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美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
________________________________________________
表格10-K
_________________________________________________
(标记一)
| | | | | |
| ☒ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节提交的年度报告。 |
截至本财政年度止12月31日, 2022
或
| | | | | |
| ☐ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告 |
的过渡期 至
委托文件编号：001-14901
__________________________________________________
CNX资源公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | | | | |
| 特拉华州 | | 51-0337383 |
(述明或其他司法管辖权
公司或组织) | | (税务局雇主
识别号码) |
CNX中心
地平线大道1000号
卡农斯堡, 帕15317-6506
(724) 485-4000
(注册人主要执行办公室的地址，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：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 每个班级的标题 | | 交易代码 | | 注册所在的交易所名称 |
| 普通股(面值0.01美元) | | CNX | | 纽约证券交易所 |
| 优先股购买权 | | -- | | 纽约证券交易所 |
根据该法第12(G)条登记的证券：无
如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是 ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。是☐ 不是 ☒
用复选标记表示注册人是否：(1)在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13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 ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是 ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。(勾选一项)：
大型加速文件服务器 ☒加速文件管理器☐非加速文件服务器☐较小的报告公司☐ 新兴成长型公司☐
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是☐ No ☒
截至2022年6月30日，也就是注册人最近完成的第二财季的最后一个营业日，基于该日普通股在纽约证券交易所的收盘价，注册人的非关联公司持有的有投票权股票的总市值为$2,763,108,185.
注册人的普通股截至2023年1月17日的流通股数量为170,126,528股份。
通过引用并入的文件：
CNX公司将于2023年5月4日召开的年度股东大会的委托书的部分内容通过引用并入第三部分第10、11、12、13和14项。
目录
| | | | | | | | |
| | | 页面 |
| 第一部分 | |
| 第1项。 | 业务 | 7 |
| 第1A项。 | 风险因素 | 20 |
| 项目1B。 | 未解决的员工意见 | 41 |
| 第二项。 | 属性 | 41 |
| 第三项。 | 法律诉讼 | 41 |
| 第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 41 |
| |
| 第II部 | |
| 第五项。 | 注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 | 42 |
| 第六项。 | 已保留 | 43 |
| 第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 44 |
| 第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 63 |
| 第八项。 | 财务报表和补充数据 | 65 |
| 第九项。 | 会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧 | 117 |
| 第9A项。 | 控制和程序 | 117 |
| 项目9B。 | 其他信息 | 119 |
| 项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 119 |
| | |
| 第三部分 | |
| 第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 119 |
| 第11项。 | 高管薪酬 | 121 |
| 第12项。 | 某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项 | 121 |
| 第13项。 | 某些关系和关联交易与董事独立性 | 121 |
| 第14项。 | 首席会计师费用及服务 | 121 |
| | |
| 第四部分 | |
| 第15项。 | 展品和财务报表附表 | 122 |
| 第16项。 | 表格10-K摘要 | 126 |
| 签名 | 127 |
某些石油和天然气术语词汇
以下是石油和天然气行业中常用并包含在本10-K表中的某些术语和缩写：
Bbl-一个库存油罐桶，或42美国加仑液体体积，用于指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-10亿英制热量单位。
MBBLS-1000桶石油或其他液态碳氢化合物。
麦克夫-1000立方英尺天然气。
麦克菲-1000立方英尺天然气当量，一桶石油相当于6000立方英尺天然气。
MMBtu-100万英热单位。
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-1万亿立方英尺天然气当量，一桶石油相当于6000立方英尺天然气。
NGL-天然气液体--天然气加工厂通过吸收、冷凝或其他方法将天然气中的碳氢化合物作为液体从天然气中分离出来的那些碳氢化合物。
网络-“净”天然气或“净”英亩是通过加上公司在总油井或英亩中的部分所有权工作权益来确定的。
平铺-顺应潮流；转向销售的一口井。
纽约商品交易所--纽约商品交易所。
基础-当指商品定价时，指商品在主要交易中心的价格与在各区域销售点的相应销售价格之间的差额。这种差异通常与产品质量、地理位置、可获得的运输能力和合同定价等因素有关。
调合-混合干气和湿气的工艺，以满足下游管道规范。
凝析油-一种碳氢化合物的混合物，在原始储集层温度和压力下存在于气相中，但在开采时，在表面压力和温度下是液态。
传统游戏-石油和天然气行业中使用的一个术语，指的是被认为能够生产原油和天然气的地区，该地区以离散的聚集形式出现在构造和地层圈闭中，采用传统的开采方法。
已开发储量-已开发储量是指预期可回收的储量：(I)通过现有设备和作业方法的现有油井，或所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小；及(Ii)如果开采方式不涉及油井，则可通过已安装的开采设备和在储量估计时运行的基础设施进行开采。
开发井-在石油或天然气储集层探明区域内钻至已知可生产的地层层位深度的井。
探井-为寻找新油田或在以前在另一油藏中发现石油或天然气的油田中发现新油藏而钻探的井。一般来说，探井是指不是开发井、延伸井、服务井或地层测试井的井。
勘探成本-确定可能需要审查的地区和审查被认为具有蕴藏石油和天然气储量前景的特定地区所产生的费用，包括钻探探井和探索型地层测试井的费用。勘探成本可能发生在获得相关财产之前(有时部分称为探矿成本)，也可能发生在获得财产之后。主要类型的勘探成本包括支持设备和设施的折旧和适用的运营成本以及勘探活动的其他成本，包括：(1)地形、地理和地球物理研究以及为进行这些研究而有权使用这些财产的费用；(2)携带和保留未开发财产的费用，例如延迟租金和维护土地及租赁记录的费用；(3)干井费用；(4)钻探和装备探井的费用；(5)钻探探索型地层测试井的费用。
采空区井-钻孔或通风孔改装成井，该井从采空煤层上方和下方通过任何先前的全煤层开采而形成的灾害区生产或能够生产煤层气或其他天然气。
总英亩-拥有经营性权益的总英亩。
总油井-拥有工作权益的油井总数。
租赁经营费用-以生产租赁方式运营油井和设备的成本，其中许多是经常性的。包括水处理、维修和维护、设备租赁和运营用品等项目。
净英亩-所有者在特定总英亩数中拥有的英亩数。
净网井-所有者基于工作权益而拥有的油井所有权百分比。
玩-已探明的含有商业数量碳氢化合物的地质地层。
生产成本-运营和维护油井及相关设备和设施的费用，包括折旧和支助设备和设施的适用运营费用，这些费用已成为石油和天然气生产成本的一部分。
已探明储量-石油、天然气和天然气液体(NGL)的数量，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，从已知油气藏开始，在现有的经济条件、运营方法和政府法规下，在提供经营权的合同到期之前，石油、天然气和天然气液体(NGL)的产量是经济可行的，除非有证据表明，无论使用确定性方法还是概率方法进行估计，续期都是合理确定的。
探明已开发储量(PDP)-已探明储量，预计可在现有设备和作业方法下通过现有油井开采。
已探明未开发储量(PUD)-已探明储量可以合理确定地估计，可从未钻探探明面积的新油井或需要较大支出才能完井的现有油井中回收。
水库-一种多孔、可渗透的地下地层，含有可开采的天然气和/或石油的自然积聚，被不透水的岩石或水屏障所限制，并与其他储集层分开。
专利权使用费权益-石油和天然气租约中的一种权益，使该权益的所有人有权从租赁面积中获得部分产量(或出售收益)，但一般不要求所有人支付在租赁面积上钻探或经营油井的任何部分费用。特许权使用费可以是土地所有者在授予租约时保留的特许权使用费，也可以是最重要的特许权使用费，通常是租赁权所有人在转让给后续所有者时保留的特许权使用费。
吞吐量-在特定时期内通过管道、工厂、终端或其他设施运输或通过的天然气的体积。
运输、聚集和压缩-与将天然气运输到最终销售点有关的成本。这些成本还包括与实际准备天然气、天然气液体和凝析油以供最终销售有关的成本，其中包括与加工、压缩、脱水和分馏等相关的成本。
服务好-为支持现有油田的生产而钻探或完成的井。服务井的具体用途包括注气、注水和盐水处理等。
非常规编队-石油和天然气行业中使用的一个术语，指的是目标油藏通常分为三类：(1)致密砂岩、(2)煤层或(3)页岩。储集层往往覆盖很大面积，缺乏通常定义常规储集层的明显圈闭、盖层和离散的碳氢化合物-水边界。这些油藏一般需要压裂增产处理或其他特殊采油工艺才能达到经济流量。
未开发储量-未开发储量是指预计将从未钻井面积上的新油井或需要相对较大支出的现有油井中回收的储量。未钻探面积的储量仅限于直接抵消在钻探时合理确定产量的开发间隔区，除非有证据证明在更远的距离上经济生产具有合理确定性。只有在通过了一项开发计划，表明计划在五年内进行钻探的情况下，未钻探的地点才可被归类为已探明的未开发储量，除非具体情况证明有理由延长时间。在任何情况下，未开发储量的估计都不能归因于考虑应用注液或其他改进的开采技术的任何面积，除非该等技术已被同一油藏或类似油藏的实际项目证明有效，或通过使用可靠技术的其他证据证明是合理的确定性。
未经证实的财产-没有探明储量的物业。
工作利益-使所有者有权在物业上钻探、生产和进行经营活动并从任何生产中分得一杯羹的权益。
湿气-含有大量重烃的天然气，如丙烷、丁烷和其他液态碳氢化合物。
前瞻性陈述
我们在本年度报告中以Form 10-K(Form 10K)格式包含以下警示声明，以便适用并利用1995年《私人证券诉讼改革法》中的安全港条款，以供我们或代表我们作出任何前瞻性陈述。除历史事项外，本10-K表格中讨论的事项均为前瞻性陈述(如修订后的1934年证券交易法第21E节所界定)，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，投资者不应过度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对具体项目的时机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”、“将会”或它们的否定或其他类似表述时，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性的战略时，我们是在发表前瞻性声明。本10-K表格中的前瞻性陈述仅代表截至本10-K表格之日的情况；除非证券法要求，否则我们不承担任何更新这些陈述的义务，我们提醒您不要过度依赖这些陈述。这些前瞻性陈述是基于我们目前对未来事件的预期和假设做出的。虽然我们的管理层认为这些预期和假设是合理的，但它们本身就受到重大的商业、经济、竞争、监管和其他风险、意外和不确定因素的影响。, 其中大部分是难以预测的，其中许多是我们无法控制的。这些风险、意外情况和不确定因素除其他事项外，涉及以下事项：
•天然气和天然气的价格是不稳定的，可能会根据一些我们无法控制的因素而大幅波动，包括相对于我们产品需求的供应过剩、天气以及替代燃料的价格和可获得性；
•不成功的经营努力或需要减记我们已探明的天然气资产的天然气价格持续下降，或影响管理层对未来财务业绩估计的假设的变化，以及其他假设的变化，如我们股票价格的变动、加权平均资本成本、终端增长率和行业倍数，可能会导致我们持有的商誉和其他无形资产减值，并导致重大非现金费用计入收益；
•由于天然气行业的竞争性质、行业内的整合或行业产能过剩而丧失我们的竞争地位，对我们销售产品和中游服务的能力造成不利影响；
•我们的客户所在行业的经济状况恶化、国内或全球金融低迷、通胀压力或负面信贷市场状况；
•套期保值活动可能使我们无法从价格上涨中获益，并可能使我们面临其他风险；
•公众对我们公司或行业的负面看法；
•发生我们无法控制的事件，包括全球或国内健康危机，或石油和天然气产区的政治或经济不稳定或武装冲突；
•更加重视环境、社会和治理事项；
•依赖于其他人拥有的收集、加工和运输设施和其他中游设施，以及管道系统中的能力限制或临近中断，以及管道或其他中游设施可获得性的任何减少；
•估计我们的经济可采天然气储量的不确定性和估计的不准确；
•钻探、开发和运营天然气井的高风险性质；
•我们已确定的钻探地点计划在多年内进行，这使得它们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开发或钻探的发生或时机；
•我们的开发和勘探项目以及中游系统开发所需的大量资本支出和相应的风险；
•数量充足或价格合理的人员、服务、设备、零部件和原材料供应减少或价格上涨，以支持我们的运营；
•我们在页岩气钻探和生产作业中找到足够水源的能力，或我们以合理成本并在适用的环境规则范围内处置、运输或回收与天然气作业相关的水的能力；
•未能成功估计现有储量的递减速度，或未能找到或获取经济上可采的天然气储量来取代我国现有的天然气储量；
•因我们所投资物业的所有权瑕疵所造成的损失，或与我们中游活动有关的某些租赁权或其他权利的损失；
•气候变化立法、诉讼和潜在影响，以及任何已通过的环境法规，包括与温室气体排放有关的法规；
•环境法规可能会增加成本并带来不确定性，可能会对天然气市场产生不利影响，可能会产生短期和长期的潜在责任；
•管理我们业务的现有和未来政府法律、法规、其他法律要求和司法裁决可能会增加我们的业务成本，并可能限制我们的运营；
•由于管道运营和对天然气收集管道监管的相关增加，可能会产生巨大的成本和负债；
•以天然气勘探和开发为重点的联邦或州所得税法律或税率的变化；
•各种法律程序的结果，包括我们根据《交易法》提交的报告中更全面描述的结果；
•与我们目前的长期债务义务相关的风险；
•我们的借款基数减少，这可能是因为各种原因，包括天然气价格下降、天然气已探明储量下降、资产出售和贷款要求或法规；
•与我们的可转换票据相关的风险，包括可转换票据可能对我们报告的财务业绩产生的潜在影响、潜在的稀释、我们筹集资金回购可转换票据的能力，以及可转换票据的条款可能推迟或阻止对公司的有益收购；
•与发行可转换票据同时进行的有上限看涨期权交易的潜在影响，包括交易对手风险；
•与战略决策相关的挑战，包括将资本和其他资源分配给战略机遇；
•无法完成收购和资产剥离，或未能产生预期的交易效益；
•不能保证我们将在当前或任何未来的股票回购计划下继续回购我们普通股的股票，回购水平达到以前或根本没有的水平；
•我们可能会与一个或多个合资伙伴或在我们不是运营商的情况下经营我们的部分业务，这可能会限制我们的运营和公司灵活性，我们可能无法实现我们预期从合资企业中实现的好处；
•康索尔能源未来可能无法履行其赔偿义务，此类赔偿可能不足以使我们免受康索尔能源可能被分配责任的全部责任的损害；
•网络事件可能对我们的业务、财务状况或经营结果产生重大不利影响；
•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；
•恐怖活动可能对我们的业务和行动结果造成重大不利影响；以及
•本2022年Form 10-K中讨论的其他因素，如提交给美国证券交易委员会的任何后续Form 10-Q中更新的“风险因素”。
第一部分
第1项。业务
一般信息
CNX Resources Corporation(以下简称“CNX”)是一家主要的独立天然气和中游公司，从事阿巴拉契亚盆地的天然气勘探、开发、生产和收购。我们的大部分业务集中在非常规页岩地层，主要是宾夕法尼亚州、俄亥俄州和西弗吉尼亚州的马塞卢斯页岩和尤蒂卡页岩。此外，我们还在弗吉尼亚州经营和开发煤层气(CBM)资产。我们相信，我们广泛的副产面积头寸和开发库存，再加上我们的地区运营专长、开发和非作业参与油井的广泛数据集、中游基础设施所有权、低成本运营和遗留的地面面积头寸，为我们提供了显著的竞争优势，使我们能够创造长期价值。
CNX的战略和企业价值观
CNX的战略是通过开发和增长我们现有的天然气资产，以及在我们的运营足迹内选择性地收购天然气面积租约来增加股东价值。我们的使命是让我们的团队能够拥抱和推动创新变革，为我们的投资者创造长期的每股价值，增强我们的社区，并为现在和未来提供能源解决方案。
CNX通过其公司价值观定义自己，这些价值观作为我们的路线图，并在我们努力实现公司使命的过程中指导我们业务的方方面面：
•职责：做一个安全、合规的经营者；做一个值得信赖的社区伙伴和受人尊敬的企业公民；以骄傲和正直行事；
•所有权：对我们的行为负责，从我们的结果中吸取教训，无论是积极的还是消极的；要精打细算
勇于承担风险，寻求解决问题的创新方法；成为谨慎的资本配置者；
•卓越：成为一个精干、高效、灵活的组织；成为一家纪律严明、可靠、以绩效为导向的公司；
成为一个包容的团队，以公平和尊重的态度对待彼此。
这些价值观是CNX公司身份的基础，也是管理层如何定义持续成功的基础。得益于155多年的历史遗产和历代积累的雄厚资产基础，该公司部署了一项战略，专注于负责任地开发其资源，为其股东、员工和运营所在社区创造长期每股价值。
CNX认为，天然气是造福美国消费者、工人和环境的低成本、可靠、安全、低碳能源未来的核心。CNX的好处是其业务中心位于阿巴拉契亚盆地，CNX认为阿巴拉契亚盆地是世界上最大、最高效和环境可持续的天然气来源之一。
2022年运营亮点和展望
•在过去的十年中，CNX的天然气产量增长了约271%，到2022年达到580.2净Bcfe。
•总平均日产量为1,589,505立方米；
•93%天然气，7%液体；以及
•页岩占92%，煤层气占8%。
截至2022年12月31日，我国已探明的天然气、天然气、凝析油、石油储量(统称为天然气储量)具有以下特点：
•探明储量9.8Tcfe；
•天然气占93.7%；
•63.4%被证明是发达的；以及
•98.2%的患者手术治疗。
2023年，CNX预计资本支出约为5.75亿至6.75亿美元。公司持续评估多个因素以确定全年的活动，因此可能会相应地更新指导。
行动详情
我们的业务包括以下行动：
页岩
我们的页岩资产代表着我们在储量、产量和资本投资方面的主要运营和增长领域. 截至2022年12月31日，我们有权从宾夕法尼亚州、西弗吉尼亚州和俄亥俄州的页岩层中开采天然气，净马塞卢斯页岩英亩约531,000英亩，尤蒂卡页岩约609,000英亩。约346,000英亩的尤蒂卡页岩面积与宾夕法尼亚州、西弗吉尼亚州和俄亥俄州的马塞卢斯页岩面积重合。
上泥盆统页岩地层包括伯克特页岩和莱茵斯特雷特页岩，位于宾夕法尼亚州西南部和西弗吉尼亚州北部的马塞卢斯页岩地层之上。该公司拥有约51,000英亩的上泥盆纪增量英亩；然而，这些英亩历来没有单独披露，因为它们通常与我们的Marcellus英亩重合，我们目前没有针对这一地层的钻探计划。
煤层气
我们有权在弗吉尼亚州从阿巴拉契亚中部约278,000英亩的煤层气净地中开采煤层气。我们主要从Pocahontas#3煤层生产煤层气天然气，目前仍有名义上的钻井计划。否则，我们开采的煤层气天然气将在正常开采过程中排放到大气中。
我们还有权从西弗吉尼亚州、宾夕法尼亚州、俄亥俄州、伊利诺伊州、印第安纳州和新墨西哥州等其他州约1,752,000英亩的煤层气净面积中开采煤层气；然而，公司目前没有在这些地区钻探煤层气的计划。
其他气体
截至2022年12月31日，我们有权从主要位于伊利诺伊州、印第安纳州、纽约州、俄亥俄州、宾夕法尼亚州、弗吉尼亚州和西弗吉尼亚州的其他页岩和浅层油气区块开采天然气，净面积约为1,003,000英亩。我们的大部分浅层石油和天然气租赁地位由第三方生产持有，所有这些都被现有的第三方天然气集输基础设施广泛覆盖。
截至2022年12月31日的物业摘要
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 页岩 | | 煤层气 | | 其他气体 | | |
| | 细分市场 | | 细分市场 | | 细分市场 | | 总计 |
估计净探明储量(MMcfe) | | 8,763,388 | | | 1,037,048 | | | 6,454 | | | 9,806,890 | |
| 已开发百分比(1) | | 62 | % | | 72 | % | | 100 | % | | 63 | % |
| 净生产井(包括油井和采空区井) | | 560 | | | 3,813 | | | 47 | | | 4,420 | |
| 净种植面积头寸： | | | | | | | | |
| 净探明已开发英亩 | | 103,461 | | | 240,321 | | | 38,091 | | | 381,873 | |
| 已探明未开发净面积(2) | | 40,894 | | | — | | | — | | | 40,894 | |
| 净未探明英亩(3) | | 701,263 | | | 1,790,038 | | | 965,274 | | | 3,456,575 | |
| 总净英亩(4) | | 845,618 | | | 2,030,359 | | | 1,003,365 | | | 3,879,342 | |
_________(1)开发百分比的计算方法为净探明开发储量除以净探明储量，单位为MMcfe。
(2)已探明的未开发净面积代表未钻探的地点，只有在已通过的开发计划表明它们计划在五年内进行钻探的情况下，才能被归类为已探明的未开发储量，除非具体情况证明需要更长的时间(有关更多信息，请参阅石油和天然气术语表)。
(3)净英亩包括可归因于我们在物业中的工作权益的面积。随着我们进一步发展我们对各种物业的所有权并进一步确认我们对各种物业的权利，可能需要进行额外的调整(增加或减少)。我们认为，我们在这方面的假设和方法是合理的。
(4)面积金额仅包括在CNX预期生产的目标地层中，但由独立租约管辖的某些煤层气英亩除外。
生产井和生产面积
我们的大部分开发井和已探明的种植面积位于弗吉尼亚州、西弗吉尼亚州、俄亥俄州和宾夕法尼亚州。有些租约超过其主要期限，但只要履行某些钻探承诺或其他期限承诺，这些租约就会根据其条款续期。
下表列出了截至2022年12月31日的生产井数量、已开发面积和未开发面积：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 总额(1) | | 净额(2) |
| 生产气井(包括采空区井)-工作兴趣 | | 4,553 | | | 4,420 | |
| 生产油井--工作兴趣 | | 2 | | | — | |
| 生产气井--特许权使用费权益 | | 2,325 | | | — | |
| 生产油井-特许权使用费权益 | | 157 | | | — | |
| 净种植面积头寸： | | | | |
| 探明开发面积 | | 381,873 | | | 381,873 | |
| 已探明的未开发面积 | | 40,894 | | | 40,894 | |
| 未探明的种植面积 | | 4,791,506 | | | 3,456,575 | |
| 总种植面积 | | 5,214,273 | | | 3,879,342 | |
_________(1)我们所有已证实已开发和未开发的土地均由CNX完全控制，拥有100%的工作权益。
(2)净英亩包括可归因于我们在物业中的工作权益的面积。随着我们进一步发展我们对各种物业的所有权并进一步确认我们对各种物业的权利，可能需要进行额外的调整(增加或减少)。我们认为，我们在这方面的假设和方法是合理的。
下表列出了我们持有这些英亩土地的条款：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 未探明英亩总面积 | | 净未探明英亩 | | 已探明的未开发英亩 | | 已探明未开发净面积 |
| 按产量/费用持有 | | 4,684,012 | | | 3,403,100 | | | 28,475 | | | 28,475 | |
| 2年内到期 | | 29,277 | | | 16,406 | | | 2,986 | | | 2,986 | |
| 有效期超过2年 | | 78,217 | | | 37,069 | | | 9,433 | | | 9,433 | |
| 总种植面积 | | 4,791,506 | | | 3,456,575 | | | 40,894 | | | 40,894 | |
以上反映为总未探明英亩和净未探明英亩且有到期日的租约包括在我们当前的钻探计划或现行土地计划中。到期日期在两年内的租约约占我们净未探明英亩面积的1%，到期日期超过两年的租约约占我们净未探明英亩面积的1%。在每种情况下，我们都认为这一种植面积对我们的整体种植面积状况并不重要。此外，根据我们目前的钻探计划和租赁管理，我们预计此类租赁到期不会对我们的综合财务报表产生任何实质性影响。
开发井(净值)
在截至2022年、2021年和2020年12月31日的几年中，我们钻探了 37.0, 33.0 and 29.0 net d开发井分别为。我们当时的主要合资伙伴以外的运营商所钻的采空区井和油井不包括在净开发井中，相当于每年净井不到0.5口。作为对象2022年12月31日，净开发井13.0口，未钻完探井。该公司包括已钻井和未完成的网已探明未开发储量中的开发井，本公司打算在首次披露后五年内完成并对井进行整备。2022年、2021年没有净干开发井或者2020年。截至2022年12月31日，有4.0口净完成的开发井准备好在线翻转。
下表说明了按井分类类型钻出的净井数：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 这一年的 |
| | 截至12月31日， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 页岩段 | | 37.0 | | | 33.0 | | | 25.0 | |
| 煤层气细分市场 | | — | | | — | | | 4.0 | |
| 其他天然气区段 | | — | | | — | | | — | |
| 开发井总数(净额) | | 37.0 | | | 33.0 | | | 29.0 | |
探井(净)
在截至2022年12月31日和2021年12月31日的几年中，没有钻探净探井。在截至2020年12月31日的一年中，共钻探了2.0口探井。截至2022年12月31日，没有正在处理的净探井。下表说明了按井分类类型钻出的探井：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日止年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | 生产 | | 干的 | | 还是伊瓦尔。 | | 生产 | | 干的 | | 还是伊瓦尔。 | | 生产 | | 干的 | | 还是伊瓦尔* |
| 页岩段 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2.0 | |
| 煤层气细分市场 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 其他天然气区段 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 探井总数(净) | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2.0 | |
_________*2020年仍在评估的油井包括两口油井，这两口油井已经钻井、完工，并在年底连接到生产设施，并于2021年初投入使用。
储量
下表显示了我们已探明和已探明的未开发储量的估计情况。储备信息是扣除特许权使用费利息后的净额。已探明的已开发和已探明的未开发储量是指在当前的经济条件、经营方式和政府法规下可以商业开采的储量。已探明已开发储量和已探明未开发储量由美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)定义。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净储量(百万立方英尺当量) | | 截至12月31日， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 已探明已开发储量 | | 6,221,422 | | | 5,905,611 | | | 5,199,748 | |
| 已探明未开发储量 | | 3,585,468 | | | 3,720,119 | | | 4,350,010 | |
| 已探明储量和未开发储量合计(1) | | 9,806,890 | | | 9,625,730 | | | 9,549,758 | |
___________(1)有关我们储量的其他资料，请参阅本表格10-K第8项内的综合财务报表附注22--补充气体数据(未经审计)。
贴现未来净现金流
下表显示了我们估计的未来净现金流量和以10%的折现未来净现金流量的总标准化衡量标准：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | (百万美元) |
| 未来净现金流量(税前)减去未贴现所得税 | | $ | 31,559 | | | $ | 16,017 | | | $ | 6,313 | |
| 税前贴现未来净现金流的非公认会计准则合计PV-10(1) | | $ | 14,501 | | | $ | 8,081 | | | $ | 3,603 | |
| 税后贴现未来净现金流量的总标准化GAAP计量 | | $ | 10,763 | | | $ | 5,882 | | | $ | 2,636 | |
____________
(1)我们根据下表以10%(PV-10)计算我们的现值。管理层认为，PV-10的非公认会计原则(非GAAP)财务指标的列报为投资者提供了有用的信息，因为专业分析师和经验丰富的投资者在评估石油和天然气公司时广泛使用该指标。由于每个公司都有许多独特的因素会影响未来预计要缴纳的所得税数额，因此在根据准备金对公司进行比较时，使用税前衡量标准是有价值的。根据公认会计原则(GAAP)，PV-10不是财务或经营业绩的衡量标准。不应将PV-10视为GAAP定义的标准化衡量标准的替代办法。我们已经包括了对最直接可比的GAAP衡量标准-税后贴现未来现金流量的对账。
将PV-10与标准化的GAAP衡量标准进行协调
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | (百万美元) |
| Henry Hub平均价格(美元/MMBtu)(1) | | $ | 6.357 | | | $ | 3.598 | | | $ | 1.985 | |
| | | | | | |
| 未来现金流入 | | $ | 54,714 | | | $ | 31,839 | | | $ | 16,578 | |
| 未来生产成本 | | (10,225) | | | (8,247) | | | (6,072) | |
| 未来发展成本(包括废弃)(2) | | (2,234) | | | (1,736) | | | (1,958) | |
| 未来净现金流(税前) | | 42,255 | | | 21,856 | | | 8,548 | |
| 10%折扣率 | | (27,754) | | | (13,775) | | | (4,945) | |
| PV-10(非GAAP衡量标准) | | 14,501 | | | 8,081 | | | 3,603 | |
| 未贴现所得税 | | (10,696) | | | (5,839) | | | (2,235) | |
| 10%折扣率 | | 6,958 | | | 3,640 | | | 1,268 | |
| 贴现所得税 | | (3,738) | | | (2,199) | | | (967) | |
| 标准化GAAP衡量标准(3) | | $ | 10,763 | | | $ | 5,882 | | | $ | 2,636 | |
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(1)以每月第一天的平均价格为基础。
(2)2022年的未来开发成本包括4.42亿美元的封堵和废弃成本，以及2.93亿美元的中游和水务基础设施资本(税前未贴现)。在PV-10税前贴现的基础上，这些金额分别相当于800万美元和2.42亿美元。
2021年的未来开发成本包括4.06亿美元的封堵和废弃成本，以及2.35亿美元的中游和水务基础设施资本(税前未贴现)。在PV-10税前贴现的基础上，这些金额分别相当于700万美元和1.98亿美元。
2020年的未来开发成本包括4.02亿美元的封堵和废弃成本，以及2.87亿美元的中游和水务基础设施资本(未贴现的税前基础设施)。在PV-10税前贴现的基础上，这些金额分别相当于1800万美元和2.32亿美元。
(3)有关我们储量的额外资料，请参阅本表格10-K第8项内的综合财务报表附注22--补充天然气数据(未经审计)。
产气量
下表列出了所示期间的净销售量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 这一年的 |
| | 截至12月31日， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 天然气 | | | | | | |
| 销售量(MMcf) | | | | | | |
| 页岩 | | 496,614 | | | 502,184 | | | 428,679 | |
| CBM | | 43,733 | | | 49,570 | | | 52,609 | |
| 其他 | | 349 | | | 234 | | | 138 | |
| Total | | 540,696 | | | 551,988 | | | 481,426 | |
| | | | | | |
| NGL* | | | | | | |
| 销售额(Mbbls) | | | | | | |
| 页岩 | | 6,333 | | | 5,976 | | | 4,675 | |
| 其他 | | — | | | — | | | 2 | |
| Total | | 6,333 | | | 5,976 | | | 4,677 | |
| | | | | | |
| 石油和凝析油* | | | | | | |
| 销售额(Mbbls) | | | | | | |
| 页岩 | | 240 | | | 396 | | | 250 | |
| 其他 | | 6 | | | 4 | | | 14 | |
| Total | | 246 | | | 400 | | | 264 | |
| | | | | | |
| 总销售量(MMcfe) | | | | | | |
| 页岩 | | 536,050 | | | 540,413 | | | 458,231 | |
| CBM | | 43,733 | | | 49,570 | | | 52,609 | |
| 其他 | | 386 | | | 265 | | | 232 | |
| Total** | | 580,169 | | | 590,248 | | | 511,072 | |
*根据石油和天然气的大致相对能量含量，石油、NGL和凝析油以一桶相当于六个Mcf的速率转换为McFe。
**见第II部第7项。《管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析》，请按10-K表格列出销售量差异的细目。
CNX预计2023年的年产量约为555-575 Bcfe。
平均售价和平均搬运成本
下表列出了我们所有天然气和天然气生产的总平均销售价格和总平均提升成本。总举升成本是将天然气提升到收集系统的成本，不包括折旧、耗尽或摊销。见第二部分，第7项。《管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析》，请按10-K表格进行细分。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 这一年的 |
| | 截至12月31日， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 平均销售价格-天然气(每立方米) | | $ | 6.27 | | | $ | 3.55 | | | $ | 1.71 | |
| (亏损)商品衍生工具收益-现金结算-天然气(按MCF计算)* | | $ | (3.35) | | | $ | (0.98) | | | $ | 0.78 | |
| 平均销售价格-NGL(每Mcfe)** | | $ | 6.36 | | | $ | 5.65 | | | $ | 2.29 | |
| 平均售价-油/凝析油(每立方米)** | | $ | 13.65 | | | $ | 9.39 | | | $ | 5.98 | |
| | | | | | |
| 总平均销售价格(每Mcfe)，包括衍生工具的影响* | | $ | 3.17 | | | $ | 2.79 | | | $ | 2.49 | |
扣除衍生工具影响的总平均销售价格(按Mcfe计算) | | $ | 6.29 | | | $ | 3.70 | | | $ | 1.75 | |
平均提升成本(不包括从价税和离散税)(每Mcfe) | | $ | 0.11 | | | $ | 0.08 | | | $ | 0.08 | |
| | | | | | |
| 平均售价-NGL(每桶) | | $ | 38.16 | | | $ | 33.90 | | | $ | 13.74 | |
| 平均售价-油/凝析油(每桶) | | $ | 81.90 | | | $ | 56.34 | | | $ | 35.88 | |
*不包括对冲货币化的影响。
**根据石油和天然气的大致相对能量含量，石油、NGL和凝析油以一桶等于六个Mcf的速率转换为McFe。
天然气、凝析油和石油的销售提高了我们报告的天然气当量销售价格。在所有交易量中，剔除套期保值的影响后，2022年、2021年和2020年的液体销售分别增加了每立方米0.02美元、0.15美元和0.04美元的平均天然气销售价格。CNX预计，随着更多的油井投入使用，主要是在马塞卢斯页岩富含液体的地区，CNX将继续实现液体提升的好处。我们继续通过加工我们天然气的大型中游公司销售我们的大部分NGL。这种方法使我们能够利用加工商的运输效率和多样化的市场。CNX的某些加工合同规定，如果需要，可以将我们的NGL“实物”带到市场上直接销售。加工后的纯度产品最终销往工业、商业和石化市场。
为了管理未来天然气价格波动的市场风险敞口，CNX与天然气营销商和最终用户签订了各种不同期限的实物天然气供应交易。据信，储量和产量估计足以履行这些义务。在过去，我们已经交付了这些合同所要求的数量。CNX还进行各种金融天然气掉期交易，以管理盆地内和盆地外定价的市场风险敞口。这些交易与相关的实物交易平行存在，占我们截至2022年12月31日的年度生产天然气销售量的约460.3 Bcf，平均价格为每立方米2.43美元。与这些天然气交换相关的名义数量约占我们截至2021年12月31日的年度生产天然气销售量的470.0 bcf，平均价格为每立方米2.51美元。截至2023年1月5日，这些实物和掉期交易约占我们2023年预计产量的429.7 bcf，平均价格为每立方米2.47美元，占我们2024年预计产量的381.3 bcf，平均价格为每立方米2.38美元，相当于我们2025年预计产量的373.2 bcf，平均价格为每立方米2.37美元，约占我们2026年预计产量的321.7 bcf，平均价格为每立方米2.61美元，约占我们2027年预计产量的140.4 bcf，平均价格为每立方米3.35美元。
CNX的套期保值战略和有关所用衍生工具的信息概述于第二部分第7A项。“关于市场风险的定量和定性披露”，以及本表格10-K第8项审计综合财务报表附注中的附注19--衍生工具。
中游燃气服务
CNX设计、建造和运营天然气收集系统，将天然气从井口输送到州际管道或其他当地销售点。此外，随着时间的推移，CNX通过收购获得了广泛的集合资产。CNX拥有或运营约2600英里的天然气收集管道以及多个天然气加工设施。
作为2020年9月28日合并的结果(见本10-K表格第8项经审计综合财务报表附注中的附注4-收购和处置)，CNX拥有其在宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州的几乎所有页岩收集系统。关于CNX在俄亥俄州的页岩油井，CNX主要与第三方收集服务签订合同。CNX还向第三方提供天然气收集服务。
CNX开发了一系列公司运输能力选项的多元化组合，以支持其生产。CNX计划根据需要有选择地收购公司的运力，同时将运输成本和长期财务义务降至最低。我们公司运输产品组合的优化还可能包括不时并适当地将公司运输释放给其他公司。CNX还受益于我们位于宾夕法尼亚州西南部、西弗吉尼亚州北部和俄亥俄州东部的主要生产区的战略位置。目前为这些地区提供服务的是大量集中的主要管道，这些管道为我们提供了进入主要天然气市场的途径，而不需要将我们的天然气输送到该地区以外。除了稳固的运输能力外，CNX还开发了加工组合，以支持其湿气生产区的产量，并具有运营和合同灵活性，有可能将当前加工的部分湿气量转换为干气量销售，或根据经济情况将干气量反之亦然。
CNX的优势在于，较低Btu井的天然气产量非常接近较高Btu井。另外，低Btu天然气和高Btu天然气可能需要加工，以满足下游管道规范。为这些油井提供服务的地理位置接近和互联的收集系统，使CNX能够将这些天然气混合在一起，在某些情况下，不需要对不符合管道规格的天然气进行昂贵的处理。这使我们能够更灵活地将油井投入使用，使油井质量符合州际管道规范。
CNX还为我们的天然气业务提供供水、输送和处置的交钥匙解决方案，并为第三方提供供水和输送和处置的解决方案。与我们的中游业务相协调，CNX致力于开发与我们的中游业务相吻合的解决方案，向第三方提供天然气天然气收集和供水解决方案。
营销
基本上，我们所有的天然气都是以市场价格出售，主要是根据短期销售合同，并受到季节性和一般市场价格波动的影响。我们天然气的主要市场在阿巴拉契亚盆地，我们在那里向天然气营销商、工业客户、当地分销公司和发电设施销售天然气。我们广泛的对冲头寸缓解了对冲交易量定价的不可预测性。
我们还产生了收集、压缩、加工和运输费用，以便将天然气生产从井口转移到我们在美国的主要市场。虽然我们拥有中游设施，但我们也通过利用其他公司拥有的管道和设施收集、加工和运输我们的天然气到市场，在这些管道和设施中，我们有长期合同产能安排，或使用长期和短期销售合同下的买方拥有的产能。
到目前为止，我们在运输或销售我们的天然气产品方面没有遇到重大困难，因为我们可以获得天然气产品；然而，不能保证我们总是能够运输和销售我们所有的产品。
CNX预计，从长远来看，天然气将继续成为美国国内发电结构的重要贡献者，并将推动美国经济的工业增长。对CNX天然气的持续需求和CNX获得的价格受到以下因素的影响：电力生产中使用天然气、管道能力、天气、美国制造业和整体经济实力、环境和政府监管、技术发展、竞争替代燃料供应的可用性和价格，以及国家和地区供需动态。
天然气竞争
CNX天然气业务主要位于美国东部，特别是阿巴拉契亚盆地，该地区高度分散，不受任何单一生产商的主导。我们认为，生产商之间的竞争主要基于种植面积、钻井和运营成本以及通往不同市场的管道运输能力。CNX与其他大型生产商以及无数规模较小的生产商和营销者展开竞争。CNX还在争夺管道运力和其他服务，以将其产品交付给客户。
新技术
CNX目前正在开发独特的专有技术，以实现垂直和横向业务增长。这包括通过新兴技术的开发和商业化，利用专有技术改变天然气开采和输送的制造流程。CNX还专注于在使用低碳强度原料和创造衍生产品方面建立战略合作伙伴关系。
非核心矿产资源和表面属性
CNX拥有大量天然气资产，这些资产不在我们的短期或中期发展计划中。我们不断探索通过出售、租赁、向合资企业出资或结合上述方式将这些非核心资产货币化，以便为我们的股东带来这些资产的价值。我们还控制着相当数量的地表面积。这一地面面积对我们开发页岩生产的收集系统具有很高的价值。当我们能够为我们的股东获得适当的价值时，我们还通过向第三方授予通行权或开发权来从这种表面控制中获得价值。
人力资本管理
截至2022年12月31日，CNX拥有466名员工，其中包括40名直接归因于我们中游业务的员工和68名直接归因于我们在弗吉尼亚州煤层气业务的员工。与前一年相比有所增加，主要是由于为支持我们的运营而增加了招聘人数，其中包括聘用承包商作为全职员工。CNX不是任何集体谈判协议的一方。CNX认识到，我们未来的成功有赖于我们关键员工的专业知识和服务，并坚定地致力于我们员工和服务提供商的健康和安全，以及CNX运营所在的社区的健康和安全。
培训和教育。CNX有多项计划，致力于确保我们的员工和承包商员工得到适当的培训，并与安全和环境绩效方面的期望保持一致。这些计划利用基于行为的技术，包括管理层、员工和服务提供商员工之间的协作，不断将注意力和行动集中在适当的日常安全行为上。这是通过不断评估和适应劳动力、安全和业务目标的常青树方法来实现的。从根本上说，日常现场安全会议、工作安全分析(JSA)以及普遍期望任何员工或承包商在发现风险时停止工作，有助于培养对健康、安全和环境(HSE)意识的文化关注，也称为卓越运营。责任是公司各级--从个人贡献者和服务提供商到管理层和行政领导--的期望。除了持续的分析和评估外，CNX还授权其员工和承包商在发现不利的安全或环境条件时采取纠正措施或立即停工。CNX期望其所有员工和服务提供商满足职业安全与健康管理局(OSHA)和所有其他适当监管实体概述的培训要求，并始终本着责任、所有权和卓越的核心价值观开展我们的日常业务。CNX还为所有员工提供了获得急救、CPR和AED管理认证的机会。该公司的安全培训内容在其公司网站上公布，使服务提供商能够随时了解CNX对个人赋权和责任的期望。
多样性和包容性。CNX重视整个组织的多样性。公司深知，多元化、才华横溢的团队在包容的文化中共同工作是实现长期目标的关键。除了在招聘和招聘实践中优先考虑多样性外，CNX还认为应该培养一种对工作场所多样性重要性敏感的文化。2022年，公司提供了多样性和包容性培训，100%的员工完成了培训。本课程结合了情景、个人访谈、讨论和探索性问题、练习和教学内容。员工接触到个人潜在的文化体验，这些人的身份可能与他们自己的不同，并有机会了解其他人如何以非常不同的方式体验同一个工作场所。CNX计划在2023年继续并扩大多样性和包容性培训。最后，公司的多元化与包容性咨询委员会和针对不同员工的交叉培训轮换计划增强了公司更广泛的人才管理和多元化目标。
吸引和留住员工。CNX认识到吸引和留住顶尖人才的重要性，以帮助推动公司的战略前进。公司致力于吸引、发展、吸引、留住和奖励一支由致力于责任、公平和尊重的高技能人员组成的多元化团队。CNX的持续成功不仅取决于找到可能的最佳候选人，更重要的是留住和发展公司现有的人才。CNX自豪地为员工提供提高技能和帮助实现个人职业目标的机会，包括为寻求高级教育、认证或技能培养的员工提供继续教育援助和职业发展。目标的实现和突出的成就是奖励表现超出预期的员工的年终酌情激励薪酬的原因。
质量管理系统。CNX致力于通过使用质量管理体系(QMS)来培养问责和持续改进的文化，该体系加强了整个企业的问责，并强化了我们的责任、所有权和卓越的核心价值观。QMS为所有员工、访客、承包商和
代表我们运营的分包商拥有一个实用、易于访问的系统，该系统定义了明确的期望、责任和标准，为我们业务的各个方面的质量和卓越提供了问责的基础。QMS允许对整个组织的所有过程和程序进行持续的识别、文件控制的开发和标准化。健康、安全、环境和质量控制的要素集中在一个统一的系统中，允许广泛使用和测量。CNX已经将我们在这些领域的方法正规化，以提供始终如一的安全、可预测和对环境负责的结果。CNX将定期进行内部和外部审计，以确保合规、遵守一流的流程和持续改进，因为我们坚持不懈地努力成为行业中最负责任和最高效的运营商。CNX管理层的期望是，QMS将成为高级领导层管理和衡量所有运营方面的卓越表现的平台。
健康与安全。如果CNX危及其员工和承包商的安全，任何工作或活动都不被认为是成功的。在CNX工作地点工作的每个人都有权在感到自己或同事的安全受到威胁时停止工作。CNX对员工停止工作授权的方法，虽然被动，但在必要时，包括程序改进和沟通等主动措施。CNX通过新员工入职、CNX危险培训合规性以及对承包商培训和短期服务员工计划的验证来促进赋权。我们的安全专业人员在运营的所有阶段提供支持，包括教育、培训、政策制定、审计以及应急准备和响应。对我们的健康和安全表现的评估是一个持续的日常讨论。对关键绩效指标进行持续监控和分析，以了解各运营部门的趋势。随着趋势的确定，CNX利用这些信息来修改政策、培训和全公司范围的沟通。该团队采取混合方法，CNX将传统安全小组与运营现场合规团队合并，组成运营卓越部门。卓越运营部门由首席运营官领导。总裁运营卓越副总裁定期向首席运营官简要介绍安全相关问题、质量相关问题、政策更新和绩效趋势。此外，在每周预定的会议期间，运营执行管理层将及时了解与质量、健康、安全和环境(QHSE)相关的项目。董事会的环境、安全和企业责任委员会(ESCR)会根据需要随时了解与QHSE相关的事项，并每月更新和每季度召开会议。CNX采用安全、健康、合规, 以及拥有各种认证的质量专业人员，如职业健康护士、紧急医疗技术员、注册安全专业人员、注册焊接检查员和注册管道检查员。
应急准备和反应。为所有CNX地点和运营制定了应急响应计划。这些计划每两年审查一次有效性，并通过安全会议和培训向受影响的员工传达。进行演习和紧急演习，以确保所有员工了解他们在实际活动中的角色和责任。这些演习的范围从桌面演习到内部演习，直到并包括涉及外部资源的活动。CNX积极与当地市政当局和应急人员接触，以确保他们了解我们计划的活动。这有助于使应急响应人员熟悉CNX的人员、设施和操作。这种主动的方法让应急人员有机会提问并了解CNX协议，因此他们在紧急情况下做好了准备。
行业细分
于截至2022年、2022年、2021年及2020年12月31日止年度，由公认会计原则界定的有关行业分类的财务资料包含于本表格10-K第8项经审计综合财务报表附注内的附注21-分类资料，并在此并入作为参考。
法律法规
一般信息
我们的运营受到各种联邦、州和地方(包括县和市级)法律法规的约束，由于我们的业务性质，我们非常重视遵守环境法律法规。这些法律和条例几乎涵盖了我们业务的方方面面，除其他事项外，包括：公共道路的运输和使用；建造井垫、蓄水池、储油罐和道路；汇集和联合；用于油井开采目的的取水和采购；钻井、套管和水力压裂；雨水管理；油井生产；油井封堵；天然气的排放或燃烧；管道建设以及天然气和液体的压缩和输送；天然气作业完成后的回收和财产恢复；天然气作业使用或产生的材料的处理、储存、运输、处理和处置；天然气生产的计算、报告和纳税；天然气生产集聚。除了管理我们的天然气业务的各种法律法规外，CNX还必须遵守与我们员工有关的法律法规，包括
健康和安全法规，以及与我们作为上市公司的地位有关的各种金融和监管法律法规，以及我们对衍生品市场的参与。
此外，发电行业消耗大量天然气，其发电活动对环境的影响仍然受到广泛的监管，这可能会影响我们对天然气的需求。
2010年，国会通过了全面的金融改革立法，建立了对场外衍生品市场和参与该市场的实体(如本公司)的联邦监督和监管。这项立法被称为《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案》(《多德-弗兰克法案》)，要求商品期货交易委员会、美国证券交易委员会和其他监管机构颁布实施这项立法的规则和法规。CFTC通过并实施了最终规则，对包括本公司在内的所有市场参与者施加了监管义务，如记录保存、某些报告义务和其他与天然气对冲活动相关的法规。然而，目前仍不可能预测法规对公司对冲计划或监管合规义务的影响的全面程度。
CNX致力于按照所有适用的联邦、州和地方法律法规开展我们的天然气和中游业务。然而，由于在地质和季节条件多变的背景下需要广泛和全面的监管要求，在作业过程中可能而且确实会发生超出和违反许可证和其他监管要求的情况。此类越界和违规行为通常会导致罚款或处罚，但也可能导致运营变化和/或使我们未来更难获得必要的许可。可能会采用新的法律或法规，这将对我们的运营或我们客户使用我们天然气的能力产生重大影响，并可能要求我们或我们的客户大幅改变我们或我们的客户的运营或产生大量成本。见“风险因素--管理我们业务的现有和未来政府法律、法规以及其他法律要求和司法裁决可能会增加我们的业务成本，并可能限制我们的运营就影响我们的业务、运营和行业的其他法律法规进行更多讨论。
该公司预计，遵守管理本公司及其目前业务的现有法律和法规不会对其资本支出、收益或竞争地位产生重大不利影响。国会、各州、监管机构和法院会定期考虑影响石油和天然气行业的其他提案。该公司无法预测任何该等建议何时或是否会生效，或该等建议对公司可能产生的影响.
