10-K

/s/ 杰弗里·L·文图拉

/s/ 马克·S·斯卡奇

高级副总裁兼首席财务官

12-31-204012-31-2037三年12-31-2030错误--12-31财年http://fasb.org/us-gaap/2021-01-31#AccruedLiabilitiesCurrent12-31-2028P3Y0000315852http://fasb.org/us-gaap/2021-01-31#AccruedLiabilitiesCurrent0000315852SRT：天然气体液体储备成员2018-12-310000315852美国-GAAP：SwapMemberRrc:TwoThousandTwentyThreeCommodityContractMemberSRT：CrudeOilMember2021-12-310000315852RRC：OtherMarketingRevenueMemberRRC：BrokeredNaturalGas MarketingandOdOtherMember2020-01-012020-12-310000315852US-GAAP：商品合同成员RRC：ThreeWayCollarsMember美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2021-12-310000315852美国-GAAP：公允价值输入级别1成员美国-GAAP：交换成员US-GAAP：商品合同成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2020-12-310000315852RRC：RestrictedStockEquityAwardsMember2021-12-310000315852美国-GAAP：NotesPayableto 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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 ☒ No ☐

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 ☒

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 ☒ No ☐

用复选标记表示注册人是否已经以电子方式提交了根据S-T规则405规定需要提交的每个交互数据文件在过去12个月内(或在要求注册人提交此类文件的较短期限内)。

用复选标记表示注册人是大型加速申请者、加速申请者、非加速申请者、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。

如果是新兴成长型公司，请用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据交易法第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则：☐

用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据“萨班斯-奥克斯利法案”(“美国联邦法典”第15编第7262(B)节)第404(B)条对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(如该法第12b-2条所定义)。是☐ No ☒

截至2021年6月30日，非关联公司持有的有投票权和无投票权普通股的总市值为$4,229,441,000。这一数额是根据注册人的普通股在当日在纽约证券交易所的收盘价计算的。注册人的高级管理人员和董事持有的普通股不包括在计算范围内。然而，注册人没有确定这些个人是1933年证券法第405条所指的“附属公司”。

截至2022年2月18日，有262,145,991Range Resources Corporation普通股已发行股票。

除非上下文另有说明，本报告中提及的“Range”、“We”、“Us”或“Our”均指Range Resources Corporation及其直接和间接拥有的子公司。除非另有说明，报告中有关天然气、天然气液体和原油储量的所有信息以及可归因于这些储量的预计未来净现金流均基于估计，并为我们的利益净额。如果您不熟悉本报告中使用的石油和天然气术语，请参阅本报告第一项和第二项“业务和财产”中“某些定义术语的词汇”中对这些术语的解释。

本年度报告(Form 10-K)包含符合1933年“证券法”(“证券法”)第27A条和“1934年证券交易法”(“交易法”)第21E条(“交易法”)含义的前瞻性陈述。除了对历史事实的陈述外，这些陈述都是对未来事件的当前预期或预测，包括但不限于：钻井计划；计划中的油井；钻机数量；我们2022年的资本预算；储量估计；对未来经济和市场状况及其对我们的影响的预期；我们的财务和运营前景以及实现这一前景的能力；我们的财务状况、资产负债表、流动性和资本资源及其带来的好处。这些陈述通常包含“可能”、“预期”、“相信”、“估计”、“预期”、“计划”、“预测”、“目标”、“项目”、“应该”、“将会”或类似的词语，表明未来的结果是不确定的。根据1995年“私人证券诉讼改革法”中的“安全港”条款，这些陈述伴随着确定重要因素的警告性语言，尽管不一定是所有可能导致未来结果与前瞻性陈述中陈述的结果大不相同的因素。

虽然我们相信这些前瞻性陈述在作出时都是合理的，但不能保证影响我们的未来事态发展会是我们预期的那样。有关可能导致我们的实际结果与前瞻性陈述中的结果不同的已知重大因素的描述，请参阅第1A项中讨论的其他因素。风险因素。

告诫读者不要过度依赖前瞻性陈述，这些陈述仅说明截至本文发布之日的情况。我们没有义务在前瞻性陈述发表后公开更新或修改任何前瞻性陈述，无论是由于新信息、未来事件或其他原因，除非法律另有要求。可归因于我们或代表我们行事的人士的所有后续书面和口头前瞻性陈述都明确地受到本报告全文所含警告性陈述的限制。

Range Resources Corporation是特拉华州的一家公司，总部设在得克萨斯州沃斯堡，是一家独立的天然气、NGL和石油公司，从事美国天然气和石油资产的勘探、开发和收购。我们的主要作业区是宾夕法尼亚州的马塞卢斯页岩。我们的公司办公室位于德克萨斯州沃斯堡1200号Throckmorton Street 100号，邮编：76102(电话：(8178702601))。我们还在我们的业务区设有外地办事处。我们的普通股在纽约证券交易所上市交易，股票代码为“RRC”。Range Resources Corporation成立于1980年。截至2021年12月31日，我们有2.598亿股流通股。2021年末，我国探明储量具有以下特点：

我们估计的已探明储量从2020年12月31日的17.2Tcfe增加到2021年12月31日的17.8Tcfe，增幅为3%。来自延伸和发现的储量增加是成功的开发计划和完井优化的结果，这些优化导致了油井性能的改善。2021年储量的增加和更高的价格被2021年777.5 Bcfe和1.3Tcfe的储量的产量部分抵消，这些储量被重新归类为未探明的储量，因为之前计划的油井预计不会在最初的五年开发期限内钻探。我们相信，随着这些地点重新纳入我们的五年发展计划，这些未探明储量可以包括在我们未来的已探明储量中。

由于我们的产量约占天然气产量的70%，天然气价格通常是我们经营业绩的主要变量。在过去的几年里，纽约商品交易所(“NYMEX”)的天然气价格一直波动不定。2019年初以来，天然气价格最低为1.5美元/MMBtu，最高为6.20美元/MMBtu。我们收到的所有产品的价格主要是基于当前的市场价格，这些价格超出了我们的控制范围，但通过我们销售协议的多样性以及积极的大宗商品价格对冲计划进行管理。我们把重点放在了我们控制范围内的领域。目前，我们的重点是通过降低成本和提高运营效率来提高现金流，同时加强我们的资产负债表，而不是扩张和增长。我们优先考虑在广泛的商品产品中产生自由现金流。在大宗商品价格下跌的情况下，我们打算将资本支出限制在现金流或以下。2021年期间，我们将：

我们的公司网站是http：//Www.rangeresources.com。我们网站上包含或与之相关的信息不会以引用方式并入本10-K表格中，因此不应被视为本报告或我们提交给美国证券交易委员会的任何其他文件的一部分。在向美国证券交易委员会提交报告后，我们将在合理可行的范围内尽快在我们的网站上免费提供Form 10-K年度报告、我们的委托书、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告以及对这些报告的修订。其他信息，如演示文稿、公司可持续发展报告、公司治理准则、每个董事会委员会的章程以及商业行为和道德准则，都可以在我们的网站上获得，任何股东只要向德克萨斯州沃斯堡76102号Throckmorton Street 100Throckmorton Street，Suite1200，Suite1200提交书面请求，就可以获得印刷本。我们的商业行为和道德准则适用于所有董事、高级管理人员和员工，包括我们的总裁兼首席执行官和首席财务官。

美国证券交易委员会建立了一个互联网站，其中包含以电子方式向美国证券交易委员会提交的报告、委托书和信息声明以及其他有关发行人的信息，包括范围。公众可以获得我们向美国证券交易委员会提交的任何文件Www.sec.gov.

我们的总体业务目标是通过专注于回报的天然气资产开发来建立股东价值。我们实现业务目标的战略是通过内部产生的钻井项目，加上偶尔收购和剥离非核心资产(有时是核心资产)，从储量和生产中产生持续的现金流。此外，我们的目标是为我们的资本支出提供等于或低于运营现金流的资金。我们的战略要求我们在技术人员、种植面积、地震数据、钻井和完井技术以及收集和运输安排方面做出重大投资和财务承诺，以建立钻井库存和营销我们的产品。我们的策略有以下主要元素：

这些元素由我们在位于宾夕法尼亚州的Marcellus页岩的权益所支撑，该页岩的剩余生产寿命预计将超过50年。

致力于环境保护、工人和社区安全。我们努力实施技术和商业实践，以最大限度地减少物业开发对环境、工人健康和安全以及我们运营的社区安全的潜在不利影响。我们通过与同行公司、监管机构、非政府组织、与石油和天然气行业无关的行业以及其他参与的利益相关者合作，分析和审查业绩，同时努力实现持续改进。我们希望每位员工保持安全运营，最大限度地减少对环境的影响，并以最高的道德标准开展日常业务。

集中在我们的核心作业区。我们目前在一个地区开展业务：宾夕法尼亚州。集中我们的钻探和生产活动使我们能够开发解释特定地质和运营条件所需的区域专业知识，并发展规模经济。在我们的核心区域运营也使我们能够追求以诱人的回报实现持续生产的目标。我们打算通过使用技术和对我们的物业进行详细的分析，进一步扩大我们的种植面积，改善我们的运营和财务业绩。我们定期评估和寻求收购机会(包括收购特定天然气和石油资产或拥有天然气和石油资产的实体的机会)，在任何给定时间，我们都可能处于评估此类机会的不同阶段。

注重成本效益. 我们集中在我们认为拥有可观碳氢化合物储量的地区，这些地区将在控制成本的同时实现经济生产。由于商品生产者几乎没有长期有竞争力的销售价格优势，因此发现、开发和生产一种商品的成本对组织的可持续性和长期股东价值创造非常重要。我们努力控制成本，使我们发现、开发和生产天然气、天然气和石油的成本在业内名列前茅。我们几乎所有的净产量都在运营，我们相信，我们对运营地区的地质和运营条件的广泛了解，使我们有能力实现运营效率。

保持高质量的多年钻井库存.我们专注于具有多个前瞻性和生产性视野和发展机会的领域。我们利用我们的技术专长来建立和维护多年的钻井库存。我们相信，大量、高质量的多年钻井项目库存提高了我们有效规划经济生产的能力。目前，我们的库存中有超过3400个已探明和未探明的钻探地点。

保持低基数下降率的长期储备基数。长寿命的天然气和石油储量提供了一个比短寿命储量更稳定的平台。长期储备降低了再投资风险，因为它们减少了每年用于替代生产的再投资资本额。长寿命的天然气和石油储备也有助于我们将成本降至最低，因为稳定的生产使建立和维持运营规模经济变得更容易。长寿命储备也提供了技术增强的好处。

根据各种商业条款，在不同的市场上向大量客户推销我们的产品。我们向国内外市场的大量客户推销我们的天然气、天然气、原油和凝析油，以最大限度地提高现金流，分散风险。我们在多条管道上持有大量可靠的运输合同，使我们能够在中西部、墨西哥湾沿岸、东南部、东北部和国际市场运输和销售天然气和天然气。我们在各种价格指数和价格公式下销售我们的产品，这些价格指数和价格公式有助于我们优化地区价格差异和商品价格波动。

保持运营和财务灵活性. 由于钻探涉及的风险，加上大宗商品价格的变化，我们是灵活的，全年都会调整我们的资本预算。如果某些领域的效益高于预期，我们可以加快这些领域的发展，压缩其他领域的支出。我们还相信保持充足的流动性，使用大宗商品衍生品来帮助稳定我们实现的价格，并专注于金融纪律。我们相信，这提供了更可预测的现金流和财务结果。我们定期审查我们的资产基础，以确定非战略性资产，这些资产的处置预计将增加可用于其他活动的资本资源，并创造组织和运营效率。

提供符合我们利益相关者利益的员工股权所有权和激励性薪酬。我们希望我们的员工能像企业主一样思考和行动。为了实现这一目标，我们通过持有范围内的股权来奖励和鼓励他们。所有全职员工都有资格获得股权补助。截至2021年12月31日，我们的员工和董事拥有股权

我们福利计划中总市值约为263.0美元的证券(既得和未得利) 百万美元。我们寻求使我们的激励性薪酬与利益相关者的利益和关键业务目标保持一致，我们的董事会成员每年都会与股东接触，讨论我们的激励性薪酬框架。

我们的业务由一个可报告的部门组成。我们有一个单一的全公司管理团队，将所有物业作为一个整体进行管理，而不是按独立的运营部门进行管理。我们只按区域追踪基本操作数据。我们把财务业绩作为单个企业来衡量，而不是按地区来衡量。我们的勘探和生产业务仅限于美国陆上。

2022年，我们预计我们的资本预算将在4.6亿美元至4.8亿美元之间，用于天然气、NGL、原油和凝析油相关活动，不包括我们没有预算的已探明财产收购。这项预算包括4.25亿至4.45亿美元的钻探成本和3500万美元的种植面积和其他支出，预计2022年的产量将与2021年的产量相似。按照我们的历史惯例，我们将定期审查全年的资本支出，并可能根据大宗商品价格、钻井成功等因素调整预算。全年，我们在逐个项目的基础上分配资本。我们对2022年的预期是，我们的资本支出计划将在运营现金流中获得资金。然而，如果我们2022年的资本需求超过了我们内部产生的现金流，我们可能会减少资本预算，动用我们的银行信贷安排和/或债务或股权融资来为这些需求提供资金。我们收到的天然气、天然气和石油产量的价格很大程度上是基于当前的市场价格，这超出了我们的控制范围。我们2022年预测的部分天然气、NGL和石油产量的价格风险通过商品衍生品合约得到缓解，我们打算继续进行这些交易。

下表列出了我们根据美国证券交易委员会规则，根据给定日历年每个月第一天的平均价格，估计截至2021年、2020年和2019年的探明储量。石油既包括原油，也包括凝析油。我们没有来自非传统来源的天然气、天然气或石油储备。此外，我们不提供可能或可能储量的选择性披露。

本报告中的所有储量信息都是基于我们的石油工程人员准备的估计数，并由管理层负责。我们已经对储量估算过程和程序建立了内部控制，以支持根据美国证券交易委员会要求准确、及时地编制和披露储量估算。我们还让独立石油咨询公司荷兰休厄尔联合公司(Dutch land，Sewell&Associates，Inc.)对我们2021年底的储量进行了审计。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，是因为它的地理专业知识和在某些物业工程方面的历史经验。2021年、2020年和2019年进行的探明储量审计合计占我们探明储量的97%、97%和90%。2021年、2020年和2019年进行的储量审计合计占我们2021年、2020年和2019年已探明储量相关税前现值的97%、99%和94%，折现率为10%。由我们的独立石油顾问编写的储量摘要报告的副本作为本年度报告的附件以Form 10-K的形式提供。我们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《石油和天然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。我们拥有一支由石油工程师和地球科学人员组成的内部员工队伍。

与我们的独立石油顾问密切合作的专业人员，确保储量审计过程中提供的数据的完整性、准确性和及时性。全年，我们的技术团队定期与我们的独立石油顾问的代表会面，以审查资产并讨论方法和假设。虽然我们没有专门指定的正式委员会来审查储量报告和储量估算过程，但我们的高级管理层负责审查和批准我们已探明储量的重大变化。我们向我们的顾问提供我们最大的生产资产的历史信息，例如所有权权益、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。我们的顾问进行独立的分析，并与我们的油藏工程和经济学高级副总裁一起审查差异。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。我们的储备审计师对已探明储量的估计以及以10%折现的该等储量的税前现值与我们的估计总共相差不超过10%。然而，在逐个租约、逐个油田或逐个区域进行比较时，我们的一些估计可能会高于储备审计师的估计，而另一些可能会低于储备审计师的估计。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(如果有的话)不会得到解决。

我们的储量估计与我们的独立石油顾问的总体估计之间的历史差异一直不到5%。我们所有的储量估计都是由我们的油藏工程和经济学高级副总裁Alan Farquharson先生审核和批准的，他直接向我们的总裁兼首席执行官汇报工作。我们的油藏工程和经济学高级副总裁拥有宾夕法尼亚州立大学电气工程理学学士学位。在加入Range之前，他在Amoco、Hunt Oil和联合太平洋资源公司担任过各种技术和管理职位，并在石油和天然气行业拥有40多年的工程经验。年内，我们的储备组还可能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。在截至2021年12月31日的一年中，我们没有就我们对天然气和石油储量的估计向任何联邦当局或机构提交任何报告。

探明储量是指通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计出，在现有的经济条件、运营方式和政府法规下，从已知的储集层开始，从某一特定日期起，经济上可生产的天然气、天然气和石油的数量。“合理的确定性”一词意味着对实际回收的天然气、天然气和石油的数量将等于或超过估计的高度信心。为了实现合理的确定性，我们的内部技术人员采用了已经证明能够产生一致性和可重复性的结果的技术。用于评估我们已探明储量的技术和经济数据包括但不限于通过钻井结果和油井动态的经验证据、递减曲线分析、测井记录、地质图和现有的井下和生产数据、地震数据、试井数据、油藏模拟建模和增强数据分析的实施和应用。

已探明的未开发储量(或“PUD”)包括预计将从未钻井面积上的新油井或需要大量支出才能完井的现有油井中开采的储量。PUD储量可以归类为未钻探面积上的探明储量，直接抵消了在钻探时合理确定产量的开发区，或可靠技术提供合理经济产量确定性的开发区。只有在五年内确定有能力和意图钻探储量的情况下，未钻探的地点才可被归类为拥有PUD储量，除非具体情况需要更长的时间段。

我们生产NGL作为我们天然气加工的一部分。天然气加工过程中提取的NGL减少了可供销售的天然气数量。截至2021年12月31日，按mcf当量计算，NGL约占我们已探明总储量的34%。NGL是按加仑(和按桶)出售给我们的客户的产品。在报告已探明储量和NGL产量时，我们已将产量和储量包括在桶中。2021年，每桶天然气的平均价格约为同等体积石油平均价格的52%。我们报告了所有与天然气有关的生产信息，不包括天然气加工过程中天然气产量减少的影响。我们目前在已探明储量中包括乙烷，这与我们现有的长期、可延长的乙烷合同下将交付的数量相匹配。

截至2021年12月31日，我们的PUD总计28.8百万桶原油，423.8百万吨天然气和4.6Tcf天然气，总计7.4Tcfe。2021年与开发PUD相关的成本约为3.613亿美元。所有PUD钻井地点计划在2026年底之前完成钻探。截至2021年12月31日，我们有21个Bcfe储量，从最初的预订日期开始，已经报告了五年多的时间，目前正在钻探和完工，预计将在2022年转为销售。PUD在这一年中发生的变化是由于：

有关2021年PUD变化的更多说明，请参见我们合并财务报表的附注17。我们相信，我们重新分类为未探明的PUD可以纳入我们未来已探明的储量，因为这些地点将重新纳入我们的五年发展计划。

下表列出了已探明储量的预计未来现金流量净额(不包括未平仓衍生合约)、以10%(PV-10)的利率折现的现金流量净额的现值，以及过去五年用于预测现金流量净额的预期基准价和现场平均价格。我们的储量估计不包括任何可能或可能的储量(单位为百万，价格除外)：

未来净现金流是指出售已探明储量的预计收入，扣除生产和开发成本(包括运输和收集费用、运营费用和生产税)。收入是基于每月第一天的12个月未加权平均值定价的，没有升级。未来现金流减去估计生产成本、行政成本、开发及生产已探明储量的成本及废弃成本，所有这些均基于每年年底的当前经济状况。不能保证已探明的储量将来会生产，也不能保证价格、生产或开发成本保持不变。在估计储量和相关信息时存在许多固有的不确定性，不同的油藏工程师往往对相同的属性得出不同的估计。

目前，我们的天然气和石油业务集中在美国的阿巴拉契亚地区，更具体地说，是在宾夕法尼亚州的马塞卢斯页岩(Marcellus Shale)。我们的资产包括已开发和未开发的天然气和石油租赁权益。这些利益使我们有权在特定地区钻探和生产天然气、天然气、原油和凝析油。我们的利益主要是工作利益，其次是专营权和凌驾于专营权之上的专营权。

我们拥有超过五年已探明储量的大量钻探机会组合，因此在Marcellus、Utica和上泥盆纪地层内拥有巨大的未登记资源潜力。我们拥有1350口净生产油井，几乎所有的油井都是我们运营的。我们在这个地区的平均工作兴趣是94%。截至2021年12月31日，我们的租赁总面积约为909,000英亩(净额为794,000英亩)。在2021年期间，我们在现场大约有三台钻机，预计整个2022年平均运行三台钻机。

下表列出了我们Marcellus页岩油田的年产量、平均销售价格和生产成本数据，在2019年和2020年，该油田是我们储量超过总探明储量15%的唯一油田。在截至2021年12月31日的一年中，我们几乎所有的储量都位于马塞卢斯页岩中。

截至2021年12月31日的储量为17.8Tcfe，较2020年增加572.4 Bcfe，增幅为3%.钻探增加1.6Tcfe、优惠定价修订22.6Tcfe和积极业绩修订1.0Tcfe被777.2 Tcfe的产量和推迟到我们目前1.3Tcfe的五年发展计划之后的已探明未开发储量的向下修订部分抵消。年产量与2020年的产量持平。在2021年期间，我们在该地区花费了3.881亿美元，钻探了58口(57.1口净额)开发井和1口(1.0净额)探井，所有这些井都很有成效。截至2021年12月31日，我们有超过3400个已探明和未探明钻探地点的库存。年内，我们在阿巴拉契亚地区钻探了59个已探明地点，新增140个已探明钻探地点，并删除了82个已探明钻探地点，但由于未来资本支出降低、油井性能改善以及五年规则对在原开发期限内不得钻探油井的影响，已删除的储量重新分类为未探明储量。年内，我们实现了100%的钻井成功率。

在过去三年中，我们剥离了超过10亿美元的资产，以增加可用于其他活动的资本资源，降低单位成本结构，提高组织和运营效率，并提高财务灵活性。有关资产剥离的更多细节，请参阅我们合并财务报表的附注3。

下表列出了与2021年12月31日的生产井相关的信息。如果我们同时拥有一口油井的特许权使用费和工作权益，则该权益包含在下表中。根据油井的主要生产流程，油井可分为天然气或原油。我们没有很大数量的双重完工。

生产井是指生产井和具有机械生产能力的井。天然气和石油资产的日常运营由根据汇集或运营协议指定的运营商负责。操作员监督

该办公室负责生产、维护生产记录、雇用或与外地人员签订合同，并履行其他职能。经营者在履行职责过程中发生的直接费用以及每月每口井的生产和钻井管理费用按非关联第三方通常收取的费率获得补偿。费用通常会随着正在作业的油井的深度和位置而变化。

下表总结了过去三年的钻探活动。总井数反映了我们拥有权益的所有井的总和。净油井反映了我们在总油井中的工作利益的总和。这一信息不应预示未来的业绩，也不应假定生产井的数量与由此产生的天然气和石油储量之间存在任何关联。截至2021年12月31日，我们有33口总油井(33口净)处于钻井过程或活跃完井阶段。此外，截至2021年底，有22口总油井(21口净)正在等待完工或等待管道。

我们在已开发和未开发的天然气和石油种植面积中拥有权益。这些所有权权益通常采取石油和天然气租赁权的工作权益的形式，这些租赁权的期限各不相同。已开发面积包括分配给或可分配给生产井或能够生产的井的租赁面积，即使较浅或较深的油层可能尚未完全勘探。未开发的面积包括租赁的英亩土地，这些土地上的油井尚未钻探或完成到允许生产商业数量的天然气或石油的地步，无论该面积是否包含已探明的储量。下表列出了截至2021年12月31日我们拥有工作权益的已开发和未开发土地的某些信息。与期权面积、特许权使用费、优先特许权使用费和其他类似利益相关的面积不包括在本摘要中：

下表按年汇总了我们计划在未来五年内到期的未开发土地面积。

在所有情况下，商业油井的钻探面积都将超过租约到期日。我们租赁的土地，如果最初的油井没有在规定的时间内钻探，租约到期，一般在三到五年之间。不过，我们过去已有能力，并预期将来能够延长部分租约的租期，并与其他公司出售或交换部分租约。上表中包括的期满没有考虑到我们可能能够延长租期的事实。我们预计不会因为资金、设备或人员不足而导致钻探失败而损失大量租赁面积。然而，基于我们对未来经济的评估，我们已经允许种植面积到期，我们预计未来还会允许更多的种植面积到期。我们目前并无已探明的未开发储备地点计划于租约期满后进行钻探。

我们相信，根据公认的行业标准，我们对我们所有的生产属性都有满意的所有权。按照行业惯例，在未开发物业的情况下，通常在获得租赁时对唱片所有权进行最低限度的调查。在完成对生产物业的收购之前和在对未开发物业开始钻探作业之前进行调查。个别物业可能会承受我们认为不会对物业的使用或价值造成实质影响的负担。物业的负担可能包括：

关于我们交付承诺的讨论，见项目7.管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析-交付承诺.

