美国证券交易委员会
华盛顿特区20549
表格10-K
(马克一号) |
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☑ |
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依据第13条或 |
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1934年证券交易所ACT第15(D)条 |
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2019年12月31日终了的财政年度 |
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或 |
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☐ |
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依据第13或15(D)条提交的过渡报告 |
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1934年证券交易所 |
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转轨时期的转轨期 |
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佣金档案编号001-03262
康斯托克资源公司
(其章程所指明的注册人的确切姓名)
内华达州 |
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94-1667468 |
(国家或其他司法管辖区) 成立为法团或主管机构) |
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(I.R.S.雇主) 识别号码) |
5300城镇和乡村大道,套房500,佛里斯科,得克萨斯州75034
(主要行政办公室地址包括邮编)
(972) 668-8800
(登记人的电话号码及区号)
根据该法第12(B)节登记的证券:
每一班的职称 |
交易符号 |
注册的每个交易所的名称 |
普通股,面值0.50美元(每股) |
克拉克 |
纽约证券交易所 |
如“证券法”第405条所界定,注册人是否为知名的经验丰富的发行人。
是 |
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不 |
✓ |
如果注册人不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告,请用复选标记标明。
是 |
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不 |
✓ |
通过检查标记表明注册人(1)是否提交了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天中一直受到这种备案要求的限制。
是 |
✓ |
不 |
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通过检查标记说明注册人是否已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(或短时间内要求注册人提交此类文件)。
是 |
✓ |
不 |
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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、规模较小的报告公司还是新兴的增长公司。见“交易法”规则12b-2中“大型加速备案者”、“加速申报人”、“小型报告公司”和“新兴成长型公司”的定义。
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大型加速箱 |
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加速过滤器 |
✓ |
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非加速滤波器 |
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小型报告公司 |
✓ |
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新兴成长型公司 |
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如果一家新兴成长型公司,请用支票标记标明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据“外汇法”第13(A)条规定的任何新的或经修订的最终会计准则。新兴成长型公司
通过检查标记表明注册人是否为空壳公司(如“交易法”第12b-2条所定义)。
是 |
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不 |
✓ |
根据2019年6月28日纽约证券交易所的普通股收盘价(注册人最近完成的第二财政季度的最后一个营业日),注册人非附属公司持有的普通股的总市值为8 320万美元。
截至2020年3月1日,注册人共有普通股19004776股。
以参考方式合并的文件
2020年股东年会最后委托书的部分内容
以参考方式纳入本报告第三部分。
康斯托克资源公司
表格10-K年度报告
截至2019年12月31日的财政年度
内容
项目 |
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页 |
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第一部分 |
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关于前瞻性声明的注意事项 |
2 |
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定义 |
3 |
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1和2。 |
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商业及物业 |
6 |
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1A. |
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危险因素 |
29 |
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1B. |
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未解决的工作人员意见 |
43 |
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3. |
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法律程序 |
43 |
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4. |
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矿山安全披露 |
43 |
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第二部分 |
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5. |
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注册人普通股市场、股东相关事项及证券发行人购买 |
44 |
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6. |
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选定财务数据 |
45 |
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7. |
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管理层对财务状况及经营成果的探讨与分析 |
46 |
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7A. |
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市场风险的定量和定性披露 |
58 |
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8. |
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财务报表和补充数据 |
59 |
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9. |
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会计与财务披露的变化及与会计人员的分歧 |
59 |
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9A. |
|
管制和程序 |
59 |
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9B. |
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其他资料 |
62 |
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第III部 |
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10. |
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董事、执行干事和公司治理 |
62 |
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11. |
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行政薪酬 |
62 |
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12. |
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某些受益所有人的担保所有权和管理及相关股东事项 |
62 |
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13. |
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某些关系和相关交易,以及董事独立性 |
63 |
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14. |
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首席会计师费用及服务 |
63 |
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第IV部 |
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15. |
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证物及财务报表附表 |
63 |
1
关于前瞻性声明的注意事项
本报告所载信息包括1933年“证券法”第27A节和1934年“证券交易法”第21E节所指的“前瞻性陈述”。这些前瞻性陈述是通过使用“预期”、“估计”、“预期”、“项目”、“计划”、“意愿”、“相信”等术语来识别的。除历史事实陈述外,本报告所列的所有陈述都是前瞻性陈述,包括“风险因素”和“管理层对财务状况和业务结果的讨论和分析”下提到的陈述,内容涉及:
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• |
石油和天然气未来生产的数量和时间; |
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• |
资本支出的数额、性质和时间; |
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预计在本合同日期后钻探的井数; |
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• |
勘探和开发机会的提供; |
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• |
我们的财务或经营业绩; |
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• |
我们的现金流和预期流动资金; |
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• |
经营费用包括租赁业务费用、行政费用和其他费用; |
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• |
发现和开发费用; |
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• |
我们的业务策略;及 |
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• |
未来行动的其他计划和目标。 |
本报告中的任何或所有前瞻性陈述都可能是不正确的。它们可能受到若干因素的影响,其中包括:
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• |
“风险因素”和本报告其他部分所述的风险; |
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• |
石油和天然气的价格和供应及需求的波动; |
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• |
钻井活动的时机和成功; |
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• |
在估计石油和天然气储量以及未来实际产量和相关成本时所固有的诸多不确定性; |
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• |
我们成功识别、执行或有效整合未来收购的能力; |
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• |
与石油和天然气工业有关的常见危险,包括火灾、井喷、管道故障、泄漏、爆炸和其他不可预见的危险; |
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• |
我们有效推销石油和天然气的能力; |
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• |
是否有钻机、设备、用品和人员; |
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• |
我们发现或获得额外储备的能力; |
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• |
我们满足未来资本需求的能力; |
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• |
监管要求的变化; |
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• |
一般经济状况、金融市场状况和竞争条件;以及 |
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• |
我们有能力留住我们的高级管理人员和关键员工。 |
2
定义
以下是石油和天然气行业常用术语的缩写和定义,以及本报告。天然气等价物和原油当量用6 Mcf/1桶的比例确定。所有对“我们”、“我们”、“我们”或“Comstock”的提述都是指注册人Comstock Resources,Inc。以及在适用的情况下,其合并子公司。
“Bbl”是指一桶美国42加仑的石油。
“bcf”是指10亿立方英尺的天然气。
“Bcfe”是指相当于10亿立方英尺的天然气。
“BOE”是指一桶石油当量。
“Btu”是指英国的热单位,它是将一磅水的温度从58.5华氏度提高到59.5华氏度所需的热量。
“竣工”是指为生产石油或天然气而安装永久性设备。
“凝析水”是指当天然气产生并与原油相似时变成液体并从天然气中分离出来的碳氢化合物混合物。
“开发井”是指在已探明的油气藏区域内钻探到已知地层层深度的油井。
“干孔”系指发现无法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。
“探井”是指在先前发现的在另一储集层生产石油或天然气的油田中,为寻找新的油田或寻找新的生产储集层而钻探的油井,或延伸已知储层的油井。
就英亩或水井而言,生产或储备是指我们或另一指定人员有工作利益的总面积或油井。
“液化天然气”是指由甲烷和一些乙烷混合物组成的液化天然气,为便于无压储存或运输的方便和安全而将其冷却成液体形式。
“MBbls”是指一千桶石油。
“MBbls/d”指每天1000桶石油。
“Mcf”是指1000立方英尺的天然气。
“Mcfe”是指相当于1000立方英尺的天然气。
“MMBbls”是指一百万桶石油。
“MMBOE”是指100万桶石油当量。
“MMBtu”是指一百万英国热单位。
3
“MMcf”是指100万立方英尺的天然气。
“MMcf/d”指的是每天100万立方英尺的天然气。
“MMcfe/d”是指每天相当于100万立方英尺的天然气。
“MMcfe”是指相当于一百万立方英尺的天然气。
就英亩或水井而言,“净”是指每一种情况下的油井总面积乘以我们拥有的工作权益的百分比。
“净生产”是指我们拥有的版税较少,生产欠他人的产品。
“NGL”是指完全由碳和氢组成的天然气液体。
“油”指原油或凝析油。
“经营者”是指负责勘探、开发和生产油气井或租赁的个人或公司。
“已探明储量”是指可通过现有设备和作业方法通过现有井回收的储量。
“已证实开发的非生产”是指:(I)预计将从能够生产但由于目前没有市场出口或与管道连接日期不确定或(Ii)现有井的管道后面的管道连接日期不确定而关闭的地区收回的储量,这些储量被认为是通过成功测试或生产抵消井而得到证实的。
“已探明已开发生产”是指根据现行作业方法,预计将从目前的生产区收回的储量。这一类别包括最近完成的关闭气井,计划在不久的将来连接到一条管道。
“已探明储量”是指地质和工程数据合理肯定地表明,在现有经济和运行条件下,即在作出估计之日价格和费用的情况下,今后几年可从已知储层中回收的原油、天然气和天然气液体的估计数量。价格包括考虑合同安排提供的现有价格的变化。
“已探明的未开发储量”是指预期将从未钻探面积的新井中回收的储量,或从需要较大支出才能重新完成的现有井中回收的储量。未钻探面积上的储量仅限于在钻井时合理肯定生产或可以肯定现有生产层生产连续性的那些钻井地点。
“pv 10值”是指根据美国证交会准则计算的已探明储量生产产生的未来收入的现值,扣除估计的生产和未来开发成本,使用的价格和成本在估计之日没有未来升级,但不影响一般和行政费用、偿债、未来所得税支出和折旧、耗损和摊销等与财产无关的费用,并以10%的年贴现率贴现。这一数额与与已探明石油和天然气储量有关的未来贴现现金流量的标准计量相同,但确定时不扣减。
4
未来的所得税。虽然PV 10价值不是根据公认会计原则计算的一项财务措施,但管理层认为,PV 10价值的列报对我们的投资者是有意义和有用的,因为它在考虑到公司未来所得税和我们目前的税收结构之前,列出了可归因于我们经证明的准备金的未来现金流量贴现。我们在评估与我们的石油和天然气属性有关的投资的潜在回报时,使用了这一方法。由于任何一家公司所特有的许多因素都会影响预计未来所得税的数额,因此,我们相信,在比较我们行业的公司时,采用税前措施对投资者是有帮助的。
“再完井”是指在先前已完成的另一地层中,为生产现有井眼而完成的完井。
“储备寿命”是指将年终储备除以当年总产量得出的计算。
“皇室”是指石油和天然气租赁的权益,这种权益使利息所有人有权从租赁的土地(或出售该土地的收益)中获得一部分生产,但一般不要求所有者支付在租赁土地上钻探或经营油井的任何费用。特许权使用费可以是土地所有者的特许权使用费,在租赁土地被授予时由租赁土地的所有者保留,也可以是重写的特许权使用费,这些使用费通常由租赁地的所有者在转让给随后的所有者时保留。
“三维地震”是指通过收集和测量反射到地表的声波的强度和时间来检测碳氢化合物积累的一种先进技术方法。
“证券交易委员会”是指美国证券交易委员会。
“Tcf”是指一万亿立方英尺的天然气。
“Tcfe”是指相当于1万亿立方英尺的天然气。
“经营权益”是指石油和天然气租赁的权益,赋予权益所有人在租赁土地上钻探和生产石油和天然气的权利,并要求所有者支付钻井和生产作业费用的一部分。工作权益拥有人有权享有的生产份额将始终小于要求工作利益所有人承担的成本份额,剩余的生产应由特许权使用费所有者承担。例如,只受土地拥有人12.5%的专营权费负担的租契的100%工作权益的拥有人,必须支付100%的水井成本,但有权保留87.5%的产量。
“修井”是指生产井为恢复或增加产量而进行的作业。
5
第一部分
第1项和第2项.变相业务和财产
我们是一家独立的能源公司,主要经营哈内斯维尔页岩,这是位于东德克萨斯州和北路易斯安那州的主要天然气盆地,具有优越的经济和地理位置,靠近墨西哥湾沿岸市场。截至2019年12月31日,我们已探明储量的93%是在海因斯维尔和博西耶页岩矿场,我们是该盆地最大的天然气生产国。我们的重点是创造价值,通过开发大量的高经济和低风险钻井机会,在哈内斯维尔和博西耶页岩。我们的普通股在纽约证券交易所上市交易,代号为“CRK”。
2018年8月14日,阿尔科马钻井公司、L.P.公司和威利斯顿钻井公司(合称“琼斯合伙公司”)在北达科他州和蒙大拿州贡献了某些石油和天然气资产,以换取88,571,429股新发行的普通股,占我们当时流通股的84%(“琼斯贡献”)。琼斯合伙公司由达拉斯商人杰里·琼斯和他的孩子(集体,“琼斯集团”)全资拥有和控制。对“后继者”或“后继者公司”的提及涉及我们和我们的子公司(“公司”)在2018年8月13日琼斯贡献之后的业务。提及“前身”或“前任公司”是指2018年8月13日或之前本公司的业务。
在2019年7月16日,我们收购了科维公园能源有限公司(“科维公园”)的现金和股票交易,价值约22亿美元(“科维公园收购”)。科维公园是一家私人控股的哈内斯维尔页岩公司,每天生产约710Bcfe。科维公园的收购显着地增加了我们的规模,使我们的资产基础翻了一番还多,创造了显著的财务和运营效率。
我们的石油和天然气业务主要集中在路易斯安那州、德克萨斯州和北达科他州。据估计,截至2019年12月31日,我们的石油和天然气储量已探明储量为5.4 Tcfe,证交会pv 10的价值为33亿美元。截至2019年12月31日,我国已探明的油气储量为98%和2%,开发率为36%,平均储量寿命约为18年。
我们在2019年12月31日的探明储量和截至2019年12月31日的三个月的平均日产量概述如下。我们展示了截至2019年12月31日的三个月的生产,因为它代表了我们第一个完整的季度,包括科维公园的收购:
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生产 |
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2019年12月31日已探明储量 |
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截至2019年12月31日止的三个月 |
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油 |
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天然气 |
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共计 |
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油 |
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天然气 |
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共计 |
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(Mmbbls) |
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(Bcf)(1) |
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(Bcfe)(1) |
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(MBbls/d) |
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(MMcf/d)(1) |
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(MMcfe/d)(1) |
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Haynesville/Bossier页岩 |
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— |
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5,068.2 |
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5,068.8 |
|
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0.1 |
|
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|
1,253.6 |
|
|
|
1,253.8 |
|
巴肯页岩 |
|
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14.7 |
|
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48.5 |
|
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136.9 |
|
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5.2 |
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16.6 |
|
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47.8 |
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其他 |
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2.0 |
|
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224.8 |
|
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236.3 |
|
|
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1.0 |
|
|
|
50.7 |
|
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56.9 |
|
共计 |
|
|
16.7 |
|
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|
5,341.5 |
|
|
|
5,442.0 |
|
|
|
6.3 |
|
|
|
1,320.9 |
|
|
|
1,358.5 |
|
|
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_____________
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(1) |
天然气总量包括天然气。根据石油和天然气的近似相对能量含量,将石油和NGL转换为天然气等价物,使用一桶石油的换算系数或6 Mcf天然气的NGL,这并不代表石油和天然气的价格。 |
6
强项
高品质性能截至2019年12月31日,我们已经在位于北路易斯安那州和德克萨斯州的Haynesville和Bossier页岩区积累了389,247英亩(对我们来说是308,664个净额)。我们约95%的Haynesville/Bossier页岩净面积是按产量持有的,我们的Haynesville/Bossier页岩具有广泛的开发和勘探潜力。钻井和完井技术的进步使我们能够通过更长的水平侧向长度和更大的油井增产来增加开采的储量。由于经济效益的提高,近年来我们的发展活动主要集中在钻探Haynesville和Bossier水平井上。
我们在北路易斯安那州和东得克萨斯州的Haynesville和Bossier页岩基地位于北美主要的天然气页岩公司之一,由于地理位置相近,因此能够进入墨西哥湾沿岸市场对液化天然气出口和石化行业的需求。我们相信,由于以下原因,我们对未来的增长处于有利地位:
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• |
无风险的、毗连的、多产的石油和天然气资源。自2008年以来,通过钻探4 100多口水平井,对Haynesville和Bossier页岩进行了大量划分。我们认为,这些页岩开采代表了北美一些最稳定、最多产的天然气开发钻探机会。 |
|
• |
管理和运营团队,具有丰富的经验,在开发哈内斯维尔和博西耶页岩发挥。从2007年开始,我们是第一批在Haynesville和Bossier页岩有效应用水平钻井技术的勘探和生产公司之一。自那时以来,我们的管理和操作小组于2015年在Haynesville和Bossier页岩启动了一个钻井方案,其基础是一种新的强化完井设计,与我们2008至2013年所钻189口井相比,这种设计大大提高了这些井的经济效益。当我们把我们的历史活动和科维公园结合起来时,我们在2015年到2019年期间钻探了217个油井(对我们来说是171.6个净额),比任何其他以哈内斯维尔或博西耶页岩为目标的运营商都多。这些井的平均单井初始产量为每天23 MMcf。 |
|
• |
有吸引力的经济回报。Haynesville和Bossier页岩通过应用先进的钻井和完井技术,包括使用较长的侧向,以及使用更紧的压裂阶段和更高的支撑剂负荷,提供了高经济和低风险的钻井机会。我们的管理和作业小组在开发和优化Haynesville和Bossier页岩的一些最有效的完井技术方面发挥了重要作用,这种完井技术大大提高了初始产量和可采储量,与北美其他天然气盆地的结果相比,单井回报率是最高的。 |
|
• |
靠近优质天然气市场。我们的天然气生产得益于海湾沿岸地区强劲的需求增长,这是由于液化天然气出口、对墨西哥的出口以及新的或扩大的石化设施的大幅度增长所推动的。像我们这样能够进入墨西哥湾沿岸天然气市场的生产商,其实际净价格比其他地区的大多数生产商都要高。我们还能够实现更高的利润率,因为我们有能力以有吸引力的价格访问广泛的中流基础设施,以及缺乏市场上的中流承诺。 |
增值收购。我们于2019年7月以22亿美元完成了对科维公园的收购。这笔收购包括大约249 000英亩的净土地和2.9桶已探明的储量。科维公园的收购增加了超过710 Bcfe每天的生产和大约1,200个未来的钻探地点。在2019年11月,我们以4,230万美元的价格收购了一家私人公司。
7
其中包括约3 155英亩净英亩、75口生产井(对我们来说为20.1净亩)和44口(对我们来说为12.7净额)的未来海内斯维尔/博西耶页岩钻探地点。
成功的钻探计划。我们在2019年的发展活动上花费了5.105亿美元,在Haynesville和Bossier页岩的发展活动上花费了4.854亿美元。我们花了4.685亿美元钻探和完成水平的Haynesville和Bossier页岩井,并为其他开发活动增加了1 690万美元。我们在2019年钻了82口(51.1净)水平海内斯维尔和博西耶井,平均横向长度约为8100英尺。我们还完成了2018年钻探的19口井(7.3口净井)。2019年钻探的50口井(净额36.0)也在2019年完成。我们预计其余32口(净15.1口)井将于2020年完成。我们在2019年的天然气钻探计划,加上科维公园的收购,是我国天然气产量比2018年增长192%的主要动力,也是自2018年以来我国天然气储量增长132%的主要原因。我们还在我们的其他物业上花费了2,510万美元的开发成本,主要是因为我们完成了四口Eagle Ford页岩井(对我们来说是2.2净额)。
有效算子截至2019年12月31日,我们运营了92%的已探明储备基地。作为运营商,我们能够更好地控制运营成本、未来发展的时间和计划、钻井和提升成本的水平以及生产的营销。作为一名经营者,我们从其他工作利益所有者那里得到间接费用的补偿,这减少了我们的一般和行政费用。
经营策略
我们的战略包括以下主要内容:
|
• |
通过开发我们在Haynesville、Bossier和Eagle Ford页岩的大量钻井库存,谨慎地增加现金流、生产和储备。我们为Haynesville和Bossier页岩提供了大量的水平井钻井地点清单,为我们提供了多年的开发地点清单。以下是我们目前计划钻探的Haynesville和Bossier页岩未来钻探地点的横向长度: |
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|
海恩斯维尔页岩 |
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水平 |
|
操作 |
|
|
非操作 |
|
|
共计 |
|
|||||||||||||||
侧长 |
|
(毛额) |
|
|
(净额) |
|
|
(毛额) |
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|
(净额) |
|
|
(毛额) |
|
|
(净额) |
|
||||||
不到5,000英尺 |
|
|
373 |
|
|
|
289.2 |
|
|
|
660 |
|
|
|
85.9 |
|
|
|
1,033 |
|
|
|
375.1 |
|
5 000至8 000英尺 |
|
|
559 |
|
|
|
416.8 |
|
|
|
121 |
|
|
|
17.2 |
|
|
|
680 |
|
|
|
434.0 |
|
大于8,000英尺 |
|
|
515 |
|
|
|
375.3 |
|
|
|
204 |
|
|
|
24.7 |
|
|
|
719 |
|
|
|
400.0 |
|
|
|
|
1,447 |
|
|
|
1,081.3 |
|
|
|
985 |
|
|
|
127.8 |
|
|
|
2,432 |
|
|
|
1,209.1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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|
|
|
|
|
|
|
博西尔页岩 |
|
|||||||||||||||||||||
水平 |
|
操作 |
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非操作 |
|
|
共计 |
|
|||||||||||||||
侧长 |
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(毛额) |
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(净额) |
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|
(毛额) |
|
|
(净额) |
|
|
(毛额) |
|
|
(净额) |
|
||||||
不到5,000英尺 |
|
|
212 |
|
|
|
156.5 |
|
|
|
312 |
|
|
|
33.8 |
|
|
|
524 |
|
|
|
190.3 |
|
5 000至8 000英尺 |
|
|
377 |
|
|
|
287.7 |
|
|
|
72 |
|
|
|
7.4 |
|
|
|
449 |
|
|
|
295.1 |
|
大于8,000英尺 |
|
|
359 |
|
|
|
283.2 |
|
|
|
82 |
|
|
|
5.7 |
|
|
|
441 |
|
|
|
288.9 |
|
|
|
|
948 |
|
|
|
727.4 |
|
|
|
466 |
|
|
|
46.9 |
|
|
|
1,414 |
|
|
|
774.3 |
|
共计 |
|
|
2,395 |
|
|
|
1,808.7 |
|
|
|
1,451 |
|
|
|
174.7 |
|
|
|
3,846 |
|
|
|
1,983.4 |
|
我们有21,482英亩(对我们来说是9,452个净额)未开发的土地,希望在德克萨斯州南部的鹰福特页岩的石油窗口开发。我们已经进入了一个共同的发展阶段。
8
与我们的土地冒险,并有机会参与钻井225个(126.0净对我们)的油井。在2019年,我们参加了4口(2.2净)井在合资企业。由于我们的大部分净面积是由生产持有的,我们有能力在项目之间分配资本,以优化成本和回报,从而形成一个高效的钻井计划。我们打算管理钻井地点的选择以及开发和相关资本支出的时间安排,以便经济地增加我们的现金流量、生产和储备,同时用经营现金流量为我们的资本支出提供资金。
|
• |
通过将重点放在优化全周期经济来提高回报。我们不断地定期监测和调整我们的钻井计划,目的是在我们的钻井机会组合中实现最经济的回报。我们相信,我们将通过以下方式实现这一目标:(一)尽量减少钻井和完井的成本;(二)通过优化横向长度、压裂段数、射孔间隔和压裂刺激类型,最大限度地提高油井产量和采收率;(三)生产接近管道质量的天然气,从而降低加工成本;(四)通过有效的井管理尽量减少运营成本。 |
|
• |
评估和寻求战略收购机会,以扩大我们的储备,生产和种植地位。我们打算利用我们管理和运营团队在成功执行和整合收购方面的重要技术专长和经验,继续寻找将增加我们钻井库存的收购机会。 |
|
• |
保持严格的财务策略。我们打算在2020年维持一个保守的运营计划,目标是降低杠杆率,创造自由现金流。 |
|
• |
通过积极的套期保值计划管理大宗商品价格敞口,以保护我们预期的未来现金流。我们期望维持一个活跃的石油和天然气价格套期保值计划,以减轻石油和天然气价格的波动,并保护我们预期的未来现金流的一部分。 |
主要作业区
下表汇总截至2019年12月31日已探明石油和天然气储量估计数:
|
|
油 |
|
|
天然气 |
|
|
共计 |
|
|
PV 10值 |
|
||||
|
|
(MBbls) |
|
|
(MMcf)(1) |
|
|
(MMcfe)(1) |
|
|
(000's)(2) |
|
||||
Haynesville/Bossier页岩 |
|
|
86 |
|
|
|
5,068,248 |
|
|
|
5,068,765 |
|
|
$ |
2,881,971 |
|
巴肯页岩 |
|
|
14,737 |
|
|
|
48,468 |
|
|
|
136,891 |
|
|
|
259,678 |
|
其他 |
|
|
1,924 |
|
|
|
224,781 |
|
|
|
236,328 |
|
|
|
110,186 |
|
共计 |
|
|
16,747 |
|
|
|
5,341,497 |
|
|
|
5,441,984 |
|
|
$ |
3,251,835 |
|
____________
|
(1) |
天然气总量包括天然气。根据石油和天然气的近似相对能量含量,将石油和NGL转换为天然气等价物,使用一桶石油的换算系数或6 Mcf天然气的NGL,这并不代表石油和天然气的价格。 |
|
|
(2) |
pv 10价值是指扣除所得税前已探明的石油和天然气储量的未来现金流量,贴现率为10%。虽然这是一项非公认会计原则的衡量标准,但我们认为pv 10值的表示对我们的投资者是相关和有用的,因为在考虑到公司未来所得税和我们目前的税收结构之前,它反映了可归因于我们已证实的准备金的未来现金流量贴现。我们在评估与我们的石油和天然气属性有关的投资的潜在回报时,使用了这一方法。未来现金流量贴现的标准化量度,是指扣除所得税后,可归因于我们已证实的石油和天然气储备的未来现金流量的现值,折现为10%。 |
|
9
Haynesville/Bossier页岩
大约93%,也就是我们探明储量的5.1Tcfe,位于东德克萨斯州和北路易斯安那州的Haynesville和Bossier页岩,我们在那里拥有1,104个生产油井的权益(对我们来说是609.6净)。我们经营着其中的676口井。这些井产自10,500至12,100英尺深的Bossier页岩和10,500至12,950英尺深的Haynesville页岩。在2019年,我们从Haynesville和Bossier页岩生产的天然气平均每天756 MMcfe。我们在2019年花了4.685亿美元打井82口井(对我们来说是51.1个净额),并完成了2018年钻探的19口井(7.3个净额)。我们在2019年在该区域的其他发展活动上花费了930万美元。我们目前计划在2020年投入大约4.21亿美元,钻46口井(对我们来说是34.3净额),并完成我们在2019年钻探的18口井(对我们来说是12.6净额)。
巴肯页岩
我们探明储量的大约3%(23 MMBOE)位于北达科他州和蒙大拿州,在那里我们拥有429口生产油井的权益(对我们来说是66.8个净额),这些油井产自巴肯页岩。巴肯页岩探明储量为65%的石油,占pv 10值的8%。我们在巴克肯页岩收购了403口非操作井(对我们来说净净率为60.3口),这是琼斯的贡献。2019年,我们巴肯页岩的净日产量平均为6,754桶石油,平均每天天然气产量为16.7MMcf。
其他区域
我们的探明储量中约有1.9MMBOE位于得克萨斯州南部,有望从鹰福特页岩中开采。鹰福特页岩被发现在7,500英尺和11,500英尺之间,横跨我们的土地位置。我们有21,482英亩未开发的土地(对我们来说是9,452个净额),它们必须遵守一项联合开发协议,根据这项协议,我们将来有机会参与多达225000口油井(对我们来说是126.0个净额)。在2019年期间,我们参加了4口井(对我们来说是2.2个净额)。
大约39个已探明储量,主要位于得克萨斯州东部和北路易斯安那州的棉花谷地层,在那里我们拥有911油井的权益(对我们来说是598.4净)。这些井产自8,000至10,000英尺深的多个沙井。我们经营着645口这样的水井。我们的棉花谷井在2019年平均每天天然气11.4MMcf,石油每天110桶。
我们在其他地区剩余的探明储量主要位于德克萨斯州、中部大陆地区和新墨西哥州。我们在这些地区拥有352个生产井(净产率为133.8)的利益。2019年期间,我国其他地区的天然气净日产量为17.9 MMcf,石油日产量为43桶,相当于每天18 MMcfe。
10
石油和天然气储量
下表列出截至2019年12月31日已探明的石油和天然气储量估计数:
|
|
油 |
|
|
天然气 |
|
|
共计 |
|
|
PV 10值 |
|
||||
|
|
(MBbls) |
|
|
(MMcf)(1) |
|
|
(MMcfe)(1) |
|
|
(000's)(2) |
|
||||
已证明已开发: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
产 |
|
|
15,076 |
|
|
|
1,858,063 |
|
|
|
1,948,521 |
|
|
$ |
2,091,442 |
|
非生产 |
|
|
28 |
|
|
|
32,294 |
|
|
|
32,462 |
|
|
|
10,677 |
|
已证明总数 |
|
|
15,104 |
|
|
|
1,890,357 |
|
|
|
1,980,983 |
|
|
|
2,102,119 |
|
已证实未开发 |
|
|
1,643 |
|
|
|
3,451,140 |
|
|
|
3,461,001 |
|
|
|
1,149,716 |
|
总证明 |
|
|
16,747 |
|
|
|
5,341,497 |
|
|
|
5,441,984 |
|
|
|
3,251,835 |
|
贴现未来所得税 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(338,624 |
) |
折现现金流量的标准化计量 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
2,913,211 |
|
_______
(1) |
天然气总量包括天然气。根据石油和天然气的近似相对能量含量,将石油和NGL转换为天然气等价物,使用一桶石油的换算系数或6 Mcf天然气的NGL,这并不代表石油和天然气的价格。 |
(2) |
pv 10价值是指扣除所得税前已探明的石油和天然气储量的未来现金流量,贴现率为10%。虽然这是一项非公认会计原则的衡量标准,但我们认为pv 10值的表示对我们的投资者是相关和有用的,因为在考虑到公司未来所得税和我们目前的税收结构之前,它反映了可归因于我们已证实的准备金的未来现金流量贴现。我们在评估与我们的石油和天然气属性有关的投资的潜在回报时,使用了这一方法。未来现金流量贴现的标准化量度,是指扣除所得税后,可归因于我们已证实的石油和天然气储备的未来现金流量的现值,折现为10%。 |
下表列出过去三个财政年度每年截至十二月三十一日为止的年终储备:
|
|
2017 |
|
|
2018 |
|
|
2019 |
|
|||||||||||||||
|
|
油 |
|
|
天然气 |
|
|
油 |
|
|
天然气 |
|
|
油 |
|
|
天然气 |
|
||||||
|
|
(MBbls) |
|
|
(MMcf) |
|
|
(MBbls) |
|
|
(MMcf) |
|
|
(MBbls) |
|
|
(MMcf)(1) |
|
||||||
证明发展 |
|
|
7,552 |
|
|
|
436,114 |
|
|
|
21,466 |
|
|
|
583,107 |
|
|
|
15,104 |
|
|
|
1,890,357 |
|
已证实未开发 |
|
|
— |
|
|
|
680,842 |
|
|
|
2,146 |
|
|
|
1,699,651 |
|
|
|
1,643 |
|
|
|
3,451,140 |
|
已探明储量共计 |
|
|
7,552 |
|
|
|
1,116,956 |
|
|
|
23,612 |
|
|
|
2,282,758 |
|
|
|
16,747 |
|
|
|
5,341,497 |
|
_______
(1)天然气体积包括天然气。NGL是根据天然气的近似相对能量,利用一桶NGL对6 McF的天然气转换成天然气等价物。
已探明的可归属于现有生产井的储量主要采用递减曲线分析和速率瞬态分析来确定,这两种分析结合了油气流动的原理。可归因于生产历史有限的油井和未开发地点的探明储量是利用周围地区类似井的业绩和地质数据来评估储层连续性的。为确定经济产出的合理确定性所依赖的技术包括电气测井、放射性测井、岩心分析、地质图和现有生产数据、地震数据和试井数据。
