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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9月30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
https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/893538/000089353821000121/sm-20210930_g1.jpg
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、较小的报告公司或新兴成长型公司。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10月21日，注册人拥有121,473,790已发行普通股的股份。
1

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1项。
财务报表(未经审计)
4
简明综合资产负债表
2021年9月30日和2020年12月31日
4
简明合并操作报表
截至2021年9月30日和2020年9月的3个月和9个月
5
简明综合全面收益表(亏损)
截至2021年9月30日和2020年9月的3个月和9个月
6
股东权益简明合并报表
截至2021年9月30日和2020年9月30日的连续季度演示
7
现金流量表简明合并报表
截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月
9
简明合并财务报表附注
10
第二项。
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
25
第三项。
关于市场风险的定量和定性披露
42
第四项。
管制和程序
42
第II部
43
第1项。
法律程序
43
第1A项。
风险因素
43
第二项。
未登记的股权证券销售和收益的使用
43
第6项
陈列品
44
签名
45
2

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”、“目标”、“打算”、“待定”、“计划”、“潜在”、“预计”、“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”)对我们、我们的行业、我们的财务状况和我们的经营业绩的影响；
•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剥离，包括可能的剥离或分包，或内部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，有关未来股息支付、债务或股权回购、资本市场活动的计划，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。
3

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)
9月30日，
2021		十二月三十一日，
2020
资产
流动资产：
现金和现金等价物$29,800 $10 
应收账款272,248 162,455 
衍生资产24,514 31,203 
预付费用和其他费用9,708 10,001 
流动资产总额336,270 203,669 
物业和设备(成功法)：
已探明的油气性质9,271,463 8,608,522 
累计损耗、折旧和摊销(5,439,387)(4,886,973)
未探明油气性质654,513 714,602 
正在开发的油井142,259 233,498 
其他财产和设备，扣除累计折旧#美元65,462及$63,662，分别
36,635 32,217 
财产和设备合计(净额)4,665,483 4,701,866 
非流动资产：
衍生资产6,096 23,150 
其他非流动资产54,111 47,746 
非流动资产总额60,207 70,896 
总资产$5,061,960 $4,976,431 
负债和股东权益
流动负债：
应付账款和应计费用$542,474 $371,670 
衍生负债552,044 200,189 
其他流动负债9,049 11,880 
流动负债总额1,103,567 583,739 
非流动负债：
循环信贷安排— 93,000 
高级笔记，净额2,077,630 2,121,319 
资产报废义务85,514 83,325 
衍生负债90,655 22,331 
其他非流动负债67,695 56,557 
非流动负债总额2,321,494 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：121,473,790和114,742,304分别为股票
1,215 1,147 
额外实收资本1,838,620 1,827,914 
留存收益(亏损)(190,367)200,697 
累计其他综合损失(12,569)(13,598)
股东权益总额1,636,899 2,016,160 
总负债和股东权益$5,061,960 $4,976,431 
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
4

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)
在截至的三个月内
9月30日，		在过去的9个月里
9月30日，
2021202020212020
营业收入和其他收入：
石油、天然气和天然气生产收入$759,813 $282,012 $1,745,547 $806,035 
其他营业收入(亏损)426 (997)22,387 346 
营业总收入和其他收入760,239 281,015 1,767,934 806,381 
运营费用：
石油、天然气和天然气生产费用135,745 95,257 362,131 295,254 
损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加202,701 181,708 574,375 596,053 
探索8,709 8,547 26,746 29,683 
损损8,750 8,750 26,250 1,007,263 
一般事务和行政事务25,530 24,452 74,883 79,126 
净导数(收益)损失209,146 63,871 924,183 (314,269)
其他营业费用(净额)43,401 1,562 44,654 10,174 
总运营费用633,982 384,147 2,033,222 1,703,284 
营业收入(亏损)126,257 (103,132)(265,288)(896,903)
利息支出(40,861)(41,519)(120,268)(123,385)
清偿债务所得(损)5 25,070 (2,139)264,546 
其他营业外收入(费用)，净额153 (1,680)(1,071)(2,359)
所得税前收入(亏损)85,554 (121,261)(388,766)(758,101)
所得税优惠39 22,969 95 158,662 
净收益(亏损)$85,593 $(98,292)$(388,671)$(599,439)
基本加权平均已发行普通股121,457 114,371 118,224 113,462 
稀释加权平均已发行普通股123,851 114,371 118,224 113,462 
每股普通股基本净收益(亏损)$0.70 $(0.86)$(3.29)$(5.28)
稀释后每股普通股净收益(亏损)$0.69 $(0.86)$(3.29)$(5.28)
每股普通股股息$0.01 $0.01 $0.02 $0.02 
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
5

SM能源公司及其子公司
简明综合全面收益表(亏损)(未经审计)
(单位：千)
在截至的三个月内
9月30日，		在过去的9个月里
9月30日，
2021202020212020
净收益(亏损)$85,593 $(98,292)$(388,671)$(599,439)
其他综合收入，税后净额：
养老金负债调整246 1,195 1,029 1,573 
扣除税后的其他综合收入总额246 1,195 1,029 1,573 
综合收益(亏损)总额$85,839 $(97,097)$(387,642)$(597,866)
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
6

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 
净损失— — — (222,995)— (222,995)
其他综合收益— — — — 592 592 
现金股息，$0.01每股
— — — (31)— (31)
员工购股计划下普通股的发行252,665 3 1,312 — — 1,315 
基于股票的薪酬费用57,795 1 3,955 — — 3,956 
通过无现金行权证发行普通股5,918,089 59 (59)— — — 
余额，2021年6月30日120,970,853 $1,210 $1,838,859 $(274,745)$(12,815)$1,552,509 
净收入— — — 85,593 — 85,593 
其他综合收益— — — — 246 246 
宣布的现金股息，$0.01每股
— — — (1,215)— (1,215)
在归属RSU和结算PSU时发行普通股，扣除用于预扣税款的股份502,937 5 (4,737)— — (4,732)
基于股票的薪酬费用— — 4,498 — — 4,498 
余额，2021年9月30日121,473,790 $1,215 $1,838,620 $(190,367)$(12,569)$1,636,899 
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
7

SM能源公司及其子公司
简明合并股东权益报表(未经审计)(续)
(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
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 
净损失— — — (89,252)— (89,252)
其他综合收益— — — — 188 188 
员工购股计划下普通股的发行297,013 3 944 — — 947 
基于股票的薪酬费用267,576 3 5,709 — — 5,712 
认股权证的发行— — 21,520 — — 21,520 
余额，2020年6月30日113,553,271 $1,136 $1,825,327 $465,310 $(10,941)$2,280,832 
净损失— — — (98,292)— (98,292)
其他综合收益— — — — 1,195 1,195 
宣布的现金股息，$0.01每股
— — — (1,146)— (1,146)
在归属RSU和结算PSU时发行普通股，扣除用于预扣税款的股份1,019,529 10 (1,567)— — (1,557)
基于股票的薪酬费用— — 4,164 — — 4,164 
其他— — (88)— — (88)
余额，2020年9月30日114,572,800 $1,146 $1,827,836 $365,872 $(9,746)$2,185,108 
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
8

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)
在截至9月30日的9个月里，
20212020
经营活动的现金流：
净损失$(388,671)$(599,439)
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574,375 596,053 
损损26,250 1,007,263 
基于股票的薪酬费用14,191 15,437 
净导数(收益)损失924,183 (314,269)
衍生结算损益(480,262)286,270 
债务折价摊销和递延融资成本13,350 13,084 
债务清偿损失(收益)2,139 (264,546)
递延所得税(282)(159,064)
其他，净额(7,301)(6,294)
营运资金净变动52,170 (40,411)
经营活动提供的净现金730,142 534,084 
投资活动的现金流：
出售石油和天然气资产的净收益8,835 92 
资本支出(550,265)(419,777)
已探明和未探明油气属性的获取(3,321)(7,075)
用于投资活动的净现金(544,751)(426,760)
融资活动的现金流：
循环信贷融资收益1,649,500 1,165,500 
偿还循环信贷安排(1,742,500)(1,110,000)
高级债券的净收益392,771 — 
回购优先债券所支付的现金(450,776)(147,770)
与2025年到期的10.0%高级担保票据相关的债务发行成本— (12,886)
出售普通股所得净收益1,315 947 
支付的股息(1,178)(1,130)
其他，净额(4,733)(1,985)
用于融资活动的净现金(155,601)(107,324)
现金、现金等价物和限制性现金的净变化29,790 — 
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$29,800 $10 
补充现金流量信息和非现金活动的时间表：
经营活动：
支付利息的现金，扣除资本化利息$(126,228)$(122,174)
投资活动：
资本支出应计项目和其他项目的增加(减少)$8,885 $(17,405)
非现金融资活动 (1)
____________________________________________
(1)详情请参阅：附注5--长期债务用于讨论截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月内完成的债务交易。
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
9

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9月30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”)，并于2021年1月发布ASU No.2021-01，参考汇率改革(主题848)：范围(“ASU 2021-01”)，就848专题的范围提供明确的指导。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9月30日，本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。
没有其他华硕会对本公司截至2021年9月30日已发布但尚未采纳的未经审计简明综合财务报表和相关披露，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。
10

