美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区,20549
表格
这是马克一号。
|
根据1934年“证券交易法”第13或15(D)条提交的年度报告 |
截至的财政年度
或
|
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的从到的过渡期过渡报告 |
佣金档案编号
(注册人的确切姓名载于其约章)
|
|
(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) |
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 符号 |
|
注册的每个交易所的名称 |
|
|
|
|
|
根据该法第12(G)条登记的证券:无
根据证券法第405条的规定,用复选标记标明注册人是否为知名的经验丰富的发行人。是 ☐
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13或15(D)条提交报告。是 ☐
勾选标记表示注册人是否:(1)在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)提交了1934年证券交易法第13条或第15(D)条要求提交的所有报告,以及(2)在过去90天内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)要求提交的每个互动数据文件。
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。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 |
|
☐ |
|
|
|
|
|||
|
|
☒ |
|
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提交了一份报告,证明其管理层根据“萨班斯-奥克斯利法案”(“美国联邦法典”第15编第7262(B)节)第404(B)条对编制或发布其审计报告的注册会计师事务所的财务报告内部控制的有效性进行了评估。
用复选标记表示注册人是否为空壳公司(如交易法第12b-2条所定义)。是
根据纽约证券交易所(New York Stock Exchange)2021年3月31日报告的注册人A类普通股每股收盘价2.87美元计算,注册人非关联公司持有的有表决权股票的总市值为2.87美元。
截至2021年12月10日,注册人的A类普通股流通股数量为
以引用方式并入的文件
PHX矿业公司的最终委托书(将在2021年9月30日后120天内提交)与2022年3月1日召开的年度股东大会有关的部分被纳入本10-K表格的第三部分。
T A B L E O F C O N T E N T S
|
|
|
|
页面 |
|
|
关于前瞻性陈述的特别说明 |
|
|
|
|
某些术语的词汇表 |
|
|
第一部分 |
|
|
|
|
项目1 |
|
业务 |
|
1 |
第1A项 |
|
风险因素 |
|
6 |
项目1B |
|
员工意见 |
|
20 |
项目2 |
|
属性 |
|
20 |
项目3 |
|
法律程序 |
|
27 |
项目4 |
|
煤矿安全信息披露 |
|
27 |
|
|
|
|
|
第二部分 |
|
|
|
|
第5项 |
|
普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 |
|
28 |
项目6 |
|
已保留 |
|
30 |
项目7 |
|
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 |
|
31 |
第7A项 |
|
关于市场风险的定量和定性披露 |
|
45 |
项目8 |
|
财务报表和补充数据 |
|
46 |
项目9 |
|
会计与财务信息披露的变更与分歧 |
|
80 |
第9A项 |
|
管制和程序 |
|
80 |
项目9B |
|
其他信息 |
|
81 |
项目9C |
|
关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 |
|
81 |
|
|
|
|
|
第三部分 |
|
|
|
|
第10-14项 |
|
通过引用委托书并入 |
|
82 |
|
|
|
|
|
第四部分 |
|
|
|
|
项目15 |
|
展品和财务报表明细表 |
|
83 |
项目16 |
|
表格10-K摘要 |
|
84 |
有关前瞻性陈述的特别说明
本截至2021年9月30日的10-K表格年度报告(本“10-K表格年度报告”、本“年度报告”或本“10-K表格”)包括经修订的1933年“证券法”(“证券法”)第27A条和经修订的1934年“证券交易法”(“交易法”)第21E节所指的“前瞻性陈述”。这些陈述涉及已知和未知的风险、不确定性和其他因素,这些风险、不确定性和其他因素可能导致我们的实际结果、表现或成就与前瞻性陈述明示或暗示的任何未来结果、表现或成就大不相同。在某些情况下,您可以通过诸如“预期”、“项目”、“打算”、“估计”、“预期”、“相信”、“预测”、“预算”、“预测”、“目标”、“计划”、“预测”、“目标”或类似的表达方式来识别本10-K表格中的前瞻性陈述。
本年度报告(Form 10-K)中包含的涉及我们预期或预期未来将发生或可能发生的活动、事件或发展的所有陈述(历史事实陈述除外)均为前瞻性陈述。前瞻性表述可能包括但不限于以下表述:我们执行业务战略的能力;已实现的天然气和石油价格的波动性;我们物业的产量水平;对天然气、石油和天然气储量及其价值的估计;总体经济或行业状况;立法或监管要求;证券市场状况;我们筹集资本的能力;会计原则、政策或准则的变化;金融或政治不稳定;战争或恐怖主义行为;我们投资的物业的所有权缺陷;以及其他经济、竞争、政府和监管方面的缺陷。
我们提醒您,本10-K表格中包含的前瞻性陈述会受到风险和不确定性的影响,其中许多风险和不确定性是我们无法控制的,这些风险和不确定性与天然气和石油的勘探、开发、生产和销售有关。这些风险包括但不限于本10-K表格年度报告第1A项所述的风险,以及随后提交的所有10-Q表格季度报告。
如果发生上述或本年度报告中10-K表格中其他地方描述的一个或多个风险或不确定性,或者潜在的假设被证明是不正确的,我们的实际结果和计划可能与任何前瞻性陈述中表达的结果和计划大不相同。任何前瞻性声明仅表示截至该声明发表之日,除非适用法律要求,否则我们没有义务更正或更新任何前瞻性声明,无论是由于新信息、未来事件还是其他原因。
除适用法律另有要求外,可归因于我们的所有前瞻性陈述均受本警告性声明的明确限制。本警示性声明还应与我们或代表我们行事的人可能发布的任何后续书面或口头前瞻性声明一并考虑。
某些术语的词汇表
以下是本年度报告中使用的某些会计、天然气和石油行业以及其他定义术语的词汇表:
ASC |
会计准则编撰。 |
ASU |
会计准则更新。 |
Bcf |
十亿立方英尺。 |
Bcfe |
天然气以bcf表示,原油和天然气液体按100万桶原油或天然气液体与6bcf天然气的比率换算为10亿立方英尺天然气当量。 |
BBL |
枪管。 |
冲浪板 |
公司董事会。 |
BTU |
英国热能单位。 |
普通股 |
该公司的A类普通股。 |
完工 |
先处理已钻井的油井,然后安装生产天然气和/或原油的永久性设备的过程。 |
传统型 |
一个据信能够生产原油和天然气的地区,产于构造和地层圈闭中的离散聚集区。 |
DD&A(&A) |
折旧、损耗和摊销。 |
开发面积 |
分配给或可分配给生产井或能够生产的井的英亩数。 |
开发井 |
在天然气或原油储集层探明区域内钻探到已知可生产的地层深度的井。 |
干井 |
未按经济产量生产天然气和/或原油的探井或开发井。 |
EBITDA |
未计利息、税项、折旧及摊销之利润(含减值)。这是一项非公认会计准则的衡量标准。 |
员工持股计划 |
PHX矿业公司(PHX Minerals Inc.)员工持股和401(K)计划,这是一个符合税务条件的固定缴款计划。 |
探井 |
为了寻找新油田或在以前在另一个油藏中发现天然气或原油的油田中发现新油藏而钻探的井。 |
FASB |
财务会计准则委员会。 |
字段 |
由一个或多个水库组成的区域,这些水库都集中在同一地质构造特征或地层条件上,或与之相关。该字段名称指的是表面积,虽然它可以同时指地面和地下的生产地层。 |
形成 |
一层岩石,具有不同于邻近岩石的明显特征。 |
G&A;A |
一般和行政费用。 |
公认会计原则 |
美国公认的会计原则。 |
总英亩或总井 |
权益所拥有的全部英亩或油井。 |
由生产部门或HBP持有 |
只要生产气井和/或油井位于租赁房产或与之共用的土地的任何部分,石油和天然气租约就一直有效到其次要期限。 |
水平钻井 |
在某些地层中使用的一种钻井技术,即将一口井垂直钻至某一深度,然后在某一特定间隔内水平钻入。 |
水力压裂 |
将水、砂和添加剂高压注入岩层以刺激天然气和原油生产的过程。 |
独立咨询石油工程师 |
德克萨斯州达拉斯的德戈莱尔和麦克诺顿。 |
爱情 |
租赁运营费用。 |
MCF |
一千立方英尺。 |
MCFD |
每天一千立方英尺。 |
麦克菲 |
天然气以MCF表示,原油和天然气液体按1桶原油或天然气液体与6立方英尺天然气的比率换算为1000立方英尺天然气当量。 |
麦克费德 |
天然气以MCF表示,原油和天然气液体按每天1桶原油或天然气液体与6立方英尺天然气的比率换算为1000立方英尺天然气当量。 |
Mmbtu |
百万BTU。 |
Mmmcf |
百万立方英尺。 |
麦克菲先生。 |
天然气以Mmcf表示,原油和天然气液体按1000桶原油或天然气液体与6Mmcf天然气的比率换算为100万立方英尺天然气当量。 |
矿产、矿产英亩或矿产权益 |
公司永久拥有的收费矿产面积。 |
净英亩或净井 |
在总英亩或总油井中拥有的零星权益的总和。 |
NGL |
天然气液体。 |
NRI |
净收入利息。 |
纽约商品交易所 |
纽约商品交易所。 |
欧佩克 |
石油输出国组织。 |
凌驾于特许权使用费权益之上 |
从经营权益中分摊的根据租约生产的天然气和石油的权益,或出售天然气和石油的收益,免收一切开发、运营或维护费用。 |
PDP |
证明生产是发达的。 |
玩 |
用于指已确定的具有潜在天然气和/或石油储量的地区。 |
生产的或生产的 |
生产和销售的天然气、石油和天然气的数量。 |
探明储量 |
通过对地球科学和工程数据的分析,可以合理确定地估计,在提供经营权的合同到期之前,在现有的经济条件、经营方法和政府法规下,天然气和原油的数量可以合理确定地从给定的日期开始,从已知的储藏层开始,除非有证据表明续签是合理确定的。 |
已探明开发储量 |
储量预计将在现有设备和操作方法下通过现有油井开采。 |
已探明未开发储量或PUD |
已探明储量预计将从未钻井面积上的新油井或需要较大支出才能重新完井的现有油井中回收。 |
PV-10 |
使用美国证券交易委员会规则对未来净收入的税前现值进行10%的贴现。 |
特许权使用费权益 |
油井权益,公司不支付钻井、完工和操作油井的部分成本,但获得较小比例的产量份额(与工作权益相比)。 |
美国证券交易委员会 |
美国证券交易委员会。 |
非常规 |
一个据信有能力生产天然气和原油的地区,该地区的储集层面积很广,但可能缺乏明显的圈闭、盖层和离散的碳氢化合物水边界,而这些边界通常定义了常规储层。这些地区渗透率往往较低,可能与烃源岩关系密切,就像天然气和油页岩、致密油气砂和煤层气一样,通常需要水平钻井、压裂增产处理或其他特殊开采工艺才能实现经济生产。 |
未开发面积 |
未钻探或完井到足以生产商业数量的天然气和/或原油的面积。 |
工作兴趣 |
油井权益,公司支付钻井、完工和操作油井的部分成本,并按比例获得产量份额。 |
WTI |
西德克萨斯中质油。 |
如这里所使用的,除非上下文另有要求,否则所使用的“公司”、“PHX”、“我们”、“我们”和“我们”是指PHX矿业公司(以前称为PanHandle石油和天然气公司)及其前身和子公司。
会计年度参考
本年度报告中提及的年份或会计年度,除非另有说明,均指公司截至9月30日的会计年度。例如,2021年指的是截至2021年9月30日的财年。
对天然气和石油性质的引用
对天然气和石油性质的引用固有地包括与这些性质相关的NGL。
第一部分
项目1. |
业务 |
概述
PHX矿业公司于1926年在俄克拉何马州得克萨斯州兰奇成立,前身为狭长柄合作特许权公司。该公司在1979年之前一直以合作社的形式运营,当时它合并为狭长柄版税公司,其股票开始公开交易。2007年4月2日,该公司更名为PanHandle石油天然气公司,2020年10月8日,该公司更名为PHX矿业公司。
PHX矿业公司是一家总部位于俄克拉何马城的公司,专注于美国资源领域的永久天然气和石油矿产所有权。在2019年战略改变之前,本公司参与了其部分矿产和租赁面积的工作权益,因此仍持有租赁面积的遗留权益和天然气和石油资产的非经营性工作权益。
矿业权的战略重点
在2019年财年,我们做出了战略决定,通过收购我们重点关注的核心领域的矿产,并开发我们重要的矿产面积库存,专注于永久的天然气和石油矿产所有权和增长。根据这一新战略,我们已停止在我们的矿产和租赁面积上持有任何工作权益头寸。在2020财年和2021财年,我们没有出于工作兴趣参与任何新油井的钻探。我们相信,我们专注于矿产所有权的战略是为我们的股东提供最大风险加权投资回报的最佳途径。
“矿业费”是一种不动产权益,即所有人永久拥有地表下矿产的所有权利,而在矿产租约中,承租人的权利在租赁期届满或按租约支付数量的生产停止后终止,或根据租约条款以其他方式终止。在矿产租约中,承租人的权利在租赁期届满或停止生产后终止,或租约根据租约条款终止。一般来说,矿业费利息的矿业权所有人在将天然气、石油和其他矿产租赁给油气勘探开发公司时保留非成本承担的特许权使用费权益。该等公司向收费矿产拥有人租赁该等矿产权益一段期间,以期生产天然气和石油,从而为矿产权益拥有人产生奖金和特许权使用费的自由现金流。
如上所述,我们的租赁权益,而不是我们的矿产权益,是非经营性的工作权益。这些未经经营的开采权益要求我们按比例分担经营者在开发这类矿物时产生的成本。如上文及下文所述,自2019年底及未来,吾等不再寻求以该等工作权益参与,并已开始剥离工作权益,并将所得款项重新调配至优质矿产及特许权使用费物业。我们的矿产生产和租赁物业主要位于俄克拉何马州、德克萨斯州、路易斯安那州、北达科他州和阿肯色州。
虽然我们目前有很大一部分收入来自于天然气、石油和NGL的生产和销售,但我们越来越多的收入来自租赁奖金支付以及天然气、石油和NGL生产和销售产生的特许权使用费。这些特许权使用费与我们对矿产面积的永久所有权挂钩,除非我们出售此类矿产权益。只要该权益的经营者从我们矿产面积上的油井生产和销售天然气、石油或天然气,就应支付特许权使用费。
截至2021年9月30日,我们拥有约251,600英亩永久矿产英亩,详见下表:
1
玩 |
|
净英亩 |
|
|
生产百分比 |
|
|
租赁但不生产的百分比 |
|
|
未租赁百分比 |
|
|
《独家新闻》 |
|
|
6,837 |
|
|
63% |
|
|
7% |
|
|
30% |
|
堆叠 |
|
|
5,814 |
|
|
89% |
|
|
5% |
|
|
6% |
|
海恩斯维尔 |
|
|
1,318 |
|
|
100% |
|
|
0% |
|
|
0% |
|
巴肯/火福克斯 |
|
|
3,106 |
|
|
89% |
|
|
0% |
|
|
11% |
|
Arkoma堆栈 |
|
|
11,576 |
|
|
64% |
|
|
2% |
|
|
34% |
|
二叠纪 |
|
|
35,931 |
|
|
8% |
|
|
17% |
|
|
75% |
|
费耶特维尔 |
|
|
9,871 |
|
|
72% |
|
|
0% |
|
|
28% |
|
其他 |
|
|
177,147 |
|
|
19% |
|
|
3% |
|
|
78% |
|
共计: |
|
|
251,600 |
|
|
25% |
|
|
5% |
|
|
70% |
|
我们约30%的净矿产目前与运营商签订了租赁合同,25%拥有一口生产井。此外,我们70%的净矿产头寸目前未出租,通过潜在的未来租赁,我们有机会在不花费额外资本的情况下,通过奖金支付和特许权使用费产生额外的现金流。我们还拥有6,457口生产天然气和油井以及277口正在钻井或完井的工作权益、特许权使用费权益或两者兼而有之。
我们的天然气和石油资产的勘探和开发是由天然气和石油勘探和生产公司进行的,这些公司通常是规模较大的独立石油和天然气运营公司。我们不经营任何天然气和石油资产。虽然我们以前是在我们的矿产和租赁面积上钻探的油井的积极工作利益参与者,但我们现在专注于通过收购矿产和开发我们重要的矿产面积库存来实现增长。
我们打算通过收购拥有大量未开发机会的资源业务核心领域的矿产面积、在谈判金额超过我们的预计总价值时剥离可供选择有限的非核心矿产以及积极租赁我们持有的矿产来实现股东价值最大化。
我们的业务战略
我们的主要经营目标是最大化股东价值。2019年底,我们做出了停止在我们的矿产和租赁面积上持有工作利益头寸的战略决定。自那时以来,我们的重点一直是通过收购矿产和开发我们在核心地区的大量矿产面积库存来实现增长。我们相信,这是为我们的股东提供最大风险加权投资回报的最佳途径。我们打算通过执行以下公司战略来实现这一目标:
|
• |
积极管理矿产和租赁资产,将其作为投资组合,以实现价值最大化。我们计划通过以下方式管理我们的矿产和租赁资产: |
|
o |
通过收购天然气和石油资源核心区的矿产面积来增加我们的矿业费持有量,会带来大量未开发的机会,达到或超过我们的最低回报门槛; |
|
o |
利用内部地质和工程专业知识作为竞争优势; |
|
o |
主动租赁我们未出租的矿产资产;以及 |
|
o |
通过:(A)当预期销售价格超过我们的预计总价值时,有选择地剥离非核心矿产,(B)通过战略性出售和分拆该等资产,优化我们的租赁和运营权益状况,以及(C)将销售所得重新部署到我们的核心领域,从而提高我们的资产基础评级。 |
|
• |
保持稳定和资本充足的资产负债表。我们计划透过以下措施维持稳健的财政状况: |
|
o |
维持保守的未偿债务数额,以确保我们有能力在所有商业和商品环境中成功运营;以及 |
|
o |
对冲我们未来的天然气和石油价格,以管理大宗商品价格风险,保护我们的现金流。 |
2
我们的业务优势
我们相信以下属性使我们能够实现我们的目标:
|
• |
关注永久矿业费所有权。我们将重点放在矿产所有权上的战略决定为我们提供了从未来的发展和技术中受益的永久选择。我们专注于通过租赁奖金和特许权使用费权益创造有意义的收入,我们的特许权使用费收入占总收入的比例继续增加。截至2021年9月30日,我们拥有约251,600英亩的净矿产英亩,主要分布在俄克拉何马州、德克萨斯州、北达科他州、路易斯安那州和阿肯色州。我们还拥有6457口生产天然气和油井以及277口正在钻井或完井的工作权益、特许权使用费权益,或两者兼而有之。 |
|
• |
多个顶级资源业务中的矿产和租赁所有权。我们在美国拥有多个顶级资源公司的矿产和租赁权益,包括在勺子、Stack、Haynesville、Bakken/Three Forks、Arkoma Woodford、Eagle Ford、二叠纪盆地和费耶特维尔公司的职位。我们很大一部分收入来自于天然气、石油和天然气的生产和销售。在2021财年,我们种植面积的平均产量为24,864立方米,其中约74%、15%和11%的产量分别来自天然气、石油和天然气的生产。 |
|
• |
油气生产盆地中未开发的物质矿藏位置。我们超过70%的矿业费头寸目前未出租或目前没有生产,这为我们提供了从奖金支付和特许权使用费中产生额外现金流的机会,而无需部署额外的资本。我们有一个积极的计划,专注于租赁开阔的土地,以产生额外的租赁奖金收入和未来的特许权使用费收入。 |
|
• |
财务状况稳定灵活。我们通过积极管理债务、现金和营运资本,保持稳定和灵活的财务状况。我们进行对冲是为了管理大宗商品价格风险,保护我们的资产负债表和现金流。 |
|
• |
经验丰富的管理和技术团队。我们拥有一支在石油和天然气行业拥有丰富经验的管理和技术团队。我们的管理和技术团队成员平均在公司各个适用领域拥有超过20年的行业经验,包括会计、土地、地质、工程和并购。 |
主要产品和市场
我们的收入来自奖金和特许权使用费支付,以及矿产和租赁面积的工作权益。我们从与特许权使用费和非经营性权益相关的生产中获得的主要产品,按照产生的收入顺序,是天然气、原油和天然气。这些产品通常由油井运营商销售给各种采购商,包括管道和营销公司,这些公司为生产井所在地区提供服务。由于我们不经营任何我们拥有权益的油井,我们必须依赖经营我们拥有权益的油井的众多公司的运营专业知识,包括钻探和完成新油井、生产油井作业的专业知识,在大多数情况下,还包括销售或购买油井产品的专业知识。我们从油井运营商或合同买家那里收到天然气、石油和天然气销售的付款。
天然气、石油和天然气的价格取决于许多我们无法控制的因素,包括供求、竞争、天气、国际事件和地缘政治环境、欧佩克采取的行动以及经济、政治和监管发展。由於对天然气的需求受天气因素影响,本港天然气产量的价格可能会受到季节性变动的影响。
我们进入价格风险管理金融工具(衍生品),以减少我们对天然气和石油价格短期波动的风险敞口,并保护我们的投资回报。衍生工具合约只适用於部分天然气和石油产量,只提供部分价格保障,以免天然气和石油价格下跌,并可能限制天然气和石油价格未来上涨的好处。请参阅项目7A-“关于市场风险的定量和定性披露”和项目8-“财务报表和补充数据”中的财务报表附注12,以了解我们订立的衍生合约的更多信息。
竞争激烈的商业环境
石油和天然气行业竞争激烈,特别是在试图获得额外收费的矿产权益和天然气、石油和天然气储量方面。许多我们无法控制的因素影响着我们的竞争地位。其中一些因素包括:国外石油进口的数量和价格;国内天然气、石油和天然气的供应和交付能力;
3
这些因素包括:天然气、石油和天然气生产收到的价格变化;企业和消费者对精炼天然气、石油产品和天然气的需求;以及联邦、州和地方对天然气、石油和天然气生产和销售的监管的影响(见项目1A--“风险因素”)。许多公司拥有比我们更多的资源,这些公司可能有更多的资源来评估、竞标和购买比我们的财务或人力资源允许的更多的矿业费、特许权使用费和类似的权益。
我们不运营任何我们感兴趣的油井;相反,我们依赖于运营公司,这些公司在钻探和生产气井和油井方面拥有更多的资源、人员、设备、研究和经验。我们的业务战略是利用我们稳定和灵活的财务状况,加上我们自己的地质和经济评估,获得新的矿产面积,并出租或出租我们的矿产和租赁面积权益。我们相信,这一战略使我们能够在竞争激烈的矿产市场中有效竞争;然而,我们未来获得额外矿业费、特许权使用费和类似权益的能力将取决于我们评估和选择合适物业的能力,以及在竞争激烈的环境中完成交易的能力。
主要客户
在大多数情况下,我们的天然气、石油和天然气生产通过我们的承租人或油井运营商出售给无数不同的买家。失去某些天然气、石油和天然气生产的主要买家可能会对我们通过我们的承租人或油井运营商生产和销售天然气、石油和天然气生产的能力产生重大不利影响。下表显示了2021年、2020年和2019年通过各种运营商/采购商向主要采购商销售的百分比。
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|||
A公司 |
|
|
14 |
% |
|
|
23 |
% |
|
|
23 |
% |
B公司 |
|
|
7 |
% |
|
|
6 |
% |
|
|
8 |
% |
C公司 |
|
|
0 |
% |
|
|
5 |
% |
|
|
8 |
% |
天然气和石油行业的监管
一般信息
作为矿业费权益和非经营性工作权益的所有者,我们没有任何员工或承包商实际在该领域运营,我们也不直接受制于石油和天然气行业的许多规定。下面的披露描述了与天然气和石油资产运营商(包括我们目前的运营商)更直接相关的法规和环境问题。由于我们不经营任何与我们有利害关系的油井,因此许多法律和法规的实际遵守情况由油井经营者控制,我们只需为我们拥有工作利益的油井所涉及的费用(如果有的话)按比例承担责任。
天然气和石油业务受到政府当局颁布的各种法律、法规和其他法律要求的约束。影响整个石油和天然气行业的立法和法规正在不断审查,以确定是否有可能进行修订。其中一些要求如果不遵守,会受到很大的惩罚。
虽然我们一般不会直接受到影响整个天然气和石油勘探和生产行业的许多规则、法规和限制的影响,但运营我们利益的公司可能会受到这些规则和法规的影响,我们可能要为我们拥有工作利益的油井按比例分摊成本负责。虽然我们可能在一定程度上不受适用于我们的运营商-承租人的合规成本的影响,但我们仍可能受到运营商法规的间接影响,因为我们的收入来源依赖于运营商遵守管理天然气、石油和天然气生产的适用法律和法规。
对钻探和生产的监管
天然气和石油的生产受到联邦、州和地方法规、规则、命令和条例的监管。这些法规和条例要求操作员获得钻探作业许可证和钻探保证金,并规定了有关作业的报告要求。此外,我们拥有矿产和租赁权益的国家管理机构已经制定了保护事项的规定,包括天然气和石油资产的统一或合并、天然气和油井最高允许开采率的确定、井距和封堵报废的规定。这些规定的作用是限制油井可生产的天然气和石油的数量,并限制油井的数量或可钻探的地点。此外,还有一些
4
我们持有矿产或租赁权益的州可以对生产和销售矿产征收生产税或遣散税。天然气,油和NGL内适用的管辖权s.
对油类运输的监管
我们的原油的销售和运输一般是由我们物业的经营者(或在经营者的指示下由第三方承担)。原油、凝析油和NGL的销售目前不受监管,是以协商价格进行的;然而,国会过去曾实施过价格控制,未来可能会重新实施价格控制。
原油销售受到可获得性、条款和运输成本的影响。公共运输管道中的石油运输也受到运价管制。联邦能源管理委员会(“FERC”)根据“州际商法”管理州际石油管道运输费率。州内石油管道运输费率受州监管委员会的监管。州内输油管道监管的基础,以及对州内输油管道费率的监管和审查程度,因州而异。州际和州内公共输油管道必须在非歧视性的基础上提供服务。根据这一开放存取标准,公共承运人必须以相同的条件和相同的费率向所有要求服务的托运人提供服务。当输油管道满负荷运转时,进入受到管道公布的收费中规定的配给条款的约束。
天然气运输和销售管理办法
我们的天然气的销售和运输一般是由我们物业的经营者(或在经营者的指示下由第三方承担)进行的。从历史上看,州际商业中天然气的运输和转售都是根据1938年的天然气法案、1978年的天然气政策法案以及联邦能源研究委员会(FERC)根据这些法案发布的规定进行监管的。过去,联邦政府监管天然气的销售价格。虽然天然气生产商目前可以不受控制的市场价格进行销售,但国会未来可能会重新实施价格管制。
FERC努力在开放和非歧视性的基础上让天然气买家和卖家更容易获得天然气运输。FERC表示,开放准入政策对于改善州际天然气管道行业的竞争结构和创建一个监管框架是必要的,该框架将通过将天然气销售与运输和储存服务的销售分开等方式,使天然气销售商与天然气买家建立更直接的合同关系。尽管FERC的命令并不直接监管天然气生产商,但它们的目的是促进天然气行业各个阶段的竞争加剧。
州内天然气运输受到州监管机构的监管。州内对天然气运输的监管基础以及对州内天然气管道费率和服务的监管和审查程度因州而异。
环境合规性和风险
我们的经营者和物业受到与环境保护相关的广泛和不断变化的联邦、州和地方法律法规的影响,包括材料的产生、储存、搬运、排放、运输和排放到环境中,以及与安全和健康相关的法律和法规。
天然气和石油勘探、开发和生产业务受到严格的联邦、州和地方法律法规的约束,这些法规管理着向环境排放材料或其他与环境保护有关的事项。从历史上看,天然气和石油生产的大部分环境监管都是由那些天然气和石油产量较大的司法管辖区的州监管委员会或机构负责的,环境保护局(EPA)等联邦机构的直接监管有限。然而,EPA和其他政府机构发布了各种法规,对严重的泄漏、井喷或无控制的排放进行管理。
许多州,包括我们拥有房产的州,都颁布了天然气和石油法规,适用于钻井、完井和运营以及废油和盐水的处理。我们物业的经营者也受到这些规定的约束。也有与堵塞和废弃干井或其他非作业井相关的程序,所有这些都由适用的管理州机构管理。
在联邦一级,可能影响我们的业务和石油和天然气行业的更重要的法律和法规有:1980年的综合环境响应、补偿和责任法案,也被称为“环境影响、赔偿和责任法案”(CERCLA)或“经济、社会和文化权利国际公约”(CERCLA)。
5
“超级基金””1990年的“石油污染法”、“资源保护和回收法”(又称“资源保护和回收法”)、“清洁空气法”、1972年的“联邦水污染控制法”或“清洁水法”以及1974年的“安全饮用水法”。
由于我们不经营任何我们拥有权益的油井,因此实际遵守环境法律的情况由油井运营商控制,我们只需为我们拥有权益的油井按比例分摊的成本负责。因此,我们不知道有任何不遵守现行法律和法规的情况。我们将保险范围维持在业内的惯例水平,但我们并没有为所有的环境风险投保全额保险。
税费
我们的天然气和石油资产要缴纳各种税,比如毛产税,在某些情况下,还需要缴纳从价税,这是我们为自己拥有的矿产支付的税。
员工
截至2021年9月30日,我们有20名全职员工,包括我们的高管,没有任何兼职员工。
行政主任
查德·L·斯蒂芬斯自2020年1月以来一直担任我们的总裁兼首席执行官。斯蒂芬斯先生于2019年10月至2019年12月担任临时首席执行官,自2017年9月起担任公司董事。在加入本公司之前,Stephens先生从1990年到2018年退休,在Range Resources Corporation担任多个职位,在那里他担任负责企业发展的高级副总裁。
拉尔夫·达米科(Ralph D‘Amico)自2020年3月以来一直担任我们的首席财务官兼公司秘书,并自2019年1月以来担任负责业务发展的副总裁。在加入该公司之前,达米科先生曾担任Seaport Global Securities的常务董事,并在此之前在Stifel Nicolaus、Jefferies、Friedman Billings Ramsey和所罗门美邦担任过各种能源投资银行职位。
公司办公室
我们的办事处位于俄克拉荷马城西北1601号高速公路1100Suit1VAlliance银行大厦,邮编73118。我们的电话号码是(405)948-1560,我们的网站是Www.phxmin.com.
