美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
表格10-Q |
根据1934年证券交易所法令第13或15(D)条提交的季度报告 |
截至2019年3月31日止的季度期间
或
☐ |
根据1934年证券交易所法令第13或15(D)条提交的过渡报告 |
佣金档案编号:001-12719
古德里奇石油公司 (注册人的准确姓名如其章程所指明) |
特拉华州 (州或其他司法管辖区) 公司或组织) |
76-0466193 (I.R.S.雇主 识别号码) |
801路易斯安那州,700套房 得克萨斯州休斯敦77002 (主要行政办事处地址)(邮政编码)
(登记人的电话号码,包括区号):(713)780-9494
根据该法第12(B)条登记的证券:
|
每一类的名称 | 交易符号 | 每间交易所的注册名称 |
普通股,面值每股0.01美元 | 国内生产总值 | 纽约证券交易所美国公司 |
通过复选标记说明注册人(1)是否在之前的12个月内提交了“1934年证券交易法”第13或15(D)条要求提交的所有报告(或要求注册人提交此类报告的较短时间),(2)在过去90天内一直遵守此类提交要求。是没有☐
通过勾选标记,说明注册人是否以电子方式提交并在其公司网站(如果有的话)上根据“S-T规则”第405条(本章232.405节)提交和发布的每一个互动数据文件在过去12个月内(或要求注册人提交和发布此类文件的较短时间)提交和发布。是没有☐
通过复选标记指明注册者是大型加速提交者、非加速提交者、较小的报告公司,还是新兴的成长型公司。请参阅“交易法”规则12b-2中“大型加速申报人”、“较小报告公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速滤波器 |
☐ |
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加速填报器 |
☐ |
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非加速报税器 |
☐ |
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小型报表公司 |
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新兴成长型公司 |
☐ |
如果是新兴成长型公司,请通过复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据“交易法”第13(A)条规定的任何新的或经修订的财务会计准则。☐案
通过复选标记指明注册人是否为空壳公司(如“交易法”规则12b-2所定义)。是☐否
在根据经法院确认的计划分配证券后,通过复选标记说明注册人是否提交了1934年“证券交易法”第12、13或15(D)节要求提交的所有文件和报告。是没有☐
截至2019年5月13日,登记人已发行普通股12,152,318股。
固特立石油公司及其子公司
目录
|
|
页 |
第一部分 |
财务信息 |
3 |
项目1 |
财务报表 |
3 |
|
截至2019年3月31日和2018年12月31日的综合资产负债表(未经审计) |
3 |
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截至2019年3月31日及2018年3月31日止三个月的综合营运报表(未经审核) |
4 |
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截至2019年3月31日和2018年3月31日的三个月现金流量表(未经审计) |
5 |
截至2019年3月31日止三个月的股东权益综合报表(未经审核) | 6 | |
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未经审计的合并财务报表附注 |
7 |
项目2 |
管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析 |
22 |
项目3 |
市场风险的定量与定性披露 |
30 |
项目4 |
控制和程序 |
31 |
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第二部分 |
其他资料 |
32 |
项目1 |
法律程序 |
32 |
项目1A |
危险因素 |
32 |
项目2 | 未登记的股权证券销售和收益的使用 | 32 |
项目6 |
陈列品 |
33 |
第一部分-财务信息
项目1-财务报表
固特立石油公司及其子公司
综合资产负债表
(单位:千,份额数额除外)
(未经审计)
March 31, 2019 |
2018年12月31日 |
|||||||
资产 |
||||||||
流动资产: |
||||||||
现金及现金等价物 | $ | - | $ | 4,068 | ||||
应收帐款,贸易和其他,扣除备抵 | 1,400 | 744 | ||||||
应计石油和天然气收入 | 12,228 | 14,464 | ||||||
石油和天然气衍生产品的公允价值 | 1,826 | 803 | ||||||
盘存 | 584 | 596 | ||||||
预付费用和其他 | 488 | 533 | ||||||
流动资产总额 |
16,526 | 21,208 | ||||||
财产和设备: |
||||||||
未评估的特性 | 231 | 180 | ||||||
石油和天然气特性(全成本法) | 234,242 | 206,097 | ||||||
家具、固定装置和设备及其他资本资产 | 4,307 | 1,360 | ||||||
238,780 | 207,637 | |||||||
减:累计损耗、折旧和摊销 | (52,695 | ) | (42,447 | ) | ||||
净财产和设备 |
186,085 | 165,190 | ||||||
递延税项资产 | 786 | 786 | ||||||
其他 | 543 | 580 | ||||||
总资产 |
$ | 203,940 | $ | 187,764 | ||||
负债和股东权益 |
||||||||
流动负债: |
||||||||
应付帐款 | $ | 28,375 | $ | 25,734 | ||||
应计负债 | 17,479 | 16,518 | ||||||
石油和天然气衍生产品的公允价值 | 742 | - | ||||||
流动负债总额 |
46,596 | 42,252 | ||||||
长期债务净额 | 84,969 | 76,820 | ||||||
应计放弃成本 | 3,886 | 3,791 | ||||||
石油和天然气衍生产品的公允价值 | - | 471 | ||||||
其他非流动负债 | 1,871 | - | ||||||
负债共计 |
137,322 | 123,334 | ||||||
承付款和意外开支(见附注9) |
||||||||
股东权益: |
||||||||
优先股:10,000,000股,面值1,000,000美元,未发行和流通 | - | - | ||||||
普通股:面值0.01美元,核定股份75,000,000股,截至2019年3月31日和2018年12月31日已发行和流通股分别为12,152,318股和12,150,918股 | 122 | 122 | ||||||
库存股(分别为414股和零股) | (5 | ) | - | |||||
额外实缴资本 | 76,606 | 74,861 | ||||||
累积赤字 | (10,105 | ) | (10,553 | ) | ||||
股东权益总额 |
66,618 | 64,430 | ||||||
负债和股东权益总额 |
$ | 203,940 | $ | 187,764 |
见合并财务报表的附注。
固特立石油公司及其子公司
综合业务报表
(单位:千,每股金额除外)
(未经审计)
三个月 三月三十一号, |
三个月 三月三十一号, |
|||||||
2019 |
2018 |
|||||||
收入: |
||||||||
石油和天然气收入 | $ | 29,146 | $ | 11,843 | ||||
其他 | (6 | ) | (9 | ) | ||||
29,140 | 11,834 | |||||||
运营费用: |
||||||||
租赁经营费用 | 3,335 | 2,566 | ||||||
生产税和其他税 | 631 | 640 | ||||||
运输加工 | 4,701 | 1,312 | ||||||
折旧、损耗和摊销 | 10,046 | 3,452 | ||||||
一般和行政 | 5,310 | 5,196 | ||||||
其他 | 10 | - | ||||||
24,033 | 13,166 | |||||||
营业收入(损失) |
5,107 | (1,332 | ) | |||||
其他收入(费用): |
||||||||
利息费用 | (3,657 | ) | (2,673 | ) | ||||
利息收入和其他费用 | 6 | (7 | ) | |||||
未指定为对冲的商品衍生工具的损失 | (1,008 | ) | (981 | ) | ||||
(4,659 | ) | (3,661 | ) | |||||
重组项目,净额 | - | (331 | ) | |||||
所得税前收入(损失) |
448 | (5,324 | ) | |||||
所得税利益 |
- | - | ||||||
净收益(损失) |
$ | 448 | $ | (5,324 | ) | |||
每股普通股 |
||||||||
每股净收益(亏损)-基本 | $ | 0.04 | $ | (0.47 | ) | |||
每股净收益(亏损)-摊薄 | $ | 0.03 | $ | (0.47 | ) | |||
已发行普通股的加权平均份额-基本 | 12,151 | 11,218 | ||||||
已发行普通股的加权平均股份-稀释 | 14,132 | 11,218 |
见合并财务报表的附注。
固特立石油公司及其子公司
综合现金流量表
(单位:千)
(未经审计)
三个月 三月三十一号, |
三个月 三月三十一号, |
|||||||
2019 |
2018 |
|||||||
业务活动现金流量: |
||||||||
净收益(损失) | $ | 448 | $ | (5,324 | ) | |||
将净损失与经营活动提供的现金净额对账的调整: |
||||||||
损耗、折旧和摊销 | 10,046 | 3,452 | ||||||
使用权资产折旧 | 285 | - | ||||||
未指定为对冲的商品衍生工具的损失 | 1,008 | 981 | ||||||
结算衍生工具所支付的现金净额 | (1,760 | ) | (384 | ) | ||||
股份薪酬(非现金) | 1,568 | 1,675 | ||||||
财务成本摊销、债务贴现、已支付实物利息和增值 | 3,193 | 2,501 | ||||||
重组项目(非现金)和其他 | 12 | 331 | ||||||
资产和负债的变化: |
||||||||
应收帐款,贸易和其他,扣除备抵 | (656 | ) | (1,165 | ) | ||||
应计石油和天然气收入 | 2,236 | (828 | ) | |||||
预付费用和其他 | 35 | (108 | ) | |||||
应付帐款 | 2,641 | 6,848 | ||||||
应计负债 | (1,149 | ) | (1,723 | ) | ||||
经营活动提供的净现金 |
17,907 | 6,256 | ||||||
投资活动的现金流量: |
||||||||
资本支出 | (28,254 | ) | (28,990 | ) | ||||
出售资产所得收益 | 1,284 | 23,209 | ||||||
投资活动所用现金净额 |
(26,970 | ) | (5,781 | ) | ||||
筹资活动的现金流量: |
||||||||
银行借款本金 | (2,000 | ) | (16,723 | ) | ||||
银行借款收益 | 7,000 | - | ||||||
发行成本,净额 | - | (10 | ) | |||||
购买库存股 | (5 | ) | (3 | ) | ||||
(用于)筹资活动提供的现金净额 |
4,995 | (16,736 | ) | |||||
现金及现金等价物减少额 |
(4,068 | ) | (16,261 | ) | ||||
期初现金及现金等价物 |
4,068 | 25,992 | ||||||
期末现金及现金等价物 |
$ | - | $ | 9,731 | ||||
现金流量信息的补充披露: |
||||||||
为重组项目支付的现金,净额 | $ | - | $ | 81 | ||||
支付利息的现金 | $ | 505 | $ | 175 | ||||
非现金资本支出增加(减少) | $ | 1,059 | $ | (8,360 | ) |
见合并财务报表的附注。
固特立石油公司及其子公司
股东权益/(亏损)综合报表
(单位:千)
(未经审计)
优先股 |
普通股 |
其他已缴款 |
库存股 |
留用 |
股东总数 |
|||||||||||||||||||||||||||||||
股份 |
价值 |
股份 |
价值 |
资本 |
股份 |