下表按产品类型列出了截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月和九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
截至三个月
9月30日，		截至三个月
9月30日，		截至三个月
9月30日，
202120202021202020212020
(单位：千)
石油生产收入$501,071$194,547$57,323$13,100$558,394$207,647
采气收入96,08223,30452,87826,251148,96049,555
NGL生产收入10311552,35624,69552,45924,810
总计$597,256$217,966$162,557$64,046$759,813$282,012
相对百分比79 %77 %21 %23 %100 %100 %
____________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
米德兰盆地南得克萨斯州总计
截至9个月
9月30日，		截至9个月
9月30日，		截至9个月
9月30日，
202120202021202020212020
(单位：千)
石油生产收入$1,191,668$585,041$108,871$33,815$1,300,539$618,856
采气收入205,32346,559121,63078,569326,953125,128
NGL生产收入315218117,74061,833118,05562,051
总计$1,397,306$631,818$348,241$174,217$1,745,547$806,035
相对百分比80 %78 %20 %22 %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。
在应用会计准则编码主题606中的指导意见时做出的重大判断，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9月30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。227.5300万美元和300万美元108.9分别为2000万人。估算与…签订的合同应收账款
11

为了满足客户的需求，该公司使用对其物业、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
于2020年6月17日，关于下文所述的交换要约附注5--长期债务，公司发行认股权证，购买合共约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”)。
发行时，美元21.5认股权证的公允价值在随附资产负债表的额外实收资本中记录，并使用几何布朗运动的随机蒙特卡罗模拟(“GBM模型”)确定。本公司在权威会计指引下评估权证，并决定将其归类为权益工具，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。
于二零二零年六月十七日生效的认股权证协议(“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。触发日期，发生在2021年1月15日，根据认股权证协议的定义，是指在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$$1.0200亿(“触发日期”)。认股权证与公司普通股挂钩，如果行使，必须通过实物结算或股票净结算进行结算。
在2021年第二季度，公司发布了5,918,089因无现金行使而产生的普通股5,922,260加权平均股价为$$的认股权证15.45按认股权证协议的条款厘定的每股。应股东的要求，并根据公司在认股权证协议下的义务，已于2021年6月11日向美国证券交易委员会提交了一份涉及转售大部分这些股票的登记声明。2021年第三季度没有行使认股权证。未行使的认股权证将继续在持有人的选举中行使，直至于2023年6月30日.
附注4--所得税
截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月的所得税拨备包括以下内容：
在截至的三个月内
9月30日，		在过去的9个月里
9月30日，
2021202020212020
(单位：千)
所得税(费用)福利的当期部分：
联邦制$— $— $—$—
状态(29)173 (187)(402)
所得税优惠递延部分68 22,796 282159,064
所得税优惠$39 $22,969 $95$158,662
实际税率— %18.9 %— %20.9 %
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，季度比率和由此产生的所得税优惠也可能受到预测净收益或亏损的比例影响以及对所列每个时期的估值津贴的相关影响的影响。
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。
12

附注5--长期债务
下表汇总了截至2021年9月30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9月30日截至2020年12月31日
(单位：千)
循环信贷安排$— $93,000 
高级担保票据(1)
405,007 460,656 
高级无担保票据(1)
1,672,623 1,660,663 
总计$2,077,630 $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
公司的信贷协议定于2023年9月28日到期，协议规定优先担保循环信贷安排，最高贷款额为$2.51000亿美元。2021年6月8日，本公司对信贷协议进行了第六次修订，以修订与本公司发行许可再融资债务以及回购或赎回未偿债务的能力有关的某些定义和契诺，以促进投标要约和2022年优先票据赎回，定义如下。截至2021年9月30日，信贷协议下的借款基数和总贷款人承诺为$1.11000亿美元。2021年9月30日之后，秋季半年度借款基数重新确定完成，重申了本公司的借款基数和总贷款人承诺为1美元。1.11000亿美元。下一次预定的借款基数重新确定日期为2022年4月1日。
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和ASU 2021-01的讨论，提供与参考汇率改革相关的指导.
下表显示了截至2021年10月21日、2021年9月30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10月21日截至2021年9月30日截至2020年12月31日
(单位：千)
循环信贷安排(1)
$— $— $93,000 
信用证(2)
2,500 2,500 42,000 
可用借款能力1,097,500 1,097,500 965,000 
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。3.1300万美元和300万美元4.3分别截至2021年9月30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。
13

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，包括在截至2021年9月30日和2020年12月31日的资产负债表上的净额项目内的高级担保票据，包括以下内容(统称为“高级担保票据”)：
截至2021年9月30日
本金金额未摊销债务贴现未摊销递延融资成本网络
(单位：千)
10.02025年到期的高级担保票据百分比
$446,675 $32,232 $9,436 $405,007 
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络
(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 
上述高级担保票据为本公司的优先债务，以次要优先权为抵押，次于本公司在信贷协议项下的债务，并享有同等优先权。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。
这个1.50%2021年到期的高级担保可转换票据(“2021年高级担保可转换票据”)于2021年7月1日到期，当日，公司利用其循环信贷安排下的借款按面值偿还未偿还本金$65.52000万。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有关的利息支出。不是在截至2021年9月30日的三个月确认了利息支出，1.1在截至2020年9月30日的三个月中，确认了3.8亿美元，以及2.3300万美元和300万美元6.6在截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月里，分别确认了1.8亿美元。
本公司可能会赎回其部分或全部10.02025年到期的高级担保票据(“2025年高级担保票据”)按溢价以赎回价格赎回2025年到期的高级担保票据(“2025年高级担保票据”)，外加应计和未支付的利息，如管理2025年高级担保票据的契约所述。
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，包括在截至2021年9月30日和2020年12月31日的资产负债表上的净额项目内，包括以下内容(统称为“高级无担保票据”，与高级担保票据一起称为“高级票据”)：
截至2021年9月30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 $855 $211,548 
5.02024年到期的优先债券百分比
104,769 451 104,318 277,034 1,576275,458 
5.6252025年到期的优先债券百分比
349,118 2,318 346,800 349,118 2,792346,326 
6.752026年到期的优先债券百分比
419,235 3,445 415,790 419,235 3,970415,265 
6.6252027年到期的优先债券百分比
416,791 4,143 412,648 416,791 4,725412,066 
6.52028年到期的优先债券百分比
400,000 6,933 393,067 — — — 
总计$1,689,913 $17,290 $1,672,623 $1,674,581 $13,918 $1,660,663 
上述优先无抵押票据为无抵押优先债务，与本公司所有现有及任何未来无抵押优先债务享有同等的偿付权，且优先于任何未来的次级债务。这个
14

公司可以在高级无担保票据到期之前，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，以赎回价格赎回部分或全部高级无担保票据。
高级笔记活动
2021年第二季度高级票据交易。2021年6月23日，公司发行了美元400.0其本金总额为2000万美元6.5面值为%的高级债券，到期日为2028年7月15日(“2028年高级债券”)该公司收到净收益#美元。392.8扣除手续费$后的600万美元7.22000万美元，这些资金将在2028年优先债券的有效期内摊销为递延融资成本。净收益用于回购#美元。193.1300万美元和300万美元172.3本公司的未偿还本金为1000万美元6.1252022年到期的优先债券百分比(“2022年优先债券”)及5.02024年到期的优先债券百分比(“2024年优先债券”)，分别以现金投标要约(“投标要约”)方式到期，并赎回剩余的$19.3作为投标要约的一部分，未回购的2022年优先债券有1.8亿美元(“2022年优先债券赎回”)。公司支付总代价(不包括应计利息)#美元。385.32000万美元，并记录了清偿债务的净亏损#美元。2.1截至2021年6月30日的三个月为400万美元，其中包括美元1.52000万加速未摊销递延融资成本和0.6净保费为3.8亿英镑。该公司在结算时取消了所有回购和赎回2022年优先债券和2024年优先债券。
2020年第二季度高级票据交易。在2020年第二季度，该公司发起了一项要约，以交换其当时未偿还的某些高级无担保票据，但其1.50%2021年到期的高级无担保可转换票据(“2021年高级无担保可转换票据”，以及高级无担保票据“旧票据”)，并就其若干当时未偿还的2021年高级无担保可转换票据及其当时未偿还的高级无担保票据的一部分(“私人交换”)进行私人交换，以换取新发行的2025年高级无担保票据，统称为“交换要约”。
2020年6月17日，公司兑换了美元611.9高级无抵押票据本金总额为300万美元107.02021年高级无担保可转换票据本金总额为2000万美元446.72025年高级担保票据本金总额为2000万美元。此外，在与私人交易所有关的问题上，该公司出价$53.5向2021年高级无担保可转换票据的某些持有人提供100万美元现金，并发行认股权证。请参阅注3--股权了解有关认股权证的更多信息。于交换要约结束时，本公司因清偿债务录得净收益#美元。227.32000万美元，其中包括确认#美元6.1300万美元和300万美元5.6之前未摊销的债务贴现和递延融资成本分别为1.8亿欧元。该公司取消了所有在交换报价结束时停用的高级无担保票据和2021年高级无担保可转换票据。根据管理其2021年高级无担保可转换票据的契约，该公司剩余的2021年高级无担保可转换票据获得担保。请参阅附注5--长期债务在2020表格10-K有关2020年第二季度发生的债务交易的更多信息。
2020年第一季度和第三季度高级票据交易。在截至2020年9月30日的9个月内，公司回购了$103.22022年发行的高级债券本金总额为2000万美元，29.0其2024年优先债券在公开市场交易中的本金总额为2000万美元，折价结算总额(不包括应计利息)为$94.22000万。关于回购，该公司在清偿债务方面录得净收益#美元。25.1300万美元和300万美元37.3截至2020年9月30日的三个月和九个月分别为2.5亿美元。清偿债务的净收益包括回购#美元时实现的折扣。25.5300万美元和300万美元37.9截至2020年9月30日的3个月和9个月，分别为加速的未摊销递延融资成本1美元部分抵消0.5300万美元和300万美元0.7截至2020年9月30日的三个月和九个月分别为2.5亿美元。该公司在结算时取消了所有回购的2022年优先债券和2024年优先债券。
请参阅附注5--长期债务在2020表格10-K有关公司高级票据的更多详细信息，请参阅。
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、支付包括股息在内的限制性付款、出售资产、设立担保债务的留置权、与联属公司订立交易、与另一间公司合并或合并，以及就本公司的受限制附属公司而言，容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。截至2021年9月30日，通过提交本报告，该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
截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月的资本化利息成本总计为$3.5300万美元和300万美元4.8分别为1000万美元和总计600万美元。12.5300万美元和300万美元11.6截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月，分别为3.5亿美元。公司资本化的利息金额通常会根据借款金额、公司的资本计划以及
15

