美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，邮编：20549
| 表格 |
| | 根据1934年“证券交易法”第13或15(D)条规定的季度报告 |
截至2010年12月31日的季度业绩
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 |
委托文件编号：
| 古德里奇石油公司 (注册人的确切姓名载于其章程) |
| (述明或其他司法管辖权 公司或组织) | (税务局雇主 识别号码) |
| (主要行政办公室地址)(邮政编码)
(登记人的电话号码，包括区号)：(
根据该法第12(B)条登记的证券：
| |
| 每个班级的标题。 | 交易代码： | 注册的每个交易所的名称 |
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》(Securities Exchange Act)第13节或第15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否一直符合此类提交要求。
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或注册人被要求提交和发布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)要求提交和发布的每个交互数据文件。
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。见“交易法”第12b-2条中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
| 大型加速文件管理器 | ☐ |
| 加速的文件管理器 | ☐ |
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| | ☐ |
| 规模较小的新闻报道公司 | |
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| 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为空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。
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，☒是，不是，是☐。
《摄政王》(The Regist)兰特有
古德里奇石油公司及其子公司
目录
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页面 |
| 第I部分 |
财务信息 |
3 |
| 项目1 |
财务报表 |
3 |
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截至2021年6月30日和2020年12月31日的合并资产负债表(未经审计) |
3 |
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截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月的合并营业报表(未经审计) |
4 |
|
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截至2021年6月30日和2020年6月30日的六个月合并现金流量表(未经审计) |
5 |
| 截至2021年6月30日和2020年6月30日的前三个月和六个月的股东权益合并报表(未经审计) | 6 | |
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|
未经审计的合并财务报表附注 |
7 |
| 项目2 |
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 |
21 |
| 项目3 |
关于市场风险的定量和定性披露 |
30 |
| 项目4 |
控制和程序 |
31 |
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|
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| 第II部 |
其他信息 |
32 |
| 项目1 |
法律程序 |
32 |
| 项目A |
危险因素 |
32 |
| 项目2 | 未登记的股权证券销售和收益的使用 | 32 |
| 项目6 |
展品 |
33 |
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，份额除外)
(未经审计)
| 2021年6月30日 | 2020年12月31日 | |||||||
| 资产 | ||||||||
| 流动资产： | ||||||||
| 现金和现金等价物 | $ | $ | ||||||
| 应收账款、贸易和其他，扣除备抵后的净额 | ||||||||
| 应计石油和天然气收入 | ||||||||
| 石油和天然气衍生产品的公允价值 | ||||||||
| 库存 | ||||||||
| 预付费用和其他费用 | ||||||||
| 流动资产总额 | ||||||||
| 财产和设备： | ||||||||
| 未评估的属性 | ||||||||
| 石油和天然气性质(全成本法) | ||||||||
| 家具、固定装置和设备以及其他资本资产 | ||||||||
| 减去：累计损耗、折旧和摊销 | ( | ) | ( | ) | ||||
| 净资产和设备 | ||||||||
| 其他 | ||||||||
| 总资产 | $ | $ | ||||||
| 负债和股东权益 | ||||||||
| 流动负债： | ||||||||
| 应付帐款 | $ | $ | ||||||
| 石油和天然气衍生产品的公允价值 | ||||||||
| 应计负债 | ||||||||
| 流动负债总额 | ||||||||
| 长期债务，净额 | ||||||||
| 应计放弃成本 | ||||||||
| 石油和天然气衍生产品的公允价值 | ||||||||
| 其他非流动负债 | ||||||||
| 总负债 | ||||||||
| 承付款和或有事项(见附注9) | ||||||||
| 股东权益： | ||||||||
| 优先股：股票授权的面值，以及已发行和未偿还 | ||||||||
| 普通股：面值，授权股份，以及和截至2021年6月30日发行的股票和截至2020年12月31日发行和发行的股票 | ||||||||
| 库存股(和分别为股票) | ( | ) | ||||||
| 额外实收资本 | ||||||||
| 累计赤字 | ( | ) | ( | ) | ||||
| 股东权益总额 | ||||||||
| 总负债和股东权益 | $ | $ | ||||||
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
(单位为千，每股除外)
(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， |
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| 2021 |
2020 |
2021 |
2020 |
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| 收入： |
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| 石油和天然气收入 |
$ | $ | $ | $ | ||||||||||||
| 其他 |
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| 运营费用： |
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| 租赁经营费 |
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| 生产税和其他税 |
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| 运输和加工 |
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| 折旧、损耗和摊销 |
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| 一般事务和行政事务 |
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| 石油和天然气性质的减损 |
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| 其他 |
( |
) | ( |
) | ( |
) | ( |
) | ||||||||
| 营业收入(亏损) |
( |
) | ( |
) | ||||||||||||
| 其他收入(费用)： |
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| 利息支出 |
( |
) | ( |
) | ( |
) | ( |
) | ||||||||
| 利息收入和其他费用 |
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| 未被指定为套期保值的商品衍生品的损益 |
( |
) | ( |
) | ( |
) | ||||||||||
| 提前清偿债务损失 |
( |
) | ||||||||||||||
| ( |
) | ( |
) | ( |
) | |||||||||||
| 所得税前亏损 |
( |
) | ( |
) | ( |
) | ( |
) | ||||||||
| 所得税费用 |
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| 净损失 |
$ | ( |
) | $ | ( |
) | $ | ( |
) | $ | ( |
) | ||||
| 每股普通股 |
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| 普通股每股净亏损-基本 |
$ | ( |
) | $ | ( |
) | $ | ( |
) | $ | ( |
) | ||||
| 普通股每股净亏损-稀释后 |
$ | ( |
) | $ | ( |
) | $ | ( |
) | $ | ( |
) | ||||
| 已发行普通股加权平均股份-基本 |
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| 已发行普通股加权平均股份-稀释 |
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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， | |||||||
| 2021 | 2020 | |||||||
| 经营活动的现金流： | ||||||||
| 净损失 | $ | ( | ) | $ | ( | ) | ||
| 对净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 | ||||||||
| 石油和天然气性质的减损 | ||||||||
| 使用权资产折旧 | ||||||||
| (收益)未被指定为套期保值的商品衍生品的损失 | ( | ) | ||||||
| 为结算衍生工具而收到(支付)的现金净额 | ( | ) | ||||||
| 基于股份的薪酬(非现金) | ||||||||
| 提前清偿债务损失 | ||||||||
| 财务成本摊销、债务贴现、已支付的实物利息和增值 | ||||||||
| 其他 | ( | ) | ||||||
| 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 | ( | ) | ( | ) | ||||
| 应计石油和天然气收入 | ( | ) | ||||||
| 预付费用和其他费用 | ||||||||
| 应付帐款 | ||||||||
| 应计负债 | ( | ) | ( | ) | ||||
| 经营活动提供的净现金 | ||||||||
| 投资活动的现金流： | ||||||||
| 资本支出 | ( | ) | ( | ) | ||||
| 用于投资活动的净现金 | ( | ) | ( | ) | ||||
| 融资活动的现金流： | ||||||||
| 银行借款本金支付 | ( | ) | ||||||
| 银行借款收益 | ||||||||
| 2023年第二次留置权票据的收益 | ||||||||
| 发债成本 | ( | ) | ||||||
| 购买库存股 | ( | ) | ( | ) | ||||
| 融资活动提供的现金净额 | ||||||||
| 增加(减少)现金和现金等价物 | ( | ) | ||||||
| 期初现金和现金等价物 | ||||||||
| 期末现金和现金等价物 | $ | $ | ||||||
| 现金流量信息的补充披露： | ||||||||
| 支付利息的现金 | $ | $ | ||||||
| 非现金资本支出增加(减少) | $ | $ | ( | ) | ||||
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 |
累计收益 |
股东合计 |
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| 股票 |
价值 |
股票 |
价值 |
资本 |
股票 |
价值 |
(赤字) |
权益 |
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| 2019年12月31日的余额 |
$ | $ | $ | $ | $ | $ | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 净收入 |
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| 基于股份的薪酬 |
- | 1 | - | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 库存股活动 |
( |
) | ( |
) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2020年3月31日的余额 |
$ | $ | $ | $ | ( |
) | $ | $ | ||||||||||||||||||||||||||||
| 净损失 |
- | - | - | ( |
) | ( |
) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 基于股份的薪酬 |
- | - | - | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 从2021/2022年第二留置权票据修改开始的折扣(见注4) |
- | - | - | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 库存股活动 |
( |
) | ( |
) | ( |
) | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 2020年6月30日的余额 |
$ | $ | $ | ( |
) | $ | ( |
) | $ | ( |
) | $ | ||||||||||||||||||||||||
| 2020年12月31日的余额 |
$ | $ | $ | $ | $ | ( |
) | $ | ||||||||||||||||||||||||||||
| 净收入 |
- | - | - | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 基于股份的薪酬 |
- | (1 | ) | - | ( |
) | ||||||||||||||||||||||||||||||
| UCC权证调换 |
- | - | - | - | - | - | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 2023年第二次留置权票据折扣(见注4) |
- | - | - | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 库存股活动 |
( |
) | ( |
) | ( |
) | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 2021年3月31日的余额 |
$ | $ | $ | ( |
) | $ | ( |
) | $ | ( |
) | $ | ||||||||||||||||||||||||
| 净损失 |
- | - | - | ( |
) | ( |
) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 基于股份的薪酬 |
- | - | - | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2021年6月30日的余额 |
$ | $ | $ | ( |
) | $ | ( |
) | $ | ( |
) | $ | ||||||||||||||||||||||||
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-说明商业与重大会计政策
Goodrich Petroleum Corporation(“Goodrich”及其子公司Goodrich Petroleum Company，L.L.C.，“We”，“Our”，“Company”或“Registrant”)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，(Ii)密西西比州西南部和其中包括鹰福特页岩潮流。
陈述的基础
本季度报表所包含的公司合并财务报表10-Q是根据美国证券交易委员会(“证券交易委员会”)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(“美国公认会计原则”)编制的财务报表中通常包含的某些信息已被浓缩或遗漏。此信息应与我们的综合财务报表和表格年度报告中包含的附注一起阅读10-截至本年度的K2020年12月31日。的经营业绩。三和六截至2008年底的几个月2021年6月30日是不必然地表明了这样的结果可能预计为全年或任何过渡期。
在.期间第一一半2021,COVID的分布-19疫苗取得了进展，许多政府施加的限制被放松或取消，尽管尽管COVID的影响-19大流行以及相关的经济、商业和市场混乱仍然不确定。
COVID的主要影响是-19该公司所经历的是原油需求和价格的严重下降。因为我们主要生产天然气，天然气的需求和价格是不由于受到与原油相同的市场力量的影响，我们经历的COVID的影响较小-19比我们的许多同龄人都要多。然而，COVID的范围和长度-19我们无法确定这一流行病及其对天然气和石油价格的最终影响，而且我们在未来一段时期可能会受到不利影响。管理层正在积极监测本财年对公司经营业绩、财务状况和流动性的影响2021.