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。任何储量估计的准确性取决于现有数据的质量以及工程和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。
11
在过去三个财政年度,我们从石油和天然气的销售以及相关的提升费用(包括遣散费、从价税和运输费用)中获得的平均价格如下:
|
|
前辈 |
|
|
|
|
接班人 |
|
||||||||||
|
|
2017年12月31日 |
|
|
期间为2018年1月1日至2018年 (2018年8月13日) |
|
|
|
|
期间为2018年8月14日至2018年 (2018年12月31日) |
|
|
截至2019年12月31日止的年度 |
|
||||
油价-$/bl |
|
$ |
49.02 |
|
|
$ |
65.23 |
|
|
|
|
$ |
57.34 |
|
|
$ |
49.49 |
|
天然气价格-$/Mcf |
|
$ |
2.84 |
|
|
$ |
2.68 |
|
|
|
|
$ |
3.20 |
|
|
$ |
2.17 |
|
提升成本-$/mcfe |
|
$ |
0.77 |
|
|
$ |
0.64 |
|
|
|
|
$ |
0.79 |
|
|
$ |
0.61 |
|
用于确定石油和天然气储量数量以及未来石油和天然气储备现金流入量的价格是过去12个月在销售点收到的每月平均价格。这些价格已经根据位置和质量差异的公布价格进行了调整。用于估算储量的石油和天然气价格如下:
|
|
石油价格 |
|
|
天然气价格 |
|
||
年 |
|
(按Bbl计) |
|
|
(按McF计) |
|
||
2017 |
|
$ |
48.71 |
|
|
$ |
2.88 |
|
2018 |
|
$ |
61.21 |
|
|
$ |
2.90 |
|
2019 |
|
$ |
55.69 |
|
|
$ |
2.58 |
|
如果高度信任这些储量将被收回,并计划在最初列入已探明储量的五年内钻探这些储量,则可将其归类为已探明的未开发储量,除非具体情况有理由延长时间。关于在我们的储备报告中估计已证实的未开发储量,未钻探面积的储量仅限于那些在钻探时合理确定产量的储量,在那里我们可以核实储层的连续性。我们只在我们目前计划钻探的已证实未开发的储量中包括油井,而且我们有足够的资本资源使我们能够钻这些井。利用经验证据,利用控制点和样本大小来显示储层的连续性。我们反映了在与修订相同的外地发生的未开发储量的变化,但由于未来发展计划的变化,包括拟议横向长度、开发间隔和开发时间的变化,已证明未开发地点得到了修订。
截至2019年12月31日,我国已探明的未开发储量包括160万桶石油和350万吨天然气,包括592个未开发地点。我们的未开发石油储量为120万桶,与我们的鹰福特页岩资产有关,40万桶与我们的Bakken页岩资产有关。我们大部分的天然气未开发储量都与我们的Haynesville和Bossier页岩属性有关,我们在2019年的钻探项目就是在这里进行的。我们的天然气已证实未开发储量在2019年增加了1.7Tcf。这一增加主要与收购有关,包括与科维公园收购1.9 Bcfe有关的储备增加,但被证明未开发的转换的0.2 Bcfe部分抵消。在2019年期间,已证实的34处未开发的Haynesville页岩井被转换为已探明的已开发地点。另外四个未开发的石油地点也被改建。
截至2018年12月31日,我国已探明的未开发储量包括210万桶石油和1.7吨天然气。我们的未开发石油储量为160万桶与我们的鹰福特页岩资产有关,50万桶与我们的Bakken页岩资产有关。我们大部分未开发的天然气储量都与我们的Haynesville和Bossier页岩属性有关,而2018年我们的钻探项目就是在这里进行的。2018年,我国天然气未开发储量增加了1.0Tcf。增加的主要原因是增加了储备金和
12
与业绩有关的修订包括952个因我们成功的Haynesville和Bossier页岩钻探计划和扩大的未来钻井计划而产生的952个新的未开发地点,以及64个Bcf过去几年增加的可归因于我们的Haynesville和Bossier页岩未开发储量的向上业绩修正。2018年的收购增加了204巴西法郎的天然气。增加的储量被129个Bcf转化为发达储量和74个Bcf剥离天然气储量部分抵消。2018年我们钻探的Haynesville页岩井中,有23口在2018年12月31日将已探明的未开发储量转化为已探明的已开发生产储量。
下表列出截至12月31日、2017年、2018年和2019年12月31日、2017年、2018年和2019年我国已证实未开发石油和天然气储量的变化:
|
|
已探明未开发储量 |
|
|||||||||||||||||||||
|
|
2017 |
|
|
2018 |
|
|
2019 |
|
|||||||||||||||
|
|
油 |
|
|
天然气 |
|
|
油 |
|
|
天然气 |
|
|
油 |
|
|
天然气 |
|
||||||
|
|
(MBbls) |
|
|
(MMcf) |
|
|
(MBbls) |
|
|
(MMcf) |
|
|
(MBbls) |
|
|
(MMcf) |
|
||||||
期初余额 |
|
|
— |
|
|
|
550,941 |
|
|
|
— |
|
|
|
680,842 |
|
|
|
2,146 |
|
|
|
1,699,651 |
|
巴肯页岩贡献 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
502 |
|
|
|
1,061 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
剥离 |
|
|
— |
|
|
|
(5,264 |
) |
|
|
(4,002 |
) |
|
|
(74,297 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(25,179 |
) |
收购 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
204,414 |
|
|
|
— |
|
|
|
1,853,820 |
|
延伸与发现 |
|
|
— |
|
|
|
220,048 |
|
|
|
5,646 |
|
|
|
952,152 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
从未开发转为开发 |
|
|
— |
|
|
|
(103,506 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(128,692 |
) |
|
|
(247 |
) |
|
|
(188,894 |
) |
修订 |
|
|
— |
|
|
|
18,623 |
|
|
|
— |
|
|
|
64,171 |
|
|
|
(256 |
) |
|
|
111,742 |
|
总变动 |
|
|
— |
|
|
|
129,901 |
|
|
|
2,146 |
|
|
|
1,018,809 |
|
|
|
(503 |
) |
|
|
1,751,489 |
|
期末余额 |
|
|
— |
|
|
|
680,842 |
|
|
|
2,146 |
|
|
|
1,699,651 |
|
|
|
1,643 |
|
|
|
3,451,140 |
|
按年计算,我们经证实的未开发储量估计会转换为已证实的已开发储量,其时间如下:
|
|
已探明未开发储量 |
|
|||||||||||||||||||||
|
|
2017 |
|
|
2018 |
|
|
2019 |
|
|||||||||||||||
|
|
油 |
|
|
天然气 |
|
|
油 |
|
|
天然气 |
|
|
油 |
|
|
天然气 |
|
||||||
截至12月31日的年度, |
|
(MBbls) |
|
|
(MMcf) |
|
|
(MBbls) |
|
|
(MMcf) |
|
|
(MBbls) |
|
|
(MMcf) |
|
||||||
2018 |
|
|
— |
|
|
|
166,801 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
2019 |
|
|
— |
|
|
|
140,953 |
|
|
|
966 |
|
|
|
214,481 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
2020 |
|
|
— |
|
|
|
156,568 |
|
|
|
147 |
|
|
|
385,209 |
|
|
|
58 |
|
|
|
363,900 |
|
2021 |
|
|
— |
|
|
|
119,640 |
|
|
|
378 |
|
|
|
487,265 |
|
|
|
1,327 |
|
|
|
578,067 |
|
2022 |
|
|
— |
|
|
|
96,880 |
|
|
|
190 |
|
|
|
368,696 |
|
|
|
122 |
|
|
|
795,598 |
|
2023 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
465 |
|
|
|
244,000 |
|
|
|
136 |
|
|
|
956,162 |
|
2024 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
757,413 |
|
共计 |
|
|
— |
|
|
|
680,842 |
|
|
|
2,146 |
|
|
|
1,699,651 |
|
|
|
1,643 |
|
|
|
3,451,140 |
|
13
下表列出截至12月31日、2017年、2018年和2019年12月31日、2017年、2018年和2019年的估计未来发展资本成本的时间:
|
|
未来发展成本 |
|
|||||||||
|
|
已探明未开发储量共计 |
|
|||||||||
|
|
2017 |
|
|
2018 |
|
|
2019 |
|
|||
截至12月31日的年度, |
|
(以百万计) |
|
|||||||||
2018 |
|
$ |
149.1 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
2019 |
|
|
123.7 |
|
|
|
193.4 |
|
|
|
— |
|
2020 |
|
|
138.4 |
|
|
|
364.3 |
|
|
|
286.9 |
|
2021 |
|
|
116.2 |
|
|
|
516.9 |
|
|
|
566.6 |
|
2022 |
|
|
89.9 |
|
|
|
431.6 |
|
|
|
758.6 |
|
2023 |
|
|
— |
|
|
|
276.4 |
|
|
|
918.7 |
|
2024 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
640.6 |
|
共计 |
|
$ |
617.3 |
|
|
$ |
1,782.6 |
|
|
$ |
3,171.4 |
|
下表列出截至2018年12月31日和2019年12月31日终了年度未来发展费用估计数的变化情况:
|
|
(以百万计) |
|
|
截至2017年12月31日共计 |
|
$ |
617.3 |
|
发展费用 |
|
|
(103.1 |
) |
资产处置 |
|
|
(124.8 |
) |
琼斯贡献 |
|
|
9.2 |
|
资产收购 |
|
|
184.1 |
|
增补和修订 |
|
|
1,199.9 |
|
变动共计 |
|
|
1,165.3 |
|
截至2018年12月31日共计 |
|
|
1,782.6 |
|
发展费用 |
|
|
(311.3 |
) |
资产处置 |
|
|
(16.0 |
) |
资产收购 |
|
|
1,573.7 |
|
增补和修订 |
|
|
142.4 |
|
变动共计 |
|
|
1,388.8 |
|
截至2019年12月31日共计 |
|
$ |
3,171.4 |
|
截至2019年12月31日,我们开发未开发储备的预计未来资本成本为32亿美元,比2018年12月31日的18亿美元的估计未来资本成本增加了14亿美元。增加的主要原因是,科维公园收购的Haynesville和Bossier页岩未开发地点的未来开发费用以及2019年期间的另一项收购。截至2019年12月31日,我们未来的资本成本包括31亿美元用于开发我们的Haynesville/Bossier页岩资产,以及7040万美元用于开发我们的其他资产。
2018年期间,我们花费了约1.031亿美元与已证实的未开发储量有关的发展费用。截至2018年12月31日,我们开发未开发储备的预计未来资本成本为18亿美元,比2017年12月31日估计的6亿美元的未来资本成本增加了12亿美元。增加的主要原因是,2018年12月31日又增加了216个未开发地点。
本报告中已证实的储量资料是根据我国石油工程人员编制的估计数编制的,是管理部门的责任。我们聘请了两名独立的石油顾问对2019年年底的储量估计进行审计.荷兰Sewell&Associates公司(“NSAI”)审计了我们的Haynesville和Bossier页岩财产以及Lee Keling和Associates公司。(“LKA”)
14
审计了我们的Bakken和Eagle福特页岩资产和其他财产。NSAI对PV 10的审计价值为29亿美元,LKA为3.566亿美元,总计占截至2019年12月31日的PV 10总价值的100%。这些审计的目的是进一步保证内部编制的储备金估计数是否合理。这些工程公司是因其地理专长和历史经验而被选中的。
我们的独立石油顾问编写的储备报告摘要作为本报告的一个展览。每一家独立石油咨询公司的技术人员负责审查此处提出的储量估计数,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。
储备核数师对已证实储备的估计,以及按10%折现的储备税前现值,与我们的估计并无超过10%的差距。然而,在按租赁、逐地或逐地区的基础上进行比较时,我们的一些估计可能大于我们的审计师,而有些则可能低于准备金审计员的估计数。当这些差额合计不超过10%时,我们的储备核数师确信,经证实的准备金和按10%折现的这些准备金的税前现值是合理的,并将发出无保留意见。由于继续进行这种分析的成本效益有限,剩余的差异没有得到解决。截至2019年12月31日的年度,我们的储备估计数与独立石油顾问公司的总估计数之间的实际差异不到5%。年内,储备小组亦就重大收购或有问题的物业的储备估计数,分别进行详细的技术检讨,例如寿命过长、业绩突然改变或经济或经营情况的改变等。
我们已建立并维持内部控制,以提供合理的保证,证明储量的估计是根据证券交易委员会颁布的规则和条例计算和报告的。这些内部控制包括记录流程工作流程,雇用合格的工程和地质人员,以及对参与我们的储量估算过程的人员进行持续的教育。我们的内部审计职能定期测试我们的流程和控制。在这一年中,我们的技术团队定期与我们的独立石油顾问的代表举行会议,以审查属性并讨论方法和假设。我们为我们最大的生产资产提供历史信息,如所有权权益、天然气、天然气和石油生产、试井数据、商品价格以及运营和开发成本。我们的顾问进行独立的分析,并与我们的公司发展高级副总裁审查分歧。在某些情况下,还举行额外会议,审查已查明的准备金差异。
我们所有的储备估算都会与我们的执行管理层进行审查,并最终得到我们公司发展高级副总裁大卫·J·特里(DavidJ.Terry)的批准。特里先生拥有路易斯安那州立大学石油工程学士学位,在石油和天然气行业有15年以上的工程经验。
我们没有向除SEC以外的任何联邦当局或机构提供截至2019年12月31日的三年期间已探明石油和天然气储量的估计。
15
钻井作业总结
在截至2019年12月31日的三年期间,我们钻井开发和勘探井如下表所示:
|
|
2017 |
|
|
2018 |
|
|
2019 |
|
|||||||||||||||
|
|
毛额 |
|
|
网 |
|
|
毛额 |
|
|
网 |
|
|
毛额 |
|
|
网 |
|
||||||
发展: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
油 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
4 |
|
|
|
2.2 |
|
毒气 |
|
|
30 |
|
|
|
15.7 |
|
|
|
49 |
|
|
|
17.0 |
|
|
|
82 |
|
|
|
51.1 |
|
干的 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
30 |
|
|
|
15.7 |
|
|
|
49 |
|
|
|
17.0 |
|
|
|
86 |
|
|
|
53.3 |
|
探索性: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
油 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
毒气 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
干的 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
共计 |
|
|
30 |
|
|
|
15.7 |
|
|
|
49 |
|
|
|
17.0 |
|
|
|
86 |
|
|
|
53.3 |
|
截至本报告发表之日,在2020年,我们已钻探了8口(对我们来说为5.5净额)操作的油井,我们有7口(对我们来说为5.1净额)操作的油井目前正在钻探过程中。
生产井总结
下表列出了我们在2019年12月31日拥有权益的石油和天然气的总产量和净产量:
|
|
油 |
|
|
天然气 |
|
||||||||||
|
|
毛额 |
|
|
网 |
|
|
毛额 |
|
|
网 |
|
||||
路易斯安那州 |
|
|
14 |
|
|
|
3.6 |
|
|
|
1,187 |
|
|
|
593.9 |
|
蒙大拿 |
|
|
1 |
|
|
|
0.2 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
新墨西哥州 |
|
|
1 |
|
|
|
— |
|
|
|
88 |
|
|
|
13.6 |
|
北达科他州 |
|
|
428 |
|
|
|
66.6 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
俄克拉荷马州 |
|
|
6 |
|
|
|
0.6 |
|
|
|
99 |
|
|
|
8.9 |
|
得克萨斯州 |
|
|
16 |
|
|
|
7.5 |
|
|
|
934 |
|
|
|
714.0 |
|
怀俄明州 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
26 |
|
|
|
1.9 |
|
共计 |
|
|
466 |
|
|
|
78.5 |
|
|
|
2,334 |
|
|
|
1,332.3 |
|
在上表所列的2,800口生产井中,我们经营着1,430口。截至2019年12月31日,我们对任何一口包含多个完井的油井都没有兴趣,这意味着一口井是从多个完井区生产出来的。
16
面积
下表汇总了2019年12月31日我国已开发和未开发的租赁土地面积,所有这些土地都在美国大陆的岸上。我们已经排除了我们的利益仅限于版税或最高版税利益的土地面积。
|
|
已开发 |
|
|
未开发 |
|
||||||||||
|
|
毛额 |
|
|
网 |
|
|
毛额 |
|
|
网 |
|
||||
路易斯安那州 |
|
|
216,718 |
|
|
|
156,089 |
|
|
|
29,735 |
|
|
|
21,230 |
|
新墨西哥州 |
|
|
12,757 |
|
|
|
2,739 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
俄克拉荷马州 |
|
|
26,080 |
|
|
|
3,382 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
得克萨斯州 |
|
|
179,367 |
|
|
|
134,427 |
|
|
|
99,525 |
|
|
|
63,914 |
|
怀俄明州 |
|
|
13,440 |
|
|
|
927 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
共计 |
|
|
448,362 |
|
|
|
297,564 |
|
|
|
129,260 |
|
|
|
85,144 |
|
我们的未开发面积到期如下:
2020年到期 |
4% |
|
2021年到期 |
2% |
|
2022年到期 |
2% |
|
此后 |
92% |
|
|
100% |
|
本港石油及天然气物业的业权,须受下列因素规限:专营权、凌驾于专利权之上的权益、石油及天然气业的其他类似权益及合约安排、经营协议附带的留置权、现时尚未缴付的税款,以及其他轻微的产权安排。我们所有的石油和天然气资产都在我们的银行信贷安排下作为抵押品。按照石油和天然气工业的惯例,我们通常能够通过生产现有的油井、进行钻探活动、建立足以维持租约的商业储备、支付延迟租金或行使合同延伸权等方式,保留对未开发土地的所有权。
市场和客户
我们生产石油和天然气的市场取决于我们无法控制的因素,包括国内生产和进口石油和天然气的程度、天然气管道和其他运输设施的邻近程度和能力、对石油和天然气的需求、竞争性燃料的销售以及州和联邦监管的影响。石油和天然气工业也在向工业、商业和个人消费者提供能源和燃料需求方面与其他行业竞争。
我们的石油生产目前是以6个月或6个月以下的短期合同出售的。合同要求买方按与现货石油市场挂钩的价格购买石油产量。我们的天然气生产主要是以各种条款的合同出售,并按本月初的指数价格或每日现货市场价格定价。我们的目标是销售大约70%的天然气在一个月的指数价格,其余30%的现货市场价格。当新的油井开始生产时,现货市场上出售的天然气的比例会受到影响,因为这种生产通常是在第一次上线的一个月内在现货市场上出售的。壳牌石油公司及其子公司、CIMA能源公司和企业产品公司及其子公司分别占2019年总销售额的19%、16%和12%。这些客户的流失不会对我们造成实质性的不利影响,因为我们的原油和天然气从其他买家那里有一个可利用的市场。
17
我们已经达成了长期的营销安排,以确保我们有足够的运输,使我们的天然气生产在北路易斯安那州的市场。作为建造我们自己的收集和处理设施的另一种选择,我们已经与中流公司签订了各种收集和处理协议,将我们的天然气输送到长途天然气管道。我们目前与两家主要的天然气销售公司达成协议,为我们提供稳定的运输服务,平均每天约11万MMBtu,用于我们在2021年10月到期的长输管道上的天然气生产。在2019年10月,我们与一家主要的天然气销售公司签订了一份稳固的运输合同,作为我们北路易斯安那州天然气生产每天40万MMBtu的锚泊船。我们预计这一承诺下的交付将于2021年10月开始。本公司的运输合同期限为十年,自工程竣工之日起算。
如果我们不能交付合同上的天然气量,我们可能要承担运输费用。根据这些协议,我们在北路易斯安那州的生产预计将超过我们现有的坚定运输安排。此外,管理公司运输的营销公司必须作出合理的努力,以补充我们的交货,如果我们在协议期间有短缺。
竞争
石油和天然气工业具有高度的竞争力。竞争对手包括主要石油公司、其他独立能源公司以及个别生产商和经营者,其中许多公司的财政资源、人员和设施远远大于我们。我们面临着获取石油和天然气属性以及石油和天然气勘探租约的激烈竞争。
调节
将军。我们的石油和天然气业务的各个方面都受到广泛和不断变化的管制,因为影响石油和天然气工业的立法正在不断审查,以进行修订或扩大。许多部门和机构,包括联邦和州,授权颁布并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。联邦能源管理委员会(FERC)根据1938年“天然气法”或“NGA”和1978年“天然气政策法”或“NGPA”,管制州际商业中天然气的运输和销售。然而,1989年,国会颁布了“天然气井口解除控制法”,其中取消了影响所有天然气“首次销售”的所有剩余价格和非价格管制,自1993年1月1日起生效,但须遵守可能生效的任何私人合同的条款。虽然天然气生产商的销售和所有原油、凝析油和天然气液体的销售目前都可以以不受控制的市场价格进行,但今后国会可以重新颁布价格管制或颁布其他立法,对我们业务的许多方面产生不利影响。根据2005年“能源政策法”(“2005年法”)的规定,对“天然气管制法”进行了修订,禁止以任何形式的市场操纵方式买卖天然气,而且联邦能源管制委员会颁布了旨在提高天然气价格透明度的新条例。2005年的法律还大大加重了对违反“国家反腐败法”的处罚。联邦紧急救济委员会已经发布了第704号命令等。这要求市场参与者在报告年度的销售额或购买量等于或大于220万MMBtu时,每年提交一份申报文件,以提高价格透明度。
天然气的监管和运输。我们的天然气销售受到运输的供应、条件和成本的影响。管道运输的价格和条件受到广泛的管制。FERC要求州际管道在不过度歧视的基础上为类似情况的托运人提供开放的运输服务。FERC频繁
18
审查和修改其关于天然气运输的条例,以促进天然气工业内部的竞争为明确目标。
国内天然气运输受国家监管机构的监管。得克萨斯州铁路委员会一直在修改其关于州内管道和采集者提供的运输和收集服务的规定。虽然这些州监管机构的变化只是间接地影响到我们,但它们的目的是进一步加强天然气市场的竞争。我们无法预测FERC或州监管机构将在这些问题上采取何种进一步行动;然而,我们不认为在任何物质方面,我们将受到与我们竞争的其他天然气生产商所采取的任何行动的不同影响。
可能影响天然气行业的其他提案和诉讼程序正在等待国会、联邦能源管理委员会、州委员会和法院审理。从历史上看,天然气行业一直受到严格的监管;因此,不能保证FERC、国会和州监管当局所采取的不那么严格的监管方式将继续下去。
联邦租约。我们的一些业务是以联邦石油和天然气租赁为基础的,这些租约由美国内政部土地管理局(“BLM”)管理。这些租约是通过竞标发出的,其中载有相对标准化的条款。这些租约要求遵守内政部和BLM的详细规定和命令,并可作解释和修改。这些租约还须遵守内政部海洋能源管理、管制和执行局(“BOEMRE”)通过其矿产收入管理方案颁布的某些条例和命令,该方案负责管理陆上和离岸租赁的收入。
石油和天然气液体运输率。我们的原油、凝析油和天然气液体的销售目前不受管制,是按市场价格生产的。然而,在一些情况下,运输和销售这类产品的能力取决于管道,根据“州际商业法”,管道的费率、服务条款和条件受联邦紧急救济委员会的管辖。在其他情况下,运输和销售这类产品的能力取决于管道,这些管道的费率、服务条款和条件受州法规规定的国家监管机构的管制。这些产品的销售价格可能会受到将产品运往市场的成本的影响。
根据“州际商业法”,FERC对输送原油、凝析油和天然气液体的管道的监管,通常比联邦天然气管理局(FERC)在NGA下对天然气管道的监管更为宽松。由FERC监管的输送原油、凝析油和天然气液体的管道必须承担共同的承运人义务,这些义务通常确保无歧视地使用。关于州际管道运输,根据“州际商业法”,国家间管道运输必须遵守联邦紧急救济委员会的规定,费率一般必须以成本为基础,尽管所有托运人同意的结算费率是允许的,在某些情况下允许以市场为基础的费率。自1995年1月1日起,联邦运价委员会实施了一项条例,为“州际商业法”规定的运输费率建立索引系统(以通货膨胀为基础),允许运输费率的增加或下降。FERC的规定包括通过使用一个指数系统来改变这些管道的费率的方法,该指标体系规定了这种费率的最高水平。2005年强制性五年审查修订了这一指数的方法,以制成品生产者价格指数(PPI-FG)为基础,加上2006年7月1日至2011年6月30日期间的1.3%。2012年强制性五年审查修订了这一指数的方法,以2011年7月1日至2016年6月30日期间的PPI-FG+2.65%为基础。该条例规定,在PPI-FG公布后,欧盟委员会每年将公布输油管道指数。
19
关于受国家机构管辖的州内原油、凝析油和天然气液体管道,这种国家规章一般不如对州际管道的管制严格。在没有托运人投诉或抗议的情况下,国家机构通常没有调查或质疑现有的或拟议的费率。投诉或抗议很少发生,通常以非正式方式解决。
我们不认为与州际或州内原油、凝析油或天然气液体管道有关的管制决定或活动会对我们产生重大影响,与影响其他原油、凝析油和天然气液体生产商或营销商的方式大相径庭。
环境条例。我们受到严格的联邦、州和地方法律的约束。除其他外,这些法律规定了颁发勘探、钻探和生产作业许可证、可能释放到环境中的材料的数量和类型、废物的排放和处置、受污染场地的补救以及油井、场地和设施的开垦和废弃。许多政府部门颁布了执行和执行这类法律的规则和条例,这些法律往往难以遵守,费用高昂,如果不遵守这些法律,将受到重大的民事甚至刑事处罚。与环境保护有关的一些法律、规则和条例在某些情况下可能对环境污染规定严格的责任,使人对环境损害和清理费用负有责任,而不考虑该人的疏忽或过失。其他法律、规则和条例可能将石油和天然气的产量限制在本来会存在的速度以下,甚至禁止敏感地区的勘探和生产活动。此外,州法律往往要求采取各种形式的补救行动,以防止污染,例如关闭不活动的井坑和堵塞废弃井。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。这些费用被认为是我们正在进行的业务的正常经常性费用.我们国内的竞争对手一般都要遵守同样的法律法规。
我们认为,我们在很大程度上遵守了现行适用的环境法律和条例,继续遵守现有要求不会对我们的业务产生重大不利影响。多年来,环境法律和条例经常发生变化,实施更严格的要求或新的管制计划,如碳“上限和交易”方案,可能对我们的资本支出、收益或竞争地位产生重大不利影响,包括暂停或停止在受影响地区的业务。特朗普政府和国会已经对适用的法规进行了某些修改,但新政府可能会逆转或以其他方式改变这些变化。对不断变化的条例和政策作出反应也有相关的费用,无论这些条例是更严格还是不那么严格。因此,不能保证将来不会发生物质成本和负债。
“综合环境应对、赔偿和赔偿责任法”(CERCLA)对被认为对向环境排放“危险物质”负有责任的某些类别的人不加过失地规定了责任。这些人员包括处置场所的现有或前任所有人或经营者,以及处置或安排处置危险物质的公司。根据“环境法”,这些人可能要承担调查和清理排放到环境中的危险物质的费用、对自然资源的损害和某些健康研究费用的连带责任。此外,经常承担赔偿责任的公司也经常面临第三方索赔,因为邻近的土地所有者和其他第三方对据称由污染地点排放到环境中的有害物质或其他污染物造成的人身伤害和财产损害提出索赔并不少见。
经1976年“资源保护和回收法”(RCRA)修订的“联邦固体废物处置法”规定了危险废物的产生、运输、储存、处理和处置,并可要求清理危险废物处置场所。RCRA目前不包括
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与石油和天然气的勘探、开发或生产有关的钻井液、产生的水和其他废物,作为“危险废物”。这类非危险石油和天然气勘探、开发和生产废物的处置通常由国家法律规定。在勘探和生产场址处理的或在提供井务过程中使用的其他废物可能不属于这一排除范围。此外,今后可能会对石油和天然气行业实施更严格的废物处理和处置标准。国会不时提出立法,撤销或改变目前将勘探、开发和生产废物排除在RCRA对“危险废物”的定义之外的规定,从而有可能使此类废物受到更严格的处理、处置和清理要求。如果这些法例获得通过,将会对本港的经营成本,以至整个石油及天然气工业产生重大的影响。今后修订环境法律和条例的影响无法预测。
某些石油和天然气废物也可能含有自然产生的放射性物质(“规范”),这是由联邦职业安全和健康管理局和州机构管理的。这些条例要求某些工人保护和废物处理和处置程序。我们相信,我们的业务在所有物质方面都符合这些工人保护和废物处理和处置的要求。
我们的业务也受“清洁空气法”或“CAA”以及类似的州和地方要求的约束。“空气污染管制协定”的修订在一九九0年获得通过,其中载有一些条文,可能导致对我们的行动所排放的空气,逐步施加某些污染管制规定。2012年4月17日,美国环境保护局(EPA)为石油和天然气行业颁布了新的排放标准。这些规定要求在2015年1月1日前将水力压裂气井排放的挥发性有机化合物(“VOCs”)减少近95%。排放量的大幅度减少主要是通过使用“绿色完成”(即捕获目前流入空气的天然气)来实现的。这些规则也有通知和报告的要求。2014年,环保局修订了对排放某些水平VOCs的储罐的排放要求,要求在2014年4月15日和2015年4月15日之前将VOC排放量减少95%(视储罐建造日期而定)。2016年,环保局敲定了要求进一步减少甲烷排放的法规。然而,在2019年9月24日,环保局提出了2012年和2016年规则的修正案。拟议的修正案将取消对VOCs、温室气体和甲烷排放的管制中的某些来源。虽然环境保护局将拟议中的变化描述为减轻石油和天然气行业的监管负担,但这些规则尚未最后确定,它们对我们运作的影响难以预测。然而,要了解这些变化的现状和影响,并在其生效时实施任何变革,都需要付出相应的代价。不过,我们相信我们的运作不会受到任何这类要求的实质影响。, 预计这些要求对我们来说不会比其他从事石油和天然气勘探和生产活动的类似公司负担更大。
经修正的1972年“联邦水污染控制法”或“清洁水法”对向可航行水域排放产生的水和其他废物施加了限制和控制。必须获得许可证才能将污染物排放到州和联邦水域,并在水域和湿地进行建筑活动。根据联邦国家污染物排放系统方案颁发的某些州条例和一般许可证禁止向某些沿海和近海水域排放采出的水和沙子、钻井液、钻屑和与石油和天然气工业有关的某些其他物质,除非另有授权。此外,环保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雨水排放许可证。费用可能与废水处理或制定和实施暴雨水污染预防计划有关。“清洁水法”和类似的州法规规定了对未经授权排放石油和其他污染物的民事、刑事和行政处罚,并对排放造成的任何环境损害的清理费用和自然资源损害规定了对这些排放负有责任的各方的责任。
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释放的结果。我们认为,我们的行动在所有物质方面都符合“清洁水法”和为控制水污染而颁布的州法规的要求。
经修正的1974年“联邦安全饮用水法”要求环境保护局制定关于地下注射控制(“UIC”)方案和其他保障措施的最低联邦要求,防止注射井污染地下饮用水来源,从而保护公众健康。UIC程序不规范仅用于生产的油井。然而,当柴油被用于液体或支撑剂时,EPA有权调节水力压裂。2014年2月,环保局发布了关于UIC允许要求何时适用于含柴油的压裂液的指南。我们认为,我们的行动在所有实质性方面都符合“联邦安全饮用水法”和类似州法规的要求。我们认为,这些要求对我们来说并不比其他从事石油和天然气勘探和生产活动的类似公司负担更大。
最近,州和联邦监管机构将重点放在水力压裂相关活动与地震活动增多之间的可能联系上。当由人类活动引起时,这类事件被称为诱发地震活动。在少数情况下,已命令地震事件附近的注入井作业人员减少注入量或暂停作业。一些州的监管机构,包括阿肯色州、加利福尼亚、科罗拉多州、伊利诺伊州、堪萨斯州、俄亥俄州、俄克拉荷马州和德克萨斯州的监管机构,已经修改了他们的法规,以解释诱发地震的原因。各级监管机构正在继续研究石油和天然气活动与诱发地震活动之间的可能联系。美国国家科学院(National Academy Of Sciences)2012年发布的一份报告得出的结论是,在数万口注水井中,只有一小部分被怀疑是诱发地震活动的原因,或可能是这种原因;德克萨斯大学(University Of Texas)研究人员在2015年的一份报告中指出,地震活动与废水处理之间的联系可能因地区而异。2015年,美国地质调查局确定了包括德克萨斯州在内的8个州,其诱发地震活动率上升的地区可归因于流体注入或石油和天然气开采。2016年3月,美国地质调查局(United States GeologicalSurvey)确定了六个受诱发地震影响最严重的州,包括德克萨斯州、科罗拉多州、俄克拉荷马州、堪萨斯州、新墨西哥州和阿肯色州。此外,还提起了若干诉讼,最近在俄克拉何马州提起诉讼,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。也, 环境保护局可以制定规则,专门处理石油和天然气开发废水的处理问题和废水注入诱发地震的可能性。今后的监管发展可能会对我们的业务产生不利影响,因为限制使用注入井和水力压裂和(或)导致我们的运营费用增加。
2016年12月,环保局最后完成了关于水力压裂对饮用水资源的潜在影响的报告,该报告的结论是,水力压裂活动在某些情况下可能影响饮用水资源。其他政府机构,包括美国能源部,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有可能影响未来立法或条例的可能性或范围。
联邦监管机构要求储存或以其他方式处理石油的设施的某些所有者或经营者制定和实施与可能向地表水排放石油有关的预防、控制、对策和应对计划。1990年“石油污染法”(“OPA”)载有许多关于防止和应对美国水域漏油的规定。OPA要求设施所有者对所有封堵和清理费用以及与泄漏有关的某些其他损害承担严格的连带责任。不遵守OPA可能会导致不同的民事和刑事处罚和责任。
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2000年5月26日发布的第13158号行政命令指示联邦机构保护美国现有的海洋保护区,并建立新的海洋保护区。该命令要求联邦机构在法律允许的范围内并在最大可行的范围内避免损害海洋保护区。它还指示环境保护局根据“清洁水法”提出新的条例,以确保对海洋环境的适当保护。这一命令有可能对我们的业务产生不利影响,因为它限制了我们可能在哪些地区开展今后的勘探和开发项目和(或)导致我们的业务费用增加。
某些已正式列为“濒危”或“濒危”的动植物受到“濒危物种法”的保护。该法禁止任何可能“夺走”受保护的植物或动物或减少或降低其生境面积的活动。如果濒危物种位于我们希望开发的地区,这项工作可能会被禁止或推迟,并且/或可能需要昂贵的缓解措施。
为动植物物种提供保护并可能适用于我们的业务的其他法规包括但不一定限于“石油污染法”、“紧急规划和社区知情权法”、“海洋哺乳动物保护法”、“海洋保护、研究和保护区法”、“鱼类和野生生物协调法”、“渔业养护和管理法”、“迁徙鸟类条约法”和“国家历史保护区法”。这些法律和条例可要求在开始建造或钻探之前取得许可证或其他授权,并可限制或禁止在荒野或湿地及其他保护区内的某些土地上进行建筑、钻探及其他活动,并对我们的作业所造成的污染施加重大责任。我们各项业务所需的许可证,可由签发当局撤销、修改及续期。此外,“国家环境政策法”和“沿海区管理法”等法律可能使获得某些许可证的过程更加困难或费时,导致费用增加和可能出现延误,从而影响某些活动的可行性或盈利能力。有关这类法律的行政政策也在发生变化,因此,随着这些变化的生效,我们将承担相应的费用。
某些法规,如“紧急规划和社区知情权法”,要求报告制造、加工或以其他方式使用的危险化学品,这可能导致监管机构或公众加强对公司业务的监督。2012年,环保局通过了一项新的报告要求,即“石油和天然气系统温室气体报告规则”(40 C.F.R.Part 98,SubPart W),其中要求某些陆上石油和天然气设施于2012年1月开始收集关于其温室气体排放的数据,并应于2012年9月28日提交第一份关于这些排放的年度报告。温室气体包括甲烷(天然气的主要成分)和二氧化碳(燃烧天然气的副产品)等气体。不同的温室气体具有不同的全球升温潜能值,而二氧化碳的全球升温潜能值最低,因此温室气体的排放量通常以二氧化碳当量或二氧化碳当量表示。该规则适用于每年排放25,000吨二氧化碳或更多二氧化碳的设施,并要求陆上石油和天然气运营商在确定是否达到临界值时,将所有由共同拥有或控制的设备组合在一个碳氢化合物盆地内。这些温室气体报告规则于2015年10月22日进行了修订,以扩大受这些规则约束的排放源和作业的数量,并于2016年11月18日再次修订,以提供不那么繁琐的报告要求。我们已经确定,这些报告要求适用于我们,我们相信我们已经满足了环境保护局要求的所有报告截止日期,并努力确保准确和一致的排放数据报告。这些需求可能会在未来被放松或以其他方式改变。环境保护局在减少温室气体方面采取的其他行动(例如环境保护局的温室气体危害调查结果), 环境保护局的“防止严重恶化”和第五章“温室气体裁剪规则”和各种州行动已经或可以强制减少温室气体排放。我们目前无法预测今后遵守任何关于温室气体排放的立法或条例的成本将有多大。
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美国尚未通过立法明确解决温室气体问题;然而,近年来,环境保护局继续努力,按照规则管制某些来源的温室气体排放。除了如上所述要求测量和报告温室气体外,环境保护局根据“清洁空气法”第202(A)节发布了一项“危害调查”,结论是温室气体污染威胁到公共健康和今世后代的福祉。环境保护局通过了一些条例,要求允许和减少某些设施的温室气体排放。我们经营的国家也可能需要许可证和减少温室气体排放。此外,环保局在2016年发布了一套最终规则,要求减少VOC和新来源产生的甲烷。其中一部分规则于2018年进行了修订。2019年9月,环保局宣布了从VOCs、温室气体和甲烷排放条例中删除某些来源的拟议规则。可能还会有更多的变化。同样,土地管理局(简称“BLM”)提议暂停和修订2016年有关在公共土地上排放、燃烧和泄漏石油和天然气的规则,该规则正受到西方多个州和能源公司的挑战。2018年9月,BLM发布了最后一条规则,修订或废除了2016年规则的某些条款。2018年的规定正受到联邦法院的质疑。由于我们所有的石油和天然气生产都在美国,为了限制或减少温室气体的排放,已经或可能通过的法律或条例可能要求我们大幅增加经营成本,并可能对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响。此外, 国际社会已经并将继续努力通过处理全球气候变化问题的国际条约或议定书。最近一次是在2015年,美国参加了联合国气候变化会议,这次会议促成了“巴黎协定”的制定。“巴黎协定”要求批准国每五年审查确定温室气体减排目标的国家确定的贡献的雄心,并“代表进展”。美国于2016年4月22日签署了“巴黎协定”,但美国于2019年11月4日发出通知,表示打算退出“巴黎协定”。如果不采取进一步行动,撤军将在一年后生效。新政府可能会改变这一结果。政府日后采取任何行动的时间和确定性,以及对我们运作的影响,都是很难预测的。为应对气候变化而通过的未来立法或条例也可能使我们的产品比相互竞争的能源更加可取。然而,我们预计,对我们业务的影响将不会与参与石油和天然气勘探和生产活动的其他类似情况的公司大不相同。
2010年,BLM开始实施一项拟议的石油和天然气租赁改革,该改革将增加环境审查要求,预计将产生减少可供租赁的新的联邦土地数量、增加现有土地的竞争和成本的效果。这一租赁改革倡议被一项新的BLM政策所取代,该政策日期为2018年1月31日,预计将取消根据2010年倡议进行的额外环境审查,并简化租赁程序。此外,2017年12月28日,BLM废除了BLM在2015年通过的关于联邦土地水力压裂的规定。2015年的规则将要求增加井身测试,增加对液体管理的要求,并披露用于压裂的化学品。由于目前监管和法律上的不确定性,我们无法预测这些变化将对我们的业务产生什么影响,尽管这些变化可能是有利的。我们预计,对我们业务的影响将类似于参与石油和天然气勘探和生产活动的其他类似情况的公司。
环境法律和条例的这种变化导致更严格和昂贵的报告,或废物处理、储存、运输、处置或清理活动,可能对在能源行业经营的公司产生重大影响。通过进一步管制石油和天然气生产排放的新条例可能会对我们的业务、财务状况、经营结果和前景产生不利影响,通过新的法律或条例,对其他行业的温室气体排放征收税收或其他费用,可能导致消费的变化。
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对天然气的需求。如果我们不遵守适用于石油和天然气生产的任何这类新法律和条例,我们也可能受到行政、民事和(或)刑事处罚。
石油天然气勘探生产管理。我们的勘探和生产业务受到联邦、州和地方各级各种类型的监管。这些条例包括要求钻井许可证和钻井债券,规范油井的位置,钻井和套管井的方法,以及地面使用和恢复钻井所依据的财产。许多州还制定了有关养护事项的法规或条例,包括规定石油和天然气属性的单元化或集中使用,确定石油和天然气井的最高产量,以及对此类井的间距、堵塞和废弃作出规定。一些州的法规限制了从我们的财产中生产石油和天然气的速度。某些州也有可能根据不断变化的联邦法规或政策,增加监管活动。
州规章。大多数州都对石油和天然气的生产和销售作出规定,包括获得钻井许可证的要求、开发新油田的方法、井的间距和操作以及防止石油和天然气资源的浪费。可调整产量,并可根据市场需求或养护或两者同时确定油井和气井允许的最高日产量。
办公室和业务设施
我们的执行办公室位于5300镇和乡村大道,套房500在弗里斯科,得克萨斯州75034,我们的电话号码是(972-668-8800)。我们租用了德克萨斯州弗里斯科的办公空间,占地66,382平方英尺,月租129,998美元。本租约于2021年12月31日到期。与科维公园的收购有关,我们在得克萨斯州达拉斯承担了一份办公室租约,该租约将于2022年9月到期。我们还在迦太基、富兰克林、格林伍德、纳科多奇和马歇尔、得克萨斯州和博西耶市、大峡谷、荷马和路易斯安那州的洛根斯波特附近拥有生产办公室和管道场设施。
员工
截至2019年12月31日,我们有207名员工,并利用合同雇员在我们的某些外勤业务。我们认为我们的员工关系是令人满意的。
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董事和执行干事
下表列出了有关我们的执行干事和董事的某些资料。
名字 |
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在公司的职位 |
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成本-成本-成本 |
杰伊·艾莉森先生 |
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首席执行官兼董事会主席 |
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64 |
罗兰·O·伯恩斯 |
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主席、首席财务官、秘书和主任 |
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59 |
丹尼尔·哈里森 |
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首席业务干事 |
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56 |
戴维·特里 |
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公司发展高级副总裁 |
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39 |
帕特里克·麦高夫 |
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业务副总裁 |
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39 |
罗纳德·E·米尔斯 |
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金融和投资者关系副总裁 |
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48 |
丹尼尔·普雷斯利 |
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会计副总裁、主计长和财务主任 |
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59 |
罗素·罗默瑟 |
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油藏工程副总裁 |
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68 |
拉雷·桑德斯 |
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土地副总裁 |
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57 |
惠特尼·沃德 |
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市场部副总裁 |