可用的信息
我们会在以电子方式向美国证券交易委员会提交或提交给美国证券交易委员会之后,在我们的网站(www.phxmin.com)上免费提供我们的年度报告(Form 10-K)、季度报告(Form 10-Q)、当前的Form 8-K报告以及根据交易法第13(A)或15(D)节提交的其他文件,以及对这些文件的修订。
我们还在我们网站“投资者”栏目下的“公司治理”栏目中提供我们的道德与商业实践守则、高级财务官道德守则、公司治理准则以及审计委员会、治理和提名委员会以及薪酬委员会章程,每一份章程都已得到我们董事会的批准。我们将在我们的网站上及时披露对我们的主要高管和高级财务官的道德守则和高级财务官道德守则的任何更改或豁免。我们的道德与商业行为准则和高级财务官道德准则副本可通过以下地址免费获取:PHX Minerals Inc.,Attn:Chad True,1601 NW Expressway,Suite1100,Oklahoma City,OK 73118。
第1A项. |
风险因素 |
在评估我们的业务和未来前景时,除了本10-K表格中包含的其他信息外,还应考虑以下风险因素。如果发生以下任何风险因素,我们的财务状况可能会受到重大影响,我们证券的持有者可能会损失他们在公司的部分或全部投资。作为矿业费权益和非经营性工作权益的所有者,我们不经营任何天然气和石油资产,我们在该领域也没有任何员工或承包商。因此,与天然气和石油运营相关的风险只会间接影响我们,通常是通过我们的非运营工作利益影响我们,因为我们按比例分担运营此类油井的成本。风险因素
6
下面描述的内容并不详尽,我们鼓励投资者就以下方面进行自己的调查我们的公司和我们的公事。投资者还应阅读本10-K表格中的其他信息,包括财务报表和相关说明。
与我们的业务相关的风险
由于我们无法控制的因素导致的天然气和石油价格的波动极大地影响了我们的财务状况、经营业绩和可供分配的现金。
天然气、石油和天然气的供求影响我们销售这些商品的价格,进而对我们的财务业绩产生重大影响。我们的收入、经营业绩、可供分配的现金以及我们的天然气和石油资产的账面价值在很大程度上取决于天然气、石油和天然气的现行价格。从历史上看,天然气、石油和天然气价格一直不稳定,而且可能会继续波动。天然气、石油和天然气的价格会因一些我们无法控制的因素而大幅波动,包括:
|
• |
国内外经济状况; |
|
• |
经济、政治、监管和税收发展; |
|
• |
市场不确定性; |
|
• |
国内外天然气、石油、天然气供需变化; |
|
• |
公共卫生危机、流行病和流行病的影响和影响,如正在进行的新冠肺炎大流行; |
|
• |
必要的运输和加工设施的可用性和能力; |
|
• |
商品期货交易; |
|
• |
地区价差; |
|
• |
产出的石油质量不同(即低硫原油与重质原油或含硫原油); |
|
• |
生产的天然气质量不同,天然气中的NGL含量不同; |
|
• |
保育和环境保护工作; |
|
• |
天然气、石油、天然气进出口水平; |
|
• |
主要天然气、石油产区政局不稳或武装冲突; |
|
• |
欧佩克或其他主要天然气、石油和天然气生产国或消费国采取的行动; |
|
• |
影响能源消费和能源供应的技术进步; |
|
• |
天然气和石油的价格水平和对未来价格的预期; |
|
• |
全球天然气和石油勘探生产水平; |
|
• |
勘探、开发、生产和输送天然气和石油的成本; |
|
• |
外国进口商品的价格和数量; |
|
• |
产油国的政治和经济状况,包括中东、非洲、南美和俄罗斯; |
|
• |
欧佩克成员国同意并维持油价和产量控制的能力; |
7
|
• |
天然气和原油衍生合约的投机性交易; |
|
• |
天气状况和其他自然灾害; |
|
• |
与操作钻机相关的风险; |
|
• |
替代燃料的价格、可获得性和竞争情况; |
|
• |
国内外政府规章和税收; |
|
• |
恐怖主义的持续威胁以及军事和其他行动的影响,包括美国在中东的军事行动; |
|
• |
天然气和石油管道及其他运输设施的距离、成本、可获得性和运力;以及 |
|
• |
整体国内和全球经济状况。 |
这些因素和能源市场的波动性使得预测未来天然气、石油和天然气价格走势变得极其困难。如果天然气、石油和天然气的价格下降,我们的运营、财政状况和发展天然气、石油和天然气储备的支出水平可能会受到重大的不利影响。较低的天然气、石油和NGL价格也可能导致我们信贷协议下的借款基数减少,这可能由我们的贷款人自行决定。
天然气、石油和天然气价格长期处于低位将对本公司产生重大不利影响。
能源市场的波动性使得预测未来天然气、石油和天然气价格走势变得极其困难。虽然比2020财年更加稳定,但天然气、石油和天然气价格在2021财年继续波动,正在进行的新冠肺炎大流行加剧了波动性和不确定性。如果天然气、石油和天然气价格长期处于低位,我们的财务状况、经营业绩、获得资金的渠道以及可能在经济上生产的天然气、石油和天然气的数量将受到负面影响。低价格可能产生实质性负面影响的方式包括:
|
• |
显著减少运营商在我们的土地上钻探的油井数量,从而减少我们的产量和现金流; |
|
• |
现金流将减少,可用于替代储量和维持或增加产量的资本支出的资金将减少; |
|
• |
未来生产物业的未贴现和贴现净现金流量将减少,可能会导致减值费用的确认; |
|
• |
某些储量在开采上可能不再经济,导致已探明储量、产量和现金流降低; |
|
• |
获得资本来源,如股权和债务市场,可能会受到严重限制或无法获得;以及 |
|
• |
我们的信用额度可能会降低借款基数。 |
正在进行的新冠肺炎大流行可能会对我们的业务、财务状况和经营结果产生不利影响。
持续的新冠肺炎大流行(“新冠肺炎”)造成了巨大的不确定性和经济混乱,并加剧了石油和天然气价格的波动。新冠肺炎对全球石油和天然气需求造成的负面影响导致油价暴跌,2020年3月初欧佩克+未能就拟议中的石油减产和全球储存考虑达成协议,进一步加剧了这一影响。尽管欧佩克+随后同意减产,但由于越来越多的全球储存网络被利用,以及新冠肺炎导致原油需求减少,原油价格仍然低迷。自那以后,石油和天然气价格有所上涨,但由于新冠肺炎和世界各国政府采取的相关措施,以及石油和天然气库存、石油需求和经济表现的变化被报道,预计此类价格将继续波动。对新冠肺炎的回应还在不断演变,终极
8
这场大流行的影响是高度不确定的,可能会发生变化。新冠肺炎对我们运营和财务业绩的影响程度将取决于未来的发展,包括大流行的持续时间、新冠肺炎的变种、大流行的严重性、遏制疾病或减轻其影响的行动以及治疗和疫苗的有效性,所有这些都具有高度的不确定性,目前无法确切预测。年下降新冠肺炎导致的油价可能导致前面风险因素中讨论的事件,这可能对我们的业务和财务业绩产生实质性的不利影响。我们无法预测新冠肺炎对我们业务的最终不利影响,这将取决于许多不断演变的因素和未来的发展,包括疫情对石油和天然气需求的持续影响,以及之后整体经济和金融市场的反应大流行和应对措施即将结束,具体时间仍很不确定。.
较低的天然气、石油和NGL价格或对天然气、石油和NGL储量的负面调整可能导致重大减值费用。
我们选择使用成功的努力法来核算我们的天然气和石油勘探开发活动。勘探费用,包括地质和地球物理成本、租金和勘探干井,在发生时从收入中扣除。在生产天然气、石油和天然气时,成功井及相关生产设备和开发干井的成本采用单位产量法(天然气、石油和天然气液化气产量占已探明或已探明总开发储量的比率)进行资产资本化和摊销。
当情况显示我们账面上资产的账面价值可能大于我们未来的净现金流时,所有长期资产(主要是我们的天然气和石油资产)都会受到潜在减值的监控。需要对物业进行减值测试的原因可能是天然气、石油和NGL销售价格下降,或者天然气、石油和NGL储量的不利调整。不参与我们的租赁面积的未来开发的决定可能会引发一项减损测试。此外,一旦资产被归类为持有待售资产,就会对其进行减值审查。由于这些因素固有的不确定性,我们无法预测未来的减值费用将于何时或是否入账。如果确认减值费用,经营活动的现金流不会受到影响,但净收入和股东权益会减少。在发生减值费用期间,可能会对我们的经营业绩产生重大不利影响。有关减值的进一步讨论,请参阅第8项--“财务报表和补充数据”中的财务报表附注11。
我们未来的成功取决于发现、开发或获得更多储量,如果找不到或获得更多储量,将导致储量和产量从目前的水平大幅下降。
随着储量的枯竭,天然气和石油资产的开采率通常会下降。我们的已探明储量将随着储量的生产而大幅下降,除非我们获得包含已探明储量的更多财产、进行更多成功的勘探和开发钻探、成功应用新技术或确定更多的管后区(现有生产井眼内的不同生产区)或二次采油储量。
天然气和石油的钻探总是涉及无利可图的努力,不仅来自干井,而且来自那些产量高但没有产生足够储量的油井,在扣除钻井、完井、运营和其他成本后,这些油井没有产生足够的利润。此外,盈利的油井可能无法实现目标回报率。我们依靠第三方运营商对地震数据的解释和其他先进技术来确定勘探前景和进行勘探和开发活动。然而,在钻井之前,使用的地震数据和其他技术不能让运营商最终知道天然气、石油或天然气是以商业数量存在的。
成本因素可能会对任何项目的经济产生不利影响,钻井、完井和运营油井的最终成本由油井运营商和现有市场条件控制。此外,钻探作业可能会因多种因素而减少、延迟或取消,这些因素包括:
|
• |
意外的钻井条件; |
|
• |
职称问题; |
|
• |
地层压力或不规则; |
|
• |
设备故障或事故; |
|
• |
火灾、爆炸、爆裂和表面凹陷; |
9
|
• |
无法通过管道或其他运输将产品投放市场; |
|
• |
恶劣的天气条件; |
|
• |
环境危害或责任; |
|
• |
缺乏水处理设施; |
|
• |
政府规章; |
|
• |
钻机、设备和服务的成本和可用性;以及 |
|
• |
预计将收到从油井中生产的天然气、石油或天然气的销售价格。 |
收购竞争可能会增加完成收购的成本,或者导致我们避免完成收购。我们完成收购的能力取决于我们获得债务和股权融资的能力,在某些情况下,还取决于监管部门的批准。此外,这些收购可能位于我们目前没有物业的地理区域,这可能会导致不可预见的运营困难。此外,如果我们进入新的地理市场,我们可能会受到额外和陌生的法律和监管要求的约束。遵守法规要求可能会给我们和我们的管理层带来大量额外义务,导致我们在合规活动上花费更多时间和资源,并增加我们因不遵守这些额外法律要求而面临的惩罚或罚款。此外,任何完成的收购的成功将取决于我们将收购的业务有效地整合到我们现有业务中的能力。整合被收购企业的过程可能涉及不可预见的困难,并可能需要我们不成比例的管理和财政资源。此外,未来可能的收购规模可能会更大,收购价格也可能比之前收购时支付的价格高得多。
不能保证我们能够找到合适的收购机会、谈判可接受的条款、以可接受的条款获得收购融资或成功收购已确定的目标。我们未能实现合并节约,未能成功地将收购的业务和资产整合到我们现有的业务中,或将任何不可预见的运营困难降至最低,可能会对我们的财务状况、运营结果和可供分配的现金产生重大不利影响。无法有效地管理收购的整合可能会减少我们对后续收购和当前业务的关注,这反过来可能会对我们的增长、运营结果和可供分配的现金产生负面影响。
我们完成的任何额外矿产和特许权使用费权益的收购都将面临重大风险。
任何收购都涉及潜在风险,其中包括:
|
• |
我们关于预计探明储量、未来产量、价格、收入、资本支出、运营费用和成本的假设的有效性; |
|
• |
使用运营或借款能力产生的现金中的很大一部分为收购提供资金,从而减少了我们的流动性; |
|
• |
如果我们举债为收购融资,我们的利息、费用或财务杠杆将显着增加; |
|
• |
承担未知的责任、损失或费用,而我们没有得到赔偿,或者我们收到的任何赔偿不足以弥补这些责任、损失或费用; |
|
• |
对股权或债务总成本的错误假设; |
|
• |
我们获得所收购资产的令人满意的所有权的能力; |
|
• |
无法聘用、培训或留住合格人员来管理和运营我们不断增长的业务和资产;以及 |
|
• |
发生其他重大变化,如天然气和石油资产减值、商誉或其他无形资产、资产贬值或重组费用。 |
10
|
我们估计的已探明储量是基于许多可能被证明是不准确的假设。任何不准确之处在这些储备估计或基本假设中,可能会对储备的数量和现值产生重大影响。
精确测量天然气、石油和天然气的地下储量是不可能的。天然气、石油和NGL储备工程要求对天然气、石油和天然气的地下储量进行主观估计。NGL使用关于这些商品的未来价格、未来生产水平以及运营和开发成本的假设。在估计我们的储量时,我们和我们的独立咨询石油工程公司(德克萨斯州达拉斯的DeGolyer和MacNaughton)必须 对许多可能被证明是不正确的事情作出各种假设,包括:
|
• |
未来的天然气、石油和NGL价格; |
|
• |
补偿井开发带来的意外并发症; |
|
• |
生产率; |
|
• |
油藏压力、递减率、流域面积和油藏界限; |
|
• |
解释地下条件,包括地质和地球物理数据; |
|
• |
水侵蚀或机械故障的可能性; |
|
• |
资本支出、租赁经营费用、生产税和所得税的水平和时间,以及这些支出的资金可获得性; |
|
• |
政府管制的影响。 |
如果这些假设中的任何一个被证明是错误的,我们对储备的估计、基于复苏风险的储备分类以及我们对未来储备净现金流的估计可能会发生重大变化。
我们对石油和天然气储量的标准化测量是用以下公式计算的12个月平均价格,以9月30日之前12个月内每个月的每月第一天个别产品价格的未加权算术平均值计算。这些价格而截至估计日期有效的经营成本为在物业的整个生命周期内保持平坦。生产和所得税费用从这项对未来估计发展的计算中扣除,结果以每年9折的幅度贴现,以反映按照美国证券交易委员会的规章制度对未来净收入的计时。随着时间的推移,我们可能会考虑到我们假设的变化以及实际开发和生产的结果,对储量估计进行重大修改。
对生产历史不长的油田进行的储量估计,比对记录较长的油田的估计更不可靠。缺乏生产历史可能会导致我们对已探明储量、未来产量和开发支出时间的估计不准确。此外,我们缺乏对油井运营商已知的所有单井信息的了解,例如未完成的油井增产措施、由于各种原因限制的产量以及最新的油井产量数据等,可能会导致我们的储量估计出现差异。
由于根据美国证券交易委员会报告规则,只有在相关油井计划在记录之日起五年内钻探的情况下,才可能记录PUD储量,因此可能需要移除在这五年内未开发的PUD储量。这种性质的清除可能会大大减少我们的天然气、石油和天然气储备的数量和现值。请阅读第2项--“财产--已探明储量”和第8项--“财务报表和补充数据”中的财务报表附注16。
由于前瞻性价格和成本不被用来估计我们估计的已探明储量的贴现未来净现金流,我们估计已探明储量的标准化衡量标准不一定与我们估计的已探明天然气、石油和NGL储量的当前市场价值相同。
11
我们物业的开发和生产时间将影响已探明储量未来实际净现金流的时间,从而影响其实际现值。此外,根据FASB关于石油和天然气生产活动披露的声明,在计算贴现未来净现金流时使用的10%贴现率可能不是基于公司或整个石油和天然气行业不时生效的利率和风险而得出的最合适的贴现率。
债务水平和利率可能会对我们的业务产生不利影响。
2021年9月1日,我们与若干贷款人和独立银行签订了一份为期四年的信贷协议(“信贷协议”),作为行政代理和信用证发行方(定义见信贷协议)。该信贷协议取代了我们之前的循环信贷安排,该循环信贷安排载于日期为2013年11月25日的修订和重新签署的信贷协议(经修订)中,由本公司、其每一贷款方以及作为行政代理的BOKF,俄克拉荷马州NA dba银行,我们全额偿还并终止。截至2021年9月30日,我们从信贷协议(“信贷安排”)规定的信贷安排中提取了17,500,000美元的余额。信贷安排的初始借款基数定为2750万美元。除准许留置权及其他例外情况外,信贷协议项下的所有债务均以本公司几乎所有个人财产及本公司拥有的已探明、已开发及生产的石油及天然气物业(定义见信贷协议)总值的至少80%的优先担保权益作抵押。
如果我们在信贷安排下产生额外的债务,以资助资本项目或其他原因,则有可能对我们的业务运营产生不利影响,如下所示:
|
• |
偿还债务所需的经营活动的现金流可能不能用于其他目的; |
|
• |
信贷协议中包含的契约可能会限制我们借入额外资金、支付股息和进行某些投资的能力; |
|
• |
对额外资金借款的任何限制,都可能影响我们为基本工程提供资金的能力,也可能影响我们对经济和工业变化的反应能力; |
|
• |
大幅提高信贷安排下的利率,会限制可作其他用途的资金;以及 |
|
• |
现行利率的变化可能会影响我们支付利息的能力,因为信贷安排以浮动利率计息。 |
我们信贷安排的借款基数需要定期重新确定,部分基础是天然气、石油和NGL价格。由于天然气、石油或石油价格下降,我们的借款基数下降NGL物价或其他原因可能要求我们偿还超过既定借款基数的债务,或者我们可能需要用额外的抵押品进一步担保债务。我们偿还债务的能力取决于我们未来的表现。一般商业、经济、财务和产品定价状况,以及其他因素,都会影响我们未来的业绩,其中许多因素是我们无法控制的。此外,我们不遵守与我们的信贷安排相关的限制性条款可能会导致违约,这可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
我们可能会因所拥有物业的所有权瑕疵而蒙受损失。
与行业惯例一致,我们目前没有关于我们所有矿产面积的摘要或所有权意见,因此,我们不能确定我们对所有这些物业拥有未设押的所有权。如果我们不能解决可能存在的任何所有权缺陷,可能会对我们未来增加产量和储量的能力产生不利影响。不能保证我们不会因为所有权缺陷或所有权失败而蒙受金钱损失。此外,未开发的土地面积比已开发的土地面积有更大的所有权缺陷风险。如果我们持有权益的物业的租赁权转让有任何业权瑕疵或瑕疵,我们可能会蒙受经济损失。
石油和天然气行业的竞争非常激烈,我们的大多数竞争对手都比我们拥有更多的财力和其他资源。
我们在竞争激烈的天然气和石油收购、开发、勘探和生产领域展开竞争。我们面临来自大型和独立石油和天然气公司的激烈竞争,以获得理想的生产资产、未来勘探所需的新资产以及有效开发资产所需的人力资源专业知识。在获得足够的资本以维持或发展生产方面,我们也面临着类似的竞争。
12
我们可能会受到信息技术系统故障、网络中断、网络攻击或其他数据安全漏洞的影响。
总体而言,石油和天然气行业越来越依赖数字技术来进行日常运营,包括某些勘探、开发和生产活动。我们使用数字技术来估计天然气、石油和NGL储量,处理和记录财务数据,并与我们的员工和第三方进行沟通。由于硬件或软件故障、计算机病毒、破坏、恐怖主义、自然灾害、火灾、人为错误或其他方式导致的电源、电信或其他系统故障可能会严重影响我们开展业务的能力。虽然我们已实施复杂的网络安全措施、严格的内部控制,并对所有关键电子数据进行异地备份,但不能绝对保证任何形式的系统故障或数据安全漏洞不会对我们的财务状况和运营业绩造成重大不利影响。例如,未经授权访问我们的储备信息或其他专有或商业敏感信息可能会导致我们的运营或计划中的业务交易中的数据损坏、通信中断或其他中断,任何这些都可能对我们的运营结果产生重大不利影响。此外,随着网络攻击的不断发展,我们可能需要花费大量额外资源来继续修改或加强我们的保护措施,或者调查和补救任何易受网络攻击的漏洞。
我们的衍生业务可能会减少天然气和石油销售的现金流。
为了管理我们的天然气和石油生产受到价格波动的影响,我们目前,并可能在未来,就我们预期产量的一部分签订天然气和石油衍生品合同。天然气和石油价格衍生品可能会限制我们实际实现的现金流,从而降低我们为未来项目提供资金的能力。我们没有任何天然气和石油价格衍生合约被指定为会计上的套期保值;因此,衍生合约公允价值的所有变化都反映在收益中。因此,这些公允价值可能会在不同时期发生重大变化,对报告收益产生重大影响。此外,这种衍生合约可以限制我们从天然气和石油价格上涨中获得的好处。截至2021年9月30日,我们未偿还的天然气和石油衍生工具的公允价值为净负债13,784,467美元。
我们的衍生品合约存在相关风险,涉及交易对手可能无法履行对我们的合同义务。如果我们衍生品工具的任何交易对手违约或寻求破产保护,可能会使我们未来天然气和石油产量的更大比例受到大宗商品价格变化的影响,并可能对我们为未来收购提供资金的能力产生负面影响。
有关衍生合约的其他资料,请参阅第7A项-“有关市场风险的定量及定性披露”及第8项-“财务报表及补充数据”内的财务报表附注1及12。
我们发现我们的财务报告内部控制存在重大缺陷,如果不加以补救,可能会导致我们的财务报表出现重大错报。
2002年萨班斯-奥克斯利法案(Sarbanes-Oxley Act)第404节正在进行的内部控制条款要求我们识别财务报告内部控制中的重大弱点,这是一个根据公认会计原则(GAAP)为外部目的财务报告的可靠性提供合理保证的过程。我们的管理层,包括我们的首席执行官和首席财务官,并不期望我们的内部控制和披露控制能够防止所有的错误和所有的欺诈。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与其成本相关。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公司的所有控制问题和舞弊事件都已被检测到。这些固有的限制包括这样的现实,即决策过程中的判断可能是错误的,故障可能是由于简单的错误或错误而发生的。此外,某些人的个人行为、两个或更多人的串通或通过控制的管理凌驾,都可以规避控制。任何管制制度的设计,部分也是基於对未来事件可能性的某些假设,而不能保证任何设计都能在所有潜在的未来情况下,成功达致我们所述的目标。随着时间的推移,可能会因为条件的变化(如公司的增长或交易量的增加)而控制不足,或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。因为在经济高效的控制系统中存在固有的限制, 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。
我们的管理层负责对我们的财务报告建立和保持足够的内部控制。正如本表格10-K的第二部分第9A项所披露的那样,我们的管理层发现了我们对财务报告的内部控制存在重大缺陷。
13
物质上的弱点SS被定义为财务报告内部控制的缺陷或缺陷的组合,使得我们的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。关于我们管理层对财务报告内部控制的评估,我们的管理层, 同舟共济使用我们的独立注册会计师事务所,发现我们的财务报告内部控制存在以下重大缺陷2021年9月30日 与审查有关的这个第三方公司编制的年度所得税拨备:我们的对年度所得税拨备的审查没有包括充分评估递延税项资产以确定是否需要估值津贴的过程。此外,审查的细节不够详细,无法发现递延所得税中的重大错报。.
由于这一重大缺陷,我们的管理层得出结论,根据特雷德韦委员会赞助组织委员会于#年提出的标准,截至2021年9月30日,我们对财务报告的内部控制没有生效。内部控制-综合框架(2013).
