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MemberCRK：ArkomaDrillingIILMember2019-02-280000023194CRK：CaddoParishLouisiana MemberCRK：ArkomaDrillingIILMember2019-02-012019-02-280000023194SRT：石油储备成员2020-12-31UTR：Mmbbls0000023194SRT：天然天然气储备成员2020-12-31UTR：MMCF0000023194SRT：石油储备成员2019-12-310000023194SRT：天然天然气储备成员2019-12-310000023194SRT：石油储备成员2018-12-310000023194SRT：天然天然气储备成员2018-12-310000023194SRT：石油储备成员2021-01-012021-12-310000023194SRT：天然天然气储备成员2021-01-012021-12-310000023194SRT：石油储备成员2020-01-012020-12-310000023194SRT：天然天然气储备成员2020-01-012020-12-310000023194SRT：石油储备成员2019-01-012019-12-310000023194SRT：天然天然气储备成员2019-01-012019-12-310000023194SRT：石油储备成员2021-12-310000023194SRT：天然天然气储备成员2021-12-310000023194SRT：CrudeOilAndNGLPerBarrelMember2021-01-012021-12-310000023194SRT：CrudeOilAndNGLPerBarrelMember2020-01-012020-12-310000023194SRT：CrudeOilAndNGLPerBarrelMember2019-01-012019-12-310000023194SRT：天然气每千立方英尺成员2021-01-012021-12-310000023194SRT：天然气每千立方英尺成员2020-01-012020-12-310000023194SRT：天然气每千立方英尺成员2019-01-012019-12-31

美国证券交易委员会

华盛顿特区，20549

表格10-K

(标记一)

þ			依据第13或15(D)条提交的周年报告
			1934年证券交易法
			截至的财政年度12月31日, 2021
			或
¨			根据“条例”第13或15(D)条提交的过渡报告
			1934年证券交易法
			的过渡期            至

委托文件编号001-03262

康斯托克资源公司(Comstock Resources，Inc.)

(注册人的确切姓名载于其章程)

内华达州						94-1667468
(述明或其他司法管辖权 公司或组织)						(税务局雇主 识别号码)

城乡大道5300号。, 500套房, 弗里斯科, 德克萨斯州75034

(主要执行机构地址，包括邮政编码)

972668-8800

(注册人电话号码和区号)

根据该法第12(B)条登记的证券：

每节课的标题			交易代码			注册的每个交易所的名称
普通股，面值0.50美元(每股)			曲柄			纽约证券交易所

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			¨			不是			þ

用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13条或第15条(D)提交报告。

是			¨			不是			þ

用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)提交了1934年证券交易法第13条或第15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。

是			þ			不是			¨

用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。

是			þ			不是			¨

用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司还是新兴的成长型公司。见“交易法”第12b-2条中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。 

大型加速文件服务器

¨

加速文件管理器

þ

非加速文件服务器

¨

规模较小的报告公司

¨

新兴成长型公司

¨

如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期，以遵守根据交易所法案第13(A)节提供的任何新的或修订的最终会计准则。新兴成长型公司¨

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)条对其财务报告内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。 ☑

用复选标记表示注册人是否为空壳公司(如交易法规则12b-2所定义)。

是			¨			不是			þ

根据2021年6月30日(注册人最近完成的第二财季的最后一个营业日)普通股在纽约证券交易所的收盘价，注册人的非关联公司持有的普通股的总市值为#美元。612.6百万美元。截至2022年2月16日，有232,922,620登记人已发行的普通股。

以引用方式并入的文件

2022年股东年会最终委托书的部分内容

通过引用并入本报告第三部分。

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康斯托克资源公司(Comstock Resources，Inc.)

表格10-K的年报

截至2021年12月31日的财政年度

目录

项目															页面
									第一部分
						有关前瞻性陈述的注意事项									2
						定义									3
1.						业务									6
2.						属性									6
1A.						风险因素									21
1B.						未解决的员工意见									27
3.						法律程序									27
4.						煤矿安全信息披露									27
									第II部
5.						注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股权证券的市场									28
7.						管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析									29
7A.						关于市场风险的定量和定性披露									36
8.						财务报表和补充数据									36
9.						会计与财务信息披露的变更与分歧									36
9A.						管制和程序									37
9B.						其他信息									38
									第三部分
10.						董事、高管与公司治理									39
11.						高管薪酬									39
12.						某些实益拥有人的担保所有权和管理层及相关股东事宜									39
13.						某些关系和相关交易，以及董事独立性									39
14.						首席会计师费用及服务									39
									第IV部
15.						展品和财务报表明细表									40
16.						表格10-K摘要									42

1

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有关前瞻性陈述的警示说明

本报告中包含的信息包括1933年证券法第27A节和1934年证券交易法第21E节所指的“前瞻性陈述”。这些前瞻性陈述使用了诸如“预期”、“估计”、“预期”、“项目”、“计划”、“打算”、“相信”等术语。除历史事实陈述外，本报告中包含的所有陈述均为前瞻性陈述，包括“风险因素”和“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中提到的有关以下内容的陈述：

•未来石油和天然气的产量和生产时间；

•资本支出的数额、性质和时间；

•自本合同生效之日起预计钻探的井数；

•勘探和开发机会的可获得性；

•我们的财务或经营业绩；

•我们的现金流和预期流动性；

•经营成本，包括租赁经营费用、行政费用和其他费用；

•发现和开发成本；

•我们的业务策略；以及

•未来经营的其他计划和目标。

我们在本报告中的任何或所有前瞻性陈述都可能被证明是不正确的。他们可能会受到多种因素的影响，其中包括：

•“风险因素”和本报告其他部分描述的风险；

•石油和天然气的价格和供求的波动；

•我们钻探活动的时机和成功程度；

•估计石油和天然气储量以及未来实际产量和相关成本时固有的许多不确定性；

•我们成功识别、执行或有效整合未来收购的能力；

•与石油和天然气行业相关的常见危险，包括火灾、井喷、管道故障、泄漏、爆炸和其他不可预见的危险；

•我们有效营销石油和天然气的能力；

•钻井平台、设备、供应品和人员的可用性；

•我们发现或获取额外储量的能力；

•我们满足未来资本需求的能力；

•监管要求的变化；

•一般经济状况、金融市场状况和竞争状况；以及

•我们有能力留住高级管理层的关键成员和关键员工。

2

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定义

以下是石油和天然气行业和本报告中常用术语的缩写和定义。天然气当量和原油当量是使用6Mcf对1桶的比率来确定的。所有提及的“我们”、“我们”、“我们”或“Comstock”均指注册人Comstock Resources，Inc.及其合并子公司(如适用)。

“Bbl”相当于一桶美国42加仑的石油。

“bcf”意味着10亿立方英尺的天然气。

“bcfe”意味着10亿立方英尺的天然气当量。

“京东方”指的是一桶油当量。

“Btu”指英国热量单位，即将一磅水的温度从58.5华氏度提高到59.5华氏度所需的热量。

“完成”指安装用于生产石油或天然气的永久性设备。

“凝析油”指的是一种碳氢化合物混合物，在天然气生产时变成液体并从天然气中分离出来，与原油相似。

“发展得好”指在油气藏探明区域内钻探至已知可生产的地层层位深度的井。

“干井”指被发现不能生产足够数量的碳氢化合物，以致销售这种生产的收益超过生产费用和税收的油井。

“探井”指为发现新油田或在以前发现的另一油气藏的石油或天然气产量或扩大已知油气藏的油气田中发现新的生产油气藏而钻探的井。

“格罗斯”当用于英亩或油井时，产量或储量是指我们或另一特定人士拥有工作权益的全部英亩或油井。

“液化天然气”指的是液化天然气，它是甲烷和乙烷的混合物，为了方便和安全的非加压储存或运输，已经冷却成液体形式。

“MBbls”意味着一千桶石油。

“MBbls/d”相当于每天1000桶石油。

“麦克夫”意味着一千立方英尺的天然气。

“麦克菲”相当于1000立方英尺的天然气当量。

“MMBbls”意味着100万桶石油。

“MMBOE”意味着100万桶油当量。

“MMBtu”意思是一百万英热单位。

“MMcf”意味着100万立方英尺的天然气。

“MMCF/d”意味着每天100万立方英尺的天然气。

“MMcfe/d”意味着每天100万立方英尺的天然气当量。

“MMcfe”意味着100万立方英尺的天然气当量。

“网”当用于英亩或油井时，指的是油井的总英亩数乘以我们拥有的工作权益的百分比。

“净产量”生产意味着我们拥有较少的版税，而生产应由他人承担。

3

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“NGL”指完全由碳和氢组成的天然气液体。

“石油”指的是原油或凝析油。

“操作员”指负责勘探、开发和生产油气井或租赁的个人或公司。

“已探明的已开发储量”指的是在现有设备和作业方法下，通过现有油井有望开采的储量。

“已证实已开发的非生产国”指(I)预期可从有能力生产但因目前没有市场出口或管道连接日期不确定而关闭的地区开采的储量，或(Ii)目前在现有油井的管道后面，经成功测试或生产抵消油井而被视为已证实的储量。

“成熟的生产”指在继续目前的作业方法下，预计可从现有生产区开采的储量。这一类别包括最近完成的关闭气井，计划在不久的将来连接到管道。

“探明储量”指地质和工程数据合理确定地证明，在现有经济和运营条件下，未来几年可从已知油藏中开采的原油、天然气和天然气液体的估计数量，即作出估计之日的价格和成本。价格包括对合同安排提供的现有价格变化的考虑。

“已探明的未开发储量”指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回收的储量。未钻探面积的储量仅限于那些在钻探时可以合理确定产量的生产井抵消的钻探位置，或者可以确定现有生产地层的生产是连续的。

“PV 10值”指开采已探明储量产生的预计未来收入现值，扣除估计生产和未来开发成本，使用估计日期的价格和成本计算，不会出现未来升级，不计入一般和行政费用、偿债、未来所得税费用和折旧、损耗和摊销等非财产相关费用，并以每年10%的贴现率贴现。这一数额与与已探明石油和天然气储量相关的未来净现金流贴现的标准化计量方法相同，只是它是在不扣除未来所得税的情况下确定的。虽然pv10价值不是根据公认会计原则计算的财务指标，但管理层相信pv10价值的呈现对我们的投资者是相关和有用的。 因为它显示了在考虑公司未来所得税和我们当前的税收结构之前，可归因于我们已探明储量的贴现未来净现金流。我们在评估与我们的石油和天然气资产相关的潜在投资回报时使用这一衡量标准。由于许多特定公司独有的因素会影响估计的未来所得税数额，我们相信，在比较我们行业的公司时，使用税前衡量标准对投资者是有帮助的。

“重新完工”指在先前已完井的另一地层中完成现有井筒的生产。

“保留生命”指年终储量除以当年总产量得出的计算方法。

“皇室”指石油及天然气租约中的权益，该权益赋予该权益的拥有人有权从租赁面积收取部分产量(或出售收益)，但一般不要求拥有人支付在租赁面积上钻探或操作油井的任何部分成本。(C)石油及天然气租赁中的权益是指该权益的拥有人有权从租赁面积收取部分产量(或出售收益)，但一般不要求拥有人支付在租赁面积上钻探或操作油井的任何部分成本。特许权使用费可以是土地所有者的特许权使用费(在授予租约时由租赁面积的所有者保留)，也可以是压倒一切的特许权使用费(通常由租赁权所有者在转让给后续所有者时保留)。

“三维地震”指一种先进的技术方法，通过收集和测量声波反射回地表时进入地球的强度和时间来确定碳氢化合物的积累。

“美国证券交易委员会”指美国证券交易委员会。

“Tcf”意味着1万亿立方英尺的天然气。

“Tcfe”意味着一万亿立方英尺的天然气当量。

4

---

“工作利益”指石油和天然气租赁中的权益，该权益的所有者有权在租赁的土地上钻探和生产石油和天然气，并要求所有者支付钻探和生产运营成本的一部分。工作权益所有人有权获得的生产份额总是小于工作权益所有者必须承担的成本份额，剩余的生产应归特许权使用费所有者所有。例如，租约中拥有100%工作权益的业主，只需支付12.5%的地主特许权使用费，就必须支付100%的油井成本，但有权保留87.5%的产量。

“修复”指为恢复或增加产量而在生产井上进行的作业。

5

---

第一部分

项目1和2。业务和物业

我们是领先的独立天然气生产商，主要在海恩斯维尔页岩地区运营，海恩斯维尔页岩是位于路易斯安那州北部和得克萨斯州东部的一个主要天然气盆地，由于其地理位置靠近墨西哥湾沿岸市场，具有优越的经济优势。截至2021年12月31日，我们已探明储量的96%位于海恩斯维尔和博西耶页岩区。我们专注于通过开发海恩斯维尔和博西耶页岩的大量经济和低风险钻探机会来创造价值。我们的普通股在纽约证券交易所挂牌交易，代码为“CRK”。

我们的石油和天然气业务主要集中在路易斯安那州和德克萨斯州。截至2021年12月31日，我们的石油和天然气资产估计已探明储量为6.1Tcfe，PV 10价值68亿美元。我们已探明的储量主要是天然气，截至2021年12月31日已开发了37%，平均储量寿命约为12年。

优势

优质物业。截至2021年12月31日，我们在北路易斯安那州和东得克萨斯州的海恩斯维尔和博西耶页岩区拥有498,962英亩(净额371,998英亩)。我们的海恩斯维尔/博西耶页岩净面积约85%为自营生产，我们的海恩斯维尔/博西耶页岩资产具有广泛的开发和勘探潜力。钻井和完井技术的进步使我们能够通过更长的水平侧向长度和更大的油井增产来增加开采的储量。由于经济效益的提高，自2015年以来，我们的开发活动主要集中在海恩斯维尔和博西耶水平井的钻探上。

我们的Haynesville和Bossier页岩区位位于北美首屈一指的天然气页岩区之一，由于地理位置接近，可以获得与液化天然气出口和石化行业相关的墨西哥湾沿岸市场需求。我们相信，由于以下原因，我们为未来的增长做好了充分的准备：

•低风险、连续、多产的石油和天然气资源。自2008年以来，海恩斯维尔(Haynesville)和博西耶(Bossier)的页岩业务一直在大体上被描绘出来。我们认为，这些页岩业务代表了北美一些最稳定、最经济的天然气开发钻探机会。

•在开发海恩斯维尔和博西耶页岩业务方面拥有丰富经验的管理和运营团队。我们是首批从2007年开始在海恩斯维尔和博西耶页岩地区有效应用水平钻井技术的勘探和生产公司之一。2015年，我们重新启动了在海恩斯维尔和博西耶页岩的钻探计划，采用了改进的完井设计，显著提高了这些油井的经济效益。将我们的历史活动与我们在2019年收购的柯维公园能源有限责任公司(“柯维公园”)相结合，我们从2015年到2021年已经钻探和完成了331口(265.4净额)运营油井。

•诱人的经济回报。海恩斯维尔和博西耶页岩通过应用先进的钻井和完井技术(包括使用更长的侧向，以及使用更紧密的压裂阶段和更高的支撑剂装载量的高强度裂缝刺激)，提供了非常经济和低风险的钻井机会。我们的管理和运营团队在开发和优化Haynesville和Bossier页岩的一些最有效的完井技术方面发挥了重要作用，这些完井技术大大提高了初始产量和可采储量，与北美其他天然气盆地的结果相比，产生了一些最高的单井回报率。

•靠近高端天然气市场。我们的天然气生产得益于墨西哥湾沿岸地区需求的强劲增长，这是由液化天然气出口、对墨西哥的出口以及新建或扩建的石化设施大幅增加推动的。像我们这样可以进入墨西哥湾沿岸天然气市场的生产商获得的净实现价格高于其他地区的大多数生产商。我们还能够实现更高的利润率，因为我们能够以诱人的速度访问广泛的中游基础设施，而且缺乏高于市场的中游承诺。

增值收购。我们在2019年7月以22亿美元完成了对Covey Park的收购。此次收购包括约24.9万英亩净地和2.9Tcfe已探明储量，并增加了每天710MMcfe的产量和约1200个未来钻探地点。2019年11月，我们以4230万美元的全股票交易收购了一家私人公司，交易面积约为3155英亩，75英亩 (净额20.1口)生产井 和 44(12.7净额)海恩斯维尔/博西耶 页岩 未来钻探 地点。在2020年和2021年，我们通过收购和积极的租赁计划，获得了大约68,500英亩的净英亩，有望用于海恩斯维尔和博西耶页岩。

6

---

成功的钻井计划。2021年，我们在勘探和开发活动上花费了6.282亿美元，几乎全部在海恩斯维尔和博西耶页岩。我们花了5.761亿美元钻探和完成海恩斯维尔和博西耶页岩水平井，并在其他物业和其他开发成本上额外花费了5210万美元。我们在2021年钻了100口(54.1网)海恩斯维尔和博西耶水平井，平均侧向长度约为9000英尺。我们2021年的钻探计划取代了我们2021年产量的161%。

高效的操作员。截至2021年12月31日，我们运营了98%的已探明储量基地。作为运营商，我们能够更好地控制运营成本、未来开发的时机和计划、钻井和举升成本水平以及产品的营销。作为一家运营商，我们从其他工作利益所有者那里获得管理费用的补偿，这减少了我们的一般和管理费用。

经营策略

我们的策略包括以下主要元素：

•通过开发我们的高质量钻井地点库存，谨慎地增加自由现金流、产量和储量。我们拥有海恩斯维尔和博西耶页岩的大量低风险、高回报钻探地点的库存。截至2021年12月31日，我们已经确定了3409个钻探地点(净额为1633个)，这使我们有几年的钻探活动。我们钻井地点库存的平均横向长度为8,520英尺，比我们截至2020年12月31日的库存平均横向长度长25%。这一增长归因于重新绘制了我们的种植面积图，以包括15,000英尺的横向位置，以及与抵消运营商的种植面积交易。2021年，我们成功地钻了四口井，侧向约为15,000英尺。这些地点中的大多数位于生产所占的面积上，使我们能够以优化成本和回报的方式在项目之间分配资金，从而实现高效的钻井计划。我们打算管理钻探地点的选择以及开发和相关资本支出的时机，以支持我们保守的运营计划，以产生适度增长和自由现金流，以支持我们的资产负债表去杠杆化和恢复资本回报计划。

•注重优化全周期经济，提高资本回报率。我们专注于优化我们已经处于行业领先地位的低运营成本结构，并继续降低钻井和完井成本，从而专注于提高我们部署的资本回报率。我们不断地定期监控和调整我们的钻井、完井和操作程序，以期在我们的钻井机会组合中实现最经济的回报。我们相信，我们将通过以下方式实现这一目标：(I)最大限度地降低钻井和完井成本；(Ii)通过优化侧向长度、压裂阶段数、射孔间隔和采用的压裂增产措施类型来最大化油井产量和采收率；(Iii)生产接近管道质量的天然气，从而降低加工成本；以及(Iv)通过有效的油井管理将运营成本降至最低。

•管理大宗商品价格风险敞口。我们维持着积极的石油和天然气价格对冲计划，旨在缓解石油和天然气价格的波动，并保护我们预期的未来现金流的一部分，以确保我们有足够的现金流来履行我们的财务义务。

•评估和寻求战略收购机会，以提高我们的储量、产量和种植面积。我们打算利用我们的管理和运营团队在海恩斯维尔页岩方面的重要技术专长和经验，继续在我们地区寻求收购机会，并成功执行和整合收购，这些收购将增加我们的钻探库存。我们计划继续进行战略性收购，以补充我们的高质量资产基础，并通过积极的租赁计划获得免费的土地面积。

•保持有纪律的财务策略。我们打算在2022年维持保守的运营计划，主要目标是继续改善我们的资产负债表。我们的目标是在2022年将杠杆率降至1.5倍以下。我们相信，我们的低运营成本结构、最大限度地提高钻探计划的资本效率和保持财务纪律将使我们能够实现这一目标。

•着力抓好环境管护。我们已经与MIQ建立了合作伙伴关系，以监督对我们海恩斯维尔页岩天然气业务甲烷排放的独立第三方审计评估。这一结果可能会让我们向国内和国际客户证明，我们提供的天然气来源是负责任的。我们尽可能使用更清洁的天然气而不是柴油，以减少钻井和完井作业中的排放，并将我们的油井设计为钻探更长的侧向，并利用多井垫位置来最大限度地减少我们在地面上的足迹。

财产处置

2021年，该公司在扣除销售费用后，以1.381亿美元的价格出售了其在巴肯页岩的非运营物业。出售的巴肯页岩资产包括442口生产井的非运营权益(68.3净额)，日产量约为4500桶油当量。

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石油和天然气储量

下表列出了截至2021年12月31日我国已探明石油和天然气储量的估计值：

			油 (MBBLS)						天然气 (MMCF)(1)						总计 (MMcfe)(1)						PV 10值 (000's)(2)
已被证明是发达的：
生产			572						2,181,047						2,184,474						$	3,043,312
不生产			55						64,613						64,947						49,870
已探明开发总量			627						2,245,660						2,249,421						3,093,182
事实证明是未开发的			—						3,872,423						3,872,423						3,706,914
已证明的总数			627						6,118,083						6,121,844						6,800,096
未来所得税贴现																					(1,024,491)
现金流贴现的标准化计量																					$	5,775,605

______________

(1)天然气产量包括NGL。石油和NGL转换为天然气当量的方法是，根据石油与天然气的近似相对能量含量(不代表石油和天然气价格)，使用一桶石油或六立方米天然气的NGL换算成天然气当量。

(2)PV10值代表我们已探明的石油和天然气储量在所得税前的折现未来净现金流，折现率为10%。尽管这是一项非GAAP衡量标准，但我们认为，PV10价值的列报对我们的投资者是相关和有用的，因为它在考虑公司未来所得税和我们当前的税收结构之前，展示了可归因于我们已探明储量的贴现未来净现金流。我们在评估与我们的石油和天然气资产相关的潜在投资回报时使用这一衡量标准。未来净现金流贴现的标准化计量是指可归因于我们已探明的石油和天然气储量的未来现金流在所得税后的现值，折现率为10%。

下表列出了过去三个财政年度截至12月31日的年终储备：

			2021												2020												2019
			油 (MBBLS)						天然气 (MMCF)(1)						油 (MBBLS)						天然气 (MMCF)(1)						油 (MBBLS)						天然气 (MMCF)(1)
已被证明是发达的			627						2,245,660						11,000						1,967,288						15,104						1,890,357
事实证明是未开发的			—						3,872,423						—						3,595,588						1,643						3,451,140
总探明储量			627						6,118,083						11,000						5,562,876						16,747						5,341,497

______________

(1)天然气产量包括NGL。根据近似的相对能量含量，使用一桶NGL与六立方米天然气的换算系数将NGL转换为天然气当量。

我们已探明储量的96%位于北路易斯安那州和东得克萨斯州的海恩斯维尔和博西尔页岩中。这些油井的产量从10500英尺到14000英尺。我们所有已探明的未开发储量都代表着未来五年将在我们的海恩斯维尔和博西耶页岩面积上钻探的油井。

利用结合油气流动原理的递减曲线分析和速率瞬变分析初步确定了现有生产井的探明储量。利用周边地区类似井的动态和地质资料，估算了生产历史有限的生产井和未开发地区的已探明储量，以评估储层的连续性。确定经济生产能力合理确定性所依赖的技术包括电测井、放射性测井、岩心分析、地质图和现有的生产数据、地震数据和试井数据。

在估计已探明的石油和天然气储量时，存在许多固有的不确定性。油气储量工程是对无法精确测量的地下油气储量进行估算的主观过程。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量以及工程和地质解释和判断。估计日期之后的钻井、测试和生产结果可能证明修订该估计是合理的。因此，储量估计往往与最终开采的石油和天然气数量不同。

用于确定石油和天然气储量数量以及石油和天然气储量未来现金流入的价格代表过去12个月在销售点收到的本月第一个月的平均价格。这些价格已经根据位置和质量差异的指数价格进行了调整。

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用于储量估算的石油和天然气价格如下：

年						油价 (每桶)						天然气价格 (按MCF)
2021						$62.38						$3.33
2020						$32.88						$1.71
2019						$50.94						$2.29

如果对开采数量有很高的信心，储量可能被归类为已探明未开发储量，而且这些储量计划在最初列入已探明储量后五年内进行钻探，除非具体情况证明需要更长的时间。在为我们的储量报告评估已探明的未开发储量时，未钻探面积的储量仅限于在钻探时能够合理确定产量的储量，我们可以在那里核实油气藏的连续性。我们只包括已探明的未开发储量中的油井，这些油井是我们目前计划钻探的，而且我们有足够的资本资源使我们能够钻探这些油井。利用经验证据，我们利用控制点和样本量来显示储集层的连续性。我们反映未开发储量因未来发展计划的变化(包括建议横向长度、开发间距和开发时间的变化)而在同一领域发生的变化，以及已探明的未开发地点因未来发展计划的变化而被修订的程度。截至2021年12月31日，我们已探明的未开发储量不包括任何收益率低于10%的未钻井。

截至2021年12月31日，我们已探明的未开发储量由378个未开发地点的3.9Tcf天然气组成。我们所有未开发的天然气储量都与我们的海恩斯维尔(Haynesville)和博西耶(Bossier)页岩资产相关，这是我们2021年钻探计划的重点。2021年，我国天然气探明未开发储量增加277bcf。到2021年，包括2020年储量在内的60个探明未开发地点被转化为探明已开发储量。

