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美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
形式10-K
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| |
☒ | 根据1934年证券交易所ACT第13或15(D)条提交的年报 |
截至财政年度(一九二零九年十二月三十一日)
或
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☐ | 根据1934年ACT第13或15(D)条提交的过渡报告 |
委员会档案编号001-35700
响尾蛇能源公司
(“注册章程”所指明的注册人的确切姓名)
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德 | | 45-4502447 |
(法团或组织的州或其他司法管辖区) | | (国税局雇主识别号码) |
| | |
西得克萨斯州500 | | |
1200套房 | | |
米德兰 | TX | | 79701 |
(主要行政办公室地址) | | (邮政编码) |
(登记人电话号码，包括区号)：(432) 221-7400
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| | 根据该法第12(B)条登记的证券： | | |
| 每班职称 | | 交易符号 | | 注册的每个交易所的名称 | |
| 普通股，每股面值0.01美元 | | 方 | | 纳斯达克股票市场有限责任公司 | |
| | | | | (纳斯达克全球精选市场) | |
| | 根据该法第12(G)条登记的证券：无 | | |
按照“证券法”第405条的定义，通过检查标记表明注册人是否是知名的经验丰富的发行人。是 ☒/.☐
如果注册人不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告，则用复选标记表示。☐ 不 ☒
用支票标记说明登记人(1)是否已提交1934年“证券交易法”第13条或第15(D)节要求在过去12个月内提交的所有报告(或要求登记人提交此类报告的较短期限)；(2)在过去90天中，该注册人一直受到这类申报要求的限制。是 ☒/.☐
通过检查标记说明注册人是否以电子方式提交了条例S-T(本章第232.405节)规则第四零五条规定提交的每一份交互数据文件(或要求注册人提交此类文件的期限较短)。是 ☒/.☐
通过检查标记表明注册人是大型加速备案者、加速备案者、非加速备案者、较小的报告公司还是新兴的增长公司。见“外汇法”规则12b-2中“大型加速备案者”、“加速申报人”、“较小报告公司”和“新兴增长公司”的定义：
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大型加速机 | | ☒ | | 加速机 | | ☐ |
非加速箱 | | ☐ | | 小型报告公司 | | ☐ |
| | | | 新兴成长型公司 | | ☐ |
如果是一家新兴成长型公司，请用支票标记表明登记人是否选择不使用延长的过渡期来遵守“外汇法”第13(A)条规定的任何新的或经修订的财务会计准则。☐
用复选标记表明注册人是否为空壳公司(如“交易法”第12b条第2款所规定)。☐/.☒
注册人的非联营公司所持有的有表决权及无表决权普通股的合计市值2019年6月28日大约$15.9十亿.
截至2020年2月14日, 158,284,486登记人的普通股已发行。
以参考方式合并的文件
响尾蛇能源公司代理声明的部分2020股东周年会议以提述方式纳入本表格第III部第10、11、12、13及14项。
响尾蛇能源公司
表格10-K
截止年度2019年12月31日
目录
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| 页 |
石油和天然气术语汇编 | 二 |
某些其他术语汇编 | v |
关于前瞻性声明的警告声明 | 六 |
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第一部分 |
项目1和2.业务和财产 | 1 |
项目1A。危险因素 | 26 |
项目1B。未解决的工作人员意见 | 53 |
项目3.法律程序 | 53 |
项目4.矿山安全披露 | 53 |
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第二部分 |
第五项登记人普通股市场、相关股东事项及发行人购买权益证券 | 54 |
项目6.选定的财务数据 | 55 |
项目7.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析 | 57 |
项目7A.市场风险的定量和定性披露 | 80 |
项目8.财务报表和补充数据 | 81 |
项目9.会计和财务披露方面的变化和与会计人员的分歧 | 81 |
项目9A.管制和程序 | 82 |
项目9B.其他资料 | 85 |
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第III部 |
项目10.董事、执行干事和公司治理 | 86 |
项目11.行政补偿 | 86 |
项目12.某些受益所有人的担保所有权和管理及相关股东事项 | 86 |
项目13.某些关系及相关交易和主任独立性 | 86 |
项目14.主要会计师费用和服务 | 87 |
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第IV部 |
项目15.证物和财务报表附表 | 87 |
项目16.表格10-K摘要 | 91 |
签名 | S-1 |
石油和天然气词汇
以下是本报告中使用的某些石油和天然气工业术语的术语表：
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三维地震 | 描述地下地层的三维地球物理数据。与二维或二维地震相比，三维地震通常对地下地层提供了更详细、更准确的解释. |
盆地 | 在地球表面沉积的大洼地。 |
BBL | 储罐桶，或42加仑液体体积，在本报告中用于指原油或其他液态碳氢化合物。 |
bbls/d | 每天都有桶。 |
英国央行 | 相当于石油的桶，六千立方英尺的天然气相当于一桶石油。 |
英国央行/日 | 每天石油当量桶。 |
布伦特 | 布伦特甜轻质原油。 |
英国热单位或BTU | 把一磅水的温度提高1华氏度所需的热量。 |
完井 | 处理钻井的过程，然后安装生产天然气或石油的永久设备，或在干井情况下，向有关机构报告废弃情况。 |
凝结水 | 与主要为天然气的生产有关的液态碳氢化合物。 |
原油 | 从地下地质构造中回收的液态碳氢化合物被提炼成燃料来源。 |
开发面积 | 可分配给生产井的面积。 |
发展成本 | 已探明石油和天然气储量的获取、开采和勘探所产生的资本成本。 |
差动 | 根据已确定的现货市场价格对石油或天然气价格的调整，以反映石油或天然气的质量和/或位置上的差异。 |
干井或干井 | 发现一口井无法生产足够数量的碳氢化合物，以致这种生产的收益超过生产费用和税收。 |
估计的最终回收率或欧元 | 估计的最终回收额是截至某一日期的剩余储量和截至该日的累积产量之和。 |
开发利用 | 可能针对已探明或未探明储量的开发或其他项目(如可能的或可能的储量)，但其风险一般低于与勘探项目有关的风险。 |
场域 | 由一个或多个储集层组成的区域，它们都集中在或与同一地质构造特征和/或地层条件有关。 |
查找和开发费用 | 已探明石油和天然气储量的获取、开采和勘探所产生的资本成本除以已探明储量的增加和修正。 |
压裂 | 在储集层岩石中形成和保存裂缝或裂缝系统的过程，通常是通过井筒和目标地层在压力下注入流体。 |
毛英亩或毛井 | 拥有工作权益的总英亩或水井(视属何情况而定)。 |
水平钻井 | 在某些地层中使用的一种钻井技术，在这种情况下，井垂直钻到一定的深度，然后在指定的井段以直角进行钻探。 |
水平井 | 井向水平钻井，以便发展传统的垂直钻井机制无法到达的结构。 |
MB/d | 每天一千桶。 |
MBbls | 1000桶原油或其他液态碳氢化合物。 |
姆博伊 | 1，000桶原油当量，使用6 Mcf天然气与1 Bbl原油、凝析水或天然气液体之比确定。 |
麦克夫 | 一千立方英尺的天然气。 |
Mcf/d | 每天有一千立方英尺的天然气。 |
矿产利益 | 资源所有权和矿业权的权益，赋予所有者从开采的资源中获利的权利。 |
MMBtu | 百万英国热单位。 |
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MMcf | 百万立方英尺的天然气。 |
净英亩或净井 | 以毛英亩为单位的部分劳动权益之和。 |
净收入利息 | 所有者在扣除分配给特许权使用费的收益和高于一切的权益后，在井的收入中的利益。 |
净使用费英亩 | 总面积乘以平均版税利息。 |
油气性质 | 由石油和天然气资源开采所开发的土地组成的一块土地。 |
操作者 | 负责勘探和/或生产石油或天然气井或租赁的个人或公司。 |
玩 | 具有相似的地质、地理和时间性质的一组已发现或潜在的石油和/或天然气藏，如烃源岩、储集层结构、时间、圈闭机制和油气类型。 |
堵塞和废弃 | 指一口井穿透的地层中流体的封闭，使一个地层的流体不会逃逸到另一个地层或表面。各州的法规都要求封堵废弃井。 |
水坑 | 被证明是未开发的。 |
生产井 | 发现有能力生产足够数量的碳氢化合物的油井，其生产收益超过生产费用和税收。 |
展望 | 根据地质、地球物理或其他数据以及利用合理预期的价格和费用进行初步经济分析的具体地理区域，被认为有可能发现商业碳氢化合物。 |
已探明储量 | 可通过现有设备和作业方法通过现有井回收的储量。 |
探明储量 | 估计的石油、天然气和天然气液体数量-地质和工程数据表明，在现有经济和运行条件下，今后几年可以从已知储层中获得商业开采。 |
已探明未开发储量 | 已探明的储量，预计将从未钻探面积上的新井或需要较大支出的现有井中回收。 |
再完成 | 重新进入现有井眼的过程，即生产或不生产和完成新的储层，试图建立或增加现有产量。 |
储备 | 据估计，石油、天然气和相关物质的剩余储量在某一特定日期将通过对已知积累的开发项目进行经济生产。此外，必须存在生产的合法权利或生产中的收入权益，安装向市场运送石油和天然气或相关物质的手段，以及实施该项目所需的所有许可证和资金，或者必须有合理的期望。不应将储量分配给由主要的潜在封闭性断层隔离的邻近储层，直到这些储层被渗透和评价为经济可采。不应将储量分配给与已知的非生产性油藏(即没有储层、结构低的油藏或负测试结果)明显分开的区域。这些区域可能含有预期的资源(即从未发现的累积中可能回收的资源)。 |
储集层 | 一种多孔的、可渗透的地下地层，含有可生产的天然气和/或石油的自然堆积，受不透水岩石或水屏障的限制，与其他储层分离。 |
资源发挥 | 具有相似的地质、地理和时间性质的一组已发现或潜在的石油和/或天然气藏，如烃源岩、储集层结构、时间、圈闭机制和油气类型。 |
特许权使用费利息 | 一种权益，赋予所有者获得一部分资源或收入的权利，而不必承担任何开发或经营成本。 |
间距 | 同一油藏生产的井之间的距离。间距通常以英亩表示(例如，40英亩的间距)，并且经常由监管机构确定。 |
致密地层 | 一种低渗透率的地层，能长时间产生流量很低的天然气。 |
未开发面积 | 未钻探或完成油井的租赁面积，使其能够生产经济数量的石油和天然气，而不论这种面积是否含有已探明的储量。 |
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工作兴趣 | 一种经营权益，使业主有权在财产上进行钻探、生产和经营活动，并获得生产份额，并要求业主支付钻井和生产作业费用的一部分。 |
WTI | 西德克萨斯中质。 |
WTI MEH | 西德克萨斯中质麦哲伦东休斯顿。 |
WTL | 西德克萨斯灯 |
某些其他术语汇编
以下是本报告中使用的某些其他术语的术语表。
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ASU | 会计准则更新 |
公司 | 特拉华州的响尾蛇能源公司及其子公司。 |
多德-弗兰克法案 | 多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法(HR 4173)。 |
环境保护局 | 美国环保署。 |
公平计划 | 公司股权激励计划。 |
“外汇法” | 经修正的1934年“证券交易法”。 |
FASB | 财务会计准则委员会 |
FERC | 联邦能源管理委员会。 |
GAAP | 美国普遍接受的会计原则。 |
2024义齿 | 与2024年高级票据有关的契约，日期为2016年10月28日，由公司(其附属担保人)和作为受托人的富国银行(WellsFargo)作为补充。 |
2025年义齿 | 截至2016年12月20日，与2025年高级票据有关的契约由公司、其附属担保人和作为受托人的富国银行(WellsFargo)作为补充。 |
2019年12月 | 截至2019年12月5日的与2019年12月票据有关的契约，由公司、其附属担保人和作为受托人的富国银行(WellsFargo)作为补充。 |
尼美克斯 | 纽约商品交易所。 |
OSHA | 联邦职业安全与健康法案。 |
响尾蛇 | 响尾蛇中流有限公司，特拉华州有限公司。 |
响尾蛇的普通合伙人 | Rattler中流GP有限责任公司，特拉华州有限责任公司；Rattler中流公司的普通合伙人和该公司的全资子公司。 |
响尾蛇公司 | Rattler中流运营有限责任公司是特拉华州的一家有限责任公司，也是Rattler公司的子公司。 |
响尾蛇LTIP | 响尾蛇中流LP长期激励计划。 |
响尾蛇祭品 | 响尾蛇的首次公开募股。 |
响尾蛇伙伴关系协定 | 第一份修订和重申的有限合伙协议，日期为2019年5月28日。 |
赖德·斯科特 | Ryder Scott Company，L.P. |
证交会 | 证券交易委员会。 |
证券法 | 经修正的1933年证券法。 |
2024高级注释 | 该公司4.750%的高级无担保票据到期2024年，合计本金12.5亿美元。 |
2025年高级说明 | 该公司5.375%的高级无担保票据将于2025年到期，本金总额为8亿美元。 |
高级注释 | 2024年“高级说明”、2025年“高级说明”和“高级说明系列” |
2019年12月 | 公司2.875%的高级无担保票据到期，本金总额为10亿美元；公司3.250%的高级无担保票据到期，本金总额为8亿美元；公司3.500%的高级无担保票据到期，本金总额为12亿美元。 |
毒蛇 | ViperEnergyPartners有限公司，特拉华州有限公司。 |
毒蛇的普通合伙人 | Viper Energy Partners GP LLC是一家特拉华州有限责任公司，也是该伙伴关系的普通合伙人。 |
毒蛇有限责任公司 | Viper Energy Partners LLC是特拉华州的一家有限责任公司，也是该伙伴关系的子公司。 |
毒蛇LTIP | Viper Energy Partners LP长期激励计划。 |
毒蛇供品 | 的首次公开募股。 |
毒蛇伙伴关系协定 | 第二项修订和重申的有限合伙协议日期为2018年5月9日，并于2018年5月10日修订。 |
富国银行 | 富国银行全国协会。 |
韦克斯福德 | 韦克斯福德资本有限公司 |
关于前瞻性声明的警告声明
本报告所载表达信念、期望或意图的各种陈述，或并非历史事实的陈述，都是“证券法”第27A条和“证券交易法”第21E条所指的前瞻性陈述。这些前瞻性声明受到许多风险和不确定性的影响，其中许多是我们无法控制的。除历史事实外，所有关于我们战略、未来业务、财务状况、估计收入和损失、预计成本、前景、管理计划和目标的报表都是前瞻性报表。当在本报告中使用“可以”、“相信”、“预期”、“意图”、“估计”、“预期”、“可能”、“继续”、“预测”、“潜力”、“项目”和类似的表达方式是为了识别前瞻性陈述，尽管并非所有前瞻性陈述都包含这样的识别词。特别是，在本年度报告中讨论的表格10-K中所讨论的因素，包括第一部分，项目1A。本报告中的“风险因素”可能会影响我们的实际结果，并使我们的实际结果与这些前瞻性陈述中所表达、预测或暗示的预期、估计或假设大不相同。
前瞻性发言可包括关于我们：
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• | 我们最近完成了与我们的子公司Viper Energy Partners LP或Viper的下拉交易； |
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• | 已实现的石油和天然气价格以及套期保值安排的影响； |
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• | 租赁业务费用、一般和行政费用以及发现和开发费用； |
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• | 资本市场条件和我们以优惠条件或完全获得资本的能力； |
所有前瞻性发言只在本报告发表之日，或者，如果早些时候，在作出报告之日发言。除非证券法有规定，否则我们不打算或不履行任何更新或修改任何前瞻性报表的义务。你不应该过分依赖这些前瞻性的声明。这些前瞻性陈述受到许多风险、不确定因素和假设的影响.此外，我们在一个竞争激烈和变化迅速的环境中运作。新的风险不时出现。我们的管理层不可能预测所有风险，也无法评估所有因素对我们业务的影响，也无法评估任何因素或因素组合在多大程度上可能导致实际结果与我们可能作出的前瞻性声明中所载的结果大相径庭。虽然我们认为，我们在本报告中所作的前瞻性声明所反映或提出的我们的计划、意图和期望是合理的，但我们不能保证这些计划、意图或期望将得到实现或实现，而且实际结果可能与前瞻性声明中的预期或暗示大不相同。
第一部分
除如前所述，在本年度10-K表报告中，我们将响尾蛇及其合并子公司称为“我们”、“我们”、“我们”或“本公司”。本报告包括石油和天然气行业中常用的某些术语，这些术语在上文“石油和天然气术语汇编”中作了定义。
项目1.商业和财产
概述
我们是一家独立的石油和天然气公司，专注于获取、开发、勘探和开发得克萨斯州西部二叠纪盆地的非常规陆上石油和天然气储量。该盆地是美国主要的生产盆地之一，具有丰富的生产历史、良好的经营环境、成熟的基础设施、较长的储备寿命、多产层、较强的采收率和大量的操作人员。
我们于2007年12月开始运营，在二叠纪盆地收购了4174英亩净英亩土地。在…2019年12月31日，我们在二叠纪盆地的总面积大约是455,378毛额(382,337)英亩，主要由大约218,138毛额(195,461在米德兰盆地和大约196,171毛额(155,296特拉华盆地的英亩。此外，我们公开交易的子公司Viper Energy Partners LP(我们称之为Viper)拥有大约潜在的矿产权益。814,224毛英亩和24,304在二叠纪盆地和鹰福特页岩的净版税英亩。约50%这些净增的土地由我们经营。我们拥有ViperEnergyPartners GP有限责任公司，这是Viper的普通合伙人，我们称之为Viper的普通合伙人，我们大约拥有58%有限合伙人对毒蛇的兴趣。此外，我们的上市子公司Rattler Midstream Partners LP，我们称之为Rattler，重点是在二叠纪盆地的米德兰和特拉华盆地拥有、运营、开发和收购中流基础设施资产。我们拥有Rattler中流GP有限责任公司，这是Rattler的普通合伙人，我们称之为Rattler的普通合伙人，我们大约拥有71%有限合伙人对Rattler的兴趣。截至2019年12月31日、Rattler拥有和经营867绵延数英里的原油集输管道、天然气集输管道和完全集成的水系统覆盖了我们的七个中部和特拉华盆地开发区域。为了便利从生产井口输送产生的水和碳氢化合物，以确保原油或天然气井的有效运作，拉特勒的中流基础设施包括收集和运输我们在米德兰和特拉华盆地作业的原油、天然气和产出水的管道网络。
我们的活动主要集中在米德兰盆地的Spraberry和WolfcAMP的横向开发，以及特拉华盆地的WolfcAMP和BoneSpring的形成，它们都是西得克萨斯州和新墨西哥州较大的二叠纪盆地的一部分。二叠系盆地具有油气含量高、天然气含量高、垂直和水平目标层多、生产历史广泛、储量长、钻井成功率高等特点。
截至2019年12月31日，我们估计已探明的石油和天然气储量是1,127,575MBoe(其中包括估计的储备金)88,946MBoe可归因于Viper拥有的矿业权)，其依据是Ryder Scott公司(L.P.)或Ryder Scott(我们的独立后备工程师)编写的储量报告。在这些储备中，大约67%被归类为已证实的开发生产。已证实未开发的，即PUD，包括在此估计中的储量来自477毛额(434NET)我们有工作兴趣的水平井位置，以及22通过我们的子公司毒蛇，我们只拥有矿藏权益的水平井。截至2019年12月31日，我们估计的探明储量大约是63%油,20%天然气液体和17%天然气。
根据我们对适用的地质和工程数据的评估，我们目前大约有12,310毛额(8,141在我们的土地上的多层确定经济潜力的水平钻井地点，假设价格大约为$60.00根据BBL WTI。我们打算继续开发我们的储量，并通过开发、钻探、开采和勘探活动，在这一多年项目清单上确定潜在的钻井地点，并通过更多符合我们战略和财务目标的收购，以石油加权储量为目标，继续开发我们的储量和提高产量。
重大2019年交易
剥离从Energen获得的某些常规和非核心资产
2019年5月23日，我们完成了对6,589净英亩的某些非核心二叠纪资产，这些资产是我们在2018年11月与Energen公司合并时收购的，我们称之为Energen公司合并，总价为3 700万美元.
2019年7月1日，我们完成了对103,750净英亩的某些常规和非核心二叠纪资产，这些资产是我们在Energen合并中收购的，总价为2.85亿美元.
跌落
2019年10月1日，我们完成了一项交易，将某些矿产和特许权权益出售给毒蛇。1 830万毒蛇的新发行的B级单位，大约1 830万新发行的Viper LLC公允价值4.97亿美元和1.9亿美元现金，在收盘价调整生效后，我们称之为资产净值收益。在这次撤除中被剥夺的矿产和特许权权益大约代表着。5,490横跨米德兰和特拉华盆地的净使用费英亩，其中超过95%由我们经营，平均净版税权益约为3.2%.
响尾蛇首次公开募股
在2019年5月，Rattler完成了首次公开发行，我们称之为Rattler公司的首次公开发行(IPO)，共有43，700，000套普通股，以每股17.50美元的价格在纳斯达克全球选择市场(Nasdaq Global SelectMarket)进行交易，代号为“RTLR”。在扣除承销折扣和发行费用后，响尾蛇从出售这些公共单位中获得了大约7.2亿美元的净收益。
我们的经营策略
我们的业务策略是通过以下途径继续盈利地发展我们的业务：
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• | 通过发展我们丰富的石油资源基础来扩大生产和储备。我们打算钻探和发展我们的种植基地，以最大限度地发挥其价值和资源潜力。通过将未开发的储备转化为发达的储备，我们将寻求增加生产、储备和现金流，同时为投资资本创造有利的回报。 |
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• | 重点是通过层叠层的水平开发来提高油气的采收率。我们一直通过水平钻井在二叠纪盆地开发多层段，并相信有机会在整个地层柱中寻找更多的井段。我们的第一口水平井于2012年完成，从那时起，我们一直是该盆地活跃的水平井。我们相信，我们的丰富经验-钻探、完成和操作水平井-将使我们能够有效地开发剩余的库存，并最终瞄准迄今发展有限的其他地层。下表列出了我们感兴趣的水平井。2019年12月31日: |
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盆地 | 水平井数 |
米德兰 | 1,125 |
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特拉华州 | 645 |
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共计(1) | 1,770 |
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(1)其中1,770总水平井，我们是1，489口生产井的经营者，在281口额外的油井中有非操作的工作兴趣。
下表列出了在截止年度内，我们能够将水平井钻至以下所述总深度的平均天数。2019年12月31日:
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| 平均日数至总深度 |
米德兰盆地 | |
7，500英尺侧 | 14 |
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10，000英尺侧 | 15 |
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13，000英尺外侧 | 17 |
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特拉华盆地 | |
7，500英尺侧 | 20 |
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10，000英尺侧 | 25 |
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13，000英尺外侧 | 27 |
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钻井和完井技术的进一步进步可能导致目前不可行的地区的经济发展。
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• | 利用我们在二叠纪盆地工作的经验。我们的执行小组平均每人拥有25年以上的工业经验，在二叠纪盆地有丰富的经验，它打算继续寻求通过提炼和加强我们的钻井和完井技术来最大限度地开采油气的方法。我们把重点放在高效的钻井和完井技术上，这是我们计划的持续钻井计划的重要组成部分，因为我们已经确定了潜在的钻井地点。我们相信，我们的执行团队在斜井和水平钻井和完井方面的经验有助于降低通常与这些复杂井径相关的执行风险。此外，我们的完井技术不断发展，因为我们评估和实施水力压裂做法，已经并预计将继续提高采收率和降低完井成本。我们的执行小组定期评估我们与该地区其他运营商的运营结果，以努力将我们的业绩与表现最好的运营商进行比较，并评估和采用最佳做法。 |
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• | 透过资源转换、资本分配及持续改善运作及成本效益的低成本发展策略，提高回报。我们的面积通常位于毗连的区块，这使我们能够利用规模经济和使用集中生产和流体处理设施的“制造”战略，有效地开发这片土地。我们是大约97%我们的土地。这种业务控制使我们能够更有效地管理发展活动的速度，收集和销售我们的生产和控制业务成本和技术应用，包括横向开发。我们的平均84%对我们的土地的工作兴趣使我们能够实现这些活动的大部分利益和成本效益。 |
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• | 追求具有巨大资源潜力的战略收购。我们有在二叠纪盆地获得具有丰富的石油加权资源潜力的租赁土地的历史。我们的执行团队，凭借其在二叠纪盆地的丰富经验，在确定收购目标和评估资源潜力方面具有竞争优势。我们定期审查收购机会，并打算进行符合我们的战略和财务目标的收购。 |
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• | 保持财务灵活性。我们寻求维持保守的财政状况。截至2019年12月31日，我们的借款基数设定为20亿美元我们有19.9亿美元可供借用。截至2019年12月31日，Viper有限责任公司9 700万美元未偿还借款，以及6.78亿美元可供借用，根据其循环信贷安排。截至2019年12月31日，Rattler有限责任公司4.24亿美元未偿还借款，以及1.76百万美元可供借用，根据其循环信贷安排。 |
我们的优势
我们相信，以下优势将帮助我们实现我们的业务目标：
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• | 石油资源丰富的基地之一，北美的领先资源发挥。我们所有的租赁土地都位于北美最多产的油田之一，即得克萨斯州西部的二叠纪盆地。我们目前的大部分属性都位于二叠纪盆地的核心。我们最后一年的生产2019年12月31日大约66%油,18%天然气液体和16%天然气。截至2019年12月31日，我们 |
估计净探明储量约由63%油,20%天然气液体和17%天然气。
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• | 多年的钻探库存在北美的一个领先的石油资源发挥。我们已经确定了我们的石油加权储量的潜在钻探地点的多年库存，我们认为这些储备提供了诱人的增长和回报机会。假定价格约为$60.00根据Bbl WTI，我们目前大约有12,310毛额(8,141NET)根据我们对适用的地质和工程数据的评估，确定了我国土地上潜在的经济水平钻井位置。这些已确定的经济潜力横向位置的平均横向长度约为7,975脚，与实际长度取决于租赁几何和其他考虑。这些位置存在于我们的大部分土地区块和多个层位。由于不同的因素，最终井间间距可能与这些距离不同，这将导致一个更高或更低的位置计数。另外，我们大约有3,413覆盖我们土地的私有三维地震数据的平方英里。这些数据有助于评估我们现有的钻井库存，并有助于深入了解未来的开发活动，包括额外的横向钻井机会和战略租赁收购。 |
下表按盆地列出已查明的经济潜力水平钻探地点的数目：
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| 已确定的潜在经济水平钻井地点数目 |
米德兰盆地 | |
下浆果(1) | 1,231 |
中浆果(2) | 1,151 |
沃尔夫坎普A(3) | 1,205 |
沃尔夫坎普B(4) | 1,213 |
其他 | 2,237 |
米德兰盆地 | 7,037 |
特拉华盆地 | |
第二骨泉(5) | 957 |
第三骨泉(5) | 1,177 |
沃尔夫坎普A(6) | 944 |
沃尔夫坎普B(6) | 1,050 |
其他 | 1,145 |
特拉华盆地共计 | 5,273 |
共计 | 12,310 |
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(1) | 我们目前的位置统计是基于米德兰、马丁、安德鲁斯东北部、霍华德和格拉斯科克郡660英尺到880英尺的间距，这取决于前景地区和所有其他县的880英尺间距。 |
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(2) | 我们目前的位置统计是根据660英尺间距在米德兰，马丁和东北部安德鲁斯县，取决于前景地区和880英尺间隔在所有其他县。 |
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(3) | 我们目前的位置统计是基于米德兰、马丁、安德鲁斯东北部、霍华德和格拉斯科克郡660英尺到880英尺的间距，这取决于前景地区和所有其他县的880英尺间距。 |
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(4) | 我们目前的位置是根据米德兰、马丁、安德鲁斯东北部、霍华德和格拉斯科克郡660英尺到880英尺的间距计算的，这取决于前景地区和所有其他县的880英尺间距。 |
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(5) | 我们目前的位置计数是基于880英尺到1，320英尺的间隔。 |
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(6) | 我们目前的位置计数是基于880英尺到1056英尺的间隔。 |
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• | 经验丰富，激励和证明的管理团队。我们的执行团队平均每人拥有超过25年的行业经验，其中大部分集中在资源游戏开发上。这支队伍在多个钻井平台的开发上有着良好的执行记录，在二叠纪盆地也有丰富的经验。此外，除水平井储层和地质专长外，我们的执行团队还拥有丰富的水平井钻井和完井经验，这对于我们扩大水平井钻井活动具有重要的战略意义。在加入我们之前，我们的首席执行官曾在阿帕奇公司，拉雷多石油控股公司担任管理职务。和伯灵顿资源部。 |
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• | 良好的经营环境。我们的钻探和开发活动集中在二叠纪盆地，这是美国运作时间最长的碳氢化合物盆地之一，生产历史悠久，基础设施发达。我们认为，二叠纪盆地的地质和调控环境更加稳定和可预测，与新兴的油气盆地相比，我们在二叠纪盆地面临的操作风险较小。 |
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• | 高度的操作控制。我们是大约97%我们的二叠纪盆地面积。这种操作控制使我们能够更好地执行我们的战略，通过业务和成本效益提高回报，并通过不断改进我们的钻井技术、完井方法和储层评价程序，提高最终的油气回收。此外，作为我们大部分土地的经营者，我们保留了根据商品价格展望来增加或减少我们的资本支出计划的能力。这种操作控制还使我们能够获得有效勘探横向前景所需的数据。 |
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• | 中流基础设施及集输管道的接入。通过我们公开交易的子公司Rattler，我们确保了中流基础设施和原油集输管道的使用，以适应我们预期的产量增长速度，从而使我们能够灵活地执行我们的增长计划。响尾蛇是向我们提供中流服务的主要供应商，它的占地面积大约涵盖了整个地区。397,000在拉特勒所有的服务线路上，以及米德兰和特拉华盆地的核心区域。 |
我们的特性
位置和土地
我们在二叠纪盆地的总面积大约是455,378毛额(382,337)英亩，主要由大约218,138毛额(195,461在米德兰盆地和大约196,171毛额(155,296特拉华盆地2019年12月31日。我们是大约97%二叠纪盆地的面积。此外，我们公开交易的子公司Viper拥有大约潜在的矿产权益。814,224毛英亩和24,304在二叠纪盆地和鹰福特页岩的净版税英亩。约50%这些净增的土地由我们经营。
此外，我们的子公司Rattler专注于拥有、运营、开发和收购二叠纪盆地中游和特拉华盆地的中游基础设施资产。截至2019年12月31日，Rattler拥有并运营了867英里的原油集输管道、天然气集输管道和覆盖我们的七个中部和特拉华盆地开发区域的完全一体化的水系统。为了便利水和碳氢化合物从生产井口运输到确保原油或天然气井的有效运作，拉特勒的中流基础设施包括一个收集管道网络，收集和运输我们在米德兰和特拉华盆地作业的原油、天然气和产出水。
截至2019年12月31日，Rattler还拥有(I)EPIC原油控股有限公司10%的股权，该公司正在建设一条从二叠纪盆地和鹰福特页岩到得克萨斯州科珀斯克里斯蒂的长距离原油管道，建成后将能够运输大约59万桶/日，并安装更多的泵和储存设备，最多可达90万桶/日，我们称之为史诗管道；(Ii)持有灰色橡树管道公司10%的股权，该公司正在兴建一条长输原油管道，该管道建成后将能够从二叠纪盆地和鹰福特页岩向得克萨斯州墨西哥湾沿岸的点输送90万桶/日，包括在得克萨斯州科珀斯克里斯蒂的一个海上终端连接，我们称之为灰色橡树管道；(3)Wink to Webster管道有限责任公司4%的股权，该公司正在开发一条原油管道，该管道建成后将能够从二叠纪盆地的Wink和Midland的发源地运送约1，000，000 Bbl/d，运往休斯顿多个地区；(4)Omog JV LLC公司60%的股权，这是一家新成立的合资企业，收购了Reliance Midstream LLC，该公司经营230英里的原油集输和区域输送管道，以及在米德兰、马丁、安德鲁斯和埃克特县约20万桶的原油储存，以及(5)持有阿马里洛·拉特勒50%的股权，该公司将运营黄玫瑰气体收集和处理系统，估计总容量为40,000Mcf/d和超过84英里的收集和区域运输管道在道森，马丁和安德鲁斯县，得克萨斯州。每条Epic和Gray Oak管道都在2019年下半年开始临时运营，我们预计这两条管道都将在2020年第二季度开始全面商业运营。Wink to Webster项目预计将于2021年上半年开始商业运营。我们预计黄玫瑰系统将于2021年年中全面投入商业运营。
二叠纪盆地地区覆盖了得克萨斯州西部和新墨西哥州东部的大部分地区，被认为是美国主要的生产盆地之一。
地区历史
我们的探明储量位于得克萨斯州西部二叠纪盆地，特别是在Clear叉、Spraberry、BoneSpring、WolfcAMP、Cline、Strawn和Atoka地层。Spraberry戏剧是在20世纪40年代末和50年代初从几个新领域的发现中产生的。人们最终认识到，随着油田在中部米德兰盆地的广大地区延伸和合并，出现了一种区域生产趋势。在未来几十年里，Spraberry井的发展是零星的，这是由于典型的低产量油井，经济依赖于石油价格和钻井成本。
沃尔夫夏普地层是得克萨斯州西部的一个长期存在的水库，最早发现于20世纪50年代，当时的油井瞄准的目标更深，有时与滑塌块或泥石流交汇，具有良好的储集性能。利用二维地震资料进行勘探发现了更多的油田，但直到20世纪90年代使用了三维地震资料后，才发现WolfcAMP形成的更大程度。直到最近才认识到这种地层中的页岩作为储集层而不仅仅是源岩的额外潜力。
上世纪90年代末，大西洋里奇菲尔德公司(AtlanticRichfield Company，简称Arco)开始了一项钻探计划，目标是10，000英尺的Spraberry地层基础，另外还钻了200至300英尺，以便从沃尔夫营地地层的上部开采。亨利石油公司是一家私人公司，在米德兰和厄普顿郡的帕伽索斯油田拥有权益。亨利石油公司在与Arco项目相同的地区进行钻探时，决定完全通过沃尔夫营段进行钻探。亨利石油公司绘制了这一趋势，并开始在整个沃尔夫营期间使用多个浮油压裂处理方法获得土地和钻井。2005年，亨利石油公司的沃尔夫坎普团队前成员成立了自己的私人公司，ExL石油公司，并开始复制亨利石油公司的计划。在ExL公司在2007年底之前钻探了32口生产沃尔夫夏普/斯帕贝里油井之后，他们将部分土地进行了货币化，这导致了我们的收购，使我们能够开始参与这场游戏。最近在提高采收率技术和水平钻井方面取得的进展继续使这对石油和天然气工业具有吸引力。到2010年年中，在二叠纪盆地活跃的钻井平台中，大约有一半是在枸杞游戏中打井。从那时起，我们和其他大多数作业人员几乎都在二叠纪盆地开发非常规储层时，只打水平井。截至2019年12月31日，我们有工作兴趣2,656毛额(2,202(NET)生产油井，只有特许权权益4,161更多的井。
地质学
大二叠纪盆地是在马拉松隆升和祖传的落基山的动力作用下，形成了宾夕法尼亚-二叠纪快速沉降的地区。它是美国最富生产力的沉积盆地之一，在几个不同年龄范围的叠层储集层(最显著的是二叠纪老沉积物)中已确立了油气产量。尤其是二叠纪的沃尔夫夏普和斯帕浆果/骨泉的形成几十年来一直受到严重的攻击。首先，通过这些区域的垂直形成，最近，通过对每个单独的层位进行横向开采。在WolfcAMP和Spraberry/BoneSpring沉积之前，现今二叠纪盆地的区域是一个称为塔博萨盆地的连续沉积特征。在此期间，奥陶纪、志留纪、泥盆纪和密西西比纪沉积物主要是在开阔的海陆空环境中沉积。然而，一些时间框架看到了更严格的设置，这有利于沉积有机丰富的泥岩，如泥盆纪伍德福德和密西西比州巴内特/梅拉梅克。这些地层是现今大二叠纪盆地的重要来源，也是最近的储集层.
Spraberry/BoneSpring以硅质碎屑浊积岩、碳酸盐浊积岩和碎屑流的形式沉积在深水基底环境中，而WolfcAMP储层则由泥石流、颗粒流和细颗粒的中上层沉积物组成，它们也是在基底环境中沉积的。沃尔夫营和斯帕浆果/骨泉的最佳碳酸盐岩储集层一般位于中央盆地地台附近，泥岩储集层在远离中央盆地地台的盆地方向加厚。这些储集层中的泥岩有机丰富，当埋藏到足以热成熟的深度时，就成为泥岩本身和互层常规碎屑岩和碳酸盐岩储层中油气的来源，由于这种复杂性，WolfcAMP和Spraberry/BoneSpring井段是一个混合储集系统，兼有非常规储层和常规储层的特征。
自2012年开始水平钻井以来，我们已经成功地在Clear叉、Spraberry/BoneSpring、WolfcAMP和Barnett/Meramec地层中开发了几个混合储层。泥岩和一些碎屑岩表现出低渗透性，这就需要水力压裂刺激才能释放这些目标中大量的碳氢化合物。
我们拥有或正在获取我们所有主要资产领域的三维地震数据。我们庞大的地球物理数据库目前大约包括3,413三维数据的平方英里。这些数据将继续用于开发我们的水平钻井计划和确定有待开发的额外资源。
生产状态
在本年度终了的年度内2019年12月31日，我国二叠纪盆地面积的净生产量为103,285MBoe，或者说平均282,972英国央行/日，其中大约有66%是石油，18%是天然气液体和16%是天然气。
设施
我们的油气加工设施是二叠纪盆地典型的油气处理设施。我们位于井口的设施包括储罐电池、油/天然气/水分离设备和抽水装置。
我们公开交易的子公司Rattler拥有Fasken中心，该中心在得克萨斯州米德兰的两座写字楼和相关资产内拥有超过42.1万平方英尺的可出租面积。我们，毒蛇和拉特勒的总部设在法斯肯中心。根据长期租赁协议，我们和不相关的第三方从Rattler租用Fasken中心内的办公空间。
我们和我们的子公司还在得克萨斯州的米德兰和里夫斯县拥有外地办事处和相关设施。我们认为，这些设施足以应付我们目前的行动。
最近和未来的活动
期间2020，我们预计将完成一个估计320到360毛额(288到324在我们的土地上经营的水平井。我们目前估计我们的资本支出2020在钻井和基础设施之间28亿美元和30亿美元，由24.5亿美元到26亿美元水平钻井和完井，包括非操作作业，2亿美元到2.25亿美元中期投资，不包括合资投资，以及1.5亿美元到1.75亿美元将用于基础设施和其他支出，不包括租赁和矿物利息购置的费用。在本年度终了的年度内2019年12月31日，我们钻了330毛额(296)并已完成317毛额(289网)操作水平井。在本年度终了的年度内2019年12月31日，我们在打井、修井和装备井方面的资本支出是26亿美元。另外，我们3.64亿美元石油和天然气中流和基础设施7.76亿美元用于租赁和矿业权的收购。
我们现正营办23个钻井平台，包括两个钻井平台，钻出污水处理井，目前计划在2020年平均操作20至23个钻井平台。我们会继续监察目前的商品价格环境，并期望保持财政灵活性，因应市场情况，调整我们的钻探及完井计划。
根据我们目前的发展计划，我们预计将在2020年继续我们强大的PUD转换比率，将估计35%的PUD转化为已证实的开发类别，并在2021年年底前开发大约66%的2019年年底的综合PUD储量。
石油和天然气数据
探明储量
储量的评价和审查
我们的历史储备估计2019年12月31日, 2018和2017是由赖德·斯科特准备的关于我们和毒蛇的资产。赖德·斯科特是一家独立的石油工程公司。负责编制经证实的储量估计数的技术人员符合石油工程师协会颁布的“石油和天然气储量信息评估和审计标准”中关于资格、独立性、客观性和保密性的要求。赖德·斯科特是一家第三方工程公司，不拥有我们的任何物业的权益，也不受雇于我们的权宜之计。
根据SEC规则，已探明储量是指通过分析地球科学和工程数据，可以合理肯定地估计石油和天然气的数量，以便从某一日期起、从已知的水库和在提供经营权的合同到期之前的现有经济条件、操作方法和政府规章中合理地确定可生产的石油和天然气，除非有证据表明，无论是否使用确定性或概率方法进行估算，更新都是合理确定的。如果采用确定性方法，证交会已将探明储量的合理确定性定义为“对数量将被收回的高度信心”。我们所有的证明
准备金2019年12月31日用确定性方法估计。对储量的估计涉及两个不同的确定。第一次确定导致对可回收石油和天然气数量的估计，第二次确定导致根据SEC规则确定的与这些估计数量相关的不确定性的估计。估算可采石油和天然气储量的过程取决于使用某些普遍接受的分析程序。这些分析方法可分为三类或三大类：(1)基于性能的方法；(2)基于容量的方法；(3)类比。在估算储量数量的过程中，这些方法可以单独使用，也可以由储量评估人员结合使用。我们的已探明储量是用性能法、类比法或这两种方法的结合来估算的。约85%的已探明生产储量可归因于生产井是用业绩法估算的。这些业绩方法包括但可能不限于下降曲线分析，该分析利用了现有历史产量和压力数据的外推。剩余的15%已探明储量是通过类比或业绩与类比相结合的方法估算出来的。如果没有充分的历史业绩数据来确定一种明确的趋势，而将生产业绩数据作为储备估计数的基础被认为是不适当的，则采用类比法。采用类比法对已探明、非生产和未开发储量进行了估算.
为了估算经济上可采的已探明储量和相关的未来净现金流量，Ryder Scott考虑了许多因素和假设，包括利用地质、地球物理和工程数据得出的无法直接计量的储层参数、基于当前成本的经济标准以及SEC的定价要求和对未来产量的预测。为确定我国探明储量的合理确定性，我国探明储量估算所采用的技术和经济数据包括：生产和试井资料、井下完井资料、地质资料、电测井资料、放射性测井资料、岩心分析资料、现有地震资料、历史井成本资料和作业费用数据。
我们拥有石油工程师和地球科学专业人员的内部工作人员，他们与我们的独立储量工程师密切合作，以确保用于计算与我们在二叠纪盆地资产有关的已探明储量的数据的完整性、准确性和及时性。在储备报告所涉期间，我们的内部技术小组成员定期会见我们的独立后备工程师，讨论经证实的储量估算过程中使用的假设和方法。我们为我们的财产提供历史信息，如所有权权益、石油和天然气生产、试井数据、商品价格以及运营和开发成本等。我们的执行副总裁-水库工程主要负责监督我们所有储备预算的准备工作。我们的执行副总裁20每个人都有多年的行业经验。我们的技术人员将历史信息用于我们的财产，如所有权权益、石油和天然气生产、试井数据、商品价格以及运营和开发成本。
根据我们的内部控制程序，编制经证明的储备估计数的工作已经完成。这些程序旨在确保储备金估计的可靠性，其中包括：
| |
• | 审查和核实历史生产数据，这些数据以我们报告的实际生产为基础； |
| |
• | 由我们的执行副总裁-水库工程或在他的直接监督下编制储量估算； |
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• | 我们的执行副总裁-水库工程公司直接向我们的首席执行官汇报工作； |
下表列出我们估计的已探明石油和天然气储量。2019年12月31日, 2018和2017(包括可归因于毒蛇的报告)，根据Ryder Scott编写的后备报告。每一份储备报告都是根据证券交易委员会的规章制度编写的。我们在储备报告中提出的所有已探明储量都位于美国大陆。
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| | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
已探明储量估计数： | | | | | |
石油(MBBLS) | 457,083 |
| | 403,051 |
| | 141,246 |
|
天然气(MMcf) | 824,760 |
| | 705,084 |
| | 190,740 |
|
天然气液体 | 165,173 |
| | 125,509 |
| | 35,412 |
|
共计(MBOE) | 759,716 |
| | 646,074 |
| | 208,447 |
|
经证实的未开发储量估计数： | | | | | |
石油(MBBLS) | 253,820 |
| | 223,885 |
| | 91,935 |
|
天然气(MMcf) | 294,051 |
| | 343,565 |
| | 94,629 |
|
天然气液体 | 65,030 |
| | 64,782 |
| | 19,198 |
|
共计(MBOE) | 367,859 |
| | 345,928 |
| | 126,905 |
|
已探明储量估计净额： | | | | | |
石油(MBBLS) | 710,903 |
| | 626,936 |
| | 233,181 |
|
天然气(MMcf) | 1,118,811 |
| | 1,048,649 |
| | 285,369 |
|
天然气液体 | 230,203 |
| | 190,291 |
| | 54,609 |
|
共计(MBOE)(1) | 1,127,575 |
| | 992,001 |
| | 335,352 |
|
已开发百分比 | 67 | % | | 65 | % | | 62 | % |
| |
(1) | 准备金估计数2019年12月31日, 2018和2017所使用的平均价格等于在截至12个月的12个月内每个月的第一天实地收到的碳氢化合物价格的未加权算术平均数。2019年12月31日, 2018和2017分别根据证券交易委员会的指导方针，适用于截至此类期间结束时的准备金估计数。储备金估计数不包括可能存在或可能存在的储备金的任何价值，也不包括未开发面积的任何价值。储备预算是指我们在物业方面的净收入利息。虽然我们认为这些估计是合理的，但实际的未来产量、现金流量、税收、发展支出、业务费用以及可回收石油和天然气储量的数量可能与这些估计数相差很大。 |
上述储备均位于美国大陆。储量工程是估算经济可采油气储量的一个主观过程，无法准确计量。任何储量估计的准确性取决于现有数据的质量以及工程和地质解释的质量。因此，不同工程师的估计往往有所不同。此外，钻探、测试和生产的结果可能证明有理由修订这些估计数。因此，储量估计往往与最终回收的石油和天然气的数量不同。对经济上可采石油和天然气以及未来净收入的估计是基于若干变量和假设，所有这些因素和假设都可能与实际结果不同，包括地质解释、价格以及未来的生产速度和成本。见1A项.“危险因素”我们没有向除美国证交会(SEC)以外的任何联邦当局或机构提交任何关于石油或天然气总储量、已证实储量的估算。
已探明未开发储量(PUD)
截至2019年12月31日，我们已证实的未开发储量总计253,820一堆油，294,051天然气MMcf和65,030天然气液体的MBbls，共计367,859姆博伊。随着适用的油井开始生产，油藏将从未开发的变为开发的。
下表列出了2019:
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| | |
| (MBoe) |
2018年12月31日开始探明未开发储量 | 345,928 |
|
未开发准备金转入发达地区 | (120,920 | ) |
修订 | (77,519 | ) |
净采购额 | 4,542 |
|
剥离 | (5,672 | ) |
扩展和发现 | 221,500 |
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截至2019年12月31日已探明未开发储量 | 367,859 |
|
已证实未开发储量增加的主要原因是213,909MBoe291毛额(262NET)我们有工作兴趣的井7,591MBoe97毒蛇拥有皇室权益的恶心井。.的.291恶心的工作兴趣井，64在特拉华盆地。转让120,920MBoe是钻井或参与的结果。135毛额(119NET)我们有工作兴趣的水平井79我们通过毒蛇拥有特许权权益或矿产利益的粗井。我们在工作上有兴趣75.的.79恶心的毒蛇井。向下修正77,519MBoe产生于67,114PUD的MBoe由于能源合并后PUD库存的改进而降级。这些降级被延期抵消。剩下的10,405商务部的下调主要来自于较低的基准商品价格。
与开发设施有关的费用约为9.56亿美元期间2019。预计未来与发展港口有关的估计发展费用约为12亿美元在……里面2020, 7.21亿美元在……里面2021, 6.41亿美元在……里面2022和5.76亿美元在……里面2023。自我们目前的执行团队在2011年接管管理以来，我们的平均钻井成本和钻井时间已经减少。随着我们继续开发我们的物业，拥有更多的生产和完井数据，我们相信我们将继续实现成本节约，并在未来几年将泥浆转化为已探明的已开发储量，从而降低相对钻井和完井成本。
截至2019年12月31日，我们所有已探明的未开发储量都计划在五从最初记录的日期算起几年。
截至2019年12月31日, 无在我们的总探明储量中，被归类为已探明、开发、非生产。
石油和天然气生产价格和生产成本
生产和价格历史
下表列出了按盆地分列的各期石油、天然气和天然气液体净产量的资料：
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| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2019年12月31日止的年度 | | 2018年12月31日 |
| 米德兰盆地 | 特拉华盆地 | 其他(1) | 共计 | | 米德兰盆地 | 特拉华盆地 | 其他(2) | 共计 |
| (单位：千) |
生产数据： | | | | | | | | | |
石油(MBBLS) | 41,156 |
| 25,951 |
| 1,411 |
| 68,518 |
| | 24,698 |
| 9,288 |
| 381 |
| 34,367 |
|
天然气(MMcf) | 48,109 |
| 48,447 |
| 1,057 |
| 97,613 |
| | 21,674 |
| 12,416 |
| 579 |
| 34,669 |
|
天然气液体 | 10,485 |
| 7,826 |
| 187 |
| 18,498 |
| | 5,493 |
| 1,866 |
| 106 |
| 7,465 |
|
共计(MBoe) | 59,659 |
| 41,852 |
| 1,774 |
| 103,285 |
| | 33,803 |
| 13,223 |
| 584 |
| 47,610 |
|
|
| | | | | | | | |
| 2017年12月31日 |
| 米德兰盆地 | 特拉华盆地 | 其他(1) | 共计 |
| (单位：千) |
生产数据： | | | | |
石油(MBBLS) | 17,553 |
| 3,865 |
| — |
| 21,418 |
|
天然气(MMcf) | 15,893 |
| 4,761 |
| 6 |
| 20,660 |
|
天然气液体 | 3,673 |
| 383 |
| — |
| 4,056 |
|
共计(MBoe) | 23,875 |
| 5,042 |
| 1 |
| 28,917 |
|
下表列出了所列每一期间的某些价格和成本信息：
|
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
平均价格： | | | | | |
石油(每桶$) | $ | 51.87 |
| | $ | 54.66 |
| | $ | 48.75 |
|
天然气(每麦克福$) | 0.68 |
| | 1.76 |
| | 2.53 |
|
天然气液体(每磅$) | 14.42 |
| | 25.47 |
| | 22.20 |
|
合计(每英镑) | 37.63 |
| | 44.73 |
| | 41.02 |
|
套期油(每桶$)(1) | 51.96 |
| | 51.20 |
| | 48.94 |
|
对冲天然气(按MMBtu计)(1) | 0.86 |
| | 1.72 |
| | 2.65 |
|
对冲天然气液体(每磅$)(1) | 15.20 |
| | 25.46 |
| | — |
|
平均价格，套期保值(每英镑)(1) | 38.00 |
| | 42.20 |
| | 41.26 |
|
| | | | | |
每个央行的平均费用： | | | | | |
租赁营运费用 | $ | 4.74 |
| | $ | 4.31 |
| | $ | 4.38 |
|
生产和从价税 | 2.40 |
| | 2.79 |
| | 2.54 |
|
集运费用 | 0.86 |
| | 0.55 |
| | 0.44 |
|
一般和行政-现金部分 | 0.54 |
| | 0.79 |
| | 0.80 |
|
营业费用总额-现金 | $ | 8.54 |
| | $ | 8.44 |
| | $ | 8.16 |
|
| | | | | |
一般和行政-非现金部分 | $ | 0.46 |
| | $ | 0.57 |
| | $ | 0.88 |
|
折旧、损耗和摊销 | 14.01 |
| | 13.09 |
| | 11.30 |
|
利息费用，净额 | 1.66 |
| | 1.83 |
| | 1.40 |
|
合并与整合费用 | — |
| | 0.77 |
| | — |
|
总开支 | $ | 16.13 |
| | $ | 16.26 |
| | $ | 13.58 |
|
| |
(1) | 套期保值价格反映了我们的商品衍生品交易对我们平均销售价格的影响。我们对这些影响的计算包括商品衍生品现金结算的已实现损益，而我们不指定这些收益和损失用于对冲会计。 |
2019年钻井完井
下表列出在年终 2019年12月31日:
|
| | | | | | | | | |
| 截至2019年12月31日止的年度 |
| 钻 | | 已完成 |
面积 | 毛额 | 网 | | 毛额 | 网 |
米德兰盆地 | 171 |
| 154 |
| | 178 |
| 163 |
|
特拉华盆地 | 159 |
| 142 |
| | 139 |
| 126 |
|
共计 | 330 |
| 296 |
| | 317 |
| 289 |
|
截至2019年12月31日，我们操作了以下油井：
|
| | | | | | | | | | | | | | |
| 垂直井 | | 水平井 | | 共计 |
面积 | 毛额 | 网 | | 毛额 | 网 | | 毛额 | 网 |
米德兰盆地 | 833 |
| 768 |
| | 1,004 |
| 913 |
| | 1,837 |
| 1,681 |
|
特拉华盆地 | — |
| — |
| | 485 |
| 453 |
| | 485 |
| 453 |
|
其他 | 3 |
| 3 |
| | — |
| — |
| | 3 |
| 3 |
|
共计 | 836 |
| 771 |
| | 1,489 |
| 1,366 |
| | 2,325 |
| 2,137 |
|
生产井
截至2019年12月31日，我们拥有一个未加权的平均数83%工作兴趣2,656毛额(2,202(净)生产井和平均水平3.1%专营权权益4,161更多的井。通过我们的子公司Viper，我们拥有一个平均未加权的3.4%特许使用费或矿物权益5,807生产井。生产井包括生产井和能够生产的井，包括等待管道连接开始交付的天然气井和等待连接到生产设施的油井。毛井是指我们感兴趣的生产井的总数，净井是我们在总井中拥有的部分工作权益之和。
下表列出了截至2005年按盆地划分的生产井的资料。2019年12月31日:
|
| | | | | |
| 粗井 | | 净井 |
米德兰盆地 | 1,993 |
| | 1,717 |
|
特拉华盆地 | 660 |
| | 482 |
|
其他 | 3 |
| | 3 |
|
总产量井 | 2,656 |
| | 2,202 |
|
钻井效果
下表列出了关于在盆地所指时期内完成的油井数量的资料。每一口井都是在得克萨斯州西部的二叠纪盆地钻探的。这些资料不应被视为表明未来业绩的资料，也不应假定所钻生产井的数量、发现的储量数量或经济价值之间必然存在任何关联。生产井是指生产碳氢化合物商业数量的油井，无论它们是否产生合理的回报率。
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2019年12月31日止的年度 |
| 米德兰盆地 | | 特拉华盆地 | | 共计 |
| 毛额 | | 网 | | 毛额 | | 网 | | 毛额 | | 网 |
发展： | | | | | | | | | | | |
生产性 | 75 |
| | 68 |
| | 31 |
| | 28 |
| | 106 |
| | 96 |
|
干的 | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
探索性： | | | | | | | | | | | |
生产性 | 96 |
| | 86 |
| | 128 |
| | 114 |
| | 224 |
| | 200 |
|
干的 | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
共计： | | | | | | | | | | | |
生产性 | 171 |
| | 154 |
| | 159 |
| | 142 |
| | 330 |
| | 296 |
|
干的 | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2018年12月31日 |
| 米德兰盆地 | | 特拉华盆地 | | 共计 |
| 毛额 | | 网 | | 毛额 | | 网 | | 毛额 | | 网 |
发展： | | | | | | | | | | | |
生产性 | 67 |
| | 58 |
| | 21 |
| | 20 |
| | 88 |
| | 78 |
|
干的 | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
探索性： | | | | | | | | | | | |
生产性 | 50 |
| | 43 |
| | 38 |
| | 35 |
| | 88 |
| | 78 |
|
干的 | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
共计： | | | | | | | | | | | |
生产性 | 117 |
| | 101 |
| | 59 |
| | 55 |
| | 176 |
| | 156 |
|
干的 | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2017年12月31日终了年度 |
| 米德兰盆地 | | 特拉华盆地 | | 共计 |
| 毛额 | | 网 | | 毛额 | | 网 | | 毛额 | | 网 |
发展： | | | | | | | | | | | |
生产性 | 26 |
| | 22 |
| | 1 |
| | 1 |
| | 27 |
| | 23 |
|
干的 | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
探索性： | | | | | | | | | | | |
生产性 | 93 |
| | 67 |
| | 19 |
| | 17 |
| | 112 |
| | 84 |
|
干的 | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
共计： | | | | | | | | | | | |
生产性 | 119 |
| | 89 |
| | 20 |
| | 18 |
| | 139 |
| | 107 |
|
干的 | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
面积
下表列出了截至2019年12月31日与我们的租赁土地有关：
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 开发面积(1) | | 未开发面积(2) | | 总面积(3) |
盆地 | 毛额(4) | | 网(5) | | 毛额(4) | | 网(5) | | 毛额(4) | | 网(5) |
常规二叠系 | 1,278 |
| | 1,154 |
| | 1,507 |
| | 1,401 |
| | 2,785 |
| | 2,555 |
|
特拉华州 | 92,408 |
| | 75,815 |
| | 103,763 |
| | 79,481 |
| | 196,171 |
| | 155,296 |
|
勘探 | 160 |
| | 160 |
| | 38,124 |
| | 28,865 |
| | 38,284 |
| | 29,025 |
|
米德兰 | 135,792 |
| | 123,159 |
| | 82,346 |
| | 72,302 |
| | 218,138 |
| | 195,461 |
|
共计 | 229,638 |
| | 200,288 |
| | 225,740 |
| | 182,049 |
| | 455,378 |
| | 382,337 |
|
| |
(1) | 已开发的英亩是划分或分配给生产井的英亩，不包括根据租约条款由生产部门拥有的未钻探面积。根据SEC准则开发的大片土地是用垂直井或单井开发的。我们相信，在水平井的一段或多段时间内，这片土地有很大的剩余开发潜力。 |
| |
(2) | 未开发的英亩是指油井尚未钻探或完井的英亩，无论这种面积是否含有已探明的储量，都无法生产商业数量的石油或天然气。 |
| |
(3) | 不包括毒蛇的矿产利益，但也包括租赁土地，我们拥有潜在的矿产利益。 |
| |
(4) | 总英亩是指拥有工作权益的一英亩土地。总英亩数是指拥有一项工作权益的总英亩数。 |
| |
(5) | 当以毛英亩为单位的部分所有权工作权益之和等于1时，净英亩即被视为存在。净英亩数是以总英亩为单位的部分劳动权益之和，以整数及其分数表示。 |
未开发面积呼气
构成上表所列未开发面积的许多租约将在其各自的主要条款结束时到期，除非租赁土地面积的生产是在该日期之前确定的，在此情况下，租约将一直有效，直至停产为止。下表列出未开发面积的毛额和净额。2019年12月31日，除非在涵盖土地面积的间隔单位内建立生产，或在主要期限届满日期之前根据连续钻井规定延长或延长租约，否则该期限将在今后五年内到期。
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2020 | | 2021 | | 2022 | | 2023 | | 2024 |
盆地 | 毛额 | | 网 | | 毛额 | | 网 | | 毛额 | | 网 | | 毛额 | | 网 | | 毛额 | | 网 |
特拉华州 | 27,197 |
| | 20,284 |
| | 9,709 |
| | 3,756 |
| | 4,659 |
| | 571 |
| | 1,240 |
| | 384 |
| | — |
| | — |
|
勘探 | 18,608 |
| | 18,568 |
| | 4,405 |
| | 3,035 |
| | — |
| | — |
| | 7,218 |
| | 4,535 |
| | — |
| | — |
|
米德兰 | 6,145 |
| | 3,569 |
| | 1,358 |
| | 835 |
| | 2,039 |
| | 1,816 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
共计 | 51,950 |
| | 42,421 |
| | 15,472 |
| | 7,626 |
| | 6,698 |
| | 2,387 |
| | 8,458 |
| | 4,919 |
| | — |
| | — |
|
物业名称
按照石油和天然气行业的惯例，我们最初只是粗略地审查了我们的财产所有权。当我们决定对这些物业进行钻探作业时，我们会进行彻底的业权审查，并在动工前就严重的欠妥之处进行治疗工作。如果所有权意见或其他调查反映了这些属性上的所有权缺陷，我们通常负责补救任何产权缺陷，而我们的费用。我们一般不会开始在物业上进行钻探作业，除非我们已治愈该物业的任何物质产权缺陷。我们基本上已就所有生产物业取得业权意见，并相信根据石油及天然气行业普遍接受的标准，我们对我们的生产物业拥有满意的所有权。在完成对生产石油和天然气租赁的收购之前，我们对最重要的租约进行产权审查，根据财产的重要性，我们可以获得所有权意见，获得更新的所有权审查或意见，或审查先前获得的所有权意见。我们的石油和天然气财产受传统的特许权使用费和其他利益的制约，对现行税收和其他负担有留置权，我们认为这些负担不会对财产的使用造成重大影响，也不会影响我们对这些财产的账面价值。
营销与客户
我们通常向相对较少的客户销售产品，这是勘探、开发和生产业务中的惯例。为截至2019年12月31日止的年度，三个买家各占我们收入的10%以上：壳牌贸易(美国)公司，我们称之为壳牌(Shell)。27%平原市场，我们称之为平原(23%)；以及Vitol Inc.，我们称之为Vitol(15%)。截止年度2018年12月31日，三名买家各占我们收入的10%以上：壳牌贸易(26%)；科赫供应与贸易有限公司，我们称之为科赫(15%)；以及西方能源营销公司。(11%)。截止年度2017年12月31日，三名买家各占我们收入的10%以上：壳牌(31%)；19%)；及企业原油有限责任公司(11%)。在此期间，没有其他客户占我们收入的10%以上。如果一个大客户决定停止向我们购买石油和天然气，收入可能会下降，我们的经营结果和财务状况可能会受到损害。
与托克贸易有限公司签订的协议
我们已与托克贸易有限公司签订了一项明确的石油采购协议，我们称之为托克，在协议期间，我们同意每天向托克出售和交付25，000桶原油。根据这项从2018年8月1日开始为期7年的协议，托克向我们支付的每桶石油价格是根据纽约商品交易所CMA公布的结算报价的平均值计算的，并根据不同的交付方式和时间进行了调整。如果在协议期限内，除指定的不可抗力事件外，我们没有交付所需数量的石油，我们已同意向托克支付一笔差额，相当于合同价格与现货价格之间的任何不利差额，乘以短缺量。
与平原的协议
在2019年7月，我们的全资子公司Energen资源公司(Energen Resources Corporation，简称Energen Resources)与平原达成了一项长期原油销售协议，除其他外，我们与平原的现有协议被终止。我们与平原公司的新协议要求我们每天提供5万桶原油，直到埃克森美孚石油公司(ExxonMobil Oil Corporation)服务开始十年后的日期。根据埃克森美孚公司与Wink to Webster管道运输公司之间的运输服务协议，埃克森美孚石油公司称为埃克森石油公司(ExxonMobil Oil Corporation)(加上不可抗力的延长)。如果在我们的协议期限内，除指定的不可抗力事件或平原的作为或不作为外，我们没有交付所需数量的石油，我们已同意向Plain支付一定数量的每桶石油，但数量可能会增加，乘以短缺量。如果在协议期限内，我们未能交付除指定不可抗力事件或平原作为或不作为以外的月份我们承诺的任何一个月的石油量，我们已同意向平原支付不足付款。我们还将某些原油生产归因于与本协议有关的普莱恩斯公司的某些利益。根据“平原协议”(一)根据埃克森美孚与Wink至Webster管道运输公司之间的运输服务协议，我们的生产定价为适用的米德兰WTI或WTL，基价减去某些成本；(Ii)根据埃克森公司和Wink至Webster管道承运人之间的运输服务协议，在埃克森公司和Wink至Webster管道承运人之间的运输服务协议开始服务日期之后，每天的原油产量可达10万桶，按适用的MEH WTI或WTL基价计算，减去一定的成本。
与壳牌公司的协议
2018年12月，我们与壳牌达成了一项石油采购协议，该协议于2019年12月得到修正和重申，壳牌同意通过史诗般的管道运输它从我们手中购买的原油，我们与该管道就某些原油的运输达成了协议。我们与壳牌达成的协议规定了EPIC管道在启动前和服务启动期间的不同购买义务，并规定自EPIC管道服务开始日期起，为期三年。壳牌公司可以选择将其购买义务延长三年，但不超过2026年3月31日，除非发生不可抗力。我们的交货义务(一)在EPIC管道全面投入使用之前，在一定条件下，包括我们有权回购某些数量的原油，每天三万桶或四万桶原油，以及(Ii)在整个服务期间，每天不超过50，000桶原油。此外，我们全资拥有的子公司Energen Resources与壳牌公司签署了一项协议，在该协议中，前一句中提到的每天5万桶原油的全部或部分也可能得到Energen Resources的满足。在不同的启动前阶段，壳牌已同意支付我们每桶石油的价格，其基础是“轻质甜原油”的每日结算价格的算术平均值，即纽约商品交易所在适用的一个月期间报告的未来合约，但须作某些调整，再加上根据壳牌在Corpus Christi的WTI桶的平均销售价格确定的Corpus Christi差价，减去某些其他费用、费用和费用。在整个服务期间, 壳牌应付给我们的每桶石油价格是基于布伦特定价的日历，加上谈判达成的差额，一般是基于某些ArgusWTI、休斯顿、CIF、鹿特丹和普拉茨米德兰DAP鹿特丹价格，较少作某些调整。
与Vitol的协议
2018年10月18日，我们与Vitol达成协议，除其他外，每天平均卖出23，750桶原油，外加其他商定数量。我们将继续每月向Vitol出售原油，并期望在我们与Vitol的新协议生效之前继续这样做。根据我们与Vitol的新协议，我们同意出售，Vitol同意购买：(1)在某些条件下，包括加速灰橡树管道的调试服务和完成某些基础设施连接，在格雷橡树管道全面服务的头七年期间，平均每个月每天50，000桶原油；(Ii)在某些条件和满足其他条件的情况下，包括灰橡树管道的全面服务和某些基础设施连接的完成，额外增加50，000桶原油，(3)在满足上述条件后的头七年期间，平均每个月每天有1000桶原油，(3)须符合某些条件，包括通知EPIC管道上的运输服务准备开始并完成某些基础设施连接，在满足这些条件后的头七年期间，平均每个月每天增加50，000桶原油；(4)各方商定的其他数量的原油。我们有权按净额定价获得这种原油的付款，据此，我们的原油价格是根据一种公式确定的，该公式考虑到Vitol在某些第三方交易中销售这种原油所获得的最终购买价格，而不是某些成本。在这方面，Vitol同意，除其他外，, 利用商业上合理的努力：(1)最大限度地提高我们的最终采购价格，并减少在确定价格时考虑到的任何费用；(2)购买第三方原油，以弥补低于我们承诺量的任何缺口。Vitol还同意：(一)使用同样的谨慎，并适用与它在将主题原油交易为Vitol自己账户时所行使和适用的相同政策；(二)在Vitol下游销售活动之前，根据第三方托运人权利或期限转让，在某些指定管道上运输此类原油，包括根据我们通过下文“--运输”项下所述的灰色橡树运输服务协议获得的权利运输这种原油。
竞争
石油和天然气行业竞争激烈，在我们的上游部门，我们与其他拥有更多资源的公司竞争。其中许多公司不仅勘探和生产石油和天然气，而且在区域、国家或世界范围内进行中流和炼油作业，销售石油和其他产品。这些公司可能能够为生产石油和天然气的特性和勘探前景支付更多的费用，或者比我们的财政或人力资源许可更多地界定、评价、投标和购买更多的财产和前景。此外，这些公司可能更有能力在石油和天然气市场价格较低的时期继续进行勘探活动。我们更大或更一体化的竞争对手，可能比我们更容易承受现有联邦、州和地方法律和法规的负担，这将对我们的竞争地位产生不利影响。我们能否在未来获得更多的房产和发现储量，将取决于我们是否有能力评估和选择合适的房产，并在竞争激烈的环境中完成交易。此外，由于我们的财政和人力资源比我们行业的许多公司都少，我们可能在投标勘探前景和生产石油和天然气属性方面处于不利地位。此外，石油和天然气与其他形式的能源竞争，主要是基于价格。这些替代能源包括电力、煤和燃料油。石油和天然气或其他形式能源的供应或价格的变化，以及商业条件、养护、立法、规章以及转换为替代燃料和其他形式能源的能力，都可能影响对石油和天然气的需求。
在我们的中流业务部门，随着ratler寻求扩大其原油、天然气和水相关的中流服务，它面临着高度的竞争，包括主要的综合原油和天然气公司、州际和州际管道以及收集、压缩、处理、加工、运输、储存或销售石油和天然气的公司。在Rattler寻求向第三方生产商提供中流服务的同时，它同样面临着高度的竞争。在经历生产者强劲钻探和原油、天然气或天然气商品价格高企的地理区域，竞争往往是最大的。在Rattler致力于我们的区域内，Rattler不与其他中流公司竞争，因为我们的关系和长期致力于Rattler的中流资产，为我们提供中流服务。然而，我们可以继续使用第三方服务提供商在这种专用土地内的某些中间服务，直到某些预先存在的奉献到期或终止为止。
运输
在我们的领域的最初开发过程中，我们评估了我们生产领域的所有收集和交付基础设施。目前，我们在米德兰和特拉华盆地的大部分生产都是通过管道输送给购买者。
下表列出了通过管道销售的石油的平均百分比和与经管道处理的盐水连接的产出水的平均百分比：
|
| | | | | | | | |
| 米德兰盆地 | | 特拉华盆地 | | 共计 |
通过管道销售的产油量百分比 | 94 | % | | 87 | % | | 91 | % |
与管道相连的产出水的百分比 | 96 | % | | 96 | % | | 96 | % |
我们已与Rattler签订了多项收费商业协议，每项协议的初始期限均于2034年结束，利用Rattler的基础设施资产或计划中的基础设施资产，提供一系列对我们在特拉华和米德兰盆地的上游业务至关重要的基本服务。我们与Rattler的协议包括在米德兰和特拉华盆地的所有Rattler服务项目中，总计约397，000英亩的土地。
我们也是与格雷橡树管道有限责任公司签订的运输服务协议的缔约方，根据该协议，我们同意对格雷橡树管道进行每天50 000桶原油的加速调试服务或ACS。根据ACS计划，托运人必须支付在ACS期限内未发运的任何桶的不足款，该期限将在格雷橡树管道全面投入使用的前一天到期，目前预计将于2020年第二季度交付使用。加勒比国家联盟于2019年11月启动，目前正在进行中。由于限制API重力规定和缺乏市场，我们一直无法在灰色橡树管道上运输任何货物，自从ACS成立以来。
一旦格雷橡树管道开始全面服务，根据本运输服务协定的条款和条件，我们将被要求在格雷橡树管道上每天运送50 000桶原油，或按季度计算，支付任何数量不足的款项。这种亏空付款可作为未来货款的贷方，每季度超过我们的最低合同数量，但须受某些限制。
石油和天然气租赁
涉及我们财产的典型的石油和天然气租赁协议规定，对从租用房地上钻探的任何油井生产的所有石油和天然气，向矿主支付使用费。出租人特许权使用费和我们财产的其他租赁负担一般从12.50%到30.00%，使我们的净收入利息大致从70.00%到87.50%.