合并原则-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。合并财务报表反映了管理层认为公平列报所必需的所有正常经常性调整。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-我们的管理层已经就资产、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、活期存款账户和到期日为九十在购买之日或更短的天数内。
应付帐款-截至2010年，应付账款包括以下金额2021年6月30日和2020年12月31日:
| (单位：千) | 2021年6月30日 | 2020年12月31日 | ||||||
| 贸易应付款 | $ | $ | ||||||
| 应付收入 | ||||||||
| 来自合作伙伴的预付款 | ||||||||
| 杂项应付款 | ||||||||
| 应付账款总额 | $ | $ | ||||||
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-应计负债包括截至2010年的以下金额2021年6月30日和2020年12月31日:
| (单位：千) | 2021年6月30日 | 2020年12月31日 | ||||||
| 应计资本支出 | $ | $ | ||||||
| 应计租赁经营费用 | ||||||||
| 应计生产税和其他税 | ||||||||
| 应计运输和收集 | ||||||||
| 应计绩效奖金 | ||||||||
| 应计利息 | ||||||||
| 应计写字楼租赁 | ||||||||
| 应计一般和行政费用及其他 | ||||||||
| 应计负债总额 | $ | $ | ||||||
库存-库存包括预计将在我们的资本钻探计划中使用的设备、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，二允许采用可接受的石油和天然气属性核算方法。这两种方法分别是成功法和完全成本法。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。两者之间的区别的原则是二这些方法包括勘探成本的处理、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法。我们认为，开发储量“组合”的真实成本应该既反映勘探和开发的成功尝试，也反映不成功的尝试。我们相信，应用全成本法能更好地反映勘探和开发我国石油和天然气储量的真实经济性。
在全成本法下，我们将与收购、勘探、开发和估计废弃成本相关的所有成本资本化到一个完全成本池中。我们将内部成本资本化，这些成本可以直接与租赁权的收购以及钻井和完井活动联系在一起，但我们确实不包括与生产、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属性，从而接受DD&A和全部成本上限测试。对于三截至2009年底的12个月2021年6月30日和2020，我们转账了一美元。
在全成本法下，我们使用生产单位法通过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天然气(“MCFe”)的总储量为分母，以及评估的石油和天然气资产的账面净值以及已探明储量的估计未来开发成本为分子来计算的.McFe为分母，并以评估的石油和天然气资产的账面净值为基础，以已探明储量的估计未来开发成本为分子计算摊销比率.按Mcfe计算的费率适用于该期间的实际产量，也转换为Mcfe，以得出该期间的年度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在其估计使用年限内计算的，估计使用年限不同于至好几年了。
全额成本上限测试-完全成本法要求在每个财务报告期结束时，p已探明储量的估计未来净现金流的最新价值，折现价格为10%,不包括与已记录的估计放弃成本相关的现金流，扣除递延税项(“上限”)后，应与已探明石油和天然气资产的资本化成本净额(减去相关递延税金)进行比较。这种比较被称为“上限测试”。如果已探明的石油和天然气资产扣除递延税项后的净资本化成本超过上限，我们必须将石油和天然气资产的价值减记到天花板的价值。已探明储量的估计未来净现金流是根据往绩数据计算的。12-月平均定价假设。
截至2013年底执行的第一次全成本上限测试2021年6月30日和2020结果是及$
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。
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，公允价值可能根据这些投入以及与估计这些票据未来结算有关的其他假设计算。我们把我们的金融工具分成三级别(级别1, 2和3)基于我们对可观察市场数据可用性的评估，以及用于确定我们工具公允价值的不可观察数据的重要性。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：
| • | 水平1投入--相同资产或负债的活跃市场的未调整报价。我们有不是水平1仪器； |
| • | 水平2投入-主要来源于或得到可观察到的市场数据证实的报价。这一级别包括我们的高级信贷安排，第二留置权注意到公允价值基于以下因素的金融和大宗商品衍生品第三-从以下渠道获得的当事人报价或可用的利率信息和商品定价数据第三当事人定价来源和我们或我们交易对手的信誉； |
| • | 水平3投入-资产或负债的不可观察的投入，如基于我们的各种假设和未来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债务的初始衡量，以及由于包括转换功能的公允估值债务工具而确定的股权组成部分。 |
自.起2021年6月30日和2020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、贸易应收账款和应付账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。看见注意事项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，方法是对未贴现的预期放弃现金流应用信贷调整后的无风险利率，该利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在内。鉴于投入的不可观测性，资产报废债务的初始计量被归类为水平。3在公允价值层次结构中。
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。我们在产品交付给购买者的月份记录收入。然而，我们的石油和天然气销售的和解声明和付款可能不被接待的时间最高可达60在产品交付日期之后的几天内，因此，我们需要估计交付给买方的产品数量以及销售该产品将收到的价格。自.起 2021年6月30日和2020年12月31日，天然气平衡的净负债是无关紧要的。不同之处实际产量和净工作利息量之间的差额会定期调整。看见注意事项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，以及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。我们有不为会计目的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。看见注意事项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-我们根据对实际税率的年度预测，在过渡期内计算所得税。
我们根据负债法的要求，按年计算所得税。递延税项资产及负债因现有资产及负债的财务报表账面值及其各自的计税基准与营业亏损及税项抵免结转之间的差异而确认未来税项后果。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。当管理层认为递延税项资产比其他资产更有可能减值时，递延税项资产就会减去估值津贴。不部分或全部递延税项资产将不才能实现。
我们只有在确定相关税务机关更有可能不确定的税务状况的情况下，才会按要求确认不确定税务状况的财务报表收益。不在审计后维持该职位。对于符合以下条件的税务头寸-不门槛，财务报表中确认的金额是收益大于50最终与相关税务机关结算实现的可能性为%。看见注意事项7.