截至2020年12月31日，我们已探明的未开发储量包括3.6Tcf天然气，所有这些天然气都与我们2020年钻探计划重点关注的海恩斯维尔和博西耶页岩资产相关。2020年，我国天然气探明未开发储量增加144.4 bcf。2020年，50个已探明的未开发地点被转化为已探明的已开发储量。我们2019年探明的未开发石油储量在2020年从探明储量中移除，原因是2020年12月31日用于确定探明储量的低油价。

下表列出了截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度，我们已探明的未开发石油和天然气储量估计值的变化：

			已探明未开发储量
			2021												2020												2019
			油 (MBBLS)						天然气 (MMCF)						油 (MBBLS)						天然气 (MMCF)						油 (MBBLS)						天然气 (MMCF)
期初余额			—						3,595,588						1,643						3,451,140						2,146						1,699,651
资产剥离			—						(10,592)						—						—						—						(25,179)
收购			—						196,623						—						—						—						1,853,820
扩展和发现			—						725,120						—						213,658						—						—
从不发达到发达的转变			—						(668,427)						(50)						(343,735)						(247)						(188,894)
修订版本			—						34,111						(1,593)						274,525						(256)						111,742
总变化量			—						276,835						(1,643)						144,448						(503)						1,751,489
期末余额			—						3,872,423						—						3,595,588						1,643						3,451,140

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估计本港已探明的未开发储量转为已探明已开发储量的时间(按年计算)如下：

						已探明未开发储量
						2021												2020												2019
截至十二月三十一日止的年度，						油 (MBBLS)						天然气 (MMCF)						油 (MBBLS)						天然气 Mmcf)						油 (MBBLS)						天然气 (MMCF)
2020						—						—						—						—						58						363,900
2021						—						—						—						724,329						1,327						578,067
2022						—						636,183						—						639,934						122						795,598
2023						—						782,785						—						705,390						136						956,162
2024						—						852,342						—						721,268						—						757,413
2025						—						812,056						—						804,667						—						—
2026						—						789,057						—						—						—						—
总计						—						3,872,423						—						3,595,588						1,643						3,451,140

下表列出了我们预计在截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度内发生的未来开发资本成本的时间：

						未来开发成本 已探明未开发储量总额
						2021						2020						2019
截至十二月三十一日止的年度，						(单位：百万)
2020						$	—					$	—					$	286.9
2021						—						445.6						566.6
2022						381.4						438.0						758.6
2023						540.9						519.2						918.7
2024						600.5						499.6						640.6
2025						594.3						549.9						—
2026						576.2						—						—
总计						$	2,693.3					$	2,452.3					$	3,171.4

下表列出了截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度中我们估计的未来开发成本的变化：

			(单位：百万)
截至2019年12月31日的合计			$3,171.4
发生的开发成本			(302.1)
添加和修订			(417.0)
总更改量			(719.1)
截至2020年12月31日的合计			2,452.3
发生的开发成本			(502.7)
资产剥离			(9.8)
收购			131.6
添加和修订			621.9
总更改量			241.0
截至2021年12月31日的合计			$2,693.3

截至2021年12月31日，我们估计开发已探明未开发储量的未来资本成本为27亿美元，比截至2020年12月31日的估计未来资本成本25亿美元增加了2亿美元。

截至2020年12月31日，我们估计开发已探明未开发储量的未来资本成本为25亿美元，比截至2019年12月31日的估计未来资本成本32亿美元减少了7亿美元。这一减少主要是由于与已探明的未开发的Haynesville和Bossier页岩位置相关的预期开发成本降低所致。

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本报告中的探明储量信息是基于我们的石油工程人员准备的估算值，由管理层负责。我们聘请了一名独立的石油顾问对我们2021年12月31日的储量估计进行审计。荷兰Sewell&Associates，Inc.(“NSAI”)经审计的PV 10价值为68亿美元，占截至2021年12月31日的PV 10总价值的100%。这次审计的目的是为内部编制的储备金估计数的合理性提供额外的保证。这家工程公司之所以被选中，是因为它的地理专业知识和历史经验。

我们的独立石油顾问编写的审计信函作为本报告的附件包括在内。独立石油咨询公司负责审核本文所述储量估算的技术人员符合石油工程师协会颁布的《油气储量信息估算与审计准则》中关于资质、独立性、客观性和保密性的要求。

独立顾问对已探明储量的估计，以及该等储量以10%折让后的税前现值，与我们的估计合计相差不超过1%。不过，在逐个租约、逐个土地或逐个地区比较时，我们的估计有些可能较独立顾问的估计为高，有些则可能较独立顾问的估计为低。当该等差额合计不超过10%时，我们的储备核数师信纳以10%折现的已探明储备及该等储备的税前现值是合理的，并会出具无保留意见。由于继续进行此类分析的成本效益有限，剩余的差异不会得到解决。年内，我们的储备组还对重大收购或具有问题指标的物业(如寿命过长、业绩突然变化或经济或运营状况变化)的储量估计进行单独、详细的技术审查。

我们已建立并维持内部控制，旨在提供合理保证，确保已探明储量的估算是按照美国证券交易委员会颁布的规章制度计算和报告的。这些内部控制包括形成文件的过程工作流程、雇用合格的工程和地质人员，以及对参与我们储量评估过程的人员进行持续教育。我们的内部审计职能会定期测试我们的流程和控制。全年，我们的技术团队定期与我们的独立石油顾问代表会面，以审查资产并讨论方法和假设。我们向我们的顾问提供我们最大的生产资产的历史信息，如所有权权益、天然气、NGL和石油产量、油井测试数据、大宗商品价格以及运营和开发成本。在某些情况下，还会召开额外的会议，以审查已查明的储量差异。

我们所有的储量估计都与我们的执行管理层一起进行了审查，我们的独立顾问进行了独立的分析，最终我们的储量估计得到了我们负责企业发展的高级副总裁David J.Terry的批准。特里先生拥有路易斯安那州立大学石油工程学士学位，并在石油和天然气行业拥有超过15年的工程经验。

在截至2021年12月31日的三年期间，我们没有向美国证券交易委员会以外的任何联邦当局或机构提供已探明石油和天然气总储量的估计数字。

生产、价格和成本汇总

过去三个会计年度的年产量、我们从天然气和石油销售中实现的平均价格以及相关的提升成本如下：

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021						2020						2019
净生产量：
天然气(MCF)			489,274						450,836						292,834
油桶			1,210						1,508						2,685
平均价格：
天然气-$/Mcf			$3.63						$1.80						$2.17
石油--$/桶			$61.95						$32.36						$49.49
提升成本-$/Mcfe：
租赁经营			$0.21						$0.22						$0.27
集运			$0.26						$0.23						$0.23
生产税和从价税			$0.10						$0.08						$0.11

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钻探活动摘要

在截至2021年12月31日的三年内，我们钻探了下表所列的开发和探井：

			2021												2020												2019
			毛收入						网络						毛收入						网络						毛收入						网络
发展：
油			—						—						—						—						4						2.2
燃气			100						54.1						71						47.4						82						51.1
干的			—						—						—						—						—						—
			100						54.1						71						47.4						86						53.3
探索性：
油			—						—						—						—						—						—
燃气			—						—						—						—						—						—
干的			—						—						—						—						—						—
			—						—						—						—						—						—
总计			100						54.1						71						47.4						86						53.3

截至2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日，我们分别有28口(净网21.9口)、26口(净网23.5口)、26口(净网18.1口)在钻完井。

生产井总结

下表列出了我们在2021年12月31日拥有权益的总产量和净产量油气井：

			油												天然气
			毛收入						网络						毛收入						网络
路易斯安那州			14						3.7						1,318						677.8
新墨西哥州			1						—						88						13.6
俄克拉荷马州			6						0.6						99						8.9
德克萨斯州			15						6.8						990						746.3
怀俄明州			—						—						26						1.9
总计			36						11.1						2,521						1,448.5

我们在上表所列的2557口生产井中运营1575口。截至2021年12月31日，我们没有在任何包含多次完井的油井中拥有权益，这意味着一口油井正在从不止一个完井区生产。

种植面积

下表汇总了我们截至2021年12月31日的已开发和未开发租赁面积，这些土地全部在美国大陆陆上。我们已经排除了我们的利益仅限于特许权使用费或最重要的特许权使用费权益的面积。

			开发												未开发
			毛收入						网络						毛收入						网络
路易斯安那州			211,350						158,936						31,367						21,834
新墨西哥州			12,757						2,739						—						—
俄克拉荷马州			26,080						3,382						—						—
德克萨斯州			234,362						161,240						135,303						93,962
怀俄明州			13,440						927						—						—
总计			497,989						327,224						166,670						115,796

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截至2021年12月31日，我们的未开发面积到期如下：

			毛收入												网络
2022			2,429						2		%				1,431						1		%
2023			5,562						3		%				4,740						4		%
2024			4,984						3		%				3,628						3		%
2025			30,787						18		%				23,983						21		%
2026			16,252						10		%				12,752						11		%
此后			106,656						64		%				69,262						60		%
			166,670						100		%				115,796						100		%

我们石油和天然气资产的所有权受特许权使用费、高于特许权使用费、附带权益和其他类似权益以及石油和天然气行业惯用的合同安排、经营协议的留置权和尚未到期的现行税款以及其他次要产权负担的约束。我们所有的石油和天然气资产都被质押在我们的银行信贷安排下作为抵押品。按照石油和天然气行业的惯例，我们一般能够通过从不同储油层生产油井的开采、通过建立足以维持租赁的商业储备的钻探活动、通过支付延迟租金或通过行使合同延展权来保留我们对未开发面积的所有权权益。

市场和客户

我们生产石油和天然气的市场取决于我们无法控制的因素，包括国内生产和进口石油和天然气的程度、天然气管道和其他运输设施的邻近程度和能力、对石油和天然气的需求、竞争性燃料的销售以及州和联邦监管的影响。石油和天然气行业还与其他行业在供应工业、商业和个人消费者的能源和燃料需求方面展开竞争。

我们的天然气生产主要是根据各种条款的合同销售，并按每月1日的指数价格或每日现货市场价格定价。我们的目标是按月初指数价格出售约70%的天然气，其余30%按每日现货市场定价出售。当新油井开始生产时，按现货市场定价出售的天然气的百分比可能会受到影响，因为此类生产通常在油井首次投产的当月按现货市场定价出售。经营中的企业产品及其子公司、西南能源有限公司和壳牌石油公司及其子公司分别占我们2021年总销售额的22%、21%和13%。失去这些客户中的任何一个都不会对我们造成实质性的不利影响，因为我们的原油和天然气生产是有市场的，可以从其他买家那里获得。

我们已经签订了更长期的营销安排，以确保我们有足够的运输来将我们在北路易斯安那州和东得克萨斯州生产的天然气推向市场。作为建造我们自己的收集和处理设施的另一种选择，我们已经与中游公司签订了各种收集和处理协议，将我们的天然气输送到长途天然气管道。我们目前与两家主要的天然气营销公司达成了协议，为我们2022年在长距离管道上生产的天然气提供平均每天约69万MMBtu的固定运输。如果我们不能交付合同规定的天然气数量，运输费用可能由我们负责。根据这些协议，我们可以交付的产量预计将超过我们现有的固定运输安排。此外，如果我们在协议期限内出现短缺，管理公司运输的营销公司必须采取合理的努力来补充我们的交货。

竞争

石油和天然气行业竞争激烈。竞争对手包括大型石油公司、其他独立能源公司以及个体生产商和经营者，他们中的许多人拥有比我们多得多的财力、人员和设施。我们面临着收购石油和天然气资产以及石油和天然气勘探租赁的激烈竞争。

监管

将军。我们的石油和天然气业务的各个方面都受到广泛和不断变化的监管，因为影响石油和天然气行业的立法正在不断地进行审查，以进行修订或扩大。许多部门和机构，无论是联邦的还是州的，都被法规授权发布并已经发布了对石油和天然气行业及其个别成员具有约束力的规则和法规。联邦能源管理委员会(FERC)根据1938年的天然气法案(NGA)和1978年的天然气政策法案(NGPA)监管州际商业中天然气的运输和转售。然而，在1989年，国会颁布了天然气井口

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1993年1月1日生效的“解除管制法案”，该法案取消了影响所有天然气“首次销售”的所有剩余价格和非价格管制，但须遵守可能生效的任何私人合同的条款。虽然天然气生产商的销售以及所有原油、凝析油和天然气液体的销售目前都可以不受控制的市场价格进行，但未来国会可能会重新实施价格管制或制定其他立法，对我们业务的许多方面产生不利影响。根据2005年能源政策法案(“2005年法案”)的规定，NGA已被修订，以禁止任何形式的天然气买卖市场操纵行为，FERC也发布了旨在提高天然气定价透明度的新规定。2005年的法案也大大增加了对违反NGA的处罚。FERC已经发布了第704等人的命令。它要求市场参与者在报告年度的销售额或购买量等于或超过220万MMBtu的情况下提交年度申报，以促进价格透明度。

天然气的管理和运输。我们的天然气销售受到可获得性、运输条件和运输成本的影响。进入管道运输的价格和条件受到广泛的监管。FERC要求州际管道在不过分歧视的基础上为处境相似的托运人提供开放的运输。FERC经常审查和修改其关于天然气运输的规定，明确的目标是促进天然气行业的竞争。

州内天然气运输受到州监管机构的监管。德克萨斯州铁路委员会一直在改变其管理州际管道和采集器提供的运输和收集服务的规定。虽然这些州监管机构的变化只会间接影响我们，但它们的目的是进一步加强天然气市场的竞争。我们无法预测FERC或州监管机构将在这些问题上采取什么进一步行动；但我们认为，采取任何行动，我们在任何实质性方面都不会受到与我们竞争的其他天然气生产商不同的影响。

可能影响天然气行业的其他提案和程序正在国会、FERC、州委员会和法院待决。天然气行业历史上一直受到非常严格的监管；因此，无法保证FERC、国会和州监管机构奉行的不那么严格的监管方式将继续下去。

联邦租约。我们的一些业务位于联邦石油和天然气租约上，这些租约由美国内政部土地管理局(“BLM”)管理。这些租约是通过竞标方式发放的，包含了相对标准化的条款。这些租约要求遵守内政部和BLM的详细规定和命令，这些规定和命令可能会受到解释和更改。这些租约还受内政部海洋能源管理、监管和执行局(“BOEMRE”)通过其负责管理陆上和离岸租约收入的矿产收入管理计划(“BOEMRE”)颁布的某些法规和命令的约束。该公司在联邦石油和天然气租约上的业务对其总运营来说微不足道，拜登政府发布的任何与联邦石油和天然气租约相关的行政命令预计不会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。

石油和天然气液体运输费。我们的原油、凝析油和天然气液体的销售目前不受监管，是按市场价格进行的。然而，在许多情况下，运输和销售这类产品的能力取决于管道，这些管道的费率、服务条款和条件受到联邦能源管制委员会(FERC)根据州际商法的管辖。在其他情况下，运输和销售此类产品的能力取决于管道，其费率、服务条款和条件受到州监管机构根据州法规的监管。这些产品的销售价格可能会受到产品进入市场的运输成本的影响。

FERC根据州际商法对输送原油、凝析油和天然气液体的管道的监管，通常比FERC根据NGA对天然气管道的监管更为宽松。FERC监管的输送原油、凝析油和天然气液体的管道受到共同承运人义务的约束，这些义务通常确保非歧视性准入。对于受“州际商法”下FERC监管的州际管道运输，费率通常必须以成本为基础，尽管允许所有托运人同意的结算费率，以及在某些情况下允许基于市场的费率。从1995年1月1日起，FERC实施了一项条例，建立了一个受州际商法管辖的运输费率指数系统(基于通货膨胀)，允许增加或降低运输费率。FERC的规定包括一种方法，让这类管道通过使用为此类费率设定最高水平的指标系统来改变其费率。2005年强制性的五年审查修订了这一指数的方法，以2006年7月1日至2011年6月30日期间的制成品生产者价格指数(PPI-FG)加1.3%为基础。2012年强制性的五年审查修订了该指数的方法，将2011年7月1日至2016年6月30日期间的PPI-FG加2.65%作为基础。该条例规定，欧盟委员会每年将在PPI-FG数据可用后公布输油管道指数。

对于受国家机构管辖的州内原油、凝析油和天然气液体管道，这种国家监管通常不如对州际管道的监管严格。国家机构通常没有

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在没有托运人投诉或抗议的情况下调查或质疑现有或建议的费率。投诉或抗议很少发生，通常都是非正式解决的。

我们不认为与州际或州内原油、凝析油或天然气液体管道有关的监管决定或活动对我们的影响会与对其他原油、凝析油和天然气液体生产商或营销商的影响有实质性的不同。

环境法规。我们受到严格的联邦、州和地方法律的约束。除其他事项外，这些法律规定了勘探、钻井和生产作业许可证的发放、可能排放到环境中的物质的数量和类型、废物的排放和处置、污染场地的修复以及水井、场地和设施的开垦和废弃。许多政府部门发布规则和条例来实施和执行这些法律，这些法律往往难以遵守，成本高昂，如果不遵守，将面临重大的民事甚至刑事处罚。一些与环境保护有关的法律、法规在某些情况下可能会对环境污染承担严格的责任，使人承担环境损害和清理费用，而不考虑此人的疏忽或过错。其他法律、规则和法规可能会将石油和天然气的生产速度限制在原本存在的速度以下，甚至禁止在敏感地区进行勘探和生产活动。此外，州法律经常要求采取各种形式的补救行动来防止污染，如关闭不活跃的矿井和封堵废弃的油井。石油和天然气行业的监管负担增加了我们的经营成本，从而影响了我们的盈利能力。这些成本被认为是我们持续运营的正常经常性成本。我们国内的竞争对手一般都受到相同的法律法规的约束。

我们相信，我们基本上遵守了当前适用的环境法律和法规，继续遵守现有要求不会对我们的运营产生实质性的不利影响。多年来，环境法律和法规经常发生变化，实施更严格的要求或新的监管方案，如碳“总量管制和交易”或定价计划，可能会对我们的资本支出、收益或竞争地位产生实质性的不利影响，包括暂停或停止在受影响地区的运营。拜登政府已经，并预计将对适用的法规做出更多修改，在每一种情况下，我们都预计修改将比上届政府更加严格。也有与应对不断变化的法规和政策相关的成本，无论这些法规是严格的还是不严格的。因此，不能保证将来不会发生材料成本和债务。

“综合环境反应、补偿和责任法”(简称“CERCLA”)将责任强加给被认为对向环境中释放“危险物质”负有责任的某些类别的人，而不考虑过错。这些人包括发生泄漏的一个或多个处置场的现任或前任所有者或经营者，以及处置或安排处置危险物质的公司。根据CERCLA，这些人可能要承担调查和清理释放到环境中的危险物质的费用、对自然资源的损害和某些健康研究的费用的连带责任。此外，承担责任的公司还经常面临第三方索赔，因为邻近的土地所有者和其他第三方就据称是由污染场地排放到环境中的危险物质或其他污染物造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。许多州都通过了类似的法规，对危险物质和石油的排放施加责任。此外，美国环保署、各州和其他机构不时做出新的发现，表明某些化学品是潜在的环境问题，有时被称为新出现的污染物。在某些情况下，这些机构可能还会调整基于风险的评估或清理级别，以使其更加严格。美国环保署和其他机构可能会对这类化学品施加新的限制或清理要求。我们可能会因遵守这些要求而产生费用。

经1976年“资源保护和回收法”(简称“RCRA”)修订的“联邦固体废物处置法”规定了危险废物的产生、运输、储存、处理和处置，并可要求清理危险废物处置场。RCRA目前将与石油和天然气勘探、开发或生产相关的钻井液、产出水和其他废物排除在监管之外，被视为“危险废物”。这些无害的石油和天然气勘探、开发和生产废物的处理通常由国家法律规定。在勘探、生产现场处理的其他废物或者在提供油井服务过程中使用的其他废物，不得排除在此范围内。此外，未来可能会对石油和天然气行业实施更严格的废物处理和处置标准。国会不时会提出立法，撤销或改变RCRA目前将勘探、开发和生产废物排除在“危险废物”定义之外的做法，从而可能使这类废物受到更严格的处理、处置和清理要求。如果这项法例获得通过，可能会对我们的经营成本，以至整个石油和天然气行业，造成重大影响。环境法律法规未来修订的影响无法预测。

某些石油和天然气废物还可能含有自然产生的放射性物质(“NORM”)，这是由联邦职业安全与健康管理局和州政府机构监管的。这些规定要求一定的工人保护措施。

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以及废物处理和处置程序。我们相信，我们的业务在所有实质性方面都符合这些工人保护以及废物处理和处置的要求。

我们的运营还必须遵守“清洁空气法”(简称“CAA”)，以及类似的州和地方要求。民航局的修订是在一九九零年通过的，当中的条文可能会导致逐步对我们的业务所排放的空气实施若干污染管制规定。2012至2014年间，美国环境保护局(EPA)颁布了石油和天然气行业的新排放标准，并进行了修订，对挥发性有机化合物(VOC)和甲烷提出了进一步的要求。2020年9月，EPA发布了一项规则，修订了VOC要求，取消了甲烷要求，并修改了对CAA的解释，即为了实施甲烷排放要求，它需要首先对特定来源的每一种特定污染物做出重大贡献。从那时起，美国通过了一项法律，废除了2020年的规则，美国环保署从2021年11月起发布了一项新的拟议规则。此规则的评议期已延长至2022年1月31日。美国环保署还宣布，预计明年将进行进一步的技术修订。我们预计这些变化将适用于我们的业务。跟踪这些法规变更的状态和影响，以及在任何变更生效时实施这些变更，都会产生相关成本。然而，我们相信，我们的业务不会受到新的或恢复的要求的实质性不利影响，预计这些要求对我们的负担不会比参与石油和天然气勘探和生产活动的其他类似情况的公司更沉重。

1972年修订的联邦水污染控制法案，或称“清洁水法”，对向通航水域排放已生产的水和其他废物施加了限制和控制。向州和联邦水域排放污染物以及在水域和湿地进行建筑活动必须获得许可证。最近的司法解释导致某些水景被认为是有管辖权的，而以前它们不是。此外，EPA和美国陆军工程兵团(US Army Corps Of Engineers)最近发布了一项拟议的规则，将修改“美国水域”的定义，使其恢复到2017年前的定义。如果通过，这些规定可能会影响某些勘探和生产活动。某些州法规和根据联邦国家污染物排放消除系统计划颁发的一般许可证禁止将产出水和砂子、钻井液、钻屑和某些与石油和天然气行业有关的其他物质排放到某些沿海和近海水域，除非另有授权。此外，环保局已通过法规，要求某些石油和天然气勘探和生产设施必须获得雨水排放许可。费用可能与废水处理或制定和实施暴雨水污染预防计划有关。《清洁水法》和类似的州法规规定, 对未经授权排放石油和其他污染物的行为进行刑事和行政处罚，并要求对这些排放负有责任的各方承担清理排放造成的任何环境损害的费用和排放造成的自然资源损害的责任。我们相信，我们的运营在所有实质性方面都符合《清洁水法》和为控制水污染而颁布的州法规的要求。

经修订的1974年联邦安全饮用水法案要求环境保护局制定地下注水控制(“UIC”)计划和其他保障措施的最低联邦要求，以防止注水井污染地下饮用水来源，以保护公众健康。UIC计划不监管仅用于生产的油井。然而，当柴油用于流体或支撑剂时，EPA有权监管水力压裂。2014年2月，美国环保署发布了关于何时UIC许可要求适用于含有柴油的水力压裂液的指导意见。我们相信，我们的业务在所有实质性方面都符合联邦安全饮水法和类似的州法规的要求。我们相信，与其他从事石油和天然气勘探和生产活动的类似公司相比，这些要求对我们来说并不是更沉重的负担。

州和联邦监管机构已经研究了水力压裂相关活动与地震活动增加之间可能存在的联系。当由人类活动引起时，这类事件被称为诱发地震活动。在少数情况下，地震事件附近的注水井操作员已被勒令减少注水量或暂停作业。一些州的监管机构，包括阿肯色州、加利福尼亚州、科罗拉多州、伊利诺伊州、堪萨斯州、俄亥俄州、俄克拉何马州和德克萨斯州的监管机构，已经修改了他们的法规，以应对诱发地震活动。人们继续研究石油和天然气活动与诱发地震活动之间可能存在的联系。美国国家科学院(National Academy Of Sciences)2012年发布的一份报告，以及最近发表在“地球物理评论”(Reviews Of GePhysical)上、并在美国地质调查局(US Geological Survey)网站上被引用的一篇论文得出的结论是，在数以万计的注水井中，只有很小一部分被怀疑是或曾经是诱发地震活动的可能原因。2015年，美国地质调查局(United States Geological Survey)确定了包括德克萨斯州在内的八个州的诱发地震活动率上升的地区，这些地区可能归因于流体注入或石油和天然气开采。2016年3月，美国地质调查局(United States Geological Survey)确定了诱发地震活动危害最严重的六个州，包括德克萨斯州、科罗拉多州、俄克拉何马州、堪萨斯州、新墨西哥州和阿肯色州。此外，包括俄克拉何马州在内的多起诉讼也已提起。, 声称处置井作业对附近的财产造成了损害或伤害，或以其他方式违反了州和联邦有关废物处理的规定。美国环保署或其他机构可能会制定规则，专门解决石油和天然气开发废水的处置问题，以及废水注入引发地震的可能性。未来的监管发展可能会限制注水井和水力压裂的使用，和/或导致我们的运营费用增加，从而对我们的运营产生不利影响。