如本表格10-K第II部分第9A项所披露,我们的管理层已开始设计补救计划,以补救上述重大弱点,尽管该补救计划尚未设计或实施。如果我们的补救措施不足以弥补重大弱点,或者如果我们的内部控制发现或未来出现其他重大弱点或重大缺陷,我们的财务报表可能包含重大错报,我们可能被要求重述我们的财务业绩,这可能导致大量额外的会计和法律费用。
对我们财务报表的任何修改或重述都可能导致投资者信心丧失,并对我们证券的交易价格产生负面影响。这些事项中的任何一项都可能对我们的业务、声誉、收入、经营结果和财务状况产生不利影响,并限制我们通过发行股票或债券进入资本市场的能力。
未来的立法或监管变化可能会导致成本增加,收入、现金流和流动性减少。
经营我们拥有工作权益的油井的公司受到广泛的联邦、州和地方监管。因此,作为工作权益拥有者,我们间接地受到这些规定的约束。新的或变化的法律法规,如下文所述,可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。特别是,与水力压裂或温室气体相关的法律或法规的变化可能会大幅增加资本、合规和运营成本,并停止或推迟我们物业上石油和天然气储量的进一步开发。
联邦所得税
我们需要缴纳美国联邦所得税,以及各州的所得税或基于资本的税收,我们的运营现金流对我们必须缴纳的所得税金额非常敏感。所得税是在考虑了所有允许的扣除和抵免之后,根据我们的收入评估的。需要缴纳所得税的收入类型的变化,被认为是允许扣除的成本类型,或者对我们的应税收入评估的税率的变化,都会影响我们的所得税和由此产生的运营现金流。
2017年12月通过的减税和就业法案中的某些有益条款将从2023年及以后开始减少,例如减少合格投入使用的房产的即时奖金折旧额。
此外,美国税法的进一步修订,如撤销企业所得税税率下调、废除百分比损耗津贴、废除无形钻探成本的费用或废除增强型奖金折旧,可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。此外,美国财政部拥有发布法规和解释性指导的广泛权力,这些法规和解释性指导可能会对我们如何应用美国税法产生重大影响,并对我们在受影响时期的运营结果产生相应影响。
俄克拉荷马州税务局
俄克拉荷马州对该州境内生产的天然气、石油和天然气的价值征收毛产税或遣散税。根据俄克拉荷马州的法律,水平井生产的前三年的总生产税率为5.2%,此后为7%。俄克拉荷马州未来生产税的变化可能会影响俄克拉荷马州生产天然气、石油和NGL的油井的盈利能力。
14
水力压裂与水处理
作为完井和投产过程的一部分,近年来钻探的绝大多数天然气井和油井已经进行了水力压裂,预计未来的油井也将进行水力压裂。对于我们拥有利益的钻井来说,情况就是如此。水力压裂是一种将水、沙和添加剂高压注入岩层以刺激天然气和石油生产的过程。在开发需要大量水的水力压裂才能成功开发的油田中,水可能会供不应求。缺乏现成的水或水费大幅上涨可能会造成延误或增加完工成本。
除了水,水力压裂液还含有旨在优化生产的化学添加剂。在某些州,油井运营商被要求披露这些添加剂的成分。其他州和联邦政府可能会紧随其后,提出类似的要求,或者可能限制某些添加剂的使用。这可能会导致油井开发成本更高或效率更低。
一旦油井被水力压裂,压裂油井产生的流体必须进行处理以便重复使用,或者通过将流体注入处置井来处置。已经并将继续研究注水井处理过程,以确定注水井处理与地震发生之间的关联程度。某些研究已经得出结论,这是有关联的,这导致了某些水处理井的注入速度停止或降低,特别是在俄克拉何马州北部。
地方、州和联邦各级继续努力规范水力压裂和流体处理。正在考虑新的法规,包括限制取水和用水,限制水处理,限制可以使用的添加剂,在全州范围内实施水力压裂暂停,以及在某些环境敏感地区实施临时或永久禁令。公众反对水力压裂、流体处理和页岩生产的情绪可能会导致更严格的许可和合规要求。这些行动的后果可能会大幅增加资本、合规和运营成本,并推迟或停止我们物业上天然气和石油储量的进一步开发。尽管拜登政府没有提议彻底禁止水力压裂,但政府已经提出了关于甲烷排放的重要法规,这些法规可能会影响新油井和现有油井,包括那些水力压裂的油井。拟议中的甲烷规则将在下面的气候变化一节中进行更详细的讨论。
上述任何因素都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。
气候变化
某些研究hAve提出,某些气体(通常被称为“温室气体”)的排放可能会影响地球气候。天然气的主要成分甲烷和燃烧天然气和石油的副产品二氧化碳都是温室气体的例子。各州政府和区域组织正在考虑颁布新的立法和颁布新的条例,管理或限制固定来源(如天然气和石油生产设备和作业)的温室气体排放。
监管温室气体排放的立法定期在美国国会提出,未来可能会提出这样的立法。此外,2015年12月,美国与国际社会一起参加了在法国巴黎举行的《联合国气候变化框架公约》第21次缔约方大会,准备了一项协议,从2020年开始每五年制定一次温室气体减排目标。这份《巴黎协定》由美国于2016年4月签署,并于2016年11月生效。为了帮助实现这些减排,联邦机构通过各种行政行动来应对气候变化。美国环保署发布了温室 燃气监测和报告法规,涵盖天然气和石油设施等行业。然而,2017年6月1日,美国总统宣布,美国计划退出《巴黎协定》,寻求谈判,要么以不同条款重新加入《巴黎协定》,要么建立新的框架协议。《巴黎协定》规定,从2016年11月生效开始,为期四年的退出进程,导致2020年11月退出。美国于2020年11月正式退出《巴黎协定》,拜登政府在2021年1月上任后立即重新加入《巴黎协定》。2021年1月20日,拜登总统签署了一项行政命令,触发了30天的重新加入协议的程序。
15
最近,美国环保署发布了一项拟议的规则,以监管石油和天然气行业的甲烷排放。如果通过,各州将有权纳入EPA提出的排放指南,或者采用自己的标准,实现相同程度的排放限制。拟议的规则适用于原油和天然气来源类别,包括生产、加工、输送和储存部分。如果这些规则被采纳,将导致额外的运营成本,例如购买和运营排放控制的成本,或者降低排放设备和实施监测要求的成本。
地震活动性
俄克拉荷马州北部和中部以及其他地方的地震引发了人们对地震活动以及与能源行业可能关系的担忧。旨在解决这些问题的立法和监管举措可能会导致额外的监管水平,从而可能导致运营延误、增加运营和合规成本或以其他方式对运营产生不利影响。
美国国会通过衍生品立法可能会对我们以及我们对冲与我们业务相关的风险的能力产生不利影响。
多德-弗兰克法案要求美国商品期货交易委员会(CFTC)和美国证券交易委员会(Standard Chartered Bank)颁布规则和条例,建立对场外衍生品市场和参与该市场的实体的联邦监督和监管,包括掉期清算和交易执行要求。新的或修订的规则、法规或要求可能会增加我们的对冲和掉期头寸的成本和可获得性(如适用),并可能进一步要求我们的衍生工具的交易对手将其部分衍生品活动剥离给可能不如当前交易对手信用的独立实体。掉期规则的任何改变都可能导致某些市场参与者决定减少或停止其衍生品活动。
虽然许多规章制度已经颁布并开始实施,但还有一些规章制度尚待敲定或实施,因此,这些规章制度对我们的影响目前还不确定。多德-弗兰克法案及其颁布的规则可能(I)大幅增加我们用来对冲大宗商品价格波动(包括提供抵押品的要求)的能源相关衍生品的成本,或降低其流动性,(Ii)大幅改变衍生品合约的条款,(Iii)减少衍生品的可获得性,以防范我们遇到的风险,以及(Iv)增加我们对信誉较差交易对手的敞口。
与我们的第三方运营商相关的风险
我们不能控制我们物业上的活动。
我们不经营任何与我们有利害关系的物业,对这些物业的第三方经营者施加影响的能力也非常有限。我们对我们物业的第三方运营商的依赖,以及对这些物业中其他工作权益所有者的合作,可能会对以下方面产生负面影响:
|
• |
我们用于钻探或财产收购的资本回报率; |
|
• |
我们的产量和储量增长率; |
|
• |
修井或修井所需的资金; |
|
• |
在我们的物业进行钻探、开发和开发活动的成功和时机; |
|
• |
遵守环境、安全和其他法规; |
|
• |
租赁经营费用;以及 |
|
• |
封堵和废弃成本,包括井场修复。 |
对每个运营商的判断、专业知识和财务资源的依赖可能会导致意想不到的未来成本、收入损失和/或资本限制,从而累积对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响。
16
这个天然气和石油钻井和生产作业我们的第三方运营商涉及到各种风险。
由于我们不经营物业,我们的业务在很大程度上依赖于我们的第三方运营商及其运营效率。通过我们的第三方运营商,我们将承担通常与天然气和石油资产的运营和开发相关的所有风险,包括:
|
• |
井喷、塌陷、爆炸和人为事故; |
|
• |
机械、设备和管道故障; |
|
• |
恶劣天气条件、地震等自然灾害; |
|
• |
内乱和恐怖活动; |
|
• |
天然气、石油、天然气降价; |
|
• |
使用、生产、处理和处置水、废物、碳氢化合物和其他物质到空气、土壤或水中所产生的环境风险; |
|
• |
职称问题; |
|
• |
融资渠道有限; |
|
• |
与营销相关的基础设施、运输和加工限制;以及 |
|
• |
监管合规性问题。 |
作为一家非运营商,我们还依赖于第三方运营商及其雇佣的承包商来确保运营安全、环境安全和遵守政府当局的规定。
我们根据行业惯例和管理层认为审慎的金额,为油井作业产生的许多潜在损失或责任提供保险。然而,这种保险并不能为我们投保一切险。例如,我们不为商业中断、战争行为或恐怖主义行为提供保险。此外,污染和环境风险一般不能完全投保。这些风险可能会导致重大的未投保成本,这可能会对我们的业务状况和财务业绩产生实质性的不利影响。
我们可能会延迟支付特许权使用费,无法更换不支付所需特许权使用费的运营商,如果这些租约上的任何运营商宣布破产,我们可能无法用违约的承租人终止我们的租约。
如果经营者未能支付专利税,我们就有权终止租约,收回物业,并履行租约规定的付款义务。如果我们收回我们的任何财产,我们会找一个替代的运营商。然而,我们可能找不到替代的运营商,如果找到了,我们可能无法在合理的时间内以优惠条件签订新的租约。此外,即将离任的运营商可能会受到美国法典第11章(“破产法”)的诉讼程序,在这种情况下,我们因任何违约(包括不付款)而强制执行或终止租约的权利可能会大大推迟或以其他方式受到损害。一般来说,在根据破产法进行的诉讼中,破产的经营者将有相当长的时间来决定是最终拒绝还是接受租约,这可能会阻止执行新的租约或将现有租约转让给另一家运营商。如果运营商拒绝租约,我们收回欠款的能力将大大延迟,我们最终收回的金额可能只是欠款的一小部分,或者什么都没有。此外,如果我们能够与新的运营商签订新的租约,替代的运营商可能无法达到与其取代的运营商相同的产量水平,也不能以相同的价格出售天然气或石油。
油田设备、服务、合格人员的短缺以及由此导致的成本增加可能会对运营结果产生不利影响。
石油和天然气行业对合格和有经验的实地人员、地质学家、地球物理学家、工程师和其他专业人员的需求可能会有很大波动,通常与天然气、石油和天然气价格相关,导致周期性波动。
17
短缺。当钻井数量增加导致钻机和设备需求增加时,钻机、水力压裂设备和人员以及其他油田设备一直短缺。更高天然气,油和天然气价格通常会刺激对钻机、船员和相关供应、设备和服务的需求增加,并导致价格上涨。这些短缺或价格上涨可能会对运营商钻探油井和进行常规作业的能力产生负面影响我们的威尔斯,造成了不利的影响我们的财务状况、现金流和经营业绩。
天然气和石油生产的市场化依赖于运输、管道和炼油设施,而这些都不是我们或我们的许多运营商所控制的。这些设施的可用性方面的任何限制都可能干扰我们或我们的运营商销售我们或我们运营商的产品的能力,并可能损害我们的业务。
我们或我们运营商生产的产品的适销性在一定程度上取决于管道、油罐车和其他运输方式以及第三方拥有的加工和精炼设施的可用性、接近性和运力。在某些情况下,可以生产和销售的石油数量可能会减少,例如由于计划内和计划外的维护导致管道中断、压力过大、这些系统上的物理损坏或缺乏可用容量、油罐车的可用性以及极端天气条件。此外,我们或我们运营商的天然气和石油在第三方管道上的运输如果不符合管道所有者的质量要求,可能会减少或推迟发货。这些和类似情况造成的削减可能会持续几天到几个月。在许多情况下,我们或我们的经营者只得到有限的通知(如果有的话),说明这些情况将于何时发生及其持续时间。收集系统或运输、加工或炼油设施能力的任何重大削减都可能降低我们或我们的运营商营销石油生产的能力,并对我们的财务状况、经营业绩和向股东的现金分配产生重大不利影响。我们或我们的运营商获得运输选择的机会以及我们或我们的运营商获得的价格也可能受到联邦和州监管(包括对石油生产、运输和管道安全的监管)以及一般经济状况和供需变化的影响。此外,我们或我们的运营商依赖的第三方运输服务受到复杂的联邦、州、部落和当地法律的约束,这些法律可能会对我们开展业务的成本、方式或可行性产生不利影响。
与石油和天然气行业相关的风险
对一般经济、商业或行业状况的担忧可能会对我们的经营业绩、财务状况和可供分配的现金产生重大不利影响。
对全球经济状况、能源成本、地缘政治问题、通胀、欧洲、亚洲和美国市场的信贷供应和成本的担忧,加剧了经济的不确定性,降低了人们对全球经济的预期。这些因素,加上天然气、石油和NGL价格的波动,消费者信心和就业市场的波动,可能会导致经济放缓或衰退。此外,中东地区持续的敌对行动,以及美国或其他国家发生或威胁发动恐怖袭击,都可能对美国和其他国家的经济造成不利影响。对全球经济增长的担忧对全球金融市场和大宗商品价格产生了重大不利影响。如果美国或国外的经济环境恶化,全球对石油产品的需求可能会减少,这可能会影响我们物业的天然气、石油和NGL的销售价格,影响与我们物业相关的供应商、供应商和客户继续运营的能力,并最终对我们的运营业绩、财务状况和可供分销的现金产生不利影响。
保护措施和技术进步可能会减少对天然气和石油的需求。
节约燃料的措施、替代燃料的要求、消费者对天然气和石油替代品的需求增加、燃油经济性和能源发电设备的技术进步可能会减少对天然气和石油的需求。对天然气和石油服务和产品不断变化的需求的影响可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和可供分配的现金产生实质性的不利影响。
与投资我们普通股相关的风险
发行我们普通股的额外股份可能会导致我们普通股的市场价格下跌,并可能导致我们现有股东的股权被稀释。
我们于2020年10月19日提交了S-3表格的搁置登记书,并于2020年12月10日、2021年2月8日和2021年2月19日对其进行了修订,美国证券交易委员会于2021年2月24日宣布生效(简称2021年2月S-3)。2021年2月的S-3允许我们发行高达7500万美元的证券,包括普通股、优先股、债务证券、权证和单位,旨在为我们提供更大的财务灵活性和更有效的资本市场准入。2021年8月25日,我们与Stifel,Nicolaus&Company签订了市场股权发行销售协议。
18
成立为公司,作为销售代理和/或委托人(“STIFEL“),根据这一点,我们可能会不时地通过以下方式提供和销售或发送到Stifel,最高可达根据2021年2月S-3,300万股我们的普通股。我们还在非公开交易中发行了普通股。我们在2021年4月30日的一次非公开交易中发行的120万股普通股,而我们在2021年9月24日的一次私下交易中发行的2349,207股普通股,作为收购某些矿产和特许权使用费资产的代价,已经通过提交S表格中的转售登记声明在美国证券交易委员会进行了登记-3,美国证券交易委员会宣布于2021年6月11日生效,和2021年11月5日。
我们无法预测这些证券的市场销售或证券的可获得性将对我们普通股的现行市场价格产生的影响(如果有的话)。在公开市场上大量出售我们普通股或其他证券,或认为这些出售可能发生,可能会导致我们普通股的市场价格下跌。我们股价的这种下跌可能反过来会削弱我们通过出售额外股本证券筹集资金的能力。此外,任何这样的下跌都可能使股东更难以他们认为可以接受的价格出售我们普通股的股票。
截至2021年9月30日,我们被授权发行普通股共计36,000,500股。在我们于2021年10月5日召开的股东特别大会上,股东们通过了对我们修订后的公司注册证书的修正案,将普通股的法定股票数量增加到54,000,500股,其中32,970,819股于2021年12月3日发行并发行。. 未来发行我们的普通股,或其他可转换为我们普通股的证券,可能会导致我们现有股东的股权被严重稀释。大幅稀释将降低我们现有股东持有的比例所有权和投票权。
我们未来可能会减少或暂停派息。
多年来,我们一直按季度支付股息。我们最近的季度股息是每股0.01美元,过去三年我们已经支付了每股0.01美元或每股0.04美元的季度股息。未来,我们的董事会可能会在没有事先通知的情况下决定减少或暂停派息,以保持我们的财务灵活性,并使我们处于长期成功的最佳地位。未来派息的宣布及金额由本公司董事会酌情决定,并将视乎本公司的财务状况、经营业绩、现金流、前景、行业状况、资本要求及本公司董事会认为相关的其他因素及限制而定。在市场长期疲软期间,减少或暂停派息的可能性会增加。此外,我们支付股息的能力可能会受到管理我们现在或未来债务的协议的限制。虽然我们目前没有减少或暂停派息的计划,但不能保证我们不会减少派息,也不能保证我们未来会继续派发股息。
如果我们不能满足纽交所继续上市的要求,纽交所可能会将我们的普通股摘牌。
我们的普通股目前在纽约证券交易所上市。将来,如果我们不能满足纽交所继续上市的要求,其中包括:(I)在连续30个交易日内维持每股最低平均收盘价1.00美元的要求,以及(Ii)在30个交易日内保持平均市值不低于5000万美元,同时股东权益不少于5000万美元的要求,我们将低于合规标准,并有可能使我们的股东权益低于合规标准,并有可能使我们的股票在30个交易日内保持不低于5000万美元的平均市值,同时股东权益不少于5000万美元,我们将无法达到合规标准,并面临面临风险,即在30个交易日内保持平均市值不低于5000万美元,同时股东权益不少于5000万美元。普通股被摘牌。此外,如果我们普通股的股价异常低和/或我们未能在30个交易日内保持至少1500万美元的平均市值,根据纽约证券交易所的规定,我们将被立即退市,没有任何补救的机会。我们的退市普通股可能会对我们产生负面影响,其中包括以下几点:
|
• |
引起我们的股票将被转移到一个比纽约证券交易所更有限的市场,这可能会影响此类股票的市场价格、交易量、流动性和转售价格; |
|
• |
减缩愿意持有或收购我们普通股的投资者(包括机构投资者)的数量,这可能会对我们筹集股本的能力产生负面影响; |
|
• |
递减与我们相关的新闻和分析师报道的数量; |
|
• |
限界我们发行额外证券、获得额外融资或进行策略性重组、再融资或其他交易的能力;以及 |
|
• |
有影响力的我们的声誉,因此,我们的业务。 |
19
项目1B. |
员工意见 |
无
项目2. |
属性 |
一般背景
我们关注的是美国资源领域的永久天然气和石油矿产所有权。作为我们作为一家公司发展的一部分,我们还拥有天然气和石油资产的租赁面积和非经营性工作权益。
于2021年9月30日,我们的主要物业包括(I)永久拥有251,600英亩净矿产英亩,主要位于俄克拉何马州、得克萨斯州、路易斯安那州、北达科他州及阿肯色州;(Ii)主要位于俄克拉何马州的18,298英亩净英亩的租约;(Iii)6,457口生产天然气和油井以及277口正在钻探或完工的油井的工作权益、特许权使用费权益或两者兼而有之。
管理部门与物业相关的经营策略
在2019财年,我们做出了战略决定,通过矿产收购和开发我们核心重点领域的重要矿产面积库存,专注于永久的天然气和石油矿产所有权和增长。根据这一战略,我们不再以承担成本的工作利益参与矿产或租赁面积的新开发。我们相信,我们专注于矿产所有权的战略是为我们的股东提供最大风险加权投资回报的最佳途径。
我们的目标是通过积极管理我们的收费矿产和租赁资产来增加股东价值。我们计划通过收购矿产面积来增加我们的矿产费用持有量,这些矿产面积位于具有大量未开发机会的核心资源领域,达到或超过我们的公司回报门槛。我们还计划积极租赁我们的矿产资产。我们有一个积极的计划,专注于租赁开阔的土地,以产生额外的租赁奖金收入和未来的特许权使用费收入。
属性标题
与行业惯例一致,我们目前没有关于我们所有矿产面积的摘要或所有权意见,因此,我们不能确定我们对所有这些物业拥有未设押的所有权。近几年来,一些无关紧要的挑战对我们的土地使用权提出了挑战。
种植面积
拥有的矿产权益
下表所拥有的矿产权益反映了每个州截至2021年9月30日的(I)本公司拥有的净英亩和总英亩、(Ii)本公司拥有的净生产英亩和毛英亩、(Iii)本公司出租给他人的净英亩和毛英亩以及(Iv)净(未出租)英亩的数量。
状态 |
|
净英亩 |
|
|
总英亩 |
|
|
净英亩产量 (1) |
|
|
毛收入 英亩 生产 (1) |
|
|
净英亩 租赁给 其他(2) |
|
|
毛收入 英亩 租赁给 其他(2) |
|
|
净英亩 打开 (3) |
|
|
总英亩 打开 (3) |
|
||||||||
俄克拉荷马州 |
|
|
110,967 |
|
|
|
931,688 |
|
|
|
46,857 |
|
|
|
373,510 |
|
|
|
5,652 |
|
|
|
37,291 |
|
|
|
58,458 |
|
|
|
520,887 |
|
德克萨斯州 |
|
|
40,336 |
|
|
|
337,670 |
|
|
|
5,690 |
|
|
|
55,795 |
|
|
|
5,960 |
|
|
|
44,637 |
|
|
|
28,686 |
|
|
|
237,238 |
|
路易斯安那州 |
|
|
560 |
|
|
|
26,728 |
|
|
|
560 |
|
|
|
26,728 |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
北达科他州 |
|
|
14,302 |
|
|
|
78,096 |
|
|
|
2,772 |
|
|
|
14,483 |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
11,530 |
|
|
|
63,613 |
|
阿肯色州 |
|
|
11,934 |
|
|
|
51,253 |
|
|
|
7,183 |
|
|
|
27,145 |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
4,751 |
|
|
|
24,108 |
|
其他 |
|
|
73,501 |
|
|
|
260,233 |
|
|
|
1,152 |
|
|
|
8,590 |
|
|
|
268 |
|
|
|
615 |
|
|
|
72,081 |
|
|
|
251,028 |
|
共计: |
|
|
251,600 |
|
|
|
1,685,668 |
|
|
|
64,214 |
|
|
|
506,251 |
|
|
|
11,880 |
|
|
|
82,543 |
|
|
|
175,506 |
|
|
|
1,096,874 |
|
(1) |
“生产”代表PHX在生产油井中拥有特许权使用费或工作权益的矿产英亩。 |
(2) |
“租赁”指的是PHX公司拥有的、出租给第三方但不生产的矿产英亩。 |
20
(3) |
“开放”指的是PHX拥有的未出租或未投产的矿产英亩。 |
租契
下表反映了截至2021年9月30日,我们从他人那里租赁的净矿产英亩、租赁到期日和按生产划分的净租赁英亩。由于购买了压倒一切的特许权使用费权益,2021年净英亩增加。
|
|
|
|
|
|
净英亩到期 |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
状态 |
|
网络 英亩 |
|
|
2021 |
|
|
2022 |
|
|
2023 |
|
|
2024 |
|
|
2025 |
|
|
净英亩 持有者 生产 |
|
|||||||
俄克拉荷马州 |
|
|
12,827 |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
12,827 |
|
德克萨斯州 |
|
|
2,229 |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
2,229 |
|
阿肯色州 |
|
|
2,159 |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
2,159 |
|
其他 |
|
|
1,083 |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
1,083 |
|
共计 |
|
|
18,298 |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
18,298 |
|
探明储量
探明储量汇总表
下表汇总了该公司截至2021年9月30日已探明的天然气、石油和天然气储量与前两个年末相比的估计值,使用了现有经济条件下的价格和成本。已探明储量位于毗邻的美国境内的陆上,主要由6457口井的小权益组成,这些井主要位于中大陆地区。除本年度报告外,我们的储量估算未向任何联邦机构提交。
已探明天然气和石油储量综述
|
|
天然气 |
|
|
油 |
|
|
NGL |
|
|
已证明的总数 |
|
||||
|
|
(MCF) |
|
|
(BBL) |
|
|
(BBL) |
|
|
(麦克菲) |
|
||||
净探明开发储量 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2021年9月30日 |
|
|
60,287,881 |
|
|
|
1,439,860 |
|
|
|
1,467,092 |
|
|
|
77,729,593 |
|
2020年9月30日 |
|
|
40,924,083 |
|
|
|
1,148,989 |
|
|
|
1,135,864 |
|
|
|
54,633,201 |
|
2019年9月30日 |
|
|
67,713,193 |
|
|
|
1,863,096 |
|
|
|
1,747,242 |
|
|
|
89,375,221 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
已探明未开发净储量 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2021年9月30日 |
|
|
4,664,787 |
|
|
|
64,980 |
|
|
|
34,761 |
|
|
|
5,263,233 |
|
2020年9月30日 |
|
|
1,448,690 |
|
|
|
184,668 |
|
|
|
83,993 |
|
|
|
3,060,656 |
|
2019年9月30日 |
|
|
12,560,713 |
|
|
|
516,994 |
|
|
|
226,038 |
|
|
|
17,018,905 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
总探明储量净额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2021年9月30日 |
|
|
64,952,668 |
|
|
|
1,504,840 |
|
|
|
1,501,853 |
|
|
|
82,992,826 |
|
2020年9月30日 |
|
|
42,372,773 |
|
|
|
1,333,657 |
|
|
|
1,219,857 |
|
|
|
57,693,857 |
|
2019年9月30日 |
|
|
80,273,906 |
|
|
|
2,380,090 |
|
|
|
1,973,280 |
|
|
|
106,394,126 |
|
我们天然气和石油资产的勘探和开发是由天然气和石油勘探和生产公司进行的,主要是较大的独立运营公司。我们不经营任何天然气和石油资产。
21
在截至2021年9月30日的一年中,我们的净探明储量比2020年9月30日增加了25.3Bcfe。2020-2021年总探明储量的增长归因于以下因素的综合作用:
|
• |
28.1Bcfe的积极定价修订包括:(I)由于天然气和油井由于天然气和石油价格以及其他储备参数(如差额和租赁运营成本)的上涨而延长其2020年的经济限制,已证明已开发的28.7Bcfe修订部分抵消了这一修订;(Ii)已证明未开发的0.6Bcfe修订是由于许可证到期且运营商没有续签,因为只有在许可、正在进行或已钻探和未完成的情况下,才将地点视为PUD。 |
|
• |
收购8.6 Bcfe,主要是在德克萨斯州东部和路易斯安那州西部的Haynesville Shale Play以及密西西比州和伍德福德页岩区段的活跃钻探项目中,以及俄克拉荷马州Ardmore和Anadarko盆地的铲斗和堆叠钻探项目中,其中4.0 Bcfe已被证明已开发,4.6 Bcfe已被证明未开发。 |
|
• |
0.7Bcfe的储量扩展、发现和其他增加(包括0.4Bcfe已探明已开发储量和0.3Bcfe已探明未开发储量),主要原因是:(I)我们在正在进行的非常规天然气、石油和NGL开发中拥有特许权使用费权益,利用密西西比河和伍德福德页岩区段的水平钻井,在俄克拉何马州的Ardmore和Anadarko盆地进行堆叠;以及(Ii)我们在正在进行的非常规开发中拥有特许权使用费权益。 |
|
• |
从该公司的天然气和石油资产生产9.1Bcfe。 |
|
• |
业绩负面修正为2.1 Bcfe(包括所有已探明的已开发储量),主要是由于俄克拉荷马州已探明未开发储量和已探明储量逐年从已探明的未开发储量转为已探明生产储量的密西西比州和伍德福德高息油井的业绩下降,其次是阿肯色州的费耶特维尔页岩气和俄克拉荷马州西部的阿纳达科盆地花岗岩洗天然气资产的业绩下降。 |
|
• |
0.9Bcfe的销售已被证明是发达的,主要包括俄克拉荷马州低产量遗留直井的主要工作权益。 |
已探明未开发储量
以下是2021财年(Mcfe)已探明未开发储量的变化情况:
已探明未开发储量开始探明 |
|
|
3,060,656 |
|
已探明未开发储量转为已探明已开发储量 |
|
|
(2,060,368 |
) |
修订版本 |
|
|
(629,317 |
) |
扩展和发现 |
|
|
246,993 |
|
销售额 |
|
|
- |
|
购买 |
|
|
4,645,269 |
|
结束已探明的未开发储量 |
|
|
