公文
假的--12-31Q3201900008935380.050.050.010.0120000000020000000011224196611285716311224196611285716340.505710200064971000P3YP3Y00008935382019-01-012019-09-3000008935382019-10-2400008935382019-09-3000008935382018-12-3100008935382018-01-012018-09-3000008935382019-07-012019-09-3000008935382018-07-012018-09-300000893538US-GAAP：CommonStockMember2019-07-012019-09-300000893538us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-01-012019-03-310000893538US-GAAP：RetainedEarningsMember2019-01-012019-03-3100008935382019-04-012019-06-300000893538US-GAAP：CommonStockMember2019-04-012019-06-300000893538us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-09-300000893538US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2019-07-012019-09-300000893538US-GAAP：CommonStockMember2019-06-300000893538US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2019-04-012019-06-300000893538US-GAAP：RetainedEarningsMember2019-04-012019-06-300000893538US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2019-01-012019-03-3100008935382019-01-012019-03-310000893538US-GAAP：CommonStockMember2019-09-300000893538US-GAAP：RetainedEarningsMember2019-07-012019-09-3000008935382019-03-310000893538US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2019-09-300000893538US-GAAP：CommonStockMember2019-01-012019-03-310000893538US-GAAP：RetainedEarningsMember2019-09-300000893538US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2018-12-310000893538US-GAAP：CommonStockMember2019-03-310000893538us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-06-300000893538US-GAAP：CommonStockMember2018-12-310000893538US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2019-06-300000893538US-GAAP：RetainedEarningsMember2018-12-310000893538us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-07-012019-09-300000893538US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2019-03-310000893538US-GAAP：RetainedEarningsMember2019-06-300000893538us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-04-012019-06-3000008935382019-06-300000893538us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-03-310000893538us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2018-12-310000893538US-GAAP：RetainedEarningsMember2019-03-3100008935382018-04-012018-06-300000893538US-GAAP：CommonStockMember2018-04-012018-06-300000893538US-GAAP：RetainedEarningsMember2018-09-300000893538US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2018-04-012018-06-300000893538US-GAAP：RetainedEarningsMember2018-07-012018-09-3000008935382018-03-310000893538us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2018-03-310000893538US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2018-09-300000893538us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2018-09-300000893538US-GAAP：RetainedEarningsMember2018-01-012018-03-310000893538US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2018-07-012018-09-300000893538US-GAAP：CommonStockMember2018-03-3100008935382018-01-012018-03-310000893538us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2017-12-310000893538US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2018-06-3000008935382018-06-300000893538US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2018-03-310000893538US-GAAP：RetainedEarningsMember2018-03-310000893538US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2017-12-310000893538US-GAAP：CommonStockMember2018-07-012018-09-300000893538US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2018-01-012018-03-310000893538US-GAAP：CommonStockMember2018-06-300000893538US-GAAP：CommonStockMember2017-12-310000893538US-GAAP：RetainedEarningsMember2018-06-3000008935382017-12-310000893538us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2018-04-012018-06-300000893538US-GAAP：CommonStockMember2018-09-300000893538us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2018-06-300000893538US-GAAP：RetainedEarningsMember2017-12-310000893538US-GAAP：RetainedEarningsMember2018-04-012018-06-300000893538us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2018-07-012018-09-300000893538us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2018-01-012018-03-3100008935382018-09-3000008935382019-01-012019-01-010000893538US-GAAP：AccuredIncomeReceivableMember2019-09-300000893538US-GAAP：AccuredIncomeReceivableMember2018-12-310000893538SM：OilRevenueMemberSM：MidlandBasinMember2019-07-012019-09-300000893538SM：OilandCondenateRevenueMemberSM：MidlandBasinMember2019-07-012019-09-300000893538SM：NaturalGasRevenueMemberSM：MidlandBasinMember2019-07-012019-09-300000893538SM：OilRevenueMemberSM：MidlandBasinMember2018-07-012018-09-300000893538SM：NaturalGasRevenueMemberSM：MidlandBasinMember2018-07-012018-09-300000893538SM：OilRevenueMember2019-07-012019-09-300000893538SM：NaturalGasRevenueMember2019-07-012019-09-300000893538SM：MidlandBasinMemberUS-GAAP：SalesRevenueNetMemberUS-GAAP：地理集中风险成员2019-07-012019-09-300000893538SM：MidlandBasinMember2018-07-012018-09-300000893538SM：MidlandBasinMember2019-07-012019-09-300000893538US-GAAP：SalesRevenueNetMemberUS-GAAP：地理集中风险成员2019-07-012019-09-300000893538SM：OilRevenueMemberSM：SouthTexasMember2018-07-012018-09-300000893538SM：NaturalGasRevenueMemberSM：SouthTexasMember2019-07-012019-09-300000893538SM：SouthTexasMemberUS-GAAP：SalesRevenueNetMemberUS-GAAP：地理集中风险成员2018-07-012018-09-300000893538SM：OilRevenueMember2018-07-012018-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美国
证券交易委员会
哥伦比亚特区华盛顿20549
表格2010-Q
☑ 根据1934年“证券交易法”第13或15(D)条提交的季度报告

截至季度末的季度期间2019年9月30日

或

☐ 根据1934年证券交易所法令第13或15(D)条提交的过渡报告

_的过渡期

佣金档案编号001-31539
https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/893538/000089353819000124/smenergylogohorizontalaa03.jpg
SM能源CO公司
(章程中规定的注册人的确切姓名)
 
特拉华州
 
41-0518430
 
 
(成立公司或组织的国家或其他司法管辖权)
 
(国税局雇主识别号)
 
 
谢尔曼街1775号，1200号套房
丹佛,
科罗拉多
 
80203
 
 
(主要行政机关地址)
 
(邮政编码)
 
(303) 861-8140
(登记人的电话号码，包括区号)
根据该法第12(B)条登记的证券：
每一类的名称
 
交易符号
 
每间交易所的注册名称
普通股，面值0.01美元
 
SM
 
纽约证券交易所
用复选标记表示注册人(1)是否在之前12个月内(或在要求注册人提交此类报告的较短时间内)提交了1934年“证券交易法”第13或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内一直遵守此类提交要求。是 ☑ 不☐
用复选标记表示注册人在过去12个月内(或在要求注册人提交此类文件的较短时间内)是否已根据S-T规则第405条(本章232.405节)以电子方式提交了需要提交的每个交互式数据文件。是 ☑不☐
用复选标记指明注册人是大型加速申请者、非加速申请者、较小报告公司还是新兴增长公司。参见“交换法”规则12b-2中“大型加速归档公司”、“小型报告公司”和“新兴增长公司”的定义。
 
大型加速滤波器
☑
 
加速填报器
☐
 
 
 
 
 
 
 
 
 
非加速报税器
☐
 
小型报表公司
☐
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
新兴成长型公司
☐
 
 
 
 
 
 
 
 
如果是新兴成长型公司，请通过复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据“交易法”第13(A)条规定的任何新的或经修订的财务会计准则。☐
通过复选标记表明注册人是否是空壳公司(如“交换法”规则·12b-2中所定义)。是☐ 不☑
注明截至最后可行日期，发行人的每类普通股的流通股数量。
自.起2019年10月24日，注册人有112,857,163发行在外的普通股。

1

目录

项目
 
 
页
 
第I部分
3
 
 
 
 
第1项
财务报表(未审计)
3
 
 
 
 
 
简明综合资产负债表
2019年9月30日和2018年12月31日
3
 
 
 
 
 
简明综合经营报表
截至2019和2018年9月30日的三个月和九个月
4
 
 
 
 
 
全面收益(亏损)简明综合报表
截至2019和2018年9月30日的三个月和九个月
5
 
 
 
 
 
股东权益简明合并报表
截至2019年9月30日和2018年9月30日的连续季度演示文稿
6
 
 
 
 
 
简明现金流量表
截至2019和2018年9月30日的9个月
8
 
 
 
 
 
简明综合财务报表附注
9
 
 
 
 
项目2.
管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析
26
 
 
 
 
项目3.
关于市场风险的定量和定性披露
(包括在第2项的内容内)
43
 
 
 
 
项目4.
管制和程序
43
 
 
 
 
 
第二部分
45
 
 
 
 
第1项
法律程序
45
 
 
 
 
第1A项
危险因素
45
 
 
 
 
项目2.
未登记的股权证券销售和收益使用
45
 
 
 
 
第6项
陈列品
46


2

第一部分财务信息
项目1.财务报表
SM能源公司及其子公司
简明综合资产负债表(未审计)
(以千为单位，共享数据除外)
 
9月30日
2019
 
12月31日
2018
资产
 
 
 
流动资产：
 
 
 
现金及现金等价物
$
10

 
$
77,965

应收帐款
146,211

 
167,536

衍生资产
143,142

 
175,130

预付费用和其他
21,751

 
8,632

流动资产总额
311,114

 
429,263

财产和设备(成功努力法)：
 
 
 
已证实的油气性质
8,143,381

 
7,278,362

累计损耗、折旧和摊销
(3,953,181
)
 
(3,417,953
)
未经证实的油气性质
1,434,435

 
1,581,401

进行中的井
325,230

 
295,529

持有待售物业净值
—

 
5,280

其他财产和设备，分别扣除累计折旧64971美元和57102美元
79,278

 
88,546

总财产和设备，净额
6,029,143

 
5,831,165

非流动资产：
 
 
 
衍生资产
38,571

 
58,499

其他非流动资产
74,255

 
33,935

非流动资产总额
112,826

 
92,434

总资产
$
6,453,083

 
$
6,352,862

负债和股东权益
 
 
 
流动负债：
 
 
 
应付帐款和应计费用
$
431,440

 
$
403,199

衍生负债
37,798

 
62,853

其他流动负债
21,804

 
—

流动负债总额
491,042

 
466,052

非流动负债：
 
 
 
循环信贷
129,000

 
—

优先债券，未摊销递延融资成本净额
2,451,886

 
2,448,439

优先可转换债券，扣除未摊销折扣和递延融资成本
154,883

 
147,894

资产报废义务
95,806

 
91,859

递延所得税
217,469

 
223,278

衍生负债
6,014

 
12,496

其他非流动负债
63,233

 
42,522

非流动负债总额
3,118,291

 
2,966,488

 
 
 
 
承诺和或有事项(附注6)


 


 
 
 
 
股东权益：
 
 
 
普通股，面值0.01美元--授权：200，000，000股；已发行和未发行：分别为112，857，163和112，241，966股
1,129

 
1,122

额外实收资本
1,784,787

 
1,765,738

留存收益
1,069,642

 
1,165,842

累计其他综合损失
(11,808
)
 
(12,380
)
股东权益总额
2,843,750

 
2,920,322

总负债和股东权益
$
6,453,083

 
$
6,352,862


附注是这些简明综合财务报表的组成部分。

3

SM能源公司及其子公司
简明综合经营报表(未审计)
(以千为单位，每股数据除外)
 
在过去的三个月里
九月三十日，
 
在过去的九个月里
九月三十日，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
营业收入和其他收入：
 
 
 
 
 
 
 
石油、天然气和NGL生产收入
$
389,419

 
$
458,382

 
$
1,136,749

 
$
1,243,826

剥离活动净收益
—

 
786

 
323

 
425,656

其他营业收入
898

 
201

 
1,347

 
3,398

营业收入总额和其他收入
390,317


459,369


1,138,419


1,672,880

业务费用：











石油、天然气和NGL生产费用
129,042

 
127,638

 
373,397

 
365,917

损耗、折旧、摊销和资产报废债务负债增值
211,125

 
201,105

 
595,201

 
483,343

探索
11,626

 
13,061

 
33,851

 
40,844

放弃和减损未经证实的财产
6,337

 
9,055

 
25,092

 
26,615

一般和行政
32,578

 
29,464

 
95,584

 
86,066

净衍生(收益)损失
(100,889
)
 
178,026

 
(3,463
)
 
249,304

其他营业费用，净额
1,021

 
9,664

 
422

 
14,219

业务费用共计
290,840


568,013


1,120,084


1,266,308

经营收入(亏损)
99,477


(108,644
)

18,335


406,572

利息费用
(40,584
)
 
(38,111
)
 
(118,191
)
 
(122,850
)
债务清偿损失
—

 
(26,722
)
 
—

 
(26,722
)
其他营业外收入(费用)，净额
(548
)
 
806

 
(1,427
)
 
3,017

所得税前收入(亏损)
58,345


(172,671
)

(101,283
)

260,017

所得税(费用)收益
(16,111
)
 
36,748

 
16,337

 
(61,342
)
净收益(损失)
$
42,234

 
$
(135,923
)
 
$
(84,946
)

$
198,675

 











基本加权平均已发行普通股
112,804

 
112,107

 
112,441

 
111,836

稀释加权平均已发行普通股
113,334

 
112,107

 
112,441

 
113,600

每普通股基本净收入(亏损)
$
0.37

 
$
(1.21
)
 
$
(0.76
)
 
$
1.78

每普通股稀释后净收益(亏损)
$
0.37

 
$
(1.21
)
 
$
(0.76
)
 
$
1.75

每股普通股股息
$
0.05

 
$
0.05

 
$
0.10

 
$
0.10

附注是这些简明综合财务报表的组成部分。

4

SM能源公司及其子公司
简明综合综合收益(亏损)表(未审计)
(千)
 
在过去的三个月里
九月三十日，
 
在过去的九个月里
九月三十日，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
净收益(损失)
$
42,234

 
$
(135,923
)
 
$
(84,946
)
 
$
198,675

其他综合收入，税后净值：
 
 
 
 
 
 
 
养老金负债调整
190

 
263

 
572

 
721

其他综合收入总额，税后净值
190

 
263

 
572

 
721

综合收益(亏损)总额
$
42,424

 
$
(135,660
)
 
$
(84,374
)
 
$
199,396


附注是这些简明综合财务报表的组成部分。

5

SM能源公司及其子公司
股东权益简明综合报表(未审计)
(以千为单位，股票数据和每股股息除外)

 
 
 
额外实缴资本
 
 
 
累计其他综合损失
 
股东权益总额
 
普通股
 
 
留存收益
 
 
 
股份
 
数量
 
 
 
 
余额，2018年12月31日
112,241,966

 
$
1,122

 
$
1,765,738

 
$
1,165,842

 
$
(12,380
)
 
$
2,920,322

净损失
—

 
—

 
—

 
(177,568
)
 
—

 
(177,568
)
其他综合收入
—

 
—

 
—

 
—

 
263

 
263

宣布的现金股息，每股0.05美元
—

 
—

 
—

 
(5,612
)
 
—

 
(5,612
)
在RSU归属时发行普通股，扣除用于扣缴税款的股份
2,579

 
—

 
(18
)
 
—

 
—

 
(18
)
股票补偿费用
—

 
—

 
5,838

 
—

 
—

 
5,838

余额，2019年3月31日
112,244,545

 
$
1,122

 
$
1,771,558

 
$
982,662

 
$
(12,117
)
 
$
2,743,225

净收入
—

 
—

 
—

 
50,388

 
—

 
50,388

其他综合收入
—

 
—

 
—

 
—

 
119

 
119

员工购股计划下的普通股发行
184,079

 
2

 
1,957

 
—

 
—

 
1,959

在RSU归属时发行普通股，扣除用于扣缴税款的股份
290

 
—

 
(2
)
 
—

 
—

 
(2
)
股票补偿费用
96,719

 
1

 
6,153

 
—

 
—

 
6,154

其他
—

 
—

 
(1
)
 
1

 
—

 
—

余额，2019年6月30日
112,525,633

 
$
1,125

 
$
1,779,665

 
$
1,033,051

 
$
(11,998
)
 
$
2,801,843

净收入
—

 
—

 
—

 
42,234

 
—

 
42,234

其他综合收入
—

 
—

 
—

 
—

 
190

 
190

宣布的现金股息，每股0.05美元
—

 
—

 
—

 
(5,643
)
 
—

 
(5,643
)
在RSU归属时发行普通股，扣除用于扣缴税款的股份
331,530

 
4

 
(1,644
)
 
—

 
—

 
(1,640
)
股票补偿费用
—

 
—

 
6,766

 
—

 
—

 
6,766

余额，2019年9月30日
112,857,163

 
$
1,129

 
$
1,784,787

 
$
1,069,642

 
$
(11,808
)
 
$
2,843,750


附注是这些简明综合财务报表的组成部分。

6

SM能源公司及其子公司
股东权益简明综合报表(未审计)(续)
(以千为单位，股票数据和每股股息除外)

 
 
 
额外实缴资本
 
 
 
累计其他综合损失
 
股东权益总额
 
普通股
 
 
留存收益
 
 
 
股份
 
数量
 
 
 
 
余额，2017年12月31日
111,687,016

 
$
1,117

 
$
1,741,623

 
$
665,657

 
$
(13,789
)
 
$
2,394,608

净收入
—

 
—

 
—

 
317,401

 
—

 
317,401

其他综合收入
—

 
—

 
—

 
—

 
260

 
260

宣布的现金股息，每股0.05美元
—

 
—

 
—

 
(5,584
)
 
—

 
(5,584
)
股票补偿费用
—

 
—

 
5,412

 
—

 
—

 
5,412

会计变更的累积效应
—

 
—

 
—

 
2,969

 
(2,969
)
 
—

其他
—

 
—

 
—

 
1

 
(1
)
 
—

余额，2018年3月31日
111,687,016

 
$
1,117

 
$
1,747,035

 
$
980,444

 
$
(16,499
)
 
$
2,712,097

净收入
—

 
—

 
—

 
17,197

 
—

 
17,197

其他综合收入
—

 
—

 
—

 
—

 
198

 
198

员工购股计划下的普通股发行
100,249

 
1

 
1,880

 
—

 
—

 
1,881

在RSU归属时发行普通股，扣除用于扣缴税款的股份
1,161

 
—

 
(10
)
 
—

 
—

 
(10
)
股票补偿费用
58,572

 
—

 
5,264

 
—

 
—

 
5,264

余额，2018年6月30日
111,846,998

 
$
1,118

 
$
1,754,169

 
$
997,641

 
$
(16,301
)
 