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2016年12月，美国环保署完成了关于水力压裂对饮用水资源潜在影响的报告，报告得出结论，水力压裂活动在某些情况下可能会影响饮用水资源。包括美国能源部在内的其他政府机构已经或正在评估水力压裂的其他各个方面。这些正在进行或拟议中的研究有可能影响未来立法或法规的可能性或范围。

联邦监管机构要求储存或以其他方式处理石油的设施的某些所有者或运营商准备和实施与可能将石油排放到地表水中有关的泄漏预防、控制、对策和应对计划。1990年的“石油污染法”(“OPA”)包含了许多与防止和应对美国水域漏油有关的要求。OPA要求设施所有者对所有遏制和清理费用以及与泄漏有关的某些其他损害承担严格的连带责任。不遵守OPA可能会导致不同的民事和刑事处罚和责任。

2000年5月26日发布的13158号行政命令指示联邦机构保护美国现有的海洋保护区，并建立新的海洋保护区。该命令要求联邦机构在法律允许的范围内和在可行的最大程度上避免损害海洋保护区。它还指示环境保护局根据清洁水法提出新的法规，以确保对海洋环境的适当保护水平。这项命令可能会限制我们未来可能进行勘探和开发项目的区域和/或导致我们产生更多运营费用，从而对我们的运营产生不利影响。

某些被官方归类为“受威胁”或“濒危”的动植物受到“濒危物种法”的保护。该法禁止任何可能“带走”受保护动植物或减少或降低其栖息地面积的活动。如果濒危物种位于我们希望开发的地区，这项工作可能会被禁止或推迟，和/或可能需要代价高昂的缓解措施。

其他为动植物物种提供保护且可能适用于本公司业务的法规包括但不限于“石油污染法”、“紧急规划和社区知情权法”、“海洋哺乳动物保护法”、“海洋保护、研究和保护区法”、“鱼类和野生动物协调法”、“渔业养护和管理法”、“候鸟条约法”和“国家历史保护法”。这些法律和法规可能要求在施工或钻探开始之前获得许可证或其他授权，并可能限制或禁止在荒野或湿地和其他保护区内的某些土地上进行施工、钻探和其他活动，并对我们的运营造成的污染施加重大责任。我们的各种业务所需的许可证可能会被发证机构撤销、修改和续签。此外，《国家环境政策法》和《海岸带管理法》等法律可能会使获得某些许可证的过程变得更加困难或耗时，从而导致成本增加和潜在的延误，从而可能影响某些活动的生存能力或盈利能力。与这些法律相关的行政政策也在发生变化，随着这些变化的生效，我们会产生成本来遵循这些变化。

某些法规，如紧急规划和社区知情权法案，要求报告生产、加工或以其他方式使用的危险化学品，这可能导致监管机构或公众对公司运营进行更严格的审查。2012年，美国环保署通过了一项新的报告要求，即石油和天然气系统温室气体报告规则(40 C.F.R.Part 98，Subpart W)，该规则要求某些陆上石油和天然气设施从2012年1月开始收集温室气体(GHG)排放数据，第一份年度报告将于2012年9月28日提交。温室气体包括甲烷和二氧化碳等气体，甲烷是天然气的主要成分，二氧化碳是燃烧天然气的副产品。不同的温室气体具有不同的全球变暖潜力，其中二氧化碳的全球变暖潜力最低，因此温室气体的排放量通常以二氧化碳当量或二氧化碳当量(CO2e)表示。该规定适用于每年排放2.5万吨或更多二氧化碳的设施，并要求陆上石油和天然气运营商在确定是否达到门槛时，将单一油气盆地内所有共同拥有或控制的设备组合在一起。这些温室气体报告规则于2015年10月22日进行了修订，以扩大受这些规则约束的污染源和作业的数量，并于11月18日再次进行了修订, 2016年，提供不那么繁琐的报告要求。我们已经确定这些报告要求适用于我们，我们相信我们已经满足了EPA要求的所有报告截止日期，并努力确保准确和一致的排放数据报告。在拜登政府执政期间，这些要求可能会更具限制性。EPA在减少温室气体排放方面的其他行动(如EPA的温室气体危害调查结果，以及EPA的防止显著恶化和第五章温室气体定制规则)以及各种州行动已经或可能强制减少温室气体排放。我们目前无法预测，在未来一段时期内，遵守任何温室气体排放立法或法规的成本将是多少。

美国还没有通过明确解决温室气体问题的立法；然而，近年来，美国环保署继续努力通过规则来监管某些来源的温室气体排放。除了要求测量和报告温室气体为

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如上所述，美国环保署根据《清洁空气法》第202(A)条发布了一份《危害调查结果》，结论是温室气体污染威胁着今世后代的公共健康和福利。美国环保署已经通过了一些法规，要求某些设施获得许可并减少温室气体排放。我们开展业务的国家也可能需要许可和减少温室气体排放。此外，EPA在2016年发布了一套最终规则，要求减少新来源的VOC和甲烷生成。尽管2020年规则的变化降低了这些要求，但EPA已经并预计将发布额外的拟议法规，以回应拜登政府发布的行政命令。其他额外的规定可能还会出台。同样，美国土地管理局(BLM)已提议暂停并修订2016年的一项规定，该规定涉及公共土地上石油和天然气生产中的甲烷排放、燃烧和泄漏，该规定正受到多个西部州和能源公司的挑战。2018年9月，BLM发布了一份最终规则，修订或废除了2016年规则的某些条款。2018年的规则在联邦法院受到挑战，并于2020年被撤销，但法院暂停了2018年规则的无效，以便允许对2016年规则的挑战继续进行。BLM没有为2016年的规定辩护，它被腾出了。这一决定可能会被进一步上诉，最终结果仍不确定。由于我们所有的石油和天然气生产都在美国，已经或可能通过的限制或减少温室气体排放的法律或法规可能会要求我们大幅增加运营成本，并可能对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响。此外, 国际社会已经并将继续努力，争取通过解决全球气候变化问题的国际条约或议定书。最近一次是在2015年，美国参加了联合国气候变化会议，这导致了《巴黎协定》的诞生。“巴黎协定”要求批准国每五年审查一次设定温室气体减排目标的国家自主贡献的雄心壮志，并“代表一个进步”。美国于2016年4月22日签署了《巴黎协定》；虽然特朗普政府提供了退出《巴黎协定》意向的通知，但拜登政府已经恢复了美国的参与。此外，美国通过联合国气候变化大会在温室气体排放方面做出了额外的承诺，包括减少甲烷排放。很难预测政府未来采取任何行动的时机和确定性，以及对我们运作的影响。未来通过的应对气候变化的立法或法规也可能使我们的产品或多或少比竞争对手的能源更受欢迎。然而，我们预计对我们业务的影响不会与其他从事石油和天然气勘探和生产活动的类似公司有实质性的不同。

2010年，BLM开始实施拟议的石油和天然气租赁改革，这将增加环境审查要求，预计将产生减少可供租赁的新联邦土地数量的效果，增加对可用地块的竞争和成本。这一租赁改革倡议被2018年1月31日的BLM新政策所取代，预计该政策将消除2010年倡议带来的额外环境审查，并简化租赁流程。此外，2017年12月28日，BLM废除了BLM在2015年通过的一项关于在联邦土地上进行水力压裂的规定。2015年的规定将要求增加油井完整性测试，提高对流体管理的要求，并披露压裂中使用的化学品。拜登政府发布了一项行政命令，暂停美国公共土地和近海水域新的石油和天然气租赁和钻探许可证，直到内政部长对联邦石油和天然气许可和租赁做法进行全面审查和重新考虑。可能会发生进一步的操作。由于持续的监管和法律不确定性，我们无法预测这些变化将对我们的运营产生什么影响，尽管这些变化预计将在未来对联邦土地上的石油和天然气租赁施加更多限制。我们预计，对我们业务的影响将类似于参与石油和天然气勘探和生产活动的其他类似情况的公司。

环境法律和法规的这种变化导致更严格和成本更高的报告，或废物处理、储存、运输、处置或清理活动，可能会对能源行业的公司产生重大影响。通过进一步监管石油和天然气生产排放的新法规可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和前景产生不利影响，因为通过新的法律或法规可能会对其他行业的温室气体排放征收税收或其他成本，这可能会导致天然气消费和需求的变化。如果我们不遵守适用于石油和天然气生产的任何此类新法律和法规，我们还可能受到行政、民事和/或刑事处罚。

规范石油天然气勘探生产。我们的勘探和生产业务受到联邦、州和地方各级的各种监管。这些规定包括要求获得钻井许可证和钻探保证金，规范钻井地点、钻井和套管井的方法，以及钻井所依据的地面使用和恢复属性。许多州也有涉及保护问题的法规或法规，包括石油和天然气资产的统一或汇集、确定油井和天然气井的最高产量，以及对此类油井的间距、封堵和废弃进行监管。一些州的法律限制了从我们的财产中生产石油和天然气的速度。也有可能某些州可能会增加监管活动，以应对不断变化的联邦法规或政策。

国家规定。大多数州监管石油和天然气的生产和销售，包括获得钻探许可证的要求，开发新油田的方法，油井的间距和操作，以及防止石油和天然气浪费。

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天然气资源。油井和天然气井允许的最大日产量可以根据市场需求或节约或两者兼而有之的基础来确定，生产速度可以进行调整，允许的最大日产量也可以根据市场需求或保护基础来确定。

办公和运营设施

我们的行政办公室位于德克萨斯州弗里斯科市城乡大道5300号，Suite500，邮编：75034，电话号码是(97268800)。我们在德克萨斯州弗里斯科租用办公空间，占地66,382平方英尺。本租约将于2024年12月31日到期。我们还在德克萨斯州的迦太基、富兰克林、纳科多奇和马歇尔，以及路易斯安那州的博西尔市、大甘蔗、格林伍德、荷马和洛根斯波特附近拥有生产办公室和管道设施。

人力资本

截至2021年12月31日，我们拥有205名员工，并为我们的某些钻井、完井和生产业务使用了合同员工。我们寻求吸引一支合格和多样化的劳动力队伍，并保持强有力的非歧视和反骚扰政策。

员工、承包商和社区的安全是我们的核心商业价值，为了实现我们卓越运营和无伤害工作场所的目标，我们保持着强大的健康和安全管理体系。该框架包括概述我们如何开展工作的政策和程序，吸引员工并推动积极主动的安全文化的计划，帮助确保我们的员工具备安全工作知识的员工培训，为明确定义的交付成果和责任设定目标和目标，以及使用关键绩效指标和记分卡的数据收集对结果进行定期审计和检查，以衡量我们的成功并制定改进战略。为应对新冠肺炎疫情，我们实施了新冠肺炎暴露预防、准备和应对计划，其中纳入了政府官员提供的最新信息。

我们利用第三方承包商管理服务来确保一致的方法来使我们的期望与参与我们运营的所有第三方保持一致。我们通过承包商入职和持续的审核过程，使我们的承包商对最高的绩效标准负责。

董事及行政人员

下表列出了有关我们的高管和董事的某些信息。

名字

公司职位

年龄

M·杰伊·艾利森

首席执行官兼董事会主席

66

罗兰·O·伯恩斯

总裁、首席财务官、秘书兼董事

61

丹尼尔·S·哈里森

首席运营官

58

大卫·J·特里

公司发展高级副总裁

41

帕特里克·H·麦克高夫

运营副总裁

41

罗纳德·E·米尔斯

负责财务和投资者关系的副总裁

50

丹尼尔·K·普雷斯利

会计副总裁、主计长兼财务主管

61

拉雷·L·桑德斯

负责土地事务的副总裁

59

惠特尼·H·沃德

市场营销副总裁

37

布莱恩·C·克劳特

财务报告副总裁

47

伊丽莎白·B·戴维斯

董事

59

莫里斯·E·福斯特

董事

79

吉姆·L·特纳

董事

76

下面是每个担任过高管或董事(Starbucks)高管的人的简短传记。

行政主任

M·杰伊·艾利森自1988年以来一直担任我们的首席执行官。艾利森先生于1997年当选为董事会主席，自1987年以来一直担任董事的董事。从1988年到2013年，艾利森先生担任我们的总裁。1981年至1987年，他在德克萨斯州米德兰的Lynch，Cappell&Alsup律师事务所担任石油和天然气执业律师。他分别于1978年、1980年和1981年在贝勒大学获得学士、硕士和法学博士学位。

罗兰·O·伯恩斯自2013年以来一直担任我们的总裁，自1990年以来担任首席财务官，自1991年以来担任秘书，自1999年以来一直担任董事的一名员工。彭斯先生于1994年至2013年担任我们的高级副总裁，并于1990年至2013年担任财务主管。从…

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1982年至1990年，伯恩斯受雇于公共会计师事务所亚瑟·安徒生(Arthur Andersen)。在安达信任职期间，伯恩斯主要从事该公司的石油和天然气审计业务。伯恩斯先生于1982年在密西西比大学获得学士和硕士学位，是一名注册公共会计师。伯恩斯先生还在密西西比大学基金会的董事会和审计委员会任职。

丹尼尔·S·哈里森2019年7月成为我们的首席运营官，担任 自2017年以来担任运营副总裁。哈里森先生自2008年以来一直在我们公司工作，并在此期间担任过各种工程和运营管理职位，职责越来越大。在加入我们之前，哈里森先生于2005年至2008年在Cimarex能源公司担任运营工程师。在2005年之前，他曾在几家独立的油气勘探和开发公司担任过各种石油工程运营管理职位。哈里森先生于1985年获得路易斯安那州立大学石油工程学士学位。

大卫·J·特里2019年7月，在完成对Covey Park的收购的同时，成为我们的企业发展高级副总裁。在这一职位上，Terry先生负责推动我们的收购和开发、储备和中游的长期战略。在共同创立柯维公园公司之前，特里先生在执行资源公司和温彻斯特制作公司的运营和业务发展方面担任过重要职务。特里先生 获得路易斯安那州立大学石油工程理学学士学位 in 2005.

帕特里克·H·麦克高夫在收购Covey Park后，于2019年7月成为我们的运营副总裁。他于2018年8月加入柯维公园，担任运营副总裁，负责钻井、完井和生产运营与工程。在进入Covey Park之前，McGough先生在Brammer Engineering担任过重要的钻井、完井和生产工程师。McGough先生于2003年获得路易斯安那理工大学化学工程理学学士学位，并于2010年获得路易斯安那百年学院MBA学位。

罗纳德·E·米尔斯2019年8月成为我们负责财务和投资者关系的副总裁。在加入我们之前，Mills先生是Johnson Rice&Company LLC的股票会员和高级分析师，负责调查勘探和生产公司。米尔斯先生于1995年8月加入约翰逊·赖斯公司。Mills先生分别于1994年和1995年在杜兰大学获得经济学学士学位和工商管理硕士学位。

丹尼尔·K·普雷斯利自2013年以来一直担任我们的财务主管。普雷斯利先生自1989年以来一直在我们公司工作，他还继续担任我们的会计和财务副总裁，他分别从1997年和1991年开始担任这两个职位。在加入我们之前，普雷斯利先生在包括Ambrit Energy，Inc.在内的几家独立石油和天然气公司拥有六年的工作经验。在此之前，普雷斯利先生在公共会计师事务所B.D.O.Seidman工作了两年半。普雷斯利先生于1983年在德克萨斯农工大学获得工商管理学士学位。

拉雷·L·桑德斯自2014年以来一直担任我们的土地副总裁。桑德斯女士自1995年以来一直和我们在一起。她自2007年以来一直担任土地经理，在我们所有积极的开发计划和重大收购中发挥了重要作用。在加入我们之前，Sanders女士曾在Bridge Oil Company和Kaiser-Francis Oil Company以及其他独立勘探和生产公司任职。桑德斯女士是一名注册专业兰德曼公司，拥有38年的从业经验。1990年，她成为美国第一位注册专业租赁和职称分析师。

惠特尼·H·沃德成为我们的营销副总裁 2019年7月，在完成对Covey Park的收购的同时，她还担任了营销副总裁。她于2014年加入柯维公园，并开始负责市场部。在加入柯维公园之前，沃德女士在2007年至2014年期间在Exco Resources，Inc.的市场部担任过多个职位。2007年，她获得了德克萨斯大学奥斯汀分校传播学学士学位。

布莱恩·C·克劳特于2021年6月成为我们负责财务报告的副总裁。CLaunch先生于2020年6月加入公司，担任财务报告董事。在加入康姆斯托克之前，CLaunch先生在Guidon Energy担任董事财务报告主管，并在先锋自然资源公司担任财务总监。他于1999年在德克萨斯大学阿灵顿分校获得工商管理学士学位和会计学硕士学位。

外部董事

伊丽莎白·B·戴维斯自2014年以来一直担任董事的角色。戴维斯博士目前是福曼大学的校长。戴维斯博士在2014年7月之前担任贝勒大学执行副校长兼教务长，并在2008年至2010年担任临时教务长。在被任命为教务长之前，她是贝勒大学汉卡默商学院(Hankamer School Of Business At Bayeller University)的会计学教授，并在那里担任本科生项目副院长和会计与商业法系代理主任。在加入贝勒大学之前，她于1984年至1987年为公共会计师事务所阿瑟·安徒生(Arthur Andersen)工作。

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莫里斯·E·福斯特自2017年以来一直担任董事的角色。莫里斯先生在埃克森美孚集团供职40多年后，于2008年从埃克森美孚公司副总裁兼埃克森美孚生产公司总裁的职位上退休。福斯特先生在1995年被任命为负责美国埃克森公司上游业务的高级副总裁之前，曾在国内以及英国和马来西亚担任过多个生产工程和管理职务。1998年，福斯特先生被任命为埃克森美孚上游开发公司总裁，1999年埃克森美孚和美孚合并后，他被任命为埃克森美孚开发公司总裁。2004年，福斯特先生被任命为埃克森美孚生产公司(Exxon Mobil Production Company)总裁和埃克森美孚公司(ExxonMobil Corporation)副总裁。埃克森美孚生产公司是负责埃克森美孚上游油气勘探和生产业务的部门。福斯特先生目前担任房地产控股公司Stagecoach Properties Inc.的董事长，该公司在德克萨斯州的萨拉多、休斯顿的College Station和加利福尼亚州的卡梅尔拥有物业，并是德克萨斯农工大学董事会的成员。此外，福斯特先生目前在斯科特&怀特医学研究所的董事会任职。

吉姆·L·特纳自2014年以来一直担任董事的角色。特纳先生目前担任特纳控股有限责任公司的董事长和JLT汽车公司的首席执行官。特纳先生从1999年胡椒/七喜装瓶集团(Dr Pepper/Seven Up Botting Group，Inc.)成立至2005年出售该公司的股权时，一直担任该公司的总裁兼首席执行官。在此之前，特纳先生曾担任美国最大的私人拥有的独立瓶装公司特纳饮料集团(Turner Beverage Group)的所有者/董事长兼首席执行官。特纳先生是前董事长，目前在贝勒·斯科特和怀特健康公司的董事会任职，这是得克萨斯州最大的非营利性医疗保健系统，他还担任该公司的财务委员会主席和执行委员会成员。他是皇冠控股(Crown Holdings)的董事(Standard Chartered Bank)成员，同时还担任薪酬委员会主席和提名与治理委员会成员。他是INSURICA的董事会成员，INSURICA是一家提供全方位服务的保险机构。特纳是迪恩食品公司(Dean Foods Company)的前董事长，他还担任过该公司的薪酬委员会主席。

可用的信息

我们根据1934年证券交易法向美国证券交易委员会提交年度、季度和当前报告、委托书和其他文件。美国证券交易委员会维护着一个网站，其中包含以电子方式提交给美国证券交易委员会的报告、委托书和信息声明以及其他信息。公众可以在www.sec.gov上获得我们向美国证券交易委员会提交的任何文件。我们还将我们的10-K年度报告、10-Q季度报告、8-K当前报告以及根据交易法第13(A)条提交或提交的报告(如果适用)在合理可行的范围内尽快在我们的网站(www.comstock resource ces.com)上免费提供，并在我们向美国证券交易委员会提交或提供这些材料后尽快在我们的网站上免费提供这些报告。

第1A项。风险因素

您应仔细考虑以下重大风险因素以及本报告中包含或引用的其他信息，因为这些重要因素可能导致我们的实际结果与我们的预期或历史结果不同。要预测或识别所有这些因素是不可能的。因此，您不应将任何此类清单视为我们所有潜在风险或不确定性的完整陈述。根据我们目前已知的信息，我们认为以下信息确定了影响我们的大多数重大风险因素，但以下风险和不确定因素并不是与我们的业务相关的唯一因素，不一定按其重要性顺序列出。我们目前不知道或我们目前认为无关紧要的其他风险和不确定性也可能对我们的业务产生不利影响。

石油和天然气价格长期低迷将对我们的业务、财务状况、现金流、流动性、经营业绩以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力产生不利影响。

我们的业务在很大程度上依赖于天然气的价格和需求。从历史上看，天然气价格一直不稳定，未来可能还会继续波动。我们收到的天然气生产价格取决于许多我们无法控制的因素，包括以下因素：

•国内外天然气供应情况；

•天气状况；

•天然气出口价格和数量；

•其他产油国和天然气生产国的政治状况和事件，包括禁运、中东敌对行动和其他持续的军事行动，以及恐怖主义或破坏行为；

•石油输出国组织(OPEC)的行动；

•国内政府法规、法律和政策；

•全球天然气库存水平；

•影响能源消耗的技术进步；

•替代燃料的价格和可获得性；以及

•整体经济状况。

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较低的天然气价格将对以下方面产生不利影响：

•我们的收入、盈利能力和运营现金流；

•我国已探明天然气储量的价值；

•我们某些钻探前景的经济可行性；

•我们的借贷能力；以及

•我们获得额外资本的能力。

我们未来的产量和收入取决于我们取代储备的能力。

我们未来的产量和收入取决于我们发现、开发或获得经济上可开采的额外天然气储量的能力。我们的已探明储量一般会随着储量的耗尽而下降，除非我们成功进行钻探活动或收购含有已探明储量的物业，或两者兼而有之。为了增加储量和产量，我们必须继续我们的收购和钻探活动。我们不能向您保证，我们将有足够的资本资源进行收购和钻探活动，我们的收购和钻探活动将带来可观的额外储量，或者我们将继续以较低的发现和开发成本成功钻探生产井。此外，虽然如果当前石油和天然气价格大幅上涨，我们的收入可能会增加，但我们发现额外储量的成本也可能会增加。

我们的套期保值交易可能导致财务损失或减少我们的收入。如果我们对很大一部分预期产量进行了对冲，而我们的实际产量低于我们的预期，或者商品和服务的成本增加，我们的盈利能力将受到不利影响。

为了实现更可预测的现金流，并减少我们对天然气价格不利波动的风险敞口，我们已经并可能继续就我们预期的某些天然气产量进行套期保值交易。这些交易可能会导致已实现和未实现的套期保值损失。此外，这些对冲可能不足以保护我们免受天然气价格持续和长期下跌的影响。如果天然气价格维持在当前水平或进一步下跌，我们将无法在目前的对冲水平上对冲未来的产量，我们的运营业绩和财务状况将受到负面影响。

我们商品价格敞口的程度在很大程度上与我们衍生品活动的有效性和范围有关。例如，我们使用的衍生工具主要基于NYMEX期货价格，这可能与我们在运营中实现的实际天然气价格有很大差异。此外，我们采取了一项政策，要求，我们的循环信贷安排也要求，我们只进行与我们预期产量的一部分相关的衍生品交易，因此，我们将继续对这些衍生品金融工具未涵盖的那部分产量进行直接的大宗商品价格风险敞口。

我们未来的实际产量可能显著高于或低于我们在进行衍生品交易时的估计。如果我们未来的实际产量高于我们的估计，我们将有比我们预期更大的大宗商品价格敞口。如果我们未来的实际产量低于受我们的衍生金融工具约束的名义金额，我们可能被迫满足我们的全部或部分衍生品交易，而没有我们出售或购买基础实物商品的现金流的好处，导致我们的盈利能力和流动性大幅下降。由于这些因素，我们的衍生品活动在降低现金流波动性方面可能并不像我们预期的那样有效，在某些情况下，实际上可能会增加我们现金流的波动性。

此外，我们的套期保值交易还面临以下风险：

•由于这些交易，我们在获得天然气价格上涨带来的全部好处方面可能是有限的；

•交易对手不得履行适用的衍生金融工具规定的义务，也不得寻求破产保护；

•衍生工具中的基础商品价格与实际收到的价格之间的预期差额可能会发生变化；以及

•我们采取的监管衍生金融工具的步骤可能无法发现和防止违反我们的风险管理政策和程序，特别是在涉及欺诈或其他故意不当行为的情况下。

我们的运营可能会因遵守环境法律法规而承担重大责任。

我们受到严格的联邦、州和地方法律的约束。除其他事项外，这些法律规定了勘探、钻井和生产作业许可证的发放、可能排放到环境中的物质的数量和类型、废物的排放和处置、污染场地的修复以及水井、场地和设施的开垦和废弃。众多政府部门出台规章制度予以贯彻落实

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执行这类法律往往既困难又代价高昂，如果不遵守，将面临重大的民事甚至刑事处罚。这些环境法律法规给石油和天然气行业带来的监管负担增加了我们的经营成本，从而影响了我们的盈利能力。

