美国
证券交易委员会
华盛顿特区，邮编：20549
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表格10-Q/A |
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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 |
截至2020年6月30日的季度报告
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 |
委托档案编号：001-12719
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古德里奇石油公司 (章程中规定的注册人的确切姓名) |
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特拉华州 (州或其他司法管辖区) 公司或组织) |
76-0466193 (I.R.S.雇主 识别号码) |
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路易斯安那州801号，700号套房 德克萨斯州休斯顿，邮编：77002 (主要行政办公室地址)(邮编)
(注册人电话号码，包括区号)：(713)780-9494
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 |
| 普通股，每股面值0.01美元 | 国内生产总值 | 纽约证券交易所美国证券交易所 |
勾选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)提交了1934年《证券交易法》第13条或第15(D)条要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是，否，☐
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并张贴此类文件的较短时间内)以电子方式提交并张贴在其公司网站(如果有)中，根据S-T法规(本章232.405节)第405条要求提交和张贴的每个互动数据文件。是，否，☐
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、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
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大型加速滤波器 |
☐ |
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加速文件管理器 |
☐ |
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非加速文件管理器 |
☐ |
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小型报表公司 |
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新兴成长型公司 |
☐ |
如果是新兴成长型公司，请通过复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据“交易法”第13(A)条规定的任何新的或经修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否为空壳公司(如交易法第12b-2条所定义)。是，☐否
在根据法院确认的计划进行证券分销之后，用复选标记表示注册人是否提交了1934年证券交易法第12、13或15(D)条要求提交的所有文件和报告。是，否，☐
截至2020年8月11日，注册人拥有12,655,785股已发行普通股。
解释性说明
固特立石油公司(Goodrich Petroleum Corporation)向美国证券交易委员会(SEC)提交了表格10Q/A的第1号修正案(“修订报告”)，以修订我们最初于2020年8月11日提交给美国证券交易委员会(SEC)的截至2020年6月30日的季度报告(“原始报告”)，以重申我们截至2020年6月30日期间的简明合并财务报表。因此，不应再依赖以前提交的截至2020年6月30日的未经审计的简明合并财务报表。除文意另有所指外，本修订报告中提及的“公司”、“我们”、“我们”或类似术语指的是固特立石油公司及其子公司。
根据美国证券交易委员会的适用规则，本修订报告还包括2002年萨班斯-奥克斯利法案(经修订)第302和906条所要求的新证明，由我们的首席执行官(“CEO”)和首席财务官(“CFO”)(统称为“管理层”)出具，日期为提交本修订报告之日。
背景
正如在2020年11月6日提交给证券交易委员会的最新的8-K表格报告中披露的那样，公司在与公司的独立审计师协商后，决定不再依赖原始报告中包括的公司截至2020年6月30日的季度的未经审计的简明综合中期财务报表，因为原始报告包含重大错误。具体地说，在截至2020年6月30日的一段时间内，公司管理层发现，用于计算全成本上限中储量PV-10价值的数据低估了未来的开发成本。
这一错误导致截至2020年6月30日的三个月和六个月的石油和天然气资产减值在原始报告中被低估了730万美元。在这份修正后的报告中更正了这一错误，净亏损增加了730万美元。此外，这一变化还影响了我们计算的基本和稀释后每股普通股净亏损。见重述注1-“业务及重要会计政策说明”本修订报告包括我们未经审计的综合财务报表，要求对与此误报相关的综合财务报表进行调整。公司还对《管理层关于财务状况和经营业绩的讨论与分析》进行了相应的修改。
由于这些修订被视为对我们上期财务结果的错误修正，因此这些修订被认为是根据美国公认会计原则(“美国公认会计原则”)进行的一项“修订”。因此，这份修订后的报告中包含的修订后的财务信息被确认为“重述”。关于本修订报告所作的更正，管理层重新评估了其关于我们截至2020年6月30日的披露控制和程序的结论，并得出结论，我们的内部控制的设计和维护存在与储量估计PV-10相关的缺陷，影响了全部成本上限的计算，这表明我们截至2020年6月30日的财务报告内部控制存在重大缺陷。这份修正后的报告反映了截至2020年6月30日的这一决定。有关管理层确定的重大弱点以及预计为解决该重大弱点而采取的补救措施的说明，请参阅本修订报告其他部分中的“第一部分，第4项：控制和程序”(Part I，It4.Control and Procedure)。
这份修改后的报告中修改的项目
原报告中的以下部分在本修订报告中作了修改，完全是因为并反映了这一重述：
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• |
第一部分--项目1.财务信息 |
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第一部分--第二项：管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。 |
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• |
第一部分--项目4.控制和程序 |
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• |
第二部分--项目6.展品和签名 |
为方便读者，这份修改后的报告完整地列出了原始报告中的信息，因为这些信息在必要时被修改和取代，以反映重述。这份修订后的报告不会修改、更新或更改原始报告中的任何其他项目或披露，也不声称反映提交后的任何信息或事件。因此，本修订报告仅说明原始报告的提交日期，本公司未在此承诺修订、补充或更新原始报告中包含的任何信息，以使任何后续事件生效。因此，这份修订后的报告应与公司在提交原始报告后向证券交易委员会提交的文件(包括对这些文件的任何修订)一并阅读。
古德里奇石油公司及其子公司
目录
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页 |
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第一部分 |
财务信息 |
4 |
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项目1 |
财务报表 |
4 |
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截至2020年6月30日和2019年12月31日的合并资产负债表(未经审计) |
4 |
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截至2020年6月30日和2019年6月30日的三个月和六个月的合并营业报表(未经审计) |
5 |
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|
截至2020年6月30日和2019年6月30日的六个月合并现金流量表(未经审计) |
6 |
| 截至2020年6月30日和2019年6月30日的三个月和六个月的股东权益合并报表(未经审计) | 7 | |
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|
未经审计合并财务报表附注 |
8 |
|
第二项 |
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 |
23 |
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项目3 |
关于市场风险的定量和定性披露 |
32 |
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项目4 |
控制和程序 |
33 |
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第二部分 |
其他信息 |
34 |
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项目1 |
法律程序 |
34 |
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第1A项 |
危险因素 |
34 |
| 第二项 | 未登记的股权证券销售和收益的使用 | 34 |
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第6项 |
展品 |
35 |
第一部分-财务信息
项目1--财务报表
古德里奇石油公司及其子公司
综合资产负债表
(单位为千，不包括份额)
(未经审计)
|
2020年6月30日 |
2019年12月31日 |
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(如上所述) |
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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 |
$ | 1,564 | $ | 1,452 | ||||
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应收账款、贸易和其他，扣除备抵后的净额 |
1,620 | 1,131 | ||||||
|
应计石油和天然气收入 |
7,593 | 11,345 | ||||||
|
石油和天然气衍生产品的公允价值 |
4,424 | 8,537 | ||||||
|
盘存 |
234 | 234 | ||||||
|
预付费用和其他 |
487 | 549 | ||||||
|
流动资产总额 |
15,922 | 23,248 | ||||||
|
财产和设备： |
||||||||
|
未评估的属性 |
104 | 123 | ||||||
|
石油和天然气性质(全成本法) |
331,367 | 302,859 | ||||||
|
家具、固定装置和设备以及其他资本资产 |
4,518 | 4,450 | ||||||
| 335,989 | 307,432 | |||||||
|
减去：累计损耗、折旧、摊销和减值 |
(133,873 | ) | (94,124 | ) | ||||
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净资产和设备 |
202,116 | 213,308 | ||||||
|
石油和天然气衍生产品的公允价值 |
- | 31 | ||||||
|
递延税项资产 |
- | 393 | ||||||
|
其他 |
2,092 | 2,338 | ||||||
|
总资产 |
$ | 220,130 | $ | 239,318 | ||||
|
负债和股东权益 |
||||||||
|
流动负债： |
||||||||
|
应付帐款 |
$ | 26,634 | $ | 26,348 | ||||
|
石油和天然气衍生产品的公允价值 |
352 | - | ||||||
|
应计负债 |
9,534 | 16,615 | ||||||
|
流动负债总额 |
36,520 | 42,963 | ||||||
|
长期债务，净额 |
107,925 | 104,435 | ||||||
|
应计放弃成本 |
4,423 | 4,169 | ||||||
|
石油和天然气衍生产品的公允价值 |
4,148 | 2,786 | ||||||
|
其他非流动负债 |
- | 800 | ||||||
|
总负债 |
153,016 | 155,153 | ||||||
|
承付款和或有事项(见附注9) |
||||||||
|
股东权益： |
||||||||
|
优先股：10,000,000股，授权面值1.00美元，无已发行和已发行股票 |
- | - | ||||||
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普通股：截至2020年6月30日和2019年12月31日，面值0.01美元，授权股份75,000,000股，已发行和已发行股票分别为12,664,078股和12,532,550股 |
127 | 125 | ||||||
|
库存股(分别为38,467股和0股) |
(272 | ) | - | |||||
|
额外实收资本 |
84,429 | 81,305 | ||||||
|
累计收益(亏损) |
(17,170 | ) | 2,735 | |||||
|
股东权益总额 |
67,114 | 84,165 | ||||||
|
总负债和股东权益 |
$ | 220,130 | $ | 239,318 | ||||
请参阅合并财务报表附注。
古德里奇石油公司及其子公司
合并业务报表
(以千为单位，每股金额除外)
(未经审计)
| 截至6月30日的三个月， | 截至6月30日的三个月， | 截至6月30日的六个月， | 截至6月30日的六个月， | |||||||||||||
|
2020 |
2019 |
2020 |
2019 |
|||||||||||||
|
(如上所述) |
(如上所述) |
|||||||||||||||
|
收入： |
||||||||||||||||
|
石油和天然气收入 |
$ | 20,471 | $ | 31,886 | $ | 43,454 | $ | 61,032 | ||||||||
|
其他 |
3 | (2 | ) | 6 | (8 | ) | ||||||||||
| 20,474 | 31,884 | 43,460 | 61,024 | |||||||||||||
|
运营费用： |
||||||||||||||||
|
租赁经营费 |
3,225 | 2,978 | 6,553 | 6,313 | ||||||||||||
|
生产税和其他税 |
907 | 624 | 1,770 | 1,255 | ||||||||||||
|
运输和加工 |
5,375 | 5,754 | 10,250 | 10,455 | ||||||||||||
|
折旧、损耗和摊销 |
11,876 | 13,299 | 25,143 | 23,345 | ||||||||||||
|
一般和行政 |
4,522 | 4,936 | 9,436 | 10,246 | ||||||||||||
|
石油和天然气性质的损害 |
14,130 | - | 14,130 | - | ||||||||||||
|
其他 |
(10 | ) | (59 | ) | (2 | ) | (49 | ) | ||||||||
| 40,025 | 27,532 | 67,280 | 51,565 | |||||||||||||
|
营业收入(亏损) |
(19,551 | ) | 4,352 | (23,820 | ) | 9,459 | ||||||||||
|
其他收入(费用)： |
||||||||||||||||
|
利息支出 |
(1,725 | ) | (3,398 | ) | (3,677 | ) | (7,055 | ) | ||||||||
|
利息收入和其他费用 |
23 | 18 | 142 | 24 | ||||||||||||
|
未被指定为套期保值的商品衍生品的收益(损失) |
(1,688 | ) | 12,653 | 7,450 | 11,645 | |||||||||||
|
提前清偿债务损失 |
- | (1,846 | ) | - | (1,846 | ) | ||||||||||
| (3,390 | ) | 7,427 | 3,915 | 2,768 | ||||||||||||
|
所得税前收入(亏损) |
(22,941 | ) | 11,779 | (19,905 | ) | 12,227 | ||||||||||
|
所得税优惠 |
- | - | - | - | ||||||||||||
|
净收益(亏损) |
$ | (22,941 | ) | $ | 11,779 | $ | (19,905 | ) | $ | 12,227 | ||||||
|
每股普通股 |
||||||||||||||||
|
普通股每股净收益(亏损)-基本 |
$ | (1.83 | ) | $ | 0.96 | $ | (1.59 | ) | $ | 1.00 | ||||||
|
稀释后每股普通股净收益(亏损) |
$ | (1.83 | ) | $ | 0.82 | $ | (1.59 | ) | $ | 0.85 | ||||||
|
已发行普通股加权平均股份-基本 |
12,540 | 12,211 | 12,536 | 12,181 | ||||||||||||
|
普通股加权平均流通股-稀释后 |
12,540 | 14,581 | 12,536 | 14,498 | ||||||||||||
请参阅合并财务报表附注。
古德里奇石油公司及其子公司
综合现金流量表
(单位：千)
(未经审计)
|
截至6月30日的六个月， |
截至6月30日的六个月， |
|||||||
|
2020 |
2019 |
|||||||
|
(如上所述) |
||||||||
|
来自经营活动的现金流： |
||||||||
|
净收益(亏损) |
$ | (19,905 | ) | $ | 12,227 | |||
|
对净收益(亏损)与经营活动提供的现金净额进行调整： |
||||||||
|
损耗、折旧和摊销 |
25,143 | 23,345 | ||||||
|
石油和天然气性质的损害 |
14,130 | - | ||||||
|
使用权资产折旧 |
626 | 626 | ||||||
|
未被指定为套期保值的大宗商品衍生品的收益 |
(7,450 | ) | (11,645 | ) | ||||
|
为结算衍生工具而收到的现金净额 |
13,308 | 213 | ||||||
|
基于股份的薪酬(非现金) |
2,529 | 3,148 | ||||||
|
财务成本摊销、债务贴现、已支付的实物利息和增值 |
1,529 | 7,445 | ||||||
|
其他 |
(13 | ) | 12 | |||||
|
资产负债变动情况： |
||||||||
|
应收账款、贸易和其他，扣除备抵后的净额 |
(83 | ) | (1,916 | ) | ||||
|
应计石油和天然气收入 |
3,752 | (1,405 | ) | |||||
|
预付费用和其他 |
51 | 131 | ||||||
|
应付帐款 |
286 | 10,163 | ||||||
|
应计负债 |
(2,823 | ) | (1,091 | ) | ||||
|
经营活动提供的净现金 |
31,080 | 41,253 | ||||||
|
投资活动的现金流： |
||||||||
|
资本支出 |
(33,196 | ) | (55,066 | ) | ||||
|
出售资产所得收益 |
- | 1,284 | ||||||
|
投资活动所用现金净额 |
(33,196 | ) | (53,782 | ) | ||||
|
融资活动的现金流： |
||||||||
|
银行借款本金支付 |
- | (49,500 | ) | |||||
|
银行借款收益 |
2,500 | 106,900 | ||||||
|
可转换第二留置权票据的偿还 |
- | (56,728 | ) | |||||
|
新2L纸币收益 |
- | 12,000 | ||||||
|
发行成本，净额 |
- | (2,000 | ) | |||||
|
购买库存股 |
(272 | ) | (542 | ) | ||||
|
融资活动提供的现金净额 |
2,228 | 10,130 | ||||||
|
增加(减少)现金和现金等价物 |
112 | (2,399 | ) | |||||
|
期初现金和现金等价物 |
1,452 | 4,068 | ||||||
|
期末现金和现金等价物 |
$ | 1,564 | $ | 1,669 | ||||
|
现金流量信息的补充披露： |
||||||||
|
支付利息的现金 |
$ | 2,147 | $ | 1,681 | ||||
|
非现金资本支出减少 |
$ | (5,058 | ) | $ | (1,019 | ) | ||
请参阅合并财务报表附注。
古德里奇石油公司及其子公司
合并股东权益报表
(单位：千)
(未经审计)
|
优先股 |
普通股 |
额外缴费 |
库存股 |
累积 |
股东合计 |
|||||||||||||||||||||||||||||||
|
股份 |
价值 |
股份 |
价值 |
资本 |
股份 |
价值 |
收益(赤字) |
权益 |
||||||||||||||||||||||||||||
|
2018年12月31日的余额 |
- | $ | - | 12,151 | $ | 122 | $ | 74,861 | - | $ | - | $ | (10,553 | ) | $ | 64,430 | ||||||||||||||||||||
|
净收入 |
- | - | - | - | - | - | - | 448 | 448 | |||||||||||||||||||||||||||
|
股份薪酬 |
- | - | - | - | 1,745 | - | - | - | 1,745 | |||||||||||||||||||||||||||
|
库存股活动 |
- | - | 1 | - | - | - | (5 | ) | - | (5 | ) | |||||||||||||||||||||||||
|
2019年3月31日的余额 |
- | $ | - | 12,152 | $ | 122 | $ | 76,606 | - | $ | (5 | ) | $ | (10,105 | ) | $ | 66,618 | |||||||||||||||||||
|
净收入 |
- | - | - | - | - | - | - | 11,779 | 11,779 | |||||||||||||||||||||||||||
|
股份薪酬 |
- | - | - | - | 1,765 | - | - | - | 1,765 | |||||||||||||||||||||||||||
|
新的2L Notes转换 |
- | - | - | - | 1,429 | - | - | 1,429 | ||||||||||||||||||||||||||||
|
可转换第二留置权票据认股权证演练 |
- | - | 150 | 1 | (20 | ) | - | - | (19 | ) | ||||||||||||||||||||||||||
|
库存股活动 |
- | - | - | - | - | (47 | ) | (538 | ) | - | (538 | ) | ||||||||||||||||||||||||
|
2019年6月30日的余额 |
