目录
美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
形式
(马克一)
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根据1934年“证券交易法”第13或15(D)节规定的季度报告 |
关于截至的季度期间
或
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根据1934年证券交易所法令第13或15(D)条提交的过渡报告 |
佣金档案编号
德文郡能源公司
(章程中规定的注册人的确切姓名)
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(州或其他司法管辖区) 公司或组织) |
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(I.R.S.雇主 识别号码) |
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(主要行政机关地址) |
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(邮政编码) |
注册人电话号码，包括区号：(
原姓名、地址和上一会计年度(如果与上次报告相比有所更改)：不适用
根据该法第12(B)条登记的证券：
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每一类的名称 |
商品代号 |
每间交易所的注册名称 |
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用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或在要求注册人提交此类报告的较短期限内)提交了1934年证券交易法第F13或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否一直遵守此类提交要求。
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T条例第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司还是新兴的成长型公司。请参阅“交易法”第12b-2条中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小报告公司”和“新兴成长型公司”的定义。
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☑ |
加速的文件管理器 |
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☐ |
非加速文件管理器 |
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☐ |
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小型报表公司 |
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新兴成长型公司 |
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如果是新兴成长型公司，用复选标记表示注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据交易法第13(A)条提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否为空壳公司(如该法第12b-2条所定义)。
在2020年10月21日，
目录
德文郡能源公司
表格10-Q
目录
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第一部分金融信息 |
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第(1)项。 |
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财务报表 |
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综合全面收益表 |
6 |
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合并现金流量表 |
7 |
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合并资产负债表 |
8 |
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合并权益表 |
9 |
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合并财务报表附注 |
10 |
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注1-主要会计政策摘要 |
10 |
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注2-收购和资产剥离 |
11 |
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附注3-衍生金融工具 |
12 |
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注4-以股份为基础的薪酬 |
14 |
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附注5-资产减值 |
15 |
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附注6--重组和交易费用 |
15 |
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附注7--所得税 |
16 |
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附注8-持续经营的每股净收益(亏损) |
17 |
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附注9-其他综合收益(亏损) |
17 |
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附注10-现金流量表补充资料 |
18 |
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附注11-应收账款 |
18 |
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附注12--财产、厂房和设备 |
19 |
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附注13--债务和相关费用 |
19 |
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附注14-租契 |
20 |
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附注15-资产报废义务 |
20 |
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附注16-股东权益 |
20 |
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附注17-非连续性业务和持有的待售资产 |
21 |
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附注18--承付款和或有事项 |
24 |
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附注19-公允价值计量 |
25 |
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第二项。 |
|
管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析 |
26 |
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第三项。 |
|
关于市场风险的定量和定性披露 |
46 |
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第四项。 |
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管制和程序 |
46 |
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第二部分：其他信息 |
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第(1)项。 |
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法律程序 |
47 |
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项目71A。 |
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危险因素 |
47 |
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第二项。 |
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未登记的股权证券销售和收益的使用 |
48 |
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第三项。 |
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高级证券违约 |
48 |
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第四项。 |
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矿场安全资料披露 |
48 |
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第五项。 |
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其他资料 |
48 |
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项目6. |
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陈列品 |
49 |
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签名 |
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50 |
2
目录
定义
除非上下文另有说明，否则所提及的“我们”、“德文”、“公司”和“注册人”均指德文能源公司及其合并子公司。除单位金额和每股金额外，所有货币值均以百万美元为单位，除非另有说明。此外，以下是本协议中使用的某些术语的其他缩写和定义S Form 10-Q季度报告：
“ASU”指会计准则更新。
“bbl”或“bbls”指的是桶或桶。
“BKV”指Banpu Kalnin Ventures。
“boe”是指一桶油当量。天然气已探明储量和产量根据天然气和石油的近似相对能量含量，按每桶石油6立方米天然气的压力和温度基准标准换算为BOE。NGL已探明储量和产量与石油一对一转换为BOE。
“Btu”指的是英制热量单位，是热值的度量单位。
“加拿大”指的是德文郡的划分，包括位于加拿大的石油和天然气资产。2019年6月27日，德文郡在加拿大的所有运营资产和运营全部剥离。除非另有说明，否则与加拿大相关的所有美元金额均为美元。
“DD&A”是指折旧、损耗和摊销费用。
“德文计划”是指德文能源公司奖励储蓄计划。
“财务会计准则委员会”是指财务会计准则委员会。
“G&A”是指一般费用和行政费用。
“公认会计原则”是指美国公认的会计原则。
“FERC内幕”指的是出版物FERC天然气市场报告内幕.
“LOE”是指租赁运营费用。
“MBbls”的意思是一千桶。
“mboe”的意思是一千个boe。
“mcf”指的是千立方英尺。
“合并”指合并Sub与WPX合并并并入WPX，根据合并协议的条款，WPX继续作为尚存的公司和本公司的全资子公司。
“合并协议”是指本公司、合并子公司和WPX之间于2020年9月26日签署的某些合并协议和计划。
“合并子公司”是指本公司的全资子公司东方合并子公司。
“MMBoe”的意思是百万boe。
“MMBtu”的意思是百万Btu。
“MMCF”的意思是百万立方英尺。
3
目录
“N/M”的意思是没有意义。
“NGL”或“NGL”是指天然气液体。
“纽约商品交易所”指纽约商品交易所。
“欧佩克”指石油输出国组织(Organization of the Petroleum Exporting Countries，简称OPEC)。
“OPIS”指石油价格信息服务。
“证券交易委员会”是指美国证券交易委员会。
“高级信贷安排”是指德文郡的银团无担保循环信贷额度，自2018年10月5日起生效。
“TSR”指股东总回报。
“美国”意思是美利坚合众国。
“VIE”是指可变利息实体。
“WPX”指WPX能源公司。
“WTI”指的是西德克萨斯中质油。
“/bbl”指每桶。
“/d”是指每天。
“/MMBtu”是指每MMBtu。
4
目录
有关前瞻性陈述的信息
这份报告包括美国证券交易委员会定义的“前瞻性陈述”。此类陈述包括关于战略计划、我们对未来行动的期望和目标以及其他未来事件或条件的陈述，并且通常通过使用“预期”、“相信”、“将”、“将”、“可能”、“继续”、“可能”、“目标”、“可能”、“打算”、“预测”、“预测”、“估计”、“计划”、“预期”、“目标”、“目标”、“可能”、“打算”、“预测”、“预测”、“估计”、“计划”、“期望”、“目标”等词语来标识。“机遇”、“潜力”、“预期”、“展望”和其他类似的术语。本报告中除有关历史事实的陈述外，所有涉及Devon预期、相信或预期未来将发生或可能发生的活动、事件或发展的陈述均为前瞻性陈述。此类陈述受到许多假设、风险和不确定因素的影响，其中许多都是我们无法控制的。因此，由于许多因素，未来的实际结果可能与我们的预期大不相同，包括但不限于以下确定的因素。
新冠肺炎疫情及其相关影响给全球经济和我们的行业带来了重大的波动、不确定性和动荡。这场动荡包括前所未有的石油和其他大宗商品供需失衡，导致大宗商品价格在2020年初出现快速而实质性的下跌。由于新冠肺炎疫情及相关影响，我们未来的实际结果可能与本报告中的前瞻性表述存在实质性差异，这些影响包括但不限于：导致大宗商品价格持续或进一步恶化；造成外卖产能限制，导致停产并给受影响的地区价差带来额外的下行压力；由于金融市场中断而限制了我们获得资金来源的能力；增加了信用评级机构下调评级的风险；加剧了交易对手信用风险和供应链中断的风险；以及增加了由于社会疏远措施和其他商业惯例变化而导致运营中断的风险。
除了与新冠肺炎疫情及其相关影响相关的风险外，由于其他因素，我们未来的实际结果可能与我们的预期大不相同，其中包括：
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• |
石油、天然气和天然气价格的波动； |
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估计石油、天然气和天然气储量的固有不确定性； |
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我们在多大程度上成功地获得和发现了额外的储量； |
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我们运营中涉及的不确定性、成本和风险，包括由于员工不当行为造成的不确定性、成本和风险； |
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监管限制、合规成本和其他与政府监管有关的风险，包括与环境事项有关的监管限制、合规成本和其他风险； |
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与应对气候变化的监管、社会和市场努力有关的风险； |
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与我们的套期保值活动相关的风险； |
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交易对手信用风险； |
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与我们的负债有关的风险； |
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网络攻击风险； |
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我们对运营我们一些石油和天然气资产的第三方的控制有限； |
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中游产能限制和潜在的生产中断； |
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保险承保我们可能遭受的任何损失的程度； |
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资产、物资、人才、资金的竞争； |
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与投资者试图实施变革相关的风险； |
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我们成功完成合并、收购和资产剥离的能力； |
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与合并有关的风险，包括在合并悬而未决期间我们的业务受到限制、诉讼风险、合并协议可能被终止的风险，以及我们可能无法实现合并的预期利益或未能成功整合两家公司的风险；以及 |
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本报告中讨论的任何其他风险和不确定性，我们的Form 10-K 2019年年报以及我们提交给证券交易委员会的其他文件。 |
德文公司或代表德文公司行事的人士随后发表的所有书面和口头前瞻性陈述，其全部内容均受上述警告性声明的明确限定。我们没有义务根据新信息、未来事件或其他情况更新或修改我们的前瞻性陈述。
5
目录
第一部分：财务信息
第1项：财务报表
德文郡能源公司及其子公司
综合全面收益表
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截至9月30日的三个月， |
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截至9月30日的9个月， |
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2020 |
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2019 |
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2020 |
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2019 |
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(未经审计) |
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石油、天然气和天然气销售 |
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石油、天然气和天然气衍生物 |
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营销和中游收入 |
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总收入 |
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生产费用 |
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勘探费 |
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营销和中游费用 |
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折旧、损耗和摊销 |
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资产减值 |
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资产处置 |
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一般和行政费用 |
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融资成本，净额 |
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重组和交易成本 |
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其他费用 |
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总费用 |
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所得税前持续经营的收益(亏损) |
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所得税费用(福利) |
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持续经营净收益(亏损) |
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非持续经营的净收益(亏损)，扣除所得税后的净额 |
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净收益(亏损) |
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可归因于非控股权益的净收益 |
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可归因于德文郡的净收益(亏损) |
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每股基本净收益(亏损)： |
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每股持续经营基本收益(亏损) |
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每股非持续经营基本收益(亏损) |
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每股基本净收益(亏损) |
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稀释后每股净收益(亏损)： |
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每股持续经营摊薄收益(亏损) |
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每股非持续经营摊薄收益(亏损) |
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稀释后每股净收益(亏损) |
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综合收益(亏损)： |
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净收益(亏损) |
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其他综合收益(亏损)，税后净额： |
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外币换算，停止运营 |
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发布加拿大累计折算调整， *停止运营 |
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养老金和退休后计划 |
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其他综合收益(亏损)，税后净额 |
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综合收益(亏损)： |
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非控股权益应占综合收益 |
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可归因于德文郡的综合收益(亏损) |
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见合并财务报表附注
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目录
德文郡能源公司及其子公司
综合现金流量表
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截至9月30日的三个月， |
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截至9月30日的9个月， |
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2020 |
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2019 |
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2020 |
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2019 |
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(未经审计) |
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来自经营活动的现金流： |
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净收益(亏损) |
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将净收益(亏损)与经营活动净现金进行调整： |
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非持续经营的净(收益)亏损，扣除所得税后的净额 |
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折旧、损耗和摊销 |
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资产减值 |
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租赁减值 |
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贴现负债的增值 |
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商品衍生品的总(收益)损失 |
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商品衍生品的现金结算 |
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资产处置收益 |
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递延所得税费用(福利) |
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股份薪酬 |
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其他 |
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资产和负债变动，净额 |
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经营活动净现金--持续经营 |
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投资活动的现金流量： |
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资本支出 |
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购置财产和设备 |
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财产和设备的剥离 |
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投资活动净现金--持续经营 |
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筹资活动的现金流量： |
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偿还长期债务 |
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普通股回购 |
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普通股支付的股息 |
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) |
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非控股权益的贡献 |
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— |
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— |
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对非控股权益的分配 |
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( |
) |
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— |
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( |
) |
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— |
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用股票换取预扣税款和其他 |
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— |
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( |
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( |
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( |
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融资活动的现金净额--持续经营 |
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( |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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持续经营的现金、现金等价物和限制性现金净变化 |
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( |
) |
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( |
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来自非持续经营的现金流： |
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经营活动 |
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( |
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投资活动 |
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融资活动 |
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( |
) |
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( |
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汇率变动对现金的影响 |
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( |
) |
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非持续经营的现金、现金等价物和限制性现金净变化 |
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现金、现金等价物和限制性现金净变化 |
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( |
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期初现金、现金等价物和限制性现金 |
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期末现金、现金等价物和限制性现金 |
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$ |
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现金、现金等价物和限制性现金的对账： |
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现金和现金等价物 |
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$ |
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$ |
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$ |
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停产业务的现金限制 |
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包括在其他流动资产中的受限现金 |
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现金总额、现金等价物和限制性现金 |
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$ |
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$ |
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$ |
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见合并财务报表附注
7
目录
德文郡能源公司及其子公司
综合资产负债表
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2020年9月30日 |
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2019年12月31日 |
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(未经审计) |
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资产 |
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流动资产： |
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现金和现金等价物 |
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$ |
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停产业务的现金限制 |
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应收帐款 |
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与非持续经营相关的流动资产 |
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其他流动资产 |
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流动资产总额 |
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|
在成功努力的基础上，石油和天然气的财产和设备 国际会计，净额 |
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其他财产和设备，净额($ |
|
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财产和设备合计(净额) |
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商誉 |
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使用权资产 |
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其他长期资产 |
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与非持续经营相关的长期资产 |
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总资产 |
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$ |
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|
负债和权益 |
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|
流动负债： |
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|
应付帐款 |
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|
$ |
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|
应支付的收入和特许权使用费 |
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与非持续经营相关的流动负债 |
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|
其他流动负债 |
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流动负债总额 |
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长期债务 |
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|
租赁负债 |
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|
资产报废义务 |
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|
|
|
|
|
|
|
|
其他长期负债 |
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|
|
|
|
|
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|
|
与非持续经营相关的长期负债 |
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递延所得税 |
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股东权益： |
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普通股，$ |
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额外实收资本 |
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留存收益 |
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累计其他综合损失 |
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可归因于德文郡的股东权益总额 |
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非控制性利益 |
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总股本 |
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|
负债和权益总额 |
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见合并财务报表附注
8
目录
德文郡能源公司及其子公司
合并权益表
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其他 |
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附加 |
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综合 |
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普通股 |
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实缴 |
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留用 |
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收益 |
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财务处 |
|
|
非控制性 |
|
|
总计 |
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|
股份 |
|
|
金额 |
|
|
资本 |
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|
收益 |
|
|
(亏损) |
|
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股票 |
|
|
利益 |
|
|
权益 |
|
||||||||
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|
|
(未经审计) |
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|
截至2020年9月30日的三个月 |
|
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截至2020年6月30日的余额 |
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$ |
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( |
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— |
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净收益(亏损) |
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( |
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其他综合收益，税后净额 |
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回购普通股 |
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— |
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( |
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普通股已停用 |
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— |
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普通股分红 |
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— |
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( |
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股份薪酬 |
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非控股权益的贡献 |
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对非控股权益的分配 |
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— |
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— |
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— |
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( |
) |
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( |
) |
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截至2020年9月30日的余额 |
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$ |
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$ |
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$ |
( |
) |
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$ |
— |
|
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$ |
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$ |
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截至2019年9月30日的三个月 |
|
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截至2019年6月30日的余额 |
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净收益 |
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— |
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其他综合收益，税后净额 |
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回购普通股 |
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( |
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普通股已停用 |
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( |
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普通股分红 |
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( |
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股份薪酬 |
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— |
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截至2019年9月30日的余额 |
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$ |
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( |
) |
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( |
) |
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— |
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$ |
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截至2020年9月30日的9个月 |
|
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截至2019年12月31日的余额 |
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$ |
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$ |
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净收益(亏损) |
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其他综合收益，税后净额 |
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限制性股票授予，扣除取消后的净额 |
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回购普通股 |
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( |
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普通股已停用 |
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( |
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普通股分红 |
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— |
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( |
) |
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股份薪酬 |
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非控股权益的贡献 |
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|
对非控股权益的分配 |
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— |
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— |
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— |
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— |
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— |
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( |
) |
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( |
) |
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截至2020年9月30日的余额 |
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$ |
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$ |
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$ |
( |
) |
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— |
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$ |
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$ |
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截至2019年9月30日的9个月 |
|
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截至2018年12月31日的余额 |
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$ |
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( |
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采用租赁会计的效果 |
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( |
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净收益 |
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其他综合亏损，税后净额 |
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限制性股票授予，扣除取消后的净额 |
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回购普通股 |
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普通股已停用 |
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( |
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普通股分红 |
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截至2019年9月30日的余额 |
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见合并财务报表附注
9
目录
德文郡能源公司及其子公司
合并财务报表附注
(未经审计)
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1. |
重要会计政策摘要 |
随附的德文郡未经审计的中期财务报表和附注是根据证券交易委员会的规则和规定编制的。根据这些规则和规定，按照美国公认会计原则编制的财务报表中通常包括的某些披露已被省略。随附的未经审计的中期财务报表和附注应与德文郡的财务报表和附注一并阅读。Form 10-K 2019年年报.