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35 |
马克·威尔逊 |
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财务报告副总裁 |
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60 |
伊丽莎白·戴维斯 |
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导演 |
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57 |
莫里斯·福斯特 |
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导演 |
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77 |
约翰·D·雅各比 |
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导演 |
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65 |
乔丹·马莱 |
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导演 |
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39 |
吉姆·特纳 |
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导演 |
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74 |
以下是每一个担任执行官员或董事的人的简要传记。
执行干事
杰伊·艾利森先生自1988年以来一直担任我们的首席执行官。1997年,Allison先生当选为董事会主席,自1987年以来一直担任董事。1988年至2013年,艾利森先生担任我们的主席。从1981年到1987年,他是德克萨斯州米德兰林奇公司的油气律师。他分别于1978年、1980年和1981年获得贝勒大学学士、硕士和法学学位。阿利森先生目前是贝勒大学的董事会成员。
罗兰·O·伯恩斯(RolandO.Burns)自2013年起担任我们的总裁,1990年以来担任首席财务官,1991年担任秘书,1999年担任董事。1994年至2013年任本公司高级副总裁,1990年至2013年任财务主任。1982年至1990年,伯恩斯先生受雇于公共会计师事务所阿瑟·安徒生(Arthur Andersen)。在安徒生(Arthur Andersen)任职期间,彭斯主要从事该公司的油气审计业务。1982年,彭斯先生获得密西西比州大学的学士和硕士学位,是一名注册会计师。彭斯先生也是密西西比大学基金会董事会和审计委员会的成员。
丹尼尔·哈里森(DanielS.Harrison)于2019年7月成为我们的首席运营官,自2017年起担任运营副总裁。哈里森先生自2008年以来一直与我们在一起,并在此期间担任各种工程和业务管理职位,这些职位的职责日益增加。在加入我们之前,哈里森先生在2005年至2008年期间是Cimarex能源公司的操作工程师。2005年以前,他在几家独立的石油和天然气勘探开发公司担任各种石油工程业务管理职务。哈里森先生于1985年在路易斯安那州立大学获得石油工程学士学位。
戴维·J·特里(DavidJ.Terry)于2019年7月成为我们公司发展的高级副总裁,同时完成了对科维公园的收购。在这个角色中,特里负责推动我们在收购和开发、储备和中游方面的长期战略。在共同创建科维公园之前,特里先生在行政公司的运营和业务发展中扮演了重要的角色。
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资源公司温彻斯特的生产。2005年,特里从路易斯安那州立大学获得了石油工程学士学位,并参与了、SPE和ADAM能源论坛。
帕特里克·H·麦高夫(PatrickH.McGough)在科维公园收购后,于2019年7月成为我们的副总裁他于2018年8月加入科维公园,担任副运营总裁,负责钻井、完井、以及生产运营和工程。在科维公园工作之前,先生在BrammerEngineering担任过钻井、完井和生产工程师等重要角色。2003年,麦克高夫在路易斯安那科技大学()获得化学工程学士学位,2010年在路易斯安那州百周年学院获得工商管理硕士学位。
罗纳德·E·米尔斯于2019年8月成为我们的财务和投资者关系副总裁。在加入我们之前,米尔斯先生是强生赖斯有限责任公司的股票成员和高级分析师,负责覆盖中小型国内勘探和生产公司。自1995年8月加入约翰逊·赖斯以来,米尔斯先生一直发挥着渐进的责任作用。米尔斯先生分别于1994年和1995年在杜兰大学获得经济学学士学位和工商管理硕士学位。
丹尼尔·K·普雷斯利自2013年起担任我们的财务主管。普雷斯利先生自1989年以来一直与我们一起工作,他还继续担任我们的会计副总裁和财务主任,他自1997年和1991年以来分别担任过这些职务。在加入我们之前,普雷斯利先生在安布里能源公司(AmbritEnergy,Inc.)等几家独立的石油和天然气公司有六年的经验。在此之前,普雷斯利先生在一家公共会计师事务所B.D.O.Seidman工作了两年半。1983年,普雷斯利先生获得了德克萨斯农工大学的学士学位。
罗默瑟自2012年以来一直担任我们的油藏工程副总裁。阿莫西·罗默瑟先生有40多年的油藏工程师经验,在工业和石油工程咨询公司都是如此。在加入我们之前,阿莫西·罗默瑟先生曾在ExCo Resources公司担任收购工程经理11年。1975年获得德克萨斯大学石油工程学士学位,1976年获得石油工程硕士学位,是俄克拉荷马州和得克萨斯州的注册专业工程师。
自2014年以来,LaRae L.Sanders一直是我们的副总裁。桑德斯女士自1995年以来一直和我们在一起。她自2007年以来一直担任土地经理,并在我们所有的积极发展计划和重大收购中发挥了重要作用。在加入我们之前,桑德斯女士曾在桥石油公司、凯撒-弗朗西斯石油公司以及其他独立勘探和生产公司任职。桑德斯女士是一名具有37年经验的注册专业兰德曼。1990年,她成为全国第一位经认证的专业租赁和职称分析师。
惠特尼·H·沃德于2019年7月成为我们的市场营销副总裁,与此同时,她还担任了营销副总裁,同时也完成了对科维公园的收购。2014年,她加入了科维公园,并成立了营销部门。在加入科维公园之前,沃德女士曾在ExcoResourcesInc.市场部担任过的多个职位。从2007年到2014年。2007年,她在奥斯汀得克萨斯大学获得了传播研究的学士学位。
马克·E·威尔逊(MarkE.Wilson)于2019年7月完成对科维公园(CovyPark)的收购,成为我们的财务报告副总裁,自2017年5月以来,他一直担任高级副总裁兼首席会计官。在加入科维公园之前,威尔逊是E&P行业的一名独立顾问,与客户就IPO准备和会计效率进行了合作。在他职业生涯的过程中,威尔逊先生在公司担任过各种不同的职责,包括私人和公共的E&P公司。
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2013至2015年期间,石油收割机副总裁兼首席会计官,以及ExcoResources,Inc。2005年至2013年。威尔逊还担任EpochInvestmentPartners的首席财务官。EpochInvestmentPartners是2000至2005年期间注册的投资顾问。1980年,他在东新墨西哥州大学获得了会计学学士学位,是一名注册会计师,并担任北德克萨斯大学非盈利分支机构专业发展研究所董事会成员。
外部董事
伊丽莎白·B·戴维斯(Elizabeth B.Davis)自2014年起担任董事。戴维斯博士现任弗曼大学校长。戴维斯博士担任贝勒大学执行副校长和教务长,直至2014年7月,2008年至2010年担任临时教务长。在被任命为教务长之前,她是贝勒大学汉卡默尔商学院的会计学教授,在那里她还担任本科课程的副院长和会计和商业法系的代理主席。在加入贝勒大学之前,她于1984年至1987年在公共会计师事务所安徒生工作。
莫里斯·E·福斯特从2017年起担任导演。莫里斯先生于2008年退休,担任埃克森美孚公司副总裁和埃克森美孚生产公司总裁,此前他在埃克森美孚集团服务了40多年。福斯特先生在1995年被任命为负责美国埃克森公司上游业务的高级副总裁之前,曾在国内以及英国和马来西亚担任过若干生产、工程和管理职务。1998年,福斯特先生被任命为埃克森上游开发公司总裁,1999年埃克森美孚和美孚合并后,他被任命为埃克森美孚开发公司总裁。2004年,福斯特先生被任命为埃克森美孚生产公司总裁,埃克森美孚公司负责埃克森美孚上游油气勘探和生产业务,并担任埃克森美孚公司副总裁。福斯特先生目前担任Stagecoach Properties Inc.的董事长,该公司是一家房地产控股公司,在德克萨斯州Salado、休斯顿和大学车站以及加利福尼亚州卡梅尔市拥有房产,并担任德州A&M大学董事会成员。此外,福斯特先生目前在斯科特&怀特医学研究所和德克萨斯州坦普尔第一州立银行的董事会任职。
约翰·D·雅各比(JohnD.Jacobi)于2019年7月完成对科维公园的收购后成为一名董事。雅各比自2013年6月成立以来,一直担任科维公园的联席首席执行官。从1999年到2013年6月,他在ExCo Resources公司担任业务开发和营销副总裁。1991年,他与人共同创立了独立的石油和天然气生产商Jacobi-Johnson能源公司,并担任其总裁,专注于在Ark-La-Tex和墨西哥湾沿岸盆地的收购,然后将其出售给ExCo Resources,Inc.。1998年。雅各比先生于1981年开始在能源行业全职工作,在伍尔夫公司工作,该公司是一家钻井、勘探和生产公司。
乔丹·T·马耶(Jordan T.Marye)在科维公园收购交易结束后,于2019年7月成为董事。他于2006年加入DenhamCapital,目前是DenhamCapitalManagement的管理合伙人,负责公司的油气投资工作。在加入Denham之前,Marye先生在瑞银投资银行的全球能源集团和Huron咨询集团的能源实践中工作。他目前是多家Denham证券公司/投资公司的董事会成员,包括Comstock、Fairway Resources III、ClearCreek Resource Partners、Spire HoldCo、Atlantic Resources I&II和Rockies Resources。Marye先生于2003年从路易斯安那州立大学获得理学士学位。
吉姆·L·特纳(JimL.Turner)自2014年以来一直担任导演。特纳先生目前担任JLT汽车公司的首席执行官。特纳先生曾担任Pepper/S7-UPBottling集团公司的总裁和首席执行官。从1999年成立到2005年,他出售了该公司的股权。在此之前,特纳先生曾担任董事会的所有者/主席和理事会的首席执行干事。
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特纳饮料集团,最大的私人拥有的独立瓶装商在美国。特纳先生目前是迪安食品公司董事会的非执行主席,他还担任薪酬委员会主席和提名/公司治理委员会成员。他是得克萨斯州最大的非盈利医疗系统贝勒斯科特和怀特健康董事会的前任主席,也是财务委员会的主席和执行委员会的成员。他是皇冠控股公司的董事,在那里他还担任赔偿委员会主席和提名和治理委员会的成员。他是一家全面服务的保险公司INSURICA的董事会成员。
可得信息
我们的执行办公室位于5300个城镇和乡村大道,套房500,佛里斯科,得克萨斯州75034。我们的电话号码是(972)668-8800.我们根据1934年的“证券交易法”向证券交易委员会提交年度、季度和当前报告、委托书和其他文件。证交会拥有一个网站,其中包含报告、委托书和信息陈述,以及以电子方式提交给证券交易委员会的其他信息。公众可以在www.sec.gov网站上获得我们向证券交易委员会提交的任何文件。我们还免费在我们的网站(www.comstock Resoures.com)上提供我们的10-K表格的年度报告、10-Q表格的季度报告、关于表格8-K的当前报告,并在我们向证券交易委员会提交或提供这些材料后,在合理可行的情况下尽快对根据“交易法”第13(A)条提交或提供的报告进行修订。
第1A项.再次危险因素
你应仔细考虑下列风险因素以及本报告中所载或以参考方式纳入的其他信息,因为这些重要因素,除其他外,可能导致我们的实际结果与我们的预期或历史结果不同。不可能预测或识别所有这些因素。因此,你不应该认为任何这样的清单是一个完整的陈述,我们所有的潜在风险或不确定因素。根据我们目前所知道的信息,我们认为以下信息确定了影响我们的最重要的风险因素,但以下的风险和不确定性并不是唯一与我们的业务相关的风险和不确定性,也不一定是按其重要性顺序列出的。额外的风险和不确定性,我们目前不知道,或我们目前认为是不重要的,也可能会对我们的业务产生不利影响。
石油和天然气价格长期低迷将对我们的业务、财务状况、现金流动、流动性、经营结果以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力产生不利影响。
我们的业务在很大程度上取决于石油和天然气的价格和需求。从历史上看,石油和天然气价格一直波动不定,今后可能会继续波动。在2019年期间,商品价格波动很大,西德克萨斯中质原油(“WTI”)的结算价格从每桶约66.24美元的高点到每桶约46.31美元的低点不等,Henry Hub天然气的结算价格从每麦克弗特约4.25美元的高点到每桶1.75美元的低点不等。石油和天然气价格波动持续到2020年,直到2020年2月28日,WTI原油结算价格低至每桶约44.76美元,Henry Hub的天然气结算价格降至每McF约1.72美元的低点。
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我们的石油和天然气生产价格波动很大,取决于我们无法控制的许多因素,包括:
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石油、天然气、液体和天然气的国内外供应; |
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天气条件; |
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石油、天然气进口价格和数量; |
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其他石油生产国和天然气生产国的政治条件和事件,包括禁运、中东敌对行动和其他持续的军事行动,以及恐怖主义或破坏行为; |
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石油输出国组织(欧佩克)的行动; |
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国内政府规章、立法和政策; |
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全球石油和天然气库存水平; |
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影响能源消耗的技术进步; |
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替代燃料的价格和供应情况;以及 |
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总体经济状况。 |
较低的石油和天然气价格将对以下方面产生不利影响:
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我们的营业收入、盈利能力和现金流; |
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我国已探明石油和天然气储量的价值; |
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我们某些钻探前景的经济可行性; |
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我们的借贷能力;及 |
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我们获得额外资本的能力。 |
我们的偿债要求可能会对我们的业务产生不利影响,并限制我们的增长。
截至2019年12月31日,我们的债务本金为27亿美元。
我们的未偿债务具有重要后果,包括(但不限于):
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我们从业务中获得的部分现金流是用来偿还债务的; |
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我们借入额外款项作资本开支(包括收购)或其他用途的能力有限;及 |
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我们的债务限制:(一)我们利用重大商业机会的能力;(二)我们对市场情况的变化作出规划或作出反应的灵活性;及(三)我们经得起竞争压力和经济衰退的能力。 |
未来的收购或开发活动可能需要我们大幅改变我们的资本化。这些资本化的变化可能会大大增加我们的债务。此外,我们是否有能力履行还本付息的义务和减少我们的债务总额,将取决于我们今后的表现,这将取决于一般的经济状况以及影响我们业务的金融、商业和其他因素,其中许多因素是我们无法控制的。如果我们无法偿还我们的债务和履行其他承诺,我们将需要采取一种或多种替代办法,例如再融资或重组我们的债务、出售物质资产或寻求筹集更多债务或股本。我们不能向你保证,这些行动中的任何一项都能及时或以令人满意的条件进行,或者这些行动将使我们能够继续满足我们的资本要求。
我们的债务协议包含了许多重要的契约。除其他事项外,这些公约限制了我们的能力:
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借更多的钱; |
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合并、合并、处置资产; |
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进行某些类型的投资; |
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与我们的附属公司进行交易;以及 |
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分红。 |
如果我们不遵守这些契约中的任何一项,就会导致我们的银行信贷安排和有关我们未清票据的契约违约。如果不放弃拖欠债务,可能会加速我们的债务,在这种情况下,债务将立即到期并支付。如果出现这种情况,鉴于信贷市场的现状,我们可能无法偿还债务或借入足够的资金再融资。即使有新的资金,我们也不能接受。
遵守这些公约可能会导致我们采取我们本来不会采取或不采取行动的行动。
我们未来的生产和收入取决于我们是否有能力取代我们的储备。
我们未来的生产和收入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,我们必须继续我们的收购和钻探活动。我们不能向你保证,我们将有足够的资本资源进行采购和钻探活动,或者我们的收购和钻探活动将带来大量的额外储量,或者我们将以低的发现和开发成本继续成功地钻探生产井。此外,如果石油和天然气价格大幅上涨,我们的收入可能会增加,但我们发现额外储量的成本也可能增加。
我们决定钻探的前景可能无法生产石油或天然气的商业可行性数量或数量,以满足我们的目标回报率和坚定的运输承诺。
前景是一种我们拥有权益或拥有经营权的财产,而根据现有的地震和地质信息,我们的地球科学家认为这是潜在石油或天然气的一种迹象。我们的前景正处于不同的评估阶段,从准备钻探的前景到需要大量额外评价和解释的前景。在钻探和测试之前,没有办法预测任何特定的前景是否会产生足够数量的石油或天然气,以收回钻井或完井成本,或在经济上可行。地震数据和其他技术的使用以及对同一地区生产油田的研究将使我们无法在钻探之前确切地知道石油或天然气是否会存在,如果有的话,石油或天然气是否将以商业数量存在。我们使用其他油井的数据进行的分析、更充分的勘探前景和(或)生产领域可能无助于预测与我们的钻井前景有关的特征和潜在储量。如果我们再打一口不成功的井,我们的钻井成功率可能会下降,而我们可能无法达到我们的目标回报率。
此外,不成功的钻探可能会影响我们履行我们坚定的运输承诺的能力。我们最近与企业产品合作伙伴达成了一项协议,成为其新的Bcf每天的锚托运人,Haynesville Acadian公司将把天然气输送到Gillis集线器。作为这一协议的一部分,我们作出了在钻井作业失败时可能发生的坚定运输承诺。
我们的业务涉及许多不确定因素和经营风险,这些因素可能使我们无法实现利润,并可能造成重大损失。
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我们的成功取决于我们勘探和发展活动的成功。勘探活动涉及许多风险,包括不会发现商业性生产天然气或石油储量的风险。此外,由于天气、费用超支、设备短缺和机械困难等许多原因,这些活动可能不成功。此外,成功地钻探天然气或油井并不能保证我们的投资能够实现利润。各种因素,无论是地质因素还是市场因素,都会使一口井变得不经济,或者只是稍微经济一些。除了成本之外,不成功的油井还会损害我们替换生产和储备的努力。
我们的业务涉及各种经营风险,包括:
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异常或意外的地质构造; |
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火灾; |
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爆炸; |
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爆炸和表面撞击; |
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天然气、石油和地层水的不可控制流动; |
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自然灾害,如飓风、热带风暴和其他不利天气条件; |
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管道、水泥或管道故障; |
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套管塌陷; |
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机械方面的困难,如丢失或卡住油田钻具和维修工具; |
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异常受压的地层;及 |
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环境危害,如天然气泄漏、石油泄漏、管道破裂和有毒气体排放。 |
如果我们遇到上述任何操作风险,我们的井眼、收集系统和处理设施就会受到影响,这可能会对我们进行作业的能力产生不利影响。
我们还可能因以下原因而蒙受重大损失:
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伤害或生命损失; |
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对财产、自然资源和设备的严重损害和破坏; |
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污染和其他环境损害; |
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清理责任; |
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监管调查和处罚; |
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暂停运作;及 |
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修理以恢复作业。 |
我们有针对“突发和意外”事件的保险,这可能包括一些,但不是全部,上述风险。最重要的是,我们维持的保险不包括上述在一段持续时间内发生的风险。此外,不能保证这种保险将继续用于支付所有这些费用,也无法保证这种保险的购买成本是合理的。一个重大事件的发生,没有得到充分的保险或赔偿,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。
我们在一个竞争激烈的行业中运作,如果我们不能保持与竞争对手的竞争力,其中许多竞争对手拥有比我们更多的资源,可能会对我们的业务结果产生不利影响。
石油和天然气工业在寻找、开发和获取储量方面具有很强的竞争力。我们的竞争对手往往包括比我们更有财力和人力资源的公司。这些资源可以让竞争对手比我们更积极地为他们的产品和服务定价,这可能会损害我们的盈利能力。此外,我们的能力
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未来更多的物业和发现储备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。
如果石油和天然气价格进一步下跌或长期保持在低位,我们可能需要进一步减记石油和天然气资产的账面价值和/或总储量估计数,这将对我们的收益构成非现金费用,并对我们的经营结果产生不利影响。
适用于我们的会计规则要求我们定期审查我们的石油和天然气资产的账面价值是否可能受损。根据特定的市场因素和在预期减值审查时的具体情况,以及对发展计划、生产数据、经济和其他因素的持续评估,我们可能需要写下我们的石油和天然气资产的账面价值。减记构成收入的非现金费用.2018年或2019年,我们没有发现任何损伤。然而,我们将来可能会招致非现金减值费用,这可能会对我们在这段时间内的经营结果产生重大的不利影响。此外,我们可能会减少对经济上可能收回的储备的估计,这可能会令我们的储备总值下降。
我们的储备估计数取决于许多可能被证明是不准确的假设。我们的储备预算或基本假设中的任何重大不准确之处,都将对我们储备的数量和现值产生重大影响。
储量工程是估算地下油气资源量的一个主观过程,无法精确测量。任何储量估算的准确性取决于现有数据的质量、生产历史和工程以及地质解释和判断。由于所有储量估计数在某种程度上都不准确,最终回收的石油和天然气数量、生产和业务费用、未来开发支出的数额和时间以及未来石油和天然气价格都可能与这些估计数中的假设大不相同。有关本港已探明的石油及天然气储备的未来净现金流量现值的资料,只是一个估计数字,不应解释为本港物业所引致的石油及天然气储备的现时市值。因此,这些资料包括对可归因于前一年估计数中已证实的财产的某些储备金估计数的修订。这些修订反映了随后的活动、所涉财产的生产历史以及因产品价格变化而对这些财产的预计经济寿命所作的任何调整的补充资料。今后任何向下调整都可能对我们的财务状况、借贷能力、未来前景和普通股价值产生不利影响。
截至2019年12月31日,我国已探明储量中有64%未开发,1%未开发。这些储备可能最终不会得到开发或生产。此外,并非我们所有未开发或未开发的非生产储备最终都会在我们计划的时间、我们预算的成本,或者根本没有产生。因此,我们可能找不到商业上可行的石油和天然气数量,这反过来又可能对我们的业务结果造成重大的不利影响。
我们的一些未开发的租赁土地面积的租约将到期,除非生产是建立在单位的土地面积。
石油和天然气财产的租约通常为期三至五年,除非在租约期满前确定按付款数量生产,否则租约将到期。如果租约期满,而我们又不能续约,我们便会失去发展出租物业的权利。我们在这些地区的钻探计划可能会因各种因素而改变,包括钻探结果,
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商品价格、资本供应和成本、钻井和生产成本、钻井服务和设备的供应情况、集输系统和管道运输制约因素以及监管审批。
作为我们增长战略的一部分,我们追求收购,而这类收购也存在风险。
我们的增长部分归功于对生产物业和公司的收购。最近,我们一直致力于为我们的钻探项目获取土地。我们期望继续根据我们认为有利的条件评估并在适当的情况下寻求收购机会。然而,我们不能向您保证,我们将在未来确定合适的收购人选,或者我们将能够以优惠的条件为此类收购提供资金。此外,我们与其他公司竞争收购,我们不能保证我们将成功获得任何物质财产利益。此外,我们不能向您保证,我们今后的收购将成功地融入我们的业务或将增加我们的利润。
要成功获得生产财产,就需要对我们无法控制的许多因素进行评估,包括但不限于:
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可采储量; |
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勘探潜力; |
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未来石油和天然气价格; |
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业务费用;以及 |
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潜在的环境和其他责任。 |
在这些评估中,我们对我们认为与行业惯例大体一致的主题属性进行了一次审查。由此得出的评估不准确,准确性也不确定,这样的审查可能无法揭示所有现有或潜在的问题,也不一定使我们能够充分熟悉这些财产,以充分评估其优点和缺陷。不一定总是对每一口井进行检查,即使进行了检查,也不一定能观察到结构和环境问题。
此外,重大收购可以改变我们的业务和业务性质,取决于获得的财产的性质,这可能在经营和地质特征或地理位置上与我们现有的财产大不相同。虽然我们目前的业务集中在德克萨斯州和路易斯安那州,但我们可能会寻求在其他地理区域的收购或房产。
如果我们不能以商业上可接受的价格推销我们的石油和天然气,我们的利润可能会下降。
我们能否以商业上可接受的价格销售石油和天然气,除其他因素外,取决于以下因素:
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收集系统和管道的可用性和能力; |
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联邦和州对生产和运输的管理; |
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供求变动;及 |
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一般经济状况。 |
我们无法对这些因素的变化作出适当反应,可能会对我们的盈利能力产生负面影响。
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市场条件或操作障碍可能妨碍我们进入石油和天然气市场,或延误我们的生产。
市场条件或缺乏令人满意的石油和天然气运输安排,可能会妨碍我们进入石油和天然气市场,或推迟我们的生产。我们的石油和天然气生产是否具备现成的市场取决于若干因素,包括石油和天然气的需求和供应,以及石油和天然气储量是否接近管道和加工设施。我们销售产品的能力在很大程度上取决于收集系统、管道和加工设施的可用性和能力,在某些情况下,这些系统、管道和加工设施可能由第三方拥有和经营。如果我们不能以可接受的条件获得这类服务,可能会对我们的业务造成重大损害。由于市场需求不足,或由于管道或集输系统容量不足或无法使用,我们可能需要关闭油井。如果出现这种情况,我们将无法从这些油井获得收入,直到我们作出安排,将我们的生产交付市场。
我们受到广泛的政府法律法规的约束,这些法律和法规可能会对我们做生意的成本、方式或可行性产生不利影响。
我们的业务和设施受到广泛的联邦、州和地方法律和法规的制约,涉及石油和天然气的勘探、开发、生产和运输,以及石油和天然气的安全运作。未来的法律或法规,对现有法律法规的解释出现不利变化,或我们不遵守现行法律要求,都可能损害我们的业务、经营结果和财务状况。我们可能被要求作出大量的、意料之外的资本支出,以遵守目前和今后的政府法律和条例,例如:
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租赁许可证限制; |
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钻探债券和其他财务责任要求,如即期和放弃债券; |
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井距; |
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财产的单元化和集中; |
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安全预防措施; |
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规管规定;及 |
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税收。 |
根据这些法律和条例,我们有责任:
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人身伤害; |
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财产和自然资源损害; |
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开垦井的费用;以及 |
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政府制裁,如罚款和处罚。 |
我们的业务可能被大大推迟或削减,我们的业务成本可能会由于监管要求或限制而大幅增加。我们无法预测遵守这些要求的最终成本或它们对我们业务的影响。
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。
水是钻井和水力压裂过程中必不可少的组成部分。从历史上看,我们可以从各种来源购买水,用于我们的业务。如果我们不能从当地获得水源,用于我们的业务,我们可能无法在经济上生产石油和天然气,这可能对我们的财务状况、业务结果和现金流动产生不利影响。
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我们的业务可能因遵守环境法律法规而承担重大责任。
我们的石油和天然气业务受到严格的联邦、州和地方法律和法规的约束,这些法律和法规涉及向环境中释放或处置材料,以及与环境保护有关的其他方面。这些法律和条例:
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在钻井开始前要求获得一个或多个许可证; |
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在批准在某些地点钻探之前,对可能发生和(或)需要缓解的地方施加限制; |
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限制可在钻井和生产活动中释放到环境中的物质的种类、数量和浓度; |
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要求报告重大排放,并每年报告向环境排放、排放和其他排放的性质和数量; |
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限制或禁止在某些位于荒野、湿地及其他保护区内的土地上进行钻探活动;及 |
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对我们的经营所造成的污染承担重大责任。 |
不遵守这些法律和条例可能会导致:
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评估行政、民事和刑事处罚; |
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调查和/或补救义务的产生;以及 |
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强制执行强制救济。 |
环境法律和条例的变化经常发生,任何导致对排放和(或)废物处理、储存、运输、处置或清理要求实行更严格或代价更高的限制的变化,都可能要求我们作出大量支出,以达到和维持遵约,否则可能对我们的整个行业以及业务、竞争地位或财务状况本身的结果产生重大的不利影响。根据这些环境法律和条例,我们可以对以前释放的材料或财产污染的清除或补救承担严格责任,无论我们是否对排放或污染负责,即使我们的业务在进行时符合以前的行业标准。如果金融市场将气候变化和温室气体排放视为一种资金风险,这可能对我们的资本成本和获得资金的机会产生不利影响。为应对气候变化而可能通过的立法或条例也可能影响我们产品的市场,使我们的产品比相互竞争的能源更加可取。
气候变化也有可能造成物理风险,包括海平面上升或降水或极端天气事件的增加或变化,这可能对我们的行动产生不利影响。此外,天气的变化,包括气温的升高,可能会改变消费者对我们产品的需求。由于这些事件的严重性、范围和时间不确定,我们无法预测这些事件的影响。遵守这些要求的费用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。
我们的套期保值交易可能会导致财务损失,或者会减少我们的收入。由于我们已对冲了相当一部分预期产量,而我们的实际产量低于我们的预期,或者货物和服务的成本增加,我们的盈利能力将受到不利影响。
为了实现更可预测的现金流,并减少我们对石油和天然气价格不利波动的风险敞口,我们已经并可能继续就某些预期的石油和天然气生产进行对冲交易。这些交易既可以实现,也可以实现
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未实现的套期保值损失。此外,这些对冲措施可能不足以保护我们不受石油和天然气价格持续和长期下跌的影响。如果石油和天然气价格保持在目前水平或进一步下跌,我们将无法将未来的生产套期保值与目前的对冲措施相同,我们的经营结果和财务状况将受到不利影响。
我们的商品价格敞口的程度在很大程度上与我们的衍生产品活动的有效性和范围有关。例如,我们使用的衍生工具主要是基于NYMEX期货价格,这可能与我们在操作中认识到的实际原油和天然气价格有很大不同。此外,我们采取了一项政策,要求并要求我们的循环信贷机制也要求我们进行只涉及我们预期生产量一部分的衍生交易,因此,我们将继续在这些衍生金融工具未涵盖的生产量部分直接进行商品价格敞口。
我们未来的实际产量可能大大高于或低于我们在进行衍生品交易时的估计。如果我们未来的实际产量高于我们的预期,我们将有更大的商品价格敞口超出我们的预期。如果我们未来的实际产量低于我们的衍生金融工具的名义产量,我们可能被迫满足我们的全部或部分衍生交易,而不得益于我们出售或购买基础实物商品的现金流,导致我们的盈利能力和流动性大幅下降。由于这些因素,我们的衍生活动在减少现金流量波动方面可能没有我们打算的那么有效,而且在某些情况下可能实际上会增加我们现金流量的波动性。
此外,我们的对冲交易还面临以下风险:
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由于这些交易,我们在获得石油和天然气价格上涨的全部利益方面可能受到限制; |
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交易对手不得履行适用的衍生金融工具规定的义务,也不得寻求破产保护; |
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衍生工具的基本商品价格与实际收到的价格之间的预期差额可能有变化;以及 |
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我们为监测衍生金融工具而采取的步骤可能不会发现和防止违反我们的风险管理政策和程序,特别是在涉及欺骗或其他故意不当行为的情况下。 |
制定衍生工具的法例和规例,可能会对我们运用衍生工具减低商品价格风险、利率风险及其他与业务有关的风险的能力产生不良影响。
2010年,新的全面金融改革法案被称为“多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法”(“多德-弗兰克法案”),该法案建立了对参与该市场的场外衍生品市场和实体(如我们)的联邦监管条例。多德-弗兰克要求商品期货交易委员会(CFTC)、美国证交会(SEC)和其他监管机构颁布执行新法规的规则和条例。尽管CFTC已经完成了“多德-弗兰克法案”下的大部分规定,但它继续通过补充解释和补充规则来审查和完善其最初的规则。因此,目前尚无法预测规则和条例对我们的业务的最终影响,虽然大多数条例已经通过,但任何新的条例或对现有条例的修改都可能增加衍生产品合同的成本,限制衍生产品的供应,以防范我们遇到的风险,降低我们将现有衍生合同货币化或重组的能力,以及
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增加我们对信誉较差的交易对手的风险敞口。如果我们减少衍生品的使用,因为“多德-弗兰克法案”及其规定,我们的经营结果可能会变得更加不稳定,我们的现金流可能无法预测,这可能会对我们规划和资助资本投资的能力产生不利影响。
2016年12月,cftc重新提出了新规则,将对某些核心期货和某些实物商品的等值互换合约或与之挂钩的头寸设定联邦限制,但某些真正的对冲交易除外,并最终敲定了一项关于在共同拥有或控制下的实体之间进行头寸汇总的配套规则。如果最后敲定,头寸限制规则可能会对我们对冲某些列举大宗商品风险敞口的能力产生影响。
商品期货交易委员会已指定某些利率互换和信用违约掉期(CDS)用于强制性清算,相关规则还将要求我们在涉及到的衍生品活动中,遵守清算和交易执行要求,或采取措施,有资格获得此类要求的豁免。此外,CFTC和某些银行监管机构最近通过了最后规则,规定了未清算掉期的最低保证金要求。尽管我们目前有资格在强制性结算、交易执行和为对冲商业风险而订立的互换保证金要求中加入最终用户例外,但将此类要求应用于其他市场参与者,如掉期交易商,可能会改变我们用于对冲的掉期交易的成本和可用性。此外,如果我们的任何掉期交易不符合商业终端用户例外的条件,投放抵押品可能会影响流动性,并减少我们可用于资本支出的现金,从而降低我们执行对冲以降低风险和保护现金流的能力。
最后,“多德-弗兰克斯法案”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商品工具的投机性交易。因此,如果立法和条例的结果是降低商品价格,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、不利的影响。
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,增加操作限制或延误,并限制我们获得石油和天然气储备。
水力压裂是一种重要而普遍的做法,用于刺激致密地下岩层(如页岩和致密砂)的石油和天然气生产。我们经常使用水力压裂技术来完成我们的井。这一过程包括在压力下向目标地下地层注入水、沙子和添加剂。水和压力在岩层中产生裂缝,这些裂缝被沙粒所占据,使石油或天然气流入井筒。使用水力压裂技术生产商业数量的石油和天然气是必要的,这些储集层包括Haynesville页岩、Bossier页岩、Eagle Ford页岩、棉花谷和其他致密天然气和油藏。基本上,我们目前没有开采的所有已探明的石油和天然气储量,以及我们尚未开发的土地,都需要水力压裂才能生产。我们目前正在钻探的所有油井在完井过程中都使用水力压裂,到2020年,水力压裂服务约占我国资本预算的35%。
在我们的完井活动中使用水力压裂可能会使我们对可能发生的负面环境影响承担责任。虽然我们认为没有任何与水力压裂作业有关的事件对环境造成任何负面影响,但我们已制订作业程序,以回应和报告在我们的行动中可能发生的任何意外液体排放,包括补救可能发生的任何溢漏的计划。如果我们遭受与水力压裂作业有关的损失,我们的保险将扣除
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每宗个案的可扣减额,以及我们收回成本的能力,均限于总额为2,600万元的保单限额,而该限额可能足以或可能不足以支付我们所蒙受的全部损失。
发行与转换我们的可转换优先股有关的普通股会造成大量稀释,这会对我们普通股的交易价格和每股收益产生重大影响。
作为科维公园收购的一部分,我们发行了21万股A系列可转换优先股,面值为2.1亿美元,作为收购考虑的一部分,并以1.75亿美元的价格出售了17.5万股B系列可转换优先股。在2020年7月16日以后的任何时候,每一位股东都可以按照当时通行的转换率将任何或全部优先股转换为我们普通股的股份。优先股的转换价格为普通股每股4.00美元,但须根据惯例的反稀释条款进行调整。因此,在转换后,我们的大量普通股将被发行,导致我们的股价和每股收益下降。此外,新发行的可转换优先股持有人有权按年率10%收取季度股利,这些股息是以欠款支付的。
我们将来进入资本市场的机会可能有限。
金融和信贷市场的不利变化可能对我们增加生产和储备以及履行未来义务的能力产生不利影响。此外,继续维持目前的低石油和天然气价格环境,或石油和天然气价格进一步下跌,将影响我们为购置和钻探活动筹措资金的能力,并可能导致钻井活动减少,这可能导致租约到期而造成面积损失,这两种情况都可能对我们替换储量的能力产生负面影响。
钻井和完井活动通常由国家石油和天然气委员会管理。我们的钻探和完井活动主要在路易斯安那州和德克萨斯州进行。德克萨斯州于2012年6月通过了一项法律,要求向得克萨斯州铁路委员会和公众披露有关水力压裂过程中使用的部件的某些信息。此外,国会还审议了一项立法,该立法如果得到实施,将根据“安全饮用水法”对水力压裂过程进行监管。2015年6月,环境保护局发布了一份关于水力压裂对饮用水资源的潜在影响的报告草稿,该报告的结论是,水力压裂活动并未对美国的饮用水资源造成广泛、系统的影响,尽管地面上和地下可能存在水力压裂活动有可能影响饮用水资源的机制。报告草稿于2016年12月定稿。其他政府机构,包括美国能源部,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有可能影响未来立法或条例的可能性或范围。
最近,各州和联邦监管机构都将重点放在水力压裂相关活动与地震活动增多之间的可能联系上。当由人类活动引起时,这类事件被称为诱发地震活动。在少数情况下,已命令地震事件附近的注入井作业人员减少注入量或暂停作业。一些州的监管机构,包括阿肯色州、加利福尼亚、科罗拉多州、伊利诺伊州、堪萨斯州、俄亥俄州、俄克拉荷马州和德克萨斯州的监管机构,已经修改了他们的法规,以解释诱发地震的原因。各级监管机构正在继续研究石油和天然气活动与诱发地震活动之间的可能联系。美国国家科学院(National Academy Of Sciences)2012年发布的一份报告得出的结论是,在数万口注水井中,只有一小部分被怀疑是诱发地震活动的原因,或可能是这种原因;德克萨斯大学(University Of Texas)研究人员在2015年的一份报告中指出,地震活动与废水处理之间的联系可能因地区而异。2015年,
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美国地质调查局确定了包括德克萨斯州在内的八个州,其诱发地震活动率上升的地区可归因于流体注入或石油和天然气开采。2016年3月,美国地质调查局(United States GeologicalSurvey)确定了六个受诱发地震影响最严重的州,包括德克萨斯州、科罗拉多州、俄克拉荷马州、堪萨斯州、新墨西哥州和阿肯色州。此外,还提起了若干诉讼,最近在俄克拉何马州提起诉讼,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。未来的监管发展可能会对我们的操作产生不利影响,因为我们限制了注水井和水力压裂的使用。
税收的变化,以及在量化商业决策的潜在税收影响方面固有的困难,可能会对我们的经营结果、财务状况或现金流动产生重大的不利影响。
我们对现有所得税抵免的使用情况以及各种金融交易的潜在税收影响和业务结果作出判断,以估计我们对税务当局的义务。税收义务包括收入、特许经营、房地产、销售和使用以及与就业有关的税收.这些判断包括针对已采取的税收状况的潜在不利后果的准备金。联邦、州或地方税法的变化、不利的税务审计结果或对我们所采取立场的不利税收裁决可能对我们的经营结果、财务状况或现金流产生重大不利影响。