与被认为正在进行的资本项目相关的成本的时间和金额。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9月30日的9个月中，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9月30日，该公司的钻机承诺总额为美元。8.6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9月30日之前终止，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。5.1300万美元的提前解约费。在截至2021年9月30日的9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。2021年第一季度，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9月30日，违约金可能在零最高可达$25.92000万美元，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。
其他合同。于2021年第二季度，本公司签订了一项经营租赁，估计债务总额为#美元。25.82000万美元，初始期限延长至2033年第二季度。截至提交本报告时，公司预计将履行这一承诺。
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
截至2021年9月30日，4.2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。公司还可以根据其薪酬计划向符合条件的员工授予其他类型的长期激励奖励，如现金奖励和绩效现金奖励。
绩效份额单位
作为其股权计划的一部分，公司已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。
16

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$0.8300万美元和300万美元1.6截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月分别为2.5亿美元和5.3300万美元和300万美元7.0截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月，分别为3.5亿美元。截至2021年9月30日，2.2未确认的补偿支出总额中有1.5亿与未归属的PSU有关，这笔费用将在2022年之前摊销。
下表列出了截至2021年9月30日的9个月内的活动摘要：
PSU(1)
加权平均授权日公允价值
年初未归属830,464$17.52 
授与—$— 
既得(352,395)$23.81 
没收(12,222)$15.76 
季度末未归属465,847$12.80 
____________________________________________
(1)    普通股的股数假定乘数为一。实际发行的普通股最终数量将在零至二根据三年绩效乘数乘以授予的PSU数量。
在截至2021年9月30日的9个月内，公司解决了2018年授予的PSU，这些PSU获得了1.0乘数。本公司与所有合资格获奖者共同同意按股权计划及适用奖励协议的规定，按净份额结算部分奖励，以支付所得税及工资税预扣。扣缴后112,919股票以履行所得税和工资税预扣义务，234,823该公司普通股的股票是根据适用的授予协议的条款发行的。
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”)。每个授予的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。单个RSU的公允价值等于公司普通股在授予之日的收盘价。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$2.9300万美元和300万美元1.8截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月分别为2.5亿美元和7.2300万美元和300万美元7.1截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月分别为100万。截至2021年9月30日，23.7未确认的补偿支出总额中有1.5亿与非既有RSU有关，这笔费用将在2024年之前摊销。
下表列出了截至2021年9月30日的9个月内的活动摘要：
RSU加权平均授权日公允价值
年初未归属2,097,860$8.83 
授与661,402$25.47 
既得(394,930)$16.69 
没收(67,619)$10.25 
季度末未归属2,296,713$12.23 
在截至2021年9月30日的9个月内，公司在前几年授予的奖励归属时结算了RSU。本公司与所有合资格获奖者共同同意按股权计划及适用奖励协议的规定，按净份额结算部分奖励，以支付所得税及工资税预扣。扣缴后106,543股票以履行所得税和工资税预扣义务，268,114该公司普通股的股票是根据适用的授予协议的条款发行的。
17

董事股份
在2021年第二季度和2020年，公司发布了57,795和267,576根据股权计划，分别向非雇员董事出售普通股。2021年第二季度发行的股票将于2021年12月31日完全归属。2020年第二季度发行的股票于2020年12月31日完全归属。
员工购股计划
根据公司的员工购股计划(“ESPP”)，符合条件的员工可以通过工资扣减购买公司普通股，扣除额最高可达15符合条件的补偿的百分比，最高限额为2,500每个发售期间的股票，最高为$25,000每一日历年与采购相关的价值。这只股票的收购价是85在购买期的第一天或最后一天股票交易价格较低的百分比。ESPP旨在符合美国国税法第423条规定的“员工股票购买计划”的资格。有几个252,665和297,013分别在截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月内根据ESPP发行的股票。本公司发行该等股份所得款项总额为$。1.3300万美元和300万美元0.9分别为2021年9月30日和2020年9月30日的9个月。ESPP赠款的公允价值在授予之日使用Black-Scholes期权定价模型进行计量。
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9月30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：
衍生品(1)
$— $30,610 $— 
负债：
衍生品(1)
$— $642,699 $— 
__________________________________________
(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：
衍生品(1)
$— $54,353 $— 
负债：
衍生品 (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。
18

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。
衍生品
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。管理层并不认为本公司使用的商品衍生工具复杂、结构化或缺乏流动性。石油、天然气和NGL商品衍生品市场高度活跃。请参阅附注10-衍生金融工具在本报告中，并附注10-衍生金融工具和附注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物质资产，净额，截至2021年9月30日或2020年12月31日按公允价值计量。
下表列出了所列期间记录的已证实财产费用减值和未证实财产费用放弃和减值：
截至9月30日的三个月，在截至9月30日的9个月里，
2021202020212020
(单位：千)
已探明油气性质和相关支持设备的减损$— $— $— $956,650 
未探明财产的遗弃和减值(1)
8,750 8,750 26,250 50,613 
损损$8,750 $8,750 $26,250 $1,007,263 
____________________________________________
(1)    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9月30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。
截至2020年9月30日止九个月，本公司录得减值开支为$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。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。
19

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9月30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9月30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 $61,449 
10.02025年到期的高级担保票据百分比
$446,675 $498,212 $446,675 $482,887 
6.1252022年到期的优先债券百分比
$— $— $212,403 $205,379 
5.02024年到期的优先债券百分比
$104,769 $104,392 $277,034 $240,072 
5.6252025年到期的优先债券百分比
$349,118 $351,935 $349,118 $289,401 
6.752026年到期的优先债券百分比
$419,235 $428,773 $419,235 $342,385 
6.6252027年到期的优先债券百分比
$416,791 $426,952 $416,791 $331,220 
6.52028年到期的优先债券百分比
$400,000 $414,352 $— $— 
截至2020年12月31日，本公司循环信贷安排的账面价值接近其公允价值，因为适用的利率是基于现行市场利率的浮动利率。
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。本次计算的潜在摊薄证券主要包括未归属的RSU、或有PSU和认股权证，所有这些都是使用库存股方法计量的。认股权证于#年月日在持有人选举时可行使。2021年1月15日因此，在截至2021年9月30日的三个月和九个月中，它们被包括在调整后的加权平均基础上，作为潜在稀释证券，它们的未偿还部分。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。
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：
在截至的三个月内
9月30日，		在过去的9个月里
9月30日，
2021202020212020
(单位：千)
抗稀释剂—1585,200450
20

下表列出了普通股基本净收益(亏损)和稀释后净收益(亏损)的计算方法：
在截至的三个月内
9月30日，		在过去的9个月里
9月30日，
2021202020212020
(单位为千，每股数据除外)
净收益(亏损)$85,593 $(98,292)$(388,671)$(599,439)
基本加权平均已发行普通股121,457114,371118,224113,462
非既得RSU和或有PSU的稀释效应2,375———
认股权证的摊薄作用19———
稀释加权平均已发行普通股123,851114,371118,224113,462
每股普通股基本净收益(亏损)$0.70 $(0.86)$(3.29)$(5.28)
稀释后每股普通股净收益(亏损)$0.69 $(0.86)$(3.29)$(5.28)
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9月30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、天然气和天然气生产的掉期和套期安排。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。
该公司已经签订了固定价格的石油和天然气基础掉期协议，以减轻某些行业基准价格与该公司产量销售的实际实物价格点之间的不利价差的风险敞口。目前，该公司有固定价差的基差掉期合约：
•纽约商品交易所(NYMEX)WTI和WTI米德兰(WTI Midland)收购其米德兰盆地部分石油生产，销售合同以WTI米德兰价格结算。
•纽约商品交易所(NYMEX)WTI和洲际交易所(InterContinental Exchange)布伦特原油(ICE Brent)购买其米德兰盆地部分石油产量，销售合同以洲际交易所布伦特原油价格结算。
•Nymex WTI和Argus WTI休斯顿麦哲伦东休斯顿码头(“MEH”)收购其南得克萨斯州部分石油生产，销售合同以Argus WTI休斯顿MEH价格结算，以及
•Nymex Henry Hub(“HH”)和田纳西州FERC，德克萨斯州0区(“IF Tenn TX Z0”)购买其南得克萨斯州天然气生产的一部分，销售合同以IF Tenn TX Z0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9月30日，该公司截至2023年第四季度的商品衍生品合约未平仓，总结见下表。
21