5,263,233 |
|
在2021财年,PUD总净储量增加了2.2Bcfe。2021财年,共有2.1Bcfe(占期初余额的67%)转入探明开发。积极修正PUD储量的剩余余额约为4.3Bcfe(占期初余额的140%),包括收购德克萨斯州和路易斯安那州海恩斯维尔页岩中的4.6Bcfe以及俄克拉何马州的Meramec和Woodford铲斗游戏,以及(I)在俄克拉荷马州西部的Stack Meramec和Woodford活跃钻探计划区域内增加和扩建0.2Bcfe,(Ii)俄克拉荷马州西部的Woodford页岩,以及(Iii)这些被0.6Bcfe的负面定价修订略有抵消,这些修订是由于许可证到期且运营商没有续签,因为只有在许可、正在进行或已钻探和未完成(DUC)的情况下,地点才被视为PUD。
我们预计,我们目前所有的PUD地点都将在增加之日起五年内钻探并转换为PDP。然而,预计不再在增加到PUD储量之日起五年内钻探的PUD位置和相关储量,将在做出决定时作为修订被删除。如果在五年期末有未钻探的PUD地点,我们打算将与这些地点相关的储量从我们已探明的储量中删除,作为修订。
22
预计未来净现金流
下文列出的是关于我们的已探明储量净额(基于上文已探明储量中的估计单位)所示每一年度的估计未来现金流量净额,以及该等估计未来现金流量净额的现值,根据美国证券交易委员会规章制度的要求,采用10%的贴现率计算。我们遵循美国证券交易委员会规则,石油和天然气报告要求的现代化。根据美国证券交易委员会规则,估计未来净现金流是使用12个月平均价计算得出的,该12个月平均价是9月30日之前12个月内每个月的每月第一天个别产品价格的未加权算术平均值,在物业的整个寿命内保持不变,并应用于已探明储量的未来生产减去这些储量的估计未来开发和生产支出。提交的金额是扣除运营成本和各州征收的生产税后的净额。截至2021年9月30日、2020年和2019年9月30日,用于确定天然气、石油和NGL未来现金流的价格如下:2021财年,天然气2.79美元/立方米,石油56.51美元/桶,NGL 20.58美元/桶;2020财年,天然气1.62美元/立方米,石油40.18美元/桶,NGL 9.95美元/桶;2019年,2.48美元/立方米。这些基于美国证券交易委员会定价规则的未来净现金流不应被解读为我们储备的公平市场价值。市场价值的确定将需要包括许多额外的因素,包括预期的天然气、石油和天然气价格以及生产成本的增减,这可能会影响物业的经济寿命。
预计未来净现金流 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9/30/2021 |
|
|
9/30/2020 |
|
|
9/30/2019 |
|
|||
已被证明是发达的 |
|
$ |
163,339,707 |
|
|
$ |
57,306,480 |
|
|
$ |
161,943,514 |
|
事实证明是未开发的 |
|
|
16,244,436 |
|
|
|
8,779,289 |
|
|
|
48,900,497 |
|
所得税费用 |
|
|
(40,697,140 |
) |
|
|
(13,224,535 |
) |
|
|
(47,788,416 |
) |
已证明的总数 |
|
$ |
138,887,003 |
|
|
$ |
52,861,234 |
|
|
$ |
163,055,595 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
预计未来净现金流的10%贴现现值 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9/30/2021 |
|
|
9/30/2020 |
|
|
9/30/2019 |
|
|||
已被证明是发达的 |
|
$ |
86,793,303 |
|
|
$ |
33,270,804 |
|
|
$ |
86,814,212 |
|
事实证明是未开发的 |
|
|
9,731,036 |
|
|
|
5,659,479 |
|
|
|
23,581,427 |
|
所得税费用 |
|
|
(21,733,997 |
) |
|
|
(7,796,130 |
) |
|
|
(24,834,110 |
) |
已证明的总数 |
|
$ |
74,790,342 |
|
|
$ |
31,134,153 |
|
|
$ |
85,561,529 |
|
储量评估与复核
储量估算的确定是为了建立产量递减曲线,对天然气和油气藏的生产和开发情况进行测试和评价的一种功能。已建立的产量下降曲线,连同天然气和石油价格、开发成本、生产税和运营费用,用于估计天然气和石油储量以及相关的未来现金流量净额。随着个别油气藏开发信息的处理,以及市场条件的变化,估计储量和未来的净现金流也将随着时间的推移而变化。预计储备数量和未来净现金流受到产品价格变化的影响。这些价格在最近几年有很大变化,预计未来将与目前的定价有很大差异。
我们遵循美国证券交易委员会的现代化石油和天然气报告规则,这些规则适用于截至2009年12月31日或之后的财年的Form 10-K年度报告。有关我们天然气和石油储量的披露,请参阅第8项“财务报表和补充数据”中的财务报表附注16。
根据美国证券交易委员会规则,石油和天然气储量是指通过对地学和工程数据的分析,可以合理确定地估计出在提供经营权的合同到期之前,从特定日期起、从已知油藏中以及在现有经济条件、运营方法和政府法规下,具有经济可行性的石油和天然气储量,除非有证据表明,无论使用确定性方法还是概率方法进行估计,续签都是合理确定的。开采碳氢化合物的项目必须已经开始,或者经营者必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。被认为已探明的储集层区域包括:(I)通过钻探确定并受流体接触(如果有)限制的区域,以及(Ii)邻近的未钻探部分,该部分可以合理确定地判断为与其连续,并含有经济上可开采的石油或天然的天然气是基于现有的地球科学和工程数据。在没有关于流体接触的数据的情况下,储层中已探明的数量受到钻井过程中已知的最低碳氢化合物的限制,除非地学、工程或性能数据和可靠的技术在合理的确定性下建立了较低的接触。从钻井的直接观察已经确定了已知的最高石油海拔,并且存在关联的天然的天然气盖,已探明石油储量
23
只有当地学、工程或性能数据和可靠的技术以合理的确定性建立了较高的联系时,才可以将其分配到储层结构较高的部分。可通过应用改进的采油技术(包括但不限于注液)经济地生产的储量,在以下情况下被列入已证实的分类:(I)试点项目在不比整个油藏更有利的油藏区域进行成功测试,油藏或类似油藏中已安装的程序的运行或使用可靠技术的其他证据证实了项目或方案所基于的工程分析的合理确定性;以及(Ii)该项目已获得包括政府在内的所有必要各方和实体的批准进行开发;以及(Ii)该项目已获得包括政府在内的所有必要各方和实体的批准进行开发;以及(Ii)该项目已获得包括政府在内的所有必要各方和实体的批准进行开发;以及(Ii)该项目已获得包括政府在内的所有必要各方和实体的批准进行开发现有的经济条件包括确定水库经济生产能力的价格和成本。价格应为报告所涵盖期间结束日期前12个月期间的平均价格,确定为该期间内每个月的每月第一天价格的未加权算术平均值,除非价格由合同安排定义,不包括基于未来条件的升级。
已开发石油和天然气储量是指任何类型的储量,可通过现有设备和作业方法的现有油井,或所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小的现有油井,以及通过已安装的开采设备和储量估计时运行的基础设施(如果开采方式不涉及油井)来开采的任何类型的储量。
未开发的石油和天然气储量是指任何类型的储量,这些储量预计将从未钻井面积上的新油井或需要相对较大支出才能重新完井的现有油井中开采。未钻探面积的储量仅限于直接抵消在钻探时合理确定产量的开发间隔区,除非存在使用可靠技术的证据,证明在更远的距离上经济生产具有合理确定性。只有在通过了一项开发计划,表明计划在五年内钻探的情况下,未钻探的地点才能被归类为拥有未开发储量,除非具体情况证明有更长的时间是合理的。在任何情况下,未开发储量的估计都不能归因于任何打算应用注液或其他改进开采技术的面积,除非该等技术已被同一油藏或类似油藏的实际项目证明有效,或通过使用可靠技术证明合理确定性的其他证据有效。
德克萨斯州达拉斯的独立咨询石油工程公司DeGolyer和MacNaughton准备了我们截至2021年9月30日、2020年和2019年的天然气、石油和NGL储量估计(见附件23.2和99)。在DeGolyer和MacNaughton内部,主要负责准备DeGolyer和MacNaughton日期为2021年10月1日的报告中提出的估计的技术人员是Dilhan ilk博士,该报告作为本年度报告的附件99以Form 10-K形式提交。伊尔克博士是DeGolyer and MacNaughton公司的高级副总裁、该公司北美分部的部门经理、德克萨斯州的注册专业工程师以及石油工程师协会的成员。伊尔克博士于2003年获得石油工程理学学士学位,2005年在德克萨斯农工大学获得石油工程理学硕士学位,并于2010年获得德克萨斯农工大学石油工程哲学博士学位。他在油气藏研究和储量评估方面有10多年的经验。伊尔克博士达到或超过了石油工程师协会颁布的“石油和天然气储量信息估计和审计标准”中提出的教育、培训和经验要求,并精通于将行业标准实践明智地应用于工程和地球科学评估,以及应用美国证券交易委员会和其他行业储量定义和指南。
所有储量估算都由我们的工程总监Danielle Mezo审核和批准。Mezo女士拥有俄克拉荷马大学的石油工程理学学士学位和俄克拉荷马州的石油工程专业工程执照。梅佐女士在石油和天然气行业有10多年的经验。
我们的工程总监和内部员工与我们的独立咨询石油工程师密切合作,确保为他们的储量估计过程提供的数据的完整性、准确性和及时性。我们向我们的独立咨询石油工程师提供所有物业的历史信息(如所有权权益、天然气和石油产量、油井测试数据、商品价格、运营成本、手续费和开发成本)。全年,我们的团队定期与我们的独立咨询石油工程师代表会面,以审查物业并讨论方法和假设。我们已探明的天然气、石油和天然气净储量(包括上述某些未开发的储量)位于毗邻的美国陆上。所有研究都是按照美国证券交易委员会规定的规定准备的。储量估计是基于2021年9月30日、2020年和2019年9月30日存在的经济和运营条件。由于已探明储量的确定和评估是测试和估计的一项功能,因此,随着未来信息的获得,预计提供的储量将发生变化。
24
天然气、石油和天然气生产
下表列出了我们在指定会计期间的天然气、石油和天然气净产量。
|
|
年终 |
|
|
年终 |
|
|
年终 |
|
|||
|
|
9/30/2021 |
|
|
9/30/2020 |
|
|
9/30/2019 |
|
|||
MCF-天然气 |
|
|
6,699,720 |
|
|
|
5,962,705 |
|
|
|
7,086,761 |
|
BBLS-油 |
|
|
224,479 |
|
|
|
269,785 |
|
|
|
329,199 |
|
BBLS-NGL |
|
|
171,488 |
|
|
|
168,623 |
|
|
|
216,259 |
|
麦克菲 |
|
|
9,075,519 |
|
|
|
8,593,153 |
|
|
|
10,359,509 |
|
平均销售价格和生产成本
下表列出了指定会计期间的单价和成本数据。
|
|
年终 |
|
|
年终 |
|
|
年终 |
|
|||
平均售价 |
|
9/30/2021 |
|
|
9/30/2020 |
|
|
9/30/2019 |
|
|||
Per MCF,天然气 |
|
$ |
3.13 |
|
|
$ |
1.72 |
|
|
$ |
2.48 |
|
每桶,机油 |
|
$ |
56.58 |
|
|
$ |
41.47 |
|
|
$ |
55.07 |
|
每BBL,NGL |
|
$ |
23.80 |
|
|
$ |
11.42 |
|
|
$ |
17.10 |
|
为了麦克菲 |
|
$ |
4.16 |
|
|
$ |
2.72 |
|
|
$ |
3.80 |
|
|
|
年终 |
|
|
年终 |
|
|
年终 |
|
|||
平均生产(吊装)成本 |
|
9/30/2021 |
|
|
9/30/2020 |
|
|
9/30/2019 |
|
|||
(根据麦克菲) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
油井运营成本(1) |
|
$ |
1.11 |
|
|
$ |
1.12 |
|
|
$ |
1.21 |
|
生产税(2) |
|
|
0.21 |
|
|
|
0.12 |
|
|
|
0.18 |
|
|
|
$ |
1.32 |
|
|
$ |
1.24 |
|
|
$ |
1.39 |
|
(1) |
包括实际油井运营成本、天然气销售支付的压缩、搬运和营销费用以及与油井运营相关的其他次要费用。 |
(2) |
仅包括生产税。 |
在2021财年,我们约49%的天然气、石油和NGL收入来自我们矿产面积的特许权使用费支付。特许权使用费权益不承担生产油井的油田运营成本,但承担一定份额的手续费(主要是收集和运输)。
总生产井和净生产井及已开发英亩
下表列出了截至2021年9月30日我们的天然气和油井总产量和净产量。我们在这些油井中要么拥有工作权益,要么拥有特许权使用费权益,或者两者兼而有之。我们不经营任何油井。
|
|
仅限毛利的油井 |
|
|
仅限Wells的净工作利息 |
|
|
总工作权益和特许权使用费权益井 |
|
|
净工作利息和特许权使用费利息油井 |
|
|
仅限毛版税油井 |
|
|
仅限净特许权使用费油井 |
|
|
总井数 |
|
|||||||
天然气 |
|
|
396 |
|
|
|
10.07 |
|
|
|
982 |
|
|
|
41.39 |
|
|
|
3,072 |
|
|
|
19.87 |
|
|
|
4,450 |
|
油 |
|
|
115 |
|
|
|
13.97 |
|
|
|
103 |
|
|
|
3.65 |
|
|
|
1,789 |
|
|
|
11.86 |
|
|
|
2,007 |
|
总计 |
|
|
511 |
|
|
|
24.04 |
|
|
|
1,085 |
|
|
|
45.04 |
|
|
|
4,861 |
|
|
|
31.73 |
|
|
|
6,457 |
|
我们对油井特许权使用费的平均利息是0.65%。我们对工作利益井的平均利息是4.33%的工作利息和4.19%的净收益利息。
我们的记录中没有关于多次完工的信息,但这个数字据信不是很大。关于仅限总特许权使用费的油井,其中一些油井位于多井单元油田。在这种情况下,我们在每个单位化油田的所有权被算作一个总油井,因为我们无法获得所有这些单位化油田的实际井数。
25
自.起 2021年9月30日, 我们拥有506,251毛收入(64,214NET)开发的矿产英亩。我们 有也是从别人那里租来的191,793毛收入(18,298NET)开发的英亩土地。
未开发面积
截至2021年9月30日,我们总共拥有1179,417英亩未开发矿产,净未开发矿产英亩187,386英亩。我们所有的租约都是按生产持有的(“HBP”),我们没有任何未开发英亩的租约。
钻探活动
下表列出了我们的净生产开发、勘探和购买油井,以及我们拥有工作权益、特许权使用费权益或两者都在指定会计年度钻探和完成的净干开发、勘探和购买油井。
|
|
网络 生产效率高 |
|
|
净生产 |
|
|
净干燥 |
|
|||
|
|
工作兴趣 水井 |
|
|
特许权使用费权益 水井 |
|
|
工作兴趣 水井 |
|
|||
开发井 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截止的财政年度: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2021年9月30日 |
|
|
- |
|
|
|
0.556684 |
|
|
|
- |
|
2020年9月30日 |
|
|
- |
|
|
|
0.597278 |
|
|
|
- |
|
2019年9月30日 |
|
|
0.939636 |
|
|
|
0.395755 |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
探井 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截止的财政年度: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2021年9月30日 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
2020年9月30日 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
2019年9月30日 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
购买的油井 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截止的财政年度: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2021年9月30日 |
|
|
- |
|
|
|
1.216467 |
|
|
|
- |
|
2020年9月30日 |
|
|
- |
|
|
|
0.364206 |
|
|
|
- |
|
2019年9月30日 |
|
|
- |
|
|
|
0.516293 |
|
|
|
- |
|
当前活动
下表列出了截至2021年9月30日,我们正在钻探或等待完工的天然气和油井的总和和净额,我们在这些油井中要么拥有工作权益,要么拥有特许权使用费权益,或者两者兼而有之。截至2021年9月30日,这些油井没有生产。
|
|
毛利油井 |
|
|
净工作利息井 |
|
|
仅限毛版税油井 |
|
|
净特许权使用费利息井总数 |
|
||||
天然气 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
131 |
|
|
|
0.63 |
|
油 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
146 |
|
|
|
0.73 |
|
总计 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
277 |
|
|
|
1.36 |
|
其他设施
我们在俄克拉何马州俄克拉何马城租了8776平方英尺的办公空间,计划于2027年8月31日到期。
26
项目3. |
L埃格勒 P玫瑰花 |
在日常业务过程中,我们可能不时成为各种法律程序的申索人或被告。在2021年9月30日或本年度报告发布之日,没有涉及本公司的重大法律诉讼待决。
项目4. |
煤矿安全信息披露 |
不适用。
27
第二部分
. |
普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 |
我们普通股的市场
我们的普通股在纽约证券交易所(NYSE)上市,交易代码为“PHX”。
截至2021年9月30日,我们被授权发行普通股共计36,000,500股。在2021年10月5日召开的股东特别大会上,我们的股东批准了一项修订后的公司注册证书修正案,将我们的法定股份增加到54,000,500股普通股。
性能图
下图将我们普通股向股东提供的5年累计总回报与标准普尔SmallCap 600指数和标准普尔石油天然气勘探与生产指数的累计总回报进行了比较。假设在2016年9月30日对我们的普通股和每个指数进行了100美元的投资(包括所有股息的再投资),并跟踪了此类投资的相对表现,直至2021年9月30日(包括2021年9月30日)。本表并不是为了预测我们普通股的未来表现。
28
纪录保持者
截至2021年12月3日,共有1273名普通股持有者和大约5000名实益所有者。
分红
在过去的三年中,我们在普通股上支付了每股0.04美元或每股0.01美元的季度股息。在宣布和支付任何股息之前,必须得到本公司董事会的批准。
从历史上看,我们是按季度向股东支付股息的。虽然我们预计我们将继续为普通股支付股息,但未来现金股息的支付和金额将取决于(其中包括)财务状况、运营资金、资本和开发支出水平、未来业务前景、合同限制以及董事会认为相关的任何其他因素。我们的信贷协议对股息支付和股票回购设定了限制,前提是该等支付会导致杠杆率(如信贷协议中的定义)高于2.50至1.0,或可用承诺(如信贷协议中的定义)低于借款基数的10%(如信贷协议中的定义)。
公司购买股权证券
在截至2021年9月30日的季度内,我们没有回购任何普通股。
我们的股东于二零一零年三月批准经二零一八年五月修订的二零一零年限制性股票计划(“二零一零年股票计划”)后,董事会批准了经修订的回购计划,授权管理层酌情回购最多150万美元的普通股。回购计划有一项常青树条款,授权在使用之前的金额时,额外回购150万美元的普通股。作为修订的一部分,我们在回购计划下允许购买的股票数量不再被限制在等于根据我们的2010年股票计划(经修订)授予的普通股总数(I)、(Ii)我们向PHX Minerals Inc.员工持股和401(K)计划(一个符合税务条件的固定缴款计划(“ESOP”))提供的股份以及(Iii)根据我们的非雇员董事递延补偿计划记入董事账户的股份总数。
29
项目6. |
储备d |
30
项目7. |
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 |
以下讨论和分析应与我们所附的财务报表以及本年度报告其他部分包括的财务报表附注一并阅读。以下讨论包括反映我们的计划、估计和信念的前瞻性陈述。由于许多因素的影响,我们的实际结果可能与这些前瞻性陈述中讨论的结果大不相同,包括本年度报告中“风险因素”一节和其他部分讨论的那些因素。以下讨论和分析大致讨论了2021财年和2020财年的项目,以及2021财年和2020财年的同比比较。未包括在本10-K表中的2019年项目的讨论以及2020和2019年的同比比较可在我们截至2020年9月30日的财年10-K表年度报告的第二部分第7项中的“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中找到。
业务概述
我们关注的是美国资源领域的永久天然气和石油矿产所有权。在2019年战略改变之前,我们参与了我们的一些矿产和租赁面积的工作权益,因此,我们仍然拥有租赁面积的遗留权益和天然气和石油资产的非经营性权益。从2020年10月8日起,我们的公司名称更名为PHX Minerals Inc.,以更准确地反映我们的业务战略。
我们的经营结果主要取决于公司的以下因素:现有储量;与获得、勘探和开发新储量相关的成本;产量和相关生产成本;以及天然气、石油和天然气的销售价格。虽然我们目前的收入有很大一部分来自于生产和销售天然气、石油和NGL,但越来越多的收入来自生产和销售天然气、石油和NGL的特许权使用费。
矿业权的战略重点
在2019财年,我们做出了战略决定,通过矿产收购和开发我们核心重点领域的重要矿产面积库存,专注于永久的天然气和石油矿产所有权和增长。根据这一决定,我们停止在未来对我们的矿产和租赁面积持有工作权益头寸。在2020财年和2021财年,我们没有带着工作兴趣参与任何新油井的钻探。我们相信,我们专注于矿产所有权的战略是为我们的股东提供最大风险加权投资回报的最佳途径。
市场状况和商品价格
大宗商品价格受到许多我们无法控制的因素的影响,包括市场供求的变化,这些因素受到天气状况、管道运力限制、库存储存水平、基差和其他因素的影响。因此,我们无法准确预测未来的商品价格,因此,我们无法在任何程度上确定这些价格的增减将对我们的产量或收入产生什么影响。
我们的工作利益和特许权使用费收入可能会因商品价格、生产结构和运营商销售的产量的变化而在不同时期发生重大变化。
生产和运营更新
我们2021财年的天然气和天然气产量分别比2020财年增长了12%和2%,而石油产量下降了17%。2021财年较高的天然气、石油和NGL价格(如下所述)以及上述整体产量变化导致2021年天然气、石油和NGL销售收入增长62%。
我们已探明的天然气、石油和NGL储量在2021年增至83.0Bcfe,而2020年为57.7Bcfe,增加了约25.3Bcfe,增幅为44%。这一增长主要是由于天然气和石油价格的改善以及收购,但略有被产量和业绩修正所抵消。修订主要与天然气和油井延长其经济限制晚于2020年的预期有关,原因是天然气和石油价格以及其他储备参数(如差价和租赁运营成本)上涨。此外,收购主要位于德克萨斯州东部和路易斯安那州西部的Haynesville Shale Play正在进行的钻探项目中,以及俄克拉何马州Ardmore和Anadarko盆地的密西西比州和伍德福德页岩区段的铲子和堆叠钻探项目中。
截至2021年9月30日,我们在277口正在钻井或等待完工的油井中平均拥有0.5%的净收入权益,其中包括所有特许权使用费权益。
31
经营成果
下表反映了所示期间的某些运营数据:
|
|
截至9月30日的年度, |
||||
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
2021 |
|
2020 |
|
我不知道我在说什么。 或 (12月) |
生产: |
|
|
|
|
|
|
天然气(MCF) |
|
6,699,720 |
|
5,962,705 |
|
12% |
石油(Bbls) |
|
224,479 |
|
269,785 |
|
(17%) |
NGL(BBLS) |
|
171,488 |
|
168,623 |
|
2% |
麦克菲 |
|
9,075,519 |
|
8,593,153 |
|
6% |
平均售价: |
|
|
|
|
|
|
天然气(按MCF计算) |
|
$3.13 |
|
$1.72 |
|
82% |
油(每桶) |
|
$56.58 |
|
$41.47 |
|
36% |
NGL(每桶) |
|
$23.80 |
|
$11.42 |
|
108% |
麦克菲 |
|
$4.16 |
|
$2.72 |
|
53% |
2021年和2020年按季度划分的产量如下(Mcfe):
|
|
截至2021年9月30日止的年度 |
|
|||||||||
|
|
特许权使用费权益 |
|
|
工作兴趣 |
|
|
总计 |
|
|||
第一季度 |
|
|
744,653 |
|
|
|
1,329,681 |
|
|
|
2,074,334 |
|
第二季度 |
|
|
1,230,105 |
|
|
|
1,066,697 |
|
|
|
2,296,802 |
|
第三季度 |
|
|
1,204,571 |
|
|
|
1,288,242 |
|
|
|
2,492,813 |
|
第四季度 |
|
|
998,230 |
|
|
|
1,213,340 |
|
|
|
2,211,570 |
|
总计 |
|
|
4,177,559 |
|
|
|
4,897,960 |
|
|
|
9,075,519 |
|
|
|
截至2020年9月30日的年度 |
|
|||||||||
|
|
特许权使用费权益 |
|
|
工作兴趣 |
|
|
总计 |
|
|||
第一季度 |
|
|
785,431 |
|
|
|
1,493,056 |
|
|
|
2,278,487 |
|
第二季度 |
|
|
971,589 |
|
|
|
1,401,546 |
|
|
|
2,373,135 |
|
第三季度 |
|
|
814,501 |
|
|
|
1,089,251 |
|
|
|
1,903,752 |
|
第四季度 |
|
|
776,276 |
|
|
|
1,261,503 |
|
|
|
2,037,779 |
|
总计 |
|
|
3,347,797 |
|
|
|
5,245,356 |
|
|
|
8,593,153 |
|
2021财年与2020财年的比较
概述
2021年收入下降的主要原因是衍生品合同损失增加,但天然气、石油和NGL销售增加部分抵消了这一影响。我们在2021年录得净亏损6217,237美元,或每股亏损0.24美元,而2020年净亏损23,952,037美元,或每股亏损1.41美元。2021年支出减少,主要原因是减值准备(非现金)、DD&A、LOE和利息支出减少,但运输、收集和营销费用、生产税和债务清偿损失的增加部分抵消了这一影响。
32
天然气、石油和天然气销售
|
截至9月30日的年度, |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
我不知道我在说什么。或(12月) |
|
||
天然气、石油和天然气销售 |
$ |
37,749,044 |
|
|
$ |
23,370,003 |
|
|
62% |
|
这一增长是由于天然气、石油和天然气价格分别上涨了82%、36%和108%,加上天然气和天然气产量分别上涨了12%和2%,但石油产量下降了17%,部分抵消了这一涨幅。
天然气产量的增加主要是由于收购了德克萨斯州和路易斯安那州的Haynesville Shale Play,但被勺子和Arkoma堆栈产量的自然下降略微抵消了这一影响。石油产量的减少是高利润油井产量自然下降的结果。坐在鹰福特车里和巴肯发挥作用,我们的战略,不再参与鹰福特新钻探的工作兴趣,并减少在巴肯的钻探活动。这些下降被收购和堆叠中的新钻探略微抵消。NGL产量的增加主要是由于高息油井在2020财年部分时间关闭后重新上线,以及烟囱中的新油井上线。这被独家新闻中产量的自然下降略微抵消了。
鉴于我们的战略决定不再参与工作利益,我们计划通过发展我们目前的矿产面积库存和未来通过收购更多的矿产权益来抵消现有生产基地的自然衰退。
衍生工具合约的损益
|
截至9月30日的年度, |
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
我不知道我在说什么。或(12月) |
|
|||
已结算衍生品合约收到(支付)的现金: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
已结算衍生品合约收到(支付)的现金,净额 |
$ |
(11,925,669 |
) |
|
$ |
4,109,210 |
|
|
(390%) |
|
|