$
2,736,627

净损失
—

 
—

 
—

 
(135,923
)
 
—

 
(135,923
)
其他综合收入
—

 
—

 
—

 
—

 
263

 
263

宣布的现金股息，每股0.05美元
—

 
—

 
—

 
(5,607
)
 
—

 
(5,607
)
在RSU归属时发行普通股，扣除用于扣缴税款的股份
290,584

 
3

 
(2,968
)
 
—

 
—

 
(2,965
)
股票补偿费用
—

 
—

 
7,004

 
—

 
—

 
7,004

余额，2018年9月30日
112,137,582

 
$
1,121

 
$
1,758,205

 
$
856,111

 
$
(16,038
)
 
$
2,599,399

附注是这些简明综合财务报表的组成部分。


7

SM能源公司及其子公司
简明综合现金流量表(未审计)
(千)
 
在过去的九个月里
九月三十日，
 
2019
 
2018
业务活动现金流量：
 
 
 
净收益(损失)
$
(84,946
)
 
$
198,675

调整净收益(亏损)与经营活动提供的净现金：
 
 
 
剥离活动净收益
(323
)
 
(425,656
)
损耗、折旧、摊销和资产报废债务负债增值
595,201

 
483,343

放弃和减损未经证实的财产
25,092

 
26,615

股票补偿费用
18,758

 
17,680

净衍生(收益)损失
(3,463
)
 
249,304

衍生结算损益
23,843

 
(101,911
)
债务折价和递延融资成本的摊销
11,554

 
11,542

债务清偿损失
—

 
26,722

递延所得税
(13,620
)
 
60,672

其他，净
(2,291
)
 
(2,084
)
营运资金净变化
11,781

 
(3,725
)
经营活动提供的净现金
581,586

 
541,177

投资活动的现金流量：
 
 
 
出售石油和天然气财产的净收益(1)
12,520

 
743,199

资本支出
(788,642
)
 
(1,032,588
)
已探明和未探明油气性质的获取
(2,581
)
 
(24,571
)
投资活动所用现金净额
(778,703
)
 
(313,960
)
筹资活动的现金流量：
 
 
 
信贷融资收益
1,124,500

 
—

偿还信贷安排
(995,500
)
 
—

高级债券净收益
—

 
492,079

回购优先债券所支付的现金，包括溢价
—

 
(844,984
)
出售普通股净收益
1,959

 
1,881

支付的股息
(5,612
)
 
(5,584
)
其他，净
(2,684
)
 
(7,746
)
融资活动提供的现金净额
122,663

 
(364,354
)
现金、现金等价物和受限现金的净变化
(74,454
)
 
(137,137
)
现金、现金等价物和期初限制现金
77,965

 
313,943

期末现金、现金等价物和限制现金
$
3,511

 
$
176,806

 
 
 
 
附加现金流量信息和非现金活动的补充时间表：
 
 
 
运营活动：
 
 
 
支付利息的现金，扣除资本化利息
$
(113,122
)
 
$
(124,435
)
支付所得税的现金净额
$
(1,469
)
 
$
(9,085
)
投资活动：
 
 
 
资本支出应计和其他变化
$
34,878

 
$
19,811

补充非现金投资活动：
 
 
 
交换财产的账面价值
$
70,808

 
$
95,121

补充非现金融资活动：
 
 
 
债务清偿时的非现金损失，净额
$
—

 
$
6,334

 
 
 
 
现金、现金等价物和限制现金的对账：
 
 
 
现金及现金等价物
$
10

 
$
176,806

限制性现金(1)
3,501

 
—

期末现金、现金等价物和限制现金
$
3,511

 
$
176,806


____________________________________________
(1) 
截至2019年9月30日，石油和天然气财产销售净收益的一部分被限制用于未来的财产收购。受限制现金包括在随附的未经审计的简明综合资产负债表(“随附的资产负债表”)的其他非流动资产行项目中。
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。

8

SM能源公司及其子公司
简明综合财务报表附注(未审计)
注1-重要会计政策摘要
操作说明
SM能源公司及其合并子公司(“SM Energy”或“公司”)是一家独立的能源公司，从事北美陆上原油和凝析油、天然气和天然气液体(在本报告中分别称为“石油”、“天然气”和“NGL”)的收购、勘探、开发和生产。
演示基础
随附的未经审计的简明综合财务报表包括本公司的账目，并根据美国普遍接受的中期财务信息会计原则(“GAAP”)、Form 10-Q季度报告说明和S-X法规编制。这些财务报表不包括GAAP要求的年度财务报表所需的所有信息和附注。然而，除本文披露的信息外，截至本年度的公司年度报告Form 10-K所包含的综合财务报表附注中披露的信息并无重大变化2018年12月31日(“2018表格10-K“)。管理层认为，所有调整，包括认为对中期财务信息的公平呈报是必要的正常经常性调整，均已包括在内。所呈报期间的经营业绩并不一定表明全年的预期结果。在编制公司未经审计的简明综合财务报表方面，公司评估了资产负债表日期之后的事件2019年9月30日，并通过提交这份报告。
重大会计政策
公司遵循的重要会计政策载于注1-重要会计政策摘要在2018表格10-K，并由本报告所载未经审计的简明综合财务报表附注补充。这些未经审计的简明综合财务报表应与2018表格10-K
最近发布的会计准则
2016年2月，财务会计准则委员会发布了会计准则更新(“ASU”)第2016-02号，租赁(主题842)，随后是其他相关的ASU，提供了有针对性的改进和额外的实用权宜之计选项(统称“ASU 2016-02”或“主题842”)。公司于2019年1月1日采用ASU 2016-02，采用修改后的追溯方法。作为通过的一部分，本公司选择也使用可选的过渡方法，据此，先前报告期间的租赁会计继续根据那些先前期间有效的租赁的历史会计准则进行报告。公司针对采用ASU 2016-02实施的政策选择和实际权宜之计包括：(A)从资产负债表中排除条款不到一年的租约；(B)对于同时包含租赁和非租赁组成部分的协议，将这些组成部分合并在一起，并将其作为单一租赁进行核算；(C)一揽子实际权宜之计，除其他要求外，它使公司能够避免重新评估在采用之前开始的、根据传统公认会计原则进行了适当评估的合同，以及(D)排除在采用之前存在或到期的土地地役权ASU 2016-02的范围不适用于用于勘探或使用矿物、石油、天然气或其他类似非再生资源的租赁。
在2019年1月1日通过后，公司确认了大约$50.0百万在其经营租赁的使用权(“ROU”)资产和相关租赁负债中。采用本指南对留存收益没有累积影响。请参阅注12-契约以供进一步讨论。
除在201810-K表格中，没有华硕会对公司的未经审计的简明综合财务报表和相关披露产生实质性影响，这些财务报表已经发布，但截至目前尚未被公司采用2019年9月30日，并通过提交这份报告。
注2-与客户签订合同的收入
公司确认其销售来自米德兰盆地和南德克萨斯资产的已采石油、天然气和NGL的收入份额。在2018年上半年剥离公司在落基山地区的剩余资产后，2018年第二季度后该地区没有生产收入。石油、天然气和NGL生产收入在附带的未经审计的简明综合经营报表(“附带的经营报表”)中列示，反映了与客户签订合同产生的收入。

9

下表按产品类型列出了公司每个运营区域的石油、天然气和NGL生产收入三和九月末2019年9月30日，及2018:
 
米德兰盆地
 
南德克萨斯
 
总计
 
截至9月30日的三个月，
 
截至9月30日的三个月，
 
截至9月30日的三个月，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
(千)
采油收入
$
277,361

 
$
270,086

 
$
15,496

 
$
17,436

 
$
292,857

 
$
287,522

天然气生产收入
17,780

 
40,364

 
46,267

 
56,446

 
64,047

 
96,810

NGL生产收入
124

 
563

 
32,391

 
73,487

 
32,515

 
74,050

总计
$
295,265

 
$
311,013

 
$
94,154

 
$
147,369

 
$
389,419

 
$
458,382

相对百分比
76
%
 
68
%
 
24
%
 
32
%
 
100
%
 
100
%
____________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能无法计算。
 
米德兰盆地
 
南德克萨斯
 
落基山
 
总计
 
截至9月30日的9个月，
 
截至9月30日的9个月，
 
截至9月30日的9个月，
 
截至9月30日的9个月，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
(千)
采油收入
$
791,055

 
$
703,516

 
$
45,007

 
$
56,365

 
$
—

 
$
54,851

 
$
836,062

 
$
814,732

天然气生产收入
49,821

 
96,974

 
144,563

 
161,414

 
—

 
1,595

 
194,384

 
259,983

NGL生产收入
102

 
816

 
106,201

 
167,505

 
—

 
790

 
106,303

 
169,111

总计
$
840,978

 
$
801,306

 
$
295,771

 
$
385,284

 
$
—

 
$
57,236

 
$
1,136,749

 
$
1,243,826

相对百分比
74
%
 
64
%
 
26
%
 
31
%
 
—
%
 
5
%
 
100
%
 
100
%

____________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能无法计算。
公司在产品的保管和所有权(“控制权”)转移给购买者时确认石油、天然气和NGL生产收入，这可能会因适用的合同条款而有所不同。控制权的转移推动了运输、收集、加工和其他后期生产费用(“费用和其他扣除”)在附带的经营报表中的呈现。控制权转移之前发生的费用和其他扣减记录在随附经营说明书上的石油、天然气和NGL生产费用项中，而控制权转移后发生的费用和其他扣除则嵌入价格中，并有效地记录为石油、天然气和NGL生产收入的减少。请参阅注2-与客户签订合同的收入有关产生石油、天然气和NGL生产收入的合同类型的更多信息，请参阅2018年的Form 10-K。
在应用《会计准则编纂指南》主题606中作出的重大判断，与客户签订合同的收入涉及在具有中流处理器的气体处理安排中将控制权转移给购买者的时间点。本公司不认为在确定交易价格(包括代表可变代价的金额)方面需要作出重大判断，因为鉴于体积测量的精确度和使用具有一般可预测差异的指数定价，数量和价格具有较低的估计不确定性。因此，本公司不认为可变对价的估计受到限制。
本公司的履约义务产生于本公司拥有所有权权益的油井生产碳氢化合物时。在中流处理器的处理设施的井口、入口或后门或其他合同规定的交货点将控制权转移给购买者时，履行义务被视为已履行。从生产到履行义务之间的时间段通常不到一天；因此，有不在报告期结束时，重大未履行或部分未履行的履约义务。
收入记录在履行履行义务的月份中。然而，碳氢化合物购买者的结算单和相关现金对价是在生产发生后30至90天收到的。因此，公司必须估计交付给客户的生产量，以及最终将收到的销售产品的代价。应付给本公司的估计收入在收到付款之前记入随附资产负债表上的应收账款行项目。附随资产负债表中与客户签订的合同所产生的应收账款余额2019年9月30日，及2018年12月31日，是$106.3百万和$107.2百万分别为。为了估计与客户签订的合同中的应收账款，该公司使用对其财产、历史业绩、合同安排、指数定价、质量和运输差异以及其他因素的了解作为这些估计的基础。估计与实际收到的产品销售金额之间的差额记录在付款的月份中

10

从购买者处收到。确认与以前报告期履行的履约义务有关的收入对公司来说是无关紧要的。三和九月末2019年9月30日，及2018.
注3-剥离、持有待售资产和收购
剥离
在第一次剥离期间没有发生材料剥离九几个月2019，并且有不截止日期分类为待售资产2019年9月30日.
在……上面2018年3月26日, 公司大约剥离了112,000其粉末河流域资产的净英亩(“PRB剥离”)用于结算时收到的总现金扣除成本(在本报告中统称为“剥离净收益”)，为$490.8百万，以最终购买价格调整为准，并记录了估计净收益$410.6百万为.九月末2018年9月30日好的。在最终收购价格调整后，公司收到净资产剥离收益$492.2百万，并记录了最终净收益$410.6百万与这些剥离资产有关的2018年12月31日.
2018年第二季度，公司完成了剥离位于北达科他州Divide县的剩余Williston盆地资产(“Divide County剥离”)和位于Midland盆地的Halff East资产(“Halff East剥离”)，以获得合并后的净剥离收益。$250.8百万，以最终购买价格调整为准，并记录了合并估计净收益$15.4百万为.九个月结束 2018年9月30日好的。在最终收购价格调整后，公司收到净资产剥离收益$252.2百万，并记录了最终净收益$15.4百万与这些剥离资产有关的2018年12月31日.
收购
在2019年的前九个月，公司完成了几个位于得克萨斯州霍华德、马丁和米德兰县的未开发地产的非货币面积交易，导致大约2,100净英亩，带$70.8百万归属于本公司转让的财产的账面价值。这些交易记录在结转基础不确认损益。2018年第三季度，公司完成了位于得克萨斯州霍华德和马丁县的两项主要未开发物业的非货币面积交易，交易结果约为2,650净英亩，带$95.1百万归属于本公司转让的财产的账面价值。这些交易记录在结转基础不确认损益。
2018年第二季度，公司收购了大约720德克萨斯州马丁县未经证实的财产净面积为$24.6百万好的。在权威会计指导下，该交易被视为资产收购。因此，物业是根据收购日转移的总代价的公允价值记录的，交易成本作为收购资产成本的一部分资本化。
注4-所得税
记录的所得税支出或福利与将法定美国联邦所得税税率应用于所得税前的收入或亏损所提供的金额不同。这些差异主要与州所得税的影响、超额税收利益和股票补偿奖励的缺陷、某些承保个人的薪酬的税收限制、估值津贴的变化以及其他较小的永久性差异的累积影响有关。季度比率还可能受到预测净收入或亏损对每个呈报期间的比例影响，如下表所示。
对所得税的规定三和九月末2019年9月30日，及2018，包括以下内容：
 
在过去的三个月里
九月三十日，
 
在过去的九个月里
九月三十日，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
(千)
所得税(费用)收益的当期部分：
 
 
 
 
 
 
 
联邦制
$
3,826

 
$
—

 
$
3,826

 
$
—

状态
(320
)
 
(85
)
 
(1,109
)
 
(670
)
所得税(费用)收益的递延部分
(19,617
)
 
36,833

 
13,620

 
(60,672
)
所得税(费用)收益
$
(16,111
)
 
$
36,748

 
$
16,337

 
$
(61,342
)
实际税率
27.6
%
 
21.3
%
 
16.1
%
 
23.6
%


11

截至2019年9月30日的三个月的实际税率与2018年同期相比有所变化，主要是由于永久项目对截至2019年9月30日的三个月所得税前收入的影响与其对2018年同期所得税前亏损的影响不同。

截至2019年9月30日的9个月的实际税率与2018年同期相比有所变化，主要是由于永久项目对截至2019年9月30日的九个月所得税前亏损的影响与其对2018年同期所得税前收入的影响不同。·此外，2018年至今的税率还受到估计的最高州边际税率的影响，这是由于多个州税收辖区之间公司活动(包括剥离)的收入或亏损的构成发生了变化。由于公司目前的活动主要发生在德克萨斯州，预计未来的时期不会反映这些差异。
之后2019年9月30日，该公司提交了2018年联邦所得税申报单，要求$7.7百万退还部分延期的AMT贷方结转。在2015年前的所有年份，本公司一般不再接受美国联邦或州税务机关的所得税审查。
注5-长期债务
信贷协议
于二零一九年九月十九日，本公司与其贷款人订立第六份经修订及恢复的信贷协议第二修正案，允许本公司就电价订立掉期协议，以尽量减少受电价波动的影响。自.起2019年9月30日，本公司经修订的第六份经修订及恢复的信贷协议(“信贷协议”)提供一项高级有担保循环信贷安排，最高贷款额为$2.5十亿，借款基数$1.6十亿，和合计贷款人承诺$1.2十亿好的。2019年9月30日之后，本公司及其贷款人完成了每半年一次的借款基数重新确定，重申了本公司现有水平的借款基数和合计贷款人承诺。下一个预定借款基数重新确定日期是2020年4月1日.
信用协议计划在以下日期到期2023年9月28日好的。然而，到期日可能发生得更早。2022年8月16日，如果公司尚未完成与其相关的某些回购、赎回或再融资活动6.125%到期2022年的优先票据(“2022年高级票据”)，如信贷协议所述。公司必须遵守信贷协议条款下的某些财务和非财务契约，并遵守所有该等契约2019年9月30日，并通过提交这份报告。请参阅注5-长期债务在2018有关公司信贷协议条款的更多细节，请参见Form 10-K。
与信贷安排相关的利息和承诺费根据信贷协议中列出的借款基数利用率网格进行累算，如中所示注5-长期债务在该公司2018年的10-K表中。在公司的选择下，信贷协议下的借款可以是欧洲美元、替代基本利率(“ABR”)或Swingline贷款的形式。欧洲美元贷款按伦敦银行间同业拆借利率，加上利用网格的适用保证金，ABR和Swingline贷款以基于市场的浮动利率，加上利用网格的适用保证金累算利息。承诺费按利用率表格中的利率在总贷款人承诺额的未使用部分上累算，并包括在所附经营报表上的利息费用行项目中。
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
下表列出截至#年的未偿还余额、未偿还信用证总额和信贷协议项下的可用借款能力2019年10月24日, 2019年9月30日，及2018年12月31日:
 
截至2019年10月24日
 
截至2019年9月30日
 
截至2018年12月31日
 
(千)
循环信贷(1)
$
143,000

 
$
129,000

 
$
—

信用证(2)
—

 
—

 
200

可用借款能力
1,057,000

 
1,071,000

 
999,800

合计贷款人承诺额
$
1,200,000

 
$
1,200,000

 
$
1,000,000

____________________________________________
(1) 
可归因于信贷安排的未摊销递延融资成本作为附随资产负债表上其他非流动资产行项目的组成部分列示，并合计$6.3百万和$6.4百万自.起2019年9月30日，及2018年12月31日分别为。这些成本正在以直线方式在信贷工具期限内摊销。
(2) 
未结清的信用证按美元对美元的基础上减少了信贷安排下的可用金额。截止日期未结信用证2018年12月31日，在结束的三个月内被释放2019年3月31日.