环境法
管理我们运营的许多法律和法规都是州级环境法律和法规，这些法律和法规因CNX运营所在的州而异。 我们的天然气和中游作业也受到许多联邦环境法律和法规的约束。
除了由监管机构进行例行审查和检查以确认遵守适用的监管要求外，CNX还制定了持续评估的协议，以识别潜在的环境暴露。这些评估考虑了行业和内部最佳管理实践，评估了对法律和法规的遵守情况，并包括对我们的第三方服务提供商的审查，例如，包括废物管理运输商和相关设施。
水力压裂活动。水力压裂通常由州石油和天然气委员会及类似机构监管；然而，美国环境保护署(EPA)对水力压裂拥有一定的监管权威，并已推进各种监管行动，包括要求水力压裂井绿色完井的法规。此外，美国环保局在2014年披露了其制定法规的意图，要求公司披露有关水力压裂所用化学品的信息。一些州，包括CNX运营所在的州，已经通过了一些法规，可能会对水力压裂作业施加更严格的披露和/或油井建设要求，或者寻求禁止部分或全部此类活动。此外，这些和其他联邦要求和建议可能会受到环境保护局的进一步发展、审查和修订。
对水力压裂活动的审查也在联邦和地方各级以其他方式继续进行。例如，2015年6月，环保局发布了关于水力压裂对饮用水和地下水的潜在影响的报告草案。报告草案没有发现水力压裂带来的系统性负面影响。2016年12月，美国环保署发布了水力压裂对饮用水影响的最终报告。虽然语言发生了变化，并包括了
除了水力压裂的负面影响外，它还包括指导行业和监管机构如何进行这一过程。CNX无法预测是否会颁布任何其他立法或法规，如果会，其条款将是什么。
《清洁空气法》。联邦《清洁空气法》和相应的州法律法规主要通过许可和/或排放控制要求来管理空气排放。这影响了天然气的生产和加工作业。我们的业务中的各种活动都受到空气质量监管，包括管道压缩、天然气的排气和燃烧、水力压裂和完井过程，以及业务中的逃逸排放。CNX通常从州或地方当局获得开展这些活动的许可。此外，CNX建造或改装某些设施需要事先获得批准，以满足严格的空中许可要求，或者使用特定的设备、技术或最佳管理实践来控制排放。此外，一些州和联邦政府建议，某些近源和相关来源的排放应该汇总，以规定对单一、主要来源的监管和许可。联邦和州政府机构继续调查石油和天然气活动排放的可能性，进一步的监管可能会增加我们的成本或暂时限制我们的生产能力。例如，环保局为某些污染物设定了国家环境空气质量标准，这些标准的变化可能会导致我们进行额外的资本支出或以某种方式改变我们的业务运营。看见风险因素-气候变化风险、立法、诉讼和联邦或州一级的温室气体排放监管可能会增加我们的运营成本，并降低我们天然气资产的价值关于与空气排放有关的某些法律法规和相关事项的额外讨论。
《清洁水法》。联邦清洁水法(CWA)和相应的州法律通过监管暴雨水或其他受管制物质的排放，包括污染物、沉积物和泄漏，以及向地表水(以及根据一些州法定计划地下水)释放石油、盐水和其他物质，影响我们的天然气运营，并在某些情况下要求在经批准的处置设施中处置产生的废物和其他石油和天然气废物。禁止向管辖水域排放污染物，除非符合EPA、美国陆军工程兵团或授权的州机构颁发的许可证条款。这些许可证要求定期监测和遵守排污限制和报告要求，并管理向受管制水域排放污染物。联邦和州监管机构可以对不遵守《公约》和类似的州法律和法规的排放许可或其他要求的行为施加行政、民事和/或刑事处罚。看见“风险因素--环境法规可能会增加成本并带来不确定性，可能会对天然气市场产生不利影响，可能会带来短期和长期的潜在负债“就有关净水、水的处置或使用及相关事宜的若干法律和法规进行额外讨论。
《濒危物种法》。《濒危物种法》和相关的州法律法规保护受到威胁或濒危的动植物物种。我们的一些业务位于被指定或可能被指定为濒危或受威胁物种保护栖息地的地区，包括北部长耳蝙蝠和印第安纳州蝙蝠，这对我们的建筑活动和运营具有季节性影响。可能被确定为需要保护或考虑的新的或更多的物种可能会导致许可证的延误和/或对建设和开发的其他限制。
输气集输管道的安全。为我们的运营提供服务的天然气管道必须受美国运输部管道和危险材料安全管理局(PHMSA)的监管，监管依据的是1968年的《天然气管道安全法》(NGPSA)，该法案经1992年的《管道安全法》、1996年的《负责任的管道安全与合作伙伴法》、2002年的《管道安全改进法》(PSIA)、2006年的《管道检查、保护、执行和安全法》和2011年的《管道安全、监管确定性和创造就业法案》修订。NGPSA规范天然气管道设施的设计、建设、运营和维护方面的安全要求，而PSIA则规定对高后果地区的所有美国石油和天然气输送管道进行强制性检查。此外，某些州，如西弗吉尼亚州，也对州内天然气管道保持管辖权。这些法规和相关条例可能会被修订或修订，这可能会导致额外的安全要求。请参阅“风险因素-CNX可能因管道运营和/或增加对天然气管道和收集设施的监管而产生重大成本和负债关于天然气输送和集气管道的更多讨论。
《资源保护和回收法案》。联邦资源保护和回收法案(RCRA)和相应的州法律法规通过对危险和非危险废物(包括天然气作业产生的废物)的管理、处理、储存和处置提出要求，从而影响天然气作业。已处理、储存或处置危险废物的设施受环境保护局发布的纠正行动令的约束，这可能会对我们的财务业绩、财务状况和现金流产生不利影响。2016年12月28日，环保局签署了一项同意令，以解决环境和公民团体就RCRA对石油和天然气开发活动废物的适用性提起的未决诉讼。2019年4月，环保局根据同意令发布了一份报告，得出结论认为，根据RCRA对联邦勘探和生产废物管理条例的修订是
在报告发布时不是必须的。CNX无法预测环保局是否会在某个时候改变其结论，或者是否会制定任何其他立法或法规，如果会，它的条款将是什么。
关于天然气销售和运输的联邦法规
联邦能源管理委员会。联邦能源管理委员会(FERC)发布的法规和命令在一定程度上影响了我们的天然气业务。尽管FERC目前没有直接监管我们的天然气生产活动，但FERC表示，它打算通过某些命令来促进天然气行业所有阶段的竞争。此外，FERC对州际商业中的天然气运输拥有管辖权，并监管我们天然气生产的州际运输的条款、服务条件和费率。FERC对天然气市场拥有监管监督，包括反市场操纵监管。FERC有权评估民事处罚，命令返还利润，并建议对违反《天然气法》或FERC根据该法制定的法规和政策的行为进行刑事处罚。
《天然气法》第1(B)条规定，天然气收集设施不受联邦能源管制委员会的监管。然而，联邦不受监管的收集设施和受联邦能源管制委员会监管的传输设施之间的区别是基于事实的确定，这类设施的分类可能会引起争议，并可能引发诉讼。CNX拥有某些天然气管道设施，CNX认为这些设施符合FERC用来确立不受FERC管辖的管道采集者地位的传统测试。
天然气价格目前不受监管，但国会历史上一直活跃在天然气监管领域。CNX无法预测未来是否会颁布监管天然气销售的新立法，或者任何此类立法可能对我们的运营产生什么影响。
《健康与安全法》
《职业安全与健康法》。我们的天然气运营受到联邦职业安全与健康法案(OSHA)和一些州类似州法律的监管，所有这些法律都监管我们天然气运营员工的健康和安全。此外，OSHA的危险通信标准、联邦超级基金修正案和重新授权法案第三章下的EPA社区知情权法规以及类似的州法律法规要求维护有关我们天然气业务使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府以及公众。
气候变化法律法规
气候变化仍然是立法和监管的重点领域。有许多拟议的和最终的法律和法规旨在限制或增加有关温室气体排放的披露或透明度，如果需要安装新设备或购买排放信用或配额，拟议的限制排放或要求更严格报告的法规可能会增加我们的成本。这些法律和法规还可能影响我们的客户，包括发电行业，使替代能源更具竞争力。额外的监管还可能导致许可的延误以及额外的监测和行政要求，从而对发电业务产生相应的影响。看见风险因素-气候变化风险、立法、诉讼和联邦或州一级的温室气体排放监管可能会增加我们的运营成本，并降低我们天然气资产的价值关于与气候变化、温室气体和相关事项有关的某些法律法规的进一步讨论。
物业的标题
在对石油和天然气资产进行运营之前，CNX获得这些资产的所有权或租赁权。这种所有权或租赁权的法律要求一般由国家成文法或普通法确定。按照天然气行业的惯例，CNX通常只对尚未列入我们的开发计划、但CNX认为自己控制的油气权利的所有权进行了简要审查。这项概要审查是在收购时进行的，或作为审查我们的土地记录的一部分。在开始天然气和煤层气资产的开发业务之前，CNX进行彻底的所有权审查，并对重大所有权缺陷进行补救工作。我们发现CNX无法解决的所有权缺陷可能会对我们开发这些资产的能力产生不利影响，CNX可能不得不减少我们的估计天然气储量，包括我们已探明的未开发储量。根据上述规定，CNX已完成了我们目前正在生产的几乎所有天然气和煤层气资产的所有权工作，并相信根据行业普遍接受的标准，CNX对我们的生产资产拥有令人满意的所有权。看见风险因素-CNX可能会因CNX所在物业的所有权缺陷而蒙受损失
投资或失去与我们中游活动相关的某些租赁或其他权利。
可用信息
我们关于Form 10-K的年度报告、Form 10-Q的季度报告、Form 8-K的当前报告以及根据《交易法》第13(A)和15(D)条提交的报告修正案均已提交给美国证券交易委员会(the Securities and Exchange Commission，简称SEC)美国证券交易委员会)。CNX遵守《交易法》的信息要求，我们向美国证券交易委员会提交或提供报告、委托书和其他信息。提交给美国证券交易委员会的CNX文件中的此类报告和其他信息可在我们的网站上免费获取Www.cnx.com当这样的报告出现在美国证券交易委员会的网站上时。美国证券交易委员会维护一个网站，其中包含以电子方式向美国证券交易委员会提交的报告、委托书和信息声明以及其他有关发行人的信息，网址为Www.sec.gov。CNX定期在公司网站上为投资者提供其他信息，包括新闻稿和其他有关财务业绩的信息、公司治理信息和演示文稿。我们对网站URL的引用仅用于非活动文本引用。在我们网站上找到的、可以从我们网站访问的或超链接到本网站的信息不构成本10-K表格的一部分，也不纳入本表格10-K。
关于我们的执行官员的信息
通过引用将第三部分第10项中的信息并入本部分第I部分，标题为“关于我们的主管人员的信息”(根据S-K条例第401(B)项列入本文件)。
风险因素摘要
以下是可能对我们的业务、运营和财务业绩产生不利影响的主要风险的摘要。有关本风险因素摘要中概述的风险的其他讨论，请参阅下面的表格10-K中的第1A项“风险因素”。
与经济状况和我们的行业相关的风险
•天然气和天然气的价格是不稳定的，可能会根据许多我们无法控制的因素而大幅波动，包括我们产品的供需情况。
•如果天然气价格下降或运营努力不成功，CNX可能需要记录我们已探明的天然气资产的减记。
•天然气行业内的竞争和整合可能会对我们销售产品和中游服务或其他业务部分的能力产生不利影响。
•我们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，都可能对我们的流动性、经营业绩、业务和财务状况产生CNX无法预测的重大不利影响。
•我们的对冲活动可能会阻止我们从价格上涨中受益，并可能使我们面临其他风险。
•公众对我们公司或行业的负面看法可能会对我们的运营、财务业绩或股票价格产生不利影响。
•我们无法控制的事件，包括全球或国内健康危机，可能会导致意想不到的不利运营和财务结果。
•对环境、社会和治理(ESG)问题的日益关注可能会对我们的业务产生不利影响。
与我们的业务运营相关的风险
•管道和加工系统的产能限制中断或临近，可能会限制我们天然气和NGL的销售以及运营现金流，而管道或其他中游设施可用性的任何减少都可能对我们的运营产生不利影响。
•石油和天然气储量经济采收率的估算存在不确定性。
•开发、生产和运营天然气井面临运营风险和危险，可能会增加费用，降低我们的产量水平，并使我们面临亏损或负债。
•我们已确定的开发地点计划在未来数年进行，这使得它们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实际开发的发生或时间。
•我们的资本项目需要大量的资本支出，并受到监管、环境、政治、法律和经济风险的影响，如果CNX不能产生足够的现金流、以令人满意的条款获得所需资本或融资或对监管和政治发展做出反应，我们的天然气储量可能会下降，我们的运营和财务业绩可能会受到影响。
•CNX可能无法及时、足量或以合理的成本获得所需的人员、服务、设备、零部件和原材料来支持我们的运营。
•如果CNX找不到足够的水源供我们使用，或者如果CNX无法以合理的成本并在适用的环境规则范围内处置或回收我们的运营产生的水，我们以经济和充足的数量生产天然气的能力可能会受到损害。
•如果不能通过经济发展我们现有或收购的资产或通过收购额外的生产资产来成功取代我们目前的天然气、NGL和石油储量，将导致我们的天然气、NGL和石油产量水平和储量下降。
•由于CNX所投资物业的所有权缺陷或与我们中游活动相关的某些租赁权或其他权利的损失，CNX可能会发生亏损。
法律、环境和监管风险
•联邦或州一级的气候变化风险、立法、诉讼和温室气体排放监管可能会增加我们的运营成本，并降低我们天然气资产的价值。
•环境法规可能会增加成本和带来不确定性，可能会对天然气市场产生不利影响，可能会产生短期和长期的潜在责任。
•管理我们业务的现有和未来政府法律、法规、其他法律要求和司法裁决可能会增加我们的业务成本，并可能限制我们的运营。
•由于管道运营和/或加强对天然气管道和收集设施的监管，CNX可能会产生重大成本和负债。
•关注天然气勘探和开发的联邦或州税法的变化可能会导致我们的财务状况和盈利能力恶化。
•CNX及其子公司正在接受各种法律程序和调查，这可能会对我们的业务产生不利影响。
融资、投资和负债风险
•我们目前的长期债务、管理该债务的协议条款以及与之相关的风险可能会对我们的业务、财务状况、流动性和经营结果产生不利影响。
•我们的高级担保信贷安排下的借款基础可能会因为各种原因而减少，包括天然气价格下降、天然气已探明储量下降、资产出售和贷款要求或法规。
•有上限的看涨期权交易可能会影响可转换票据和我们的普通股的价值。
•CNX在上限通话交易方面面临交易对手履约风险。
•可转换票据的转换可能稀释现有股东的所有权权益，或以其他方式压低我们普通股的价格。
•CNX可能无法筹集必要的资金，以便在发生重大变化后以现金回购可转换票据，或支付转换后到期的任何现金金额，而我们的其他债务可能会影响我们回购可转换票据或在转换时支付现金的能力。
•可转换票据的条件转换功能如果被触发，可能会对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。
•我们可转换票据的条款可能会推迟或阻止对我们的有利收购。
与战略交易相关的风险
•战略决策，包括将资本和其他资源分配给战略机会，受到风险和不确定因素的影响，我们未能在战略机会之间适当地分配资本和资源，可能会对我们的财务状况产生不利影响。
•CNX并不完全控制CNX计划进行资产剥离的时间，它们可能不会提供预期的收益。
•不能保证CNX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普通股的股份，回购水平保持在以前的水平或根本不回购。
•CNX可能会与一个或多个合资伙伴或在CNX不是运营商的情况下运营我们的部分业务，这可能会限制我们的运营和公司灵活性。
•关于煤炭业务的分离，康索尔能源公司同意赔偿我们的某些责任，我们也同意赔偿康索尔能源公司的某些责任。
其他一般风险
•针对我们的系统、石油和天然气行业系统和基础设施或我们的第三方服务提供商的系统的网络事件可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响。
•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。
•恐怖主义活动可能会对我们的业务和行动结果造成实质性的不利影响。
第1A项。风险因素
对我们证券的投资受到各种风险的影响，包括我们业务固有的风险和不确定因素。除了本10-K表格中包含的其他信息外，在评估我们的公司时，还应考虑与我们的行业、业务、运营、财务状况和业绩相关的以下风险因素。如果发生以下任何风险，可能会对我们的公司造成负面影响，并导致对我们证券的投资价值下降。
与经济状况和我们的行业相关的风险
天然气和天然气的价格是不稳定的，可能会根据许多我们无法控制的因素而大幅波动，包括我们产品的供需情况。CNX从我们的天然气和NGL获得的价格的持续下降将对我们的业务、经营业绩、财务状况和现金流产生不利影响。
我们的财务业绩受到我们收到的天然气和NGL价格的重大影响。天然气、天然气、石油和凝析油的价格波动很大，可能会根据能源生产商相对于这些产品的供应和其他我们无法控制的因素而大幅波动。特别是，由于国内页岩开发的成功，石油生产商生产的伴生天然气，以及影响国内定价的其他北美页岩气业务，美国天然气行业面临供应过剩。从2012年开始的天然气供应过剩，导致国内价格在这段时间的大部分时间里都处于低迷状态。尽管天然气价格较低，但随着生产商继续提高效率，这些业务的发展仍在继续。2022年期间出现了波动的证据，主要是由于国内产量下降和液化天然气出口需求增加，天然气价格大幅上涨。CNX预计未来天然气价格将继续波动。
我们的生产资产地理上集中在阿巴拉契亚盆地，这加剧了地区供需因素对我们业务的影响，包括我们天然气的定价。并非该地区生产的所有天然气都能满足地区需求，因此必须出口到其他地区，这导致当地生产和销售的天然气的价格低于许多其他市场中心，如Henry Hub的基准价格。对于所有阿巴拉契亚盆地的生产商来说，这种相对于Henry Hub价格的折扣或负基础预计将在未来几年继续下去。虽然新的州际管道项目可能会降低这一折扣，但如果该盆地的产量继续增长，以及将天然气运出该盆地的项目因任何原因(如许可和监管问题或环境诉讼)而被取消、推迟或被拒绝，折扣可能会进一步增加。例如，2020年7月，旨在将生产的天然气从东北部输送出去的大西洋海岸管道项目，经过近六年的工作，被其合作伙伴取消；2022年1月，山谷管道计划将生产的天然气从西弗吉尼亚州西北部输送到弗吉尼亚州南部，进入北卡罗来纳州，其通过杰斐逊国家森林的许可被美国第四巡回上诉法院宣布无效。
我们的开发计划和业务还包括在页岩层地区开展一些活动，这些地区也可能含有天然气液化天然气、凝析油和/或石油。天然气、凝析油和石油的价格也不稳定，原因与上文描述的天然气价格类似。尽管该公司能够对冲天然气基准和当地基差，但它通常不会对其相对较少的天然气、凝析油和石油进行对冲。此外，与天然气类似，第三方在含有NGL的地层中钻探活动的增加可能会导致CNX为我们的NGL收到的价格下降。国际需求和储存水平也影响天然气价格。此外，CNX运营的当地市场的NGL供过于求，需要将多余的NGL运输出我们的地区，进入更广泛的市场，包括国际出口。NGL的运输方式多种多样，包括管道、铁路和卡车。这些交通工具的任何中断都可能对CNX为我们的NGL收取的价格产生进一步的不利影响。我们的运营结果可能会受到NGL、凝析油和油价低迷水平或下行波动的不利影响。
除了与CNX生产的产品供应有关的问题外，由于许多我们无法控制的问题，需求可能会出现很大的波动，包括：
•影响天然气需求的市场天气状况；
•改变工业用户、发电商和居民用电、天然气用户的消费方式；
•关于天然气，发电机使用的替代燃料来源的价格和可获得性；
•影响能源消耗的技术进步和减少需求的节约措施；
•运输基础设施的成本、可获得性和能力；
•天然气管道和其他运输设施的接近程度和能力；
•与国际出口相关的国际需求和关税水平的变化；以及
•国内外政府法律法规的影响，包括环境和气候变化法规和延误。
由于大宗商品价格较低，缺乏市场需求可能会导致暂时关闭油井，如果对我们产品的需求减少和/或价格下降，我们的一些油井可能会在未来关闭，或者销售条款可能不如其他方式获得的优惠。
如果天然气价格下降或运营努力不成功，CNX可能需要记录我们已探明的天然气资产的减记。此外，影响管理层对未来财务结果估计的假设的变化，以及与公司股票价格、加权平均资本成本、终端增长率和行业倍数相关的其他假设的变化，可能会导致CNX持有的商誉和其他无形资产减值，并导致重大的非现金费用计入收益。
较低的天然气价格或天然气产量低于预期的油井，在过去和未来可能会减少CNX可以经济地生产的天然气数量。这导致我们不得不大幅下调我们的估计已探明储量。当发生这种情况时，或当我们对开发成本的估计增加、生产数据因素发生变化或我们的勘探结果恶化时，会计规则要求我们将天然气资产的账面价值作为非现金费用计入收益。CNX必须至少每年对我们的资产进行减值测试，或者当事件或环境变化导致估计可用寿命或估计未来现金流量减少时，表明账面金额可能无法收回，表明GAAP定义的商誉或无形资产的账面价值可能减值，或每当与该等资产有关的发展计划发生变化时。过去，CNX必须记录与某些资产相关的减值费用，CNX未来可能会产生减值费用，这可能会对我们在所涉期间的运营业绩产生不利影响。
在截至2020年12月31日的年度内，CNX确认了特定于我们的宾夕法尼亚西南部(SWPA)煤层气资产组的某些减值指标，并确定该资产组的账面价值不可收回。资产组的公允价值是通过使用贴现率和市场参与者将在其公允价值估计中使用的其他假设对估计的未来现金流量进行贴现来估计的。因此，已确认减值62,000,000美元，并计入综合损益表中勘探及生产物业的减值。减值与2020年第一季度暂时闲置某些煤层气油井和相关加工设施的经济决定有关。截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度没有减值。
未来的收购可能会导致收购额外的商誉或其他无形资产。CNX将至少每年评估一次，或当事件或环境变化显示根据公认会计原则定义的账面价值出现潜在减值时，CNX将首先评估定性因素，以确定事件或情况的存在是否导致确定报告单位的公允价值更有可能低于账面金额，从而评估该商誉和其他无形资产的减值。估计公允价值可能会发生变化，例如，商业环境的变化、竞争环境的意外变化、不利的法律或监管行动或发展、资本结构的变化、债务成本、利率、资本支出水平、营运现金流或市值。这些资产的未来减值可能需要对我们的经营业绩进行重大的非现金费用，这可能对我们报告的收益和受影响期间的经营业绩产生重大不利影响。
天然气行业内的竞争和整合可能会对我们销售产品和中游服务或其他业务部分的能力产生不利影响。竞争加剧或失去竞争地位可能会对我们产品的销售或价格产生不利影响，这可能会损害我们的盈利能力。
天然气、勘探、生产和中游行业与美国不同地区的公司竞争激烈，在国际市场上面临越来越多的竞争。由于勘探和生产领域的整合，以及来自独立中游公司的持续竞争，该行业一直面临着越来越大的竞争压力。中游、传输和处理行业的整合可能会导致CNX为支持开发所需的项目寻找合作伙伴的竞争环境降低，这可能会增加成本。与CNX竞争的许多公司规模更大，可以部署的资源也更多。
如果CNX无法竞争，我们的公司、我们的经营业绩、财务状况或其他业务可能会受到不利影响。此外，CNX与较大的公司竞争收购新的天然气资产以供未来勘探，这限制了我们取代CNX生产的天然气或扩大产量的能力。由于专注于石油钻探，该行业内部的竞争也在加剧，天然气作为一种辅助副产品生产，可能会以低于市场价的价格出售。一些这样的“副产品”天然气可能会被输送到我们的主要市场，从而影响地区供应。该行业还面临着来自替代能源的竞争。CNX运营的竞争激烈的环境可能会对我们以CNX认为有利的价格或条款获得更多物业的能力产生负面影响。我们在当前或未来天然气市场的竞争能力的任何下降都可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
此外，潜在的第三方客户是天然气和凝析油的重要生产商，他们可以开发自己的中游系统，而不是使用我们的系统。所有这些竞争压力都可能对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生实质性的不利影响。
我们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，都可能对我们的流动性、经营业绩、业务和财务状况产生CNX无法预测的重大不利影响。
我们的客户经营的一些行业的经济状况，如发电，过去经历了大幅恶化，导致对天然气的需求减少。CNX服务或客户服务的任何行业的经济状况再度或持续疲软，或者市场对碳中和或替代能源的关注增加，都可能在许多方面对我们的业务、财务状况、运营结果和流动性产生不利影响。例如：
•美国对天然气和电力的需求受到工业生产的影响，如果工业生产减弱，将对我们天然气业务的收入、利润率和盈利能力产生负面影响；
•国际上对美国生产的天然气或NGL的需求下降可能会对这类产品的定价产生不利影响，这可能会对我们的运营业绩和流动性产生不利影响；
•我们客户的信贷紧缩或缺乏信贷供应可能会对我们的流动性产生不利影响，因为我们是否有能力就我们销售和交付的产品收取款项取决于我们客户的持续信用；
•我们对现有优先票据进行再融资的能力可能是有限的，我们能够这样做的条款可能对我们不太有利，这取决于资本市场的实力或我们的信用评级；
•当CNX希望或需要为我们的业务筹集资金，包括勘探和/或开发我们的天然气储量时，我们进入资本市场的能力可能会受到限制；
•资本市场对E&P公司更严格的审查，导致资金成本增加或信贷供应不足；
•如果我们的信誉下降，我们可能需要提交信用证、现金抵押品或担保债券来担保某些义务，所有这些都会对我们的流动性产生不利影响；以及
•更广泛的宏观经济环境中不断增加的通胀压力可能会增加成本，并收紧支持我们运营所需的关键商品和服务的供应，从而影响我们的业务。
此外，冠状病毒(新冠肺炎)大流行的持续影响以及各国政府对此采取的应对措施，对许多企业、行业和经济造成了实质性的不利影响。有关新冠肺炎对我们业务造成的风险的更多详细信息，请参阅题为“我们无法控制的事件，包括全球或国内健康危机，可能导致意想不到的不利运营和财务结果”的风险因素。
我们的对冲活动可能会阻止我们从价格上涨中受益，并可能使我们面临其他风险。
为了管理我们在天然气价格波动中的风险敞口，CNX对我们预期产量的一部分进行了对冲安排。截至2023年1月5日，CNX预计这些交易将占我们2023年预计产量的约429.7 Bcf，平均价格为每立方米2.47美元，相当于我们2024年预计产量的381.3 Bcf，平均价格为每立方米2.38美元，相当于我们2025年预计产量的373.2 Bcf，平均价格为每立方米2.37美元，相当于我们2026年预计产量的321.7 Bcf，平均价格为每立方米2.61美元，以及我们2027年预计产量的140.4 Bcf，平均价格为每立方米3.35美元。在一定程度上，如果CNX从事对冲活动，可能会阻止CNX实现高于对冲水平的价格上涨带来的短期好处。如果CNX选择不参与或以其他方式减少我们未来对套期保值安排的使用，或者由于缺乏可接受的交易对手而无法参与对冲安排，CNX可能比我们的竞争对手更受天然气价格变化的不利影响
他们比CNX在更大程度上参与套期保值安排。远期市场价格的增加或减少可能导致商品衍生工具的重大未实现(非现金)亏损或收益，从而导致报告收益的波动。未来有关衍生品的立法可能会对我们使用衍生品工具降低与我们业务相关的商品价格风险的影响的能力产生不利影响。
此外，此类交易在某些情况下可能使我们面临财务损失的风险，包括在以下情况下：
•我们的产量低于预期；
•天然气市场价格大幅上涨，超过我们的衍生品对冲价格，导致向我们的对冲交易对手支付大量现金；
•我们无法在未来找到可与之订立套期保值的交易对手，以及能够订立基差对冲合约的交易对手；
•我们的交易对手或其担保人的信誉严重受损；以及
•交易对手的信用额度可能会限制我们对冲额外交易量的能力。
公众对我们公司或行业的负面看法可能会对我们的运营、财务业绩或股票价格产生不利影响。
由于运营事件或倡导团体提出的与环境、健康或社区影响有关的关切等原因，公众对我们行业的负面看法导致了更严格的监管审查，这导致了联邦和州一级的额外法律、法规、指导方针和执法解释。这些行动可能会导致运营延误或限制、运营成本增加、额外的监管负担和更大的诉讼风险，这可能会对我们未来的财务业绩或股票价格产生负面影响。此外，政府当局在发放许可证的时间和范围方面拥有相当大的自由裁量权，公众可以参与许可证发放过程，包括通过干预法院的行政程序。这可能会导致CNX开展业务所需的许可被扣留、推迟或因限制我们开展盈利业务的能力的要求而加重负担。
此外，近年来，与环境问题有关的公司活动在公共话语和投资界受到越来越多的关注。国内外的一些倡导团体一直在为投资界开展活动，包括投资顾问、主权财富基金、公共养老基金、大学和其他团体，以促进上市公司的变革，包括通过投资和投票做法。这些活动包括越来越多地关注气候变化和能源转型问题，并要求采取行动，例如促进使用化石燃料产品的替代品，鼓励撤资化石燃料股票，以及向贷款人和其他金融服务公司施压，要求它们限制或减少与化石燃料公司的活动。因此，一些资本市场参与者已经减少或停止向那些在环境风险敞口更高的行业运营的公司放贷或投资，例如能源行业。如果撤资努力继续下去，我们普通股或债务证券的价格以及我们进入资本市场或以其他方式获得新投资或融资的能力可能会受到负面影响，并对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
我们无法控制的事件，包括全球或国内健康危机，可能会导致意想不到的不利运营和财务结果.
虽然在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度内，CNX的运营没有受到新冠肺炎疫情的直接影响，但新冠肺炎疫情的持续可能会对我们未来的业务、运营、财务业绩和流动性产生实质性的不利影响。虽然目前尚不清楚新冠肺炎疫情的全部影响以及全球对此事件的长期反应和影响，但我们供应链(包括必要的承包商和材料)的中断可能会导致我们的资源获取或许可活动中断，并可能导致我们与客户的关系中断。此外，新冠肺炎疫情严重影响了世界各地的经济活动和市场，新冠肺炎或其他类似疫情可能会在许多方面对我们的业务产生负面影响，包括但不限于：
•如果疫情导致经济下滑或衰退，导致对天然气和液化天然气(LNG)的需求长期减少，以及较小程度的天然气和石油需求下降，我们的收入可能会减少；以及
•CNX依赖我们的中游服务提供商传输、收集和处理我们生产的天然气、NGL、石油和凝析油，为了应对疫情的爆发，中游服务提供商的运营可能会中断或暂停，和/或困难的经济环境可能会导致我们中游服务提供商的设施和基础设施破产或关闭，这可能会导致CNX生产的天然气、NGL、石油和凝析油的价格大幅折扣，或者导致生产井关闭或我们物业的开发计划延迟或中断。
就新冠肺炎疫情对我们的业务和财务业绩造成不利影响的程度而言，它还可能增加本10-K表格中风险因素一节中列出的许多其他风险，例如与我们的财务业绩和债务义务相关的风险。对于新冠肺炎对我们业务的最终不利影响，我们无法提供任何预测，这将取决于许多不断变化的因素和未来的发展，包括它对天然气、液化天然气、液化天然气、石油和凝析油需求的影响，整体经济和金融市场的反应，以及政府为此采取的行动的影响。这些结果中的任何一个都可能对我们的业务、运营、财务业绩和流动性产生实质性的不利影响。
对环境、社会和治理(ESG)问题的日益关注可能会对我们的业务产生不利影响。
向投资者提供有关公司治理和相关事项的信息的组织已经制定了评级程序，以评估公司对ESG事项的处理方式。这种评级虽然不是标准化的或完全透明的，但被一些投资者用来评估他们的投资和投票决定。不利的ESG评级可能会导致投资者对我们的负面情绪增加，并导致他们的投资从化石燃料行业转移到其他行业。这种转移可能会对我们的股价以及我们获得资金的机会和成本产生负面影响。
与我们的业务运营相关的风险
管道和加工系统的产能限制中断或临近，可能会限制我们天然气和NGL的销售以及运营现金流，而管道或其他中游设施可用性的任何减少都可能对我们的运营产生不利影响。
虽然CNX拥有中游设施，但我们也使用第三方设施来收集、加工和运输我们的天然气到市场。管道、收集或加工设施产能的减少、限制或中断(包括不可抗力事件)可能迫使我们减少产量，减少天然气和/或NGL的销售或运输，或者购买成本更高的替代天然气，对我们的盈利能力产生负面影响，并导致我们的单位成本增加。我们有很大一部分天然气是通过或通过两个管道系统销售的，这两个管道系统是德克萨斯东部传输和哥伦比亚天然气传输，这两个系统可能会遇到运力问题、运营中断和意外停机，包括网络攻击，我们的天然气没有或几乎没有替代运输选择。此外，如果管道质量标准发生变化或我们无法达到适用的标准，我们可能需要安装额外的处理设备，这可能会增加我们的成本。管道还可能减少我们的流量，直到输送到管道的天然气符合预定的天然气质量规格。我们天然气产量的任何减少或成本的增加都可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
CNX有各种第三方公司的运输、加工、收集和其他协议，其中许多协议都有最低批量交付承诺，要求我们支付固定的按需费用或最低数量的费用，无论实际产量如何。我们钻探计划的减少可能会导致产量不足，无法充分利用这些安排或以其他方式使用我们公司的全部运输和加工能力，从而减少我们的运营现金流，这可能需要我们减少或推迟计划的投资和资本支出，或者寻求其他融资手段，所有这些都可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
我们对中游基础设施开发和维护项目的投资，除其他项目外，旨在将我们的油井连接到其他现有的集输管道，可能涉及重大风险，包括与时间、成本超支和运营效率有关的风险。我国天然气生产的很大一部分依赖于少数几个关键的压缩和处理站。其中任何一个加油站的运营问题都将对我们的生产、现金流和运营结果产生重大影响。
石油和天然气储量经济采收率的估算存在不确定性。由于这些不确定性，对收入、运营和开发成本以及盈利能力的估计可能不准确。
当石油和天然气储量的预期销售价格超过其预期的开发和生产成本时，它们在经济上是可开采的。估计储量需要使用关于天然气和液态碳氢化合物价格、生产水平、可采储量以及运营和开发成本的假设。例如，我们已探明的石油和天然气储量中有相当一部分被确认为已探明的未开发储量，与已探明的已开发储量相比，它们可能更容易受到储量估计的正负变化的影响。此外，我们对天然气和液化碳氢化合物的价格、生产水平以及运营和开发成本做出了某些可能被证明是不正确的假设。这些假设与实际数字的任何重大差异都可能大大影响我们对天然气和天然气液体储量的估计、可归因于任何特定资产组的天然气和天然气液体的经济可采数量、基于开采风险的天然气储量分类以及对未来净现金流的估计。本10-K表中包含的税前贴现未来净现金流的PV-10指标和我们已探明储量的税后贴现未来净现金流的标准化衡量标准不一定与我们估计的天然气和液体储量的当前市场价值相同。我们已探明和未经探明的天然气和天然气液体属性的实际未来净现金流可能会受到以下因素的影响：
•地质条件；
•我们的种植面积状况，以及我们获得更多种植面积的能力，包括购买和第三方掉期，以有效地发展我们的地位；
•政府法规和税收的变化；
•实际生产的数量和时间；
•期货价格和我们的套期保值头寸；
•未来运营成本；
•经营风险和结果；以及
•钻井、完井和收集资产的资本成本。
我们生产的时间以及与天然气、天然气液化天然气、石油和/或凝析油的开发和生产有关的支出的时间将影响已探明储量的实际未来净现金流的时间，从而影响其实际现值。此外，根据不时生效的利率及与我们或一般石油及天然气行业有关的风险，在计算贴现未来现金流量净额时所采用的规定10%贴现率可能并非最合适的贴现率。如果天然气价格每立方英尺下降0.10美元，那么以我们截至2022年12月31日已探明天然气储量10%的贴现率计算的税前现值将从145亿美元降至143亿美元。
开发、生产和运营天然气井面临运营风险和危险，可能会增加费用，降低我们的产量水平，并使我们面临亏损或负债。
天然气的开发涉及许多风险，包括遇到的油井产量不足以使油井在经济上可行的风险。钻井、完井和运营油井的成本是巨大的和不确定的，我们的运营可能会因为各种我们无法控制的因素而减少、推迟或取消。我们未来的开发活动可能不会成功，如果不成功，这种失败将对我们未来的运营业绩和财务状况产生不利影响。CNX可能无法在我们的预期时间范围内开发已确定或预算的油井，或由于各种原因根本无法开发，有关任何计划或预算油井开发的最终决定将取决于许多因素，包括：
•划定工作的结果以及数据的获取、审查和分析，包括地震数据；
•向我们和油井中的任何其他参与者提供足够的资本资源，以开发油井；
•我们是否能够及时获得油井所需的所有租赁权益，包括通过与其他运营商的掉期交易；
•我们是否能够及时或根本获得开发油井所需的许可证；
•产量水平是否与预估相符；以及
•开发时的经济和行业条件，包括天然气、天然气和石油的现行价格和预期价格，以及油田服务的可获得性和成本。
我们的业务战略专注于非常规页岩层的水平钻探和生产，主要是阿巴拉契亚盆地的马塞卢斯页岩和尤蒂卡页岩。与直井相比，钻井和增产水平井的技术复杂、费用昂贵，而且失败的风险更高。由于成本较高，我们开发计划的风险分散在较少的油井上，为了盈利，每口水平井都需要在更高的水平上生产。此外，我们使用多井垫而不是单井场地。浅谈多井垫的使用
钻井增加了一些操作风险，因为影响垫板的问题，或者一口井可能会对垫板上所有油井的产量产生不利影响。PAD的开发还会使我们的整体生产以及我们的收入和现金流更加不稳定，因为PAD上的多口油井通常会同时开始生产。虽然我们认为使用多井垫钻井水平井会更好地服务于我们，但这种开发所涉及的风险成分在某些方面将会增加，结果是CNX可能会发现我们的开发计划更难取得经济成功。
天然气的勘探、生产和运输涉及许多经营风险。开发和运营油井的成本往往是不确定的，许多因素可能会在不同的时间长度内推迟、暂停或阻止开发作业、减少产量和/或增加我们在特定地点的天然气作业成本，包括意外的开发和生产条件(如地质地层或油井的压力或不规则、材料和设备故障、火灾、破裂、油井失控、山体滑坡、矿山沉陷、爆炸或其他事故和环境问题以及恶劣天气条件)，这些条件和风险可能会随着钻井作业的垂直和水平长度的增加而放大；与管道、压缩机站、泵站、相关设备和周围财产有关的类似运营或设计问题；与运输、管道基础设施和处理或处置运营中产生的废水的能力有关的挑战，以及未能获得或拖延发放州或地方一级的许可证，以及解决监管方面的关切。
任何这些风险的实现都可能对我们的运营能力产生不利影响，大幅增加我们的成本，或导致我们因以下索赔而遭受重大损失：
•人身伤害或者生命损失的；
•损坏和毁坏财产、自然资源和设备，包括我们的财产和我们的天然气生产或运输设施；
•污染和其他环境损害本人财产或者他人财产的；
•潜在的法律责任和金钱损失；
•损害我们在行业内或客户中的声誉；
•监管执法、调查和处罚；
•暂停我们的业务；以及
•维修和补救费用。
发生任何妨碍向客户交付天然气的运营事件，并且根据我们的供应协议，不可原谅为不可抗力事件，可能会导致经济处罚、暂停或最终终止供应协议。
尽管CNX为一些风险和危险提供保险，但我们可能没有为重大事故或业务中断可能产生的损失或责任提供足够的保险。如果发生未完全投保的事件，如污染或环境问题，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
我们已确定的开发地点计划在未来数年进行，这使得它们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实际开发的发生或时间。
我们的管理团队已经特别确定和安排了某些地点，作为对我们现有土地上未来多年开发活动的估计，这些活动是我们发展战略的重要组成部分。我们开发这些地点的能力可能取决于许多因素，包括天然气、NGL和石油价格、资本的可用性和成本、钻井和生产成本、获得所需的监管许可、以可接受的条款收购我们无法控制但完成钻井单元所需的任何租赁权益(包括可能通过第三方掉期交易)、钻井服务和设备的可用性、钻井结果、因未能及时开发或以其他方式导致的租约到期、运输限制、监管和分区批准以及其他因素。由于这些不确定因素，我们不知道我们确定的众多开发地点是否会被钻探。CNX可能需要大量额外资本在较长时间内进行这些地点的开发，而我们可能无法筹集或产生所需的资本。我们能够在这些地点进行的任何开发活动都可能不成功，这可能导致我们无法增加额外的已探明储量，或可能导致我们的估计已探明储量向下修正，从而可能对我们的业务和运营业绩造成重大不利影响。
我们的资本项目需要大量的资本支出，并受到监管、环境、政治、法律和经济风险的影响，如果CNX不能产生足够的现金流、以令人满意的条款获得所需资本或融资或对监管和政治发展做出反应，我们的天然气储量可能会下降，我们的运营和财务业绩可能会受到影响。
作为我们战略决策的一部分，CNX预计将继续在天然气储备的开发和收购以及中游系统的维护、购买或建设方面投入大量资本支出。如果CNX无法进行足够或有效的资本支出，我们将无法维持和发展我们的业务。我们与第三方签订的天然气收集协议可能会迫使我们有义务向我们的中游系统投资资本，这些中游系统没有得到充分的保护，不会因流经我们的收集系统的流量低于预期而产生体积风险。倘若我们的客户在合约上并无义务或决定不在该等面积专用范围内发展其物业，或以其他方式出售、交换、出租或以其他方式处置所有专用面积的发展或于该专用面积的发展中拥有不可分割的权益，则我们的中游客户开发储备的减少可能会导致我们的服务量减少及相应的收入及现金流下降。
此外，对现有中游系统进行增建或改建涉及许多我们无法控制的监管、环境、政治和法律方面的不确定因素，可能需要大量资本支出。如果这些项目被承担，它们可能无法如期完成，也可能无法按预算成本完成，甚至根本无法完成。在我们现有资产的基础上增建可能需要我们在建设新的管道或设施之前获得新的土地权和监管许可，这些可能无法及时、具有成本效益的方式获得，或者无法使我们将新的天然气供应连接到现有的收集管道或利用其他有吸引力的扩张机会。此外，这些中游资产可能无法吸引足够的吞吐量来实现预期的投资回报。
在某一特定项目的资金支出后，收入可能不会立即增加(或根本不会增加)。不能保证CNX将从运营中获得足够的现金，我们的信贷安排下的借款能力，或在资本市场筹集额外资金的能力，以满足我们的资本要求。如果我们的业务产生的现金流或我们信贷安排下的可用借款不足以满足我们的资本要求，或者CNX无法获得额外的融资，CNX可能被要求减缓我们天然气资产和中游活动的开发步伐，这反过来可能导致我们的储量和产量下降，并可能对我们的业务、财务状况和运营业绩产生不利影响。
CNX可能无法及时、足量或以合理的成本获得所需的人员、服务、设备、零部件和原材料来支持我们的运营。
CNX依赖第三方承包商为我们的运营提供关键服务和设备。CNX与第三方签订了油井服务、相关设备和合格的经验丰富的现场人员的合同，以钻探和完成油井、建造管道和进行现场作业。我们还利用第三方承包商提供土地征用和相关服务，以支持我们的土地运营需求。对这些服务、设备和人员的需求可能波动很大，往往与天然气、天然气和石油价格相关，导致周期性短缺。天气也可能在某些材料的相对可获得性方面发挥作用。从历史上看，由于钻机和设备的需求随着钻井数量的增加而增加，钻井和修井设备、管道、压缩机和其他设备一直短缺。在需求高峰期，设备和用品的成本和交付时间要长得多，包括对我们地理重点区域以外的比赛的需求增加。此外，加速的通货膨胀水平可能导致超出CNX控制范围的价格上涨，这可能导致CNX承包商和/或材料成本的增加。例如，燃料定价和劳动力短缺导致地面运输成本增加。因此，CNX不能保证我们将能够及时或以令人满意的条款获得必要的服务、钻井和完井设备和用品，并且CNX可能会遇到钻井和完井设备、人员和相关用品、设备和现场服务的短缺或质量保证问题，或成本增加。
短缺可能导致价格上涨、服务质量差、运营效率低下，并因承包商雇用经验较少的人员和过度使用设备而增加发生事故的可能性。这些服务、设备或人员的可获得性的减少可能会导致我们的天然气生产水平下降，增加我们的天然气生产成本，并降低我们的预期盈利能力。此类短缺可能会推迟或导致我们的资本预算中没有预留的重大支出，这些事件可能会对我们的业务、财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。
CNX试图通过与油井服务提供商签订“要么接受要么支付”的合同来降低天然气生产活动增加所涉及的风险，这些合同承诺他们在特定水平向我们提供现场服务，并承诺我们在特定水平为现场服务付费，即使我们不使用这些服务。然而，这些类型的合同使我们面临
需求下滑或供过于求期间的经济风险。不得不为我们不使用的服务付费，减少了我们的现金流，增加了我们的成本。
此外，新冠肺炎疫情的挥之不去的影响对许多企业、行业、供应链和经济造成了实质性的不利影响。有关新冠肺炎给我们的业务带来的风险的更多详细信息，请参阅标题为“我们无法控制的事件，包括全球或国内健康危机，可能会导致意想不到的不利运营和财务结果。”
如果CNX找不到足够的水源供我们使用，或者如果CNX不能以合理的成本和适用的环境规则处置或回收我们的运营产生的水，我们以经济和充足的数量生产天然气的能力可能会受到损害.