每股普通股净收益或净亏损-每股普通股基本净收入(亏损)的计算方法是将每个报告期适用于普通股的净收入(亏损)除以该期间已发行普通股的加权平均份额。每股普通股摊薄净收益(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)除以期内已发行普通股的加权平均股份，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其他证券转换或行使为我们普通股股份的潜在稀释影响。看见注意事项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。从以下位置恢复第三当事人有可能变现时，分别记录在案，并不抵销相关的环境责任。看见注意事项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，并在必要的服务期内以直线方式确认补偿费用。
担保-截至2021年6月30日，我们的子公司是我们的附属担保人。2023第二留置权附注(定义见下文)。古德里奇有不是独立的资产或运营，担保是完全和无条件的，古德里奇拥有不是子公司以外的子公司。
发债成本-本公司记录与其相关的债务发行成本2023第二留置权票据(以及之前与其2021/2022第二留置权票据)，(定义见下文)，作为长期债务的抵销余额，在我们的综合资产负债表中净额，按此方法在各自票据的使用期限内直线摊销不这与实际利息法有本质的不同。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以直线摊销。
新会计公告
在……里面2020年3月，财务会计准则委员会(FASB)发布了ASU2020-04,参考汇率改革(主题848)：促进参考汇率改革对财务报告的影响(“ASU2020-04”)。亚利桑那州立大学(ASU)的修正案2020-04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。亚利桑那州立大学(ASU)的修正案2020-04如果满足某些标准，为将美国GAAP应用于合同、对冲关系和其他受参考汇率改革影响的交易提供可选的权宜之计和例外。美国亚利桑那州立大学的修正案2020-04仅适用于合约、套期保值关系，以及参考伦敦银行间拆放款利率(LIBOR)或另一种预期因参考利率改革而停用的参考利率的其他交易.--亚利桑那州立大学提供的权宜之计和例外2020-04做不适用于之后签订或评估的合同修改和套期保值关系2022年12月31日除截至以下日期存在的套期保值关系外2022年12月31日实体选择了某些可选的权宜之计，并在套期保值关系结束时保留。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。
在……里面2020年8月，FASB发布了ASU2020-06,债务--带有转换和其他选项的债务(小主题470-20)和衍生工具和套期保值--实体自有权益的合同(小主题815-40)：实体自有权益中可转换票据和合同的会计(“ASU2020-06”)。亚利桑那州立大学(ASU)的修正案2020-06主要影响发行了有益转换功能或现金转换功能的可转换工具，因为这些特定功能的会计模型已被删除。然而，所有发行可转换工具的实体都受到ASU披露要求修正案的影响。2020-06.就实体本身权益的合约而言，主要受影响的合约为独立工具及嵌入特征，因未能符合与结算评估若干要求有关的衍生工具范围例外的结算条件，而在现行指引下作为衍生工具入账。同样受到影响的还有对可转换工具中嵌入的转换功能是否符合衍生品范围例外的评估。此外，亚利桑那州立大学的修正案2020-06影响以下仪器的稀释每股收益计算可能以现金或股票以及可转换票据进行结算。美国亚利桑那州立大学的修正案2020-06对公共业务实体有效，不包括有资格成为较小报告公司的实体，从下列财年开始2021年12月15日包括这些会计年度内的过渡期。对于所有其他实体，这些修正案在下列财年开始时有效2023年12月15日包括这些会计年度内的过渡期。财务会计准则委员会规定，一个实体应在其年度财政年度开始时采用该指导意见。FASB还决定允许实体通过修改的追溯过渡方法或完全追溯的过渡方法采用指导意见。公司目前正在评估这些修订对我们可转换票据的会计和披露的影响。
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注2-收入识别
根据会计准则编撰(“ASC”)主题606,我们的收入通常在向客户交付我们生产的石油和天然气数量时确认。我们的客户销售合同包括石油和天然气销售。在主题下606,通信的每个单位(mcf或桶)ODITY产品是一项单独的履约义务，以可变价格出售，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项履约义务，并在客户获得控制权时确认交付商品产品时的收入。我们对天然气产量的控制在我们的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将转移到我们的客户手中。本公司拥有不是在这些点数之后对商品的控制和在这些点数的测量决定了客户付款的基础金额。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。我们的收入流不包括出售石油和天然气以外的任何服务或辅助项目的付款。
我们在产品交付给购买者的月份记录收入。然而，我们的石油和天然气销售的和解声明和付款可能不被接待的时间最高可达60在产品交付日期后几天，因此，我们需要估计交付给买方的产品数量和将要交付的价格为销售该产品而收到的。我们记录任何不同之处，从历史上看，这些不同之处不最终收到的实际金额与最终确定期间的最初估计数之间的差异很大。截止日期：2021年6月30日和2020年12月31日，与客户签订的合同应收账款w前面的$
下表列出了我们的石油和天然气收入，按收入来源以及按运营和非运营资产分类。三和六截至2008年底的几个月2021年6月30日和2020:
| 截至2021年6月30日的三个月 | 截至2021年6月30日的6个月 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| (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 | ||||||||||||||||||||||||
| 已运营 | $ | $ | $ | $ | $ | $ | $ | $ | ||||||||||||||||||||||||
| 非运营 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 石油和天然气总收入 | $ | $ | $ | $ | $ | $ | $ | $ | ||||||||||||||||||||||||
| 截至2020年6月30日的三个月 | 截至2020年6月30日的6个月 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| (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 | ||||||||||||||||||||||||
| 已运营 | $ | $ | $ | $ | $ | $ | $ | $ | ||||||||||||||||||||||||
| 非运营 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 石油和天然气总收入 | $ | $ | $ | $ | $ | $ | $ | $ | ||||||||||||||||||||||||
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注3-资产退休义务
企业期初资产报废义务与期末资产报废义务的对账六截至2008年底的几个月2021年6月30日具体如下(单位：千人)：
| 截至2021年6月30日的6个月 |
||||
| 2020年12月31日期初余额 |
$ | |||
| 已发生的负债 |
||||
| 增值费用 |
||||
| 2021年6月30日期末余额 |
$ | |||
| 流动负债 |
||||
| 长期负债 |
$ | |||
注4-债务
截至2010年，债务由以下余额组成：2021年6月30日和2020年12月31日(以千为单位)：
| 2021年6月30日 | 2020年12月31日 | |||||||||||||||
| 校长 | 账面金额 | 校长 | 账面金额 | |||||||||||||
| 2019年高级信贷安排(1) | $ | $ | $ | $ | ||||||||||||
| 2021/2022年第二笔留置权票据(2) | ||||||||||||||||
| 2023年第二笔留置权票据(3) | ||||||||||||||||
| 债务总额 | $ | $ | $ | $ | ||||||||||||
(1)的账面金额2019高级信贷安排代表公允价值，因为其浮动利率接近市场利率。
(2)债务贴现不是使用基于到期日的有效利率法摊销的2022年5月31日本金包括美元。
(3)债务贴现以到期日为基础，使用实际利率法摊销。2023年5月31日本金包括$
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下表汇总了年度总利息支出(合同利息支出、债务摊销贴现、增值和融资成本)以及债务负债部分的实际利率。三和六截至2008年底的几个月2021年6月30日和2020(金额以千为单位，实际利率除外)：
| 截至2021年6月30日的三个月 | 截至2020年6月30日的三个月 | 截至2021年6月30日的6个月 | 截至2020年6月30日的6个月 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 利息支出 | 实际利率 | 利息支出 | 实际利率 | 利息支出 | 实际利率 | 利息支出 | 实际利率 | |||||||||||||||||||||||||
| 2019年高级信贷安排 | $ | % | $ | % | $ | % | $ | % | ||||||||||||||||||||||||
| 2021/2022年第二笔留置权票据(1) | % | % | % | % | ||||||||||||||||||||||||||||
| 2023年第二笔留置权票据(2) | % | % | % | % | ||||||||||||||||||||||||||||
| 利息支出总额 | $ | $ | $ | $ | ||||||||||||||||||||||||||||
(1)2021/2022第二留置权债券的票面利率为然而，由于票据可兑换而录得的折价使实际利率上升至
(2)2023第二留置权债券的票面利率为然而，由于票据可兑换而录得的折价使实际利率上升至
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2019高级信贷安排
在……上面2019年5月14日本公司签订第二份经修订及重新签署的高级担保循环信贷协议(“2019本公司、作为借款人的子公司(“借款人”)、作为行政代理的真实银行(“行政代理”)以及作为协议一方的某些贷款人之间签订的“信贷协议”，该协议规定循环贷款的最高限额为当时有效的借款基数(以下简称“借款基数”)。“2019高级信贷安排“)。
这个2019高级信贷安排于第(A)项到期。2024年5月14日或(B)2022年12月2日如果2023第二留置权票据(定义如下)有不自愿赎回、回购、再融资或以其他方式退休2022年12月2日这就是日期，也就是180在此之前的几天2023年5月31日的“到期日”2023第二留置权附注。这个2019高级信贷安排规定的最高信贷额度为#美元。
本协议项下所有未清偿款项2019高级信贷安排按年利率计息，利率由本公司选择，等于(I)替代基本利率加适用保证金，范围为
这个2019信贷协议包含某些惯例陈述和保证、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，贷款人可能申报所有未清偿款项2019高级信贷安排将立即到期并支付。
这个2019信贷协议还包含某些金融契约，包括维持(I)净融资债务与EBITDAX的比率不超过
自.起2021年6月30日，该公司的借款基数为#美元。
自.起2021年6月30日，该公司遵守本条例内的所有公约。2019高级信贷安排。
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可转换第二留置权票据
在……里面2016年10月，该公司发行了$
这个2019第二笔留置权票据原定于2019年8月30日或六在我们目前的循环信贷安排到期后几个月，但在不是事件晚于2020年3月30日。这个2019第二留置权票据的利息为
在发出2019第二笔留置权附注2016年10月，根据与下列可转换债务工具相关的会计准则可能于转换时以现金结算，以及债务工具上的认股权证，我们录得债务折让#美元。