我们相信我们的员工是我们成功的基础。我们战略的成功执行有赖于吸引、培养和留住我们的熟练员工和管理团队成员。我们员工的能力、经验和行业知识对我们的运营和业绩大有裨益，为了最大限度地发挥员工的贡献，我们定期评估、修改和改进我们的政策和做法，包括薪酬，以提高员工的敬业度、生产率和效率。截至2022年1月1日，我们有527名全职员工，他们目前都不在工会或其他集体谈判安排的覆盖范围内。

补偿和福利。我们至少每年审查一次所有员工的薪酬，以适应市场条件，吸引和留住高技能的劳动力。我们鼓励员工充分利用我们提供的福利和计划。除了有竞争力的基本工资外，其他福利包括年度奖金计划、长期激励计划、公司匹配401(K)计划、医疗和保险福利、灵活的支出账户和员工援助计划。

我们的薪酬计划包括让所有全职员工有资格获得股权奖励，我们认为这在我们的同行中是独一无二的，并鼓励每一名员工像企业所有者一样思考，并分享企业的成功。我们认为，这些做法以及下面进一步描述的做法，是我们自愿离职率非常低的关键驱动因素，在截至2021年12月31日的五年期间，自愿离职率平均不到5.5%。

健康与安全。我们相信，健康和安全是一项核心价值观，并植根于我们业务的方方面面。这一价值体现在我们强大的安全文化中，我们强调员工和承包商在工作场所的个人责任和安全领导力。我们全面的环境、健康和安全(EHS)管理体系为EHS合规和绩效建立了一个公司治理框架，涵盖了我们运营生命周期的所有要素。这些做法以及我们管理层和员工对我们安全文化的承诺，导致从2019年到2021年的三年时间内，OSHA在410万个工作小时内只发生了8起可记录的事故，这三年期间的平均总可记录事故率为0.4。

招聘、招聘和晋升。由于我们业务的周期性和可能发生的活动波动，我们对员工数量采取保守的方法，仔细评估空缺职位是否需要新员工，或者我们是否可以通过扩大现有员工或几名员工的角色来填补该职位。通过这种方式，我们为员工提供了横向和纵向学习新角色和发展技能的机会，并在经济低迷时限制或最大限度地减少裁员和波动。

我们通过内部提拔职位、通过我们的网站平台进行招聘、校园外展、实习和参加招聘会来寻找合格的候选人。在我们的招聘和招聘工作中，我们努力培养相互尊重的文化，并严格遵守所有适用的联邦、州和地方法律，以规范就业方面的非歧视。我们对所有申请者一视同仁，无论其性别、种族、宗教、国籍、年龄、婚姻状况、政治背景、性取向、性别认同、残疾或受保护的退伍军人身份。这一理念在雇佣的整个生命周期中延伸到所有员工。

有关我们对人力资本的承诺的更多信息，请访问我们的网站。请注意，我们网站上的信息未通过引用并入本申请。

杰弗里·L·文图拉首席执行官兼总裁，2003年加入Range担任首席运营官，2005年成为董事的一员。文图拉先生被任命为总裁，自2008年5月起生效，首席执行官，自2012年1月起生效。在此之前，文图拉曾担任1997年加入的斗牛士石油公司的总裁兼首席运营官。在供职于斗牛士之前，Ventura先生在Maxus Energy Corporation工作了八年，负责管理各种工程、勘探和开发业务，并负责工程技术的协调。此前，文图拉在田纳科石油勘探和生产公司工作，在那里他担任过各种工程和运营职位。文图拉先生拥有宾夕法尼亚州立大学石油和天然气工程学士学位。文图拉先生是石油工程师协会、美国石油地质学家协会和德克萨斯州专业工程师协会的成员。

马克·S·斯卡奇高级副总裁兼首席财务官，2008年加入Range。斯库奇先生于2018年被任命为高级副总裁兼首席财务官。此前，斯库奇曾担任财务和财务副总裁。在加入Range之前，斯库奇先生在摩根大通证券公司工作，为中小型科技公司提供商业和投资银行服务。在加入摩根大通证券公司之前，斯库奇先生曾在安永律师事务所从事多年的审计工作。Scucchi先生在乔治敦大学获得工商管理理学学士学位，在圣母大学获得会计学理学硕士学位。斯库奇先生是CFA特许持有人，也是德克萨斯州的注册会计师。

丹尼斯·L·德格纳运营高级副总裁，2010年加入Range。德格纳于2018年被任命为运营高级副总裁，并于2019年5月被任命为首席运营官。此前，德格纳曾担任阿巴拉契亚地区的副总裁。德格纳拥有20多年的石油和天然气经验，曾在德克萨斯州、路易斯安那州、怀俄明州、科罗拉多州和宾夕法尼亚州等美国各地担任过各种技术和管理职位。在加入Range之前，德格纳先生曾在Encana、Sierra Engineering和Halliburton担任过职务。德格纳先生是石油工程师协会的会员。德格纳先生拥有德克萨斯农工大学农业工程理学学士学位。

多里·A·吉恩,高级副总裁兼财务总监兼首席会计官，2001年加入Range。吉恩女士在2009年9月被选为首席会计官之前，曾担任财务报告经理、副总裁和财务总监。在加入Range之前，她曾在多斯科西制造公司和德克萨斯石油天然气公司担任过各种会计职位。吉恩女士获得了德克萨斯大学阿灵顿分校的会计学工商管理学士学位。她是德克萨斯州的注册会计师。

大卫·P·普尔高级副总裁-总法律顾问兼公司秘书，于2008年6月加入Range。普尔先生有30多年的法律经验。从2004年5月到2008年3月，他在TXU公司任职，最后担任执行副总裁-法律和总法律顾问。在加入TXU之前，普尔先生在Hunton&Williams LLP及其前身工作了16年，在那里他是合伙人，最后担任达拉斯办事处的管理合伙人。普尔先生毕业于德克萨斯理工大学，获得石油工程理学学士学位，并以优异成绩获得德克萨斯理工大学法学院法学博士学位。

石油和天然气行业的所有部门都存在竞争，特别是在开发和收购天然气和石油资产、保护和留住人员、进行钻井和现场作业以及营销方面，我们面临着激烈的竞争。

制作。勘探、开发、收购和生产方面的竞争对手包括大型石油和天然气公司以及众多独立的石油和天然气公司、个体业主和其他公司。虽然我们相当大的种植面积和核心区集中度提供了一些竞争优势，但许多竞争对手拥有远远超过我们的财力和其他资源。因此，竞争对手可能会为理想的租赁支付更高的价格，并评估、竞标和购买比我们的财力或人力资源所允许的更多的物业或前景。我们面临着管道和其他服务的竞争，以将我们的产品运往市场，特别是在美国东北部地区。油气勘探开发行业通过聘用训练有素、经验丰富的人员，根据管理方向做出审慎的资本投资决策，拥抱技术创新，注重价格和成本管理，从而获得竞争优势。我们有一支敬业的员工团队，他们代表了我们认为使我们的有形资产所固有的长期盈利能力和净资产价值最大化所必需的专业学科和科学。有关更多信息，请参见第1A项。风险因素。

我们的大部分天然气、NGL、原油和凝析油生产都是从我们为自己和其他工作利益所有者运营的资产中销售的。我们从可归因于我们的工作利益的销售中向我们的特许权使用费所有者支付费用。天然气、NGL和石油采购商是根据价格、信用质量和服务可靠性来选择的。有关我们的天然气、NGL和石油产量占综合收入10%或更多的购买者的摘要，请参阅我们综合财务报表的附注2。由于天然气和石油的其他购买者通常很容易获得，我们相信失去这些购买者中的任何一个都不会对我们的运营造成实质性的不利影响。我们酒店的产品以符合行业惯例的方式销售。天然气、天然气和石油生产的销售价格是根据行业通常考虑的因素进行谈判的，例如指数或现货价格、从油井到管道的距离、商品质量和当前的供需状况。我们的天然气产品销往公用事业、营销和中游公司以及工业用户。我们的NGL产品通常销往石化最终用户、营销者/贸易商(国内和国际)和天然气加工商。我们的石油和凝析油产品出售给原油加工商、运输商以及炼油和营销公司。

我们与无关联的第三方就不同部分的产量进行衍生品交易，以实现更可预测的现金流，并减少我们对天然气、NGL和石油价格短期波动的风险敞口。有关更详细的讨论，请参见项目7、管理层对财务状况、经营成果和项目7A的讨论和分析。关于市场风险的定量和定性披露。

将我们的产品从井口、储罐和加工厂转移到买方指定的交货点会产生收集和运输费用。这些费用各不相同，主要根据数量、运输距离以及第三方采集者和运输者收取的费用而定。我们也有基于收益百分比的合同。这些集输系统和管道的运输能力有时会受到限制。我们的阿巴拉契亚生产是通过第三方管道运输的，我们在这些管道上拥有一定的长期合同产能。我们试图平衡销售、仓储和运输头寸，包括从第三方购买商品转售，以满足运输承诺。

到目前为止，在为我们所有的产品找到市场或将我们的产品运往这些市场方面，我们并没有遇到重大困难；但是，我们不能保证我们总是能够运输和销售我们的所有产品，或者获得优惠的价格。我们已经签订了几项乙烷协议，出售或运输我们马塞卢斯页岩区的乙烷。有关更多信息，请参见第1A项。风险因素-我们的业务依赖于天然气和石油运输以及NGL加工设施，其中大部分为他人所有，我们依赖于与这些各方签订合同的能力。

一般来说，天然气和丙烷的需求在春季和秋季减少，冬季增加，在某些地区夏季也增加。温和的冬季或炎热的夏季等季节性异常也可能影响这一需求。此外，管道、公用事业公司、当地分销公司和工业终端用户使用天然气储存设施，并在夏季购买一些预期的冬季需求。这也可能影响需求的季节性。

我们生产和销售天然气、NGL和石油的能力有利可图，取决于许多我们无法控制的因素。这些因素的影响是无法准确预测或预期的。虽然我们无法预测可能影响商品价格的事件的发生或商品价格将受到多大程度的影响，但我们生产的任何商品的价格通常都会接近生产所在地理区域的当前市场价格。

在公开市场销售证券的企业受到美国证券交易委员会等联邦机构的监管。纽约证券交易所(NYSE)是一家私营证券交易所，也要求我们遵守普通股的上市要求。这种监管监督要求我们有责任建立和维持财务报告的披露控制程序和内部控制程序，并确保提交给美国证券交易委员会的财务报表和其他信息不包含任何对重大事实的虚假陈述，或遗漏陈述必要的重大事实，以使此类报告中的陈述不具误导性。如果不遵守纽约证交所上市规则和美国证券交易委员会的规定，我们可能会受到公共或私人原告的诉讼。不遵守纽约证券交易所的规则也可能导致我们的普通股退市，这可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。遵守这些规则和条例中的一些是代价高昂的，条例可能会发生变化或重新解释。

勘探和开发以及石油和天然气的生产和销售受到广泛的联邦、州和地方法规、授权和贸易协议的约束。影响能源行业的政府政策，如税收、关税、关税、价格管制、补贴、奖励、汇率和进出口限制，可以影响某些商品的生产可行性和数量、进出口的数量和类型，无论是未经加工或加工的商品贸易，以及行业盈利能力。例如，美国政府决定对某些中国进口商品征收关税，以及由此导致的中国政府对美国液化天然气出口征收25%关税的报复，扰乱了能源市场的某些方面。尽管中国在2020年1月宣布了与中国的贸易协议，但预计中国对进口美国液化天然气征收25%的关税目前仍将保持不变，但如果正在进行的谈判进入第二阶段协议，最终可能会得到缓解。这种干扰和不确定性可能会影响石油和天然气的价格，并可能导致我们改变勘探和生产水平的计划。下面概述了相关的联邦、州和地方法规。我们相信，我们基本上遵守了目前适用的法律和法规，继续严格遵守现有要求不会对我们的财务状况、现金流或经营业绩产生重大不利影响。然而，当前的监管要求可能会发生变化，可能会发生当前不可预见的环境事件，或者可能会发现过去不遵守环境法律或法规的情况。见第1A项。风险因素 – 天然气工业受到广泛的监管。。我们认为，我们受到这些法规的影响与业内其他公司没有什么不同。

概述。我们的石油和天然气业务受到各种联邦、州和地方法律法规的约束。一般而言，这些规例涉及的事项包括但不限于：

2005年8月，美国国会颁布了“2005年能源政策法案”(“EPAct 2005”)。除其他事项外，EPAct 2005修订了“天然气法”(NGA)，规定“任何实体”，包括Range等非管辖生产商，使用与购买或销售天然气或购买或销售运输服务有关的任何欺骗性或操纵性装置或装置，违反联邦能源管理委员会(FERC)规定的规则，都是违法的。2006年1月，FERC发布了实施这一规定的规则。这些规则规定，任何实体直接或间接使用或采用任何装置、计划或诡计进行欺诈；对重大事实作出任何不真实的陈述或遗漏对陈述不具误导性所必需的任何陈述；或从事任何欺诈或欺骗任何人的行为或做法，都是违法的，涉及购买或销售受联邦能源管制委员会管辖的天然气，或购买或销售受联邦能源管制委员会管辖的运输服务。EP2005法案还授权FERC对违反NGA的行为进行民事处罚。2022年1月13日，FERC发布了一项最终规则，根据2015年联邦民事处罚通胀调整改善法案，将违反NGA的最高民事罚款从每次违规每天1,307,164美元增加到每次违规每天1,388,496美元。反操纵规则不适用于仅与州内或其他非管辖范围内的销售或收集有关的活动，但适用于活动或其他非管辖实体，只要这些活动是在“与”天然气销售有关的情况下进行的。, 受FERC管辖的采购或运输，其中包括第704号命令(定义和描述如下)下的报告要求。因此，“2005年EPAct”是对FERC执法权力的一次重大扩展。Range受到这项法案的影响与其他任何天然气生产商没有不同。不遵守与2005年EPAct相关的适用法律和法规可能导致重大处罚，该行业的监管负担增加了做生意的成本，并影响了盈利能力。尽管我们认为我们基本上遵守了与EP2005法案相关的所有适用法律和法规，但此类法律和法规仍经常被修改或重新解释。因此，我们无法预测合规的未来成本或影响。国会、各州、FERC、其他联邦监管实体和法院定期考虑影响石油和天然气行业的其他提案和程序。我们无法预测任何此类建议何时或是否会生效。

2007年12月，FERC发布了一项关于年度天然气交易报告要求的最终规则，随后的重审命令对该规则进行了修订(“第704号命令”)。根据第704号命令，上一历年实物天然气超过220万MMBus的批发买家和卖家，包括天然气收集者和营销商，必须在每年5月1日向FERC报告上一历年批发购买或销售的天然气总量，只要此类交易利用、有助于或可能有助于价格指数的形成。报告实体有责任根据订单704的指导确定应该报告哪些个别交易。第704号命令还要求市场参与者表明他们是否向任何指数出版商报告价格，如果是，他们的报告是否符合FERC关于价格报告的政策声明。

州内天然气管道运输费率由州监管委员会监管。州内天然气管道监管的基础，以及对州内天然气管道费率的监管和审查程度，因州而异。国会、FERC、州监管机构和法院会不时考虑可能影响天然气行业的其他提案和程序。我们无法预测任何此类建议何时或是否会生效，或者它们是否会对我们的运营产生影响(如果有的话)。我们相信，对州内天然气管道运输率的监管不会以任何与其对类似竞争对手的影响有实质性不同的方式影响我们的运营。

天然气加工。我们依赖于由第三方拥有和运营的天然气加工业务。不能保证这些加工操作将来会继续不受监管。然而，尽管加工设施可能没有直接关系，但其他法律法规可能会影响可供加工的天然气，如国家对气井产量和允许的最高日产量的监管，这可能会影响我们的加工。

天然气收集。NGA第1(B)条豁免气体收集设施受联邦能源管制委员会管辖。我们相信，我们的收集设施符合FERC传统上用来确定管道系统作为非司法管辖区采集者的地位的测试。然而，没有明确的测试来确定管道设施的管辖地位。此外，FERC监管的传输服务和联邦政府不受监管的收集服务之间的区别不时会引起诉讼，因此我们一些收集设施的分类和监管可能会根据FERC和法院未来的裁决而发生变化。因此，我们不能保证我们的天然气收集设施的管辖地位不变。

我们依赖由第三者拥有和经营的收集设施来收集我们物业的产量，因此，我们受到这些第三者收取的收集服务差饷的影响。如果联邦或州法规的变化影响到在任何这些第三方设施收集服务的收费，我们也可能会受到这些变化的影响。我们预计，我们受到的影响不会与处境相似的天然气生产商不同。

规范石油和天然气液体的运输和销售。州际液体管道运输费率、条款和条件受到众多联邦、州和地方当局的监管，在许多情况下，在州际管道上运输和销售此类产品的能力取决于根据“州际商法”(“ICA”)也受FERC管辖的管道。我们不认为这些规定对我们的影响与其他生产商不同。

ICA要求管道在向FERC备案时保持关税。资费规定了既定的费率以及管理这项服务的规章制度。ICA要求，除其他事项外，州际公共运输管道的费率和服务条款与条件必须是“公正合理的”。这类管道还必须以不过分歧视或不适当优惠的方式提供司法服务。托运人有权向FERC挑战新的和现有的费率以及服务条款和条件。

FERC目前主要通过年度索引方法来监管州际液体管道的费率，在这种方法下，管道根据FERC指定的指数调整来增加或降低其费率。从2021年7月开始的五年内，FERC设定了年度指数调整，相当于产成品生产者价格指数加0.78%。这项调整每五年检讨一次。根据FERC的规定，液体管道可以通过使用服务成本法申请超过通过应用索引方法获得的费率的增加，但前提是管道确定管道经历的实际成本与应用索引方法产生的费率之间存在重大差异。液体运输费的增加可能会导致收入和现金流下降。

此外，由于液体管道的共同承运人监管义务，在现有托运人的提名超过运力或收到新托运人的运力请求时，必须以公平的方式在托运人之间按比例分配运力。因此，新的托运人或现有托运人的数量增加可能会减少我们的运力。我们所依赖的液体运输管道的任何长期运营中断或可用能力的削减都可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。

我们的运营受到众多联邦、州和地方法律和法规的约束，这些法规涉及职业健康和安全、向环境排放材料或其他与环境保护有关的问题，其中一些法规如果不遵守，将受到重大的行政、民事和刑事处罚。这些法律法规可能包括但不限于：

这些法律法规也可能会限制生产率。此外，环境法律和法规经常发生变化，任何导致更严格和成本更高的油井建设、钻井、水管理或完井活动，或对我们运营中使用或生产的任何物质的废物处理、储存、运输、处置或清理要求更严格、成本更高的变化，都可能对我们的运营和财务状况以及整个石油和天然气行业的运营和财务状况产生重大不利影响。

石油和天然气活动越来越多地受到某些组织的反对，在某些领域，政府当局出于对防止污染或保护环境的担忧，限制或禁止了石油和天然气活动。此外，一些环境法律和法规可能会施加严格的责任，而不考虑过错或知情，这可能会使我们对发生时合法的行为或行为或条件承担责任，这些行为或条件是由之前的运营商或第三方在我们目前拥有的场地或我们发送废物进行处置的地方造成的。如果未来的法律或法规得到实施，或政府采取其他行动禁止、限制或大幅提高钻探成本，或实施环境保护要求，导致石油和天然气行业总体成本增加，我们的业务和财务业绩可能会受到不利影响。以下是我们运营所要遵守的一些环境法的摘要。