价值 |
赤字 |
权益 |
||||||||||||||||||||||||||||
2017年12月31日余额 |
- | $ | - | 10,771 | $ | 108 | $ | 68,446 | - | $ | - | $ | (12,303 | ) | $ | 56,251 | ||||||||||||||||||||
净损失 |
- | - | - | - | - | - | - | (5,324 | ) | (5,324 | ) | |||||||||||||||||||||||||
股份薪酬 |
- | - | - | - | 1,776 | - | - | - | 1,776 | |||||||||||||||||||||||||||
限制性股票归属及其他 |
- | - | 203 | 2 | 2,224 | (75 | ) | (827 | ) | - | 1,399 | |||||||||||||||||||||||||
可转换第二留置权认股权证演习 |
- | - | 589 | 6 | (6 | ) | - | - | - | - | ||||||||||||||||||||||||||
发行成本 |
- | - | - | - | (34 | ) | - | - | - | (34 | ) | |||||||||||||||||||||||||
2018年3月31日结余 |
- | - | 11,563 | 116 | 72,406 | (75 | ) | (827 | ) | (17,627 | ) | 54,068 | ||||||||||||||||||||||||
2018年12月31日余额 |
- | $ | - | 12,151 | $ | 122 | $ | 74,861 | - | $ | - | $ | (10,553 | ) | $ | 64,430 | ||||||||||||||||||||
净收入 |
- | - | - | - | - | - | - | 448 | 448 | |||||||||||||||||||||||||||
股份薪酬 |
- | - | - | - | 1,745 | - | - | - | 1,745 | |||||||||||||||||||||||||||
库房股票活动 |
- | - | 1 | - | - | - | (5 | ) | - | (5 | ) | |||||||||||||||||||||||||
2019年3月31日结余 |
- | $ | - | 12,152 | $ | 122 | $ | 76,606 | - | $ | (5 | ) | $ | (10,105 | ) | $ | 66,618 |
见合并财务报表的附注。
固特立石油公司及其子公司
未经审计的综合财务报表附注
附注1-业务及重要会计政策的说明
Goodrich石油公司(“Goodrich”及其子公司Goodrich石油公司L.C.(“子公司”)、“我们”或“公司”)是一家从事勘探的独立石油和天然气公司,石油和天然气的开发和生产主要集中在(I)路易斯安那州西北部和德克萨斯州东部,其中包括Haynesville页岩趋势;(Ii)密西西比西南部和路易斯安那州东南部,包括Tuscaloosa海洋页岩趋势(“TMS”);(Iii)得克萨斯州南部,包括Eagle Ford Shale趋势。
列报依据
本表格10-Q季度报告所载的公司综合财务报表是根据证券交易委员会的规则和条例未经审计而编制的,因此,通常包括在按照美国公认会计原则(“美国公认会计原则”)编制的财务报表中的某些信息已被压缩或省略。本信息应与截至2018年12月31日的10-K表格年度报告中所载的合并财务报表和附注一并阅读。截至2019年3月31日止三个月的营运业绩,并不一定显示全年或任何过渡期间的预期业绩。
固结原理-综合财务报表包括本公司及其附属公司的财务报表。公司间结余和交易已在合并中消除。合并财务报表反映了管理层认为公平列报所必需的所有正常经常性调整。对以往各期财务报表中的某些数据进行了调整,以符合本期的列报方式。在提交申请之日,我们已经对随后发生的事件进行了评估。
估计数的使用-本公司管理层已就资产、负债、收入及开支的报告及或有资产及负债的披露作出若干估计及假设,以根据美国公认会计原则编制该等综合财务报表。
现金及现金等价物-现金及现金等价物包括在购买之日到期日为90天或更短的手头现金、活期存款账户和临时现金投资。
应付帐款-截至2019年3月31日和2018年12月31日的应付账款如下:
(单位:千) |
March 31, 2019 |
2018年12月31日 |
||||||
应付贸易账款 | $ | 12,275 | $ | 8,633 | ||||
应付收入 | 15,535 | 16,665 | ||||||
合伙人预付款项 | 325 | 132 | ||||||
杂项应付款项 | 240 | 304 | ||||||
应付账款共计 |
$ | 28,375 | $ | 25,734 |
固特立石油公司及其子公司
未经审计的综合财务报表附注
应计负债-截至2019年3月31日和2018年12月31日的应计负债如下:
(单位:千) |
March 31, 2019 |
2018年12月31日 |
||||||
应计资本支出 | $ | 9,145 | $ | 8,086 | ||||
应计租赁业务费用 | 980 | 1,100 | ||||||
应计生产税和其他税 | 443 | 338 | ||||||
累计运输和收集 | 3,300 | 1,888 | ||||||
应计业绩奖金 | 976 | 3,420 | ||||||
应计利息 | 402 | 443 | ||||||
应计办公租赁 | 1,332 | 598 | ||||||
应计一般和行政费用及其他 | 901 | 645 | ||||||
应计负债共计 |
$ | 17,479 | $ | 16,518 |
盘存-存货包括预期在我们的资本钻探计划中使用的套管和管子。存货在综合资产负债表上以较低的成本或市价进行。
财产和设备-根据美国公认会计原则,允许采用两种可接受的石油和天然气属性核算方法。这就是成功的努力方法和全成本方法。从事石油和天然气生产的实体可以选择任何一种方法进行资产核算。这两种方法的主要区别在于勘探成本的处理、折旧、损耗和摊销(“DD&A”)费用的计算以及石油和天然气资产减值的评估。我们选择采用全成本核算方法。我们认为,开发储量“组合”的真正成本应该反映勘探和开采的成功和不成功的尝试。全成本法的应用更好地反映了勘探开发我国油气储量的真正经济意义。
在全成本法下,我们将与收购、勘探、开发和估计放弃成本相关的所有成本资本化。我们将内部成本资本化,这些内部成本可直接与租赁股权的收购以及钻井和完井活动相关,但不包括与生产、一般公司间接费用或类似活动相关的任何成本。未评估的物业成本不包括在摊销基数内,直至吾等就有关物业或减值是否存在经证明的储备作出决定为止。我们会在每个季度末检讨我们未经评估的物业,以决定是否应将成本重新分类为已探明的石油及天然气物业,从而须经DD&A及全面成本上限测试。在截至2019年3月31日和2018年3月31日的三个月里,我们将10万美元从未评估的资产转移到已探明的石油和天然气资产。除非调整会显著改变资本化成本与已探明储量之间的关系,否则吾等出售石油及天然气资产乃计入已探明石油及天然气资产净额的调整,而并无确认损益。
在全成本法下,我们使用生产单位(“UOP”)方法,通过DD&A费用摊销我们在石油和天然气资产上的投资。摊销比率以折算为当量千立方英尺天然气(“Mcfe”)的总探明储量作为分母,以评估油气资产的账面净值,以及以已探明未开发储量的估计未来开发成本为分子,计算摊销比率。按Mcfe计算的费率适用于各期间的产量,也转换为Mcfe,以得出各期间的DD&A费用。
家具、固定装置和设备(包括办公室家具、计算机硬件和软件以及租赁改良)的折旧是用直线法计算的,估计使用寿命从三年到五年不等。
全额成本上限测试-全额成本法要求,在每个财务报告所述期间结束时,经证明的储备的估计未来现金净流量的现值(经对冲调整,不包括与估计放弃成本有关的现金流量),应与经证明的石油和天然气资产的资本化成本净额减去相关递延税项后的现值进行比较。这种比较称为“上限测试”。如果已探明的石油和天然气资产的净资本化成本超过估计的已探明储量未来的折现现金流量净额,我们必须将我们的石油和天然气资产的价值减记为贴现后的现金流值。来自已探明储量的估计未来现金净流量是根据12个月平均定价假设计算的。
在截至2019年3月31日和2018年3月31日的三个月中,没有全额成本上限测试冲销。
固特立石油公司及其子公司
未经审计的综合财务报表附注
公允价值计量-公允价值的定义是,在计量之日,在市场参与者之间进行有序交易时,为出售资产或为转移负债而收取的价格。一项资产的公允价值应反映市场参与者的最高和最佳使用情况,无论是在用价值前提还是在交换价值前提下。负债的公允价值应反映不履行的风险,其中包括,除其他外,我们的信用风险。
我们采用各种方法(包括收益法和市场法)来确定我们的金融工具的公允价值,这些公允价值是在经常性的基础上按公允价值计量的,这取决于一系列因素,包括在基础工具的合同期内可观察到的市场数据的可得性。对于我们的一些工具,公允价值是根据可直接观察到的市场数据或类似市场中类似工具的数据计算的。对于其他票据,可根据这些投入以及与这些票据未来结算估计数有关的其他假设计算公允价值。我们将我们的金融工具分为三个级别(第1、2和3级),这是基于我们对可观测市场数据的可用性的评估,以及用于确定我们工具的公允价值的不可观测数据的重要性。我们对一项工具的评估可能会随着时间的推移而根据该工具的到期性或流动性而改变,这可能导致在不同级别之间对工具的分类发生变化。
这些级别中的每一级以及我们按级别分类的相应工具进一步说明如下:
• |
一级投入-相同资产或负债在活跃市场中未经调整的市场报价。我们没有一级仪器; |
• |
二级输入-主要来自可观察的市场数据或由可观察的市场数据证实的报价。此级别包括2017年高级信贷融资机制(定义见下文)和商品衍生工具,其公允价值基于第三方报价或从第三方定价来源获得的现有利率信息和商品定价数据,以及我们或我们的对手方的信誉;以及 |
• |
第三级输入-资产或负债的不可观察的输入,例如基于我们的各种假设和未来商品价格的贴现现金流模型或估值。包括在这一水平将是我们的资产退休义务的初步计量。 |
于2019年3月31日及2018年12月31日,吾等之现金及现金等价物、应收贸易账款及应付款之账面值为公平值,原因是该等工具属短期性质。
资产退休债务-资产留存责任涉及因勘探和开发我们的石油和天然气财产而产生的废弃和场地恢复要求。我们记录资产留存义务在发生期间的负债的公允价值,以及相关长期资产账面金额的相应增加。增支费用包括在我们的综合经营报表的“折旧、损耗和摊销”中。看见附注3.
本公司于成立初期之资产退休责任之估计公允价值乃透过采用经信贷调整之无风险利率(考虑本公司之信贷风险、货币时间价值及当时经济状况)于未贴现预期放弃现金流量而采用收益法厘定。鉴于投入的不可观察性,资产留存义务的初始计量在公允价值等级中被归类为第3级。
收入确认-石油和天然气收入一般在向客户交付我们生产的石油和天然气时得到确认。我们记录的收入在我们的生产交付给购买者的那个月。然而,我们的石油和天然气销售结算报表和付款可能不会在生产交付日期后的60天内收到,因此,我们必须估计交付给购买者的生产量和将收到的产品销售价格。当我们出售的天然气多于或少于我们在天然气生产中所占的工作权益份额时,我们分别记录天然气平衡的负债或资产。自.起 March 31, 2019 2018年12月31日,天然气平衡的净负债是不重要的。经常调整实际产量和净工作利息数额之间的差额。看见附注2.
衍生工具-我们使用衍生工具,例如掉期、套期、期货、远期和期权,以对冲我们对原油和天然气价格波动的风险。与衍生工具及对冲活动有关的会计准则规定,所有受该等准则要求规限的衍生工具均须按公平值计量,并在资产负债表中确认为资产或负债。我们用每种商品的相同交易对手来抵消我们的资产和负债头寸的公允价值。除非符合特定的对冲会计准则,否则公允价值的变动必须在收益中确认。我们在衍生工具合约上的所有已实现损益都是现金结算的结果。吾等并无将任何衍生合约指定为对冲工具;因此,公平值的变动反映于盈利中。看见附注8.
固特立石油公司及其子公司
未经审计的综合财务报表附注
所得税-我们按负债办法按规定核算所得税。递延税项资产及负债确认为财务报表所载现有资产及负债金额及其各自的税基与营运亏损及税项抵免结转之间的差额所导致的未来税务后果。递延税项资产及负债按预期将适用于预期收回或结算该等暂时性差额之年度内应课税收入之已制定税率计量。税率变动对递延税项资产和负债的影响,在包括制定日期的期间内的收入中确认。当管理层认为部分或全部递延税项资产不会变现时,递延税项资产会因估值免税额而减少。
根据要求,我们只有在确定有关税务当局在审计后更有可能维持不确定的税务状况后,才能确认财务报表受益于不确定的税务状况。对于达到可能大于不可能的阈值的税务职位,财务报表中确认的金额是最大的收益,在与相关税务机关最终结算时,其实现可能性超过50%。看见附注7.
每股净收益或净亏损-每股普通股的基本收入(亏损)是用每个报告期内适用于普通股的净收益(亏损)除以当期未发行普通股的加权平均股份来计算的。每股普通股的摊薄收益(亏损),以每个报告期适用于普通股的净收益(亏损)除以当期未发行普通股的加权平均股份,加上使用库存股法计算的潜在稀释限制性股票的影响以及转换可转换证券(如认股权证和可转换票据)的潜在稀释效应,计算得出。变成我们的普通股。看见附注6.
