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MontBelvieuMemberSM:NGLSwapsContractsMember2021-03-312021-03-310000893538SM:OPISPropaneMontBelvieuNonTETMemberSM:NGLCollarContractYear2Member2021-03-312021-03-310000893538SM:OPISPropaneMontBelvieuNonTETMemberSM:NGLCollarContractYear2Member2021-03-310000893538SM:NYMEXOilCollarContractYear2Member美国-GAAP:次要事件成员2021-04-292021-04-290000893538SM:NYMEXOilCollarContractYear2Member美国-GAAP:次要事件成员2021-04-290000893538美国-GAAP:非指定成员2021-03-310000893538美国-GAAP:非指定成员2020-12-310000893538SM:石油合同成员2021-01-012021-03-310000893538SM:石油合同成员2020-01-012020-03-310000893538SM:天然气合同成员2021-01-012021-03-310000893538SM:天然气合同成员2020-01-012020-03-310000893538SM:NGL合同成员2021-01-012021-03-310000893538SM:NGL合同成员2020-01-012020-03-31 美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区,20549
表格:10-Q
☑ 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节规定的季度报告
在截至本季度末的季度内2021年3月31日
或
☐ 根据1934年证券交易所法令第13或15(D)条提交的过渡报告
由_至_的过渡期
佣金档案编号001-31539
SM能源CO公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | | | | | | | | | | |
| 特拉华州 | | 41-0518430 | |
| (注册成立或组织的州或其他司法管辖区) | | (国际税务局雇主识别号码) | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 谢尔曼街1775号,1200套房, 丹佛, 科罗拉多州 | | 80203 | |
| (主要行政办公室地址) | | (邮政编码) | |
(303)861-8140
(注册人电话号码,包括区号)
根据该法第12(B)条登记的证券:
| | | | | | | | | | | |
每节课的标题 | 交易代码 | | 注册的每个交易所的名称 |
普通股,面值0.01美元 | SM | | 纽约证券交易所 |
用复选标记表示注册人(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)节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☑ 不是☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在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规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是☑不是☐
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。参见“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。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 大型加速滤波器 | ☐ | | 加速文件管理器 | ☑ | |
| | | | | | |
| 非加速文件服务器 | ☐ | | 规模较小的报告公司 | ☐ | |
| | | | | | |
| | | | 新兴成长型公司 | ☐ | |
| | | | | | |
如果是新兴成长型公司,用勾号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所法案第13(A)节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是空壳公司(如交易法规则第312b-2条所定义)。是☐不是☑
注明截至最后实际可行日期,发行人所属各类普通股的流通股数量。
截至2021年4月21日,注册人拥有117,797,778已发行普通股的股份。
目录
| | | | | | | | | | | |
项目 | | | 页面 |
| 有关前瞻性陈述的警示信息 | 3 |
| | |
| 第I部分 | 4 |
| | | |
第一项。 | 财务报表(未经审计) | 4 |
| | | |
| 简明综合资产负债表 2021年3月31日和2020年12月31日 | 4 |
| | | |
| 简明合并操作报表 截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月 | 5 |
| | | |
| 简明综合全面损失表 截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月 | 6 |
| | | |
| 股东权益简明合并报表 截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月 | 7 |
| | | |
| 现金流量表简明合并报表 截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月 | 8 |
| | | |
| 简明合并财务报表附注 | 9 |
| | | |
第二项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 23 |
| | | |
第三项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 39 |
| | | |
项目4. | 管制和程序 | 39 |
| | | |
| 第II部 | 40 |
| | | |
第一项。 | 法律程序 | 40 |
| | | |
第1A项 | 风险因素 | 40 |
| | | |
第二项。 | 未登记的股权证券销售和收益的使用 | 40 |
| | | |
第6项 | 陈列品 | 41 |
| | | |
| 签名 | 42 |
有关前瞻性陈述的警示信息
本报告中的10-Q表(“10-Q表”或“本报告”)包含1933年“证券法”(“证券法”)第27A条和1934年“证券交易法”(“交易法”)第21E条所指的“前瞻性陈述”。除历史事实陈述外,本报告中包含的所有陈述,涉及我们预期、相信或预期未来将发生或可能发生的与我们的财务状况、经营结果、业务前景或经济表现有关的活动、条件、事件或发展,或涉及未来经营的管理计划和目标,均属前瞻性陈述。“预期”、“假设”、“相信”、“预算”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“打算”、“待定”、“计划”、“潜在”、“项目”、“目标”、“将会”以及类似的表述都是为了识别前瞻性表述。本报告通篇都有前瞻性陈述,包括关于以下事项的陈述:
•全球新冠肺炎大流行(“大流行”)和德克萨斯天气事件(定义如下)对我们、我们的行业、我们的财务状况和我们的运营结果的影响;
•未来资本支出的数额和性质,以及为资本支出提供资金的流动性和资本资源的可用性;
•根据经修订的第六次修订和重新签署的信贷协议(“信贷协议”),借款基数或总贷款人承诺的任何变化;
•我们对未来原油、天然气和天然气液体(在本报告中也分别称为“石油”、“天然气”和“NGL”)价格、油井成本、服务成本、生产成本以及一般和行政成本的展望;
•我们的钻井和完井活动以及其他勘探和开发活动,我们获得许可和政府批准的能力,以及我们、我们的联合开发合作伙伴和/或其他第三方运营商的计划;
•可能或预期的收购和资产剥离,包括可能的资产剥离或农场剥离,或联合开发某些物业;
•石油、天然气和天然气储量估计以及与这些储量估计相关的未来净收入和未来净收入现值的估计;
•我们预期的未来产量、确定的钻井地点以及钻井前景、库存、项目和计划;
•现金流、流动性、利息和相关偿债费用、有效税率的变化,以及我们未来偿还债务的能力;
•未来经营的业务战略和其他计划和目标,包括扩大和增长经营的计划,或推迟资本投资的计划,关于未来股息支付的计划,以及我们对未来财务状况或经营结果的展望;以及
•其他类似的问题,如管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析在本报告的第一部分,第2项。
我们的前瞻性陈述是基于我们根据我们的经验以及我们对历史趋势、当前状况、预期未来发展以及我们认为在这种情况下合适的其他因素的看法而做出的假设和分析。这些陈述会受到已知和未知的风险和不确定性的影响,这些风险和不确定性可能会导致我们的实际结果和表现与前瞻性陈述中明示或暗示的任何未来结果或表现大不相同。可能导致我们的财务状况、经营业绩、业务前景或经济表现与预期不同的因素包括风险因素第I部分第1A项中的章节表格10-K的年报截至2020年12月31日的年度(“2020表格10-K”).
我们提醒您,前瞻性陈述不能保证未来的表现,实际结果或表现可能与前瞻性陈述中明示或暗示的结果或表现大不相同。本报告中的前瞻性陈述仅反映了本报告提交时的情况。虽然我们可能会不时自愿更新之前的前瞻性陈述,但除非适用的证券法要求,否则我们不承诺这样做。
第一部分财务信息
项目1.财务报表
SM能源公司及其子公司
精简合并资产负债表(未经审计)
(单位为千,共享数据除外)
| | | | | | | | | | | |
| 三月三十一号, 2021 | | 十二月三十一日, 2020 |
资产 | | | |
流动资产: | | | |
现金和现金等价物 | $ | — | | | $ | 10 | |
应收账款 | 199,631 | | | 162,455 | |
衍生资产 | 20,859 | | | 31,203 | |
预付费用和其他费用 | 9,792 | | | 10,001 | |
流动资产总额 | 230,282 | | | 203,669 | |
物业和设备(成功法): | | | |
已探明的油气性质 | 8,735,538 | | | 8,608,522 | |
累计损耗、折旧和摊销 | (5,051,876) | | | (4,886,973) | |
未探明油气性质 | 705,822 | | | 714,602 | |
正在开发的油井 | 291,146 | | | 233,498 | |
| | | |
其他财产和设备,扣除累计折旧#美元64,242及$63,662,分别 | 31,986 | | | 32,217 | |
财产和设备合计(净额) | 4,712,616 | | | 4,701,866 | |
非流动资产: | | | |
衍生资产 | 13,567 | | | 23,150 | |
其他非流动资产 | 59,180 | | | 47,746 | |
非流动资产总额 | 72,747 | | | 70,896 | |
总资产 | $ | 5,015,645 | | | $ | 4,976,431 | |
负债和股东权益 | | | |
流动负债: | | | |
应付账款和应计费用 | $ | 394,226 | | | $ | 371,670 | |
| | | |
衍生负债 | 371,802 | | | 200,189 | |
其他流动负债 | 10,591 | | | 11,880 | |
流动负债总额 | 776,619 | | | 583,739 | |
非流动负债: | | | |
循环信贷安排 | 135,000 | | | 93,000 | |
高级笔记,净额 | 2,125,651 | | | 2,121,319 | |
| | | |
| | | |
资产报废义务 | 84,206 | | | 83,325 | |
| | | |
| | | |
衍生负债 | 67,595 | | | 22,331 | |
其他非流动负债 | 56,902 | | | 56,557 | |
非流动负债总额 | 2,469,354 | | | 2,376,532 | |
| | | |
承付款和或有事项(附注6) | | | |
| | | |
股东权益: | | | |
普通股,$0.01面值-授权:200,000,000已发行及已发行股份:114,742,304截至2021年3月31日和2020年12月31日的股票 | 1,147 | | | 1,147 | |
额外实收资本 | 1,833,651 | | | 1,827,914 | |
留存收益(亏损) | (51,719) | | | 200,697 | |
累计其他综合损失 | (13,407) | | | (13,598) | |
股东权益总额 | 1,769,672 | | | 2,016,160 | |
总负债和股东权益 | $ | 5,015,645 | | | $ | 4,976,431 | |
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
SM能源公司及其子公司
简明合并业务报表(未经审计)
(单位为千,每股数据除外)
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至3月31日的三个月, |
| | | | | 2021 | | 2020 |
营业收入和其他收入: | | | | | | | |
石油、天然气和天然气生产收入 | | | | | $ | 423,165 | | | $ | 354,233 | |
| | | | | | | |
其他营业收入 | | | | | 20,681 | | | 1,501 | |
营业总收入和其他收入 | | | | | 443,846 | | | 355,734 | |
运营费用: | | | | | | | |
石油、天然气和天然气生产费用 | | | | | 100,930 | | | 119,552 | |
损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加 | | | | | 166,960 | | | 233,489 | |
探索 | | | | | 9,323 | | | 11,349 | |
| | | | | | | |
损损 | | | | | 8,750 | | | 989,763 | |
一般和行政 | | | | | 24,714 | | | 27,447 | |
净导数(收益)损失 | | | | | 344,689 | | | (545,340) | |
其他营业费用(净额) | | | | | (599) | | | 566 | |
总运营费用 | | | | | 654,767 | | | 836,826 | |
运营亏损 | | | | | (210,921) | | | (481,092) | |
利息支出 | | | | | (39,871) | | | (41,512) | |
债务清偿收益 | | | | | — | | | 12,195 | |
其他营业外费用(净额) | | | | | (371) | | | (494) | |
所得税前亏损 | | | | | (251,163) | | | (510,903) | |
所得税(费用)福利 | | | | | (106) | | | 99,008 | |
净损失 | | | | | $ | (251,269) | | | $ | (411,895) | |
| | | | | | | |
基本加权平均已发行普通股 | | | | | 114,759 | | | 113,009 | |
稀释加权平均已发行普通股 | | | | | 114,759 | | | 113,009 | |
普通股基本净亏损 | | | | | $ | (2.19) | | | $ | (3.64) | |
稀释后每股普通股净亏损 | | | | | $ | (2.19) | | | $ | (3.64) | |
每股普通股股息 | | | | | $ | 0.01 | | | $ | 0.01 | |
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
SM能源公司及其子公司
简明综合全面损失表(未经审计)
(单位:千)
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至3月31日的三个月, |
| | | | | 2021 | | 2020 |
净损失 | | | | | $ | (251,269) | | | $ | (411,895) | |
其他综合收入,税后净额: | | | | | | | |
养老金负债调整 | | | | | 191 | | | 190 | |
扣除税后的其他综合收入总额 | | | | | 191 | | | 190 | |
全面损失总额 | | | | | $ | (251,078) | | | $ | (411,705) | |
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
SM能源公司及其子公司
简明合并股东权益报表(未经审计)
(单位为千,不包括股票数据和每股股息)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 额外实收资本 | | | | 累计其他综合损失 | | 股东权益总额 |
| 普通股 | | | 留存收益(亏损) | | |
| 股票 | | 金额 | | | | |
余额,2020年12月31日 | 114,742,304 | | | $ | 1,147 | | | $ | 1,827,914 | | | $ | 200,697 | | | $ | (13,598) | | | $ | 2,016,160 | |
净损失 | — | | | — | | | — | | | (251,269) | | | — | | | (251,269) | |
其他综合收益 | — | | | — | | | — | | | — | | | 191 | | | 191 | |
宣布的现金股息,$0.01每股 | — | | | — | | | — | | | (1,147) | | | — | | | (1,147) | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
基于股票的薪酬费用 | — | | | — | | | 5,737 | | | — | | | — | | | 5,737 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
余额,2021年3月31日 | 114,742,304 | | | $ | 1,147 | | | $ | 1,833,651 | | | $ | (51,719) | | | $ | (13,407) | | | $ | 1,769,672 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 额外实收资本 | | | | 累计其他综合损失 | | 股东权益总额 |
| 普通股 | | | 留存收益 | | |
| 股票 | | 金额 | | | | |
余额,2019年12月31日 | 112,987,952 | | | $ | 1,130 | | | $ | 1,791,596 | | | $ | 967,587 | | | $ | (11,319) | | | $ | 2,748,994 | |
净损失 | — | | | — | | | — | | | (411,895) | | | — | | | (411,895) | |
其他综合收益 | — | | | — | | | — | | | — | | | 190 | | | 190 | |
宣布的现金股息,$0.01每股 | — | | | — | | | — | | | (1,130) | | | — | | | (1,130) | |
| | | | | | | | | | | |
在归属RSU时发行普通股,扣除用于预扣税款的股份后的净额 | 730 | | | — | | | (3) | | | — | | | — | | | (3) | |
基于股票的薪酬费用 | — | | | — | | | 5,561 | | | — | | | — | | | 5,561 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
余额,2020年3月31日 | 112,988,682 | | | $ | 1,130 | | | $ | 1,797,154 | | | $ | 554,562 | | | $ | (11,129) | | | $ | 2,341,717 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
SM能源公司及其子公司
简明合并现金流量表(未经审计)
(单位:千)
| | | | | | | | | | | |
| 截至3月31日的三个月, |
| 2021 | | 2020 |
经营活动的现金流: | | | |
净损失 | $ | (251,269) | | | $ | (411,895) | |
对净亏损与经营活动提供的现金净额进行调整: | | | |
| | | |
损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加 | 166,960 | | | 233,489 | |
损损 | 8,750 | | | 989,763 | |
基于股票的薪酬费用 | 5,737 | | | 5,561 | |
净导数(收益)损失 | 344,689 | | | (545,340) | |
衍生结算损益 | (107,885) | | | 73,437 | |
债务折价摊销和递延融资成本 | 4,723 | | | 3,992 | |
债务清偿收益 | — | | | (12,195) | |
递延所得税 | (52) | | | (99,347) | |
其他,净额 | (14,592) | | | (816) | |
营运资金净变动 | (51,437) | | | (18,517) | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
经营活动提供的净现金 | 105,624 | | | 218,132 | |
| | | |
投资活动的现金流: | | | |
| | | |
资本支出 | (147,563) | | | (139,306) | |
| | | |
其他 | (71) | | | — | |
用于投资活动的净现金 | (147,634) | | | (139,306) | |
| | | |
融资活动的现金流: | | | |
循环信贷融资收益 | 440,000 | | | 425,500 | |
偿还循环信贷安排 | (398,000) | | | (476,000) | |
| | | |
| | | |
回购优先债券所支付的现金 | — | | | (28,318) | |
| | | |
| | | |
其他 | — | | | (3) | |
融资活动提供(用于)的现金净额 | 42,000 | | | (78,821) | |
| | | |
现金、现金等价物和限制性现金的净变化 | (10) | | | 5 | |
期初现金、现金等价物和限制性现金 | 10 | | | 10 | |
期末现金、现金等价物和限制性现金 | $ | — | | | $ | 15 | |
| | | |
补充现金流量信息和非现金活动的时间表: | | | |
经营活动: | | | |
支付利息的现金,扣除资本化利息 | $ | (53,449) | | | $ | (47,469) | |
| | | |
投资活动: | | | |
资本支出应计项目和其他项目的增加 | $ | 37,409 | | | $ | 16,802 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
SM能源公司及其子公司
简明合并财务报表附注(未经审计)
注1-主要会计政策摘要
操作说明
SM Energy Company及其合并子公司(“SM Energy”或“公司”)是一家独立的能源公司,在得克萨斯州从事石油、天然气和天然气的收购、勘探、开发和生产。
陈述的基础
随附的未经审计简明综合财务报表包括本公司的账目,并已根据美国公认的中期财务信息会计原则(“GAAP”)、Form 10-Q季度报告指引和S-X法规编制。这些财务报表不包括GAAP要求的年度财务报表的所有信息和附注。然而,除本文所披露者外,本报告所载综合财务报表附注所披露的资料并无重大变动。2020表格10-K。管理层认为,所有调整都已包括在内,这些调整包括被认为是公平列报中期财务信息所必需的正常经常性调整。所列各时期的经营业绩不一定代表全年的预期业绩。在编制公司未经审计的简明综合财务报表时,公司评估了2021年3月31日资产负债表日期之后的事件,并通过提交本报告进行了评估。此外,某些前期金额已重新分类,以符合随附的未经审计的简明综合财务报表中的本期列报。
重大会计政策
公司遵循的重要会计政策载于注1-主要会计政策摘要在2020表格10-K并附有本报告所载未经审计简明综合财务报表的附注。这些未经审计的简明合并财务报表应与2020表格10-K.