综合环境响应、赔偿和责任法案。修订后的“综合环境响应、补偿和责任法案”(“CERCLA”)，也被称为“超级基金”法和类似的州法律，对某些类别的被认为对向环境中释放或威胁释放“危险物质”负有责任的人施加责任，而不考虑过错或原始行为的合法性。这些人可能包括发生危险物质泄漏的一个或多个处置场的业主或经营者，以及在发生泄漏的地点处置或安排处置危险物质的公司。根据CERCLA，所有这些人都可能承担连带责任，支付清理已排放到环境中的危险物质的费用、对自然资源的损害以及某些健康研究的费用。此外，根据环境法规、普通法或两者，邻近的土地所有者和其他第三方提出人身伤害索赔的情况并不少见。

据称因向环境排放危险物质或其他污染物而造成的财产损失。虽然石油，包括原油和天然气，并不是“环境与环境影响法案”中的“危险物质”，但至少有两家法院裁定，与生产原油有关的某些废物可能被归为“环境与环境影响法案”下的“危险物质”，因此，这些废物的排放可能会引起“环境与环境影响法案”下的责任。虽然我们在运营过程中产生的材料可能被列为危险物质，但我们没有收到通知，表明我们可能需要根据CERCLA承担清理费用。此外，某些州的法律还规定了石油和天然气废物的处理。可能对我们产生重大不利影响的新的州和联邦监管举措可能会定期提出并颁布。

废物处理。我们还可能根据修订后的《资源保护和回收法》(RCRA)和类似的州法律承担责任，这些法律对非危险固体废物和危险废物的处理和处置施加了相关要求。与勘探、开发或生产原油、天然气或地热能相关的钻井液、产出水和其他废物目前由美国环境保护局(EPA)和各州机构根据RCRA不那么严格的非危险固体废物条款进行监管。这些固体废物有可能在未来被重新分类为危险废物，无论是通过修订RCRA还是通过新的法律，这可能会大大增加我们管理和处置这类废物的成本。此外，普通工业废物，如油漆废物、废溶剂、实验室废物和废气压机油，可能会被管制为危险废物。虽然管理被归类为危险废物的废物的成本可能很高，但我们预计不会经历比我们行业中类似情况的公司更沉重的成本。2016年12月，美国环保署在一项同意法令中同意审查其对石油和天然气废物的监管。因此，2019年4月23日，环保局决定根据RCRA保留目前对油气废物监管的立场。不过，日后任何法律和规例的改变，都可能对我们的资本开支和营运开支造成重大的不利影响。

我们目前拥有或租赁，并在过去拥有或租赁了多年来用于勘探和生产原油和天然气的物业。石油碳氢化合物或废物可能已在我们拥有或租赁的物业上或之下处置或释放，或在其他被带走处置该等材料的地点上或之下处置或释放。此外，其中一些物业是由第三者经营，而这些第三者对石油碳氢化合物和废物的处理、处置或排放并不受我们的管制。这些属性以及在其上处置或释放的材料可能受CERCLA、RCRA和类似的国家法律法规的约束。根据这些法律和法规，我们可能被要求清除或补救以前处置的废物或财产污染，或进行补救活动，以防止未来的污染。

水的排放和使用。修订后的“联邦水污染控制法”(“CWA”)和类似的州法律对向联邦和州水域排放污染物(包括产出水和其他石油和天然气废物)施加了限制和严格控制。禁止向受管制水域排放污染物，但按照环保局或国家颁发的许可证条款的除外。这些法律还禁止在受管制水域(包括湿地)排放疏浚和填土材料，除非获得许可。这些法律和任何实施条例规定了对未经授权排放应报告数量的石油和其他物质的行政、民事和刑事处罚，并可能对移除、补救和损害费用施加重大潜在责任。根据这些法律和法规，我们可能需要获得和保持废水或暴雨水排放的批准或许可，并需要制定和实施与现场储存超过阈值数量的石油相关的泄漏预防、控制和对策计划，也称为“SPCC计划”。我们定期审查我们的天然气和石油资产，以确定是否需要SPCC新的或更新的计划，如有必要，我们将制定或升级此类计划，预计这些计划的成本不会很高。

经修订的1990年“石油污染法”(下称“OPA”)包含了许多关于防止和应对漏油进入美国水域的要求。OPA要求设施所有者对所有遏制和清理费用以及因漏油而造成的某些其他损害承担严格、连带和连带的责任，包括但不限于应对石油泄漏到地表水的费用。虽然我们认为我们基本上遵守了OPA，但不遵守可能会导致不同的民事和刑事处罚和责任。

“安全饮用水法”授权的地下注水控制计划禁止任何地下注水，除非获得许可。在我们的运营中，Range可能会在地下井中处理产出的水，这些井的设计和允许将水放入与淡水水源隔离的深层地质地层中。然而，由于一些州已经开始担心，在某些情况下，产出水的处置可能会导致地震活动，它们已经通过或正在考虑采取额外的法规来管理这种处置。

水力压裂。水力压裂已被该行业使用了60多年，是从致密的地下岩层中开采天然气和/或石油的一种重要和普遍的做法。水力压裂过程包括在压力下向目标地下地层注入水、沙子和化学物质，以压裂围岩并刺激生产。我们经常应用水力压裂技术作为我们行动的一部分。这一过程通常由州环境机构以及石油和天然气委员会监管；然而，几个联邦机构已经声称对该过程的某些方面拥有监管权力。例如，环保局根据《清洁空气法》(定义如下)发布了管理性能标准的最终法规，包括捕获水力压裂过程中释放的空气排放的标准；拟议的流出限制指南，即页岩气开采作业的废水在排放到处理厂之前必须达到标准；并于2014年5月发布了一份预先发布的关于有毒物质拟议规则制定的预先通知。

《控制法》报告水力压裂中使用的化学物质和混合物。此外，尽管联邦土地管理局(Federal Bureau Of Land Management)于2015年3月发布了一项最终规则，规定了联邦土地上水力压裂的披露要求和其他监管任务，但在2017年12月29日，美国内政部撤销了2015年的规则，该规则将对公共土地上的水力压裂或水力压裂设置新的环境限制，因为它认为2015年的规则施加了不合理的行政负担和合规成本。此外，国会不时考虑通过立法，旨在规定水力压裂的联邦法规，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。2021年1月20日，也就是拜登总统上任的第一天，他发布了一项行政命令，其中包括撤销了特朗普政府期间发布的一系列行政命令、总统备忘录和机构关于环境政策的指导意见草案。除了国会采取的任何行动外，我们运营的某些州，包括宾夕法尼亚州，已经通过了或其他州正在考虑通过对水力压裂作业施加或可能施加新的或更严格的许可、公开披露或油井建设要求的法规。各州也可以选择完全禁止水力压裂，比如华盛顿州、纽约州、佛蒙特州、马里兰州和俄勒冈州(这些州暂时暂停水力压裂直到2025年)。地方政府或政治分区也可寻求在其管辖范围内通过法令，规范一般钻探活动或特别是水力压裂活动的时间、地点或方式。例如，在2021年2月25日，特拉华河流域委员会, 该公司为宾夕法尼亚州、特拉华州、新泽西州和纽约州的1300多万人提供饮用水，该公司批准了一项最终规定，禁止在特拉华河流域进行大规模水力压裂，其中包括与特拉华州分水岭重叠的马塞卢斯页岩(Marcellus Shale)的一部分，特别是在宾夕法尼亚州东北部和纽约州南部。如果在我们目前或未来计划运营的地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制，我们可能会产生额外的、更大的成本来遵守这些要求。因此，我们还可能在勘探、开发或生产活动中受到额外的许可要求和经历的额外延迟或缩减。

此外，某些政府审查正在进行中，重点是水力压裂实践的环境方面。2016年12月，美国环保署发布了关于水力压裂可能通过抽水、泄漏、直接压裂进入此类资源、液体和气体在地下迁移以及废水处理和排放不足而影响饮用水资源的最终报告，但没有发现证据表明这些机制导致了对饮用水资源的广泛、系统的影响。然而，EPA的报告确实确定了未来可以采取的努力，以进一步了解水力压裂对饮用水资源的影响，包括对水力压裂油气井地区的地下水和地表水进行监测。根据EPA的研究、现有法规和我们的做法，我们认为我们的水力压裂作业不太可能影响饮用水资源，但EPA的研究可能导致根据联邦安全饮用水法案或其他监管机制进一步规范水力压裂的举措。

我们相信，我们的水力压裂活动遵循适用的行业惯例和地下水保护的法律要求，我们的水力压裂作业没有造成重大环境责任。我们并没有为纯粹与水力压裂作业有关的损失提供保险；不过，我们相信我们现有的保险单会承保任何指称因水力压裂而造成的第三方人身伤害和财产损失，包括突如其来的和意外的污染保险。

空气排放。1963年修订的“清洁空气法”(“清洁空气法”)和类似的州法律限制许多来源的空气污染物的排放，包括压缩机站。这些法律和任何实施法规可能要求我们在建造或修改某些预计会产生空气排放的项目或设施时，必须事先获得批准，实施严格的空气许可要求，或使用特定的设备或技术来控制排放。在未来数年，我们可能需要在空气污染控制设备方面承担一些资本开支，以维持或取得经营许可证和批准排放污染物。例如，根据2015年8月时任总统奥巴马的减少甲烷排放战略，EPA提出了新的法规，将为新的和改装的石油和天然气生产以及天然气加工和传输设施设定甲烷排放标准。环保局于2016年6月3日敲定了这些新规定，将于2016年8月2日生效；然而，2017年6月12日，环保局宣布，“在该机构重新考虑这些标准的同时”，提议将这些逃逸排放标准暂缓两年。2019年9月24日，美国环保署在一项拟议的规则中确定，2016年法规和其他先前规则下的一些要求是不合适的，因为它们影响到没有被适当识别为受监管来源类别一部分的来源，并且因为它们施加了多余的要求而没有必要。因此，环境保护局建议取消不适当和多余的要求，同时保持对受监管来源类别中适当识别的排放源的健康和环境保护。然而，在2021年11月2日，, 美国环保署根据清洁空气法发布了一项新的拟议规则，旨在减少石油和天然气行业新的和现有来源的甲烷和其他空气污染。这项拟议的规则(I)将首次要求各州减少全国数十万个现有污染源的甲烷排放量，(Ii)将扩大目前对石油和天然气行业新的、经过改造和重建的污染源的减排要求，以及(Iii)一旦敲定，可能要求使用先进技术作为井场和压缩机站泄漏调查的“最佳减排系统”的一部分。这项拟议规则的公众评议期一直持续到2022年1月31日，尽管EPA已经表示，它打算在2022年发布一份补充提案，提供拟议的监管文本，并可能根据公众的意见扩大或修改这项2021年的提案。这些标准何时实施以及是否实施，以及它们具体需要什么，目前还不得而知。另外，

2018年6月，宾夕法尼亚州环保部(DEP)对宾夕法尼亚州新建、改造或运营的所有新获准或改装的天然气压缩机站、加工厂和传输站采用了更高的许可条件，以努力监管这些地点的温室气体排放。为了进一步履行环保部监管甲烷排放的使命，2019年12月，环保部提出了一项规则，监管现有井场和压缩机站的挥发性有机化合物(包括甲烷)的排放，其中一项义务是要求天然气运营商进行季度泄漏检测和修复。宾夕法尼亚州总检察长办公室对拟议中的规则进行了审查，随后进行了60天的公众评议期。此后，宾夕法尼亚州环境质量委员会(“PEQB”)于2020年7月27日通过了拟议的规则制定和额外的公众评议期。根据2021年12月9日的更新，这项拟议的规则可能会在2022年第二季度颁布并提交给EPA。由于这项拟议的规则制定不是最终的，目前对我们的影响还不确定。遵守这些或任何类似的后来颁布的监管举措可能会直接影响我们，因为我们需要在一些设备上安装新的排放控制，导致许可时间延长，并大幅增加我们的资本支出和运营成本，这可能会对我们的业务产生不利影响。

气候变化。2009年，美国环保署发表了他们的调查结果，即温室气体的排放对公众健康和环境构成了危险，因为根据环保局的说法，温室气体的排放会导致地球大气变暖和其他气候条件。基于这些发现，环境保护局通过了现行“清洁空气法”(Clean Air Act)下的法规，建立了“第五章”(Title V)和“防止显著恶化”(“PSD”)，允许对某些大型固定污染源的温室气体排放进行审查，这些污染源已经是某些主要或标准污染物排放的潜在主要来源。我们可能会受到这些标题V和PSD许可审查的约束，并被要求安装“最佳可用的控制技术”，以限制我们未来可能寻求建造的任何新设施或重大改装设施的温室气体排放，如果这些设施的温室气体排放量超过阈值许可水平。美国环保署还通过了规定，要求每年报告美国特定排放源的温室气体排放量，包括某些石油和天然气生产设施，其中包括我们的几个设施。我们认为，我们的监测活动和报告基本上遵守了适用的义务。

国会不时审议减少温室气体排放的立法，近年来已有多项联邦监管举措来解决温室气体排放问题，如上文更详细描述的，设立了第五章和私营部门司，允许对温室气体排放进行审查。此外，2021年12月8日，拜登总统签署了一项行政命令，指示政府在本十年结束前将温室气体排放量减少65%，到2050年达到碳中性。此外，已经出现了一些州和地区的努力，旨在通过限额和交易计划跟踪和/或减少温室气体排放，这些计划通常要求主要的温室气体排放源(如发电厂)获得并交出排放限额，以换取排放这些温室气体。

虽然目前还无法预测可能通过的针对温室气体排放的立法或新法规将如何影响我们的业务，但任何此类未来的联邦或州法律法规或国际契约都可能要求我们招致更高的运营成本，例如购买和运营排放控制系统的成本，以获得排放限额或遵守新的监管或报告要求。在国际层面上，美国是2015年12月在法国巴黎达成国际气候变化协议(“巴黎协议”)的近200个国家之一，该协议呼吁各国设定自己的温室气体排放目标，并对每个国家将用来实现其温室气体排放目标的措施保持透明，该协议于2016年11月4日正式生效。虽然美国在2016年9月，也就是2017年6月1日正式接受了该协议，但当时的特朗普总统决定让美国退出《巴黎协定》。根据《巴黎协定》的条款，美国退出的最早生效日期是2020年11月4日。然而，2021年1月20日，拜登总统签署了一项行政命令，指示美国重新加入2021年2月19日正式生效的《巴黎协定》。目前还不清楚重新加入巴黎协定或任何单独谈判的协议会对我们产生什么影响。

拜登总统在2021年1月就职时宣布，他将要求国会在其总统任期的第一年颁布立法，(I)在2025年他的第一个任期结束前建立里程碑式的环境目标，(Ii)在清洁能源和气候研究和创新方面投入大量资金，(Iii)激励整个经济领域，特别是受气候变化影响最大的社区，迅速发展清洁能源创新。例如，2021年1月20日，拜登总统发布了13990号行政命令，要求所有联邦机构的负责人审查特朗普政府时期任何被认为与拜登政府的环境政策不一致的机构活动，并考虑暂停、修改或撤销这些行动。因此，在2021年4月，内政部长发布了两项秘书令，意在优先采取应对气候变化的行动，并撤销在特朗普政府时期发布的至少12项命令，这些命令不再与拜登总统领导下的美国内政部的政策重点一致。此外，2021年1月27日，拜登总统发布了旨在应对气候变化的行政命令，包括暂停联邦土地上新的石油和天然气租约，并削减化石燃料补贴。最后，应该指出的是，一些科学家得出的结论是，地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生具有重大物理影响的气候变化，例如风暴、干旱、洪水和其他气候事件的频率和严重程度增加。如果发生任何这样的影响，可能会对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。

我们相信，我们基本上遵守了当前适用的环境法律和法规。虽然我们没有因遵守环保规定而受到任何重大不良影响，但我们不能保证这种情况会持续下去。2021年，我们没有任何物质资本或其他与遵守环境法或环境补救事项相关的非经常性支出，我们也预计2022年这些支出不会是实质性的。然而，我们经常发生遵守环境法的支出，我们预计这些成本将在未来继续发生。

职业健康和安全。我们还必须遵守修订后的联邦职业安全与健康法案(“OSHA”)的要求，以及监管员工健康和安全保护的类似州法律。此外，OSHA的危险通信标准要求维护有关在我们的操作中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局以及公民。我们相信，我们的业务基本上符合职业安全与健康管理局的要求。

BBL。一个储罐桶，或42美国加仑液体体积，这里指的是原油或其他液态碳氢化合物。

Bcfe.10亿立方英尺天然气当量，基于每桶石油或NGL的6mcf的比率，这反映了相对的能量含量。

BTU。一英制热量单位，一种能量当量单位。英制热量单位是将一磅水的温度从58.5华氏度提高到59.5华氏度所需的热量。

发展良好。在石油或天然气储集层探明区域内钻探到已知可生产的地层深度的井。

探井。在未探明的地区发现石油或天然气，在现有油田中发现新的油气藏，或在另一个油气藏中发现新的油气藏，或扩展已知的油气藏而钻成的井。

总英亩或总井。拥有工作权益的总英亩或油井(视属何情况而定)。

麦克菲。1000立方英尺天然气当量，基于每桶石油或NGL的6mcf的比率，这反映了相对的能量含量。

NGL。天然气液体是在天然气中发现的自然存在的物质，包括乙烷、丁烷、异丁烷、丙烷和天然气汽油，可以从生产的天然气中集体去除，分离成这些物质并出售。

净英亩或净井。在总英亩或总油井中拥有的零星工作权益的总和。

现值(PV)。未来现金流量净额的现值，采用10%的贴现率，使用报告日期生效的不变价格和成本，从估计的已探明储量中扣除(除非该等价格或成本根据合同规定可能发生变化)。税后现值是标准化计量。

已探明已开发未动用储量。储量包括：(一)已完成和测试的油井的已探明储量，但由于缺乏市场或较小的完井问题而没有生产，预计将得到纠正和(二)已探明的储量

这些储量目前位于现有油井的管子后面，由于测井特征和油井附近的类似产量，预计这些储量将达到产能。

已探明的已开发储量。(I)通过现有设备及作业方法的现有油井，或所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小的已探明储量；及(Ii)若开采方式不涉及油井，则可通过已安装的开采设备及储量估计时投入运作的基础设施开采。

已探明储量。地质和工程数据可以合理确定地估计，在提供经营权的合同到期之前的一段合理时间内，在现有经济、运营和监管条件下，从已知油气藏经济上可以生产的原油、天然气和天然气的数量，除非有证据表明续签是合理确定的。

已探明未开发储量。已探明储量，预计将从未钻井面积上的新油井或需要较大支出才能重新完井的现有油井中回收。

重新完成。在先前完井的地层之外的另一个地层中为生产现有井筒而完成的完井。

储备寿命指数。某一时间点的探明储量除以当时的产量(每年或季度)。

版税面积。由费用、矿产或特许权使用费权益表示的种植面积，该权益使所有者有权免费获得一定比例的石油和天然气产量或特定部分的产量价值，而无需支付所有生产成本。

版税利益。在石油和天然气财产中的权益，使所有者有权在石油和天然气生产中分得一杯羹，而不必支付生产成本。

标准化测量。根据委员会关于在提交给委员会的财务报表中列入石油和天然气储量信息的规则，所得税后估计已探明储量的未来净现金流的现值以10%的折现率计算，持有价格和成本按报告日期的有效金额不变(除非该价格或成本根据合同规定可能发生变化)，其他方面则按照委员会关于在提交给委员会的财务报表中列入石油和天然气储量信息的规则计算。

Tcfe.一万亿立方英尺的天然气当量，一桶天然气或原油相当于6000立方英尺的天然气。

工作兴趣。业主有权钻探、生产和在该物业上进行经营活动和分享生产的经营利益，但须缴纳所有特许权使用费、凌驾于特许权使用费和其他负担，以及所有勘探、开发和运营成本，以及与此相关的所有风险。

非常规的游戏。石油和天然气行业中使用的一个术语，指的是目标油藏通常分为三类：(1)致密砂岩、(2)煤层或(3)页岩。储集层往往覆盖很大面积，缺乏通常定义常规储集层的显而易见的圈闭、盖层和离散的碳氢化合物-水边界。这些油藏通常需要压裂增产或其他特殊开采工艺才能达到经济流速。

虽然我们利用稳健的流程和资源来识别和管理风险，但我们在业务过程中面临各种风险和不确定性，其中一些风险与任何业务面临的风险相当，有些风险是我们公司运营所独有的。以下概述了可能对我们的业务、财务状况或经营结果产生不利影响的已知重大风险和不确定性。在考虑对我们的证券进行或维持投资时，您应仔细考虑以下包括的风险因素，以及题为“关于前瞻性陈述的披露”一节中提到的事项，以及通过引用包含在本Form 10-K年度报告中的其他信息。这些风险并不是我们面临的唯一风险。我们的业务还可能受到其他风险和不确定因素的影响，这些风险和不确定因素目前尚不为我们所知，或者根据我们目前掌握的信息，我们认为这些风险和不确定因素并不重要。如果以下描述为风险的任何事件实际发生，可能会对我们的业务、财务状况或运营结果造成重大损害，或损害我们执行业务计划或按预期完成开发活动的能力。在这种情况下，我们普通股的市场价格可能会下跌，如果足够严重，我们证券投资的全部价值可能会变得一文不值。

天然气、天然气和石油价格的波动严重影响了我们的现金流和资本资源，并可能阻碍我们的经济运营能力。天然气、天然气和石油价格波动很大，价格下跌对我们的盈利能力和财务状况产生了不利影响。作为一项大宗商品业务，石油和天然气行业通常是周期性的，我们预计这种波动将持续下去。天然气价格对我们的影响可能比石油价格更大，因为截至2021年12月31日，我们已探明储量的大约64%是天然气，而且有时天然气价格与我们的生产成本相比一直很低。天然气、天然气和石油价格随着供需变化、市场不确定性和其他我们无法控制的因素而波动。这些因素包括：