“预算调节法”,俗称“减税和就业法”(以下简称“减税和就业法”),于2017年12月22日签署成为法律。“减税和就业法”在2018年给我们带来了大约2,040万美元的净税收优惠,这主要是因为终止了企业替代最低税率。预计“减税和就业法”将对我们的有效税率和净收入产生有利影响,这是在“减税和就业法”生效的未来报告期间根据普遍接受的会计原则报告的。然而,我们仍在评估减税和就业法案的全面影响,包括对国家税收的影响,而且无法保证它将对我们或我们未来的财政结果产生有利影响。
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。如果任何这些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失去我们的通讯联系、我们无法找到、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。任何这些后果都可能对我们的业务产生实质性影响。
我们的业务可能受到安全威胁的负面影响,包括网络安全威胁和其他干扰。
作为一家石油和天然气生产商,我们面临着各种安全威胁,包括未经授权获取敏感信息或使数据或系统无法使用的网络安全威胁、对我们雇员安全的威胁、对我们设施和基础设施或第三方设施和基础设施(如加工厂和管道)的安全或运作的威胁,以及来自恐怖行为的威胁。尤其是网络安全攻击正在不断发展,包括但不限于恶意软件、未经授权访问数据的企图以及其他可能导致关键系统中断、机密或其他受保护信息未经授权发布以及数据腐败的电子安全漏洞。虽然我们利用各种程序和控制来监控和保护
40
针对这些威胁,并为了减轻我们受到这种威胁的风险,无法保证这些程序和控制措施将足以防止安全威胁的出现。如果这些事件中的任何一个发生在公司或我们所依赖的第三方身上,它们可能导致对我们的业务至关重要的敏感信息、关键基础设施、人员或能力的损失,并可能对我们的声誉、财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。
我们面临客户和对手方的信用风险,我们的信用风险管理可能不足以防范这种风险。
由于我们的客户和交易对手在我们正常的业务过程中不付款和/或不履约,我们将面临损失的风险。我们的信贷程序和政策可能不足以完全消除客户和对手方的信贷风险,特别是考虑到自2014年年中以来石油和天然气价格持续下跌。我们无法预测我们的业务将在多大程度上受到不断恶化的经济状况的影响,包括我们的客户和对手方的信誉下降。如果我们不能充分评估现有或未来客户和对手方的信誉,他们的信誉会意外恶化,以及由此导致的不付款和/或不履约增加,可能导致我们减记或注销可疑账户。这种减记或注销可能会对我们的经营业绩产生负面影响,如果有重大影响,可能会对我们的业务、运营结果、现金流和财务状况产生重大不利影响。
大量的勘探和开发活动可能需要大量的外部资本,这可能会稀释我们普通股的价值,并限制我们的活动。此外,我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资金或资金,这可能会限制我们未来的商业机会,并减少本港的石油和天然气储备。
我们期望在石油和天然气储量的获取、勘探和开发方面投入大量资金。为了资助这些活动,我们可能需要通过发行债务或股票证券、出售非战略性资产或其他手段,大幅改变或增加我们的资本化。增发股票有价证券可能会对我们普通股的价值产生稀释作用,鉴于金融市场目前的波动,我们可能无法以我们可以接受的条件发行股票。发行更多的债务很可能需要我们的一部分业务现金流量用于支付我们债务的利息,从而降低我们利用现金流量为周转资本、资本支出、收购、股息和一般公司要求提供资金的能力,这可能使我们相对于其他竞争对手处于竞争劣势。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:
|
• |
我们估计的已探明储量; |
|
• |
我们能够从现有井中生产的石油和天然气水平; |
|
• |
我们从生产的天然气中提取天然气液体的能力; |
|
• |
出售石油、天然气液体和天然气的价格; |
|
• |
我们获得、定位和生产新储量的能力。 |
如果我们的收入因石油或天然气价格下降、业务困难或储量下降而减少,我们获得进行或完成未来勘探和开发方案所需资本的能力以及寻求其他机会的能力可能受到限制,这可能导致我们与勘探和开发前景有关的业务受到限制,进而可能导致我国石油和天然气储量的下降。
41
钻井平台、设备、用品、合格人员和油田服务的缺乏或高昂成本可能对我们及时在预算范围内执行勘探和开发计划的能力产生不利影响。
由于对这些服务的需求增加,我们的行业在过去几年经历了钻机、设备、供应品和合格人员的短缺。我们作业地区钻井平台、设备、用品或合格人员的短缺可能会推迟或限制我们的勘探和开发行动,而这反过来又会对我们的财务状况和业务结果产生不利影响,因为我们集中在这些地区。
我们依靠我们的关键人员,而这些人中任何一个人的损失都可能对我们的行动产生重大的不利影响。
我们相信,我们的业务战略的成功和我们盈利的能力取决于我们的首席执行官M.Jay Allison和我们的总裁兼首席财务官Roland O.Burns以及有限数量的其他高级管理人员的继续雇用。失去阿利森先生、伯恩斯先生或其他任何个人的服务可能对我们的业务产生重大不利影响。
我们的保险可能不够,也可能无法支付我们可能承担的一些责任或损失。
如果我们遭受重大事故或其他损失,我们的保险范围将扣除我们的免赔额,可能不足以支付我们损失的投资目前的全部市场价值或现值,这可能对我们的业务和财务状况造成重大的不利影响。我们的保险并不能保护我们不受所有操作风险的影响。我们不提供营业中断保险。对于某些风险,如果我们认为现有保险的成本相对于所提出的风险来说过高,我们可能无法获得保险。由于我们使用第三者钻井承办商打井,我们在处理雇员问题时,未必能充分认识到工人补偿法例的好处。此外,有些风险,包括污染和环境风险,一般不能完全投保。
我们重述的公司章程、章程和内华达州法律的规定将使我们更难改变对我们的控制,这可能对我们普通股的价格产生不利影响。
内华达州的公司法和我们重新声明的公司章程和细则包含了一些条款,这些条款可能会推迟、推迟或阻止对我们控制权的改变。这些规定包括:
|
• |
允许普通股和优先股的授权但未发行的股份; |
|
• |
要求特别股东会议仅由我们的董事会主席、我们的首席执行官、董事会的过半数成员、我们的执行委员会的多数成员或我们已发行股票的多数股东召集; |
|
• |
规定以绝对多数股东投票罢免董事; |
|
• |
禁止在选举董事时累积投票;及 |
|
• |
内华达州控制着股份法律,这些法律可能限制代表我们控制权益的股份的投票权。 |
42
这些条文可能会令以投标要约或委托书竞投或免职现有董事的方式收购我们更为困难。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。
公司由重要股东控制,他们有权决定提交股东批准的所有事项的结果,其在公司的利益可能与你的不同。
截至2019年12月31日,琼斯合伙公司(Jones Partners)的总持股约占我们未发行普通股的73%。这将使琼斯伙伴关系有权:
|
• |
控制公司的管理和政策; |
|
• |
确定任何需要股东批准的公司交易或其他事项的结果,包括章程修改、合并、合并、融资和资产出售。 |
琼斯合伙公司在做出这些决定时可能有与你不同的兴趣。
此外,根据琼斯合伙公司、新科维公园能源有限公司(“CPE”)和我们之间的股东协议,只要CPE受益地拥有我们至少10%的未偿普通股或21,000股我们的A系列优先股,CPE有权批准我们的某些重大决定,包括某些收购和负债。
第1B项.高度保守的未解决的工作人员意见
没有。
第3项.间接法律程序
我们不是任何法律程序的一方,管理层认为这会对我们的综合经营结果或财务状况产生重大不利影响。
第4项.对矿山安全的保密披露
不适用。
43
第二部分
第五条注册人普通股的转手市场、相关股东事项和发行人购买权益证券
我们的普通股在纽约证券交易所上市,代号为“CRK”。截至2020年2月26日,我国已发行普通股190 004 776股,共有73人持有流通股,约13 000名受益所有人持有“街头名”账户的股份。自2014年以来,我们一直没有支付普通股股息。日后有关派息的决定,须视乎我们的运作结果、资本需求、财务状况及董事局认为有关的其他因素而定。
股东回报业绩
我们的薪酬委员会使用一个同行小组来确定股东的总回报业绩,这是我们的年度激励计划中的一个指标,并确定业绩股单位是否按照我们2019年的长期激励计划获得奖励。2019年,赔偿委员会利用了一个同行小组,其中包括Antero资源公司、Cabot石油和天然气公司、Chesapeake能源公司、CNX资源公司、EQT公司、Gulfport能源公司、蒙太奇资源公司、Range Resources公司、Silver弓资源公司。还有西南能源公司。2018年,赔偿委员会利用了一个同行小组,其中包括Antero Resources Corporation、ApproResources公司、Cabot石油和天然气公司、ConTango油气公司、CNX资源公司、Eclipse资源公司、EQT公司、Goodrich石油公司、Gulfport能源公司、QEP资源公司、Range Resources公司、Silver弓资源公司、西南能源公司和Ultra石油公司。下图比较了截至2019年12月31日的五年中我们普通股累计股东总回报率的年变化百分比,以及纽约证券交易所指数的累计回报率和我们同行集团的累计回报。该图表假设2014年最后一个交易日投资了100.00美元,股息(如果有的话)进行了再投资。
5年累计总收益比较(1)(2)
在Comstock、NYSE综合指数和我们的同行集团中
|
|
截至12月31日, |
|
|||||||||||||||||||||
总收益分析 |
|
|
2014 |
|
|
|
2015 |
|
|
|
2016 |
|
|
|
2017 |
|
|
|
2018 |
|
|
|
2019 |
|
康斯托克 |
|
$ |
100.00 |
|
|
$ |
27.46 |
|
|
$ |
28.93 |
|
|
$ |
24.85 |
|
|
$ |
13.30 |
|
|
$ |
24.17 |
|
纽约证券交易所综合指数 |
|
$ |
100.00 |
|
|
$ |
95.91 |
|
|
$ |
107.36 |
|
|
$ |
127.46 |
|
|
$ |
116.06 |
|
|
$ |
145.66 |
|
2018年同侪小组 |
|
$ |
100.00 |
|
|
$ |
49.20 |
|
|
$ |
64.73 |
|
|
$ |
52.14 |
|
|
$ |
32.61 |
|
|
$ |
21.75 |
|
2019年同行小组 |
|
$ |
100.00 |
|
|
$ |
44.38 |
|
|
$ |
59.05 |
|
|
$ |
47.31 |
|
|
$ |
30.24 |
|
|
$ |
19.49 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
_______________
|
(1) |
2014年12月31日股票或指数投资100美元,包括股息再投资,截至12月31日的财年。 |
|
(2) |
上述图表所载的数据被视为根据经修正的1934年“证券交易法”第18节提供和未提交,或以其他方式承担该节的责任。 |
44
第6项.选定的财务数据
下表列出了截至2017年12月31日为止的三年期间、2018年1月1日至2018年8月13日的前身期间和2018年8月14日至2018年12月31日终了年度的历史财务数据以及截至2019年12月31日的年度的历史财务数据,这些数据来自我们的合并财务报表。财务结果不一定表明我们今后的业务或未来的财务业绩。以下数据应与我们的合并财务报表及其附注和“管理层对财务状况和业务结果的讨论和分析”一并阅读。
业务报表数据:
|
|
前辈 |
|
|
接班人 |
|
||||||||||||||||||
|
|
截至2015年12月31日的年度 |
|
|
截至2016年12月31日的年度 |
|
|
2017年12月31日终了年度 |
|
|
为 期间 2018年1月1日 贯通 八月十三日 2018 |
|
|
为 期间 2018年8月14日 贯通 十二月三十一日 2018 |
|
|
截至2019年12月31日止的年度 |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
(单位:千,除每股数据外) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
天然气销售 |
|
$ |
109,753 |
|
|
$ |
122,623 |
|
|
$ |
208,741 |
|
|
$ |
147,897 |
|
|
$ |
144,236 |
|
|
$ |
635,795 |
|
石油销售 |
|
|
142,669 |
|
|
|
53,083 |
|
|
|
46,590 |
|
|
|
18,733 |
|
|
|
79,385 |
|
|
|
132,894 |
|
石油和天然气销售总额 |
|
|
252,422 |
|
|
|
175,706 |
|
|
|
255,331 |
|
|
|
166,630 |
|
|
|
223,621 |
|
|
|
768,689 |
|
业务费用: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
生产税 |
|
|
10,286 |
|
|
|
4,933 |
|
|
|
5,373 |
|
|
|
3,659 |
|
|
|
11,155 |
|
|
|
29,181 |
|
集运 |
|
|
14,298 |
|
|
|
15,824 |
|
|
|
17,538 |
|
|
|
11,841 |
|
|
|
10,511 |
|
|
|
71,303 |
|
租赁经营 |
|
|
64,502 |
|
|
|
47,696 |
|
|
|
37,859 |
|
|
|
21,139 |
|
|
|
20,736 |
|
|
|
87,283 |
|
勘探 |
|
|
70,694 |
|
|
|
84,144 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
241 |
|
折旧、损耗和摊销 |
|
|
321,323 |
|
|
|
141,487 |
|
|
|
123,557 |
|
|
|
68,032 |
|
|
|
53,944 |
|
|
|
276,526 |
|
一般和行政,净额 |
|
|
23,541 |
|
|
|
23,963 |
|
|
|
26,137 |
|
|
|
15,699 |
|
|
|
11,399 |
|
|
|
29,244 |
|
油气性质损害 |
|
|
801,347 |
|
|
|
27,134 |
|
|
|
43,990 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
出售石油和天然气财产的损失(收益) |
|
|
112,085 |
|
|
|
14,315 |
|
|
|
1,060 |
|
|
|
35,438 |
|
|
|
(155 |
) |
|
|
25 |
|
业务费用共计 |
|
|
1,418,076 |
|
|
|
359,496 |
|
|
|
255,514 |
|
|
|
155,808 |
|
|
|
107,590 |
|
|
|
493,803 |
|
营业收入(损失) |
|
|
(1,165,654 |
) |
|
|
(183,790 |
) |
|
|
(183 |
) |
|
|
10,822 |
|
|
|
116,031 |
|
|
|
274,886 |
|
其他收入(支出): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
衍生金融工具收益(亏损) |
|
|
2,676 |
|
|
|
(5,356 |
) |
|
|
16,753 |
|
|
|
881 |
|
|
|
10,465 |
|
|
|
51,735 |
|
清偿债务所得收益 |
|
|
78,741 |
|
|
|
189,052 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
其他收入 |
|
|
1,275 |
|
|
|
872 |
|
|
|
530 |
|
|
|
677 |
|
|
|
173 |
|
|
|
622 |
|
交易成本 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(2,866 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(41,010 |
) |
利息费用 |
|
|
(118,592 |
) |
|
|
(128,743 |
) |
|
|
(146,449 |
) |
|
|
(101,203 |
) |
|
|
(43,603 |
) |
|
|
(161,541 |
) |
其他收入(支出)共计 |
|
|
(35,900 |
) |
|
|
55,825 |
|
|
|
(129,166 |
) |
|
|
(102,511 |
) |
|
|
(32,965 |
) |
|
|
(150,194 |
) |
所得税前收入(损失) |
|
|
(1,201,554 |
) |
|
|
(127,965 |
) |
|
|
(129,349 |
) |
|
|
(91,689 |
) |
|
|
83,066 |
|
|
|
124,692 |
|
从所得税(备抵)中受益 |
|
|
154,445 |
|
|
|
(7,169 |
) |
|
|
17,944 |
|
|
|
(1,065 |
) |
|
|
(18,944 |
) |
|
|
(27,803 |
) |
净收入(损失) |
|
|
(1,047,109 |
) |
|
|
(135,134 |
) |
|
|
(111,405 |
) |
|
|
(92,754 |
) |
|
|
64,122 |
|
|
|
96,889 |
|
优先股股利 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(22,415 |
) |
可供普通股股东使用的净收入(损失) |
|
$ |
(1,047,109 |
) |
|
$ |
(135,134 |
) |
|
$ |
(111,405 |
) |
|
$ |
(92,754 |
) |
|
$ |
64,122 |
|
|
$ |
74,474 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
每股净收益(亏损)-基本和稀释 |
|
$ |
(113.53 |
) |
|
$ |
(11.52 |
) |
|
$ |
(7.61 |
) |
|
$ |
(6.08 |
) |
|
$ |
0.61 |
|
|
|
0.52 |
|
已发行加权平均股票: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
基本 |
|
|
9,223 |
|
|
|
11,729 |
|
|
|
14,644 |
|
|
|
15,262 |
|
|
|
105,453 |
|
|
|
142,750 |
|
稀释 |
|
|
9,223 |
|
|
|
11,729 |
|
|
|
14,644 |
|
|
|
15,262 |
|
|
|
105,459 |
|
|
|
187,378 |
|
45
资产负债表数据:
|
|
截至12月31日, |
|
|||||||||||||||||||
|
|
前辈 |
|
|
|
|
接班人 |
|
||||||||||||||
|
|
2015 |
|
|
2016 |
|
|
2017 |
|
|
|
|
2018 |
|
|
2019 |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(单位:千) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
现金和现金等价物 |
|
$ |
134,006 |
|
|
$ |
65,904 |
|
|
$ |
61,255 |
|
|
|
|
$ |
23,193 |
|
|
$ |
18,532 |
|
财产和设备,净额 |
|
|
1,038,420 |
|
|
|
798,662 |
|
|
|
607,929 |
|
|
|
|
|
1,667,979 |
|
|
|
4,008,803 |
|
总资产 |
|
|
1,195,850 |
|
|
|
889,874 |
|
|
|
930,419 |
|
|
|
|
|
2,187,840 |
|
|
|
4,657,122 |
|
债务总额 |
|
|
1,249,330 |
|
|
|
1,044,506 |
|
|
|
1,110,529 |
|
|
|
|
|
1,244,363 |
|
|
|
2,500,132 |
|
股东权益 |
|
|
(171,258 |
) |
|
|
(271,269 |
) |
|
|
(369,272 |
) |
|
|
|
|
569,571 |
|
|
|
1,143,022 |
|
现金流量数据:
|
|
前辈 |
|
|
|
|
|
|
|
接班人 |
|
||||||||||||||||||
|
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2015 |
|
|
2016 |
|
|
2017 |
|
|
在此期间 从1月1日起, 2018年至 2018年8月13日 |
|
|
|
|
|
|
|
在此期间 从8月14日开始, 2018年至 2018年12月31日 |
|
|
2019 |
|
||||||
|
|
|
|
|
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|
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|
(单位:千) |
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|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
(用于)业务活动提供的现金流量 |
|
$ |
30,086 |
|
|
$ |
(23,728 |
) |
|
$ |
174,614 |
|
|
$ |
85,735 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
102,302 |
|
|
$ |
451,237 |
|
用于投资活动的现金流量 |
|
|
(1,611,725 |
) |
|
|
(29,569 |
) |
|
|
(178,953 |
) |
|
|
(50,205 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
(161,634 |
) |
|
|
(1,170,839 |
) |
(用于)筹资活动提供的现金流量 |
|
|
263,574 |
|
|
|
(14,805 |
) |
|
|
(310 |
) |
|
|
(797,402 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
(811,662 |
) |
|
|
714,941 |
|
第七条转制管理部门对财务状况和经营成果的探讨与分析
以下讨论和分析应结合我们选定的历史综合财务数据和所附合并财务报表以及本报告其他部分所载财务报表附注一并阅读。下面的讨论包括前瞻性的陈述,反映我们的计划,估计和信念。我们的实际结果可能与这些前瞻性声明中讨论的结果大相径庭。可能导致或导致这种差异的因素包括但不限于本报告下文和其他部分讨论的因素,特别是在“风险因素”和“前瞻性声明的指导说明”中。
概述
我们是一家独立的能源公司,在美国从事石油和天然气的收购、勘探、开发和生产。我们的资产集中在位于东德克萨斯州和北路易斯安那州的Haynesville和Bossier页岩,这是一个优越的经济和地理位置接近墨西哥湾沿岸市场的主要天然气盆地。我们2019年12月31日探明储量的大约93%位于Haynesville和Bossier页岩地区。我们拥有2,800口生产石油和天然气井的利益(对我们来说是1,410.8个净额),我们经营这些油井中的1,430口。我们打算在2020年维持一项旨在降低杠杆和创造自由现金流的业务计划。
我们的增长主要是由我们的收购、开发和勘探活动推动的。2019年,我们天然气产量和探明储量的增长主要是由科维公园的收购和我们的钻探活动推动的。我们计划在2020年花费大约4.21亿美元用于我们的开发和勘探活动,这些活动将主要集中在Haynesville和Bossier页岩项目上。
我们采用了成功的努力会计方法,这种方法只考虑到与开发已探明的石油和天然气属性有关的费用以及与成功的勘探活动有关的勘探费用的资本化。因此,我们的勘探成本包括
46
获取和重新处理三维地震数据,我们未评估的租赁地的损害,我们未能成功发现储量,以及我们钻探的未成功勘探井的成本。
我们通常以目前的市场价格出售石油和天然气,我们的油井连接第三方买家、管道或终端。我们已与中流和管道公司签订了一些运输和处理协议,将我们生产的大部分天然气输送到长途天然气管道。我们以多种不同的方式推销我们的产品,这取决于多种因素,包括产品的购买者数量、油井附近管道的供应情况和成本、市场价格、管道限制和操作灵活性。因此,我们的收入在很大程度上取决于石油和天然气的价格和需求。石油和天然气价格历来波动不定,今后可能会继续波动。
我们的业务费用一般由几个组成部分组成,包括外勤人员费用、保险、维修和维护费用、生产用品、业务中使用的燃料、运输费用、修整费用以及国家生产和从价税。
同所有石油和天然气勘探和生产公司一样,我们面临着替换储量的挑战。虽然过去我们通过成功的收购和钻探努力抵消了现有财产产量下降的影响,但不能保证我们能够通过今后的收购或钻探活动继续抵消产量下降或保持目前的产量。我们未来的增长将取决于我们是否有能力继续增加超出产量的新储备。
我们的业务和设施受到广泛的联邦、州和地方法律和法规的约束,涉及石油和天然气的勘探、开发、生产和运输,以及操作安全。未来的法律或法规,在解释现有法律和条例方面的任何不利变化,或我们不遵守现有法律要求,都可能对我们的业务、经营结果和财务状况产生不利影响。适用的环境法规要求我们在停止生产后拆除我们的设备,堵塞和放弃我们的井,并补救我们的作业可能造成的任何环境损害。堵住和放弃我们的石油和天然气井以及拆除和拆除我们的生产设施的估计未来费用的现值包括在我们的未来废弃费用储备中,截至2019年12月31日,该储备为1 810万美元。
原油和天然气的价格波动很大,我们目前正经历一段时期的低价,主要是由于天然气供应过剩。由于天然气价格仍然很低,我们的收入和现金流将继续下降。我们预计我们的石油产量将继续下降,因为我们今后参与新油井钻探的计划有限。我们期望我们的天然气产量会增加,前提是我们保持足够的开发计划来抵消下降的影响。钻探活动水平取决于商品价格。如果我们不抵消我们计划在2020年和今后各时期钻探的新油井的产量下降,我们的生产量和经营活动的现金流可能不足以为我们的资本支出提供资金,我们可能需要减少钻井活动,或者我们可能需要寻求额外借款,这将增加我们在2020年和今后几个时期的利息支出。如果石油和天然气价格仍然很低,我们可能需要确认损失,因此,这些财产的预期未来现金流量不足以收回其账面价值。
琼斯贡献
2018年8月14日,琼斯合伙公司在北达科他州和蒙大拿州贡献了某些石油和天然气资产,以换取88,571,429股新发行的普通股,占我们当时流通股的84%(“琼斯贡献”)。琼斯合伙公司由达拉斯商人杰里·琼斯和他的孩子(集体,“琼斯集团”)全资拥有和控制。对“继承者”或“继承者公司”的提述与本公司随后的业务有关
47
2018年8月13日。对“前身”或“前任公司”的提及与2018年8月13日或之前的公司业务有关。
为了加强对所述期间的业务结果的分析,我们对前任和继任者2018年12月31日终了年度的选定财务和业务数据进行了讨论。本报告包括对前任在2018年1月1日至2018年8月13日期间选定的财务和经营数据的数学加法,以及接班人2018年8月14日至2018年12月31日期间的可比财务和经营数据。在合并列报中没有其他调整。选定的财务和业务数据的数学组合列在“2018年12月31日终了的合并年度”标题下,这一数据是非公认会计原则的列报方式。管理层认为,这些选定的财务和运营数据为投资者提供了有用的信息,以评估我们的经营业绩,因为12个月的运营结果与我们如何报告过去的业绩以及我们将如何报告未来的业绩相对应。
科维公园收购
2019年7月16日,我们收购了科维公园能源有限责任公司(“科维公园”),总共考虑了7.00亿美元的现金,发行了赎回价值2.1亿美元的A系列可转换优先股,发行了28,833,000股普通股(“科维公园收购”)。除了支付的考虑之外,康斯托克公司假定库维公园7.5%的高级债券价值6.25亿美元,偿还了柯维公园当时在其银行信贷安排下的未偿借款3.8亿美元,并以1.534亿美元赎回了所有柯维公园的优先股。根据发行的优先股的公允价值以及2019年7月16日我们普通股每股5.82美元的收盘价,这笔交易的价值约为22亿美元。科维公园的业务主要集中在东德克萨斯州和北路易斯安那州的Haynesville/Bossier页岩。
为科维公园收购提供资金的方式是以3000万美元出售我们新发行的普通股5 000万股,以1.75亿美元向我们的多数股东出售新发行的B系列可转换优先股175 000股,以及根据我们经修正和重报的银行信贷安排和手头现金借款。
这笔收购包括大约249 000英亩的净土地和2.9桶已探明的储量。在收购之日,此次收购增加了大约710巴西石油公司的日均产量,并增加了1 200多个未来钻井地点的净产量。
与科维公园的收购有关,我们支付了4,100万美元的咨询费和律师费以及其他与收购有关的费用。这些购置费用包括在我们的合并业务报表中的交易费用中。
该笔交易是以商业合并的方式进行的,采用了收购的方法。目前还没有关于确定购买价格的某些信息,包括科维公园的最后纳税申报表。我们预计将在收购日期后的12个月内完成购买价格的分配,在此期间,所获得的净资产和负债的价值可能会酌情修改。
截至2019年12月31日,琼斯集团拥有我们大约73%的未偿普通股,科维公园的前所有者拥有15%的股份。琼斯集团和科维公园的前所有者分别持有B系列和A系列可转换优先股,如果转换,可转换为96,250,000股我们的普通股。
48
业务结果
2019年12月31日终了年度与2018年期间比较
我们2018年1月1日至2018年8月13日(“2018年前身期”)、2018年8月14日至2018年12月31日(“2018年继承期”)、2018年和2018年12月31日终了年度的业务数据概述如下:
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前辈 |
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|
接班人 |
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||||||||||
|
|
期间 2018年1月1日 贯通 八月十三日, |
|
|
|
|
期间 2018年8月14日 贯通 十二月三十一日 |
|
|
联合 年终 十二月三十一日 |
|
|
年终 十二月三十一日 |
|
||||
|
|
2018 |
|
|
|
|
2018 |
|
|
2018(3) |
|
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2019 |
|
||||
石油和天然气销售(千): |
|
|
|
|
|
|
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|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气销售 |
|
$ |
147,897 |
|
|
|
|
$ |
144,236 |
|
|
$ |
292,133 |
|
|
$ |
635,795 |
|
石油销售 |
|
|
18,733 |
|
|
|
|
|
79,385 |
|
|
|
98,118 |
|
|
|
132,894 |
|
石油和天然气销售总额 |
|
$ |
166,630 |
|
|
|
|
$ |
223,621 |
|
|
$ |
390,251 |
|
|
$ |
768,689 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
净生产数据: |
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|
|
|
|
|
|
|
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|
|
|
|
|
|
|
|
天然气销售 |
|
|
55,240 |
|
|
|
|
|
45,031 |
|
|
|
100,271 |
|
|
|
292,834 |
|
石油销售(MMBLS) |
|
|
287 |
|
|
|
|
|
1,385 |
|
|
|
1,672 |
|
|
|
2,685 |
|
总石油和天然气(MMcfe) |
|
|
56,963 |
|
|
|
|
|
53,338 |
|
|
|
110,301 |
|
|
|
308,944 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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|
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平均售价: |
|
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|
|
|
|
|
|
|
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|
|
|
|
|
|
|
|
天然气销售 |
|
$ |
2.68 |
|
|
|
|
$ |
3.20 |
|
|
$ |
2.91 |
|
|
$ |
2.17 |
|
石油销售 |
|
$ |
65.23 |
|
|
|
|
$ |
57.34 |
|
|
$ |
58.70 |
|
|
$ |
49.49 |
|
石油和天然气销售总额 |
|
$ |
2.93 |
|
|
|
|
$ |
4.19 |
|
|
$ |
3.54 |
|
|
$ |
2.49 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
费用(每个Mcfe$): |
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|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
生产税 |
|
$ |
0.06 |
|
|
|
|
$ |
0.21 |
|
|
$ |
0.13 |
|
|
$ |
0.09 |
|
集运 |
|
$ |
0.21 |
|
|
|
|
$ |
0.20 |
|
|
$ |
0.20 |
|
|
$ |
0.23 |
|
租赁经营(1) |
|
$ |
0.37 |
|
|
|
|
$ |
0.38 |
|
|
$ |
0.39 |
|
|
$ |
0.29 |
|
折旧、损耗和摊销(2) |
|
$ |
1.18 |
|
|
|
|
$ |
1.01 |
|
|
$ |
1.09 |
|
|
$ |
0.89 |
|
_______________
(1) |
包括从价税。 |
(2) |
只表示石油和天然气属性的折旧、损耗和摊销。 |
(3) |
2018年12月31日终了的合并年度仅为比较目的提供信息,非GAAP格式。 |
石油和天然气销售。2019年石油和天然气销售总额为7.687亿美元,比2018年石油和天然气销售总额3.903亿美元增加了3.784亿美元,增幅为97%。增加的原因是产量增加,但2019年实现的石油和天然气价格下降部分抵消了这一增长。天然气销售额比2018年同期增加了3.437亿美元(118%),主要原因是与科维公园收购和我们2019年钻井活动相关的产量增加。天然气产量的增加被2019年至2018年每麦克福0.74美元的低价格实现部分抵消。石油销售增加3 480万美元,原因是巴肯页岩产油量增加。
生产税。2019年,2,920万美元的副产税增加了1,440万美元,即97%,而2018年的总生产税为1,480万美元。这一增长主要与石油和天然气销售增长97%有关。
49
收集和运输。2019年,主要收集和运输成本增加了4 900万美元,至7 130万美元,比2018年同期的2 240万美元增加了219%。这一增加主要反映了从获得的财产和2019年钻井活动中获得的天然气产量增加。
租赁业务费用。2019年,我们的租赁营运费用为8730万美元,比2018年同期的4,190万美元高出4,540万美元,即108.4%。我们天然气业务的运营费用在2019年为每麦克菲0.22美元,而2018年期间为每麦克菲0.29美元。我们石油业务的运营费用为8.99美元,而2018年期间为8.64美元。增加的主要原因是我们巴肯页岩地区的运营成本较高。由于天然气产量的增加,2019年每麦克菲0.28美元的总运营费用比2018年同期的0.38美元减少了26%。
折旧、损耗和摊销费用(“DD&A”)。2019年的DDD&A指数为2.765亿美元,相当于每个Mcfe的0.90美元。DD&A在2018年的前任时期为6,800万美元,即每Mcfe 1.18美元。DD&A在2018年的接班人期为5390万美元,即每个Mcfe 1.01美元。2019年DD和A的减少主要是由于科维公园收购和我们2019年钻探活动推动的2019年探明石油和天然气储量增加的发现成本降低。
一般和行政费用。2920万美元中的2920万美元中包括400万美元的股票薪酬。2018年后续期间和2018年前任的一般费用和行政费用分别为1 140万美元和1 570万美元,其中分别包括100万美元和390万美元的股票补偿金。2019年增加的原因是,作为科维公园收购的一部分,招聘了更多的雇员。
衍生金融工具。我们利用石油和天然气价格互换、套圈、基础互换和互换来管理我们对大宗商品价格的敞口,并保护我们的钻探活动带来的投资回报。2019年衍生金融工具收益为5 170万美元,2018年后续期间收益为1 050万美元,2018年前任期间收益为90万美元。衍生金融工具的现金活动包括2019年的收入5 270万美元、2018年后续期间的560万美元付款和2018年前任期的280万美元收入。下表列出了我国衍生金融工具现金结算前后的天然气和石油当量价格:
|
|
前辈 |
|
|
|
|
接班人 |
|
||||||
|
|
期间 2018年1月1日 贯通 八月十三日, |
|
|
|
|
期间 2018年8月14日 贯通 十二月三十一日 |
|
|
年终 十二月三十一日 |
|
|||
|
|
2018 |
|
|
|
|
2018 |
|
|
2019 |
|
|||
天然气平均实际价格: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气,每麦克福 |
|
$ |
2.68 |
|
|
|
|
$ |
3.20 |
|
|
$ |
2.17 |
|
衍生金融工具现金结算,按Mcf计 |
|
|
0.05 |
|
|
|
|
|
(0.13 |
) |
|
|
0.18 |
|
每个Mcf的价格,包括衍生金融工具的现金结算 |
|
$ |
2.73 |
|
|
|
|
$ |
3.07 |
|
|
$ |
2.35 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
平均已实现石油价格: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
原油/桶 |
|
$ |
65.23 |
|
|
|
|
$ |
57.34 |
|
|
$ |
49.49 |
|
衍生金融工具现金结算,每桶 |
|
|
— |
|
|
|
|
|
0.46 |
|
|
|
0.15 |
|
每桶价格,包括衍生金融工具的现金结算 |
|
$ |
65.23 |
|
|
|
|
$ |
57.80 |
|
|
$ |
49.64 |
|
50
利息费用。2019年变现利息支出为1.615亿美元,而2018年后续期间为4 360万美元,2018年前任期为1.012亿美元。2019年的利息包括在科维公园收购中假设的7.5%的高级票据(“2025年票据”)、我们9%的高级票据(“2026年票据”)和我们的银行信贷工具的利息支付。利息费用中包括2025年债券折价的摊销,这些债券的价值相当于与科维公园收购有关的票面价值的71%,2026年的债券,以及与我们的未偿债务有关的债务成本摊销。2019年的非现金利息支出总额为1,630万美元,而2018年后续时期的非现金利息支出为240万美元,而2018年的前任期为2,950万美元。2018年后续期的利息反映了我们的债务再融资交易,这笔交易与Jones的缴款同时结束,当时我们在新的银行信贷安排下发行了8.5亿美元的2026年债券和4.5亿美元的借款,对当时的所有债务进行了再融资。
所得税。2019年为2 780万美元,2018年后续期间为1 890万美元,2018年前任期为110万美元。2019年的实际税率为22%,不同于21%的联邦所得税税率,主要原因是确认了州政府税收的影响,并为减少我们的估价津贴提供了税收优惠。2018年后续时期的实际税率为23%,而2018年前一时期的实际税率为1%。2018年后续时期的所得税不同于联邦所得税税率,这主要是因为州政府税收和税收优惠减少了我们的估价津贴。2018年前一时期的有效税率与联邦税率不同,主要是由于对递延税收资产和州税给予了估值津贴。
净收入。我们报告2019年度净收益为9 690万美元,或稀释后每股净收益为52美元,2018年后续期间为6 410万美元或每股稀释后每股0.61美元,净亏损9 280万美元,即2018年前任期间每股净亏损6.08美元。2019年的净收益反映了由于科维公园的收购和我们2019年的钻探活动,石油和天然气业务的经营利润增加了。2018年后续期间的净收益反映了由于Bakken页岩资产的贡献而增加的石油和天然气业务的经营利润,以及由于我们的债务再融资而降低的利息支出。2018年前一时期的损失主要是由于利息费用过高所致。
2018年期间与2017年12月31日终了年度相比
2018年至2017年之间未包括在此表10-K中的2017年项目和年度比较,见2019年3月1日向SEC提交的公司关于表10-K的年度报告中的“管理人员对财务状况和经营结果的讨论和分析”。
流动性与资本资源
我们的活动资金历来由我们的经营现金流、债务或股权融资和资产出售提供。在2019年,我们的主要资金来源是经营现金流和发行普通股、优先股和借款,以资助科维公园的收购。2019年业务活动提供的现金为4.512亿美元,而2018年期间的合并业务现金流量为1.88亿美元。2019年经营现金流的增加主要是由于收购科维公园和我们2019年的钻探活动导致的石油和天然气销售增加。
在2018年的后续时期,我们的主要资金来源是经营现金流和债务融资。2018年后续期间业务活动提供的现金为1.023亿美元。在2018年的前身期间,我们的主要资金来源是经营现金流、资产出售收益和债务融资。2018年前一期业务活动的现金流量为8 570万美元。2018年后续期间业务现金流量增加的主要原因是
51
石油和天然气销售的贡献,巴肯页岩的性质和我们的天然气产量增长,由我们的哈内斯维尔页岩钻井活动。在前任2017年,我们的主要资金来源是经营现金流。
我们的资本支出活动摘要见下表:
|
|
前辈 |
|
|
|
|
接班人 |
|
||||||||||
|
|
年终 十二月三十一日 |
|
|
期间 2018年1月1日 贯通 八月十三日, |
|
|
|
|
期间 2018年8月14日 贯通 十二月三十一日 |
|
|
年终 十二月三十一日 |
|
||||
|
|
2017 |
|
|
2018 |
|
|
|
|
2018 |
|
|
2019 |
|
||||
|
|
(单位:千) |
|
|||||||||||||||
物业收购 |
|
$ |
— |
|
|
$ |
39,323 |
|
|
|
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$ |
21,013 |
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$ |
2,097,451 |
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勘探和开发: |
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开发租赁成本 |
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4,698 |
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2,848 |
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1,715 |
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7,603 |
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开发、钻井和完井费用 |
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164,472 |
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90,840 |
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148,745 |
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493,625 |
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其他发展费用 |
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9,644 |
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13,871 |
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13,612 |
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|
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9,339 |
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勘探开发总额 |
|
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178,814 |
|
|
|
107,559 |
|
|
|
|
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164,072 |
|
|
|
510,567 |
|
其他 |
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43 |
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31 |
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2 |
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198 |
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资本支出总额 |
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$ |
178,857 |
|
|
$ |
107,590 |
|
|
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|
$ |
164,074 |
|
|
$ |
510,765 |
|