在……上面2019年5月14日本公司及其附属公司与若干买家订立购买协议，据此，本公司向该等买家发行$
在发出2021/2022第二留置权附注2019年5月31日根据与下列可转换债务工具相关的会计准则可能在转换时以现金结算，我们记录了#美元的债务折扣。
在……上面2021年3月9日本公司及附属公司与若干购买者(各该等购买者连同其继承人及受让人)订立票据购买及交换协议(“票据购买及交换协议”)。“2023第二留置权票据购买人“)，据此，本公司向2023第二留置权债券购买者(A)$
这个2023第二留置权票据，载于管理留置权的契约中2023第二留置权附注(“2023第二留置权票据契约“)，将于2023年5月31日这个2023第二留置权票据的利息为13.50%年息，每季度支付一次，于1月15日，4月15日，7月15日和10月15日每一年。“公司”(The Company)可能选择支付当时未偿还的本金的全部或任何部分实物利息2023二次留置权票据：增加未偿还债券本金2023第二留置权笔记。
这个2023第二留置权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;环境事项;业务行为;收益的使用;财产的运营和维护;抵押品和担保要求;负债;留置权;股息和分配;资产和股票的销售限额;商业活动;与附属公司的交易;和控制权的变更。这个2023第二留置权票据契约还包含一项金融契约，要求维持总证明面值的比率-10可归因于公司及其子公司的已探明储量(定义见2023第二留置权票据契约)与总担保债务之比(扣除任何不受限制的现金后的净额不超过$
这个2023第二留置权票据可按转换率转换为公司普通股，转换率为未偿还本金金额之和2023待转换的第二笔留置权票据，包括任何应计和未付利息，除以转换价格，转换价格最初应为$
在发出2023第二留置权附注三月9, 2021,根据与下列可转换债务工具相关的会计准则可能在转换时以现金结算，我们记录了#美元的债务折扣。
自.起2021年6月30日, $
自.起2021年6月30日，该公司遵守所有有关2023第二留置权：附注假牙。
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注5-股权
在.期间三和六截至2008年底的几个月2021年6月30日“公司”就是这么做的。不有任何与其以股份为基础的薪酬单位相关的实质性活动。三和六截至的月份六月三十日，2020，公司在某些员工退休后对其基于股票的薪酬单位进行了投资，导致发行了大约
关于发行“世界银行间同业拆借协议”2023第二笔留置权票据，我们记录了#美元的股权部分
注6-网每股普通股收益(亏损)
适用于普通股的净亏损比率被用作计算基本和稀释后普通股每股净亏损比率的分子。三和六截至2008年底的几个月2021年6月30日和2020。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。下表列出了与计算普通股基本净亏损和摊薄净亏损有关的信息：
| 截至2021年6月30日的三个月 | 截至2020年6月30日的三个月 | 截至2021年6月30日的6个月 | 截至2020年6月30日的6个月 | |||||||||||||
| (金额以千为单位，每股数据除外) | ||||||||||||||||
| 每股普通股基本净亏损： | ||||||||||||||||
| 适用于普通股的净亏损 | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ( | ) | ||||
| 已发行普通股加权平均股份 | ||||||||||||||||
| 普通股基本净亏损 | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ( | ) | ||||
| 稀释后每股普通股净亏损： | ||||||||||||||||
| 适用于普通股的净亏损 | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ( | ) | ||||
| 已发行普通股的稀释加权平均股份 | ||||||||||||||||
| 稀释后每股普通股净亏损(1) (2) (3) | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ( | ) | ||||
| (1)分别转换2023年第二留置权票据和2021/2022年第二留置权票据时可发行的普通股，不包括在普通股每股稀释净亏损的计算中，因为在截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月内，它们将是反稀释的。 | ||||||||||||||||
| (2)转换无担保债权证时可发行的普通股，因为在截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月内，没有包括在普通股稀释净亏损的计算中，因为它们将是反稀释的。 | ||||||||||||||||
| (3)归属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，因为它们被包括在截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月内是反稀释的。** | ||||||||||||||||
*假设授予基于股票的薪酬而发行的普通股假设公司绩效股票奖励的支付为100%最初批出的单位数目(或一单位为一普通股)。指普通股的范围可能可赚取的范围从至
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注7-收入赋税
我们录制了
自.起2021年6月30日，我们有
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。我们目前正在不指定我们的衍生品合约进行对冲会计。所有衍生收益和损失都来自我们的石油和天然气衍生合约，并已在我们的综合经营报表的“其他收入(费用)”中确认。
下表总结了我们在石油和天然气衍生品上确认的损益。三和六截至2008年底的几个月2021年6月30日和2020:
| 截至2021年6月30日的三个月 | 截至2020年6月30日的三个月 | 截至2021年6月30日的6个月 | 截至2020年6月30日的6个月 | |||||||||||||
| 石油和天然气衍生产品(单位：千) | ||||||||||||||||
| 未指定为套期保值的商品衍生品的损益，已结算 | $ | ( | ) | $ | $ | ( | ) | $ | ||||||||
| 未指定为套期保值的商品衍生品亏损，未结算 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ||||||||
| 未被指定为套期保值的商品衍生品的总收益(亏损) | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ||||||
商品衍生活动
我们不时签订掉期合同、无成本项圈或其他衍生产品协议，以管理我们部分生产的商品价格风险。我们的政策是，所有衍生品都由我们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，我们通常会行使合同权利，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。由于我们与所有交易对手都处于净负债状态，我们将不如果我们的交易对手不能履行他们的义务，我们将面临损失的风险2021年6月30日.
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自.起2021年6月30日，我们未平仓大宗商品衍生品合约的未平仓合约均在Truist Bank、加拿大皇家银行资本市场(RBC Capital Markets)、ARM能源和公民商业银行(Civil Commercial Banking)持有：
| 合同类型 | 日均成交量 | 总成交量 | 加权平均固定价格 | 2021年6月30日的公允价值(单位：千) | |||||||||||
| 天然气互换(MMBtu) | |||||||||||||||
| 2021 |
| $ | ( | ) | |||||||||||
| 2022年(至2022年3月31日) |
| ( | ) | ||||||||||||
| 天然气环(MMBtu) | |||||||||||||||
| 2021 | 0 -50 | ( | ) | ||||||||||||
| 2022 | 8 -40 | ( | ) | ||||||||||||
| 2023年(至2023年3月31日) | 5 -51 | ( | ) | ||||||||||||
| 天然气基差互换(MMBtu) | |||||||||||||||
| 2021 |
| ||||||||||||||
| 2022 |
| ( | ) | ||||||||||||
| 2023 |
| ( | ) | ||||||||||||
| 2024 |
| ( | ) | ||||||||||||
| 天然气总量 | $ | ( | ) | ||||||||||||
| 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) | $ | 2021年6月1日 | 2021年12月31日 | |||||
| 天然气套圈(MMBtu) | | 2.655 -3.5151 | 2022年4月1日 | 2023年3月31日 | ||||
| 天然气套圈(MMBtu) | | 2.755 -3.3030 | 2022年1月1日 | 2022年12月31日 |
紧随其后的是2021年6月30日我们签订了额外的天然气衍生品交易合同，详情见下文。注意事项11-“后续事件“.
下表汇总了我们的衍生金融工具的公允价值，这些工具按公允价值分类在每个级别。2021年6月30日(以千为单位)。我们使用收益法来衡量我们的商品衍生合约的公允价值。看见注意事项1-“说明商业和重大会计政策“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 | 3级 | 总计 | ||||||||||||
| 石油和天然气衍生产品的公允价值流动资产 | $ | $ | $ | $ | ||||||||||||
| 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 | ( | ) | ( | ) | ||||||||||||
| 石油和天然气衍生产品的公允价值--非流动负债 | ( | ) | ( | ) | ||||||||||||
| 总计 | $ | $ | ( | ) | $ | $ | ( | ) | ||||||||
我们签订商品衍生品合约，根据这些合约，我们与每个交易对手都有净额结算安排。下表披露并核对了截至2008年的综合资产负债表上列示的毛额。2021年6月30日和2020年12月31日:
| 2021年6月30日 | 2020年12月31日 | |||||||||||||||||||||||
| 石油和天然气衍生产品的公允价值 | 毛收入 | 金额 | AS | 毛收入 | 金额 | AS | ||||||||||||||||||
| (单位：千) | 金额 | 偏移量 | 已提交 | 金额 | 偏移量 | 已提交 | ||||||||||||||||||
| 石油和天然气衍生产品的公允价值流动资产 | $ | $ | ( | ) | $ | $ | $ | ( | ) | $ | ||||||||||||||
| 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 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ||||||||||||||||
| 石油和天然气衍生产品的公允价值--非流动负债 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ||||||||||||||||
| 总计 | $ | ( | ) | $ | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | $ | ( | ) | ||||||||||
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注9-承诺和意外情况
我们是在正常业务过程中不时出现的各种诉讼的当事人，包括，但是不仅限于特许权使用费、合同、人身伤害和环境索赔。我们已酌情为所有此类诉讼设立储备，并打算积极为这些行动辩护。管理层认为，根据目前可获得的信息，此类行动的不利结果或判断(如果有的话)将不对我们的综合财务状况、经营业绩或流动资金都有重大影响三和六截至2008年底的几个月2021年6月30日和2020.
