董事授予期结束时授予。归属还基于员工是否继续受雇于我们。这些股权奖励的授予日公允价值是基于我们普通股在授予日的公允市场价值。在归属之前，限制性股票的接受者通常在归属时获得现金支付的股息，但在归属之前他们没有投票权。
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，作为其薪酬的一部分。补偿费用在归属期的余额中确认，对于雇员补助金，归属期通常在三年结束时确认，对于非雇员董事，归属期通常在一年结束时确认。所有限制性股票奖励均按授予时的现行市场价格发行，归属基于员工是否继续受雇于我们。在归属之前，所有限制性股票奖励获得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（我们称之为限制性股票责任奖励）后，这些股票将被纳入我们的递延补偿计划，在归属时，可以现金或股票形式提取。这些赔偿责任被归类为一项负债，并在每个报告期按公允价值重新计量。这一按市值计算的数额在所附综合业务报表的递延补偿计划费用中列报。
基于股票的业绩奖-（PSU）。我们授予两种类型的绩效股票奖励：一种基于基于内部绩效指标衡量的绩效条件，另一种基于基于Range相对于预定同行群体的绩效衡量的市场条件（TSR Awards）。
每批出一个单位代表我们普通股的一股。这些单位以股票结算，支付金额基于归属百分比，从零到200%不等；（1）实现的内部绩效指标，由薪酬委员会确定；（2）对于我们的股东总回报奖励，我们的普通股在归属日期的价值与我们的同行相比。股息等值在执行期内累积，并在执行期结束时以股票形式支付。执行期为三年。
18
限制性股票–股票奖励
在2023年前三个月，我们向员工授予了160万股限制性股票股权奖励，平均授予日公允价值为25.01美元，而在2022年前三个月，平均授予日公允价值为18.47美元，为140万股。我们在2023年头三个月记录了这些未付赔偿金的750万美元，而2022年同期为590万美元。限制性股票股权奖励在授予之时才发放，且授予人没有获得现金的选择权。
受限制股票-赔偿责任
在2023年头三个月，我们以平均授予日公允价值24.70美元的价格向员工授予了1.1万股限制性股票赔偿，一般在三年期结束时授予。在2022年前三个月，我们向员工授予了60.2万股限制性股票责任奖励，作为对员工的补偿，平均授予日公允价值为20.42美元，通常在三年期结束时归属。我们在2023年前三个月记录的赔偿费用为180万美元，而2022年前三个月为360万美元。这些赔偿金在我们的递延赔偿计划中持有，被归类为负债，并在每个报告期按公允价值重新计量。这一按市值计算的数额在我们的综合业务报表中作为递延补偿费用列报（见下文进一步讨论）。
基于股票的业绩单位
内部绩效指标奖。这些奖励在三年执行期结束时授予。业绩指标由薪酬委员会确定。如果未达到适用期间的业绩计量标准，则该部分被视为没收，并对所记录的费用进行了调整。2023年前三个月，我们发放了81000个内部绩效单位，而去年同期为153000个。我们在2023年前三个月记录的这些奖励的补偿费用为94.8万美元，而2022年前三个月的费用为170万美元。
TSR奖。这些奖励是根据Range普通股在三年业绩期间与同行集团中预先确定的一组公司的比较业绩获得的，或不获得的。TSR奖的公允价值是在授予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奖规定的市场条件的可能性，并计算授予奖的公允价值。公允价值在三年执行期内确认为基于股票的补偿费用。模型中使用的预期波动率是综合使用与剩余三年执行期相一致的历史期间和期权隐含波动率进行估计的。无风险利率以美国财政部利率为基础，期限与赠款期限相称。以下假设用于估计2023年和2022年头三个月授予的这些授标的公允价值：
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三个月结束 |
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2023 |
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2022 |
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无风险利率 |
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% |
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% |
预期年度波动 |
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% |
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% |
授予日单位公允价值 |
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$ |
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$ |
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19
2023年前三个月，我们授予了6.4万份股东周年大会奖励，而去年同期为11.2万份。我们在2023年头三个月记录的赔偿费用为482000美元，而2022年同期为773000美元。公允价值在执行期内摊销，对实际实现的目标记录的费用不作调整。
以下是2023年3月31日我们的限制性股票和业绩奖励活动摘要：
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限制性股票 |
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限制性股票 |
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基于股票 |
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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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编号 |
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加权 |
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截至2022年12月31日 |
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$ |
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$ |
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$ |
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授予 |
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既得 |
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(490,702 |
) |
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(132,638 |
) |
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(1,158,797 |
) |
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没收 |
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(16,094 |
) |
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截至2023年3月31日 |
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$ |
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$ |
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$ |
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(a) |
批准的数额反映了最初批准的业绩单位。实际派息将在零到200%之间，这取决于在归属日期与我们的同行相比的股东总回报排名的实现情况，或取决于内部业绩目标的实现情况。 |
递延补偿计划
我们的递延薪酬计划使非雇员董事和高级管理人员能够递延全部或部分工资、奖金或董事费用，并投资于Range普通股或进行其他投资，由个人自行决定。靶场向三年结束时归属的军官提供部分匹配的贡献。该计划的资产由设保人信托持有，我们称之为拉比信托，因此，在破产或无力偿债的情况下，这些资产可用于满足我们一般债权人的债权。我们在拉比信托基金持有的普通股被视为一种责任奖励，因为雇员可以从拉比信托基金提取现金或Range股票。拉比信托基金所持股票的既得部分的负债在所附的综合资产负债表中作为递延赔偿负债反映，并在每个报告所述期间按公允价值调整，在我们的综合业务报表中记入递延赔偿计划费用的费用或贷项。拉比信托基金的资产，除我们的普通股外，投资于有价证券，并在随附的综合资产负债表中按其市场价值作为其他资产列报。递延赔偿责任反映了在拉比信托基金持有的有价证券和Range股票的既得市场价值。有价证券的市场价值变动和递延补偿计划负债的公允价值变动每季度记入或记入递延补偿计划费用。我们在2023年第一季度录得940万美元的按市值计价亏损，而2022年第一季度的按市值计价亏损为7330万美元。截至2023年3月31日，拉比信托持有550万股Range股票（其中520万股已归属），而截至2022年12月31日，Range持有560万股（其中530万股已归属）。
（13）退出成本
退出成本
2020年第三季度，我们出售了北路易斯安那州的资产，并保留了某些采集、运输和加工义务，这些义务将延续到2030年。在这些合同中，我们不会实现任何未来的利益。在我们的综合资产负债表中，估计债务包括在当前和长期剥离合同债务中。在2023年前三个月，我们记录的增值费用为1020万美元，而去年同期为1100万美元。截至2023年3月31日，估计的贴现剥离合同债务为3.751亿美元。
在2020年第二季度，我们就宾夕法尼亚州某些运输管道的产能释放进行了谈判，自2020年5月31日起生效，并延长至合同的剩余部分。截至2023年3月31日，这些运输能力释放的估计剩余贴现债务为450万美元。
20
以下汇总了截至2023年3月31日和2022年3月31日止三个月的离职费用（单位：千）：
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三个月结束 |
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2023 |
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2022 |
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运输合同能力释放 |
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$ |