承付款和意外开支-索赔、评估、诉讼、罚款和罚款以及其他来源引起的或有损失的负债,包括环境补救费用,在很可能已发生负债并可合理估计评估和/或补救的数额时予以记录。在可能实现的情况下,从第三方收回的款项将单独记录,不与相关的环境责任相抵。看见附注9.
股份薪酬-我们使用授予日期的公允价值核算我们的股份交易,并在必要的服务期内确认补偿费用。
担保-截至2019年3月31日,Goodrich石油有限公司(Goodrich PetroleumCompany LLC)是Goodrich石油公司的全资附属公司,是我们的可转换第二留置券(定义见下文)的附属担保人。
发债成本-本公司在综合资产负债表中记录与其可换股第二留置券相关的债务发行成本,作为长期债务的对冲余额,在可换股第二留置券有效期内按直线摊销。与本公司循环信贷工具债务相关的发债成本记录在本公司综合资产负债表中的其他资产中,并在该等债务的存续期间按直线摊销。
固特立石油公司及其子公司
未经审计的综合财务报表附注
新会计公告
2018年8月28日,财务会计准则委员会(“FASB”)发布了2018-2013年“会计准则更新”,即“公允价值计量”(主题820):披露框架-对公允价值计量披露要求的修改。本“会计准则”中的修订修改了主题820中关于公允价值计量的披露要求,包括删除、修改和增加某些披露要求。对于所有实体,本ASU中的修正案对2019年12月15日以后的财务期有效,包括其中的临时期间。我们正在评估这些修订将对我们的综合财务报表产生的预期影响。
本季度,公司采用了ASU 2016-02,租赁(主题842)以及其他相应的ASU,采用了修改的回溯法。看见附注10有关采用新租赁指南的进一步详情。
附注2-收入确认
2018年1月1日,我们通过了2014-09年度的ASU,与客户签订合同的收入,以及会计准则编纂(ASC)主题606(统称“主题606”)下的一系列相关ASU。 主题606没有改变我们确认收入的时间模式。在主题606下,收入一般是在我们生产的石油和天然气交付给我们的客户时确认的。我们的客户销售合同包括石油和天然气销售。在主题606下,商品产品的每一单位(Mcf或Barrel)代表一项单独的履约义务,按不同价格出售,每月可确定。我们合同的定价条款主要与市场指数挂钩,并根据交付、产品质量和我们所在地理区域的主要供求状况等因素进行某些调整。当客户获得控制权时,我们将交易价格分配给每个履行义务,并在交付商品产品时确认收入。在我们的天然气合同中规定的特定计量地点,对我们生产的天然气产量的控制权传给了我们的客户。同样,当石油通过卡车运油票或仪表测量石油进入输油管道时,我们对石油产量的控制就会转给我们的客户。该公司对这些点之后的商品没有控制权,在这些点上的计量规定了客户付款所依据的金额。我们的石油和天然气收入来源包括因特许权使用费和非经营性工作利益而负担的产量。我们的收入在我们的财务报表中记录和列报,扣除了特许权使用费和非经营的工作利益。我们的收入来源不包括出售石油和天然气以外的任何服务或附属项目的付款。
我们记录的收入在我们的生产交付给购买者的那个月。然而,我们的石油和天然气销售结算报表和付款可能不会在生产交付日期后的60天内收到,因此,我们必须估计交付给购买者的生产量和将收到的产品销售价格。我们记录了最终收到的实际数额与最后确定期间的最初估计数之间的任何差异,但从历史上看,这些差异并不大。截至2019年3月31日和2018年12月31日,与客户签订的合同的应收账款分别为1,220万美元和1,450万美元。
下表列出截至2019年3月31日及2018年3月31日止三个月按收入来源及经营及非经营物业分类的收入:
截至2019年3月31日的三个月 |
截至2018年3月31日的三个月 |
|||||||||||||||||||||||||||||||
(单位:千) |
石油收入 | 天然气收入 |
NGL收入 |
石油和天然气总收入 |
石油收入 | 天然气收入 |
NGL收入 |
石油和天然气总收入 |
||||||||||||||||||||||||
操作 | $ | 2,711 | $ | 20,174 | $ | - | $ | 22,885 | $ | 3,799 | $ | 5,801 | $ | - | $ | 9,600 | ||||||||||||||||
非操作 | 75 | 6,182 | 4 | 6,261 | 143 | 2,096 | 4 | 2,243 | ||||||||||||||||||||||||
石油和天然气总收入 |
$ | 2,786 | $ | 26,356 | $ | 4 | $ | 29,146 | $ | 3,942 | $ | 7,897 | $ | 4 | $ | 11,843 |
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未经审计的综合财务报表附注
附注3-资产退休义务
截至2019年3月31日止三个月的开始和结束资产退休义务的对账如下(单位:千):
截至2019年3月31日的三个月 |
||||
2018年12月31日期初余额 |
$ | 3,791 | ||
产生的负债 | 24 | |||
清偿债务 | (1 | ) | ||
吸积费 | 72 | |||
截至2019年3月31日的期末余额 |
$ | 3,886 | ||
流动负债 | $ | - | ||
长期责任 | $ | 3,886 |
附注4-债务
截至2019年3月31日和2018年12月31日的债务余额如下(单位:千):
March 31, 2019 | 2018年12月31日 | |||||||||||||||
校长 |
账面金额 |
校长 |
账面金额 |
|||||||||||||
2017年高级信贷机制 | $ | 32,000 | $ | 32,000 | $ | 27,000 | $ | 27,000 | ||||||||
可转换第二留置权债券(一) | 55,493 | 52,969 | 53,691 | 49,820 | ||||||||||||
债务总额 |
$ | 87,493 | $ | 84,969 | $ | 80,691 | $ | 76,820 |
(一)债务折价按2019年8月30日到期日的有效利率法摊销。本金包括截至2019年3月31日和2018年12月31日已支付的1,550万美元和1,370万美元实物利息。账面价值包括截至2019年3月31日和2018年12月31日的250万美元和390万美元的未摊销债务折价。
固特立石油公司及其子公司
未经审计的综合财务报表附注
下表汇总了截至2019年3月31日和2018年3月31日的三个月的利息支出总额,包括合同利息支出、债务折价摊销和融资成本(以千计,实际利率除外):
截至2019年3月31日的三个月 |
截至2018年3月31日的三个月 |
|||||||||||||||
利息费用 |
有效 |
利息费用 |
有效 |
|||||||||||||
2017年高级信贷机制 |
$ | 508 | 6.7 | % | $ | 173 | 6.3 | % | ||||||||
可转换第二留置权债券(一) |
3,149 | 24.3 | % | 2,500 | 24.6 | % | ||||||||||
利息支出总额 |
$ | 3,657 | $ | 2,673 |
(1)截至2019年3月31日的三个月的利息支出包括130万美元的债务折价摊销和180万美元的已支付实物利息,截至2018年3月31日的三个月的利息支出包括90万美元的债务折价摊销和160万美元的已支付实物利息。
2017年高级信贷机制
于2017年10月17日,本公司与该附属公司(作为借款人)、摩根大通银行(N.A.)(作为行政代理)及若干贷方订立经修订及重新订立的高级有抵押循环信贷协议(经修订,“2017信贷协议”),该协议规定最高达当时有效的借贷基础的循环贷款(经修订,“2017年高级信贷机制”)。2017年高级信贷基金到期(A)2021年10月17日或(B)2019年12月30日,如果可转换第二留置券在2019年12月30日之前尚未自愿赎回、回购、再融资或以其他方式退出。截至2019年3月31日,2017年高级信贷融资机制下的最高贷款额为2.5亿美元,借款基数为7,500万美元,但根据可转换第二留置券中规定的限制,经选举产生的支取限额为5,000万美元。借款基数定于每个日历年的3月和9月重新确定,还会不时作出更多调整,包括出售资产、消除或减少对冲头寸和产生其他债务。此外,所述附属机构和所述行政代理人均可请求在预定的重新确定之间对借款基数进行一次非预定的重新确定。借贷基础的数额由贷款人自行决定,并符合其在有关重新确定时的石油和天然气贷款标准。不过,我们可选择在每次重新厘定借款基数的同时,向贷款人发出通知,把建议的借款基数调低至一个较低的提取限额。本公司亦可根据2017年“信贷协议”要求发出总额不超过1,000万美元的信用证,从而减少借款基础下的可用借款金额,即此类已发行及未偿还信用证的金额。
根据2017年高级信贷融资机制尚未支付的所有款项,应按本公司的选择,按以下任一利率计息:(I)替代基准利率加上1.75%至2.75%的适用差幅,视乎使用的借款基准百分比而定;(Ii)本公司可选择的其他基准利率,另加1.75%至2.75%的适用差幅,视所使用的借贷基准的百分比而定。或(Ii)经调整的伦敦银行同业拆息加上2.75%至3.75%的适用差幅,视乎使用的借贷基础的百分比而定。2017年高级信贷融资机制下的未支取金额须缴纳0.50%的承诺费。只要存在付款违约且仍在继续,2017年高级信贷融资机制下的所有未付金额均按高于适用利率和保证金的年利率2.00%计息。截至2019年3月31日,从2017高级信贷基金借款的利率在5.74%至7.50%之间。
2017年高级信贷融资机制还包含某些金融契约,包括(1)在任何财政季度的最后一天,债务总额(如“2017年信贷协定”所界定)与EBITDAX的比率不超过4.00:1.00,(2)根据2017年“信贷协定”第二修正案,从2018年12月31日结束的季度开始,流动比率(基于流动资产与流动负债的比率)不低于1.00:1.00,并且(Iii)直到没有可转换的第二留置券仍未结清时,(A)应占本公司及借款人之经证明储备(定义见2017年信贷协议)之经证明PV-10总额与担保债务总额(扣除任何不受限制之现金不超过1,000万美元)之比率维持不少于1.50至1.00;及(B)最低流动资金要求。
固特立石油公司及其子公司
未经审计的综合财务报表附注
2017信贷协议下的债务以本公司及其附属公司实质上所有资产的第一留置权担保。
截至2019年3月31日,本公司的借款基数为7,500万美元,经选择的取款限额为5,000万美元,未偿贷款为3,200万美元。截至2019年3月31日,本公司还有50万美元的未摊销债券发行成本与2017年高级信贷融资机制有关。
自.起March 31, 2019公司不遵守2017年高级信贷机制内的所有公约由于目前的比率低于1.00:1.00,主要是由于选举产生的5000万美元的支取限额。于2019年4月29日,本公司与该附属公司摩根大通银行(N.A.)(作为行政代理人)及其贷款方订立有限制豁免信贷协议,据此,贷款人同意放弃本公司于截至2019年3月31日止的财政季度最后一天未能遵守2017年高级信贷融资机制下的现行比率金融契诺。
2019年高级信贷机制
于2019年5月14日,本公司订立第二份经修订及重新修订的高级有抵押循环信贷协议(“2019年信贷协议”),该协议由本公司、附属公司作为借款人(以借款人身份)、阳光信托银行作为行政代理(“行政代理”)及若干贷方订立。其中规定循环贷款的最高限额为当时生效的借款基数(“2019年高级信贷机制”)。2019年高级信贷机制修订、重述和重新调整了2017年“信贷协定”规定的义务。
2019年高级信贷基金届满(A)2024年5月14日或(B)新2L债券(定义见下文)所界定的“到期日”前180天,而该日期在新2L债券(定义见下文)发行日期当日生效,但新2L债券(定义见下文)并未自动赎回、赎回,在此日期之前再融资或以其他方式退休。2019年高级信贷机制下的最高贷款额目前为5亿美元,初步借款基数为1.15亿美元。借贷基础将于2019年6月1日或前后,以及其后于每个公历年的3月及9月重新厘定,并会不时作出额外调整,包括出售资产、消除或减少对冲头寸及产生其他债务。此外,借款人和行政代理人中的每一人均可请求在预定的重新确定之间对借款基数进行一次非预定的重新确定。借贷基础的数额由贷款人自行决定,并符合其在有关重新确定时的石油和天然气贷款标准。借款人还可根据2019年“信贷协议”要求签发总额不超过1 000万美元的信用证,这将减少借款基数下的可用借款额,即已签发和未结清的信用证数额。