近期发布的会计准则
2020年3月,财务会计准则委员会(FASB)发布了会计准则更新(ASU)第2020-04号,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(“ASU 2020-04”)之后是ASU No.2021-01,参考汇率改革(主题848):范围(“ASU 2021-01”),于2021年1月发布,就848专题的范围提供了明确的指导。发布ASU 2020-04是为了在有限的时间内提供可选的指导,以减轻核算(或认识到)参考汇率改革对财务报告的影响的潜在负担。一般而言,该指导将从2020年3月12日或之后的过渡期开始的任何日期起实施,或预期从2020年3月12日或之后的过渡期内的某个日期起实施,直至财务报表可供发布之日为止。ASU 2020-04和ASU 2021-01适用于所有实体,有效期至2022年12月31日。截至2021年3月31日,公司尚未选择使用可选指南,并继续评估ASU 2020-04和ASU 2021-01提供的选项。请参阅附注5--长期债务有关使用伦敦银行同业拆息(下称“伦敦银行同业拆息”)与信贷协议下的借款有关的讨论。
并无其他华硕对本公司截至2021年3月31日已发布但尚未采纳的未经审计简明综合财务报表及相关披露,或通过提交本报告而产生重大影响。
注2-与客户签订合同的收入
该公司确认出售其米德兰盆地和南得克萨斯州资产生产的石油、天然气和NGL的收入份额。在随附的未经审计的简明综合经营报表(“随附经营报表”)中列报的石油、天然气和天然气生产收入反映了与客户签订合同所产生的收入。
下表按产品类型列出了截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月公司每个经营区域的石油、天然气和NGL生产收入:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 米德兰盆地 | | 南得克萨斯州 | | 总计 |
| 截至3月31日的三个月, | | 截至3月31日的三个月, | | 截至3月31日的三个月, |
| 2021 | | 2020 | | 2021 | | 2020 | | 2021 | | 2020 |
| (单位:千) |
石油生产收入 | $ | 286,105 | | $ | 276,136 | | $ | 19,672 | | $ | 15,557 | | $ | 305,777 | | $ | 291,693 |
采气收入 | 57,806 | | 11,334 | | 31,852 | | 29,376 | | 89,658 | | 40,710 |
NGL生产收入 | 100 | | 58 | | 27,630 | | 21,772 | | 27,730 | | 21,830 |
总计 | $ | 344,011 | | $ | 287,528 | | $ | 79,154 | | $ | 66,705 | | $ | 423,165 | | $ | 354,233 |
相对百分比 | 81 | % | | 81 | % | | 19 | % | | 19 | % | | 100 | % | | 100 | % |
____________________________________________
注:由于四舍五入,金额可能不会计算。
该公司在产品的保管权和所有权(“控制权”)转移给买方时确认石油、天然气和天然气生产收入,这取决于适用的合同条款。控制权的转移推动了运输、收集、加工和其他后期制作费用(“费用和其他扣除”)在随附的运营报表中的列报。公司在控制权转移之前发生的费用和其他扣除项目记录在随附的运营报表中的石油、天然气和天然气生产费用项目中。当控制权在井口或井口附近转让时,销售基于井口市场价格,该价格受控制权转让后买方产生的费用和其他扣除的影响。请参阅注2-与客户签订合同的收入在2020表格10-K有关产生石油、天然气和天然气生产收入的合同类型的更多信息,请访问。
在应用会计准则编纂(ASC)主题606中的指南时做出的重大判断,从与客户的合同中获得的收入,指在采用中游处理器的气体处理设备中,控制权转移给买方的时间点。该公司认为,在确定交易价格(包括代表可变对价的金额)方面不需要做出重大判断,因为考虑到体积测量的精确度和使用具有一般可预测差异的指数定价,交易量和价格的估计不确定性水平较低。因此,本公司认为可变对价的估计不受限制。
在公司拥有所有权权益的油井生产碳氢化合物时,公司的履约义务就产生了。在中游加工商处理设施的井口、进水口或尾门或其他合同规定的交货点将控制权移交给买方时,视为履行了履约义务。从产生到履行履约义务之间的时间间隔一般不到一天,因此有不是报告期末的重大未履行或部分未履行的履约义务。
收入记录在履行履约义务的月份。然而,收到碳氢化合物购买者的结算单和相关的现金对价。30至90生产发生后的天数。因此,公司必须估计交付给客户的产品数量以及最终将收到的产品销售对价。应付本公司的预计收入记录在随附的未经审计的简明综合资产负债表(“随附资产负债表”)的应收账款项目中,直至收到付款为止。截至2021年3月31日和2020年12月31日,资产负债表内与客户签订的合同应收账款余额为1美元。152.1300万美元和300万美元108.9分别为2000万人。为了估计与客户签订的合同应收账款,该公司使用对其财产、历史业绩、合同安排、指数定价、质量和运输差异以及其他因素的了解作为这些估计的基础。产品销售的估计金额和实际金额之间的差额记录在从购买者那里收到付款的月份。
注3--股权
2020年6月17日,该公司发行了认股权证,购买总额约为5.92000万股,约合五其当时已发行普通股的百分比,行权价为$0.01每股。
认股权证于发行日的公允价值是利用几何布朗运动的随机蒙特卡罗模拟(“GBM模型”)厘定的。本公司在权威会计指引下对权证进行评估,并决定将其归类为股权工具。于发行时,认股权证以公允价值#美元计入随附资产负债表的额外实收资本。21.52000万美元,不需要经常性公允价值计量。自发行以来,认股权证的初始账面金额没有变化。
截至2020年6月17日的认股权证协议(下称“认股权证协议”)规定,该等认股权证可于触发日期(其后界定)起及之后的任何时间行使,直至2023年6月30日。根据认股权证协议的定义,触发日期为连续五个交易日之后的第一个交易日,在该五个交易日中的四个交易日发行和发行的普通股数量乘以每个该等交易日的普通股收盘价超过$1.0200亿(“触发日期”)。发行的认股权证与公司普通股挂钩,如果行使,必须通过实物结算或股票净结算进行结算。触发日期发生在2021年1月14日,而认股权证在持有人的选举中成为可行使的。认股权证可以全部或不时部分行使,直到2023年6月30日到期。
2021年3月31日之后,本公司发布3,083,403因无现金行使而产生的未登记的、受限制的普通股的股份3,086,147加权平均股价为$$的认股权证11.36按认股权证协议的条款厘定的每股。没有承销商参与销售,这些证券带有限制性的传说,限制在没有根据证券法注册或适用的注册豁免的情况下转让证券。
附注4--所得税
截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月的所得税拨备包括以下内容:
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至3月31日的三个月, |
| | | | | 2021 | | 2020 |
| | | | | (单位:千) |
所得税(费用)福利的当期部分: | | | | | | | |
联邦制 | | | | | $ | — | | $ | — |
状态 | | | | | (158) | | (339) |
所得税优惠递延部分 | | | | | 52 | | 99,347 |
所得税(费用)福利 | | | | | $ | (106) | | $ | 99,008 |
| | | | | | | |
实际税率 | | | | | — | % | | 19.4 | % |
记录的所得税费用或福利不同于将法定的美国联邦所得税税率适用于所得税前的收入或亏损所提供的金额。这些差异主要涉及国家所得税的影响、基于股票的补偿奖励的超额税收收益和不足、对被覆盖个人补偿的税收限制、估值免税额的变化、其他较小的永久性差异的累积影响,还可能反映在颁布期间颁布的税率变化对公司递延税收净资产和负债余额的累积影响。如上表所示,季度增长率还可能受到预测每个时期的净收益或亏损的比例影响。
在2017年前的所有年度,本公司一般不再接受税务机关对美国联邦或州所得税的审查。
附注5--长期债务
下表汇总了截至2021年3月31日和2020年12月31日,公司循环信贷安排、高级担保票据(扣除未摊销贴现和递延融资成本)和高级无担保票据(扣除未摊销递延融资成本)的未偿还余额总额:
| | | | | | | | | | | |
| 截至2021年3月31日 | | 截至2020年12月31日 |
| (单位:千) |
循环信贷安排 | $ | 135,000 | | | $ | 93,000 | |
高级担保票据(1) | 464,222 | | | 460,656 | |
高级无担保票据(1) | 1,661,429 | | | 1,660,663 | |
总计 | $ | 2,260,651 | | | $ | 2,214,319 | |
____________________________________________
(1) 高级担保票据和高级无担保票据的定义如下。
信贷协议
公司的信贷协议规定优先担保循环信贷安排,最高贷款额为#美元。2.51000亿美元。截至2021年3月31日,信贷协议下的借款基数和总贷款人承诺为$1.11000亿美元。下一次预定的借款基数重新确定日期为2021年10月1日。
信贷协议定于2023年9月28日到期。然而,如果公司尚未完成与其相关的某些回购、赎回或再融资活动,到期日可能会提前到2022年8月16日6.1252022年到期的优先票据百分比(“2022年优先票据”),且如信贷协议所述,并无若干未使用的信贷协议可供借款。
与循环信贷安排相关的利息和承诺费根据信贷协议中规定的借款基础利用网格应计,如中所示附注5--长期债务在2020表格10-K。在公司的选择下,信贷协议下的借款可以是欧洲美元、备用基础利率(“ABR”)或Swingline贷款的形式。欧洲美元贷款按LIBOR计息,外加利用电网的适用保证金,ABR和Swingline贷款按基于市场的浮动利率计息,外加利用电网的适用保证金。承诺费按使用率网格中贷款人总承诺额的未使用部分应计,并包括在随附的营业报表上的利息支出项目中。
信贷协议规定,如果LIBOR不再是广泛使用的基准利率,或如果LIBOR不再用于确定美国贷款的利率,则应由信贷协议中定义的行政代理与本公司协商后,制定公平反映融资贷款成本的替代利率。请参阅注1-主要会计政策摘要关于FASB ASU 2020-04的讨论,它提供了与参考汇率改革相关的指导.
