联合国家

证券交易委员会

华盛顿特区20549

表格 10-K

(马克)

委员会 文件号000-06814

美国能源公司

(公司章程所指明的公司名称)

根据该法第12(B)条登记的证券：

根据该法第12(G)条登记的证券：无

如果注册人是著名的经验丰富的发行人，按照“证券法”第405条的定义，请用复选标记表示 。是[]不[X]

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[]不 [X]

通过检查标记表明 ，登记人(1)是否提交了1934年“证券交易所法”第13条或第15(D)节要求在过去12个月内提交的所有报告(或要求公司提交此类报告的时间较短)，而 (2)在过去90天中一直受到这种提交要求。是[X]不[]

请检查注册人是否已在过去12个月内以电子方式提交根据 向条例S-T(本章第232.405节)规则第四零五条提交的每个交互式数据文件(或在较短的时间内要求注册人提交此类文件)，以指明 。是[X]不[]

如果根据条例S-K(本章第229.405节)第四零五项披露的逾期提交人的披露并非本条例所载的 ，而据注册人所知，在本表格第三部以参考方式加入的明确委托书或资料陈述 或对本表格10-K作出的任何修订，则须以勾号标明 。[]

通过勾选标记指示 注册人是大型加速备案者、加速备案者、非加速备案者、较小的报告 公司还是新兴的增长公司。参见“交易所法”第12b-2条中“大型加速备案者”、“加速申报人”、 “较小报告公司”和“新兴增长公司”的定义。

大型加速滤波器[]加速过滤器[]非加速滤波器[]

小型报告公司[X]新兴成长型公司[]

如果 是一家新兴的成长型公司，请用复选标记标明登记人是否选择不使用延长的过渡期，以符合“外汇法”第13(A)条规定的任何新的或修订的财务会计准则。[]

通过勾选标记表明 注册人是否为空壳公司(如该法第12b-2条所定义)。是[]不[X]

根据纳斯达克资本市场上普通股截至最近完成的第二财季2019年6月30日最后一个营业日的收盘价，注册官的非附属公司持有的有表决权和无表决权普通股的总市值为6，166，682美元。

截至2020年3月20日， 注册人持有其面值为0.01美元的普通股中的1，404，817股。

第三部分通过引用注册人关于登记人2020年度股东大会的最终代理声明中的信息。

目录

关于前瞻性声明的警告 声明

本年度报告中讨论的 信息包括1933年“证券法”(“证券法”)第27A节(“证券法”)和经修正的1934年“证券交易法”(“交易法”)第21E节所指的“前瞻性声明”。历史事实陈述以外的所有陈述都是前瞻性的 陈述.

本年度报告中前瞻性陈述的实例包括：

这些前瞻性陈述是通过使用“可能”、“预期”、“估计”、“项目”、“计划”、“相信”、“打算”、“可实现”、“预期”、“继续”、“潜力”、“应该”、“可能”、“直至”、 和类似的术语和短语来识别的。虽然我们认为这些声明所反映的期望是合理的，但它们涉及某些假设、风险和不确定因素。结果可能与这些声明中预期的结果大不相同，这是许多因素的结果，其中包括：

最后，我们未来的结果将取决于其他各种风险和不确定因素，包括但不限于本年度报告表10-K中 1A“风险因素”项中详述的风险和不确定性。所有可归因于我们或代表我们行事的个人的前瞻性陈述，均以本年度表格10-K.的警告性声明(上述及其他事项)明确限定。我们不承担更新这些前瞻性声明的责任，无论是由于新的信息、 随后发生的事件或情况、期望的变化或其他原因。

石油和天然气词汇

以下是石油和天然气行业和本报告中常用的某些术语的缩写和定义， 已探明的已开发储量、已探明储量和已探明未开发储量的定义已从条例S-X规则4-10(A)所载适用的 定义中缩略出来。

bbl. 一个储罐桶，或42加仑液体体积，用于指石油或其他液态碳氢化合物。

Bcfe. 相当于10亿立方英尺的天然气。天然气等价物是用天然气的6 Mcf与石油、凝析油或天然气液体的1 Bbl的比值来确定的。

英国央行 用6 Mcf的天然气与1 Bbl的原油、凝析油或天然 气液的比值确定一桶石油当量。

博德.每天等量的石油桶。

完成。 安装生产石油或天然气的永久设备，或在干井情况下，向有关当局报告该井已被遗弃。井的完井并不一定意味着井将有利可图。

开发了 面积。可分配或分配给生产井或可生产井的英亩数。

发展。在石油或天然气储集层的已探明区域内钻到地层层的深度的井，已知 是多产的。

干得好。一口被发现无法生产石油或天然气的井，其数量足以证明完井是一口石油或气井。

探索性的在先前发现在另一个油藏中生产石油或天然气的油田中发现新油田或新储层的油井。

恶心的 英亩或格罗斯威尔斯。我们有工作利益的总英亩或水井(视情况而定)。

租赁业务费用用于生产租赁的水井和设备的操作的费用，通常是经常性的。

Mcf. 一千立方英尺的天然气。

麦克菲相当于一千立方英尺的天然气。天然气等价物是用天然气的6 Mcf与石油、凝析油或天然气液体的1 Bbl的比值来确定的。

姆布图 百万Btu，或英国热单位。一个英国热单位是把一磅水的温度提高1华氏度所需的热量。

净 英亩或净井在每一种情况下，毛英亩或水井都乘以我们拥有的工作利益的百分比。

NET 生产。我们拥有的生产少了版税，生产欠别人。

石油 原油、凝结水或其他液态碳氢化合物。

运算符. 负责勘探、开发和生产石油或天然气井或租赁的个人或公司。

支付。 一个石油和天然气产区的垂直厚度。薪资可计量为薪酬总额，包括非生产性 区域或净薪资，仅包括基于日志和测试数据似乎具有生产力的区域。

PV-10. 根据证券交易委员会(“SEC”)的指导方针计算的生产经证实的储备所产生的未来收入的税前现值，除估计的生产和未来发展费用外，使用估计的价格和成本，没有今后升级，但不实施与财产无关的费用，如一般和行政费用、偿债和折旧、耗损和摊销，并按10%的年贴现率折现 。

已证实储量已开发。可通过现有设备和操作 方法的现有井回收的储量。

已证明有储备。估计的原油、天然气和天然气液体的数量，地质和工程数据表明，在现有的经济和经营条件下，今后几年可以从已知的储层中回收。

证明了未开发的储量。预期将从未钻探土地上的新井或现有井 中收回的储备，在这些井中，重新完成工程需要较大的支出。

版税 一种石油和天然气租赁的权益，它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费用的任何部分。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以后的所有者时保留 。

标准化 测度税后现值：根据证交会准则计算的已证实储量生产产生的未来估计收入的税后现值，扣除估计的生产和未来开发成本，使用估计的价格和成本，而没有未来升级，但不影响一般和行政费用、偿债和折旧、耗损和摊销等与财产无关的费用，并按每年10%的贴现率折现。

工作兴趣一种在石油和天然气租赁中的权益，它使权益所有人有权在租赁的土地上开采和生产 石油和天然气，并要求所有者支付钻探和生产作业费用的一部分。

部分 i

项目 1.业务

概述

美国能源公司(“美国能源”、“公司”、“我们”或“我们”)是1966年成立的怀俄明州公司。我们是一家独立的能源公司，专注于在美国大陆获取和开发生产石油和天然气的资产。我们的商业活动目前集中在南德克萨斯州和威利斯顿盆地在北达科他州。

我们历史上一直通过非经营者的商业模式开发和生产石油和天然气。作为一个非经营者，我们依靠我们的经营伙伴提出，允许，钻，完成和生产石油和天然气井。在钻井之前，操作者向指定井的所有石油和天然气权益所有者提供机会，按比例参与钻井的 和完井成本及收入。我们的经营伙伴还生产、运输、销售和核算所有石油和天然气生产。

办公地点和网站

我们的首席执行办公室位于675白令，套房100，休斯顿，得克萨斯州77057。我们的电话号码是(303)993-3200。

我们的网站是www.usnrg.com。我们在本网站上免费提供与证券交易委员会 (“证券交易委员会”)网站在http://www.sec.gov，上的直接链接，我们关于表格10-K的年度报告，关于表格 10-Q的季度报告，关于表格8-K的当前报告，关于我们董事、执行总裁和重要股东的股票所有权的代理声明和表格3、4和5。您还可以在我们的网站上找到与我们的公司治理、董事会委员会和 道德规范有关的信息。我们的网站和包含在我们网站上或连接到我们网站上的信息不包含在这里的 引用中，不应被视为本文件的一部分。此外，你可以在证交会的公共资料室阅读和复制我们向证交会提交的任何资料，该资料室位于华盛顿特区1580室东北街100号。 有关公共资料室的信息可致电证交会(800)732-0330获得。

石油和天然气作业

目前，我们通过与各石油和天然气勘探和生产公司签订勘探开发协议，作为非经营性的工作所有者参与石油和天然气项目。我们的工作兴趣因项目而异，根据我们的租约和经营协议的条款，可能会随着时间的推移而改变。这些项目可能导致在今后三至五年内钻探多口井，这取决于商品价格和为支出提供资金所需的资本资源。我们还积极寻求勘探、开发和生产阶段石油和天然气属性或公司的潜在收购。我国石油和天然气特性的主要特点包括：

PV-10 (在“石油和天然气术语汇编”中定义)是一种非GAAP测度，广泛应用于石油和天然气行业，在比较公司时被机构投资者和专业分析师所考虑。我们认为， pv-10是评价我国石油和天然气性质与其他公司比较的相对重要性的一项重要措施。然而，PV-10数据并不是对未来现金流量折现净额的标准计量，后者是根据美国普遍接受的会计原则(“公认会计原则”)计算的，其中包括所得税的影响。下表对截至2019、2018和2017年12月31日PV-10 的未来现金流量贴现标准计量进行了核对：

有关我们的标准化度量和过去两年中的变化的额外 信息包括在附注17-未经审计的补充石油和天然气信息本报告第8项( 表10-K)所载的合并财务报表。

与经营伙伴的活动

我们对不同勘探阶段和不同开发阶段的石油加权前景的地理和地质组合有自己的工作兴趣。勘探阶段包括地质、地球物理填图、租赁、勘探、钻探和开发。该公司为自己的帐户或与潜在的合作伙伴 参与勘探阶段，以扩大其石油和天然气租赁所有权基础。

我们主要前景的每一个操作者都有大量的技术人员。我们认为，这些安排目前使 us能够向我们的股东提供价值，而不必建立所需的地质学家、工程师和土地工作人员的全部工作人员，从事涉及北达科他州和南得克萨斯州水平钻探的各种项目。然而，根据与小型独立石油和天然气公司的行业惯例，我们还根据需要利用具有当地专门知识的专业顾问。

下文介绍了与我们的主要业务伙伴进行的重大石油和天然气项目，这些项目占我们生产和储量的大多数。除以下描述外，本公司还与 几个运营商持有非操作井的权益，这些运营商构成了我们pv-10的剩余部分。

威利斯顿盆地，北达科他州(巴克肯和三叉组)

Zavanna， LLC.我们对Zavanna，LLC(“Zavanna”)的多口井有兴趣，平均工作兴趣约为16%，净收入利益为2%至31%。目前，Zavanna经营的这些财产约占与我国石油和天然气储量有关的PV-10的50%。

德克萨斯州(墨西哥湾沿岸)

Crimson勘探运营公司我们对Crimson勘探作业公司有兴趣，该公司是Leona河和Booth Tortuga前景的经营人，目前我们持有29%的工作权益和22.2%的净收入 利益。目前所有的租约都是由生产持有的，约占与我国石油和天然气储备有关的PV-10的9%。

得克萨斯州 (南得克萨斯州)

CML勘探有限责任公司我们感兴趣的多个生产井与CML勘探，LLC(“CML”)在Dimmit 和Zavala县，得克萨斯州，平均工作兴趣约9%，平均净收入利益约为 9%。这些物业由CML经营，目前约33%的光伏-10与我们的石油和天然气储量。

环境法规

环境事项

我们的业务和财产受到与保护环境有关的广泛和不断变化的联邦、州和地方法律和条例的制约，包括产生、储存、处理、排放、运输和向环境排放材料，并涉及安全和健康。最近在环境立法和规章方面的趋势一般是朝向更严格的标准， ，这种趋势很可能会继续下去。这些法律和条例可：

我们的业务所需的 许可证可能会被颁发当局撤销、修改和续签。政府当局有权强制执行其规章，违反行为将受到罚款或禁令，或两者兼而有之。管理部门认为，我们在很大程度上遵守了现行适用的环境法律和条例，没有为满足现有环境要求而对资本支出作出实质性承诺。然而，改变现有的环境法规和条例或对其解释可能会对我公司以及整个石油和天然天然气工业产生重大影响。

“环境、反应、赔偿和责任法”(“CERCLA”)。CERCLA和类似的州法规对场址的所有者和经营者以及处置或安排处置在这些场址发现的“危险物质”的人规定了严格、共同和多项责任。这些人包括发生放行的地点的所有人或经营者、处置或安排在现场处置危险物质的人以及接受危险物质运往现场的任何人。环境保护中心授权环境保护局(“环境保护局”)、州环境机构，在某些情况下授权第三方采取行动，应对对公共健康或环境造成的威胁，并设法从负有责任的人中收回他们所承担的费用。邻国的土地所有者和其他第三方对据称由释放到环境中的危险物质造成的人身伤害和财产损害提出索赔，这是司空见惯的事。虽然CERCLA目前将石油排除在其“危险的 物质”的定义之外，但影响我们业务的州法律可能会对石油和与石油有关的产品规定清理责任。

“资源养护和恢复法”(“RCRA”)。RCRA是管理危险和非危险固体废物的处理、储存和处置的主要联邦法规。类似的州法律也规定了与管理这类废物有关的要求。在我们的业务过程中，我们和其他人产生石油碳氢化合物废物、产生的水和普通的工业废物。RCRA目前将钻井液、产生的水和与勘探开发、原油、天然气或地热资源的生产有关的其他废物豁免为危险废物，使我们能够根据RCRA不那么严格的非危险废物要求管理这些 废物。与RCRA相对应的许多州 也包含类似的豁免。

最近，在几个非政府环境团体因环保局未能及时评估其石油和天然气废物的标准条例(RCRA副标题D)而对环境保护局提起诉讼之后，环境保护局和环保团体达成了一项协议，并于2016年12月在美国哥伦比亚 区地区法院发布的一项同意令中最终敲定。根据该法令，要求环保局至迟于2019年3月15日提出一项规则制定提案，以修订与石油和天然气废物有关的某些D小标题标准条例，或签署一项关于没有必要修订该条例的决定。环保局错过了2019年3月15日的最后期限，但在2019年4月，环保局确定，没有必要修订与RCRA副标题D下的原油、天然气和地热能源勘探、开发和生产有关的废物管理联邦条例。这一决定履行了环保局根据所提及的2016年同意令所承担的义务。

在RCRA副标题D下实施新的联邦要求可能会增加我们的运营费用。此外，废除某些石油和天然气勘探和生产废物经行政、立法或司法程序或通过修改适用的州法规而被归类和管制为无害废物的豁免或修改，将增加我们必须管理和处置的危险废物的数量，并使我们和我们的竞争对手大幅度增加业务费用。

联邦、州和地方法律也可能要求我们移除或补救以前已处置或释放到环境中的废物或危险物质。这可以包括清除或补救我们(或先前的所有者或经营者)根据当时的法律处置或释放的废物或危险物质，暂停或停止在受污染地区的作业，或进行补救井堵塞作业或采取应对行动，以减少未来污染的风险。

“濒危物种法”(“欧空局”)。欧空局力求确保这些活动不危及濒危或威胁到动物、鱼类和植物物种，也不破坏或改变这类物种的关键生境。在欧空局下，勘探和生产作业以及联邦机构的行动不得对该物种或其生境造成重大损害或危害。欧空局对故意违反欧空局规定了刑事处罚。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“鱼类和野生动物协调法”、“渔业养护和管理法”、“迁徙鸟类条约法”和“国家历史保护法”。尽管我们认为我们的业务基本上符合这些法规，但对这些法规的任何修改或将某一物种重新归类为濒危物种，都可能使我们公司(直接或间接地通过我们的业务伙伴)支付大量费用来修改我们的业务，或迫使完全停止某些行动。此外，欧空局禁止采取濒危或受威胁物种或其生境。虽然我们的一些资产和租赁面积可能位于被指定为濒危或受威胁物种栖息地的地区，但我们认为，我们在实质上遵守了欧空局的规定。然而，在我们打算开展活动的地区指定以前身份不明的濒危或受威胁物种可能会极大地限制或推迟我们的计划。

空气排放“联邦清洁空气法”(“CAA”)和州空气污染法律和条例为国家、州和地方保护空气质量的努力提供了一个框架。CAA适用于我们的业务和业务，对石油和天然气生产及天然气加工业务的排放、排放和控制作出规定。CAA包括石油和天然气源类别的 新源性能标准(“NSPS”)，以处理新的和经改良的石油和天然气生产、加工和传输源产生的硫、甲烷和挥发性有机化合物(“VOCs”)的排放问题，以及单独的一套排放标准，以处理经常与石油和天然气生产和加工活动有关的有害空气污染物。此外，CAA还管制压缩机、脱水器、 储罐和其他生产设备的排放，以及天然气加工厂的检漏。这些规则要求对我们的第三方操作伙伴的操作进行一些修改，包括安装控制压缩机排放的新设备 。

此外，环境保护局已经并将继续制定关于特定来源排放的严格条例。例如，根据环境保护局的NSPS和“危险空气污染物国家排放标准”(NESHAP)条例，自2015年1月1日起，水力压裂天然气井(主要用于生产天然气的油井)的所有者和经营者必须使用所谓的“绿色完井”技术来回收原 会喷出或喷出的天然气。2016年，环保局发布了石油和天然气工业减少甲烷、VOCs和其他化合物排放的附加规则。这些规则适用于在2015年9月18日后建造、重建、 或修改的某些空气排放源。除其他外，新规则对新的水力压裂或再压裂油井实施绿色完井要求，以及井场的检漏和修复要求。我们不期望目前适用的NSPS或NESHAP要求会对我们的业务、财务状况或 业务的结果产生重大的不利影响。但是，今后的任何法律及其实施条例，都可能要求我们事先批准扩建或改造现有设施或建造预计产生空气排放的新设施，对空气排放实行严格的 空气许可要求，或要求我们使用特定的设备或技术来控制排放。

2014年12月17日，环保局提议修订和降低现行的75 ppb国家环境空气质量标准(“NAAQS”)，将“环境空气质量标准”下的臭氧排放控制在65-70 ppb范围内。2015年10月1日，环保局敲定了一项将标准降至 70 ppb的规定。这降低了臭氧NAAQS，可能导致美国各地臭氧非达标地区的扩大，包括我们运作的 区域。臭氧非达标地区的石油和天然气作业可能会受到更严格的排放控制、新来源的排放抵消要求以及允许延误和费用的增加。这可能需要对我们的行动进行若干修改，包括安装新的设备，以控制我们油井的排放。