- | $ | - | 12,302 | $ | 123 | $ | 79,780 | (47 | ) | $ | (543 | ) | $ | 1,674 | $ | 81,034 | |||||||||||||||||||
|
2019年12月31日的余额 |
- | $ | - | 12,533 | $ | 125 | $ | 81,305 | - | $ | - | $ | 2,735 | $ | 84,165 | |||||||||||||||||||||
|
净收入 |
- | - | - | - | - | - | - | 3,036 | 3,036 | |||||||||||||||||||||||||||
|
股份薪酬 |
- | - | - | - | 1,309 | - | - | - | 1,309 | |||||||||||||||||||||||||||
|
库存股活动 |
- | - | 1 | - | - | - | (2 | ) | - | (2 | ) | |||||||||||||||||||||||||
|
2020年3月31日的余额 |
- | $ | - | 12,534 | $ | 125 | $ | 82,614 | - | $ | (2 | ) | $ | 5,771 | $ | 88,508 | ||||||||||||||||||||
|
净亏损(重述) |
- | - | - | - | - | - | - | (22,941 | ) | (22,941 | ) | |||||||||||||||||||||||||
|
股份薪酬 |
- | - | - | - | 1,533 | - | - | - | 1,533 | |||||||||||||||||||||||||||
|
新2L钞票修改后的折扣(见附注4) |
- | - | - | - | 282 | - | - | - | 282 | |||||||||||||||||||||||||||
|
库存股活动 |
- | - | 130 | 2 | - | (38 | ) | (270 | ) | - | (268 | ) | ||||||||||||||||||||||||
|
2020年6月30日的余额(重述) |
- | $ | - | 12,664 | $ | 127 | $ | 84,429 | (38 | ) | $ | (272 | ) | $ | (17,170 | ) | $ | 67,114 | ||||||||||||||||||
请参阅合并财务报表附注。
古德里奇石油公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注
注1-业务和重要会计政策说明
Goodrich Petroleum Corporation(“Goodrich”及其子公司Goodrich Petroleum Company，L.L.C.，“We”，“Our”或“Company”)是一家独立的石油和天然气公司，主要在路易斯安那州西北部和德克萨斯州东部从事石油和天然气的勘探、开发和生产，其中包括海恩斯维尔页岩趋势(Haynesville Shale Trend)，(Ii)密西西比州西南部和路易斯安那州东南部，其中包括
陈述的基础
本季度报告(Form 10-Q)中包含的本公司综合财务报表是根据美国证券交易委员会(SEC)的规则和规定编制的，未经审计，因此，按照美国公认会计原则(“US GAAP”)编制的财务报表中通常包含的某些信息已被精简或遗漏。本信息应与我们截至2019年12月31日的Form 10-K年度报告中包含的合并财务报表和附注一起阅读。截至2020年6月30日的三个月和六个月的经营业绩不一定代表全年或任何中期的预期结果。
新冠肺炎疫情以及相关的经济、商业和市场混乱的影响正在持续并继续演变，其未来影响尚不确定。由于市场的不确定性，本公司已经看到新冠肺炎对油价波动的影响。新冠肺炎及相关市场对本公司的全面影响将取决于许多因素，其中许多因素是管理层无法控制和了解的。因此，管理层很难准确评估或预测这场健康危机对全球经济、能源行业或本公司未来的广泛影响。随着获得更多信息、事件或环境变化以及管理层做出战略运营决策，可能需要进行调整，这些调整可能会对公司的综合财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
重报以前发布的未经审计的合并财务报表
本公司已重报截至2020年6月30日的三个月及六个月的未经审核综合财务报表，以更正其储量中估计PV-10部分的错误，该错误影响了石油和天然气资产的全部成本上限减值。截至2020年6月30日的这一错误是在公司编制截至2020年9月30日的季度的合并财务报表时发现的。
下表显示了截至2020年6月30日，上述纠错措施对我们之前发布的合并资产负债表中所有受影响项目的影响。
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合并资产负债表 |
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2020年6月30日 |
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据报道， |
调整数 |
如前所述 |
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(单位：千) |
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累计损耗、折旧、摊销和减值 |
$ | (126,590 | ) | $ | (7,283 | ) | $ | (133,873 | ) | |||
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净资产和设备 |
209,399 | (7,283 | ) | 202,116 | ||||||||
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总资产 |
$ | 227,413 | $ | (7,283 | ) | $ | 220,130 | |||||
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累计收益(亏损) |
(9,887 | ) | (7,283 | ) | (17,170 | ) | ||||||
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股东权益总额 |
74,397 | (7,283 | ) | 67,114 | ||||||||
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总负债和股东权益 |
$ | 227,413 | (7,283 | ) | $ | 220,130 | ||||||
下表显示了上述纠错措施对我们之前发布的截至2020年6月30日的三个月和六个月的合并运营报表中所有受影响项目的影响。
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合并运营报表 |
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截至2020年6月30日的三个月 |
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据报道， |
调整数 |
如前所述 |
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(单位：千) |
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石油和天然气性质的损害 |
$ | 6,847 | $ | 7,283 | $ | 14,130 | ||||||
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业务费用共计 |
32,742 | 7,283 | 40,025 | |||||||||
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营业收入(亏损) |
(12,268 | ) | (7,283 | ) | (19,551 | ) | ||||||
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所得税前收入(亏损) |
(15,658 | ) | (7,283 | ) | (22,941 | ) | ||||||
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净收益(亏损) |
$ | (15,658 | ) | $ | (7,283 | ) | $ | (22,941 | ) | |||
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每股普通股 |
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普通股每股净收益(亏损)-基本 |
$ | (1.25 | ) | $ | (0.58 | ) | $ | (1.83 | ) | |||
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稀释后每股普通股净收益(亏损) |
$ | (1.25 | ) | $ | (0.58 | ) | $ | (1.83 | ) | |||
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截至2020年6月30日的6个月 |
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据报道， |
调整数 |
如前所述 |
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(单位：千) |
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石油和天然气性质的损害 |
$ | 6,847 | $ | 7,283 | $ | 14,130 | ||||||
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业务费用共计 |
59,997 | 7,283 | 67,280 | |||||||||
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营业收入(亏损) |
(16,537 | ) | (7,283 | ) | (23,820 | ) | ||||||
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所得税前收入(亏损) |
(12,622 | ) | (7,283 | ) | (19,905 | ) | ||||||
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净收益(亏损) |
$ | (12,622 | ) | (7,283 | ) | $ | (19,905 | ) | ||||
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每股普通股 |
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普通股每股净收益(亏损)-基本 |
$ | (1.01 | ) | $ | (0.58 | ) | $ | (1.59 | ) | |||
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稀释后每股普通股净收益(亏损) |
$ | (1.01 | ) | $ | (0.58 | ) | $ | (1.59 | ) | |||
下表显示了上述纠错措施对我们之前发布的截至2020年6月30日的6个月合并现金流量表中所有受影响项目的影响。
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合并现金流量表 |
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截至2020年6月30日的6个月 |
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据报道， |
调整数 |
如前所述 |
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(单位：千) |
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来自经营活动的现金流： |
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净收益(亏损) |
$ | (12,622 | ) | $ | (7,283 | ) | $ | (19,905 | ) | |||
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对净收益(亏损)与经营活动提供的现金净额进行调整： |
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石油和天然气性质的损害 |
6,847 | 7,283 | 14,130 | |||||||||
下表显示了上述纠错对我们之前发布的截至2020年6月30日的三个月的合并股东权益报表中所有受影响的项目的影响(以千计)。
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股东权益合并报表 |
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累计收益(亏损) |
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据报道， |
调整数 |
如前所述 |
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净损失 |
$ | (15,658 | ) | $ | (7,283 | ) | $ | (22,941 | ) | |||
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2020年6月30日的余额 |
(9,887 | ) | (7,283 | ) | (17,170 | ) | ||||||
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股东权益总额 |
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据报道， |
调整数 |
如前所述 |
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净损失 |
$ | (15,658 | ) | $ | (7,283 | ) | $ | (22,941 | ) | |||
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2020年6月30日的余额 |
74,397 | $ | (7,283 | ) | 67,114 | |||||||
巩固原则-合并财务报表包括公司和子公司的财务报表。公司间余额和交易已在合并中冲销。合并财务报表反映所有正常的经常性调整，管理层认为这些调整对于公平列报是必要的。上期财务报表中的某些数据已进行调整，以符合本期的列报方式。截至本文件提交之日，我们已对后续事件进行了评估。
预算的使用-我们的管理层已经对资产、负债、收入和费用的报告以及或有资产和负债的披露做出了一些估计和假设，以根据美国公认会计原则编制这些综合财务报表。
现金和现金等价物-现金和现金等价物包括手头现金、活期存款账户和在购买之日到期日为90天或更短的临时现金投资。
应付帐款-截至2020年6月30日和2019年12月31日，应付账款包括以下金额：
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(单位：千) |
2020年6月30日 |
2019年12月31日 |
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贸易应付款 |
$ | 13,583 | $ | 11,461 | ||||
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应付收入 |
12,186 | 14,483 | ||||||
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来自合作伙伴的预付款 |
488 | - | ||||||
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杂项应付款 |
377 | 404 | ||||||
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应付帐款总额 |
$ | 26,634 | $ | 26,348 | ||||
古德里奇石油公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注
应计负债-截至2020年6月30日和2019年12月31日，应计负债包括以下金额：
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(单位：千) |
2020年6月30日 |
2019年12月31日 |
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应计资本支出 |
$ | 1,117 | $ | 6,175 | ||||
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应计租赁经营费用 |
962 | 989 | ||||||
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应计生产税和其他税 |
970 | 430 | ||||||
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应计运输和收集 |
2,445 | 2,258 | ||||||
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应计绩效奖金 |
1,907 | 4,642 | ||||||
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应计利息 |
209 | 208 | ||||||
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应计写字楼租赁 |
1,521 | 1,414 | ||||||
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应计一般和行政费用及其他 |
403 | 499 | ||||||
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应计负债总额 |
$ | 9,534 | $ | 16,615 | ||||
盘存-库存包括预计将用于我们的资本钻探计划的套管和管材。存货以成本或市价较低的价格计入综合资产负债表。
财产和设备-根据美国公认会计原则，允许使用两种可接受的石油和天然气属性会计方法。这两种方法分别是成功努力法和完全成本法。从事石油和天然气生产的单位可以选择其中一种方法对其财产进行核算。这两种方法的主要区别在于勘探成本的处理、折旧、损耗和摊销(“DD&A”)费用的计算以及石油和天然气资产减值的评估。我们已选择采用全成本会计方法。我们认为，开发储量“组合”的真实成本应该既反映勘探和生产的成功尝试，也反映不成功的尝试。全成本法的应用更好地反映了勘探和开发我国油气储量的真实经济性。
在全成本法下，我们将所有与收购、勘探、开发和估计放弃成本相关的成本资本化。我们将可直接确认为收购租赁权以及钻井和完井活动的内部成本资本化，但不包括与生产、一般公司管理费用或类似活动相关的任何成本。未评估物业成本不计入摊销基数，直至我们确定有关物业或减值是否存在已探明储备为止。我们在每个季度末审查我们的未评估资产，以确定是否应将成本重新分类为已探明的石油和天然气资产，从而接受DD&A和全部成本上限测试。在截至2020年6月30日和2019年6月30日的三个月里，我们从未评估的资产转移到已探明石油和天然气资产的金额分别不到10万美元和10万美元。在截至2020年6月30日和2019年6月30日的六个月里，我们从未评估的资产转移到已探明石油和天然气资产的金额分别不到10万美元和20万美元。我们出售的石油和天然气资产被计入对已探明石油和天然气净资产的调整，不确认损益，除非调整将显著改变资本化成本和已探明储量之间的关系。
在全成本法下，我们使用单位生产法通过DD&A费用摊销我们在石油和天然气资产上的投资。摊销率是以已探明储量折算为当量千立方英尺天然气(“MCFe”)为分母、评估油气资产的账面净值以及已探明未开发储量的估计未来开发成本为分子计算的。按Mcfe计算的比率适用于各期间的产量(也换算为Mcfe)，从而得出各期间的DD&A费用。
家具、固定装置和设备(包括办公家具、计算机硬件和软件以及租赁改进)的折旧是使用直线法计算的，估计使用年限从三年到五年不等。
全额成本上限测试-全成本法要求在每个财务报告期结束时，已探明储量的估计未来净现金流量现值(经对冲调整，不包括与估计的放弃成本有关的现金流)，与已探明石油和天然气资产的资本化成本净值(扣除相关递延税金)进行比较。这种比较被称为“天花板测试”。如果已探明石油和天然气资产的净资本化成本超过来自已探明储量的预计贴现未来净现金流，我们必须将我们的石油和天然气资产价值减记为贴现现金流的价值。已探明储量的估计未来净现金流是根据12个月平均定价假设计算的。
截至2020年6月30日和2019年6月30日进行的全面成本上限测试分别导致石油和天然气资产减记1,410万美元和零。2020年上半年经历的大宗商品价格低迷降低了上限测试中使用的最新12个月平均价格，导致未来净现金流的现值低于我们的资本化成本。如果大宗商品价格不能恢复到之前的水平，我们未来可能会继续被要求损害我们的石油和天然气资产。
古德里奇石油公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注
公允价值计量-公允价值被定义为在计量日期在市场参与者之间有序交易中出售资产或转移负债所收到的价格。资产的公允价值应该反映市场参与者对其最高和最好的利用，无论是在使用中还是在交易所估值的前提下。负债的公允价值应反映违约风险，其中包括我们的信用风险等。
我们使用各种方法(包括收益法和市场法)来确定按公允价值经常性计量的金融工具的公允价值，这取决于许多因素，包括在标的工具的合同期限内可观察到的市场数据的可用性。对于我们的一些工具，公允价值是根据直接可观察到的市场数据或类似市场中类似工具的数据来计算的。对于其他工具，公允价值可根据这些投入以及与估计这些工具未来结算有关的其他假设来计算。我们根据对可观测市场数据可用性的评估以及用于确定工具公允价值的不可观测数据的重要性，将我们的金融工具分为三个级别(级别1、级别2和级别3)。我们对工具的评估可能会根据工具的到期日或流动性随着时间的推移而变化，这可能会导致工具在不同级别之间的分类发生变化。
下面将进一步介绍每个级别以及我们按级别分类的相应工具：
|
• |
一级投入--相同资产或负债在活跃市场的未调整报价。我们没有一级仪器； |
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• |
二级投入--主要来源于可观察到的市场数据或得到可观察市场数据证实的报价。这一水平包括我们的高级信贷安排和商品衍生品，其公允价值基于第三方报价或从第三方定价来源获得的现有利率信息和商品定价数据，以及我们或我们交易对手的信誉；以及 |
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• |
第三级投入-资产或负债的不可观察的投入，例如基于我们的各种假设和未来大宗商品价格的贴现现金流模型或估值。这一水平将包括我们对资产报废义务的初始衡量。 |
截至2020年6月30日和2019年12月31日，由于这些工具的短期性质，我们的现金和现金等价物、应收账款和应付款的账面价值代表公允价值。
资产报废义务-资产报废义务与勘探和开发我们的石油和天然气资产所产生的废弃和场地修复要求有关。我们记录资产报废债务负债在发生期间的公允价值，以及相关长期资产账面金额的相应增加。增值费用包括在我们的综合业务表上的“折旧、损耗和摊销”中。看见附注3.