本报告中随附的未经审计的中期财务报表反映了管理层认为对德文郡截至2020年9月30日和2019年9月30日的3个月和9个月期间的运营结果和现金流量以及德文郡截至2020年9月30日的财务状况的公允陈述所需的所有调整。如中进一步讨论的附注17, 德文于2020年10月1日完成出售其Barnett页岩资产，并于2019年第二季度出售其加拿大业务. 与Devon的Barnett页岩资产相关的活动，包括在以前的报告期内作为Barnett Shale共同运营油田的部分销售而剥离的财产，主要位于得克萨斯州的约翰逊县和怀斯县，其加拿大业务在Devon的综合全面收益表和综合现金流量表中被归类为非连续性业务。Devon的Barnett Shale资产和加拿大业务的相关资产和负债在合并资产负债表上作为与非持续业务相关的资产和负债列示.
2019年第四季度，Devon签订协议成立Cotton Draw Midstream，L.L.C.(“CDM”)，这是一家位于特拉华州盆地的合资实体，隶属于QL Capital Partners，LP(“QLCP”)。德文郡持有CDM的控股权，CDM的净收益和未归因于Devon控股权益的股本在随附的综合综合收益报表和综合资产负债表中单独显示为非控股权益。CDM被认为是与德文郡的竞争。CDM的资产不能由Devon用于一般公司目的，并且包括在Devon的合并资产负债表中，并在其合并资产负债表中附加披露。债权人对Devon的资产没有追索权的CDM相关负债的账面金额也包括在Devon的综合资产负债表中，如果是重要的，还附带披露在Devon的合并资产负债表上。
收入的分类
下表列出了根据商品或服务类型分类的与客户签订的合同收入。
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截至9月30日的三个月， |
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截至9月30日的9个月， |
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2020 |
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2019 |
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2020 |
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油 |
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石油、天然气和天然气销售 |
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油 |
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气态 |
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总营销收入 |
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中游收入 |
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营销和中游收入 |
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与客户签订合同的总收入 |
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10
目录
德文郡能源公司及其子公司
合并财务报表附注-(续)
(未经审计)
最近采用的会计准则
2016年，FASB发布了ASU 2016-13，金融工具-信贷损失。该ASU将按摊销成本计量的应收贸易账款、持有至到期债务证券、租赁净投资、贷款和其他金融资产的减值模型从目前的“已发生损失”模型改为新的前瞻性“预期损失”模型。德文郡在2020年第一季度采用了这一ASU，采用了修改后的回溯法。Devon按账户类型类别评估信用风险，其中包括现金等价物和石油和天然气、营销和中游、联合利息和其他应收账款。然后使用基于历史损失和未来违约概率的概率加权情景评估来进一步评估这些类别。这一评估是由对风险因素的评估支持的，如应收账款年龄、当前宏观经济状况、交易对手的信用评级和我们的历史损失率。这一采用没有对德文郡的合并财务报表产生实质性影响。
2.收购和资产剥离
资产剥离
停产业务-上游资产
2020年10月1日，德文郡完成了将其Barnett页岩资产出售给BKV的交易，扣除收购价格调整后的收益为美元。
2019年6月，Devon完成了将其在加拿大的几乎所有石油和天然气资产和业务出售给加拿大自然资源有限公司，扣除收购价格调整后的收益净额为$
持续运营-上游资产
在2020年第一季度，德文郡签订了一项分拆协议，根据该协议，协议第三方可以参与开发德文郡在特拉华州盆地拥有的某些非运营权益。根据协议，德文郡将定期将工作权益转移给第三方，然后第三方将为其分担的运营和开发成本提供资金。一旦达到某些投资障碍，第三方持有的部分工作权益将返还给德文郡。2020年前9个月没有发生任何实质性活动。
在2019年第一季度，德文郡收到了大约美元的收益
即将进行的合并
在……上面
11
目录
德文郡能源公司及其子公司
合并财务报表附注-(续)
(未经审计)
3.导数鳍金融工具
目标和战略
德文郡就其部分石油、天然气和NGL生产订立衍生金融工具，以对冲未来收到的价格。此外，德文郡还定期与其石油、天然气和NGL营销活动的一部分进行衍生金融工具交易。这些商品衍生金融工具包括金融价格掉期、基差掉期和无成本价格环。德文郡定期进行利率掉期交易，以管理其对利率波动的敞口。截至2020年9月30日，德文郡没有任何未平仓利率掉期合约。
德文郡不打算持有或发行用于投机交易目的的衍生金融工具，并已选择不指定其任何衍生工具进行对冲会计处理。
交易对手信用风险
通过使用衍生金融工具，德文郡面临信用风险。信用风险是指交易对手不能按照衍生品合同的条款履行义务。为了降低这一风险，套期保值工具被放置在德文郡认为是可接受的信用风险的一些交易对手手中。德文郡的政策是只与管理层认为有能力和有竞争力的做市商的投资级交易对手签订衍生品合同。此外，德文郡的衍生品合约通常包含条款，规定如果德文郡或其交易对手的信用评级低于特定的信用评级水平，就需要支付抵押品。截至2020年9月30日，德文郡和德文郡都没有持有交易对手的现金抵押品
商品衍生品
截至2020年9月30日，德文郡有以下未平仓石油衍生品头寸。第一个表显示了德文郡根据即期月份NYMEX WTI期货价格的平均值结算的石油衍生品。第二个表展示了德文郡的石油衍生品，这些衍生品根据表中注明的各个指数进行结算。.
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价格掉期 |
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价格领口 |
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期间 |
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体积 (bbls/d) |
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加权 平均值 价格(美元/桶) |
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体积 (bbls/d) |
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加权 平均下限 价格(美元/桶) |
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加权 平均值 最高限价： ($/桶) |
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Q4 2020 |
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2021年第一季度至第四季度 |
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Q1 2022 |
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油基掉期 |
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期间 |
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指数 |
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体积 (bbls/d) |
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加权平均 差异化价格对WTI的影响 ($/桶) |
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Q4 2020 |
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阿古斯·梅赫(Argus MEH) |
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Q4 2020 |
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米德兰甜品 |
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Q4 2020 |
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Nymex轧辊 |
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2021年第一季度至第四季度 |
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米德兰甜品 |
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12
目录
德文郡能源公司及其子公司
合并财务报表附注-(续)
(未经审计)
自.起九月2020年30日，德文郡有以下未平仓天然气衍生品头寸。第一个表介绍了德文郡的天然气衍生品，这些衍生品与本月第一个内部FERC Henry Hub指数进行了结算。第二个表介绍了德文郡的天然气衍生品，这些衍生品根据表中注明的各个指数进行结算。
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价格掉期 |
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价格领口 |
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期间 |
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音量(MMBtu/d) |
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加权平均价格(美元/MMBtu) |
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音量(MMBtu/d) |
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加权平均最低价格(美元/MMBtu) |
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加权平均 最高限价(美元/MMBtu) |
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Q4 2020 |
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2021年第一季度至第四季度 |
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Q1 2022 |
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天然气基差掉期 |
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期间 |
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指数 |
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体积 (MMBtu/d) |
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加权平均 差分连接到 亨利·哈勃 ($/MMBtu) |
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Q4 2020 |
|
狭长柄东管道 |
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( |
) |
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Q4 2020 |
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埃尔帕索天然气 |
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( |
) |
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Q4 2020 |
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休斯顿航道 |
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( |
) |
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2021年第一季度至第四季度 |
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埃尔帕索天然气 |
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$ |
( |
) |
截至2020年9月30日，德文郡拥有以下未平仓NGL衍生品头寸。德文郡的NGL头寸与即期月OPIS Mont Belvieu，德克萨斯州指数的平均值持平。
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价格掉期 |
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期间 |
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产品 |
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音量(b/d) |
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加权平均价格(美元/桶) |
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Q4 2020 |
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天然汽油 |
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Q4 2020 |
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正丁烷 |
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Q4 2020 |
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丙烷 |
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$ |
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财务报表列报
下表按衍生金融工具类别列出衍生工具公允价值，并附有相应的个别综合资产负债表标题。
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2020年9月30日 |
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2019年12月31日 |
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商品衍生资产： |
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其他流动资产 |
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其他长期资产 |
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衍生资产总额 |
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$ |
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$ |
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商品衍生品负债： |
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其他流动负债 |
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$ |
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其他长期负债 |
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衍生负债总额 |
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$ |
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$ |
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13
目录
德文郡能源公司及其子公司
合并财务报表附注-(续)
(未经审计)
4.共享基础D补偿
下表列出了德文郡随附的综合综合收益表中包括的基于股票的薪酬支出。中所述的裁员的同时，加快了某些以股份为基础的奖励的授予。注6并计入随附的重组和交易成本综合全面收益表.
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截至9月30日的9个月， |
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2020 |
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2019 |
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G&A |
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$ |
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勘探费 |
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重组和交易成本 |
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总计 |
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相关所得税优惠 |
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— |
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$ |
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根据其批准的长期激励计划，德文郡在2020年前9个月向某些员工授予了基于股票的奖励。下表列出了德文郡根据该计划授予的未授予的限制性股票奖励、基于业绩的限制性股票奖励和绩效股票单位的摘要。
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基于性能的 |
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性能 |
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限制性股票奖 |
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限制性股票大奖 |
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共享单位 |
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奖项 |
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加权 平均值 授予日期 公允价值 |
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奖项 |
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加权 平均值 授予日期 公允价值 |
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单位 |
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加权 平均值 授予日期 公允价值 |
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(除公允价值数据外，以千计) |
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未归属于12/31/19 |
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授与 |
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既得 |
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没收 |
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( |
) |
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未归属于9/30/20 |
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$ |
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(1 |
) |
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$ |
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(1) |
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下表列出了与2020年授予的绩效份额单位相关的假设，如上一个汇总表所示。
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2020 |
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授予日期公允价值 |
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无风险利率 |
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波动率因子 |
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合同期限(年) |
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下表汇总了截至2020年9月30日与未归属奖励和单位相关的未确认薪酬成本和相关加权平均确认期间。
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基于性能的 |
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限制性股票 |
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限制性股票 |
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性能 |
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奖项 |
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奖项 |
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共享单位 |
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未确认的补偿成本 |
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$ |
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加权平均确认期限(年) |
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14
目录
德文郡能源公司及其子公司
合并财务报表附注-(续)
(未经审计)
5.资产减损
下表汇总了德文郡的资产减值。下列未经证实的减值计入综合全面收益表中的勘探费用。
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截至9月30日的三个月， |
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截至9月30日的9个月， |
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2020 |
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2019 |
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2020 |
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2019 |
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探明的油气资产 |
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$ |
— |
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$ |
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$ |
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其他资产 |
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总资产减值 |
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未经证实的损害 |
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$ |
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$ |
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已探明的油气和其他资产 减损
新冠肺炎疫情造成的需求减少导致油价出现前所未有的低迷。因此，德文郡将计划中的2020年资本投资减少了
德文已确认的金额约为$
未经证明 减损
如上所述，由于大宗商品价格环境的低迷和近期投资的减少，德文郡也认识到$
6.重组和交易成本
2020年8月，德文郡宣布了一项成本削减计划，旨在到2020年底实现可持续的成本节约。结果，德文郡承认了$。
在2019年第一季度，Devon宣布裁员和其他举措，旨在结合中讨论的投资组合转型来增强运营重点和成本结构附注2。结果，德文郡承认了$。
15
目录
德文郡能源公司及其子公司
合并财务报表附注-(续)
(未经审计)
下表总结了德文郡的重组负债。
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其他 |
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其他 |
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电流 |
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长期 |
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负债 |
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负债 |
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总计 |
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(百万) |
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截至2019年12月31日的余额 |
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$ |
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$ |
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与2020年裁员相关的变化 |
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— |
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与前几年重组相关的变化 |
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( |
) |
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— |
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( |
) |
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截至2020年9月30日的余额 |
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$ |
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截至2018年12月31日的余额 |
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$ |
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$ |
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与前几年重组相关的变化 |
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( |
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( |
) |
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( |
) |
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截至2019年9月30日的余额 |
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$ |
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$ |
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7.国际镍公司我的税
下表列出了德文郡的所得税总支出(福利)以及其有效所得税税率与美国法定所得税税率的对账情况。
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截至9月30日的三个月， |
|
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截至9月30日的9个月， |
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2020 |
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2019 |
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2020 |
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2019 |
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所得税前持续经营的收益(亏损) |
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( |
) |
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( |
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当期所得税费用(福利) |
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递延所得税费用(福利) |
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所得税费用(福利)合计 |
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) |
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美国法定所得税税率 |
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州所得税 |
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税法的改变 |
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未确认的税收优惠 |
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其他 |
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( |
%) |
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( |
%) |
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递延税项资产估值免税额 |
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有效所得税率 |
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( |
%) |
德文郡估计其年度有效所得税税率将记录其在其运营的各个司法管辖区的季度所得税拨备。法定税率变化和其他重大或不寻常项目在它们发生的季度被确认为离散项目。