合同期
2021年第四季度20222023
石油衍生产品(体积单位为MBbl，价格单位为$/Bbl)：
掉期
纽约商品交易所WTI成交量5,052 7,823 1,190 
加权平均合同价格$41.70 $44.69 $45.20 
领子
纽约商品交易所WTI成交量— 2,342 — 
加权平均楼面价格$— $54.00 $— 
加权平均最高限价$— $61.39 $— 
基差互换
WTI米德兰-NYMEX WTI成交量3,824 9,500 — 
加权平均合同价格 (1)
$0.71 $1.15 $— 
纽约商品交易所WTI-ICE布伦特原油成交量920 3,650 — 
加权平均合同价格 (2)
$(7.86)$(7.78)$— 
WTI休斯顿MEH-NYMEX WTI卷466 1,329 — 
加权平均合同价格 (3)
$0.60 $1.25 $— 
滚动差价掉期
纽约商品交易所WTI成交量3,831 11,278 1,832 
加权平均合同价格$(0.16)$0.11 $0.39 
气体衍生产品(体积单位为BBtu，价格单位为$/MMBtu)：
掉期 (4)
如果HSC卷12,412 28,932 — 
加权平均合同价格$2.41 $2.52 $— 
娃哈卷7,627 14,087 — 
加权平均合同价格$1.82 $2.32 $— 
如果Tenn TX Z0— 513 — 
加权平均合同价格$— $3.22 $— 
领子
NYMEX HH卷— 2,129 — 
加权平均楼面价格$— $3.40 $— 
加权平均最高限价$— $5.91 $— 
基差互换
如果Tenn TX Z0-NYMEX HH卷— 1,254 — 
加权平均合同价格 (5)
$— $0.04 $— 
NGL衍生品(体积单位为MBbl，价格单位为$/Bbl)：
掉期
OPIS丙烷山贝尔维尤非TET卷917 580 — 
加权平均合同价格$24.58 $29.71 $— 
OPIS正常丁烷山贝尔维尤非TET体积36 — — 
加权平均合同价格$30.87 $— $— 
领子
OPIS丙烷山贝尔维尤非TET卷— 770 — 
加权平均楼面价格$— $25.78 $— 
加权平均最高限价$— $31.60 $— 
22

____________________________________________
(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。
(4)    该公司拥有天然气掉期协议，结算对象为FERC休斯顿船道(“IF HSC”)、德克萨斯州西部的FERC和普拉特天然气日报(分别为“IF Waha”和“GD Waha”，合称为“Waha”)，以及田纳西州Z0(以下简称：Tenn TX Z0)的天然气掉期合约(“IF Waha”和“GD Waha”，合称“Waha”)和IF Tenn TX Z0。截至2021年9月30日，娃哈量包括81如果Waha和19%GD娃哈。
(5)    表示IF Tenn TX Z0(德克萨斯州科珀斯克里斯蒂)和NYMEX HH(路易斯安那州Erath)之间的价差。
2021年9月30日之后签订的大宗商品衍生品合约
2021年9月30日之后，本公司签订了以下商品衍生品合约：
•纽约商品交易所WTI 2022年第三季度油环合约，总计0.3石油产量MMbbl，底价为1美元70.00每桶，加权平均最高限价为$73.52每个BBL，2023年第一季度，总共0.3石油产量MMbbl，底价为1美元60.00每桶，最高限价$75.20每个BBL；以及
•2023年第一季度的IF HSC气领合同，总计900天然气生产的BBtu底价为#美元3.38每MMBtu，最高限价$7.75每MMBtu。
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。612.1300万美元和300万美元168.2分别截至2021年9月30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9月30日截至2020年12月31日
(单位：千)
衍生资产：
流动资产$24,514 $31,203 
非流动资产6,096 23,150 
衍生资产总额$30,610 $54,353 
衍生负债：
流动负债$552,044 $200,189 
非流动负债90,655 22,331 
衍生负债总额$642,699 $222,520 
衍生工具资产和负债的抵销
截至2021年9月30日及2020年12月31日，本公司持有的所有衍生工具均须与各金融机构作出总净额结算安排。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。
23

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9月30日2020年12月31日2021年9月30日2020年12月31日
(单位：千)
资产负债表所列总额$30,610 $54,353 $(642,699)$(222,520)
资产负债表中未抵销的金额(30,610)(53,598)30,610 53,598 
净额$— $755 $(612,089)$(168,922)
下表汇总了衍生结算(收益)亏损的商品组成部分，以及未经审计的合并现金流量表(“现金流量表”)和经营报表中分别列示的衍生结算(收益)亏损净额项目：
在截至的三个月内
9月30日，		在过去的9个月里
9月30日，
2021202020212020
(单位：千)
衍生工具结算(收益)损失：
石油合同$154,113 $(68,907)$344,740 $(261,095)
天然气合同35,757 (896)88,437 (16,575)
NGL合同23,685 (502)47,085 (8,600)
衍生工具结算(收益)损失净额合计$213,555 $(70,305)$480,262 $(286,270)
净派生(收益)亏损：
石油合同$68,194 $30,641 $611,224 $(360,649)
天然气合同109,802 31,548 220,088 46,537 
NGL合同31,150 1,682 92,871 (157)
净导数(收益)损失合计$209,146 $63,871 $924,183 $(314,269)
与信用相关的或有特征
截至2021年9月30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。
24