注10份租约
我们在一开始就确定一项安排是租约还是包含租约。初始期限为12月份或更少为不记录在我们的综合资产负债表上。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。经营租赁资产和经营租赁负债根据租赁期内未来最低租赁付款的现值确认。就像这份租约不为了提供隐含利率，我们在确定未来付款的现值时，使用了基于开始日期可用信息(包括租赁期)的担保增量借款利率。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。经营租赁费用在租赁期内以直线方式确认，并在我们的综合经营报表中报告一般和行政运营费用。我们还签订了其他设备的租赁合同，这些设备对我们的财务报表无关紧要，和/或租赁期限低于12几个月，因此不已记录在我们的综合资产负债表中。
的租赁成本组件三和六截至2008年底的几个月2021年6月30日和2020分类如下：
| (单位：千) | 截至2021年6月30日的三个月 | 截至2020年6月30日的三个月 | 截至2021年6月30日的6个月 | 截至2020年6月30日的6个月 | 合并经营报表分类 | ||||||||||||
| 房屋租赁费 | $ | $ | $ | $ | 一般和行政费用 | ||||||||||||
| 可变租赁成本(1) | 一般和行政费用 | ||||||||||||||||
| $ | $ | $ | $ | ||||||||||||||
(1)包括建筑运营费用。
以下是截至目前与我们的租赁组合相关的其他详细信息。2021年6月30日和2020年12月31日:
| (单位：千) | 2021年6月30日 | 2020年12月31日 | 合并资产负债表分类 | ||||||
| 租赁资产，毛 | $ | $ | 家具、固定装置和设备以及其他资本资产 | ||||||
| 累计折旧 | ( | ) | ( | ) | 累计损耗、折旧和摊销 | ||||
| 租赁资产，净额 | $ | $ | |||||||
| 流动租赁负债 | $ | $ | 应计负债 | ||||||
| 非流动租赁负债 | 其他非流动负债 | ||||||||
| 租赁总负债 | $ | $ | |||||||
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下表列出了截至以下日期的经营租赁负债到期日2021年6月30日:
| (单位：千) | 2021年6月30日 | |||
| 2021 | ||||
| 2022 | ||||
| 2023 | ||||
| 2024 | ||||
| 2025 | ||||
| 此后 | ||||
| 租赁付款总额 | $ | |||
| 扣除的利息 | ||||
| 租赁负债现值 | $ | |||
自.起2021年6月30日，我们写字楼经营租赁的加权平均剩余租赁期为。
注11-后续事件
紧随其后的是2021年6月30日本公司与Truist Bank、RBC Capital Markets和公民商业银行签订了以下衍生品合同：
| 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) | $ | 2021年8月1日 | 2021年12月31日 | ||||||
| 天然气交换(MMBtu) | $ | 2022年1月1日 | 2022年3月31日 | ||||||
| 天然气交换(MMBtu) | $ | 2022年4月1日 | 2022年9月30日 |
在……上面2021年7月14日当所需的股权行使价格(根据认股权证协议的定义)为$时，公司所有未偿还的无担保债权权证都可以行使。
项目2--管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
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，这些陈述符合1933年“证券法”(下称“证券法”)和1934年“证券交易法”(下称“交易法”)中关于我们的运营、经济表现和财务状况的第327A节(“证券法”)和第21E节(“证券法”)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”、“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”、“目标”、“计划”、“目标”等词语。“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述或此类表述的变体。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。我们的这些前瞻性声明是基于我们目前对未来事件的预期和假设。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。虽然我们认为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的时候发表。, 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：
| • | 公共卫生危机，如2020年和2021年爆发的2019年冠状病毒病(“新冠肺炎”)； | |
| • |
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； |
| • |
关于我们的石油和天然气储量和油井产量的估计数量的不确定性； |
| • |
我们套期保值交易对手的信誉和我们套期保值安排的效果； |
| • |
诉讼事项； |
| • |
追求未来潜在的收购机会； |
| • |
一般经济状况，无论是在全国还是在我们开展业务的司法管辖区； |
| • |
法律或法规变化，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，请阅读本季度报告中表格10-Q和第I部分的其余部分，“项目1A”。我们在截至2020年12月31日的10-K表格年度报告中提到“风险因素”。
概述
Goodrich Petroleum Corporation(“Goodrich”及其子公司Goodrich Petroleum Company，L.L.C.(“子公司”)，“我们”或“本公司”)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，(Ii)密西西比州西南部和路易斯安那州东南部。
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。在我们看来，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。
管理层致力于通过勘探和开发活动增加我们的石油和天然气储量、产量和现金流。我们制定年度资本支出预算，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。
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。我们收到的产品价格在很大程度上超出了我们的控制范围。从历史上看，我们能够以高于当前露天价格的价格对冲我们的天然气生产，试图将短期大宗商品价格波动对我们收益和运营现金流的波动性降至最低。然而，根据大宗商品价格环境的波动，我们达成可比衍生品安排的能力可能会更加有限。
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重大的波动、不确定性和动荡。整个2020年，新冠肺炎效应显著降低了原油需求和原油价格，导致原油供过于求，大宗商品价格在一年中的大部分时间里面临明显的下行压力。2021年上半年，新冠肺炎疫苗配送取得进展，许多政府实施的限制措施被放松或取消。然而，新冠肺炎疫情以及相关的经济、商业和市场混乱的影响仍然不确定。该公司从新冠肺炎疫情中感受到的最直接和最直接的影响是原油需求和价格的下降。尽管原油价格和需求已从疫情初期的低点回升，但进一步爆发或出现新的埃博拉病毒株可能导致联邦、州和地方政府重新实施指示个人呆在家里的法规，限制旅行，要求关闭设施，并实施类似措施。广泛地重新实施这些或类似的限制可能会导致原油价格和需求的下降，以及后勤限制、成本增加、劳动力短缺和原材料不可用。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，因此与许多同行相比，我们受到新冠肺炎的影响较小。然而，新冠肺炎大流行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。
为了缓解新冠肺炎影响导致的大宗商品价格低迷的影响，我们启动了一项全公司成本削减计划，取消了对我们的业务非核心的外部服务，我们将继续专注于这一点。我们还通过逐年减少员工人数，降低了一般和行政成本。此外，我们有大量的产量在2022年第一季度得到了有利的对冲，在较小程度上，我们的产量在2023年第一季度得到了对冲。
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2022年的投资、融资和营运资金需求。
我们在驾驭新冠肺炎大流行的同时，仍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； |
| • |
除了相关的大宗商品价格影响外，继续密切关注新冠肺炎疫情对我们产品需求的影响，以便相应地调整我们的业务；以及 |
| • |
确保我们在继续推进长期战略的同时，尽可能处于有利地位，摆脱新冠肺炎大流行。 |
虽然新冠肺炎疫情可能会在未来对我们的运营或员工的健康产生潜在的不利影响，但截至提交文件之日，我们的运营尚未经历重大中断，我们已经实施了应急计划，员工在可能的情况下远程工作，并遵守政府命令和疾病控制与预防中心的建议。
主要作业区
海恩斯维尔页岩趋势
截至2021年6月30日，我们在海恩斯维尔页岩趋势中收购或耕种的租约总计约50,000英亩(净额27,500英亩)。我们完成并制作了3个系列。S(2.8亿净额)新增富国银行在2021年第二季度销售，总收入为600万美元秒(1.4公吨净值)井LS正在钻探或完井，截至2021年6月30日。我们的海恩斯维尔页岩趋势钻探活动目前位于路易斯安那州卡多、德索托和红河教区的租赁区。我们海恩斯维尔页岩趋势井的净产量约为Ely 99%的人R以麦克菲为基础的总当量产量，以及2021年第二季度我们几乎所有的天然气产量。我们正专注于通过增加海恩斯维尔页岩趋势的钻探来增加天然气产量，我们计划将2021年的所有钻探努力都集中在那里。
塔斯卡卢萨海相页岩趋势
截至2021年6月30日，我们拥有大约48,000总(34,000净)租赁英亩TMS是密西西比州西南部和路易斯安那州西南部的一种油页岩油田，主要由产量持有。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按mcfe计算的总当量的1%，占我们总石油产量的98%。2021年第二季度的产量。尽管没有资本支出，但我们正在寻求通过TMS的战略性费用修井业务来维持生产。
鹰福特页岩趋势
截至2021年6月30日，我们在德克萨斯州弗里奥县的Eagle Ford页岩趋势中保留了约4300英亩的未开发租赁净地。
经营成果
与去年同期相比，对我们截至2021年6月30日的三个月和六个月的净亏损1160万美元和710万美元的财务影响最大的项目是，由于天然气和石油价格上涨，以及上线的新油井产量增加，运输率下降，以及一般和行政成本下降，石油和天然气收入增加。抵消了这些损失的是，截至2021年6月30日的三个月和六个月，未被指定为对冲的衍生品的亏损分别为2,250万美元和2,570万美元。
与前两个季度相比，对我们截至2020年6月30日的前三个月和前六个月的净亏损2290万美元和1990万美元影响最大的项目是，除了未结算衍生品合约按市值计价的亏损外，石油和天然气价格大幅下跌导致的收入减少，以及减值支出。
下表反映了我们提供的各时期的概要运营信息(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未来业绩的指示性信息。
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) |
2021 |
2020 |
方差 |
2021 |
2020 |
方差 |
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| 收入： |
||||||||||||||||||||||||||||||||
| 天然气 |
$ | 36,075 | $ | 19,034 | $ | 17,041 | 90 | % | $ | 66,093 | $ | 40,203 | $ | 25,890 | 64 | % | ||||||||||||||||
| 石油和凝析油 |
2,028 | 1,437 | 591 | 41 | % | 3,882 | 3,251 | 631 | 19 | % | ||||||||||||||||||||||
| 天然气、石油和凝析油 |
38,103 | 20,471 | 17,632 | 86 | % | 69,975 | 43,454 | 26,521 | 61 | % | ||||||||||||||||||||||
| 净产量： |
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| 天然气(Mmcf) |
13,960 | 12,349 | 1,611 | 13 | % | 25,005 | 24,591 | 414 | 2 | % | ||||||||||||||||||||||
| 石油和凝析油(MBbls) |
31 | 36 | (5 | ) | (14 | )% | 63 | 74 | (11 | ) | (15 | )% | ||||||||||||||||||||
| 总计(Mmcfe) |
14,143 | 12,562 | 1,581 | 13 | % | 25,380 | 25,033 | 347 | 1 | % | ||||||||||||||||||||||
| 平均日产量(Mcfe/d) |