冠状病毒援助、救济和经济安全法案(“CARE法案”)于2020年3月27日成为法律。CARE法案允许从2017年12月31日之后到2021年1月1日之前的应税年度产生的净营业亏损可以结转五年，以抵消应税收入并收回之前缴纳的税款。因此，德文郡打算将2019年和2020年产生的净运营亏损分别结转到2014年和2015年，并记录了1美元
2020年7月28日，财政部发布了关于减税和就业法案条款的最终规定，该规定限制了商业利息支出的扣除。在这些最终规定发布之前，由于商业利息支出限制，德文郡已经将其CARE Act的所得税优惠减少了3400万美元。通过监管更新，德文郡能够扭转美元
在整个2019年，德文郡保持估值津贴针对某些递延税项资产，包括某些税收抵免和国家净营业亏损。此后，新冠肺炎疫情导致的需求减少，导致大宗商品价格环境出现了前所未有的低迷。因此，德文郡在2020年第一季度记录了重大减值，现在是净额
16
目录
德文郡能源公司及其子公司
合并财务报表附注-(续)
(未经审计)
递延税项资产头寸。因此，德文郡重新评估了它的位置，并记录了
在上表中，“其他”影响由主要与股票薪酬有关的永久性差额组成，其美元金额与税前收益的变化无关。这些项目对德文郡的有效所得税税率影响不大，除非税前收益或亏损数额相对较小。总体而言，“其他”代表$。
|
8. |
持续经营的每股净收益(亏损) |
下表对持续经营的净收益(亏损)和计算持续经营的基本和稀释后每股净收益(亏损)时使用的已发行加权平均普通股进行了核对。
|
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
||||||||||
|
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|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
2020 |
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|
2019 |
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||||
|
持续经营净收益(亏损)： |
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持续经营净收益(亏损) |
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) |
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$ |
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) |
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可归因于参与证券 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
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( |
) |
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持续经营的基本收益和摊薄收益(亏损) |
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$ |
( |
) |
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$ |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
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普通股： |
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已发行普通股-总计 |
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可归因于参与证券 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
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( |
) |
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已发行普通股-基本股 |
|
|
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|
|
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|
|
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|
|
潜在可发行普通股的稀释效应 |
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— |
|
|
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|
— |
|
|
|
— |
|
|
已发行普通股-稀释后的普通股 |
|
|
|
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|
|
持续运营的每股净收益(亏损)： |
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基本型 |
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( |
) |
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$ |
( |
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稀释 |
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$ |
( |
) |
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$ |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
|
反稀释期权(1) |
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|
— |
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
(1) |
|
|
9. |
其他综合收益(亏损) |
其他综合收益(亏损)的构成如下：
|
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
||||||||||
|
|
|
2020 |
|
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2019 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
||||
|
外币折算： |
|
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开始累计外币折算及其他 |
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累计换算调整的变化 |
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— |
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发布加拿大累计折算调整(1) |
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— |
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— |
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— |
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( |
) |
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结束累计外币折算及其他 |
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养老金和退休后福利计划： |
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开始积累养老金和退休后福利 |
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( |
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( |
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( |
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( |
) |
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净精算损失和前期服务成本在收益中的确认(2) |
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|
|
养老金福利的削减和结算(3) |
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— |
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— |
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所得税费用 |
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— |
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) |
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( |
) |
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结束累积养老金和退休后福利 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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累计其他综合亏损，税后净额 |
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$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
17
目录
德文郡能源公司及其子公司
合并财务报表附注-(续)
(未经审计)
|
|
(1) |
|
|
|
(2) |
|
|
|
(3) |
|
|
10. |
现金流量表的补充信息 |
|
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
||||||||||
|
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
||||
|
资产和负债变动，净额： |
|
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应收帐款 |
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$ |
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$ |
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应收所得税 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
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其他流动资产 |
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其他长期资产 |
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( |
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( |
) |
|
应付帐款 |
|
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( |
) |
|
应支付的收入和特许权使用费 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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其他流动负债 |
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( |
) |
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( |
) |
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其他长期负债 |
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) |
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总计 |
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( |
) |
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( |
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补充现金流数据-业务合计： |
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已付利息 |
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$ |
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$ |
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$ |
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已缴(已收)所得税 |
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$ |
( |
) |
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$ |
— |
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$ |
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|
|
$ |
|
|
截至2020年9月30日和2019年12月31日，德文郡约有
|
11. |
应收帐款 |
应收账款的构成如下：
|
|
|
2020年9月30日 |
|
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2019年12月31日 |
|
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|
石油、天然气和天然气销售 |
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$ |
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$ |
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|
|
共同利息账单 |
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营销和中游收入 |
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|
其他 |
|
|
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应收账款总额 |
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坏账准备 |
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( |
) |
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( |
) |
|
应收账款净额 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
18
目录
德文郡能源公司及其子公司
合并财务报表附注-(续)
(未经审计)
12.物业、平面测试和设备
下表列出了与德文郡的石油和天然气以及非石油和天然气活动相关的总资本化成本。
|
|
|
2020年9月30日 |
|
|
2019年12月31日- |
|
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|
财产和设备： |
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证明了 |
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未经验证和正在开发的属性 |
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油气总量 |
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|
累积的DD&A较少 |
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( |
) |
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( |
) |
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油气属性和设备，净值 |
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|
其他财产和设备 |
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累积的DD&A较少 |
|
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( |
) |
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( |
) |
|
其他财产和设备，净值(1) |
|
|
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|
财产和设备，净额 |
|
$ |
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|
|
$ |
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|
(1) |
|
在2020年前9个月，德文郡确认了1美元的资产减值
|
13. |
债务及相关费用 |
有关债务工具和余额的摘要，请参阅以下内容。票据和债券是德文郡的优先无担保债务。
|
|
|
2020年9月30日 |
|
|
2019年12月31日-2019年12月31日 |
|
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$ |
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$ |
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债权证和票据的净折价 |
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( |
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( |
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发债成本 |
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( |
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长期债务总额 |
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$ |
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$ |
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|
德文郡有一个$
高级债券的作废
2019年1月，德文郡偿还了#美元
19
目录
德文郡能源公司及其子公司
合并财务报表附注-(续)
(未经审计)
净融资成本
下表包括净融资成本的组成部分。
|
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
||||||||||
|
|
|
2020 |
|
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2019 |
|
|
2020 |
|
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2019 |
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||||
|
以未偿债务为基础的利息 |
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$ |
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$ |
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$ |
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利息收入 |
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其他 |
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总净融资成本 |
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$ |
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$ |
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$ |
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|
14.乐乐ASES
下表显示了德文郡截至2020年9月30日和2019年12月31日的使用权资产和租赁负债。
|
|
|
2020年9月30日 |
|
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2019年12月31日 |
|
||||||||||||||||||
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|
|
金融 |
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操作 |
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总计 |
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金融 |
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|
操作 |
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总计 |
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使用权资产 |
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租赁负债： |
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流动租赁负债(1) |
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$ |
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|
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$ |
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$ |
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|
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$ |
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$ |
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长期租赁负债 |
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租赁总负债 |
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(1)
德文郡的使用权经营租赁资产用于与房地产、钻机和其他与石油和天然气勘探、开发和生产相关的设备相关的某些租赁。德文郡的使用权融资租赁资产与房地产相关。
|
15. |
资产报废义务 |
下表列出了德文郡资产报废义务的变化。
|
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
|||||
|
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
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|
截至期初的资产报废义务 |
|
$ |
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$ |
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已招致的负债 |
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已结清和剥离的负债 |
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( |
) |
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( |
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修订估计债务 |
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|
|
( |
) |
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贴现债务的增值费用 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至期末的资产报废债务 |
|
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|
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|
|
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|
|
较少电流部分 |
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|
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|
|
资产报废义务，长期 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
在2019年的前9个月，德文郡将其资产报废义务减少了#美元
|
16. |
股东权益 |
共享回购计划
2018年3月，德文郡宣布了一项
20
目录
德文郡能源公司及其子公司
合并财务报表附注-(续)
(未经审计)
在新计划下，$
下表提供了根据各自的股票回购计划购买德文公司普通股的相关信息(以千股为单位)。
|
|
|
总数量： 购买了股份 |
|
|
的美元价值 购买了股份 |
|
|
支付的平均成交价 每股收益 |
|
|||
|
50亿美元计划 |
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2018年全年 |
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$ |
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$ |
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2019年第一季度 |
|
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|
|
2019年第二季度 |
|
|
|
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|
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|
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|
|
|
2019年第三季度 |
|
|
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|
|
|
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|
|
|
|
2019年第四季度 |
|
|
|
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|
|
|
开始至今的合计 |
|
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|
$ |
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10亿美元计划 |
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2020年第一季度 |
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$ |
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$ |
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|
开始至今的合计 |
|
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$ |
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|
分红
下表总结了德文公司为其普通股支付的股息。
|
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金额 |
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每股费率 |
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截至2020年的季度： |
|
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第一季度 |
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$ |
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第二季度 |
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$ |
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|
第三季度 |
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|
$ |
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|
年初至今合计 |
$ |
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截至2019年的季度： |
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第一季度 |
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$ |
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第二季度 |
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第三季度 |
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年初至今合计 |
$ |
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|
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|
德文郡将季度股息提高了
2020年8月4日，德文郡董事会批准了一项
|
17. |
非持续经营和持有的待售资产 |
巴尼特页岩
2020年10月1日，德文郡完成了将其Barnett页岩资产出售给BKV的交易，扣除收购价格调整后的收益为美元。
21
目录
德文郡能源公司及其子公司
合并财务报表附注-(续)
(未经审计)
与出售其Barnett页岩资产有关，约为$
截止到2020年9月30日，德文郡有在综合资产负债表上归类为停产业务限制现金大约$
版税事宜
德文郡是美国德克萨斯州北区地区法院悬而未决的集体诉讼的一方亨利·塞利格森等人。V.Devon Energy Production Company，L.P.案件编号3：16-cv-00082-K。这个塞利格森班级已经通过认证，德文市要求对班级认证提出上诉的请求最近被拒绝。这个塞利格森类由特许权使用费权益所有者在大约
加拿大
2019年第二季度，德文郡以美元的价格完成了加拿大业务的出售。
在2019年第三季度，德文郡利用部分销售收益提前退休$
截至2020年9月30日，德文郡已将合并资产负债表上的非持续业务限制现金分类约为$
22
目录
德文郡能源公司及其子公司
合并财务报表附注-(续)
(未经审计)
下表列出了综合全面收益表中报告为非持续经营的金额。
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截至9月30日的三个月， |
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截至9月30日的9个月， |
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巴尼特页岩 |
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加拿大 |
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总计 |
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巴尼特页岩 |