商业的季节性
一般来说，对石油的需求在夏季增加，冬季减少，天然气在夏季减少，冬季增加。某些天然气用户利用天然气储存设施，在夏季购买预期的冬季需求，这可以减少季节性需求波动。在我们的勘探和生产业务中，季节性天气条件和租赁规定可以限制我们在部分作业地区的钻探和生产活动以及其他石油和天然气业务。这些季节性异常现象可能对我们的钻井目标提出挑战，并可能在春季和夏季增加对设备、用品和人员的竞争，从而导致短缺，增加成本或推迟作业。在我们的中流作业业务中，Rattler加工设施产生的凝析油量季节性波动，由于天然气和混合液体的物理性质，体积在冬季增加，夏季减少。严重或长时间的夏季可能会对我们在中流作业部分的操作结果产生不利影响。
调节
象我国这样的石油和天然气业务受到政府当局颁布的各种立法、规章和其他法律要求的制约。这项影响石油和天然气工业的立法和条例正在不断审查，以进行修订或扩大。其中一些要求对不遵守规定规定了很大的惩罚。石油和天然气行业的监管负担增加了我们做生意的成本，从而影响了我们的盈利能力。
环境事务及规例
我们的O以色列和天然气勘探、开发和生产作业必须遵守严格的法律和条例，规定将材料排放到环境或与环境保护有关的其他方面。许多联邦、州和地方政府机构，如环境保护局，颁布条例，要求采取困难和代价高昂的遵守措施，对行政、民事和刑事处罚很重，并可能导致非
合规。这些法律和条例可能要求在钻井开始前取得许可证，限制与钻探和生产活动有关的各种物质的种类、数量和浓度，限制或禁止在荒野、湿地、生态或地震敏感地区和其他保护区内的某些土地上的建筑或钻探活动，要求采取行动防止或补救目前或以前作业造成的污染，如堵塞废弃的井或关闭坑，导致暂停或吊销必要的许可证、许可证和授权，要求对因堵塞废弃井或关闭坑等作业造成的污染采取额外的污染控制措施，并对造成的污染承担重大责任。我们的业务或与我们拥有的或操作的设施有关。这些法律和条例规定的赔偿责任往往是严格的(即不需要显示“过失”)，而且可以是连带责任。此外，邻国的土地所有者和其他第三方对据称因向环境排放有害物质、碳氢化合物或其他废物而造成的人身伤害和财产损害提出索赔，这并不少见。环境法律和法规的变化经常发生，任何导致更严格和昂贵的污染控制或废物处理、储存、运输、处置或清理要求的变化都可能对我们的环境造成重大和不利的影响。经营和财务状况，以及石油和天然气行业的总体情况。我们的管理层认为，我们在很大程度上遵守了适用的环境法律和条例，而且我们没有因遵守这些环境要求而受到任何实质性的不利影响。然而，这种趋势今后可能不会继续下去。
废物处理。 经修订的“资源保护和回收法”以及根据该法颁布的类似国家法规和条例，通过对危险废物和非危险废物的产生、运输、处理、储存、处置和清理提出要求，影响到石油和天然气的勘探、开发和生产活动。经联邦批准，各州执行“资源保护和恢复法”的部分或全部规定，有时与其自身的更为严格的要求相结合。虽然大多数与原油和天然气的勘探、开发和生产有关的废物都不受“资源保护和回收法”规定为危险废物的管制，但这类废物可能构成不太严格的非危险废物要求的“固体废物”。此外，环境保护局或州或地方政府可能对处理非危险废物采取更严格的要求，或将一些非危险废物归类为危险废物，以供今后监管。事实上，国会不时提出立法，将某些石油和天然气勘探、开发和生产废物重新归类为“危险废物”。此外，2016年12月，环保局在一项同意令中同意审查其对石油和天然气废物的监管。然而，在2019年4月，环保局得出结论认为，目前没有必要修订有关石油和天然气废物管理的联邦条例。任何这样的法律、法规的变化，都会对我们的资本支出和经营费用产生重大的不利影响。
对不遵守废物处理要求的，可处以行政、民事和刑事处罚。我们相信，我们在很大程度上符合与废物处理有关的适用要求，并持有所有必要和最新的许可证、注册和其他授权，只要我们的业务根据这些法律和法规的要求。虽然我们认为目前管理我们的废物的成本不高，但对石油和天然气勘探和生产废物进行任何立法或管制重新分类，都会增加我们管理和处置此类废物的成本。
危险物质的补救。 经修正的“全面环境应对、赔偿和责任法”(我们称之为“环境保护和赔偿责任法”或“超级基金”法)和类似的州法律通常对被认为对向环境排放“危险物质”负有责任的各类人规定责任，而不考虑原始行为的过失或合法性。这些人员包括受污染设施的现有所有人或经营者、污染时该设施的前所有人或经营者以及在该设施处置或安排处置危险物质的人员。根据“经济、社会和文化权利公约”和类似的州法规，被视为“责任方”的人须承担严格责任，在某些情况下，这些责任可能包括清除或补救以前处置的废物(包括以前的所有者或经营者处置或释放的废物)或财产污染(包括地下水污染)、自然资源损害和某些健康研究费用的费用。此外，邻近的土地所有者和其他第三方对据称由释放到环境中的危险物质造成的人身伤害和财产损害提出索赔，这并不少见。在我们的运作过程中，我们使用的材料，如果发布，将受到CERCLA和类似的州法规的约束。因此，政府机构或第三方可能要求我们根据CERCLA和类似的州法规对清理这些“危险物质”排放场所的全部或部分费用负责。
水的排放。 经修正的1972年“联邦水污染控制法”(又称“清洁水法”)、“安全饮用水法”、“石油污染法”以及根据该法颁布的类似州法律和条例对未经授权向美国水域以及州水域排放污染物，包括生产的水和其他天然气和石油废物施加了限制和严格控制。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合环境保护局或该州颁发的许可证的规定。联邦法律规定的溢漏预防、控制和对策计划要求有适当的围堵护堤和类似结构，以帮助防止发生石油碳氢化合物油罐溢漏、破裂或泄漏时航行水域的污染。清洁
“水法”和根据该法执行的条例也禁止向受管制水域，包括管辖湿地排放疏浚和充填材料，除非得到适当颁发的许可证的批准。2015年6月29日，环保局和美国陆军工兵部队联合颁布了最后规则，重新定义了受“清洁水法”保护的水域的范围。然而，2019年10月22日，各机构公布了一项最终规定，废除2015年的规定。2015年的规则和2019年的废除将面临若干持续的法律挑战。此外，在2020年1月23日，环保局和保护团发布了最后一项规则，取代了2015年的规定，并大幅减少了根据“清洁水法”受到联邦监管的水域。预计该规则将引起进一步的法律挑战。此外，在2019年4月23日，环保局发表了一份解释性声明和征求意见的请求，澄清说，“清洁水法”允许污染物排放的程序不适用于向地下水排放污染物。由于这些最近的事态发展，“清洁水法”所保护的水的范围存在很大的不确定性。如果这些规则扩大了受“清洁水法”管辖的财产的范围，我们在获得湿地地区的疏浚和填土活动许可证方面可能会面临更高的费用和延误。
环境保护局还通过了一些条例，要求某些石油和天然气勘探和生产设施获得个别许可证，或根据一般许可证获得雨水排放。此外，2016年6月28日，环保局发布了一项最后规则，禁止将陆上非常规石油和天然气开采设施的废水排放到公有废水处理厂，有关规定将在下文的标题“--水力压裂条例”下详细讨论。费用可能与处理废水、制定和实施雨水污染预防计划以及监测和取样我们某些设施的雨水径流有关。一些州还维持地下水保护方案，要求对可能影响地下水状况的排放或作业许可。
“石油污染法”是关于漏油责任的主要联邦法律。“石油污染法”载有许多与防止和应对石油排放到美国水域有关的要求，包括要求海上设施和靠近或穿越水道的某些陆上设施的经营者必须制定和维持设施应急计划，并保持一定程度的财政保证，以支付潜在的环境清理和恢复费用。“石油污染法”要求设施所有者承担严格的责任，在某些情况下，对所有遏制和清理费用以及因排放而产生的某些其他损害，包括但不限于对向地表水排放石油作出反应的费用，负有连带责任。
不遵守“清洁水法”或“石油污染法”可能会导致重大的行政、民事和刑事处罚以及禁令义务。我们相信，我们在实质上符合每一项法律的要求。
空气排放。 经修正的“联邦清洁空气法”和类似的州法律和条例，通过发放许可证和实施其他要求，管制各种空气污染物的排放。环境保护局已经并将继续制定严格的条例，管制特定来源的空气污染物的排放。在开始工作之前，可能需要新的设施获得许可证，而现有的设施可能需要获得额外的许可证并承担资本费用，以保持合规。例如，2012年8月16日，环保局根据“联邦清洁空气法”发布了最后条例，为石油和天然气生产和加工作业规定了新的排放控制措施，下文将在“--水力压裂条例”中对这些条例进行更详细的讨论。此外，2016年5月12日，环保局发布了一项关于将多个小型地表站点聚集成一个单一来源的标准的最后规则--允许用于石油和天然气工业的空气质量允许用途。这一规则可能导致小型设施在总体上被视为主要来源，从而引发更严格的空气允许过程和要求。这些法律和法规可能会增加我们拥有或经营的一些设施的合规成本，而联邦和州的监管机构可以对不遵守空气许可证或“联邦清洁空气法”及相关州法律和条例的其他要求的行为处以行政、民事和刑事处罚。我们相信，我们在很大程度上遵守了所有适用的空气排放条例，并持有所有必要和有效的施工和运营许可证。获得或延长许可证有可能推迟石油和天然气项目的开发。
气候变化。近年来，联邦、州和地方政府已经采取措施减少温室气体的排放。美国环保局为石油和天然气行业制定了一系列温室气体监测、报告和排放控制规则，美国国会也不时考虑通过减少排放的立法。近一半的州已经采取措施减少温室气体排放，主要是通过编制温室气体排放清单和/或区域温室气体排放上限和交易计划。
在国际一级，美国于2015年12月参加了在法国巴黎举行的第21次联合国气候变化框架公约缔约方会议。由此产生的“巴黎协定”呼吁各方作出“雄心勃勃的努力”，限制全球平均气温，并养护和加强温室气体的汇和储存。该协议于2016年11月4日生效。“协定”为各方建立了一个框架
合作并报告减少温室气体排放的行动。然而，2017年6月1日，特朗普总统宣布，美国将退出“巴黎协定”，开始谈判，要么重新加入，要么谈判一项对美国更有利的全新协议。“巴黎协定”规定了一个具体的退出程序，根据这一程序，一方在自生效之日起三年内不得提供退出通知，退出自通知起一年生效。2019年11月4日，特朗普政府向联合国提交了退出的正式通知。目前尚不清楚将采取哪些步骤(如果有的话)就一项新的协定进行谈判，也不清楚在这一协定中将包括哪些条件。针对这一宣布，许多国家和地方领导人表示，他们打算加强努力，履行国际协议中规定的承诺。
限制甲烷或二氧化碳的排放可能会对我们的产品和储量的需求、价格和价值产生不利影响。由于我们的行动也直接排放温室气体，限制此类排放的现行和未来法律或条例可能会增加我们自己的成本。在这个时候，不可能准确地估计未来处理温室气体排放的潜在法律或条例将如何影响我们的业务。
此外，近年来还努力影响投资界，包括投资顾问和某些主权财富、养恤金和捐赠基金，以促进矿物燃料股票的撤资，并迫使放款机构限制向从事开采矿物燃料储备的公司提供资金。这种旨在限制气候变化和减少空气污染的环境行动和倡议可能会干扰我们的商业活动、业务和获得资本的能力。此外，有人还对某些能源公司提出索赔，指称石油和天然气业务排放的温室气体构成联邦和(或)州普通法规定的公害。因此，私人或公共实体可能寻求执行针对我们的环境法律和条例，并可能指控人身伤害、财产损害或其他责任。虽然我们的业务不是任何此类诉讼的当事方，但我们可以在提出类似指控的行动中被指名道姓。任何此类案件的不利裁决都可能对我们的业务产生重大影响，并可能对我们的财务状况产生不利影响。
此外，公众还讨论说，气候变化可能与极端天气条件有关，如更强烈的飓风、雷暴、龙卷风和冰雪风暴以及海平面上升。气候变化的另一个可能后果是季节性温度的波动性增加。一些研究表明，气候变化可能导致一些地区的气温远高于其历史平均水平。极端的天气状况会干扰我们的生产，增加我们的成本，而极端天气造成的损害可能得不到充分的保险。然而，在这个时候，我们无法确定气候变化会在多大程度上导致更多的风暴或天气危害影响我们的行动。
水力压裂规程
水力压裂是一种重要的常规做法，用于刺激包括页岩在内的致密地层中的碳氢化合物的生产。这一过程涉及在压力下向地层注入水、沙子和化学物质，以破坏围岩并刺激生产，这一过程通常由国家石油和天然气委员会管理。然而，国会最近几届会议提出了一项立法，以修订“安全饮用水法”，废除“地下注入”定义中对水力压裂的豁免，要求联邦允许和管制水力压裂，并要求披露压裂过程中使用的液体的化学成分。此外，几个联邦机构对这一过程的某些方面行使了管理权力。例如，环保局的立场是，含柴油液体的水力压裂受地下喷射控制方案的管制，特别是“安全饮用水法”规定的“二级”地下喷射控制井。
2016年6月28日，环保局发布了最后一条规定，禁止将陆上非常规石油和天然气开采设施的废水排放到公有废水处理厂。环保局还对接受石油和天然气开采废水的私人废水处理设施(也称为集中废物处理设施)进行了研究。环境保护局正在收集有关以下方面的数据和信息：CWT设施接受此类废水的程度、现有的处理技术(及其相关费用)、排放特性、CWT设施的财务特点以及CWT设施排放对环境的影响。
2012年8月16日，环保局根据“联邦清洁空气法”发布了最后条例，规定对石油和天然气生产及天然气加工作业实行新的空气排放管制。具体来说，环境保护局的一揽子规则包括处理二氧化硫和挥发性有机化合物排放的新源性能标准，以及一套单独的排放标准，以处理经常与石油和天然气生产和加工活动有关的有害空气污染物。最终规则旨在通过要求在2015年1月1日以后建造或折射的所有水力压裂井使用减少的排放完井或“绿色完井”，使挥发性有机化合物减少95%。这些规则还对压缩机、控制器、脱水器、储存装置的排放制定了具体的新要求。
坦克和其他生产设备。环保局收到了工业界和环境界关于重新考虑这些规则的许多请求，法院也对这些规则提出了质疑。作为回应，环保局已经发布并很可能将继续发布修订后的规则，以响应一些重新考虑的请求。 特别是，2016年5月12日，环保局修订了其条例，对石油和天然气部门的某些新的、经修改的和重建的设备、工艺和活动实施新的甲烷和挥发性有机化合物排放标准。然而，在2017年3月28日的一项行政命令中，特朗普总统指示环保局审查2016年法规，并酌情启动一项规则制定，以废除或修订这些规则，以符合促进国家能源清洁和安全发展的既定政策，同时避免不必要地阻碍能源生产的监管负担。2017年6月16日，环保局公布了一项拟议的规则，将2016年法规的某些要求，包括逃逸排放要求，保留两年。此外，2018年10月15日，环保局发布了一项拟议规则，以大幅减轻2016年法规规定的监管负担，例如，减少对散逸排放的监测频率，以及修订井场气动泵的要求。此外，在2019年8月28日，环保局提议修订2012年和2016年“新源绩效标准”，以减轻监管负担，包括废除适用于传输或储存部分的标准，并完全取消甲烷要求。预计将面临法律挑战，因此在石油和天然气业务新来源业绩标准的范围方面存在很大的不确定性。2012年和2016年“新污染源业绩标准”以及今后的任何法律及其实施条例，可能要求我们在扩建或修改现有设施或建造预计产生空气排放的新设施时事先获得批准，并规定严格的空气许可证要求。, 或强制使用特定的设备或技术来控制排放。
此外，有些政府审查正在进行或正在提出，重点是水力压裂做法的环境方面。2016年12月13日，环保局发布了一份研究报告，研究水力压裂活动对饮用水资源的影响，发现在某些情况下，在水力压裂活动中使用水会影响饮用水资源。此外，2015年2月6日，环境保护局发布了一份报告，其中载有与公众关注处置井诱发地震活动有关的调查结果和建议。该报告建议了管理和尽量减少发生重大注射诱发地震事件的可能性的战略。其他政府机构，包括美国能源部、美国地质调查局和美国政府问责局，已经评估或正在评估水力压裂的其他各个方面。这些正在进行的或拟议中的研究可以促进进一步管制水力压裂的倡议，并最终使我们更难或更昂贵地进行压裂，增加我们的合规和做生意的成本。
包括德克萨斯在内的几个州， 和当地司法管辖区， 已通过或正在考虑通过可能在某些情况下限制或禁止水力压裂的规定，实施更严格的操作标准 和/或要求披露水力压裂液的组成。 德克萨斯州议会于2011年9月1日通过立法，要求石油和天然气运营商公开披露水力压裂过程中使用的化学品。 德克萨斯铁路委员会通过了实施这一立法的规则和条例，适用于德克萨斯铁路委员会在2012年2月1日后签发初次钻探许可证的所有油井。该法要求油井经营者在互联网网站上披露符合OSHA要求的化学成分清单，并将化学品清单提交给德克萨斯铁路委员会，并提交完井报告。用于水压压裂井的总水量也必须向公众披露，并提交给德克萨斯铁路委员会。此外，2013年5月，德克萨斯铁路委员会通过了关于套管、固井和其他标准的规则，以确保水力压裂作业不会污染附近的水资源。“规则”于2014年1月生效。此外，2014年10月28日，得克萨斯州铁路委员会通过了处置井规则修正案，除其他外，要求新处理井的申请者接受无害的产出水和水力压裂回流液，以便利用美国地质调查局进行地震活动搜索。这些搜索的目的是为了确定在提议的新处理井周围100平方英里的圆形区域内发生地震的可能性。2014年11月17日生效的“处置井规则修正案”还阐明，如果科学数据显示处置井可能有助于地震活动，德克萨斯铁路委员会有权修改、暂停或终止处置井许可。德克萨斯铁路委员会利用这一权力，拒绝给废物处理井发放许可证。
在使用压裂液、诱发地震活动、对饮用水供应的影响、水的使用以及对地表水、地下水和一般环境的潜在影响等方面，公众对水力压裂的争议日益增加。在全国各地发起了一些涉及水力压裂做法的诉讼和执法行动。如果通过重大限制水力压裂的新法律或条例，这些法律可能使我们更难或更昂贵地进行压裂，以刺激致密地层的生产，并使反对水力压裂过程的第三方更容易提起法律诉讼，理由是在压裂过程中使用的特定化学品可能对地下水产生不利影响。此外，如果水力压裂在联邦政府得到进一步的监管州或地方一级， 我们的压裂活动可能受到更多的许可和财政保证要求、更严格的建筑规格、更多的监测、报告和记录义务、堵塞和废弃要求以及随之而来的允许延误和可能增加的费用的限制。
这种变化可能使我们承担大量的合规费用，而遵守规定或我们不遵守的任何后果都可能对我们的财务状况和业务结果产生重大的不利影响。此时，不可能估计新颁布的或潜在的关于水力压裂的联邦、州或地方法律对我们业务的影响。
濒危物种
“联邦濒危物种法”(ESA)和类似的州法律限制可能影响所列濒危或受威胁物种或其生境的活动。如果濒危物种位于我们经营的地区，我们的行动或与它们有关的任何工作都可能被禁止或拖延，或可能需要昂贵的缓解措施。虽然我们的一些行动可能位于被指定为濒危或受威胁物种栖息地的地区，但我们认为我们遵守了欧空局的规定。2019年8月12日，美国鱼类和野生动物管理局和国家海洋和大气管理局的国家海洋渔业局联合发布了最后规则，除其他外，加强了关键生境的指定程序，并取消了对未来受威胁物种的某些自动保护。然而，在我们行动受到威胁或濒临危险的地区指定以前未受保护的物种，可能会对我们的业务施加限制，从而对我们的业务产生重大的不利影响。
石油天然气工业的其他规定
石油和天然气工业受到许多联邦、州和地方当局的广泛管制。影响石油和天然气行业的立法不断受到修订或扩大的审查，经常增加监管负担。此外，许多部门和机构，包括联邦和州，都有权颁布对石油和天然气工业及其个别成员具有约束力的规则和条例，其中一些部门和机构如果不遵守，将受到重大惩罚。尽管石油和天然气行业的监管负担增加了我们做生意的成本，因此影响了我们的盈利能力，这些负担对我们的影响一般没有任何不同，也没有影响到其他同类型、数量和生产地点相似的公司。
运输的可得性、条件和成本对石油和天然气的销售有重大影响。州际运输和出售石油和天然气转售受联邦管制，包括州际运输、储存和其他各种事项的条款、条件和费率的规定，主要由联邦紧急救济委员会规定。联邦和州的法规规定了石油和天然气管道运输的价格和条件。在某些情况下，FERC关于州际石油和天然气输送的规定也可能影响到国内石油和天然气的运输。
虽然石油和天然气价格目前不受管制，但国会历来在石油和天然气管制领域积极开展活动。我们无法预测会否提出规管石油和天然气的新法例，国会或各州立法机关可能实际通过甚麽建议，以及这些建议对我们的运作可能有甚麽影响。凝析油、石油和天然气液体的销售目前不受管制，是按市场价格销售的。
钻井和生产。我们的业务受到联邦、州和地方各级不同类型的监管。这类管制包括要求钻井许可证、钻井债券和有关作业的报告。我们所经营的州和一些县、市也规定了下列一项或多项：
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• | 建设或钻探活动的时间安排，包括季节性野生动物关闭； |
州法律规定了钻井和间距单位的大小和形状，或管理石油和天然气属性汇集的分配单位。一些州允许强制合并或合并土地以便利勘探，而另一些州则依靠自愿合并土地和租赁。在某些情况下，强制合并或统一化可能由第三方执行。
可能会降低我们对统一属性的兴趣。此外，国家保护法规定了石油和天然气井的最高产量，普遍禁止天然气的排放或燃烧，并对生产的可转率提出了要求。这些法律、法规可以限制石油和天然气的数量。我们可以从我们的井中生产，或限制井的数量或我们可以钻的地点。此外，每个州一般对其管辖范围内的石油、天然气和天然气液体的生产和销售征收生产或遣散税。国家不管制井口价格，也不实行其他类似的直接管制，但我们不能保证你他们将来不会这么做。这种未来规定的影响可能是限制从我们的油井生产的石油和天然气的数量，对这些油井的生产经济产生不利影响，或者限制我们可以钻探的地点的数量。
联邦、州和地方法规对堵塞和废弃油井、关闭或停用生产设施和管道以及在各地区进行现场修复提供了详细的要求。做手术的地方。虽然保护团不需要债券或其他财务保证，但一些州机构和市政当局确实有这样的要求。
天然气销售和运输。 从历史上看，联邦法律和法规控制影响了价格。我们生产的天然气和销售我们的产品的方式。FERC根据1938年“天然气法”和1978年“天然气政策法”，对天然气公司在州际商业中的天然气运输和销售具有管辖权。自1978年以来，颁布了多项联邦法律，彻底取消了以“首次销售”方式销售国产天然气的所有价格和非价格管制。包括我们自己生产的所有产品。根据2005年“能源政策法”，联邦能源管制委员会拥有相当大的执法权力，禁止操纵天然气市场，并执行其规则和命令，包括评估重大民事处罚的能力。
FERC还规定了州际天然气的运价和服务条件，并规定了使用州际天然气管道容量的条件，这影响到天然气的销售。我们生产，以及销售我们的天然气和释放我们的收入。天然气管道容量从1985年开始，国家燃气管理委员会颁布了一系列的命令、法规和规章制度，极大地促进了天然气运输和销售业务的竞争。今天，州际管道公司被要求向生产者、营销者和其他托运人提供非歧视性的运输服务，而不论这些托运人是否与一家州际管道公司有关联。ferc的举措导致了一个具有竞争力的、开放的天然气买卖市场，允许所有天然气购买者直接从管道以外的第三方卖方购买天然气。然而，从历史上看，天然气行业一直受到严格管制；因此，我们不能保证联邦能源管制委员会和国会目前采取的不那么严格的监管办法将无限期地延续到未来，我们也无法确定今后的监管变化可能对我们与天然气有关的活动产生什么影响。
根据ferc目前的监管制度，传输服务是以开放接入、非歧视的方式以基于成本的费率或协商费率提供的。收集服务，发生在管辖传输服务的上游，由各州在岸上和州水域管理。虽然其政策仍在不断变化，但FERC在过去已将某些司法传输设施重新归类为非管辖权的集合设施，这有增加我们的趋势。 向销售点输送天然气的费用。
天然气集输。虽然FERC尚未正式确定Rattler有限责任公司认为是天然气集输管道的设施，但Rattler认为，其天然气集输管道符合FERC用来确定管道主要发挥集输功能的传统测试，因此不受FERC的管辖。然而，FERC监管的州际运输服务和联邦不受监管的收集服务之间的区别一直是实质性诉讼的主题，而FERC决定设施是否是逐案收集设施，因此收集设施的分类和监管将根据FERC、法院或国会的未来决定而改变。如果FERC考虑个别设施的地位，并确定其提供的设施或服务不受1938年“天然气法”(NGA)规定的FERC管制，而且该设施提供州际运输服务，则该设施提供的服务的费率和条款及条件将由FERC根据NGA或“天然气政策法”(NGPA)加以管制。这种管制可减少收入、增加业务费用，并视有关设施而定，对业务结果和现金流动产生不利影响。此外，如果发现有任何设施提供了服务或以其他方式违反了“NGA”或“NGPA”，则可能会造成严重的民事处罚，并要求将为这些服务收取的收入超过FERC规定的最高费率。
尽管Rattler有限责任公司认为其天然气集输管道不受NGA规定的FERC管辖，但FERC对州际天然气输送管道的监管可能间接影响收集服务。联邦天然气管制委员会在其天然气监管活动范围内的政策和做法，例如，其关于州际开放交通、收费、能力释放和市场中心促进的政策，可能间接影响到州内市场和收集服务。近年来，frc在对州际自然的监管中推行了有利于竞争的政策。
煤气管道。然而，由于考虑到可能间接影响天然气收集服务的管道费率、规则和政策等问题，联邦应急委员会无法保证将继续采取这一做法。
天然气集输可能在州一级受到更严格的监管审查；因此，拉特勒有限责任公司的天然气收集业务如果受到国家对费率和服务的管制，就可能受到不利影响。收集作业也可以遵守与收集设施的设计、建造、测试、操作、更换和维护有关的安全和操作条例。我们无法预测这种变化可能对拉特勒或我们的业务产生什么影响，但额外的资本支出和增加的经营成本可能取决于今后的立法和监管变化。
石油销售和运输。 原油、凝析油和天然气液体的销售目前不受管制，是按谈判价格进行的。尽管如此，国会可能会在未来重新实施价格管制。
我们的原油石油销售受可得性、运输条件和运输成本的影响。石油在普通运输管道中的运输也受到费率管制。FERC根据“州际商业法”规定州际输油管道运输费率，我们的子公司Rattler中流经营有限责任公司向FERC收取费用，以便在州际商业中提供收集服务。州内输油管道的运费率受各州监管委员会的管制。州内输油管道监管的依据以及对州内输油管道费率的监管和审查程度因州而异。只要有效的州际和州内费率同样适用于所有可比的托运人，我们相信，对石油运输费率的管制将不会对我们的业务产生任何与这种管制将影响我们竞争对手的业务大不相同的影响。
此外，州际和州际通用输油管道，包括我们的子公司Rattler中流运营有限责任公司，必须在非歧视性的基础上提供服务。在这一开放接入标准下，公共承运人必须以相同的条件和相同的费率向所有请求服务的托运人提供服务。当输油管道满负荷运行时，输油管道的进出受管道公布的费率中规定的比例规定的制约。因此，我们相信，一般情况下，石油管道运输服务将提供给我们的程度和我们的竞争对手一样。
安全和维修条例。在我们的中游业务中，Rattler有限责任公司受美国交通部(以下简称交通部)的监管。 1979年“危险液体管道安全法”(HLPSA)和类似的州法规，涉及管道设施的设计、安装、测试、建造、操作、更换和管理。HLPSA涵盖石油和石油产品，包括天然气和凝析油，并要求拥有或经营管道设施的任何实体遵守这些规定，允许查阅和复制记录，并按美国运输部长的要求提交某些报告和提供资料。这些条例包括可能的罚款和对违法行为的处罚。我们相信，我们在所有重要方面都符合这些HLPSA的规定。
“响尾蛇公司”还适用1968年“天然气管道安全法”(NGPSA)和2002年“管道安全改进法”。NGPSA规定了天然气管道设施的设计、建造、运营和维护方面的安全要求，而“管道安全改进法”规定，在十年内对美国所有原油和天然气输送管道以及一些集中在高后果地区的管道进行强制性检查。DOT通过管道和危险材料安全管理局(PHMSA)制定了实施“管道安全改进法”的条例，要求管道运营商实施完整性管理方案，包括在潜在管道事故的后果对人及其财产构成最大风险的地区实施更频繁的检查和其他安全保护措施。
2011年颁布的“管道安全和创造就业法”和2016年颁布的“保护我国管道基础设施和加强2016年安全法”(又称“管道法”)修正了“管道安全和就业法案”，并加强了安全条例。“管道安全和创造就业法”将违反安全行为的最高行政罚款从100 000美元增加到200 000美元，对一系列相关违规行为的最高罚款从100万美元增加到200万美元(现已分别因通货膨胀而增加到218 647美元和2 186 465美元)，并规定这些最高罚款上限不适用于民事执法行动，对新建管道规定了额外的安全要求，并要求对某些可能导致对现有管道采用新的监管要求的安全问题进行研究，包括扩大完整性管理、使用自动和遥控关闭阀、泄漏检测系统、现有的管道收集条例的充分性，使用过量流量阀，确认最大允许操作压力，事故通知和其他与管道安全有关的要求。“管道法”确保PHMSA完成“管道安全和创造就业法”的要求；对PHMSA进行改革，使其成为一个更具活力、数据驱动的监管机构；并缩小联邦标准方面的差距。
菲律宾妇女事务局已作出裁决，以处理该立法的许多领域。例如，2019年10月1日，PHMSA发布了最终规则，以扩展其完整性管理要求，并实施新的压力测试要求。
在受管制的管道上，包括高后果区域以外的某些部分。这些规则一旦生效，还将报告要求扩大到某些以前不受管制的集合线。“管道安全和就业创造法”和“管道法”的安全加强要求和其他规定，以及根据这些规定和(或)相关规则制定程序执行PHMSA规则的任何规定，都可能要求我们安装新的或经修改的安全控制措施，实施额外的基本建设项目或加速实施维修方案，其中任何或所有任务都可能导致我们的经营成本增加，对我们的经营结果或财务状况产生重大不利影响。此外，根据这些或其他法例、规则、规例或命令向我们发出的任何物质罚则或罚款，都会对我们的业务、财务状况、经营结果及现金流量造成不良影响。
各州在很大程度上被联邦法律剥夺了对管道安全的监管，但可能承担起执行州内管道法规的责任，至少与联邦标准一样严格，而且许多州承担了执行联邦标准的责任。得克萨斯州铁路委员会是德克萨斯州内天然气管道监管和执法机构。该委员会的条例以参考的方式通过了关于天然气运输的最低联邦安全标准。此外，在2019年12月17日，欧盟委员会通过了规定，要求收集线的经营者采取“适当的”行动，以解决安全隐患。我们预计在遵守德克萨斯州适用的联邦和州法律法规方面不会出现任何重大问题。我们的收集管道有持续的检查和遵守计划，旨在使设施符合管道安全和污染控制要求。
此外，我们还须遵守联邦职业安全和健康法(OSHA)和类似的州法规的要求，其目的是保护工人的健康和安全。此外，“OSHA危险通信标准”、“联邦超级基金修正和再授权法”第三章下的环境保护局社区知情权条例和类似的州法规要求，关于在我们的业务中使用或生产的危险材料的信息必须保持，并且这些信息必须提供给雇员、州和地方政府当局以及公民。响尾蛇有限责任公司及其拥有权益的实体也须遵守OSHA工艺安全管理条例，该条例旨在防止或尽量减少有毒、反应性、易燃或易爆化学品灾难性释放的后果。本规例适用于涉及超过或超过指定临界值的化学物质的任何工序，或适用于在不同地点涉及易燃液体或气体、压力容器、洞穴及水井超过10，000磅的任何工序。储存在低于正常沸点的大气储罐中的易燃液体不受制冷或制冷的影响，不受这些标准的限制。此外，国土安全部和环境保护局等其他机构继续制定有关工业设施安全的条例, 包括原油和天然气设施。我们受到一些要求，必须制定联邦反应计划来遵守。我们还必须根据环境保护局颁布的条例制定风险管理计划，以执行CAA的要求，防止极端危险物质的意外释放。我们有一个内部的检查计划，旨在监测和强制遵守保障和安全要求。我们认为，我们在所有实质性方面都遵守与安全和保障有关的所有适用法律和条例。
国家条例。 德克萨斯州监管石油和天然气的钻探、生产、收集和销售，包括征收遣散税和获得钻探许可证的要求。德克萨斯州目前对石油生产征收4.6%的遣散税，对天然气生产征收7.5%的遣散税。各国还对开发新油田的方法、油井的间距和作业以及防止石油和天然气资源的浪费作出了规定。各国可根据市场需求或资源保护，或根据市场需求或资源保护，规定石油和天然气井的最高日产量允许率，或两者兼而有之。国家不管制井口价格，也不实行其他类似的直接经济管制，但我们不能保证你他们将来不会这么做。这些规定的效果可能是限制从我们的油井生产的石油和天然气的数量，并限制油井或地点的数量。我们可以钻。
石油工业还须遵守其他各种联邦、州和地方法规和法律。其中一些法律涉及节约资源和平等就业机会。我们认为，遵守这些法律不会对我们产生实质性的不利影响。
业务危害和保险
石油和天然气工业涉及各种操作风险，包括火灾、爆炸、爆裂、管道故障的风险，以及在某些情况下可能导致石油泄漏、天然气泄漏和排放有毒气体等环境危害的异常高压地层。如果这些情况发生，我们可能会承担法律辩护费用，并可能被要求支付因受伤、生命损失、财产、自然资源和设备损坏或破坏、污染或环境损害、监管调查和处罚以及暂停作业而造成的费用。
根据我们所相信的行业惯例，我们为我们的业务所面临的一些(但不是全部)经营风险提供保险。目前，我们为选定地点的陆上财产(石油租赁财产/生产设备)、钻井实体损害保护、对选定油井的油井保护提供了保险单，
综合一般责任、商业汽车、工人赔偿、污染责任(索赔的承保日期为保单追溯日期)、过多的保护伞责任和其他保险。
我们的保险受到排斥和限制，不能保证这种保险将充分或充分地保护我们免受一切潜在后果、损害和损失的责任。任何这些操作上的危险都可能对我们的业务造成严重的破坏。保险未完全承保的损失可能对我们的财务状况、经营结果和现金流动产生重大不利影响。见项目1A。“风险因素-与石油和天然气工业及我们的企业有关的风险-经营风险和未投保风险可能造成重大损失，并可能使我们无法实现利润。”
我们每年重新评估购买保险、保单条款和限额。我们行业未来的保险范围可能会增加成本，并可能包括较高的免赔额或保留额。此外，一些形式的保险可能会在未来变得不存在，或者根据我们认为经济上可以接受的条件而无法获得。我们不能保证将来我们可以以我们认为合理的费率维持保险，我们也可能选择维持最低或没有保险范围。我们可能无法获得额外的保险或保险，这可能是新的政府法规所要求的。这可能导致我们限制业务，这可能严重影响我们的财务状况。重大事件的发生，如果没有得到充分的保险，可能会对我们的财务状况和经营结果产生重大的不利影响。
一般来说，我们还要求我们的第三方供应商签署主服务协议，在协议中，他们同意赔偿我们的受伤和死亡服务提供者的雇员以及承包商和分包商雇用的服务提供商。
员工
截至2019年12月31日，我们大约有712全职员工。我们的雇员中没有一个有工会代表，也没有任何集体谈判协议。我们亦聘请独立承办商及顾问参与土地、技术、规管及其他专业，以协助我们的全职雇员。
设施
我们的公司总部位于得克萨斯州的米德兰。我们还在伯明翰，阿拉巴马州，休斯顿，得克萨斯州，米德兰，得克萨斯州和俄克拉荷马州的俄克拉荷马市租赁了额外的办公空间。我们认为，我们的设施足以应付我们目前的行动。
提供公司报告
我们关于表格10-K的年度报告、表格10-Q的季度报告、关于表格8-K的当前报告以及对这些报告的所有修正，在以电子方式向证券交易委员会提交或提供给证券交易委员会后，可在合理可行的范围内尽快在我们网站的投资者关系网页上免费查阅。我们的网站所包含或连接的信息不被纳入本表格10-K，也不应被视为我们向SEC提交或提供的本报告或任何其他报告的一部分。
项目1A。危险因素
我们的商业活动的性质使我们面临某些危险和风险。以下是与我们的商业活动有关的一些重大风险的概述。其他风险见项目1。“商业及物业”及第7A项。“市场风险的定量和定性披露。”这些风险并不是我们面临的唯一风险。我们还可能面临公司目前不知道或我们认为不重要的额外风险和不确定因素。如果这些风险真的发生，可能会对我们的业务、财务状况或经营结果造成重大损害，我们股票的交易价格可能会下跌。
与石油天然气产业相关的风险与我们的业务
石油和天然气的市场状况，特别是石油和天然气价格的波动，过去对我们的收入、现金流量、盈利能力、增长、生产和我们估计储量的现值造成了不利影响，并可能在今后产生不利影响。
我们的收入，经营业绩，盈利能力，未来的增长率我们的石油和天然气的承载价值在很大程度上取决于石油和天然气的现行价格。从历史上看，石油和天然气价格
由于供应和需求的变化、市场的不确定性以及我们无法控制的各种额外因素，这些因素是不稳定的，受到波动的影响，这些因素包括：
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• | 包括中东、非洲、南美洲和俄罗斯在内的石油生产国的政治和经济条件； |
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• | 石油输出国组织成员国同意和维持石油价格和生产控制的能力； |
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• | 恐怖主义的持续威胁以及军事和其他行动的影响，包括美国在中东的军事行动； |
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• | 全球或国家的健康问题，包括爆发大流行或传染病，如冠状病毒； |
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• | 石油和天然气管道及其他运输设施的邻近性、成本、可用性和容量；以及 |
这些因素和能源市场的波动使我们很难准确地预测未来石油和天然气价格的变动。在过去五年中，西得克萨斯州中间轻质含硫原油的公布价格，即我们所称的WTI期货合约1的原油价格，一直处于较低的水平。2016年2月每桶26.21美元，2018年10月升至76.41美元/桶。天然气期货合约1价格现货天然气市场价格从低到低。2016年3月每MMBtu 1.64美元，2018年11月每MMBtu 4.84美元。期间2019, WTI期货合约1价格从 $46.54到$66.30 Bbl与天然气期货合约1天然气现货市场价格 $2.07到$3.59 每一次。在……上面2020年1月31日WTI期货合约1公布原油价格为 $51.56 1天然气期货合约1天然气现货市场价格为每百万元单位$1.84，分别较高点下跌22%及49%$66.30每磅油和$3.59期间的天然气/MMBtu2019。为了应对最近商品价格的波动，许多生产者减少了其资本支出预算。如果石油和天然气价格进一步下跌，我们开发石油和天然气储备的业务、财务状况和支出水平可能会受到重大和不利的影响。
此外，较低的石油和天然气价格可能会减少石油和天然气的数量，我们可以经济地生产。这可能导致我们不得不大幅下调我们估计的已探明储量。如果发生这种情况，或者如果我们的产量估计发生变化，或者我们的勘探或开发活动受到限制，那么完整的成本会计规则可能要求我们将石油和天然气资产的账面价值记作收益的非现金费用。我们的削减
准备金也可能对我国循环信贷机制下的借款基础产生不利影响，这可能进一步限制我们的流动性和开展更多勘探和开发活动的能力。
对一般经济、商业或工业状况的关注可能会对我们的经营结果、流动性和财务状况产生重大的不利影响。
对全球经济状况、能源成本、地缘政治问题、通货膨胀、信贷的可得性和成本的关切，欧洲、亚洲和美国的金融市场过去和将来都助长了经济的不确定性和对全球经济的期望下降。此外，中东的持续敌对行动、美国或其他国家发生或威胁发生的恐怖袭击以及全球或国家的健康问题可能对全球经济产生不利影响。这些因素，再加上商品价格的波动、商业和消费者信心以及失业率，可能导致经济放缓。对全球经济增长的关切可能对全球金融市场和商品价格产生不利影响。如果美国或国外的经济气候恶化，全世界对石油产品的需求就会减少，这可能影响我们销售生产的价格，影响到我们的供应商、供应商和客户继续经营的能力，并最终对我们的业务结果、流动性和财务状况产生不利影响。
我们的净租赁土地中有很大一部分尚未开发，这种土地可能最终不会得到开发或商业化生产，这可能会使我们丧失根据我们的租约享有的权利，并对我们的石油和天然气储量以及未来的生产产生重大的不利影响，因此也会对我们未来的现金流量和收入产生不利影响。
我们的净租赁土地中有很大一部分是未开发的，或油井尚未钻探或完成的土地，无论这种面积是否含有已探明的储量，都可以生产商业数量的石油和天然气。此外，我们的许多石油和天然气租约要求我们钻探具有商业价值的油井，如果我们不能钻探这些油井，我们就可能丧失根据这些租约所享有的权利。我们未来的石油和天然气储量和生产，以及我们未来的现金流量和收入，在很大程度上取决于能否成功地开发我们尚未开发的土地面积。
我们的开发和勘探业务以及完成收购的能力需要大量资本，我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或资金，这可能导致财产损失和我国石油和天然气储量的减少。
石油和天然气工业是资本密集型产业。我们为石油和天然气储量的勘探和开发、生产和获取，继续在业务和业务中投入大量资本支出，并期望继续这样做。在……里面2019，我们的资本支出总额，包括租赁资产购置、钻井和基础设施的支出，大约是31亿美元。我们的2020钻井、竣工和基础设施的资本预算，包括对水处理基础设施和集水线项目的投资，目前估计约为28亿美元到30亿美元，代表增加的1%超过我们2019资本预算。自2012年10月完成首次公开发行(IPO)以来，我们主要通过循环信贷机制下的借款、业务产生的现金以及我们普通股和高级债券公开发行的净收入为资本支出提供资金。
我们打算为我们未来的资本支出提供资金，包括业务现金流量、我们提供的债务和股票证券的收益以及在我们的循环信贷机制下的借款。我们从业务和获得资本中获得的现金流量受到若干变数的影响，其中包括：
我们不能向您保证，我们的业务和其他资本资源将提供足够的现金，以维持计划或未来的资本支出水平。此外，我们的实际资本支出2020可能会超过我们的资本支出预算。如果我们的资本支出要求在任何时候超过我们现有的资本数额，我们可能需要寻求额外的资本来源，其中可能包括传统的储备基础借款、债务。
融资、合资伙伴关系、生产支付融资、出售资产、提供债务或股权证券或其他手段。我们不能保证我们能以对我们有利的条件获得债务或股权融资。
如果我们无法为我们的资本需求提供资金，我们可能需要削减与勘探和开发前景有关的业务，这反过来可能导致财产损失和石油和天然气储量的减少，或者我们可能无法执行我们的发展计划、完成收购或利用商业机会或应对竞争压力，其中任何一种都可能对我们的生产、收入和业务结果产生重大不利影响。此外，推迟或未能完成拟议的或未来的基础设施项目可能会推迟或消除潜在的效率和相关的成本节约。
我们的成功取决于寻找、开发或获得更多的储备。
我们未来的成功取决于我们是否有能力找到、开发或获得经济上可采的更多石油和天然气储量。由于储量枯竭，我们的探明储量一般会下降，除非我们成功地进行勘探或开发活动，或获得含有已探明储量的财产，或两者兼备。为了增加储量和产量，我们开展开发、勘探和其他替代活动，或利用第三方完成这些活动。我们已经并期望在今后为开发、生产、勘探和获取石油和天然气储量而在我们的业务和业务中投入大量资本支出。我们可能没有足够的资源来获得更多的储量或进行勘探、开发、生产或其他替代活动，这种活动可能不会产生大量的额外储量，我们可能无法以低的发现和开发成本成功地钻探生产井。如果我们不能取代现时的产量，我们的储备价值便会下降，我们的业务、财政状况和经营成果也会受到不利的影响，此外，如果现时的石油和天然气价格大幅上升，我们的收入可能会增加，但我们寻找额外储备的成本也会增加。
我们未能成功地识别、完成和整合待定和未来的房地产或业务收购，可能会降低我们的收入，减缓我们的增长。
我们这个行业对收购机会的竞争十分激烈。成功购置生产财产需要对若干因素进行评估，包括：
这些评估的准确性本质上是不确定的，我们可能无法确定有吸引力的收购机会。在这些评估中，我们对我们认为总体上符合行业惯例的主题属性进行了一次审查。我们的检讨不会显示所有现存或潜在的问题，亦不会令我们对物业有足够的认识，以充分评估其不足之处和能力。不一定总是对每一口井进行检查，甚至在进行视察时，也不一定能观察到地下水污染等环境问题。即使发现了问题，卖方也可能不愿意或无法针对全部或部分问题提供有效的合同保护。即使我们确实找到了有吸引力的收购机会，我们也可能无法完成收购，或者以商业上可以接受的条件完成收购。
对收购的竞争可能会增加收购的成本，或者导致我们避免完成收购。我们完成收购的能力，除其他外，取决于我们获得债务和股权融资的能力，以及在某些情况下获得监管批准的能力。此外，这些采购可能发生在我们目前不开展业务的地理区域，这可能造成无法预见的业务困难和协调地域分散的行动、人员和设施方面的困难。此外，如果我们进入新的地理市场，我们可能会受到额外和陌生的法律和监管要求。遵守监管要求可能会给我们和我们的管理层带来大量额外的义务，使我们在合规活动中花费更多的时间和资源，并增加我们因不遵守此类额外法律要求而面临的处罚或罚款。此外，任何完成的收购能否成功，都将取决于我们是否有能力将收购的业务有效地整合到我们现有的业务中。整合被收购企业的过程可能涉及不可预见的困难，可能需要我们不成比例的管理和财政资源。此外，今后可能进行的收购规模可能更大，采购价格也可能大大高于以前购买的价格。
我们不能保证我们将能够找到更多合适的收购机会，谈判可接受的条件，以可接受的条件为收购获得资金，或成功地获得已确定的目标。我们未能节省整固开支，未能成功地将收购的业务和资产纳入我们现有的业务，或未能尽量减少任何意外的经营困难，都会对我们的财务状况和经营结果造成重大的不良影响。没有能力有效地管理合并收购，包括我们最近完成的和即将完成的收购，可能会减少我们对后续收购和当前业务的关注，而这反过来又会对我们的收入和增长产生负面影响。我们的财务状况和业务结果可能在不同时期之间有很大的波动，这取决于是否在特定时期完成了重大收购。
我们获得的财产可能无法按预期生产，我们可能无法确定储备潜力，找出与我们获得的财产相关的负债，或获得卖方对此类责任的保护。
获取石油和天然气属性需要我们评估储层和基础设施的特点，包括可采储量、开发和运营成本以及潜在的环境和其他负债。这种评估是不准确的，而且本质上是不确定的。在评估方面，我们会检讨主题的性质，但这样的检讨未必会显示所有现存或潜在的问题。在我们尽职调查的过程中，我们可能不会检查每一口井或管道。在进行检查时，我们不一定要观察结构和环境问题，例如管道腐蚀。我们可能无法从卖方获得合同赔偿，因为在我们购买财产之前所产生的责任。我们可能需要承担财产物理状况的风险，以及财产可能不符合我们预期的风险。
我们可能会因我们投资的财产的产权缺陷而蒙受损失。
我们的做法是获取石油和天然气租赁或权益，而不承担聘请律师审查矿产品权益所有权的费用。相反，我们依赖石油和天然气租赁经纪人或地主的判断，他们在政府适当的办公室进行实地检查记录，然后试图以特定的矿产利益取得租约。如果存在重大产权缺陷，就会使租赁变得毫无价值，并可能对我们的经营结果和财务状况产生不利影响。
然而，在钻探石油或天然气井之前，作为油井经营者的个人或公司在我们的行业中通常会得到初步的所有权审查，以确保油井所有权没有明显缺陷。由于这种检查，往往必须做一些治疗工作，以纠正职称市场化方面的缺陷，而这种治疗工作需要花费。我们未能解决任何所有权缺陷可能会延误或阻止我们利用相关的矿物利益，这可能会对我们今后增加产量和储量的能力产生不利影响。此外，未开发面积比已开发面积有更大的产权缺陷风险。如果在我们持有权益的财产上的租赁权转让中有任何所有权缺陷或缺陷，我们将遭受经济损失。
我们的项目区正处于不同的发展阶段，可能无法以商业上可行的数量生产石油或天然气。
我们的项目区正处于不同的发展阶段，从目前钻探或生产活动的项目区到最近获得的土地租赁面积或钻井或生产历史有限的项目区。如果未来的井或正在完成过程中的井不能产生足够的收入来回报利润，或者如果我们将来钻干了洞，我们的业务可能会受到重大影响。
我们确定的潜在钻井地点，是我们预期未来钻井计划的一部分，容易受到不确定因素的影响，这些不确定性可能会在很大程度上改变钻井的发生或时间。
假定价格约为$60.00根据Bbl WTI，我们目前大约有12,310毛额(8,141(NET)确定了我国土地上多个层位的潜在经济水平钻井位置。截至2019年12月31日，只有477在我们确定的潜在水平钻探地点中，有探明储量的原因。这些钻探地点，包括那些未经证实的未开发储量，是我们增长战略的重要组成部分。我们钻探和开发这些地点的能力取决于一些不确定因素，包括资本供应、基础设施建设、恶劣天气、监管变化和批准、石油和天然气价格、成本、钻井结果和水供应情况。此外，我们确定的潜在钻井地点正处于不同的评估阶段，从准备钻探的地点到需要大量额外解释的地点。此外，我们已经确定了3,382水平钻井地点的每隔一段时间，我们所钻的井很少或根本没有，这些井的推测性必然更强，而且是基于其他经营者的结果，他们的面积可能与我们的不一致。在钻探和测试之前，我们无法预测任何特定的钻井地点是否会产生足够数量的石油或天然气，以回收钻井或天然气。
完工成本或经济可行性。在同一地区使用技术和研究生产油田将使我们无法在钻探之前确切地知道是否存在石油或天然气，如果存在，石油或天然气的数量是否足以在经济上可行。即使存在足够数量的石油或天然气，我们也可能损害潜在的含油气层，或在钻井或完井过程中遇到机械困难，可能导致油井产量减少或油井废弃。如果我们在目前和未来的钻井位置上再钻一口干井，我们的钻井成功率可能会下降，并会对我们的业务造成实质性损害。贯通2019年12月31日，我们是经营、参与或已获得的1,770在我们的土地上完成的水平井，我们不能向你保证，我们从这些或其他井的现有数据，更充分的勘探地点或生产领域的类比，将适用于我们的钻井地点。此外，美国或其他二叠纪盆地作业人员报告的初始产量可能并不代表未来或长期的产量。由于这些不确定因素，我们不知道我们所确定的潜在钻探地点是否会被钻探，或者我们是否能够从这些或任何其他潜在的钻探地点生产石油或天然气。因此，我们的实际钻探活动可能与目前确定的活动大不相同，这可能对我们的业务产生不利影响。
多井垫钻井可能会导致操作结果的波动.