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$ |
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资产剥离合同义务（包括增值 |
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$ |
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|
$ |
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以下详细说明截至2023年3月31日止三个月的应计离职费用负债活动（以千计）：
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出口 |
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2022年12月31日余额 |
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$ |
|
|
折扣的增加 |
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估计数变动 |
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付款 |
|
|
(28,487 |
) |
截至2023年3月31日的余额 |
|
$ |
|
|
(1) |
包括剥离合同义务和运输合同能力释放义务。 |
（14）资本股票
我们的法定股本为4.85亿股，其中包括4.75亿股普通股和1000万股优先股。我们目前没有发行或流通的优先股。以下是自2022年初以来发行在外的普通股数量变化一览表：
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三个月 |
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年份 |
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期初余额 |
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限制性股票授予 |
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已归属的限制性股票单位 |
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发放的业绩库存单位 |
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绩效股票股息 |
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库存股 |
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(322,530 |
) |
|
|
(13,998,889 |
) |
期末余额 |
|
|
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|
|
21
股票回购计划
2019年，董事会批准了一项股票购买计划，以购买我们最多1亿美元的已发行普通股。2022年初，我们的董事会授权额外回购最多4.30亿美元的已发行普通股，当时可用的总金额为5亿美元。2022年10月21日，我们的董事会授权额外回购10亿美元，用于普通股回购。根据该计划，我们可以根据适用的SEC规则和联邦证券法，不时在公开市场交易中回购股票。在2023年前三个月，我们回购了40万股股票，总成本为970万美元，其中包括3月份购买并于4月份结算的190万美元（7.7万股）的回购。以下为截至2023年3月31日止三个月的库藏股变动表：
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三个月结束 |
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期初余额 |
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拉比信托股份分配/出售 |
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(470 |
) |
回购股份 |
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期末余额 |
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（15）补充现金流信息
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三个月结束 |
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|||||
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2023 |
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|
2022 |
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（以千计） |
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|||||
业务活动提供的现金净额包括： |
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||
向税务机关缴纳的所得税 |
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$ |
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|
$ |
(2,307 |
) |
已付利息 |
|
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(39,931 |
) |
|
|
(86,615 |
) |
非现金投资和筹资活动包括： |
|
|
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||
资本化的资产报废费用增加 |
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应计资本支出增加 |
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（16）承诺和意外情况
诉讼
在我们的正常业务过程中，我们是一系列未决或可能发生的法律诉讼、行政诉讼或调查的主体或当事方，这些诉讼、行政诉讼或调查包括但不限于特许权使用费索赔、合同索赔和环境索赔。虽然其中许多事项具有内在的不确定性，但我们认为，与这些诉讼、诉讼或索赔相关的最终负债金额（如果有的话）不会对我们的整体综合财务状况或我们的流动性、资本资源或未来年度经营业绩产生重大不利影响。
如果认为有必要，我们会为某些法律诉讼设立准备金。建立储备金的依据是一个估算过程，其中包括法律顾问的建议和管理层的主观判断。虽然管理层认为这些储备金是足够的，但我们有可能在已建立储备金的事项上蒙受额外损失。我们将继续每季度评估我们的诉讼，并将酌情建立和调整任何诉讼准备金，以反映我们对当时诉讼现状的评估。
由于环境法律和法规，我们已经并将继续产生资本、运营和补救支出。截至2023年3月31日，补救责任并不重大。我们不知道截至2023年3月31日存在的任何环境索赔，这些索赔没有提供或将对我们的财务状况或经营业绩产生重大影响。环境负债通常涉及在最终解决、解决或补救发生之前需要修订的估计数。
22
（17）购置、勘探和开发财产的费用（a）
|
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三个月 |
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|
年份 |
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（以千计） |
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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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|
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探索： |
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钻孔 |
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费用 |
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基于股票的补偿费用 |
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集气设施： |
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||
发展 |
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|
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|
|
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|
小计 |
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|
|
资产报废债务 |
|
|
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|
|
|
|
|
发生的费用总额 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
（a）包括资本化或费用化的费用。
23
项目2。Management’s Discussion and Analysis of FINANCIAL CONDITION AND RESULTS OF OPERATIONS
我们的业务概览
我们是一家位于德克萨斯州沃思堡的独立天然气、天然气液体（NGLs）和原油及凝析油公司，主要从事勘探、开发和收购美国阿巴拉契亚地区的天然气资产。我们在一个部门中运营，并拥有一个全公司范围的管理团队，作为一个整体管理所有物业，而不是由独立的运营部门管理。我们衡量的是单个企业的财务业绩，而不是按地域或按地区来衡量。
我们的首要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，偶尔辅之以非核心资产的收购和剥离，从储备和生产中产生持续的现金流。我们的收入、盈利能力和未来增长在很大程度上取决于天然气、天然气凝液和石油的现行价格，以及我们在经济上寻找、开发、获取、生产和销售这些储量的能力。大宗商品价格一直而且预计将继续波动。我们近期的主要重点包括：
我们按照美国公认会计原则编制财务报表，这要求我们做出影响我们报告的经营业绩以及我们报告的资产、负债和探明储量的估计和假设。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、NGL和石油的价格波动很大，影响到：