155,421 | 138,046 | 17,375 | 13 | % | 140,223 | 137,544 | 2,679 | 2 | % | ||||||||||||||||||||||
| 单位平均实现销售价格： |
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| 天然气(每立方英尺) |
$ | 2.58 | $ | 1.54 | $ | 1.04 | 68 | % | $ | 2.64 | $ | 1.63 | $ | 1.01 | 62 | % | ||||||||||||||||
| 天然气(每MCF)，包括已实现损益对衍生品的影响 |
$ | 2.49 | $ | 2.08 | $ | 0.41 | 20 | % | $ | 2.56 | $ | 2.14 | $ | 0.42 | 20 | % | ||||||||||||||||
| 油和凝析油(每桶) |
$ | 66.36 | $ | 40.41 | $ | 25.95 | 64 | % | $ | 62.03 | $ | 44.15 | $ | 17.88 | 40 | % | ||||||||||||||||
| 石油和凝析油(每桶)，包括已实现损益对衍生品的影响 |
$ | 66.36 | $ | 58.55 | $ | 7.81 | 13 | % | $ | 61.67 | $ | 57.35 | $ | 4.32 | 8 | % | ||||||||||||||||
| 平均实现价格(每Mcfe) |
$ | 2.69 | $ | 1.63 | $ | 1.06 | 65 | % | $ | 2.76 | $ | 1.74 | $ | 1.02 | 59 | % | ||||||||||||||||
截至2021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比2020年同期增加了1760万美元和2650万美元。这一增长主要是由于已实现的石油和天然气价格上涨，加上天然气产量的增加。在截至2021年6月30日的三个月和六个月里，石油和天然气价格的上涨分别增加了1340万美元和2560万美元的收入，天然气产量的增加对收入的影响分别为420万美元和90万美元，而截至2021年6月30日的三个月和六个月的收入则分别增加了420万美元和90万美元。
运营费用
如下所述，与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月的总运营费用分别减少了1490万美元和2090万美元。截至2021年6月30日的三个月和六个月的总运营费用减少是由于生产和其他税收、运输和加工以及一般和行政费用以及2021年的无减值费用，但被较高的损耗和摊销费用以及租赁运营费用部分抵消。较高的损耗和摊销费用，以及较高的租赁运营费用，主要是由于截至2021年6月30日的三个月和六个月的生产量增加。运营费用的同比比较将在下文中进一步讨论。
| 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) |
2021 |
2020 |
方差 |
2021 |
2020 |
方差 |
||||||||||||||||||||||||||
| 租赁运营费用 |
$ | 3,970 | $ | 3,225 | $ | 745 | 23 | % | $ | 7,152 | $ | 6,553 | $ | 599 | 9 | % | ||||||||||||||||
| 生产税和其他税 |
822 | 907 | (85 | ) | (9 | )% | 1,465 | 1,770 | (305 | ) | (17 | )% | ||||||||||||||||||||
| 运输和加工 |
4,641 | 5,375 | (734 | ) | (14 | )% | 8,646 | 10,250 | (1,604 | ) | (16 | )% | ||||||||||||||||||||
| 每个MCFE的运营费用 |
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| 租赁运营费用 |
$ | 0.28 | $ | 0.26 | $ | 0.02 | 8 | % | $ | 0.28 | $ | 0.26 | $ | 0.02 | 8 | % | ||||||||||||||||
| 生产税和其他税 |
$ | 0.06 | $ | 0.07 | $ | (0.01 | ) | (14 | )% | $ | 0.06 | $ | 0.07 | $ | (0.01 | ) | (14 | )% | ||||||||||||||
| 运输和加工 |
$ | 0.33 | $ | 0.43 | $ | (0.10 | ) | (23 | )% | $ | 0.35 | $ | 0.42 | $ | (0.07 | ) | (17 | )% | ||||||||||||||
租赁经营费
与2020年同期相比，截至2021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70万美元和60万美元。LOE成本的增加主要是因为2021年的油井数量比2020年增加了，以及额外的修井费用。在截至2021年6月30日的三个月和六个月里，每立方米的单位运营成本为每立方米0.28美元，其中每立方米0.08美元归因于截至2021年6月30日的三个月发生的100万美元的修井费用，每立方米0.06美元归因于截至2021年6月30日的六个月发生的150万美元的修井费用。
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2021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100万美元，截至2021年6月30日的三个月和六个月的从价税分别为20万美元和50万美元。
截至2021年6月30日的三个月，遣散税保持不变，与2020年同期相比，截至2021年6月30日的前六个月减少了10万美元。这一下降主要是因为路易斯安那州较低的遣散费税率被体积税所依据的较高产量部分抵消。路易斯安那州已颁布豁免现有12.5%的石油遣散税，以及1994年7月31日后开始生产的水平井的天然气遣散税，每立方米0.125美元(从2019年7月1日至2020年6月30日)和每立方米0.0934美元(从2020年7月1日至2021年6月30日)。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海恩斯维尔页岩趋势井钻探、运营的所有油井都受益于这一豁免。
与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月的从价税分别减少了10万美元和20万美元，这是因为我们与各自的税务机构对某些物业的税收计算方法更加有利。
运输和加工
我们的天然气生产几乎承担了我们所有的运输和加工费用。与2020年同期相比，截至2021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70万美元和160万美元，尽管生产量有所增加。这是因为我们增加了我们运营的海恩斯维尔页岩趋势油井的产量，我们对这些油井的合同费率比我们未运营的资产的产量更优惠。“我们的天然气产量，特别是我们最近上线的运营油井的天然气产量，通常比我们没有运营的油井的运输成本更低。”
| 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)： |
2021 |
2020 |
方差 |
2021 |
2020 |
方差 |
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| 折旧、损耗和摊销 |
$ | 12,222 | $ | 11,876 | $ | 346 | 3 | % | $ | 22,282 | $ | 25,143 | $ | (2,861 | ) | (11 | )% | |||||||||||||||
| 一般事务和行政事务 |
3,428 | 4,522 | (1,094 | ) | (24 | )% | 6,973 | 9,436 | (2,463 | ) | (26 | )% | ||||||||||||||||||||
| 石油和天然气性质的减损 |
- | 14,130 | (14,130 | ) | (100 | )% | - | 14,130 | (14,130 | ) | (100 | )% | ||||||||||||||||||||
| 其他 |
(1 | ) | (10 | ) | 9 | (90 | )% | (187 | ) | (2 | ) | (185 | ) | 9250 | % | |||||||||||||||||
| 每个MCFE的运营费用 |
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| 折旧、损耗和摊销 |
$ | 0.86 | $ | 0.95 | $ | (0.09 | ) | (9 | )% | $ | 0.88 | $ | 1.00 | $ | (0.12 | ) | (12 | )% | ||||||||||||||
| 一般事务和行政事务 |
$ | 0.24 | $ | 0.36 | $ | (0.12 | ) | (33 | )% | $ | 0.27 | $ | 0.38 | $ | (0.11 | ) | (29 | )% | ||||||||||||||
| 石油和天然气性质的减损 |
$ | - | $ | 1.12 | $ | (1.12 | ) | (100 | )% | $ | - | $ | 0.56 | $ | (0.56 | ) | (100 | )% | ||||||||||||||
| 其他 |
$ | - | $ | - | $ | - | — | % | $ | (0.01 | ) | $ | - | $ | (0.01 | ) | — | % | ||||||||||||||
折旧、损耗和摊销(“DD&A”)
与去年同期相比，截至2021年6月30日的三个月的DD&A费用增加归因于生产量的增加，但被下文讨论的单位成本下降部分抵消。与去年同期相比，截至2021年6月30日的6个月DD&A费用减少的主要原因是基于2020年底和2021年年中储备报告的单位成本下降，这主要是由于确认了上一年3610万美元的减值费用。
减值费用
这个截至2021年6月30日执行的全成本法上限测试结果为N石油和天然气资产没有减值，而去年同期确认的减值支出为1410万美元。
一般及行政(“G&A”))
这个在截至2021年6月30日的三个月和六个月里，公司分别记录了340万美元和700万美元的G&A费用，其中包括基于股票的薪酬的非现金费用分别为30万美元和70万美元。与2020年6月30日同期相比，截至2021年6月30日的三个月和前六个月的G&A费用分别减少了110万美元和250万美元，这主要是由于员工支出减少，包括工资和股票薪酬支出以及租金支出的减少，部分抵消了与2020年底授予的现金长期激励计划相关的更高奖金应计。
在截至2020年6月30日的前三个月和六个月，公司分别记录了450万美元和940万美元的G&A费用，其中包括基于股票的薪酬的非现金费用分别为140万美元和250万美元。
其他运营费用
截至2021年6月30日的6个月，其他运营费用抵免20万美元，主要归因于从与前几个时期相关的供应商那里获得的从价税抵免。
其他收入(费用)
| 截至6月30日的三个月， |
截至6月30日的六个月， |
|||||||||||||||||||||||||||||||
| 其他收入(费用)(单位：千)： |
2021 |
2020 |
方差 |
2021 |
2020 |
方差 |
||||||||||||||||||||||||||
| 利息支出 |
$ | (2,107 | ) | $ | (1,725 | ) | $ | 382 | 22 | % | $ | (4,023 | ) | $ | (3,677 | ) | $ | 346 | 9 | % | ||||||||||||
| 利息收入和其他 |
- | 23 | (23 | ) | (100 | )% | - | 142 | (142 | ) | (100 | )% | ||||||||||||||||||||
| 未被指定为套期保值的商品衍生品的损益 |
(22,473 | ) | (1,688 | ) | (20,785 | ) | (1231 | )% | (25,742 | ) | 7,450 | (33,192 | ) | (446 | )% | |||||||||||||||||
| 提前清偿债务损失 |
- | - | - | — | % | (935 | ) | - | (935 | ) | 100 | % | ||||||||||||||||||||
| 经债务贴现调整后的平均融资借款 |
$ | 118,540 | $ | 105,027 | $ | 13,513 | 13 | % | $ | 116,356 | $ | 103,741 | $ | 12,615 | 12 | % | ||||||||||||||||
| 平均融资借款 |
$ | 121,526 | $ | 108,421 | $ | 13,105 | 12 | % | $ | 119,273 | $ | 107,220 | $ | 12,053 | 11 | % | ||||||||||||||||
利息支出
本公司截至2021年6月30日止三个月的利息开支包括2019年高级信贷安排(定义见下文)产生的90万美元，以及本公司于2023年到期的13.50%可转换第二留置权优先担保票据(“2023年第二留置权票据”)产生的120万美元。截至2021年6月30日止六个月的利息开支包括2019年高级信贷安排产生的200万美元，本公司2023年第二留置权票据产生的150万美元，以及本公司于2022年3月9日到期的13.50%可转换第二留置权优先担保票据(“2021/2022年第二留置权票据”)产生的50万美元。2021/2022年第二留置权债券和2023年第二留置权债券的利息均为非现金，包括截至2021年6月30日的三个月的已支付实物利息100万美元，债务折价摊销10万美元和发债成本摊销不到10万美元，截至6月30日的六个月支付实物利息160万美元，债务折价摊销和发债成本摊销10万美元。截至2021年6月30日的三个月和六个月的2019年高级信贷安排的利息分别包括80万美元和170万美元的现金应付利息，以及截至2021年6月30日的三个月和六个月的债务发行成本的非现金摊销分别为10万美元和30万美元。