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加拿大 |
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总计 |
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2020 |
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石油、天然气和天然气销售 |
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总收入 |
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生产费用 |
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资产减值 |
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资产处置 |
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一般和行政费用 |
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融资成本，净额 |
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其他费用 |
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总费用 |
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所得税前非持续经营的收益(亏损) |
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所得税优惠 |
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非持续经营净收益(亏损)，税后净额 |
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2019 |
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石油、天然气和天然气销售 |
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石油、天然气和天然气衍生物 |
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营销和中游收入 |
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总收入 |
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生产费用 |
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勘探费 |
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营销和中游费用 |
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折旧、损耗和摊销 |
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资产减值 |
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资产处置 |
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一般和行政费用 |
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融资成本，净额 |
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重组和交易成本 |
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其他费用 |
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总费用 |
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非持续经营的所得税前收益 |
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所得税费用(福利) |
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非持续经营的净收益，扣除税后的净收益 |
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23
目录
德文郡能源公司及其子公司
合并财务报表附注-(续)
(未经审计)
下表列出了综合资产负债表中与非持续经营相关的资产和负债的账面金额。
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截至2020年9月30日 |
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截至2019年12月31日 |
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巴尼特页岩 |
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加拿大 |
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总计 |
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巴尼特页岩 |
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加拿大 |
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总计 |
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停产业务的现金限制 |
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应收帐款 |
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油气资产和设备，基于成功的努力核算，净值 |
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其他财产和设备，净值 |
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商誉 |
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其他长期资产 |
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与非持续经营相关的总资产 |
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应付帐款 |
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应支付的收入和特许权使用费 |
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其他流动负债 |
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资产报废义务 |
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其他长期负债 |
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与非持续经营相关的总负债 |
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18. |
承诺和或有事项 |
德文郡是正常业务过程中出现的各种法律诉讼的一方。对德文郡可能产生不利结果并可合理估计的事项应计提。该等应计项目是根据已知的有关事项的资料、德文郡对该等事项结果的估计，以及其在争辩、诉讼和解决类似事项方面的经验而厘定的。管理层认为，在考虑了记录的应计项目后，所有这些行动都不可能涉及对德文郡的财务状况或经营结果有重大影响的未来金额。实际金额可能与管理层的估计大不相同.
专营权费事宜
包括德文郡在内的许多石油和天然气生产商和相关方都在各种诉讼中被点名，指控特许权使用费支付不足。德文郡目前在一些这样的诉讼中被列为被告，包括一些诉讼，在这些诉讼中，原告试图证明几类处境相似的原告。在这些诉讼中通常提出的指控包括，德文郡使用低于市场价的价格，进行不正当的扣除，使用不正当的测量技术，并与附属公司达成天然气购买和加工安排，导致与生产和销售的石油、天然气和NGL相关的特许权使用费支付不足。德文郡还参与政府机构诉讼和特许权使用费审计，并在正常业务过程中受到相关合同和监管控制，其中一些可能导致额外的特许权使用费索赔。德文郡目前不相信它在这类特许权使用费问题上会受到重大风险的影响，除非在附注17.
环境及其他事项
德文郡受与过去运营相关的环境补救活动相关的某些法律法规的约束，例如“综合环境响应、补偿和责任法案”和类似的州法规。作为对与这些活动相关的负债的回应，应计损失主要由估计的未投保补救费用组成。德文郡在环境问题上的货币敞口预计不会很大。
从2013年开始，路易斯安那州的各个教区对包括德文郡在内的众多石油和天然气公司提起诉讼，指控这些公司在某些油田的运营和活动违反了修订后的1978年《州和地方海岸资源管理法》，并对路易斯安那州沿海地带的土地和水体造成了严重的环境污染、下沉和其他环境破坏，而原告对德文郡的索赔主要涉及德文郡几家公司前身的运营。除其他事项外，原告要求支付清理、重新种植和种植植物所需的费用。
24
目录
德文郡能源公司及其子公司
合并财务报表附注-(续)
(未经审计)
否则，恢复据称受影响的地区。尽管德文郡无法预测这些事件的最终结果，但德文郡正在对这些说法进行有力的辩护。
加利福尼亚州和特拉华州的各个市政当局以及其他政府和私人团体已经对包括德文郡在内的某些石油和天然气公司提起法律诉讼，寻求救济，以减轻所谓的气候变化影响。这些诉讼程序包括影响深远的金钱损害赔偿和禁令救济索赔。虽然德文郡无法预测这些事件的最终结果， 德文郡认为这些说法是没有根据的，并打算对诉讼程序进行有力的辩护。
|
19. |
公允价值计量 |
下表提供了德文郡某些金融资产和负债的账面价值和公允价值计量信息。随附的综合资产负债表所包括的现金、限制于非持续经营的现金、应收账款、其他流动应收账款、应付账款、其他流动应付款项、应计开支及租赁负债的账面值与于2020年9月30日及2019年12月31日的公允价值相近(视何者适用而定)。因此，该等金融资产和负债不在下表中列出。。此外，有关石油和天然气资产公允价值的信息载于注5.
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公允价值计量使用： |
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携载 |
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总公平 |
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1级 |
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2级 |
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金额 |
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价值 |
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输入量 |
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输入量 |
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2020年9月30日资产(负债)： |
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现金等价物 |
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商品衍生品 |
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商品衍生品 |
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债款 |
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2019年12月31日资产(负债)： |
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现金等价物 |
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商品衍生品 |
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商品衍生品 |
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债款 |
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以下方法和假设用于估计上表中的公允价值。
第1级公允价值计量
现金等价物-金额主要由货币市场投资组成，公允价值接近账面价值。
第2级公允价值计量
商品衍生品-商品衍生品的公允价值是使用基于远期曲线和从独立第三方获得的数据的内部贴现现金流计算来估计的，这些合约具有类似的条款或从协议交易对手获得的数据。
债款-德文郡的债务工具在既定市场上的交易不是始终如一的活跃。其债务的公允价值是根据在没有活跃交易时类似期限和到期日的债务的可用利率来估计的。
25
目录
项目2。管理学的探讨与分析财务状况和经营业绩
以下讨论和分析涉及截至2020年9月30日的3个月和9个月期间的运营结果与前几个时期相比的实质性变化，以及自2019年12月31日以来我们的财务状况和流动性的重大变化。有关我们的关键会计政策和估计的信息，请参阅我们的Form 10-K 2019年年报在“项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”项下。
新冠肺炎
据报道，一种新的冠状病毒株-非典冠状病毒-2，导致一种名为新冠肺炎的疾病，于2019年末在中国出现，随后蔓延到全球多个国家，导致全球大流行和健康危机。德文郡从2020年1月开始积极监控新冠肺炎，3月初正式成立新冠肺炎跨职能规划团队。新冠肺炎团队专注于两个关键优先事项：我们员工和承包商的健康和安全，以及我们业务的不间断运营。
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• |
健康与安全--新冠肺炎团队制定并实施了多项安全措施，成功保障了我们劳动力的健康安全。新冠肺炎团队已经建立了一项信息活动，为员工提供对病毒风险因素和安全措施的了解，并及时更新政府的全职监管规定。还设定了员工的期望，如果他们或他们接触过的人出现症状或新冠肺炎检测呈阳性，他们可以立即沟通。其他措施包括关闭德文郡所有的办公楼和地点，对公众开放，实行社会距离，鼓励员工在家工作。从3月下旬开始，分配到德文州俄克拉何马城总部办公室的员工中，超过90%的人主要在家里工作，直到第二季度末绝大多数人回到办公室。新冠肺炎团队还大力鼓励员工佩戴口罩，强化社交疏远措施，继续对德文郡所有办公地点进行有针对性的例行密集深度清洁。 |
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• |
我们的业务不间断地运营-除了员工安全措施外，新冠肺炎团队还与政府官员合作，确保我们的业务继续被视为基本业务或基础设施。新冠肺炎团队确保了员工在家工作时可以执行工作职责的技术和资源，并在我们的油气田运营中实施了进一步的社交距离和非接触式倡议。在新冠肺炎团队和全体员工的共同努力下，我们避免了实施新冠肺炎遏制或缓解措施的需要，因为这将需要关闭或暂停我们的任何业务。 |
这场疫情以及政府当局和其他机构为限制病毒传播而做出的相关应对措施，大大减少了全球经济活动，导致对石油和其他大宗商品的需求出现前所未有的下降。由于俄罗斯和OPEC成员国2020年3月的争端，未来全球石油供应的不确定性加剧了这种供需失衡。这些因素导致大宗商品价格在2020年初迅速出现实质性恶化，NYMEX WTI油价从年初超过60美元/桶的高位跌至2020年4月的20美元/桶以下。到2020年第二季度末，NYMEX WTI油价回升至约40美元/桶，并可能在可预见的未来保持在这一水平附近波动。
2020年9月26日，我们签订了合并协议，规定与WPX进行对等的全股票合并。此次合并将创建美国领先的非常规石油生产商，其资产基础得到特拉华州盆地经济核心地区溢价种植面积的支撑。这一战略组合加速了我们向现金返还业务模式的过渡，包括实施固定加可变股息战略。我们仍然专注于通过执行我们的战略优先事项来建立经济价值，这些优先事项包括有纪律的石油产量增长，同时削减运营和公司成本，降低再投资率以最大限度地增加自由现金流，保持低杠杆率，向我们的股东提供现金回报，并追求ESG卓越。我们最近在这些优先事项上的表现亮点包括以下几项：
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效率提高推动第三季度资本支出比我们的计划低3% |
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第三季石油产量总计1.46亿桶/日，比我们的计划高出4%. |
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2020年第三季度，运营成本继续下降，其中G&A和生产成本分别比去年同期下降了30%和8%。 |
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劳动力减少，以反映较低和可持续的资本投资计划 |
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• |
第三季度退出时拥有49亿美元的流动性，其中包括19亿美元的现金，没有近期债务到期日。 |
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Barnett页岩交易于2020年10月1日完成，获得4.9亿美元的净收益。 |
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于2020年10月1日支付了每股0.26美元的特别股息，约为1亿美元 |
26
目录
2020年成果概览
我们在纪律严明的回报驱动型战略下运营，重点是为股东提供强劲的运营业绩、财务实力和价值，并继续致力于环境、社会和治理的卓越。哪一个为我们提供了提高回报、利润率和盈利能力的坚实基础。我们继续执行我们的战略，通过保护我们的财务实力，根据市场状况调整我们的资本投资，改善我们的现金成本结构，并保持运营连续性，来驾驭充满挑战的经济环境。
我们的季度收益、运营现金流、EBITDAX和资本支出的趋势如下所示。季度收益图表显示了与德文郡的持续业务和非持续业务相关的金额。季度现金流图表显示了与德文公司持续经营有关的金额。“核心收益”和“EBITDAX”是没有按照公认会计准则编制的财务指标。有关这些衡量标准的说明，包括与可比GAAP衡量标准的对账，请参阅本项目2中的“非GAAP衡量标准”。
我们最近几个季度的净收益受到资产剥离交易、资产减值以及对我们大宗商品对冲价值的临时性非现金调整的重大影响。2020年第三季度的净收益包括税后净额1亿美元的对冲估值损失。2020年第二季度的净收益包括扣除税后的5亿美元对冲估值损失。2020年第一季度的净收益包括我们已探明和未探明物业的23亿美元资产减值，以及5亿美元的对冲估值收益，这两项都是税后净额。2019年第四季度的净收益包括6亿美元的资产减值和1亿美元的对冲估值损失，这两项都是税后净额。 剔除这些金额，我们的核心收益在最近几个季度更加稳定，但继续受到大宗商品价格的严重影响。
尽管我们的投资组合得到了增强，积极的成本削减和运营进步，但我们的财务业绩受到了大宗商品价格和史无前例的新冠肺炎疫情导致的宏观经济环境恶化的挑战。由于整体大宗商品价格上涨，我们的收益从2020年第二季度增加到2020年第三季度。在WTI从2020年第二季度到2020年第三季度增长44%的带动下，我们的非套期保值合并实现价格上涨了57%，而我们的套期保值价格上涨了3%。为了应对这一大宗商品价格环境，与去年同期相比，我们的总产量和G&A费用减少了14%。
27
目录
与盈利一样，我们的运营现金流对波动的大宗商品价格很敏感。息税前利润(EBITDAX)不包括与非持续经营相关的财务金额，运营现金流继续受到新冠肺炎疫情和大宗商品价格下跌的影响。由于运营现金流下降，我们将2020年资本发展计划削减了约8亿美元，与最初的资本预算相比减少了45%。
我们在2020年第三季度退出时拥有49亿美元的流动性，其中包括19亿美元的现金，其中包括1.9亿美元的停产业务限制现金，以及我们高级信贷安排下的30亿美元可用信贷。我们有43亿美元的未偿债务，到2025年底没有到期日。我们目前分别对2021年上半年石油和天然气产量的约50%和40%进行了对冲。这些合约包括基于WTI石油基准和Henry Hub天然气指数的套圈和掉期。此外，我们还签订了地区性基差互换协议，以保护我们投资组合的价格变现。
运营结果
下面的图表、讨论和分析旨在了解我们的运营结果和当前的财务状况。为了便于审查，这些数字是在考虑非控股权益应占收益之前公布的。持续经营净收益变动分析如下，非持续经营净收益变动分析见第36页。
|
持续运营 |
2020年第三季度与2020年第二季度
我们2020年第三季度持续运营的净亏损为1.03亿美元，而2020年第二季度的净亏损为6.77亿美元。下图显示了从2020年第二季度到2020年第三季度的净亏损变化情况。材料变更将在以下几页按类别进一步讨论。
28
目录
生产量
|
|
|
Q3 2020 |
|
|
占总数的百分比 |
|
|
Q2 2020 |
|
|
变化 |
|
||||
|
油量(MBbls/d) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
特拉华州盆地 |
|
|
77 |
|
|
|
53 |
% |
|
|
79 |
|
|
|
- 3 |
% |
|
粉河流域 |
|
|
21 |
|
|
|
14 |
% |
|
|
18 |
|
|
|
+14 |
% |
|
鹰福特 |
|
|
22 |
|
|
|
15 |
% |
|
|
27 |
|
|
|
- 19 |
% |
|
阿纳达科盆地 |
|
|
19 |
|
|
|
13 |
% |
|
|
21 |
|
|
|
- 9 |
% |
|
其他 |
|
|
7 |
|
|
|
5 |
% |
|
|
8 |
|
|
|
- 9 |
% |
|
总计 |
|
|
146 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
153 |
|
|
|
- 5 |
% |
|
|
|
Q3 2020 |
|
|
占总数的百分比 |
|
|
Q2 2020 |
|
|
变化 |
|
||||
|
气体(MMcf/d) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
特拉华州盆地 |
|
|
239 |
|
|
|
41 |
% |
|
|
241 |
|
|
|
- 1 |
% |
|
粉河流域 |
|
|
23 |
|
|
|
4 |
% |
|
|
20 |
|
|
|
+12 |
% |
|
鹰福特 |
|
|
73 |
|
|
|
12 |
% |
|
|
87 |
|
|
|
- 16 |
% |
|
阿纳达科盆地 |
|
|
242 |
|
|
|
42 |
% |
|
|
262 |
|
|
|
- 8 |
% |
|
其他 |
|
|
3 |
|
|
|
1 |
% |
|
|
4 |
|
|
|
- 13 |
% |
|
总计 |
|
|
580 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
614 |
|
|
|
- 6 |
% |
|
|
|
Q3 2020 |
|
|
占总数的百分比 |
|
|
Q2 2020 |
|
|
变化 |
|
||||
|
NGL(MBbls/d) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
特拉华州盆地 |
|
|
38 |
|
|
|
46 |
% |
|
|
29 |
|
|
|
+32 |
% |
|
粉河流域 |
|
|
3 |
|
|
|
3 |
% |
|
|
2 |
|
|
|
+19 |
% |
|
鹰福特 |
|
|
11 |
|
|
|
14 |
% |
|
|
12 |
|
|
|
- 1 |
% |
|
阿纳达科盆地 |
|
|
30 |
|
|
|
36 |
% |
|
|
25 |
|
|
|
+18 |
% |
|
其他 |
|
|
1 |
|
|
|
1 |
% |
|
|
1 |
|
|
|
- 2 |
% |
|
总计 |
|
|
83 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
69 |
|
|
|
+20 |
% |
|
|
|
Q3 2020 |
|
|
占总数的百分比 |
|
|
Q2 2020 |
|
|
变化 |
|
||||
|
组合(MB/d) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
特拉华州盆地 |
|
|
155 |
|
|
|
48 |
% |
|
|
149 |
|
|
|
+4 |
% |
|
粉河流域 |
|
|
28 |
|
|
|
9 |
% |
|
|
24 |
|
|
|
+14 |
% |
|
鹰福特 |
|
|
46 |
|
|
|
14 |
% |
|
|
53 |
|
|
|
- 14 |
% |
|
阿纳达科盆地 |
|
|
89 |
|
|
|
27 |
% |
|
|
90 |
|
|
|
- 1 |
% |
|
其他 |
|
|
8 |
|
|
|
2 |
% |
|
|
9 |
|
|
|
- 8 |
% |
|
总计 |
|
|
326 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
325 |
|
|
|
+0 |
% |
从2020年第二季度到2020年第三季度，销量的变化导致收益减少了300万美元。由于2020年资本支出因应当前面临挑战的宏观经济环境和完工时间而减少了45%，第三季度的销量继续保持较低水平。第四季度的销售量预计在大约318到334 Mboe/d之间。
现场价格
|
|
|
Q3 2020 |
|
|
实现 |
|
|
Q2 2020 |
|
|
变化 |
|
||||
|
油(每桶) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
WTI指数 |
|
$ |
40.86 |
|
|
|
|
|
|
$ |
28.42 |
|
|
|
+44 |
% |
|
实现价格，未套期保值 |
|
$ |
37.56 |
|
|
92% |
|
|
$ |
21.25 |
|
|
|
+77 |
% |
|
|
现金结算 |
|
$ |
0.65 |
|
|
|
|
|
|
$ |
15.25 |
|
|
|
|
|
|
有套期保值的已实现价格 |
|
$ |
38.21 |
|
|
94% |
|
|
$ |
36.50 |
|
|
|
+5 |
% |
|
|
|
|
Q3 2020 |
|
|
实现 |
|
|
Q2 2020 |
|
|
变化 |
|
||||
|
煤气(每立方米) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Henry Hub指数 |
|
$ |
1.98 |
|
|
|
|
|
|
$ |
1.71 |
|
|
|
+16 |
% |
|
实现价格，未套期保值 |
|
$ |
1.48 |
|
|
75% |
|
|
$ |
1.29 |
|
|
|
+14 |
% |
|
|
现金结算 |
|
$ |
0.06 |
|
|
|
|
|
|
$ |
0.28 |
|
|
|
|
|
|
有套期保值的已实现价格 |
|
$ |
1.54 |
|
|
78% |
|
|
$ |
1.57 |
|
|
|
- 2 |
% |
|
|
|
|
Q3 2020 |
|
|
实现 |
|
|
Q2 2020 |
|
|
变化 |
|
||||
|
NGL(每BBL) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
蒙特·贝尔维尤混合指数(1) |
|
$ |
16.69 |
|
|
|
|
|
|
$ |
12.57 |
|
|
|
+33 |
% |
|
实现价格，未套期保值 |
|
$ |
12.36 |
|
|
74% |
|
|
$ |
8.89 |
|
|
|
+39 |
% |
|
|
现金结算 |
|
$ |
(0.30 |
) |
|
|
|
|
|
$ |
0.51 |
|
|
|
|
|
|
有套期保值的已实现价格 |
|
$ |
12.06 |
|
|
72% |
|
|
$ |
9.40 |
|
|
|
+28 |
% |
|
(1)根据我们的NGL桶的成分。
|
|
|
Q3 2020 |
|
|
Q2 2020 |
|
|
变化 |
|
|||
|
合并(每个BOE) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
实现价格，未套期保值 |
|
$ |
22.60 |
|
|
$ |
14.37 |
|
|
|
+57 |
% |
|
现金结算 |
|
$ |
0.33 |
|
|
$ |
7.83 |
|
|
|
|
|
|
有套期保值的已实现价格 |
|
$ |
22.93 |
|
|
$ |
22.20 |
|
|
|
+3 |
% |
从2020年第二季度到2020年第三季度，现场价格为收益增加了2.57亿美元。未对冲的已实现石油、天然气和NGL价格上升，主要是由于WTI、Henry Hub和Mont Belvieu指数价格上涨。2020年第二季至第三季，与所有产品相关的对冲现金结算量减少，部分抵消了指数价格的涨幅。
我们现在有我们2021年上半年石油产量的约50%以平均底价39美元/桶进行对冲，2021年上半年约40%的天然气产量以平均底价2.45美元/立方米进行对冲。我们正在继续以市价建立2021年和2022年的对冲头寸。
避险安置点
|
|
|
Q3 2020 |
|
|
Q2 2020 |
|
|
变化 |
|
|||
|
|
|
Q |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
油 |
|
$ |
9 |
|
|
$ |
213 |
|
|
|
- 96 |
% |
|
天然气 |
|
|
4 |
|
|
|
15 |
|
|
|
- 73 |
% |
|
NGL |
|
|
(3 |
) |
|
|
4 |
|
|
|
- 175 |
% |
|
现金结算总额(1) |
|
$ |
10 |
|
|
$ |
232 |
|
|
|
- 96 |
% |
|
|
(1) |
作为石油、天然气和天然气衍生产品的组成部分计入综合综合收益表。 |
上表所示的现金结算是与下列工具相关的已实现损益附注3在本报告的“第一部分财务信息--财务报表第1项”。
29
目录
生产费用
|
|
|
Q3 2020 |
|
|
Q2 2020 |
|
|
变化 |
|
|||
|
爱情 |
|
$ |
100 |
|
|
$ |
108 |
|
|
|
- 7 |
% |
|
收集、加工、运输 |
|
|
125 |
|
|
|
123 |
|
|
|
+2 |
% |
|
生产税 |
|
|
42 |
|
|
|
25 |
|
|
|
+68 |
% |
|
财产税 |
|
|
4 |
|
|
|
7 |
|
|
|
- 38 |
% |
|
总计 |
|
$ |
271 |
|
|
$ |
263 |
|
|
|
+3 |
% |
|
Per Boe： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
爱情 |
|
$ |
3.32 |
|
|
$ |
3.69 |
|
|
|
- 10 |
% |
|
收集、处理和 公共交通工具 |
|
$ |
4.17 |
|
|
$ |
4.16 |
|
|
|
+0 |
% |
|
石油、天然气和天然气销售的百分比： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
生产税 |
|
|
6.2 |
% |
|
|
5.9 |
% |
|
|
+4 |
% |
从第二季度到第三季度，生产费用增加，主要是因为石油、天然气和天然气销售增加导致生产税增加。
场级现金利润率
下表显示了我们每个运营区域的现场级现金利润率。油田级现金保证金按石油、天然气和天然气销售减去生产费用计算，不按照公认会计准则编制。本项目2中的“非GAAP计量”与可比GAAP计量进行了协调。如上所示，产量、实地价格和生产费用的变化对我们按资产划分的实地现金利润率产生了以下影响。
|
|
|
Q3 2020 |
|
|
每个京东方$ |
|
|
Q2 2020 |
|
|
每个京东方$ |
|
||||
|
现场级现金利润率(非GAAP) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
特拉华州盆地 |
|
$ |
236 |
|
|
$ |
16.52 |
|
|
$ |
106 |
|
|
$ |
7.81 |
|
|
粉河流域 |
|
|
47 |
|
|
$ |
18.63 |
|
|
|
20 |
|
|
$ |
9.09 |
|
|
鹰福特 |
|
|
61 |
|
|
$ |
14.66 |
|
|
|
22 |
|
|
$ |
4.50 |
|
|
阿纳达科盆地 |
|
|
56 |
|
|
$ |
6.72 |
|
|
|
13 |
|
|
$ |
1.67 |
|
|
其他 |
|
|
7 |
|
|
$ |
10.10 |
|
|
|
— |
|
|
$ |
0.10 |
|
|
总计 |
|
$ |
407 |
|
|
$ |
13.59 |
|
|
$ |
161 |
|
|
$ |
5.45 |
|
由于大宗商品基准价格上涨，我们的未套期保值实现价格每股BOE从2020年第二季度到第三季度上涨了57%。这些更高的变现提高了我们现场级别的现金利润率和其他业绩指标。
其他项目
|
|
|
Q3 2020 |
|
|
Q2 2020 |
|
|
收入变动 |
|
|||
|
商品对冲估值变动(1) |
|
$ |
(97 |
) |
|
$ |
(593 |
) |
|
$ |
496 |
|
|
营销和中游运营 |
|
|
(2 |
) |
|
|
(8 |
) |
|
|
6 |
|
|
勘探费 |
|
|
39 |
|
|
|
12 |
|
|
|
(27 |
) |
|
净融资成本 |
|
|
66 |
|
|
|
69 |
|
|
|
3 |
|
|
重组和交易成本 |
|
|
32 |
|
|
|
— |
|
|
|
(32 |
) |
|
其他费用 |
|
|
— |
|
|
|
13 |
|
|
|
13 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
459 |
|
|
|
(1) |
作为石油、天然气和天然气衍生产品的组成部分计入综合综合收益表。 |
我们确认我们的石油、天然气和NGL衍生工具在每个报告期的公允价值变化。公允价值的变化源于每个期间发生的新头寸和结算，以及合同价格与相关远期曲线之间的关系。有关其他信息，请参见附注3在本报告的“第一部分--财务信息--财务报表”中。
勘探费用从第二季度增加到第三季度，主要是由于第三季度未经证实的3600万美元减值，这些减值与我们不再打算追求勘探机会的某些非核心面积有关。有关其他信息，请参见注5在本报告的“第一部分--财务信息--财务报表”中。
重组和交易成本反映了第三季度为改善公司成本结构和加强运营重点而进行的裁员。有关其他信息，请参见注6在本报告的“第一部分--财务信息--财务报表”中。
所得税
|
|
|
Q3 2020 |
|
|
Q2 2020 |
|
||
|
当前收益 |
|
$ |
(90 |
) |
|
$ |
(3 |
) |
|
递延收益 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
总收益 |
|
$ |
(90 |
) |
|
$ |
(3 |
) |
|
有效所得税率 |
|
|
47 |
% |
|
|
0 |
% |
有关所得税的讨论，请参阅注7在本报告的“第一部分--财务信息--财务报表”中。
30
目录
2020与2019年
这个下面的图表、讨论和分析旨在了解我们的运营结果和当前的财务状况。为方便检讨，这些数字是在考虑非控股权益应占收益前呈报。.