允许按照CAA规定的 和相关的遵守义务，每个州制定和颁布符合联邦要求的管理方案，以及修改州实施计划，以控制区域非达标地区或近非达标地区的空气排放，可能要求石油和天然气勘探和生产经营者在增加或修改现有的空气排放控制设备和战略方面承担未来的资本和业务开支。

清洁水法1972年的“联邦水污染控制法”或“清洁水法”以及类似的州法律对向通航水域排放产生的水和其他污染物施加了限制和控制。在没有环保局或类似的国家机构颁发的个人或一般排放许可证的情况下，“石油和天然气工业”和某些州条例禁止将产出的水、沙子、钻井液、钻屑、沉积物和某些其他与石油和天然气工业有关的物质排放到某些受管制水域。此外，西亚经共体和类似的州法律要求个别的 许可证或一般许可证下的覆盖范围，以便从某些类型的设施排放雨水径流。一些州还维持地下水保护方案，要求排放或可能影响地下水状况的作业有许可证，费用可能与处理废水和(或)制定和执行雨水污染预防计划有关，妇女事务局及其执行的条例也禁止在美国的湿地和其他水域排放疏浚物和填充物质，除非得到适当颁发的许可证的批准。CWA的溢漏预防、控制和对策要求要求适当的围护护堤和类似的结构，以帮助防止在石油碳氢化合物储罐泄漏、破裂或泄漏时污染联合国家的水域。

CWA的范围和范围，以及作为美国水域管理的水体和陆地面积的确定，是EPA和美国陆军工兵队(我们称为WOTUS规则)通过的各种规则的主题，以及由于规则和最近的修正案而产生的正在进行的联邦法院诉讼的主题。WOTUS规则、对这些规则的诉讼以及相关的 管制不确定性可能会影响我们的业务，使新的土地和水域受到管制，并增加我们的业务成本。妇女事务委员会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和释放造成的自然资源损害的清理费用，规定了责任。

1990年“石油污染法”(“OPA”)。联邦条例还要求储存或以其他方式处理石油的设施 的某些所有者和经营者编制和执行与可能向 地表水排放石油有关的溢油反应计划。OPA和类似的州法律载有许多关于防止、报告和应对石油泄漏到美国水域的规定。在漏油反应行动中不遵守OPA的要求或不充分的合作 可能使负责任的一方受到民事或刑事执法行动的制裁。OPA对向美国水域排放石油的设施的所有者和经营者规定了严格的责任。OPA及其相关的 条例对责任方规定了各种有关防止漏油和对这种溢油造成的损害的赔偿责任的要求。OPA下的“责任方”包括某些陆上设施的所有者和经营者，这些设施的释放可能影响美国水域。

“安全饮用水法”(“SDWA”)。将石油和天然气废物处置到地下注入井须遵守经修正的“联邦安全饮用水法”和类似的州法律。SDWA的地下注入控制 (“UIC”)方案规定了允许、测试、监测、记录和报告注入 井活动的要求，以及禁止将含有任何污染物的液体迁移到地下水源 饮用水。国家计划可能有类似的许可和操作要求。针对与注入井附近的 地震活动增加有关的关切，一些州的调整器正在考虑与地震安全有关的额外要求。例如，德克萨斯铁路委员会(“RRC”)于2014年10月通过了新的“石油和天然气许可证规则”，用于处理石油和天然气生产所产生的盐水和其他液体的油井，以解决该州内这些地震活动问题。除其他外，这些规则要求寻求处置井 许可证的公司在许可证申请中提供地震活动数据，为某些油井提供更频繁的监测和报告 ，并允许RRC修改、暂停或终止许可证，理由是处置井可能引起地震活动。如果实施新的管制措施，限制或禁止在我们在作业中依赖使用这种井的地区使用地下注入井，我们的作业费用可能会大幅度增加，我们继续生产的能力可能会推迟或受到限制，这可能对我们业务和财务状况的结果产生重大的不利影响。此外, 注入井地下部分的任何泄漏都可能导致淡水退化，可能导致油井作业的取消、政府机构的罚款和处罚、受影响资源补救费用的增加以及第三方对财产损失和人身伤害的赔偿责任。

“职业安全和健康法”(“职业安全与健康法”)。OSHA和类似的州法律对保护雇员的健康和安全作出了规定。联邦职业安全和健康管理局制定了工作场所安全标准 ，为根据潜在危险(如雇员接触危险 物质)维护安全工作场所提供了指导方针。OSHA还要求员工培训和保存记录，1986年“紧急规划和社区知情权法”下的OSHA危险通信标准和EPA社区知情权条例要求我们组织和/或披露关于在我们的业务中使用或生产的危险材料的信息。

水力压裂。基本上，我们感兴趣的所有石油和天然气生产都是从需要水力压裂作为完井过程一部分的非常规 源开发的。水力压裂是一种重要而普遍的做法，用于刺激稠密地下岩层的天然气和石油生产。水力压裂包括在压力下向目标地质层注入水、砂或替代支撑剂和化学物质，使围岩破裂，刺激生产。多年来，公众越来越关注所谓的水力压裂可能对饮用水供应产生不利影响，并提议分别颁布联邦、州和地方立法，增加对水力压裂的管制负担。水力压裂作业在历史上一直作为其石油和天然气管理方案的一部分受到州监管机构的监督，但如果这些行动发生在联邦或部落土地上，则须受美国内政部、土地管理局(“BLM”)的监管。环境保护局采取了下列行动并发布了：根据SDWA对涉及使用柴油的水力压裂活动的指导；根据联邦CAA关于性能标准的最后条例，包括在水力压裂过程中释放的挥发性有机化合物和甲烷排放的 标准；并于2016年6月最后确定了禁止将水力压裂作业产生的废水排放到公有废水处理厂的规则。

此外，BLM于2015年3月最终确定了在联邦和美洲印第安人土地上执行水力压裂的新的或更严格的标准。然而，BLM在2017年12月敲定了一项规则，废除了2015年3月的“水力压裂条例”。废除死刑在法庭上受到质疑，最终结果目前尚不确定。

在2016年12月，环境保护局发布了关于水力压裂对饮用水资源的潜在影响的最后报告，最后报告的结论是，与水力压裂有关的“水循环”活动在某些情况下可能影响饮用 水资源，指出下列水力压裂水循环活动和地方或区域尺度因素比其他因素更有可能造成更频繁或更严重的影响：在可用水量较低的时间或地区，为压裂 提取水；在管理压裂液、化学品或产生的 水期间地表溢出；向机械完整性不佳的油井注入压裂液；将压裂液直接注入地下水资源；向地表水排放未经充分处理的压裂废水；在无衬坑中处置或储存压裂废水。环保局没有提议采取任何行动来回应该报告的调查结果， 和联邦一级对水力压裂的额外监管目前看来不太可能。

虽然国会不时考虑制定立法，规定根据“水力压裂法”对水力压裂进行联邦管理，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品，但目前看来，与水力压裂有关的更多联邦立法的前景似乎很渺茫。除联邦立法和管制行动外，一些州和地方政府已考虑对水力压裂作业施加或采取各种条件和限制，其中包括我们有利益的州。例如，路易斯安那州和德克萨斯州已经通过了一些法律要求，可以对水力压裂活动实施更严格的允许、公开披露或油井建设要求。此外，一些州和地方政府已颁布法律或条例，限制在其境内的水力压裂或完全禁止这种活动。如果在我们经营的地区采用了与水力 压裂工艺有关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制，我们可能会为遵守这种 要求、在勘探、开发或生产活动中遇到拖延或削减，甚至可能阻止 钻井而产生潜在的额外费用。

在州法律之外，地方土地使用限制，如城市法令，一般可以限制或禁止钻井，特别是水力压裂。最近，几个市镇通过或提议了分区法令 ，禁止或严格管制城市边界内的水力压裂，为州监管机构 和第三方的挑战创造了条件。类似的事件和过程正在美国各地的几个城市、县和乡镇发生。在事件中，州、地方或市政的法律限制在我们目前正在进行的地区，或者在将来进行行动的计划中，我们可能需要额外的费用来遵守这些要求，这些要求在性质上可能是重大的，在进行勘探、开发或生产活动时会受到拖延或限制，甚至可能被禁止 钻探和/或完成某些井。

在2014年5月{Br}号会议上，环保局发布了一份根据“有毒物质管制法”拟议制定规则的预先通知，以启动利益攸关方 进程，要求就获取用于石油和天然气勘探和生产的水力压裂 化学物质和混合物的信息的各个方面提供投入。迄今为止，尚未就该提案采取进一步行动。

“国家环境政策法”。联邦土地上的石油和天然气勘探、开发和生产活动，包括部落土地和BLM管理的土地，均受“国家环境政策法”管辖。“国家环境政策法”要求联邦机构，包括无国界医生协会，对有可能对环境产生重大影响的主要机构行动进行评估。在这种评价过程中，机构将编写一份环境评估，评估拟议项目的潜在直接、间接和累积影响，并在必要时编写一份更详细的环境影响说明，供公众审查和评论。如果我们今后要在联邦土地上进行任何勘探和生产活动，这些活动可能需要获得符合“国家环境政策法”要求的政府许可。这一进程有可能推迟、限制或增加开发石油和天然气项目的成本。“国家环境政策法”规定的授权也会受到抗议、上诉或诉讼的影响，其中任何一项或所有授权都可能推迟或中止项目。我们的第三方业务伙伴的许多活动都包括在明确排除的范围内，这导致了一个较短的“国家环境行动纲领”审查进程，然而，“国家环境行动纲领”审查进程目前对我们的第三方业务伙伴的影响是不确定的，并可能导致延误和增加的 成本，这可能会对我们的收入和业务结果产生重大的不利影响。

气候变化

环境保护局已确定温室气体对公共健康和环境构成危害，并颁布条例，根据“环境协定”现有规定限制温室气体的排放。这些条例包括对机动车辆尾气排放的限制，以及对某些大型固定温室气体排放源(“温室气体”)的施工前和运营许可证要求。环境保护局还通过了一些规则，要求每年报告美国各种来源的温室气体排放量，包括某些陆上石油和天然气生产设施的温室气体排放量，包括水力压裂油井的完井和修井造成的温室气体排放量。2016年6月，环保局发布了NSPS SubPart OOOOOA标准，要求石油和天然气部门的某些新的、改造的或重建的设施减少这些 甲烷气体和挥发性有机化合物的排放。然而，2017年4月，环保局宣布，它将审查这一甲烷 规则，以确定新的、经修改和重建的来源，并启动重新审议程序，以可能修订或取消该规则的部分 。2017年6月，环保局还提议，在重新审议(Br)程序之前，暂停甲烷规则的某些要求，为期两年。然而，暂缓执行于2019年7月被地方巡回上诉法院撤销。因此，2016年6月的规则 仍然有效，但在2019年9月，环境保护局提议对石油和天然气工业2012年和2016年国家战略计划进行修正， 该规则的主要提议将重新界定石油和天然气工业所涵盖的各种来源，以便将石油和天然气工业传输和储存部门中的所有来源从“核供应处”下的管制中删除，包括臭氧生成的 VOCs和温室气体。此外, 初步建议将取消石油和天然气工业(生产和加工)剩余部分的甲烷排放限制。作为第二项建议，环境保护局不会重新界定石油和天然气NSPS所涵盖的来源类型，但仍将取消石油和天然气工业的甲烷排放限制。该规则将保留该行业的生产、加工、传输和储存部门的 VOC标准。这一规则制定的评论期于2019年11月25日结束，环境保护局目前尚未采取进一步行动。

同样，2016年11月，BLM颁布了最后一条规则，通过在联邦和美洲印第安土地上控制石油和天然气的排放、燃烧和泄漏来减少甲烷的排放。加州和新墨西哥州在正在进行的诉讼中对这一规定提出了质疑。此外，2018年4月，一个州联盟提出了一项诉讼，旨在迫使环保局制定准则，限制石油和天然气部门现有来源排放的 甲烷；该诉讼目前仍在审理中。如果这些规则仍然有效，或者强加于石油和天然气部门的任何其他新的甲烷排放标准，都可能导致我们业务费用的增加，并导致这种行动的拖延或缩减，费用、延误或削减可能对我们的业务产生不利影响。可能增加的业务费用包括：(1)取得 许可证；(2)操作和维护我们的设备和设施；(3)对设备和设施实行新的排放管制； (4)获得批准温室气体排放的限额；(5)支付与温室气体排放有关的税；(6)管理 和管理温室气体排放方案。除这些联邦行动外，各州政府和(或)区域机构可考虑颁布新的立法和(或)颁布新的条例，管理或限制固定来源排放温室气体。

目前，与减少温室气体排放有关的联邦立法似乎不太可能；然而，许多州制定了温室气体上限和交易方案，其他州正在考虑征收碳税或促进使用替代燃料和可再生能源的倡议。通过减少温室气体排放的立法或管制方案可能要求我们增加业务费用，例如购买和操作排放控制系统的费用、获得 排放许可或遵守新的管理或报告要求。任何这样的立法或管制方案也会增加消费成本，从而减少对我们生产的石油和天然气的需求，而石油和天然气反过来又会产生降低我国储备价值的效果。因此，减少温室气体排放的立法和管制方案可能对我们的业务、财务状况和经营结果产生不利影响。最近，关心气候变化潜在影响的活动分子把注意力集中在矿物燃料能源公司的资金来源上，这导致某些金融机构、基金和其他资本来源限制或取消它们对石油和天然气活动的投资。最终，这可能使勘探和生产 或中流活动更难获得资金。尽管与气候变化有关的潜在风险，但国际能源机构估计，全球能源需求将继续上升，直到2040年才见顶，石油和天然气在这段时间内将继续占全球能源使用的很大比例。最后, 应当指出的是，一些科学家得出结论认为，地球大气层中温室气体浓度的增加可能会产生气候变化，而气候变化具有重大的物理影响，例如风暴、干旱和洪水以及其他极端天气事件的频率和严重性增加。这类事件可能会扰乱我们的业务，或对我们的资产造成损害，并对我们的财务状况和业务结果产生不利影响。

根据这些规则，我们的第三方运营伙伴必须报告他们的温室气体。虽然我们目前无法预测遵守目前和今后的规则和条例的费用，但遵守适用的规则可能导致重大费用，包括增加资本支出和业务费用，并可能对我们的业务产生不利影响。

此外，美国积极参与在巴黎举行的联合国气候变化会议，这导致了“巴黎协定”的制定。“巴黎协定”要求各国每五年审查并“代表”本国确定的减排目标的贡献。2016年11月生效的“巴黎协定”可能进一步推动美国的监管。然而，2017年6月，美国宣布退出“巴黎协定”，尽管最早的生效日期是2020年11月。尽管计划撤军，但美国某些城市和州政府已宣布打算履行“巴黎协定”规定的相应义务。美国对退出进程的遵守情况是不确定的，目前还不清楚美国重新加入“巴黎协定”或单独谈判达成协议的条件。限制在各州或联邦一级已经或可能实行的甲烷或二氧化碳排放可能对石油和天然气工业产生不利影响。此外，鼓励节约能源或使用替代能源作为应对气候变化的手段，可以减少对石油和天然气的需求。

研究与发展

在过去三个财政年度内，公司帐户或公司客户赞助的研究和开发开支均未发生。

保险

我们有责任保险，我们认为这对我们的业务业务是足够的，包括对所有主要资产的财产损失保险 等于资产的近似重置价值，以及对石油和天然气钻探项目的油井保险 的附加责任和控制。支付超出承保范围的大量负债可能需要将内部资本从正常业务转移出去，这可能导致对未来业务的预测减少。

员工

作为2019年12月31日的 ，我们总共有2名全职员工，在 2019年期间，我们根据需要聘用了几名顾问。

正向 计划

在2020年及以后，我们打算在石油和天然气部门寻求更多的机会，包括但不限于进一步获得资产、与现有和新的工业伙伴一起参与其勘探和开发项目、收购现有公司和购买石油生产资产。

企业战略

我们业务策略的关键 元素包括：

工业经营环境

石油和天然气工业受到许多我们普遍无法控制的因素的影响。政府条例，特别是在税收、能源、气候变化和环境等领域的规定，可对业务和盈利能力产生重大影响，在本财政年度和今后各财政期间影响石油价格的重要因素包括中东的政治和社会发展、亚洲和欧洲市场的需求以及石油输出国组织(欧佩克)和其他石油输出国通过出口配额管理石油供应的程度。此外，天然气价格继续承受压力，原因是由于美国新兴页岩生产的高生产率(Br)，对天然气供应过剩的担忧。天然气价格一般由北美供求决定，也受液化天然气进出口的影响。天气对天然气的需求也有重大影响，因为天然气是一种主要热源。

商品价格在过去三年里一直波动不定。虽然2018年初级商品价格比2017年普遍上涨，但2019年大宗商品价格普遍较低，石油价格在2020年3月大幅下跌。目前，我们没有任何商品衍生合同，以减轻较低的商品价格对我们收入的影响。较低的石油和天然气价格不仅减少了我们的收入，而且石油或天然气价格的长期下跌可能会对我们今后的业务、财务状况、现金流量、业务结果、流动性、为计划的资本支出提供资金的能力以及我们能够经济地生产的石油和天然气储备产生重大和不利的影响。

发展

我们主要从事石油和天然气的勘探和生产，在按比例的基础上，与第三方对在包括我们的面积在内的间隔单位中钻探和完成的油井的利益一起参与。此外，有时，我们在井中获得 工作利益，而在这些井中，我们不持有不能或不愿意参与良好建议的第三方的潜在租赁权益。我们通常依靠钻井伙伴提出、准许和开始钻井。在开始钻探之前，我们的合作伙伴必须向指定的井距单位内的石油、天然气和矿产利益的所有所有者提供机会，根据他们在井距单位内这种利益的比例参与钻井成本和收入。我们逐个评估每一次钻井机会，并根据我们对最终可采石油和天然气的估计、预期的石油和天然气价格、操作者的专业知识、每个项目的完井成本以及其他因素，参加我们期望达到的回报阈值。历史上，我们根据我们的工作兴趣参加了向我们提出的绝大多数油井的工作。

竞争

石油和天然气工业竞争非常激烈，我们同许多其他石油和天然气勘探及生产公司竞争。其中一些公司的资源比我们大得多。其他公司不仅勘探和生产石油和天然气，而且许多公司还在区域、国家或世界范围内从事中流和炼油业务以及石油和其他产品的销售。其他公司的业务可能会为勘探前景、生产石油和天然气的性质支付更多的费用。我们的竞争对手也可能有更多的资源来界定、评估、投标和购买比我们的财力或人力资源许可更多的财产和前景。

较大的 或综合竞争对手可能比我们能够更好地承担现有和未来联邦、州和地方法律和法规的负担，这将对我们的竞争地位产生不利影响。我们将来发现储备和获得额外财产 的能力将取决于我们评估和选择适当财产的能力和资源，以及在这种高度竞争的环境中完成交易 的能力。此外，我们在生产石油和天然气属性以及争取勘探前景方面可能处于不利地位，因为我们的财政和人力资源比我们行业中的其他公司少。如果一家规模更大、融资更好的公司决定与我们直接竞争，并在其努力中取得成功，我们的业务就会受到不利影响。