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。此外，以下讨论还包括与我们的季度报告中提供的财务信息的季度顺序比较截至2021年6月30日的季度的Form 10-Q，于2021年7月30日提交给美国证券交易委员会(SEC)。在接下来的讨论中，我们解释了截至2021年9月30日的三个月与截至2021年6月30日的三个月之间的变化(“按季”或“按季”)，以及截至2021年9月30日的九个月与2020年同期相比的年初至今(“YTD”)变化(“YTD 2021-over YTD 2020”)。
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。我们的资产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产生积极影响；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，并与管理层一起就这些问题向董事会报告。进一步表明我们对可持续运营的承诺，我们长期激励计划下高管和合格员工的薪酬，以及我们短期激励计划下所有员工的薪酬是根据某些全公司绩效指标计算的，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年第三季度，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描绘和开发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。在截至2021年9月30日的9个月里，我们在南得克萨斯州的业务重点是鹰滩页岩地层和奥斯汀粉笔地层的生产，以及奥斯汀粉笔地层的进一步开发。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年第三季度2021年剩余时间的概述和展望
在2021年第三季度，我们仍然致力于通过产生现金流来减少未偿债务本金余额的目标。截至2021年9月30日的三个月，经营活动提供的净现金比投资活动使用的净现金多1.533亿美元，我们的未偿债务本金余额减少了1.18亿美元。我们通过强劲的运营业绩和对成本管理的勤奋关注来实现这一目标。此外，我们还受益于大宗商品价格的上涨，由于需求增加，大宗商品价格已从疫情高峰期的历史低点有所改善。
这场大流行仍然是一场全球卫生危机，而且还在继续演变，Delta变种成为该病毒在世界范围内的主要毒株。尽管出现了Delta变种，但由于部署了防止新冠肺炎病毒传播的疫苗，美国的金融市场和公共卫生状况都有了实质性的改善。近几个月来，我国工业生产的商品市场走强，但仍受到与大流行病和其他地缘政治问题相关的高度不确定性的影响。因此，我们无法合理估计动荡的市场状况可能会对我们的业务、运营结果、财务状况或进一步复苏的时机产生多大影响。尽管对我们行业生产的大宗商品的需求有所增加，相关价格也从2020年的历史低点有所改善，持续的天然气价格达到2014年以来的最高平均价格，但金融市场和特定行业的影响进一步负面
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这些风险可能源于未来的病例激增、疫情爆发、新冠肺炎病毒变异、当前疫苗对未来新冠肺炎病毒变异的效力可能降低或无效，以及大量人群可能无法获得新冠肺炎疫苗接种的风险，因此，我们可能需要调整我们的业务计划。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、地缘政治问题和未来不确定性持续影响，我们预计将保持强劲的运营业绩和金融稳定，同时最大限度地提高回报，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要求某些人员必须亲自出现在井场位置，但我们的绝大多数办公室员工仍在远程工作，以限制物理互动并缓解新冠肺炎的传播。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，我们在确定与大流行直接相关的新风险时，继续处理这些风险。
我们2021年的总资本计划预算在6.5亿美元至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，我们的优质资产组合能够在当前宏观经济环境下产生强劲的回报，使我们能够增加现金流，改善杠杆指标，并保持强大的财务灵活性。请参阅流动性和资本资源概述下面讨论我们预计如何为2021年资本计划的剩余部分提供资金。
财务和运营业绩。截至2021年9月30日的三个月，日均净当量产量环比增长14%，至155.8 MBOE，主要受石油产量增长19%的推动。这些增长是我们专注于运营执行、强劲的油井业绩以及2021年第二季度和第三季度资本活动加速的结果。
2021年第三季度基准大宗商品价格走强，导致截至2021年9月30日的三个月，石油、天然气和NGL的实际价格分别比截至2021年6月30日的三个月上涨了6%、53%和30%。与截至2021年6月30日的三个月相比，截至2021年9月30日的三个月，京东方的总实现价格上涨了17%。基准大宗商品价格的上涨，加上产量的增加，导致截至2021年9月30日的三个月，石油、天然气和天然气生产收入为759.8美元，而截至2021年6月30日的三个月，收入为562.6美元，增长了35%.在截至2021年9月30日的三个月里，每个京东方的生产成本为9.47美元，与截至2021年6月30日的三个月相比下降了6%，这主要是由于每个京东方的运输成本和每个京东方的租赁运营费用(LOE)的下降，部分被每个京东方生产税的增加所抵消。
截至2021年9月30日和2021年6月30日的三个月，我们分别录得衍生品净亏损209.1美元和370.3美元。这些金额包括截至2021年9月30日和2021年6月30日的三个月的衍生品结算损失分别为213.6美元和158.8美元，原因是基准大宗商品价格上涨。
请参阅选定的生产和财务信息概述，包括趋势和截至2021年9月30日和2021年6月30日的三个月以及截至2021年9月30日和2020年9个月的财务结果和趋势比较下面提供更多讨论。
截至2021年9月30日的三个月内，财务和运营活动产生了以下结果：
•截至2021年9月30日的三个月，经营活动提供的净现金为328.1美元，而截至2021年6月30日的三个月为296.4美元。
•截至2021年9月30日，现金余额为2980万美元，循环信贷安排没有未偿还余额，而截至2021年6月30日，循环信贷安排余额为5250万美元。
•截至2021年9月30日的三个月净收益为8,560万美元，或每股稀释后收益0.69美元，而截至2021年6月30日的三个月净亏损223.0美元，或每股稀释后收益1.88美元。截至2021年9月30日的三个月的净收入主要是产量和定价增加的结果。请参阅截至2021年9月30日和2021年6月30日的三个月以及截至2021年9月30日和2020年9个月的财务结果和趋势比较关于本报告所列期间净收益(亏损)的构成部分，请参阅下文。
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•调整后的EBITDAX(一项非公认会计准则财务指标)在截至2021年9月30日的三个月为346.7美元，而截至2021年6月30日的三个月为256.9美元。请参阅标题非GAAP财务指标以下是进一步的讨论以及我们对调整后的EBITDAX的定义，以及与经营活动提供的净收益(亏损)和净现金的对账。
经营活动。在我们的米德兰盆地计划中，我们在2021年第三季度平均操作了三个钻井平台，平均有一个完井人员。2021年第三季度，我们钻井17口(净14口)井，完成30口(净24口)井，产量环比增长18%，达到9.8MMBOE。在截至2021年9月30日的三个月里，我们米德兰盆地计划产生的成本总计101.5美元，占我们同期总成本的59%。我们预计在2021年剩余时间内有时会运营两个钻井平台和一个完井人员，主要专注于在我们在米德兰盆地的Rockstar和Swetie Peck位置开发Spraberry和WolfCamp地层。
在我们的南得克萨斯州项目中，我们在2021年第三季度平均操作了两个钻井平台，平均有一个完井人员。2021年第三季度，我们打了10口(净)井，完成了11口(净)井，产量连续增长10%，达到4.5MMBOE。在截至2021年9月30日的三个月里，我们南得克萨斯州项目产生的成本总计5930万美元，占我们这段时间发生总成本的34%。我们预计在2021年剩余时间内运营一个钻井平台和一个完井人员，主要专注于开发奥斯汀粉笔地层。
下表提供了截至2021年9月30日的三个月和九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 (2)
总计
毛收入网络毛收入网络毛收入网络
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66 58 30 30 96 88 
钻出的油井14 11 11 11 25 22 
油井完工(44)(40)(5)(5)(49)(45)
截至2021年6月30日，已钻探但未完成的油井36 29 36 36 72 65 
钻出的油井17 14 10 10 27 24 
油井完工(30)(24)(11)(11)(41)(35)
其他(1)
— (1)— — — (1)
截至2021年9月30日，已钻探但未完成的油井23 18 35 35 58 53 
____________________________________________
(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、分包和其他活动可能会导致工作兴趣的变化。
(2)据报道，截至上述每个期间末，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(13口净)油井，其中12口在Eagle Ford页岩中。
产生的费用。在截至2021年9月30日的三个月和九个月里，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，分别为172.5美元和589.7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。
27

生产结果。下表按产品类型列出了我们每个运营区域在连续季度期间和YTD 2021-Over-YTD 2020期间的产量：
在截至的三个月内在过去的9个月里
2021年9月30日2021年6月30日2021年9月30日2020年9月30日
米德兰盆地产量：
机油(MMBbl)7.2 6.2 18.5 16.0 
燃气(Bcf)15.5 12.8 38.9 34.0 
NGL(MMBbl)— — — — 
等效(MMBOE)9.8 8.3 25.0 21.6 
每日平均净当量(MBOE/天)106.7 91.6 91.6 79.0 
相对百分比69 %67 %68 %62 %
南得克萨斯州生产：
机油(MMBbl)0.8 0.5 1.7 1.3 
燃气(Bcf)13.6 13.6 38.2 44.6 
NGL(MMBbl)1.4 1.3 3.8 4.8 
等效(MMBOE)4.5 4.1 11.8 13.5 
每日平均净当量(MBOE/天)49.0 44.9 43.2 49.4 
相对百分比31 %33 %32 %38 %
总产量：
机油(MMBbl)8.1 6.7 20.2 17.2 
燃气(Bcf)29.1 26.5 77.1 78.6 
NGL(MMBbl)1.4 1.3 3.8 4.8 
等效(MMBOE)14.3 12.4 36.8 35.2 
每日平均净当量(MBOE/天)155.8 136.5 134.8 128.3 
____________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
请参阅 选定的生产和财务信息概述，包括趋势和截至2021年9月30日和2021年6月30日的三个月以及截至2021年9月30日和2020年9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的比较基础，但我们收到的价格受到这些产品的质量、能源含量、位置和运输差异以及合同定价基准的影响。
28

下表汇总了截至2021年9月30日、2021年6月30日和2020年9月30日的三个月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9月30日2021年6月30日2020年9月30日
油(每桶)：
纽约商品交易所合约月均价$70.56 $66.07 $40.93 
衍生产品结算生效前的已实现价格$69.30 $65.34 $37.69 
石油衍生产品结算的影响$(19.13)$(20.11)$12.51 
天然气：
纽约商品交易所每月平均结算价(每MMBtu)$4.01 $2.83 $1.98 
衍生产品结算影响前的已实现价格(每MCF)$5.12 $3.34 $1.90 
气体衍生沉降的影响(按MCF计算)$(1.23)$(0.46)$0.03 
NGL(按BBL)：
OPIS平均价格(1)
$40.39 $31.52 $19.13 
衍生产品结算生效前的已实现价格$36.87 $28.41 $14.07 
NGL衍生结算的影响$(16.65)$(9.22)$0.29 
____________________________________________
(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，我们无法合理预测大流行未来任何潜在负面影响的时间或可能性，如感染率激增或爆发。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年第三季度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10月21日和2021年9月30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10月21日截至2021年9月30日
纽约商品交易所WTI油(每桶)$77.90 $72.54 
Nymex Henry Hub煤气(每MMBtu)$4.53 $4.88 
OPIS NGL(按BBL)$42.31 $41.74 
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。
29

运营的财务结果和其他比较数据
下表提供了截至2021年9月30日的三个月以及前三个季度的选定生产和财务信息。
在截至的三个月内
9月30日，六月三十日，三月三十一号，十二月三十一日，
2021202120212020
(单位：百万)
生产(MMBOE)14.3 12.4 10.0 11.3 
石油、天然气和天然气生产收入$759.8 $562.6 $423.2 $320.2 
石油、天然气和天然气生产费用$135.7 $125.5 $100.9 $96.0 
损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加$202.7 $204.7 $167.0 $188.9 
探索$8.7 $8.7 $9.3 $11.3 
一般事务和行政事务$25.5 $24.6 $24.7 $20.0 
净收益(亏损)$85.6 $(223.0)$(251.3)$(165.2)
____________________________________________
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
9月30日，六月三十日，三月三十一号，十二月三十一日，
2021202120212020
平均净日当量产量(MBOE/天)155.8 136.5 111.6 122.4 
租赁运营费用(按京东方计算)$4.20 $4.62 $4.64 $4.10 
运输成本(每个京东方)$2.41 $3.01 $2.94 $2.89 
生产税占石油、天然气和天然气生产收入的百分比4.7 %4.5 %4.6 %4.0 %
从价税费用(按京东方计算)$0.38 $0.45 $0.52 $0.38 
损耗、折旧、摊销和资产报废债务负债增加(根据京东方)$14.14 $16.48 $16.62 $16.77 
一般和行政(根据京东方)$1.78 $1.98 $2.46 $1.78 
____________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
30