公司资产报废债务在开始时的估计公允价值是利用收益法确定的，采用信贷调整后的无风险率，将公司的信用风险、货币的时间价值和当前的经济状况考虑到未贴现的预期放弃现金流。鉴于投入的不可察觉性质，资产报废债务的初始计量在公允价值层次中被归类为第三级。
收入确认-石油和天然气收入一般在我们生产的石油和天然气数量交付给我们的客户时确认。我们在产品交付给买家的月份记录收入。然而，我们的石油和天然气销售结算单和付款可能在产品交付之日起60天内才能收到，因此，我们需要估计交付给买方的产量以及产品销售将收到的价格。当我们出售的天然气产量高于或低于我们的工作权益份额时，我们分别记录用于天然气平衡的负债或资产。自.起 2020年6月30日和2019年12月31日，天然气平衡的净负债都是微不足道的。实际产量和净工作利息量之间的差额通常会进行调整。看见附注2.
衍生工具-我们使用期货、远期、掉期、套圈和期权等衍生品工具，以对冲原油和天然气价格波动的风险敞口，并对冲利率变化的风险敞口。与衍生工具和套期保值活动相关的会计准则要求所有符合该准则要求的衍生工具均按公允价值计量，并在资产负债表中确认为资产或负债。对于每种商品类型，我们用相同的交易对手来抵消我们资产和负债头寸的公允价值。除非符合特定的对冲会计准则，否则公允价值变动必须在收益中确认。我们衍生品合约的所有已实现收益或亏损都是现金结算的结果。我们没有将我们的任何衍生合约指定为套期保值；因此，公允价值的变化反映在收益中。看见注8.
古德里奇石油公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注
所得税-我们根据负债法按要求核算所得税。递延税项资产和负债确认为可归因于现有资产和负债的账面金额与其各自的计税基础之间的差异以及营业亏损和税项抵免结转之间的未来税项后果。递延税项资产和负债采用制定的税率计量，该税率预计将适用于预计收回或结算这些临时差额的年度的应税收入。税率变动对递延税项资产和负债的影响在包含制定日期的期间的收入中确认。当管理层认为部分或全部递延税项资产很可能无法变现时，递延税项资产就会减值。
我们只有在确定相关税务机关在审计后更有可能维持不确定的税务状况之后，才会按要求确认不确定税务状况的财务报表利益。对于符合可能性大于非可能性门槛的税务头寸，财务报表中确认的金额是最终与相关税务机关达成和解后实现可能性超过50%的最大收益。看见注7.
每股普通股净收益或净亏损-每股普通股基本收益(亏损)的计算方法是将每个报告期适用于普通股的净收益(亏损)除以该期间已发行普通股的加权平均份额。每股普通股稀释收益(亏损)的计算方法是：将每个报告期适用于普通股的净收益(亏损)除以该期间已发行普通股的加权平均份额，再加上使用库存股方法计算的潜在稀释限制性股票的影响，以及将认股权证和可转换票据等可转换证券转换为我们普通股的潜在稀释影响。看见注6.
承诺和或有事项-索赔、评估、诉讼、罚款和罚款以及其他来源产生的或有损失的责任，包括环境补救费用，在很可能已经发生责任并且评估和/或补救的金额可以合理估计的情况下记录。来自第三方的回收可能实现时，将单独记录，并且不与相关的环境责任相抵销。看见注9.
基于股份的薪酬-我们使用截至授予日的公允价值对基于股票的交易进行会计处理，并确认必要服务期内的补偿费用。
担保-截至2020年6月30日，Goodrich Petroleum Corporation的全资子公司Goodrich Petroleum Company，LLC是我们新的2L票据(定义如下)的附属担保人。母公司没有独立的资产或业务，担保是完全无条件的，母公司除了古德里奇石油公司(Goodrich Petroleum Company，LLC)之外没有其他子公司。
发债成本-该公司将与其新的2L票据(以及以前的可转换第二留置权票据，两者定义如下)相关的债务发行成本记录为长期债务的抵销余额，在我们的合并资产负债表中净额，这些债务在各自票据的使用期限内以直线摊销。与我们的循环信贷安排债务相关的债务发行成本记录在我们的综合资产负债表中的其他资产中，这些资产在这些债务的有效期内按直线摊销。
新会计公告
2019年12月，财务会计准则委员会(FASB)发布了会计准则更新(ASU)2019-12年所得税(主题740)：简化所得税会计。该ASU的修正案增加了新的指南，以简化所得税的会计处理，改变某些所得税交易的会计处理，并对法典进行了细微的改进。对于公共实体，本ASU中的修正案在2020年12月15日之后的财务期(包括过渡期)内有效。我们正在评估这些修订将对我们的合并财务报表产生的预期影响；然而，我们预计采用这一ASU不会产生实质性影响。
2020年3月，FASB发布了ASU 2020-04，参考汇率改革(主题848)：促进参考汇率改革对财务报告的影响。修正案是本会计准则股在一段有限的时间内提供可选的指导，以减轻会计(或承认)参考汇率改革对财务报告的影响的潜在负担。本ASU中的修正案为将美国公认会计原则应用于合同、套期保值关系和其他受参考汇率改革影响的交易提供了可选的权宜之计和例外，如果满足某些标准的话。本次更新中的修订仅适用于参考伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)或其他参考利率(预计将因参考利率改革而停止)的合约、套期保值关系和其他交易。本ASU提供的权宜之计和例外不适用于2022年12月31日之后签订或评估的合同修改和套期保值关系，但截至2022年12月31日存在的套期保值关系除外，即实体已为其选择了某些可选的权宜之计，并在套期保值关系结束后保留。我们正在评估这些修订和参考汇率改革将对我们的合并财务报表和各种合同产生的预期影响。
古德里奇石油公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注
注2-收入确认
根据会计准则编纂主题606，收入一般在我们生产的石油和天然气数量交付给我们的客户时确认。我们的客户销售合同包括石油和天然气销售。在主题606下，每个商品单位(MCF或桶)代表一个单独的履约义务，按可变价格出售，按月确定。我们合同的定价条款主要与市场指数挂钩，并根据交货、产品质量和我们所在地理区域的当前供需状况等因素进行一定的调整。我们将交易价格分配给每一项履约义务，并在客户获得控制权时确认商品产品交付时的收入。我们对天然气产量的控制将在天然气合同中指定的特定计量点传递给我们的客户。同样，当我们通过卡车油票或进入输油管道时用仪表测量石油时，我们对产油量的控制就会转移到我们的客户手中。在这些点数之后，公司对商品没有控制权，这些点数的测量决定了客户支付的金额。我们的石油和天然气收入来源包括受特许权使用费和非运营工作利益负担的数量。我们的收入是在扣除特许权使用费和非经营性工作利益后在财务报表上记录和列报的。我们的收入来源不包括石油和天然气销售以外的任何服务或辅助项目的付款。
我们在产品交付给买家的月份记录收入。然而，我们的石油和天然气销售结算单和付款可能在产品交付之日起60天内收不到，因此，我们需要估计交付给买方的产量和价格。产品销售收款。我们记录了最终收到的实际金额与最终确定期间的最初估计之间的任何差异，这些差异在历史上并不显著。自.起2020年6月30日和2019年12月31日，与客户签订的合同应收账款分别为760万美元和1,130万美元。
下表列出了截至2020年6月30日和2019年6月30日的三个月和六个月，我们的石油和天然气收入按收入来源以及运营和非运营资产分类：
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截至2020年6月30日的三个月 |
截至2020年6月30日的6个月 |
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(单位：千) |
石油收入 |
天然气收入 |
NGL收入 |
石油和天然气总收入 |
石油收入 |
天然气收入 |
NGL收入 |
石油和天然气总收入 |
||||||||||||||||||||||||
|
运营 |
$ | 1,029 | $ | 15,353 | $ | - | $ | 16,382 | $ | 2,750 | $ | 34,491 | $ | - | $ | 37,241 | ||||||||||||||||
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非运营 |
408 | 3,680 | 1 | 4,089 | 501 | 5,708 | 4 | 6,213 | ||||||||||||||||||||||||
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石油和天然气总收入 |
$ | 1,437 | $ | 19,033 | $ | 1 | $ | 20,471 | $ | 3,251 | $ | 40,199 | $ | 4 | $ | 43,454 | ||||||||||||||||
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截至2019年6月30日的三个月 |
截至2019年6月30日的六个月 |
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|
(单位：千) |
石油收入 |
天然气收入 |
NGL收入 |
石油和天然气总收入 |
石油收入 |
天然气收入 |
NGL收入 |
石油和天然气总收入 |
||||||||||||||||||||||||
|
运营 |
$ | 2,805 | $ | 25,163 | $ | - | $ | 27,968 | $ | 5,516 | $ | 45,337 | $ | - | $ | 50,853 | ||||||||||||||||
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非运营 |
139 | 3,775 | 4 | 3,918 | 214 | 9,957 | 8 | 10,179 | ||||||||||||||||||||||||
|
石油和天然气总收入 |
$ | 2,944 | $ | 28,938 | $ | 4 | $ | 31,886 | $ | 5,730 | $ | 55,294 | $ | 8 | $ | 61,032 | ||||||||||||||||
古德里奇石油公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注
注3-资产报废义务
截至2020年6月30日的6个月的期初和期末资产报废债务对账情况如下(单位：千)：
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截至2020年6月30日的6个月 |
||||
|
2019年12月31日期初余额 |
$ | 4,169 | ||
|
已发生的负债 |
117 | |||
|
性情 |
(12 | ) | ||
|
增值费用 |
149 | |||
|
截至2020年6月30日的期末余额 |
$ | 4,423 | ||
|
流动负债 |
- | |||
|
长期负债 |
$ | 4,423 | ||
附注4--债务
截至2020年6月30日和2019年12月31日，债务由以下余额组成(单位：千)：
|
2020年6月30日 |
2019年12月31日 |
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|
校长 |
账面金额 |
校长 |
账面金额 |
|||||||||||||
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2019年高级信贷安排(1) |
$ | 95,400 | $ | 95,400 | $ | 92,900 | $ | 92,900 | ||||||||
|
新的2L票据(2) |
13,859 | 12,525 | 12,969 | 11,535 | ||||||||||||
|
债务总额 |
$ | 109,259 | $ | 107,925 | $ | 105,869 | $ | 104,435 | ||||||||
(1)2019年高级信贷安排的账面金额代表公允价值，因为它是完全担保的。
(2)债务折价以2022年5月31日为到期日，采用实际利率法摊销。本金包括截至2020年6月30日和2019年12月31日分别支付的190万美元和100万美元的实物利息。截至2020年6月30日和2019年12月31日，账面价值分别包括110万美元和110万美元的未摊销债务折扣，以及20万美元和30万美元的未摊销发行成本。
古德里奇石油公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注
下表汇总了截至2020年6月30日和2019年6月30日的三个月和六个月的利息支出总额(合同利息支出、债务折现摊销、增值和融资成本)以及债务负债部分的实际利率(金额以千为单位，有效利率除外)：
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三个月 2020年6月30日 |
三个月 2019年6月30日 |
截至六个月 2020年6月30日 |
截至六个月 2019年6月30日 |
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利息支出 |
有效 |
利息支出 |
有效 |
利息支出 |
有效 |
利息支出 |
有效 |
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2017年高级信贷安排 |
$ | - | — | % | $ | 364 | 8.2 | % | $ | - | — | % | $ | 872 | 7.2 | % | ||||||||||||||||
|
2019年高级信贷安排 |
1,106 | 4.6 | % | 695 | 5.9 | % | 2,405 | 5.1 | % | 695 | 5.9 | % | ||||||||||||||||||||
|
可转换第二留置权票据(1) |
- | — | % | 2,155 | 23.9 | % | - | — | % | 5,304 | 24.1 | % | ||||||||||||||||||||
|
新的2L票据 (2) |
619 | 20.0 | % | 184 | 20.5 | % | 1,272 | 21.0 | % | 184 | 20.5 | % | ||||||||||||||||||||
|
利息支出总额 |
$ | 1,725 | $ | 3,398 | $ | 3,677 | $ | 7,055 | ||||||||||||||||||||||||
(1)可转换第二留置权票据的票面利率为13.50%；然而，由于票据可兑换而录得的折扣，令截至2019年6月30日止三个月及六个月的实际利率分别升至23.9%及24.1%。截至2019年6月30日的三个月的利息支出包括90万美元的债务贴现摊销和120万美元的已支付实物利息，截至2019年6月30日的六个月的利息支出包括230万美元的债务贴现摊销和300万美元的已支付实物利息。
(2)新的2L票据的票面利率为13.50%；然而，由于票据可兑换而录得的折扣，使截至2020年6月30日的三个月和六个月的实际利率分别升至19.9%和20.9%，以及截至2019年6月30日的三个月和六个月的实际利率分别升至20.5%。截至2020年6月30日的三个月的利息支出包括10万美元的债务贴现摊销和50万美元的应计实物支付利息，截至2020年6月30日的六个月的利息支出包括30万美元的债务贴现摊销和90万美元的应计实物支付利息。截至2019年6月30日的三个月和六个月的利息支出包括不到10万美元的债务贴现摊销和10万美元的应计实物利息。
2017年高级信贷安排
于二零一七年十月十七日，本公司与附属公司(借款人为借款人、北卡罗来纳州摩根大通银行为行政代理，以及若干贷款方)订立经修订及重订的高级担保循环信贷协议(经修订，“2017高级信贷协议”)，该协议规定循环贷款最高可达当时有效的借款基数(经修订，“2017高级信贷安排”)。如果可转换第二留置权票据没有在2019年12月30日之前自愿赎回、回购、再融资或以其他方式报废，2017年高级信贷安排将于(A)2021年10月17日或(B)2019年12月30日到期。2017年高级信贷安排在2019年5月14日全额偿还时的最高信贷额度为2.5亿美元，借款基数为7500万美元。
2017年高级信贷安排项下所有未偿还款项的年利率相当于(I)替代基本利率加1.75%至2.75%的适用保证金(视乎所使用的借款基数百分比而定)，或(Ii)经调整的LIBOR加2.75%至3.75%的适用保证金(视乎所使用的借款基数百分比而定)的年利率。2017年高级信贷安排下的未提取金额需缴纳0.50%的承诺费。
古德里奇石油公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注
2017信贷协议项下的责任以本公司及其附属公司几乎所有资产的第一留置权担保权益为抵押。
2019年5月14日，2017年高级信贷安排得到全额偿还，并修改、重述和再融资进入2019年高级信贷安排。在再融资方面，我们因提前清偿与剩余未摊销债务发行成本相关的债务而录得20万美元的亏损。
2019年高级信贷安排