我们大部分资本支出的时间都是自由决定的,因为我们没有实质性的长期资本支出承诺。因此,我们有相当程度的灵活性,可在情况需要时,调整我们的资本开支水平。我们目前预计到2020年将花费大约4.21亿美元用于开发和勘探项目,包括钻探46口水平井(对我们来说是34.3个净额),完成2019年钻探的18口井(对我们来说是12.6个净额),以及其他开发项目。我们的经营现金流,因此,我们的资本支出是高度依赖石油和天然气价格。我们经营的大部分物业都是我们预期正在进行的发展,因此我们对未来资本支出的数额和时间有很大的酌处权。
我们没有具体的2020年收购预算,因为收购的时间和规模是不可预测的。我们打算在有能力的情况下,利用业务现金流、银行信贷贷款或其他债务或股权融资,为此类收购提供资金。这些资金来源的可获性和吸引力将取决于若干因素,其中一些因素将与我们的财务状况和业绩有关,而有些因素将超出我们的控制范围,例如目前的利率、石油和天然气价格以及其他市场条件。由于总体经济状况,无法进入债务或股票市场可能会妨碍我们完成收购的能力。
在琼斯的捐款方面,我们完成了一系列的再融资交易,以使我们当时所有未偿还的高级担保和无担保票据退休。2018年8月3日,我们发行了2.026年债券中的8.5亿美元,净收益为8.159亿美元。2026年期债券的利息将于2月15日和8月15日到期,年利率为9%,2026期债券将于2026年8月15日到期。作为科维公园收购的一部分,我们假定科维公园的6.25亿美元的高级债券已经到期。假定债券的利息将于5月15日和11月15日支付,年利率为7.5%,这些债券将于2025年5月15日到期。
2018年8月14日,我们进入了一个新的银行信贷机构,由蒙特利尔银行作为行政代理,以及参与的银行。银行信贷安排的借款基数为7.00亿美元,每半年重新确定一次,并在发生某些其他事件时重新确定。在完成对科维公园的收购的同时,银行信贷机构
52
经修订和重报,以便为15.75亿美元的借款基础提供经费,这一基础将在半年和某些其他事件发生时重新确定。到期日延长至2024年7月16日。最初承诺的借款基数定为15.00亿美元,其中12.5亿美元的借款截至2019年12月31日仍未偿还。2019年11月重申了借款基数。银行信贷安排下的借款主要由我们所有的资产和我们子公司的资产担保,我们可以选择LIBOR加1.75%至2.75%的利率或基准利率+0.75%至1.75%的利率,这取决于借款基础的使用情况。我们还支付了0.375%到0.5%的未使用借款基础的承诺费。银行信贷安排对我们和我们受限制的子公司产生额外负债、支付现金红利、回购普通股、进行某些贷款、投资和剥离以及赎回高级票据的能力施加了某些限制。唯一的财务契约是保持杠杆比率小于4.0:1.0和调整后的流动比率至少为1.0:1.0。金融契约是从截至2019年12月31日的三个月的财务业绩开始确定的。截至2019年12月31日,我们遵守了这些公约。
下表按到期日列出我们的负债总额和承付款总额:
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2020 |
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2021 |
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2022 |
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2023 |
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2024 |
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此后 |
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共计 |
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(单位:千) |
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银行信贷设施 |
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$ |
— |
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|
$ |
— |
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|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
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$ |
1,250,000 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
1,250,000 |
|
7.5%高级票据应于2025年到期 |
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— |
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— |
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— |
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— |
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|
— |
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625,000 |
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|
|
625,000 |
|
9%高级债券到期 |
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— |
|
|
|
— |
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|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
850,000 |
|
|
|
850,000 |
|
利息 |
|
|
182,750 |
|
|
|
182,750 |
|
|
|
182,750 |
|
|
|
182,750 |
|
|
|
158,458 |
|
|
|
152,250 |
|
|
|
1,041,708 |
|
经营租赁 |
|
|
2,857 |
|
|
|
2,181 |
|
|
|
467 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
5,505 |
|
运输 |
|
|
10,714 |
|
|
|
12,031 |
|
|
|
24,822 |
|
|
|
24,822 |
|
|
|
24,890 |
|
|
|
169,617 |
|
|
|
266,896 |
|
钻机和完井 |
|
|
36,367 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
36,367 |
|
|
|
$ |
232,688 |
|
|
$ |
196,962 |
|
|
$ |
208,039 |
|
|
$ |
207,572 |
|
|
$ |
1,433,348 |
|
|
$ |
1,796,867 |
|
|
$ |
4,075,476 |
|
未来的利息成本是根据我们在银行信贷安排下未偿还的高级票据和借款的有效利率计算的。
我们有义务为石油和天然气财产的拆除、废弃和恢复支付今后的费用。目前估计这些付款主要发生在2023年之后。截至2019年12月31日,我们记录了这些资产退休债务的单独负债,总额为1,820万美元。
我们相信,我们的手头现金和我们的银行信贷贷款业务和可用贷款的现金流足以为我们2020年计划的钻探活动提供资金。如果我们的计划或假设有所改变,或我们的假设被证明是不准确的,我们可能需要寻求额外的资本,包括额外的股本或债务融资,以取代任何可能因低油价和天然气价格而丧失的流动资金。我们不能保证我们能够获得这些资本,或者如果有这样的资本,我们将能够以可接受的条件获得资金。
联邦和州税收
2017年12月22日颁布的减税和就业法案将公司所得税税率从2018年1月1日起从35%降至21%。其他可能影响我们的重大税法改革包括:取消企业替代最低税额(“AMT”)、要求2018年及其后发生的运营亏损无限期结转、在某一年度内不携带高达80%的应纳税所得额的变动,以及限制扣减在2018年及以后发生的利息费用。
53
2018年或以上,占其应纳税年度调整应纳税收入(定义为利息前应税收入和营业净亏损前应纳税收入)的30%。2022年1月1日前的纳税年度,为这些目的调整的应纳税所得额也作了调整,以排除折旧、耗损和摊销的影响。“减税和就业法”保留了为联邦所得税目的对无形钻探费用的可扣减性,这使我们能够在发生的一年中扣除部分钻探费用,并将应纳税期间应缴的当期税款降至最低。2018年12月31日,我们完成了制定减税和就业法案的税收效果核算。我们对某些递延的联邦税收资产和负债进行了重新计算,其依据是预期未来将逆转的比率,一般为21%。2018年,与重新计算我们的递延联邦税收余额有关的确认数额为1.404亿美元,这一数额必须得到估值津贴。“减税和就业法案”废除了从2018年1月1日开始或之后的税收年度的AMT,并规定现有的AMT抵免可以用于抵消任何应税年度的联邦税收。此外,任何未使用的AMT贷款结转款中,有50%可以在2018年至2020年的课税年度内退还。截至2018年12月31日,我们有2,040万美元未使用的AMT信用结转,其中1,020万美元是在2019年退还的。
在2019年12月31日,我们有9亿美元的联邦净营业亏损结转和15亿美元的州净营业亏损结转。根据“国内收入法典”第382条,由于琼斯的贡献而发行的普通股的所有权发生了重大变化。因此,我们利用净经营亏损(“NOLs”)减少应税收入的能力通常仅限于每年的金额,其依据是我们股票在所有权变动前的公平市场价值乘以长期免税利率。由于这一限制,我们的NOL估计每年仅限于330万美元。除了这一限制外,IRC第382节规定,在所有权变更前有未实现净内建收益的公司,可将其限制增加在确认期内确认的内建收益数额,即通常指所有权变更后的五年期间。基于股权变更前我们普通股的公平市场价值,我们相信我们有一个未实现的净收益,这将增加第382条限制在五年确认期内。
我们在科维公园收购中发行的普通股并没有引发第382条下的另一次所有权变动。因此,预计不会有额外的NOL限制。
在任何一年中超过第382节限制的国家继续被允许结转,直至到期为止,并可用于抵消每年受限额限制的结转期内的应纳税收入。2018年之前发生的NOS通常有20年的寿命,直到到期为止。2018年及其后产生的NOLS将无限期地继续下去。我们使用新的NOL后产生的所有权变更将不会受到382限制的影响。如果我们不能在2018年前NOL结转期到期前产生足够的应税收入,那么我们将失去将这些NOL作为未来应税收入的抵销的能力。我们估计,美国联邦NOL结转的8.404亿美元和州NOL结转的14亿美元将到期。
我们在2015年12月31日之后的联邦所得税报税表仍需接受审查。我国主要国家所得税辖区的所得税申报表在2016年12月31日以后的不同时期内仍须接受审查。我们目前认为,我们的重要申报职位是高度肯定的,我们所有其他重要的所得税申报职位和扣减都将在审计时维持不变,否则最后决议将不会对我们的合并财务报表产生重大影响。因此,我们没有为不确定的税收状况设立任何重要的准备金。
54
关键会计政策
根据美国普遍接受的会计原则编制财务报表,要求我们作出估计并使用可能影响报告的资产、负债、收入或支出数额的假设。
成功的努力会计。我们必须在可接受的会计政策中作出选择。石油和天然气生产活动有两种普遍可以接受的核算方法。全额成本法允许将与寻找石油和天然气储量有关的所有费用资本化,包括某些一般和行政费用。成功的努力方法只允许将与开发已探明的石油和天然气属性有关的费用以及与成功的勘探项目有关的勘探费用资本化。与勘探不成功有关的费用,在确定未发现商业性生产石油和天然气储量时予以支出。我们选择使用成功的努力方法来核算我们的石油和天然气活动,我们没有将我们的任何一般和行政开支资本化。
石油和天然气储量。有关折旧、耗竭及摊销费用的厘定,在很大程度上取决于可归因于本港物业的经证实的石油及天然气储量的估计。确定是否应根据我们的石油和天然气属性确认损害,也取决于这些估计以及对可能的储量的估计。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取决于现有数据的质量、生产历史和工程以及地质解释和判断。由于所有储量估计数在某种程度上都不准确,最终回收的石油和天然气的数量和时间、生产和业务费用、未来开发支出的数额和时间以及未来石油和天然气价格都可能与这些估计数中的假设大不相同。有关本港已探明的石油及天然气储备的未来净现金流量现值的资料,只作估计,不应解释为我们物业所估计的石油及天然气储备的现时市值。因此,这些资料包括对可归因于前一年估计数中已证实的财产的某些储备金估计数的修订。这些修订反映了随后的活动、所涉财产的生产历史以及因产品价格变化而对这些财产的预计经济寿命所作的任何调整的补充资料。今后任何向下调整都可能对我们的财务状况、我们的未来前景和我们普通股的价值产生不利影响。
石油和天然气性质的损害。当情况表明资产的账面价值可能无法收回时,我们评估我们已证实的财产是否可能受到损害。如果减值是根据资产账面价值与其未贴现的未来净现金流量的比较来表示的,则在账面价值超过公允价值的范围内确认减值。在执行这些评价时涉及到大量的判断,因为评估结果是基于对未来事件的估计。预计未来现金流量是根据对预测的未来生产量适用的基于市场的远期价格估计未来价格来确定的。预计产量是根据该财产的证明和风险调整后的可能石油和天然气储量估计数确定的。我们在评估减值需求时所使用的未来现金流量估计,是基于一项公司预测,该预测考虑多个独立价格预测的预测。价格不会上升到超过观察到的历史市场价格的水平。根据我们的历史经验,我们还假定每年的费用会上升2%。用于确定资产减值的石油和天然气价格通常将与未来现金流量折现标准计量中使用的价格不同,因为标准化计量要求使用该年的每月平均第一天的历史价格。未经证实的财产是根据钻探的结果、计划中的未来钻井以及我们的石油和天然气租赁条款来评估的。我们对未来未贴现净额的估计是合理的。
55
可归因于其石油和天然气特性的现金流量今后可能会发生变化。可能影响未来现金流量估计数的主要因素包括对经证实和适当的风险调整后的可能石油和天然气储量的未来调整,无论是正的还是负的,未来钻探活动的结果,石油和天然气的未来价格,以及生产和资本成本的增减。由于这些变化,我们的已证实和未探明的油气性质的承载价值在未来可能会受到损害。
善意。截至2019年12月31日,我们的商誉为3.359亿美元,与琼斯的捐款有关。商誉是指购买价格超过有形和可识别无形资产净值的公允价值。我们没有被要求摊销商誉作为收入的费用,但是,我们被要求每年对商誉的减值进行一次审查。
我们最初准备对我们的业务价值进行一次质量公允价值评估,从而确定我们商誉可能受损的可能性。在进行这一定性评估时,我们审查可能对我们的业务产生负面影响的相关事件和情况,包括宏观经济状况、行业和市场状况(包括当前商品价格)、收益和现金流量、总体财务业绩和其他相关实体特定事件。
如果定性评估表明,我们的业务更有可能受到损害,则将进行定量分析,以评估我们的公允价值,并确定需要承认的减损数额(如果有的话)。在对商誉进行数量减值评估时,公允价值是根据以下因素确定的:(1)最近的市场交易(如果有的话);(2)预计的贴现现金流(收入法)。根据市场方法,公允价值将与证券在公共市场上活跃交易的类似企业进行比较。这就要求我们的管理层做出一定的判断,包括可比较公司的选择、可比较的近期公司资产交易、交易溢价和选定的财务指标。根据收入办法,公允价值是根据预期未来现金流量的现值计算的。收入办法取决于若干因素,包括预测收入估计数、经通货膨胀调整的未来业务、行政和资本费用估计数、预计储量数量、探明和开发已探明和未探明储量的成功可能性、贴现率和其他变量。在评估石油和天然气收购机会时,我们使用折扣系数对未来的现金流进行贴现,我们相信这将为我们的业务提供公平的市场价值。对储量估计量的负面修正、原油或天然气价格的持续下降、未来费用估计数的增加或剥离可能导致预期未来现金流量的减少,这将表明未来商誉的全部或部分可能受到损害。
如果商誉的账面价值超过用定量方法计算的公允价值,就会记录公允价值和账面价值之间的差额的减值费用。如果石油或天然气价格下跌,钻井努力失败,或者我们的市值下降,就有可能需要确认损害。截至2019年10月31日,我们对商誉进行了评估,并确定没有减值指标。
所得税。我们采用资产和负债法核算所得税,即确认递延税资产和负债因资产和负债的财务报表与其各自税基之间的差异而产生的未来税收后果,以及今后使用现有税额净营业损失和其他类型结转的未来税收后果。递延税资产和负债的计量采用预期适用于预期收回或结清这些临时差额和结转的年度应纳税收入的税率。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。
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在记录递延所得税资产时,我们考虑到将来是否更有可能实现部分或全部递延所得税资产。递延所得税资产的最终实现取决于在递延所得税资产可扣减的时期内产生的未来应纳税收入。我们相信,在考虑了所有现有的历史和前景客观证据后,再加上对历史证据的更大重视,我们无法确定,我们所有递延税金资产都有可能变现。因此,我们为我们的递延税收资产以及美国联邦和州的营业净亏损结转设定了估值备抵,这些资产由于在结转期结束前产生应税收入的不确定性而无法使用。我们将考虑到在未来报告期内获得的所有现有信息,继续评估递延税收资产的估值免税额。
以股票为基础的补偿。基于公允价值的权益补偿会计方法。根据公允价值法,补偿费用在授予日期根据裁决的公允价值计算,并在裁决归属期内以直线确认。
最近的会计声明。2017年1月,FASB发布了最新会计准则第2017-04号(ASU 2017-04)“无形资产-商誉和其他(主题350):简化商誉损害测试”。ASU 2017-04消除了商誉减值测试的第二步,并规定商誉减值应通过比较报告单位的公允价值及其账面金额来衡量。ASU 2017-04适用于2019年12月15日以后的会计年度进行的年度或中期商誉减值测试,允许尽早采用。我们没有尽早采用ASU 2017-04,并将在2020年采用这一标准后,在进行年度减值评估时,在财务报表中实施ASU 2017-04。我们预计更新不会对我们的经营结果、流动性或财务状况产生重大影响。
2016年2月,FASB发布了ASU第2016-02号租约(“ASU 2016-02”)。ASU 2016-02要求承租人将大部分租赁纳入资产负债表,但在财务报表中确认租赁费用的方式类似于ASC 2016-02之前的租赁核算。ASU 2016-02适用于2018年12月15日以后的年度期及其后的期中期。从2019年1月1日开始,我们通过了ASC 2016-02.我们对这一新标准采用了改进的回顾性方法,并将某些实际的权宜之计作为我们采用的一部分。ASC 2016-02的通过并没有对我们的运营结果、流动性或财务状况产生重大影响。
2016年6月,FASB发布了“会计准则更新ASU第2016-13号”(“ASU 2016-13”),修订了关于报告贸易应收款信贷损失、租赁净投资、债务证券、贷款和某些其他工具的指导意见。ASU 2016-13要求使用前瞻性的预期损失模型,而不是现有的损失确认。更新将从2020年开始对我们生效。指南要求对准则生效的第一个报告期开始时的财务状况表进行累积效应调整。我们正在继续评估这一最新情况的规定,但我们目前并不认为这将对我们的业务结果、财务状况和财务披露产生重大影响。
57
项目7A.市场风险的定量和定性披露
我们的财务状况、经营成果和资本资源,在很大程度上取决于目前的石油和天然气市场价格。由于我们无法控制的各种因素,这些商品价格受到广泛波动和市场不确定性的影响。影响石油和天然气价格的因素包括全球石油需求水平、石油和天然气的外国供应、石油出口国制定和遵守生产配额、决定天然气需求的天气条件、替代燃料的价格和供应以及总体经济状况。我们不可能以任何程度的确定性来预测未来的石油和天然气价格。石油和天然气价格持续疲软可能会对我们的财务状况和经营结果产生不利影响,也可能减少我们能够经济地生产的石油和天然气储量。我们石油和天然气储量的任何减少,包括由于价格波动而减少的储量,都可能对我们为勘探和开发活动获得资本的能力产生不利影响。同样,石油和天然气价格的任何改善都会对我们的财务状况、运营结果和资本资源产生有利影响。根据我们在2019年的石油和天然气产量,并考虑到我们已经达成的任何石油或天然气价格互换协议,每桶石油价格的1美元变动将使我们在此期间的现金流量发生大约260万美元的变化,而天然气每麦克福价格的变动为0.10美元将使我们的现金流量增加约2 020万美元。
截至2099年12月31日,我们已签订天然气价格互换协议,以对冲我们2020年至2022年生产的约138.3巴西法郎,平均价格为每麦克弗尔2.81美元。我们还签订了双向天然气套圈,以对冲大约16.4bcf的天然气,平均底价为每麦克弗特2.47美元,平均最高价格为每麦克弗特3.46美元。我们也有双向的石油套圈来对冲1,262,600桶,平均底价为每桶48.65美元,平均最高价格为每桶64.92美元。我们有三面套子来对冲26.5桶天然气的价格,平均底价为每麦克弗特2.65美元,平均最高价格为每麦克弗特2.99美元,平均卖出价格为2.33美元。我们已进行天然气交换,对65.8bcf的天然气进行套期保值,另加76.7bcf需进行期权操作,平均价格为每麦克弗特2.52美元。我们的衍生合约都没有保证金要求或担保品条款,可能需要在预定的现金结算日期之前提供资金。由于2019年12月31日大宗商品价格的10%变动,我们天然气掉期的公允价值将发生3,370万美元的变化。公允价值的这种变化可能是一种收益,也可能是一种损失,这取决于价格是上涨还是下降。自2019年12月31日以来,我们已开始进行更多天然气交换,以对冲2020年2月至2021年12月生产的额外28.0Bcf天然气,并在2021年1月至2022年12月期间再生产43.8Bcf天然气,但需进行期权操作,平均价格为每麦克福2.51美元。
利率
截至2019年12月31日,我们有大约27亿美元的长期未偿债务本金.2026年12月31日未偿还的2026年债券(8.5亿美元)按9%的固定利率计算利息。2025年的债券截至2019年12月31日的未偿还额为6.25亿美元,利率固定在7.5%。截至2019年12月31日,2026年及2025年债券的公平市价分别为7.65亿元及5.344亿元,以该等债券面值约90%及85.5%的市价计算。截至2019年12月31日,我们在银行信贷安排下有12.5亿美元未偿贷款,这取决于与libor或公司基准利率挂钩的可变利率(按我们的选择)。这些利率的任何提高都会对我们的经营结果和现金流动产生不利影响。根据2019年12月31日的未偿借款,利率的100个基点变动将使我们的可变利率债务的利息支出减少约1,250万美元。
58
项目8.附属财务报表和补充数据
我们的合并财务报表载于本报告第F1至F-38页。
我们按照公认的会计原则编制了这些财务报表。我们对本报告所列财务报表和其他财务数据的公正性和可靠性负责。在编制财务报表时,我们必须根据现有的关于某些事件和交易影响的资料作出知情的估计和判断。
我们的注册独立会计师安永会计师事务所(Ernst&Young LLP)负责审计我们的财务报表,并就此发表意见。他们的审计是按照美国普遍接受的审计标准进行的,使他们能够报告财务报表是否按照美国普遍接受的会计原则,在所有重大方面公平地反映了我们的财务状况和业务结果。
我们董事会的审计委员会由三名非我们雇员的董事组成。该委员会定期与我们的独立会计师和管理层举行会议。我们的独立会计师可以充分和自由地与审计委员会开会,在管理层在场的情况下,讨论他们的审计结果和财务报告的质量。
第9项.会计和财务披露方面会计人员的间接变动和与会计人员的分歧
没有。
第9A项.控制和程序
对控制和程序的评价。关键披露控制和程序(如1934年“证券交易法”修正后的“证券交易法”或“交易法”规定的规则13a-15(E)和15d-15(E)所规定的)旨在提供合理的保证,使我们根据“交易法”提交或提交的报告所需披露的信息在证券交易委员会规则和表格规定的时间内得到记录、处理、汇总和报告,并酌情将这些信息积累并传达给我们的管理层,包括我们的首席执行官和首席财务官,以便就所要求的披露作出及时的决定。
我们对截至2019年12月31日的信息披露控制和程序的有效性进行了评估。评价是在每个业务部门的高级管理人员和主要机构职能的参与下进行的,并在首席执行干事和首席财务干事的监督下进行。
根据我们对披露控制和程序的评估,我们的首席执行官和首席财务官得出结论认为,我们的披露控制和程序自2019年12月31日起生效,以便提供合理保证,使我们根据1934年“证券交易法”提交或提交的报告中所需披露的信息在证交会规则和表格规定的时限内得到记录、处理、汇总和报告,并提供合理的保证,即我们需要披露的信息是积累起来的,并酌情通报给我们的管理层,包括我们的首席执行官和首席财务官,以便就所需披露作出及时的决定。
财务报告内部控制的变化。在截至2019年12月31日的季度内,我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响
59
有可能对我们财务报告的内部控制产生重大影响。我们正在将科维公园能源业务纳入控制环境,包括财务报告的内部控制。
管理层关于财务报告内部控制的报告。我们负责建立和维持对公司财务报告的足够的内部控制。为了按照“萨班斯-奥克斯利法”第404节的要求,评估内部控制对财务报告的效力,我们使用特雷德韦委员会赞助组织委员会(2013年框架)发布的“内部控制标准-综合框架”(COSO标准)进行了评估,包括测试。我们的财务报告内部控制制度旨在根据公认的会计原则,为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理的保证。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。截至2019年12月31日,我们根据COSO标准评估了公司财务报告内部控制的有效性,并在此基础上确定,截至2019年12月31日,公司对财务报告保持了有效的内部控制。2019年7月16日,我们完成了对科维公园能源有限公司的收购。我们正在整合科维公园能源有限公司的业务,因此,, 管理层对截至本年度10-K表所述期间结束时财务报告的有效性的评估和结论不包括对科维公园能源有限责任公司财务报告的内部控制的任何评价。科维公园能源有限公司约占公司总资产的48%,占公司截至2019年12月31日和截止年度总收入的34%。
安永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10-K表所列公司的合并财务报表,并于2019年12月31日发布了一份关于公司财务报告内部控制有效性的认证报告。这份报告对截至2019年12月31日公司财务报告内部控制的有效性发表了毫无保留的意见,如下所示。
60
独立注册会计师事务所报告
致董事会和股东
康斯托克资源公司
关于财务报告内部控制的几点看法
我们对Comstock资源公司进行了审计。截至2019年12月31日,根据“内部控制-Treadway委员会赞助组织委员会发布的综合框架”(2013年框架)(COSO标准)制定的标准,对财务报告进行内部控制。在我们看来,Comstock Resources,Inc.各子公司(公司)在所有重要方面都根据COSO标准,对截至2019年12月31日的财务报告保持有效的内部控制。
如所附管理部门关于财务报告内部控制的报告所示,管理层对财务报告内部控制有效性的评估和结论不包括科维公园能源有限责任公司的内部控制,该公司2019年合并财务报表中包含了该公司的内部控制,在截至2019年12月31日的资产总额中占48%,在该日终了年度占总收入的34%。我们对公司财务报告的内部控制的审计也没有包括对科维公园能源有限公司财务报告的内部控制的评估。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准,审计了截至2018年12月31日、2018年12月31日和2019年12月31日公司综合资产负债表、2017年12月31日终了年度股东权益和现金流动综合报表、2018年1月1日至2018年8月13日期间(前身)、2018年8月14日至2018年12月31日(继承者)和2019年12月31日终了年度的合并资产负债表,以及相关附注和我们2020年3月2日的报告对此发表了无保留意见。
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,并将其列入所附管理部门关于财务报告内部控制的报告。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/Ernst&Young LLP
得克萨斯州达拉斯
二0二0年三月二日
61
第9B项.其他相关信息
没有。
第III部
项目10.高级董事、高级行政人员及公司管治
本项所要求的信息在此以10-K的形式引用“业务-董事和执行官员”以及我们将在2019年12月31日后120天内提交给SEC的最终委托书纳入其中。
根据1934年“证券交易法”第16(A)节,我们的董事、执行官员和所有权在10%或10%以上的股东必须向证券交易委员会提交关于其所有权和对我们证券所有权的变更的报告。仅根据我们对这些报告的审查和收到的任何书面陈述,我们认为在2019年12月31日终了的一年内,我们所有拥有10%或10%以上所有权的官员、董事和股东都符合适用于他们的所有第16(A)条的提交要求。
我们通过了一项商业行为和道德准则,根据纽约证券交易所规则的要求,适用于我们的所有董事、官员和雇员。我们还通过了一项适用于我们的首席执行官和高级财务官的高级财务干事道德守则。“商业行为守则”、“道德准则”和“高级财务人员道德守则”均可在我们的网站上查阅,网址是:www.comstock Resourcees.com。这两份文件也可免费提供给任何股东,可向以下公司索取:Comstock Resources,Inc.,Attn:Investor Relations,5300 town and Country Blvd.,Suite 500,Frisco,得克萨斯州75034,(9772)668-8800。我们打算根据适用的SEC规则,在我们的网站上披露适用于我们的首席执行官和高级财务官的对这些代码的任何修改或放弃。有关我们公司治理政策的更多信息,请参阅我们2020年年会的最终委托书,该报告将在2019年12月31日起120天内提交美国证交会。
第11项.等额行政补偿
本项所要求的信息将通过参考我们的最终委托书而纳入,该声明将在2019年12月31日之后的120天内提交给SEC。
第12项.某些实益拥有人的产权及管理及有关股东事宜
下表汇总了截至2019年12月31日我国股权补偿计划的某些信息:
|
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|
相关证券的数量 |
|
核发证券编号 |
|
|
股东批准的权益补偿计划 |
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|
1,863,780(1) |
|
5,501,598 |
____________
(1) |
表示基于绩效共享单位奖励条款下的最高奖励的可发行的绩效共享单位奖励。 |
62
我们没有任何未经股东批准的股权补偿计划。
本项所需的进一步信息将通过参考我们的最终委托书而纳入,该声明将在2019年12月31日之后的120天内提交给SEC。
项目13.将某些关系和相关交易变现,以及董事独立性
本项所要求的信息将通过参考我们的最终委托书而纳入,该声明将在2019年12月31日之后的120天内提交给SEC。
第14项.高级主管会计师收费及服务
本项所要求的信息将通过参考我们的最终委托书而纳入,该声明将在2019年12月31日之后的120天内提交给SEC。
第IV部
第15项.附属证物及财务报表附表
|
(a) |
财务报表: |
1. |
|
以下是Comstock Resources公司的合并财务报表和附注。载于本报告第F-2至F-38页: |
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|
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|
独立注册会计师事务所报告 |
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F– |
2 |
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|
截至2018年12月31日和2019年12月31日的综合资产负债表 |
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F– |
3 |
|
|
2017年12月31日终了年度(前任)、2018年1月1日至2018年8月13日(前任)、2018年8月14日至2018年12月31日(继任者)和2019年12月31日终了年度(继承者)业务综合报表 |
|
F– |
4 |
|
|
股东权益合并报表 |
|
F– |
5 |
|
|
2017年12月31日终了年度(前身)、2018年1月1日至2018年8月13日(前身)、2018年8月14日至2018年12月31日(继承者)和2019年12月31日终了年度(继承者)现金流动合并报表 |
|
F– |
6 |
|
|
合并财务报表附注 |
|
F– |
7 |
2. |
|
所有财务报表附表都被省略,因为它们不适用,或者是无关紧要的,或者所需信息在合并财务报表或相关附注中列报。 |
|
|
|
63
|
(b) |
展品: |
根据第15(C)项要求提交本报告的证物列示如下。
附属品 |
|
描述 |
||
2.1 |
|
2018年5月9日,阿尔科马钻井公司、威利斯顿钻井公司、L.P.公司和该公司之间的缴款协议(参见我们2018年5月9日关于表格8-K/A的当前报告的表2.1)。 |
||
2.2 |
|
截至2018年8月14日,阿尔科马钻井公司、威利斯顿钻井公司、L.P.公司和该公司之间的缴款协议第1号修正案(参见2018年8月13日我们关于表格8-K表的表2.1)。 |
||
|
|
|
||
2.3 |
|
该公司、科维公园能源有限公司、新科维公园能源有限公司和科维公园能源控股有限公司于2019年6月7日签订的合并协议和合并计划(参见本公司目前关于2019年6月7日表格8-K的报告的表2.1)。 |
||
2.4
|
|
该公司、新科维公园能源有限公司、科维公园能源有限公司和科维公园能源控股有限公司于2019年7月15日对合并协议和计划进行的第一次修正日期为2019年7月15日(参见本公司2019年7月15日关于表格8-K的最新报告表10.1)。 |
||
3.1 |
|
第二,修订及重整公司注册章程(参阅本公司2018年8月13日第8-K号表格的报告表3.1)。 |
||
3.2 |
|
修订本公司第二次修订及注册章程,日期为2019年7月16日(参考本公司2019年7月15日关于表格8-K的报告表3.1)。 |
||
3.3 |
|
修订及重订附例(参考本署于2014年8月21日就表格8-K表提交的报告附录3.1)。 |
||
3.4 |
|
修订及重订本公司附例的第一修正案(参照我们2018年8月17日表格8-K表的附录3.1)。 |
||
3.5 |
|
修订及重订附例第2号(参照本署于2019年7月15日提交的表格8-K表第3.2表)。 |
||
4.1 |
|
截至2018年8月3日的契约,由证券托管公司作为发行人,由美国股票转让和信托公司有限责任公司作为托管人(参照我们2018年8月3日关于8-K表的当前报告表4.1)作为托管人。 |
||
4.2 |
|
本公司、担保人和美国股票转让信托公司(LLC)于2018年8月14日第一次使用补充义齿(参见我们2018年8月13日表格8-K表的附件4.3)。 |
||
4.3 |
|
该公司和富国银行将于2025年7月16日与富国银行(WellsFargo Bank)就2025年到期的7.5%高级纸币进行补充义齿(参见我们目前关于2019年7月15日表格8-K的报告的表4.1)。 |
||
4.4 |
|
公司、担保子公司和富国银行(WellsFargo Bank)2025年到期的7.5%高级债券国家协会(见本公司2019年7月15日关于8-K表的最新报告的附件4.2)之间的补充义齿。 |
||
4.5 |
|
本公司、担保人及美国股票转让及信托公司(LLC)于2026年到期的9%高级债券的补充义齿(参见本公司209年7月15日关于8-K表的表4.3)。 |
||
4.6 |
|
A系列可赎回可转换优先股和B系列可转换优先股的名称证书(参阅本公司2019年7月15日关于表8-K表的表4.4)。 |
64
附属品 |
|
描述 |
||
4.7 |
|
2017年5月3日,科维公园能源有限公司、科维公园金融公司和富国银行全国协会作为托管机构,为2025年到期的7.5%高级债券(参见2019年8月9日我们第10季度报告表4.7中的表4.7)签订了契约。 |
||
4.8 |
|
截至2019年7月16日公司、其中指定的附属担保人、富国银行、N.A.和美国股票转让和信托有限责任公司之间的辞职、任命和接受文书(参考本公司2019年7月15日表格8-K表的表10.3)。 |
||
4.9 |
|
股东协议,日期为2019年6月7日,由公司、阿科马钻井公司、有限责任公司、威利斯顿钻井公司、有限责任公司、阿尔科马钻井公司、L.P.公司、威利斯顿钻井公司、新科维公园能源有限公司和杰拉尔·W·琼斯公司签署(参阅本公司关于2019年6月10日表格8-K表的表10.2)。 |
||
4.10* |
|
证券说明 |
||
10.1 |
|
自2019年7月16日起,公司、蒙特利尔银行作为行政代理和贷款人之间不时修订和恢复信用协议。(参考图10.2,我们于2019年7月15日8-K日提交本报告)。 |
||
10.2* |
|
自2019年11月26日起,由公司、蒙特利尔银行作为行政代理人和贷款人不时签订的“借款基础重新确定协议”和“经修正和恢复的信贷协议的第一修正案”。 |
||
10.3 |
|
经修正和重新登记的权利协议,日期为2019年6月7日,由公司和在该公司之间、阿尔科马钻井公司、威利斯顿钻井公司、L.P.公司、阿尔科马钻井公司、威利斯顿石油公司、威利斯顿石油公司、有限责任公司、新科维公园能源有限公司和杰拉尔·W·琼斯公司(参照并入我们关于2019年6月7日表格8-K的当前报告的表10.3)。 |
||
10.4* |
|
修订和恢复注册权利协议第1号,日期为2019年12月17日,由公司和公司之间,阿尔科马钻井公司,L.P.,威利斯顿钻井公司,L.P.和新科维公园能源有限公司。 |
||
10.5# |
|
康斯托克资源公司2019年长期奖励计划自2019年5月31日起生效(参考我们于2019年6月4日S-8表格的注册声明附件99)。 |
||
10.6# |
|
该公司和M.Jay Allison之间于2018年9月7日签订的雇佣协议(参见我们2018年9月7日表格8-K表的表10.1)。 |
||
10.7# |
|
2018年9月7日公司与RolandO.Burns签订的雇佣协议(参考2018年9月7日表格8-K的表10.2)。 |
||
|
|
|
||
10.8#* |
|
雇佣协议日期为2013年6月22日,由该公司和该公司(作为科维公园的继承人)和戴维特里(David Terry)签署。
|
||
10.9#* |
|
雇佣协议日期为2019年4月18日,由该公司和该公司(作为科维公园的接班人)和马克·威尔逊(Mark Wilson)签署。 |
||
10.10 |
|
Stonebriar I Office Partners,Ltd.与Comstock Resources,Inc.之间的租赁日期:二零零四年五月六日(参阅截至二零零四年十二月三十一日止的表格10-K的周年报告图10.24)。 |
||
10.11 |
|
2005年8月25日Stonebriar I Office Partners有限公司与Comstock Resources公司签订的租赁协议第一修正案。(参考2005年12月31日终了年度10-K表格年报表10.19) |
65
附属品 |
|
描述 |
||
10.12 |
|
2007年10月15日Stonebriar I Office Partners有限公司与Comstock Resources公司签订的租赁协议第二修正案。(参考截至2008年12月31日的10-K表格年报表10.10) |
||
10.13 |
|
2008年9月30日Stonebriar I Office Partners有限公司与Comstock Resources公司签订的租赁协议第三修正案。(参考截至2008年12月31日的10-K表格年报表10.11) |
||
10.14 |
|
2009年5月8日Stonebriar I Office Partners有限公司与Comstock Resources公司签订的租赁协议第四修正案。(参考截至2009年6月30日的季度报告表10.2) |
||
10.15 |
|
2011年6月15日Stonebriar I Office Partners有限公司与Comstock Resources公司签订的租赁协议第五修正案。(参考截至2011年6月30日的季度报告表10-Q表表10.1)
|
||
21* |
|
本公司的附属公司。 |
||
23.1* |
|
安永有限公司同意。 |
||
23.2* |
|
获独立石油工程师LeeKeling及Associates公司同意。 |
||
23.3* |
|
荷兰独立石油工程师同意,Sewell&Associates公司。 |
||
31.1* |
|
2002年“萨班斯-奥克斯利法”第302条规定的首席执行官证书。 |
||
31.2* |
|
2002年“萨班斯-奥克斯利法”第302条规定的首席财务官证书。 |
||
32.1+ |
|
2002年“萨班斯-奥克斯利法”第906条规定的首席执行官证书。 |
||
32.2+ |
|
2002年“萨班斯-奥克斯利法”第906条规定的首席财务官证书。 |
||
99.1* |
|
李基岭联合公司的报告。截至2019年12月31日的探明储量。 |
||
99.2* |
|
荷兰Sewell&Associates公司报告截至2019年12月31日的探明储量。 |
||
101.INS* |
|
XBRL实例文档 |
||
101.SCH* |
|
XBRL模式文档 |
||
101.CAL* |
|
XBRL计算链接库文档 |
||
101.LAB* |
|
XBRL标签链接库文档 |
||
101.PRE* |
|
XBRL表示链接库文档 |
||
101.DEF* |
|
XBRL定义链接库文档 |
||
|
|
|
||
|
|
|
||
|
|
|
||
|
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|
|
|
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|
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* |
随函提交。 |
+ |
随函附上。 |
# |
管理合同或补偿计划文件。 |
66
签名
根据1934年“证券交易法”第13或15(D)节的要求,登记人已正式安排由下列签名人代表其签署本报告,并经正式授权。
|
|
康斯托克资源公司 |
||
|
|
通过: |
|
/S/M.Jay Allison |
|
|
|
|
杰伊·艾莉森先生 首席执行官 |
日期:2020年3月2日 |
|
|
|
(特等行政主任) |
根据1934年“证券交易法”的要求,下列人士以登记人的身份和日期签署了本报告。
|
/S/M.Jay Allison |
|
首席执行官和 |
|
二0二0年三月二日 |
|
杰伊·艾莉森先生 |
|
董事会主席 (特等行政主任) |
|
|
|
/S/Roland O.Burns |
|
总裁,首席财务官, |
|
二0二0年三月二日 |
|
罗兰·O·伯恩斯 |
|
秘书兼主任 (首席财务及会计主任) |
|
|
|
s/Elizabeth B.Davis |
|
导演 |
|
二0二0年三月二日 |
|
伊丽莎白·戴维斯 |
|
|
|
|
|
/莫里斯·福斯特 |
|
导演 |
|
二0二0年三月二日 |
|
莫里斯·福斯特 |
|
|
|
|
|
/S/Jim L.Turner |
|
导演 |
|
二0二0年三月二日 |
|
吉姆·特纳 |
|
|
|
|
|
/S/John D.Jacobi |
|
导演 |
|
二0二0年三月二日 |
|
约翰·D·雅各比 |
|
|
|
|
|
/S/Jordan T.Marye |
|
导演 |
|
二0二0年三月二日 |
|
乔丹·马莱 |
|
|
|
|
67
康斯托克资源公司及附属公司
财务报表
指数
独立注册会计师事务所报告 |
F-2 |
截至2018年12月31日的合并资产负债表 |
F-3 |
2017年12月31日终了年度业务综合报表(前任), |
F-4 |
股东权益合并报表 |
F-5 |
2017年12月31日终了年度(前身)、2018年1月1日至2018年8月13日(前身)、2018年8月14日至2018年12月31日(继承者)和2019年12月31日终了年度(继承者)现金流动合并报表 |
F-6 |
合并财务报表附注 |
F-7 |
F-1
独立注册会计师事务所报告
致董事会和股东
康斯托克资源公司
关于财务报表的意见
我们已审计了所附的Comstock Resources,Inc.的合并资产负债表。截至12月31日、2018年和2019年12月31日、2018年和2019年12月31日、2017年12月31日终了年度(前身)、2018年1月1日至2018年8月13日(前身)、2018年8月14日至2018年12月31日(继承者)和2019年12月31日终了年度(继任者)的相关合并报表以及相关附注(统称为“合并财务报表”)。我们认为,合并财务报表在所有重大方面公允列报了公司截至2017年12月31日(前身)、2018年1月1日至2018年8月13日(前身)、2018年8月14日至2018年12月31日(继承者)和2019年12月31日终了年度(继承者)的财务状况,以及2019年12月31日终了年度的现金流量,符合美国普遍接受的会计原则。
我们还根据美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准,审计了截至2019年12月31日公司对财务报告的内部控制,其依据是Treadway委员会赞助组织委员会(2013年框架)发布的内部控制-综合框架-以及我们2020年3月2日的报告对此发表了无保留意见。
意见依据
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是在审计的基础上,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。我们的审计工作包括执行评估财务报表重大错报风险的程序,无论是因为错误还是欺诈,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关于财务报表中数额和披露情况的证据。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。
/S/Ernst&Young LLP
自2003年以来,我们一直担任公司的审计师。
得克萨斯州达拉斯
二0二0年三月二日
F-2
康斯托克资源公司及附属公司
合并资产负债表
截至2018年12月31日和2019年12月31日
|
|
接班人 |
|
|||||
|
|
十二月三十一日, 2018 |
|
|
十二月三十一日, 2019 |
|
||
资产 |
|
(单位:千) |
|
|||||
现金及现金等价物 |
|
$ |
23,193 |
|
|
$ |
18,532 |
|
应收账款: |
|
|
|
|
|
|
|
|
油气销售 |
|
|
87,611 |
|
|
|
120,111 |
|
联合利益行动 |
|
|
9,175 |
|
|
|
24,761 |
|
来自附属公司 |
|
|
— |
|
|
|
35,469 |
|
衍生金融工具 |
|
|
15,401 |
|
|
|
75,304 |
|
应收所得税 |
|
|
10,218 |
|
|
|
5,109 |
|
其他流动资产 |
|
|
13,829 |
|
|
|
10,399 |
|
流动资产总额 |
|
|
159,427 |
|
|
|
289,685 |
|
财产和设备: |
|
|
|
|
|
|
|
|
石油和天然气特性,成功的努力方法: |
|
|