多年来，环境法律和法规经常发生变化，实施更严格的要求或新的监管方案，如碳“总量管制和交易”或定价计划，可能会对我们的资本支出、收益或竞争地位产生实质性的不利影响，包括暂停或停止在受影响地区的运营。

我们可能会受到与气候变化相关的物质和金融风险的影响。

气候变化可能会给我们的业务带来物质和金融风险。能源需求因天气条件而异。气候变化可能影响天气状况的程度，能源使用量可能会增加或减少，取决于任何变化的持续时间和幅度。天气变化导致的能源消耗增加可能需要我们投资更多的基础设施来满足日益增长的需求。天气变化导致的能源使用减少可能会通过收入减少来影响我们的财务状况。极端天气条件通常需要更多的设备冗余，从而增加成本，并可能增加交付中断的风险。

此外，许多气候模型表明，全球变暖可能会导致海平面上升，天气事件的频率和严重程度增加，这可能会导致我们在恶劣天气地区的资产的保险成本上升，或可用保险范围减少。这些与气候有关的变化可能会损害我们的有形资产，特别是位于海岸和河岸附近低洼地区的业务，以及位于飓风易发和易下雨地区的设施。极端天气事件的频率增加到一定程度，这可能会增加我们生产产品的成本。我们可能无法将较高的成本转嫁给我们的客户，也无法收回与缓解这些物理风险相关的所有成本。

与气候变化和/或温室气体相关的法规也可能减少对我们产品的需求，或增加我们的运营和钻探成本。根据温室气体排放与气候变化之间的联系，我们的业务还可能受到针对排放温室气体的公司提起诉讼的可能性的影响。在一定程度上，金融市场将气候变化和温室气体排放视为一种金融风险，这可能会对我们的资本成本和获得资金产生负面影响。

日益严格的审查和利益相关者对我们环境、社会和治理实践的期望不断变化，可能会给我们带来额外的成本，或者使我们面临新的或额外的风险。

所有行业的公司都面临着与其环境、社会和治理(“ESG”)实践相关的利益相关者日益严格的审查。投资者权益倡导团体、某些机构投资者、投资基金和其他有影响力的投资者也越来越关注ESG实践，近年来也越来越重视他们投资的影响和社会成本。无论行业如何，投资者对ESG及类似问题的关注度和激进度增加，可能会阻碍获得资本，因为投资者可能会因为对一家公司的ESG做法的评估而决定重新配置资本或不投入资本。不适应或不遵守投资者或其他利益相关者的期望和标准的公司，无论是否有法律要求这样做，都可能遭受声誉损害，这样的公司的业务、财务状况和/或股票价格可能会受到实质性和不利的影响。这些期望和标准正在演变中，或者被认为没有对日益关注的ESG问题做出适当的回应。

我们面临着来自股东的压力，他们越来越关注气候变化，要求优先考虑可持续能源实践，减少我们的碳足迹，促进可持续发展。我们的股东可能会要求我们实施新的ESG程序或标准，以便继续与我们接触，继续对我们进行投资，或者在他们可能对我们进行进一步投资之前。此外，如果我们的ESG程序或标准不符合某些选民设定的标准，我们可能会面临声誉方面的挑战。我们采用了我们网站上强调的某些做法和指标，包括在空气排放、土地利用、环境、健康和安全管理以及公司治理方面。然而，我们的股东可能对我们的可持续性努力或采用它们的速度不满意。如果我们没有达到股东的期望，我们的业务、获得资本的能力和/或我们的股票价格可能会受到损害。

此外，与全球社会和政治环境相关的对石油和天然气行业的不利影响，包括气候变化导致的不确定性或不稳定性、政治领导层和环境政策的变化、地缘政治-社会对化石燃料和可再生能源看法的变化、对气候变化环境影响的担忧以及投资者对ESG问题的预期，也可能对我们的产品需求产生不利影响。对石油和天然气行业的任何长期重大不利影响都可能对我们的业务产生重大的财务和运营不利影响。

上述任何情况的发生都可能对我们的股票价格以及我们的业务和财务状况产生实质性的不利影响。

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大量的勘探和开发活动可能需要大量的外部资本，这可能会稀释我们普通股的价值，并限制我们的活动。此外，我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资金或融资，这可能会限制我们未来的商业机会，并导致我们的石油和天然气储量下降。

我们预计将投入大量资金收购、勘探和开发天然气储量。为了为这些活动提供资金，我们可能需要通过发行债务或股权证券、出售非战略性资产或其他方式大幅改变或增加我们的资本。额外发行股本证券可能会稀释我们普通股的价值，考虑到目前金融市场的波动，按我们可以接受的条件可能是不可能的。发行额外的债务可能需要我们的运营现金流的一部分用于支付债务利息，从而降低我们使用现金流为营运资本、资本支出、收购、股息和一般公司要求提供资金的能力，这可能使我们相对于其他竞争对手处于竞争劣势。我们来自运营和获得资本的现金流受多个变量的影响，包括：

•我们估计的探明储量；

•我们现有油井能够生产的天然气水平；

•我们从生产的天然气中提取天然气液体的能力；

•天然气液体和天然气的销售价格；以及

•我们获得、定位和生产新储量的能力。

如果我们的收入因天然气价格下降、经营困难或储量下降而减少，我们获得进行或完成未来勘探和开发计划所需的资本以及寻求其他机会的能力可能会受到限制，这可能会导致我们与勘探和开发前景相关的业务减少，进而可能导致我们的石油和天然气储量下降。

我们寻求收购作为我们增长战略的一部分，这类收购存在相关风险。

我们的增长在一定程度上要归功于对生产物业和公司的收购。最近，我们一直专注于为我们的钻探计划获得土地。我们预计将继续评估，并在适当的情况下，以我们认为有利的条款寻求收购机会。然而，我们不能向您保证，未来将确定合适的收购候选者，或者我们将能够以有利的条件为此类收购提供资金。此外，我们与其他公司竞争收购，我们不能向您保证我们将成功收购任何重大财产权益。此外，我们不能向您保证，我们未来的收购将成功整合到我们的业务中，或将增加我们的利润。

要成功收购生产性物业，需要对许多我们无法控制的因素进行评估，包括但不限于：

•可采储量；

•勘探潜力；

•未来天然气价格；

•营运成本；以及

•潜在的环境和其他责任。

关于此类评估，我们对我们认为与行业惯例大体一致的主题属性进行了审查。由此得出的评估是不准确的，其准确性也不确定，这样的审查可能不会揭示所有现有的或潜在的问题，也不一定能让我们足够熟悉这些物业，以充分评估它们的优点和不足之处。并不是每口井都要检查，即使检查也不一定能观察到结构和环境问题。

此外，重大收购可能会改变我们的运营和业务性质，这取决于收购物业的性质，这些物业可能在运营和地质特征或地理位置上与我们现有的物业有很大不同。虽然我们目前的业务主要集中在德克萨斯州和路易斯安那州，但我们可能会寻求收购或购买位于其他地理区域的物业。

市场条件或操作障碍可能会阻碍我们进入天然气市场或延误我们的生产。

市场状况或没有令人满意的天然气运输安排可能会阻碍我们进入天然气市场或延误我们的生产。本港的天然气生产能否有现成的市场，须视乎多项因素而定，包括天然气的供求情况，以及储气库是否接近管道和加工设施。我们销售产品的能力在很大程度上取决于收集系统、管道和加工设施的可用性和能力，在某些情况下，这些设施可能由第三方拥有和运营。我们未能取得这样的成绩

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以可接受的条件提供的服务可能会对我们的业务造成实质性损害。我们可能会因为缺乏市场需求，或者因为管道或收集系统能力不足或不可用而被要求关闭油井。如果发生这种情况，那么在安排向市场交付我们的产品之前，我们将无法实现这些油井的收入。

我们的偿债要求可能会对我们的运营产生不利影响，并限制我们的增长。

截至2021年12月31日，我们的本金债务为27亿美元。

我们的未偿债务具有重要后果，包括但不限于：

•我们的运营现金流的一部分需要用来偿还债务；

•我们借入额外款项作非经常开支(包括收购)或其他用途的能力有限；及

•我们的债务限额：(I)我们把握重大商机的能力；(Ii)我们为市况变化作出规划或作出反应的灵活性；及(Iii)我们承受竞争压力和经济衰退的能力。

未来的收购或开发活动可能需要我们大幅改变资本结构。这些资本化的变化可能会大幅增加我们的债务。此外，我们履行偿债义务和减少总债务的能力将取决于我们未来的表现，这将受到总体经济状况以及影响我们运营的财务、商业和其他因素的影响，其中许多因素是我们无法控制的。如果我们无法偿还债务和履行其他承诺，我们将被要求采取一种或多种选择，例如对债务进行再融资或重组，出售实质性资产，或寻求筹集额外的债务或股本。我们不能向您保证，这些行动中的任何一项都能在及时或令人满意的条件下实施，也不能保证这些行动将使我们能够继续满足我们的资本金要求。

我们的债务协议包含许多重要的契约。这些公约限制了我们的能力，其中包括：

•借更多的钱；

•合并、合并或者处置资产；

•进行某些类型的投资；

•与我们的关联公司进行交易；以及

•支付股息。

如果我们不遵守这些契约中的任何一项，可能会导致我们的银行信贷安排和管理我们未偿还票据的契约违约。如果不免除违约，可能会导致我们的债务加速，在这种情况下，债务将立即到期并支付。如果发生这种情况，考虑到信贷市场的现状，我们可能无法偿还债务或借入足够的资金进行再融资。即使有新的融资，也不一定是我们可以接受的条件。

遵守这些公约可能会导致我们采取我们本来不会采取的行动，或者不采取我们本来会采取的行动。

我们决定钻探的前景可能无法以商业上可行的数量或数量生产天然气，以满足我们的目标回报率和坚定的运输承诺。

勘探是指我们拥有权益或拥有经营权的财产，根据现有的地震和地质信息，我们的地质学家认为这是潜在石油或天然气的指示。我们的前景正处于不同的评估阶段，从准备钻探的前景到需要大量额外评估和解释的前景。在钻探和测试之前，无法预测任何特定的勘探项目是否会生产出足够数量的石油或天然气，以收回钻井或完井成本，或者在经济上是可行的。使用地震数据和其他技术，以及对同一地区的生产油田进行研究，将不能使我们在钻探之前确定是否存在石油或天然气，或者如果存在，是否存在商业数量的石油或天然气。我们使用其他油井、更全面勘探的前景和/或生产油田的数据进行的分析，在预测与我们的钻探前景相关的特征和潜在储量方面可能没有用处。如果我们再钻一些不成功的井，我们的钻井成功率可能会下降，我们可能无法实现我们的目标回报率。此外，不成功的钻探可能会影响我们履行坚定的运输承诺的能力。

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我们的业务涉及许多不确定性和经营风险，这些不确定性和经营风险可能会阻碍我们实现盈利，并可能造成重大损失。

我们的成功取决于我们勘探和开发活动的成功。勘探活动涉及许多风险，包括不会发现具有商业价值的天然气储量的风险。此外，这些活动可能因为许多原因而不成功，包括天气、成本超支、设备短缺和机械故障。此外，天然气井的成功钻探并不能保证我们的投资就能实现盈利。各种因素，包括地质因素和市场因素，都可能导致油井变得不经济或仅略微经济。除了成本之外，不成功的油井还会损害我们更换产量和储量的努力。

我们的业务涉及各种经营风险，包括：

•异常或意想不到的地质构造；

•火灾；

•爆炸声；

•井喷和表面凹陷；

•天然气和地层水流量不可控；

•自然灾害，如飓风、热带风暴等恶劣天气条件；

•管道、水泥或管道故障；

•套管坍塌；

•机械故障，如油田钻井和维修工具丢失或卡住；

•异常压力的地层；以及

•环境危害，如天然气泄漏、石油泄漏、管道破裂和有毒气体排放。

如果我们遇到任何上述操作风险，我们的井筒、收集系统和处理设施可能会受到影响，这可能会对我们进行操作的能力造成不利影响。

我们亦可能因下列原因而蒙受重大损失：

•造成人员伤亡的；

•严重损毁财产、自然资源和设备的；

•污染和其他环境损害；

•清理责任；

•监管查处；

•暂停我们的业务；以及

•维修以恢复运行。

我们为“突发和意外”事故投保，这些事故可能包括上述风险中的一部分，但不是全部。最重要的是，我们投保的保险不包括上述在一段持续时间内发生的风险。此外，我们不能保证会继续提供这类保险以支付所有这类费用，也不能保证这类保险会以合理的成本购买。重大事件的发生如果没有得到充分的保险或赔偿，可能会对我们的财务状况和经营业绩产生实质性的不利影响。

我们的信息和计算机系统丢失可能会对我们的业务造成不利影响。

我们严重依赖我们的信息系统和基于计算机的程序，包括我们的油井作业信息、地震数据、电子数据处理和会计数据。如果这些程序或系统中的任何一个出现故障或在我们的硬件或软件网络基础设施中创建错误信息，可能的后果包括失去我们的通信链路，我们无法找到、生产、加工和销售石油和天然气，以及无法自动处理商业交易或从事类似的自动化或计算机化的商业活动。这些后果中的任何一个都可能对我们的业务产生实质性影响。

我们的业务可能会受到安全威胁的负面影响，包括网络安全威胁和其他中断。

作为一家石油和天然气生产商，我们面临着各种安全威胁，包括未经授权获取敏感信息或使数据或系统无法使用的网络安全威胁，对我们员工安全的威胁，对我们设施和基础设施或第三方设施和基础设施(如加工厂和管道)的安全或运营的威胁，以及恐怖主义行为的威胁。尤其是网络安全攻击正在演变，包括但不限于恶意软件、试图未经授权访问数据，以及可能导致关键系统中断、未经授权泄露机密或其他受保护信息以及损坏数据的其他电子安全漏洞。虽然我们利用各种程序和控制来监控和防范这些威胁，并减少我们对这些威胁的暴露，但不能保证这些程序和控制足以防止安全威胁成为现实。如果

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无论是对公司还是我们依赖的第三方来说，这些事件中的任何一项都可能导致对我们的运营至关重要的敏感信息、关键基础设施、人员或能力的损失，并可能对我们的声誉、财务状况、运营结果或现金流产生实质性的不利影响。

我们受到广泛的政府法律法规的约束，这些法规可能会对做生意的成本、方式或可行性产生不利影响。

我们的运营和设施受到广泛的联邦、州和地方法律法规的约束，涉及石油和天然气的勘探、开发、生产和运输，以及其安全运营。未来的法律或法规、对现有法律法规解释的不利变化或我们不遵守现有法律要求可能会损害我们的业务、经营结果和财务状况。我们可能会被要求进行巨额和意想不到的资本支出，以符合当前和未来的政府法律和法规，例如：

•租约许可证限制；

•钻探债券和其他财务责任要求，如堵塞和放弃债券；

•井距；

•财产的单位化和集团化；

•安全措施；

•监管规定；以及

•税收。

根据这些法律和法规，我们可能要承担以下责任：

•人身伤害；

•财产和自然资源损害；

•填海成本；以及

•政府制裁，如罚款和处罚。

由于监管要求或限制，我们的运营可能会大幅延迟或缩减，运营成本可能会大幅增加。此外，拜登政府已经并预计将对适用的法规进行更多修改，我们预计每一次修改都将比上届政府更加严格。也有与应对不断变化的法规和政策相关的成本，无论这些法规是严格的还是不严格的。因此，不能保证将来不会发生材料成本和债务。

疾病、流行病或任何其他公共卫生危机的广泛爆发可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和/或现金流产生重大不利影响。

据报道，2019年12月，一种导致新冠肺炎的新型冠状病毒株(SARS-CoV-2)在中国浮出水面。这种病毒的传播从2020年1月开始造成商业中断，包括石油和天然气行业的中断。2020年3月，世界卫生组织宣布新冠肺炎疫情为大流行，美国经济开始受到明显影响。新冠肺炎疫情对全球经济产生了负面影响，扰乱了全球供应链，降低了全球对石油和天然气的需求，并造成了金融和大宗商品市场的大幅波动和混乱。新冠肺炎疫情对我们的运营和财务业绩(包括我们在预期时间框架内执行我们的业务战略和计划的能力)的影响程度是不确定的，并取决于各种因素，包括对石油和天然气的需求、对我们运营物业至关重要的人员、设备和服务的可用性，以及政府可能对旅行、运输和运营实施的限制的影响。关于中断的程度和持续时间存在不确定性。新冠肺炎大流行或任何其他公共卫生危机对我们的业绩产生不利影响的程度将取决于未来的事态发展，这些事态发展具有高度的不确定性，无法预测，包括但不限于疫情爆发的持续时间和蔓延、其严重性、遏制病毒或治疗其影响的行动、其对经济和市场状况的影响，以及正常经济和运营条件能够以多快速度和多大程度恢复。2021年，除了对石油和天然气价格的影响外，这场大流行并没有显著扰乱我们的运营。

1B项。未解决的员工意见

没有。

第三项。法律程序

我们不参与管理层认为会对我们的综合经营业绩或财务状况产生重大不利影响的任何法律程序。

第四项。煤矿安全信息披露

不适用。

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第二部分

第五项。注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股权证券的市场

我们的普通股在纽约证券交易所挂牌交易，代码是“CRK”。截至2022年2月16日，我们有232,922,620股普通股流通股，由100名登记在册的持有者持有。自2014年以来，我们就没有支付过普通股的股息。未来关于支付股息的任何决定将取决于我们的运营结果、资本要求、我们的财务状况以及我们的董事会可能认为相关的其他因素。

股东回报绩效

我们的薪酬委员会使用同行公司集团来确定股东总回报业绩，这在我们的年度激励计划中用作衡量标准，并确定绩效股票单位是否如我们的2019年长期激励计划所授予的那样获得。2021年，薪酬委员会利用了由Antero Resources Corporation、Chesapeake Energy Corporation、Coterra Energy Inc.、CNX Resources Corporation、EQT Corporation、Vine Energy Inc.、SPDR S&P Oil and Gas Explore&Production ETF、Range Resources，Inc.、Silverbow Resources，Inc.和Southwest Energy Company组成的同业集团。下图将截至2021年12月31日的五年中我们普通股累计股东总回报的年度百分比变化与纽约证券交易所指数的累计回报和我们2021年同行的累计回报进行了比较。该图假设在2015年的最后一个交易日投资了100.00美元，股息(如果有的话)进行了再投资。

五年累计总回报比较(1)

在Comstock，NYSE综合指数和我们的同业集团中

						截止到十二月三十一号，
总回报分析						2016						2017						2018						2019						2020						2021
康斯托克						$100.00						$85.89						$45.99						$83.55						$44.37						$82.13
纽约证交所综合指数						$100.00						$118.73						$108.10						$135.68						$145.16						$175.18
2021对等组						$100.00						$70.42						$42.30						$26.86						$28.22						$53.51

_______________

(1)以上图表中包含的数据被视为根据修订后的1934年证券交易法第18条提供且未提交，或受该条规定的责任约束。

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第7项。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选定的历史综合财务数据和随附的综合财务报表以及本报告其他部分包括的这些财务报表的附注一起阅读。以下讨论包括反映我们的计划、估计和信念的前瞻性陈述。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。可能导致或导致这些差异的因素包括但不限于本报告下文和其他部分讨论的因素，特别是在“风险因素”和“关于前瞻性陈述的告诫”中讨论的因素。

概述

我们是一家独立的能源公司，在美国从事石油和天然气的收购、勘探、开发和生产。我们的资产集中在北路易斯安那州和东得克萨斯州的Haynesville和Bossier页岩，由于地理上靠近墨西哥湾沿岸天然气市场，这是一个经济优越的顶级天然气盆地。我们拥有2557口生产油井和天然气井的权益(净额1459.6口)，我们运营着其中的1575口井。我们打算在2022年维持一项运营计划，目标是进一步削减债务和产生自由现金流。

我们使用成功努力会计方法，只允许将与开发已探明石油和天然气资产相关的成本资本化，以及将与成功勘探活动相关的勘探成本资本化。因此，我们的勘探成本包括我们获取地震数据所产生的成本、我们未能成功发现储量的未评估租赁权的减值以及我们钻探的未成功探井的成本。

我们通常在油井连接到第三方买家的管道或终端时，以当前的市场价格出售我们的石油和天然气。我们已经与中游和管道公司签订了某些运输和处理协议，将我们生产的天然气的很大一部分输送到长途天然气管道。我们根据许多因素以几种不同的方式营销我们的产品，包括产品购买者的可用性、我们油井附近管道的可用性和成本、市场价格、管道限制和操作灵活性。因此，我们的收入在很大程度上依赖于石油和天然气的价格和需求。石油和天然气价格历来波动较大，未来可能仍会波动。

我们的运营成本通常由几个部分组成，包括现场人员成本、保险、维修和维护成本、生产供应、运营所用燃料、运输成本、修理费以及州生产和从价税。

像所有石油和天然气勘探和生产公司一样，我们面临着更换储量的挑战。尽管过去我们通过成功的收购和钻探努力抵消了现有物业生产率下降的影响，但不能保证我们将能够通过未来的收购或钻探活动继续抵消产量下降或将产量维持在当前水平。

我们的运营和设施受到广泛的联邦、州和地方法律法规的约束，这些法规与石油和天然气的勘探、开发、生产和运输以及运营安全有关。未来的法律或法规，任何对现有法律和法规的解释的不利变化，或我们未能遵守现有的法律要求，都可能对我们的业务、经营业绩和财务状况产生不利影响。适用的环境法规要求我们在生产停止后拆除我们的设备，封堵和废弃我们的油井，并补救我们的运营可能造成的任何环境破坏。堵塞和废弃我们的油气井以及拆除和拆除我们的生产设施的估计未来成本的现值包括在我们的未来废弃成本准备金中，截至2021年12月31日，这一准备金为2570万美元。

近年来，石油和天然气的价格波动很大，但我们预计我们的天然气产量将会增加，前提是我们保持足够的开发计划，以抵消我们生产油井预期的产量下降。我们钻探活动的水平取决于天然气价格。如果我们无法抵消我们计划在2022年和未来期间钻探的新油井造成的产量下降，我们的生产量和来自我们运营活动的现金流可能不足以为我们的资本支出提供资金，因此，我们可能需要减少钻探活动或寻求额外的借款，这将导致我们在2022年和未来期间的利息支出增加。如果石油和天然气价格下跌，我们可能需要认识到减值，因此，这些资产的预期未来现金流变得不足以恢复其账面价值。

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经营成果

截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度比较

我们截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度运营数据摘要如下：

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021						2020
石油和天然气销售(单位：千):
天然气			$1,775,768						$809,399
油			74,962						48,796
石油和天然气销售总额			$1,850,730						$858,195
净生产数据：
天然气(MMCF)			489,274						450,836
石油(MBbls)			1,210						1,508
石油和天然气总量(MMcfe)			496,534						459,883
平均售价：
天然气(美元/mcf)			$3.63						$1.80
石油(美元/桶)			$61.95						$32.36
石油和天然气销售总额(美元/麦克菲)			$3.73						$1.87
费用(每立方米$)：
生产税和从价税			$0.10						$0.08
集运			$0.26						$0.23
租赁经营			$0.21						$0.22
折旧、损耗和摊销			$0.95						$0.91

石油和天然气销售。2021年石油和天然气销售额为19亿美元，比2020年的8.582亿美元增加了9.925亿美元，增幅为116%。这一增长是由于我们的天然气产量增加了9%，以及2021年实现的石油和天然气价格上涨了99%。我们2021年的天然气产量为4,893亿立方英尺(每天1.3立方英尺)，平均价格为每立方英尺3.6美元，而2020年的平均价格为450.8立方英尺(每天1.2立方英尺)，平均价格为1.8美元。我们2021年的石油产量为1.2MMBbls(每天3315桶)，平均价格为每桶61.95美元，而2020年的平均价格为1.5MMBbls(每天4120桶)，平均价格为每桶32.36美元。

我们利用天然气和石油价格衍生金融工具来管理我们对天然气和石油价格变化的风险敞口，并保护我们钻探活动的投资回报。下表列出了我们的衍生金融工具现金结算影响前后的天然气和石油价格：

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021						2020
天然气平均实现价格：
天然气，按MCF计算			$	3.63					$	1.80
根据MCF，衍生金融工具的现金结算			(0.84)						0.27
每MCF价格，包括衍生金融工具的现金结算			$	2.79					$	2.07
已实现石油平均价格：
每桶原油			$	61.95					$	32.36
衍生金融工具的现金结算，每桶			(6.67)						8.52
每桶价格，包括衍生金融工具的现金结算			$	55.28					$	40.88

生产税和从价税。我们的生产税和从价税从2020年的3700万美元增加到2021年的4910万美元，增幅为1220万美元(33%)。这一增长主要与2021年石油和天然气销售增加有关。

聚集和运输。集散和运输成本增加 $2440万或 23% 2021年达到1.309亿美元，而2020年为1.066亿美元。这一增长主要是由于2021年天然气产量的增加，以及更高的平均速度。

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租赁运营费用。由于天然气产量增加，我们2021年的租赁运营费用为1.035亿美元，比2020年的1.025亿美元高出100万美元或1%。我们2021年生产的租赁运营费用为每立方米0.21美元，与2020年每立方米0.22美元的费率相当。