下表显示了截至2021年4月21日、2021年3月31日和2020年12月31日,信贷协议项下的未偿还余额、未偿还信用证总额和可用借款能力:
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年4月21日 | | 截至2021年3月31日 | | 截至2020年12月31日 |
| (单位:千) |
循环信贷安排(1) | $ | 76,500 | | | $ | 135,000 | | | $ | 93,000 | |
信用证(2) | — | | | — | | | 42,000 | |
可用借款能力 | 1,023,500 | | | 965,000 | | | 965,000 | |
总贷款人承诺额 | $ | 1,100,000 | | | $ | 1,100,000 | | | $ | 1,100,000 | |
____________________________________________
(1) 可归因于循环信贷安排的未摊销递延融资成本在所附资产负债表中作为其他非流动资产项目的组成部分列示,总额为#美元。3.9300万美元和300万美元4.3分别截至2021年3月31日和2020年12月31日。这些成本是在循环信贷安排的期限内以直线方式摊销的。
(2) 未付信用证减少了循环信贷安排下按美元计算的可用金额。
高级注释
高级担保票据. 高级担保票据,扣除未摊销贴现和递延融资成本,包括在高级票据中,截至2021年3月31日和2020年12月31日的资产负债表上的净行项目,包括以下内容:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年3月31日 |
| 本金金额 | | 未摊销债务贴现 | | 未摊销递延融资成本 | | 网 |
| (单位:千) |
1.502021年到期的高级担保可转换票据百分比 | $ | 65,485 | | | $ | 914 | | | $ | 87 | | | $ | 64,484 | |
10.02025年到期的高级担保票据百分比 | 446,675 | | | 36,085 | | | 10,852 | | | 399,738 | |
总计 | $ | 512,160 | | | $ | 36,999 | | | $ | 10,939 | | | $ | 464,222 | |
| | | | | | | |
| 截至2020年12月31日 |
| 本金金额 | | 未摊销债务贴现 | | 未摊销递延融资成本 | | 网 |
| (单位:千) |
1.502021年到期的高级担保可转换票据百分比 | $ | 65,485 | | | $ | 1,828 | | | $ | 175 | | | $ | 63,482 | |
10.02025年到期的高级担保票据百分比 | 446,675 | | | 37,943 | | | 11,558 | | | 397,174 | |
总计 | $ | 512,160 | | | $ | 39,771 | | | $ | 11,733 | | | $ | 460,656 | |
这个1.502021年到期的高级担保可转换票据百分比(“2021年高级担保可转换票据”)10.02025年到期的高级担保票据(“2025年高级担保票据”,与2021年高级担保可转换票据一起,称为“高级担保票据”)是本公司的优先债务,以次优先权为抵押,低于本公司在信贷协议项下的义务,并具有同等的优先权。优先担保票据与公司所有现有和任何未来的无担保优先或次级债务相比,具有更高的支付权。
从2021年1月1日开始,到到期日为止,持有人可以随时根据以下的转换率转换他们的2021年高级担保可转换票据24.6914公司普通股每$1股1,0002021年高级担保可转换票据的本金金额,相当于初始转换价格约$40.50每股,可予调整。截至2021年3月31日或通过提交本报告,2021年高级担保可转换票据的IF转换价值不超过本金金额。该公司已选择以现金结算2021年7月1日到期的2021年高级担保可转换票据债务,并打算使用其循环信贷安排下的借款来偿还债务。剩余的债务贴现和债务相关发行成本将作为利息支出摊销至2021年高级担保可转换票据的本金,直至到期日。2021年高级担保可转换票据上确认的与所述利率和债务折价摊销相关的利息支出总计$1.2300万美元和300万美元2.9截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月分别为3.5亿美元。公司可能不会在到期日之前赎回2021年高级担保可转换票据。
该公司可能会在2025年高级担保票据到期之前,根据溢价加上管理2025年高级担保票据的契约中描述的应计和未付利息,以赎回价格赎回其部分或全部2025年优先担保票据。
请参阅附注5--长期债务在2020表格10-K欲了解与2021年高级担保可转换票据相关的公司高级担保票据和上限看涨期权交易的更多详情。
高级无担保票据. 高级无担保票据,扣除未摊销递延融资成本,包括在高级票据中,截至2021年3月31日和2020年12月31日的资产负债表上的净行项目,包括以下内容:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年3月31日 | | 截至2020年12月31日 |
| 本金金额 | | 未摊销递延融资成本 | | 本金,净额 | | 本金金额 | | 未摊销递延融资成本 | | 本金,净额 |
| (单位:千) |
6.1252022年到期的优先债券百分比 | $ | 212,403 | | | $ | 743 | | | $ | 211,660 | | | $ | 212,403 | | | $ | 855 | | | $ | 211,548 | |
5.02024年到期的优先债券百分比 | 277,034 | | | 1,448 | | | 275,586 | | | 277,034 | | | 1,576 | | 275,458 | |
5.6252025年到期的优先债券百分比 | 349,118 | | | 2,634 | | | 346,484 | | | 349,118 | | | 2,792 | | 346,326 | |
6.752026年到期的优先债券百分比 | 419,235 | | | 3,795 | | | 415,440 | | | 419,235 | | | 3,970 | | 415,265 | |
6.6252027年到期的优先债券百分比 | 416,791 | | | 4,532 | | | 412,259 | | | 416,791 | | | 4,725 | | 412,066 | |
总计 | $ | 1,674,581 | | | $ | 13,152 | | | $ | 1,661,429 | | | $ | 1,674,581 | | | $ | 13,918 | | | $ | 1,660,663 | |
上述优先无抵押票据(统称为“高级无抵押票据”,与高级担保票据一起称为“高级票据”)为无抵押优先债务,与本公司所有现有及任何未来的无抵押优先债务享有同等的偿付权,并优先于任何未来的次级债务。公司可以根据溢价,加上管理高级无担保票据的契约中描述的应计和未付利息,在到期前以赎回价格赎回部分或全部高级无担保票据。
在截至2020年3月31日的三个月内,公司总共回购了$40.7在公开市场交易中发行的2022年优先债券本金总额为2000万美元,结算总额(不包括应计利息)为#28.32000万。关于回购,公司记录了一笔债务清偿收益#美元。12.2截至2020年3月31日的三个月为1.2亿美元。这一数额包括回购$时实现的折扣。12.41000万美元部分抵消了大约$235,000加速未摊销递延融资成本。该公司在结算时取消了所有回购的2022年优先票据。
请参阅附注5--长期债务在2020表格10-K欲了解有关该公司高级无担保票据的更多细节,请访问。
契诺
本公司须受信贷协议及管理优先票据的若干财务及非财务契诺所规限,其中包括限制本公司招致额外债务的能力、就本公司的受限制附属公司作出包括股息在内的限制性付款、出售资产、允许双方同意限制该等受限制附属公司支付欠本公司或任何其他受限制附属公司的股息或债务的能力、设立担保债务的留置权、与联属公司订立交易,以及与其合并或合并。截至2021年3月31日,通过提交本报告,公司遵守了信贷协议下的所有契约和管理高级票据的契约。
请参阅附注5--长期债务在2020表格10-K有关本公司在信贷协议下的契诺及管理优先票据的契诺的更多详情,请参阅。
资本化利息
资本化利息成本总计为$。4.3300万美元和300万美元2.7截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月分别为3.5亿美元。公司资本化的利息金额通常根据借款金额、公司的资本计划以及与被认为正在进行的资本项目相关的成本的时间和金额而波动。资本化利息成本包括在发生的总成本中。
附注6--承付款和或有事项
承付款
除以下讨论的项目外,提交本报告期间的承诺没有发生重大变化,与本报告中披露的那些项目存在重大差异。2020表格10-K。请参阅附注6--承付款和或有事项在2020表格10-K以进一步讨论公司的承诺。
钻机服务合同。在截至2021年3月31日的三个月里,该公司修改了某些钻井平台合同,导致合同期限延长。截至2021年3月31日,公司的钻机承诺总额为
$23.5根据延长至2022年第二季度的合同条款,合同金额为1.2亿美元。如果所有这些合同在2021年3月31日终止,公司将避免部分合同服务承诺;但是,公司将被要求支付#美元。14.0300万美元的提前解约费。在截至2021年3月31日的三个月内,公司没有发生与提前终止或待命费用相关的重大费用,公司预计在2021年剩余时间内不会因其钻井平台合同而招致重大处罚。
钻井和完井承诺。在截至2021年3月31日的三个月里,该公司修改了一项协议,其中包括某些现有租约的最低钻井和完井进尺要求。如果在2022年3月31日之前没有满足这些最低要求,公司将被要求根据实际钻探和完成的进尺与最低要求之间的差额支付违约金。截至2021年3月31日,违约金的范围可能在零最高可达$51.32000万美元,最大敞口假设在2022年3月31日之前没有发生额外的开发活动。截至提交本报告时,公司预计将履行本协议规定的义务。
偶然事件
该公司在正常业务过程中会受到诉讼和索赔的影响。当负债可能且金额可合理估计时,本公司应就该等项目进行应计。管理层认为,任何未决诉讼和索赔的预期结果预计不会对公司的经营结果、财务状况或现金流产生实质性影响。
附注7--补偿计划
股权激励薪酬计划
截至2021年3月31日,3.8根据公司的股权激励补偿计划(“股权计划”),可供授予的普通股为1百万股。
绩效份额单位
作为其股权计划的一部分,公司通常向符合条件的员工授予绩效股单位(“PSU”)。为结算PSU而发行的公司普通股股票数量从零至二乘以授予的PSU数量,并根据以下特定标准确定三-年度业绩期间。PSU通常在授予日期的三周年或股权计划中规定的其他触发事件时授予。
至于于2018年及2019年批出的认购单位,结算准则包括合并本公司相对于若干同业公司的总股东回报(“TSR”)及本公司于相关三年业绩期间相对若干同业公司的总资本投资现金回报率(“CRTCI”)。除了这些业绩标准外,这些授予的授予协议还规定,如果公司的绝对TSR在三年业绩期间为负值,则可以发行用于结算已发行PSU的普通股的最大数量不得超过授予日授予的PSU数量的一倍,无论公司相对于其同行集团的TSR和CRTCI业绩如何。2018年和2019年授予的PSU的公允价值是使用GBM模型在适用的授予日期计量的,前提是相关的CRTCI履约条件将在各自履约期结束时达到目标金额。PSU的补偿开支于各授权期内于一般及行政开支及勘探开支内确认。由于这些奖励取决于基于业绩的结算标准和基于市场的结算标准的组合,薪酬支出可能会在未来期间随着预期授予的单位数量的增加或减少而进行调整,这取决于公司相对于适用同行公司的预期CRTCI业绩。2020年没有批准任何PSU。
本公司根据授予之日奖励的公允价值记录与发放PSU相关的补偿费用。为PSU记录的总补偿费用为$3.2300万美元和300万美元2.6截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月分别为3.5亿美元。截至2021年3月31日,4.5未确认的薪酬支出总额中有1.5亿与非既得性PSU奖励有关,这笔费用将在2022年之前摊销。在截至2021年3月31日的三个月内,未偿还和未归属的PSU没有实质性变化。
员工限制性股票单位
作为其股权计划的一部分,公司向符合条件的人士授予限制性股票单位(“RSU”)。每个RSU代表接收的权利一在指定的归属期间结束时支付的公司普通股的份额。?RSU通常在适用的归属期间或股权计划中规定的其他触发事件中,在授予的每个周年日授予总授予的三分之一。
本公司根据授予之日奖励的公允价值记录与发放RSU相关的补偿费用。RSU的公允价值等于授予当天公司普通股的收盘价。
RSU的补偿费用在各个授予的归属期内在一般和行政费用以及勘探费用中确认。为员工RSU记录的总薪酬支出为$2.2300万美元和300万美元2.6截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月分别为3.5亿美元。截至2021年3月31日,12.5未确认的总补偿支出中有1.5亿与非既得性RSU奖励有关,这笔费用将在2023年之前摊销。在截至2021年3月31日的三个月内,未偿还和未归属的RSU没有实质性变化。
请参阅附注7--补偿计划在2020表格10-K有关公司股权计划的更多详细信息,请访问。
附注8-公允价值计量
本公司对所有按公允价值计量的资产和负债遵循公允价值计量会计准则。本指引将公允价值定义为在计量日市场参与者之间有序交易中出售资产或转移负债所收取的价格(退出价格)。市场或可观察到的投入是价值的首选来源,其次是在没有市场投入的情况下基于假设交易的假设。对这些资产和负债进行分组的公允价值层次结构基于以下投入的重要程度:
•级别1-相同资产或负债在活跃市场的报价
•二级-类似资产或负债在活跃市场的报价,相同或类似工具在非活跃市场的报价,以及投入可观察到或重大价值驱动因素可观察到的模型派生估值。
•级别3-无法观察到估值模型的重要输入。
下表列出了公司截至2021年3月31日在资产负债表中按公允价值计量的资产和负债,以及这些资产和负债在公允价值层次中的分类:
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 1级 | | 2级 | | 3级 |
| (单位:千) |
资产: | | | | | |
衍生物(1) | $ | — | | | $ | 34,426 | | | $ | — | |
| | | | | |
负债: | | | | | |
衍生物(1) | $ | — | | | $ | 439,397 | | | $ | — | |
__________________________________________
(1) 这是指在经常性基础上按公允价值计量的金融资产或负债。
下表列出了公司截至2020年12月31日的资产和负债,这些资产和负债在所附资产负债表中按公允价值计量,并在公允价值层次中分类:
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 1级 | | 2级 | | 3级 |
| (单位:千) |
资产: | | | | | |
衍生物(1) | $ | — | | | $ | 54,353 | | | $ | — | |
负债: | | | | | |
衍生物 (1) | $ | — | | | $ | 222,520 | | | $ | — | |
____________________________________________
(1) 这是指在经常性基础上按公允价值计量的金融资产或负债。
金融及非金融资产及负债均根据对公允价值计量重要的最低投入水平,按上述公允价值层次分类。以下是本公司所使用的估值方法的描述,以及根据上述公允价值等级对该等工具的一般分类。
衍生物
该公司使用第2级投入来衡量石油、天然气和NGL商品衍生品的公允价值。公允价值基于内插数据。该公司根据远期商品价格曲线、交易对手的信用评级、公司的信用评级和货币的时间价值得出内部估值。然后,将这些估值与各自交易对手的按市值计价的声明进行比较。经考虑的因素导致估计的退出价格,管理层认为该价格为衍生工具的估值提供了合理和一致的方法。商品衍生工具
公司使用的资产不被管理层认为是复杂的、结构化的或非流动性的。石油、天然气和NGL商品衍生品市场高度活跃。
请参阅附注10-衍生金融工具并向附注11-公允价值计量在2020表格10-K有关本公司衍生工具的更多信息,请访问。
石油和天然气属性及其他属性和设备
该公司拥有不是包括在总财产和设备中的资产,净额,截至2021年3月31日或2020年12月31日按公允价值计量。
不是已证明的财产减值费用是在截至2021年3月31日的三个月内记录的。截至2020年3月31日止三个月,本公司录得减值费用为$956.7由于2020年第一季度末大宗商品价格预测下降,特别是石油和NGL价格下降,与其南得克萨斯州已探明的油气资产和相关支持设施相关的石油和天然气资产减少了3.8亿美元。该公司使用的贴现率为11根据截至2020年3月31日的现行市场加权平均资本成本计算预期未来净现金流的现值时的百分比。
截至2021年3月31日及2020年3月31日止三个月,本公司录得与遗弃及减值未探明物业有关的减值开支为#美元。8.82000万美元,以及$33.1分别为2000万人。这些减值与实际和预期的租赁到期有关,以及由于所有权缺陷、开发计划的变化和其他固有的面积风险造成的实际和预期的面积损失。截至2021年3月31日和2020年12月31日,资产负债表上未探明油气资产项目的余额按账面价值记录。
请参阅注1-主要会计政策摘要和附注11-公允价值计量在2020表格10-K有关公司确定其物业公允价值的方法的更多信息。
长期债务
下表反映了该公司优先票据债务的公允价值,该债务以二级市场交易报价为基础,采用一级投入计量。截至2021年3月31日或2020年12月31日,这些票据在附带的资产负债表上没有以公允价值列报,因为它们是以账面价值记录的,扣除任何未摊销折扣和递延融资成本。请参阅附注5--长期债务以供进一步讨论。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年3月31日 | | 截至2020年12月31日 |
| 本金金额 | | 公允价值 | | 本金金额 | | 公允价值 |
| (单位:千) |
1.502021年到期的高级担保可转换票据百分比 | $ | 65,485 | | | $ | 63,864 | | | $ | 65,485 | | | $ | 61,449 | |
10.02025年到期的高级担保票据百分比 | $ | 446,675 | | | $ | 502,858 | | | $ | 446,675 | | | $ | 482,887 | |
6.1252022年到期的高级无担保票据百分比 | $ | 212,403 | | | $ | 209,633 | | | $ | 212,403 | | | $ | 205,379 | |
5.02024年到期的高级无担保票据百分比 | $ | 277,034 | | | $ | 261,936 | | | $ | 277,034 | | | $ | 240,072 | |
5.6252025年到期的高级无担保票据百分比 | $ | 349,118 | | | $ | 323,007 | | | $ | 349,118 | | | $ | 289,401 | |