营销 和客户

我们的财产生产的石油和天然气的市场取决于我们无法控制的因素，包括国内石油和天然气的生产和进口范围、管道和其他运输设施的邻近性和容量、石油和天然气的需求、竞争性燃料的销售以及州和联邦规章的影响。石油和天然天然气工业也与其他工业竞争，供应工业、商业和个人消费者的能源和燃料需求。

我们的石油生产预计将以与现货石油市场挂钩的价格出售。我们的天然气生产预计将在短期合同下出售，并按每月首个指数价格或每日现货市场价格定价。我们依靠我们的业务伙伴来销售和销售我们的产品。我们的业务伙伴包括一份勘探和生产公司的集中清单，从大型上市公司到小型私营公司。

季节性

冬季天气条件和租赁规定可以限制或暂时停止我们的业务伙伴和其他石油和天然气业务的钻探和生产活动。这些限制以及由此造成的短缺或高成本可能会推迟或 暂时停止我们业务伙伴的业务，并大大增加我们的业务和资本成本。这种季节性的异常现象也可能对达到钻井目标提出挑战，并可能在春季和夏季增加对设备、用品和人员的竞争，这可能导致短缺，增加成本，或推迟或暂时停止我们的业务伙伴的业务。

政府条例

我们的业务受到影响整个石油和天然气勘探和生产的各种规则、规章和限制的限制。

石油天然气生产法规

我们的石油和天然气勘探、生产和有关业务须遵守联邦、州、部落和地方当局和机构颁布的广泛规则和条例。例如，北达科他州需要钻井作业许可证、钻探债券和关于作业的报告，并对勘探和生产 石油和天然气提出其他要求。许多州也可能有关于保护事项的法规或条例，包括关于石油和天然气属性的单一化或汇集、油井的位置、钻井和套管井的方法、钻井井的表面使用和恢复、钻井过程中使用的水的来源和处置、天然气的燃烧、完井和废弃、确定油井的最高产量、 和调节井间距、堵塞和废弃的规定。这些规定的效果是限制我们可以从油井生产的石油和天然气的数量，限制油井的数量或我们可以钻的地点。此外，许多州对其管辖范围内的石油、天然气和天然气液体的生产和销售征收生产或遣散税。如果不遵守任何这样的规则和条例，就会造成严重的惩罚。石油和天然气行业的监管负担很可能会增加我们的业务成本，并可能影响我们的盈利能力。因为这些规则和条例经常被修改或重新解释, 我们无法预测遵守这些法律的未来代价或影响。可能需要大量开支才能遵守政府法律和条例 ，并可能对我们的财务状况和业务结果产生重大不利影响。此外，目前未预见的 环境事件可能会发生，或可能发现过去不符合环境法律或法规。因此， 我们无法预测未来的成本或遵约的影响。国会、各州、联邦能源管理委员会(“联邦能源管理委员会”)和法院定期审议影响石油和天然气工业的其他提案和程序。我们无法预测这些建议何时或是否会生效。

石油运输条例

原油、凝析油和天然气液体的销售目前不受管制，是按谈判价格进行的。尽管如此， 国会可以在未来重新颁布价格管制。我们的原油销售受到运输的可得性、条件和成本的影响。通过普通运输管道运输石油也要遵守费率和准入规定。根据“州际商业法”，联邦石油管理局(FERC)对州际输油管道的运费率进行了规定。一般而言，州际输油管道 费率必须以成本为基础，尽管所有托运人同意的结算费率是允许的，在某些情况下可以允许以市场为基础的费率。自1995年1月1日起，联邦输油局实施了建立输油管道运输费率索引系统(基于 通货膨胀)的规定，允许输油管道每年将运费率提高至规定的 上限，而无需提交服务费用申报。FERC每五年审查一次指数水平与行业成本变化之间关系的适当性。2015年12月17日，FERC为2016年7月1日开始的5年期制定了新的价格指数。

州内 石油管道运输费率受州管理委员会的管制。州内输油管道管制的依据和对州内输油管道费率的监管和审查程度因州而异。只要有效的州际和州内费率同样适用于所有可比较的托运人，我们认为，对石油运输费率的管制将不会以任何方式影响我们的业务，这与我们的竞争对手 的情况有很大的不同。

此外，州际和州内通用输油管道必须在非歧视性的基础上提供服务。根据这一开放访问 标准，公共承运人必须以相同的条件和相同的费率向所有请求服务的类似情况的托运人提供服务。当输油管道满负荷运行时，管道的出入口通常由管道公布的关税中规定的支持配给的规定管理。因此，我们认为，我们一般可以获得石油管道运输服务，其程度与我们处境相似的竞争对手相同。

天然气运输和销售条例

从历史上看，在州际商业中，天然气的运输和销售是根据1938年的“天然气法”(“NGA”)、1978年的“天然气政策法”(“NGPA”)和根据“天然气法”颁布的条例来管理的。过去，联邦政府对天然气的销售价格进行了监管。虽然天然气生产商目前可以按市场价格销售天然气，但国会今后可以重新实施价格管制。

在岸收集服务，发生在FERC管辖传输服务的上游，由各州监管。虽然 FERC提出了确定设施是否履行非管辖收集功能或管辖 传输功能的一般测试，但FERC对设施分类的确定是逐案进行的，天然气集输设施的国家监管一般包括各种安全、环境和在某些情况下具有非歧视性的要求。虽然国家机构一般没有肯定地实施这种规定，但天然气收集今后可能会受到更严格的监管审查。

州内天然气的运输和设施也受国家管理机构的管制，州内管道提供的某些运输服务也受联邦天然气管制委员会的管制。国家内管制天然气运输的依据 以及对州内天然气管道费率和服务的监管和审查程度因州而异。由于某一州内的这种管制一般会在可比的基础上影响到州内的所有国内天然气发货人，我们认为，在我们经营和在州内运输天然气的任何州，对类似情况的州内天然气运输的管制，不会影响我们与竞争对手的经营有任何重大差别的任何方式。同州际运输费率的管制一样，州内运输费率的管制影响到我们生产的天然气的销售，以及我们销售我们的天然气所获得的收入。

诉讼 和流动性

APEG Energy II，L.P.(“APEG II”)及其普通合伙人APEG Energy II、GP(连同APEG II、“APEG”) 与我们和我们的前首席执行官戴维·韦尔特里提起诉讼，如下文所述。截至3月20日，APEG II持有我们约41%的未发行普通股，并在2019年7月30日我们的信贷工具 到期之前是我们的有担保贷款人。与未决诉讼有关的费用是2019年期间对我们现有现金的大量使用，但 我们认为，支出已大大落后于我们。

APEG II诉讼

在2019年2月14日，我们的董事会(在2019年12月10日举行的2019年股东年会之后，只有一名成员留在我们董事会)收到APEG II的一封信，敦促我们建立一个7人的独立董事会，制定公司业务计划，并减少公司的一般和行政开支。APEG II是我们的最大股东，截至2020年3月20日，我们拥有大约41%的未发行普通股，是我们信贷工具下的担保贷款人，我们已经全额偿还了这一贷款。

2019年2月25日，APEG II根据其担保品文件向我行提供了一份访问终止通知，从而导致抵押账户中的所有资金(总计约180万美元)于2019年3月1日汇入APEG II。2019年3月1日，我们的前首席执行官兼总裁戴维·韦尔特里(DavidVeltrii)以 公司的名义对APEG II提起诉讼(“德州诉讼”)。德克萨斯州法院批准了临时限制 令(“tro”)的动议，并命令APEG立即归还原先汇给APEG II的大约180万美元的现金。

2019年3月4日，APEG II向美国得克萨斯州南区地区法院提交了一份紧急动议，以便将德克萨斯州法院的诉讼从州法院移至联邦地区法院，并中止或修改“联邦地区法院法”。在2019年3月4日的听证会之后，德克萨斯联邦法院撤销了该计划，法院命令APEG归还我们的资金，减去在信贷安排下欠APEG II的未清余额 约937 000美元，我们还收到了约850 000美元。

2019年2月25日，我们的董事会举行了一次会议，在会上投票决定终止Veltrie先生作为首席执行官和总裁的职务，因为他在职权范围外使用公司资金和其他原因。韦尔特里先生与前董事会成员约翰·霍夫曼一道，对董事会会议是否适当采取了这种行动提出了质疑。2019年3月8日，我们的审计委员会对德克萨斯州的诉讼进行了干预，提出了一项紧急动议(“AC动议”)。AC动议要求得克萨斯州联邦法院命令将我们的所有资金和事项置于我们的首席财务干事的控制之下，并解除对这些职能的控制，使我们的前任首席执行官不再担任这些职务。

在2019年3月12日，德克萨斯联邦法院批准了AC动议，命令我们支付的任何款项必须事先得到审计委员会的书面批准。此外，德克萨斯联邦法院命令，我们的首席财务官必须被任命为我们所有银行账户的唯一签字人。

与前首席执行官的诉讼

关于上述与APEG II的诉讼，APEG II于2019年3月18日在科罗拉多州作为股东 派生诉讼在科罗拉多州提起了第二次诉讼，其原因是他拒绝承认我们董事会因诉讼(“科罗拉多诉讼”)而终止 他的决定。我们在科罗拉多诉讼中被指定为名义上的被告。科罗拉多州诉讼中的APEG II号申诉称，Veltrii先生的工作被我们的董事会终止， 要求对Veltri先生发出强制令和临时限制令，以阻止他继续担任我们的首席执行官、总裁和主席。

2019年4月30日，审计委员会接管了对公司辩护的控制权，起诉了公司对APEG II的索赔，并代表公司向Veltrii先生和Hoffman先生提出了第三方索赔，当时是公司的董事， 声称Veltrii先生对APEG II要求的任何损害负责，包括律师费，并且Veltri 先生和Hoffman先生应从我们的董事会中除名。2019年5月22日，我们与APEG II公司与霍夫曼先生签订了一项和解协议，根据该协议，霍夫曼先生同意辞去董事会及其委员会的职务，我们同意向他支付至多50 000美元的律师费。此外，我们将霍夫曼先生从与德克萨斯诉讼有关的任何索赔中释放出来，第二次行动小组将我们从霍夫曼先生可能引起的任何索赔中释放出来，霍夫曼先生将我们从他可能对该公司及其董事会提出的任何和所有索赔中释放出来。

在科罗拉多诉讼中，科罗拉多州联邦法院给予APEG II临时初步禁令性救济，指控Veltrii先生，认为Veltri先生未经授权继续保持自己的身份，并继续担任我国总统 和首席执行干事。根据这一命令，初步命令韦尔特里先生在对案情进行审判之前，不得作为我国总统和(或)首席执行干事，或自认是我国总统和(或)首席执行干事。瑞恩·史密斯，我们的首席财务官，被任命为公司的临时保管人，负责担任我们的临时首席执行官。

2019年5月30日，科罗拉多州联邦法院发布了一项随后的命令(“第二命令”)，根据“怀俄明州商业公司法”任命兰德尔·刘易斯为该公司的保管人，并接替史密斯先生担任我们的临时首席执行官，并担任我们的董事会主席。第二项命令指出， 让Lewis先生担任保管人的主要目的是解决委员会在终止Veltrii先生方面的僵局。根据第二项命令，刘易斯先生作为保管人，被命令代行董事会职务，任命一名独立董事接替霍夫曼先生。2019年6月13日，刘易斯任命凯瑟琳·J·博格斯(Catherine J.Boggs)为独立董事，直到2019年12月10日召开的2019年股东年会。在这样的年度会议之后，我们的董事任命瑞安·史密斯为我们的首席执行官，接替刘易斯先生担任这一职务。在我们的年度会议之后，科罗拉多联邦法院还免除刘易斯先生担任我们的保管人、临时首席执行官和我们董事会成员的职务。

德克萨斯州诉讼和科罗拉多州诉讼目前仍在审理中。

审计委员会调查

我们的独立审计员Plante&Moran PLLC于2019年2月25日终止Veltrii先生职务后，通知审计委员会说，审计员发现在提交和支付有关我们前任首席执行官的费用报告方面存在违规行为。我们的审计委员会聘请了独立的法律顾问，随后聘请了一家独立的会计师事务所对我们的费用报告制度进行法证会计调查，调查涉及我们审计员提出的与费用报告有关的可能的财务不正当问题，包括审查费用报告和由我们的前任执行干事或其工作人员支付或通过其工作人员进行的第三方支出。这项调查扩大到对我们的计算机记录保存的完整性(br})的法医调查，此前Veltriand Hoffman先生设法重新设置了安全密码，使他们暂时完全控制我们的账簿和记录，并排除了我们的其他雇员、管理人员、其他官员的 和主管在此期间查阅这些记录的能力。法务会计调查的范围包括2017年1月1日至2019年3月31日期间。我们的审计委员会对法医会计调查采取了某些步骤。见“项目9A.控制和程序-财务报告内部控制的变化-管理层的 补救计划.”

法医会计调查和我们的内部调查还在Veltrii先生的费用报告中查明了许多费用项目，这些项目似乎属于个人性质，或缺乏充分的文件，表明这些费用是为了合法的商业目的。这些支出项目共计至少81 014美元，其中32 194美元发生在2017年12月31日终了的年度，34 203美元发生在2018年12月31日终了的年度，14 617美元发生在维尔特里先生终止之前。我们将偿还韦利奇先生的全部81 014美元重新归类为额外补偿和应税收入。此外， 我们有应付的额外补偿工资税。

报告还指出，Velari先生利用该公司的供应商是为了个人利益。韦尔特里先生绕过了我们的帐户 应付程序，亲自支付第三方供应商的费用报告，然后批准了他自己的费用报告，这限制了付款的能见度和我们的会计人员的审查。

韦尔特里先生还因可能与一名前董事会成员控制的公司进行交易而支付了47 156美元的第三方专业费用，该交易和评价潜在交易的相关费用未经董事会核准。2018年12月31日，费用总额被减记并转入全部费用池。

韦尔特里先生还签订了一项协议，购买一些石油和天然气财产，董事会为此核准了250 000美元，这笔款项可全额退还，但须在收购结束之前由代管基金保管。Veltrie 先生将资金直接汇入卖方的帐户，而不是挤占这些资金，还向卖方额外支付了124 328美元，这笔款项未经委员会核准，还有40 578美元用于专业服务。交易从未结束， ，公司从卖方那里得到了200，000美元的退款。

最近的发展

在 2020年3月1日，我们收购了新地平线资源有限公司(“新地平线”)的所有已发行和未偿股权，其资产包括在北达科他州的土地面积和经营的生产地产(“房地产”)。收盘价包括59 498股我们的普通股和150 000美元现金(“收购”)。New Horizon Properties由大约1，300英亩净英亩组成，主要位于北达科他州的McKenzie和Dive县，这些地区全部由生产部门持有，平均有63%的工作兴趣，并在截至2019年12月31日的6个月内生产了大约30个净BOEPD(88%的石油)。

项目 1A危险因素

在评估这份表格10-K的年度报告中的信息时，应仔细考虑下列风险因素。

涉及我们业务的风险

石油和天然气属性的开发涉及巨大的风险，可能导致投资的全面损失。

勘探和开发天然气和石油特性的业务涉及高度的商业和金融风险，因此，即使是经验、知识和仔细评估的结合也可能无法克服的初始投资损失的风险很大。钻井、完井和作业的成本和时间往往是不确定的。 可推迟或阻止钻井或生产，或以其他方式影响预期成果的因素包括但不限于：

如果在井筒中遇到异常数量的水或其他非商业物质，从而损害或阻止生产，生产井可能变得不经济。我们可以参加生产非生产性的油井，或尽管生产，但不生产经济数量的油井。此外，即使是商业井也会比我们预期的要少，或者成本更高。

另外，对我们的石油和天然气特性宣布的最初24小时或其他限时生产速率并不一定表示未来的产量。

干洞和其他不成功或不经济的勘探、开发和开发活动会对我们的现金流量、盈利能力和财务状况产生不利影响，并可能对我们的储备产生不利影响。我们目前没有经营我们的任何财产 ，因此我们控制在 我们的财产上进行钻探和其他勘探和开发活动的方式有限，这可能增加这些风险。

我们的业务已经并可能继续受到不利的商品价格的影响。

在截至2019年12月31日的三年时间里，油价从2018年每桶77美元以上的高点，到2017年每桶43美元以下的低点不等。全球市场对总的经济状况和未来全球供应的预期影响作出了反应，造成了价格的大幅度波动，我们认为，未来价格有可能出现重大波动。天然气价格和天然气价格在同一时期经历了相当大的波动。我们的石油和天然气生产价格的波动已经并可能继续对我们业务的许多方面产生不利影响，包括我们的财务状况、收入、业务结果、现金流量、流动资金、储备、增长率以及我国石油和天然天然气的账面价值，所有这些主要或部分取决于这些价格。钻井活动的减少很可能导致产量下降，同时降低实际油价、降低收入和调整EBITDAX。我们石油和天然气价格的下降也会对我们为资本支出提供资金、进行收购、筹集资本和履行我们的财政义务的能力产生不利影响。此外，价格下跌可以减少我们可以从经济上生产的石油和天然天然气的数量和估计的未来现金流量，从而对我们已探明储量的数量和现值产生不利影响。除其他外，减少我国储备的数额或现值可限制我们可动用的资本，其他资金来源的可得性可能取决于储备的估计数量和价值的相当大的 度。

石油和天然气价格下跌已经并将对我们的收入产生重大不利影响。

我们的财务状况和业务成果在很大程度上取决于我们的石油和天然气生产的价格以及寻找、获取、开发和生产储量的费用。正如最近几年所看到的那样，石油和天然气价格由于供应的变化、市场的不确定性和各种超出旅游控制范围的其他因素而受到极端波动的影响。这些因素包括全球政治不稳定(特别是在中东和其他产油区)、外国石油和天然气供应、外国进口价格、钻探活动水平、消费产品需求水平、政府规章和税收、替代燃料的价格和可得性、商品市场中的投机活动以及总体经济环境。由于油价下跌，我们的业务受到重大不利影响。较低的价格极大地影响了我们的收入。此外，钻探新井、开发我们的租约和购置新财产也受到不利影响和限制。因此，我们的潜在收入以及已证实的储备 可能比石油价格高得多的时期所达到的水平大幅度下降。不能保证石油或天然气的未来价格。石油或天然气价格的大幅度或长期下降将对我们的财政状况、业务结果、可能经济生产的石油和天然气的数量、获得资本的机会产生重大的不利影响。石油和天然气价格过去和现在都很可能继续波动。

由于这种 波动，很难精确地估计在收购中生产财产的价值，也很难对涉及我国石油和天然气特性的勘探和开发项目的回报进行预算和项目估计。此外，异常波动的价格往往扰乱石油和天然气的市场，因为买卖双方更难以就购买房产的价格达成协议。