选定的生产和财务信息概述，包括趋势
在截至的三个月内期间之间的金额变动期间之间的百分比变化在过去的9个月里期间之间的金额变动期间之间的百分比变化
9月30日，六月三十日，9月30日，9月30日，
2021202120212020
净生产量： (1)
机油(MMBbl)8.1 6.7 1.4 21 %20.2 17.2 2.9 17 %
燃气(Bcf)29.1 26.5 2.6 10 %77.1 78.6 (1.5)(2)%
NGL(MMBbl)1.4 1.3 0.1 7 %3.8 4.8 (1.1)(22)%
等效(MMBOE)14.3 12.4 1.9 15 %36.8 35.2 1.6 5 %
平均净日产量： (1)
油(每天MBbl)87.6 73.4 14.2 19 %73.9 62.9 11.0 17 %
燃气(MMCF/天)316.3 290.9 25.4 9 %282.5 286.7 (4.3)(1)%
NGL(每天MBbl)15.5 14.6 0.8 6 %13.9 17.7 (3.8)(22)%
等值(每天MBOE)155.8 136.5 19.2 14 %134.8 128.3 6.5 5 %
石油、天然气和NGL生产收入(单位：百万)：(1)
石油生产收入$558.4 $436.4 $122.0 28 %$1,300.5 $618.9 $681.7 110 %
采气收入149.0 88.3 60.6 69 %327.0 125.1 201.8 161 %
NGL生产收入52.5 37.9 14.6 39 %118.1 62.1 56.0 90 %
石油、天然气和天然气生产总收入$759.8 $562.6 $197.2 35 %$1,745.5 $806.0 $939.5 117 %
石油、天然气和NGL生产费用(单位：百万)：(1)
租赁经营费$60.1 $57.4 $2.7 5 %$164.2 $138.1 $26.1 19 %
运输成本34.5 37.4 (2.9)(8)%101.4 109.4 (8.0)(7)%
生产税35.7 25.2 10.6 42 %80.4 33.2 47.2 142 %
从价税费用5.4 5.6 (0.1)(2)%16.2 14.6 1.6 11 %
石油、天然气和天然气生产总费用$135.7 $125.5 $10.3 8 %$362.1 $295.3 $66.9 23 %
衍生产品结算生效前的已实现价格(“已实现价格”)：
油(每桶)$69.30 $65.34 $3.96 6 %$64.50 $35.92 $28.58 80 %
燃气(每立方米)$5.12 $3.34 $1.78 53 %$4.24 $1.59 $2.65 167 %
NGL(每BBL)$36.87 $28.41 $8.46 30 %$31.19 $12.81 $18.38 143 %
每个京东方$53.02 $45.28 $7.74 17 %$47.43 $22.92 $24.51 107 %
根据京东方数据：(1)
生产成本：
租赁经营费$4.20 $4.62 $(0.42)(9)%$4.46 $3.93 $0.53 13 %
运输成本2.41 3.01 (0.60)(20)%2.75 3.11 (0.36)(12)%
生产税2.49 2.03 0.46 23 %2.18 0.94 1.24 132 %
从价税费用0.38 0.45 (0.07)(16)%0.44 0.41 0.03 7 %
总生产成本(1)
$9.47 $10.10 $(0.63)(6)%$9.84 $8.40 $1.44 17 %
损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加$14.14 $16.48 $(2.34)(14)%$15.61 $16.95 $(1.34)(8)%
一般事务和行政事务$1.78 $1.98 $(0.20)(10)%$2.03 $2.25 $(0.22)(10)%
衍生结算损益(2)
$(14.90)$(12.78)$(2.12)(17)%$(13.05)$8.14 $(21.19)(260)%
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121,457 118,3573,1003 %118,224 113,462 4,762 4 %
稀释加权平均已发行普通股123,851 118,3575,4945 %118,224 113,462 4,762 4 %
每股普通股基本净收益(亏损)$0.70 $(1.88)$2.58 137 %$(3.29)$(5.28)$1.99 38 %
稀释后每股普通股净收益(亏损)$0.69 $(1.88)$2.57 137 %$(3.29)$(5.28)$1.99 38 %
31

______________________________________
(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9月30日的三个月以及截至2021年9月30日、2021年和2020年9月30日的9个月的所有衍生工具结算包括在随附的营业报表中的净衍生(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9月30日的三个月，由于我们的米德兰盆地资产和南得克萨斯州资产的平均日净当量产量分别增长了16%和9%，因此，该公司的平均日净当量产量环比增长了14%。这些增长是我们专注于运营执行、强劲的油井业绩以及2021年第二季度和第三季度资本活动加速的结果。截至2021年9月30日的9个月，平均日净当量产量与2020年同期相比增长了5%，这是因为我们米德兰盆地资产的平均日净当量产量增长了16%，这是由于完井数量的增加和强劲的油井表现-2021年比2020年。
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。
由于基准大宗商品价格走强，我们按京东方计算的实现价格环比增加了7.74美元。季度实现价格的连续上涨对石油、天然气和NGL生产收入的积极影响被我们每京东方2.12美元的衍生品合约结算亏损的增加部分抵消了。我们每京东方的实现价格比2020年增加了24.51美元，这主要是由于基准大宗商品价格上涨，由于大流行和其他宏观经济事件的影响，基准大宗商品价格从2020年的历史低点有所改善。2021年第一季度天然气价格上涨，进一步推动了2021年1月至2020年年初的同比增长，原因是2021年2月德克萨斯州持续数天的重大天气事件导致供需失衡，其中包括异常低温和冰冻条件，并导致大范围停电。YTD 2021-比YTD 2020实现的价格上涨对石油、天然气和NGL生产收入的积极影响被我们衍生品合同结算的260%的变化大大抵消了，在截至2021年9月30日的9个月里，每个BOE亏损13.05美元，而2020年同期每个BOE盈利8.14美元。
在每个BOE的基础上，LOE环比下降了9%，这主要是因为产量的增长超过了总LOE的增长，这是因为运营效率的提高和与产出水回收相关的成本节约。在每个BOE的基础上，LOE比YTD 2020年增长了13%，这是由于石油在我们的总产品组合中所占比例的增加，这使得每个BOE的提升成本更高，以及修井费用的增加。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。
在京东方的基础上，每个京东方的运输成本环比下降了20%，比2020年下降了12%。季度环比下降的原因是我们米德兰盆地资产的产量增加了18%，这些资产在井口或井口附近出售，运输成本最低。此外，在2021年第三季度，我们受益于一份运输合同的成本降低。YTD 2021比YTD 2020的下降是由于我们南得克萨斯州资产的生产量减少了13%，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的天然气和NGL产量的变化而波动。按京东方计算，我们预计2021年全年的运输成本将比2020年有所下降，因为我们预计米德兰盆地资产的产量将继续占我们总产量的更大比例。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，我们在南得克萨斯州的一份运输合同中嵌入了2021年第三季度生效的成本削减，因此，我们预计2021年全年每个京东方的运输成本将比2020年有所下降。
每个京东方的生产税支出环比增长了23%，比2020年增长了132%，主要是由于实现价格的上升和米德兰盆地资产产量的增加。截至2021年9月30日和2021年6月30日的三个月，我们的总体生产税率分别为4.7%和4.5%，截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月，我们的总体生产税率分别为4.6%和4.1%。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。
在京东方的基础上，从价税支出环比下降了16%，比2020年增长了7%。季度环比下降是当量净生产量增加的结果。YTD 2021比YTD 2020的增长主要是由于我们的生产物业的预期价值评估发生了变化。我们预计，随着我们生产属性的估值发生变化，每个京东方的从价税费和绝对税费都会出现波动。
32