这些因素和其他因素对天然气、天然气和石油价格的长期影响是不确定的。天然气和NGL商品价格的历史性下跌通过以下方式对我们的业务产生了不利影响：

如果对天然气、NGL和石油的需求减少，我们收到的价格以及我们营销和生产天然气、NGL和石油的能力可能会受到负面影响。天然气、天然气和石油市场的波动性以及我们产品的价格在很大程度上是由我们无法控制的各种因素决定的。由于缺乏当地市场需求以及运输和储存能力，美国一些地理区域的天然气和油井已经或可能在相当长一段时间内减产。最近，由于大宗商品价格较低，我们暂时关闭了油井，如果对我们产品的需求减少和/或价格下降，我们的一些油井未来可能会关闭，或者销售条款可能比其他情况下获得的优惠要少。市场竞争一直很激烈，购买者将支付的价格或是否有足够的存储空间仍然存在不确定性，所有这些都可能对我们的现金流、经营业绩和财务状况产生重大不利影响。

我们的负债可能会限制我们成功经营业务的能力。。我们的勘探和开发计划将需要大量的资本资源，这取决于钻探水平和预期的服务成本。现有的业务需要持续的资本支出，我们的债务数额可能会限制我们的财务灵活性和为我们的业务提供资金的能力。我们的负债程度可能会产生其他重要后果，包括以下几点：

如果我们承担额外的债务，上述风险可能会进一步增加。除了上述风险外，我们可能无法以可接受的条件获得资金。

从历史上看，我们通过运营现金流、我们的银行信贷安排以及债务和股票发行来为我们的资本支出提供资金。我们还从事资产货币化交易；然而，如果无法通过债务或股票市场或通过额外的银行债务获得资金，我们可能会被迫出售资产。未来的现金流受到许多变数的影响，例如现有油井的产量水平、天然气、天然气和石油的价格，以及我们开发和生产储量的成功与否。如果我们获得资本的渠道因各种因素而受到限制，这些因素可能包括天然气、NGL和石油价格下降导致的收入减少，或者信贷和资本市场的减产或恶化，我们为我们的运营提供资金和更换储备的能力将会降低，导致我们的财务灵活性进一步受到压力。

我们的银行信贷安排下可供借款的金额取决于借款基数，借款基数由我们的贷款人在考虑我们的估计已探明储备后确定，并会根据贷款人当时确定的定价模型定期重新确定。天然气、NGL和石油价格的下跌对我们估计的已探明储量的价值产生了不利影响，进而影响了我们的贷款人用来确定借款基数的市场价值，并可能导致我们决心降低借款基数，从而降低我们的财务灵活性。

全球金融市场的中断或波动可能会导致信贷供应收缩，影响我们为业务融资的能力。目前，我们需要继续获得资金。运营现金流的大幅减少或信贷的可获得性可能会对我们进行计划运营的能力产生实质性的不利影响。我们还面临与我们的银行信贷安排相关的一些信用风险，即我们的一个或多个贷款人遇到流动性问题，无法根据我们现有的循环信贷额度向我们提供必要的资金。

任何不能履行债务义务的行为都可能损害我们的业务、财务状况和经营业绩。。由于大宗商品价格的多变性，我们的收益和现金流将每年都会波动。如果我们的现金流和资本资源不足以为我们的债务提供资金，我们可能会被迫出售资产，寻求额外的股权出售或重组债务。我们重组债务的能力将取决于当时的资本市场状况和我们的财务状况。任何债务重组都可能以更高的利率进行，并可能要求我们遵守更繁重的公约，这可能会进一步限制我们的运营和财务灵活性。现有或未来债务工具的条款可能会限制我们采用其中一些替代方案。此外，我们的现金流和资本资源可能不足以支付未来债务的利息和本金，如果我们未能按计划支付未偿债务的利息和本金，可能会导致我们的信用评级被下调，这可能会损害我们以可接受的条件产生额外债务的能力，并会导致在我们不太可能有能力偿还债务的时候加快偿还债务的义务。

我们获得了美国主要信用评级机构的债务评级。可能影响我们信用评级的因素包括债务水平、计划中的资产购买或出售以及相对于债务余额的短期和长期现金流。评级机构还会考虑流动性、资产质量、成本结构、产品组合(天然气、NGL和石油)以及预计的大宗商品定价水平。评级下调可能会对我们未来进入债务市场的能力产生不利影响，增加未来债务的成本，并可能要求我们为某些债务提供信用证或其他形式的抵押品。由于大宗商品价格持续低迷及其对我们财务业绩的影响，穆迪和标准普尔在2020年下调了我们的评级，同时进行了全行业的重新评级过程。2021年，穆迪和标准普尔都上调了我们的评级。我们不能保证我们目前的评级将在任何给定的时间段内保持有效，也不能保证评级在未来不会被下调。

由于我们借款安排中的交叉违约条款，如果我们发生违约，我们可能无法履行所有未偿债务。我们优先债务的条款，包括我们的循环信贷安排，包含交叉违约条款，这些条款规定，如果我们的契约或其他贷款协议下出现某些违约，我们将根据此类协议违约。因此，如果根据这些协议中的任何一项，发生超过特定门槛的违约事件，我们将面临根据所有债务协议违约的前景，在这种情况下，我们有义务偿还所有未偿债务，但很可能无法同时偿还所有未偿债务。在这种情况下，我们可能无法获得替代融资，或者如果我们能够获得这种融资，我们可能无法按条款获得融资。

这是我们可以接受的，这将对我们继续执行业务计划、进行资本支出和为我们的运营提供资金的能力产生负面影响。

衍生品交易可能会限制我们的潜在收益，并涉及其他风险。。为管理我们对大宗商品价格波动的风险敞口，我们目前(未来可能也会)订立衍生品安排，利用大宗商品衍生品(“套期保值”)作为我们未来生产的一部分。套期保值通常旨在锁定大宗商品价格，以限制波动性并提高现金流的可预测性。如果天然气、NGL和石油价格高于对冲设定的价格，这些对冲交易可能会限制我们的潜在收益。此外，衍生品交易在某些情况下可能使我们面临财务损失的风险，包括以下情况：

我们不能确定我们可能达成的任何衍生品交易是否足以保护我们免受天然气、NGL或石油价格下跌的影响。此外，如果我们将来选择不进行衍生产品交易，我们可能会比利用衍生产品交易的竞争对手更受天然气、天然气或石油价格下跌的影响。长期而言，较低的天然气、NGL和石油价格也将对我们以高于生产成本的价格签订衍生品合同的能力产生负面影响。

如果交易对手不履行衍生品合同，我们将面临财务损失的风险。我们无法预测交易对手的信誉或履约能力的突然变化。即使我们确实准确地预测了这些变化，我们减轻风险的能力也可能是有限的，这取决于市场状况。此外，如果我们的一个或多个对冲交易对手破产，或其他一些类似的程序或流动性限制，我们将不太可能收回陷入困境的一个或多个实体欠我们的全部或很大一部分金额。在大宗商品价格下跌期间，我们的衍生品应收账款头寸增加，这增加了我们对交易对手的风险敞口。如果我们交易对手的信誉恶化，导致他们无法履行，我们可能会遭受重大损失。

我们可能无法以有吸引力的条件处置非战略性资产，并可能被要求保留某些事项的负债。我们定期审查我们的资产基础，以确定非战略性资产，这些资产的处置将增加可用于其他活动的资本资源，并创造组织和运营效率。我们偶尔也会出售某些核心资产的权益，以加快其他核心资产的开发和提高效率。各种因素可能会对我们处置非战略性资产或完成已宣布处置的能力产生重大影响，包括是否有买家愿意以我们可以接受的价格购买非战略性资产，以及由于之前的此类资产出售，我们几乎没有剩余的非战略性资产可以出售。此外，此类交易中的卖家通常会保留对某些事项的责任。例如，与出售我们的北路易斯安那州资产有关，我们在2030年之前保留了某些中游收集、运输和加工义务。任何此类保留责任或赔偿义务的大小在交易时可能很难量化，最终可能是实质性的。此外，第三方通常不愿意解除我们在出售剥离资产之前提供的担保或其他信贷支持。因此，在出售后，如果资产的买方未能履行这些义务，我们可能仍然对担保或支持的义务承担次要责任。

我们可能会经历一段成本较高的时期。这些成本增加可能会降低我们的盈利能力、现金流和按计划进行开发活动的能力。。从历史上看，在石油、天然气和天然气价格上涨期间，我们的资本和运营成本都会上升。这些成本增加是由我们无法控制的各种因素造成的，例如我们和我们的供应商所依赖的电力、钢铁和其他原材料成本的增加；随着钻井和完井活动的增加，对劳动力、服务和材料的需求增加；以及税收的增加。天然气和石油行业钻探活动水平增加，可能导致一些钻探设备、材料和供应的成本增加。这类成本的增长速度可能快于我们收入的增长，从而对我们的盈利能力、现金流以及按计划和预算开展开发活动的能力产生负面影响。

钻探是一项不确定且代价高昂的活动。。钻井、完井和操作一口井的成本往往是不确定的，许多因素可能会对一口井的经济产生不利影响。如果我们钻探干井或油井，但在钻探、运营和其他成本之后，生产的天然气、天然气和石油不足以在商业上可行，那么我们的努力将是不经济的。在钻探和测试之前，没有办法确凿地知道任何特定的勘探是否会生产出商业上可行的天然气、天然气或石油。此外，我们的钻探和生产作业可能会因多种因素而被缩减、延迟或取消，这些因素包括但不限于：

如果这些因素中的任何一个发生，我们可能会失去全部或部分投资，或者我们可能无法实现预期的好处，这两种因素中的任何一种都可能对我们的收入和盈利产生实质性的不利影响。我们的业务包括利用我们和我们的服务提供商开发的钻井和完井技术。我们在钻水平井时面临的风险包括但不限于以下几点：

我们在完成水平井过程中面临的风险包括但不限于以下几点：

我们确定的钻探地点计划在数年内进行，这使得它们很容易受到不确定性的影响，这些不确定性可能会极大地改变其钻探的发生或时机。。我们的管理团队已经特别确定并安排了某些钻探地点，以便在我们现有的土地上进行未来多年的钻探活动。这些钻探地点是我们发展战略的重要组成部分。我们钻探和开发这些地点的能力取决于许多不确定因素，包括天然气和石油价格、资本的可用性和成本、钻井和生产成本、钻井服务和设备的可用性、钻井结果、租约到期、运输限制、监管和分区批准以及其他因素。由于这些不确定的因素，我们不知道我们已经确定的众多钻探地点是否都会被钻探。此外，除非在覆盖一些钻探地点的未开发英亩的间距单位内建立生产，否则此类土地的租约将到期。在勘探和开发活动步伐放缓的地区，这些风险有时会更大。因此，我们的实际钻探活动可能与目前确定的活动有很大不同。此外，我们将需要大量资金在较长时间内进行这些地点的发展，而我们可能无法筹集或产生所需的资金。我们能够在这些地点进行的任何钻探活动可能不会成功，或导致我们有能力将已探明储量增加到我们的总已探明储量，或可能导致我们的估计已探明储量向下修正，这可能对我们的业务、运营业绩和财务状况产生重大不利影响。

我们的业务受到经营风险的影响，这些风险可能会导致我们的保单可能无法完全承保的重大损失或责任。。虽然我们拥有降低运营风险的流程和程序，但天然气、天然气和石油业务仍面临许多风险，包括井喷、弹坑、爆炸、石油、天然气或井液无法控制的流动(尤其是到达地表水或地下水的井液)、火灾、管道或水泥故障、管道破裂或泄漏、破坏财产、污染、有毒气体释放、具有异常或意外压力的地质构造、不利天气条件或自然灾害以及其他环境危害和风险。此外，我们的业务有时靠近人口稠密的商业区或住宅区。如果这些危险中的任何一种发生，我们可能会因以下原因而遭受重大损失：

我们根据我们认为的行业惯例，按照我们认为审慎且在商业上可行的金额和成本，为我们的业务产生的许多(但不是全部)潜在损失或责任提供保险。我们的保险包括在恢复之前必须满足的免赔额，以及次级限额和/或自我保险。另外，我们的保险有免责条款和限制条件。我们的保险并不涵盖与我们的业务相关的所有潜在风险，包括潜在的重大收入损失。我们不能保证我们的保险范围足以保障我们免受所有潜在后果、损害和损失的责任。

如果我们确定可用保险的成本相对于我们认为的风险过高，我们可以选择不购买保险。然而，这样的判断可能被证明是不正确的。此外，一些形式的保险可能在未来变得不可用。如果我们因重大事件而承担责任，而损失不在保险范围之内或超过保单限额，那么我们可用于运营的收入和资金就会减少，这反过来可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。

此外，我们在很大程度上依赖于第三方拥有和运营的设施，特别是天然气运输和加工设施，这些第三方设施的损坏或破坏可能会影响我们加工、运输和销售产品的能力。我们在一定程度上维持与宾夕法尼亚州的两个第三方加工厂和连接线相关的业务中断保险，我们在那里为加工厂的承保损失或损坏造成的生产中断造成的潜在灾难性损失投保；然而，此类保险是有限的，可能不足以保护我们免受所有潜在后果、损害和损失。

我们的生产资产集中在阿巴拉契亚盆地的宾夕法尼亚州部分，这使得我们很容易受到在一个地理和政治地区运营的风险的影响。。随着我们在2020年第三季度剥离北路易斯安那州的资产，我们估计的已探明储量总额的基本上100%现在归因于我们位于阿巴拉契亚盆地的物业，这些物业都位于宾夕法尼亚州。由于这种高度集中，我们的部分产品特别容易受到地区供求因素的影响。此外，我们的产品还容易受到加工和运输方面的限制。例如，我们的NGL有很大一部分是通过某些管道在宾夕法尼亚州运输的，这些管道一直是并将继续成为州和地方审查和调查的主题，监管机构的建设和流动停顿、诉讼以及各种罚款和处罚。我们还更严重地暴露在宾夕法尼亚州广泛和不断变化的监管环境中，这可能会导致额外的成本，延误或中断我们油井的建设、开发和生产。另见下文天然气工业受到广泛的监管。。此外，宾夕法尼亚州的地方政府被授权通过和执行法令，并对我们的井场、水箱垫和其他相关设施的选址施加一定的限制。在开始建设我们的设施之前，可能需要得到一个或多个地方政府机构的批准，其中一些是在公开听证会之后批准的，这可能会导致延误、增加费用，在某些情况下，还会阻碍发展。此外，新的举措或法规可能包括限制我们进行某些操作的能力，例如水力压裂或处置我们的操作产生的物质，包括但不限于生产水、钻井液和其他与我们的操作相关的废物。目前有几个州已经选择完全禁止水力压裂，包括华盛顿州、纽约州、马里兰州、佛蒙特州和俄勒冈州(暂停水力压裂直到2025年)；如果宾夕法尼亚州或联邦政府禁止水力压裂，将阻碍我们马塞卢斯页岩储量的经济发展，给我们带来严重的财务后果。

我们在水力压裂作业中使用了大量的水。我们无法找到足够数量的水，或处置或回收我们运营中使用的水，这可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。水是我们钻井和水力压裂过程的重要组成部分。限制或限制我们获得足够水量的能力(包括干旱等自然原因造成的限制)可能会影响我们的运营。如果我们无法从当地来源获得用于我们行动的水，我们可能需要从新的来源获得水，并将水运输到钻探地点，从而导致成本增加。我们必须处理或回收我们作业中使用的水。遵守有关提取、储存和使用地表水或地下水的环境和许可要求可能会增加成本，并导致我们的运营延误、中断或终止。

我们的业务依赖于其他公司拥有的天然气和石油运输以及ngl加工设施，并取决于我们与这些公司签订合同的能力。。我们销售天然气、NGL和石油生产的能力在一定程度上取决于第三方拥有的管道系统和加工设施的可用性、邻近程度和能力，以及我们与这些第三方签订合同的能力。这些系统和设施的可用容量不足可能导致生产井关闭或物业开发计划延迟或中断。另请参阅上文我们的生产地集中在阿巴拉契亚盆地的宾夕法尼亚州部分，这使得我们很容易受到与在一个地理和政治区域运营相关的风险的影响。虽然我们对产品的运输有一定的合同控制权，但这些业务关系的重大变化，包括合同对手方的财务状况，可能会对我们的运营产生实质性影响。在某些情况下，我们没有在第三方设施上购买确定的运输，因此，我们的生产运输可能会被那些有确定安排的人中断。在其他情况下，我们已经达成了确定的运输安排，无论实际吞吐量如何，我们都有义务为最低运量支付费用。如果由于开发活动减少或延迟而导致产量下降，考虑到当前的大宗商品价格环境、生产相关困难或其他因素，我们可能无法利用现有确定运输合同下我们的所有权利，导致我们有义务支付费用而不从销售中获得收入，该等费用可能是重大的，并可能对我们的运营产生重大不利影响。我们还与第三方签订了长期协议，提供天然气收集和加工服务。在某些情况下，收集系统和输送管道的能力可能不足以容纳现有油井和新油井的产量。联邦和州政府对天然气和石油生产和运输的监管、税收和能源政策、供需变化、管道压力、管道的损坏或破坏以及总体经济状况可能会对我们生产、收集和运输天然气、NGL和石油的能力产生不利影响。如果这些第三方管道或其他设施中的任何一个部分或全部无法运输或加工我们的产品, 或者，如果天然气管道或设施的天然气质量规格发生变化，从而限制我们在这些管道或设施上输送天然气的能力，我们的收入可能会受到不利影响。

由于维护、机械故障、事故、天气和/或其他原因导致的第三方设施中断可能会对我们营销和交付产品的能力造成负面影响。特别是，我们位于宾夕法尼亚州西南部核心作业区的某些第三方天然气加工设施的中断可能会对我们在该地区营销和交付天然气生产的能力产生重大影响，特别是如果这种中断持续的时间超过短期，可能导致我们必须大幅减产。我们无法控制何时或是否恢复这些设施，而且通常也无法控制将收取的价格。由于缺乏现金流，全面停产将对我们造成重大影响，如果很大一部分产量以低于市场价的价格进行对冲，我们在该等财务对冲下对交易对手的义务将不得不通过借款支付，从而进一步影响我们的财务状况。

天然气工业受到广泛的监管。。天然气、NGL、凝析油和其他碳氢化合物，以及我们生产这些产品的业务，都受到联邦、州和地方各级广泛的法律、法规和法令的约束。此外，当局亦不断检讨影响该行业的新法例、拟议规则制定和条例修订，以期对我们的产品和业务作出更广泛的规定和规则。遵守众多政府部门和机构的新法律和不断扩大的法律往往会增加我们的经营成本，延误我们的运营，降低我们的盈利能力。某些潜在的立法，如禁止水力压裂，甚至可能使我们无法经济地开发我们的储量。

影响我们业务的法律和法规事项包括但不限于：可能向环境排放的物质和材料的数量和类型，包括温室气体；对意外释放的受管制物质或材料向环境作出反应；钻井和完井过程中用水的来源和处置；钻探、完井和生产作业的许可证、性能规则和报告义务；受威胁或濒危物种和水道保护工作；以及与气候相关的举措。

环境法规和污染责任可能使我们面临巨大的成本和处罚。。我们可能会因遵守现有或未来的环境法律、法规和执法政策或倡议而招致重大成本和责任。其中一些环境法律和法规可能会施加严格的、连带的责任，而不管我们是否有过错或知情，这可能会使我们对在事件发生时合法的行为、或由先前的所有者或经营者造成的条件或与我们将材料回收或处置的第三方场地有关的行为承担责任。宾夕法尼亚州的法律还规定，无论过错或意图如何，某些物质的释放都要承担刑事责任。不遵守这些法律法规可能会导致我们的项目或其他业务的批准或执行出现延误、取消或限制，并使我们受到行政、民事和/或刑事处罚、纠正措施以及禁止我们部分或全部业务的命令。我们的运营可能会受到新的和修订的法律法规以及对现有法律法规的重新解释或政府加强与环境法相关的执法的影响。例如，经过适当处理的钻井液和采出水目前不受RCRA规定的危险废物的监管，而是受RCRA的非危险废物条款监管。环保局未来可能会提议制定规则，将此类废物指定为危险废物，而不是非危险废物，并可能在州一级做出类似的指定。如果这种情况发生在联邦和/或州一级，可能会导致获得和维持遵守规定的巨大成本。

我们还可能承担与我们的运营和废物处理实践相关的碳氢化合物、空气排放和废水或其他液体排放的责任和费用。根据环境法律和法规，我们、我们的承包商或我们的运营导致的危险或受管制物质的泄漏或其他未经授权的泄漏或其他未经授权的释放可能使我们面临重大损失、支出和民事和刑事责任，我们目前和过去都参与了此类调查、补救和监测活动。例如，2020年，宾夕法尼亚州总检察长对我们提出了轻罪刑事指控，原因是我们在环保部的指示下报告并补救了某些释放和泄漏事件。虽然我们已经解决了这些指控，宾夕法尼亚州总检察长已经公开宣布了额外的调查和指控，这些调查和指控通常与我们在宾夕法尼亚州的行业有关。此外，邻近的土地所有者和其他第三方可能对我们提出索赔或提起诉讼，指控我们因向环境中释放物质而造成人身伤害和/或财产损失，无论是否有证据表明我们的运营造成了影响，所有这些都可能导致重大的诉讼或和解费用以及声誉损害。

有关濒危物种和航道保护的法律法规可能会延误或限制我们的运营，并导致我们招致巨额成本。。各种联邦和州法规禁止对濒危或受威胁物种及其栖息地产生不利影响的行动或行动。这些法规包括1973年的联邦濒危物种法案(“欧空局”)，候鸟条约法案，CWA，CERCLA和类似的州计划。美国鱼类和野生动植物管理局(“FWS”)可能会指定其认为对受威胁或濒危物种的生存是必要的关键栖息地和合适的栖息地。一个关键的栖息地或合适的栖息地指定可能会导致对土地使用的实质性限制，并延误、限制甚至阻止我们的行动。拜登政府已经采取行动，扩大欧空局的执法范围，包括扩大“关键栖息地”的定义。虽然目前FWS所列的濒危或濒危物种均未对我们的业务产生重大影响，但在我们开展业务的地区或扩大指定为“关键栖息地”的地区，未来将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种，可能会导致我们因物种保护措施而产生的成本增加，和/或限制或阻止我们的运营能力，这可能会对我们开发和生产保护区的能力产生不利影响。