于2019年5月14日，本公司与本公司、附属公司作为借款人(以借款人身份)、SunTrust Bank作为行政代理(“行政代理”)和若干贷款人订立了第二份经修订及重订的高级担保循环信贷协议(“2019年高级信贷协议”)，该协议规定循环贷款最高可达当时有效的借款基数(“2019年高级信贷安排”)。
2019年高级信贷安排将于(A)2024年5月14日或(B)2021年12月3日到期，如果新2L票据(定义见下文)在2021年12月3日之前尚未自愿赎回、回购、再融资或以其他方式报废，则2019年高级信贷安排将于2021年5月31日(即新2L票据“到期日”之前180天)到期。2019年高级信贷安排提供的最高信贷额度为5亿美元，但有借款基数限制，截至2020年6月30日，借款基数限制为1.2亿美元。借款基数定于每个日历年的3月和9月重新确定，并可能不时进行额外调整，包括出售资产、消除或减少对冲头寸以及其他债务的产生。此外，借款人和管理代理中的每一个都可以在预定的重新确定之间请求一次非预定的借款基数重新确定。借款基数的数额由贷款人自行决定，并与其在相关重新确定时的石油和天然气贷款标准一致。借款人还可以根据2019年信贷协议申请签发总额高达1000万美元的信用证，这将减少借款基础下的可用借款金额，从而减少此类已发行和未偿还信用证的金额。
2019年高级信贷安排项下的所有未偿还款项按年利率计息，利率等于(I)替代基本利率加1.50%至2.50%的适用保证金(取决于所使用的借款基数百分比)或(Ii)调整后的LIBOR加2.50%至3.50%的适用保证金(取决于所使用的借款基数百分比)。2019年高级信贷安排下的未提取金额需缴纳0.375%至0.50%不等的承诺费，具体取决于所用借款基数的百分比。在付款违约存在并持续的情况下，2019年高级信贷安排下的所有未偿还金额将以高于其他适用利率和保证金的2.0%的年利率计息。截至2020年6月30日，2019年高级信贷安排借款的加权平均利率为3.99%。2019年信贷协议项下的责任由本公司担保，并以本公司和借款人几乎所有资产的第一留置权担保。
2019年信贷协议包含某些习惯性陈述和担保、肯定和否定契约以及违约事件。如果违约事件发生并仍在继续，贷款人可以宣布2019年高级信贷安排下的所有未偿还金额立即到期和支付。
2019年信贷协议还包含某些财务契约，包括维持(I)截至任何财政季度最后一天的净融资债务与EBITDAX的比率不超过4.00至1.00，(Ii)流动比率(基于2019年信贷协议中定义的流动资产与流动负债的比率)不低于1.00至1.00，以及(Iii)直至没有新的2L票据未偿还。可归因于公司和借款人的已探明储备与总担保债务(不超过1000万美元的无限制现金净值)的总证明PV-10比率不低于1.50比1.00，并满足最低流动性要求。2019年5月14日，本公司利用2019年高级信贷安排下的借款为其在2017年高级信贷安排下的债务进行再融资，并为可转换第二留置权票据的赎回(定义见下文)提供资金。
截至2020年6月30日，该公司在2019年高级信贷安排下有9540万美元的未偿还借款。截至2020年6月30日，该公司还记录了与2019年高级信贷安排相关的200万美元未摊销债务发行成本。
截至2020年6月30日，本公司遵守了2019年高级信贷安排内的所有契约。
古德里奇石油公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注
可转换第二留置权票据
2016年10月，公司发行了2019年到期的13.50%可转换第二留置权优先担保票据(“可转换第二留置权票据”)本金总额4000万美元，以及用于收购250万股普通股的10年期无成本认股权证。可转换第二留置权票据持有人对本公司所有资产拥有第二优先留置权，只要该等认股权证尚未发行，该等认股权证持有人有权委任两名成员进入本公司董事会(“董事会”)。
可转换第二留置权票据定于2019年8月30日到期，或在我们目前的循环信贷安排到期后六个月到期，但无论如何不迟于2020年3月30日。可转换第二留置权债券的息率为年息13.50厘，每季度派息一次，分别在每年1月15日、4月15日、7月15日及10月15日派息。在某些情况下，本公司还可选择通过增加未偿还可转换第二留置权票据的本金或通过发行额外的第二留置权票据来支付当时未偿还的可转换第二留置权票据本金的全部或任何部分实物利息。
于二零一六年十月发行可转换第二留置权票据时，根据有关转换时可以现金结算的可转换债务工具的会计准则以及债务工具上的认股权证，吾等录得债务折让1,100万美元，从而将发行时的4,000万美元账面价值减至2,900万美元，并录得股本部分1,100万美元。债务贴现是在2019年8月30日之前使用基于原始期限的有效利率法摊销的。可转换第二留置权票据于2019年5月29日通过2019年高级信贷安排借款全额赎回5670万美元。在赎回可转换第二留置权票据方面，我们因提前清偿与剩余未摊销债务贴现和债务发行成本相关的债务而录得160万美元的亏损。
新的可转换第二留置权票据
于2019年5月14日，本公司及其附属公司与Franklin Advisers，Inc.作为投资管理人管理的若干基金及账户(每个该等基金或账户，连同其继承人及受让人，均为“新2L债券买家”)订立购买协议，据此，本公司向新2L债券购买者(“新2L债券发售”)发行本金额总计1,200万美元的本公司于2021年到期的13.50%可转换第二留置权优先担保票据(“新2L债券”)。新的2L票据发行于2019年5月31日结束。出售新2L债券的收益主要用于偿还2019年循环信贷安排下的未偿还借款。新2L票据的持有者对公司的所有资产拥有第二优先留置权。
新2L票据载于管理该等票据的契约(经修订为“新2L票据契约”)，原定于2021年5月31日到期。2020年5月，新2L债券的到期日延长至2022年5月31日。新发行的2L债券的息率为年息13.50厘，按季派息，分别在每年1月15日、4月15日、7月15日及10月15日派息。公司可选择增加新2L债券的本金，以支付当时未偿还的2L债券本金的全部或任何部分实物利息。
新的2L票据契约包含与我们和我们的子公司有关的某些契约，包括交付财务报告；环境问题；业务行为；收益的使用；物业的运营和维护；抵押品和担保要求；负债；留置权；股息和分派；资产和股票的销售限额；商业活动；与关联公司的交易；以及控制权的变更。新的2L票据契约还包含一项金融契约，其中要求公司及其子公司的已证明储量(如新的2L票据契约所定义)的已证明总PV-10与担保债务总额(不超过1000万美元的任何不受限制的现金净值)的比率不得低于1.50至1.00。
新2L债券可按转换率转换为公司普通股，转换率是待转换的新2L债券的未偿还本金金额(包括任何应计和未付利息)除以转换价格(最初应为21.33美元)，但须作出新2L债券契约中所述的某些调整。转换后，公司必须根据其选择交付(1)新2L票据契约中规定的一定数量的普通股，(2)现金或(3)普通股和现金的组合；然而，公司用现金赎回新2L票据的能力受2019年高级信贷协议条款的约束。
新2L债券的发行和销售是根据1933年证券法(根据该法案第4(A)(2)条修订)的登记要求豁免而发行和出售给新2L债券购买者的。该公司已经完成了向美国证券交易委员会转售新的2L债券和转换新的2L债券后可发行的普通股的登记。
于2019年5月31日发行新2L票据时，根据与转换时可现金结算的可转换债务工具相关的会计准则，我们录得债务折让140万美元，从而将发行时的1,200万美元账面价值降至1,060万美元，并记录了140万美元的股本部分。股权部分使用二项式模型进行估值。在2020年5月延长到期日之前，债务贴现是使用基于2021年5月31日之前的原始期限的有效利率法摊销的。在2020年5月延长到期日时，额外记录了30万美元的债务折扣，并开始使用基于2022年5月31日到期日的有效利率法摊销债务折扣。
截至2020年6月30日，110万美元的债务贴现和20万美元的债券发行成本仍需在新的2L票据上摊销。
截至2020年6月30日，该公司遵守了新2L票据契约中的所有条款。
古德里奇石油公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注
注5--公平
截至2020年6月30日止三个月及六个月内，本公司于若干雇员退休时投资其以股份为基础的薪酬单位，导致发行约130,000股普通股。该公司扣留股票以支付归属时应缴的30万美元税款，导致截至2020年6月30日约有3.8万股股票存放在库房。截至2019年6月30日止三个月及六个月内，本公司并无对其以股份为基础的薪酬单位作出重大归属。
附注6-每股普通股净收益(亏损)
适用于普通股的净收入被用作计算截至2020年6月30日和2019年6月30日的三个月和六个月的基本和稀释后每股普通股净收益(亏损)的分子。该公司使用库存股方法来确定潜在稀释限制性股票的影响。下表列出了与普通股基本净收益(亏损)和稀释后净收益(亏损)计算有关的信息：
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三个月 2020年6月30日 |
三个月 2019年6月30日 |
截至六个月 2020年6月30日 |
截至六个月 2019年6月30日 |
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|
(如上所述) |
(如上所述) |
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(金额以千为单位，每股数据除外) |
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每股普通股基本净收入(亏损)： |
||||||||||||||||
|
适用于普通股的净收益(亏损) |
$ | (22,941 | ) | $ | 11,779 | $ | (19,905 | ) | $ | 12,227 | ||||||
|
已发行普通股加权平均股份 |
12,540 | 12,211 | 12,536 | 12,181 | ||||||||||||
|
每股普通股基本净收入(亏损) |
$ | (1.83 | ) | $ | 0.96 | $ | (1.59 | ) | $ | 1.00 | ||||||
|
每股普通股摊薄净收益(亏损)： |
||||||||||||||||
|
适用于普通股的净收益(亏损) |
$ | (22,941 | ) | $ | 11,779 | $ | (19,905 | ) | $ | 12,227 | ||||||
|
新发行2L债券的利息、贴现及摊销 |
- | 107 | - | 107 | ||||||||||||
|
调整后每股普通股净收益(亏损) |
$ | (22,941 | ) | $ | 11,886 | $ | (19,905 | ) | $ | 12,334 | ||||||
|
已发行普通股加权平均股份 |
12,540 | 12,211 | 12,536 | 12,181 | ||||||||||||
|
转换新2L债券后可发行的普通股 |
- | 569 | - | 569 | ||||||||||||
|
无担保债权持有人转换认股权证后可发行的普通股 |
- | 1,282 | - | 1,282 | ||||||||||||
|
假设转换限制性股票可发行普通股** |
- | 519 | - | 466 | ||||||||||||
|
已发行普通股的稀释加权平均股份 |
12,540 | 14,581 | 12,536 | 14,498 | ||||||||||||
|
稀释后每股普通股净收益(亏损) (1) (2) (3) |
$ | (1.83 | ) | $ | 0.82 | $ | (1.59 | ) | $ | 0.85 | ||||||
|
(1)新的2L票据转换后可发行的普通股不包括在普通股稀释净亏损的计算中，因为在截至2020年6月30日的3个月和6个月内，它们被包括在内将是反稀释的。 |
650 | - | 650 | - | ||||||||||||
|
(2)在转换无担保债权证时可发行的普通股不包括在每股普通股稀释净亏损的计算中，因为在截至2020年6月30日的三个月和六个月内，它们被包括在内将是反稀释的。 |
1,328 | - | 1,328 | - | ||||||||||||
|
(3)转换限制性股票时可发行的普通股不包括在普通股稀释净亏损的计算中，因为在截至2020年6月30日的三个月和六个月内，它们被包括在内将是反稀释的。** |
273 | - | 136 | - | ||||||||||||
**假定以股票为基础的薪酬转换后可发行的普通股假设公司的业绩股票奖励按最初授予的单位的100%支付(或一个单位与一个普通股的比率)。可以获得的普通股范围从最初授予的业绩单位的零到250%不等。
古德里奇石油公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注
附注7--所得税
在截至2020年或2019年6月30日的三个月和六个月里，我们没有记录所得税费用或福利。我们于2020年6月30日维持估值拨备，导致除与替代最低税额(“AMT”)抵免有关的应收当期税项外，我们的财务状况表上并无出现递延税项净资产或负债。我们在评估了所有可获得的证据(包括大宗商品价格和我们最近2018年及之前几年的税净营业亏损历史)后，得出了一个结论，即根据会计文献很可能的标准，我们的递延税项资产是无法收回的。截至2019年12月31日，估值津贴为7,420万美元，导致我们当时的财务状况表上出现了40万美元的净非流动递延税资产。截至2020年6月30日，40万美元的递延税净资产重新归类为当期应收账款，涉及AMT抵免和应计利息，预计将在2020年第三季度全额退还。就税务而言，估值津贴对我们的净营业亏损(“NOL”)状况没有影响，如果我们在未来期间产生应纳税收入，我们可能能够使用我们的NOL来抵消当时的应税收入，但受NOL的任何适用税收限制的限制。考虑到公司的应税收入预测，我们对实现递延税项资产的评估没有改变，截至2020年6月30日，我们继续对我们的递延税项净值资产保持全额估值额度。
截至2020年6月30日，我们没有未确认的税收优惠。自2019年12月31日以来，我们的纳税状况没有重大变化。
附注8--商品衍生活动
我们使用大宗商品和金融衍生品合约来管理大宗商品价格的波动。我们目前没有将我们的衍生品合约指定为对冲会计。所有衍生产品的收益和损失都来自我们的石油和天然气衍生产品合同，并已在我们的综合经营报表的“其他收入(费用)”中确认。
下表汇总了截至2020年6月30日和2019年6月30日的三个月和六个月我们确认的石油和天然气衍生品的损益：
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三个月 2020年6月30日 |
三个月 2019年6月30日 |
截至六个月 2020年6月30日 |
截至六个月 2019年6月30日 |
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|
石油和天然气衍生产品(单位：千) |
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|
未指定为套期保值的商品衍生品收益，已结算 |
$ | 7,339 | $ | 1,973 | $ | 13,308 | $ | 213 | ||||||||
|
未指定为套期保值的商品衍生品的损益，未结算 |
(9,027 | ) | 10,680 | (5,858 | ) | 11,432 | ||||||||||
|
未被指定为套期保值的商品衍生品的总收益(亏损) |
$ | (1,688 | ) | $ | 12,653 | $ | 7,450 | $ | 11,645 | |||||||
商品衍生活动
我们不时签订掉期合约、无成本套圈或其他衍生产品协议，以管理部分产品的商品价格风险。我们的政策是，所有衍生品都由董事会的对冲委员会批准，并由董事会定期审查。
尽管我们采取了措施试图控制价格风险，但我们仍然受到现货市场上出售的天然气和原油价格波动的影响。现货市场上销售的天然气的价格波动很大，主要原因是需求的季节性和其他我们无法控制的因素。国内原油和天然气现货价格的下降将对我们的财务状况、经营业绩和经济上可开采的储量数量产生重大不利影响。在与我们的金融交易对手结算时，我们经常行使我们的合同权利，将已实现收益与已实现亏损进行对比。我们的交易对手和我们在签订衍生品合约时都不需要任何抵押品。如果加拿大皇家银行资本市场(RBC Capital Markets)和Truist Bank截至2020年6月30日分别无法履行义务，我们将面临亏损270万美元和40万美元的风险。在截至2020年6月30日的三个月和六个月的天然气和石油衍生品合约现金结算净收益中，包括我们2020年7月天然气衍生品合约季度末现金结算的180万美元收益。
古德里奇石油公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注
截至2020年6月30日，我们在Truist Bank、RBC Capital Markets、ARM Energy和公民商业银行(Citizens Commercial Banking)持有的未平仓大宗商品衍生品合约如下：
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合同类型 |
日均成交量 |
总成交量 |
加权平均固定价格 |