12

高级注释
自.起2019年9月30日，公司的高级票据包括6.125%2022年到期的高级票据，5.0%2024年到期的高级票据，5.625%2025年到期的高级票据，6.75%2026年到期的高级票据，以及6.625%2027年到期的高级票据(“2027年高级票据”，以及所有高级票据统称为“高级票据”)。 这个优先债券，未摊销递延融资成本净额附随资产负债表上的行项目截至2019年9月30日, 和2018年12月31日, 由以下内容组成：
 
截至2019年9月30日
 
截至2018年12月31日
 
本金
 
未摊销递延融资成本
 
本金，扣除未摊销的递延融资成本
 
本金
 
未摊销递延融资成本
 
本金，扣除未摊销的递延融资成本
 
(千)
6.125%2022年到期的高级票据
$
476,796

 
$
3,170

 
$
473,626

 
$
476,796

 
$
3,921

 
$
472,875

2024年到期的5.0%高级票据
500,000

 
3,996

 
496,004

 
500,000

 
4,688

 
495,312

5.625%2025年到期的高级票据
500,000

 
5,130

 
494,870

 
500,000

 
5,808

 
494,192

6.75%2026年到期的高级票据
500,000

 
5,780

 
494,220

 
500,000

 
6,407

 
493,593

6.625%2027年到期的高级票据
500,000

 
6,834

 
493,166

 
500,000

 
7,533

 
492,467

总计
$
2,476,796

 
$
24,910

 
$
2,451,886

 
$
2,476,796

 
$
28,357

 
$
2,448,439


高级票据为无担保优先债务，与本公司所有现有及任何未来无抵押优先债务的偿付权利相同，与任何未来次级债务相比具有优先偿付权利。高级债券没有附属担保人。本公司须遵守管理高级债券的契据下的某些契诺，并遵守所有该等契诺，如#年2019年9月30日，并通过提交这份报告。本公司可在其部分或全部高级债券到期日之前按赎回价格赎回其部分或全部高级债券，赎回价格基于溢价，外加管辖高级债券的契据中所述的应计和未付利息。
2018年7月16日，公司赎回其6.50%到期2021年的优先票据(“2021年高级票据”)，导致支付全部现金代价，包括应计利息$355.9百万好的。2018年8月20日，公司发布$500.0百万总计本金2027张高级票据，导致收到净收益#$492.1百万扣除费用后$7.9百万这些债券将在2027年高级债券的有效期内作为递延融资成本摊销。发行2027年优先债券所得收益用于支付现金收购要约和赎回公司所有的6.50%2023年到期的高级债券(“2023年高级债券”)以及2018年第三季度部分2022年高级债券。公司支付了全部代价，包括应计利息$497.8百万完成这些交易。由于赎回2021年高级债券，以及现金要约和赎回所有2023年高级债券和部分2022年高级债券，本公司在清偿债务时录得合计亏损$26.7百万截至2018年9月30日的季度。？此金额包括支付的合并保费$20.4百万和$6.3百万用于赎回的加速未摊销递延融资成本。请参阅注5-长期债务在第二部分，我们2018年的Form 10-K的第8项用于其他讨论。
高级可转换债券
本公司的高级可换股票据包括$172.5百万合计本金金额1.50%高级可转换债券到期2021年7月1日(“高级可转换债券”)。高级可换股票据为无抵押优先债务，与本公司所有现有及任何未来无抵押优先债务的偿付权利相同，且优先于任何未来附属债务。请参阅注5-长期债务在2018有关公司高级可转换票据和相关上限赎回交易的更多详情，请参阅Form 10-K。
高级可转换债券不可由持有人选择转换2019年9月30日，或通过提交这份报告。尽管无法转换，高级可转换债券的IF转换价值截至2019年9月30日，不超过本金金额。债务贴现及与债务有关的发行成本摊销至高级可转换债券的本金，作为利息开支，直至到期日为止。2021年7月1日好的。在高级可转换票据上确认的与所述利率相关的利息支出和债务折扣的摊销总计$2.8百万和$2.6百万在过去的三个月里2019年9月30日，及2018，分别和总计$8.2百万和$7.8百万为.九月末2019年9月30日，及2018分别为。

13

高级可换股票据权益部分的初始账面净值自发行以来并无变动，记录于随附资产负债表的额外实收资本中。高级可转换票据，扣除未摊销折扣和递延融资成本，列于所附资产负债表截至#年日2019年9月30日，及2018年12月31日，包括以下内容：
 
截至2019年9月30日
 
截至2018年12月31日
 
(千)
高级可转换债券本金
$
172,500

 
$
172,500

未摊销债务折扣
(16,012
)
 
(22,313
)
未摊销递延融资成本
(1,605
)
 
(2,293
)
优先可转换债券，扣除未摊销折扣和递延融资成本
$
154,883

 
$
147,894


本公司须遵守管理高级可转换债券的契据下的某些契诺，并已遵守所有该等契诺，如#年2019年9月30日，并通过提交这份报告。
资本化利息
截至三个月的资本化利息成本2019年9月30日，及2018，是$4.2百万和$5.2百万，分别为九月末2019年9月30日，及2018，是$14.1百万和$15.7百万分别为。公司资本化的利息金额通常会根据借款金额、公司的资本计划以及与考虑进行中的资本项目相关的时间和成本金额而波动。
附注6-承诺和或有事项
承付款
除下面讨论的那些项目外，通过提交本报告，承诺没有发生任何与本报告中披露的内容有实质性差异的变化2018表格10-K请参阅附注6-承诺和或有事项在2018表格10-K，用于进一步讨论公司的承诺。
交付和采购承诺。在2019年第二季度，本公司执行了对其现有砂源协议的修订，该协议创建了某些承诺和潜在惩罚，这些承诺和潜在惩罚根据公司在特定区域完成油井时使用的砂量而有所不同。此修改后的沙源协议将于2023年12月31日到期。自.起2019年9月30日，根据这项沙子采购协议，潜在的处罚范围为零最大为$10.0百万好的。公司预计不会因本协议而招致重大处罚。
钻机和完井服务合同。年期间，公司签订了新的和修订的钻机和完井服务合同。九月末2019年9月30日好的。自.起2019年9月30日，公司的钻机和完井服务合同承诺总额为$57.1百万好的。如果所有这些合同都终止了2019年9月30日，公司将避免部分合同服务承诺；但是，公司将被要求支付$38.1百万提前解雇费。这些金额中不包括可变承诺和潜在罚金，这些金额由公司在完成服务安排下在特定区域运营的完井人员数量确定。自.起2019年9月30日，根据此完成服务安排(将于2023年12月31日到期)的潜在处罚范围为零最大为$14.3百万好的。该公司预计不会因其钻机和完井服务合同而招致重大处罚。
电力采购合同。在2019年第二季度，公司签订了购买电力的固定价格合同，增加了现有协议下的购买承诺。自.起2019年9月30日，公司承诺通过以下方式购买电力2027总的剩余义务是$55.1百万好的。截至本报告提交之时，公司预计将履行这一承诺。
偶然事件
公司受到在日常业务过程中产生的诉讼和索赔的影响。？当负债是可能的，并且金额可以合理估计时，公司应计入此类项目。？管理层认为，任何未决诉讼和索赔的预期结果预计不会对公司的经营结果、财务状况或现金流产生实质性影响。

14

附注7-补偿计划
股权激励薪酬计划
自.起2019年9月30日, 4.1百万根据本公司的股权激励补偿计划(“股权计划”)，普通股可供授予。
业绩份额单位
作为其长期股权激励补偿计划的一部分，公司向符合条件的员工授予业绩股单位(“PSU”)。为结算PSU而发行的公司普通股的数量从零致二乘以授予的PSU数量，并根据某项结算标准在三-一年表演期。PSU通常归属于第三在赠款日期的周年日或股权计划中规定的其他触发事件时。
对于2016和2017年授予的PSU，结算标准包括公司的绝对股东总回报(“TSR”)和公司相对于关联的某些对等公司的TSR的TSR的组合三-一年表演期。2016年及2017年授予的PSU的公允价值在适用的授予日期使用使用几何布朗运动的随机蒙特卡罗模拟(“GBM模型”)计量。由于这些奖励完全取决于基于市场的结算标准，相关补偿费用在各自奖励的归属期间内以直线方式在一般和行政费用以及勘探费用中确认。
对于2018年和2019年授予的PSU，结算标准包括公司相对于某些对等公司的TSR的TSR，以及公司相对于关联的某些对等公司的CRTCI的总投资资本回报(“CRTCI”)的组合三-一年表演期。2018年及2019年授予的PSU的公允价值是使用GBM模型在适用的授予日期计量的，假设相关的CRTCI业绩条件将在各自业绩期末达到目标额。于2018年及2019年授予的PSU的补偿费用在各自奖励的归属期间内确认为一般及行政费用及勘探费用。由于这些奖励取决于基于业绩的结算标准和基于市场的结算标准的组合，随着预期归属的单位数量根据公司相对于适用同行公司的预期CRTCI业绩增加或减少，薪酬费用可能在未来期间进行调整。
PSU记录的总补偿费用为$2.9百万和$3.0百万在过去的三个月里2019年9月30日，及2018，分别是$8.6百万和$7.7百万为.九月末2019年9月30日，及2018分别为。自.起2019年9月30日，有$19.7百万与未归属PSU奖励相关的未确认补偿费用总额的一部分，该金额将摊销至2022年。
的未归属PSU的状态和活动摘要九个月结束 2019年9月30日，如下表所示：
 
PSU(1)
 
加权平均授权日公允价值
年初未归属
1,711,259

 
$
20.68

授与
793,125

 
$
12.80

既得
(346,021
)
 
$
26.31

没收
(40,999
)
 
$
17.96

季度末未归属
2,117,364

 
$
16.86

____________________________________________
(1)  
奖励的数量假设乘数为一好的。最终发行的普通股数量可能会有所不同，具体取决于三-年度绩效乘数，范围从零致二.
在.期间九个月结束 2019年9月30日，公司发布793,125授予日期公允价值为$10.2百万好的。除上述结算标准外，2019年业绩股单位奖励协议还规定，如果公司的绝对TSR或绝对CRTCI超过三-一年的业绩期间，可发行以结算未偿PSU的普通股的最大数量应为一乘以奖励日期授予的PSU数量，而不考虑公司相对于同级组的TSR和CRTCI绩效。在.期间九个月结束 2019年9月30日，公司结算了2016年授予的PSU，不结算时发行的股份，因为授予是以零倍增器。
员工限制性股票单位
作为其长期股权激励补偿计划的一部分，公司将限制性股票单位(“RSU”)授予符合条件的人员。每个RSU代表一种接收的权利一在指定归属期限结束时结算奖励时公司普通股的股份。RSU的补偿费用在一般和管理费用中确认，并且

15

在各自奖励的归属期间内的勘探费用。授予员工的RSU一般都是背心三分之一在赠款的每个周年日超过三-一年的归属期限或股权计划中规定的其他触发事件。
员工RSU记录的总薪酬费用为$2.9百万和$3.0百万在过去的三个月里2019年9月30日，及2018，分别是$8.4百万和$8.0百万为.九月末2019年9月30日，及2018分别为。自.起2019年9月30日，有$21.4百万与未归属的RSU奖励相关的未确认补偿总费用的一部分，该费用将摊销至2022年。
授予员工的未归属RSU的状态和活动摘要九个月结束 2019年9月30日，如下表所示：
 
RSU
 
加权平均授权日公允价值
年初未归属
1,243,163

 
$
21.50

授与
978,932

 
$
12.36

既得
(466,535
)
 
$
21.93

没收
(111,188
)
 
$
19.94

季度末未归属
1,644,372

 
$
16.04


在.期间九个月结束 2019年9月30日，公司授予978,932授予日期公允价值为$12.1百万好的。另外，在九个月结束 2019年9月30日，公司结算466,535与往年授予的奖励相关的RSU。本公司和大多数赠款参与者相互同意按股权计划和奖励协议的规定，结算一部分奖励以支付所得税和工资税预扣。因此，公司发布了334,399奖励结算时的普通股净额。
董事股份
在第二季度2019，及2018，公司发布96,719和58,572根据股权计划，其普通股分别向其非雇员董事出售。年第二季度发行的股票2019将于2019年12月31日完全授权。年第二季度发行的股票2018完全归属于2018年12月31日。年第三季度，本公司没有发行任何董事股份。2019，或2018.
员工股票购买计划
根据公司的员工股票购买计划(“ESPP”)，符合条件的员工可以通过工资扣除最多购买公司普通股的股份15百分比合资格补偿，但累算不得超过$25,000每个日历年的采购价值。股票的买入价是85百分比在购买期的第一天或最后一天，股票的公平市场价值较低。ESPP旨在符合“国内收入法”第423条的规定。有184,079和100,249于年内根据ESPP发行的股份九个月结束 2019年9月30日，及2018分别为。公司发行这些股票的总收益为$2.0百万和$1.9百万为.九个月结束 2019年9月30日，及2018分别为。ESPP赠款的公允价值在授予之日使用Black-Scholes期权定价模型进行计量。
附注8-退休金利益
养老金计划
本公司有一项非供款式固定福利退休金计划，涵盖符合年龄及服务要求且于2016年1月1日前开始受雇于本公司的雇员(“合格退休金计划”)。本公司亦有一项涵盖若干管理人员的补充非供款退休金计划(“非合资格退休金计划”，连同合资格退休金计划，即“退休金计划”)。公司冻结了对新参与者的养老金计划，自2016年1月1日起生效。在计划冻结之前参加养老金计划的员工将继续赚取福利。

16

养老金计划的净定期效益成本构成
 
在过去的三个月里
九月三十日，
 
在过去的九个月里
九月三十日，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
(千)
净定期收益成本的组成部分：
 
 
 
 
 
 
 
服务成本
$
1,395

 
$
1,683

 
$
4,186

 
$
5,048

利息成本
699

 
657

 
2,094

 
1,967

减少定期养老金福利成本的计划资产的预期回报
(393
)
 
(466
)
 
(1,180
)
 
(1,397
)
前期服务成本摊销
4

 
4

 
13

 
13

精算净损失摊销
239

 
331

 
718

 
995

净定期效益成本
$
1,944

 
$
2,209

 
$
5,831

 
$
6,626


先前的服务成本在现役参与者的平均剩余服务期内以直线方式摊销。超过的损益10百分比利益义务或与市场相关的资产价值中较大者在活跃参与者的平均剩余服务期内摊销。退休金计划的净定期效益成本的服务成本部分作为经营报表上的一般和行政及勘探费用项下的经营费用列出，而退休金计划的净定期效益成本的其他组成部分则在其他非营业收入(费用)，即随附经营报表上的净行项目中列示为非经营费用。
捐款
截至本报告提交之时，本公司已作出贡献$7.2百万在2019年向合格养恤金计划捐款，预计2019年剩余时间不会提供额外缴款。
注9-每股收益
每股普通股基本净收入或亏损的计算方法是将普通股股东可获得的净收入或亏损除以相应期间已发行普通股的基本加权平均数。每股普通股的稀释净收益或亏损是通过将普通股股东可获得的净收益或亏损除以已发行普通股的稀释加权平均数来计算的，其中包括潜在稀释证券的影响。此计算的潜在摊薄证券主要由未归属的RSU、或有PSU和高级可转换票据可转换成的股份组成，这些股份使用库存股方法计量。公司普通股的平均收盘价低于$40.50转换价格为三和九月末2019年9月30日，及2018因此，高级可换股债券并无摊薄影响。请参阅注9-每股收益在2018有关这些潜在稀释证券的更多详细信息，请填写10-K表。
当本公司确认持续经营的亏损时，所有可能摊薄的股份均属反摊薄，因此不计入每股普通股的摊薄净亏损。下表详细列出了所列期间的加权平均反摊薄证券：
 
在过去的三个月里
九月三十日，
 
在过去的九个月里
九月三十日，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
(千)
抗稀释
—

 
2,433

 
707

 
—



17

下表列出了每普通股基本净收益(亏损)和稀释净收益(亏损)的计算方法：
 
在过去的三个月里
九月三十日，
 
在过去的九个月里
九月三十日，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
(以千为单位，每股数据除外)
净收益(损失)
$
42,234

 
$
(135,923
)
 
$
(84,946
)
 
$
198,675

 
 
 
 
 
 
 
 
基本加权平均已发行普通股
112,804

 
112,107

 
112,441

 
111,836

非既得性RSU和应急PSU的稀释效应
530

 
—

 
—

 
1,764

稀释加权平均已发行普通股
113,334

 
112,107

 
112,441

 
113,600

 
 
 
 
 
 
 
 
每普通股基本净收入(亏损)
$
0.37

 
$
(1.21
)
 
$
(0.76
)
 
$
1.78

每普通股稀释后净收益(亏损)
$
0.37

 
$
(1.21
)
 
$
(0.76
)
 
$
1.75


注10-衍生金融工具
石油、天然气和NGL衍生产品合同摘要
本公司已订立各种商品衍生产品合约，以减轻其对商品价格潜在不利市场变动及其对现金流的相关影响的部分风险敞口。自.起2019年9月30日，所有衍生交易对手均为本公司信贷协议放贷人集团的成员，且所有合同均为非交易目的而订立。本公司的商品衍生合约包括石油和天然气生产的互换和领式安排，以及NGL生产的互换安排。在典型的商品互换协议中，如果商定的公布的第三方指数价格(“指数价格”)低于互换固定价格，公司将收到指数价格和商定的互换固定价格之间的差额。如果指数价格高于互换固定价格，公司支付差额。对于领子安排，如果指数价格低于底价，公司收到商定的指数价格和底价之间的差额。如果指数价格高于最高价格，公司支付商定的最高价格与指数价格之间的差额。如果指数价格在最低和最高价格之间，则不支付或收取任何金额。
本公司亦已订立固定价格石油基础掉期合约，以减轻某些行业基准价与本公司销售产量的实际实际定价点之间的不利定价差异所带来的风险。目前，公司对其米德兰盆地生产的一部分具有NYMEX WTI和WTI Midland之间固定价差的基础掉期合同，销售合同以WTI Midland价格结算。本公司还为其米德兰盆地石油生产的一部分在NYMEX WTI和洲际交易所布伦特原油(“ICE Brent”)之间具有固定价差的基础掉期，其销售合同以ICE布伦特价格结算。
自.起2019年9月30日，本公司有未完成的商品衍生品合约2022年第四季度如下表所述。
石油掉期