6.752026年到期的高级无担保票据百分比 | $ | 419,235 | | | $ | 387,373 | | | $ | 419,235 | | | $ | 342,385 | |
6.6252027年到期的高级无担保票据百分比 | $ | 416,791 | | | $ | 384,323 | | | $ | 416,791 | | | $ | 331,220 | |
| | | | | | | |
本公司循环信贷安排的账面价值接近其公允价值,因为适用利率是根据现行市场利率浮动的。
注9-每股收益
普通股基本净收益或每股亏损的计算方法是,普通股股东可获得的净收益或亏损除以相应时期已发行普通股的基本加权平均数。普通股每股摊薄净收益或每股亏损的计算方法是,普通股股东可获得的净收益或亏损除以稀释后的加权平均流通股数量,其中包括潜在摊薄证券的影响。
截至2021年3月31日,本次计算的潜在稀释证券主要包括未归属RSU、或有PSU和权证,这些证券是使用库存股方法计量的。这些认股权证在2021年1月14日的持有人选举中变得可以行使,因此,从2021年1月1日起,它们被列为潜在的稀释证券。请参阅注3--股权和附注7--补偿计划在本报告中,以及注9-每股收益在2020表格10-K有关这些潜在稀释证券的更多细节,请访问。
截至2020年3月31日,本次计算的潜在稀释证券主要由未归属RSU、或有PSU和2021年高级可转换票据可转换成的股票组成,这些股票是使用库存股方法计量的。该公司普通股的平均收盘价低于1美元。40.502021年高级可换股票据适用于截至2020年3月31日止三个月的换股价格,因此,2021年高级可换股票据并无摊薄影响。该公司已选择完全以现金履行与2021年高级可转换票据有关的任何转换义务。因此,公司2021年的高级担保可转换票据不再可以转换为公司普通股的股票,因此,截至2021年3月31日,不被认为是潜在的稀释工具。
当公司确认持续经营的净亏损时,所有可能稀释的股票都是反稀释的,因此不包括在普通股稀释净亏损的计算中。下表详细列出了各期间反稀释证券的加权平均数:
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至3月31日的三个月, |
| | | | | 2021 | | 2020 |
| | | | | (单位:千) |
抗稀释剂 | | | | | 8,106 | | 1,219 |
下表列出了普通股基本净亏损和摊薄净亏损的计算方法:
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至3月31日的三个月, |
| | | | | 2021 | | 2020 |
| | | | | (单位为千,每股数据除外) |
净损失 | | | | | $ | (251,269) | | | $ | (411,895) | |
| | | | | | | |
基本加权平均已发行普通股 | | | | | 114,759 | | 113,009 |
非既得RSU和或有PSU的稀释效应 | | | | | — | | — |
认股权证的摊薄作用 | | | | | — | | — |
稀释加权平均已发行普通股 | | | | | 114,759 | | 113,009 |
| | | | | | | |
普通股基本净亏损 | | | | | $ | (2.19) | | | $ | (3.64) | |
稀释后每股普通股净亏损 | | | | | $ | (2.19) | | | $ | (3.64) | |
附注10-衍生金融工具
已实施的石油、天然气和天然气衍生产品合同摘要
该公司定期签订商品衍生合约,以减轻其对商品价格的潜在不利市场变化及其对现金流的相关影响的一部分风险。截至2021年3月31日,所有衍生品交易对手都是本公司信贷协议贷款方集团的成员,所有合同都是出于交易以外的目的签订的。该公司的商品衍生合约包括石油生产和天然气生产的掉期和套筒安排,以及天然气生产的掉期安排。在典型的大宗商品掉期协议中,如果商定的第三方指数价格(“指数价格”)低于掉期固定价格,本公司将收到指数价格与商定的掉期固定价格之间的差额。如果指数价格高于掉期固定价格,公司将支付差额。对于领子安排,如果指数价格低于最低价格,公司将收到商定的指数价格与最低价格之间的差额。如果指数价格高于上限价格,本公司将支付约定的上限价格与指数价格之间的差额。如果指数价格在下限价格和上限价格之间,则不会支付或收到任何金额。
该公司签订了固定价格的石油基础掉期协议,以减轻某些行业基准价与该公司产量销售的实际实物价格点之间的不利定价差异的风险敞口。目前,公司拥有NYMEX WTI和WTI Midland之间固定价差的基准掉期合约,部分米德兰盆地产量的销售合同结算价格为WTI Midland价格,NYMEX WTI和洲际交易所布伦特原油(ICE Brent)的销售合同结算价格为ICE Brent价格,NYMEX WTI和Argus WTI Houston Magellan East Houston Terminal(“MEH”)的销售合同结算价格为ICE布伦特原油价格。该公司的部分米德兰盆地石油生产的销售合同以WTI Midland价格结算,NYMEX WTI和WTI Midland之间的销售合同以WTI Midland价格结算,而洲际交易所布伦特原油(“ICE Brent”)的销售合同以ICE Brent价格结算。该公司还签订了原油掉期合约,以确定NYMEX日历月平均值与现货原油交割月(“Roll Differential”)之间的定价差异。在该月中,公司支付定期可变Roll差价,并获得加权平均固定价差。加权平均固定价差代表掉期合约涵盖的名义成交量的交割月价格净增加(减少)的金额。
截至2021年3月31日,本公司截至2023年第四季度的商品衍生品合约未平仓,汇总如下表。
石油掉期
| | | | | | | | | | | | | | |
合同期 | | 纽约商品交易所WTI成交量 | | 加权平均 三、合同价 |
| | (Mbbl) | | (每桶) |
2021年第二季度 | | 5,508 | | | $ | 40.88 | |
2021年第三季度 | | 5,363 | | | $ | 41.16 | |
2021年第四季度 | | 4,744 | | | $ | 39.85 | |
2022 | | 7,823 | | | $ | 44.69 | |
2023 | | 1,190 | | | $ | 45.20 | |
总计 | | 24,628 | | | |
油环
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
合同期 | | 纽约商品交易所WTI成交量 | | 加权平均 底价 | | 加权平均 最高限价 |
| | (Mbbl) | | (每桶) | | (每桶) |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
2022 | | 1,224 | | | $ | 50.00 | | | $ | 54.89 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
油基掉期
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
合同期 | | WTI米德兰-NYMEX WTI成交量 | | 加权平均合约 价格(1) | | 纽约商品交易所WTI-ICE布伦特原油成交量 | | 加权平均合约 价格(2) | | WTI休斯顿MEH-NYMEX WTI卷 | | 加权平均合约 价格(3) |
| | (Mbbl) | | (每桶) | | (Mbbl) | | (每桶) | | (Mbbl) | | (每桶) |
2021年第二季度 | | 4,172 | | | $ | 0.81 | | | 910 | | | $ | (7.86) | | | 493 | | | $ | 0.60 | |
2021年第三季度 | | 3,756 | | | $ | 0.75 | | | 920 | | | $ | (7.86) | | | 356 | | | $ | 0.60 | |
2021年第四季度 | | 3,824 | | | $ | 0.71 | | | 920 | | | $ | (7.86) | | | 466 | | | $ | 0.60 | |
2022 | | 9,500 | | | $ | 1.15 | | | 3,650 | | | $ | (7.78) | | | 1,329 | | | $ | 1.25 | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
总计 | | 21,252 | | | | | 6,400 | | | | | 2,644 | | | |
____________________________________________
(1) 表示WTI Midland(德克萨斯州米德兰)和NYMEX WTI(俄克拉荷马州库欣)之间的价差。
(2) 代表NYMEX WTI(俄克拉荷马州库欣)和ICE布伦特(北海)之间的价差。
(3) 表示Argus WTI休斯顿MEH(德克萨斯州休斯顿)和NYMEX WTI(俄克拉何马州库欣)之间的价差。
油辊差价掉期
| | | | | | | | | | | | | | |
合同期 | | 纽约商品交易所WTI成交量 | | 加权平均 合同价格 |
| | (Mbbl) | | (每桶) |
2021年第二季度 | | 4,743 | | | $ | (0.16) | |
2021年第三季度 | | 4,326 | | | $ | (0.18) | |
2021年第四季度 | | 3,831 | | | $ | (0.16) | |
2022 | | 11,278 | | | $ | 0.11 | |
总计 | | 24,178 | | | |
天然气交换
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
合同期 | | 如果HSC卷 | | 加权平均 合同价格 | | 娃哈卷 | | 加权平均 合同价格 |
| | (BBtu) | | (每MMBtu) | | (BBtu) | | (每MMBtu) |
2021年第二季度 | | 13,672 | | | $ | 2.45 | | | 7,230 | | | $ | 1.76 | |
2021年第三季度 | | 12,575 | | | $ | 2.40 | | | 8,086 | | | $ | 1.88 | |
2021年第四季度 | | 12,412 | | | $ | 2.41 | | | 7,627 | | | $ | 1.82 | |
2022 | | 28,932 | | | $ | 2.52 | | | 13,716 | | | $ | 2.30 | |
| | | | | | | | |
总计(1) | | 67,591 | | | | | 36,659 | | | |
____________________________________________
(1) 该公司拥有天然气掉期协议,结算对象包括FERC休斯顿船道(“IF HSC”)、德克萨斯州西部FERC(“IF Waha”)和普拉特天然气日报(“GD Waha”)。截至2021年3月31日,娃哈量包括65如果Waha和35%GD娃哈。
NGL交换
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | OPIS丙烷山Belvieu Non-Tet | | 正丁烷山贝尔维尤不含Tet | | | | |
合同期 | | | | | | 卷数 | | 加权平均合同价格 | | 卷数 | | 加权平均 三、合同价 | | | | | | |
| | | | | | (Mbbl) | | (Per Bbl) | | (Mbbl) | | (Per Bbl) | | | | | | |
2021年第二季度 | | | | | | 818 | | | $ | 22.14 | | | 37 | | | $ | 30.87 | | | | | | | |
2021年第三季度 | | | | | | 854 | | | $ | 22.16 | | | 37 | | | $ | 30.87 | | | | | | | |
2021年第四季度 | | | | | | 824 | | | $ | 22.15 | | | 36 | | | $ | 30.87 | | | | | | | |
2022 | | | | | | 231 | | | $ | 22.99 | | | — | | | $ | — | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
总计 | | | | | | 2,727 | | | | | 110 | | | | | | | | | |
NGL领口
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
合同期 | | OPIS丙烷山Belvieu Non-Tet | | 加权平均 底价 | | 加权平均 最高限价 |
| | (Mbbl) | | (每桶) | | (每桶) |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
2022 | | 234 | | | $ | 22.05 | | | $ | 27.30 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
2021年3月31日之后签订的大宗商品衍生品合约
在2021年3月31日之后,本公司于2022年第一季度签订了NYMEX WTI无成本领子合同,合同总额为180石油产量Mbbl,合同底价为#美元50.00每桶,合同最高限价为$65.00每桶。
衍生资产和负债公允价值
本公司的商品衍生品按公允价值计量,并作为衍生品资产和负债计入随附的资产负债表,但符合“正常购买正常销售”除外的衍生品工具除外。本公司并未将其商品衍生合约指定为套期保值工具。商品衍生合约的公允价值为净负债#美元。405.0300万美元和300万美元168.2分别截至2021年3月31日和2020年12月31日。
下表按类别详细说明了随附的资产负债表中记录的商品衍生品合约的公允价值:
| | | | | | | | | | | |
| 截至2021年3月31日 | | 截至2020年12月31日 |
| (单位:千) |
衍生资产: | | | |
流动资产 | $ | 20,859 | | | $ | 31,203 | |
非流动资产 | 13,567 | | | 23,150 | |
衍生资产总额 | $ | 34,426 | | | $ | 54,353 | |
衍生负债: | | | |
流动负债 | $ | 371,802 | | | $ | 200,189 | |
非流动负债 | 67,595 | | | 22,331 | |
衍生负债总额 | $ | 439,397 | | | $ | 222,520 | |
衍生工具资产和负债的抵销
截至2021年3月31日及2020年12月31日,本公司持有的所有衍生工具均须遵守与各金融机构的总净额结算安排。一般而言,该公司的协议条款规定,在双方选择的情况下,就同一日期和同一货币结算的交易,该公司与交易对手之间的应付或应收款项可以相互抵销。该公司的协议还规定,在提前终止的情况下,交易对手有权抵消根据该协议以及与同一交易对手达成的任何其他协议所欠或欠下的金额。该公司的会计政策是不冲销所附资产负债表中的这些头寸。
下表提供了资产负债表中反映的总资产和负债与主要净额结算安排对公司商品衍生合约公允价值的潜在影响之间的对账:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至的衍生资产 | | 截至的衍生负债 |
| 2021年3月31日 | | 2020年12月31日 | | 2021年3月31日 | | 2020年12月31日 |
| (单位:千) |
资产负债表所列总额 | $ | 34,426 | | | $ | 54,353 | | | $ | (439,397) | | | $ | (222,520) | |
资产负债表中未抵销的金额 | (34,238) | | | (53,598) | | | 34,238 | | | 53,598 | |
净额 | $ | 188 | | | $ | 755 | | | $ | (405,159) | | | $ | (168,922) | |
下表汇总了衍生结算(收益)损失的商品组成部分,以及随附的操作报表中显示的净衍生(收益)损失行项目的组成部分:
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至3月31日的三个月, |
| | | | | 2021 | | 2020 |
| | | | | (单位:千) |
衍生工具结算(收益)损失: | | | | | | | |
石油合同 | | | | | $ | 56,329 | | | $ | (53,582) | |
天然气合同 | | | | | 40,448 | | | (14,625) | |
NGL合同 | | | | | 11,108 | | | (5,230) | |
衍生工具结算(收益)损失净额合计 | | | | | $ | 107,885 | | | $ | (73,437) | |
| | | | | | | |
净派生(收益)亏损: | | | | | | | |
石油合同 | | | | | $ | 265,815 | | | $ | (542,540) | |
天然气合同 | | | | | 48,922 | | | 6,728 | |
NGL合同 | | | | | 29,952 | | | (9,528) | |
净导数(收益)损失合计 | | | | | $ | 344,689 | | | $ | (545,340) | |
与信用相关的或有特征
截至2021年3月31日,通过提交本报告,本公司的所有衍生品交易对手都是本公司信贷协议贷款方集团的成员。根据信贷协议,公司必须为价值至少等于以下价值的资产提供抵押留置权85在最新储量报告中评估的公司已探明石油和天然气资产中,信贷协议中定义的PV-9总量的百分比。根据信贷协议担保债务的抵押品也担保公司的衍生协议义务。
项目2.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
以下讨论包括前瞻性陈述。请参阅有关前瞻性陈述的警示信息 有关这些类型的语句的重要信息,请参阅本报告的一节。
公司概况
一般概述
我们的目标是通过负责任地生产能源供应,为国内能源安全和繁荣做出贡献,并在我们生活和工作的社区产生积极影响,让人们的生活变得更美好。我们的愿景是成为顶级资产的首屈一指的运营商,并可持续地为我们所有的利益相关者增加价值。这包括短期运营和财务目标,即通过绝对债务削减和改进杠杆指标来增强我们的资产负债表,同时产生正现金流,并通过勘探和开发优化来增加我们资本项目库存的价值。我们的长期目标是实现现金流增长,这是由我们的优质资产基础和产生有利回报的能力支持的。我们的投资组合包括德克萨斯州的石油和天然气生产资产,特别是在得克萨斯州西部的米德兰盆地和南得克萨斯州的马弗里克盆地。
