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P3Y假的--12-31Q320190001070412千真万确0.010.0150000000050000000019866334218658675119866334218658675140000000012943070004000000008943070005375000481300020690001108000655200065520006552000655200013000794000150004400015000000150000000000P1YP1Y3151600003151600000010704122019-01-012019-09-300001070412US-GAAP：CommonStockMember2019-01-012019-09-300001070412CNX：PreferredSharePurchaseRightsMember2019-01-012019-09-3000010704122019-10-150001070412us-gaap:OilAndGasExplorationAndProductionMember2018-07-012018-09-3000010704122018-07-012018-09-3000010704122018-01-012018-09-3000010704122019-07-012019-09-300001070412us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2018-01-012018-09-300001070412US-GAAP：OilAndGasServiceMember2019-07-012019-09-300001070412us-gaap:OilAndGasExplorationAndProductionMember2018-01-012018-09-300001070412US-GAAP：OilAndGasPurchasedMember2018-07-012018-09-300001070412US-GAAP：NaturalGasMidstream成员2018-01-012018-09-300001070412US-GAAP：OilAndGasPurchasedMember2018-01-012018-09-300001070412us-gaap:OilAndGasExplorationAndProductionMember2019-07-012019-09-300001070412US-GAAP：NaturalGasMidstream成员2019-07-012019-09-300001070412US-GAAP：OilAndGasServiceMember2018-01-012018-09-300001070412us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2019-07-012019-09-300001070412us-gaap:OilAndGasExplorationAndProductionMember2019-01-012019-09-300001070412US-GAAP：OilAndGasServiceMember2018-07-012018-09-300001070412us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2019-01-012019-09-300001070412US-GAAP：NaturalGasMidstream成员2019-01-012019-09-300001070412us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2018-07-012018-09-300001070412US-GAAP：OilAndGasServiceMember2019-01-012019-09-300001070412US-GAAP：NaturalGasMidstream成员2018-07-012018-09-300001070412US-GAAP：OilAndGasPurchasedMember2019-07-012019-09-300001070412US-GAAP：OilAndGasPurchasedMember2019-01-012019-09-300001070412cnx:AdjustmentForActuariallyDeterminedLiabilitiesMember2019-01-012019-09-300001070412cnx:AdjustmentForActuariallyDeterminedLiabilitiesMember2019-07-012019-09-300001070412cnx:AdjustmentForActuariallyDeterminedLiabilitiesMember2018-01-012018-09-300001070412cnx:AdjustmentForActuariallyDeterminedLiabilitiesMember2018-07-012018-09-3000010704122019-09-3000010704122018-12-310001070412US-GAAP：CommonStockMember2018-12-310001070412US-GAAP：PreferredStockMember2019-09-300001070412US-GAAP：CommonStockMember2019-09-300001070412US-GAAP：PreferredStockMember2018-12-310001070412US-GAAP：非控制InterestMember2018-01-012018-09-300001070412us-gaap:CommonStockIncludingAdditionalPaidInCapitalMember2018-07-012018-09-300001070412US-GAAP：RetainedEarningsMember2018-09-300001070412us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2018-07-012018-09-300001070412us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-09-300001070412us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2018-09-300001070412us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-06-300001070412US-GAAP：RetainedEarningsMember2019-09-300001070412US-GAAP：非控制InterestMember2018-07-012018-09-300001070412US-GAAP：非控制InterestMember2019-07-012019-09-300001070412US-GAAP：RetainedEarningsMember2018-07-012018-09-300001070412US-GAAP：RetainedEarningsMember2019-01-012019-09-300001070412us-gaap:CommonStockIncludingAdditionalPaidInCapitalMember2019-09-300001070412US-GAAP：RetainedEarningsMember2018-06-300001070412US-GAAP：RetainedEarningsMember2018-01-012018-09-300001070412US-GAAP：ParentMember2019-09-300001070412US-GAAP：非控制InterestMember2017-12-310001070412us-gaap:CommonStockIncludingAdditionalPaidInCapitalMember2019-07-012019-09-300001070412US-GAAP：非控制InterestMember2019-01-012019-09-300001070412US-GAAP：RetainedEarningsMember2018-12-310001070412US-GAAP：非控制InterestMember2019-06-300001070412us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-01-012019-09-300001070412us-gaap:CommonStockIncludingAdditionalPaidInCapitalMember2018-06-300001070412us-gaap:CommonStockIncludingAdditionalPaidInCapitalMember2019-06-300001070412us-gaap:CommonStockIncludingAdditionalPaidInCapitalMember2018-12-310001070412us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2018-01-012018-09-300001070412US-GAAP：RetainedEarningsMember2019-07-012019-09-300001070412us-gaap:CommonStockIncludingAdditionalPaidInCapitalMember2017-12-310001070412us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2018-06-300001070412US-GAAP：非控制InterestMember2019-09-300001070412us-gaap:CommonStockIncludingAdditionalPaidInCapitalMember2019-01-012019-09-300001070412us-gaap:CommonStockIncludingAdditionalPaidInCapitalMember2018-01-012018-09-300001070412us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-07-012019-09-3000010704122019-06-300001070412US-GAAP：非控制InterestMember2018-09-300001070412us-gaap:CommonStockIncludingAdditionalPaidInCapitalMember2018-09-3000010704122017-12-310001070412US-GAAP：非控制InterestMember2018-06-300001070412us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2018-12-3100010704122018-09-300001070412US-GAAP：RetainedEarningsMe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美国

证券交易委员会

哥伦比亚特区华盛顿20549

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形式10-Q

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(马克一)



☒	根据1934年证券交易法第13或15(D)条的季度报告。

截至季度末的季度期间2019年9月30日

或



☐	根据1934年证券交易所法令第13或15(D)条提交的过渡报告

在过渡期内致

佣金档案号：001-14901

__________________________________________________

CNX资源公司

(章程中规定的注册人的确切姓名)



特拉华州		51-0337383
(州或其他司法管辖区) 公司或组织)		(I.R.S.雇主识别号码)

CNX中心

1000 CONSOL能源驱动套件400

卡南斯堡, 帕 15317-6506

(724) 485-4000

(注册人主要行政办公室的地址，包括邮政编码和电话号码，包括区号)



根据该法第12(B)条登记的证券：
每一类的名称	交易符号	注册交易所名称
普通股(面值$0.01)	CNX	纽约证券交易所
优先股购买权	--	纽约证券交易所

__________________________________________________

用复选标记表明注册人是否：(1)在之前的12个月内(或在要求注册人提交此类报告的较短时间内)提交了1934年“证券交易法”第13或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内一直遵守此类提交要求。是 ☒···☐

用复选标记表示注册人在过去12个月内(或在要求注册人提交此类文件的较短时间内)是否已根据法规·S-T(本章232.405节)第405条要求提交的每个交互式数据文件以电子方式提交。是 ☒···☐

用复选标记指明注册人是大型加速申请者、加速申请者、非加速申请者、较小报告公司还是新兴增长公司。参见“交换法”规则12b-2中“大型加速归档公司”、“小型报告公司”和“新兴增长公司”的定义。(选中一个)：

大型加速滤波器 ☒ 加速填报器☐ 非加速报税器☐较小的报告公司☐

新兴成长型公司☐ 如果是新兴成长型公司，请通过复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据“交易法”第13(A)条规定的任何新的或经修订的财务会计准则。☐

用复选标记表明注册人是否是空壳公司(如“交易法”第12b-2条所定义)。是☐···☒

注明截至最后可行日期，发行人的每类普通股的流通股数量。



班级，等级		截至2019年10月15日的流通股
普通股，面值0.01美元		186,586,751

目录

		页
第一部分财务信息

项目1。	未经审计的合并财务报表
	截至2019年和2018年9月30日的三个月和九个月的综合收益表	4
	截至2019年和2018年9月30日的三个月和九个月的综合全面收益表	5
	2019年9月30日和2018年12月31日的综合资产负债表	6
	截至2019年和2018年9月30日的三个月和九个月的股东权益综合报表	8
	截至2019年和2018年9月30日九个月的综合现金流量表	9
	未经审计的合并财务报表附注	10

项目2。	管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析	32

项目3。	关于市场风险的定量和定性披露	62

项目#4。	管制和程序	63

第二部分其他信息

项目1。	法律程序	64

项目#1A。	危险因素	64

第二项。	未登记的股权证券销售和收益使用	64

项目6。	陈列品	65

某些石油和天然气测量术语词汇

以下是石油和天然气行业常用的某些测量术语的缩写，包括在本表格10-Q中：

BBL-一个贮料罐桶，或42美国加仑液体体积，用于油或其他液态碳氢化合物。

BCF-10亿立方英尺天然气。

Bcfe-10亿立方英尺天然气当量，一桶石油相当于6000立方英尺天然气。

BTU-一个英国热量单位。

BBtu-一十亿英制热量单位。

MBbls-一千桶油或其他液态碳氢化合物。

Mcf-一千立方英尺的天然气。

麦克夫-1000立方英尺的天然气当量，一桶石油相当于6000立方英尺的天然气。

MMBtu-100万英制热量单位。

MMcfe-100万立方英尺天然气当量，一桶石油相当于6000立方英尺天然气。

Tcfe-1万亿立方英尺的天然气当量，一桶石油相当于6000立方英尺的天然气。

NGL-天然气液体-天然气中的碳氢化合物在过程中作为液体从气体中分离出来。

网-“净”天然气或“净”英亩是通过增加公司在总油井或英亩中的部分所有权工作权益来确定的。

直到-排队；很好地转向销售。

调合-混合干气和湿气的过程，以满足下游管道规范。

已探明储量-在提供经营权的合同到期之前，通过对地质和工程数据的分析，可以合理确定地估计从给定日期起，已知油藏，以及在现有经济条件、操作方法和政府法规下，可以合理确定的石油、天然气和NGL的数量，除非有证据表明更新是合理确定的，无论估计方法是确定性的还是概率性的。

探明开发储量(PDP)-已探明储量，预计可以利用现有设备和操作方法通过现有油井开采。

已探明未开发储量(PUDS)-可合理确定地估计的已探明储量，可从未钻探的已探明面积上的新井或需要相对较大支出完成的现有井中回收。

水库-一种多孔和可渗透的地下地层，其中含有可开采的天然气和/或石油的自然积累，这些天然气和/或石油被不透水的岩石或水障所限制，并与其他储层分开。

开发井-在已探明的油气藏区域内钻到已知的地层层位深度的井。

探井-为寻找新油田或在以前发现在另一油藏中生产石油或天然气的油田发现新储层而钻的井。一般来说，探井是指任何不是开发井、延伸井、服务井或地层测试井的井。

采空区井-所钻的井或通风孔转换为井，该井可以生产或能够生产煤层气或其他天然气，该井是在采空煤层上方和下方通过任何先前的全煤层开采产生的煤层气或其他天然气。

服务好-为支持现有油田的生产而钻井或完成的井。服务井的具体用途包括注气、注水和盐水处理等。

玩，打，踢-一种已证实的地质构造，包含商业数量的碳氢化合物。

特许权使用费利息-土地所有者在石油或天然气生产中的份额，历史上为1/8。

吞吐量-在特定时期内通过管道、工厂、码头或其他设施运输或通过的天然气体积。

工作兴趣-赋予业主在物业上钻探、生产和进行经营活动的权利，并获得任何生产份额的权益。

湿气-含有大量重烃的天然气，如丙烷、丁烷和其他液态烃类。

第一部分：财务信息


第一项。	简明合并财务报表

CNX资源公司及其子公司

合并收益表



(千美元，每股数据除外)	三个月						九个月结束
(未经审计)	九月三十日，						九月三十日，
收入和其他营业收入：	2019			2018			2019			2018
天然气、NGL和石油收入	$	265,051		$	344,712		$	1,043,862		$	1,084,851
商品衍生工具收益	213,913			18,005			240,118			78,752
购买的天然气收入	29,192			10,560			64,181			38,546
中游收入	18,525			19,946			55,863			69,684
其他营业收入	3,316			3,903			9,436			23,146
总收入和其他营业收入	529,997			397,126			1,413,460			1,294,979
费用及开支：
运营费用
租赁经营费用	14,202			16,202			52,706			78,350
传输、收集和压缩	80,193			68,907			244,217			230,935
制作、从价和其他费用	6,127			7,342			20,103			24,277
折旧、损耗和摊销	120,459			119,585			374,619			363,338
勘探和生产相关的其他成本	6,075			3,321			14,900			9,401
购买天然气的成本	27,490			10,602			62,476			37,404
其他无形资产减值	—			—			—			18,650
销售、一般和管理成本	24,307			32,435			109,016			98,693
其他经营费用	19,746			17,405			61,197			51,238
总营运费用	298,599			275,799			939,234			912,286
其他费用(收入)
其他费用(收入)	3,439			1,105			2,757			(4,812		)
资产销售和报废收益	(3,308		)	(134,320		)	(610		)	(148,942		)
先前持有的股权收益	—			—			—			(623,663		)
债务清偿损失	—			15,385			7,614			54,433
利息支出	38,405			35,723			114,328			112,712
其他费用(收入)合计	38,536			(82,107		)	124,089			(610,272		)
总成本和费用	337,135			193,692			1,063,323			302,014
所得税前收益	192,862			203,434			350,137			992,965
所得税费用	48,902			56,678			78,133			239,269
净收入	143,960			146,756			272,004			753,696
减去：非控股权益的净收入	28,422			21,727			81,325			59,090
CNX Resources股东应占净利润	$	115,538		$	125,029		$	190,679		$	694,606

每股收益
基本型	$	0.62		$	0.59		$	1.01		$	3.22
稀释	$	0.61		$	0.59		$	1.01		$	3.18

宣布的股息	$	—		$	—		$	—		$	—

附注是这些财务报表的组成部分。

CNX资源公司及其子公司

综合全面收益表



	三个月				九个月结束
(千美元)	九月三十日，				九月三十日，
(未经审计)	2019		2018		2019		2018
净收入	$	143,960	$	146,756	$	272,004	$	753,696
其他综合收入：
？精算确定的长期负债调整(税后：(15美元)，(13美元)，(44美元)，(794美元))	41		22		126		2,004

综合收益	144,001		146,778		272,130		755,700

减去：可归于非控股权益的综合收益	28,422		21,727		81,325		59,090

CNX Resources股东的综合收益	$	115,579	$	125,051	$	190,805	$	696,610

附注是这些财务报表的组成部分。

CNX资源公司及其子公司

综合资产负债表



	(未经审计)
(千美元)	9月30日 2019		十二月三十一号， 2018
资产
流动资产：
现金和现金等价物	$	5,484	$	17,198
应收帐款和票据：
贸易	96,997		252,424
其他应收款	11,462		11,077
供应品库存	7,527		9,715
可追回所得税	11,184		149,481
预付费用	213,072		61,791
流动资产总额	345,726		501,686
物业、厂房及设备：
物业、厂房及设备	10,512,298		9,567,428
减去累计折旧、折旧和摊销	2,981,723		2,624,984
总财产、厂房和设备-净额	7,530,575		6,942,444
其他资产：
运营租赁使用权资产	205,647		—
对附属公司的投资	17,110		18,663
商誉	796,359		796,359
其他无形资产	98,285		103,200
其他	292,556		229,818
其他资产总额	1,409,957		1,148,040
总资产	$	9,286,258	$	8,592,170

附注是这些财务报表的组成部分。

CNX资源公司及其子公司

综合资产负债表



	(未经审计)
(千美元，每股数据除外)	9月30日 2019			12月31日 2018
负债和权益
流动负债：
应付帐款	$	308,003		$	229,806
融资租赁义务的当期部分	7,203			6,997
经营租赁义务的当期部分	65,061			—
其他应计负债	241,357			286,172
流动负债总额	621,624			522,975
非流动负债：
长期债务	2,640,234			2,378,205
融资租赁义务	9,400			13,299
递延所得税	476,968			398,682
经营租赁义务	122,514			—
资产报废义务	33,123			37,479
其他	160,577			159,787
非流动负债总额	3,442,816			2,987,452
总负债	4,064,440			3,510,427
股东权益：
普通股，票面价值0.01美元；500，000，000股授权股份，186，586，751股已发行，截至2019年9月30日未偿；198，663，342股已发行，2018年12月31日未偿	1,870			1,990
超过面值的资本	2,197,783			2,264,063
优先股，15，000，000股授权，未发行和未发行	—			—
留存收益	2,243,104			2,071,809
累计其他综合损失	(7,778		)	(7,904		)
CNX资源股东权益总额	4,434,979			4,329,958
非控制性权益	786,839			751,785
股东权益总额	5,221,818			5,081,743
负债和权益总额	$	9,286,258		$	8,592,170

附注是这些财务报表的组成部分。

CNX资源公司及其子公司

合并股东权益表



	三个月						九个月结束
(未经审计)	九月三十日，						九月三十日，
以千为单位的美元	2019			2018			2019			2018
股东权益总额，期初余额	$	5,099,995		$	5,038,923		$	5,081,743		$	3,899,899

普通股和超过面值的资本：
期初余额	2,205,848			2,374,788			2,266,053			2,452,564
发行普通股	49			126			211			1,689
普通股的购买和报废	(7,697		)	(66,503		)	(101,687		)	(155,191		)
股票补偿奖励的摊销	1,453			4,737			35,076			14,086
期末余额	2,199,653			2,313,148			2,199,653			2,313,148

留存收益：
期初余额	2,127,627			1,940,507			2,071,809			1,455,811
净收入	115,538			125,029			190,679			694,606
普通股的购买和报废	—			(61,512		)	(13,790		)	(141,543		)
扣缴税款的股份	(61		)	(136		)	(5,594		)	(4,986		)
期末余额	2,243,104			2,003,888			2,243,104			2,003,888

累计其他综合损失：
期初余额	(7,819		)	(6,494		)	(7,904		)	(8,476		)
其他综合收入	41			22			126			2,004
期末余额	(7,778		)	(6,472		)	(7,778		)	(6,472		)

CNX资源公司股东权益总额	4,434,979			4,310,564			4,434,979			4,310,564

非控股权益：
期初余额	774,339			730,122			751,785			—
净收入	28,422			21,727			81,325			59,090
扣缴税款的股份	—			(1		)	(690		)	(348		)
股票补偿奖励的摊销	328			506			1,481			1,775
向CNXM非控股股东的分配	(16,250		)	(14,099		)	(47,062		)	(40,839		)
收购CNX Gathering，LLC	—			—			—			718,577
期末余额	786,839			738,255			786,839			738,255

股东权益总额，期末余额	$	5,221,818		$	5,048,819		$	5,221,818		$	5,048,819

附注是这些财务报表的组成部分。

CNX资源公司及其子公司

综合现金流量表



(未经审计)	九个月结束
以千为单位的美元	九月三十日，
经营活动的现金流量：	2019			2018
净收入	$	272,004		$	753,696
调整净收益与经营活动提供的净现金：
折旧、损耗和摊销	374,619			363,338
递延融资成本摊销	6,057			6,640
其他无形资产减值	—			18,650
以股票为基础的薪酬	36,557			15,861
资产销售和报废收益	(610		)	(148,942		)
先前持有的股权收益	—			(623,663		)
债务清偿损失	7,614			54,433
商品衍生工具收益	(240,118		)	(78,752		)
结算商品衍生工具收到的现金净额	26,331			2,518
递延所得税	78,133			259,116
关联公司收益中的权益	(1,703		)	(4,688		)
股权投资回报	3,256			—
运营资产的变化：
应收帐款和票据	154,715			50,125
可追回所得税	138,406			(8,501		)
供应品库存	2,188			1,016
预付费用	5,725			(337		)
经营负债的变化：
应付帐款	55,280			2,532
应计利息	2,359			5,812
其他经营负债	(31,689		)	30,418
其他负债的变化	(23,041		)	(9,736		)
其他	9			683
经营活动提供的净现金	866,092			690,219
投资活动的现金流：
资本支出	(964,502		)	(794,124		)
CNX Gathering LLC收购，现金收购净额	—			(299,272		)
资产销售收益	15,276			500,811
来自股权关联公司的净分配	—			7,750
投资活动使用的净现金	(949,226		)	(584,835		)
融资活动的现金流：
杂项借款的付款	(5,322		)	(5,455		)
长期债券付款	(405,876		)	(935,419		)
CNXM循环信贷安排的净收益(付款)	162,000			(105,500		)
CNX循环信贷融资的收益	1,200			439,000
发行CNX高级债券的收益	500,000			—
发行CNXM高级债券的收益	—			394,000
向CNXM非控股股东的分配	(47,062		)	(40,839		)
发行普通股的收益	210			1,689
扣缴税款的股份	(6,284		)	(5,335		)
购买普通股	(117,477		)	(294,365		)
债务回购和融资费用	(9,969		)	(19,655		)
融资活动提供的净现金(用于)	71,420			(571,879		)
现金及现金等价物净减少	(11,714		)	(466,495		)
期初现金和现金等价物	17,198			509,167
期末现金和现金等价物	$	5,484		$	42,672

附注是这些财务报表的组成部分。

CNX资源公司及其子公司

未经审计的综合财务报表附注

(千美元，每股数据除外)

注1-演示基础：

随附的未经审计综合财务报表是根据中期财务信息的普遍接受会计原则以及根据S-X法规第10条和表格10-Q的指示编制的。因此，它们不包括一般公认会计原则要求的完整财务报表所需的所有信息和脚注。管理层认为，公平呈报所需的所有调整(包括正常的经常性应计项目)均已包括在内。三家公司的经营业绩和九月末2019年9月30日并不一定预示着未来可能出现的结果。

综合资产负债表位于2018年12月31日自该日经审计的综合财务报表衍生而来，但不包括普遍接受的会计原则要求的完整财务报表所需的所有附注。欲了解更多信息，请参阅截至年度的综合财务报表和相关附注2018年12月31日包括在CNX Resources Corporation(“CNX”、“CNX Resources”、“公司”、“我们”、“我们”或“我们”)的Form 10-K年度报告中，该报表于2019年2月7日提交给证券交易委员会(SEC)。

以前期间的某些金额已重新分类，以符合本期呈报。

综合资产负债表位于2019年9月30日反映了CNX Gathering LLC资产和负债的全面整合，这是CNX Gas Company LLC(“CNX Gas”)收购NBL Midstream，LLC‘s(“Noble”)的结果，CNX Gas Company LLC(“CNX Gas”)是CNX的间接全资子公司50%2018年1月3日对CNX Gathering LLC的兴趣(有关更多信息，请参见附注5-收购和部署)。

注2-每股收益：

基本每股收益是通过将CNX股东应占净收入除以报告期内已发行股票的加权平均来计算的。稀释后每股收益的计算与基本每股收益类似，只是已发行股票的加权平均数增加，以包括来自股票期权、业绩股票期权、限制性股票单位和业绩股票单位的额外股份(如果摊薄)。额外股份数目的计算方法是假设已行使已行使的股票期权和业绩股票期权，发行了已发行的限制性股票单位和业绩股票单位，并且该等活动的收益用于在报告期内按平均市价收购普通股股份。CNX Midstream Partners LP(“CNXM”)的稀释单位对公司的每股收益计算没有重大影响三或九月末2019年9月30日vt.的.三月末2018年9月30日，或2018年1月3日至2018年9月30日.