合同期
 
Nymex WTI卷
 
加权平均
合同价格
 
 
(MBBL)
 
(每BBL)
2019年第四季度
 
1,685

 
$
61.38

2020
 
7,441

 
$
59.64

总计
 
9,126

 
 
油领
合同期
 
Nymex WTI卷
 
加权平均底价
 
加权平均最高限价
 
 
(MBBL)
 
(每BBL)
 
(每BBL)
2019年第四季度
 
3,168

 
$
50.54

 
$
62.49

2020
 
6,010

 
$
55.00

 
$
62.95

2021
 
329

 
$
55.00

 
$
56.70

总计
 
9,507

 
 
 
 

18

石油基础掉期
合同期
 
WTI Midland-NYMEX WTI卷
 
加权平均
合同价格(1)
 
Nymex WTI-ICE Brent卷
 
加权平均
合同价格(2)
 
 
(MBBL)
 
(每BBL)
 
(MBBL)
 
(每BBL)
2019年第四季度
 
3,338

 
$
(2.87
)
 
—

 
$
—

2020
 
14,090

 
$
(0.73
)
 
2,750

 
$
(8.03
)
2021
 
3,708

 
$
0.33

 
3,650

 
$
(7.86
)
2022
 
—

 
$
—

 
3,650

 
$
(7.78
)
总计
 
21,136

 
 
 
10,050

 
 
____________________________________________
(1) 
代表WTI Midland(得克萨斯州米德兰)和NYMEX WTI(俄克拉何马州库欣)之间的价格差异。
(2) 
代表NYMEX WTI(俄克拉何马州库欣)和ICE Brent(北海)之间的价格差异。
气体交换
合同期
 
如果HSC卷
 
加权平均
合同价格
 
Waha体积
 
加权平均合同价格
 
 
(BBtu)
 
(每MMBtu)
 
(BBtu)
 
(每MMBtu)
2019年第四季度
 
14,433

 
$
2.88

 
2,962

 
$
1.75

2020
 
11,773

 
$
2.87

 
4,977

 
$
1.70

总计(1)
 
26,206

 
 
 
7,939

 
 
____________________________________________
(1)  
公司在休斯敦FERC船舶频道(“IF HSC”)，在FERC West Texas(“if Waha”)和Platt‘s Gas Daily West Texas(“GD Waha”)内有解决的天然气掉期交易。自.起2019年9月30日，waha卷由56百分比 如果娃哈和44百分比 GD娃哈.
气圈
合同期
 
如果HSC卷
 
加权平均底价
 
加权平均最高限价
 
 
(BBtu)
 
(每MMBtu)
 
(每MMBtu)
2019年第四季度
 
4,818

 
$
2.50

 
$
2.83

总计
 
4,818

 
 
 
 
NGL交换
 
 
贝尔维尤山的乙烷纯品
 
OPIS丙烷蒙特贝尔维尤非Tet
 
正丁烷
 
贝尔维尤山异丁烷
非Tet
 
OPIS天然汽油蒙特贝尔维尤非Tet
合同期
 
卷数
加权平均
合同价格
 
卷数
加权平均
合同价格
 
卷数
加权平均
合同价格
 
卷数
加权平均
合同价格
 
卷数
加权平均
合同价格
 
 
(MBBL)
(每^bbl)
 
(MBBL)
(每^bbl)
 
(MBBL)
(每^bbl)
 
(MBBL)
(每^bbl)
 
(MBBL)
(每^bbl)
2019年第四季度
 
896

$
12.36

 
660

$
31.60

 
39

$
35.64

 
29

$
35.70

 
50

$
50.93

2020
 
711

$
11.38

 
1,187

$
23.58

 
—

$
—

 
—

$
—

 
—

$
—

总计
 
1,607

 
 
1,847

 
 
39

 
 
29

 
 
50

 

年后签订的商品衍生合约2019年9月30日
之后2019年9月30日，公司签订了以下商品衍生产品合同：
•
2020年第三季度的固定价格NYMEX WTI石油掉期合约，总共0.9以加权平均合同价格计算的石油产量MMbbl$51.61每桶；
•
固定价格，如果HSC天然气掉期合同为2020年第二至第四季度，总共9,725天然气生产的BBtu加权平均合同价格为$2.28每MMBtu；
•
固定价格如果Waha天然气交换合同为2020年和2021年，总共12,229天然气生产的BBtu加权平均合同价格为$1.06每MMBtu；以及

19

•
固定价格OPIS丙烷Mont Belvieu 2020年非Tet掉期合同共计0.5丙烷生产的MMbbl加权平均合同价格为$19.27每BBL
衍生资产和负债公允价值
本公司的商品衍生工具按公允价值计量，并作为衍生资产和负债列入附随资产负债表，但符合“正常购买正常销售”除外的衍生工具除外。本公司并不指定其衍生商品合约为对冲工具。商品衍生合约的公允价值为净额资产的$137.9百万和$158.3百万自.起2019年9月30日，及2018年12月31日分别为。
下表按类别详细说明了所附资产负债表中记录的商品衍生产品合同的公允价值：
 
截至2019年9月30日
 
截至2018年12月31日
 
(千)
衍生资产：
 
 
 
流动资产
$
143,142

 
$
175,130

非流动资产
38,571

 
58,499

衍生资产总额
$
181,713

 
$
233,629

衍生负债：
 
 
 
流动负债
$
37,798

 
$
62,853

非流动负债
6,014

 
12,496

衍生负债总额
$
43,812

 
$
75,349

抵销衍生资产和负债
自.起2019年9月30日，及2018年12月31日，本公司持有的所有衍生工具均须与各金融机构订立总净额结算安排。一般而言，本公司协议的条款规定，在双方的选择下，公司与交易对手之间的应付或应收款项的抵销，用于在同一日期以相同货币结算的交易。本公司的协议还规定，在提前终止的情况下，交易对手有权抵销根据该协议和与同一交易对手签订的任何其他协议所欠或所欠的金额。该公司的会计政策是不在其附带的资产负债表中抵销这些头寸。
下表提供了所附资产负债表上反映的总资产和负债总额与主净额结算安排对公司商品衍生合约公允价值的潜在影响之间的对账：
 
衍生资产
 
衍生负债
 
自.起
 
自.起
 
九月三十日，
2019
 
2018年12月31日
 
九月三十日，
2019
 
2018年12月31日
 
(千)
附随资产负债表中列出的总额
$
181,713

 
$
233,629

 
$
(43,812
)
 
$
(75,349
)
未在附随资产负债表中抵销的金额
(43,812
)
 
(56,041
)
 
43,812

 
56,041

净额
$
137,901

 
$
177,588

 
$
—

 
$
(19,308
)


20

下表汇总了衍生结算(收益)损失的商品构成，以及所附经营报表中提供的净衍生(收益)损失行项目的构成：
 
在过去的三个月里
九月三十日，
 
在过去的九个月里
九月三十日，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
(千)
衍生结算(收益)损失：
 
 
 
 
 
 
 
石油合同
$
2,246

 
$
16,798

 
$
14,304

 
$
61,976

天然气合同
(12,210
)
 
802

 
(13,744
)
 
(4,851
)
NGL合同
(14,758
)
 
23,118

 
(24,403
)
 
44,786

衍生品结算(收益)总损失
$
(24,722
)
 
$
40,718

 
$
(23,843
)
 
$
101,911

 
 
 
 
 
 
 
 
净衍生(收益)损失：
 
 
 
 
 
 
 
石油合同
$
(83,984
)
 
$
110,413

 
$
67,261

 
$
146,781

天然气合同
(4,228
)
 
4,309

 
(36,337
)
 
21,299

NGL合同
(12,677
)
 
63,304

 
(34,387
)
 
81,224

净衍生(收益)损失
$
(100,889
)
 
$
178,026

 
$
(3,463
)
 
$
249,304


与信用相关的应急特征
自.起2019年9月30日，并通过提交本报告，本公司的所有衍生品交易对手均为本公司信贷协议放贷人集团的成员。根据信贷协议，公司必须对价值至少等于以下的资产提供抵押留置权85百分比在最新储量报告中评估的公司已探明石油和天然气属性的PV-9总量。根据信贷协议为负债提供担保的抵押品也为公司的衍生协议义务提供担保。
注11-公允价值计量
对于按公允价值计量的所有资产和负债，本公司遵循公允价值计量会计准则。本指南将公允价值定义为在计量日市场参与者之间有序交易中出售资产或为转移负债而支付的价格(退出价格)。市场或可观察到的投入是价值的首选来源，其次是在没有市场投入的情况下基于假设交易的假设。用于对这些资产和负债进行分组的公允价值层次结构基于以下输入的重要性级别：
•
一级-相同资产或负债活跃市场的报价
•
2级-活跃市场中类似资产或负债的报价，非活跃市场中相同或类似工具的报价，以及其输入可观察到或其重要价值驱动因素可观察到的模型衍生估值
•
级别3-评估模型的重要输入不可观察
下表列出了公司的资产和负债，这些资产和负债在附带的资产负债表中按公允价值计量，并在公允价值层次结构中归类2019年9月30日:

1级

2级

第3级

(千)
资产：
 
 
 
 
 
衍生物(1)
$
—

 
$
181,713

 
$
—

负债：
 
 
 
 
 
衍生物(1)
$
—

 
$
43,812

 
$
—

__________________________________________
(1) 
这代表在经常性基础上按公允价值计量的金融资产或负债。


21

下表列出了公司的资产和负债，这些资产和负债在附带的资产负债表中按公允价值计量，并在公允价值层次结构中归类2018年12月31日:
 
1级
 
2级
 
第3级
 
(千)
资产：
 
 
 
 
 
衍生物(1)
$
—

 
$
233,629

 
$
—

负债：
 
 
 
 
 
衍生物 (1)
$
—

 
$
75,349

 
$
—

____________________________________________
(1) 
这代表在经常性基础上按公允价值计量的金融资产或负债。
金融及非金融资产及负债均根据对公允价值计量有重大意义的最低投入水平在上述公允价值等级内分类。下文描述本公司所采用的估值方法，以及根据上述公允价值等级对该等工具进行一般分类。
衍生物
公司使用2级输入来衡量石油、天然气和NGL商品衍生品的公允价值。公允价值基于插值数据。本公司根据远期商品价格曲线、交易对手的信用评级、本公司的信用评级和货币的时间价值得出内部估值估计。然后将这些估值与各自交易对手的按市值计价的声明进行比较。所考虑的因素导致估计退出价格，管理层相信该价格为衍生工具的估值提供了合理和一致的方法。本公司所使用的商品衍生工具并不被管理层视为复杂、结构化或缺乏流动性。石油、天然气和NGL商品衍生品市场非常活跃。
请参阅注10-衍生金融工具而且要.注11-公允价值计量在2018有关公司衍生工具的更多信息，请参见Form 10-K。
已证实和未证实的石油和天然气性质及其他性质和设备
证明了石油和天然气的性质。经证实的石油及天然气物业成本评估为减值，并于有迹象显示相关的营运成本可能无法收回时折减至公平值。本公司使用3级投入和收入估值技术，通过应用贴现率和价格预测来衡量已证实物业的公允价值，这些折现率和价格预测代表了本公司管理层所选择的当前经营环境。
未经证实的石油和天然气性质。未经证实的石油及天然气物业成本评估减值，并于有迹象显示营运成本可能无法收回时折减至公平值。为计量未经证实物业的公允价值，本公司采用市场法，该方法考虑以下重要假设：剩余租约条款、未来发展计划、风险加权潜在资源回收、估计储量价值以及基于本公司或其他市场参与者就类似的近期面积交易收到的价格估计的面积价值。公司记录了未经证实的财产费用的放弃和减值$6.3百万和$25.1百万在.期间三和九月末2019年9月30日分别，和$9.1百万和$26.6百万在.期间三和九月末2018年9月30日分别为。这些费用与实际和预期租赁期满有关，以及由于所有权缺陷、开发计划变更和其他固有面积风险导致的实际和预期面积损失。
为出售而持有的财产。归类为待售物业，包括任何相应资产退役责任负债，乃根据估计净售价(如可从第三方收到的最新投标价格(如有)证明)使用市场方法进行估值。如果没有估计的销售价格，公司将利用上面讨论的各种估值技术。对公允价值减去估计销售成本的任何初始减记和后续变动均计入所附经营报表中剥离活动项目的净收益内。
请参阅注1-重要会计政策摘要和注11-公允价值计量在2018表格10-K，了解有关公司确定其物业公允价值的方法的更多信息。

22

长期债务
下表反映了使用基于二级市场报价的一级投入计量的公司无担保高级票据债务的公允价值。这些票据在附随的资产负债表上并未按公允价值列示。2019年9月30日，或2018年12月31日，因为它们是按账面价值记录的，已扣除任何未摊销折扣和递延融资成本。请参阅注5-长期债务以供进一步讨论。
 
截至2019年9月30日
 
截至2018年12月31日
 
本金
 
公允价值
 
本金
 
公允价值
 
(千)
6.125%2022年到期的高级票据
$
476,796

 
$
459,321

 
$
476,796

 
$
452,336

2024年到期的5.0%高级票据
$
500,000

 
$
448,950

 
$
500,000

 
$
439,265

5.625%2025年到期的高级票据
$
500,000

 
$
431,335

 
$
500,000

 
$
436,460

6.75%2026年到期的高级票据
$
500,000

 
$
440,000

 
$
500,000

 
$
448,305

6.625%2027年到期的高级票据
$
500,000

 
$
432,500

 
$
500,000

 
$
442,500

2021年到期的1.50%高级可转换债券
$
172,500

 
$
156,706

 
$
172,500

 
$
158,614


注12-契约
从2019年1月1日起，公司通过了842主题，要求承租人确认资产负债表上条款超过12个月的经营租赁和融资租赁。本公司采用修改后的追溯方法采用本标准，并选择使用可选的过渡方法，据此，在采用之前的报告期继续按照遗留会计准则列报。自.起2019年9月30日，本公司没有任何协议被归类为842主题下的融资租赁。分类为经营租赁的安排包括在其他非流动资产、其他流动负债和其他非流动负债行项目内的附带资产负债表中。对于同时包含租赁和非租赁组件的任何协议，例如还包括可识别ROU资产的服务安排，公司对所有资产类别的政策是将租赁和非租赁组件合并在一起，并将该安排作为单个租赁进行说明。除了确认附带资产负债表上的ROU资产和相应的租赁负债外，主题842对那些被认为是租赁的协议所产生的成本的时间或分类没有重大影响。
如主题842所述，ROU资产代表承租人在租赁期内使用标的资产的权利，而相关的租赁责任代表承租人支付租赁款项的义务。在开始日，即出租人将标的资产提供给承租人使用的日期，租赁ROU资产和相应的租赁负债根据未来租赁付款的现值确认。租赁付款的初始计量也可针对某些项目进行调整，包括合理确定将被行使的选项，例如在租赁期结束时购买资产的选项，或延长或提前终止租赁的选项。ROU资产和相应的租赁负债的初始计量中不包括某些可变租赁付款，例如根据实际使用或表现而变化的付款。
公司在其开始时评估合同安排，以确定它是租约还是包含如主题842所定义的可识别的租约组件。当评估合同以确定主题842下的适当分类和认可时，除了其他标准之外，如果存在嵌入的租赁安排，则可能需要重要的判断来确定期限的长度、分类为经营租赁或融资租赁、哪些选项合理地可能被执行、基础ROU资产或多个资产的公允价值、预付成本以及在ROU资产的初始测量中包括或排除的未来租赁付款。在评估符合主题842下的租赁定义的合同时，公司所做的某些假设和判断包括：
•
贴现率-除非隐含定义，否则公司使用基于收益曲线分析的估计增量借款利率确定未来租赁付款的现值，收益曲线分析在某些假设中考虑因素，包括租赁开始时公司的租赁期限和信用评级。
•
租赁期限-公司在开始时评估每个包含租赁安排的合同，以便在确认ROU资产和相应的租赁负债时确定租赁期限的长度。在确定租赁期限时，可用于延长或提前终止安排的选项将在合理确定将行使选项时进行评估并包括在内。由于公司的意图是保持财务和运营的灵活性，因此没有可供选择的扩展选项，公司有理由肯定将行使这些选项。此外，基于对那些具有提前终止选项的协议的预期，没有任何租约中的重大提前终止选项合理地肯定将由本公司行使。
目前，该公司拥有资产类别的经营租赁，包括办公空间、办公设备、钻机、中游协议、车辆和用于外地行动的设备租赁。对于附随资产负债表中包括的经营租赁(仅包括开工时期限大于12个月的租赁)，剩余的租赁期限由少于一年到大约七年好的。这些租约剩余的加权平均租期约为三年好的。某些租约还包含可选的延期期限，允许将条款延长至最多

23

附加10年数好的。对于某些租赁也存在提前终止选项，其中一些允许公司在一年内终止租赁。根据基础协议的条款，行使提前终止选择权也可能导致提前终止罚款。
在初始计量之后，根据基础ROU资产的利用方式和GAAP要求，与公司经营租赁相关的成本要么被支出，要么被资本化。例如，与被视为ROU资产的钻机和完井人员相关的成本通常作为公司石油和天然气资产开发的一部分资本化。请参阅注1-重要会计政策摘要在公司2018年的Form 10-K中，有更多关于石油和天然气开发和生产活动的会计政策的信息。在计算符合经营租赁资格的合同安排的ROU资产和负债时，公司考虑在租赁开始时已支付或预计支付的所有必要款项。初始计量中不包括某些可变租赁付款，对于公司的钻机、完井人员和中游协议而言，这可能是总租赁成本的重要组成部分。
为.三和九月末2019年9月30日，与经营租赁相关的总成本，包括短期租赁，以及为初始租赁期限超过12个月的租赁支付的可变租赁付款，分别为$107.3百万和$422.4百万分别为。这些总额不反映可能由其他第三方在正常业务过程中偿还的金额，例如非经营性工作权益所有者。公司总租赁成本的组成部分，无论是资本化的还是已支出的三和九月末2019年9月30日，分别为：
 