本公司截至2020年6月30日止三个月及首六个月的利息开支分别反映了2019年高级信贷安排应付的现金利息100万美元及220万美元，以及主要由本公司2021/2022年第二留置权票据产生的非现金利息分别为70万美元及150万美元，其中包括截至6月30日止首三个月的已支付实物利息40万美元及债务折现摊销及发行成本30万美元。2020年，截至2020年6月30日的前六个月，支付了90万美元的实物利息，以及60万美元的债务贴现摊销和债券发行成本。
未被指定为套期保值的商品衍生品的损益
我们生产和销售石油和天然气到一个价格历来波动的市场。我们不时签订掉期合同、套圈或其他衍生品协议，以管理我们部分生产的大宗商品价格风险敞口。出于会计目的，我们没有将我们的衍生品合约指定为对冲。因此，我们按市值计价的估值的变化直接记录在我们的财务报表上的收益或亏损。
截至2021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2250万美元，其中包括2120万美元的按市值计价亏损，即我们未平仓天然气和石油衍生品合约的公允价值变化，以及天然气和石油衍生品合约的净现金结算亏损130万美元。截至2021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亏损2570万美元，其中包括2370万美元的按市值计价亏损，这是我们未平仓天然气和石油衍生品合约的公允价值变化，以及天然气和石油衍生品合约的净现金结算亏损200万美元。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。
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900万美元的按市值计价亏损，这是我们未平仓天然气和石油衍生品的公允价值变化，但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1330万美元净收益，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。
所得税优惠
我们没有记录这三家公司的所得税费用或福利。六截至2008年底的几个月2021年6月30日和2020我们在2021年6月30日维持估值津贴，这导致我们的财务状况表上没有出现净递延税资产或负债。在对所有可用证据(包括大宗商品价格和我们最近2019年及之前几年的税收NOL历史)进行评估后，我们记录了这一估值津贴，得出的结论是，根据会计文献的极有可能的标准，我们的递延税项资产是无法收回的。
截至2021年6月30日的6个月的提前清偿债务亏损是由于公司于2021年3月9日将2021/2022年第二留置权票据交换为2023年第二留置权票据。90万美元的亏损主要包括2021/2022年第二留置权债券剩余的未摊销债务贴现80万美元和剩余的未摊销债务发行成本10万美元。
调整后的EBITDA
调整后的EBITDA是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，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。其他被排除的项目包括根据我们的2019年高级信贷安排，根据会计准则编纂(“ASC”)主题842对经营租赁进行的会计调整、利息收入和任何非常的非现金损益。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的净收入(亏损)对账：
| 截至6月30日的三个月， |
截至6月30日的六个月， |
|||||||||||||||
| (单位：千) |
2021 |
2020 |
2021 |
2020 |
||||||||||||
| 净亏损(美国公认会计准则) |
$ | (11,559 | ) | $ | (22,941 | ) | $ | (7,056 | ) | $ | (19,905 | ) | ||||
| 利息支出 |
2,107 | 1,725 | 4,023 | 3,677 | ||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 |
12,222 | 11,876 | 22,282 | 25,143 | ||||||||||||
| 石油和天然气性质的减损 |
- | 14,130 | - | 14,130 | ||||||||||||
| 基于股份的薪酬费用(非现金) |
351 | 1,374 | 690 | 2,529 | ||||||||||||
| 未指定为套期保值的商品衍生品亏损，未结算 |
21,149 | 9,027 | 23,725 | 5,858 | ||||||||||||
| 提前清偿债务损失 |
- | - | 935 | - | ||||||||||||
| 其他项目(1) |
104 | 254 | 69 | 418 | ||||||||||||
| 调整后的EBITDA |
$ | 24,374 | $ | 15,445 | $ | 44,668 | $ | 31,850 | ||||||||
| (1) |
其他项目分别包括10万美元、30万美元、10万美元和40万美元，分别来自ASC主题842项下的运营租赁会计的影响，以及分别截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月的额外利息收入。 |
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
我们在第一季度的主要现金来源六2021年的月份是手头现金、经营活动现金和我们2019年高级信贷安排下的借款。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2021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描述的资金替代方案。
于2019年5月14日，本公司与附属公司订立第二份经修订及重订的高级担保循环信贷协议(“2019年信贷协议”)，由本公司、附属公司作为借款人(以该身份，即“借款人”)、真实银行作为行政代理(“行政代理”)及若干贷款人订立，该协议规定循环贷款最多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以下日期到期：(A)2024年5月14日或(B)2022年12月2日，如果2023年第二期留置权票据(定义见下文)未于2022年12月2日前自愿赎回、回购、再融资或以其他方式注销，则2019年高级信贷安排将于2022年5月31日(即2023年5月31日第二期留置权票据“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2021年3月31日，借款基数限制为1.2亿美元，并在2021年春季借款基数重新确定期间得到重申。借款基数计划在每个日历年的3月和9月重新确定，并会不时进行额外调整，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，借款人和行政代理可以在预定的重新确定之间请求一次非计划的借款基数重新确定。借款基数的金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放款标准一致。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，减少此类已发行和未偿还信用证的金额。
于2021年3月9日，本公司及其附属公司与若干买方(各该等买方连同其继承人及受让人，即“2023年第二留置权票据购买人”)订立购买及交换协议，据此，本公司向2023年第二留置权票据购买人发行(A)1520万美元本金额合计的本公司于2023年到期的13.50%可转换第二留置权优先担保票据(“2023年第二留置权票据”)，以等额交换2021/2022年到期的第二留置权票据(“2023年第二留置权票据”)。出售2023年第二留置权票据所得款项用于偿还2019年高级信贷安排下的未偿还借款。*在购买和交换协议方面，我们因提前清偿与2021/2022年第二留置权票据剩余的未摊销债务贴现和债务发行成本相关的债务而录得90万美元的亏损。
2023年第二次留置权票据契约(“2023年第二次留置权票据契约”)规定，2023年第二次留置权票据定于2023年5月31日到期。2023年第二期留置权债券的息率为年息13.50%，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。本公司可选择增加2023年第二留置权债券的本金，以支付当时未偿还的2023年第二留置权债券本金的全部或任何部分实物利息。
2023年第二留置权票据可按转换率转换为公司普通股，转换率为待转换的2023年第二留置权票据的未偿还本金金额(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2023年第二留置权票据契约中所述的某些调整。转换后，本公司必须根据其选择交付(1)2023年第二留置权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;的股票组合。然而，本公司用现金赎回2023年第二留置权票据的能力受2019年高级信贷协议条款的约束。
我们在2021年第二季度退出时，手头有80万美元的现金，2019年6月30日有效的2019年高级信贷安排借款基数为1.2亿美元，未偿还借款9040万美元，可用金额为2960万美元。
展望
我们2021年的总资本支出预计约为8000万至9000万美元，可以根据大宗商品价格的变动灵活地增加或减少这一数额。我们计划将所有资本集中在钻探和开发我们在北路易斯安那州的Haynesville Shale Trend天然气资产上，目前我们正在考虑在2021年利用改进的完井技术钻探和开发约22口总(10.3口净)油井。
我们相信，我们前几年和2021年上半年所做资本投资的结果将产生额外的现金流和附加值，使我们能够根据需要筹集资金，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：
| • |
2019年高级信贷安排下的可用性； |
| • |
发行债务证券； |
|
| • | 合资公司在我们的TMS和/或海恩斯维尔页岩趋势种植面积； | |
| • | 出售非核心资产；以及 | |
| • | 有条件的，发行股权证券。 |
此外，为了支持未来的现金流，防止大宗商品价格大幅下跌，我们建立了战略衍生品头寸，如图所示。附注8-“商品衍生活动”和注11--“后续事件”。综合财务报表附注载于本季度报告第I部分表格10-Q第(1)项。
我们有一个正在进行的全公司范围的成本削减计划，取消了对我们的业务不核心的外部服务，我们将继续关注这一点。我们还通过逐年减少员工人数，降低了一般和行政成本。
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明年的投资、融资和营运资本需求。
现金流
下表汇总了我们在所示期间的现金流(以千为单位)：
| 截至6月30日的三个月， |
截至6月30日的六个月， |
|||||||||||||||
| 2021 |
2020 |
2021 |
2020 |
|||||||||||||
| 现金流量表信息： |
||||||||||||||||
| 净现金： |
||||||||||||||||
| 由经营活动提供 |
$ | 15,505 | $ | 16,230 | $ | 36,669 | $ | 31,080 | ||||||||
| 用于投资活动 |
(18,873 | ) | (18,158 | ) | (46,020 | ) | (33,196 | ) | ||||||||
| 由融资活动提供 |
2,972 | 2,230 | 8,773 | 2,228 | ||||||||||||
| 增加(减少)现金和现金等价物 |
$ | (396 | ) | $ | 302 | $ | (578 | ) | $ | 112 | ||||||
经营活动：我们油井的产量、石油和天然气的价格以及运营成本是我们三年和三年运营现金流背后的主要驱动因素。六截至2008年底的几个月2021年6月30日和2020。与我们的衍生品合约相关的营运资金和现金净结算额的变化也影响现金流，包括截至三个月的经营活动提供的净现金。2021年6月30日为1550万美元，包括运营现金流为2360万美元的负变化之前的运营现金流，包括为结算衍生品合同而支付的130万美元的现金净额。经营活动为公司提供的现金净额六截至2008年底的几个月2021年6月30日为3670万美元，包括营运资本负变化4310万美元之前的运营现金流，包括为结算衍生品合同而支付的200万美元现金净额。与上一年相比，经营活动提供的现金发生变化，主要原因是石油和天然气收入因实现价格上升和产量增加而发生变化，但因根据营运资本支出的时间安排使用现金而被抵消。
投资活动：投资活动中使用的净现金为1890万美元，这三家公司的净现金为4600万美元。六截至2008年底的几个月2021年6月30日分别反映了资本项目的现金支出。我们在截至三个月的三个月中录得1970万美元的资本支出2021年6月30日……截至三个月的资本支出和用于资本项目的现金支出的差额。2021年6月30日主要归因于资本应计净额增加90万元。*年内我们录得4,900万元的资本开支六截至12月底的4个月2021年6月30日.本年度资本支出和用于资本项目的现金支出的差额六截至2008年底的几个月2021年6月30日归因于净资本应计增加230万美元，以及利用60万美元的现金募集以及10万美元的资产报废和非现金内部成本资本化。六截至的月份2021年6月30日，我们进行了18口总(7.4净)井的钻井和完井作业，带来12口总(6.0净)井的生产，还有6口总(1.4净)井在钻井和完井过程中。2021年6月30日.