我们致力于卓越的安全、健康和环境管理;支持多元化和蓬勃发展的员工团队的专业发展;在我们生活和工作的社区发挥积极作用;以及透明地报告我们在这些领域的进展。我们董事会的环境、社会和治理委员会监督公司环境、社会和治理政策、计划和倡议的制定和实施,并就这些事项向我们的董事会报告。进一步表明我们对可持续运营的承诺,根据我们的短期和长期激励计划,我们的高管和员工的薪酬是根据公司范围内的某些基于业绩的指标计算的,这些指标包括关键的财务、运营和环境、健康和安全措施。
业务范围
我们的米德兰盆地资产约80,000英亩,位于得克萨斯州西部的二叠纪盆地(“米德兰盆地”)。2021年第一季度,我们在米德兰盆地的Rockstar和Seitie Peck位置内的钻井和完井活动继续主要集中在划定、开发和扩大我们的米德兰盆地位置。我们目前的米德兰盆地位置在多个富含石油的地区(包括斯普拉贝利和沃尔夫坎普地层)提供了大量的未来开发机会。
我们的南得克萨斯州资产约有155,000英亩净地,位于得克萨斯州迪米特和韦伯县(“南得克萨斯州”)的Maverick盆地。我们目前在南得克萨斯州的业务重点是Eagle Ford页岩地层的生产,以及奥斯汀粉笔地层的进一步划定和开发。我们在Eagle Ford页岩和Austin Chalk地层的重叠面积包括石油、凝析油和干气窗口的面积,这些窗口的天然气成分适合进行NGL开采。2021年,南得克萨斯州的资本活动一直并将继续集中在奥斯汀粉笔地层,因为生产中的液体含量较高,而且经济有利。
2021年第一季度2021年剩余时间的概述和展望
在2021年2月的几天时间里,德克萨斯州受到一场重大天气事件的影响,该天气事件导致异常低温、冰冻条件和大范围停电(“德克萨斯天气事件”)。在此期间,我们经历了第三方电力供应和第三方天然气收集的中断,导致我们米德兰盆地和南得克萨斯州资产的油井关闭,导致减产约14天。我们的供应链也受到影响,导致恢复钻井和完井活动所需的材料和技术服务的交付出现重大延误,这反过来又导致新油井上线的延迟,进一步影响了第一季度的生产。德克萨斯州的石油和天然气生产行业经历了严重的生产中断,而德克萨斯州的能源需求由于寒冷的气温而显着增加。在此期间,供应不足和能源需求增加导致天然气价格暂时飙升。虽然德克萨斯天气事件的综合影响预计不会对我们2021年全年的业务运营、财务状况或经营业绩产生实质性影响,但该事件暂时影响了我们的总产量;石油、天然气和NGL生产收入;其他运营收入;石油、天然气和NGL生产费用;以及截至2021年3月31日的三个月的净派生(收益)亏损。 请参阅精选生产和财务信息的三个月概述,包括趋势和截至2021年3月31日和2020年12月31日的三个月以及截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月的财务结果和趋势比较下面提供更多讨论。
这场大流行仍然是一场全球卫生危机,并继续在金融和大宗商品市场造成动荡和不确定性。尽管部署了疫苗接种以防止新冠肺炎病毒的传播,但市场的稳定和对我们行业生产的商品的需求尚未恢复到大流行前的水平,而且很可能在一段时间内也不会恢复。大流行病的影响仍然是不可预测的,鉴于大流行病的动态性质,我们无法合理地
估计相关市场状况将存在的时间段或它们将继续影响我们的业务、运营结果和财务状况的程度,或任何进一步复苏的时间。大宗商品价格已从2020年的历史低点回升,然而,未来病例激增或疫情可能会产生进一步的负面影响,因此可能需要我们调整业务计划。有关更多详细信息,请参阅风险因素第I部分第1A项中的章节2020表格10-K。尽管疫情和未来的不确定性持续带来负面影响,但我们预计将保持强劲的运营业绩和金融稳定,同时最大化回报,改善杠杆指标,并增加我们米德兰盆地和南得克萨斯州顶级资产的价值。
我们的员工、承包商和我们工作的社区的安全仍然是我们的首要任务,因为我们在大流行期间继续运作。虽然我们的核心业务运营需要某些人员亲自出现在井场位置,但我们几乎所有的办公室员工都继续远程工作,以限制物理互动和缓解新冠肺炎的传播,并将继续这样做,直到2021年。对于不能远程工作的个人,我们维持并持续评估旨在限制新冠肺炎传播的程序,包括社交距离和加强的卫生措施,我们还继续就保持健康和安全工作环境的最佳实践与所有员工进行沟通和培训。我们相信,我们达到或超过了美国疾病控制与预防中心和联邦职业安全与健康法案关于预防新冠肺炎传播的指导方针。自2020年第一季度开始实施这些措施以来,我们一直在继续运营,业务运营没有出现重大中断。我们先前存在的控制环境和内部控制继续有效,我们继续应对与大流行直接相关的新风险,因为我们发现了这些风险。
进入2021年时,我们的资本计划预算总额在6.5亿至6.75亿美元之间。我们的财务和运营灵活性使我们能够持续监测经济环境,并根据需要调整我们的活动水平。我们的2021年资本计划仍然专注于我们米德兰盆地资产和南得克萨斯州资产中的高经济性石油开发项目。我们相信,我们的资产提供了强劲的回报,能够满足内部产生的现金流的增长,同时允许生产水平的灵活性,这与我们改善杠杆指标和保持强大的财务灵活性的优先事项一致。请参阅流动性和资本资源概述下面讨论我们预计如何为我们的2021年资本计划提供资金。
财务和运营业绩。截至2021年3月31日的三个月,平均日净当量产量为111.6 MBOE,与截至2021年12月31日和2020年3月31日的三个月相比,分别下降了9%和18%。这些下降主要是由2020年末和2021年第一季度资本支出下降以及上文讨论的德克萨斯天气事件推动的。
大宗商品价格走强以及德克萨斯州天气事件造成的供需失衡导致截至2021年3月31日的三个月,石油、天然气和NGL衍生品结算前的已实现价格与2020年12月31日的三个月相比分别上涨了39%、69%和46%,与2020年同期相比,分别上涨了23%、170%和98%。这些增长导致截至2021年3月31日的三个月石油、天然气和天然气生产收入为423.2美元,而截至2020年12月31日和2020年3月31日的三个月分别为320.2美元和354.2美元,季度环比增长32%,同比增长19%。在截至2021年3月31日的三个月里,每个京东方的总生产成本为每个京东方10.04美元,比截至2020年12月31日的三个月的每个京东方8.52美元增长了18%,比2020年同期的每个京东方9.67美元增长了4%。
截至2021年3月31日和2020年12月31日的三个月,我们分别录得衍生品净亏损344.7美元和152.7美元,截至2020年3月31日的三个月,我们录得衍生品净收益545.3美元。这些衍生品金额包括截至2021年3月31日的三个月结算的衍生品合约亏损107.9美元,以及截至2020年12月31日和2020年3月31日的三个月的收益分别为6,500万美元和7,340万美元。在截至2021年3月31日的三个月里,亏损主要是由于大宗商品价格上涨。
请参阅精选生产和财务信息的三个月概述,包括趋势和截至2021年3月31日和2020年12月31日的三个月以及截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月的财务结果和趋势比较下面提供更多讨论。
截至2021年3月31日的三个月内,财务和运营活动产生了以下结果:
•截至2021年3月31日的三个月,经营活动提供的净现金为105.6美元,而截至2020年3月31日的三个月为218.1美元。请参阅截至2021年3月31日的三个月至2020年的现金流变化分析以下是额外讨论的内容;
•截至2021年3月31日的三个月净亏损251.3美元,或每股稀释后亏损2.19美元,而截至2020年12月31日的三个月净亏损165.2美元,或每股稀释后亏损1.44美元;截至2020年3月31日的三个月净亏损411.9美元,或每股稀释后亏损3.64美元。截至2021年3月31日的三个月的净亏损主要是由于我们的大宗商品衍生品合约按市值计算下调了236.8美元。请参阅截至三个月的财务业绩及趋势比较
2021年3月31日和2020年12月31日之间,以及截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月之间关于所列期间净亏损构成的补充讨论,见下文;以及
•调整后的EBITDAX(一项非公认会计准则财务指标)在截至2021年3月31日的三个月为215.0美元,而截至2020年3月31日的三个月为286.0美元。请参阅标题非GAAP财务指标以下是我们对调整后的EBITDAX以及经营活动提供的净亏损和净现金的对账的进一步讨论和我们对调整后EBITDAX的定义。
经营活动。在我们的米德兰盆地项目中,我们在2021年第一季度运营了三个钻井平台和三个完井人员。2021年第一季度,我们打了16口总井(净13口),完成了16口总井(净14口),产量同比下降10%,至6.9MMBOE。在截至2021年3月31日的三个月里,我们米德兰盆地计划产生的成本总计138.2美元,占我们同期总成本的72%。我们预计2021年平均有三个钻机和一到两个完井人员。我们在米德兰盆地的Rockstar和Swetie Peck位置内的钻井和完井活动继续主要集中在划定和开发Spraberry和WolfCamp地层。
在我们的南得克萨斯州项目中,我们在2021年第一季度运营了两个钻井平台和一个完井人员。2021年第一季度,我们打了5口净井,完成了6口井,产量同比下降33%,降至320MMBOE。在截至2021年3月31日的三个月里,我们在南得克萨斯州项目中发生的成本总计4490万美元,占我们在此期间发生的总成本的23%。我们预计在2021年期间在一到两个钻井平台和一个完井人员之间作业。2021年剩余时间内,南得克萨斯州的钻井和完井活动将集中于划定和开发奥斯汀粉笔地层。
下表提供了截至2021年3月31日的三个月我们运营计划中已钻井但未完成的井数以及本年度钻井和完井活动的季度摘要:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 米德兰盆地 | | 南得克萨斯州 | | 总计 |
| 毛 | | 网 | | 毛 | | 网 | | 毛 | | 网 |
截至2020年12月31日,已钻探但未完成的油井 | 66 | | | 58 | | | 31 | | | 28 | | | 97 | | | 86 | |
钻出的油井 | 16 | | | 13 | | | 5 | | | 5 | | | 21 | | | 18 | |
油井完工 | (16) | | | (14) | | | (6) | | | (3) | | | (22) | | | (17) | |
其他(1) | — | | | 1 | | | — | | | — | | | — | | | 1 | |
截至2021年3月31日,已钻探但未完成的油井(2) | 66 | | | 58 | | | 30 | | | 30 | | | 96 | | | 88 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | |
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(1)这包括与正常业务活动相关的调整,包括现有已钻探但未完工油井的工作利益变化。资产剥离、联合开发协议、分拆和其他活动可能会导致工作兴趣变化。
(2)根据截至2021年3月31日,南得克萨斯州已钻探但未完成的油井计数,包括13口未包括在我们的五年计划中的总油井(13口净油井),其中12口位于鹰滩页岩中。
产生的费用。在截至2021年3月31日的三个月里,石油和天然气资产收购、勘探和开发活动中发生的成本,无论是资本化的还是支出的,总计192.5美元,主要发生在我们的米德兰盆地和南得克萨斯州项目中,详情请参见经营活动上面。
生产结果。下表列出了截至2021年3月31日、2020年12月31日和2020年3月31日的三个月,我们每个运营区域的产品类型:
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至3月31日的三个月, |
| 2021年3月31日 | | 2020年12月31日 | | 2020年3月31日 |
米德兰盆地产量: | | | | | |
机油(MMBbl) | 5.1 | | | 5.3 | | | 5.9 | |
燃气(Bcf) | 10.6 | | | 12.6 | | | 9.9 | |
NGL(MMBbl) | — | | | — | | | — | |
等效(MMBOE) | 6.9 | | | 7.5 | | | 7.6 | |
每日平均净当量(MBOE/天) | 76.1 | | | 81.0 | | | 83.4 | |
相对百分比 | 68 | % | | 66 | % | | 61 | % |
| | | | | |
南得克萨斯州生产: | | | | | |
机油(MMBbl) | 0.3 | | | 0.4 | | | 0.4 | |
燃气(Bcf) | 11.0 | | | 12.7 | | | 16.6 | |
NGL(MMBbl) | 1.0 | | | 1.2 | | | 1.6 | |
等效(MMBOE) | 3.2 | | | 3.8 | | | 4.8 | |
每日平均净当量(MBOE/天) | 35.5 | | | 41.4 | | | 52.5 | |
相对百分比 | 32 | % | | 34 | % | | 39 | % |
| | | | | |
总产量: | | | | | |
机油(MMBbl) | 5.4 | | | 5.8 | | | 6.3 | |
燃气(Bcf) | 21.5 | | | 25.3 | | | 26.5 | |
NGL(MMBbl) | 1.0 | | | 1.3 | | | 1.6 | |
等效(MMBOE) | 10.0 | | | 11.3 | | | 12.4 | |
每日平均净当量(MBOE/天) | 111.6 | | | 122.4 | | | 135.9 | |
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| | | | | |
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| | | | | |
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注:由于四舍五入,金额可能不会计算。
请参阅 精选生产和财务信息的三个月概述,包括趋势和截至2021年3月31日和2020年12月31日的三个月以及截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月的财务结果和趋势比较以下是关于生产的讨论。
石油、天然气和天然气价格
我们的财务状况和运营结果受到我们收到的石油、天然气和天然气生产价格的显著影响,这些价格可能会大幅波动。当我们在下面提到已实现的石油、天然气和天然气价格时,除非另有说明,否则披露的价格代表了衍生品结算影响之前各个时期的平均价格。虽然NYMEX石油和天然气报价和OPIS NGL价格通常被用作行业内比较的基础,但我们收到的价格受到这些产品的质量、能源含量、地理位置和运输差异以及合同定价基准的影响。
下表汇总了2021年第一季度以及2020年第四季度和第一季度的大宗商品价格数据,以及衍生品结算的影响:
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在截至的三个月内 |
| 2021年3月31日 | | 2020年12月31日 | | 2020年3月31日 |
油(每桶): | | | | | |
纽约商品交易所合约月均价 | $ | 57.84 | | | $ | 42.66 | | | $ | 46.17 | |
衍生产品结算生效前的已实现价格 | $ | 56.33 | | | $ | 40.54 | | | $ | 45.96 | |
石油衍生产品结算的影响 | $ | (10.38) | | | $ | 12.17 | | | $ | 8.44 | |
天然气: | | | | | |
纽约商品交易所每月平均结算价(每MMBtu) | $ | 2.69 | | | $ | 2.66 | | | $ | 1.95 | |
衍生产品结算影响前的已实现价格(每MCF) | $ | 4.16 | | | $ | 2.46 | | | $ | 1.54 | |
气体衍生沉降的影响(按MCF计算) | $ | (1.88) | | | $ | (0.18) | | | $ | 0.55 | |
NGL(按BBL): | | | | | |
OPIS平均价格(1) | $ | 30.47 | | | $ | 21.68 | | | $ | 17.02 | |
衍生产品结算生效前的已实现价格 | $ | 26.93 | | | $ | 18.43 | | | $ | 13.62 | |
NGL衍生结算的影响 | $ | (10.79) | | | $ | (0.63) | | | $ | 3.27 | |
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(1) 每桶天然气的平均OPIS价格,无论是历史的还是露天的,假设所有时期的复合桶产品组合为37%的乙烷、32%的丙烷、6%的异丁烷、11%的正丁烷和14%的天然汽油。该产品组合代表行业标准复合筒,并不一定代表我们用于NGL生产的产品组合。实际价格反映了我们的实际产品组合。
鉴于这场大流行的动态性,我们预计在可预见的未来,石油、天然气和NGL的未来基准价格将保持波动,我们无法合理预测任何进一步复苏或未来感染率激增或爆发的时间。除了供需基本面因素外,作为一种全球商品,石油价格还受到世界各地区真实或感知的地缘政治风险以及美元相对于其他货币的相对强弱的影响。我们在当地销售点实现的价格也可能受到我们业务范围内和其他地区基础设施容量的影响。请参阅2021年第一季度2021年剩余时间的概述和展望有关影响定价因素的其他讨论,请参见上文。
下表汇总了截至2021年4月21日和2021年3月31日NYMEX WTI油、NYMEX Henry Hub天然气和OPIS NGL的12个月条带价格:
| | | | | | | | | | | |
| 截至2021年4月21日 | | 截至2021年3月31日 |
纽约商品交易所WTI油(每桶) | $ | 59.79 | | | $ | 57.79 | |
Nymex Henry Hub煤气(每MMBtu) | $ | 2.90 | | | $ | 2.79 | |
OPIS NGL(按BBL) | $ | 26.91 | | | $ | 28.09 | |
我们使用金融衍生工具作为我们金融风险管理计划的一部分。我们对衍生品的使用有金融风险管理政策,有关签订商品衍生品合约的决定由金融风险管理委员会监督,该委员会由我们的某些高级管理人员和财务人员组成。我们根据资产负债表上的债务、资本承诺和长期义务的水平,以及我们签订有利的大宗商品衍生品合约的能力,来决定我们通过衍生品覆盖的预期产量。通过我们目前的大宗商品衍生品合约,我们相信我们已经在短期内部分减少了对大宗商品价格波动和基差的敞口。我们对部分衍生品使用了无成本的套圈,使我们能够参与石油和天然气价格的上涨,同时也为我们的部分石油和天然气生产设定了价格下限。请参阅附注10-衍生金融工具在本报告第一部分第1项中,商品价格风险在……里面流动性和资本资源概述有关我们的石油、天然气和NGL衍生品的更多信息,请参见下面的内容。
运营的财务结果和其他比较数据
下表提供了截至2021年3月31日的三个月以及前三个季度的选定生产和财务信息的信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在截至的三个月内 |
| 三月三十一号, | | 十二月三十一日, | | 9月30日, | | 六月三十日, |