公允价值在 |
|||||||
|
石油互换(BBLS) |
|||||||||||
|
2020 |
205 | 37,720 |
$ 57.95 |
$ | 691 | ||||||
|
2021年(至2021年3月31日) |
200 | 18,000 |
$ 56.58 |
295 | |||||||
|
总油量 |
$ | 986 | |||||||||
|
天然气互换(MMBtu) |
|||||||||||
|
2020 |
45,000 | 6,824,000 |
$ 2.58 |
$ | 3,308 | ||||||
|
2021 |
48,000 | 17,589,000 |
$ 2.51 |
(1,420 | ) | ||||||
|
2022年(至2022年3月31日) |
50,000 | 4,500,000 |
$ 2.45 |
(1,109 | ) | ||||||
|
天然气环(MMBtu) |
|||||||||||
|
2020 |
25,000 | 3,825,000 |
$2.40 - $2.62 |
$ | 1,382 | ||||||
|
2021年(至2021年3月31日) |
27,000 | 2,430,000 |
$2.40 - $2.62 |
(672 | ) | ||||||
|
天然气基差互换(MMBtu) |
|||||||||||
|
2020 |
50,000 | 9,200,000 |
$ 0.209 |
$ | (127 | ) | |||||
|
2021 |
50,000 | 18,250,000 |
$ 0.209 |
(296 | ) | ||||||
|
2022 |
50,000 | 18,250,000 |
$ 0.209 |
(515 | ) | ||||||
|
2023 |
50,000 | 18,250,000 |
$ 0.209 |
(624 | ) | ||||||
|
2024 |
50,000 | 18,300,000 |
$ 0.209 |
(989 | ) | ||||||
|
天然气总量 |
$ | (1,062 | ) | ||||||||
|
石油和天然气总量 |
$ | (76 | ) | ||||||||
2020年第二季度，我们与Truist Bank、加拿大皇家银行资本市场(RBC Capital Markets)和公民商业银行(Civil Commercial Banking)签订了以下合同：
|
合同类型 |
每日成交量 |
加权平均固定价格 |
合同开始日期 |
合同终止 |
|||||
|
天然气交换(MMBtu) |
10,000 | $ 2.65 |
2021年4月1日 |
2021年9月30日 |
|||||
|
天然气交换(MMBtu) |
10,000 | $ 2.66 |
2021年4月1日 |
2022年3月31日 |
下表汇总了我们的衍生金融工具截至2020年6月30日按公允价值分类的公允价值(单位：千)。我们使用收益法来衡量我们的商品衍生合约的公允价值。看见注1-“业务及重要会计政策说明”用于我们关于公允价值的讨论，包括用于确定公允价值的投入和估值技术。
|
描述 |
1级 |
2级 |
第3级 |
总计 |
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|
石油和天然气衍生产品的公允价值-流动资产 |
$ | - | $ | 4,424 | $ | - | $ | 4,424 | ||||||||
|
石油和天然气衍生产品的公允价值--非流动资产 |
- | - | - | - | ||||||||||||
|
石油和天然气衍生产品的公允价值流动负债 |
- | (352 | ) | - | (352 | ) | ||||||||||
|
石油和天然气衍生产品的公允价值--非流动负债 |
- | (4,148 | ) | - | (4,148 | ) | ||||||||||
|
总计 |
$ | - | $ | (76 | ) | $ | - | $ | (76 | ) | ||||||
我们签订石油和天然气衍生品合同，根据这些合同，我们与每一方交易对手都有净额结算安排。下表披露并核对了截至2020年6月30日和2019年12月31日在合并资产负债表上列示的总额：
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2020年6月30日 |
2019年12月31日 |
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石油和天然气衍生产品的公允价值 |
毛 |
金额 |
作为 |
毛 |
金额 |
作为 |
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|
(千) |
金额 |
偏移量 |
呈递 |
金额 |
偏移量 |
呈递 |
||||||||||||||||||
|
石油和天然气衍生产品的公允价值-流动资产 |
$ | 7,174 | $ | (2,750 | ) | $ | 4,424 | $ | 9,401 | $ | (864 | ) | $ | 8,537 | ||||||||||
|
石油和天然气衍生产品的公允价值--非流动资产 |
446 | (446 | ) | - | 847 | (816 | ) | 31 | ||||||||||||||||
|
石油和天然气衍生产品的公允价值流动负债 |
(3,102 | ) | 2,750 | (352 | ) | (864 | ) | 864 | - | |||||||||||||||
|
石油和天然气衍生产品的公允价值--非流动负债 |
(4,594 | ) | 446 | (4,148 | ) | (3,602 | ) | 816 | (2,786 | ) | ||||||||||||||
|
总计 |
$ | (76 | ) | $ | - | $ | (76 | ) | $ | 5,782 | $ | - | $ | 5,782 | ||||||||||
古德里奇石油公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注
附注9--承付款和或有事项
我们是正常业务过程中不时出现的各种诉讼的当事人，包括但不限于特许权使用费、合同、人身伤害和环境索赔。我们已经为所有这类诉讼建立了适当的储备，并打算积极为这些行动辩护。管理层认为，根据目前掌握的信息，此类行动的不利结果或判断(如果有的话)对我们截至2020年6月30日和2019年6月30日的三个月和六个月的综合财务状况、运营结果或流动性不会有实质性影响。
附注10-租约
我们在一开始就确定一项安排是租约还是包含租约。初始租期为12个月或以下的租约不会记录在我们的综合资产负债表中。我们在德克萨斯州休斯敦租用公司办公楼。我们在租赁期内以直线方式确认本次租赁的租赁费用。本经营租赁计入我们综合资产负债表中的家具、固定装置和设备以及其他资本资产、应计负债和其他非流动负债。经营租赁资产及经营租赁负债按租赁期内未来最低租赁付款的现值确认。由于本租约并未提供隐含利率，因此我们采用基于开始日可用信息(包括租期)的抵押递增借款利率来确定未来付款的现值。经营租赁资产包括支付的任何租赁款项，但不包括年度运营费用。营业租赁费用在租赁期内以直线方式确认，并在我们的综合营业报表中报告一般和行政营业费用。我们还租赁了某些车辆和其他设备，这些设备对我们的财务报表并不重要，因此没有记录在我们的综合资产负债表中。
截至2020年6月30日和2019年6月30日的三个月和六个月的租赁成本构成分类如下：
|
(千) |
三个月 2020年6月30日 |
三个月 2019年6月30日 |
截至六个月 2020年6月30日 |
截至六个月 2019年6月30日 |
合并经营报表分类 |
||||||||||||
|
房屋租赁费 |
$ | 385 | $ | 403 | $ | 770 | $ | 756 |
一般和行政费用 |
||||||||
|
可变租赁成本(1) |
6 | 48 | 25 | 95 |
一般和行政费用 |
||||||||||||
| $ | 391 | $ | 451 | $ | 795 | $ | 851 | ||||||||||
(1)包括建筑运营费用。
以下是截至2020年6月30日和2019年12月31日与我们的租赁组合相关的其他详细信息：
|
(千) |
2020年6月30日 |
2019年12月31日 |
合并资产负债表分类 |
||||||
|
租赁资产，毛 |
$ | 2,922 | $ | 2,922 |
家具、固定装置和设备以及其他资本资产 |
||||
|
累计折旧 |
(1,878 | ) | (1,252 | ) |
累计损耗、折旧和摊销 |
||||
|
租赁资产，净额 |
$ | 1,044 | $ | 1,670 | |||||
|
流动租赁负债 |
$ | 1,521 | $ | 1,414 |
应计负债 |
||||
|
非流动租赁负债 |
- | 800 |
其他非流动负债 |
||||||
|
租赁总负债 |
$ | 1,521 | $ | 2,214 | |||||
古德里奇石油公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注
下表列出了截至2020年6月30日的经营租赁负债到期日：
|
(千) |
2020年6月30日 |
|||
|
2020 |
$ | 770 | ||
|
2021 |
813 | |||
|
2022 |
- | |||
|
2023 |
- | |||
|
2024 |
- | |||
|
此后 |
- | |||
|
租赁付款总额 |
$ | 1,583 | ||
|
扣除的计入利息 |
62 | |||
|
租赁负债现值 |
$ | 1,521 | ||
截至2020年6月30日，我司办公楼经营租赁加权平均剩余租期为0.8年，加权平均贴现率为8.0%。截至2020年和2019年6月30日的三个月和六个月，包括在经营租赁负债衡量中的金额支付的现金为40万美元。
注11-新冠肺炎大流行
新冠肺炎疫情以及相关的经济、商业和市场混乱的影响正在持续并继续演变，其未来影响尚不确定。由于市场的不确定性，本公司已经看到新冠肺炎对油价波动的影响。
从2020年5月开始，随着新冠肺炎在某些地区出现下降或稳定，一些地方、地区和国家当局开始在不同地点放松限制。虽然这种限制的放松通过改善总体经济状况导致对石油和天然气的需求增加，但新冠肺炎案件也在6月份死灰复燃，并持续到7月份，这可能导致限制措施的恢复，这可能会降低对石油和天然气的需求。
由于我们主要生产天然气，而天然气没有受到与原油相同的市场力量的影响，因此我们受到新冠肺炎的影响小于我们的许多同行。但是，新冠肺炎面临的经济下行的范围和持续时间以及对天然气和石油价格的最终影响还无法确定，未来一段时间我们可能会受到不利影响。管理层正在积极监测2020财年对公司经营业绩、财务状况和流动性的影响。
项目2-管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析
关于前瞻性陈述的警告性声明
我们已在本报告中作出，并可能不时在其他公开文件、新闻稿和与我们管理层的讨论中作出前瞻性陈述，符合1933年证券法(修订后)第27A条和1934年证券交易法(下称“交易法”)第21E条的含义，涉及我们的运营、经济表现和财务状况，并可能在其他公开文件、新闻稿和与我们管理层的讨论中作出前瞻性陈述，符合1933年证券法(修订后的证券法)第27A条和1934年证券交易法(下称“交易法”)第21E条的含义。这些前瞻性表述包括有关未来生产和储量、时间表、计划、开发时间、石油和天然气资产的贡献、营销和中游活动的信息，还包括附带或以其他方式包括“可能”、“可能”、“相信”、“预期”、“预期”、“打算”、“估计”、“项目”、“预测”、“目标”、“目标”、“计划”、“目标”、“目标”、“计划”、“目标”、“目标”、“计划”、“目标”、“目标”、“计划”、“目标”、“目标”、“计划”、“目标”、“计划”、“目标”“潜在的”、“应该的”或表达未来事件或结果的不确定性的类似表达或此类表达的变体。对于这类陈述，我们要求“1995年私人证券诉讼改革法案”中包含的前瞻性陈述的安全港的保护。这些前瞻性陈述是基于我们目前对未来事件的预期和假设做出的。这些陈述是基于我们根据我们对历史趋势、当前状况和预期未来发展的经验和看法以及我们认为在这种情况下合适的其他因素而做出的某些假设和分析。尽管我们相信这些前瞻性陈述中反映的预期是合理的，但我们不能保证这些预期将被证明是正确的。这些前瞻性陈述仅在本报告发表之日或更早时发表。, 自发布之日起，我们没有义务公开更新或修改任何前瞻性陈述，无论是由于新信息、未来事件或其他原因。
这些前瞻性陈述涉及风险和不确定性。可能导致实际结果与我们的预期大不相同的重要因素包括但不限于以下因素：
|
• |
石油和天然气的市场价格； |
|
• |
商品期货市场的波动性； |
|
• |
金融市场状况和资金可获得性； |
|
• |
未来现金流、信贷可获得性和借款； |
|
• |
勘探和开发的资金来源； |
|
• |
我们的财务状况； |
|
• |
我们偿还债务的能力； |
|
• |
证券、资本或信贷市场； |
|
• |
计划资本支出； |
|
• |
未来钻探活动； |
|
• |
石油和天然气储量估计数量的不确定性； |
|
• |
生产； |
|
• |
套期保值安排； |
|
• |
诉讼事项； |
|
• |
追求未来潜在的收购机会； |
|
• |
总体经济状况，无论是在全国还是在我们开展业务的司法管辖区； |
| • | 石油输出国组织(“欧佩克”)制定和维持产量水平和定价的能力； | |
| • | 公共卫生危机，如新冠肺炎疫情，对原油需求和价格以及全球经济产生了不利影响； | |
|
• |
立法或监管变化，包括追溯特许权使用费或生产税制度、水力压裂法规、钻井和许可法规、衍生品改革、州和联邦公司税的变化、环境法规、环境风险以及联邦、州和外国和当地环境法律法规下的责任； |
|
• |
我们的金融交易对手和经营伙伴的信誉；以及 |
|
• |
在本季度报告Form 10-Q以及我们的其他公开文件、新闻稿和与管理层的讨论中讨论的其他因素。 |
有关可能导致我们的实际结果与预期结果不同的已知重要因素的更多信息，请阅读本报告的其余部分和第一部分，“项目1A”。风险因素“在我们截至2019年12月31日的年度报告Form 10-K中列出。
概述
Goodrich Petroleum Corporation(“Goodrich”及其子公司Goodrich Petroleum Company，L.L.C.，“We”，“Our”或“Company”)是一家独立的石油和天然气公司，主要在路易斯安那州西北部和德克萨斯州东部从事石油和天然气的勘探、开发和生产，其中包括海恩斯维尔页岩趋势(Haynesville Shale Trend)，(Ii)密西西比州西南部和路易斯安那州东南部，其中包括
我们寻求通过增加我们的石油和天然气储量、产量、收入和经营活动的现金流(“运营现金流”)来增加股东价值。我们认为，从长期来看，石油和天然气储量的增长、现金流和成本效益基础上的生产是衡量一家独立石油和天然气公司业绩成功的最重要指标。
我们努力通过勘探和开发活动增加石油和天然气储量、产量和现金流。我们制定年度资本支出预算，该预算由董事会(“董事会”)按季度审核和批准，并在情况需要时进行全年修订。在制定我们的资本支出预算时，我们考虑了我们预计的运营现金流、石油和天然气的大宗商品价格以及外部可用融资来源，如银行债务、资产剥离、发行债务和股权证券以及战略合资企业。
在管理我们的业务时，我们把主要重点放在我们的运营现金流上。管理层认为运营现金流是衡量我们财务成功的一个比其他传统业绩指标(如净收入)更重要的指标，因为运营现金流只考虑期内发生的现金支出，不包括未实现对冲收益(亏损)、非现金一般和行政费用以及减值的非现金影响。
我们的收入和运营现金流取决于我们利用可用资金成功开发资本项目库存，我们的产量和时间，以及石油和天然气的大宗商品价格。这些定价因素在很大程度上超出了我们的控制；然而，我们使用大宗商品对冲技术，试图将短期大宗商品价格波动对我们的收益和运营现金流的波动性降至最低。
2019年冠状病毒病(“新冠肺炎”)大流行和相关的经济影响在石油和天然气行业造成了显著的波动、不确定性和动荡。在整个2020年上半年，新冠肺炎的作用降低了对石油和天然气的需求，再加上俄罗斯和欧佩克最初未能就产量水平达成一致，导致原油供应过剩，石油和天然气价格面临明显的下行压力。2020年3月31日，美国西德克萨斯中质原油(West Texas Intermediate)收于每桶21美元，并总体保持在该水平或更低，直至2020年5月。2020年第二季度，俄罗斯和欧佩克达成了一项减少供应的协议，导致石油和天然气价格逐步上涨，但不足以缓解新冠肺炎造成的需求不足造成的供应过剩。新冠肺炎疫情的最终规模和持续时间仍不确定，政府限制了全球人口的流动性和工作能力，以及对原油价格和美国乃至全球经济和资本市场的相关影响。由于我们主要生产天然气，而天然气没有受到与原油相同的市场力量的影响，因此我们受到新冠肺炎的影响小于我们的许多同行。然而，这次经济低迷的范围和持续时间以及对天然气价格的最终影响无法确定，我们可能在未来一段时间内受到不利影响。