|
|
|
|
|
|
证明性质 |
|
|
1,682,164 |
|
|
|
4,077,513 |
|
未证明性质 |
|
|
191,929 |
|
|
|
410,897 |
|
其他财产和设备 |
|
|
4,442 |
|
|
|
6,866 |
|
累计折旧、损耗和摊销 |
|
|
(210,556 |
) |
|
|
(486,473 |
) |
净资产和设备 |
|
|
1,667,979 |
|
|
|
4,008,803 |
|
善意 |
|
|
350,214 |
|
|
|
335,897 |
|
应收所得税 |
|
|
10,218 |
|
|
|
5,109 |
|
衍生金融工具 |
|
|
— |
|
|
|
13,888 |
|
经营租赁使用权资产 |
|
|
— |
|
|
|
3,509 |
|
其他资产 |
|
|
2 |
|
|
|
231 |
|
|
|
$ |
2,187,840 |
|
|
$ |
4,657,122 |
|
负债和股东权益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
应付帐款 |
|
$ |
138,767 |
|
|
$ |
252,994 |
|
应计费用 |
|
|
68,086 |
|
|
|
137,166 |
|
经营租赁 |
|
|
— |
|
|
|
1,994 |
|
衍生金融工具 |
|
|
— |
|
|
|
222 |
|
流动负债总额 |
|
|
206,853 |
|
|
|
392,376 |
|
长期债务 |
|
|
1,244,363 |
|
|
|
2,500,132 |
|
递延所得税 |
|
|
161,917 |
|
|
|
211,772 |
|
衍生金融工具 |
|
|
— |
|
|
|
4,220 |
|
长期经营租约 |
|
|
— |
|
|
|
1,515 |
|
未来放弃费用准备金 |
|
|
5,136 |
|
|
|
18,151 |
|
其他非流动负债 |
|
|
— |
|
|
|
6,351 |
|
负债总额 |
|
|
1,618,269 |
|
|
|
3,134,517 |
|
承付款和意外开支 |
|
|
|
|
|
|
|
|
夹层股权: |
|
|
|
|
|
|
|
|
优先股-5,000,000股授权发行,385,000股于2019年12月31日发行和发行: |
|
|
|
|
|
|
|
|
A系列10%可转换优先股,发行和发行股票210,000股 |
|
|
— |
|
|
|
204,583 |
|
B系列10%可转换优先股,已发行和流通的175,000股 |
|
|
— |
|
|
|
175,000 |
|
股东权益: |
|
|
|
|
|
|
|
|
普通股-面值0.50美元,155,000,000股和400,000,000股授权股票,105,871,064股 以及在2018年12月31日发行和发行的190,006,776股股票 分别为2019年12月31日 |
|
|
52,936 |
|
|
|
95,003 |
|
额外已付资本 |
|
|
452,513 |
|
|
|
909,423 |
|
累积收益 |
|
|
64,122 |
|
|
|
138,596 |
|
股东权益总额 |
|
|
569,571 |
|
|
|
1,143,022 |
|
|
|
$ |
2,187,840 |
|
|
$ |
4,657,122 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
所附说明是这些声明的组成部分。
F-3
康斯托克资源公司及附属公司
综合业务报表
|
|
前辈 |
|
|
|
|
接班人 |
|
||||||||||
|
|
2017年12月31日 |
|
|
期间 2018年1月1日 贯通 (2018年8月13日) |
|
|
|
|
期间 2018年8月14日 贯通 2018年12月31日 |
|
|
截至2019年12月31日止的年度 |
|
||||
|
|
(单位:千,但每股数额除外) |
|
|||||||||||||||
天然气销售 |
|
$ |
208,741 |
|
|
$ |
147,897 |
|
|
|
|
$ |
144,236 |
|
|
$ |
635,795 |
|
石油销售 |
|
|
46,590 |
|
|
|
18,733 |
|
|
|
|
|
79,385 |
|
|
|
132,894 |
|
石油和天然气销售总额 |
|
|
255,331 |
|
|
|
166,630 |
|
|
|
|
|
223,621 |
|
|
|
768,689 |
|
业务费用: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
生产税 |
|
|
5,373 |
|
|
|
3,659 |
|
|
|
|
|
11,155 |
|
|
|
29,181 |
|
集运 |
|
|
17,538 |
|
|
|
11,841 |
|
|
|
|
|
10,511 |
|
|
|
71,303 |
|
租赁经营 |
|
|
37,859 |
|
|
|
21,139 |
|
|
|
|
|
20,736 |
|
|
|
87,283 |
|
勘探 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
241 |
|
折旧、损耗和摊销 |
|
|
123,557 |
|
|
|
68,032 |
|
|
|
|
|
53,944 |
|
|
|
276,526 |
|
一般和行政,净额 |
|
|
26,137 |
|
|
|
15,699 |
|
|
|
|
|
11,399 |
|
|
|
29,244 |
|
油气性质损害 |
|
|
43,990 |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
出售石油和天然气财产的损失(收益) |
|
|
1,060 |
|
|
|
35,438 |
|
|
|
|
|
(155 |
) |
|
|
25 |
|
业务费用共计 |
|
|
255,514 |
|
|
|
155,808 |
|
|
|
|
|
107,590 |
|
|
|
493,803 |
|
营业收入(损失) |
|
|
(183 |
) |
|
|
10,822 |
|
|
|
|
|
116,031 |
|
|
|
274,886 |
|
其他收入(支出): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
衍生金融工具收益 |
|
|
16,753 |
|
|
|
881 |
|
|
|
|
|
10,465 |
|
|
|
51,735 |
|
其他收入 |
|
|
530 |
|
|
|
677 |
|
|
|
|
|
173 |
|
|
|
622 |
|
交易成本 |
|
|
— |
|
|
|
(2,866 |
) |
|
|
|
|
— |
|
|
|
(41,010 |
) |
利息费用 |
|
|
(146,449 |
) |
|
|
(101,203 |
) |
|
|
|
|
(43,603 |
) |
|
|
(161,541 |
) |
其他收入(支出)共计 |
|
|
(129,166 |
) |
|
|
(102,511 |
) |
|
|
|
|
(32,965 |
) |
|
|
(150,194 |
) |
所得税前收入(损失) |
|
|
(129,349 |
) |
|
|
(91,689 |
) |
|
|
|
|
83,066 |
|
|
|
124,692 |
|
(备抵)从所得税中受益 |
|
|
17,944 |
|
|
|
(1,065 |
) |
|
|
|
|
(18,944 |
) |
|
|
(27,803 |
) |
净收入(损失) |
|
|
(111,405 |
) |
|
|
(92,754 |
) |
|
|
|
|
64,122 |
|
|
|
96,889 |
|
优先股股利与增值 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
(22,415 |
) |
可供普通股股东使用的净收入(损失) |
|
$ |
(111,405 |
) |
|
$ |
(92,754 |
) |
|
|
|
$ |
64,122 |
|
|
$ |
74,474 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
每股净收益(亏损)-基本和稀释 |
|
$ |
(7.61 |
) |
|
$ |
(6.08 |
) |
|
|
|
$ |
0.61 |
|
|
$ |
0.52 |
|
已发行加权平均股票: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
基本 |
|
|
14,644 |
|
|
|
15,262 |
|
|
|
|
|
105,453 |
|
|
|
142,750 |
|
稀释 |
|
|
14,644 |
|
|
|
15,262 |
|
|
|
|
|
105,459 |
|
|
|
187,378 |
|
所附说明是这些声明的组成部分。
F-4
康斯托克资源公司及附属公司
股东权益合并报表
|
|
共同 股份 |
|
|
共同 股票- 面值 |
|
|
共同 股票 认股权证 |
|
|
额外 已付 资本 |
|
|
累积 收益 (赤字) |
|
|
共计 |
|
||||||
|
|
(单位:千) |
|
|||||||||||||||||||||
前身公司: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2016年12月31日结余 |
|
|
13,938 |
|
|
$ |
6,969 |
|
|
$ |
5,672 |
|
|
$ |
531,924 |
|
|
$ |
(815,834 |
) |
|
$ |
(271,269 |
) |
股票补偿 |
|
|
451 |
|
|
|
225 |
|
|
|
— |
|
|
|
5,698 |
|
|
|
— |
|
|
|
5,923 |
|
与股本奖励有关的所得税预扣缴额 |
|
|
(34 |
) |
|
|
(16 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(296 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(312 |
) |
为债务转换发行的普通股 |
|
|
826 |
|
|
|
412 |
|
|
|
— |
|
|
|
7,377 |
|
|
|
— |
|
|
|
7,789 |
|
行使普通股认股权证 |
|
|
247 |
|
|
|
124 |
|
|
|
(2,115 |
) |
|
|
1,993 |
|
|
|
— |
|
|
|
2 |
|
净损失 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(111,405 |
) |
|
|
(111,405 |
) |
2017年12月31日结余 |
|
|
15,428 |
|
|
$ |
7,714 |
|
|
$ |
3,557 |
|
|
$ |
546,696 |
|
|
$ |
(927,239 |
) |
|
$ |
(369,272 |
) |
股票补偿 |
|
|
623 |
|
|
|
311 |
|
|
|
— |
|
|
|
3,601 |
|
|
|
— |
|
|
|
3,912 |
|
与股本奖励有关的所得税预扣缴额 |
|
|
(53 |
) |
|
|
(26 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(343 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(369 |
) |
为债务转换发行的普通股 |
|
|
2 |
|
|
|
1 |
|
|
|
— |
|
|
|
28 |
|
|
|
— |
|
|
|
29 |
|
行使普通股认股权证 |
|
|
379 |
|
|
|
189 |
|
|
|
(3,247 |
) |
|
|
3,058 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
净损失 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(92,754 |
) |
|
|
(92,754 |
) |
2018年8月13日结余 |
|
|
16,379 |
|
|
$ |
8,189 |
|
|
$ |
310 |
|
|
$ |
553,040 |
|
|
$ |
(1,019,993 |
) |
|
$ |
(458,454 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
继任公司: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2018年8月13日结余 |
|
|
16,379 |
|
|
$ |
8,189 |
|
|
$ |
310 |
|
|
$ |
132,032 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
140,531 |
|
琼斯贡献 |
|
|
88,571 |
|
|
|
44,286 |
|
|
|
— |
|
|
|
315,902 |
|
|
|
— |
|
|
|
360,188 |
|
权益判给的归属 |
|
|
1,029 |
|
|
|
514 |
|
|
|
— |
|
|
|
8,312 |
|
|
|
— |
|
|
|
8,826 |
|
与股本奖励有关的所得税预扣缴额 |
|
|
(547 |
) |
|
|
(272 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(4,423 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(4,695 |
) |
股票补偿 |
|
|
415 |
|
|
|
207 |
|
|
|
— |
|
|
|
787 |
|
|
|
— |
|
|
|
994 |
|
股票发行成本 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(395 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(395 |
) |
普通股认股权证的行使和到期 |
|
|
24 |
|
|
|
12 |
|
|
|
(310 |
) |
|
|
298 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
净收益 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
64,122 |
|
|
|
64,122 |
|
2018年12月31日结余 |
|
|
105,871 |
|
|
$ |
52,936 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
452,513 |
|
|
$ |
64,122 |
|
|
$ |
569,571 |
|
琼斯贡献调整 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(1,969 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(1,969 |
) |
股票补偿 |
|
|
841 |
|
|
|
420 |
|
|
|
— |
|
|
|
3,600 |
|
|
|
— |
|
|
|
4,020 |
|
发行普通股 |
|
|
83,333 |
|
|
|
41,666 |
|
|
|
— |
|
|
|
456,967 |
|
|
|
— |
|
|
|
498,633 |
|
与股本奖励有关的所得税预扣缴额 |
|
|
(38 |
) |
|
|
(19 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(201 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(220 |
) |
股票发行成本 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(1,487 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(1,487 |
) |
净收益 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
96,889 |
|
|
|
96,889 |
|
优先股利增量 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(4,583 |
) |
|
|
(4,583 |
) |
优先股息的支付 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(17,832 |
) |
|
|
(17,832 |
) |
2019年12月31日结余 |
|
|
190,007 |
|
|
$ |
95,003 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
909,423 |
|
|
$ |
138,596 |
|
|
$ |
1,143,022 |
|
所附说明是这些声明的组成部分。
F-5
康斯托克资源公司及附属公司
现金流量表
|
|
前辈 |
|
|
|
|
接班人 |
|
|||||||||
|
|
截至12月31日的年度, |
|
|
在此期间 从1月1日起, 2018年至 八月十三日 |
|
|
|
|
在此期间 从8月14日开始, 2018年至 十二月三十一日 |
|
截至12月31日的年度, |
|
||||
|
|
2017 |
|
|
2018 |
|
|
|
|
2018 |
|
2019 |
|
||||
|
|
(单位:千) |
|
||||||||||||||
业务活动现金流量: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
净收入(损失) |
|
$ |
(111,405 |
) |
|
$ |
(92,754 |
) |
|
|
|
$ |
64,122 |
|
$ |
96,889 |
|
将净收入(损失)与业务活动提供的现金净额对账的调整数: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
递延和非流动所得税 |
|
|
(18,080 |
) |
|
|
1,052 |
|
|
|
|
|
29,079 |
|
|
28,026 |
|
出售石油和天然气财产的损失(收益) |
|
|
1,060 |
|
|
|
35,438 |
|
|
|
|
|
(155 |
) |
|
25 |
|
油气性质损害 |
|
|
43,990 |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
— |
|
|
— |
|
折旧、损耗和摊销 |
|
|
123,557 |
|
|
|
68,032 |
|
|
|
|
|
53,944 |
|
|
276,526 |
|
衍生金融工具收益 |
|
|
(16,753 |
) |
|
|
(881 |
) |
|
|
|
|
(10,465 |
) |
|
(51,735 |
) |
衍生金融工具的现金结算 |
|
|
9,405 |
|
|
|
2,842 |
|
|
|
|
|
(5,579 |
) |
|
52,684 |
|
债务贴现、溢价和发行成本的摊销 |
|
|
35,880 |
|
|
|
29,457 |
|
|
|
|
|
2,404 |
|
|
16,274 |
|
以实物支付的利息 |
|
|
38,073 |
|
|
|
25,004 |
|
|
|
|
|
— |
|
|
— |
|
股票补偿 |
|
|
5,923 |
|
|
|
3,912 |
|
|
|
|
|
994 |
|
|
4,020 |
|
应收账款减少(增加) |
|
|
(16,128 |
) |
|
|
2,834 |
|
|
|
|
|
(61,048 |
) |
|
3,220 |
|
其他流动资产减少(增加) |
|
|
(921 |
) |
|
|
337 |
|
|
|
|
|
(12,527 |
) |
|
9,823 |
|
应付帐款和应计费用增加额 |
|
|
80,013 |
|
|
|
10,462 |
|
|
|
|
|
41,533 |
|
|
15,485 |
|
经营活动提供的净现金 |
|
|
174,614 |
|
|
|
85,735 |
|
|
|
|
|
102,302 |
|
|
451,237 |
|
投资活动的现金流量: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
收购科维公园能源有限公司,净现金 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
— |
|
|
(693,869 |
) |
资本支出 |
|
|
(180,481 |
) |
|
|
(150,106 |
) |
|
|
|
|
(169,786 |
) |
|
(486,781 |
) |
钻井费用预付款 |
|
|
— |
|
|
|
(3,692 |
) |
|
|
|
|
(5,644 |
) |
|
9,336 |
|
出售石油和天然气的收益 |
|
|
1,528 |
|
|
|
103,593 |
|
|
|
|
|
13,796 |
|
|
475 |
|
用于投资活动的现金净额 |
|
|
(178,953 |
) |
|
|
(50,205 |
) |
|
|
|
|
(161,634 |
) |
|
(1,170,839 |
) |
来自筹资活动的现金流量: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
借款 |
|
|
8,000 |
|
|
|
865,577 |
|
|
|
|
|
450,000 |
|
|
927,000 |
|
偿还债务 |
|
|
(8,000 |
) |
|
|
(49,679 |
) |
|
|
|
|
(1,291,352 |
) |
|
(127,000 |
) |
科维公园能源有限责任公司偿还债务 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
— |
|
|
(533,390 |
) |
发行普通股 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
— |
|
|
300,000 |
|
B系列可转换优先股的发行 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
— |
|
|
175,000 |
|
支付的优先股股利 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
— |
|
|
(17,832 |
) |
琼斯贡献 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
40,736 |
|
|
— |
|
债务和股票发行成本 |
|
|
— |
|
|
|
(18,127 |
) |
|
|
|
|
(6,351 |
) |
|
(8,617 |
) |
与股本奖励有关的所得税预扣缴额 |
|
|
(312 |
) |
|
|
(369 |
) |
|
|
|
|
(4,695 |
) |
|
(220 |
) |
行使普通股认股权证 |
|
|
2 |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
— |
|
|
— |
|
(用于)筹资活动提供的现金净额 |
|
|
(310 |
) |
|
|
797,402 |
|
|
|
|
|
(811,662 |
) |
|
714,941 |
|
现金和现金等价物净增(减少)额 |
|
|
(4,649 |
) |
|
|
832,932 |
|
|
|
|
|
(870,994 |
) |
|
(4,661 |
) |
年初现金及现金等价物 |
|
|
65,904 |
|
|
|
61,255 |
|
|
|
|
|
894,187 |
|
|
23,193 |
|
现金和现金等价物,年底 |
|
$ |
61,255 |
|
|
$ |
894,187 |
|
|
|
|
$ |
23,193 |
|
$ |
18,532 |
|
所附说明是这些声明的组成部分。
F-6
康斯托克资源公司及附属公司
合并财务报表附注
(1)重大会计政策综述
Comstock Resources公司使用的会计政策。子公司反映了石油和天然气行业的做法,符合美利坚合众国普遍接受的会计原则。
列报基础和合并原则
康斯托克资源公司其子公司从事石油和天然气的勘探、开发和生产,以及石油和天然气属性的收购。该公司的业务主要集中在德克萨斯州、路易斯安那州和北达科他州。合并财务报表包括Comstock Resources公司的账户。及其全资拥有或控制的子公司(统称为“Comstock”或“Company”)。所有重要的公司间账户和交易都在合并过程中被取消。该公司使用比例合并法核算其在石油和天然气财产中的不分割权益,该方法将其在资产、负债、收入和支出中所占份额列入其财务报表。净收益(损失)和综合收入(损失)在所列所有期间相同。
琼斯贡献
2018年8月14日,阿尔科马钻井公司、L.P.公司和威利斯顿钻井公司(集体,“琼斯合伙公司”)在北达科他州和蒙大拿州贡献了某些石油和天然气资产(“Bakken Shale Properties”),以换取88,571,429股新发行的普通股,占公司当时流通股的84%(“琼斯贡献”)。琼斯合伙公司由达拉斯商人杰里·琼斯和他的孩子(集体,“琼斯集团”)全资拥有和控制。亚细亚
该公司评估了Bakken Shale属性,以确定它们是否符合美国普遍接受的会计原则下的企业定义,确定它们不符合企业的定义。因此,琼斯的贡献没有作为商业组合来核算。在发行Comstock普通股股票后,Jones Group通过其对Jones Partners的所有权获得了对Comstock的控制权。通过琼斯合伙公司,琼斯集团拥有多数有表决权的普通股,以及控制Comstock董事会多数成员组成的能力。由于在发行普通股时发生了控制变更,琼斯集团控制了Comstock,从而继续控制Bakken Shale Properties。
因此,Comstock承认的Bakken Shale属性的基础是Jones集团的历史基础。巴肯页岩地产的历史成本基础为3.976亿美元,其中包括5.543亿美元的资本化成本减去1.567亿美元的累积损耗、折旧和摊销。对Comstock的控制发生了变化,为Comstock公司提供了一个新的基础,公司根据ASC 805业务组合选择采用下推会计。为了财务报告的目的,新的基础被推到Comstock,导致Comstock的资产、负债和权益账户在Jones缴款结清时按公允价值确认。
对“接班人”或“接班人公司”的提及与2018年8月13日以后公司的财务状况和经营结果有关。提及“前辈”或“前任公司”是指本公司2018年8月13日或之前的财务状况和经营业绩。该公司的合并财务报表和相关脚注均附有黑线部门,说明2018年8月13日以后提交的数额与其之前的日期之间缺乏可比性。
F-7
下表为根据Comstock的公允价值进行最后购买会计调整后所获得的资产和承担的负债的公允价值分配情况:
|
|
|
|
|
审议: |
|
(单位:千) |
|
|
普通股发行公允价值 |
|
$ |
149,357 |
|
假定负债: |
|
|
|
|
流动负债 |
|
|
180,452 |
|
长期债务 |
|
|
2,059,560 |
|
递延所得税 |
|
|
49,391 |
|
未来放弃费用准备金 |
|
|
4,440 |
|
假定负债 |
|
|
2,293,843 |
|
假定的考虑和负债共计 |
|
$ |
2,443,200 |
|
购置的资产: |
|
|
|
|
流动资产 |
|
|
936,026 |
|
油气性质 |
|
|
1,147,749 |
|
其他财产和设备 |
|
|
4,440 |
|
应收所得税 |
|
|
19,086 |
|
其他资产 |
|
|
2 |
|
所获资产总额 |
|
|
2,107,303 |
|
善意 |
|
$ |
335,897 |
|
确认的商誉主要是由于Comstock普通股的公允价值超过根据美国普遍接受的会计原则计量的可识别资产减去假定负债后获得的资产。石油和天然气属性的公允价值是三级计量,采用现金流量贴现估值方法确定。对估值的主要投入包括每桶79.72美元的平均油价、每千立方英尺3.87美元的平均天然气价格以及按储量分类计算的10%至25%的折现率。Bakken Shale地产公司与Comstock公司Haynesville页岩地产的合并使该公司拥有充足的资源和流动性,以充分利用其Haynesville/Bossier页岩资产基础,并继续扩大其机会,今后在该盆地开展钻探、收购和租赁活动。
科维公园收购
2019年7月16日,Comstock公司收购了科维公园能源有限公司(“科维公园”),总共审议了7.00亿美元现金,发行了赎回价值2.1亿美元的A类可转换优先股,并发行了28,833,000股普通股(“科维公园收购”)。除了支付的代价外,Comstock还承担了科维公园7.5%的高级债券中的6.25亿美元,偿还了科维公园当时在银行信贷安排下的3.8亿美元未偿贷款,并以1.534亿美元赎回了科维公园的所有优先股。根据发行的优先股的公允价值和2019年7月16日公司普通股每股5.82美元的收盘价,这笔交易的价值约为22亿美元。科维公园的业务主要集中在东德克萨斯州和北路易斯安那州的Haynesville/Bossier页岩。
为科维公园收购提供资金的方式是以3000万美元出售5000万股新发行的普通股,以1.75亿美元向公司多数股东出售新发行的B系列可转换优先股175 000股,以及根据Comstock的修正和重报银行信贷安排和手头现金进行借款。
截至2019年12月31日,琼斯集团拥有该公司约73%的未偿普通股,科维公园的前所有者拥有15%的股份。琼斯集团与前者
F-8
科维公园的所有者分别持有B系列和A类可转换优先股,可转换为公司普通股的合计96,250,000股。
在科维公园的收购中,康斯托克公司承担了4,100万美元的咨询费和律师费以及其他与收购有关的费用。这些收购费用包括在公司综合经营报表中的交易费用中。
该交易被视为一个业务组合,使用的是收购方法。目前还没有最终确定购买价格的某些信息,包括科维公园的最终纳税申报表。本公司期望在收购日期后的十二个月内完成购货价格分配,在此期间,所购净资产和负债的价值可酌情调整。下表列出了公司根据收购日的公允价值对所购资产和负债的初步购买价格分配情况:
|
|
(单位:千) |
|
|
审议: |
|
|
|
|
已付现金 |
|
$ |
700,000 |
|
普通股发行公允价值 |
|
|
167,808 |
|
A系列优先股发行的公允价值 |
|
|
200,000 |
|
总考虑 |
|
|
1,067,808 |
|
假定负债: |
|
|
|
|
应付帐款和应计负债 |
|
|
129,622 |
|
衍生金融工具 |
|
|
388 |
|
其他流动负债 |
|
|
9,930 |
|
长期债务 |
|
|
826,625 |
|
科维公园优先股 |
|
|
153,390 |
|
非流动衍生金融工具 |
|
|
186 |
|
资产退休债务 |
|
|
5,374 |
|
递延所得税 |
|
|
23,466 |
|
其他非流动负债 |
|
|
9,893 |
|
假定负债 |
|
|
1,158,874 |
|
假定的考虑和负债共计 |
|
$ |
2,226,682 |
|
购置的资产: |
|
|
|
|
现金及现金等价物 |
|
$ |
6,131 |
|
应收账款 |
|
|
86,285 |
|
现行衍生金融工具 |
|
|
51,004 |
|
其他流动资产 |
|
|
5,511 |
|
探明石油与天然气性质 |
|
|
1,818,413 |
|
未探明油气性质 |
|
|
237,210 |
|
其他财产、厂房和设备 |
|
|
2,262 |
|
非流动衍生金融工具 |
|
|
19,866 |
|
所获资产总额 |
|
$ |
2,226,682 |
|
|
|
|
|
|
发行的A系列可转换优先股面值为2.1亿美元。管理层保留了一家第三方估值公司来评估优先股的公允价值.采用公司公开交易债务二级投入的收益率方法,包括假定科维·帕克7.5%的高级债券,其公允价值为2亿美元。
应收帐款、应付帐款、应计钻井费用和其他流动负债的公允价值因其短期性质而等同于账面价值。
F-9
已探明和未探明的石油和天然气属性的公允价值是根据现有生产曲线和这些属性的开发时间估算的未来贴现净现金流量(三级计量)得出的。在估算未来现金流量时使用的关键因素包括估计的可回收储量、产量、未来的业务和发展成本以及未来的商品价格。对估值的主要投入包括每桶74.80美元的平均油价和平均3.32美元的Mcf天然气价格,结合第三方的价格估计和截至收购日期的管理价格预测。根据获得的储备类别的风险特点,从收购资产中获得的未来现金流量估计按10%至25%的折现率折现。管理部门利用独立的储备公司和内部资源的协助来估计石油和天然气资产的公允价值。
长期债务的公允价值计量是根据市场价格估算的,代表二级投入。假定的衍生工具的公允价值计量是根据与管理层估值方法相一致的公允价值计量确定的,其中包括隐含市场波动率、合同条款和价格以及截至收盘日的折扣因素。这些输入代表二级输入。资产头寸中的商品衍生工具的公允价值包括对对手方不履行风险的度量,负债状态下的衍生工具包括衡量公司自身不履行风险的指标,每一种都是基于当前公布的信用违约互换利率。
资产退休债务540万美元的公允价值包括在石油和天然气资产中,相应负债列于上表。公允价值以现金流动贴现模型为基础,其中包括对当前放弃成本、通货膨胀率、贴现率以及实际放弃和恢复活动时间的假设。由于与资产留存债务估计有关的投入和重大假设,管理层的估计数为三级投入。
科维公园的收购符合免税合并的条件,该公司在科维公园的资产和负债中获得了结转税基,并根据根据公允价值和结转税基承担的资产和负债的购买价格之间的差异进行了调整。
该公司从2019年7月16日关闭至2019年12月31日的经营业绩包括约2.644亿美元的营业收入和约9 300万美元的营业收入,其中不包括可归属于科维公园资产的一般和行政及利息支出。
形式结果
截至2019年12月31日的年度合并财务信息的形式浓缩,使科维公园的收购生效,就好像这次收购发生在2019年1月1日。截至2018年12月31日的年度合并财务信息的形式浓缩,使科维公园的收购和琼斯的贡献生效,就好像交易发生在2018年1月1日一样。未经审计的形式信息反映了公司普通股和优先股发行的调整、与交易有关的债务、所购财产公允价值的影响以及相关的耗损-公司认为对形式说明合理的其他调整。此外,预计盈利包括截至2019年12月31日和2018年12月31日的年度与收购相关的4,100万美元成本。未经审计的初步结果没有反映出今后可能出现的任何成本节约或其他协同作用。
F-10
|
|
亲Forma年度结束 十二月三十一日, |
|
|||||
|
|
2018 |
|
|
2019 |
|
||
|
|
(单位:千,每股除外) |
|
|||||
收入: |
|
$ |
1,168,585 |
|
|
$ |
1,147,290 |
|
净收益 |
|
$ |
180,303 |
|
|
$ |
261,406 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
每股净收入: |
|
|
|
|
|
|
|
|
基本 |
|
$ |
0.77 |
|
|
$ |
1.00 |
|
稀释 |
|
$ |
0.64 |
|
|
$ |
0.82 |
|
|
|
2019年11月1日,Comstock收购了一家私人控股公司,在Haynesville页岩盆地生产房产和土地,以换取该公司450万股新发行的普通股。该收购符合免税重组的条件,公司在税基内获得卖方的结转,并作为资产购置入账。根据2019年11月1日公司普通股每股6.85美元的收盘价以及与收购有关的递延所得税的确认,这笔交易的价值约为4 230万美元。
在编制财务报表时使用估计数
按照普遍接受的会计原则编制财务报表,要求管理层对报告的资产和负债数额以及财务报表之日或有资产和负债的披露以及报告所述期间的收入和支出数额作出估计和假设。实际数额可能与这些估计数不同。未来石油和天然气储量估计数的变化或可用于减值分析的储备的未来现金流量估计数可能对今后的业务结果产生重大影响。
信用风险集中与应收账款
可能使公司面临集中信贷风险的金融工具主要包括现金和现金等价物、应收账款和衍生金融工具。该公司将其现金存放在高信用质量的金融机构,并将其衍生金融工具交给管理层认为具有较高信用评级的金融机构和其他公司。基本上,公司的所有应收账款都来自石油和天然气的购买者或石油和天然气井的参与者,而石油和天然气井是公司的经营人。一般来说,石油和天然气井的经营者有权从未付的与操作井有关的费用中抵消未来的收入。石油和天然气的销售通常没有保障。公司的政策是根据其应收账款的年龄、买方或参与者的信贷质量以及收入抵消的可能性来评估其应收账款的可收性。该公司过去没有任何重大的信用损失,并认为其应收账款是完全可收回的。因此,没有为可疑账户提供备抵。
F-11
其他流动资产
截至2018年12月31日和2019年12月31日的其他流动资产包括:
|
|
|
|
|||||
|
|
截至12月31日, |
|
|
截至12月31日, |
|
||
|
|
2018 |
|
|
2019 |
|
||
|
|
(单位:千) |
|
|||||
钻井费用预付款 |
|
$ |
9,336 |
|
|
$ |
— |
|
应收生产税退款 |
|
|
1,453 |
|
|
|
3,661 |
|
管道和油田设备库存 |
|
|
912 |
|
|
|
4,503 |
|
其他 |
|
|
2,128 |
|
|
|
2,235 |
|
|
|
$ |
13,829 |
|
|
$ |
10,399 |
|
公允价值计量
公司持有或已经持有某些需要按公允价值计量的金融资产和负债。其中包括银行账户中的现金和现金等价物,以及石油和天然气价格互换协议形式的衍生金融工具。公允价值是指在计量日市场参与者之间有秩序的交易中,在本金或最有利的市场上出售资产或支付债务以转移负债(退出价格)而收取的价格。披露采用三级等级,以显示用于估计公允价值计量的判断程度和水平:
第1级-用于衡量公允价值的投入是未调整的报价,在活跃市场中有相同资产或负债的截至报告日的可用价格。
第2级-用于衡量公允价值的投入,除第1级所列报价外,可通过与市场数据的相关性直接或间接观察到报告日期,包括活跃市场的类似资产和负债的报价以及非活跃市场的报价。第2级还包括使用不需要重大判断的模型或其他定价方法对资产和负债进行估值的资产和负债,因为模型中使用的投入假设,如利率和波动系数,都得到活跃报价市场在整个金融工具期内随时可观察到的数据的证实。
第三级-用于衡量公允价值的投入是无法观察的投入,它们得到很少或根本没有市场活动的支持,反映了管理判断的使用。这些价值通常是使用定价模型确定的,这些假设利用管理层对市场参与者假设的估计。
F-12
以下是截至2018年12月31日和2019年12月31日公司金融工具的账面金额和公允价值:
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截至12月31日, |
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2018 |
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2019 |
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承载价值 |
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公允价值 |
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承载价值 |
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公允价值 |
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资产: |
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(单位:千) |
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商品衍生产品(A)(B) |
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$ |
15,401 |
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|
$ |
15,401 |
|
|
$ |
89,192 |
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|
$ |
89,192 |
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负债: |
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|
商品衍生产品(A)(B) |
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— |
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|
— |
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4,442 |
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|
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4,442 |
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银行信贷设施(C) |
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450,000 |
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|
450,000 |
|
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1,250,000 |
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1,250,000 |
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7.5%的高级说明应于2025年到期(D) |
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— |
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— |
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455,768 |
|
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534,375 |
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9.75%到期日期为2026(D)的高级票据 |
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817,066 |
|
|
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720,375 |
|
|
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820,057 |
|
|
|
765,000 |
|
_____________
|
(a) |
该公司的石油和天然气掉期、期权和基础交换协议及其天然气价格项圈被归类为二级,并使用利用第三方定价服务和其他活跃市场或经纪人报价的市场方法,以公允价值计量,这些报价在公开市场上都很容易获得。 |
|
(b) |
截至2019年12月31日,我们的天然气衍生品中有一部分包含交易,交易对手有权(但没有义务)在预定日期延长现有互换的期限。由于交易中用于对交易对手权利进行价值评估的投入的主观性,这些权利被归类为公允价值等级中的第3级。 |
|
(c) |
我国的流动汇率结构使我国未偿还的浮动利率债务的账面价值接近公允价值。 |
|
(d) |
该公司固定利率债务的公允价值是以2019年12月31日的报价为基础的,这是一种一级计量。 |
以下是公允价值等级中被列为三级的衍生工具期初余额和期末余额的对账情况:
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|
截至2019年12月31日止的年度 |
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(单位:千) |
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2018年12月31日结余 |
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$ |
— |
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收益总额: |
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包括在收入中 |
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4,351 |
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定居点,净额 |
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— |
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调出3级 |
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— |
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2019年12月31日结余 |
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$ |
4,351 |
|
财产和设备
该公司遵循成功的努力方法,对其石油和天然气性质进行核算。获得石油和天然气租赁权所产生的费用被资本化。已探明的石油和天然气属性的购置费用、钻井和装备生产井的费用以及不成功的开发井的费用在剩余相关石油和天然气储量的使用寿命内按同等的单位生产基础资本化和摊销。当量单位是通过将石油转化为天然气,以一桶油与六千立方英尺天然气的比例确定的。这一转换比率不是基于石油或天然气的价格,石油与天然气的当量体积之间的价格可能存在显著差异。石油和天然气财产及相关设施处置的拆除、修复、封堵和废弃的估计未来费用在资产留存债务发生并作为折旧、损耗和摊销费用的一部分摊销时资本化。勘探费用包括地质和地球物理费用以及与勘探油气性质有关的延迟租金、勘探钻探失败的费用和未探明财产的损害。截至2019年12月31日,未探明的财产主要涉及未探明储量中未包括的未来钻井地点。这些未来的钻井地点位于已知有生产力但已被排除在已探明储量之外的土地上。
F-13
不确定这些油井是否将按照证交会规则的要求在未来五年内钻探,以便纳入已探明储量。未探明资产的成本在钻探或反映在已探明的未开发储量中并在同等单位生产基础上摊销时,转移到已探明的石油和天然气属性上。与未评估勘探面积有关的费用定期按财产按财产评估减值,任何价值减损均计入勘探费用。勘探钻探费用最初被资本化为未探明的财产,但如果确定油井未发现商业已探明的石油和天然气储量,则计入费用。勘探钻井成本在钻井完成后一年内进行评估.