作为我们页岩层钻探和生产的一部分，CNX使用水力压裂工艺，需要获得足够的水源，而这些水源可能在我们的业务附近或一年中的某些时间无法获得。为了确保我们的运营有足够的水，CNX可能需要在使用时间相对较短的供水管道上投资大量资金。加强对这些供水管道的监管可能会导致我们投入额外的资本，改变我们的处置或运输方式，或者对我们的运营产生负面影响。或者，CNX可能被要求用卡车运输水，而CNX可能无法与合同签订足够的运水卡车或司机来满足我们的需求。
此外，我们的运营产生了大量必须处理、重复使用或处置的废水。这些废物可能来自我们运营的各个方面，包括钻井液、完井活动和整个油井寿命内的正常生产，并与所有类型的天然气井有关。这些水中的很大一部分可以回收用于其他水力压裂作业。在一定程度上，我们必须处理水而不是回收水，我们的成本可能会增加，这将对我们的现金流产生不利影响。我们试图通过优化废水来源和废水可重复利用或处置地点之间的运输来最大限度地减少与废水运输相关的费用。我们计划的废水运输过程中的各种中断，包括运营问题和监管问题，可能会增加我们的运营成本，这将对我们的现金流产生不利影响。在处理、转移、储存、回收和处置废水和其他废物以及开发或生产油井时也存在污染风险。
我们无法就我们的页岩业务获得足够的水，也无法以经济高效的方式处置或回收页岩和煤层气业务产生的水和其他废物，这可能会增加我们的成本并延误我们的业务，这将对我们的现金流和运营结果产生不利影响。
如果不能通过经济发展我们现有或收购的资产或通过收购额外的生产资产来成功取代我们目前的天然气、NGL和石油储量，将导致我们的天然气、NGL和石油产量水平和储量下降。
生产天然气、天然气和油气藏的特点通常是产量下降，这取决于储集层特征和其他因素。如果我们现有油井的产量与估计的不同、运营条件发生变化或出现其他影响我们生产油井能力的情况，下降的速度可能会发生变化。因此，我们未来的天然气、天然气和石油储量和产量，以及我们的现金流和收入在很大程度上取决于我们的估计，以及我们在有效开发和销售现有储量以及在经济上找到或获得额外的经济可开采储量方面的成功。CNX可能无法以可接受的成本开发、发现或获得额外的经济可采储量，以取代我们目前和未来的生产。
此外，通过我们的中游系统处理的天然气、天然气和凝析油量的水平取决于输送到此类中游系统的天然气井的产量水平，这可能低于预期，随着时间的推移自然会下降。为了维持或提高我们中游系统的吞吐量水平，CNX必须在我们中游系统附近的新油井中供应天然气、NGL和凝析油。这可以采取我们自己开发的油井的形式，其他人开发的油井的面积专门用于我们的中游系统，或者通过与第三方客户的合同在我们的中游系统上流动。CNX无法控制第三方生产商在我们中游系统附近地区的开发和完井活动水平，也无法控制与这些第三方油井相关的储量或产量递减速度--只能有限地控制我们自己油井的这些因素。
由于CNX所投资物业的所有权缺陷或与我们中游活动相关的某些租赁权或其他权利的损失，CNX可能会发生亏损。
正如石油和天然气行业的常见做法一样，当CNX收购天然气租约或权益时，我们的做法是不对矿产权益进行全面的权属审查。然而，在钻探油井之前，我们行业的正常做法是由运营商获得完整的业权审查，以确保相关财产权益的业权没有明显缺陷。作为这种检查的结果，可能需要进行某些治疗工作来纠正所有权适销性方面的缺陷，并且这种治疗工作需要费用。我们不能及时及具成本效益地解决任何业权瑕疵，可能会延误或阻止我们利用相关的矿产权益，这可能会对我们未来增加产量及储量的能力造成不利影响。重大所有权缺失的存在可能会使租赁变得一文不值，并可能对我们的运营结果和财务状况产生不利影响。
此外，建造我们中游系统的大部分土地并不是我们收取费用而拥有的；相反，这些财产是通过地面使用协议、通行权或其他地役权持有的。因此，如果我们没有有效的通行权，或者如果该等通行权失效或终止，CNX可能会受到更繁琐的条款或增加成本的限制，以保留必要的土地使用。中国石油天然气集团公司可能获得在特定时期内在第三方和政府机构拥有的土地上建造和运营我们的管道的权利。我们因无法续签通行权或其他原因而失去这些权利，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
法律、环境和监管风险
联邦或州一级的气候变化风险、立法、诉讼和温室气体排放监管可能会增加我们的运营成本，并降低我们天然气资产的价值。任何可能实施的此类监管，以及有关此类监管的不确定性和公共政策压力，都可能对天然气市场以及我们的证券产生不利影响。
全球气候变化问题继续引起公众和科学界的极大关注，人们对人类活动的影响，特别是二氧化碳和甲烷等温室气体排放到环境中的影响深表关切，并日益成为民事诉讼和监管重点的主题。监管重点导致了不同政府管理部门之间的监管要求不同。
2013年，美国环保局根据气候行动计划，选择根据《清洁空气法》(CAA)监管温室气体，以限制天然气发电厂的二氧化碳排放。2017年4月，美国环保局宣布，将根据总裁·特朗普的13783号行政命令启动对清洁电力计划的审查，并于2017年10月公布了一项正式废除清洁电力计划的拟议规则。2018年8月20日，美国环保署发布了拟议中的“负担得起的清洁能源规则”。2019年6月19日，环保局发布了最终的负担得起的清洁能源规则，取代了清洁电力计划。美国华盛顿特区巡回上诉法院于2021年1月特朗普政府的最后一天撤销了《负担得起的清洁能源规则》。因此，拜登政府在这些监管行动上采取的方向与特朗普政府不同。例如，拜登政府在《巴黎气候协议》中重新进入美国，环保局在2021年10月通过了一项新的气候适应行动计划。
环保局根据联邦《清洁空气法》的现有条款通过了法规，规定了大型固定污染源的防止显著恶化或PSD、建筑和第五章运营许可。需要PSD许可的设施也可能被要求达到“最佳可用控制技术”(BACT)标准。与温室气体相关的规则制定可能会改变或推迟我们获得新的和/或修改后的空气来源许可的能力(或我们客户的能力)。
环保局还通过、修改和修订了规则，以控制某些石油和天然气设备和作业的挥发性有机化合物排放，作为其减少甲烷排放倡议的一部分。为了应对随后的司法参与，环境保护局于2017年7月发布了一项拟议的规则，将甲烷规则搁置两年(该规则被美国哥伦比亚特区巡回上诉法院撤销)。此后，在2018年9月，美国环保局提议对2016年石油和天然气行业新的来源绩效标准进行修订。2019年8月和2020年8月提出了额外的修订。由于这些拟议的规则及其任何替代或更新被采纳、更改、废除或修改，这些规则可能导致许可、装备和监测甲烷排放的成本增加，或以其他方式限制作业或增加其成本。
此外，一些国家已经发布了减少温室气体排放的任务，主要是通过有计划地制定温室气体排放清单和潜在的限额交易计划。例如，宾夕法尼亚州已经采取措施，将宾夕法尼亚州纳入由东北和大西洋中部各州组成的11个州的联盟-区域温室气体倡议(RGGI)-该联盟对发电厂的二氧化碳排放设定价格和下降限制。2021年12月，宾夕法尼亚州总检察长批准了一项拟议的法规，允许宾夕法尼亚州加入RGGI；然而，宾夕法尼亚州
大会同时发布了一项监管审查决议程序，反对拟议的条例。 该规定目前正受到宾夕法尼亚州上诉法院的挑战。这些类型的方案大多要求主要排放源或主要燃料生产商获得排放限额并随后放弃排放限额，可用限额的数量每年都在减少，直到实现目标目标。随着时间的推移，这些津贴的成本可能会增加。虽然旨在减少温室气体排放的新法律和法规将增加对天然气的需求，但它们也可能导致许可、装备、监测和报告与天然气生产和使用相关的温室气体的成本增加。
此外，在对气候变化的日益担忧的刺激下，石油和天然气行业面临着对公司透明度和对可持续发展目标的明确承诺的日益增长的需求。环境、社会和治理(ESG)目标和计划通常包括与环境管理、社会责任和公司治理相关的法外目标，已成为整个行业投资者和利益相关者日益关注的焦点。
最后，目前有近20多起诉讼代表各州和市政当局提起诉讼，要求石油、天然气和煤炭生产商对某些与天气有关的事件的后果负责，比如海平面上升和更频繁、更严重的洪水、风暴和热浪，并要求为旨在消除或减轻气候变化造成的损害的补救措施支付赔偿金。关于未决法律程序的进一步讨论，见本表格10-K项目8中的附注20--已审计综合财务报表附注中的承付款和或有负债。
环境法规可能会增加成本和带来不确定性，可能会对天然气市场产生不利影响，可能会产生短期和长期的潜在责任。
CNX受各种严格的联邦、州和地方法律法规的约束，这些法规涉及向环境中排放材料和保护环境。这些法律和法规可能会强加许多适用于我们和我们客户运营的义务。不遵守这些法律、法规和相关的许可要求可能会导致连带责任或严格责任，或评估行政、民事和刑事处罚，施加补救义务，和/或发布限制或阻止我们部分或全部业务的禁令。私人当事人，包括CNX收集系统通过的物业的所有者，以及一些当地市政当局也可能有权采取法律行动，强制执行合规、挑战政府行为，以及要求对违反环境法律法规或人身伤害或财产损失的行为进行赔偿。CNX可能无法从保险中收回所有或任何这些成本。不能保证有关执法和环境保护的法规和公共政策的变化或增加不会对我们的运营和盈利产生重大影响。
我们的作业还会带来环境责任风险，因为我们的作业会泄漏、迁移、释放或泄漏到地表或地下土壤、地表水或地下水。某些环境法对调查、补救和恢复处置、储存或释放受管制物质的地点所需的费用以及对此类释放的罚款和处罚规定了严格的以及连带责任。CNX可能被要求对目前或以前由我们运营的受污染物业进行补救，无论污染的原因是什么，或者此类污染是否由他人的行为造成。此外，对包括自然资源在内的人员或财产的损害索赔可能是由于我们的运营对环境、健康和安全造成的影响。此外，联邦濒危物种法案(ESA)和类似的州法律保护濒危或濒临灭绝的物种，并可能导致我们修改天然气井垫选址或管道的选址或管道的道路或路线的权利，或制定和实施针对特定物种的保护和增强计划及时间表，以避免或最大限度地减少在建设或运营期间对濒危物种或其栖息地的影响。
中国石油天然气集团公司广泛利用管道进行运营。对于这些管道对河流和湿地造成的位置或某些影响，通常需要获得美国陆军工程兵团(ACOE)的河流侵占和穿越许可。美国环保局和ACOE制定了一项规则，修改了《清洁水法》中对“美国水域”的定义。2018年12月11日，美国环保局迈出了第一步，当时它发布了一项拟议的修订规则，将用2015年前的规则取代2015年前的规则，并缩小了在此之前存在的根据《清洁水法》定义“美国水域”的措辞。2019年9月，EPA和ACOE宣布，这些机构将废除2015年的规定。第二步是通知和评论规则的制定，联邦机构对这种定义进行了实质性的重新评估。2020年6月22日，《通航水域保护条例》正式生效。2021年6月9日，环保局宣布打算再次修改该规则。2021年8月4日，EPA和ACOE宣布了一项规则制定程序，以修改“美国水域”的定义。2022年12月30日，EPA和ACOE宣布了一项最终规则，该规则将在联邦登记册公布60天后生效。虽然CNX目前无法预测拜登新政府将如何执行这一规定，但
规则的制定、执行，以及未来对规则制定的修订或替换，可能会导致额外的缓解成本，并严重限制CNX的运营。
联邦和州两级都在不断审查适用于天然气行业的上述法规和其他法规，以进行修改、修订或扩大。未来的任何变化都可能增加生产天然气和其他碳氢化合物的成本，这将对我们的现金流和运营结果产生不利影响。例如，水力压裂是一种重要而常见的做法，用于刺激致密的非常规页岩层生产碳氢化合物。这一过程涉及在压力下向地层中注入水、沙子和化学物质，以压裂围岩并刺激生产。这一过程通常由州环境或石油和天然气机构监管。在地下注水处理井中回流、产出的水和其他废物的处理由美国环保局根据联邦《安全饮用水法》以及我们根据对应的州法律和法规开展业务的各州监管。实施新的环境倡议和法规可能包括限制我们进行水力压裂作业或处理此类作业产生的废物的能力。
近年来，公众对环境保护的兴趣急剧增加。适用于石油和天然气行业的更广泛和更严格的环境立法和条例的趋势可能会继续下去，可能会导致经营成本增加，从而影响盈利能力。请阅读本表格10-K第I部分第1项下的“业务-环境和职业安全及健康事宜的规管”。
管理我们业务的现有和未来政府法律、法规、其他法律要求和司法裁决可能会增加我们的业务成本，并可能限制我们的运营。
有许多适用于天然气行业的联邦和州政府法规与环境法规没有直接关系，其中许多法规一直在接受修订、扩大或修改，这些法规可能会对我们开发资源、获得许可证并在许可下运营的能力以及天然气生产的定价或营销产生不利影响。
例如，目前CNX的采集业务不受FERC根据《天然气法》(NGA)的监管。尽管FERC尚未对我们的任何收集设施做出任何正式决定，但CNX相信，我们收集系统中的天然气管道符合FERC用来确定天然气管道是不受FERC管辖的收集管道的传统测试。然而，这一问题一直是重大诉讼的主题，如果FERC考虑个别设施的状况，并根据NGA确定该设施不受FERC监管，则此类设施提供的服务的费率以及条款和条件将受到FERC的监管。这种监管可能会减少收入，增加运营成本，并根据所涉设施的不同，可能对运营结果和现金流产生不利影响。
此外，一些州对天然气收集管道采取了比目前联邦标准要求更严格的监管和监督。根据2011年第127号法案，宾夕法尼亚州授权公用事业委员会(PUC)监督I类收集管道，并要求II类和III类管道的标准和费用。根据俄亥俄州参议院第315号法案(SB315)，俄亥俄州也采取了类似的方式来监管天然气收集管道。SB315扩大了俄亥俄州临市局对农村天然气收集管道的权力。这些解释和监管方面的变化影响到我们的中游活动，需要报告方面的变化，以及增加的成本。可能直接或间接影响天然气钻探的各种司法裁决也可能增加我们的业务成本或限制我们的运营。
宾夕法尼亚州法院一直在考虑涉及土地所有者权利的概念、非法侵入索赔和历史上普通法的“捕获规则”概念的案件，以及宾夕法尼亚州的“环境权利修正案”(PA.常量。艺术。(i，第27条)可参与天然气钻探活动。如果法院发现水力压裂可能侵犯宾夕法尼亚州公民和居民的宪法或财产权，这些案件以及检验这些案件和其他法律原则的类似案件可能会导致司法结果，可能会对宾夕法尼亚州联邦内未来的页岩钻探和水力压裂产生负面影响。
此外，拜登政府在某些影响空气排放或清洁水标准的监管措施上采取了与特朗普政府不同的方向。例如，拜登政府在《巴黎气候协议》中重新进入美国，美国环保局在2021年10月通过了一项新的气候适应行动计划，并可能试图建立更严格的标准，以取代2021年1月特朗普政府上台最后一天被美国华盛顿特区巡回上诉法院空出的《负担得起的清洁能源规则》。有关政府监管对我们业务造成的风险的更多详细信息，请参阅标题为的风险因素，联邦或州一级的气候变化风险、立法、诉讼和温室气体排放监管可能会增加我们的运营成本，并降低我们天然气资产的价值。可能实施的任何此类法规，以及关于以下方面的不确定性
这种监管和公共政策压力可能会对天然气市场以及我们的证券产生不利影响。” (关于未决法律程序的进一步讨论，见本表格10-K第8项中的附注20--已审计合并财务报表附注中的承付款和或有负债)。
由于管道运营和/或加强对天然气管道和收集设施的监管，CNX可能会产生重大成本和负债。
管道和危险材料安全管理局(PHMSA)已经通过了适用于管道运营商的安全、运输和操作规定。如果我们的运营不符合PHMSA或类似的州法规，CNX可能会受到巨额处罚和罚款。2019年10月，PHMSA发布了一项关于危险管道安全法规的最终规则，从2020年7月起生效，该规则大大扩大了完整性管理要求，使以前获得豁免的管道也得到了保护，并对已经受到完整性管理要求的危险液体管道运营商施加了额外的义务。
2019年10月，PHMSA发布了一项最终规则，对与天然气输送和收集管道的报告、影响、设计、施工、维护、运营和完整性管理相关的现有法规进行了重大修改。遵守这一规定可能会对我们的运营产生实质性的不利影响。2020年5月，PHMSA提出了对联邦管道安全条例的额外修订。2021年11月，PHMSA在联邦登记册上公布了一项最终规则，生效日期为2022年5月15日，将某些联邦管道安全要求扩展到所有陆上天然气收集管道。采用这些法规可能会采用与CNX所遵守的不同和/或更全面或更严格的安全标准，可能需要我们安装新的或修改后的安全控制措施，实施新的资本项目，或加速实施维护计划，所有这些都可能要求我们增加运营成本，这可能是巨大的。虽然CNX无法预测立法或监管举措的结果，但此类立法和监管变化可能会对我们的现金流产生实质性影响。
关注天然气勘探和开发的联邦或州税法的变化可能会导致我们的财务状况和盈利能力恶化。此外，如果我们的净营业亏损(“NOL”)结转有限，CNX不产生预期的扣减，或者税务机关对我们的某些税务立场提出质疑，我们未来的纳税义务可能会比预期的更大。
CNX必须遵守广泛的税收法律和法规，包括联邦和州所得税以及消费税、销售/使用税、遣散费、工资、特许经营税和从价税等交易税。新的税收法规和现行税收法规的变化正在不断出台，这可能会导致未来税收支出的增加。
未来立法的通过或美国联邦或州所得税法的任何其他变化可能会取消或推迟目前与天然气勘探和开发有关的某些税收减免。任何此类变化都可能对我们的财务状况和经营结果产生负面影响。例如，以前的税法立法降低了美国联邦所得税的正常税率，限制了公司扣除某些利息的能力，增加了对高管薪酬扣除的限制，并取消了公司扣除国内生产活动收入的能力。任何未来的税法立法都可能对我们的财务状况、当前和递延的联邦和州所得税负债以及现金流产生不利影响。
此外，在我们开展业务的州-主要是宾夕法尼亚州、俄亥俄州、弗吉尼亚州和西弗吉尼亚州-不时会提出立法，对我们油井的生产征收额外税收或增加税收。拟议的税率有所不同，但将对我们在这些州钻探的油井的经济造成更大的财政负担。现有生产税税率的这种变化可能会对我们的收益、现金流和财务状况产生不利影响。
截至2022年12月31日，CNX在美国联邦和州的NOL结转分别为9亿美元和18亿美元，其中一些在2023年至2041年的不同日期到期，而另一些则没有到期日。CNX希望能够利用这些NOL结转并产生扣减，以抵消我们未来的应税收入。这一预期是基于我们对我们的收入、资本支出和净营运资本等做出的假设，以及我们目前的预期，即我们的NOL结转不会受到1986年国内收入法第382条或其他方面的未来限制。此外，我们对现行所得税法的任何重大解释差异，包括任何财政部法规或其他解释性指导的发布，或者美国国税局或其他税务机关对我们的一个或多个税务立场的挑战，都可能影响我们的税务立场。虽然CNX希望能够利用我们的NOL结转和产生扣除来抵消我们未来的应税收入，但如果没有像预期的那样产生扣除，我们的一个或多个税务职位成功地受到了美国国税局(在税务审计或其他方面)或我们的NOL的质疑
结转受到未来的限制，我们未来的纳税义务可能比预期的更大。
CNX及其子公司正在接受各种法律程序和调查，这可能会对我们的业务产生不利影响。
在正常的商业活动中，CNX参与了许多法律程序，并不时地进行调查。对调查做出回应或为这些行动辩护，特别是所谓的集体诉讼，可能代价高昂，并可能分散管理层的注意力。例如，CNX是未决的所谓集体诉讼的被告，这些诉讼涉及索赔人据称有权获得天然气特许权使用费并对其进行核算。此外，CNX是社区正在对与气候变化有关的化石燃料生产商提起的四起气候变化诉讼的当事方，这些诉讼开始在法庭上流行起来。CNX还有可能卷入未来有关其业务活动的调查或诉讼。个别案件的诉讼辩护费用或多个案件的综合费用可能会对我们的现金流、经营业绩或财务状况产生不利影响。关于未决法律程序的进一步讨论，见本表格10-K第8项下的附注20--已审计合并财务报表附注中的承付款和或有负债。
融资、投资和负债风险
我们目前的长期债务，以及管理这些债务的协议条款，包括我们子公司的债务，以及与此相关的风险，可能会对我们的业务、财务状况、流动性和运营结果产生不利影响。
截至2022年12月31日，CNX的长期债务总额约为22亿美元，不包括未摊销债务发行成本，其中约(I)2031年到期的7.375%优先债券减去600万美元未摊销折扣，(Ii)2029年到期的6.00%优先债券5亿美元，(Iii)我们中游业务2030年到期的4.75%优先债券4亿美元，减去400万美元未摊销债券折扣(CNX不是这些债券的担保人)，(Iv)3.5亿美元7.25%优先债券2027年到期加上200万美元未摊销债券溢价，(V)3.31亿美元2026年到期的2.25%可转换优先债券，减去700万美元的未摊销折扣和发行成本， (Vi)我们的中游左轮手枪(CNX不是该循环信贷安排的担保人)项下的未偿还借款1.54亿美元，及(Vii)我们的优先担保信贷安排(“信贷安排”)下并无借款。CNX的杠杆化程度可能会产生重要的后果，包括但不限于：
•增加我们在一般不利经济和行业条件下的脆弱性；
•要求我们将运营现金流的很大一部分用于支付未偿债务下到期的利息和本金，这将限制我们获得额外融资的能力，以资助未来的营运资本、资本支出、收购、天然气储备的开发或其他一般公司需求；
•限制了我们在规划或应对业务和天然气行业变化方面的灵活性；
•使我们与杠杆率较低、更容易获得资本资源的竞争对手相比处于竞争劣势；以及
•限制了我们实施业务战略的能力。
我们的高级担保信贷机制和管理我们2027年到期的7.25%优先债券、2029年到期的6.00%优先债券和2031年到期的7.375%优先债券的契约限制了额外债务的产生，除非符合特定的测试或例外，要求我们的运营每季度遵守某些财务契约，并对我们施加许多限制，例如对我们的资产授予留置权、进行投资、支付股息、股票回购、出售资产和进行收购的限制。不遵守这些公约可能会导致违约事件，如果不加以补救或放弃，可能会对我们造成实质性的不利影响。此外，CNX Midstream Partners LP(CNXM)现有的6亿美元循环信贷安排和CNXM的4亿美元4.75%优先票据(两者均不由CNX担保)使CNXM受到类似的财务和/或其他限制性契诺和其他限制。
如果我们的现金流和资本资源不足以为我们的偿债义务提供资金，包括在到期时偿还此类债务，CNX可能会被迫出售资产、寻求额外资本或寻求重组或再融资我们的债务。这些替代措施可能不会成功，也可能不允许我们履行各自预定的偿债义务。在没有这样的经营业绩和资源的情况下，CNX可能面临严重的流动性问题，并可能被要求出售重大资产或业务，以试图履行我们的偿债和其他义务；然而，我们现有的债务文件限制了我们出售资产和使用出售所得收益的能力，因此我们可能无法
能够完成这些销售或获得我们可以从这些销售中变现的收益，而这些收益可能不足以支付当时到期的任何偿债义务。
我们的高级担保信贷安排下的借款基础可能会因为各种原因而减少，包括天然气价格下降、天然气已探明储量下降、资产出售和贷款要求或法规。我们的借款基础大幅减少至23亿美元以下，可能会对我们的运营业绩、财务状况和流动资金产生重大不利影响。
我们在13亿美元的优先担保信贷安排下借款和签发信用证的能力通常仅限于借款基础。我们的借款基数是由诚意计算公司已探明天然气储量的贷款价值所需的贷款人数量确定的。根据我们的信贷安排，目前的借款基数为23亿美元。我们的借款基数每年由贷款人重新确定两次，下一次预定的借款基数重新确定预计将在2023年春季进行。我们在其他风险因素中所描述的各种因素，可能会减少我们已探明的天然气储量，包括天然气价格下跌、经营困难和未能取代我们的已探明储量，也可能会减少我们的借款基础。由于新的贷款要求或规定或发行新的债务，我们的借款基数也可能减少。如果我们的借款基础大幅下降到23亿美元以下，CNX可能无法实施我们的发展计划、进行收购或以其他方式执行我们的业务计划，这可能会对我们的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。CNX还可能被要求偿还任何超过重新确定的借款基数的未偿债务。CNX可能面临严重的流动性问题，可能无法进入股权或债务资本市场，并可能被要求出售重大资产或业务，以试图履行我们的偿债和其他义务。CNX可能无法完成这些出售或获得CNX可以从这些销售中变现的收益，并且这些收益可能不足以偿还当时到期的任何偿债义务。
有上限的看涨期权交易可能会影响可转换票据和我们的普通股的价值。
关于可转换票据的定价，CNX与某些金融机构进行了封顶看涨期权交易。一般情况下，有上限的看涨期权交易预期可减少任何可换股票据转换时对我们普通股的潜在摊薄及/或抵销CNX所需支付的超过已转换可换股票据本金的任何潜在现金付款(视属何情况而定)，而有关减少及/或抵销须受上限规限。
在建立有上限赎回交易的初始对冲时，这些金融机构或其各自的关联公司在可换股票据定价的同时或之后不久购买了我们普通股的股份和/或就我们的普通股进行了各种衍生品交易。在可换股票据定价后及可换股票据到期日之前，该等金融机构或其各自的联属公司可透过订立或解除与我们普通股有关的各种衍生工具及/或在二级市场交易中买入或出售我们的普通股或其他证券来调整其对冲头寸(并可能在任何与可换股票据转换有关的观察期内这样做)。这一活动还可能导致或避免我们普通股或可转换票据的市场价格上升或下降。
这些交易和活动对我们普通股或可转换票据价格的潜在影响(如果有的话)将部分取决于市场状况，目前无法确定。这些活动中的任何一项都可能对我们普通股的价值产生不利影响。
CNX在上限通话交易方面面临交易对手履约风险。
封顶催缴交易的交易对手为金融机构或金融机构的关联公司，而CNX将面临封顶催缴交易下他们可能违约的风险。我们对交易对手信用风险的敞口将不会由任何抵押品担保。全球经济状况不时导致许多金融机构实际或被认为倒闭或出现财务困难。如果交易对手在相关上限催缴交易下的义务受到破产程序的限制，我们将成为该程序中的无担保债权人，其债权相当于我们当时在与该交易对手的交易中的风险敞口。我们的风险敞口将取决于许多因素，但一般来说，我们风险敞口的增加将与市场价格的增加和我们普通股的波动性呈正相关。此外，一旦交易对手违约，我们可能遭受不利的税收后果和比我们目前预期的普通股更多的摊薄。CNX不能对任何交易对手的财务稳定性或生存能力提供保证。
可转换票据的转换可能稀释现有股东的所有权权益，或以其他方式压低我们普通股的价格。
部分或全部可换股票据的转换将稀释现有股东的所有权权益，只要CNX在转换任何可换股票据时提供我们普通股的股份，而潜在的摊薄不会因CNX订立的上限看涨交易而减少或抵消。在某些情况下，可转换票据可根据持有人的选择在预定条款之前进行转换。在这种转换后可发行的普通股在公开市场上的任何销售都可能对我们普通股的现行市场价格产生不利影响。此外，可转换票据的存在可能会鼓励市场参与者卖空，因为可转换票据的转换可以用来满足空头头寸，或者可转换票据预期转换为我们普通股的股票可能会压低我们普通股的价格。
CNX可能无法筹集到必要的资金，以便在发生重大变化后将可转换票据回购为现金，或支付转换后到期的任何现金金额，而我们的其他债务可能会影响我们回购可转换票据或在转换时支付现金的能力.
除有限的例外情况外，票据持有人可要求吾等在基本变动(定义见契约)后，以现金回购价格购回其可换股票据，回购价格一般相等于拟购回的可换股票据本金的100%，另加应计及未付利息(如有)。此外，在转换时，CNX将以现金支付我们的部分或全部转换义务，除非CNX选择仅以我们普通股的股票进行转换结算。当我们被要求回购可转换票据或支付转换时到期的现金金额时，CNX可能没有足够的可用现金或能够获得融资。此外，适用的法律、监管机构和管理我们其他债务的协议可能会限制我们回购可转换票据或支付转换时到期现金金额的能力。我们无法履行可转换票据项下的义务，可能会损害我们的声誉，并影响我们普通股的交易价格。
我们未能回购可转换票据，或在需要时未能支付转换时到期的现金金额，将构成契约项下的违约。契约下的违约或发生根本变化本身也可能导致根据管理我们其他债务的协议违约，这可能导致该其他债务立即得到全额偿付。CNX可能没有足够的资金来偿还其他债务和可转换票据项下的所有到期金额。
可转换票据的条件转换功能如果被触发，可能会对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。
一旦可转换票据的条件转换功能被触发，可转换票据的持有人将有权根据其选择在指定期间内的任何时间转换其可转换票据。如果一个或多个持有人选择转换他们的可转换票据，除非CNX选择通过只交付普通股来履行我们的转换义务(除了支付现金而不是交付任何零碎的股票)，我们将被要求通过支付现金来偿还我们的部分或全部转换义务，这可能会对我们的流动性产生不利影响。
我们可转换票据的条款可能会推迟或阻止对我们的有利收购。
我们的可转换票据和管理可转换票据的契约的某些条款可能会使第三方试图收购我们变得更加困难或昂贵。例如，如果收购构成“根本性的变化”(如契约所定义)，则票据持有人将有权要求我们以现金回购他们的可转换票据。此外，如果收购构成了“彻底的根本改变”(如契约所定义)，那么CNX可能会被要求暂时提高转换率。在任何一种情况下，以及在其他情况下，我们在可转换票据和契约下的义务可能会增加收购我们的成本，或者以其他方式阻止第三方收购我们，包括在票据持有人或我们普通股持有人可能认为有利的交易中。
与战略交易相关的风险
战略决策，包括将资本和其他资源分配给战略机会，受到风险和不确定因素的影响，我们未能在战略机会之间适当地分配资本和资源，可能会对我们的财务状况产生不利影响。
我们未来的增长前景取决于我们确定最佳策略的能力，以投资于我们的资本资源，以产生更高的回报率。在制定我们的业务计划时，我们考虑将资本和其他资源分配到我们业务的各个方面，包括油井开发、储量收购、勘探活动、公司项目
(包括股份和债务回购)和其他替代方案，包括投资于围绕我们业务的环境属性的产生和货币化的新专有技术和战略，包括但不限于碳信用抵消。我们还考虑了我们可能的资本来源，包括我们信贷安排下的运营和借款产生的现金。
尽管我们在制定核心业务计划时做出了决定，但我们会定期注意到以前没有确定的商业机会，包括可能的收购和处置，以及将我们业务的技术改进货币化的机会。
如果CNX未能确定最佳业务战略、优化我们的资本投资和筹资机会、使用我们的其他资源来推进我们的业务战略、做出适当的资本投资决策或预见与我们的任何战略决策相关的监管、政策和市场变化，我们的财务状况和未来的增长可能会受到不利影响。此外，经济或其他情况可能会与我们业务计划中设想的情况发生变化，我们如果不能认识到这些变化或对这些变化做出反应，可能会限制我们实现目标的能力。
CNX并不完全控制CNX计划进行资产剥离的时间，它们可能不会提供预期的收益。此外，CNX未来可能无法获得更多物业，任何收购的物业可能无法提供预期的好处。
我们的业务和融资计划可能包括随着时间的推移剥离某些资产。然而，CNX并不完全控制资产剥离的时间，资产剥离完成的延迟可能会减少CNX可能从资产剥离中获得的好处，例如收到现金收益的时间。此外，不能保证我们剥离的资产会产生预期的收益。此外，我们现有契约的条款可能会限制我们剥离或出售某些资产的能力。
未来，CNX可能会收购资产或业务，以补充或扩大我们目前的业务。不能保证CNX将能够确定合适的收购机会、谈判可接受的条款、以可接受的条款获得收购融资或成功收购已确定的目标。任何已完成收购的成功将取决于我们将被收购的业务有效地整合到我们现有业务中的能力，以及识别和适当管理作为收购的一部分承担的任何负债的能力。整合收购的企业或资产的过程可能涉及不可预见的困难，并可能需要我们不成比例的管理和财政资源。我们未能在未来进行收购并将收购的业务或资产成功整合到我们现有的业务中，可能会对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响。
不能保证CNX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普通股的股份，回购水平保持在以前的水平或根本不回购。任何回购我们普通股股份的决定将由我们的董事会在审查所有相关考虑因素的基础上做出决定。
CNX目前有一项经董事会授权的回购计划，该计划不受到期日的限制，截至2023年1月17日，仍有4.3亿美元可用于回购。回购计划不要求我们购买任何具体数量的股票。我们董事会回购普通股的决定将取决于市场状况、适用的法律要求、合同义务和董事会认为相关的其他因素。基于对这些因素的评估，我们的董事会可能决定不回购股票或以低于股东预期的水平回购股票。见本表格10-K第8项“经审计合并财务报表附注”中的附注5--股票回购以作进一步讨论。
CNX可能会与一个或多个合资伙伴或在CNX不是运营商的情况下运营我们的部分业务，这可能会限制我们的运营和公司灵活性。
正如天然气行业中常见的那样，CNX可能会与合资伙伴一起运营我们的一个或多个物业，或者与第三方签订合同来控制运营。这些关系可能需要我们共享运营和其他控制权，这样CNX可能不再具有完全控制这些资产开发的灵活性。如果CNX在这种情况下不及时履行我们的财务承诺，我们的参与权可能会受到不利影响。如果合资伙伴无法或未能支付其应承担的开发成本，或者第三方运营商没有按照我们的预期运营，我们的运营成本可能会增加。CNX还可能因合资伙伴或第三方运营商采取的行动而承担责任。我们与对方之间的纠纷可能会导致诉讼或仲裁，这会增加我们的费用，延误或终止项目，并分散我们的高级管理人员和董事的注意力，使他们无法将时间和精力集中在我们的业务上。
关于煤炭业务的分离，康索尔能源公司同意赔偿我们的某些责任，我们也同意赔偿康索尔能源公司的某些责任。如果我们被要求根据这些赔偿向CONSOL能源公司支付费用，我们的财务业绩可能会受到负面影响。CONSOL能源赔偿可能不足以使我们免受CONSOL Energy已被分配的责任的全额损害，并且CONSOL Energy可能无法在未来履行其赔偿义务。
根据分离和分配协议以及与CONSOL Energy的某些其他协议，CNX和CONSOL Energy已同意在各自的情况下为不设上限的金额赔偿对方的某些责任。我们仍然作为担保人对CONSOL Energy与分离有关的某些债务承担责任。截至2022年12月31日，这些担保的估计价值约为1.2亿美元。尽管CONSOL Energy同意在我们被要求支付任何这些债务的范围内对我们进行赔偿，但不能保证CONSOL Energy在这些情况下会履行其赔偿我们的义务。例如，我们可能对Murray Energy及其子公司(Murray Energy)在2013年将某些矿山出售给Murray Energy而承担的债务承担责任，如果Murray Energy和ConSOL Energy都无法履行这些债务。
CNX可能被要求提供CONSOL能源的赔偿不受任何限制，可能会很大，可能会对我们的业务产生负面影响。第三方还可以要求我们对CONSOL Energy同意保留的任何责任负责，包括与健康和环境事务等相关的某些法定义务。例如，关于UMWA1992年福利计划于2020年5月对CNX和CONSOL Energy提起的诉讼的进一步讨论，见本表格10-K第8项中附注20--经审计的合并财务报表附注中的承付款和或有负债的披露。
根据这些赔偿义务和其他债务，我们需要支付的任何金额都可能需要我们挪用原本用于促进我们经营业务的现金。此外，CONSOL Energy的赔偿可能不足以保护我们免受此类责任的全额赔偿，并且CONSOL Energy可能无法完全履行其赔偿义务。此外，即使我们最终成功地从CONSOL Energy追回了我们负有责任的任何金额，CNX也可能暂时被要求承担这些损失。这些风险中的每一个都可能对我们的业务、运营结果和财务状况产生负面影响。
其他一般风险
针对我们的系统、石油和天然气行业系统和基础设施或我们的第三方服务提供商的系统的网络事件可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响。
网络事件，包括网络攻击，可能会对我们、我们所依赖的第三方运营商或我们的客户和业务伙伴的运营产生重大影响，并影响总体经济状况、消费者信心和支出以及市场流动性。与美国的其他目标相比，包括能源相关资产在内的战略目标未来发生事故的风险可能更大。网络事件可能导致信息被盗、数据损坏、业务中断，包括因失去对外地设备和资产的控制而引起的环境和安全问题，以及(或)财务损失。因此，这些事件中的任何一种，或它们的组合，都可能对我们的业务、财务状况产生重大不利影响，并影响我们的生产。我们的保险可能不会保护我们免受所有此类事件的影响。
石油和天然气行业越来越依赖数字技术，包括信息系统、基础设施和云应用程序和服务，以运营我们的业务，处理和记录财务和运营数据，与我们的员工和业务合作伙伴沟通，分析地震和钻井信息，估计天然气储量，监测和控制我们的现场设备和资产，以及执行与我们的业务相关的其他活动。我们的商业伙伴，包括供应商、服务提供商和金融机构，也依赖数字技术。
由于对数字技术的依赖增加，网络事件的威胁也增加，包括故意攻击或无意事件。网络事件可能包括未经授权访问数字系统，目的是挪用资产或敏感信息、损坏数据或造成运营中断，或导致网站拒绝服务。基于SCADA(监控和数据采集)的系统由于其在操作中的关键作用，可能容易受到有针对性的网络攻击。
我们的技术、系统、网络、数据中心以及我们的业务合作伙伴和供应商的技术、系统、网络、数据中心可能成为网络事件或信息安全漏洞的目标，这些事件或信息安全漏洞可能导致未经授权发布、收集、监控、误用、丢失或破坏专有信息和其他信息，或对我们的业务运营造成其他干扰。此外，某些网络
监视等事件可能会在较长时间内保持不被检测到。
对我们的资产的蓄意攻击，或我们的系统或基础设施、第三方或外部服务提供商的系统或基础设施的安全漏洞，可能会导致我们的专有数据和潜在的敏感数据的损坏或丢失，生产或交付的延迟，完成和结算交易的困难，维护我们的账簿和记录的挑战，环境破坏，通信中断，我们的声誉损害，其他运营中断和第三方责任，包括以下：
•影响我们的供应商或服务提供商之一的网络事件可能导致供应链中断、我们的信息丢失或损坏或其他负面后果，其中任何一项都可能延迟或停止开发额外的基础设施，实际上推迟了项目现金流的开始；
•与我们的设施相关的网络事件可能会导致设备损坏或故障；
•影响通信网络或电网的网络事件可能导致运营中断，从而影响我们的生产；
•故意破坏我们的财务或运营数据可能导致不遵守规定的事件，这可能导致监管罚款或处罚；以及
•业务中断可能会导致昂贵的补救工作，管理分心，损害我们的声誉，或对我们的股票价格产生负面影响。
我们实施各种内部和外部控制和流程，包括适当的内部风险评估和内部政策实施，纳入基于风险的网络安全框架以监控和缓解安全威胁，以及其他战略以提高我们信息、设施和基础设施的安全性，这是成本高昂和劳动密集型的。此外，不能保证这些措施将足以防止安全漏洞或其他网络事件发生。随着网络威胁的持续发展，CNX可能需要花费大量额外资源来继续修改或增强我们的保护措施，或调查和补救任何信息安全漏洞。
网络攻击在频率和复杂性上继续演变。虽然没有一个行业可以幸免，但工业网络最近受到了越来越多的有针对性的攻击(例如，殖民地管道和JBS食品集团)。这导致网络保险运营商加强了审查。因此，确保一项具有足够保护的政策变得更加具有挑战性。我们获得保险以缓解网络事件的财务影响的能力可能会受到未来公司和保险市场愿意承保这一风险的事件的普遍性和性质的挑战。
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。
我们未来的成功在很大程度上取决于我们关键员工的服务。失去一个或多个这样的人可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。此外，对有经验的技术和其他专业人员以及为他们带来宝贵观点和经验的不同候选人的竞争仍然很激烈。如果CNX不能留住我们现有的人员或吸引更多有经验的人员，我们的竞争能力可能会受到不利影响。此外，经验丰富的人员的流失可能会导致技术专长的丧失。
恐怖主义活动可能会对我们的业务和行动结果造成实质性的不利影响。
恐怖袭击，包括生态恐怖主义、国内或国外恐怖袭击的威胁，以及针对这些行为采取的军事或其他行动，可能会影响能源行业、环境和与行业相关的经济状况，包括我们的业务、我们客户的业务，以及总体经济状况、消费者信心、支出和市场流动性。与美国其他目标相比，包括能源相关资产在内的战略目标未来遭受袭击的风险可能更大。美国或其他国家发生或威胁发生恐怖袭击，可能会以不可预测的方式对全球经济产生不利影响，包括能源供应和市场中断、大宗商品价格波动加剧，或者我们所依赖的基础设施可能成为恐怖主义行为的直接目标或间接受害者，进而可能对我们的业务和业务结果产生实质性不利影响。我们的保险可能无法保护我们免受此类事件的影响。
项目1B。未解决的员工意见
没有。
第二项。属性
有关CNX属性的说明，请参阅本表格10-K第I部分第1项中的“操作细节”。
第三项。法律诉讼
本表格10-K项目8“已审计合并财务报表附注”中“附注20-承付款和或有负债”的前三段在此并入作为参考。
第四项。煤矿安全信息披露
不适用。
第II部
第五项。注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券
该公司的普通股在纽约证券交易所上市，代码为“CNX”。
截至2022年12月31日，共有90名我们普通股的记录持有人。
下面的业绩图表比较了CNX普通股累计股东总回报的年度百分比变化与同业集团和标准普尔500股票指数同期累计股东回报的年度百分比变化。当前的同业集团由CNX、Antero Resources Corporation、Chesapeake Energy Corporation、EQT Corporation、Gulfport Energy Corporation、Range Resources Corporation和Southwest Energy Co组成。图表假设，截至2017年12月31日，CNX普通股和每个指数的投资价值为100美元。该图还假设所有股息都进行了再投资，投资一直持有到2022年12月31日。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2017 | | 2018 | | 2019 | | 2020 | | 2021 | | 2022 |
| CNX资源公司 | | 100.0 | | | 78.1 | | | 60.5 | | | 73.8 | | | 94.0 | | | 115.2 | |
| 同级组 | | 100.0 | | | 47.7 | | | 25.0 | | | 27.4 | | | 61.3 | | | 91.5 | |
| 标准普尔500指数 | | 100.0 | | | 93.8 | | | 120.9 | | | 140.6 | | | 178.4 | | | 143.8 | |
| | | | | | | | | | | | |
CNX资源公司、同业集团和标准普尔500指数的累计总股东回报
上述信息是根据S-K法规第201(E)项(性能图表)提供的。
宣布和支付股息的决定是由CNX董事会做出的。自2016年以来，CNX一直没有为其普通股支付股息。未来支付股息的任何决定将取决于除其他事项外的一般业务状况、CNX的财务业绩、关于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。
目前，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了CNX支付超过每股0.10美元年率的股息的能力，并受信贷安排下至少20%的总承诺额的可获得性以及不存在借款基础不足的限制。信贷安排不允许
当违约事件已经发生并仍在继续时，这种股息支付。除非满足几个条件，否则2027年3月到期的7.25%优先债券、2029年1月到期的6.00%优先债券和2031年1月到期的7.375%优先债券的契约将每年的股息限制在每股0.5美元。这些条件包括没有违约、能够产生额外的债务以及契约下的其他付款限制。截至2022年12月31日止年度，本公司的信贷安排或票据并无违约。
未登记的股权证券销售和收益的使用
下表列出了截至2022年12月31日的三个月内我们普通股的回购情况：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 发行人购买股权证券 |
| 期间 | 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购买的股票总数(2) | 根据计划或计划可能尚未购买的股份的大约美元价值(略去000美元) |
2022年10月1日-
2022年10月31日 | 4,201,946 | | $ | 17.37 | | 4,200,922 | | $ | 583,805 | |
2022年11月1日-
2022年11月30日 | 3,353,924 | | $ | 17.62 | | 3,348,642 | | $ | 524,807 | |
2022年12月1日-
2022年12月31日 | 4,720,219 | | $ | 16.54 | | 4,715,797 | | $ | 446,808 | |
| 总计 | 12,276,089 | | | 12,265,361 | | |
(1)包括在此期间为履行与归属限制性股票相关的最低预扣税义务而从员工那里预扣的股份。
(2)作为董事会授权的公司当前19亿美元股份回购计划的一部分回购的股份，该计划不受到期日的限制。有关其他资料，请参阅本表格10-K第8项经审计综合财务报表附注内的附注5-股份回购。
见第三部分第12项。有关CNX股权补偿计划的信息，请参阅《某些受益所有者的证券所有权和管理层及相关股东事项》。
项目6.保留
不适用。
第7项。管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
以下对我们财务状况和经营结果的讨论和分析应与本10-K表其他部分包括的综合财务报表和相关附注一起阅读。以下提供的信息是对CNX财务报表的补充，但不构成CNX财务报表的组成部分。本讨论包含基于管理层的观点和信念以及管理层作出的假设和估计的前瞻性陈述。由于各种风险因素，包括那些可能不在管理层控制之下的风险因素，实际结果可能与这些前瞻性陈述大不相同。关于可能影响未来经营业绩或财务状况的项目的进一步信息，请参阅“第一部分第1A项。风险因素“和题为”前瞻性陈述“的一节。除非适用法律另有要求，否则CNX不承担公开更新任何前瞻性陈述的义务。
一般信息
CNX不断监测可能导致实际经营结果与历史结果或当前预期不同的因素。例如，俄罗斯和乌克兰之间的冲突对全球大宗商品价格产生了影响。有关这些考虑因素的更多信息载于第1A项风险因素。这些因素和其他因素可能会影响公司任何时期的运营、收益和现金流，并可能导致这些业绩与前几年同期不可同日而语。本表格10-K中显示的结果不一定代表未来的经营结果。
天然气、天然气和石油定价
CNX生产的天然气、NGL和石油的价格对收入和现金流产生了重大影响。在截至2022年12月31日的年度内，天然气、天然气和石油基准价格与截至2021年12月31日的年度相比大幅上涨。因此，在截至2022年12月31日的一年中，CNX的收入和现金流大幅增长。在目前的经济环境下，CNX预计我们生产的部分或全部大宗商品的价格将保持波动。为了管理未来天然气价格波动的市场风险敞口，CNX与天然气营销者和最终用户进行各种实物天然气供应交易，交易期限不一，并进行金融对冲。然而，这种市场波动是我们无法控制的，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和未来现金流产生不利影响。
通货膨胀率
通胀水平上升，主要与钢铁、柴油和劳动力有关，继续给CNX和更广泛的天然气行业带来风险。在截至2022年12月31日的一年中，CNX经历了更高的通胀资本成本。如果通胀继续保持在目前的水平或在任何较长的时间内进一步上升，而CNX无法成功缓解影响，我们的成本可能会进一步增加，对我们的财务状况产生更大的影响。利率上升还可能增加我们在新债务和现有左轮手枪上的借款成本，并可能影响我们投资的公允价值。CNX将继续致力于提高运营效率和改善成本的持续努力，这可能在一定程度上抵消通货膨胀带来的成本增长。
2022年亮点：
•探明开发储量6.2Tcfe，比2021年提高5%。
•天然气总产量为580.2 bcfe。
•页岩产量为536.1 Bcfe。
•在公开市场上回购了5.68亿美元或3350万股CNX普通股。
•减少了800万美元的长期债务。
2023年展望：
•我们2023年的年产量预计约为555-575 Bcfe。
•我们2023年的资本支出预计约为5.75亿至6.75亿美元。
运营结果：
以下对我们的运营、流动性和资本资源业绩的讨论和分析包括截至2022年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度的比较。将截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的财政年度进行比较的类似讨论和分析在本10-K表中省略，可在截至2021年12月31日的10-K表的第7项“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中找到，该表通过引用并入本文。
CNX Resources股东应占净亏损
CNX公布截至2022年12月31日的年度，CNX Resources股东应占净亏损1.42亿美元，或每股稀释后亏损0.75美元，而截至2021年12月31日的年度，CNX Resources股东应占净亏损4.99亿美元，或每股稀释后亏损2.31美元。在截至2022年12月31日的年度亏损中，包括商品衍生工具的未实现亏损8.51亿美元。在截至2021年12月31日的年度亏损中，包括商品衍生工具的未实现亏损10.94亿美元。
非公认会计准则财务指标
CNX的管理层使用某些非公认会计原则的财务指标来规划、预测和评估业务和财务业绩，并相信这些指标有助于投资者分析公司。尽管这些不是根据公认会计原则计算的业绩衡量标准，但管理层认为，这些财务衡量标准对投资者评估CNX是有用的，因为这些衡量标准被广泛用于评估一家天然气公司的经营业绩。出售天然气、天然气及石油，包括现金结算，乃非公认会计原则计量，不包括结算前商品衍生工具公允价值变动的影响，而该等商品衍生工具的公允价值通常为波动性，只包括已结算商品衍生工具的影响。销售天然气、天然气和石油，包括现金结算，也不包括购买天然气的收入和其他收入和营业收入，这些收入和营业收入与CNX的天然气生产活动没有直接关系。天然气、NGL和石油生产成本是一项非GAAP指标，不包括与CNX的天然气生产活动没有直接关系的、在我们的生产业务之外管理的某些费用(有关更多信息，请参阅本表格10-K第8项经审计的综合财务报表附注中的附注21-分部信息)。这些费用包括但不限于利息费用、其他运营费用和其他公司费用，如销售、一般和行政成本。我们认为，销售天然气、天然气和石油，包括现金结算、天然气、天然气和石油生产成本以及天然气、天然气和石油生产利润率(由天然气、天然气和石油销售减去天然气、天然气和石油生产成本得出, (包括现金结算)为投资者提供有用的信息，以便对盈利趋势进行逐期比较。不应将这些指标视为根据公认会计原则计算的业绩衡量标准的替代品。此外，由于所有公司计算这些指标的方式不尽相同，这些指标可能无法与其他公司的同名指标进行比较。
非公认会计准则财务指标对账
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| (百万美元) | 2022 | | 2021 |
| 总收入和其他营业收入 | $ | 1,261 | | | $ | 757 | |
| 加(减)： | | | |
| 购买天然气的收入 | (186) | | | (100) | |
| 商品衍生工具的损失 | 851 | | | 1,094 | |
| 其他收入和营业收入 | (87) | | | (106) | |
天然气、天然气和石油的销售，包括现金结算，这是一项非GAAP财务指标 | $ | 1,839 | | | $ | 1,645 | |
| | | |
| 总运营费用 | $ | 1,321 | | | $ | 1,235 | |
| 加(减)： | | | |
| 折旧、损耗和摊销(DD&A)-公司 | (13) | | | (11) | |
| 与勘探和生产相关的其他成本 | (8) | | | (21) | |
| 购买天然气的成本 | (185) | | | (94) | |
| | | |
| | | |
| 销售、一般和行政成本 | (122) | | | (113) | |
| 其他运营费用 | (63) | | | (68) | |
非GAAP财务指标--天然气、天然气和石油生产成本1 | $ | 930 | | | $ | 928 | |
1 天然气、天然气和石油生产成本主要包括租赁运营费用、生产从价和其他费用、运输、集油和压缩以及与生产相关的折旧、损耗和摊销。
精选天然气、天然气和石油生产财务数据
下表汇总了我们的总销售量、天然气、NGL和石油的销售额，包括现金结算、天然气、NGL和石油生产成本以及与我们的生产运营相关的天然气、NGL和石油生产利润率(请参阅上文的非GAAP财务措施对账，以对账到根据GAAP计算和列报的最直接可比的财务指标)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 方差 |
| 以百万计 | | Per Mcfe | | 以百万计 | | Per Mcfe | | 以百万计 | | Per Mcfe |
| 总销量(Bcfe)* | | | 580.2 | | | | | 590.2 | | | | | (10.0) | |
| | | | | | | | | | | |
| 天然气、天然气和石油收入 | $ | 3,652 | | | $ | 6.52 | | | $ | 2,184 | | | $ | 3.77 | | | $ | 1,468 | | | $ | 2.75 | |