为了减轻受新冠肺炎影响的大宗商品价格低迷的影响，我们削减了计划于2020年的资本支出，从而节省了资本。我们已经启动了一项全公司范围的成本削减计划，取消了不是我们业务核心的外部服务。此外，我们有大量的生产可以有利地对冲到2022年第一季度，如果必要的话，我们可以进一步减少资本支出。
由于我们采取了提高流动性的措施，我们预计我们手头的现金、运营现金以及我们2019年高级信贷安排下的可用借款能力将足以满足我们到2021年的投资、融资和营运资金需求。
在应对新冠肺炎疫情的同时，我们仍然致力于以下优先事项：
|
• |
确保我们的员工和为我们提供服务的承包商的健康和安全； |
|
• |
继续监测新冠肺炎疫情对我们产品需求的影响，以及相关的大宗商品价格影响，以便相应地调整我们的业务；以及 |
|
• |
在继续推进我们的长期战略的同时，确保我们在摆脱新冠肺炎疫情和当前石油和天然气价格环境的影响时处于尽可能有利的地位。 |
虽然新冠肺炎疫情仍有可能对我们的运营或员工的健康产生不利影响，但截至本文提交之日，我们的运营尚未受到重大干扰，我们已经实施了应急预案，大多数员工将按照政府的命令和疾控中心的建议，尽可能远程工作。
主要作业区
海恩斯维尔页岩趋势
我们在这一趋势中风险相对较低的开发面积主要集中在卡多、德索托和D红河教区，路易斯安那州，安吉利纳县，得克萨斯州纳科多奇县。我们已经收购或耕种了-截至2020年6月30日，在海恩斯维尔页岩趋势中，租赁总面积约为40,800英亩(净额22,800英亩)。我们在2020年第二季度完成并生产了1口总油井(净产量0.8口)，截至2020年6月30日，有11口总油井(净产量3.0口)处于钻井或完井阶段。我们海恩斯维尔页岩趋势井的净产量约占我们在麦克菲基础上相当于总产量的97%，几乎占我们2020年第二季度全部天然气产量的97%。我们正专注于通过在海恩斯维尔页岩趋势(Haynesville Shale Trend)增加钻探来增加天然气产量，我们计划在2020年集中所有钻探努力。
塔斯卡卢萨海相页岩趋势
截至2020年6月30日，我们已在TMS获得了约47,800毛(33,200净)英亩的租赁英亩，其中约39,300毛(33,000净)英亩按生产持有。我们有2口总(1.7净)TMS井已经钻好，等待完井。我们TMS油井的净产量约占我们在麦克菲基础上相当于总产量的1%，占我们2020年第二季度石油总产量的85%。尽管没有资本支出，但我们正在寻求通过在TMS的战略性费用修井业务来维持生产。
鹰福特页岩趋势
我们保留了大约在…截至2020年6月30日，德克萨斯州弗里奥县鹰福特页岩趋势(Eagle Ford Shale Trend)的未开发租赁净地为4300英亩，未来有望开发或出售。
运营结果
在截至2020年6月30日的三个月和六个月中，对我们的净亏损2290万美元和1990万美元的财务影响最大的项目是石油和天然气价格大幅下跌导致的收入减少，以及未结算衍生品合同的按市值计价亏损和减值费用。请参阅下面的“营业收入”、“未被指定为对冲的商品衍生工具的收益(亏损)”和“减值费用”以供进一步讨论。
在截至2019年6月30日的三个月里，对我们1180万美元的净收入影响最大的项目是未被指定为对冲的衍生品收益1270万美元。大部分收益归因于我们的衍生品头寸按市值计价，原因是天然气期货价格低于我们的固定价格。除了上述衍生品收益外，在截至2019年6月30日的六个月里，对我们1220万美元的净收入影响最大的项目是石油和天然气收入、运输和加工费用以及损耗、折旧和摊销费用。与截至2018年6月30日的六个月相比，所有这些项目都有所增加，这主要是由于产量增加所致。
下表反映了我们在报告期间的概要运营信息(除价格和数量数据外，以千为单位)。由于正常产量下降、钻井活动增加或减少以及收购或资产剥离的影响，以下提供的历史信息不应被解读为对未来业绩的指示。
运营收入
|
截至6月30日的三个月， |
截至6月30日的六个月， |
|||||||||||||||||||||||||||||||
|
(单位：千，价格和日均产量数据除外) |
2020 |
2019 |
方差 |
2020 |
2019 |
方差 |
||||||||||||||||||||||||||
|
收入： |
||||||||||||||||||||||||||||||||
|
天然气 |
$ | 19,034 | $ | 28,942 | $ | (9,908 | ) | (34 | )% | $ | 40,203 | $ | 55,302 | $ | (15,099 | ) | (27 | )% | ||||||||||||||
|
石油和凝析油 |
1,437 | 2,944 | (1,507 | ) | (51 | )% | 3,251 | 5,730 | (2,479 | ) | (43 | )% | ||||||||||||||||||||
|
天然气、石油和凝析油 |
20,471 | 31,886 | (11,415 | ) | (36 | )% | 43,454 | 61,032 | (17,578 | ) | (29 | )% | ||||||||||||||||||||
|
净产量： |
||||||||||||||||||||||||||||||||
|
天然气(Mmcf) |
12,349 | 12,305 | 44 | 0 | % | 24,591 | 21,366 | 3,225 | 15 | % | ||||||||||||||||||||||
|
石油和凝析油(MBbls) |
36 | 45 | (9 | ) | (20 | )% | 74 | 92 | (18 | ) | (20 | )% | ||||||||||||||||||||
|
总计(Mmcfe) |
12,562 | 12,577 | (15 | ) | (0 | )% | 25,033 | 21,918 | 3,115 | 14 | % | |||||||||||||||||||||
|
平均日产量(Mcfe/d) |
138,046 | 138,208 | (162 | ) | (0 | )% | 137,544 | 121,096 | 16,448 | 14 | % | |||||||||||||||||||||
|
单位平均实现销售价格： |
||||||||||||||||||||||||||||||||
|
天然气(按MCF计算) |
$ | 1.54 | $ | 2.35 | $ | (0.81 | ) | (34 | )% | $ | 1.63 | $ | 2.59 | $ | (0.96 | ) | (37 | )% | ||||||||||||||
|
天然气(按MCF计算)，包括已实现损益对衍生品的影响 |
$ | 2.08 | $ | 2.54 | $ | (0.46 | ) | (18 | )% | $ | 2.14 | $ | 2.62 | $ | (0.48 | ) | (18 | )% | ||||||||||||||
|
油和凝析油(每桶) |
$ | 40.41 | $ | 65.00 | $ | (24.59 | ) | (38 | )% | $ | 44.15 | $ | 62.18 | $ | (18.03 | ) | (29 | )% | ||||||||||||||
|
石油和凝析油(每桶)，包括已实现损益对衍生品的影响 |
$ | 58.55 | $ | 59.28 | $ | (0.73 | ) | (1 | )% | $ | 57.35 | $ | 58.16 | $ | (0.81 | ) | (1 | )% | ||||||||||||||
|
平均实现价格(每麦克夫) |
$ | 1.63 | $ | 2.54 | $ | (0.91 | ) | (36 | )% | $ | 1.74 | $ | 2.78 | $ | (1.04 | ) | (37 | )% | ||||||||||||||
与2019年同期相比，截至2020年6月30日的三个月和六个月，天然气、石油和凝析油收入分别减少了1140万美元和1760万美元。这一下降主要是由已实现的石油和天然气价格下降推动的，但这六个月的下降部分被天然气产量的增加所抵消。
营业费用
A如下所述，总运营费用增加与2019年同期相比，截至2020年6月30日的三个月和六个月分别为1250万美元和1570万美元。截至2020年6月30日止三个月的总营运费用增加，主要是由于折旧、损耗及摊销费用减少抵销减值开支所致。. 截至2020年6月30日的6个月总营业费用增加的主要原因是折旧、损耗和摊销费用以及减值费用增加。
|
截至6月30日的三个月， |
截至6月30日的六个月， |
|||||||||||||||||||||||||||||||
|
运营费用(千) |
2020 |
2019 |
方差 |
2020 |
2019 |
方差 |
||||||||||||||||||||||||||
|
租赁运营费用 |
$ | 3,225 | $ | 2,978 | $ | 247 | 8 | % | $ | 6,553 | $ | 6,313 | $ | 240 | 4 | % | ||||||||||||||||
|
生产税和其他税 |
907 | 624 | 283 | 45 | % | 1,770 | 1,255 | 515 | 41 | % | ||||||||||||||||||||||
|
运输和加工 |
5,375 | 5,754 | (379 | ) | (7 | )% | 10,250 | 10,455 | (205 | ) | (2 | )% | ||||||||||||||||||||
|
每个MCFE的运营费用 |
||||||||||||||||||||||||||||||||
|
租赁运营费用 |
$ | 0.26 | $ | 0.24 | $ | 0.02 | 8 | % | $ | 0.26 | $ | 0.29 | $ | (0.03 | ) | (10 | )% | |||||||||||||||
|
生产税和其他税 |
$ | 0.07 | $ | 0.05 | $ | 0.02 | 40 | % | $ | 0.07 | $ | 0.06 | $ | 0.01 | 17 | % | ||||||||||||||||
|
运输和加工 |
$ | 0.43 | $ | 0.46 | $ | (0.03 | ) | (7 | )% | $ | 0.42 | $ | 0.48 | $ | (0.06 | ) | (13 | )% | ||||||||||||||
租赁经营费
与2019年同期相比，截至2020年6月30日的三个月和六个月的租赁运营费用(LOE)分别增加了20万美元。LOE的增加完全归因于修井费用。截至2020年6月30日的三个月和六个月，每单位运营成本为每立方米0.26美元，其中每立方米0.04美元分别归因于发生的50万美元和100万美元的修井费用。我们正在通过我们的选择性修井项目维持2020年的产量水平。
生产税和其他税
生产税和其他税包括遣散费和从价税。截至2020年6月30日的三个月和六个月的遣散费分别为60万美元和110万美元，截至2020年6月30日的三个月和六个月的从价税分别为30万美元和70万美元。
与2019年同期相比，截至2020年6月30日的三个月和六个月的遣散费分别增加了20万美元和30万美元，原因是某些油井的免税到期。路易斯安那州对1994年7月31日以后开始生产的水平井，免征现行12.5%的石油遣散税，以及每立方米0.122美元(2018年7月1日至2019年6月30日)和每立方米0.125美元的天然气遣散费。这项豁免适用于(I)自首次销售产量之日起24个月或(Ii)油井支付之日(以较早者为准)。我们最近在路易斯安那州西北部钻探的所有海恩斯维尔页岩趋势井都受益于这一豁免。
与2019年同期相比，截至2020年6月30日的三个月和六个月的从价税分别增加了10万美元和20万美元，原因是油井数量增加。
运输和加工
与2019年同期相比，截至2020年6月30日的三个月和六个月的运输和加工费用分别减少了40万美元和20万美元，尽管生产量有所增加。我们已经提高了海恩斯维尔页岩趋势油井的产量，在这些油井上，我们签订了比非运营物业更优惠的费率。一般情况下，我们使用过的油井产生的天然气的运输成本要低于我们没有使用过的油井。出于同样的原因，与2019年同期相比，截至2020年6月30日的三个月和六个月，我们每立方米成本的单位运输成本都有所下降。
|
截至6月30日的三个月， |
截至6月30日的六个月， |
|||||||||||||||||||||||||||||||
|
运营费用(千)： |
2020 |
2019 |
方差 |
2020 |
2019 |
方差 |
||||||||||||||||||||||||||
|
折旧、损耗和摊销 |
$ | 11,876 | $ | 13,299 | $ | (1,423 | ) | (11 | )% | $ | 25,143 | $ | 23,345 | $ | 1,798 | 8 | % | |||||||||||||||
|
一般和行政 |
4,522 | 4,936 | (414 | ) | (8 | )% | 9,436 | 10,246 | (810 | ) | (8 | )% | ||||||||||||||||||||
|
石油和天然气性质的损害 |
14,130 | - | 14,130 | 100 | % | 14,130 | - | 14,130 | 100 | % | ||||||||||||||||||||||
|
其他 |
(10 | ) | (59 | ) | 49 | (83 | )% | (2 | ) | (49 | ) | 47 | (96 | )% | ||||||||||||||||||
|
每个MCFE的运营费用 |
||||||||||||||||||||||||||||||||
|
折旧、损耗和摊销 |
$ | 0.95 | $ | 1.06 | $ | (0.11 | ) | (10 | )% | $ | 1.00 | $ | 1.07 | $ | (0.07 | ) | (7 | )% | ||||||||||||||
|
一般和行政 |
$ | 0.36 | $ | 0.39 | $ | (0.03 | ) | (8 | )% | $ | 0.38 | $ | 0.47 | $ | (0.09 | ) | (19 | )% | ||||||||||||||
|
石油和天然气性质的损害 |
$ | 1.12 | $ | - | $ | 1.12 | 100 | % | $ | 0.56 | $ | - | $ | 0.56 | 100 | % | ||||||||||||||||
|
其他 |
$ | - | $ | - | $ | - | 0 | % | $ | - | $ | - | $ | - | 0 | % | ||||||||||||||||
折旧、损耗和摊销(“DD&A”)费用
DD&A费用按全成本法计算，按生产单位法计算。与2019年同期相比，截至2020年6月30日的三个月的DD&A费用减少了140万美元，原因是产量相似的DD&A费率下降。截至2020年6月30日的六个月，与2019年同期相比，DD&A费用增加了180万美元，这是由于产量的增加被DD&A费率的下降所抵消。我们每半年计算一次DD&A利率，与准备12月31日和6月30日的储备报告有关，这两份报告用于该结束期间。2020年6月30日的计算确认了该行业目前正在经历的钻井和完井成本的下降，这降低了DD&A率。
减值费用
全额成本法要求我们每季度进行一次上限测试。截至2020年6月30日进行的上限测试表明，我们已探明油气资产的账面净值超过了估计的贴现未来净现金流，导致石油和天然气资产减值1410万美元。请参阅注1-“业务描述和重要会计政策-完整COst天花板测试“在合并财务报表附注第I部分中，请参阅本季度报告中表格10-Q的第1项，以了解更多详细信息。
一般和行政(“G&A”)费用
在截至2020年6月30日的三个月和六个月里，公司分别记录了450万美元和940万美元的并购费用，其中包括基于股票的薪酬的非现金支出分别为140万美元和250万美元。与2019年同期相比，截至2020年6月30日的三个月和六个月的并购费用分别减少了40万美元和80万美元，主要原因是股票薪酬支出分别减少了20万美元和60万美元。员工退休导致的应计员工绩效奖金支出进一步减少。
在截至2019年6月30日的三个月和六个月里，该公司分别记录了490万美元和1020万美元的并购费用。截至2019年6月30日的三个月和六个月的G&A费用分别包括160万美元和310万美元的非现金费用，用于股票薪酬。
其他收入(费用)
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截至6月30日的三个月， |
截至6月30日的六个月， |
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其他收入(费用)(单位：千)： |
2020 |
2019 |
方差 |
2020 |
2019 |
方差 |
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利息支出 |
$ | (1,725 | ) | $ | (3,398 | ) | $ | (1,673 | ) | (49 | )% | $ | (3,677 | ) | $ | (7,055 | ) | $ | (3,378 | ) | (48 | )% | ||||||||||