下表列出了以股份为基础的奖励，这些奖励由于其影响会产生反稀释作用而被排除在稀释后每股收益的计算之外：



	截至9月30日的三个月，		截至9月30日的9个月，
	2019	2018	2019	2018
抗稀释期权	2,035,273	2,288,274	2,035,273	2,288,274
抗稀释限制性股票单位	814,183	—	813,266	55,936
抗摊薄业绩股单位	—	157,120	—	157,120
抗摊薄绩效股票期权	927,268	927,268	927,268	927,268
	3,776,724	3,372,662	3,775,807	3,428,598

下表列出了已行使或发布的基于股份的奖励：



	截至9月30日的三个月，		截至9月30日的9个月，
	2019	2018	2019	2018
选项	6,953	18,546	27,794	245,847
限制性股票单位	28,769	184,176	1,002,003	362,573
业绩份额单位	—	192,926	342,882	550,523
	35,722	395,648	1,372,679	1,158,943

根据某些员工和CNX高管控制权离职协议变更的条款，这些员工持有的未偿股权奖励归属于股东(或股东集团)成为超过25%公司的已发行普通股。在截至年底的九个月内2019年9月30日，东南资产管理公司及其关联公司(“Seam”)在公开市场上收购了CNX的普通股，导致Seam的总持股超过25%CNX公司发行的普通股。因此，这笔交易构成了离职协议下控制事件的变更，导致加速归属473,126限制性股票单位和903,100上述员工持有2019年前发行的业绩股单位。该等受影响雇员及高级人员各自同意放弃有关其二零一九年限制性股票单位及业绩股单位奖励之控制权变更离职协议中所载控制权归属条款。加速归属导致$19,654截至9个月的额外长期股权补偿费用2019年9月30日，并计入综合损益表中的销售、一般及行政成本。授予的业绩股份单位奖励将继续取决于CNX董事会薪酬委员会在适用业绩期满后确定的业绩目标的实现情况。

基本每股收益和稀释后每股收益的计算如下：



	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的9个月，
	2019		2018		2019		2018
净收入	$	143,960	$	146,756	$	272,004	$	753,696
减少：归因于非控股权益的净收入	28,422		21,727		81,325		59,090
CNX Resources股东应占净利润	$	115,538	$	125,029	$	190,679	$	694,606

未偿还普通股的加权平均数	187,448,749		210,238,509		188,012,044		216,010,561
稀释股份的影响	982,210		2,469,573		1,548,899		2,288,301
未偿普通股加权平均稀释股	188,430,959		212,708,082		189,560,943		218,298,862

每股收益：
基本型	$	0.62	$	0.59	$	1.01	$	3.22
稀释	$	0.61	$	0.59	$	1.01	$	3.18

注3-累计其他综合损失的变化：

扣除税款后，与养老金债务有关的累计其他综合损失的变动情况如下：



	数量
2018年12月31日的余额	$	(7,904	)
从累计其他综合亏损中重新分类的金额，税后净值	126
2019年9月30日的余额	$	(7,778	)

下表显示了累计其他全面损失中调整的重新分类：



	截至9月30日的三个月，						截至9月30日的9个月，
	2019			2018			2019			2018
精算确定的长期负债调整
前期服务成本摊销	$	(4	)	$	(6	)	$	(13	)	$	(186	)
确认精算损失净额	60			41			183			749
总计	56			35			170			563
减去：税收优惠	15			13			44			202
税后净额	$	41		$	22		$	126		$	361

注4-与客户签订合同的收入：

当承诺的货物或服务的控制权转移给公司的客户时，收入确认，金额反映公司预期有权交换这些货物或服务的对价。本公司已选择从交易价格的计量中排除所有税收。

对于天然气、NGL和石油，以及购买的天然气收入，公司通常认为每个单位(MMBtu或BBL)的交付是一项单独的履行义务，交付后即可履行。这些合同的付款条件通常要求在25日数在交付碳氢化合物的日历月份结束时。这些合同中有相当多包含可变代价，因为付款条件指的是未来交货日期的市场价格。在这些情况下，本公司尚未确定独立的销售价格，因为可变付款的条款具体涉及本公司为履行履行义务所作的努力。合同的一部分包含固定对价(即固定价格合同或与NYMEX或指数价格有固定差额的合同)。固定对价按相对独立的销售价格分配给每个履行义务，这需要管理层的判断。对于这些合同，本公司一般得出结论，合同中的固定价格或固定差额代表独立的销售价格。与天然气、NGL和石油相关的收入如所附的综合收入报表所示，是公司在扣除特许权使用费和不包括他人拥有的收入权益后所占的收入份额。当代表特许权所有人或工作权益所有者销售天然气、NGL和石油时，公司作为代理，因此以净额为基础报告收入。

中游收入包括天然气收集活动产生的收入。天然气收集服务本质上是可中断的，并且包括实际收集的气体体积的费用，并且不保证访问系统。基于体积的费用是基于实际收集的体积。公司一般将每个单位(MMBtu)天然气的可中断收集视为一项单独的履行义务。这些合同的付款条件通常要求在25日数指收集碳氢化合物的日历月份的结束时间。

收入分类

下表是按主要来源分列的收入：



	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的9个月，
	2019		2018		2019		2018
与客户签订合同的收入
天然气收入	$	245,815	$	293,864	$	966,574	$	930,505
NGLS收入	18,305		46,663		72,095		137,104
凝析油收入	839		3,426		4,846		14,925
石油收入	92		759		347		2,317
天然气、天然气和石油收入总额	265,051		344,712		1,043,862		1,084,851

购买的天然气收入	29,192		10,560		64,181		38,546
中游收入	18,525		19,946		55,863		69,684

其他收入来源和其他营业收入
商品衍生工具收益	213,913		18,005		240,118		78,752
其他营业收入	3,316		3,903		9,436		23,146
总收入和其他营业收入	$	529,997	$	397,126	$	1,413,460	$	1,294,979

分类收入与本公司在附注17-分部信息中的分部报告相对应。

合同余额

一旦履行义务得到履行，CNX就会向其客户开具发票，此时付款是无条件的。因此，CNX与客户的合同不会根据会计准则编码(ASC)606产生合同资产或负债。公司没有从成本中确认的合同资产，以获得或履行与客户的合同。本公司与客户合同有关的应收账款的期初和期末余额为#美元。252,424和$96,997，分别为2019年9月30日.

分配给剩余履行义务的交易价格

ASC 606要求公司披露分配给尚未满足的履约义务的交易价格总额。然而，该指南提供了某些限制这一要求的实用权宜之计，包括当可变对价完全分配给完全未履行的履行义务或完全未履行的转让构成系列一部分的独特商品或服务的承诺时。

CNX的天然气、NGL和石油收入中有很大一部分是短期收入，合同期限为一年或更短。对于这些合同，CNX已经利用ASC 606-10-50-14中的实际权宜之计，如果履约义务是合同的一部分，而合同的原始预期期限为一年或更短，则豁免公司披露分配给剩余履约义务的交易价格。

对于与超过一年的合同条款相关的收入，该等合同的很大一部分代价在性质上是可变的，本公司将其合同中的可变代价完全分配给与其相关的每一具体履行义务。因此，交易价格中的任何剩余可变代价全部分配给完全未履行的履约义务。因此，本公司并未根据实际权宜之计披露未履行履行义务的价值。

对于与超过一年的合同条款相关的收入，以及固定价格部分，分配给剩余履约义务的交易价格的合计金额为？$155,567自.起2019年9月30日好的。公司预计净收入为$43,538在接下来的12个月和$47,076在随后的12个月内，其余部分在此后确认。

对于与我们的中游合同相关的收入(其条款也超过一年)，每个单位天然气的可中断收集代表一个单独的履行义务；因此，未来的数量完全不能满足，并且不需要披露分配给剩余履行义务的交易价格。

前期履约义务

CNX记录当月生产交付给购买者的收入。然而，某些天然气和NGL收入的结算报表可能在生产交付之日后30至90天内收不到，因此，公司需要估计交付给购买者的生产量和销售产品将收到的价格。CNX记录在收到购买者付款的月份中估计与实际收到的金额之间的差额。本公司对其收入估计过程和相关应计项目有现有的内部控制，其收入估计与历史上收到的实际收入之间的任何已确定的差异都不是很大。对于三个和九个月告一段落2019年9月30日和2018年，本报告期确认的与上一个报告期履行的履约义务有关的收入并不重要。

注5-收购和处置：

2018年8月31日，CNX完成出售其在贝尔蒙特、根西岛、哈里森和诺布尔县的Utica页岩湿气地区的几乎所有俄亥俄州Utica合资企业资产，其中包括约26，000英亩未开发净面积。净现金收益$381,214包括在综合现金流量表的资产销售收益和交易的净收益中$130,849已计入综合损益表的资产销售收益及放弃收益。

在……上面 2018年5月2日，CNX与HG Energy II Appalachia，LLC(“HG Energy”)达成资产交换协议(“AEA”)，根据该协议，HG Energy(I)向CNX支付了约$7,000以及(Ii)分配给CNX宾夕法尼亚州西南部的某些未开发Marcellus和Utica面积，以换取CNX(X)将其在某些非核心中游资产和地表面积中的权益转让给HG Energy，以及(Y)根据CNX间接持有的采集协议释放某些HG Energy油气面积。在交易方面，CNX还同意与CNXM进行某些交易，包括CNX和CNXM之间现有天然气收集协议的修订，以增加现有的油井承诺量四十威尔斯。销售的净收益是$286并包括在综合损益表的资产销售和放弃收益行中。

作为AEA的结果，CNX确定与下文讨论的中流收购相关的部分客户关系无形资产的账面价值超过其公允价值(另见附注8-商誉和其他无形资产)，并确认减值约为$18,650已计入综合损益表的其他无形资产减值项目。

2018年3月30日，CNX Gas完成出售其在宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州的几乎所有浅层油气资产和某些煤层气(CBM)资产$89,296现金对价。关于销售，买方假定大约$196,514资产报废债务。销售的净收益是$4,432并计入综合收益表中的资产销售收益和放弃收益中。九月末2018年9月30日.

2017年12月14日，CNX Gas与来宝签订了购买协议，据此CNX Gas收购了来宝的50%Conone Gathering LLC(“CNX Gathering”)的会员兴趣，现金购买价格为$305,000以及所有未决索赔的相互释放(“中流收购”)。100%CONE Midstream GP LLC(“普通合伙人”)的成员权益，这是CONE Midstream Partners LP(“CNXM”或“Partnership”)的普通合伙人，后者是由CNX Gas和Noble于2014年5月组成的公开交易的主要有限责任合伙企业。随着Midstream收购于2018年1月3日完成，普通合作伙伴、合作伙伴和Conone Gathering LLC分别更名为CNX Midstream GP LLC、CNX Midstream Partners LP和CNX Gathering LLC。

在Midstream收购之前，该公司对其50%由于本公司有能力对中游业务的经营和财务政策施加重大影响，但不能控制，因此本公司对CNX聚集作为股权方法投资的兴趣。在收购Midstream公司的同时，公司获得了CNX Gathering的控股权，并通过CNX Gathering对普通合伙人的所有权，控制了合伙企业。因此，根据ASC主题805，已经使用会计的获取方法将中流收购作为业务组合进行了核算，企业合并，或ASC 805。ASC 805要求，在业务合并分阶段(或分步收购)的情况下，先前持有的股权按公允价值重新计量，所持股权的公允价值与账面价值之间的任何差额在损益表中确认为收益或亏损。

为计算收益或损失，分配给CNX Gathering和CNXM先前持有的股权的公允价值为$799,033并以折现现金流量法为基础，采用收益法确定。这个

对先前持有的CNX Gathering和CNXM的股权的公允价值进行重新测量的所得收益$623,663于综合损益表中已计入先前持有权益之收益。

先前持有的股权的公允价值基于在市场上无法观察到的投入，因此代表3级投入(见附注15-金融工具的公允价值)。公允价值是使用将未来现金流转换为单个贴现金额的估值技术来计量的。对估值的重要投入包括以下估计：(I)收集数量；(Ii)未来运营成本；以及(Iii)基于市场的加权平均资本成本。这些投入需要管理层作出重大判断和估计。

中游设施和设备的公允价值，一般由管道系统和压缩站组成，采用成本法进行估计。估值中的重大不可观察输入包括管理层关于类似资产的重置成本、收购资产的相对年龄以及与收购资产相关的任何潜在经济或功能过时的假设。因此，中游设施和设备的公允价值估计代表3级公允价值计量。

作为购买价格分配的一部分，公司为客户与第三方客户的关系确定了无形资产。已识别无形资产的公允价值是使用收益法确定的，该方法需要对预期未来产生的现金流进行预测，并估计基于市场的加权平均资本成本。估值中的重大不可观察输入包括未来收入估计、未来成本假设和估计的客户保留率。因此，所识别无形资产的公允价值估计代表3级公允价值计量。

收购业务中的非控股权益由CNXM的有限合伙人单位组成，这些单位没有被公司收购。CNXM有限合伙人单位在纽约证券交易所积极交易，并根据交易日的可观察市场价格进行估值，因此代表了1级公允价值计量。

采购价格分配(中流收购)

下表总结了截至2018年1月3日的收购价格和已识别资产收购金额以及基于公允价值承担的负债，并将收购价格超过已识别净资产公允价值的任何超额金额记录为商誉。购买价格分配已于2018年12月31日敲定。

转让代价的公允价值：



	数量
现金对价	$	305,000
CNX在2018年1月3日收集手头现金分发给来宝	2,620
先前持有的股权的公允价值	799,033
转让代价的估计公允价值总额	$	1,106,653

以下是所收购净资产的公允价值摘要：



收购资产的公允价值：	数量
现金和现金等价物	$	8,348
应收帐款和票据	21,199
预付费用	2,006
其他流动资产	163
财产，厂房和设备，净额	1,043,340
无形资产	128,781
其他	593
收购总资产	1,204,430

承担负债的公允价值：
应付帐款	26,059
CNXM循环信贷工具	149,500
承担的负债总额	175,559

可识别净资产总额	1,028,871
CNXM非控股权益的公允价值	(718,577		)
商誉	796,359
收购净资产	$	1,106,653

收购后运营结果 (中游收购)

中流收购为公司的中流部门做出了以下贡献：



	三个月				九个月结束
	九月三十日，				九月三十日，
	2019		2018		2019		2018
中游收入	$	74,261	$	61,372	$	225,280	$	186,875
所得税前收益	$	41,741	$	31,173	$	118,739	$	94,502

注6-所得税：

三者的实际税率和九月末2019年9月30日vbl.25.4%和22.3%分别为。截至九个月的实际税率2019年9月30日与美国联邦法定税率21%不同，主要是由于非控制性权益、股权补偿和州所得税的影响。

三者的实际税率和九截至2018年9月30日的月份为27.9%和24.1%分别为。截至2018年9月30日止九个月的实际利率与美国联邦法定利率21%不同，主要是由于州所得税和州估值津贴的增加，由提交联邦10年净经营亏损(“NOL”)结转以及非控制利息的收益抵消。

2017年12月22日，美国颁布了“减税和就业法案”(下称“法案”)，其中包括将美国联邦企业所得税税率从35%降至21%，废除企业替代最低税率(“AMT”)，并规定退还以前积累的企业AMT信贷。截至2018年12月31日，公司重新分类$102,482从递延所得税到综合资产负债表中的可收回所得税，预计AMT退款也包括在合并现金流量表的可收回所得税行中九月末2019年9月30日.

中的每一个的不确定税务状况的总金额2019年9月30日和2018年12月31日是$31,516好的。如果确认这些不确定的税务状况，大约$31,516会影响CNX的实际税率。截至三个月及九个月内，未确认的税务优惠并无变动。2019年9月30日.

CNX确认与利息支出中不确定税务状况相关的应计利息。自.起2019年9月30日和2018年12月31日，CNX有不与不确定税务状况有关的应计利息负债。

CNX确认与其所得税支出中的不确定税务状况相关的应计罚金。自.起2019年9月30日和2018年12月31日CNX没有与不确定税务状况相关的应计税务处罚责任。

CNX及其子公司向美国提交联邦所得税申报表，并在各个州管辖范围内提交纳税申报表。除少数例外外，本公司在2016年前不再接受美国联邦、州、地方或非美国税务机关的所得税审查。该公司预计国税局将于2020年第二季度完成对2016至2017年税务年度的审计。

注7-物业、厂房及设备：



	9月30日 2019		12月31日 2018
物业、厂房及设备
无形钻井成本	$	4,566,206	$	4,120,283
集气设备	2,399,883		2,126,895
已证实的气体性质	1,157,361		1,135,411
气井及相关设备	1,047,139		859,359
未改进的气体特性	949,529		927,667
地面和其他设备	233,812		238,487
其他	158,368		159,326
总财产、厂房和设备	10,512,298		9,567,428
减去：累计折旧、损耗和摊销	2,981,723		2,624,984
总财产、厂房和设备-净额	$	7,530,575	$	6,942,444

注8-商誉和其他无形资产：

关于2018年1月3日结束的Midstream收购(有关更多信息，请参阅注5-收购和处置)，CNX记录了$796,359善意和$128,781由客户关系组成的其他无形资产。

所有商誉均归因于中流可报告分部。

其他无形资产的账面金额和累计摊销包括：



	9月30日 2019		2018年12月31日
其他无形资产
总可摊销资产-客户关系	$	109,752	$	109,752
减：累计摊销-客户关系	11,467		6,552
其他无形资产总额，净额	$	98,285	$	103,200

2018年第二季度，CNX确定，由于与HG Energy达成资产交换协议，部分客户关系无形资产的账面价值超过其公允价值。因此，CNX确认了这项无形资产的减值$18,650好的。有不本期此类减值。

客户关系无形资产正在以直线方式摊销大约17年数好的。与其他无形资产有关的摊销费用三和九个月告一段落2019年9月30日是$1,638和$4,915分别为。与其他无形资产有关的摊销费用是$1,638和$5,293为.三和九个月告一段落2018年9月30日分别为。估计的年度摊销费用预计约为$6,552在接下来的五年里每年。

注9-循环信贷：

CNX资源公司(CNX)

2019年4月，CNX修订了其高级担保循环信贷工具(“信贷工具”)，并将其到期日延长至2024年4月。贷款人的承诺保持不变，仍为$2,100,000，具有手风琴功能，允许公司将承诺增加到$3,000,000好的。借款基数在$2,100,000，包括$650,000信用证总额分限额。此外，用于股息和分配的累积信用篮子被用于股息和分配的篮子取代，该篮子受预计净杠杆率至少为3.00最低至1.00，并在信贷安排下可供使用15%总承诺额的一部分。如果现有资产的合计本金金额5.875%2022年4月到期的优先债券和其他一些未偿还的公开交易债务证券91日数在该等债务的最早到期日(“突然到期日”)之前，该等债务的最早到期日大于$500,000，那么信贷机制将在春季到期日到期。2019年10月，作为半年借款基数重新确定的一部分，贷款人将CNX的借款基数增加到$2,300,000.

根据修订后的协议条款，循环信贷安排下的借款将按CNX的选择权在以下任何一种利率下产生利息：


•	基本利率，是(I)^联邦基金开放利率加中最高的0.50%，(Ii)^PNC Bank，N.A.的最优惠利率，或(Iii)^^一个月的^LIBOR利率加1.0%，在每种情况下，外加范围从0.25%致1.25%；或

•LIBOR利率，即LIBOR利率加上范围从1.25%致2.25%.