截至2019年9月30日的三个月
 
截至2019年9月30日的九个月
 
(千)
经营租赁成本
$
8,344

 
$
28,802

短期租赁成本(1)
72,874

 
309,876

可变租赁成本(2)
26,090

 
83,696

总租赁成本(3)
$
107,308

 
$
422,374

____________________________________________
(1) 
与短期租赁协议有关的费用主要涉及基础租赁期限不到一年的业务活动。这一数额很大，因为它包括钻井和完井活动以及现场设备租金，其中大部分合同期限为12个月或更短。预计这一数额将主要随公司在短期协议下运营的钻井平台和完井人员的数量而波动。
(2) 
可变租赁付款包括未包括在ROU资产的初始计量中的额外付款以及期限超过12个月的租赁协议的相应负债。可变租赁付款涉及某些中游协议下的实际运输量、与钻机和完井人员相关的实际使用量以及与本公司租赁办公空间相关的可变公用事业成本。可变租赁付款的波动受实际交货量和根据长期协议操作的钻机和完井人员数量的驱动。
(3) 
租赁成本要么在附带的经营报表上支出，要么根据相关ROU资产的性质和用途在附带的资产负债表上资本化。
与公司租约有关的其他信息九个月结束 2019年9月30日，如下：
 
截至2019年9月30日的九个月
 
(千)
为租赁负债计量中包括的金额支付的现金：
 
经营租赁的经营现金流
$
9,029

投资经营租赁的现金流
$
20,256

以新的经营租赁负债换取使用权资产
$
24,014



24

公司经营租赁负债的到期日包括在所附资产负债表中2019年9月30日，分别为：
 
截至2019年9月30日
 
(千)
2019年(2019年9月30日后剩余)
$
6,871

2020
20,427

2021
11,982

2022
5,712

2023
3,572

此后
3,721

租赁付款总额
$
52,285

减去：推定利息(1)
(5,098
)
总计
$
47,187

____________________________________________
(1) 
用于确定经营租赁负债的加权平均贴现率2019年9月30日是6.6百分比.
经营租赁附随资产负债表上记录的金额2019年9月30日，分别为：
 
截至2019年9月30日
 
(千)
其他非流动资产
$
44,438

 
 
其他流动负债
$
21,804

其他非流动负债
$
25,384


自.起2019年9月30日，且透过本报告的提交，本公司并无安排于未来展开的重大租赁安排。

25

第二项。管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析
以下讨论包括前瞻性陈述。请参阅关于前瞻性陈述的警示信息 在本项目的末尾，了解有关这些类型的语句的重要信息。
公司概况
一般概述
我们是一家独立的能源公司，在北美陆上从事石油、天然气和天然气的收购、勘探、开发和生产，目前的业务主要集中在德克萨斯州。我们的战略目标是成为顶级资产的主要运营商。我们寻求通过应用行业领先的技术和出色的运营执行来实现资产价值的最大化。我们的投资组合由非常规资源前景和扩大的预期钻井机会组成，我们相信这将为长期产量和储量增长提供保障。我们专注于为我们的投资创造强劲的、全周期的经济回报，并保持强劲的资产负债表。
区域概述
我们的二叠纪地区由位于得克萨斯州西部的米德兰盆地(“米德兰盆地”)约80，000英亩净面积组成。米德兰盆地的运营主要集中于在我们位于得克萨斯州霍华德和马丁县的Rockstar面积上开发下Spraberry和WolfCamp A和B间隔，以及在我们位于德克萨斯州厄普顿和米德兰县的Sweetie Peck面积上开发下Spraberry和中Spraberry和WolfCamp A和B间隔。我们还在积极评估和测试我们的Rockstar位置内的其他地层和间隔，包括中Spraberry、WolfCamp D和Dean。
我们的南德克萨斯和墨西哥湾沿岸地区主要由位于得克萨斯州的Dimmit和Webb县(“南德克萨斯”)的大约163，000英亩净面积组成。我们目前在得克萨斯州南部的业务重点是开发Eagle Ford页岩地层，并测试其他层段和地层，包括Austin Chalk地层。
2019年第三季度其余部分的亮点和展望2019
我们仍然将重点放在最大化回报和增加我们的顶级米德兰盆地和南德克萨斯资产的价值上。我们希望通过持续的开发优化、探索和收购来做到这一点。我们相信，这些资产提供了巨大的生产增长潜力和强劲的回报，应该会增加内部产生的现金流，并支持我们改善信用指标和保持强大财务灵活性的优先事项。
我们的资本计划2019不包括收购在内，预计将从10亿美元到10.5亿美元不等。我们的计划仍然集中在开发我们在米德兰盆地和得克萨斯州南部的核心资产，我们的大部分2019分配给我们米德兰盆地项目的资金。作为联合开发协议的一部分，我们南得克萨斯州面积位置的钻探和完井活动主要由第三方提供资金。受本协议约束的所有油井截至2019年9月30日好的。请参阅流动性和资本资源概述有关我们的更多讨论，请参见下面的2019资本计划。
财务和运营结果。截至2019年9月30日的三个月平均净日产量为134.9MBoe，与130.2年同期的MBoe2018好的。这一增长是由11% 增额我们的米德兰盆地资产的产量。石油、天然气和NGL衍生品结算影响前的已实现价格减少 百分之五, 39%，及49%分别为截至去年年底的三个月2019年9月30日，与去年同期相比2018好的。由于大宗商品价格下降，石油、天然气和NGL生产收入减少 15%致3.894亿美元在过去的三个月里2019年9月30日从…4.544亿美元同一时期2018好的。我们记录了净衍生收益1.090亿美元在过去的三个月里2019年9月30日，与净衍生工具损失相比1.78亿美元2018年同期记录。包括在这些衍生金额中的是利得的2470万美元在截至三个月内结算的衍生产品合约2019年9月30日，以及一个损失的4070万美元2018年同期。这些变化加在一起导致了以下结果：
•
净收入4220万美元，或$0.37截至三个月的每股摊薄股数2019年9月30日，与净亏损相比1.359亿美元，或$1.21年同期的每摊薄股2018;
•
经营活动提供的净现金2.0320亿美元在过去的三个月里2019年9月30日，与2.297亿美元同一时期2018及
•
调整后的EBITDAX，一种非GAAP财务指标，截至三个月2019年9月30日vt.，是.2.578亿美元，与2.561亿美元同一时期2018好的。请参阅标题非GAAP财务指标下面是我们对调整后EBITDAX的定义，以及经营活动提供给调整后EBITDAX的净收入(亏损)和净现金的对账。
请参阅所选生产和财务信息的三个月和九个月概述，包括趋势, 截至2019年9月30日和2018年9月30日的三个月和九个月的财务业绩和趋势比较，及流动性和资本资源概述有关生产和生产收入的更多讨论，请参见下文。

26

业务活动。在我们的米德兰盆地计划中，我们进行了六钻机和三完工人员在第三四分之一2019好的。在2019年9月30日之后，我们释放了一个完成团队，我们预计在2019年剩余时间内将运营两个完成团队。在2019年，我们预计平均将在米德兰盆地拥有六台钻机和三名完井人员，并将大约80%的钻井和完井资金分配给我们的米德兰盆地项目。在我们位于米德兰盆地的Rockstar和Sweetie Peck位置内的钻井和完井活动继续主要集中于划定和开发下部和中部Spraberry以及WolfCamp A和B页岩层段。
在我们的南德克萨斯项目中，我们平均一钻机和钻机一竣工人员在第三四分之一2019好的。对于2019年，我们预计在得克萨斯州南部平均将有一至两台钻机和一支完井团队，并预计将把我们的钻井和完井资本的约20%分配给这一计划。得克萨斯州南部的钻井和完井活动继续专注于开发Eagle Ford页岩，并测试其他层段和地层，包括Austin Chalk地层。根据我们的联合开发协议，我们得克萨斯州南部面积位置北部的某些钻井和完井活动主要由第三方提供资金。截至2019年9月30日，所有符合本协议的油井均已完成。
下表提供了我们运营计划中已钻但未完成井计数以及本年度钻井和完井活动的季度变化摘要三和九月末2019年9月30日:
 
米德兰盆地
 
南德克萨斯
 
总计
 
毛
 
网
 
毛
 
网
 
毛
 
网
2018年12月31日钻探但未完成的油井
61

 
55

 
29

 
23

 
90

 
78

钻井
31

 
28

 
8

 
7

 
39

 
35

已完成的井
(30
)
 
(27
)
 
(2
)
 
(2
)
 
(32
)
 
(29
)
其他(1)
—

 
—

 
(1
)
 
—

 
(1
)
 
—

钻井但在2019年3月31日尚未完成
62

 
56

 
34

 
28

 
96

 
84

钻井
26

 
25

 
7

 
3

 
33

 
28

已完成的井
(36
)
 
(32
)
 
(11
)
 
(11
)
 
(47
)
 
(43
)
钻井但在2019年6月30日尚未完成
52


49


30


20

 
82

 
69

钻井
25

 
22

 
6

 
6

 
31

 
28

已完成的井
(21
)
 
(19
)
 
(17
)
 
(6
)
 
(38
)
 
(25
)
其他(1)
—

 
—

 
—

 
(1
)
 
—

 
(1
)
钻井但在2019年9月30日尚未完成
56

 
52

 
19

 
19

 
75

 
71

____________________________________________
(1) 
包括与正常业务活动相关的调整，包括我们不再打算完成的先前钻井以及现有已钻井但尚未完成的井的工作兴趣变化。
石油和天然气生产活动产生的成本。石油和天然气财产收购、勘探和开发活动发生的成本，无论是资本化的还是支出的，合计2.709亿美元和8.614亿美元为.三和九月末2019年9月30日分别发生在我们的米德兰盆地和南德克萨斯计划中。
生产结果. 下表按产品类型列出了我们在截至三个月的每个业务领域的生产情况2019年9月30日，及2018:
 
米德兰盆地
 
南德克萨斯
 
总计
 
截至9月30日的三个月，
 
截至9月30日的三个月，
 
截至9月30日的三个月，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
生产：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
石油(MMBbl)
5.1

 
4.8

 
0.3

 
0.3

 
5.4

 
5.0

气体(Bcf)
9.1

 
7.1

 
20.4

 
20.1

 
29.5

 
27.2

NGL(MMBbl)
—

 
—

 
2.1

 
2.4

 
2.1

 
2.4

等效(MMBOE)
6.6

 
6.0

 
5.8

 
6.0

 
12.4

 
12.0

阿沃。每日当量(MBOE/d)
71.7

 
64.8

 
63.2

 
65.4

 
134.9

 
130.2

相对百分比
53
%
 
50
%
 
47
%
 
50
%
 
100
%
 
100
%
____________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能无法计算。

27

下表按产品类型介绍了我们每个业务领域的生产情况九月末2019年9月30日，及2018:
 
米德兰盆地
 
南德克萨斯
 
落基山(1)
 
总计
 
截至9月30日的9个月，
 
截至9月30日的9个月，
 
截至9月30日的9个月，
 
截至9月30日的9个月，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
生产：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
石油(MMBbl)
14.8

 
11.8

 
0.9

 
1.0

 
—

 
0.9

 
15.7

 
13.7

气体(Bcf)
24.4

 
18.9

 
57.3

 
57.6

 
—

 
1.2

 
81.7

 
77.7

NGL(MMBbl)
—

 
—

 
6.2

 
5.9

 
—

 
—

 
6.2

 
6.0

等效(MMBOE)
18.8

 
15.0

 
16.7

 
16.5

 
—

 
1.1

 
35.5

 
32.6

阿沃。每日当量(MBOE/d)
69.0

 
54.9

 
61.1

 
60.4

 
—

 
4.1

 
130.1

 
119.4

相对百分比
53
%
 
46
%
 
47
%
 
51
%
 
—
%
 
3
%
 
100
%
 
100
%
____________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能无法计算。
(1)  
我们于2018年上半年剥离了落基山地区的所有剩余生产资产。因此，2018年第二季度之后，该地区一直没有产量。
请参阅 所选生产和财务信息的三个月和九个月概述，包括趋势 和 截至2019年9月30日和2018年9月30日的三个月和九个月的财务业绩和趋势比较 下面讨论生产。
石油、天然气和NGL价格
我们的财务状况和我们的经营结果受到我们的石油、天然气和NGL生产价格的显著影响，这些价格可能会大幅波动。当我们参考以下已实现的石油、天然气和NGL价格时，除非另有说明，否则所披露的价格代表各自期间在衍生产品结算影响之前的平均已实现价格。虽然NYMEX石油和天然气报价和OPIS NGL价格通常被用作行业内比较的基础，但我们收到的价格受到这些产品的质量、能源含量、位置和运输差异的影响。
下表总结了大宗商品价格数据以及衍生品结算的影响第三和第二四分之一2019以及第三四分之一2018:
 
在过去的三个月里
 
2019年9月30日
 
2019年6月30日
 
2018年9月30日
石油(每桶)：
 
 
 
 
 
NYMEX合同月平均价格
$
56.45

 
$
59.81

 
$
69.50

已实现价格，在衍生产品结算影响之前
$
53.99

 
$
56.04

 
$
56.96

油衍生物沉降的影响
$
(0.41
)
 
$
(1.97
)
 
$
(3.32
)
气体：
 
 
 
 
 
平均NYMEX每月结算价格(每MMBtu)
$
2.23

 
$
2.64

 
$
2.90

已实现价格，在衍生产品结算影响之前(每Mcf)
$
2.17

 
$
2.31

 
$
3.56

气体衍生沉降的影响(Per Mcf)
$
0.41

 
$
0.20

 
$
(0.03
)
NGL(每BBL)：
 
 
 
 
 
平均OPIS价格(1)
$
18.89

 
$
22.23

 
$
37.97

已实现价格，在衍生产品结算影响之前
$
15.73

 
$
16.42

 
$
30.77

NGL衍生沉降的影响
$
7.14

 
$
4.00

 
$
(9.61
)
____________________________________________
(1) 
每桶NGL的平均OPIS价格，历史或带状，假设复合桶产品组合为37%乙烷32%丙烷6%异丁烷11%正丁烷，和14%提供所有时期的天然汽油。此产品组合代表行业标准复合材料桶，并不一定代表我们用于NGL生产的产品组合。实际价格反映了我们的实际产品组合。
我们预计未来石油和NGL的价格将保持波动。除了供需基本面因素外，作为一种全球商品，石油价格还受到世界各地区的实际或感知的地缘政治风险以及相对的地缘政治风险的影响。

28

美元相对于其他货币的强势。NGL价格一直呈下降趋势，因为在富含液体的地区增加钻井所产生的大量NGL数量已经过度供应了今天的市场。来自石化市场和出口的新需求帮助平衡了NGL供应。
我们预计天然气价格在短期内将保持在接近当前水平的水平，因为相对于需求而言，供应充足。液化天然气(“LNG”)出口增加和对墨西哥天然气出口的需求预计将有助于缓解供应过剩。
请参阅所选生产和财务信息的三个月和九个月概述，包括趋势下面进一步讨论我们的石油、天然气和NGL的实现价格。
下表总结了NYMEX WTI石油、NYMEX Henry Hub Gas和OPIS NGL(假设如上所述的相同复合NGL桶产品组合)的12个月带钢价格2019年10月24日，及2019年9月30日:
 
截至2019年10月24日
 
截至2019年9月30日
纽约商品交易所WTI油(每桶)
$
55.10

 
$
52.66

Nymex Henry Hub Gas(每MMBtu)
$
2.37

 
$
2.41

OPIS NGL(每BBL)
$
19.70

 
$
18.89

我们使用金融衍生工具作为我们金融风险管理计划的一部分。我们有一套金融风险管理政策来管理我们对衍生品的使用。衍生工具所涵盖的生产量取决于我们资产负债表上的债务数量，我们所拥有的资本承诺和长期义务的规模，以及我们订立有利的商品衍生合约的能力。通过我们目前的衍生品合约，我们相信我们已经在短期内部分减少了对商品价格波动和地理位置差异的风险敞口。我们对部分衍生品使用无成本的领子使我们能够参与到石油和天然气价格的一些上涨中，同时也为我们的一部分石油和天然气生产设定了价格下限。
请参阅注10-衍生金融工具在本报告第一部分第1项中商品价格风险 在……里面流动性和资本资源概述 有关我们的石油、天然气和NGL衍生品的更多信息，请参见以下内容。

29

经营财务结果和其他比较数据
下表提供了有关所选生产和截至季度的财务信息的信息2019年9月30日，以及紧接前三个季度。下面将详细讨论。
 
在过去的三个月里
 
九月三十日，
 
六月三十日，
 
三月三十一号，
 
十二月三十一号，
 
2019
 
2019
 
2019
 
2018
 
(百万)
生产(MMBOE)
12.4

 
12.4

 
10.7

 
11.3

石油、天然气和NGL生产收入
$
389.4

 
$
406.9

 
$
340.5

 
$
392.5

石油、天然气和NGL生产费用
$
129.0

 
$
123.1

 
$
121.3

 
$
121.5

损耗、折旧、摊销和资产报废债务负债增值
$
211.1

 
$
206.3

 
$
177.7

 
$
182.0

探索
$
11.6

 
$
10.9

 
$
11.3

 
$
14.3

一般和行政
$
32.6

 
$
30.9

 
$
32.1

 
$
30.4

净收益(损失)
$
42.2

 
$
50.4

 
$
(177.6
)
 