| 商品衍生工具的(亏损)收益-现金结算-天然气 | (1,813) | | | (3.35) | | | (539) | | | (0.98) | | | (1,274) | | | (2.37) | |
天然气、天然气和石油的销售，包括现金结算，这是一项非GAAP财务指标 | 1,839 | | | 3.17 | | | 1,645 | | | 2.79 | | | 194 | | | 0.38 | |
| 租赁经营费用 | 67 | | | 0.11 | | | 46 | | | 0.08 | | | 21 | | | 0.03 | |
| 制作费、从价税和其他费用 | 45 | | | 0.08 | | | 34 | | | 0.06 | | | 11 | | | 0.02 | |
| 运输、集聚与压缩 | 370 | | | 0.64 | | | 344 | | | 0.58 | | | 26 | | | 0.06 | |
| 折旧、损耗和摊销(DD&A) | 448 | | | 0.77 | | | 504 | | | 0.85 | | | (56) | | | (0.08) | |
非GAAP财务指标--天然气、天然气和石油生产成本 | 930 | | | 1.60 | | | 928 | | | 1.57 | | | 2 | | | 0.03 | |
非GAAP财务指标--天然气、天然气和石油生产利润率 | $ | 909 | | | $ | 1.57 | | | $ | 717 | | | $ | 1.22 | | | $ | 192 | | | $ | 0.35 | |
*NGL和石油/凝析油根据石油和天然气的大约相对能量含量，以一桶等于六Mcf的速率转换为McFe，这不能表明NGL、凝析油和天然气价格的关系。
10.0Bcfe较上年度减少10.0Bcfe主要是由于各种营运延误及挑战，包括与废弃页岩井有关的亏损(详情见资产出售及放弃收益，详情见净额)。减少的原因也是由于正常的产量下降，但被新产品的交接部分抵消。
2022年的所有油井。
每公吨平均费用的变化主要与下列项目有关：
•租赁运营费用按单位计算增加，原因是维修和维护费用增加，包括例行和蓄水系统维护，以及更多产出水被用于处置而不是在完井时重复使用，导致水处理成本增加。
•由于天然气和天然气的实际价格上涨，单位产量、从价和其他费用都有所增加。
•运输、收集和压缩费用在单位基础上增加，主要是由于生产结构更加潮湿导致加工成本增加、电力压缩费用增加、维修和维护费用增加以及产量减少。
•折旧、损耗和摊销费用在单位基础上有所下降，这主要是由于2021年期间开发带来的低成本储量增加导致的年度损耗率较低。
平均已实现价格调节
下表列出了液体和天然气销售信息和已结算衍生产品信息的分类，以帮助了解公司的天然气生产和销售组合以及有关已结算商品衍生产品的信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日止年度， |
| 以千计(除非特别注明) | | 2022 | | 2021 | | 方差 | | 百分比变化 |
| 液体 | | | | | | | | |
| NGL： | | | | | | | | |
| 销售量(MMcfe) | | 37,997 | | | 35,858 | | | 2,139 | | | 6.0 | % |
| 销售额(Mbbls) | | 6,333 | | | 5,976 | | | 357 | | | 6.0 | % |
| 毛价(美元/桶) | | $ | 38.16 | | | $ | 33.90 | | | $ | 4.26 | | | 12.6 | % |
| NGL总收入 | | $ | 241,535 | | | $ | 202,670 | | | $ | 38,865 | | | 19.2 | % |
| | | | | | | | |
| 油/凝析油： | | | | | | | | |
| 销售量(MMcfe) | | 1,476 | | | 2,401 | | | (925) | | | (38.5) | % |
| 销售额(Mbbls) | | 246 | | | 400 | | | (154) | | | (38.5) | % |
| 毛价(美元/桶) | | $ | 81.90 | | | $ | 56.32 | | | $ | 25.58 | | | 45.4 | % |
| 石油/凝析油总收入 | | $ | 20,155 | | | $ | 22,541 | | | $ | (2,386) | | | (10.6) | % |
| | | | | | | | |
| 燃气 | | | | | | | | |
| 销售量(MMcf) | | 540,696 | | | 551,989 | | | (11,293) | | | (2.0) | % |
| 销售价格(美元/mcf) | | $ | 6.27 | | | $ | 3.55 | | | $ | 2.72 | | | 76.6 | % |
| 天然气总收入 | | $ | 3,390,422 | | | $ | 1,958,718 | | | $ | 1,431,704 | | | 73.1 | % |
| | | | | | | | |
| 套期保值影响(美元/mCf) | | $ | (3.35) | | | $ | (0.98) | | | $ | (2.37) | | | (241.8) | % |
| 商品衍生工具损失--现金结算 | | $ | (1,812,777) | | | $ | (539,016) | | | $ | (1,273,761) | | | (236.3) | % |
毛收入的增长主要是由于天然气价格每立方英尺上涨2.72美元(不包括对冲的影响)，以及天然气价格每桶上涨4.26美元。这些增长部分被与公司套期保值计划有关的商品衍生工具的已实现亏损的变化以及销售量下降10.0Bcfe的影响所抵消。
截至2022年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度的分部分析：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至该年度为止 | | | | 与年底的差额 |
| | | | 2022年12月31日 | | | | 2021年12月31日 |
| (单位：百万) | | | 页岩 | | 煤层气 | | 其他 | | 总计 | | | | 页岩 | | 煤层气 | | 其他 | | 总计 |
| 天然气、天然气和石油收入 | | | $ | 3,335 | | | $ | 315 | | | $ | 2 | | | $ | 3,652 | | | | | $ | 1,346 | | | $ | 121 | | | $ | 1 | | | $ | 1,468 | |
| 商品衍生工具的损失 | | | (1,673) | | | (139) | | | (852) | | | (2,664) | | | | | (1,181) | | | (92) | | | 242 | | | (1,031) | |
| 购买天然气的收入 | | | — | | | — | | | 186 | | | 186 | | | | | — | | | — | | | 86 | | | 86 | |
| 其他收入和营业收入 | | | 69 | | | — | | | 18 | | | 87 | | | | | (12) | | | — | | | (7) | | | (19) | |
| 总收入和其他营业收入(亏损) | | | 1,731 | | | 176 | | | (646) | | | 1,261 | | | | | 153 | | | 29 | | | 322 | | | 504 | |
| 租赁经营费用 | | | 50 | | | 17 | | | — | | | 67 | | | | | 16 | | | 4 | | | 1 | | | 21 | |
| 制作费、从价税和其他费用 | | | 33 | | | 12 | | | — | | | 45 | | | | | 6 | | | 5 | | | — | | | 11 | |
| 运输、集聚与压缩 | | | 319 | | | 49 | | | 2 | | | 370 | | | | | 16 | | | 9 | | | 1 | | | 26 | |
| 折旧、损耗和摊销 | | | 389 | | | 54 | | | 18 | | | 461 | | | | | (51) | | | (4) | | | 1 | | | (54) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 与勘探和生产相关的其他成本 | | | — | | | — | | | 8 | | | 8 | | | | | — | | | — | | | (13) | | | (13) | |
| 购买天然气的成本 | | | — | | | — | | | 185 | | | 185 | | | | | — | | | — | | | 91 | | | 91 | |
| 销售、一般和行政成本 | | | — | | | — | | | 122 | | | 122 | | | | | — | | | — | | | 9 | | | 9 | |
| 其他运营费用 | | | — | | | — | | | 63 | | | 63 | | | | | — | | | — | | | (5) | | | (5) | |
| 总运营成本和费用 | | | 791 | | | 132 | | | 398 | | | 1,321 | | | | | (13) | | | 14 | | | 85 | | | 86 | |
| 其他费用 | | | — | | | — | | | 10 | | | 10 | | | | | — | | | — | | | (6) | | | (6) | |
| 资产出售和放弃收益，净额 | | | — | | | — | | | (9) | | | (9) | | | | | — | | | — | | | 33 | | | 33 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 债务清偿损失 | | | — | | | — | | | 23 | | | 23 | | | | | — | | | — | | | (11) | | | (11) | |
| 利息支出 | | | — | | | — | | | 128 | | | 128 | | | | | — | | | — | | | (23) | | | (23) | |
| 其他费用合计 | | | — | | | — | | | 152 | | | 152 | | | | | — | | | — | | | (7) | | | (7) | |
| 总成本和费用 | | | 791 | | | 132 | | | 550 | | | 1,473 | | | | | (13) | | | 14 | | | 78 | | | 79 | |
| 所得税前收益(亏损) | | | $ | 940 | | | $ | 44 | | | $ | (1,196) | | | $ | (212) | | | | | $ | 166 | | | $ | 15 | | | $ | 244 | | | $ | 425 | |
页岩段
截至2022年12月31日的一年，页岩业务的所得税前收益为9.4亿美元，而截至2021年12月31日的年度的所得税前收益为7.74亿美元。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日止年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 方差 | | 百分比
变化 |
| 页岩气销售量(Bcf) | 496.7 | | | 502.2 | | | (5.5) | | | (1.1) | % |
| NGL销售量(Bcfe)* | 38.0 | | | 35.8 | | | 2.2 | | | 6.1 | % |
| 石油/凝析油销售量(Bcfe)* | 1.4 | | | 2.4 | | | (1.0) | | | (41.7) | % |
| 页岩销售总量(Bcfe)* | 536.1 | | | 540.4 | | | (4.3) | | | (0.8) | % |
| | | | | | | |
| 平均销售价格-天然气(每立方米) | $ | 6.19 | | | $ | 3.51 | | | $ | 2.68 | | | 76.4 | % |
| 商品衍生工具的损失-现金结算-天然气(按MCF计算) | $ | (3.37) | | | $ | (0.98) | | | $ | (2.39) | | | (243.9) | % |
| 平均销售价格-NGL(每Mcfe)* | $ | 6.36 | | | $ | 5.65 | | | $ | 0.71 | | | 12.6 | % |
| 平均销售价格-石油/凝析油(每立方米)* | $ | 13.63 | | | $ | 9.38 | | | $ | 4.25 | | | 45.3 | % |
| | | | | | | |
| 页岩总平均销售价格(每立方米) | $ | 3.10 | | | $ | 2.77 | | | $ | 0.33 | | | 11.9 | % |
| 页岩租赁平均运营费用(每立方米) | 0.09 | | | 0.06 | | | 0.03 | | | 50.0 | % |
| 页岩平均产量、从价计价和其他费用(每立方米) | 0.07 | | | 0.05 | | | 0.02 | | | 40.0 | % |
| 页岩运输、收集和压缩的平均成本(每立方米) | 0.60 | | | 0.56 | | | 0.04 | | | 7.1 | % |
| 页岩平均折旧、损耗和摊销成本(每立方米) | 0.72 | | | 0.82 | | | (0.10) | | | (12.2) | % |
| 页岩生产总平均成本(每立方米) | $ | 1.48 | | | $ | 1.49 | | | $ | (0.01) | | | (0.7) | % |
| 总平均页岩产量利润率(每立方米) | $ | 1.62 | | | $ | 1.28 | | | $ | 0.34 | | | 26.6 | % |
*NGL和油/凝析油根据石油和天然气的大约相对能量含量，以一桶等于六Mcf的速率转换为McFe，这不能表明石油、NGL、凝析油和天然气价格的关系。
截至2022年12月31日的年度，页岩业务的天然气、NGL和石油/凝析油收入为33.35亿美元，而截至2021年12月31日的年度收入为19.89亿美元。13.46亿美元的增长主要是由于天然气平均销售价格上涨76.4%和天然气液化天然气平均销售价格上涨12.6%，但被页岩气总销售量下降0.8%所部分抵消。页岩气销售总量减少主要是由于各种运营延误和挑战，包括与放弃页岩气井筒有关的损失(详情见资产销售和废弃收益，净额)。这一下降也是由于正常的产量下降，但部分被2022年全年新油井的上线所抵消。
页岩油总平均销售价格的上涨主要是由于天然气平均销售价格每立方米上涨2.68美元，天然气平均销售价格每立方米上涨0.71美元。这些增长部分被商品衍生工具已实现亏损的每立方英尺2.39美元的变化所抵消。与这些金融套期保值相关的名义金额约占该公司截至2022年12月31日的年度页岩气产量的424.7 Bcf，每套套期保值平均亏损3.94美元。在截至2021年12月31日的一年中，这些金融对冲约为429.4 Bcf，每套期保值平均亏损1.15美元。
截至2022年12月31日的年度，页岩业务的总运营成本和支出为7.91亿美元，而截至2021年12月31日的年度为8.04亿美元。页岩部门的总美元和单位成本的下降是由于以下项目：
•截至2022年12月31日的年度，页岩租赁运营支出为5000万美元，而截至2021年12月31日的年度为3400万美元。美元总额和单位成本增加的主要原因是维修和维护费用增加，包括例行维护和蓄水系统维护，以及水处理费用增加，因为必须将更多的水处理掉，而不是在完井时重复使用。
•截至2022年12月31日的一年，页岩生产、从价和其他费用为3300万美元，而截至2021年12月31日的一年为2700万美元。总美元和单位成本的增加主要是由于天然气和天然气液体的实际价格上升。
•截至2022年12月31日的一年，页岩运输、收集和压缩成本为3.19亿美元，而截至2021年12月31日的一年为3.03亿美元。总美元和单位成本的增加主要是由于维修和维护费用的增加、由于生产组合变得更潮湿而导致的加工成本的增加以及电子压缩费用的增加。
•截至2022年12月31日的年度，可归因于页岩业务的折旧、损耗和摊销成本为3.89亿美元，而截至2021年12月31日的年度为4.4亿美元。这些数额包括以单位生产为基础的损耗，分别为每立方米0.62美元和0.71美元。本期生产折旧、损耗和摊销单位减少的主要原因是，由于2021年期间开发带来的低成本储备增加，导致年消耗率降低。其余的折旧、损耗和摊销费用要么以直线方式入账，要么与资产报废债务有关。
页岩其他收入及营运收入总额与向第三方提供的天然气收集服务有关。在截至2022年12月31日的财年，页岩业务的其他收入和运营收入为6900万美元，而截至2021年12月31日的财年为8100万美元。期间与期间比较减少主要是由于正常产量下降导致第三方采集量下降。
煤层气(CBM)段
在截至2022年12月31日的一年中，煤层气部门的所得税前收益为4400万美元，而截至2021年12月31日的一年的所得税前收益为2900万美元。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日止年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 方差 | | 百分比
变化 |
| 煤层气销售量(Bcf) | 43.7 | | | 49.5 | | | (5.8) | | | (11.7) | % |
| | | | | | | |
| 平均销售价格-天然气(每立方米) | $ | 7.20 | | | $ | 3.91 | | | $ | 3.29 | | | 84.1 | % |
| 商品衍生工具的损失-现金结算-天然气(按MCF计算) | $ | (3.18) | | | $ | (0.93) | | | $ | (2.25) | | | (241.9) | % |
| | | | | | | |
| 煤层气总平均销售价格(每立方米) | $ | 4.01 | | | $ | 2.97 | | | $ | 1.04 | | | 35.0 | % |
| 煤层气租赁平均运营费用(每立方米) | 0.40 | | | 0.26 | | | 0.14 | | | 53.8 | % |
| 煤层气平均产量、从价计价和其他费用(每立方米) | 0.27 | | | 0.14 | | | 0.13 | | | 92.9 | % |
| 煤层气平均运输、收集和压缩成本(每立方米) | 1.12 | | | 0.80 | | | 0.32 | | | 40.0 | % |
| 煤层气平均折旧、损耗和摊销成本(每立方米) | 1.21 | | | 1.18 | | | 0.03 | | | 2.5 | % |
| 煤层气总平均生产成本(每立方米) | $ | 3.00 | | | $ | 2.38 | | | $ | 0.62 | | | 26.1 | % |
| 总平均煤层气产量利润率(每立方米) | $ | 1.01 | | | $ | 0.59 | | | $ | 0.42 | | | 71.2 | % |
在截至2022年12月31日的一年中，煤层气部门的天然气收入为3.15亿美元，而截至2021年12月31日的一年为1.94亿美元。1.21亿美元的增长主要是由于当期天然气平均销售价格上涨了84.1%。由于正常产量下降，煤层气销售量下降11.7%，部分抵消了天然气价格的上涨。
由于平均天然气销售价格每立方米增加3.29美元，煤层气总平均销售价格每立方米增加1.04美元，部分被该公司套期保值计划导致的商品衍生工具的已实现亏损每立方米2.25美元的变化所抵消。与这些金融套期保值相关的名义金额约占该公司截至2022年12月31日的年度生产煤层气销售量的35.5Bcf，每套套期保值平均亏损3.92美元。在截至2021年12月31日的一年中，这些金融对冲约为40.4 Bcf，每个McF对冲平均亏损1.15美元。
在截至2022年12月31日的一年中，煤层气部门的总运营成本和支出为1.32亿美元，而截至2021年12月31日的一年为1.18亿美元。煤层气项目的美元总额和单位成本增加的原因如下：
•截至2022年12月31日的一年，煤层气租赁运营费用为1700万美元，而截至2021年12月31日的一年为1300万美元。总美元和单位成本增加的主要原因是维修和维护费用增加。
•截至2022年12月31日的一年，煤层气生产、从价和其他费用为1200万美元，而截至2021年12月31日的一年为700万美元。总美元和单位成本的增加主要是由于天然气实现价格的增加。
•截至2022年12月31日的一年，煤层气运输、收集和压缩成本为4900万美元，而截至2021年12月31日的一年为4000万美元。总美元和单位成本增加的主要原因是维修和维护费用以及电力压缩费用增加。
•由于本期销量下降，截至2022年12月31日的年度，可归因于煤层气部门的折旧、损耗和摊销成本为5400万美元，而截至2021年12月31日的年度为5800万美元。这些数额包括以单位生产为基础的损耗，分别为每立方米0.65美元和0.66美元。其余的折旧、损耗和摊销费用要么以直线方式入账，要么与资产报废债务有关。
其他细分市场
另一分部包括对本公司并不重要的名义浅层油气产量。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收益或亏损、新技术、勘探和生产相关的其他成本，以及在页岩和煤层气部门以外管理的各种其他费用，如SG&A、利息支出和所得税。
在截至2022年12月31日的一年中，其他部门的所得税前亏损为11.96亿美元，而截至2021年12月31日的一年的所得税前亏损为14.4亿美元。总金额的增加如下所述。
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| | 截至12月31日止年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 方差 | | 百分比变化 |
| 其他天然气销售量(Bcf) | 0.4 | | | 0.3 | | | 0.1 | | | 33.3 | % |
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商品衍生工具的损失
在截至2022年12月31日的年度，其他部门确认了商品衍生工具的未实现亏损8.51亿美元，以及支付的现金结算100万美元。截至2021年12月31日止年度，其他分部确认商品衍生工具的未实现亏损10.94亿美元。商品衍生工具的未实现亏损是本公司所有现有商品套期保值按市价计算的公允价值变动。有关现金结算的其他资料，见本表格10-K第8项经审计综合财务报表附注中的附注19--衍生工具。
购买天然气的收入和成本
采购量是指以市场价格从第三方购买的天然气数量，然后转售，以履行与某些客户的合同并平衡供应。截至2022年12月31日的一年，购买天然气的收入为1.86亿美元，而截至2021年12月31日的一年为1亿美元。截至2022年12月31日的一年，购买天然气的成本为1.85亿美元，而截至2021年12月31日的一年为9400万美元。采购气收入环比增长是由于平均销售价格上涨和采购气销售量增加所致。
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| | 截至12月31日止年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 方差 | | 百分比变化 |
| 燃气采购量(单位：Bcf) | 30.7 | | | 26.6 | | | 4.1 | | | 15.4 | % |
| 购买的天然气平均销售价格(每立方米) | $ | 6.04 | | | $ | 3.75 | | | $ | 2.29 | | | 61.1 | % |
| 购买天然气的平均成本(每立方米) | $ | 6.03 | | | $ | 3.53 | | | $ | 2.50 | | | 70.8 | % |
其他营业收入
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日止年度， |
| (单位：百万) | 2022 | | 2021 | | 方差 | | 百分比变化 |
| 附属公司的权益收入 | $ | 1 | | | $ | 6 | | | $ | (5) | | | (83.3) | % |
| 水收入 | 5 | | | 7 | | | (2) | | | (28.6) | % |
| 企业超额运输收入 | 12 | | | 12 | | | — | | | — | % |
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| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 其他营业收入合计 | $ | 18 | | | $ | 25 | | | $ | (7) | | | (28.0) | % |
•联属公司的股权收入主要是指CNX在位于CNX煤层气气田内的发电厂50%权益中所占的收益份额。在能源消耗高峰期，该设施产生的电力被出售给批发电力市场。由于该电厂消耗煤矿甲烷气，该电厂有资格获得宾夕法尼亚州第一级可再生能源信用额度。
•由于当期第三方销售减少，水务收入在期间间比较中有所减少。
•超额公司运输收入是指将公司超额运力出售给第三方的收入。该公司拥有稳定的管道运输能力，使天然气生产能够随着销售量的增加而不间断地进行。为了最大限度地减少这种未使用的公司运输费用，CNX能够在可能和有利的情况下将未使用的公司运输能力释放(出售)给其他方。来自释放的运力的收入有助于抵消其他运营费用总额中未使用的公司运输和加工费。
与勘探和生产相关的其他成本
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日止年度， |
| (单位：百万) | 2022 | | 2021 | | 方差 | | 百分比变化 |
| 探井成本 | $ | — | | | $ | 9 | | | $ | (9) | | | (100.0) | % |
| 租约期满成本 | 1 | | | 8 | | | (7) | | | (87.5) | % |
| 准入费 | — | | | 1 | | | (1) | | | (100.0) | % |
| 土地租金 | 4 | | | 3 | | | 1 | | | 33.3 | % |
| | | | | | | |
| 地震活动性 | 3 | | | — | | | 3 | | | 100.0 | % |
| 勘探和生产相关的其他成本合计 | $ | 8 | | | $ | 21 | | | $ | (13) | | | (61.9) | % |
•探井成本与2020年底仍在评估中的一口探井的注销有关。于截至2021年12月31日止年度内，本公司认为从不同地点取得相关储备更为经济。
•租赁到期成本与主要期限到期或将在未来12个月内到期的租赁有关。
•本期地震活动费用主要用于获取三维地震数据。
销售、一般和行政(“SG&A”)
SG&A成本包括管理费用，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、慈善捐款和法律合规费用。SG&A成本还包括基于股权的非现金长期薪酬支出。
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| | 截至12月31日止年度， |
| (单位：百万) | 2022 | | 2021 | | 方差 | | 百分比变化 |
| 薪金、工资和雇员福利 | $ | 31 | | | $ | 27 | | | $ | 4 | | | 14.8 | % |
| 投稿和广告 | 5 | | | 3 | | | 2 | | | 66.7 | % |
| 短期激励性薪酬 | 20 | | | 20 | | | — | | | — | % |
| 长期股权薪酬(非现金) | 16 | | | 17 | | | (1) | | | (5.9) | % |
| 其他 | 50 | | | 46 | | | 4 | | | 8.7 | % |
| SG&A合计 | $ | 122 | | | $ | 113 | | | $ | 9 | | | 8.0 | % |
•薪金、工资和雇员福利在期间间的比较中增加，主要是由于工资和雇员福利支出增加。
•捐款和广告在各期间的比较中有所增加，主要原因是慈善捐款增加。
•其他费用增加的主要原因是与网络安全、法律事务和监管报告有关的专业服务和咨询费增加。
其他运营费用
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日止年度， |
| (单位：百万) | 2022 | | 2021 | | 方差 | | 百分比变化 |
| 诉讼和解 | $ | 3 | | | $ | 10 | | | $ | (7) | | | (70.0) | % |
| 水费 | 1 | | | 2 | | | (1) | | | (50.0) | % |
| 未使用的公司运输费和加工费 | 52 | | | 53 | | | (1) | | | (1.9) | % |
| 保险费 | 3 | | | 2 | | | 1 | | | 50.0 | % |
| 弗吉尼亚州洪灾费用 | 3 | | | — | | | 3 | | | 100.0 | % |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 其他 | 1 | | | 1 | | | — | | | — | % |
| 其他运营费用合计 | $ | 63 | | | $ | 68 | | | $ | (5) | | | (7.4) | % |
•CNX及其子公司在正常业务过程中面临各种诉讼和索赔。当这些诉讼和索赔的损失是可能和可以估计的时，CNX将这些诉讼和索赔的估计损失计入诉讼和解。(补充资料见本表格10-K第8项“已审计合并财务报表附注”中的附注20--承付款和或有负债)。期间间比较的减少是各种项目的结果，这些项目都不是单独的实质性项目。
•未使用的公司运输和加工费是指为使天然气生产能够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，以及天然气液化天然气的额外处理能力。在某些情况下，公司可能有机会通过战略性地选择向不需要使用公司自身固定运输能力的市场或客户销售天然气来实现更有利的净定价。这样的销售将导致未使用的公司运输费用的增加。公司试图在可能和有利的情况下将未使用的公司运输能力释放(出售)给其他方，以最大限度地减少这一费用。收到的收入当这一运力被释放(出售)时，计入公司超额运输收入和其他营业收入总额。
•弗吉尼亚州洪灾费用包括与佛罗里达州有关的清理和维修费用2022年7月发生在弗吉尼亚州布坎南县的枪击事件。
其他费用
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日止年度， |
| (单位：百万) | 2022 | | 2021 | | 方差 | | 百分比变化 |
| 其他收入 | | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 路权销售 | $ | 4 | | | $ | 2 | | | $ | 2 | | | 100.0 | % |
| 其他 | 5 | | | 7 | | | (2) | | | (28.6) | % |
| 其他收入合计 | $ | 9 | | | $ | 9 | | | $ | — | | | — | % |
| | | | | | | |
| 其他费用 | | | | | | | |
| | | | | | | |
| 专业服务 | $ | 4 | | | $ | 7 | | | $ | (3) | | | (42.9) | % |
| 银行手续费 | 11 | | | 12 | | | (1) | | | (8.3) | % |
| 其他土地租金开支 | 3 | | | 4 | | | (1) | | | (25.0) | % |
| 其他公司支出 | 1 | | | 2 | | | (1) | | | (50.0) | % |
| 其他费用合计 | $ | 19 | | | $ | 25 | | | $ | (6) | | | (24.0) | % |
| | | | | | | |
| 其他费用合计 | $ | 10 | | | $ | 16 | | | $ | (6) | | | (37.5) | % |
•在期间与期间的比较中，专业服务减少，主要原因是律师费减少。
资产出售和放弃收益，净额
在截至2022年12月31日的一年中，资产出售的净收益为900万美元，而截至2021年12月31日的一年中，净收益为4200万美元。在截至2022年12月31日的年度内，公司出售了各种非核心资产，主要是通行权、地面面积和其他非核心油气权益，其收益部分被与封堵和废弃页岩井筒有关的成本所抵消。这口井原本是2023年开发计划的一部分，为了不耽误其他井，CNX封堵了井筒，并计划在未来访问储量。在截至2021年12月31日的年度内，公司出售了各种非核心资产，主要是通行权、地面面积和其他非核心油气权益。
债务清偿损失
在截至2022年12月31日的一年中，确认了2300万美元的债务偿还亏损，而在截至2021年12月31日的一年中，债务偿还亏损为3400万美元。在截至2022年12月31日的年度内，CNX以相当于本金102.5%的平均价格购买了2026年5月到期的部分可转换债券和2027年3月到期的7.25%优先债券中的3.5亿美元。在截至2021年12月31日的年度内，CNXM购买了2026年3月到期的全部6.50%优先票据，CNX全额偿还并终止了红衣主教聚会公司和CSG Holdings II LLC的非循环信贷安排。其他资料见本表格10-K第8项“经审计合并财务报表附注”中的附注12--长期债务。
利息支出
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| (单位：百万) | 2022 | | 2021 | | 方差 | | 百分比变化 |
| 利息支出总额 | $ | 128 | | | $ | 151 | | | $ | (23) | | | (15.2) | % |
利息开支总额减少2,300万美元，主要是由于购入于截至2021年12月31日止年度于2021年3月到期的4亿美元6.500%CNXM优先债券，购买于截至2022年12月31日止年度于2027年3月到期的3.5亿美元7.25厘优先债券，以及于截至2022年12月31日止年度发行于2030年4月到期的4.750%CNXM优先债券，部分抵销因发行于截至2021年12月31日止年度于2031年1月到期的4.750%CNXM优先债券及于截至2022年12月31日止年度发行于2031年1月到期的5亿美元7.375%优先债券所抵销。减少的另一个原因是公司于2022年1月1日采用了会计准则更新(ASU)2020-06--实体自有权益中可转换票据和合同的会计处理。作为采纳的一部分，总利息支出不再包括与2026年5月到期的可转换票据相关的非现金利息支出部分。截至2021年12月31日的全年利息支出总额还包括作为与2026年5月到期的可转换票据的股本部分相关的额外非现金利息支出摊销的1600万美元。其他资料见本表格10-K第8项“经审计合并财务报表附注”中的附注12--长期债务。
所得税
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日止年度， |
| (单位：百万) | 2022 | | 2021 | | 方差 | | 百分比变化 |
| 公司所得税前总亏损 | $ | (212) | | | $ | (637) | | | $ | 425 | | | 66.7 | % |
| 所得税优惠 | $ | (70) | | | $ | (138) | | | $ | 68 | | | 49.3 | % |
| 有效所得税率 | 33.0 | % | | 21.7 | % | | 11.3 | % | | |
截至2022年12月31日的一年，有效所得税税率为33.0%，而截至2021年12月31日的一年，实际所得税税率为21.7%。截至2022年和2021年12月31日止年度的实际税率与美国联邦法定税率21%有所不同，主要原因是联邦税收抵免、州所得税(包括税率变化)、股权补偿以及某些州递延税资产估值津贴的影响，这是由于各期内商品衍生工具的未实现亏损较高所致。未实现亏损是该公司现有商品套期保值按市价计价的公允价值变动。
有关更多信息，请参阅本表格10-K第8项中经审计合并财务报表附注中的附注6-所得税。
流动性与资本资源
概述、来源和用途
CNX总体上满足了其营运资金要求，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目前认为，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金要求、预期的资本支出(不包括重大收购)、预定的债务支付、预期的股息支付(如果有的话)，并提供本会计年度所需的信用证。然而，CNX满足营运资金要求、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，这将受到天然气行业当前经济状况以及其他财务和商业因素的影响，其中一些因素不是CNX所能控制的。
CNX不时被要求提供财务保证，以满足正常业务过程中产生的合同和其他要求。其中一些保证张贴是为了遵守联邦、州或其他政府机构的法规和规定。CNX有时使用信用证来满足这些要求，而这些信用证降低了公司的借款能力。
CNX不断审查其流动性和资本资源。如果市场状况发生变化，例如由于大宗商品价格大幅下降，我们的收入大幅减少，或运营成本大幅增加，我们的现金流和流动性可能会减少。
截至2022年12月31日，CNX遵守了所有债务契约。在考虑了大宗商品价格大幅下跌的潜在影响后，CNX目前预计将继续遵守其债务契约。
CNX经常对潜在收购进行评估。根据交易规模的不同，CNX历来用运营产生的现金和各种其他来源为收购提供资金，包括债务和股权融资。不能保证CNX将以CNX认为可以接受的条款获得额外的资本资源，包括债务和股权融资，或者根本不能。
可能影响我们流动性的因素
•公司手头的现金和获得额外流动资金的途径。截至2022年12月31日和2021年12月31日的现金和现金等价物分别为2130万美元和360万美元。
•截至2022年12月31日和2021年12月31日，应收账款和票据贸易分别为3.485亿美元和3.301亿美元。我们的应收账款和票据余额可能会在任何资产负债表日期波动，这取决于我们收到的天然气和NGL价格以及销售量。
•截至2023年12月31日的一年，资本支出预计在5.75亿美元至6.75亿美元之间，而2022财年的资本支出为5.658亿美元。通胀水平的加速可能导致价格上涨超出CNX的控制范围，从而可能导致CNX未来的成本增加。
•预计在截至2023年12月31日的一年中，产量将在555.0 Bcfe至575.0 Bcfe之间，而2022年财年的产量为580.2 Bcfe。
•天然气和NGL的价格波动很大，我们收到的天然气和NGL价格的持续下降将对我们的财务状况和现金流产生不利影响。
•为了管理未来天然气价格波动的市场风险敞口，CNX与天然气营销商和最终用户签订了各种不同期限的实物天然气供应交易。CNX还进行各种金融天然气掉期交易，以管理盆地内和盆地外定价的市场风险敞口。截至2022年12月31日，这些合同的公允价值为净负债19.05亿美元，截至2021年12月31日，净负债为9.76亿美元。本公司并无出现衍生交易对手不履行合约的情况。关于我们的商品风险管理的进一步讨论，见项目7A.“关于市场风险的定量和定性披露”。
现金流(单位：百万)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日止年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 变化 |
| 经营活动提供的现金 | $ | 1,235 | | | $ | 926 | | | $ | 309 | |
| 用于投资活动的现金 | $ | (528) | | | $ | (421) | | | $ | (107) | |
| 用于融资活动的现金 | $ | (689) | | | $ | (524) | | | $ | (165) | |
经营活动提供的现金在期间间比较中发生变化，主要是由于下列项目：
•与去年同期相比，净亏损减少了3.57亿美元。
•对经营活动提供的净亏损与现金进行调整的调整主要包括商品衍生工具净变化1.65亿美元、递延所得税变化6200万美元、折旧、损耗和摊销变化5400万美元、资产出售和放弃收益变化3300万美元、净额以及营运资本的其他各种变化。
用于投资活动的现金在期间间比较中发生变化，主要是由于下列项目：
•资本支出增加1亿美元，主要原因是钻井和完井活动增加、中游活动以及与通胀相关的成本总体增加。
•资产出售收益减少800万美元，主要是由于在截至2022年12月31日的一年中，非核心地表和石油和天然气权益的销售减少。
用于筹资活动的现金在期间间比较中发生变化，主要是由于下列项目：
•在截至2022年12月31日的年度内，CNX以本金总额5亿美元结束，本金总额7.375%的优先债券将于2031年1月到期，价格为98.8%，现金收益为4.94亿美元。其他资料见本表格10-K第8项“经审计合并财务报表附注”中的附注12--长期债务。
•在截至2022年12月31日的年度内，CNX支付了3.59亿美元回购价值3.5亿美元的CNX 7.25%优先债券，2027年3月到期，本金的102.5%。其他资料见本表格10-K第8项“经审计合并财务报表附注”中的附注12--长期债务。
•在截至2022年12月31日的年度内，CNX支付了2,700万美元回购了1,400万美元的2026年可转换票据，回购金额为本金的188.0%。其他资料见本表格10-K第8项“经审计合并财务报表附注”中的附注12--长期债务。
•在截至2022年12月31日的一年中，CNXM信贷安排有3100万美元的净付款，而在截至2021年12月31日的一年中，净付款为1.06亿美元。
•在截至2022年12月31日的一年中，CNX信贷安排有1.92亿美元的净付款，而在截至2021年12月31日的一年中，净收益为3100万美元。
•于截至2021年12月31日止年度内，CNXM斥资4.21亿美元购买价值4,000万美元于2026年3月到期的CNXM 6.50%优先债券，本金额的105.3%。其他资料见本表格10-K第8项“经审计合并财务报表附注”中的附注12--长期债务。
•在截至2021年12月31日的年度内，CNXM完成了本金总额4亿美元的非公开发行，2030年4月到期的CNXM 4.75%优先债券的价格为98.8%，现金收益为3.95亿美元。其他资料见本表格10-K第8项“经审计合并财务报表附注”中的附注12--长期债务。
•在截至2021年12月31日的一年中，红衣主教基金和CSG控股基金有1.61亿美元的净付款，而截至2020年12月31日的一年，净收益为1.59亿美元。其他资料见本表格10-K第8项“经审计合并财务报表附注”中的附注12--长期债务。
•在截至2022年和2021年12月31日的年度内，CNX在公开市场上分别回购了5.65亿美元和2.45亿美元的普通股。
承诺和重大合同义务
以下是该公司截至2022年12月31日的重要合同义务摘要(单位：千)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 按年到期付款 |
| | 少于
1年 | | 1-3年 | | 3-5年 | | 多过
5年 | | 总计 |
| 采购订单确定承诺 | $ | 400 | | | $ | 800 | | | $ | 400 | | | $ | — | | | $ | 1,600 | |
| 天然气公司运输和加工 | 253,470 | | | 444,545 | | | 370,188 | | | 738,189 | | | 1,806,392 | |
| 长期债务 | — | | | — | | | 830,160 | | | 1,389,708 | | | 2,219,868 | |
| 长期债务利息 | 121,105 | | | 256,756 | | | 219,559 | | | 222,407 | | | 819,827 | |
| 融资租赁义务 | 2,367 | | | 6,052 | | | 6,229 | | | 1,034 | | | 15,682 | |
| 融资租赁债务利息 | 690 | | | 1,451 | | | 713 | | | 33 | | | 2,887 | |
| 经营租赁义务 | 48,982 | | | 95,673 | | | 22,668 | | | 19,699 | | | 187,022 | |
| 经营性租赁债务利息 | 7,523 | | | 8,799 | | | 2,690 | | | 1,833 | | | 20,845 | |
| 长期负债--与雇员有关(A) | 2,106 | | | 4,368 | | | 4,649 | | | 22,363 | | | 33,486 | |
| 其他长期负债(B) | 230,685 | | | 10,000 | | | 10,000 | | | 69,079 | | | 319,764 | |
| 合同债务总额(C) | $ | 667,328 | | | $ | 828,444 | | | $ | 1,467,256 | | | $ | 2,464,345 | | | $ | 5,427,373 | |
_________________________
(a)与雇员相关的长期负债包括带薪退休缴费和工伤和疾病。
(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)上表不包括对税务当局的债务，因为这些债务的最终结清和时间安排存在不确定性。
表外交易
CNX不与未合并实体或其他可能对公司财务状况、财务状况变化、收入或支出、经营结果、流动资金、资本支出或资本资源产生重大当前或未来影响的未在经审计综合财务报表附注中披露的其他实体保持表外交易、安排、债务或其他关系。CNX使用担保债券、公司担保和信用证的组合来确保公司对与员工有关的、环境、业绩和各种其他项目的财务义务，这些项目在2022年12月31日的综合资产负债表中没有反映出来。管理层认为，这些项目将在没有资金的情况下到期。见本表格10-K第8项中的附注20--经审计的合并财务报表附注中的承付款和或有负债，以了解CNX已出具的各种财务担保的更多细节。
债务
截至2022年12月31日，CNX的长期债务总额为22.2亿美元，不包括未摊销债务发行成本。这笔长期债务包括：
•本金总额为5亿元，利率为7.375的优先债券，于2031年1月到期，减去6,000,000元未摊销债券折扣。票据利息每年一月十五日及七月十五日支付。票据本金和利息的支付由CNX的大多数子公司担保，但不包括CNXM(或其子公司或普通合伙人)。
•本金总额为5亿元的6.00%优先债券，将于2029年1月到期。票据利息分别於每年一月十五日及七月十五日支付。票据本金和利息的支付由CNX的大多数子公司担保，但不包括CNXM(或其子公司或普通合伙人)。
•本金总额为4亿美元的4.75%优先债券将于2030年4月到期，减去400万美元的未摊销债券折扣。票据利息分别於每年四月十五日及十月十五日支付。票据的本金和利息的支付由CNXM的某些子公司提供担保。CNX不是这些票据的担保人。
•本金总额为3.5亿美元，利率为7.25%的优先债券，将于2027年3月到期，外加200万美元的未摊销债券溢价。债券的利息将於每年三月十四日及九月十四日支付。票据本金和利息的支付由CNX的大多数子公司担保，但不包括CNXM(或其子公司或普通合伙人)。
•本金总额为3.31亿美元的2.25%可转换优先债券，2026年5月到期，除非提前赎回、回购或转换，减去700万美元的未摊销折扣和发行成本。票据的利息
应于每年的5月1日和11月1日支付。票据本金和利息的支付由CNX的大多数子公司担保，但不包括CNXM(或其子公司或普通合伙人)。
•CNXM信贷安排下的未偿还借款本金总额为1.54亿美元。CNXM信贷安排的本金和利息的支付由CNXM的某些子公司提供担保。CNX不是CNXM融资机制的担保人。
总股本和股息
截至2022年12月31日，CNX的总股本为29.5亿美元，而截至2021年12月31日的总股本为37亿美元。其他详情见本表格10-K第8项的股东权益合并报表。
2020年9月28日，CNXM的合并完成(有关更多信息，请参阅本表格10-K第8项中的附注4-已审计综合财务报表附注中的收购和处置)。CNX将我们在CNXM的所有权权益的变化计入股权交易，反映为非控制性权益的减少，普通股和资本的相应增加超过面值。
CNX的宣布和派息由CNX董事会酌情决定，不能保证CNX未来会派发股息。自2016年以来，CNX一直没有为其普通股支付股息。未来派发股息的决定将取决于其他因素，包括一般业务状况、CNX的财务业绩、关于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，CNX的信贷安排限制其支付超过每股0.10美元的年率的股息的能力，并受信贷安排下至少占总承诺额20%的可获得性的限制，并且没有借款基础不足。当违约事件已经发生并仍在继续时，信贷安排不允许支付此类股息。除非满足几个条件，否则2027年3月到期的7.25%优先债券、2029年1月到期的6.00%优先债券和2031年1月到期的7.375%优先债券的契约将每年的股息限制在每股0.5美元。这些条件包括没有违约、能够产生额外的债务以及契约下的其他付款限制。在截至2022年12月31日的一年中，没有违约。
关键会计政策
按照美国普遍接受的会计原则编制财务报表，要求管理层作出判断、估计和假设，以影响综合财务报表和财务报表日期的资产和负债、收入和费用的报告金额以及或有资产和负债的相关披露。见本表格10-K第8项“经审计的合并财务报表附注”中的附注1--重要会计政策，以供进一步讨论。我们根据过往经验及我们认为在当时情况下属合理的各种其他假设作出估计，而这些假设的结果构成对资产及负债的账面价值作出判断的基础，而该等资产及负债的账面价值并非由其他来源轻易可见。我们在持续的基础上评估我们的估计。在随后确定的问题得到解决时，实际结果可能不同于这些估计数。管理层认为所用的估计数是合理的。编制综合财务报表时使用的判断、假设和估计对下列关键会计政策产生重大影响。
资产报废债务
资产报废债务会计要求资产报废债务的公允价值在发生期间确认，如果能够对公允价值进行合理估计的话。估计资产报废成本的现值被资本化为长期资产的账面价值的一部分。资产报废债务主要涉及关闭气井和在天然气储量耗尽后开垦土地。用于计算负债的变量的变化可能会对气井关闭负债产生重大影响。所记录的资产和负债额取决于若干变数，包括估计的未来退休成本、估计的已探明储备、涉及利润率、通货膨胀率和假设的信贷调整无风险利率的假设。
本公司认为，与资产报废债务相关的会计估计是“关键会计估计”，因为本公司必须评估资产报废债务的预期金额和时间。此外，公司必须确定未来负债的估计现值。任何特定季度或年度的未来经营业绩都可能受到公司假设变化的重大影响。
所得税
递延税项资产和负债按已记录资产和负债的账面和计税基础之间的暂时性差异的估计未来税项影响的制定税率确认。如果递延税项资产的某一部分更有可能无法变现，则递延税项资产减值准备。在决定是否需要估值免税额时，必须考虑所有现有的证据，无论是积极的还是消极的。截至2022年12月31日，在考虑递延税项资产的估值津贴之前，CNX公司的递延税项负债超过了递延税项资产约1.48亿美元。截至2022年12月31日，CNX对递延税项资产的估值拨备为8500万美元。