衍生工具合约的非现金收益(亏损): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
衍生工具合约的非现金净收益(亏损) |
$ |
(4,276,820 |
) |
|
$ |
(3,201,791 |
) |
|
(34%) |
|
|
衍生品合约净收益(亏损) |
$ |
(16,202,489 |
) |
|
$ |
907,419 |
|
|
(1,886%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至9月30日, |
|
|
|
|
|
|||||
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
|
|
|
||
衍生工具合约的公允价值 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
净资产(净负债) |
$ |
(13,784,467 |
) |
|
$ |
(707,647 |
) |
|
(1,848%) |
|
衍生品合约净亏损的变化是由于2021年天然气和石油套头以及固定价格掉期相对于各自的签约数量和价格而言效益较低。从2020年9月30日的净负债头寸707647美元变化到2021年9月30日的净负债头寸13784,467美元,原因是2021年期间衍生品合约的非现金亏损4276820美元,以及与英国石油能源公司(BP)签订场外对冲880万美元的现金。进一步说明见财务报表附注12第8项--“财务报表和补充数据”。
我们于2021年9月30日实施的天然气和石油固定价格掉期,到期日为2023年3月。我们利用衍生品合约来保护我们的现金流和投资回报。
租赁运营费用(LOE)
|
截至9月30日的年度, |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
我不知道我在说什么。或(12月) |
|
||
租赁运营费用 |
$ |
4,230,968 |
|
|
$ |
4,841,541 |
|
|
(13%) |
|
每个MCFE的租赁运营费用 |
$ |
0.47 |
|
|
$ |
0.56 |
|
|
(16%) |
|
我们负责与油井相关的LOE的一部分,作为一个工作利益所有者。LOE包括与我们从天然气和油井生产碳氢化合物所需的工作利益相关的正常经常性和非经常性费用,包括维护、维修、盐水处理、保险和修井费用。与现场运营成本相关的总LOE
33
减少 $610,573 或13%在……里面 2021,与2020。LOE率下降的主要原因是我们的战略决策,以停息参与英对新油井有工作兴趣 以及特许权使用费利息产量占总产量的百分比的增加。
运输、集聚与营销
|
截至9月30日的年度, |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
我不知道我在说什么。或(12月) |
|
||
运输、集聚和营销 |
$ |
5,767,287 |
|
|
$ |
4,812,869 |
|
|
20% |
|
每个MCFE的运输、收集和营销 |
$ |
0.64 |
|
|
$ |
0.56 |
|
|
14% |
|
与2020年相比,2021年运输、聚集和营销增加了954,418美元,增幅为20%。成本增加的主要原因是2021年产量增加。每立方米价格的增长主要是由于天然气销量相对于其他产品的增长。天然气销售承担了我们运输、收集和营销费用的大部分。
生产税
|
截至9月30日的年度, |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
我不知道我在说什么。或(12月) |
|
||
生产税 |
$ |
1,938,304 |
|
|
$ |
1,022,912 |
|
|
89% |
|
生产税占销售额的百分比 |
|
5.1 |
% |
|
|
4.4 |
% |
|
16% |
|
生产天然气和石油的生产税是根据联邦、州或地方税务当局确定的固定和可变税率销售的产品收入的一定比例缴纳的。与2020年相比,2021年的生产税增加了915,392美元,增幅为89%。金额的增加主要是由于2021年天然气、石油和NGL销售额增加了14,379,041美元。
折旧、损耗和摊销(DD&A)
|
截至9月30日的年度, |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
我不知道我在说什么。或(12月) |
|
||
折旧、损耗和摊销 |
$ |
7,745,804 |
|
|
$ |
11,313,783 |
|
|
(32%) |
|
折旧、损耗和摊销 |
$ |
0.85 |
|
|
$ |
1.32 |
|
|
(36%) |
|
DD&A是指在此期间开采的碳氢化合物数量所导致的天然气和石油性质的成本基础金额,按工作利息的生产单位计算,并按生产和非生产矿物的直线基础计算。已探明生产储量估算是枯竭计算的重要组成部分。与2020年相比,2021年DD&A减少了3,567,979美元,或32%,其中4,204,702美元的减少是由于每MCFE的DD&A费率下降了0.47美元,部分被2021年产量增加6%导致的636,723美元的增加所抵消。降幅的部分原因是,与2020年相比,2021年期间储量计算中使用的天然气、石油和NGL价格更高,延长了油井的经济寿命。这导致大量油井的预计剩余储量增加,导致DD&A产量单位减少,尽管预测增加。
减值准备
2021年的减值准备金为50475美元,而2020年的减值准备金为29904528美元。2021年期间,一个领域减值37879美元。这些资产按照公认会计准则的要求减记至其公允市场价值。于二零二零年,包括费耶特维尔及鹰滩页岩在内的七个不同油田录得减值29,315,806美元,占我们总减值的89%。这七个领域的减值是由于较低的未来价格减少了与这些领域相关的未来净现金流量,导致这些资产未能通过第一步减值测试,因为它们的未贴现现金流不够高,不足以覆盖资产的账面基础。这些资产按照公认会计准则的要求减记至其公允市场价值。其余12,596美元和588,721美元的减值2021年和 2020期间分别记录在其他资产上。
34
利息支出
|
截至9月30日的年度, |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
我不知道我在说什么。或(12月) |
|
||
利息支出 |
$ |
995,127 |
|
|
$ |
1,286,788 |
|
|
(23%) |
|
加权平均未偿债务 |
$ |
23,725,079 |
|
|
$ |
32,290,257 |
|
|
(27%) |
|
这一下降是由于2021年的未偿债务余额低于2020年。
一般和行政费用(G&A)
|
截至9月30日的年度, |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
我不知道我在说什么。或(12月) |
|
||
一般事务和行政事务 |
$ |
8,207,882 |
|
|
$ |
8,024,901 |
|
|
2% |
|
G&A是与天然气和石油生产没有直接关联的成本,包括员工工资和相关福利、办公费用和专业服务费。与2020年相比,2021年的G&A增加了182,981美元。这一小幅增长主要是由于年内活动增加,但部分被我们降低成本的努力所抵消。
债务清偿损失
当我们终止由俄克拉何马银行牵头的信贷安排时,我们注销了之前资本化的所有相关成本。
资产销售和其他损失(收益)r
2021年,我们的资产出售净收益为312,838美元,而2020年的净收益为3,973,256美元。2021年期间,我们以285714美元的价格出售了德克萨斯州中央盆地平台的2857英亩净矿产英亩,获得了236,907美元的收益。2021年资产出售的剩余收益是由于各种无形资产出售减去调整。
在2020年第一季度,我们出售了新墨西哥州埃迪县的生产矿产面积,获得了3,272,499美元的收益。我们利用国内税收法典第1031条规定的同类交换,通过使用合格的交换住宿协议在本季度购买的堆叠/勺子矿产面积收购来抵消所有收益的所得税。在2020年第四季度,我们出售了俄克拉荷马州西北部5925英亩的非生产矿产英亩,获得了717,640美元的收益。2020年资产出售的剩余收益是由于各种资产出售减去了调整。
所得税拨备(福利)
|
截至9月30日的年度, |
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
我不知道我在说什么。或(12月) |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
所得税拨备(福利) |
$ |
(651,051 |
) |
|
$ |
(8,289,000 |
) |
|
(92%) |
|
|
实际税率 |
|
9 |
% |
|
|
26 |
% |
|
(65%) |
|
所得税从2020年的8,289,000美元改变为2021年的651,051美元。所得税优惠的变化主要是由于净亏损的减少。
当预计本年度有所得税拨备时,联邦和俄克拉何马州的超额百分比损耗会降低实际税率,而其影响是在记录所得税优惠时提高实际税率。
2020财年与2019财年的比较
概述
2020年收入下降,主要原因是天然气、石油和NGL销售下降,资产出售收益下降,衍生品合同收益下降。该公司于2020年录得净亏损23,952,037美元,或每股亏损1.41美元,而去年同期为净亏损23,952,037美元,或每股亏损1.41美元
35
$40,744,938,或$2.43每股,in2019。2020年支出减少,主要原因是减值准备(非现金)、DD&A、LOE以及运输、收集和营销费用减少。
天然气、石油和天然气销售
|
截至9月30日的年度, |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
我不知道我在说什么。或(12月) |
|
||
天然气、石油和天然气销售 |
$ |
23,370,003 |
|
|
$ |
39,410,036 |
|
|
(41%) |
|
下降的原因是天然气、石油和天然气价格分别下降了31%、25%和33%,天然气、石油和天然气产量分别下降了16%、18%和22%。
石油产量的下降是由于当时的经济状况导致修井推迟,以及高利息油井产量的自然下降。在鹰福特,以及2019年和2020年在德克萨斯州和新墨西哥州的二叠纪盆地出售资产。2019年11月上线的巴肯十口井钻探计划,以及2019年末对巴肯和堆叠生产物业的矿产收购,略微抵消了这些下降。天然气和天然气产量减少这主要是由于Arkoma Stack和Stack的产量自然下降,其次是费耶特维尔(Fayetteville)的产量下降,以及Arkoma Stack的高利息油井停产。
衍生工具合约的损益
|
截至9月30日的年度, |
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
我不知道我在说什么。或(12月) |
|
|||
衍生品合约收到(支付)的现金: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
衍生品合约收到(支付)的现金,净额 |
$ |
4,109,210 |
|
|
$ |
196,985 |
|
|
1,986% |
|
|
衍生工具合约的非现金收益(亏损): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
衍生工具合约的非现金净收益(亏损) |
$ |
(3,201,791 |
) |
|
$ |
5,908,160 |
|
|
(154%) |
|
|
衍生品合约净收益(亏损) |
$ |
907,419 |
|
|
$ |
6,105,145 |
|
|
(85%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至9月30日, |
|
|
|
|
|
|||||
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
|
|
|
||
衍生工具合约的公允价值 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
净资产(净负债) |
$ |
(707,647 |
) |
|
$ |
2,494,144 |
|
|
(128%) |
|
衍生品合约净收益的变化主要是由于天然气和石油套圈以及固定价格掉期在2019年相对于各自的签约数量和价格更有利。在2020财年,我们收到了4,109,210美元的已结算衍生品合约,而2019财年收到的是196,985美元。从2019年9月30日的净资产头寸变化到2020年9月30日的净负债头寸,导致2020财年衍生品合约的未实现亏损为3,201,791美元。
该公司于2020年9月30日实施的天然气和石油免费套头合同和固定价格掉期合同的到期日为2020年10月至2022年2月。该公司利用衍生品合约来保护其现金流和投资回报。
36
资产出售收益
2020年,该公司录得资产出售收益3997,436美元,而2019年为18,973,426美元。2020年第一季度,该公司出售了新墨西哥州埃迪县的生产矿产面积,获利3,272,499美元。该公司利用国内税法第1031条规定的同类交换,通过使用合格的交换住宿协议在本季度购买的堆叠/勺子矿产面积收购来抵消所有收益的所得税。2020年第四季度,该公司出售了位于俄克拉何马州西北部的5925英亩非生产矿产英亩,获利717,640美元。2020年资产出售的剩余收益是由于各种资产出售减去了调整。
2019年,公司以9,096,938美元的收益出售了新墨西哥州利亚县和埃迪县的矿产面积;以4,921,656美元的收益出售了德克萨斯州的马丁县(矿产和租赁);以2,704,323美元的收益出售了德克萨斯州的洛夫里夫斯和沃德县;以2,250,509美元的收益出售了德克萨斯州的里根和厄普顿县。
租赁运营费用(LOE)
|
截至9月30日的年度, |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
我不知道我在说什么。或(12月) |
|
||
租赁运营费用 |
$ |
4,841,541 |
|
|
$ |
6,398,522 |
|
|
(24%) |
|
每个MCFE的租赁运营费用 |
$ |
0.56 |
|
|
$ |
0.62 |
|
|
(10%) |
|
与2019年相比,2020年与现场运营成本相关的LOE减少了1,556,981美元,降幅为24%。LOE费率下降的主要原因是公司的战略决定,即不参与新油井的工作权益,出售一些运营成本较高的非核心边际资产,以及运营商就较低的油井服务定价进行谈判,从而降低LOE费用。
运输、集聚与营销
|
截至9月30日的年度, |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
我不知道我在说什么。或(12月) |
|
||
运输、集聚和营销 |
$ |
4,812,869 |
|
|
$ |
6,089,903 |
|
|
(21%) |
|
每个MCFE的运输、收集和营销 |
$ |
0.56 |
|
|
$ |
0.59 |
|
|
(5%) |
|
与2019年相比,2020年运输、收集和营销减少了1,277,034美元,降幅为21%,这主要是由于2020年产量下降。运输、集输和销售率下降的主要原因是天然气产量下降和天然气价格下降。天然气销售是主要的处理方式。手续费要么按销售额的百分比收取,要么按生产量收取。
生产税
|
截至9月30日的年度, |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
我不知道我在说什么。或(12月) |
|
||
生产税 |
$ |
1,022,912 |
|
|
$ |
1,902,636 |
|
|
(46%) |
|
生产税占销售额的百分比 |
|
4.4 |
% |
|
|
4.8 |
% |
|
(8%) |
|
金额下降的主要原因是2020年天然气、石油和NGL销售额减少了16,040,033美元。
折旧、损耗和摊销(DD&A)
|
截至9月30日的年度, |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
我不知道我在说什么。或(12月) |
|
||
折旧、损耗和摊销 |
$ |
11,313,783 |
|
|
$ |
18,196,583 |
|
|
(38%) |
|
折旧、损耗和摊销 |
$ |
1.32 |
|
|
$ |
1.76 |
|
|
(25%) |
|
DD&A减少了3,108,787美元,原因是2020年天然气、石油和NGL产量与2019年相比总共下降了17%。另外减少3,774,013美元是因为每公费的DD&A费率减少了0.44美元。利率
37
减少的主要原因是在财政年度第四季度发生了大量减值。年2019年和本财年第二季度年2020年,这降低了资产的基础。利率的下降被较低的价格部分抵消了天然气,油和年内在储备计算中使用的NGL价格财年2020年,与财年2019年,缩短油井经济寿命。这导致大量油井的预计剩余储量降低,导致产量DD&A单位增加。
减值准备
2020年的减值拨备为29,904,528美元,而2019年的减值拨备为76,824,337美元。在2020财年,包括费耶特维尔页岩和鹰滩页岩在内的七个不同油田记录了29,315,806美元的减值,占我们总减值的89%。这七个领域的资产减值是由于与我们的产品相关的期货价格下降造成的。截至2020财年第二季度末,期货价格经历了下行压力,导致定价较低。与这些领域相关的未来净值减少导致这些资产未能通过第一步减值测试,因为它们的未贴现现金流不足以覆盖资产的账面基础。这些资产按照公认会计准则的要求减记至其公允市场价值。费耶特维尔的资产是干气资产,该公司于2011年收购了其中的一部分。2020年3月31日天然气价格较低,是该领域减损的主要原因。公司于2019年9月30日确认了与鹰福特相关的减值76,560,376美元,这主要是由于从公司的储备报告中剔除了工作利息PUD。鹰福特资产在2020年3月31日的进一步减值,是由于当时大宗商品价格比2020财年有所下降。剩余的588,721美元和263,961美元的减值分别在2020年和2019年记录在其他资产上。
利息支出
|
截至9月30日的年度, |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
我不知道我在说什么。或(12月) |
|
||
利息支出 |
$ |
1,286,788 |
|
|
$ |
1,995,789 |
|
|
(36%) |
|
加权平均未偿债务 |
$ |
32,290,257 |
|
|
$ |
43,092,804 |
|
|
(25%) |
|
这一下降是由于平均利率较低,以及2020年未偿债务余额较低。
一般和行政费用(G&A)
|
截至9月30日的年度, |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
我不知道我在说什么。或(12月) |
|
||
一般事务和行政事务 |
$ |
8,024,901 |
|
|
$ |
8,565,243 |
|
|
(6%) |
|
减少的主要原因是人员费用和董事会费用减少。人事费用的减少主要是由于我们的前首席执行官在2019年财年结束时辞职,遣散费约为67万美元,劳动力减少,以及与绩效相关的薪酬下降。与2019年相比,2020年董事会费用下降的原因是董事会成员减少。技术咨询和法律费用的增加部分抵消了人事和董事会费用。技术咨询的增长是因为我们当时的临时(现任)首席执行官的成本增加,地质和工程费用。法律费用的增加主要是由于提供了与公司的委托书、股票发行和一般业务咨询有关的额外工作。
所得税拨备(福利)
|
截至9月30日的年度, |
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
我不知道我在说什么。或(12月) |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
所得税拨备(福利) |
$ |
(8,289,000 |
) |
|
$ |
(13,481,000 |
) |
|
(39%) |
|
|
实际税率 |
|
26 |
% |
|
|
25 |
% |
|
3% |
|
在2020年和2019年,税收优惠都是2020年第二季度和2019年第四季度减值造成的巨额税前亏损的结果。
当预计本年度有所得税拨备时,联邦和俄克拉何马州的超额百分比损耗会降低实际税率,而其影响是在记录所得税优惠时提高实际税率。
38
L流动度 和 C资本 R资源
截至2021年9月30日,我们的营运资本为负2,912,862美元,其中包括12,087,988美元的流动衍生品合同负债,而截至2020年9月30日,我们的营运资本为正13,335,880美元。其中包括用于2021财年第一季度收购的730万美元现金.
流动性
截至2021年9月30日,现金和现金等价物为2,438,511美元,而2020年9月30日为10,690,395美元,减少了8,251,884美元。截至2021年9月30日和2020年9月30日的年度现金流摘要如下:
|
|
截至9月30日的年度, |
|
|||||||||
提供(使用)的现金净额由: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
变化 |
|
|||
经营活动 |
|
$ |
3,942,087 |
|
|
$ |
11,106,295 |
|
|
$ |
(7,164,208 |
) |
投资活动 |
|
|
(20,368,919 |
) |
|
|
(6,462,518 |
) |
|
|
(13,906,401 |
) |
融资活动 |
|
|
8,174,948 |
|
|
|
(114,073 |
) |
|
|
8,289,021 |
|
增加(减少)现金和现金等价物 |
|
$ |
(8,251,884 |
) |
|
$ |
4,529,704 |
|
|
$ |
(12,781,588 |
) |
经营活动:
与2020年相比,2021年经营活动提供的现金净额减少了7164208美元,主要原因如下:
|
• |
增加衍生品合约付款净额16034880美元; |
|
• |
租赁红利收入减少260295美元; |
|
• |
利息支出减少285825美元; |
|
• |
G&A和其他费用减少844387美元; |
|
• |
减少外地业务费用1067442美元; |
|
• |
增加所得税收入48,950美元;以及 |
|
• |
天然气、石油和天然气销售收入(扣除生产税和收集、运输和营销成本)和其他收入增加6884363美元。 |
投资活动:
与2020年相比,2021年用于投资活动的净现金增加了13906401美元,主要原因如下:
|
• |
2021年修井活动增加使我们的资本支出增加了330,036美元; |
|
• |
收购活动的增加使我们的支出增加了10,336,097美元; |
|
• |
出售资产所得收益减少3240268美元。 |
39
融资活动:
与2020年相比,2021年期间融资活动提供的现金净额增加了8289021美元,主要原因如下:
|
• |
2021年期间,场外衍生品合约的现金收入增加了880万美元; |
|
• |
2021年股票发行净收益增加3467411美元; |
|
• |
2021年期间股息支付减少591,716美元; |
|
• |
债务净付款增加4575000美元。 |
资本资源
我们在2021年没有资本支出来钻探和完成油井, 由于我们的战略是在2019年财年结束时停止参与有工作利益的新油井。我们目前没有剩余的承诺,需要大量资金来钻探和完成油井。
由于我们已决定停止进一步参与在我们的矿产和租赁面积上拥有工作权益的油井,我们预计未来用于营运权益物业的资本支出将微乎其微,因为支出将仅限于加强现有油井的资本修缮。
2020年10月8日,我们完成了对俄克拉何马州格雷迪县297英亩净特许权使用费以及德克萨斯州哈里森县、帕诺拉县和纳科多奇县386英亩净特许权使用费英亩的购买,收购价为550万美元和153,375股普通股,取决于惯例的成交调整。此次收购的资金主要来自2020年9月1日结束的575万股我们普通股的承销公开发行。
2020年11月12日,我们完成了对德克萨斯州圣奥古斯丁县184英亩净矿产的购买,收购价格为75万美元。
2020年12月17日,我们完成了在德克萨斯州圣奥古斯丁县额外购买142英亩净特许权使用费的交易,购买价格为100万美元。
2021年4月20日,我们完成了617.5万股普通股的承销公开发行(包括2021年4月23日结束的超额配售选择权),净收益约为1110万美元。
2021年4月30日,我们完成了对位于俄克拉何马州斯蒂芬斯、卡特、加拿大、麦克莱恩、默里和加尔文县的某些矿产和特许权使用费资产的收购,代价包括大约850万美元的现金和120万股我们的普通股。此次收购包括独家新闻中总计约2514英亩的矿产和特许权使用费资产。此次收购的生效日期为2020年11月1日。
2021年6月23日,我们完成了以100万美元的价格在海恩斯维尔购买131英亩净特许权使用费的交易。
2021年6月30日,我们完成了在海恩斯维尔购买262英亩净特许权使用费的交易,购买价格为130万美元。
2021年9月24日,根据两份独立的买卖协议(“购买协议”),我们完成了对海恩斯维尔矿产和特许权使用费资产总计约817英亩净特许权使用费的购买,代价包括728,214美元现金和2,349,207股普通股。普通股对价的一部分将以第三方托管形式持有,以满足根据购买协议可能产生的赔偿要求。在与赔偿索赔有关的情况下,或在与任何未解决的赔偿索赔有关的情况下,未退还给我们的,托管持有的股票将在成交日期约六个月后释放给卖家。其中一份购买协议包括与普通股对价有关的登记权,根据该等登记权,吾等向美国证券交易委员会登记股份。
我们在2021财年收到了总计约40万美元的租赁奖金。展望未来,与租赁我们矿区钻探权相关的奖金支付的现金流很难像目前这样预测。
40
经济低迷减少了运营商对新租赁的需求。不过,管理层计划继续积极寻求租赁机会。
随着天然气和石油价格的持续波动,管理层继续评估通过对我们未来的天然气和石油生产进行额外对冲来保护产品价格的机会。有关未平仓衍生工具合约的完整清单,请参阅第8项“财务报表及补充数据”内的财务报表附注12。
下表汇总了经营活动提供的现金使用情况和由此产生的现金变动情况:
|
|
截至12个月 |
|
|
|
|
9/30/2021 |
|
|
经营活动提供的现金 |
|
$ |
3,942,087 |
|
现金用于(由以下公司提供): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
资本支出--收购 |
|
|
20,624,347 |
|
资本支出-钻井、完井和修井 |
|
|
733,172 |
|
季度股息为每股0.01美元 |
|
|
1,060,448 |
|
购买国库股 |
|
|
2,741 |
|
信贷安排的净付款(借款) |
|
|
11,250,000 |
|
出售资产所得收益 |
|
|
(988,600 |
) |
场外衍生品合约支付的现金(收入) |
|
|
(8,800,000 |
) |
股票发行净收益 |
|
|
(11,688,137 |
) |
使用的现金净额 |
|
|
12,193,971 |
|
现金净增(减) |
|
$ |
(8,251,884 |
) |
截至2021年9月30日,我们信贷安排下的未偿还借款为17,500,000美元。截至2021年12月1日,未偿还借款为1750万美元。
展望未来,我们预计将从经营活动提供的现金、手头现金和我们信贷安排的借款中为管理费用、矿产和特许权使用费收购以及股息支付提供资金。截至2021年9月30日,根据我们的信贷安排,我们有1,000万美元的可用资金,并遵守了我们的债务契约(当前比率,债务与往绩12个月EBITDAX的比率,如信贷协议中所定义,以及受杠杆率限制的限制性付款)。信贷协议中的债务契约将我们的债务与EBITDAX的最高比率限制为不超过3.5:1。
2021年9月1日,我们签订了信贷协议,初始借款基数为27500,00美元。信贷协议规定该公司不时最多可借款1亿美元,并将于2025年9月1日到期。信贷协议取代了我们之前的循环信贷安排,后者是与俄克拉荷马银行(Bank Of Oklahoma)牵头的贷款辛迪加达成的。信贷协议的利息将根据(A)伦敦银行同业拆息加基于吾等借款基础使用率的每年2.750%至3.750%的适用保证金或(B)(1)当日有效的最优惠利率或(2)当日生效的美国联邦储备系统公布的联邦基金隔夜成本加0.5%(0.50%)的适用保证金加(在任何情况下)基于吾等借款基础使用率的1.750%至2.750%的适用保证金(两者以较大者为准)计算。根据信贷协议的条款,5%的利息罚金可能适用于到期未支付或在违约事件存在期间仍未支付的任何未偿还金额。信贷协议载有这类协议中常见的财务及各种其他契诺,包括(A)综合融资负债与综合备考EBITDAX的最高比率为3.50至1.00,按四个季度滚动计算,及(B)综合流动资产与综合流动负债(不包括贷款余额)的最低比率为1.00至1.00。其他负面公约包括对我们举债能力的限制,授予留置权, 做出根本性的改变,并与附属公司进行某些交易。信贷协议还限制我们在以下情况下进行某些限制性付款的能力:(I)在限制性付款之前和之后(I)可用承诺小于或等于借款基础的10%(10%),或(Ii)预计杠杆率大于2.50%至1.00。本描述中的信贷安排中所有未在本年度报告中另行定义的大写术语应具有信贷协议中赋予它们的含义。
根据我们的预期资本支出水平,2022年经营活动提供的预期现金,再加上我们的信贷安排下的可用性,以及我们目前有效的货架登记声明(包括根据下文描述的自动取款机协议)下未来可能出售的普通股,我们有足够的流动性为我们的持续运营提供资金。
41
2021年8月25日,我们达成了一项在市场上进行股权发行的协议戒指销售协议(“自动取款机”协议“)与作为销售代理和/或委托人的Stifel,Nicolaus&Company,Inc.(”StiFEL“),根据这一点,我们可能会不时地通过以下方式提供和销售或发送到Stifel,最高可达300万股我们的普通股。截至2021年9月30日,我们已售出221,000普通股股份根据自动柜员机协议的收益约为$70万,NET已支付佣金的百分比.