以下对我们的财务状况和业务结果的讨论和分析，应与以前的合并财务报表和项目1中的附注一并阅读。
市场状况
在2023年开始之际，我们相信，我们已准备好取得可持续的长期成功。我们继续监测欧佩克和其他大型生产国的行动、俄罗斯-乌克兰冲突、全球石油和天然气库存、未来货币政策和旨在向低碳能源过渡的政府政策的影响，我们预计我们生产的部分或全部大宗商品的价格将继续波动。就短期而言，由于冬季相对温和，以及一家液化天然气出口设施的停工时间，天然气价格下跌。较长期的天然气期货保持强劲，因为市场预期，由于基础设施限制、资本纪律和核心库存枯竭，与过去相比，石油盆地的相关天然气活动和干气盆地的活动将呈现温和增长。此外，全球能源危机进一步突出了北美低成本、低排放的页岩气资源基础，支持了美国液化天然气出口、国内工业用气需求和发电的结构性需求持续强劲增长。其他因素，如地缘政治中断、供应链中断、成本膨胀、速度和
24
全球货币政策收紧的程度可能会影响石油、天然气和NGL的供需。我们继续评估和监测这些因素对我们行动的影响和后果。
尽管与上一年相比，预计2023年大宗商品价格有所下降，但我们认为，鉴于目前大量新需求正在建设中，市场数据支持积极的前景。我们降低了债务水平，同时通过对冲降低了风险，这使我们在行业内处于有利地位。
我们生产的天然气、NGL和石油的价格对我们的收入和现金流有很大影响。与2022年同期相比，2023年第一季度天然气、NGL和石油基准有所下降。因此，我们经历了价格实现的减少。下表列出截至2023年3月31日和2022年3月31日止三个月天然气、石油和NGL综合价格的相关基准：
|
|
三个月结束 |
|
|||||
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
||
基准： |
|
|
|
|
|
|
||
纽约商品交易所平均价格（a） |
|
|
|
|
|
|
||
天然气（每mcf） |
|
$ |
3.46 |
|
|
$ |
4.89 |
|
石油（每桶） |
|
|
76.07 |
|
|
|
94.93 |
|
Mont Belvieu NGLs复合材料（每加仑）（b） |
|
|
0.62 |
|
|
|
0.97 |
|
(a) |
基于纽约商品交易所投标周即时价格的加权平均数。 |
(b) |
基于我们估计的每桶NGLs产品组成。 |
我们的价格实现（不包括我们的衍生品的影响）可能由于许多原因与这些基准不同，包括质量、地点或以不同指数出售的产品。
综合业务成果
2023年第一季度业绩概览
在2023年第一季度，我们确认了4.814亿美元的净收入，即每股稀释后普通股1.95美元，而在2022年第一季度，我们确认了4.568亿美元的亏损，即每股稀释后普通股1.86美元。与2022年第一季度相比，2023年第一季度的净收入增加，反映了大宗商品价格下跌对我们报告的衍生产品公允价值收入（亏损）的影响，但大宗商品价格下跌对我们的天然气、天然气凝液和石油销售的影响部分抵消了影响。有关我们的衍生工具公允价值收益（亏损）的更多信息，请参见第29页。
在2023年第一季度，由于净实现价格（包括我们支付的所有衍生品结算和第三方运输成本在内的平均价格）与2022年同期相比下降22%，我们的天然气、NGL和石油销售收入有所下降，但产量略有增加，这在一定程度上抵消了这一影响。2023年第一季度和2022年第一季度的平均日产量为2.1Bcfe。
我们2023年第一季度的财务和经营业绩包括以下结果：
25
2023年第一季度，我们的经营活动现金流为4.75亿美元，比2022年第一季度增加了6850万美元，营运资本的变化带来了有利的影响，但商品价格下降部分抵消了这一影响。
天然气、NGLs和石油销售、生产和实现价格计算
我们的收入变化主要是由于实际商品价格和生产量的变化。我们的收入一般是在产品的控制权转移给客户和可收回性得到合理保证时确认的。与2022年第一季度相比，2023年第一季度的天然气、NGL和石油销售下降了29%，平均实现价格（在我们的衍生品现金结算之前）下降了31%，但产量增加了3%，部分抵消了这一下降。下表列出了截至2023年3月31日和2022年3月31日止三个月的天然气、NGL和石油销售的主要成分（单位：千）：
|
三个月结束 |
|
|||||||||||||
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
改变 |
|
|
% |
|
||||
天然气、NGL和石油销售 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
天然气 |
$ |
441,580 |
|
|
$ |
629,923 |
|
|
$ |
(188,343 |
) |
|
|
(30 |
)% |
NGL |
|
256,440 |
|
|
|
338,369 |
|
|
|
(81,929 |
) |
|
|
(24 |
)% |
石油 |
|
38,262 |
|
|
|
64,059 |
|
|
|
(25,797 |
) |
|
|
(40 |
)% |
天然气、NGL和石油销售总额 |
$ |
736,282 |
|
|
$ |
1,032,351 |
|
|
$ |
(296,069 |
) |
|
|
(29 |
)% |
我们的产量是由钻探成功决定的，钻探成功通过生产抵消了天然气和石油储量的自然下降。我们截至2023年3月31日和2022年3月31日止三个月的产量如下表所示：
|
三个月结束 |
|
|||||||||||||
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
改变 |
|
|
% |
|
||||
生产（a） |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
天然气（mcf） |
|
133,646,064 |
|
|
|
131,250,337 |
|
|
|
2,395,727 |
|
|
|
2 |
% |
NGLs（bbls） |
|
9,289,739 |
|
|
|
8,453,445 |
|
|
|
836,294 |
|
|
|
10 |
% |
原油（桶） |
|
573,036 |
|
|
|
730,462 |
|
|
|
(157,426 |
) |
|
|
(22 |
)% |
共计（mcfe）（b） |
|
192,822,714 |
|
|
|
186,353,779 |
|
|
|
6,468,935 |
|
|
|
3 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
平均日产量（a） |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
天然气（mcf） |
|
1,484,956 |
|
|
|
1,458,337 |
|
|
|
26,619 |
|
|
|
2 |
% |
NGLs（bbls） |
|
103,219 |
|
|
|
93,927 |
|
|
|
9,292 |
|
|
|
10 |
% |
原油（桶） |
|
6,367 |
|
|
|
8,116 |
|
|
|
(1,749 |
) |
|
|
(22 |
)% |
共计（mcfe）（b） |
|
2,142,475 |
|
|
|
2,070,598 |
|
|
|
71,877 |
|
|
|
3 |
% |
(a) |
表示无论何时生产都已售出的数量。 |
(b) |
根据石油与天然气的大致相对能量含量，石油和NGLs的体积按1桶等于6 mcf的比率换算为mcfe，这并不表示石油和天然气价格之间的关系。 |
26
我们在2023年第一季度收到的平均实现价格（包括所有衍生品结算和第三方运输成本）为每mcfe 2.52美元，而2022年第一季度为每mcfe 3.23美元。我们认为计算出的最终实现价格应该包括运输、收集、加工和压缩费用的总影响。我们的平均实现价格（包括所有衍生品结算和第三方运输成本）计算还包括衍生品的所有现金结算。平均实现价格（不包括衍生结算）不包括衍生结算或第三方运输费用，这些费用在所附综合业务报表的运输、收集、加工和压缩费用中列报。平均实现价格（不包括衍生品结算）确实包括运输成本，我们从购买者那里获得净收益。截至2023年3月31日和2022年3月31日止三个月的平均实现价格计算如下：
|
三个月结束 |
|
|||||||||||||
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
改变 |
|
|
% |
|
||||
平均价格 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
平均实现价格（不包括 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
天然气（每mcf） |
$ |
3.30 |
|
|
$ |
4.80 |
|
|
$ |
(1.50 |
) |
|
|
(31 |
)% |
NGLs（每桶） |
|
27.60 |
|
|
|
40.03 |
|
|
|
(12.43 |
) |
|
|
(31 |
)% |
原油和凝析油（每桶） |
|
66.77 |
|
|
|
87.70 |
|
|
|
(20.93 |
) |
|
|
(24 |
)% |
共计（每mcfe）（a） |
|
3.82 |
|
|
|
5.54 |
|
|
|
(1.72 |
) |
|
|
(31 |
)% |
平均实现价格（包括所有 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
天然气（每mcf） |
$ |
3.58 |
|
|
$ |
4.04 |
|
|
$ |
(0.46 |
) |
|
|
(11 |
)% |
NGLs（每桶） |
|
27.60 |
|
|
|
38.57 |
|
|
|
(10.97 |
) |
|
|
(28 |
)% |
原油和凝析油（每桶） |
|
62.96 |
|
|
|
58.46 |
|
|
|
4.50 |
|
|
|
8 |
% |
共计（每mcfe）（a） |
|
4.00 |
|
|
|
4.83 |
|
|
|
(0.83 |
) |
|
|
(17 |
)% |
平均实现价格（包括所有 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
天然气（每mcf） |
$ |
2.44 |
|
|
$ |
2.82 |
|
|
$ |
(0.38 |
) |
|
|
(13 |
)% |
NGLs（每桶） |
|
13.32 |
|
|
|
22.32 |
|
|
|
(9.00 |
) |
|
|
(40 |
)% |
原油和凝析油（每桶） |
|
62.64 |
|
|
|
58.44 |
|
|
|
4.20 |
|
|
|
7 |
% |
共计（每mcfe）（a） |
|
2.52 |
|
|
|
3.23 |
|
|
|
(0.71 |
) |
|
|
(22 |
)% |
(1) |
根据石油与天然气的大致相对能量含量，石油和NGLs的体积按1桶等于6 mcf的比率换算为mcfe，这并不表示石油和天然气价格之间的关系。 |
实际价格包括基差的影响和从我们的基差套期保值实现的收益或损失。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。下表按每千立方英尺计算了这一影响：
|
|
三个月结束 |
|
|||||
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
||
低于NYMEX的平均天然气价差 |
|
$ |
(0.16 |
) |
|
$ |
(0.09 |
) |
基差套期保值的已实现收益 |
|
$ |
0.02 |
|
|
$ |
0.12 |
|