在实际情况下，我们采用多井垫钻井.由于在垫板上钻的井在钻井和完成所有井之前都不会投入生产，而且钻井平台被移离现场，多井垫钻井推迟了生产的开始，这可能会导致我们季度经营业绩的波动。
我们的土地必须在租约到期前，通常在三到五年内进行钻探，以便通过生产来保持土地的面积。在一个竞争激烈的土地市场上，未能钻探足够的井以保持土地面积，可能会导致大量的租约更新成本，如果续约不可行，则会失去我们的租约和潜在的钻探机会。
石油和天然气的租赁通常有三至五年的期限，期满后除非在未开发土地的间隔单位内建立生产。截至2019年12月31日，我们有代表42,421净英亩2020, 7,626净英亩2021, 2,387净英亩2022, 4,919净英亩2023和不净英亩2024。续约的成本可能会大幅增加，而我们可能无法以商业上合理的条款或根本不能续期。我们目前的钻探计划的任何削减，无论是通过减少资本支出，还是由于没有钻井平台，都可能因租约到期而丧失面积。此外，为了使我们目前的租约在2020，我们至少需要一个钻机程序。我们不能保证在这段时间内我们将有足够的流动性来部署这些钻井平台，或者商品价格将证明我们有理由实施这样的钻探计划。任何这类租赁损失都可能对我们的资产基础、现金流量和经营结果的增长产生重大和不利的影响。
我们已签订了固定价格互换合同、固定价格基础互换合同、双重互换合同和带有相应的看跌、空头和看跌期权的三通套圈，并可能在今后为我们生产的一部分产品签订远期销售合同或附加固定价格互换、固定价格基础互换、双重互换衍生产品或三通套圈。虽然我们对2020年和2021年估计产量的一部分进行了对冲，但我们仍可能受到油价持续和长期下跌的不利影响。
我们使用固定价格互换合同、固定价格基础互换合同、双重互换合同和带有相应的看跌、卖空和看跌期权的三面套圈，以减少与我们某些石油和天然气销售相关的价格波动。根据这些互换合同，我们获得每桶石油的固定价格，并根据NYMEXWTI定价向交易方支付浮动的每桶石油市场价格。固定价格支付和浮动价格支付被抵消，导致应付或来自对手方的净额。根据我们的三方领子合同，如果任何结算期的结算价格低于最高限价，则交易方必须向我们付款，使最低价格和短期卖空价格之间的差额达到最大值。如果任何结算期的结算价格高于最高价格，我们必须向对方付款。如果结算价格介于最低和最高价格之间，则不需要付款。
如果石油和天然气的价格保持在目前的水平或进一步下降，我们可能无法在经济上将未来的生产套期保值在与我们目前对冲的水平相同的水平，我们的经营结果和财务状况可能会受到不利影响。有关我们尚未履行的衍生产品合约的补充资料2019年12月31日，见注15-本报告其他部分所列综合财务报表的衍生工具。
我们的衍生交易使我们面临交易对手的信用风险。
通过使用衍生工具在经济上对冲商品价格变化的风险，我们将面临信用风险。信用风险是指交易对手在衍生产品合同条款下未能履行的风险。当衍生产品合约的公允价值为正值时，交易对手欠我们的是信用风险。我们不要求对手方提供担保。我们只与我们的信贷工具中也是贷款人的交易对手签订了衍生工具，并被我们认为是可接受的信用风险。
如果我们的二叠纪盆地面积因开发活动减少、与生产有关的困难或其他原因而减少，我们可能无法履行根据我们的石油采购合同交付特定数量石油的义务，这将导致向对手方支付不足，并可能对我们的业务产生不利影响。
我们是与托克、平原、壳牌和维托尔签订的长期原油协议的缔约方，根据这些协议，我们有义务根据一定的条款和条件，向这些公司交付特定数量的原油。我们根据这些协议承担的最大交货义务在不同时期不同，在某些情况下取决于某些条件，如本报告所述格雷橡树管道和史诗管道的服役日期。见上文“商业和房地产-市场营销和客户”。如果我们的二叠纪盆地面积因开发活动减少而减少，由于商品价格低、与生产有关的困难或其他原因，我们可能无法履行根据我们的石油购买协议所承担的义务，这可能导致对某些对手方的付款不足或这种协议下的违约，并可能对我公司产生不利影响。
我们的一个或多个客户无法履行他们的义务可能会对我们的财务结果产生不利影响。
除了与商品衍生合约的应收账款有关的信贷风险外，我们的主要信贷风险是透过我们经营的物业的共同权益拥有人的应收款项(约为)。1.86亿美元在…2019年12月31日)以及我们石油和天然气生产的购买者的应收账款(约4.29亿美元在…2019年12月31日)。联合利息应收账款产生于在我们经营的油井中拥有部分权益的记帐实体。这些实体参与我们的油井，主要是基于它们对我们希望钻探的租约的所有权。我们通常无法控制谁的共同所有者参与我们的油井。
由于我们的石油和天然气应收账款集中于几个重要客户，我们也面临信用风险。为截至2019年12月31日止的年度，三名买家各占我们收入的10%以上：壳牌(27%)；平原(23%)；以及Vitol(15%)。截止年度2018年12月31日，三名买家各占我们收入的10%以上：壳牌(26%)；15%)；以及西方能源营销公司。(11%)。截止年度2017年12月31日，三名买家各占我们收入的10%以上：壳牌(31%)；19%)；及企业原油有限责任公司(11%)。在此期间，没有其他客户占我们收入的10%以上。客户的这种集中可能会影响我们的整体信用风险，因为这些实体可能同样受到经济和其他条件变化的影响。目前的经济状况可能进一步增加这些风险。我们不要求客户提供抵押品。我们的重要客户或共同的工作利益所有者无法或未能履行他们对我们的义务，或他们的破产或清算，可能会对我们的财务结果产生重大的不利影响。
我们对石油和天然气资产投资的核算方法可能会导致资产价值受损。
我们对我们的石油和天然气生产活动使用全部成本会计方法进行核算。因此，购置、勘探和开发已探明的石油和天然气的所有费用，包括废弃财产、干洞、地球物理费用和年度租赁租金，均计入资本。我们还将内部拥有的钻井和油井维修设备所提供的服务的直接运营成本资本化。与钻井活动无关的所有一般费用和行政费用均按所发生的费用列支。石油和天然气属性的销售或其他处置作为资本成本调整入账，没有损益记录，除非成本与已探明储量的比率发生重大变化。我们亦拥有权益的物业的工作权益拥有人所获服务的收入，如超出有关成本，即列为石油及天然气物业资本化成本的减少。评价的石油和天然气性质的耗竭按生产单位计算，即资本化成本加上估计的未来开发费用按已探明储量总额摊销。每桶当量生产单位的平均耗竭率为$13.54, $12.62和$11.11为截至2019年12月31日止的年份, 2018和2017分别。石油和天然气特性的折旧、损耗和摊销费用截至2019年12月31日止的年份, 2018和2017曾.14亿美元, 5.95亿美元和3.21亿美元分别。
已探明的石油及天然气物业的资本净成本，须受全成本上限的限制，在该限额内，成本不得超逾有关估计的未来净收入10%。的资本化成本
经评估的石油和天然气性质，扣除累计折旧、损耗、摊销和减值后，超过已探明石油和天然气储量未来的贴现净收入，将超额资本成本记作费用。从2009年12月31日开始，我们使用计算日期前12个月石油和天然气价格的未加权算术平均值来估算未来的贴现净收入。
对已探明石油和天然气性质的损害7.9亿美元已入账的年度2019年12月31日。截至本年度，已证实的石油及天然气性质并无受损纪录。2018年12月31日和2017。见项目7。“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析-关键会计政策和估计-石油和天然气资产核算方法”，以更详细地描述我们的会计方法。
我们的估计储备和欧洲联盟基于许多可能被证明是不准确的假设。这些储备预算或基本假设中的任何重大错误，都会对储备的数量和现值产生重大影响。
石油和天然气储备工程不是一门精确的科学，需要对地下石油和天然气储量进行主观估计，并对未来石油和天然气价格、生产水平、最终采收率以及运营和开发成本作出假设。因此，已探明储量的估计数量、对未来产量的预测以及发展支出的时间安排可能是不正确的。我国已探明储量的历史估算截至2019年12月31日, 2018和2017(包括那些可归因于毒蛇)是根据赖德斯科特编写的报告，该报告进行了一次全面审查我们的所有财产涵盖的期间，其储备报告使用我们提供的信息。我们的水平井的EURS是根据管理层的内部估计。随着时间的推移，我们可以在考虑到实际钻探、测试和生产结果的情况下，对储量估计作出实质性修改。此外，关于未来石油和天然气价格、生产水平以及运营和开发成本的某些假设可能被证明是不正确的。从这些假设到实际数字的任何重大差异都会极大地影响我们对储量的估计、属于任何一组财产的石油和天然气的经济可回收量、根据回收风险对储量的分类以及对未来净现金流量的估计。我们的储备估计中有很大一部分是在没有长期生产历史的情况下作出的，这比根据漫长的生产历史作出的估计更不可靠。正如上文所述，随着时间的推移，我们的储量估计所依据的假设发生了许多变化，导致最终收回的石油和天然气的实际数量与我们的储量估计不同。储备金估计数不包括可能存在或可能存在的任何储备价值，也不包括未证明未开发面积的任何价值。储备预算是指我们在物业方面的净收入利息。
准备金估计数2019年12月31日, 2018和2017本报告所用的平均价格等于12个月内每个月的第一天逐场收到的碳氢化合物价格的未加权算术平均数。2019年12月31日, 2018和2017分别根据适用于此类期间准备金估计数的证券交易委员会准则。
我们生产石油和天然气的时机以及与开发和生产石油和天然气有关的成本，将影响从已探明储量获得的未来实际净现金流量的时间。
我们估计的探明储量和pv-10的标准化度量不一定与我们估计的已探明石油储量的当前市场价值相同。
我国已探明储量的未来净现金流量的现值，或标准化措施，以及相关的PV-10计算，可能不代表我们估计的已探明石油储量的当前市场价值。根据证券交易委员会的要求，我们根据12个月的平均石油指数价格计算出我们估计的已探明储量未来现金流量的贴现，即每个月第一天的未加权算术平均价格和自估计日期起生效的成本，使价格和成本在财产的整个生命周期内保持不变。
实际的未来价格和成本可能与净现值估计中使用的价格和费用大相径庭，未来使用的净现值估计数可能大大低于目前的估计数。此外，我们在按照财务会计准则委员会编码932号“采掘活动-石油和天然气”的规定计算未来现金流量贴现时所使用的10%折扣系数，可能不是根据不时生效的利率和与我们或整个石油和天然气行业有关的风险而确定的最适当的折扣因素。
美国证交会的规定可能会限制我们在未来购买更多已证实未开发的外汇储备的能力。
SEC规则要求，除有限的例外情况外，未开发的储量只有与预定在预约日期后五年内钻探的油井有关，才能入账。这一要求限制并可能继续限制我们在执行钻探计划时预订更多已证实的未开发储量的能力。此外，如果我们没有在规定的五年时间内钻探这些井，因为这些井变得不经济或其他原因，我们可能需要写下已证实的未开发储量。
我们已证实的未开发储备的发展可能需要较长时间，并可能需要比我们目前预期的更高水平的资本支出。
约 33% 在我们估计的总探明储量中 2019年12月31日, 已被证实为未开发储量，可能最终无法开发或开采。回收已探明的未开发储量需要大量的资本支出和成功的钻井作业。我们的独立石油工程师的储备报告中所载的储备数据假定，开发这种储备需要大量的资本支出。我们不能确定开发这些储备的估计费用是否准确，开发工作是否会如期进行，或这种开发的结果是否会像估计的那样进行。延迟发展储备、增加钻探和发展储备的成本，或进一步降低商品价格，都会令我们估计已证实未开发的储备日后的净收入减少，并可能导致一些工程变得不合算。此外，延迟开发储量可能迫使我们将某些已探明储量重新归类为未探明储量。
我们的生产基地位于得克萨斯州西部的二叠纪盆地，这使得我们很容易受到在单一地理区域经营的风险的影响。此外，我们还有大量已探明的储量，可归因于这一地区的少量生产层位。
我们所有的生产属性目前都集中在得克萨斯州西部的二叠纪盆地。由于这种集中，我们可能不成比例地受到区域供求因素、由于政府管制、加工或运输能力限制、设备、设施、人员或服务市场限制或原油、天然气或天然气液体加工或运输中断而造成的该地区油井生产的延误或中断的影响。此外，在二叠纪盆地等特定的地理石油和天然气产区，波动对供求的影响可能更加明显，这可能使这些条件发生得更频繁，或扩大这些条件的影响。由于我们的物业组合的集中性质，我们的一些物业可能同时经历任何相同的情况，因此对我们的经营结果的影响，相对于其他拥有较多元化物业组合的公司而言，会有较大的影响。这种延误或中断可能对我们的财务状况和业务结果产生重大不利影响。
除上述生产特性的地理集中度外，如 2019年12月31日, 我们所有的探明储量都归功于米德兰盆地的枸杞游戏。资产集中在少数生产层内，使我们面临更多的风险，例如在整个领域的规则和条例的变化，这些变化可能使我们永久或暂时关闭油田内的所有油井。
我们依靠几个重要的买主出售我们大部分的石油和天然气生产。失去一个或多个这样的买主，除其他因素外，会限制我们进入适当的市场，购买我们生产的石油和天然气。
我们生产的任何石油和/或天然气是否具备现成的市场取决于我们管理部门无法控制的许多因素，包括但不限于国内石油生产和进口的程度、天然气管道的邻近程度和容量、熟练劳动力、材料和设备的供应、州和联邦对石油和天然气生产的管制的影响以及在州际商业中销售的天然气的联邦管制。此外，我们依靠几个重要的买主出售我们大部分的石油和天然气生产。为截至2019年12月31日止的年度，三名买家各占我们收入的10%以上：壳牌(27%)；平原(23%)；以及Vitol(15%)。截止年度2018年12月31日，三名买家各占我们收入的10%以上：壳牌(26%)；15%)；以及西方能源营销公司。(11%)。截止年度2017年12月31日，三名买家各占我们收入的10%以上：壳牌(31%)；19%)；及企业原油有限责任公司(11%)。在此期间，没有其他客户占我们收入的10%以上。我们不能向你保证，我们将继续随时进入适合我们未来石油和天然气生产的市场。失去一个或多个这样的客户，以及我们无法以我们认为可以接受的条件将我们的产品卖给其他客户，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大和不利的影响。
钻井平台、设备、原材料、供应品、油田服务或人员的缺乏、高成本或短缺可能会限制我们的业务。
石油和天然气工业是周期性的，这可能导致钻井平台、设备、原材料(特别是沙子和其他支撑物)、用品和人员的短缺。当出现短缺时，钻机、设备和用品的成本和交货时间也会随着需求的增加而增加，合格钻井人员的需求和工资率也会随着需求的增加而上升。我们无法预测这些情况将来是否会存在，如果是的话，它们的时间和持续时间将是什么。根据行业惯例，我们依靠独立的第三方服务提供商提供新井所需的大部分服务。如果我们不能以合理的成本获得足够数量的钻机，我们的财务状况和运营结果可能会受到影响，而且我们可能无法在租约到期前钻出我们所有的土地。此外，我们并无长期合约确保使用现有的钻井平台，而这些钻井平台的经营者可能会选择停止为我们提供服务。钻井平台、设备、原材料(特别是沙子和其他支撑物)、用品、人员、卡车服务、管束、水力压裂和完井服务以及生产设备的短缺可能会推迟或限制我们的勘探和开发业务，而这反过来又会损害我们的财务状况和业务成果。
我们的业务在很大程度上取决于水的供应情况。限制我们获得水的能力可能会对我们的财务状况、业务结果和现金流动产生不利影响。
在钻井和水力压裂过程中，水是深层页岩油和天然气生产的重要组成部分。从历史上看，我们可以从当地土地所有者那里购买水，用于我们的业务。在过去的几年里，德克萨斯州经历了极端干旱的情况。由于这次严重干旱，一些地方水区已开始限制其管辖范围内的水用于水力压裂，以保护当地供水。如果我们不能从当地获得用水，或者我们不能有效地利用回流水，我们可能无法在经济上开采或生产石油和天然气，这可能会对我们的财务状况、业务结果和现金流动产生不利影响。
我们可能难以管理业务增长，这可能会对我们的财务状况和经营结果产生不利影响。
自2012年10月首次公开发行(IPO)以来，我们的业务大幅增长，我们预计我们的业务将在未来继续增长。随着我们扩大我们的活动和增加我们正在评价或参加的项目的数目，我们的财政、技术、业务和管理资源将有更多的需求。未能继续升级我们的技术、行政、操作和财务控制系统，或出现意外的扩张困难，包括未能征聘和留住石油和天然气行业有经验的管理人员、地质学家、工程师和其他专业人员，可能对我们的业务、财务状况和业务结果以及我们及时执行业务计划的能力产生重大不利影响。
自成立以来，我们在一定时期内因业务损失而蒙受损失，今后可能会出现这种情况。
我们开发和参与越来越多的钻探地点已经并将继续需要大量的资本支出。本报告所述的不确定性和风险可能妨碍我们在经济上找到、开发和获取石油和天然气储量的能力。因此，我们可能无法从未来的经营活动中获得或维持盈利能力或正现金流。
我们战略的一部分是利用现有的最新水平钻井和完井技术在现有或正在出现的页岩开采中进行钻探；因此，我们计划在这些钻井中进行的勘探钻探的结果会受到与钻井和完井技术有关的风险的影响，而钻井结果可能无法满足我们对储量或产量的期望。
我们的业务包括利用我们和服务提供商开发的最新钻井和完井技术。我们在钻井时所面临的风险包括，但不限于，使我们的井筒降落在期望的钻井区，在水平钻井时停留在期望的钻井区，使我们的套管贯穿整个井筒，并能够在水平井中始终如一地运行工具和其他设备。我们在完成井时所面临的风险包括，但不限于，能够刺激计划阶段的数量，能够在完井作业中运行工具，并在最后的裂缝刺激阶段完成后成功地清除井眼。此外，在我们进行水平钻井的范围内，这些活动可能会对我们在一个或多个确定的垂直钻井地点成功钻探的能力产生不利影响。此外，我们所采用的某些新技术，例如加密钻井和多井垫钻井，可能会因以下原因而导致生产不正常或中断：在加密钻井情况下，偏移井被关闭；在多井垫钻井情况下，钻井和钻井所需的时间；以及。
在任何这样的井开始生产之前完成多口井。我们在新的或新兴的地层中钻探的结果比在较发达和有较长的既定生产历史的地区的钻探结果更不确定。新的或新兴的地层和地区往往有有限的或没有生产历史，因此，我们不太可能预测未来的钻井结果在这些地区。
最终，这些钻井和完井技术的成功只能随着时间的推移而评估，因为有更多的油井被钻井，并在足够长的时间内建立生产剖面。如果我们的钻探结果低于预期，或者由于资本限制、租约到期、使用收集系统和/或天然气和石油价格下降而无法执行我们的钻探计划，我们在这些领域的投资回报可能没有我们预期的那么有吸引力。此外，由于上述任何一项发展，我们的石油和天然气资产可能会大幅减记，而未来未开发土地的价值可能会下降。
保护措施和技术进步可以减少对石油和天然气的需求。
燃料节约措施、替代燃料需求、消费者对石油和天然气替代品的需求增加、燃料经济技术进步和能源发电装置等，都可以减少对石油和天然气的需求。对石油和天然气服务和产品的需求变化的影响可能会对我们的业务、财务状况和经营结果产生重大的不利影响。和现金流。
我们产品的市场性取决于运输和其他设施，其中有些我们并不控制。如果没有这些设施，我们的业务就会中断，我们的收入也会减少。
我国石油和天然气生产的市场性在一定程度上取决于第三方拥有的运输设施的可用性、邻近性和能力。我们的石油生产是通过我们的收集系统从井口输送到我们的油箱电池，该系统与第三方管道相连。我们的天然气生产通常由我们的集输线从井口运输到与买方的连接点。我们不控制第三方的运输设施，我们对这些设施的使用可能受到限制或被拒绝。我们油井的产量不足，无法支持我们的购买者建造管道设施，或严重干扰我们或第三方运输设施或其他生产设施的供应，可能会对我们向市场交付或生产石油和天然气的能力产生不利影响，从而严重中断我们的业务。例如，在某些情况下，我们的罐体电池承受了较高的线路压力，偶尔也会燃烧，这是因为我们在为支持二叠纪盆地增加天然气产量而运作的地区的气体收集系统没有能力。如果在今后的任何一段时间内，我们无法执行可接受的交货或运输安排，或遇到与生产有关的困难，我们可能需要关闭或限制生产。此外，在我们无法控制的其他情况下，可生产和销售的石油和天然气数量可能会受到限制，例如由于维修造成管道中断、压力过大、下游加工设施接受未加工气体的能力等。, 对收集或运输系统造成实际损害，或缺乏此类系统的承包能力。由于这些情况和类似情况而产生的限制可能会持续几天至几个月，在许多情况下，我们会收到有限的通知(如果有的话)，说明何时会出现这些情况及其持续时间。任何这类关闭或削减，或无法获得有利的条件，从我们的油田生产的石油和天然气，将对我们的财务状况和经营结果产生不利影响。
我们的业务受到各种政府法律和条例的制约，这些法律和条例要求遵守规定，这可能是繁重和昂贵的。
我们的石油和天然气业务受到各种联邦、州和地方政府规章的制约，这些法规可能会因经济和政治情况而不时改变。受管制的事项包括钻探作业的排放许可证、钻井债券、关于作业的报告、井距、财产的单元化和汇集以及税收。监管机构不时对生产实行价格控制和限制，将石油和天然气井的流量限制在实际生产能力以下，以节省石油和天然气的供应。此外，石油和天然气及其副产品以及与石油和天然气生产或使用有关的其他物质和材料的生产、处理、储存、运输、补救、排放和处置，受主要与保护人类健康和环境有关的联邦、州和地方法律和条例的管制。不遵守这些法律和条例可能会导致对制裁的评估，包括行政、民事或刑事处罚、许可证撤销、额外污染控制的要求以及限制或禁止我们的部分或全部业务的禁令。此外，这些法律和条例对水和空气污染控制和固体废物管理规定了严格的要求。可能需要大量开支来遵守适用于我们的政府法律和条例。即使联邦监管负担暂时减轻，历史上更广泛和更严格的环境立法和条例的趋势可能在长期内以及在州和地方各级继续存在。见项目1。“业务-管理”描述某些法律和法规，影响我们。
与水力压裂有关的联邦和州立法和监管举措可能导致成本增加，并造成更多的操作限制或延误。
水力压裂是一种重要的常规做法，用于刺激包括页岩在内的致密地层中的碳氢化合物的生产。这一过程涉及在压力下向地层注入水、沙子和化学物质，以破坏围岩并刺激生产，这一过程通常由国家石油和天然气委员会管理。然而，国会最近几届会议提出了一项立法，以修订“安全饮用水法”，废除“地下注入”定义中对水力压裂的豁免，要求联邦允许和管制水力压裂，并要求披露压裂过程中使用的液体的化学成分。此外，几个联邦机构对这一过程的某些方面行使了管理权力。例如，环保局的立场是，含柴油液体的水力压裂受地下喷射控制方案的管制，特别是“安全饮用水法”规定的“二级”地下喷射控制井。
2016年6月28日，环保局发布了最后一条规定，禁止将陆上非常规石油和天然气开采设施的废水排放到公有废水处理厂。环保局还对接受石油和天然气开采废水的私人废水处理设施(也称为集中废物处理设施)进行了研究。环境保护局正在收集有关以下方面的数据和信息：CWT设施接受此类废水的程度、现有的处理技术(及其相关费用)、排放特性、CWT设施的财务特点以及CWT设施排放对环境的影响。
2012年8月16日，环保局根据“联邦清洁空气法”发布了最后条例，规定对石油和天然气生产及天然气加工作业实行新的空气排放管制。具体来说，环境保护局的一揽子规则包括处理二氧化硫和挥发性有机化合物排放的新源性能标准，以及一套单独的排放标准，以处理经常与石油和天然气生产和加工活动有关的有害空气污染物。最终规则旨在通过要求在2015年1月1日以后建造或折射的所有水力压裂井使用减少的排放完井或“绿色完井”，使挥发性有机化合物减少95%。 环保局收到了工业界和环境界关于重新考虑这些规则的许多请求，法院也对这些规则提出了质疑。作为回应，环保局已经发布并很可能将继续发布修订后的规则，以响应一些重新考虑的请求。有关水力压裂的联邦法律的更详细讨论，见“项目1和2.商业和财产-条例-水力压裂条例”。
此外，有些政府审查正在进行或正在提出，重点是水力压裂做法的环境方面。2016年12月13日，环保局发布了一份研究报告，研究水力压裂活动对饮用水资源的影响，发现在某些情况下，在水力压裂活动中使用水会影响饮用水资源。此外，2015年2月6日，环境保护局发布了一份报告，其中载有与公众关注处置井诱发地震活动有关的调查结果和建议。该报告建议了管理和尽量减少发生重大注射诱发地震事件的可能性的战略。其他政府机构，包括美国能源部、美国地质调查局和美国政府问责局，已经评估或正在评估水力压裂的其他各个方面。这些正在进行的或拟议中的研究可以促进进一步管制水力压裂的倡议，并最终使我们更难或更昂贵地进行压裂，增加我们的合规和做生意的成本。
包括德克萨斯在内的几个州， 和当地司法管辖区， 已通过或正在考虑通过可能在某些情况下限制或禁止水力压裂的规定，实施更严格的操作标准和/或要求披露水力压裂液的组成。 关于国家和地方有关水力压裂的法律和倡议的更详细讨论，见“项目1和2.商业和财产-条例-水力压裂条例”。我们在开发和生产我们的某些石油和天然气属性时广泛使用水力压裂，任何增加的联邦、州、地方、外国或国际水力压裂法规都可以减少我们能够经济地回收的石油和天然气的数量，这可能会对我们的收入和运营结果产生重大和不利的影响。
在使用压裂液、诱发地震活动、对饮用水供应的影响、水的使用以及对地表水、地下水和一般环境的潜在影响等方面，公众对水力压裂的争议日益增加。在全国各地发起了一些涉及水力压裂做法的诉讼和执法行动。如果通过重大限制水力压裂的新法律或条例，这些法律可能使我们更难或更昂贵地进行压裂，以刺激致密地层的生产，并使反对水力压裂过程的第三方更容易提起法律诉讼，理由是在压裂过程中使用的特定化学品可能对地下水产生不利影响。此外，如果水力压裂进一步
由联邦政府监管州或地方一级， 我们的压裂活动可能受到更多的许可和财政保证要求、更严格的建筑规格、更多的监测、报告和记录义务、堵塞和废弃要求以及随之而来的允许延误和可能增加的费用的限制。这种变化可能使我们承担大量的合规费用，而遵守规定或我们不遵守的任何后果都可能对我们的财务状况和业务结果产生重大的不利影响。此时，不可能估计新颁布的或潜在的关于水力压裂的联邦、州或地方法律对我们业务的影响。
由于适用于我们业务活动的环境、健康和安全要求，我们的业务可能会受到重大延误、成本和负债的影响。
由于适用于我们的勘探、开发和生产活动的联邦、州和地方环境、健康和安全要求，我们可能会招致重大的延误、费用和责任。除其他外，这些法律和条例可：(1)要求我们取得各种许可证或其他授权，管理我国的空气排放、水排放、废物处置或与钻探、生产和其他作业有关的其他环境影响；(2)规范钻井、压裂和完井过程中所用水的来源和处置；(3)限制或禁止在某些地区以及在荒野、湿地、生态或地震敏感地区的某些土地上进行钻探活动；(4)需要采取补救行动，防止或减轻以往作业(如堵塞废弃井或关闭土坑)造成的污染；和/或(V)对溢漏、污染或不遵守监管文件规定重大责任。此外，这些法律和条例还可能限制石油或天然气的产量。这些法律和条例很复杂，变化频繁，而且随着时间的推移往往变得越来越严格。不遵守这些法律和条例，可能导致评估行政、民事和刑事处罚，实施清理和场地恢复费用和留置权，暂停或撤销必要的许可证、许可证和授权，要求安装额外的污染控制措施，并在某些情况下发出限制或要求停止某些作业的命令或禁令。在某些环境法中规定了严格的连带责任, 我们可能被要求对我们目前或以前经营的受污染财产或接收我们业务产生的废物的第三方设施进行补救，无论这种污染是由其他人的行为造成的，还是由于我们在采取这些行动时遵守所有适用法律而采取的行动的后果。此外，我们的行动对环境、健康和安全的影响，可能会对包括自然资源在内的人员或财产造成损害。此外，我们的业务可能发生意外和(或)不允许的泄漏或释放，根据适用的法律，我们可能面临重大责任、处罚和其他制裁。在制定法律或采取其他政府行动限制钻井或实施更严格和昂贵的作业、废物处理、处置和清理要求的情况下，我们的业务、前景、财务状况或业务结果可能受到重大不利影响。
限制旨在保护某些野生动物物种的钻探活动，可能会对我们在某些地区开展钻探活动的能力产生不利影响。
我们作业地区的石油和天然气作业可能受到季节性或永久限制钻探活动的不利影响，这些活动旨在保护各种野生动物。季节性限制可能限制我们在保护区开展业务的能力，并可能加剧对钻井平台、油田设备、服务、用品和合格人员的竞争，这可能导致在允许钻井时出现周期性短缺。这些制约因素以及由此造成的短缺或高成本可能会延误我们的业务，并大大增加我们的运营成本和资本成本。为保护受威胁或濒危物种而施加的永久限制可禁止在某些地区钻探，或要求执行昂贵的缓解措施。在我们行动受到威胁或濒临灭绝的地区指定以前未受保护的物种，可能会使我们因物种保护措施而引起的费用增加，或可能导致我们的勘探和生产活动受到限制，从而对我们开发和生产我们的保护区的能力产生不利影响。
衍生品改革立法和相关法规可能会对我们对冲与业务相关的风险的能力产生不利影响。
2010年7月的“多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法”，我们称之为“多德-弗兰克法案”，规定联邦对场外衍生品市场和参与该市场的实体进行监督，并授权商品期货交易委员会(CFTC)、证券交易委员会(SEC)和金融机构的联邦监管机构(我们称之为审慎监管机构)通过执行多德-弗兰克法案(Dodd-Frank Act)的规则或条例，并对“多德-弗兰克法案”(Dodd-Frank Act)中使用的术语进行定义。“多德-弗兰克法案”规定了保证金要求，并要求某些市场参与者进行清算和交易执行，并可能导致某些市场参与者需要限制或停止其衍生产品活动。
虽然实施“多德-弗兰克法案”所需的一些规则仍有待通过，但CFTC、SEC和保诚监管机构已经发布了许多执行“多德-弗兰克法案”的规则，包括一条我们称之为“多德-弗兰克法案”的规则。
强制清算规则，要求清算受其约束的对冲工具或掉期(目前只有某些利率和信用违约互换，我们目前还没有)，一条规则，我们称之为最终用户例外，建立了强制性清算规则的“最终用户”例外，我们称之为保证金规则，规定了与掉期交易有关的未被清算的抵押品要求，也是对非金融终端用户的保证金规则的例外，我们称之为非金融终端用户例外，以及一条规则，随后由美国哥伦比亚特区地区法院撤销，并发回CFTC进行进一步诉讼，规定了职位限制。商品期货交易委员会曾三次提出这一规则的新版本，但评论期已结束，但该规则未获通过；另一种规则，我们称之为最新拟议的头寸限制规则，评论期将于2020年4月29日结束，除非延长，而且最后规则可能会或可能不会颁布。最新拟议的头寸限制规则为在最新拟议的头寸限制规则的定义范围内构成“善意对冲头寸”的掉期交易提供了一种豁免，但须根据最新拟议的头寸限制规则提出豁免，但须要求豁免符合适用的申报，最新的职位限制规则的记录和报告要求。
我们有资格申请最终用户例外，如果强制性清算规则扩大到包括我们参与的掉期，我们将有资格获得非金融最终用户例外情况，并将不被要求在保证金规则下就未清算的掉期交易提交保证金，而且我们现有和预期的对冲头寸构成重新提议的头寸限制规则下的“真正的对冲头寸”，我们打算承担必要的备案、记录和报告工作，以便在最新的拟议头寸限制规则下利用真正的对冲头寸豁免，因此我们不期望受到任何这样的规则的直接影响。然而，如果不是全部的话，我们的大多数对冲对手将在与不符合最终用户例外资格的各方的对冲活动相关的强制清算，并将被要求张贴保证金与他们的对冲活动与其他掉期交易商，主要互换参与者，金融最终用户和其他人不符合资格的非金融最终用户例外。此外，欧洲联盟和其他非美国司法管辖区颁布了法律和条例(包括法律和条例赋予欧洲联盟金融当局减记我们在与交易对手订立对冲协议方面可能应承担的数额的权力，但须遵守这些法律和条例，并(或)要求我们接受此类交易对手方的股权，而不是现金以支付这些数额)，我们统称外国条例，可适用于我们与受此类外国条例约束的对手方的交易，我们称之为外国对手方，美国通过的法律和规则，我们称之为美国决议中止规则, 澄清美国银行当局对受其监管的银行机构的类似权利。“多德-弗兰克法案”(Dod-Frank Act)是一项已经通过但未被撤销的规则，在最新拟议的头寸限制规则生效的范围内，这种拟议的规则和美国的搁置规则可能会大幅增加我们的衍生品合约的成本，实质性地改变我们衍生合约的条款，减少我们历史上用来防范我们在业务中遇到的风险的衍生品的供应，降低我们将现有衍生品合约货币化或重组的能力，并增加我们对信誉较差的对手方的风险敞口。外国法规也可能产生类似的影响。如果我们减少衍生品的使用，因为多德-弗兰克法案和条例，美国的决议搁置规则和外国法规，我们的经营结果可能会变得更加不稳定，我们的现金流可能是不可预测的，这可能会对我们规划和资助资本支出的能力产生不利影响。最后，“多德-弗兰克法案”的部分目的是降低石油和天然气价格的波动，一些立法者将此归因于与石油和天然气有关的衍生品和大宗商品合约的投机性交易。因此，如果多德-弗兰克法案和法规的结果是降低大宗商品价格，我们的收入就会受到不利影响。任何这些后果都可能对我们、我们的财务状况和我们的业务结果产生重大的不利影响。
最近颁布的美国税收立法以及未来的美国税收立法可能会对我们的税收产生不利影响。 业务，经营结果，财务状况和现金流量。
2017年12月22日，总统签署了第115-97号公法，这是一项全面的税收改革法案，我们称之为“减税和就业法案”，我们称之为“税法”，该法案对1986年“国内收入法”进行了重大改革，我们称之为“税法”。除其他变化外，税法(一)将美国公司所得税最高税率从35%降至21%，(二)保留长期存在的上游石油和天然气税规定，例如立即扣除无形钻井；(三)允许在一段时间内立即支出有形个人财产的资本支出；(四)修改有关对公共交易公司行政补偿扣减的限制规定；(五)对利息费用的可扣减性作出新的限制。税法是复杂而深远的，虽然我们已经评估了它的颁布对我们的影响，并在我们的财务报表中记录了调整，但税法的某些方面是不明确的，可能要一段时间才能澄清。“税法”的最终影响可能与我们的估计不同，原因是我们所作解释和假设的变化以及可能发布的额外监管指导，而对我们的解释和假设的任何此类变化都可能对我们的业务、经营结果、财务状况和现金流动产生不利影响。
此外，还不时提出立法，如果颁布成为法律，将对影响石油和天然气行业的美国联邦和州所得税法作出重大修改，包括(I)取消立即扣减
无形钻探和开发费用，(2)取消石油和天然气特性的百分比耗竭津贴；(3)延长某些地质和地球物理支出的摊销期。虽然这些具体修改未列入“税法”，但无法准确预测今后是否会提出或颁布任何此类立法修改，如果颁布，任何此类立法的具体规定或生效日期将是什么。美国税法的这些拟议修改，如果获得通过，或其他类似的修改，将对我们的活动征收额外税，或减少或取消目前可用于天然气和石油勘探、开发或类似活动的扣减额，可能会对我们的业务、经营结果、财务状况和现金流动产生不利影响。
对温室气体排放的管制可能会增加运营成本，减少对我们生产的石油和天然气的需求。
近年来，联邦、州和地方政府已经采取措施减少温室气体的排放。美国环保局为石油和天然气行业制定了一系列温室气体监测、报告和排放控制规则，美国国会也不时考虑通过减少排放的立法。近一半的州已经采取措施减少温室气体排放，主要是通过编制温室气体排放清单和/或区域温室气体排放上限和交易计划。虽然我们受到某些联邦温室气体监测和报告要求的限制，但我们的业务目前并未受到现有的联邦、州和地方气候变化倡议的不利影响。关于现有和拟议的温室气体规则和条例的说明，见“项目1和2.商业和财产-管理-环境管理-气候变化”。
在国际一级，美国于2015年12月参加了在法国巴黎举行的第21次联合国气候变化框架公约缔约方会议。由此产生的“巴黎协定”呼吁各方作出“雄心勃勃的努力”，限制全球平均气温，并养护和加强温室气体的汇和储存。该协议于2016年11月4日生效。该协定为缔约方提供了一个合作和报告行动以减少温室气体排放的框架。然而，2017年6月1日，特朗普总统宣布，美国将退出“巴黎协定”，开始谈判，要么重新加入，要么谈判一项对美国更有利的全新协议。“巴黎协定”规定了一个具体的退出程序，根据这一程序，一方在自生效之日起三年内不得提供退出通知，退出自通知起一年生效。2019年11月4日，特朗普政府向联合国提交了退出的正式通知。目前尚不清楚将采取哪些步骤(如果有的话)就一项新的协定进行谈判，也不清楚在这一协定中将包括哪些条件。针对这一宣布，许多国家和地方领导人表示，他们打算加强努力，履行国际协议中规定的承诺。
限制甲烷或二氧化碳的排放可能会对我们的产品和储量的需求、价格和价值产生不利影响。由于我们的行动也直接排放温室气体，限制此类排放的现行和未来法律或条例可能会增加我们自己的成本。在这个时候，不可能准确地估计未来处理温室气体排放的潜在法律或条例将如何影响我们的业务。
此外，近年来还努力影响投资界，包括投资顾问和某些主权财富、养恤金和捐赠基金，以促进矿物燃料股票的撤资，并迫使放款机构限制向从事开采矿物燃料储备的公司提供资金。这种旨在限制气候变化和减少空气污染的环境行动和倡议可能会干扰我们的商业活动、业务和获得资本的能力。此外，有人还对某些能源公司提出索赔，指称石油和天然气业务排放的温室气体构成联邦和(或)州普通法规定的公害。因此，私人或公共实体可能寻求执行针对我们的环境法律和条例，并可能指控人身伤害、财产损害或其他责任。虽然我们的业务不是任何此类诉讼的当事方，但我们可以在提出类似指控的行动中被指名道姓。任何此类案件的不利裁决都可能对我们的业务产生重大影响，并可能对我们的财务状况产生不利影响。
此外，公众还讨论说，气候变化可能与极端天气条件有关，如更强烈的飓风、雷暴、龙卷风和冰雪风暴以及海平面上升。气候变化的另一个可能后果是季节性温度的波动性增加。一些研究表明，气候变化可能导致一些地区的气温远高于其历史平均水平。极端的天气状况会干扰我们的生产，增加我们的成本，而极端天气造成的损害可能得不到充分的保险。然而，在这个时候，我们无法确定气候变化会在多大程度上导致更多的风暴或天气危害影响我们的行动。
旨在处理地震活动的立法或管制举措可能限制我们的钻探和生产活动，以及我们处置从这些活动中收集到的产出水的能力，这可能对我们的业务产生重大不利影响。
州和联邦监管机构最近着重研究了水力压裂相关活动，特别是在处置井中注入废水与地震活动增多之间的可能联系，各级监管机构正在继续研究油气活动与诱发地震活动之间的可能联系。此外，一些州(最近在俄克拉何马州)提起了若干诉讼，指控处置井作业对邻近财产造成损害，或以其他方式违反了管理废物处置的州和联邦法规。针对这些关切，一些州的监管机构正在寻求实施更多的要求，包括关于允许生产污水处理井或以其他方式评估地震活动与此类井的使用之间的关系的要求。例如，2014年10月28日，得克萨斯州铁路委员会通过了“处置井规则”修正案，除其他外，要求新处理井的申请者使用美国地质调查局进行地震活动搜索，这些处理井将获得非危险的产出水或其他石油和天然气废物。这些搜索的目的是为了确定在提议的新处理井周围100平方英里的圆形区域内发生地震的可能性。如果持证人或处置井许可证的申请人未能证明产出的水或其他液体仅限于处置区，或者如果科学数据表明这种处置井很可能或被确定对地震活动有贡献，则该机构可拒绝、修改、暂停或终止该井的许可证申请或现有作业许可证。委员会利用这一权力拒绝向废物处置井发放许可证。
我们根据监督这种处置活动的政府当局发给我们的许可证，处理从我们的钻探和生产作业中收集到的大量污水，将其注入井中。虽然这些许可证是根据现行法律和条例发放的，但这些法律要求可能会发生变化，这可能导致实施更严格的业务限制或新的监测和报告要求，原因之一是公众或政府当局对这种收集或处置活动表示关切。通过和执行任何新的法律或条例，限制我们使用水力压裂或处置从我们的钻井和生产活动中收集到的由自有处置井产生的污水的能力，可能会对我们的业务、财务状况和业务结果产生重大的不利影响。
联邦、州或地方监管机构对我们某些资产的管辖权特征的改变或这些机构政策的改变，可能导致对我们资产的更多监管，这可能导致我们的收入下降，运营费用增加。
虽然FERC尚未正式确定我们认为是天然气集输管道的设施，但我们认为，我们的子公司Rattler LLC的天然气集输管道符合FERC用来确定管道主要发挥集输功能的传统测试，因此不受FERC的管辖。然而，FERC监管的州际运输服务和联邦不受监管的收集服务之间的区别一直是实质性诉讼的主题，而FERC决定设施是否是逐案收集设施，因此，我们收集设施的分类和管理将根据FERC、法院或国会的未来决定而改变。如果FERC考虑个别设施的地位，并确定该设施提供的设施或服务不受“NGA”规定的FERC规定的限制，并且该设施提供州际运输服务，则该设施提供的服务的费率和条款及条件将由FERC根据“NGA”或“天然气政策法”或NGPA加以管制。这种管制可减少收入，增加经营成本，并视有关设施而定，对我们的经营结果和现金流动产生不利影响。此外，如果发现Rattler公司的任何设施提供了服务或以其他方式违反了“NGA”或“NGPA”，就可能造成重大的民事处罚，并要求将为这类服务收取的收入超过FERC规定的最高费率。
尽管我们认为Rattler有限责任公司的天然气集输管道不受NGA规定的FERC管辖，但FERC对州际天然气输送管道的监管可能间接影响收集服务。FERC在天然气监管活动范围内的政策和做法，例如，其关于州际开放交通运输、费率确定、容量释放和市场中心推广的政策，可能间接影响到州内市场和收集服务。近年来，FERC在监管州际天然气管道方面采取了有利于竞争的政策。然而，我们不能向你保证，FERC将继续采取这种做法，因为它考虑到可能间接影响天然气收集服务的管道费率、规则和政策等问题。
天然气集输可能会在国家一级受到更严格的监管审查，因此，如果我们的天然气收集业务受到国家对费率和服务的管制，就会受到不利影响。响尾蛇有限责任公司的收集业务也可能受到与设计、建造有关的安全和操作条例的约束，
收集设备的测试、操作、更换和维护。我们无法预测这种变化可能对我们或Rattler有限责任公司的业务产生什么影响，但我们可能需要承担额外的资本支出和增加的经营成本，这取决于今后的立法和监管方面的变化。
与管道安全有关的联邦和州立法和监管举措要求采用新的或更严格的安全控制措施，或导致更严格地执行适用的法律要求，可能会使我们面临更高的资本成本、运营延误和运营成本。
美国运输部或交通部通过菲律宾国家运输管理局和各州机构，执行关于Rattler有限责任公司某些管道设施的设计、建造、操作、维护、检查和管理的安全条例。PHMSA要求管道运营商实施完整性管理计划，包括更频繁的检查和其他措施，以确保高后果地区(HCA)的管道安全，HCA被定义为对环境破坏异常敏感、穿越通航水道或人口密度高的地区。该条例要求运营商：(1)对管道完整性进行持续评估；(2)查明和说明对管道段可能影响HCA的适用威胁；(3)改进数据收集、集成和分析；(4)必要时修复和补救管道； (5)采取预防和缓解行动。这些条例载有制定和实施管道完整性管理方案的要求，其中包括管道的检查和测试以及异常现象的纠正。PHMSA的条例还要求管道操作和维护人员必须符合某些资格，管道运营商必须制定全面的溢漏应对计划，包括对管道人员进行广泛的溢漏应对培训。
2011年“管道安全、监管确定性和创造就业法”(又称“管道安全和创造就业法”)和“管道法”是最近颁布的修订“天然气和危险液体管道安全措施法”和“天然气和危险液体管道安全法”的联邦立法。除其他外，“管道安全和创造就业法”指示运输部长颁布关于扩大完整性管理要求、自动或遥控阀门使用、超量流量阀门使用、泄漏检测系统安装、材料强度测试和某些管道最大允许压力验证的条例。“管道安全和创造就业法”还将违反管道安全条例的最高处罚从每天100 000美元增加到每天200 000美元，对一系列相关违法行为的最高处罚从100万美元增加到200万美元。从2019年7月31日起，考虑到通货膨胀，这些最高民事罚款增加到每天218，647美元，最高限额为 2 186 465美元用于相关的一系列违规行为。“管道法”确保PHMSA完成“管道安全和创造就业法”的要求；对PHMSA进行改革，使其成为一个更具活力、数据驱动的监管机构；并缩小联邦标准方面的差距。
2019年10月1日，PHMSA发布了最终规则，以扩大其完整性管理要求，并对受监管管道(包括高后果区域以外的某些部分)实施新的压力测试要求。这些规则一旦生效，还将报告要求扩大到某些以前不受管制的集合线。“管道安全和就业创造法”和“管道法”的安全加强要求和其他规定，以及根据这些规定和/或相关规则制定程序执行PHMSA规则的任何规定，都可能要求我们安装新的或经修改的安全控制措施，实施额外的基本建设项目或加速实施维护计划，其中任何或所有任务都可能导致运营成本增加，对我们或Rattler有限责任公司的运营或财务状况产生重大不利影响。
如果连接到Rattler公司中流系统的第三方管道或其他设施部分或完全无法使用，或者如果我们收集或处理的数量不符合此类管道或设施的质量要求，我们的中流作业可能受到不利影响。
我们的子公司Rattler有限责任公司的中流系统连接到其他管道或设施，其中大部分为第三方所有。这些第三方管道或设施的继续运作不在我们的控制范围之内。如果这些管道或设施中的任何一条 无法运输、处理或加工天然气或原油，或如果我们收集或运输的体积不符合 这些管道或设施的质量要求，可能会对我们的中游作业产生不利影响。
响尾蛇公司的利率受到联邦监管机构的审查，这可能会对我们的收入产生不利影响。
我们的子公司RattlerLLC向FERC提交了一份在州际贸易中收集原油的关税。在州际商业中为第三方收集或运输原油的管道，除其他外，须受联邦紧急救济委员会规定的费率、服务条款和条件的制约。“响尾蛇”还受到年度报告要求的约束，还可能被要求回应政府机构的信息要求，包括由FERC进行的合规审计。
我们在高行业活动领域开展业务，这可能会影响我们雇用、培训或留住管理和运营我们资产所需的合格人员的能力。
我们的作业和钻探活动集中在得克萨斯州西部的二叠纪盆地，这个地区的工业活动迅速增加。因此，由于竞争，这方面对合格人员的需求以及吸引和留住这些人员的费用在过去几年中有所增加，今后可能会大幅度增加。此外，我们的竞争对手也许能够提供比我们所能提供的更好的薪酬方案来吸引和留住合格的人员。
任何拖延或无法确保我们继续或完成我们目前和计划中的发展活动所需的人员，都可能导致生产量的减少，对生产量的任何不利影响，或成本的大幅度增加，都可能对我们的业务、财务状况和业务结果产生重大的不利影响。
我们依赖少数几个关键员工，他们的缺席或损失可能会对我们的业务产生不利影响。
我们业务中的许多关键职责都分配给了少数员工。他们失去服务可能会对我们的业务产生不利影响。特别是，失去我们执行小组一名或多名成员的服务，包括我们的首席执行官特拉维斯·D·斯泰格，可能会扰乱我们的业务。我们与这些行政人员订立了雇佣协议，如果他们不再受雇于我们，就限制他们与我们竞争。不过，从实际情况来看，这些雇佣协议未必能保证保留我们的雇员。此外，我们不为任何员工维持“关键人物”人寿保险。因此，我们没有为我们的主要雇员的死亡所造成的任何损失投保。
钻探和生产石油和天然气是一项高风险活动，具有许多不确定因素，可能导致投资的全面损失，并对我们的业务、财务状况或经营结果产生不利影响。
我们的钻探活动面临许多风险。例如，我们不能向你保证，我们所钻探的新油井将是有成效的，或者我们将收回我们对这些油井的全部或部分投资。石油和天然气的钻探往往涉及无利可图的努力，不仅来自干井，而且来自生产石油或天然气的油井，这些油井生产的石油或天然气不足以在扣除钻井、作业和其他费用后，以当时实现的价格回报利润。我们使用的地震数据和其他技术不允许我们在钻井之前确切地知道存在石油或天然气，或者可以经济地生产石油或天然气。勘探、开发和开发活动的费用受到我们无法控制的许多不确定因素的影响，这些费用的增加可能对项目的经济产生不利影响。此外，由于其他因素，我们的钻井和生产作业可能受到限制、推迟、取消或其他不利影响，包括：
任何这些风险都可能造成重大损失，包括人身伤害或生命损失、财产、自然资源和设备的损坏或破坏、污染、环境污染或水井损失以及其他监管处罚。
我们的开发和勘探钻探努力和我们的油井操作可能是无利可图或实现我们的目标回报。
历史上，我们获得了大量未经证实的财产，以促进我们的发展努力，并期望在未来继续进行收购。开发和勘探钻探和生产活动受到许多风险的影响，包括不会发现商业性生产油藏的风险。我们收购未经证实的房产，并租赁未开发的土地，我们相信这些土地将增强我们的增长潜力，并随着时间的推移增加我们的收入。
然而，我们不能向你保证，所有的前景都将是经济上可行的，或者我们不会放弃我们的投资。此外，我们不能向你保证，我们获得的未证实的财产或我们租用的未开发面积将是有利可图的，我们在我们所追求的前景中钻探的新油井将是有成效的，或我们将收回我们对这些未经证实的财产或水井的全部或部分投资。
石油和天然气的钻探可能涉及无利可图的努力，不仅来自干井，而且来自生产但不足以支付钻井、作业和其他费用的商业数量的油井。钻井、完井和打井的成本往往是不确定的，许多因素会对油井或财产的经济性产生不利影响。由于意外钻井条件、设备故障或事故、设备或人员短缺、环境问题和其他原因，钻井作业可能受到限制、推迟或取消。此外，有利可图的油井可能达不到我们的内部回报目标，这取决于石油和天然气目前和预期的未来市场价格、与生产石油和天然气有关的预期成本以及我们是否有能力以可接受的成本增加储量。
经营风险和无保险风险可能造成重大损失，并可能妨碍我们实现利润。
我们的行动受到与石油和天然气钻探和生产有关的所有危险和操作风险的影响，包括火灾、爆炸、井喷、地面塌陷、无法控制的天然气、石油和地层水流动、管道或管道故障、异常压力地层、套管倒塌和诸如溢油、天然气泄漏和破裂或有毒气体排放等环境危害。此外，我们的行动还面临着与水力压裂有关的风险，包括任何处理不当、地表溢出或潜在的地下压裂液迁移，包括化学添加剂。任何这些事件的发生都可能给我们造成重大损失，原因包括受伤或生命损失、财产、自然资源和设备的严重损坏或破坏、污染或其他环境损害、清理责任、监管调查和处罚、暂停运营和恢复运营所需的修理。
我们致力于将潜在的责任和风险以合同方式分配给我们和为我们提供服务和货物的各方，包括压力泵和水力压裂、钻井和固井服务以及地面、中间和生产套管的管状货物。根据我们与供应商的协议，在环境责任的责任由双方分担的情况下，(一)我们的供应商通常承担控制和清除污染或污染的所有责任，这些污染或污染产生于土地表面以上，在其控制下直接与这些供应商的设备有关；(二)我们一般承担控制和消除在我们作业期间可能发生的所有其他污染或污染的责任，包括因火灾、喷出、渗出、渗出或任何其他不受控制的石油、天然气或其他物质的流动以及使用或处置可能造成的预先存在的污染和污染。此外，我们通常同意赔偿我们的供应商在井孔内发生的供应商拥有的财产的损失或破坏(除了供应商在进行录像工作时所发生的损坏，而不是白天的工作)，或者由于使用设备、某些腐蚀性液体、添加剂、化学品或支持物而造成的损坏。然而，尽管有这种普遍的风险分配，我们可能无法成功地执行这种合同分配，可能会引起超出这种分配范围的不可预见的责任，或者可能需要订立合同安排，其条款与上述风险分配不同。因此，我们可能蒙受重大损失，这可能会对我们的财务状况和业务结果产生重大和不利的影响。
根据我们认为是惯例的行业惯例，我们历史上一直为我们的一些业务风险(但不是全部)提供保险。我们的保险可能不足以支付我们可能遭受的任何损失或责任。此外，我们可能不再可以获得保险，如果可以的话，保险的保费水平可能不足以证明购买保险是合理的。发生重大的无保险索赔、超过我们维持的保险范围限额的索赔或在我们无法获得责任保险时提出的索赔，都可能对我们进行正常业务的能力和我们的财务状况、经营结果或现金流动产生重大不利影响。此外，我们可能无法获得额外的保险或担保，这可能是新的政府条例所要求的。这可能导致我们限制业务，这可能严重影响我们的财务状况。我们还可能对我们以前购买的财产的业主所造成的环境损害负责，这些责任可能不包括在保险范围内。
由于水力压裂活动是我们行动的一部分，我们的保险包括因突发和意外污染事件造成的人身伤害、财产损失和清理费用。但是，如果我们不知道污染事件，无法在我们的保险单所规定的时间范围内向我们的保险公司报告“发生”，我们可能没有承保范围。我们没有关于渐进的、长期的污染事件的报道.此外，这些保单并没有为所有法律责任提供保障，我们不能向你保证，保险范围将足以支付可能出现的索偿要求，或者我们将能够以我们认为合理的费率维持足够的保险。保险未完全承保的损失可能对我们的财务状况、经营结果和现金流动产生重大不利影响。
石油和天然气行业的竞争十分激烈，这可能会对我们取得成功的能力产生不利影响。
石油和天然气行业竞争激烈，我们与其他拥有比我们更多资源的公司竞争。其中许多公司不仅勘探和生产石油和天然气，而且在区域、国家或世界范围内进行中流和炼油作业，销售石油和其他产品。这些公司也许能够为生产石油和天然气的特性和勘探前景支付更多的费用，或者比我们的财政或人力资源许可更多地界定、评价、投标和购买更多的财产和前景。此外，这些公司可能更有能力在石油和天然气市场价格较低的时期继续进行勘探活动。我们较大的竞争对手可能比我们更容易承受目前和未来联邦、州、地方和其他法律法规的负担，这将对我们的竞争地位产生不利影响。我们能否在未来获得更多的房产和发现储量，将取决于我们是否有能力评估和选择合适的房产，并在竞争激烈的环境中完成交易。此外，由于我们的财政和人力资源比我们行业的许多公司都少，我们可能在投标勘探前景和生产石油和天然气属性方面处于不利地位。
我们使用的二维和三维地震数据需要解释，可能无法准确识别石油和天然气的存在，这可能会对我们的钻井作业结果产生不利影响。
即使正确使用和解释，二维和三维地震数据和可视化技术也只是用来协助地球科学家识别地下结构和碳氢化合物指示物的工具，并不能使解释人员知道这些结构中是否存在碳氢化合物。此外，使用三维地震和其他先进技术需要比传统钻井战略更大的预钻井开支，我们可能因此而蒙受损失。因此，我们的钻探活动可能不成功，也不经济。
我们可能无法跟上我们工业的技术发展。
石油和天然气工业的特点是迅速取得重大技术进步，并利用新技术引进新产品和服务。当其他人使用或开发新技术时，我们可能处于竞争劣势，也可能受到竞争压力的迫使，以大量费用实施这些新技术。此外，其他石油和天然气公司可能拥有更多的财政、技术和人力资源，使它们能够享有技术优势，并在今后使它们能够在我们之前实施新技术。我们可能无法及时或以可接受的代价应对这些竞争压力或实施新技术。如果我们现在或将来使用的一项或多项技术过时，我们的业务、财务状况或经营结果就会过时。 可能会受到物质上和负面的影响。
我们受到萨班斯-奥克斯利法案第404条的某些要求.如果我们不遵守第404条的要求，或者如果我们或我们的审计员发现并报告财务报告的内部控制方面的重大弱点，我们的投资者可能对我们报告的信息失去信心，我们的股价可能受到负面影响。
我们必须遵守2002年“萨班斯-奥克斯利法案”或“萨班斯-奥克斯利法案”第404条的某些规定。第404条要求我们记录和测试我们对财务报告的内部控制，并发布管理层对我们财务报告的内部控制的评估。这一节还要求我们的独立注册会计师事务所对这些内部控制提出意见。如果我们不遵守“萨班斯-奥克斯利法案”第404条的要求，或者如果我们或我们的审计员查明并报告财务报告的内部控制方面的重大缺陷，我们提交年度和季度报告的准确性和及时性可能会受到重大不利影响，并可能导致投资者对我们报告的财务信息失去信心，这可能对我们普通股的交易价格产生负面影响。此外，我们对财务报告的内部控制效力严重不足，可能会增加欺诈和客户流失的机会，降低我们获得资金的能力，并需要额外支出来满足这些要求，每一项要求都可能对我们的业务、业务结果和财务状况产生重大不利影响。
资本成本的增加可能对我们的业务产生不利影响。
我们的业务可能会受到一些因素的影响，例如资本的可用性、条款和成本、利率的提高或信用评级的降低。这些因素中任何一个或多个因素的变化都可能导致我们的业务成本增加，限制我们获得资本的机会，限制我们追求收购机会的能力，减少可用于钻探的现金流，并使我们处于竞争劣势。全球金融市场的持续混乱和波动可能导致利率上升或信贷供应减少，影响我们为活动融资的能力。我们需要继续
获得资本。大量减少信贷供应会对我们实现计划增长和现金流的能力产生实质性和不利的影响。
我们将基于股票的补偿费用记录在2019, 2018和2017，我们可能会招致大量额外的补偿开支，这可能会对我们在可预见的将来的经营业绩产生重大的负面影响。
由于未付股票补偿金，2019年12月31日, 2018和2017我们6 500万美元, 3 700万美元和3 400万美元以股票为基础的补偿费用，我们将其资本化。1 700万美元, 1 000万美元和900万美元分别按照完全成本法核算石油和天然气的性质。此外，由于我们现有和可能的未来激励计划所涉及的费用，我们今后的补偿费用可能比我们的历史费用有所增加。这些额外开支可能会对我们的净收入造成不利影响。未来的费用将取决于以股票为基础的奖励数量和在授予之日普通股期权或股份的公允价值，然而，它们可能是重大的。我们将确认限制股票奖励和股票期权在发放给受奖人的转归期内的费用。
失去我们的信息和计算机系统可能会对我们的业务产生不利影响。
我们在很大程度上依赖于我们的信息系统和基于计算机的程序，包括我们的井作业信息、地震数据、电子数据处理和会计数据。如果任何这类程序或系统在我们的硬件或软件网络基础设施中失败或制造错误信息，可能造成的后果包括我们失去通信联系、无法找到、生产、加工和销售石油和天然气，以及无法自动处理商业交易或从事类似的自动化或计算机化商业活动。任何这样的后果都可能对我们的业务产生重大的不利影响。
恐怖袭击或武装冲突会伤害我们的生意。
涉及美国或其他国家的恐怖活动、反恐努力和其他武装冲突可能对美国和全球经济产生不利影响，使我们无法履行我们的财政义务和其他义务。如果发生任何这些事件，由此产生的政治不稳定和社会混乱可能会减少对石油和天然气的总体需求，导致我们收入的减少。与石油和天然气有关的设施可能是恐怖袭击的直接目标，以及 如果我们的客户运营所必需的基础设施遭到破坏或损坏，我们的运营就会受到不利影响。由于这些威胁，保险和其他担保的费用可能会增加，如果有的话，一些保险可能变得更加难以获得。
我们面临网络安全风险。网络事件可能发生，并导致信息盗窃、数据腐败、业务中断和(或)经济损失。
石油和天然气工业越来越依赖数字技术进行某些勘探、开发、生产和加工活动。例如，石油和天然气工业依靠数字技术来解释地震数据、管理钻井平台、生产设备和收集系统、进行油藏建模和储量估算以及处理和记录财务和操作数据。与此同时，包括蓄意攻击或无意事件在内的网络事件有所增加。美国政府已经发布公开警告，指出能源资产可能是网络安全威胁的具体目标。我们的技术、系统、网络以及其供应商、供应商和其他商业伙伴的技术、系统、网络可能成为网络攻击或信息安全破坏的目标，这些攻击或破坏可能导致未经授权的发布、收集、监测、滥用、丢失或销毁专有信息和其他信息，或对其业务运作造成其他干扰。此外，某些网络事件，例如监视，可能在很长一段时间内没有被发现。我们的系统和保险范围可能不足以防范网络安全风险。随着网络事件的不断演变，我们可能需要动用额外资源，继续修改或加强我们的保护措施，或调查和补救任何易受网络事件影响的漏洞。我们不为可能因对我们的资产进行网络攻击而可能造成的责任提供专门保险，这些资产可能会关闭我们全部或部分业务。
与负债有关的风险
本节中对“我们”、“我们”或“我们”的提述应指响尾蛇能源公司。和响尾蛇O&G有限责任公司，集体，除非另有规定。
我们过去一直依靠，将来也可能不时依靠我们循环信贷机制下的借款来为我们的部分资本支出提供资金。除非我们能够在循环信贷安排下偿还借款
执行我们的资本计划可能需要通过额外的债务发行来提高我们的总杠杆率。此外，由于我们的循环信贷机制的可用性减少，以及无法为我们的资本项目获得资金，我们可能需要削减我们的资本支出。
历史上，我们一直依靠我们的循环信贷机制提供资金，为我们的部分资本支出提供资金。我们预计，我们将继续通过循环信贷机制下的借款、业务现金流动以及债务和股票发行的收益，为我们的部分资本支出提供资金。过去，我们在循环信贷机制下创造了可利用的条件，用债务或股票发行的收益偿还未偿还的借款。我们不能向你保证，我们将选择或能够进入资本市场偿还任何此类未来借款。相反，我们可能需要或选择通过额外的债务发行来支付我们的资本支出，这将增加我们的未偿债务总额。如果循环信贷机制提供的资金减少，而我们又无法获得其他资金来源，我们可能需要削减我们的资本支出，这可能会限制我们为钻探活动和收购提供资金的能力，或以其他方式为必要的资本支出提供资金，以取代我们的储备金。
我们的大量负债可能对我们的财政状况产生不利影响，使我们无法履行我们的债务义务。
截至2019年12月31日，我们的长期债务总额54亿美元，包括43亿美元在我们的5.375%将于2025年到期的高级票据，我们称之为2025年的票据，能源票据，我们的2.875%高级债券应于2024年到期，我们3.250%到期日期为2026年的高级债券及3.500%应于2029年到期的“高级说明”，连同2025年的“注释”，统称为“高级说明”，以及1 300万美元在我们的循环信贷机制下，我们有19.9亿美元可根据我们的循环信贷贷款贷款。截至2019年12月31日，Energen，我们的子公司之一，5.39亿美元，统称为Energen Notes。截至2019年12月31日，毒蛇有限责任公司，我们的子公司之一，9 700万美元未偿还借款，以及6.78亿美元可供借款，根据其循环信贷安排和5亿美元未付5.375%高级债券到期日期2027年截至2019年12月31日，拉特勒有限责任公司，我们的子公司之一，4.24亿美元未偿还借款，以及1.76百万美元可供借用，根据其循环信贷安排。我们将来可能会在我们的循环信贷安排下或以其他方式承担大量额外债务，以便进行收购、开发我们的财产或用于其他目的。我们的负债水平可能对你产生重要影响，并在若干方面影响我们的业务，包括：
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• | 我们债台高筑，可能使我们更难以履行有关债务工具的义务，包括在债务工具下可能产生的任何回购义务； |
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• | 我们的现金流量中有很大一部分可以用来偿还我们的债务，这可以减少我们可用于业务和其他目的的资金； |
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• | 我们的高债务水平可能使我们更容易受到一般不利的经济和工业条件的影响； |
规管某些未偿还债务的协议所载的契约，会限制我们借入额外资金、处置资产、派息及作出某些投资的能力；
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• | 与杠杆率较低的竞争对手相比，我们的高债务水平可能使我们处于竞争劣势，因此，我们也许能够利用我们的债务将阻碍我们追求的机会； |
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• | 我们的债务契约也可能限制管理层在经营业务方面的酌处权，以及我们在规划和应对经济和行业变化方面的灵活性； |
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• | 我们的高债务水平可能会限制我们进入资本市场以优惠条件筹集资金的能力； |
我们债台高筑，可能会削弱我们日后为营运资本、资本开支、收购、一般公司或其他目的而获得额外融资的能力；及
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• | 我们可能很容易受到利率上涨的影响，因为我们在循环信贷安排下的借款利率是可变的。 |
我们的高负债水平增加了我们可能拖欠债务的风险。我们履行债务义务和减少负债水平的能力取决于我们今后的表现。一般的经济状况、石油和天然气价格以及金融、商业等因素影响着我们的经营和未来的业绩。这些因素中有许多是我们无法控制的。我们可能无法产生足够的现金流量来支付我们的债务利息，未来的营运资本、借款或股权融资可能无法支付或再融资这些债务。会影响我们
通过发行股本或债务再融资筹集现金的能力包括金融市场条件、我们资产的价值以及我们需要资本时的表现。
在某些现有和未来的债务工具中，限制性的契约可能会限制我们应对市场条件变化或寻求商业机会的能力。
我们的某些债务工具载有限制我们能力的限制性盟约，而未来任何债务的条款也可能载有这些限制，除其他外，这些限制包括：
根据我们的循环信贷安排，除其他事项外，我们被允许指定我们的一个或多个子公司为“不受限制的子公司”，这些子公司不受循环信贷机制所载的某些限制。根据我们的循环信贷机制，我们指定Viper、Viper的普通合伙人、Viper的子公司、Rattler、Rattler的普通合伙人和Rattler的子公司为不受限制的子公司，一旦指定，它们就自动免除循环信贷机制下的任何和所有义务，包括相关担保。此外，Viper公司的普通合伙人、Viper公司的子公司、Rattler公司、Rattler公司的普通合伙人和Rattler公司的子公司被指定为不受限制的子公司。
我们和我们的子公司可能无法利用由于我们和我们子公司的债务票据所载的限制性公约和金融契约对我们施加的限制而产生的商业机会。例如，我们的循环信贷安排要求我们保持总净债务与资本化比率。要求我们和我们的附属公司遵守这些规定，可能会对我们和我们的子公司对市场条件的变化作出反应、利用我们认为可取的商业机会、获得未来的融资、所需的资本支出或承受业务持续或未来的衰退的能力产生重大的不利影响。
违反这些限制性公约中的任何一项，都可能导致根据适用的债务文书违约。如在我们的循环信贷安排下发生失责，根据循环信贷安排的放款人可选择宣布所有未偿还的借款，连同应计利息及其他费用，立即到期及应付，而该等费用会导致在适用于我们高级票据的契约下发生失责的情况。在这种情况下，放款人也有权终止其提供进一步借款的任何承诺。如果我们的循环信贷安排和我们的高级票据的负债要加速，我们不能向你保证我们的资产将足以全额偿还该债务。
我们的债务在结构上从属于我们子公司的负债和其他负债，我们的义务不是我们任何子公司的义务。
我们的高级债务义务完全是响尾蛇能源公司的义务。和响尾蛇O&G有限责任公司，而不是我们的任何其他子公司。我们的子公司中没有一家是我们高级债务的担保人。我们子公司的任何资产都不会直接用于偿付我们的债权人的债权，包括我们循环信贷工具下的贷款人和高级票据持有人。除我们是对我们的附属公司拥有公认债权的债权人外，我们附属公司的债权人对该等附属公司的资产的所有申索，均会优先于我们在该等附属公司的权益(以及我们的债权人的债权，包括我们循环信贷安排下的贷款人及高级票据持有人的债权)。即使我们被承认为一家或多家子公司的债权人，我们的债权仍然有效。
附属于任何该等附属公司的资产上的任何担保权益，以及任何该等附属公司的任何负债或其他负债。因此，我们的高级负债在结构上将从属于我们的任何子公司和将来可能获得或建立的任何子公司的所有债务和其他负债。2019年12月31日，Energen，我们的子公司之一，拥有5.39亿美元注释，统称为Energen Notes。截至2019年12月31日，毒蛇有限责任公司，我们的子公司之一，9 700万美元未偿还借款，以及6.78亿美元可供借款，根据其循环信贷安排和5亿美元未付5.375%高级债券到期日期2027年截至2019年12月31日，拉特勒有限责任公司，我们的子公司之一，4.24亿美元未偿还借款，以及1.76百万美元可供借用，根据其循环信贷安排。
偿还我们的债务需要大量现金，而且我们的业务可能没有足够的现金流量来支付我们的巨额债务。
我们能否按期支付本金，支付利息或再融资，包括我们的高级债券，都取决于我们未来的表现，而这方面的表现须受经济、金融、竞争和其他我们无法控制的因素所影响。我们的业务可能不会从未来的业务中产生足够的现金流量来支付我们的债务和进行必要的资本支出。如果我们无法产生这种现金流量，我们可能需要采取一种或多种替代办法，例如减少或推迟资本支出、出售资产、重组债务或按可能繁重或高度稀释的条件获得额外的股本。然而，我们不能向你保证，如果有必要，采取替代融资计划将使我们能够履行我们的债务义务。在没有这种现金流动的情况下，我们可能有很大的流动资金问题，并可能需要出售物质资产或业务，以努力履行我们的偿债和其他义务。2025年票据的契约限制了我们使用资产出售收益的能力。我们可能无法完成这些资产出售，以筹集资本或以我们认为公平的价格出售资产，而且我们所收到的收益可能不足以支付到期的任何偿债义务。我们再融资的能力将取决于当时的资本市场和财政状况。我们可能无法从事任何这些活动或以适当的条件从事这些活动，这可能导致我们的债务违约，并对我们的财务状况产生不利影响。
我们的分红、分配和其他付款都依赖于我们的子公司。
我们的分红、分配和其他付款都依赖于我们的子公司。我们是一个独立于我们的经营子公司的法律实体。我们的某些子公司向我们支付分红或分红有法定和规章限制。如果我们的子公司不能向我们支付股息或分配款项，而没有足够的现金或流动资金，我们可能无法向我们的股东支付股利或支付我们未偿债务的本金和利息。
我们和我们的附属公司在未来可能仍有能力承担大量额外债务，这可能进一步加剧我们和我们的子公司所面临的风险。
我们和我们的子公司将来可能会承担更多的债务。我们和我们的子公司的循环信贷设施和契约的条款限制，但在每一种情况下，并不完全禁止，我们这样做。截至2019年12月31日，我们有1 300万美元在我们的循环信贷机制下，我们有19.9亿美元可根据我们的循环信贷机制借款2019年12月31日，Viper有限责任公司9 700万美元未偿还借款，以及6.78亿美元可供借用，根据其循环信贷安排。截至2019年12月31日，Rattler有限责任公司4.24亿美元未偿还借款，以及1.76百万美元可供借用，根据其循环信贷安排。此外，管理我们和我们子公司票据的契约使我们能够发行额外的票据，产生某些其他额外的债务，并有附属公司不为高级票据提供担保，而这些附属公司可能会产生比高级债券更高的结构上的债务。此外，有关高级债券的契约并不妨碍我们承担不构成负债的其他负债。如果我们或担保人承担任何与高级票据(或其担保)同等的额外债务，包括额外的无担保债务或贸易应付款，该债务的持有人将有权与高级票据持有人就我们或担保人的破产、清算、重组、解散或其他清盘而分配的任何收益按比例分摊。如果把新的债务或其他负债加到我们目前的债务水平上，我们和我们的子公司现在面临的相关风险可能会加剧。
如果我们遇到流动性问题，我们的债务评级可能会被下调，这可能会限制我们获得当前或未来融资或贸易信贷的条件，并对其产生负面影响。
我们获得融资和贸易信贷的能力，以及任何融资或贸易信贷的条件，部分取决于独立信用评级机构对我们债务的信用评级。我们不能保证我们现时的评级会在任何一段时间内维持有效，或在评级机构认为有需要的情况下，不会完全调低或撤销评级。影响我们信用评级的因素包括债务水平，计划中的资产。
采购或销售和短期和长期生产增长机会，流动性，资产质量，成本结构，产品组合和商品定价水平。评级下调可能会对我们获取融资或贸易信贷的能力产生不利影响，并增加我们的借贷成本。
根据我们，Viper有限责任公司和Rattler有限责任公司的循环信贷设施借款，使我们面临利率风险。
我们的收益面临着与我们和我们子公司的循环信贷贷款有关的利率风险。我们和我们的子公司的循环信贷设施的条款规定，借款利率浮动利率等于备用基准利率(相当于最高的最优惠利率，联邦基金的有效利率加0.50%，3个月的libor+1.0%)或libor，在每种情况下都加上适用的保证金。适用的差额范围为0.125%到1.0%在替代基本费率的情况下1.125%到2.0%就libor而言，在每种情况下，取决于与借款基数有关的未偿贷款数额。Viper LLC和Rattler LLC的循环信贷设施都提供浮动利率借款的利息，而浮动利率也与libor挂钩。伦敦银行间同业拆借利率(Libor)往往以多种因素为基础，包括一般短期利率、美国联邦储备委员会(Fed)和其他央行设定的利率、伦敦银行间市场信贷的供求情况以及总体经济状况。我们没有对冲我们的浮动利率债务的利率风险。因此，我们在任何特定时期的利息费用将根据libor和其他可变利率波动。截至2019年12月31日，我们有1 300万美元根据我们的循环信贷安排未偿还的借款。我们循环信贷贷款的加权平均利率是3.20%在……上面2019年12月31日。Viper LLC的循环信贷贷款加权平均利率为4.30%在本年度终了的年度内2019年12月31日。响尾蛇公司从其循环信贷贷款中借款的加权平均利率为2.98%在本年度终了的年度内2019年12月31日。截至2019年12月31日，Viper有限责任公司9 700万美元未偿还借款，以及6.78亿美元可供借用，根据其循环信贷安排。截至2019年12月31日，Rattler有限责任公司4.24亿美元未偿还借款，以及1.76百万美元可供借用，根据其循环信贷安排。如果利率上升，我们的利息成本也会上升，这可能会对我们的经营结果和财务状况产生重大的不利影响。
2017年7月27日，英国金融行为监管机构(监管伦敦银行同业拆借利率的机构)宣布，它打算停止强迫银行提交2021年后计算libor的利率。目前尚不清楚是否将建立计算libor的新方法，或者在2021年以后是否继续存在libor。美国联邦储备委员会(U.S..FederalReserve)和替代参考利率委员会(AlternativeReferenceRate Committee)正在考虑用新创建的指数取代美元libor。无法预测这些变化、其他改革或在美国或其他地方建立替代参考费率的影响。
与我们普通股有关的风险
我们公司注册证书中的公司机会条款可以使我们的附属公司从我们可能获得的公司机会中受益。
在不受适用法律限制的情况下，除其他事项外，我们的公司注册证书：
| |
• | 允许我们与我们的一名或多名高级官员或董事在财务或其他方面感兴趣的实体进行交易； |
| |
• | 允许我们的任何股东、高级人员或董事从事与我们竞争的业务，并对我们可以投资的任何财产进行投资；以及 |
| |
• | 规定，如我们其中一名联营公司的任何董事或高级人员同时亦是我们的高级人员或董事，意识到潜在的商业机会、交易或其他事宜(但只以我们董事或高级人员的身分以书面向该董事或高级人员明确提出者除外)，则该董事或高级人员并无责任向我们传达或提供该机会，而该董事或高级人员的行事方式将不会被视为与他或她的信托或其他职责不一致；或(Ii)该董事或高级人员以不诚实行事或以不符合我们最佳利益的方式行事，则该董事或高级人员将获准许向该联营公司传达或提供该机会。 |
这些规定创造了这样一种可能性，即我们本来可以获得的公司机会可能被用于我们的一个附属公司的利益。
我们已经与我们的附属公司进行了交易，并期望在未来这样做。这种交易的条款和任何可能发生的冲突的解决可能并不总是符合我们或我们股东的最大利益。
过去，我们曾与附属公司进行交易，将来可能会再次这样做。这些交易，以及解决与此类关联方交易有关的任何冲突，包括定价、期限或其他服务条款，可能并不总是符合我们或我们股东的最佳利益。
如果我们的普通股价格大幅波动，你的投资可能会失去价值。
虽然我们的普通股在纳斯达克选择全球市场上市，但我们不能保证我们的普通股将继续保持活跃的公开市场。如果我们的普通股不继续保持活跃的公开市场，我们的普通股的交易价格和流动资金将受到重大和不利的影响。如果我们的股票有一个薄薄的交易市场或“浮动”，我们的普通股的市场价格可能比整个股票市场的波动更大。如果没有大规模的流通股，我们的普通股的流动性将低于拥有更广泛公有制的公司的股票，因此，我们普通股的交易价格可能会更不稳定。此外，在没有活跃的公开交易市场的情况下，投资者可能无法变卖他们在我们身上的投资。此外，股票市场受到价格和成交量大幅波动的影响，我们的普通股价格可能会因以下几个因素而大幅波动：
近几年来，股票市场经历了极端的价格和成交量波动，严重影响了包括我们行业公司在内的许多公司的证券报价。这些变化似乎经常发生，而不考虑具体的操作性能。我们的普通股价格可能会因为与我们公司关系不大或根本没有关系的因素而波动，而这些波动可能会大幅降低我们的股价。
我们的普通股的股息申报和回购，均由我们的董事会根据对有关考虑的审查，酌情决定，也不能保证我们将来或按股东预期的水平支付任何股息或回购我们的普通股。
2018年2月13日，我们开始从2018年第一季度开始支付普通股的季度现金红利。不过，日后支付股息的决定，完全由我们的董事局酌情决定，并须经董事局批准。我们董事会对任何此类股息的决定，包括记录日期、支付日期和股利的实际数额，将取决于我们的盈利能力和财务状况、合同限制、适用法律规定的限制以及董事会在作出决定时认为相关的其他因素。根据对这些因素的评估，董事会可决定不宣布股息，或按低于目前预期的利率宣布股息，这两者都可能降低对股东的回报。
2019年5月，我们的董事会批准了一项股票回购计划，将在2020年12月31日之前收购我们高达20亿美元的已发行普通股。本回购计划由本公司董事会酌情决定，并可随时被董事会暂停、修改、延长或终止。
控制的改变可能会限制我们使用净营运亏损。
如果我们要经历根据“守则”第382条确定的“所有权变化”，我们用所有权变化之前产生的NOL抵消在所有权变化后产生的应税收入的能力将受到限制，可能会有很大的限制。一般而言，所有权变更将对我们在未来任何应税年度中可以用来抵消我们的应税收入的变化前NOL的数量设定一个年度限制，其数额一般等于紧接所有权变化之前我们股票的价值乘以长期免税税率。一般来说，如果我们的所有权累积增长超过50个百分点，由一个或多个“5%的股东”(如“国内收入法典”中的定义)在一个滚动的三年期间内的任何时候发生所有权变化。
截至2019年12月31日，我们的净运营亏损，即NOL，结转了大约17亿美元用于联邦所得税，其中包括作为Energen收购的一部分而获得的7.48亿美元。虽然由于Energen的收购前活动而产生的NOL和300万美元的税收抵免额受到“守则”第382条规定的年度限制，但我们并不认为这一限制会对我们对这些金额的使用产生重大影响。
如果证券或行业分析师不发表有关我们业务的研究或报告，如果他们对我们的股票提出不利的建议，或者如果我们的经营结果不符合他们的预期，我们的股票价格可能会下跌。
我们普通股的交易市场将受到行业或证券分析师发布的有关我们或我们业务的研究和报告的影响。如果这些分析师中有一人或多人停止对我们公司的报道，或不定期发表关于我们的报告，我们就可能失去在金融市场上的能见度，这反过来可能导致我们的股价或交易量下降。此外，如果我们公司的一位或多位分析师下调了我们的股票评级，或者如果我们的经营业绩不符合他们的预期，我们的股价可能会下跌。
我们可能发行优先股，其条款可能会对我们普通股的投票权或价值产生不利影响。
我们的注册证书授权我们在未经股东批准的情况下发行一种或多种优先股，其名称、偏好、限制和相对权利，包括我们董事会可能决定的有关股息和分配的普通股的优先权。一个或多个类别或一系列优先股的条款可能会对我们普通股的投票权或价值产生不利影响。例如，我们可以授予优先股持有人在所有事件中或在发生特定事件时选举一定数量的董事的权利，或否决特定交易的权利。同样，我们可能给予优先股持有人的回购权或赎回权或清算偏好可能会影响普通股的剩余价值。
我们公司注册证书、章程和特拉华州法律中的规定使公司控制权的改变变得更加困难，这可能会对我们普通股的价格产生不利影响。
我们的公司注册证书和章程以及特拉华州公司法中的某些规定可能会推迟或阻止对我们公司控制权的改变，即使这一变化将有利于我们的股东。我们的公司注册证书和细则载有可能使我们公司难以获得控制权的规定，其中包括：
| |
• | 规范我国股东提名董事选举或者在股东年会上提起诉讼的能力的规定； |
| |
• | 我们的董事局是否有能力通过、修订或废除附例，以及规定股东须获得至少代表所有已发行股本股份投票权的66%至2/3%的持有人的赞成票，以供股东修订本附例； |
| |
• | 要求至少代表所有已发行股本股份表决权66%2/3%的持有人投赞成票才能罢免董事； |
| |
• | (B)规定须获得代表所有已发行股本股份表决权的66%至2/3%的持有人的赞成票，以修订我们的法团证书；及 |
| |
• | 我公司董事会在未经股东同意的情况下发行和制定优先股条款的授权。 |
这些规定也可能阻止代理竞争，使你和其他股东更难选举董事和采取其他公司行动。因此，这些规定可能使第三方更难以收购我们，即使这样做会使我们的股东受益，这可能限制投资者今后愿意支付的我们普通股的价格。
项目1B。未解决的工作人员意见
没有。
项目3.法律程序
我们是在我们的业务过程中产生的各种法律程序、争端和索赔的当事方，包括对影响天然气和原油工业的联邦和州法律和条例的解释、人身伤害索赔、所有权纠纷、特许权纠纷、合同索赔、与石油和天然气勘探和开发有关的污染索赔和环境索赔，包括涉及先前出售给第三方的资产的索赔，不再是我们目前业务的一部分。虽然无法确切地预测待决程序、争端或索赔的最终结果以及由此对我们造成的任何影响，但我们认为，这些事项如果最终作出不利决定，都不会对我们的财务状况、现金流动或业务结果产生重大不利影响。
有关意外开支的其他信息，请参阅注18-本表格其他部分所列合并财务报表附注所列承付款和意外开支10-K.