威利斯顿盆地(Bakken和三叉页岩)的油价差异可能会对我们的收入产生不利影响。

一般而言，北达科他州Bakken组生产的原油质量很高(36至44度API，可与西德克萨斯中质原油(“WTI”)相媲美)。在2019年期间，我们在威利斯顿盆地的加权平均实际油价为51.92美元，这是由于运输费用比WTI原油现货平均价格低约5.06美元。 这一折扣率或差额今后可能会扩大，从而降低我们生产的价格。我们还可能受到其他行动领域日益扩大的差距的不利影响。

我们在威利斯顿盆地钻井的 和完井成本可与其他没有价差的地区相比或高于其他地区。这使得油价下跌更有可能导致我们的石油和天然气资产减记上限限制。扩大差额将减少我们威利斯顿盆地财产的现金流，并对我们充分参与钻探的能力产生不利影响。我们在其他地区的生产也可能受到差异的不利变化的影响。此外，差异的变化可能使我们更难以有效地对冲商品价格变化的风险。

我们的前任首席执行官、董事长和董事会主席在没有足够的 支持的情况下得到报销，我们代表前董事John Hoffman的附属实体支付了某些车辆费用，这两项都可能被视为违反2002年“萨班斯-奥克斯利法”第402节和/或其他联邦证券法。

我们的内部控制测试发现，证明文件不足，对某些预支旅费、费用偿还没有进行充分审查。

在我们的前首席执行官、总裁和主席戴维·韦尔特里被解雇之后，我们的审计委员会对公司的程序、政策和做法进行了一次审查，包括旅费的增加和报销。我们的审计委员会聘请了具有法证会计专门知识的独立律师和一家咨询公司，协助审计委员会进行调查。作为调查的一部分，审计委员会审查了我们的财务政策和程序，包括管理费用。审计委员会的结论是，韦特里先生没有为他2017年至2019年收到的部分报销业务费用提供足够详细的收据。

在2018年和2019年，我们代表霍夫曼先生所属的一个实体支付了大约2 350美元的车辆费用。虽然我们被偿还了这些费用，但公司代表霍夫曼先生支付的这些款项有可能被视为违反了2002年“萨班斯-奥克斯利法”第402节。

2002年“萨班斯奥克斯利法”第402节禁止向上市公司董事或执行官员提供个人贷款。如果证交会开始调查或提起诉讼，以执行违反本规约或其他联邦证券法的行为，原因是偿还韦利奇先生的费用或支付与霍夫曼先生的附属实体拥有的实体 有关的车辆费用，我们可能成为就这些事项提起诉讼或诉讼的一方，这种诉讼或诉讼的结果(包括SEC的刑事、民事或行政制裁或处罚)本身或在诉讼费用之外，可能会对我们的业务产生重大和不利的影响。我们无法预测我们对这些付款的最终赔偿责任有多大。

我们查明了财务报告内部控制方面的重大弱点，我们的管理层得出结论，我们的披露控制和程序在2017年、2018年和2019年没有生效。我们不能向你保证，不存在额外的材料 弱点或重大缺陷，或它们今后不会发生。如果我们对财务 报告的内部控制或我们的披露控制和程序无效，我们可能无法准确报告我们的财务业绩或防止欺诈，这可能导致投资者对我们报告的财务信息失去信心，并可能导致我们的股价下降。

有效的内部控制对我们提供可靠的财务报告和有效防止欺诈是必要的。我们维持对财务报告的内部控制制度，其定义是由我们的首席执行干事和首席财务干事或履行类似职能的人员设计或监督的程序，由我们的董事会、管理层和其他人员实施，以便为财务报告的可靠性提供合理的保证，并根据公认会计原则为外部目的编制财务报表。“重大弱点”是对财务报告的内部控制方面的缺陷或不足的组合，从而有合理的可能使我们的财务报表的重大错报无法及时防止或发现。根据管理层对我们内部控制的评估和评价结果，我们的首席执行干事和首席财务官得出结论认为，截至2019年12月31日，我们对财务报告的内部控制因下文所述的重大缺陷而无效。

作为2019年12月31日的{Br}，我们发现了以下重大弱点：

因此，我们的管理层还得出结论，我们的披露控制和程序是无效的，截至2019年12月31日 ，我们向证券交易委员会(A)提交的报告中要求披露的与我们有关的信息被记录、处理， 在证券交易委员会规则和表格规定的时间内进行汇总和报告，(B)被积累并通知我们的管理层，以便及时就所需披露作出决定。

如果 我们未能成功地纠正上述重大弱点，或如果今后出现其他重大弱点或其他缺陷，我们可能无法及时准确地报告我们的财务结果或防止欺诈，这可能导致我们报告的财务结果在实质上被误报，需要重报，从而可能导致投资者丧失信心、退市或导致我们普通股的市场价格下跌。

在所有控制系统中， 都存在固有的限制，并且可能会发生错误或欺诈所导致的误报，并且不会被检测到。

2002年“萨班斯-奥克斯利法”第404节正在进行的内部控制规定要求我们查明财务报告内部控制方面的重大弱点，这是一个根据公认会计原则为外部目的提供可靠财务报告的过程。我们的管理层并不期望我们的内部控制和披露控制，即使所有重大弱点和控制缺陷都得到纠正，也不会防止所有错误和所有 欺诈。一个控制系统，无论构思和操作如何良好，只能提供合理的，而不是绝对的，保证 控制系统的目标得到实现。此外，控制系统的设计必须反映一个事实，即存在 资源限制，控制的好处必须与其成本有关。由于所有控制 系统的固有限制，对控制的任何评估都不能绝对保证我们公司的所有控制问题和欺诈事件都已被检测到。这些固有的限制包括这样的现实：决策中的判断可能是错误的，而 故障可能由于简单的错误或错误而发生。此外，某些人的个人行为、两人或两人以上的勾结或管理人员对控制的凌驾可规避控制。任何控制系统的设计也在一定程度上基于对未来事件可能性的某些假设，而且无法保证任何设计在所有可能的未来条件下都能成功地实现我们所述的目标。随着时间的推移，由于条件的变化(如公司的增长或交易量的增加)，控制可能不适当, 或者遵守政策或 程序的程度可能会恶化。由于成本效益控制系统固有的局限性，由于错误或 欺诈而造成的误报可能不会被检测到。

在诉讼和其他可能受到威胁或对我们采取的行动之前，可能会严重限制我们的流动性。

我们目前正与APEG II一起对我们和我们的前首席执行官提起诉讼，如项目1.业务-诉讼和流动性-APEG II诉讼。截至2020年3月20日，APEG II持有我们现有普通股的约41%，并在2019年7月30日我们与APEG II的信贷安排到期日前成为我们的担保贷款人。与悬而未决的诉讼和其他对我们提出的索赔有关的费用是对我们现有现金的大量使用，到目前为止，我们已经支付了超过130万美元的法律费用。虽然 我们历来从经营现金流量中支付所有诉讼费用，但与诉讼有关的法律费用继续过高，可能会损害我们的流动资金状况和为重大钻探行动提供资金的能力，并参与今后可能的收购活动。

未经同意的 规定可能导致罚款和水井收入的损失。

我们的行业合作伙伴可以选择在2020年期间从事我们不愿意或无法参加的钻探活动，并在其后参加。我们的勘探和开发协议包含了习惯行业未经同意的条款。根据这些规定， 如果建议钻探或完成一口井，但工作利益所有人选择不参加，则由此产生的收入 (否则将流向非参与人)流入参与人，直至参与方获得它们为支付非参与者份额而提供的资本的150%至300%。为了避免未经同意的处罚，并对新资产进行机会主义投资，我们将继续评估获得更多 资本的各种选择，包括债务融资、出售一个或多个生产或不生产石油和天然气资产以及发行我们普通股的股份。

意外的 成本可能需要新的资本，而这些资本可能是不可用的。

石油和天然气企业拥有获得重大投资回报的机会，但这种回报的实现将面临很高的风险。例如，一个或多个石油和天然气项目的初步结果可能是边际的，但值得投资于更多的油井。干洞、超出预算的勘探成本、较低的商品价格或这些或其他不利因素的任何组合都可能导致生产收入低于预测，从而对预期可用于持续工作方案的现金产生不利影响，并减少可用于其他项目投资的现金。这些类型的事件可能需要重新评估优先事项，从而可能重新分配现有资本，还可能要求获得 新资本。我们无法保证能够以可接受的条件完成任何融资交易。

我们使用净营业亏损结转和已实现亏损抵消美国联邦政府所得税的未来应税收入的能力受到限制。

一般说来，根据经修订的1986年“国内收入法”第382条，经历“所有权 变化”的公司，其利用其变化前净营业损失(“NOLs”)和在亏损中实现的 (“RBILS”)抵消未来应税收入的能力受到限制。一般而言，如果某些股东(通常为5%的股东，适用某些前瞻性规则)的股票所有权总量比这些股东在测试期间的最低百分比所有权(通常为 三年)增加50%以上，就会发生所有权变化。

2017年12月27日，我们在APEG II信贷工具下用普通股偿还了债务，这代表了公司49.3%的所有权变化。因此，2018年和2019年，我们使用这些NOL和RBILS的能力显著下降。

竞争可能会限制我们在石油和天然气行业的机会。

石油和天然气业务竞争很激烈。在寻找投资机会方面，我们与许多公共和私人勘探和开发公司竞争。我们还与石油和天然气运营商竞争，以获得面积位置。我们的主要竞争对手是具有内部石油勘探和钻探专业知识的中小型公司。我们的许多竞争对手拥有和使用比我们大得多的财政、技术和人力资源。他们也可能愿意并能够支付更多的石油和天然气财产，超出我们的财政资源许可，并可能能够界定、评价、投标和购买更多的财产。此外，石油和天然气行业对投资资本的竞争相当激烈，如果需要，我们可能无法在筹集额外资本方面取得成功。

布达组、威利斯顿盆地(Bakken和三叉页岩)和鹰福特页岩的成功开采受到与水平钻井和完井技术有关的 风险的影响。

布达组和巴肯、三叉和鹰福特页岩的作业在许多情况下涉及使用最新的钻探和完成技术，以便产生尽可能高的累积回收率，从而产生尽可能高的 回报。钻井过程中遇到的风险包括，但不限于：将井筒降落在所期望的钻井 区；在水平方向钻过页岩层时停留在该区；套管整个井长(适用于地层)；能够通过水平井(br}孔)始终如一地运行工具和其他设备。

对于水力压裂的 井，完井风险包括(但不限于)能够刺激压裂计划数量的压裂刺激阶段，并在最终裂缝 刺激阶段完成后成功地清理井眼。最终，这些最新的钻井和完井技术的成功只能随着时间的推移而评估，因为有更多的油井被钻井，并在一段足够的时间内建立了生产剖面。

由于各种因素，任何一口井的成本 都会有所不同。这些井比典型的陆上浅层常规井昂贵得多。因此，即使少数油井 不成功，勘探或开发活动也可能对我们的行动结果产生重大影响。除了钻井和完井费用之外，对于Williston盆地、Eagle Ford和其他油井来说，费用也可能很大。

如果限制我们进入石油和天然气市场，就可能对我们的生产和收入产生不利影响。在威利斯顿盆地较不发达的地区，确保获得外卖能力可能特别困难。

市场条件或有限的令人满意的石油和天然气运输安排可能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有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，以及储量是否接近管道 和其他中流设施。销售我们的产品的能力在很大程度上取决于第三方拥有和经营的收集系统、管道、铁路运输和加工设施的可用性和能力。特别是，威利斯顿盆地获得适当的收集系统或管道或铁路运输能力有限。为了确保运力和相关服务的安全，我们或我们的运营伙伴可能被迫作出对运营商不像其他地区那样有利的安排。

如果 我们无法取代储备，我们就无法维持生产。

我们未来的业务取决于我们找到、开发和获取经济上可生产的原油、天然气和NGL储量的能力。我们的资产生产原油，天然气和NGLs的速度随着时间的推移而下降。为了保持目前的生产速度，我们必须找到并开发或获取新的原油、天然气和NGL储量，以生产代替消耗的石油、天然气和天然气。如果没有成功的钻探或收购活动，我们的储量和产量将随着时间的推移而下降。此外，对原油和天然气特性的竞争十分激烈，我们的许多竞争对手拥有必要的财政、技术、人力、 和其他资源，以评价和整合远大于我们可利用的采购。

作为我们增长战略的一部分，我们打算进行收购。然而，根据我们认为可以接受的 条款和条件，可能无法获得合适的收购人选，而且收购对我们的业务、财务状况和业务结果构成了巨大的风险。在进行收购时，我们与其他公司竞争，其中许多公司拥有比我们更多的财力和其他资源。如果我们确实完成了收购，它对我们的业务的成功影响将取决于许多因素， 其中许多是我们无法控制的。这些因素包括：购置价格、未来原油、天然天然气和天然气价格、合理估计或评估可采储量数量的能力、未来产量和从储量中获得的未来净收入、未来业务和资本成本、未来勘探、开采的结果、获得财产的 和开发活动以及未来放弃和未来可能的环境或其他负债。在估计探明石油和天然气储量数量、实际未来产量 率以及与预期收购目标有关的相关费用和潜在负债方面，存在许多固有的不确定性。实际结果可能与估计中假定的 大不相同。通常对主题属性的审查并不一定会揭示所有存在的 或潜在的问题。

此外，如果获得的属性 有很大不同的操作和地质特征或与我们的现有属性位于不同的地理位置，则 重大收购可以改变我们业务和业务的性质。如果获得的财产与我们现有的财产有很大的不同，我们有效实现此类交易预期经济效益的能力就可能受到限制。如果我们不能成功地整合收购，并及时实现预期的经济、业务和其他效益，则可能造成大量费用和延误或其他业务、技术或财务问题。

整合 获得的业务和财产涉及许多特殊风险。这些风险包括：管理层可能因需要整合业务和系统而偏离正常的业务关切，在整合业务和系统以及留住和吸收雇员方面可能会出现不可预见的困难。任何这些或其他类似的风险 可能导致潜在的不利的短期或长期影响我们的经营业绩，并可能导致我们无法实现 任何或所有预期收益的收购。

较低的石油和天然气价格可能会导致我们记录最高限额的减记。

我们使用全部成本会计方法来核算我们的石油和天然气投资。因此，我们将获取、探索和开发这些属性的成本 资本化。根据全部成本会计规则，石油和天然天然气资产的资本成本净额不得超过一个“上限”，该上限是基于已探明储量的未来估计净收入 的现值，贴现为10%，加上未证实财产的成本或公平市场价值较低。如果净资本化 成本超过上限，则必须将超出的金额计入收入(称为“上限 测试减记”的费用)。在石油和天然气价格低迷时，如果我们大幅下调已探明储量估计值，或者钻探非生产性油井，上限测试减记的风险就会增加。

在全价成本法下，与石油和天然气属性的获取、勘探和开发有关的所有费用都资本化，并在全国的成本中心积累。这包括与开发 和勘探活动直接有关的任何内部费用，但不包括与生产、一般公司间接费用或类似活动有关的任何费用，从处置中收到的 收益记作累积费用，除非出售是对储备金的重大处置，在这种情况下确认损益。每一成本中心的净资本化成本、估计未来开发费用和拆除费用之和均以已探明石油和天然气储量为基础的当量单位生产方法耗尽。不包括应折旧、耗损和摊销的数额，即与未评估的 属性有关的费用。

在全额成本法下，资本净成本仅限于(A)因相关递延税金负债和资产留存债务而减少的未摊销费用，以及(B)成本中心上限。成本中心上限的定义是：(1)根据未升级费用计算的已探明储量的估计未来净收入总额 ，每年贴现10%，并按 合同条款、符合会计套期保值和资产退休义务资格的任何金融衍生工具、以及该期间未升级的石油和天然气价格计算，(2)未摊销的财产成本；(3)未摊销的资产的成本或市场价值较低，减去(4)直接归因于天然气和原油属性的资产的所得税影响。如果相关递延所得税(br}负债和资产留存义务减少的净账面价值超过成本中心上限限制，则需要在发生减值的期间收取非现金减值费用 。

我们为我们唯一的石油和天然气成本中心，即美国，进行季度上限测试。在2019年和2018年期间，我们的石油和天然气资产资本化成本没有超过上限，因此，我们没有记录总计的 上限测试减记。上限测试包含有关定价和贴现率的假设，我们在确定现值时对这些假设没有 影响。在计算2019年12月31日终了年度的上限测试时，我们采用了 一种适用于我们石油每桶55.69美元和天然气每桶2.58美元的平均价格，其依据是在报告所述期间结束前12个月期间的每个月的第一天每桶石油和天然气的平均价格，以计算该日每项生产财产的未来现金流量。

自2020年3月20日起，WTI原油现货价格为23.64美元，12个月剥带价格为28.44美元。为了确定这些降价幅度对公司石油和天然气属性的可实现性有多大影响，公司重新计算年终准备金 ，使用最初的上限测试计算中使用的平均原油价格的50%，即27.85美元，再按差额进行调整，并确定如果使用该价格，公司将进行最高限额测试，减记约170万美元。

与未评估财产有关的资本化 费用包括正在进行中的探井、勘探 钻探地点地震分析的费用以及与未证实的财产有关的租赁费用。截至2019年12月31日，未评估的不受折旧、耗损 和摊销的财产总额约为370万美元。这些费用将转移到评估财产的 ，以便我们随后确定这些财产受到损害，或者如果证明是建立储备的话。

我们不担任我们大部分石油和天然气属性的操作者。我们的许多联合经营协议中有可能受到法律解释的规定，包括未经同意的利益的分配、影响复归利益的时间的复杂的支出计算以及联合利益审计的影响。

在很大程度上，我们所有的石油和天然气利益都受到联合作业和类似协定的制约。其中一些协定包括复杂的、可作不同解释和(或)在特定情况下错误地适用的 付款规定。

联合利益审计在我们的业务中是一个正常的过程，以确保运营商遵守与我们的石油和天然气属性相关的成本和开支的标准行业惯例。然而，联合利益审计 的最终解决可能会延长很长一段时间，在此期间，我们试图收回运营商收取的过多款项。联合利益 审计导致审计服务的增量成本，我们可以支付大量的法律费用来解决与我们财产的经营者之间的纠纷。

我们不经营我们的大部分钻探地点。因此，我们将无法控制勘探或开发的时间 努力，相关成本，或生产速度这些非操作资产。

我们目前不经营我们与行业合作伙伴持有的任何前景。作为一个非操作者，我们对钻井程序的操作施加影响的能力是有限的。在石油和天然气工业中，经营者通常提出新的工作，并经常得到大多数非经营方的认可。如果这项工作得到工作利益的多数人的同意，但我们不同意这项建议，而且我们没有(或不能)参与，我们将放弃我们从井中获得的收益份额，直到参与者得到他们投资的150%至300%。在某些情况下，我们可能会失去对油井的所有兴趣。只有当大多数的工作利益拥有者同意我们的意见，而这项建议没有进行时，我们才会避免这种惩罚。