此外，根据CWA的范围及其对美国水域的保护，湿地或其他环境敏感区的存在可能会影响作业。美国环保署于2020年6月22日对“美国水域”的定义进行了修订，缩小了“美国水域”的范围，但作为对2021年1月拜登总统一项行政命令的回应，环保局于2021年11月18日颁布了一项新的拟议规则，旨在重申2015年前对“美国水域”的更广泛定义。这项拟议的规则将在2022年2月7日之前接受公众意见，如果实施，可能会导致EPA或州机构扩大CWA，以更广泛的视角看待各自的执法角色。此外，环保局未来可能会改变其规则。如果法律挑战或任何进一步的规则制定

如果扩大CWA的管辖范围，我们可能会招致更多的成本和限制，和/或许可或项目的延误或取消，这可能会导致重大的成本和负债或财务损失。

与气候有关的法规和倡议可能使我们面临巨大的成本和运营限制。。关于我们的气候变化的程度、气候变化的潜在原因及其潜在影响，公众正在进行一场辩论。作为这场辩论的一部分，人们还普遍认为，包括二氧化碳和甲烷在内的温室气体水平的增加已经并将继续促进气候变化，气候变化已经导致与化石燃料的生产和温室气体排放相关的许多监管、政治、诉讼和金融风险。

联邦和州政府不时考虑立法和法规来减少温室气体排放，包括但不限于实施天然气行业的温室气体监测和报告，其中包括我们的某些业务。美国环保署试图根据“清洁空气法”和“新污染源性能标准”(“NSPS”)实现这些减排目标，这些标准针对的是挥发性有机化合物(“VOC”)，包括石油和天然气来源排放的甲烷。2021年，EPA提出了新的NSPS，以减少现有石油和天然气来源的甲烷排放，目前正在征求公众意见，最终规则将于2022年出台。虽然无法预测最终规则的程度，但遵守扩大监测要求和更严格的排放限制等拟议条款可能会产生额外成本。在宾夕法尼亚州，监管机构已经对直接影响我们运营的油井现场运营、压缩机、加工厂和其他下游设施实施了运营许可和排放限制。环保部继续推行新的附加法规，以限制石油和天然气行业现有来源的挥发性有机化合物。还出现了一些州和地区的努力，试图通过总量管制和交易计划来追踪和减少温室气体排放，在这些计划中，排放者将被要求获得并交出排放限额，以换取温室气体的排放。2020年9月，PEQB批准了一项决议草案，以加入区域温室气体倡议(RGGI)，该倡议是康涅狄格州、特拉华州、缅因州、马里兰州、马萨诸塞州、新罕布夏州、新泽西州、纽约州、罗德岛州和佛蒙特州之间的合作努力，旨在限制和减少电力部门的CO2化石燃料发电厂的排放。然而，为了回应PEQB加入RGGI的决议，宾夕法尼亚州大会于2021年12月15日通过了一项决议，表达了对该州加入RGGI的努力的反对，称RGGI将推高能源成本，导致数千人失业。2022年1月10日，沃尔夫州长否决了这项反对决议，因此宾夕法尼亚州预计将在2022年第二季度加入RGGI。除了RGGI，环保部还在评估其他法规，以实现减排。我们已经启动了自己的内部目标，以减少我们业务中的温室气体排放，例如，设定到2025年实现范围1和范围2温室气体净排放量为零的目标；然而，有多种因素可能会阻碍我们实现这一目标，包括但不限于运营故障、设备和服务的可用性、工程成果、资金限制以及碳抵消计划的可用性和成功。

联邦、州和地区应对全球气候变化的行动的结果可能会导致各种新的法律和法规来控制或限制排放，包括阻止或限制温室气体排放的税收或其他收费。这也可能取决于政治结果，因为除了拜登总统外，还有一些候选人寻求竞选各州和联邦政府的职位，他们承诺限制温室气体排放，禁止水力压裂油井和天然气井，并禁止在联邦土地上新的石油和天然气生产租约。我们的发展严重依赖水力压裂的使用，如果不使用这种技术(我们认为这种技术已经安全地进行了几十年)，我们就不能在经济上开发我们的任何储量，禁止这种技术将给我们带来实质性的经济损害。

与气候变化担忧相关的诉讼风险也在增加，因为一些城市和地方政府已经在州和联邦法院对化石燃料生产商提起诉讼，声称对公众造成的危害提出索赔，并要求就气候变化对道路和基础设施的影响寻求赔偿。这类诉讼还声称，化石燃料生产商已经意识到气候变化的不利影响，并通过未能充分披露这些影响来欺骗投资者。

包括天然气生产商在内的化石燃料能源公司的财务风险也在上升，因为担心化石燃料对气候变化潜在影响的股东和债券持有人可能会选择将部分或全部投资从以化石燃料为基础的能源转移出去。向化石燃料能源公司提供融资的机构贷款机构也一直受到维权人士的压力，并成为游说的对象，要求它们不要为化石燃料生产提供资金。此外，2021年11月，美联储发表了一份声明，支持绿化金融系统网络(美联储是该网络的成员)的努力，以确定关键问题和潜在的解决方案，以应对与央行和监管机构最相关的气候相关挑战。其中一些机构贷款人可能会选择不向我们提供资金，这可能会导致钻探计划或开发或生产活动的限制、延迟或取消，或损害我们的经济运营能力。

某些向投资者和股东提供公司治理和其他公司风险信息的组织已经根据ESG或可持续性指标制定了评分和评级，以评估公司和投资基金。目前，这类评分或评级没有统一的标准，但可持续发展评估的重要性正越来越广泛地被投资者和股东接受。国内外的一些倡导团体一直在倡导政府和私人采取行动，促进上市公司在ESG问题上的变革，包括通过投资顾问、公共养老基金、大学和投资界其他成员的投资和投票做法。结果,

许多投资基金在投资时关注积极的ESG商业实践和可持续性得分。不适应或遵守投资者或股东的ESG期望和标准的公司，或者被认为没有对日益关注的ESG问题做出适当反应的公司，无论是否有法律要求这样做，都可能遭受声誉损害，此类公司的财务状况、经营业绩或现金流可能受到实质性和不利的影响。

此外，我们可能会不时创建和发布有关ESG事项的自愿披露，这些自愿披露中的许多陈述都基于假设预期和假设，这些假设和假设可能代表或不代表当前或实际风险或事件，或预期风险或事件的预测，包括相关成本。这些期望和假设必然是不确定的，可能容易出错或容易被曲解，因为涉及的时间表很长，而且缺乏确定、衡量和报告许多ESG事项的既定单一方法。

目前，我们无法预测由于气候问题对我们未来的综合财务状况、经营业绩或现金流的潜在影响，这些法律、法规、地区或国际倡议或契约、诉讼、ESG评级或融资限制；但是，这些影响可能是实质性的，并对我们的业务产生实质性的负面影响。

有关我们的储备和未来净现金流的信息是估计的，并不一定与我们的结果相符。。在估计已探明的天然气和石油储量及其价值时，存在许多固有的不确定性，包括许多我们无法控制的因素。对已探明储量的估计取决于与当前和未来经济状况、大宗商品价格以及我们油井的预计生产率有关的许多假设。如果我们经历了大宗商品价格持续下跌的时期，我们已探明储量的一部分可能被视为不经济的，不再被归类为已探明储量。虽然我们利用稳健的流程和程序来评估和估计我们的储量，但它们都是估计的，而开发我们的估计储量的实际产量、收入和成本将与估计不同，这些差异可能是实质性的和/或负的。

储量估算是一个主观的过程，涉及估算从地下无法直接测量的天然气和石油储量中回收的量。因此，不同的石油工程师，每个人都使用业界公认的地质和工程实践以及科学方法，可能会根据相同的可用数据计算不同的储量估计和未来净现金流。由于工程原理在天然气、NGL和石油储量估算中的主观应用，下列各项可能与估算的数量或其他因素有很大不同：

本报告所载来自我们已探明储备的贴现未来现金流量净额，与我们物业应占储备的市值并不相同。根据美国公认会计原则(“美国公认会计原则”)的要求，我们已探明储量的估计贴现未来净收入是基于12个月平均价格(每月第一天)，而成本估计是基于当前的年终经济状况。未来的实际价格和成本可能会大幅上升或下降。此外，根据美国公认会计原则(GAAP)计算贴现未来净现金流所需使用的10%贴现率不一定是最合适的贴现率，这是基于资本成本以及与我们的业务和整个石油和天然气行业相关的风险而定的，资本成本有时会有所不同。

我们可能会面临与反对油气勘探和开发活动的长期趋势有关的各种风险。。随着时间的推移，反对石油和天然气钻探和开发活动的声音一直在增长。石油和天然气行业的公司经常成为个人和非政府组织推迟或阻止石油和天然气开发的活动人士的目标，他们利用安全、环境合规和商业惯例来支持他们对石油和天然气钻探的反对。反发展活动人士正在努力减少获得联邦和州政府土地的机会，推迟或取消某些项目，如石油和天然气钻探的开发，以及运输和加工石油和天然气生产所需的管道基础设施。例如，环保活动人士继续主张在美国加强对页岩钻探和水力压裂的监管或禁令，即使是在宾夕法尼亚州这样的司法管辖区，这些司法管辖区对页岩钻探和水力压裂的监管也是最严格的之一。这种激进的努力可能会导致以下结果：

我们可能需要承担与响应这些倡议相关的巨额成本，这些行动可能会对我们的财务业绩产生实质性的不利影响。遵守任何由此产生的重大或阻碍我们活动的额外法律或法规要求，可能会对我们的业务、财务状况、现金流和运营结果产生实质性的不利影响。

保护措施和技术进步可能会减少对石油和天然气的需求。。节油措施、替代燃料要求、政府对可再生能源的要求、消费者对石油和天然气替代品的需求增加、燃油经济性方面的技术进步以及能源生产或储存设备(如电池技术)可能会减少对石油和天然气的需求。石油和天然气服务和产品需求变化的影响可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生实质性的不利影响。

目前与天然气和石油勘探和开发有关的某些联邦所得税减免可能会被取消或推迟，并可能对天然气开采征收额外的联邦或州税收或费用。此前曾有人提出立法，如果通过成为法律，将对美国联邦所得税法进行重大修改，包括取消目前石油和天然气勘探和生产公司享有的某些美国联邦所得税优惠。这些变化包括但不限于：(I)取消石油和天然气资产的百分比损耗拨备；(Ii)取消当前无形钻探和开发成本的扣除额；(Iii)延长某些地质和地球物理支出的摊销期限。然而，目前还不清楚是否会制定任何此类变化，如果通过，这些变化将在多长时间内生效。此外，可以立法对石油和天然气开采征收新的费用或增加税收，这可能会导致运营成本增加和/或消费者对我们产品的需求减少。任何此类立法的通过或美国联邦所得税法的任何其他类似变化可能会增加成本，或者取消或推迟目前可用于天然气和石油勘探和开发的某些税收减免，任何此类变化都可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。截至2021年12月31日，我们与上年资本化无形钻探成本相关的税基为3.583亿美元，这些成本将在未来五年摊销。

2012年，宾夕法尼亚州通过立法，设立了一项名为天然气影响费的税收，适用于我们所有种植面积所在的宾夕法尼亚州的生产。这项立法对天然气和石油运营商在15年内钻探的每口井征收年费。就像遣散税一样，这项费用是由宾夕法尼亚州公用事业委员会(Pennsylvania Public Utility Commission)设定的浮动比例，基于两个因素：消费者物价指数(CPI)的变化和纽约商品交易所(NYMEX)每月最后一天的天然气平均价格。影响费用增加了我们在马塞卢斯页岩业务的财务负担。不能保证影响费将保持目前的结构，也不能保证不会征收额外的税。宾夕法尼亚州州长和多名宾夕法尼亚州议员不时建议立法征收遣散费，以取代或补充已有的影响费。目前尚不能估计任何额外税负的结构和最终影响，但可能是实质性的。

我们在使用净营业亏损、税收抵免和扣除业务利息支出方面可能会受到限制。如本10-K表格所附财务报表所示，我们有大量净营业亏损(“NOL”)。这些NOL的使用和业务利息费用的扣除取决于许多因素，包括公司未来的应纳税所得额。我们利用递延税项资产的能力取决于我们通过经营或出售资产所能产生的未来税前收入。正如其他地方讨论的那样，未来的资产出售可能会完成，也可能不会完成，根据大宗商品价格的不同，我们可能不会产生应税收入。如果管理层得出结论认为递延税项资产的部分或全部收益更有可能无法实现，将在得出这一结论的期间确认估值拨备。此外，在控制发生变化的情况下，这些NOL的使用可能存在限制。在任何一种情况下，估值津贴的影响都将对我们的财务报表产生负面影响。

对我们提出的法律诉讼可能会导致重大的法律责任，并对我们的财务状况造成重大和不利的影响。。像许多石油和天然气公司一样，我们卷入了各种法律程序，包括威胁索赔，如所有权、特许权使用费和合同纠纷。解决法律诉讼(断言或非断言)的费用或履行在该等诉讼中对我们不利的任何判决的费用可能导致重大负债或利益损失，这可能对我们的现金流、经营业绩和财务状况产生重大不利影响。确定与法律诉讼有关的应计项目或损失范围的判决和估计可能会在不同的时期发生变化，这种变化可能是实质性的。目前的应计项目可能不足以满足任何这样的判断。法律诉讼也可能导致对Range的负面宣传。此外，法律程序分散了管理层和其他人员对其主要责任的注意力。目前，根据管理层掌握的信息，似乎没有可能导致重大财务影响的未决索赔或诉讼。然而，管理层对未决索赔和诉讼的评估可能不准确，随后发生的事件可能会导致此类索赔或诉讼产生重大责任。

我们的成功取决于我们管理层的关键成员，以及我们吸引和留住经验丰富的技术人员和其他专业人员的能力。。我们的高级管理团队和其他任何官员都不受雇佣协议的约束，因此，如果他们是雇佣协议的当事人，那么留住他们作为雇员就不那么确定了。其中一个或多个人的意外流失，特别是关于我们的首席执行官、首席财务官和首席运营官，可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。此外，如果关键技术专业人员离职，在我们的核心运营领域拥有丰富经验的关键技术专业人员的流失可能难以弥补，而这些员工的流失可能会对钻井、完井和运营油井的成本产生不利影响。

如果增发普通股，普通股股东将被稀释。。为了协调利益和鼓励所有权，我们向员工和董事发行限制性股票和绩效股，作为他们薪酬的一部分。此外，我们可能会发行额外的普通股、额外的次级票据或其他可转换为普通股的证券或债务，以延长到期日或为资本支出(包括收购)提供资金。增发普通股会稀释现有股东的利益。扭转稀释影响的一种方法是收购我们的股票。然而，我们用现金回购证券的能力受到我们的银行信贷安排和某些债券契约的限制。

股息限制。根据我们的银行信贷安排，对股息和其他限制性付款(定义见我们的银行信贷安排)的支付限额。在某些情况下，这些限制可能会限制或阻止股息的支付。2020年1月，我们宣布董事会暂停我们普通股的分红。我们预计我们的季度现金股息将在2022年下半年恢复。

我们的股票价格可能会波动，股东可能无法以或高于他们支付的价格转售我们普通股的股票。。我们普通股的价格波动很大，这可能会给投资者带来损失。我们普通股的市场价格一直不稳定。从2019年1月1日到2021年12月31日，纽约证券交易所公布的我们普通股的价格从每股1.64美元的低点到每股26.48美元的高点不等。从2022年1月1日到2022年2月18日，我们的普通股从每股16.71美元的低点到每股22.50美元的高点不等。我们预计，由于各种因素，包括我们无法控制的因素，我们的股价将继续受到波动的影响。这些因素包括：

我们可能在未来某个时候达不到股东或证券分析师的期望，我们的股价可能会因此下跌。

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。作为天然气和石油生产国，我们面临着各种安全威胁，包括：

计算机和电信系统是我们业务不可分割的一部分，用于支持我们的勘探、开发和生产活动，以及我们的主要会计和财务报告功能。我们使用这些系统来分析和存储财务和运营数据，并与内部和外部业务对手方进行通信。网络攻击可能会危及我们的计算机和电信系统，并导致我们的业务运作中断或我们的数据和专有信息丢失。此外，计算机控制着全球的石油和天然气生产、加工设备和分配系统，是将我们的产品推向市场所必需的。针对这些操作系统或它们所依赖的网络和基础设施的网络攻击可能会损坏关键的生产、分销和/或存储资产，延迟或阻止向市场交付，导致意外排放和/或使生产和结算交易难以或不可能准确核算。对供应商或服务提供商的网络攻击可能导致供应链中断，这可能会推迟或停止开发项目。如果我们的会计或人力资源系统受到网络攻击，如果个人信息被获取，我们可能会承担责任。

安全威胁使我们的运营面临更大的风险，这可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。特别是，我们实施各种程序和控制措施来监控和缓解安全威胁，并加强我们人员、信息、设施和基础设施的安全，可能会导致资本和运营成本增加。此外，不能保证这些程序和控制措施足以防止安全漏洞的发生。如果这些安全漏洞中的任何一项发生，可能会对我们的员工造成伤害或敏感信息的丢失，对我们的运营至关重要的关键基础设施或能力的损失，并可能对我们的声誉、财务状况以及运营或现金流的结果产生重大不利影响。尤其是网络攻击正变得更加复杂，包括但不限于恶意软件、网络钓鱼、勒索软件、试图未经授权访问数据，以及可能导致关键系统中断、未经授权发布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。这些事件可能损害我们的声誉，并导致未经授权支付资金、补救行动、业务损失和/或潜在责任造成的财务损失。此外，持续和不断变化的网络安全攻击威胁导致法律和合规问题不断演变，包括监管对预防的关注增加，这可能需要我们花费大量额外资源来满足这些要求。虽然我们使用广泛的流程和程序来应对网络安全风险，到目前为止还没有遭受任何与此类攻击有关的重大损失，但不能保证我们未来不会遭受此类损失。

恐怖袭击和恐怖袭击的威胁，无论是国内还是国外的袭击，以及为应对这些行为而采取的军事或其他行动，都可能导致全球金融和能源市场的不稳定。中东持续的敌对行动以及美国或其他国家发生或威胁的恐怖袭击可能会以不可预测的方式对全球经济产生不利影响，包括能源供应和市场中断、大宗商品价格波动加剧，或者我们所依赖的基础设施可能成为恐怖主义行为的直接目标或间接受害者，进而对我们的业务和业务结果产生实质性不利影响。

我们是在我们的正常业务过程中出现的许多未决或威胁的法律行动和索赔的标的或一方。虽然许多该等事项涉及固有的不确定性，但我们相信，最终因诉讼或索偿而产生的负债金额(如有)不会对我们的整体综合财务状况或我们的流动资金、资本资源或未来的年度经营业绩产生重大不利影响。我们将继续每季度评估我们的诉讼，并将适当地建立和调整任何诉讼储备，以反映我们对当时诉讼状况的评估。

2021年3月4日，宾夕法尼亚州西区在第2号案件：21-CV-301(Jacobowitz诉Range Resources Corporation等人)中提起了一起推定的集体诉讼。其中原告寻求代表在2016年4月29日至2021年2月10日期间购买或收购股票的一类范围股东。这起诉讼被移交给美国德克萨斯州北区地区法院(沃斯堡分部)。诉讼称，Range错误地将某些油井归类为非活动油井，而不是封堵了油井，而且这种所谓的错误分类影响了我们资产报废义务应计项目的确定。诉讼称，我们向环保部支付的29.4万美元协议罚款的披露，与环保部对我们的一小部分油井申请不活动状态的调查有关，环保部在2021年2月10日的市场时间披露了这一点，这是原告发现所谓失实陈述的基础。我们坚持认为，诉讼中的事实指控和索赔是没有根据的；没有任何失实陈述，我们的资产报废义务是经过适当计算的。我们还认为，市场完全吸收了环保部在2021年2月10日披露的信息，当天的股价没有下跌。鉴于我们认为诉讼毫无根据，我们正在积极为诉讼辩护，并已采取行动要求驳回诉讼。此外，2022年1月20日，一起名为刘易斯·V·文图拉(Lewis V.Ventura)等人的派生诉讼。在德克萨斯州北区密封提交(案件编号4-22ct-051-0)，声称与前面描述的雅各布维茨事件类似的指控。我们对刘易斯事件和雅各布维茨事件的是非曲直保持相同的观点，如上所述，我们计划积极为此事辩护。

我们的子公司Range Resources-Appalachia，LLC接到环保部的通知，表示打算根据“清洁溪流法”和2012年“石油和天然气法”对莱康姆县的一口油井进行民事处罚，并命令我们进行一定的补救工作和监测，以防止甲烷和其他物质据称从气井逸出进入周围环境，包括进入土壤、地下水、溪流和其他周围水源。环保部最初于2015年5月11日向子公司发布了一项命令，明确了其要求。我们对命令提出上诉，上诉后来得到解决和中止，于是我们同意在一口水井进行某些有限的补救工作，并继续监测该地区的水源，环保署署长当时没有评估任何罚款。此后，在2020年1月13日，环保部就莱康明县的同一口油井发布了一项新的命令，其中提出了如上所述的类似指控和要求。尽管在调查过程中向环保署署长提交了大量数据和证据，表明这口井过去不是，目前也不是环境中甲烷的来源，也不是任何供水来源，但我们还是发出了这项新命令，而是说，在我们开始行动之前，环境中存在着甲烷。我们对2020年1月的命令提出上诉，并打算针对环保部的指控进行有力辩护；然而，此事的解决仍可能导致超过25万美元的经济制裁。