项目4.矿山安全披露
不适用。
第二部分
第五条登记人普通股市场、相关股东事项和发行人购买权益证券
上市及纪录持有人
我们的普通股在纳斯达克选择全球市场上市，代号为“方”。有20持有我们普通股记录的人2020年2月13日.
股利政策
2018年2月13日，我们宣布，从2018年第一季度开始，每年发放每股0.50美元的普通股现金红利。从2019年第一季度开始，每年的现金红利增加到每股0.75美元的普通股。此外，从2019年第四季度开始，每年的现金红利增加到我们普通股的每股1.5美元。支付未来股息的决定完全由我们的董事会酌情决定，并须经董事会批准。我们董事会对任何此类股息的决定，包括记录日期、支付日期和股利的实际数额，将取决于我们的盈利能力和财务状况、合同限制、适用法律规定的限制以及董事会在作出决定时认为相关的其他因素。
证券回购
我们的普通股回购活动截至2019年12月31日止的年度具体情况如下：
|
| | | | | | | | | | | | |
期间 | | 购买股份总数 | | 每股平均价格(1) | | 作为公开宣布的计划的一部分而购买的股份总数 | | 根据该计划购买的5月份股票的大约美元价值(2) |
| | (百万美元，但每股数额除外，以千股计) |
2019年1月 | | 0 | | $ | — |
| | 0 | | $ | 2,000 |
|
2019年2月(3) | | 108 | | $ | 102.14 |
| | 0 | | $ | 2,000 |
|
2019年3月(3) | | 17 | | $ | 102.93 |
| | 0 | | $ | 2,000 |
|
2019年4月 | | 0 | | $ | — |
| | 0 | | $ | 2,000 |
|
2019年5月 | | 40 | | $ | 100.86 |
| | 40 | | $ | 1,996 |
|
2019年6月 | | 976 | | $ | 102.04 |
| | 976 | | $ | 1,896 |
|
2019年7月 | | 995 | | $ | 105.56 |
| | 995 | | $ | 1,791 |
|
2019年8月 | | 1,252 | | $ | 97.53 |
| | 1,252 | | $ | 1,669 |
|
2019年9月 | | 707 | | $ | 97.29 |
| | 707 | | $ | 1,600 |
|
2019年10月 | | 812 | | $ | 84.97 |
| | 812 | | $ | 1,531 |
|
2019年11月 | | 994 | | $ | 78.16 |
| | 994 | | $ | 1,454 |
|
2019年12月(4) | | 609 | | $ | 85.08 |
| | 609 | | $ | 1,402 |
|
共计 | | 6,510 | | $ | 93.83 |
| | 6,385 | | |
| |
(1) | 每股支付的平均价格扣除为回购股票而支付的任何佣金。 |
| |
(2) | 在2019年5月，我们的董事会批准了一项股票回购计划。20亿美元到2020年12月31日为止我们已发行的普通股。该回购计划可能会不时暂停，修改，延长或停止由我们的董事会在任何时候。 |
| |
(3) | 与扣缴税款和按权益补偿计划支付行使价格有关而获得的。 |
| |
(4) | 包括截至2019年12月31日尚未结算的108，942股股票。 |
项目6.选定的财务数据
本节介绍了我们选定的历史合并合并财务数据。以下所列选定的历史合并合并财务数据无意取代我们的历史合并财务报表。您应阅读下列数据和第7项。“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”以及合并财务报表和相关附注，每一份都载于本年度报表表10-K的其他部分。
以下是我们的历史财务数据，期间和截至日期所示。截至年度的历史财务数据2019年12月31日, 2018和2017的资产负债表数据2019年12月31日和2018是从本年报其他地方所载的经审计的合并财务报表(表格10-K)中得出的。截至12月31日的年度历史财务数据，2016和2015的资产负债表数据2017年12月31日, 2016和2015均来源于本年报未包括在表格10-K内的经审计财务报表。
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| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
(以百万计，但每股数额除外，以千股计) | 2019 | | 2018(1) | | 2017 | | 2016 | | 2015 |
业务报表数据： | | | | | | | | | |
总收入 | $ | 3,964 |
| | $ | 2,176 |
| | $ | 1,205 |
| | $ | 527 |
| | $ | 447 |
|
费用和支出共计 | 3,269 |
| | 1,165 |
| | 600 |
| | 596 |
| | 1,187 |
|
业务收入(损失) | 695 |
| | 1,011 |
| | 605 |
| | (69 | ) | | (740 | ) |
其他收入(费用) | (333 | ) | | 102 |
| | (108 | ) | | (96 | ) | | (9 | ) |
所得税前收入(损失) | 362 |
| | 1,113 |
| | 497 |
| | (165 | ) | | (749 | ) |
(受益于)所得税 | 47 |
| | 168 |
| | (20 | ) | | — |
| | (201 | ) |
净收入(损失) | 315 |
| | 945 |
| | 517 |
| | (165 | ) | | (548 | ) |
减：可归因于非控制权益的净收入 | 75 |
| | 99 |
| | 35 |
| | — |
| | 3 |
|
可归因于响尾蛇能源公司的净收入(损失) | $ | 240 |
| | $ | 846 |
| | $ | 482 |
| | $ | (165 | ) | | $ | (551 | ) |
普通股收益： | | | | | | | | | |
基本 | $ | 1.47 |
| | $ | 8.09 |
| | $ | 4.95 |
| | $ | (2.20 | ) | | $ | (8.74 | ) |
稀释 | $ | 1.47 |
| | $ | 8.06 |
| | $ | 4.94 |
| | $ | (2.20 | ) | | $ | (8.74 | ) |
已发行加权平均普通股： | | | | | | | | | |
基本 | 163,493 |
| | 104,622 |
| | 97,458 |
| | 75,077 |
| | 63,019 |
|
稀释 | 163,843 |
| | 104,929 |
| | 97,688 |
| | 75,077 |
| | 63,019 |
|
按普通股申报的现金红利 | $ | 0.9375 |
| | $ | 0.5000 |
| | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | — |
|
| |
(1) | 我们2018年的经营业绩包括我们在2018年11月29日合并期间收购的Energen及其子公司，2018年11月29日是Energen合并的结束日期，直到2018年12月31日。 |
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
(以百万计) | 2019 | | 2018 | | 2017 | | 2016 | | 2015 |
资产负债表数据： | | | | | | | | | |
现金和现金等价物 | $ | 123 |
| | $ | 215 |
| | $ | 112 |
| | $ | 1,666 |
| | $ | 20 |
|
净资产和设备 | 21,835 |
| | 20,372 |
| | 7,344 |
| | 3,391 |
| | 2,598 |
|
总资产 | 23,531 |
| | 21,596 |
| | 7,771 |
| | 5,350 |
| | 2,751 |
|
流动负债 | 1,263 |
| | 1,019 |
| | 577 |
| | 209 |
| | 141 |
|
长期债务 | 5,371 |
| | 4,464 |
| | 1,477 |
| | 1,106 |
| | 488 |
|
股东/成员权益共计(1) | 13,249 |
| | 13,700 |
| | 5,255 |
| | 3,697 |
| | 1,876 |
|
总股本 | $ | 14,906 |
| | $ | 14,167 |
| | $ | 5,582 |
| | $ | 4,018 |
| | $ | 2,109 |
|
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
(以百万计) | 2019 | | 2018 | | 2017 | | 2016 | | 2015 |
其他财务数据： | | | | | | | | | |
经营活动提供的净现金 | $ | 2,734 |
| | $ | 1,565 |
| | $ | 889 |
| | $ | 332 |
| | $ | 417 |
|
用于投资活动的现金净额 | $ | (3,888 | ) | | $ | (3,503 | ) | | $ | (3,132 | ) | | $ | (1,310 | ) | | $ | (895 | ) |
筹资活动提供的现金净额 | $ | 1,062 |
| | $ | 2,041 |
| | $ | 689 |
| | $ | 2,625 |
| | $ | 468 |
|
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
(以百万计) | 2019 | | 2018 | | 2017 | | 2016 | | 2015 |
合并调整的EBITDA(2) | $ | 2,949 |
| | $ | 1,538 |
| | $ | 928 |
| | $ | 388 |
| | $ | 449 |
|
| |
(1) | 最后几年2019年12月31日, 2018, 2017, 2016和2015，股东权益总额7.38亿美元, 4.67亿美元, 3.27亿美元, 3.21亿美元和2.33亿美元与Viper Energy Partners LP相关的非控股权。截止年度2019年12月31日，股东权益总额9.19亿美元与Rattler中流LP相关的非控制利益。 |
| |
(2) | 合并调整的EBITDA是一种补充性的非GAAP财务措施.关于合并调整的EBITDA的定义和合并调整的EBITDA与净收入(损失)的对账，见下文“-非GAAP财务计量与调节”。 |
非公认会计原则财务措施和调节
调整后的EBITDA是一种补充的非GAAP财务指标，用于管理层和外部用户的财务报表，如行业分析师、投资者、贷款人和评级机构。我们将调整后的EBITDA定义为衍生工具净收益(亏损)+非现金(收益)损失、净利息费用、折旧、耗竭和摊销费用、石油和天然气资产减值、非现金权益补偿费用、资本化股权补偿费用、资产退休债务增量费用、投资重估(收益)损失、债务清偿损失、合并和整合费用、所得税(效益)准备金和净亏损(收益)。调整后的EBITDA不是GAAP确定的净收益(损失)的衡量标准。管理层认为，调整后的EBITDA是有用的，因为它使它能够更有效地评估我们的经营业绩，并在不考虑我们的融资方法或资本结构的情况下，从一个时期到另一个时期比较我们的业务结果。我们在计算调整后的EBITDA时，将上述项目加到净收益(损失)中，因为这些数额可能因公司而异，取决于会计方法和资产账面价值、资本结构和资产购置方法。调整后的EBITDA不应被视为对根据公认会计原则确定的净收入(损失)的替代或更有意义，也不应被视为我们经营业绩或流动性的指标。调整后的EBITDA中不包括的某些项目是理解和评估公司财务业绩的重要组成部分，例如公司的资本成本和税收结构，以及折旧资产的历史成本。, 所有这些都不是调整后的EBITDA的组成部分。我们对调整后的EBITDA的计算可能无法与其他公司的其他类似名称的计量方法相比较，也不能与我们的循环信贷工具或任何其他合同中的此类措施相比较。
以下是调整后的EBITDA的非GAAP财务计量与GAAP净收益(损失)财务计量的对账情况：
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
(以百万计) | 2019 | | 2018 | | 2017 | | 2016 | | 2015 |
净收入(损失) | $ | 315 |
| | $ | 945 |
| | $ | 517 |
| | $ | (165 | ) | | $ | (548 | ) |
衍生工具非现金亏损(收益)净额 | 188 |
| | (222 | ) | | 84 |
| | 27 |
| | 113 |
|
利息费用，净额 | 172 |
| | 87 |
| | 41 |
| | 41 |
| | 41 |
|
折旧、损耗和摊销 | 1,447 |
| | 623 |
| | 327 |
| | 178 |
| | 218 |
|
石油和天然气性质的损害 | 790 |
| | — |
| | — |
| | 246 |
| | 815 |
|
非现金权益补偿费用 | 65 |
| | 37 |
| | 34 |
| | 33 |
| | 24 |
|
资本化股权补偿费用 | (17 | ) | | (10 | ) | | (9 | ) | | (7 | ) | | (6 | ) |
资产退休债务增量费用 | 7 |
| | 2 |
| | 1 |
| | 1 |
| | 1 |
|
债务清偿损失 | 56 |
| | — |
| | — |
| | 33 |
| | — |
|
投资重估损益 | (5 | ) | | 1 |
| | — |
| | — |
| | — |
|
合并与整合费用 | — |
| | 36 |
| | — |
| | — |
| | — |
|
所得税(福利)规定 | 47 |
| | 168 |
| | (20 | ) | | — |
| | (201 | ) |
合并调整的EBITDA | 3,065 |
| | 1,667 |
| | 975 |
| | 387 |
| | 457 |
|
净(收入)损失中的非控制权益 | (116 | ) | | (129 | ) | | (47 | ) | | 1 |
| | (8 | ) |
可归因于响尾蛇能源公司的调整后的EBITDA | $ | 2,949 |
| | $ | 1,538 |
| | $ | 928 |
| | $ | 388 |
| | $ | 449 |
|
第七项.转制、转制管理--对财务状况和经营成果的探讨与分析
下面的讨论和分析应该结合我们的合并财务报表及其附注一起阅读，这些报表出现在本年度10-K表的其他部分。下面的讨论包含了反映我们未来计划、估计、信念和预期业绩的“前瞻性报表”。由于一些因素，实际结果和事件发生的时间可能与这些前瞻性陈述中所包含的内容大不相同。见项目1A。“风险因素”和“前瞻性声明”。
概述
我们在两个业务部门开展业务：(一)上游部门，该部门从事在得克萨斯州西部二叠纪盆地非常规陆上石油和天然气储量的获取、开发、勘探和开发；(二)通过我们的子公司Rattler，即中流作业部门，其重点是拥有、运营、开发和收购二叠纪盆地中游和特拉华盆地的中游基础设施资产。
上游作业
在我们的上游部分，我们的活动主要针对米德兰盆地的WolfcAMP和Spraberry地层以及特拉华盆地的WolfcAMP和BoneSpring地层的横向发展。我们打算继续开发我们的储量，通过开发、钻探、开采和勘探活动，对我们确定的潜在钻井地点进行多年盘存，并通过符合我们战略和财务目标的收购，以石油加权储量为目标，继续开发我们的储量和提高产量。
截至2019年12月31日，我们大约有382,337净英亩，主要由大约195,461米德兰盆地的净英亩和大约155,296特拉华盆地的净英亩。截至2019年12月31日，我们估计12,310我们认为在经济上经济的总横向地点$60.00西德克萨斯中质层，或称WTI。
此外，我们公开交易的子公司Viper拥有大约潜在的矿产权益。814,224毛英亩和24,304在二叠纪盆地和鹰福特页岩的净版税英亩。约50%这些净增的土地由我们经营。我们拥有Viper的普通合伙人，以及我们的一家子公司，大约58%有限合伙人对Viper的兴趣，以普通单位和B类单位为代表。作为毒蛇B级单位的持有者和毒蛇的普通合伙人，作为普通合伙人利益的持有者，我们有权获得相当于8%每年按季度应付的未缴资本缴款数额计算。
中流作业
在我们的中流运营部门，Rattler的原油基础设施资产包括收集管道和计量设施，这些设施共同为客户收集原油。响尾蛇的设施收集原油的水平和垂直井在我们的奖励，西班牙小道，佩科斯和五块石头地区在二叠纪盆地。响尾蛇的天然气集输压缩系统由集输管道、压缩和计量设施组成，这些设施共同服务于我们在二叠纪盆地内的Pecos地区资产的生产。响尾蛇的供水和分配资产包括水井、压裂坑、管道和水处理设施，这些设施通过埋地管道和临时地面管道集体收集和分配从二叠纪盆地含水层到钻井和完井点的水。响尾蛇的收集和处理系统大约跨越474英里，包括收集管道和污水处理，或PWD，水井和设施，集中收集和处置从我们的二叠纪盆地土地作业产生的水。
我们已与Rattler签订了多项收费商业协议，每项协议的初始期限均于2034年结束，利用Rattler的基础设施资产或计划中的基础设施资产，提供一系列对我们在特拉华和米德兰盆地的上游业务至关重要的基本服务。我们与Rattler的协议包括大量的面积奉献。
2019交易和最近的发展
响尾蛇中流LP
响尾蛇是一家公开交易的特拉华有限公司，其共同单位在纳斯达克全球选择市场上市，代号为“RTLR”。我们于2018年7月成立了响尾蛇公司，在中部和特拉华盆地拥有、运营、开发和收购中游基础设施资产。 二叠纪盆地的。Rattler中流GP有限责任公司，或Rattler的普通合伙人，是我们全资拥有的子公司，是Rattler的普通合伙人。截至2019年12月31日，我们大约拥有71%在Rattler的总单位中。
2019年5月，Rattler完成了首次公开发行，我们称之为Rattler IPO。在Rattler项目完成之前，我们拥有Rattler的所有普通和有限合伙人权益。Rattler祭品由以下几个方面组成43,700,000共同单位约代表29%的有限合伙人权益$17.50每个共同单位，其中包括5,700,000根据向承销商提供的购买更多公共单位的选择而发行的普通股，条款相同，截止日期为2019年5月30日。响尾蛇收到的净收入约为7.2亿美元从出售这些共同单位后，扣除提供的费用和承保折扣和佣金。
关于Rattler要约的完成，Rattler(I)发布了107,815,152B类单位表示合计71%投票限制合伙人对Rattler的权益以换取100万美元我们的现金捐助，(Ii)向Rattler的普通合伙人发行普通合伙人权益，以换取Rattler的普通合伙人100万美元Rattler普通合伙人的现金捐助，和(Iii)使Rattler有限责任公司大约分配7.27亿美元对我们来说。我们，作为B级单位的受益持有人，和Rattler的普通合伙人，作为普通合伙人权益的持有者，有权获得相当于8%每年就其各自100万美元的未缴资本捐款，按季度支付。
2019年第四季度股息宣布及增加
在……上面2020年2月14日，我们的董事会宣布第四季度2019年$0.3750普通股每股，应于2020年3月10日对我们在营业结束时有记录的股东2020年3月3日，表示增加了$0.1875每股从先前支付的季度股息。
股票回购计划
在2019年5月，我们的董事会批准了一项股票回购计划。20亿美元到2020年12月31日为止我们已发行的普通股。这个回购计划是我们的资本回报计划的另一个组成部分，包括上面讨论的季度股息。我们预计回购计划将主要由运营和资产出售等流动性活动产生的自由现金流提供资金。回购计划下的采购可不时在公开市场或私下谈判交易中进行，并受市场条件、适用的法律要求、合同义务和其他因素的制约。回购计划不要求我们购买任何特定数量的股份。本回购计划可随时由董事会暂停、修改、延长或终止。在年终 2019年12月31日，我们买了大约5.98亿美元根据我们的回购计划购买普通股。如……2019年12月31日, 14亿美元根据我们的普通股回购计划，仍可用于回购股票。
剥离从Energen获得的某些常规和非核心资产
2019年5月23日，我们完成了对6,589净英亩的某些非核心二叠纪资产，这些资产是我们在Energen合并中收购的，总价为3 700万美元。这一剥离没有造成损益，因为它对我们的储备基础或折旧、损耗和摊销率没有重大影响。
2019年7月1日，我们完成了对103,750净英亩的某些常规和非核心二叠纪资产，这些资产是我们在Energen合并中收购的，总价为2.85亿美元。这一剥离没有造成损益，因为它对我们的储备基础或折旧、损耗和摊销率没有重大影响。
毒蛇股权发行
2019年3月1日，毒蛇完成了承销的公开发行。10,925,000共同单位，其中包括1,425,000根据购买授予承销商的额外共同单位的选择权发放的共同单位。在这次发行之后，我们大约拥有54%所有的毒蛇部队都很出色。毒蛇从这次发行中获得了净收益。
大约3.41亿美元扣除承保折扣、佣金和估计的提供费用后。Viper将净收益用于购买Viper有限责任公司的单位。而Viper LLC则利用净收益偿还其循环信贷机制下的部分未偿借款，并在此期间为收购提供资金。
跌落
2019年10月1日，我们完成了一项交易，将某些矿产和特许权权益出售给毒蛇。1 830万毒蛇新发行的B级单位，1 830万新发行的Viper LLC公允价值4.97亿美元和1.9亿美元现金，在收盘价调整生效后，我们称之为资产净值收益。在这次撤除中被剥夺的矿产和特许权权益大约代表着。5,490横跨米德兰和特拉华盆地的净使用费英亩，其中超过95%由我们经营，平均净版税权益约为3.2%.
增加Viper LLC循环信贷机制下的借款基础
与Viper LLC公司2019年11月的秋季重新确定有关，Viper LLC循环信贷贷款的借款基数从7.25亿美元降至7.75亿美元.
毒蛇债券发售
2019年10月16日，毒蛇完成了一次发行，我们称之为毒蛇债券发行。5亿美元合计本金5.375%高级票据到期2027年，我们称之为“毒蛇笔记”。4.9亿美元来自毒蛇债券的发行。毒蛇将毛收入借给Viper有限责任公司。Viper LLC利用Viper Notes提供的收益来偿还其循环信贷机制下的借款。
2019年12月债券发行
在2099年12月5日，我们发行了10亿美元的本金总额为2.875%到期的高级债券，我们称之为2024年的债券，8亿美元的本金总额为3.250%到期的高级债券，我们称之为2026年的债券，12亿美元的总本金总额为3.500%的高级债券，我们称之为2029年的债券，再加上2024年的债券和2026年的债券，即2099年的债券。2024年12月1日到期，2026年12月1日到期，2029年12月1日到期。利息每半年计息一次，自2020年6月1日起，每年6月1日至12月1日拖欠。2019年12月的票据是完全和无条件担保的响尾蛇O&G有限责任公司。
赎回未偿还的4.750%高级债券。
在2019年12月20日，我们赎回了我们当时到期的4.750%的高级债券，我们称之为4.750%的高级债券，我们的一部分净收益来自于2019年12月债券的发行。
操作更新
我们的开发计划完全集中在二叠纪盆地，在那里我们继续把重点放在长期的多井垫开发上。我们的水平发展包括多个有针对性的间隔，主要在米德兰盆地的WolfcAMP和Spraberry地层，以及特拉华盆地的WolfcAMP和BoneSprings地层。
我们目前经营着23个钻井平台，其中包括两个钻井平台，生产了水处理井。目前，我们打算在2020年在米德兰和特拉华盆地的资产基础上平均运营20至23个钻井平台。
在米德兰盆地，我们继续在米德兰、马丁、霍华德、格拉斯考克和安德鲁斯等县的核心开发领域取得积极成果，这些地区的开发主要集中在钻探针对斯帕贝利和沃尔夫营地层的长侧向多井钻井平台上。
在特拉华盆地，我们已经在Pecos、Reeves和Ward县钻探并完成了大量针对沃尔夫营A区的油井，我们认为，这些油井已经在我们总面积的很大一部分地区被排除了风险，仍然是我们的主要发展目标。到2020年，我们将把发展重点放在这些领域。
我们继续致力于低成本的作业和最佳的班级执行。为了对付潜在的服务成本波动，我们一直致力于锁定专用活动水平的定价，并将继续寻找机会，在可能的情况下控制额外的井成本。我们的2020年钻井和完井预算核算了资本成本，我们认为这些成本涵盖了我们在这一年中服务成本的潜在增长。
在2020年，我们仍然专注于通过保持纪律、改善行业领先的成本结构、增加生产、提高环境透明度和向股东返还更多现金来应对行业挑战。从2019年第四季度开始，我们的季度股息增加就证明了这一点。
2020资本预算
我们目前已编入预算a2020资本支出总额28亿美元到30亿美元，由24.5亿美元到26亿美元水平钻井和完井，包括非操作作业，2亿美元到2.25亿美元中期投资，不包括合资投资，以及1.5亿美元到1.75亿美元基础设施和其他支出，不包括租赁和矿物利息购置费用。我们希望能够完成320到360总水平井2020。如果商品价格在很长一段时间内进一步下跌或持续疲软，我们打算负责任地采取行动，按照我们以前的做法，减少资本支出。如果大宗商品价格走强，我们打算在2020年预算范围内增加石油产量，并将现金返还给股东或偿还债务。
储备与定价
赖德斯科特估计我们的已探明储量2019年12月31日和2018(其中包括可归因于毒蛇的核定储备估计数)。用于估计所有时期经证实的储备的价格没有使衍生交易生效，在财产的整个生命周期内保持不变，并根据质量、运输费、地理差异、销售奖金或扣减以及影响井口价格的其他因素进行了调整。
|
| | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2019 | | 2018 |
已探明储量估计净额： | | | |
石油(MBBLS) | 710,903 |
| | 626,936 |
|
天然气(MMcf) | 1,118,811 |
| | 1,048,649 |
|
天然气液体 | 230,203 |
| | 190,291 |
|
共计(MBOE) | 1,127,575 |
| | 992,001 |
|
|
| | | | | | | |
| 未加权算术平均值 |
| 每月第一天价格 |
| 2019 | | 2018 |
石油(每桶) | $ | 51.88 |
| | $ | 59.63 |
|
天然气(每麦克福) | $ | 0.18 |
| | $ | 1.47 |
|
天然气液体(每Bbl) | $ | 15.65 |
| | $ | 24.43 |
|
我们的收入来源
在我们的上游部分，我们的主要收入来源是石油和天然气生产的销售，以及在加工过程中从我们的天然气中提取的天然气液体的销售。
在我们的中流作业部门，我们的结果主要由以下因素驱动：Rattler收集、运输和交付的原油量；Rattler收集、压缩、运输和输送的天然气；Rattler来源、运输和交付的水；Rattler收集、运输和处置的产出水，以及Rattler为我们的中流服务每单位吞吐量收取的规费。
下表列出了所列年份我国石油和天然气收入的来源：
|
| | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 |
收入： | | | |
石油销售 | 91 | % | | 88 | % |
天然气销售 | 2 | % | | 3 | % |
天然气液体销售 | 7 | % | | 9 | % |
| 100 | % | | 100 | % |
商品价格
由于我们在勘探和生产业务中的生产主要是石油，我们的收入对石油价格的波动比对天然气或天然气液体价格的波动更敏感。毒蛇作为矿产权益的所有者，也间接受到商品价格波动的影响。石油、天然气和天然气液体的价格历来波动不定。较低的商品价格不仅会减少我们的收入，而且可能会减少我们经济上可以生产的石油和天然气的数量。较低的石油和天然气价格也可能导致我们的信贷协议下的借贷基础减少，这可能由我们的贷款人自行决定。
在我们的中期业务中，我们间接地面临商品价格风险，因为持续的低商品价格可能导致我们或Rattler的其他客户推迟钻探或停产，这将减少我们的基础设施资产可供收集和加工的数量。如果我们或Rattler的其他客户因大宗商品价格持续低迷或任何其他原因而推迟钻井或暂时停产，我们在中流业务部门的收入可能会减少，因为Rattler的商业协议中没有最低数量承诺。
下表列出了下列时期与商品价格有关的资料：
|
| | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 |
期货合约价格高低： | | | |
石油(美元/bl，WTI期货合约1) | | | |
高 | $ | 66.30 |
| | $ | 76.41 |
|
低层 | $ | 46.54 |
| | $ | 42.53 |
|
天然气(美元/MMBtu，期货合约1) | | | |
高 | $ | 3.59 |
| | $ | 4.84 |
|
低层 | $ | 2.07 |
| | $ | 2.55 |
|
| | | |
平均实际油价(美元/布尔) | $ | 51.87 |
| | $ | 54.66 |
|
平均WTI期货合约1($/bl) | $ | 57.04 |
| | $ | 64.90 |
|
与WTI期货合约的差额1 | $ | (5.17 | ) | | $ | (10.24 | ) |
WTI期货合约平均已实现油价1 | 91 | % | | 84 | % |
| | | |
天然气平均实际价格(美元/麦克福) | $ | 0.68 |
| | $ | 1.76 |
|
平均天然气期货合约1($/mcf) | $ | 2.53 |
| | $ | 3.07 |
|
与天然气期货合约的差额1 | $ | (1.85 | ) | | $ | (1.31 | ) |
天然气期货合约平均已实现天然气价格1 | 27 | % | | 57 | % |
| | | |
平均实际天然气液体价格(美元/桶) | $ | 14.42 |
| | $ | 25.47 |
|
平均WTI期货合约1($/bl) | $ | 57.04 |
| | $ | 64.90 |
|
平均已实现天然气液体价格至WTI期货合约1 | 25 | % | | 39 | % |
在……上面2019年12月31日，WTI期货合约1的原油价格为$61.06Bbl和天然气期货合约1的价格是$2.19每一次。
成本结构的主要组成部分
租赁业务费用。这些都是将石油和天然气运出地面和进入市场所需的每日费用，以及维持我们的生产财产所需的每日费用。这些费用还包括与我们的石油和天然气财产有关的维修、修理和修整费用。
生产税和从价税。生产石油和天然气按联邦、州或地方税务当局规定的固定税率销售的产品所占百分比缴纳生产税。在可行的情况下，我们可从各课税地区的税务优惠及豁免中获益。在我们生产的地区，我们也要缴纳从价税。从价税一般是基于对我们的石油和天然气资产的估价。
一般和行政费用。这些费用是间接费用，包括公司职员的薪金和福利、维持总部的费用、管理我们的生产和开发业务的费用、专营税、审计和其他专业服务和遵守法律的费用。
中途服务费用。这些都是经营和维护我们的石油和天然气收集和运输系统、天然气升降机、压缩基础设施和水运设施所需的费用。
折旧、损耗和摊销。在全成本会计方法下，我们将成本中心内的成本资本化，然后根据已探明的石油和天然气储量，系统地按生产单位对这些成本进行成本核算。我们计算耗竭的费用类型如下：(1)除投资尚未证实的财产和尚未确定储量的重大开发项目的投资费用外，所有资本化成本减去累计摊销；(2)开发已探明储量的未来支出估计数；(3)估计拆除和废弃费用，减去估计的残值。其他财产和设备的折旧采用直线法计算，其估计使用寿命为3至15年。
石油和天然气性质的损害。这是将已探明的油气性质降低到计算的全部成本上限值的成本。
其他收入(费用)
利息收入(费用)我们通过循环信贷机制下的借款和发行高级票据的净收益，为我们的部分周转资金需求、资本支出和购置提供了资金。我们的利息支出受到利率波动和融资决策的影响。这一数额反映了支付给我们的贷款人的利息加上递延融资费用的摊销(包括起源费和修正费)、承付费和年度代理费，扣除了我们的现金和现金等价物收到的利息。
衍生工具损益净额。我们利用商品衍生金融工具来减少对原油价格波动的风险敞口。这个数额代表：(一)确认开放式非对冲衍生产品合约的公允价值随商品价格变动及商品衍生合约到期或签订新合约而改变；及(二)结算这些商品衍生工具的损益。
递延税资产(负债)我们采用资产负债法对所得税进行会计核算，其中对递延税资产和负债的未来税收后果予以确认：(1)财务报表账面金额与现有资产和负债税基之间的临时差额；(2)营业亏损和税收抵免结转。递延所得税资产和负债是根据适用于预期收回或解决这些临时差额的未来时期制定的税率计算的。税率变动对递延税资产和负债的影响在实行税率变动期间的收入中确认。当递延税资产更有可能无法实现递延税资产时，则为延期纳税资产提供估值备抵。
业务结果
讨论最后一年的业务结果2018年12月31日与年终相比2017年12月31日参见第二部分第7项。管理层在2018年表格10-K中进行的讨论和分析，该表格于2019年2月25日提交给美国证交会，讨论内容被纳入本报告，并参考了前一份关于表10-K的报告。下表列出了所述期间的选定历史业务数据：
|
| | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 |
生产数据： | | | |
石油(MBBLS) | 68,518 |
| | 34,367 |
|
天然气(MMcf) | 97,613 |
| | 34,669 |
|
天然气液体 | 18,498 |
| | 7,465 |
|
合并卷(MBOE) | 103,285 |
| | 47,610 |
|
| | | |
日油量(BO/d) | 187,721 |
| | 94,156 |
|
每日合并数量(BOE/d) | 282,972 |
| | 130,439 |
|
| | | |
平均价格： | | | |
石油(每桶$) | $ | 51.87 |
| | $ | 54.66 |
|
天然气(每麦克福$) | $ | 0.68 |
| | $ | 1.76 |
|
天然气液体(每磅$) | $ | 14.42 |
| | $ | 25.47 |
|
合计(每英镑) | $ | 37.63 |
| | $ | 44.73 |
|
套期油(每桶$)(1) | $ | 51.96 |
| | $ | 51.20 |
|
对冲天然气(按MMBtu计)(1) | $ | 0.86 |
| | $ | 1.72 |
|
对冲天然气液体(每磅$)(1) | $ | 15.20 |
| | $ | 25.46 |
|
平均价格，套期保值(每英镑)(1) | $ | 38.00 |
| | $ | 42.20 |
|
| |
(1) | 套期保值价格反映了我们的商品衍生品交易对我们平均销售价格的影响。我们对这些影响的计算包括商品衍生品现金结算的已实现损益，而我们不指定这些收益和损失用于对冲会计。 |
生产数据
基本上，我们所有的收入都是通过出售石油、天然气液体和生产天然气来实现的。下表列出了截止年度的生产数据。2019年12月31日和2018:
|
| | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 |
石油(MBBLS) | 66 | % | | 72 | % |
天然气(MMcf) | 16 | % | | 12 | % |
天然气液体 | 18 | % | | 16 | % |
| 100 | % | | 100 | % |
截至年度的比较2019年12月31日和2018
石油、天然气液体和天然气收入。我们的石油、天然气液体和天然气收入增加约18亿美元，或82%，到39亿美元截止年度2019年12月31日从…21亿美元截止年度2018年12月31日。我们的收入取决于石油、天然气液体和天然气生产量，以及这些量的平均销售价格。日均销售增加通过152,533英国央行/日至282,972截至年底的英国央行/日2019年12月31日从…130,439截至年底的英国央行/日2018年12月31日。共计增加收入约为18亿美元是由于石油、天然气液体和天然气生产量增加，但因截至年底的平均销售价格较低而部分抵消。2019年12月31日与年终相比2018年12月31日。这个增加产量的增加是由于钻井活动的增加和通过收购实现增长的结果。我们的
生产增加通过34,151一堆油，62,944天然气MMcf和11,033截至年底天然气液体的MBbls2019年12月31日与年终相比2018年12月31日.
价格变动的净美元效应5.01亿美元(按期间平均价格的变动乘以本期石油、天然气液体和天然气的生产量)以及产量变动的净美元效应计算。23亿美元(按石油、天然气液体和天然气的周期间体积增加量乘以期间平均价格计算)如下所示。
|
| | | | | | | | | | | |
| 价格变动 | | 生产量(1) | | 总净美元变动效应 |
| | | | | (以百万计) |
价格变动的影响： | | | | | |
油 | $ | (2.79 | ) | | 68,518 |
| | $ | (191 | ) |
天然气 | $ | (1.08 | ) | | 97,613 |
| | $ | (106 | ) |
天然气液体 | $ | (11.05 | ) | | 18,498 |
| | $ | (204 | ) |
因价格变动而产生的总收入 | | | | | $ | (501 | ) |
| | | | | |
| 生产量变化(1) | | 前期平均价格 | | 总净美元变动效应 |
| | | | | (以百万计) |
生产量变化的影响： | | | | | |
油 | 34,151 |
| | $ | 54.66 |
| | $ | 1,867 |
|
天然气 | 62,944 |
| | $ | 1.76 |
| | $ | 110 |
|
天然气液体 | 11,033 |
| | $ | 25.47 |
| | $ | 281 |
|
收入变动总额 | | | | | $ | 2,258 |
|
| | | | | $ | 1,757 |
|
| |
(1) | 石油和天然气液体的MBBLS和天然气的MMcf分别以MBBLS和MMcf表示。 |
租赁奖金收入下表显示截止年度的租赁奖金收入。2019年12月31日和2018:
|
| | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 |
| (以百万计) |
租赁奖金收入 | $ | 4 |
| | $ | 3 |
|
租赁奖金收入截至2019年12月31日止的年度可归因于低于100万美元延长.的期限七租赁和租赁奖金支付300万美元在……上面12新租约。租赁奖金收入2018年12月31日可归因于租赁奖金的支付100万美元延长.的期限二租赁和租赁奖金支付200万美元在……上面五新租约。
中期服务收入下表显示截至年度的中期服务收入。2019年12月31日和2018:
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| | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 |
| (以百万计) |
中期服务收入 | $ | 64 |
| | $ | 34 |
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我们的中流服务收入是向我们的共同利益所有者和第三方收取的运输石油和天然气以及水收集和相关处置设施的费用。这些资产补充了我们在重要生产领域的业务。
租赁业务费用。下表显示截至年度的租赁业务费用。2019年12月31日和2018:
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| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 |
(百万美元，但每笔英国央行数额除外) | 金额 | 每BOE | | 金额 | 每BOE |
租赁业务费用 | $ | 490 |
| $ | 4.74 |
| | $ | 205 |
| $ | 4.31 |
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租赁业务费用截至2019年12月31日止的年度与2018年12月31日 增加通过2.85亿美元，或$0.43按照规定。在这两种情况下，租赁业务费用增加的主要原因是发电费用增加，原因是电力供应减少，产量增加，2019年中央盆地平台资产成本上升。我们正在积极努力减轻这一问题，并期望今后这些费用将减少。
生产和广告价格税费用。下表显示了截止年度的生产和从价税支出。2019年12月31日和2018:
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| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 |
(百万美元，但每笔英国央行数额除外) | 金额 | 每BOE | | 金额 | 每BOE |
生产税 | $ | 184 |
| $ | 1.78 |
| | $ | 104 |
| $ | 2.18 |
|
从价税 | 64 |
| 0.62 |
| | 29 |
| 0.61 |
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生产和从价费用总额 | $ | 248 |
| $ | 2.40 |
| | $ | 133 |
| $ | 2.79 |
|
一般而言，生产税和从价税直接关系到商品价格的变化；然而，得克萨斯州的从价税除其他因素外，是以前一年的商品价格为依据的，而生产税则是以当年的商品价格为依据的。生产税截至2019年12月31日止的年度与2018年12月31日 增加通过8 000万美元由于从收购和完成的整体产量增加。每个英国央行的生产税截至2019年12月31日止的年度与2018年12月31日 减少通过$0.40主要原因是生产量比生产税增加的百分比更高。从价税截至2019年12月31日止的年度与2018年12月31日 增加通过3 500万美元由于从2019年下半年增建了已购置和完成的油井。
中途服务费用。下表显示截至年度的中期服务费用。2019年12月31日和2018:
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| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 |
| (以百万计) |
中流服务费用 | $ | 91 |
| | $ | 72 |
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中流服务费用是指我们的石油和天然气收集和运输系统、天然气升降机、压缩基础设施和水运设施的运营和维护费用。截至年底的中期服务费用2019年12月31日与2018年12月31日, 增加通过1 900万美元主要是由于增加了体积和建立了Rattler系统。
折旧、损耗和摊销。下表列出截至年度的折旧、耗损和摊销费用的组成部分。2019年12月31日和2018:
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| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 |
| (百万英镑，英国央行除外) |
已探明石油和天然气特性的枯竭 | $ | 1,398 |
| | $ | 595 |
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中期资产折旧 | 33 |
| | 19 |
|
其他财产和设备的折旧 | 16 |
| | 9 |
|
折旧、损耗和摊销费用 | $ | 1,447 |
| | $ | 623 |
|
石油和天然气资产折旧、损耗和摊销 | $ | 13.54 |
| | $ | 12.62 |
|
这个增加已探明石油和天然气的损耗8.03亿美元为截至2019年12月31日止的年度与2018年12月31日主要原因是生产水平提高和新增储备净账面价值增加。
石油和天然气特性的损害。下表显示截至年度的石油和天然气属性受损情况。2019年12月31日和2018:
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| | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 |
| (以百万计) |
石油和天然气性质的损害 | $ | 790 |
| | $ | — |
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一般费用和行政费用。下表显示截止年度的一般费用和行政费用。2019年12月31日和2018:
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| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 |
(百万美元，但每笔英国央行数额除外) | 金额 | 每BOE | | 金额 | 每BOE |
一般和行政费用 | $ | 56 |
| $ | 0.54 |
| | $ | 38 |
| $ | 0.79 |
|
非现金股票补偿 | 48 |
| 0.46 |
| | 27 |
| 0.57 |
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一般和行政费用共计 | $ | 104 |
| $ | 1.00 |
| | $ | 65 |
| $ | 1.36 |
|
的一般和行政费用截至2019年12月31日止的年度与2018年12月31日 增加通过3 900万美元主要原因是由于人数增加，薪金和福利增加。
净利息费用。下表显示截至年度的利息支出净额。2019年12月31日和2018:
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| | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 |
| (以百万计) |
净利息费用 | $ | 172 |
| | $ | 87 |
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的净利息费用截至2019年12月31日止的年度与2018年12月31日, 增加通过8 500万美元。这增加主要原因是我们的信贷安排下的平均借款增加，但由于利率下降而部分抵销。截至2019年12月31日止的年度与2018年12月31日以及与我们的DrillCo协议相关的200万美元利息费用的增加。
衍生产品。下表显示衍生工具的收益(亏损)，净额为截至年度的净收益(亏损)。2019年12月31日和2018:
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| | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 |
| (以百万计) |
开放式非对冲衍生工具公允价值的变化 | $ | (188 | ) | | $ | 222 |
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非对冲衍生工具结算的损益 | 80 |
| | (121 | ) |
衍生工具的收益(损失) | $ | (108 | ) | | $ | 101 |
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我们必须将资产负债表上的所有衍生工具确认为按公允价值计量的资产或负债。我们没有指定我们的衍生工具作为会计用途的对冲工具。因此，我们将我们的衍生工具标记为公允价值，并在我们的合并业务报表“衍生工具损益净额”项下确认衍生工具公允价值的现金和非现金变化。
所得税准备金。下表列出截至年底的所得税准备金。2019年12月31日和2018:
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| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 |
| (以百万计) |
所得税准备金 | $ | 47 |
| | $ | 168 |
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我们的入息税规定有所改变，主要是由于以下各项的税前收入减少所致。截至2019年12月31日止的年度以及由于Viper在2019年12月31日和2018年12月31日终了的年度的税收状况变化而确认的递延税款估计数所产生的递延所得税福利的变化。
流动性与资本资源
从历史上看，我们的主要流动资金来源是我们公开发行股票、根据我们的循环信贷安排借款、发行高级票据和业务现金流动的收益。我们主要利用资本购置、开发和勘探石油和天然气属性。在我们追求储备和生产增长的同时，我们定期考虑哪些资本资源，包括股本和债务融资，可以满足我们未来的财政义务、计划中的资本支出活动和流动性要求。我们未来增长已探明的储量和产量的能力将高度依赖于我们所拥有的资本资源。
流动性与现金流量
我们的现金流截至2019年12月31日止的年份和2018列示如下：
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| | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 |
| (以百万计) |
经营活动提供的净现金 | $ | 2,734 |
| | $ | 1,565 |
|
用于投资活动的现金净额 | (3,888 | ) | | (3,503 | ) |
筹资活动提供的现金净额 | 1,062 |
| | 2,041 |
|
现金净变动 | $ | (92 | ) | | $ | 103 |
|
经营活动
业务活动提供的现金净额为27亿美元为截至2019年12月31日止的年度相比较16亿美元为2018年12月31日。这个增加在经营上，现金流量主要是由于石油和天然气收入的增加，而这些收入是由于石油和天然气产量的增加而造成的。截至2019年12月31日止的年度，被较低的平均销售价格部分抵消。
我们的经营现金流对许多变量很敏感，其中最重要的是我们生产的石油和天然气价格的波动。这些商品的价格主要取决于当前的市场条件。区域性
而世界范围内的经济活动、天气等重大变化因素影响着这些产品的市场状况。这些因素超出了我们的控制范围，很难预测。见“-我们的收入来源”和1A项。上述“危险因素”。
投资活动
购买和开发石油和天然气资产占我们投资活动现金支出的大部分。我们用现金进行投资活动39亿美元和35亿美元在结束的几年内2019年12月31日和2018分别。
在截至2019年12月31日止的年度我们花了(A)27亿美元与我们的钻探计划有关的资本支出330毛额(296(净)水平井和已完成317毛额(289网)操作的水平井，(B)2.44亿美元关于中流资产的增加，(C)3.33亿美元为获取矿产权益，(D)4.43亿美元关于租赁权购置，(E)500万美元购买其他财产和设备，(F)100万美元关于房地产投资和(G)4.85亿美元关于权益法投资。
在2018年12月31日终了的一年中，我们花费了(A)15亿美元用于我们的钻井计划，其中我们钻探了189口毛额(168口)水平井，完成了176口毛额(155口)水平井，(B)2.04亿美元用于增加中流资产，(C)4.4亿美元用于购买矿产权益，(D)14亿美元用于租赁购置，(E)700万美元用于购买其他财产和设备，(F)1.11亿美元用于房地产投资。
我们的投资活动截至2019年12月31日止的年份和2018摘要见下表：
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| | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 |
| (单位：千) |
钻井、完井和基础设施 | $ | (2,677 | ) | | $ | (1,461 | ) |
中流资产的增加 | (244 | ) | | (204 | ) |
租赁权益的取得 | (443 | ) | | (1,371 | ) |
矿业权的取得 | (333 | ) | | (440 | ) |
购置其他财产、设备和土地 | (5 | ) | | (7 | ) |
房地产投资 | (1 | ) | | (111 | ) |
出售资产所得收益 | 300 |
| | 80 |
|
代管资金 | — |
| | 11 |
|
股权投资 | (485 | ) | | — |
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用于投资活动的现金净额 | $ | (3,888 | ) | | $ | (3,503 | ) |
筹资活动
本节中对“我们”、“我们”或“我们”的提述应指响尾蛇能源公司。和响尾蛇O&G有限责任公司，集体，除非另有规定。
基金活动提供的现金净额截至2019年12月31日止的年份和2018曾.11亿美元和20亿美元分别。
在截至2019年12月31日止的年度，融资活动提供的资金主要来自于毒蛇2019年3月1日完成的公开募股净收益3.41亿美元，以及Rattler公开募股的净收入7.2亿美元，3 900万美元从合资企业获得的收益22亿美元在2019年12月“说明”的收益中，减去偿还额，部分抵销14亿美元还本付息，扣除我们信贷安排下的借款，4 400万美元债务清偿的溢价，1.22亿美元分配给非控制利益的人，1 300万美元为扣缴税款回购股票，5.93亿美元作为我们股票回购计划的一部分1.12亿美元股东的红利。
2018年12月31日终了年度，融资活动提供的资金主要是发行了11亿美元新的高级债券、14亿美元借款、扣除我们信贷机制下的偿还款、Energen信贷机制下5.59亿美元的还款以及Viper公开发行的3.05亿美元净收益，被9 800万美元分配给非控股权和3 700万美元股利部分抵消。
4.750%高级债券
2016年10月28日，我们发布了500亿美元合计本金4.750%高级票据到期2024年在我们之间的一个契约，附属担保人当事人和富国银行，作为受托人。2018年9月25日，我们发布了7.5亿美元新的总本金4.750%高级笔记作为附加的笔记，并以4.750%的高级票据的相同契约条款为限。我们收到了大约7.41亿美元在净收益中，扣除初始购买者的折扣和我们估计的发行费用，但不计应计利息，从发行4.750%的高级债券中扣除。我们将4.750%的高级债券发行所得净收入的一部分用于偿还部分未偿还的借款-我们的循环信贷安排和余额-用于一般企业用途，包括为从阿贾克斯资源有限责任公司购买某些资产提供部分现金考虑。
在2019年12月20日，我们赎回了所有未偿还的4.750%高级笔记，我们称之为赎回日期。我们所指的赎回付款，包括12.5亿美元未偿还本金的赎回价格为103.563%的本金4.750%高级票据，加上未偿还本金的应计利息和未付利息。2019年12月5日，4.750%高级票据已获完全满意及解除，担保人已获解除对4.750%高级笔记。这个4.750%高级音符，引起兴趣的4.750%每年，计划于2024年11月1日到期。在赎回日，赎回价格将支付给4.750%高级笔记。我们以发行2019年12月债券的净收益的一部分为赎回付款提供资金。
这些4.750%的高级债券年息4.750%，每半年派息一次，从2017年5月1日起，每年5月1日和11月1日到期，并将于2024年11月1日到期。我们所有为循环信贷提供担保的有限子公司都为4.750%的高级票据提供了担保，但前提是4.750%的高级票据不是由Viper、Viper‘s General Partners、Viper LLC、Rattler、Rattler’s General Partners或Rattler LLC担保的。
2025年高级说明
在2016年12月20日，我们发布了500亿美元合计本金5.375%我们称之为2025年到期的高级票据，在我们中间的一个契约下，它是附属担保方，富国银行(WellsFargo)是托管人，我们称之为2025年契约。2018年1月29日，我们发行了总计3000万美元的5.375%的新高级债券本金，作为2025年契约下的额外票据，我们称之为2025年的新票据，连同现有的2025年债券，作为2025年的高级债券。在扣除初始购买者的折扣和我们估计的发行费用后，我们获得了大约3.084亿美元的净收益，但不计新2025年债券发行的应计利息。我们利用发行2025年新票据的净收益，偿还我们循环信贷机制下的部分未偿借款。
2025年的高级债券利率为5.375%每年每半年派息一次，每年5月31日及11月30日拖欠款项，并将於2025年5月31日届满。我们现有和未来的所有受限制的子公司保证我们的循环信贷设施保证2025年的高级票据。目前，除响尾蛇O&G有限责任公司外，2025年的高级票据并不由我们的任何子公司担保，也不会得到我们未来任何不受限制的子公司的担保。
有关2025年高级说明的更多信息，见注10-本表格其他部分所列合并财务报表附注所列债务10-K.
2019年12月债券发行
在2099年12月5日，我们发行了10亿美元的总本金，2.875%到期的高级债券，8亿美元的总本金，3.250%到期的高级债券，12亿美元的总本金，3.500%的高级债券到期的2029年。2024年12月1日到期，2026年12月1日到期，2029年12月1日到期。利息每半年计息一次，自2020年6月1日起，每年6月1日至12月1日拖欠。2019年12月的票据是完全和无条件担保的响尾蛇O&G有限责任公司，而不是由我们的任何其他子公司担保。
我们和作为托管人的富国银行(WellsFargo Bank)在2019年12月5日的契约下发行了2019年12月的票据，并由截至2019年12月5日的第一份补充契约作为补充，我们称之为2019年12月的备注义齿。2019年12月备注义齿包含某些契约，除某些例外和资格外，除其他外，限制我们的能力和我们某些子公司产生留置权的能力。
确保有资金支持的负债，以及我们巩固、合并或出售、转让、转移或租赁全部或实质上所有资产的能力。
有关2019年12月“说明”的更多信息，见注10-本表格其他部分所列合并财务报表附注所列债务10-K.
第二次修正和恢复信贷机制
我们和钻石公司作为借款人签订了第二份经修正的、日期为2013年11月1日的信贷协议，其中包括富国银行(WellsFargo)作为行政代理，其附属公司富国证券(WellsFargo Securities)作为唯一的簿记管理人和牵头安排人。2019年6月28日，根据第十一项修正案，对信贷协议进行了修订，对信贷安排在未担保债务获得两个评级机构的投资等级评级之日及之后进行了某些修改，并满足了信贷协议中的某些其他条件(“投资等级转换日期”)。在…2019年12月31日，根据信贷协议可获得的最高信贷额为20亿美元。截至2019年12月31日，我们大约有1 300万美元我们循环信贷安排下的未偿还借款19.9亿美元可在我们的循环信贷安排下用于未来的借款。
响尾蛇O&G有限责任公司是信贷协议下的借款人，2019年12月31日，该信贷协议由响尾蛇能源公司担保。我们的其他子公司都不是我们循环信贷贷款的担保人。2019年12月5日，响尾蛇O&G有限责任公司递交了一封信，通知根据信贷协议的行政代理人，截至该日，除响尾蛇能源公司以外的每一家担保人都不再是信贷协议下的担保人。
信用协议下的未偿借款按我们选择的年利率计算利息，利率等于备用基准利率(相当于最高的最优惠利率、联邦基金的实际利率加0.50%和3个月的libor+1.0%)或libor，在每种情况下都加上适用的保证金。适用的差额范围为0.125%到1.0%每年及自1.125%到2.0%就libor而言，每年取决于定价水平，而这又取决于评级机构对我们无担保债务的评级。我们有义务每季度支付一笔从0.125%到0.350%每年根据未使用部分的承诺，根据定价水平，这反过来取决于评级机构对我们的无担保债务的评级。
贷款本金可以随时可选地预付，而不收取保险费或罚款(通常的libor破碎除外)。贷款本金必须偿还：(A)贷款金额超过承诺的范围，因为最高信贷总额终止或减少；(B)在2022年11月1日到期日。
信贷协议包含一份金融契约，要求我们将总净债务与资本化比率(如信贷协议中的定义)保持在不超过65%的水平。我们的非担保人受限制的附属公司可能会因借来的款项而招致债务，本金总额最多可达15%(如信贷协议所界定)，而我们及我们受限制的附属公司，如由该等留置权担保的债务总额不超逾，则可享有留置权。15%合并的有形资产净额。
截至2019年12月31日，我们遵守了我们的循环信贷安排下的所有金融契约，就像当时一样。放款人可在任何违约事件发生及持续期间，加速我们循环信贷安排下的所有负债。信用协议包含违约的习惯事件，包括不付款、违约、重大错误陈述、交叉违约、破产和控制权变更。
Energen票据
在合并生效时，Energen成为我们的全资子公司，并仍然是总本金的发行者。5.3亿美元在我们称为Energen Notes的票据中，我们在1996年9月1日以纽约银行为受托人的契约下发行，我们称之为Energen INDITH。截至2019年12月31日，“能源说明”包括：(A)3.99亿美元合计本金4.625%二零二一年九月一日到期的高级债券(二)1.08亿美元的7.125%应于2028年2月15日到期的票据(3)2 100万美元的7.32%应于2022年7月28日及(4)1 100万美元的7.35%应于2027年7月28日到期的票据。
Energen债券是Energen公司的高级无担保债务，合并后，Energen公司作为我们的全资子公司，仍然是Energen Notes的唯一发行人和承付人。Energen Notes在支付权利方面与Energen的所有其他高级无担保债务(如果有的话)同等，并实际上从属于Energen的高级担保债务(如果有的话)，其程度取决于担保这种债务的担保品的价值。我们和我们的任何子公司都不为Energen票据提供担保。
有关Energen Notes的更多信息，见注10-本表格其他部分所列合并财务报表附注所列债务10-K.