CNX信用融资由CNX及其某些子公司(不包括被排除的子公司，包括CNX Midstream GP LLC及其子公司)的几乎所有资产提供担保。费用和利率差基于设施利用率的百分比，每季度测量一次。信贷机制下的可获得性仅限于借款基数，借款基数由贷款人的银团代理确定，并通过计算CNX的已探明天然气储量的价值，由所需数量的贷款人真诚地批准。

CNX信贷安排包含许多肯定和消极契约，其中包括那些限制本公司及其附属担保人的能力，除非在某些情况下，这些契约限制本公司及其附属担保人创造、招致、承担或遭受存在债务的能力，设定或允许存在财产留置权，处置资产，进行投资，购买或赎回CNX普通股，支付股息，与另一家公司合并，以及修改高级无担保票据。公司还必须抵押80%其已探明储量的价值和80%其已探明的已开发生产储量的价值，在每种情况下均包括在借款基础中，与其贷款人或其附属公司保持适用的存款、证券和商品账户，并就该等适用账户订立控制协议。

CNX信贷安排包含惯常的违约事件，包括但不限于对某些其他债务的交叉违约、违反陈述和担保、变更控制事件和违反约定。

CNX信贷工具还要求CNX保持最大净杠杆率不大于4.00为1.00，按季度计算，即债务减去手头现金与合并EBITDA的比率。CNX还必须保持不小于的最小电流比1.00到1.00，即按季度计量的流动资产加上转轮可用性与流动负债(不包括转轮下的借款)的比率计算。所有比率的计算都不包括CNXM。CNX遵守截至#年的所有财务契约2019年9月30日.

在…2019年9月30日，CNX信用贷款有$613,200未偿还借款和$199,066未付信用证，留下$1,287,734未使用的容量。在…2018年12月31日，CNX信用贷款有$612,000未偿还借款和$198,396未付信用证，留下$1,289,604未使用的容量。

CNX Midstream Partners LP(CNXM)

2019年4月，CNXM修改了其高级担保循环信贷安排，并将其到期日延长至2024年4月。贷款人的承诺保持不变$600,000，具有折叠式功能，允许CNXM将可用借款量增加最多一个$250,000在某些条款和条件下。除其他事项外，循环信贷安排现在包括(I)增加限制付款篮子，允许现金回购奖励分配权(IDR)，但须遵守形式上的担保杠杆率为3.00到1.00，预计总杠杆率为4.00到1.00，并且预备性可用20%承诺和(Ii)用于回购有限合伙单位的有限制的付款篮，不超过任何季度的可用现金(如合伙协议中定义的)，最高可达$150,000每年及以下$200,000在设施的生命周期内。

根据修订后的协议条款，循环信贷安排下的借款将按CNXM的选择权支付利息，利率为：


•	基本利率，是(I)^联邦基金开放利率加中最高的0.50%，(Ii)^PNC Bank，N.A.的最优惠利率，或(Iii)^^一个月的^LIBOR利率加1.0%，在每种情况下，外加范围从0.50%致1.50%；或


•	伦敦银行同业拆借利率，外加从1.50%致2.50%.

CNXM信贷安排下的费用和利率息差是基于季度测量的总杠杆率。CNXM信贷安排包括签发信用证的能力，最高可达$100,000总而言之。

CNXM循环信贷安排包含许多积极和消极的契约，其中包括契约，除某些情况外，这些契约限制CNXM、其附属担保人及其某些非担保人、非全资子公司的能力，除非在某些情况下：(I)设定、招致、承担或遭受现有债务；(Ii)设定或允许存在对其财产的留置权；(Iii)提前偿还某些债务，除非没有违约或(V)与另一人合并或合并，清算或解散；或收购任何持续经营的企业或经营业务线的全部或基本上所有资产，或收购另一人的全部或大部分资产；(Vi)进行特定投资和贷款；(Vii)出售、转让或处置其资产或财产，而不是在正常业务过程和其他特定情况下；(Viii)与任何附属公司交易，除非在正常业务过程中，按照不低于CNXM在其他情况下将在分支机构获得的优惠条款与其进行交易和(Ix)以任何实质性方式修改其公司注册证书、章程或其他组织文件，而无需事先通知贷款人，并在某些情况下获得贷款人的同意。

此外，CNXM有义务在每个会计季度结束时(W)保持至少$150,000CNXM高级债券中，最大总杠杆率不大于5.25致1.00(增加到不大于5.50致1.00在合格购置期间)；(X)如果小于$150,000CNXM高级债券中，最大总杠杆率不大于4.75致1.00(增加到不大于5.25在合格购置期内为1.00)；(Y)最大担保杠杆率不大于3.50至1.00和(Z)最低利息保障比率不低于2.50致1.00好的。CNXM遵守了截至#年的所有财务契约2019年9月30日.

CNXM循环信贷安排还包含惯常的违约事件，包括但不限于对某些其他债务的交叉违约、违反陈述和担保、变更控制事件和违反契约。循环信贷安排下的债务由CNXM及其全资子公司的几乎所有资产提供担保。CNX不是循环信贷安排下的担保人。

在…2019年9月30日，CNXM信贷工具有$246,000未偿还借款。CNXM拥有可用于借款的最大循环信用额度2019年9月30日，或$354,000好的。在…2018年12月31日，CNXM信贷工具有$84,000未偿还借款。

注10-其他应计负债：



	九月三十日， 2019		十二月三十一号， 2018
版税	$	64,245	$	92,005
气体衍生物	44,826		61,661
应计利息	28,692		26,333
运输费	19,925		19,661
递延收入	11,614		17,693
短期激励薪酬	9,774		20,482
应计其他税款	8,788		7,300
应计工资和福利	5,909		6,533
其他	40,862		31,851
长期负债的流动部分：
资产报废义务	5,076		1,075
薪金退休	1,646		1,578
其他应计负债总额	$	241,357	$	286,172

注11-长期债务：



	9月30日 2019		12月31日 2018
2022年4月到期的优先债券，利率为5.875%(本金为894，307美元和1，294，307美元加上未摊销保险费(分别为1，108美元和2，069美元)	$	895,415	$	1,296,376
CNX信用工具	613,200		612,000
2027年3月到期的优先债券，票面利率7.25%，按票面价值发行	500,000		—
CNX Midstream Partners LP高级债券将于2026年3月到期，利率为6.50%(本金为40万美元减去未摊销折扣，分别为4，813美元和5，375美元)	395,187		394,625
CNX Midstream Partners LP循环信贷工具	246,000		84,000
减去：未摊销债务发行成本	9,568		8,796
长期债务	$	2,640,234	$	2,378,205

在.期间九个月告一段落2019年9月30日，CNX完成了私募发行$500,000的7.25%2027年3月到期的高级票据。这些票据由CNX的大多数子公司担保，但不包括CNXM的普通合伙人或CNXM。

在.期间九个月告一段落2019年9月30日，CNX购买$400,000其突出的5.875%2022年4月到期的高级票据好的。作为这笔交易的一部分，损失$7,614已计入合并损益表中的债务清偿损失。

在.期间九个月告一段落2018年9月30日，CNXM完成了私募发行$400,000的6.50% 2026年3月到期的高级票据减去$6,000未摊销债券折价。CNX不是CNXM的担保人6.50% 2026年3月到期的高级票据或CNXM的高级担保循环信贷安排。

在.期间九个月告一段落2018年9月30日，CNX购买$391,375其突出的5.875%2022年4月到期的高级票据好的。作为这笔交易的一部分，损失$15,635已计入合并损益表中的债务清偿损失。

在.期间三和九个月告一段落2018年9月30日，CNX购买$200,000和$500,000分别是其未完成的8.00%2023年4月到期的高级票据好的。作为这些交易的一部分，损失$15,385和$38,798分别计入综合损益表的债务清偿损失。

注12-租约：

2019年1月1日，本公司采用过渡法，采用会计准则更新(ASU)2016-02及所有相关修订，允许对采用期内留存收益期初余额进行累积效应调整。CNX通过将ASC 840下先前的会计结论应用于在过渡日期之前存在的所有租约，选择了实际权宜之计的过渡救济一揽子方案。因此，CNX没有重新评估1)现有或到期合同是否包含租赁，2)任何现有或到期租赁的租赁分类，或3)租赁发起成本是否符合初始直接成本。此外，该公司通过制定会计政策来排除期限为5%的租赁，从而为所有资产类别选择了短期实际权宜之计12月份或者更少。CNX不会将任何资产类别的租赁组件与非租赁组件分开。最后，CNX采用了地役权实用权宜之计，允许公司在采用日期后前瞻性地将ASC 842应用于土地地役权。以前没有根据ASC 840进行评估的在采用日期之前存在或到期的地役权将不会被重新评估。

CNX的租赁活动主要包括经营和融资租赁电动压裂设备、天然气钻井平台、CNX公司总部以及外地办事处、天然气收集管道和商用车辆。有些租约包括续订的选项，期限从1致10年数，这些资产或负债不被确认为租赁使用权(ROU)资产或负债的一部分，因为它们不能合理地确定将被行使。

经营租赁ROU资产和负债根据租赁期内租赁付款的现值在开始日期确认。由于CNX的大多数租赁不提供隐含利率，因此使用递增的借款利率来确定租赁付款的现值。

租赁成本的构成如下：



	在过去的三个月里		在过去的九个月里
	2019年9月30日		2019年9月30日
运营租赁成本	$	21,723	$	53,080
融资租赁成本：
使用权资产摊销	1,310		3,936
租赁负债利息	298		974
短期租赁成本	555		4,922
可变租赁成本*	5,015		16,554
总租赁成本	$	28,901	$	79,466

*天然气钻机资产负债表上确认的金额是使用在钻机闲置时将支付的费率来计量的，因为这是根据合同可以支付的最低付款。可变租赁成本是指当天然气钻机在使用中时，为超过此最小值的天然气钻机支付的金额。在资产负债表上确认的电动压裂设备金额按合同规定的最低抽水时数计量；然而，抽水时数可能超过最低抽水时数，并随期间的不同而有所不同。任何与抽水时数超过最低限额有关的支付金额都代表可变租赁成本。

合并资产负债表中确认的金额如下：



	九月三十日，
	2019
经营租赁：
运营租赁使用权资产	$	205,647

经营租赁义务的当期部分	65,061
经营租赁义务	122,514
经营租赁负债总额	$	187,575

融资租赁：
物业、厂房及设备	$	73,363
减去累计折旧、折旧和摊销	62,191
财产、厂房和设备-净额	$	11,172

融资租赁义务的当期部分	$	7,203
融资租赁义务	9,400
融资租赁负债总额	$	16,603

与租赁相关的补充现金流量信息如下：



	在过去的九个月里
	2019年9月30日
为租赁负债计量中包括的金额支付的现金：
经营租赁的经营现金流量	$	48,308
经营融资租赁现金流量	$	974
融资租赁的现金流	$	5,322
在租赁义务交换中获得的使用权资产：
经营租赁	$	15,347
融资租赁	$	1,722

租赁负债到期日如下：



	操作		金融
	租约		租约
截至9月30日的12个月，
2020	$	72,775	$	8,136
2021	57,943		7,794
2022	37,534		1,584
2023	5,460		413
2024	5,440		201
此后	32,034		—
租赁付款总额	211,186		18,128
减去：利息	23,611		1,525
租赁负债的现值	$	187,575	$	16,603

租赁条款和折扣率如下：



	九月三十日，
	2019
加权平均剩余租期(年)：
经营租赁	4.46
融资租赁	2.35

加权平均折扣率：
经营租赁	4.95	%
融资租赁	6.96	%

注13-承诺和或有负债：

CNX及其子公司在人身伤害、特许权使用费会计、财产损害、气候变化、政府法规(包括环境违规和补救)、雇佣和合同纠纷以及在正常业务过程中产生的其他索赔和行动等方面受到各种诉讼和索赔。CNX应计入这些诉讼和索赔的估计损失，当损失是可能的并且可以估计的时候。该公司目前估计的与这些未决索赔相关的应计费用，无论是单独还是总体，对CNX的财务状况、经营结果或现金流都是无关紧要的。未来与这些诉讼和索赔有关的总损失可能最终对CNX的财务状况、经营结果或现金流产生重大影响；然而，这些金额无法合理估计。

在…2019年9月30日，CNX已向某些第三方提供以下财务担保、无条件购买义务和信用证，如下表中按主要类别所述。这些金额代表本公司根据这些工具可能需要支付的未来总付款的最大潜力。这些金额并未因追索权或抵押条款下的潜在追回而减少。一般而言，根据回收保证金进行的收回将限于违约时所进行的工作的范围。财务报表中没有将与这些无条件购买义务和信用证有关的金额记录为负债。CNX管理层认为，下表中的承诺将在没有资金的情况下到期，因此不会对财务状况产生重大不利影响。



	每个期间的承诺到期金额
	总计金额 vbl.承诺		小于 1^年		1-3个月		3-5年		超越 5年
信用证：
坚固的运输	$	198,316	$	80,244	$	118,072	$	—	$	—
其他	750		750		—		—		—
信用证总数	199,066		80,994		118,072		—		—
保证债券：
员工相关	1,850		—		1,850		—		—
环境	11,283		11,073		210		—		—
财务担保	81,670		26,400		55,270		—		—
其他	9,306		8,433		873		—		—
保证债券总额	104,109		45,906		58,203		—		—
承诺总额	$	303,175	$	126,900	$	176,275	$	—	$	—

上表不包括与剥离公司的煤炭业务一起签订的承诺和担保(详情请参见CNX于2019年2月7日提交给证券交易委员会的2018年Form 10-K年度报告)。虽然CONSOL Energy已同意在CNX被要求支付任何这些债务的程度上赔偿CNX，但不能保证CONSOL Energy将在CNX被要求的情况下履行赔偿CNX的义务。

CNX签订长期无条件采购义务，以采购主要设备采购、天然气公司运输、天然气钻井服务和其他经营商品和服务。这些购买义务没有记录在综合资产负债表中。自.起2019年9月30日，今后五年及以后每年的采购义务如下：



到期债务	数量
不足1年	$	252,535
1-3年	489,023
3-5年	412,960
5年以上	1,113,008
购买义务总额	$	2,267,526

注14-衍生工具：

2019年6月，CNX签订了一项利率互换协议，以管理其对利率波动的风险敞口。利率掉期协议涉及$160,000CNX的高级有担保循环信贷安排下的借款(见附注9-循环信贷安排)，并具有在三年期间将可变利息债务修改为固定利息债务的经济影响。

利率掉期协议的公允价值变动按市价计入，公允价值变动记录在当期收益中。公允价值2019年9月30日以及公允价值从开始到现在的相应变化2019年9月30日只是名义上的。

CNX参与金融衍生工具，以管理其对商品价格波动的风险敞口。这些天然气商品对冲按市价计入，公允价值变动记录在当期收益中。

CNX在交易对手不履行义务的情况下面临信用风险。交易对手的信誉有待持续审查。本公司没有遇到任何衍生交易对手不履行义务的问题。

该公司的对手方主协议目前没有要求CNX为其任何头寸提供抵押品。然而，如交易对手主协议所述，如果CNX与其交易对手之一的义务不再以与信贷安排下其他贷款人的类似义务相同的基础获得担保，CNX将必须为负债状况超过定义阈值的工具提供抵押品。公司的所有衍生工具都需要与我们的对手方进行主净额结算安排。“CNX确认所有金融衍生工具在综合资产负债表中以总价值作为公允价值的资产或负债。

在违约情况下，公司的每一项对手方主协议都允许选择提前终止未完成的合同。如果选择提前终止，CNX和适用的交易对手将净结算所有未平仓套期保值头寸。

CNX公司衍生工具的名义总产量如下：



	九月三十日，	十二月三十一号，	预测到
	2019	2018	安顿下来
天然气商品掉期(BCF)	1,502.4	1,484.4	2024
天然气基础掉期(BCF)	1,240.5	1,056.6	2024

CNX公司衍生工具的总公允价值如下：



资产衍生工具					负债衍生工具
	九月三十日，		十二月三十一号，			九月三十日，		十二月三十一号，
	2019		2018			2019		2018
商品掉期：
预付费用	$	172,836	$	28,612	其他应计负债	$	1,389	$	34,640
其他资产	254,967		164,310		其他负债	17,440		52,011
总资产	$	427,803	$	192,922	总负债	$	18,829	$	86,651

仅基础交换：
预付费用	$	25,420	$	11,628	其他应计负债	$	43,437	$	27,021
其他资产	20,925		48,788		其他负债	98,638		40,210
总资产	$	46,345	$	60,416	总负债	$	142,075	$	67,231

衍生工具对公司综合收益表的影响如下：



	在过去的三个月里						在过去的九个月里
	九月三十日，						九月三十日，
	2019			2018			2019			2018
结算商品衍生工具收到(支付)的现金：
··天然气：
商品掉期	$	61,441		$	6,916		$	53,058		$	23,540
基础掉期	(4,400		)	(4,091		)	(26,727		)	(21,022		)
结算商品衍生工具收到的现金总额	57,041			2,825			26,331			2,518

商品衍生工具的未实现收益(损失)：
··天然气：
商品掉期	126,617			27,749			302,701			76,999
基础掉期	30,255			(12,569		)	(88,914		)	(765		)
商品衍生工具的未实现收益总额	156,872			15,180			213,787			76,234

商品衍生工具的收益(损失)：
··天然气：
商品掉期	188,058			34,665			355,759			100,539
基础掉期	25,855			(16,660		)	(115,641		)	(21,787		)
商品衍生工具的总收益	$	213,913		$	18,005		$	240,118		$	78,752

公司还签订了固定价格的天然气销售协议，通过实物交付来满足。这些实物商品合同符合正常购买和正常销售例外的条件，不受衍生工具会计的约束。

注15-金融工具的公允价值：

CNX根据在市场参与者之间有序交易中为资产或负债在本金或最有利的市场中转让负债(退出价格)而将收到的资产或负债的交换价确定资产和负债的公允价值。公允价值基于市场参与者在为资产或负债定价时将使用的假设，包括关于风险和估值技术中固有风险的假设以及对估值的投入。公允价值层次是基于对估值技术的投入是可观察的还是不可观察的。可观察的输入反映从独立来源获得的市场数据(包括NYMEX远期曲线、基于伦敦银行同业拆借利率的贴现率和基本远期曲线)，而不可观察的输入反映公司自己对市场参与者会使用什么的假设。

公允价值层次结构包括三个级别的输入，可用于测量公允价值，如下所述：

一级-活跃市场中相同工具的报价。

第2级-第2级中包括的资产和负债的公允价值基于使用重要可观察输入的标准行业收益方法模型，包括NYMEX远期曲线、基于LIBOR的贴现率和基本远期曲线。

第3级-对公允价值计量有重大影响的不可观察输入，市场活动很少或没有市场活动。

在用于计量公允价值的输入满足公允价值层次结构的多个级别的定义的情况下，对公允价值计量总体意义重大的最低级别输入确定了公允价值层次结构中的适用级别。

在经常性基础上按公允价值计量的金融工具汇总如下：



	公允价值计量于2019年9月30日						2018年12月31日公允价值计量
描述	(1级)		(第2级)		(第3级)		(1级)		(第2级)		(第3级)
气体衍生物	$	—	$	313,244	$	—	$	—	$	99,456	$	—

未选择公允价值选项的金融工具的账面金额和公允价值如下：



	2019年9月30日				2018年12月31日
	携载数量		公平价值		携载数量		公平价值
现金和现金等价物	$	5,484	$	5,484	$	17,198	$	17,198
长期债务(不包括债务发行成本)	$	2,649,802	$	2,505,114	$	2,387,001	$	2,290,537

现金及现金等价物代表高流动性工具，并构成第1级公允价值计量。本公司的某些债务在公开市场上活跃交易，因此构成1级公允价值计量。本公司未积极交易的债务债务部分通过参考适用的基本基准利率进行估值，因此构成第2级公允价值计量。

注16-可变利息实体：

公司确定CNXM，其中公司拥有大约34%有限合伙人权益和100%一般合伙人的利益，成为可变利益实体。由于中流收购(见附注5-收购和处置)，本公司通过本公司对CNXM的普通合作伙伴(CNX Midstream GP LLC)的所有权和控制权，有权指导对CNXM的经济表现影响最大的活动。此外，通过其在CNXM的有限合伙人权益和激励分销权(IDR)，本公司有义务吸收CNXM的损失，并有权根据这些权益获得利益。由于本公司拥有控股财务权益，且为CNXM的主要受益人，本公司自2018年1月3日起合并CNXM。

与CNXM运营相关的风险在其于2019年2月7日提交给SEC的截至2018年12月31日的Form 10-K年度报告以及该日期之后提交的其他定期报告中进行了讨论。

下表列出了公司综合资产负债表中供CNXM使用或承担的金额：



	九月三十日，		十二月三十一号，
	2019		2018
资产：
现金	$	1,735	$	3,966
应收款关联方	17,845		17,073
应收款-第三方	6,074		7,028
其他流动资产	1,646		2,383
财产，厂房和设备，净额	1,144,177		891,775
运营租赁ROU资产	6,281		—
其他资产	3,508		3,203
总资产	$	1,181,266	$	925,428
负债：
应付帐款和应计负债	$	99,118	$	43,919
应付帐款-关联方	3,788		4,980
循环信贷机制	246,000		84,000
长期债务	393,925		393,215
长期经营租赁负债	40		—
负债共计	$	742,871	$	526,114

下表总结了CNXM的合并运营报表和现金流量，包括联营公司的金额：



	截至9月30日的三个月，						截至9月30日的9个月，
	2019			2018			2019			2018
营业收入
收税相关方	$	55,453		$	41,022		$	168,434		$	116,328
收税-第三方	18,523			19,946			55,862			69,523
总收入	73,976			60,968			224,296			185,851
费用
运营费用关联方	6,105			5,131			18,167			14,645
运营费用-第三方	5,612			4,870			17,774			20,744
一般和行政费用关联方	3,573			3,060			11,567			10,292
一般和行政费用-第三方	1,236			1,771			4,136			6,639
资产销售和报废损失	—			—			7,229			2,501
折旧费用	6,184			5,306			17,694			16,605
利息支出	7,601			7,255			22,625			16,863
总费用	30,311			27,393			99,192			88,289
净收入	$	43,665		$	33,575		$	125,104		$	97,562