2019年高级信贷融资机制项下所有未偿还款项之利息,应按本公司之选择,每年相等于:(I)替代基准利率加上1.50%至2.50%之适用差幅,视乎使用之借款基准百分比而定;(Ii)本公司可选择之其他基准利率,另加1.50%至2.50%之适用差幅,视乎所用借贷基准之百分比而定。或(Ii)经调整的libor加上2.50%至3.50%的适用差幅,视乎使用的借贷基础的百分比而定。2019年高级信贷融资机制项下的未支取金额须缴付0.375%至0.50%的承担费,视乎使用的借款基数的百分比而定。倘有拖欠付款的情况存在及持续,2019年高级信贷融资机制项下的所有未偿还款项将以高于适用利率及保证金的年息2.0厘计息。
2019年信贷协议项下之债务由本公司担保,并以本公司及借款人实质上所有资产之第一留置权作抵押。
2019年“信贷协议”包含某些习惯表述和担保、肯定和消极的契约以及违约事件。如果发生违约事件并仍在继续,贷款人可宣布2019年高级信贷机制下的所有未清款项立即到期并应支付。
2019年信贷协议还包含某些金融契约,包括:(I)截至任何财政季度的最后一天,资金净额债务与EBITDAX的比率不超过4.00:1.00,(2)流动比率(基于流动资产与流动负债的比率)不低于1.00:1.00;和(3)自2021年票据发行之日起至2021年票据未清为止,本公司及借款人之经证明储备总额占担保债务总额(扣除任何不受限制之现金不超过10,000,000美元)之比率不少于1.50:1.00及最低流动资金要求。
“2019年信贷协议”的上述描述完全参照该“2019年信贷协议”予以限定,现将其副本作为附件10.1存档,并通过引用将其纳入此处。上述描述中使用但未另有定义的资本化术语具有2019年信贷协议中赋予该等术语的相应含义。
2019年5月14日,本公司从2019年高级信贷融资机制提取资金,为2017年高级信贷融资机制下的债务再融资,并为赎回提供资金(定义见下文)。
可转换的第二留置权债券
于二零一六年十月十二日,本公司及其附属公司与若干投资者(统称“购买人”及各自的继任人及受让人)订立购买协议(“购买协议”),关于发行总额为40.0,000,000美元的本公司应于2019年到期的13.50%可换股第二留置权高级有抵押债券(“可换股第二留置权债券”)。
可换股第二留置权债券的本金总额可在预定到期日之前的任何时间由购买者按每股21.33美元(相当于本公司普通股的190万股)的选择权转换,但须作出调整。在收盘时,买方获得了10年期无成本认股权证,以购买250万股普通股。可换股第二留置权债券持有人对本公司所有资产拥有第二优先留置权,而该等认股权证持有人有权委任两名成员加入本公司董事会(“董事会”),只要该等认股权证尚未完成。
如协议所述,可换股第二留置权债券订于2019年8月30日或吾等现有循环信贷工具到期日后6个月到期,惟无论如何不得迟于2020年3月30日。2017年高级信贷融资机制计划不早于2019年12月30日到期;因此,可转换第二留置券定于2020年3月30日到期。可换股第二留置券年息13.50厘,于每年一月十五日、四月十五日、七月十五日及十月十五日按季派息。本公司可选择增加未偿还可换股第二留置权债券本金或发行额外第二留置权债券(“PIK利息票据”),以支付当时未偿还的可换股第二留置权债券本金的全部或任何部分利息。PIK利息注释不可转换。在退出信贷协议(但不包括任何再融资或替代协议)生效期间,可换股第二留置券的利息须以实物支付。至于新的2017年高级信贷融资机制,可转换第二留置券的利息必须以实物支付,但在截至2018年3月31日的季度之后,如果(I)没有违约、违约或借款基数不足的情况已经发生且仍在继续,(Ii)根据2017年高级信贷融资机制的定义,债务总额与EBITDAX的比率低于1.75:1.0,及(Iii)未用借款基数至少为25%,则本公司可于其选择时以现金支付可换股第二留置券的利息。
管理可换股第二留置权票据(以下简称“该契约”)的契约包含与吾等及吾等附属公司有关的若干契诺,包括财务报告的交付;环境事项;业务处理;收益的使用;物业的营运及维修;抵押品及担保要求;负债;留置权;股息及分派;资产及股票的出售限额;业务活动;与联属公司的交易;。和控制的改变。
该保险亦包含若干财务契诺,包括(I)于2017年9月30日后(将于每年1月1日及7月1日厘定)不少于1.50至1.00的经证明资产总额涵盖比率(如退出信贷协议所界定),以及(Ii)最低流动资金要求。
于二零一六年十月发行可换股第二留置券后,根据有关转换时可能以现金结算的可转换债务工具的会计准则,以及债务工具的认股权证,吾等录得1,100万元的债务折让,从而将发行时的账面价值4,000万元减至2,900万元,并记录权益部分1,100万元。债务贴现以2019年8月30日之前的原始期限为基础,采用有效利率法摊销。截至2019年3月31日,250万美元的债务贴现仍需在可转换第二留置券上摊销。
截至2019年3月31日,本公司已遵守有关可换股第二留置权债券的所有契诺。
可换股第二留置权债券的赎回
于2019年5月14日,本公司向可换股第二留置券的受托人发出赎回通知,要求于2019年5月29日(“赎回日期”)赎回未偿还的可换股第二留置券(“赎回”)本金总额约5,670万元,相当于未偿还可换股第二留置券(“赎回”)本金总额的100%。本公司指示受托人于2019年5月14日向可换股第二留置权债券持有人提供有关赎回的通知,通知日期为2019年5月14日。可换股第二留置权债券将按相当于其本金100%的赎回价格赎回,另加2019年4月15日至赎回日的应计及未付利息,但不包括赎回日期。预计赎回的资金将来自2019年高级信贷融资机制的收益。
新的可换股第二留置权债券
于2019年5月14日,本公司与该附属公司订立购买协议(“新2L债券购买协议”),由Franklin Advisers,Inc.作为投资经理管理若干基金及帐户(每个该等基金或帐户连同其继任人及受让人)。a“新2L债券购买者”),据此,本公司将向新2L债券购买者(“新2L债券发售”)发行本公司于2021年到期的13.50%可换股第二留置式高级有抵押债券(“新2L债券”)的总本金1,200,000,000元。新2L债券发售之结算期以赎回为条件,并预期与赎回同时进行,惟须符合其他惯常之收市条件。出售新2L债券所得的款项,将用作偿还2019年循环信贷融资机制下的未偿还借款。
新2L债券将可按换股比率转换为本公司普通股,换股比率为新2L债券未偿还本金总额(包括任何应计及未付利息)除以换股价格(最初为21.33美元),但须受规管本附注的“新2L附注”(“新2L附注”)中所述的若干调整所规限。转换后,本公司必须根据其选择交付(1)新2L票据包埋中所确定的若干普通股,(2)现金或(3)普通股与现金的组合,(2)现金或(3)其普通股与现金的组合,(2)现金或(3)其普通股与现金的组合,(2)现金或(3)其普通股与现金的组合,然而,本公司以现金赎回新2L票据的能力须受2019年信贷协议条款的规限。
新2L债券将根据经修订的1933年“证券法”(“证券法”)第4(A)(2)条的豁免规定,发行及出售予新2L债券购买者。新2L债券购买者只打算根据“证券法”第144A条将新2L债券转售给符合资格的机构买家,并根据“证券法”S条将新2L债券转售给美国境外的某些人士。新的2L票据将不会根据“证券法”或适用的州证券法进行登记,也不得在没有登记或不受“证券法”和适用的州法律的登记要求的适用豁免的情况下在美国发行或出售。
新2L债券购买协议载有本公司及附属公司的惯常陈述、保证及协议,以及订约方的责任。上述有关新2L债券购买协议的说明全部参照该新2L债券购买协议予以保留,该协议的副本现作为附件10.2存档,并以参考方式纳入本文件。
固特立石油公司及其子公司
未经审计的综合财务报表附注
附注5-公平
截至2019年3月31日止的三个月内,并无与可换股第二留置权票据相关的10年无成本认股权证获行使。截至2019年3月31日,15万份此类认股权证仍未行使。在截至2019年3月31日的三个月内,本公司亦并无重大归属其股份为基础的补偿单位。
截至2018年3月31日止的三个月内,与可换股第二留置券相关的10年期无成本认股权证的若干持有人行使589,375份认股权证,发行相等数额的一仙面值普通股。本公司因发行42,500股普通股而收到面值1美分的现金。在截至2018年3月31日的三个月内,本公司向员工发行了201,969股普通股,以支付此类员工在2017年期间赚取的、截至2017年12月31日应计的部分奖金。本公司将其中75,053股票回购到财政部,用于支付与奖金支付有关的雇员预扣的工资税,这些库房股票于2018年12月退休。在截至2018年3月31日的三个月内,本公司并无重大归属其股份为基础的薪酬单位。
附注6-每股净收益(亏损)
以适用于普通股的净收益(亏损)作为计算截至2019年3月31日及2018年3月31日的三个月每股基本及摊薄净收益(亏损)的分子。该公司使用库存股票法来确定潜在稀释限制性股票的影响。下表列出与计算每普通股的基本净收入(损失)和摊薄净收入(损失)有关的信息:
三个月 March 31, 2019 |
三个月 March 31, 2018 |
|||||||
(单位:千,每共享数据除外) |
||||||||
每股基本净收益(亏损): |
||||||||
适用于普通股的净收益(损失) |
$ | 448 | $ | (5,324 | ) | |||
已发行普通股加权平均数 |
12,151 | 11,218 | ||||||
每股基本净收益(亏损) |
$ | 0.04 | $ | (0.47 | ) | |||
每股摊薄净收益(亏损): |
||||||||
适用于普通股的净收益(损失) |
$ | 448 | $ | (5,324 | ) | |||
已发行普通股加权平均数 |
12,151 | 11,218 | ||||||
可换股第二留置权相关认股权证转换时可发行的普通股 |
150 | - | ||||||
可于转换无抵押债权持有人认股权证后发行的普通股 |
1,418 | - | ||||||
假设转换限制性股票时可发行的普通股* |
413 | - | ||||||
已发行普通股的稀释加权平均股份 |
14,132 | 11,218 | ||||||
每股摊薄净收入(亏损)(1)(2)(3) |
$ | 0.03 | $ | (0.47 | ) | |||
(1)假设以股份为基础的报酬转换后可发行的普通股,并不包括在计算每股普通股的摊薄净亏损内,因为列入该等普通股将会产生反稀释作用。** |
- | 201 | ||||||
(2)转换可换股第二留置权债券时可发行的普通股并不包括在每股普通股的摊薄净收入(亏损)的计算中,因为列入该等普通股将会产生反稀释作用。 |
1,875 | 1,875 | ||||||
(3)转换与可换股第二留置权票据相关的认股权证而发行的普通股及无抵押债权持有人,并不包括在计算每股普通股的摊薄净收入(亏损)内,因为将该等普通股纳入可换股第二留置券将会产生反稀释作用。 |
- | 1,916 |
*-假设以股份为基础的薪酬转换可发行普通股,假设本公司业绩股份奖励的派息为最初批出单位的100%(或一股与一股普通股的比率)。普通股的收益范围从最初授予的业绩单位的0%到250%不等。
固特立石油公司及其子公司
未经审计的综合财务报表附注
附注7-所得税
在截至2019年3月31日或2018年3月31日的三个月中,我们均未记录所得税支出或福利。我们于二零一六年十二月三十一日录得递延税项资产净值的估值免税额。在评估所有可得证据(包括我们的净营运亏损历史)后,吾等于此日期记录此估值备抵,并据此得出结论,根据会计文献之可能性大于非标准,该等递延税项资产不可收回。截至2018年12月31日,估值备抵为8,410万美元,导致我们的财务状况表中出现80万美元的非流动递延税项资产净额。80万美元的递延税项资产净额与替代最低税(“AMT”)抵免有关,无论本公司的常规纳税责任如何,这些抵免预计将在2018-2021年纳税年度全额退还。考虑到贵公司的应税收入预测,吾等对本公司递延税项资产变现的评估并无改变,除与AMT抵免有关的递延税项资产外,吾等于2019年3月31日继续为吾等的递延税项资产净额维持十足估值免税额。
截至2019年3月31日,我们没有未获承认的税务优惠。自2018年12月31日以来,计算没有重大变化。
附注8-商品衍生活动