Viper‘s设施-富国银行
2018年7月20日，Viper LLC作为借款人，与担保人、作为行政代理人的富国银行和其他贷款人签订了经修订和重报的信贷协议。经修订的信贷协议，即我们所称的Viper信贷协议，规定了最高信贷额的循环信贷安排。20亿美元和基于Viper LLC的石油和天然气储量及其他因素(“借款基数”)的借款基数7.75亿美元，须经排定的半年一次及其他选修借款基数重新厘定。借款基数按计划每半年重新确定一次，自5月1日和11月1日起生效。此外，ViperLLC和WellsFargo都可能要求三在任何情况下对借款基数的临时重新确定12-月期。由于毒蛇在2019年11月重新确定了秋季债务，根据毒蛇信贷协议，借款基数增加到7.75亿美元。截至2019年12月31日，借款基数是7.75亿美元，Viper LLC9 700万美元未偿还借款和6.78亿美元可供今后根据Viper信贷协议借款。我们和其他任何子公司都不为Viper信贷协议提供担保。
根据Viper信贷协议未偿还的借款按Viper有限责任公司选择的年利率计算利息，该利率等于备用基准利率(等于最高的最优惠利率，联邦基金的实际利率加上)。0.5%3个月期libor加1.0%)或libor，在每种情况下加上适用的保证金。适用的差额范围为0.75%到1.75%每年按备用基准率计算1.75%到2.75%就libor而言，每年取决于与承付款项有关的未偿贷款和信用证的数额，后者被定义为最高信贷额和借款基数中的较小部分。Viper有限责任公司有义务支付季度承诺费，范围从0.375%到0.500%每年承付的未用部分，费用也取决于与承付款有关的未偿贷款和信用证的数额。贷款本金可随时可供选择地预付，而不收取保险费或罚款(习惯LIBOR破碎除外)，并被要求偿还(一)贷款数额超过承付款或借款基础的情况，不论是由于借款基础重新确定或其他原因(在某些情况下须受补救期)，(二)在根据信贷协议存在借款基础不足或违约的情况下，数额等于出售财产的现金净收益；(三)在2022年11月1日到期日。贷款主要由Viper和Viper有限责任公司的所有资产担保。
Viper信贷协议包含各种肯定、否定和财务维护契约。这些契约除其他外，限制额外负债、购买保证金股票、追加留置权、出售资产、合并和合并、股息和分配、与附属公司的交易以及签订某些互换协议，并要求维持下文所述的财务比率。
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| |
财务公约 | 所需比率 |
按Viper信贷协议的定义，净债务总额与EBITDAX的比率 | 不超过4.0至1.0 |
按Viper信贷协议的定义，流动资产与负债的比率 | 不少于1.0至1.0 |
禁止额外负债的公约允许发行最多可达10亿美元以高级无担保票据的形式发行，并在任何此类发行方面，减少借款基数25%每一次此类发行的本金。契约限制股息和分配包括一个例外，允许毒蛇有限责任公司作出分配，如果不存在违约，事件违约或借款基础不足。
截至2019年12月31日、Viper和Viper有限责任公司遵守了当时生效的Viper信贷协议下的所有金融契约。在任何违约事件发生和持续期间，放款人可以加速根据Viper信贷协议承担的所有债务。Viper信用协议包含违约的习惯事件，包括不付款、违约、重大错误陈述、交叉违约、破产和控制权变更。
毒蛇笔记
2019年10月16日，毒蛇完成了发行5.375%到期的高级债券本金总额为2027年5亿美元。Viper从这次发行中获得了5亿美元的总收入，并借给Viper LLC。Viper有限责任公司支付了这次发行的费用，从而获得了发行的净收益。4.9亿美元，根据Viper信贷协议，Viper LLC用来偿还借款。
从2019年10月16日起，Viper作为担保人，Viper LLC作为担保人，富国银行(WellsFargo)作为托管人，我们称之为毒蛇义齿。根据毒蛇义齿和Viper Notes，Viper Notes的利息应按以下利率计算5.375%年未付本金，自2020年5月1日起，每年5月1日和11月1日起每半年支付一次。毒蛇债券将於二零二七年十一月一日到期。
Viper有限责任公司根据Viper义齿保证Viper Notes。我们和其他任何子公司都不为Viper Notes提供担保。
Viper因义齿包含某些契约，除某些例外情况和资格外，除其他外，限制Viper及其受限制子公司产生或担保额外负债或发行某些可赎回或优先股、作出某些投资、宣布或支付股利或分配股本权益或赎回、回购或退休权益或次级负债、转让或出售资产的能力，同意对受限制子公司的付款限制，合并、合并、出售或以其他方式处置其所有或实质上所有资产，与附属公司进行交易，产生留置权，并指定某些子公司为不受限制的子公司。这些公约有许多例外，其中一些是实质性的。其中某些公约在发生某些事件后即被终止。
响尾蛇信贷协议
关于Rattler的发行，Rattler作为母公司，Rattler LLC作为借款人，于2019年5月28日与富国银行签订了一项信贷协议，富国银行作为行政代理，银行辛迪加作为贷款方，我们称之为Rattler信贷协议。
Rattler信贷协议规定了最高信贷额度的循环信贷安排。6亿美元。贷款本金可随时可供选择地预付，而不收取保险费或罚金(传统libor破碎除外)，并须在2024年5月28日到期时预付。Rattler信贷协议由Rattler、Tall City、Rattler Omog LLC和Rattler Ajax Processing LLC担保，基本上由Rattler LLC、Rattler、Tall City、Rattler Omog LLC和Rattler Ajax Processing LLC的所有资产担保。截至2019年12月31日，Rattler有限责任公司4.24亿美元未偿还借款和1.76百万美元根据Rattler信贷协议，可用于未来的借款。
Rattler信贷协议下的未偿借款按Rattler有限责任公司选择的年利率计算利息，利率以最优惠利率或libor为基础，在每种情况下加上适用的保证金。适用的差额范围为0.250%到1.250%每年优质贷款及1.250%到2.250%每年LIBOR贷款，在每种情况下取决于综合总杠杆率(如Rattler信贷协议中所定义)。响尾蛇有限责任公司有义务支付季度承诺费，范围从0.250%到0.375%每年承付款中未用部分的费用也取决于综合总杠杆比率。
Rattler信贷协议包含了各种肯定和否定的契约。这些契约，除其他外，限制额外负债、附加留置权、出售资产、合并和合并、分配和其他限制性付款、与附属公司的交易以及订立某些互换协议，在每一种情况下都是Rattler、Rattler有限责任公司及其受限制的子公司。这些契约受Rattler信贷协议规定的例外情况约束，包括允许Rattler LLC或Rattler发行无担保债务证券的例外，以及允许在不存在违约或违约事件的情况下支付发行款项的例外情况。
Rattler信贷协议还载有财务维护契约，要求维持以下财务比率：
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财务公约 | | 所需比率 |
合并总杠杆比率 | 不超过5.00至1.00(或在某些收购后的3个财政季度不超过5.50至1.00)，但如果适用综合高级担保杠杆比率(如Rattler信贷协议中所定义的)，则不超过5.25至1.00) |
合并高级抵押杠杆率从作出财务契约选举(如Rattler信贷协议中的定义)的任何财政季度的最后一天开始 | 不超过3.50至1.00 |
综合利息覆盖率(按Rattler信贷协议中的定义) | 不少于2.50至1.00 |
为了在截至2020年6月30日的财政季度之前计算财务维护契约，EBITDA(如Rattler信贷协议中的定义)将根据前一个财政季度的实际EBITDA，从2019年9月30日终了的财政季度开始按年度计算。
截至2019年12月31日、Rattler和Rattler有限责任公司遵守了Rattler信贷协议下的所有财务契约。放款人可在任何违约事件发生和持续期间，加速Rattler信贷协议规定的所有债务。Rattler信用协议包含违约的习惯事件，包括不付款、违约、重大错误陈述、交叉违约、破产和控制权变更。
资本要求和流动资金来源
我们的董事会批准了2020钻井、中游和基础设施的资本预算28亿美元到30亿美元，代表增加的1%超过我们2019资本预算。我们估计，在这些支出中，大约：
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• | 24.5亿美元到26亿美元将用于钻探和完成320到360毛额(288到324我们在北米德兰和南特拉华盆地使用的租赁土地面积的水平井，平均横向长度约为9，700英尺； |
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• | 2亿美元到2.25亿美元将用于中游基础设施，不包括合资投资；以及 |
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• | 1.5亿美元到1.75亿美元将用于基础设施和其他支出，不包括租赁和矿物利息购置的费用。 |
在截至2019年12月31日止的年度，我们在钻井和基础设施方面的总资本支出是27亿美元。我们没有一个具体的收购预算，因为收购的时间和规模无法准确预测。在截至2019年12月31日止的年度，我们大约花了4.43亿美元以现金购买租赁权益和矿产土地。
2019年5月，我们的董事会批准了一项股票回购计划，将在2020年12月31日之前收购我们高达20亿美元的已发行普通股。我们买了大约5.98亿美元在此项目下，我们的普通股在年终 2019年12月31日，约有14亿美元在此计划下的未来可供购回之用。我们打算继续在回购计划下机会主义地购买股票，主要来自运营和资产出售等流动资金的现金流，同时保持足够的流动性为我们的资本支出计划提供资金。
我们的资本支出的数额和时间在很大程度上是由我们自行决定和控制的。根据各种因素，我们可以选择推迟这些计划的资本支出的一部分，包括但不限于我们的钻探活动的成功、石油和天然气的普遍和预期价格、所需设备、基础设施和资本的供应、所需管制许可和批准的接收和时间、季节性条件、钻井和购置费用以及其他利益拥有者的参与程度。我们目前正在操作23个钻井平台，包括两个钻井平台、生产的水处理井和9个完井人员。我们将继续监测商品价格和整体市场状况，并根据商品价格和总体市场情况的变化，调整我们的钻机升降速度。
基于目前的石油和天然气价格以及2020年的生产预期，我们相信，我们从运营中获得的现金流、手头现金以及在我们循环信贷安排下的借款，将足以为我们的运营提供到2020年年底的资金。然而，未来的现金流动取决于若干变量，包括石油和天然气的生产水平和价格，为了更充分地开发我们的财产，将需要大量额外的资本支出。此外，我国2020年资本支出预算没有划拨任何资金用于租赁利息和财产收购。
我们监测和调整我们预计的资本支出，以响应我们的钻探活动的结果、价格的变化、融资的可得性、钻井和购置成本、行业状况、监管批准的时间、钻机的可用性、合同义务、内部产生的现金流和我们控制范围内外的其他因素。如果我们需要额外的资本，我们可以通过传统的储备基础借款、合资伙伴关系、生产支付融资、资产出售、提供债务和股票证券或其他手段来寻求这种资本。我们不能保证所需的资金将以可接受的条件或完全可以获得。如果我们不能在需要时或在可接受的条件下获得资金，我们可能被要求削减我们的钻探计划，这可能导致租约到期面积的损失。此外，我们可能无法完成可能对我们有利的收购，也无法为替换储备所需的资本支出提供资金。如果商品价格下降，我们的收入、现金流量、业务结果、流动性和储备可能会受到重大和不利的影响。
合同义务
下表汇总了我们的合同义务和承诺。2019年12月31日:
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| 按期间支付的款项 |
| 2020 | | 2021-2022 | | 2023-2024 | | 此后 | | 共计 |
| (以百万计) |
担保循环信贷设施(1) | $ | — |
| | $ | 13 |
| | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 13 |
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与担保循环信贷机制有关的承付费用(2) | 2 |
| | 5 |
| | — |
| | — |
| | 7 |
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高级音符 | — |
| | 420 |
| | 1,000 |
| | 2,919 |
| | 4,339 |
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与高级附注有关的利息开支(3) | 168 |
| | 311 |
| | 294 |
| | 301 |
| | 1,074 |
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钻井协议 | — |
| | — |
| | — |
| | 39 |
| | 39 |
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Viper的有担保的循环信贷设施(1) | — |
| | 97 |
| | — |
| | — |
| | 97 |
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Viper信贷协议下的承诺费(4) | 3 |
| | 4 |
| | — |
| | — |
| | 7 |
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毒蛇高音 | — |
| | — |
| | — |
| | 500 |
| | 500 |
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与Viper高级票据有关的利息支出 | 27 |
| | 54 |
| | 54 |
| | 76 |
| | 211 |
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响尾蛇有担保的循环信贷设施(1) | — |
| | — |
| | 424 |
| | — |
| | 424 |
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Rattler信用协议下的承诺费(5) | — |
| | 1 |
| | 1 |
| | — |
| | 2 |
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资产退休债务(6) | — |
| | — |
| | — |
| | 94 |
| | 94 |
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钻井承诺(7) | 15 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 15 |
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供砂协定 | 18 |
| | 36 |
| | 36 |
| | 23 |
| | 113 |
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业务租赁债务(8) | 11 |
| | 14 |
| | 7 |
| | 5 |
| | 37 |
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| $ | 244 |
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| $ | 955 |
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| $ | 1,816 |
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| $ | 3,957 |
| | $ | 6,972 |
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(1) | 包括循环信贷安排下的未清本金，该表不包括根据这种浮动利率安排应支付的利息费用或其他费用，因为我们无法预测未来借款和偿还的时间或收取的利率。 |
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(2) | 只包括应支付的最低承诺费，截至2019年12月31日，包括相等于0.125%每年本公司信贷协议中未使用部分的借款基础。 |
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(3) | 利息是指高级票据和Energen票据的预定现金付款。 |
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(4) | 只包括应支付的最低承诺费，截至2019年12月31日，包括相等于0.375%每年未使用的部分借款基地的毒蛇的信贷协议。 |
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(5) | 只包括应支付的最低承诺费，截至2019年12月31日，包括相等于0.250%每年Rattler信贷协议借款基础中未使用的部分。 |
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(6) | 数额是我们对未来资产退休债务的估计。由于这些费用通常会延长到未来许多年，估计这些未来费用需要管理层根据许多因素，包括通货膨胀率、不断变化的技术以及政治和监管环境，作出估计和判断。见注8-本表格其他部分所列合并财务报表附注的资产退休债务10-K. |
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(7) | 钻井承付款是指该公司签署的合同下今后用于钻井服务的最低支出承付款2019年12月31日. |
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(8) | 业务租赁债务是对建筑、设备和车辆租赁的未来承付款。 |
上表不包括与我们所拥有的某些数量承诺有关的估计不足费，因为它们是基于未来的数量交付和与我们无法预测的市场定价的差异。
关键会计政策
对我们的财务状况和业务结果的讨论和分析是根据我们按照美国普遍接受的会计原则编制的综合财务报表编制的。下面，我们对我们更重要的会计政策、估计和判断进行了更广泛的讨论。我们认为，这些会计政策反映了我们在编制财务报表时使用的更为重要的估计和假设。见注2-本表格其他部分所列合并财务报表附注的重要会计政策摘要.10-K.
估计数的使用
我们的管理层必须估计列入或影响我们合并财务报表和相关披露的某些数额，要求对在编制合并财务报表时无法确定的价值或条件作出某些假设。这些估计和假设影响到我们报告的资产和负债数额以及我们在合并财务报表之日披露的或有资产和负债。实际结果可能与这些估计不同。
我们利用历史经验、与专家的协商和我们认为在特定情况下合理的其他方法，不断评估这些估计数。然而，实际结果可能与我们的估计大不相同。对这些估计数的修订对我们的业务、财务状况或业务结果产生的任何影响，都记录在引起修订的事实被了解的时期内。受这些估计和假设影响的重要项目包括已探明的石油和天然气储量估计数和由此产生的未来净现金流量的相关现值估计数、石油和天然气财产的账面价值、资产退休义务、获得的资产和负债的公允价值确定、基于股本的补偿、商品衍生产品的公允价值估计数和所得税估计数。
石油天然气性质核算方法
我们对我们的石油和天然气生产活动使用全部成本会计方法进行核算。因此，购置、勘探和开发已探明的石油和天然气的所有费用，包括废弃财产、干洞、地球物理费用和年度租赁租金，均计入资本。我们还将内部拥有的钻井和油井维修设备所提供的服务的直接运营成本资本化。计入全额费用池的内部费用是管理部门对与勘探和开发活动直接有关的费用的估计数，例如与监督勘探和开发活动有关的地质和其他行政费用。与钻井活动无关的所有内部费用均按支出入账。石油和天然气属性的销售或其他处置作为资本成本调整入账，没有损益记录，除非成本与已探明储量的比率发生重大变化。我们亦拥有权益的物业的工作权益拥有人所获服务的收入，如超出有关成本，即列为石油及天然气物业资本化成本的减少。评价的石油和天然气性质的耗竭按生产单位计算，即资本化成本加上估计的未来开发费用按已探明储量总额摊销。
与未评估的财产有关的费用不包括在全部成本池中，直到我们确定是否存在已证实的储备为止。我们每年评估所有列为未评估财产的项目，以确定是否存在可能的减值。如果属性是个别不重要的，我们将根据个人或作为一个组来评估属性。评估除其他外，包括考虑下列因素：钻探意图；剩余租赁期限；地质和地球物理评价；钻探结果和活动；已探明储量的分配；如果指定探明储量，则发展的经济可行性。在这些因素表明有减值的任何时期内，迄今因这类财产而产生的累计钻井费用和所有或部分相关租赁费用都转移到全部成本池中，然后进行摊销。
石油天然气储量及未来纯收入的标准化计量
我们的独立工程师和技术人员准备我们的石油和天然气储量的估计和相关的未来净收入。美国证交会将已探明储量定义为石油和天然气的估计量，地质和工程数据显示，在现有经济和运营条件下，未来几年可以从已知储层中开采。估计石油和天然气储量的过程很复杂，需要在评价现有地质、地球物理、工程和经济数据方面作出重大决定。随着时间的推移，某一特定财产的数据也可能因许多因素而发生重大变化，其中包括额外的发展活动、不断演变的生产历史以及在不断变化的经济条件下不断重新评估生产的可行性。因此，对现有储备估计数的重大修订时有发生。虽然已尽一切合理努力确保所报告的准备金估计数是最准确的评估，但各种财产的主观决定和现有数据的差异增加了这些估计数发生重大变化的可能性。如果这些变化是重大的，它们可能会对未来资本化成本的摊销产生重大影响，并导致可能具有重大意义的资产减值。
在估算已探明的石油和天然气储量时，存在着许多固有的不确定性。油气储量工程是估算地下油气储量的一个主观过程，无法精确测量，任何储量估算的准确性都取决于现有数据的质量以及工程地质解释和判断的质量。在估计日期之后的钻探、测试和生产结果可能证明有理由修改这种估计。因此，储量估计往往与最终回收的石油和天然气的数量不同。
收入确认
与客户签订合同的收入
销售的石油，天然气和天然气液体都是认可的点控制的产品是转让给客户。实际上，我们合同中的所有定价规定都与市场指数挂钩，除其他因素外，还根据油井是否输送到集输线路、石油或天然气的质量以及普遍的供求情况等因素进行了某些调整。因此，石油、天然气和天然气液体的价格波动，与其他现有石油、天然气和天然气液体供应保持竞争力。
石油销售
我们的石油销售合同通常是由买方在合同约定的交货点向买方交付石油的，买方在此接受产品的保管、所有权和损失风险。根据这一安排，我们或第三方将产品运输到交货点，并从买方那里收取指定的指数价格，不作任何扣减。在这种情况下，当控制权在交货点根据从买方收到的价格转移到买方时，我们确认收入。石油收入记录在我们的综合经营报表中，扣除任何第三方运输费和其他适用的差额。
天然气和天然气液体销售
根据我们的天然气加工合同，它将天然气输送给位于井口、电池设施或中流加工实体系统入口的中流加工实体。中流加工实体收集和处理天然气，并向我们进行天然气液体和剩余气体的销售。在这些场景中，我们评估事务中的主体还是代理。对于我们已经缔结的合同，它是主要的，最终的第三方是它的客户，我们以毛额确认收入，运输、收集、加工、处理和压缩费用作为费用列在我们的综合业务报表中。
在某些天然气加工协议中，我们可以选择在中流实体加工厂的尾门取其剩余气体和/或以实物形式的天然气液体，然后将产品推向市场。通过营销过程，我们以合同约定的交货点将产品交付给最终的第三方采购商，并从买方那里获得指定的指数价格。在这种情况下，当控制权在交货点根据从购买者收到的指数价格转移到买方时，我们确认收入。天然气加工合同的收集、加工、处理和压缩费用，以及向买方交付产品所需的任何运输费，均作为运输、收集、加工、处理和压缩费用列于我们的综合业务报表中。
中流收入
收集、压缩、水处理、处置和处理业务的大部分收入来自Rattler为勘探和生产业务提供的部门间交易。在我们的合并财务报表中所列的这部分费用是向我们经营的油井的利益所有人收取的数额，以及Rattler提供的水处理和处理服务或Rattler收集和压缩系统的使用而向其他第三方收取的费用。为了收集和压缩收入，Rattler满足其性能义务，并确认当低压力容量被交付到指定的交付点时的收益。收入是根据每个MMbtu收集费或Rattler根据收集和压缩协议收取的每桶收集费确认的。对于水处理和处理收入，Rattler满足其性能义务，并确认当水量已交付给水力水表的指定井垫，废水量已在我们的设施下游计量。对于通过第三方供应商签订的服务，Rattler的履约义务是在第三方提供者所提供的服务已经完成时履行的。收入是根据水桶供水或Rattler根据水服务协定收取的废水收集和处置费确认的。
分配给剩余履约义务的交易价格
我们的上游产品销售合同直到生产才开始，因此，不被认为存在于每一天的生产之外。因此，根据我们的产品销售合同，没有剩余的性能义务。
我们的大部分中期收入协议的期限超过一年，因此，我们利用了ASC 606中的实际权宜之计，其中规定，如果可变代价完全分配给完全未履行的履约义务，我们就不必披露分配给剩余履约义务的交易价格。根据我们的收入协议，每次交付一般都是一项单独的履约义务；因此，今后交付的数量完全没有得到满足，也不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。
其余的中期收入协议，涉及与第三方的协议，是短期性质的，任期一年或更短。我们在ASC 606中使用了另一种实用的权宜之计，如果履约义务是最初预期期限为一年或更短的协议的一部分，则可免除披露分配给剩余履约义务的交易价格。
合同余额
根据我们的产品销售合同，一旦履行了履约义务，我们有权向客户开具发票，此时付款是无条件的。因此，我们的产品销售合同不产生在ASC 606下的合同资产或负债。
上期履约义务
我们记录了当月的收入，生产是交付给买方的。然而，某些天然气和天然气液体销售的结算单在交货日期后30至90天内可能不会收到，因此，我们必须估计交付给买方的生产量和销售该产品的价格。在收到买方付款的当月，我们记录我们的估计数和实际收到的产品销售金额之间的差额。我们对我们的收入估算过程和相关的应计项目实行了现有的内部控制，而我们的收入估计数与历史上实际收入之间的任何差异都不是很大。截止年度2019年12月31日在本报告所述期间确认的与上一个报告所述期间履行的业绩义务有关的收入不重要。我们认为，我们的石油、天然气和天然气液体合同的定价条款是业内的惯例。在某一报告期内由于没有从第三方收到时间或信息而无法获得石油和天然气销售的实际数量和价格的情况下，与预期销售量和这些财产的价格有关的收入将予以估计和记录。
减值
我们采用全成本法来核算我们的石油和天然气属性。在这种方法下，所有的获取、勘探和开发成本，包括某些内部成本，都以已探明的石油、天然气液体和天然气储量为基础的复合生产单元进行资本化和摊销。计入全额费用池的内部费用是管理部门对与勘探和开发活动直接有关的费用的估计数，例如与监督勘探和开发活动有关的地质和其他行政费用。与勘探和开发活动没有直接关系的所有内部费用在发生时记作费用。与未评估财产相关的成本不包括在全部成本池中，直到我们确定是否存在为止。
已经探明的储量。将我们未评估的费用纳入摊销基数的工作预计将在三到五好几年了。石油和天然气属性的销售，无论目前是否摊销，都作为资本成本调整入账，不确认损益，除非这种调整将大大改变资本化成本与石油、天然气液体和天然气探明储量之间的关系。
根据这种会计方法，我们必须每季度进行一次上限测试。测试确定了已探明的石油和天然气特性的账面价值的上限或上限。资本成本净额仅限于未摊销成本减去递延所得税，或成本中心上限。成本中心上限的定义是：(A)根据每月第一天价格的12个月未加权平均数，并根据任何合同规定调整后的12个月未加权平均数，每年按10%折现的估计未来净收入之和；(B)资产负债表上记录有资产退休义务的财产的估计放弃费用；(B)未摊销的财产的成本，以及(C)摊销费用中包括未证明的财产的成本或市场价值，包括石油和天然气财产账面和税基之间差额的相关递延税。如果账面净值(包括相关递延税)超过上限，则需要减值或非现金减记。
资产退休债务
我们衡量未来退休我们有形的长期资产的成本，并将这种成本确认为与长期资产的退休有关的法律义务的负债，而这些债务是由于长期资产的购置、建造或正常运作而产生的。资产退休负债的公允价值记录在发生的期间内，前提是对公允价值作出合理估计，并将相应的成本资本化，作为相关长期资产账面金额的一部分。负债每一时期按其当时的现值递增，资本成本在相关资产的使用寿命内折旧。如果赔偿责任为记录金额以外的数额结算，则在石油和天然气属性中记录差额。
我们的资产退休义务主要涉及油井和相关设施的未来封堵和废弃。估计未来的修复和拆除费用是困难的，需要管理部门作出估计和判断，因为大部分搬迁义务是未来许多年的，而且资产清理技术和费用以及监管、政治、环境、安全和公共关系方面的考虑因素都在不断变化。为了确定这一债务的现值，我们估计了未来油井的封堵和废弃成本、房产的最终生产寿命、风险调整的贴现率和通货膨胀系数。如果今后对这些假设的修订影响到现有资产退休负债的现值，则对石油和天然气财产余额进行相应的调整。
衍生物
我们不时使用能源衍生工具，以减低原油及天然气市场价格波动所引致的风险。我们承认我们所有的衍生工具都是公允价值的资产或负债。衍生工具公允价值(即损益)变化的会计核算，取决于该工具是否已被指定为套期保值关系的一部分，并进一步取决于套期保值关系的类型。我们的衍生工具中没有一个被指定为套期保值工具。截至2019年12月31日止的年份和2018。对于未指定为套期保值工具的衍生工具，这些工具的公允价值变化在变动期间的收益中得到确认。
权益补偿会计
我们授予各种类型的股权奖励，包括股票期权和限制性股票单位。这些计划和相关的会计政策在附注中得到了更全面的定义和描述。12-表10-K中所列合并财务报表附注的股权补偿。股票补偿金在发放之日按公允价值计算，在规定的服务期内扣除估计的没收额后予以支出。
所得税
我们采用资产负债法对所得税进行会计核算，其中对递延税资产和负债的未来税收后果予以确认：(1)财务报表账面金额与现有资产和负债税基之间的临时差额；(2)营业亏损和税收抵免结转。递延所得税资产和负债是根据适用于预期收回或解决这些临时差额的未来时期制定的税率计算的。税率变动对递延税资产和负债的影响在实行税率变动期间的收入中确认。当递延税资产更有可能无法实现递延税资产时，则为延期纳税资产提供估值备抵。
最近的会计公告
有关最近的会计声明的信息，请参阅注2-本表格其他部分所载综合财务报表附注所列重要会计政策摘要.10-K.
通货膨胀率
最近几年，美国的通货膨胀率相对较低，对截至2019年12月31日止的年份和2018。尽管近年来通货膨胀的影响不大，但它仍然是美国经济中的一个因素，而且随着石油和天然气价格的上涨增加了我们作业地区的钻探活动，我们往往会受到油田服务和设备成本的通货膨胀压力。
表外安排
到目前为止，我们还没有资产负债表外的安排。2019年12月31日。请阅读备注18-本表格其他部分所载合并财务报表附注中所列的承付款和意外开支10-K，以讨论我们的承付款和意外开支，其中有些未在公认会计原则下的资产负债表中予以确认。
第7A项.市场风险的定量和定性披露
商品价格风险
我们的主要市场风险暴露在适用于我们的石油和天然气生产的定价上。实际定价主要是由适用于我国天然气生产的全球原油价格和现货市场价格驱动的。几年来，石油和天然气生产的价格一直波动不定，无法预测，我们预计这种波动将在今后继续下去。我们的生产价格取决于我们无法控制的许多因素。
我们使用价格互换衍生工具，包括基础掉期、双重掉期、放价差、利率互换和三方套圈，以降低与我们某些石油和天然气销售相关的价格波动。就这些固定价格互换合同而言，如果任何结算期的结算价格低于互换价格，则要求交易方向我们付款；如果任何结算期的结算价格高于互换价格，我们必须向交易对手付款。我们的衍生合约是以商品交易所的结算价格为基础的，原油衍生合约基于NYMEX西德克萨斯中质定价(库欣和麦哲伦东休斯顿)和原油-布伦特原油，以及基于NYMEX Henry Hub和Waha Hub定价的天然气衍生品结算。
在…2019年12月31日和2018年12月31日，我们有一个净资产衍生头寸2 600万美元和2.16亿美元分别与我们的价格互换、价格基础互换衍生工具和三通套圈有关.在我们的固定价格掉期和固定价格基础掉期下使用实际衍生合约数量2019年12月31日，如果与基础商品相关的远期曲线增加10%，则净资产头寸将减少到以下的净负债状况：1.78亿美元，减少2.04亿美元，虽然与基础大宗商品相关的远期曲线下降10%，但净资产衍生头寸将增加到2.32亿美元，增加2.06亿美元。然而，任何现金衍生工具的损益将被衍生工具所涵盖的生产实际销售价值的减少或增加分别大幅度抵销。
交易对手与客户信用风险
我们对信用风险的主要敞口是通过共同利息应收款产生的应收账款(约为1.86亿美元在…2019年12月31日)和出售我们的石油和天然气的应收账款(大约4.29亿美元在…2019年12月31日).
由于我们的石油和天然气应收账款集中于几个重要客户，我们面临信用风险。我们不要求客户提供抵押品，我们的重要客户无法履行对我们的义务或无力偿债或清算可能对我们的财务结果产生不利影响。为截至2019年12月31日止的年度，三名买家各占我们收入的10%以上：壳牌(27%)；平原(23%)；以及Vitol(15%)。截止年度2018年12月31日，三名买家各占我们收入的10%以上：壳牌(26%)；15%)；以及西方能源营销公司。(11%)。截止年度2017年12月31日，三名买家各占我们收入的10%以上：壳牌(31%)；19%)；及企业原油有限责任公司(11%)。在此期间，没有其他客户占我们收入的10%以上。
联合业务应收账款产生于对我们经营的油井拥有部分权益的实体的账单。这些实体参与我们的油井，主要是基于它们对我们打算钻探的租约的所有权。我们几乎没有能力控制这些实体是否会参与我们的油井。在…2019年12月31日，我们有15大约代表80%我们的联合业务应收账款总额中。在…2018年12月31日，我们有四近似代表的客户82%我们的联合业务应收账款总额中。
利率风险
在我们的循环信贷安排下，我们受到与我们的债务利率变化有关的市场风险风险的影响。信用协议下的未偿还借款按我们选择的年利率支付利息，利率等于备用基准利率(相当于最高的最优惠利率、联邦基金的实际利率加0.50%和3个月的libor+1.0%)或libor，在每种情况下都加上适用的保证金。适用的差额范围为0.125%到1.0%每年及自1.125%到2.0%就libor而言，每年取决于定价水平，而这又取决于评级机构对我们无担保债务的评级。我们有义务每季度支付一笔从0.125%到0.350%每年根据未使用部分的承诺，根据定价水平，这反过来取决于评级机构对我们的无担保债务的评级。
截至2019年12月31日，我们有1 300万美元根据我们的循环信贷安排未偿还的借款。我们循环信贷贷款的加权平均利率是3.20%在……上面2019年12月31日。利率增加或下降1%，我们的利息开支将相应增加或减少约为1%。$130,000基于1 300万美元截至该日为止，我们循环信贷贷款的总额未清。
截至2019年12月31日，Viper有限责任公司9 700万美元在未偿还的借款中。Viper LLC的加权平均利率是4.30%。如果利率增加或下降1%，Viper LLC的利息支出将相应增加或减少约为1%。100万美元基于9 700万美元根据Viper信贷协议合计未付的款项2019年12月31日.
截至2019年12月31日，Rattler有限责任公司4.24亿美元未偿还的借款。响尾蛇公司的加权平均利率是2.98%。如果利率增加或下降1%，Rattler有限责任公司的利息费用将相应增加或减少约为1%。400万美元基于4.24亿美元根据Rattler信贷协议截至2019年12月31日.
项目8.财务报表和补充数据
本项目所需资料从本报告第F-1页开始。
项目9.会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧
没有。
项目9A.(B).
对泄密控制及程序的评价
在我们首席执行官和首席财务官的指导下，我们建立了“交易所法”第13a-15(E)条和第15d-15(E)条规定的披露控制和程序，目的是确保我们在根据“交易所法”提交或提交的报告中必须披露的信息在证券交易委员会规则和表格规定的时限内记录、处理、汇总和报告。披露控制和程序还旨在确保这些信息得到积累，并酌情传达给管理层，包括我们的首席执行干事和首席财务干事，以便及时作出必要的披露决定。在设计和评价披露控制和程序时，管理层认识到，任何控制和程序，无论设计和运作如何良好，都只能为实现预期的控制目标提供合理的保证。此外，披露控制和程序的设计必须反映这样一个事实，即资源受到限制，管理层必须在评价可能的控制和程序相对于其成本的好处时作出判断。
截至2019年12月31日在管理层(包括我们的首席执行官和首席财务官)的监督和参与下，根据“外汇法”第13a-15(B)条，对我们的披露控制和程序的设计和运作的有效性进行了评估。根据我们的评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论：2019年12月31日，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
我们对财务报告的内部控制没有发生任何变化。2019年12月31日对财务报告的内部控制产生重大影响或相当可能产生重大影响的情况。
管理层关于财务报告内部控制的报告
公司管理层负责建立和维持对财务报告的充分内部控制。公司对财务报告的内部控制是在公司首席执行官和首席财务官的监督下设计的，目的是根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性提供合理的保证，并为外部目的编制公司的财务报表。
管理层根据2013年内部控制-特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的综合框架-的框架，对公司财务报告内部控制的有效性进行了评估。根据2013年“内部控制-综合框架”框架下的评价，管理层没有发现公司财务报告内部控制中的任何重大缺陷，并确定该公司对财务报告保持了有效的内部控制。2019年12月31日.
由于其固有的局限性，对财务报告的内部控制可能无法防止或发现误报。此外，对未来期间的任何有效性评价的预测都有可能由于条件的变化而导致管制不足，或政策或程序的遵守程度可能恶化。
均富有限责任公司是一家独立注册的公共会计师事务所，审计了本年度报告表10-K所载的公司合并财务报表，并于以下时间发布了关于公司财务报告内部控制有效性的报告：2019年12月31日。这份报告对公司对财务报告的内部控制的有效性发表了无保留的意见2019年12月31日，列在“独立注册会计师事务所的报告”标题下。
独立注册会计师事务所报告
董事会和股东
响尾蛇能源公司
关于财务报告内部控制的意见
我们审计了响尾蛇能源公司财务报告的内部控制。(特拉华州法团)及附属公司(“公司”)2019年12月31日，根据2013年确定的标准内部控制-综合框架特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会印发。我们认为，公司在所有重大方面都对财务报告保持了有效的内部控制。2019年12月31日，根据2013年确定的标准内部控制-综合框架由COSO印发。
我们还按照公共公司会计监督委员会(美国)(“PCAOB”)的准则，审计了公司截至年底和终了年度的合并财务报表2019年12月31日，我们的报告2020年2月26日对这些财务报表表示无保留意见。
意见依据
公司管理层负责维持对财务报告的有效内部控制，并对财务报告内部控制的有效性进行评估，这包括在所附的管理部门关于财务报告内部控制的报告中。我们的职责是根据我们的审计，就公司对财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及证券交易委员会和PCAOB的适用规则和条例，我们必须独立于该公司。
我们按照PCAOB的标准进行审计。这些标准要求我们规划和进行审计，以合理保证是否在所有重大方面保持对财务报告的有效内部控制。我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估重大弱点存在的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作效果，以及执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们认为，我们的审计为我们的意见提供了合理的依据。
财务报告内部控制的定义与局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，目的是根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理的保证。公司对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：(1)保存记录，以合理的细节准确、公正地反映公司资产的交易和处置情况；(2)提供合理的保证，即为按照普遍接受的会计原则编制财务报表所必需的交易记录，公司的收支仅根据公司管理层和董事的授权进行；(3)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的公司资产的未经授权收购、使用或处置提供合理保证。
由于其固有的局限性，对财务报告的内部控制可能无法防止或发现误报。此外，对未来期间的任何有效性评价的预测都有可能由于条件的变化而导致管制不足，或政策或程序的遵守程度可能恶化。
/s/均富有限责任公司
俄克拉荷马州俄克拉何马市
2020年2月26日
项目9B.相对应的其他信息
高级管理人员解决计划
自2020年2月20日起，我们采用了响尾蛇能源公司。高级管理人员的决定计划，或者说是Severance计划，并且已经与我们指定的每一位执行官员签订了参与协议。根据参与协议，Severance计划下的福利取代了我们指定的每一名执行官员的就业协议。Severance计划还包括其他符合条件的高管，他们被选中参加并取代他们可能签订的任何就业协议。
与控制权变化无关的付款和福利。如参与行政人员的雇用并非因“因由”(而非因死亡或伤残)而由我们终止雇用，或如参与人因“合理理由”(在每一情况下均属“解决计划”所界定的情况)而终止其雇用，则除根据适用法律的规定须支付的应计但未付的基薪或未获偿还的业务开支外，参与人有权领取遣散费，其中包括：
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(i) | 一笔金额，如果有的话，等于根据响尾蛇能源公司的条款未支付的已完成的前一年业绩期所应支付的服务的奖金。2014年执行年度奖励薪酬计划； |
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(2) | 基薪续延数的倍数(首席执行官24个月2倍，执行副总裁18个月1倍，高级副总裁15个月1倍，副总裁12个月1倍)； |
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(3) | (A)按比例确定的终止年度年度现金奖金(根据终止年期间所用天数计算)； |
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(四) | 最多18个月的公司支付的COBRA保险；以及 |
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(v) | 根据适用的股权授予协议的条款，我们或我们的附属公司给予的每一项未付未归属股权赔偿金的归属或没收。斯泰特先生的参与协议包括旨在根据其先前的雇用协议维持某些福利的条款，并与事先公开披露的条款相一致，这些条件要求给予斯泰特先生的每一项股权奖励在符合资格的终止时均为100%，如果是以未履行业绩为基础的股权奖励，则应在股权授予协议下授予最高水平，并在10个工作日内结清。 |
与控制权变更有关的遣散费)。如除“因由”(而非因死亡或伤残)或参与人因“合理理由”而终止其雇用外，如我们终止雇用一名参与人，则在紧接控制权改变后的两年期间内(如“解决计划”所界定)，该参与人有权享有上述福利，但第(2)款所述的继续薪金将改为一次总付现金，相当于参与人基本工资的一倍加上该参与人前三年的平均奖金(首席执行官为3.0x)，执行副总裁2.5倍，高级副总裁2.25倍，副总裁2.0倍).
与死亡或残疾有关的遣散费。“保险计划”还提供了第(一)、(二)和(三)款(但不是第(Iv)款)所述的相同福利，以防止参与人在受雇于我们的情况下死亡或致残(如“Severance协议”所界定的)。斯泰特先生的参与协议包括旨在根据其先前的雇用协议维持某些福利的条款，并与先前公开披露的条款一致，这些条款要求公司支付100%的保险费，以继续其本人、其配偶和任何符合条件的受抚养人的团体健康计划继续参加COBRA。
释放和限制性公约。根据“清偿计划”支付任何福利的条件是参与人(或如适用的话，参与人的遗产代理人或遗产)执行一般的索偿要求。“解决方案”还包括某些在雇佣期之后继续存在的限制性公约，包括在终止雇用后一年内的不竞争义务和非邀约义务。如果参与的行政人员在没有资格领取遣散费的基础上终止雇用，我们可以选择适用不超过12个月的限制性契约，并以相当于参与人年化基薪的十二分之一的金额，再加上限制契约适用的每个月的目标年度奖金，获得释放。
我们相信，这些遣散费所提供的收入过渡保障，与我们的行政人员在先前的雇佣协议下所提供的相同。这些安排的目的是吸引和留住合格的高管，如果没有这些安排，他们可能会有其他的工作选择，而这些选择在他们看来风险较小。我们认为，终止与控制权交易有关的终止所带来的更大的遣散费，符合我们的股东的利益，因为他们鼓励管理人员从交易的早期阶段起，通过完善，继续帮助他们成功地执行这一交易。我们还认为，这些福利为我们指定的行政官员提供了重要的保护，符合先前的就业保护和同行集团公司的做法，适合于吸引和留住高管人才。
委任执行副总裁-行动部
2020年2月20日，我们的董事会提拔丹尼尔·N·韦森(Daniel N.Wesson)为我们的执行副总裁--运营部，自2020年3月1日起生效。在这次晋升生效之前，韦森先生将继续担任我们的业务高级副总裁，这是他自2019年2月以来一直担任的职位。韦森先生于2017年4月至2019年2月担任我们的业务副总裁，并于2013年1月至2017年4月担任我们的完工经理。2012年2月，他以操作工程师的身份加入我们的行列。在加入我们公司之前，韦森先生分别在2010年至2012年和2007至2010年期间分别在BopCo L.P.和康菲石油公司担任各种业务和工程工作。韦森先生在路易斯安那州立大学获得机械工程学士学位，是二叠纪盆地石油工程师协会的成员。
作为我们的执行副总裁--业务部门，Wesson先生有权获得年度基本工资，并参加(1)我们的年度高管现金奖励计划，该方案提供机会，根据年度基本工资的目标百分比和预先设定的业绩目标，获得年度奖金；(Ii)我们的股权激励计划，根据该计划，我们每年颁发基于业绩和时间分配的股权奖励；(Iii)上述的“Severance计划”；(4)通常适用于我们公司类似情况的雇员的任何其他员工福利计划。
第III部
项目10.高级主管、高级行政人员及公司管治
关于第10项的信息将在我们的最终委托书中列出，该声明将在年底后120天内根据条例14A提交证券交易委员会。2019年12月31日.
我们通过了一项“商业行为和道德守则”，适用于我们的首席执行官、首席财务官、首席会计官和主计长以及履行类似职能的人员。任何对商业行为和道德守则的修改或放弃，都将在我们的网站上公布。该公司还在http://ir.diamondbackenergy.com.的“公司治理”部分的网站上公布了“商业行为和道德守则”。我们打算满足表格8-K第5.05项有关修订或免除“商业行为和道德守则”一项规定的披露要求，在我们的网站上公布上述信息。
项目11.无偿行政补偿
关于第11项的信息将在我们的最终委托书中列出，该声明将在年底后120天内根据条例14A提交证券交易委员会。2019年12月31日.
项目12.某些受益所有人的担保所有权和管理及相关股东事项
关于第12项的信息将在我们的最终委托书中列出，该声明将在年底后120天内根据条例14A提交证券交易委员会。2019年12月31日.
项目13.某些关系和相关交易以及董事独立性
关于第13项的信息将在我们的最终委托书中列出，该声明将在年底后120天内根据条例14A提交证券交易委员会。2019年12月31日.
项目14.主要会计费用和服务
关于第14项的信息将在我们的最终委托书中列出，该声明将在年底后120天内根据条例14A提交证券交易委员会。2019年12月31日.
项目15.证物和财务报表附表
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(a) | 本报告所载文件： |
| 1.财务报表 | |
| 独立注册会计师事务所报告 | F-1 |
| 合并资产负债表 | F-4 |
| 综合业务报表 | F-6 |
| 股东权益综合报表 | F-7 |
| 现金流动合并报表 | F-9 |
| 合并财务报表附注 | F-11 |
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| 2.财务报表附表 |
| 财务报表附表被省略，因为它们要么不需要，要么不适用，或者要求提交的信息包括在公司的综合财务报表和相关附注中。 | |
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3.展品 |
展览编号 | | 描述 |
2.1# | | 截止2018年8月14日，响尾蛇能源公司和Sidewinder合并Sub公司的协议和合并计划。和Energen公司(参照表2.1注册为2018年8月15日该公司向证交会提交的第001-35700号文件8-K表格)。 |
3.1 | | 公司注册证书的修订和恢复(参照2012年11月16日公司向证交会提交的10-Q号档案编号001-35700的表3.1)。 |
3.2 | | 公司经修订及重新注册的公司注册证明书第1号(参照公司于2016年12月12日向证交会提交的表格8-K，档案编号001-35700的附录3.1)。 |
3.3 | | 修订和恢复公司章程(参照公司于2012年11月16日向证交会提交的第001-35700号文件10-Q表表3.2)。 |
3.4 | | 第一修正案修订后的章程(参照表3.1表8-K，档案号为35700，公司于2018年4月27日向证交会提交)。 |
4.1* | | 公司证券说明。 |
4.2 | | 公司普通股股票样本，每股面值$0.01(参照公司于2012年8月20日向证券交易委员会提交的表格S-1，档案号333-179502)的注册声明第4号修正案图4.1)。 |
4.3 | | 截至2016年12月20日，担保方响尾蛇能源公司和富国银行作为托管人(包括响尾蛇能源公司2025年到期的5.375%高级票据的形式)之间的契约(参照2016年12月21日该公司向证券交易委员会提交的表格8-K，档案号001-35700)的表4.1。 |
4.4 | | 2018年1月29日到期的5.375%高级债券的第一副补充义齿由该公司担保方响尾蛇能源公司和国家协会富国银行作为托管人(参照2018年1月30日该公司向证券交易委员会提交的表格8-K，档案号001-35700)的表4.3注册)。 |
4.5 | | 将于2018年10月12日到期的5.375%高级票据的第二次补充INDITION，由该公司的子公司Sidewinder Merge Sub Inc.、该公司、其他担保人和富国银行(WellsFargo Bank)作为托管人(参照2019年2月25日该公司向证券交易委员会提交的表10-K，档案号001-35700)的表4.8组成)。 |
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3.展品 |
展览编号 | | 描述 |
4.6 | | 截至2019年1月28日，Energen公司、Energen Resources Corporation和EGN Services公司为2025年到期的5.375%高级票据第三次补充义齿，它们分别是公司的直接或间接子公司、该公司、契约下的其他担保人和国家协会富国银行作为托管人(参照2009年2月25日该公司向证券交易委员会提交的表格10-K，档案号001-35700)的附录4.9)。 |
4.7 | | 截止2019年12月5日，响尾蛇能源公司之间的契约。和富国银行，国家协会，作为受托人(参照表4.1表8-K，档案编号001-35700，公司于2019年12月5日向证交会提交)。 |
4.8 | | 第一次补充义齿，日期为2019年12月5日，由响尾蛇能源公司、响尾蛇O&G有限责任公司和富国银行国家协会作为托管人(包括2024年票据、2026年票据和2029年票据的形式)(参照2009年12月5日该公司向证券交易委员会提交的第001-35700号表格表4.2)。 |
4.9 | | 截止日期为2019年10月16日，Viper Energy Partners LP作为发行人，Viper Energy Partners LLC作为担保人，富国银行作为托管人(包括Viper Energy Partners公司2027年到期的5.375%高级债券的形式)(参阅Viper Energy Partners LP公司209年10月17日提交的8-K表(文件001-36505)的表4.1)。 |
4.10 | | 同意函，日期为2019年8月28日，由响尾蛇能源公司作为母公司担保人，响尾蛇O&G有限责任公司作为借款者，另有响尾蛇能源公司的某些其他子公司。作为担保人，威尔斯法戈银行、全国协会作为行政代理人，以及放款方。(参阅本公司于2019年9月4日提交的8-K表格(档案001-35700)的表10.1)。 |
4.11 | | 截止2019年10月16日，Viper Energy Partners有限责任公司以Viper Energy Partners LP为受益人的附属期票(参阅2009年10月17日提交的Viper Energy Partners LP关于8-K表格(档案001-36505)的表10.2)。 |
4.12 | | 截止2017年2月28日，响尾蛇能源公司、Brigham Resources、LLC、Brigham Resources Operating、LLC和Brigham Resources Upstream Holdings，LP之间的注册权利协议。(参照证交会2017年3月6日向证交会提交的表格8-K，档案编号001.35700的表4.1合并)。 |
4.13 | | “登记权利协议”，日期为2018年10月31日，由响尾蛇能源公司和响尾蛇能源公司之间签订。和阿贾克斯资源有限责任公司(参考表4.1表10-Q，档案号001-35700，公司于2018年11月7日向SEC提交)。 |
4.14 | | 义齿形式，日期为1996年9月1日，由Energen公司和纽约银行作为受托人(参照Energen表格S-3的登记声明(注册号333-11239)的表4(I)合并，于1996年8月30日提交证券交易委员会)。 |
10.1 | | 响尾蛇能源公司2016年修订和恢复股权激励计划(参照本公司于2016年5月25日向证券交易委员会提交的附表DEFA 14A附录A)。 |
10.2+* | | 2020年形式的时间归属限制股奖励协议。 |
10.3+* | | 2020年形式的业绩归属限制性股票单位奖励协议。 |
10.4+ | | 处长及高级人员补偿协议的格式(参照以下条文而编入)
公司于2012年8月20日向证交会提交的表格S-1，档案号333-179502的注册声明第4号修正案第10.15条)。 |
10.5+* | | 响尾蛇能源公司高级管理人员解决计划(包括附表C1和附表C2所附的参与协议形式)。 |
10.6+ | | 2014年执行年度激励薪酬计划(参照表10.1，表8-K，档案号001-35700，该公司于2014年4月2日向证交会提交)。 |
10.7+ | | 2014年时间-归属限制性股票单位奖励协议(参照该公司于2014年3月5日向证券交易委员会提交的表格8-K，档案号001-35700)的表10.1合并)。 |
10.8+ | | 2014年基于业绩的限制性股票单位奖励协议(参考表10.2，表8-K，档案号001-35700，2014年3月5日公司向证交会提交)。 |
10.9+ | | 限制性股票单位证书修订表格(参照公司于2013年4月10日向证交会提交的10-K/A号卷宗10-K/A的表10.38)。 |
10.10 | | 自2103年11月1日起，响尾蛇能源公司的第二份经修订和恢复的信贷协议，作为母公司担保人，响尾蛇O&G有限责任公司，作为借款人、富国银行、全国协会作为行政代理人，以及贷款方(参照2013年11月5日该公司向证券交易委员会提交的第10-Q号档案号001-35700的表10.3)。 |
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3.展品 |
展览编号 | | 描述 |
10.11 | | 第一修正案日期为2014年6月9日，该协议最初日期为2013年11月1日，由公司及其之间作为母公司担保人、响尾蛇O&G有限责任公司作为借款人、每一方担保人、其各自的贷款人和国家协会富国银行作为行政代理人(参照2014年8月7日该公司向证券交易委员会提交的第10-Q号文件表10.4)提出的第一修正案。 |
10.12 | | 自2014年11月13日起，响尾蛇能源公司作为母公司担保人、响尾蛇O&G有限责任公司作为借款人、担保人、富国银行、全国协会作为行政代理人和放款人(参照2004年11月18日该公司向证交会提交的表格8-K，档案号001-35700)第二修正案。 |
10.13 | | 截至2016年6月21日对第二份经修订和恢复的信贷协议的第三次修正，日期为2013年11月1日，由响尾蛇能源公司作为母公司担保人，响尾蛇O&G有限责任公司作为借款者，响尾蛇能源公司的某些其他子公司作为担保人，富国银行，国家协会作为行政代理人，以及贷款方(参见该公司目前提交给证交会的表格8-K，档案号001-35700)的附件10.1。 |
10.14 | | “第四修正案”，日期为2016年12月15日，日期为“第二次修订和恢复的信贷协议”，日期为2013年11月1日，由响尾蛇能源公司作为母公司担保人，响尾蛇O&G有限责任公司作为借款者，响尾蛇能源公司的某些其他子公司作为担保人，富国银行，国家协会作为行政代理人，以及贷款方(参见该公司目前提交给证交会的表格8-K，档案号001-35700)中的第10.2条(参见该公司于2016年12月20日向证券交易委员会提交的表格8-K，档案号001-35700)。 |
10.15 | | “第五修正案”，日期为2017年11月28日，第二份经修订和恢复的信贷协议，日期为2013年11月1日，由响尾蛇能源公司作为母公司担保人，响尾蛇O&G有限责任公司作为借款人，响尾蛇能源公司的某些其他子公司作为担保人，富国银行，全国协会作为行政代理人，以及贷款方(参见该公司目前提交给证交会的表格8-K，档案号001-35700)的附件10.1。 |
10.16 | | 自2018年10月26日起，响尾蛇能源公司作为母公司担保人，响尾蛇O&G有限责任公司作为借款者，响尾蛇能源公司的某些其他子公司作为担保人、富国银行、国家协会作为行政代理人，以及贷款方(参见表10.1至表8-K，档案号001-35700)，于2018年11月1日向证券交易委员会提交了第八修正案。 |
10.17 | | 自2018年11月29日起，响尾蛇能源公司以母公司担保人的身份对第二次修正和恢复的信贷协议进行第九次修正，并对经修正和恢复的担保和担保品协议进行第四修正。响尾蛇O&G有限责任公司作为借款者，响尾蛇能源公司的某些其他子公司作为担保人，富国银行、国家协会作为行政代理人，以及贷款方(参见2018年12月6日该公司向证券交易委员会提交的表格8-K，档案号001-35700)的附件10.1)。 |
10.18 | | 自2019年3月25日起，响尾蛇公司作为母公司担保人，以钻石公司O&G有限责任公司为借方，作为响尾蛇能源公司的某些其他子公司，对第二次修正和恢复的信贷协议进行第十次修正。作为担保人，富国银行(WellsFargoBank)、国家协会(NationalAssociation)作为行政代理人，以及贷款方(参阅表10.1至表格8-K(档案编号：001-35700)，于2019年3月29日向SEC提交)。 |
10.19 | | 自2019年6月28日起，响尾蛇能源公司作为母公司担保人，响尾蛇O&G有限责任公司作为借款者，响尾蛇能源公司的某些其他子公司，对第二次修订和恢复的信贷协议进行第十一次修正。作为担保人，富国银行(WellsFargo Bank)、国家协会(NationalAssociation)作为行政代理人，以及贷款方(参见表10.1)(见表8-K，档案号001-35700)，该公司于2019年7月3日向证券交易委员会提交了申请)。 |
10.20 | | 响尾蛇能源公司、Viper Energy Partners LLC、Viper Energy Partners GP LLC和Viper Energy Partners LP于2014年6月17日签订的缴款协议(参照2004年5月7日Viper Energy Partners LP向证券交易委员会提交的表格8-K，档案号001-35700)的附件10.1。 |
10.21 | | 截至2018年7月20日，Viper Energy Partners有限责任公司修订和恢复的信贷协议(Viper Energy Partners LLC)，作为借款人，Viper Energy Partners LP作为担保人，富国银行、国家协会作为行政代理人，以及贷款方(参照Viper Energy Partners LP于2018年7月26日提交的关于表格8-K(档案001-36505)的当前报告表10.1)。 |
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3.展品 |
展览编号 | | 描述 |
10.22 | | 修订和恢复高级担保循环信贷协议第二修正案，日期为2019年9月24日，由Viper Energy Partners LLC作为借款人，Viper Energy Partners LP作为母公司担保人，WellsFargo银行，全国协会作为行政代理人，以及贷款人方(参阅2009年9月30日提交的Viper Energy Partners LP表格8-K表(档案001-36505)的表10.1)。 |
10.23 | | 修订和恢复的高级担保循环信贷协议第三修正案，日期为2019年10月8日，由Viper Energy Partners LLC作为借款人，Viper Energy Partners LP作为母公司担保人，WellsFargo银行，全国协会作为行政代理人，以及该协议的贷款人方(参阅2009年10月10日提交的Viper Energy Partners LP表格8-K表(档案001-36505)的表10.1)。 |
10.24 | | “信贷协议”，日期为2019年5月28日，由Rattler中流公司和Rattler中间业务有限责任公司作为借款人、Rattler中流公司作为母公司、富国银行、全国协会作为行政代理，以及某些贷款人不时参与其中(参考Rattler中流LP表格8-K，档案号001-38919，2019年5月29日Rattler Midstream LP向证券交易委员会提交的表10.2)。 |
10.25 | | “信贷协议”的第一修正案，日期为2019年10月23日，由Rattler中流经营有限责任公司作为借款人，Rattler Midstream LP作为母公司，富国银行、全国协会作为行政代理人，以及某些贷款人不时参与其中(参考Rattler Midstream LP的表8-K表(档案001-38919)表10.1)。 |
10.26 | | ATMEquityOfferingSM销售协议，日期为2018年12月11日，由响尾蛇能源公司、阿贾克斯资源公司、有限责任公司、F&A怀利投资公司、有限责任公司和美林公司、皮尔斯公司、芬纳公司和史密斯公司作为销售代理(2018年12月12日该公司向证券交易委员会提交的表8-K，档案号001-35700)注册为销售代理。 |
10.27+ | | Energen公司股票激励计划(自2017年11月7日起修订)(参见Energen公司截至2017年9月30日的季度报告表10-Q表表10(B))。 |
10.28+ | | 对Energen公司股票激励计划的修正，日期为2018年11月27日(参考2018年11月30日公司向SEC提交的S-8表格，档案号333-228637)的表4.7)。 |
10.29+ | | Energen公司股票激励计划下的股票期权协议格式(参见Energen公司截至2012年12月31日的年度报告表10(R)中的表10(R))。 |
10.30+ | | “Energen公司股票奖励计划”下的限制性股票协议格式(参见Energen公司2012年12月31日终了年度10-K表年度报告表10(S))。 |
10.31+ | | 根据Energen公司股票奖励计划制定的限制性股票单位协议的形式(参见Energen公司关于2013年12月12日提交的8-K表的当前报告表10.2)。 |
10.32+ | | Energen公司股票奖励计划下的业绩股票奖励形式(参见Energen公司截至2012年12月31日的年度报告表10(T)中的表10(T))。 |
21.1* | | 注册官的附属公司。 |
23.1* | | 均富有限责任公司的同意。 |
23.2* | | 赖德斯科特公司对响尾蛇能源公司的同意。储备报告如表99.1所示。 |
23.3* | | 雷德斯科特公司，L.P.关于Viper Energy Partners LP储备报告的同意，包括在表99.2中。 |
31.1* | | 根据1934年“证券交易法”颁布并经修正的规则13a-14(A)认证注册主任。 |
31.2* | | 根据1934年“证券交易法”颁布并经修正的规则13a-14(A)认证注册主任。 |
32.1** | | 根据经修正的1934年“证券交易法”颁布的规则13a-14(B)和“美国法典”第18章第63章第1350节，对注册主任进行认证。 |
32.2** | | 根据经修正的1934年“证券交易法”颁布的规则13a-14(B)和“美国法典”第18章第63章第1350节，核证注册主任。 |
99.1* | | Ryder Scott Company，L.P.，日期为2020年1月10日，关于响尾蛇能源公司某些租赁权益对已探明储量、未来产量和收入的估计。截至2019年12月31日。 |
|
| | |
3.展品 |
展览编号 | | 描述 |
99.2* | | Ryder Scott Company，L.P.，日期为2020年1月10日，关于截至2019年12月31日响尾蛇能源公司子公司Viper Energy Partners LP的已探明储量、未来产量和可归因于某些特许权权益的收入的估计。 |
101 | | 以下财务信息来自公司截至2019年12月31日的年度报告10-K，格式为XBRL：(一)综合资产负债表，(二)综合经营报表，(三)股东权益变动表，(四)现金流动综合报表，(五)综合财务报表附注。 |
104 | | 封面交互数据文件(格式化为内联XBRL，包含在表101中)。 |
_______________ |
| |
* | 随函提交。 |
** | 作为表32.1和表32.2所附的证书伴随着根据2002年“萨班斯-奥克斯利法案”第906条通过的根据“美国法典”第18条提交的关于表10-K的本年度报告，就经修正的1934年“证券交易法”第18节而言，注册官不应将其视为“存档”。 |
+ | 管理合同、补偿计划或安排。 |
# | 本协议所提及的附表(或类似附件)已按照条例S-K第601(B)(2)项的规定略去。任何遗漏的附表(或类似附件)的副本将应要求向证券交易委员会提供补充。 |
项目16.表格10-K摘要
没有。
签名
根据1934年“证券和交易法”的规定，书记官长已妥为安排由下列签名人代表其签署本报告，以获得正式授权。
|
| | | |
| | | 响尾蛇能源公司 |
| | |
日期： | 2020年2月26日 | | |
| | | /S/Travis D.S格 |
| | | 特拉维斯·D·休斯 |
| | | 首席执行官 |
| | | (特等行政主任) |
根据1934年“证券和交易法”的要求，以下人员以登记人的身份和日期签署了本报告。
|
| | | | |
签名 | | 标题 | | 日期 |
| | | |
/S/Steven E.West | | 董事会主席兼董事 | | 2020年2月26日 |
史蒂文·E·韦斯特 | | | | |
| | | | |
/S/Travis D.S格 | | 首席执行官兼主任 | | 2020年2月26日 |
特拉维斯·D·休斯 | | (特等行政主任) | | |
| | | | |
/s/Michael P.Cross | | 导演 | | 2020年2月26日 |
迈克尔·P·克罗斯 | | | | |
| | | | |
/S/David L.休斯顿 | | 导演 | | 2020年2月26日 |
大卫·休斯敦 | | | | |
| | | | |
/S/Mark L.Plumann | | 导演 | | 2020年2月26日 |
马克·L·柏拉图 | | | | |
| | | | |
/S/Melanie M.Trent | | 导演 | | 2020年2月26日 |
梅兰妮·特伦特 | | | | |
| | | | |
/S/Kaes Van t Hof | | 首席财务官兼执行副总裁-业务发展 | | 2020年2月26日 |
凯斯·范特霍夫 | | (首席财务主任) | | |
| | | | |
/S/Teresa L.Dick | | 首席会计官、执行副总裁和助理秘书 | | 2020年2月26日 |
特里萨·迪克 | | (首席会计主任) | | |
独立注册会计师事务所报告
董事会和股东
响尾蛇能源公司
关于财务报表的意见
我们审计了响尾蛇能源公司的合并资产负债表。(特拉华州法团)和附属公司(统称为“公司”)2019年12月31日和2018，以及本报告所述期间每年的业务、股东权益和现金流量综合报表。2019年12月31日，以及相关附注(统称为“财务报表”)。我们认为，财务报表在所有重要方面公允地反映了公司截至2019年12月31日和2018，以及在本报告所述期间每年的业务结果和现金流动情况。2019年12月31日，符合美利坚合众国普遍接受的会计原则。
我们还根据公共公司会计监督委员会(美国)(“PCAOB”)的标准，审计了该公司对财务报告的内部控制。2019年12月31日，根据2013年确定的标准内部控制-综合框架由特雷德威委员会(COSO)赞助组织委员会(COSO)印发，我们的报告日期为2020年2月26日发表了毫无保留的意见。
意见依据
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及证券交易委员会和PCAOB的适用规则和条例，我们必须独立于该公司。
我们按照PCAOB的标准进行审计。这些准则要求我们规划和进行审计，以获得关于财务报表是否不存在重大错报的合理保证，无论是由于错误还是欺诈。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查支持财务报表中的数额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和重大估计数，以及评价财务报表的总体列报方式。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的依据。
关键审计事项
下文通报的关键审计事项是本期间对财务报表进行的审计所产生的事项，该事项已通知审计委员会或要求告知审计委员会，且：(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露，(2)涉及我们特别具有挑战性、主观或复杂的判断。关键审计事项的通报丝毫不改变我们对整个财务报表的意见，我们也没有就关键审计事项或与其有关的账目或披露提供单独的意见。
耗竭费用、损害评估和油气性质的获取
如财务报表附注2所述，公司使用全成本会计方法核算其石油和天然气属性，该方法要求管理层对已证实的储量和未来收入作出估计，以记录耗竭费用，并衡量其石油和天然气属性是否存在潜在损害。此外，如财务报表附注3所述，该公司全年获得了大量石油和天然气资产。为估计已探明储量的数量和未来收入，管理层作出了重要的估计和假设，包括预测生产财产的产量递减率、预测与公司已证实未开发财产的发展计划有关的生产时间和产量，以及使用估计公允价值定价模型对已证实的生产储量进行估值的收购。此外，已探明储量的估计还受到管理层对与探明储量有关的油井财务业绩的判断和估计数的影响，以确定在估算损耗费用和潜在损害计量时所需的适当定价假设下，是否预期油井具有合理的确定性。我们认为，油气性质探明储量的估算是一项重要的审计工作，因为它对耗竭费用、损害评估和油气性质收购估值产生影响。
我们确定估算已证实的准备金是一项关键的审计事项的主要考虑因素是，对某些投入和假设进行相对较小的改动，这需要很大程度的主观性，以便估计公司经证明的准备金的数量和未来收入，这可能对计量耗竭费用或减值费用产生重大影响。反过来，审计这些投入和假设需要主观和复杂的审计师判断。
除其他外，我们与核定储量估计有关的审计程序包括以下内容。
| |
◦ | 我们测试了以下关键控制措施的设计和运行效果：准备上限测试计算、管理层估计已探明储量以估算耗竭费用和评估该公司潜在损害的油气属性，以及管理层对获得的石油和天然气属性的公允价值的估计。具体而言，这些控制措施涉及利用历史信息估算公司会计记录中得出的已探明储量，以及对提供给油藏工程专家的信息进行管理审查的控制，以及对公司专家编写的最后证明储量报告的管理审查控制。 |
| |
◦ | 我们评估了公司油藏工程专家的知识、技能和能力水平及其与公司的关系，向这些油藏工程师询问了估算公司已证实储量量的过程和判断，并阅读了公司专家编写的储量报告。 |
| |
◦ | 对于在已证实已开发的生产属性的年份内获得石油和天然气资产的情况，以及用于确定已证实的储备量和其他现金流量投入和假设的关键、敏感投入和假设是从该公司的会计记录(如历史定价差异、工作和净收入利益以及未来资本支出和运营成本)中得出的，我们测试了管理层确定假设的过程，包括审查基本支持。具体来说，我们的审计程序包括测试管理层的假设如下： |
| |
◦ | 分析了收购准备金报告中公允价值定价对收购截止日公布的产品定价的适宜性； |
| |
◦ | 分析了购置准备金报告中使用的未来运营成本和资本支出假设对类似地点财产的历史运营成本和资本支出的适宜性 |
| |
◦ | 通过查阅土地和分区订单记录，评估收购储备报告中使用的工作利益和净收入利益； |
| |
◦ | 在抽样的基础上，分析了管理部门估计的未来生产量和产量下降曲线的适当性； |
| |
◦ | 利用估价专家将每英亩分配的面积价值与未开发的财产和最近在同一或类似地点进行的其他收购进行比较。 |
| |
◦ | 在关键、敏感的投入和假设用于确定已证实的准备金数额和其他现金流量投入和假设的程度上，这些投入和假设来自公司的会计记录，如历史定价差异、运营成本、估计资本成本以及营业和净收入利益，我们对管理层确定假设的过程进行了测试，包括在抽样基础上审查基本支持。具体来说，我们的审计程序包括测试管理层的假设如下： |
| |
◦ | 将准备金报告中使用的估计价格差额与当年记录的与收入交易有关的实际价格进行比较，并审查了对定价差异的合同支持； |
| |
◦ | 评估用于估算年终运营成本的模型，并与历史运营成本进行比较； |
| |
◦ | 比较了用于确定未来资本支出的模型，并将准备金报告中使用的未来资本支出估计数与最近钻探和完成位置相似的油井的支出数额进行了比较； |
| |
◦ | 通过查阅土地和分区订单记录，评估储备报告中使用的工作和净收入利益； |
| |
◦ | 通过审查历史转化率和支持经营者开发已证实的未开发财产的意图，评估公司证明储备报告中反映的未开发财产数量的证据； |
| |
◦ | 评估已证实的未开发性质的估计最终回收率，以及可比较的已证实已开发的生产性质的估计最终回收率；及 |
| |
◦ | 将分析程序与历史实际结果和上一年度准备金报告进行比较，适用于储备报告。 |
/s/均富有限责任公司
自2009年以来，我们一直担任公司的审计师。
俄克拉荷马州俄克拉何马市
2020年2月26日
|
| | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2019 | | 2018 |
| (百万美元，份额除外) |
资产 | | | |
流动资产： | | | |
现金和现金等价物 | $ | 123 |