经营活动提供的净现金	$	51,014		$	35,666		$	175,680		$	131,207
投资活动使用的净现金	$	(68,289	)	$	(44,241	)	$	(251,156	)	$	(79,366	)
融资活动提供的净现金(用于)	$	7,333		$	8,818		$	73,245		$	(54,085	)

2018年3月，CNXM完成了对CNX剩余股份的收购95%收集系统和相关资产的权益，通常称为Shirley-Penns系统，换取现金对价金额为$265,000好的。CNXM用其发行的收益为现金对价提供资金6.50%2026年到期的优先票据(见注11-长期债务)。

在…2019年9月30日和2018年12月31日，CNX的应付净额为$14,085和$12,202分别由于CNX收集和CNXM，主要用于应计但未支付的收集服务。

注17-细分信息：

CNX由二主要业务部门：勘探和生产(E&P)和中流。E&P部门的主要活动，包括四可报告的部分，是生产管道质量的天然气，主要销售给天然气批发商。E&P部门的可报告部分为Marcellus页岩、Utica页岩、煤层气和其他天然气。其他天然气分部主要与浅层油气生产有关，这对本公司并不重要，因为CNX在2018年期间出售了几乎所有浅层油气资产(有关更多信息，请参见附注5-收购和处置)。它还包括本公司购买的天然气活动、商品衍生工具的未实现损益、勘探和生产相关的其他成本，以及分配给E&P事业部但未分配给每个单独部门的各种其他经营活动。

CNX中游事业部的主要活动是CNX Gathering和CNXM的天然气收集和其他中游能源资产的所有权、运营、开发和收购，CNX Gathering和CNXM为公司生产的天然气以及宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州Marcellus页岩和Utica页岩中的其他独立第三方提供天然气收集服务。中流部门不包括CNX尚未贡献给CNX Gathering和CNXM的收集资产和业务。作为Midstream收购的结果(有关更多信息，请参阅注5-收购和配置)，CNX拥有并控制CNX Gathering的100%，使CNXM成为单一赞助商的Master Limited合伙企业，因此本公司于2018年1月3日开始整合CNXM。

本公司未分配的费用包括其他费用、与非核心资产相关的资产出售收益、先前持有的股权收益、债务清偿损失、其他无形资产减值和所得税。

在准备以下信息时，部门间销售额已按接近市场价格的金额记录。每个分部的营业利润是基于销售额减去可识别的营业和非营业费用。资产反映在E&P的分部级别，而不是在每个单独的E&P部门之间分配。由于CNX控制的资产基础不同，因此这些资产没有分配给每个单独的部门，因此每个单独的资产可以服务于部门内的多个部门。这种资产基础的分配在逐个细分的基础上将不会有意义或具有代表性。

行业分类结果三个月告一段落2019年9月30日:



	马塞勒斯泥岩		尤蒂卡页岩		煤层气		其他气态		总计 E&P		中游		未分配			公司间抵销			固形
天然气、NGL和石油收入	$	179,142	$	50,042	$	35,621	$	246	$	265,051	$	—	$	—		$	—		$	265,051	(A)
购买的天然气收入	—		—		—		29,192		29,192		—		—			—			29,192
中游收入	—		—		—		—		—		74,261		—			(55,736		)	18,525
商品衍生工具收益	38,354		12,628		6,036		156,895		213,913		—		—			—			213,913
其他营业收入	—		—		—		3,375		3,375		—		—			(59		)	3,316		(B)
总收入和其他营业收入	$	217,496	$	62,670	$	41,657	$	189,708	$	511,531	$	74,261	$	—		$	(55,795	)	$	529,997
所得税前收益	$	41,014	$	18,220	$	8,717	$	83,279	$	151,230	$	41,741	$	(109	)	$	—		$	192,862
细分资产									$	7,087,782	$	2,178,073	$	16,668		$	3,735		$	9,286,258	(C)
折旧、损耗和摊销									$	111,839	$	8,620	$	—		$	—		$	120,459
资本支出									$	267,689	$	68,448	$	—		$	—		$	336,137


(A)	包括在天然气、NGL和石油收入总额中的销售额为$39,092至Direct Energy Business Marketing LLC，其中包括本期与外部客户签订的合同收入的10%以上。


(B)	包括未合并联属公司的收益中的股本$673对于总E&P。


(C)	包括对未合并的股权关联公司的投资$17,110对于总E&P。

行业分类结果三个月告一段落2018年9月30日:



	马塞勒斯泥岩		尤蒂卡页岩			煤层气		其他气态			总计 E&P		中游		未分配		公司间抵销			固形
天然气、NGL和石油收入	$	207,407	$	88,039		$	48,471	$	795		$	344,712	$	—	$	—	$	—		$	344,712	(D)
购买的天然气收入	—		—			—		10,560			10,560		—		—		—			10,560
中游收入	—		—			—		—			—		61,372		—		(41,426		)	19,946
商品衍生工具的收益(损失)	1,796		(151		)	605		15,755			18,005		—		—		—			18,005
其他营业收入	—		—			—		3,969			3,969		—		—		(66		)	3,903		(E)
总收入和其他营业收入	$	209,203	$	87,888		$	49,076	$	31,079		$	377,246	$	61,372	$	—	$	(41,492	)	$	397,126
所得税前收益(亏损)	$	64,408	$	41,237		$	9,642	$	(60,856	)	$	54,431	$	31,173	$	117,830	$	—		$	203,434
细分资产											$	6,256,132	$	1,883,134	$	82,696	$	(12,926	)	$	8,209,036	(F)
折旧、损耗和摊销											$	111,844	$	7,741	$	—	$	—		$	119,585
资本支出											$	253,263	$	44,202	$	—	$	—		$	297,465


(D)	包括在天然气、NGL和石油收入总额中的销售额为$42,901到NJR能源服务公司，该公司占同期与外部客户签订的合同收入的10%以上。


(E)	包括未合并联属公司的收益中的股本$1,241对于总E&P。


(F)	包括对未合并的股权关联公司的投资$19,488对于总E&P。

行业分类结果九个月告一段落2019年9月30日:



	马塞勒斯泥岩		尤蒂卡页岩		煤层气		其他气态			总计 E&P		中游		未分配			公司间抵销			固形
天然气、NGL和石油收入	$	709,656	$	208,206	$	125,094	$	906		$	1,043,862	$	—	$	—		$	—		$	1,043,862	(A)
购买的天然气收入	—		—		—		64,181			64,181		—		—			—			64,181
中游收入	—		—		—		—			—		225,280		—			(169,417		)	55,863
商品衍生工具收益	17,727		5,774		2,819		213,798			240,118		—		—			—			240,118
其他营业收入	—		—		—		9,671			9,671		—		—			(235		)	9,436		(B)
总收入和其他营业收入	$	727,383	$	213,980	$	127,913	$	288,556		$	1,357,832	$	225,280	$	—		$	(169,652	)	$	1,413,460
所得税前收益(亏损)	$	178,326	$	68,165	$	29,219	$	(42,650	)	$	233,060	$	118,739	$	(1,662	)	$	—		$	350,137
细分资产										$	7,087,782	$	2,178,073	$	16,668		$	3,735		$	9,286,258	(C)
折旧、损耗和摊销										$	349,620	$	24,999	$	—		$	—		$	374,619
资本支出										$	716,164	$	248,338	$	—		$	—		$	964,502


(A)	包括在天然气、NGL和石油收入总额中的销售额为$155,337指导能源业务营销有限责任公司和$114,440到NJR能源服务公司，每个公司都占本期与外部客户的合同收入的10%以上。


(B)	包括未合并联属公司的收益中的股本$1,703对于总E&P。


(C)	包括对未合并的股权关联公司的投资$17,110对于总E&P。

行业分类结果九个月告一段落2018年9月30日:



	马塞勒斯泥岩		尤蒂卡页岩		煤层气		其他气态			总计 E&P		中游		未分配		公司间抵销			固形
天然气、NGL和石油收入	$	590,728	$	326,119	$	152,854	$	15,150		$	1,084,851	$	—	$	—	$	—		$	1,084,851	(D)
购买的天然气收入	—		—		—		38,546			38,546		—		—		—			38,546
中游收入	—		—		—		—			—		186,875		—		(117,191		)	69,684
商品衍生工具收益	1,411		746		330		76,265			78,752		—		—		—			78,752
其他营业收入	—		—		—		23,355			23,355		—		—		(209		)	23,146		(E)
总收入和其他营业收入	$	592,139	$	326,865	$	153,184	$	153,316		$	1,225,504	$	186,875	$	—	$	(117,400	)	$	1,294,979
所得税前收益(亏损)	$	155,923	$	143,830	$	35,164	$	(138,551	)	$	196,366	$	94,502	$	702,097	$	—		$	992,965
细分资产										$	6,256,132	$	1,883,134	$	82,696	$	(12,926	)	$	8,209,036	(F)
折旧、损耗和摊销										$	338,834	$	24,504	$	—	$	—		$	363,338
资本支出										$	708,660	$	85,464	$	—	$	—		$	794,124


(D)	包括在天然气、NGL和石油收入总额中的销售额为$158,746到NJR能源服务公司，该公司占同期与外部客户签订的合同收入的10%以上。


(E)	包括未合并联属公司的收益中的股本$4,688对于总E&P。


(F)	包括对未合并的股权关联公司的投资$19,488对于总E&P。

段信息与合并金额的对账：

收入和其他营业收入



	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的9个月，
	2019		2018		2019		2018
与外部客户签订合同的部门总收入	$	312,768	$	375,218	$	1,163,906	$	1,193,081
商品衍生工具收益	213,913		18,005		240,118		78,752
其他营业收入	3,316		3,903		9,436		23,146
合并收入总额和其他营业收入	$	529,997	$	397,126	$	1,413,460	$	1,294,979

所得税前收益：



	截至9月30日的三个月，						截至9月30日的9个月，
	2019			2018			2019			2018
应报告业务部门的税前收入：
E&P合计	$	151,230		$	54,431		$	233,060		$	196,366
中游	41,741			31,173			118,739			94,502
应报告业务部门的税前收入合计	$	192,971		$	85,604		$	351,799		$	290,868
未分配的费用：
其他(费用)收入	(3,109		)	(1,105		)	(1,578		)	4,811
某些资产销售收益	3,000			134,320			7,530			146,706
先前持有的股权收益	—			—			—			623,663
债务清偿损失	—			(15,385		)	(7,614		)	(54,433		)
其他无形资产减值	—			—			—			(18,650		)
所得税前收益	$	192,862		$	203,434		$	350,137		$	992,965

总资产：



	九月三十日，
	2019		2018
可报告业务部门总数的部门资产：
E&P	$	7,087,782	$	6,256,132
中游	2,178,073		1,883,134
公司间抵销	3,735		(12,926		)
从细分资产中排除的项目：
现金和现金等价物	5,484		42,672
可追回所得税	11,184		40,024
合并资产总额	$	9,286,258	$	8,209,036

注18-股票回购：

自2017年10月30日启动目前的股票回购计划以来，CNX的董事会共批准了$750,000股票回购计划，不受到期日限制。回购可能不时通过公开市场购买、私下协商交易、规则10b5-1计划、加速股票回购、大宗交易、衍生品合同或其他符合规则10b-18的方式受到影响。任何回购的时间将基于一系列因素，包括可用的流动性、公司的股票价格、公司的财务前景和另类投资选择。股票回购计划并不强制本公司回购任何美元金额或数量的股份，董事会可随时修改、暂停或终止其对该计划的授权。董事会将继续根据CNX的自由现金流状况、杠杆率和资本计划评估股票回购计划的规模。在.期间九个月告一段落2019年9月30日, 12,929,487股票被回购和退休，平均价格为$8.91每股总成本为$115,477.

注19-最近的会计声明：

2019年5月，FASB发布了ASU 2019-05-金融工具-信用损失(主题326)，为采用ASU 2016-13的实体提供可选的有针对性的过渡救济。ASU 2016-13以反映预期信用损失的方法取代已发生的损失减值方法，并要求考虑更广泛的合理和可支持的信息，以告知信用损失估计。预期信用损失的计量将基于过去事件的相关信息，包括历史经验、当前状况以及影响报告金额可收集性的合理和可支持的预测。ASU 2019-05提供了不可撤销地选择先前按摊销成本基准计量的某些金融资产的公允价值选项。对于这些实体，有针对性的过渡救济将通过提供一个选项来调整类似金融资产的计量方法，从而提高财务报表信息的可比性。本ASU中的修正案将使用修改后的追溯方法实施，对于公共实体而言，对于2019年12月15日之后的财政年度和这些年度期间内的过渡期有效。允许提前收养。本指南的采用预计不会对公司的财务报表产生重大影响。


第二项。	管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析

总则

在2019年第三季度，CNX售出128.3生产天然气的bcfe，增加7.8%从119.0Bcfe在去年同期售出，主要是由于Marcellus页岩量增加。这一增长被Utica页岩量的减少部分抵消，这是由于CNX在2018年第三季度出售了俄亥俄Utica合资企业(“JV”)的几乎所有资产。季度总生产成本增加到$1.99与去年同期相比$1.97按Mcfe，主要由运输、收集和压缩的增加推动，部分抵消由折旧、损耗和摊销以及租赁运营费用的减少所致。资本支出增加到3.36亿美元在2019年第三季度，与2.97亿美元2018年第三季度的支出。

市场营销更新：

2019年第三季度，CNX的天然气、天然气液体(NGL)、石油和凝析油的平均销售价格为$2.51佩尔·麦克夫。2019年第三季度所有液体的平均实现价格为每桶14.26美元。

CNX在2019年第三季度与NYMEX的加权平均差额为负0.33美元/MMBtu。CNX在对冲之前的天然气平均销售价格下降了18.7%，至20美元。$2.04每个Mcf与平均销售价格相比较$2.512019年第二季度的每个Mcf。这一下降主要是由于Henry Hub的价格较低，反映了目前的一般市场状况，加上更大的差额。包括对冲现金结算的影响，CNX的天然气平均销售价格为每Mcf 0.08美元，或3.1%，低于三个月截至2019年6月30日，每Mcf 0.23美元，或8.4%，低于三个月告一段落2018年9月30日.

CNX指南：

CNX将2019年的生产量更新为530-540 Bcfe，而以前的指导为510-530 Bcfe。CNX将2020年的生产量更新为535-565 Bcfe，而之前的指导为570-595 Bcfe。更新后的2020指南相当于2019年更新后的中点大约增加3%。

2019年第三季度资本支出低于预期，该公司正在降低2019年全年资本指导值，同时增加产量。对于2020年，该公司正在减少其全年资本指导和生产量，主要是由于计划的变化和相关的时间安排。

对于2019年和2020年的合计，该公司预计将比先前宣布的资本支出减少约8000万美元，导致2020年产量减少17.5 Bcfe，而从2020年到2019年加速的产量占15 Bcfe。

2019年第四季度的总对冲天然气产量为115.7 Bcf。年度气体对冲头寸如下表所示：



	2019	2020
卷边缘(Bcf)，截至19年9月10日	405.2*	489.6

^*包括312.5 Bcf的实际结算。

CNX的对冲气体量包括NYMEX金融对冲、指数(NYMEX和BASIC)金融对冲和实物固定价格销售的组合。此外，为了保护NYMEX对冲交易量免受基准风险敞口，CNX在某些销售点采用纯基准财务对冲和固定基准实物销售。

操作结果-三个月 2019年9月30日与.相比三个月 2018年9月30日

CNX Resources股东应占净利润

CNX报告CNX资源股东应占净收益为$116百万美元，或稀释后每股收益$0.61，对于三个月告一段落2019年9月30日与CNX Resources股东应占净收益相比，CNX Resources股东应占净收益为$125百万美元，或稀释后每股收益$0.59，对于三个月告一段落2018年9月30日.



	截至9月30日的三个月，
(千美元)	2019		2018		方差
净收入	$	143,960	$	146,756	$	(2,796	)
减去：非控股权益的净收入	28,422		21,727		6,695
CNX Resources股东应占净利润	$	115,538	$	125,029	$	(9,491	)

CNX公司由两个主要业务部门组成：勘探和生产(E&P)和中流公司。

机电事业部的主要活动是生产管道质量的天然气，主要销售给天然气批发商。E&P部门的可报告部分为Marcellus页岩、Utica页岩、煤层气和其他天然气。

CNX的E&P部门有收益所得税前151百万美元三个月告一段落2019年9月30日，与收益所得税前54百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。包括在三个月告一段落2019年9月30日和2018年是商品衍生工具的未实现收益$157百万美元15分别是百万。

CNX中游事业部的主要活动是通过CNX Gathering和CNXM拥有、运营、开发和收购天然气收集和其他中游能源资产，CNX Gathering和CNXM为公司生产的天然气以及宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州Marcellus页岩和Utica页岩中的其他独立第三方提供天然气收集服务。中流部门不包括CNX尚未贡献给CNX Gathering和CNXM的收集资产和业务。

由于中流收购(请参阅本表格10-Q中的未审计综合财务报表注释中的附注5-收购和处置)，CNX拥有并控制CNX Gathering的100%，使CNXM成为单一赞助商的Master Limited合伙企业，因此本公司于2018年1月3日开始整合CNXM。在收购之前，CNX将其在CNX Gathering和CNXM中的权益作为股权方法投资。

CNX的中流部门的所得税前收益为$4200万为.三个月告一段落2019年9月30日，而所得税前收益为$3，100万为.三个月告一段落2018年9月30日.

E&P部门摘要

E&P部门的销售量、平均销售价格(包括已结算衍生工具的影响)和平均成本如下：



	截至9月30日的三个月，
	2019		2018		方差			百分比变化
销售量(Bcfe)	128.3		119.0		9.3			7.8	%

平均销售价格(每个Mcfe)	$	2.51	$	2.92	$	(0.41	)	(14.0	)%
租赁运营费用(按Mcfe)	0.11		0.14		(0.03		)	(21.4	)%
制作、广告价值和其他费用(按Mcfe)	0.05		0.06		(0.01		)	(16.7	)%
传输、收集和压缩(Per Mcfe)	0.97		0.84		0.13			15.5	%
折旧、损耗和摊销(DD&A)(按Mcfe)	0.86		0.93		(0.07		)	(7.5	)%
平均成本(每个Mcfe)	1.99		1.97		0.02			1.0	%
平均利润率(每个Mcfe)	$	0.52	$	0.95	$	(0.43	)	(45.3	)%

天然气、NGL和石油收入为$265百万美元三个月告一段落2019年9月30日，与$相比345百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。减少的主要原因是天然气和NGL定价抵销的减少，部分原因是7.8%总销售量的增加。

每个Mcfe的平均销售价格下降是由于$0.67在CNX销售其天然气的市场中，扣除对冲的影响后，一般天然气价格的每Mcf下降。在NGL和冷凝油销售量的提升中，每Mcfe也减少了0.16美元。两项减幅均由美元部分抵销。0.44本期与本公司套期保值计划相关的商品衍生工具的已实现收益按Mcf增加。

每个Mcfe平均成本的变化主要与以下项目有关：


•	运输、收集和压缩费用在单位基础上增加，主要是由于CNXM采集费增加，与我们Marcellus产量的增加和公司运输费用的增加有关，主要是由于新合同赋予CNX在阿巴拉契亚盆地以外运输和销售天然气的能力。CNX公司成本较低的干Utica产量的减少也促进了单位产量的增加。


•	租赁经营费用按单位减少，主要是由于同期比较中雇员人数和相关成本的减少。


•	折旧、损耗和摊销费用按单位计算减少，主要是由于公司的关联储备增加导致Marcellus费率降低。

下表列出了液体和天然气净销售信息的细分，以帮助了解公司的天然气生产和销售组合。



	截至9月30日的三个月，
以千为单位(除非另有说明)	2019		2018		方差			百分比变化
液体
NGL：
销售量(MMcfe)	8,019		9,972		(1,953		)	(19.6	)%
销售量(MB)	1,337		1,662		(325		)	(19.6	)%
总价($/bbl)	$	13.68	$	28.08	$	(14.40	)	(51.3	)%
总收入	$	18,305	$	46,663	$	(28,358	)	(60.8	)%

石油：
销售量(MMcfe)	9		72		(63		)	(87.5	)%
销售量(MB)	2		12		(10		)	(83.3	)%
总价($/bbl)	$	56.64	$	63.00	$	(6.36	)	(10.1	)%
总收入	$	92	$	759	$	(667	)	(87.9	)%

冷凝水：
销售量(MMcfe)	67		351		(284		)	(80.9	)%
销售量(MB)	11		58		(47		)	(81.0	)%
总价($/bbl)	$	75.54	$	58.56	$	16.98		29.0	%
总收入	$	839	$	3,426	$	(2,587	)	(75.5	)%

气态
销售量(MMcf)	120,208		108,565		11,643			10.7	%
销售价格($/mcf)	$	2.04	$	2.71	$	(0.67	)	(24.7	)%
···毛收入(Gross Revenue)	$	245,815	$	293,864	$	(48,049	)	(16.4	)%

套期保值影响($/mcf)	$	0.47	$	0.03	$	0.44		1,466.7	%
商品衍生工具收益-现金结算	57,041		2,825		54,216			1,919.2	%

销售，一般和行政(SG&A)-总公司

SG&A成本包括间接费用，包括员工劳动力和福利成本，短期激励薪酬，维护我们总部的成本，审计和其他专业费用，以及法律合规费用。·SG&A成本还包括非现金长期股权薪酬费用。