该公司定期评估是否需要对其已证实的石油和天然气属性资本化的成本进行减值。如果减值是根据财产的未贴现预期未来现金流量表示的,则确认减值备抵,但以资本成本净额超过财产的估计公允价值为限。该公司使用贴现现金流模型确定其石油和天然气资产的公允价值,并经证明和风险调整后的可能储量。现金流量模型中包含的与计算贴现未来现金流量有关的重要的第三级假设包括管理层对石油和天然气价格的展望、未来石油和天然气生产、生产成本、资本支出以及预计将回收的经证实和经风险调整的可能石油和天然气储量总额。管理层的石油和天然气价格前景是建立在第三方长期价格预测的基础上,每个测量日期。在确定物业的公允价值时,将使用适当的贴现率贴现预期的未来净现金流量。用于确定资产减值的石油和天然气价格通常将与未来现金流量折现标准计量中使用的价格不同,因为标准化计量要求使用基于前一年每个月第一天的平均价格。未探明的财产是根据钻探的结果、计划的未来钻井和石油和天然气租赁的条件来评估的。
2017年,该公司确认减值4 380万美元,以调整Comstock在2017年12月31日持有的南德克萨斯石油资产的账面价值。
该公司对可归因于其石油和天然气特性的未来未贴现净现金流量的估计在未来可能发生变化。影响未来现金流量估计的主要因素,包括日后对经证实和适当的风险调整后可能出现的石油和天然气储量所作的正面和负面调整、未来钻探活动的结果、石油和天然气的未来价格以及生产和资本成本的增减,由于这些变化,我们的石油和天然气资产的账面价值可能会受到损害。(鼓掌)
其他财产和设备主要包括计算机设备、家具和固定装置以及一架飞机,这些设备在估计使用寿命为3至31年半的直线基础上折旧。
善意
截至2018年12月31日,该公司的商誉为3.502亿美元,与琼斯的贡献相关。商誉是指购买价格超过有形和可识别无形资产净值的公允价值。
在截至2019年12月31日的年度内,公司最后确定了与琼斯捐款有关的公司资产和负债的估值,截至2019年12月31日,该公司的商誉降至3.359亿美元。
公司不需要摊销商誉作为收入的费用,但公司必须对商誉进行年度评估,以确认是否存在损害。公司于10月1日对商誉进行年度评估圣每年有足够的时间评估商誉的减值。
如果商誉的账面价值超过公允价值,则按公允价值和账面价值之间的差额记录减值费用。
F-14
截至2019年10月1日,该公司对商誉进行了定性评估,并确定没有减值指标。
租赁
2019年1月1日,该公司采用了财务会计准则委员会会计准则编纂842,租约(“ASC 842”)。Comstock采用了这一标准,采用了修改后的追溯方法,它只对截至2019年1月1日尚未完成的合同适用ASC 842。通过后,对股东权益期初余额没有任何调整。
在采用ASC 842时,公司利用了ASC 842规定的某些实际权宜之计,包括选择不对短期租约(定义为初始租约期限不包括购买选择权的12个月或更短的租约)适用承认要求,选择不分离租赁和非租赁部分,以及选择不重新评估2019年1月1日前存在的某些土地地役权。
在采用ASC 842后,该公司确认与其公司办公租赁、石油和天然气业务中使用的某些办公设备和租赁车辆有关的520万美元使用权租赁资产,相应的短期和长期负债分别为200万美元和320万美元。租赁资产和负债的期初价值是根据每项合同所载未来最低现金流量贴现确定的。该公司利用5.0%的折现率计算这些贴现的未来净现金流量。采用ASC 842并没有对我们的综合业务报表、现金流量或股东权益产生重大影响。
公司在合同开始时确定合同是否包含租约。在确定代表租赁的合同条款的范围内,租赁被确定为经营租赁或融资型租赁。Comstock目前没有融资型租赁。使用权租赁资产代表公司在租赁期间使用基础资产的权利以及相关的租赁负债是我们根据合同条款支付租赁款项的义务。初始期限为一年或一年以下的短期租约不资本化;但是,为这些租赁支付的金额作为租赁费用披露的一部分列入其中。短期租赁费用不包括与租赁期限为一个月或一个月以下的租赁有关的费用。适用于我国石油或天然气业务的租约,包括勘探和开发石油和天然气储量的权利以及与这些租约有关的土地使用权,不属于ASC 842的范围。
Comstock与其石油和天然气勘探和开发业务中使用的各种设备签订合同。这种设备的合同条款差别很大,包括合同期限、定价、服务范围以及设备、取消条款和替代权等。在适用ASC 842的会计准则时,该公司已确定其公司办公租赁、某些办公设备、租赁用于业务的车辆以及其钻井平台符合在采用ASC 842时需要承认的经营租赁的标准。
由于商品价格、石油和天然气需求以及整体经营和经济环境的变化,该公司的钻井业务经常发生变化。因此,Comstock公司管理其钻井平台合同的条款,以便最大限度地灵活应对这些不断变化的条件。该公司的钻机合同目前的期限不是不到一年,就是规定取消合同的条款是提前30天通知,但没有具体规定的到期日。该公司已选择适用ASC 842下的实用权宜之计,适用于短期租赁,而不承认这些钻机合同的使用权租赁资产。与钻井作业相关的成本按照成功的努力方法核算,该方法通常要求将这些成本资本化,作为我们资产负债表上已证实的石油和天然气属性的一部分。
F-15
除非在未成功的勘探井上发生这种情况,否则将由勘探费用支付。
截至2019年12月31日的12个月内确认的租赁费用如下:
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|
截至12月31日的一年, |
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|
|
2019 |
|
|
|
|
(单位:千) |
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|
业务租赁费用包括在一般费用和行政费用中 |
|
$ |
1,646 |
|
经营租赁费用包括在租赁业务费用中 |
|
|
396 |
|
短期租赁费用(已探明的石油和天然气特性中包括的钻井设备费用) |
|
|
20,527 |
|
|
|
$ |
22,569 |
|
在截至2019年12月31日的12个月内,营业活动提供的现金所包括的与使用权有关的资产的现金支付额为200万美元。
截至2019年12月31日,经营租赁的加权平均剩余期限为1.96年。Comstock在包含经营租赁的合同下有以下负债:
|
(单位:千) |
|
|
2020 |
$ |
1,994 |
|
2021 |
|
1,689 |
|
租赁付款总额 |
|
3,683 |
|
推定利息 |
|
(174 |
) |
租赁负债总额 |
$ |
3,509 |
|
应计费用
截至2018年12月31日和2019年12月31日的应计费用包括:
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截至 十二月三十一日 2018 |
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|
截至 十二月三十一日 2019 |
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|
(单位:千) |
|
|||||
应付应计利息 |
|
$ |
35,461 |
|
|
$ |
39,501 |
|
应计钻井费用 |
|
|
17,920 |
|
|
|
42,193 |
|
应计运输费用 |
|
|
4,632 |
|
|
|
26,907 |
|
应计交易费用 |
|
|
— |
|
|
|
10,830 |
|
应计雇员补偿 |
|
|
6,045 |
|
|
|
8,653 |
|
应计租赁业务费用 |
|
|
2,130 |
|
|
|
4,990 |
|
其他 |
|
|
1,898 |
|
|
|
4,092 |
|
|
|
$ |
68,086 |
|
|
$ |
137,166 |
|
未来放弃费用准备金
该公司的资产退休义务涉及其石油和天然气财产的未来封堵和废弃费用以及相关设施的处置。公司在发生资产留存义务的时期内记录一项负债,数额等于已资本化的债务的估计公允价值。此后,这一负债将累加到最后的退休费用。折扣率的增加额作为折旧、损耗和摊销的一部分列入所附的合并业务报表。
F-16
下表汇总了公司估计负债总额的变化:
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前辈 |
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接班人 |
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在此期间 从1月1日起, 2018年至 2018年8月13日 |
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|
|
|
在此期间 从8月14日开始, 2018年至 2018年12月31日 |
|
|
截至2019年12月31日止的年度 |
|
|||
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|
|
|
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|
(单位:千) |
|
|
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|
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|
未来放弃费用准备金 年初 |
|
$ |
10,407 |
|
|
|
|
|
$ |
4,683 |
|
|
$ |
5,136 |
|
井获 |
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
5,700 |
|
新井投产 |
|
|
17 |
|
|
|
|
|
|
50 |
|
|
|
516 |
|
估计数和时间的变化 |
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
270 |
|
|
|
6,333 |
|
债务结算 |
|
|
(87 |
) |
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
(57 |
) |
资产剥离 |
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
(45 |
) |
吸积费用 |
|
|
346 |
|
|
|
|
|
|
133 |
|
|
|
568 |
|
未来放弃费用准备金 年底 |
|
$ |
10,683 |
|
|
|
|
|
$ |
5,136 |
|
|
$ |
18,151 |
|
股票补偿
该公司有以股票为基础的员工薪酬计划,根据该计划,主要由限制性股票和业绩股组成的股票奖励发放给雇员和非雇员董事。公司采用公允价值为基础的权益补偿会计核算方法.根据公允价值法,补偿费用在授予日期根据裁决的公允价值计算,并在裁决归属期内以直线确认。
部分报告
该公司目前在一个业务部门,石油和天然气的勘探和生产。
衍生金融工具与套期保值活动
公司将衍生金融工具(包括嵌入在其他合同中的衍生工具)作为资产或按公允价值计量的负债入账。除非符合特定的对冲会计标准,否则衍生品公允价值的变化目前在收益中得到确认。在一年内到期的衍生合同的公允价值被确认为流动资产或负债。在一年以上到期的资产或负债被确认为长期资产或负债.
主要购买者
2017年,该公司有四个主要的石油和天然气购买者,分别占其石油和天然气总销售额的34%、17%、16%和15%。在前一时期2018年1月1日至2018年8月13日期间,该公司有三个主要的石油和天然气购买者,分别占其石油和天然气销售总额的33%、22%和20%。在接下来的2018年8月14日至2018年12月31日期间,该公司的石油和天然气生产有两个主要买家,分别占其石油和天然气销售总额的32%和18%。2019年,该公司有三个主要的石油和天然气购买者,分别占其石油和天然气总销售额的19%、16%和12%。这些买家的损失不会对该公司造成重大不利影响,因为该公司有其他买家生产石油和天然气的市场。
F-17
收入确认与气体平衡
2018年1月1日,该公司采用了财务会计准则委员会(FASB)会计准则更新(ASU)2014-09年,与客户签订合同的收入(主题606)(“ASU 2014-09”)。Comstock采用了这一标准,采用了修改后的追溯方法,它只对截至2018年1月1日尚未完成的合同适用ASU。通过后,对期初股本余额没有任何调整。
Comstock生产石油和天然气,并在其业务报表中分别报告这两种初级产品的收入。收入是在将生产的数量转移给公司的客户时确认的,这些客户在指定的销售点交货时就控制了这些卷,并获得了所有权的所有好处。交货时付款是合理的。所有销售均受具有商业实质、包含具体定价条款和确定双方可强制执行的权利和义务的合同的约束。这些合同通常规定在每个生产月后25天内进行现金结算,并可在任何一方提前30天通知后取消。石油和天然气销售价格一般以石油和天然气行业中常见的术语为基础,包括指数或现货价格、位置和质量差异以及市场供求条件。因此,石油和天然气价格经常根据这些因素的变化而波动。每个生产单位(原油桶和千立方英尺天然气)是公司合同下的一项单独的履约义务,因为每个单位都有其本身的经济效益,而且每个单位都按照合同条款单独定价。
Comstock公司选择将所有税收排除在交易价格的计量之外,其收入扣除了特许权使用费,不包括他人拥有的收入利息,因为该公司在代表特许权所有者和工作利益所有人销售原油和天然气时充当代理人。收入记录在生产月份的基础上,公司的份额生产和实现价格的估计。公司确认在收到付款的当月收到的估计数与实际收到的金额之间的任何差异。从历史上看,估计收入与实际收入之间的差异并不大。出售的石油或天然气的数量可能与公司根据其在财产中的收入利益而有权获得的数额不同。该公司在2018年12月31日或2019年12月31日没有任何明显的不平衡状况。石油和天然气的销售一般发生在井口或井口附近。当石油和天然气的销售发生在井口以外的其他地点时,公司将将生产运往交货点的费用作为收集和运输费用入账。截至2019年12月31日,该公司已确认客户的应收账款为1.201亿美元,因为合同中的履约义务已得到履行,并存在无条件的考虑权。
一般费用和行政费用
报告的一般费用和行政费用扣除了公司经营的石油和天然气财产的工作权益所有人在2017年分别收到的1 170万美元、850万美元、450万美元和1 680万美元的间接费用偿还款,2018年1月1日至2018年8月13日的前一期间以及2018年8月14日至12月31日、2018年12月31日和2019年12月31日的后续期间的间接费用偿还额分别为1 170万美元、850万美元、450万美元和1 680万美元。
所得税
公司使用资产和负债法核算所得税,递延税资产和负债因资产和负债的财务报表与其各自的税基之间的差异而产生的未来税收后果,以及未来使用现有净营业亏损和其他结转产生的税务后果予以确认。递延税资产和负债的计量采用预期适用于预期收回或结清这些临时差额和结转的年度应纳税收入的税率。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。
F-18
每股收益
包含不可剥夺的股息权利的非既得股支付奖励被视为参与证券,并按照两类方法计算每股基本收益和稀释收益。业绩股份单位(“PSU”)是指有权获得公司普通股中的若干股份,这些股份可从零到最高两倍,是根据在一段业绩期间内取得某些业绩计量而在授标日授予的PSU数量的两倍。与PSU有关的可能稀释性股份的数量是根据在有关期间结束时可发行的股份(如果有的话)的数目计算的,假设该日期是应急期间的结束。采用库存量法测量PSU的稀释效应。未行使的普通股认股权证是指以每股0.01美元的行使价格将认股权证转换为普通股的权利。国库券法用于衡量未行使的普通股权证的稀释效应。在行使公司可转换债务所载的转换权时,可发行的股份是根据转换后可能发行的普通股的折算方法发行的。本公司的参与证券均不参与亏损,因此在净亏损期间每股基本收益的计算中不包括在内。与科维公园收购有关的A系列和B类可转换优先股将于7月16日开始转换为总计96,250,000股普通股。, 2020年。优先股的稀释效应采用中频转换法计算,就好像优先股的转换发生在发行日期的早期或期初。在截至2019年12月31日的12个月中,优先股被稀释。
每股基本收益和稀释收益确定如下:
|
|
接班人 |
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|||||||||||||||||||||
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2018年8月14日 至2018年12月31日 |
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十二个月 (一九二零九年十二月三十一日) |
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|
收入 |
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股份 |
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每股 |
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收入 |
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|
股份 |
|
|
每股 |
|
||||||
|
|
(单位:千,但每股数额除外) |
|
|||||||||||||||||||||
可归属于普通股的净收入 |
|
$ |
64,122 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
74,474 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
可分配予非归属限制股份的收入 |
|
|
(248 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(356 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
可归因于普通股的基本和稀释净收入 |
|
|
63,874 |
|
|
|
105,453 |
|
|
$ |
0.61 |
|
|
|
74,118 |
|
|
|
142,750 |
|
|
$ |
0.52 |
|
稀释证券的效果: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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|
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|
|
|
|
绩效股 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
63 |
|
|
|
|
|
优先股 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
22,415 |
|
|
|
44,565 |
|
|
|
|
|
股票认股权证 |
|
|
— |
|
|
|
6 |
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
普通股摊薄收益 |
|
$ |
63,874 |
|
|
|
105,459 |
|
|
$ |
0.61 |
|
|
$ |
96,533 |
|
|
|
187,378 |
|
|
$ |
0.52 |
|
|
|
前辈 |
|
|
|
|||||||||||||||||||||
|
|
十二个月 2017年12月31日 |
|
|
2018年1月1日至2018年8月13日期间 |
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
损失 |
|
|
股份 |
|
|
每 分享 |
|
|
损失 |
|
|
股份 |
|
|
每 分享 |
|
|
|
||||||
|
|
(单位:千,但每股数额除外) |
|
|
|
|||||||||||||||||||||
可归因于普通股的基本和稀释净亏损 |
|
$ |
(111,405 |
) |
|
|
14,644 |
|
|
$ |
(7.61 |
) |
|
$ |
(92,754 |
) |
|
|
15,262 |
|
|
$ |
(6.08 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
由于这些时期的净亏损,先前时期的每股基本和稀释数额是相同的。
F-19
未获限制的股份包括在已发行的普通股中,因为这些股份有参与任何可能宣布的股息和投票权的不可没收的权利。已发行普通股中包括的未归属限制性股票的加权平均股份如下:
|
|
前辈 |
|
|
|
|
接班人 |
|
||||||||||
|
|
年终 2017年12月31日 |
|
|
在此期间 从一月一号开始, 2018年至 (2018年8月13日) |
|
|
|
|
在此期间 从八月十四日开始, 2018年至 (2018年12月31日) |
|
|
年终 (一九二零九年十二月三十一日) |
|
||||
无限制股票(单位:千) |
|
|
612 |
|
|
|
839 |
|
|
|
|
|
410 |
|
|
|
685 |
|
所有与可转换债务有关的股票期权、未归属的PSU、普通股认股权证和与可转换债券有关的可意外发行股票,如不包括在计算每股收益时使用的加权平均股份,则如下:
|
|
前辈 |
|
|
|
|
接班人 |
|
||||||||||
|
|
年终 2017年12月31日 |
|
|
在此期间 从一月一号开始, 2018年至 (2018年8月13日) |
|
|
|
|
在此期间 从八月十四日开始, 2018年至 (2018年12月31日) |
|
|
年终 (一九二零九年十二月三十一日) |
|
||||
|
|
(单位:千) |
|
|||||||||||||||
加权平均PSU |
|
|
274 |
|
|
|
476 |
|
|
|
|
|
328 |
|
|
|
776 |
|
加权平均授予日期,单位公允价值 |
|
$ |
17.12 |
|
|
$ |
13.83 |
|
|
|
|
$ |
12.93 |
|
|
$ |
9.56 |
|
普通股加权平均认股权证 |
|
|
463 |
|
|
|
142 |
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
加权平均每股行使价格 |
|
$ |
0.01 |
|
|
$ |
0.01 |
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
加权平均可转换股票 |
|
|
37,046 |
|
|
|
39,819 |
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
加权平均转换价格 |
|
$ |
12.32 |
|
|
$ |
12.32 |
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
关于现金流动综合报表的补充资料
为了现金流量表的目的,公司认为所有最初期限为三个月或更短的高流动性投资都是现金等价物。
支付利息和所得税的现金如下:
|
|
|
前辈 |
|
|
|
|
接班人 |
|
||||||||||
|
|
|
年终 2017年12月31日 |
|
|
在此期间 从一月一号开始, 2018年至 (2018年8月13日) |
|
|
|
|
在此期间 从八月十四日开始, 2018年至 (2018年12月31日) |
|
|
年终 (一九二零九年十二月三十一日) |
|
||||
|
|
|
(单位:千) |
|
|||||||||||||||
现金支付: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
利息支付 |
|
$ |
73,941 |
|
|
$ |
36,187 |
|
|
|
|
$ |
8,042 |
|
|
$ |
149,039 |
|
|
所得税支付 |
|
$ |
3 |
|
|
$ |
2 |
|
|
|
|
$ |
— |
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
非现金投资活动包括: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
应计资本支出增加(减少) |
|
$ |
(1,624 |
) |
|
$ |
(3,255 |
) |
|
|
|
$ |
15,301 |
|
|
$ |
24,273 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
与收购有关的非现金投资和融资活动 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
发行普通股 |
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
|
|
$ |
760,829 |
|
|
$ |
198,633 |
|
|
发行A系列可转换优先股 |
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
200,000 |
|
|
假定7.5%的高级票据 |
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
446,625 |
|
|
获得营运资本 |
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
|
|
$ |
36,351 |
|
|
$ |
41,365 |
|
F-20
|
|
(a) |
该公司分别在2017年和2018年1月1日至2018年8月13日期间支付了3,810万美元和2,500万美元的实物利息。
最近的会计声明
2017年1月,FASB发布了最新会计准则第2017-04号(ASU 2017-04)“无形资产-商誉和其他(主题350):简化商誉损害测试”。ASU 2017-04消除了商誉减值测试的第二步,并规定商誉减值应通过比较报告单位的公允价值及其账面金额来衡量。ASU 2017-04适用于2019年12月15日以后的会计年度进行的年度或中期商誉减值测试,允许尽早采用。我们没有尽早采用ASU 2017-04,并将在2020年采用这一标准后,在进行年度减值评估时,在财务报表中实施ASU 2017-04。我们预计更新不会对我们的经营结果、流动性或财务状况产生重大影响。
2016年2月,FASB发布了ASU第2016-02号租约(“ASU 2016-02”)。ASU 2016-02要求承租人将大部分租赁纳入资产负债表,但在财务报表中确认租赁费用的方式类似于ASC 2016-02之前的租赁核算。ASU 2016-02适用于2018年12月15日以后的年度期及其后的期中期。从2019年1月1日开始,我们通过了ASC 2016-02.我们对这一新标准采用了改进的回顾性方法,并将某些实际的权宜之计作为我们采用的一部分。ASU 2016-02的通过并没有对我们的运营结果、流动性或财务状况产生重大影响。
2016年6月,FASB发布了“会计准则更新ASU第2016-13号”(“ASU 2016-13”),修订了关于报告贸易应收款信贷损失、租赁净投资、债务证券、贷款和某些其他工具的指导意见。ASU 2016-13要求使用前瞻性的预期损失模型,而不是现有的损失确认。更新将从2020年开始对我们生效。指南要求对准则生效的第一个报告期开始时的财务状况表进行累积效应调整。我们正在继续评估这一最新情况的规定,但我们目前并不认为这将对我们的业务结果、财务状况和财务披露产生重大影响。
(2)石油天然气性质的无偿收购与处置
2017年10月,该公司为位于得克萨斯州南部的Eagle Ford页岩油物业通过了一项出售计划,并在2017年第四季度确认减值4 380万美元,将这些资产的账面价值调整为公允价值减去出售成本。该公司根据估计的、贴现的未来净现金流量确定公允价值,并根据在竞争性投标过程中从潜在收购者那里得到的价值进行适当的风险调整。截至2017年12月31日,与这些资产相关的460万美元资产退休负债被重新归类为流动负债。2018年4月,Comstock以1.064亿美元完成了生产Eagle Ford页岩油和天然气的出售,并保留了未开发的土地。该公司确认,在2018年1月1日至2018年8月13日这段期间,出售这些财产的损失为3270万美元。
F-21
在前一年一月一日至八月十三日期间出售的物业的经营结果如下:
|
|
前辈 |
|
|
|
|
在此期间 从1月1日起, 2018年至 |
|
|
|
|
2018年8月13日 |
|
|
|
|
(单位:千) |
|
|
石油和天然气销售总额 |
|
$ |
17,747 |
|
业务费用共计(A) |
|
|
(6,134 |
) |
营业收入 |
|
$ |
11,613 |
|
(a) |
包括直接经营费用、折旧、损耗、摊销和勘探费用。不包括利息费用、一般和行政费用以及指定出售资产之日后的折旧、损耗和摊销费用。 |
2017年,该公司与USG Properties Haynesville,LLC(“USG”)达成协议,共同开发路易斯安那州和德克萨斯州Haynesville页岩的某些种植前景。截至2017年12月31日,USG已经收购了约6,300英亩潜在的Haynesville页岩开发项目,主要是在路易斯安那州的Caddo Parish进行联合开发项目。该公司经营在美国副秘书长土地上钻探的油井,并有权获得在该土地上钻探的头12口井的25%的工作权益,以及对随后所有油井的40%的工作权益,方法是偿还副秘书长对正在钻探的油井的可归属面积费用。副秘书长还参加了哈内斯维尔页岩钻探项目,该项目占地约5700英亩,位于德克萨斯州哈里森县。根据参与协议的条款,Comstock每一地点50%的土地面积和与每一油井地点有关的基础设施的利息为110万美元,其中400 000美元只有在每口井达到或超过既定生产目标时才支付。Comstock公司还为每口钻井收取80,000美元,作为对公司管理联合开发项目的服务的考虑,此外,还为每口钻井收取惯例的业务费。
2018年7月31日,该公司以4150万美元收购了北路易斯安那州和德克萨斯州的油气资产。这些财产包括22 559英亩(12 085净额)和114(27.8净额)生产天然气井,其中47(14.6净额)产自Haynesville页岩。
2018年8月14日,作为琼斯贡献的一部分,该公司和雅克马钻井公司以前签订的战略钻探企业被终止,康斯托克公司重新获得在合资公司下钻探的1790万美元油井的工作权益,这是阿尔科马钻井公司支付的费用。
2018年9月21日,该公司与USG的一家子公司成立了一家合资公司,提供未开发的鹰福特页岩地。在合资开发项目下,Comstock公司可以参与在未开发的土地上打井,也可以在合资伙伴拥有的土地上参与现有井的任何充填井或折射井。Comstock随后在2018年9月出售了合资企业未开发土地的一部分,获得了1,370万美元的收益。
2018年12月19日,该公司达成了一项协议,将收购哈内斯维尔页岩权88%的股权,涉及6149英亩(净5,301英亩)位于德克萨斯州哈里森和帕诺拉县的页岩权。该公司将在四年内支付2,050万美元,为Comstock公司在这块土地上钻的每口井提供12%的利息。Comstock公司在这片土地上确定了33个(22.7个净额)潜在的钻探地点。
F-22
2019年7月16日,该公司收购了科维公园能源有限公司(CoveParkEnergyLLC),价值约22亿美元。这笔收购包括317 142英亩(248 196净额)和1 230(712.0净额)生产天然气井,其中844(383.0净额)产自Haynesville/Bossier页岩。
2019年11月1日,该公司收购了一家私人控股公司,换取450万股新发行的公司普通股。获得的财产包括7 702英亩(3 155英亩)和75英亩(20.1净额)的天然气井,其中36口(11.7净额)产自Haynesville页岩。
(3)初级油气生产活动
以下是关于石油和天然气财产资本化总成本的某些信息,以及该公司为其石油和天然气财产收购、开发和勘探活动而发生的费用:
资本化成本 |
|
接班人 |
|
|||||
|
|
截至 十二月三十一日 2018 |
|
|
截至 十二月三十一日 2019 |
|
||
|
|
(单位:千) |
|
|||||
经证明的性质: |
|
|
|
|
|
|
|
|
租赁费用 |
|
$ |
1,010,987 |
|
|
$ |
2,912,196 |
|
水井及相关设备和设施 |
|
|
671,177 |
|
|
|
1,165,317 |
|
累计折旧损耗和摊销 |
|
|
(210,452 |
) |
|
|
(485,851 |
) |
|
|
|
1,471,712 |
|
|
|
3,591,662 |
|
未证明性质 |
|
|
191,929 |
|
|
|
410,897 |
|
|
|
$ |
1,663,641 |
|
|
$ |
4,002,559 |
|
发生的费用 |
|
前辈 |
|
|
|
|
接班人 |
|
||||||||||
|
|
年终 2017年12月31日 |
|
|
在此期间 从一月一号开始, 2018年至 (2018年8月13日) |
|
|
|
|
在此期间 从八月十四日开始, 2018年至 (2018年12月31日) |
|
|
年终 (一九二零九年十二月三十一日) |
|
||||
|
|
(单位:千) |
|
|||||||||||||||
物业收购 |
|
$ |
— |
|
|
$ |
39,323 |
|
|
|
|
$ |
21,013 |
|
|
$ |
2,097,451 |
|
勘探和开发: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
开发租赁 |
|
|
4,698 |
|
|
|
2,848 |
|
|
|
|
|
1,715 |
|
|
|
7,603 |
|
开发钻井 |
|
|
164,472 |
|
|
|
90,840 |
|
|
|
|
|
148,745 |
|
|
|
493,625 |
|
其他发展 |
|
|
9,644 |
|
|
|
13,871 |
|
|
|
|
|
13,612 |
|
|
|
9,339 |
|
资本支出总额 |
|
$ |
178,814 |
|
|
$ |
107,559 |
|
|
|
|
$ |
164,072 |
|
|
$ |
510,567 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
F-23
(4)长期债务
长期债务包括以下内容:
|
|
接班人 |
|
|||||
|
|
截至 十二月三十一日, 2018 |
|
|
截至 十二月三十一日, 2019 |
|
||
|
|
(单位:千) |
|
|||||
7.5%高级票据应于2025年到期: |
|
|
|
|
|
|
|
|
校长 |
|
|
— |
|
|
|
625,000 |
|
折扣,摊销净额 |
|
|
— |
|
|
|
(169,232 |
) |
9%高级票据到期日期2026年: |
|
|
|
|
|
|
|
|
校长 |
|
|
850,000 |
|
|
|
850,000 |
|
折扣,摊销净额 |
|
|
(32,934 |
) |
|
|
(29,943 |
) |
银行信贷机制: |
|
|
|
|
|
|
|
|
校长 |
|
|
450,000 |
|
|
|
1,250,000 |
|
债务发行成本,摊销净额 |
|
|
(22,703 |
) |
|
|
(25,693 |
) |
|
|
$ |
1,244,363 |
|
|
$ |
2,500,132 |
|
高级票据的折扣正在使用有效利率方法在高级票据的生命周期中摊销。发行成本在高级债券的寿命内按直线摊销,这与用有效利率方法计算的摊销近似。
下表按到期日汇总Comstock截至2019年12月31日的债务本金:
|
|
2020 |
|
|
2021 |
|
|
2022 |
|
|
2023 |
|
|
2024 |
|
|
此后 |
|
|
共计 |
|
|||||||
|
|
(单位:千) |
|
|||||||||||||||||||||||||
银行信贷设施 |
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
1,250,000 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
1,250,000 |
|
7.5%高级票据应于2025年到期 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
625,000 |
|
|
|
625,000 |
|
9%高级债券到期 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
850,000 |
|
|
|
850,000 |
|
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
1,250,000 |
|
|
$ |
1,475,000 |
|
|
$ |
2,725,000 |
|
与琼斯的贡献有关,公司完成了一系列再融资交易,将其当时所有未偿还的高级担保和无担保票据全部收回。2018年8月3日,该公司发行了8.5亿美元的新高级债券,收益为8.159亿美元。债券的利息将於二月十五日及八月十五日支付,年率为百分之九,而债券则於二零二六年八月十五日到期。作为科维公园收购的一部分,该公司承担了6.25亿美元的高级债券。该批债券在收市时的公平市价为4.466亿元。假设债券的利息将於五月十五日及十一月十五日支付,年息为7.5%。这些债券将于2025年5月15日到期。
2018年8月14日,该公司与蒙特利尔银行作为行政代理和参与银行建立了银行信贷机构。银行信贷安排的借款基数为7.00亿美元,每半年重新确定一次,并在发生某些其他事件时重新确定。在完成对科维公园的收购的同时,银行信贷安排也进行了修正和重报,以提供15.75亿美元的借款基础,该基础将每半年重新确定一次,并在发生某些其他事件时重新确定。到期日延长至2024年7月16日。最初承诺的借款基数定为15.00亿美元,其中12.5亿美元的借款截至2019年12月31日仍未偿还。借款基数在2019年11月重新确定时得到重申。银行信贷安排下的借款如下
F-24
主要由公司及其附属公司的所有资产担保,并可由公司选择利息,分别按libor+1.75%至2.75%或基准利率+0.75%至1.75%,视借款基数的使用而定。该公司还支付0.375%至0.5%的未使用借款基础的承诺费。银行信贷安排对公司及其受限制的子公司产生额外负债、支付现金红利、回购普通股、进行某些贷款、投资和剥离以及赎回高级票据的能力施加了某些限制。唯一的财务契约是保持杠杆比率小于4.0:1.0和调整后的流动比率至少为1.0:1.0。金融契约是从截至2019年12月31日的三个月的财务业绩开始确定的。截至2019年12月31日,该公司遵守了这些公约。
(5)承付款和意外开支
本公司以不可撤销的经营租赁方式租用办公空间和其他设施。截至2017年12月31日的年度租金为160万美元。2018年1月1日至2018年8月13日以及2018年8月14日至2018年12月31日的后续时期的租金分别为100万美元和60万美元。截至2019年12月31日的年度租金为170万美元。截至2019年12月31日的最低未来租赁付款为2020年290万美元、2021年220万美元和2022年50万美元。
该公司已签订天然气运输合同,合同将于2021年10月到期,并延长至2031年10月。这些合同下的承付款为2020年1 070万美元,2021年1 200万美元,2022年至2024年每年2 490万美元,剩余合同期限1.696亿美元。
公司有钻机合同和竣工服务合同。钻井合同的条款因人而异,或期限不到一年。服务合同一般可以在30至60天的通知下取消。截至2019年12月31日,这些合同下的现有承付款为3 640万美元。
公司不时参与正常运作过程中出现的某些诉讼。本公司为这些事项记录了一项损失应急,当可能已经发生了一项负债,并且可以合理地估计损失的数额时。公司不认为这些事项的解决将对公司的财务状况、经营结果或现金流量产生重大影响,而且在2018年12月31日或2019年12月31日,与这些事项相关的重大金额也不会产生。
(6)优先股
关于科维公园的收购,公司发行了21万股A系列可转换优先股,赎回价值为2.1亿美元,公允价值为2亿美元,作为收购考虑的一部分,并以1.75亿美元的价格向其多数股东出售了17.5万股B系列可转换优先股。新发行的可转换优先股的持有者有权按年率10%的费率获得季度股利,这些股息是以欠款支付的。在2020年7月16日以后的任何时候,每一持股人可按每股4.00美元的转换价格或公司普通股的合计96,250,000股,将任何或全部优先股转换为公司普通股的股份,但须按照惯例的反稀释规定进行调整。本公司有权随时赎回优先股,面值加应计股息。A系列可转换优先股和B系列可转换优先股根据多数股东控制转换为普通股的条件,被归类为夹层股权。A系列可转换优先股的公允价值与赎回价值的差额在一年内增加到2.1亿美元。
F-25
期间反映的优先股价值于2020年7月16日成为可转换优先股。
(7)股东权益
2019年7月16日,公司修订了其第二次修订和重组章程,将其授权资本增加到4.05亿股,其中普通股4亿股,每股面值0.50美元,优先股500万股,每股票面价值10.00美元。
2017年,该公司可转换债券持有者将这些债券本金的990万美元分别转换为826,327股普通股。
2017年和2018年期间,分别对1,502,255股和402,708股普通股行使了认股权证,11,955份认股权证于2018年9月7日到期而未行使。所有普通股认股权证均于2018年行使或到期,未使用。
(8)股票补偿
公司将普通股和业绩股(“PSU”)的限制性股份授予主要员工和董事,作为其薪酬的一部分。赠款是根据2019年的长期激励计划(“2019年计划”)发放的,该计划于2019年5月31日在公司年会上得到公司股东的批准。在批准2019年计划后,2009年长期激励计划(“2009年计划”)被修订、重新表述并与2019年计划合并。截至2019年12月31日,根据“2019年长期激励计划”可获得的业绩股、限制性股票赠款或其他股权奖励的未来奖励为5,501,598股普通股。
以股票为基础的补偿费用包括在一般费用和行政费用中.2017年,从2018年1月1日到2018年8月13日,该公司的股票补偿费分别为590万美元和390万美元。在2018年8月14日至2018年12月31日的后续期间,该公司的股票补偿费分别为100万美元和400万美元。
限制性股票
限制性股票赠与的公允价值在转归期内摊销,一般为一至三年,采用直线法。在批出之日,每一受限制股份的公允价值相等于公司股份的市值。
限制库存活动摘要如下:
|
|
数目 受限 股份 |
|
|
加权 平均 赠款价格 |
|
||
截至2019年1月1日未缴 |
|
|
414,545 |
|
|
$ |
8.70 |
|
获批 |
|
|
874,661 |
|
|
$ |
5.40 |
|
既得利益 |
|
|
(163,641 |
) |
|
$ |
8.53 |
|
没收 |
|
|
(33,256 |
) |
|
$ |
7.74 |
|
截至2019年12月31日未缴 |
|
|
1,092,309 |
|
|
$ |
6.11 |
|
F-26
|
|
前辈 |
|
|
|
|
接班人 |
|
||||||||||
|
|
年终 十二月三十一日, |
|
|
在此期间 从一月一号开始, 2018年至 八月十三日, |
|
|
|
|
在此期间 从八月十四日开始, 2018年至 十二月三十一日, |
|
|
年终 十二月三十一日, |
|
||||
|
|
2017 |
|
|
2018 |
|
|
|
|
2018 |
|
|
2019 |
|
||||
|
|
(单位:千,除每股数据外) |
|
|||||||||||||||
受限制股份的公允价值 |
|
$ |
1,684 |
|
|
$ |
2,676 |
|
|
|
|
$ |
3,541 |
|
|
$ |
925 |
|
每股加权平均公允价值 |
|
$ |
11.11 |
|
|
$ |
8.51 |
|
|
|
|
$ |
8.70 |
|
|
$ |
5.40 |
|
确认受限制股票赠款的补偿费用 |
|
$ |
3,891 |
|
|
$ |
2,262 |
|
|
|
|
$ |
451 |
|
|
$ |
2,121 |