CNX对州和联邦税务申报文件中的所有税务头寸进行评估，以确定这些头寸是否更有可能在审查后保持下去。对于符合更有可能持续的标准的职位，确定对最大数额福利的评估，这是根据最终结算时更有可能实现的累积概率确定的。当随后确定税收状况不再符合更有可能持续的门槛时，先前确认的税收状况被颠倒。对一项税务状况的可持续性及可能的数额的评估是基于判断、历史经验和我们认为在当时情况下是合理的各种其他假设。这些估计的结果从其他来源并不容易看出，构成了确认不确定纳税义务的基础。在随后确定的问题得到解决时，实际结果可能不同于这些估计数。有关本公司不确定税务负债的额外资料，请参阅本表格10-K第8项经审计综合财务报表附注中的附注6-所得税。
该公司认为，与所得税有关的会计估计是“关键的会计估计”，因为公司必须评估从未来的应税收入中收回递延税项资产的可能性，并就不确定的税务状况需要记录的财务报表收益数额作出判断。在评估是否必须就递延税项资产设立估值准备时，本公司会作出判断，以决定部分或全部递延税项资产是否更有可能(超过50%的可能性)不会变现。本公司考虑所有可获得的证据，包括正面和负面的证据，以根据证据的分量来决定是否需要计入估值津贴，包括结转、税务筹划策略和递延税项资产及负债的冲销。在作出与不确定税务状况有关的厘定时，本公司会考虑在最终结算不确定税务状况时所能实现的金额及可能性，并使用报告日期可得的事实、情况及资料，以确定适当数额的财务报表利益。如果在一段时间内确定或增加或减少了不确定的税收状况或估值免税额，公司必须在损益表的税项支出中包括一项费用或利益。任何特定季度或年度的未来经营业绩都可能受到公司假设变化的重大影响。
天然气、天然气、凝析油和石油储量(“天然气储量”)值
美国证券交易委员会S-X规则4-10所定义的探明石油和天然气储量，是指通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理肯定地估计出，在提供经营权的合同到期之前，从特定日期起，从已知油藏以及在现有经济条件、经营方法和政府法规下，具有经济可行性的石油和天然气储量，除非有证据表明，无论使用确定性方法还是概率方法进行估计，续期都是合理确定的。
在估计经济可采天然气储量的数量和价值时，存在许多固有的不确定性，包括许多我们无法控制的因素。因此，经济上可采天然气储量的估计从本质上讲是不确定的。关于我们储量的信息包括基于我们工作人员收集和分析的工程、经济和地质数据的估计。我们的天然气储量每年都会由独立专家进行审查。影响经济可采储量估计的一些因素和假设包括：
•地质条件；
•该地区的历史产量与其他产区的产量进行比较；
•政府机构所承担的法规和税收的影响；
•支配未来价格的假设；以及
•未来的运营成本。
事实上，这些因素中的每一个都可能与估计储量时所用的假设有很大不同。由于这些原因，对可归因于某一特定资产组的经济可采天然气数量的估计，以及根据开采风险对这些储量的分类，以及对未来净现金流的估计，可能会有很大差异。实际生产，
与储备有关的收入和支出可能会与估计有所不同，这些差异可能是实质性的。有关估计储备的不确定性的讨论，请参阅本表格10-K第1A项中的“风险因素”。
该公司认为，与石油和天然气储量有关的会计估计是一项“关键会计估计”，因为公司必须定期重新评估已探明储量以及对未来产量、生产成本和开发支出估计时间的估计。任何特定季度或年度的未来经营业绩和资产负债表的实力都可能受到公司假设变化的重大影响。看见“长期资产减值”以下是有关该公司石油和天然气储量的更多信息。
长期资产减值准备
本公司已探明石油及天然气资产的账面价值于任何事件或情况变化显示某项资产的账面金额可能无法收回时，均会检讨其减值情况。减值测试要求本公司首先按资产类别比较未来未贴现现金流与其各自的账面价值。该公司按地质和地理特征对其资产进行分组。若账面值超过估计的未贴现未来现金流量，则须将天然气资产的账面值减至其估计公允价值，该价值乃根据采用特定市场加权平均资本成本的贴现现金流量技术厘定。在截至2022年12月31日或2021年12月31日的年度内，并无与已探明物业有关的减值。
CNX在预期的基础上评估未探明天然气资产的资本化成本以实现可采矿性。潜在减值指标包括但不限于经济因素、商品价格前景、我们的地质学家对物业的评估、被评估物业及/或邻近物业的有利或不利活动、管理层所采用业务策略的潜在转变及历史经验所带来的变化。如确定该等物业不会产生已探明储量，有关成本将于厘定期间支出。在截至2022年12月31日或2021年12月31日的年度内，没有与未经证实的物业相关的减值。
本公司认为，与长期资产减值有关的会计估计是“关键会计估计”，因为公允价值估计过程需要相当大的判断，而公允价值的确定对影响管理层对未来财务业绩估计的假设的变化很敏感。此外，公司必须确定估计的未贴现的未来现金流以及大宗商品价格前景的影响。本公司相信用于估计公允价值的估计和假设是合理和适当的；然而，不同的假设和估计，例如预测收入、未来商品价格或加权平均资本成本的不同假设，可能会对计算的公允价值和由此产生的关于长期资产减值的确定产生重大影响，从而可能对公司的经营业绩和财务状况产生重大影响。此外，未来的估计可能与当前的估计和假设有很大不同。
商誉减值
与2018年1月3日完成的Midstream收购相关，CNX记录了7.96亿美元的商誉。详情见本表格10-K第8项已审计合并财务报表附注中的附注9--商誉和其他无形资产。
商誉不摊销，而是在第四季度每年评估其减值，或者如果最近的事件或当时的情况表明报告单位的公允价值更有可能低于其账面价值，则更频繁地评估商誉。吾等可先进行一项定性评估以评估减值商誉，该评估会根据证据的分量及所有已识别事件及情况的重要性，考虑特定因素，以确定报告单位的公允价值是否更有可能少于其账面值。若在定性评估中确定报告单位的公允价值很可能低于其账面价值，我们将进行量化减值测试。有时，我们也可能绕过定性评估，直接进行定量减损测试。在量化商誉减值测试中，报告单位的公允价值与其账面价值进行比较。如果量化商誉减值测试显示商誉减值，则计入减值损失，减值损失为报告单位的账面价值与其公允价值之间的差额，减值损失不得超过所记录的商誉金额。报告单位的公允价值估计是使用收入法和/或市场法确定的，如下所述。
收益法是一种确定报告单位公允价值的量化评估方法。在收益法下，我们根据估计的未来现金流量折现估计加权平均资本成本加上预测风险来确定公允价值，预测风险反映了报告单位的内在风险的整体水平和市场参与者预期获得的回报率。收入法使用的投入是重大的不可观察的投入，或第三级。
投入，如会计公允价值层次结构中所述。CNX根据估计的未来现金流量和扣除净利息支出(利息支出减去利息收入)和所得税(EBITDA--一种非公认会计准则财务指标)的收益确定公允价值，还包括资本支出的估计，使用风险调整比率贴现到现值，管理层认为这反映了报告单位内在风险的整体水平。现金流预测是根据董事会核准的预算金额、七年经营预测和对未来现金流的估计得出的。随后的现金流是使用管理层认为合理可能发生的增长或收缩速度来制定的。
市场法通过分析最近的交易和/或可比业务的财务倍数来衡量报告单位的公允价值。考虑到被估值的报告单位的财务状况和经营业绩相对于经营相同或类似业务的上市公司。
公允价值的确定要求我们做出重大估计和假设。这些估计和假设主要包括但不限于：选择合适的同业集团公司；在我们竞争的行业中进行收购时适当的控制溢价；贴现率；终端增长率；以及对收入、营业收入、折旧、损耗、摊销和资本支出的预测。对未来现金流量和EBITDA的估计具有主观性，受第一部分所述业务风险的影响。10-K表格中的“风险因素”。公允价值估计过程需要相当大的判断，而确定公允价值对影响管理层对未来财务业绩估计的假设变化很敏感。尽管我们相信我们对公允价值的估计是合理的，但由于做出此类估计所涉及的内在不确定性，实际财务结果可能与那些估计不同。有关未来财务业绩的假设或其他基本假设的改变可能会对报告单位的公允价值、任何商誉减值费用的金额或两者都产生重大影响。
对于本公司于2022年第四季度的年度减值评估，本公司选择对其商誉进行定性减值测试，并得出结论，公允价值很可能超过账面价值，商誉没有减值。
本公司认为，与商誉有关的会计估计是“关键会计估计”，因为公允价值估计过程需要相当大的判断，而确定公允价值对影响管理层对未来财务结果估计的假设的变化很敏感。公允价值估计过程需要相当大的判断，确定公允价值对影响管理层对未来财务结果估计的假设的变化以及其他假设的变化非常敏感，这些假设包括公司股价的变动、加权平均资本成本、终端增长率、商业环境的变化、竞争环境的意外变化、不利的法律或监管行动或发展、资本结构的变化、债务成本、利率、资本支出水平、经营现金流量、或市值和行业倍数的变化。本公司相信用于估计公允价值的估计和假设是合理和适当的；然而，不同的假设和估计可能会对计算的公允价值和由此产生的商誉减值决定产生重大影响，从而可能对公司的运营业绩和财务状况产生重大影响。此外，未来的估计可能与当前的估计和假设有很大不同。
活期无形资产减值准备
已确定寿命的无形资产按其估计经济年限按直线摊销，并在出现减值指标时对其进行减值审查。减值测试要求公司首先将未来的未贴现现金流与其各自的账面价值进行比较。如果账面值超过估计的未贴现未来现金流量，则需要将资产的账面值减至其估计公允价值。截至2022年12月31日或2021年12月31日止年度内，并无与确定存续无形资产相关的减值。
本公司认为，与已确定寿命的无形资产减值有关的会计估计是“关键会计估计”，因为公允价值估计过程需要相当大的判断，而公允价值的确定对影响管理层对未来财务业绩估计的假设变化很敏感。本公司认为用于估计公允价值的估计和假设是合理和适当的；然而，不同的假设和估计可能会对计算的公允价值和由此产生的关于固定寿命无形资产减值的确定产生重大影响，从而可能对公司的经营业绩和财务状况产生重大影响。此外，未来的估计可能与当前的估计和假设有很大不同。
衍生品公司。
我们订立衍生商品工具合约主要是为了减少与未来天然气生产销售有关的商品价格风险。有关公允价值层次的说明，请参阅合并财务报表附注18--金融工具的公允价值。综合财务报表中报告的价值随着这些估计进行修订以反映实际结果，或者随着市场状况或其他因素的变化而变化，其中许多因素超出了我们的控制范围。
我们相信衍生工具是“关键的会计估计”，因为由于NYMEX天然气价格和基数的波动，衍生工具的市值变化会对我们的财务状况和经营结果产生重大影响。未来任何季度或年度的经营业绩都可能受到我们假设变化的重大影响。关于天然气市场价格假设增加或减少10%的讨论，请参阅本表格10-K的第7A项“关于市场风险的定量和定性披露”。
近期会计公告
见本表格10-K第8项“经审计的合并财务报表附注”中的附注1--“重要会计政策”，以了解最近的会计声明摘要。
第7A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还面临金融、市场、政治和经济风险。以下讨论提供了有关CNX面临的大宗商品价格、利率和汇率变化风险的更多细节。
CNX在销售天然气和液体的正常过程中面临市场价格风险。CNX使用固定价格合约、期权和衍生商品工具(场外掉期)将天然气销售中的市场价格波动风险降至最低。根据我们的风险管理政策，我们无意从事以投机为目的的衍生活动。通常情况下，CNX会“卖出”掉期，即从交易对手那里获得固定价格，并支付浮动市场价，但偶尔，CNX可能会发现购买金融掉期比“卖出”金融掉期更有利。
CNX已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。所有未经其他风险评估程序的衍生工具均为交易以外的目的持有。它们主要用于缓解不确定性和波动性，并覆盖潜在的风险敞口。该公司的市场风险战略纳入了评估市场价格风险的基本风险管理工具，并建立了一个框架，使管理层能够在预定义的风险参数范围内维持交易组合。
CNX认为，衍生品工具的使用，以及我们的风险评估程序和内部控制，减少了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本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。
有关衍生工具的会计政策摘要，请参阅本表格10-K第8项经审计综合财务报表附注中的附注1--重要会计政策。
CNX的开放式天然气衍生工具可能会导致相对于市场价格变化的收益波动，直到衍生合约结算或在结算前货币化。截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们的未平仓衍生工具的净负债分别为19.05亿美元和9.76亿美元。进行了敏感性分析，以确定与2022年12月31日和2021年12月31日未平仓衍生品工具相关的未来收益的增量影响。假设未来天然气价格上涨10%，到2022年12月31日和2021年12月31日，公允价值将分别减少8.16亿美元和6.25亿美元。假设未来天然气价格下降10%，到2022年12月31日和2021年12月31日，公允价值将分别增加6.79亿美元和6.07亿美元。
CNX的利息支出对美国利率总水平的变化很敏感。该公司使用衍生工具管理与利率相关的风险。这些工具将债务的可变利率现金流敞口改为固定现金流。截至2022年12月31日和2021年12月31日，CNX在固定利率工具下的未偿还债务本金总额分别为20.55亿美元和18.39亿美元，其中包括分别为1400万美元和1700万美元的未摊销债务发行成本。截至2022年12月31日和2021年12月31日，CNX在可变利率工具下的未偿债务分别为1.54亿美元和3.77亿美元。CNX因利率变化而面临的市场风险主要涉及CNX的循环信贷安排，根据该安排，截至2022年12月31日没有借款，截至2021年12月31日，CNXM的循环信贷安排为1.92亿美元，根据CNX的循环信贷安排，截至2022年12月31日，借款1.54亿美元，截至2021年12月31日，借款1.85亿美元。假设CNX可变利率工具的平均利率上升100个基点，将使截至2022年12月31日和2021年12月31日的税前未来收益按年率计算分别减少200万美元和400万美元。
CNX的所有交易都是以美元计价的，因此它对汇率风险没有实质性的敞口。
天然气套期保值交易量
截至2023年1月5日，本公司在所示时期的套期保值交易量如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至以下三个月 | | |
| | 3月31日， | | 6月30日， | | 9月30日， | | 十二月三十一日， | | 合计年份 |
| 2023年固定价格卷 | | | | | | | | | |
| 对冲Bcf | 103.9 | | | 113.0 | | | 114.6 | | | 114.7 | | | 429.7* |
| 每MCF加权平均套期保值价格 | $ | 2.70 | | | $ | 2.42 | | | $ | 2.41 | | | $ | 2.47 | | | $ | 2.47 | |
| 2024年固定价格卷 | | | | | | | | | |
| 对冲Bcf | 97.5 | | | 98.1 | | | 99.2 | | | 99.2 | | | 381.3* |
| 每MCF加权平均套期保值价格 | $ | 2.27 | | | $ | 2.43 | | | $ | 2.43 | | | $ | 2.43 | | | $ | 2.38 | |
| 2025年固定价格卷 | | | | | | | | | |
| 对冲Bcf | 91.7 | | | 92.8 | | | 93.8 | | | 94.9 | | | 373.2 | |
| 每MCF加权平均套期保值价格 | $ | 2.38 | | | $ | 2.37 | | | $ | 2.37 | | | $ | 2.37 | | | $ | 2.37 | |
| 2026年固定价格卷 | | | | | | | | | |
| 对冲Bcf | 72.5 | | | 82.6 | | | 83.3 | | | 83.3 | | | 321.7 | |
| 每MCF加权平均套期保值价格 | $ | 2.55 | | | $ | 2.63 | | | $ | 2.63 | | | $ | 2.62 | | | $ | 2.61 | |
| 2027年固定价格卷 | | | | | | | | | |
| 对冲Bcf | 34.6 | | 35.0 | | 35.4 | | 35.4 | | 140.4 |
| 每MCF加权平均套期保值价格 | $ | 3.29 | | | $ | 3.32 | | | $ | 3.32 | | | $ | 3.46 | | | $ | 3.35 | |
*季度交易量不会增加年度交易量，因为作为一个整体，个别季度的基础对冲交易量超过NYMEX对冲交易量的情况不存在。
第八项。财务报表和补充数据
合并财务报表索引
| | | | | | | | |
| | | 页面 |
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID：42) | 66 |
| 截至2022年、2021年和2020年12月31日终了年度的综合收益表 | 68 |
截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的综合全面收益表 | 69 |
截至2022年和2021年12月31日的合并资产负债表 | 70 |
| 截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度股东权益综合报表 | 72 |
| 截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的合并现金流量表 | 73 |
| 已审计合并财务报表附注 | 74 |
独立注册会计师事务所报告
致CNX资源公司股东和董事会
对财务报表的几点看法
我们审计了CNX资源公司及其子公司(本公司)截至2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的合并资产负债表，以及截至2022年12月31日的三个年度各年度的相关综合收益表、全面收益表、股东权益表和现金流量表，以及列于指数第15(A)(2)项的相关附注和财务报表附表(统称为“合并财务报表”)。我们认为，综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司在2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的财务状况，以及截至2022年12月31日的三个年度的经营结果和现金流量，符合美国公认会计原则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013框架)》中确立的标准，对公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制进行了审计，我们于2023年2月9日发布的报告对此发表了无保留意见。
意见基础
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指已向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的当期财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观或复杂的判断。传达关键审计事项不会以任何方式改变吾等对综合财务报表的整体意见，而吾等亦不会透过传达下述关键审计事项，就关键审计事项或与其有关的账目或披露提供单独意见。
| | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 |
| 有关事项的描述 | 如附注1所述，在成功努力会计法(DD&A)下，与已探明天然气性质相关的折旧、损耗和摊销(DD&A)采用生产单位法记录。在截至2022年12月31日的一年中，该公司记录了与已探明天然气资产相关的DD&A费用3.6亿美元。石油工程师估计的已探明开发储量用于计算油井及相关设备和设施的折旧和无形钻探成本的摊销。总探明储量也是石油工程师估计的，用于计算房地产收购的损耗。已探明的石油和天然气储量估计是基于对原地碳氢化合物储量的地质和工程评估。在评估已探明的石油和天然气储量时，公司内部工程人员在评估地质和工程数据时需要做出重大判断。估计储量还需要选择投入，包括价格和运营、开发成本假设以及按司法管辖区划分的税率等。由于估计石油和天然气储量涉及的复杂性，管理层使用了独立的石油工程师来审计公司内部工程人员截至2022年12月31日编制的估计。
审计公司的DD&A计算特别复杂，因为使用了内部工程人员和独立石油工程师的工作，以及评估了管理层对独立石油工程师在估计已探明石油和天然气储量时所使用的上述投入的确定。 |
| |
| 我们是如何在审计中解决这个问题的 | 我们取得了了解，评估了设计，并测试了公司对其计算DD&A过程的控制的操作有效性，包括管理层对提供给独立石油工程师用于估计已探明石油和天然气储量的财务数据的完整性和准确性的控制。
我们的审计程序包括评估主要负责监督内部工程人员和用于审计储量估计的独立石油工程师编制储量估计的个人的专业资格和客观性。此外，在评估我们是否可以使用独立石油工程师的工作时，我们评估了独立石油工程师在评估已探明石油和天然气储量时使用的上述财务数据和投入的完整性和准确性，同意它们作为来源文件，并确定和评估了佐证和相反的证据。对于已探明的未开发储量，我们通过评估开发预测与公司钻探计划的一致性以及相对于钻探计划的资金可用性，评估了管理层的开发计划是否符合美国证券交易委员会的规则，即未钻探地点计划在五年内钻探，除非特殊情况需要更长的时间。我们还测试了DD&A计算的数学准确性，包括将已探明的石油和天然气储量与公司的储量报告进行比较。 |
/s/ 安永律师事务所
自2008年以来，我们一直担任本公司的审计师。
匹兹堡，宾夕法尼亚州
2023年2月9日
CNX资源公司及其子公司
合并损益表
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (千美元，每股数据除外) | 截至12月31日止年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 收入和其他营业收入： | | | | | |
| 天然气、天然气和石油收入 | $ | 3,652,112 | | | $ | 2,183,929 | | | $ | 896,745 | |
| 商品衍生工具的(亏损)收益 | (2,663,775) | | | (1,632,733) | | | 172,982 | |
| 购买天然气的收入 | 185,552 | | | 99,713 | | | 105,792 | |
| 其他收入和营业收入 | 87,322 | | | 105,883 | | | 82,459 | |
| 总收入和其他营业收入 | 1,261,211 | | | 756,792 | | | 1,257,978 | |
| 成本和支出： | | | | | |
| 运营费用 | | | | | |
| 租赁经营费用 | 66,658 | | | 46,256 | | | 40,407 | |
| 运输、集聚与压缩 | 369,660 | | | 343,635 | | | 285,683 | |
| 制作费、从价税和其他费用 | 44,965 | | | 34,051 | | | 24,196 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 461,215 | | | 515,118 | | | 501,821 | |
| 与勘探和生产相关的其他成本 | 8,298 | | | 20,626 | | | 14,994 | |
购买天然气的成本 | 185,383 | | | 93,776 | | | 100,902 | |
| 勘探和生产性质的减值 | — | | | — | | | 61,849 | |
| 商誉减值 | — | | | — | | | 473,045 | |
| | | | | |
| | | | | |
销售、一般和行政成本 | 121,697 | | | 112,757 | | | 109,375 | |
其他运营费用 | 63,765 | | | 68,655 | | | 85,472 | |
| 总运营费用 | 1,321,641 | | | 1,234,874 | | | 1,697,744 | |
| 其他费用 | | | | | |
| 其他费用 | 9,859 | | | 15,748 | | | 23,584 | |
| 资产出售和放弃收益，净额 | (8,984) | | | (42,210) | | | (21,224) | |
| | | | | |
| 债务清偿损失(收益) | 22,953 | | | 33,737 | | | (10,101) | |
| 利息支出 | 127,689 | | | 151,156 | | | 170,806 | |
| 其他费用合计 | 151,517 | | | 158,431 | | | 163,065 | |
| 总成本和费用 | 1,473,158 | | | 1,393,305 | | | 1,860,809 | |
| 所得税前亏损 | (211,947) | | | (636,513) | | | (602,831) | |
| 所得税优惠 | (69,870) | | | (137,870) | | | (174,087) | |
| 净亏损 | (142,077) | | | (498,643) | | | (428,744) | |
| 减去：可归因于非控股权益的净收入 | — | | | — | | | 55,031 | |
| CNX Resources股东应占净亏损 | $ | (142,077) | | | $ | (498,643) | | | $ | (483,775) | |
| | | | | |
| 每股亏损 | | | | | |
| 基本信息 | $ | (0.75) | | | $ | (2.31) | | | $ | (2.43) | |
| 稀释 | $ | (0.75) | | | $ | (2.31) | | | $ | (2.43) | |
| | | | | |
| 宣布的每股股息 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
附注是这些财务报表不可分割的一部分。
CNX资源公司及其子公司
综合全面收益表
(千美元)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日止年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 净亏损 | $ | (142,077) | | | $ | (498,643) | | | $ | (428,744) | |
| 其他全面收益(亏损)： | | | | | |
精算确定的长期负债调整(税后净额：$(2,728), $(234), $914) | 8,010 | | | 661 | | | (2,579) | |
| | | | | |
| 综合损失 | (134,067) | | | (497,982) | | | (431,323) | |
| | | | | |
| 减去：非控股权益的综合收益 | — | | | — | | | 55,031 | |
| | | | | |
| CNX Resources股东应占综合亏损 | $ | (134,067) | | | $ | (497,982) | | | $ | (486,354) | |
附注是这些财务报表不可分割的一部分。
CNX资源公司及其子公司
合并资产负债表
(千美元)
| | | | | | | | | | | |
| | | |
| 十二月三十一日，
2022 | | 十二月三十一日，
2021 |
| 资产 | | | |
| 流动资产： | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 21,321 | | | $ | 3,565 | |
| | | |
| 应收账款和票据： | | | |
贸易(附注17) | 348,458 | | | 330,122 | |
| 其他应收款 | 6,184 | | | 8,924 | |
| 供应品库存 | 27,156 | | | 6,147 | |
| 可退还所得税 | — | | | 72 | |
衍生工具(附注19) | 154,474 | | | 95,002 | |
| 预付费用 | 16,211 | | | 15,975 | |
| | | |
| 流动资产总额 | 573,804 | | | 459,807 | |
物业、厂房及设备(附注8)： | | | |
| 物业、厂房及设备 | 11,907,698 | | | 11,362,102 | |
| 累计较少折旧、损耗和摊销 | 4,811,189 | | | 4,372,619 | |
| | | |
| 财产、厂房和设备合计--净额 | 7,096,509 | | | 6,989,483 | |
| 其他资产： | | | |
| | | |
经营性租赁使用权资产(附注13) | 174,849 | | | 56,022 | |
| | | |
衍生工具(附注19) | 244,931 | | | 131,994 | |
商誉(附注9) | 323,314 | | | 323,314 | |
其他无形资产(附注9) | 76,990 | | | 83,543 | |
| | | |
| 其他 | 25,376 | | | 56,588 | |
| | | |
| 其他资产总额 | 845,460 | | | 651,461 | |
| 总资产 | $ | 8,515,773 | | | $ | 8,100,751 | |
附注是这些财务报表不可分割的一部分。
CNX资源公司及其子公司
合并资产负债表
(千美元，每股数据除外)
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日，
2022 | | 十二月三十一日，
2021 |
| 负债和权益 | | | |
| 流动负债： | | | |
| 应付帐款 | $ | 191,343 | | | $ | 121,751 | |
衍生工具(附注19) | 782,653 | | | 521,598 | |
融资租赁债务的当期部分(附注13) | 881 | | | 555 | |
| | | |
经营租赁债务的当期部分(附注13) | 47,436 | | | 22,940 | |
| | | |
| | | |
其他应计负债(附注11) | 290,491 | | | 287,732 | |
| | | |
| 流动负债总额 | 1,312,804 | | | 954,576 | |
| 非流动负债： | | | |
长期债务(附注12) | 2,205,735 | | | 2,214,121 | |
融资租赁债务(附注13) | 1,970 | | | 1,218 | |
经营租赁债务(附注13) | 132,105 | | | 33,672 | |
衍生工具(附注19) | 1,517,021 | | | 687,354 | |
递延所得税(附注6) | 232,280 | | | 328,601 | |
资产报废债务(附注7) | 89,079 | | | 88,859 | |
| | | |
| 其他 | 74,318 | | | 92,077 | |
| | | |
| 非流动负债总额 | 4,252,508 | | | 3,445,902 | |
| 总负债 | 5,565,312 | | | 4,400,478 | |
| 股东权益： | | | |
普通股，$0.01票面价值；500,000,000授权股份，170,841,164于2022年12月31日发行及未偿还；203,531,320于2021年12月31日发行及未偿还 | 1,712 | | | 2,039 | |
| 超出票面价值的资本 | 2,506,269 | | | 2,834,863 | |
优先股，15,000,000授权股份，无已发行和未偿还 | — | | | — | |
| 留存收益 | 448,993 | | | 877,894 | |
| 累计其他综合损失 | (6,513) | | | (14,523) | |
| | | |
| | | |
| 股东权益总额 | 2,950,461 | | | 3,700,273 | |
| 总负债和股东权益 | $ | 8,515,773 | | | $ | 8,100,751 | |
附注是这些财务报表不可分割的一部分。
CNX资源公司及其子公司
合并股东权益报表
(千美元)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 普通股 | | 资本流入
过剩
的标准杆
价值 | | 留存收益 | | 累计其他综合损失 | | 总计
CNX资源股东权益 | | 非控制性权益 | | 总股本 |
| 2019年12月31日 | $ | 1,870 | | | $ | 2,199,605 | | | $ | 1,971,676 | | | $ | (12,605) | | | $ | 4,160,546 | | | $ | 801,763 | | | $ | 4,962,309 | |
| 净(亏损)收益 | — | | | — | | | (483,775) | | | — | | | (483,775) | | | 55,031 | | | (428,744) | |
| 普通股发行 | 8 | | | 2,049 | | | — | | | — | | | 2,057 | | | — | | | 2,057 | |
| 普通股的购买和注销 | (41) | | | (33,067) | | | (10,139) | | | — | | | (43,247) | | | — | | | (43,247) | |
| 扣缴税款的股份 | — | | | — | | | (1,706) | | | — | | | (1,706) | | | (309) | | | (2,015) | |
| 基于股票的薪酬奖励的摊销 | — | | | 12,897 | | | — | | | — | | | 12,897 | | | 1,485 | | | 14,382 | |
| 可转换优先票据的权益部分，扣除发行成本 | — | | | 78,317 | | | — | | | — | | | 78,317 | | | — | | | 78,317 | |
| 购买有上限的呼叫 | — | | | (26,351) | | | — | | | — | | | (26,351) | | | — | | | (26,351) | |
| 其他全面损失 | — | | | — | | | — | | | (2,579) | | | (2,579) | | | — | | | (2,579) | |
| 对CNXM非控股股东的分配 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (41,987) | | | (41,987) | |
| CNXM合并 | 371 | | | 725,907 | | | | | — | | | 726,278 | | | (815,983) | | | (89,705) | |
| 2020年12月31日 | $ | 2,208 | | | $ | 2,959,357 | | | $ | 1,476,056 | | | $ | (15,184) | | | $ | 4,422,437 | | | $ | — | | | $ | 4,422,437 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | $ | 2,208 | | | $ | 2,959,357 | | | $ | 1,476,056 | | | $ | (15,184) | | | $ | 4,422,437 | | | $ | — | | | $ | 4,422,437 | |
| 净亏损 | — | | | — | | | (498,643) | | | — | | | (498,643) | | | — | | | (498,643) | |
| 普通股发行 | 7 | | | 5,080 | | | — | | | — | | | 5,087 | | | — | | | 5,087 | |
| 普通股的购买和注销 | (183) | | | (146,094) | | | (94,966) | | | — | | | (241,243) | | | — | | | (241,243) | |
| 扣缴税款的股份 | — | | | — | | | (4,553) | | | — | | | (4,553) | | | — | | | (4,553) | |
| 基于股票的薪酬奖励的摊销 | 7 | | | 16,553 | | | — | | | — | | | 16,560 | | | — | | | 16,560 | |
| 可转换优先票据的权益部分，扣除发行成本 | — | | | (33) | | | — | | | — | | | (33) | | | — | | | (33) | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 其他全面收入 | — | | | — | | | — | | | 661 | | | 661 | | | — | | | 661 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | $ | 2,039 | | | $ | 2,834,863 | | | $ | 877,894 | | | $ | (14,523) | | | $ | 3,700,273 | | | $ | — | | | $ | 3,700,273 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | $ | 2,039 | | | $ | 2,834,863 | | | $ | 877,894 | | | $ | (14,523) | | | $ | 3,700,273 | | | $ | — | | | $ | 3,700,273 | |
| 净亏损 | — | | | — | | | (142,077) | | | — | | | (142,077) | | | — | | | (142,077) | |
| 普通股发行 | 2 | | | 1,195 | | | — | | | — | | | 1,197 | | | — | | | 1,197 | |
| 普通股的购买和注销 | (335) | | | (267,874) | | | (299,919) | | | — | | | (568,128) | | | — | | | (568,128) | |
| 扣缴税款的股份 | — | | | — | | | (5,852) | | | — | | | (5,852) | | | — | | | (5,852) | |
| 基于股票的薪酬奖励的摊销 | 6 | | | 16,369 | | | — | | | — | | | 16,375 | | | — | | | 16,375 | |
| 其他全面收入 | — | | | — | | | — | | | 8,010 | | | 8,010 | | | — | | | 8,010 | |
| 采用新会计准则的累积效应 | — | | | (78,284) | | | 18,947 | | | — | | | (59,337) | | | — | | | (59,337) | |
| 2022年12月31日 | $ | 1,712 | | | $ | 2,506,269 | | | $ | 448,993 | | | $ | (6,513) | | | $ | 2,950,461 | | | $ | — | | | $ | 2,950,461 | |
附注是这些财务报表不可分割的一部分。
CNX资源公司及其子公司
合并现金流量表
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (千美元) | 截至12月31日止年度， |
| 经营活动的现金流： | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 净亏损 | $ | (142,077) | | | $ | (498,643) | | | $ | (428,744) | |
| 对持续经营活动提供的净亏损与现金净额进行调整： | | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | 461,215 | | | 515,118 | | | 501,821 | |
| 递延融资成本摊销 | 8,456 | | | 27,052 | | | 21,202 | |
| 勘探和生产性质的减值 | — | | | — | | | 61,849 | |
| | | | | |
| 商誉减值 | — | | | — | | | 473,045 | |
| | | | | |
| 基于股票的薪酬 | 16,375 | | | 16,560 | | | 14,382 | |
| 资产出售和放弃收益，净额 | (8,984) | | | (42,210) | | | (21,224) | |
| | | | | |
| 债务清偿损失(收益) | 22,953 | | | 33,737 | | | (10,101) | |
| 商品衍生工具的损失(收益) | 2,663,775 | | | 1,632,733 | | | (172,982) | |
| 其他衍生工具的(收益)损失 | (10,348) | | | (8,485) | | | 13,051 | |
| 商品衍生工具结算中收到的现金净额(已支付) | (1,735,115) | | | (539,016) | | | 461,217 | |
| 递延所得税 | (76,058) | | | (137,887) | | | (118,300) | |
| | | | | |
| 其他 | 5,588 | | | (1,280) | | | 688 | |
| 营运资产变动： | | | | | |
| 应收账款和应收票据 | (20,338) | | | (184,461) | | | (4,895) | |
| 供应品库存 | (21,008) | | | 1,487 | | | (2,673) | |
| 可退还所得税 | 72 | | | 17 | | | 62,336 | |
| 预付费用 | (252) | | | (3,204) | | | 4,923 | |
| 其他资产的变动 | 21,499 | | | (23,838) | | | (39) | |
| 经营负债变动： | | | | | |
| 应付帐款 | 53,772 | | | 3,006 | | | (48,485) | |
| 应计利息 | 710 | | | 9,486 | | | (4,314) | |
| 其他经营负债 | (267) | | | 107,498 | | | (6,453) | |
| 其他负债的变动 | (4,954) | | | 18,687 | | | (1,233) | |
| | | | | |
| 经营活动提供的净现金 | 1,235,014 | | | 926,357 | | | 795,071 | |
| 投资活动产生的现金流： | | | | | |
| 资本支出 | (565,754) | | | (465,861) | | | (487,291) | |
| | | | | |
| 出售资产所得收益 | 37,460 | | | 45,251 | | | 48,322 | |
| | | | | |
| 用于投资活动的现金净额 | (528,294) | | | (420,610) | | | (438,969) | |
| 融资活动的现金流： | | | | | |
| CNX循环信贷融资净额(付款) | (192,000) | | | 31,200 | | | (500,200) | |
| 对杂项借款的偿付 | (665) | | | (2,785) | | | (7,155) | |
| 长期票据的兑付 | (385,719) | | | (421,467) | | | (882,213) | |
| 发行CNX优先债券所得款项 | 493,750 | | | — | | | 707,000 | |
| 发行CNXM优先债券所得款项 | — | | | 395,000 | | | — | |
| CSG非循环信贷融资的净收益(付款) | — | | | (160,544) | | | 158,794 | |
| 发行可转换优先票据所得款项 | — | | | — | | | 334,650 | |
| 购买与可转换优先债券相关的上限看涨期权 | — | | | — | | | (35,673) | |
| CNXM循环信贷安排的净付款 | (31,300) | | | (106,000) | | | (20,750) | |
| 对CNXM非控股股东的分配 | — | | | — | | | (41,987) | |
| | | | | |
| 发行普通股所得款项 | 1,197 | | | 5,087 | | | 2,057 | |
| 扣缴税款的股份 | (5,852) | | | (4,553) | | | (2,015) | |
| 购买普通股 | (565,125) | | | (245,243) | | | (37,247) | |
| 发债及融资费 | (3,250) | | | (14,476) | | | (26,047) | |
| 用于融资活动的现金净额 | (688,964) | | | (523,781) | | | (350,786) | |
| 现金、现金等价物和限制性现金净增(减) | 17,756 | | | (18,034) | | | 5,316 | |
| 期初现金、现金等价物和限制性现金 | 3,565 | | | 21,599 | | | 16,283 | |
| 期末现金、现金等价物和限制性现金 | $ | 21,321 | | | $ | 3,565 | | | $ | 21,599 | |
附注是这些财务报表不可分割的一部分。
CNX资源公司及其子公司
经审计的合并财务报表附注
(千美元，每股数据除外)
注1-重要的会计政策：
CNX资源公司及其附属公司(“CNX”或“本公司”)的主要会计政策摘要如下。这些以及随后的其他附注是合并财务报表的组成部分。
合并依据：
合并财务报表包括CNX资源公司、其全资子公司以及其控股和/或控股子公司的账目。对CNX不拥有控制权但有能力对经营和财务政策施加重大影响的业务实体的投资，按权益法入账。所有重大的公司间交易和账户都已在合并中注销。对石油和天然气生产实体的投资按比例合并法入账。
2020年9月，CNX Midstream Partners LP(CNXM)的合并(定义见附注4-收购和处置)完成。在合并之前，公共单位持有人举行了46.9CNXM和CNX拥有剩余股权的%股权53.1%的股权。CNXM在合并前由公众持有的普通股的收益反映在合并损益表中的非控制权益应占净收益中。在截至2022年12月31日或2021年12月31日的年度内，我们在CNXM的所有权权益没有变化。
预算的使用：
按照美利坚合众国普遍接受的会计原则编制财务报表，要求管理层作出估计和假设，以影响所报告的资产、负债、收入和费用数额以及各种披露。实际结果可能与这些估计不同。编制综合财务报表时最重要的估计包括但不限于长期资产(包括无形资产和商誉)、应收账款信贷损失、天然气、NGL、凝析油和石油(统称“天然气”)储量的价值、资产报废义务、递延所得税资产和负债、或有事项、衍生工具的公允价值、采用ASU 2020-06年度之前可转换优先票据的负债和权益部分的公允价值-2022年1月1日实体自有权益中可转换工具和合同的会计、基于股票的补偿和工资退休福利。
现金、现金等价物和受限现金：
现金和现金等价物包括银行机构的手头现金和存款，以及所有原始到期日为3个月或更短的高流动性短期证券。
受限制的现金在2020年12月31日由现金组成，公司在合同上有义务按照 枢机主教州聚会有限责任公司和CSG Holdings II有限责任公司信贷协议的条款，日期分别为2020年3月13日。在截至2021年12月31日的年度内，CNX全额偿还上述两项非循环信贷安排的未偿还本金，并终止信贷协议(更多信息见附注12--长期债务)。
下表将现金、现金等价物和限制性现金与现金流量表中显示的金额进行对账：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 现金和现金等价物 | $ | 21,321 | | | $ | 3,565 | | | $ | 15,617 | |
| 受限现金，当期部分 | — | | | — | | | 735 | |
| 受限现金，较少流动部分 | — | | | — | | | 5,247 | |
| 现金总额、现金等价物和受限现金 | $ | 21,321 | | | $ | 3,565 | | | $ | 21,599 | |
应收贸易账款和信贷损失准备：
应收贸易账款按发票金额入账，不计息。
对预期信贷损失的衡量是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回性的合理和可支持的预测。管理层使用客户应收账款余额的历史账龄记录了与第三方客户应收账款可收款性有关的信用损失准备。可收藏性是根据过去的事件确定的，包括历史经验、客户信用评级以及当前的市场状况。CNX持续监测客户评级和可收藏性。账户余额在用尽所有收款手段后从津贴中注销，追回的可能性被认为微乎其微。
截至2022年12月31日或2021年12月31日，没有合同到期日超过一年的重大融资应收账款。
以下是与信贷损失准备金有关的活动：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 信贷损失准备--贸易，年初 | $ | 84 | | | $ | 84 | |
| 预期信贷损失准备 | — | | | — | |
| 信贷损失准备--贸易、期末 | $ | 84 | | | $ | 84 | |
| | | |
| 信贷损失准备--年初其他应收款 | $ | 3,322 | | | $ | 3,248 | |
| 预期信贷损失准备 | (198) | | | 104 | |
| 坏账核销 | (187) | | | (30) | |
| 信贷损失准备--其他应收款，期末 | $ | 2,937 | | | $ | 3,322 | |
库存：
存货按成本或可变现净值中较低者列报。用品库存成本由平均成本法确定，包括公司运营中使用的运营和维护用品。
物业、厂房及设备：
CNX采用成功努力法核算天然气生产活动。购置财产、成功勘探、开发油井以及相关辅助设备和设施的成本被资本化。对未探明矿产权益的资本化成本进行定期计提减值准备。如未成功探井被确定为非生产井，或在找到足够的储量以继续评估项目的可行性后无法作出决定，则对未成功探井的成本进行支出。生产财产和矿产权益的成本采用生产单位法摊销。折旧、损耗和摊销费用的计算依据是实际生产的销售量乘以每单位适用的费率，这是通过将净资本化成本除以储量有效期内预期生产的单位数量得出的。油井及相关设备和无形钻探成本也按生产单位法摊销。石油工程师估计的已探明开发储量用于计算油井及相关设备和设施的摊销以及无形钻探成本的摊销。总探明储量也是石油工程师估计的，用于计算房地产收购的损耗。已探明的石油和天然气储量估计是基于对原地碳氢化合物储量的地质和工程评估。生产单位摊销率每年至少修订一次，如果事件和情况表明有必要进行调整，则更频繁地修订。此类修订将作为会计估计的变化进行前瞻性会计处理。公司记录了折旧, 与已探明天然气性质有关的消耗和摊销费用，采用#美元的生产单位法。359,761, $415,069、和$400,948截至2022年12月31日、2021年12月31日及2020年12月31日止年度。
物业、厂房和设备在购置时按成本入账。延长现有厂房和设备使用寿命的支出被资本化。适用于主要资产增加的利息成本在建设期间资本化
句号。未延长现有厂房和设备使用寿命的计划主要维护成本计入已发生的费用。
厂房和设备的折旧按其估计使用年限或租赁期限按直线法计算，一般如下：
| | | | | | | | |
| | 年份 |
| 建筑物和改善措施 | | 10至45 |
| 机器和设备 | | 3至25 |
| 采集和传输 | | 30至40 |
| 租赁权改进 | | 《租赁人生》 |
购买软件的成本按不超过估计使用年限的直线方法资本化和摊销。七年了.