我们在他人经营的财产上进行钻探和开发活动的成功和时间取决于一些我们无法控制的因素，包括：

我们的行业合作伙伴作为运营商的 事实使我们更难以预测未来的生产、现金流和 流动性需求。我们增加生产和储备的能力取决于我们的合作伙伴决定钻探我们感兴趣的油井，他们可能选择减少或暂停这些油井的钻探。

我们的 估计储量是基于许多可能被证明是不准确的假设。在这些储备 估计或有关的基本假设中有任何重大的不准确之处，将对我们储备的数量和现值产生重大影响。

石油和天然气储备报告是由独立顾问编写的，目的是估计可从已证实的财产中经济回收的碳氢化合物 的数量，利用商品价格后12个月，并考虑到预期的资本、经营和其他支出。这些报告还估计了未来储备金的净现值(br}值，我们用于内部规划和测试我们资产负债表上财产的账面价值。

本报告中包含的 储备数据仅表示估计数。估算已探明石油和天然气储量的数量和未来现金流是一个复杂的过程，不是一门精确的科学。它需要对现有技术数据 和各种估计数作出解释，包括根据与经济因素有关的假设作出的估计，例如未来的生产成本；从价税、遣散费和消费税；资本的可得性；对所需资本支出、周转和补救费用的估计；以及政府管制的假定效果。我们对已探明储量的估计所依据的假设可能证明是不准确的，任何重大的不准确都可能对今后的储量估计、可归因于财产的石油和天然气的经济可采数量、根据回收风险对储量的分类以及对我们未来净现金流量的估计等产生重大影响。

在2019年12月31日，我们估计的所有已探明储量都在生产中。探明未开发储量和已探明开发储量的估算，几乎都是以现有井的类比、体积分析或概率方法为基础的，而 则是用来估算产量储量的动态数据。回收已探明的未开发储量需要大量的资本支出和成功的钻探行动。

您不应假定本报告中提到的现值代表我们估计的石油和天然气储量的当前市场价值。生产的时机和成功以及与开发石油和天然天然气有关的费用，每一项都会受到许多风险和不确定因素的影响，将影响到我们已探明储量的未来实际净现金流量的时间和数额及其现值。此外，我们的PV-10和标准化度量估计是 基于成本的估计日期，并假定固定的商品价格。实际未来价格和成本可能大大高于或低于估计中使用的价格和成本。

此外，使用10%的折扣系数来计算PV-10和标准化的计量值，可能不一定代表最适当的 折扣系数，因为我们的业务或石油和天然气工业一般都受到实际利率和风险的影响。

在石油和天然气生产中使用衍生安排可能造成财务损失或减少收入。

从 不时，我们使用衍生工具，典型的固定利率掉期和无成本项圈，管理价格风险的基础上 我们的石油和天然气生产。我们的衍生工具的公允价值在每个季度末被标记为市面上的 ，衍生工具公允价值的变化所产生的未实现损益在当前的 收益中被确认。因此，我们的收益可能会因衍生工具的公允价值变动而大幅波动。

我们的实际未来产量可能大大高于或低于我们在签订相关时期的衍生合同 时的估计。如果实际产量高于我们的估计，我们的商品价格就会比我们预期的要高。如果实际产量低于我们的衍生产品 工具的名义数量，我们可能被迫满足我们的衍生交易的全部或部分，而不得益于我们出售基础实物商品的现金流 ，导致我们的流动资金大幅度减少。由于这些 因素，我们的套期保值活动可能不象我们打算的那样有效地减少我们现金流量的波动，而且在某些情况下，我们的现金流量实际上可能会增加波动。

衍生工具在某些情况下也使我们面临财务损失的风险，包括在下列情况下：

此外，根据我们达成的衍生安排的类型，这些协议可能限制我们从油价上涨中得到的好处。不能假定我们已经或将要进行的套期保值交易将充分保护我们不受商品价格波动的影响。

“多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法”(“多德-弗兰克法案”)规定了衍生品交易(包括原油和天然气衍生品交易)的法定和监管要求。除其他外，“多德-弗兰克法案”( Dod-Frank Act)规定了对某些衍生品交易的头寸限制，并要求在需要现金抵押品的交易所清算某些 交易。“多德-弗兰克法案”要求商品期货和交易委员会(“CFTC”)、SEC和其他监管机构颁布实施“多德-弗兰克法案”的规则和条例。

商品期货交易委员会最后确定了执行“多德-弗兰克法”关于贸易报告、保证金、清算 和贸易执行的规定的其他条例；然而，有些条例仍有待最后确定，目前无法预测 CFTC何时将通过最后规则。例如，cftc重新提出了相关规定，为主要能源市场上的某些期货和期权合约以及经济等价物的掉期设定头寸限制。某些真正的套期保值交易 预计将免于这些限制。此外，根据最近通过的保证金规则，一些注册的 掉期交易商可能要求我们在不受中央清算的某些掉期交易中公布初始和变动保证金。

“多德-弗兰克法案”和任何其他执行条例都可能大大增加某些商品衍生产品 合同的成本(包括要求提供抵押品，这可能对我们现有的流动性产生不利影响)，实质性地改变某些商品衍生产品合同的条款，限制我们交易某些衍生品的能力以对冲风险，减少某些衍生产品的可得性，以防范我们遇到的风险，并降低我们将现有的 商品衍生合同货币化或重组的能力。如果我们因此减少使用衍生产品，我们的经营结果可能会变得更加不稳定，而且我们的现金流量可能无法预测，这可能会对我们规划和资助资本支出的能力产生不利影响。 增加的波动可能会使我们对某些类型的投资者不那么有吸引力。最后，“多德-弗兰克法”的部分目的是减少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交易。如果执行条例导致商品价格下降，我们的收入可能受到不利影响。任何这些后果都可能对我们的业务、财务状况和业务结果产生不利影响。

我们的 面积必须在租约期满前钻，一般在三至五年内，以便按生产保持面积。 在竞争激烈的土地面积市场上，如果不能钻足够的井以保持面积，就会造成相当大的租赁更新费用，或者如果更新不可行，我们的租约和潜在的钻探机会就会丧失。

除非 生产是在我们确定了一些潜在钻探地点 的未开发英亩的间隔单位内建立的，否则这种面积的租约将到期。延长这些租约的费用可能会大幅度增加，我们可能无法以商业上合理的条件或根本无法续订这些租约。当商品价格下跌时，我们的租约可能到期的风险通常会增加，因为较低的价格可能会导致我们的经营伙伴减少他们所钻的井的数量。此外，在我们土地的某些部分，如果我们的租约到期，第三方租约可能立即生效。因此，我们的实际钻探活动可能与我们目前的预期大不相同，这可能会对我们的业务产生不利影响。

我们的生产资产主要位于威利斯顿盆地和得克萨斯州南部，使我们容易受到与业务集中在这些地理区域有关的风险。

由于我们的业务在地理上集中在威利斯顿盆地和得克萨斯州南部，我们的业务的成功和盈利能力可能不成比例地暴露在区域事件的影响之下。除其他外，这些因素包括管制问题、自然灾害、该区域油井产生的原油和天然气价格波动以及其他区域供求因素，包括收集、管道和其他运输能力限制、现有的钻机、设备、油田服务、 供应、劳动力和基础设施能力。这些事件中的任何一个都有可能导致油井关闭，推迟 作业和增长计划，减少现金流量，增加经营和资本成本，并防止租约库存 到期前的发展。此外，我们在威利斯顿盆地的业务可能受到季节性天气和旨在保护野生动物的租赁规定的不利影响，这些规定可在可能钻探的几个月内加剧对服务、基础设施和设备的竞争，并可能导致周期性短缺。任何这些风险都可能对我们的财务状况和业务结果产生重大不利影响。

保险 可能不足以支付未来的负债。

我们的业务目前集中于石油和天然气的勘探和开发，我们还可能受到与其他公司资产所有权有关的一般责任和财产损害。在过去，我们主要依靠石油和天然气属性的 运营者为我们的石油和天然气属性的工作利益获得和维持责任保险。在某些情况下，我们可能继续依赖于那些运营商的保险政策依赖 的承保范围。自2011年以来，我们为我们的石油和天然气业务获得了我们自己的保险，这些业务在范围和覆盖面上都更广泛，并在我们的控制之下。我们还为与 一般公司资产有关的负债和损坏维持保险单。

我们还对与我们先前拥有的水处理厂业务有关的与我们已停止的采矿作业有关的环境暴露制定了单独的政策。这些策略涵盖对 环境产生不利影响的补救事件。看见“保险”在……里面“项目1-业务”.

我们将对超出保险范围的索赔和有关保险单规定的任何扣减承担责任。如果未发现的负债 数额很大，付款可能会对公司手头的现金产生不利影响，从而可能导致业务的缩减。此外，有些负债是不能以合理的成本或根本不保的。

石油和天然气业务受到环境、立法和监管举措的制约，这些举措可能对操作的时间和成本以及对原油、天然气和天然气的需求产生重大不利影响。

我们的行动受到与保护人类健康和安全、环境和自然资源有关的严格和复杂的联邦、州和地方法律和条例的制约。这些法律和条例可以在许多方面限制或影响我们的商业活动，包括但不限于以下方面：

不遵守这些法律和条例可能会触发各种行政、民事和刑事执行措施，包括评估罚款、施加补救或恢复义务以及发出命令，禁止今后的行动或施加额外的遵守要求。某些环境法规对清理和恢复处置危险物质、碳氢化合物或废物或以其他方式释放的场所所需的费用规定了严格的、共同的和若干的责任。此外，地方限制，如州或地方暂停执行、城市条例、分区法和交通条例等，可能限制或禁止执行业务计划。此外，第三方，如邻近的土地所有者，可提出索赔，指控由于我们的行动或向环境排放有害的 物质、碳氢化合物或其他废物而造成的财产损害、滋扰或人身伤害。

环境管理的趋势是对可能影响环境的活动施加更多的限制和限制。我们监测联邦、州和地方各级的事态发展，以便随时了解可能实施的与未来管制要求有关的行动，以减轻遵守任何此类要求的费用。我们还监测行业团体 ，这些团体帮助制订关于处理现有或未来条例的建议，并分享在防止污染和事故调查方面的最佳做法和经验教训。

见 “环境法律法规“在第1项-本表格中的业务-讨论与我们的业务有关的主要环境、卫生和安全法律和条例。我们相信，但不能肯定，我们在实质上遵守这些法律和条例。我们无法合理地预测最终可能对我们的业务或遵守这些要求的最终费用采取何种适用的法律、规章或指导方针。

我们依赖于信息技术系统，这些系统会受到与 实施和集成相关的中断、损坏、故障和风险的影响。

我们在开展业务时依赖信息技术系统。我们的信息技术系统受到各种来源的干扰、破坏或失败，包括但不限于计算机病毒、安全漏洞、网络攻击、自然灾害和设计缺陷。特别是网络安全事件正在演变，包括但不限于恶意软件、企图未经授权访问数据和其他可能导致系统中断、未经授权泄露机密或其他受保护信息以及破坏 数据的电子安全漏洞。已采取各种措施来管理我们与信息技术系统和网络中断有关的风险。 然而，鉴于信息技术中断的时间、性质和范围是不可预测的，我们可能会受到业务延误、机密或其他受保护的信息的损害、数据的破坏或腐败、安全漏洞、其他操纵或不当使用我们的系统和网络或补救行动造成的财政损失，其中任何可能对我们的现金流量、竞争状况、财务状况或业务结果造成重大不利影响。

允许 要求可能会延迟我们开始或继续操作的能力。

石油和天然气项目须符合广泛的许可要求。如果不能及时获得在项目中启动 业务所需的许可证，则可能会导致项目的延迟和/或失败，从而导致投资 的潜在注销。

我们生产原油、天然气和相关液体的能力在经济上和商业上都可能受到损害，如果我们不能为我们的钻井作业和(或)完井获得足够的水供应，或无法以合理的成本和根据适用的环境规则处置或回收我们使用的水。

我们和我们工业中的其他人所依赖的水力压裂工艺需要完成生产大量原油、天然气和天然气的油井，这些井需要使用和处置或回收大量的水。我们无法获得足够数量的水，或无法处置或回收在我们行动中使用的水，可能会对我们的 作业产生不利影响。此外，实施新的环境倡议和条例可能包括限制我们进行某些活动的能力，例如水力压裂或处置废物，包括但不限于生产的水、钻井液和与勘探、开发或生产原油、天然气和天然气有关的其他废物。

遵守有关撤出、储存和使用水井水力压裂所必需的地表水或地下水的环境条例和许可证要求，可能会增加我们的业务费用，并造成作业的延误、中断或终止，其程度无法预测，所有这些都可能对我们的业务和财务状况产生不利影响。

季节性天气状况对我们在一些作业地区进行钻探活动的能力产生不利影响。

威利斯顿盆地和墨西哥湾沿岸的石油和天然气作业可能受到季节性天气条件的不利影响，在威利斯顿盆地，钻探和其他石油和天然气活动有时无法在冬季有效地进行，这会大大增加我们的业务和资本成本。海湾沿岸的行动也面临包括飓风在内的不利天气事件的风险。

设备、服务和合格人员的短缺可能会减少我们的现金流，并对业务结果产生不利影响。

需要合格和经验丰富的实地人员钻井和进行实地作业，地质学家、地球物理学家、工程师和石油和天然气工业的其他专业人员的需求可能波动很大，往往与新地区的石油和天然天然气价格和活动水平有关，造成周期性短缺。在威利斯顿盆地和得克萨斯州等某些 地区，这些问题可能特别严重。在石油和天然气价格高企的时期，对钻机和设备的需求往往随着活动水平的增加而增加，这可能导致设备短缺。石油和天然气价格上涨通常刺激对设备和服务的需求增加，随后往往导致钻井平台、工作人员和相关用品、油田设备和服务以及勘探、生产和中流作业人员的价格上涨。这类短缺和随后的价格上涨可能会大大降低我们的利润率、现金流量和经营结果和(或)限制或推迟我们打井和进行我们目前计划和预算的活动的能力，使我们无法作出预测和预测。

我们依靠关键的人员。

我们的管理团队在处理石油和天然气资产的获取和融资方面有经验。我们广泛依赖第三方顾问在石油和天然气问题上提供法律、工程、地球物理和地质咨询。关键人员的损失可能对我们的业务产生不利影响，因为由于对经验丰富的人员的竞争，可能难以找到替代者。

与我们股票有关的风险

我们已经发行了A系列优先股的股份，其权利高于我们的普通股。

我们的公司章程授权发行至多10万股优先股，面值0.01美元。优先股 可发行股利、清算、表决和转换特征，由董事会决定，未经股东批准。根据这一授权，我们于2016年2月批准指定50 000股系列 A可转换优先股(“A类优先股”)与我们采矿部门的处置有关。

A系列优先股按调整后的清算优惠年率12.25%计算股利。这种红利不是以现金支付的，而是每季度积存的和复合的欠款。“调整后的清理结束优惠”最初是A系列股票每股40美元，总额为200万美元，每季度增加应计季度 股利。A系列优先股优先于公司的其他类别或系列股票，涉及股利权利 和清算时的权利。任何股息或分配将不宣布或支付我们的普通股，(I)除非得到A系列股东的批准优先和(Ii)除非和直到类似的红利已宣布和支付的系列A优先 作为转换的基础。

在持有人的选择 ，A系列优先股的每一股最初可转换为我们普通股的1.33股( “转换率”)，总共为66 667股。中描述的反向股票 拆分的效果。“项目1A。危险因素“(“反向股票分割”)。转换率 受股票分割、股票分红和某些重组事件的反稀释调整以及基于价格的 反稀释保护。A系列优先股的每个股份将可转换为若干普通股股份，等于初始换算值与换算值之比，并按累计股息乘以换算 比率调整。在任何情况下，在考虑到反向股票分割的影响后，在 之后发行的普通股总数不得超过79 334股。A系列优先股一般不会与我们的普通股 在转换的基础上就摆在我们股东面前的事项进行表决。A系列的持有者有权要求 us在变更控制方面回购A系列优惠。向A系列优先股持有者提供的红利、清算权和其他权利将使普通股持有人更难以从其投资中实现价值。

我们现有股东中的一人实益地拥有我们普通股的很大一部分，其利益可能与我们其他股东的利益相冲突。

作为2020年3月20日的{Br}，APEG II有权拥有581，927股(经反向拆分调整)，或大约41%的{Br}我们已发行的普通股。因此，APEG II能够在需要股东 批准的事项上发挥重大影响，包括董事的选举、通过或修改我们章程和细则中的规定、批准合并和其他重要的公司交易。APEG II在涉及或实际涉及或影响我们的事项上的利益，例如未来的收购、融资和其他公司机会，可能与我们其他股东的利益发生冲突。见“待决的诉讼和可能受到威胁或对我们采取的其他行动可能严重限制我们的流动性“在这里伊特1A。危险因素关于这场诉讼的讨论项目 1.业务-诉讼和流动性-APEG II诉讼

未来的股权交易和未清期权或认股权证的行使可能导致稀释。

我们不时地将普通股、认股权证、可转换优先股和可转换债券出售给私人配售和公开发行的投资者。最近，我们在新地平线收购中私下发行了59，498股普通股。这些交易 对现有股东造成稀释。此外，我们还不时向雇员、董事和第三方发放期权和认股权证作为奖励，行使价格相当于发行之日的市场价格。限制普通股 的归属以及行使期权和认股权证将导致对现有股东的稀释。今后发行股票证券( 或可转换为股本证券的证券)也将对现有股东产生稀释作用。此外， 认为可能发生这样的发行可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。

我们不打算宣布我们普通股的红利。

我们不打算在可预见的将来宣布我们普通股的红利。根据我们的A系列优先条款，未经A系列优先股持有人批准，禁止我们支付普通股股利。因此，我们的共同股东必须只看我们普通股价格的上涨，才能实现他们的投资收益，而这种情况可能不会发生。

我们 可以实施接管防御机制，以阻止一些有利的交易.