| 2021 | | 2020 | | 2020 | | 2020 |
| (单位:百万) |
生产(MMBOE) | 10.0 | | | 11.3 | | | 11.6 | | | 11.2 | |
石油、天然气和天然气生产收入 | $ | 423.2 | | | $ | 320.2 | | | $ | 282.0 | | | $ | 169.8 | |
石油、天然气和天然气生产费用 | $ | 100.9 | | | $ | 96.0 | | | $ | 95.3 | | | $ | 80.4 | |
损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加 | $ | 167.0 | | | $ | 188.9 | | | $ | 181.7 | | | $ | 180.9 | |
探索 | $ | 9.3 | | | $ | 11.3 | | | $ | 8.5 | | | $ | 9.8 | |
一般和行政 | $ | 24.7 | | | $ | 20.0 | | | $ | 24.5 | | | $ | 27.2 | |
净损失 | $ | (251.3) | | | $ | (165.2) | | | $ | (98.3) | | | $ | (89.3) | |
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注:由于四舍五入,金额可能不会计算。
选定的绩效指标
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在截至的三个月内 |
| 三月三十一号, | | 十二月三十一日, | | 9月30日, | | 六月三十日, |
| 2021 | | 2020 | | 2020 | | 2020 |
平均净日当量产量(MBOE/天) | 111.6 | | | 122.4 | | | 126.3 | | | 122.9 | |
租赁运营费用(按京东方计算) | $ | 4.64 | | | $ | 4.10 | | | $ | 3.65 | | | $ | 3.30 | |
运输成本(每个京东方) | $ | 2.94 | | | $ | 2.89 | | | $ | 3.11 | | | $ | 3.12 | |
生产税占石油、天然气和天然气生产收入的百分比 | 4.6 | % | | 4.0 | % | | 4.3 | % | | 3.7 | % |
从价税费用(按京东方计算) | $ | 0.52 | | | $ | 0.38 | | | $ | 0.40 | | | $ | 0.22 | |
损耗、折旧、摊销和资产报废债务负债增加(根据京东方) | $ | 16.62 | | | $ | 16.77 | | | $ | 15.64 | | | $ | 16.17 | |
一般和行政(根据京东方) | $ | 2.46 | | | $ | 1.78 | | | $ | 2.10 | | | $ | 2.43 | |
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注:由于四舍五入,金额可能不会计算。
精选生产和财务信息的三个月概述,包括趋势
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | 在截至的三个月内 | | 截至以下三个月的金额变动 | | 截至前三个月的百分比变动 | | | | | | |
| | | | | | 2021年3月31日 | | 2020年12月31日 | | 2020年3月31日 | | 2021年3月31日和2020年12月31日 | | 2021年3月31日和2020年3月31日 | | 2021年3月31日和2020年12月31日 | | 2021年3月31日和2020年3月31日 | | | | | | |
净生产量: (1) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
机油(MMBbl) | | | | | | | | | 5.4 | | | 5.8 | | | 6.3 | | | (0.4) | | | (0.9) | | | (6) | % | | (14) | % | | | | | | |
燃气(Bcf) | | | | | | | | | 21.5 | | | 25.3 | | | 26.5 | | | (3.8) | | | (5.0) | | | (15) | % | | (19) | % | | | | | | |
NGL(MMBbl) | | | | | | | | | 1.0 | | | 1.3 | | | 1.6 | | | (0.2) | | | (0.6) | | | (18) | % | | (36) | % | | | | | | |
等效(MMBOE) | | | | | | | | | 10.0 | | | 11.3 | | | 12.4 | | | (1.2) | | | (2.3) | | | (11) | % | | (19) | % | | | | | | |
平均净日产量: (1) | | | | | | | | | | | | | | |
油(每天MBbl) | | | | | | | | | 60.3 | | | 62.9 | | | 69.8 | | | (2.6) | | | (9.4) | | | (4) | % | | (14) | % | | | | | | |
燃气(MMCF/天) | | | | | | | | | 239.4 | | | 275.3 | | | 291.2 | | | (35.9) | | | (51.9) | | | (13) | % | | (18) | % | | | | | | |
NGL(每天MBbl) | | | | | | | | | 11.4 | | | 13.6 | | | 17.6 | | | (2.2) | | | (6.2) | | | (16) | % | | (35) | % | | | | | | |
等值(每天MBOE) | | | | | | | | | 111.6 | | | 122.4 | | | 135.9 | | | (10.8) | | | (24.2) | | | (9) | % | | (18) | % | | | | | | |
石油、天然气和NGL生产收入(单位:百万):(1) | | | | | | | | | | | | | | |
石油生产收入 | | | | | | | | | $ | 305.8 | | | $ | 234.8 | | | $ | 291.7 | | | $ | 71.0 | | | $ | 14.1 | | | 30 | % | | 5 | % | | | | | | |
采气收入 | | | | | | | | | 89.7 | | | 62.3 | | | 40.7 | | | 27.3 | | | 48.9 | | | 44 | % | | 120 | % | | | | | | |
NGL生产收入 | | | | | | | | | 27.7 | | | 23.1 | | | 21.8 | | | 4.6 | | | 5.9 | | | 20 | % | | 27 | % | | | | | | |
石油、天然气和天然气生产总收入 | | | | | | | | | $ | 423.2 | | | $ | 320.2 | | | $ | 354.2 | | | $ | 103.0 | | | $ | 68.9 | | | 32 | % | | 19 | % | | | | | | |
石油、天然气和NGL生产费用(单位:百万):(1) | | | | | | | | | | | | | | |
租赁经营费 | | | | | | | | | $ | 46.7 | | | $ | 46.2 | | | $ | 58.8 | | | $ | 0.5 | | | $ | (12.1) | | | 1 | % | | (21) | % | | | | | | |
运输成本 | | | | | | | | | 29.6 | | | 32.6 | | | 38.4 | | | (3.0) | | | (8.9) | | | (9) | % | | (23) | % | | | | | | |
生产税 | | | | | | | | | 19.5 | | | 12.9 | | | 14.9 | | | 6.6 | | | 4.6 | | | 51 | % | | 31 | % | | | | | | |
从价税费用 | | | | | | | | | 5.2 | | | 4.3 | | | 7.4 | | | 0.9 | | | (2.2) | | | 21 | % | | (30) | % | | | | | | |
石油、天然气和天然气生产总费用 | | | | | | | | | $ | 100.9 | | | $ | 96.0 | | | $ | 119.6 | | | $ | 5.0 | | | $ | (18.6) | | | 5 | % | | (16) | % | | | | | | |
衍生产品结算生效前的已实现价格: | | | | | | | | | | | | | | |
油(每桶) | | | | | | | | | $ | 56.33 | | | $ | 40.54 | | | $ | 45.96 | | | $ | 15.79 | | | $ | 10.37 | | | 39 | % | | 23 | % | | | | | | |
燃气(每立方米) | | | | | | | | | $ | 4.16 | | | $ | 2.46 | | | $ | 1.54 | | | $ | 1.70 | | | $ | 2.62 | | | 69 | % | | 170 | % | | | | | | |
NGL(每BBL) | | | | | | | | | $ | 26.93 | | | $ | 18.43 | | | $ | 13.62 | | | $ | 8.50 | | | $ | 13.31 | | | 46 | % | | 98 | % | | | | | | |
每个京东方 | | | | | | | | | $ | 42.11 | | | $ | 28.42 | | | $ | 28.64 | | | $ | 13.69 | | | $ | 13.47 | | | 48 | % | | 47 | % | | | | | | |
根据京东方数据:(1) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
生产成本: | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
租赁经营费 | | | | | | | | | $ | 4.64 | | | $ | 4.10 | | | $ | 4.75 | | | $ | 0.54 | | | $ | (0.11) | | | 13 | % | | (2) | % | | | | | | |
运输成本 | | | | | | | | | 2.94 | | | 2.89 | | | 3.11 | | | 0.05 | | | (0.17) | | | 2 | % | | (5) | % | | | | | | |
生产税 | | | | | | | | | 1.94 | | | 1.15 | | | 1.20 | | | 0.79 | | | 0.74 | | | 69 | % | | 62 | % | | | | | | |
从价税费用 | | | | | | | | | 0.52 | | | 0.38 | | | 0.60 | | | 0.14 | | | (0.08) | | | 37 | % | | (13) | % | | | | | | |
总生产成本(1) | | | | | | | | | $ | 10.04 | | | $ | 8.52 | | | $ | 9.67 | | | $ | 1.52 | | | $ | 0.37 | | | 18 | % | | 4 | % | | | | | | |
损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加 | | | | | | | | | $ | 16.62 | | | $ | 16.77 | | | $ | 18.88 | | | $ | (0.15) | | | $ | (2.26) | | | (1) | % | | (12) | % | | | | | | |
一般和行政 | | | | | | | | | $ | 2.46 | | | $ | 1.78 | | | $ | 2.22 | | | $ | 0.68 | | | $ | 0.24 | | | 38 | % | | 11 | % | | | | | | |
衍生结算损益(2) | | | | | | | | | $ | (10.74) | | | $ | 5.77 | | | $ | 5.94 | | | $ | (16.51) | | | $ | (16.68) | | | (286) | % | | (281) | % | | | | | | |
每股收益信息(单位为千,每股数据除外):(3) | | | | | | | | | | | | | | |
基本加权平均已发行普通股 | | | | | | | | | 114,759 | | | 114,528 | | | 113,009 | | | 231 | | | 1,750 | | | — | % | | 2 | % | | | | | | |
稀释加权平均已发行普通股 | | | | | | | | | 114,759 | | | 114,528 | | | 113,009 | | | 231 | | | 1,750 | | | — | % | | 2 | % | | | | | | |
普通股基本净亏损 | | | | | | | | | $ | (2.19) | | | $ | (1.44) | | | $ | (3.64) | | | $ | (0.75) | | | $ | 1.45 | | | (52) | % | | 40 | % | | | | | | |
稀释后每股普通股净亏损 | | | | | | | | | $ | (2.19) | | | $ | (1.44) | | | $ | (3.64) | | | $ | (0.75) | | | $ | 1.45 | | | (52) | % | | 40 | % | | | | | | |
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(1) 由于四舍五入的原因,金额和百分比变化可能不会计算。
(2)截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月的所有衍生品结算包括在随附的运营报表中的净衍生品(收益)亏损行项目中。
(3)详情请参阅:注9-每股收益在第一部分,本报告项目1供进一步讨论。
截至2021年3月31日的三个月的平均净日当量产量,与截至2020年12月31日的三个月相比下降了9%,与截至2020年3月31日的三个月相比下降了18%。这些下降主要是由于与2019年第四季度和2020年第一季度相比,2020年第四季度和2021年第一季度的资本支出减少,以及德克萨斯天气事件。
我们在每个京东方的基础上提供某些信息,以评估我们相对于同行的表现,并确定和衡量我们认为可能需要额外分析和讨论的趋势。
截至2021年3月31日的三个月,我们在衍生品结算生效前的实现价格分别比截至2020年12月31日和2020年3月31日的三个月增加了每京东方13.69美元和每京东方13.47美元。这些增长主要是由于2021年第一季度基准大宗商品价格走强,其中包括德克萨斯州天气事件造成的供需失衡导致的天然气价格上涨。在截至2021年3月31日的三个月里,在每个京东方基础上进行衍生品结算之前,与我们实现价格提高相关的积极影响对石油、天然气和NGL生产收入的积极影响被同期我们结算衍生品合约的亏损(每京东方10.74美元)部分抵消,相比之下,截至2020年12月31日和2020年3月31日的三个月,我们的衍生品合约结算收益分别为每京东方5.77美元和每京东方5.94美元。
截至2021年3月31日的三个月,按京东方计算的租赁运营费用(LOE)与截至2020年12月31日的三个月相比增长了13%,与截至2020年3月31日的三个月相比保持相对持平。季度环比增长是由净当量总产量下降11%推动的。就2021年全年而言,我们预计,由于石油产量增加和修井费用增加,与2020年相比,每个京东方的LOE将有所增加。我们预计,由于总产量的变化、我们整体生产结构的变化、修井项目的时间安排和行业活动,所有这些都会影响总LOE,因此每个京东方的LOE都会出现波动。
截至2021年3月31日的三个月,每个京东方的运输成本与截至2020年12月31日的三个月相比相对持平,与截至2020年3月31日的三个月相比下降了5%。这一同比下降是由于我们南得克萨斯州资产的生产量减少了33%,这导致了我们大部分的运输成本。我们预计总运输成本将随着我们南得克萨斯州资产产量的变化而波动。在京东方的基础上,我们预计2021年全年的运输成本将比2020年有所下降,因为我们米德兰盆地资产的产量占我们总产量的更大部分,这些资产在井口或井口附近出售,产生的运输成本最低。此外,我们预计德克萨斯州南部的Eagle Ford页岩油井的产量会自然下降,这会导致每个京东方的运输成本上升,我们打算将重点放在奥斯汀粉笔含液量较高的新油井上,这些油井的每个京东方的运输成本较低。此外,我们预计将受益于某些运输合同成本的降低,预计这将在2021年进一步降低我们每个京东方的运输费用。
截至2021年3月31日的三个月,每个京东方的生产税分别比截至2020年12月31日和2020年3月31日的三个月增长了69%和62%。这些增长主要是由于截至2021年3月31日的三个月内衍生品结算生效前实现价格的增长。截至2021年3月31日的三个月,我们的总体生产税率为4.6%,而截至2020年12月31日的三个月和2020年3月31日的三个月的总生产税率分别为4.0%和4.2%。我们预计2021年我们的总生产税支出将比2020年增加,因为我们预计石油、天然气和NGL的生产收入将由于价格上涨而增加。我们通常预计生产税支出将与石油、天然气和天然气生产收入在绝对和每个京东方的基础上相关。产品组合、生产地点以及鼓励石油和天然气开发的激励措施也会影响我们认识到的生产税金额。
截至2021年3月31日的三个月,每个京东方的从价税费与截至2020年12月31日和2020年3月31日的三个月相比,分别增长了37%和下降了13%。季度环比增长是当量净生产量下降的结果。同比下降的主要原因是我们生产物业的预期价值评估发生了变化。我们预计,随着我们生产资产的估值发生变化,每个京东方的从价税费和绝对税费都会出现波动。
截至2021年3月31日的三个月,每个京东方的损耗、折旧、摊销和资产报废义务负债增加(DD&A)费用与截至2020年12月31日的三个月相比相对持平,与截至2020年3月31日的三个月相比下降了12%。同比下降主要是由于我们的南得克萨斯已探明油气资产因2020年第一季度确认的已探明资产减值而导致枯竭成本基础降低。我们的DD&A比率因减值、资产剥离活动、与第三方的保有成本融资和分摊安排、生产组合的变化以及我们估计的已探明储量的变化而波动。