| | $ | 215 |
|
限制现金 | 5 |
| | — |
|
应收账款： | | | |
共同利益和其他，净额 | 186 |
| | 96 |
|
石油和天然气销售 | 429 |
| | 296 |
|
盘存 | 37 |
| | 37 |
|
衍生仪器 | 46 |
| | 231 |
|
预付费用和其他 | 43 |
| | 50 |
|
流动资产总额 | 869 |
| | 925 |
|
财产和设备： | | | |
石油和天然气属性，全额成本法(分别在2019年12月31日和2018年12月31日不包括摊销额92.07亿美元和96.7亿美元) | 25,782 |
| | 22,299 |
|
中流资产 | 931 |
| | 700 |
|
其他财产、设备和土地 | 125 |
| | 147 |
|
累计损耗、折旧、摊销和减值 | (5,003 | ) | | (2,774 | ) |
净资产和设备 | 21,835 |
| | 20,372 |
|
权益法投资 | 479 |
| | 1 |
|
衍生仪器 | 7 |
| | — |
|
递延税资产 | 142 |
| | 97 |
|
房地产投资净额 | 109 |
| | 116 |
|
其他资产 | 90 |
| | 85 |
|
总资产 | $ | 23,531 |
| | $ | 21,596 |
|
负债与股东权益 | | | |
流动负债： | | | |
应付帐款-贸易 | $ | 179 |
| | $ | 128 |
|
应计资本支出 | 475 |
| | 495 |
|
其他应计负债 | 304 |
| | 253 |
|
应付收入和特许权使用费 | 278 |
| | 143 |
|
衍生仪器 | 27 |
| | — |
|
流动负债总额 | 1,263 |
| | 1,019 |
|
长期债务 | 5,371 |
| | 4,464 |
|
衍生仪器 | — |
| | 15 |
|
资产退休债务 | 94 |
| | 136 |
|
递延所得税 | 1,886 |
| | 1,785 |
|
其他长期负债 | 11 |
| | 10 |
|
负债总额 | $ | 8,625 |
| | $ | 7,429 |
|
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
|
| | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2019 | | 2018 |
| (百万美元，份额除外) |
承付款和意外开支(附注18) |
|
| |
|
|
股东权益： | | | |
2019年12月31日普通股，面值0.01美元，核定股票200，000，000股，发行和发行股票159，002，338股；核定股票200，000，000股，2018年12月31日发行和发行股票164，273，447股 | $ | 2 |
| | $ | 2 |
|
额外已付资本 | 12,357 |
| | 12,936 |
|
留存收益 | 890 |
| | 762 |
|
响尾蛇能源公司股东权益 | 13,249 |
| | 13,700 |
|
非控股权 | 1,657 |
|
| 467 |
|
总股本 | 14,906 |
| | 14,167 |
|
负债和权益共计 | $ | 23,531 |
| | $ | 21,596 |
|
见所附合并财务报表附注。
|
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| (以百万计，但每股数额除外，以千股计) |
收入： | | | | | |
石油销售 | $ | 3,554 |
| | $ | 1,879 |
| | $ | 1,044 |
|
天然气销售 | 66 |
| | 61 |
| | 52 |
|
天然气液体销售 | 267 |
| | 190 |
| | 90 |
|
租赁奖金 | 4 |
| | 3 |
| | 12 |
|
中流服务 | 64 |
| | 34 |
| | 7 |
|
其他营业收入 | 9 |
| | 9 |
| | — |
|
总收入 | 3,964 |
| | 2,176 |
| | 1,205 |
|
费用和开支： | | | | | |
租赁业务费用 | 490 |
| | 205 |
| | 127 |
|
生产和从价税 | 248 |
| | 133 |
| | 74 |
|
集运 | 88 |
| | 26 |
| | 13 |
|
中流服务 | 91 |
| | 72 |
| | 10 |
|
折旧、损耗和摊销 | 1,447 |
| | 623 |
| | 327 |
|
石油和天然气性质的损害 | 790 |
| | — |
| | — |
|
一般和行政费用 | 104 |
| | 65 |
| | 48 |
|
资产留存债务增量 | 7 |
| | 2 |
| | 1 |
|
合并与整合费用 | — |
| | 36 |
| | — |
|
其他经营费用 | 4 |
| | 3 |
| | — |
|
费用和支出共计 | 3,269 |
| | 1,165 |
| | 600 |
|
业务收入 | 695 |
| | 1,011 |
| | 605 |
|
其他收入(费用)： | | | | | |
利息费用，净额 | (172 | ) | | (87 | ) | | (41 | ) |
其他(费用)收入，净额 | (2 | ) | | 89 |
| | 11 |
|
衍生工具收益净额 | (108 | ) | | 101 |
| | (78 | ) |
投资重估损益 | 5 |
| | (1 | ) | | — |
|
债务清偿损失 | (56 | ) | | — |
| | — |
|
其他收入(费用)共计，净额 | (333 | ) | | 102 |
| | (108 | ) |
所得税前收入 | 362 |
| | 1,113 |
| | 497 |
|
(受益于)所得税 | 47 |
| | 168 |
| | (20 | ) |
净收益 | 315 |
| | 945 |
| | 517 |
|
可归因于非控制权益的净收入 | 75 |
| | 99 |
| | 35 |
|
可归因于响尾蛇能源公司的净收入 | $ | 240 |
| | $ | 846 |
| | $ | 482 |
|
| | | | | |
普通股收益： | | | | | |
基本 | $ | 1.47 |
| | $ | 8.09 |
| | $ | 4.95 |
|
稀释 | $ | 1.47 |
| | $ | 8.06 |
| | $ | 4.94 |
|
已发行加权平均普通股： | | | | | |
基本 | 163,493 |
| | 104,622 |
| | 97,458 |
|
稀释 | 163,843 |
| | 104,929 |
| | 97,688 |
|
每股宣布的股息 | $ | 0.9375 |
| | $ | 0.5000 |
| | $ | — |
|
见所附合并财务报表附注。
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 普通股 | | 额外已付资本 | | 留存收益(累积赤字) | | 非控股权 | | |
| 股份 | 金额 | | | | | 共计 |
| | | | | | | | | | |
| (百万美元，千股) |
2016年12月31日 | 90,144 |
| $ | 1 |
| | $ | 4,216 |
| | $ | (520 | ) | | $ | 321 |
| | $ | 4,018 |
|
共同单位发行净收入-Viper Energy Partners LP | | | | | | | | 370 |
| | 370 |
|
单位补偿 | | | | | | | | 2 |
| | 2 |
|
待购置的共同单位 | | | | | | | | 3 |
| | 3 |
|
股票补偿 | | | | 32 |
| | | | | | 32 |
|
分配给非控制利益 | | | | | | | | (41 | ) | | (41 | ) |
为Brigham发行的普通股 | 7,686 |
| | | 809 |
| | | | | | 809 |
|
股票期权的行使及受限制股票单位的归属 | 337 |
| | | | | | | | | — |
|
合并子公司所有权的变化，净额 | | | | 234 |
| | | | (363 | ) | | (129 | ) |
净收益 | | | | | | 482 |
| | 35 |
| | 517 |
|
2017年12月31日结余 | 98,167 |
| 1 |
| | 5,291 |
| | (38 | ) | | 327 |
| | 5,581 |
|
采用ASU 2016-01，扣除税后的影响 | | | | | | (9 | ) | | (7 | ) | | (16 | ) |
共同单位发行净收入-Viper Energy Partners LP | | | | | | | | 303 |
| | 303 |
|
单位补偿 | | | | | | | | 3 |
| | 3 |
|
股票补偿 | | | | 34 |
| | | | | | 34 |
|
为合并业务发行的普通股 | 63,126 |
| 1 |
| | 7,069 |
| | | | | | 7,070 |
|
企业合并中的股票期权 | | | | 14 |
| | | | | | 14 |
|
企业合并中的限制性股票单位 | | | | 52 |
| | | | | | 52 |
|
为扣缴税款而回购的股份 | (140 | ) | | | (14 | ) | | | | | | (14 | ) |
分配给非控制利益 | | | | | | | | (98 | ) | | (98 | ) |
为AJAX发行的普通股 | 2,584 |
| | | 340 |
| | | | | | 340 |
|
派息 | | | | | | (37 | ) | | | | (37 | ) |
股票期权的行使及受限制股票单位的归属 | 536 |
| | | | | | | | | — |
|
合并子公司所有权的变化，净额 | | | | 150 |
| | | | (160 | ) | | (10 | ) |
净收益 | | | | | | 846 |
| | 99 |
| | 945 |
|
2018年12月31日 | 164,273 |
| 2 |
| | 12,936 |
| | 762 |
| | 467 |
| | 14,167 |
|
共同单位发行净收入-Viper Energy Partners LP | | | | | | | | 341 |
| | 341 |
|
发行公共单位的净收益-Rattler中流有限公司 | | | | | | | | 720 |
| | 720 |
|
单位补偿 | | | | | | | | 7 |
| | 7 |
|
待购置的共同单位 | | — |
| | — |
| | | | 124 |
| | 124 |
|
股票补偿 | | | | 57 |
| | | | | | 57 |
|
为扣缴税款而回购的股份 | (125 | ) |
|
| | (13 | ) | |
|
| |
|
| | (13 | ) |
回购股份计划 | (6,385 | ) | | | $ | (598 | ) | | | | | | $ | (598 | ) |
分配给非控制利益 | | | | | | | | $ | (122 | ) | | $ | (122 | ) |
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 普通股 | | 额外已付资本 | | 留存收益(累积赤字) | | 非控股权 | | |
| 股份 | 金额 | | | | | 共计 |
| | | | | | | | | | |
| (百万美元，千股) |
派息 | | | | | | (112 | ) | | | | (112 | ) |
股票和单位期权的行使和限制性股票的奖励 | 1,239 |
| | | 8 |
| | | | | | 8 |
|
合并子公司所有权的变化，净额 | | | | (33 | ) | | | | 45 |
| | 12 |
|
净收益 | | | | | | 240 |
| | 75 |
| | 315 |
|
2019年12月31日结余 | 159,002 |
| $ | 2 |
| | $ | 12,357 |
| | $ | 890 |
| | $ | 1,657 |
| | $ | 14,906 |
|
见所附合并财务报表附注。
|
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| (以百万计) |
业务活动现金流量： | | | | | |
净收益 | $ | 315 |
| | $ | 945 |
| | $ | 517 |
|
调整数，以核对业务活动提供的净收入与现金净额： | | | | | |
递延所得税准备金 | 47 |
| | 168 |
| | (20 | ) |
石油和天然气性质的损害 | 790 |
| | — |
| | — |
|
资产留存债务增量 | 7 |
| | 2 |
| | 1 |
|
折旧、损耗和摊销 | 1,447 |
| | 623 |
| | 327 |
|
发债成本摊销 | 9 |
| | 12 |
| | 4 |
|
债务提前清偿的损失 | 56 |
| | — |
| | — |
|
衍生工具公允价值的变化 | 188 |
| | (222 | ) | | 84 |
|
股权投资损失(收入) | 6 |
| | — |
| | (1 | ) |
(收益)投资重估损失 | (5 | ) | | 1 |
| | — |
|
股权补偿费用 | 48 |
| | 27 |
| | 26 |
|
(收益)资产出售损失，净额 | (1 | ) | | 3 |
| | (1 | ) |
存货销售收益 | (1 | ) | | — |
| | — |
|
限制现金 | (5 | ) | | — |
| | — |
|
经营资产和负债的变化： | | | | | |
应收账款 | (187 | ) | | 13 |
| | (97 | ) |
盘存 | (10 | ) | | (14 | ) | | (2 | ) |
预付费用和其他 | 29 |
| | 25 |
| | (11 | ) |
应付帐款和应计负债 | (129 | ) | | (7 | ) | | 37 |
|
应付所得税 | — |
| | (1 | ) | | 1 |
|
应计利息 | (5 | ) | | (22 | ) | | (21 | ) |
应付收入和特许权使用费 | 135 |
| | 12 |
| | 45 |
|
经营活动提供的净现金 | 2,734 |
| | 1,565 |
| | 889 |
|
投资活动的现金流量： | | | | | |
石油和天然气的钻探、完井和非操作补充 | (2,557 | ) | | (1,359 | ) | | (737 | ) |
增加石油和天然气属性的基础设施 | (120 | ) | | (102 | ) | | (56 | ) |
中流资产的增加 | (244 | ) | | (204 | ) | | (68 | ) |
购置其他财产、设备和土地 | (5 | ) | | (7 | ) | | (23 | ) |
租赁权益的取得 | (443 | ) | | (1,371 | ) | | (1,961 | ) |
矿业权的取得 | (333 | ) | | (440 | ) | | (407 | ) |
购置中流资产 | — |
| | — |
| | (50 | ) |
出售资产所得收益 | 300 |
| | 80 |
| | 66 |
|
房地产投资 | (1 | ) | | (111 | ) | | — |
|
代管资金 | — |
| | 11 |
| | 104 |
|
股权投资 | (485 | ) | | — |
| | — |
|
用于投资活动的现金净额 | (3,888 | ) | | (3,503 | ) | | (3,132 | ) |
来自筹资活动的现金流量： | | | | | |
信贷安排下的借款收益 | 2,350 |
| | 2,652 |
| | 754 |
|
信贷安排下的还款 | (3,718 | ) | | (1,242 | ) | | (384 | ) |
偿还Energen的信贷安排 | — |
| | (559 | ) | | — |
|
高级票据收益 | 3,469 |
| | 1,062 |
| | — |
|
偿还高级债券 | (1,250 | ) | | — |
| | — |
|
合资企业收益 | $ | 39 |
| | $ | — |
| | $ | — |
|
|
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| (以百万计) |
清偿债务的溢价 | $ | (44 | ) | | $ | — |
| | $ | — |
|
债务发行成本 | (18 | ) | | (25 | ) | | (9 | ) |
公开发行成本 | (41 | ) | | (3 | ) | | (1 | ) |
公开募股收益 | 1,106 |
| | 305 |
| | 370 |
|
行使股票期权的收益 | 9 |
| | — |
| | — |
|
为扣缴税款而回购的股份 | (13 | ) | | (14 | ) | | — |
|
作为股份回购的一部分而回购的 | (593 | ) | | — |
| | — |
|
股利给股东 | (112 | ) | | (37 | ) | | — |
|
分配给非控制利益 | (122 | ) | | (98 | ) | | (41 | ) |
筹资活动提供的现金净额 | 1,062 |
| | 2,041 |
| | 689 |
|
现金和现金等价物净增(减少)额 | (92 | ) | | 103 |
| | (1,554 | ) |
期初现金及现金等价物 | 215 |
| | 112 |
| | 1,666 |
|
期末现金及现金等价物 | $ | 123 |
| | $ | 215 |
| | $ | 112 |
|
| | | | | |
补充披露现金流动信息： | | | | | |
已付利息，扣除资本利息后 | $ | 237 |
| | $ | 114 |
| | $ | 58 |
|
支付所得税的现金 | $ | — |
| | $ | 1 |
| | $ | — |
|
补充披露非现金交易： | | | | | |
应计资本支出的变化 | $ | (20 | ) | | $ | 274 |
| | $ | 161 |
|
资本化股票薪酬 | $ | 17 |
| | $ | 10 |
| | $ | 9 |
|
为AJAX发行的普通股 | $ | — |
| | $ | 340 |
| | $ | — |
|
为布里格姆发行的普通股 | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 809 |
|
为企业合并发行的普通股(1) | $ | — |
| | $ | 7,136 |
| | $ | — |
|
资产留存债务 | $ | 4 |
| | $ | 111 |
| | $ | 2 |
|
见所附合并财务报表附注。
1. 业务描述和演示依据
业务的组织和说明
响尾蛇能源公司(“响尾蛇”或“公司”)是一家独立的石油和天然气公司，重点是在得克萨斯州西部二叠纪盆地获取、开发、勘探和开采非常规陆上石油和天然气储量。响尾蛇公司于2011年12月30日在特拉华州注册成立。
钻石公司的全资子公司，如2019年12月31日，包括响尾蛇E&P有限责任公司、特拉华有限责任公司、响尾蛇O&G有限责任公司、特拉华州Viper Energy Partners GP LLC、特拉华有限责任公司(“Viper‘s General Partners”)、特拉华州中流GP有限责任公司(Rattler’s General Partners)和阿拉巴马州Energen公司(“Energen”)。合并后的子公司包括这些全资子公司以及特拉华州有限合伙公司Viper Energy Partners lp、特拉华州有限责任公司Viper Energy Partners LLC、特拉华州有限责任公司(Viper LLC)、Rattler中流公司(原名Rattler Midstream Partners LP)、特拉华州有限合伙公司(“Rattler”)、Rattler Midstream运营有限责任公司(前称Rattler Midstream LLC)、特拉华有限责任公司(Rattler LLC)、Rattler LLC全资子公司Tall City Towers LLC，特拉华有限责任公司(Tall City)，和Energen的全资子公司Energen Resources Corporation，一家阿拉巴马州的公司(“Energen Resources”)和EGN Services，Inc.，一家阿拉巴马州的公司。
提出依据
合并财务报表包括公司及其子公司在合并后的所有重大公司间余额和交易被冲销后的账目。
Viper合并在公司的财务报表中。截至2019年12月31日，公司大约拥有58%在Viper公司和公司全资子公司，ViperEnergyPartners，GP有限责任公司的所有单位中，有一家是Viper的普通合伙人。
响尾蛇被合并在公司的财务报表中。截至2019年12月31日，公司大约拥有71%在Rattler的所有未完成单位中。该公司的全资子公司，Rattler中流GP有限责任公司，是Rattler的普通合伙人.
2. 重要会计政策摘要
估计数的使用
列入或影响公司合并财务报表和相关披露的某些数额必须由管理层估算，要求对在编制合并财务报表时无法确定的价值或条件作出某些假设。这些估计和假设影响到公司报告的资产和负债数额以及公司在合并财务报表之日披露的或有资产和负债。实际结果可能与这些估计不同。
公司利用历史经验、专家咨询和公司认为在特定情况下合理的其他方法，对这些估算进行持续评估。然而，实际结果可能与公司的估计大不相同。对本估计数的修正对公司的业务、财务状况或经营结果产生的任何影响，均记录在引起修订的事实被披露的时期内。受这些估计和假设影响的重要项目包括，但不限于已证实的石油和天然气储量估计数和由此产生的未来净现金流量的相关现值估计数、石油和天然气财产的账面价值、资产退休义务、获得资产和负债的公允价值确定、基于股本的补偿、商品衍生产品公允价值估计数和所得税估计数。
目录
响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
现金及现金等价物
公司认为所有在三个月或更短时间内购买的高流动性投资和货币市场基金都是现金等价物。公司在银行存款账户中持有现金和现金等价物，有时可能超过联邦保险限额。该公司没有因这种投资而遭受任何重大损失。
限制现金
截至2019年12月31日，该公司的现金限制为$5百万与公司根据其与黑石资源有限公司签订的参与和发展协议所承担的义务有关。
应收账款
应收帐款包括公司经营的财产的共同利益所有人的应收帐款，以及交付给购买者的石油和天然气生产销售的应收帐款。买方将生产付款直接汇给本公司。大多数生产付款是在生产日期后三个月内收到的。
应收账款按共同权益所有者或购买者的应付金额列报，扣除公司认为可疑的可疑账户备抵后的余额。对于来自共同权益所有者的应收账款，公司通常有能力扣留未来的收入支付，以收回任何未支付的共同利息账单。超过合同付款期限的应收账款被视为逾期未付。公司通过考虑多个因素来确定其备抵额，包括过期应收账款的时间、公司以前的亏损历史、债务人目前向公司支付债务的能力、总体经济状况和整个行业的状况。公司在具体应收帐款无法收回时注销，随后收到的此类应收帐款记入可疑账户备抵。在…2019年12月31日和2018，公司记录了对可疑账户的备抵$2百万与共同利息应收款有关。
衍生工具
公司必须将其合并资产负债表上的衍生工具确认为公允价值的资产或负债，并根据预期结算日期将这些资产或负债归类为流动或长期的资产或负债。衍生产品公允价值变动的核算取决于衍生产品的预期用途和由此产生的名称。公司没有指定其衍生工具作为会计套期保值工具，因此将其衍生工具标记为公允价值，并在合并经营报表中确认衍生工具的公允价值的现金和非现金变化。
金融工具的公允价值
该公司的金融工具包括现金和现金等价物、限制性现金、应收账款、应付款、衍生工具和高级票据。由于票据的短期性质，现金和现金等价物、应收账款和应付款的账面价值接近公允价值。循环信贷设施的公允价值与其账面价值近似，其依据是公司目前可用于具有类似条件和期限的银行贷款的借款利率。高级债券的公允价值是根据市场报价确定的。衍生工具按公允价值记录(见注)16-公允价值计量)。
目录
响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
预付费用和其他
预付费用和其他费用包括：
|
| | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 |
| (以百万计) |
预付保险 | $ | 6 |
| | $ | 4 |
|
预付费用和许可证 | 4 |
| | 3 |
|
应收所得税 | 19 |
| | 38 |
|
其他 | 14 |
| | 5 |
|
预付费用和其他费用共计 | $ | 43 |
| | $ | 50 |
|
石油和天然气特性
公司采用完全成本法核算其石油和天然气属性。在这种方法下，所有的获取、勘探和开发成本，包括某些内部成本，都以已探明的石油、天然气液体和天然气储量为基础的复合生产单元进行资本化和摊销。计入全额费用池的内部费用是管理部门对与勘探和开发活动直接有关的费用的估计数，例如与监督勘探和开发活动有关的地质和其他行政费用。与财产的生产和经营有关的费用，包括相关的雇员费用，按所发生的费用入账。与勘探和开发活动没有直接关系的所有其他内部费用在发生时记在费用项下。 石油和天然气属性的销售，无论目前是否摊销，都作为资本成本调整入账，不确认损益，除非这种调整将大大改变资本化成本与石油、天然气液体和天然气探明储量之间的关系。附属公司向物业的营运权益拥有人提供服务而公司亦拥有权益的任何收入，如超出所招致的有关费用，则记作与公司对该附属公司的投资成比例的石油及天然气物业资本化成本的减少(见注)9-权益法投资)。评价的石油和天然气性质的耗竭按生产单位计算，即资本化成本加上估计的未来开发费用按已探明储量总额摊销。。每桶当量生产单位的平均耗竭率为$13.54, $12.62和$11.11为截至2019年12月31日止的年份, 2018和2017分别。石油和天然气资产的折旧、损耗和摊销费用$1.4十亿, $595百万和$321百万为截至2019年12月31日止的年份, 2018和2017分别。
根据这种会计方法，公司必须每季度进行一次上限测试。测试确定了已探明的石油和天然气特性的账面价值的上限或上限。资本成本净额仅限于未摊销成本减去递延所得税，或成本中心上限。成本中心上限的定义是(A)未来净收入估计数之和，折现为 10% 每年从已证实的准备金中提取，根据每月第一天价格的12个月未加权平均数，并根据任何合同规定进行调整，并不包括资产负债表上记录有资产留存义务的财产的估计放弃费用，(B)未摊销的财产的成本(如果有的话)，和(C)摊还费用中未证实的财产的成本或市场价值，包括石油和天然气财产的账面和递延税基之间差额的相关税。如果账面净值(包括相关递延税)超过上限，则需要减值或非现金减记。对已探明石油和天然气性质的损害$790百万已入账的年度2019年12月31日. 不已探明的石油和天然气性质在结束的年份中受到损害。2018年12月31日和2017.
未评估财产的相关费用不包括在全部成本池中，直到公司确定是否存在已证实的储备。公司每年对所有列为未评估财产的项目进行评估，以确定是否存在可能的减值。如果财产是个别不重要的，公司会根据个人或作为一个组来评估财产。评估除其他外，包括考虑下列因素：钻探意图；剩余租赁期限；地质和地球物理评价；钻探结果和活动；已探明储量的分配；如果指定探明储量，则发展的经济可行性。在这些因素表明有减值的任何时期内，迄今因这类财产而产生的累计钻井费用和所有或部分相关租赁费用都转移到全部成本池中，然后进行摊销。
目录
响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
房地产资产
房地产资产按成本列报，减去累计折旧和摊销。公司考虑每一项资产的未来收益期，以确定适当的使用寿命，折旧和摊销采用直线法计算分配的使用寿命。
购置房地产时，购买价格分配给有形资产，包括土地和建筑，以及确定的无形资产和负债，这些无形资产和负债可能包括上述市场和低于市场租赁的价值和就地租赁的价值。购买价格的分配是以财产的每个组成部分的公允价值为基础的。虽然可以利用独立评估来协助确定公允价值，但在许多情况下，这些价值将以管理层对每一项财产的评估、可比财产的销售价格和资产现金流量的贴现价值为基础。
上述市场及市面以下租契的公允价值，将根据以下两者之间的差额(以反映与所取得的契约有关的风险的利率)的现值来记录：(I)根据就地租契须支付的合约款额，及(Ii)在相等于不可撤销租期(包括任何讨价还价的续期期)期间内所量度的相应就地租契的公平市租率的估计。上述市场和低于市场租赁价值将作为无形租赁资产或负债资本化。以上市场租赁价值将作为各自租约剩余期限内租金收入的调整而摊销。低于市值的租赁价值将被摊销，作为对相关租约剩余期限的租金收入的调整，包括任何讨价还价的续约期。如果租约在规定的到期前终止，与该租赁有关的上述市场和低于市场的租赁价值的所有未摊销金额将作为租金收入的调整额入账。
当地租赁的公允价值将包括与获得新租户相关的估计直接成本，以及通过获得就地租赁而避免的与损失租金相关的机会成本。与获得新租户有关的直接费用可能包括佣金、租户改进和其他直接费用，部分是通过管理层考虑执行类似租赁的现行市场成本来估算的。
这些直接费用将列入资产负债表上的无形租赁资产，并将在各自租约的剩余期限内摊销为费用。机会成本的价值将在类似租赁的市场吸收期内使用根据就地租赁支付的合同金额计算。这些无形资产将包括在资产负债表上的无形租赁资产中，并将在各自租约的剩余期限内摊销为费用。如果租赁在规定的到期前终止，则与该租赁有关的所有未摊销的就地租赁资产将被支出。
其他财产、设备和土地
其他财产和设备按成本入账。本公司在所发生期间的维护和维修费用。资产退休或处置后，成本和相关累计折旧从综合资产负债表中删除，由此产生的损益(如果有的话)反映在业务活动中。其他财产和设备的折旧采用直线法计算，其估计使用寿命范围为三到15年数.其他财产和设备的折旧费用$16百万, $9百万和$1百万为截至2019年12月31日止的年份, 2018和2017分别。
资产退休债务
该公司衡量其有形长期资产退休的未来成本，并将这种成本确认为与长期资产的退休有关的法律义务的负债，而这些债务是长期资产的购置、建造或正常运营所产生的。
该公司记录了与其业务中使用的所有资产的退休和转移有关的负债。资产退休债务是指有形资产，即水井的未来放弃成本。资产退休负债的公允价值记录在发生的期间内，前提是对公允价值作出合理估计，并将相应的成本资本化，作为相关长期资产账面金额的一部分。负债每一时期按其当时的现值递增，资本成本在相关资产的使用寿命内折旧。如果负债是以记录金额以外的数额结算的，或者如果估计负债有变化，则差额记录在石油和天然气属性中。
目录
响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
长期资产减值
当事件或情况表明资产的账面金额可能无法收回时，对业务中使用的其他财产和设备进行审查。只有在长期资产的账面金额无法从其估计的未来未贴现现金流中收回时，才能确认减值损失。减值损失是指资产的账面价值与公允价值之间的差额。该公司没有这类减值损失截至2019年12月31日止的年份, 2018和2017分别。
资本化利息
本公司利用与勘探和开发项目有关的不受当前摊销影响的支出的利息。利息只在活动进行期间资本化，以便将这些未评估的财产用于其预期用途。资本化利息不得超过利息费用总额。公司资本化权益$66百万, $32百万和$22百万最后几年2019年12月31日, 2018和2017分别。
盘存
库存按成本或市场的较低价格列报，由管状货物和设备组成。2019年12月31日和2018. 该公司的管状货物和设备主要由石油和天然气钻探或修理项目，如油管、套管和抽油机组成。库存主要用于今后的钻井或维修作业，并以较低的成本或市场进行。“市场”，在存货估价的范围内，代表可变现净值，即公司可根据公司所加入的联合经营协议向联合经营帐户付款的金额。截至2019年12月31日，该公司估计，其所有管状货物和设备将在一年.
债务发行成本
其他资产包括与信贷机制有关的资本费用$36百万和$28百万，扣除累计摊销$15百万和$9百万，截至2019年12月31日和2018分别。长期债务包括与高级债券有关的资本成本$24百万和$32百万，扣除累计摊销$14百万和$15百万，截至2019年12月31日和2018分别。与高级票据有关的费用正在从高级票据余额中扣除，并在高级票据期间使用有效利息法摊销。包括在其他资产中的与公司信贷设施有关的费用将在该设施的期限内摊销。
其他应计负债
其他应计负债包括：
|
| | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2019 | | 2018 |
| (以百万计) |
共同利益伙伴预付的钻井费用责任 | $ | 12 |
| | $ | 16 |
|
应付利息 | 27 |
| | 26 |
|
应付租赁业务费用 | 119 |
| | 59 |
|
应付从价税 | 68 |
| | 49 |
|
其他 | 78 |
| | 103 |
|
其他应计负债共计 | $ | 304 |
| | $ | 253 |
|
目录
响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
应付收入和特许权使用费
对于某些石油和天然气财产，在公司作为经营者的情况下，公司从买方那里获得生产收益，并将这些款项进一步分配给其他收入和特许权所有者。公司尚未分配给其他收入和特许权使用费的生产收益作为收入和特许权使用费反映在所附的综合资产负债表中。该公司只承认其在石油和天然气属性方面的净收入利益。
收入确认
与客户签订合同的收入
销售的石油，天然气和天然气液体都是认可的点控制的产品是转让给客户。该公司合同中的几乎所有定价规定都与市场指数挂钩，除其他因素外，还根据油井是否输送到集输线路、石油或天然气的质量以及普遍的供求情况等因素进行了某些调整。因此，石油、天然气和天然气液体的价格波动，与其他现有石油、天然气和天然气液体供应保持竞争力。
石油销售
公司的石油销售合同一般是按照合同约定的交货点向买方交付石油的，在此交货点上，购买者承担产品的保管、所有权和损失风险。根据这一安排，公司或第三方将产品运输到交货点，并从买方那里收取指定的指数价格，不作任何扣减。在这种情况下，公司根据从买方收到的价格在交货点向买方转让控制权时确认收入。石油收入在公司综合经营报表中扣除任何第三方运输费和其他适用差额后入账。
天然气和天然气液体销售
根据该公司的天然气加工合同，该公司将天然气输送给位于井口、电池设施或中流加工实体系统入口的中流加工实体。中流加工实体收集和处理天然气，并将收益汇给公司，以销售天然气、液体和剩余气体。在这些情况下，公司评估它是交易中的委托人还是代理人。对于公司已缔结的合同-它是委托人，最终第三方是其客户-公司以毛额确认收入，运输、收集、加工、处理和压缩费用在其综合业务报表中作为费用列报。
在某些天然气加工协议中，公司可选择在中流实体加工厂的尾门取其剩余气体和/或以实物形式的天然气液体，随后将产品推向市场。通过营销过程，公司以合同约定的交货点将产品交付给最终的第三方采购商，并从买方那里获得指定的指数价格。在这种情况下，公司根据从买方收到的指数价格在交货点向买方转让控制权时确认收入。可归因于天然气加工合同的收集、加工、处理和压缩费用，以及为将产品交付买方而产生的任何运输费，在其综合业务报表中作为运输、收集、加工、处理和压缩费用列报。
中流收入
收集、压缩、水处理、处置和处理业务的大部分收入来自Rattler为勘探和生产业务提供的部门间交易。公司综合财务报表中所列费用的一部分是向公司经营井的利益所有人收取的数额，以及Rattler提供的水处理和处理服务或Rattler收集和压缩系统的使用向其他第三方收取的费用。为了收集和压缩收入，Rattler满足其性能义务，并确认当低压力容量被交付到指定的交付点时的收益。收入是根据每个MMbtu收集费或Rattler根据收集和压缩协议收取的每桶收集费确认的。对于水处理和处理收入，Rattler满足其性能义务，并确认当水量已交付水力水表指定的井垫和废水量时的收益。
目录
响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
已经在公司设施的下游进行了计量。对于通过第三方供应商签订的服务，Rattler的履约义务是在第三方提供者所提供的服务已经完成时履行的。收入是根据水桶供水或Rattler根据水服务协定收取的废水收集和处置费确认的。
分配给剩余履约义务的交易价格
本公司的上游产品销售合同在生产发生之前不产生，因此，不被认为存在于每一天的生产之外。因此，根据我们的产品销售合同，没有剩余的性能义务。
公司的大部分中期收入协议的期限超过一年，因此，公司利用了ASC 606中的实际权宜之计，其中规定，如果可变报酬完全分配给一项完全未履行的履约义务，公司不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。根据其收入协定，每次交付一般都是一项单独的履约义务；因此，今后交付的数量完全没有得到满足，不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。
该公司剩余的中期收入协议，涉及与第三方的协议，是短期性质的，任期一年或更短。该公司在ASC 606中使用了另一种实用的权宜之计，如果履行义务是最初预期期限为一年或更短的协议的一部分，则该公司可免于披露分配给剩余履约义务的交易价格。
合同余额
根据本公司的产品销售合同，一旦履行了履约义务，它有权向客户开具发票，此时付款是无条件的。因此，公司的产品销售合同不产生ASC 606项下的合同资产或负债。
上期履约义务
本公司记录的收入在当月生产交付给买方。但是，某些天然气和天然气液体销售的结算单在交付日期后30至90天内不得收到，因此，公司必须估计交付给买方的生产量和销售该产品的价格。在收到买方付款的当月，公司记录其估计数与实际收到的产品销售金额之间的差额。该公司对其收入估算过程和相关的应计项目有现有的内部控制，其收入估计数与历史上收到的实际收入之间存在的任何差异都不是很大。截止年度2019年12月31日在本报告所述期间确认的与上一个报告所述期间履行的业绩义务有关的收入不重要。该公司认为，其石油、天然气和天然气液体合同的定价条款在该行业是惯例。在某一报告期内由于没有从第三方收到时间或信息而无法获得石油和天然气销售的实际数量和价格的情况下，与预期销售量和这些财产的价格有关的收入将予以估计和记录。
投资
公司行使重大影响力但不控制的股权投资使用权益法进行核算。根据权益法，一般在经营报表中确认公司在被投资人的收益或亏损中所占的份额。公司对其投资进行审查，以确定是否发生了价值上的损失，而不是暂时的下降。如果发生这种损失，公司将确认减值准备金。公司的股权投资没有减值截至2019年12月31日止的年份, 2018和2017.
有关该公司投资的更多信息，见注9-权益法投资。
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响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
权益补偿会计
公司已授予各种类型的股票奖励，包括股票期权和限制性股票单位.Viper已经授予了各种基于单位的奖励，包括单位选择和幻影单位，为Viper的普通合伙人和公司执行服务的员工、官员和董事。Rattler公司授予了由幻影单位组成的单位奖励给Rattler的普通合伙人和公司的员工、官员和董事，他们为Rattler提供服务。这些计划和相关的会计政策在附注中得到了更全面的定义和描述。12-基于股权的补偿。权益补偿金在发放之日按公允价值计算，扣除估计的没收额后，在规定的服务期内支出。
浓度
该公司因其原油和天然气销售的集中以及与几个重要买家的应收账款而面临风险。为截至2019年12月31日止的年度，三名买家各占我们收入的10%以上：壳牌(27%)；平原(23%)；以及Vitol(15%)。截止年度2018年12月31日，三名买家各占公司收入的10%以上：壳牌(26%)；15%)；以及西方能源营销公司。(11%)。截止年度2017年12月31日，三名买家各占公司收入的10%以上：壳牌(31%)；19%)；及企业原油有限责任公司(11%). 该公司不需要抵押品，也不认为任何买家的损失都会对其经营业绩产生重大影响，因为原油和天然气是具有成熟市场和众多买家的可替代产品。
环境遵从和补救
环境合规和补救费用，包括持续维护和监测费用，按支出入账。在环境评估和补救可能发生时应计负债，并可合理估算费用。
所得税
响尾蛇使用的是所得税的资产和负债会计方法，根据这种方法，递延税资产和负债被确认为未来的税务后果：(1)财务报表账面金额与现有资产和负债的税基之间的临时差额；(2)营业损失和税收抵免结转。递延所得税资产和负债是根据适用于预期收回或解决这些临时差额的未来时期制定的税率计算的。税率变动对递延税资产和负债的影响在实行税率变动期间的收入中确认。当递延税资产更有可能无法实现递延税资产时，则为延期纳税资产提供估值备抵。
该公司在德克萨斯州要缴纳边际税。在截至2019年12月31日止的年份, 2018和2017公司没有边际税支出。公司的2015, 2016, 2017, 2018和2019联邦所得税和州边际税申报表仍可供税务当局审查。截至2019年12月31日和2018，我们有200万美元未确认的税收优惠。该公司继续其将与所得税事项有关的利息和罚款分别确认为利息费用和一般和行政费用的做法。在截至2019年12月31日止的年份, 2018和2017，公司合并财务报表中确认的不确定税收状况不存在利息或处罚。
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合并财务报表附注-(续)
最近的会计公告
公司考虑所有华硕的适用性和影响。对以下未列出的华硕进行了评估，并确定其不适用或先前披露的对华硕的澄清。下表简要说明了最近的会计声明和公司对财务报表影响的分析：
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标准 | 描述 | 收养日期 | 对财务报表或其他重要事项的影响 |
最近通过的声明 |
ASU 2016-13，“金融工具-信贷损失” | 这一更新对持有金融资产和租赁投资净额的实体产生影响，这些实体未通过净收入按公允价值入账。这些修正涉及贷款、债务证券、贸易应收账款、租赁净投资、表外信用敞口、再保险应收账款和任何其他未被排除在合同范围之外的金融资产。 | Q1 2020 | 公司自2020年1月1日起采用此更新。这一最新情况的通过对其财务状况、业务结果或流动资金没有重大影响，因为它没有信贷损失的历史。
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ASU 2018-13，“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更改” | 此更新修改了与第3级公允价值计量和级别之间转移具体相关的公允价值计量披露要求。 | Q1 2020 | 公司自2020年1月1日起采用此更新。这一最新情况的通过对其财务状况、业务结果或流动资金没有影响，因为它没有在公允价值水平之间进行转移。 |
ASU 2018-15，“无形资产-亲善和其他内部使用软件”(分主题350-40)：客户对云计算协议(即服务合同)实施成本的会计核算 | 此更新要求将托管安排(即内部使用软件的服务合同)中发生的实现成本资本化。培训和某些数据转换成本不能资本化。实体必须在托管协议的期限内支付资本化的实施成本。 | Q1 2020 | 该公司预期将于2020年1月1日通过这一更新。这一最新情况的通过对其财务状况、业务结果或流动资金没有影响。 |
ASU 2019-05，“金融工具-信贷损失(主题326)” | 这一更新允许为某些金融资产选择公允价值选项，但不包括持有到到期的债务证券，这些资产以前需要按摊销成本进行计量。 | Q1 2020 | 公司自2020年1月1日起采用此更新。采用这一最新情况对其财务状况、业务结果或流动资金没有影响，因为它没有任何成本法投资。 |
尚未通过的声明 |
ASU 2019-12，“所得税(主题740)-简化所得税会计” | 这一更新的目的是通过取消某些例外情况以及澄清和修正现有的指导意见，简化所得税的会计核算。 | Q1 2021 | 本更新将于2020年12月15日起对公共商业实体生效，并允许尽早采用。本公司不相信采用此更新会对其财务状况、经营结果或流动资金产生影响。 |
3. 收购和剥离
2019年活动
剥离从Energen获得的某些常规和非核心资产
2019年5月23日，该公司完成了对6,589公司在与Energen合并时收购的某些非核心二叠纪资产的净英亩(见下文)，总售价为$37百万。这次剥离不t由于对公司的准备金基础或折旧、损耗和摊销率没有重大影响而造成损益。
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合并财务报表附注-(续)
2019年7月1日，该公司完成了对103,750净英亩的某些常规和非核心二叠纪资产，这些资产是公司在与Energen合并时收购的(如下文所述)，总售价为$285百万。这次剥离不t由于对公司的准备金基础或折旧、损耗和摊销率没有重大影响而造成损益。
2019年下拉交易
2019年7月29日，该公司签订了一项明确的购买协议，将某些矿产品和特许权权益出售给毒蛇公司。18.3百万毒蛇的新发行的B级单位，大约18.3百万新发行的Viper有限责任公司公允价值$497百万和$190百万现金，在为净资产收益(“下拉”)进行结算调整后.在这次撤除中被剥夺的矿产和特许权权益大约代表着。5,490横跨米德兰和特拉华盆地的净使用费英亩，其中超过95%由公司经营，平均净权益约为3.2%(“资产减值”)。这一禁令于2019年10月1日结束，并于2019年7月1日生效.Viper通过手头现金和ViperLLC循环信贷机制下的借款，为资产减价的现金部分提供资金。
2018年活动
塔城塔楼有限责任公司
2018年1月31日，该公司的子公司Tall City Towers LLC完成了对位于德克萨斯州米德兰的Fasken Center办公大楼的收购。$110百万.
AJAX资源有限公司
2018年10月31日，该公司完成了对AJAX资源有限责任公司租赁权益和相关资产的收购，其中大约包括25,493北米德兰盆地的净租赁英亩$900百万现金和大约2.6百万公司普通股(“AJAX收购”)。这项交易于2018年7月1日生效。这笔交易的现金部分是通过手头现金、将矿藏权益出售给Viper(在下文标题为“2018下拉交易”)、根据公司循环信贷机制借款和公司2018年9月高级票据发行所得的一部分收益提供资金的。见注10-因与这一提议有关的资料而欠下的债。
2018年下拉交易
2018年8月15日，该公司完成了一项交易，出售给毒蛇的矿产权益32,424毛额(1,696(净版税)英亩主要在得克萨斯州佩科斯县二叠纪盆地80%其中由公司经营$175百万.
ExL石油管理有限责任公司和EnergyQuest II有限责任公司
2018年10月31日，该公司完成了对租赁权益和相关资产的收购，其中包括ExL石油管理公司、LLC和ExL石油运营公司。和一个拥有EnergyQuestII有限责任公司的公司，其总和约为3,646北米德兰盆地的净租赁英亩$313百万现金。这些交易自2018年8月1日起生效，资金来源于手头现金、将资产出售给Viper(上文所述)以及根据公司的循环信贷机制借款。
Energen公司合并
2018年11月29日，该公司完成了对Energen公司的全股收购(“合并”)，这笔交易被列为商业合并。合并完成后，Energen公司资产的增加使公司的资产增加到：(I)超过273,000二叠纪盆地一英亩净层，(2)约7,200估计净水平二叠纪地点总数，和(3)大约394,000横跨米德兰和特拉华盆地的净英亩。根据合并条款，每一股Energen普通股被转换为0.6442公司普通股的股份。公司大约发行了62.8百万其普通股的价值为$112.00每股
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合并财务报表附注-(续)
截止日期，导致公司向前Energen股东支付的总价款约为$7.1十亿.
在合并结束时，公司偿还了Energen循环信贷安排下的未偿本金，并承担了Energen的所有长期债务。见注10-借债索取更多资料。
采购价格分配
该合并已被视为企业合并，采用的是收购方式。下表为Energen公司在购置日根据公允价值对可识别资产的总采购价格进行的分配，没有商誉或便宜货购买收益。
下表列出了公司的采购价格分配情况：
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| (以百万计) |
审议： | |
公司普通股的公允价值 | $ | 7,136 |
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总考虑 | $ | 7,136 |
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假定负债的公允价值： | |
流动负债 | $ | 388 |
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资产退休债务 | 105 |
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长期债务 | 1,099 |
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非电流衍生仪器 | 17 |
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递延所得税 | 1,425 |
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其他长期负债 | 7 |
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可归因于假定负债的数额 | $ | 3,041 |
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购置资产的公允价值： | |
流动资产总额 | $ | 298 |
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油气性质 | 9,361 |
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中流资产 | 253 |
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房地产投资 | 11 |
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其他财产、设备和土地 | 58 |
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资产退休债务 | 105 |
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其他退休后资产 | 3 |
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应收非经常所得税净额 | 76 |
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其他长期资产 | 12 |
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可归因于所获资产的数额 | $ | 10,177 |
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公司已在其业务收入综合报表中列入$102百万的直接业务费用$17百万在2018年12月1日至2018年12月31日期间由于收购。
PRO Forma财务信息
以下未经审计的合并报表-截至12月31日、2018年和2017年12月31日-响尾蛇的业务数据综合报表-是为了使合并生效，就像它发生在2017年1月1日一样。以下信息反映了公司普通股发行的形式调整，以换取Energen的流通股普通股，以及基于现有信息和公司认为合理的某些假设进行的形式调整，包括(I)公司为转换Energen的未偿股票而发行的普通股
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合并财务报表附注-(续)
在合并结束之日，普通股和股本奖励的份额，(Ii)Energen的公允价值已探明的石油和天然气属性的耗竭，以及(Iii)形式调整的估计税收影响。
此外，对形式上的收益进行了调整，以不包括公司大约发生的与收购有关的费用$37百万2018年12月31日终了年度以及Energen公司发生的与采购有关的费用$59百万。经营的初步结果不包括合并可能产生的任何成本节省或其他协同作用，也不包括公司为整合Energen资产而已经或将要发生的任何估计费用。初步财务数据不包括在报告所述期间进行的任何其他采购的业务结果，因为它们主要是面积购置，其结果不被认为是实质性的。
合并后的业务数据仅用于比较目的，不一定表明如果合并发生在2017年1月1日可能出现的结果，也不打算作为对未来结果的预测。
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| 截至12月31日的年度， |
| 2018 | | 2017 |
| (百万美元，但每股数额除外) |
收入 | $ | 3,532 |
| | $ | 2,196 |
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业务收入 | 1,559 |
| | 900 |
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净收益 | 1,320 |
| | 875 |
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普通股基本收益 | $ | 7.54 |
| | $ | 5.26 |
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摊薄每股收益 | $ | 7.53 |
| | $ | 5.24 |
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2017年活动
2017年2月28日，该公司完成了在特拉华盆地的某些石油和天然气资产、中流资产和其他相关资产的收购，总收购价包括$1.7十亿现金和7.69百万公司普通股，其中约1.15百万股份被放置在一个赔偿代管中。这项交易大约包括(I)项的购置。100,306毛额(80,339主要分布在Pecos和Reeves县，约占$2.5十亿和(Ii)约为中期资产$48百万。该公司利用2016年12月股票发行的净收入、2016年12月债券发行的净收益、手头现金和其他融资来源，为此次收购的收购价现金部分提供资金。
以下是购置日承担的资产和负债的公允价值。转移的合计考虑是$2.5十亿，导致没有善意或廉价购买收益。
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| (以百万计) |
已探明的石油和天然气性质 | $ | 386 |
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未评估的石油和天然气性质 | 2,123 |
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中流资产 | 47 |
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预付资本成本 | 4 |
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石油库存 | 1 |
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应付收入和特许权使用费 | (10 | ) |
资产退休债务 | (2 | ) |
净资产公允价值总额 | $ | 2,549 |
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公司已在其业务收入综合报表中列入$81百万的直接业务费用$24百万从2017年2月28日到2017年12月31日，由于此次收购。
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合并财务报表附注-(续)
PRO Forma财务信息
以下未经审计的报表-截至2017年12月31日和2016年12月31日的响尾蛇公司业务数据综合报表-已准备实施2017年2月28日的收购，仿佛发生在2016年1月1日。这些形式的数据不一定表明如果这些收购发生在2016年1月1日就会实现的财务业绩。
形式数据也必然不包括与财产和财务报表有关的各种业务费用，不应将其视为未来期间业务的指示性数据。
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| 截至12月31日的年度， |
| 2017 | | 2016 |
| (百万美元，但每股数额除外) |
收入 | $ | 1,228 |
| | $ | 627 |
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业务收入(损失) | 619 |
| | (13 | ) |
净收入(损失) | 473 |
| | (109 | ) |
普通股基本收益 | $ | 4.85 |
| | $ | (1.45 | ) |
摊薄每股收益 | $ | 4.84 |
| | $ | (1.45 | ) |
4. Viper能源合作伙伴有限公司
Viper是一家公开交易的特拉华有限合伙公司，其公共部门在纳斯达克全球选择市场上市，代号为“VNOM”。Viper是由响尾蛇公司于2014年2月27日成立的，除其他外，该公司在北美拥有、收购和开采石油和天然气资产。目前，毒蛇研究的重点是二叠纪盆地的油气性质。Viper Energy Partners GP LLC是响尾蛇的合并子公司，是Viper的普通合伙人，并持有Viper的一般合伙人权益。截至2019年12月31日，公司大约拥有58%在毒蛇的总单位中。
在本年度终了的年度内2019年12月31日、响尾蛇收到的$133百万就其在Viper和Viper有限责任公司的利益而言。
在本报告所述年度内，Viper完成了以下股权发行：2019年12月31日, 2018和2017:
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日期 | 出售的公用单位数目 | 发给承销商的公共单位单位数目 | 毒蛇收到的收益 | 在Viper LLC的信贷贷款中偿还的金额 |
| | | (以百万计) | |
2017年1月 | 9,775,000 |
| 1,275,000 |
| $ | 148 |
| $ | 121 |
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2017年7月(1) | 16,100,000 |
| 2,100,000 |
| $ | 232 |
| $ | 153 |
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2018年7月 | 10,080,000 |
| 1,080,000 |
| $ | 303 |
| $ | 362 |
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2019年3月 | 10,925,000 |
| 1,425,000 |
| $ | 341 |
| $ | 314 |
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(1) | 在这次祭品中，响尾蛇购买了700,000共同单位，普通合伙人的附属公司3,000,000本公司及普通合伙人的某些高级人员及董事共购买114,000共同单位，在每种情况下都直接来自承销商。 |
由于Viper的公开发行，Viper发行了用于收购的单位，并且Viper发行了基于单位的补偿，公司在Viper中的所有权百分比降低了。在年终 2019年12月31日，公司记录了$45百万减少对Viper的非控制权益，并增加额外的已付资本，这是公司合并资产负债表上公司在各自合伙共同单位交易前后在Viper基础净账面价值中所占份额的差额。
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合并财务报表附注-(续)
资本重组， 毒蛇的税务选举及相关交易
2018年3月，Viper宣布，普通合伙人董事会一致通过“复选框”选举，批准将Viper的联邦所得税地位从“通过伙伴关系”改为“应税实体”。在作出这一选择方面，2018年5月9日，Viper(一)修订并重申了其第一份经修正和恢复的合伙协议，(二)修订和重申了运营公司的第一份经修正和重新确定的有限责任公司协议，(三)修订和重申了与该公司的现有注册权利协议，以及(四)与该公司、普通合伙人和运营公司签订了一项交换协议。在这些协议生效的同时，公司交付并分配给毒蛇73,150,000公司共同拥有的单位，以换取(I)73,150,000新发行的B级单位和(Ii)73,150,000根据日期为2018年3月28日的资本重组协议(经2018年5月9日修订的“资本重组协议”)，新发布的运营公司单位。在那次交易之后，Viper继续是运营公司的管理成员，拥有其业务的唯一控制权，并拥有大约的股份。36%经营公司发行的未偿单位中，其余部分约为该公司所有64%经营公司发行的未完成的单位。在完成Viper 2018年7月提供的单位后，它拥有大约41%经营公司发行的未偿单位中，其余部分约为公司所有59%。本公司拥有的经营公司单位和毒蛇乙级单位可不时更换毒蛇的公用单位(即一个经营公司单位和一个伙伴关系B级单位合在一起，可交换为一个合伙共同单位)。
2018年5月10日，毒蛇所得税地位的改变开始生效。在该日，根据“资本重组协定”的条款，(1)普通合伙人提供了$1百万有关其普通合伙人权益及(Ii)公司作出的现金资本供款$1百万就乙级单位向毒蛇发出。公司作为B类单位的持有人，普通合伙人作为普通合伙人权益的持有人，有权获得转帐8%按季度支付的这些未缴资本捐款的年度分配情况，作为这一投资资本的回报。2018年5月10日，该公司还交换了731,500乙类单位及731,500经营公司的单位731,500共同单位的毒蛇和现金数额$10,000表示按比例返回的$1百万B类单位的投资资本。普通合伙人继续担任毒蛇的普通合伙人，公司继续控制毒蛇。在税务地位选举生效和相关交易完成后，Viper的矿产业务继续通过经营公司进行，该公司继续作为联邦和州所得税目的的合伙企业被征税。预计这一结构将为Viper的业务带来重大好处，包括业务效率、收购和处置交易规划的灵活性和所得税效率。有关税务地位选举及相关交易的更多信息，请参阅毒蛇于2018年4月17日向证交会提交的关于附表14C的最终信息声明，以及毒蛇在2018年5月15日向SEC提交的关于表格8-K的最新报告。
伙伴关系协定
第二份经修订和重述的有限合伙协议日期为2018年5月9日，并于2018年5月10日修订(“毒蛇伙伴关系协定”)，该协议要求毒蛇的普通合伙人偿还因经营毒蛇业务而发生或支付的所有直接和间接费用以及所有其他可分配给毒蛇的普通合伙人或以其他方式支付的费用。“毒蛇伙伴关系协定”没有对Viper的普通合伙人及其附属公司可得到补偿的费用数额加以限制。这些费用包括工资、奖金、奖励补偿和支付给为Viper或代表Viper服务的人的其他数额，以及由其附属公司分配给Viper普通合伙人的费用。Viper的普通合伙人有权确定可分配给Viper的费用。每年2019年12月31日和2018，毒蛇的普通合伙人$3百万和$2百万分别给毒蛇。
分税制
与毒蛇收购案有关，毒蛇公司与响尾蛇公司于2014年6月23日签订了一项分税协议，根据该协议，毒蛇同意偿还响尾蛇公司在州和地方收入中所占份额以及其他税收，其中Viper的结果包括在响尾蛇公司就2014年6月23日或从2014年6月23日起的应税期提交的综合纳税申报表中。任何这类补偿的数额仅限于毒蛇如果不包括在与响尾蛇合并的集团内就会支付的税款。响尾蛇可以利用其税收属性使其合并后的集团(毒蛇可能是其成员之一)欠下或不欠税款。在这种情况下，毒蛇同意偿还响尾蛇的税款，毒蛇如果没有税收属性或用于毒蛇的利益，甚至
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响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
虽然响尾蛇在那个时期没有现金税支出。为年终 2019年12月31日，毒蛇不未计入任何国家所得税费用。截止年度2018年12月31日，Viper为其在得克萨斯州边际税中的份额积累了最低数额，Viper的结果包括在响尾蛇公司提交的一份合并纳税申报表中。
Viper LLC循环信贷机制
Viper已与富国银行、全国协会(“富国银行”)作为行政代理、独家簿记管理人和牵头安排机构建立了一个有担保的循环信贷机构。见注10-关于这种信贷安排的说明的债务。
5. 响尾蛇中流LP
响尾蛇是一家公开交易的特拉华有限公司，其共同单位在纳斯达克全球选择市场上市，代号为“RTLR”。响尾蛇于2018年7月由响尾蛇公司组建，在中部和特拉华盆地拥有、运营、开发和收购中游基础设施资产。 二叠纪盆地的。响尾蛇公司的普通合伙人是响尾蛇公司的全资子公司，是Rattler公司的普通合伙人.截至2019年12月31日，响尾蛇大约拥有71%在Rattler的总单位中。
在2019年5月完成Rattler的首次公开发行(“Rattler IPO”)之前，响尾蛇拥有Rattler的所有普通和有限合伙人权益。Rattler的供品包括43,700,000共同单位约代表29%的有限合伙人权益$17.50每个共同单位，其中包括5,700,000根据向承销商提供的购买更多公共单位的选择而发行的普通股，条款相同，截止日期为2019年5月30日。响尾蛇收到的净收入约为$720百万从出售这些共同单位后，扣除提供的费用和承保折扣和佣金。
关于Rattler要约的完成，Rattler(I)发布了107,815,152B类单位表示合计71%投票限制合伙人对Rattler的权益以换取$1百万响尾蛇公司提供的现金捐助，(2)向Rattler的普通合伙人发放了Rattler的普通合伙人权益，以换取Rattler的普通合伙人$1百万Rattler普通合伙人的现金捐助，和(Iii)使Rattler有限责任公司大约分发$727百万敬响尾蛇。响尾蛇作为B级单位的持有者，Rattler的普通合伙人作为普通合伙人的权益持有人，有权获得相当于8%每年按其各自未缴款项计算$1百万资本缴款，每季度支付。
响尾蛇还与Rattler签订了下列协定：
响尾蛇伙伴关系协定
关于Rattler要约的结束，Rattler的普通合伙人和Energen Resources于2019年5月28日签订了Rattler有限合伙协议(“Rattler伙伴关系协议”)。Rattler合伙协议要求Rattler的普通合伙人偿还Rattler公司代表Rattler公司发生或支付的所有直接和间接费用，以及Rattler普通合伙人在经营Rattler业务方面可分配的或以其他方式支付的所有其他费用。“拉特勒伙伴关系协定”没有对其普通合伙人及其附属公司可得到补偿的费用数额加以限制。这些费用包括工资、奖金、奖励报酬和支付给为Rattler或代表Rattler服务的人的其他数额，以及其附属公司分配给Rattler普通合伙人的费用。响尾蛇的普通合伙人有权确定可分配给Rattler的费用。为年终 2019年12月31日，Rattler的普通合伙人分配$364,342把这些费用交给Rattler。
响尾蛇服务及借调协议
关于Rattler要约的结束，Rattler与响尾蛇、响尾蛇E&P LLC、Rattler的普通合伙人和Rattler LLC签订了服务和借调协议，日期为2019年5月28日(“服务和借调协议”)。根据“服务和借调协定”，响尾蛇及其子公司将响尾蛇公司的某些运营、建筑、设计和管理雇员和承包商转嫁给Rattler的一般合作伙伴Rattler及其子公司，为Rattler的资产提供管理、维护和运营职能。“服务和借调协定”要求Rattler的普通合伙人和Rattler向响尾蛇公司偿还借调雇员和承包商的费用，包括他们的工资和福利。为年终 2019年12月31日，Rattler的普通合伙人和Rattler支付了响尾蛇$5百万根据“服务和借调协定”。
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响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
响尾蛇分税协议
与Rattler公司的收购案有关，Rattler有限责任公司与响尾蛇公司签订了一项分税协议，根据该协议，Rattler LLC将偿还响尾蛇公司因Rattler LLC的结果而承担的州和地方收入份额以及其他税收，因为响尾蛇公司的结果包括在响尾蛇公司就2019年5月28日或从5月28日开始的应税期提交的一份合并或合并的纳税申报表中。任何这类补偿的数额仅限于Rattler有限责任公司如果不包括在与响尾蛇合并的集团内，就会支付的税款。响尾蛇可利用其税收属性，使其合并或合并的集团，其中拉特勒有限责任公司可能是成员，为此目的，欠下或不欠税款。在这种情况下，Rattler有限责任公司同意偿还响尾蛇公司，因为如果无法获得或用于Rattler LLC的福利，Rattler LLC本应支付的税款Rattler LLC，即使响尾蛇公司在这一期间没有现金支出。
为年终 2019年12月31日，应计国家所得税费用$188,808对于其在得克萨斯州边际税中的份额，Rattler在Rattler有限责任公司中所占份额包括在响尾蛇公司提交的合并纳税申报表中。
响尾蛇公司的循环信贷贷款
响尾蛇有限责任公司与富国银行(WellsFargoBank)、全国协会(NationalAssociation)签订了一项有担保的循环信贷贷款，作为行政代理、独家簿记管理人和牵头见注10—债务关于这个信用工具的描述。
6. 房地产资产
在响尾蛇公司收购Fasken塔塔楼的同时，该公司还分配了$110百万房地产资产与无形租赁资产之间的购进价格与现地和市面租赁相关的无形租赁资产.此外，公司拥有$10百万在办公楼里。下列附表列出响尾蛇不动产资产(包括无形租赁资产)的成本和相关累计折旧或摊销(视情况而定)：
|
| | | | | | | | | |
| 估计使用寿命 | | 十二月三十一日， |
| | 2019 | | 2018 |
| (年份) | | (以百万计) |
建筑 | 20-30 | | $ | 102 |
| | $ | 103 |
|
租户改进 | 15 | | 5 |
| | 4 |
|
土地 | N/A | | 2 |
| | 1 |
|
土地改良 | 15 | | 1 |
| | 1 |
|
房地产资产总额 | | | 110 |
| | 109 |
|
减：累计折旧 | | | (9 | ) | | (4 | ) |
土地和建筑物投资总额，净额 | | | $ | 101 |
| | $ | 105 |
|
|
| | | | | | | | | |
| 加权平均使用寿命 | | 十二月三十一日， |
| | 2019 | | 2018 |
| (月) | | (以百万计) |
就地租赁无形资产 | 45 | | $ | 11 |
| | $ | 11 |
|
减：累计摊销 | | | (6 | ) | | (3 | ) |
就地租赁无形资产，净额 | | | 5 |
| | 8 |
|
高于市场的租赁无形资产 | 45 | | 4 |
| | 4 |
|
减：累计摊销 | | | (1 | ) | | (1 | ) |
超市场租赁无形资产，净额 | | | 3 |
| | 3 |
|
无形租赁资产共计，净额 | | | $ | 8 |
| | $ | 11 |
|
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响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
7. 财产和设备
财产和设备包括：
|
| | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2019 | | 2018 |
| (以百万计) |
石油和天然气特性： | | | |
可能耗尽 | $ | 16,575 |
| | $ | 12,629 |
|
不受损耗 | 9,207 |
| | 9,670 |
|
总石油和天然气特性 | 25,782 |
| | 22,299 |
|
累积损耗 | (2,995 | ) | | (1,599 | ) |
累积减值 | (1,934 | ) | | (1,144 | ) |
石油和天然气特性，净 | 20,853 |
| | 19,556 |
|
中流资产 | 931 |
| | 700 |
|
其他财产、设备和土地 | 125 |
| | 147 |
|
累计折旧 | (74 | ) | | (31 | ) |
财产和设备，扣除累计折旧、损耗、摊销和减值 | $ | 21,835 |
| | $ | 20,372 |
|
| | | |
不受损耗影响的费用余额： | | | |
2019年发生 | $ | 604 |
| | |
2018年发生 | 5,654 |
| | |
2017年发生 | 2,329 |
| | |
2016年发生 | 620 |
| | |
共计不受损耗 | $ | 9,207 |
| | |
公司采用完全成本法核算其石油和天然气属性。在这种方法下，所有的获取、勘探和开发成本，包括某些内部成本，都以已探明的石油、天然气液体和天然气储量为基础的复合生产单元进行资本化和摊销。计入全额费用池的内部费用是管理部门对与勘探和开发活动直接有关的费用的估计数，例如与监督勘探和开发活动有关的地质和其他行政费用。与财产的生产和经营有关的费用，包括相关的雇员费用，按所发生的费用入账。与勘探和开发活动没有直接关系的所有其他内部费用在发生时记在费用项下。资本化内部费用约为$49百万, $29百万和$22百万为截至2019年12月31日止的年份, 2018和2017分别。未评估财产的相关费用不包括在全部成本池中，直到公司确定是否存在已证实的储备。预计将公司未评估成本纳入摊销基础的工作将在 三到五年。目前未摊销的收购成本主要与该公司计划通过钻探证实的未证实面积有关。公司没有计划让任何土地到期。石油和天然气属性的销售，无论目前是否摊销，都作为资本成本调整入账，不确认损益，除非这种调整将大大改变资本化成本与石油、天然气液体和天然气探明储量之间的关系。
根据这种会计方法，公司必须每季度进行一次上限测试。测试确定了已探明的石油和天然气特性的账面价值的上限或上限。资本成本净额仅限于未摊销成本减去递延所得税，或成本中心上限。成本中心上限的定义是(A)未来净收入估计数之和，折现为 10% 每年从已证实的准备金中提取，根据每月第一天价格的12个月未加权平均数，并根据任何合同规定进行调整，并不包括资产负债表上记录有资产留存义务的财产的估计放弃费用，(B)未摊销的财产的成本(如果有的话)，和(C)摊还费用中未证实的财产的成本或市场价值，包括石油和天然气财产的账面和递延税基之间差额的相关税。如果账面净值(包括相关递延税)超过上限，则需要减值或非现金减记。
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响尾蛇能源公司及附属公司
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由于2019年期间大宗商品价格下跌，该公司记录了截至2009年的非现金最高限额减值。2019年12月31日的$790百万包括在累积损耗中。减值费用影响了公司报告的净收入，但没有减少现金流量。除商品价格外，该公司的生产率、已探明储量水平、未来开发成本、未评估财产的转让和其他因素将决定其未来期间的实际上限测试计算和减值分析。不已证实的石油和天然气特性的减值已记录在截至年底的年度。2018年12月31日.