	截至9月30日的三个月，
·(单位：百万)	2019		2018		方差			百分比变化
SG&A
短期激励薪酬	$	2	$	6	$	(4	)	(66.7	)%
长期股权薪酬(非现金)	2		5		(3		)	(60.0	)%
工资和工资	10		9		1			11.1	%
其他	10		12		(2		)	(16.7	)%
SG&A合计	$	24	$	32	$	(8	)	(25.0	)%


•	短期激励薪酬减少$4由于本期预计支出减少，预计支出将减少100万美元。

未分配费用

某些成本及开支，例如其他开支、与非核心资产有关的资产出售及放弃收益、债务清偿亏损及所得税均为未分配开支，因此不包括在上述单位成本及分部报告内。以下是这些成本和费用的摘要：

其他费用



	截至9月30日的三个月，
·(单位：百万)	2019		2018		方差			百分比变化
其他收入
版税收入	$	—	$	2	$	(2	)	(100.0	)%
路权销售	—		1		(1		)	(100.0	)%
利息收入	1		—		1			100.0	%
其他	—		1		(1		)	(100.0	)%
其他收入总额	$	1	$	4	$	(3	)	(75.0	)%

其他费用
专业服务	$	1	$	1	$	—		—	%
银行费用	3		3		—			—	%
其他公司费用	—		1		(1		)	(100.0	)%
其他费用总额	$	4	$	5	$	(1	)	(20.0	)%

其他费用合计	$	3	$	1	$	2		200.0	%

资产销售和报废收益

资产销售收益$三百万与非核心资产相关的三个月告一段落2019年9月30日与收益相比1.34亿在三个月告一段落2018年9月30日主要与俄亥俄州Utica合资公司的资产出售有关。有关更多信息，请参阅本表格10-Q第1项未审计合并财务报表附注中的附注5-收购和处置。

债务清偿损失

债务清偿损失$1500万被公认为三个月告一段落2018年9月30日由于$200百万赎回8.00%2023年4月到期的高级票据平均价格等于106.0%本金的。本期没有发生此类交易。更多信息见本表格10-Q第1项未审计合并财务报表附注中的附注11-长期债务。

所得税

实际所得税税率为25.4%为.三个月告一段落2019年9月30日与.相比27.9%为.三个月告一段落2018年9月30日好的。有效率三个月告一段落2019年9月30日与美国联邦法定税率21%不同，主要是由于非控制性权益、股权补偿和州所得税的影响。有效率三个月告一段落2018年9月30日与美国联邦法定税率21%不同，主要是由于非控制性权益、股权补偿和州所得税的影响。

更多信息见本表格10-Q第1项未审计合并财务报表附注中的附注6-所得税。



	截至9月30日的三个月，
(百万)	2019			2018			方差			百分比变化
公司所得税前利润总额	$	193		$	203		$	(10	)	(4.9	)%
所得税费用	$	49		$	57		$	(8	)	(14.0	)%
实际所得税税率	25.4		%	27.9		%	(2.5		)%

总的E&P划分分析三个月告一段落2019年9月30日与三个月告一段落2018年9月30日:

E&P部门有收益所得税前151百万美元三个月告一段落2019年9月30日与.相比收益所得税前54百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。下面将讨论各个E&P部门的差异。



	在过去的三个月里										与结束三个月的差额
	2019年9月30日										2018年9月30日
·(单位：百万)	马塞勒斯		尤蒂卡		煤层气		其他气态		E&P合计		马塞勒斯			尤蒂卡			煤层气			其他气态			总计 E&P
天然气、NGL和石油收入	$	179	$	50	$	36	$	—	$	265	$	(28	)	$	(38	)	$	(12	)	$	(2	)	$	(80	)
商品衍生工具收益	38		13		6		157		214		36			13			5			142			196
购买的天然气收入	—		—		—		29		29		—			—			—			18			18
其他营业收入	—		—		—		4		4		—			—			—			1			1
总收入和其他营业收入	217		63		42		190		512		8			(25		)	(7		)	159			135
租赁经营费用	6		4		4		—		14		(1		)	(1		)	(1		)	1			(2		)
制作、从价和其他费用	3		1		2		—		6		—			(1		)	—			—			(1		)
传输、收集和压缩	106		8		10		—		124		29			(4		)	(1		)	—			24
折旧、损耗和摊销	61		32		17		2		112		3			4			(4		)	(3		)	—
勘探和生产相关的其他成本	—		—		—		6		6		—			—			—			3			3
购买天然气的成本	—		—		—		27		27		—			—			—			16			16
其他经营费用	—		—		—		21		21		—			—			—			3			3
销售、一般和行政成本	—		—		—		20		20		—			—			—			(7		)	(7		)
总运营成本和费用	176		45		33		76		330		31			(2		)	(6		)	13			36
利息支出	—		—		—		31		31		—			—			—			2			2
E&P部门总成本	176		45		33		107		361		31			(2		)	(6		)	15			38
所得税前收益	$	41	$	18	$	9	$	83	$	151	$	(23	)	$	(23	)	$	(1	)	$	144		$	97

马塞勒斯段

Marcellus部分有收益所得税前41百万美元三个月告一段落2019年9月30日与.相比收益所得税前64百万美元三个月告一段落2018年9月30日.



	截至9月30日的三个月，
	2019		2018		方差			百分比变化
Marcellus天然气销售量(Bcf)	79.2		61.9		17.3			27.9	%
NGL销售量(Bcfe)*	8.0		8.4		(0.4		)	(4.8	)%
冷凝水销售量(Bcfe)*	0.1		0.3		(0.2		)	(66.7	)%
Marcellus总销售量(Bcfe)*	87.3		70.6		16.7			23.7	%

平均销售价格-天然气(每Mcf)	$	2.02	$	2.66	$	(0.64	)	(24.1	)%
商品衍生工具收益-现金结算-天然气(每Mcf)	$	0.48	$	0.03	$	0.45		1,500.0	%
平均销售价格-NGL(按Mcfe)*	$	2.28	$	4.80	$	(2.52	)	(52.5	)%
平均销售价格-冷凝水(每Mcfe)*	$	14.09	$	9.66	$	4.43		45.9	%

Marcellus总平均销售价格(每个Mcfe)	$	2.49	$	2.96	$	(0.47	)	(15.9	)%
Marcellus Lease平均运营费用(每个Mcfe)	0.07		0.10		(0.03		)	(30.0	)%
平均Marcellus生产，广告价值和其他费用(每个Mcfe)	0.04		0.05		(0.01		)	(20.0	)%
平均Marcellus运输、收集和压缩成本(每个Mcfe)	1.22		1.10		0.12			10.9	%
平均Marcellus折旧，损耗和摊销成本(每个Mcfe)	0.69		0.80		(0.11		)	(13.8	)%
···总平均Marcellus成本(Per Mcfe)	$	2.02	$	2.05	$	(0.03	)	(1.5	)%
？Marcellus的平均边际(Per Mcfe)	$	0.47	$	0.91	$	(0.44	)	(48.4	)%

*基于石油和天然气的近似相对能量含量，NGL和凝析油以一桶等于6 mcf的速率转换为Mcfe，这并不表示石油、NGL、凝析油和天然气价格之间的关系。

Marcellus部门的天然气、NGL和石油收入为$179百万美元三个月告一段落2019年9月30日与$相比207百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。美元28百万减少量主要是由于24.1% 减少量在平均天然气销售价格和52.5% 减少量在NGL的平均销售价格中，部分被23.7% 增额马塞卢斯的总销售量。这个增额销售量的增加主要是由于作为公司正在进行的钻井和完井计划的一部分，2018年和2019年前九个月有更多的油井投入使用。

这个减少量在Marcellus的总平均销售价格中，主要是由于$0.64每Mcf减少量在平均天然气销售价格和$2.52按Mcfe减少量在NGL的平均销售价格中，部分抵消了$0.45每Mcf增额在实现中利得关于本公司套期保值计划产生的商品衍生工具。与这些金融套期保值相关的名义金额大约代表68.7BCF公司生产的Marcellus气体销售量三个月告一段落2019年9月30日平均水平利得的$0.56按Mcf为.三个月告一段落2018年9月30日，这些金融套期保值大约代表53.9平均BCF利得的$0.03按Mcf有一个$0.25排除套期保值的影响时，每个Mcfe从NGL和冷凝水销售量的提升中减少。

Marcellus部门的总运营成本和费用为$176百万美元三个月告一段落2019年9月30日与.相比$145百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。这个增额以美元和减少量Marcellus部门的单位成本是由于以下项目：

•Marcellus租赁运营费用为$6百万美元三个月告一段落2019年9月30日与.相比$7百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。这个减少量单位成本是由减少量D总计美元，以及23.7% 增额马塞卢斯的总销售量。

•Marcellus的生产，从价和其他费用是一致的$3百万美元三个月告一段落2019年9月30日和2018年9月30日好的。这个减少量单位成本是由23.7% 增额马塞卢斯的总销售量和24.1% 减少量平均天然气销售价格。

•Marcellus的运输、收集和压缩成本是$106百万美元三个月告一段落2019年9月30日与.相比$77百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。这个增额美元总额主要与产量增加有关，这导致CNX中游费用增加以及使用的公司运输费用增加。公司运输总额的增加也与新合同有关，这些合同赋予CNX在阿巴拉契亚盆地以外运输和销售天然气的能力。这个增额单位成本是由增额d以上所述的总美元。

•归因于Marcellus部门的折旧、损耗和摊销成本为$61百万美元三个月告一段落2019年9月30日与.相比$58百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。这些金额包括单位生产基础上的损耗$0.68Per Mcfe和$0.79分别按麦克夫。生产单位折旧、损耗和摊销比率的减少是我们核心开发区域内的积极储备修订的结果。其余折旧、损耗和摊销成本要么以直线方式记录，要么与资产报废债务有关。

尤蒂卡段

尤蒂卡部分有收益所得税前$18百万美元三个月告一段落2019年9月30日与.相比收益所得税前$41百万美元三个月告一段落2018年9月30日.



	截至9月30日的三个月，
	2019		2018		方差			百分比变化
Utica天然气销售量(BCF)	26.8		31.9		(5.1		)	(16.0	)%
NGL销售量(Bcfe)*	—		1.6		(1.6		)	(100.0	)%
冷凝水销售量(Bcfe)*	—		0.1		(0.1		)	(100.0	)%
Utica总销售量(Bcfe)*	26.8		33.6		(6.8		)	(20.2	)%

平均销售价格-天然气(每Mcf)	$	1.86	$	2.53	$	(0.67	)	(26.5	)%
商品衍生工具收益-现金结算-天然气(每Mcf)	$	0.47	$	—	$	0.47		100.0	%
平均销售价格-NGL(按Mcfe)*	$	—	$	4.00	$	(4.00	)	(100.0	)%
平均销售价格-冷凝水(每Mcfe)*	$	—	$	10.01	$	(10.01	)	(100.0	)%

Utica总平均销售价格(每个Mcfe)	$	2.34	$	2.62	$	(0.28	)	(10.7	)%
平均Utica租赁运营费用(按Mcfe)	0.15		0.14		0.01			7.1	%
平均UTICA生产，广告价值和其他费用(每个Mcfe)	0.04		0.07		(0.03		)	(42.9	)%
平均Utica运输、收集和压缩成本(每个Mcfe)	0.29		0.35		(0.06		)	(17.1	)%
平均UTICA折旧，损耗和摊销成本(每个Mcfe)	1.18		0.83		0.35			42.2	%
···Utica的总平均成本(每Mcfe)	$	1.66	$	1.39	$	0.27		19.4	%
···Utica的平均边际(Per Mcfe)	$	0.68	$	1.23	$	(0.55	)	(44.7	)%

*基于石油和天然气的近似相对能量含量，NGL和凝析油以一桶等于6 mcf的速率转换为Mcfe，这并不表示石油、NGL、凝析油和天然气价格之间的关系。

尤蒂卡部门的天然气、NGL和石油收入为$50百万美元三个月告一段落2019年9月30日与$相比88百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。美元38百万减少量主要是由于20.2% 减少量在Utica的总销售量中，还有26.5% 减少量平均天然气销售价格。这个减少量Utica的总销售量主要是由于CNX公司在2018年第三季度出售了俄亥俄Utica合资公司的几乎所有资产，以及剩余的Utica干井的正常产量下降。

这个减少量Utica的总平均销售价格主要是由于$0.67每Mcf减少量在平均天然气销售价格，部分抵消了$0.47每Mcf增额在实现中利得商品衍生工具。与这些金融套期保值相关的名义金额大约代表21.6公司生产的尤蒂卡气体销售量的BCF三个月告一段落2019年9月30日平均水平利得的$0.58按Mcf为.三个月告一段落2018年9月30日，这些金融套期保值大约代表23.1平均BCF利得的$0.04按Mcf另外，还有一个$0.08每

麦克夫减少量在扣除由于于2018年第三季度出售上述合资企业资产(主要包括湿气生产)而造成的对冲影响时，NGL和凝析油销售量上升。

尤蒂卡部门的总运营成本和费用为$45百万美元三个月告一段落2019年9月30日与.相比$47百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。这个减少量以美元和增额Utica部门的单位成本是由于以下项目：

•尤蒂卡租赁运营费用为$4百万美元三个月告一段落2019年9月30日与.相比$5百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。这个减少量总金额减少的主要原因是由于2018年出售俄亥俄州合资公司资产而导致维修和维护成本减少，以及员工人数和同期比较中相关成本的减少所致。这个增额单位成本是由减少量在生产批量中。

•尤蒂卡的运输、收集和压缩成本是$8百万美元三个月告一段落2019年9月30日与.相比$12百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。这个$4百万减少量以美元和$0.06按Mcfe减少量单位成本都是由于总体减少量在Utica的产量以及转向较低成本的干燥Utica生产。

•归因于尤蒂卡分部的折旧、损耗和摊销成本为$32百万美元三个月告一段落2019年9月30日与.相比$28百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。这些金额包括单位生产基础上的损耗$1.17Per Mcfe和$0.83分别按麦克夫。产量折旧、损耗和摊销比率单位增加是由于负准备金修订、资本支出增加以及深干Utica井的折旧、损耗和摊销比率高于较低资本成本的Utica井，后者是2018年俄亥俄州合资公司资产出售的一部分。其余折旧、损耗和摊销成本要么以直线方式记录，要么与资产报废债务有关。

煤层气(CBM)段

煤层气区段具有收益所得税前$9百万美元三个月告一段落2019年9月30日与.相比收益所得税前$10百万美元三个月告一段落2018年9月30日.



	截至9月30日的三个月，
	2019		2018		方差			百分比变化
煤层气销售量(BCF)	14.1		14.7		(0.6		)	(4.1	)%

平均销售价格-天然气(每Mcf)	$	2.52	$	3.29	$	(0.77	)	(23.4	)%
商品衍生工具收益-现金结算-天然气(每Mcf)	$	0.43	$	0.04	$	0.39		975.0	%

总平均煤层气销售价格(每Mcf)	$	2.95	$	3.33	$	(0.38	)	(11.4	)%
平均煤层气租赁运营费用(按Mcf)	0.28		0.32		(0.04		)	(12.5	)%
平均煤层气产量、广告价值和其他费用(按Mcf)	0.10		0.12		(0.02		)	(16.7	)%
平均煤层气运输、收集和压缩成本(每个Mcf)	0.71		0.77		(0.06		)	(7.8	)%
平均煤层气折旧、损耗和摊销成本(每个Mcf)	1.24		1.47		(0.23		)	(15.6	)%
总平均煤层气成本(每Mcf)	$	2.33	$	2.68	$	(0.35	)	(13.1	)%
···CBM的平均边际(每Mcf)	$	0.62	$	0.65	$	(0.03	)	(4.6	)%

煤层气部门的天然气收入为$36百万美元三个月告一段落2019年9月30日与.相比$48百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。这个$12百万减少量主要是由于4.1% 减少量在煤层气总销售量和23.4% 减少量平均天然气销售价格。这个减少量在煤层气中，销售量主要是由于正常井的下降。

煤层气总平均销售价格减少量d $0.38每个Mcf由于$0.77 减少量在平均天然气销售价格，部分抵消了$0.39每Mcf增额在利得关于本公司套期保值计划产生的商品衍生工具。与这些金融套期保值相关的名义金额大约代表11.3公司生产的煤层气销售量的BCF三个月告一段落2019年9月30日平均水平利得的$0.53按Mcf为.三个月告一段落2018年9月30日，这些金融套期保值大约代表11.7平均BCF利得的$0.03按Mcf

煤层气部门的总运营成本和费用为$33百万美元三个月告一段落2019年9月30日与.相比$39百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。这个减少量以美元和减少量煤层气区段的单位成本是由于以下项目：

•煤层气租赁运营费用为$4百万美元三个月告一段落2019年9月30日与$相比5百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。美元1百万减少量主要是由于承包商服务减少以及维修和维护费用减少。这个减少量单位成本也是由于减少量以美元计。

•煤层气运输、收集和压缩成本为$10百万美元三个月告一段落2019年9月30日与$相比11百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。美元1百万减少量美元总额以及$0.06每Mcf减少量单位成本主要与电力费用的减少以及承包商服务的减少有关。

•煤层气分部的折旧、损耗和摊销成本为#美元。17百万美元三个月告一段落2019年9月30日与$相比21百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。这些数额包括单位生产基础上的损耗#美元。0.68Per Mcfe和$0.70分别按麦克夫。其余折旧、损耗和摊销成本要么以直线方式记录，要么与资产报废债务有关。

其他气体段

另一个气体段具有收益所得税前83百万美元三个月告一段落2019年9月30日与.相比损失所得税前61百万美元三个月告一段落2018年9月30日.



	截至9月30日的三个月，
	2019	2018	方差		百分比变化
其他气体销售量(BCF)	0.1	—	0.1		100.0	%
石油销售量(Bcfe)*	—	0.1	(0.1	)	(100.0	)%
其他总销售量(Bcfe)*	0.1	0.1	—		—	%

*根据石油和天然气的近似相对能量含量，以一桶等于六个Mcf的速率将石油转换为Mcfe，这并不表示石油和天然气价格的关系。

Other Gas段包括未分配给Marcellus、Utica或CBM段的活动。该分部还包括购买的天然气活动、商品衍生工具的未实现收益、与勘探和生产相关的其他成本以及未分配给特定分部的其他经营活动。

其他天然气销售量主要与浅层油气生产有关。CNX于2018年3月30日大体上出售了所有这些资产(有关更多信息，请参见附注5-本表格10-Q第1项未审计综合财务报表附注中的收购和处置)。均有与其他天然气分部相关的名义天然气和石油收入。三个月告一段落2019年9月30日和2018年。与这些其他气体销售量相关的总运营成本和费用为$2百万美元三个月告一段落2019年9月30日与.相比$4百万美元三个月告一段落2018年9月30日.