2020年第三季度与2019年第三季度
我们2020年第三季度持续运营的净亏损为1.03亿美元，而2019年第三季度的净收益为1.36亿美元。下图显示了从2019年第三季度的净收益到2020年第三季度的净亏损的变化。材料更改将在以下几页中进一步讨论。
2020年9月30日与2019年9月30日
截至2020年9月30日的9个月，我们持续运营的净亏损为25亿美元，而截至2019年9月30日的9个月净亏损为9100万美元。下图显示了从截至2019年9月30日的9个月到截至2020年9月30日的9个月的净亏损变化。材料更改将在以下几页中进一步讨论。
31
目录
生产量
|
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
2020 |
|
|
占总数的百分比 |
|
|
2019 |
|
|
变化 |
|
|
2020 |
|
|
占总数的百分比 |
|
|
2019 |
|
|
变化 |
|
||||||||
|
油量(MBbls/d) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
特拉华州盆地 |
|
|
77 |
|
|
|
53 |
% |
|
|
70 |
|
|
|
+9 |
% |
|
|
80 |
|
|
|
52 |
% |
|
|
66 |
|
|
|
+22 |
% |
|
粉河流域 |
|
|
21 |
|
|
|
14 |
% |
|
|
18 |
|
|
|
+16 |
% |
|
|
20 |
|
|
|
13 |
% |
|
|
16 |
|
|
|
+24 |
% |
|
鹰福特 |
|
|
22 |
|
|
|
15 |
% |
|
|
22 |
|
|
|
- 0 |
% |
|
|
25 |
|
|
|
16 |
% |
|
|
23 |
|
|
|
+7 |
% |
|
阿纳达科盆地 |
|
|
19 |
|
|
|
13 |
% |
|
|
32 |
|
|
|
- 40 |
% |
|
|
21 |
|
|
|
14 |
% |
|
|
32 |
|
|
|
- 33 |
% |
|
其他 |
|
|
7 |
|
|
|
5 |
% |
|
|
9 |
|
|
|
- 25 |
% |
|
|
8 |
|
|
|
5 |
% |
|
|
8 |
|
|
|
- 9 |
% |
|
总计 |
|
|
146 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
151 |
|
|
|
- 4 |
% |
|
|
154 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
145 |
|
|
|
+6 |
% |
|
气体(MMcf/d) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
特拉华州盆地 |
|
|
239 |
|
|
|
41 |
% |
|
|
167 |
|
|
|
+43 |
% |
|
|
241 |
|
|
|
40 |
% |
|
|
157 |
|
|
|
+53 |
% |
|
粉河流域 |
|
|
23 |
|
|
|
4 |
% |
|
|
28 |
|
|
|
- 18 |
% |
|
|
24 |
|
|
|
4 |
% |
|
|
23 |
|
|
|
+5 |
% |
|
鹰福特 |
|
|
73 |
|
|
|
12 |
% |
|
|
75 |
|
|
|
- 2 |
% |
|
|
82 |
|
|
|
13 |
% |
|
|
80 |
|
|
|
+3 |
% |
|
阿纳达科盆地 |
|
|
242 |
|
|
|
42 |
% |
|
|
317 |
|
|
|
- 24 |
% |
|
|
258 |
|
|
|
42 |
% |
|
|
321 |
|
|
|
- 19 |
% |
|
其他 |
|
|
3 |
|
|
|
1 |
% |
|
|
4 |
|
|
|
- 14 |
% |
|
|
4 |
|
|
|
1 |
% |
|
|
5 |
|
|
|
- 33 |
% |
|
总计 |
|
|
580 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
591 |
|
|
|
- 2 |
% |
|
|
609 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
586 |
|
|
|
+4 |
% |
|
NGL(MBbls/d) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
特拉华州盆地 |
|
|
38 |
|
|
|
46 |
% |
|
|
28 |
|
|
|
+37 |
% |
|
|
35 |
|
|
|
45 |
% |
|
|
26 |
|
|
|
+35 |
% |
|
粉河流域 |
|
|
3 |
|
|
|
3 |
% |
|
|
2 |
|
|
|
+10 |
% |
|
|
3 |
|
|
|
3 |
% |
|
|
2 |
|
|
|
+23 |
% |
|
鹰福特 |
|
|
11 |
|
|
|
14 |
% |
|
|
11 |
|
|
|
+6 |
% |
|
|
11 |
|
|
|
14 |
% |
|
|
12 |
|
|
|
- 7 |
% |
|
阿纳达科盆地 |
|
|
30 |
|
|
|
36 |
% |
|
|
37 |
|
|
|
- 18 |
% |
|
|
28 |
|
|
|
37 |
% |
|
|
37 |
|
|
|
- 22 |
% |
|
其他 |
|
|
1 |
|
|
|
1 |
% |
|
|
1 |
|
|
|
- 46 |
% |
|
|
1 |
|
|
|
1 |
% |
|
|
2 |
|
|
|
- 41 |
% |
|
总计 |
|
|
83 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
79 |
|
|
|
+5 |
% |
|
|
78 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
79 |
|
|
|
- 1 |
% |
|
组合(MB/d) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
特拉华州盆地 |
|
|
155 |
|
|
|
48 |
% |
|
|
127 |
|
|
|
+22 |
% |
|
|
155 |
|
|
|
46 |
% |
|
|
118 |
|
|
|
+32 |
% |
|
粉河流域 |
|
|
28 |
|
|
|
9 |
% |
|
|
25 |
|
|
|
+9 |
% |
|
|
27 |
|
|
|
8 |
% |
|
|
22 |
|
|
|
+21 |
% |
|
鹰福特 |
|
|
46 |
|
|
|
14 |
% |
|
|
45 |
|
|
|
+1 |
% |
|
|
50 |
|
|
|
15 |
% |
|
|
48 |
|
|
|
+3 |
% |
|
阿纳达科盆地 |
|
|
89 |
|
|
|
27 |
% |
|
|
121 |
|
|
|
- 26 |
% |
|
|
92 |
|
|
|
28 |
% |
|
|
123 |
|
|
|
- 25 |
% |
|
其他 |
|
|
8 |
|
|
|
2 |
% |
|
|
10 |
|
|
|
- 21 |
% |
|
|
9 |
|
|
|
3 |
% |
|
|
10 |
|
|
|
- 5 |
% |
|
总计 |
|
|
326 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
328 |
|
|
|
- 1 |
% |
|
|
333 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
321 |
|
|
|
+4 |
% |
从2019年第三季度到2020年第三季度，销量的下降导致收益减少了1900万美元。从截至2019年的9个月到截至2020年的9个月，销量的增加为收益增加了1.48亿美元。特拉华州盆地和粉河流域的持续发展导致2020年的产量高于2019年。阿纳达科盆地活动明显减少，部分抵消了这些增长。
32
目录
现场价格
|
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
2020 |
|
|
实现 |
|
|
2019 |
|
|
变化 |
|
|
2020 |
|
|
实现 |
|
|
2019 |
|
|
变化 |
|
||||||||
|
油(每桶) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
WTI指数 |
|
$ |
40.86 |
|
|
|
|
|
|
$ |
56.34 |
|
|
|
- 27 |
% |
|
$ |
38.57 |
|
|
|
|
|
|
$ |
57.02 |
|
|
|
- 32 |
% |
|
实现价格，未套期保值 |
|
$ |
37.56 |
|
|
92% |
|
|
$ |
54.40 |
|
|
|
- 31 |
% |
|
$ |
34.63 |
|
|
90% |
|
|
$ |
54.47 |
|
|
|
- 36 |
% |
||
|
现金结算 |
|
$ |
0.65 |
|
|
|
|
|
|
$ |
2.18 |
|
|
|
|
|
|
$ |
7.06 |
|
|
|
|
|
|
$ |
1.80 |
|
|
|
|
|
|
有套期保值的已实现价格 |
|
$ |
38.21 |
|
|
94% |
|
|
$ |
56.58 |
|
|
|
- 32 |
% |
|
$ |
41.69 |
|
|
108% |
|
|
$ |
56.27 |
|
|
|
- 26 |
% |
||
|
煤气(每立方米) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Henry Hub指数 |
|
$ |
1.98 |
|
|
|
|
|
|
$ |
2.23 |
|
|
|
- 11 |
% |
|
$ |
1.88 |
|
|
|
|
|
|
$ |
2.67 |
|
|
|
- 30 |
% |
|
实现价格，未套期保值 |
|
$ |
1.48 |
|
|
75% |
|
|
$ |
1.47 |
|
|
|
+0 |
% |
|
$ |
1.32 |
|
|
70% |
|
|
$ |
1.82 |
|
|
|
- 27 |
% |
||
|
现金结算 |
|
$ |
0.06 |
|
|
|
|
|
|
$ |
0.41 |
|
|
|
|
|
|
$ |
0.24 |
|
|
|
|
|
|
$ |
0.15 |
|
|
|
|
|
|
有套期保值的已实现价格 |
|
$ |
1.54 |
|
|
78% |
|
|
$ |
1.88 |
|
|
|
- 18 |
% |
|
$ |
1.56 |
|
|
83% |
|
|
$ |
1.97 |
|
|
|
- 21 |
% |
||
|
NGL(每BBL) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
蒙特·贝尔维尤混合指数(1) |
|
$ |
16.69 |
|
|
|
|
|
|
$ |
16.18 |
|
|
|
+3 |
% |
|
$ |
14.55 |
|
|
|
|
|
|
$ |
19.39 |
|
|
|
- 25 |
% |
|
实现价格，未套期保值 |
|
$ |
12.36 |
|
|
74% |
|
|
$ |
12.02 |
|
|
|
+3 |
% |
|
$ |
10.66 |
|
|
73% |
|
|
$ |
15.02 |
|
|
|
- 29 |
% |
||
|
现金结算 |
|
$ |
(0.30 |
) |
|
|
|
|
|
$ |
2.55 |
|
|
|
|
|
|
$ |
0.25 |
|
|
|
|
|
|
$ |
1.57 |
|
|
|
|
|
|
有套期保值的已实现价格 |
|
$ |
12.06 |
|
|
72% |
|
|
$ |
14.57 |
|
|
|
- 17 |
% |
|
$ |
10.91 |
|
|
75% |
|
|
$ |
16.59 |
|
|
|
- 34 |
% |
||
|
合并(每个BOE) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
实现价格，未套期保值 |
|
$ |
22.60 |
|
|
|
|
|
|
$ |
30.47 |
|
|
|
- 26 |
% |
|
$ |
20.91 |
|
|
|
|
|
|
$ |
31.61 |
|
|
|
- 34 |
% |
|
现金结算 |
|
$ |
0.33 |
|
|
|
|
|
|
$ |
2.34 |
|
|
|
|
|
|
$ |
3.76 |
|
|
|
|
|
|
$ |
1.46 |
|
|
|
|
|
|
总计 |
|
$ |
22.93 |
|
|
|
|
|
|
$ |
32.81 |
|
|
|
- 30 |
% |
|
$ |
24.67 |
|
|
|
|
|
|
$ |
33.07 |
|
|
|
- 25 |
% |
|
|
(1) |
根据我们的NGL桶的成分。 |
从2019年第三季度到2020年第三季度，现场价格导致收益减少2.22亿美元。未套期保值的已实现石油价格下降的主要原因是WTI指数价格下降。此外，每种产品的对冲现金结算量都有所减少。从截至2019年的9个月到截至2020年的9个月，现场价格导致收益减少10亿美元。未对冲的已实现石油、天然气和NGL价格下降的主要原因是WTI、Henry Hub和Mont Belvieu指数价格下降。这些减少被我们每种产品上有利的对冲现金结算部分抵消。
避险安置点
|
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
||||||||||||||||||
|
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
变化 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
变化 |
|
||||||
|
油 |
|
$ |
9 |
|
|
$ |
31 |
|
|
|
-71 |
% |
|
$ |
298 |
|
|
$ |
71 |
|
|
|
320 |
% |
|
天然气 |
|
|
4 |
|
|
|
22 |
|
|
|
-82 |
% |
|
|
40 |
|
|
|
24 |
|
|
|
67 |
% |
|
NGL |
|
|
(3 |
) |
|
|
18 |
|
|
|
-117 |
% |
|
|
5 |
|
|
|
33 |
|
|
|
-85 |
% |
|
现金结算总额(1) |
|
$ |
10 |
|
|
$ |
71 |
|
|
|
-86 |
% |
|
$ |
343 |
|
|
$ |
128 |
|
|
|
168 |
% |
|
|
(1) |
作为石油、天然气和天然气衍生产品的组成部分计入综合综合收益表。 |
生产费用
|
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
||||||||||||||||||
|
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
变化 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
变化 |
|
||||||
|
爱情 |
|
$ |
100 |
|
|
$ |
118 |
|
|
|
- 15 |
% |
|
$ |
334 |
|
|
$ |
342 |
|
|
|
- 2 |
% |
|
收集、加工、运输 |
|
|
125 |
|
|
|
112 |
|
|
|
+12 |
% |
|
|
378 |
|
|
|
332 |
|
|
|
+14 |
% |
|
生产税 |
|
|
42 |
|
|
|
58 |
|
|
|
- 28 |
% |
|
|
123 |
|
|
|
182 |
|
|
|
- 33 |
% |
|
财产税 |
|
|
4 |
|
|
|
6 |
|
|
|
- 35 |
% |
|
|
17 |
|
|
|
17 |
|
|
|
+3 |
% |
|
总计 |
|
$ |
271 |
|
|
$ |
294 |
|
|
|
- 8 |
% |
|
$ |
852 |
|
|
$ |
873 |
|
|
|
- 2 |
% |
|
Per Boe： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
爱情 |
|
$ |
3.32 |
|
|
$ |
3.90 |
|
|
|
- 15 |
% |
|
$ |
3.66 |
|
|
$ |
3.90 |
|
|
|
- 6 |
% |
|
收集、加工、运输 |
|
$ |
4.17 |
|
|
$ |
3.71 |
|
|
|
+13 |
% |
|
$ |
4.15 |
|
|
$ |
3.78 |
|
|
|
+10 |
% |
|
石油、天然气和天然气销售的百分比： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
生产税 |
|
|
6.2 |
% |
|
|
6.3 |
% |
|
|
- 2 |
% |
|
|
6.4 |
% |
|
|
6.5 |
% |
|
|
- 2 |
% |
33
目录
收集、加工和运输成本的增加九截至2019年的月份九截至2020年的几个月是由于销量增加和阿纳达科最低销量承诺，这些承诺将于2020年底到期。这些增长被石油、天然气和天然气销售下降导致的生产税下降所抵消。
场级现金利润率
如上所示，产量、现场价格和生产费用的变化对我们按资产划分的现场现金利润率产生了以下影响。
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
2020 |
|
|
每个京东方$ |
|
|
2019 |
|
|
每个京东方$ |
|
|
2020 |
|
|
每个京东方$ |
|
|
2019 |
|
|
每个京东方$ |
|
||||||||
|
字段级现金利润率(非GAAP) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
特拉华州盆地 |
$ |
236 |
|
|
$ |
16.52 |
|
|
$ |
284 |
|
|
$ |
24.42 |
|
|
$ |
602 |
|
|
$ |
14.16 |
|
|
$ |
785 |
|
|
$ |
24.42 |
|
|
粉河流域 |
|
47 |
|
|
$ |
18.63 |
|
|
|
63 |
|
|
$ |
27.12 |
|
|
|
121 |
|
|
$ |
16.45 |
|
|
|
173 |
|
|
$ |
28.55 |
|
|
鹰福特 |
|
61 |
|
|
$ |
14.66 |
|
|
|
100 |
|
|
$ |
24.02 |
|
|
|
170 |
|
|
$ |
12.54 |
|
|
|
349 |
|
|
$ |
26.44 |
|
|
阿纳达科盆地 |
|
56 |
|
|
$ |
6.72 |
|
|
|
157 |
|
|
$ |
14.08 |
|
|
|
143 |
|
|
$ |
5.62 |
|
|
|
537 |
|
|
$ |
16.03 |
|
|
其他 |
|
7 |
|
|
$ |
10.10 |
|
|
|
22 |
|
|
$ |
23.91 |
|
|
|
21 |
|
|
$ |
8.77 |
|
|
|
57 |
|
|
$ |
20.05 |
|
|
总计 |
$ |
407 |
|
|
$ |
13.59 |
|
|
$ |
626 |
|
|
$ |
20.73 |
|
|
$ |
1,057 |
|
|
$ |
11.58 |
|
|
$ |
1,901 |
|
|
$ |
21.66 |
|
由于大宗商品基准价格下降，我们的未套期保值实现价格每股BOE从截至2019年的9个月下降到截至2020年的9个月，降幅为34%。这些较低的变现已经对我们现场层面的现金利润率和其他业绩指标产生了负面影响。
DD&A与资产减值
|
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
||||||||||||||||||
|
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
变化 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
变化 |
|
||||||
|
每桶石油和天然气 |
|
$ |
9.22 |
|
|
$ |
11.70 |
|
|
|
- 21 |
% |
|
$ |
10.19 |
|
|
$ |
11.72 |
|
|
|
- 13 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
油气 |
|
$ |
276 |
|
|
$ |
352 |
|
|
|
- 22 |
% |
|
$ |
929 |
|
|
$ |
1,028 |
|
|
|
- 10 |
% |
|
其他财产和设备 |
|
|
23 |
|
|
|
29 |
|
|
|
- 19 |
% |
|
|
70 |
|
|
|
87 |
|
|
|
- 19 |
% |
|
总计 |
|
$ |
299 |
|
|
$ |
381 |
|
|
|
- 22 |
% |
|
$ |
999 |
|
|
$ |
1,115 |
|
|
|
- 10 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
资产减值 |
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
N/M |
|
|
$ |
2,666 |
|
|
$ |
— |
|
|
N/M |
|
||
2020年前9个月的资产减值为27亿美元，原因是大宗商品价格自2019年底以来大幅下降，主要原因是新冠肺炎大流行。有关其他信息，请参见注5在本报告的“第一部分--财务信息--财务报表”中。
与2019年前9个月相比，2020年前9个月的DD&A有所下降，主要是由于2020年第一季度记录的减值导致费率下降。这部分被2020年更高的销量所抵消。