$
309.7

选定的性能指标
 
在过去的三个月里
 
九月三十日，
 
六月三十日，
 
三月三十一号，
 
十二月三十一号，
 
2019
 
2019
 
2019
 
2018
平均每日净产量当量(MBOE/天)
134.9

 
136.5

 
118.7

 
122.8

租赁运营费用(按BOE)
$
4.73

 
$
4.16

 
$
5.20

 
$
4.98

运输成本(按BOE)
$
4.00

 
$
4.00

 
$
4.08

 
$
4.19

生产税占石油、天然气和NGL生产收入的百分比
4.1
%
 
4.0
%
 
4.1
%
 
3.4
%
从价税费(按BOE)
$
0.39

 
$
0.44

 
$
0.76

 
$
0.39

损耗、折旧、摊销和资产报废债务负债累加(按BOE)
$
17.02

 
$
16.61

 
$
16.63

 
$
16.10

一般和管理(根据BOE)
$
2.63

 
$
2.49

 
$
3.00

 
$
2.69


30

所选生产和财务信息的三个月和九个月概述，包括趋势
 
截至9月30日的三个月，
 
期间之间的金额变化
 
期间之间的百分比变化
 
截至9月30日的9个月，
 
期间之间的金额变化
 
期间之间的百分比变化
 
2019
 
2018
 
 
2019
 
2018
 
净生产量： (1)
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
石油(MMBbl)
5.4

 
5.0

 
0.4

 
7
 %
 
15.7

 
13.7

 
2.0

 
15
 %
气体(Bcf)
29.5

 
27.2

 
2.3

 
9
 %
 
81.7

 
77.7

 
4.0

 
5
 %
NGL(MMBbl)
2.1

 
2.4

 
(0.3
)
 
(14
)%
 
6.2

 
6.0

 
0.2

 
4
 %
等效(MMBOE)
12.4

 
12.0

 
0.4

 
4
 %
 
35.5

 
32.6

 
2.9

 
9
 %
平均每日净产量： (1)
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
石油(MBbl/天)
59.0

 
54.9

 
4.1

 
7
 %
 
57.5

 
50.1

 
7.4

 
15
 %
气体(MMcf/天)
320.6

 
295.3

 
25.3

 
9
 %
 
299.2

 
284.7

 
14.5

 
5
 %
NGL(MBBL/天)
22.5

 
26.2

 
(3.7
)
 
(14
)%
 
22.8

 
21.9

 
0.9

 
4
 %
等值(MBOE/天)
134.9

 
130.2

 
4.6

 
4
 %
 
130.1

 
119.4

 
10.7

 
9
 %
石油、天然气和NGL生产收入(百万美元)：(1)
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
采油收入
$
292.9

 
$
287.5

 
$
5.3

 
2
 %
 
$
836.1

 
$
814.7

 
$
21.3

 
3
 %
天然气生产收入
64.0

 
96.8

 
(32.8
)
 
(34
)%
 
194.4

 
260.0

 
(65.6
)
 
(25
)%
NGL生产收入
32.5

 
74.1

 
(41.5
)
 
(56
)%
 
106.3

 
169.1

 
(62.8
)
 
(37
)%
石油、天然气和NGL生产总收入
$
389.4

 
$
458.4

 
$
(69.0
)
 
(15
)%
 
$
1,136.7

 
$
1,243.8

 
$
(107.1
)
 
(9
)%
石油、天然气和NGL生产费用(单位：百万)：(1)
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
租赁经营费用
$
58.7

 
$
52.8

 
$
5.8

 
11
 %
 
$
166.0

 
$
151.9

 
$
14.1

 
9
 %
运输成本
49.6

 
50.4

 
(0.8
)
 
(2
)%
 
142.9

 
144.1

 
(1.2
)
 
(1
)%
生产税
16.0

 
19.0

 
(3.0
)
 
(16
)%
 
46.1

 
53.4

 
(7.3
)
 
(14
)%
从价税费
4.8

 
5.4

 
(0.7
)
 
(12
)%
 
18.4

 
16.5

 
1.9

 
11
 %
石油、天然气和NGL生产总费用
$
129.0

 
$
127.6

 
$
1.4

 
1
 %
 
$
373.4

 
$
365.9

 
$
7.5

 
2
 %
已实现价格(衍生产品结算影响前)：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
石油(每桶)
$
53.99

 
$
56.96

 
$
(2.97
)
 
(5
)%
 
$
53.31

 
$
59.60

 
$
(6.29
)
 
(11
)%
气体(每mcf)
$
2.17

 
$
3.56

 
$
(1.39
)
 
(39
)%
 
$
2.38

 
$
3.35

 
$
(0.97
)
 
(29
)%
NGL(每BBL)
$
15.73

 
$
30.77

 
$
(15.04
)
 
(49
)%
 
$
17.09

 
$
28.28

 
$
(11.19
)
 
(40
)%
每BOE
$
31.39

 
$
38.26

 
$
(6.87
)
 
(18
)%
 
$
32.00

 
$
38.15

 
$
(6.15
)
 
(16
)%
每个BOE数据：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
生产成本：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
租赁经营费用
$
4.73

 
$
4.41

 
$
0.32

 
7
 %
 
$
4.67

 
$
4.66

 
$
0.01

 
—
 %
运输成本
$
4.00

 
$
4.20

 
$
(0.20
)
 
(5
)%
 
$
4.02

 
$
4.42

 
$
(0.40
)
 
(9
)%
生产税
$
1.29

 
$
1.58

 
$
(0.29
)
 
(18
)%
 
$
1.30

 
$
1.64

 
$
(0.34
)
 
(21
)%
从价税费
$
0.39

 
$
0.45

 
$
(0.06
)
 
(13
)%
 
$
0.52

 
$
0.51

 
$
0.01

 
2
 %
损耗、折旧、摊销和资产报废债务负债增值
$
17.02

 
$
16.78

 
$
0.24

 
1
 %
 
$
16.76

 
$
14.82

 
$
1.94

 
13
 %
一般和行政
$
2.63

 
$
2.46

 
$
0.17

 
7
 %
 
$
2.69

 
$
2.64

 
$
0.05

 
2
 %
衍生结算损益(2)
$
1.99

 
$
(3.40
)
 
$
5.39

 
159
 %
 
$
0.67

 
$
(3.13
)
 
$
3.80

 
121
 %
每股收益信息：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
基本加权平均已发行普通股(千股)
112,804

 
112,107

 
697

 
1
 %
 
112,441

 
111,836

 
605

 
1
 %
稀释加权平均已发行普通股(千股)
113,334

 
112,107

 
1,227

 
1
 %
 
112,441

 
113,600

 
(1,159
)
 
(1
)%
每普通股基本净收入(亏损)
$
0.37

 
$
(1.21
)
 
$
1.58

 
131
 %
 
$
(0.76
)
 
$
1.78

 
$
(2.54
)
 
(143
)%
每普通股稀释后净收益(亏损)
$
0.37

 
$
(1.21
)
 
$
1.58

 
131
 %
 
$
(0.76
)
 
$
1.75

 
$
(2.51
)
 
(143
)%
______________________________________
(1) 
由于四舍五入，金额和百分比的变化可能无法计算。
(2) 
衍生品结算三和九月末2019年9月30日，及2018，均包括在所附经营报表的净衍生(收益)亏损项目内。

31

年平均净当量日生产量三和九月末2019年9月30日, 增额 4%和百分之九，分别与去年同期相比2018好的。这些结果主要是由我们米德兰盆地资产的表现推动的，这些资产具有增额%s的生产量为11%和26%为.三和九月末2019年9月30日，分别与去年同期相比2018好的。我们南德克萨斯资产的生产量减少 百分之三和增额 百分之一为.三和九月末2019年9月30日分别为。我们于2018年上半年剥离了我们在落基山地区的剩余生产资产。在保留资产基础上，截至2019年9月30日的9个月的产量比2018年同期增长了13%。全年2019，我们预计总产量，以及石油产量占我们总产品组合的百分比，与2018主要是由于我们米德兰盆地项目的实际和预期产量增加。目前，我们预计南得克萨斯州的产量将与上年持平。
下面是对某些财务结果的讨论，其中一些是在每个BOE的基础上提出的。我们在每个BOE的基础上提供这些信息，因为我们认为这是一种有效的方式来评估我们相对于同行的表现，并确定和衡量我们认为可能需要更多分析和讨论的趋势。
我们在每个BOE基础上衍生结算影响之前的实现价格减少 18%和16%为.三和九月末2019年9月30日，分别与去年同期相比2018好的。这些减少量S主要受到石油、天然气和NGL等大宗商品价格下降的推动。除了较低的商品价格外，米德兰盆地由于外运能力紧张造成的地区差异进一步影响了已实现价格。在2019年上半年，某些第三方中游不可抗力事件对我们获得的米德兰盆地天然气生产价格产生了负面影响。米德兰盆地天然气的地区差异预计将继续对我们的实现价格产生负面影响，直至2020年，届时预计将有更多的预期外运能力上线。为.三和九月末2019年9月30日，我们确认了$1.99和$0.67根据BOE，分别对我们的衍生品合同进行结算，与确认的损失相比$3.40和$3.13根据BOE，对于三和九月末2018年9月30日分别为。
在每个BOE基础上租赁运营费用(“LOE”)增额 7%在过去的三个月里2019年9月30日，与去年同期相比2018好的。这，这个增额主要是由增额我们南德克萨斯资产的Loe和修理费。为.九月末2019年9月30日，每个BOE的LOE与上年同期相比持平2018好的。全年，我们预计每个BOE的LOE将持平2019与.相比2018好的。由于总产量的变化、我们整体生产结构的变化、修井项目的时间安排、行业活动的变化以及这些变化对服务提供商成本的影响，我们可能会在每个BOE基础上经历LOE的波动。
每个BOE的运输成本减少 百分之五和百分之九为.三和九月末2019年9月30日，分别与去年同期相比2018好的。这些减少量S的增长主要受到我们米德兰盆地资产的产量百分比增加的推动，因为这些资产的生产通常在井口或井口附近出售，所产生的运输成本最低。我们预计总运输成本将相对于我们南德克萨斯资产的生产变化而波动，这将导致我们的大部分运输成本。在每个BOE的基础上，我们预计运输成本将在2019，与2018，因为我们米德兰盆地资产的产量继续成为我们总产量的更大部分。
以每个BOE为基础的生产税减少 18%和21%为.三和九月末2019年9月30日，分别与去年同期相比2018好的。这些减少量主要是由18%和16% 减少量在衍生品结算影响之前，按每个BOE计算的已实现价格三和九月末2019年9月30日，分别与去年同期相比2018好的。我们对每个产品的总体生产税率三和九月末2019年9月30日vt.，是.4.1%与.相比4.1%和4.3%为.三和九月末2018年9月30日分别为。这个减少量我们截至九个月的生产税率2018年9月30日主要是由于剥离我们在落基山地区的生产资产，该地区的税率高于我们在得克萨斯州的财产。我们通常预计生产税费在绝对和每个BOE基础上随石油、天然气和NGL生产收入而呈趋势。产品组合、生产地点以及鼓励石油和天然气开发的激励措施也会影响我们承认的生产税额。
以每个BOE为基础的从价税费减少 13%截至2019年9月30日的三个月，与2018年同期相比。在截至2019年9月30日的9个月中，每个BOE的从价税费与上年同期相比相对持平2018因为绝对基础上的预期增长与更高的生产量是一致的。我们预计我们的2019年全年从价税支出将与2018年在每个英国央行的基础上保持一致，因为绝对基础上的增长继续与产量增加保持一致。
每个BOE的损耗、折旧、摊销和资产报废债务负债累增(“DD&A”)费用增额 百分之一和13%为.三和九月末2019年9月30日，分别与去年同期相比2018好的。这些增额S的驱动因素是我们专注于开发米德兰盆地的石油生产资产，那里的消耗率高于我们在得克萨斯州南部的主要天然气和NGL生产资产。我们的DD&A比率由于减值、剥离活动、结转成本资金和与第三方的分享安排、我们的生产组合的变化以及我们估计的总已探明储量的变化而波动。一般来说，我们预计DD&A费用在每个BOE的基础上2019与…相比增加2018由于米德兰盆地的产量继续增加，占我们总产量的百分比。

32

在每个BOE基础上的一般和管理(“G&A”)费用增额 7%和2%为.三和九月末2019年9月30日，分别与去年同期相比2018好的。这些增加的主要原因是由于更多的员工时间被分配给开发活动，较少的员工薪酬被重新归类为勘探费用。由于我们预计资本配置将继续高度集中于米德兰盆地，我们在2019年第四季度重组了某些职能，以消除重复的区域运营职能并降低间接成本，我们预计这将导致未来几年的G&A支出减少。因此，我们预计与此次重组相关的总费用为700万至850万美元，包括将在2019年第四季度发生的300万至500万美元。因此，我们预计全年的G&A费用2019与…相比增加2018.
请参阅 截至2019年9月30日和2018年9月30日的三个月和九个月的财务业绩和趋势比较 有关运营费用的其他讨论，请参见以下内容。
请参阅注9-每股收益在本报告第一部分第1项中，用于讨论我们的基本和稀释后每股净收益(亏损)的计算。
截至2019年9月30日和2018年9月30日的三个月和九个月的财务业绩和趋势比较
净当量产量、生产收入和生产费用
下表显示了在截至三个月的时间内，我们的净当量产量、生产收入和生产费用的地区变化2019年9月30日，及2018:
 
净当量产量
增加(减少)
 
生产收入
减少量
 
生产费用
增加(减少)
 
(MBoe/天)
 
(百万)
 
(百万)
米德兰盆地
6.9

 
$
(15.7
)
 
$
1.8

南德克萨斯
(2.3
)
 
(53.2
)
 
(0.4
)
总计
4.6

 
$
(69.0
)
 
$
1.4

__________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能无法计算。
下表显示了我们的净当量产量、生产收入和生产费用之间的区域变化九月末2019年9月30日，及2018:
 
净当量产量
增加(减少)
 
生产收入
增加(减少)
 
生产费用
增加(减少)
 
(MBoe/天)
 
(百万)
 
(百万)
米德兰盆地
14.1

 
$
39.7

 
$
24.3

南德克萨斯
0.7

 
(89.5
)
 
6.5

落基山(1)
(4.1
)
 
(57.2
)
 
(23.3
)
总计
10.7

 
$
(107.1
)
 
$
7.5

__________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能无法计算。
(1) 
我们于2018年上半年剥离了我们在落基山地区的剩余生产资产。因此，2018年第二季度之后，该地区一直没有产量。
如前所述，净当量基础上的生产增额 4%和百分之九为.三和九月末2019年9月30日分别与2018年同期相比，原因是增额生产，主要来自我们的米德兰盆地资产。石油、天然气和NGL生产收入减少 15%在过去的三个月里2019年9月30日，与2018年同期相比，主要是由于减少量商品价格。石油、天然气和NGL生产收入减少 百分之九为.九月末2019年9月30日与二零一八年同期比较，由于商品定价疲弱及我们于二零一八年上半年剥离位于落基山地区的剩余生产资产而导致。在保留资产基础上，截至2019年9月30日的9个月的产量比2018年同期增长了13%。总生产费用三和九月末2019年9月30日，与去年同期相比2018，相对平坦，因为增额租赁经营费用被抵销减少生产税和运输成本。每个BOE的生产费用减少 2%和6%为.三和九月末2019年9月30日，分别与去年同期相比2018，主要是由于增额生产量，减少每个BOE的运输成本，以及减少石油、天然气和NGL生产收入下降推动的生产税。请参阅所选生产和财务信息的三个月和九个月概述，包括趋势以上用于其他讨论，包括每个BOE基础上的趋势。

33

剥离活动净收益
 
在过去的三个月里
九月三十日，
 
在过去的九个月里
九月三十日，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
(百万)
剥离活动净收益
$
—

 
$
0.8

 
$
0.3

 
$
425.7

这个4.257亿美元资产剥离活动记录的净收益九月末2018年9月30日，主要是估计净收益的结果4.106亿美元记录为PRB剥离，于2018年第一季度结束。请参阅注3-剥离、持有待售资产和收购在第一部分，^本报告的第1项，供进一步讨论。
损耗、折旧、摊销和资产报废债务负债增值
 
在过去的三个月里
九月三十日，
 
在过去的九个月里
九月三十日，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
(百万)
损耗、折旧、摊销和资产报废债务负债增值
$
211.1

 
$
201.1

 
$
595.2

 
$
483.3

DD&A费用增额 百分之五和23%为.三和九月末2019年9月30日，分别与去年同期相比2018好的。增加直接与11%和26% 增额从我们的米德兰盆地资产中获得的生产量三和九月末2019年9月30日这些资产的损耗率高于我们在南德克萨斯的资产。
探索
 
在过去的三个月里
九月三十日，
 
在过去的九个月里
九月三十日，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
(百万)
地质和地球物理费用
$
1.1

 
$
0.6

 
$
2.0

 
$
4.5

间接费用和其他费用
10.5

 
12.5

 
31.9

 
36.3

总勘探
$
11.6

 
$
13.1

 
$
33.9

 
$
40.8

勘探费用减少 11%和17%为.三和九月末2019年9月30日，分别与去年同期相比2018好的。减少的主要原因是由于更多的员工时间被分配给开发活动，重新分类为勘探费用的员工补偿金额减少，这被确认为G&A费用。此外，用于地质和地球物理活动的开支在#年减少了。九月末2019年9月30日与2018年同期相比。在……里面2019，我们预计总勘探费用将略低于2018；然而，我们的预期可能会根据实际进行的地质和地球物理研究以及勘探干井费用的潜力而发生变化。
已证实财产的损害和放弃和减损未经证实的财产
 
在过去的三个月里
九月三十日，
 
在过去的九个月里
九月三十日，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
(百万)
放弃和减损未经证实的财产
$
6.3