在…2019年12月31日，有$228百万勘探费用和开发费用$118百万资本化的利息，不受耗损的影响。在…2018年12月31日，有$68百万勘探费用和开发费用$55百万不受损耗的资本化利息。
8. 资产退休债务
下表列出下列期间公司资产退休债务负债的变动情况：
|
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| (以百万计) |
资产退休债务，期初 | $ | 136 |
| | $ | 21 |
| | $ | 17 |
|
额外负债 | 8 |
| | 3 |
| | 2 |
|
获得的负债 | 4 |
| | 111 |
| | 2 |
|
债务结算 | (61 | ) | | (2 | ) | | (1 | ) |
吸积费用 | 7 |
| | 2 |
| | 1 |
|
订正估计负债 | — |
| | 1 |
| | — |
|
资产退休债务，期末 | 94 |
| | 136 |
| | 21 |
|
减去电流部分 | — |
| | — |
| | 1 |
|
资产退休债务-长期 | $ | 94 |
| | $ | 136 |
| | $ | 20 |
|
本公司的资产退休义务主要涉及油井和相关设施的未来封堵和废弃。为了确定这一债务的现值，公司估计了未来油井堵塞和废弃成本、房产的最终生产寿命、风险调整贴现率和通货膨胀系数。如果今后对这些假设的修订影响到现有资产退休负债的现值，则对石油和天然气财产余额进行相应的调整。
9. 权益法投资
在…2019年12月31日和2018，Rattler有以下投资：
|
| | | | | | | | | | |
| 净所有权权益 | | (一九二零九年十二月三十一日) | | (2018年12月31日) |
| | | (以百万计) |
EPIC原油控股公司 | 10 | % | | $ | 110 |
| | $ | — |
|
灰橡木管道 | 10 | % | | 115 |
| | 1 |
|
向韦伯斯特管道有限公司眨眼 | 4 | % | | 34 |
| | — |
|
奥莫格合资公司 | 60 | % | | 219 |
| | — |
|
阿马里洛·拉特勒公司 | 50 | % | | 1 |
| | — |
|
| | | $ | 479 |
| | $ | 1 |
|
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合并财务报表附注-(续)
以下概述了所述期间权益法投资的收入(损失)：
|
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| (以百万计) |
EPIC原油控股公司 | $ | (6 | ) | | $ | — |
| | $ | — |
|
灰橡木管道 | 1 |
| | — |
| | — |
|
向韦伯斯特管道有限公司眨眼 | (1 | ) | | — |
| | — |
|
奥莫格合资公司 | — |
| | — |
| | — |
|
HMW有限责任公司 | — |
| | — |
| | 1 |
|
| $ | (6 | ) | | $ | — |
| | $ | 1 |
|
2014年10月，该公司收购了25%对HMW流体管理有限公司(“HMW LLC”)感兴趣，该公司的成立是为了开发、拥有和运营一个综合水管理系统，以收集、储存、处理、处理、分配和处置水给在得克萨斯州米德兰、马丁和安德鲁斯州的勘探和生产公司。
2018年6月30日，HMW LLC的运营协议被修正。修订后，Rattler不再承认对HMW有限责任公司的股权投资，而是将其在HMW有限责任公司拥有的生产水处置(“PWD”)资产的不可分割的权益合并起来。以换取Rattler的25%投资，拉特勒收到了50%不分割所有权权益二.的.四PWD水井和相关资产以前由HMW有限责任公司拥有。响尾蛇在资产中的基础相当于其在HMW有限责任公司股权投资中的基础。
2019年2月1日，拉特勒有限责任公司收购了10%持有EPIC原油控股有限公司(“EPIC”)的股权，该公司正在建设一条管道(“EPIC项目”)，一旦全面投入运营，将把原油和NGL运输到德克萨斯州的Corpus Christi市场。EPIC项目于2019年第三季度开始初步运营。
2019年2月15日，拉特勒有限责任公司收购了10%股份持有灰色橡树管道有限责任公司(“灰色橡树”)，该公司正在建设一条管道(“灰色橡树项目”)，一旦投入运营，将把原油从二叠纪运到德克萨斯湾沿岸的科珀斯克里斯蒂。格雷橡树项目于2019年第四季度开始初步运营。
2019年3月29日，拉特勒有限责任公司(Rattler LLC)向格雷橡树(Gray Oak)发行了一张短期本票.这张纸币允许灰色橡树最多借入$123百万在…2.52%利率，到期日为2022年3月31日。在截至2019年12月31日止的年度，有$23百万在本说明项下借款和偿还。短期期票已于2019年5月31日偿还.
2019年6月4日，拉特勒就格雷橡树达成了一项股权出资协议。股权出资协议要求Rattler向Gray Oak提供股权或贷款，以便Gray Oak能够在必要的范围内补救格雷Oak信贷协议下的付款违约，并在某些情况下全额偿还Gray Oak的信贷协议。Rattler在股权出资协议下的义务仅限于其在Gray Oak的比例所有权权益，这些义务由Rattler LLC、Tall City、Rattler Omog LLC和Rattler Ajax Processing LLC担保。
2019年7月30日，Rattler有限责任公司将Wink与Webster管道有限责任公司合并为4%成员，与埃克森美孚，平原所有美国管道，Delek US，MPLX LP和莲花中流的子公司。该合资企业正在开发一条原油管道，其发源地位于二叠纪盆地的Wink和Midland，用于将原油输送到休斯顿地区的多个地点(“Wink to Webster项目”)。Wink to Webster项目预计将于2021年上半年开始服务。
2019年10月1日，拉特勒有限责任公司收购了60%OMOG合资有限责任公司(“OMOG”)的股权。2019年11月7日，奥莫格收购了100%该公司在二叠纪经营原油集输系统，在收购后改名为OryxMidland集油有限责任公司。而Rattler的权益是60%由于Rattler不控制经营活动，控股少数投资者存在实质性参与权，因此，该投资被视为股权法投资。
2019年12月20日，Rattler有限责任公司收购了50%持有阿马里洛拉特勒有限责任公司股权，该公司目前拥有并经营黄玫瑰气体收集和处理系统，估计其总处理能力为40,000Mcf/d及以上84在道森，马丁和安德鲁斯县，得克萨斯州，数英里的收集和区域运输管道。这个关节
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响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
合资企业还打算建造和经营一项新的60,000位于德克萨斯州马丁县的Mcf/d低温天然气加工厂。而Rattler的权益是50%由于Rattler公司不控制经营活动，控股投资者拥有实质性参与权，因此，该投资被视为股权法投资。
不Rattler权益法投资的减值记录截至2019年12月31日止的年度或2018.
在…2019年12月31日，有$1百万有关股本法投资尚未开始运作的资本化利息。
10. 债务
长期债务包括下列截至所列日期：
|
| | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2019 | | 2018 |
| (以百万计) |
4.625%到期日期2021年 | $ | 399 |
| | $ | 400 |
|
7.320%中期债券，A系列，到期日期2022年 | 21 |
| | 20 |
|
2.875%高级债券到期 | 1,000 |
| | — |
|
4.750%高级债券到期 | — |
| | 1,250 |
|
5.375%高级债券应于2025年到期 | 800 |
| | 800 |
|
3.250%高级债券到期 | 800 |
| | — |
|
7.350%中期债券，A系列，到期日期2027年 | 11 |
| | 10 |
|
7.125%中期债券，B系列，到期日期2028年 | 108 |
| | 100 |
|
3.500%高级债券到期 | 1,200 |
| | — |
|
钻井协议 | 39 |
| | — |
|
未摊销债务发行成本 | (19 | ) | | (27 | ) |
未摊销折扣费用 | (31 | ) | | — |
|
未摊销保险费 | 9 |
| | 10 |
|
循环信贷设施 | 13 |
| | 1,490 |
|
Viper循环信贷设施 | 97 |
| | 411 |
|
Viper 5.375%高级债券到期 | 500 |
| | — |
|
响尾蛇循环信贷设施 | 424 |
| | — |
|
长期债务总额 | $ | 5,371 |
| | $ | 4,464 |
|
响尾蛇债券
4.750%高级债券
2016年10月28日，该公司发布$500百万合计本金4.750%到期于2024年的高级票据(“4.750%高级票据”)，由公司、其附属担保人和作为受托人的富国银行(WellsFargo)共同承销。2018年9月25日，该公司发布$750百万新的总本金4.750%高级笔记作为附加的笔记，在4.750%的高级票据之下，并受相同的契约条款的约束。公司大约收到$741百万在净收益中，扣除初始购买者的折扣及其估计发行费用后，但不计应计利息，从新发行的4.750%高级债券中扣除。该公司利用发行新的4.750%高级债券的净收益的一部分来偿还部分未偿还的借款-其循环信贷安排和余额-用于一般公司用途，包括为从阿贾克斯资源有限公司购买某些资产提供部分现金补偿。
2019年12月20日，该公司赎回了所有未偿款项4.750%高级笔记。赎回款项(“赎回金”)包括$1.25十亿未偿还本金的赎回价格为103.563%的本金4.750%高级票据，加上未偿还本金的应计利息和未付利息
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响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
约会。2019年12月5日，4.750%高级票据已获完全满意及解除，担保人已获解除对4.750%高级笔记。该公司通过发行2019年12月债券的部分净收益为赎回付款提供资金。
4.750%的高级债券利率为4.750%每半年派息一次，自2017年5月1日起，每年5月1日和11月1日到期，2024年11月1日到期。我们所有为循环信贷提供担保的有限子公司都为4.750%的高级票据提供了担保，但前提是4.750%的高级票据不是由Viper、Viper‘s General Partners、Viper LLC、Rattler、Rattler’s General Partners或Rattler LLC担保的。
2025年高级说明
2016年12月20日，该公司发布$500百万合计本金5.375%应于2025年到期的高级票据(“现有2025年票据”)，在我们、其附属担保人一方和作为托管人的富国银行(“2025年契约”)之间的契约下。2018年1月29日，该公司发布$300百万新的总本金5.375%应于2025年到期的高级说明作为2025年契约下的补充说明(“新2025年注释”，连同现有2025年注释，2025年高级说明)。公司大约收到$308百万净收益中，扣除初始购买者的折扣和公司估计的发行费用后，但不考虑应计利息，从新的2025年票据发行。该公司利用发行2025年新票据的净收益，偿还其循环信贷机制下的部分未偿借款。
2025年的高级债券利率为5.375%每年每半年派息一次，每年5月31日及11月30日拖欠款项，并将於2025年5月31日届满。该公司现有和未来的所有受限制的子公司为其循环信贷设施提供担保，为2025年的高级票据提供担保。目前，除响尾蛇O&G有限责任公司外，2025年的高级票据并不由公司的任何子公司担保，也不会得到公司未来任何不受限制的子公司的担保。
本公司可于2020年5月31日或之后的任何时间，在任何一次或多于一次赎回部分或全部2025年高级债券，赎回价格(以本金的百分比表示)104.031%从2020年5月31日开始的12个月，102.688%从2021年5月31日开始的12个月，101.344%由2022年5月31日起计的12个月期间100.000%由2023年5月31日起，其后任何时间连同任何应累算利息及未付利息，但不包括赎回日期。在2020年5月31日前，该公司可在任何一次或多个场合赎回全部或部分2025年高级票据，其价格相当于100%2025年高级债券本金加上“全额”溢价和应计和未付利息到赎回日。此外，在2020年5月31日前的任何时间，公司可在任何一次或多个场合赎回2025年的高级票据，本金总额不得超过35%在该日期之前发行的2025年高级债券的总本金中，赎回价格为105.375%，加上赎回日的应计利息及未付利息，款额相等于某些股本发行所得的现金净收益。
2019年12月债券发行
2019年12月5日，该公司发布$1.0十亿合计本金2.875%到期日期为2024年的高级票据(“2024年票据”)，$800百万合计本金3.250%到期日期为2026年的高级票据(“2026年票据”)，以及$1.2十亿合计本金3.500%应于2029年到期的高级注释(“2029年注释”，连同2024年和2026年注释，即“2019年12月注释”)。2024年12月1日到期，2026年12月1日到期，2029年12月1日到期。利息每半年计息一次，自2020年6月1日起，每年6月1日至12月1日拖欠。2019年12月的票据是完全和无条件担保的响尾蛇O&G有限责任公司，而不是由公司的任何其他子公司担保。
2019年12月的票据由公司根据截至2019年12月5日的契约发行，富国银行作为托管人，并由截至2019年12月5日的第一次补充契约(“2019年12月票据”)作为补充。
C公司可于2024年11月1日前(2024年债券到期日前1个月)、(Ii)2026年10月1日前(2026年10月1日之前两个月)(2026年债券到期日前两个月)及(Iii)2029年9月1日之前的任何时间(2029年债券到期日前3个月)全部或部分赎回2024年债券(每个日期均为“票面赎回日”)；(Iii)2029年9月1日(2029年债券到期日前3个月)全部或部分2029年债券全部或部分赎回。
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响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
有关2019年12月债券的契约所列赎回价格。如果2019年12月的债券在各自的票面赎回日或之后赎回，则在每种情况下，2019年12月的债券将以相当于赎回价格的赎回价格赎回。100% 将赎回的2019年12月债券本金加到但不包括赎回日期的利息。
一旦发生变更控制触发事件(如2019年12月票据的契约所定义)，持有人可要求公司以相当于以下价格的现金购买2019年12月的部分或全部票据 101% 购买2019年12月债券的本金，加上截至购买之日的应计利息和未付利息(如果有的话)。
管理2019年12月债券的契约包含习惯条款和契约，包括对公司的能力及其某些子公司承担担保资金负债的留置权的能力的限制，以及对公司合并、合并或出售、转让、转让或租赁其全部或实质上所有资产的能力的限制。
第二次修正和恢复信贷机制
该公司和钻石公司作为借款人，签订了第二份经修正的、日期为2013年11月1日的经修订的信贷协议，其中包括富国银行(WellsFargo)作为行政代理，其附属公司富国证券(WellsFargo Securities)作为唯一的簿记管理人和牵头安排人。2019年6月28日，根据第十一项修正案，对信贷协议进行了修订，对信贷安排在未担保债务获得两个评级机构的投资等级评级之日及之后进行了某些修改，并满足了信贷协议中的某些其他条件(“投资等级转换日期”)。2019年11月20日，响尾蛇O&G有限责任公司使响尾蛇O&G有限责任公司作为循环信贷工具下的借款人发出通知，触发“投资等级转换日期”。截至2019年12月31日，信贷协议规定的最高信贷额为$2.0十亿。截至2019年12月31日，公司大约有$13百万循环信贷安排下的未偿还借款$1.99十亿可供循环信贷安排下的未来借款。
响尾蛇O&G有限责任公司是信贷协议的借款人，自2019年12月31日起，信贷协议由响尾蛇能源公司担保。本公司的其他子公司都不是循环信贷贷款的担保人。2019年12月5日，响尾蛇O&G有限责任公司递交了一封信，通知根据信贷协议的行政代理人，截至该日，除响尾蛇能源公司以外的每一家担保人都不再是信贷协议下的担保人。
信用协议下的未偿借款按我们选择的年利率计算利息，利率等于备用基准利率(等于最高的最优惠利率，联邦基金的有效利率加)。0.5%，3个月期libor+1.0%)或libor，在每种情况下加上适用的保证金。适用的保证金范围为0.125%到1.0%每年及自1.125%到2.0%就libor而言，每年取决于定价水平，而这又取决于评级机构对我们无担保债务的评级。我们有义务每季度支付一笔从0.125%到0.350%每年根据未使用部分的承诺，根据定价水平，这反过来取决于评级机构对我们的无担保债务的评级。
贷款本金可随意偿还，但不包括保险费或罚款(通常的libor破碎除外)。贷款本金必须偿还：(A)贷款金额超过承诺的范围，因为最高信贷总额终止或减少；(B)在2022年11月1日到期日。
信贷协议包含一份金融契约，要求我们将净债务总额与资本化比率(如信贷协议中的定义)保持在不超过65%。我们的非担保人受限制的附属公司可能会因借来的款项而招致债务，本金总额最多可达15%(如信贷协议所界定)，而我们及我们受限制的附属公司，如由该等留置权担保的债务总额不超逾，则可享有留置权。15%合并的有形资产净额。
截至2019年12月31日和2018，公司已遵守循环信贷安排下的所有财务契约。放款人可在任何违约事件发生和持续期间，加速循环信贷安排下的所有债务。信用协议包含违约的习惯事件，包括不付款、违约、重大错误陈述、交叉违约、破产和控制权变更。对于因不支付本金和违反消极和财务契约而发生的违约事件，没有任何补救期，但不支付利息和违反某些平权公约的行为则受惯例的补救期的限制。
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响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
Energen票据
在合并生效时，Energen成为公司的全资子公司，并仍然是总本金的发行者。$530百万在照会(“Energen Notes”)中，根据1996年9月1日的一份契约签发，由纽约银行作为受托人(“Energen INDINTURE”)签发。截至2019年12月31日，Energen Notes包括：(1)$399百万合计本金4.625%二零二一年九月一日到期的高级债券(二)$108百万的7.125%应于2028年2月15日到期的票据(3)$21百万的7.32%应于2022年7月28日及(4)$11百万的7.35%应于2027年7月28日到期的票据。
Energen债券是Energen公司的高级无担保债务，合并后，Energen公司作为全资子公司，仍然是Energen Notes的唯一发行人和承付人。Energen Notes在支付权利方面与Energen的所有其他高级无担保债务(如果有的话)同等，并实际上从属于Energen的高级担保债务(如果有的话)，其程度取决于担保这种债务的担保品的价值。我们和我们的任何子公司都不为Energen票据提供担保。
Energen因义齿包含某些契约，但有某些例外和限制条件，限制Energen产生或承受存在留置权、进行销售和租赁交易、与任何其他实体合并或合并、将其财产和资产作为整体转让、转让或租赁给任何个人或实体的能力。
2018年11月29日，Energen公司根据其信贷安排担保公司的债务，并对其某些资产给予留置权，以保证这种负债；2018年12月21日，Energen的子公司根据其信贷协议为公司的债务提供担保，并对其某些资产给予留置权，以保证此类负债。由于这些保证，根据2025年义齿的条款和条件，Energen也是2025年高级照会的担保人。
Viper‘s设施-富国银行
2018年7月20日，Viper LLC作为借款人，与担保人、作为行政代理人的富国银行和其他贷款人签订了经修订和重报的信贷协议。经修订的信贷协议(“Viper信贷协议”)规定了最高信贷额的循环信贷安排。$2十亿和基于Viper LLC的石油和天然气储量及其他因素(“借款基数”)的借款基数$775百万，须经排定的半年一次及其他选修借款基数重新厘定。借款基数按计划每半年重新确定一次，自5月1日和11月1日起生效。此外，ViperLLC和WellsFargo都可能要求三在任何情况下对借款基数的临时重新确定12-月期。由于毒蛇在2019年11月重新确定了秋季债务，根据毒蛇信贷协议，借款基数增加到$775百万。截至2019年12月31日，借款基数设定为$775百万，Viper LLC$97百万未偿还借款和$678百万可供今后根据Viper信贷协议借款。
根据Viper信贷协议未偿还的借款按Viper有限责任公司选择的年利率计算利息，该利率等于备用基准利率(等于最高的最优惠利率，联邦基金的实际利率加上)。0.5%3个月期libor加1.0%)或libor，在每种情况下加上适用的保证金。适用的差额范围为0.75%到1.75%每年按备用基准率计算1.75%到2.75%就libor而言，每年取决于与承付款项有关的未偿贷款和信用证的数额，后者被定义为最高信贷额和借款基数中的较小部分。Viper有限责任公司有义务支付季度承诺费，范围从0.375%到0.500%每年承付的未用部分，费用也取决于与承付款有关的未偿贷款和信用证的数额。贷款本金可随意偿还，而不收取保险费或罚款(习惯LIBOR破碎除外)，并被要求偿还(一)贷款数额超过承付款或借款基数的情况，不论是由于借款基础重新确定或其他原因(在某些情况下须受补救期)，(二)数额等于根据信贷协议存在借款基础不足或违约情况下出售财产的现金净收益；(三)在2022年11月1日到期日。贷款主要由Viper和Viper有限责任公司的所有资产担保。
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响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
Viper信贷协议包含各种肯定、否定和财务维护契约。这些契约除其他外，限制额外负债、额外留置权、出售资产、合并和合并、股息和分配、与附属公司的交易、购买保证金股票和签订某些互换协议，并要求维持下文所述的财务比率。
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财务公约 | 所需比率 |
按Viper信贷协议的定义，净债务总额与EBITDAX的比率 | 不超过4.0至1.0 |
按Viper信贷协议的定义，流动资产与负债的比率 | 不少于1.0至1.0 |
禁止额外负债的公约允许发行最多可达$1.0十亿以高级无担保票据的形式发行，并在任何此类发行方面，减少借款基数25%每一次此类发行的本金。契约限制股息和分配包括一个例外，允许毒蛇有限责任公司作出分配，如果不存在违约，事件违约或借款基础不足。
截至2019年12月31日和2018、Viper和Viper有限责任公司遵守了当时生效的Viper信贷协议下的所有金融契约。在任何违约事件发生和持续期间，放款人可以加速根据Viper信贷协议承担的所有债务。Viper信用协议包含违约的习惯事件，包括不付款、违约、重大错误陈述、交叉违约、破产和控制权变更。
毒蛇笔记
2019年10月16日，毒蛇完成了发行5.375%到期的高级债券本金总额为2027年$500百万(“毒蛇说明”)。毒蛇收到的总收入$500百万从这样的供品，它贷款给毒蛇有限责任公司。Viper有限责任公司支付了这次发行的费用，从而获得了发行的净收益。$490百万，根据Viper信贷协议，Viper LLC用来偿还借款。
毒蛇债券的发行日期为2019年10月16日，由Viper作为担保人，Viper LLC作为担保人，富国银行(WellsFargo)作为托管人(“Viper In稠密义齿”)。根据“毒蛇义齿”及“毒蛇债券”的规定，毒蛇债券的利息按未付本金年息5.375厘计算，由二零二二年五月一日起，每年五月一日及十一月一日起，每半年支付一次。毒蛇债券将於二零二七年十一月一日到期。
Viper有限责任公司根据Viper义齿保证Viper Notes。公司及其任何其他子公司都不为Viper Notes提供担保。
Viper因义齿包含某些契约，除某些例外情况和资格外，除其他外，限制Viper及其受限制子公司产生或担保额外负债或发行某些可赎回或优先股、作出某些投资、宣布或支付股利或分配股本权益或赎回、回购或退休权益或次级负债、转让或出售资产的能力，同意对受限制子公司的付款限制，合并、合并、出售或以其他方式处置其所有或实质上所有资产，与附属公司进行交易，产生留置权，并指定某些子公司为不受限制的子公司。这些公约有许多例外，其中一些是实质性的。其中某些公约在发生某些事件后即被终止。
响尾蛇信贷协议
关于Rattler的发行，Rattler作为母公司，Rattler LLC作为借款人，签订了日期为2019年5月28日的信贷协议，富国银行作为行政代理，银行辛迪加作为贷款人(“Rattler信贷协议”)。
Rattler信贷协议规定了最高信贷额度的循环信贷安排。$600百万。贷款本金可随意偿还，不收取保险费或罚款(传统libor破碎除外)，并须在2024年5月28日到期日支付。Rattler信用协议由Rattler，Tall City，Rattler Omog LLC和Rattler Ajax Processing LLC担保。截至2019年12月31日，Rattler有限责任公司$424百万未偿还借款和$176百万根据Rattler信贷协议，可用于未来的借款。
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响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
Rattler信贷协议下的未偿借款按Rattler有限责任公司选择的年利率计算利息，利率以最优惠利率或libor为基础，在每种情况下加上适用的保证金。适用的差额范围为0.250%到1.250%每年优质贷款及1.250%到2.250%每年LIBOR贷款，在每种情况下取决于综合总杠杆率(如Rattler信贷协议中所定义)。响尾蛇有限责任公司有义务支付季度承诺费，范围从0.250%到0.375%每年承付款中未用部分的费用也取决于综合总杠杆比率。
Rattler信贷协议包含了各种肯定和否定的契约。这些契约，除其他外，限制额外负债、附加留置权、出售资产、合并和合并、分配和其他限制性付款、与附属公司的交易以及订立某些互换协议，在每一种情况下都是Rattler、Rattler有限责任公司及其受限制的子公司。这些契约受Rattler信贷协议规定的例外情况约束，包括允许Rattler有限责任公司或Rattler发行无担保债务证券的例外，以及允许在不存在违约情况下支付分销款项的例外情况。
Rattler信贷协议还载有财务维护契约，要求维持以下财务比率：
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| | |
财务公约 | | 所需比率 |
综合总杠杆率从截至2019年9月30日的财政季度开始 | 不超过5.00至1.00(或在某些收购后的3个财政季度不超过5.50至1.00)，但如果适用综合高级担保杠杆比率(如Rattler信贷协议中所定义的)，则不超过5.25至1.00) |
合并高级抵押杠杆率从作出财务契约选举(如Rattler信贷协议中的定义)的任何财政季度的最后一天开始 | 不超过3.50至1.00 |
综合利息覆盖率(按Rattler信贷协议的定义)从截至2019年9月30日的财政季度开始 | 不少于2.50至1.00 |
为了在截至2020年6月30日的财政季度之前计算财务维护契约，EBITDA(如Rattler信贷协议中的定义)将根据前一个财政季度的实际EBITDA，从2019年9月30日终了的财政季度开始按年度计算。
截至2019年12月31日、Rattler和Rattler有限责任公司遵守了Rattler信贷协议下的所有财务契约。放款人可在任何违约事件发生和持续期间，加速Rattler信贷协议规定的所有债务。Rattler信用协议包含违约的习惯事件，包括不付款、违约、重大错误陈述、交叉违约、破产和控制权变更。
与黑石资源联盟，L.L.C.
该公司于2018年9月10日与黑石资源有限公司签订了一项参与和开发协议(“钻井协议”)。(“CEMOF”)为石油和天然气开发提供资金。由CEMOF及其附属机构管理的基金已同意承诺从CEMOF的净生产收入中为某些费用供资，并在一段时间内，在不由此类收入供资的情况下，至多提供一笔额外费用$300百万为公司提供的地点钻探计划提供资金。根据资产特性和选定钻探计划的回报预期，CEMOF将提供至多85%根据“钻井协议”钻探的新油井的相关费用，预计将收到80%对这些井的工作兴趣，直到达到一定的支出阈值，等于累计9%然后13%内部回报率。在达到最终的内部回报率目标后，CEMOF的利息将降低到15%，而公司的利息将增加到85%。截至2019年12月31日，CEMOF大约资助了$36百万。截至2019年12月31日, 十一已钻探并完成了联合井。
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响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
利息费用
已发生下列数额并记入截至2019年12月31日止的年份, 2018和2017:
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| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| (以百万计) |
利息费用 | $ | 235 |
| | $ | 110 |
| | $ | 61 |
|
减去资本利息 | (66 | ) | | (32 | ) | | (22 | ) |
其他费用和开支 | 4 |
| | 10 |
| | 2 |
|
利息费用总额 | $ | 173 |
| | $ | 88 |
| | $ | 41 |
|
11. 股本和每股收益
该公司在截止年度内没有完成任何股权发行2019年12月31日, 2018和2017.
毒蛇股权发行
有关Viper在截止年度内完成的股权发行的信息2019年12月31日, 2018和2017，参见注4-Viper Energy Partners LP。
每股收益
公司的每股基本收益是根据这一期间已发行普通股的加权平均股份数计算的。稀释每股收益包括可能稀释该期间上市股票的影响。此外，对于稀释后的每股收益计算，Viper的每股收益包括在基于合并集团持有的子公司的每股综合收益计算中。
下表对基本和稀释后普通股收益的组成部分进行了核对：
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| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| (以百万计，但每股数额除外，以千股计) |
可归属于普通股的净收入 | $ | 240 |
| | $ | 846 |
| | $ | 482 |
|
已发行加权平均普通股： | | | | | |
基本加权平均数未清单位 | 163,493 |
| | 104,622 |
| | 97,458 |
|
稀释证券的影响： | | | | | |
可发行的潜在普通股 | 350 |
| | 307 |
| | 230 |
|
稀释加权平均普通股 | 163,843 |
| | 104,929 |
| | 97,688 |
|
可归因于普通股的基本净收入 | $ | 1.47 |
| | $ | 8.09 |
| | $ | 4.95 |
|
可归因于普通股的稀释净收入 | $ | 1.47 |
| | $ | 8.06 |
| | $ | 4.94 |
|
该公司有下列股份被排除在稀释后每股收益的计算之外，因为它们在所述期间本来是反稀释的，但在今后可能会稀释每股基本收益：
|
| | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| (单位：千) |
限制性股票单位 | 284 |
| | 14 |
| | 46 |
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响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
12. 股权补偿
2012年10月10日，董事会批准了响尾蛇能源公司。2012年股权激励计划(“2012年计划”)，旨在为符合条件的雇员提供基于股权的奖励。2012年计划规定授予奖励股票期权、非法定股票期权、限制性奖励(限制性股票和限制性股票单位)、业绩奖励和股票增值权，或上述任何组合。总共1,313,588本公司普通股已根据本计划保留发行。
下表列出了以股权和库存为基础的赔偿计划和相关费用的影响：
|
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| (以百万计) |
一般和行政费用 | $ | 48 |
| | $ | 27 |
| | $ | 25 |
|
以权益为基础的补偿，按照石油和天然气资产的全部成本法资本化。 | $ | 17 |
| | $ | 10 |
| | $ | 9 |
|
受限制股票单位
根据董事会批准的股权计划，公司有权向符合条件的员工发放限制性股票和限制性股票。公司估计限制股票奖励和单位的公允价值，作为授予之日公司普通股的收盘价，在适用的归属期内列支。
下表显示公司在“股权计划”下的限制性股活动截至2019年12月31日止的年度:
|
| | | | | | |
| 限制性股票
奖励和单位 | | 加权平均批准日期
公允价值 |
2018年12月31日 | 324,224 |
| | $ | 116.01 |
|
获批 | 697,679 |
| | $ | 99.36 |
|
既得利益 | (425,608 | ) | | $ | 105.09 |
|
被没收 | (90,428 | ) | | $ | 106.55 |
|
2019年12月31日未获转拨 | 505,867 |
| | $ | 96.01 |
|
期间授予的限制性股票单位的总公允价值。截至2019年12月31日止的年份, 2018和2017曾.$45百万, $19百万和$15百万分别。截至2019年12月31日，该公司与未获限制的股票奖励及单位有关的未获确认的补偿成本是$38百万。预计这些费用将在加权平均期间内确认。2.2年数.
以业绩为基础的限制性股票单位
为向公司股东提供有竞争力的回报，公司给予符合条件的员工以业绩为基础的限制性股票单位。从这些有条件限制的股票单位获得的股票的最终数量是基于公司普通股(“TSR”)的股东总回报的衡量，而与指定的同行组相比，在三-年业绩期。
二月2017，符合条件的员工获得业绩限制股奖励共计37,440最低限度的单位0%最大限度200%单位可以被授予。颁奖礼的执行期为2017年1月1日至2018年12月31日，任期为2018年12月31日。符合条件的雇员获得额外业绩限制股奖励共计74,880最低限度的单位0%最大限度200%单位可以被授予。该奖项的执行期为2017年1月1日至2019年12月31日，截止日期为2019年12月31日。
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响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
二月2018，符合条件的员工获得业绩限制股奖励共计117,423最低限度的单位0%最大限度200%单位可以被授予。该奖项的表演时间为2018年1月1日至2020年12月31日，而悬崖背心则为2020年12月31日。
2019年3月，符合条件的员工共获得业绩限制股奖励。199,723最低限度的单位0%最大限度200%单位可以被授予。该奖项的表演期为2019年1月1日至2021年12月31日，而悬崖背心则为2021年12月31日。2019年3月，符合条件的员工共获得业绩限制股奖励。32,958最低限度的单位0%最大限度200%单位可以被授予。该奖项的表演期为2019年1月1日至2021年12月31日，并授予五同等分期付款，从2025年3月1日开始。
每个业绩受限股票单位的公允价值是在发放之日使用蒙特卡罗模拟法估算的，从而得出业绩期内单位收入的预期百分比。
下表汇总了授予业绩受限股票单位的授予日期公允价值和相关假设。
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| | | | | | | | | | | | | | | |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| 三年执行期 | | 三年执行期 | | 两年业绩期 | | 三年执行期 |
批予日期公允价值 | $ | 137.22 |
| | $ | 170.45 |
| | $ | 162.13 |
| | $ | 168.73 |
|
批予日期公平价值(5年归属) | $ | 132.48 |
| | | | | | |
无风险率 | 2.55 | % | | 1.99 | % | | 1.27 | % | | 1.59 | % |
公司波动性 | 35.00 | % | | 35.90 | % | | 39.32 | % | | 41.14 | % |
下表列出公司在“股权计划”下的业绩限制股活动截至2019年12月31日止的年度:
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| | | | | | |
| 业绩限制股 | | 加权平均批给-日期公允价值 |
2018年12月31日 | 196,203 |
| | $ | 169.76 |
|
获批 | 356,227 |
| | $ | 131.30 |
|
既得利益 | (176,976 | ) | | $ | 93.32 |
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被没收 | (103,635 | ) | | $ | 155.23 |
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2019年12月31日未获转拨(1) | 271,819 |
| | $ | 147.07 |
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(1) | 最大限度543,638单位可以根据公司的最终TSR排名获得奖励。 |
截至2019年12月31日，该公司未获确认的与未获授权业绩有关的受限制股票奖励及单位的补偿成本是$24百万。预计这些费用将在加权平均期间内确认。2.6年数.
股票增值权
就Energen合并而言，在紧接合并生效时间前已发行的Energen普通股的每项未清偿股票增值权，均转化为一项完全既得的股票增值权利，因为(I)响尾蛇普通股(四舍五入至最接近的全股)的股份总数相等于(A)紧接合并生效前须享有该股增值权的能源普通股股份总数乘以(B)交易所比率，(2)以每股响尾蛇普通股的行使价格(四舍五入至最接近的整数)，等于(A)股在紧接合并生效时间前股票增值的股票的每股行使价格除以(B)交易所比率。这些奖项的服务期为三年。
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响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
下表列出了在截至2019年12月31日止的年度:
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| 股份 | | 加权平均演习价格 |
截至2018年12月31日未缴 | 57,721 |
| | $ | 22.12 |
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行使 | (11,399 | ) | | $ | 70.69 |
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过期 | (3,775 | ) | | $ | 96.91 |
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截至2019年12月31日未缴 | 42,547 |
| | $ | 90.89 |
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股票期权
关于Energen合并，每个购买在合并生效前已发行的Energen普通股股份的期权都被转换成一种完全既得的期权，以购买(I)响尾蛇普通股的全部股份(四舍五入至最接近的全股)等于(A)紧接合并生效前受该期权约束的Energen普通股股份总数乘以(B)至交换比率的乘积，(2)按每股响尾蛇普通股的行使价格(四舍五入至最接近的整数)，等于(A)在紧接生效时间除以(B)交换比率之前，该期权的能源普通股的每股行使价格。授予股票期权的行使价格不得低于授予之日股票的市场价值。
该公司使用Black-Schole期权估值模型估算股票期权的公允价值，该模型要求公司作出几个假设。授予的备选方案的预期期限是根据合并生效时授予的合同期限确定的。无风险利率是基于美国国债收益率曲线利率的预期期限的期权在赠款日期。所有这些数额均为每年加权平均数.
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| | | | | | | | | | | | |
| | | 加权平均 | | |
| | | 运动 | | 残存 | | 内禀 |
| 备选方案 | | 价格 | | 术语 | | 价值 |
| | | | | (以年份计) | | (以百万计) |
截至2018年12月31日未缴 | 332,387 |
| | $ | 95.04 |
| | | | |
行使 | (116,044 | ) | | $ | 82.29 |
| | | | |
截至2019年12月31日未缴 | 216,343 |
| | $ | 89.90 |
| | 1.67 | | $ | — |
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| | | | | | | |
归属及预计将于2019年12月31日归属 | 216,343 |
| | $ | 89.90 |
| | 1.67 | | $ | — |
|
可于2019年12月31日运动 | 216,343 |
| | $ | 89.90 |
| | 1.67 | | $ | — |
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毒蛇长期激励计划
2014年6月17日，针对Viper公司提供的产品，普通合伙人董事会通过了Viper Energy Partners LP长期激励计划(“Viper LTIP”)，自2014年6月17日起生效，适用于为Viper提供服务的普通合伙人及其任何附属公司的雇员、官员、顾问和董事，包括响尾蛇。Viper LTIP提供单位选择权、单位增值权、限制单位、单位奖励、幻影单位、分配等价权、现金奖励、表演奖、其他单位奖励和替代奖。总共8,892,918已根据Viper LTIP保留了共同单位，以供发放。为履行执行价格或扣缴税款而取消、没收或扣缴的共同单位可根据其他奖励交付。Viper LTIP由普通合伙人或其委员会的董事会管理。
根据Viper LTIP，Viper的普通合伙人的董事会被授权向符合条件的员工发放幻影单位。毒蛇估计虚幻单位的公允价值，作为毒蛇共同单位在授予日期的收盘价，在适用的归属期内支出。在赋予幻影单位时，每个幻影单位赋予接收者一个共同的毒蛇单位。
目录
响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
下表显示Viper LTIP下的幻影单元活动。截至2019年12月31日止的年度:
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| | | | | | |
| 幻影单位 | | 加权平均批准日期
公允价值 |
2018年12月31日 | 125,053 |
| | $ | 23.44 |
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获批 | 56,582 |
| | $ | 30.33 |
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既得利益 | (85,359 | ) | | $ | 23.96 |
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被没收 | (1,028 | ) | | $ | 42.50 |
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2019年12月31日未获转拨 | 95,248 |
| | $ | 26.87 |
|
中赋予的幻影单位的总公允价值。截至2019年12月31日止的年度曾.$2百万。截至2019年12月31日，与未归属的幻影单位有关的未确认的补偿费用是$1百万。预计这些费用将在加权平均期间内确认。1.0年数.
响尾蛇长期激励计划
2019年5月22日，Rattler的普通合伙人董事会通过了Rattler中流LP长期激励计划(“Rattler LTIP”)，为Rattler的普通合伙人及其任何子公司(包括响尾蛇)的雇员、顾问和董事提供服务。Rattler LTIP规定授予单位选择权、单位增值权、受限制单位、单位奖励、幻影单位、分配等价权、现金奖励、表演奖、其他单位奖励和替代奖。
根据Rattler LTIP，Rattler普通合伙人的董事会被授权向符合条件的雇员和非雇员董事发放幻影单位。响尾蛇估计虚幻单位的公允价值，作为Rattler共同单位在授予日期的收盘价，该价格在适用的归属期内支出。当赋予幻影单位时，接收者有权为每个幻影单位获得一个普通单位的响尾蛇。受赠人还有权获得相当于分配的权利，这意味着有权领取相当于在发放日期至归属日期之间在一个幻影单位上支付的分配款的价值的现金付款。
下表显示了Rattler LTIP下的幻影单元活动。截至2019年12月31日止的年度:
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| | | | | | |
| 幻影
单位 | | 加权平均
批予日期
公允价值 |
2019年5月28日 | — |
| | $ | — |
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获批 | 2,284,038 |
| | $ | 19.14 |
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被没收 | (57,143 | ) | | $ | 19.21 |
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2019年12月31日未获转拨 | 2,226,895 |
| | $ | 19.14 |
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截至2019年12月31日，与未归属的幻影单位有关的未确认的补偿费用是$37百万。预计这些费用将在加权平均期间内确认。2.4年数.
13. 关联方交易
顾问服务协议-毒蛇
关于毒蛇交易的结束，Viper和Viper的普通合伙人于2014年6月23日与Wexford签订了一项咨询服务协议(“Viper咨询服务协议”)，根据该协议，Wexford向Viper和Viper的普通合伙人提供了与该业务相关的一般财务和战略咨询服务，以换取年费。$500,000加上合理的自付费用。咨询服务协议于2018年11月12日终止，毒蛇的付款义务于2019年6月终止。在2019年，毒蛇不没有根据“咨询服务协定”支付任何款项。为年终 2018年12月31日，毒蛇不没有根据“咨询服务协定”支付任何款项。
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响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
租赁奖金-毒蛇
在截至2019年12月31日止的年度，公司付给毒蛇$277,977在延长租赁期的租赁奖金中六租赁和$182,646在租赁奖金中四新租约。在2018年12月31日，公司付给毒蛇$3百万在延长租赁期的租赁奖金中13租约及少于$1百万在租赁奖金中一新租约。在此期间2017年12月31日终了年度，公司付给毒蛇$105,690在租赁奖金支付中延长转租期限二租赁。
请参阅注4-Viper Energy Partners LP获得关于公司与Viper之间关系的更多信息。
响尾蛇祭品
请参阅注5-Rattler中流LP，以了解公司与Rattler之间的关系。
14. 所得税
递延所得税反映了用于财务报告目的的资产和负债的账面金额与用于所得税目的的数额之间的临时差额所产生的税收净额。该公司须缴纳公司所得税和德克萨斯边际税。除Viper、Viper LLC、Rattler和Rattler有限责任公司外，该公司及其子公司在合并的基础上提交了一份联邦公司所得税申报表。正如下文进一步讨论的那样，Viper是一个从2018年5月10日起用于联邦所得税的应税实体，并据此提交一份联邦公司所得税申报表，其中包括其在Viper LLC的投资活动。在拉特勒当选为从2019年5月24日起被视为联邦所得税的公司之后，拉特勒也是一个应税实体，并据此提交了一份联邦公司所得税申报表，其中包括其在Rattler有限责任公司的投资活动。Viper‘s和Rattler关于所得税的规定包括在公司的综合所得税规定中，并在适用的范围内包括在可归因于非控制权益的净收入中。
美国联邦所得税法的历史性改革“减税和就业法案”于2017年12月22日颁布。截至2017年12月31日终了年度公司财务报表完成之时，公司已基本完成了对“减税和就业法”颁布的影响的会计核算，对于公司未完成会计核算的项目，公司对其递延税收余额的影响作出了合理的估计。
考虑到减税和就业法案的影响，该公司根据联邦收入和州所得税预期将逆转的税率重新计算其递延税收资产和负债，一般为21%的联邦所得税税率。已实施的汇率变动导致非现金减少约$68百万公司截至2017年12月31日止的所得税备抵额，以及截至2017年12月31日公司非当期递延税款负债净额的相应扣减额。2018年12月31日，该公司完成了“减税和就业法案”所有生效日期所得税影响的会计核算，没有对2017年12月31日记录的临时金额进行任何调整。
公司的有效所得税税率是13.0%和15.1%分别为2019年12月31日和2018年12月31日终了的年份。截至2019年12月31日止年度的所得税支出总额与适用美国联邦法定税率对这一期间税前收入适用的数额不同，主要是由于修订了因Viper的税收状况变化而确认的估计递延税，以及扣除联邦福利后的州所得税。2018年12月31日终了年度的所得税支出总额与适用美国联邦法定税率对这一期间税前收入计算的数额不同，这主要是由于由于Viper的税收状况发生变化而确认的递延税、可归因于非控制利息的净收入和扣除联邦福利的州所得税的影响。
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响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
公司持续经营所得所得税综合准备金的组成部分截至2019年12月31日止的年份, 2018和2017如下：
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| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| (以百万计) |
当期所得税准备金(福利)： | | | | | |
联邦制 | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | — |
|
国家 | — |
| | — |
| | — |
|
当期所得税准备金总额(福利) | — |
| | — |
| | — |
|
递延所得税准备金(福利)： | | | | | |
联邦制 | 40 |
| | 160 |
| | (21 | ) |
国家 | 7 |
| | 8 |
| | 1 |
|
递延所得税准备金总额(福利) | 47 |
| | 168 |
| | (20 | ) |
(受益于)所得税准备金总额 | $ | 47 |
| | $ | 168 |
| | $ | (20 | ) |
从持续经营到记录费用的法定联邦所得税数额的核对如下：
|
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| (以百万计) |
按联邦法定税率计算的所得税费用(1) | $ | 76 |
| | $ | 234 |
| | $ | 174 |
|
非应课税非控股权的影响 | — |
| | (5 | ) | | (12 | ) |
与法定税率变动有关的所得税利益 | — |
| | — |
| | (68 | ) |
州所得税支出，扣除联邦税收影响 | 6 |
| | 8 |
| | 3 |
|
非扣减赔偿 | 4 |
| | 5 |
| | 13 |
|
估价津贴的变动 | — |
| | — |
| | (127 | ) |
与Viper LP税收状况变化有关的递延税 | (42 | ) | | (73 | ) | | — |
|
其他，净额 | 3 |
| | (1 | ) | | (3 | ) |
(受益于)所得税 | $ | 47 |
| | $ | 168 |
| | $ | (20 | ) |
| |
(1) | 联邦法定利率截至2019年12月31日止的年份, 2018和2017都是21%, 21%和35%分别。 |
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响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
公司递延税资产和负债的组成部分2019年12月31日和2018如下：
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| | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2019 | | 2018 |
| (以百万计) |
递延税款资产： | | | |
净营业损失和其他结转 | $ | 453 |
| | $ | 155 |
|
股票补偿 | 7 |
| | 7 |
|
Viper LP投资Viper LLC | 134 |
| | 94 |
|
其他 | 11 |
| | 9 |
|
递延税款资产 | 605 |
| | 265 |
|
估价津贴 | (7 | ) | | (14 | ) |
递延税项资产，扣除估价免税额 | 598 |
| | 251 |
|
递延税款负债： | | | |
石油和天然气特性和设备 | 2,275 |
| | 1,825 |
|
中期投资 | 50 |
| | 67 |
|
衍生仪器 | 6 |
| | 47 |
|
Rattler有限责任公司的投资 | 8 |
| | — |
|
其他 | 3 |
| | — |
|
递延税款负债总额 | 2,342 |
| | 1,939 |
|
递延税负债净额 | $ | 1,744 |
| | $ | 1,688 |
|
该公司的递延税款净额约为$1.7十亿在…2019年12月31日和2018。2018年11月29日，该公司完成了对Energen的收购。为了联邦所得税的目的，这次收购是一次免税的合并，公司在能源资产和负债方面的税基不受收购的影响。截至2018年12月31日，该公司记录的递延税款负债为$1.4十亿与获得的资产有关，其中包括与从Energen获得的税务属性有关的递延税资产。截至2019年12月31日，该公司已完成收购价格分配，其中包括$23百万因调整所获得资产的公允价值而产生的递延税款负债。
本公司在本年度发生了税后净运营损失(“NOL”)，主要原因是根据现行法律能够支付某些无形的钻探和开发费用。公司因亏损而无法退税，也不存在任何应缴的现行联邦所得税。在…2019年12月31日，公司大约有$400百万即将到期的联邦NOL2032贯通2037和$1.3十亿无限期携带寿命的联邦NOL，包括从Energen获得的NOL。该公司主要在德克萨斯州经营，并须缴纳德克萨斯边际税，目前不包括NOL结转条款。该公司从Energen获得的联邦税收属性受1986年“国内收入法典”第382条规定的年度限制，该节涉及在任何三年回首期间，一个实体所有权的50%或更大变化的税务属性限制。该公司认为，第382条的适用不会对公司未来使用NOL和抵免产生不利影响，包括从Energen获得的联邦税收属性。该公司的最低税收抵免，包括从Energen获得的税收抵免，被归类为$19百万电流和$19百万资产负债表上的非流动所得税应收账款。
截至2019年12月31日，该公司的估价免税额为$7百万主要是与某些州，NOL结转，公司不认为是可实现的，因为它不预期未来的业务在这些州。管理层在每个资产负债表日期的评估包括考虑所有现有的正面和负面证据，包括预期的递延税负债倒转的时间。管理层认为，公司NOL的余额可在未来应税收入的范围内变现，主要与物业账面价值超出各自税基有关。截至2019年12月31日，管理层决定，公司更有可能变现其剩余的递延税资产。
如注中进一步讨论的那样4-Viper Energy Partners LP 2018年3月29日，Viper宣布其普通合伙人的董事会一致同意改变Viper的联邦所得税地位，而不是通行证
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响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
通过与应税实体的合作，这一改革于2018年5月10日生效。与Viper的税收状况变化有关的交易不应向公司征税。在毒蛇的税收状况发生变化后，毒蛇为截至12月31日、2018年和2019年期间的所得税拨备的依据是其年度实际税率估计数加上离散项目。因此，Viper关于所得税的规定包括在公司的合并财务报表中，并在适用范围内包括在可归因于非控制权益的净收入中。
在…2019年12月31日，公司的递延税负债净额包括约为递延税资产$134百万与Viper在Viper有限责任公司的投资有关，大约$115百万其中记录是由于毒蛇的税收状况发生了变化。根据适用于Viper的税收状况变化的联邦所得税规定，Viper在Viper LLC的利益中用于联邦所得税的依据主要是毒蛇在税种变化之日在Viper的利益中的税基之和。Viper在Viper有限责任公司编制了其在Viper有限责任公司的最佳税基估计数，以便为该变动期间提供Viper的所得税准备金，但直到Viper公司的税基信息得到充分报告，并且Viper完成了2018年的联邦所得税计算之后，才能获得最终确定该税基所需的信息。根据截至2019年第三季度最后确定的信息，Viper修订了对其税基与Viper LLC中财务会计目的之间差额的估计，在纳税状况变化之日，由此产生递延所得税收益。$42百万包括在公司截至2019年12月31日年度的综合所得税准备金中。截至2019年12月31日，Viper的联邦净营业亏损结转约为$38百万可无限期结转，以抵销未来的应课税收入。
如注中进一步讨论的那样5-Rattler中流LP，2019年5月28日，Rattler完成了其首次公开发行(IPO)。尽管根据州法律，Rattler是一个有限合伙企业，但在Rattler当选为美国联邦所得税的有效日期之后，Rattler要按公司税率缴纳美国联邦和州所得税。因此，Rattler的所得税准备金包括在公司的合并财务报表中，并在适用范围内包括在非控制权益的净收益中。
截至2019年12月31日，该公司的递延税负债净额包括约为递延税负债$8百万与Rattler在Rattler有限责任公司的投资有关。Rattler有限责任公司在Rattler首次公开发行时被视为联邦所得税的合伙企业，此后，递延税不再对Rattler有限责任公司的基本资产和负债提供，而是根据Rattler公司的财务会计基础和联邦所得税用途在Rattler LLC的投资中的差额提供。Rattler公司在本年度发生了NOL，主要原因是Rattler公司为加速折旧而扣减的税款，超过了其其他应纳税收入项目。截至2019年12月31日，Rattler的联邦净营运亏损结转约为$1百万可无限期结转，以抵销未来的应课税收入。
下表列出了公司未确认的税收福利的变动情况：
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| | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2019 | | 2018 |
| (以百万计) |
年初余额 | $ | 7 |
| | $ | — |
|
所获税额增加 | — |
| | 7 |
|
上期税额增加 | — |
| | — |
|
当期税额增加 | — |
| | — |
|
年底结余 | 7 |
| | 7 |
|
减：临时项目的影响 | (5 | ) | | (5 | ) |
如果确认的话，这将影响到年底的实际所得税税率。 | $ | 2 |
| | $ | 2 |
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该公司2012年的联邦和州所得税申报表在本课税年度内仍然开放，并须接受美国国税局和主要州征税管辖区的审查。Energen目前正接受美国国税局(IRS)对2014年和2016年的联邦综合所得税申报单的审查。因此，由于各种审计和时效期限的届满，不确定的税收状况储备金有可能发生重大变化。虽然税务审查的时间和结果非常不确定，但公司预计，未来12个月内未确认的税收福利的变化不会对财务报表产生重大影响。
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响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
该公司继续其将与所得税事项有关的利息和罚款分别确认为利息费用和一般和行政费用的做法。在截至12月31日2019和2018年12月31日的年度内，不罚款及少于$1百万和$0百万利息，分别与公司综合财务报表中确认的不确定税额有关。
15. 衍生物
所有衍生金融工具均以公允价值记录在所附资产负债表中。公司没有指定其衍生工具作为会计对冲工具，因此将其衍生工具标记为公允价值，并在合并经营报表中确认公允价值的现金和非现金变化，标题为“衍生工具损益净额”。
商品合同
该公司采用固定价格互换合同、固定价格基础互换合同、双重互换合同和带有相应的看跌、空头和看涨期权的三种无成本套圈，以减少与其某些石油和天然气销售相关的价格波动。关于公司的固定价格互换合同和固定价格基础互换合同，如果任何结算期的结算价格低于掉期或基准价格，则要求对方向公司付款；如果任何结算期的结算价格高于掉期或基准价格，则要求公司向对方付款。该公司对WTI麦哲伦东休斯顿石油价格和WTI库欣石油价格之间的价差以及Henry Hub天然气价格和Waha Hub天然气价格之间的价差进行了固定价格基础互换。该公司还利用双重交换合同的一部分天然气销售.这些合同除了在数量和价格上相同的看涨期权之外，还包括传统的固定价格互换，使交易对手可以在每月结算价格超过约定的固定价格的情况下，将互换合同中的成交量增加一倍。
根据公司的无成本项圈合同，三面领是三种选择的组合：一个上限呼叫，一个地板放置，和一个短抛。如果任何结算期的结算价格低于最高限价，则交易方必须向公司支付最低价格和短期卖空价格之间的最大差额。如果任何结算期的结算价格高于最高价格，公司必须向对方支付款项。如果结算价格介于最低和最高价格之间，则不需要付款。
该公司的衍生品合同是根据商品交易所的结算价格报告的，原油衍生品结算以纽约商品交易所西德克萨斯中间价(库欣和麦哲伦东休斯顿)和ICE布伦特定价为基础，天然气衍生品结算以纽约商品交易所Henry Hub和Waha Hub定价为基础，以MT为基础的液体衍生品结算。Belvieu定价。
通过使用衍生工具在经济上对冲商品价格变化的风险，该公司面临信用风险和市场风险。信用风险是指交易对手在衍生产品合同条款下未能履行的风险。当衍生产品合约的公允价值为正时，交易方欠公司的债，造成信用风险。公司的对手方是担保的第二次修正和重报信贷协议的参与者，该协议主要由担保子公司的所有资产担保；因此，公司不需要提供任何抵押品。该公司不要求其对手方提供担保品。该公司只与我们的信贷工具中也是贷款人的交易对手签订了衍生工具，并被认为是可接受的信用风险。
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响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
截至2019年12月31日，该公司有以下未完成的衍生产品合同。在汇总多个合同时，披露加权平均合同价格：
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| | | | | | | | | | | |
| 2020 | | 2021 |
| 卷(BBLS/MMBtu) | | 固定价格互换(每Bbl/MMBtu) | | 卷(BBLS/MMBtu) | | 固定价格互换(每Bbl/MMBtu) |
石油互换-WTI库欣 | 4,754,000 | | $ | 57.78 |
| | 0 | | $ | — |
|
石油交换-WTI麦哲伦东休斯顿 | 2,196,000 | | $ | 62.80 |
| | 0 | | $ | — |
|
石油交换-布伦特 | 4,569,000 | | $ | 61.84 |
| | 0 | | $ | — |
|
油基互换-WTI库欣 | 13,860,000 | | $ | (1.20 | ) | | 0 | | $ | — |
|
滚油篱笆.WTI库欣 | 6,700,000 | | $ | 0.44 |
| | 0 | | $ | — |
|
天然气交换-亨利枢纽 | 10,050,000 | | $ | 2.55 |
| | 0 | | $ | — |
|
天然气交换-瓦哈枢纽 | 16,750,000 | | $ | 1.67 |
| | 0 | | $ | — |
|
天然气基础交换-瓦哈枢纽 | 23,450,000 | | $ | (1.19 | ) | | 54,750,000 | | $ | (0.70 | ) |
|
| | | | | | | | | | | |
| 2020 |
油三通环 | WTI库欣 | | 布伦特 | | WTI麦哲伦东休斯顿 |
体积(BBLS) | 6,842,200 | | 11,803,500 | | 5,124,000 |
短期卖空价格(每磅) | $ | 44.20 |
| | $ | 50.00 |
| | $ | 50.00 |
|
底价(每磅) | $ | 54.20 |
| | $ | 60.00 |
| | $ | 60.00 |
|
最高价格(每磅) | $ | 65.42 |
| | $ | 70.86 |
| | $ | 68.61 |
|
|
| | | |
气体交换-瓦哈集线器 | 2020 |
体积(Mcf) | 10,050,000 |
互换价格(每个Mcf) | $ | 1.70 |
|
期权价格 | $ | 1.70 |
|
利率互换与国库锁
该公司使用利率掉期和国库锁，以减少公司的风险敞口的可变利率支付与公司的循环信贷设施。利率掉期和国库锁没有被指定为套期保值工具，因此，该公司立即确认所有公允价值的变化。从2019年11月起，该公司终止了所有利率互换和国库锁，从而获得了$43百万，扣除费用。
衍生资产及负债的资产负债表抵销
掉期的公允价值一般是根据既定的指数价格和其他来源确定的，这些来源除其他外，是基于期货价格和到期日。这些公允价值通过资产和负债净额记录，这些资产和负债头寸属于同一对手方，并须遵守规定净结算的合同条款。
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响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
下表列出认可衍生资产及负债的总额、根据与对手方作出的总净额结算安排而抵销的款额，以及截至以下日期公司合并资产负债表内所列的净款额2019年12月31日和2018:
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| | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2019 | | 2018 |
| (以百万计) |
综合资产负债表中列报的资产总额 | $ | 71 |
| | $ | 233 |
|
综合资产负债表中净额净额 | (18 | ) | | (2 | ) |
综合资产负债表中列报的资产净额 | $ | 53 |
| | $ | 231 |
|
| | | |
综合资产负债表中列报的负债总额 | $ | 45 |
| | $ | 15 |
|
综合资产负债表中净额净额 | (18 | ) | | — |
|
综合资产负债表中列报的负债净额 | $ | 27 |
| | $ | 15 |
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根据预计结算日期，净额分为流动或非流动。公司衍生资产及负债的公允价值净额及其在合并资产负债表上的位置如下：
|
| | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2019 | | 2018 |
| (以百万计) |
流动资产：衍生工具 | $ | 46 |
| | $ | 231 |
|
非流动资产：衍生工具 | 7 |
| | — |
|
总资产 | $ | 53 |
| | $ | 231 |
|
流动负债：衍生工具 | $ | 27 |
| | $ | — |
|
非流动负债：衍生工具 | — |
| | 15 |
|
负债总额 | $ | 27 |
| | $ | 15 |
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该公司的任何衍生品都没有被指定为对冲工具。因此，公允价值的所有变化都立即在收入中得到确认。下表汇总了综合业务报表中所列衍生工具的损益：
|
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| (单位：千) |
开放式非对冲衍生工具的公允价值变动： | $ | (188 | ) | | $ | 222 |
| | $ | (84 | ) |
非对冲衍生工具的结算收益(亏损)： | 80 |
| | (121 | ) | | 6 |
|
衍生工具的收益(损失) | $ | (108 | ) | | $ | 101 |
| | $ | (78 | ) |
16. 公允价值计量
公允价值是指在计量日市场参与者之间有秩序的交易中出售资产或为转移负债而支付的价格。用来衡量公允价值的估价技术必须最大限度地利用可观察的投入，尽量减少使用不可观测的投入。
公允价值层次是建立在三个输入层次上的，其中前两个被认为是可观察的，最后一个是不可观测的，可以用来衡量公允价值。公司对公允价值计量中某一特定投入的重要性的评估需要作出判断，并可能影响正在计量的资产和负债的估值及其在公允价值等级中的位置。该公司根据现有投入使用适当的估值技术来衡量其资产和负债的公允价值。
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一级-反映截至报告日为止活跃市场相同资产或负债的未调整报价的可观测投入。
二级-可观察的基于市场的输入或由市场数据证实的不可观测的输入。这些是第1级所列活跃市场的报价以外的其他投入，在报告之日可直接或间接观察到。
第三级-无法观察到的投入，这些投入没有得到市场数据的证实，并可与内部开发的方法一起使用，从而导致管理层对公允价值的最佳估计。
金融资产和负债按照对公允价值计量具有重要意义的最低投入水平进行分类。
该公司使用贴现现金流动技术，并根据市场对未来商品价格的假设、对未来石油和天然气储量的内部估计、未来估计产量、预期回收率和风险调整折扣，估算已探明的石油和天然气资产的公允价值。未评估的石油和天然气属性的估计公允价值依据的是地点、工程和地质研究、历史油井性能和适用的矿物租赁条件。鉴于投入的不可观测性质，假定的石油和天然气属性的估计公允价值被视为使用三级投入。作为业务组合的一部分承担的资产退休债务是使用下文所述的相同假设和方法估算的。
公司根据财务会计准则委员会发布的会计准则编纂主题410“资产退休和环境义务”的规定估算资产退休债务。资产退休债务的初步计量按公允价值计算，采用贴现现金流动技术，并根据与今后堵塞和废弃油井及相关设施有关的未来退休费用的内部估计数计算。鉴于投入的不可观测性质，包括插入成本和使用寿命，对资产退休债务负债的初步计量被视为使用三级投入。见注8-资产退休义务，以进一步讨论公司的资产退休义务。
按公允价值定期计量的资产和负债
某些资产和负债按公允价值定期报告，包括公司的衍生工具和Viper的成本法投资。毒蛇投资的公允价值是根据市场报价来确定的。这些估值是一级投入。公司的固定价格掉期、固定价格基础掉期和无成本项圈的公允价值是在内部使用由信誉良好的第三方提供的基础商品的既定商品期货价格条、合同名义数量和到期日来衡量的。这些估值是二级投入。
下表提供按公允价值计量的金融资产和负债的公允价值计量信息。2019年12月31日和2018:
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2019年12月31日 | | 2018年12月31日 |
| 一级 | 2级 | 三级 | | 一级 | 2级 | 三级 |
| (以百万计) |
资产： | | | | | | | |
投资 | $ | 19 |
| $ | — |
| $ | — |
| | $ | 14 |
| $ | — |
| $ | — |
|
固定价格互换 | $ | — |
| $ | 26 |
| $ | — |
| | $ | — |
| $ | 216 |
| $ | — |
|
负债： | | | | | | | |
固定价格互换 | $ | — |
| $ | — |
| $ | — |
| | $ | — |
| $ | — |
| $ | — |
|
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下表汇总了所述期间毒蛇成本法投资公允价值的变化：
|
| | | |
| (以百万计) |
2018年12月31日的价值 | $ | 14 |
|
投资收益 | 5 |
|
2019年12月31日的价值 | $ | 19 |
|
| |
2017年12月31日的价值 | $ | 34 |
|
采用“会计准则更新2016-01”的影响 | (19 | ) |
投资损失 | (1 | ) |
2018年12月31日的价值 | $ | 14 |
|
按公允价值计量的非经常性资产和负债
下表列出合并资产负债表中未按公允价值记录的金融工具的公允价值：
|
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 2019年12月31日 | | 2018年12月31日 |
| 载运 | | | | 载运 | | |
| 金额 | | 公允价值 | | 金额 | | 公允价值 |
| (单位：千) |
债务： | | | | | | | |
循环信贷设施 | $ | 13 |
| | $ | 13 |
| | $ | 1,490 |
| | $ | 1,490 |
|
4.625%到期日期2021年 | 399 |
| | 411 |
| | 400 |
| | 393 |
|
7.320%中期债券，A系列，到期日期2022年 | 21 |
| | 22 |
| | 20 |
| | 21 |
|
2.875%高级债券到期(1) | 992 |
| | 1,012 |
| | — |
| | — |
|
4.750%高级债券到期(1) | — |
| | — |
| | 1,236 |
| | 1,204 |
|
5.375%高级债券应于2025年到期(1) | 799 |
| | 840 |
| | 799 |
| | 782 |
|
3.250%高级债券到期(1) | 792 |
| | 812 |
| | — |
| | — |
|
7.350%中期债券，A系列，到期日期2027年 | 11 |
| | 12 |
| | 10 |
| | 11 |
|
7.125%中期债券，B系列，到期日期2028年 | 108 |
| | 116 |
| | 100 |
| | 102 |
|
3.500%高级债券到期(1) | 1,186 |
| | 1,226 |
| | — |
| | — |
|
Viper循环信贷设施 | 97 |
| | 97 |
| | 411 |
| | 411 |
|
毒蛇5.375%高级债券到期 | 490 |
| | 521 |
| | — |
| | — |
|
响尾蛇循环信贷设施 | 424 |
| | 424 |
| | — |
| | — |
|
钻井协议 | $ | 39 |
| | $ | 39 |
| | $ | — |
| | $ | — |
|
循环信贷设施的公允价值、Viper信贷协议和Rattler信贷协议的账面价值近似于公司可用于具有类似条件和期限的银行贷款的借款利率，在公允价值等级中被列为二级。高级债券和Energen票据的公允价值使用2019年12月31日市价报价，一级分类为公允价值等级。
17. 租赁
本公司租赁某些钻机、设备、压缩设备和其他设备。
如注2-重大会计政策摘要所述，公司于2019年1月1日采用了ASU 2016-02、ASU 2018-11和ASU 2019-01，采用了可选的过渡采用方法。该公司选出了一套切实可行的权宜之计，使一个实体能够不重新评估(一)合同是否是或是否包含租约，(二)租赁分类和(三)初始直接费用。此外，该公司还选出下列实际权宜之计：(I)不重新评估
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某些土地地役权；(Ii)不对短期租约适用该标准下的认可规定；(Iii)不重新评估在生效日期前订立的租约的租赁条款；及(Iv)选择出租人会计政策，以排除承租人直接支付的出租人费用。
就公司是承租人的租赁而言，公司总共记录了$13百万在使用权资产和相应的新租赁负债中，在其简明扼要的综合资产负债表上，代表其未来经营租赁付款的现值。采用这些标准不需要调整留存收益的期初余额。用于确定现值的贴现率是根据该公司估计的利率计算的(在类似的条件下，以抵押贷款的方式)，这个数额相当于2019年1月1日在类似经济环境下的租赁付款。要求公司重新评估任何新的和修改的租赁合同的贴现率，自租赁生效之日起。
在采用ASU 2016-02时确认的使用权资产和租赁负债是根据租赁分类、租赁承诺额和先前租赁会计指南确认的条款确定的。初始期限为十二个月或更短的租约被视为短期租约，没有记录在资产负债表上。
下表汇总了年终 2019年12月31日:
|
| | | |
| 截至2019年12月31日止的年度 |
| (以百万计) |
业务租赁费用 | $ | 26 |
|
为截至2019年12月31日止的年度为经营租赁负债支付的现金，并在公司合并现金流量表中以经营活动提供的现金流量报告$26百万。在截至2019年12月31日止的年度，该公司记录了另一项$17百万以资产使用权换取新的租赁负债。
经营租赁使用权在其他资产中报告，经营租赁负债的流动和非流动部分分别在其他应计负债和其他长期负债中报告，分别列在精简综合资产负债表上。截至2019年12月31日，经营使用权$15百万而经营租赁负债是$15百万，其中$8百万被归类为当前。截至2019年12月31日，加权平均剩余租赁期限为2.1年数加权平均贴现率是8.2%.