一般和行政费用
|
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
||||||||||||||||||
|
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
变化 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
变化 |
|
||||||
|
劳动和福利(扣除补偿后的净额) |
|
$ |
46 |
|
|
$ |
67 |
|
|
|
- 32 |
% |
|
$ |
157 |
|
|
$ |
227 |
|
|
|
- 31 |
% |
|
非劳动 |
|
|
29 |
|
|
|
40 |
|
|
|
- 29 |
% |
|
|
99 |
|
|
|
129 |
|
|
|
- 23 |
% |
|
总计 |
|
$ |
75 |
|
|
$ |
107 |
|
|
|
- 30 |
% |
|
$ |
256 |
|
|
$ |
356 |
|
|
|
- 28 |
% |
劳动力和福利以及非劳动力费用的减少主要是由于持续的裁员和成本节约举措。其他举措正在进行中，目的是到2020年底将年化G&A费用减少约1亿美元。
34
目录
其他项目
|
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
||||||||||||||||||
|
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
收入变动 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
收入变动 |
|
||||||
|
商品对冲估值变动(1) |
|
$ |
(97 |
) |
|
$ |
56 |
|
|
$ |
(153 |
) |
|
$ |
(71 |
) |
|
$ |
(466 |
) |
|
$ |
395 |
|
|
营销和中游运营 |
|
|
(2 |
) |
|
|
16 |
|
|
|
(18 |
) |
|
|
(28 |
) |
|
|
48 |
|
|
|
(76 |
) |
|
勘探费 |
|
|
39 |
|
|
|
18 |
|
|
|
(21 |
) |
|
|
163 |
|
|
|
29 |
|
|
|
(134 |
) |
|
资产处置 |
|
|
— |
|
|
|
(1 |
) |
|
|
(1 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(48 |
) |
|
|
(48 |
) |
|
净融资成本 |
|
|
66 |
|
|
|
60 |
|
|
|
(6 |
) |
|
|
200 |
|
|
|
186 |
|
|
|
(14 |
) |
|
重组和交易成本 |
|
|
32 |
|
|
|
10 |
|
|
|
(22 |
) |
|
|
32 |
|
|
|
73 |
|
|
|
41 |
|
|
其他费用 |
|
|
— |
|
|
|
3 |
|
|
|
3 |
|
|
|
(35 |
) |
|
|
(12 |
) |
|
|
23 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(218 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
187 |
|
|
|
(1) |
作为石油、天然气和天然气衍生产品的组成部分计入综合综合收益表。 |
我们确认我们的石油、天然气和NGL衍生工具在每个报告期的公允价值变化。公允价值的变化源于每个期间发生的新头寸和结算，以及合同价格与相关远期曲线之间的关系。有关其他信息，请参见附注3在本报告的“第一部分--财务信息--财务报表”中。
与截至2019年的前9个月相比，截至2020年的前9个月，营销和中游业务减少了约7600万美元，主要原因是挑战2020年的宏观经济环境，以及2020年第一季度确认的下游产品库存减值为1700万美元。
与截至2019年的前九个月相比，截至2020年的前九个月的勘探费用增加了约1.34亿美元，这主要是由于2020年前九个月未经证实的资产减值1.49亿美元。有关其他信息，请参见注5在本报告的“第一部分--财务信息--财务报表”中。
德文郡在2020年第三季度确认了3200万美元的重组和交易成本，与裁员有关，以改善公司的成本结构，增强运营重点。德文郡在2019年前9个月确认了7300万美元的重组费用。有关其他信息，请参见注6在本报告的“第一部分--财务信息--财务报表”中。
35
目录
|
停产运营 |
运营结果--停产运营
这张桌子是。下面显示了所示时间段内停产运营的关键组件。停产业务包括德文郡于2019年6月出售的加拿大业务，以及德文郡于2020年10月1日出售的Barnett页岩资产。有关中断操作的其他信息，请参阅附注17在本报告的“第一部分--财务信息--财务报表”中。
|
|
|
三个月 |
|
|
截至9个月 |
|
||||||||||||||
|
|
|
九月三十日， |
|
|
六月三十日， |
|
|
九月三十日， |
|
|
九月三十日， |
|
|
九月三十日， |
|
|||||
|
|
|
2020 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|||||
|
石油、天然气和天然气销售 |
|
$ |
94 |
|
|
$ |
77 |
|
|
$ |
112 |
|
|
$ |
263 |
|
|
$ |
1,106 |
|
|
石油、天然气和天然气衍生物 |
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
(18 |
) |
|
$ |
— |
|
|
$ |
(113 |
) |
|
生产费用 |
|
$ |
66 |
|
|
$ |
74 |
|
|
$ |
74 |
|
|
$ |
214 |
|
|
$ |
525 |
|
|
资产减值 |
|
$ |
3 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
182 |
|
|
$ |
37 |
|
|
资产处置 |
|
$ |
— |
|
|
$ |
(2 |
) |
|
$ |
(35 |
) |
|
$ |
(2 |
) |
|
$ |
(222 |
) |
|
融资成本，净额 |
|
$ |
(1 |
) |
|
$ |
(1 |
) |
|
$ |
59 |
|
|
$ |
(3 |
) |
|
$ |
85 |
|
|
重组和交易成本 |
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
5 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
244 |
|
|
其他费用 |
|
$ |
26 |
|
|
$ |
(3 |
) |
|
$ |
8 |
|
|
$ |
19 |
|
|
$ |
17 |
|
|
所得税前非持续经营的收益(亏损) |
|
$ |
(2 |
) |
|
$ |
9 |
|
|
$ |
(39 |
) |
|
$ |
(150 |
) |
|
$ |
93 |
|
|
所得税优惠 |
|
$ |
(15 |
) |
|
$ |
— |
|
|
$ |
(12 |
) |
|
$ |
(47 |
) |
|
$ |
(285 |
) |
|
非持续经营净收益(亏损)，税后净额 |
|
$ |
13 |
|
|
$ |
9 |
|
|
$ |
(27 |
) |
|
$ |
(103 |
) |
|
$ |
378 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
生产(MMBoe)： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
巴尼特页岩 |
|
|
9 |
|
|
|
9 |
|
|
|
9 |
|
|
|
27 |
|
|
|
27 |
|
|
加拿大 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
19 |
|
|
总产量 |
|
|
9 |
|
|
|
9 |
|
|
|
9 |
|
|
|
27 |
|
|
|
46 |
|
|
实现价格，未套期保值(每桶)-Barnett页岩 |
|
$ |
10.94 |
|
|
$ |
8.89 |
|
|
$ |
12.27 |
|
|
$ |
9.89 |
|
|
$ |
13.25 |
|
|
实现价格，未套期保值(每BOE)-加拿大 |
|
不适用 |
|
|
不适用 |
|
|
不适用 |
|
|
不适用 |
|
|
$ |
38.98 |
|
||||
2020年第三季度与2020年第二季度
从2020年第二季度到2020年第三季度，非持续运营的净收益(税后净收益)增加了400万美元。这主要是由于大宗商品价格上涨导致第三季度天然气和天然气销售增加，以及2020年第三季度加拿大纳税义务的减少。这些净收益的增长被2020年第三季度确认的与Barnett页岩特许权使用费相关的2800万美元费用部分抵消。
2020年第三季度与2019年第三季度
从2019年第三季度到2020年第三季度，非持续运营的净收益(亏损)，税后净额增加了4000万美元。净收益增加的主要原因是2019年第三季度提前偿还债务的费用，因为德文郡利用加拿大资产剥离的一部分销售收益提前偿还了15亿美元的优先票据，2020年第三季度没有可比的费用。
2020年9月30日YTD与2019年9月30日YTD
截至2020年9月30日的前9个月，非连续性业务的净收益(亏损)除税净额与去年同期相比减少了4.81亿美元截至2019年9月30日的前9个月。净收益下降的主要原因是2019年第二季度剥离了Devon的加拿大业务，以及2020年面临挑战的宏观经济环境导致收入下降。此外，2020年包括我们Barnett页岩资产的1.82亿美元增量资产减值，主要与Barnett页岩销售协议的修订条款有关。
36
目录
资本资源、用途和流动性
现金的来源和用途
下表列出了截至2020年9月30日和2019年9月30日的三个月和九个月的现金和现金等价物的主要变化。
|
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
||||||||||
|
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
||||
|
持续运营的运营现金流 |
|
$ |
427 |
|
|
$ |
595 |
|
|
$ |
1,106 |
|
|
$ |
1,464 |
|
|
财产和设备的剥离 |
|
|
1 |
|
|
|
9 |
|
|
|
29 |
|
|
|
347 |
|
|
资本支出 |
|
|
(204 |
) |
|
|
(526 |
) |
|
|
(936 |
) |
|
|
(1,502 |
) |
|
购置财产和设备 |
|
|
— |
|
|
|
(5 |
) |
|
|
(5 |
) |
|
|
(28 |
) |
|
债务活动，净额 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(162 |
) |
|
普通股回购 |
|
|
— |
|
|
|
(561 |
) |
|
|
(38 |
) |
|
|
(1,746 |
) |
|
普通股分红 |
|
|
(43 |
) |
|
|
(35 |
) |
|
|
(119 |
) |
|
|
(106 |
) |
|
非控股权益的贡献 |
|
|
1 |
|
|
|
— |
|
|
|
12 |
|
|
|
— |
|
|
对非控股权益的分配 |
|
|
(4 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(10 |
) |
|
|
— |
|
|
其他 |
|
|
— |
|
|
|
(1 |
) |
|
|
(17 |
) |
|
|
(23 |
) |
|
现金、现金等价物和限制性现金净变化 停止运营带来的损失 |
|
|
50 |
|
|
|
(1,673 |
) |
|
|
31 |
|
|
|
966 |
|
|
现金、现金等价物和限制性现金净变化 |
|
$ |
228 |
|
|
$ |
(2,197 |
) |
|
$ |
53 |
|
|
$ |
(790 |
) |
|
期末现金、现金等价物和限制性现金 |
|
$ |
1,897 |
|
|
$ |
1,656 |
|
|
$ |
1,897 |
|
|
$ |
1,656 |
|
营运现金流
尽管我们的投资组合得到了增强，成本大幅降低，运营取得了进步，但我们的财务业绩继续受到大宗商品价格和史无前例的新冠肺炎疫情导致的宏观经济环境恶化的挑战。如上表所示，经营活动提供的现金净额仍然是资本和流动资金的重要来源。在截至2020年9月30日的三个月和九个月中，运营现金流为我们的所有资本支出和股息提供了资金。
财产和设备的剥离
在2019年的前9个月，我们以约3.47亿美元的价格出售了非核心美国资产，扣除常规收购价格调整后的价格。有关更多信息，请参阅附注2在本报告的“第一部分--财务信息--财务报表”中。
资本支出及购置物业和设备
下表中的数额反映了资本支出的现金支付，包括为上期发生的资本支出支付的现金。
|
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
||||||||||
|
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
||||
|
特拉华州盆地 |
|
$ |
147 |
|
|
$ |
263 |
|
|
$ |
560 |
|
|
$ |
733 |
|
|
粉河流域 |
|
|
24 |
|
|
|
98 |
|
|
|
155 |
|
|
|
214 |
|
|
鹰福特 |
|
|
17 |
|
|
|
39 |
|
|
|
153 |
|
|
|
147 |
|
|
阿纳达科盆地 |
|
|
2 |
|
|
|
88 |
|
|
|
20 |
|
|
|
325 |
|
|
其他 |
|
|
3 |
|
|
|
7 |
|
|
|
9 |
|
|
|
26 |
|
|
油气总量 |
|
|
193 |
|
|
|
495 |
|
|
|
897 |
|
|
|
1,445 |
|
|
中游 |
|
|
7 |
|
|
|
27 |
|
|
|
26 |
|
|
|
38 |
|
|
其他 |
|
|
4 |
|
|
|
4 |
|
|
|
13 |
|
|
|
19 |
|
|
资本支出总额 |
|
$ |
204 |
|
|
$ |
526 |
|
|
$ |
936 |
|
|
$ |
1,502 |
|
|
收购 |
|
$ |
— |
|
|
$ |
5 |
|
|
$ |
5 |
|
|
$ |
28 |
|
资本支出主要包括与我们的石油和天然气勘探和开发业务、中游业务和其他公司活动相关的金额。我们的资本计划旨在运营现金流或接近运营现金流。这是
37
目录
我们的运营现金流资金证明了这一点全我们的资本支出中三个月后 九截至的月份九月30,2020年。我们的资本投资计划是由注重回报的纪律严明的配置过程推动的。我们2020年的资本支出较低，主要是因为支出减少。我们的大部分资产。为了应对当前的宏观经济环境，我们将2020年的资本支出预期下调了约8亿美元，与最初的资本预算相比减少了45%。
债务活动
2019年前9个月，由于到期偿还6.30%的优先票据，我们的债务减少了1.62亿美元。
股东分配与股票活动
下表总结了我们在2020和2019年前9个月的普通股分红。从2020年第二季度开始，我们将季度股息提高了22%，达到每股0.11美元。我们此前从2019年第二季度开始将季度股息提高到每股0.09美元。
|
|
金额 |
|
|
每股费率 |
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|
截至2020年的季度： |
|
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|
|
|
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|
第一季度 |
$ |
34 |
|
|
$ |
0.09 |
|
|
第二季度 |
|
42 |
|
|
$ |
0.11 |
|
|
第三季度 |
|
43 |
|
|
$ |
0.11 |
|
|
年初至今合计 |
$ |
119 |
|
|
|
|
|
|
截至2019年的季度： |
|
|
|
|
|
|
|
|
第一季度 |
$ |
34 |
|
|
$ |
0.08 |
|
|
第二季度 |
|
37 |
|
|
$ |
0.09 |
|
|
第三季度 |
|
35 |
|
|
$ |
0.09 |
|
|
年初至今合计 |
$ |
106 |
|
|
|
|
|
我们根据我们董事会授权的股票回购计划，2020年前9个月以3800万美元回购了220万股普通股，2019年前9个月以17亿美元回购了6420万股普通股。有关其他信息，请参见附注16 在本报告的“第一部分--财务信息--财务报表”中。
非控制性利息的贡献和分配
在2020年前9个月，我们从我们在CDM的非控股权益中获得了1200万美元的捐款，并向我们在CDM的非控股权益分配了1000万美元。
38
目录
非持续经营的现金流
下表中的所有现金流与Devon于2019年6月出售的我们加拿大业务的活动以及Devon于2020年10月1日出售的Barnett Shale资产有关。
|
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
||||||||||
|
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
||||
|
加拿大纳税 |
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
(173 |
) |
|
$ |
— |
|
|
公司间外币资产/负债的结算 |
|
|
— |
|
|
|
(1 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(32 |
) |
|
其他 |
|
|
45 |
|
|
|
(93 |
) |
|
|
44 |
|
|
|
69 |
|
|
经营活动 |
|
|
45 |
|
|
|
(94 |
) |
|
|
(129 |
) |
|
|
37 |
|
|
剥离财产和设备-加拿大业务 |
|
|
2 |
|
|
|
7 |
|
|
|
2 |
|
|
|
2,608 |
|
|
剥离财产和设备-Barnett页岩资产 |
|
|
— |
|
|
|
(1 |
) |
|
|
170 |
|
|
|
— |
|
|
资本开支及其他 |
|
|
(1 |
) |
|
|
(11 |
) |
|
|
(1 |
) |
|
|
(136 |
) |
|
投资活动 |
|
|
1 |
|
|
|
(5 |
) |
|
|
171 |
|
|
|
2,472 |
|
|
债务活动，净额 |
|
|
— |
|
|
|
(1,552 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(1,552 |
) |
|
其他 |
|
|
— |
|
|
|
(19 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(27 |
) |
|
融资活动 |
|
|
— |
|
|
|
(1,571 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(1,579 |
) |
|
公司间外币资产/负债的结算 |
|
|
— |
|
|
|
1 |
|
|
|
— |
|
|
|
32 |
|
|
其他 |
|
|
4 |
|
|
|
(4 |
) |
|
|
(11 |
) |
|
|
4 |
|
|
汇率变动对现金的影响 |
|
|
4 |
|
|
|
(3 |
) |
|
|
(11 |
) |
|
|
36 |
|
|
现金、现金等价物和限制性现金净变化 *停止运营 |
|
$ |
50 |
|
|
$ |
(1,673 |
) |
|
$ |
31 |
|
|
$ |
966 |
|
2020年前9个月的运营现金流包括1.73亿美元的现金收入和加拿大与资产剥离相关的预扣税支付，也受到大宗商品价格下跌的负面影响。外币计价的公司间贷款活动导致2019年前9个月实现亏损3200万美元，原因是美元兑加元走强。上表中汇率变动对现金额度的影响有所抵消，因此对现金、现金等价物和限制性现金的净变化没有影响。2020年前九个月的投资现金流包括BKV的1.7亿美元存款资金，这是由于我们的Barnett页岩资产出售条款的修订。2019年6月27日，我们完成了加拿大业务的出售，收益为26亿美元。看见附注2 和附注17有关这些资产剥离的更多详情，请参阅本报告“第一部分财务信息--财务报表第1项”。
流动资金
勘探、开发和生产石油和天然气的业务是资本密集型的。由于石油、天然气和天然气储量是一种耗竭的资源，我们和所有上游运营商一样，必须不断进行资本投资，以增长甚至维持生产。一般来说，我们的资本投资集中在钻探和完成新油井，以及维持现有油井的产量。在机会主义时期，我们还从其他运营商或土地所有者手中收购业务和物业，以增强我们现有的资产组合。
从历史上看，我们资本资金和流动性的主要来源一直是我们的运营现金流、手头现金和资产剥离收益。此外，我们维持一个商业票据计划，由我们的循环信贷额度支持，可以根据需要进行访问，以补充运营现金流和现金余额。如果需要，我们还可以发行债务和股权证券，包括通过根据我们提交给美国证券交易委员会(SEC)的搁置登记声明进行交易。我们估计，我们的资本来源组合将继续足以满足本节讨论的计划资本需求。
从2020年第一季度开始，宏观经济环境显著恶化，造成极端波动，主要原因是新冠肺炎大流行引发的担忧。为了应对这种环境，我们将继续在我们的资本计划中保持灵活性，同时继续专注于保护我们的财务实力和保持运营的连续性。此外，我们正在采取措施，将年化生产、行政和融资费用总共减少3亿美元。
39
目录
营运现金流
决定我们计划的资本投资的关键输入是我们持有的现金数量和我们预计在未来一到三年或更长时间内产生的运营现金流。截至2020年第三季度末，我们持有约19亿美元的现金，其中包括1.9亿美元限制用于停产运营的现金。我们的运营现金流预测对许多变量很敏感，并包括一定程度的不确定性，因为这些变量的实际结果可能与我们的预期不同。