折旧、损耗和摊销费用(“DD&A”)。DD&A从2020年的4.171亿美元增加到2021年的4.694亿美元，增幅为5230万美元(13%)，2021年我们生产的每相当MCF的DD&A为每立方米0.95美元，而2020年为每立方米0.91美元。DD&A的增长主要是由于天然气产量增加了9%。

一般和行政费用。扣除间接费用后报告的一般和行政费用从2020年的3200万美元增加到2021年的3490万美元，主要原因是人员成本上升。2021年和2020年的股票薪酬分别为680万美元和650万美元。

资产出售损失。我们报告了2021年出售资产的亏损1.621亿美元，这主要与我们剥离巴肯页岩资产有关。2021年11月，我们剥离了巴肯页岩的资产，净收益为1.381亿美元现金。

衍生金融工具。我们使用衍生金融工具作为价格风险管理计划的一部分，以保护我们的资本投资。2021年，我们在衍生金融工具上净亏损5.606亿美元，而2020年净收益为1000万美元。2021年，我们的石油和天然气价格风险管理计划的已实现净亏损为4.199亿美元，而2020年已实现净收益为1.349亿美元。我们的利率风险管理计划在2021年实现的收益为16.3万美元，而2020年的实现亏损为38万9千美元。2021年和2020年，衍生金融工具的未实现亏损分别为1.409亿美元和1.245亿美元。

利息支出。利息支出是 2021年为2.185亿美元，而2020年为2.348亿美元。 利息支出包括我们优先票据的折价摊销和与我们的未偿债务相关的债务成本摊销。2021年的非现金利息支出总额为2170万美元，而#年的非现金利息支出为 2020年为3400万美元。2021年利息支出的减少主要是由于我们的9.75%和7.50%优先票据将在2021年退休。

提前偿还债务造成的损失。我们在2021年回购了7.50%优先债券的3.75亿美元本金和9.75%优先债券的16.5亿美元本金。由于支付的保费高于面值以及与回购相关的成本，我们确认了2021年提前偿还债务的损失3.526亿美元。在2020年，我们交换了767,096股普通股，注销了7.50%优先票据的本金总额560万美元，并确认了提前偿还债务的86.1万美元亏损。

所得税。2021年所得税拨备为1140万美元，2020年为920万美元。2021年和2020年的有效税率分别为-5%和15%，与21%的联邦所得税税率不同，主要是因为我们的估值免税额的增加对我们的联邦和州净营业亏损结转的影响，以及州现行税收的提高。

净收入。我们报告了2021年普通股股东可用净亏损2.592亿美元，或每股稀释后亏损1.12美元，2020年普通股股东可用净亏损8340万美元，或每股稀释后亏损0.39美元。2021年的净亏损主要是由于衍生金融工具亏损5.606亿美元，提前偿还债务亏损3.526亿美元，以及巴肯页岩资产剥离亏损1.622亿美元。2021年的运营收入为9.008亿美元。

截至2020年12月31日的年度与截至2019年12月31日的年度比较

本Form 10-K年报中未包含的2020年项目讨论和2020年与2019年的同比比较，可在公司于2021年2月17日提交给美国证券交易委员会的截至2020年12月31日的财年Form 10-K年报中的《管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析》中找到。

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现金流、流动性与资本资源

现金流

下表汇总了现金和现金等价物的来源和用途：

						截至十二月三十一日止的年度，
						2021						2020
						(单位：千)
现金和现金等价物的来源：
经营活动						$	859,005					$	575,701
发行新的优先票据						2,186,896						737,129
出售资产所得收益						138,394						287
普通股发行						—						196,380
总计						$	3,184,295					$	1,509,497
现金和现金等价物的使用：
优先票据的作废						$	(2,210,626)					$	—
资本支出						(689,210)						(509,690)
银行信贷安排的偿还，扣除借款后的净额						(265,000)						(750,000)
赎回A系列可转换优先股						—						(210,000)
优先股股息						(17,500)						(25,580)
其他						(1,568)						(2,487)
总计						$	(3,183,904)					$	(1,497,757)

经营活动产生的现金流。我们经营活动提供的净现金从2020年的5.757亿美元增加到2021年的8.59亿美元，增幅为2.833亿美元(49%)。这一增长主要是由于2021年我国天然气产量增长9%，以及石油和天然气价格的改善。

资产出售所得收益。2021年，在扣除销售费用后，我们以1.384亿美元的价格出售了我们在巴肯页岩的非运营物业和其他某些物业。出售的巴肯页岩资产包括442口生产井的非运营权益(68.3净额)，日产量约为4500桶油当量。

发行普通股。2020年，我们以非书面公开发行的方式出售了41,325,000股普通股，并将净收益1.964亿美元用于赎回我们的A系列可转换优先股，赎回金额为2.1亿美元。

发行新的优先票据及注销优先票据。于2021年3月及6月，我们分别以私募方式发行本金为6.75厘的2029年到期优先债券(“2029年债券”)及2030年到期的5.875厘优先债券(“2030年债券”)。2029年发行的债券将於2029年3月1日期满，利率为年息6.75厘，每半年派息一次，分别於每年3月1日及9月1日派息一次。2030年债券将於2030年1月15日期满，利率为年息5.875厘，每半年派息一次，分别於每年1月15日及7月15日派息一次。发行所得用于回购我们2025年到期的7.5%优先债券的本金3.75亿美元，以及回购2026年到期的9.75%优先债券的16.5亿美元本金。优先票据的赎回包括超过面值支付的1.719亿美元溢价、4420万美元的应计利息和与发行相关的110万美元成本。2020年，我们通过承销公开发行了2026年到期的9.75%优先债券本金8.0亿美元，净收益为7.371亿美元。所得款项用于减少我们银行信贷安排下的未偿还金额。

资本支出。资本支出增加1.795亿美元，主要是因为2021年钻探、完井和收购活动增加。2021年，我们花费5770万美元，通过收购或直接租赁，收购了海恩斯维尔和博西耶页岩预期的约49,000英亩未开发净地。2020年，我们收购了13,519英亩净地790万美元。

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下表汇总了我们的资本支出：

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021						2020
			(单位：千)
收购：
证明性质			$	21,781					$	—
未经证明的财产			35,871						7,949
勘探开发：
开发租赁成本			12,953						13,022
勘探钻井和完井成本			6,966						—
开发钻井和完井成本			569,141						436,074
其他开发成本			39,168						34,572
资产报废债务的变更			5,608						(47)
总勘探开发			691,488						491,570
其他			192						400
资本支出总额			$	691,680					$	491,970
应计资本支出和其他			3,138						17,673
资产报废债务的变化			(5,608)						47
现金资本支出总额			$	689,210					$	509,690

我们目前预计2022年将在我们的开发和勘探项目上花费约7.5亿至8亿美元，主要集中在我们的海恩斯维尔/博西耶页岩资产的持续开发上，其中包括6,000万至6,500万美元的基础设施、修井和其他开发成本。根据我们目前的运营计划，我们预计2022年将钻井67口水平井(净额52.1口)，并将69口井(净额56.0口)转为销售。该公司还预计2022年将在租赁活动上额外支出800万至1200万美元。

流动性与资本资源

截至2021年12月31日，我们拥有12亿美元的流动性，其中包括11.7亿美元的银行信贷安排下未使用的借款能力，以及3070万美元的现金和现金等价物。我们的短期和长期资本需求主要包括为我们的开发和勘探活动、收购、支付合同义务和偿债提供资金。

我们希望用未来的运营现金流为我们未来的开发和勘探活动提供资金。我们大部分非经常开支的时间是可酌情决定的，因为我们并无重大的长期非经常开支承诺。因此，我们有相当大的灵活性，可在有需要时调整非经常开支的水平。如果我们的计划或假设改变或被证明是不准确的，我们可能被要求寻求额外的资本，包括债务或股权融资。我们预计将根据规模和时机为未来的收购提供资金，在可用的范围内，利用未来的运营现金流、我们银行信贷安排下的借款或其他债务或股权融资。债务或股权融资的可获得性和吸引力将取决于许多因素，其中一些因素将与我们的财务状况和业绩有关，而另一些因素将超出我们的控制，例如当前的利率、石油和天然气价格以及其他市场状况。我们不能保证我们将能够获得这些资本，或者如果我们有这样的资本，我们将能够以可接受的条件获得它。

我们的合同义务主要包括天然气运输和收集合同以及钻井和完井合同。我们的天然气运输和收集合同将延长到2031年，根据这些合同的承诺，2022年为4120万美元，2023年为4150万美元，2024年为4160万美元，2025年为2980万美元，2026年为2500万美元，2027年至2030年为2480万美元。钻井合同的条款因井而异，或者期限不到一年。2022年钻探合同下的现有承诺为1230万美元。2021年，该公司签订了一项油井增产协议，该协议将延长至2024年，独家使用天然气动力加压泵队。根据该合同，从2022年到2024年，每年的最低承诺为1920万美元。

截至2021年12月31日，我们的银行信贷安排于2024年7月16日到期，未偿还金额为2.35亿美元。借款基数目前定为14亿美元，每半年重新确定一次，并在发生某些其他事件时重新确定。银行信贷安排下的借款以我们和我们子公司的几乎所有资产为抵押，并根据我们的选择计息，利率为LIBOR加2.25%至3.25%或基准利率加1.25%至2.25%，每种情况都取决于借款基础的使用情况。我们还为未使用的部分支付0.375%至0.5%的承诺费

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借款基础。银行信贷安排对我们和我们的子公司产生额外债务、支付现金股息、回购普通股、进行某些贷款、投资和资产剥离以及赎回优先票据的能力施加了一定的限制。唯一的金融契约是将杠杆率维持在4.0比1.0以下，调整后的流动比率至少为1.0比1.0。截至2021年12月31日，我们遵守了公约。

联邦和州税收

截至2021年12月31日，我们有9.066亿美元的美国联邦净营业亏损结转，以及15亿美元的某些州的净营业亏损结转。由于2018年8月控制权的变更，我们利用美国联邦净营业亏损(NOL)减少应税收入的能力通常被限制为每年的金额，该金额基于我们股票在所有权变更之前的公平市值乘以长期免税利率。基於这项限制，我们的净额预算每年只限於330万元。除了这一限制之外，IRC第382条还规定，在所有权变更前净未实现内在收益的公司可以通过确认期间(通常是所有权变更后的五年)内确认的内在收益数额来增加其限额。基于紧接所有权变更前我们普通股的公平市值，我们相信我们有未实现的内部净收益，这将使2018年至2023年的五年确认期间的第382条限制增加1.17亿美元。

在任何一年超过第382条限制的NOL将继续被允许作为结转，直至到期，并可用于在结转期内的若干年内抵销应纳税所得额，但须遵守每年的限制。在2018年之前发生的NOL通常有20年的寿命，直到到期。2018年及以后产生的NOL将无限期结转。我们使用在所有权变更日期后产生的新NOL不会受到382限制的影响。如果我们在2018年前NOL结转期到期前没有产生足够水平的应税收入，那么我们将失去将这些NOL作为未来应税收入抵销的能力。我们估计，美国联邦NOL结转中的8.346亿美元和估计的州NOL结转中的13亿美元将到期而未使用。

我们在2017年12月31日之后几年的联邦所得税申报单仍有待审查。在2018年12月31日之后，我们在主要州所得税司法管辖区的所得税申报单仍需接受不同时期的审查。我们目前认为，我们的重要申报头寸是高度确定的，我们所有其他重要的所得税申报头寸和扣除额将在审计后保持不变，否则最终决议将不会对我们的合并财务报表产生实质性影响。因此，我们并没有为不确定的税务情况设立任何重大储备。

关键会计政策和估算

按照美国公认的会计原则编制财务报表要求我们作出估计，并使用可能影响报告的资产、负债、收入或费用金额的假设。

成功的努力核算。我们被要求在可接受的会计政策中进行选择。对石油和天然气生产活动的核算有两种普遍接受的方法。全成本法允许资本化与寻找石油和天然气储量相关的所有成本，包括某些一般和行政费用。成功努力法只允许资本化与开发已探明的石油和天然气资产相关的成本，以及与成功勘探项目相关的勘探成本。当确定未发现具有商业价值的石油和天然气储量时，与勘探未成功相关的成本将计入费用。我们选择使用成功努力法来核算我们的石油和天然气活动，我们不会将我们的任何一般和行政费用资本化。

石油和天然气储量。折旧、损耗和摊销费用的确定高度依赖于对可归因于我们物业的已探明石油和天然气储量的估计。是否应确认石油和天然气资产的减值也取决于这些估计，以及对可能储量的估计。储量工程是估计无法精确测量的石油和天然气地下储量的主观过程。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量、生产历史和工程以及地质解释和判断。由于所有储量估计都在一定程度上不准确，最终开采的石油和天然气的数量和时间、生产和运营成本、未来开发支出的金额和时间以及未来石油和天然气的价格都可能与这些估计中的假设大不相同。本报告中包含的已探明储量估计由公司工程师编制，并由独立石油工程师审计。

有关我们已探明石油和天然气储量的未来净现金流现值的信息仅为估计，不应被解释为我们物业的估计石油和天然气储量的当前市场价值。因此，这些信息包括对上一年度估计中已探明物业的某些储量估计的修订。这些修订反映了后续活动、所涉物业的生产历史以及因下列原因而对此类物业的预计经济寿命进行的任何调整所带来的额外信息

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产品价格的变化。未来的任何下调都可能对我们的财务状况、我们的未来前景以及我们普通股的价值产生不利影响。

石油和天然气性质的减损。当情况表明一项资产的账面价值可能无法收回时，我们会评估我们已证实的财产是否存在潜在减值。如果减值是根据资产的账面价值与其未贴现的预期未来净现金流量的比较来表示的，则在账面价值超过公允价值的程度上确认减值。由于这些评估的结果是基于估计的未来事件，因此在执行这些评估时需要进行大量的判断。预期未来现金流是根据应用于预计未来产量的基于市场的远期价格的估计未来价格来确定的。预计产量是基于该物业在期末已探明和经风险调整的可能石油和天然气储量估计。我们在评估减值需求时使用的估计未来现金流是基于公司预测，该预测考虑了多个独立价格预测的预测。价格不会上升到超过观察到的历史市场价格的水平。此外，根据我们过往的经验，我们亦假设成本会以每年2%的速度上升。用于确定资产减值的石油和天然气价格通常不同于贴现未来净现金流的标准化衡量标准，因为标准化衡量标准要求使用一年中每个月的平均历史价格。根据钻探结果、计划的未来钻探以及我们的石油和天然气租赁条款，对未经证实的物业进行减值评估。我们对可归因于其石油和天然气资产的未贴现未来净现金流的估计有可能在未来发生变化。可能影响未来现金流估计的主要因素包括未来的调整。, 正负因素均与已探明和适当的风险调整后可能的油气储量、未来钻探活动的结果、石油和天然气的未来价格以及生产和资本成本的增减有关。由于这些变化，我们已探明和未探明的石油和天然气资产的账面价值在未来可能会出现减值。

善意。截至2021年12月31日，我们的商誉为3.359亿美元，这是2018年记录的。商誉是指购买价格超过有形和可识别无形资产净值的公允价值。我们不需要将商誉摊销作为收益的费用；但是，我们需要对商誉的减值进行年度审查。我们通过初步准备对我们的业务价值进行定性的公允价值评估来确定商誉减值的可能性。在进行这项定性评估时，我们会研究可能对我们的业务产生负面影响的相关事件和情况，包括宏观经济状况、行业和市场状况(包括当前商品价格)、收益和现金流、整体财务业绩以及其他相关实体特定事件。

如果定性评估显示我们的业务更有可能受损，我们将进行定量分析，以评估我们的公允价值，并确定需要确认的减值金额(如果有的话)。在对商誉进行量化减值评估时，公允价值是基于市场法或收益法确定的。如果商誉的账面价值超过使用量化方法计算的公允价值，则将就公允价值与账面价值之间的差额计入减值费用。如果石油或天然气价格下跌，钻探努力失败，或者我们的市值下降，有可能需要确认减值。我们对截至2021年10月1日的商誉进行了量化评估，确定没有商誉减值。

所得税。我们采用资产负债法核算所得税，递延税项资产和负债根据资产和负债账面金额与各自的计税基础之间的差异而确认的未来税项后果，以及因未来利用现有税项净营业亏损和其他类型的结转而产生的未来税项后果予以确认。递延税项资产和负债采用颁布税率计量，预计适用于预计收回或结转这些临时差额和结转的年度的应税收入。税率变动对递延税项资产和负债的影响在税率变动颁布期间的收入中确认。

在记录递延所得税资产时，我们考虑部分或全部递延所得税资产是否更有可能在未来变现。递延所得税资产的最终变现取决于这些递延所得税资产可抵扣期间产生的未来应纳税所得额。我们认为，在考虑了所有可获得的客观证据，无论是历史证据还是预期证据，并更重视历史证据后，我们无法确定我们所有的递延税项资产更有可能变现。因此，我们为我们的递延税项资产以及美国联邦和州净营业亏损结转建立了估值津贴，这些资产由于在结转期到期前产生应税收入的不确定性而预计不会使用。我们将继续考虑在未来报告期获得的所有可用信息来评估递延税项资产的估值免税额。

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第7A项。关于市场风险的定量和定性披露

我们的财务状况、经营业绩和资本资源高度依赖于当时天然气和石油的市场价格。这些大宗商品价格受多种因素影响，波动幅度较大，市场不确定因素较多，有些因素是我们无法控制的。影响石油和天然气价格的因素包括全球石油需求水平、国外天然气和石油供应情况、石油出口国制定和遵守生产配额情况、决定天然气需求的天气状况、替代燃料的价格和可获得性以及整体经济状况。对未来天然气和石油价格的预测不可能有任何程度的确定性。天然气和石油价格持续疲软可能会对我们的财务状况和经营业绩造成不利影响，也可能会减少我们在经济上可以生产的天然气和石油储量。我们天然气和石油储量的任何减少，包括价格波动导致的减少，都可能对我们为勘探和开发活动获得资金的能力产生不利影响。同样，石油和天然气价格的任何改善都会对我们的财务状况、经营业绩和资本资源产生有利影响。

截至2021年12月31日，我们达成了天然气价格互换协议，对2022年至2023年产量的约121.3 Bcf进行对冲，平均价格为每MMBtu 2.67美元。我们还签订了天然气套圈，以对冲约147.7 Bcf的天然气产量，平均底价为每MMBtu 2.63美元，平均上限价格为每MMBtu 3.92美元。我们的衍生品合约都没有保证金要求或抵押品条款，可能需要在预定的现金结算日之前提供资金。

2021年12月31日天然气市场价格上涨10%，将使我们的天然气互换和套圈的公允价值减少约6400万美元。2021年12月31日天然气市场价格下降10%，将使我们的天然气互换和套筒的公允价值增加约6140万美元。天然气市场价格的假设变化对我们的天然气衍生金融工具的影响不包括天然气市场价格的假设变化对我们的天然气实物销售可能产生的抵消影响。由于我们的未偿还天然气衍生金融工具只对冲我们预测的实物天然气产量的一部分，对我们天然气衍生金融工具公允价值的正面或负面影响将被我们的天然气实物销售部分抵消。

利率

截至2021年12月31日，我们有大约27亿美元的长期债务本金未偿。其中9.65亿美元的长期债务以5.875%的固定利率计息，12.5亿美元的长期债务以6.75%的固定利率计息，2.44亿美元的长期债务以7.50%的固定利率计息。截至2021年12月31日，2030年到期的优先债券、2029年到期的优先债券和2025年到期的优先债券的公平市场价值分别为9.891亿美元、13亿美元和2.481亿美元，这是基于市场价格约为此类债务面值的102.5%、107.0%和101.5%计算的。截至2021年12月31日，我们的银行信贷安排下有2.35亿美元的未偿还资金，这取决于与LIBOR或公司基本利率挂钩的浮动利率，这是我们的选择。这些利率的任何提高都会对我们的经营业绩和现金流产生不利影响。

第八项。财务报表和补充数据

我们的合并财务报表包括在本报告的F-1至F-26页。

我们按照公认的会计原则编制这些财务报表。我们对本报告所包含的财务报表和其他财务数据的公正性和可靠性负责。在编制财务报表时，我们有必要根据目前掌握的关于某些事件和交易的影响的信息作出知情的估计和判断。

我们的注册独立会计师安永律师事务所(Ernst&Young LLP)受聘于审计我们的财务报表并就此发表意见。他们的审计是按照美国普遍接受的审计标准进行的，以便他们能够报告财务报表在所有重要方面是否按照美国普遍接受的会计原则公平地反映了我们的财务状况和经营结果。

我们董事会的审计委员会由三名非我们雇员的董事组成。该委员会定期与我们的独立公共会计师和管理层会面。我们的独立会计师可以完全和自由地进入审计委员会，在管理层在场或不在场的情况下，讨论他们的审计结果和我们的财务报告的质量。

第九项。会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧

没有。

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第9A项。控制和程序

控制和程序的评估。披露控制及程序(定义见1934年证券交易法(经修订或交易法)下的第13a-15(E)及15d-15(E)条规则)旨在提供合理保证，确保我们根据证券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中指定的时间段内被记录、处理、汇总和报告，并且这些信息将被积累并传达给我们的管理层，包括首席执行官和首席财务官，以便及时做出有关所需披露的决定。

我们对截至2021年12月31日的披露控制和程序的有效性进行了评估。评估由各业务部门和主要公司职能的高级管理层参与，并在首席执行官和首席财务官的监督下进行。

基于我们对我们的披露控制和程序的评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序于2021年12月31日生效，以提供合理的保证，确保我们根据1934年证券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指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告，并合理保证我们需要披露的信息已经积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官(视情况而定)，以便

财务报告内部控制的变化。在截至2021年12月31日的季度内，我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。

管理层关于财务报告内部控制的报告。我们有责任为公司建立和维护足够的财务报告内部控制。为了评估财务报告内部控制的有效性，根据萨班斯-奥克斯利法案第404条的要求，我们使用特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的内部控制-综合框架标准(2013年框架)(COSO标准)进行了包括测试在内的评估。我们的财务报告内部控制制度旨在为财务报告的可靠性提供合理保证，并根据公认的会计原则为外部目的编制财务报表。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。截至2021年12月31日，我们根据COSO标准评估了公司财务报告内部控制的有效性，并根据评估结果确定，截至2021年12月31日，公司对财务报告保持了有效的内部控制。

独立注册会计师事务所安永会计师事务所(Ernst&Young LLP)审计了本Form 10-K年度报告中包含的本公司合并财务报表，该公司发布了一份关于截至2021年12月31日本公司财务报告内部控制有效性的证明报告。该报告对公司截至2021年12月31日的财务报告内部控制的有效性发表了无保留意见，如下所述。

37

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独立注册会计师事务所报告

致Comstock Resources，Inc.董事会和股东

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)中建立的标准，对Comstock Resources，Inc.及其子公司截至2021年12月31日的财务报告内部控制进行了审计。我们认为，根据COSO标准，Comstock Resources，Inc.及其子公司(本公司)在所有重要方面对截至2021年12月31日的财务报告保持有效的内部控制。

我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了本公司截至2021年12月31日和2020年12月31日的综合资产负债表，截至2021年12月31日的三个年度的相关综合经营报表、股东权益和现金流量，以及相关附注和我们于2022年2月17日发布的报告，对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。公司财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(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，并且公司的收支只有按照公司管理层和董事的授权才能进行；(2)提供合理的保证，以便于根据公认的会计原则编制财务报表，以及公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(2)提供合理的保证，以记录必要的交易，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并确保公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)对可能对财务报表产生重大影响的擅自收购、使用、处置公司资产的行为的预防或及时发现提供合理保证。

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

德克萨斯州达拉斯

2022年2月17日

第9B项。其他信息

没有。

38

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第三部分

第10项。董事、行政人员和公司治理

本项目所需信息在此并入本10-K表格中的“业务董事和高级管理人员”以及我们将于2021年12月31日后120天内提交给美国证券交易委员会的最终委托书。

第16条(A)实益所有权报告合规性。根据1934年证券交易法第16(A)节的规定，我们的董事、高管和持股10%或以上的股东必须向美国证券交易委员会提交他们对我们证券的所有权和所有权变更的报告。仅根据我们对报告的审查以及我们收到的关于不需要其他报告的任何书面陈述，我们相信，在截至2021年12月31日的一年中，我们所有拥有10%或更多股份的高级管理人员、董事和股东都遵守了适用于他们的第16(A)条的所有备案要求。

道德守则。根据纽约证券交易所规则的要求，我们已经通过了适用于我们所有董事、高级管理人员和员工的商业行为和道德准则。我们还通过了适用于我们的首席执行官和高级财务官的《高级财务官道德守则》。《商业行为和道德准则》和《高级财务官道德准则》均可在我们的网站www.comstock resource ces.com上找到。这两份文件也可免费向任何股东索取，请发送至：康斯托克资源公司，收信人：投资者关系部，5300City and Country Blvd.，Suite500，Frisco，Texas 75034，(972)668-8800。我们打算根据适用的美国证券交易委员会规则在我们的网站上披露适用于我们的首席执行官和高级财务官的对这些守则的任何修订或豁免。有关我们公司治理政策的更多信息，请参阅我们2021年年会的最终委托书，该委托书将在2021年12月31日后120天内提交给美国证券交易委员会。