尽管我们的股东权益计划于2011年到期，但我们的管理文件和适用法律的某些条款可能会产生反收购效应。例如，我们受制于怀俄明州管理稳定法案(一项反收购法规)的若干条款，并有一个分类或“交错”的董事会。我们可以在未来实施更多的反收购防御措施。这些现有的或未来的防御措施可以阻止或阻止一项潜在的交易，在这种交易中，股东将获得超过当时市价的收购价格，即使大多数股东支持这样的交易。

我们的股票价格可能会继续波动。

我们的股票在纳斯达克资本市场交易。在截至2019年12月31日的两年中，我们的普通股的股价高达每股17.60美元，低至每股3.00美元，并根据反向股票拆分进行了调整。我们预计，由于各种因素，包括我们无法控制的因素，我们的普通股将继续受到波动的影响。这些因素包括：

股票市场最近经历了很大的价格和数量波动，石油和天然气价格大幅度下降。这些波动特别影响到象我们这样的石油和天然气公司证券的市场价格。

我们实行了反向股票分割，这可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。

自2020年1月6日起，我们以十分之一的比率(“反向 股票拆分”)完成了对已发行普通股的反向拆分。反向股票分割对我们普通股未来市场价格的影响不能肯定地预测 。因此，我们普通股的市场价格有可能比 没有反向股票分拆时的下跌幅度更大。

反向股票分割可能会降低我们普通股的流动性，而我们普通股的市场价格可能无法吸引或满足包括机构投资者在内的新投资者的投资要求。

我们普通股股票的 流动性可能会受到反向股票拆分的不利影响，因为反向股票拆分后未发行的股票 数量减少。此外，反向股票分割可能会增加持有我们普通股中奇数批(不足100股)的股东的数量，使这些股东有可能经历出售股票成本的增加和实现这种出售的更大困难。此外，不能保证反向股票分割将导致股票价格吸引新的投资者，包括机构投资者，而且也不能保证我们普通股的市场价格将满足这些投资者的投资要求。因此，由于股票反向拆分，我们普通股的交易流动性未必会有所改善。

如果我们的普通股从纳斯达克资本市场退市，其流动性和价值就会下降。

为了维持我们在纳斯达克资本市场上的普通股上市，我们的普通股必须按照纳斯达克市场规则5550(A)(2)(“最低价格要求”)保持至少1.00美元的投标价格。 如果我们的普通股的收盘价连续30个交易日低于1.00美元，那么我们的普通股的收盘价必须在180天宽限期内连续10个交易日保持在1.00美元以上，以恢复遵守 规则。以前，我们没有遵守最低价格要求，但是在反向股票 拆分之后恢复了遵从。我们不能保证今后我们能够继续遵守最低价格要求或满足 其他继续上市的要求。如果我们的普通股从纳斯达克资本市场的交易中退市，它可能有资格在场外交易，但我们的普通股从纳斯达克资本市场退市可能会对我们普通股的流动性和价值产生不利影响。

项目 1B未解决的工作人员意见。

没有。

项 2.属性。

石油与天然气利益

我们不具备内部地球物理或保留工程专业知识。因此，我们主要依靠生产 井的经营者向我们的独立后备工程师提供生产数据。储备估计数是根据报告所述期间结束前12个月期间的每个月的第一天每桶石油和天然气的平均价格计算的，截至2019、2018和2017年12月31日的储备估计数是根据下列平均价格计算的，在每种情况下均按运输、质量和按加权平均数计算的基差调整如下：

下文概述了截至过去三个财政年度结束时我国已探明的石油和天然气储量数量：

截至2019年12月31日，我国已探明储量995，720桶，其中100%被列为已探明储量。在石油储量方面，已探明储量中约81%来自807，510桶石油，19%来自天然气和天然气的1，129，260麦克菲。有关这些术语和其他 术语的解释，请参阅“石油和天然气术语词汇表”。

你不应过分依赖已探明储量的估计。见“风险因素-我们的估计储备是基于许多假设，结果可能是不准确的。在这些储备估计或有关的基础 假设中的任何重大不准确将对我们的储备的数量和现值产生重大影响。“我们使用各种方法确定经证明的储备估计数。采用的主要方法有油藏模拟、递减曲线分析、 体积法、物料平衡法、超前生产类型曲线匹配法、岩石物理/测井分析法和类比法。这些方法的某些组合 用于确定我们所有领域的储备估计数。

储备估算过程的主要输入由技术信息、财务数据、所有权利益和 生产数据组成。所有现场和水库技术信息在与管理层、 土地人员和第三方经营者举行会议以讨论实地业绩和验证未来发展计划时，都要评估其有效性。当前收入 和费用信息是从我们的会计记录中获得的，这些会计记录受它们自己对财务报告的一套内部控制。所有当前的财务数据，如商品价格、租赁业务费、生产税和字段 商品价差，都在储备数据库中更新，然后进行分析，以确保它们被准确地输入 ，并确保所有更新都已完成。我们目前对矿产利益和油井生产数据的所有权也受到上述关于财务报告的内部控制，这些数据也被纳入储备数据库，并得到核实，以确保这些数据的准确性和完整性。我们的后备数据库目前由PE的唐·杰克斯维护。杰克斯先生与 我们的人员合作，审查外地业绩、未来发展计划、当前收入和费用信息。在这些 审查之后，更新了后备数据库和辅助数据，以便Jack先生能够编写其独立的储备估计数和 最后报告。

证明了未开发的储量。截至2019年12月31日、2018年和2017年，我们没有预订任何经证实的未开发(“PUD”)储备 ，因为开发PUD储备所需的资本供应不确定。

石油和天然气生产，生产价格和生产成本。下表列出了截至2019、2018年和2017年12月31日终了年度 我国净生产量、已实现的平均销售价格以及与石油和天然气销售有关的某些支出的某些信息。

我们鼓励您阅读本年度报告第10-K表第8项所载的财务报表和相关说明中所载的信息。

下表提供了截至2019年12月31日2018年和2017年12月31日的生产情况区域摘要。

钻探和其他勘探和开发活动。下表列出了截至2019年12月31日、2018年和2017年12月31日终了期间我们拥有权益的油井的开发和勘探活动情况。

总井的数量是指我们参与的油井总数，而不管我们对油井的所有权有多大。上述 信息不应被视为未来钻井性能的指示，也不应假定所钻生产井的数量与最终可能回收的石油和天然气的数量之间存在任何 的相关性。项目7.管理层对财务状况和业务结果的讨论和分析-总览在本年度报告中，表格10-K。

参加活动。从二零二零年一月一日到二零二零年三月二十日，我们没有参加任何钻探活动，也没有参加任何钻探活动。

石油 和天然气特性，井，操作和面积。下表汇总了截至2019年12月31日我们的总产量和净产量井的信息。

井 按主要生产流程划分为油气井或天然气井。

面积 下表汇总了截至2019年12月31日我们估计的已开发和未开发的土地面积。

由于 是一个非运算符，如果操作方在我们的租约的 约定的条件内不开始开发操作，则我们将面临租约到期。此外，我们的租约通常规定，如果钻井作业已经开始，租约不会在主 期限结束时到期。截至2019年12月31日，我们在北达科他州和得克萨斯州的所有土地都由生产维持。

真实地产

我们在怀俄明州的里弗顿拥有一片14英亩的土地，有一栋两层高、30，400平方英尺的办公大楼，作为我们的公司总部，直到2015年我们搬到科罗拉多州丹佛市的以前的总部。目前，该大楼租给非附属机构 和政府机构。我们计划在2020年第二季度销售该建筑和土地。

在 另外，我们拥有三个城市地段，占地13.84英亩，毗邻我们在怀俄明州里弗顿的办公楼。我们还计划在2020年第二季度销售这些房产。然而，我们无法保证这些 属性的销售将按我们预期的条件或在规定的时间框架内完成。

营销、主要客户和交货承诺

石油和天然气市场波动很大，波动很大，取决于我们无法控制的许多因素，包括季节性、经济状况、外国进口、其他能源生产国的政治条件、欧佩克的市场行动、 和国内政府的规章和政策。我们的所有产品都是由我们的行业合作伙伴为我们的利益而销售的， 被出售给竞争的买家，包括大型炼油公司和独立的营销人员。基本上，我们所有的生产 都是根据以现行商品价格为基础的定价协议出售的，但须根据区域差异和类似因素进行调整。截至2019年12月31日，我们没有任何实质性交付承诺。

竞争

石油和天然气企业在寻找和获取更多的储量以及出售石油和天然气方面具有高度的竞争力。我们的竞争对手主要包括大型和中型的综合石油和天然气公司、独立的石油和天然气公司以及个别的生产者和经营者。具体来说，我们竞争财产收购 和我们的经营伙伴竞争所需的设备和劳动力，以经营和发展我们的财产。我们的竞争对手 可能能够支付更多的财产，并可能能够定义，评估，投标和购买更多的财产 比我们可以。最终，我们未来的成功将取决于我们是否有能力开发或获得更多的储备，而代价是 允许我们保持竞争力。

项目 3.法律程序

见 项目1.业务.-诉讼和流动性-APEG II诉讼和-与前行政长官提起诉讼关于2019年12月31日待决的某些法律程序的说明。否则，在2019年12月31日之前，我们没有任何实质性的法律诉讼待决，也没有在截至2019年12月31日的季度内解决或以其他方式终止诉讼。

项目 4.矿山安全披露。

不适用。

第二部分

项目 5.注册人普通股市场、相关股东事项和股票证券发行者购买。

市场信息

我们的普通股在纳斯达克资本市场上交易，代号为“USEG”。价格是按“最后一次销售”来报告的。对价格进行了调整，以反映于2020年1月6日生效的按10股换一股的反向股票分割(“反向股票拆分”)：

作为2020年3月20日的收盘价，我们普通股的收盘价是每股2.5美元。

为了维持我们在纳斯达克资本市场上的普通股上市，我们的普通股必须保持纳斯达克市场第5550(A)(2)条规定的最低投标价1.00美元。(“最低价格要求”) 如果我们的普通股的收盘价连续30个交易日低于1.00美元，则在180天宽限期内，该普通股的收盘价必须在连续10个交易日内为1.00美元或更多，才能重新遵守 规则。以前，我们没有遵守最低价格要求，但是在反向股票 拆分之后恢复了遵从。我们不能保证今后我们能够继续遵守最低价格要求或满足 其他继续上市的要求。如果我们的普通股从纳斯达克资本市场的交易中退市，它可能有资格在场外交易，但我们的普通股从纳斯达克资本市场退市可能会对我们普通股的流动性和价值产生不利影响。

持有人

截至2020年3月20日，我国已发行和发行普通股1，404，817股。

股利

在2019和2018财政年度，我们没有申报或支付任何普通股的现金红利，也不打算在可预见的将来申报任何现金红利。我们未来支付股息的能力受到州法律和A系列条款的限制。看见附注7-采矿段的处理和附注12-优先股 合并财务报表管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析-最近的发展。

分享 回购

在截至2019年12月31日的三个月内，公司没有回购任何普通股。

项目 6.选定的财务数据

较小的报告公司不需要此 项。

项目 7.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析

此 讨论包括前瞻性语句。请参阅关于前瞻性声明的警告声明关于这类报表的重要信息，请参阅本表格10-K的年度报告中的 。此外，请参阅 石油和天然气术语汇编在这份关于石油和天然气工业的10-K表格的年度报告中，这里使用了 。

最近的发展

在 2020年3月1日，我们收购了新地平线资源有限公司(“新地平线”)的所有已发行和未偿股权，其资产包括在北达科他州的土地面积和经营的生产地产(“房地产”)。收盘价包括我们普通股的59 498股和现金150 000美元。新地平线地产公司主要位于北达科他州的McKenzie和Dive县，占地面积约为1，300英亩，它们100%由生产持有，平均有63%的工作兴趣，在截至2019年12月31日的6个月内生产了大约30个净BOEPD(88%的石油)。

关键的会计政策和估计

根据公认会计原则编制我们的合并财务报表需要我们作出假设和估计，认为 影响到报告的资产、负债、收入和支出的数额，以及在我们的财务报表之日披露或有资产和 负债以及报告的报告期内的收入和支出数额。 在不同的假设或条件下，实际结果可能与这些估计数不同。我们的重要会计 策略摘要将在附注1-组织、业务和重要会计政策在本年度报告第8项中，表格10-K。我们在下文概述了那些被确定为对了解我们的业务和业务结果至关重要的政策，这些政策需要运用重大的管理判断。

石油和天然气储量估计。我们对探明储量的估算是以石油和天然气储量的数量为基础的，目前的工程数据表明，在现有的经济和运行条件下，这些储量可以从已知的储层中回收，而探明储量的估计是确定我们的折旧、损耗和摊销费用(“DD&A”) 和我们的全部费用上限(“全额费用上限”)的关键估计。未来的现金流入取决于石油和天然气价格，并根据运输、质量和基础差异对截至该期间结束时仍待生产的已探明储量估计数量进行调整。今后的生产和开发费用是根据报告生效日期 存在的费用计算的。预期现金流量按规定的每年10% 折现率折现为现值。

对已探明储量的估计本身就不准确，因为预测生产速度和开发支出的时间不确定，对地质、地球物理、工程和生产数据的解释以及现有数据的质量和数量。不断变化的经济状况也可能影响我们对已探明储量的估计，因为发展成本的变化和商品价格的变化可能影响储油层经济。我们利用独立的储备工程师在本年度每个财政季度结束时估算我们已证实的 储备。

石油与天然气特性我们采用完全成本法核算我们的石油和天然气属性。根据 全额成本法，与石油和天然气属性的获取、勘探和开发有关的所有费用都是在全国成本中心资本化和累积的。这包括与开发 和勘探活动直接有关的任何内部费用，但不包括与生产、一般公司间接费用或类似活动有关的任何费用，从财产处置中收到的 收益记入累积费用，除非出售是对储备金的重大处置，在这种情况下，收益或损失被确认。

根据已探明的石油和天然气储量，采用等效单位生产法摊销各成本中心的净资本成本和估计未来开发和拆除成本的 之和。资本化成本在与资产有关的准备金的寿命期内摊销，DD和A在产生储备金的时期内确认。 DD&A是通过将该期间的生产量除以与 投资有关的储备估计量，并将计算的百分比乘以资本投资和估计未来发展 与投资有关的费用之和来计算的。因此，我们的储备金估计数的变化将导致单位DD和A的变化。与生产和一般公司活动有关的 费用在所涉期间内支出。

勘探中的 井被排除在DD&A计算之外，直到确定油井的结果为止。同样，未经证明的 属性成本最初被排除在DD&A计算之外。不受DD&A计算限制的未证实财产成本 主要包括租赁权和与未证实地区有关的地震费用。未证实的财产费用在不断进行的基础上转入摊销 基础上，因为财产是经过评估和确认的储备，或减值是确定的。每季度对未证实的石油和天然气属性进行减值评估，以确定我们是否仍在积极开展项目 ，以及该项目是否已证明具有经济储量或经济储量 不存在。

根据全部成本会计方法，资本化石油和天然气财产成本减去累计DD和A，扣除递延所得税，不得超过全部成本上限。全成本上限等于已探明石油和天然气储量的估计未来净收入的10%的现值，加上未证实的财产未受损害的费用，而不受摊销的资产，加上须摊销的未证实财产的成本或公允价值较低。当净资本化 成本超过全部成本上限时，将确认减值。

导数 仪器我们使用了衍生工具，通常是无成本的项圈和固定利率掉期，来管理石油和天然气生产的价格风险。我们也可能在未来使用看跌、看涨和基础掉期。所有衍生工具均按公允价值记录在合并资产负债表中。我们抵消了与同一交易方执行的衍生工具 确认的公允价值金额。虽然我们没有将任何衍生工具指定为现金流量对冲工具，但这种衍生工具为我们在预测未来石油和天然气生产方面所面临的商品价格风险提供了一种经济对冲。这些合同使用市场计价会计方法进行核算，因此，我们确认与这些合同有关的所有未实现的和已实现的损益，并在我们的综合业务报表中将其归类为石油价格风险衍生产品的收益 (损失)。

我们的董事会制定了所有风险管理政策，并审查了衍生活动的现状和结果，包括数量、票据类型和交易对手。与核准的对手方签订的主合同确认我们的首席执行官 和首席财务官是受权执行交易的代表。

联合利益行动。我们不担任任何石油和天然气性质的经营者。因此，我们在很大程度上依靠物业经营者提供有关物业运作的及时而准确的资料，经营者的联合利息帐单是我们每月记录物业的收入、营运开支及资本开支的主要资料来源。我们的许多财产受到复杂的参与和经营 协议的制约，在这些协议中，我们的工作利益和净收入利益在发生某些事件时会发生变化，例如实现“支付”。这些计算可能会有误差和解释上的差异 ，这可能会导致在我们的会计记录中应该记录的适当金额的不确定性。当这些问题出现时， 我们尽一切努力与运营商合作，迅速解决这些问题。

收入确认我们确认收入符合FASB ASC主题606-与客户签订合同的收入， 我们采用了自2018年1月1日起，采用改进的回顾性方法。看见附注2-收入确认关于我们采用这一新会计准则的更多信息，请参阅这里的综合财务报表。

基于股票的 补偿我们根据授予日期的公平市场价值来衡量员工服务的成本，以换取授予的所有股权奖励，包括股票 期权。我们确认在 期间的股权奖励的成本，在此期间，员工需要提供服务以换取奖励，通常是转归期。对于授予的奖励 ，其中包含分级归属时间表，而归属的唯一条件是服务条件，补偿成本 在所需服务期间内按直线确认为费用，就好像该奖励实质上是单个 奖励一样。

免责令。关于2016年12月普通股的私人配售，我们同时向购买者出售购买10万股普通股的认股权证。在行使 认股权证时可发行的股票的行使价格和数目，如认股权证所述，如发生任何股票分红和分拆、反向股票分拆、资本重组、重组 或类似交易，则可作调整。认股权证还受到“向下”反稀释 ，如果我们发行额外的普通股或普通股等价物，其每股价格低于 效应的行使价格。我们已将认股权证归类为负债，因为权证协议中排除了股权分类的规定，包括持有人可选择在出现认股权证协议中所界定的“基本交易”时，从公司获得该认股权证的现金公允价值。公允价值的变化在 综合业务报表中每段时间报告。

优先股票。我们已将我们的A系列可转换优先股从股东权益中排除在外，因为有赎回特性 ，优先股持有人在控制权变更时有权赎回他们的股份，这是在我们控制之外的 。看见附注12- 优先股有关A系列可转换优先股的更多信息，请参阅此处的合并财务报表。

最近发布的会计准则

请参阅标题为最近的会计公告在……下面附注1-组织、业务和重要的 会计政策在这份关于表10-K的年度报告的第8项中，提供关于最近发布的会计准则和我们采用这些标准的计划的补充资料。

业务结果

2019年12月31日和2018年12月31日终了年度我们业务报表的比较

在截至2019年12月31日的年度内，我们录得净亏损60万美元，而2018年12月31日终了年度的净亏损为100万美元。在下面的章节中，我们讨论了截至2019年12月31日的 年与2018年12月31日终了的年度相比，我们的收入、运营费用和非营业收入。

收入. 下文比较了截至2019年12月31日和2018年12月31日为止的石油和天然气销售、产量和平均销售价格(千美元，平均销售价格除外)：

在截至2019年12月31日的一年中，我们的石油销售额增加了150万美元，这是由于产量增加了47%，与2018年相比，2019年期间收到的平均销售价格下降了9%，部分抵消了这一增长。2019年12月31日终了年度 我们生产数量的增加主要是由于我们南得克萨斯州土地开发的生产。在2019年期间，WTI原油报价与威利斯顿盆地销售价格之间的平均差额约为每桶5.06美元。我们预计，由于向加拿大东部和美国市场开放的外卖能力增加，铁路运输逐渐减少，我们相对于WTI的价差将会加强(随着时间的推移而变化)。原油集输系统的市场选择性使 运营者能够在管道市场和铁路市场之间转移数量，以优化价格实现。