下表反映了我们的生产和平均实现商品价格（不包括衍生品结算和Range支付的第三方运输费用）（以千为单位，价格除外）：
|
三个月结束 |
|
|||||||||||||
|
2022 |
|
|
价格 |
|
|
音量 |
|
|
2023 |
|
||||
天然气 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
价格（每mcf） |
$ |
4.80 |
|
|
$ |
(1.50 |
) |
|
$ |
— |
|
|
$ |
3.30 |
|
产量（毫米立方英尺） |
|
131,250 |
|
|
|
— |
|
|
|
2,396 |
|
|
|
133,646 |
|
天然气销售 |
$ |
629,923 |
|
|
$ |
(199,841 |
) |
|
$ |
11,498 |
|
|
$ |
441,580 |
|
27
|
|
三个月结束 |
|
|||||||||||||
|
|
2022 |
|
|
价格 |
|
|
音量 |
|
|
2023 |
|
||||
NGL |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
价格（每桶） |
|
$ |
40.03 |
|
|
$ |
(12.43 |
) |
|
$ |
— |
|
|
$ |
27.60 |
|
产量（百万桶） |
|
|
8,453 |
|
|
|
— |
|
|
|
837 |
|
|
|
9,290 |
|
NGLs销售 |
|
$ |
338,369 |
|
|
$ |
(115,404 |
) |
|
$ |
33,475 |
|
|
$ |
256,440 |
|
|
|
三个月结束 |
|
|||||||||||||
|
|
2022 |
|
|
价格 |
|
|
音量 |
|
|
2023 |
|
||||
原油 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
价格（每桶） |
|
$ |
87.70 |
|
|
$ |
(20.93 |
) |
|
$ |
— |
|
|
$ |
66.77 |
|
产量（百万桶） |
|
|
730 |
|
|
|
— |
|
|
|
(157 |
) |
|
|
573 |
|
原油销售 |
|
$ |
64,059 |
|
|
$ |
(11,991 |
) |
|
$ |
(13,806 |
) |
|
$ |
38,262 |
|
|
三个月结束 |
|
|||||||||||||
|
2022 |
|
|
价格 |
|
|
音量 |
|
|
2023 |
|
||||
合并 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
价格（每mcfe） |
$ |
5.54 |
|
|
$ |
(1.72 |
) |
|
$ |
— |
|
|
$ |
3.82 |
|
产量（Mmcfe） |
|
186,354 |
|
|
|
— |
|
|
|
6,469 |
|
|
|
192,823 |
|
天然气总量， |
$ |
1,032,351 |
|
|
$ |
(331,905 |
) |
|
$ |
35,836 |
|
|
$ |
736,282 |
|
2023年第一季度的运输、收集、处理和压缩费用为2.855亿美元，而2022年第一季度为2.978亿美元。与2022年第一季度相比，2023年第一季度的这些第三方成本较低，原因是燃料价格下降、电力成本下降以及NGL价格下降导致加工成本下降的影响。我们已将这些费用包括在平均实现价格的计算中（包括Range支付的所有衍生结算和第三方运输费用）。下表汇总了截至2023年3月31日和2022年3月31日止三个月的运输、收集、加工和压缩费用，按每千立方英尺和每桶计算（单位费用除外）：
|
|
三个月结束 |
|
|||||||||||||
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
改变 |
|
|
% |
|
||||
运输，采集， |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
天然气 |
|
$ |
152,589 |
|
|
$ |
160,436 |
|
|
$ |
(7,847 |
) |
|
|
(5 |
)% |
NGL |
|
|
132,712 |
|
|
|
137,340 |
|
|
|
(4,628 |
) |
|
|
(3 |
)% |
石油 |
|
|
182 |
|
|
|
11 |
|
|
|
171 |
|
|
|
1,555 |
% |
合计 |
|
$ |
285,483 |
|
|
$ |
297,787 |
|
|
$ |
(12,304 |
) |
|
|
(4 |
)% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
天然气（每mcf） |
|
$ |
1.14 |
|
|
$ |
1.22 |
|
|
$ |
(0.08 |
) |
|
|
(7 |
)% |
NGLs（每桶） |
|
$ |
14.28 |
|
|
$ |
16.25 |
|
|
$ |
(1.97 |
) |
|
|
(12 |
)% |
石油（每桶） |
|
$ |
0.32 |
|
|
$ |
0.02 |
|
|
$ |
0.30 |
|
|
|
1,500 |
% |
28
衍生公允价值收益（亏损）为2023年第一季度的收入3.68亿美元，而2022年第一季度的亏损为9.391亿美元。我们所有的衍生工具都采用按市值计价的会计方法进行会计处理。由于我们的商品衍生品头寸的公允价值变动计入总收入，按市值计价的会计处理可能会导致我们的收入出现更大的波动。随着商品价格的上升或下降，这种变化将对我们的衍生品的市值产生相反的影响。我们衍生品的收益通常预示着未来井口收入的潜在下降，而亏损则预示着未来井口收入的潜在上升。下表汇总了截至2023年3月31日和2022年3月31日止三个月商品衍生品的影响（单位：千）：
|
|
三个月结束 |
|
|||||
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
||
每项综合收益的衍生公允价值收益（亏损） |
|
$ |
367,967 |
|
|
$ |
(939,057 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
||
非现金公允价值收入（亏损）：（1） |
|
|
|
|
|
|
||
天然气衍生物 |
|
$ |
327,380 |
|
|
$ |
(742,253 |
) |
石油衍生品 |
|
|
10,039 |
|
|
|
(53,385 |
) |
NGLs衍生物 |
|
|
— |
|
|
|
(18,290 |
) |
运费衍生品 |
|
|
— |
|
|
|
(114 |
) |
资产剥离或有对价 |
|
|
(3,920 |
) |
|
|
8,120 |
|
非现金公允价值收入（亏损）总额（1） |
|
$ |
333,499 |
|
|
$ |
(805,922 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
||
衍生品结算的现金收入（付款）净额： |
|
|
|
|
|
|
||
天然气衍生物 |
|
$ |
36,650 |
|
|
$ |
(99,458 |
) |
石油衍生品 |
|
|
(2,182 |
) |
|
|
(21,359 |
) |
NGLs衍生物 |
|
|
— |
|
|
|
(12,318 |
) |
现金净收入（付款）共计） |
|
$ |
34,468 |
|
|
$ |
(133,135 |
) |
(1) |
商品衍生品的非现金公允价值调整是一种非美国公认会计原则的衡量标准。商品衍生品的非现金公允价值调整数仅表示商品衍生品头寸的公允市场价值在不同时期之间的净变化，不包括该时期内结算对商品衍生品的影响。我们认为，商品衍生品的非现金公允价值调整是一种有用的补充披露，有助于区分非现金公允市场价值调整与期间商品衍生品的结算。根据美国公认会计原则，商品衍生品的非现金公允价值调整不是衡量财务或经营业绩的指标，也不应被视为替代我们综合经营报表中报告的衍生品公允价值收入或损失。这还包括我们资产剥离或有对价公允价值的变化。 |
2023年第一季度代理天然气、营销和其他收入为8210万美元，而2022年第一季度为8740万美元，这是由于经纪人销售价格大幅下降，但经纪人销售量（与我们的生产无关的销售量）大幅增加，在一定程度上抵消了这一影响。截至2023年3月31日的三个月包括收到一笔360万美元的整笔付款。我们继续利用这些运输量优化我们的运输组合。有关我们的净经纪保证金的更多信息，请参见下面的经纪天然气和营销费用。
每千立方英尺业务费用
我们认为，我们的一些费用波动最好以生产单位或每mcfe为基础进行分析。下表列出了截至2023年3月31日和2022年3月31日止三个月我们按每mcfe计算的某些费用的信息：
|
三个月结束 |
|
|||||||||||||
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
改变 |
|
|
% |
|
||||
直接运营费用 |
$ |
0.14 |
|
|
$ |
0.11 |
|
|
$ |
0.03 |
|
|
|
27 |
% |
除收入以外的其他税项 |
|
0.04 |
|
|
|
0.04 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
一般和行政费用 |
|
0.22 |
|
|
|
0.23 |
|
|
|
(0.01 |
) |
|
|
(4 |
)% |
利息费用 |
|
0.17 |
|
|
|
0.25 |
|
|
|
(0.08 |
) |
|
|
(32 |
)% |
损耗、折旧和摊销费用 |
|
0.45 |
|
|
|
0.46 |
|
|
|
(0.01 |
) |
|
|
(2 |
)% |
29
2023年第一季度的直接运营费用为2700万美元，而2022年第一季度为2030万美元。直接运营费用包括运营和生产油井的通常经常性费用、非经常性油井修井和维修相关费用。我们的直接运营成本在2023年第一季度增加，主要是由于修井成本增加、水处理/运输成本增加以及合同工和服务增加。由于对这些物品的需求增加、供应链中断和通货膨胀，我们的服务、劳动力和供应品的成本增加了。与去年同期相比，我们在2023年第一季度的产量略有增加。我们在2023年第一季度的修井成本为290万美元，而2022年第一季度为88.1万美元。预计这些费用将提高现有油井的产量。按每mcfe计算，2023年第一季度的直接业务费用为0.14美元，而上年同期为0.11美元，原因是修井费用和水处理/运输费用增加。下表汇总了截至2023年3月31日和2022年3月31日止三个月的每mcfe直接运营费用：
|
|
三个月结束 |
|
|||||||||||||
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
改变 |
|
|
% |
|
||||
直接经营 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
租赁经营费用 |
|
$ |
0.12 |
|
|
$ |
0.11 |
|
|
$ |
0.01 |
|
|
|
9 |
% |
修井 |
|
|
0.02 |
|
|
|
— |
|
|
|
0.02 |
|
|
|
100 |
% |
股票补偿 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
直接业务费用共计 |
|
$ |
0.14 |
|
|