另一个气体段认识到了一个未实现的利得论美元商品衍生工具157百万美元三个月告一段落2019年9月30日与$相比15百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。未实现的利得商品衍生工具代表本公司所有现有商品套期保值按市价计价的公允价值变动。

购买的气体

购买的气体量是指以市场价格从第三方购买的气体量，然后再出售，以履行与某些客户的合同并平衡供应。购买的天然气收入为$29百万美元三个月告一段落2019年9月30日与$相比11百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。购买汽油的成本是$27百万美元三个月告一段落2019年9月30日与$相比11百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。逐期增额购买的天然气收入是由于增额在购买的天然气销售量中，平均销售价格的下降部分抵消了这一影响。



	截至9月30日的三个月，
	2019		2018		方差			百分比变化
购买气体销售量(单位：bcf)	13.6		4.1		9.5			231.7	%
平均销售价格(每个Mcf)	$	2.14	$	2.55	$	(0.41	)	(16.1	)%
平均成本(每个Mcf)	$	2.02	$	2.56	$	(0.54	)	(21.1	)%

其他营业收入

其他营业收入为$4百万美元三个月告一段落2019年9月30日与$相比3百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。美元1百万增额原因如下：



	截至9月30日的三个月，
(百万)	2019		2018		方差		百分比变化
关联公司收益中的权益	$	1	$	1	$	—	—	%
收集收入	2		2		—		—	%
其他	1		—		1		100.0	%
其他营业收入总额	$	4	$	3	$	1	33.3	%

勘探和生产相关的其他成本

勘探和生产相关的其他成本是$6百万美元三个月告一段落2019年9月30日与.相比$3百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。这个$3百万增额原因如下：



	截至9月30日的三个月，
(百万)	2019		2018		方差			百分比变化
地震活动	$	5	$	—	$	5		100.0	%
租赁到期成本	1		1		—			—	%
土地租金	—		1		(1		)	(100.0	)%
其他	—		1		(1		)	(100.0	)%
勘探和生产其他总成本	$	6	$	3	$	3		100.0	%


•	地震活动在逐期比较中有所增加，这是由于在与尤蒂卡区段有关的当期进行了更多的地球物理研究。

其他经营费用

其他运营费用为$21百万美元三个月告一段落2019年9月30日与.相比$18百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。这个$3百万增额原因如下：



	截至9月30日的三个月，
	2019		2018		方差			百分比变化
未使用的公司运输和加工费	$	15	$	11	$	4		36.4	%
保险费	1		—		1			100.0	%
咨询和专业服务	—		1		(1		)	(100.0	)%
诉讼费用	—		2		(2		)	(100.0	)%
其他	5		4		1			25.0	%
其他经营费用合计	$	21	$	18	$	3		16.7	%

•

未利用的公司运输费和处理费是为使天然气生产随着销售量的增加而不间断地流动而获得的管道运输能力，以及NGL的额外处理能力。这个增额期间与期间的比较主要是由于先前获得的产能在本期内没有用于运输公司的流动生产。公司试图通过释放(销售)未利用的公司运输能力给其他各方，在可能和有利的情况下最大限度地减少这一费用。这个

此产能释放(出售)时收到的收入包含在上述其他营业收入总额中的收入收集中。

销售、一般和行政

SG&A成本代表CNX公司E&P部门的管理和运营的直接费用。SG&A成本为$20百万美元三个月告一段落2019年9月30日与$相比27百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。请参阅“CNX资源股东应占净收入”一节中对公司SG&A总成本的讨论。此表10-Q的详细成本说明。

利息支出

利息支出$31百万美元在三个月告一段落2019年9月30日与$相比29百万美元三个月告一段落2018年9月30日好的。美元2百万增额这主要是由于CNX信贷安排的额外借款，部分抵消了2018年期间5亿美元购买2023年4月到期的8.00%优先债券所导致的较高成本长期债务的减少，其中2亿美元是在2023年4月期间购买的。三个月告一段落2018年9月30日好的。更多信息见本表格10-Q第1项未审计合并财务报表附注中的附注11-长期债务。

总的中游划分分析三个月告一段落2019年9月30日与三个月告一段落2018年9月30日:

2018年1月3日，CNX完成了中流收购(有关更多信息，请参阅本表格10-Q的项目1中未审计合并财务报表附注中的备注5-收购和处置)。CNX Gathering持有CNX Midstream GP LLC的所有权益，CNX Midstream GP LLC持有CNXM的一般合作伙伴权益和奖励分配权。作为这项交易的结果，CNX拥有并控制CNX Gathering 100%的股份，使CNXM成为单一赞助商的主有限合伙企业，因此公司于2018年1月3日开始整合CNXM。



	截至9月30日的三个月，
·(单位：百万)	2019		2018		方差
中游收入相关方	$	56	$	41	$	15
中游收入-第三方	19		20		(1		)
总收入	$	75	$	61	$	14

传输、收集和压缩	$	12	$	10	$	2
折旧、损耗和摊销	9		8		1
销售、一般和管理成本	4		5		(1		)
总运营成本和费用	25		23		2
利息支出	8		7		1
中游部门总成本	33		30		3
所得税前收益	$	42	$	31	$	11

中游收入

中游收入包括代表CNX和其他第三方天然气生产商收集的数量相关的收入。与通过干气系统运输的天然气相比，CNXM对湿系统运输的天然气收取更高的费用。CNXM收入还可能受到按区域收集的数量的相对混合的影响，这可能会因交货地点而异，并且可能会根据发货时的商品价格而动态变化。

下表总结了按气体类型收集的体积：



	截至9月30日的三个月，
	2019	2018	方差
干气(BBtu/d)(*)	857	702	155
湿气(BBtu/d)(*)	685	705	(20	)
其他(BBtu/d)()(*)	273	3	270
收集的总体积	1,815	1,410	405

(*)干货或湿货的分类是基于相关体积的运输目的地。由于CNXM的客户可以选择将其天然气的一部分运往与我们的湿系统或干系统相关的目的地，由于多种因素，气量可能在一段时间内被分类为“湿”，在比较期间被分类为“干”。

(**)包括高压短程协议下的冷凝水处理和第三方体积。

运输，收集和压缩

运输、收集和压缩成本为1200万美元为.三个月告一段落2019年9月30日与.相比1000万美元为.三个月告一段落2018年9月30日，并由与在井口收集天然气并将其运输到州际管道或其他当地销售点的成本直接相关的项目组成。这些费用包括电动压缩、压缩机租赁、维修和维护、用品、处理和合同服务等项目。

销售，一般和管理费用

SG&A费用包括CNXM资产管理和运营的直接费用。SG&A成本为400万美元为.三个月告一段落2019年9月30日与.相比500万美元为.三个月告一段落2018年9月30日好的。请参阅“CNX资源股东应占净收入”一节中对公司SG&A总成本的讨论。此表10-Q的详细成本说明。

折旧，损耗和摊销费用

折旧费用以直线方式在收集和其他设备上确认，使用年限由25年至40年不等。

利息支出

利息开支包括CNXM于2026年到期的高级票据及其循环信贷安排下的未偿还余额的利息。利息支出是800万美元为.三个月告一段落2019年9月30日与.相比700万美元为.三个月告一段落2018年9月30日.

操作结果-九个月结束 2019年9月30日与.相比九个月结束 2018年9月30日

CNX Resources股东应占净利润

CNX报告CNX资源股东应占净收益为$191百万美元，或稀释后每股收益$1.01，对于九个月告一段落2019年9月30日与CNX Resources股东应占净收益相比，CNX Resources股东应占净收益为$695百万美元，或稀释后每股收益$3.18，对于九个月告一段落2018年9月30日.



	截至9月30日的9个月，
(千美元)	2019		2018		方差
净收入	$	272,004	$	753,696	$	(481,692	)
减去：非控股权益的净收入	81,325		59,090		22,235
CNX Resources股东应占净利润	$	190,679	$	694,606	$	(503,927	)

CNX公司由两个主要业务部门组成：勘探和生产(E&P)和中流公司。

机电事业部的主要活动是生产管道质量的天然气，主要销售给天然气批发商。E&P部门的可报告部分为Marcellus页岩、Utica页岩、煤层气和其他天然气。

CNX的E&P部门有收益所得税前233百万美元九个月告一段落2019年9月30日，与收益所得税前196百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。包括在九个月告一段落2019年9月30日和2018年是商品衍生工具的未实现收益$214百万美元76分别是百万。

由于中流收购(请参阅本表格10-Q中的未审计综合财务报表注释中的附注5-收购和处置)，CNX拥有并控制CNX Gathering的100%，使CNXM成为单一赞助商的Master Limited合伙企业，因此本公司于2018年1月3日开始整合CNXM。对先前持有的CNX Gathering和CNXM的股权的公允价值进行重新测量后获得的收益$6.24亿·包括在2018年期间综合收益表的先前持有的股权权益线上的收益，并且是CNX的未分配费用的一部分。本期没有发生此类交易。在收购之前，CNX将其在CNX Gathering和CNXM中的权益作为股权方法投资。

CNX的中流部门的所得税前收益为$1.19亿为.九个月告一段落2019年9月30日，而所得税前收益为$9500万2018年1月3日至2018年9月30日.

E&P部门摘要

E&P部门的销售量、平均销售价格(包括已结算衍生工具的影响)和平均成本如下：



	截至9月30日的9个月，
	2019		2018		方差			百分比变化
销售量(Bcfe)	395.8		371.0		24.8			6.7	%

平均销售价格(每个Mcfe)	$	2.70	$	2.93	$	(0.23	)	(7.8	)%
租赁运营费用(按Mcfe)	0.13		0.21		(0.08		)	(38.1	)%
制作、广告价值和其他费用(按Mcfe)	0.05		0.07		(0.02		)	(28.6	)%
传输、收集和压缩(Per Mcfe)	0.96		0.84		0.12			14.3	%
折旧、损耗和摊销(DD&A)(按Mcfe)	0.87		0.90		(0.03		)	(3.3	)%
平均成本(每个Mcfe)	2.01		2.02		(0.01		)	(0.5	)%
平均利润率(每个Mcfe)	$	0.69	$	0.91	$	(0.22	)	(24.2	)%

不包括固定衍生工具的影响，天然气、天然气和石油收入为$1,044百万美元九个月告一段落2019年9月30日，与$相比1,085百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。减少的主要原因是天然气和NGL价格下降，部分抵消了6.7%总销售量的增加。

每个Mcfe的平均销售价格的下降是由于$0.15在CNX销售其天然气的市场中，扣除对冲的影响后，一般天然气价格的每Mcf下降。NGL和冷凝油销售量的提升也使每Mcfe减少0.13美元。两项减幅均被部分抵销，但均为美元所抵销。0.06本期与本公司套期保值计划相关的商品衍生工具的已实现收益按Mcf增加。

每个Mcfe平均成本的变化主要与以下项目有关：

•

租赁经营费用按单位减少，主要是由于本期井完井中产出水的再利用增加而导致同期水处理成本下降，以及CNX的大部分浅层油气资产以及2018年出售CNX的俄亥俄州Utica合营公司的几乎所有资产所导致的减少所致。(2)CNX的Ohio Utica JV资产于二零一八年被出售，而CNX的Ohio Utica JV资产则于二零一八年被出售，而CNX的Ohio Utica JV资产则于二零一八年被出售。

•

运输、收集和压缩费用在单位基础上增加，主要是由于CNXM采集费增加，与我们Marcellus产量的增加和公司运输费用的增加有关，主要是由于新合同赋予CNX在阿巴拉契亚盆地以外运输和销售天然气的能力。CNX成本较低的干Utica产量的减少以及CNX俄亥俄州合资公司2018年第三季度资产的出售也促进了单位产量的增加。

下表列出了液体和天然气净销售信息的细分，以帮助了解公司的天然气生产和销售组合。



	截至9月30日的9个月，
以千为单位(除非另有说明)	2019		2018		方差			百分比变化
液体
NGL：
销售量(MMcfe)	22,556		29,445		(6,889		)	(23.4	)%
销售量(MB)	3,759		4,908		(1,149		)	(23.4	)%
总价($/bbl)	$	19.20	$	27.96	$	(8.76	)	(31.3	)%
总收入	$	72,095	$	137,104	$	(65,009	)	(47.4	)%

石油：
销售量(MMcfe)	43		236		(193		)	(81.8	)%
销售量(MB)	7		39		(32		)	(82.1	)%
总价($/bbl)	$	48.24	$	58.98	$	(10.74	)	(18.2	)%
总收入	$	347	$	2,317	$	(1,970	)	(85.0	)%

冷凝水：
销售量(MMcfe)	647		1,670		(1,023		)	(61.3	)%
销售量(MB)	108		278		(170		)	(61.2	)%
总价($/bbl)	$	44.94	$	53.64	$	(8.70	)	(16.2	)%
总收入	$	4,846	$	14,925	$	(10,079	)	(67.5	)%

气态
销售量(MMcf)	372,524		339,679		32,845			9.7	%
销售价格($/mcf)	$	2.59	$	2.74	$	(0.15	)	(5.5	)%
···毛收入(Gross Revenue)	$	966,574	$	930,505	$	36,069		3.9	%

套期保值影响($/mcf)	$	0.07	$	0.01	$	0.06		600.0	%
商品衍生工具收益-现金结算	26,331		2,518		23,813			945.7	%

销售，一般和行政(SG&A)-总公司



	截至9月30日的9个月，
·(单位：百万)	2019		2018		方差			百分比变化
SG&A
长期股权薪酬(非现金)	$	37	$	16	$	21		131.3	%
工资和工资	31		30		1			3.3	%
短期激励薪酬	9		17		(8		)	(47.1	)%
其他	32		36		(4		)	(11.1	)%
SG&A合计	$	109	$	99	$	10		10.1	%

•

以股权为基础的长期薪酬增加$21期间，由于公司额外招致2000万美元的基于股权的长期补偿(非现金)费用，导致期间的同期比较增加了100万美元的收入，这是由于公司在年内发生了额外的2000万美元的基于股权的长期补偿(非现金)费用九个月告一段落2019年9月30日好的。额外开支是由于某些员工持有的某些限制性股票单位和业绩股单位因控制事件的变化而加速归属的结果(有关更多信息，请参阅注2-本表格10-Q第1项未审计合并财务报表附注中的每股收益)。


•	短期激励薪酬减少$800万由于本期预计支出较低。

未分配费用

某些成本及开支，例如其他开支(收入)、与非核心资产有关的资产出售及放弃收益、先前持有的股权收益、债务清偿亏损、其他无形资产减值及所得税均为未分配开支，因此不包括在上述单位成本及分部报告内。以下是这些成本和费用的摘要：

其他费用(收入)



	截至9月30日的9个月，
·(单位：百万)	2019		2018			方差			百分比变化
其他收入
版税收入	$	4	$	12		$	(8	)	(66.7	)%
路权销售	4		5			(1		)	(20.0	)%
利息收入	2		—			2			100.0	%
其他	—		5			(5		)	(100.0	)%
其他收入总额	$	10	$	22		$	(12	)	(54.5	)%

其他费用
专业服务	$	2	$	6		$	(4	)	(66.7	)%
银行费用	9		8			1			12.5	%
其他公司费用	2		3			(1		)	(33.3	)%
其他费用总额	$	13	$	17		$	(4	)	(23.5	)%

其他总费用(收入)	$	3	$	(5	)	$	8		(160.0	)%

资产销售和报废收益

资产销售收益$800万与非核心资产相关的九个月告一段落2019年9月30日与收益相比1.47亿在九个月告一段落2018年9月30日这主要是由于CNX出售了俄亥俄Utica合资公司的几乎所有资产。有关更多信息，请参阅本表格10-Q第1项未审计合并财务报表附注中的附注5-收购和处置。

另请参阅关于资产销售和放弃的损失(收益)讨论包含在“总中游部门分析”一节中本表格的10-Q适用于不属于未分配费用的其他项目。

先前持有的股权收益

CNX确认先前持有的股权收益为$6.24亿在九个月告一段落2018年9月30日由于2018年1月的Midstream收购。本期没有发生此类交易。有关更多信息，请参阅本表格10-Q第1项未审计合并财务报表附注中的附注5-收购和处置。

债务清偿损失

债务清偿损失$800万被公认为九个月告一段落2019年9月30日与债务清偿损失#美元相比5400万在九个月告一段落2018年9月30日好的。在.期间九个月告一段落2019年9月30日，CNX购买$400数以百万计的ITS5.875%2022年4月到期的高级票据平均价格等于101.5%本金的。在.期间九个月端部2018年9月30日CNX购买了$391数以百万计的ITS5.875%2022年4月到期的高级票据平均价格等于103.8%的本金，并赎回$500百万8.00%2023年4月到期的高级票据平均价格等于106.0%本金的。更多信息见本表格10-Q第1项未审计合并财务报表附注中的附注11-长期债务。

其他无形资产减值

每当事件或情况表明资产的账面金额可能无法收回时，无形资产将进行减值测试。当资产的账面值超过预期因使用该资产及其最终处置而产生的估计未贴现未来现金流量时，将确认减值亏损。将被记录的减值损失将是资产账面价值超过其公允价值的超额。

关于HG Energy的AEA(有关其他信息，请参阅本表格10-Q第1项未审计综合财务报表附注中的注5-收购和处置)九个月告一段落2018年9月30日，CNX确定其他无形资产-客户关系的账面价值超过其公允价值，并减值$1，900万已计入综合损益表中其他无形资产的减值。本期没有发生此类交易。

所得税

实际所得税税率为22.3%为.九个月告一段落2019年9月30日与.相比24.1%为.九个月告一段落2018年9月30日好的。有效率九个月告一段落2019年9月30日与美国联邦法定税率21%不同，主要是由于非控制性权益、股权补偿和州所得税的影响。有效率九个月告一段落2018年9月30日与美国联邦法定的21%不同，主要是由于提交联邦10年净营业亏损(“NOL”)结转的收益，这使得公司能够以14%的税率差额利用以前的税收属性，以及非控制性权益。这些好处被州所得税和州估值津贴的增加所抵消。

更多信息见本表格10-Q第1项未审计合并财务报表附注中的附注6-所得税。



	截至9月30日的9个月，
(百万)	2019			2018			方差			百分比变化
公司所得税前利润总额	$	350		$	993		$	(643	)	(64.8	)%
所得税费用	$	78		$	239		$	(161	)	(67.4	)%
实际所得税税率	22.3		%	24.1		%	(1.8		)%

总的E&P划分分析九个月告一段落2019年9月30日与九个月告一段落2018年9月30日:

E&P部门有收益所得税前233百万美元九个月告一段落2019年9月30日与.相比收益所得税前196百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。下面将讨论各个E&P部门的差异。



	在过去的九个月里											与九个月结束时的差额
	2019年9月30日											2018年9月30日
·(单位：百万)	马塞勒斯		尤蒂卡		煤层气		其他气态			E&P合计		马塞勒斯			尤蒂卡			煤层气			其他气态			总计 E&P
天然气、NGL和石油收入	$	709	$	208	$	125	$	2		$	1,044	$	118		$	(118	)	$	(28	)	$	(13	)	$	(41	)
商品衍生工具收益	18		6		3		213			240		17			5			3			136			161
购买的天然气收入	—		—		—		64			64		—			—			—			25			25
其他营业收入	—		—		—		10			10		—			—			—			(12		)	(12		)
总收入和其他营业收入	727		214		128		289			1,358		135			(113		)	(25		)	136			133
租赁经营费用	27		13		13		—			53		(7		)	(13		)	(4		)	(1		)	(25		)
制作、从价和其他费用	11		4		5		—			20		(2		)	(1		)	—			(1		)	(4		)
传输、收集和压缩	325		24		29		—			378		97			(20		)	(8		)	(4		)	65
折旧、损耗和摊销	186		105		52		7			350		25			(3		)	(7		)	(4		)	11
勘探和生产相关的其他成本	—		—		—		15			15		—			—			—			6			6
购买天然气的成本	—		—		—		62			62		—			—			—			25			25
其他经营费用	—		—		—		60			60		—			—			—			9			9
销售、一般和行政成本	—		—		—		95			95		—			—			—			13			13
总运营成本和费用	549		146		99		239			1,033		113			(37		)	(19		)	43			100
利息支出	—		—		—		92			92		—			—			—			(4		)	(4		)
E&P部门总成本	549		146		99		331			1,125		113			(37		)	(19		)	39			96
所得税前收益(亏损)	$	178	$	68	$	29	$	(42	)	$	233	$	22		$	(76	)	$	(6	)	$	97		$	37

马塞勒斯段

Marcellus部分有收益所得税前178百万美元九个月告一段落2019年9月30日与.相比收益所得税前156百万美元九个月告一段落2018年9月30日.



	截至9月30日的9个月，
	2019		2018		方差			百分比变化
Marcellus天然气销售量(Bcf)	245.3		176.0		69.3			39.4	%
NGL销售量(Bcfe)*	22.5		23.9		(1.4		)	(5.9	)%
冷凝水销售量(Bcfe)*	0.6		1.3		(0.7		)	(53.8	)%
Marcellus总销售量(Bcfe)*	268.4		201.2		67.2			33.4	%

平均销售价格-天然气(每Mcf)	$	2.58	$	2.66	$	(0.08	)	(3.0	)%
商品衍生工具收益-现金结算-天然气(每Mcf)	$	0.07	$	0.01	$	0.06		600.0	%
平均销售价格-NGL(按Mcfe)*	$	3.20	$	4.67	$	(1.47	)	(31.5	)%
平均销售价格-冷凝水(每Mcfe)*	$	7.43	$	8.91	$	(1.48	)	(16.6	)%

Marcellus总平均销售价格(每个Mcfe)	$	2.71	$	2.94	$	(0.23	)	(7.8	)%
Marcellus Lease平均运营费用(每个Mcfe)	0.10		0.17		(0.07		)	(41.2	)%
平均Marcellus生产，广告价值和其他费用(每个Mcfe)	0.04		0.06		(0.02		)	(33.3	)%
平均Marcellus运输、收集和压缩成本(每个Mcfe)	1.21		1.13		0.08			7.1	%
平均Marcellus折旧，损耗和摊销成本(每个Mcfe)	0.70		0.81		(0.11		)	(13.6	)%
···总平均Marcellus成本(Per Mcfe)	$	2.05	$	2.17	$	(0.12	)	(5.5	)%
？Marcellus的平均边际(Per Mcfe)	$	0.66	$	0.77	$	(0.11	)	(14.3	)%

*基于石油和天然气的近似相对能量含量，NGL和凝析油以一桶等于6 mcf的速率转换为Mcfe，这并不表示石油、NGL、凝析油和天然气价格之间的关系。

Marcellus部门的天然气、NGL和石油收入为$709百万美元九个月告一段落2019年9月30日与$相比591百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。美元118百万增额是因为33.4% 增额马塞卢斯的总销售量。销售量的增加主要是由于作为公司正在进行的钻井和完井计划的一部分，2018年和2019年前九个月有更多的油井投入使用。

这个减少量在Marcellus的总平均销售价格中，主要是由于$0.08每Mcf减少量在天然气的平均销售价格和一个$1.47按Mcfe减少量在NGL的平均销售价格中，部分抵消了$0.06已实现的每Mcf增加利得关于本公司套期保值计划产生的商品衍生工具。与这些金融套期保值相关的名义金额大约代表185.9BCF公司生产的Marcellus气体销售量九个月告一段落2019年9月30日平均水平利得的$0.10按Mcf为.九个月告一段落2018年9月30日，这些金融套期保值大约代表148.9平均BCF利得$0.01按Mcf

Marcellus部门的总运营成本和费用为$549百万美元九个月告一段落2019年9月30日与$相比436百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。这个增额以美元和减少量Marcellus部门的单位成本是由于以下项目：

•Marcellus租赁运营费用为$27百万美元九个月告一段落2019年9月30日与$相比34百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。这个减少量美元总额减少的主要原因是本期水处理成本下降，原因是油井完井活动中生产水的再利用增加，以及员工成本减少。这个减少量单位成本是由减少量以美元计，以及33.4% 增额马塞卢斯的总销售量。

•Marcellus的生产，从价和其他费用是$11百万美元九个月告一段落2019年9月30日与$相比13百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。这个减少量美元总额主要与CNX的遣散税责任减少有关，这是由于各州的生产组合和较低的天然气价格造成的。这个减少量单位成本是由减少量D总计美元，以及33.4% 增额马塞卢斯的总销售量。

•Marcellus运输、收集和压缩成本为$325百万美元九个月告一段落2019年9月30日与$相比228百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。这个增额美元总额主要与产量增加有关，这导致CNX中游费用增加以及使用的公司运输费用增加。公司运输总额的增加也与2019年期间开始的新合同有关，这些合同使CNX有能力在阿巴拉契亚盆地之外运输和销售天然气。这些增长被干燥剂生产组合的较低加工成本所抵消。这个增额单位成本是由增额d以上所述的总美元。

•Marcellus部门的折旧、损耗和摊销成本为#美元186百万美元九个月告一段落2019年9月30日与$相比161百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。这些数额包括单位生产基础上的损耗#美元。0.68每Mcfe和$0.79分别按麦克夫。生产单位折旧、损耗和摊销比率的减少是我们的核心开发区域在本期内积极修订储备的结果。其余折旧、损耗和摊销成本要么以直线方式记录，要么与资产报废债务有关。

尤蒂卡段

尤蒂卡部分有收益所得税前68百万美元九个月告一段落2019年9月30日与.相比收益所得税前144百万美元九个月告一段落2018年9月30日.