经营租赁债务到期日表。下表汇总了公司根据合同协议欠出租人的未贴现现金流量。2019年12月31日:
|
| | | |
| 截至2019年12月31日 |
| (以百万计) |
2020 | $ | 9 |
|
2021 | 5 |
|
2022 | 2 |
|
2023 | — |
|
2024 | — |
|
此后 | — |
|
租赁付款总额 | 16 |
|
减：利息 | 1 |
|
租赁负债现值 | $ | 15 |
|
对于租赁公司是出租人的租赁，公司(一)保留对我们历史租赁的保留分类，因为我们在采用新标准后不需要重新评估分类；(二)与新的或延长的租户租约有关的间接租赁费用，其确认本可以在先前的会计指导下推迟；(三)从我们的租赁部分和非租赁部分(包括房客费用偿还)所得的汇总收入，计入租赁财产的收入。
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18. 承付款和意外开支
该公司是在其业务过程中产生的各种法律程序、争端和索赔的当事方，其中包括对影响天然气和原油工业的联邦和州法律和条例的解释、人身伤害索赔、所有权纠纷、特许权纠纷、合同索赔、与石油和天然气勘探和开发有关的污染索赔和环境索赔，包括涉及被收购公司拥有的资产的索赔，以及涉及先前出售给第三方的资产的索赔，不再是公司目前业务的一部分。虽然无法确切地预测待决程序、争端或索赔的最终结果以及由此对公司产生的任何影响，但公司认为，如果最终作出不利决定，这些事项都不会对公司的财务状况、现金流或经营结果产生重大不利影响。公司的评估依据的是有关未决事项的已知信息及其在竞争、诉讼和解决类似事项方面的经验。实际结果可能与公司的评估大不相同。公司记录与未决法律程序、纠纷或索赔有关的意外事故准备金，如果有资料表明可能发生损失，损失数额可以合理估计。公司重新评估或有损失的可能性和可估计性，以获得新的信息。
承诺
以下是未来最低付款的时间表，承诺的初始或剩余不可取消条件超过一年。2019年12月31日:
|
| | | |
截至12月31日的年度， | 供砂协定 |
| (以百万计) |
2020 | $ | 18 |
|
2021 | 18 |
|
2022 | 18 |
|
2023 | 18 |
|
2024 | 18 |
|
此后 | 23 |
|
共计 | $ | 113 |
|
公司租用俄克拉荷马州俄克拉荷马市的办公空间，由不相关的第三方提供。2018年1月1日之前的金额包括与位于得克萨斯州米德兰的Fasken中心的公司办公室相关的租金费用。2018年1月31日，该公司完成了对Fasken中心办公楼的收购。
下表列出了截至2019年12月31日止的年份, 2018和2017:
|
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| (以百万计) |
租金费用 | $ | 3 |
| | $ | 1 |
| | $ | 2 |
|
与托克贸易有限公司签订的协议
该公司已与托克贸易有限公司(“托克”)签订了一项坚定的石油采购协议，该公司在协议中同意出售和交付以下数量的石油25,000在协议期限内，每天向托克提供原油桶。根据这项从2018年8月1日开始为期7年的协议，托克向我们支付的每桶石油价格是根据纽约商品交易所CMA公布的结算报价的平均值计算的，并根据不同的交付方式和时间进行了调整。如果在协议期限内，公司未能为指定的不可抗力事件以外的任何一个月交付所需数量的石油，公司已同意向托克支付一笔差额，相当于合同价格与现货价格之间的任何不利差额，乘以短缺量。
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与平原销售有限公司的协议
2019年7月，该公司全资子公司Energen Resources Corporation(“Energen Resources”)与平原营销有限公司(“平原”)签订了一项长期原油销售协议，除其他外，该公司与平原公司的现有协议被终止。该公司与平原公司的新协议要求提供50,000每天原油桶，直至发生之日十年在埃克森美孚石油公司(“埃克森”)根据埃克森美孚与Wink至Webster管道运输公司之间的运输服务协议(加上不可抗力的扩展)开始服务的日期之后。如果在协议期限内，公司未能交付除指定不可抗力事件或平原作为或不作为以外的任何一个月所需的石油数量，公司已同意向Plain支付规定的每桶油量，但可能会增加，乘以短缺量。如果在协议期限内，除指定不可抗力事件或平原的作为或不作为外，公司未交付该月份所承诺的任何月份的石油量，公司已同意向平原支付不足付款。该公司还将可归因于与本协议有关的某些利益归于平原的某些原油生产专用于该公司。根据“平原协议”(一)根据埃克森美孚与Wink to Webster管道承运人之间的运输服务协议，在埃克森石油公司开始服务日期之前，对公司生产的定价为中土WTI或WTL，基价减去某些成本；(Ii)在埃克森和Wink根据埃克森与Wink至Webster管道承运人之间的运输服务协议开始服务之日后，按批量计算100,000原油日均桶，按MEH WTI或WTL基准价格计算，在适用情况下，成本较低。
与壳牌贸易(美国)公司的协议
2018年12月，该公司与壳牌贸易(美国)公司(“壳牌”)签订了一项石油采购协议，该协议于2019年12月修订和重申，其中壳牌同意通过EPIC管道向我们输送它所购买的原油，该公司与该管道签订了运输某些原油的协议。该公司与壳牌达成的协议规定了EPIC管道在启动前和服务启动期间的不同购买义务，并规定自EPIC管道服务开始之日起，为期三年。壳牌公司可以选择将其购买义务延长三年，但不超过2026年3月31日，除非发生不可抗力。公司的交付义务(一)在EPIC管道全面投入服务之前，须受某些条件的限制，包括公司有权回购某些数量30,000或40,000每日原油桶和(Ii)在整个服务期内的原油不会超过50,000每天原油桶。此外，该公司全资子公司Energen Resources与壳牌签署了一项协议，其中所有或部分50,000前一句中提到的每天原油桶也可以由Energen Resources支付。在不同的启动前阶段，壳牌已同意向该公司支付每桶石油的价格，该价格是根据纽约商品交易所(NYMEX)在适用的一个月期间报告的“轻质甜原油”期货合约日结算价格的算术平均值计算的，但须作某些调整，再加上根据壳牌在Corpus Christi的WTI桶的平均销售价格确定的Corpus Christi差价，减去某些其他成本、费用和费用。在整个服务期间，壳牌公司应付给该公司的每桶石油价格是根据日期为布伦特(Brent)价格的日历，加上谈判达成的差额，通常以某些ArgusWTI休斯顿CIF鹿特丹和Platts Midland DAP鹿特丹价格为基础，较不一定的调整。
与Vitol公司的协议
2018年10月18日，该公司与Vitol达成协议，除其他外，平均出售23,750每天原油桶加上其他商定数量。该公司将继续按月向Vitol出售原油，并预计在与Vitol的新协议生效之前，将继续向Vitol出售原油。根据公司与Vitol的新协议，公司同意出售，Vitol同意购买，(I)在一定条件下，包括加速灰橡树管道的调试服务和完成某些基础设施连接，50,000第一个月平均每天原油桶数七年(Ii)在符合某些条件和满足其他条件的情况下，包括在灰橡树管道上的全面服务，以及完成某些基础设施连接，50,000第一个月平均每天原油桶数七年(3)在满足这些条件后，(3)在符合某些条件的情况下，包括通知EPIC管道上的运输服务已准备好开始并完成某些基础设施连接，50,000第一个月平均每天原油桶数七年在满足上述条件和(Iv)双方商定的其他数量的原油之后。公司有权按净额定价获得这种原油的付款，根据这种价格，公司的原油价格是根据一种公式确定的，该公式考虑到Vitol在某些第三方交易中销售这种原油所获得的最终购买价格减去某些成本。在这方面，Vitol同意，
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除其他外，利用商业上合理的努力：(一)最大限度地提高公司的最终采购价格，并减少在确定价格时考虑到的任何费用；(二)购买第三方原油，以弥补公司承诺数量以下的任何短缺。Vitol还同意：(1)使用相同的注意事项，并适用与其使用和适用的政策相同的政策，如果它将标的原油交易给Vitol自己的账户；(Ii)在某些指定管道上运输此类原油，包括根据我们通过以下第三方托运人权利或条款所述的灰色橡树运输服务协议获得的权利，在指定管道上运输此类原油。 在Vitol的下游营销活动之前，根据需要分配任务。
与灰色橡树管道的运输服务协议
根据截至2018年8月13日与格雷橡树管道公司签订的截至2018年4月23日的运输服务协议增编(“灰色橡树TSA 1”)，响尾蛇E&P有限责任公司同意在灰色橡木管道上加速交付服务(“ACS”)50,000每天原油桶。根据ACS计划，托运人必须支付在ACS期限内未发运的任何桶的不足款，该期限将在格雷橡树管道全面投入使用的前一天到期，目前预计将于2020年第二季度交付使用。ACS于2019年11月12日启动，目前正在进行中。由于限制API重力规定和缺乏市场，响尾蛇E&P有限责任公司自ACS成立以来一直无法在格雷橡树管道上运输任何数量。这导致响尾蛇公司在2019年期间欠灰色橡树管道有限责任公司的欠款总额为$11百万。缺额付款率视缺额发生的月份而定。在格雷橡树管道全面服务的头两年期间，某些缺陷可用作对每季度发货量超过客户最低合同量的信用证，但须受某些限制。
一旦在灰橡树管道上开始全面服务，根据灰色橡树TSA 1的条款和条件，响尾蛇E&P LLC将被要求装运。50,000灰色橡树管道上的原油日均桶，或按季度计算，支付任何数量不足的款项。这种亏空付款可作为未来货款的贷方，每季度超过我们的最低合同数量，但须受某些限制。
确定缴款计划
公司赞助了一项401(K)定义的缴款计划，主要是为了所有雇员在雇用之日的利益。该计划允许符合条件的雇员供款最多可达100%他们的年薪，不得超过联邦政府规定的年度限额。该公司提供最多可达6%雇员的薪酬，并可为符合资格的雇员作出额外的酌情供款。雇主供款立即归属。为截至2019年12月31日止的年份, 2018和2017公司支付$8百万, $2百万和$2百万分别对该计划作出贡献。
19. 后续事件
第四季度2019年股息声明
在……上面2020年2月14日，本公司董事局宣布派发现金股息予第四季度2019年$0.3750普通股每股，应于2020年3月10日对其在营业结束时有记录的股东2020年3月3日.
商品合同
继.之后2019年12月31日本公司签订了新的固定价格互换、固定价格基础掉期、三通套圈和放价差.该公司的衍生合同是根据商品交易所的结算价格报告的，原油衍生品结算以WTI为基础，原油衍生结算以Waha Hub和Brent为基础。
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下表列出公司在2019年12月31日。当聚合多个合同时，披露加权平均合同价格。
|
| | | | | |
| 2020 |
| 卷(BBLS/MMBtu) | | 固定价格互换(每Bbl/MMBtu) |
石油互换-WTI库欣 | 732,000 | | $ | 60.50 |
|
石油交换-布伦特 | 732,000 | | $ | 65.00 |
|
天然气交换-瓦哈枢纽 | 1,840,000 | | $ | 0.75 |
|
天然气基础交换-瓦哈枢纽 | 13,750,000 | | $ | (1.85 | ) |
柴油价格互换 | 11,000,000 | | $ | 1.60 |
|
|
| | | |
| 2020 |
油三通环 | 布伦特 |
体积(BBLS) | 732,000 |
|
短期卖空价格(每磅) | $ | 50.00 |
|
底价(每磅) | $ | 60.00 |
|
最高价格(每磅) | $ | 69.25 |
|
|
| | | |
| 2020 |
注油喷头-WTI | |
体积(BBLS) | 829,125 |
短期卖空价格(每磅) | $ | 50.50 |
|
底价(每磅) | $ | 60.50 |
|
注油喷头-布伦特 | |
体积(BBLS) | 1,758,750 |
短期卖空价格(每磅) | $ | 52.38 |
|
底价(每磅) | $ | 65.00 |
|
20. 业务部门报告
公司在二业务部门：(1)上游部分，从事西德克萨斯二叠纪盆地非常规陆上石油和天然气储量的获取、开发、勘探和开发；(2)中游业务部门包括中流服务和房地产。Rattler的所有权益法投资都包括在中流部分。
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下表汇总了公司各业务部门在报告所述期间的业绩：
|
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 上游 | | 中流服务 | | 冲销 | | 共计 |
截至2019年12月31日的年度： | (以百万计) |
第三方收入 | $ | 3,891 |
| | $ | 73 |
| | $ | — |
| | $ | 3,964 |
|
部门间收入 | — |
| | 375 |
| | (375 | ) | | — |
|
总收入 | 3,891 |
| | 448 |
| | (375 | ) | | 3,964 |
|
折旧、损耗和摊销 | $ | 1,405 |
| | $ | 42 |
| | $ | — |
| | $ | 1,447 |
|
石油和天然气性质的损害 | $ | 790 |
| | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 790 |
|
业务收入 | $ | 790 |
| | $ | 219 |
| | $ | (314 | ) | | $ | 695 |
|
利息费用，净额 | $ | (171 | ) | | $ | (1 | ) | | $ | — |
| | $ | (172 | ) |
其他收入(费用)共计，净额(1) | $ | (320 | ) | | $ | (7 | ) | | $ | (6 | ) | | $ | (333 | ) |
所得税准备金 | $ | 21 |
| | $ | 26 |
| | $ | — |
| | $ | 47 |
|
可归因于非控制权益的净收入 | $ | 75 |
| | $ | 91 |
| | $ | (91 | ) | | $ | 75 |
|
可归因于响尾蛇能源的净收入 | $ | 374 |
| | $ | 95 |
| | $ | (229 | ) | | $ | 240 |
|
总资产 | $ | 22,125 |
| | $ | 1,636 |
| | $ | (230 | ) | | $ | 23,531 |
|
| |
(1) | 的中流服务段的损害$2百万包括在其他收入(费用)中。 |
|
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 上游 | | 中流服务 | | 冲销 | | 共计 |
2018年12月31日终了的年度： | (以百万计) |
第三方收入 | $ | 2,132 |
| | $ | 44 |
| | $ | — |
| | $ | 2,176 |
|
部门间收入 | — |
| | 140 |
| | (140 | ) | | — |
|
总收入 | 2,132 |
| | 184 |
| | (140 | ) | | 2,176 |
|
折旧、损耗和摊销 | $ | 598 |
| | $ | 25 |
| | $ | — |
| | $ | 623 |
|
业务收入 | $ | 1,071 |
| | $ | 80 |
| | $ | (140 | ) | | $ | 1,011 |
|
利息费用，净额 | $ | (87 | ) | | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | (87 | ) |
其他收入(费用)共计，净额 | $ | 102 |
| | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 102 |
|
所得税准备金 | $ | 151 |
| | $ | 17 |
| | $ | — |
| | $ | 168 |
|
可归因于非控制权益的净收入 | $ | 99 |
| | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 99 |
|
可归因于响尾蛇能源的净收入 | $ | 923 |
| | $ | 63 |
| | $ | (140 | ) | | $ | 846 |
|
总资产 | $ | 21,096 |
| | $ | 604 |
| | $ | (104 | ) | | $ | 21,596 |
|
目录
响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
|
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 上游 | | 中流服务 | | 冲销 | | 共计 |
截至2017年12月31日的年度： | (以百万计) |
第三方收入 | $ | 1,198 |
| | $ | 7 |
| | $ | — |
| | $ | 1,205 |
|
部门间收入 | — |
| | 32 |
| | (32 | ) | | — |
|
总收入 | 1,198 |
| | 39 |
| | (32 | ) | | 1,205 |
|
折旧、损耗和摊销 | $ | 324 |
| | $ | 3 |
| | $ | — |
| | $ | 327 |
|
业务收入 | $ | 613 |
| | $ | 24 |
| | $ | (32 | ) | | $ | 605 |
|
利息费用，净额 | $ | (41 | ) | | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | (41 | ) |
其他收入(费用)共计，净额 | $ | (109 | ) | | $ | 1 |
| | $ | — |
| | $ | (108 | ) |
所得税准备金 | $ | (24 | ) | | $ | 4 |
| | $ | — |
| | $ | (20 | ) |
可归因于非控制权益的净收入 | $ | 35 |
| | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 35 |
|
可归因于响尾蛇能源的净收入 | $ | 493 |
| | $ | 21 |
| | $ | (32 | ) | | $ | 482 |
|
总资产 | $ | 7,475 |
| | $ | 300 |
| | $ | (4 | ) | | $ | 7,771 |
|
21. 担保人财务报表
截至2019年12月31日，响尾蛇O&G有限责任公司是与高级票据系列有关的契约下的担保人。关于2024年高级票据契约的满意和解除，响尾蛇E&P LLC和Energen公司及其子公司根据2024年高级票据、2025年高级票据和响尾蛇公司的循环信贷安排作为担保人获释。根据响尾蛇公司2019年5月28日的信贷协议，响尾蛇有限责任公司作为担保人被释放。Viper、Viper的普通合伙人、Viper LLC、Rattler、Rattler的普通合伙人和Rattler的子公司仍然是非担保子公司。以下是本公司的合并财务信息(为本说明的目的)21统称“母公司”、“担保子公司”和“非担保子公司”。提出的消除条目是合并实体所必需的。这些信息是根据美国证交会条例S-X第3-10条的要求提供的。财务信息不一定表示经营结果、现金流量或财务状况，担保子公司作为独立实体运作。该公司没有为每一家担保子公司提供单独的财务和叙述信息，因为它认为这种财务和叙述信息不会提供任何对评估担保子公司的充足程度具有重要意义的补充信息。
Rattler、Rattler的普通合伙人或Rattler的子公司中没有一家是2024年高级票据、2025年高级票据或响尾蛇O&G有限责任公司提供的前几期循环信贷贷款的担保人；因此，对以下附表进行了调整，以反映对非重大变化的这一修正。在2019年5月28日之前，响尾蛇有限责任公司一直是钻石公司O&G公司信贷协议下的担保人。
目录
响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
合并资产负债表 |
(一九二零九年十二月三十一日) |
(以百万计) |
| | | | | 非- | | | | |
| | | 担保人 | | 担保人 | | | | |
| 父母 | | 子公司 | | 子公司 | | 冲销 | | 合并 |
资产 | | | | | | | | | |
流动资产： | | | | | | | | | |
现金和现金等价物 | $ | 93 |
| | $ | — |
| | $ | 30 |
| | $ | — |
| | $ | 123 |
|
限制现金 | 5 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 5 |
|
应收账款净额 | — |
| | 248 |
| | 367 |
| | — |
| | 615 |
|
公司间应收账款 | 5,331 |
| | — |
| | 572 |
| | (5,903 | ) | | — |
|
盘存 | — |
| | 1 |
| | 36 |
| | — |
| | 37 |
|
衍生仪器 | — |
| | 46 |
| | — |
| | — |
| | 46 |
|
预付费用和其他 | 2 |
| | 1 |
| | 21 |
| | 19 |
| | 43 |
|
流动资产总额 | 5,431 |
| | 296 |
| | 1,026 |
| | (5,884 | ) | | 869 |
|
财产和设备： | | | | | | | | | |
石油和天然气特性，全成本核算法 | — |
| | 13,276 |
| | 12,707 |
| | (201 | ) | | 25,782 |
|
中流资产 | — |
| | — |
| | 931 |
| | — |
| | 931 |
|
其他财产、设备和土地 | — |
| | — |
| | 125 |
| | — |
| | 125 |
|
累计损耗、折旧、摊销和减值 | — |
| | (3,167 | ) | | (1,831 | ) | | (5 | ) | | (5,003 | ) |
净资产和设备 | — |
| | 10,109 |
| | 11,932 |
| | (206 | ) | | 21,835 |
|
权益法投资 | — |
| | — |
| | 479 |
| | — |
| | 479 |
|
衍生仪器 | — |
| | 7 |
| | — |
| | — |
| | 7 |
|
对子公司的投资 | 10,414 |
| | — |
| | — |
| | (10,414 | ) | | — |
|
房地产投资净额 | — |
| | — |
| | 109 |
| | — |
| | 109 |
|
递延税资产 | — |
| | — |
| | 142 |
| | — |
| | 142 |
|
其他资产 | — |
| | 10 |
| | 310 |
| | (230 | ) | | 90 |
|
总资产 | $ | 15,845 |
| | $ | 10,422 |
| | $ | 13,998 |
| | $ | (16,734 | ) | | $ | 23,531 |
|
负债与股东权益 | | | | | | | | | |
流动负债： | | | | | | | | | |
应付帐款-贸易 | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 179 |
| | $ | — |
| | $ | 179 |
|
公司间应付款项 | — |
| | 5,930 |
| | (27 | ) | | (5,903 | ) | | — |
|
应计资本支出 | — |
| | — |
| | 475 |
| | — |
| | 475 |
|
其他应计负债 | 17 |
| | 132 |
| | 155 |
| | — |
| | 304 |
|
应付收入和特许权使用费 | — |
| | — |
| | 278 |
| | — |
| | 278 |
|
衍生仪器 | — |
| | 18 |
| | 8 |
| | 1 |
| | 27 |
|
流动负债总额 | 17 |
| | 6,080 |
| | 1,068 |
| | (5,902 | ) | | 1,263 |
|
长期债务 | 3,769 |
| | 13 |
| | 1,589 |
| | — |
| | 5,371 |
|
资产退休债务 | — |
| | 34 |
| | 60 |
| | — |
| | 94 |
|
递延所得税 | 470 |
| | — |
| | 1,416 |
| | — |
| | 1,886 |
|
其他长期负债 | — |
| | — |
| | 11 |
| | — |
| | 11 |
|
负债总额 | 4,256 |
| | 6,127 |
| | 4,144 |
| | (5,902 | ) | | 8,625 |
|
承付款和意外开支 |
| |
| |
| |
| |
|
股东权益 | 11,589 |
| | 4,295 |
| | 7,908 |
| | (10,543 | ) | | 13,249 |
|
非控股权 | — |
| | — |
| | 1,946 |
| | (289 | ) | | 1,657 |
|
总股本 | 11,589 |
| | 4,295 |
| | 9,854 |
| | (10,832 | ) | | 14,906 |
|
负债和权益共计 | $ | 15,845 |
| | $ | 10,422 |
| | $ | 13,998 |
| | $ | (16,734 | ) | | $ | 23,531 |
|
目录
响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
合并资产负债表 |
(2018年12月31日) |
(以百万计) |
| | | | | 非- | | | | |
| | | 担保人 | | 担保人 | | | | |
| 父母 | | 子公司 | | 子公司 | | 冲销 | | 合并 |
资产 | | | | | | | | | |
流动资产： | | | | | | | | | |
现金和现金等价物 | $ | 84 |
| | $ | 2 |
| | $ | 129 |
| | $ | — |
| | $ | 215 |
|
应收账款净额 | — |
| | 143 |
| | 249 |
| | — |
| | 392 |
|
应收账款关联方 | — |
| | — |
| | 4 |
| | (4 | ) | | — |
|
公司间应收账款 | 4,469 |
| | — |
| | 201 |
| | (4,670 | ) | | — |
|
盘存 | — |
| | 2 |
| | 35 |
| | — |
| | 37 |
|
衍生仪器 | — |
| | 197 |
| | 34 |
| | — |
| | 231 |
|
预付费用和其他 | 2 |
| | — |
| | 48 |
| | — |
| | 50 |
|
流动资产总额 | 4,555 |
| | 344 |
| | 700 |
| | (4,674 | ) | | 925 |
|
财产和设备： | | | | | | | | | |
石油和天然气特性，全成本核算法 | — |
| | 11,170 |
| | 11,132 |
| | (3 | ) | | 22,299 |
|
中流资产 | — |
| | 21 |
| | 679 |
| | — |
| | 700 |
|
其他财产、设备和土地 | — |
| | 1 |
| | 146 |
| | — |
| | 147 |
|
累计损耗、折旧、摊销和减值 | — |
| | (2,432 | ) | | (330 | ) | | (12 | ) | | (2,774 | ) |
净资产和设备 | — |
| | 8,760 |
| | 11,627 |
| | (15 | ) | | 20,372 |
|
权益法投资 | — |
| | — |
| | 1 |
| | — |
| | 1 |
|
对子公司的投资 | 12,689 |
| | — |
| | 112 |
| | (12,801 | ) | | — |
|
递延税资产 | — |
| | — |
| | 97 |
| | — |
| | 97 |
|
房地产投资净额 | — |
| | — |
| | 116 |
| | — |
| | 116 |
|
其他资产 | — |
| | 10 |
| | 75 |
| | — |
| | 85 |
|
总资产 | $ | 17,244 |
| | $ | 9,114 |
| | $ | 12,728 |
| | $ | (17,490 | ) | | $ | 21,596 |
|
负债与股东权益 | | | | | | | | | |
流动负债： | | | | | | | | | |
应付帐款-贸易 | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 128 |
| | $ | — |
| | $ | 128 |
|
公司间应付款项 | — |
| | 3,939 |
| | 734 |
| | (4,673 | ) | | — |
|
应计资本支出 | — |
| | — |
| | 495 |
| | — |
| | 495 |
|
其他应计负债 | 14 |
| | 23 |
| | 216 |
| | — |
| | 253 |
|
应付收入和特许权使用费 | — |
| | — |
| | 143 |
| | — |
| | 143 |
|
流动负债总额 | 14 |
| | 3,962 |
| | 1,716 |
| | (4,673 | ) | | 1,019 |
|
长期债务 | 2,036 |
| | 1,490 |
| | 938 |
| | — |
| | 4,464 |
|
衍生仪器 | — |
| | 11 |
| | 4 |
| | — |
| | 15 |
|
资产退休债务 | — |
| | 30 |
| | 106 |
| | — |
| | 136 |
|
递延所得税 | 382 |
| | — |
| | 1,403 |
| | — |
| | 1,785 |
|
其他长期负债 | — |
| | — |
| | 10 |
| | — |
| | 10 |
|
负债总额 | 2,432 |
| | 5,493 |
| | 4,177 |
| | (4,673 | ) | | 7,429 |
|
承付款和意外开支 |
| |
| |
| |
| |
|
股东权益 | 14,812 |
| | 3,621 |
| | 7,856 |
| | (12,589 | ) | | 13,700 |
|
非控股权 | — |
| | — |
| | 695 |
| | (228 | ) | | 467 |
|
总股本 | 14,812 |
| | 3,621 |
| | 8,551 |
| | (12,817 | ) | | 14,167 |
|
负债和权益共计 | $ | 17,244 |
| | $ | 9,114 |
| | $ | 12,728 |
| | $ | (17,490 | ) | | $ | 21,596 |
|
目录
响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
精简的业务综合声明 |
截至2019年12月31日止的年度 |
(以百万计) |
| | | | | 非- | | | | |
| | | 担保人 | | 担保人 | | | | |
| 父母 | | 子公司 | | 子公司 | | 冲销 | | 合并 |
收入： | | | | | | | | | |
石油销售 | $ | — |
| | $ | 1,972 |
| | $ | 1,318 |
| | $ | 264 |
| | $ | 3,554 |
|
天然气销售 | — |
| | 27 |
| | 31 |
| | 8 |
| | 66 |
|
天然气液体销售 | — |
| | 132 |
| | 114 |
| | 21 |
| | 267 |
|
特许权使用费收入 | — |
| | — |
| | 293 |
| | (293 | ) | | — |
|
租赁奖金 | — |
| | — |
| | 4 |
| | — |
| | 4 |
|
中流服务 | — |
| | — |
| | 434 |
| | (370 | ) | | 64 |
|
其他营业收入 | — |
| | — |
| | 14 |
| | (5 | ) | | 9 |
|
总收入 | — |
| | 2,131 |
| | 2,208 |
| | (375 | ) | | 3,964 |
|
费用和开支： | | | | | | | | | |
租赁业务费用 | — |
| | 390 |
| | 243 |
| | (143 | ) | | 490 |
|
生产和从价税 | — |
| | 130 |
| | 118 |
| | — |
| | 248 |
|
集运 | — |
| | 75 |
| | 34 |
| | (21 | ) | | 88 |
|
中流服务 | — |
| | — |
| | 170 |
| | (79 | ) | | 91 |
|
折旧、损耗和摊销 | — |
| | 735 |
| | 720 |
| | (8 | ) | | 1,447 |
|
石油和天然气性质的损害 | — |
| | — |
| | 790 |
| | — |
| | 790 |
|
一般和行政费用 | 48 |
| | 1 |
| | 67 |
| | (12 | ) | | 104 |
|
资产留存债务增量 | — |
| | 2 |
| | 5 |
| | — |
| | 7 |
|
其他经营费用 | — |
| | — |
| | 4 |
| | — |
| | 4 |
|
费用和支出共计 | 48 |
| | 1,333 |
| | 2,151 |
| | (263 | ) | | 3,269 |
|
业务收入(损失) | (48 | ) | | 798 |
| | 57 |
| | (112 | ) | | 695 |
|
其他收入(费用)： | | | | | | | | | |
利息费用，净额 | (47 | ) | | (74 | ) | | (51 | ) | | — |
| | (172 | ) |
其他收入(费用)，净额 | 3 |
| | — |
| | 2 |
| | (7 | ) | | (2 | ) |
衍生工具收益，净额 | — |
| | (56 | ) | | (52 | ) | | — |
| | (108 | ) |
投资重估收益 | — |
|
| — |
| | 5 |
| | — |
| | 5 |
|
债务清偿损失 | (56 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (56 | ) |
附属公司的收入 | 764 |
| | — |
| | — |
| | (764 | ) | | — |
|
其他收入(费用)共计，净额 | 664 |
| | (130 | ) | | (96 | ) | | (771 | ) | | (333 | ) |
所得税前收入(损失) | 616 |
| | 668 |
| | (39 | ) | | (883 | ) | | 362 |
|
(受益于)所得税 | 81 |
| | — |
| | (33 | ) | | (1 | ) | | 47 |
|
净收入(损失) | 535 |
| | 668 |
| | (6 | ) | | (882 | ) | | 315 |
|
非控制权益所致的净收益(亏损) | — |
| | — |
| | 266 |
| | (191 | ) | | 75 |
|
可归因于响尾蛇能源公司的净收入(损失) | $ | 535 |
| | $ | 668 |
| | $ | (272 | ) | | $ | (691 | ) | | $ | 240 |
|
目录
响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
精简的业务综合声明 |
2018年12月31日 |
(以百万计) |
| | | | | 非- | | | | |
| | | 担保人 | | 担保人 | | | | |
| 父母 | | 子公司 | | 子公司 | | 冲销 | | 合并 |
收入： | | | | | | | | | |
石油销售 | $ | — |
| | $ | 1,545 |
| | $ | 87 |
| | $ | 247 |
| | $ | 1,879 |
|
天然气销售 | — |
| | 43 |
| | 5 |
| | 13 |
| | 61 |
|
天然气液体销售 | — |
| | 158 |
| | 9 |
| | 23 |
| | 190 |
|
特许权使用费收入 | — |
| | — |
| | 283 |
| | (283 | ) | | — |
|
租赁奖金 | — |
| | — |
| | 6 |
| | (3 | ) | | 3 |
|
中流服务 | — |
| | — |
| | 172 |
| | (138 | ) | | 34 |
|
其他营业收入 | — |
| | — |
| | 9 |
| | — |
| | 9 |
|
总收入 | — |
| | 1,746 |
| | 571 |
| | (141 | ) | | 2,176 |
|
费用和开支： | | | | | | | | | |
租赁业务费用 | — |
| | 230 |
| | 17 |
| | (42 | ) | | 205 |
|
生产和从价税 | — |
| | 106 |
| | 27 |
| | — |
| | 133 |
|
集运 | — |
| | 41 |
| | 1 |
| | (16 | ) | | 26 |
|
中流服务 | — |
| | — |
| | 72 |
| | — |
| | 72 |
|
折旧、损耗和摊销 | — |
| | 472 |
| | 134 |
| | 17 |
| | 623 |
|
一般和行政费用 | 28 |
| | 1 |
| | 38 |
| | (2 | ) | | 65 |
|
合并与整合费用 | 18 |
| | — |
| | 18 |
| | — |
| | 36 |
|
资产留存债务增量 | — |
| | 1 |
| | 1 |
| | — |
| | 2 |
|
其他业务费用 | — |
| | — |
| | 3 |
| | — |
| | 3 |
|
费用和支出共计 | 46 |
| | 851 |
| | 311 |
| | (43 | ) | | 1,165 |
|
业务收入(损失) | (46 | ) | | 895 |
| | 260 |
| | (98 | ) | | 1,011 |
|
其他收入(费用)： | | | | | | | | | |
利息费用，净额 | (43 | ) | | (20 | ) | | (24 | ) | | — |
| | (87 | ) |
其他收入(费用)，净额 | 1 |
| | — |
| | 90 |
| | (2 | ) | | 89 |
|
衍生工具损失净额 | — |
| | 169 |
| | (68 | ) | | — |
| | 101 |
|
投资重估收益 | — |
| | — |
| | (1 | ) | | — |
| | (1 | ) |
附属公司的收入 | 1,113 |
| | — |
| | — |
| | (1,113 | ) | | — |
|
其他费用共计，净额 | 1,071 |
| | 149 |
| | (3 | ) | | (1,115 | ) | | 102 |
|
所得税前收入(损失) | 1,025 |
| | 1,044 |
| | 257 |
| | (1,213 | ) | | 1,113 |
|
(受益于)所得税 | 241 |
| | — |
| | (73 | ) | | — |
| | 168 |
|
净收入(损失) | 784 |
| | 1,044 |
| | 330 |
| | (1,213 | ) | | 945 |
|
可归因于非控制权益的净收入 | — |
| | — |
| | 119 |
| | (20 | ) | | 99 |
|
可归因于响尾蛇能源公司的净收入(损失) | $ | 784 |
| | $ | 1,044 |
| | $ | 211 |
| | $ | (1,193 | ) | | $ | 846 |
|
目录
响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
精简的业务综合声明 |
2017年12月31日终了年度 |
(以百万计) |
| | | | | 非- | | | | |
| | | 担保人 | | 担保人 | | | | |
| 父母 | | 子公司 | | 子公司 | | 冲销 | | 合并 |
收入： | | | | | | | | | |
石油销售 | $ | — |
| | $ | 904 |
| | $ | — |
| | $ | 140 |
| | $ | 1,044 |
|
天然气销售 | — |
| | 43 |
| | — |
| | 9 |
| | 52 |
|
天然气液体销售 | — |
| | 79 |
| | — |
| | 11 |
| | 90 |
|
特许权使用费收入 | — |
| | — |
| | 160 |
| | (160 | ) | | — |
|
租赁奖金收入 | — |
| | — |
| | 12 |
| | — |
| | 12 |
|
中流服务 | — |
| | — |
| | 39 |
| | (32 | ) | | 7 |
|
总收入 | — |
| | 1,026 |
| | 211 |
| | (32 | ) | | 1,205 |
|
费用和开支： | | | | | | | | | |
租赁业务费用 | — |
| | 143 |
| | — |
| | (16 | ) | | 127 |
|
生产和从价税 | — |
| | 63 |
| | 11 |
| | — |
| | 74 |
|
集运 | — |
| | 21 |
| | — |
| | (8 | ) | | 13 |
|
中流服务 | — |
| | — |
| | 11 |
| | (1 | ) | | 10 |
|
折旧、损耗和摊销 | — |
| | 277 |
| | 46 |
| | 4 |
| | 327 |
|
一般和行政费用 | 27 |
| | — |
| | 23 |
| | (2 | ) | | 48 |
|
资产退休债务增量费用 | — |
| | 1 |
| | — |
| | — |
| | 1 |
|
费用和支出共计 | 27 |
| | 505 |
| | 91 |
| | (23 | ) | | 600 |
|
业务收入(损失) | (27 | ) | | 521 |
| | 120 |
| | (9 | ) | | 605 |
|
其他收入(费用)： | | | | | | | | | |
利息费用，净额 | (30 | ) | | (6 | ) | | (5 | ) | | — |
| | (41 | ) |
其他收入(费用)，净额 | 1 |
| | — |
| | 12 |
| | (2 | ) | | 11 |
|
衍生工具损失净额 | — |
| | (77 | ) | | (1 | ) | | — |
| | (78 | ) |
附属公司的收入 | 446 |
| | — |
| | — |
| | (446 | ) | | — |
|
其他费用共计，净额 | 417 |
| | (83 | ) | | 6 |
| | (448 | ) | | (108 | ) |
所得税前收入(损失) | 390 |
| | 438 |
| | 126 |
| | (457 | ) | | 497 |
|
所得税准备金 | (20 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (20 | ) |
净收入(损失) | 410 |
| | 438 |
| | 126 |
| | (457 | ) | | 517 |
|
可归因于非控制权益的净收入 | — |
| | — |
| | — |
| | 35 |
| | 35 |
|
可归因于响尾蛇能源公司的净收入(损失) | $ | 410 |
| | $ | 438 |
| | $ | 126 |
| | $ | (492 | ) | | $ | 482 |
|
目录
响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
现金流动汇总表 |
截至2019年12月31日止的年度 |
(以百万计) |
| | | | | 非- | | | | |
| | | 担保人 | | 担保人 | | | | |
| 父母 | | 子公司 | | 子公司 | | 冲销 | | 合并 |
业务活动提供的现金净额(用于) | $ | (956 | ) | | $ | 1,433 |
| | $ | 2,257 |
| | $ | — |
| | $ | 2,734 |
|
投资活动的现金流量： | | | | | | | | | |
对石油和天然气特性的补充 | — |
| | (2,038 | ) | | (639 | ) | | — |
| | (2,677 | ) |
中流资产的增加 | — |
| | (38 | ) | | (206 | ) | | — |
| | (244 | ) |
购置其他财产、设备和土地 | — |
| | — |
| | (5 | ) | | — |
| | (5 | ) |
租赁权益的取得 | — |
| | (360 | ) | | (83 | ) | | — |
| | (443 | ) |
矿业权的取得 | — |
| | — |
| | (523 | ) | | 190 |
| | (333 | ) |
出售资产所得收益 | — |
| | 118 |
| | 372 |
| | (190 | ) | | 300 |
|
房地产投资 | — |
| | — |
| | (1 | ) | | — |
| | (1 | ) |
股权投资 | — |
| | — |
| | (485 | ) | | — |
| | (485 | ) |
公司间调动 | (860 | ) | | — |
| | 860 |
| | — |
| | — |
|
用于投资活动的现金净额 | (860 | ) | | (2,318 | ) | | (710 | ) | | — |
| | (3,888 | ) |
来自筹资活动的现金流量： | | | | | | | | | |
根据信贷安排借款的收益 | — |
| | 1,292 |
| | 1,058 |
| | — |
| | 2,350 |
|
信贷安排下的还款 | — |
| | (2,769 | ) | | (949 | ) | | — |
| | (3,718 | ) |
高级票据收益 | 2,968 |
| | — |
| | 501 |
| | — |
| | 3,469 |
|
偿还高级债券 | (1,250 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (1,250 | ) |
清偿债务的溢价 | (44 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (44 | ) |
合资企业收益 | — |
| | — |
| | 39 |
| | — |
| | 39 |
|
债务发行成本 | — |
| | — |
| | (18 | ) | | — |
| | (18 | ) |
公开发行成本 | — |
| | — |
| | (41 | ) | | — |
| | (41 | ) |
公开募股收益 | — |
| | — |
| | 1,106 |
| | — |
| | 1,106 |
|
来自子公司的分配 | 860 |
| | — |
| | — |
| | (860 | ) | | — |
|
行使股票期权的收益 | 9 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 9 |
|
为扣缴税款而回购 | (13 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (13 | ) |
作为股份回购的一部分而回购的 | (593 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (593 | ) |
股利给股东 | (112 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (112 | ) |
分配给非控制利益 | — |
| | — |
| | (982 | ) | | 860 |
| | (122 | ) |
公司间调动 | — |
| | 2,360 |
| | (2,360 | ) | | — |
| | — |
|
资金活动提供的现金净额(用于) | 1,825 |
| | 883 |
| | (1,646 | ) | | — |
| | 1,062 |
|
现金和现金等价物净增(减少)额 | 9 |
| | (2 | ) | | (99 | ) | | — |
| | (92 | ) |
期初现金及现金等价物 | 84 |
| | 2 |
| | 129 |
| | — |
| | 215 |
|
期末现金及现金等价物 | $ | 93 |
| | $ | — |
| | $ | 30 |
| | $ | — |
| | $ | 123 |
|
目录
响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
现金流动汇总表 |
2018年12月31日 |
(以百万计) |
| | | | | 非- | | | | |
| | | 担保人 | | 担保人 | | | | |
| 父母 | | 子公司 | | 子公司 | | 冲销 | | 合并 |
经营活动提供的净现金 | $ | (58 | ) | | $ | 1,224 |
| | $ | 399 |
| | $ | — |
| | $ | 1,565 |
|
投资活动的现金流量： | | | | | | | | | |
对石油和天然气特性的补充 | — |
| | (1,461 | ) | | — |
| | — |
| | (1,461 | ) |
中流资产的增加 | — |
| | (21 | ) | | (183 | ) | | — |
| | (204 | ) |
购置其他财产、设备和土地 | — |
| | (7 | ) | | — |
| | — |
| | (7 | ) |
租赁权益的取得 | — |
| | (1,371 | ) | | — |
| | — |
| | (1,371 | ) |
矿业权的取得 | — |
| | — |
| | (440 | ) | | — |
| | (440 | ) |
出售资产所得收益 | — |
| | 79 |
| | 1 |
| | — |
| | 80 |
|
房地产投资 | — |
| | — |
| | (111 | ) | | — |
| | (111 | ) |
代管资金 | — |
| | 27 |
| | (16 | ) | | — |
| | 11 |
|
公司间调动 | (367 | ) | | 989 |
| | (622 | ) | | — |
| | — |
|
用于投资活动的现金净额 | (367 | ) | | (1,765 | ) | | (1,371 | ) | | — |
| | (3,503 | ) |
来自筹资活动的现金流量： | | | | | | | | | |
根据信贷安排借款的收益 | — |
| | 1,960 |
| | 692 |
| | — |
| | 2,652 |
|
信贷安排下的还款 | — |
| | (867 | ) | | (375 | ) | | — |
| | (1,242 | ) |
偿还Energen的信贷安排 | — |
| | — |
| | (559 | ) | | — |
| | (559 | ) |
高级票据收益 | 1,062 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 1,062 |
|
债务发行成本 | (14 | ) | | — |
| | (11 | ) | | — |
| | (25 | ) |
公开发行成本 | — |
| | — |
| | (3 | ) | | — |
| | (3 | ) |
公开募股收益 | — |
| | — |
| | 305 |
| | — |
| | 305 |
|
对附属公司的贡献 | (1 | ) | | — |
| | (1 | ) | | 2 |
| | — |
|
分配给父母 | 155 |
| | — |
| | — |
| | (155 | ) | | — |
|
来自子公司的分配 | (696 | ) | | — |
| | 696 |
| | — |
| | — |
|
为扣缴税款而回购 | (14 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (14 | ) |
股利给股东 | (37 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (37 | ) |
分配给非控制利益 | — |
| | — |
| | (253 | ) | | 155 |
| | (98 | ) |
公司间调动 | — |
| | (550 | ) | | 552 |
| | (2 | ) | | — |
|
筹资活动提供的现金净额 | 455 |
| | 543 |
| | 1,043 |
| | — |
| | 2,041 |
|
现金和现金等价物净增(减少)额 | 30 |
| | 2 |
| | 71 |
| | — |
| | 103 |
|
期初现金及现金等价物 | 54 |
| | — |
| | 58 |
| | — |
| | 112 |
|
期末现金及现金等价物 | $ | 84 |
| | $ | 2 |
| | $ | 129 |
| | $ | — |
| | $ | 215 |
|
目录
响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
现金流动汇总表 |
2017年12月31日终了年度 |
(以百万计) |
| | | | | 非- | | | | |
| | | 担保人 | | 担保人 | | | | |
| 父母 | | 子公司 | | 子公司 | | 冲销 | | 合并 |
(用于)业务活动提供的现金净额 | $ | (29 | ) | | $ | 768 |
| | $ | 150 |
| | $ | — |
| | $ | 889 |
|
投资活动的现金流量： | | | | | | | | | |
对石油和天然气特性的补充 | — |
| | (790 | ) | | (3 | ) | | — |
| | (793 | ) |
中流资产的增加 | — |
| | — |
| | (68 | ) | | — |
| | (68 | ) |
购置其他财产、设备和土地 | — |
| | (22 | ) | | (1 | ) | | — |
| | (23 | ) |
租赁权益的取得 | — |
| | (1,961 | ) | | — |
| | — |
| | (1,961 | ) |
矿业权的取得 | — |
| | (63 | ) | | (344 | ) | | — |
| | (407 | ) |
购置中流资产 | — |
| | — |
| | (50 | ) | | — |
| | (50 | ) |
出售资产所得收益 | — |
| | 66 |
| | — |
| | — |
| | 66 |
|
代管资金 | — |
| | (27 | ) | | 131 |
| | — |
| | 104 |
|
公司间调动 | (1,631 | ) | | 1,631 |
| | — |
| | — |
| | — |
|
用于投资活动的现金净额 | (1,631 | ) | | (1,166 | ) | | (335 | ) | | — |
| | (3,132 | ) |
来自筹资活动的现金流量： | | | | | | | | | |
根据信贷安排借款的收益 | — |
| | 475 |
| | 279 |
| | — |
| | 754 |
|
信贷安排下的还款 | — |
| | (78 | ) | | (306 | ) | | — |
| | (384 | ) |
按母公司购买附属单位 | (10 | ) | | — |
| | — |
| | 10 |
| | — |
|
债务发行成本 | (8 | ) | | 1 |
| | (2 | ) | | — |
| | (9 | ) |
公开发行成本 | — |
| | — |
| | (1 | ) | | — |
| | (1 | ) |
公开募股收益 | — |
| | — |
| | 380 |
| | (10 | ) | | 370 |
|
来自子公司的分配 | 90 |
| | — |
| | (1 | ) | | (89 | ) | | — |
|
分配给非控制利益 | — |
| | — |
| | (130 | ) | | 89 |
| | (41 | ) |
筹资活动提供的现金净额 | 72 |
| | 398 |
| | 219 |
| | — |
| | 689 |
|
现金和现金等价物净增(减少)额 | (1,588 | ) | | — |
| | 34 |
| | — |
| | (1,554 | ) |
期初现金及现金等价物 | 1,642 |
| | — |
| | 24 |
| | — |
| | 1,666 |
|
期末现金及现金等价物 | $ | 54 |
| | $ | — |
| | $ | 58 |
| | $ | — |
| | $ | 112 |
|
目录
响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
22. 关于石油和天然气业务的补充资料(未经审计)
该公司的石油和天然气储量完全归因于美国境内的房地产。
资本化石油和天然气成本
与石油和天然气生产活动有关的资本成本总额按适用的累计折旧、耗竭、摊销和减值分列如下：
|
| | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2019 | | 2018 |
| (以百万计) |
石油和天然气特性： | | | |
证明性质 | $ | 16,575 |
| | $ | 12,629 |
|
未证明性质 | 9,207 |
| | 9,670 |
|
石油和天然气性质 | 25,782 |
| | 22,299 |
|
累计折旧、损耗、摊销 | (2,995 | ) | | (1,599 | ) |
累积减值 | (1,934 | ) | | (1,144 | ) |
石油和天然气资产资本化 | $ | 20,853 |
| | $ | 19,556 |
|
石油和天然气活动的费用
石油和天然气财产购置、勘探和开发活动的费用如下：
|
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| (以百万计) |
购置费用： | | | | | |
证明性质 | $ | 194 |
| | $ | 5,665 |
| | $ | 455 |
|
未证明性质 | 418 |
| | 5,818 |
| | 2,692 |
|
发展成本 | 956 |
| | 493 |
| | 145 |
|
勘探成本 | 1,915 |
| | 1,090 |
| | 780 |
|
共计 | $ | 3,483 |
| | $ | 13,066 |
| | $ | 4,072 |
|
目录
响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
石油天然气生产经营成果
下表列出与生产和销售石油、天然气和天然气液体有关的收入和费用。它不包括任何利息费用或一般和行政费用，它反映了预计适用于公司的公司所得税估计数。因此，以下附表不一定表明公司的石油、天然气和天然气液体业务对净经营业绩的贡献。
|
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| (以百万计) |
石油、天然气和天然气液体销售 | $ | 3,887 |
| | $ | 2,130 |
| | $ | 1,186 |
|
租赁业务费用 | (490 | ) | | (205 | ) | | (127 | ) |
生产和从价税 | (248 | ) | | (133 | ) | | (74 | ) |
集运 | (88 | ) | | (26 | ) | | (13 | ) |
折旧、损耗和摊销 | (1,447 | ) | | (595 | ) | | (321 | ) |
减值 | (790 | ) | | — |
| | — |
|
资产退休债务增量费用 | (7 | ) | | (2 | ) | | (1 | ) |
所得税福利(费用) | (89 | ) | | (241 | ) | | 20 |
|
行动结果 | $ | 728 |
| | $ | 928 |
| | $ | 670 |
|
石油和天然气储量
经证实的石油和天然气储量估计数2019年12月31日, 2018和2017由独立石油工程师Ryder Scott Company(L.P.)编写。已探明的储量是根据美国证交会制定的准则估算的，该指南要求在现有经济和运营条件下，根据每月首日价格的12个月未加权平均值编制储备估计数。
在估算已探明的石油和天然气储量时，存在着许多固有的不确定性。油气储量工程是估算地下油气储量的一个主观过程，无法精确测量，任何储量估算的准确性都取决于现有数据的质量以及工程地质解释和判断的质量。在估计日期之后的钻探、测试和生产结果可能证明有理由修改这种估计。因此，储量估计往往与最终回收的石油和天然气的数量不同。
目录
响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
已探明储量估计数的变动情况如下：
|
| | | | | | | | |
| 油
(MBbls) | | 天然气
液体
(MBbls) | | 天然气
(MMcf) |
已探明和未开发的储量： | | | | | |
截至2017年1月1日 | 139,174 |
| | 37,134 |
| | 174,896 |
|
扩展和发现 | 99,980 |
| | 20,825 |
| | 109,032 |
|
修订以前的估计数 | (7,715 | ) | | (1,466 | ) | | (10,065 | ) |
购买已到位的准备金 | 24,322 |
| | 2,633 |
| | 34,640 |
|
剥离 | (1,163 | ) | | (461 | ) | | (2,474 | ) |
生产 | (21,417 | ) | | (4,056 | ) | | (20,660 | ) |
截至2017年12月31日 | 233,181 |
| | 54,609 |
| | 285,369 |
|
扩展和发现 | 143,256 |
| | 33,152 |
| | 154,088 |
|
修订以前的估计数 | 3,689 |
| | 11,138 |
| | 3,642 |
|
购买已到位的准备金 | 281,333 |
| | 98,865 |
| | 640,761 |
|
剥离 | (156 | ) | | (8 | ) | | (543 | ) |
生产 | (34,367 | ) | | (7,465 | ) | | (34,668 | ) |
截至2018年12月31日 | 626,936 |
| | 190,291 |
| | 1,048,649 |
|
扩展和发现 | 256,569 |
| | 66,572 |
| | 318,874 |
|
修订以前的估计数 | (84,789 | ) | | (8,166 | ) | | (149,657 | ) |
购买已到位的准备金 | 13,974 |
| | 3,813 |
| | 19,830 |
|
剥离 | (33,269 | ) | | (3,809 | ) | | (21,272 | ) |
生产 | (68,518 | ) | | (18,498 | ) | | (97,613 | ) |
截至2019年12月31日 | 710,903 |
| | 230,203 |
| | 1,118,811 |
|
| | | | | |
已探明的已开发储量： | | | | | |
2017年1月1日 | 79,457 |
| | 22,080 |
| | 105,399 |
|
2017年12月31日 | 141,246 |
| | 35,412 |
| | 190,740 |
|
(2018年12月31日) | 403,051 |
| | 125,509 |
| | 705,084 |
|
(一九二零九年十二月三十一日) | 457,083 |
| | 165,173 |
| | 824,760 |
|
| | | | | |
已探明未开发储量： | | | | | |
2017年1月1日 | 59,717 |
| | 15,054 |
| | 69,497 |
|
2017年12月31日 | 91,935 |
| | 19,198 |
| | 94,629 |
|
(2018年12月31日) | 223,885 |
| | 64,782 |
| | 343,565 |
|
(一九二零九年十二月三十一日) | 253,820 |
| | 65,030 |
| | 294,051 |
|
修订是指以往储量估计数的向上或向下变化，这是由于通常从开发钻探和生产历史中获得的新信息，或者是由于商品价格、业务费用或发展费用等经济因素的变化造成的。
在截至2019年12月31日的一年中，公司的扩展和发现总计376,287MBoe主要来自于283新井291新发现的未开发地点，公司在其中拥有工作权益。毒蛇王权权益入账5%公司的向下修正117,898MBoe是在Energen公司收购之后，随着最新的开发计划和较低的实际价格而导致的与库存精化有关的未开发降级的结果。21,092MBoe是10,939工作利息购买及10,153MBoe的毒蛇版税购买，不包括矿产权益下降到毒蛇。
在2018年12月31日终了的一年中，公司的扩展和发现202,089MBoe主要来自于135新井138新发现的未开发地点
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响尾蛇能源公司及附属公司
合并财务报表附注-(续)
拥有工作兴趣。毒蛇王权权益入账10%扩展卷。本公司对先前估计数的修订主要是由于在技术和性能方面作出了积极的修正。14,218MBoe，向上修正6,032MBoe由于较高的价格和向下修正4,815MBoe从PUD改叙由于时间。购买486,992MBoe是477,686主要归因于Energen的工作利息采购，以及9,306毒蛇王族购买的MBoe。
在2017年12月31日终了的一年中，公司的扩展和发现138,977MBoe主要来自于102新井87新发现的未开发地点增加了。毒蛇王权权益入账8%扩展卷。该公司对先前预算的修订主要是由于2,550MBoe因预计的时间而改叙PUD地点，其余8,308MBoe是技术上的修订。特拉华盆地工作人员购买利息入账87%在购买总额和Viper版税利息中占10%，其余部分由工作利息购买完成。
在…2019年12月31日，该公司估计的PUD储备约为367,859姆博伊21,931MBoe比准备金估计数增加2018年12月31日的345,928姆博伊。下表列出了2019:
|
| | |
| (MBoe) |
2018年12月31日开始探明未开发储量 | 345,928 |
|
未开发准备金转入发达地区 | (120,920 | ) |
修订 | (77,519 | ) |
净采购额 | 4,542 |
|
剥离 | (5,672 | ) |
扩展和发现 | 221,500 |
|
截至2019年12月31日已探明未开发储量 | 367,859 |
|
已证实未开发储量增加的主要原因是213,909MBoe291毛额(262NET)公司有工作兴趣的油井7,591MBoe97毒蛇拥有皇室权益的恶心井。.的.291恶心的工作兴趣井，64在特拉华盆地。转让120,920MBoe是钻井或参与的结果。135毛额(119NET)公司有工作兴趣的水平井79公司通过毒蛇拥有特许权权益或矿产权益的总井。该公司在75.的.79恶心的毒蛇井。向下修正77,519MBoe产生于67,114在收购Energen之后，PUD的MBoe由于改进PUD库存而降级。这些降级被延期抵消。剩下的10,405商务部的下调主要来自于较低的基准商品价格。
截至2019年12月31日，公司所有已证实未开发的储备都计划在五年从最初记录的那一天起。期间2019，约$956百万资本支出用于开发已探明的未开发储量，包括钻探、完井和与开发已探明的未开发井有关的其他设施费用。
未来贴现现金流量的标准化计量
衡量未来现金流量折现的标准标准是基于未加权平均、每月第一天的价格。这些预测不应被视为对未来现金流量的现实估计，也不应将“标准计量”解释为代表公司的现值。今后可能会对已探明储量的估计数进行重大修订；在假定的期间内可能不会开发和生产储备；预计实际实现的价格将与使用的价格大不相同；实际费用可能有所不同。
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下表列出该公司经证实的石油和天然气储量所致未来现金流量折现的标准计量。2019年12月31日, 2018和2017.
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| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| (以百万计) |
未来现金流入 | $ | 40,681 |
| | $ | 43,578 |
| | $ | 12,922 |
|
未来发展成本 | (3,809 | ) | | (3,560 | ) | | (1,124 | ) |
未来生产成本 | (9,319 | ) | | (7,727 | ) | | (2,995 | ) |
未来生产税 | (2,905 | ) | | (2,935 | ) | | (929 | ) |
未来所得税支出 | (2,635 | ) | | (3,913 | ) | | (84 | ) |
未来净现金流量 | 22,013 |
| | 25,443 |
| | 7,790 |
|
10%折扣，以反映现金流动的时机 | (11,829 | ) | | (13,767 | ) | | (4,033 | ) |
未来现金流量折现的标准化计量 | $ | 10,184 |
| | $ | 11,676 |
| | $ | 3,757 |
|
下表列出了石油、天然气和天然气液体的每月平均首日价格，所有这些都用于计算未来现金流入量。
|
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| 未加权算术平均值 |
| 每月第一天价格 |
石油(每桶) | $ | 51.88 |
| | $ | 59.63 |
| | $ | 48.03 |
|
天然气(每麦克福) | $ | 0.18 |
| | $ | 1.47 |
| | $ | 2.06 |
|
天然气液体(每Bbl) | $ | 15.65 |
| | $ | 24.43 |
| | $ | 20.79 |
|
可归因于该公司已证实储备的未来现金流量折现标准计量的主要变化如下：
|
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| (以百万计) |
本期间开始时未来现金流量贴现的标准化计量 | $ | 11,676 |
| | $ | 3,757 |
| | $ | 1,711 |
|
石油和天然气销售，扣除生产成本 | (3,334 | ) | | (1,786 | ) | | (986 | ) |
获取准备金 | 309 |
| | 5,520 |
| | 439 |
|
剥离储备 | (500 | ) | | (2 | ) | | (11 | ) |
扩展和发现，扣除未来开发成本 | 4,004 |
| | 3,287 |
| | 1,792 |
|
本报告所述期间以前估计的开发费用 | 120 |
| | 535 |
| | 190 |
|
价格和生产成本的净变化 | 831 |
| | 1,805 |
| | 578 |
|
未来发展费用估计数的变化 | (3,190 | ) | | (81 | ) | | (53 | ) |
修订以前的数量估计数 | (1,242 | ) | | 271 |
| | (99 | ) |
增值折扣 | 1,344 |
| | 380 |
| | 174 |
|
所得税净变动 | 693 |
| | (1,728 | ) | | (9 | ) |
生产时间和其他方面的净变动 | (527 | ) | | (282 | ) | | 31 |
|
本期间终了时未来现金流量贴现的标准化计量 | $ | 10,184 |
| | $ | 11,676 |
| | $ | 3,757 |
|
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23. 季度财务数据(未经审计)
公司未经审计的季度财务数据2019和2018概述如下。
|
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 2019 |
(以百万计) | 第一
四分之一 | | 第二
四分之一 | | 第三
四分之一 | | 第四
四分之一 |
收入 | $ | 864 |
| | $ | 1,021 |
| | $ | 975 |
| | $ | 1,104 |
|
业务收入(损失) | 319 |
| | 411 |
| | 349 |
| | (384 | ) |
所得税费用(福利) | (33 | ) | | 102 |
| | 102 |
| | (124 | ) |
净收入(损失) | 43 |
| | 356 |
| | 388 |
| | (472 | ) |
可归因于非控制权益的净收入 | 33 |
| | 7 |
| | 20 |
| | 15 |
|
可归因于响尾蛇能源公司的净收入(损失) | $ | 10 |
| | $ | 349 |
| | $ | 368 |
| | $ | (487 | ) |
普通股每股收益 | | | | | | | |
基本 | $ | 0.06 |
| | $ | 2.12 |
| | $ | 2.27 |
| | $ | (3.04 | ) |
稀释 | $ | 0.06 |
| | $ | 2.11 |
| | $ | 2.26 |
| | $ | (3.04 | ) |
| | | | | | | |
| 2018 |
(以百万计) | 第一
四分之一 | | 第二
四分之一 | | 第三
四分之一 | | 第四
四分之一 |
收入 | $ | 479 |
| | $ | 527 |
| | $ | 537 |
| | $ | 633 |
|
业务收入 | 267 |
| | 281 |
| | 268 |
| | 195 |
|
所得税费用(福利) | 47 |
| | (7 | ) | | 43 |
| | 85 |
|
净收益 | 178 |
| | 301 |
| | 160 |
| | 306 |
|
可归因于非控制权益的净收入 | 15 |
| | 82 |
| | 3 |
| | (1 | ) |
可归因于响尾蛇能源公司的净收入 | $ | 163 |
| | $ | 219 |
| | $ | 157 |
| | $ | 307 |
|
普通股每股收益 | | | | | | | |
基本 | $ | 1.65 |
| | $ | 2.22 |
| | $ | 1.59 |
| | $ | 2.50 |
|
稀释 | $ | 1.65 |
| | $ | 2.22 |
| | $ | 1.59 |
| | $ | 2.50 |
|