$ |
0.11 |
|
|
$ |
0.03 |
|
|
|
27 |
% |
除收入费用以外的税收主要由宾夕法尼亚州的影响费用组成，该费用是根据市场商品价格支付的。2012年2月，宾夕法尼亚州联邦颁布了一项“冲击费”，对宾夕法尼亚州马塞勒斯页岩的非常规天然气和石油生产征税。2023年第一季度的影响费用为680万美元，而2022年第一季度为660万美元。冲击费根据钻探活动计算，并根据现行天然气价格进行调整。这一类别还包括特许经营、房地产和其他税收。下表汇总了截至2023年3月31日和2022年3月31日止三个月的每mcfe收入以外的税项：
|
三个月结束 |
|
|||||||||||||
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
改变 |
|
|
% |
|
||||
除收入以外的其他税项 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
冲击费 |
$ |
0.04 |
|
|
$ |
0.04 |
|
|
$ |
— |
|
|
|
— |
% |
其他 |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
除收入外的税项总额 |
$ |
0.04 |
|
|
$ |
0.04 |
|
|
$ |
— |
|
|
|
— |
% |
2023年第一季度的一般和行政（G & A）费用为4310万美元，而2022年第一季度为4250万美元。与2022年同期相比，2023年第一季度增加了609000美元，主要原因是工资和福利增加了300万美元，部分被基于股票的薪酬减少和法律费用减少所抵消。按每mcfe计算，2023年第一季度的G & A费用比2022年第一季度低4%，这主要是由于产量增加和基于股票的薪酬减少的影响。下表汇总了截至2023年3月31日和2022年3月31日止三个月按每mcfe计算的G & A费用：
|
|
三个月结束 |
|
|||||||||||||
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
改变 |
|
|
% |
|
||||
一般和行政 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
一般和行政 |
|
$ |
0.17 |
|
|
$ |
0.17 |
|
|
$ |
— |
|
|
|
— |
% |
股票补偿 |
|
|
0.05 |
|
|
|
0.06 |
|
|
|
(0.01 |
) |
|
|
(17 |
)% |
一般和行政费用共计 |
|
$ |
0.22 |
|
|
$ |
0.23 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
|
(4 |
)% |
30
2023年第一季度的利息支出为3220万美元，而2022年第一季度为4720万美元。下表列出截至2023年3月31日和2022年3月31日止三个月的每mcfe利息支出情况：
|
三个月结束 |
|
|||||||||||||
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
改变 |
|
|
% |
|
||||
银行信贷安排 |
$ |
0.02 |
|
|
$ |
0.02 |
|
|
$ |
— |
|
|
|
— |
% |
高级笔记 |
|
0.14 |
|
|
|
0.22 |
|
|
|
(0.08 |
) |
|
|
(36 |
)% |
递延摊销 |
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
总利息支出 |
$ |
0.17 |
|
|
$ |
0.25 |
|
|
$ |
(0.08 |
) |
|
|
(32 |
)% |
平均未偿债务 |
$ |
1,881,965 |
|
|
$ |
2,782,406 |
|
|
$ |
(900,441 |
) |
|
|
(32 |
)% |
平均利率（a） |
|
6.6 |
% |
|
|
6.5 |
% |
|
|
0.1 |
% |
|
|
2 |
% |
(a) |
包括承付费用，但不包括债务发行费用和折扣和溢价的摊销。 |
从绝对值来看，2023年第一季度利息支出较2022年同期减少的主要原因是总体平均未偿债务余额减少。2023年第一季度银行信贷安排的平均未偿债务为3200万美元，而2022年第一季度为6530万美元，2023年第一季度银行信贷安排的加权平均利率为8.4%，而2022年第一季度为2.5%。
2023年第一季度的损耗、折旧和摊销费用为8660万美元，而2022年第一季度为8560万美元。这一增长是由于生产量增加了3%，但消耗率下降了2%，部分抵消了这一增长。消耗费用是DD & A费用的最大组成部分，2023年第一季度为每mcfe 0.44美元，而2022年第一季度为每mcfe 0.45美元。我们历来在每年第四季度根据年终储备报告调整我们的消耗率，在一年中的其他时间，当情况表明储备或成本发生重大变化时。下表汇总了截至2023年3月31日和2022年3月31日止三个月的DD & A费用：
|
|
三个月结束 |
|
|||||||||||||
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
改变 |
|
|
% |
|
||||
DD & A |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
消耗和摊销 |
|
$ |
0.44 |
|
|
$ |
0.45 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
|
(2 |
)% |
折旧 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
吸积和其他 |
|
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
总DD & A费用 |
|
$ |
0.45 |
|
|
$ |
0.46 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
|
(2 |
)% |
其他业务费用
我们的总运营费用还包括通常不随生产趋势变化的其他费用。这些费用包括基于股票的补偿、经纪天然气和营销费用、勘探费用、未证实财产的放弃和减值、退出和终止费用、递延补偿计划费用和债务提前清偿的损失或收益。基于股票的薪酬包括限制性股票授予和PSU的摊销。下表详细列出了截至2023年3月31日和2022年3月31日止三个月基于股票的薪酬在职能费用类别中的分配情况（单位：千）：
|
三个月结束 |
|
|||||
|
2023 |
|
|
2022 |
|
||
直接运营费用 |
$ |
415 |
|
|
$ |
349 |
|
代理天然气和营销费用 |
|
661 |
|
|
|
519 |
|
勘探费用 |
|
320 |
|
|
|
452 |
|
一般和行政费用 |
|
9,600 |
|
|
|
11,573 |
|
基于股票的薪酬总额 |
$ |
10,996 |
|
|
$ |
12,893 |
|
31
2023年第一季度代理天然气和营销费用为6710万美元，而2022年第一季度为9310万美元，原因是大宗商品价格大幅下降，但经纪人购买量（与我们的生产无关的数量）大幅增加，部分抵消了这一影响。截至2023年3月31日止三个月的其他营销收入包括收到一笔360万美元的整笔付款。下表详细列出了截至2023年3月31日和2022年3月31日止三个月的经纪天然气、营销和其他业务的净利率（单位：千）：
|
三个月结束 |
|
|||||||||||||
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
改变 |
|
|
% |
|
||||
代理天然气和 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
代理天然气销售 |
$ |
75,060 |
|
|
$ |
84,062 |
|
|
$ |
(9,002 |
) |
|
|
(11 |
)% |
经纪NGLs销售 |
|
368 |
|
|
|
1,640 |
|
|
|
(1,272 |
) |
|
|
(78 |
)% |
其他营销收入 |
|
6,683 |
|
|
|
1,740 |
|
|
|
4,943 |
|
|
|
284 |
% |
代理天然气采购（1） |
|
(64,275 |
) |
|
|
(89,194 |
) |
|
|
24,919 |
|
|
|
28 |
% |
经纪NGLs购买 |
|
(340 |
) |
|
|
(1,647 |
) |
|
|
1,307 |
|
|
|
79 |
% |
其他营销费用 |
|
(2,453 |
) |
|
|
(2,282 |
) |
|
|
(171 |
) |
|
|
(7 |
)% |
净中介天然气和 |
$ |
15,043 |
|
|
$ |
(5,681 |
) |
|
$ |
20,724 |
|
|
|
365 |
% |
(1)
|
包括运输费用。 |
2023年第一季度的勘探费用为460万美元，而2022年第一季度为470万美元，原因是延迟租金和其他费用减少。下表详细列出了截至2023年3月31日和2022年3月31日止三个月的勘探费用（单位：千）：
|
三个月结束 |
|
|||||||||||||
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
改变 |
|
|
% |
|
||||
探索 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
延迟租金及其他 |
$ |
2,539 |
|
|
$ |
2,943 |
|
|
$ |
(404 |
) |
|
|
(14 |
)% |
人事费 |
|
1,575 |
|
|
|
1,305 |
|
|
|
270 |
|
|
|
21 |
% |
基于股票的补偿费用 |
|
320 |
|
|
|
452 |
|
|
|
(132 |
) |
|
|
(29 |
)% |
地震 |
|
170 |
|
|
|
(1 |
) |
|
|
171 |
|
|
NM |
|
|
勘探费用共计 |
$ |
4,604 |
|
|
$ |
4,699 |
|
|
$ |
(95 |
) |
|
|
(2 |
)% |
2023年第一季度未经证实的物业费用的放弃和减值为750万美元，而2022年第一季度为200万美元。与2022年同期相比，2023年第一季度未经证实的房产的废弃和减值增加，原因是宾夕法尼亚州的估计租约到期时间增加。
2023年第一季度的退出成本为1230万美元，而2022年第一季度为1110万美元。在2023年第一季度，我们记录了1030万美元的增值费用，主要与某些收集、运输和加工义务的留存负债相关，这些债务将持续到2030年，而去年同期的增值费用为1110万美元。
递延薪酬计划费用在2023年第一季度亏损940万美元，而2022年第一季度亏损7330万美元。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的普通股相关的负债价值的增加或减少。递延补偿负债通过费用或递延补偿计划费用的贷项调整为公允价值。我们的股价从2022年12月31日的25.02美元涨至2023年3月31日的26.47美元。去年同期，我们的股价从2021年12月31日的17.83美元涨至2022年3月31日的30.38美元。