	截至9月30日的9个月，
	2019		2018		方差			百分比变化
Utica天然气销售量(BCF)	85.4		113.7		(28.3		)	(24.9	)%
NGL销售量(Bcfe)*	—		5.5		(5.5		)	(100.0	)%
冷凝水销售量(Bcfe)*	—		0.4		(0.4		)	(100.0	)%
Utica总销售量(Bcfe)*	85.4		119.7		(34.3		)	(28.7	)%

平均销售价格-天然气(每Mcf)	$	2.43	$	2.61	$	(0.18	)	(6.9	)%
商品衍生工具收益-现金结算-天然气(每Mcf)	$	0.07	$	0.01	$	0.06		600.0	%
平均销售价格-NGL(按Mcfe)*	$	—	$	4.60	$	(4.60	)	(100.0	)%
平均销售价格-冷凝水(每Mcfe)*	$	—	$	9.03	$	(9.03	)	(100.0	)%

Utica总平均销售价格(每个Mcfe)	$	2.50	$	2.73	$	(0.23	)	(8.4	)%
平均Utica租赁运营费用(按Mcfe)	0.15		0.22		(0.07		)	(31.8	)%
平均UTICA生产，广告价值和其他费用(每个Mcfe)	0.04		0.04		—			—	%
平均Utica运输、收集和压缩成本(每个Mcfe)	0.28		0.37		(0.09		)	(24.3	)%
平均UTICA折旧，损耗和摊销成本(每个Mcfe)	1.23		0.90		0.33			36.7	%
···Utica的总平均成本(每Mcfe)	$	1.70	$	1.53	$	0.17		11.1	%
···Utica的平均边际(Per Mcfe)	$	0.80	$	1.20	$	(0.40	)	(33.3	)%

*基于石油和天然气的近似相对能量含量，NGL和凝析油以一桶等于6 mcf的速率转换为Mcfe，这并不表示石油、NGL、凝析油和天然气价格之间的关系。

尤蒂卡部门的天然气、NGL和石油收入为$208百万美元九个月告一段落2019年9月30日与$相比326百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。美元118百万减少量是因为28.7% 减少量在Utica总销售量和6.9% 减少量天然气的平均销售价格。这个减少量Utica的总销售量主要是由于CNX公司在2018年第三季度出售了俄亥俄Utica合资公司的几乎所有资产，以及剩余的Utica干井的正常产量下降。

这个减少量Utica的总平均销售价格主要是由于$0.18每Mcf减少量平均天然气销售价格。另外，还有一个$0.11按Mcfe减少量在扣除由于在2018年第三季度出售之前提及的俄亥俄州合资公司资产(主要包括湿Utica生产)而造成的对冲影响时，NGL和凝析油销售量上升。减幅被部分抵销$0.06已实现的每Mcf增加利得商品衍生工具。与这些金融套期保值相关的名义金额大约代表60.6的BCF

公司生产的尤蒂卡气体销售量九个月告一段落2019年9月30日平均水平利得的$0.10按Mcf为.九个月告一段落2018年9月30日，这些金融套期保值大约代表78.7平均BCF利得$0.01按Mcf

尤蒂卡部门的总运营成本和费用为$146百万美元九个月告一段落2019年9月30日与$相比183百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。这个减少量以美元和增额Utica部门的单位成本是由于以下项目：

•尤蒂卡租赁运营费用为$13百万美元九个月告一段落2019年9月30日与$相比26百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。这个减少量总金额减少的主要原因是由于产量下降导致水处理成本下降，油井完井时生产水的再利用增加，以及上述Utica产量整体下降导致油井运营成本降低。这个减少量单位成本是由减少量以美元计。

•尤蒂卡的运输、收集和压缩成本为$24百万美元九个月告一段落2019年9月30日与$相比44百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。美元20百万减少量以美元和$0.09按Mcfe减少量单位成本的下降既是由于Utica产量的总体下降，也是由于Utica干法生产的成本降低。

•尤蒂卡分部的折旧、损耗和摊销成本为#美元。105百万美元九个月告一段落2019年9月30日与$相比108百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。这些数额包括单位生产基础上的损耗#美元。1.17每Mcfe和$0.90分别按麦克夫。产量折旧、损耗和摊销比率单位增加是由于负准备金修订、资本支出增加以及深干Utica井的折旧、损耗和摊销比率高于较低资本成本的Utica井，后者是2018年俄亥俄州合资公司资产出售的一部分。其余折旧、损耗和摊销成本要么以直线方式记录，要么与资产报废债务有关。

煤层气(CBM)段

煤层气区段具有收益所得税前29百万美元九个月告一段落2019年9月30日与.相比收益所得税前$35百万美元九个月告一段落2018年9月30日.



	截至9月30日的9个月，
	2019		2018		方差			百分比变化
煤层气销售量(BCF)	41.7		45.4		(3.7		)	(8.1	)%

平均销售价格-天然气(每Mcf)	$	3.00	$	3.37	$	(0.37	)	(11.0	)%
商品衍生工具收益-现金结算-天然气(每Mcf)	$	0.07	$	0.01	$	0.06		600.0	%

总平均煤层气销售价格(每Mcf)	$	3.07	$	3.37	$	(0.30	)	(8.9	)%
平均煤层气租赁运营费用(按Mcf)	0.30		0.37		(0.07		)	(18.9	)%
平均煤层气产量、广告价值和其他费用(按Mcf)	0.13		0.12		0.01			8.3	%
平均煤层气运输、收集和压缩成本(每个Mcf)	0.70		0.82		(0.12		)	(14.6	)%
平均煤层气折旧、损耗和摊销成本(每个Mcf)	1.24		1.29		(0.05		)	(3.9	)%
总平均煤层气成本(每Mcf)	$	2.37	$	2.60	$	(0.23	)	(8.8	)%
···CBM的平均边际(每Mcf)	$	0.70	$	0.77	$	(0.07	)	(9.1	)%

煤层气部门的天然气收入为$125百万美元九个月告一段落2019年9月30日与$相比153百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。美元28百万减少量是因为8.1% 减少量在煤层气总销售量和11.0% 减少量平均天然气销售价格。煤层气销售量下降主要是由于正常油井下降，以及于2018年与CNX的大部分浅层油气资产一起出售的某些煤层气资产的销售(更多信息见本表格10-Q第1项未审计综合财务报表附注中的收购和处置)。

煤层气总平均销售价格减少量d $0.30每个Mcf由于$0.37 减少量在平均天然气销售价格，部分抵消了1美元0.06每个Mcf增加利得关于本公司套期保值计划产生的商品衍生工具。与这些金融套期保值相关的名义金额大约代表29.6公司生产的煤层气销售量的BCF九个月告一段落2019年9月30日平均水平利得的$0.10按Mcf为.九个月告一段落2018年9月30日，这些金融套期保值大约代表34.8平均BCF利得$0.01按Mcf

煤层气部门的总运营成本和费用为$99百万美元九个月告一段落2019年9月30日与$相比118百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。这个减少量以美元和减少量煤层气区段的单位成本是由于以下项目：

•煤层气租赁运营费用为$13百万美元九个月告一段落2019年9月30日与$相比17百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。美元4百万减少量这主要是由于承包商服务减少，维修和维护费用减少，以及员工成本降低。这个减少量单位成本也是由于减少量以美元计。

•煤层气运输、收集和压缩成本为$29百万美元九个月告一段落2019年9月30日与$相比37百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。美元8百万减少量美元总额以及$0.12每Mcf减少量单位成本主要与电力费用的减少以及承包商服务的减少有关。

•煤层气分部的折旧、损耗和摊销成本为#美元。52百万美元九个月告一段落2019年9月30日与$相比59百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。这些数额包括单位生产基础上的损耗#美元。0.68Per Mcfe和$0.70分别按麦克夫。其余折旧、损耗和摊销成本要么以直线方式记录，要么与资产报废债务有关。

其他气体段

另一个气体段具有损失所得税前42百万美元九个月告一段落2019年9月30日与.相比损失所得税前139百万美元九个月告一段落2018年9月30日.



	截至9月30日的9个月，
	2019	2018	方差		百分比变化
其他气体销售量(BCF)	0.3	4.6	(4.3	)	(93.5	)%
石油销售量(Bcfe)*	—	0.1	(0.1	)	(100.0	)%
其他总销售量(Bcfe)*	0.3	4.7	(4.4	)	(93.6	)%

*根据石油和天然气的近似相对能量含量，以一桶等于六个Mcf的速率将石油转换为Mcfe，这并不表示石油和天然气价格的关系。

其他天然气销售量主要与浅层油气生产有关。CNX于2018年3月30日大体上出售了所有这些资产(有关更多信息，请参见附注5-本表格10-Q第1项未审计综合财务报表附注中的收购和处置)。有$2与其他天然气部门相关的百万天然气和石油收入九个月告一段落2019年9月30日与$相比15百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。这个减少量在天然气和石油收入是由于资产出售。与这些其他气体销售量相关的总运营成本和费用为$5百万美元九个月告一段落2019年9月30日与$相比17百万美元九个月告一段落2018年9月30日.

另一个气体段认识到了一个未实现的利得论美元商品衍生工具214百万美元以及现金结算付讫的$1百万美元九个月告一段落2019年9月30日好的。为.九个月告一段落2018年9月30日，另一个气体段识别出一个未实现的利得论美元商品衍生工具76百万美元以及现金结算收到$1百万未实现的利得商品衍生工具代表本公司所有现有商品套期保值按市价计价的公允价值变动。

购买的气体

购买的气体量是指以市场价格从第三方购买的气体量，然后再出售，以履行与某些客户的合同并平衡供应。购买的天然气收入为$64百万美元九个月告一段落2019年9月30日与$相比39百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。购买汽油的成本是$62百万美元九个月告一段落2019年9月30日与$相比37百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。逐期增额购买的天然气收入是由于增额在购买的气体销售量中，部分抵消了减少量平均销售价格。



	截至9月30日的9个月，
	2019		2018		方差			百分比变化
购买气体销售量(单位：bcf)	26.9		12.9		14.0			108.5	%
平均销售价格(每个Mcf)	$	2.39	$	2.98	$	(0.59	)	(19.8	)%
平均成本(每个Mcf)	$	2.33	$	2.89	$	(0.56	)	(19.4	)%

其他营业收入

其他营业收入为$10百万美元九个月告一段落2019年9月30日与$相比22百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。美元12百万减少量原因如下：



	截至9月30日的9个月，
(百万)	2019		2018		方差			百分比变化
水收入	$	1	$	11	$	(10	)	(90.9	)%
关联公司收益中的权益	2		4		(2		)	(50.0	)%
收集收入	7		7		—			—	%
其他营业收入总额	$	10	$	22	$	(12	)	(54.5	)%


•	水收入减少 $10与2018年期间相比，2019年期间向第三方出售用于水力压裂的淡水名义销售额为100，000，000美元。

勘探和生产相关的其他成本

勘探和生产相关的其他成本是$15百万美元九个月告一段落2019年9月30日与.相比$9百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。这个$6百万增额原因如下：



	截至9月30日的9个月，
(百万)	2019		2018		方差			百分比变化
地震活动	$	6	$	—	$	6		100.0	%
租赁到期成本	5		4		1			25.0	%
土地租金	2		3		(1		)	(33.3	)%
其他	2		2		—			—	%
勘探和生产其他总成本	$	15	$	9	$	6		66.7	%


•	地震活动在逐期比较中有所增加，这是由于在与尤蒂卡区段有关的当期进行了更多的地球物理研究。

其他经营费用

其他运营费用为$60百万美元九个月告一段落2019年9月30日与.相比$51百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。这个$9百万增额原因如下：



	截至9月30日的9个月，
	2019		2018		方差			百分比变化
未使用的公司运输和加工费	$	43	$	29	$	14		48.3	%
闲置设备和服务费	8		5		3			60.0	%
保险费	2		2		—			—	%
遣散费	1		1		—			—	%
诉讼费用	—		3		(3		)	(100.0	)%
水费	1		5		(4		)	(80.0	)%
其他	5		6		(1		)	(16.7	)%
其他经营费用合计	$	60	$	51	$	9		17.6	%

•

闲置设备和服务费主要涉及公司的一些天然气钻机以及天然气钻井和完井过程中可能需要的相关设备和其他服务的临时闲置。这个增额的$3在同期比较中，本年度的闲置服务开支约为百万元，主要是由于CNX提早终止其其中一个钻井平台接触而导致五个月的闲置钻机费用加速，以及与二零一九年第一季度发生的Shaw 1G Utica页岩井有关的额外闲置服务开支所致。


•	水费减少量d $4由于与在2018年期间向第三方销售淡水用于水力压裂相关的相关成本，上述其他营业收入总额中所列的相关费用为100，000，000美元。2019年期间有名义销售。

销售、一般和行政

SG&A成本代表CNX公司E&P部门的管理和运营的直接费用。SG&A成本为$95百万美元九个月告一段落2019年9月30日与$相比82百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。请参阅“CNX资源股东应占净收入”一节中对公司SG&A总成本的讨论。此表10-Q的详细成本说明。

利息支出

利息支出$92百万美元在九个月告一段落2019年9月30日与$相比96百万美元九个月告一段落2018年9月30日好的。美元4百万减少量主要是由于较高成本的长期债务减少，这是由于以5亿美元购买2023年4月到期的未偿还8.00%优先债券，以及在2022年4月期间以3亿9千1百万美元购买2022年4月到期的未偿还5.875%优先债券。九个月告一段落2018年9月30日好的。此外，在2022年4月到期的5.875%优先债券中，公司购买了4亿美元。九个月告一段落2019年9月30日好的。这些减幅部分被2027年3月到期的5亿美元7.25%优先债券的完成非公开发行所抵销。九个月告一段落2019年9月30日，以及CNX信贷安排的额外借款。更多信息见本表格10-Q第1项未审计合并财务报表附注中的附注11-长期债务。

总的中游划分分析九个月告一段落2019年9月30日与2018年1月3日至2018年9月30日期间相比：



·(单位：百万)	截至2019年9月30日的9个月		2018年1月3日至2018年9月30日			方差
中游收入相关方	$	169	$	117		$	52
中游收入-第三方	56		70			(14		)
总收入	$	225	$	187		$	38

传输、收集和压缩	$	36	$	36		$	—
折旧、损耗和摊销	25		24			1
销售、一般和管理成本	14		17			(3		)
总运营成本和费用	75		77			(2		)
其他费用	1		—			1
资产销售和放弃的损失(收益)	7		(2		)	9
利息支出	23		17			6
中游部门总成本	106		92			14
所得税前收益	$	119	$	95		$	24

中游收入

下表总结了按气体类型收集的体积：



	截至2019年9月30日的9个月	2018年1月3日至2018年9月30日	方差
干气(BBtu/d)(*)	862	702	160
湿气(BBtu/d)(*)	705	690	15
其他(BBtu/d)()(*)	196	12	184
收集的总体积	1,763	1,404	359

(**)包括高压短程协议下的冷凝水处理和第三方体积。

运输，收集和压缩

运输、收集和压缩成本为3600万美元对于这两个九个月告一段落2019年9月30日以及2018年1月3日至2018年9月30日，并由与在井口收集天然气并将其运输到州际管道或其他当地销售点的成本直接相关的项目组成。这些费用包括电动压缩、压缩机租赁、维修和维护、用品、处理和合同服务等项目。

销售，一般和管理费用

SG&A费用包括CNXM资产管理和运营的直接费用。SG&A成本为1400万美元为.九个月告一段落2019年9月30日与.相比1700万美元2018年1月3日至2018年9月30日好的。请参阅“CNX资源股东应占净收入”一节中对公司SG&A总成本的讨论。此表10-Q的详细成本说明。

折旧，损耗和摊销费用

折旧费用以直线方式在收集和其他设备上确认，使用年限由25年至40年不等。

资产销售和放弃的损失(收益)

在.期间九个月告一段落2019年9月30日，CNXM放弃了建设一个压缩机站，该站旨在支持被称为“锚定系统”的某些领域内的额外生产，招致损失700万美元这包括在综合损益表中的资产销售收益和放弃收益中。随着CNX和第三方客户开发计划的变化，CNXM继续评估项目，以优化系统设计并积极管理资本投资。2018年1月3日至2018年9月30日，CNXM将财产和设备以$$的价格出售给无关的第三方600万以现金收益产生收益$二百万.

利息支出

利息开支包括CNXM于2026年到期的高级票据及其循环信贷安排下的未偿还余额的利息。利息支出是2300万美元为.九个月告一段落2019年9月30日与.相比1700万美元2018年1月3日至2018年9月30日.

流动性与资本资源

CNX公司总体上已满足其营运资金要求，并用运营产生的现金和借款收益为其资本支出和偿债义务提供资金。CNX相信，运营、资产出售和公司借款能力产生的现金将足以满足公司的营运资本要求、预期资本支出(主要收购除外)、预定债务支付、预期股息支付以及提供所需的信用证。然而，CNX满足其营运资金要求、偿还债务、为计划中的资本支出提供资金或支付股息的能力将取决于未来的经营业绩，这些经营业绩将受到天然气行业当前的经济状况和其他财务和商业因素的影响，其中一些因素是CNX无法控制的。

CNX不时被要求发布财务保证，以满足正常业务过程中产生的合同和其他要求。这些保证中的一些是为了遵守联邦、州或其他政府机构的法规和条例而张贴的。CNX有时使用信用证来满足这些要求，这些信用证降低了公司的借款能力。

金融市场的不确定性给CNX带来了额外的潜在风险。这些风险包括公司股票价格的下跌、额外信贷的可用性降低和成本上升、潜在的交易对手违约和商业银行倒闭。金融市场的混乱可能会影响公司的贸易应收账款的收集。因此，CNX定期监控其客户和交易对手的信誉，并通过付款条件、信用额度、预付款和安全来管理信用风险。CNX相信，其目前的客户群体在财务上是健康的，并不代表不正常的商业风险。

为了管理未来波动的天然气价格的市场风险敞口，CNX与天然气营销商和最终用户签订了各种实物天然气供应交易，交易条款不同。CNX还参与了各种天然气掉期和期权交易，这些交易与基础实物交易平行存在。这些合同的公允价值为净资产#美元。313百万2019年9月30日2018年12月31日的净资产为9900万美元。本公司没有遇到任何衍生交易对手不履行义务的问题。

CNX经常评估潜在的收购。CNX通过运营产生的现金和各种其他来源为收购提供资金，具体取决于交易规模，包括债务和股权融资。不能保证额外的资本资源，包括债务和股权融资，将以CNX认为可以接受的条款提供给CNX，或根本不能。

现金流(单位：百万)



	截至9月30日的9个月，
	2019			2018			变化
经营活动提供的现金	$	866		$	690		$	176
投资活动中使用的现金	$	(949	)	$	(585	)	$	(364	)
融资活动提供的现金	$	71		$	(572	)	$	643

经营活动的现金流量在逐期比较中发生变化，主要原因是以下项目：


•	同期相比，净收入减少了4.82亿美元。


•	将净收入调整为经营活动提供的现金的调整主要包括递延所得税变化1.81亿美元，先前持有的股权收益减少6.24亿美元，资产出售和放弃收益减少1.48亿美元，商品衍生工具净变化1.38亿美元，股票补偿增加2100万美元，其他无形资产减值减少1900万美元，债务清偿损失减少4700万美元。

投资活动产生的现金流量在同期比较中发生变化，主要是由于以下项目：


•	与同期相比，资本支出增加1.7亿美元，主要原因是尤蒂卡和马塞卢斯页岩项目的支出增加，原因是钻井和完井活动增加，以及由于安装新的水管而增加的水支出。CNXM的资本支出由于支持CNX和第三方客户开发计划的额外支出而增加。

•

资产销售收入减少4.86亿美元，主要是由于2018年出售了几乎所有俄亥俄州尤蒂卡合资企业的湿气尤蒂卡页岩区的资产，以及宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州的浅层油气和煤层气资产的出售，以及宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州的湿气尤蒂卡页岩区的几乎所有资产的销售所致，以及我们在宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州的浅层油气和煤层气资产的销售。见注5-收购

并在本表格10-Q第1项未审计合并财务报表附注中配置以获得更多信息。


•	2018年1月，CNX完成了对Midstream的收购，净付款为2.99亿美元。有关更多信息，请参阅本表格10-Q第1项未审计合并财务报表附注中的附注5-收购和处置。