截至2019年12月31日的一年中，我们生产了145，010英镑，即平均每天397英镑，而2018年为122，785英镑或336英镑/日。我们威利斯顿盆地的产量在2019年减少了3，202英镑，比2018年减少了5%。这一下降主要是由于正常生产下降。我们的鹰福特，布达和乔治敦在得克萨斯州南部的地产产量在2019年增加了43，241英镑，比2018年增加了106%。这一增加归因于2018年末和2019年我们在南德克萨斯州的钻探活动所产生的石油产量。

石油和天然气生产成本。下文比较了截至2019年12月31日和2018年12月31日为止的石油和天然气生产成本(单位：千美元)：

截至2019年12月31日的一年中，租赁营运费用减少了5万美元，即减少了3%。2019年12月31日终了年度 由于外地活动减少和修井费用减少。与 2018年相比，生产税增加了3.7万美元，即9%。增加生产税的主要原因是石油和天然气销售收入增加，这是由于我们得克萨斯州南部房地产的产量增加所致。

折旧、 损耗和摊销。截至2019年12月31日，我们的DD&A利率为4.78美元，而2018年为3.20美元。由于钻井和完井成本的变化、损害、剥离、生产组合中 的变化、基础探明储量和钻探的估计成本以及已证实未开发的 储量的完成，我们的DD&A汇率可能会波动。

石油和天然气特性的损害在截至2019年12月31日和2018年12月31日的这几年里，我们没有记录任何与我们的石油和天然气属性相关的减值费用。我们的季度储备报告是根据每个月的第一份报告编制的，落后于基准石油和天然气价格的12个月平均水平，并按公布价格的差额进行调整。

一般费用和行政开支。下文对截至2019年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日终了年度的一般费用和行政费用(千美元)作了比较：

与2018年12月31日终了的年度相比，2019年12月31日终了年度的一般开支和行政开支增加了40万美元，即9%。增加的主要原因是专业费用增加了160万美元。在2019年期间，由于APEG II诉讼和法医 会计审查，我们增加了130万美元的法律和会计费用。我们相信，与APEG诉讼有关的支出已经大大减少，预计到2020年专业费用将大幅减少。部分抵消了专业费用的增加，减少了报酬 和福利以及基于股票的薪酬，这是由于人员数量减少和2019年12月31日终了的 年没有支付股票红利所致。此外，坏账支出减少了30万美元。2018年的坏账支出可归因于一笔被放弃的收购前景的存款被注销，而这笔存款的回报是不确定的，然而，在2019年期间，我们收回了15万美元的定金，截至2020年3月20日，我们总共收到了20万美元。我们记录了非营业收入中存款的回收.2019年的坏账支出与破产中的联合利息经营者的应收账款的注销有关。

非经营性收入(费用)以下是截至2019年12月31日 和2018(单位：千美元)的非营业收入(费用)的比较：

在2019年12月31日和2018年12月31日，我们没有任何未到期的大宗商品衍生品合约。2018年12月31日终了年度，我们确认商品价格风险衍生品未实现收益20万美元，实际亏损30万美元。

在截至2019年12月31日的一年中，我们在收回一笔交易保证金上确认了20万美元，这笔交易存款是为了一笔被放弃的收购(br}前景)，这笔交易在2018年被注销。

在截至2019年12月31日和2018年12月31日的年度内，我们分别确认了有价证券20万美元和30万美元的未实现亏损，主要原因是我们对安菲尔德能源有价证券的投资价值下降。

我们确认，截至2019年12月31日和2018年12月31日为止的每一年，与怀俄明州里弗顿我们大楼的运作有关的租金和其他费用为10万美元。

在截至2019年12月31日和2018年12月31日的年份中，我们确认了我们的未偿认股权证分别升值40万美元和80万美元的收益，这主要是由于我们的普通股价值下降所致。

截至2019年12月31日的年度，净利息 费用比2018年减少了8.2万美元，原因是2019年3月偿还了93.7万美元未偿还的信贷协议。

非GAAP财务措施-调整后的EBITDAX

经调整的EBITDAX系指为消除减值、折旧、耗损、吸积和摊销、以股票为基础的赔偿费用、有价证券亏损(收益)、未变现衍生产品(损益)和损失、利息 费用、净额和下表所列其他项目而进一步修改的持续经营的收入(损失) 。调整后的EBITDAX排除了我们认为会影响经营结果可比性的某些项目，并且可以排除一般一次性的项目，或者不能合理估计时间和/或数量 的项目。

调整后的 EBITDAX是一种非GAAP度量，因为我们认为它为投资者和 分析师提供了有用的额外信息，作为业绩衡量标准。此外，调整后的EBITDAX广泛用于石油和天然气勘探和生产行业公司的估值、比较和投资建议等专业研究分析员和其他人员，许多投资者利用行业研究分析员发表的研究作出投资决策。调整后的EBITDAX不应单独考虑或替代净收益(损失)、业务收入(损失)、经营活动提供的现金净额、或根据公认会计原则制定的盈利能力或流动性措施。由于调整后的EBITDAX不包括影响净收入(损失)并可能因公司而异的某些但并非所有项目，因此所列调整后的EBITDAX数额可能无法与其他公司的类似 指标相比较。

下表提供了调整后的EBITDAX在2019年12月31日和2018年12月31日终了年度的净亏损对账情况，单位为千：

流动性 与资本资源

在2018年12月31日终了的年度表10-K年度报告中，我们报告说，对于我们是否有能力为今后12个月的业务提供资金并继续作为一个持续经营企业，存在着很大的疑问。这一重大疑问主要与第二次亚太集团诉讼中持续支出的不确定性有关。虽然诉讼仍悬而未决，但我们认为，与诉讼有关的支出已经大大地过去了。在2019年期间，我们采取了许多措施来保持流动性 ，包括减少使用第三方承包商，削减公司管理费用和消除其他一般和行政 成本。此外，在2020年3月，商品价格大幅下跌。虽然我们预期我们的石油和天然气收入将减少，但我们认为，我们现有的现金和资本资源以及我们的低间接费用减轻了人们对我们能否继续作为一个持续经营的企业的严重怀疑，我们预计我们将能够为今后12个月的行动提供资金。

下表列出截至2019年12月31日和2018年12月31日的某些有关流动性的措施(以千计)：

2019年12月31日，我们的营运资本盈余为150万美元，而2018年12月31日的营运资本盈余为200万美元，减少了50万美元。这一减少主要是由于与APEG II的诉讼增加了法律和专业 费用，但由于我们南得克萨斯州财产的产量增加，石油和天然气收入的增加部分抵消了这一费用的减少。

我们债务融资的唯一来源是APEG II的循环信贷安排，我们于2019年3月全额偿还，信贷贷款于2019年7月30日到期。截至2018年12月31日，借款基数为600万美元。截至2018年12月31日，未偿借款为90万美元，可供借款510万美元。截至2018年12月31日，我们遵守了与信贷安排相关的所有金融契约。APEG II是信贷工具下的有担保贷款人， 目前正在与我们进行诉讼，如项目1.商业-诉讼和流动性-APEG II诉讼。如上文所述，与未决诉讼有关的费用是2019年对我们现有现金 的大量使用，但我们认为支出已大大减少。

截至2019年12月31日，我们的现金和现金等价物为150万美元，应付帐款和应计负债为100万美元，截至2020年3月20日，我们的现金和现金等价物为140万美元，应付账款和应计负债约为70万美元。截至2020年3月20日，我们已经花费了约130万美元用于诉讼和法医会计调查。

在2020年3月初，NYMEX WTI原油价格大幅下跌。目前，我们没有任何商品衍生合同，以减轻较低的商品价格对我们收入的影响。较低的石油和天然气价格不仅减少了我们的收入，而且石油或天然气价格的长期下跌可能会对我们今后的业务、财务状况、现金流动、业务结果、流动性、为计划的资本支出提供资金的能力以及我们能够经济地生产的石油和天然气储备产生重大和不利的影响。

较低的原油价格也可能影响我们石油和天然气属性的可实现性。在计算截至2019年12月31日的 年的最高限额时，我们使用每桶55.69美元的石油和2.58美元的天然气(经进一步调整与财产、比重、质量、当地市场和市场距离有关的差异 )来计算我们生产资产的未来现金流。折扣率为10%。截至2020年3月20日，WTI原油现货价格为23.64美元，12个月剥带价格为28.44美元。为了确定这些价格下降对我们的石油和天然气属性的可实现性的程度，我们重新计算年终储备，使用最初的上限测试计算中使用的平均原油价格 或27.85美元的50%，并对差额作了进一步调整，并确定如果使用该价格，公司将产生大约170万美元的上限 测试减记。

在2020年2月，我们开始了出售我们在怀俄明州里弗顿的建筑和土地的过程。截至2020年1月31日，一份独立评估报告对这座建筑和土地的估价为380万美元。我们正与一家大型国家商业房地产公司合作，将房地产推向市场，我们预计将于2020年第二季度开始。我们不能肯定，我们将能够在2020年完成该财产的出售或接近估价的价值，或根本不可能。

如果 我们在2020年有融资需求，我们将考虑的除正在进行的业务现金流量之外的替代办法可能包括将资金再融资到一个新的以储备金为基础的信贷机制，出售我们的石油和天然天然气资产的全部或部分权益，出售我们的有价证券，发行普通股作为现金或作为收购的考虑， 和其他替代办法，因为我们决定如何最好地为我们的资本项目提供资金并履行我们的财政义务。

现金流量

下表汇总了截至2019年12月31日和2018年12月31日的现金流量(千)：

操作 活动。2019年12月31日终了年度业务活动提供的现金为60万美元，而2018年业务活动使用的现金为50万美元，增加110万美元。这一增加主要是由于我们得克萨斯州南部财产的产量增加而导致的石油收入的增加。

投资活动。2019年12月31日终了年度用于投资活动的现金为30万美元，而2018年用于投资活动的现金为130万美元，减少了100万美元。用于投资活动的现金减少的主要原因是石油和天然气财产的资本支出减少，以及在南得克萨斯州出售四口井所得收益减少。

资助 活动。2019年12月31日终了年度用于资助活动的现金为120万美元，而2018年筹资活动提供的现金为90万美元，减少了210万美元。减少的原因是偿还信贷机制的90万美元和偿还2019年期间应付保险费的票据20万美元。2018年，融资活动提供的现金 主要来自普通股市面发行的170万美元收益(扣除提供成本)，这笔收益被我们信贷机制的60万美元本金支付部分抵消。

表外安排

作为我们正在进行的业务的一部分，我们没有参与与未合并实体 或金融伙伴关系产生关系的交易，例如通常被称为结构化金融或特殊目的实体(SPE)、 的实体，这些实体本来是为了便利表外安排或其他合同范围狭窄或有限的目的而设立的。

我们 评估我们的交易，以确定是否存在任何可变利益实体，如果确定我们是可变利益实体的主要受益人 ，则该实体将合并到我们的合并财务报表中。在截至2019年12月31日的两年期间，我们没有通过未合并的SPE交易参与任何表外安排。

项目 8.财务报表和补充数据。

符合条例S-X要求的财务报表列于下文。

项目 9.会计和财务披露方面的变更和与会计人员的分歧。

没有。

项目 9A控制和程序。

关于披露控制和程序的有效性的结论。

我们 必须保持披露控制和程序(按照“外汇法”第13a-15(E)条和第15d-15(E)条的规定) ，其目的是确保按照证券交易委员会规则的规定，在规定的时限内记录、处理、总结和报告所需的信息。我们的披露控制和程序也旨在确保所需披露的 信息得到积累，并传达给管理层，包括我们的首席执行干事和首席财务干事 ，以便及时作出必要的披露决定。

根据对我们的披露控制和程序的评估(根据“外汇法”第13a-15(E)条和第15d-15(E)条和第15d-15(E)条)，截至2019年12月31日终了的会计年度结束时，我们的首席执行官和首席财务官确定，我们的披露控制和程序并不有效，无法确保我们根据“外汇法”提交或提交的报告中要求我们披露的信息在规则和表格中规定的时限内记录、处理、汇总和报告，并将其累积和通报给我们的管理层，酌情包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时作出必要的披露决定。关于我们的前首席执行官于2019年2月被解雇一事以及与此有关的争端，我们参与了未决诉讼，以解决此类争端。看见项目1. 生意，-诉讼和流动资金由于这些待决的诉讼，以及公司的治理和审计委员会的调查不明确，我们于2019年在审计委员会聘请了独立的法律顾问之后进行了调查，随后聘请了一家独立的会计师事务所对我们的费用报告制度进行了一次法证会计调查，调查涉及审计人员就与费用报告有关的可能的 财务不当行为提出的问题，包括审查费用报告和通过我们的前任首席执行官或其工作人员提出的第三方支出，我们未能及时提交2018年12月31日终了的 年表10-K的年度报告以及截至2019年3月31日和2019年6月 30的财政季度的表10-Q的季度报告。随后，我们完成了提交关于表10-K的拖欠年度报告和关于表10-Q 的季度报告，并采取了以下补救措施。

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财务报告的适当内部控制(根据“外汇法”规则13a-15(F) 和15d-15(F))。我们维持一个内部控制制度，旨在以符合成本效益的方式提供合理的保证，以便按照公认会计原则以公平和可靠的方式编制和列报合并财务报表。对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)维持记录，以合理的细节准确和公正地反映我们资产的交易和处置； (2)提供合理的保证，认为交易记录是必要的，以便能够按照公认会计原则编制财务报表，而且我们的收支只是根据管理层和董事的授权进行；(3)就防止或及时发现未经授权的获取、使用、 或处置可能对我们的财务报表产生重大影响的资产提供合理保证。

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。因此，即使是确定有效的 系统，也只能在编制财务报表、编制 和列报方面提供合理的保证。在管理层(包括我们的首席执行官和首席财务官)的监督和参与下，我们的管理层对截至2019年12月31日的财务报告内部控制的有效性进行了评估。在进行评估时，我们的管理层采用了Treadway 委员会(“COSO”)赞助组织委员会(“COSO”)发布的“内部 控制-综合框架”(2013年框架)中规定的标准。根据在这一框架下进行的评价，我们的管理层得出结论，截至2019年12月31日，我们对财务报告的内部 控制无效，原因如下。

重大弱点是对财务报告的内部控制方面的缺陷或综合缺陷，因此有合理的可能性，即公司年度或中期财务报表的重大误报不会及时防止或发现。关于我们管理层对截至2019年12月31日我们对财务报告的内部控制的评估：

在此之前，我们的管理层确定了以下缺陷，这些缺陷是截至2018年12月31日我们对财务报告的内部控制的个别或总体上的重大缺陷。除上述物质弱点外，截至2019年12月31日仍存在 ，我们认为，我们已解决并纠正了下文所述的重大弱点。

作为2018年12月31日的{Br}号，我们发现了以下重大弱点：

这份表格10-K的年度报告不包括注册会计师事务所关于财务报告内部控制的认证报告。根据证券交易委员会的规定，我们的注册公共会计事务所不对管理层的报告进行认证，该规则允许我们在本年度报告中仅提供表10-K的管理层报告。

财务报告内部控制中的更改 。

除下文所述的补救工作外，我们对财务报告的内部控制制度在截至2019年12月31日的年度和财政季度内，以及在随后的一段时间内，通过提交这份关于表10-K的年度报告的 文件，对我们的财务报告制度产生了重大影响，或合理地可能对财务报告制度产生重大影响，但没有发生任何变化。

在上述审计委员会调查之后，我们制定了一项补救计划，以加强我们对财务 报告的内部控制，并已经并将继续采取补救措施，以解决截至2018年12月 31查明的重大缺陷，包括我们查明截至2019年12月31日仍存在的重大缺陷。我们还将继续采取有意义的步骤，加强我们的披露控制和程序以及对财务报告的内部控制。

管理层的 补救计划

对“管理层关于财务报告内部控制的报告“ 在审计委员会的监督下，我们制定了一项计划(”补救计划“)，以纠正材料 的缺陷，并在2019年12月31日前实施了补救计划。我们的补救计划对财务报告的内部控制(如“外汇法”规则13a-15(F)和细则15d-15(F)所界定的)实施了某些修改，包括， 但不限于以下努力：

我们的管理层认为，上述努力有效地弥补了截至2018年12月31日已查明的重大弱点-除了管理层确定的截至2019年12月31日仍存在的重大弱点之外。当我们继续评估 并努力改进我们对财务报告的内部控制时，我们的管理层可能决定采取额外措施解决控制缺陷或决定修改补救计划。如果不加以补救，这些控制缺陷可能导致今后对我们合并财务报表的重大错报。

此外，作为改进业务流程的持续努力的一部分，管理层目前正在评估其现有内部控制 ，并可能更新某些控制，以适应对其业务流程或会计程序的任何修改。

项目 9B-其他信息。

没有。

第三部分

项目 10.董事、执行干事和公司治理

本项目所要求的 信息参照美国能源公司2020年年度股东大会的授权委托书，不迟于2020年4月29日提交。

项目 11.行政薪酬

本项目所要求的 信息参照美国能源公司2020年年度股东大会的授权委托书，不迟于2020年4月29日提交。

项目 12.某些受益所有人和管理及相关股东事项的担保所有权。

本项目所要求的 信息参照美国能源公司2020年年度股东大会的授权委托书，不迟于2020年4月29日提交。

项目 13.某些关系和相关事务以及主管独立性。

本项目所要求的 信息参照美国能源公司2020年年度股东大会的授权委托书，不迟于2020年4月29日提交。

项目 14.主要会计费用和服务。

本项目所要求的 信息参照美国能源公司2020年年度股东大会的授权委托书，不迟于2020年4月29日提交。

独立注册会计师事务所报告

的股东和董事会

美国能源公司

关于财务报表的意见

我们审计了所附的截至2019年12月31日、2019年和2018年12月31日、2019年和2018年美国能源公司和子公司(“公司”)的合并资产负债表，以及截至2019年12月31日的两年期间的相关业务合并报表、股东权益和现金流量变化以及相关附注(统称为“合并财务报表”)。我们认为，上述合并财务报表按照美利坚合众国普遍接受的会计原则，在所有重大方面公允列报了公司截至2018年12月31日、2019年和2018年12月31日的合并财务状况，以及截至12月31日、2019年和2018年12月31日、2019年和2018年12月31日终了年度的合并业务结果和现金流量。

意见基

公司管理层负责这些合并财务报表。我们的责任是根据我们的审计，对公司的合并财务报表发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(“PCAOB”)注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法和证券交易委员会及PCAOB的适用规则和条例，我们必须独立于公司。

我们按照PCAOB的标准进行审计。这些标准要求我们规划和执行审计 ，以获得关于合并财务报表是否不存在重大错报、是否因错误或欺诈而产生的合理保证。该公司不需要对其财务报告的内部控制进行审计，我们也没有进行审计。作为我们审计的一部分，我们必须了解财务报告的内部控制，但不是为了对公司财务报告的内部控制的有效性发表意见。 因此，我们没有这样的意见。

我们的审计包括执行程序，评估合并财务报表的重大错报风险，不论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的数额和披露的 证据。我们的审计还包括评价所使用的会计原则和管理层作出的重大估计，以及评价综合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。