我们使用商品和金融衍生工具合约来管理商品价格的波动。我们目前没有指定我们的衍生工具合约进行对冲会计。所有衍生产品损益均来自本公司的石油及天然气衍生工具合约,并已在本公司综合营运报表的“其他收入(开支)”中确认。
下表汇总了截至2019年3月31日和2018年3月31日的三个月中我们确认的石油和天然气衍生品的损益:
截至2019年3月31日的三个月 |
截至2018年3月31日的三个月 |
|||||||
石油和天然气衍生物(单位:千) |
||||||||
未被指定为对冲的商品衍生工具的损失,已结算 | $ | (1,760 | ) | $ | (384 | ) | ||
未被指定为对冲的商品衍生工具的收益(亏损),未结算 | 752 | (597 | ) | |||||
未指定为对冲工具的商品衍生工具的全损 |
$ | (1,008 | ) | $ | (981 | ) |
商品衍生活动
我们不时签订掉期合约、无成本领口或其他衍生协议,以管理部分产品的商品价格风险。我们的政策是,所有衍生工具都由我们董事会的对冲委员会批准,并由董事会定期审查。
尽管我们采取措施试图控制价格风险,但我们仍然受到现货市场上出售的天然气和原油价格波动的影响。现货市场上销售的天然气价格波动很大,主要是由于需求的季节性和我们无法控制的其他因素。国内原油和天然气现货价格的下降将对我们的财务状况、经营结果和在经济基础上可采储量的数量产生重大不利影响。在与我们的财务对手方结算时,我们通常行使我们的合同权利,将已实现的收益与已实现的损失相抵。在签订衍生工具合约时,我们及我们的对手方均不需要任何抵押品。如果SunTrust银行无法在2019年3月31日之前履行其义务,我们将面临160万美元损失的风险。
固特立石油公司及其子公司
未经审计的综合财务报表附注
截至2019年3月31日,我们与摩根大通银行(JPMorgan Chase Bank)、N.A.和SunTrust Bank签订的未平仓商品衍生品合约的未平仓头寸如下:
合同类型 |
每日量 |
总体积 |
加权平均 固定价格 |
公允价值 |
||||||||||||
石油掉期(Bbls) |
||||||||||||||||
2019 |
308 | 84,775 | $ | 51.08 | $ | (742 | ) | |||||||||
总油 |
$ | (742 | ) | |||||||||||||
天然气掉期(MMBtu) |
||||||||||||||||
2020(至2020年3月31日) |
70,000 | 6,370,000 | $ | 2.873 | $ | (787 | ) | |||||||||
2019 |
100,000 | 27,500,000 | $ | 2.887 | $ | 2,613 | ||||||||||
总天然气 |
$ | 1,826 | ||||||||||||||
石油天然气总量 |
$ | 1,084 |
2019年第一季度,我们与SunTrust银行签订了以下合同:
合同类型 |
每日量 |
固定价格 |
合同开始日期 |
合同终止 |
|||||||
天然气互换(MMBtu) | 30,000 | $2.951 | April 1, 2019 | March 31, 2020 |
下表汇总了截至2019年3月31日按公允价值分类的衍生金融工具的公允价值(单位:千)。我们采用收益法来衡量我们的商品衍生工具合约的公允价值。看见附注1-“业务及重要会计政策说明”关于公允价值的讨论,包括使用的投入和确定公允价值的估值技术。
描述 |
第1级 |
第2级 |
第3级 |
共计 |
||||||||||||
石油和天然气衍生工具的公允价值.流动资产 | $ | - | $ | 1,826 | $ | - | $ | 1,826 | ||||||||
石油和天然气衍生工具的公允价值.非流动资产 | - | - | - | - | ||||||||||||
石油和天然气衍生产品的公允价值.流动负债 | - | (742 | ) | - | (742 | ) | ||||||||||
石油和天然气衍生产品的公允价值.非流动负债 | - | - | - | - | ||||||||||||
共计 |
$ | - | $ | 1,084 | $ | - | $ | 1,084 |
我们签订了石油和天然气衍生产品合同,根据这些合同,我们与每一方都有净结算安排。下表披露并核对了截至2019年3月31日和2018年12月31日的合并资产负债表所列金额的毛额:
March 31, 2019 |
2018年12月31日 |
|||||||||||||||||||||||
石油天然气衍生物的公允价值 |
毛 |
金额 |
作为 |
毛 |
金额 |
作为 |
||||||||||||||||||
(千) |
金额 |
偏移量 |
呈递 |
金额 |
偏移量 |
呈递 |
||||||||||||||||||
石油和天然气衍生工具的公允价值.流动资产 | $ | 3,035 | $ | (1,209 | ) | $ | 1,826 | $ | 2,893 | $ | (2,090 | ) | $ | 803 | ||||||||||
石油和天然气衍生工具的公允价值.非流动资产 | - | - | - | - | - | - | ||||||||||||||||||
石油和天然气衍生产品的公允价值.流动负债 | (1,951 | ) | 1,209 | (742 | ) | (2,090 | ) | 2,090 | - | |||||||||||||||
石油和天然气衍生产品的公允价值.非流动负债 | - | - | (471 | ) | - | (471 | ) | |||||||||||||||||
共计 |
$ | 1,084 | $ | - | $ | 1,084 | $ | 332 | $ | - | $ | 332 |
固特立石油公司及其子公司
未经审计的综合财务报表附注
附注9-承付款项和意外开支
我们是在正常业务过程中不时出现的各种诉讼的当事方,包括但不限于特许权使用费、合同、人身伤害和环境索赔。我们已为所有这类诉讼设立了适当的储备,并打算大力为这些行动辩护。管理层相信,根据现有资料,该等行动(如有)所产生的负面结果或判断,对截至2019年3月31日及2018年3月31日止三个月的综合财务状况、营运结果或流动资金并不构成重大影响。
附注10-租赁
我们采用了2016-02年度的ASU,租约,在截至2019年3月31日的季度中,我们选择了切实可行的过渡救济一揽子计划。我们在开始时确定一项安排是租赁还是包含租赁。最初年期为12个月或以下的租赁不会记录在我们的综合资产负债表中。我们在得克萨斯州休斯敦租了我们的公司办公大楼。在租赁期内,我们以直线方式确认此租赁的租赁费用。本营运租约包括于综合资产负债表之家具、固定附着物及设备及其他资本资产、应计负债及其他非流动负债内。经营租赁资产和经营租赁负债根据租赁期内未来最低租赁付款的现值确认。由于这份租约没有提供隐含利率,我们在确定未来付款的现值时,使用了基于生效日期(包括租赁期限)的信息的抵押增量借款利率。经营租赁资产包括已支付的任何租赁付款,但不包括年度经营费用。经营租赁费用在租赁期内以直线方式确认,并在我们的综合经营报表中以一般经营费用和行政经营费用报告。我们还签订了某些车辆和其他设备的租约,这些车辆和设备对我们的财务报表并不重要,因此没有记入我们的综合资产负债表。
截至2019年3月31日止的三个月的租赁成本构成如下:
(千) |
March 31, 2019 |
业务分类综合报表 |
||||
房屋租赁成本 |
$ | 353 |
一般和行政费用 |
|||
可变租赁成本(1) |
47 |
一般和行政费用 |
||||
$ | 400 |
(1)包括楼宇营运开支。 |
以下是截至2019年3月31日与租赁组合相关的其他详细信息:
(千) |
March 31, 2019 |
综合资产负债表分类 |
||||
租赁资产,毛额 |
$ | 2,922 |
家具、固定装置和设备及其他资本资产 |
|||
累计折旧 | (285 | ) | 累计损耗、折旧和摊销 | |||
租赁资产,净额 | $ | 2,637 | ||||
流动租赁负债 |
$ | 1,332 |
应计负债 |
|||
非流动租赁负债 |
1,871 |
其他非流动负债 |
||||
租赁负债总额 |
$ | 3,203 |
固特立石油公司及其子公司
未经审计的综合财务报表附注
下表列出截至2019年3月31日的经营租赁债务到期日:
(千) |
March 31, 2019 |
|||
2019 |
$ | 1,155 | ||
2020 |
1,540 | |||
2021 |
813 | |||
2022 |
- | |||
2023 |
- | |||
此后 |
- | |||
租赁付款总额 |
$ | 3,508 | ||
少算利息 |
305 | |||
租赁负债现值 |
$ | 3,203 |
在采用ASU 842之前确定的不可取消期限超过一年的经营租赁下的未来最低债务(截至2018年12月31日)如下:
(千) |
2018年12月31日 |
|||
2019 |
$ | 3,753 | ||
2020 |
1,556 | |||
2021 |
513 | |||
2022 |
- | |||
2023 |
- | |||
此后 |
- | |||
未来最低限度租赁义务 |
$ | 5,822 |
截至2019年3月31日,我们的办公大楼运营租约的剩余租期为2.1年,加权平均贴现率为8.0%。在截至2019年3月31日的三个月中,为计量经营租赁负债所支付的现金为40万美元。
附注11-处置
于2019年3月1日,本公司完成出售路易斯安那州Caddo Parish的某些非核心Haynesville Shale Trend油气租赁及相关设施的工作权益,总代价为130万美元,但须按惯例于结算后作出调整。在综合资产负债表上,处置被记录为对我们的石油和天然气资产的削减(全额成本法)。
附注12-以后的活动
于2019年4月29日,本公司与该附属公司摩根大通银行(N.A.)订立有限豁免信贷协议,摩根大通银行(N.A.)为该协议的行政代理人,并与该协议所涉的若干贷方订立“有限豁免信贷协议”。据此,贷款人同意放弃本公司于截至2019年3月31日止的财政季度最后一天未能遵守2017年高级信贷融资机制下的现行比率金融契诺。
2019年5月14日,本公司与本公司、作为借款人的附属公司、作为行政代理的SunTrust银行以及作为该协议一方的若干放款人订立2019年信贷协议,该协议提供2019年高级信贷融资。2019年高级信贷机制修订、重述和重新调整了2017年“信贷协定”规定的义务。
于2019年5月14日,本公司向可换股第二留置券受托人发出赎回通知,要求于2019年5月29日赎回未偿还可换股第二留置券本金总额约5,670万元,相当于未偿还可换股第二留置券本金总额的100%。
于2019年5月14日,本公司及附属公司与新2L债券购买者订立新2L债券购买协议,据此,本公司将向新2L债券购买者发行本公司应于2021年到期的13.50%可换股第二留置权高级有抵押债券的总本金1,200,000,000元。
请看附注4-“债务”以获取每个事务处理的详细说明。
第2项-管理部门对财务状况和经营结果的讨论和分析
关于前瞻性陈述的警示声明
我们已在本报告中作出,并可不时在其他公开文件、新闻稿及与管理层的讨论中,就本公司的营运作出1933年证券法(经修订)第27A条及1934年证券交易法(“交易法”)第21E条所指的前瞻性陈述,经济表现和财务状况。这些前瞻性陈述包括有关未来产量和储量、时间表、计划、开发时机、石油和天然气特性的贡献、营销和中游活动的信息,还包括那些附有或以其他方式包括“可能”、“相信”、“预期”和“预期”等词语的陈述。“打算”,“估计”,“项目”,“预测”,“目标”,“计划”,“目标”,“潜力”,“应该,“或表达未来事件或结果的不确定性的类似表达式或此类表达式的变体。对于此类陈述,我们要求保护1995年“私人证券诉讼改革法”所载前瞻性陈述的安全港。这些前瞻性陈述的依据是我们目前对未来事件的预期和假设。这些陈述是基于我们根据我们的经验和对历史趋势、目前状况和预期未来发展的看法以及我们认为在这种情况下适当的其他因素所作的某些假设和分析。虽然我们认为这些前瞻性陈述中所反映的期望是合理的,但我们不能保证这种期望将被证明是正确的。这些前瞻性陈述仅在本报告撰写之日或更早时发表;我们不承担因新信息、未来事件或其他原因而公开更新或修订任何前瞻性陈述的义务。