长期资产减值：
当存在减值指标且估计由长期资产产生的未贴现现金流量少于资产的账面价值时，计入长期资产的减值。然后，资产的账面价值减少到其估计公允价值，估计公允价值通常是根据对未来贴现现金流的估计来计量的。当存在减值指标，且投资的估计公允价值低于资产的账面价值时，计入股权投资的减值。
已证实财产的减值：
每当发生事件或环境变化表明某一资产组的账面金额可能无法收回时，CNX就会使用纽约商品交易所公布的远期价格、时间、方法和其他与历史时期一致的假设，对已证实的资产进行量化减值测试。当出现减值指标时，测试要求本公司首先按资产组比较预期未来未贴现现金流量与其各自的账面价值。若账面值超过估计的未贴现未来现金流量，则需要将天然气资产的账面值减至其估计公允价值，而公允价值乃根据折现现金流量技术厘定，该等现金流量技术采用重大假设，包括受对未来市场及经济状况的预期影响的预计收入、未来商品价格及特定市场加权平均资金成本。
在截至2020年12月31日的年度内，CNX确认了特定于我们的宾夕法尼亚州西南部煤层气资产组的某些减值指标，并确定该资产组的账面价值不可收回。资产组的公允价值是通过使用第3级投入来估计的，第3级投入包括使用贴现率和市场参与者将在其公允价值估计中使用的其他假设对估计的未来现金流量进行贴现。因此，减值#美元。61,849已确认并计入综合损益表的勘探及生产资产减值。减值与第一季度暂时闲置某些油井和相关加工设施的经济决定有关。
未探明财产的减值：
未探明石油和天然气资产的资本化成本至少每年评估一次，以便在预期基础上实现可采矿性。潜在减值指标包括但不限于经济因素、商品价格前景、我们的地质学家对物业的评估、被评估物业及/或邻近物业的有利或不利活动、管理层所采用业务策略的潜在转变及历史经验所带来的变化。如果钻探活动尚未开始，随着租赁期临近，未探明石油和天然气资产减值的可能性增加。如果确定本公司不打算在到期前钻探该物业，或没有意图和能力在到期前延长、续订、交易或出售租约，则计入减值费用。先前未减值的租赁期满费用于租赁期满时入账。
主要与租约到期有关的勘探费用为#美元。8,298, $20,626及$14,994于截至二零二二年十二月三十一日、二零二一年及二零二零年十二月三十一日止年度，已分别计入综合收益表内与勘探及生产相关的其他成本。
商誉减值：
关于中流收购(定义见附注4--收购和处置)，CNX记录了#美元。796,359通过应用购进会计处理商誉(详情见附注9--商誉和其他无形资产)。已记录的商誉全部分配给页岩分部内的中游报告单位。
商誉是收购成本减去被收购企业可识别净资产的公允价值。商誉不摊销，而是在第四季度每年评估其减值，或者如果最近的事件或当时的情况表明报告单位的公允价值更有可能低于其账面价值，则更频繁地评估商誉。这些指标包括但不限于总体财务表现、行业和市场考虑、预期的未来现金流量和折现率、与CNX有关的股票价格变化、监管和法律发展，以及其他相关因素。
对于年度商誉减值评估或更早的评估，如果确定了减值指标，CNX可能会首先考虑定性因素，以评估是否有指标表明报告单位的公允价值可能不会超过其账面价值。如果在评估该等因素或情况后，CNX认为报告单位的公允价值大于其账面价值的可能性较大，则无需进行量化评估。如果CNX选择绕过定性评估，或者如果它选择进行定性评估但无法定性地得出没有发生减值的结论，则CNX将进行定量评估。在量化评估的情况下，CNX使用第三级投入估计与商誉相关的报告单位的公允价值，并将其与账面价值进行比较。如果报告单位的估计公允价值低于其账面价值，则就报告单位的账面价值超过其公允价值确认减值费用。本公司采用收益法(通常是贴现现金流量法)和市场法(可能包括准则上市公司法和/或准则交易法)相结合的方法来估计报告单位的公允价值。
收益法用于基于资产或企业实体预期产生的未来经济利益的现值来估计价值。此方法通常涉及两个一般步骤：
(I)第一步是对资产所有者或企业实体(包括报告单位)所有者在其剩余使用年限内预期直接或间接应计的估计未来现金流量净额作出预测。
(2)第二步是使用市场回报率将这些估计的未来现金流量净额折现为现值。
CNX在扣除净利息支出(利息支出减去利息收入)和所得税(EBITDA--一种非公认会计准则财务指标)之前，根据估计的未来收入和收益确定公允价值，还包括资本支出的估计，使用根据公司特定风险调整的行业比率贴现到现值，管理层认为这反映了报告单位固有风险的整体水平。这些假设受到对未来市场、行业和经济状况的预期的影响。现金流预测是根据董事会批准的预算金额得出的，需要我们对未来多年的需求、竞争和运营成本等变量进行预测和假设。随后的现金流是使用管理层认为合理可能发生的增长或收缩速度来制定的。
对未来现金流量和EBITDA的估计具有主观性，受项目1A所述业务风险的影响。本表格10-K的风险因素。公允价值估计过程需要相当大的判断，而确定公允价值对影响管理层对未来财务业绩估计的假设变化很敏感。尽管CNX认为在估计公允价值时使用的估计和假设是合理和适当的，但不同的假设和估计可能会对估计的公允价值产生重大影响。未来的结果可能与我们目前的估计和假设不同。
对于本公司于2022年第四季度的年度减值评估，本公司选择对其商誉进行定性减值测试，并得出结论，公允价值很可能超过账面价值，商誉没有减值。
针对CNX在2020年第一季度因宏观经济状况恶化而对商誉进行的评估，以及与新冠肺炎疫情和主有限合伙市场空间整体下滑有关的CNXM证券可见市值下降，确定了减值指标。CNX绕过了定性评估，并执行了定量测试，该测试结合了
采用收益法和市场法估计中游报告单位的公允价值。作为这项评估的结果，CNX得出结论认为，账面价值超过了其估计的公允价值，因此减值为#美元。473,045已计入综合损益表的商誉减值。
固定寿命无形资产减值：
已确定寿命的无形资产按其估计经济年限按直线摊销，并在出现减值指标时对其进行减值审查。其他无形资产由按直线摊销的客户关系组成，按约17好几年了。
所得税：
递延税项资产和负债确认为公司财务报表或纳税申报表中确认的事件的预期未来税务后果。所得税拨备是指本年度已支付或应付的所得税和递延税项的变动，不包括本年度收购的影响。递延税项是由公司资产和负债的财务和税务基础之间的差异造成的，并在变化颁布时根据税率和税法的变化进行调整。当递延税项利益更有可能无法实现时，计入估值准备以减少递延税项资产。
CNX对州和联邦税务申报文件中的所有税务头寸进行评估，以确定这些头寸是否更有可能在审查后保持下去。对于不符合更有可能持续的标准的仓位，本公司根据累积概率确定最终结算时最有可能实现的最大金额的福利。当随后确定税收状况不再符合更有可能持续的门槛时，先前确认的税收状况被颠倒。对税务状况的可持续性和可能的数额的评估是基于判断、历史经验和本公司认为在当时情况下合理的各种其他假设。这些估计的结果并不容易从其他来源看出，它们构成了确认不确定的纳税状况负债的基础。在随后确定的问题得到解决后，实际结果可能不同于这些估计数。
资产报废义务：
CNX按FASB会计准则编撰的资产报废和环境义务专题规定的会计处理方法，计提在矿产储量耗尽时拆除和移除与天然气相关的设施和相关地面回收的成本。本专题要求，如果能够对公允价值作出合理估计，资产报废债务的公允价值应在发生期间予以确认。管理层定期审查估计数，并根据未来估计成本和监管要求的变化进行修订。估计资产报废成本的现值被资本化为长期资产的账面价值的一部分。资本化资产报废成本的摊销通常是以生产单位为基础确定的。资产报废债务的增加是随着时间的推移而确认的，通常会在生产资产的寿命内增加，通常是随着产量的下降。增值计入综合损益表中的折旧、损耗和摊销。
投资计划：
CNX有一项对大多数员工都适用的投资计划。在截至2022年、2022年、2021年及2020年12月31日止年度内，本公司的相应贡献为6符合条件的员工支付的符合条件的薪酬的百分比。本公司亦可酌情向本计划供款，范围包括1%至6合格员工合格薪酬的百分比(由计划定义)。有几个不是CNX在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内做出的此类酌情贡献。配对的缴款和费用总额为#美元3,187, $2,937及$2,976截至2022年12月31日、2021年12月31日及2020年12月31日止年度。
收入确认：
收入在满足ASC 606的确认标准时确认，这通常发生在所有权转移给客户的时间点。对于天然气、天然气和石油收入，这发生在合同交货点。对于向第三方提供的天然气收集服务产生的收入，这是在履行与托运人的合同条款下的义务时发生的。
CNX出售了一部分天然气，以适应客户的送货点。一般来说，这种天然气是以市场价购买的，并在同一天以市场价减去少量交易费转售。这些匹配的买入/卖出
交易包括法定的债务抵销权利，并且是同时与交易对手订立的。这些交易符合FASB会计准则编纂中非货币交易科目的净值计算条件，因此在购入天然气收入项目的综合收益表中计入净额。
CNX以市场价格减去费用购买第三方生产的天然气。从第三方购买的天然气然后以当前的市场价格转售给最终用户或天然气营销商。这些收入和支出在综合损益表中分别记为购气收入和购气成本。当所有权转移到客户手中时，确认购买的天然气收入。当所有权从第三方转移到CNX时，购买的天然气成本被确认。
意外情况：
在正常业务过程中，CNX或其子公司不时会受到各种诉讼和索赔，涉及人身伤害、非正常死亡、财产损坏、接触危险物质、政府法规(包括环境补救)、雇佣和合同纠纷以及其他索赔和行动。当债务很可能已经发生并且金额可以合理估计时，就记录负债。估计是透过与参与辩护该等事宜的法律顾问磋商而作出，并基于诉讼性质、案件在法庭上的进展、法律顾问的意见、先前在类似事宜上的经验及管理层拟作出的回应。环境债务不会因可能从第三方收回而贴现或减少。与为这些不同的诉讼和索赔辩护相关的法律费用在发生时支出。
基于股票的薪酬：
所有基于股票的薪酬奖励的股票薪酬支出均以授予日期公允价值为基础，该公允价值是根据FASB会计准则编纂的股票薪酬主题的规定估计的。CNX在必要的服务期内以直线方式确认这些补偿成本，服务期通常是赔偿金的归属期限。有关更多信息，请参阅附注15-基于股票的薪酬。
衍生工具：
CNX签订利率互换协议，以管理其对利率波动的敞口。这些互换将债务的可变利率现金流敞口改为固定现金流。利率互换协议的公允价值变动按市价计价，公允价值变动计入当期收益。
CNX进入金融衍生品工具，以管理其对大宗商品价格波动的敞口。天然气商品套期保值按市价计价，公允价值变动计入当期收益。
该公司的交易对手主协议目前没有一项要求CNX为其任何头寸提供抵押品。然而，正如交易对手主协议中所述，如果CNX与其任何交易对手的债务不再以与其他贷款人在信贷安排下的类似债务相同的基础进行担保，CNX将被要求为负债状况超过规定门槛的票据提供抵押品。本公司所有衍生工具均须遵守与交易对手的主要净额结算安排。CNX于综合资产负债表按公允价值确认所有金融衍生工具为资产或负债，一般按第2级投入计量，详见附注18-金融工具公允价值。
公司的每一份交易对手主协议都允许在违约的情况下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清所有未平仓对冲头寸。
如果交易对手不履行义务，CNX将面临信用风险。交易对手的信誉将受到持续审查。本公司并无出现衍生交易对手不履行合约的情况。
最近的会计声明：
关于采用ASU 2020-06的影响，见附注12--长期债务--实体自有权益中可转换票据和合同的会计处理。
重新分类：
先前期间的某些金额已重新分类，以符合截至2022年12月31日的年度的报告分类，不影响先前报告的净收益、股东权益或现金流量表。
后续活动：
自财务报表发布之日起，该公司已对所有后续事件进行了评估。没有发现任何可识别或无法识别的后续事件。
注2-每股收益：
每股基本收益的计算方法是用净收益或净亏损除以报告期内已发行的加权平均股票。稀释后每股收益的计算方法与基本每股收益类似，不同之处在于，如果稀释，加权平均流通股将增加，包括来自股票期权、限制性股票单位、绩效股单位的额外股份，以及在转换CNX流通股时可发行的股份2.252026年5月到期的可转换优先票据百分比(“可转换票据”)(见附注12-长期债务)。额外股份数目的计算方法为：已行使未行使购股权、已发行已发行的限制性股票单位及履约股份单位、发行转换可换股票据可发行的股份(须视乎下一段进一步讨论的事项而定)，以及该等活动所得款项用于按报告期内的平均市价收购普通股。在CNX确认净亏损期间，与CNX可换股票据相关的已发行股票奖励的影响和潜在的股份结算影响将从稀释每股亏损计算中剔除，因为它们被纳入将具有反稀释效果。
根据合并(详情见附注4-收购及处置)，所有先前根据CNXM长期激励计划授予的未完成虚拟单位均已转换为受让权0.88CNX的普通股。因此，所有已发行的影子单位都被转换为CNX限制性股票单位，从合并完成时起生效。每个CNX限制性股票单位均须遵守适用于经转换的CNXM影子单位的相同归属、没收及其他条款及条件。在会计准则编纂专题718--补偿--存量补偿下，确定没有额外的补偿费用需要记录，因为奖励的转换不会产生递增的公允价值。CNXM的稀释单位对公司2020年1月1日至2020年9月30日期间的每股收益计算没有实质性影响。
下表列出了在计算稀释后每股收益时不包括的以股票为基础的奖励，因为它们的影响是反稀释的：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 反稀释期权 | 2,262,845 | | | 2,990,094 | | | 4,200,509 | |
| 反稀释限制性股票单位 | 2,350,661 | | | 2,436,846 | | | 2,160,727 | |
| 反摊薄业绩股单位 | 1,829,081 | | | 996,863 | | | 721,244 | |
| | | | | |
| 6,442,587 | | | 6,423,803 | | | 7,082,480 | |
可转换票据如果由持有人转换，可由公司选择以现金、公司普通股或两者的组合进行结算。公司预计将以现金支付可转换票据的本金金额。ASU 2020-06修订了可转换工具的稀释每股收益计算，要求使用IF-转换方法(有关详细信息，请参阅附注12-长期债务)。IF转换法假设可转换工具的转换发生在报告期初，稀释后的加权平均流通股包括转换可转换工具时可发行的普通股。在CNX确认净收益的期间，当公司普通股在特定期间的平均市场价格超过初始转换价格$时，转换价差对稀释后每股收益产生摊薄影响。12.84可转换票据的每股收益。关于发行可换股票据，本公司与若干交易对手订立私下磋商的封顶催缴交易(“封顶催缴”及“封顶催缴交易”)，该等交易并未计入计算已发行的摊薄股份数目，因为其影响将是反摊薄的。
每股基本亏损和摊薄亏损计算如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 净亏损 | $ | (142,077) | | | $ | (498,643) | | | $ | (428,744) | |
| 减去：可归因于非控股权益的净收入 | — | | | — | | | 55,031 | |
| | | | | |
| | | | | |
| CNX Resources股东应占净亏损 | $ | (142,077) | | | $ | (498,643) | | | $ | (483,775) | |
| | | | | |
| 稀释性证券的影响： | | | | | |
| 将可转换票据的利息加回(税后净额) | — | | | — | | | — | |
| 股东可获得的摊薄收益 | $ | (142,077) | | | $ | (498,643) | | | $ | (483,775) | |
| | | | | |
| 加权平均普通股流通股 | 189,507,682 | | | 215,971,381 | | | 199,225,441 | |
| 稀释股份的影响：* | | | | | |
| 选项 | — | | | — | | | — | |
| 限售股单位 | — | | | — | | | — | |
| 绩效份额单位 | — | | | — | | | — | |
| 可转换票据 | — | | | — | | | — | |
| 普通股流通股加权平均稀释股 | 189,507,682 | | | 215,971,381 | | | 199,225,441 | |
| | | | | |
| 每股亏损： | | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 基本信息 | $ | (0.75) | | | $ | (2.31) | | | $ | (2.43) | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 稀释 | $ | (0.75) | | | $ | (2.31) | | | $ | (2.43) | |
*在公司出现净亏损期间，稀释后的加权平均流通股等于基本加权平均流通股，因为所有股权奖励的影响以及与CNX公司可转换票据相关的潜在股份结算影响都是反稀释的。
已发行普通股股份如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 年初余额 | 203,531,320 | | | 220,440,993 | | | 186,642,962 | |
| 与股票薪酬相关的发行(1) | 836,070 | | | 1,374,925 | | | 882,335 | |
| 普通股报废(2) | (33,526,226) | | | (18,284,598) | | | (4,138,527) | |
| 与CNXM合并相关的发行 | — | | | — | | | 37,054,223 | |
| 年终余额 | 170,841,164 | | | 203,531,320 | | | 220,440,993 | |
(1)更多信息见附注15--基于股票的薪酬。
(2)有关其他资料，请参阅附注5-股份回购。
注3-与客户签订合同的收入：
收入在承诺的商品或服务的控制权转移给公司的客户时确认，数额反映了公司预期有权换取这些商品或服务的对价。本公司已选择将所有税项排除在交易价格的计量范围之外。
对于天然气、天然气和石油，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约义务，在交付时即可履行。这些合同的付款条件通常要求在以下时间内付款25交付碳氢化合物的日历月结束时的天数。其中很大一部分合同包含可变对价，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，公司没有确定独立的销售价格，因为可变付款的条款具体涉及公司为履行业绩义务所做的努力。部分合约包含固定对价(即固定价格合约或与纽约商品交易所或指数价格有固定差额的合约)。固定对价按相对独立的销售价格分配给每项履约义务，这需要管理层的判断。对于这些合同，公司通常得出的结论是，
合同代表了独立的销售价格。与天然气、天然气和石油相关的收入，如所附的综合损益表所列，代表该公司扣除特许权使用费后的收入份额，不包括其他公司拥有的收入权益。当代表特许权使用费拥有者或工作权益拥有者销售天然气、天然气和石油时，该公司是代理，因此以净额为基础报告收入。
综合损益表和下表中的其他收入和营业收入包括向第三方提供天然气收集服务所产生的收入。天然气收集服务在性质上是可中断的，包括实际收集的天然气数量的费用，并不保证访问该系统。基于体积的费用以实际收集的体积为基础。该公司通常将每单位(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以下时间内付款25收集碳氢化合物的日历月结束时的天数。
收入分类：
下表是按主要来源分列的收入：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 与客户签订合同的收入： | | | | | |
| 天然气收入 | $ | 3,390,422 | | | $ | 1,958,718 | | | $ | 823,132 | |
| NGL收入 | 241,535 | | | 202,670 | | | 64,138 | |
| 石油/凝析油收入 | 20,155 | | | 22,541 | | | 9,475 | |
| 天然气、天然气和石油总收入 | 3,652,112 | | | 2,183,929 | | | 896,745 | |
| | | | | |
| 购买天然气的收入 | 185,552 | | | 99,713 | | | 105,792 | |
| | | | | |
| 其他收入和其他营业收入来源： | | | | | |
| 商品衍生工具的(亏损)收益 | (2,663,775) | | | (1,632,733) | | | 172,982 | |
| 其他收入和营业收入 | 87,322 | | | 105,883 | | | 82,459 | |
| 总收入和其他营业收入 | $ | 1,261,211 | | | $ | 756,792 | | | $ | 1,257,978 | |
收入分类信息与本公司在附注21-分部信息中的分部报告相符。
合同余额：
一旦履行义务得到履行，CNX就会向客户开具发票，在这一点上，付款是无条件的。因此，根据会计准则编纂(ASC)606，CNX与客户的合同不会产生重大合同资产或负债。本公司没有从获得或履行与客户的合同的成本中确认的合同资产。
分配给剩余履约义务的交易价格：
ASC 606要求公司披露分配给尚未履行的履约义务的交易价格总额。然而，指导意见提供了某些实际的权宜之计，限制了这一要求，包括将可变对价完全分配给完全未履行的履行义务或完全未兑现的转让构成一系列产品或服务的独特货物或服务的承诺。
CNX的天然气、NGL和石油及购买天然气收入的很大一部分是短期收入，合同期限为一年或更短时间。对于这些合同，CNX利用ASC 606-10-50-14中的实际权宜之计，豁免公司披露分配给剩余履约义务的交易价格，如果履约义务是最初预期期限为一年或更短的合同的一部分。
对于与超过一年的合同条款相关的收入，该等合同中的大部分对价性质是可变的，公司将合同中的可变对价完全分配给与其相关的每一项具体履行义务。因此，交易价格中的任何剩余可变对价都会被分配
完全未履行的履约义务。因此，根据实际权宜之计，本公司并未披露未履行的履行义务的价值。
对于与合同期限超过一年的固定价格部分相关的天然气、天然气和石油收入，分配给剩余履约义务的交易价格总额为#美元36,322截至2022年12月31日。该公司预计将确认净收入为#美元18,275在接下来的12个月里和$14,588在接下来的12个月内，其余部分在此后确认。
对于与CNX中游合同相关的收入，这些合同的期限也超过一年，每单位天然气的可中断收集代表着一项单独的履约义务；因此，未来的交易量完全没有得到满足，不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。
上期履约义务：
CNX记录产品交付给购买者的月份的收入。然而，某些天然气、天然气和石油收入的结算报表可能在生产交付日期后30至90天内收不到，因此，公司需要估计交付给买方的生产数量和销售产品将收到的价格。CNX记录了在收到买方付款的当月收到的估计金额和实际金额之间的差额。本公司对其收入估计过程及相关应计项目有现有的内部控制，其收入估计与历史上实际收到的收入之间的任何已确定的差异并不显著。对于截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的每一年度，本报告期确认的与上一报告期履行的业绩义务相关的收入并不重要。
注4-收购和处置：
于二零二零年七月二十六日，CNX与CNXM、CNX Midstream GP LLC(“普通合伙人”)及CNX的全资附属公司CNX Resources Holding LLC(“合并子公司”)订立合并协议及计划(“合并协议”)，据此，Merge Sub与CNXM合并并并入CNXM，而CNXM作为CNX的间接全资附属公司继续存在(“合并”)。2020年9月28日，合并完成，CNX发行37,054,223普通股股份以收购42,107,071CNX在合并前未拥有的CNXM普通股，固定兑换率为0.88每个CNXM普通股单位的CNX普通股，总隐含对价为$384,623。作为合并的结果，CNXM的普通部门不再公开交易。
除CNXM的B类单位根据CNXM的合伙协议于紧接合并生效日期前自动注销而不作任何代价外，CNX及其附属公司拥有的CNXM权益仍未偿还，为尚存实体的有限合伙人权益。普通合伙人将继续拥有尚存实体的非经济普通合伙人权益。
由于CNX在合并前控制了CNXM，并在合并后继续控制CNXM，CNX将其在CNXM的所有权权益的变化作为股权交易进行会计处理，反映为非控制性权益的减少，普通股和资本的相应增加超过面值。该公司的简明综合经营报表并未因合并而确认任何损益。
合并的税收影响被报告为递延所得税和超过面值的资本的调整。
在2020年9月28日合并生效时间之前，公共单位持有人举行了46.9CNXM和CNX拥有剩余股权的%股权53.1%的股权。CNXM在合并前由公众持有的普通股的收益反映在合并损益表中的非控制权益应占净收益中。截至2022年或2021年12月31日止年度内，CNX于CNXM的所有权权益并无变动。
CNXM的循环信贷安排(见附注10-循环信贷安排)及将于2026年3月到期的CNXM优先票据(见附注12-长期债务)不受合并影响。
该公司产生了$11,271截至二零二零年十二月三十一日止年度内，与合并有关的直接应占交易成本，包括财务顾问、法律服务及其他专业费用，在综合损益表中记入其他开支。
注5-股票回购：
2021年1月26日，公司董事会批准将前一年的总金额增加750,000股票回购计划计划至$900,000，并于2021年10月25日，董事会批准将股票回购计划的总金额再增加至$1,900,000。截至2022年12月31日，股票回购计划下的可用金额为$446,808并且不受有效期的限制。回购可不时通过公开市场购买、私下协商的交易、规则10b5-1计划、加速股票回购、大宗交易、衍生品合约或遵守规则10b-18的其他方式进行。任何回购的时间将基于许多因素，包括可用流动资金、公司的股票价格、公司的财务前景和替代投资选择。股票回购计划并不要求本公司回购任何金额或数量的股份，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、杠杆率和资本计划来评估股票回购计划的规模。
在截至2022年12月31日的年度内，33,526,226股票回购和注销的平均价格为1美元。16.93每股，总成本为$568,128。在截至2021年12月31日的年度内，18,284,598股票回购和注销的平均价格为1美元。13.17每股，总成本为$241,243。在截至2020年12月31日的年度内，4,138,527股票回购和注销的平均价格为1美元。10.43每股，总成本为$43,247.
注6-所得税：
为收入提供的所得税优惠包括：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 当前： | | | | | |
美国联邦政府 | $ | — | | | $ | — | | | $ | (55,799) | |
美国各州 | 6,188 | | | 17 | | | 12 | |
| | | | | |
| 6,188 | | | 17 | | | (55,787) | |
| 延期： | | | | | |
美国联邦政府 | (40,649) | | | (157,626) | | | (83,080) | |
美国各州 | (35,409) | | | 19,739 | | | (35,220) | |
| | | | | |
| (76,058) | | | (137,887) | | | (118,300) | |
| | | | | |
| 所得税优惠总额 | $ | (69,870) | | | $ | (137,870) | | | $ | (174,087) | |
递延税金净额的构成如下：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 递延税项资产： | | | |
| 气体衍生品 | $ | 461,952 | | | $ | 262,658 | |
净营业亏损-联邦 | 187,154 | | | 209,731 | |
净营业亏损--国家 | 82,189 | | | 128,592 | |
| 经营租赁负债 | 45,427 | | | 14,322 | |
| 联邦税收抵免 | 34,317 | | | 33,034 | |
| 第174条开支 | 26,397 | | | — | |
| 气井关井 | 25,045 | | | 25,682 | |
| 利息限制 | 14,618 | | | — | |
| 工资退休 | 8,167 | | | 11,504 | |
| 外国税收抵免 | 7,738 | | | 39,404 | |
| 可转换票据摊销 | 5,080 | | | — | |
| 股权补偿 | 4,474 | | | 5,838 | |
其他 | 8,396 | | | 8,613 | |
递延税项资产总额 | 910,954 | | | 739,378 | |
评税免税额 | (84,609) | | | (151,798) | |
递延税项净资产 | 826,345 | | | 587,580 | |
| | | |
| 递延税项负债： | | | |
物业、厂房及设备 | (850,095) | | | (749,811) | |
对伙伴关系的投资 | (163,483) | | | (133,287) | |
| 经营性租赁使用权资产 | (44,238) | | | (14,985) | |
| 预付天然气特许权使用费 | (286) | | | (1,842) | |
| 可转换票据贴现 | — | | | (15,864) | |
| | | |
其他 | (523) | | | (392) | |
递延税项负债总额 | (1,058,625) | | | (916,181) | |
| | | |
递延税项净负债 | $ | (232,280) | | | $ | (328,601) | |
如果管理层评估某些税收优惠(包括净营业亏损和税收抵免结转)更有可能利用这些资产，则会记录递延税款。当递延税项资产的全部或部分不太可能变现时，需要计入估值拨备。在决定是否需要估值免税额时，必须考虑所有现有的证据，无论是积极的还是消极的。被考虑的积极证据包括某些子公司过去三年产生的财务收益、财务与税务的临时差异的冲销以及实施和/或采用各种税务筹划策略的能力。负面证据包括前几个期间产生的财务和税务损失以及无法实现这些期间的预测结果。
截至2022年12月31日，公司拥有与联邦净营业亏损相关的递延税项资产$187,154。2018年前的联邦净营业亏损将在2034年至2037年之间的不同时间到期。由于2017年12月22日颁布的减税和就业法案(TCJA)和2020年3月27日颁布的冠状病毒援助、救济和经济安全(CARE)法案，2018-2021年产生的联邦净营业亏损(NOL)不会到期，但在2020年后开始的任何纳税年度只能抵消应税收入的80%。
截至2022年12月31日和2021年12月31日，该公司拥有34,317及$33,034分别为可用于抵消未来联邦税的联邦税收抵免。这些抵免将在2032年至2042年之间到期。
对外国税收抵免的估值免税额为#美元7,738及$39,404也分别记录在2022年12月31日和2021年12月31日。这些抵免被充分估值，因为公司预计不会使用正确性质的收入
在学分到期之前。估价津贴减少#美元。31,6662022年，由于部分抵免到期。剩余的外国税收抵免将于2023年到期。
在联邦税后的基础上，CNX拥有一项与州运营亏损相关的递延税项资产，金额为1美元。82,189相关的估值免税额为#美元76,871在2022年12月31日。在税后调整基础上，与国家经营亏损有关的递延税项资产为#美元。128,592相关的估值免税额为#美元112,2982021年12月31日。对有关这些州税收属性的正面和负面证据的审查得出结论，对CNX各子公司的估值免税额是有根据的。
宾夕法尼亚州于2022年7月颁布立法，其中包括在2023年开始的未来几年内逐步将企业净所得税税率降至8.99%，最终在2031年降至4.99%。该公司修订了几个州的递延州所得税税率和分摊系数，以反映最近宾夕法尼亚州税率降低导致综合收益表中所得税支出的好处等。递延税项利益亦因对商品衍生工具未实现亏损进行税务会计处理而对各种国家净营业亏损作出估值准备主张的递延税项增加而抵销。
管理层将继续根据收入预测数据及未来税务筹划策略的可行性评估已实现递延税项资产的潜力，并可能酌情记录未来期间可能对净收入产生重大影响的递延税项资产估值拨备的调整。
以下是美国法定联邦所得税税率与CNX公司实际税率之间的对账，以税前收入的百分比表示：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日止年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | 金额 | | 百分比 | | 金额 | | 百分比 | | 金额 | | 百分比 |
| 美国法定联邦所得税税率 | $ | (44,509) | | | 21.0 | % | | $ | (133,668) | | | 21.0 | % | | $ | (126,595) | | | 21.0 | % |
| 国家所得税的净效应 | (5,817) | | | 2.8 | | | (36,300) | | | 5.7 | | | (32,336) | | | 5.5 | |
| 非控制性权益 | — | | | — | | | — | | | — | | | (11,556) | | | 1.9 | |
| 不确定的税收状况 | 14,440 | | | (6.8) | | | 35,914 | | | (5.6) | | | 375 | | | (0.1) | |
| | | | | | | | | | | |
| 股权补偿的效力 | 2,254 | | | (1.1) | | | 2,465 | | | (0.4) | | | 4,311 | | | (0.7) | |
| | | | | | | | | | | |
| 更改估值免税额的影响 | (35,427) | | | 16.7 | | | 28,704 | | | (4.5) | | | (2,004) | | | 0.3 | |
| 递延调整 | 2,481 | | | (1.2) | | | (4,408) | | | 0.7 | | | 1,227 | | | (0.2) | |
| 国家利率变化的影响 | 10,025 | | | (4.7) | | | 22,458 | | | (3.5) | | | (1,450) | | | 0.2 | |
| 联邦税收抵免的影响 | (15,723) | | | 7.4 | | | (53,269) | | | 8.3 | | | (6,284) | | | 1.0 | |
| 其他 | 2,406 | | | (1.1) | | | 234 | | | — | | | 225 | | | — | |
| 所得税优惠/实际税率 | $ | (69,870) | | | 33.0 | % | | $ | (137,870) | | | 21.7 | % | | $ | (174,087) | | | 28.9 | % |
截至2022年12月31日的一年的有效税率与美国联邦法定税率不同，主要是由于联邦所得税抵免被不确定的税收状况、州税收、股权补偿以及某些州估值津贴主张的减少所抵消，这是由于适用于递延税收的宾夕法尼亚州公司所得税税率降低，以及2022年期间产生的商品衍生工具的未实现亏损高于预期。
截至2021年12月31日的年度的有效税率与美国联邦法定税率不同，主要是由于联邦所得税抵免，被不确定的税收状况、州税收、股权补偿以及由于2021年期间产生的商品衍生工具的高于预期的未实现亏损而导致的某些州估值津贴主张的增加所抵消。
截至2020年12月31日止年度的实际税率与美国联邦法定税率不同，主要是由于州税、股权补偿，以及与CNXM的合并交易导致某些州估值免税额的减少(见附注4-收购和处置)，非控股权益的收益部分抵消了这一税率。
由于于2018年1月3日收购Midstream，本公司获得了CNX Gathering LLC的控股权，并通过CNX Gathering对普通合伙人的所有权获得了对CNXM的控制权。2020年的财务业绩反映了CNXM的资产和负债的全面整合。截至2020年12月31日的年度的实际税率为1美元11,556由于CNXM收益中的非控股权益，所得税支出减少。
未确认的税收优惠的期初和期末总额的对账如下：
| | | | | | | | | | | |
| 在过去几年里 |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 期初余额 | $ | 67,805 | | | $ | 31,891 | |
| | | |
前期税收头寸导致的未确认税收优惠增加 | 14,440 | | | 38,735 | |
| 因适用的诉讼时效失效而减少未确认的税收优惠 | — | | | (2,821) | |
| | | |
| 期末余额 | $ | 82,245 | | | $ | 67,805 | |
如果这些未确认的税收优惠被确认，$82,245及$67,805将分别影响CNX 2022年和2021年的有效所得税税率。
在2022年和2021年，CNX确认了未确认的税收优惠增加了$14,440及$38,735分别用于我们的2021年和2020年联邦纳税申报单上的税收优惠，以获得额外的联邦税收抵免。CNX还确认，2021年未确认的税收优惠减少了#美元。2,821由于之前提交的联邦所得税申报单上的立场的诉讼时效到期。
CNX在其利息支出中确认与未确认的税收优惠相关的应计利息。 截至2022年12月31日和2021年12月31日，公司报告不是应计负债与综合资产负债表中其他负债的利息有关。在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度内，CNX支付不是与所得税相关的利息不足。
CNX确认与其所得税支出中不确定的税收状况有关的应计罚款。CNX HAD不是截至2022年12月31日和2021年12月31日的税务处罚应计负债。
CNX及其子公司向美国提交联邦所得税申报单，并在各州提交所得税申报单。除极少数例外，本公司在2019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。
注7-资产报废债务：
资产报废债务变动的对账情况如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2022 | | 2021 |
| 年初余额 | | $ | 96,013 | | | $ | 93,168 | |
| 被剥离的债务 | | (251) | | | (124) | |
| 吸积费用 | | 7,982 | | | 9,233 | |
| 已发生的债务 | | 1,336 | | | 3,237 | |
| 已结清的债务 | | (7,360) | | | (9,501) | |
| 对估计现金流量的修订 | | 1,094 | | | — | |
| 年终余额 | | $ | 98,814 | | | $ | 96,013 | |
注8-财产、厂房和设备：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 无形钻探成本 | $ | 5,554,021 | | | $ | 5,247,800 | |
| 集气设备 | 2,542,587 | | | 2,483,561 | |
| 探明的天然气性质 | 1,345,114 | | | 1,312,706 | |
| 气井及相关设备 | 1,342,719 | | | 1,202,731 | |
| 未经证实的天然气性质 | 734,890 | | | 730,400 | |
| 地面和其他设备 | 193,153 | | | 194,655 | |
| 其他 | 195,214 | | | 190,249 | |
| | | |
| 财产、厂房和设备合计 | 11,907,698 | | | 11,362,102 | |
| 减去：累计折旧、损耗和摊销 | 4,811,189 | | | 4,372,619 | |
| 财产、厂房和设备合计--净额 | $ | 7,096,509 | | | $ | 6,989,483 | |
| | | |
以下金额反映尚未开始钻探作业的物业，因此分别于截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度未予摊销。这些资产将使用生产单位法摊销，并在投入使用时重新分类为已探明的天然气属性。
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 未经证实的天然气性质 | $ | 734,890 | | | $ | 730,400 | |
| 预付版税 | 1,130 | | | 6,885 | |
| 总计 | $ | 736,020 | | | $ | 737,285 | |
注9-商誉和其他无形资产：
于2017年12月，本公司全资附属公司CNX Gas与Noble Energy，LLC(“Noble”)订立收购协议，据此收购Noble‘s50CNX Gathering，LLC(当时名为CONE Gathering LLC)(“CNX Gathering”)的%会员权益，现金收购价为$305,000(“中流收购”)。
在收购Midstream之前，该公司的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，但不能控制中游业务的运营和财务政策，因此，本公司有能力将CNX Gathering作为股权方法投资的%权益。在收购Midstream的同时，本公司获得了CNX收集的控股权，并控制了CNXM。因此，中流收购被视为使用根据ASC主题805，业务组合或ASC 805进行会计处理的收购方法的业务合并。ASC 805要求，在业务合并是分阶段(或分步收购)的情况下，以前持有的股权按公允价值重新计量。分配给先前持有的CNX Gathering和CNXM股权的公允价值为#美元。799,033在贴现现金流法的基础上，采用收益法确定。
作为收购价格分配的一部分，并与2018年1月3日成交时转移的公允对价相关，CNX记录了#美元796,359商誉和美元128,781包括客户关系在内的其他无形资产。
商誉减值：
所有商誉均归属于页岩业务的中游报告部门。商誉至少每年评估一次减值，并在任何事件或环境变化表明报告单位的公允价值低于其账面价值时评估。在评估减值商誉时，CNX可能会首先考虑定性因素，以评估是否有指标表明报告单位的公允价值可能不会超过其账面价值。如果在评估该等因素或情况后，CNX认为报告单位的公允价值大于其账面价值的可能性较大，则无需进行量化评估。如果CNX选择绕过定性评估，或者如果它选择进行定性评估但无法定性地得出没有发生减值的结论，则CNX将进行定量评估。如果报告单位的估计公允价值低于其账面价值，则就报告单位的账面价值超过其公允价值确认减值费用
价值。本公司采用收益法(通常是贴现现金流量法)和市场法(可能包括准则上市公司法和/或准则交易法)相结合的方法来估计报告单位的公允价值。
对于本公司于2022年第四季度的年度减值评估，本公司选择对其商誉进行定性减值测试，并得出结论，公允价值很可能超过账面价值，商誉没有减值。
在2020年第一季度，本公司确定了宏观经济状况恶化以及与新冠肺炎疫情和多伦多证券市场空间整体萎缩有关的CNXM证券可见市值下降的减值指标。管理层的结论是，这些因素表明中游报告单位的公允价值更有可能低于报告单位的账面价值。CNX绕过了定性评估，进行了一项量化测试，利用上述收入和市场方法的组合来估计中游报告单位的公允价值。作为这项评估的结果，CNX得出结论，账面价值超过其估计公允价值，相应的减值为#美元。473,045已计入随附的综合损益表的商誉减值。未来任何额外的不利变化可能会减少用于估计公允价值的基本现金流，并可能导致公允价值下降，从而可能引发未来的减值费用。
在估计中游报告单位的公允价值时，本公司使用了收益法的贴现现金流量法，该方法采用了在公开市场(第3级)无法观察到的重大投入，包括与使用适当贴现率、未来吞吐量、运营成本和资本支出有关的估计和假设，使用根据公司特定风险调整后的行业比率贴现到现值，管理层认为这反映了报告单位固有风险的整体水平。这些假设受到对未来市场、行业和经济状况的预期的影响。现金流预测是根据董事会核准的预算金额、七年经营预测和对未来现金流的估计得出的。随后的现金流是使用管理层认为合理可能发生的增长或收缩速度来制定的。该公司使用了市场法的可比公司方法。可比公司法使用类似规模和行业的其他企业的指标来评估一家公司的价值。
上述减值分析中使用的未来现金流量估计属主观性质，并受“第1A项”所述业务风险的影响。风险因素“。公允价值估计过程需要相当大的判断，而确定公允价值对影响管理层对未来财务业绩估计的假设变化很敏感。尽管CNX认为在估计公允价值时使用的估计和假设是合理和适当的，但不同的假设和估计可能会对估计的公允价值产生重大影响。未来的结果可能与我们目前的估计和假设不同。
累计商誉减值损失为$473,045，导致账面价值为$323,3142022年12月31日和2021年12月31日。
其他无形资产：
其他无形资产的账面价值和累计摊销包括：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 其他无形资产： | | | |
| 应摊销资产总额-客户关系 | $ | 109,752 | | | $ | 109,752 | |
| 减去：累计摊销-客户关系 | 32,762 | | | 26,209 | |
| 其他无形资产合计，净额 | $ | 76,990 | | | $ | 83,543 | |
客户关系无形资产以直线方式摊销，大约17好几年了。与其他无形资产相关的摊销费用为#美元6,553截至2022年12月31日的年度及6,552截至2021年12月31日和2020年12月31日止的每一年度。预计年度摊销费用约为#美元。6,552在接下来的五年中每年都是如此。
附注10-循环信贷安排：
CNX：
2022年5月5日，CNX修订了日期为2021年10月6日的第三次修订和重新签署的信贷协议，其中规定了优先担保循环信贷安排(经修订的CNX信贷协议)。进行了修订，以SOFR或有担保的隔夜融资利率取代LIBOR作为基准利率。修订后，CNX仍为借款人及其若干附属公司(不包括CNXM、其附属公司或普通合伙人)，作为CNX信贷协议的担保人贷款方。CNX信贷协议取代了之前的CNX循环信贷安排，并仍需每半年重新确定一次。CNX信贷协议有一美元2,250,000借款基数和美元1,300,000在选定的承诺中，包括借款和信用证。CNX信贷协议将于2026年10月6日到期，条件是如果在2026年1月30日或之后的任何时间，CNX信贷协议下的可用金额减去任何和所有此类未偿还可转换票据的本金总额低于20如CNX信贷协议项下的承诺总额(首个该等日期，即“弹性到期日”)的总承诺额的2%，则CNX信贷协议将于弹性到期日到期。
除了对先前CNX循环信贷安排下的所有未偿还金额进行再融资外，CNX信贷协议项下的借款可用于一般企业用途。
根据CNX信贷协议的条款，借款将在CNX的任一选择权下计息：
•最高的(I)PNC银行，国家协会的最优惠利率，(Ii)联邦基金开放利率加0.50%；及(Iii)一个月SOFR利率加1.0%，在每种情况下，加上以下范围的边际0.75%至1.75%; or
•SOFR费率加上以下范围的保证金1.85%至2.85%.
CNX信贷协议下的可获得性，包括信用证的可获得性，一般限于借款基数，该借款基数由所需的善意贷款人数量通过计算公司已探明储备的贷款价值来确定。
CNX信贷协议还要求CNX保持最高净杠杆率不高于3.50至1.00，计算方法为债务减去手头现金与合并EBITDA的比率，按季度计算。CNX还必须保持最低电流比率不低于1.00至1.00，按每季度计算的流动资产加上左轮手枪可获得性与流动负债的比率，不包括衍生资产/负债头寸、到期前一年的可转换票据负债和左轮手枪下的借款。所有比率的计算都不包括CNX Gathering和CNXM及其子公司。截至2022年12月31日，CNX遵守了所有金融契约。
截至2022年12月31日，CNX信贷安排没有未偿还的借款和171,272未付信用证的余额为$1,128,728未使用的容量。截至2021年12月31日，CNX信贷安排为192,000未偿还借款和美元184,131未付信用证的余额为$923,869未使用的容量。
CNX Midstream Partners LP(CNXM)：
2022年5月5日，CNXM修订了2021年10月6日修订和重新签署的信贷协议，其中规定600,000优先担保循环信贷安排(经修订，“CNXM信贷协议”)，于2026年10月6日到期。进行了修订，以SOFR或有担保的隔夜融资利率取代LIBOR作为基准利率。CNXM仍为借款方，其若干附属公司仍为经修订及重订信贷协议的担保人贷款方。CNXM信贷协议取代了之前的CNXM循环信贷安排，不受半年度重新确定的影响。CNX不是CNXM信贷协议的担保人。
除了对先前CNXM循环信贷安排下的所有未偿还金额进行再融资外，CNXM可将CNXM信贷协议下的借款用于一般企业用途。
CNXM信贷协议项下未偿债务的利息目前由CNXM选择，利率基于以下任一项：
•最高的(I)PNC银行，国家协会的最优惠利率，(Ii)联邦基金开放利率加0.50%；及(Iii)一个月SOFR利率加1.0%，在每种情况下，加上以下范围的边际1.00%至2.00%; or
•SOFR费率加上以下范围的保证金2.10%至3.10%.