由于我们米德兰盆地资产的强劲油井表现、商品价格上涨和油井成本降低，每个京东方的损耗、折旧、摊销和资产报废债务负债增加(“DD&A”)费用环比下降了14%。由于上述原因，以及我们南得克萨斯州已探明油气资产的可耗尽成本基础因2020年第一季度确认的已探明资产减值而减少，每个京东方的DD&A费用比2020年同期下降了8%。我们的DD&A比率因减值、资产剥离活动、账面成本融资和与第三方的分摊安排、我们生产组合的变化以及我们估计的已探明储量总量的变化而波动。2021年全年，我们预计与2020年相比，每BOE的DD&A费用和DD&A费用的绝对值将有所下降，这主要是因为与2020年相比，大宗商品价格上涨、油井业绩强劲、油井成本降低以及我们的奥斯汀粉笔项目活动增加，因为这些资产的DD&A比率低于我们的米德兰盆地资产。
在每个京东方的基础上，一般和行政(“G&A”)费用环比下降了10%，比2020年下降了10%。这些下降主要是产量增加的结果，YTD 2021年比YTD 2020下降的部分原因是为应对大流行而采取的降低成本的行动。G&A费用的某些部分，以及以京东方为基础的G&A费用，受到公司全年业绩与年初设定的业绩目标的影响。对于2021年全年，我们预计G&A费用在绝对基础上将相对持平，但基于大宗商品价格上涨和强劲的运营业绩对截至2021年9月30日的公司业绩指标的影响，G&A费用可能会呈上升趋势。
请参阅 截至2021年9月30日和2021年6月30日的三个月以及截至2021年9月30日和2020年9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9月30日和2021年6月30日的三个月以及截至2021年9月30日和2020年9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
连续的季度变化。下表显示了在截至2021年9月30日至2021年6月30日的三个月内，我们按地区划分的日均净当量产量、生产收入和生产费用的变化情况：
净当量产量
增加		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15.1 $141.2 $11.0 
南得克萨斯州4.1 56.0 (0.7)
总计19.2 $197.2 $10.3 
__________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
日均净当量产量增长了14%，其中我们的米德兰盆地和南得克萨斯州资产的日均净当量产量分别增长了16%和9%。石油、天然气和天然气的实际价格分别上涨了6%、53%和30%。2021年第三季度，由于石油、天然气和NGL基准大宗商品价格上涨以及上述产量增加，石油、天然气和NGL生产收入增长了35%。由于石油、天然气和NGL收入增加导致生产税增加，总生产费用增加了8%。
YTD 2021年-超过YTD 2020。下表显示了截至2021年9月30日至2020年9个月期间，我们按地区划分的平均每日净当量产量、生产收入和生产费用的变化情况：
净当量产量
增加(减少)		生产收入
增加		生产费用
增加
(MBoe/天)(单位：百万)(单位：百万)
米德兰盆地12.6 $765.5 $62.5 
南得克萨斯州(6.2)174.0 4.4 
总计6.5 $939.5 $66.9 
__________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
日均净当量生产量增加了5%，其中米德兰盆地资产的日均净当量生产量增加了16%，但南得克萨斯州资产的日均净当量生产量下降了13%，部分抵消了这一增长。这些变化主要是由于更高的资本分配给
33

前些年的米德兰盆地。石油、天然气和天然气的实际价格分别上涨了80%、167%和143%。由于基准大宗商品价格上涨，石油、天然气和天然气生产收入增长了117%。总生产费用增加了23%，主要是由于生产税和LOE的增加。
请参阅选定的生产和财务信息概述，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
在截至的三个月内在过去的9个月里
2021年9月30日2021年6月30日2021年9月30日2020年9月30日
(单位：百万)
损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加$202.7 $204.7 $574.4 $596.1 
DD&A费用环比持平，2021年比2020年下降4%。YTD 2021较YTD 2020年度下降是由于油井表现强劲、大宗商品定价上升、与我们的米德兰盆地资产相关的油井成本降低，以及我们南得克萨斯州已探明油气资产的可耗尽成本基础因2020年第一季度确认的已探明资产减值而减少。请参阅选定的生产和财务信息概述，包括趋势有关每个京东方的DD&A费用的额外讨论，请参见上文。
探索
在截至的三个月内在过去的9个月里
2021年9月30日2021年6月30日2021年9月30日2020年9月30日
(单位：百万)
地质和地球物理费用$(0.1)$0.8 $1.0 $1.7 
间接费用和其他费用8.8 7.9 25.7 28.0 
总计$8.7 $8.7 $26.7 $29.7 
勘探费用环比持平，2021年比2020年下降10%。YTD 2021比YTD 2020减少的主要原因是管理费用和其他费用的减少。勘探费用受我们在勘探区内进行的实际地质和地球物理研究以及未成功的勘探活动(如果有)的影响。
损损
在截至的三个月内在过去的9个月里
2021年9月30日2021年6月30日2021年9月30日2020年9月30日
(单位：百万)
已探明油气性质和相关支持设备的减损$— $— $— $956.7 
未探明财产的遗弃和减值8.8 8.8 26.3 50.6 
总计$8.8 $8.8 $26.3 $1,007.3 
截至2021年9月30日的三个月和九个月，没有已证实的油气财产减值。在截至2020年9月30日的9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支出。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，而未经证实的财产被遗弃和减值的频率将随着租约到期或缺陷的时间而波动。
34

以及与大宗商品价格下跌相关的经济变化。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10月21日的大宗商品价格假设，我们预计2021年第四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额外讨论。
一般事务和行政事务
在截至的三个月内在过去的9个月里
2021年9月30日2021年6月30日2021年9月30日2020年9月30日
(单位：百万)
一般事务和行政事务$25.5 $24.6 $74.9 $79.1 
由于我们的长期股权补偿计划下某些奖励的公允价值发生变化，G&A费用环比增加了4%，比YTD 2020下降了5%，这主要是由于为应对疫情而采取的降低成本的行动。请参阅部分选定的生产和财务信息概述，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
在截至的三个月内在过去的9个月里
2021年9月30日2021年6月30日2021年9月30日2020年9月30日
(单位：百万)
净导数(收益)损失$209.1 $370.3 $924.2 $(314.3)
衍生工具(收益)净亏损乃衍生工具公允价值变动所致，该变动与我们未偿还衍生工具合约相关商品的远期价格曲线波动，以及期内已结算衍生工具仓位的每月现金结算有关。截至2021年9月30日的三个月和九个月，以及截至2021年6月30日的三个月，衍生品净亏损是由于基准大宗商品价格在2021年期间上涨。截至2020年9月30日的9个月，衍生品净收益是基准大宗商品价格在2020年期间下降的结果。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。
其他营业费用(净额)
在截至的三个月内在过去的9个月里
2021年9月30日2021年6月30日2021年9月30日2020年9月30日
(单位：百万)
其他营业费用(净额)$43.4 $1.9 $44.7 $10.2 
由于2021年第三季度记录的法律和解，包括SPM NAM LLC等人的和解，其他运营费用净额环比和2021年同比增长。中讨论的案例法律程序在本报告第二部分，第1项。我们预计，在2021年剩余时间里，物质费用不会计入其他运营费用。
利息支出
在截至的三个月内在过去的9个月里
2021年9月30日2021年6月30日2021年9月30日2020年9月30日
(单位：百万)
利息支出$40.9 $39.5 $120.3 $123.4 
利息支出环比增长3%，比2020年下降3%。我们预计2021年与高级票据相关的利息支出将比2020年略有下降，这主要是由于
35

我们的高级债券因交换要约于2020年第二季度完成而未偿还本金，以及2021年7月1日到期的剩余2021年高级担保可转换债券的退役。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。
清偿债务所得(损)
在截至的三个月内在过去的9个月里
2021年9月30日2021年6月30日2021年9月30日2020年9月30日
(单位：百万)
清偿债务所得(损)$— $(2.1)$(2.1)$264.5 
2021年第二季度完成的投标要约和2022年高级票据赎回导致债务清偿净亏损210万美元，其中包括150万美元的加速未摊销递延融资成本和截至2021年9月30日的9个月支付的60万美元的净保费。
截至2020年9月30日止九个月，我们录得与交换要约相关的债务清偿净收益227.3,000,000美元，主要包括旧票据的部分本金赎回及与发行2025年优先担保票据相关的债务折扣。同样在截至2020年9月30日的9个月内，我们提前清偿部分2022年高级票据和2024年高级票据的净收益分别为2440万美元和1290万美元。请参阅附注5--长期债务在本报告第一部分的项目1中，请参阅对这些交易的进一步讨论。
所得税优惠
在截至的三个月内在过去的9个月里
2021年9月30日2021年6月30日2021年9月30日2020年9月30日
(单位：百万，税率除外)
所得税优惠$— $0.2 $0.1 $158.7 
实际税率— %0.1 %— %20.9 %
有效税收优惠率环比持平。与2020年同期相比，截至2021年9月30日的9个月的有效税收优惠率下降，主要是由于截至2021年12月31日的年度预测收入与2020年9月30日的预测亏损相比的影响，以及对各期间估值津贴余额的相关影响。
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。
修改联邦所得税法或颁布拟议的立法，以提高公司税率，取消或减少某些石油和天然气行业的扣除额，可能会对我们的有效税率和当前的税收支出产生实质性影响。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持续时间和水平，以便在活动水平和资本支出方面保持灵活性。
现金来源
在截至2021年9月30日的9个月里，运营活动的现金流足以为我们的资本计划提供资金，我们预计这种情况将持续到2021年剩余时间。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成本承担和分摊安排。我们所有的流动性来源都可以
36

受整体经济状况、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，所有这些都影响着我们和我们的行业。
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。2021年上半年，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，以及我们预计能够产生有意义的自由现金流等原因。此外，其中一家主要信用评级机构在发行2028年高级债券的同时，进一步上调了我们的信用评级。
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。截至2021年9月30日，我们的信贷协议下剩余的可用借款能力提供了11亿美元的流动性。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9月30日之后，秋季半年度借款基数重新确定完成，重申了我们的借款基数和总贷款人承诺为11亿美元。下一次预定的借款基数重新确定日期为2022年4月1日。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10月21日、2021年9月30日和2020年12月31日我们的信用证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9月30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9月30日，我们的循环信贷安排余额为零。截至2021年9月30日和2021年6月30日的三个月，我们的日加权平均循环信贷安排债务余额分别为128.2美元和141.5美元，截至2021年9月30日和2020年9月30日的九个月分别为134.6美元和142.2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。
37