融资活动：这三家公司的融资活动提供的净现金为三家公司和三家公司提供了六截至2008年底的几个月2021年6月30日这主要反映了我们2019年高级信贷安排下的净借款和发行2023年第二留置权票据的收益，但被与发行2023年第二留置权票据相关的债务发行成本和与限制性股票归属相关的库存股支付的现金所抵消。
截至所示日期，债务由以下余额组成(以千为单位)：
| 2021年6月30日 |
2020年12月31日 |
|||||||||||||||
| 校长 |
账面金额 |
校长 |
账面金额 |
|||||||||||||
| 2019年高级信贷安排(1) |
$ | 90,400 | $ | 90,400 | $ | 96,400 | $ | 96,400 | ||||||||
| 2021/2022年第二笔留置权票据(2) |
- | - | 14,811 | 13,759 | ||||||||||||
| 2023年第二留置权票据(3) |
31,473 | 30,188 | - | - | ||||||||||||
| 债务总额 |
$ | 121,873 | $ | 120,588 | $ | 111,211 | $ | 110,159 | ||||||||
(1)2019年高级信贷安排的账面金额代表公允价值，因为其浮动利率接近市场利率。
(2)债务贴现是根据2022年5月31日的到期日使用有效利率法摊销的。本金包括截至2020年12月31日支付的280万美元的实物利息。账面价值包括截至2020年12月31日的90万美元未摊销债务贴现和20万美元未摊销发行成本。
(3)债务贴现采用基于2023年5月31日到期日的实际利率法摊销。本金包括截至2021年6月30日支付的130万美元实物利息。截至2021年6月30日，账面价值包括100万美元的未摊销债务折扣和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，请参阅附注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。我们截至的年度Form 10-K年度报告。2020年12月31日包括对我们的关键会计政策的讨论，在此期间这些政策没有实质性的变化。六截至的月份2021年6月30日.
项目3--关于市场风险的定量和定性披露
作为一家规模较小的报告公司，我们不需要提供本项目3所要求的信息。
项目4--控制和程序
信息披露控制和程序的评估
根据交易所法案规则13a-15和15d-15，我们在包括首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下，评估了截至2021年6月30日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)的设计和操作的有效性。我们的披露控制和程序旨在提供合理保证，确保我们根据交易所法案提交或提交的报告中要求披露的信息已累计并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时做出有关要求披露的决定，并在美国证券交易委员会的规则和表格中指定的时间段内记录、处理、汇总和报告。基于这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，以下提到的重大弱点在第二季度得到了弥补，我们的披露控制和程序截至2021年6月30日有效。
弥补以往发现的财务报告内部控制的重大缺陷
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。
正如在2020财年第三季度和第四季度以及2021财年第一季度披露的那样，管理层与我们的独立审计师一起，发现我们在确定我们储量的估计PV-10的控制方面存在重大弱点。具体地说，我们没有设计和维护有效的控制措施，以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相关的减值支出金额出现了730万美元的未发现错误，这要求公司重新申报截至2020年6月30日的三个月和六个月的综合财务报表，并导致截至2020年9月30日的三个月和九个月以及截至2020年9月30日的三个月和三个月的合并财务报表中与我们的石油和天然气资产相关的减值支出金额的更正错误。在截至2020年6月30日的三个月和六个月以及截至2020年6月30日的三个月和六个月的合并财务报表中，与我们的石油和天然气资产相关的减值支出金额分别为100万美元和330万美元。
我们已经采取了必要的步骤来加强基础控制活动，现在是Inc.路德更新的政策和程序与我们核实输入到我们全球储量计算中的数据的完整性和准确性的过程有关。这些行动是在我们董事会审计委员会的监督下采取的，目的是解决编制储量估计数方面的不足之处：
·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
·实施额外程序，加强对储备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;和
·修订和沟通与确定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化有关的会计控制、政策和程序。
根据管理层的评估结果，我们得出的结论是，截至2021年6月30日，控制措施的设计和运行都是有效的，因此，之前披露的重大弱点已经得到补救。
财务报告内部控制的变化
除了我们在实施上述补救计划方面所做的变化外，我们对财务报告的内部控制在最近一个财季期间没有发生任何变化，这些变化对我们的财务报告内部控制产生了重大影响，或有合理的可能性对其产生重大影响。
第二部分-其他资料
伊特M-1--法律诉讼
关于任何现行法律程序的讨论载于第I部分，第(1)项。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。
自.起2021年6月30日，我们没有任何实质性的未决和未决的诉讼。
项目11A--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。本公司截至年报10-K表格中的“风险因素”2020年12月31日，这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因素也可能对我们的业务、财务状况或未来业绩产生重大影响。
未来可能的立法或征收新的或增加的税收或费用通常可能会影响天然气和石油勘探和开发公司的税收，并可能对我们的现金流运营产生不利影响。
在过去的几年里，已经提出了一些联邦立法，如果通过成为法律，将对税法进行重大修改，包括对目前天然气和石油勘探和开发公司可用的某些关键的美国联邦所得税条款进行修改。例如，拜登总统提出了几项税收提案，如果这些提案成为法律，将对美国税法做出重大改变。这些建议包括但不限于(I)提高适用于企业的美国所得税税率和(Ii)取消对化石燃料的税收补贴。国会可以考虑拜登政府将进行的税收改革方面的部分或全部提案。目前尚不清楚这些或类似的变化是否会生效，如果通过，任何此类变化都会在多长时间内生效。由于这些提案和美国联邦所得税法的其他类似变化而导致的任何立法的通过，或者对天然气和石油开采征收新的或增加的税收，都可能对我们的运营和现金流产生不利影响。
项目2--未登记的股权证券销售和收益使用
项目6--展品
| 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)。 |
||
| 3.2 |
2016年10月12日第二次修订和重新修订的《固特立石油公司章程》(通过参考该公司于2016年10月12日提交的S-8表格的注册说明书(第333-214080号文件)附件4.2合并而成)。 |
||
| 22 | 担保证券的辅助担保人 | ||
| Goodrich Petroleum Company L.L.C.-在路易斯安那州组织。 | |||
| 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条首席执行官的证明。 |
||
| 31.2* |
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302节通过的《美国法典》第15篇第7241条由首席财务官出具的证明。 |
||
| 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条首席执行官的认证。 |
||
| 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节首席财务官的证明。 |
||
| 101.INS* |
内联XBRL实例文档 |
||
| 101.SCH* |
内联XBRL架构文档 |
||
| 101.CAL* |
内联XBRL计算链接库文档 |
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| 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定义Linkbase文档 |
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| 104 | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中) |
| * |
在此提交 |
| ** |
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：2021年8月5日 |
由以下人员提供： |
沃尔特·G·古德里奇(Walter G.Goodrich) |
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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：2021年8月5日 |
由以下人员提供： |
/S/克里斯汀·麦克沃特斯 |
|
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|
克里斯汀·麦克沃特斯 |
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|
高级副总裁、首席财务官、首席会计官 |