这些前瞻性陈述涉及风险和不确定性。可能导致实际结果与我们预期大不相同的重要因素包括但不限于以下因素:
• |
石油和天然气的市场价格; |
• |
商品期货市场的波动性; |
• |
金融市场条件和资本可得性; |
• |
未来现金流量、信贷可得性和借款; |
• |
勘探和开发资金来源; |
• |
我们的财政状况; |
• |
我们偿还债务的能力; |
• |
证券、资本或信贷市场; |
• |
计划的资本支出; |
• |
未来钻井活动; |
• |
我国石油和天然气储量估计数量的不确定性; |
• |
生产; |
• |
套期保值安排; |
• |
诉讼事项; |
• |
寻找潜在的未来收购机会; |
• |
一般经济状况,无论是在全国或在我们经营业务的司法管辖区内; |
• |
立法或规章变化,包括追溯使用费或生产税制度、水力压裂法规、钻井和许可法规、衍生产品改革、州和联邦公司税变化、环境法规、联邦、州和外国及地方环境法和法规规定的环境风险和责任; |
• |
我们的财务对手方和业务伙伴的信誉;以及 |
• |
在本表格10-Q季度报告及其他公开文件、新闻稿及与管理层的讨论中,我们在下文及其他部分讨论了其他因素。 |
有关可能导致实际结果与预计结果不同的已知物质因素的更多信息,请阅读本报告的其余部分和第一部分,“第1A项”。截至2018年12月31日的10-K表格年度报告中的“风险因素”。
概述
Goodrich石油公司(“Goodrich”及其子公司Goodrich石油公司L.C.(“子公司”)、“我们”或“公司”)是一家从事勘探的独立石油和天然气公司,石油和天然气的开发和生产主要集中在(I)路易斯安那州西北部和德克萨斯州东部,其中包括Haynesville页岩趋势;(Ii)密西西比西南部和路易斯安那州东南部,包括Tuscaloosa海洋页岩趋势(“TMS”);(Iii)得克萨斯州南部,包括Eagle Ford Shale趋势。
我们寻求通过增加我们的石油和天然气储备、生产、收入和经营活动产生的现金流量(“经营现金流量”)来增加股东价值。我们认为,从长远来看,石油和天然气储备的增长、现金流量和生产的成本效益是一个独立的石油和天然气公司业绩成功的最重要指标。
我们致力于通过勘探和开发活动增加我们的石油和天然气储量、产量和现金流。我们制定年度资本支出预算,该预算由我们的董事会(“董事会”)每季度审查和批准,并根据情况需要在全年进行修订。在制定资本支出预算时,我们考虑到我们预计的经营现金流、石油和天然气的商品价格以及外部可利用的融资来源,如银行债务、资产剥离、发行债务和股票证券以及战略合资企业。
在管理我们的业务时,我们主要把重点放在我们的经营现金流上。管理层认为营运现金流量比其他传统业绩计量(例如净收入)更重要,因为营运现金流量只考虑期内产生的现金开支,而不包括未实现对冲收益(亏损)、非现金一般及行政开支及减值所产生的非现金影响。
我们的收入和经营现金流取决于我们的资本项目存货的成功发展、我们生产的数量和时间以及石油和天然气的商品价格。这些定价因素在很大程度上超出了我们的控制范围;然而,我们采用商品对冲技术,试图将短期商品价格波动对我们的收益和经营现金流的影响降至最低。
主要作业区
海恩斯维尔页岩趋势
在这一趋势中,我们的相对低风险开发面积主要集中在德克萨斯州的Caddo、DeSoto和Red River教区、路易斯安那州和Angelina以及Nacogdoches县。截至2019年3月31日,在Haynesville页岩趋势中,我们已经获得或养殖了总计约39,100英亩(净额22,100英亩)的土地。在2019年第一季度,我们出售了一部分非核心Haynesville页岩趋势面积和位于路易斯安那州Caddo Parish的相关产品。2019年第一季度,我们完成并生产了2口总井(2.0口净井),截至2019年3月31日,已有3口总井(2.7口净井)处于钻井或完井阶段。我们从Haynesville页岩趋势井获得的净产量约占按Mcfe计算的总当量产量的96%,相当于2019年第一季度天然气产量的大部分。我们正致力于通过在Haynesville Shale Trend增加钻探来增加我们的天然气产量,我们计划将重点放在2019年的钻探工作上。
塔斯卡卢萨海相页岩走向
截至2019年3月31日,我们已在TMS中获得了约49,900英亩(净额34,500英亩)的租赁土地,其中约39,300英亩(净额)由生产部门持有。我们已钻了2口总(1.7口净额)TMS井,并正在等待完井。我们从TMS油井获得的净产量约占按Mcfe计算的总当量产量的3%,并且基本上占2019年第一季度石油总产量的3%。尽管没有资本支出,我们仍在寻求通过TMS中的战略性费用修缮业务来维持生产。
鹰福特页岩趋势
截至2019年3月31日,我们在德克萨斯州弗里奥县的Eagle Ford Shale Trend保留了约12,300英亩的未开发租赁土地,这些土地有望在未来进行开发或销售。
运营结果
在截至2019年3月31日的三个月中,对我们净收益50万美元的财务影响最大的项目是石油和天然气收入、运输和加工费用以及损耗、折旧和摊销费用。与截至2018年3月31日的三个月相比,所有这些项目都有所增加,这主要是由于生产量增加所致。
在截至2018年3月31日的三个月中,对我们净亏损530万美元的财务影响最大的项目是我们未指定为对冲工具的商品衍生工具的100万美元损失、包括一般和管理费用在内的170万美元基于股票的补偿以及270万美元的利息费用。除了20万美元以外,所有这些物品都是非现金开支。
下表反映了所述期间的汇总运营信息(以千为单位,但价格和数量数据除外)。由于正常产量下降、钻井活动增加或减少以及收购或剥离的影响,下文提供的历史信息不应被解释为表明未来的结果。
业务收入
截至3月31日的三个月, |
||||||||||||||||
(单位:千,但价格和平均每日生产数据除外) |
2019 |
2018 |
方差 |
|||||||||||||
收入: |
||||||||||||||||
天然气 |
$ | 26,360 | $ | 7,901 | $ | 18,459 | 234 | % | ||||||||
凝析油 |
2,786 | 3,942 | (1,156 | ) | (29 | )% | ||||||||||
天然气、石油和凝析油 |
29,146 | 11,843 | 17,303 | 146 | % | |||||||||||
净产量: |
||||||||||||||||
天然气 |
9,060 | 2,952 | 6,108 | 207 | % | |||||||||||
原油和凝析油(MBBs) |
47 | 61 | (14 | ) | (23 | )% | ||||||||||
总计(Mmcfe) |
9,342 | 3,316 | 6,026 | 182 | % | |||||||||||
平均日产量(麦克菲/日) |
103,795 | 36,844 | 66,951 | 182 | % | |||||||||||
单位实际平均销售价格: |
||||||||||||||||
天然气(每百万法郎) |
$ | 2.91 | $ | 2.68 | $ | 0.23 | 9 | % | ||||||||
天然气(每麦克菲),包括已实现损益对衍生产品的影响 |
$ | 2.73 | $ | 2.69 | $ | 0.04 | 1 | % | ||||||||
油和凝析油(每桶) |
$ | 59.45 | $ | 65.00 | $ | (5.55 | ) | (9 | )% | |||||||
原油和凝析油(每桶),包括已实现损失对衍生工具的影响 |
$ | 57.06 | $ | 57.99 | $ | (0.93 | ) | (2 | )% | |||||||
实际平均价格(每麦克菲) |
$ | 3.12 | $ | 3.57 | $ | (0.45 | ) | (13 | )% |
截至2019年3月31日的三个月中,天然气、石油和凝析油的收入比2018年同期增加了1730万美元。增加的主要原因是天然气产量增加和实际天然气价格上涨。天然气产量的增加归因于2019年第一季度完成的两口运营的Haynesville页岩趋势井,以及自2018年第一季度以来完成的五口运营的Haynesville页岩趋势油井和八口非运营Haynesville页岩趋势油井的持续生产。收入增加还被2019年第一季度石油产量下降和实际石油价格低于上年同期所抵消。在截至2019年3月31日的三个月中,90%的石油和天然气收入来自天然气销售,而截至2018年3月31日的三个月中,这一比例为67%。
营业费用
如下所述,与2018年同期相比,截至2019年3月31日的三个月中,总运营支出增加了1,090万美元,达到2,400万美元。截至2019年3月31日止三个月的总营运开支增加,主要是由于折旧、耗损及摊销、运输开支及租赁营运开支增加(详见下文)。
截至3月31日的三个月, |
||||||||||||||||
业务费用(单位:千) |
2019 |
2018 |
方差 |
|||||||||||||
租赁业务费用 |
$ | 3,335 | $ | 2,566 | $ | 769 | 30 | % | ||||||||
生产税和其他税 |
631 | 640 | (9 | ) | (1 | )% | ||||||||||
运输加工 |
4,701 | 1,312 | 3,389 | 258 | % | |||||||||||
每个Mcfe的运营费用 |
||||||||||||||||
租赁业务费用 |
$ | 0.36 | $ | 0.77 | $ | (0.41 | ) | (53 | )% | |||||||
生产税和其他税 |
$ | 0.07 | $ | 0.19 | $ | (0.12 | ) | (63 | )% | |||||||
运输加工 |
$ | 0.50 | $ | 0.40 | $ | 0.10 | 25 | % |
租赁经营费用
与2018年同期相比,截至2019年3月31日的三个月中,租赁运营费用(“LOE”)增加了80万美元。期间LOE的增加包括30万美元(每麦克菲0.04美元)的修理费。在截至2019年3月31日的三个月中,由于油井数量和产量增加,导致LOE的增加并非由于修井费用所致。随着海恩斯维尔页岩产量的增加,每单位LOE将继续下降,其单位LOE比公司目前的单位LOE要低得多。
生产税和其他税
生产税和其他税收包括遣散税和从价税。截至2019年3月31日的三个月的遣散费为40万美元,截至2019年3月31日的三个月的从价税为30万美元,均与上年同期持平。
与2018年同期相比,截至2019年3月31日的三个月中,遣散费减少了不到10万美元。. 路易斯安那州已经制定了一项豁免,对1994年7月31日以后开始生产的水平井的现行12.5%的石油解雇税和每百万法郎0.111美元(从2017年7月1至2018年6月30日)和0.122美元(从2018年7月1日开始)的天然气遣散税。该项豁免适用於以下较早日期:(I)自首次出售该油井之日起计24个月内,或(Ii)该井付还款项之日起计的24个月内。我们所有在路易斯安那州西北部的海恩斯维尔页岩趋势钻井都受益于这一豁免。
与2018年同期相比,截至2019年3月31日的三个月,从价税增加不到10万美元,原因是增加了油井,但房地产价值略有下降。我们预期从价税将会增加,因为我们新生产的油井开始受到征税管辖区的重视。
运输加工
与2018年同期相比,截至2019年3月31日的三个月的运输和加工费用有所增加,反映了我们的Haynesville页岩趋势井产量的增加。我们运营的油井的天然气产量通常比我们不运营的油井的运输成本要低。尽管我们运营的天然气产量在不同时期有所增加,但与2018年同期相比,我们在2019年第一季度的单位麦克菲成本有所增加。每单位产量增加的部分原因是每一时期的石油产量和天然气产量的混合,因为我们的石油生产不受运输和加工成本的影响。
截至3月31日的三个月, |
||||||||||||||||
业务费用(单位:千): |
2019 |
2018 |
方差 |
|||||||||||||
折旧、损耗和摊销 |
$ | 10,046 | $ | 3,452 | $ | 6,594 | 191 | % | ||||||||
一般和行政 |
5,310 | 5,196 | 114 | 2 | % | |||||||||||
其他 |
10 | - | 10 | 100 | % | |||||||||||
每个Mcfe的运营费用 |
||||||||||||||||
折旧、损耗和摊销 |