第11项。高管薪酬

本项目所需信息以我们将于2021年12月31日后120天内提交给美国证券交易委员会的最终委托书为参考合并于此。

第12项。某些实益拥有人的担保拥有权以及管理层和相关股东事宜

下表汇总了截至2021年12月31日有关我们股权薪酬计划的某些信息：

			须提供的证券数目 在行使以下权力时发出 未偿还期权、认股权证 和权利						认可证券数量 未来在股权项下发行 补偿计划 (不包括未偿还期权， 认股权证及权利)
股东批准的股权补偿计划			2,099,820 (1)						4,439,784

_______________

(1)表示绩效共享单位奖励，可根据绩效共享单位奖励条款下最高奖励的实现情况进行发行。

我们没有任何未经股东批准的股权补偿计划。

本条款所要求的更多信息通过参考我们将于2021年12月31日后120天内提交给美国证券交易委员会的最终委托书合并于此。

第13项。某些关系和相关交易，以及董事独立性

本项目所需信息以我们将于2021年12月31日后120天内提交给美国证券交易委员会的最终委托书为参考合并于此。

第14项。首席会计师费用及服务

本项目所需信息以我们将于2021年12月31日后120天内提交给美国证券交易委员会的最终委托书为参考合并于此。

39

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第四部分

第15项。展品和财务报表明细表

(a)财务报表：

1.			本报告的F-2至F-26页包括Comstock Resources，Inc.的以下合并财务报表和说明：
			独立注册会计师事务所报告			F-1
			截至2021年12月31日和2020年12月31日的合并资产负债表			F-3
			截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的综合营业报表			F-4
			股东权益合并报表			F-5
			截至2021年12月31日的综合现金流量表, 2020 and 2019			F-6
			合并财务报表附注			F-7
2.			所有财务报表明细表都被省略，因为它们不适用，或者不重要，或者要求的信息在合并财务报表或相关附注中列报。

(b)展品：

根据第15(C)项要求提交的本报告的证物如下。

证物编号：						描述
2.1						Arkoma Drilling，L.P.、Williston Drilling，L.P.和公司之间于2018年5月9日签署的出资协议(通过引用附件2.1并入我们2018年5月9日的8-K/A表格)。
2.2						Arkoma Drilling，L.P.、Williston Drilling，L.P.和本公司之间签署的截至2018年8月14日的贡献协议第1号修正案(通过引用我们2018年8月13日的当前报告8-K表的附件2.1并入)。
2.3						本公司、Covey Park Energy LLC、New Covey Park Energy LLC和Covey Park Energy Holdings LLC之间于2019年6月7日签署的合并协议和计划(通过引用我们日期为2019年6月7日的8-K表格中的附件2.1并入本报告)。
2.4						截至2019年7月15日本公司、New Covey Park Energy LLC、Covey Park Energy LLC和Covey Park Energy Holdings LLC之间的协议和合并计划的第一修正案(通过引用附件10.1合并到我们2019年7月15日的8-K表格中)。
3.1						第二次修订和重新修订本公司的公司章程(通过参考我们于2018年8月13日的8-K表格中的附件3.1并入本公司的报告)。
3.2						2019年7月16日对本公司第二次修订和重新修订的公司章程的修正案(通过引用附件3.1并入我们于2019年7月15日的8-K表格的当前报告中)。
3.3						修订和重新修订附例(通过引用附件3.1并入我们于2014年8月21日提交的表格8-K的当前报告中)。
3.4						修订和重新修订的公司章程的第一修正案(通过引用附件3.1并入我们于2018年8月17日的8-K表格的当前报告中)。
3.5						经修订和重新修订的附例第2号修正案(通过参考我们于2019年7月15日提交的当前表格8-K报告的附件3.2而并入)。
4.1						Covey Park Energy LLC、Covey Park Finance Corp.和富国银行全国协会(Wells Fargo Bank National Association)作为受托人，于2017年5月3日就2025年到期的7.50%优先债券签订的契约(通过参考我们截至2019年6月30日的季度报告Form 10-Q的附件4.7并入)。
4.2						本公司与富国银行(Wells Fargo Bank)于2019年7月16日签署的补充契约，2025年到期的7.50%优先债券全国协会(通过引用附件4.1并入我们日期为2019年7月15日的8-K表格的当前报告中)。
4.3						公司、担保子公司和富国银行，全国2025年到期7.50%优先票据协会于2019年7月16日签署的补充契约(通过引用附件4.2并入我们日期为2019年7月15日的当前8-K表格报告中)。
4.4						截至2019年7月16日，本公司、其中指定的附属担保人富国银行(Wells Fargo Bank，N.A.)和美国股票转让与信托公司(American Stock Transfer&Trust Company LLC)签署了截至2019年7月16日的辞职、任命和接受文书(通过引用附件10.3并入我们于2019年7月15日的8-K表格中)。
4.5						日期为2021年3月4日的债券，由本公司、其中指定的每家担保人子公司和美国股票转让信托公司有限责任公司就2029年到期的6.75%优先债券签署(通过引用附件4.1并入本公司日期为2021年3月4日的8-K表格)。

40

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证物编号：						描述
4.6						日期为2021年6月28日的债券，由本公司、名单上所列的每家担保人附属公司和美国股票转让信托公司有限责任公司就2030年到期的5.875%优先债券签署(在本公司日期为2021年6月28日的8-K表格中引用附件4.1并入)。
4.7						B系列可赎回可赎回优先股的指定证书(通过引用附件4.4并入我们2019年7月15日的8-K表格中)。
4.8						本公司、Arkoma Drilling CP，LLC、Williston Drilling CP，LLC、Williston Drilling CP，L.P.、Williston Drilling，L.P.、New Covey Park Energy LLC和Jerral W.Jones于2019年6月7日签署的股东协议(通过引用附件10.2并入我们2019年6月10日的当前8-K表格中)。
4.9*						证券说明
10.1						本公司、作为行政代理的蒙特利尔银行和贷款方之间于2019年7月16日修订和重新签署的信贷协议(通过引用附件10.2并入我们于2019年7月15日的当前报告8-K表中)。
10.2						截至2019年11月27日，由本公司、作为行政代理的蒙特利尔银行和贷款人不时签署的借款基数重新确定协议和修订和重新签署的信贷协议的第一修正案(通过参考我们截至2019年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告的附件10.2并入)。
10.3						于2020年5月6日由本公司、作为行政代理的蒙特利尔银行及贷款方不时订立的“借款基数重新厘定协议”及“修订及重订信贷协议第二修正案”(在本公司截至2020年3月31日的10-Q表格季度报告中引用附件10.1并入)。
10.4						本公司、作为行政代理的蒙特利尔银行和贷款方之间于2020年6月12日修订和重新签署的信贷协议的第三修正案(通过引用附件10.1并入我们于2020年6月12日的当前报告的8-K表格中)。
10.5						本公司、作为行政代理的蒙特利尔银行和贷款方之间于2020年8月13日修订和重新签署的信贷协议的第四修正案(通过引用附件10.1并入我们于2020年8月13日提交的当前报告中的8-K表格)。
10.6						本公司、作为行政代理的蒙特利尔银行和贷款方之间于2020年12月4日修订和重新签署的信贷协议的第五修正案(通过引用附件10.1并入我们于2020年12月8日的当前报告的8-K表格中)。
10.7						于2021年2月12日由本公司、富国银行(Wells Fargo Bank，N.A.)作为继承人代理、蒙特利尔银行(Bank of蒙特利尔)作为前身代理以及贷款方不时签署的经修订和重新签署的信贷协议第六修正案(通过参考本公司截至2020年12月31日的10-K表格年度报告附件10.7并入)。
10.8						本公司、作为行政代理的北卡罗来纳州富国银行和贷款方之间于2021年2月18日修订和重新签署的信贷协议的第七修正案(通过引用附件10.1并入我们于2021年2月18日的8-K表格的当前报告中)。
10.9						修订和重新签署的信贷协议的第八修正案，日期为2021年10月22日，由公司、作为行政代理的北卡罗来纳州富国银行和贷款方不时签署(通过引用附件10.1并入我们截至2021年9月30日的季度报告Form 10-Q中)。
10.10						本公司、Arkoma Drilling，L.P.、Arkoma Drilling CP，LLC、Williston Drilling CP，LLC、New Covey Park Energy LLC和Jerral W.Jones之间于2019年6月7日修订和重新签署的注册权协议(通过引用附件10.3并入我们于2019年6月7日的8-K表格中)。
10.11						本公司、Arkoma Drilling，L.P.、Williston Drilling，L.P.和New Covey Park Energy LLC于2019年12月17日修订并重订的注册权协议第1号修正案于本公司截至2019年12月31日的10-K表格年度报告中引用附件10.4合并而成，经修订及重订的注册权协议于本公司、Arkoma Drilling，L.P.、Williston Drilling，L.P.及New Covey Park Energy LLC之间于截至2019年12月31日的年度报告中合并。
10.12#						Comstock Resources，Inc.2019年长期激励计划自2019年5月31日起生效(通过引用附件99并入我们2019年6月4日的S-8表格注册声明中)。
10.13#						本公司与M.Jay Allison之间于2018年9月7日签订的雇佣协议(根据我们于2018年9月7日提交的8-K表格附件10.1成立为法团)。
10.14#						本公司与Roland O.Burns之间于2018年9月7日签订的雇佣协议(通过引用附件10.2并入我们2018年9月7日的8-K表格的当前报告中)。
10.15#						于二零一三年六月二十二日由本公司(作为Covey Park权益继承人)与David Terry(于截至2019年12月31日止年度的Form 10-K年度报告中参考附件10.8并入)订立的雇佣协议。
10.16						Stonebriar I Office Partners，Ltd.和Comstock Resources，Inc.于2004年5月6日签订的租约(通过引用附件10.24并入我们截至2004年12月31日的Form 10-K年度报告中)。
10.17						2005年8月25日Stonebriar I Office Partners，Ltd.与Comstock Resources，Inc.签订的租赁协议的第一修正案(在截至2005年12月31日的年度报告Form 10-K中引用附件10.19)。
10.18						2007年10月15日Stonebriar I Office Partners，Ltd.与Comstock Resources，Inc.签订的租赁协议第二修正案(通过引用附件10.10并入我们截至2008年12月31日的Form 10-K年度报告中)。

41

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证物编号：						描述
10.19						2008年9月30日Stonebriar I Office Partners，Ltd.与Comstock Resources，Inc.签订的租赁协议的第三次修订(在截至2008年12月31日的Form 10-K年度报告中引用附件10.11)。
10.20						Stonebriar I Office Partners，Ltd.与Comstock Resources，Inc.于2009年5月8日签订的租赁协议第四修正案(在截至2009年6月30日的季度报告Form 10-Q中引用附件10.2)。
10.21						2011年6月15日Stonebriar I Office Partners，Ltd.与Comstock Resources，Inc.签订的租赁协议第五修正案(在截至2011年6月30日的季度报告Form 10-Q中引用附件10.1)。
10.22						Stonebriar I Office Partners，Ltd.与Comstock Resources，Inc.于2021年1月21日签订的租赁协议第六修正案(通过引用附件10.20并入我们截至2020年12月31日的Form 10-K年度报告中)。
21*						本公司的子公司。
23.1*						安永律师事务所同意。
23.2*						独立石油工程师荷兰Sewell&Associates，Inc.同意
31.1*						根据2002年萨班斯-奥克斯利法案(Sarbanes-Oxley Act)第302条颁发的首席执行官证书。
31.2*						根据2002年萨班斯-奥克斯利法案(Sarbanes-Oxley Act)第302条颁发的首席财务官证书。
32.1+						根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条颁发的首席执行官证书。
32.2+						根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条颁发的首席财务官证书。
99.1*						荷兰休厄尔联合公司关于截至2021年12月31日已探明储量的审计函。
101.INS*						XBRL实例文档
101.SCH*						XBRL架构文档
101.CAL*						XBRL计算链接库文档
101.LAB*						XBRL标签Linkbase文档
101.PRE*						XBRL演示文稿链接库文档
101.DEF*						XBRL定义链接库文档
104*						封面交互数据文件(嵌入在内联XBRL文档中)

_______________

*    谨此提交。

+随函提供。

#管理合同或补偿计划文件。

第16项。表格10-K摘要

不适用。

42

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签名

根据1934年“证券交易法”第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签名者代表其签署本报告。

			康斯托克资源公司(Comstock Resources，Inc.)
			由以下人员提供：			杰伊·艾利森(Jay Allison)
						M·杰伊·艾利森 首席执行官
日期：2022年2月17日						(首席行政主任)

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。

杰伊·艾利森(Jay Allison)						首席执行官和			2022年2月17日
M·杰伊·艾利森						董事会主席 (首席行政主任)
/s/罗兰·O·伯恩斯						总裁、首席财务官，			2022年2月17日
罗兰·O·伯恩斯						秘书与董事 (首席财务会计官)
伊丽莎白·B·戴维斯						董事			2022年2月17日
伊丽莎白·B·戴维斯
/s/莫里斯·E·福斯特						董事			2022年2月17日
莫里斯·E·福斯特
/s/吉姆·L·特纳						董事			2022年2月17日
吉姆·L·特纳

43

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康斯托克资源公司(Comstock Resources，Inc.)和子公司

财务报表

索引

独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID：42)			F-1
截至2021年12月31日和2020年12月31日的合并资产负债表			F-3
截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的综合营业报表			F-4
股东权益合并报表			F-5
截至2021年12月31日的综合现金流量表, 2020 and 2019			F-6
合并财务报表附注			F-7

44

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独立注册会计师事务所报告

致Comstock Resources，Inc.董事会和股东

对财务报表的几点看法

我们审计了Comstock Resources，Inc.及其子公司(本公司)截至2021年12月31日和2020年12月31日的合并资产负债表、截至2021年12月31日的三年中每一年的相关合并经营报表、股东权益和现金流量以及相关附注(统称为“合并财务报表”)。我们认为，综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司在2021年12月31日和2020年12月31日的财务状况，以及截至2021年12月31日的三年中每一年的经营结果和现金流量，符合美国公认的会计原则。

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12月31日的财务报告内部控制进行了审计，我们于2022年2月17日发布的报告对此发表了无保留意见。

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。这些准则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向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的当期综合财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对综合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吾等对综合财务报表的整体意见，我们不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。

			已探明油气资产的折旧、损耗和摊销
对该事项的描述			截至2021年12月31日，该公司已探明油气资产的账面净值为37亿美元，截至该年度的折旧、损耗和摊销(DD&A)费用为4.69亿美元。如附注1所述，根据成功努力会计方法，已探明物业的资本化成本按本公司工程师估计的以探明储量为基础的生产单位法计提。已探明油气储量估算是基于地质和工程方面的解释和判断。在评估已探明的石油和天然气储量时，该公司的工程师在评估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。由于估计石油和天然气储量涉及的复杂性，管理层聘请了独立的石油工程师来审计该公司工程师截至2021年12月31日准备的估计。

F-1

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			审计公司的DD&A计算特别复杂，因为需要使用公司工程师和独立石油工程师的工作，以及评估管理层对工程师在估计已探明石油和天然气储量时使用的上述投入的确定。
我们是如何在审计中解决这一问题的			我们取得了了解，评估了设计，并测试了公司对其计算DD&A过程的控制的操作有效性，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负责编制储量估计的公司工程师和用于审计估计的独立石油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工程师的工作时，我们评估了上述工程师在估算已探明油气储量时使用的财务数据和输入的完整性和准确性，并同意将其作为来源文件，并确定和评估了佐证和相反的证据。对于已探明的未开发储量，我们评估了管理层的开发计划是否符合美国证券交易委员会的要求。我们还测试了DD&A计算的数学准确性，包括将已探明的石油和天然气储量与公司的储量报告进行比较。

/s/ 安永律师事务所

自2003年以来，我们一直担任本公司的审计师。

德克萨斯州达拉斯

2022年2月17日

F-2

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康斯托克资源公司(Comstock Resources，Inc.)和子公司

综合资产负债表

			截止到十二月三十一号，
			2021						2020
资产			(单位：千)
现金和现金等价物			$	30,663					$	30,272
应收账款：
石油和天然气销售			217,149						125,016
联合利益行动			29,755						14,615
来自附属公司			20,834						6,155
衍生金融工具			5,258						8,913
其他流动资产			15,077						14,839
流动资产总额			318,736						199,810
财产和设备：
石油和天然气属性，成功的努力方法：
证明了			4,756,394						4,647,188
未经证实			302,129						332,765
其他			6,690						6,858
累计折旧、损耗和摊销			(1,058,067)						(902,261)
净资产和设备			4,007,146						4,084,550
商誉			335,897						335,897
衍生金融工具			—						661
经营性租赁使用权资产			6,450						3,025
其他资产			—						40
			$	4,668,229					$	4,623,983
负债和股东权益
应付帐款			$	314,569					$	259,284
应计费用			135,026						133,019
经营租约			2,444						2,284
衍生金融工具			181,945						47,005
流动负债总额			633,984						441,592
长期债务			2,615,235						2,517,149
递延所得税			197,417						200,583
衍生金融工具			4,042						2,364
长期经营租约			4,075						740
未来遗弃成本准备金			25,673						19,290
其他非流动负债			24						492
总负债			3,480,450						3,182,210
承诺和或有事项
夹层股本：
B系列可转换优先股-5,000,000授权股份，175,000分别于2021年12月31日和2020年12月31日发行和发行的股票			175,000						175,000
股东权益：
普通股-$0.50标准杆，400,000,000授权股份，232,924,646和232,414,718分别于2021年12月31日和2020年12月31日发行和发行的股票			116,462						116,206
额外实收资本			1,100,359						1,095,384
累计收益(亏损)			(204,042)						55,183
股东权益总额			1,012,779						1,266,773
			$	4,668,229					$	4,623,983

附注是这些声明不可分割的一部分。

F-3

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康斯托克资源公司(Comstock Resources，Inc.)和子公司

合并业务报表

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021						2020						2019
			(单位为千，每股除外)
收入：
天然气销售			$	1,775,768					$	809,399					$	635,795
石油销售			74,962						48,796						132,894
石油和天然气销售总额			1,850,730						858,195						768,689
运营费用：
生产税和从价税			49,141						36,967						35,702
集运			130,940						106,582						71,303
租赁经营			103,467						102,452						80,762
折旧、损耗和摊销			469,388						417,112						276,526
一般事务和行政事务，网络			34,943						32,040						29,244
探索			—						27						241
出售资产的损失(收益)			162,077						(17)						25
总运营费用			949,956						695,163						493,803
营业收入			900,774						163,032						274,886
其他收入(费用)：
衍生金融工具的损益			(560,648)						9,951						51,735
其他收入			636						1,080						622
利息支出			(218,485)						(234,829)						(161,541)
提前清偿债务损失			(352,599)						(861)						—
交易成本			—						—						(41,010)
其他费用合计			(1,131,096)						(224,659)						(150,194)
所得税前收入(亏损)			(230,322)						(61,627)						124,692
所得税受益(拨备)			(11,403)						9,210						(27,803)
净收益(亏损)			(241,725)						(52,417)						96,889
优先股分红和增值			(17,500)						(30,996)						(22,415)
普通股股东可获得的净收益(亏损)			$	(259,225)					$	(83,413)					$	74,474
每股净收益(亏损)-基本和摊薄			$	(1.12)					$	(0.39)					$	0.52
加权平均流通股：
基本信息			231,633						215,194						142,750
稀释			231,633						215,194						187,378

附注是这些声明不可分割的一部分。

F-4

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康斯托克资源公司(Comstock Resources，Inc.)和子公司

合并股东权益报表

			普普通通 股票						普普通通 股票- 面值						其他内容 实缴 资本						累计 收益 (赤字)						总计
			(单位：千)
2018年12月31日的余额			105,871						$	52,936					$	452,513					$	64,122					$	569,571
琼斯缴费调整			—						—						(1,969)						—						(1,969)
基于股票的薪酬			841						420						3,600						—						4,020
股权奖励预扣所得税			(38)						(19)						(201)						—						(220)
普通股发行			83,333						41,666						456,967						—						498,633
股票发行成本			—						—						(1,487)						—						(1,487)
净收入			—						—						—						96,889						96,889
优先股增值			—						—						—						(4,583)						(4,583)
优先股息的支付			—						—						—						(17,832)						(17,832)
2019年12月31日的余额			190,007						$	95,003					$	909,423					$	138,596					$	1,143,022
基于股票的薪酬			431						216						6,248						—						6,464
股权奖励预扣所得税			(115)						(59)						(633)						—						(692)
普通股发行			42,092						21,046						190,592						—						211,638
股票发行成本			—						—						(10,246)						—						(10,246)
净亏损			—						—						—						(52,417)						(52,417)
优先股增值			—						—						—						(5,417)						(5,417)
优先股息的支付			—						—						—						(25,579)						(25,579)
2020年12月31日的余额			232,415						$	116,206					$	1,095,384					$	55,183					$	1,266,773
基于股票的薪酬			766						384						6,415						—						6,799
股权奖励预扣所得税			(256)						(128)						(1,284)						—						(1,412)
股票发行成本			—						—						(156)						—						(156)
净亏损			—						—						—						(241,725)						(241,725)
优先股息的支付			—						—						—						(17,500)						(17,500)
2021年12月31日的余额			232,925						$	116,462					$	1,100,359					$	(204,042)					$	1,012,779

附注是这些声明不可分割的一部分。

F-5

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康斯托克资源公司(Comstock Resources，Inc.)和子公司

合并现金流量表

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021						2020						2019
			(单位：千)
经营活动的现金流：
净收益(亏损)			$	(241,725)					$	(52,417)					$	96,889
对净收益(亏损)与经营活动提供的现金净额进行调整：
递延所得税和非流动所得税			(3,565)						(9,409)						28,026
探索			—						27						—
出售资产的损失(收益)			162,077						(17)						25
折旧、损耗和摊销			469,388						417,112						276,526
衍生金融工具的损失(收益)			560,648						(9,951)						(51,735)
衍生金融工具的现金结算			(419,714)						134,496						52,684
债务折价、溢价和发行成本摊销			21,703						34,038						16,274
基于股票的薪酬			6,799						6,464						4,020
提前清偿债务损失			352,599						861						—
应收账款(增加)减少			(121,952)						34,555						3,220
(增加)其他流动资产减少			(2,033)						7,019						9,823
应付账款和应计费用增加			74,780						12,923						15,485
经营活动提供的净现金			859,005						575,701						451,237
投资活动的现金流：
收购柯维公园能源有限责任公司(Covey Park Energy LLC)，扣除收购的现金			—						—						(693,869)
资本支出			(689,210)						(509,690)						(486,781)
钻探费用预付款			—						(1,795)						9,336
出售资产所得收益			138,394						287						475
用于投资活动的净现金			(550,816)						(511,198)						(1,170,839)
融资活动的现金流：
银行信贷借贷			555,000						157,000						927,000
偿还银行信贷安排			(820,000)						(907,000)						(127,000)
发行高级债券			2,222,500						751,500						—
高级债券的作废			(2,210,626)						—						—
偿还Covey Park Energy LLC优先股			—						—						(533,390)
普通股发行			—						206,626						300,000
发行B系列可转换优先股			—						—						175,000
赎回A系列可转换优先股			—						(210,000)						—
支付的优先股股息			(17,500)						(25,580)						(17,832)
债务和股票发行成本			(35,760)						(24,617)						(8,617)
与股权奖励相关的所得税预扣			(1,412)						(692)						(220)
融资活动提供(用于)的现金净额			(307,798)						(52,763)						714,941
现金及现金等价物净增(减)			391						11,740						(4,661)
现金和现金等价物，年初			30,272						18,532						23,193
现金和现金等价物，年终			$	30,663					$	30,272					$	18,532

附注是这些声明不可分割的一部分。

F-6

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康斯托克资源公司(Comstock Resources，Inc.)和子公司

合并财务报表附注

(1)重要会计政策摘要

Comstock Resources，Inc.及其子公司使用的会计政策反映了石油和天然气行业的做法，并符合美利坚合众国普遍接受的会计原则。

列报依据和合并原则

康斯托克资源公司及其子公司从事石油和天然气的收购、勘探、开发和生产。合并财务报表包括Comstock Resources，Inc.及其全资或控股子公司(统称为“Comstock”或“公司”)的账目。该公司的业务主要集中在北路易斯安那州和东得克萨斯州。所有重要的公司间账户和交易都已在合并中取消。该公司使用比例合并法核算其在石油和天然气资产中的不可分割权益，即其资产、负债、收入和费用份额包括在其财务报表中。净收益(亏损)和综合收益(亏损)在所有列报期间都是相同的。除非另有披露，否则所有调整都属于正常的经常性性质。

预算在编制财务报表中的使用

按照公认会计原则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，以影响财务报表日期的资产和负债额以及或有资产和负债的披露，以及报告期内的收入和费用的报告金额。实际金额可能与这些估计数字不同。未来估计的石油和天然气储量或用于减值分析的储量的估计未来现金流的变化可能会对未来的运营业绩产生重大影响。

信用风险集中度与应收账款

可能使公司面临集中信用风险的金融工具主要包括现金和现金等价物、应收账款和衍生金融工具。该公司将现金存放在高信用质量的金融机构，将其衍生金融工具存放在管理层认为具有高信用评级的金融机构和其他公司。该公司的应收账款几乎全部来自石油和天然气的购买者或该公司作为运营商的油气井的参与者。一般来说，油气井运营商有权将未来的收入与与运营油井相关的未付费用相抵。石油和天然气销售通常是无担保的。该公司的政策是根据应收账款的年龄、购买者或参与者的信用质量以及收入抵消的潜力来评估应收账款的可收回性。该公司过去没有发生任何重大的信用损失，并相信其应收账款是完全可收回的。因此，不是已为可疑帐目提供了拨备。