融资活动的现金流量在同期比较中发生变化，主要原因是以下项目：

•

在截至2019年9月30日的9个月中，CNX支付了4.06亿美元，以本金的101.5%回购了40亿美元2022年到期的优先票据。在截至2018年9月30日的9个月内，CNX支付了5.3亿美元回购2023年到期的所有剩余优先债券，回购金额为本金的106.0%，并支付了405，000，000美元回购2022年到期的3.91亿美元优先债券，回购利率为本金的103.8%。更多信息见本表格10-Q第1项未审计合并财务报表附注中的附注11-长期债务。


•	在截至2019年9月30日的9个月中，CNX通过发行2027年到期的优先票据获得了5亿美元的收益。在截至2018年9月30日的9个月中，CNX通过发行CNXM于2026年到期的高级票据获得了3.94亿美元的收益。更多信息见本表格10-Q第1项未审计合并财务报表附注中的附注11-长期债务。


•	在截至2019年9月30日的9个月中，CNX在公开市场上回购了1.17亿美元的普通股，而在截至2018年9月30日的9个月中，CNX回购的普通股为2.94亿美元。


•	在截至2019年9月30日的9个月中，CNX信贷工具的净收益为100万美元，2018年期间为4.39亿美元。


•	在截至2019年9月30日的9个月中，CNXM信贷工具的净收益为1.62亿美元，而截至2018年9月30日的9个月的净付款为1.06亿美元。


•	在截至2019年9月30日的9个月中，债券发行和融资费用为1000万美元，而截至2018年9月30日的9个月为2000万美元。


•	在截至2019年9月30日的9个月中，向CNXM Untholders分发了4700万美元，而截至2018年9月30日的9个月为4100万美元。

以下是公司重大合同义务的摘要2019年9月30日(单位：千)：



	按年到期的付款
	少于 1^年		1-3年		3-5年		多过 5年		总计
采购订单确认承诺	$	7,670	$	2,185	$	485	$	—	$	10,340
燃气公司运输和加工	244,865		486,838		412,475		1,113,008		2,257,186
长期债务	—		895,415		859,200		895,187		2,649,802
长期债务利息	147,753		297,695		173,943		129,626		749,017
融资租赁义务	7,203		8,881		519		—		16,603
融资租赁义务利息	933		498		94		—		1,525
经营租赁义务	65,061		88,077		7,574		26,863		187,575
经营租赁义务利息	7,714		7,400		3,326		5,171		23,611
长期负债--与雇员有关的(A)	1,841		3,934		4,399		25,344		35,518
其他长期负债(B)	207,067		7,625		8,325		18,173		241,190
合同义务总额(C)	$	690,107	$	1,798,548	$	1,470,340	$	2,213,372	$	6,172,367

_________________________


(a)	与雇员相关的长期负债包括带薪退休供款和与工作有关的伤害和疾病。


(b)	其他长期负债包括特许权使用费和其他长期负债成本。


(c)	由于围绕这些债务的最终结算和时间的不确定性，重大债务表不包括对征税当局的债务。

债款

在…2019年9月30日，CNX的长期债务总额为26.5亿美元不包括未摊销债务发行成本。这笔长期债务包括：


•	合计本金金额8.95亿美元的5.875%2022年4月到期的优先债券以及100万美元未摊销债券溢价。债券的利息将于每年4月15日和10月15日支付。CNX的大多数子公司保证支付票据的本金和利息，但不包括CNXM。


•	合计本金金额6.13亿美元CNX信贷安排下的未偿还借款。


•	合计本金金额5亿美元的7.25%2027年3月到期的高级债券。债券的利息将于每年3月14日和9月14日支付。CNX的大多数子公司保证支付票据的本金和利息，但不包括CNXM。


•	合计本金金额4亿美元的6.50%2026年3月到期的优先债券由CNXM发行，减去500万美元未摊销债券折价。债券的利息将于每年3月15日和9月15日支付。CNXM的某些子公司保证支付票据的本金和利息。CNX不是这些票据的担保人。


•	合计本金金额2.46亿美元在CNXM左轮手枪下的未偿还借款中。CNX不是CNXM循环信贷安排的担保人。

总股本和股息

CNX的总股本为52.22亿美元在…2019年9月30日与.相比50.82亿美元在…2018年12月31日好的。有关更多详情，请参阅本表格10-Q第1项的股东权益综合报表。

CNX宣布和支付股息取决于CNX董事会的酌情权，不能保证CNX将来会支付股息。CNX公司的董事会决定是否按季度支付股息。CNX在2016年3月暂停了季度股息，以进一步反映该公司对增长的日益重视。未来支付股息的决心将取决于(除其他外)一般的商业条件、CNX的财务结果、CNX支付股息的合同和法律限制、CNX计划的投资以及董事会认为相关的其他因素。当公司的净杠杆率超过3.00至1.00时，公司的信贷安排限制CNX支付超过每股0.10美元的年度股息的能力，并取决于信贷安排下的可获得性至少为15%总承诺额的一部分。净杠杆率为2.45到1.00在2019年9月30日好的。信贷机制不允许在违约情况下支付股息。2022年4月到期的5.875%高级债券和2027年3月到期的7.25%高级债券的契约将每年股息限制在每股0.5美元，除非满足几个条件。这些条件包括没有违约，有能力招致额外的债务和其他支付限制下的契约。中没有默认值九个月告一段落2019年9月30日.

2019年10月16日，CNX Midstream Partners LP的普通合伙人CNX Midstream GP LLC的董事会宣布，2019年第三季度的现金分配为每单位0.4001美元。将于2019年11月12日分发给截至2019年11月5日交易结束时已登记的单元股持有人。分配，相当于每个单位1.6004美元的年率，比上一季度增长3.5%，比2018年第三季度支付的分配增长15%。

表外交易

CNX不与未经审计的综合财务报表附注中没有披露的未合并实体或其他合理地可能对公司的财务状况、财务状况的变化、收入或支出、经营结果、流动性、资本支出或资本资源产生重大影响的其他实体保持表外交易、安排、义务或其他关系。CNX使用担保债券、公司担保和信用证的组合来保证公司在员工相关、环境、业绩和各种其他项目上的财务义务，这些项目没有反映在综合资产负债表上2019年9月30日好的。管理层认为这些项目将在没有资金的情况下到期。有关CNX已发布的各种财务担保的更多细节，请参见本表格10-Q项目的未审计综合财务报表附注中的附注13-承付款和或有负债。

前瞻性陈述

我们在此Form 10-Q季度报告中包括以下警示声明，以使我们或代表我们作出的任何前瞻性声明适用并利用1995年“私人证券诉讼改革法”的安全港条款。除历史事项外，本季度报告10-Q表中讨论的事项均为前瞻性陈述(如“交换法”的“21E节”所定义)，涉及风险和不确定因素，可能导致实际结果与预期结果大不相同。因此，投资者不应过分依赖前瞻性陈述作为对实际结果的预测。前瞻性陈述可能包括有关具体项目的时间和成功以及我们未来的生产、收入、收入和资本支出的预测和估计。当我们使用“相信”、“打算”、“预期”、“可能”、“应该”、“预期”、“可能”、“估计”、“计划”、“预测”、“项目”、“将”或它们的否定或其他类似表达方式时，包含这些词语的陈述通常是前瞻性陈述。当我们描述涉及风险或不确定因素的战略时，我们是在作出前瞻性陈述。本季度报告的Form 10-Q中的前瞻性陈述仅限于Form 10-Q上的本季度报告的日期；我们不承担任何更新这些陈述的义务，除非证券法要求，我们警告您不要过度依赖它们。我们将这些前瞻性陈述建立在我们对未来事件的当前预期和假设的基础上。虽然我们的管理层认为这些预期和假设是合理的，但它们固有地受到重大业务、经济、竞争、监管和其他风险、意外事件和不确定因素的影响，其中大部分难以预测，其中许多都超出了我们的控制范围。除其他事项外，这些风险、或有事项和不确定因素涉及以下事项：


•	天然气和天然气液体的价格波动很大，可能会根据一些我们无法控制的因素而大幅波动，包括相对于对我们产品的需求、天气以及替代燃料的价格和可获得性而言的供过于求；


•	我们对CNX Midstream Partners LP(NYSE：CNXM)(CNXM)和其他公司拥有的收集、加工和运输设施和其他中游设施的依赖；


•	估计我们经济上可开采的天然气储量的不确定性，以及我们估计的不准确；


•	钻井和开发天然气井的高风险性；


•	我们确定的钻探地点计划在数年内完成，这使得它们很容易受到不确定性的影响，这些不确定性可能会实质性地改变其钻探的发生或时机；


•	与战略决定相关的挑战，包括将资本和其他资源分配给战略机会；


•	我们的开发和勘探项目，以及CNXM的中游系统开发，需要大量的资本支出；


•	潜在的影响，以及任何已通过的环境法规，包括任何与温室气体排放有关的法规，对我们的运营成本以及对天然气市场和我们的证券的影响；


•	环境法规可能增加成本并引入不确定性，可能对具有潜在短期和长期负债的天然气市场产生不利影响；


•	我们的经营受到经营风险的影响，这些经营风险可能会增加我们的经营费用，降低我们的生产水平，这可能会对我们的经营结果产生不利影响，我们的经营也会受到危险的影响，我们的经营中发生的任何损失或责任可能不会被我们的保险单完全覆盖；


•	提供足够数量或合理成本的所需人员、服务、设备、部件和原材料的可用性降低或价格上涨，以支持我们的运营；


•	如果天然气价格下降或钻探工作不成功，我们可能需要记录已证实的天然气属性的减记；


•	影响管理层对未来财务结果的估计的假设的变化以及其他假设，如我们的股票价格变动、加权平均资本成本、终端增长率和行业倍数，可能导致商誉和我们持有的其他无形资产受到损害，并导致对收益的重大非现金费用；


•	由于天然气行业的竞争性质、行业内的整合或行业中的产能过剩而导致我们的竞争地位丧失，对我们销售产品和中游服务的能力产生不利影响，这可能会损害我们的盈利能力；


•	我们的客户经营的任何行业的经济状况恶化，国内或全球金融低迷，或负面的信贷市场状况；


•	套期保值活动可能会阻止我们从价格上涨中获益，并可能使我们面临其他风险；


•	管理我们业务的现有和未来的政府法律、法规和其他法律要求和司法决定可能会增加我们的业务成本，并可能限制我们的运营；


•	管道运营和相关的天然气集输管道监管增加可能产生重大成本和负债；


•	我们在页岩气钻探和生产作业中找到足够水源的能力，或者我们以合理的成本在适用的环境规则范围内处置、运输或回收与我们的天然气作业相关的使用或去除的水的能力；


•	未能找到或获取经济上可开采的天然气储量，以取代我们目前的天然气储量；


•	与我们的债务相关的风险；


•	我们借款基础的减少，可能由于各种原因而减少，包括天然气价格下降，天然气探明储量下降，资产销售和贷款要求或法规；


•	联邦或州所得税法律的变化；


•	网络事件可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响；


•	CNXM建设新的集聚、压缩、脱水、处理或其他中游资产可能不会导致收入增加，并可能受到监管、环境、政治、法律和经济风险的影响；


•	我们的成功取决于我们管理层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；


•	恐怖活动可能会对我们的业务和运营结果产生重大的不利影响；


•	我们可能与一个或多个合资伙伴一起经营一部分业务，或者在我们不是运营商的情况下经营，这可能会限制我们的运营和企业灵活性，并且我们可能无法实现我们期望从合资企业中获得的好处；


•	我们预期的收购和剥离可能不会发生或产生预期的利益；


•	各种法律程序的结果，包括我们根据“交换法”提交的报告中更全面描述的那些；


•	不能保证我们将继续根据我们目前或任何未来的股份回购计划回购我们的普通股，回购水平以前或根本没有；


•	公众对我们行业的负面看法可能会对我们的运营产生不利影响；


•	Consol Energy可能无法在未来履行其赔偿义务，并且这些赔偿可能不足以使我们免受CONSOL Energy将被分配责任的全部债务的损害；


•	CONSOL Energy的分离可能导致大量的税收负担；以及


•	公司2018年“风险因素”下的Form 10-K年度报告中讨论的其他因素，并通过任何后续的Form 10-Q进行更新，这些Form 10-Q已在证券交易委员会备案。


第三项。	关于市场风险的定量和定性披露

除了运营中固有的风险外，CNX还面临着金融、市场、政治和经济风险。以下讨论提供了有关CNX面临商品价格、利率和外汇汇率变化风险的更多细节。

CNX在正常的天然气销售过程中面临市场价格风险。CNX公司使用固定价格合同、期权和衍生商品工具，以最大限度地减少在天然气销售中受到市场价格波动的影响。根据我们的风险管理政策，我们无意为投机目的而从事衍生工具活动。

CNX已经制定了风险管理政策和程序，以加强其资产基础生产的商品营销的内部控制环境。所有没有其他风险评估程序的衍生工具都是为了交易以外的目的而持有的。它们主要用于缓解不确定性和波动性，并覆盖潜在风险。公司的市场风险战略采用了基本的风险管理工具来评估市场价格风险，并建立了一个框架，在这个框架中，管理层可以在预先定义的风险参数范围内维持交易组合。

CNX相信，使用衍生工具以及我们的风险评估程序和内部控制，可以减少我们面临的重大风险。在没有其他风险评估程序的情况下使用衍生工具可能会根据市场价格对公司的经营结果产生重大影响；然而，我们相信，由于我们的风险评估程序和内部控制，使用这些工具不会对我们的财务状况或流动性产生重大不利影响。

有关与衍生工具相关的会计政策摘要，请参阅CNX 2018年年度报告Form 10-K中“审计综合财务报表注释”中的“注释1-重要会计政策”。

在…2019年9月30日和2018年12月31日，我们的开放式气体衍生工具是在一个网中资产公允价值为3.13亿美元和9900万美元分别为。已经进行了敏感性分析，以确定与开放式衍生工具有关的未来收益的增量效应2019年9月30日和2018年12月31日好的。假设未来天然气价格上涨10%，公允价值将下降4.11亿美元和4.27亿美元在…2019年9月30日和2018年12月31日分别为。假设未来天然气价格下降10%，公允价值将增加4.28亿美元和4.53亿美元在…2019年9月30日和2018年12月31日分别为。

CNX的利息支出对美国总体利率水平的变化很敏感。在…2019年9月30日和2018年12月31日，CNX有17.98亿美元和17.03亿美元分别为固定利率工具下未偿还债务本金总额，包括未摊销债务发行成本1000万美元和900万美元分别为。在…2019年9月30日和2018年12月31日，CNX有8.59亿美元和6.96亿美元分别为浮动利率工具下的未偿还债务。CNX对利率变化的主要市场风险敞口与我们的信用机制有关，在该机制下6.13亿美元借款率为2019年9月30日和6.12亿美元在…2018年12月31日，以及CNXM的循环信贷安排，其中包括2.46亿美元借款率为2019年9月30日和8400万美元在…2018年12月31日好的。假设CNX和CNXM的循环信贷平均利率提高100个基点，将会减少税前未来收益2019年9月30日和2018年12月31日通过900万美元和700万美元分别按年率计算。

该公司的所有交易都以美元计价，因此，它不存在货币汇率风险的实质性风险。

天然气套期保值交易量

截至2019年10月9日，我们针对所示期间的对冲交易量如下：



	在过去的三个月里
	三月三十一号，		六月三十，		9月30日		12月31日		总年数
2019年固定价格卷
套期保值Bcf	不适用		不适用		不适用		115.8		115.8
加权平均每Mcf套期保值价格	不适用		不适用		不适用		$	2.66	$	2.66
2020年固定价格量
套期保值Bcf	121.3		123.6		126.4		121.5		489.6*
加权平均每Mcf套期保值价格	$	2.68	$	2.49	$	2.49	$	2.52	$	2.54
2021固定价格卷
套期保值Bcf	104.5		105.7		106.9		105.2		422.3
加权平均每Mcf套期保值价格	$	2.40	$	2.40	$	2.40	$	2.39	$	2.40
2022固定价格卷
套期保值Bcf	68.6		69.3		70.1		70.1		278.1
加权平均每Mcf套期保值价格	$	2.45	$	2.45	$	2.45	$	2.43	$	2.44
2023固定价格卷
套期保值Bcf	35.7		36.1		36.4		36.4		144.6
加权平均每Mcf套期保值价格	$	2.28	$	2.28	$	2.28	$	2.28	$	2.28
2024固定价格卷
套期保值Bcf	30.5		30.6		30.9		30.9		122.9
加权平均每Mcf套期保值价格	$	2.45	$	2.45	$	2.45	$	2.45	$	2.45

*季度交易量不会增加到年度交易量，因为在单个季度中，基础套期保值交易量超过NYMEX对冲交易量的离散条件并不存在于全年。


第四项。	控制和程序

披露控制和程序。CNX在监督下，在其管理层(包括CNX的首席执行官和首席财务官)的参与下，评估了公司“披露控制和程序”的有效性，如“交易法”第13a-15(E)条中定义的那样，截至本季度报告Form 10-Q所涵盖的期间结束时。基于这一评估，CNX的首席执行官和首席财务官得出结论，公司的披露控制和程序截至#年是有效的2019年9月30日为确保CNX在其根据“交易法”提交或提交的报告中要求披露的信息在证券交易委员会规则和表格中指定的期限内被记录、处理、汇总和报告，并包括旨在确保CNX要求在此类报告中披露的信息积累并传达给CNX管理层，包括CNX的首席执行官和首席财务官(视情况而定)，以便就要求的披露做出及时决定的控制和程序。

财务报告内部控制的变化.在本季度报告Form 10-Q所涵盖的会计季度内，公司对财务报告的内部控制没有发生任何重大影响或合理可能对公司财务报告内部控制产生重大影响的变化。

第二部分：其他信息


第一项。	法律程序

附注13的第一段-未审计综合财务报表附注中的承诺和或有负债包括在本表格10-Q的第1项中，通过引用将其并入本文。

第1A项。风险因素

由于CNX开展的业务活动的性质，CNX面临某些风险和危险。·有关这些风险的讨论，请参阅CNX 2018年年度报告(2018年Form 10-K)中的“项目”1A。“风险因素”于2018年2月7日提交美国证券交易委员会(SEC)。“2018年Form 10-K中描述的风险可能会对CNX的业务、财务状况、现金流和运营结果产生实质性的负面影响。”2018年Form 10-K中描述的风险没有发生实质性变化CNX可能会经历目前未知的额外风险和不确定因素；或者，由于未来的发展，目前被认为是无关紧要的条件也可能对CNX的业务、财务状况、现金流和经营结果产生重大的不利影响。

项目2.未经登记的股权证券销售和收益使用

下表列出了我们在截至三个月的时间内回购普通股的情况2019年9月30日:



发行人购买股权证券
	(a)	(b)		(c)	(d)
周期	购买的股份总数(1)	每股平均支付价格		作为公开宣布的计划或计划的一部分而购买的股票总数(2)	根据计划或计划仍可购买的股票的近似美元价值(省略000)
2019年7月1日- 2019年7月31日	—	$	—	—	$	156,143
2019年8月1日- 2019年8月31日	—	$	—	—	$	156,143
2019年9月1日- 2019年9月30日	1,000,000	$	7.68	1,000,000	$	148,466
总计	1,000,000

(1) 包括从员工处扣留的股份，以满足在此期间与限制性股票的归属相关的最低扣缴税款义务。

(2) 作为公司当前业务的一部分而回购的股份7.5亿美元公司董事会批准的股份回购计划2017年10月30日并随后不时修订(见本表格10-Q第1项未审计综合财务报表附注中的股票回购，了解更多信息)，不受到期日限制。


第六项。	展品



10.1*			公司与乍得A.格里菲斯于2019年10月28日签订的控制服务变更协议。
10.2*			本公司与Olayemi Akinkugbe之间日期为2019年10月28日的控制服务协议的变更。
31.1*			根据2002年“萨班斯-奥克斯利法案”第302条对首席执行官的认证。
31.2*			根据2002年“萨班斯-奥克斯利法案”第302节对首席财务官的认证。
32.1			根据2002年“萨班斯-奥克斯利法案”第906条通过的18U.S.C.第1350条对首席执行官的认证。
32.2			根据2002年“萨班斯-奥克斯利法案”第906条通过的18U.S.C.第1350条对首席财务官的认证。
101.INS			XBRL实例文档-实例文档不会出现在交互式数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。
101.SCH*			XBRL分类扩展架构文档。
101.CAL*			XBRL分类扩展计算链接库文档。
101.DEF*			XBRL分类扩展定义Linkbase文档。
101.LAB*			XBRL分类扩展标签Linkbase文档。
101.PRE*			XBRL Taxonomy Extension Presentation Linkbase文档。

*随附存档

根据SEC版本33-8238，证物32.1和32.2正在提供而不是归档。

签名

根据1934年“证券交易法”的要求，注册人已正式促使本报告由以下正式授权的签署人代表其签署。

日期：2019年10月29日



CNX资源公司

	\r撰文：···	/s\N\n\n\nICHOLAS·J·DEuliis
		Nicholas J.DeIuliis
		董事，首席执行官和总裁 (正式授权人员及首席行政主任)

	\r撰文：···	/S/ DONALDW·W·R乌什·韦尔
		唐纳德·W·拉什
		首席财务官兼执行副总裁 (正式授权人员及首席财务主任)

	\r撰文：···	/S/ JASON·L.MUMFORD
		詹森·L·芒福德
		首席会计官兼副总裁 (正式授权人员及首席会计主任)