我们不时会收到来自政府和监管部门的违规通知，这些通知涉及我们所在地区涉嫌违反环境法规或根据这些法规颁布的规章制度的行为。虽然我们无法确切预测这些违反通知是否会导致罚款和/或处罚，但如果施加罚款和/或处罚，它们可能会单独或总计导致超过25万美元的罚款。

项目5.M的市场注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股权证券

我们的普通股在纽约证券交易所上市，代码是“RRC”。2021年期间，日均成交量约为510万股。

根据我们转让代理的记录，截至2022年2月18日，大约有902名我们普通股的持有者。

股息的支付以董事会正式宣布为准。董事会宣布2019年四个季度的季度股息为每股普通股0.02美元，然后在2020年1月暂停派息。我们预计我们的季度现金股息将在2022年下半年恢复。未来宣布和支付的股息(如果有的话)的金额由我们的董事会全权决定，并将取决于我们的收益、财务状况、资本要求、负债水平和董事会认为相关的其他因素。更多信息见项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。

本项目所需信息参考2022年委托书并入本文，委托书将于2021年12月31日后不迟于120日向美国证券交易委员会备案。

以下图表是根据美国证券交易委员会的高管薪酬披露规则绘制的。这一历史性的股价表现并不一定预示着未来的股票表现。该图表比较了截至2021年12月31日的五年中，Range普通股、标准普尔石油和天然气勘探与生产指数、标准普尔中型股400指数、标准普尔小型股600指数、道琼斯美国勘探与生产指数和ISE Revere天然气指数累计总回报的变化。与前一年相比，我们在股东回报图表中增加了一个指数，以更好地与我们的市值保持一致，并将其纳入被广泛认可和使用的指数中。该图表假设2016年12月31日有100美元投资于公司普通股和每个指数，股息进行了再投资。

*本节中包含的业绩图表和信息不是“征集材料”，没有向美国证券交易委员会“提供”，也不会通过引用的方式并入我们根据“证券法”或“交易法”提交的任何文件中，无论这些文件是在本文件日期之前或之后提交的，也不会考虑此类文件中包含的任何一般注册语言。

以下讨论旨在帮助您了解我们的业务和经营结果以及我们目前的财务状况，应与本表格10-K其他部分的财务报表和补充数据及其他财务信息项下的信息一起阅读。另请参阅前面几页“关于前瞻性陈述的披露”中提及的事项。

以下表格和讨论列出了截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度的主要运营和财务数据。关于截至2020年12月31日的年度与2019年12月31日业绩的类似讨论，请参阅项目7。在我们于2021年2月23日提交给美国证券交易委员会的截至2020年12月31日的年度报告10-K中的第二部分中，有一篇名为《管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析》。

我们是一家独立的天然气、天然气液体(“NGL”)原油和凝析油公司，从事勘探、开发和收购位于美国阿巴拉契亚地区的天然气和原油资产。我们在一个部门运营，拥有单一的全公司管理团队，将所有物业作为一个整体进行管理，而不是按独立的运营部门进行管理。我们把财务业绩作为单个企业来衡量，而不是按地区来衡量。

我们的总体业务目标是通过注重回报的天然气资产开发来创造股东价值。我们实现业务目标的战略是通过内部产生的钻井项目，偶尔加上对非核心资产(有时是核心资产)的互补性收购和剥离，从储量和生产中产生持续的现金流。目前，我们的投资组合集中在宾夕法尼亚州的优质天然气资产上。我们的收入、盈利能力和未来增长在很大程度上取决于天然气、NGL、原油和凝析油的现行价格，以及我们在经济上发现、开发、收购和生产天然气、NGL和石油储备的能力。

大宗商品价格一直在波动，预计仍将保持波动。我们相信，我们处于有利地位，能够在大宗商品价格低迷的环境下应对任何挑战，我们可以通过以下方式忍受当前和未来大宗商品价格的持续波动：

天然气、天然气、原油和凝析油的价格波动很大，并影响到：

我们根据美国公认会计原则(GAAP)编制财务报表，这要求我们做出影响我们报告的运营结果以及报告的资产、负债和已探明天然气、NGL和石油储量的金额的估计和假设。我们使用成功的努力方法来核算我们的天然气、NGL和石油活动。我们的公司总部设在德克萨斯州的沃斯堡。

大宗商品价格一直波动不定。与2020年相比，2021年天然气、石油和NGL的基准有所提高。因此，与2020年同期相比，我们的价格变现大幅增长。2021年，我们在运营、财务和战略方面取得了许多成功，因为我们继续专注于提高利润率和回报，提高运营效率和保持流动性。我们相信，在大宗商品价格周期中，我们已经为长期成功做好了准备。

截至2021年12月31日止年度，我们来自天然气、NGL和石油销售的收入增加，这是由于与2020年相比，实现净价格(包括我们支付的所有衍生品结算和第三方运输成本的平均价格)增加了86%，但产量下降了5%，部分抵消了这一增长。2021年的平均日产量为2.1 Bcfe，而2020年为2.2 Bcfe，反映了出售我们北路易斯安那州物业的影响。天然气平均价差低于纽约商品交易所，但较上年略有改善。与2020年同期相比，直接运营成本有所下降。

2021年期间，我们确认净收益为4.118亿美元，或每股稀释后普通股1.61美元，而2020年净亏损7.118亿美元，或每股稀释后普通股2.95美元。与2020年相比，截至2021年12月31日的一年的净收入有所改善，原因是实现价格大幅上升，已证实的财产减值费用下降，剥离合同义务支出下降，这与前一年出售我们北路易斯安那州资产有关，但被出售资产收益下降和递延补偿计划支出增加部分抵消。

我们在2021年从经营活动中产生了7.929亿美元的现金流，比2020年增加了5.243亿美元，这反映了更高的实现价格和更低的净运营成本，这在一定程度上被更高的比较营运资本流出(241.7美元)所抵消 2021年流出150万美元，而2020年流出5390万美元)，原因是大宗商品价格上涨。2021年底，我们有21亿美元的可承诺借款能力。

2021年，我们花费了2200万美元收购未经探明的土地，而2020年为2620万美元。我们继续有选择地租赁和续租土地，以巩固我们在宾夕法尼亚州马塞卢斯页岩项目中的土地地位。

我们出售资产的收益(亏损)主要归因于以下资产剥离(以千计)：

进入2022年，我们相信我们将取得可持续的长期成功。2022年，我们预计我们的资本预算将在4.6亿美元至4.8亿美元之间，用于天然气、NGL、原油和凝析油相关活动，不包括我们没有预算的已探明财产收购。按照我们的历史惯例，我们将定期审查全年的资本支出，并可能根据大宗商品价格、钻井成功等因素调整预算。我们预计我们2022年的资本预算将实现与2021年产量类似的产量。我们的2022年资本预算旨在专注于继续提高公司回报和产生自由现金流。在大宗商品价格下跌的情况下，我们可能会削减资本预算，目的是将资本支出限制在现金流或以下。我们收到的天然气、天然气和石油产量的价格很大程度上是基于当前的市场价格，这超出了我们的控制范围。通过签订大宗商品衍生品合约，我们对2022年部分天然气、NGL和石油产量的预测价格风险得到了部分缓解，我们打算继续签订这些类型的合约。我们认为，2022年期间大宗商品价格可能会继续波动。

我们生产的天然气、天然气和石油的价格对我们的收入和现金流产生了重大影响。与2020年同期相比，2021年天然气、NGL和石油基准有所增加，因此，我们经历了价格变现的大幅增长。随着我们继续关注欧佩克和其他大型产油国行动的影响，全球石油和天然气库存，以及与石油需求复苏相关的不确定性，未来的货币政策，以及旨在将化石燃料消费转向低碳能源的政府政策，我们预计我们生产的部分或全部大宗商品的价格将保持波动。纽约商品交易所(NYMEX)天然气期货显示出强劲的改善，原因是市场预期，由于资本纪律和核心库存枯竭，与过去相比，油盆地的伴生天然气相关活动和干气盆地活动将出现温和的增长。此外，全球能源危机进一步凸显了北美低成本、低排放的页岩气资源基础，支撑了美国LNG出口和国内工业气需求持续强劲的结构性需求增长。其他因素，如新冠肺炎大流行的持续时间，以及疫苗分发或抗击该病毒的其他医学进展的速度和有效性，可能会影响世界经济增长的复苏以及对石油、天然气和NGL的需求。

我们生产的各种天然气、天然气和石油的价格对我们的收入和现金流产生了重大影响。碳氢化合物等大宗商品的价格本质上是不稳定的。最近，与2021年12月相比，天然气价格有所上涨，由于最近天气较冷，天然气储存库存下降，2022年2月纽约商品交易所天然气的月平均结算价升至每立方英尺6.27美元。与2021年12月相比，原油价格也上涨至2022年1月的每桶82.98美元。下表列出了截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度天然气、石油和NGL综合价格的相关基准。

我们的价格变现(不包括我们衍生品的影响)可能会因为许多原因而与基准不同，包括质量、地点或以不同指数出售的产量。

由于已实现的商品价格和生产量的变化，我们的收入每年都不同。2021年，天然气、NGL和石油销售额比2020年增长了100%，产量下降了5%，实现价格上涨了110%(不包括我们衍生品的现金结算)。下表说明了过去两年天然气、NGL、原油和凝析油销售的主要组成部分(单位：千)：

通过钻探成功维持产量，因为我们将新油井投入生产，这部分被我们通过生产和资产出售导致的天然气和石油储量的自然下降所抵消。2021年，我们的产量下降了5%，反映了出售我们北路易斯安那州房产的影响。2020年，我们北路易斯安那州物业的产量为38.0Bcfe，这些物业的销售于2020年8月完成。我们过去两年的生产情况如下表所示：

我们在2021年收到的平均实现价格(包括所有衍生品和解和按Range支付的第三方运输成本)为每mcfe 1.92美元，而2020年为每mcfe 1.03美元。由于我们按照美国公认会计原则(GAAP)的要求在两个不同的基础上记录运输成本，我们认为计算的最终实现价格应该包括运输、收集、加工和压缩费用的影响。平均销售价格(不包括衍生结算)不包括任何衍生结算或第三方运输成本，这些成本在随附的综合经营报表的运输、收集和压缩费用中报告。平均销售价格(不包括衍生品结算)确实包括我们从买家那里获得净收益的运输成本。我们的平均实现价格(包括所有衍生品结算和按范围支付的第三方运输成本)计算包括衍生品的所有现金结算。我们的衍生产品结算包括在我们的已实现价格计算中，不包括与出售我们的北路易斯安那州物业相关的或有对价结算。最近两年的平均实现价格计算如下所示：

已实现价格包括基差和从我们的基差套期保值中实现的收益或损失的影响。由于交货地点、相对质量和其他因素的调整，我们收到的天然气价格可能高于或低于纽约商品交易所的价格。下表按mcf提供了此影响：

下表反映了我们的生产和平均已实现商品价格(不包括衍生品结算和按范围支付的第三方运输成本)(单位为千，价格除外)：

运输、收集、加工和压缩 2021年的支出为12亿美元，而2020年为11亿美元。由于NGL价格上涨的影响，这些第三方成本较高，这导致更高的加工成本和更高的燃料成本，这在一定程度上被2020年第三季度出售我们的北路易斯安那州资产和2020年宾夕法尼亚州释放的运输能力所抵消。我们已将这些成本计入平均实现价格的计算中(包括所有衍生产品结算和按Range支付的第三方运输费用)。下表汇总了过去两年的运输、收集、加工和压缩费用(以千为单位)，并按Mcf和每桶计算：

衍生公允价值(亏损)收益2021年亏损6.502亿美元，而2020年的收入为1.877亿美元。我们所有的衍生品都是按市值计价的会计方法。按市值计价的会计处理使我们的收入出现波动，因为衍生品的未实现损益包括在总收入中。随着大宗商品价格的上涨或下跌，这样的变化将对我们衍生品的按市值计价产生相反的影响。我们衍生品的收益通常表明未来的井口收入较低，而亏损则表明未来的井口收入较高。于2021年12月31日，我们的商品衍生合约按其公允价值入账，净衍生负债为1.695亿美元，较截至2020年12月31日录得的1,800万美元净衍生负债增加1.515亿美元。我们还签订了基差互换协议，以限制因NYMEX和收到的地区价格之间的差异变化而导致的波动。这些基差互换是按市值计价的，截至2021年12月31日，我们确认的净衍生品资产为1600万美元，而截至2020年12月31日的净衍生品资产为370万美元。截至2021年12月31日，我们拥有丙烷基差掉期，以限制蒙特贝尔维尤(Mont Belvieu)与国际丙烷指数之间的差异变化造成的波动性。截至2021年12月31日，丙烷指数被确认为净衍生品资产12.3万美元，而截至2020年12月31日的净衍生品资产为794000美元。关于我们的国际丙烷掉期，我们还有运费掉期合约，这些合约锁定了波罗的海交易所特定贸易路线的运费。截至2021年12月31日，这些合约被确认为净衍生品资产11.4万美元，而截至12月31日的净衍生品资产为110万美元。, 2020年。下表汇总了过去两年我们的大宗商品衍生品的影响(单位：千)：

经纪天然气、营销等2021年收入为3.654亿美元，而2020年为1.733亿美元。我们与第三方签订采购交易，并在不同时间分别与第三方进行销售交易，以利用可用的管道能力，并在发生运营混乱时履行销售承诺。2021年期间包括3.424亿美元与我们的生产无关的天然气销售收入(经纪)和690万美元的NGL销售收入(与我们的生产无关)。2020年期间包括1.601亿美元的天然气中间人销售收入和380万美元的与我们的生产无关的NGL销售收入。与2020年相比，这些收入有所增加，原因是代理量和销售价格都有所上升。截至2021年12月31日的12个月还包括作为产能释放协议的一部分收到的880万美元。

我们认为，我们的一些费用波动最好是以生产为单位，或按MCFE进行分析。以下是关于过去两年我们在每个mcfe基础上的某些费用的信息：

直接操作 2021年的支出为7530万美元，而2020年为9220万美元。直接运营费用包括运营和生产油井的正常经常性费用、非经常性修井和维修相关费用。在绝对基础上，我们2021年的直接运营费用比前一年下降了18%，这主要是由于2020年第三季度出售我们成本较高的北路易斯安那州资产和较低的修井成本的影响。我们在2021年产生了340万美元的修井成本，而2020年的修井成本为730万美元。

在每个mcfe的基础上，2021年的运营费用比2020年同期减少了0.01美元，或9%，这是由于修井成本降低所致。基于股票的薪酬支出是指作为外地员工薪酬的一部分摊销的股权赠款。下表汇总了过去两年每个MCFE的直接运营费用：

生产税和从价税是根据市场价格支付的，而不是套期保值价格。这一费用类别还包括宾夕法尼亚州的影响费用。2012年，宾夕法尼亚州颁布了一项针对非常规天然气和石油生产的“影响费”，其中包括马塞卢斯页岩(Marcellus Shale)。影响费用基于钻井年份，费用根据天然气价格变化，就像遣散税一样。截至2021年12月31日的年度包括2930万美元的影响费用，而截至2020年12月31日的年度为1770万美元，增加的主要原因是天然气价格上涨。2021年，由于2020年第三季度出售我们的北路易斯安那州资产，生产税和从价税(不包括影响费)不到5万美元，而2020年为700万美元。下表汇总了过去两年每个mcfe的生产税和从价税：

一般事务和行政事务 2021年的支出为1.698亿美元，而2020年为1.594亿美元。与2020年相比，2021年的增长主要是由于更高的法律费用和770万美元的法律和解，以及更高的基于股票的薪酬，部分被较低的工资和福利以及较低的技术成本所抵消。截至2021年12月31日，与2020年12月31日相比，一般和行政员工数量减少了2%。

在每个mcfe的基础上，2021年的一般和行政费用比2020年同期增加了10%，增加的原因是法律费用和法律和解费用增加，以及基于股票的薪酬增加，部分被较低的工资和福利所抵消。基于股票的薪酬支出是指作为我们员工和非员工董事薪酬的一部分，给予我们的员工和非员工董事的基于股票的薪酬奖励的摊销。下表汇总了过去两年每个MCFE的一般和行政费用：

利息支出 2021年为2.273亿美元，而2020年为1.927亿美元。下表列出了过去两年每个mcfe的利息支出信息：

在绝对基础上，2021年利息支出比2020年同期增加的主要原因是平均利率上升，部分抵消了未偿债务余额略有下降的影响。有关更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注7。2021年银行信贷安排的平均未偿债务为1.449亿美元，而2020年为6.567亿美元，2021年银行信贷安排的加权平均利率为2.1%，2020年为2.6%。

损耗、折旧和摊销2021年(DD&A)为3.46亿美元，而2020年为3.943亿美元。与2020年相比，2021年的下降是由于消耗率下降了2%，生产量下降了5%。

在每个mcfe的基础上，DD&A在2021年降至0.47美元，而2020年为0.48美元。消耗费用是DD&A的最大组成部分，2021年为每mcfe 0.46美元，而2020年为每mcfe 0.47美元。我们历来都会根据年终储备报告，以及年内其他情况显示储备或成本有重大变化的时候，调整每年第四季的损耗率。根据我们目前的产量估计，我们目前预计2022年的DD&A费率约为每Mcfe 0.46美元。在我们正在积极钻探的地区，我们第四季度调整后的2021年损耗率略低于2020年第四季度。与2020年相比，2021年每mcfe的DD&A减少是由于我们的物业的生产与较低的损耗率和资产出售的组合。下表汇总了过去两年每个MCFE的DD&A费用：

我们的总运营费用还包括通常与生产不同的其他费用。该等费用包括基于股票的补偿、经纪天然气和营销、勘探费用、未探明财产的放弃和减值、退出和终止成本、递延补偿计划、提前清偿债务的损失(收益)以及已探明财产和其他资产的减值。下表详细说明了过去两年分配给功能性费用类别的基于库存的报酬(以千为单位)：

经纪天然气与市场营销 2021年的支出为3.673亿美元，而2020年为1.883亿美元。我们与第三方签订采购交易，并在不同时间分别与第三方进行销售交易，以利用可用的管道能力，并在发生运营混乱时履行销售承诺。这些成本的增加反映了经纪人购买量的增加和购买价格的提高。下表详细说明了我们经纪的天然气、营销和其他净利润率，其中包括截至2021年12月31日的两年期间这些第三方交易的净影响(以千为单位)：

探索 2021年的支出为2360万美元，而2020年为3270万美元。与前一年相比，2021年的勘探费用较低，原因是延迟租金和其他成本较低，人员成本较低，地震费用较低。以股票为基础的薪酬是指作为我们勘探员工薪酬的一部分，股权赠与的摊销。下表详细说明了我们过去两年的勘探相关费用(以千为单位)：

未探明财产的遗弃和减值2021年为720万美元，而2020年为1930万美元。与2020年同期相比，由于宾夕法尼亚州估计的租赁到期时间减少，这些成本有所下降。个别微不足道的未探明物业的减值乃根据我们的平均持有期、预期罚没率及预期钻探成功，按合计基准评估及摊销。我们按季度评估个别重大未经证实物业的减值，并在情况显示减值的情况下确认亏损。在确定重大未探明物业是否受损时，我们会考虑许多因素，包括但不限于当前的勘探计划、正在评估的物业和/或邻近物业的有利或不利活动、我们的地质学家对该物业的评估以及该物业租赁期的剩余几个月。在某些情况下，我们未来开发种植面积的计划可能会加速我们的减损。

退出和终止成本2021年为2170万美元，而2020年为5.474亿美元。2020年8月，我们在一笔交易中完成了对我们北路易斯安那州业务的出售，其中包括保留某些相关的收集、运输和加工义务，延长至2030年。这些估计未来债务的现值总计4.798亿美元，记录在2020年第三季度。此外，我们同意向一家中游公司支付2850万美元，以减少与这项资产相关的最低数量承诺相关的财务义务。在2020年第二季度，我们还就宾夕法尼亚州某些运输管道的运力释放进行了谈判，我们记录了1040万美元的退出成本，这是我们剩余债务的贴现现量。在截至2021年12月31日的12个月中，我们记录了4870万美元与保留负债相关的增值费用，在2021年第二季度，我们记录了2820万美元的收益，以减少我们对这些保留负债的最初估计，原因是付款低于我们的预期，以及我们对买方的预测钻探计划发生了变化。下表详细说明了我们过去两年的退出和终止成本(以千为单位)：

延期补偿计划 2021年支出亏损6840万美元，而2020年亏损1250万美元。我们的股价从2020年12月31日的6.70美元上涨到2021年12月31日的17.83美元。这一非现金项目与我们在递延补偿计划中归属和持有的普通股相关负债的价值增加或减少有关。递延补偿负债通过计入递延补偿计划费用的费用或贷项调整为公允价值。普通股在授予合格参与者时被置于递延补偿计划中。

提前清偿债务的损失(收益)2021年亏损9.8万美元，而2020年盈利1410万美元。2020年，我们以现金方式购买了总计10亿美元的各种高级和高级次级票据的本金总额。债券持有人在十个营业日的要约期内投标，提早以现金投标，金额为2,040万元。我们记录了提前清偿债务的亏损2550万美元，扣除交易催缴保费成本和回购债务的剩余递延融资成本支出。同样在2020年，我们在公开市场购买了1.61亿美元的各种高级和高级次级票据本金。我们通过提前清偿债务获得了3960万美元的收益，扣除了交易成本和剩余递延融资成本的支出。

已证实的财产和其他财产的减损 2020年为7900万美元。2021年没有已证实的财产减值。只要事件或情况表明账面价值可能无法收回，我们就会评估我们的长期资产。公允价值一般采用收益法，基于对未来产量水平、价格、钻井和运营成本以及贴现率的内部估计。在某些情况下，我们也可以使用市场方法，基于预期销售收入减去销售成本或市场可比销售价格。2019年第四季度，由于管理层采用的业务战略发生转变，以及剥离这些资产的可能性，我们记录了与我们的北路易斯安那州资产相关的减值费用。2020年初，我们确认了与这些北路易斯安那州资产相关的7700万美元的额外减值费用，这降低了预期销售收益的账面价值，这是一种市场方法。有关更多细节，请参阅我们的合并财务报表附注10。