其他流动资产

截至2021年12月31日和2020年12月31日的其他流动资产包括：

			截止到十二月三十一号，
			2021						2020
			(单位：千)
应收生产税退税			$	7,879					$	7,915
管道和油田设备库存			5,015						3,080
预付费用			2,183						1,829
钻探费用预付款			—						1,795
其他			—						220
			$	15,077					$	14,839

F-7

---

公允价值计量

本公司持有或曾经持有某些必须按公允价值计量的金融资产和负债。这包括银行账户和衍生金融工具中持有的现金和现金等价物。公允价值被定义为在计量日在市场参与者之间有序交易中出售资产或转移资产或负债的本金或最有利市场上的负债所收取的价格(退出价格)。信息披露遵循三级层次结构，以显示用于估计公允价值计量的判断范围和水平：

第1级-用于计量公允价值的投入是截至报告日期活跃市场上相同资产或负债的未调整报价。

第2级-除第1级报价外，用于计量公允价值的投入在报告日期可通过与市场数据(包括活跃市场的类似资产和负债的报价以及非活跃市场的报价)的相关性直接或间接观察到。第2级亦包括使用不需要重大判断的模型或其他定价方法进行估值的资产和负债，因为模型中使用的输入假设(如利率和波动率因素)得到了来自活跃报价市场的几乎整个金融工具期限的容易观察到的数据的证实。

第3级-用于衡量公允价值的投入是不可观察的投入，很少或没有市场活动支持，反映了重大管理判断的使用。这些价值通常是使用定价模型来确定的，这些定价模型的假设利用了管理层对市场参与者假设的估计。

以下是公允价值层次中分类为第三级的衍生工具的期初余额和期末余额的对账：

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021						2020
			(单位：千)
年初余额			$	(22,588)					$	4,351
计入收益的总收益(亏损)			(162,421)						15,943
定居点，净值			58,448						(31,252)
转出级别3			126,561						(11,630)
年终余额			$	—					$	(22,588)

以下是截至2021年12月31日和2020年12月31日该公司金融工具的账面价值和公允价值：

			截止到十二月三十一号，
			2021												2020
			账面价值						公允价值						账面价值						公允价值
资产：			(单位：千)
基于商品的衍生品(1)			$	5,258					$	5,258					$	9,574					$	9,574
负债：
基于商品的衍生品(1)			185,987						185,987						49,369						49,369
银行信贷安排(2)			235,000						235,000						500,000						500,000
7.502025年到期的优先票据百分比(3)			196,998						248,066						473,728						628,691
9.752026年到期的优先票据百分比(3)			—						—						1,577,824						1,769,625
6.752029年到期的优先票据百分比(3)			1,256,874						1,337,500						—						—
5.8752030年到期的优先票据百分比(3)			965,000						989,125						—						—

_______________

(1)该公司的基于商品的衍生品被归类为2级，并使用第三方定价服务和公开市场上现成的其他活跃市场或经纪商报价的市场法，以公允价值计量。

(2)我们未偿还浮息债务的账面价值接近公允价值。

(3)该公司固定利率债务的公允价值分别基于2021年12月31日和2020年12月31日的报价，这是一种1级衡量标准。

F-8

---

财产和设备

该公司遵循成功的努力法对其石油和天然气资产进行核算。取得石油和天然气租赁权所产生的成本被资本化。已探明油气资产的收购成本、钻探和装备生产井的成本以及未成功开发井的成本按相当于生产单位的基准资本化，并在剩余相关油气储量的有效期内摊销。当量单位是按一桶油与六千立方英尺天然气的比率将石油转换成天然气来确定的。这一转换率并不是基于石油或天然气的价格，同样体积的石油与天然气之间的价格可能会有很大差异。拆除、修复、封堵和废弃油气财产及相关设施处置的估计未来成本在产生资产报废义务时资本化，并作为折旧、损耗和摊销费用的一部分摊销。勘探费用包括与勘探油气资产有关的地质和地球物理费用和延迟租金、勘探钻探失败的成本以及未探明资产的减值。截至2021年12月31日和2020年12月31日, 该等未探明物业主要涉及未包括在已探明未开发储量内的未来钻探地点。这些未来钻探地点大多位于已知油层可产的面积上，但由于不确定这些油井是否会按照美国证券交易委员会规则的要求在未来五年内钻探以纳入探明储量，这些油井已被排除在探明储量之外。未探明资产的成本在已探明油气资产被钻探或反映在已探明未开发储量并按等值生产单位摊销时转移至已探明油气资产。与未评估勘探面积相关的成本按物业定期评估减值，任何价值减值均计入勘探费用。勘探钻探成本最初作为已探明财产资本化，但如果确定油井没有发现商业已探明油气储量，则计入费用。勘探钻探成本在钻探完成后的一年内进行评估。

当事件或环境变化(如大宗商品价格大幅下跌)表明公司可能无法收回资本化成本时，该公司评估是否需要对其已探明石油和天然气资产的资本化成本进行减值。如果减值是根据物业的未贴现预期未来现金流量显示的，则在净资本化成本超过物业估计公允价值的范围内确认减值准备。该公司使用贴现现金流模型以及已探明和经风险调整的可能储量来确定其石油和天然气资产的公允价值。与现金流模型中包含的贴现未来现金流计算相关的重要第三级假设包括管理层对石油和天然气价格的展望、未来石油和天然气生产、生产成本、资本支出以及预期可开采的已探明和风险调整的可能石油和天然气储量总额。管理层的石油和天然气价格展望是基于截至每个测量日期的第三方较长期价格预测而制定的。在确定物业的公允价值时，使用适当的贴现率对预期的未来净现金流进行贴现。用于确定资产减值的石油和天然气价格通常不同于贴现未来净现金流的标准化计量中使用的价格，因为标准化计量要求使用以上一年每个月的第一天为基础的平均价格。未探明物业根据钻探结果、计划未来钻探及石油及天然气租赁条款进行减值评估。

该公司对可归因于其石油和天然气资产的未贴现未来净现金流的估计在未来可能会发生变化。可能影响未来现金流估计的主要因素包括对已探明和适当风险调整的可能石油和天然气储量的未来调整(正负)、未来钻探活动的结果、石油和天然气的未来价格以及生产和资本成本的增减。由于这些变化，我们的石油和天然气资产的账面价值可能会出现减值。

其他财产和设备主要包括计算机设备、家具和固定装置以及一架飞机，折旧的估计使用寿命从三至31.5几年的直线基础上。

商誉

该公司的商誉为#美元。335.9截至2021年12月31日和2020年12月31日。商誉是指企业合并中购买价格超过公允价值的有形和可识别无形资产净值。

本公司须进行年度商誉减值评估，并于每年10月1日进行商誉评估。如果商誉的账面价值超过公允价值，将就公允价值与账面价值之间的差额计入减值费用。该公司对截至2021年10月1日的商誉进行了量化评估，确定没有减值迹象。

F-9

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租契

该公司拥有#美元的使用权租赁资产。6.5百万美元和$3.0截至2021年12月31日和2020年12月31日，分别与其公司办公室租赁、石油和天然气运营中使用的某些办公设备和租赁车辆有关，并承担相应的短期和长期负债。租赁资产和负债的价值是根据各自合同中包含的贴现未来最低现金流确定的。公司确定合同在合同开始时是否包含租赁。在识别代表租赁的合同条款的范围内，租赁被识别为经营性租赁或融资型租赁。Comstock目前没有融资类型的租赁。代表本公司在租赁期内使用标的资产的权利的使用权租赁资产和相关租赁负债代表其根据合同条款支付租赁款项的义务。初始期限为一年或以下的短期租约不资本化；然而，为这些租约支付的金额包括在其租赁成本披露的一部分。短期租赁成本不包括与租赁期限为一个月或以下的租赁有关的费用。

Comstock与其石油和天然气勘探和开发业务中使用的各种设备签订了合同。该设备的合同条款差异很大，包括合同期限、定价、随设备提供的服务范围、取消条款和替代权等。由于石油和天然气价格的变化、对石油和天然气的需求以及整体运营和经济环境的变化，该公司的钻井业务经常发生变化。Comstock相应地管理其钻机合同的条款，以便在应对这些不断变化的条件时有最大的灵活性。该公司的钻井合同目前的期限不到一年，或者它们的条款规定提前45天通知取消合同，但没有指定的到期日。因此，公司选择不承认这些钻井平台合同的使用权租赁资产。与钻井作业相关的成本按照成功努力法核算，通常要求这些成本作为我们资产负债表上已探明的石油和天然气资产的一部分进行资本化，除非这些成本发生在不成功的探井上，在这种情况下，它们将计入勘探费用。

截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日止年度确认的租赁成本如下：

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021						2020						2019
			(单位：千)
包括在一般和行政费用中的经营租赁成本			$	1,732					$	1,665					$	1,646
计入租赁经营费用的经营租赁成本			879						815						396
短期租赁成本(钻机成本包括在已探明的石油和天然气属性中)			32,735						33,334						20,527
			$	35,346					$	35,814					$	22,569

与经营活动提供的现金中包括的使用权资产相关的经营租赁的现金支付为#美元。2.6百万，$2.5百万美元和$2.0截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度分别为100万美元。

截至2021年12月31日和2020年12月31日，经营租约的加权平均剩余期限为2.7年和1.5年，用于确定未来经营租赁付款现值的加权平均贴现率为2.7%和4.3%。Comstock的经营租赁义务的到期日如下：

			(单位：千)
2022			$	2,589
2023			2,256
2024			1,921
2025			3
租赁付款总额			6,769
推算利息			(250)
租赁总负债			$	6,519

F-10

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应计费用

2021年12月31日和2020年12月31日的应计费用包括：

			截止到十二月三十一号，
			2021						2020
			(单位：千)
应计应付利息			$	60,305					$	67,265
应计运输成本			22,859						25,353
应计钻井成本			19,995						24,959
应计所得税和其他税			15,655						—
应计员工薪酬			12,320						7,519
应计租赁运营费用			2,036						3,466
其他			1,856						3,995
应计交易成本			—						462
			$	135,026					$	133,019

未来遗弃成本准备金

该公司的资产报废义务涉及其石油和天然气资产以及相关设施处置的未来封堵和废弃成本。该公司在发生资产报废债务期间记录了一项负债，金额等于资本化的债务的估计公允价值。此后，这一负债将累加到最终的退休费用。折扣的增加作为折旧、损耗和摊销的一部分包括在随附的综合经营报表中。

下表汇总了公司总估计负债的变化：

						截至十二月三十一日止的年度，
						2021						2020
						(单位：千)
年初的未来遗弃成本准备金						$	19,290					$	18,151
收购						637						—
新油井投产						1,994						733
预算和时间安排的更改						3,008						(699)
已结清的负债						(31)						(80)
资产剥离						(466)						—
增值费用						1,241						1,185
年底的未来遗弃成本准备金						$	25,673					$	19,290

基于股票的薪酬

该公司有基于股票的员工薪酬计划，根据该计划，股票奖励主要由限制性股票和绩效股票单位组成，向员工和非员工董事发放股票奖励。本公司采用以公允价值为基础的股权薪酬会计方法。根据公允价值法，补偿成本于授出日以奖励的公允价值计量，并于奖励归属期间按直线基准确认。

细分市场报告

该公司目前在一业务部门，北美石油和天然气的勘探和生产。

衍生金融工具与套期保值活动

本公司将衍生金融工具(包括嵌入其他合约的衍生工具)作为资产或负债，按其公允价值计量。衍生工具公允价值的变动目前在收益和经营活动的净现金流量中确认。在一年内到期的衍生工具合约的公允价值被确认为流动资产或负债。那些在一年以上到期的资产或负债被确认为长期资产或负债。

F-11

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主要采购商

2021年，该公司拥有三占其石油和天然气产量的主要买家22%, 21%, 13占其石油和天然气总销售额的30%。2020年，该公司拥有四占其石油和天然气产量的主要买家19%, 15%, 15%和10占其石油和天然气总销售额的30%。2019年，公司拥有三占其石油和天然气产量的主要买家19%, 16%和12占其石油和天然气总销售额的30%。失去其中任何一家买家都不会对本公司造成重大不利影响，因为其他买家对本公司的石油和天然气生产有可用市场。 

收入确认和天然气平衡

康斯托克生产石油和天然气，并分别报告了这两种产品的收入。二主要产品在其经营报表中。收入在将产量转让给公司客户时确认，这些客户控制产量，并在指定销售点交货时获得所有权的所有好处。货款在产品交付时得到合理保证。所有销售均受具有商业实质、包含特定定价条款并确定双方可执行的权利和义务的合同的约束。这些合同通常规定在以下时间内进行现金结算25每个生产月之后的天数，可在以下日期取消30根据双方确认书中规定的条款，任何一方对石油和天然气的价格均需提前几天通知，而天然气的价格则根据双方确认书中规定的条款而有所不同。石油和天然气的销售价格通常基于石油和天然气行业中常见的条款，包括指数或现货价格、位置和质量差异以及市场供求状况。因此，石油和天然气的价格通常会根据这些因素的变化而波动。根据公司的合同，每个生产单位(原油桶和千立方英尺天然气)代表着一项单独的履约义务，因为每个单位都有其自身的经济效益，而且每个单位的价格都是根据合同条款单独定价的。

Comstock选择从交易价格的衡量中剔除所有税项，其收入报告为扣除特许权使用费，不包括其他人拥有的收入权益，因为该公司在销售原油和天然气时代表特许权使用费所有者和工作权益所有者充当代理。收入是根据对公司在产量和实现价格中所占份额的估计，在生产当月入账的。本公司确认收到付款当月收到的估计金额和实际金额之间的任何差异。从历史上看，估计收入和实际收到的收入之间的差异并不大。出售的石油或天然气的数量可能与该公司根据其在该物业的收入权益而有权获得的金额不同。截至2021年12月31日或2020年12月31日，该公司没有任何重大的不平衡头寸。石油和天然气的销售通常发生在井口或井口附近。当石油和天然气的销售发生在井口以外的地方时，该公司将将生产运输到交货点所发生的成本计入收集和运输费用。公司已确认应收账款#美元。217.1百万美元和$125.0截至2021年12月31日和2020年12月31日，分别从客户那里获得了100万份合同，其中履行义务已经履行，并且存在无条件的对价权利。

一般和行政费用

一般和行政费用的报告是扣除从公司经营的石油和天然气资产的工作权益所有者那里收到的间接费用报销净额#美元。25.3百万，$24.7百万美元和$16.8截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度分别为100万美元。

所得税

本公司采用资产负债法核算所得税，其中递延税项资产和负债因资产和负债账面金额与其各自的计税基础之间的差异而产生的未来税项后果，以及因未来利用现有净营业亏损和其他结转而产生的税项后果予以确认。递延税项资产和负债采用颁布税率计量，预计适用于预计收回或结转这些临时差额和结转的年度的应税收入。税率变动对递延税项资产和负债的影响在税率变动颁布期间的收入中确认。

每股收益

未归属限制性股票包括在已发行普通股中，并被视为参与证券，因为该等股票有不可剥夺的权利参与可能宣布的任何股息，并有权就提交给本公司股东的事项投票。因此，根据两类法，未归属限制性股票的股份计入基本每股收益和稀释后每股收益的计算。

F-12

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包括在已发行普通股中的未归属限制性股票的加权平均股份如下：

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021						2020						2019
			(单位：千)
未归属限制性股票			1,057						1,149						685

履约股单位(“PSU”)表示有权获得一定数量的公司普通股，其范围可能为零最高可达二乘以基于绩效期间内某些绩效衡量标准的完成情况在奖励日期授予的PSU数量。与PSU相关的潜在摊薄股份的数量基于相应期间结束时可发行的股份数量(如有)，假设该日期为履约期结束。库存股方法被用来衡量PSU的稀释效应。

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021						2020						2019
			(单位为千，单位金额除外)
加权平均PSU			929						632						776
加权平均授权日单位公允价值			$8.11						$9.33						$9.56

A系列和B系列可转换优先股可转换为52,500,000和43,750,000分别为普通股和普通股。公司于2020年5月19日赎回A系列可转换优先股的全部股份。优先股的稀释效应是使用IF-转换法计算的，就好像优先股的转换发生在发行日期或期初的较早日期。已发行可转换优先股的加权平均股份如下：

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021						2020						2019
			(单位：千)
加权平均可转换优先股			43,750						63,832						44,565

本公司所有参与证券均不参与亏损，因此不计入净亏损期间每股基本收益的计算。

基本每股收益和稀释后每股收益的确定如下：

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021						2020						2019
			(单位为千，每股除外)
普通股股东可获得的净收益(亏损)			$	(259,225)					$	(83,413)					$	74,474
可分配给未归属限制性股票的收入			—						—						(356)
普通股股东可获得的基本净收入(亏损)			$	(259,225)					$	(83,413)					$	74,118
可分配给可转换优先股的收入			—						—						22,415
普通股股东可获得的摊薄净收益(亏损)			$	(259,225)					$	(83,413)					$	96,533
基本加权平均流通股			231,633						215,194						142,750
稀释证券的影响：
绩效股票单位			—						—						63
可转换优先股			—						—						44,565
稀释加权平均流通股			231,633						215,194						187,378
每股基本收益(亏损)			$	(1.12)					$	(0.39)					$	0.52
每股摊薄收益(亏损)			$	(1.12)					$	(0.39)					$	0.52

由于这两个时期的净亏损，截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度的基本和稀释后每股金额相同。

F-13

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关于现金流量表合并报表的补充资料

就综合现金流量表而言，本公司将所有购买的原始到期日为三个月或以下的高流动性投资视为现金等价物。

利息和所得税以及其他非现金投资和融资活动的现金支付如下：

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021						2020						2019
			(单位：千)
以下项目的现金付款：
利息支付			$	203,742					$	228,555					$	149,039
所得税(付款)退税			$	(149)					$	10,218					$	(2)
非现金投资活动包括：
应计资本支出增加(减少)			$	(4,964)					$	(17,234)					$	24,273
用使用权租赁资产交换承担的负债			$	5,847					$	1,761					$	5,372
与收购相关的非现金投融资活动
普通股发行			$	—					$	—					$	198,633
发行A系列可转换优先股			$	—					$	—					$	200,000
假设7.5%高级票据			$	—					$	—					$	446,625
已获得的营运资本			$	—					$	520					$	41,365
非现金融资活动包括：
偿还债务以换取普通股			$	—					$	(4,151)					$	—
发行普通股以换取债务			$	—					$	5,012					$	—

(2)油气资产的收购与处置

收购

2021年，该公司收购了一家50%的权益，大约35,000东得克萨斯州以未开发为主的海恩斯维尔页岩面积净英亩，来自一家独立的第三方，该公司还包括37生产油井的价格为$34.7百万现金对价。在2021年至2020年期间，该公司收购了32,556和13,519通过收购或直接租赁净英亩，价格为$22.9百万美元和$7.9分别为百万美元。

2019年11月1日，康斯托克收购了一家在海恩斯维尔页岩拥有生产资产和种植面积的私人持股公司，以换取4,500,000新发行的公司普通股。这笔交易的价值约为$。42.3百万美元。

2019年7月16日，康斯托克以总对价美元收购了柯维帕克能源有限责任公司(简称柯维帕克)。700.0百万现金，发行A系列可转换优先股，赎回价值为#美元210.0100万美元，并发行了28,833,000普通股(“柯维公园收购”)。除了支付的对价外，康斯托克公司还假设了#美元。625.0数以百万计的柯维公园7.5%优先票据，已偿还$380.0根据其银行信贷安排，柯维公园当时的未偿还借款达到100万美元，并以#美元赎回了柯维公园的所有优先股。153.4百万美元。基于已发行优先股的公允价值和公司普通股的收盘价$5.822019年7月16日，这笔交易的每股价值约为$2.2十亿美元。柯维公园的业务主要集中在德克萨斯州东部和路易斯安那州北部的海恩斯维尔/博西尔页岩地区。现金对价的资金是通过出售50百万股新发行的普通股，价格为$300.0百万和175,000新发行的B系列可转换优先股，价格为$175.0通过向公司的大股东以及Comstock的银行信贷安排和手头现金借款，可获得600万欧元的现金。Comstock产生了$41.0与收购相关的咨询和法律费用以及其他与收购相关的成本为数百万美元。这些收购成本包括在公司综合经营报表的交易成本中。

这笔交易使用收购方法，作为一项业务合并进行了会计处理。收购的资产和承担的负债的收购价分配在2020年第三季度敲定。

A系列可转换优先股的发行面值为#美元。210.0百万美元。管理层聘请了一家第三方估值公司来评估优先股的公允价值。一种使用公司第二级投入的收益率方法

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公开交易的债务，包括承担柯维·帕克的7.5%优先票据，公允价值为$200.0百万美元。于2020年5月19日，本公司赎回210,000A系列可转换优先股的流通股，总赎回价格为$210.0百万美元，外加约$的应计和未付股息2.9百万美元。

由于应收账款、应付账款、应计钻探成本和其他流动负债的短期性质，其确定的公允价值与账面价值相当。已探明及未探明石油及天然气资产的公允价值，乃根据现有产量曲线及该等资产的开发时间，根据估计未来贴现净现金流(3级计量)计算。计算估计未来现金流时使用的关键因素包括估计的可采储量、生产率、未来的运营和开发成本以及未来的大宗商品价格。估值的关键投入包括平均油价为#美元。74.80每桶天然气平均价格为1美元。3.32根据MCF，使用截至收购日期的第三方价格估计和管理层价格预测的组合。由此产生的来自收购资产的估计未来现金流按以下利率折现：10% - 25%取决于所获准备金类别的风险特征。管理层利用独立储备公司和内部资源的协助来估计石油和天然气资产的公允价值。

长期债务的公允价值计量是根据市场价格估计的，代表第2级投入。假设衍生工具的公允价值计量是根据与管理层估值方法一致的公允价值计量确定的，包括隐含市场波动性、合同条款和价格以及截至成交日的折扣率。这些输入代表级别2输入。资产头寸的商品衍生工具的公允价值包括交易对手不履行风险的衡量，负债头寸的衍生工具包括本公司自身的不履行风险的衡量，均基于当前公布的信用违约互换利率。

资产报废债务的公允价值为#美元5.4100万美元包括在石油和天然气资产中，相应的负债包括在非流动负债中。公允价值基于贴现现金流模型，该模型包括对当前放弃成本、通货膨胀率、贴现率以及实际放弃和恢复活动的时间的假设。由于与估计资产报废债务相关的投入和重大假设，管理层作出的估计代表第三级投入。

Covey Park收购符合免税合并的条件，即本公司收购Covey Park的资产和负债中的结转税基，根据分配给收购资产的购买价格与根据公允价值和结转税基承担的负债之间的差额进行调整。

性情

2021年11月16日，该公司以#美元的价格出售了其在巴肯页岩的未运营物业。138.1扣除销售费用后的百万美元。出售的物业包括442生产井(68.3NET)生产了大约4,500每天的桶油当量。该公司发生了一笔$162.2资产剥离的税前亏损为百万美元。

(3)油气生产活动

以下是有关石油和天然气资产的资本化总成本以及该公司在石油和天然气资产收购、开发和勘探活动中发生的成本的某些信息：

资本化成本

			截止到十二月三十一号，
			2021						2020
			(单位：千)
已证明的性质：
租赁成本			$	3,053,783					$	3,010,760
油井及相关设备和设施			1,702,611						1,636,428
累计折旧、损耗和摊销			(1,056,317)						(901,003)
			3,700,077						3,746,185
未证明的性质			302,129						332,765
			$	4,002,206					$	4,078,950

F-15

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已招致的费用

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021						2020						2019
			(单位：千)
物业收购：
证明性质			$	21,781					$	—					$	1,854,541
未经证明的财产			35,871						7,949						237,210
勘探开发：
开发租赁成本			12,953						13,022						7,603
勘探钻井和完井成本			6,966						—						—
开发钻井和完井成本			569,141						436,074						493,625
其他开发成本			39,168						34,572						2,490
资产报废债务的变更			5,608						(47)						12,549
资本支出总额			$	691,488					$	491,570					$	2,608,018

(4)探井成本

勘探井成本最初在综合资产负债表中作为已探明财产资本化，但如果油井被确定未发现商业已探明油气储量、减值或被出售，则将其计入勘探费用。资本化探井成本变动情况如下：

			截至2021年12月31日的年度
			(单位：千)
初始资本化勘探项目成本			$	—
在确定探明储量之前增加探井成本			6,966
结束资本化探井成本			$	6,966

截至2021年12月31日，该公司没有成本资本化超过一年的探井。

(5)长期债务

长期债务由以下部分组成：

			截止到十二月三十一号，
			2021						2020
			(单位：千)
银行信贷安排：
校长			$	235,000					$	500,000
债务发行成本，扣除摊销后的净额			(38,637)						(34,403)
7.52025年到期的优先债券百分比：
校长			244,400						619,400
折价，扣除摊销后的净额			(47,402)						(145,672)
9.752026年到期的优先债券百分比：
校长			—						1,650,000
折价，扣除摊销后的净额			—						(72,176)
6.752029年到期的优先债券百分比：
校长			1,250,000						—
溢价，扣除摊销后的净额			6,874						—
5.8752030年到期的优先债券百分比：
校长			965,000						—
			$	2,615,235					$	2,517,149