合同义务和承诺
我们与某些贷款人和独立银行有我们的信贷安排,作为行政代理和信用证发行商,它不时提供高达1亿美元的借款,并至少每半年确定一次借款基数。截至2021年9月30日,借款基数为27,500,000美元,信贷协议下的所有债务均以我们几乎所有个人财产以及我们已探明、开发和生产石油和天然气资产总价值的至少80%的优先担保权益作为担保,但须受允许留置权和其他例外情况的限制。循环贷款将于2025年9月1日到期。循环贷款项下的借款在到期日到期。信贷协议的利息是根据(A)伦敦银行同业拆息加基于吾等借款基础使用率的每年2.750%至3.750%的适用保证金或(B)(1)当日有效的最优惠利率或(2)美国联邦储备系统在该日有效的联邦基金隔夜成本加0.5个百分点(0.50%)的适用保证金加(在任何情况下)基于吾等借款基础使用率的1.750%至2.750%的适用保证金计算的。根据信贷协议的条款,5%的利息罚金可能适用于到期未支付或在违约事件存在期间仍未支付的任何未偿还金额。2021年9月30日,有效率为3.75%。本描述中的信贷安排中所有未在本年度报告中另行定义的大写术语应具有信贷协议中赋予它们的含义。
借款基数的确定至少每半年(12月1日和6月1日)进行一次,或者每当银行酌情认为天然气和石油资产的价值发生重大变化时进行。信贷协议载有这类协议中常见的财务及各种其他契诺,包括(A)综合融资负债与综合备考EBITDAX的最高比率为3.50至1.00,按四个季度滚动计算,及(B)综合流动资产与综合流动负债(不包括贷款余额)的最低比率为1.00至1.00。其他负面公约包括对我们举债、授予留置权、进行根本性改变以及与附属公司进行某些交易的能力的限制。信贷协议还限制我们在以下情况下进行某些限制性付款的能力:(I)在限制性付款之前或之后(I)可用承诺小于或等于借款基础的10%(10%),或(Ii)预计杠杆率大于2.50%至1.00。截至2021年9月30日,我们遵守了信贷安排的契约,在信贷安排下有17,500,000美元的未偿还贷款,以及10,000,000美元的借款基础可用。
下表汇总了截至2021年9月30日我们的合同义务和承诺:
|
|
按期到期付款 |
|
|||||||||||||||||
合同义务 |
|
|
|
|
|
少于 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
多过 |
|
||
和承诺 |
|
总计 |
|
|
1年 |
|
|
1-3年 |
|
|
3-5年 |
|
|
5年 |
|
|||||
长期债务义务 |
|
$ |
17,500,000 |
|
|
$ |
- |
|
|
$ |
- |
|
|
$ |
17,500,000 |
|
|
$ |
- |
|
房屋租赁 |
|
$ |
1,039,225 |
|
|
$ |
166,744 |
|
|
$ |
342,996 |
|
|
$ |
360,547 |
|
|
$ |
168,938 |
|
我们的建筑租赁作为经营性租赁入账,相关的经营性租赁资产和经营性租赁负债已在我们的资产负债表上确认。
截至2021年9月30日,我们的衍生品合约净负债为13,784,467美元。衍生品合约的最终结算额不得而知,因为它们面临持续的市场风险。请阅读项目7A-“关于市场风险的定量和定性披露”以及包含在项目8-“财务报表和补充数据”中的财务报表附注12,以了解有关我们衍生品合约的更多信息。
截至2021年9月30日,我们对资产报废义务的估计为2836,172美元。资产报废义务代表我们在未来支出中的份额,用于封堵和废弃我们拥有工作权益的油井,这些油井的经济寿命即将结束。由于债务时间的不确定性,这些数额没有列入上述附表。有关我们的资产报废义务的更多信息,请阅读第8项-“财务报表和补充数据”中的财务报表附注11。
42
关闭-资产负债表安排
我们在2021年至2020年期间没有表外安排,我们目前没有任何表外安排对我们的财务状况产生或可能产生当前或未来的影响,或导致财务状况、收入或支出、经营业绩、流动性、资本支出或对投资者至关重要的资本资源发生变化。
关键会计政策
按照公认会计原则编制财务报表要求管理层作出估计、判断和假设,这些估计、判断和假设影响资产、负债、收入和费用的报告金额,以及或有资产和负债的披露。然而,公司使用的会计原则通常不会改变我们报告的现金流或流动性。必须对现有规则进行解释,并对特定规则的具体内容如何适用于公司作出判断。
受管理层判断和估计影响的更重要的报告领域包括:天然气、原油和NGL储量估计;衍生品合同;资产减值;天然气、石油和NGL销售收入应计项目;以及所得税拨备。管理层的判断和估计是基于可从内部和外部来源获得的信息,包括工程师、地质学家、顾问和类似问题的历史经验。随着更多信息的了解,实际结果可能与估计有所不同。由于我们是所有物业的非运营商,天然气、石油和NGL销售收入的应计收入尤其容易受到估计误差的影响。因此,从油井运营商获得的产量和价格信息大大延迟。这导致对天然气、石油和天然气应计收入中使用的近期产量和价格的估计可能会受到未来变化的影响。
天然气、石油和天然气储量
管理层认为,对我们的天然气、原油和天然气储量的估计是我们最重要的判断和估计。该等估计影响财务报表第8项“财务报表及补充数据”附注16所载未经审核的标准化计量披露,以及营运权益物业的DD&A及减值计算。天然气、原油和NGL储量估计的变化会影响我们对DD&A、资产报废义务和资产减值必要性的计算。我们的独立咨询石油工程师在公司员工的协助下,每年准备我们对天然气、原油和天然气储量的估计,并每半年更新一次。这些估计基于现有的地质和地震数据、储层压力数据、岩心分析报告、测井记录、类似的油藏动态历史、生产数据以及其他可用的工程、地质和地球物理信息来源。在通常计算储备的期间之间,我们利用本期更新的价格更新储备计算。根据美国证券交易委员会规则,我们的储量估计是基于9月30日之前12个月内单个产品的平均价格,该价格被确定为该期间内每个月的月初1日价格的未加权算术平均值,除非价格是由合同安排定义的,不包括基于未来条件的上涨。根据我们2021年的DD&A,每个Mcfe的DD&A费率每变化10%,相应的DD&A费用每年将变化774,580美元。天然气、原油和天然气价格波动很大,在很大程度上受到全球生产和消费的影响,不受管理层的控制。预测未来天然气, 管理层使用原油和NGL定价假设来编制对天然气、原油和NGL储量的估计,以及用于资产减值评估和制定管理层整体运营决策的未来净现金流。
会计的成功努力法
我们选择使用成功的努力法来核算我们的天然气和石油勘探开发活动。这意味着勘探费用,包括地质和地球物理成本、非生产租赁减值、租金和勘探干井,在发生时从收入中扣除。成功井及相关生产设备和开发干井的成本,在生产天然气、石油和天然气气藏时,采用工作利益井单位产量法(按天然气、石油和天然气气藏产量占已探明或探明总开发储量的比率,按每一生产属性摊销剩余资产)按资产资本化和摊销。我们的勘探井都在美国大陆的陆上,主要位于中大陆地区。一般来说,探井支出不到我们天然气和石油资产总支出的5%。这种会计方法可能会产生与全成本法显著不同的经营结果。
43
衍生品合约
我们已经签订了无成本的领式合同和固定掉期合同。这些工具旨在减少我们在天然气和石油价格短期波动中的风险敞口。领子合同设定固定的下限价格和固定的上限价格,如果指数价格低于下限,则向公司支付款项,如果指数价格高于上限,则要求公司付款。固定掉期合约设定固定价格,并规定如果指数价格低于固定价格,则向公司付款,如果指数价格高于固定价格,则要求公司支付。这些合约只涵盖本港天然气和石油生产的一部分,只提供部分价格保障,以免天然气和石油价格下跌,并可能限制未来价格上涨的好处。我们的衍生品合约是与英国石油公司签订的。与英国石油公司的衍生品合同由我们的信贷机制担保。
我们必须按公允价值在资产负债表中确认所有衍生工具为资产或负债。衍生工具公允价值变动的会计处理取决于衍生工具的预期用途和由此产生的名称。截至2021年9月30日,我们没有指定为现金流对冲的衍生品合约,因此,衍生品公允价值的变化反映在收益中。
资产减值
当情况显示资产的账面价值可能大于我们估计的未来净现金流时,所有长期资产(主要是天然气和石油资产)都会受到潜在减值的监控。评估涉及重大判断,因为评估结果是基于对未来事件的估计,例如:通货膨胀率;天然气、石油和天然气的未来销售价格;未来的生产成本;对未来将开采的天然气、石油和天然气的储量的估计及其时机;经济和监管气候以及其他因素。我们利用天然气、石油和天然气的不同调整的远期定价曲线和我们认为市场参与者最常用的贴现率(所有期间均为10%)来估计我们的天然气和石油资产未来的净现金流。需要对物业进行减值测试可能是因为销售价格大幅下降,或者是对天然气、石油和NGL储量进行了不利的调整。进一步降低天然气、石油和天然气价格(每季度审查一次)或储备量下降(每半年重新评估一次)可能会导致额外的减值,这可能会对公司造成重大影响。不参与我们的租赁面积的未来开发的决定可能会引发一项减损测试。当我们批准出售计划时,任何持有的待售资产都会进行减值审查。对预期销售价格的估计具有很高的判断力,可能会在未来一段时间内进行重大修订。由于这些因素固有的不确定性,我们无法预测未来的减值费用将于何时或是否入账。
天然气、石油和天然气销售收入应计
我们不经营我们的天然气和石油资产,因此,我们收到天然气、石油和天然气的实际销售量和价格(在正常业务过程中)比油井运营商可以获得的信息晚一个多月。在这种情况下,对于对公司意义更大的油井,从适当的运营商以及公共和私人来源收集最新的可用产量数据,并使用每口油井当地的天然气、石油和天然气指数价格来估计这些油井的收入应计。从运营商那里及时获得所有其他油井的产量数据是不可行的;因此,我们利用过去的产量收入和估计的销售价格信息来估计我们每个季度所有其他油井的收入应计。天然气、石油和天然气销售收入的增长可能受到许多变量的影响,包括产量快速下降、运营商减产、机械问题油井的关闭以及天然气、石油和天然气市场价格的快速变化。这些变量可能导致天然气、石油和天然气销售在任何特定季度末过高或过低。根据过去的历史,我们估计的应计项目在实质上是准确的。
所得税
对本公司将记录的所得税金额的估计涉及对复杂的税收法律法规的解释,以及完成复杂的计算,包括确定我们的百分比损耗扣除(如果有的话)。为了计算准确的超额消耗百分比,必须在每个财政年度结束时进行逐井计算。在过渡期间,根据历史数据和当前定价进行估计。我们有某些州和联邦净营业亏损结转(NOL),当评估为更有可能在到期日之前使用时,这些结转被确认为纳税资产。评估诸如到期日、未来超额状态耗尽和逆转应税临时差异等标准,以确定NOL是否更有可能在到期前被利用。如果任何NOL不再被确定为更有可能被使用,则确认估值免税额,以减少该等NOL的税收优惠。
44
以上对我们的关键会计政策并不是对管理层在应用时所考虑的不确定性和所作的估计进行的包罗万象的讨论。公认会计原则。如果使用或需要不同的策略,如果管理层了解到新的或不同的信息,结果可能会有很大差异。
第7A项. |
关于市场风险的定量和定性披露 |
商品价格风险
天然气、石油和NGL价格历史上一直是波动的,预计这种波动将持续下去。天然气、石油和天然气价格走势仍存在不确定性,业内人士的看法仍存在较大分歧。我们可能会受到天然气和石油价格变化的重大影响。2022年天然气、石油和NGL的市场价格将影响经营活动产生的现金数量,这反过来又将影响我们用于收购和生产的资本支出水平。剔除我们2022年衍生合约(见下文)的影响,井口天然气价格每变动0.10美元,根据我们上一年的天然气产量计算,运营收入的价格敏感度约为669,972美元。根据我们上一年的石油产量,2022年井口石油每变化1美元,对运营收入的价格敏感度约为224,479美元。
金融市场风险
营业收入也可能在较小程度上受到与我们的信贷安排相关的市场利率变化的影响。我们信贷工具项下的利息是根据(A)伦敦银行同业拆息加基于我们的借款基础使用率的每年2.750%至3.750%的适用保证金或(B)(1)当日有效的最优惠利率或(2)美国联邦储备系统在该日有效的联邦基金隔夜成本加0.5%(0.50%)的适用保证金加(在任何情况下)基于我们的借款基础使用率的1.750%至2.750%的适用保证金计算的。根据信贷协议的条款,5%的利息罚金可能适用于到期未支付或在违约事件存在期间仍未支付的任何未偿还金额。截至2021年9月30日,我们在这一安排下有17,500,000美元未偿还,实际利率为3.75%。假设我们的债务在整个期间保持不变,利率每提高1%对这笔债务的影响将导致截至2021年9月30日的一年的利息支出增加17.5万美元,而我们的运营业绩相应减少。目前,我们不认为我们的流动性受到过去几年债务市场不确定性的重大影响,我们也不认为我们的流动性在不久的将来会受到重大影响。本年度报告中未另行定义的信贷贷款利率的本描述中的所有资本化术语应具有信贷协议中赋予它们的含义。
45
项目8 |
财务报表和补充数据 |
注册会计师事务所财务报告内部控制报告 |
|
47 |
|
|
|
独立注册会计师事务所报告 |
|
49 |
|
|
|
截至2021年9月30日和2020年9月30日的资产负债表 |
|
51 |
|
|
|
截至2021年9月30日、2020年和2019年9月30日的年度营业报表 |
|
52 |
|
|
|
截至2021年、2020年和2019年9月30日止年度的股东权益报表 |
|
53 |
|
|
|
截至2021年、2020年和2019年9月30日止年度的现金流量表 |
|
54 |
|
|
|
财务报表附注 |
|
55 |
46
独立注册会计师事务所报告
致PHX矿业公司的股东和董事会。
财务报告内部控制之我见
我们根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架》(2013年框架)(COSO标准)中确立的标准,审计了PHX Minerals Inc.截至2021年9月30日的财务报告内部控制。我们认为,由于下面描述的重大弱点对控制标准目标的实现的影响,PHX矿业公司(本公司)截至2021年9月30日没有根据COSO标准对财务报告进行有效的内部控制。
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。以下重大弱点已被确认并纳入管理层的评估中。管理层发现该公司的一项内部控制存在重大缺陷,该内部控制与审查第三方公司编制的年度所得税拨备有关。具体地说,该公司对年度所得税拨备的审查没有包括充分评估递延税项资产以确定是否需要估值津贴的过程。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准对公司截至2021年9月30日和2020年9月30日的资产负债表、截至2021年9月30日的三个年度的相关经营报表、股东权益和现金流量以及相关附注进行了审计。在决定我们审计2021年财务报表时应用的审计测试的性质、时间和范围时,这一重大弱点被考虑在内,本报告不影响我们2021年12月13日的报告,该报告就此发表了无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制,并对随附的《管理层财务报告内部控制报告》中财务报告内部控制的有效性进行评估。我们的责任是根据我们的审计对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所,根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)和PCAOB的适用规则和法规,我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计,以获得合理的保证,以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都保持了有效。
我们的审计包括了解财务报告的内部控制,评估存在重大弱点的风险,根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和操作有效性,以及执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信,我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及其局限性
公司对财务报告的内部控制是一个过程,旨在根据公认的会计原则,为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括以下政策和程序:(1)保持合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录;(2)提供合理的保证,保证交易被记录为必要的,以便按照公认的会计原则编制财务报表,并且公司的收入和支出仅在以下情况下进行:(1)对财务报告的内部控制,包括:(1)保持合理、详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录;(2)提供合理的保证,以根据公认的会计原则记录交易,以便编制财务报表;以及只有在
47
根据公司管理层和董事的授权;(3)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产提供合理保证。
由于其固有的局限性,财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外,对未来期间进行任何有效性评估的预测都有这样的风险,即由于条件的变化,控制措施可能会变得不充分,或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/s/安永律师事务所
俄克拉荷马城
2021年12月13日
48
INDEPE的报告注册会计师事务所
致PHX矿业公司的股东和董事会。
对财务报表的意见
我们已经审计了随附的余额。板材PHX矿业公司(本公司)截至2021年9月30日和2020年9月30日的相关经营报表、股东权益表和现金流量表年份截至2021年9月30日止期间的财务报表及相关附注(统称为“财务报表”)。我们认为,财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司于2021年9月30日和2020年9月30日的财务状况,以及每一年的经营结果和现金流量。在此期间的三年截至2021年9月30日,符合美国公认会计原则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准,根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013框架)》中确立的标准,对公司截至2021年9月30日的财务报告内部控制进行了审计,我们2021年12月13日的报告对此表示了反对意见。
意见基础
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所,根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)和PCAOB的适用规则和法规,我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计,以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证,无论是由于错误还是欺诈。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序,无论是由于错误还是欺诈,以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层使用的会计原则和作出的重大估计,以及评估财务报表的整体列报。我们相信,我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指在对财务报表进行当期审计时产生的事项,该事项已传达或要求传达给审计委员会:(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露;(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对财务报表的整体意见,我们也不会通过传达下面的关键审计事项,就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
|
|
产油气性折旧、耗竭和摊销 |
对材料的描述 |
|
截至2021年9月30日,公司石油和天然气资产的账面净值为1.04亿美元,与公司生产和非生产石油和天然气资产相关的折旧、损耗和摊销(“DD&A”)费用为770万美元。如附注1所述,本公司采用成功努力法对其石油和天然气生产活动进行会计核算。根据本公司独立顾问石油工程师的估计,以已探明或已探明的已开发储量(视何者适用而定)为基准,采油物业的DD&A按生产单位法按个别物业入账。已探明的石油和天然气储量是指估计的石油和天然气储量,地质和工程数据显示,在现有的经济和运营条件下,这些储量在未来几年内可以合理确定地从已知的油藏中进行商业开采。该公司的独立咨询石油工程师在该公司的协助下,准备对天然气、原油和天然气储量的估计。这些估计基于现有的地质和地震数据、储层压力数据、岩心分析报告、测井记录、类似的油藏动态历史、生产数据以及其他可用的工程、地质和地球物理信息来源。就DD&A而言,储量估计是基于9月30日之前12个月期间单个产品的平均价格,确定为这段时间内每个月的月初价格的未加权算术平均值,除非价格是由合同安排定义的,不包括基于未来条件的升级。天然气、原油和天然气价格波动很大,在很大程度上受到全球生产和消费的影响,不受管理层的控制。 独立咨询石油工程师在评估用于评估石油和天然气储量的地质和工程数据时需要有重要的判断力。估计储量还需要选择投入,包括石油和天然气价格假设、未来运营和资本成本假设以及司法管辖区的税率等。审计公司的DD&A计算特别复杂,因为使用了独立石油咨询工程师的工作,以及评估了管理层对工程师在估计已探明的已开发石油和天然气储量时所使用的上述投入的确定。 |
49
我们是如何在审计中解决这一问题的 |
|
我们对公司计算DD&A的过程进行了了解、评估了设计并测试了内部控制的操作有效性,包括管理层对提供给工程师用于评估已探明的已开发石油和天然气储量的财务数据的完整性和准确性的控制。
我们的审计程序包括评估用于准备石油和天然气储量估计的独立石油咨询工程师的专业资格和客观性。此外,在评估我们是否可以使用独立石油咨询工程师的工作时,我们评估了上述工程师在评估已探明石油和天然气储量时所使用的财务数据和投入的完整性和准确性,同意它们作为来源文件,并确定和评估了佐证和相反的证据。我们还测试了DD&A计算的数学准确性,包括将计算中使用的已探明的已开发石油和天然气储量与公司的储量报告进行了比较。 |
|
|
|
|
/s/安永律师事务所
|
|
|
|
自1989年以来,我们一直担任本公司的审计师。 |
|
|
|
俄克拉荷马城 |
|
|
|
2021年12月13日 |
|
|
|
50
PHX矿业公司
资产负债表
|
|
9月30日, |
|
|||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
||
资产 |
|
|
|
|
|
|
|
|
流动资产: |
|
|
|
|
|
|
|
|
现金和现金等价物 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
天然气、石油和天然气销售应收账款(扣除#美元 (对于无法收回的帐款) |
|
|
|
|
|
|
|
|
可退还的所得税 |
|
|
|
|
|
|
|
|
其他 |
|
|
|
|
|
|
|
|
流动资产总额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
按成本价计算的物业和设备,基于成功的努力核算: |
|
|
|
|
|
|
|
|
生产天然气和石油性质 |
|
|
|
|
|
|
|
|
不生产的天然气和石油性质 |
|
|
|
|
|
|
|
|
其他 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
减少累计折旧、损耗和摊销 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
网络属性和设备 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
投资 |
|
|
|
|
|
|
|
|
经营性租赁使用权资产 |
|
|
|
|
|
|
|
|
其他,净额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
总资产 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
负债与股东权益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
流动负债: |
|
|
|
|
|
|
|
|
应付帐款 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
衍生工具合约,净额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
经营租赁负债的当期部分 |
|
|
|
|
|
|
|
|
应付所得税 |
|
|
|
|
|
|
- |
|
应计负债及其他 |
|
|
|
|
|
|
|
|
短期债务 |
|
|
- |
|
|
|
|
|
流动负债总额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
长期债务 |
|
|
|
|
|
|
|
|
递延所得税 |
|
|
|
|
|
|
|
|
资产报废义务 |
|
|
|
|
|
|
|
|
衍生工具合约,净额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
经营租赁负债,扣除当期部分后的净额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
总负债 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
股东权益: |
|
|
|
|
|
|
|
|
A类有投票权普通股,面值$ 已授权且 |
|
|
|
|
|
|
|
|
超出票面价值的资本 |
|
|
|
|
|
|
|
|
递延董事薪酬 |
|
|
|
|
|
|
|
|
留存收益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
库存股,按成本计算: 2020年9月30日 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
股东权益总额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
总负债和股东权益 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
请参阅随附的说明。
51
PHX矿业公司Inc.
运营报表
|
|
截至九月三十日止年度, |
|
|||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|||
收入: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气、石油和天然气销售 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
租赁奖金和租金收入 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
衍生工具合约的损益(附注12) |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
成本和费用: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
租赁运营费用 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
运输、集聚和营销 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
生产税 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
折旧、损耗和摊销 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
减值准备 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
利息支出 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
一般事务和行政事务 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
债务清偿损失 |
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
资产出售及其他损失(收益) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
拨备(收益)前的收益(亏损) 赋税 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
所得税拨备(福利) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
净收益(亏损) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
普通股基本和稀释后每股收益(亏损)(附注4) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
请参阅随附的说明。
52
PHX矿业公司
股东权益表
|
|
A类投票 |
|
|
资本流入 |
|
|
延期 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
普通股 |
|
|
超过 |
|
|
董事们 |
|
|
留用 |
|
|
财务处 |
|
|
财务处 |
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
股票 |
|
|
金额 |
|
|
按价值计算 |
|
|
补偿 |
|
|
收益 |
|
|
股票 |
|
|
库存 |
|
|
总计 |
|
||||||||
2018年9月30日的余额 |
|
|
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
|
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
净收益(亏损) |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
购买库存股 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
向员工持股计划发行库存股 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
限制性股票奖励 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
宣布的股息($ |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
将限制性股票分发给 高级职员及董事 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
递延董事的分派 补偿 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
( |
) |
普通股将发行给 服务总监 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2019年9月30日的余额 |
|
|
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
|
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
净收益(亏损) |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
购买库存股 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
向员工持股计划发行库存股 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
限制性股票奖励 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
宣布的股息($ |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
将限制性股票分发给 高级职员及董事 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
递延董事的分派 补偿 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- |
|
普通股将发行给 服务总监 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
股权发行 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2020年9月30日的余额 |
|
|
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
|
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
净收益(亏损) |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
购买库存股 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
限制性股票奖励 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
宣布的股息($ |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
将限制性股票分发给 高级职员及董事 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
( |
) |
递延董事的分派 补偿 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
递延董事薪酬增加记入开支 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
股权发行 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
在市场上提供产品 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2021年9月30日的余额 |
|
|
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
|
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
请参阅随附的说明。
53
PHX矿业公司
现金流量表
|
|
截至九月三十日止年度, |
|
|||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|||
经营活动 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
净收益(亏损) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
对净收益(亏损)与经营活动提供的现金净额进行调整: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
折旧、损耗和摊销 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
生产性能减损 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
递延所得税拨备 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
矿场租赁费收益 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
矿场租赁费收益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
出售资产的净(利)损 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
员工持股缴费 |
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
董事递延薪酬支出 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
衍生品合约的全部(收益)损失 |
|
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
已结算衍生品合约的现金收入(付款) |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
限制性股票奖励 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
债务清偿损失 |
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
其他 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
资产和负债变动提供(使用)的现金: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气、石油和天然气销售应收账款 |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
可退还的所得税 |
|
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
其他流动资产 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
应付帐款 |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
其他非流动资产 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
应计负债 |
|
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
|
|
调整总额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
经营活动提供的净现金 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
投资活动 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
资本支出 |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
取得矿产及凌驾于专利权权益之上 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
对合伙企业的投资 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
出售资产所得收益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
投资活动提供(使用)的现金净额 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
融资活动 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
信贷安排下的借款 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
偿还贷款本金 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
股票发行净收益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- |
|
场外衍生品合约的现金收入(支付) |
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
购买库存股 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
股息的支付 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
融资活动提供(使用)的现金净额 |
|
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
增加(减少)现金和现金等价物 |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
年初现金及现金等价物 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
年终现金和现金等价物 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
现金流量信息的补充披露 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
支付的利息(扣除资本化利息后的净额) |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
缴纳的所得税(扣除收到的退款后的净额) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
非现金投融资活动补充日程表: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
对资产报废债务的增加和修订,净额 |
|
$ |
- |
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
物业和设备的总增加额 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
用于收购的股票发行 |
|
|
( |
) |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
物业和设备新增应付帐款净(增)减 |
|
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
资本支出,包括干井成本 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
54
PHX矿业公司
财务报表附注
2021年9月30日、2020年和2019年9月30日
1.重要会计政策摘要
业务性质
该公司的主要业务是通过积极管理使其现有矿产和特许权使用费资产的价值最大化,并通过收购更多的矿产和特许权使用费权益来扩大其资产基础。该公司拥有矿产和租赁资产以及其他天然气和石油权益,这些资产都位于毗邻的美国,主要位于俄克拉何马州、德克萨斯州、路易斯安那州、北达科他州和阿肯色州,在其他几个州也有资产。该公司的天然气、石油和天然气生产来自于
预算的使用
按照美国普遍接受的会计原则编制财务报表要求管理层作出估计和假设,这些估计和假设影响财务报表和附注中报告的金额和披露。实际结果可能与这些估计不同。
在这些估计和假设中,管理层认为对天然气、原油和NGL储量的估计是最重要的。这些估计影响未经审计的标准化计量披露,以及DD&A和减值计算。该公司的独立咨询石油工程师在该公司的协助下,每年编制天然气、原油和天然气储量的估计,并每半年更新一次。这些估计基于现有的地质和地震数据、储层压力数据、岩心分析报告、测井记录、类似的油藏动态历史、生产数据以及其他可用的工程、地质和地球物理信息来源。出于DD&A目的,并按照美国证券交易委员会建立的指导方针和定义的要求,储量估计是基于9月30日之前12个月内单个产品的平均价格,并将其确定为该期间内每个月的月初价格的未加权算术平均值,除非价格由合同安排定义,不包括基于未来条件的上涨。为减值目的,使用管理层估计的预计未来天然气、原油和天然气价格。天然气、原油和天然气价格波动很大,在很大程度上受到全球生产和消费的影响,不受管理层的控制。管理层使用预测的未来天然气、原油和NGL定价假设来编制天然气、原油和NGL储量的估计,用于制定管理层的整体运营决策。
作为工作、特许权使用费和矿产权益的非运营商,该公司在油井运营商获得信息一个多月后才收到天然气、石油和天然气的实际销售量和价格。由于信息的延迟,从适当的运营商以及公共和私人来源收集了最新的可用产量数据,并使用每口井当地的天然气、石油和NGL指数价格来估计这些油井的收入应计。如果从外部来源得不到信息,该公司利用过去的生产收入和估计的销售价格信息来估计其每个季度所有其他油井的应计收入。天然气、石油和天然气销售收入的增长可能受到许多变量的影响,包括产量快速下降、运营商减产、机械问题油井的关闭以及天然气、石油和天然气市场价格的快速变化。这些变量可能导致天然气、石油和天然气在任何特定季度末过高或过低应计。根据过去的历史,该公司估计的应计项目在很大程度上是准确的。
55
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
陈述的基础
已对上期财务进行了某些重新分类,以符合本年度的列报方式。这些重新分类对以前报告的总资产、总负债、净亏损、股东权益或经营现金流没有影响。
现金和现金等价物
现金和现金等价物包括所有活期存款和投资于原始到期日不超过3个月的短期投资的资金。
天然气、石油和天然气销售
该公司向各种客户销售天然气、石油和天然气,将收入确认为天然气、石油和天然气的生产和销售。
应收账款与信用风险集中
该公司几乎所有的应收账款都来自天然气、石油和天然气的购买者(运营商)。天然气、石油和天然气销售应收账款通常是无担保的。这种行业集中度有可能影响我们的整体信用风险敞口,因为我们的天然气、石油和NGL的购买者以及我们拥有权益的物业的运营商可能会同样受到经济、行业或其他条件变化的影响。在2021、2020和2019年期间,该公司做
天然气和石油生产活动
该公司遵循成功的努力法,对天然气和石油生产活动进行会计核算。对于工作利益性质,对成功油井和开发干井的无形钻井和其他成本进行资本化和摊销。探井的成本最初是资本化的,但如果油井没有达到商业生产水平,就会从收入中扣除。天然气和石油、矿产和租赁成本在发生时被资本化。
矿业权租赁
该公司通过将其矿产权益出租给勘探和生产公司来获得租赁奖金。租赁协议代表公司与第三方的合同,一般转让发现的任何天然气、石油或天然气的权利,授予公司特定的特许权使用费权益,并要求钻井和完井作业在指定的时间段内开始。控制权转让给承租人,本公司在签订租赁协议时已履行其履约义务,以便在收到租赁红利时确认收入。本公司根据ASC 932所载指引,将租赁红利作为运输工具入账,并确认租赁红利为收回成本,任何超出其成本基准的矿物均视为收入。超出矿物基础的租赁红利在公司经营报表的租赁红利和租金项目中显示。
衍生品
该公司利用衍生品合约来减少其在天然气和石油价格短期波动中的风险敞口。这些衍生品以公允价值计入资产负债表。该公司已选择不完成必要的文件要求,以允许这些衍生合约被计入现金流对冲。
56
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
属性和设备
折旧、损耗和摊销
生产天然气和石油资产的成本的折旧、损耗和摊销一般采用生产单位法,主要以已探明或已探明的已开发储量(如适用)为基础,由本公司的独立咨询石油工程师估计。公司钻探和装备所有开发井以及已发现已探明储量的探井的资本化成本,按单位产量在相关已探明已开发储量的剩余寿命内摊销。营运权益物业的租赁成本按产量单位按相关总探明储量的剩余寿命摊销。家具和固定装置的折旧是用直线法计算的,超过估计的生产寿命。
非生产的天然气和石油资产包括非生产的矿物,其账面净值为#美元。
当在公司的矿产面积上钻探一口新井时,相关矿契的所有非生产矿产成本都转移到生产矿产上,并按一定比例直线摊销。
资本化利息
在2021年期间,2020和2019年,利息为$
应计负债
下表显示了截至年底的余额。2021年9月30日和2020,与本公司的应计负债有关:
|
|
截至九月三十日止年度, |
|
|||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
||
应计补偿 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