2022年头三个月，提前清偿债务的损失为6920万美元。2022年第一季度，我们宣布要求赎回8.50亿美元于2026年到期的未偿还9.25%优先票据。赎回价格相当于面值的106.938%加上应计未付利息。我们在2022年第一季度确认了6920万美元的债务提前清偿损失，扣除交易成本和回购债务的剩余递延融资成本支出。
32
2023年第一季度的所得税费用（福利）为1.219亿美元，而2022年第一季度的福利为1.161亿美元。由于国家所得税、股权补偿、估值津贴和其他离散税收项目，2023年和2022年的实际税率与法定税率不同。
管理层对财务状况、资本资源和流动性的探讨与分析
现金流
经营活动产生的现金流量主要受到生产量和商品价格的影响，扣除我们衍生品结算的影响。我们的运营现金流也受到营运资本变化的影响。短期流动性需求通过我们银行信贷安排下的借款和/或手头现金来满足。因此，由于我们的主要营运现金流来源（未来几年将产生的经证实的储备）不能作为营运资本报告，我们的营运资本经常很低或为负。我们不时订立各种衍生合约，为我们面对与预期未来天然气、NGLs和石油生产有关的商品价格风险提供经济对冲。我们对冲的产量各不相同，并且每年都会继续变化，这取决于我们对未来大宗商品价格的预期和资本要求等因素。根据我们的衍生合约应付给交易对手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支付给对应方的款项。截至2023年3月31日，我们已签订了涵盖2023年剩余时间的226.1 Bcfe和2024年213.4 Bcfe的衍生品协议，不包括我们的基差互换。
下表列出截至2023年3月31日和2022年3月31日止三个月的现金和现金等价物来源和使用情况（单位：千）：
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三个月结束 |
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2023 |
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2022 |
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现金和现金等价物的来源 |
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业务活动 |
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$ |
474,956 |
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|
$ |
406,414 |
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资产处置 |
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660 |
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349 |
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优先票据的发行 |
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— |
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500,000 |
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信贷安排借款 |
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185,000 |
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282,000 |
|
其他 |
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6,252 |
|
|
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10,033 |
|
现金和现金等价物来源共计 |
|
$ |
666,868 |
|
|
$ |
1,198,796 |
|
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现金和现金等价物的使用 |
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天然气特性的增加 |
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$ |
(125,468 |
) |
|
$ |
(90,104 |
) |
偿还信贷安排 |
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(204,000 |
) |
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(282,000 |
) |
种植面积购买 |
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(12,742 |
) |
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(12,599 |
) |
外勤事务资产增加 |
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(74 |
) |
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(37 |
) |
偿还优先和优先次级票据 |
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— |
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(850,000 |
) |
购买库存股票 |
|
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(7,834 |
) |
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|
(16,199 |
) |
支付的股息 |
|
|
(19,334 |
) |
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|
— |
|
债务发行费用 |
|
|
— |
|
|
|
(6,817 |
) |
其他 |
|
|
(69,990 |
) |
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|
(42,531 |
) |
现金和现金等价物使用总额 |
|
$ |
(439,442 |
) |
|
$ |
(1,300,287 |
) |
现金和现金等价物来源
2023年前三个月经营活动产生的现金流量为4.750亿美元，而2022年前三个月为4.064亿美元。经营活动提供的现金在很大程度上取决于商品价格和生产量，扣除我们的衍生品合约结算的影响。2022年头三个月至2023年头三个月经营活动产生的现金增加反映了营运资金（现金收支的时间）的有利变化以及产量略高的影响，但实际价格下降部分抵消了这一影响。截至2023年3月31日，我们对2023年剩余时间预计总产量的40%以上进行了套期保值，对预计天然气产量的50%以上进行了套期保值。2023年前三个月的营运资本变化（反映在我们的合并现金流量表中）为正数7970万美元，而2022年前三个月为负数7740万美元。
33
现金和现金等价物的使用
2023年前三个月新增天然气资产与我们宣布的2023年资本预算的预期一致。鉴于劳动力市场、大宗商品价格和供应链挑战，我们将继续监测通胀压力。
2023年前三个月的库存股票购买包括回购32.3万股，这是我们之前宣布的股票回购计划的一部分。
流动性和资本资源
基于目前的商品价格环境，我们相信我们有足够的流动资金和资本资源在可预见的未来执行我们的业务计划。我们继续管理我们的钻探和完井承诺的期限和水平，以便在我们的活动水平和资本支出方面保持灵活性。截至2023年3月31日，我们手头的现金为2.276亿美元，我们的信贷额度为12亿美元。
现金来源
我们预计2023年的资本计划将由运营现金流提供资金。在截至2023年3月31日的三个月里，我们从经营活动中产生了4.75亿美元的现金流。截至2023年3月31日，我们拥有大约14亿美元的流动资金，其中包括银行信贷安排下的12亿美元和手头的2.276亿美元现金。我们的借贷基础可因商品价格的变化、收购或剥离已证实的财产或融资活动而调整。我们可以利用我们的银行信贷安排来满足短期现金需求。
尽管我们预计现有信贷安排下的现金流和能力足以为我们预期的2023年资本计划提供资金，但我们也可以选择通过新的债务或股票发行或从其他融资来源筹集资金。我们所有的流动性来源都可能受到整体经济状况、不可抗力事件以及商品价格、运营成本和产量波动的影响，所有这些都会影响我们和我们的行业。我们无法控制天然气、NGL或石油的市场价格，尽管我们可以通过使用衍生品合约作为我们商品价格风险管理的一部分来影响已实现的收入。
银行信贷安排
我们的银行信贷安排以我们几乎所有的资产作担保。截至2023年3月31日，我们在银行信贷安排下没有未偿还的借款，我们保持了30亿美元的借款基础和15亿美元的贷款承付款总额。截至2023年3月31日，我们还有2.923亿美元的未提取信用证。截至2023年3月31日，我们遵守了银行信贷安排下的适用契约。
借款基础将定期每半年重新确定一次，并取决于若干因素，但主要是贷款人对我们未来现金流的评估。我们预定的借款基础重新确定已于2023年3月完成，我们的借款基础和承诺得到重申。
截至2023年3月31日的头三个月，我们的每日加权平均银行信贷安排债务余额为3200万美元，而去年同期为6530万美元。经修订和重报的循环银行信贷安排下的借款可以是备用基准利率（ABR，在银行信贷安排协议中定义）加上0.75%至1.75%的利差，也可以是有担保隔夜融资利率（SOFR，在银行信贷安排协议中定义）加上1.75%至2.75%的利差。适用的利差取决于借款相对于借款基础的情况。我们可不时选择将全部或部分SOFR贷款转换为基准利率贷款，或将全部或任何基准利率贷款转换为SOFR贷款。
现金的使用
我们将现金用于天然气资产的开发、勘探和收购，以及支付采集、运输和加工成本、运营、一般和管理成本、税收和债务，包括利息、股息和股票回购。开发、勘探和收购天然气资产的支出是我们资本资源的主要用途。在2023年头三个月，我们为1.383亿美元的资本支出提供了资金，如我们的合并现金流量表中报告的那样，其中包括经营现金流。我们未来资本支出的金额将取决于许多因素，包括我们来自运营、投资和融资活动的现金流、基础设施的可用性、供需基本面以及我们执行发展计划的能力。此外，商品价格对投资机会、资本的可获得性以及我们发展活动的时机和结果的影响，可能导致未来发展的资金需求发生变化。我们定期审查我们的预算，以评估当前和预计现金流量、所需债务和其他因素的变化。
34
我们可以不时回购或赎回全部或部分我们的未偿还债务证券，以现金，通过交换其他证券或两者的组合。此类回购或赎回可能在公开市场交易中进行，并将取决于当前市场状况、我们的流动性要求、合同限制和其他因素。所涉金额可能很大。我们下一个重要的长期债务到期日是2025年到期的7.50亿美元。作为我们2023年战略的一部分，我们将继续专注于提高我们的财务实力。
我们的季度现金股息于2022年第三季度恢复。另见下文现金股利支付。在2023年头三个月，我们回购了40万股普通股，总成本为970万美元（包括3月购买的7.7万股，4月结算）。截至2023年3月31日，剩余的股票回购授权总额约为11亿美元。