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利息收入和其他 |
23 | 18 | 5 | 28 | % | 142 | 24 | 118 | 492 | % | ||||||||||||||||||||||
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未被指定为套期保值的商品衍生品的收益(损失) |
(1,688 | ) | 12,653 | (14,341 | ) | 113 | % | 7,450 | 11,645 | (4,195 | ) | 36 | % | |||||||||||||||||||
|
提前清偿债务损失 |
- | (1,846 | ) | 1,846 | 100 | % | - | (1,846 | ) | 1,846 | 100 | % | ||||||||||||||||||||
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经债务贴现调整后的平均融资借款 |
$ | 105,027 | $ | 101,408 | $ | 3,619 | 4 | % | $ | 103,741 | $ | 91,055 | $ | 12,686 | 14 | % | ||||||||||||||||
|
平均融资借款 |
$ | 108,421 | $ | 104,716 | $ | 3,705 | 4 | % | $ | 107,220 | $ | 94,659 | $ | 12,561 | 13 | % | ||||||||||||||||
利息支出
本公司于截至2020年6月30日止三个月及六个月的利息开支分别反映2019年高级信贷安排应付的现金利息100万美元及非现金利息分别70万美元及150万美元，主要是本公司于2022年到期的13.50%可转换第二留置权优先担保票据(“新2L票据”)产生的利息，其中包括截至6月30日止三个月的已支付实物利息40万美元及债务贴现及发行成本摊销30万美元。截至2020年6月30日的6个月，支付了90万美元的实物利息，以及60万美元的债务贴现和债务发行成本摊销。
截至2019年6月30日的三个月和六个月的利息支出分别反映了2017年高级信贷安排和2019年高级信贷安排产生的现金应付利息分别为100万美元和150万美元，以及主要发生在本公司的可转换第二留置权票据和新2L票据上的非现金利息分别为240万美元和560万美元，其中分别包括已支付的实物利息140万美元和320万美元，以及债务贴现和债务发行成本摊销分别为100万美元和240万美元。
与2019年同期相比，截至2020年6月30日的三个月和六个月的利息支出分别减少了170万美元和340万美元，因为2019年偿还了利息较高的可转换第二留置权票据，而2019年高级信贷安排的借款利率较低。
未被指定为套期保值的商品衍生品的收益(损失)
截至2020年6月30日的三个月，未被指定为套期保值的大宗商品衍生品亏损170万美元，其中包括900万美元按市值计价的亏损，这是我们未平仓天然气和石油衍生品的公允价值变化，被天然气和石油衍生品合约现金结算的730万美元净收益所抵消。截至2020年6月30日的6个月，未被指定为套期保值的大宗商品衍生品收益为750万美元，其中包括天然气和石油衍生品合约现金结算的净收益1330万美元，被按市值计价的580万美元亏损所抵消，这是我们未平仓天然气和石油衍生品合约公允价值的变化。在截至2020年6月30日的三个月和六个月的天然气和石油衍生品合约现金结算净收益中，包括我们2020年7月天然气衍生品合约季度末的现金结算收益180万美元。大宗商品期货市场的波动性相当高，由于我们不对衍生品合约应用对冲会计，我们报告的收益或亏损在不同时期可能会出现大幅波动。展望未来，天然气期货价格的任何上涨都将导致未来一段时间的亏损。
截至2019年6月30日的三个月，未被指定为套期保值的大宗商品衍生品的收益包括1070万美元的按市值计价收益，这是我们的天然气衍生品合约自2019年3月31日起的公允价值变化，以及在此期间现金结算的200万美元收益。截至2019年6月30日的六个月，未被指定为套期保值的大宗商品衍生品的收益包括1,140万美元的按市值计价收益，这是我们的天然气衍生品合约自2018年12月31日以来的公允价值变化，以及在此期间的现金净结算收益20万美元。2019年第二季度，天然气期货价格明显低于我们的固定合约价格，导致我们的衍生品资产头寸。
所得税优惠
在截至2020年或2019年6月30日的三个月和六个月里，我们没有记录所得税费用或福利。我们于2020年6月30日维持估值拨备，导致除与替代最低税额(“AMT”)抵免有关的当期应收税项外，我们的财务状况表上并无出现递延税项净资产或负债。我们在评估了所有可获得的证据(包括大宗商品价格和我们最近2018年及之前几年的税净营业亏损历史)后，得出了一个结论，即根据会计文献很可能的标准，我们的递延税项资产是无法收回的。截至2019年12月31日，估值津贴为7,420万美元，导致我们当时的财务状况表上出现了40万美元的净非流动递延税资产。截至2020年6月30日，40万美元的递延税净资产重新归类为当期应收账款，涉及AMT抵免和应计利息，预计将在2020年第三季度全额退还。就税务而言，估值津贴对我们的净营业亏损(“NOL”)状况没有影响，如果我们在未来期间产生应纳税收入，我们可能能够使用我们的NOL来抵消当时的应税收入，但受NOL的任何适用税收限制的限制。考虑到公司的应税收入预测，我们对实现递延税项资产的评估没有改变，截至2020年6月30日，我们继续对我们的递延税项净值资产保持全额估值额度。
调整后的EBITDA
调整后的EBITDA是一种非美国公认会计原则(“US GAAP”)的补充财务指标，由我们的综合财务报表的管理层和外部用户(如行业分析师、投资者、贷款人和评级机构)使用。该公司将调整后的EBITDA定义为扣除利息支出、收入和类似税、DD&A、基于股票的薪酬支出以及石油和天然气资产减值(如果有的话)前的收益。在计算调整后EBITDA时，重组损益和未指定为套期保值的商品衍生品按市值计价的损益也不包括在内。其他不包括的项目包括根据会计准则编纂(“ASC”)842对经营租赁进行会计处理的调整、利息收入和任何非常非现金收益或亏损。调整后的EBITDA不是美国公认会计原则确定的净收入(亏损)的衡量标准。根据美国公认会计原则的定义，调整后的EBITDA不应被视为净收益(亏损)的替代方案。
下表显示了调整后EBITDA的非美国GAAP衡量标准与美国GAAP净收益(亏损)衡量标准的对账，后者是根据美国GAAP提出的最直接可比的衡量标准：
|
截至6月30日的三个月， |
截至6月30日的六个月， |
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|
(单位：千) |
2020 |
2019 |
2020 |
2019 |
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|
净收益(亏损)(美国公认会计准则) |
$ | (22,941 | ) | $ | 11,779 | $ | (19,905 | ) | $ | 12,227 | ||||||
|
利息支出 |
1,725 | 3,398 | 3,677 | 7,055 | ||||||||||||
|
折旧、损耗和摊销 |
11,876 | 13,299 | 25,143 | 23,345 | ||||||||||||
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石油和天然气性质的损害 |
14,130 | - | 14,130 | - | ||||||||||||
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基于股份的薪酬费用(非现金) |
1,374 | 1,580 | 2,529 | 3,148 | ||||||||||||
|
未指定为套期保值的商品衍生品的亏损(收益)，未结算 |
9,027 | (10,680 | ) | 5,858 | (11,432 | ) | ||||||||||
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提前清偿债务损失 |
- | 1,846 | - | 1,846 | ||||||||||||
|
其他项目(1) |
254 | 311 | 418 | 558 | ||||||||||||
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调整后的EBITDA |
$ | 15,445 | $ | 21,533 | $ | 31,850 | $ | 36,747 | ||||||||
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(1) |
其他项目包括分别来自ASC 842项下营业租赁会计影响的30万美元、30万美元、40万美元和60万美元，以及分别截至2020年6月30日和2019年6月30日的三个月和六个月的利息收入。 |
管理层认为，这一非美国GAAP财务指标为投资者提供了有用的信息，因为它由我们的管理层监控和使用，并被专业研究分析师广泛用于石油和天然气勘探和生产行业内公司的估值和投资建议。
流动性与资本资源
概述
2020年前六个月，我们的主要现金来源是手头现金和经营活动现金。我们主要用现金为资本支出提供资金。我们目前计划通过手头现金、经营活动现金和循环信贷安排下的借款为2020年剩余时间的运营和资本支出提供资金，尽管我们可能会不时考虑下文所述的资金替代方案。
于2019年5月14日，本公司与本公司、附属公司作为借款人(以借款人身份)、SunTrust Bank作为行政代理(“行政代理”)和若干贷款人订立了第二份经修订及重订的高级担保循环信贷协议(“2019年高级信贷协议”)，该协议规定循环贷款最高可达当时有效的借款基数(“2019年高级信贷安排”)。2019年高级信贷安排修订、重述和再融资了我们2017年信贷协议下的义务。
2019年高级信贷安排到期(A)2024年5月14日或(B)2021年12月3日，如果新2L票据(定义见下文)在2021年12月3日之前尚未自愿赎回、回购、再融资或以其他方式报废，则2019年高级信贷安排将于2021年12月3日到期，也就是2022年5月31日新2L票据“到期日”之前180天。2019年高级信贷安排提供的最高信贷额度为5亿美元，但有借款基数限制，最初为1.15亿美元。2019年8月借款基数增至1.25亿美元，2020年5月降至1.2亿美元。借款基数定于每个日历年的3月和9月重新确定，并可能不时进行额外调整，包括出售资产、消除或减少对冲头寸以及其他债务的产生。此外，借款人和管理代理中的每一个都可以在预定的重新确定之间请求一次非预定的借款基数重新确定。借款基数的数额由贷款人自行决定，并与其在相关重新确定时的石油和天然气贷款标准一致。借款人还可以根据2019年信贷协议申请签发总额高达1000万美元的信用证，这将减少借款基础下的可用借款金额，从而减少此类已发行和未偿还信用证的金额。
于2019年5月14日，本公司及其附属公司与Franklin Advisers，Inc.作为投资管理人管理的若干基金及账户(每个该等基金或账户，连同其继承人及受让人，均为“新2L债券买家”)订立购买协议，据此，本公司向新2L债券购买者(“新2L债券发售”)发行本金额总计1,200万美元的本公司于2021年到期的13.50%可转换第二留置权优先担保票据(“新2L债券”)。新的2L票据发行于2019年5月31日结束。出售新2L债券的收益主要用于偿还2019年高级信贷安排下的未偿还借款。新2L票据的持有者对公司的所有资产拥有第二优先留置权。
根据管理新2L债券的契约，新2L债券将於2021年5月31日期满。2020年5月，新2L债券的到期日延长至2022年5月31日。新发行的2L债券的息率为年息13.50厘，按季派息，分别在每年1月15日、4月15日、7月15日及10月15日派息。公司可选择增加新2L债券的本金，以支付当时未偿还的2L债券本金的全部或任何部分实物利息。
我们在2020年第二季度退出时，手头有160万美元的现金和9540万美元的未偿还借款，截至2020年6月30日，2019年高级信贷安排借款基数为1.2亿美元，可用资金为2460万美元。由于资本支出的支付时间，截至2020年6月30日，我们反映出营运资本赤字为2060万美元。就我们在营运资本赤字的情况下运营而言，我们预计这种赤字将被我们2019年高级信贷安排下提供的流动性所抵消。遵守我们在2019年高级信贷安排和新2L票据下的契约主要取决于我们的资本支出计划。
展望
我们2020年剩余时间的资本支出取决于大宗商品价格的变动。我们可以根据大宗商品价格的上涨或下跌，灵活地推进或推迟资本项目。我们计划将所有资本集中在钻探和开发我们位于北路易斯安那州的海恩斯维尔页岩趋势天然气资产。
我们相信，我们在2019年和2020年上半年进行的资本投资的结果将产生足够的现金流，再加上我们2019年高级信贷安排的可用性，将使我们能够执行到2021年的运营计划。创造的价值将使我们能够筹集资金，以继续我们未来的资本发展。
我们持续监控我们的杠杆状况，并将我们的资本计划与我们预期的现金流和预计债务的偿还进行协调。我们将继续根据需要评估可供选择的筹资方式。
我们可以选择的方案包括：
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• |
2019年高级信贷安排下的可用性； |
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• |
发行债务证券； |
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| • | 在我们的TMS和/或Haynesville页岩趋势种植区建立合资企业； | |
| • | 出售非核心资产；以及 | |
| • | 有条件的，发行股权证券。 |
我们通过衍生品合约支持我们的现金流，这些合约覆盖了我们2020年上半年约52%的天然气销售量和2020年上半年59%的石油销售量。到2021年第一季度，我们约有52%的预测天然气产量进行了对冲，加权平均价格为每立方米2.52美元。到2021年第一季度，我们约有52%的预测石油产量进行了对冲，加权平均价格为每桶57.50美元。在2021年的最后三个季度，我们有大约33%的预测天然气产量以加权平均价格每立方米2.47美元进行对冲。有关我们的衍生工具的更多信息，请参阅附注8-“商品衍生活动”在本季度报告表格10-Q第I部分第1项下的合并财务报表附注中。
为了减轻受新冠肺炎影响的大宗商品价格低迷的影响，我们削减了计划于2020年的资本支出，从而节省了资本。我们已经启动了一项全公司范围的成本削减计划，取消了不是我们业务核心的外部服务。此外，我们有大量的生产可以有利地对冲到2022年第一季度，如果必要的话，我们可以进一步减少资本支出。
由于我们采取了提高流动性的措施，我们预计我们手头的现金、运营现金以及我们2019年高级信贷安排下的可用借款能力将足以满足我们到2021年的投资、融资和营运资金需求。
现金流
下表汇总了所示期间的现金流(以千为单位)：
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截至6月30日的三个月， |
截至6月30日的六个月， |
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2020 |
2019 |
2020 |
2019 |
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现金流量表信息： |
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|
净现金： |
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由经营活动提供 |
$ | 16,230 | $ | 23,346 | $ | 31,080 | $ | 41,253 | ||||||||
|
用于投资活动 |
(18,158 | ) | (26,812 | ) | (33,196 | ) | (53,782 | ) | ||||||||
|
由融资活动提供 |
2,230 | 5,135 | 2,228 | 10,130 | ||||||||||||
|
增加(减少)现金和现金等价物 |
$ | 302 | $ | 1,669 | $ | 112 | $ | (2,399 | ) | |||||||
经营活动：我们油井的产量、石油和天然气价格以及运营成本是我们截至2020年6月30日和2019年6月30日的三个月和六个月运营现金流背后的主要驱动因素。与我们的衍生品合约相关的营运资金和净现金结算的变化也会影响现金流。截至2020年6月30日的三个月，经营活动提供的净现金为1,620万美元，其中包括营运资本正变化前的运营现金流1,450万美元，包括为结算衍生品合同而产生的730万美元的现金收入。截至2020年6月30日的6个月，经营活动提供的净现金为3,110万美元，其中包括运营现金流之前的运营现金流为2,990万美元，包括结算衍生品合同的现金收入1,330万美元。与2019年同期相比，截至2020年6月30日的三个月和六个月经营活动提供的现金减少，主要原因是实现价格下降导致石油和天然气收入下降。