 
$
9.1

 
$
25.1

 
$
26.6


34

这三个人没有被证实的财产减值，九月末2019年9月30日和2018好的。记录的未证实财产放弃和减值费用三和九月末2019年9月30日，及2018与实际和预期租赁到期有关，以及由于所有权缺陷、开发计划变更和其他固有面积风险导致的实际和预期面积损失。我们预期经证实的财产减值将在商品价格下跌或低迷期间更频繁地发生，未经证实的财产放弃和减值的频率将随租赁到期或缺陷的时间以及与商品价格下降相关的经济变化而波动。此外，钻井计划的变化、勘探活动不成功以及向下的工程修订可能导致已证实和未证实的财产损失。
已证实和未证实财产的未来减值很难预测；然而，根据我们的商品价格假设2019年10月24日，我们预计第四季度不会出现任何重大财产减值2019由于商品价格的影响。
一般和行政
 
在过去的三个月里
九月三十日，
 
在过去的九个月里
九月三十日，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
(百万)
一般和行政
$
32.6

 
$
29.5

 
$
95.6

 
$
86.1


G&A费用增额 11%对于每个三和九月末2019年9月30日，与去年同期相比2018好的。请参阅部分所选生产和财务信息的三个月和九个月概述，包括趋势 以上为进一步讨论G&A费用总额和在每个BOE的基础上。
净衍生(收益)损失
 
在过去的三个月里
九月三十日，
 
在过去的九个月里
九月三十日，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
(百万)
净衍生(收益)损失
$
(100.9
)
 
$
178.0

 
$
(3.5
)
 
$
249.3

我们认出了一个1.771亿美元2019年第一季度的衍生品亏损和衍生品收益7970万美元和1.090亿美元分别在2019年的第二季度和第三季度。2019年第一季度的亏损主要是由于今年前三个月油价上涨，导致按市值计价的调整下调了1.721亿美元。于第二季及第三季确认的衍生工具收益，主要是由其后结算的衍生工具合约的公允价值增加所推动。2019年6月30日，及2019年9月30日由于这些期间商品价格疲软，分别为7，560万美元和7，620万美元。此外，还有一个2380万美元在截至9个月内结算的衍生品合约的收益2019年9月30日.
我们认出了一个1.78亿美元截至三个月的衍生工具损失2018年9月30日部分原因是之后结算的合同的公允价值减少了1.86亿美元2018年9月30日好的。此外，我们确认2018年第三季度结算的合同获得了800万美元的收益，截至2018年6月30日的公允价值为4870万美元，并结算了4070万美元的亏损。我们在2018年第一季度和第二季度的合同结算中确认了760万美元的亏损，并记录了截至2018年6月30日剩余合同的公允价值减少了6370万美元，导致今年迄今为止的净衍生工具亏损2.493亿美元在过去的九个月里2018年9月30日.
请参阅注10-衍生金融工具在本报告第一部分第1项中提供补充资料。
利息费用
 
在过去的三个月里
九月三十日，
 
在过去的九个月里
九月三十日，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
(百万)
利息费用
$
40.6

 
$
38.1

 
$
118.2

 
$
122.9

利息费用增额 6%为.三月末2019年9月30日，与去年同期相比2018由于与我们2019年信贷融资相关的借款利息支出增加。我们的信贷安排在2018年全年仍未提取。

35

利息费用减少 4%在过去的九个月里2019年9月30日，与去年同期相比2018好的。这一减少主要是由于我们在2018年第三季度赎回了2021年高级债券，这减少了截至9个月期间与债务相关的利息支出2019年9月30日与上年同期相比增加1210万美元2018好的。这一减少被与我们2019年信贷融资借款相关的利息支出增加部分抵销，而2018年我们的信贷融资没有借款。我们预计与我们的高级债券相关的利息支出在接下来的几年将保持相对持平2019与.相比2018；然而，总利息支出将根据我们信贷工具在2019年剩余时间内借款的时间和金额而有所不同。
债务清偿损失
 
在过去的三个月里
九月三十日，
 
在过去的九个月里
九月三十日，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
(百万)
债务清偿损失
$
—

 
$
26.7

 
$
—

 
$
26.7

在过去的三个月和九个月2018年9月30日，我们录制了一个2670万美元我们的2021年高级债券、2023年高级债券和2022年高级债券的一部分提前熄灭，造成净损失，其中包括2040万美元与赎回和回购时支付的保费相关，以及630万美元与未摊销递延融资成本加速有关。请参阅注5-长期债务 在本报告第一部分第1项中提供补充资料。
请参阅注5-长期债务在本报告第一部分，第一项和流动性和资本资源概述 以了解更多信息。
所得税(费用)收益
 
在过去的三个月里
九月三十日，
 
在过去的九个月里
九月三十日，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
(单位：百万，税率除外)
所得税(费用)收益
$
(16.1
)
 
$
36.7

 
$
16.3

 
$
(61.3
)
实际税率
27.6
%
 
21.3
%
 
16.1
%
 
23.6
%
截至三个月的实际税率的增加2019年9月30日，与去年同期相比2018主要是由于永久项目对截至三个月的所得税前收入的不同影响2019年9月30日，与其对年内同期所得税前亏损的影响相比2018.
截至九个月的实际税率下降2019年9月30日，与去年同期相比2018，主要是由于永久项目对截至9个月的所得税前亏损的不同影响2019年9月30日，与其对年内同期所得税前收入的影响相比2018.
与股票补偿奖励的超额税额不足有关的离散支出，对某些承保个人的补偿的限制，以及其他永久性支出项目降低了截至九个月的税收受益率2019年9月30日，三个月结束了2018年9月30日好的。这些相同的项目增加了截至三个月的税费费率2019年9月30日，九个月结束2018年9月30日好的。税费比率的降低也反映了2018年资产剥离的累积效应，以及相关变化对我们国家分配率的影响。
请参阅流动性和资本资源概述下面以及注4-所得税在本报告第一部分项目1中，供进一步讨论。
流动性和资本资源概述
基于目前的商品价格环境，我们相信我们有足够的流动性和资本资源来执行我们可预见的未来的业务计划。我们继续管理我们的钻井和完井服务承诺的持续时间和水平，以便在我们的活动水平和资本支出方面保持灵活性。
现金来源
我们目前期望我们的2019资本计划将通过运营现金流、截至2018年12月31日手头的现金以及我们信贷工具下的借款提供资金。在.期间九月末2019年9月30日，我们生成

36

5.816亿美元经营活动的现金流。自.起2019年9月30日，我们提供的信贷协议项下的剩余可用借款能力11亿美元流动性。
虽然我们预计这些来源的现金流足以满足我们的预期2019在资本计划中，我们也可以选择通过新的债务或股票发行或从其他融资来源筹集资金。此外，我们可能会就某些勘探或开发项目与第三方达成额外的营运成本融资和分摊安排。我们的借贷基数可能会因商品价格下跌、剥离已探明储量的物业或发行更多债务证券而减少。如果我们通过发行股权或可转换债务证券来筹集额外资金，我们现有股东的股权比例可能会被稀释，这些新发行的证券可能拥有比现有股东更高的权利、优惠或特权。未来我们信用评级的下调可能会使我们更难或更昂贵地借入额外资金。我们所有的流动性来源都可能受到更广泛的经济状况、不可抗力事件以及商品价格、运营成本和产量的波动的影响，所有这些都会影响我们和我们的行业。
我们无法控制石油、天然气或NGL的市场价格，尽管我们可能能够通过使用衍生品合同作为我们商品价格风险管理计划的一部分来影响我们的石油、天然气和NGL销售的已实现收入的数额。请参阅注10-衍生金融工具 在本报告的第一部分第1项中，我们可以获得有关我们现有的石油、天然气和NGL衍生品合同以及这些合同的结算时间的更多信息。
“减税和就业法案”(“2017税法”)的颁布降低了我们2018年和未来几年的最高边际公司税率35%致21%然而，未来利息费用的扣除可能是有限的。总体而言，2017年税法的颁布对经营现金流产生了积极影响，我们相信它将对未来的经营现金流产生积极影响。
信贷协议
我们的信贷协议提供高级担保循环信贷安排，最高贷款额为25亿美元并计划在2023年9月28日好的。但是，如果我们尚未完成与我们的2022年高级债券相关的某些回购、赎回或再融资活动，到期日可能会提前到2022年8月16日，如信贷协议中所述。信贷协议项下的借款基础须定期、每半年重新厘定一次，并考虑吾等(A)根据信贷协议向吾等贷款人提供的最新储备报告所反映的已探明石油及天然气物业的价值；及(B)商品衍生合约，每项合约均由吾等贷款人集团厘定。下一个预定借款基数重新确定日期是2020年4月1日.
我们的每日加权平均信贷工具债务余额约为1.709亿美元和9750万美元对于三个和九月末2019年9月30日好的。我们的信贷安排在2018年全年仍未提取。我们的经营活动提供的现金流、资产剥离的收益、资本市场活动以及我们的资本支出都会影响我们在信贷安排下的借款金额。
我们必须遵守信贷协议条款下的某些财务和非金融契约，包括限制股息支付和要求我们保持某些财务比率的契约，如信贷协议所定义。信贷协议下的财务契约要求我们(A)信贷协议中定义的融资债务总额与最近结束的连续四个会计季度的调整EBITDAX比率(将使用年化调整EBITDAX的前三个季度除外)不得大于4.25至1.00，从截至2018年12月31日的季度开始至(包括)截至2019年12月31日的会计季度，并且对于此后结束的每个季度，比率不得大于4.00至1.00；以及(B)根据信贷协议的定义，调整后的流动比率在任何会计季度的最后一天不能小于1.0到1.0。我们遵守了截至#年的所有财务和非财务契约2019年9月30日，并通过提交这份报告。请参阅标题非GAAP财务指标下面是我们对调整后EBITDAX的定义，以及经营活动提供给调整后EBITDAX的净收入(亏损)和净现金的对账。
加权平均利率和加权平均借款利率
我们的加权平均利率包括已付及应计利息、信贷协议项下总承诺额未使用部分的费用、信用证费用、递延融资成本的非现金摊销，以及与高级可换股票据有关的折扣的非现金摊销。我们的加权平均借款利率只包括已付利息和应计利息。

37

下表列出了我们的加权平均利率和我们的加权平均借款利率三和九月末2019年9月30日，及2018:
 
在过去的三个月里
九月三十日，
 
在过去的九个月里
九月三十日，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
加权平均利率
6.3
%
 
6.4
%
 
6.4
%
 
6.4
%
加权平均借款利率
5.6
%
 
5.7
%
 
5.7
%
 
5.8
%
我们的加权平均利率和加权平均借款利率三和九月末2019年9月30日，及2018受长期债务发行和赎回的时间、信贷协议项下我们的循环信贷安排的平均余额以及我们的总贷款人承诺的未使用部分支付的费用的影响。上表所披露的利率并未反映与回购优先债券有关的金额，例如回购时支付的溢价或回购时支出的未摊销递延融资成本的加速。请参阅注5-长期债务在本报告第一部分项目1中，供进一步讨论。
现金的使用
我们使用现金进行石油和天然气资产的开发、勘探和收购，并用于支付运营和一般及行政成本、所得税、股息和债务债务(包括利息)。开发、勘探和收购石油和天然气资产的支出是我们资本资源的主要用途。在.期间九月末2019年9月30日，我们花了7.886亿美元关于资本支出。此金额与发生的成本金额不同8.614亿美元为.九月末2019年9月30日，因为所发生的成本是基于应计的金额，其中还包括资产报废义务、地质和地球物理费用、石油和天然气资产的购置以及勘探间接费用。
我们未来资本支出的数额和分配将取决于许多因素，包括收购的数量和规模，我们来自运营、投资和融资活动的现金流，以及我们执行发展计划的能力。此外，石油、天然气和NGL价格对投资机会、资金可用性以及我们勘探和开发活动的时间和结果的影响可能会导致未来开发的资金需求发生变化。 我们定期审查我们的资本支出预算，以评估当前和预计现金流、收购和剥离活动、债务要求和其他因素的变化。
我们可能会不时回购或赎回我们的全部或部分未偿还债务证券现金，通过交换其他证券，或两者的组合。此类回购或交换可以通过公开市场交易、私下协商交易或其他方式进行。任何此类回购或交换将取决于当时的市场状况、我们的流动性要求、合同限制、是否符合证券法以及其他因素。任何此类交易中涉及的金额可能都是重要的。回购或交换将作为我们资本分配的一部分进行审查。2018年第三季度，公司赎回了2021年高级债券，购回或赎回了所有2023年高级债券，购回了2022年高级债券的一部分，并发行了2027年高级债券。我们没有通过2019年9月30日，或通过提交这份报告。请参阅？注5-长期债务·本报告第一部分第1项，供进一步讨论。
截至本报告提交之时，根据我们的股票回购计划，我们可以回购最多3，072，184股普通股，但须经董事会批准。根据市场条件和其他因素，包括我们的信贷协议的某些条款，管辖我们的高级票据的契约，管辖我们的高级可转换票据的契约，遵守证券法律的规定，以及我们的股票回购计划的条款和规定，可能会不时在公开市场或私下谈判的交易中回购股份。我们的董事会定期审查这个计划，作为我们资本分配的一部分。在.期间九月末2019年9月30日，我们没有回购我们的普通股的任何股份，我们目前也没有计划在#年剩余时间回购我们的普通股的任何流通股。2019.
截至2019年和2018年9月30日的九个月间现金流变化分析
下表显示了九月末2019年9月30日，及2018，用于我们的经营、投资和融资活动。每个表后面的分析应与我们在本报告第一部分第一部分中附带的未经审计的简明综合现金流量报表一起阅读。

38

经营活动
 
在过去的九个月里
九月三十日，
 
期间之间的金额变化
 
2019
 
2018
 
 
(百万)
经营活动提供的净现金
$
581.6

 
$
541.2

 
$
40.4

衍生现金结算增加了1.259亿美元九月末2019年9月30日，与去年同期相比2018好的。这一增长被来自石油、天然气和NGL生产收入的现金减少(扣除运输成本和生产税8070万美元)以及为LOE和从价税支付的2220万美元增加的现金部分抵销。九月末2019年9月30日，与去年同期相比2018好的。支付利息的现金减少 1130万美元为.九月末2019年9月30日，与去年同期相比2018，由于部分优先票据于2018年第三季赎回及回购，部分由2027年优先票据所支付的利息增加及于年内就信贷融资借款所支付的利息而部分抵销。九月末2019年9月30日好的。经营活动提供的净现金也受到周转资金变化和现金收付时间的影响。
投资活动
 
在过去的九个月里
九月三十日，
 
期间之间的金额变化
 
2019
 
2018
 
 
(百万)
投资活动所用现金净额
$
(778.7
)
 
$
(314.0
)
 
$
(464.7
)
用于投资活动的现金增加九月末2019年9月30日，与去年同期相比2018，是由于出售石油和天然气财产的收益减少所致。7.307亿美元好的。这一减少被资本支出的减少和为获得已证实和未证实的石油和天然气属性而支付的现金减少部分抵销。2.439亿美元和2，200万美元分别为。
融资活动
 
在过去的九个月里
九月三十日，
 
期间之间的金额变化
 
2019
 
2018
 
 
(百万)
融资活动提供的现金净额
$
122.7

 
$
(364.4
)
 
$
487.1

(用于)融资活动提供的净现金增加4.871亿美元为.九月末2019年9月30日，与去年同期相比2018好的。在.期间九月末2019年9月30日，我们的信贷安排下的净借款增加了1.29亿美元好的。我们的信贷安排在2018年全年仍未提取。在.期间九月末2018年9月30日，我们赎回了2021年高级债券的3.446亿美元未偿还本金，并购回了3.95亿美元的2023年高级债券未偿还本金和8500万美元的2022年高级债券未偿还本金。因此，与这些赎回和回购相关的保费总额为2040万美元。此外，我们发行了2027年高级债券，净收益为4.921亿美元。在此期间没有这样的债务交易。九月末2019年9月30日.
利率风险
由于浮动利率与我们的循环信贷安排的任何未偿余额相关，我们面临市场风险。自.起2019年9月30日，我们有一个1.29亿美元我们信贷工具的余额。我们的信贷协议允许我们为我们的循环信贷安排的全部或部分本金余额确定利率，期限最长为六个月。在利率固定的情况下，利率变化将影响信贷工具的公平市场价值，但不会影响经营结果或现金流量。相反，对于具有浮动利率的信贷工具部分，利率变化不会影响公平市场价值，但将影响未来的经营业绩和现金流。利率变动不会影响我们就固定利率高级债券或固定利率高级可转换债券支付的利息金额，但会影响其公平市场价值。自.起2019年9月30日，我们未偿还的固定利率债务本金总额为26亿美元我们的浮动利率债务总额1.29亿美元好的。请参阅注11-公允价值计量在本报告第一部分第1项，就我们的高级债券和高级可转换债券的公允价值进行额外讨论。

39

商品价格风险
我们获得的石油、天然气和NGL生产价格直接影响我们的收入、盈利能力、获得资本的途径和未来的增长率。石油、天然气和NGL价格受到供需变化和其他因素的巨大波动影响，而这些因素通常是我们无法控制的。石油、天然气和NGL市场一直在波动，特别是在过去几年，这些市场在未来可能会继续波动。基于我们的生产九月末2019年9月30日, a 10%在衍生品结算影响之前，我们平均实现的石油、天然气和NGL价格的下降，将使我们的石油、天然气和NGL生产收入减少约8360万美元, 194万美元，及1060万美元分别为。如果商品价格下降10%，我们的净衍生品结算九月末2019年9月30日，将抵消石油、天然气和NGL生产收入的大约下降5300万美元.
我们订立商品衍生合约是为了降低商品价格波动的风险。我们商品衍生合约的公允价值主要由相关价格指数的远期曲线估计确定。自.起2019年9月30日，与我们的石油、天然气和NGL商品衍生工具相关的远期曲线增加或减少10%，将使我们对这些产品的净衍生工具头寸发生大约变化9，220万美元, 810万美元，及510万美元分别为。
表外安排
作为我们持续业务的一部分，我们没有参与与未合并实体或金融伙伴关系产生关系的交易，例如通常被称为结构性融资或特殊目的实体(“SPE”)的实体，这些实体本应是为了促进表外安排或其他合同上的狭窄或有限目的而设立的。
我们评估我们的交易以确定是否存在任何可变利益实体。如果我们确定我们是可变利息实体的主要受益人，则该实体将合并到我们的合并财务报表中。在此期间，我们没有参与任何未合并的SPE交易九月末2019年9月30日，或通过提交这份报告。
关键会计政策和估计
请参考第二部分的相应章节，^第7项和至注1-重要会计政策摘要包括在我们2018年的表格“10-K”的第二部分，“第8项”中，用于讨论我们的会计政策和估计。
新会计公告
请参阅注1-重要会计政策摘要在本报告第一部分第1项下，关于新的会计公告。