商品价格-我们运营现金流最不确定和最不稳定的变量是我们生产和销售的石油、天然气和NGL的价格。价格主要由当时的市场状况决定。区域和全球经济活动、天气和其他重大可变因素影响这些产品的市场状况。这些难以预测的因素造成了价格的波动，超出了我们的控制范围。
为了减轻价格固有的一些风险，我们利用各种衍生金融工具来保护我们的部分产品免受价格下行风险的影响。我们对我们的生产进行对冲，系统地提前几个季度进行对冲，使我们能够在与大宗商品价格波动相关的情况下保持纪律严明的风险管理计划。我们用利用有利市场条件的可自由支配的对冲来补充系统的对冲计划。我们目前约有30%的2021年石油产量进行了对冲，平均底价为38美元/桶，2021年天然气产量的约33%进行了对冲，平均底价为2.45美元/立方米。我们正在继续以市价建立2021年和2022年的对冲头寸。截至2020年9月30日，我们的石油、天然气和NGL衍生金融工具的关键条款在附注3在本报告“第一部分--财务信息--财务报表”中。
营业费用-商品价格还可以通过间接影响运营费用来影响我们的运营现金流。大宗商品价格的大幅下跌可能导致钻探和开发活动的减少。因此，人员、服务、设备和材料的需求和成本也可能会下降，随着服务和设备的价格下降，对我们的现金流产生积极影响。然而，在大宗商品价格上涨期间，情况通常也是相反的。
在较低的实现价格、利润率和资本投资的推动下，我们已经开始采取措施，将我们的年化生产和管理费用总共减少2.25亿美元。我们预计，随着我们为当前的活动水平量身定做我们的劳动力和运营，这些年化节省将是可持续的。
信用损失--我们的经营性现金流也以多种方式面临信用风险。这包括与购买我们的石油、天然气和NGL产品的客户相关的信用风险，向我们的共同利益合作伙伴收取他们在我们运营的项目上按比例分摊的支出的应收账款，以及我们的衍生品金融合同的交易对手。我们利用各种机制来限制我们对客户、合作伙伴和交易对手信用风险的敞口。这些机制包括，在某些条件下，要求信用证、预付款或抵押品寄存，以及我们协议允许的其他保护。
财产和设备的剥离和特别股息
我们于2020年10月1日完成了对Barnett Shale的资产剥离，扣除收购价格调整，包括2020年第二季度收到的1.7亿美元押金，我们获得了约4.9亿美元的收益。
我们的董事会批准了2020年10月1日支付的总计约1亿美元的每股0.26美元的特别股息。
资本支出
为了应对当前的宏观经济环境，我们将2020年的资本支出预期下调了约8亿美元，与最初的资本预算相比减少了45%。我们2020年第四季度的勘探和开发预算预计在1.6亿美元到2亿美元之间。随着经济因素的变化，我们将继续灵活对待我们的资本计划。
债务回购
我们的董事会已经批准了一项15亿美元的债务回购计划。回购将视市场情况而定，可能通过公开市场购买、投标报价或其他交易结构进行。回购预计将产生7500万美元的年化融资成本节约。
40
目录
信贷可获得性
截至2020年9月30日，我们的高级信贷安排下约有30亿美元的可用借款能力。根据我们的商业票据计划，这项信贷安排支持我们30亿美元的短期信贷。截至2020年9月30日，我们的商业票据计划没有借款，我们遵守了高级信贷安排的财务契约。
债务评级
我们接受美国主要评级机构的债务评级。在确定我们的债务评级时，这些机构考虑了许多定性和定量项目，包括但不限于大宗商品定价水平、我们的流动性、资产质量、储备组合、债务水平、成本结构、计划中的资产出售和生产增长机会。我们来自标准普尔金融服务公司的信用评级为BBB-，前景稳定。我们来自惠誉的信用评级为BBB，前景乐观。穆迪投资者服务公司对我们的信用评级为Ba1，展望为稳定。任何评级下调都可能导致根据某些合同安排发布额外的信用证或现金抵押品。
对等战略合并
2020年9月26日，德文郡和WPX达成合并协议，合并为全股票对等合并交易，预计将于2021年第一季度完成。这一战略组合加速了我们向现金返还业务模式的过渡，这种模式缓和了增长，强调了资本效率，并将现金优先分配给股东。合并完成后生效，德文郡打算实施固定加可变股息战略。除了保持固定的季度股息外，未来的可变股息可能高达超额季度自由现金流的50%，前提是满足某些标准。在计算可变股息时，超额自由现金流量是以经营活动的净现金减去资本支出和固定的季度现金股利为基础的。预计合并还将从运营和企业协同效应中创造价值，并降低融资成本。
关键会计估计
所得税
所记录的所得税金额需要解释联邦、州、省和外国税收管辖区的复杂规则和条例。我们根据本期的估计应纳税所得额和适用的法定税率确认当期税费。我们定期评估潜在的不确定税收头寸，如果需要，估计并建立此类金额的应计项目。我们已经确认了暂时性差异、营业亏损和其他税收结转的递延税项资产和负债。我们通常评估我们的递延税项资产，如果我们认为部分或全部递延税项资产更有可能无法变现，我们会通过估值津贴来减少此类资产。由于大宗商品价格环境前所未有的低迷以及由此导致的资产减值，截至2020年3月31日，德文郡拥有大量递延税项资产。因此，我们重新评估了我们的递延税项资产在未来期间的变现能力，并在2020年第一季度将我们的递延税项净资产计入了100%的估值拨备。 截至2020年9月30日，我们仍处于全额估值津贴头寸。
长期资产的估值
经营中使用的长期资产，包括已探明和未探明的油气资产，每年或每当事实和环境变化表明资产集团预计未来现金流可能大幅恶化时进行折旧和减值评估。对于DD&A计算和减值评估，管理层根据对存在可识别现金流的最低水平(“共同经营领域”)的判断评估对个别资产进行分组，该可识别现金流在很大程度上独立于其他资产组的现金流。
管理层通过既定的流程评估资产减值，在该流程中，对重大假设(如价格、数量和未来发展计划)的变化进行审查。经审核后，如未贴现税前现金流量总和低于资产组的账面价值，账面价值减记至估计公允价值。由于长期资产通常缺乏报价市场价格，因此减值资产的公允价值通常是根据预期未来现金流的现值，使用被认为与主要市场参与者使用的贴现率一致的贴现率来确定的。用于减值审核和相关公允价值计算的预期未来现金流量通常基于对未来产量、商品价格、运营成本和资本投资计划的判断评估，并考虑到审核日期的所有可用信息。用于减值审查的预期未来现金流包括与已探明产量和经风险调整的已探明未开发、可能和可能储量相关的未来产量。
41
目录
除了对储量和未来产量的风险调整估计外，未来大宗商品价格是未贴现税前现金流可变性的最大驱动因素。对于我们的减值决定，我们历来使用NYMEX前五年的远期带钢价格，并对随后几年采用内部生成的价格预测。为了应对新冠肺炎疫情，纽约商品交易所远期市场变得高度缺乏流动性，2021年以后的交易量大幅减少就是明证。因此，我们改变了价格预测假设，以执行2020年3月31日的减值计算。具体地说，我们用信誉良好的投资银行和油藏工程公司发布的价格预测补充了NYMEX远期条带价格，以估计我们截至2020年3月31日的未来收入。
我们还通过使用一种类似于近期历史的将成本变动与价格变动相关联的方法来估计和提升或降低未来的资本和运营成本。为了衡量已指示的减值，我们使用基于市场的加权平均资本成本来贴现未来的净现金流。任何准备金或基于市场的假设的变化都可能严重影响对未贴现和贴现的税前现金流量的估计，并影响减值的确认和金额。
新冠肺炎疫情造成的需求减少和欧佩克对产量水平的管理导致西德克萨斯中质原油价格在2020年第一季度下降了60%以上。因此，我们将计划中的2020年资本投资减少了45%。由于大宗商品价格大幅下降和近期投资减少，截至2020年3月31日，我们对所有油气田进行了减值评估，确认了总计28亿美元的已探明和未探明减值。减值与我们的阿纳达科盆地和落基山脉油田有关，我们的基础包括分别于2016年和2015年完成的收购，当时大宗商品价格远高于目前。
我们评估了截至2020年6月30日和2020年9月30日的Eagle Ford资产的减值，使用的方法与我们在2020年第一季度对所有油田和气田的减值评估应用的方法相同。截至2020年9月30日，我们的鹰福特资产的未贴现现金流总和超过了账面价值，表明没有减值。此外，由于石油定价的改善，从2020年3月31日到2020年9月30日，缓冲大幅增加。如果价格大幅恶化和/或管理层降低了对Eagle Ford油田的计划资本投资，我们的Eagle Ford资产可能会受到资本化成本的重大减值。
商誉
我们每年在10月31日测试商誉的减值，如果事件或情况变化要求商誉的账面价值可能无法收回，我们会更频繁地测试商誉的减值。我们进行定性评估，以确定商誉的公允价值是否比其账面价值更有可能低于其账面价值。作为我们定性评估的一部分，我们考虑了总体宏观经济、行业和市场状况、成本因素的变化、实际和预期的财务业绩、管理层、战略或客户的重大变化以及股票业绩。如果定性评估确定需要进行商誉减值量化测试，则将公允价值与账面价值进行比较。如果公允价值低于账面价值，将就账面金额超过公允价值的金额确认减值费用。由于没有报价的市场价格，公允价值是根据包括可比公司和交易以及支付的保费在内的估值分析来估计的。
由于我们普通股的交易价格在2020年第一季度因应新冠肺炎疫情而下跌了73%，因此我们在2020年3月31日进行了商誉减值测试。虽然自我们上次减值评估以来，缓冲大幅收窄，但我们得出的结论是，截至2020年3月31日，不需要减值。2020年3月31日，测试中包括的两个最关键的判断是用于确定Devon市值和控制溢价的时期。对于截至2020年3月31日进行的测试，我们使用2020年3月下旬三分之二的平均普通股价格计算出我们的市值，以与欧佩克+关键会议后一个季度的时间以及新冠肺炎被正式归类为大流行的日期保持一致。我们根据最近的可比市场交易应用了控制溢价。
在2020年第一季度结束后，德文郡的普通股价格在第二季度和第三季度上涨了约37%，但仍明显低于我们在2020年第一季度经历事件之前的平均交易价格。虽然我们的普通股价格和大宗商品价格正处于高度波动时期，但大宗商品价格持续低迷将对我们对未来经营业绩的估计产生不利影响，这可能会导致未来的商誉减值，因为这可能会对我们的业务现金流产生潜在影响。商誉减值对流动性或资本资源没有影响。然而，这将对我们在确认的期间内的运营结果产生不利影响。
有关我们的关键会计政策和估计的更多信息，请参阅我们的Form 10-K 2019年年报.
42
目录
非GAAP衡量标准
我们在本项目2的“2020年业绩概览”中提及“德文郡应占核心收益(亏损)”和“德文郡应占核心收益(亏损)”，这两项并非GAAP要求或根据GAAP呈报。这些非GAAP衡量标准不是GAAP衡量标准的替代品，不应单独考虑，也不应作为我们根据GAAP报告的结果分析的替代品。可归因于德文郡的核心收益(亏损)以及每股金额代表净收益，不包括某些非现金和证券分析师在公布的对我们财务业绩的估计中通常不包括的其他项目。有关我们的Barnett页岩资产和加拿大业务中断运营结果的更多信息，请参见附注17在本报告的“第一部分--财务信息--财务报表”中。我们的非GAAP衡量标准通常用作季度业绩衡量标准。不包括的金额与资产处置有关，非现金资产减值(包括非现金未经证实的资产减值)递延税项资产估值津贴，与提前偿还债务相关的费用，衍生金融工具和外币的公允价值变化，税收立法的变化，以及与裁员相关的重组和交易成本，在注6.
我们相信，这些非GAAP衡量标准便于将我们的业绩与证券分析师公布的收益预期进行比较。我们还相信，这些非GAAP衡量标准可以方便地比较我们在不同时期的表现以及与我们同行的表现。
43
目录
下面是可归因于德文郡的核心收益和每股核心收益与可比的GAAP衡量标准的对账。
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
税前 |
|
|
税后 |
|
|
在非控股权益之后 |
|
|
每股稀释股份 |
|
|
税前 |
|
|
税后 |
|
|
在非控股权益之后 |
|
|
每股稀释股份 |
|
||||||||
|
2020 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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|
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|
|
|
|
|
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|
持续运营 |
|
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|
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|
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|
|
|
|
|
可归因于德文郡的亏损(GAAP) |
$ |
(193 |
) |
|
$ |
(103 |
) |
|
$ |
(105 |
) |
|
$ |
(0.29 |
) |
|
$ |
(2,980 |
) |
|
$ |
(2,470 |
) |
|
$ |
(2,475 |
) |
|
$ |
(6.58 |
) |
|
调整： |
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|
|
|
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|
|
|
|
|
|
资产和勘探减值 |
|
36 |
|
|
|
29 |
|
|
|
29 |
|
|
|
0.08 |
|
|
|
2,816 |
|
|
|
2,178 |
|
|
|
2,178 |
|
|
|
5.80 |
|
|
递延税项资产估值免税额 |
|
— |
|
|
|
(5 |
) |
|
|
(5 |
) |
|
|
(0.01 |
) |
|
|
— |
|
|
|
252 |
|
|
|
252 |
|
|
|
0.65 |
|
|
金融工具的公允价值变动 |
|
97 |
|
|
|
74 |
|
|
|
74 |
|
|
|
0.19 |
|
|
|
71 |
|
|
|
55 |
|
|
|
55 |
|
|
|
0.14 |
|
|
税法的改变 |
|
— |
|
|
|
(43 |
) |
|
|
(43 |
) |
|
|
(0.11 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(105 |
) |
|
|
(105 |
) |
|
|
(0.27 |
) |
|
重组和交易成本 |
|
32 |
|
|
|
25 |
|
|
|
25 |
|
|
|
0.07 |
|
|
|
32 |
|
|
|
25 |
|
|
|
25 |
|
|
|
0.06 |
|
|
可归因于德文郡的核心损耗(非GAAP) |
$ |
(28 |
) |
|
$ |
(23 |
) |
|
$ |
(25 |
) |
|
$ |
(0.07 |
) |
|
$ |
(61 |
) |
|
$ |
(65 |
) |
|
$ |
(70 |
) |
|
$ |
(0.20 |
) |
|
停产运营 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
可归因于德文郡的收益(亏损)(GAAP) |
$ |
(2 |
) |
|
$ |
13 |
|
|
$ |
13 |
|
|
$ |
0.04 |
|
|
$ |
(150 |
) |
|
$ |
(103 |
) |
|
$ |
(103 |
) |
|
$ |
(0.27 |
) |
|
调整： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
资产处置 |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(2 |
) |
|
|
(1 |
) |
|
|
(1 |
) |
|
|
(0.00 |
) |
|
资产减值 |
|
3 |
|
|
|
3 |
|
|
|
3 |
|
|
|
0.00 |
|
|
|
182 |
|
|
|
143 |
|
|
|
143 |
|
|
|
0.37 |
|
|
外币及其他公允价值变动 |
|
(2 |
) |
|
|
(3 |
) |
|
|
(3 |
) |
|
|
(0.01 |
) |
|
|
4 |
|
|
|
2 |
|
|
|
2 |
|
|
|
0.01 |
|
|
可归因于德文郡的核心收益(亏损)(非GAAP) |
$ |
(1 |
) |
|
$ |
13 |
|
|
$ |
13 |
|
|
$ |
0.03 |
|
|
$ |
34 |
|
|
$ |
41 |
|
|
$ |
41 |
|
|
$ |
0.11 |
|
|
总计 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
可归因于德文郡的亏损(GAAP) |
$ |
(195 |
) |
|
$ |
(90 |
) |
|
$ |
(92 |
) |
|
$ |
(0.25 |
) |
|
$ |
(3,130 |
) |
|
$ |
(2,573 |
) |
|
$ |
(2,578 |
) |
|
$ |
(6.85 |
) |
|
调整： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
持续运营 |
|
165 |
|
|
|
80 |
|
|
|
80 |
|
|
|
0.22 |
|
|
|
2,919 |
|
|
|
2,405 |
|
|
|
2,405 |
|
|
|
6.38 |
|
|
停产运营 |
|
1 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(0.01 |
) |
|
|
184 |
|
|
|
144 |
|
|
|
144 |
|
|
|
0.38 |
|
|
可归因于德文郡的核心损耗(非GAAP) |
$ |
(29 |
) |
|
$ |
(10 |
) |
|
$ |
(12 |
) |
|
$ |
(0.04 |
) |
|
$ |
(27 |
) |
|
$ |
(24 |
) |
|
$ |
(29 |
) |
|
$ |
(0.09 |
) |
|
2019 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
持续运营 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
可归因于德文郡的收益(亏损)(GAAP) |
$ |
190 |
|
|
$ |
136 |
|
|
$ |
136 |
|
|
$ |
0.34 |
|
|
$ |
(88 |
) |
|
$ |
(91 |
) |
|
$ |
(91 |
) |
|
$ |
(0.22 |
) |
|
调整： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
资产处置 |
|
(1 |
) |
|
|
(1 |
) |
|
|
(1 |
) |
|
|
(0.00 |
) |
|
|
(48 |
) |
|
|
(37 |
) |
|
|
(37 |
) |
|
|
(0.09 |
) |
|
资产和勘探减值 |
|
14 |
|
|
|
11 |
|
|
|
11 |
|
|
|
0.03 |
|
|
|
16 |
|
|
|
13 |
|
|
|
13 |
|
|
|
0.03 |
|
|
递延税项资产估值免税额 |
|
— |
|
|
|
4 |
|
|
|
4 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
|
2 |
|
|
|
2 |
|
|
|
0.00 |
|
|
金融工具的公允价值变动 |
|
(57 |
) |
|
|
(44 |
) |
|
|
(44 |
) |
|
|
(0.11 |
) |
|
|
465 |
|
|
|
358 |
|
|
|
358 |
|
|
|
0.86 |
|
|
重组和交易成本 |
|
10 |
|
|
|
8 |
|
|
|
8 |
|
|
|
0.02 |
|
|
|
73 |
|
|
|
57 |
|
|
|
57 |
|
|
|
0.14 |
|
|
可归因于德文郡的核心收益(非GAAP) |
$ |
156 |
|
|
$ |
114 |
|
|
$ |
114 |
|
|
$ |
0.29 |
|
|
$ |
418 |
|
|
$ |
302 |
|
|
$ |
302 |
|
|
$ |
0.72 |
|
|
停产运营 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
可归因于德文郡的收益(亏损)(GAAP) |
$ |
(39 |
) |
|
$ |
(27 |
) |
|
$ |
(27 |
) |
|
$ |
(0.07 |
) |
|
$ |
93 |
|
|
$ |
378 |
|
|
$ |
378 |
|
|
$ |
0.91 |
|
|
调整： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
资产处置 |
|
(35 |
) |
|
|
(20 |
) |
|
|
(20 |
) |
|
|
(0.05 |
) |
|
|
(222 |
) |
|
|
(479 |
) |
|
|
(479 |
) |
|
|
(1.16 |
) |
|
资产和勘探减值 |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
0.00 |
|
|
|
37 |
|
|
|
27 |
|
|
|
27 |
|
|
|
0.07 |
|
|
递延税项资产估值免税额 |
|
— |
|
|
|
(4 |
) |
|
|
(4 |
) |
|
|
(0.01 |
) |
|
|
— |
|
|
|
23 |
|
|
|
23 |
|
|
|
0.05 |
|
|
提前清偿债务 |
|
58 |
|
|
|
45 |
|
|
|
45 |
|
|
|
0.11 |
|
|
|
58 |
|
|
|
45 |
|
|
|
45 |
|
|
|
0.11 |
|
|
金融工具和外币及其他公允价值变动 |
|
(6 |
) |
|
|
(9 |
) |
|
|
(9 |
) |
|
|
(0.02 |
) |
|
|
(29 |
) |
|
|
(32 |
) |
|
|
(32 |
) |
|
|
(0.08 |
) |
|
重组和交易成本 |
|
5 |
|
|
|
4 |
|
|
|
4 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
244 |
|
|
|
178 |
|
|
|
178 |
|
|
|
0.44 |
|
|
可归因于德文郡的核心收益(亏损)(非GAAP) |
$ |
(17 |
) |
|
$ |