音量。对于2021年全年,我们预计每京东方的DD&A费用和DD&A费用的绝对值将比2020年有所下降,这主要是由于预期产量增加所致。
截至2021年3月31日的三个月,按京东方计算的一般和行政(G&A)费用与截至2020年12月31日的三个月相比增长了38%,与截至2020年3月31日的三个月相比增长了11%。这些增长主要是由于截至2021年3月31日的三个月产量下降的结果。我们预计,与2020年相比,2021年全年的并购费用在总额和每个京东方的基础上都将相对持平。
请参阅 截至2021年3月31日和2020年12月31日的三个月以及截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月的财务结果和趋势比较以下是关于运营费用的额外讨论。
截至2021年3月31日和2020年12月31日的三个月以及截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月的财务结果和趋势比较
净当量产量、生产收入和生产费用
下表显示了截至2021年3月31日的三个月至2020年12月31日期间,我们按地区划分的净当量产量、生产收入和生产费用的变化:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净当量产量 减少量 | | 生产收入 增加 | | 生产费用 增加(减少) |
| | | | | | | | | | | |
| (MBoe/天) | | (单位:百万) | | (单位:百万) |
米德兰盆地 | (4.9) | | | | | $ | 96.3 | | | | | $ | 6.2 | | | |
南得克萨斯州 | (5.9) | | | | | 6.8 | | | | | (1.2) | | | |
总计 | (10.8) | | | | | $ | 103.0 | | | | | $ | 5.0 | | | |
__________________________________________
注:由于四舍五入,金额可能不会计算。
连续季度变化。由于我们的南得克萨斯和米德兰盆地资产的产量分别下降了14%和6%,平均日净当量产量下降了9%。在石油、天然气和NGL衍生品结算影响之前的实现价格分别上涨了39%、69%和46%。由于基准大宗商品价格在2021年第一季度上涨,石油、天然气和NGL生产收入增长了32%。生产总费用增加了5%。
下表显示了截至2021年3月31日至2020年的三个月期间,我们按地区划分的净当量产量、生产收入和生产费用的变化:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净当量产量 减少量 | | 生产收入 增加 | | 生产费用 减少量 |
| | | | | | | | | | | |
| (MBoe/天) | | (单位:百万) | | (单位:百万) |
米德兰盆地 | (7.3) | | | | | $ | 56.5 | | | | | $ | (8.9) | | | |
南得克萨斯州 | (17.0) | | | | | 12.4 | | | | | (9.8) | | | |
总计 | (24.2) | | | | | $ | 68.9 | | | | | $ | (18.6) | | | |
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注:由于四舍五入,金额可能不会计算。
年复一年的变化。由于我们的南得克萨斯和米德兰盆地资产的产量分别下降了32%和9%,平均日净当量产量下降了18%。在石油、天然气和NGL衍生品结算影响之前的实现价格分别上涨了23%、170%和98%。由于基准大宗商品价格上涨,2021年第一季度,石油、天然气和NGL生产收入增长了19%。总生产费用下降了16%,这主要是由于平均每日净当量生产量的减少导致LOE和运输费用的减少。
请参阅精选生产和财务信息的三个月概述,包括趋势以上是额外的讨论,包括以京东方为基础的趋势讨论。
损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在截至的三个月内 | | |
| 2021年3月31日 | | 2020年12月31日 | | 2020年3月31日 | | | | |
| (单位:百万) |
损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加 | $ | 167.0 | | | $ | 188.9 | | | $ | 233.5 | | | | | |
截至2021年3月31日的三个月,DD&A费用与截至2020年12月31日的三个月相比下降了12%,与截至2020年3月31日的三个月相比下降了28%。季度环比下降的主要原因是净当量总产量下降了11%。与去年同期相比,产量下降19%,以及我们南得克萨斯州已探明油气资产的枯竭成本基础因2020年第一季度确认的已探明资产减值而下降。请参阅精选生产和财务信息的三个月概述,包括趋势以上是关于每个京东方的DD&A费用的讨论。
探索
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在截至的三个月内 | | |
| 2021年3月31日 | | 2020年12月31日 | | 2020年3月31日 | | | | |
| (单位:百万) |
地质和地球物理费用 | $ | 0.3 | | | $ | 2.6 | | | $ | 1.2 | | | | | |
间接费用和其他费用 | 9.0 | | | 8.7 | | | 10.1 | | | | | |
总计 | $ | 9.3 | | | $ | 11.3 | | | $ | 11.3 | | | | | |
与截至2020年12月31日和2020年3月31日的三个月相比,截至2021年3月31日的三个月的勘探费用下降了18%,这主要是由于地质和地球物理费用的下降。勘探费用受我们在勘探区内进行的实际地质和地球物理研究以及潜在的勘探干井费用的影响。
损损
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在截至的三个月内 | | |
| 2021年3月31日 | | 2020年12月31日 | | 2020年3月31日 | | | | |
| (单位:百万) |
已探明油气性质和相关支持设备的减损 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 956.7 | | | | | |
未探明财产的遗弃和减值 | 8.8 | | | 8.8 | | | 33.1 | | | | | |
总计 | $ | 8.8 | | | $ | 8.8 | | | $ | 989.8 | | | | | |
截至2021年3月31日或2020年12月31日的三个月,没有已证实的油气财产减值。在截至2020年3月31日的三个月内,由于2020年第一季度末大宗商品价格预测下降,特别是石油和NGL价格下降,我们记录了与我们的南得克萨斯州已探明油气资产和相关支持设施相关的减值费用。上述各期间记录的与实际和预期租赁到期有关的未经证实的财产放弃和减值,以及由于所有权缺陷、开发计划的变化和其他固有的面积风险造成的实际和预期的面积损失。
我们预计,在大宗商品价格下跌或低迷时期,已证实的财产减值将更频繁地发生,未经证实的财产放弃和减值的频率将随着租约到期或缺陷的时间以及与商品价格下降相关的经济变化而波动。此外,钻探计划的改变、不成功的勘探活动以及向下的工程修订可能会导致已证实和未证实的财产减值。
已探明和未探明物业的未来减值很难预测;然而,根据我们截至2021年4月21日的大宗商品价格假设,我们预计2021年第二季度不会有任何因大宗商品价格影响而导致的重大财产减值。
请参阅附注8-公允价值计量在第一部分,本报告第1项对减值费用进行了讨论。
一般和行政
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在截至的三个月内 | | |
| 2021年3月31日 | | 2020年12月31日 | | 2020年3月31日 | | | | |
| (单位:百万) |
一般和行政 | $ | 24.7 | | | $ | 20.0 | | | $ | 27.4 | | | | | |
与截至2020年12月31日的三个月相比,截至2021年3月31日的三个月的G&A费用增长了24%,这主要是由于与员工股票薪酬奖励相关的费用增加。截至2021年3月31日的三个月,G&A费用与2020年同期相比下降了10%,这主要是由于为应对大流行而采取的降低成本的行动的结果。请参阅部分精选生产和财务信息的三个月概述,包括趋势关于G&A费用总额和每个京东方的额外讨论,请参见上文。
净导数(收益)损失
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在截至的三个月内 | | |
| 2021年3月31日 | | 2020年12月31日 | | 2020年3月31日 | | | | |
| (单位:百万) |
净导数(收益)损失 | $ | 344.7 | | | $ | 152.7 | | | $ | (545.3) | | | | | |
在截至2021年3月31日的三个月里,我们确认了344.7美元的衍生品亏损。亏损的主要原因是由于今年前三个月大宗商品价格走强,按市值计价的调整下调了2.368亿美元。此外,在截至2021年3月31日的三个月里,我们确认了107.9美元的衍生品合约结算亏损。
在截至2020年12月31日的三个月里,我们确认了152.7美元的衍生品亏损。亏损的主要原因是,在截至2020年12月31日的三个月里,向下按市值计价调整了2.177亿美元,部分抵消了衍生品合约结算带来的6500万美元的收益。
在截至2020年3月31日的三个月里,我们确认了545.3美元的衍生品收益。这一增长主要是由于2020年前三个月油价疲软,上调了4.719亿美元的按市值计价的调整。此外,在截至2020年3月31日的三个月里,我们确认了7340万美元的衍生品合约结算收益。
请参阅附注10-衍生金融工具在第一部分,本报告项目1供进一步讨论。
利息支出
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在截至的三个月内 | | |
| 2021年3月31日 | | 2020年12月31日 | | 2020年3月31日 | | | | |
| (单位:百万) |
利息支出 | $ | 39.9 | | | $ | 40.5 | | | $ | 41.5 | | | | | |
与截至2020年12月31日的三个月相比,截至2021年3月31日的三个月的利息支出相对持平,与截至2020年3月31日的三个月相比下降了4%。同比下降的主要原因是对油井资本化的利息支出增加,但与我们循环信贷安排下的借款相关的利息支出增加部分抵消了这一影响。我们预计2021年与2020年相比,与我们的高级债券相关的利息支出将保持相对持平,因为与2025年高级担保债券利率上升相关的增长将主要被2020年交换的高级债券本金减少导致的利息下降所抵消。总利息支出受我们循环信贷安排下的借款时间和金额的影响,并可能因此而变化。请参阅附注5--长期债务在本报告的第一部分,项目1和流动性和资本资源概述下面提供更多讨论。
所得税(费用)福利
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在截至的三个月内 | | |
| 2021年3月31日 | | 2020年12月31日 | | 2020年3月31日 | | | | |
| (单位:百万,税率除外) |
所得税(费用)福利 | $ | (0.1) | | | $ | 33.4 | | | $ | 99.0 | | | | | |
实际税率 | — | % | | 16.8 | % | | 19.4 | % | | | | |
与截至2020年12月31日的三个月相比,截至2021年3月31日的三个月的有效税收优惠率下降,主要是由于截至2021年12月31日的一年的预测收入(与2020年第四季度的实际亏损相比)的影响,以及对估值津贴余额的相关影响。
与2020年同期相比,截至2021年3月31日的三个月的有效税收优惠率下降,主要是由于截至2021年12月31日的一年的预测收入与2020年3月31日的预测亏损的影响。有效税收优惠率下降的另一个原因是每个时期记录估值免税额调整的相对影响。
在每一可比期间,税率反映了股票补偿奖励产生的超额欠税的比例影响,以及对某些承保个人补偿的支出限制。
2021年期间,旨在提高公司税率并取消或减少某些石油和天然气行业扣减的拟议立法的颁布,可能会对公司的有效税率和当前的税收支出产生重大影响。请参阅风险因素第I部分第1A项中的章节2020表格10-K以供进一步讨论。
请参阅附注4--所得税在第一部分,本报告项目1供进一步讨论。
流动性和资本资源概述
基于目前的大宗商品价格环境,我们相信我们有足够的流动性和资本资源来执行我们的业务计划,同时继续履行我们目前的财务义务。我们继续管理钻井和完井服务承诺的期限和水平,以便在活动水平和资本支出方面保持灵活性,我们已经成功地重新谈判了某些合同,并实现了成本节约,这直接支持了我们实现现金流最大化的目标。
现金来源
我们预计我们的2021年资本计划将由运营现金流提供资金。尽管我们预计运营现金流足以为我们预期的2021年资本计划提供资金,但我们也可以使用循环信贷安排下的借款,或者选择通过新的债务或股票发行或其他融资来源筹集资金。如果我们通过发行股票或可转换债务证券筹集更多资金,我们现有股东的所有权百分比可能会被稀释,这些新发行的证券可能拥有优先于现有股东和债券持有人的权利、优惠或特权。此外,我们可能会就某些勘探或开发项目与第三方达成承运成本和分摊安排。我们所有的流动性来源都可能受到更广泛的经济总体状况、不可抗力事件、大宗商品价格波动、运营成本、税法变化和产量的影响,所有这些都会影响我们和我们的行业。
我们的信用评级会影响我们借入额外资金的可用性和成本。在2021年第一季度,在申请之前,三大信用评级机构上调了我们的信用评级,理由包括我们债务杠杆的提高,以及我们产生有意义的自由现金流的能力等原因。
我们无法控制石油、天然气或NGL的市场价格,尽管作为我们大宗商品价格风险管理计划的一部分,我们可能能够通过使用衍生品合约来影响我们的石油、天然气和NGL销售的已实现收入金额。如果石油、天然气或NGL价格大幅上涨超过商品衍生品合同确定的价格,商品衍生品合约可能会限制我们从石油、天然气和NGL销售中获得的价格。请参阅附注10-衍生金融工具在第一部分,请参阅本报告第1项,了解有关我们现有的石油、天然气和NGL衍生合约以及这些合约的结算时间的更多信息。
信贷协议
我们的信贷协议规定了最高贷款额为25亿美元的优先担保循环信贷安排,以及11亿美元的借款基础和总贷款人承诺。信贷协议项下的借款基数须定期每半年重新厘定一次,并考虑吾等(A)根据信贷协议向吾等贷款人提供的最新储备报告所反映的已探明石油及天然气资产的价值;及(B)商品衍生工具合约(每份合约均由吾等贷款人集团厘定)。2021年3月,由于定期、每半年一次的重新确定,借款基数和总贷款人承诺均重申为上述数额。下一次预定的借款基数重新确定日期为2021年10月1日。截至2021年3月31日,我们的信贷协议下剩余的可用借款能力提供了965.0美元的流动性。我们的借款基数可以根据商品价格的变化、已证实财产的收购或剥离或融资活动而进行调整,所有这些都在信贷协议中规定。参与我们信贷协议的任何一家银行都不能代表超过信贷协议项下贷款人承诺的10%。请参阅附注5--长期债务在第一部分,本报告的第1项供进一步讨论,以及介绍截至2021年4月21日、2021年3月31日和2020年12月31日我们的信贷协议项下的未偿还余额、信用证总额和可用借款能力。
我们必须遵守信贷协议条款下的某些金融和非金融契约,包括信贷协议中规定的限制股息支付和要求我们保持某些财务比率的契约。截至2021年3月31日,通过提交本报告,我们遵守了所有金融和非金融契约。请参阅附注5--长期债务在第一部分,本报告项目1供进一步讨论。
截至2021年3月31日的三个月,我们的每日加权平均循环信贷安排债务余额为134.2美元,而截至2020年12月31日的三个月和2020年3月31日的三个月分别为155.6美元和104.1美元。我们经营活动提供的现金流、从资产剥离收到的收益、资本市场活动(包括公开市场债务回购、预定债务到期日的偿还)以及我们的资本支出(包括收购)都会影响我们在循环信贷安排下借入的金额。
根据我们的信贷协议,以欧洲美元贷款形式进行的借款按伦敦银行同业拆借利率计息。2021年之后,预计将停止使用LIBOR作为全球参考利率。我们的信贷协议规定,如果LIBOR不再是广泛使用的基准利率,或者如果LIBOR不再用于确定美国贷款的利率,则应由信贷协议中定义的行政代理与我们协商后,制定一个公平反映融资贷款成本的替代利率。我们目前预计,从伦敦银行同业拆借利率的过渡不会对信贷协议下的利息支出或借款活动产生重大影响,或在其他方面对我们的业务产生重大不利影响。请参阅注1-主要会计政策摘要对FASB ASU 2020-04和ASU 2021-01进行讨论,为参考汇率改革提供指导。
加权平均利率和加权平均借款利率
我们的加权平均利率包括已支付和应计利息、信贷协议下总承诺额中未使用部分的费用、信用证费用、递延融资成本的非现金摊销以及与2021年高级担保可转换票据和2025年高级担保票据相关的折扣的非现金摊销。我们的加权平均借款利率只包括已付利息和应计利息。
下表列出了截至2021年3月31日、2020年12月31日和2020年3月31日的三个月每个月的加权平均利率和加权平均借款利率:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在截至的三个月内 | | |
| 2021年3月31日 | | 2020年12月31日 | | 2020年3月31日 | | | | |
加权平均利率 | 7.7 | % | | 7.5 | % | | 6.5 | % | | | | |
加权平均借款利率 | 6.7 | % | | 6.5 | % | | 5.7 | % | | | | |
我们的加权平均利率和加权平均借款利率受到长期债务发行和赎回时间以及我们循环信贷安排的平均未偿还余额的影响。此外,我们的加权平均利率受到我们总贷款人承诺中未使用部分的费用的影响。截至2021年3月31日的三个月,我们的加权平均利率和加权平均借款利率与截至2020年12月31日的三个月持平,与截至2020年3月31日的三个月相比有所上升。同比增长主要是由于我们在2020年第二季度发行的2025年高级担保票据的利率较高。上表披露的利率不反映与回购或赎回优先票据相关的金额,如未摊销递延融资成本的加速,因为这些金额是从债务清偿的相关收益或损失中扣除的。
现金的用途
我们使用现金开发、勘探和收购石油和天然气资产,并支付运营、一般和行政成本、所得税、股息和债务(包括利息)。开发、勘探和收购石油和天然气资产的支出是我们资本资源的主要用途。在截至2021年3月31日的三个月里,我们在资本支出上花费了约147.6美元。这一金额与截至2021年3月31日的三个月发生的192.5美元的成本金额不同,因为发生的成本是基于权责发生制的金额,其中还包括资产报废义务、地质和地球物理费用、石油和天然气资产的收购以及勘探间接费用。