40

非GAAP财务指标
调整后的EBITDAX代表扣除利息费用、利息收入、所得税、损耗、折旧、摊销和资产报废债务负债增加费用、勘探费用、财产放弃和减值费用、非现金股票补偿费用、结算后衍生损益净额、剥离损益和某些其他项目之前的净收入(亏损)。调整后的EBITDAX不包括我们认为会影响经营业绩可比性的某些项目，也可能不包括一般非经常性性质的项目，或者其时间和/或金额无法合理估计的项目。调整后的EBITDAX是一种非GAAP衡量标准，我们相信它为投资者和分析师提供了有用的额外信息，作为业绩衡量标准，用于分析我们内部产生用于勘探、开发、收购和偿债的资金的能力。根据我们的信贷协议，我们还须遵守基于调整后的EBITDAX比率的财务契约，详情请参阅信贷协议分段流动性和资本资源概述上面。此外，调整后的EBITDAX被专业研究分析师和其他人广泛用于油气勘探和生产行业公司的估值、比较和投资建议，许多投资者使用行业研究分析师发表的研究来作出投资决策。调整后的EBITDAX不应单独考虑或作为净收益(亏损)、经营收入(亏损)、经营活动提供的净现金或根据GAAP准备的其他盈利能力或流动性指标的替代。由于调整后的EBITDAX不包括影响净收益(亏损)的部分(但不是所有)项目，并且可能会因公司而异，因此提供的调整后EBITDAX金额可能无法与其他公司的类似指标进行比较。我们的信贷工具为我们提供了一个重要的流动性来源。根据吾等信贷协议的条款，如果吾等未能遵守订立信贷协议所界定的融资债务总额与经调整EBITDAX的最高许可比率的契诺，吾等将会违约，这将阻止吾等在信贷安排下借款，因此将大大限制我们的流动性来源。此外，如果吾等在信贷安排下出现违约，且无法从我们的贷款人处获得该违约的豁免，则根据该信贷安排以及管理我们的未偿高级票据和高级可转换债券的契据的贷款人将有权行使其违约的所有补救措施。
下表提供了我们的净收入(亏损)(GAAP)和经营活动(GAAP)提供的净现金在所提供期间与调整后EBITDAX(非GAAP)的调节：

在过去的三个月里
九月三十日，
 
在过去的九个月里
九月三十日，

2019
 
2018
 
2019
 
2018

(千)
净收益(亏损)(GAAP)
$
42,234

 
$
(135,923
)
 
$
(84,946
)
 
$
198,675

利息费用
40,584

 
38,111

 
118,191

 
122,850

所得税费用(福利)
16,111

 
(36,748
)
 
(16,337
)
 
61,342

损耗、折旧、摊销和资产报废债务负债增值
211,125

 
201,105

 
595,201

 
483,343

探索(1)
10,341

 
11,490

 
30,070

 
36,768

放弃和减损未经证实的财产
6,337

 
9,055

 
25,092

 
26,615

股票补偿费用
6,766

 
7,004

 
18,758

 
17,680

净衍生(收益)损失
(100,889
)
 
178,026

 
(3,463
)
 
249,304

衍生结算损益
24,722

 
(40,718
)
 
23,843

 
(101,911
)
剥离活动净收益
—

 
(786
)
 
(323
)
 
(425,656
)
债务清偿损失
—

 
26,722

 
—

 
26,722

其他，净
434

 
(1,265
)
 
1,129

 
(4,519
)
调整后EBITDAX(非GAAP)
257,765


256,073

 
707,215

 
691,213

利息费用
(40,584
)
 
(38,111
)
 
(118,191
)
 
(122,850
)
所得税(费用)收益
(16,111
)
 
36,748

 
16,337

 
(61,342
)
探索(1)
(10,341
)

(11,490
)
 
(30,070
)
 
(36,768
)
债务折价和递延融资成本的摊销
3,921

 
3,792

 
11,554

 
11,542

递延所得税
19,617

 
(36,833
)
 
(13,620
)
 
60,672

其他，净
(1,438
)
 
1,483

 
(3,420
)
 
2,435

营运资金净变化
(9,673
)
 
17,997

 
11,781

 
(3,725
)
经营活动提供的净现金(GAAP)
$
203,156


$
229,659

 
$
581,586

 
$
541,177

____________________________________________
(1) 
以股票为基础的补偿费用是勘探费用和伴随经营报表上的一般和管理费用的组成部分。因此，上述对账中显示的勘探行项目将与记录在勘探费用中的基于股票的补偿费用部分的随附经营报表上显示的金额不同。

41

关于前瞻性陈述的警示信息
这份关于Form 10-Q(“Form 10-Q”)的报告包含1933年修订后的“证券法”(“证券法”)第27A条和修订后的1934年“证券交易法”(“交易法”)第21E条含义内的“前瞻性陈述”。除有关历史事实的陈述外，本报告中包括的所有陈述均为前瞻性陈述，涉及与我们的财务状况、经营结果或经济表现有关的活动、事件或发展，我们预期、相信或预期未来将会或可能发生，或涉及未来运营的计划和管理目标。“预期”、“假设”、“相信”、“预算”、“估计”、“预期”、“预测”、“打算”、“未决”、“计划”、“项目”、“目标”、“将”以及类似的表达方式旨在识别前瞻性陈述。前瞻性陈述贯穿本报告，包括有关以下事项的陈述：
•
未来资本支出的数额和性质，以及流动性和资本资源的可用性，以资助资本支出；
•
根据我们的信贷协议，借款基数或合计贷款人承诺的任何变化；
•
我们对未来石油、天然气和天然气价格、油井成本、服务成本以及一般和行政成本的展望；
•
我们、我们的联合开发伙伴和/或其他第三方运营商的钻井和其他勘探开发活动和计划，以及可能或预期的收购或剥离；
•
可能剥离或出售，或与某些财产有关的合资企业；
•
经证实的储备金估计数和与这些储备金估计数有关的未来净收入和未来净收入现值的估计；
•
未来石油、天然气和天然气产量估计；
•
现金流、预期流动性、利息和相关偿债费用、公司实际税率的变化以及未来债务的偿还；
•
未来经营的业务战略和其他计划和目标，包括业务扩张和增长或推迟资本投资的计划，关于未来股息支付的计划，以及我们对未来财务状况或经营结果的展望；以及
•
其他类似的问题，例如在管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析本报告第一部分第2项。
我们的前瞻性陈述基于我们的经验和我们对历史趋势、当前条件、预期未来发展以及我们认为在这种情况下合适的其他因素的看法所作的假设和分析。这些陈述受许多已知和未知的风险和不确定因素的影响，这些风险和不确定性可能导致我们的实际结果和表现与前瞻性陈述中明示或暗示的任何未来结果或表现大不相同。中描述了其中的一些风险危险因素第I部分，我们2018年表格10-K的第1A项，并包括但不限于以下因素：
•
国内外石油、天然气和天然气的供应；
•
石油、天然气和天然气价格的波动，以及它可能对我们的盈利能力、财务状况、现金流、资本渠道和增加产量和/或探明储量的能力的影响；
•
经济状况疲软，消费需求疲软，金融市场不确定；
•
我们替换储量以维持生产的能力；
•
我们有能力筹集开发和/或替换我们的储备所需的大量资金；
•
我们与拥有更多资金、技术和人力资源的竞争对手竞争的能力；
•
我们吸引和留住关键人员的能力；
•
对我们已探明的石油、天然气和天然气储量的实际数量和现值的不精确估计，以及我们已探明的未开发储量的开发可能需要更长的时间，并且可能需要比我们预期的更大的资本支出；
•
评估可采储量和估计预期收益或负债的不确定性；
•
勘探和开发钻井可能不会产生商业可采储量的可能性；
•
我们对外部经营物业活动的有限控制；
•
我们对第三方服务提供商和设备的技能、专业知识和可用性的依赖，用于我们的运营活动；
•
我们主张权益的财产所有权可能有缺陷的可能性；

42

•
我们计划在现有或新兴资源区块中使用一些最新的水平钻井和完井技术进行钻井，但存在钻井和完井风险，可能无法满足我们对储量或产量的预期；
•
与某些资产的收购、剥离、合资企业、转包、转包和类似交易相关的不确定性，包括我们成功整合新资产，以及此类交易是否将按照我们预期的形式或时间和价值完成或完成；
•
与增强的回收方法相关的不确定性；
•
我们的商品衍生品合同使我们面临交易对手信用风险，并可能导致财务损失或限制我们获得的石油、天然气和NGL销售价格；
•
我们的一个或多个服务提供商、客户或合同对手无力履行其义务；
•
我们向合同对手交付所需数量的石油、天然气、天然气或水的能力；
•
价格下跌或不成功的勘探努力导致我们的资产账面价值减记；
•
压低的石油、天然气或NGL价格可能会对我们的信贷协议下的借款能力产生影响；
•
我们的债务数额可能会限制我们获得收购融资的能力，使我们更容易受到不利经济条件的影响，并使我们更难以偿还债务；
•
我们信贷协议中的契约或管辖高级票据和高级可转换票据的契约可能会限制我们在业务运营中的自由裁量权，禁止我们从事有益的交易或导致加速偿付我们的债务；
•
安全威胁的可能性，包括恐怖袭击和网络安全攻击和破坏，针对或以其他方式影响我们的设施和系统；
•
可能导致重大损失的经营和环境风险和危害；
•
极端天气条件、法律法规和租约规定对我们进行钻井活动能力的影响；
•
我们有能力获得足够的水供应，并按照环境和其他适用规则以合理的成本处置或回收我们使用的水；
•
复杂的法律法规，包括环境法规，导致大量成本、延误和其他风险；
•
收集、运输、加工和/或精炼设施的可用性和能力；
•
我们销售和/或获得石油、天然气和NGL市场价格的能力；
•
新技术可能会导致我们目前的勘探和钻井方法变得过时；以及
•
诉讼，环境事项，立法和政府法规的潜在影响，以及对此类事项的管理估计的使用。
我们警告您，前瞻性陈述不能保证未来的业绩，实际结果或业绩可能与前瞻性陈述中明示或暗示的结果或业绩大不相同。本报告中的前瞻性陈述是在提交本报告时所说的。虽然我们可能会不时自愿更新我们先前的前瞻性陈述，但我们拒绝承诺这样做，除非证券法要求这样做。
项目3.关于市场风险的定量和定性披露
此项目所需的信息在标题下提供利率风险和商品价格风险在上文第2项以及标题为石油、天然气和NGL衍生产品合同摘要在……下面注10-衍生金融工具在本报告的第一部分，第1项中，通过引用将其并入本文。请同时参阅下面的信息利率风险和商品价格风险在……里面管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析在第二部分中，我们的项目72018形？10-K
项目4.控制和程序
对披露控制和程序的评价
我们维护一套披露控制和程序系统，旨在合理确保在SEC规则和表单中指定的时间段内记录、处理、汇总和报告SEC报告中要求披露的信息，并合理确保此类信息积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官(视情况而定)，以便及时做出有关要求披露的决定。

43

我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，并不期望我们的披露控制和程序(如“交易法”规则#13a-15(E)和15d-15(E)所定义)(“披露控制”)将防止所有错误和欺诈。控制系统，无论构思和操作有多好，都只能提供合理的保证，而不是绝对保证控制系统的目标得以实现。此外，控制系统的设计必须反映存在资源约束的事实，并且必须考虑相对于其成本的控制的好处。由于所有控制系统的固有限制，任何控制评估都无法提供绝对保证，确保检测到公司内部的所有控制问题和欺诈情况(如果有)。这些固有的限制包括决策决策中的判断可能是错误的，以及由于简单的错误或错误而可能发生故障的现实。此外，控制可以被某些人的个人行为、两个或两个以上的人串通，或通过控制的管理超越。任何控制系统的设计也部分基于对未来事件可能性的某些假设，并且不能保证任何设计将在所有潜在的未来条件下成功实现其所述目标。由于具有成本效益的控制系统的固有限制，由于错误或欺诈而导致的错误陈述可能会发生而无法检测到。我们监控我们的披露控制并在必要时进行修改；我们在这方面的意图是，随着系统的变化和条件的保证，披露控制将被修改。
截至本报告所涵盖的期间结束时，对我们的披露控制的设计和操作的有效性进行了评估。这次评估是在管理层的监督和参与下进行的，其中包括我们的首席执行官和首席财务官。基于这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制在合理的保证水平上是有效的。
财务报告内部控制的变化
在此期间没有任何变化第三四分之一2019这对我们对财务报告的内部控制产生了重大影响，或相当可能对我们产生重大影响。

44

第二部分其他信息
项目1.法律程序
我们可能会不时卷入与我们的业务和正常业务过程中的运营有关的索赔诉讼。截至本报告提交之时，没有任何针对我们的法律诉讼待决，我们认为单独或集体预期会对我们的财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。
第1A项。危险因素
先前在我们的报告中披露的风险因素没有重大变化2018表格10-K
项目2.未登记的股权证券销售和收益使用
下表提供了关于我们和任何关联购买者在截至三个月的时间内所进行的购买的信息(根据《交换法》第10b-18(A)(3)条中的定义2019年9月30日，我们普通股的股份，这是我们根据“交易法”第12节登记的唯一类别的股本证券：
发行人和关联购买者购买股权证券
周期
购买的股份总数(1)
每股支付的加权平均价格
作为公开宣布计划的一部分而购买的股票总数
根据计划仍可购买的最大股份数量(2)
07/01/2019 - 07/31/2019
130,992

$
12.52

—

3,072,184

08/01/2019 - 08/31/2019
—

$
—

—

3,072,184

09/01/2019 - 09/30/2019
—

$
—

—

3,072,184

共计：
130,992

$
12.52

—

3,072,184

____________________________________________
(1) 
我们购买的所有股份第三四分之一2019为抵销在交付根据股权激励补偿计划授予的奖励协议条款下发行的RSU相关的流通股时发生的预扣税义务。
(2) 
2006年7月，我们的董事会批准了在1998年8月最初授权下可以回购的股票数量增加到截至决议生效日期的6，000，000股。因此，截至本报告提交之时，经董事会批准，我们可以在预期的基础上回购最多3，072，184股普通股。股份可不时在公开市场交易或私下谈判交易中购回，视乎市场情况及其他因素而定，包括吾等信贷协议的某些条文、管辖吾等高级票据及高级可转换票据的契约，以及遵守证券法。股票回购可能通过现有现金余额、内部现金流或我们信贷协议下的借款提供资金。股票回购计划可随时暂停或中止。
我们向股东支付现金股息须遵守我们的信贷协议、高级债券和高级可转换债券条款下的某些契约。基于我们目前的表现，如果我们的董事会宣布任何股息，我们预计这些契约中的任何一个都不会限制我们在可预见的未来按目前的利率支付股息。

45

第6项.展品
以下证物与本报告一起提交或提供，或通过引用并入本报告：
展品编号
 
描述
3.1
 
重述SM能源公司的公司注册证书，经修订至2010年6月1日(作为注册人截至2010年6月30日季度10-Q表格季度报告的附件3.1提交，并通过引用并入本文)
3.2
 
修改并恢复的SM能源公司章程，自2017年2月21日起生效(作为附件3.2提交到注册人截至2016年12月31日的年度10-K表格年度报告，并通过引用并入本文)
10.1
 
SM Energy Company，Wells Fargo Bank，National Association，作为行政代理的SM Energy Company，Wells Fargo Bank，National Association，以及贷款方之间，于2019年4月18日对第六次修订和恢复的信贷协议的第一次修订(作为附件10.1提交到2019年4月18日提交的注册人当前报告Form 8-K，并通过引用并入本文)
10.2†
 
绩效股单位奖励协议(截至2019年7月1日)
10.3
 
SM Energy Company，Wells Fargo Bank，National Association，作为行政代理的SM Energy Company，Wells Fargo Bank，National Association，以及贷款方之间，于2019年9月19日对第六次修订和恢复的信贷协议的第二次修订(作为附件10.1提交到2019年9月24日提交的注册人当前报告Form 8-K，并通过引用并入本文)
31.1*
 
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条认证首席执行官
31.2*
 
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条对首席财务官的证明
32.1**
 
认证依据18U.S.C.第1350条，根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条通过
101.INS
 
内联XBRL实例文档-实例文档不会出现在交互式数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。
101.SCH*
 
内联XBRL架构文档
101.CAL*
 
内联XBRL计算Linkbase文档
101.LAB*
 
内联XBRL标签Linkbase文档
101.PRE*
 
内联XBRL演示文稿Linkbase文档
101.DEF*
 
内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档
104
 
封面交互式数据文件(格式为内联XBRL，包含在表101.INS中)
_____________________________________
 
*
 
和这份报告一起归档。
 
**
 
提供了这份报告。
 
†
 
展览构成管理合同或补偿计划或协议。

46

签名
根据1934年“证券交易法”的要求，注册人已正式促使本报告由以下正式授权的签署人代表其签署。
 
SM能源公司
 
 
 
2019年11月1日
依据：
/s/Javan D.Ottoson
 
 
Javan D.Ottoson
 
 
总裁兼首席执行官
 
 
(首席行政主任)
 
 
 
2019年11月1日
依据：
/s/A.韦德·珀塞尔
 
 
A.韦德·珀塞尔(Wade Pursell)
 
 
执行副总裁兼首席财务官
 
 
(首席财务官)
 
 
 
2019年11月1日
依据：
/s/Patrick A.Lytle
 
 
帕特里克·A·莱特尔
 
 
总监兼助理秘书
 
 
(首席会计主任)

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