$ | 1.08 | $ | 1.04 | $ | 0.04 | 4 | % | ||||||||
一般和行政 |
$ | 0.57 | $ | 1.57 | $ | (1.00 | ) | (64 | )% | |||||||
其他 |
$ | - | $ | - | $ | - | 0 | % |
折旧、损耗和摊销(“DD&A”)
DD&A费用是根据使用生产单位(UOP)的全成本法计算的。与2018年同期相比,截至2019年3月31日的三个月中,DD&A开支增加的主要原因是产量增加以及DD&A比率提高。
一般和行政(“G&A”)
在截至2019年3月31日的三个月中,公司记录了530万美元的G&A支出,其中包括150万美元的基于股票的补偿的非现金支出。与2018年同期相比,截至2019年3月31日的三个月中,G&A支出增加了10万美元,主要原因是法律成本增加。
在截至2018年3月31日的三个月中,公司记录了520万美元的G&A支出,其中包括170万美元的基于股票的薪酬的非现金支出。
其他收入(费用)
截至3月31日的三个月, |
||||||||||||||||
其他收入(支出)(单位:千): |
2019 |
2018 |
方差 |
|||||||||||||
利息费用 |
$ | (3,657 | ) | $ | (2,673 | ) | $ | (984 | ) | 37 | % | |||||
利息收入和其他 |
6 | (7 | ) | 13 | 186 | % | ||||||||||
未指定为对冲的商品衍生工具的收益(亏损) |
(1,008 | ) | (981 | ) | (27 | ) | 3 | % | ||||||||
按债务贴现调整的平均资金借款 | $ | 80,588 | $ | 50,652 | $ | 29,936 | 59 | % | ||||||||
平均资金借款 | $ | 84,490 | $ | 58,258 | $ | 26,232 | 45 | % |
利息费用
本公司截至2019年3月31日止三个月的利息开支反映2017年高级信贷融资(定义见下文)应支付的现金利息50万美元及本公司到期2019年13.50%可换股第二留置权高级有抵押债券(“可换股第二留置券”)产生的非现金利息320万美元。其中包括180万美元已支付的实物利息和130万美元的债务贴现摊销以及10万美元的债务发行费用摊销。
本公司截至2018年3月31日止三个月的利息开支反映2017年高级信贷融资机制应付现金利息20万美元及可换股第二留置券产生的非现金利息250万美元,其中包括已支付实物利息160万美元及摊销债务贴现90万美元。
未指定为HEDGE的商品衍生工具的收益(损失)
截至2019年3月31日止三个月,非指定为对冲工具的商品衍生工具亏损100万美元,包括天然气及石油衍生工具合约现金结算亏损180万美元,按市价计值收益80万美元抵销,代表吾等公开天然气及石油衍生工具合约的公允价值变动。
在截至2018年3月31日的三个月中,我们支付了30万美元的托管人和律师费,直到2018年结清最终未解决的破产申请并结束破产。
所得税利益
在截至2019年3月31日的三个月中,我们没有记录所得税支出或福利。我们于二零一六年十二月三十一日录得递延税项资产净值的估值免税额。在评估所有可得证据(包括我们的净营运亏损历史)后,吾等于此日期记录此估值备抵,并据此得出结论,根据会计文献之可能性大于非标准,该等递延税项资产不可收回。截至2018年12月31日,估值备抵为8,410万美元,导致我们的财务状况表中出现80万美元的非流动递延税项资产净额。80万美元的递延税项资产净额与替代最低税(“AMT”)抵免有关,无论本公司的常规纳税责任如何,这些抵免预计将在2018-2021年纳税年度全额退还。考虑到贵公司的应税收入预测,吾等对本公司递延税项资产变现的评估并无改变,除与AMT抵免有关的递延税项资产外,吾等于2019年3月31日继续为吾等的递延税项资产净额维持十足估值免税额。
调整后EBITDA
调整后的EBITDA是一项补充性的非美国公认会计原则(“US GAAP”)财务指标,我们的综合财务报表的管理层和外部用户,如行业分析师、投资者、放款人和评级机构,均使用该财务指标。本公司将经调整的EBITDA定义为扣除利息开支、收入及相类税项、DD&A、股票补偿开支及石油及天然气资产减值(如有)前的盈利。在计算经调整的EBITDA时,重组的损益和未被指定为对冲的商品衍生品的按市价计值的损益也被排除在外。其他不包括的项目包括会计准则编纂(“ASC”)842项下的经营租赁会计引起的调整、利息收入和任何非常非现金损益。调整后的EBITDA不是由美国公认会计原则确定的净收入(损失)的计量。调整后的EBITDA不应被视为美国公认会计原则所定义的净收益(损失)的替代方法。
下表列出调整后EBITDA的非美国公认会计原则计量与美国公认会计原则净收入(损失)计量的对账,后者是根据美国公认会计原则提出的最直接的可比计量:
截至3月31日的三个月, |
||||||||
(单位:千) |
2019 |
2018 |
||||||
净收益(亏损)(美国公认会计原则) | $ | 448 | $ | (5,324 | ) | |||
利息费用 | 3,657 | 2,673 | ||||||
折旧、损耗和摊销 | 10,046 | 3,452 | ||||||
股份薪酬费用(非现金) | 1,568 | 1,675 | ||||||
未被指定为对冲工具的商品衍生工具的损失,未结算 | (752 | ) | 597 | |||||
其他项目(1) | 247 | 338 | ||||||
调整后EBITDA |
$ | 15,214 | $ | 3,411 |
(1) |
其他项目包括会计核算ASC 842项下的经营租赁所产生的30万美元,以及利息收入、重组项目和其他非经常性收入和费用。 |
管理层认为,这一非美国公认会计原则的财务指标为投资者提供了有用的信息,因为我们的管理层对此进行了监测和使用,并被专业研究分析师广泛用于石油和天然气勘探和生产行业内公司的估值和投资建议。
流动性与资本资源
概述
2019年前三个月,我们的主要现金来源是手头现金、经营活动现金、2017年高级信贷基金借款的净收益和出售资产的收益。我们主要用现金来支付资本支出。我们目前计划在2019年剩余时间通过将手头现金、经营活动现金和循环信贷融资机制下的借款相结合,为我们的运营和资本支出提供资金,尽管我们可能会不时考虑下文所述的融资备选方案。
2017年10月17日,我们加入了2017年高级信贷融资机制,其中规定了最高可达当时有效借款基础的循环贷款。2017年高级信贷融资机制下的贷款人承诺总额为2.5亿美元,但有借款基础限制,截至2019年3月31日为7 500万美元,但有5 000万美元的经选举产生的提取限制。2017年高级信贷基金于(A)2021年10月17日或(B)2019年12月30日到期,前提是可转换第二留置券在2019年12月30日之前尚未自愿赎回、回购、再融资或以其他方式退出。2017年高级信贷融资机制下的循环借款仅限于并须定期重新确定借款基数。借贷基础的数额由贷款人自行决定,并符合其在有关重新确定时的石油和天然气贷款标准。不过,我们可选择在每次重新厘定借款基数的同时,向贷款人发出通知,把建议的借款基数调低至一个较低的提取限额。根据2017年高级信贷融资机制的条款,借款基数的重新确定将于每个日历年的3月1日或9月1日前后每半年进行一次。借款基数还需不时作出额外调整,包括出售资产、消除或减少对冲头寸以及产生其他债务。此外,我们和管理代理可以请求在预定的重新确定之间对借款基数进行一次非计划的重新确定。摩根大通银行(JPMorganChase Bank,N.A.)是2017年高级信贷机制下的主要贷款人和行政代理。
我们退出2019年第一季度时,手头没有现金,有3 200万美元的未偿还借款,根据2017年高级信贷机制的借款基准提取限额为5 000万美元,有1 800万美元可供使用。由于支付资本支出的时间安排,截至2019年3月31日,我们的营运资本赤字为3,000万元。随后,由于我们的取款限额,我们的2017年高级信贷融资机制下的可供性并未涵盖我们的营运资本赤字,因此我们不符合2017年高级信贷融资机制下的当前比率契约。2019年4月29日,我们与附属公司摩根大通银行(JPMorganChase Bank,N.A.)及其贷款人订立了有限豁免信贷协议,据此,贷款人同意放弃我们在截至2019年3月31日的财政季度最后一天不遵守2017高级信贷融资机制下的当前比率金融契约的行为。
于2019年5月14日,本公司订立第二份经修订及重新修订的高级有抵押循环信贷协议(“2019年信贷协议”),该协议由本公司、附属公司作为借款人(以借款人身份)、阳光信托银行作为行政代理(“行政代理”)及若干贷方订立。其中规定循环贷款的最高限额为当时生效的借款基数(“2019年高级信贷机制”)。2019年高级信贷机制修订、重述和重新调整了2017年“信贷协定”规定的义务。
2019年高级信贷基金届满(A)2024年5月14日或(B)新2L债券(定义见下文)所界定的“到期日”前180天(如新2L债券发行日期有效)(如新2L债券(定义见下文)并未自动赎回、赎回或赎回),则2019年高级信贷基金到期日为(A)2024年5月14日或(B)在新2L债券发行日期(定义见下文)之前180天的日期。在此日期之前再融资或以其他方式退休。2019年高级信贷机制下的最高贷款额目前为5亿美元,初步借款基数为1.15亿美元。借贷基础将于2019年6月1日或前后,以及其后于每个公历年的3月及9月重新厘定,并会不时作出额外调整,包括出售资产、消除或减少对冲头寸及产生其他债务。此外,借款人和行政代理人中的每一人均可请求在预定的重新确定之间对借款基数进行一次非预定的重新确定。借贷基础的数额由贷款人自行决定,并符合其在有关重新确定时的石油和天然气贷款标准。借款人还可根据2019年“信贷协议”要求签发总额不超过1 000万美元的信用证,这将减少借款基数下的可用借款额,即已签发和未结清的信用证数额。
于2019年5月14日,本公司与该附属公司订立购买协议(“新2L债券购买协议”),由Franklin Advisers,Inc.作为投资经理管理若干基金及帐户(每个该等基金或帐户连同其继任人及受让人)。a“新2L债券购买者”),据此,本公司将向新2L债券购买者(“新2L债券发售”)发行本公司于2021年到期的13.50%可换股第二留置式高级有抵押债券(“新2L债券”)的总本金1,200,000,000元。新2L债券发售之结算期以赎回为条件,并预期与赎回同时进行,惟须符合其他惯常之收市条件。出售新2L债券所得的款项,将用作偿还2019年循环信贷融资机制下的未偿还借款。
我们不断监测我们的杠杆状况,并协调我们的资本计划与我们的预期现金流和偿还我们预计的债务。我们将继续根据需要评估其他供资办法。
我们可用的替代方案包括:
• |
2019年高级担保信贷机制下的可得性; |
• |
发行债务证券; |
|
• | 合资企业在我们的TMS和/或海恩斯维尔页岩趋势面积; | |
• | 发行股本证券;以及 | |
• | 出售非核心资产。 |
我们通过衍生工具合约支持我们的现金流,2019年前3个月的天然气销售量约为79%,2019年前3个月的石油销售量约为62%。有关衍生工具的更多信息,请参阅附注8-“商品衍生活动”在本表格第一部分第1项下的合并财务报表附注中,10-Q。
现金流量
下表汇总了我们在所述期间的现金流动情况(单位:千):
截至3月31日的三个月, |
||||||||
2019 |
2018 |
|||||||
现金流量表信息: |
||||||||
现金净额: |
||||||||
由业务活动提供 | $ | 17,907 | $ | 6,256 | ||||
用于投资活动 | (26,970 | ) | (5,781 | ) | ||||
由融资活动提供(用于) | 4,995 | (16,736 | ) | |||||
现金及现金等价物减少额 |
$ | (4,068 | ) | $ | (16,261 | ) |
业务活动:在截至2019年3月31日和2018年3月31日的三个月中,我们的油井产量、石油和天然气价格以及运营成本是我们运营现金流的主要驱动因素。与我们的衍生合约有关的营运资金及现金净结算的变动亦会影响现金流量。截至2019年3月31日止三个月,营运活动提供的现金净额为1,790万美元,包括营运资本正面变动前的营运现金流量为310万美元,以及因结算衍生工具合约而支付的现金净额减少180万美元。与2018年第一季度相比,本季度运营活动提供的现金大幅增加,原因是石油和天然气收入增长146%,其中同等产量增加182%,而同等实际价格下降13%。