(11 |
) |
|
$ |
(11 |
) |
|
$ |
(0.03 |
) |
|
$ |
181 |
|
|
$ |
140 |
|
|
$ |
140 |
|
|
$ |
0.34 |
|
|
总计 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
可归因于德文郡的收益(GAAP) |
$ |
151 |
|
|
$ |
109 |
|
|
$ |
109 |
|
|
$ |
0.27 |
|
|
$ |
5 |
|
|
$ |
287 |
|
|
$ |
287 |
|
|
$ |
0.69 |
|
|
调整： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
持续运营 |
|
(34 |
) |
|
|
(22 |
) |
|
|
(22 |
) |
|
|
(0.05 |
) |
|
|
506 |
|
|
|
393 |
|
|
|
393 |
|
|
|
0.94 |
|
|
停产运营 |
|
22 |
|
|
|
16 |
|
|
|
16 |
|
|
|
0.04 |
|
|
|
88 |
|
|
|
(238 |
) |
|
|
(238 |
) |
|
|
(0.57 |
) |
|
可归因于德文郡的核心收益(非GAAP) |
$ |
139 |
|
|
$ |
103 |
|
|
$ |
103 |
|
|
$ |
0.26 |
|
|
$ |
599 |
|
|
$ |
442 |
|
|
$ |
442 |
|
|
$ |
1.06 |
|
44
目录
EBITDAX和现场级现金利润率
为了评估我们资产的表现，我们使用EBITDAX和现场现金保证金。我们将EBITDAX计算为扣除所得税支出、融资成本、净额、勘探费用、DD&A、资产减值、资产处置损益、基于非现金股份的薪酬、衍生工具和金融工具的非现金估值变化、重组和交易成本、贴现负债增加以及其他与我们正常运营无关的项目前的持续经营净收益。油田级现金利润率按石油、天然气和天然气销售减去生产费用计算。生产费用包括租赁经营费、采集费、加工费和运输费，以及生产税和财产税。
我们从EBITDAX中剔除融资成本，以评估我们的经营业绩，而不考虑我们的融资方式或资本结构。勘探费用和资产处置损益不包括在EBITDAX中，因为它们通常不是特定报告期的运营效率指标。DD&A和减值不包括在EBITDAX中，因为资本支出是在发生资本成本时评估的。我们从EBITDAX中剔除基于股份的薪酬、估值变化、重组和交易成本、贴现负债的增加和其他项目，因为它们不被视为资产运营业绩的衡量标准。
我们相信EBITDAX和实地现金利润率为评估我们各时期的经营和财务表现提供了有用的信息。德文郡定义的EBITDAX和现场现金利润率可能无法与其他公司使用的类似名称的衡量标准相比较，应该与持续经营的净收益一起考虑。
下面是净收益与EBITDAX的对账，以及与现场现金利润率的进一步对账。
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
||||||||||
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
||||
|
净收益(亏损)(GAAP) |
$ |
(90 |
) |
|
$ |
109 |
|
|
$ |
(2,573 |
) |
|
$ |
287 |
|
|
非持续经营净(收益)亏损，税后净额 |
|
(13 |
) |
|
|
27 |
|
|
|
103 |
|
|
|
(378 |
) |
|
融资成本，净额 |
|
66 |
|
|
|
60 |
|
|
|
200 |
|
|
|
186 |
|
|
所得税费用(福利) |
|
(90 |
) |
|
|
54 |
|
|
|
(510 |
) |
|
|
3 |
|
|
勘探费 |
|
39 |
|
|
|
18 |
|
|
|
163 |
|
|
|
29 |
|
|
折旧、损耗和摊销 |
|
299 |
|
|
|
381 |
|
|
|
999 |
|
|
|
1,115 |
|
|
资产减值 |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
2,666 |
|
|
|
— |
|
|
资产处置 |
|
— |
|
|
|
(1 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(48 |
) |
|
股份薪酬 |
|
19 |
|
|
|
20 |
|
|
|
58 |
|
|
|
64 |
|
|
衍生工具及金融工具非现金估值变动 |
|
97 |
|
|
|
(57 |
) |
|
|
71 |
|
|
|
464 |
|
|
重组和交易成本 |
|
32 |
|
|
|
10 |
|
|
|
32 |
|
|
|
73 |
|
|
对贴现负债和其他负债的增值 |
|
— |
|
|
|
5 |
|
|
|
(35 |
) |
|
|
(10 |
) |
|
EBITDAX(非GAAP) |
|
359 |
|
|
|
626 |
|
|
|
1,174 |
|
|
|
1,785 |
|
|
营销和中游收入和费用，净额 |
|
2 |
|
|
|
(16 |
) |
|
|
28 |
|
|
|
(48 |
) |
|
商品衍生品现金结算 |
|
(10 |
) |
|
|
(71 |
) |
|
|
(343 |
) |
|
|
(128 |
) |
|
一般和行政费用，以现金为基础 |
|
56 |
|
|
|
87 |
|
|
|
198 |
|
|
|
292 |
|
|
现场级现金利润率(非GAAP) |
$ |
407 |
|
|
$ |
626 |
|
|
$ |
1,057 |
|
|
$ |
1,901 |
|
45
目录
第三项。关于市场风险的定量和定性披露
商品价格风险
截至2020年9月30日，我们拥有的大宗商品衍生品占我们2020年最后三个月以及2021年和2022年预计产量的一部分。我们开放的石油、天然气和NGL衍生金融工具的关键术语在附注3 在本报告的“第一部分--财务信息--财务报表”中。
我们商品衍生品的公允价值主要由相关价格指数的远期曲线决定。截至2020年9月30日，与我们的大宗商品衍生品工具相关的远期曲线发生10%的变化，将使我们的净头寸增加约1.31亿美元。
利率风险
截至2020年9月30日，我们的总债务为43亿美元。我们所有的债务都是以平均6.0%的固定利率为基础的。
外币风险
截至2020年9月30日，我们没有实质性的外汇风险。
第四项。管制和程序
披露控制和程序
我们已经建立了披露控制和程序，以确保与德文公司(包括其合并子公司)有关的重要信息被认证德文公司财务报告的官员以及其他高级管理层成员和董事会所知。
根据他们的评估，我们的主要高管和主要财务官得出结论，我们的披露控制和程序(如1934年“证券交易法”下的规则13a-15(E)和15d-15(E)中定义的)已于2020年9月30日生效，以确保Devon在其根据1934年“证券交易法”提交或提交的报告中要求披露的信息在SEC规则和表格指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告。
财务报告内部控制的变化
我们的财务报告内部控制在最近一个会计季度内没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
46
目录
第二部分：其他信息
第(1)项。法律程序
我们卷入了各种与我们业务相关的法律诉讼。然而，据我们所知，截至本报告日期，我们作为一方或我们的任何财产都没有重大的待决法律程序。
请看我们的Form 10-K 2019年年报和其他美国证券交易委员会(SEC)文件，以获取更多信息。
项目71A。危险因素
除了下面讨论的与合并相关的风险和我们的表格10-Q季度报告截至2020年3月31日止季度，第1a项所载资料并无重大变动。“风险因素”在我们的Form 10-K 2019年年报.
与合并有关的风险
我们可能无法实现合并的预期收益，任何未能成功整合Devon和WPX的业务和运营都可能对我们未来的业绩产生不利影响。
合并的成功将取决于合并后的公司以实现预期的协同效应和利益的方式合并德文和WPX业务的能力。如果合并后的公司不能成功实现这些协同效应，或者实现这些协同效应的成本大于预期，那么合并的预期收益可能无法完全实现或根本无法实现，或者可能需要比预期更长的时间才能实现。
我们和WPX一直在运营，在合并完成之前，我们将继续独立运营。不能保证我们的业务能够成功整合。整合过程可能会导致Devon关键员工或WPX关键员工的流失、客户流失、我们或WPX正在进行的业务中断、标准、控制程序和政策不一致、意外的集成问题、高于预期的整合成本以及整个完成后整合过程的时间比最初预期的更长。此外，合并后的公司董事会和管理团队将由Devon和WPX各自的董事和员工(视情况适用)组成。将每家公司的董事会和管理团队合并为一个董事会和一个管理团队可能需要协调不同的优先事项和战略理念，这可能不会成功，或者需要比预期更长的时间。
我们在合并协议中受到某些限制，这些限制可能会阻碍我们在合并完成之前的运营，我们可能会因为合并而成为证券集体诉讼和衍生品诉讼的目标。
无论合并是否完成，即将进行的合并都可能扰乱我们目前的计划和运营，这可能会对我们的业务运营和财务业绩产生不利影响。在合并的悬而未决期间，合并协议一般要求我们在正常过程中在所有重要方面运营我们的业务，并在此期间不从事特定类型的行动，在每种情况下均受某些例外情况的限制。如果延迟完成合并，这些限制可能会在很长一段时间内生效，这可能会延误或阻止我们进行如果没有合并协议，我们可能会追求或有效应对竞争压力或行业发展的商机。
此外，与上市公司的合并和收购有关的诉讼很常见，无论与索赔有关的任何是非曲直。针对这些索赔进行辩护可能会导致大量成本，并分散管理时间和资源。不利的判决可能会导致金钱损失。此外，如果原告成功获得禁止完成合并的禁制令，该禁制令可能会延误或阻止合并完成，这可能会对我们的业务、经营业绩和财务状况造成不利影响。
合并协议可能会终止，这可能会对我们产生负面影响。
合并受若干条件约束，这些条件必须在合并完成前满足或放弃(在允许的范围内)。完成合并的这些条件，其中一些是我们无法控制的，可能不能及时或根本不被满足或免除，因此，合并可能会被推迟或无法完成。合并协议还包含Devon和WPX的某些终止权，包括如果合并没有在2021年3月26日前完成，并进一步规定，在某些情况下合并协议终止时，我们可能需要向WPX支付相当于7500万美元的终止费。
如果合并没有完成，我们正在进行的业务可能会受到不利影响，而没有意识到完成合并的任何好处，我们可能会经历一些负面影响，包括：(I)可能会经历负面影响：
47
目录
(Ii)我们仍须支付与合并有关的若干重大成本，例如法律、会计及其他顾问费及印刷费；及(Iii)与合并有关的事宜(包括整合规划)需要我们管理层投入大量时间及资源，这可能会分散我们管理层对持续业务运作及寻求其他可能对我们有利的机会的注意力。
第二项。未登记的股权证券销售和收益的使用
下表提供了我们在2020年第三季度购买我们普通股的信息(以千股为单位)。
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期间 |
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总数量： 购买的股份：(1) |
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平均价格 每股支付股息 |
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作为公开宣布的计划或计划的一部分购买的股票总数(2) |
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根据计划或计划可能尚未购买的股票的最高美元价值。(2) |
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7月1日-7月31日 |
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5 |
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$ |
10.80 |
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— |
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$ |
962 |
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8月1日-8月31日 |
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1 |
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$ |
12.64 |
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— |
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|
$ |
962 |
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9月1日-9月30日 |
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66 |
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$ |
9.43 |
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— |
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|
$ |
962 |
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总计 |
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72 |
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$ |
9.58 |
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— |
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(1) |
这些金额反映了我们从员工那里收到的用于支付归属交易预扣个人所得税的份额。 |
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(2) |
2019年12月17日，我们宣布了一项10亿美元的股票回购计划，到期日为2020年12月31日。截至2020年9月30日，我们以3800万美元，或每股16.85美元的价格回购了220万股普通股。根据我们的股份回购程序。德文郡已经暂时暂停了股票回购计划。如果德文郡根据该计划恢复股票回购，这种回购可能会在公开市场或私下交易中进行。有关其他信息，请参见附注16在本报告“第一部分--财务信息--财务报表”中。 |
根据德文计划，符合条件的员工通过投资德文股票基金(Devon Stock Fund)购买我们普通股的股票，该基金由独立受托人管理。符合条件的员工在2020年第三季度按当时的股价购买了约4,500股我们的普通股，这些股票是通过他们在股票基金中的所有权持有的。我们通过公开市场购买获得了根据德文计划出售的普通股的股份。
第三项。高级证券违约
不适用。
第四项。矿场安全资料披露
不适用。
第五项。其他资料
不适用。
48
目录
项目6.EXhibit
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陈列品 数 |
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描述 |
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2.1 |
合并协议和计划，日期为2020年9月26日，由Devon Energy Corporation、East Merge Sub，Inc.和WPX Energy，Inc.(通过引用附件2.1并入2020年9月28日提交的注册人表格8-K；档案号001-32318). |
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10.1 |
支持协议，日期为2020年9月26日，由Devon Energy Corporation和EnCap Investments L.P.(通过引用附件10.1并入2020年9月28日提交的注册人表格8-K；文件号001-32318). |
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10.2* |
聘书协议，日期为2020年9月26日，由Devon Energy Corporation和David A.Hager(通过引用附件10.2并入2020年9月28日提交的注册人表格8-K；文件号001-32318). |
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10.3* |
聘书协议，日期为2020年9月26日，由Devon Energy Corporation和Richard E.Muncrief(通过引用附件10.3并入2020年9月28日提交的注册人表格8-K；文件号001-32318). |
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10.4* |
聘书协议，日期为2020年9月26日，由Devon Energy Corporation和Clay M.Gaspar(通过引用附件10.4并入2020年9月28日提交的注册人表格8-K；文件号001-32318). |
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10.5* |
聘书协议，日期为2020年9月26日，由德文能源公司(Devon Energy Corporation)和丹尼斯·C·卡梅伦(Dennis C.Cameron)(通过引用附件10.5并入2020年9月28日提交的注册人表格8-K；文件号001-32318). |
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31.1 |
根据2002年“萨班斯-奥克斯利法案”第302条认证首席执行官。 |
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31.2 |
根据2002年“萨班斯-奥克斯利法案”第302条认证首席财务官。 |
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32.1 |
根据2002年“萨班斯-奥克斯利法案”第906条认证首席执行官。 |
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32.2 |
根据2002年“萨班斯-奥克斯利法案”第906条认证首席财务官。 |
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101.INS |
内联XBRL实例文档-XBRL实例文档不会显示在交互式数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。 |
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101.SCH |
内联XBRL分类扩展架构文档。 |
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101.CAL |
内联XBRL分类扩展计算链接库文档。 |
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101.DEF |
内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档。 |
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101.LAB |
内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档。 |
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101.PRE |
内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档。 |
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104 |
封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)。 |
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________________
*表示管理合同或补偿计划或安排。
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目录
签名
根据1934年证券交易法的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的下列签名人代表其签署。
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德文郡能源公司 |
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日期：2020年10月30日 |
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/s/杰里米·D·汉弗斯 |
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杰里米·D·汉弗斯 |
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高级副总裁兼首席会计官 |
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