应付收入 |
|
|
|
|
|
|
|
|
累计从价计价 |
|
|
|
|
|
|
|
|
其他 |
|
|
|
|
|
|
|
|
应计负债总额 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
2021年应计薪酬的增加主要是由于公司业绩驱动的短期激励性薪酬。
57
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
资产报废义务
该公司拥有天然气和石油资产的权益,这可能需要支出费用,以便在油井经济寿命结束时封堵和废弃油井。报废和移除长期资产的法定义务的公允价值记录在发生义务的期间(通常是当资产安装在生产地点时)。在最初记录负债时,通过增加相关财产和设备的账面金额来资本化这一成本。随着时间的推移,负债因其现值的变化而增加,物业和设备的资本化成本在剩余资产的使用年限内折旧。本公司并无任何为清偿资产报废义务而受限制的资产。
环境成本
由于该公司直接参与自然资源的开采和使用,因此它受联邦、州和地方有关环境和生态问题的各种规定的约束。遵守这些法律可能需要大量的资本支出。本公司不相信现行环境法律或其解释的存在会对本公司的业务运作造成重大阻碍或不利影响;然而,不能保证新的法律或解释对本公司的未来影响。由于本公司不经营其拥有权益的任何油井,因此实际遵守环境法律的情况由油井运营商控制,由本公司负责其按比例分摊的相关成本(仅限于开采权益油井)。本公司承保责任和污染控制保险。然而,由于保险的可用性和费用的原因,并不是所有的风险都被投保了。
环境责任在历史上并不是实质性的,当损失很可能已经发生,并且损失的金额可以合理估计时,环境责任就会被确认。环境负债在应计时,是基于对预期未来成本的估计。截至2021年9月30日和2020年,没有发生此类成本。
普通股每股收益(亏损)
每股收益(亏损)的计算方法是净收入(亏损)除以已发行普通股的加权平均数,再加上期内未发行的既有董事递延补偿股份。
基于股份的薪酬
本公司确认其非雇员董事递延薪酬计划(“该计划”)的当前薪酬成本。薪酬成本确认为所赚取的必要董事酬金,未发行股票按赚取日期股票的公平市价计入每位董事的账户。该计划规定,只有在董事退休、终止或死亡或本公司控制权变更时,才可向董事发行根据该计划应计的股份。
根据“员工持股计划会计准则”,公司将计入员工持股计划的股票的公允市值作为费用入账。
对高级职员的限制性股票奖励规定在
所得税
本公司将记录的所得税金额的估计涉及对复杂的税收法律法规的解释,以及完成复杂的计算,包括确定本公司的百分比损耗扣除。尽管公司管理层认为其应计税款是充足的,但未来可能会出现差异,这取决于悬而未决的税收法规和新的税收法规的解决方案。递延所得税采用负债法计算,并根据公司资产和负债的财务基础和纳税基础之间的所有暂时性差异拨备。
该公司的所得税拨备与法定税率不同,主要是因为估计的联邦和州福利是由估计的联邦和俄克拉何马州超额百分比消耗产生的,这是永久性的税收优惠。超额百分比
58
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
联邦和俄克拉何马州的损耗只能以超过成本损耗的数量计算,成本损耗是以生产为单位计算的。
联邦超额百分比损耗(仅限于某些产量和某些收入水平)和俄克拉何马州超额百分比损耗(对产量没有限制)都会减少估计的应税收入或增加任何一年的估计应税损失。联邦和俄克拉何马州的超额百分比耗尽,当预计本年度的所得税拨备时,会降低实际税率,而其影响是,当预计本年度的所得税福利时,提高实际税率。联邦和俄克拉何马州的超额百分比损耗和超额税收优惠以及股票补偿的不足带来的好处与一个时期记录的税前收益(亏损)金额没有直接关系。因此,在记录的税前收益或亏损相对较小的时期,这些项目对实际税率的比例影响可能会很大。截至2021年9月30日的年度的实际税率为
确认税务头寸的财务报表影响的门槛是,基于技术上的优点,该头寸更有可能由税务机关维持。已确认的税务仓位最初及其后均按最大税项优惠金额计量,而该最大税项优惠在最终与税务机关结算时更有可能变现。“公司”(The Company)在美国联邦司法管辖区和各个州司法管辖区提交所得税申报单。除允许可能延长评估期限的法定例外情况外,公司在2018财年之前不再接受美国联邦、州和地方所得税审查。
本公司在报表中包括税务机关评估的利息、费用以及与一般所得税和行政费用有关的罚款。运营部。在截至2021年9月30日、2020年和2019年9月30日的财年,公司的利息和罚款并不重要。本公司并不相信其有任何重大不确定的税务状况。
近期会计公告
标准 |
|
描述 |
|
领养日期 |
|
对财务报表或其他重大事项的影响 |
采用新的会计公告 |
||||||
亚利桑那州立大学2016-02年租契 (主题842) |
|
该更新将取代主题840中的租赁要求,租契,要求承租人确认资产负债表上归类为经营性租赁的租赁资产和租赁负债。 |
|
Q1 2020 |
|
有关本公司采用本标准的进一步详情,请参阅附注2:租约。 |
ASU 2018-11,租赁(主题842),有针对性的改进和ASC 842 |
|
这一更新将允许各实体在通过之日适用新标准的过渡条款,而不是在财务报表中列报的最早比较期间,并将允许各实体在采用新租赁标准的当年列报的比较期内继续适用主题840中的遗留指导意见,包括披露要求。选择这一选项的实体仍将采用新的租赁标准,采用修改后的追溯过渡法,但将在采用期间(而不是在列示的最早期间)确认留存收益期初余额的累计影响调整。 |
|
Q1 2020 |
|
有关本公司采用本标准的进一步详情,请参阅附注2:租约。 |
亚利桑那州立大学2016-13年度,金融工具–信用损失(主题326):金融工具信用损失的计量. |
|
这一标准改变了实体将如何计量大多数金融资产和某些其他工具的信贷损失,这些工具不是通过净收入以公允价值计量的。该标准将用按摊余成本计量的工具的预期损失模型取代目前要求的已发生损失方法。 |
|
Q1 2021 |
|
采用这一更新对公司的资产负债表、业务表或流动资金没有产生实质性影响。该公司在天然气、石油和NGL销售应收账款方面的信用损失是微不足道的。 |
尚未采纳的新会计公告 |
||||||
ASU 2019-12,简化所得税的核算. |
|
本准则旨在通过剔除某些例外情况和修改现有的指导方针来澄清和简化所得税的会计处理。 |
|
Q1 2022 |
|
本标准在2020年12月15日之后的财年对公共企业实体有效,并允许提前采用。该公司仍在评估采用这项新标准的影响(如有的话)。 |
59
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
2.租约及承担
租契的评估
本公司通过考虑(I)在协议中明示或隐含识别的资产是否已在协议中部署以及(Ii)本公司从使用该标的资产中获得几乎所有经济利益,并指示该资产在协议期限内的使用方式和用途,从而确定该安排是否为租赁。截至2021年9月30日,公司所有租赁均未被归类为融资租赁。经营租赁负债是指本公司支付租赁所产生的租赁款项的义务。公司签署了一份新的
ROU资产代表公司在租赁期内使用标的资产的权利,经营租赁负债代表公司支付租赁产生的款项的义务。净收益资产于开始日确认,由租赁期内剩余租赁付款的现值、初始直接成本和预付租赁付款减去任何租赁奖励构成。经营租赁负债于开始日根据租赁期内剩余租赁付款的现值确认。本公司采用隐含利率(如可随时厘定)或其递增借款利率(基于开始日期可得的资料)来厘定租赁付款的现值。
租赁条款可能包括在合理确定本公司将行使该期权时延长租约的期权所涵盖的期限,以及在不合理确定本公司将行使该期权时终止租赁的期权所涵盖的期限。租赁付款的租赁费用将在租赁期限内以直线基础确认。公司做出了会计政策选择,不确认条款(包括适用的期权)在公司资产负债表上少于12个月的租赁,而在租赁期限内在公司的营业报表中以直线方式确认这些租赁付款。如果公司的假设和预期发生变化,它可能不得不修改其ROU资产和经营租赁负债。
下表为截至2021年9月30日的经营租赁负债到期日:
2022 |
$ |
|
|
2023 |
|
|
|
2024 |
|
|
|
2025 |
|
|
|
2026 |
|
|
|
此后 |
|
|
|
租赁付款总额 |
$ |
|
|
减去:推定利息 |
|
( |
) |
总计 |
$ |
|
|
3.收入
天然气和石油衍生品合约
有关本公司衍生工具合约的会计处理,请参阅附注12。
与客户签订合同的收入
天然气、石油和天然气销售
天然气、石油和天然气的销售在生产被出售给买家并且控制权转移时确认。石油在交货日根据购买者公布的现行价格定价,并根据石油质量和实际位置进行某些调整。公司收到的天然气和天然气价格与市场指数挂钩,并根据油井是否输送到集输管道、天然气的质量和热含量等因素进行某些调整,以及
60
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
在当前的供需条件下,天然气价格会波动,以保持与其他可用天然气供应的竞争力。这些市场指数是按月确定的。每个商品单位被视为单独的履约义务;然而,由于对价是可变的,本公司利用标准允许的可变对价分配例外,将可变对价分配给与其相关的特定商品单位。
天然气、石油和天然气收入的分解
下表列出了该公司截至本年度的天然气、石油和天然气收入的分类2021年9月30日.
|
|
截至2021年9月30日的年度 |
|
|||||||||
|
|
特许权使用费权益 |
|
|
工作兴趣 |
|
|
总计 |
|
|||
天然气收入 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
石油收入 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NGL收入 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气、石油和天然气销售 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
履行义务
该公司在向买方交付其产品和相关的所有权转让后,履行其天然气、石油和天然气销售合同项下的履约义务。产品交付后,本公司有权从其购买者那里收取与转让的产品价值相对应的对价。
交易价格在剩余履约义务中的分配
天然气、石油和天然气销售
由于本公司已确定每单位产品通常代表一项单独的履约义务,因此未来成交量完全未得到满足,因此不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。该公司利用了ASC 606中的实际权宜之计,这允许该公司如果可变报酬的条款具体涉及公司履行履约义务的努力,并且将可变金额分配给履约义务符合ASC 606的分配目标,则将可变对价分配给合同中的一个或多个但不是所有履约义务。此外,根据这一实际权宜之计,公司不会披露可变对价。.
上期履约义务和合同余额
本公司在产品交付给买方的当月记录收入。作为一家非运营商,该公司对新油井开始生产的时间的可见性有限,可能不会收到生产报表
61
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
4.所得税
本公司所得税拨备(优惠)详述如下:
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|||
当前: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
联邦制 |
|
$ |
|
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
状态 |
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
延期: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
联邦制 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
状态 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
以下是截至9月30日的年度所得税拨备(福利)拨备(福利)与对所得税拨备(福利)前收入适用联邦法定税率所产生的金额之间的差额分析:
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|||
按法定税率计提所得税拨备(福利) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
更改估值免税额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- |
|
消耗百分比 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
州所得税,扣除联邦规定(福利)后的净额 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
NOL结转率的影响 |
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
|
|
- |
|
限制性股票税收优惠 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
递延董事补偿利益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
( |
) |
法律变革 |
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
其他 |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
62
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
截至9月30日,由于财务报表账面金额与资产和负债的计税基础之间的差异而产生的递延税项资产和负债包括以下内容:
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
||
递延税项负债: |
|
|
|
|
|
|
|
|
超过税基的财务基础,主要是无形的 为财务目的资本化的钻井成本和 为税收目的而支出的 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
衍生品合约 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
递延税项负债总额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
递延税项资产: |
|
|
|
|
|
|
|
|
国家净营业亏损结转 |
|
|
|
|
|
|
|
|
联邦净营业亏损结转 |
|
|
- |
|
|
|
|
|
法定损耗结转 |
|
|
|
|
|
|
|
|
资产报废义务 |
|
|
|
|
|
|
|
|
递延董事薪酬 |
|
|
|
|
|
|
|
|
限制性股票费用 |
|
|
|
|
|
|
|
|
衍生品合约 |
|
|
|
|
|
|
|
|
其他 |
|
|
|
|
|
|
|
|
递延税项资产总额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
递延税项资产估值免税额 |
|
|
|
|
|
|
- |
|
国家北环线估价免税额 |
|
|
|
|
|
|
- |
|
递延税金(资产)净负债 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
包括在2021年9月30日结转的国家净营业亏损中,公司有一项递延税项资产为#美元。
联邦冠状病毒援助、救济和经济安全法案(“CARE法案”)于2020年3月27日颁布。CARE法案通过允许
5.债项
2021年9月1日,本公司签订了一项
63
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
基于贷款余额与借款基数的比率。随着借款基数的增加,伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)或最优惠利率的利差也会增加。在… 2021年9月30日,实际利率为
该公司的债务在其资产负债表上以账面金额入账。信贷安排的账面金额接近公允价值,因为利率反映了市场利率。与信贷安排相关的债务发行成本在公司资产负债表上以其他净额列示。截至2021年9月30日,扣除摊销后的总债务发行成本为$
借款基数的厘定每半年(通常为6月及12月)或每当银行全权酌情认为本公司的天然气及石油资产价值发生重大变动时作出。信贷安排包含惯例契诺,其中包括要求定期提交财务和储备报告,并对本公司的负债、留置权、进行根本性改变以及与关联公司进行某些交易施加某些限制。信贷协议亦限制本公司在以下情况下作出某些受限制付款的能力:(I)在受限制付款之前或之后,可用承诺额少于百分之十(
6.持股权益
二零一四年五月,董事会通过股票回购决议案(“回购计划”),允许管理层酌情购买本公司普通股作为库存股,金额相当于根据经修订的二零一零年限制性股票计划(“二零一零年股票计划”)授予的普通股股份总数,该等股份由本公司向其员工持股计划出资,并根据非雇员董事递延薪酬计划记入董事账目。
自2018年5月起,董事会批准了对公司现有股票回购计划的修正案。经修订后,回购计划继续允许公司回购最多$
于2021年8月25日,本公司订立在市场上发售股权的销售协议,根据该协议,本公司可不时发售及出售以下股份
每股收益(亏损)(‘EPS’)
每股普通股的基本和稀释后收益(亏损)的计算方法是净收益(亏损)除以已发行普通股的加权平均股数,包括未发行的、既有的董事递延补偿股份。
在截至2021年、2020年和2019年9月30日的年度里,该公司没有将限制性股票计入稀释后每股收益,因为这样做的效果是反稀释的。不计入稀释每股收益计算的限制性股票的平均流通股为
64
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
下表列出了每股收益(亏损)的计算方法。
|
截至九月三十日止年度, |
|
|||||||||
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|||
基本每股收益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
分子: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
基本净收入(亏损) |
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
分母: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
基本加权平均流通股 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
基本每股收益 |
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
稀释每股收益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
分子: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
基本净收入(亏损) |
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
摊薄净收益(亏损) |
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
分母: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
基本加权平均流通股 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
稀释证券的影响: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
未归属限制性股票 |
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
稀释加权平均流通股 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
稀释每股收益 |
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
8.员工持股计划(“员工持股计划”)
该公司的员工持股计划成立于1984年,是一项符合税务条件的固定缴款计划。公司的出资由董事会酌情决定,到目前为止,所有的出资都是以公司普通股的股票形式作出的。对于普通股的贡献,公司将所贡献的股票的公允市值记录为费用。自2021年1月1日起,该公司终止了员工持股计划,并建立了一个新的固定缴款401K计划。所有员工持股计划参与者都完全拥有他们账户中持有的所有公司普通股,这些股票被转移到他们的新401K账户。公司开始匹配
对该计划的贡献包括:
年 |
|
股票 |
|
|
金额 |
|
||
2021 |
|
|
- |
|
|
$ |
- |
|
2020 |
|
|
|
|
|
$ |
|
|
2019 |
|
|
|
|
|
$ |
|
|
9.董事递延薪酬计划
每年,独立董事可选择纳入本公司的非雇员董事递延董事薪酬计划(“该计划”)。该计划规定,每名独立董事可以单独选择将未来未发行的公司普通股股份记入贷方,而不是现金支付全部或部分年度聘用金,并可以选择在发行时接受股票,最长为每年一段时间
65
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
10.限制性股票计划和长期激励计划
2010年3月,股东批准了公司的2010年股票计划,该计划提供了
2010年6月,公司开始将公司普通股的股份作为限制性股票(按时间计算)授予某些高管。限制性股票在归属期间结束时归属,并包含在归属期间获得股息和投票权的不可没收的权利。股份的公允价值是基于股份在授予日的收盘价,并将在归属期间按比例确认为补偿费用。归属后,预计将从库房持有的股份或本公司授权但未发行的股份中发行股份。
2010年12月,公司还开始在一定的股价表现标准(以市场为基础)的情况下,向某些高管授予公司普通股股票作为限制性股票。这些股票的归属基于普通股在归属期间的市场价格表现。绩效股份的公允价值于授出日采用蒙特卡罗估值模型估计,该模型将预期价格波动、无风险利率和市场状况的可能结果等信息纳入绩效股份的预期寿命。履约股份的补偿开支为于授出日期厘定的固定金额,并于归属期间确认,不论是否于归属期间结束时授予履约股份。如果奖励被授予,它们预计将从国库持有的股票或公司授权但未发行的股票中发行。
2014年5月,公司还开始向非雇员董事授予公司普通股股份作为限制性股票(按时间计算)。限制性股票每年授予一次。股份的公允价值以股份在授予日的收盘价为基础,并将在归属期间按比例确认为补偿费用。归属后,预计将从库房持有的股份或本公司授权但未发行的股份中发行股份。
2021年3月,股东们批准了PHX矿业公司2021年长期激励计划(LTIP)。本公司于LTIP前的二零一零年股票计划所授出的奖励条款及条件不受采用LTIP的影响。LTIP明确禁止在奖励归属日期之前支付任何奖励的股息或股息等价物。LTIP项下的奖励将受制于本公司可能不时采取的任何退还或收回政策,或奖励协议中规定的任何退还或收回条款。
2021年1月5日,公司授予
2021年3月22日,公司授予
限制性股票奖励的补偿费用在并购中确认。奖励的丧失在发生时确认。
66
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
下表汇总了公司截至2021年9月30日、2020年和2019年9月30日的年度税前薪酬支出,与公司基于市场、基于时间和基于业绩的限制性股票相关:
|
|
截至九月三十日止年度, |
|
|||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|||
以市场为基础的限制性股票 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
基于时间的限制性股票 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
基于业绩的限制性股票 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
总补偿费用 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
下表汇总了该公司未确认的基于市场、基于时间和基于业绩的限制性股票的未确认补偿成本,以及预计确认补偿成本的加权平均期间:
|
|
无法识别 补偿 成本 |
|
|
加权平均 期间 (以年为单位) |
|
||
以市场为基础的限制性股票 |
|
$ |
|
|
|
|
|
|
基于时间的限制性股票 |
|
|
|
|
|
|
|
|
基于业绩的限制性股票 |
|
|
- |
|
|
|
|
|
总计 |
|
$ |
|
|
|
|
|
|
归属后,股票预计将从国库持有的股份和授权但未发行的股份中发行。
以下是限制性股票奖励的未归属股票的状况和变化摘要:
|
|
以市场为基础 未归属的 受限 奖项 |
|
|
加权 平均值 授予日期 公允价值 |
|
|
基于时间的 未归属的 受限 奖项 |
|
|
加权 平均值 授予日期 公允价值 |
|
|
基于性能的 未归属的 受限 奖项 |
|
|
加权 平均值 授予日期 公允价值 |
|
||||||
截至9月30日的未归属股份, 2018 |
|
|
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
|
|
|
- |
|
|
$ |
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
授与 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
既得 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
没收 |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
截至9月30日的未归属股份, 2019 |
|
|
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
|
|
|
- |
|
|
$ |
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
授与 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- |
|
既得 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
没收 |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
- |
|
截至9月30日的未归属股份, 2020 |
|
|
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
授与 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
既得 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
没收 |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
截至9月30日的未归属股份, 2021 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- |
|
2021年既得股的内在价值为$
67
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
11.物业及设备
损损
在截至2021年6月30日的季度内,公司记录了减值$
在截至2020年3月31日的季度中,减值为
2019财年,减值为$
天然气、石油和天然气价格的进一步降低或储备量的下降可能导致未来时期的额外减值,这可能对公司来说是重大的。
资产剥离
截至的季度 |
|
净矿产英亩 |
|
|
销售价格 |
|
得/(失) |
|
位置 |
|
2021年9月30日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
没有重大资产剥离 |
|
|
|
|
|
|
|
|
2021年6月30日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
$ |
|
中央盆地平台,德克萨斯州 |
2021年3月31日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
没有重大资产剥离 |
|
|
|
|
|
|
|
|
2020年12月31日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
没有重大资产剥离 |
|
|
|
|
|
|
|
|
2020年9月30日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
$ |
|
西北,好的 |
2020年6月30日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
没有重大资产剥离 |
|
|
|
|
|
|
|
|
2020年3月31日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
没有重大资产剥离 |
|
|
|
|
|
|
|
|
2019年12月31日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
$ |
|
新墨西哥州埃迪县 |
68
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
收购
截至的季度 |
|
净特许权使用费英亩(1)(2) |
|
|
购货价格(1) |
|
感兴趣的区域 |
|
2021年9月30日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
德克萨斯州海恩斯维尔/洛杉矶 |
|
2021年6月30日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
海恩斯维尔/洛杉矶 |
|
|
|
|
|
|
$ |
|
海恩斯维尔/德克萨斯州 |
|
|
|
|
|
|
$ |
|
独家新闻/确定 |
2021年3月31日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
没有重大收购 |
|
|
|
|
|
|
2020年12月31日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
海恩斯维尔/德克萨斯州 |
|
|
|
|
|
|
$ |
|
海恩斯维尔/德克萨斯州 |
|
|
|
|
|
|
$ |
|
海恩斯维尔/德克萨斯州 |
|
|
|
|
|
|
$ |
|
独家新闻/确定 |
2020年9月30日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
没有重大收购 |
|
|
|
|
|
|
2020年6月30日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
没有重大收购 |
|
|
|
|
|
|
2020年3月31日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
没有重大收购 |
|
|
|
|
|
|
2019年12月31日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
独家新闻/确定 |
(1)
(2)
2020年和2021年进行的所有购买都是矿产和特许权使用费面积,并被计入资产收购。
资产报废义务
下表显示了截至2021年9月30日和2020年9月30日的年度与公司资产报废义务相关的活动:
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
||
截至年初的资产报废义务 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
收购或钻探的油井 |
|
|
- |
|
|
|
|
|
油井出售或封堵 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
增加折扣 |
|
|
|
|
|
|
|
|
截至年底的资产报废债务 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
作为非运营商,本公司不控制其拥有工作权益的油井的封堵,也不参与封堵合同条款的谈判。这一估计依赖于从外部来源收集的信息以及直接从运营商那里获得的相关信息。
12.衍生工具
公司签订了固定掉期合同和无成本领子合同。这些工具旨在减少该公司在天然气和石油价格短期波动中的风险敞口。领子合同设定固定的下限价格和固定的上限价格,如果指数价格低于下限,则向公司支付款项,如果指数价格高于上限,则要求公司付款。固定掉期合约设定一个固定价格,如果指数价格低于固定价格,则向公司支付款项,如果指数价格高于固定价格,则要求公司付款。这些合同仅涵盖该公司天然气和石油生产的一部分,仅针对天然气和石油价格下跌提供部分价格保护,并可能限制未来价格上涨的好处。
2021年9月2日,该公司与BOKF达成了包括掉期和无成本项圈的所有衍生品合同,支付了1美元。
69
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
(“BP”),其条款与与韩国达成的合同类似F并收到了一笔$
截至2021年9月30日生效的衍生品合约
财务期 |
|
合同总量 |
|
索引 |
|
合同平均价格 |
天然气固定价格掉期 |
|
|
|
|
|
|
2022 |
|
|
|
NYMEX Henry Hub |
|
$ |
2023 |
|
|
|
NYMEX Henry Hub |
|
$ |
石油固定价格掉期 |
|
|
|
|
|
|
2022 |
|
|
|
纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 |
|
$ |
2023 |
|
|
|
纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 |
|
$ |
该公司衍生合约的公允价值为净负债#美元。
|
截至9月30日的年度, |
|
|||||||||
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|||
已结算衍生品合约收到(支付)的现金: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气免费套圈 |
$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
|
$ |
( |
) |
天然气固定价格掉期 |
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
免油衣领 |
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
( |
) |
石油固定价格掉期 |
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
( |
) |
已结算衍生品合约收到(支付)的现金,净额 |
$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
衍生工具合约的非现金收益(亏损): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气免费套圈 |
$ |
|
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
天然气固定价格掉期 |
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
免油衣领 |
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
石油固定价格掉期 |
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
衍生工具合约的非现金净收益(亏损) |
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
衍生品合约净收益(亏损) |
$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
70
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
本公司根据总净额结算安排与同一交易对手签订的衍生合约所确认的公允价值金额可予抵销。公司可以选择是否抵消,但必须始终如一地执行这一选择。如果报告实体与单一交易对手有多份合同,且这些合同受合同协议的约束,规定在任何一份合同违约或终止时,通过单一货币一次性支付所有合同的净额结算,则存在总净额结算安排。抵销与单一交易对手签订的未平仓衍生工具合约确认的公允价值,导致交易的公允净值在资产负债表中报告为资产或负债。下表汇总并核对了公司在2021年9月30日和2020年9月30日在资产负债表上从毛值回到公允价值净值的衍生品合约的公允价值。该公司已在2021年9月30日和2020年9月30日在公司资产负债表中抵销了受总净值协议约束的所有金额。
|
|
9/30/2021 |
|
|
9/30/2020 |
|
||||||||||||||||||
|
|
公允价值 |
|
|
公允价值 |
|
||||||||||||||||||
|
|
商品合约 |
|
|
商品合约 |
|
||||||||||||||||||
|
|
当前 资产 |
|
|
流动负债 |
|
|
非电流 负债 |
|
|
当前 资产 |
|
|
流动负债 |
|
|
非电流 负债 |
|
||||||
已确认的总金额 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
抵销调整 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
- |
|
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
- |
|
资产负债表净列报 |
|
$ |
- |
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
- |
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
衍生资产和衍生负债的公允价值根据信用风险进行调整。信用风险的影响在所有提出的时期都是无关紧要的。
13.公允价值计量
公允价值被定义为在市场参与者之间的有序交易中从出售资产中获得的或为转移负债而支付的金额,即退出价格。为了估计退出价格,我们使用了一个三级层次结构。公允价值层次将投入(广义上指市场参与者在为资产或负债定价时将使用的假设)划分为三个级别。
1级: |
在活跃市场的未经调整的报价,在计量日期可获得相同的、不受限制的资产或负债的报价。本公司认为活跃市场是指资产或负债交易发生的频率和数量足以持续提供定价信息的市场。 |
第2级: |
在资产或负债的整个期限内,不活跃的市场报价,或直接或间接可观察到的投入。这一类别包括公司使用可观察到的市场数据进行估值的衍生工具。基本上所有这些投入在整个衍生工具的整个期限内都可以在市场上观察到,可以从可观察到的数据中推导出来,或者得到在市场上执行交易的可观察水平的支持。这类工具包括非交易所交易的衍生品,如场外商品固定价格掉期和商品期权(即价格环)。 |
该公司对期权衍生合约使用期权定价估值模型,该模型考虑了各种投入,包括:未来价格、时间价值、波动因素、交易对手信用风险以及标的工具的当前市场和合同价格。然后将计算出的值与交易对手给出的值进行比较,以确定其合理性。
第3级: |
按价格或估值模型计量,该等价格或估值模型需要对公允价值计量有重大意义且来自客观来源的不可观测(或较少可观测)的投入(市场活动很少或没有市场活动支持)。 |
71
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
下表提供了按公允价值经常性计量的金融资产和负债的公允价值计量信息。
|
|
2021年9月30日的公允价值计量 |
|
|||||||||||||
|
|
引自 年价格 主动型 市场 |
|
|
意义重大 其他可观察到的输入 |
|
|
不可观测的重要输入 |
|
|
总计 公平 |
|
||||
|
|
(1级) |
|
|
(2级) |
|
|
(3级) |
|
|
价值 |
|
||||
金融资产(负债): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
衍生品合约-掉期 |
|
$ |
- |
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
- |
|
|
$ |
( |
) |
|
|
2020年9月30日的公允价值计量 |
|
|||||||||||||
|
|
引自 年价格 主动型 市场 |
|
|
意义重大 其他 可观测输入 |
|
|
不可观测的重要输入 |
|
|
总公平 |
|
||||
|
|
(1级) |
|
|
(2级) |
|
|
(3级) |
|
|
价值 |
|
||||
金融资产(负债): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
衍生品合约-掉期 |
|
$ |
- |
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
- |
|
|
$ |
( |
) |
衍生品合约--领口 |
|
$ |
- |
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
- |
|
|
$ |
( |
) |
下表显示了与公允价值层次结构第三级内按公允价值非经常性基础计量的某些资产相关的减值。
|
|
截至九月三十日止年度, |
|
|||||||||||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|||||||||||||||
|
|
公允价值 |
|
|
损损 |
|
|
公允价值 |
|
|
损损 |
|
|
公允价值 |
|
|
损损 |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
生产属性(a) |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
(a) |
在每个季度末,该公司都会评估其生产资产的账面价值以计提减值。这项评估利用了对未来现金流或公允价值(售价)减去出售成本的估计,如果房产被持有出售的话。这些评估中的重要判断和假设包括使用根据预期通胀、地点基差、钻井计划、预期资本成本和与基础现金流估计风险相称的适用贴现率调整后的纽约商品交易所远期曲线对未来天然气、石油和天然气价格的估计。这些评估发现某些物业的账面价值超过其计算的公允价值。此表不包括已注销金额为#美元的财产减值。 |
在2021年9月30日和2020年9月30日,现金及现金等价物、应收账款及应付账款的账面价值因该等票据的短期到期日而被视为代表其各自的公允价值。金融工具包括债务,由于本公司循环信贷安排的账面价值接近公允价值,因此其估值被归类为2级,因为利率反映了市场利率。估计的当前市场利率主要是基于目前提供的类似金额和条款的借款利率。此外,与债务协议的不履行风险有关的估值投入调整被认为没有必要。
14.有关天然气和石油生产活动的信息
该公司的天然气和石油生产活动在毗邻的美国境内进行(主要在俄克拉何马州、德克萨斯州、路易斯安那州、阿肯色州和北达科他州),基本上代表了该公司的所有商业活动。
72
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
下表显示了2021年、2020年和2019年通过各种运营商/采购商向主要采购商销售的百分比。
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|||
A公司 |
|
|
|
% |
|
|
|
% |
|
|
|
% |
B公司 |
|
|
|
% |
|
|
|
% |
|
|
|
% |
C公司 |
|
|
|
% |
|
|
|
% |
|
|
|
% |
失去这些天然气、石油和天然气生产的主要买家中的任何一个,都可能对本公司生产和销售天然气、石油和天然气生产的能力产生重大不利影响。
15.随后发生的事件
采办
正如之前于2021年11月12日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告中披露的那样,于2021年11月10日,公司与Vendera Resources III,LP和Vendera Management III LLC签订了一份买卖协议(“Vendera购买协议”),以收购位于德克萨斯州比恩维尔、博西尔、卡多、德索托、红河和萨宾教区以及纳科多奇斯县的某些矿产和特许权使用费资产,这些矿产和特许权使用费位于海因河的德克萨斯州比恩维尔、博西耶、卡多、德索托、红河和萨宾教区正如2021年12月1日提交给美国证券交易委员会的当前Form 8-K报告中披露的那样,
签订买卖协议
正如之前在2021年12月9日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告中披露的那样,于2021年12月6日,本公司与两名卖方(“卖方”)订立两份独立的买卖协议(统称“Caddo Parish采购协议”),以收购位于路易斯安那州Caddo Parish的若干土地所涉及的石油、天然气及其他矿产(“资产”)的若干矿产权益、特许权使用费权益及凌驾性特许权使用费权益。本公司与Merrimac Properties Partners,LLC及Quarter Horse Energy Partners,LLC订立一项购买协议(“Merrimac购买协议”),收购部分资产,代价相当于$
资产剥离
2021年9月30日之后,公司剥离了大约
借款基数的重新确定
正如之前在2021年12月9日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告中披露的那样,本公司于2021年12月6日订立信贷协议第一修正案(下称“修正案”)。修正案规定增加至
73
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
《公司》’的借款基数为$
联邦退税
在2021年9月30日之后,该公司收到了一笔$
16.关于天然气、石油和天然气储量的补充资料(未经审计)
总资本化成本
截至9月30日的天然气和石油资产资本化成本及相关累计折旧、损耗和摊销总额如下:
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
||
生产属性 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
非生产矿物 |
|
|
|
|
|
|
|
|
非生产性租赁 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
累计折旧、损耗和摊销 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
净资本化成本 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
已招致的费用
在截至9月30日的年度中,该公司在天然气和石油生产活动中发生了以下成本:
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|||
物业购置成本 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
开发成本 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
74
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
天然气、石油和天然气已探明储量估算
以下有关公司天然气、石油和天然气储量的未经审计的信息是根据美国证券交易委员会和财务会计准则委员会颁布的披露要求提供的.