投资活动:在截至2019年3月31日的三个月中,投资活动中使用的现金净额为270万美元,反映出资本项目支出的现金为2830万美元,减少了出售石油和天然气资产所得的130万美元现金收入。在这一期间,我们记录了2 950万美元的资本支出。截至2019年3月31日止三个月的资本支出和资本项目现金支出出现差异,原因是资本应计净增110万美元,资产留存和非现金内部成本资本化20万美元。在截至2019年3月31日的三个月内,我们对5口总井(4.7口净井)进行了钻井和完井作业,截至2019年3月31日,已有2口总井(2.0口净井)投产,3口总井(2.7口净井)仍在钻井和完井过程中。
筹资活动:截至2019年3月31日止三个月的融资活动提供的现金净额主要反映2017年高级信贷融资机制下的净借款。
债务包括下列截至所示日期的余额(单位:千):
March 31, 2019 |
2018年12月31日 |
|||||||||||||||
校长 |
账面金额 |
校长 |
账面金额 |
|||||||||||||
2017年高级信贷机制 | $ | 32,000 | $ | 32,000 | $ | 27,000 | $ | 27,000 | ||||||||
可转换第二留置权债券(一) | 55,493 | 52,969 | 53,691 | 49,820 | ||||||||||||
债务总额 |
$ | 87,493 | $ | 84,969 | $ | 80,691 | $ | 76,820 |
(一)债务折价按2019年8月30日到期日的有效利率法摊销。本金包括截至2019年3月31日和2018年12月31日已支付的1,550万美元和1,370万美元实物利息。账面价值包括截至2019年3月31日和2018年12月31日的250万美元和390万美元的未摊销债务折价。
有关我们的融资活动的其他信息,请参阅附注4-“债务”在本表格第一部分第1项下的合并财务报表附注中,10-Q。
表外安排
我们目前没有任何资产负债表外安排用于任何目的。
关键会计政策和估计
我们对我们的财务状况和经营结果的讨论和分析是以按照美国公认会计原则编制的综合财务报表为基础的。这些财务报表的编制要求我们作出影响报告的资产、负债、收入和支出数额的估计和判断。我们相信,某些会计政策会影响在编制综合财务报表时所使用的更重要的判断和估计。我们在截至2018年12月31日的10-K表格年度报告中讨论了我们的关键会计政策,在截至2019年3月31日的三个月内,这些政策没有发生重大变化。
第3项-市场风险的定量和定性披露
我们的主要市场风险可归因于商品价格和利率的波动。这些波动会影响经营、投资和融资活动的收入和现金流量。我们的风险管理政策规定使用衍生工具来管理这些风险。我们使用的衍生工具类型包括期货、掉期、期权和固定价格实物交割合同。我们所使用的商品衍生工具的数量可能年复一年地有所不同,并受风险管理政策的制约,风险管理政策的授权级别由我们的董事会授权。交易所及场外交易的商品衍生工具均可能须遵守保证金存款规定,而吾等可能不时被要求向交易所经纪或其对手方存入现金或提供信用证,以符合该等保证金要求。
有关本公司会计政策及衍生工具及金融工具的其他资料,请参阅附注1-“业务及重要会计政策说明”,附注4-“债务” 及附注8-“商品衍生活动”在本表格10-Q季度报告第一部分第1项下的合并财务报表附注中。
商品价格风险
我们最大的市场风险与原油和天然气价格的波动有关。管理部门预计,这些商品的价格将保持不稳定和不可预测。随着这些价格的下降或显著上升,收入和现金流量也将显著下降或上升。此外,如果未来大宗商品价格持续大幅下跌,可能需要对我们的石油和天然气资产进行非现金减记。我们已加入天然气和石油衍生工具,以降低与2019年剩余时间产量相关的价格风险,日产量分别约为100,000 MMBtu和308桶,2020年第一季度为70,000 MMBtu。我们并不是为交易的目的而订立衍生工具的。以实际衍生工具合约金额计算,假设相关商品价格上升10%,衍生天然气净资产状况将会转变为负债状况(变动910万美元),而衍生石油负债状况于2019年3月31日增加50万美元。同样,假设相关商品价格下跌10%,截至2019年3月31日,衍生天然气净资产头寸将增加940万美元,衍生石油负债头寸将减少50万美元。此外,收益或损失会因衍生工具所涵盖的生产品的实际销售价值的增加或减少而大幅抵销。
实行综合金融改革
美国国会通过全面的金融改革立法,可能会对我们利用衍生工具减少商品价格、利率和与我们的业务有关的其他风险的影响产生不利影响。参见截止2018年12月31日的财政年度10-K表格年度报告中的项目1A,“风险因素”。
项目4-控制和程序
评估披露控制和程序
我们已经建立了披露控制和程序,旨在确保我们根据“交易法”提交的报告中要求披露的重要信息在证券交易委员会规定的期限内进行记录、处理、汇总和报告,并确保与我们有关的任何重要信息都被记录、处理、汇总并报告给我们的管理层,包括我们的首席执行官和首席财务官(如适用)。允许及时就所要求的披露作出决定。在设计和评估我们的披露控制和程序时,我们的管理层认识到,控制和程序,无论设计和操作有多好,都只能为实现预期的控制目标提供合理的保证。为了达到合理的保证水平,我们的管理层必须在评估可能的控制和程序的成本效益关系时运用自己的判断。
根据“交易法”第13a-15(B)条的要求,我们在包括我们的首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下,对以下各项进行了评估:截至本报告所述期间结束时,我们的披露控制和程序(根据“交易法”第13a-15(E)条和第15d-15(E)条的规定)的设计和运作的有效性。根据截至2019年3月31日(本报告所述期间结束时)的评估结果,我们的首席执行官和首席财务官得出结论认为,我们的披露控制和程序是有效的。
财务报告内部控制的变化
在最近一个财政季度,我们对财务报告的内部控制没有发生任何重大影响或有可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
第二部分-其他资料
项目1-法律程序
关于我们目前的法律程序的讨论载于第一部分第1项:附注9—“承付款和意外开支“本季度报表10-Q的合并财务报表附注。
截至2019年3月31日,我们没有任何重大未决和待决诉讼。
项目1A-风险因素
除了本报告所列的其他资料外,你还应仔细考虑第一部分第1A项所讨论的因素。截至2018年12月31日的Form 10-K年度报告中的“风险因素”,可能会对我们的业务、财务状况或未来业绩产生重大影响。我们目前不知道或我们目前认为不重要的其他风险和不确定因素也可能对我们的业务、财务状况或未来的业绩产生重大影响。
第2项-未登记的股权证券销售和收益的使用
于2019年5月14日,本公司与该附属公司订立购买协议(“新2L债券购买协议”),由Franklin Advisers,Inc.作为投资经理管理若干基金及帐户(每个该等基金或帐户连同其继任人及受让人)。a“新2L债券购买者”),据此,本公司将向新2L债券购买者(“新2L债券发售”)发行本公司于2021年到期的13.50%可换股第二留置式高级有抵押债券(“新2L债券”)的总本金1,200,000,000元。新2L债券发售之结算期以赎回为条件,并预期与赎回同时进行,惟须符合其他惯常之收市条件。出售新2L债券所得的款项,将用作偿还2019年循环信贷融资机制下的未偿还借款。
新2L债券将可按换股比率转换为本公司普通股,换股比率为新2L债券未偿还本金总额(包括任何应计及未付利息)除以换股价格(最初为21.33美元),但须受规管本附注的“新2L附注”(“新2L附注”)中所述的若干调整所规限。转换后,本公司必须根据其选择交付(1)新2L票据包埋中所确定的若干普通股,(2)现金或(3)普通股与现金的组合,(2)现金或(3)其普通股与现金的组合,(2)现金或(3)其普通股与现金的组合,(2)现金或(3)其普通股与现金的组合,然而,本公司以现金赎回新2L票据的能力须受2019年信贷协议条款的规限。
新2L债券将根据经修订的1933年“证券法”(“证券法”)第4(A)(2)条的豁免规定,发行及出售予新2L债券购买者。新2L债券购买者只打算根据“证券法”第144A条将新2L债券转售给符合资格的机构买家,并根据“证券法”S条将新2L债券转售给美国境外的某些人士。新的2L票据将不会根据“证券法”或适用的州证券法进行登记,也不得在没有登记或不受“证券法”和适用的州法律的登记要求的适用豁免的情况下在美国发行或出售。
项目6-展览
3.1 |
第二次修订及重新加盖日期为2016年10月12的Goodrich石油公司注册证书(参考于2016年10月12提交的公司S-8表格的注册声明(档案编号:333-214080)附件4.1而成立)。 |
||
3.2 |
第二次修订及重订日期为2016年10月12的Goodrich石油公司附例(参考于2016年10月12提交的公司S-8表格的注册声明(档案编号:333-214080)附件4.2而成立)。 |
||
10.1* | 第二次修订和重新修订了于2019年5月14日在Goodrich石油公司(作为母公司担保人)、Goodrich石油公司(L.C.作为借款人)、SunTrust银行(作为行政代理)和贷方之间订立的“高级有担保循环信贷协议”(日期为2019年5月14日)。 | ||
10.2* | 注购买协议,日期为2019年5月14日,由Goodrich石油公司、Goodrich石油公司(L.C.)作为附属担保人,以及富兰克林顾问公司(Franklin Advisers,Inc.)作为投资经理管理的某些基金和账户签订,日期为2019年5月14日。 | ||
31.1* |
首席执行官根据2002年“萨班斯-奥克斯利法案”第302条通过的“美国法典”第15篇第7241节的认证。 |
||
31.2* |
首席财务官根据2002年“萨班斯-奥克斯利法案”第302条通过的“美国法典”第15篇第7241节的证明。 |
||
32.1** |
首席执行官根据2002年“萨班斯-奥克斯利法案”第906条通过的“美国法典”第18篇第1350节的认证。 |
||
32.2** |
首席财务官根据2002年“萨班斯-奥克斯利法案”第906节通过的“美国法典”第18篇第1350节的证明。 |
||
101.INS* |
XBRL实例文档 |
||
101.SCH* |
XBRL架构文档 |
||
101.CAL* |
XBRL计算Linkbase文档 |
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101.LAB* |
XBRL标签Linkbase文档 |
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101.PRE* |
XBRL Presentation Linkbase文档 |
||
101.DEF* |
XBRL定义Linkbase文档 |
* |
随函提交 |
** |
随函附上 |
签名
根据1934年“证券交易法”的要求,登记人已正式要求下列正式授权的签字人代表其签署本报告。
|
古德里奇石油公司 (注册人) |
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Date: May 14, 2019 |
依据: |
S/Walter G.Goodrich |
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沃尔特·古德里奇 |
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董事长兼首席执行官 |
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Date: May 14, 2019 |
依据: |
S/Robert T.Barker |
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罗伯特·T·巴克 |
|
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高级副总裁、主计长、首席会计官和首席财务官 |
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