|
未获确认的与未归属股份有关的补偿费用 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
5,500 |
|
预期识别期 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2年 |
|
业绩份额单位
该公司发放PSU作为其长期股权激励补偿的一部分.如果某一业绩期间符合某些业绩标准,则PSU奖励可导致向持有人发行普通股。执行期间为三年。PSU的业绩标准是基于该公司在业绩期间的年度股东总收益(TSR),与某些同行公司在该业绩期间的TSR相比较。与PSU有关的费用被确认为裁决期间的一般费用和行政费用。
PSU的公允值采用几何布朗运动模型(GBM模型)计算。在此模拟中使用的重要假设包括公司的预期波动率和基于美国国债收益率曲线的无风险利率,其期限与归属期相一致,以及公司每个同行的波动性。关于波动性的假设包括每家公司股票的历史波动性和公开交易股票期权的隐含波动率。
用于对PSU进行估值的重要假设包括:
|
|
前辈 |
|
|
|
|
|
接班人 |
|
||||||||||
|
|
年终 十二月三十一日, |
|
|
在此期间 从一月一号开始, 2018年至 八月十三日, |
|
|
|
|
|
在此期间 从八月十四日开始, 2018年至 十二月三十一日, |
|
|
年终 十二月三十一日, |
|
||||
|
|
2017 |
|
|
2018 |
|
|
|
|
|
2018 |
|
|
2019 |
|
||||
无风险利率 |
|
|
1.6 |
% |
|
|
2.3 |
% |
|
|
|
|
|
2.7 |
% |
|
|
1.5 |
% |
隐含波动范围: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
最小值 |
|
|
37 |
% |
|
|
42 |
% |
|
|
|
|
|
30 |
% |
|
|
32 |
% |
极大值 |
|
|
134 |
% |
|
|
146 |
% |
|
|
|
|
|
88 |
% |
|
|
84 |
% |
PSU的公允价值采用直线法摊销,摊销期为三年。发行的普通股的最后数目可能因业绩乘数的不同而有所不同,并可能导致根据实现的业绩幅度从0到2发行0至1 863 780股普通股。
F-27
方案支助股的活动摘要如下:
|
|
数目 PSU |
|
|
加权 平均 赠款价格 |
|
||
截至2019年1月1日未缴 |
|
|
335,545 |
|
|
$ |
12.93 |
|
获批 |
|
|
618,672 |
|
|
$ |
7.85 |
|
没收 |
|
|
(22,327 |
) |
|
$ |
12.93 |
|
截至2019年12月31日未缴 |
|
|
931,890 |
|
|
$ |
9.56 |
|
|
|
前辈 |
|
|
|
|
接班人 |
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
在此期间 从一月一号开始, 2018年至 八月十三日, |
|
|
|
|
在此期间 从八月十四日开始, 2018年至 十二月三十一日, |
|
|
|
|
|
||
|
|
2017 |
|
|
2018 |
|
|
|
|
2018 |
|
|
2019 |
|
||||
|
|
(单位数据除外) |
|
|||||||||||||||
获批的PSU数目 |
|
|
242 |
|
|
|
361 |
|
|
|
|
|
336 |
|
|
|
619 |
|
授予日期公允价值 |
|
$ |
4,395 |
|
|
$ |
4,517 |
|
|
|
|
$ |
4,339 |
|
|
$ |
4,857 |
|
单位批出日期公允价值 |
|
$ |
18.17 |
|
|
$ |
12.52 |
|
|
|
|
$ |
12.93 |
|
|
$ |
7.85 |
|
为PSU确认的补偿费用 |
|
$ |
2,032 |
|
|
$ |
1,651 |
|
|
|
|
$ |
543 |
|
|
$ |
1,899 |
|
未获确认的与未归属股份有关的补偿费用 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
6,464 |
|
预期识别期 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.3岁 |
|
在2018年1月1日至2018年8月13日的前一时期,共赚得85,987个PSU,并将其转换为限制性股票。由于琼斯缴款而发生的控制变化导致所有当时未偿还的业绩股按可赚取的最高数额归属,并发行了共计1 028 672股普通股,其公允价值为880万美元。
(9)退休计划
该公司有一个401(K)利润分享计划,涵盖其所有雇员。Comstock公司可酌情与员工对计划的贡献相匹配。截至2017年12月31日,对该计划的相应捐款分别为761,000美元、508,000美元、252,000美元和1,041,000美元,前一时期为2018年1月1日至2018年8月13日,后续时期为2018年8月14日至12月31日,2018年12月31日和2019年。
F-28
(10)所得税
提供递延所得税是为了反映资产和负债税基与其所报告数额之间的差异在财务报表中的未来税收后果或利益,并采用颁布的税率。以下是对合并所得税规定(福利)的分析:
|
|
前辈 |
|
|
|
|
接班人 |
|
||||||||||
|
|
截至12月31日的年度, |
|
|
期间 2018年1月1日 到八月十三日, |
|
|
|
|
期间 2018年8月14日 到12月31日, |
|
|
截至12月31日的年度, |
|
||||
|
|
2017 |
|
|
2018 |
|
|
|
|
2018 |
|
|
2019 |
|
||||
|
|
(单位:千) |
|
|||||||||||||||
电流-联邦 |
|
$ |
(19,086 |
) |
|
$ |
— |
|
|
|
|
$ |
(1,349 |
) |
|
$ |
— |
|
现状 |
|
|
136 |
|
|
|
13 |
|
|
|
|
|
82 |
|
|
|
(223 |
) |
推迟-联邦 |
|
|
— |
|
|
|
2,412 |
|
|
|
|
|
16,406 |
|
|
|
27,550 |
|
递延-国家 |
|
|
1,006 |
|
|
|
(1,360 |
) |
|
|
|
|
3,805 |
|
|
|
476 |
|
|
|
$ |
(17,944 |
) |
|
$ |
1,065 |
|
|
|
|
$ |
18,944 |
|
|
$ |
27,803 |
|
在记录递延所得税资产时,公司考虑其递延所得税资产将来是否更有可能变现。递延所得税资产的最终实现取决于在递延所得税资产可扣减的时期内产生的未来应纳税收入。该公司认为,在考虑了所有现有的历史和前景客观证据之后,加上对历史证据的更大重视,管理层无法确定更有可能变现其所有递延税款资产。因此,该公司为其递延税收资产以及美国联邦和州的营业净亏损结转设定了估值备抵,由于结转期到期前产生应税收入的不确定性,预计这些资产将无法使用。该公司将继续评估递延税资产的估值备抵额,并考虑到在今后各期内获得的所有现有信息。
2017年12月22日颁布的减税和就业法案将2018年1月1日生效的企业所得税税率从35%降至21%。可能影响公司的其他重大税法变化包括:取消公司可选择的最低税额(“AMT”),要求2018年及以后发生的经营损失无限期结转,在某一年内不携带高达80%的应税收入,以及对2018年或以后发生的利息费用扣减应纳税年度最高为调整后应纳税收入的30%(定义为利息前应纳税收入和营业净亏损)的限制。2022年1月1日前的纳税年度,为这些目的调整的应纳税所得额也作了调整,以排除折旧、耗损和摊销的影响。“减税和就业法”保留了为联邦所得税目的对无形钻探费用的可扣减性,这使公司能够在发生的一年中扣除部分钻探费用,并尽量减少在应纳税收入期间应缴的当期税款。2018年12月31日,该公司完成了制定减税和就业法案的税收效果核算。该公司对某些递延的联邦税收资产和负债进行了重新计算,其依据是预期它们在未来将逆转的比率,一般为21%。与重新计算其递延联邦税收余额有关的确认数额为1.404亿美元,须给予估值津贴。“减税和就业法案”废除了从2018年1月1日开始或之后的税收年度的AMT,并规定现有的AMT抵免可以用于抵消任何应税年度的联邦税收。此外, 任何未使用的AMT贷款结转款的50%可以在2018年至2020年的课税年度内退还。截至2018年12月31日,该公司有2,040万美元未使用的AMT信用结转,其中1,020万美元是在2019年退还的。
F-29
2017年的惯例税率为35%,2018年和2019年为21%,与收入(损失)实际税率之间的差异原因如下:
|
|
前辈 |
|
|
|
|
接班人 |
|
||||||||||
|
|
截至12月31日的年度, |
|
|
期间 2018年1月1日 到八月十三日, |
|
|
|
|
期间 2018年8月14日 到12月31日, |
|
|
截至12月31日的年度, |
|
||||
|
|
2017 |
|
|
2018 |
|
|
|
|
2018 |
|
|
2019 |
|
||||
|
|
(单位:千) |
|
|||||||||||||||
按法定税率征税 |
|
$ |
(45,272 |
) |
|
$ |
(19,255 |
) |
|
|
|
$ |
17,444 |
|
|
$ |
26,185 |
|
税收效应: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
可退还的AMT信贷 |
|
|
(19,086 |
) |
|
|
— |
|
|
|
|
|
(1,349 |
) |
|
|
— |
|
估价津贴 递延税款资产 |
|
|
41,116 |
|
|
|
22,053 |
|
|
|
|
|
(903 |
) |
|
|
(494 |
) |
国家所得税,扣除 联邦福利 |
|
|
(892 |
) |
|
|
(3,599 |
) |
|
|
|
|
3,863 |
|
|
|
(499 |
) |
不可扣除的交易费用 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
1,417 |
|
非抵扣股票 补偿 |
|
|
1,408 |
|
|
|
668 |
|
|
|
|
|
(120 |
) |
|
|
886 |
|
操作损失净呼气量 |
|
|
1,548 |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
其他 |
|
|
3,234 |
|
|
|
1,198 |
|
|
|
|
|
9 |
|
|
|
308 |
|
共计 |
|
$ |
(17,944 |
) |
|
$ |
1,065 |
|
|
|
|
$ |
18,944 |
|
|
$ |
27,803 |
|
|
|
前辈 |
|
|
|
|
接班人 |
|
||||||||||
|
|
截至12月31日的年度, |
|
|
期间 2018年1月1日 到八月十三日, |
|
|
|
|
期间 2018年8月14日 到12月31日, |
|
|
截至12月31日的年度, |
|
||||
|
|
2017 |
|
|
2018 |
|
|
|
|
2018 |
|
|
2019 |
|
||||
按法定税率征税 |
|
|
35.0 |
% |
|
21.0% |
|
|
|
|
21.0% |
|
|
21.0% |
|
|||
税收效应: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
可退还的AMT信贷 |
|
|
14.8 |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
(1.6 |
) |
|
|
— |
|
估价津贴 递延税款资产 |
|
|
(31.8 |
) |
|
|
(24.1 |
) |
|
|
|
|
(1.1 |
) |
|
|
(0.4 |
) |
国家所得税,扣除 联邦福利 |
|
|
0.7 |
|
|
|
3.9 |
|
|
|
|
|
4.7 |
|
|
|
(0.4 |
) |
不可扣除的交易费用 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
1.1 |
|
非抵扣股票 补偿 |
|
|
(1.1 |
) |
|
|
(0.7 |
) |
|
|
|
|
(0.1 |
) |
|
|
0.7 |
|
操作损失净呼气量 |
|
|
(1.2 |
) |
|
|
— |
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
其他 |
|
|
(2.5 |
) |
|
|
(1.3 |
) |
|
|
|
|
— |
|
|
|
0.3 |
|
有效税率 |
|
13.9% |
|
|
(1.2)% |
|
|
|
|
22.9% |
|
|
22.3% |
|
F-30
截至2018年12月31日和2019年12月31日递延税负债净额的重大临时差额所产生的税收影响如下:
|
|
接班人 |
|
|||||
|
|
2018 |
|
|
2019 |
|
||
|
|
(单位:千) |
|
|||||
递延税款资产: |
|
|
|
|
|
|
|
|
资产退休债务 |
|
$ |
2,329 |
|
|
$ |
3,812 |
|
净营运亏损结转 |
|
|
65,317 |
|
|
|
51,656 |
|
利息费用限额 |
|
|
45,265 |
|
|
|
62,552 |
|
债务交换收益与原始发行贴现 |
|
|
42 |
|
|
|
2,127 |
|
其他 |
|
|
3,711 |
|
|
|
6,895 |
|
|
|
|
116,664 |
|
|
|
127,042 |
|
递延税项资产估价免税额 |
|
|
(18,390 |
) |
|
|
(16,876 |
) |
递延税款资产 |
|
|
98,274 |
|
|
|
110,166 |
|
递延税款负债: |
|
|
|
|
|
|
|
|
财产和设备 |
|
|
(252,668 |
) |
|
|
(269,587 |
) |
未实现套期保值收益 |
|
|
(3,399 |
) |
|
|
(10,763 |
) |
债券贴现摊销 |
|
|
— |
|
|
|
(37,458 |
) |
其他 |
|
|
(4,124 |
) |
|
|
(4,130 |
) |
递延税款负债 |
|
|
(260,191 |
) |
|
|
(321,938 |
) |
递延税款净额 |
|
$ |
(161,917 |
) |
|
$ |
(211,772 |
) |
截至2019年12月31日,Comstock有以下可用于减少未来所得税的结转款:
结转类型 |
|
数年 过期 结转 |
|
金额 |
|
|
|
|
|
|
(单位:千) |
|
|
净营运亏损-美国联邦 |
|
2019-2037 |
|
$ |
906,317 |
|
净营运亏损-美国联邦 |
|
无限 |
|
$ |
3,813 |
|
营业亏损净额-州税 |
|
2020-2037 |
|
$ |
1,538,152 |
|
利息开支-美国联邦 |
|
无限 |
|
$ |
297,875 |
|
根据“国内收入法典”第382条,由于琼斯的贡献而发行的普通股的所有权发生了重大变化。因此,公司利用控制权变更前产生的净运营亏损(“NOLs”)减少应税收入的能力一般限于每年的数额,其依据是其股票在所有权变更前的公允市场价值乘以长期免税利率。由于这一限制,该公司的NOL估计每年仅限于330万美元。除了这一限制外,IRC第382节规定,在所有权变更前有未实现净内建收益的公司,可将其限制增加在确认期内确认的内建收益数额,即通常指所有权变更后的五年期间。基于股权变更前公司普通股的公平市场价值,Comstock认为它有一个未实现的净内建收益,这将在五年确认期内增加第382节的限制。
F-31
在任何一年中超过第382节限制的国家资产继续作为结转,直至到期为止,并可用于抵消每年受限额限制的结转期内的应纳税收入。2018年之前发生的NOS通常有20年的寿命,直到到期为止。2018年及其后产生的NOLS将无限期地继续下去。Comstock在所有权变更日期后使用新的NOL不会受到382个限制的影响。如果公司在2018年前NOL结转期到期前没有产生足够的应税收入,那么它将失去将这些NOL作为对未来应税收入的抵销的能力。该公司估计,美国联邦NOL结转的8.404亿美元和州NOL结转的14亿美元将未使用。
该公司2014年12月31日之后的联邦所得税申报表仍需接受审查。该公司在主要州所得税管辖区的所得税申报表在2016年12月31日之后的不同时期内仍须接受审查。该公司目前认为,其重要的申报头寸是高度确定的,其所有其他重要的所得税申报职位和扣减将在审计时维持不变,否则最后解决办法将不会对合并财务报表产生重大影响。因此,该公司没有为不确定的税收状况设立任何重大准备金。
(11)衍生金融工具和对冲活动
Comstock利用大宗商品掉期、基础掉期、套圈和互换来对冲石油和天然气价格,以管理价格风险。掉期按月结算,根据票据中规定的价格与期货合约的结算价格之间的差额进行结算。一般而言,当适用的结算价格低于合同规定的价格时,Comstock根据差额乘以被套期保值的数量,从对手方得到结算。同样,当适用的结算价格超过合同规定的价格时,Comstock根据差额支付给对手方。当适用的结算价格低于合同中规定的价格时,Comstock通常会收到对应方的结算,该结算价格是根据差额乘以套期保值量的差额计算的。对于项圈来说,当结算价格低于最低限额时,Comstock通常会收到对方的结算,并在结算价格超过上限时支付给交易方。当结算价格在下限和上限之间下跌时,不发生结算。互换是一种组合衍生产品,包括一个固定价格互换和一个出售期权,以延长被套期保值的成交量。
公司的所有衍生金融工具都用于风险管理,根据政策,没有一种是为交易或投机目的持有的。Comstock通过正式的信贷政策、监控程序和多样化,将其衍生金融工具的对手方的信用风险降到最低。该公司不需要向其对手方提供任何信贷支持,除非与其银行信贷设施所担保的资产进行交叉担保。本公司的衍生金融工具均不涉及保费的支付或收取。公司将衍生金融工具的公允价值按商品合同归类为流动资产或非流动资产或负债(视情况而定)。
F-32
Comstock的所有天然气衍生金融工具都与HenryHub-NYMEX价格指数挂钩,其所有石油衍生品金融工具都与WTI-NYMEX指数挂钩。基础掉期与亨利·哈勃挂钩。截至2019年12月31日,该公司有下列未清偿的基于商品的衍生金融工具,但不包括下文分别讨论的基础掉期:
|
|
未来生产周期 |
|
|||||||||||||
|
|
截至2020年12月31日止的年度 |
|
|
截至2021年12月31日止的年度 |
|
|
截至2022年12月31日止的年度 |
|
|
共计 |
|
||||
天然气交换合同: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
卷(MMBtu) |
|
|
106,464,209 |
|
|
|
20,908,140 |
|
|
|
10,950,000 |
|
|
|
138,322,349 |
|
每个MMBtu平均价格 |
|
$ |
2.79 |
|
|
$ |
2.87 |
|
|
$ |
2.81 |
|
|
$ |
2.81 |
|
天然气双向领合同: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
卷(MMBtu) |
|
|
16,350,000 |
|
|
— |
|
|
— |
|
|
|
16,350,000 |
|
||
每个MMBtu的价格: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
平均上限 |
|
$ |
3.46 |
|
|
— |
|
|
— |
|
|
$ |
3.46 |
|
||
平均地板 |
|
$ |
2.47 |
|
|
— |
|
|
— |
|
|
$ |
2.47 |
|
||
天然气三通领合同: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
卷(MMBtu) |
|
|
26,510,000 |
|
|
— |
|
|
— |
|
|
|
26,510,000 |
|
||
每个MMBtu的价格: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
平均上限 |
|
$ |
2.99 |
|
|
— |
|
|
— |
|
|
$ |
2.99 |
|
||
平均地板 |
|
$ |
2.65 |
|
|
— |
|
|
— |
|
|
$ |
2.65 |
|
||
平均投入 |
|
$ |
2.33 |
|
|
— |
|
|
— |
|
|
$ |
2.33 |
|
||
天然气交换合同: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
卷(MMBtu) |
|
|
54,010,000 |
|
(a) |
|
11,800,000 |
|
(b) |
— |
|
|
|
65,810,000 |
|
|
每个MMBtu平均价格 |
|
$ |
2.52 |
|
|
$ |
2.53 |
|
|
— |
|
|
$ |
2.52 |
|
|
原油领合同: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
容积(桶) |
|
|
1,262,600 |
|
|
— |
|
|
— |
|
|
|
1,262,600 |
|
||
每桶价格: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
平均上限 |
|
$ |
64.92 |
|
|
— |
|
|
— |
|
|
$ |
64.92 |
|
||
平均地板 |
|
$ |
48.65 |
|
|
— |
|
|
— |
|
|
$ |
48.65 |
|
|
(a) |
交易对手有权将2020年套期保值交易5.390万MMBtu延长至2021年,平均价格为每MMBtu 2.52美元。 |
(b) |
交易对手有权将2020年和2021年的对冲交易量(22,750,000 MMBtu)延长至2022年,平均价格为每MMBtu 2.52美元。 |
除了上述掉期、项圈和互换外,该公司还签订了基础掉期合同,这些合约可以锁定NYMEX Henry Hub和某些实物价格指数之间的差额。这些合同到2022年12月每月结算,其中包括47,510,000份MMBtu。这些合同的公允价值是2019年12月31日的200万美元净资产。
在2019年12月31日之后,该公司增加了28,000,000 MMBtu额外天然气交换协议,平均价格为每MMBtu 2.51美元,另有43,800,000元可供选择,平均价格为每MMBtu 2.51美元。这些合同于2020年1月、2020年4月或2021年1月开始,为期一年,之后可延长一年。没有一份衍生合约被指定为现金流对冲工具。该公司确认现金结算和其衍生金融工具公允价值的变化是其他收入(费用)的单一组成部分。
F-33
该公司的衍生合约中没有一份被指定为现金流对冲工具。所附合并资产负债表中所报告的公司衍生工具的总公允价值,包括资产和负债的分类,包括以下各项:
类型 |
|
合并 资产负债表 位置 |
|
公允价值 |
|
|
|
|
|
|
(单位:千) |
|
|
截至2018年12月31日的衍生工具公允价值 |
|
|
|
|
|
|
资产衍生工具: |
|
|
|
|
|
|
天然气价格衍生产品 |
|
衍生金融 仪器-电流 |
|
$ |
6,096 |
|
石油价格衍生产品 |
|
衍生金融 仪器-电流 |
|
|
9,305 |
|
|
|
|
|
$ |
15,401 |
|
截至2019年12月31日的衍生工具公允价值 |
|
|
|
|
|
|
资产衍生工具: |
|
|
|
|
|
|
天然气价格衍生产品 |
|
衍生金融 仪器-电流 |
|
$ |
75,123 |
|
石油价格衍生产品 |
|
衍生金融 仪器-电流 |
|
|
181 |
|
|
|
|
|
$ |
75,304 |
|
天然气价格衍生产品 |
|
衍生金融 文书-长期 |
|
$ |
13,888 |
|
负债衍生工具: |
|
|
|
|
|
|
石油价格衍生产品 |
|
衍生金融 仪器-电流 |
|
$ |
222 |
|
天然气价格衍生产品 |
|
衍生金融 文书-长期 |
|
$ |
4,220 |
|
该公司将现金结算和衍生金融工具公允价值的变化确认为其他收入(支出)的单一组成部分。与综合业务报表中确认的公司衍生合同公允价值变动有关的损益如下:
|
|
前辈 |
|
|
|
接班人 |
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
收益/(损失) 在.的收益中确认 衍生物 |
|
今年 终结 十二月三十一日, 2017 |
|
|
在此期间 从1月1日起, 2018年至 八月十三日 2018 |
|
|
|
在此期间 从8月14日开始, 2018年至 十二月三十一日 2018 |
|
|
今年 终结 十二月三十一日, 2019 |
|
||||
|
|
(单位:千) |
|
||||||||||||||
掉期 |
|
$ |
16,753 |
|
|
$ |
1,267 |
|
|
|
$ |
2,720 |
|
|
$ |
43,944 |
|
衣领 |
|
— |
|
|
|
(386 |
) |
|
|
|
7,745 |
|
|
|
3,440 |
|
|
互换 |
|
— |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
4,351 |
|
|||
|
|
$ |
16,753 |
|
|
$ |
881 |
|
|
|
$ |
10,465 |
|
|
$ |
51,735 |
|
F-34
(12)关联方交易
2019年2月,Comstock以590万美元的价格将路易斯安那州Caddo Parish 1,464英亩未开发的净英亩的部分租约出售给了该公司多数股东所拥有的一家合伙企业。出售所得的资金用于从第三方购买同样数量的净英亩,价格为590万美元。获得的土地部分是出售给合伙企业或同一地区土地的面积。每英亩净价是由公司向第三方支付的价格决定的。截至2019年12月31日,Comstock已钻了9口井,完成了4口合作井。其余五口井将于2020年完工。该公司经营和拥有这些财产的工作权益,以及多数股东拥有的合伙关系。Comstock公司还在得克萨斯州南部钻了6口井,该公司对其多数股东拥有的另一家合伙企业没有任何利益。作为运营商,Comstock向合伙企业收取钻井和操作水井的费用,以及按惯例向其他工作利益所有者收取的钻井和运营管理费。Comstock公司从截至2019年12月31日的年度内从合伙人处获得了4550万美元,并在2019年12月31日从合伙公司收到了3550万美元的应收款项。2019年12月31日应收账款已于2020年全部收回。
(13)补充季度财务数据(未经审计)
|
|
2018 |
|
|||||||||||||||||||
|
|
前辈 |
|
|
|
|
接班人 |
|
||||||||||||||
|
|
第一 |
|
|
第二 |
|
|
七月一日 贯通 八月十三日 |
|
|
|
|
八月十四日 贯通 9月30日 |
|
|
第四 |
|
|||||
|
|
(单位:千,除每股数据外) |
|
|||||||||||||||||||
石油和天然气销售总额 |
|
$ |
72,593 |
|
|
$ |
61,449 |
|
|
$ |
32,588 |
|
|
|
|
$ |
70,123 |
|
|
$ |
153,498 |
|
营业收入(损失) |
|
$ |
(5,122 |
) |
|
$ |
7,716 |
|
|
$ |
8,228 |
|
|
|
|
$ |
34,581 |
|
|
$ |
81,450 |
|
净收入(损失) |
|
$ |
(41,886 |
) |
|
$ |
(34,003 |
) |
|
$ |
(16,865 |
) |
|
|
|
$ |
13,823 |
|
|
$ |
50,299 |
|
每股收入(损失): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
碱性稀释 |
|
$ |
(2.78 |
) |
|
$ |
(2.23 |
) |
|
$ |
(1.09 |
) |
|
|
|
$ |
0.13 |
|
|
$ |
0.48 |
|
|
|
2019 |
|
|||||||||||||
|
|
第一 |
|
|
第二 |
|
|
第三 |
|
|
第四 |
|
||||
|
|
(单位:千,除每股数据外) |
|
|||||||||||||
石油和天然气销售总额 |
|
$ |
126,881 |
|
|
$ |
128,116 |
|
|
$ |
224,444 |
|
|
$ |
289,248 |
|
营业收入 |
|
$ |
53,224 |
|
|
$ |
43,621 |
|
|
$ |
76,360 |
|
|
$ |
101,681 |
|
净收益 |
|
$ |
13,575 |
|
|
$ |
21,407 |
|
|
$ |
6,791 |
|
|
$ |
55,116 |
|
每股收入(损失): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
基本 |
|
$ |
0.13 |
|
|
$ |
0.20 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
$ |
0.22 |
|
稀释 |
|
$ |
0.13 |
|
|
$ |
0.20 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
$ |
0.19 |
|
2018年第一季度和第二季度的房地产销售损失分别为2860万美元和680万美元。对于报告净亏损的每个季度,基本和稀释后的每股数额是相同的。
F-35
(14)石油和天然气储量资料(未经审计)
以下是Comstock石油和天然气储量净数量变化摘要:
|
|
前辈 |
|
|
|
|
接班人 |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2017年12月31日终了年度 |
|
|
期间 2018年1月1日 贯通 (2018年8月13日) |
|
|
|
|
期间 2018年8月14日 贯通 (2018年12月31日) |
|
|
截至2019年12月31日止的年度 |
|
||||||||||||||||||||
|
|
油 (MBbls) |
|
|
天然 毒气 (MMcf) |
|
|
油 (MBbls) |
|
|
天然 毒气 (MMcf) |
|
|
|
|
油 (MBbls) |
|
|
天然 毒气 (MMcf) |
|
|
油 (MBbls) |
|
|
天然 毒气 (MMcf) |
|
||||||||
已探明储量: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
期初 |
|
|
7,277 |
|
|
|
872,468 |
|
|
|
7,552 |
|
|
|
1,116,956 |
|
|
|
|
|
28,994 |
|
1 |
|
2,246,501 |
|
|
|
23,612 |
|
|
|
2,282,758 |
|
以前的修订 估计数 |
|
|
1,232 |
|
|
|
33,721 |
|
|
|
4 |
|
|
|
17,778 |
|
|
|
|
|
5 |
|
|
|
23,949 |
|
|
|
(4,621 |
) |
|
|
62,697 |
|
扩展和 发现 |
|
|
1 |
|
|
|
291,881 |
|
|
|
5,651 |
|
|
|
950,032 |
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
30,126 |
|
|
|
259 |
|
|
|
315,286 |
|
收购 矿物就位 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
220,088 |
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
33,612 |
|
|
|
240 |
|
|
|
3,023,109 |
|
矿物销售 位置 |
|
|
(7 |
) |
|
|
(7,593 |
) |
|
|
(6,870 |
) |
|
|
(54,341 |
) |
|
|
|
|
(4,002 |
) |
|
|
(6,399 |
) |
|
|
(58 |
) |
|
|
(49,520 |
) |
生产 |
|
|
(951 |
) |
|
|
(73,521 |
) |
|
|
(287 |
) |
|
|
(55,240 |
) |
|
|
|
|
(1,385 |
) |
|
|
(45,031 |
) |
|
|
(2,685 |
) |
|
|
(292,833 |
) |
期末 |
|
|
7,552 |
|
|
|
1,116,956 |
|
|
|
6,050 |
|
|
|
2,195,273 |
|
|
|
|
|
23,612 |
|
|
|
2,282,758 |
|
|
|
16,747 |
|
|
|
5,341,497 |
|
证明发展 准备金: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
期初 |
|
|
7,277 |
|
|
|
321,527 |
|
|
|
7,552 |
|
|
|
436,114 |
|
|
|
|
|
22,845 |
|
1 |
|
550,198 |
|
|
|
21,466 |
|
|
|
583,107 |
|
期末 |
|
|
7,552 |
|
|
|
436,114 |
|
|
|
403 |
|
|
|
500,031 |
|
|
|
|
|
21,466 |
|
|
|
583,107 |
|
|
|
15,104 |
|
|
|
1,890,357 |
|
已证实未开发 准备金: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
期初 |
|
|
— |
|
|
|
550,941 |
|
|
|
— |
|
|
|
680,842 |
|
|
|
|
|
6,149 |
|
1 |
|
1,696,303 |
|
|
|
2,146 |
|
|
|
1,699,651 |
|
期末 |
|
|
— |
|
|
|
680,842 |
|
|
|
5,647 |
|
|
|
1,695,242 |
|
|
|
|
|
2,146 |
|
|
|
1,699,651 |
|
|
|
1,643 |
|
|
|
3,451,140 |
|
与.有关的准备金 为出售而持有的资产: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
探明储量 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
期初 |
|
|
6,950 |
|
|
|
9,915 |
|
|
|
7,116 |
|
|
|
10,484 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
期末 |
|
|
7,116 |
|
|
|
10,484 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
已探明储量 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
期初 |
|
|
6,950 |
|
|
|
9,915 |
|
|
|
7,116 |
|
|
|
10,484 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
期末 |
|
|
7,116 |
|
|
|
10,484 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
已证实未开发 储备 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
期初 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
期末 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(1) |
初探明储量余额是指所贡献的巴肯页岩资产和先前的储量的总和。 |
2019年的矿产收购主要与科维公园的收购有关。
F-36
下表列出了与已证实的储备有关的未来现金流量贴现的标准计量:
|
|
前辈 |
|
|
|
|
接班人 |
|
||||||||||
|
|
截至 十二月三十一日 2017 |
|
|
截至 八月十三日 2018 |
|
|
|
|
截至 十二月三十一日 2018 |
|
|
截至 十二月三十一日 2019 |
|
||||
|
|
(单位:千) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
与已证实储备有关的现金流量: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
未来现金流量 |
|
$ |
3,588,764 |
|
|
$ |
6,384,203 |
|
|
|
|
$ |
8,054,092 |
|
|
$ |
13,078,155 |
|
未来费用: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
生产 |
|
|
(986,398 |
) |
|
|
(1,804,559 |
) |
|
|
|
|
(2,160,912 |
) |
|
|
(3,562,042 |
) |
开发与遗弃 |
|
|
(672,559 |
) |
|
|
(1,945,141 |
) |
|
|
|
|
(1,800,335 |
) |
|
|
(3,171,351 |
) |
未来所得税 |
|
|
5,239 |
|
|
|
(199,589 |
) |
|
|
|
|
(622,241 |
) |
|
|
(676,759 |
) |
未来净现金流量 |
|
|
1,935,046 |
|
|
|
2,434,914 |
|
|
|
|
|
3,470,604 |
|
|
|
5,668,003 |
|
10%折扣系数 |
|
|
(1,053,502 |
) |
|
|
(1,556,927 |
) |
|
|
|
|
(1,996,764 |
) |
|
|
(2,754,792 |
) |
未来贴现的标准化度量 净现金流量 |
|
$ |
881,544 |
|
|
$ |
877,987 |
|
|
|
|
$ |
1,473,840 |
|
|
$ |
2,913,211 |
|
未来贴现的标准化度量 与出售资产有关的现金流动净额 |
|
$ |
109,134 |
|
|
$ |
— |
|
|
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
下表列出了与已证实储备有关的未来现金流量贴现标准计量的变化情况:
|
|
前辈 |
|
|
|
|
接班人 |
|
|
||||||||||
|
|
2017年12月31日终了年度 |
|
|
期间 2018年1月1日 贯通 (2018年8月13日) |
|
|
|
|
期间 2018年8月14日 贯通 (2018年12月31日) |
|
|
截至2019年12月31日止的年度 |
|
|
||||
|
|
(单位:千) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
标准化计量,年初 |
|
$ |
429,275 |
|
|
$ |
881,544 |
|
|
|
|
$ |
1,317,383 |
|
|
$ |
1,473,840 |
|
|
销售价格净变动,扣除生产成本 |
|
|
326,662 |
|
|
|
(61,662 |
) |
|
|
|
|
223,731 |
|
|
|
(716,930 |
) |
|
当年发生的发展费用,以前曾估计过 |
|
|
119,864 |
|
|
|
86,086 |
|
|
|
|
|
112,073 |
|
|
|
311,331 |
|
|
修订数量估计数 |
|
|
57,042 |
|
|
|
19,815 |
|
|
|
|
|
27,090 |
|
|
|
16,340 |
|
|
增值折扣 |
|
|
43,130 |
|
|
|
53,413 |
|
|
|
|
|
55,692 |
|
|
|
175,514 |
|
|
未来开发和放弃费用的变化 |
|
|
(62,509 |
) |
|
|
(27,489 |
) |
|
|
|
|
23,139 |
|
|
|
(93,476 |
) |
|
时间和其他方面的变化 |
|
|
(15,565 |
) |
|
|
(17,723 |
) |
|
|
|
|
9,434 |
|
|
|
180,314 |
|
|
扩展和发现 |
|
|
167,135 |
|
|
|
167,986 |
|
|
|
|
|
15,263 |
|
|
|
442,099 |
|
|
采购已到位的矿物 |
|
|
— |
|
|
|
72,738 |
|
|
|
|
|
54,143 |
|
|
|
1,813,491 |
|
|
现有矿物的销售 |
|
|
(6,027 |
) |
|
|
(124,083 |
) |
|
|
|
|
(42,870 |
) |
|
|
(51,070 |
) |
|
销售,扣除生产成本 |
|
|
(194,562 |
) |
|
|
(129,991 |
) |
|
|
|
|
(181,218 |
) |
|
|
(580,922 |
) |
|
所得税净变动 |
|
|
17,099 |
|
|
|
(42,647 |
) |
|
|
|
|
(140,020 |
) |
|
|
(57,320 |
) |
|
标准化计量,年底 |
|
$ |
881,544 |
|
|
$ |
877,987 |
|
|
|
|
$ |
1,473,840 |
|
|
$ |
2,913,211 |
|
|
F-37
未来现金流量贴现的标准计量是根据每年第一个月石油和天然气市场价格的简单平均数确定的。用于确定石油和天然气储量数量以及石油和天然气储量未来现金流入量的价格是在公司销售点收到的价格。这些价格已经根据位置和质量差异从张贴价格或指数价格中进行了调整。
用于确定石油和天然气储量、数量和现金流量的价格如下:
|
|
前辈 |
|
|
|
|
接班人 |
|
||||||||||
|
|
2017年12月31日终了年度 |
|
|
期间 2018年1月1日 贯通 (2018年8月13日) |
|
|
|
|
期间 2018年8月14日 贯通 (2018年12月31日) |
|
|
截至2019年12月31日止的年度 |
|
||||
原油:每桶美元 |
|
$ |
48.71 |
|
|
$ |
62.29 |
|
|
|
|
$ |
61.21 |
|
|
$ |
55.69 |
|
天然气:$/mcf |
|
$ |
2.88 |
|
|
$ |
2.74 |
|
|
|
|
$ |
2.90 |
|
|
$ |
2.58 |
|
在编制财务报表时使用的经证明的储备信息是根据我国石油工程工作人员根据证券和交易委员会和财务会计准则委员会制定的准则编制的估计数编制的,后者要求在现有经济和业务条件下编写储备报告,除合同协议外,不考虑价格和费用上涨问题。该公司的所有储备都位于美利坚合众国大陆的岸上。我们聘请了两名独立的石油顾问对2019年的储量估计数进行审计。截至2019年12月31日,税前贴现未来净现金流量的审计总价值占税前贴现价值的100.0%。这些审计的目的是进一步保证内部编制的储备金估计数是否合理。这些工程公司是因其地理专长和历史经验而被选中的。
未来的开发和生产成本是根据年底的成本和假定现有经济状况的延续,估算年底开发和生产已探明的石油和天然气储量的支出。未来所得税开支的计算方法是将适当的法定税率应用于未来与已证实准备金有关的税前净现金流量,扣除所涉财产的税基。未来所得税支出产生永久性差异和税收抵免,但不反映未来经营的影响。
F-38