所得税(福利)费用 2021年的收益为970万美元，而2020年的收益为2560万美元。2021年所得税优惠的下降反映出与2020年相比，我们的所得税前营业收入增加了11亿美元，这被当前大宗商品价格环境导致的估值津贴变化所抵消。2021年的有效税率为2.4%，而2020年为3.5%。我们本年度的有效税率受到来自更高州司法管辖区的NGL销售的州分摊系数变化的影响。2021年和2020年的有效税率与法定税率不同，原因是国家所得税和其他离散税目，详情如下。在截至2021年12月31日的一年中，当期所得税支出与州所得税有关。下表汇总了我们过去两年的税务活动(以千为单位)：

我们通过分析我们的暂时性差异、亏损结转期和宾夕法尼亚州净营业亏损结转限制的逆转模式，来评估我们利用递延税项资产的能力。未来商品价格等不确定因素可能会影响我们的计算，并可能导致估值免税额的变化。

管理层对财务状况、现金流、资本资源和流动性的探讨与分析

下表列出了过去两年现金和现金等价物的来源和使用情况(以千计)：

经营活动的现金流主要受生产量和大宗商品价格的影响，扣除我们衍生品结算的影响。我们经营活动的现金流也受到营运资金变化的影响。我们历史上一直保持较低的现金和现金等价物余额，因为我们使用可用资金来减少银行债务。短期流动资金需求由我们银行信贷安排下的借款来满足。正因为如此，由于我们运营现金流的主要来源(已探明的储量将在下一年生产)不能报告为营运资本，我们的营运资本经常很低或为负。我们根据浮动市场合同在井口出售一部分产品。我们不时签订各种衍生品合约，以提供经济对冲，以对冲与预期未来天然气、NGL和石油生产相关的大宗商品价格风险。我们对冲的产量已经并将继续每年变化，这取决于我们对未来大宗商品价格的预期等。自2021年底以来，我们已经在2022年至2024年进行了额外的天然气和NGL对冲。根据我们的衍生品合同向交易对手支付的任何款项，最终都应由出售我们的产品所收到的价格提供资金。然而，生产收入往往滞后于向交易对手付款。任何临时现金需求都由银行信贷安排下的借款提供资金。截至2021年12月31日，我们已达成衍生品协议，涵盖2022年381.3 bcfe和2023年139.2 bcfe，不包括我们的基差互换。

2021年运营活动提供的净现金为7.929亿美元，而2020年为2.687亿美元。经营活动提供的现金增加是平均实现价格(包括所有衍生产品结算和第三方运输成本)增加86%的结果，部分被生产量下降5%所抵消。经营活动提供的净现金也受到营运资金变化或现金收入和支出时间的影响。2021年营运资本的变化(反映在我们的综合现金流量表中)为流出241.7美元。百万相比之下，2020年的流出资金为5390万美元。

资产的处置2020年包括2.461亿美元的收益，主要来自出售我们的北路易斯安那州资产。

天然气和石油性质的附加物是我们对现金和现金等价物最重要的使用。这些现金支出与我们的钻井和完井资本预算计划相关。下表显示了按地区划分的资本支出，并与我们过去两年综合现金流量表上显示的天然气和石油资产的增加进行了调整(以千为单位)：

优先票据的偿还2021年包括赎回我们所有2021年、2022年和2023年到期的优先次级票据以及2021年到期的优先票据。前一年包括公开市场购买2021年、2022年和2023年到期的各种高级和高级次级票据的本金总额1.61亿美元。此外，2020年还包括两笔交易，我们回购了2021年、2022年和2023年到期的各种高级和高级次级票据的本金总额为10亿美元，我们向那些在十个工作日要约期内提交票据的票据持有人提前支付了现金投标。

基于目前的大宗商品价格环境，我们相信我们有足够的流动性和资本资源来执行我们在可预见的未来的业务计划。我们继续管理钻探和完井承诺的持续时间和水平，以便在活动水平和资本支出方面保持灵活性。截至2021年12月31日，我们手头有2.144亿美元的现金。

我们目前预计我们的2022年资本计划将由运营现金流提供资金。在截至2021年12月31日的一年中，我们从运营活动中产生了7.929亿美元的现金流。截至2021年12月31日，我们的银行信贷安排下剩余的可用借款能力为21亿美元，我们手头有2.144亿美元的现金。我们的借款基数可以根据商品价格的变化、已探明财产的收购或剥离或融资活动而进行调整。我们可以动用我们的银行信贷来满足短期现金需求。2022年1月初，我们发行了本金总额为5.00亿美元的2030年到期的4.75%优先债券，所得资金连同手头现金将用于全额赎回2026年2月到期的9.25%优先债券。

尽管我们预计现有信贷安排下的现金流和能力足以为我们预期的2022年资本计划提供资金，但我们也可以选择通过新的债券或股票发行或其他融资来源筹集资金。我们信用评级的任何下调都可能使我们更难或更昂贵地借入额外资金。我们所有的流动性来源都会受到更广泛的经济总体状况、全球大流行、不可抗力事件和大宗商品价格波动、运营成本和产量的影响，所有这些都会影响我们和我们的行业。我们对以下产品的市场价格没有控制权

虽然我们可以通过使用衍生品合约作为大宗商品价格风险管理的一部分来影响已实现收入的金额，但我们可能会对天然气、NGL或石油产生影响。

我们的银行信贷安排几乎以我们所有的资产为抵押，到期日为2023年4月13日。截至2021年12月31日，我们的银行信贷安排下没有未偿还的借款，我们的借款基数为30亿美元，贷款人承诺总额为24亿美元。截至2021年12月31日，我们还有3.38亿美元的未开立信用证。

借款基数会定期、每半年重新确定一次，这取决于许多因素，但主要是贷款人对未来现金流的评估。下一次预定的借款基数重新确定是在2022年春季。我们预计将在当前到期日之前延长我们的银行信贷安排的到期日，并计划适当调整该安排的规模，以便为我们提供足够的流动性。该贷款的条款预计将反映市场，但目前规模和条款还不确定。目前，我们必须遵守某些金融和非金融契约，包括限制股息支付、债务发生，以及要求我们保持一定的财务比率(如我们的银行信贷协议中所定义的)。截至2021年12月31日，我们遵守了所有这些公约。

截至2021年12月31日的一年，我们的每日加权平均银行信贷安排债务余额为1.449亿美元，而截至2020年12月31日的一年为6.567亿美元。银行信贷安排下的借款可以是备用基本利率(“ABR”，定义见银行信贷安排协议)加0.75%至1.75%的利差，或LIBOR利率(定义见银行信贷安排协议)加1.75%至2.75%的利差。适用的利差取决于相对于借款基数的借款。我们可以随时选择将全部或部分LIBOR贷款转换为基本利率贷款，或将所有或任何基本利率贷款转换为LIBOR贷款。

我们使用现金开发、勘探和收购天然气和石油资产，并支付收集、运输和加工成本、运营、一般和行政成本、税收和债务义务(包括利息)。开发、勘探和收购天然气和石油资产的支出是我们资本资源的主要用途。2021年，我们在合并现金流量表中报告的资本支出为4.187亿美元。我们未来的资本支出数额将取决于许多因素，包括我们来自运营、投资和融资活动的现金流，以及我们执行发展计划的能力。此外，商品价格对投资机会、资金可获得性以及我们发展活动的时机和结果的影响，可能会导致未来发展的资金需求发生变化。我们定期审查我们的预算，以评估当前和预计现金流、债务需求和其他因素的变化。

我们可能会不时回购或赎回全部或部分未偿还债务证券，以换取现金，或通过交换其他证券，或两者兼而有之。这类回购或赎回可能会在公开市场交易中进行，并会视乎当时的市场情况、我们的流动资金要求、合约限制及其他因素而定。涉及的金额可能很大。作为我们2022年战略的一部分，我们将继续专注于改善我们的债务指标。

我们预计我们的季度现金股息将在2022年下半年恢复。有关记录和支付日期的细节将在我们董事会宣布股息的时候公布。2022年初，董事会批准增加我们的股票回购计划，根据该计划，我们现在被授权额外回购5.0亿美元的流通股普通股。

我们向美国证券交易委员会提交了一份通用货架登记声明，根据该声明，我们作为美国证券交易委员会规则中的“知名经验丰富的发行者”，有能力出售数额不定的各类债务和股权证券。

为了维持和增长产量和现金流，我们必须继续开发现有的已探明储量，并找到或获得新的天然气、天然气和石油储量。以下是对探明储量、新增和修订储量以及探明储量未来净现金流的讨论。

我们2021年底的探明储量为17.8Tcfe，而2020年底为17.2Tcfe。截至2021年底，天然气约占我们已探明储量的64%。

增加和修订储备。2021年期间，我们从宾夕法尼亚州的钻探活动和探明地区评估中增加了1.6Tcfe的探明储量。2021年新增的储量中，约72%可归因于天然气。我们的乙烷储备旨在与我们现有的长期、可延长合同下交付的数量相匹配。对先前估计的负252.9 Bcfe的修订包括1.3Tcfe储量被重新分类为未经证实的储量，因为之前计划的油井预计不会在最初的五年开发期限内钻探，这大大被22.6Bcfe的有利定价修订和1.0Tcfe的积极业绩修订所抵消。2020年，我们从宾夕法尼亚州的钻探活动和探明地区评估中增加了1.3Tcfe的探明储量。2020年新增储量中约80%可归因于天然气。对先前估计的负608.2 Bcfe的修订包括重新分类为未探明的961.1 Bcfe储量，因为之前计划的油井预计不会在最初的五年开发期限内钻探，67.9Bcfe的负面定价修订部分被420.8 Bcfe的积极业绩修订所抵消。

销售。2020年，我们出售了与出售北路易斯安那州资产相关的828.1 Bcfe储量。

未来净现金流。截至2021年12月31日，我们已探明储量的预计未来净现金流的现值(以10%折现)为149亿美元。截至2020年12月31日，我们估计的未来净现金流现值为30亿美元。这一现值是根据美国证券交易委员会(Standard Chartered Bank)规则，根据储量有效期内前12个月未加权的每月首日油气价格持平计算得出的。截至2021年12月31日，我们已探明储量的估计未来净现金流的税后现值为125亿美元，而2020年12月31日为28亿美元。

未来现金流量净值的现值并不是对我们已探明储备的公平市值的估计。公允价值的估计还将考虑(除其他事项外)未来价格和成本的预期变化、超过已探明储量的储量的预期回收、更能代表评估方资金时间价值的贴现系数以及生产石油和天然气所固有的感知风险。

截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们的总债务和总资本如下(以千为单位)：

未来股息的数额由董事会宣布，主要取决于收益、资本支出和各种其他因素。

我们的合同义务包括长期债务、经营租赁、衍生义务、资产报废义务以及运输、收集和处理承诺。截至2021年12月31日，我们没有任何资本租赁或任何重大的表外债务或其他此类未记录的债务，我们也没有为任何无关各方的债务提供担保。截至2021年12月31日，在我们的银行信贷安排下，我们总共有3.38亿美元的未偿还信用证。下表提供了我们根据2021年12月31日生效的协议有义务支付的未来付款时间的估计。除了下表中列出的合同义务外，我们截至2021年12月31日的综合资产负债表还反映了我们银行债务的应计利息160万美元，这笔利息将于2022年第一季度支付。根据截至2021年12月31日的未偿还金额，我们预计在每期票据到期前每年支付利息：4.875%优先票据为3,660万美元，5.00%优先票据为3,510万美元，5.875%优先票据为290万美元，8.25%优先票据为4,950万美元，9.25%优先票据为7,860万美元。我们在2022年2月全额赎回了9.25%的优先票据。

以下汇总了我们在2021年12月31日的合同财务义务及其未来到期日。我们预计将用经营活动产生的现金，如有必要，从我们的银行信贷安排或其他来源(以千计)借款，为这些合同义务提供资金。

除上表所列金额外，我们还签订了一项附加协议，该协议取决于某些管道的改造和/或天然气日产量为25,000立方英尺的建设，预计将于2022年开始，期限为6年。

上表未包括我们对剥离北路易斯安那州资产后保留的某些债务的应计合同债务的估计。这些合同义务与收集、加工和运输协议有关，包括某些最低数量承诺。保留债务存在固有的不确定性，因此，确定应计债务需要作出重大判断和估计。实际结算金额和时间可能与我们的估计不同。另见我们合并财务报表的附注3、附注14和附注15。截至2021年12月31日，这项债务的账面价值为4.164亿美元(贴现)，计入我们综合资产负债表中的剥离合同债务。截至2021年12月31日，我们基于贴现价值估算的这笔留存债务结算额如下(以千为单位)：

我们有各种与我们的Marcellus页岩属性相关的批量交付承诺。我们希望能够通过我们自己的生产来履行我们的合同义务；但是，如果出现承诺不足，我们可能会购买第三方产品来履行我们的承诺，或者为承诺不足支付索要费用。截至2021年12月31日，我们到2031年的交付承诺如下：

除了上表所列的金额外，我们还与一家管道公司签订了到2037年的合同，从我们的Marcellus页岩油井输送乙烷产量。这些协议和相关费用取决于设施建设和/或修改，从2022年开始每天3,000桶，2027年增加到每天18,000桶，2029年再次增加到每天25,000桶，2034年下降到每天10,000桶，到2037年结束时再次下降到每天3,000桶。

如果最初的油井没有在规定的时间内钻探，我们的租赁面积通常会受到租赁到期的影响，通常在三到五年之间。我们预计不会因为资金、设备或人员不足而导致钻探失败而损失大量租赁面积。然而，基于我们对未来经济的评估，包括连接生产的基础设施成本，我们已经允许种植面积到期，并将允许更多的种植面积在未来到期。到目前为止，我们用来遵守环境或安全法规的开支并不是我们成本结构的重要组成部分，预计未来也不会很大。然而，新的法规、执法政策、损害索赔或其他事件可能会导致未来的巨额成本。

截至2021年12月31日，我们有29亿美元的未偿债务，固定利率平均为6.9%。2022年1月，我们发行了5.0亿美元2030年到期的4.75%优先票据，我们用所得资金以及手头现金和我们的银行信贷安排全额赎回了9.25%的优先票据。交易完成后，我们的未偿债务将按平均5.7%的固定利率计息。

我们目前没有利用与未合并实体的任何表外安排来增强我们的流动性或资本资源状况。然而，按照天然气和石油行业的惯例，我们有各种合同工作承诺，上面在现金合同义务项下进行了描述。

我们的收入、资产价值以及以有吸引力的条件获得银行贷款或额外资本的能力一直并将继续受到天然气、天然气和石油价格变化以及开采储量成本的影响。天然气、天然气和石油价格会受到我们无法控制或预测的巨大波动的影响。虽然我们的某些成本和支出受到普遍通胀的影响，但通胀通常不会对我们的业务产生重大影响。我们预计2022年的成本将继续成为供需关系的函数。天然气、NGL和石油价格一直波动不定，不可预测。然而，我们继续专注于改善我们的成本结构。

我们对我们的财务状况和经营结果的讨论和分析是基于我们的合并财务报表，这些报表是根据美国公认的会计原则编制的。在编制财务报表时，我们需要做出估计和假设，这些估计和假设会影响年末报告的资产和负债额、或有资产和负债的披露以及年内报告的收入和费用。在以下情况下，会计估计被视为关键：(1)估计和假设的性质是重大的，这是由于解释高度不确定事项或该等事项对变化的敏感性所必需的主观性和判断力的水平；及(2)估计和假设对财务状况或经营业绩的影响是重大的。实际结果可能与使用的估计和假设不同。

我们使用成功努力法来核算天然气和石油生产活动，而不是另一种可接受的全成本法。我们认为，净资产和净收益在成功努力会计方法下的计量比在完全成本法下更保守，特别是在积极勘探期间。成功努力会计方法与完全成本法之间的一个区别是，在成功努力法下，所有勘探干井以及地质和地球物理成本都从其发生期间的收益中扣除；而在完全成本法下，这些成本作为资产资本化，与成功油井的成本汇集在一起，并作为耗竭费用的一个组成部分从未来期间的收益中扣除。在成功努力会计方法下，成功的勘探钻井成本和所有开发成本都被资本化，这些成本按照我们工程师估计并经独立工程师审计的已探明天然气和石油储量为基础的生产单位法系统地计入费用。在以下情况下，发现尚未被归类为已探明储量的探井发生的成本将计入我们的资产负债表中：(1)该油井已发现足够的储量，足以证明其作为生产井完工是合理的；(2)我们在评估储量以及项目的经济和运营可行性方面取得了足够的进展。已探明物业租赁成本以总探明储量为基础，采用生产单位法摊销至费用。物业在情况需要时会评估减值(至少每年一次)，价值减值会计入开支。成功的努力方法内在地依赖于探明储量的估算。, 其中包括已探明的已开发卷和已探明的未开发卷。

美国证券交易委员会将探明储量定义为，地质和工程数据合理证明，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天然气、液化石油气、凝析油和原油。已探明已开发储量是指在现有设备和操作方法下，通过现有油井有望开采的储量。已探明的未开发储量包括已通过开发计划的储量，表明每个地点计划自登记为已探明储量之日起五年内钻探，除非具体情况需要更长的时间。尽管我们的工程师了解并遵循美国证券交易委员会建立的储量指导方针，但储量的估计需要工程师基于专业判断做出大量假设。储量估计至少每年更新一次，并考虑最近的产量水平和其他技术信息。估计储量往往会受到未来修正的影响，这可能是基于额外信息的可用性，包括储集层动态、新的地质和地球物理数据、额外的钻探、技术进步、价格和成本变化以及其他经济因素。天然气、NGL和油价的变化可能导致决定开工或停产，这可能导致对储量的修订。储备修订反过来又会导致我们的损耗率出现调整。我们无法预测未来可能需要进行哪些准备金调整。储量估计是由我们的油藏工程和经济高级副总裁审核和批准的，他直接向我们的总裁和首席执行官报告。为了进一步确保我们储量估算的可靠性, 我们聘请独立的石油顾问来审计我们对已探明储量的估计。第三方编制的估算值可能高于或低于本文所包含的估计值。独立石油顾问在2021年和2020年审计了我们约97%的储量。我们的储备量估计数字与我们的顾问公司的整体估计数字之间的历史差异，一直少於5%。本报告包含的储量是我们石油工程人员估计的储量。有关其他讨论，请参阅项目1和2。业务和物业-探明储量.

外汇储备是基于这12个月期间大宗商品价格的加权平均，使用美国证券交易委员会定义的每个月第一天的收盘价。在确定每处房产2021年12月31日的探明储量时，基准价格会根据考虑到房产具体质量和位置差异的价差进行调整。如果未来平均价格低于2021年12月31日用于确定储量的价格，可能会对我们的估计产生不利影响。

已探明储量。由于许多因素(包括大宗商品价格和业绩修正)，很难估计任何潜在价格变化的幅度以及对已探明储量的影响。

损耗率是根据储量估计和生产物业的资本化成本确定的。随着估计储量的调整，假设产量或资本化成本不变，物业的损耗费用将发生变化。虽然物业寿命内的总耗损费用限于物业的总成本，但已探明储量的修订会导致确认耗损费用的时间发生变化。已探明储量的下修可能会导致损耗费用的加速，而上修则往往会降低损耗费用的认知率。根据2021年12月31日的已探明储量，我们估计，探明储量每变化1%，2022年的损耗费用将增加或减少约400万美元(基于当前的产量估计)。估计准备金被用作计算房地产资产组的预期未来现金流的基础，这些现金流量被用来确定该房地产是否可能减值。储备亦用于估计我们的综合财务报表附注17中有关天然气及石油生产活动的未来现金流量折现及储备量的标准化计量的补充披露。估计储量的变化在会计上被视为估计的变化，并在预期基础上反映。我们不应假设标准化的衡量标准就是我们估计的已探明储量的当前市场价值。

公允价值是指在计量日在市场参与者之间有序交易中出售资产或转移负债所收到的价格。计量资产负债公允价值的方法有三种：市场法、收益法和成本法，每种方法都包含多种估值技术。市场法使用涉及相同或可比资产或负债的市场交易产生的价格和其他相关信息。收益法使用估值技术来计量公允价值，方法是根据当前市场对未来金额的预期，将未来金额(如现金流或收益)转换为单一现值或一系列现值。成本法基于当前替换资产服务能力所需的金额。这通常被称为当前重置成本。成本法假设公允价值不会超过市场参与者获得或建造具有可比效用的替代资产(经过时调整)的成本。

公允价值会计准则没有规定在计量公允价值时应该使用哪种估值技术，也没有在这些技术中确定优先顺序。这些标准建立了公允价值层次结构，对应用各种估值技术时使用的投入进行了优先排序。投入泛指市场参与者用来做出定价决策的假设，包括对风险的假设。在公允价值层次结构中，第一级输入被赋予最高优先级，而第三级输入被赋予最低优先级。公允价值层次的三个层次如下：

最大限度地利用可观察到的投入的估值技术受到青睐。资产和负债根据对公允价值计量有重要意义的最低优先级别对资产和负债进行整体分类。对公允价值计量的特定投入的重要性的评估需要判断，并可能影响资产和负债在公允价值层次中的配置。有关我们公允价值计量的披露，请参阅综合财务报表附注10。

对长期资产进行减值测试的需要可以基于几个指标，包括大宗商品价格大幅下降、我们的资本预算减少、对储备的不利调整、预期生产时间的重大变化、合同的其他变化或物业所在监管环境的变化。

我们的合并资产负债表包括主要与路易斯安那州保留的收集、加工和运输合同有关的应计退出成本负债。与我们的北路易斯安那州资产剥离相关的这些退出成本的初始公允价值计算中固有了许多假设和判断，包括最终支付金额、信用调整后的贴现率、买方的开发计划以及我们对这些钻探计划的概率加权预测、市场状况以及买方对协议中包括的每个设施的最终使用情况。这项义务的很大一部分是天然气加工协议，其中包括在未达到最低产量承诺的情况下支付短缺款项，我们必须评估流向该设施的产量的可能性和数量。此外，我们的协议还包括额外的运输协议，这些协议基于适用于最低使用量的合同费率。我们已经对这些负债的时间和金额做出了重大判断和估计。我们最初的公允价值估计基于我们认为合理且可能发生的假设。如果钻探开发没有像我们假设的那样进行，负债的账面价值可能增加约3000万美元。其他假设的变化，如对流向加工设施的生产量的估计，可能会导致更高的负债。如果我们假设生产量的流量在合同结束时保持不变，那么负债可能会增加大约2000万美元。我们继续定期监测我们的估计，未来可能需要根据事实和情况调整我们的估计。有关这些成本的进一步讨论，请参阅我们合并财务报表的附注14和附注15。