已探明的天然气和石油储量是指通过对地球科学和工程数据的分析,在提供经营权的合同到期之前,可以合理确定地估计出经济上可行的天然气和石油储量--从某一特定日期起,从已知的储油层,以及在现有的经济条件、运营方法和政府法规下--除非有证据表明,无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计,续签都是合理确定的,除非有证据表明续签是合理确定的,无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计,除非有证据表明续签是合理确定的,无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计。现有的经济条件包括确定水库经济生产能力的价格和成本。价格应为报告所涵盖期间结束日期前12个月期间的平均价格,确定为该期间内每个月的每月第一天价格的未加权算术平均值,除非价格由合同安排定义,不包括基于未来条件的升级。开采碳氢化合物的项目必须已经开始,或者经营者必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。被认为已探明的储集层区域包括:(I)通过钻探确定并受流体接触(如果有)限制的区域,以及(Ii)邻近的未钻探部分,根据现有的地球科学和工程数据,可以合理确定地判断该储集层是连续的,并含有经济上可生产的天然气或石油。在缺乏流体接触数据的情况下,储层中已探明的数量受到油井渗透中已知的最低碳氢化合物的限制,除非地球科学。, 工程或性能数据和可靠的技术以合理的确定性建立了较低的联系。如果钻井的直接观察已经确定了已知的最高石油海拔,并且存在伴生天然气盖层的潜力,只有当地球科学、工程或动态数据和可靠的技术合理确定地建立了较高的联系时,才可能在储层结构较高的部分分配已探明的石油储量。在以下情况下,可通过应用改进的开采技术(包括但不限于注液)经济地生产的储量包括在以下情况下:(I)试点项目在不比整个油藏更有利的油藏区域进行成功测试,油藏或类似油藏中已安装的程序的运行,或使用可靠技术的其他证据,证明该项目或方案所基于的工程分析具有合理的确定性;以及(Ii)该项目已获得包括政府实体在内的所有必要各方和实体的批准进行开发;以及(Ii)该项目已获得包括政府实体在内的所有必要各方和实体的批准进行开发;以及(Ii)该项目已获得包括政府实体在内的所有必要各方和实体的批准进行开发
德克萨斯州达拉斯的独立咨询石油工程公司DeGolyer和MacNaughton准备了该公司截至2021年9月30日、2020年和2019年9月30日的天然气、石油和NGL储量估计。
该公司的独立咨询石油工程公司估计,截至2021年、2020年和2019年9月30日,该公司位于毗邻美国的已探明天然气、石油和NGL净储量。储量估计是通过使用适当的地质、石油工程和评估原则和技术来编制的,这些原则和技术符合石油工程师协会出版的题为“石油和天然气储量信息估计和审计标准(截至2007年2月19日修订)”中石油行业普遍认可的做法。在分析每个油藏时使用的方法或方法组合,都是根据类似油藏的经验、开发阶段、基础数据和生产历史的质量和完整性进行调整的。
所有储量估算都由我们的工程总监Danielle Mezo审核和批准。Mezo女士拥有俄克拉荷马大学的石油工程理学学士学位和俄克拉荷马州的石油工程专业工程执照。梅佐女士在石油和天然气行业有10多年的经验。在加入公司之前,Mezo女士在SandRidge Energy担任过各种油藏工程、储量、收购、公司规划和管理职位.
工程总监和内部工作人员与独立咨询石油工程师密切合作,确保为其储量估计过程提供的数据的完整性、准确性和及时性。该公司向独立咨询石油工程师提供所有物业的历史信息(如所有权权益、天然气和石油产量、油井测试数据、大宗商品价格、运营成本、手续费和开发成本)。年内,工程署署长和内部职员定期与独立顾问石油工程师代表会面,检讨物业,并讨论方法和假设。
储量评估是通过使用适当的地质、石油工程和评价原则和技术来编制的,这些原则和技术符合美国证券交易委员会S-X规则第4-10(A)(1)-(32)条的储量定义,并符合石油工程师学会出版物中石油行业普遍认可的做法。
75
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
该报告的标题为“石油和天然气储量信息评估和审计标准(2019年6月修订)”,由SPE委员会于2019年6月25日批准,并由石油评估工程师协会出版专著3和专著4。在分析每个油藏时使用的方法或方法组合都受到类似油藏的经验、开发阶段、基础数据的质量和完整性以及生产历史的影响。根据油田开发所处的阶段、生产动态、开发方案以及利用试采资料对现有井进行顶替面积分析,将储量划分为探明储量。已探明的未开发储量估计为已获准、目前正在钻探、已钻探但尚未完成或运营商已向本公司表示有意钻探的位置。
对于非常规油气藏的评价,采用了一种综合了适当的地质和石油工程数据的基于动态的方法。基于性能的方法主要包括(1)生产诊断、(2)递减曲线分析和(3)基于模型的分析(如有必要,基于数据的可用性)。生产诊断包括数据质量控制、流型识别和特征油井动态。这些分析是针对所有井组(或类型曲线区域)进行的。来自诊断解释的特征性速率下降曲线被转换为修改的双曲线速率曲线,包括一个或多个b指数值,然后是指数下降。在数据可获得性的基础上,基于模型的分析可以综合起来评估长期递减动态,动态储层和裂缝参数对油井动态的影响,以及非常规油藏性质造成的复杂情况。在未开发储量评价中,利用具有较完整历史动态资料的同类油藏的井资料进行类型井分析。
因此,预计这些估计会发生变化,这种变化可能是实质性的,随着未来信息的获得,这种变化可能会在短期内发生。
现将已探明、已开发和未开发的天然气、石油和天然气净储量汇总如下:
|
|
探明储量 |
|
|||||||||||||
|
|
天然气 |
|
|
油 |
|
|
NGL |
|
|
总计 |
|
||||
|
|
(MCF) |
|
|
(桶) |
|
|
(桶) |
|
|
Bcfe |
|
||||
2018年9月30日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
对先前估计数的修订 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
收购(资产剥离) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
扩展、发现和其他添加 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
生产 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
2019年9月30日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
对先前估计数的修订 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
收购(资产剥离) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
扩展、发现和其他添加 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
生产 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
2020年9月30日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
对先前估计数的修订 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
收购(资产剥离) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
扩展、发现和其他添加 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
生产 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
2021年9月30日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
分别用于计算天然气、石油和NGL储量和未来现金流的价格如下:2021年9月30日-
, , ;2020年9月30日- , , ;2019年9月30日- , , .76
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
对2020年至2021年以前估计数的修订主要是因为:
|
• |
积极的定价修订 |
|
• |
负面的性能修订 |
收购和资产剥离的结果是:
|
• |
收购 |
|
• |
出售 |
从2020年到2021年的扩展、发现和其他增加主要归因于:
|
• |
保留扩展、发现和其他添加内容 |
|
a) |
该公司在利用密西西比州和伍德福德页岩区段的水平钻探正在进行的非常规天然气、石油和NGL开发中的特许权使用费权益,在俄克拉何马州的Ardmore和Anadarko盆地发挥着举足轻重的作用。 |
|
b) |
该公司在利用Anadarko花岗岩洗地的水平钻探正在进行的非常规天然气、石油和NGL开发中的特许权使用费权益,该地区是俄克拉荷马州和得克萨斯州阿纳达科盆地的一部分。 |
生产
|
|
已探明开发储量 |
|
|
已探明未开发储量 |
|
||||||||||||||||||
|
|
天然 燃气 |
|
|
油 |
|
|
NGL |
|
|
天然 燃气 |
|
|
油 |
|
|
NGL |
|
||||||
|
|
(MCF) |
|
|
(桶) |
|
|
(桶) |
|
|
(MCF) |
|
|
(桶) |
|
|
(桶) |
|
||||||
2019年9月30日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2020年9月30日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2021年9月30日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
77
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
以下是2021年已探明未开发储量(Mcfe)的变化情况:
已探明未开发储量开始探明 |
|
|
|
|
已探明未开发储量转为已探明已开发储量 |
|
|
( |
) |
修订版本 |
|
|
( |
) |
扩展和发现 |
|
|
|
|
销售额 |
|
|
- |
|
购买 |
|
|
|
|
结束已探明的未开发储量 |
|
|
|
|
在2021财年,PUD总净储备增加了
该公司预计,目前所有的PUD地点将在增加之日起5年内钻探并转换为PDP。然而,预计不再在增加到PUD储量之日起五年内钻探的PUD位置和相关储量,将在做出决定时作为修订被删除。如果在五年期末有未钻探的PUD地点,公司打算将与这些地点相关的储量从已探明储量中删除,作为修订。
未来净现金流量贴现的标准化计量
会计准则规定了计算未来净现金流量及其与估计探明储量相关变化的标准化计量的准则。本公司一直遵循这些指导方针,下面将对其进行简要讨论。
未来的现金流入和未来的生产和开发成本是通过将每月第一天单个产品价格和年终成本的往绩未加权12个月算术平均值应用于预计将生产的天然气、石油和天然气的数量来确定的。未来的实际价格和成本可能会大大高于或低于每月第一天个别产品价格和年终成本的未加权12个月算术平均值。就每一年度而言,根据该年度适用的经济状况的延续情况,估计已探明储量的数量及预期该等储量的未来生产期间。
估计未来所得税按现行法定所得税率计算,包括考虑物业及相关结转的现行课税基准,以落实永久性差额及税项抵免。通过应用10%的年度贴现率,由此产生的未来净现金流将减少到现值。用于计算标准化计量的假设是财务会计准则委员会规定的假设,因此不一定反映公司对从这些储备获得的实际收入的预期,也不一定反映它们的现值。如前所述,储量估算过程中固有的限制同样适用于标准化计量计算,因为这些估算会影响估值过程。
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|||
未来现金流入 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
未来生产成本 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
未来发展和资产报废成本 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
未来所得税费用 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
未来净现金流 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
每年10%的折扣 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
期货净值贴现的标准化度量 现金流 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
78
PHX矿业公司
财务报表附注(续)
折现未来净现金流量的标准化计量变动如下:
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|||
年初 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
以下原因导致的更改: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气、石油和天然气销售,净额 生产成本 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
销售价格和生产成本的净变动 |
|
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
未来开发和资产的净变化 退休费用 |
|
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
|
|
扩展和发现 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
修订工程量估计数 |
|
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
就地储备的收购(剥离) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
( |
) |
增加折扣 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
所得税净变动 |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
时间和其他方面的变化,净额 |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
( |
) |
净变化量 |
|
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
年终 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
17.季度经营业绩(未经审计)
以下是该公司未经审计的季度运营业绩摘要。
|
|
检察官2021年 |
|
|||||||||||||
|
|
截至的季度 |
|
|||||||||||||
|
|
十二月 31 |
|
|
3月31日 |
|
|
6月30日 |
|
|
九月三十日 |
|
||||
收入 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
扣除拨备前的收益(亏损) 所得税 |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
净收益(亏损) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
每股收益(亏损) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2020财年 |
|
|||||||||||||
|
|
截至的季度 |
|
|||||||||||||
|
|
12月31日 |
|
|
3月31日 |
|
|
6月30日 |
|
|
九月三十日 |
|
||||
收入 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
扣除拨备前的收益(亏损) 所得税 |
|
$ |
|
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
净收益(亏损) |
|
$ |
|
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
每股收益(亏损) |
|
$ |
|
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
79
项目9 |
会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧 |
无
项目9A |
控制和程序 |
(A)对披露控制和程序的评价
公司维持“披露控制和程序”,这一术语在“交易法”规则13a-15(E)和15d-15(E)中定义,旨在确保公司根据交易法提交或提交的报告中要求披露的信息在“美国证券交易委员会”规则和表格规定的时间内得到记录、处理、汇总和报告,并收集此类信息并传达给管理层,包括公司首席执行官和首席财务官(视情况而定),以便及时就所需披露做出决定。在设计和评估其披露控制和程序时,管理层认识到,无论披露控制和程序的构思和运作有多好,披露控制和程序只能提供合理的、而不是绝对的保证,以确保达到披露控制和程序的目标。根据他们的评估,公司首席执行官和首席财务官得出结论,由于下面描述的重大弱点,截至2021年9月30日,公司的披露控制和程序没有生效。
(B)管理层关于财务报告内部控制的报告
公司管理层有责任建立和保持充分的“财务报告内部控制”,这一术语在“交易法”第13a-15(F)条中有定义。该公司的内部控制结构旨在向其管理层和董事会提供合理的保证,保证财务报告的可靠性,以及根据美国公认会计原则编制和公平列报其为外部目的编制的财务报表。
由于其固有的局限性,财务报告的内部控制只能为实现控制系统的目标提供合理的保证,而不能防止或发现错误陈述。此外,对未来财务报告的内部控制有效性的任何评估都有风险,即这些内部控制可能会因为条件的变化而变得不充分,或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
公司管理层,包括首席执行官和首席财务官,根据以下数据对公司财务报告内部控制的有效性进行了评估内部控制-综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。本公司管理层发现本公司财务报告的内部控制存在重大缺陷,详情如下。
重大缺陷是财务报告内部控制的缺陷或缺陷的组合,使得本公司年度或中期财务报表的重大错报有合理的可能性无法及时防止或发现。
在与截至2021年9月30日的会计年度相关的审计过程中,管理层与该公司的独立注册会计师事务所一起发现,该公司与第三方公司编制的年度所得税拨备的审查有关的一项内部控制存在重大缺陷。具体地说,该公司对年度所得税拨备的审查没有包括充分评估递延税项资产以确定是否需要估值津贴的过程。此外,审查没有足够详细,无法发现递延所得税中的重大错报。
根据评估结果和上述重大弱点,公司管理层得出结论,公司对财务报告的内部控制无效 根据2021年9月30日的公认会计原则,为财务报告的可靠性和为外部报告目的编制财务报表提供合理保证。
公司的独立注册会计师事务所安永会计师事务所(Ernst&Young LLP)发布了一份证明报告,说明其对公司截至2021年9月30日的财务报告内部控制的评估,该报告在本10-K表格中包括的公司财务报表之前提交。此外,本年度报告Form 10-K中涵盖的截至2020年9月30日和2019年9月30日的年度财务报表也已由本公司的独立注册会计师事务所审计,该会计师事务所的报告在提交本公司财务报告内部控制报告之前提交。
80
(c) 财务报告内部控制的变化
在截至2021年9月30日的会计季度或在通过提交本10-K表格完成评估之日之后,公司财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理地可能影响公司财务报告的内部控制的变化。公司管理层已开始设计补救计划,以补救上述重大弱点,尽管此类补救计划尚未设计或实施。
项目9B |
其他信息 |
无
项目9C |
关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 |
不适用。
81
第三部分
10-K表格第III部分(第10项-董事和高管与公司治理、第11项-高管薪酬、第12项-某些实益所有者的担保所有权以及管理层和相关股东事项、第13项-某些关系和相关交易、第14项独立董事和首席会计师费用和服务)所要求的信息通过引用纳入公司的最终委托书,该委托书将在本年度报告所涉会计年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会。
82
第四部分
项目15 |
展品、财务报表明细表 |
财务报表明细表
本公司省略了所有附表,因为要求其申报的条件不存在,或者因为所需信息出现在本公司的财务报表中,包括这些报表的附注。
展品
(1.1) |
|
PHX Minerals Inc.和斯蒂费尔尼古拉斯公司之间的承销协议,日期为2021年4月16日(通过引用附件1.1并入,形成于2021年4月19日提交给美国证券交易委员会的8-K表格) |
(1.2) |
|
PHX Minerals Inc.与斯蒂费尔·尼古拉斯公司签订的市场上股权发行销售协议,日期为2021年8月25日(通过引用附件1.1并入,形成2021年8月25日提交给美国证券交易委员会的8-K表格) |
(3.1) |
|
修订和重订PHX矿业公司注册证书。 |
(3.2) |
|
修改和重新修订PHX矿业公司章程(通过引用附件3.2并入,以形成2020年10月13日提交给美国证券交易委员会的8-K表格) |
(4.1) |
|
界定担保持有人权利的文书(通过引用并入修订及重订的公司注册证书和修订及重新制定附例(如上所列) |
*(10.1) |
|
经修订的董事及高级职员赔偿协议(于2007年6月19日向美国证券交易委员会提交的表格8-K,参照附件10并入) |
*(10.2) |
|
修改和重新签署的控制权变更高管离职协议表格(参照附件10.17并入表格10-K,于2020年12月10日提交给美国证券交易委员会) |
*(10.3) |
|
PHX Minerals Inc.修订的2010年限制性股票计划(通过引用附件10.18并入,以形成2020年12月10日提交给美国证券交易委员会的10-K表格) |
*(10.4) |
|
PHX矿业公司2021年长期激励计划(通过引用附件10.1并入,以形成2021年3月8日提交给美国证券交易委员会的8-K表格) |
+(10.5) |
|
2021年4月14日的买卖协议,买方为PHX Minerals Inc.,卖方为Palmetto Investments Partners,LLC,Palmetto Investments Partners II,LLC和Crestwood Explore Partners,LLC(通过引用附件10.1合并为Form 8-K,于2021年4月15日提交给美国证券交易委员会) |
(10.6) |
|
PHX Minerals Inc.与独立银行签订的截至2021年9月1日的信贷协议(通过引用附件10.1并入,形成于2021年9月3日提交给美国证券交易委员会的8-K表格)。PHX Minerals Inc.是PHX Minerals Inc.的每一方贷款人,独立银行是行政代理和信用证发行方。 |
+(10.7) |
|
2021年9月16日的买卖协议,买方为PHX Minerals Inc.,卖方为Midnight Resource Partners,LLC和Merrimac Properties Partners,LLC(通过引用附件10.1合并,形成于2021年9月16日提交给美国证券交易委员会的8-K表格) |
+(10.8) |
|
作为买方的PHX Minerals Inc.和作为卖方的Palmetto Investment Partners II,LLC之间于2021年9月16日签订的买卖协议(通过引用附件10.2并入,形成2021年9月16日提交给美国证券交易委员会的8-K表格)。 |
+(10.9) |
|
作为买方的PHX Minerals Inc.与作为卖方的Vendera Resources III,LP和Vendera Management III LLC之间签订的日期为2021年11月10日的买卖协议(通过引用附件10.1并入,形成于2021年11月12日提交给美国证券交易委员会的8-K表格)。 |
+(10.10) |
|
买卖协议日期为2021年12月6日,卖方为Merrimac Properties Partners,LLC和Quarter Horse Energy Partners,LLC,买方为PHX Minerals Inc.(通过引用附件10.1并入,形成2021年12月9日提交给美国证券交易委员会的8-K表格)。 |
+(10.11) |
|
买卖协议日期为2021年12月6日,卖方为Palmetto Investment Partners II,LLC,买方为PHX Minerals Inc.(通过引用附件10.2并入,形成于2021年12月9日提交给美国证券交易委员会的8-K表格)。 |
(10.12) |
|
截至2021年12月6日的信贷协议第一修正案,由PHX Minerals Inc.(PHX Minerals Inc.)、贷款方PHX Minerals Inc.和作为行政代理和信用证发行方的独立银行(通过引用附件10.3并入,以形成2021年12月9日提交给美国证券交易委员会的8-K表格)。 |
(23.1) |
|
安永律师事务所同意 |
(23.2) |
|
独立石油工程顾问DeGolyer和MacNaughton的同意 |
(24.1) |
|
授权书(见签名页) |
(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 |
83
(32.1) |
|
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条对首席执行官的认证 |
(32.2) |
|
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条认证首席财务官 |
(99) |
|
独立石油工程顾问DeGolyer和MacNaughton的报告 |
(101.INS) |
|
内联XBRL实例文档 |
(101.Sch) |
|
内联XBRL分类扩展架构文档 |
(101.CAL)(101.CAL) |
|
内联XBRL分类扩展计算链接库文档 |
(101.LAB) |
|
内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档 |
(101.PRE)(101.PRE) |
|
内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase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中) |
|
|
|
* |
|
指管理合同或补偿计划或安排 |
+ |
|
《买卖协议》载有根据第601(A)(5)项遗漏的时间表和展品。 S-K法规的一部分。本公司同意提供任何该等遗漏的展品或时间表的补充副本,以 根据要求提供美国证券交易委员会。 |
项目16 |
表格10-K摘要 |
没有。
签名
根据1934年证券交易法第13节的要求,注册人促使本报告由正式授权的以下签名者代表其签署。
PHX矿业公司 |
|
由以下人员提供:/s/查德·L·斯蒂芬斯 |
查德·L·斯蒂芬斯 |
总裁兼首席执行官 |
|
日期:2021年12月13日 |
授权书
兹确认,以下签名的每个人构成并指定查德·L·斯蒂芬斯和拉尔夫·达米科,其真实合法的事实律师和代理人,与美国证券交易委员会签署对本报告的任何修订,连同证物和其他相关文件,在此批准并确认所有上述事实律师或其替代人可以或导致凭借本报告进行的任何修改。(B)在此声明中,请允许并确认所有上述事实律师或其替代人或其替代人可根据本报告或其替代人或其替代人依据本报告的规定签署对本报告的任何修订,以及与此相关的证物和其他相关文件,并在此批准并确认所有上述事实律师或其替代人或其替代人可根据本报告或其替代人或其替代人根据本报告签署任何修正案。
84
根据1934年证券交易法的要求,本报告已由以下人员以注册人的身份在指定日期代表注册人签署。
签名 |
|
标题 |
|
日期 |
|
|
|
|
|
|
|
/s/查德·L·斯蒂芬斯 查德·L·斯蒂芬斯 |
|
总裁兼首席执行官 |
|
2021年12月13日 |
|
|
|
|
|
|
|
/s/拉尔夫·杜阿米科 拉尔夫·杜阿米科(Ralph DÜamico):拉尔夫·杜阿米科 |
|
副总裁兼首席财务官 |
|
2021年12月13日 |
|
|
|
|
|
|
|
/s/Mark T.Behrman 我是马克·T·贝尔曼。 |
|
首席独立董事 |
|
2021年12月13日 |
|
|
|
|
|
|
|
/李·M·嘉楠科技 李·M·嘉楠科技 |
|
导演 |
|
2021年12月13日 |
|
|
|
|
|
|
|
/s/彼得·B·德莱尼(Peter B.Delaney) 彼得·B·德莱尼 |
|
导演 |
|
2021年12月13日 |
|
|
|
|
|
|
|
/s/克里斯托弗·T·弗雷泽(Christopher T.Fraser) 克里斯托弗·T·弗雷泽。 |
|
导演 |
|
2021年12月13日 |
|
|
|
|
|
|
|
/s/John H. #约翰·H# |
|
导演 |
|
2021年12月13日 |
|
|
|
|
|
|
|
/s/格伦·A·布朗 格伦·A·布朗 |
|
导演 |
|
2021年12月13日 |
85