此外，CNXM有义务在每个财政季度末(X)保持最高净杠杆率不超过5.00到1.00，范围不超过5.25在某些情况下降至1.00；(Y)最高担保杠杆率不高于3.25至1.00及(Z)最低利息覆盖比率不低于2.50至1.00；在每种情况下，根据CNXM信贷协议中确定该等比率的条款和定义计算。截至2022年12月31日，CNXM遵守了所有金融契约。
截至2022年12月31日，CNXM信贷安排有153,700未偿还借款和美元30未付信用证的余额为$446,270未使用的容量。截至2021年12月31日，CNXM信贷安排为185,000未偿还借款和美元30未付信用证的余额为$414,970未使用的容量。
注11-其他应计负债：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 版税 | $ | 144,482 | | | $ | 152,498 | |
| 应计利息 | 36,744 | | | 36,035 | |
| 递延收入 | 22,095 | | | 18,984 | |
| 短期激励性薪酬 | 18,956 | | | 19,591 | |
| 应计其他税种 | 14,067 | | | 12,681 | |
| 交通费 | 12,808 | | | 15,808 | |
| 应计工资总额和福利 | 6,318 | | | 5,747 | |
| 购入的应付天然气 | 5,266 | | | 757 | |
| | | |
| 其他 | 18,142 | | | 16,635 | |
| 长期负债的流动部分： | | | |
| 资产报废债务 | 9,735 | | | 7,154 | |
| 工资退休 | 1,878 | | | 1,842 | |
| 其他应计负债总额 | $ | 290,491 | | | $ | 287,732 | |
附注12-长期债务：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
优先债券将于2029年1月到期6.00%，按面值发行 | $ | 500,000 | | | $ | 500,000 | |
优先债券将于2031年1月到期7.375%(本金为$500,000减去未摊销折扣$6,0612022年12月31日) | 493,939 | | | — | |
CNX Midstream Partners LP高级债券将于2030年4月到期4.75%(本金为$400,000减去未摊销折扣$4,231及$4,808，分别)* | 395,769 | | | 395,192 | |
优先债券将于2027年3月到期7.25%(本金为$350,000及$700,000外加未摊销保费$2,266及$5,609，分别) | 352,266 | | | 705,609 | |
2026年5月到期的可转换优先债券，日期：2.25%(本金为$330,654及$345,000减去未摊销折扣和发行成本$6,460及$91,284，分别) | 324,194 | | | 253,716 | |
| CNX Midstream Partners LP循环信贷安排* | 153,700 | | | 185,000 | |
| CNX循环信贷安排 | — | | | 192,000 | |
| 减去：未摊销债务发行成本 | 14,133 | | | 17,396 | |
| 长期债务 | $ | 2,205,735 | | | $ | 2,214,121 | |
*CNX不是CNXM的担保人4.752030年4月到期的优先票据或CNXM的信贷安排。
截至2022年12月31日，CNX和CNXM长期债务在未来五年及以后的年度未贴现到期日如下：
| | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | 金额 |
| 2023 | $ | — | |
| 2024 | — | |
| 2025 | — | |
| 2026 | 484,354 | |
| 2027 | 350,000 | |
| 此后 | 1,400,000 | |
| 长期债务总到期日 | $ | 2,234,354 | |
在截至2022年12月31日的年度内，CNX完成了一次非公开发行，募集资金为500,000本金合计7.3752031年1月到期的优先债券(“2031年1月到期的优先债券”)减去未摊销折价$6,250自2022年9月26日起计息，利率为7.375每年的百分比。利息每半年支付一次，从2023年7月15日开始，每年的1月15日和7月15日到期支付。将于2031年1月到期的优先票据将于2031年1月15日到期，优先于本公司可能产生并由CNX的大部分附属公司担保但不包括CNXM(或其附属公司或普通合伙人)的所有现有及未来优先债务。
在截至2022年12月31日的年度内，CNX购买并退役了$350,000其杰出之处7.252027年3月到期的优先债券百分比。作为交易的一部分，损失$9,972计入综合损益表中债务清偿的损失(收益)。
在截至2022年12月31日的年度内，CNX购买了14,346出售其未偿还的可转换票据。作为这笔交易的一部分，损失$12,981计入综合损益表中债务清偿的损失(收益)。
在截至2021年12月31日的年度内，CNXM完成了一次非公开发行，募集资金为400,000本金总额4.752030年4月到期的CNXM优先债券(“2030年4月到期的CNXM优先债券”)减去未摊销债券折价$5,000。2030年4月到期的CNXM优先债券以及相关担保是根据一份日期为2021年9月22日的契约发行的。CNXM优先债券于2030年4月到期，由2021年9月22日起计息，息率为4.75每年的百分比。利息每半年支付一次，从2022年4月15日开始，每年的4月15日和10月15日到期支付。将于2030年4月到期的CNXM优先债券将于2030年4月15日到期。将于2030年4月到期的CNXM优先票据具有同等的偿还权，优先于CNXM现有和未来的所有债务，以及优先于CNXM可能产生的任何次级债务。CNX不是2030年4月到期的CNXM优先债券的担保人。
在截至2021年12月31日的年度内，CNXM购买并停用了$400,000未偿还本金总额6.502026年3月到期的优先债券百分比。作为这笔交易的一部分，损失$25,727计入综合损益表中债务清偿的损失(收益)。
于截至2021年12月31日止年度内，CNX的全资附属公司枢机主教集结公司(“枢机主教”)全额偿还未偿还本金#美元。107,705取消其非循环信贷安排，并终止该安排。作为这笔交易的一部分，损失$5,763计入综合损益表中债务清偿的损失(收益)。
此外，于截至2021年12月31日止年度，CNX的全资附属公司CSG Holdings II LLC(“CSG Holdings”)全数偿还未偿还本金#美元。39,726其非循环信贷安排，并终止了该安排。作为这笔交易的一部分，损失$2,247计入综合损益表中债务清偿的损失(收益)。
在截至2020年12月31日的年度内，CNX购买并注销了剩余的美元894,307其杰出之处5.8752022年4月到期的优先债券百分比。作为这笔交易的一部分，收益为$10,101计入综合损益表中债务清偿的损失(收益)。
在截至2020年12月31日的年度内，CNX完成了一次非公开发行，募集资金为500,000本金总额6.002029年1月到期的优先债券百分比(“2029年1月到期的优先债券”)。于二零二九年一月到期的优先票据连同有关担保，是根据附属公司本公司于二零二零年十一月三十日订立的契约发行的。
担保人一方及作为受托人的UMB Bank，N.A.高级债券于2029年1月到期，由2020年11月30日起计息，息率为6.00每年的百分比。利息每半年支付一次，从2021年7月15日开始，每年的1月15日和7月15日到期支付。将于2029年1月到期的高级债券将於2029年1月15日到期，并会在发生指定事项时作出调整。将于2029年1月到期的优先票据与本公司现有及未来的所有优先债务并列，优先于本公司可能产生的任何次级债务。2029年1月到期的优先债券由CNX的大多数子公司担保，但不包括CNXM(或其子公司或普通合伙人)。
在截至2020年12月31日的年度内，CNX完成了一次非公开发行，募集资金为200,000的7.252027年3月到期的优先债券百分比(“2027年3月到期的优先债券”)加$7,000未摊销债券溢价为103.5面值的%，有效收益率为6.34%。2027年3月到期的优先债券连同相关担保，是根据日期为2019年3月14日的契约发行的。高级债券于2027年3月到期，由2020年9月14日起计息，息率为7.25每年的百分比。利息每半年支付一次，从2021年3月14日开始，每年的3月14日和9月14日到期支付。高级债券将於二零二七年三月十四日到期。2027年3月到期的优先债券与本公司现有和未来的所有优先债务并列，优先于本公司可能产生的任何次级债务。2027年3月到期的优先债券由CNX的大多数子公司担保，但不包括CNXM(或其子公司或普通合伙人)。
2020年4月，CNX发行了美元345,000根据修订后的1933年证券法第144A条向合格机构买家非公开发售的2026年5月到期的可转换票据(“可转换票据”)的本金总额，包括$45,000根据行使初始购买者购买额外可换股票据的全部选择权而发行的可换股票据的本金总额。可转换票据是本公司的优先无担保债务。可转换票据的固定息率为2.25年息%，自2020年11月1日起，每半年拖欠一次，分别为每年5月1日和11月1日。发行可换股票据所得款项合共为$334,650，扣除初始购买者折扣和发行成本。可转换票据由CNX的大多数子公司担保，但不包括CNXM(或其子公司或普通合伙人)。
初始转换率为77.8816每股$的CNX普通股1,000可转换票据的本金金额，代表初始转换价格约为$12.84每股，可根据特定事件的发生进行调整。
可转换债券将于2026年5月1日到期，除非提前回购、赎回或转换。在2026年2月1日之前，票据持有人只有在发生以下事件时才有权转换其可转换票据：
•在2020年6月30日之后开始的任何日历季度内(且仅在该日历季度内)，如果最后报告的普通股每股销售价格超过130%(130%)最少二十个(20)交易日(不论是否连续)30)在前一个日历季度的最后一个交易日结束并包括在内的连续交易日；
•在五年期间(5)紧接任何十天之后的连续营业日(10)连续交易日期间(如十个(10)连续交易日期间(下称“测算期”)，如在测算期内每个交易日的每1,000美元本金票据的交易价低于98%(98%)该交易日最后报告的普通股每股售价和换算率的乘积；
•如果CNX要求赎回任何或所有可转换票据，则在紧接赎回日期前一个预定交易日的交易结束前的任何时间；或
•在发生管理可转换票据的契约中规定的某些特定公司事件时。
自2026年2月1日起及之后，票据持有人可随时选择转换其可转换票据，直至紧接到期日前第二个预定交易日的交易结束为止。
转换后，本公司可按可换股票据契约所载条款及条件，按本公司选择的方式，支付及/或交付现金、本公司普通股股份或现金与本公司普通股股份的组合，以履行其转换义务。可换股比率在若干情况下会根据管限可换股票据的契约条款而作出调整。此外，在管理可转换票据的契约中描述的某些公司事件在到期日之前发生后，公司将在某些情况下提高与此类公司事件相关而选择转换其可转换票据的持有人的转换率。
公司将通过支付或交付适用的现金、普通股或
现金和普通股的组合，由公司选择。本公司目前的意图是在转换时以现金结算可转换票据的本金金额。
如果发生构成“根本变化”的某些公司事件(定义见管理可转换票据的契约)，则票据持有人可要求公司以现金回购价格回购其可转换票据，回购价格等于要回购的票据的本金金额，外加截至(但不包括)基本变化回购日期的应计和未付利息。根本性变化的定义包括涉及本公司的某些业务合并交易和与本公司普通股有关的某些退市事件。于2022年12月31日，允许可换股票据持有人行使其转换权的条件未获满足，而于2022年12月31日，可换股票据不可转换。因此，可转换票据于2022年12月31日被归类为长期债务。
2022年1月1日，公司采用了会计准则更新(ASU)2020-06-实体自有权益中可转换工具和合同的会计处理，采用修改后的过渡法，累计影响确认为对留存收益期初余额的调整。本指引适用于2020年4月发行的可转换优先票据，其中嵌入的转换选择权须作为股东权益的一部分单独入账。在2022年1月1日通过后，长期债务增加了#美元82,327代表两项调整的净影响：(1)美元107,260嵌入转换的价值，这是扣除分配的发行成本后的价值，以前归类为股东权益中的额外实收资本，以及(2)$24,933由于采用的累积影响，留存收益增加，主要与分配给股东权益的可转换票据部分的摊销所记录的非现金利息支出有关。此外，还减少了#美元。22,990递延所得税，一美元5,986减少至留存收益，以及$78,284综合资产负债表中股东权益的减少。预期，报告的可转换票据利息支出将不再包括先前会计准则要求的权益部分的非现金利息支出，并将等于2.25%现金票面利率。此外，根据新会计指引的要求，在计算稀释每股收益时，本公司将使用IF-转换法而不是库存股方法对预期基础上的可转换票据进行假设转换。
在采用ASU 2020-06--实体自身权益中可转换票据和合同的会计处理之前，可转换票据被分为负债部分和权益部分。负债部分的账面金额是通过计量没有相关换算特征的类似债务工具的公允价值来计算的。公允价值基于类似到期日的上市交易、优先、无担保公司债券的市场数据，这些债券代表了二级可观察到的投入。代表转换选择权的权益部分的账面值是通过从可换股票据的基本价值中减去负债部分的公允价值而厘定的，并在综合股东权益综合报表中以超出面值的资本计入，只要其继续符合股权分类条件，就不会重新计量。可换股票据本金超出负债部分及债务发行成本的部分，按实际利息法于可换股票据的合约期内摊销为利息开支。
在核算债务发行成本#美元时10,350，公司按与可转换票据收益相同的比例将产生的总金额分配给负债和权益部分。负债部分的发行费用为#美元。7,024并按可换股票据合约期内的实际利息方法摊销至利息支出。权益部分的发行成本为#美元。3,326并计入综合股东权益综合报表中超出面值的资本权益部分。
可转换票据的负债和权益部分的账面净值如下：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 负债构成： | | | |
| 本金 | $ | 330,654 | | | $ | 345,000 | |
| 未摊销折扣 | — | | | (85,950) | |
| 未摊销发行成本 | (6,460) | | | (5,334) | |
| 账面净额 | $ | 324,194 | | | $ | 253,716 | |
| | | |
| 公允价值 | $ | 483,581 | | | $ | 453,765 | |
| 公允价值层次结构 | 2级 | | 2级 |
| | | |
| 权益部分，扣除购买折扣和发行成本后的净额 | $ | — | | | $ | 78,284 | |
与可转换票据相关的利息支出如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 |
| 合同利息支出 | $ | 7,577 | | | $ | 7,762 | |
| 债务贴现摊销 | — | | | 15,417 | |
| 发行成本摊销 | 1,871 | | | 1,034 | |
| 利息支出总额 | $ | 9,448 | | | $ | 24,213 | |
就发售可换股票据而言，本公司与若干交易对手订立私下磋商的封顶催缴股款交易(“封顶催缴”)。每个有上限的看涨期权的初始执行价为1美元。12.84经若干调整后，按可换股票据的初始换股价计算。有上限的通话的初始上限价格为1美元。18.19每股，但须经某些调整。经反摊薄调整后，上限催缴涵盖最初作为可换股票据基础的本公司普通股股份总数，一般预期可在任何可换股票据转换时减少对本公司普通股的潜在摊薄及/或抵销本公司须支付的超过已转换可换股票据本金的任何现金付款(视情况而定)，并根据上限催缴交易的上限价格进行有关减持及/或抵销。导致上限催缴的初始执行价格调整的条件反映了导致可转换票据相应调整的条件。出于会计目的，设定上限的催缴是单独的交易，不属于可转换票据条款的一部分。由于这些交易符合某些会计标准，被封顶的催缴被记录在股东权益中，不作为衍生品入账。美元的成本35,673与上限催缴相关产生的减值计入超过面值的资本减值。
在截至2020年12月31日的年度内，CNX的全资子公司Cardinal States签订了一项125,000非循环信贷安排协定(“枢机国安排”)。枢机国融资机制定于2028年到期，由几乎所有枢机国资产担保，需要对浮动利率敞口进行最低程度的对冲，并且不求助于CNX。枢机主教贷款已全额偿还，并在上述截至2021年12月31日的年度内终止。
此外，在截至2020年12月31日的年度内，CNX的全资子公司CSG Holdings签订了一项50,000非循环信贷安排协议(“CSG控股安排”)。CSG控股基金将于2027年到期。该贷款以CSG持有的几乎所有资产为抵押，需要对浮动利率敞口进行最低水平的对冲，并且没有对CNX的追索权。于截至二零二一年十二月三十一日止年度内，CSG控股融资已悉数偿还及终止。
注13-租约：
CNX的租赁活动主要包括电动压裂设备、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的运营和融资租赁。一些租约包括续订选项，期限从1至10未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资产及负债于开始日期根据租赁期内租赁付款的现值确认。由于CNX的大多数租赁不提供隐含利率，因此使用递增借款利率来确定租赁付款的现值。根据ASC 842，本公司的政策是不包括12个月或以下的租赁，并且不将任何资产类别的租赁组成部分与非租赁组成部分分开。
2022年8月26日，CNX签订了一份新的电动空气钻井设备租赁合同，预计将产生一笔约为美元的运营租赁ROU资产和运营租赁债务7,481租约于2023年5月开始。2022年10月18日，CNX签订了一个电动钻井系统的新租约，预计将产生融资租赁资产，包括在房地产、厂房和设备中，并作为融资租赁债务为#美元。12,831在2023年5月，也就是租约预计开始的时候。
租赁费的构成如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 经营租赁成本 | $ | 56,725 | | | $ | 60,364 | | | $ | 74,703 | |
| 融资租赁成本： | | | | | |
使用权资产摊销 | 665 | | | 1,577 | | | 4,959 | |
租赁负债利息 | 78 | | | 123 | | | 739 | |
| 短期租赁成本 | 7,784 | | | 8,589 | | | 3,252 | |
| 可变租赁成本* | 9,271 | | | 7,100 | | | 9,634 | |
| 总租赁成本 | $ | 74,523 | | | $ | 77,753 | | | $ | 93,287 | |
*天然气钻井平台综合资产负债表中确认的金额是使用钻井平台闲置时将支付的费率来衡量的，因为这是根据合同可以支付的最低付款。可变租赁成本是指在使用天然气钻井平台时，超过这一最低标准的钻井平台支付的金额。在合并资产负债表中确认的电气压裂设备的金额是使用合同规定的最低泵送小时数来计量的；但是，泵送小时数可能超过最低泵送小时数，并随时间段的不同而变化。超过最低额度的抽水工时所支付的任何此类金额均为可变租赁费用。
综合资产负债表中确认的金额如下： | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 经营租赁： | | | |
| 经营性租赁使用权资产 | $ | 174,849 | | | $ | 56,022 | |
| | | |
| 经营租赁债务的当期部分 | $ | 47,436 | | | $ | 22,940 | |
| 经营租赁义务 | 132,105 | | | 33,672 | |
经营租赁负债总额 | $ | 179,541 | | | $ | 56,612 | |
| | | |
| 融资租赁： | | | |
| 物业、厂房及设备 | $ | 6,777 | | | $ | 5,613 | |
| 累计较少折旧、损耗和摊销 | 3,926 | | | 3,840 | |
财产、厂房和设备--净值 | $ | 2,851 | | | $ | 1,773 | |
| | | |
| 融资租赁债务的当期部分 | $ | 881 | | | $ | 555 | |
| 融资租赁义务 | 1,970 | | | 1,218 | |
融资租赁负债总额 | $ | 2,851 | | | $ | 1,773 | |
与租赁有关的补充现金流量信息如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 为计入租赁负债计量的金额支付的现金： | | | | | |
| 经营租赁的经营现金流 | $ | 55,729 | | | $ | 56,966 | | | $ | 62,610 | |
| 融资租赁的经营现金流 | $ | 78 | | | $ | 123 | | | $ | 739 | |
| 融资租赁的融资现金流 | $ | 665 | | | $ | 2,785 | | | $ | 7,155 | |
| 以租赁债务交换获得的使用权资产： | | | | | |
经营租约 | $ | 36,758 | | | $ | 4,010 | | | $ | 4,027 | |
融资租赁 | $ | 1,742 | | | $ | 772 | | | $ | 257 | |
租赁负债的到期日如下：
| | | | | | | | | | | |
| 运营中 | | 金融 |
| 租契 | | 租契 |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | |
| 2023 | $ | 54,681 | | | $ | 1,057 | |
| 2024 | 51,477 | | | 822 | |
| 2025 | 47,523 | | | 680 | |
| 2026 | 18,398 | | | 611 | |
| 2027 | 6,048 | | | 332 | |
| 此后 | 21,532 | | | 66 | |
| 租赁付款总额 | 199,659 | | | 3,568 | |
| 减去：利息 | 20,118 | | | 717 | |
| 租赁负债现值 | $ | 179,541 | | | $ | 2,851 | |
租赁条款和折扣率如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 加权平均剩余租赁年限(年)： | | | | | |
经营租约 | 4.41 | | 6.20 | | 4.68 |
融资租赁 | 4.01 | | 3.56 | | 1.37 |
| | | | | |
| 加权平均贴现率： | | | | | |
经营租约 | 4.65 | % | | 4.84 | % | | 4.40 | % |
融资租赁 | 6.17 | % | | 1.72 | % | | 6.33 | % |
附注14-退休金：
固定缴款恢复计划的福利自2018年7月1日起冻结。在此日期之后聘用的员工不符合此福利计划的条件。此外，目前的参与者在该日期之后不再获得任何补偿积分，最后一次奖励是2017年。年度利息抵免将继续按照计划的条款进行。
养恤金债务的当前部分包括在其他应计负债中，非流动部分包括在合并资产负债表中的其他负债中。
养恤金福利的福利义务、计划资产和供资状况变化的对账情况如下：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 福利义务的变化： | | | |
期初的福利义务 | $ | 42,990 | | | $ | 44,076 | |
| | | |
利息成本 | 1,035 | | | 855 | |
| 精算收益 | (10,006) | | | (161) | |
| | | |
| | | |
| | | |
福利及其他付款 | (1,796) | | | (1,780) | |
| 期末福利义务 | $ | 32,223 | | | $ | 42,990 | |
| | | |
| 计划资产变更： | | | |
计划资产期初公允价值 | $ | — | | | $ | — | |
公司缴费 | 1,796 | | | 1,780 | |
福利及其他付款 | (1,796) | | | (1,780) | |
| | | |
| 计划资产期末公允价值 | $ | — | | | $ | — | |
| | | |
| 资金状况： | | | |
流动负债 | $ | (1,878) | | | $ | (1,842) | |
非流动负债 | (30,345) | | | (41,148) | |
| | | |
| 已确认的债务净额 | $ | (32,223) | | | $ | (42,990) | |
| | | |
在累计其他全面亏损中确认的金额包括： | | | |
精算净亏损 | $ | 7,884 | | | $ | 18,401 | |
| 前期服务成本 | 1,063 | | | 1,284 | |
总计 | 8,947 | | | 19,685 | |
减税：税收优惠 | 2,434 | | | 5,162 | |
| 确认净额 | $ | 6,513 | | | $ | 14,523 | |
定期福利净成本的构成如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 净定期收益成本的构成： | | | | | |
服务成本 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 247 | |
利息成本 | 1,035 | | | 855 | | | 1,179 | |
| 前期服务成本摊销 | 221 | | | 222 | | | 221 | |
确认精算净亏损 | 510 | | | 513 | | | 383 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 定期收益净成本 | $ | 1,766 | | | $ | 1,590 | | | $ | 2,030 | |
CNX利用走廊方法摊销养老金计划下积累的精算损益。累计损益超过预期福利债务(PBO)或计划资产的市场相关价值中较大者的10%，将在所有计划参与者的预期未来年限内摊销。
下表提供了与累积福利义务超过计划资产的养恤金计划有关的信息：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2022 | | 2021 |
| 预计福利义务 | $ | 32,223 | | | $ | 42,990 | |
| 累积利益义务 | $ | 32,223 | | | $ | 42,990 | |
| 计划资产的公允价值 | $ | — | | | $ | — | |
假设：
用于确定福利义务的加权平均假设如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2022 | | 2021 |
| 贴现率 | 5.43 | % | | 2.84 | % |
| 补偿增值率 | — | % | | — | % |
| 贷记利率 | 4.43 | % | | 2.64 | % |
贴现率是使用在外部精算师协助下开发的特定于公司的收益率曲线模型(高于平均值)来确定的。特定于公司的收益率曲线模型(高于平均值)使用扩展债券范围的子集来确定特定于公司的贴现率。截至测量日期，收益率曲线中使用的债券被穆迪或标准普尔评为AA级。收益率曲线模型与计划的预计现金流平行，模型中包括的债券的基本现金流超过了满足公司计划所需的现金流。与上一年相比，贴现率的增加导致本年度的精算收益显著增加。
用于确定定期净收益成本的加权平均假设如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 贴现率 | 2.84 | % | | 2.47 | % | | 3.36 | % |
| | | | | |
| 补偿增值率 | — | % | | — | % | | — | % |
| 贷记利率 | 4.07 | % | | 2.71 | % | | 2.47 | % |
现金流：
预计将支付下列福利付款，这些付款反映了预期的未来服务：
| | | | | | | | |
| | 养老金 |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | 优势 |
| 2023 | | $ | 1,878 | |
| 2024 | | $ | 1,953 | |
| 2025 | | $ | 2,039 | |
| 2026 | | $ | 2,098 | |
| 2027 | | $ | 2,175 | |
| Year 2028-2032 | | $ | 12,261 | |
附注15-基于股票的薪酬：
CNX的股权激励计划规定向关键员工和非员工董事授予基于股票的奖励。自股权激励计划开始实施以来，对股权激励计划的修订已获得董事会和公司股东的通过和批准。最近，公司股东于2020年5月通过并批准了一项10,775,000增加可供发行的股票总数。2022年12月31日，11,180,911根据该计划，普通股仍可供授予。股权激励计划规定，可供发行的股票总数将减少一与股票期权有关的每股股份，并按
1.62与业绩股单位(PSU)或限制性股票单位(RSU)有关的每股股票。自股票期权授予之日起十周年后，不得根据股权激励计划行使股票期权奖励。
对于那些预计将被授予的股票，CNX将在必要的奖励服务期内以直线方式确认基于股票的补偿成本，这通常是归属期限。选项和RSU被授予三年制学期。2018-2019年授予的PSU超过五年制2020-2022年授予的期限和PSU超过三年制受业绩条件制约的条款。如果员工离开公司，所有未归属的股份都将被没收。CNX会在罚没发生时予以确认。在死亡和残疾的情况下，所有奖励的授予将加快，并可能在CNX控制权发生变化时加快。
截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度内，已确认的与CNX股份有关的股票薪酬开支总额为$16,375, $16,560及$12,897，分别为。相关递延税项优惠总额为#美元。4,497, $4,409, $2,134，分别为。
截至2022年12月31日，CNX拥有$15,396与所有非既得股票补偿奖励有关的未确认补偿费用，预计将在#年加权平均期内确认1.45好几年了。当行使股票期权，并获得限制性和绩效股票单位奖励时，发行的股票是CNX的普通股。
股票期权：
CNX审查了其期权行使的历史模式，以努力确定是否有任何基于某些员工群体的可识别的活动模式。从这一分析中，CNX识别出二并使用布莱克-斯科尔斯期权定价模型对每个员工群体的期权进行估值。下表所示的预期期限计算是基于这两个群体的历史锻炼模式和授权后终止行为的加权平均值。无风险利率是根据奖励的预期期限内计算的美国国债收益率为奖励的每个归属部分确定的。历史波动率和隐含波动率的组合用于确定预期波动率和未来股价趋势。
截至二零二二年十二月三十一日及二零二零年十二月三十一日止年度内授出之购股权之公平值总额为115及$1,066分别基于以下假设和加权平均公允价值。有几个不是于截至2021年12月31日止年度内授出的期权。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 赠款的加权平均公允价值 | $ | 10.60 | | | $ | — | | | $ | 3.56 | |
| 无风险利率 | 3.02 | % | | — | % | | 1.61 | % |
| 预期股息收益率 | — | % | | — | % | | — | % |
| 预期罚没率 | — | % | | — | % | | — | % |
| 预期波动率 | 54.00 | % | | — | % | | 55.33 | % |
| 预期期限(以年为单位) | 5.50 | | — | | | 5.11 |
已授予的股票期权情况摘要如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 加权 | | |
| | | | | | 平均值 | | |
| | | | 加权 | | 剩余 | | 集料 |
| | | | 平均值 | | 合同 | | 固有的 |
| | | | 锻炼 | | 术语(in | | 值(in |
| | 股票 | | 价格 | | 年) | | 数千人) |
| 截至2021年12月31日的未偿还债务 | | 2,990,094 | | | $ | 12.72 | | | | | |
| 授与 | | 10,850 | | | $ | 20.51 | | | | | |
| 已锻炼 | | (161,704) | | | $ | 7.15 | | | | | |
| 被没收 | | (10,943) | | | $ | 10.53 | | | | | |
| 过期 | | (565,452) | | | $ | 31.17 | | | | | |
| 在2022年12月31日未偿还 | | 2,262,845 | | | $ | 8.55 | | | 3.68 | | $ | 18,792 | |
| 可于2022年12月31日行使 | | 2,175,021 | | | $ | 8.43 | | | 3.54 | | $ | 18,302 | |
在2022年12月31日，有1,800,851在股权激励计划下未偿还的员工股票期权。非员工董事股票期权背心一年在授予之日之后。确实有461,994根据这些授予，未偿还的股票期权。
上表中的总内在价值代表了如果所有期权持有人在2022年12月31日行使期权的话，期权持有人本应收到的税前内在价值(CNX在截至2022年12月31日的年度最后一个交易日的收盘价与期权的行权价格之间的差额)。这一数额根据CNX股票的公平市场价值而变化。截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度行使的期权总内在价值为1,825, $5,027、和$1,263，分别为。
截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日止年度从行使期权收到的现金为$1,197, $5,087及$2,052，分别为。期权行使对税收的影响总额为$463, $960和$328截至2022年12月31日、2021年12月31日及2020年12月31日止年度。
限制性股票单位：
根据股权激励计划，CNX授予某些员工和非员工董事RSU奖励，使持有者有权获得普通股作为奖励。非员工董事RSU背心在年底一年。补偿费用在上述单位的授权期内确认。于截至2022年12月31日、2021年及2020年12月31日止年度内批出的总公平价值为16,852, $12,603及$10,619，分别为。于截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度内归属的限制性股票单位的公允价值总额为11,811, $9,249及$4,798，分别为。
下表为授予日的非既有限制性股票单位及其相应的公允价值(基于收盘价)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 数量 | | 加权平均 |
| | 股票 | | 授予日期公允价值 |
| 截至2021年12月31日未归属 | | 2,037,977 | | | $10.55 |
| 授与 | | 1,134,980 | | | $14.85 |
| 既得 | | (1,076,534) | | | $10.94 |
| 被没收 | | (262,503) | | | $12.53 |
| 截至2022年12月31日未归属 | | 1,833,920 | | | $12.69 |
绩效份额单位：
根据股权激励计划，CNX授予某些员工业绩股票单位奖励，这使持有者有权获得普通股，但前提是实现了某些市场和业绩目标。薪酬支出根据FASB会计准则编撰的股票薪酬主题的规定，在单位的业绩计量期间确认，以市场和业绩归属条件奖励。总数
在截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度内授予的绩效股票单位的公允价值为7,726, $7,634及$3,826，分别为。于截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度内归属的绩效股份单位的公允价值总额为$949, $6,206及$1,926，分别为。
下表为授予日的非既得业绩份额单位及其相应的公允价值(基于市场奖励的蒙特卡洛方法和基于业绩的奖励授予日的股票价格)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 数量 | | 加权平均 |
| | 股票 | | 授予日期公允价值 |
| 截至2021年12月31日未归属 | | 2,320,023 | | | $11.20 |
| 授与 | | 679,447 | | | $11.37 |
| | | | |
| 既得 | | (72,353) | | | $13.11 |
| 被没收 | | (633,439) | | | $13.60 |
| 截至2022年12月31日未归属 | | 2,293,678 | | | $10.53 |
附注16-补充现金流信息：
以下是影响CNX投资和融资活动的非现金交易。
截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日，CNX购买了与资本项目相关的商品和服务，金额为$56,052, $35,592及$30,982分别计入应付账款。
下表显示已支付(已收到)的现金：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日止年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
利息(扣除资本化金额后的净额) | | $ | 126,643 | | | $ | 123,466 | | | $ | 141,992 | |
所得税 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | (118,125) | |
附注17-信用风险和主要客户的集中度：
CNX主要向美国的天然气批发商销售天然气。信用风险集中度摘要如下：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 天然气批发商 | $ | 304,842 | | | $ | 288,918 | |
天然气、凝析油和加工设施
| 26,382 | | | 32,006 | |
| 其他 | 17,318 | | | 9,282 | |
| 信贷损失准备 | (84) | | | (84) | |
应收账款贸易总额 | $ | 348,458 | | | $ | 330,122 | |
截至2022年12月31日，应收账款为33,322由于直接能源业务营销有限责任公司已包括在上述天然气批发商余额中。截至2021年12月31日，应收账款为38,814及$36,595来自直接能源业务营销有限责任公司和城堡能源营销有限责任公司，分别包括。没有其他客户占总余额的10%以上。
在截至2022年12月31日的年度内，直接能源业务营销有限责任公司的销售额为453,501，占本公司期内与外部客户合约收入的10%以上。
在截至2021年12月31日的年度内，Citadel Energy Marketing LLC的销售额为334,407直接能源业务营销有限责任公司的销售额为$235,760，其中每一项均占本公司期内与外部客户合约收入的10%以上。
在截至2020年12月31日的年度内，直接能源业务营销有限责任公司的销售额为167,390，占本公司期内与外部客户合约收入的10%以上。
附注18-金融工具的公允价值：
CNX根据在市场参与者之间有序交易的资产或负债的本金或最有利市场上转移负债的交换价格(退出价格)来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固有风险的假设，以及对估值的投入。公允价值等级是基于估值技术的投入是可观察的还是不可观察的。可观察的输入反映了从独立来源获得的市场数据(包括NYMEX远期曲线、LIBOR和基于SOFR的贴现率和基期远期曲线)，而不可观察的输入反映了公司自己对市场参与者将使用什么的假设。
公允价值层次结构包括可用于计量公允价值的三个级别的投入，如下所述：
级别1-在活跃的市场中对相同工具的报价。
第2级-第2级包括的资产和负债的公允价值基于使用重大可观察投入的标准行业收入法模型，包括NYMEX远期曲线、LIBOR和基于SOFR的贴现率和基准远期曲线。
第三级-市场活动很少或没有市场活动支持的对公允价值计量有重大意义的不可观察的投入。
在这些情况下，当用于计量公允价值的投入符合公允价值层次结构中一个以上级别的定义时，对公允价值计量整体具有重要意义的最低水平投入决定了公允价值层次结构中的适用水平。
按公允价值经常性计量的金融工具摘要如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022年12月31日的公允价值计量 | | 2021年12月31日的公允价值计量 |
| 描述 | 1级 | | 2级 | | 3级 | | 1级 | | 2级 | | 3级 |
| 气体衍生品 | $ | — | | | $ | (1,904,830) | | * | $ | — | | | $ | — | | | $ | (976,170) | | | $ | — | |
| 利率互换 | $ | — | | | $ | 4,561 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | (5,786) | | | $ | — | |
*包括$77,662已结清但尚未支付的天然气衍生品.未选择公允价值期权的金融工具的账面金额和公允价值如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| | 携带
金额 | | 公平
价值 | | 携带
金额 | | 公平
价值 |
| 现金和现金等价物 | $ | 21,321 | | | $ | 21,321 | | | $ | 3,565 | | | $ | 3,565 | |
| 长期债务(不包括发债成本)* | $ | 2,219,868 | | | $ | 2,240,919 | | | $ | 2,231,517 | | | $ | 2,483,019 | |
现金和现金等价物代表高流动性工具，构成第1级公允价值计量。该公司的某些债务在公开市场上交易活跃，因此构成了第一级公允价值计量。本公司不活跃交易的债务部分通过参考适用的基准利率进行估值，因此构成第2级公允价值计量。
*2022年1月1日，公司采用ASU 2020-06-实体自有权益中可转换票据和合同的会计处理，采用修改后的过渡法，累计影响确认为对留存收益期初余额的调整(详情见附注12-长期债务).
附注19-衍生工具：
CNX签订利率互换协议，以管理其对利率波动的敞口。这些互换将债务的可变利率现金流敞口改为固定现金流。利率互换协议的公允价值变动按市价计价，公允价值变动计入当期收益。
2020年3月，CNX签订了与美元相关的利率掉期175,000在红衣主教贷款机制和CSG控股贷款机制下的借款情况。为了管理对利率波动的风险敞口，每个实体就包括看跌期权在内的全部未偿还本金签订了利率掉期协议。25基点。每个掉期和认沽期权的基本名义根据每个相应信贷安排的预期摊销情况随着时间的推移而减少。在……里面
此外，CSG控股从2023年3月31日开始签订看涨期权。2021年8月，随着红衣主教贷款和CSG控股贷款的偿还和终止，这些掉期被终止。
2020年3月，CNX签订了一项利率互换协议，包括一项看跌期权零基点，与美元相关160,000在CNX信贷机制下的借款，其经济效果是在四年内将可变利率债务修改为固定利率债务。
2020年3月，CNX达成了一项为期四年的利率互换协议，涉及额外的美元250,000CNX信贷安排下的借款，包括零基点的看跌期权，自2020年4月3日起生效。2020年12月，CNX执行了一笔抵消性的美元250,000利率互换，立即生效，2024年4月到期。与之前的利率互换协议一致，美元250,000达成利率互换是为了管理CNX对利率波动的敞口。
CNX进入金融衍生工具(场外掉期)，以管理其对天然气价格波动的敞口。通常情况下，CNX会“出售”掉期交易，即从交易对手那里获得固定价格，然后以浮动市场价格支付。为了在平衡基础对冲的同时锁定某些利润率，在2022年第一季度，CNX购买了2022年4月至10月期间的金融掉期，而不是出售。为了增强生产灵活性，在2021年第一季度，CNX购买了2021年4月至10月期间的金融掉期，而不是出售。根据这些购买的金融掉期，CNX向其对冲交易对手支付固定价格，并从对冲交易对手那里获得浮动价格。购买的掉期具有减少掉期期间的总对冲交易量的效果。天然气商品套期保值按市价计价，公允价值变动计入当期收益。
如果交易对手不履行义务，CNX将面临信用风险。交易对手的信誉将受到持续审查。本公司并无出现衍生交易对手不履行合约的情况。
该公司的交易对手主协议目前没有一项要求CNX为其任何头寸提供抵押品。然而，正如适用的交易对手主协议所述，如果CNX与其任何交易对手的债务不再以与其他贷款人在信贷安排下的类似债务相同的基准进行担保，CNX将不得不为负债状况超过规定门槛的工具提供抵押品。本公司所有衍生工具均须与我们的交易对手订立主要净额结算安排。CNX在综合资产负债表按毛数按公允价值确认所有金融衍生工具为资产或负债。
公司的每一份交易对手主协议都允许在违约的情况下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清所有未平仓对冲头寸。
CNX衍生工具的名义总金额如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， | | 预计将 |
| 2022 | | 2021 | | 安顿下来 |
| 天然气商品互换(Bcf) | 1,607.9 | | | 1,686.1 | | | 2027 |
| 天然气基准掉期(Bcf) | 1,023.7 | | | 1,233.3 | | | 2027 |
| 利率互换 | $ | 410,000 | | | $ | 410,000 | | | 2024 |
CNX衍生工具的公允价值总额如下：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 流动资产： | | | |
| 商品衍生工具： | | | |
| 商品掉期 | $ | 21,759 | | | $ | 92 | |
| 仅基于基准的掉期 | 118,115 | | | 94,682 | |
| 利率互换 | 14,600 | | | 228 | |
| 流动资产总额 | $ | 154,474 | | | $ | 95,002 | |
| | | |
| 其他非流动资产： | | | |
| 商品衍生工具： | | | |
| 商品掉期 | $ | 42,786 | | | $ | 12,419 | |
| 仅基于基准的掉期 | 197,280 | | | 119,077 | |
| 利率互换 | 4,865 | | | 498 | |
| 其他非流动资产合计 | $ | 244,931 | | | $ | 131,994 | |
| | | |
| 流动负债： | | | |
| 商品衍生工具： | | | |
| 商品掉期 | $ | 732,717 | | | $ | 505,460 | |
| 仅基于基准的掉期 | 38,559 | | | 13,206 | |
| 利率互换 | 11,377 | | | 2,932 | |
| 流动负债总额 | $ | 782,653 | | | $ | 521,598 | |
| | | |
| 非流动负债： | | | |
| 商品衍生工具： | | | |
| 商品掉期 | $ | 1,466,124 | | | $ | 642,442 | |
| 仅基于基准的掉期 | 47,370 | | | 41,332 | |
| 利率互换 | 3,527 | | | 3,580 | |
| 非流动负债总额 | $ | 1,517,021 | | | $ | 687,354 | |
商品衍生工具对公司综合损益表的影响如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 商品衍生工具的已实现(亏损)收益： | | | | | |
| 天然气： | | | | | |
| 商品掉期 | $ | (1,971,287) | | | $ | (596,619) | | | $ | 390,547 | |
| 基差互换 | 158,510 | | | 57,603 | | | 70,670 | |
| 商品衍生工具已实现(亏损)总收益 | (1,812,777) | | | (539,016) | | | 461,217 | |
| | | | | |
| 商品衍生工具的未实现(亏损)收益： | | | | | |
| 天然气： | | | | | |
| 商品掉期 | (922,424) | | | (1,240,827) | | | (407,308) | |
| 基差互换 | 71,426 | | | 147,110 | | | 119,073 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 商品衍生工具未实现亏损总额 | (850,998) | | | (1,093,717) | | | (288,235) | |
| | | | | |
| 商品衍生工具的(亏损)收益： | | | | | |
| 天然气： | | | | | |
| 商品掉期 | (2,893,711) | | | (1,837,446) | | | (16,761) | |
| 基差互换 | 229,936 | | | 204,713 | | | 189,743 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 商品衍生工具的总(亏损)收益 | $ | (2,663,775) | | | $ | (1,632,733) | | | $ | 172,982 | |
利率互换对公司综合损益表中利息支出的影响如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 为结算利率互换而支付的现金 | $ | (1,572) | | | $ | (5,574) | | | $ | (3,141) | |
| 利率互换未实现收益(亏损) | 10,348 | | | 8,485 | | | (13,051) | |
| 利率互换的收益(损失) | $ | 8,776 | | | $ | 2,911 | | | $ | (16,192) | |
截至2020年12月31日止年度收到的商品衍生工具结算现金包括#美元54,982与某些NYMEX商品掉期的货币化有关。货币化是由于降低了NYMEX某些2022年、2023年和2024年天然气掉期合约的合约掉期价格。合同的名义数量不会因这种货币化而改变。.从货币化收到的净收益在合并现金流量表中归类为营业现金流量。
该公司还签订固定价格的天然气销售协议，以实物交付的方式满足要求。这些实物商品合约符合正常购买和正常销售例外情况，不受衍生工具会计约束。
附注20-承付款和或有负债：
CNX及其子公司面临各种诉讼和索赔，涉及人身伤害、特许权使用费会计、财产损失、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正常业务过程中产生的其他索赔和行动。当这些诉讼和索赔的损失是可能和可以估计的时，CNX应计这些诉讼和索赔的估计损失。该公司目前估计的与这些未决索赔有关的应计项目，无论是单独的还是总体的，对CNX的财务状况、经营业绩或现金流都不重要。未来与这些诉讼和索赔有关的总损失有可能最终对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。
1992年《煤炭行业退休人员健康福利法案》(以下简称《煤炭法案》)第9711条规定，自1993年2月起向美国联合煤矿工人联合会(UMWA)退休人员提供健康福利的煤炭公司，只要最后一位签字人仍在美国，就必须在基本相同的承保范围内继续向这些个人提供健康福利
公事。第9711条还要求任何“亲属”对提供这些健康福利承担连带责任。2020年5月1日，默里能源公司(“默里”)破产程序中的法院批准了默里与UMWA之间的和解协议，该协议将默里第9711条计划中退休人员的煤炭法案债务转移到UMWA 1992福利计划。默里转移到1992年福利计划的退休人员包括大约2,159据称，退休人员可追溯到2013年12月CONSOL Energy Inc.向Murray Energy出售下列可能的最后签约运营商：Consolation Coal Company、McElroy Coal Company、Southern Ohio Coal Company、Central Ohio Coal Company、Keystone Coal Mining Corp.和Eight-Four Coal Mining Company(“已出售子公司”)。2020年5月2日，UMWA1992福利计划的受托人在联邦法院起诉CNX和CONSOL Energy Inc.(“CONSOL”)，声称出售的子公司是最后签署的运营商，CNX和CONSOL是出售子公司的亲属，因此，CNX和CONSOL对据称拖欠出售子公司的合格退休人员的《煤炭法案》健康福利负有连带责任。除其他救济外，1992年计划寻求一项声明，声明CNX和CONSOL有义务将归因于出售子公司的合格退休人员登记在第9711条计划中；CNX和CONSOL有责任提供第9712条所要求的担保；CNX和CONSOL有责任按受益人支付保费，直到合格退休人员参加第9711条计划，以及《煤炭法案》下的其他费用、成本和支出。2022年3月29日，法院驳回了被告的驳回动议，我们现在根据案情为这一行动辩护。此外，根据我们在2017年剥离煤炭业务时签订的分离和分销协议，CONSOL同意赔偿CNX所有与煤炭相关的责任，包括这起诉讼。关于这一事项，虽然有可能发生损失，但不可能发生，因此没有确认应计项目。
2021年7月22日，CNX收到UMWA 1974年养老金计划的一封信，要求提供有关2013年将其某些煤炭子公司出售给Murray Energy的事实和情况。这封信表明，与2019年Murray Energy破产创建的计划中潜在的退出责任相关的诉讼是合理可预见的。目前，还没有评估任何责任。根据我们在2017年剥离煤炭业务时签订的分离和分销协议，CONSOL同意赔偿CNX所有与煤炭相关的债务，包括任何潜在的退出债务。
截至2022年12月31日，CNX已向某些第三方提供了以下财务担保、无条件购买义务和信用证，按下表中的主要类别描述。这些金额代表了该公司根据这些工具可能被要求支付的未来总付款的最大潜力。这些数额并未因追索权或抵押条款下的潜在回收而减少。一般而言，根据填海保证金收回的款项将限于违约时所做的工作。与这些无条件购买债务和信用证有关的任何数额都不在财务报表中作为负债记录。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CNX的财务状况产生重大不利影响。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 每一期间的承诺期满金额 |
| | 总计
金额
vbl.承诺 | | 少于
1年 | | 1-3年 | | 3-5年 | | 超越
5年 |
| 信用证： | | | | | | | | | |
| 公司运输 | $ | 168,215 | | | $ | 168,215 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | | | | |
| 其他 | 3,087 | | | 3,087 | | | — | | | — | | | — | |
| 信用证合计 | 171,302 | | | 171,302 | | | — | | | — | | | — | |
| 担保债券： | | | | | | | | | |
| 与员工相关 | 2,250 | | | 2,250 | | | — | | | — | | | — | |
| 环境 | 11,940 | | | 10,680 | | | 1,260 | | | — | | | — | |
| 财务担保 | 81,270 | | | 81,270 | | | — | | | — | | | — | |
| 其他 | 8,621 | | | 7,299 | | | 1,322 | | | — | | | — | |
| 担保债券总额 | 104,081 | | | 101,499 | | | 2,582 | | | — | | | — | |
| 总承诺额 | $ | 275,383 | | | $ | 272,801 | | | $ | 2,582 | | | $ | — | | | $ | — | |
上表不包括与本公司于2017年11月分拆煤炭业务有关的承诺及担保。尽管CONSOL已同意对CNX进行赔偿，但不能保证在CNX被要求偿付的情况下，CONSOL将履行赔偿CNX的义务(见“第1A条”)。风险因素“在此表格10-K中)。
CNX订立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。这些购买债务不记入综合资产负债表。
截至2022年12月31日，未来五年及以后每年的购买义务如下：
| | | | | |
| 到期债务 | 金额 |
| 不到1年 | $ | 253,870 | |
| 1-3年 | 445,345 | |
| 3-5年 | 370,588 | |
| 5年以上 | 738,189 | |
| 购买债务总额 | $ | 1,807,992 | |
注21-细分市场信息：
该公司根据“管理”方法报告分部信息。管理办法将管理层用于决策和评估业绩的内部报告指定为公司可报告部门的来源。
本公司根据总收入和其他营业收入以及直接归属于该部门的营业费用来评估其可报告部门的业绩。某些费用是在可报告分部之外管理的，因此没有分配。该等开支包括但不限于利息开支、勘探及生产物业减值、商誉减值及其他公司开支，例如销售、一般及行政成本。
CNX的主要活动是生产管道优质天然气，主要销售给天然气批发商，该公司二进行这些作业的可报告部门：页岩和煤层气。另一分部包括对本公司并不重要的名义浅层油气产量。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收益或亏损、在结算日期之前货币化的商品衍生工具的已实现收益、与勘探和生产相关的其他成本、勘探和生产资产的减值、新技术以及在上文讨论的报告分类之外管理的各种其他费用。每一部门的营业利润是基于销售额、可识别的营业费用和非营业费用。
截至2022年12月31日的年度行业业绩如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 页岩 | | 煤层
甲烷 | | 其他 | | | | | | | | | | 已整合 | |
| 天然气、天然气和石油收入 | | $ | 3,334,677 | | | $ | 314,695 | | | $ | 2,740 | | | | | | | | | | | $ | 3,652,112 | | (A) |
| 购买天然气的收入 | | — | | | — | | | 185,552 | | | | | | | | | | | 185,552 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 商品衍生工具的损失 | | (1,672,974) | | | (139,131) | | | (851,670) | | | | | | | | | | | (2,663,775) | | |
| 其他收入和营业收入 | | 69,618 | | | — | | | 17,704 | | | | | | | | | | | 87,322 | | (B) |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 总收入和其他营业收入(亏损) | | $ | 1,731,321 | | | $ | 175,564 | | | $ | (645,674) | | | | | | | | | | | $ | 1,261,211 | | |
| 总运营费用 | | $ | 790,960 | | | $ | 131,426 | | | $ | 399,255 | | | | | | | | | | | $ | 1,321,641 | | |
| 所得税前收益(亏损) | | $ | 940,361 | | | $ | 44,138 | | | $ | (1,196,446) | | | | | | | | | | | $ | (211,947) | | |
| 细分资产 | | $ | 6,452,075 | | | $ | 959,126 | | | $ | 1,104,572 | | | | | | | | | | | $ | 8,515,773 | | (C) |
折旧、损耗和摊销 | | $ | 388,641 | | | $ | 53,201 | | | $ | 19,373 | | | | | | | | | | | $ | 461,215 | | |
| 资本支出 | | $ | 544,914 | | | $ | 15,043 | | | $ | 5,797 | | | | | | | | | | | $ | 565,754 | | |
(A)包括在天然气、天然气和石油总收入中的销售额为#美元453,501To Direct Energy Business Marketing LLC，占该期间与外部客户合同收入的10%以上。
(B)包括中游收入$69,618以及未合并附属公司的收益中的股本为$1,412分别为Shale和Other。
(C)包括对未合并股权附属公司的投资#美元11,714 .
截至2021年12月31日的年度行业业绩如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 页岩 | | 煤层
甲烷 | | 其他 | | | | | | | | | | 已整合 | |
| 天然气、天然气和石油收入 | | | $ | 1,988,993 | | | $ | 193,578 | | | $ | 1,358 | | | | | | | | | | | $ | 2,183,929 | | (D) |
| 购买天然气的收入 | | | — | | | — | | | 99,713 | | | | | | | | | | | 99,713 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
商品衍生工具的损失
| | | (492,526) | | | (46,304) | | | (1,093,903) | | | | | | | | | | | (1,632,733) | | |
| 其他收入和营业收入 | | | 81,267 | | | — | | | 24,616 | | | | | | | | | | | 105,883 | | (E) |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 总收入和其他营业收入(亏损) | | | $ | 1,577,734 | | | $ | 147,274 | | | $ | (968,216) | | | | | | | | | | | $ | 756,792 | | |
| 总运营费用 | | | $ | 804,004 | | | $ | 117,900 | | | $ | 312,970 | | | | | | | | | | | $ | 1,234,874 | | |
| 所得税前收益(亏损) | | | $ | 773,730 | | | $ | 29,374 | | | $ | (1,439,617) | | | | | | | | | | | $ | (636,513) | | |
| 细分资产 | | | $ | 6,071,495 | | | $ | 1,047,851 | | | $ | 981,405 | | | | | | | | | | | $ | 8,100,751 | | (F) |
折旧、损耗和摊销 | | | $ | 440,024 | | | $ | 58,602 | | | $ | 16,492 | | | | | | | | | | | $ | 515,118 | | |
| 资本支出 | | | $ | 453,603 | | | $ | 10,880 | | | $ | 1,378 | | | | | | | | | | | $ | 465,861 | | |
(D)包括在天然气、天然气和石油总收入中的销售额为#美元334,407致Citadel Energy Marketing LLC和$235,760To Direct Energy Business Marketing LLC，其中每一项都占该期间与外部客户合同收入的10%以上。
(E)包括中游收入#美元81,267以及未合并附属公司的收益中的股本为$5,780分别为Shale和Other。
(F)包括对未合并股权附属公司的投资#美元17,301.
截至2020年12月31日的年度行业业绩如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 页岩 | | 煤层
甲烷 | | 其他 | | | | | | 已整合 | |
| 天然气、天然气和石油收入 | | | $ | 781,038 | | | $ | 114,366 | | | $ | 1,341 | | | | | | | $ | 896,745 | | (G) |
| 购买天然气的收入 | | | — | | | — | | | 105,792 | | | | | | | 105,792 | | |
商品衍生工具的收益(损失)
| | | 337,269 | | | 39,884 | | | (204,171) | | | | | | | 172,982 | | (H) |
| 其他收入和营业收入 | | | 64,710 | | | — | | | 17,749 | | | | | | | 82,459 | | (I) |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 总收入和其他营业收入(亏损) | | | $ | 1,183,017 | | | $ | 154,250 | | | $ | (79,289) | | | | | | | $ | 1,257,978 | | |
| 总运营费用 | | | $ | 709,036 | | | $ | 127,845 | | | $ | 860,863 | | | | | | | $ | 1,697,744 | | |
| 所得税前收益(亏损) | | | $ | 473,981 | | | $ | 26,405 | | | $ | (1,103,217) | | | | | | | $ | (602,831) | | |
| 细分资产 | | | $ | 6,068,933 | | | $ | 1,095,816 | | | $ | 877,015 | | | | | | | $ | 8,041,764 | | (J) |
折旧、损耗和摊销 | | | $ | 416,441 | | | $ | 69,745 | | | $ | 15,635 | | | | | | | $ | 501,821 | | |
| 资本支出 | | | $ | 474,545 | | | $ | 9,789 | | | $ | 2,957 | | | | | | | $ | 487,291 | | |
(G)天然气、天然气和石油收入总额包括销售额#美元167,390To Direct Energy Business Marketing LLC，占该期间与外部客户合同收入的10%以上。
(H)其他包括商品衍生工具的已实现收益#美元83,997与套期保值的货币化有关(详情见附注19--衍生工具)。
(I)包括中游收入$64,710以及未合并附属公司的股本亏损$688分别为Shale和Other。
(J)包括对未合并股权附属公司的投资#美元16,022.