美国能源公司和附属

合并资产负债表

2019和2018年12月31日

( 千，除股票和每股数额外)

所附附注是这些合并财务报表的组成部分。

美国能源公司和附属

合并的业务报表

截至2019年12月31日和2018年12月31日止的年份

( 千，除股票和每股数额外)

所附附注是这些合并财务报表的组成部分。

美国能源公司和附属

股东权益变动合并报表

截至2019年12月31日和2018年12月31日止的年份

(单位： 千，份额除外)

作为采用ASU 2016-01(2017年12月31日)的结果，累计赤字调整了903，000美元，即该日与有价证券有关的累计其他综合损失。

所附附注是这些合并财务报表的组成部分。

美国能源公司和附属

合并现金流量表

截至2019年12月31日和2018年12月31日止的年份

(单位： 千)

所附附注是这些合并财务报表的组成部分。

美国能源公司和附属

现金流量表，续

截至2019年12月31日和2018年12月31日止的年份

(单位： 千)

所附附注是这些合并财务报表的组成部分。

美国能源公司和附属

附注 合并财务报表

1.组织、业务和重要会计政策

组织 和业务

美国能源公司(与其全资子公司Energy One LLC合称为合并财务报表附注中的“公司”)于1966年1月26日在怀俄明州注册成立。该公司的主要业务活动集中在获取、勘探和开发美国的石油和天然气属性。

使用估计的

按照美国普遍接受的会计原则编制财务报表(“公认会计原则”) 要求管理层作出影响所报告的资产和负债数额的估计和假设，披露财务报表之日的或有资产和负债，以及报告所述期间的收入和支出数额。重要估计数包括石油和天然气储量，用于计算折旧、 耗竭、摊销和估价石油和天然气资产的账面价值；未评价资产的可变现性；用于记录应计石油和天然气销售应收款的生产和商品价格估计数；对 认股权证票据的估值；以及未来资产退休债务的费用。公司在持续的基础上评估其估计，并根据历史经验和公司认为合理的其他各种假设作出估计。由于 固有的不确定性，包括石油和天然气的未来价格，这些估计数可能在短期内发生变化，这种变化可能是重大的。

合并原则

所附财务报表包括美国能源公司及其全资子公司EnergyOne LLC(“Energy one”)的账目。公司间的所有余额和交易都在合并中被消除。在 综合业务报表中的某些上期数额已重新分类，以符合本期的列报方式如下：

反向 股票拆分

在 2020年1月6日，公司完成了一份按10股换一股的反向股票，相对于公司的普通股 股票。为列报目的，合并财务报表和脚注已按 分割后股份的数目作了调整，仿佛拆分发生在提交的最早时期。

流动性 和资源

在该公司2018年12月31日终了年度10-K表年度报告中，该公司报告说，它是否有能力为今后12个月的业务提供资金，并继续作为一个持续经营企业，存在很大疑问。这一重大疑问主要与第二次亚太集团诉讼中持续支出的不确定性有关。虽然诉讼仍未完成，但公司认为与诉讼有关的支出已基本完成。在2019年期间，公司采取了许多措施来保持流动性，包括减少使用第三方承包商、削减公司管理费用和消除 其他一般和行政费用。此外，在2020年3月，商品价格大幅度下降。 虽然公司预计其石油和天然气收入将减少，但它认为，其现有现金和资本资源以及预测的未来低间接费用已缓解了人们对其是否有能力继续经营下去的重大疑虑，该公司预计将能够为今后12个月的业务提供资金。

现金 及等价物

公司认为所有原始期限为三个月或更短的高流动性投资都是现金等价物。

石油与天然气销售应收账款

公司的石油和天然气销售应收款项主要是该公司石油、天然气和天然气液体(“NGLs”)销售的联合权益经营者的应收账款。一般来说，公司的石油和天然天然气销售应收账款是在三个月内收取的。该公司在石油和天然气销售方面的坏账很少。虽然在几个共同利益的经营者之间是多样化的，但集团化取决于每个联合利益经营者的财政资源，并受该行业一般经济状况的影响。截至2019年12月31日和2018年12月31日，公司未为其石油和天然气销售应收款的可疑账户提供备抵。

信贷风险集中

如果公司的石油和天然气财产不支付石油和天然气应收账款，则 公司面临信用风险。下表列出在所述期间内至少占公司石油和天然气总收入10%或10%以上的联合利益经营者：

有价证券

有价证券是根据期末报价按公允价值报告的。从2018年开始，该公司采用了会计系列更新2016-01，要求一个实体通过净收入以公允价值计量股权投资。以前， 公司已将可出售的有价证券列为可出售的证券，并将价值的变化作为股东 资产的一个组成部分记录在综合收益或亏损范围内。出售有价证券的损益记录在变现后的合并业务报表中。

石油{Br}与天然气特性

公司采用完全成本法核算其石油和天然气性质。在全成本法下，与石油和天然气属性的获取、勘探和开发有关的所有费用都在全国成本中心资本化和累积。这包括与开发和勘探活动 直接有关的任何内部费用，但不包括与生产、一般公司间接费用或类似活动有关的任何费用。从 财产处置中收到的收益记作累积成本的贷项，除非出售是对储备金的重大处置，在这种情况下，收益或损失是确认的。每个成本中心的净资本化成本和估计的未来开发和拆除费用 之和按已探明的石油和天然气总储量采用当量生产单位 法计算，按折旧、损耗和摊销(“DD&A”)计算。在财务报表列报方面，DD&A包括与资产退休债务相关的累计 费用。未评估的 属性与未评估的 属性相关的费用不包括在DD&A范围内。

在全额成本法下，资本净成本仅限于相关递延税负债或成本中心上限(“上限测试”)所减少的未摊销成本的较低部分。成本中心上限的定义是：(I)根据报告所述期间结束前12个月期间每桶石油和天然气的平均价格计算的已探明储量每年贴现10%的估计 未来净收入之和；(2)未被摊销的未评估财产的成本，以及(3)未核实财产的成本或市场价值-包括在摊销的费用中，通过(4)与 原油和天然气资产账面基础和税基之间的差额有关的所得税影响。如果相关递延所得税负债净额(如果有的话)减少的净账面价值超过成本中心上限限制，则需要在减值期间收取非现金减值费用。 由于公司的所有石油和天然气资产都位于美国境内，公司只有一个成本中心，对其进行季度最高限额测试。

属性 和设备

土地、建筑物、改进、机械和设备都是按成本运送的。建筑物、改进工程、机械和设备 的折旧主要采用直线法，超过估计的使用寿命如下：

长期资产减值

当事件或情况的变化表明相关的承载 金额可能无法收回时， 公司评估长期资产的减值。如果未经贴现的估计未来现金流量低于相关资产 的账面金额，则确认资产减值费用，并将其计量为账面价值超过 估计公允价值的数额。未来现金流量估计所依据的重大假设的变化可能对 公司的财务状况和经营结果产生重大影响。

当公司承诺出售资产计划时，将长寿的 资产归类为待售资产。如果合理地确定出售将在一年内进行，则这类资产被归类为 流动资产。在分类为 出售时，长寿资产不再折旧或耗尽，并进行减值计量，以确定是否存在任何超过公允价值的账面价值减去出售成本。随后对估计公允价值的更改减去对 Sell的成本，如果确定公允价值小于资产的账面价值，则将影响对待售资产的计量。

导数 仪器

公司使用了衍生工具，通常是无成本项圈和固定利率互换，以管理其石油和天然气生产的价格风险。所有衍生工具均按公允价值记录在合并资产负债表中。 公司抵消在同一对手方执行的衍生工具确认的公允价值金额。虽然这类衍生工具提供了一种经济对冲，使公司能够承受与预测的未来石油和天然气生产有关的商品价格风险，但该公司并没有将其任何衍生工具指定为现金流量对冲工具。因此， 公司在其所附的业务报表中反映了衍生工具公允价值的变化。衍生产品的损益包括在所附现金流量合并报表中的现金流量。

认股权证责任

与2016年12月普通股的私人配售有关，该公司同时向购买者出售认股权证，购买10万股普通股。如认股权证所述，在行使认股权证 时，行使价格和可发行的股份数目在发生任何股票分红和分拆、反向股票分拆、资本重组、重组 或类似交易时均须作调整。认股权证还受到“向下”的反稀释 ，如果公司发行额外的普通股或普通股等值，其每股价格低于实际操作 价格。该公司已将认股权证列为负债，因为权证协议中的规定排除了 股权分类，包括持有人可选择在发生认股权证协议所界定的“基本交易”时，从公司获得该认股权证的计算公允价值。公允价值的变化在合并业务报表中每一期间报告。

资产 退休债务

公司记录了与其石油和天然气特性有关的恢复和回收责任的估计公允价值， 在负债发生之日。公司每季度审查负债，并确定是否需要更改估计值 ，并根据时间的推移记录贴现负债的增加。最后的决定是在每年第四季度作出 。公司扣除发生在 季度期间用于恢复和填海的任何实际资金。

基于股票的 补偿

公司根据授予日期的奖励的公允价值计算员工和董事服务的成本，以换取授予的所有股权奖励，包括股票 选项。公司使用黑-斯科尔斯期权定价模型计算授予员工的期权的公允价值。公司确认股权奖励的成本，在此期间，员工需要提供服务以换取奖励，通常为转归期。如果授予的奖励 包含分级归属时间表，而归属的唯一条件是服务条件，则补偿成本被确认为在所需服务期间内以直线方式支付的费用，就好像奖励实质上是单个奖励一样。基于股票的 补偿费用是根据最终预期授予的奖励确认的，而没收的估计是基于 历史经验的。

收入税

公司根据颁布的所得税法，确认递延所得税资产和负债，以应付资产、负债和结转的财务报告和税基之间的临时差异对预期的未来所得税造成的后果。

此外， 公司确认所有可扣减的临时差额、亏损结转结转和税收抵免结转的预期未来影响的递延税款资产。如果认为有必要，递延税资产将扣除任何按目前情况预计无法实现的税收福利的估值备抵额。2019年12月31日和2018年12月31日，管理层 认为，这类税收优惠更有可能无法实现，并提供了估价津贴。 在评估公司递延税资产估值津贴的必要性时，考虑到的一项重要负面证据是截至2019年12月31日的三年期间累计账面亏损。

公司每年评估其不确定的税收状况。该公司只承认来自不确定的税收状况的税收利益，只有在税务当局根据该职位的技术优点进行审查时才有可能维持该税收状况。财务报表中确认的这一职位的税收福利是根据最终结算时可能实现的最大的 利益来衡量的。未确认的税收优惠数额将酌情根据事实和情况的变化进行调整，如对现行税法的重大修正、税务当局的新规定或解释、在税务审查期间获得的新信息或审查决议。

每股收益

每股基本净收益(亏损)是根据已发行普通股加权平均数计算的。每股稀释净收益 (亏损)是通过将净收益或亏损除以已发行的稀释加权平均普通股计算的，其中 包括潜在稀释证券的影响。这种计算的潜在稀释证券包括货币中的 未偿股票期权、认股权证和A系列优先股。当持续经营出现亏损时，所有潜在的 稀释股都是反稀释的，不包括在每股净收入(亏损)的计算中。国库股票法 用于衡量货币中股票期权的稀释影响.

最近的会计公告

租约. 2016年2月，财务会计准则委员会(“FASB”)发布了“最新会计准则”(“ASU”) No.2016-02，租赁(主题842)，其次是其他相关的ASS，其目标是改进和其他实用的权宜之计(统称为“ASU 2016-02”)。该标准要求承租人确认资产使用权和资产负债表上的租赁付款 负债，以代表公司在租赁 期限内使用相关资产的权利。资产负债表中确认的每一项租赁都被归类为财务或经营，这类分类影响了合并业务简编报表中费用确认的模式和分类，以及现金流量表中的列报 。

公司评估了ASU 2016-02年的影响，其中包括对办公室租赁合同的分析。作为 石油和天然气属性的非经营者，该公司不受钻井平台协议、完井协议、水处理协议或包括潜在租赁成分的其他合同的约束。此外，ASU 2016-02的范围不适用于勘探或使用矿物、石油、天然气或其他类似不可再生资源的 租约。看见注3-租约 欲了解公司采用这一标准的更多信息，包括政策选举和2019年12月31日合并财务报表的影响 。

具有负债和权益特征的金融工具。2017年7月13日，FASB发布了由两部分组成的ASU No.2017-11， I.对某些具有向下圆特征的金融工具的会计核算；(2)以范围例外代替某些非公有实体的强制可赎回金融工具和某些强制可赎回的非控制权益的不确定延期。ASU在财政年度和2018年12月15日以后的财政年度内对公共商业实体有效。该公司评估了新标准，因为它涉及公司 在2016年12月发出的认股权证，该认股权证包含一个向下圆特征。公司通过评估与 有关的认股权证确定ASC 815-40，衍生工具和套期保值-实体自身权益合约，在认股权证协议中有其他规定排除股权分类，包括持有人可选择在发生认股权证协议中所界定的“基本交易”时从公司收到该认股权证的计算公允价值 。因此，公司将继续将认股权证归类为负债，并在合并业务报表中记录在其他收入变动期间的公允价值变动。

公平的 值测量2018年8月，FASB发布了ASU第2018-13号，披露框架-对公允价值计量的披露要求 的更改。ASU修正了主题820中的披露要求，公允价值计量。本ASU中的 修正适用于所有实体的财政年度和这些财政年度内的中期，从2019年12月15日以后的 开始。该公司计划从2020年1月1日起采用这一ASU。该公司正在评估采用这一ASU将对其公允价值披露产生的影响。

2.收入确认

公司的收入来自它在石油和天然气生产方面的利益。石油和天然天然气的销售是根据油井经营者与第三方客户谈判达成的合同进行的。该公司在交货后一至三个月内从石油和天然气生产销售中获得付款。在履行 履约义务的每个期间结束时，可以合理估计可变的考虑因素，并在合并资产负债表中的石油和天然气销售应收款项中计入客户应付的数额。公司估计的 收入与实际付款之间的差异记录在收到付款的月份；但是，差异一直很小。 因此，可变考虑不受限制。作为石油和天然气属性的非经营者，公司 根据经营者在收入报表中提供的信息记录其收入和支出份额。

公司不披露其与客户签订的合同中未履行的履约义务的价值，因为它按照ASC 606适用 实际豁免。豁免适用于可识别为产品的控制 转移到客户的可变考虑因素。由于每个产品单位代表单独的性能义务，未来的 卷是完全不满意的，并且不需要披露分配给其余性能义务的交易价格。

公司的石油和天然气生产通常按石油和天然气工业中常见的合同条件在交货点出售给不同的购买者。不论合同类型如何，这些合同的条件都按规定的价格补偿油井经营者的石油和天然气价值，然后油井经营者将其在出售的石油和天然气价值中所占份额的款项汇给 公司。

一般说来， 公司在考虑到生产税和运输费用之前，将收入作为从油井经营者收到的总收入报告。生产税单独报告，运输费用列入所附综合业务报表中的租赁业务费 。合并财务报表中的收入和费用是截至2019年12月31日和2018年12月31日终了年度的收入和费用毛额，这是已知的毛额。

该公司在北达科他州、得克萨斯州和路易斯安那州销售石油、天然气和液体所得的收入按比例分列如下：

3. 租约

在2019年1月1日，该公司采用了ASC 842，采用了改进的回顾性方法。2019年1月1日开始的报告期的结果是按照ASC 842列报的，而前期的数额是根据FASB ASC Topic 840-租约报告的。2019年1月1日，该公司记录了228，000美元的使用权资产和252，000美元的租赁负债 ，这是与其丹佛办事处运营租赁相关的最低付款义务的现值，该租约的期限超过一年。我们没有任何融资租赁。该公司根据ASC 842(I)选择了下列实际权宜之计，但不包括在合并资产负债表租约中，其条款少于一年；(2)包括租赁和非租赁组成部分的协议 ，将这些组成部分合并在一起，并作为单一租赁进行核算， (3)一揽子实际权宜之计，使公司能够避免重新评估在采用 之前根据传统公认会计原则适当评估的合同，(4)政策选择，消除了调整根据遗留租赁会计准则编制的上期 可比财务报表的必要性的政策选择。因此，在2019年1月1日，对累积赤字没有必要的累积效应 调整。

在截至2019年12月31日的年度内，该公司没有获得任何使用权资产或产生任何租赁负债。公司的资产使用权和租赁负债在2019年12月31日合并资产负债表上按贴现现值确认，分别为179 000美元和20万美元。

公司在直线基础上确认租赁费用，但不包括已发生的确认为 的短期和可变租赁付款。短期租赁费用是我们休斯敦办事处租赁的付款，租赁期限为一年。

公司的丹佛办事处经营租约不包含可以轻易确定的隐含利率。因此， 公司使用根据公司先前信贷安排确定的8.75%的增量借款利率作为 贴现率。

截至2019年12月31日的未来最低租赁承付款见下表。这些承付款按未贴现的 值反映，并与合并资产负债表上的贴现现值调节如下：

公司在怀俄明州的里弗顿拥有一片占地14英亩的地块，有一栋两层高、30，400平方英尺的办公楼，一直到2015年公司总部搬迁之前，该公司都是公司的公司总部。目前，该建筑物的八个办公室 套房被出租给非附属公司和政府机构的经营租赁，从一个月到一个月到十二年不等的期限。该建筑物包括在财产和设备，净在我们的综合资产负债表上。2019年12月31日受经营租约约束的建筑物 的净资本化成本如下：

截至2019年12月31日公司经营租赁的未来租赁期限见下表。这种 到期日反映在每年收到的未贴现价值上。

作为租金和其他损失的一部分， 公司确认了截至2019年12月31日和2018年12月31日终了年度与怀俄明州里弗顿办公楼有关的下列营业租赁收入：

4.商品价格风险衍生产品

能源公司不时签订商品价格衍生合约(“经济套期保值”)。衍生合同 的定价一般以西德克萨斯中质原油(“WTI”)的原油报价和Henry Hub的天然气报价为依据。美国能源公司(U.S..EnergyCorp.)根据经济套期保值担保能源公司的债务。利用 经济对冲的目的是减少价格变动对公司未来部分石油生产的影响，在波动石油和天然气价格的环境中实现更可预测的现金流，并管理公司面临商品价格风险的风险。这些衍生工具的使用限制了不利价格波动的下行风险。然而， 存在这样一种风险，即这种使用可能限制公司从有利的价格变动中获益的能力。能源人可以不时地增加增量衍生产品，以对冲额外的生产，重组现有的衍生产品合同，或进入新的交易，以修改现有合同的条款，以实现其现有头寸的现值。 公司不从事投机衍生产品活动或衍生产品交易活动，也不使用具有杠杆特性的衍生产品 。截至2019年12月31日和2018年12月31日，该公司没有任何未履行的商品价格衍生合同。下表列出截至12月31日、2019年和2018年12月31日、2019年和2018年12月31日终了年度公司已实现和未实现的衍生产品损益情况：