F-16

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优先债券的溢价和折扣将使用实际利率法在优先债券的有效期内摊销。发行成本在优先票据的存续期内按直线摊销，这与使用有效利率法计算的摊销大致相同。

下表按到期年汇总了Comstock截至2021年12月31日的债务本金：

			2022						2023						2024						2025						2026						此后						总计
			(单位：千)
银行信贷安排			$	—					$	—					$	235,000					$	—					$	—					$	—					$	235,000
7.52025年到期的优先债券百分比			—						—						—						244,400						—						—						244,400
6.752029年到期的优先债券百分比			—						—						—						—						—						1,250,000						1,250,000
5.8752030年到期的优先债券百分比			—						—						—						—						—						965,000						965,000
			$	—					$	—					$	235,000					$	244,400					$	—					$	2,215,000					$	2,694,400

截至2021年12月31日，该公司拥有235.0在一项银行信贷安排下未偿还的百万美元1.410亿美元的借款基数，每半年重新确定一次，并在发生某些其他事件时重新确定，并于2024年7月16日到期。银行信贷安排下的借款以公司及其子公司的几乎所有资产为抵押，并根据公司的选择计息，利率为伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)或伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)加码。2.25%至3.25%或基本利率加1.25%至2.25%，每种情况取决于借款基数的利用率。该公司还支付以下承诺费：0.375%至0.5在未使用的借款基数上的%。银行信贷贷款的加权平均利率为2.71%和3.48分别截至2021年12月31日和2020年12月31日。银行信贷安排对公司及其子公司产生额外债务、支付现金股息、回购普通股、进行某些贷款、投资和资产剥离以及赎回优先票据的能力施加了一定的限制。唯一的金融契约是将过去12个月的杠杆率维持在4.0至1.0调整后的电流比至少为1.0至1.0。截至2021年12月31日，该公司遵守了公约。

2021年3月，该公司发行了$1.25亿元本金6.75%以私募方式于2029年到期的优先债券(“2029年债券”)，在发售费用为$$后获得净收益1.2410亿美元，用于回购公司的部分7.52025年到期的优先债券百分比和9.75%根据投标要约于2026年到期的优先债券(“2026年债券”)。2029年发行的债券将于2029年3月1日到期，应计利息为6.75年息%，每半年支付一次，日期为每年3月1日和9月1日。

根据收购要约，康斯托克回购了$375.0百万美元的ITS本金7.502025年到期的优先债券百分比和$777.1发行2026年债券的本金总额为百万元1.2610亿美元，其中包括支付的超过面值$的保费97.9百万美元，累计利息$12.5百万美元和$1.1与要约收购相关的百万成本。

2021年6月，该公司发行了$965.0百万美元的ITS本金5.875%以私募方式于2030年到期的优先债券(“2030年债券”)，在发售费用为$$后获得净收益949.5100万美元，与手头现金一起用于赎回所有未偿还的2026年票据。2030年发行的债券将于2030年1月15日到期，应计利息为5.875年息%，每半年支付一次，分别在每年的1月15日和7月15日支付。

2021年6月，Comstock完成了所有2026年未偿还票据的赎回，总金额为$978.6百万美元，其中包括支付的超过面值$的保费74.0百万美元，应累算利息$31.7百万美元。

由于在投标要约中购回的优先票据提前退役及赎回2026年债券，本公司确认亏损#美元。352.6截至2021年12月31日的年度提前偿还债务100万美元。

2020年5月，本公司交换了767,096其普通股，价值约为$5.0百万美元，退休$5.6本公司的本金总额为百万美元7.52025年到期的高级票据百分比，账面价值为$4.2百万美元。因此，该公司确认了一美元0.92020年提前偿还债务造成的损失为100万美元。

在2020年，该公司发行了$800.0百万美元的ITS本金9.75优先债券将于2026年在包销发行中到期，并获得净收益$737.1这笔资金用于偿还本公司银行信贷安排下的借款。

F-17

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(6)承诺和或有事项

该公司拥有天然气运输和收集合同，合同期限至2031年。这些合同下的承诺额为$41.22022年为百万美元，$41.52023年百万美元，$41.62024年百万美元，$29.82025年百万美元，$25.02026年为百万美元，24.82027年到2030年的100万美元。

公司有钻机合同和完井服务合同。钻井合同的条款因井而异，或者期限不到一年。服务合同的条款一般为45天数六个月。这些合同下的现有承担额为#美元。12.3截至2021年12月31日，这一数字为100万。

2021年4月，该公司签订了一项油井增产协议，该协议将延长至2024年，独家使用天然气动力加压泵队。本合同规定的最低承诺额为#美元。19.2从2022年到2024年每年100,000,000美元。该舰队预计将于2022年4月投入使用。

本公司不时涉及在其正常运作过程中出现的某些诉讼。当很可能发生了负债并且损失金额可以合理估计时，本公司记录了这些事项的或有损失。公司认为这些问题的解决不会对公司的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响，截至2021年12月31日或2020年12月31日，也不会产生与这些问题相关的重大金额。

(7)可转换优先股

关于对Covey Park的收购，该公司发布了210,000面值为$的A系列可转换优先股股票210.0百万美元，公允价值为$200.0百万作为收购和出售的部分代价175,000B系列可转换优先股的股票价格为$175.0给它的大股东一百万美元。于2020年5月19日，本公司赎回210,000A系列可转换优先股的流通股，总赎回价格为$210.0百万美元，外加约$的应计和未付股息2.9百万美元。B系列可转换优先股的持有者有权获得季度股息，股息率为10年息%，以拖欠方式支付。B系列可转换优先股的持有者可将该优先股的任何或全部股份转换为公司普通股，价格为$。4.00每股，根据惯例的反稀释条款进行调整。公司有权随时按面值外加应计股息赎回B系列可转换优先股。B系列可转换优先股根据多数股东控制转换为普通股的条件的能力被归类为夹层股权。

(8)股东权益

公司的法定资本为405,000,000股份，其中400,000,000股票是普通股，$0.50每股面值，以及5,000,000是优先股，$10.00每股面值。

2020年5月，公司完成了普通股的承销公开发行，并进行了发行和出售41,325,000以股票换取净收益，要约成本为$196.4百万美元。此次发行所得资金用于赎回A系列可转换优先股。

(9)基于股票的薪酬

该公司向关键员工和董事授予普通股和PSU的限制性股票，作为他们薪酬的一部分。根据本公司于2019年5月31日通过的《2019年长期激励计划》(以下简称《2019年计划》)给予奖励。截至2021年12月31日，根据2019年计划可获得的绩效股票单位、限制性股票授予或其他股权奖励的未来奖励为4,439,784普通股。

以股票为基础的薪酬费用包括在一般费用和行政费用中。在截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度内，公司拥有6.8百万，$6.5百万美元和$4.0以股票为基础的薪酬支出分别为100万英镑。

F-18

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限制性股票

限制性股票授予的公允价值一般在归属期间摊销。一年至三年，采用直线法。授予日每股限制性股票的公允价值等于公司股票的市场价格。

以下是限制性股票活动的摘要：

			数量 受限 股票						加权 平均值 授权价
在2021年1月1日未偿还			1,038,006						$5.80
授与			473,162						$6.05
既得			(543,695)						$6.13
没收			(14,502)						$5.58
截至2021年12月31日的未偿还金额			952,971						$5.74

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021						2020						2019
			(单位为千，每股数据除外)
既有限制性股票的公允价值			$	3,070					$	2,852					$	925
每股加权平均公允价值			$	6.05					$	5.38					$	5.40
为限制性股票授予确认的补偿费用			$	3,406					$	3,247					$	2,121
与未归属股份相关的未确认补偿费用			$	3,939
预期认证期			1.7年份

绩效份额单位

公司发行PSU作为其长期股权激励薪酬的一部分。如果在业绩期间达到一定的业绩标准，PSU奖励可以导致向持有者发行普通股。演出期由以下几个部分组成三年。PSU的业绩标准基于本公司在业绩期间的年化股东总回报(“TSR”)，与某些同行公司在业绩期间的TSR相比。与PSU相关的成本在奖励的实施期内确认为一般和行政费用。

在授予日使用几何布朗运动模型(“GBM模型”)来衡量PSU的公允价值。这一模拟中使用的重要假设包括该公司的预期波动率和基于美国国债收益率曲线利率(到期日与归属期间一致)的无风险利率，以及该公司每一家同行的波动性。有关波动性的假设包括每家公司股票的历史波动性和公开交易股票期权的隐含波动性。

用于评估PSU的重要假设包括：

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021						2020						2019
无风险利率			0.3		%				0.3		%				1.5		%
隐含波动率区间：
最低要求			37		%				39		%				32		%
极大值			83		%				198		%				84		%

F-19

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PSU活动摘要如下：

			数量 PSU						加权 平均值 授权价
在2021年1月1日未偿还			1,136,488						$9.33
授与			220,929						$8.56
没收			(307,507)						$12.93
截至2021年12月31日的未偿还金额			1,049,910						$8.11

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021						2020						2019
			(单位为千，单位数据除外)
授予的PSU数量			221						232						619
授予日期公允价值			$	1,891					$	1,943					$	4,857
授予日期每单位公允价值			$	8.56					$	8.37					$	7.85
为PSU确认的补偿费用			$	3,392					$	3,217					$	1,899
与未归属股份相关的未确认补偿费用			$	3,444
预期认证期			1.6年份

PSU的公允价值在三年，采用直线法。根据业绩乘数的不同，最终发行的普通股数量可能会有所不同，并可能导致发行零至2,099,820基于所实现业绩的普通股股票范围为零至两百百分比。

(10)退休计划

该公司有一个覆盖所有员工的401(K)利润分享计划。康斯托克可酌情决定是否与员工对该计划的贡献相匹配。对该计划的相应捐款约为#美元。1.3百万，$1.3百万美元和$1.0截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度分别为100万美元。

(11)所得税

递延所得税是为了反映资产和负债的计税基础与其在财务报表中使用制定税率报告的金额之间的差异所产生的未来税收后果或收益。

以下为对综合所得税拨备(优惠)的分析：

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021						2020						2019
			(单位：千)
当前-联邦			$	—					$	—					$	—
当前状态			14,968						(154)						(223)
延期-联邦			(16,721)						(12,037)						27,550
延迟状态			13,156						2,981						476
			$	11,403					$	(9,210)					$	27,803

在记录递延所得税资产时，本公司考虑其递延所得税资产未来变现的可能性是否更大。递延所得税资产的最终变现取决于这些递延所得税资产可抵扣期间产生的未来应纳税所得额。本公司认为，在考虑了所有可获得的历史和预期客观证据后，管理层不能确定其所有递延税项资产变现的可能性更大，而历史证据的权重更大。因此，该公司为其递延税项资产以及美国联邦和州净营业亏损结转建立了估值免税额，由于在结转期满之前产生应税收入的不确定性，这些资产预计不会使用。本公司将继续根据未来期间获得的所有可用信息评估递延税项资产的估值免税额。

F-20

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代表递延税项净负债的重大暂时性差异对税收的影响如下：

			截止到十二月三十一号，
			2021						2020
			(单位：千)
递延税项资产：
利息支出限额			$	103,771					$	55,026
净营业亏损结转			53,112						59,335
未实现套期保值损失			37,953						10,452
资产报废义务			4,312						4,061
其他			7,771						5,661
			206,919						134,535
递延税项资产的估值免税额			(46,474)						(15,964)
递延税项资产			160,445						118,571
递延税项负债：
财产和设备			(340,722)						(283,959)
债券贴现			(9,954)						(30,591)
其他			(7,186)						(4,604)
递延税项负债			(357,862)						(319,154)
递延纳税净负债			$	(197,417)					$	(200,583)

21%的惯常税率与收入(亏损)实际税率之间存在差异的原因如下：

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021						2020						2019
			(单位：千)
按法定税率征税			$	(48,368)					$	(12,941)					$	26,185
税收影响：
递延税项资产的估值免税额			30,504						(919)						(494)
州所得税，扣除联邦福利后的净额			28,117						3,746						(499)
不可抵扣的交易费用			—						—						1,417
不可扣除的股票薪酬			1,825						1,109						886
其他			(675)						(205)						308
总计			$	11,403					$	(9,210)					$	27,803

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021						2020						2019
按法定税率征税			21.0		%				21.0		%				21.0		%
税收影响：
递延税项资产的估值免税额			(13.3)						1.5						(0.4)
州所得税，扣除联邦福利后的净额			(12.2)						(6.1)						(0.4)
不可抵扣的交易费用			—						—						1.1
不可扣除的股票薪酬			(0.8)						(1.8)						0.7
其他			0.3						0.3						0.3
实际税率			(5.0)		%				14.9		%				22.3		%

F-21

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截至2021年12月31日，康斯托克公司有以下结转可用来降低未来的所得税：

结转类型						几年来 期满 结转						金额
												(单位：千)
净营业亏损-美国联邦						2022-2037						$	899,953
净营业亏损-美国联邦						无限						$	6,627
净营业亏损--州税						无限						$	1,461,613
利息支出-美国联邦						无限						$	494,147
利息支出-州税						无限						$	215,349

该公司利用2018年所有权变更前产生的净营业亏损(“NOL”)来减少应税收入的能力，一般以紧接所有权变更前其股票的公平市值乘以长期免税利率为基础的年度金额为限。据估计，该公司的NOL限额为$3.3由于这一限制，每年有100万人。除了这一限制之外，IRC第382条还规定，在所有权变更前净未实现内在收益的公司可以通过确认期间(通常是所有权变更后的五年)内确认的内在收益数额来增加其限额。根据紧接所有权变更前公司普通股的公平市值，Comstock认为它有一项未实现的内部净收益，这将增加第382条规定的限制。五年期认可期增加$117.0百万美元。

在任何一年超过第382条限制的NOL将继续被允许作为结转，直至到期，并可用于在结转期内抵销应纳税所得额，但须遵守每年的限制。2018年前发生的NOL通常有20年期生命，直到它们期满。2018年及以后产生的NOL将无限期结转。康斯托克公司在所有权变更之日之后出现的新NOL的使用将不受382限制的影响。如果公司在2018年前NOL结转期到期前没有产生足够水平的应税收入，那么它将失去将这些NOL作为未来应税收入抵销的能力。该公司估计，834.6百万美国联邦NOL结转和$1.3据估计，国家NOL结转的10亿美元将在未使用的情况下到期。

该公司在2016年12月31日之后年度的联邦所得税申报单仍有待审查。本公司在主要州所得税辖区的所得税申报单在2018年12月31日之后的不同时期仍需接受审查。本公司目前相信，其重要申报仓位是高度确定的，其所有其他重要所得税申报仓位及扣减项目经审核后将维持不变，否则最终决议案不会对综合财务报表产生重大影响。因此，本公司没有为不确定的税务状况建立任何重大准备金。

(12)衍生金融工具与套期保值活动

Comstock使用大宗商品价格掉期、基差掉期和套圈来对冲石油和天然气价格，以管理价格风险。掉期是根据工具规定的价格与期货合约结算价之间的差额按月结算的。一般来说，当适用的结算价低于合同中规定的价格时，Comstock将根据差额乘以套期保值的数量或金额从交易对手那里获得结算。同样，当适用的结算价超过合同规定的价格时，Comstock将根据差额向交易对手支付。当适用的结算价格低于合同中规定的价格时，Comstock通常会收到交易对手对楼层的结算，结算价格的基础是差额乘以对冲的交易量。对于领子，Comstock通常在结算价低于下限时收到交易对手的和解，并在结算价超过上限时向交易对手支付和解。当结算价落在下限和上限之间时，不会发生结算。

本公司所有衍生金融工具均用于风险管理目的，根据政策，没有任何衍生金融工具用于交易或投机目的。Comstock通过正式的信贷政策、监督程序和多样化，将其衍生金融工具交易对手的信贷风险降至最低。除与担保其银行信贷安排的资产进行交叉抵押外，本公司不需要向其交易对手提供任何信贷支持。本公司的衍生金融工具均不涉及支付或收取保费。本公司根据商品合同将衍生金融工具的公允价值金额归类为流动或非流动资产或负债净额(视情况而定)。该公司的衍生品合约均未被指定为现金流对冲。本公司确认现金结算及其衍生金融工具的公允价值变动为其他收入的单一组成部分。

F-22

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(费用)在合并经营报表中作为现金流量与合并现金流量表中经营活动的单独组成部分。

Comstock的所有天然气衍生金融工具都与Henry Hub-NYMEX价格指数挂钩，其所有石油衍生金融工具都与WTI-NYMEX指数价格挂钩。

截至2021年12月31日，公司拥有以下未偿还天然气价格衍生金融工具：

			截止到12月31日的未来生产期，
			2022									2023						总计
天然气互换合约：
音量(MMBtu)			121,300,000									—						121,300,000
每MMBtu平均价格			$2.67															$2.67
天然气套筒合约：
音量(MMBtu)			140,925,000									6,750,000						147,675,000
每MMBtu价格：
平均上限			$3.91									$4.03						$3.92
平均下限			$2.62									$2.67						$2.63
天然气基差互换合约：
音量(MMBtu)			10,950,000			(1)						—						10,950,000
每MMBtu平均价格			($0.16)			(1)												($0.16)

_______________

(1)合约固定了NYMEX Henry Hub和哥伦比亚湾主线指数之间的差异。

本公司衍生金融工具的公允价值合计在随附的综合资产负债表中按毛数列示。资产和负债之间的衍生金融工具的分类包括以下内容：

												截止到十二月三十一号，
类型						合并资产负债表位置						2021						2020
												(单位：千)
资产衍生金融工具：
天然气价格衍生品						衍生金融工具-当前						$	4,528					$	8,913
油价衍生品						衍生金融工具-当前						730						—
												$	5,258					$	8,913
天然气价格衍生品						衍生金融工具--长期						$	—					$	661
负债衍生金融工具：
天然气价格衍生品						衍生金融工具-当前						$	181,215					$	45,158
油价衍生品						衍生金融工具-当前						730						831
利率衍生品						衍生金融工具-当前						—						1,016
												$	181,945					$	47,005
天然气价格衍生品						衍生金融工具--长期						$	4,042					$	1,308
利率衍生品						衍生金融工具--长期						—						1,056
												$	4,042					$	2,364

F-23

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与综合经营报表中确认的公司衍生合同公允价值变动有关的损益如下：

						截至十二月三十一日止的年度，
在衍生工具收益中确认的收益/(亏损)						2021						2020						2019
						(单位：千)
天然气价格衍生品						$	(555,636)					$	353					$	60,694
油价衍生品						(7,247)						12,059						(8,959)
利率衍生品						2,235						(2,461)						—
						$	(560,648)					$	9,951					$	51,735

(13)关联方交易

该公司经营由其多数股东拥有的合伙企业持有的石油和天然气资产。康斯托克公司还为该合伙企业钻探和运营某些其他资产，该公司在这些资产中没有工作权益。Comstock向该合伙企业收取钻井、完工和生产油井的成本，以及向其他利益所有者收取的钻井和运营管理费。Comstock还向合作伙伴提供天然气营销服务，包括评估潜在市场和提供对冲服务，以换取相当于1美元的费用。0.02每个MCF用于销售天然气。公司收到了$1.4百万，$718一千美元1342021年、2020年和2019年分别提供1000美元，用于向合作伙伴关系提供运营和营销服务。

康斯托克有一美元20.8百万美元和$6.2分别于2021年12月31日和2020年12月31日从合伙企业应收百万美元。此外，2021年12月31日和2020年12月31日的衍生金融工具包括1美元2.3百万美元应收账款和美元2.0本公司与合伙企业签订的石油和天然气价格套期保值合同的应付金额分别为百万美元。

2021年，本公司从无关联的第三方手中收购了50%的权益，大约35,000东得克萨斯州以未开发为主的海恩斯维尔页岩面积净英亩，其中还包括37生产井。公司大股东的一家关联公司收购了剩余的股份50康斯托克旁边有%的种植面积和油井。康斯托克公司将成为联合收购土地上未来钻探计划的运营商。

2019年2月，Comstock出售了某些租约，租约涵盖1,464路易斯安那州卡多教区(Caddo Parish)未开发的净英亩土地，售价$5.9向本公司大股东拥有的一家合伙企业捐赠100万美元。出售所得资金用于从第三方手中以#美元的价格购买同等数量的净英亩土地。5.9百万美元。收购的种植面积部分是出售给合伙企业的种植面积或同一地区的种植面积。每净英亩支付的收购价由本公司支付给第三方的价格确定。 

F-24

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(14)石油和天然气储量信息(未经审计)

以下是该公司已探明石油和天然气储量的摘要：

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021												2020												2019
			油 (MBBLS)						天然 燃气 (MMCF)						油 (MBBLS)						天然 燃气 (MMCF)						油 (MBBLS)						天然 燃气 (MMCF)
已探明储量：
期初			11,000						5,562,876						16,747						5,341,497						23,612						2,282,758
对先前估计数的修订			145						88,546						(4,241)						306,552						(4,621)						62,697
扩展和发现			—						797,198						2						365,663						259						315,286
就地收购矿产			—						202,588						—						—						240						3,023,109
矿产销售到位			(9,308)						(43,851)						—						—						(58)						(49,520)
生产			(1,210)						(489,274)						(1,508)						(450,836)						(2,685)						(292,833)
期末			627						6,118,083						11,000						5,562,876						16,747						5,341,497
已探明的已开发储量：
期初			11,000						1,967,288						15,104						1,890,357						21,466						583,107
期末			627						2,245,660						11,000						1,967,288						15,104						1,890,357
已探明的未开发储量：
期初			—						3,595,588						1,643						3,451,140						2,146						1,699,651
期末			—						3,872,423						—						3,595,588						1,643						3,451,140

对先前估计数的修订。对之前石油估计的修正主要与油价的变化有关。对之前2021年天然气预估的修正主要是由于天然气价格的变化。2020及2019年对先前天然气估计的修订主要是由于与上一年度已探明储量中已探明未开发地点的预期表现相比，本公司油井的生产表现有所提高。

扩展和发现。2021年、2020年和2019年的延期和发现主要包括本年度钻探的未被归类为前几年已探明未开发油井的已探明储量增加，以及本公司钻探计划增加的已探明未开发储量。

矿产收购到位。2019年的重大矿产收购主要与柯维公园的收购有关。

下表列出了与探明储量有关的未来净现金流量贴现的标准化计量方法：

			截止到十二月三十一号，
			2021						2020						2019
			(单位：千)
与已探明储量有关的现金流：
未来现金流			$	20,396,381					$	9,871,616					$	13,078,155
未来成本：
生产			(3,954,726)						(3,173,350)						(3,562,042)
开发与废弃			(2,752,603)						(2,592,520)						(3,171,351)
未来所得税			(2,065,316)						(154,872)						(676,759)
未来净现金流			11,623,736						3,950,874						5,668,003
10%折扣率			(5,848,131)						(2,015,149)						(2,754,792)
未来净现金流量贴现的标准化计量			$	5,775,605					$	1,935,725					$	2,913,211

F-25

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下表列出了与探明储量有关的未来现金流量折现标准化计量的变化：

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021						2020						2019
			(单位：千)
标准化措施，年初			$	1,935,725					$	2,913,211					$	1,473,840
扣除生产成本后的销售价格净变化			5,012,696						(1,858,026)						(716,930)
本年度发生的先前估计的开发成本			502,674						302,135						311,331
修订工程量估计数			119,200						215,268						16,340
增加折扣			199,124						326,074						175,514
未来开发和废弃成本的变化			1,505						313,191						(93,476)
时间和其他方面的变化			(224,617)						(127,663)						180,314
扩展和发现			679,418						180,624						442,099
就地收购矿产			150,065						—						1,813,491
矿产销售到位			(64,032)						—						(51,070)
销售额，扣除生产成本后的净额			(1,567,182)						(612,194)						(580,922)
所得税净变动			(968,971)						283,105						(57,320)
标准化措施，年终			$	5,775,605					$	1,935,725					$	2,913,211

贴现未来净现金流的标准衡量标准是根据每年石油和天然气的每月第一个月的市场价格的简单平均值确定的。用于确定石油和天然气储量数量以及石油和天然气储量未来现金流入的价格代表该公司销售点收到的价格。这些价格已经从发布的或索引的价格中进行了调整，以反映位置和质量的差异。确定石油、天然气储量、数量和现金流的价格如下：

			截至十二月三十一日止的年度，
			2021						2020						2019
原油：美元/桶			$	62.38					$	32.88					$	50.94
天然气：美元/立方米			$	3.33					$	1.71					$	2.29

编制财务报表时使用的已探明储量信息是基于该公司石油工程人员根据证券交易委员会和财务会计准则委员会制定的准则编制的估计值。这些准则要求在现有的经济和运营条件下编制储量报告，除非通过合同协议，否则没有关于价格和成本上升的规定。该公司的所有储量都位于美国大陆的陆上。该公司聘请了一名独立的石油顾问对该公司2021年储量估计进行审计。这次审计的目的是为内部编制的储备金估计数的合理性提供额外的保证。这家工程公司之所以被选中，是因为他们的地理专业知识和历史经验。

未来开发及生产成本乃根据年终成本及假设现有经济状况持续，估计于年底开发及生产已探明油气储量将产生的开支。未来所得税开支的计算方法是将适当的法定税率应用于与已探明储备有关的未来税前现金流量净额(扣除所涉物业的税基)。未来所得税费用将产生永久性的差额和税收抵免，但不能反映未来经营的影响。

F-26