将段信息调节到合并金额：
收入和其他营业收入： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日止年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 来自与外部客户的合同的部门总收入 | | $ | 3,907,282 | | | $ | 2,364,909 | | | $ | 1,067,247 | |
| 商品衍生工具的(亏损)收益 | | (2,663,775) | | | (1,632,733) | | | 172,982 | |
| 其他营业收入 | | 17,704 | | | 24,616 | | | 17,749 | |
综合收入和其他营业收入总额 | | $ | 1,261,211 | | | $ | 756,792 | | | $ | 1,257,978 | |
附注22-补充气体数据(未经审计)：
以下信息是根据FASB会计准则更新第2010-03号“采掘活动--石油和天然气(主题932)”编制的。下文概述的补充资料介绍了该公司按照成功努力法核算生产活动的天然气和石油活动的结果。
资本化成本：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2022 | | 2021 |
| 无形钻探成本 | $ | 5,554,021 | | | $ | 5,247,800 | |
| 集气资产 | 2,542,587 | | | 2,483,561 | |
| 探明的天然气性质 | 1,345,114 | | | 1,312,706 | |
| 未经证实的天然气性质 | 734,890 | | | 730,400 | |
| 气井及相关设备 | 1,342,719 | | | 1,202,731 | |
| 其他天然气资产 | 99,457 | | | 96,279 | |
| 财产、厂房和设备合计 | 11,618,788 | | | 11,073,477 | |
| 累计折旧、损耗和摊销 | (4,710,684) | | | (4,279,070) | |
| 净资本化成本 | $ | 6,908,104 | | | $ | 6,794,407 | |
财产收购、勘探和开发所产生的费用(*)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 物业收购： | | | | | |
已证明的性质 | $ | 19,766 | | | $ | 32,355 | | | $ | 16,622 | |
未经证明的属性 | 14,802 | | | 20,568 | | | 8,060 | |
| 发展** | 526,092 | | | 393,641 | | | 432,438 | |
| 探索 | 6,806 | | | 30,927 | | | 33,644 | |
| 总计 | $ | 567,466 | | | $ | 477,491 | | | $ | 490,764 | |
__________
(*)包括所招致的费用，不论是资本化的或支出的。
(**)包括中游的开发成本$38百万，$35百万美元和美元672022年、2021年和2020年分别为100万。
生产活动的经营成果：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 天然气、天然气和石油收入 | $ | 3,652,112 | | | $ | 2,183,929 | | | $ | 896,745 | |
| 商品衍生工具的已实现(亏损)收益 | (1,812,777) | | | (539,016) | | | 461,217 | |
| 商品衍生工具的未实现亏损 | (850,998) | | | (1,093,717) | | | (288,235) | |
| 购买天然气的收入 | 185,552 | | | 99,713 | | | 105,792 | |
| 总收入 | 1,173,889 | | | 650,909 | | | 1,175,519 | |
| 租赁经营费用 | 66,658 | | | 46,256 | | | 40,407 | |
| 制作费、从价税和其他费用 | 44,965 | | | 34,051 | | | 24,196 | |
| 运输、集聚与压缩 | 369,660 | | | 343,635 | | | 285,683 | |
| 购买天然气的成本 | 185,383 | | | 93,776 | | | 100,902 | |
| 勘探和生产性质的减值 | — | | | — | | | 61,849 | |
| | | | | |
| 勘探成本 | 8,298 | | | 20,626 | | | 14,994 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 461,215 | | | 515,118 | | | 501,821 | |
| 总成本 | 1,136,179 | | | 1,053,462 | | | 1,029,852 | |
| 税前营业收入(亏损) | 37,710 | | | (402,553) | | | 145,667 | |
| 所得税支出(福利) | 12,444 | | | (87,354) | | | 42,098 | |
不包括公司和利息成本的生产活动的经营结果 | $ | 25,266 | | | $ | (315,199) | | | $ | 103,569 | |
以下是每单位生产的产量、平均销售价格和平均生产成本，不包括从价税和遣散费：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 制作(MMcfe) | 580,169 | | | 590,248 | | | 511,072 | |
| 商品衍生金融结算影响前的总平均销售价格(按Mcfe) | $ | 6.29 | | | $ | 3.70 | | | $ | 1.75 | |
| 商品衍生金融结算的平均影响(按MCFE) | $ | (3.35) | | | $ | (0.98) | | | $ | 0.78 | |
总平均销售价格，包括商品衍生金融结算的影响(按Mcfe) | $ | 3.17 | | | $ | 2.79 | | | $ | 2.49 | |
| 平均提升成本，不包括从价税和离散税(每Mcfe) | $ | 0.11 | | | $ | 0.08 | | | $ | 0.08 | |
在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内，公司钻探了37.0, 33.0，以及29.0Net开发井。有几个不是2022年、2021年或2020年的净干旱开发井。
有几个不是截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度的净探井。有几个2.0于截至2020年12月31日止年度内钻探净探井。有几个不是2022年、2021年或2020年净干探井。
作为对象f 2022年12月31日，有几个13.0净开发井和不是已钻探井，但未完工。
CNX致力于提供403.2根据现有的销售合同或协议，在未来四年内购买Bcf天然气。该公司预计将从现有已探明的已开发储量中生产足够数量的石油，以满足这些承诺。
该公司的大部分开发井和已探明的种植面积位于弗吉尼亚州、西弗吉尼亚州、俄亥俄州和宾夕法尼亚州。有些租约超过其主要期限，但只要履行某些钻探承诺或其他期限承诺，这些租约就会根据其条款续期。
下表列出了截至2022年12月31日的生产井数量、已开发面积和未开发面积：
| | | | | | | | | | | |
| 总额(1) | | 净额(2) |
| 生产气井(包括采空区井)-工作兴趣 | 4,553 | | | 4,420 | |
| 生产油井--工作兴趣 | 2 | | | — | |
| 生产气井--特许权使用费权益 | 2,325 | | | — | |
| 生产油井-特许权使用费权益 | 157 | | | — | |
| 种植面积位置： | | | |
| 探明开发面积 | 381,873 | | | 381,873 | |
| 已探明的未开发面积 | 40,894 | | | 40,894 | |
| 未探明的种植面积 | 4,791,506 | | | 3,456,575 | |
| 总种植面积 | 5,214,273 | | | 3,879,342 | |
____________
(1)我们所有被确认为已开发和未开发的土地由CNX通过拥有100%的工作利息。
(2)净英亩包括可归因于我们在物业中的工作权益的面积。随着我们进一步发展我们对各种物业的所有权并进一步确认我们对各种物业的权利，可能需要进行额外的调整(增加或减少)。我们认为，我们在这方面的假设和方法是合理的。
油气探明储量：
每年，根据CNX规定的内部控制程序完成天然气储量估算的编制工作，其中包括对天然气储量预测和经济评价软件的输入数据进行核实，以及多功能管理审查。作为年度审查的一部分，管理层审查和批准未来发展计划的变化及其对已探明的未开发地点的影响，以确保年度变化与公司的整体战略业务计划保持一致。完成详细的审查，以确保所有已探明的未开发地点都将在五年制预备队的预订。作为开发计划审查的一部分，管理层审查当前油井产量数据、种植面积状况、下游基础设施可用性、运营租赁和其他承诺、完成开发的财务能力以及预期未来天然气定价情景下的单个项目经济情况。输入数据核实包括审查价格和运营、开发成本假设以及经济模型中用来确定储量的司法管辖区税率。此外，产量在用于计算储量的系统和其他会计/计量系统之间进行核对。负责监督储量估计编制的技术雇员是西弗吉尼亚州的一名注册专业工程师，在石油和天然气行业拥有18年以上的经验。公司的天然气储量结果在截至2022年12月31日的10-K表格的附注22-补充天然气数据中报告，由荷兰Sewell&Associates公司的独立石油工程师审计。主要负责监督公司储量审计的技术人员是德克萨斯州的一名注册专业工程师，在石油和天然气行业拥有超过15年的经验。
天然气储量估算如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 凝析油 | | 已整合 |
| | 天然气 | | NGL | | 和原油 | | 运营 |
| | (MMcf) | | (MBbls) | | (MBbls) | | (MMcfe) |
| 余额2019年12月31日(A) | | 7,938,406 | | | 75,844 | | | 5,366 | | | 8,425,667 | |
| 修订版(B) | | 407,836 | | | 51,857 | | | 3,525 | | | 740,129 | |
| 价格变动 | | (1,019,523) | | | (50,456) | | | (4,946) | | | (1,351,934) | |
| 扩展和发现(三) | | 2,188,773 | | | 9,299 | | | 400 | | | 2,246,968 | |
| 生产 | | (481,426) | | | (4,677) | | | (264) | | | (511,072) | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 余额2020年12月31日(A) | | 9,034,066 | | | 81,867 | | | 4,081 | | | 9,549,758 | |
| 修订版(D) | | (409,215) | | | 13,655 | | | 39 | | | (327,050) | |
| 价格变动 | | 82,248 | | | 692 | | | 22 | | | 86,532 | |
| 扩展和发现(三) | | 832,696 | | | 12,047 | | | 294 | | | 906,738 | |
| 生产 | | (551,988) | | | (5,976) | | | (400) | | | (590,248) | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 余额2021年12月31日(A) | | 8,987,807 | | | 102,285 | | | 4,036 | | | 9,625,730 | |
| 修订版(E) | | (339,878) | | | (6,140) | | | (1,768) | | | (387,320) | |
| 价格变动 | | 24,795 | | | 17 | | | 1 | | | 24,904 | |
| 扩展和发现(三) | | 1,055,250 | | | 10,324 | | | 1,092 | | | 1,123,745 | |
| 生产 | | (540,696) | | | (6,333) | | | (246) | | | (580,169) | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 余额2022年12月31日(A) | | 9,187,278 | | | 100,153 | | | 3,115 | | | 9,806,890 | |
| | | | | | | | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | | 4,939,283 | | | 42,204 | | | 1,207 | | | 5,199,748 | |
| 2021年12月31日 | | 5,569,332 | | | 53,204 | | | 2,843 | | | 5,905,611 | |
| 2022年12月31日 | | 5,788,814 | | | 70,063 | | | 2,038 | | | 6,221,422 | |
| | | | | | | | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | | 4,094,783 | | | 39,664 | | | 2,874 | | | 4,350,010 | |
| 2021年12月31日 | | 3,418,475 | | | 49,081 | | | 1,193 | | | 3,720,119 | |
| 2022年12月31日 | | 3,398,464 | | | 30,090 | | | 1,077 | | | 3,585,468 | |
__________
(A)已探明的已开发和已探明的未开发天然气储量由S-X规则第4.10(A)条美国证券交易委员会界定。一般来说，这些储量将在目前的经济条件、运营方式和政府法规下进行商业回收。CNX警告说，在估计已探明储量、预测未来产量和开发支出时间方面存在许多固有的不确定性。已探明石油和天然气储量是指估计的天然气储量，地质和工程数据合理确定地表明，在现有经济和运营条件以及政府法规的情况下，未来几年可从已知储量中开采天然气。已探明的已开发储量是指利用现有的设备和操作方法，通过现有的油井有望开采的储量。
(B)2020年的上修是由于业绩上修579与生产性能相关的BCFE和AN853Bcfe由于2020年运营成本下降，储备增加。这些向上修正被负面修正所部分抵消677BCFE由于我们的发展计划发生变化，与移除四尤蒂卡油井和23马塞勒斯从我们的发展计划中脱颖而出。
(C)2020年、2021年和2022年的扩展和发现是由于继续使用可靠的技术，在公司的页岩面积上增加了超过一个偏移位置的油井。该公司在向未开发地区分配储量时使用了可靠的技术，包括钢丝绳裸眼测井数据、动态数据、地质测井剖面、岩心数据和统计分析。统计方法使用模拟油井的生产动态，并包括已运营油井和竞争对手油井的数据。我们还使用地球物理数据，包括来自我们油井的数据、发布的文件、州数据站点和数据交换，以确认地层的连续性。已探明扩展和发现总量是已探明已开发储量和已探明未开发储量的组合；已探明已开发储量的扩展和发现与未运营资产和探井相关。在2022年、2021年和2020年，该公司增加了23Bcfe，26Bcfe和70BCFE分别与探井和非作业井有关。
(D)2021年向下修正的部分原因是我们的五年发展计划在面积巩固举措的推动下发生了变化。这些举措导致了267正在移除BCFE。其他向下修订的356BCFE是由于我们的五年发展计划发生了额外的变化，而不是继续专注于优化和最大化我们的资产价值。剩下的20由于油井开发中的风险，Bcfe被移除。60由于五年的规定，Bcfe被免职。抵消这些负面修订的是积极的业绩修订46与已探明开发的生产资产有关的BCFE和331BCFE与提高已探明的未开发资产的业绩有关。
(E)2022年的下修部分是由于我们的五年计划发生了变化，这是因为我们继续专注于优化我们资产的发展时机。这些举措导致了298正在移除BCFE。其他向下修订的66BCFE主要是页岩油井堵塞的结果。此外，还有一个24由于净业绩修订而导致的BCFE减少。
| | | | | | | | |
| | 这一年的 |
| | 告一段落 |
| | 十二月三十一日， |
| | 2022 |
| 已探明未开发储量(MMcfe) | | |
| 已探明未开发储量开始探明 | | 3,720,119 | |
| 未开发储量转移至已开发储量(A) | | (902,105) | |
| | |
| | |
| 价格调整 | | (3,012) | |
| 因计划更改而进行的修订(B) | | (363,644) | |
| 因与油井性能有关的变化而进行的修订(C) | | 33,082 | |
| 扩展和发现(D) | | 1,101,028 | |
| 结束已探明的未开发储量(E) | | 3,585,468 | |
_________
(A)2022年期间，完成了各种勘探和开发钻探和评价。大约，$281,727在截至2022年12月31日的年度内，与转移至已开发储量的未开发储量相关的资本支出的百分比。
(B)向下修订2022年计划变化是因为我们的五年计划发生了变化，这是由于我们继续专注于优化我们资产的发展时机。这些举措导致了298正在移除BCFE。其他向下修订的66BCFE主要是页岩油井堵塞的结果。
(C)上调33BCFE是由于与生产偏置位置相关的生产业绩增加所致。
(D)扩展和发现主要是由于增加了724与BCFE相关46马塞卢斯油井位于宾夕法尼亚州西南部、宾夕法尼亚州中部和西弗吉尼亚州业务范围内，377Bcfe of14Utica油井位于我们宾夕法尼亚州中部和西南部的业务范围内。该公司在向未开发地区分配储量时使用了可靠的技术，包括钢丝绳裸眼测井数据、动态数据、地质测井剖面、岩心数据和统计分析。统计方法使用模拟油井的生产动态，并包括已运营油井和竞争对手油井的数据。我们还使用地球物理数据，包括来自我们油井的数据、发布的文件、州数据站点和数据交换，以确认地层的连续性。
(E)截至2022年12月31日已探明的未开发储量约为290五年以上报告的储量的MMcfe。这些储量都归因于布坎南矿的矿山寿命计时地图确定的当前运营计划内的面积。这些储量具体涉及采空区(采煤形成的空洞中形成的碎石带)的生产，因为在开采煤层上方的覆岩中产生了复杂的裂隙。采矿作业需要大量时间，我们的GOB预测与布坎南矿的未来计划一致，该矿于2016年3月被出售给Coronado IV LLC，公司保留了对这种天然气的权利。也有证据表明，除非出现外部因素造成的极端情况，否则该矿将在当前计划之外继续运营。这些原因构成了继续确认CNX这些储备的具体情况。
下表显示了公司暂停的探井成本的变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 期初余额 | $ | — | | | $ | 9,062 | | | $ | 8,984 | |
| 在确定探明储量之前增加资本化探井成本 | — | | | — | | | 28,336 | |
| 根据已探明储量的确定对油井、设施和设备进行重新分类 | — | | | — | | | (28,258) | |
| 资本化探井成本计入费用 | — | | | (9,062) | | | — | |
| 期末余额 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 9,062 | |
在2020年12月31日，一在探明储量确定之前。于截至2021年12月31日止年度，本公司认为从不同地点取得相关储量更为经济，而与该油井相关的成本已于综合收益表中计入勘探及生产相关的其他成本。
CNX已探明的天然气储量位于美国。
未来净现金流贴现的标准化衡量标准：
以下信息是根据财务会计准则委员会会计准则更新第2010-03号“采掘活动--石油和天然气(主题932)”的规定编制的。本主题要求未来净现金流量贴现的标准化计量应以当年的平均月初价格为基础。由于计算中使用的价格是当年的平均价格，因此根据发生的市场情况，标准化衡量标准每年可能会有很大差异。
这些预测不应被视为对未来现金流的现实估计，也不应被解释为代表CNX的当前价值。未来可能会对已探明储量的估计进行重大修订；储量的开发和生产可能不会在假设的期间发生；实际实现的价格预计与使用的价格有很大差异；实际成本可能不同。CNX的投资和经营决策不是基于提供的信息，而是基于广泛的储量估计，包括可能的和已探明的储量，以及不同的价格和成本假设。
这一标准化措施旨在提供一种比原始探明储量数量比较更好的方法来比较CNX在给定时间的探明储量与其他天然气生产公司的探明储量价值。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 未来现金流(A) | | | | | |
收入 | $ | 54,713,692 | | | $ | 31,838,532 | | | $ | 16,577,563 | |
生产成本 | (10,225,451) | | | (8,246,671) | | | (6,071,763) | |
| 开发成本(B) | (2,233,706) | | | (1,735,784) | | | (1,957,519) | |
所得税费用 | (10,695,511) | | | (5,838,632) | | | (2,235,205) | |
| 未来净现金流 | 31,559,024 | | | 16,017,445 | | | 6,313,076 | |
| 折现至现值，年利率为10% | (20,796,325) | | | (10,135,869) | | | (3,677,340) | |
| 现金流量折现净额的总标准化计量 | $ | 10,762,699 | | | $ | 5,881,576 | | | $ | 2,635,736 | |
_________
(A)2022年，未来现金流是使用2022年期间每个月第一天收盘价的未加权算术平均数计算的，并根据能源含量和区域价差进行了调整。2022年，调整后的天然气价格为1美元。5.48根据MCF，调整后的石油/凝析油价格为#美元。85.71每桶，调整后的NGL价格为$41.05每桶。
对于2021年，未来现金流是使用2021年期间每个月第一天收盘价的未加权算术平均值计算的，并根据能源含量和地区价差进行了调整。2021年，调整后的天然气价格为1美元。3.19根据MCF，调整后的石油/凝析油价格为#美元。55.72每桶，调整后的NGL价格为$28.44每桶。
2020年，未来现金流是使用2020年期间每个月第一天收盘价的未加权算术平均值计算的，并根据能源含量和区域价差进行了调整。2020年，这一调整后的天然气价格为1美元。1.70根据MCF，调整后的石油/凝析油价格为#美元。35.61每桶，调整后的NGL价格为$13.18每桶。
2020年，由于CNXM收购交易(见附注4-收购和处置)，生产成本和开发成本发生了变化。从历史上看，生产成本包括合同规定的CNXM费率，但在2020年，这被中游基础设施的实际运营成本所取代。此外，我们2020年的开发成本包括与将未开发的页岩井连接到中游收集系统相关的资本；在前几年，这些成本计入生产成本中的CNXM合同费率。这些变化导致增加了#美元。932百万美元，比上一年贴现净现金流量的标准化衡量标准低。
(B)2022年的发展费用包括#美元441,980封堵和废弃的成本和美元292,937在未贴现的税前基础上出售中游和水务资本。在PV-10税前贴现的基础上，这些金额相当于#美元7,861及$241,782，分别为。
2021年的开发成本包括405,700封堵和废弃的成本和美元234,761在未贴现的税前基础上出售中游和水务资本。在PV-10税前贴现的基础上，这些金额相当于#美元7,166及$197,980，分别为。
2020年的开发成本包括402,174封堵和废弃的成本和美元286,724在未贴现的税前基础上出售中游和水务资本。在PV-10税前贴现的基础上，这些金额相当于#美元18,357及$231,512，分别为。
以下是综合业务折现未来现金流量标准化计量的主要变化来源：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 期初余额 | $ | 5,881,576 | | | $ | 2,635,736 | | | $ | 3,070,469 | |
| 销售价格和生产成本的净变动 | 6,774,652 | | | 5,272,386 | | | (695,216) | |
| 销售扣除生产成本后的净额 | (1,358,052) | | | (1,220,971) | | | (1,007,676) | |
| 因修改数量估计数而产生的净变化 | (472,831) | | | (334,660) | | | 322,820 | |
| 扩展、发现和改进恢复带来的净变化 | 1,853,496 | | | 699,710 | | | 268,196 | |
| 期内发生的开发成本 | 526,092 | | | 393,641 | | | 434,273 | |
| 先前估计的开发成本与期内实际发生的成本的差额 | (167,298) | | | (33,175) | | | (129,642) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 估计未来发展成本的变动 | (257,458) | | | 31,406 | | | (499,316) | |
| 未来所得税的净变化 | (1,539,146) | | | (1,231,883) | | | 138,404 | |
| 吸积 | 766,899 | | | 329,782 | | | 390,391 | |
| 计时和其他 | (1,245,231) | | | (660,396) | | | 343,033 | |
| 期末贴现现金流量合计 | $ | 10,762,699 | | | $ | 5,881,576 | | | $ | 2,635,736 | |
注：表中不包括商品衍生工具的未实现损益。
第九项。会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧
没有。
第9A项。控制和程序
披露控制和程序。CNX在包括CNX首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下，评估了截至本10-K表格所涵盖期间结束时，公司的“披露控制和程序”的有效性，该词在1934年证券法(经修订)下的规则13a-15(E)中定义。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自2022年12月31日起有效，以确保CNX根据交易法提交或提交的报告中要求披露的信息在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告，并包括旨在确保积累CNX在此类报告中需要披露的信息并酌情传达给CNX管理层(包括CNX的首席执行官和首席财务官)的控制和程序，以便及时做出关于必要披露的决定。
管理层财务报告内部控制年度报告。 CNX的管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制。CNX对财务报告的内部控制是一个旨在为财务报告的可靠性提供合理保证的过程，并根据公认的会计原则为外部目的编制财务报表。
CNX对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：(1)与保持合理详细、准确和公平地反映资产交易和处置的记录有关；(2)提供合理保证，即交易被记录为必要的，以便根据公认的会计原则编制财务报表，并且仅根据CNX管理层和董事的授权进行收支；(3)就防止或及时发现可能对我们的财务报表产生重大影响的未经授权的CNX资产的收购、使用或处置提供合理保证。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
管理层评估了截至2022年12月31日CNX对财务报告的内部控制的有效性。在进行这项评估时，管理层使用了特雷德韦委员会赞助组织委员会(2013年框架)(COSO)在《内部控制--综合框架》中提出的标准。根据管理层的评估和这些标准，管理层得出结论，截至2022年12月31日，CNX对财务报告保持了有效的内部控制。
CNX截至2022年12月31日的财务报告内部控制有效性已由独立注册会计师事务所安永会计师事务所审计，其报告载于独立注册会计师事务所报告第二部分。本年度报告表格10-K第9A项。
财务报告内部控制的变化.在本10-K表格年度报告所涵盖的会计年度第四季度期间，公司对财务报告的内部控制没有发生任何变化，这些变化对公司的财务报告内部控制产生了重大影响，或有可能对其产生重大影响。
独立注册会计师事务所报告
致CNX资源公司股东和董事会
财务报告内部控制之我见
我们根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013年框架)》(COSO标准)中确立的标准，对CNX资源公司及其子公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制进行了审计。我们认为，根据COSO标准，截至2022年12月31日，CNX资源公司及其子公司(本公司)在所有重大方面都对财务报告实施了有效的内部控制。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，审计了CNX资源公司及其子公司截至2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的综合资产负债表，截至2022年12月31日的三个年度的相关综合收益表、综合收益表、股东权益表和现金流量表，以及本公司于2023年2月9日发布的报告，对本公司第15(A)(2)项所列相关附注和财务报表附表进行了审计，并对此发表了无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并负责评估随附的《管理层财务报告内部控制年度报告》中财务报告内部控制的有效性。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。
我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性，以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/S/安永律师事务所
匹兹堡，宾夕法尼亚州
2023年2月9日
项目9B。其他信息
没有。
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
第三部分
第10项。董事、行政人员和公司治理
本项目所要求的资料参考自本公司将于2023年5月4日举行的年度股东大会的委托书(“委托书”)中的“建议1-董事选举-被提名人传记”、“董事会及薪酬信息”和“拖欠第16条报告”的内容。
关于我们的执行官员的信息
以下是截至2023年2月1日的CNX高管名单，他们的年龄及其在CNX担任的职位和职位。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 名字 | | 年龄 | | 职位 |
| 尼古拉斯·J·德留利斯 | | 54 | | 总裁与首席执行官 |
| 艾伦·K·谢泼德 | | 42 | | 首席财务官 |
| 纳夫尼特·贝尔 | | 50 | | 首席运营官 |
| 奥拉耶米·阿金库贝 | | 48 | | 首席卓越官 |
| 亚历山大·J·雷耶斯 | | 51 | | 常务副秘书长总裁总法律顾问兼公司秘书 |
| 拉维·斯里瓦斯塔瓦 | | 41 | | 总裁，新技术 |
| 海莉·斯科特 | | 50 | | 首席风险官 |
尼古拉斯·J·德留利斯自2014年5月7日起担任董事公司董事兼CNX资源公司首席执行官。2011年2月23日被任命为本公司总裁。包括康索尔能源公司分拆为两家独立公司之前的那段时间，迪尤里斯先生在公司拥有30多年的工作经验，在此期间曾担任过总裁和首席执行官、首席运营官高级副总裁-战略规划部门的职务，并在职业生涯早期担任过各种工程职位。从2005年到2009年，他是董事的一员，总裁是CNX燃气公司的首席执行官。DeIuliis先生是宾夕法尼亚州联邦的注册工程师，也是宾夕法尼亚州律师协会的成员。
艾伦·K·谢泼德自2022年6月1日起担任CNX资源公司首席财务官。在这一职位上，他负责监督公司的财务组织，并稳步执行公司的每股自由现金流增长计划。在被任命担任这一职务之前，谢泼德先生自2020年2月起担任本公司副会计兼首席会计官总裁。在加入CNX之前，Shepard先生在EdgeMarc Energy担任首席财务官，EdgeMarc Energy是一家由私募股权投资的石油和天然气勘探和生产公司。在此之前，Shepard先生担任过各种财务和会计职务，在他20年的能源行业职业生涯中，他的责任越来越大。他是宾夕法尼亚州注册会计师，拥有泰尔学院会计和工商管理学士学位以及卡内基梅隆大学泰珀商学院工商管理硕士学位。
纳夫尼特·贝尔自2022年11月17日起担任CNX资源公司首席运营官。在这一角色中，他负责公司资产基础的日常管理，并安全、合规和有效地执行其运营计划。在被任命为现在的职位之前，贝尔先生在CNX担任工程部副总裁。在加入公司之前，自2019年以来，他一直担任OilRox Resources的首席执行官和联合创始人。2014年至2019年，贝尔先生担任阿帕奇公司运营副总裁总裁，职业生涯早期曾在EOG Resources和斯伦贝谢担任过各种工程和业务管理职务。在他的整个职业生涯中，他在建立有效的团队和成功开发新的页岩业务方面有着良好的记录。Behl先生拥有石油技术学士学位
他拥有印度矿业学院的工程学学位、德克萨斯大学奥斯汀分校的工程学硕士学位，以及麻省理工学院斯隆管理学院的EMBA学位。
奥拉耶米·阿金库贝自2019年7月30日起担任CNX资源公司首席卓越官。在担任这一职务之前，Akinkugbe先生于2018年7月担任CNX公司的董事弗吉尼亚运营部门。Akinkugbe先生于2017年9月至2018年7月担任董事业务开发部总经理，2014年2月至2017年9月担任规划和石油储备部总经理，并在2003年开始在CNX的整个任期内担任其他各种职位，包括工程部。Akinkugbe先生拥有矿物工程学士学位、西弗吉尼亚大学岩石力学专业的工程硕士学位和卡内基梅隆大学泰珀商学院的工商管理硕士学位。
亚历山大·J·雷伊S自2020年12月21日起担任CNX资源公司执行副总裁总裁、总法律顾问兼公司秘书。雷耶斯在能源行业拥有丰富的公司法律和商业专业知识。他于2006年首次加入CNX，并在该公司工作了14年，职责范围从重大交易的法律管理到领导公司的土地部门。在重新加入CNX成为总法律顾问之前，Alex在2020年的大部分时间里担任总部位于匹兹堡的Leech Tishman Fuscaldo&Lampl，LLC企业实践小组主席。他的职业生涯始于Buchanan Ingersoll PC，在那里他的业务重点是合并和收购、合资企业、证券、融资和公司治理。他毕业于杜肯大学法学院，在那里他曾担任杜肯法律评论的编辑。雷耶斯先生拥有乔治华盛顿大学金融专业的工商管理学士学位。
拉维·斯里瓦斯塔瓦自2021年12月8日起担任CNX资源公司新技术总裁。在这一职位上，他负责开发和商业化新兴技术机会。在此之前，斯里瓦斯塔瓦先生担任数据运营副总裁总裁，负责监督CNX的数据和数字转型之旅。他曾在CNX担任过广泛的领导职务，包括工程、研发、钻井和生产运营、生产工程、信息技术以及数据科学和分析。Sriastava先生以优异成绩毕业于布卢菲尔德州立大学电气工程学士学位，并分别拥有宾夕法尼亚州立大学和麻省理工学院的工程管理和工商管理硕士学位。
海利·F·斯科特自2022年1月26日起担任CNX资源公司首席风险官。在这一职位上，她负责必要的管理和治理，以识别、评估、缓解和管理CNX的战略、运营、合规和声誉风险。在被任命为目前的职位之前，Scott女士曾担任内部审计和咨询服务部总裁副主任。此前，她还曾担任财务规划与分析部总裁副主任。在加入CNX之前，Scott女士是美国钢铁公司的战略和业务发展总经理。在美国钢铁公司工作的16年中，她担任过多个职位，包括商业智能与支持服务首席财务官、董事合资企业与战略规划部门首席财务官、房地产事业部总监以及董事对外报告部门。在加入私营部门之前，Scott女士是普华永道会计师事务所担保和商业咨询服务业务的经理。她拥有宾夕法尼亚州立大学会计学学士学位，是一名注册公共会计师。
CNX有一份适用于CNX首席执行官(首席执行官)、首席财务官(首席财务官)、首席会计官(首席会计官)和其他人的书面员工商业行为和道德准则。《员工商业行为和道德准则》可在CNX的网站www.cnx.com上查阅。对适用于本公司首席执行官、首席财务官和首席会计官的《员工商业行为和道德守则》条款的任何修订或豁免，以及与S-K规则第406项(B)段所列举的任何要素有关的任何修订或豁免，均应通过在我们的网站www.cnx.com上张贴此类信息来披露。
根据日期为2022年5月10日的证明，CNX的首席执行官向纽约证券交易所(NYSE)证明，他不知道公司违反了纽约证券交易所的公司治理上市标准。此外，CNX Resources还提交了所需的萨班斯-奥克斯利法案第302条关于我们公开披露的质量的证明，作为本10-K表格的证物。
第11项。高管薪酬
本项目所要求的信息参考自委托书中“董事会和薪酬信息”和“高管薪酬信息”(不包括薪酬委员会报告)下的信息。
第12项。某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和有关股东的事项
本项目所需资料参考自委托书中“证券的实益拥有权”及“根据CNX股权补偿计划获授权发行的证券”项下的资料。
第13项。某些关系和关联交易与董事的独立性
本项目所要求的资料以引用的方式并入“建议1--选举董事--《关联方政策和程序》和“建议1--选举董事--“确定董事的独立性”在委托书中。
第14项。首席会计师费用及服务
本项目所需资料参考自委托书中“会计师及审计委员会--独立注册会计师事务所”项下的资料。
第四部分
第15项。展品、财务报表附表
在审阅以引用方式并入本表格10-K中或与本表格10-K一起存档的任何协议时，请记住，包括此类协议是为了提供有关其条款的信息。它们不是关于CNX或其任何子公司或附属公司的财务、业务或运营信息的来源。这些协议中包含的陈述、担保和契诺完全是为协议的目的而作出的，并且是在特定日期作出的；完全是为了当事人的利益；可能会受到当事人在谈判协议条款时商定的限制和限制，包括为了在当事人之间分摊合同风险而不是为了将事项确定为事实；并且可能受到适用于缔约各方的重大标准的约束，这些标准不同于适用于投资者或证券持有人的标准。投资者和证券持有人不应依赖陈述、担保和契诺或其中的任何描述来描述CNX或其任何子公司或附属公司的事实或条件的实际状况，或与收购协议相关的待收购资产的实际状况。此外，有关申述、保证及契诺标的事项的资料，可在协议日期后更改。因此，仅凭这些陈述和保证不能描述截至其作出之日或在任何其他时间的实际情况。
| | | | | | | | | | | |
| (a)(1) | | 本办法第八项所载财务报表。 | |
| (a)(2) | | 财务报表附表--下文签名页后面所载的附表二的估值和合格账户。 | |
| (a)(3) | | 展品和展品索引。 | |
2.1 | | 本公司与康索尔矿业公司之间于2017年11月28日签署的分离和分配协议，于2017年12月4日提交的8-K表格(第001-14901号文件)中引用附件2.1并入。 | |
2.2 | | 本公司与康索尔矿业公司之间于2017年11月28日签订的税务事项协议，于2017年12月4日提交的8-K表格(第001-14901号文件)中引用附件2.2并入。 | |
2.3 | | 本公司与康索尔矿业公司之间于2017年11月28日签署的《员工事项协议》，于2017年12月4日提交的8-K表格(第001-14901号文件)中引用附件2.3并入。 | |
2.4 | | 本公司与康索尔矿业公司之间于2017年11月28日签订的《知识产权事项协议》，于2017年12月4日提交，通过引用附件2.4并入Form 8-K(文件编号001-14901)。 | |
2.5 | | 本公司、CNX Midstream Partners LP、CNX Midstream GP LLC和CNX Resources Holdings LLC于2020年7月27日提交的合并协议和合并计划，日期为2020年7月26日，通过引用附件2.1合并为8-K(文件编号001-14901)。 | |
3.1 | | 2006年5月8日提交的重述的公司注册证书，通过引用附件3.1并入Form 8-K(文件号：001-14901)。 | |
3.2 | | 2017年12月4日提交的《公司重新注册证书修正案》，通过引用附件3.1并入Form 8-K(文件号：001-14901)。 | |
3.3 | | 于2019年4月10日提交的经修订及重新编订的本公司章程，于表格8-K(第001-14901号文件)参考附件3.1并入。 | |
4.1 | | 根据1934年证券交易法第12节登记的公司证券描述，通过引用附件4.1并入于2020年2月10日提交的10-K表格(文件第001-14901号)。
| |
4.2 | | 本公司、其附属担保人一方和作为受托人的全国性银行协会UMB Bank，N.A.之间于2019年3月14日签署的日期为2019年3月14日的契约，内容涉及2027年到期的7.250%优先债券，该债券通过参考附件4.1并入2019年3月14日提交的8-K表格(第001-14901号文件)。 | |
4.3 | | 注册权协议，日期为2014年4月16日，由本公司、担保人签字人、摩根大通证券有限责任公司和瑞士信贷证券(美国)有限责任公司作为几家初始购买者的代表签署，于2014年4月16日提交8-K表格(第001-14901号文件)。 | |
4.4 | | 注册权协议，日期为2014年8月12日，由公司、担保人签字人和高盛公司作为初始购买人签署，于2014年8月12日提交表格8-K(第001-14901号文件)，通过引用附件4.2注册成立。 | |
4.5 | | 由本公司、其附属担保人一方和作为受托人的UMB Bank，N.A.于2020年5月4日提交的8-K表格(第001-14901号文件)，日期为2020年5月1日的契约。 | |
| | | | | | | | | | | |
4.6 | | 本公司、附属担保人一方和UMB Bank作为受托人之间于2020年11月30日提交的日期为2020年11月30日的8-K表格(第001-14901号文件)。 | |
4.7 | | CNX Midstream Partners LP是CNX Midstream Partners LP的担保方，UMB Bank，N.A.作为受托人，于2021年9月22日签署了一份日期为2021年9月22日的契约，通过引用附件4.1注册成立为Form 8-K(文件编号001-14901)。 | |
4.8 | | 本公司、其附属担保人一方和作为受托人的UMB银行之间于2022年9月26日提交的日期为2022年9月26日的契约，通过引用附件4.1注册为Form 8-K(第001-14901号文件) | |
10.1 | | 第三次修订和重新签署的信用协议，日期为2021年10月6日，由CNX、其某些子公司、PNC银行、作为行政代理和抵押品代理的全国协会及其贷款人之间的信用协议，通过引用附件10.1并入于2021年10月7日提交的Form 8-K(文件编号001-14901)。 | |
10.2 | | 过渡服务协议，日期为2017年11月28日，由公司和康索尔矿业公司之间签订，通过引用附件10.1并入于2017年12月4日提交的8-K表格(文件第001-14901号)。 | |
10.3 | | CNX Resources Corporation授予CONSOL Energy Inc.的商标许可协议，日期为2017年11月28日，由公司和CONSOL Energy Inc.签订，通过引用附件10.2合并于2017年12月4日提交的Form 8-K(文件号：001-14901)。 | |
10.4 | | 康索尔能源公司与CNX Resources Corporation的商标许可协议，日期为2017年11月28日，由公司和康索尔能源公司之间签订，通过引用附件10.3合并于2017年12月4日提交的Form 8-K(文件编号001-14901)。 | |
10.5 | | 交换协议，由CNX Midstream Partners LP、CNX Midstream GP LLC和CNX Gas Company LLC签署，日期为2020年1月29日，通过引用附件10.1合并于2020年1月30日提交的Form 8-K(文件编号001-14901)。 | |
10.6 | | 2020年5月4日提交的基础上限呼叫交易确认表，通过引用附件10.1并入Form 8-K(文件号：001-14901)。 | |
10.7 | | 2020年5月4日提交的附加上限电话交易确认表，通过引用附件10.2并入Form 8-K(文件号：001-14901)。 | |
10.8 | | 支持协议，日期为2020年7月26日，由CNX Midstream Partners LP、CNX Gas Company LLC和CNX Gas Holdings，Inc.通过引用附件10.1合并而于2020年7月27日提交的Form 8-K(文件编号001-14901)。 | |
10.9 | | 购买协议，日期为2020年4月28日，由本公司、其附属担保方以及摩根大通证券有限责任公司和瑞士信贷证券(美国)有限责任公司作为其中提到的几个初始购买者的代表签署的，通过引用附件1.1并入于2020年5月4日提交的8-K表格(文件第001-14901号)。 | |
10.10 | | 购买协议，由本公司、其附属担保方以及美国银行证券公司和富国银行证券有限责任公司作为其中所列初始购买者的代表于2020年9月8日签署，日期为2020年9月8日，通过引用附件10.1并入于2020年9月9日提交的8-K表格(文件第001-14901号)。 | |
10.11 | | 本公司、其附属担保方和美国银行证券公司之间于2020年11月24日签署的购买协议，于2020年11月25日提交的8-K表格(文件第001-14901号)中引用附件10.1并入。 | |
10.12 | | CNX Midstream Partners LP、其附属担保方CNX Midstream Partners LP和富国银行证券有限责任公司于2021年9月15日签署的购买协议，通过引用附件10.1合并于2021年9月16日提交的Form 8-K(文件编号001-14901)。 | |
10.13 | | 修订和重新签署的信贷协议，日期为2021年10月6日，由CNX Midstream Partners LP、其某些子公司、PNC银行、作为行政代理和抵押品代理的全国协会及其贷款人之间的信贷协议，通过引用附件10.2并入，于2021年10月7日提交的8-K表格(文件编号001-14901)。 | |
10.14 | | 于2018年2月7日由CNX Midstream Partners LP、CNX Midstream Devco I LP、CNX Midstream Devco III LP、CNX Gathering LLC以及(出于某些目的)CNX Midstream Devco I GP LLC、CNX Midstream Devco III GP LLC和CNX Midstream Operating Company LLC之间签订的买卖协议，通过引用附件10.75合并为截至2018年2月7日提交的10-K表格(文件编号：001-14901)。 | |
10.15 | | 购买协议，日期为2022年9月12日，由本公司、其附属担保人一方和花旗全球市场公司作为其中指定的初始购买者的代表签署，通过引用附件1.1并入2022年9月13日提交的8-K表格(文件第001-14901号)。 | |
10.16 | | 日期为2022年5月5日的第三份修订和重新签署的信贷协议的第1号修正案，日期为2021年10月6日，在CNX、其某些子公司、PNC银行、作为行政代理和抵押品代理的全国协会及其贷款人之间，于2022年7月28日通过引用附件10.1并入Form 10-Q(文件编号001-14901)。 | |
| | | | | | | | | | | |
10.17 | | 日期为2022年5月5日的修订和重新签署的信贷协议的第1号修正案，日期为2021年10月6日，在CNX Midstream Partners LP、其某些子公司、PNC银行、作为行政代理和抵押品代理的全国协会及其贷款人之间，于2022年7月28日通过引用附件10.2并入Form 10-Q(文件编号001-14901)。 | |
10.18* | | 2007年8月24日由公司和Nicholas J.Deiuliis签署并由Nicholas J.Deiuliis签署的信函协议，通过引用附件10.1合并于2007年8月24日提交的8-K表格(文件编号001-14901)。 | |
10.19* | | 本公司与Nicholas J.DeIuliis之间于2008年12月30日签订的《控制权变更协议》，于2009年2月17日提交，通过引用附件10.7合并为截至2008年12月31日的10-K表格(文件编号：001-14901)。 | |
10.20* | | 本公司与Olayemi Akinkugbe于2019年10月28日签署的《控制权变更协议》，于2019年10月29日提交的截至2019年9月30日的10-Q表格(文件编号：001-14901)。
| |
10.21* | | 本公司与艾伦·谢泼德之间于2021年2月4日签署的控制权变更协议，通过引用附件10.3并入，形成截至2022年7月28日提交的截至2022年6月30日的10-Q表(文件编号001-14901)。 | |
10.22* | | 兹提交本公司与Navneet Behl之间于2023年1月30日签署的控制权变更协议。 | |
10.23* | | 兹提交本公司与查德·格里菲斯之间于2022年11月18日签署的信函协议书。 | |
10.24* | | 日期为2022年2月7日的公司董事和高管赔偿协议表格，通过引用附件10.20并入截至2021年12月31日的10-K表格(文件编号001-14901)，该表格于2022年2月10日提交。 | |
10.25* | | 修订并重新制定了CNX资源公司高管年度激励计划，该计划通过引用附件10.49并入截至2017年12月31日的10-K表(文件编号001-14901)，于2018年2月7日提交。 | |
10.26* | | CNX资源公司修订和重新制定了股权和激励性薪酬计划，自2020年5月6日起生效，通过引用附件99.1并入于2020年5月7日提交的8-K表格(文件编号001-14901)。 | |
10.27* | | CNX资源公司修订和重新制定的股权和激励性薪酬计划，自2020年9月28日起生效，通过引用2020年9月28日提交的S-8表格注册声明的附件4.5并入。 | |
10.28* | | 2009年6月26日提交的《员工非限制性股票期权奖励协议书》(2009年2月17日至2012年)，通过引用附件10.28并入S-4表格(文件编号333-157894)。 | |
10.29* | | 员工不合格股票期权协议表(2016年5月26日)，通过引用附件10.4并入截至2016年6月30日的10-Q表(文件编号001-14901)，于2016年7月29日提交。 | |
10.30* | | 兹提交《CNX资源公司非员工董事无限制股票期权协议(于2023年1月30日修订重订)》。 | |
10.31* | | 于2020年2月10日提交的《员工无保留股票期权协议表格(2020年奖励)》，通过引用附件10.31并入截至2019年12月31日的表格10-K(文件编号001-14901)。 | |
10.32* | | 现提交CNX资源有限责任公司非雇员董事股权及激励性薪酬计划修订及重订(于2023年1月30日修订及重订)。 | |
10.33* | | 董事递延酬金计划(于2022年12月7日修订及重申)，谨此提交。 | |
10.34* | | 与董事递延酬金计划有关的投资选择表格(于2023年1月30日修订及重订)，现一并提交。 | |
10.35* | | 随函提交的《董事递延股权单位授予协议书》。 | |
10.36* | | 经修订及重述于2008年12月2日起生效的CNX资源公司退休恢复计划，经修订及重述于2017年11月28日起生效，于2018年2月7日提交的10-K表格(第001-14901号文件)中引用附件10.71并入。 | |
10.37* | | 修订并重述于2007年1月1日生效的CNX资源公司补充退休计划，该计划于2017年11月28日起修订并重述，通过引用附件10.72并入于2018年2月7日提交的截至2017年12月31日的10-K表格(文件编号001-14901)。 | |
10.38* | | 于2019年7月30日提交的经修订及重述的CNX资源公司经修订及重述的经修订及重述的补充退休计划修正案于2019年5月30日生效，经参考附件10.2并入截至2019年6月30日止的10-Q表(文件编号001-14901)。 | |
10.39* | | 于2019年9月24日起生效的修订及重述的CNX资源公司经修订及重述的补充退休计划，于2020年2月10日提交的截至2019年12月31日止的10-K表格(第001-14901号文件)，参考附件10.61并入。 | |
| | | | | | | | | | | |
10.40* | | CNX资源公司固定出资恢复计划，2012年1月1日生效，经修订和重述，于2017年11月28日生效，通过引用附件10.73并入于2018年2月7日提交的截至2017年12月31日的10-K表格(文件编号001-14901)。 | |
10.41* | | 于2018年8月2日提交的CNX资源公司固定贡献恢复计划于2018年7月1日生效的修正案，经修订并于2017年11月28日生效，通过引用附件10.1并入截至2018年6月30日的10-Q表(文件编号001-14901)。 | |
10.42* | | 本公司截至2014年1月28日的高管薪酬追回政策，通过引用附件10.11并入于2014年5月6日提交的截至2014年3月31日的10-Q表(文件编号001-14901)。 | |
10.43* | | 本公司与Alexander Reyes之间于2021年2月4日签订的控制权变更协议，通过引用附件10.1并入表格10-Q(文件编号001-14901)，于2021年4月29日提交。 | |
10.44* | | 首席执行官限制性股票单位奖励协议表格(2021年奖励)，通过引用附件10.67并入截至2020年12月31日的10-K表格(文件编号001-14901)，于2021年2月9日提交。 | |
10.45* | | 首席执行官业绩份额单位奖励协议表格(针对2021年奖励)，通过引用附件10.68并入截至2020年12月31日的表格10-K(文件编号001-14901)，于2021年2月9日提交。 | |
10.46* | | 首席执行官基于业绩的限制性股票奖励协议表格(针对2021年奖励)，通过引用附件10.69并入截至2020年12月31日的表格10-K(文件编号001-14901)，于2021年2月9日提交。 | |
10.47* | | 非首席执行官限制性股票单位奖励协议表格(2021年奖励)，通过引用附件10.70并入截至2020年12月31日的表格10-K(文件编号001-14901)，于2021年2月9日提交。 | |
10.48* | | 非首席执行官业绩分享单位奖励协议表格(针对2021年奖励)，通过引用附件10.71并入截至2020年12月31日的表格10-K(文件编号001-14901)，于2021年2月9日提交。 | |
10.49* | | 针对非首席执行官的基于业绩的限制性股票单位奖励协议的形式(针对2021年的奖励)，通过引用附件10.72并入表格10-K(文件编号001-14901)，于2021年2月9日提交。 | |
10.50* | | 首席执行官限制性股票单位奖励协议表格(针对在2022年或之后作出的奖励)，通过引用附件10.64并入2022年2月10日提交的截至2021年12月31日的表格10-K(文件编号001-14901)。 | |
10.51* | | 首席执行官业绩份额单位奖励协议表格(针对2022年或之后作出的奖励)，通过引用附件10.65并入2022年2月10日提交的截至2021年12月31日的表格10-K(文件编号001-14901)。 | |
10.52* | | 首席执行官基于业绩的限制性股票单位奖励协议格式(适用于2022年或之后作出的奖励)，通过引用附件10.66并入2022年2月10日提交的截至2021年12月31日的10-K表格(文件编号001-14901)。 | |
10.53* | | 针对非首席执行官的限制性股票单位奖励协议表格(针对在2022年或之后作出的奖励)，通过参考附件10.67并入2022年2月10日提交的截至2021年12月31日的表格10-K(文件编号001-14901)。 | |
10.54* | | 非首席执行官业绩分享单位奖励协议表格(针对在2022年或之后作出的奖励)，通过参考附件10.68并入于2022年2月10日提交的截至2021年12月31日的表格10-K(文件编号001-14901)。 | |
10.55* | | 针对非首席执行官的基于业绩的限制性股票单位奖励协议的形式(针对在2022年或之后作出的奖励)，通过参考附件10.69并入2022年2月10日提交的截至2021年12月31日的表格10-K(文件编号001-14901)。 | |
21 | | CNX资源公司的子公司，在此提交申请。 | |
23.1 | | 安永律师事务所同意书，现予存档。 | |
23.2 | | 荷兰Sewell&Associates，Inc.同意，特此提交。 | |
31.1 | | 现根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条提交首席执行官证书。 | |
31.2 | | 现根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条提交首席财务官证书。 | |
32.1 | | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18编第1350条规定的首席执行官证书。 | |
32.2 | | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350条对首席财务官的证明。 | |
| | | | | | | | | | | |
99.1 | | 随函提交的工程师审计函件。 | |
| 101.INS | | XBRL实例文档-实例文档不会出现在交互数据文件中，因为它的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分类扩展演示文稿Linkbase文档。 | |
| 104 | | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含附件101中包含的适用分类扩展信息)。 | |
*表示任何董事或任何指定的高管参与的管理合同和薪酬安排。
补充信息
截至提交本10-K表格时，尚未向CNX股东发送年度报告或委托书材料。在提交本10-K表格后，将向股东和委员会发送年度报告。
根据美国证券交易委员会发布的33-8238号文件，证据32.1和32.2现已提交，未予存档。
项目16.表格10-K摘要
没有。
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，自2023年2月9日起，注册人已正式授权以下签署人代表其签署本报告。
| | | | | | | | | | | |
| | CNX资源公司 |
| | | |
| 发信人： | | /s/ NICHOLASJ.D.EIULIIS |
| | | 尼古拉斯·J·德留利斯 |
| | | 董事首席执行官兼总裁 |
| | | (获正式授权的人员及首席行政主任) |
根据1934年《证券交易法》的要求，截至2023年2月9日，本报告已由以下人员以登记人的身份签署：
| | | | | | | | |
| 签名 | | 标题 |
| | |
/s/ NICHOLASJ.D.EIULIIS | | 董事首席执行官兼总裁 |
| 尼古拉斯·J·德留利斯 | | (获正式授权的人员及首席行政主任) |
| | |
| /s/艾伦·K·谢泼德 | | 首席财务官 |
| 艾伦·K·谢泼德 | | (获正式授权的人员及首席财务会计主任) |
| | |
/s/ J自动交换光网络L·MUMFORD | | 总裁副主计长 |
| 杰森·L·芒福德 | | |
| | |
/s/ W伊利亚姆 N. THORNDIKE JR. | | 董事与董事会主席 |
| 小威廉·N·桑代克 | | |
| | |
/s/ J. P阿尔默 C拉克松 | | 董事 |
| J.帕尔默·克拉克森 | | |
| | |
/s/ MAUREENE.L.盟友-G格林 | | 董事 |
| 莫琳·E·拉利-格林 | | |
| | |
/s/ B厄纳德 L安尼甘 小马。 | | 董事 |
| 小伯纳德·拉尼根。 | | |
| | |
| /s/Ian McGuire | | 董事 |
| 伊恩·麦奎尔 | | |
| | |
| /罗伯特·O·阿格贝德 | | 董事 |
罗伯特·O·阿格贝德 | | |
附表II
CNX资源公司及其子公司
估值及合资格账目
(千美元)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 加法 | | 扣除额 | | |
| | 余额为 | | | | 释放 | | | | 余额为 |
| | 起头 | | 收费至 | | 估值 | | 收费至 | | 端部 |
| | 周期的 | | 费用 | | 津贴 | | 费用 | | 周期的 |
| 截至2022年12月31日的年度 | | | | | | | | | | |
| 国家经营亏损结转 | | $ | 112,298 | | | $ | 10,815 | | | $ | — | | | $ | (46,242) | | | $ | 76,871 | |
| | | | | | | | | | |
| 慈善捐款 | | 96 | | | — | | | (96) | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 外国税收抵免 | | 39,404 | | | — | | | (31,666) | | | — | | | 7,738 | |
| Total | | $ | 151,798 | | | $ | 10,815 | | | $ | (31,762) | | | $ | (46,242) | | | $ | 84,609 | |
| | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | | | | | | | | | |
| 国家经营亏损结转 | | $ | 79,198 | | | $ | 41,300 | | | $ | (8,200) | | | $ | — | | | $ | 112,298 | |
| | | | | | | | | | |
| 慈善捐款 | | 706 | | | — | | | (610) | | | — | | | 96 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 外国税收抵免 | | 43,194 | | | — | | | (3,790) | | | — | | | 39,404 | |
| Total | | $ | 123,098 | | | $ | 41,300 | | | $ | (12,600) | | | $ | — | | | $ | 151,798 | |
| | | | | | | | | | |
| 截至2020年12月31日的年度 | | | | | | | | | | |
| 国家经营亏损结转 | | $ | 81,202 | | | $ | — | | | $ | (2,004) | | | $ | — | | | $ | 79,198 | |
| 慈善捐款 | | 658 | | | 48 | | | — | | | — | | | 706 | |
| 外国税收抵免 | | 43,194 | | | — | | | — | | | — | | | 43,194 | |
| Total | | $ | 125,054 | | | $ | 48 | | | $ | (2,004) | | | $ | — | | | $ | 123,098 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