下表详细说明了我们的加权平均利率和我们在所示期间的加权平均借款利率：
在截至的三个月内在过去的9个月里
2021年9月30日2021年6月30日2021年9月30日2020年9月30日
加权平均利率7.7 %7.6 %7.7 %6.8 %
加权平均借款利率6.9 %6.7 %6.7 %6.0 %
我们的加权平均利率和加权平均借款利率环比持平，比2020年增加了2021年。YTD 2021年较YTD 2020年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。
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的发生和时机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。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。2021年高级担保可转换票据于2021年7月1日到期时停用。在此日期之后，加权平均利率不再受到递延融资成本的非现金摊销或与2021年高级担保可转换票据相关的折价的非现金摊销的影响。
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9月30日的9个月里，我们在资本支出以及收购已探明和未探明的油气资产方面花费了约553.6美元。这一金额与截至2021年9月30日的9个月发生的589.7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。我们2021年的总资本计划预算在6.5亿美元至6.75亿美元之间。我们会在今年余下时间继续监察经济环境，并在有需要时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。
在2021年第二季度，我们发行了2028年优先债券，并使用392.8美元的现金净收益通过投标要约分别回购了我们2022年优先债券和2024年优先债券的未偿还本金193.1美元和172.3美元，并通过2022年优先债券赎回赎回了当时未偿还的2022年优先债券的剩余1,930万美元。我们支付了385.3美元的总对价，包括净保费，并支付了520万美元的与2022年和2024年优先债券相关的应计利息。2021年高级担保可转换票据于2021年7月1日到期，当天，我们使用循环信贷安排下的借款，按面值6,550万美元的未偿还本金注销。在截至2020年9月30日的9个月内，我们在公开市场交易中折价回购了2022年高级债券的本金总额103.2美元和2024年高级债券的本金总额2,900万美元，不包括应计利息在内的结算总额为9,420万美元，导致截至2020年9月30日的三个月和九个月的债务清偿净收益分别为2,510万美元和3,730万美元。于2020年第二季度，我们完成了交换要约，导致旧票据本金总额718.9美元，换取2025年高级担保票据本金总额4.467亿美元。此外，在私人交易所方面，我们向2021年高级无担保可转换票据的某些持有人提供了5350万美元的现金，该票据是以我们的循环信贷安排为抵押借入的，并发行了认股权证。请参阅注3--股权关于认股权证的额外讨论，包括对股权和附注5--长期债务在本报告第一部分的项目1中，对债务交易进行了补充讨论。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。
38

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9月30日的9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9月30日至2020年的9个月现金流变化分析
下表显示了截至2021年9月30日至2020年的9个月内，我们运营、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项所附现金流量表一并阅读。
经营活动
在过去的9个月里
9月30日，		期间之间的金额变动
20212020
(单位：百万)
经营活动提供的净现金$730.1 $534.1 $196.0 
与2020年同期相比，截至2021年9月30日的9个月，经营活动提供的净现金增加，主要是因为扣除运输成本和生产税后，来自石油、天然气和NGL生产收入的现金增加了7.155亿美元，支付给G&A费用、LOE和从价税的现金减少了2130万美元，部分被结算衍生品交易支付的现金增加6.607亿美元所抵消。经营活动提供的净现金也受到营运资金变化和现金收支时间的影响。
投资活动
在过去的9个月里
9月30日，		期间之间的金额变动
20212020
(单位：百万)
用于投资活动的净现金$(544.8)$(426.8)$(118.0)
与2020年同期相比，截至2021年9月30日的9个月，用于投资活动的净现金有所增加，主要原因是资本支出增加了130.5美元。
融资活动
在过去的9个月里
9月30日，		期间之间的金额变动
20212020
(单位：百万)
用于融资活动的净现金$(155.6)$(107.3)$(48.3)
截至2021年9月30日的9个月，融资活动中使用的净现金涉及支付的净现金385.3美元，包括为投标要约和2022年优先债券赎回提供资金的净保费，被我们发行2028年优先债券的392.8美元现金净收益所抵消。此外，我们支付了6550万美元注销2021年的高级担保可转换票据，并根据我们9300万美元的循环信贷安排进行了净偿还。
截至2020年9月30日的9个月，融资活动中使用的现金净额，与回购我们某些高级票据所支付的147.8美元现金净额有关，以及发行2025年高级担保票据产生的1,290万美元的债务发行成本，部分被我们5,550万美元循环信贷安排下的净借款所抵消。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9月30日，我们的循环信贷安排余额为零。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。在一定程度上，
39

如果利率是固定的，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9月30日，我们未偿还的固定利率债务本金总额为21亿美元，没有未偿还的浮动利率债务。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的不可预测的波动，包括供求和宏观经济环境的变化，以及季节性异常，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。由于这场大流行的影响，大宗商品价格已从2020年的历史低点有所改善，然而，未来病例激增、疫情爆发、新冠肺炎病毒变异、当前疫苗对未来新冠肺炎病毒变异效果可能降低或无效的可能性，以及大量人口可能得不到新冠肺炎疫苗的风险，可能会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9月30日的9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、天然气和天然气价格下降10%，将使我们的石油、天然气和天然气生产收入分别减少约130.1美元、3,270万美元和1,180万美元。如果大宗商品价格下跌10%，我们截至2021年9月30日的9个月的净衍生品和解协议将抵消石油、天然气和天然气生产收入的下降约133.6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9月30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119.9美元、3,170万美元和1,200万美元。
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9月30日的9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。
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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收益(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
9月30日，		在过去的9个月里
9月30日，
2021202020212020
(单位：千)
净收益(亏损)(GAAP)$85,593 $(98,292)$(388,671)$(599,439)
利息支出40,861 41,519 120,268 123,385 
所得税优惠(39)(22,969)(95)(158,662)
损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加202,701 181,708 574,375 596,053 
探索(1)
7,801 7,882 23,742 26,970 
损损8,750 8,750 26,250 1,007,263 
基于股票的薪酬费用4,498 4,164 14,191 15,437 
净导数(收益)损失209,146 63,871 924,183 (314,269)
衍生结算损益(213,555)70,305 (480,262)286,270 
债务清偿损失(收益)(5)(25,070)2,139 (264,546)
其他，净额905 615 2,407 1,560 
调整后的EBITDAX(非GAAP)346,656 232,483 818,527 720,022 
利息支出(40,861)(41,519)(120,268)(123,385)
所得税优惠39 22,969 95 158,662 
探索(1)
(7,801)

(7,882)(23,742)(26,970)
债务折价摊销和递延融资成本3,905 4,506 13,350 13,084 
递延所得税(68)(22,796)(282)(159,064)
其他，净额5,171 (2,991)(9,708)(7,854)
营运资金净变动21,078 16,843 52,170 (40,411)
经营活动提供的净现金(GAAP)$328,119 $201,613 $730,142 $534,084 
____________________________________________
(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。
41

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年第三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。
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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。该公司于2021年8月6日解决了这一问题。请参阅法律程序在第一部分，我们的第三项2020表格10-K有关此案的更多详细信息。
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
下表提供了我们和任何关联买家在截至2021年9月30日的三个月内购买我们普通股的信息(根据交易法第10b-18(A)(3)条的定义)，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：
发行人购买股权证券及关联购买
期间
购买的股份总数(1)
加权平均每股支付价格作为公开宣布的计划的一部分购买的股票总数
根据该计划可以购买的最大股票数量(2)
07/01/2021 - 07/31/202199,319 $24.63 — 3,072,184 
08/01/2021 - 08/31/20217,224 $17.91 — 3,072,184 
09/01/2021 - 09/30/2021112,919 $19.10 — 3,072,184 
共计：219,462 $21.56 — 3,072,184 
___________________________________
(1)据报道，我们在2021年第三季度购买的所有股票都是为了抵消根据股权计划授予的奖励协议条款发行的RSU和PSU的流通股交付时发生的预扣税款义务。
(2)自2006年7月起，我们的董事会批准将根据原1998年8月授权可回购的普通股股票数量增加至600万股，截至决议生效之日。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9月30日的三个月内，我们没有回购任何普通股，截至本报告提交时，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。
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。
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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)
4.1
第五补充契约，日期为2021年6月23日，由SM Energy Company和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人签署(作为注册人于2021年6月23日提交的8-K表格当前报告的附件4.2提交，并通过引用并入本文)
4.2
2022年票据补充契约，日期为2021年6月23日，由SM Energy Company和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(作为注册人于2021年6月23日提交的当前8-K表格报告的附件4.3提交，并通过引用并入本文)
10.1†
SM能源公司员工股票购买计划，修订和重述，自2021年4月5日起生效(作为附件A提交于2021年4月16日提交的注册人关于附表14A的最终委托书，并通过引用并入本文)
10.2
第六次修订和重新签署的信贷协议的第六修正案，日期为2021年6月8日，由公司、富国银行、全国协会作为行政代理，以及其中被指定为贷款人的机构作为协议一方(作为注册人于2021年6月9日提交的8-K表格当前报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文)，由公司、富国银行(Wells Fargo Bank)、全国协会(National Association)和其中被点名为贷款人的机构共同签署的，日期为2021年6月8日的第六次修订和重新签署的信贷协议的第六修正案
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)
_____________________________________
*与这份报告一起提交的。
**提供了这份报告。
†展品构成管理合同或补偿计划或协议。
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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10月29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10月29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10月29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)
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