上架登记
我们向美国证交会提交了一份通用货架登记声明，根据该声明，我们作为一家知名的、经验丰富的发行人，根据美国证交会的规定，有能力出售不确定数量的各类债务和股票证券。
现金股利支付
2023年3月1日，我们的董事会批准了每股0.08美元的股息，将于2023年3月31日支付给在2023年3月15日营业结束时登记在册的股东。未来宣布和支付的股息数额由董事会自行决定，主要取决于现金流、资本支出、债务契约和其他各种因素。
现金合同义务
我们的合同义务包括长期债务、经营租赁、衍生品义务、资产报废义务和运输、加工和收集承诺，包括剥离合同承诺。截至2023年3月31日，我们没有任何重大的表外债务或其他此类未记录债务，我们也没有为任何非关联方的任何债务提供担保。截至2023年3月31日，我们的银行信贷安排下的未提取信用证总额为2.923亿美元。
自2022年12月31日以来，我们的合同义务没有重大变化。
利率
截至2023年3月31日，我们有大约19亿美元的未偿债务，其固定利率平均为5.9%。截至2023年3月31日，我们没有未偿还的浮动利率债务。
资产负债表外安排
我们目前没有利用与未合并实体的任何重大表外安排来提高我们的流动性或资本资源状况，或用于任何其他目的。然而，正如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”下描述。
通货膨胀和价格变动
我们的收入、我们的资产价值以及我们以有吸引力的条件获得银行贷款或额外资本的能力一直并将继续受到天然气、NGL和石油价格的变化以及生产我们的储备的成本的影响。天然气、NGL和石油价格的大幅波动超出了我们的控制或预测能力。我们的某些成本和开支受到总体通货膨胀的影响，我们预计2023年剩余时间的成本将继续受供求关系的影响。
前瞻性陈述
管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析的某些部分包括有关可能影响我们业务的趋势或事件的前瞻性陈述。这些陈述通常包含诸如“预期”、“相信”、“预期”、“目标”、“计划”、“估计”、“预测”、“可能”、“应该”、“将”或类似的词语，表明未来的结果是不确定的。根据1995年《私人证券诉讼改革法案》中的“安全港”条款，这些声明附有警示性语言，指出了重要因素，但不一定是所有这些因素，这些因素可能导致未来的结果与前瞻性声明中所述的结果存在重大差异。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发展将是我们预期的发展。关于我们对未来收入和经营业绩的预期的所有评论都是基于我们目前的
35
对我们现有业务的预测，不包括任何未来事件的潜在影响。我们不承担在作出任何前瞻性陈述之后公开更新或修改这些陈述的义务，无论是由于新信息、未来事件或其他原因。关于影响我们业务的其他风险因素，见项目1A。我们于2023年2月27日向美国证券交易委员会提交的截至2022年12月31日止年度的10-K表格年度报告中列出的风险因素。
项目3。关于市场风险的定量和定性披露
以下信息的主要目的是提供有关我们可能面临的市场风险的前瞻性定量和定性信息。“市场风险”一词是指因天然气、天然气凝析油和石油价格及利率的不利变化而产生损失的风险。这些披露并不是指未来预期损失的精确指标，而是指合理可能损失的指标。这些前瞻性信息提供了我们如何看待和管理当前市场风险敞口的指标。我们所有对市场风险敏感的工具都是为交易以外的目的而订立的。所有账户都是以美元计价的。
市场风险
我们面临与天然气、天然气凝析油和石油价格波动有关的市场风险。我们采用各种策略，包括使用商品衍生工具，来管理与这些价格波动有关的风险。这些衍生工具适用于我们生产的不同部分，并且只提供部分价格保护。这些安排可以限制价格上涨对我们的好处，但在价格下跌时提供保护。此外，如果我们的交易对手违约，这种保护可能会受到限制，因为我们可能无法获得衍生品的好处。实际价格主要由全球石油价格和北美天然气生产区域指数价格驱动。然而，天然气和NGL价格正成为类似于石油的全球大宗商品。天然气和石油价格多年来一直波动不定，难以预测。天然气价格的变化比石油价格的变化对我们的影响更大，因为在我们2022年12月31日的探明储量中，大约65%是天然气，2%的探明储量是石油和凝析油。此外，我们的一部分NGL----占已探明储量的33%----也受到油价变化的影响。我们亦面对与利率变动有关的市场风险。从2022年12月31日到2023年3月31日，这些风险没有发生重大变化。
商品价格风险
我们使用基于大宗商品的衍生品合约来管理对大宗商品价格波动的敞口。我们不会以投机或交易为目的订立这些安排。有时，我们的某些衍生品是掉期交易，我们收到一个固定的生产价格，并向交易对手支付市场价格。我们的衍生品项目也可以包括项圈，它建立了一个最低底价和一个预先确定的最高价格。我们的项目可能还包括一个三向项圈，它是三个选项的组合。2023年3月31日，我们的衍生品计划包括掉期、项圈和三向项圈。截至2023年3月31日，这些合同的公允价值约为未实现税前净收益2.496亿美元，其中包括根据合同价格和参考价格的比较，在立即清算时实现的估计金额，一般是天然气和原油的NYMEX或NGL的Mont Belvieu。这些合同每月到期，直至2024年12月。截至2023年3月31日，以下商品衍生品合约未结清，不包括下文讨论的基差互换：
期间 |
|
合同类型 |
|
交易量对冲 |
|
|
加权平均对冲价格 |
|
|
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||||||||||||||||
|
|
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|
|
互换 |
|
|
卖出 |
|
|
|
楼层 |
|
|
|
天花板 |
|
|
公平市场价值（千） |
|
|||||
天然气 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
2023 |
|
互换 |
|
354,636 Mmbtu/日 |
|
$ |
|
3.48 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
66,000 |
|
|||
2023 |
|
项圈 |
|
261,091 Mmbtu/天 |
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
3.40 |
|
|
$ |
|
4.52 |
|
|
$ |
57,635 |
|
||
2023 |
|
三向项圈 |
|
176,400 Mmmbtu/日 |
|
|
|
|
|
$ |
2.59 |
|
|
$ |
|
3.62 |
|
|
$ |
|
4.71 |
|
|
$ |
28,338 |
|
|
2024 |
|
互换 |
|
150,000 Mmbtu/日 |
|
$ |
4.46 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
42,917 |
|
||||
2024 |
|
项圈 |
|
429,235 Mmbtu/日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
3.51 |
|
|
$ |
|
5.65 |
|
|
$ |
56,784 |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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|||||
原油 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
2023 |
|
互换 |
|
5000桶/天 |
|
$ |
|
71.28 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(4,525 |
) |
|||
2024年1-9月 |
|
项圈 |
|
832桶/天 |
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
80.00 |
|
|
$ |
|
90.12 |
|
|
$ |
2,464 |
|
||
36
我们认为NGLs的价格具有一定的季节性，特别是丙烷。因此，NGLs价格与NYMEX WTI（或西德克萨斯中质原油）的关系将因产品成分、季节性和地理供需而有所不同。我们在几个区域和国际市场销售NGL。如果我们不能销售或储存NGL，我们可能被要求减少生产或将我们的钻探活动转移到干气区。
目前，阿巴拉契亚地区的当地需求和容纳乙烷的基础设施有限。我们有协议，我们已签约从我们的Marcellus页岩区销售或运输乙烷。我们不能确保这些设施仍然可用。如果我们不能根据其中至少一项协议出售乙烷，我们可能会被要求减少生产，或者像我们过去所做的那样，购买或转移天然气与我们丰富的残余气混合。
其他商品风险
我们受到基差风险的影响，这是由影响衍生商品工具所反映的商品期货价格与基础商品现货市场价格之间关系的因素引起的。天然气交易价格往往以行业参考价格为基础，可能与当地市场的价格不同。如果一个区域的商品价格变化没有反映在其他区域，衍生商品工具可能不再提供预期的对冲，从而增加基差风险。因此，除了上文讨论的互换、项圈和三向项圈外，我们还签订了天然气基差互换协议。由于基差调整、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价格。基差互换协议有效地确定了基差调整。截至2023年3月31日，天然气基差掉期的公允价值为亏损5030万美元，并按月结算，直至2026年12月。
截至2023年3月31日，我们有权收到与出售北路易斯安那资产相关的或有对价，每年至2023年，最高可达2100万美元，基于某些天然气和石油价格的未来实现情况，基于公布的指数以及买方的实际NGL价格。截至2023年3月31日，公允价值为920万美元。
下表显示了我们的衍生工具的公允价值，以及2023年3月31日商品价格10%和25%的假设公允价值变动。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，这种风险应通过基础实物商品的价格变化（以千为单位）来减轻：
|
|
|
|
公允价值假设变动 |
|
|
公允价值假设变动 |
|
|||||||||||
|
|
|
|
商品增加 |
|
|
商品减少 |
|
|||||||||||
|
公允价值 |
|
|
10% |
|
|
25% |
|
|
10% |
|
|
25% |
|
|||||
互换 |
$ |
104,392 |
|
|
$ |
(55,387 |
) |
|
$ |
(138,468 |
) |
|
$ |
55,387 |
|
|
$ |
138,467 |
|
项圈 |
|
116,883 |
|
|
|
(53,144 |
) |
|
|
(132,385 |
) |
|
|
54,354 |
|
|
|
140,297 |
|
三向项圈 |
|
28,338 |
|
|
|
(5,614 |
) |
|
|
(15,560 |
) |
|
|
5,279 |
|
|
|
12,099 |
|
基差互换 |
|
(50,272 |
) |
|
|
18,262 |
|
|
|
45,655 |
|
|
|
(18,262 |
) |
|
|
(45,655 |
) |
资产剥离特遣队 |
|
9,160 |
|
|
|
1,050 |
|
|
|
2,490 |
|
|
|
(1,110 |
) |
|
|
(3,190 |
) |