投资活动：截至2020年6月30日的三个月和六个月，用于投资活动的净现金分别为1820万美元和3320万美元，这反映了用于资本项目的现金支出。在截至2020年6月30日的三个月里，我们录得1020万美元的资本支出。截至2020年6月30日的三个月，资本支出和用于资本项目的现金支出的差异归因于净资本应计减少820万美元，被20万美元的资产报废和非现金内部成本资本化所抵消。在截至2020年6月30日的三个月里，我们进行了6口总(2.2口净)井的钻井和完井作业，共生产1口总(0.8口净)井。在截至2020年6月30日的6个月里，我们录得2860万美元的资本支出。截至2020年6月30日的6个月，资本支出和用于资本项目的现金支出的差异归因于净资本应计减少510万美元，被50万美元的资产报废和非现金内部成本资本化所抵消。虽然我们减少了钻井和完井活动，但我们仍在支付前期发生和记录的资本成本。截至2020年6月30日的6个月内，共实施钻井完井17口(净额5.4口)，累计投产6口(净额2.5口)，截至2020年6月30日尚有13口(净额4.7口)井在钻完井。
融资活动：截至2020年6月30日的三个月和六个月，融资活动提供的净现金反映了我们2019年高级信贷安排项下的250万美元借款，抵消了30万美元用于购买员工股票奖励基金预扣的股票以支付税款。
截至所示日期，债务由以下余额组成(以千为单位)：
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2020年6月30日 |
2019年12月31日 |
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校长 |
账面金额 |
校长 |
账面金额 |
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2019年高级信贷安排(1) |
$ | 95,400 | $ | 95,400 | $ | 92,900 | $ | 92,900 | ||||||||
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新的2L票据(2) |
13,859 | 12,525 | 12,969 | 11,535 | ||||||||||||
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债务总额 |
$ | 109,259 | $ | 107,925 | $ | 105,869 | $ | 104,435 | ||||||||
(1)2019年高级信贷安排的账面金额代表公允价值，因为它是完全担保的。
(2)债务折价以2022年5月31日为到期日，采用实际利率法摊销。本金包括截至2020年6月30日和2019年12月31日分别支付的190万美元和100万美元的实物利息。截至2020年6月30日和2019年12月31日，账面价值分别包括110万美元和110万美元的未摊销债务折扣，以及20万美元和30万美元的未摊销发行成本。
有关我们融资活动的更多信息，请参阅注4--“债务”在本季度报告表格10-Q第I部分第1项下的合并财务报表附注中。
表外安排
我们目前没有任何出于任何目的的表外安排。
关键会计政策和估算
我们对我们的财务状况和经营结果的讨论和分析是基于按照美国公认会计原则编制的合并财务报表。编制这些财务报表需要我们做出影响资产、负债、收入和费用报告金额的估计和判断。我们认为，某些会计政策会影响我们编制合并财务报表时使用的更重要的判断和估计。我们在截至2019年12月31日的年度Form 10-K年度报告中讨论了我们的关键会计政策，在截至2020年6月30日的三个月和六个月期间，这些政策没有发生实质性变化。
第3项--关于市场风险的定量和定性披露
我们的初级市场风险可归因于大宗商品价格和利率的波动。这些波动可能会影响经营、投资和融资活动的收入和现金流。我们的风险管理政策规定使用衍生工具来管理这些风险。我们使用的衍生工具类型包括期货、掉期、期权和固定价格实物交割合约。我们每年使用的商品衍生工具的数量可能会有所不同，并受董事会授权的风险管理政策管辖。交易所和场外交易的商品衍生工具都可能受到保证金要求的约束，我们可能会不时被要求向交易所经纪商或其交易对手存入现金或提供信用证，以满足这些保证金要求。
有关我们会计政策的信息，以及与我们的衍生工具和金融工具相关的更多信息，请参见附注1-“业务和重要会计政策说明”，附注4-“债务” 和附注8-“商品衍生活动”在本季度报告表格10-Q第I部分第1项下的合并财务报表附注中。
商品价格风险
我们最重大的市场风险与原油和天然气价格的波动有关。管理层预计，这些大宗商品的价格将保持波动和不可预测的状态。随着这些价格的大幅下降或上升，收入和现金流也将大幅下降或上升。此外，如果未来大宗商品价格持续大幅下跌，可能需要对我们的石油和天然气资产进行非现金减记。我们已签订天然气和石油衍生工具，以降低与2020年剩余时间生产相关的价格风险，2021年第一季度分别为每天约70,000 MMBtu和205桶，2021年剩余时间约为70,000 MMBtu/天和200桶/天，2021年剩余时间约为50,000 MMBtu/天，2022年第一季度约为50,000 MMBtu/天。我们没有为交易目的而签订衍生品工具。利用实际衍生品合同交易量，假设基础大宗商品价格上涨10%，将使截至2020年6月30日的衍生品天然气净资产头寸减少590万美元，衍生品石油资产头寸减少20万美元。同样，假设基础大宗商品价格下跌10%，截至2020年6月30日，衍生品天然气净资产头寸将增加700万美元，衍生品石油资产头寸将增加20万美元。此外，衍生工具涵盖的产品实际销售价值的增加或减少，将会大大抵销收益或亏损。
美国国会通过全面的金融改革立法，可能会对我们利用衍生工具降低商品价格、利率和其他与我们业务相关的风险的影响的能力产生不利影响。请参阅我们截至2019年12月31日财年的Form 10-K年度报告中的第1A项“风险因素”。
项目4--控制和程序
对披露控制和程序的评价
我们已经建立了披露控制和程序，旨在确保根据交易所法案提交的报告中需要披露的重大信息在美国证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告，并将与我们有关的任何重大信息记录、处理、汇总并报告给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官(视情况而定)，以便及时做出有关所需披露的决定。在设计和评估我们的披露控制和程序时，我们的管理层认识到，控制和程序，无论设计和操作有多好，都只能为实现预期的控制目标提供合理的保证。为了达到合理的保证水平，我们的管理层必须运用其判断来评估可能的控制和程序的成本效益关系。
在我们于2020年8月11日提交最初报告时，在包括我们的首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下，根据《交易法》第13a-15(B)条，对我们的披露控制和程序的设计和操作的有效性进行了评估。基于这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，截至2020年6月30日，我们的披露控制和程序是有效的。在对我们最初的报告进行评估后，发现我们对财务报告的内部控制存在重大缺陷。我们的首席执行官和首席财务官重新评估了我们的披露控制和程序的设计和运作的有效性，并得出结论，由于下文讨论的财务报告内部控制存在重大缺陷，截至2020年6月30日，我们的披露控制和程序没有生效。
尽管发现重大弱点，公司管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，已经根据我们执行的程序确定，本修订报告中包含的未经审计的综合财务报表在所有重要方面都与我们截至2020年6月30日和2019年6月30日的三个月和六个月以及截至2020年和2019年6月30日的三个月和六个月的财务状况和经营结果保持一致。
财务报告内部控制存在重大缺陷
重大缺陷是财务报告内部控制的缺陷或缺陷的组合，使得本公司年度或中期财务报表的重大错报有合理的可能性无法及时防止或发现。
在2020财年第三季度，管理层与我们的独立审计师一起，发现了我们在确定我们储量的估计PV-10的控制方面存在重大缺陷。具体地说，我们没有设计和保持有效的控制来充分审查我们储量的估计PV-10中未来开发成本部分的完整性和准确性，因此未能确定在开发某些储量所需的未来成本中遗漏了资本支出成本。这一重大弱点导致在截至2020年6月30日的三个月和六个月与我们的石油和天然气资产有关的减值支出记录中出现了730万美元的错误，并导致该公司重申了截至2020年6月30日的三个月和六个月的综合财务报表。
物质薄弱的补救计划
我们的管理层正在积极参与计划和实施补救工作，以解决已发现的重大弱点。具体地说，我们的管理层目前正在评估我们的政策和程序，这些政策和程序与核实输入到我们储量计算中的数据的完整性和准确性的过程有关。作为加强财务报告内部控制的承诺的一部分，我们正在董事会审计委员会的监督下实施以下补救措施，以解决储量估计编制方面的不足，包括：
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由独立储量工程师进行季度审查，以核实输入储量计算的数据的完整性和准确性； |
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实施更多程序，加强对储量报告组成部分的内部详细审查，包括(但不一定限于)未来开发成本；以及 |
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修订和沟通与识别和评估可能影响管理全成本上限测试计算的内部控制系统的变更有关的会计控制、政策和程序。 |
我们将继续监督这些程序和控制的设计和有效性，并做出管理层认为适当的进一步改变。我们相信，上述控制改进措施将弥补管理层发现的重大弱点。然而，在适用的补救控制措施有效运行足够长的一段时间之前，不会认为这一重大缺陷已得到补救。
财务报告内部控制的变化
除上述补救措施外，本公司最近一个会计季度的财务报告内部控制并无发生重大影响或合理地可能对财务报告内部控制产生重大影响的变化。
第二部分--其他信息
项目1--法律诉讼
关于我们目前的法律程序的讨论载于第I部分，第1项，载于注9—“承诺和或有事项“请参阅本季度报告10-Q表格内的综合财务报表附注。
截至2020年6月30日，我们没有任何重大悬而未决的诉讼。
项目1A--风险因素
除了本报告中列出的其他信息外，您还应仔细考虑第一部分第1A项中讨论的因素。本公司在截至2019年12月31日的10-K年度报告中提及的“风险因素”，可能会对我们的业务、财务状况或未来业绩产生重大影响。我们目前不知道或我们目前认为无关紧要的其他风险和不确定性也可能对我们的业务、财务状况或未来业绩产生重大影响。
项目2--未登记的股权证券销售和收益的使用
没有。
项目6--展品
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3.1 |
日期为2019年8月16日的Goodrich Petroleum Corporation第三次修订和重新注册的公司证书(通过参考公司于2019年8月21日提交的8-K表格(文件编号333-12719)的附件3.1合并而成)。 |
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3.2 |
2016年10月12日修订和重新修订的《固特立石油公司章程》(通过参考公司于2016年10月12日提交的S-8表格注册说明书(第333-214080号文件)附件4.2合并而成)。 |
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| 4.1 | 关于2022年到期的13.50%可转换第二留置权优先担保票据的第一修正案，由固特立石油公司(Goodrich Petroleum Company，L.L.C.)作为附属担保人，威尔明顿信托公司(Wilmington Trust)作为受托人和抵押品代理人，于2020年5月6日由固特立石油公司(Goodrich Petroleum Company，L.L.C.)担任附属担保人(合并时参照该公司于2020年5月7日提交的10-Q表格季度报告(文件编号001-12719)的附件4.1合并而成)。 | ||
| 10.1 | 第二次修订和重新签署的高级担保循环信贷协议的第二修正案，日期为2020年5月6日，由Goodrich Petroleum Corporation作为母担保人，Goodrich Petroleum Company，L.L.C.作为借款人，SunTrust Bank作为行政代理，贷款方(通过参考公司于2020年5月7日提交的Form 10-Q季度报告(第001-12719号文件)的附件10.2合并而成)，该协议由Goodrich Petroleum Corporation作为母担保人，作为借款人，SunTrust Bank作为行政代理，贷款方作为贷款方(通过参考公司于2020年5月7日提交的Form 10-Q季度报告(第001-12719号文件)附件10.2合并而成)。 | ||
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31.1* |
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案(Sarbanes-Oxley Act)第302节通过的《美国法典》第15编第7241条规定的首席执行官的证明。 |
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31.2* |
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案(Sarbanes-Oxley Act)第302节通过的《美国法典》第15编第7241条规定的首席财务官出具的证明。 |
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32.1** |
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906节通过的《美国法典》第18编第1350条首席执行官的证明。 |
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32.2** |
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350条规定的首席财务官的证明。 |
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101.INS* |
XBRL实例文档 |
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101.SCH* |
XBRL架构文档 |
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101.CAL* |
XBRL计算链接库文档 |
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101.LAB* |
XBRL标签Linkbase文档 |
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101.PRE* |
XBRL演示文稿链接库文档 |
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101.DEF* |
XBRL定义链接库文档 |
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在此提交 |
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随信提供 |
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签名人代表其签署。
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古德里奇石油公司 (注册人) |
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日期：2020年11月13日 |
依据： |
/S/沃尔特·G·古德里奇 |
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沃尔特·G·古德里奇 |
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董事长兼首席执行官 |
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日期：2020年11月13日 |
依据： |
/S/罗伯特·T·巴克 |
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罗伯特·T·巴克 |
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高级副总裁兼首席财务官 |