我们未来资本支出的数额和分配将取决于许多因素,包括我们来自运营、投资和融资活动的现金流,我们执行开发计划的能力,以及收购的数量和规模。此外,石油、天然气和天然气价格对投资机会、资本可获得性、税法变化以及我们勘探和开发活动的时间和结果的影响可能会导致未来开发资金需求的变化。 我们定期审查我们的资本支出预算和指导,以评估是否有必要根据当前和预计的现金流、收购和剥离活动、债务要求和其他因素做出改变。进入2021年时,我们的资本计划预算总额在6.5亿至6.75亿美元之间。鉴于本报告通篇讨论的宏观经济事件,我们无法合理估计这些市场状况将存在的时间段,以及它们将受到的影响程度。
对我们的业务、流动性、经营结果、财务状况或任何进一步复苏的时间都有影响。我们将继续监测全年的经济环境,并根据需要调整我们的活动水平。
我们可能会不时回购或赎回全部或部分未偿还债务证券,以换取现金,或通过交换其他证券,或两者兼而有之。这种回购或赎回可以在公开市场交易、私下协商的交易或其他方式中进行。任何此类回购或赎回将取决于当时的市场状况、我们的流动性要求、合同限制、对证券法的遵守情况以及其他因素。任何此类交易所涉及的金额都可能是实质性的。
请参阅:附注5--长期债务和附注8-公允价值计量见本报告第一部分项目1,供进一步讨论。作为我们2021年战略的一部分,我们将继续专注于改善我们的债务指标,其中可能包括减少我们的未偿债务。
截至本报告提交时,根据我们的股票回购计划,我们可以回购最多3072,184股我们的普通股,这需要得到我们董事会的批准。根据市场情况和其他因素,股票可能会不时在公开市场或私下协商的交易中回购,这些因素包括我们的信贷协议的某些条款、管理我们每一系列已发行优先债券的契约、是否符合证券法,以及我们股票回购计划的条款和规定。我们的董事会定期审查这一计划,作为我们资本分配的一部分。在截至2021年3月31日的三个月内,我们没有回购任何普通股,目前我们也不打算在2021年剩余时间回购我们普通股的任何流通股。
截至2021年3月31日的三个月至2020年的现金流变化分析
下表显示了截至2021年3月31日至2020年的三个月内,我们的运营、投资和融资活动的现金流变化。各表之后的分析应与本报告第一部分第1项所附的未经审计的简明合并现金流量表一并阅读。
经营活动
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至3月31日的三个月, | | 期间之间的金额变动 | | |
| 2021 | | 2020 | | |
| (单位:百万) | | |
经营活动提供的净现金 | $ | 105.6 | | | $ | 218.1 | | | $ | (112.5) | | | |
与2020年同期相比,截至2021年3月31日的三个月,经营活动提供的净现金减少,主要原因是扣除运输成本和生产税后,石油、天然气和NGL生产收入收到的现金减少5470万美元,结算衍生品交易支付的现金增加8680万美元,部分被LOE支付的现金减少和1940万美元的从价税所抵消。经营活动提供的净现金也受到营运资金变化和现金收支时间的影响。
投资活动
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至3月31日的三个月, | | 期间之间的金额变动 | | |
| 2021 | | 2020 | | |
| (单位:百万) | | |
用于投资活动的净现金 | $ | (147.6) | | | $ | (139.3) | | | $ | (8.3) | | | |
由于资本支出增加,截至2021年3月31日的三个月,用于投资活动的净现金与2020年同期相比增加了830万美元。
融资活动
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至3月31日的三个月, | | 期间之间的金额变动 | | |
| 2021 | | 2020 | | |
| (单位:百万) | | |
融资活动提供(用于)的现金净额 | $ | 42.0 | | | $ | (78.8) | | | $ | 120.8 | | | |
在截至2021年3月31日的三个月里,我们循环信贷安排下的净借款增加了4200万美元。
在截至2020年3月31日的三个月里,我们偿还了5050万美元的未偿还循环信贷安排余额。此外,在2020年第一季度,我们在公开市场交易中回购了2022年高级债券的本金总额4070万美元,支付的现金(不包括利息)为2830万美元。请参阅附注5--长期债务在第一部分,本报告项目1供进一步讨论。
利率风险
我们面临着市场风险,因为我们的循环信贷安排上的任何未偿还余额都是浮动利率。截至2021年3月31日,我们的循环信贷安排余额为135.0美元。我们的信贷协议允许我们确定循环信贷安排的全部或部分本金余额的利率,期限最长为6个月。在利率固定的情况下,利率变化将影响循环信贷安排的公允价值,但不会影响经营业绩或现金流。相反,对于浮动利率的循环信贷安排部分,利率变化不会影响公允价值,但会影响未来的经营业绩和现金流。利率的变化不会影响我们为固定利率高级无担保票据或固定利率高级担保票据支付的利息,但会影响它们的公允价值。截至2021年3月31日,我们未偿还的固息债务本金总额为22亿美元,未偿还浮息债务总额为135.0美元。请参阅附注8-公允价值计量在第一部分,本报告第1项就我们的高级票据的公允价值进行了额外的讨论。
商品价格风险
我们收到的石油、天然气和NGL产品的价格直接影响我们的收入、盈利能力、获得资本的渠道和未来的增长率。石油、天然气和天然气价格会受到各种因素造成的不可预测的波动,包括供需和宏观经济环境的变化,以及诸如德克萨斯天气事件等季节性异常,所有这些通常都是我们无法控制的。石油、天然气和天然气市场一直不稳定,特别是在过去的几年里。由于大流行的影响,商品价格已从2020年的历史低点有所改善,然而,未来感染率激增或暴发可能对价格产生进一步的负面影响。我们收到的产品实现价格还取决于许多通常超出我们控制范围的因素。根据我们截至2021年3月31日的三个月的产量,在衍生品和解的影响之前,我们的平均已实现石油、天然气和NGL价格下降10%,将使我们的石油、天然气和NGL生产收入分别减少约3060万美元、900万美元和280万美元。如果大宗商品价格下跌10%,我们截至2021年3月31日的三个月的净衍生品结算将抵消石油、天然气和NGL生产收入的下降约3610万美元。
我们签订商品衍生合约是为了降低商品价格波动的风险。我们的商品衍生合约的公允价值主要由对相关价格指数远期曲线的估计决定。截至2021年3月31日,与我们的石油、天然气和NGL商品衍生品工具相关的远期曲线增加或减少10%,将使我们对这些产品的净衍生品头寸分别增加约154.2美元、2,770万美元和1,000万美元。
表外安排
作为我们持续业务的一部分,我们没有参与与未合并实体或金融合伙企业产生关系的交易,例如通常被称为结构性融资或特殊目的实体(“特殊目的实体”)的实体,其成立的目的是促进表外安排或其他合同狭隘或有限的目的。
我们评估我们的交易,以确定是否存在任何可变的利益实体。如果我们确定我们是可变利益实体的主要受益者,该实体将并入我们的合并财务报表。在截至2021年3月31日的三个月内,或通过提交本报告,我们没有参与任何未合并的SPE交易。
关键会计政策和估算
请参阅第II部分第7项的相应章节和注1-主要会计政策摘要包括在第II部分的第8项中2020表格10-K讨论我们的会计政策和估算。
新会计公告
请参阅注1-主要会计政策摘要在第一部分,本报告第1项为新的会计声明。
非GAAP财务指标
调整后的EBITDAX为扣除利息费用、利息收入、所得税、损耗、折旧、摊销和资产报废义务前的净收益(亏损)、负债增值费用、勘探费用、财产遗弃和减值费用、非现金股票补偿费用、扣除结算的衍生工具损益、资产剥离损益、债务清偿损益以及某些其他项目。调整后的EBITDAX不包括我们认为会影响经营业绩可比性的某些项目,也可能不包括一般非经常性或其时间和/或金额无法合理估计的项目。调整后的EBITDAX是一项非GAAP衡量标准,我们认为它为投资者和分析师提供了有用的额外信息,作为一种业绩衡量标准,用于分析我们为勘探、开发、收购和偿还债务在内部筹集资金的能力。我们还受基于调整后的EBITDAX比率的信贷协议下的财务契约的约束,如中进一步描述的那样附注5--长期债务在2020表格10-K。此外,调整后的EBITDAX被专业研究分析师和其他人广泛用于油气勘探和生产行业公司的估值、比较和投资建议,许多投资者在做出投资决策时使用行业研究分析师发表的研究成果。调整后的EBITDAX不应单独考虑,或作为净收益(亏损)、运营收益(亏损)、运营活动提供的净现金或根据GAAP编制的其他盈利或流动性指标的替代品。由于调整后的EBITDAX不包括一些(但不是全部)影响净收益(亏损)的项目,并且可能因公司而异,因此公布的调整后EBITDAX金额可能无法与其他公司的类似指标相比较。我们的循环信贷安排为我们提供了重要的流动性来源。根据我们的信贷协议条款,如果我们未能遵守信贷协议中规定的融资债务总额与调整后EBITDAX的最高允许比率的契约,我们将违约,这将阻止我们在循环信贷安排下借款,因此将严重限制我们的流动性来源。此外,如果我们在我们的循环信贷安排下违约,并且无法从我们的贷款人那里获得对该违约的豁免,根据该安排和管理我们每一系列未偿还优先债券的契约,贷款人将有权行使其所有违约补救措施。
下表提供了我们的净亏损(GAAP)和经营活动提供的净现金(GAAP)与调整后的EBITDAX(非GAAP)之间的对账:
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 在截至的三个月内 |
| | | | | 2021年3月31日 | | | | 2020年3月31日 |
| | | | | (单位:千) |
净亏损(GAAP) | | | | | $ | (251,269) | | | | | $ | (411,895) | |
利息支出 | | | | | 39,871 | | | | | 41,512 | |
所得税费用(福利) | | | | | 106 | | | | | (99,008) | |
损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加 | | | | | 166,960 | | | | | 233,489 | |
探索(1) | | | | | 8,039 | | | | | 10,392 | |
损损 | | | | | 8,750 | | | | | 989,763 | |
基于股票的薪酬费用 | | | | | 5,737 | | | | | 5,561 | |
净导数(收益)损失 | | | | | 344,689 | | | | | (545,340) | |
衍生结算损益 | | | | | (107,885) | | | | | 73,437 | |
| | | | | | | | | |
债务清偿收益 | | | | | — | | | | | (12,195) | |
其他,净额 | | | | | (10) | | | | | 333 | |
调整后的EBITDAX(非GAAP) | | | | | 214,988 | | | | | 286,049 | |
利息支出 | | | | | (39,871) | | | | | (41,512) | |
所得税(费用)福利 | | | | | (106) | | | | | 99,008 | |
探索(1) | | | | | (8,039) | | | | | (10,392) | |
债务折价摊销和递延融资成本 | | | | | 4,723 | | | | | 3,992 | |
递延所得税 | | | | | (52) | | | | | (99,347) | |
其他,净额 | | | | | (14,582) | | | | | (1,149) | |
营运资金净变动 | | | | | (51,437) | | | | | (18,517) | |
经营活动提供的净现金(GAAP) | | | | | $ | 105,624 | | | | | $ | 218,132 | |
____________________________________________
(1)以股票为基础的补偿费用是随附的营业报表上勘探费用以及一般和行政费用项目的一个组成部分。因此,上述对账中显示的勘探项目将与随附的运营报表中记录的基于股票的补偿费用部分显示的金额不同,并计入勘探费用。
项目3.关于市场风险的定量和定性披露
标题下提供了本项目所需的信息利率风险和商品价格风险在上文第2项中,以及在题为已实施的石油、天然气和天然气衍生产品合同摘要在……里面附注10-衍生金融工具在本报告的第一部分,项目1中,并且通过引用结合于此。请同时参阅利率风险和商品价格风险在……里面管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析在第二部分,我们的2020表格10-K.
项目4.控制和程序
信息披露控制和程序的评估
我们维持一套信息披露控制和程序体系,旨在合理地确保在证券交易委员会的规则和表格规定的时间内记录、处理、汇总和报告证券交易委员会报告中需要披露的信息,并合理确保积累这些信息并将其传达给我们的管理层,包括我们的首席执行官(首席执行官)和我们的首席财务官(首席财务官)(视情况而定),以便及时做出有关要求披露的决定。
我们的管理层,包括我们的首席执行官和首席财务官,并不期望我们的披露控制和程序(如交易所法案规则13a-15(E)和15d-15(E)所定义)(“披露控制”)能够防止所有错误和所有欺诈。一个控制系统,无论构思和操作如何完善,都只能提供合理的保证,而不是绝对的保证,以确保控制系统的目标得以实现。此外,控制系统的设计必须反映这样一个事实,即存在资源限制,并且控制的好处必须相对于其成本来考虑。由于所有控制系统的固有限制,任何控制评估都不能绝对保证我们公司内的所有控制问题和欺诈实例(如果有的话)都已被检测到。这些固有的限制包括这样的现实:决策过程中的判断可能是错误的,故障可能会因为简单的错误或错误而发生。此外,某些人的个人行为、两个或更多人的串通,或者控制的管理超越性,都可以规避控制。任何控制系统的设计,部分也是基于对未来事件的可能性的某些假设,不能保证任何设计在所有潜在的未来情况下都能成功地实现其所述的目标。由于具有成本效益的控制系统的固有限制,由于错误或欺诈而导致的错误陈述可能会发生,并且不会被检测到。我们监控我们的披露控制,并在必要时进行修改;我们在这方面的意图是,随着系统变化和条件允许,披露控制将被修改。
在本报告所述期间结束时,对我们的披露控制的设计和运行的有效性进行了评估。这项评估是在我们管理层的监督和参与下进行的,包括首席执行官和首席财务官。基于这一评估,我们的首席执行官和首席财务官得出结论,我们的披露控制在合理的保证水平下是有效的。
财务报告内部控制的变化
2021年第一季度没有发生对我们的财务报告内部控制产生重大影响或有合理可能性产生重大影响的变化。
第二部分:其他信息
项目1.法律诉讼
有时,我们可能会涉及与我们正常业务过程中的业务和运营有关的索赔。截至提交本报告时,没有任何针对我们的法律诉讼待决,我们认为这些诉讼单独或共同可能对我们的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
SPM NAM LLC.等人诉SM能源公司,案件编号2018-07160,德克萨斯州哈里斯县第189司法区。此案仍处于发现阶段,审判定于2021年11月8日进行。请参阅本网站第一部分第三项的“法律诉讼”。2020表格10-K有关此案的更多详细信息。
除上文所述外,法律程序并无任何重大改变,一如先前在我们的2020表格10-K.
第1A项。危险因素
我们先前在我们的报告中披露的风险因素并没有发生实质性的变化。2020表格10-K.
第二项未登记的股权证券销售和收益的使用
在截至2021年3月31日的三个月内,我们或任何关联买家(根据交易法第10b-18(A)(3)条的定义)没有购买我们普通股的股票,普通股是我们根据交易法第12条登记的唯一类别的股权证券。
2006年7月,我们的董事会批准将根据1998年8月的原始授权可以回购的普通股数量增加到决议生效日期的600万股。因此,自本报告提交之日起,经董事会批准,我们可按预期回购最多3,072,184股普通股。根据市场情况和其他因素,股票可能会在公开市场交易或私下协商的交易中不时回购,这些因素包括我们的信贷协议的某些条款、我们优先债券的契约以及对证券法的遵守。根据我们的信贷协议,股票回购可能由现有现金余额、内部现金流或借款提供资金。股票回购计划可以随时暂停或终止。在截至2021年3月31日的三个月内,根据本次董事会的批准,我们没有回购任何普通股,我们目前也不打算在2021年剩余时间回购我们普通股的任何流通股。
我们向股东支付的现金股息受我们的信贷协议和高级票据条款下的某些契约的约束。根据我们目前的业绩,如果董事会宣布任何股息,我们预计在可预见的未来,这些公约中的任何一项都不会限制我们以目前的利率支付股息。
项目6.展品
以下证物已存档或提供,或通过引用并入本报告:
| | | | | |
展品编号 | 描述 |
3.1 | 经修订至2010年6月1日的SM能源公司重述公司注册证书(作为注册人截至2010年6月30日季度10-Q季度报告的附件3.1提交,并通过引用并入本文) |
3.2 | 修订和重新修订的SM能源公司章程,自2017年2月21日起生效(作为注册人截至2016年12月31日年度10-K表格年度报告的附件3.2存档,并通过引用并入本文) |
31.1* | 根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条对首席执行官的认证 |
31.2* | 根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条对首席财务官的认证 |
32.1** | 根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条通过的《美国法典》第18编第1350条的认证 |
101.INS | 内联XBRL实例文档-实例文档不显示在交互数据文件中,因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。 |
101.SCH* | 内联XBRL架构文档 |
101.CAL* | 内联XBRL计算链接库文档 |
101.LAB* | 内联XBRL标签Linkbase文档 |
101.PRE* | 内联XBRL演示文稿链接库文档 |
101.DEF* | 内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档 |
104 | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL,包含在附件101.INS中) |
_____________________________________
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。
| | | | | | | | | | | |
| SM能源公司 |
| | |
2021年4月30日 | 由以下人员提供: | /s/赫伯特·S·沃格尔 |
| | 赫伯特·S·沃格尔 |
| | 总裁兼首席执行官 |
| | (首席行政主任) |
| | |
2021年4月30日 | 由以下人员提供: | /s/A韦德·普塞尔(Wade Pursell) |
| | A.韦德·普塞尔(Wade Pursell) |
| | 执行副总裁兼首席财务官 |
| | (首席财务官) |
| | |
2021年4月30日 | 由以下人员提供: | /s/帕特里克·A·莱特尔 |
| | 帕特里克·A·莱特尔 |
| | 副总裁兼首席会计官兼财务总监兼助理秘书 |
| | (首席会计官) |