我们基于大宗商品的衍生品合约使我们面临合约对手方不履约的信用风险。我们的风险敞口主要分散在主要的投资级金融机构，我们与我们的交易对手签订了总净额结算协议，规定将应付款项与来自不同衍生品合约的应收款项相抵消。我们的衍生品合约与多个对手方，以尽量减少我们对任何单个对手方的风险敞口。截至2023年3月31日，我们的衍生交易对手包括十四家金融机构，其中除六家以外的所有金融机构都是我们银行信贷安排的有担保贷款人。在确定我们的衍生品合约的公允价值时，会考虑交易对手的信用风险。虽然我们的交易对手主要是主要的投资级金融机构，但我们的衍生品合约的公允价值已经调整，以计入我们的某些交易对手不履约的风险，这并不重要。
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期限，以管理利息成本、利率波动和融资风险。这是通过混合使用固定利率的优先债券，有时还使用浮动利率的银行债券来实现的。截至2023年3月31日，我们有19亿美元的未偿债务，其固定利率平均为5.9%。截至2023年3月31日，我们没有未偿还的浮动利率银行债务。
37
项目4。控制和程序
对披露控制和程序的评价
根据经修订的1934年《证券交易法》（《交易法》）第13a-15（b）条的要求，我们在管理层，包括首席执行官和首席财务官的监督和参与下进行了评估，我们的披露控制和程序（定义见《交易法》第13a-15（e）条和第15d-15（e）条）的设计和运作的有效性，截至本季度报告表格10-Q所涵盖的期间结束，我们的披露控制和程序旨在提供合理的保证，即我们在根据《交易法》提交的报告中要求披露的信息被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（视情况而定），以便及时就所要求的披露做出决定，并得到记录和处理，在SEC规则和表格规定的时间段内进行汇总和报告。根据评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序在合理保证水平上自2023年3月31日起生效。
财务报告内部控制的变化
在截至2023年3月31日的三个月内，我们的财务报告内部控制系统（定义见《交易法》第13a-15（f）条）没有发生任何对我们的财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。
第二部分–其他信息
项目1。法律程序
关于我们的法律程序摘要，见上文第一部分第1项所载未经审计的合并财务报表附注16，标题为“承付款项和意外开支”，这些信息以引用方式并入本文。
环境诉讼
我们不时收到政府和监管当局在我们经营的地区发出的违反环境法规或根据这些法规颁布的规则和条例的指控的通知。虽然我们无法确切地预测这些违规通知是否会导致罚款和/或处罚，但如果实施罚款和/或处罚，它们可能会导致单独或合计超过250000美元的金钱制裁。
项目1A。风险因素
我们在经营过程中受到各种风险和不确定因素的影响。除了本报告其他部分讨论的因素外，您还应仔细考虑项目1A中描述的风险和不确定性。风险因素在我们截至2022年12月31日止年度的10-K表格年度报告中提交。
38
项目2。Unregistered Sales of Equity Securities and Use of Proceeds
2023年第一季度购买我们普通股的情况如下：
|
|
截至2023年3月31日止三个月 |
|
|||||||||||||
期间 |
|
总数 |
|
|
平均价格 |
|
|
总数 |
|
|
近似 |
|
||||
2023年1月 |
|
|
— |
|
|
$ |
— |
|
|
|
— |
|
|
$ |
1,100,400,840 |
|
2023年2月 |
|
|
— |
|
|
$ |
— |
|
|
|
— |
|
|
$ |
1,100,400,840 |
|
2023年3月（c） |
|
|
400,000 |
|
|
$ |
24.16 |
|
|
|
400,000 |
|
|
$ |
1,090,737,354 |
|
|
|
|
400,000 |
|
|
|
|
|
|
400,000 |
|
|
|
|
||
(a) |
包括与股票回购相关的任何费用、佣金或其他费用。 |
(b) |
2019年10月，我们的董事会批准了一项1亿美元的普通股回购计划。2022年2月，我们的董事会随后增加了该计划下的回购授权，累计批准金额为5.30亿美元，其中包括费用、佣金和开支。股票回购当局并不要求我们购买任何特定数量的股票。该计划可能会根据我们的财务状况而改变，并可能在完成前由董事会终止。2022年10月21日，董事会授权根据该计划额外回购10亿美元的已发行普通股。截至2023年3月31日回购的股票作为库存股持有。 |
（c） |
包括2023年3月购买并于2023年4月结算的77000股股票。 |
39
项目6。展览
附件指数
附件 |
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附件说明 |
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3.1 |
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Range Resources Corporation的重订成立法团证明书（参考本公司于2004年5月5日向证券交易委员会提交的表格10-Q（档案编号001-12209）的附件 3.1.1，该表格经Range Resources Corporation重订公司注册证书第一次修订证明书修订（参考我们于2005年7月28日向证券交易委员会提交的表格10-Q（档案编号：001-12209）的附件 3.1）和Range Resources Corporation的重述公司注册证书第二次修订证书（参考2008年7月24日向证券交易委员会提交的表格10-Q（文件编号001-12209）的附件 3.1） |
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3.2
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Range Resources Corporation经修订及重订的附例（参考2016年5月19日向证券交易委员会提交的表格8-K（文件编号001-12209）的附件 3.1） |
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31.1* |
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Range Resources Corporation总裁和首席执行官根据2002年《萨班斯-奥克斯利法》第302条进行的认证 |
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31.2* |
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32.1** |
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根据2002年《萨班斯-奥克斯利法》第906条通过的《美国法典》第18章第1350条，由Range Resources Corporation总裁兼首席执行官核证 |
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32.2** |
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Range Resources Corporation首席财务官根据2002年《萨班斯-奥克斯利法》第906条通过的《美国法典》第18章第1350条核证 |
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101.INS * |
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Inline XBRL Instance Document – XBRL Instance Document没有出现在Interactive Data文件中，因为它的XBRL标记嵌入到Inline XBRL文档中 |
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101.SCH * |
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内联XBRL分类法扩展模式 |
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101.加州大学* |
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内联XBRL分类法扩展计算linkbase文档 |
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101.DEF * |
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内联XBRL分类法扩展定义linkbase文档 |
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101.实验室* |
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内联XBRL分类法扩展标签Linkbase文档 |
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101.预* |
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内联XBRL分类法扩展演示linkbase文档 |
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104 * |
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封面页交互式数据文件（格式为内联XBRL，包含在附件 101中） |
*随函提交
* *随函附上
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签名
根据1934年《证券交易法》的要求，登记人已正式安排由以下签署人代表其签署本报告并获得正式授权。
日期：2023年4月24日
Range Resources Corporation |
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签名： |
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Mark S. Scucchi |
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Mark S. Scucchi |
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执行副总裁兼 |
日期：2023年4月24日
Range Resources Corporation |
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签名： |
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/s/DORI A. GINN |
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Dori A. Ginn |
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高级副总裁–财务总监兼 |
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