只要事实和环境的变化表明资产的账面价值可能无法收回，使用中的长期资产就会被评估减值。为了减值评估的目的，长期资产必须在可以确定独立现金流的最低水平进行分组，在某些情况下，通常是按资产的逻辑分组，如果存在重要的共享基础设施或合同条款，导致独立的、离散的领域之间的经济相互依存。如果资产组的使用及其最终处置产生的未贴现估计现金流量之和小于资产组的账面价值，账面价值将减记为估计公允价值。2019年，北路易斯安那州管理层采用的业务战略发生变化，以及剥离这些资产的可能性引发了对这些长期资产的减值评估。我们使用折现净现金流模型或收益法估计了公允价值，并确认了减值。截至2021年12月31日，我们与剩余长期资产相关的估计未贴现现金流大大超过了它们的账面价值。有关过去三年录得的减值及相关公允价值计量的讨论，请参阅综合财务报表附注10。

为测试我们的天然气和石油属性减值而计算的公允价值是使用预期未来现金流现值法和适当时的比较市场价格来估计的。由于结果是基于预测假设，因此在执行这些公允价值估计时需要做出重大判断。重要假设包括：

我们根据我们认为合理可能发生的预计财务信息进行公允价值估计。在我们的未贴现现金流计算中，估计对假设变化的敏感度是不可行的，因为有许多

这些假设(例如储量、开发计划的速度和时间、大宗商品价格、资本支出、运营成本、钻探和开发成本、通货膨胀率和贴现率)可能会对我们的估计产生重大影响。对上述一些假设的不利调整可能会被其他假设的有利调整所抵消。例如，大宗商品价格持续下跌对未来未贴现现金流的影响可能会被较低的成本部分抵消。

所有商品衍生工具均以资产或负债的形式记录在我们的综合资产负债表上，以其公允价值计量。我们若干商品衍生品的公允价值计量基于(其中包括)期权定价模型、期货、波动率、到期日和信用风险，并在我们的综合财务报表附注10中讨论。我们定期通过审核交易对手声明、确认原始投入来源以及监控估值方法和假设的变化来验证我们的公允价值计量。有关衍生工具及其估值的更多信息可在项目7A中找到。关于市场风险的定量和定性披露。

我们有重大义务在天然气和石油生产作业结束时拆除有形设备并恢复地面。清除和恢复义务主要与封堵和废弃油井有关。估计未来的资产转移成本是困难的，需要我们做出估计和判断，因为大部分转移义务是未来多年的，而且合同和法规往往对什么是转移没有明确的描述。资产转移技术和成本在不断变化，监管、政治、环境、安全和公关方面的考虑也在不断变化。

公允价值计算中固有的许多假设和判断，包括最终退休成本、通胀因素、信贷调整后的贴现率、退休时间以及法律、法规、环境和政治环境的变化。若未来对该等假设的修订影响现有资产报废债务(“ARO”)的现值，则对天然气及石油财产结余作出相应调整。例如，当我们分析实际堵塞和废弃信息时，我们可能会修改对当前成本的估计、成本的假设年膨胀和/或我们油井的假设生产寿命。有关我们的资产报废债务估计的披露，请参阅合并财务报表的附注8。此外，随着时间的推移，贴现的ARO的增加反映为增值费用，这是消耗、折旧和摊销的一个组成部分，在随附的综合营业报表中反映出来。由于假设的主观性和我们大多数油井相对较长的寿命，最终退役油井的成本可能与之前的估计有很大不同。估计用于记录这些负债的其他假设对经营结果的敏感性是不切实际的，因为必须评估的债务数量、基础假设的数量以及可能的假设范围很广。

在我们经营的所有领域，我们都要缴纳所得税和其他税。出于财务报告的目的，我们按适用于适当税收管辖区的税率提供税收。对要记录的所得税金额的估计涉及对复杂税法的解释。我们的有效税率可能会因为联邦和州税率的变化和/或税法的变化等因素而变化，这些因素可能会影响我们。我们的有效比率也受到各州之间收入分配变化的影响。

我们的综合资产负债表包括递延税项资产。当费用在纳税申报表中确认之前在财务报表中确认，或者当收入项目在财务报表中确认之前在纳税申报表中确认时，递延税金资产就产生了。当营业亏损或税收抵免可用于抵消未来几年到期的税款时，也会出现递延税项资产。最终，递延税项资产的实现取决于未来期间是否存在足够的应税收入来吸收未来可扣除的暂时性差异、亏损、结转或抵扣。

在评估递延税项资产的潜在变现时，管理层必须考虑部分或全部递延税项资产变现的可能性是否更大(可能性超过50%)。管理层在决定是否需要估值津贴时，会考虑所有可用的证据(包括正面和负面)。该等证据包括递延税项负债的预定冲销、预计未来应课税收入及作出评估时的税务筹划策略，并在考虑负面及正面证据的相对分量时作出判断。我们会继续监察事实及情况，以重新评估营运亏损结转、抵免及其他递延税项资产在到期前使用的可能性。因此，我们可能会决定应设立额外的递延税项资产估值免税额。在决定递延税项资产结余是否需要估值津贴时，除其他因素外，我们会考虑当前财务状况、经营业绩、预计未来应课税收入、税务筹划策略及新法例。这一决定涉及重大判断，因为我们需要对未来大宗商品价格、预计产量、开发活动、未来业务战略的盈利能力以及石油和天然气行业的预测经济做出假设。此外，由于税法和我们的收益水平的变化而导致的有效税率的变化可能会限制递延税项资产的使用，并将影响未来递延税项余额的估值。关于未来变现的判断的改变

递延税项资产可能导致全部或部分估值津贴的冲销。在此期间，我们的净收入将受益于较低的实际税率。

我们相信，在扣除估值扣除后，我们的递延税净资产最终将实现。2021年期间，我们将国家净营业亏损结转、基差和信贷的估值准备金从2020年12月31日的2.265亿美元下调至2021年12月31日的2.031亿美元。联邦估值津贴从2020年12月31日的1.525亿美元降至2021年12月31日的6800万美元。有关所得税的进一步信息，请参阅我们的合并财务报表附注5。

考虑到可能会对我们的估计产生重大影响的众多假设，估计对导致未来收入计算的假设变化的敏感度是不切实际的。对一些假设的不利调整可能会被其他假设的有利调整所抵消。例如，大宗商品价格持续下跌对未来应税收入的影响可能会被较低的资本支出部分抵消。

我们可能会受到税务当局在我们的各种所得税申报表中确认收入和扣除的金额和/或时间的挑战。虽然我们相信我们已为所有税项作足够的拨备，但由于估计或解决尚未解决的税务事项，未来可能会出现收入或亏损。

以下信息的主要目的是提供有关我们潜在的市场风险敞口的前瞻性、定量和定性信息。市场风险是指天然气、天然气、石油价格和利率发生不利变化而产生的损失风险。这些披露并不意味着是预期未来损失的准确指标，而是合理可能损失的指标。这些前瞻性信息为我们如何看待和管理我们持续的市场风险敞口提供了指标。我们所有对市场风险敏感的工具都是出于交易以外的目的订立的。所有账户都是以美元计价的。

我们面临着与天然气、天然气和石油价格波动相关的市场风险，因为这些价格的波动继续影响着我们的行业。我们预计未来大宗商品价格将保持波动和不可预测。我们采用各种策略，包括使用商品衍生工具来管理与这些价格波动相关的风险。这些衍生工具适用于我们生产的不同部分，仅提供部分价格保护。这些安排限制了涨价对我们的好处，但在价格下跌时提供了保护。此外，如果我们的交易对手违约，这种保护可能是有限的，因为我们可能得不到衍生品的好处。我们面临所有衍生工具公允价值变化的风险；然而，这种风险应该通过与基础商品交易相关的价格变化来缓解。虽然衍生工具的使用可能会对我们特定季度或年度的经营业绩产生重大影响，但我们相信这些工具的使用不会对我们的财务状况或流动资金产生重大不利影响。已实现的价格主要由全球石油价格和北美天然气生产的现货市场价格推动。天然气价格比石油价格对我们的影响更大，因为我们2021年12月31日已探明储量中约64%是天然气，相比之下，已探明储量中石油的比例为2%。此外，我们已探明储量的34%，亦有部分NGL受到油价变动的影响。有时，我们也面临与利率变化相关的市场风险。从2020年12月31日到2021年12月31日，这些风险没有发生实质性变化。

我们认为NGL的价格有一定的季节性，特别是丙烷。因此，NGL价格与NYMEX WTI(或西德克萨斯中质油)的关系将因产品成分、季节性和地理供求而有所不同。我们在几个地区和国际市场销售NGL。如果我们不能销售或储存NGL，我们可能会被要求减产或将钻探活动转移到干气地区。

阿巴拉契亚地区容纳乙烷的当地需求和基础设施有限。我们签订了从马塞卢斯页岩区出售或运输乙烷的合同。我们不能确保这些设施将继续可用。如果我们至少有一项协议不能出售乙烷，我们可能会被要求减产，或者像我们过去所做的那样，购买或转移天然气，以与我们丰富的残渣气混合。

我们使用基于大宗商品的衍生品合约来管理大宗商品价格波动的风险敞口。我们不会为投机或交易目的而订立这些安排。有时，我们的某些衍生品是掉期交易，在这种掉期交易中，我们会收到产品的固定价格，并向交易对手支付市场价格。我们的衍生品计划还可能包括项圈，它设定了最低底价和预先确定的最高价格。我们还签订了包含固定价格掉期和售出选择权的天然气衍生工具组合，以延长期限或扩大交易量(我们称之为掉期)。掉期价格是掉期合约签订时确定的固定价格。如果期权被行使，合同将成为与我们的固定价格掉期一致的掉期。我们的计划还可能包括三个选项的组合：卖出看跌期权、买入看跌期权和卖出看跌期权。卖出看跌期权确定最高价格，而买入看跌期权确定下限价格，直到商品的市场价格跌破卖出看跌期权股票价格，在这个价格下，购买看跌期权的价值实际上是上限的。截至2021年12月31日，我们的衍生品计划包括掉期、掉期、项圈和看涨期权。这些合约按月到期，至2023年12月。它们的公允价值，即截至2021年12月31日立即清算时将实现的估计金额，接近1.695亿美元的净衍生负债，而2020年12月31日的净衍生负债为1800万美元。这一变化主要与2021年期间衍生品合约的结算以及截至2021年12月31日的天然气、NGL和石油期货价格有关，这些价格与我们在2021年期间签订的2022年和2023年的新大宗商品衍生品合约有关。2021年12月31日, 以下商品衍生品合约未平仓，不包括我们的基准和运费掉期以及资产剥离或有对价，下文将单独讨论：

我们受到基差风险的影响，因为天然气交易价格通常基于行业参考价格，而行业参考价格可能与当地市场的价格不同。如果一个地区的大宗商品价格变动没有在其他地区得到反映，衍生品商品工具可能不再提供预期的对冲，从而导致基差风险增加。除上述衍生合约外，我们还签订了天然气基差互换协议。由于交割地点(“基差”)、相对质量和其他因素的调整，我们收到的天然气生产价格可能高于或低于NYMEX价格；因此，我们签订了基差互换协议，实际上锁定了基差调整。截至2021年12月31日，天然气基础掉期的公允价值为1600万美元，交易量为213，71万MMBtu。天然气基础掉期每月到期，至2024年12月到期。

截至2021年12月31日，我们还拥有丙烷价差掉期合约，锁定了贝尔维尤山(Mont Belvieu)与国际丙烷指数之间的价差。这些合约在2022年第一季度按月结算，截至2021年12月31日，这些合约的公允价值为净衍生品资产12.3万美元。

关于我们的国际丙烷掉期，在2021年12月31日，我们有运费掉期合约，锁定了波罗的海交易所特定贸易路线的运费。这些合约按月结算，2022年第一季度覆盖7000吨，2021年12月31日的公允价值净衍生资产为11.4万美元。

我们有权在出售我们的北路易斯安那州资产时获得或有对价，最高可达4550万美元，这是基于已公布的指数和买方2022年和2023年的已实现NGL价格未来实现的天然气和石油价格。该工具在2021年12月31日的公允价值为2660万美元的衍生资产。此外,

我们预计在截至2021年12月31日的一年中将收到2950万美元，这在我们的合并资产负债表中被报告为流动资产。

下表显示了我们衍生品合约的公允价值，以及2021年12月31日大宗商品价格变化10%和25%将导致的公允价值假设变化。我们仍然面临商品衍生工具市值可能发生变化的风险；然而，这种风险应该通过基础实物商品的价格变化(以千计)来缓解：

我们以商品为基础的合约使我们面临合约交易对手不履行合约的信用风险。我们在主要投资级金融机构和大宗商品交易商之间的风险敞口是多样化的，我们与大多数交易对手签订了总的净额结算协议，规定从单独的衍生品合约中抵消应收账款。我们的衍生品合约是与多个交易对手签订的，以将我们对任何单个交易对手的风险敞口降至最低。截至2021年12月31日，我们的衍生品交易对手包括15家金融机构，其中除5家外，其余都是我们银行信贷安排中的担保贷款人。在确定我们衍生品合约的公允价值时会考虑交易对手信用风险。虽然交易对手是主要的投资级金融机构和大型大宗商品交易商，但我们衍生品合约的公允价值已进行调整，以计入某些交易对手的违约风险，这是无关紧要的。我们在费城附近的Marcus Hook工厂的丙烷和丁烷销售是短期的，是卖给单一买家的，而Marcus Hook的乙烷销售是卖给信用评级类似于Range的单一国际客户。自2021年4月1日以来，除了有限的现货销售外，我们的丙烷和丁烷销售已经在几个采购商之间多样化，并设定了12至24个月的期限。

我们的银行债务面临利率风险。我们试图平衡浮动利率债务、固定利率债务和债务到期日，以管理利息成本、利率波动性和融资风险。这是通过固定利率的公开交易债务和有时的可变利率银行债务的组合来实现的。截至2021年12月31日，我们有29亿美元的未偿债务，固定利率平均为6.9%。截至2021年12月31日，我们没有未偿还的浮动利率银行债务，而2020年12月31日的浮动利率银行债务为7.02亿美元。只有当我们选择以不同于账面价值的价格回购或以其他方式注销固定利率债务时，我们对利率变动和固定利率债务公允价值相应变化的敏感度才会影响我们的运营结果和现金流。2022年1月，我们发行了5.0亿美元的4.75%优先票据，2030年到期，所得资金以及手头现金和我们的信贷安排将用于完全赎回我们9.25%的优先票据。交易完成后，我们的未偿债务将按平均5.7%的固定利率计息。有关我们新的高级票据的更多信息，请参见我们的合并财务报表的附注7。

我们的优先和次级债务的公允价值是基于2021年12月31日的市场报价。下表提供了有关这些公允价值的信息(以千为单位)：

管理层负责建立和维护适当的财务报告内部控制系统(根据1934年证券交易法修订后的规则13(A)-15(F)的定义)。我们对财务报告的内部控制旨在为财务报告的可靠性和综合财务报表的列报提供合理保证。

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，即使被确定为有效的，也只能就财务报表的编制和列报提供合理的保证。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测可能会受到内部控制可能因条件变化或政策或程序遵守程度恶化而变得不充分的风险。

管理层评估了截至2021年12月31日我们对财务报告的内部控制的有效性。这项评估是在管理层(包括行政总裁和财务总监)的监督和参与下进行的，管理层在进行评估时使用了特雷德威委员会赞助组织委员会(COSO)在#年提出的标准。内部控制--综合框架(2013)。根据我们的评估，我们认为，根据这些标准，截至2021年12月31日，我们对财务报告的内部控制是有效的。

我们的独立注册会计师事务所安永律师事务所(Ernst And Young LLP)审计了本年度报告中包含的财务报表，并发布了截至2021年12月31日的财务报告内部控制证明报告。他们的报告出现在下一页。

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，审计了Range Resources Corporation截至2021年12月31日的财务报告内部控制。我们认为，根据COSO标准，截至2021年12月31日，Range Resources Corporation(本公司)在所有重要方面都对财务报告进行了有效的内部控制。

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，以及截至2021年12月31日的三个年度的相关综合经营报表、综合收益(亏损)、股东权益和现金流量，2022年2月22日的相关附注和我们的报告对此发表了无保留意见。

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。

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。

我们审计了Range Resources Corporation(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日的三个年度的相关综合经营表、全面收益(亏损)、股东权益和现金流量以及相关附注(统称为“综合财务报表”)。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)》中确立的标准和我们2月1日的报告，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 2022年22日对此发表了毫无保留的意见。

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。

下文所述的关键审计事项是指已传达或要求传达给审计委员会的当期财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观或复杂的判断。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。

(2)

重要会计政策摘要

列报依据和合并原则

随附的合并财务报表(包括附注)是根据美国公认会计原则编制的，其中包括我们所有子公司的账目。所有重要的公司间余额和交易均已冲销。已对上期金额进行了某些重新分类，以符合本期的列报情况。

预算的使用

根据美国公认会计原则编制财务报表要求我们作出估计和假设，这些估计和假设会影响截至合并财务报表之日报告的资产和负债额、或有资产和负债的披露以及报告期内报告的收入和费用。实际结果可能与这些估计值不同，这些估计值中的变化会在已知的情况下记录下来。

天然气、天然气、原油和凝析油储量的估计数量是一个需要判断的重大估计。本10-K表中包含的所有储备数据均为估算值。油藏工程是估算天然气、天然气、原油和凝析油地下储量的主观过程。在估计已探明的天然气、天然气、原油和凝析油储量时，存在许多固有的不确定性。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。因此，储量估计可能与最终回收的天然气、NGL、原油和凝析油的数量不同。有关更多详细信息，请参见注释17。

其他须予估计及假设的项目包括物业、厂房及设备的账面值、资产报废责任、若干衍生工具的估值、退出成本负债及递延所得税资产的估值免税额等。虽然我们认为这些估计是合理的，但实际结果可能与这些估计不同。

业务细分信息

我们已经评估了我们的组织和管理方式，并且只确定了一个运营部门。我们认为我们的收集、加工和营销职能是我们天然气、原油和凝析油生产活动不可或缺的一部分。我们有一个单一的全公司管理团队，将所有物业作为一个整体进行管理，而不是按独立的运营部门进行管理。我们只按区域追踪基本操作数据。我们把财务业绩作为单个企业来衡量，而不是按地区来衡量。我们所有的营业收入、运营收入和资产都产生并位于美国。

收入确认和应收账款

天然气、NGL和石油销售收入在产品控制权转移到客户手中并合理保证可收集性时确认。有关我们产品类型的更详细摘要，请参阅下面的内容。

天然气和天然气销售。根据我们的天然气加工合同，我们将天然气输送到位于中游加工实体系统井口或入口处的中游加工实体。中游加工实体对天然气进行加工，并将所得款项汇给我们，用于销售NGL和残渣气。在这些场景中，我们评估我们是交易中的委托人还是代理人。对于我们认为自己是委托人的那些合同，最终的第三方是我们的客户，我们在毛收入的基础上确认收入，收集、压缩、加工和运输费用作为费用列报。或者，对于我们认为我们是代理的那些合同，中游加工实体是我们的客户，我们根据从中游加工实体收到的收益净额确认收入。

在某些天然气加工协议中，我们可能会选择在中游实体加工厂的后门以实物形式携带我们的残渣气和/或NGL，然后自行销售产品。通过营销过程，我们在合同约定的交货点将产品交付给最终的第三方购买者，并从购买者那里收到指定的指数价格。在这种情况下，当控制权在交货点转移给购买者时，我们根据从购买者那里收到的指数价格确认收入。可归因于天然气加工合同的收集、加工和压缩费用，以及任何

F-11

将产品交付给购买者所发生的运输费用列示为运输、收集、加工和压缩费用。

石油销售。我们的石油销售合同一般采用以下方式之一：

•

我们在井口出售石油生产，并收取商定的指数价格，扣除买方的运输费用(即净额安排)。在这种情况下，当控制权以收到的净价转让给井口的购买者时，我们确认收入。

•

我们在合同约定的交货点向买方交付石油，买方在该地点获得产品的保管权、所有权和损失风险。在这种安排下，我们向第三方支付运输产品的费用，并从购买者那里获得指定的指数价格，没有任何扣减。在这种情况下，当控制权在交货点转移给购买者时，我们根据从购买者那里收到的价格确认收入。第三方成本记为运输、收集、加工和压缩费用。

经纪天然气、市场营销等。我们利用单独的购买交易(通常是与单独的交易对手)购买天然气或NGL，然后根据我们现有的合同出售这些天然气或NGL，以履行我们的合同承诺或利用现有的基础设施合同经济地利用可用产能，从而实现经纪利润率。在这些安排中，我们根据与另一方签订的现有气体合约，控制在输送天然气之前购买的天然气。根据适用的会计准则，与天然气经纪业务有关的收入和费用作为收入和费用的一部分报告毛收入。当我们确定不再是这种安排的主要义务人时，将多余的公司运输出售给第三方所产生的收益也包括在这里。我们的净经纪保证金收入为#美元。1.12021年为100万美元，而亏损为14.22020年和2019年均为100万。

确认衍生工具的收益或损失不被视为与客户签订合同的收入。我们可以使用被视为衍生品的金融或实物合约作为经济对冲来管理与正常销售相关的价格风险，或者在有限的情况下，可能将它们用于我们打算实物结算但不符合被视为正常销售的所有标准的合约。

应收账款。我们的应收账款主要包括石油和天然气购买者的应收账款和我们经营物业的共同权益所有者的应收账款。尽管应收账款集中在石油和天然气行业，但我们并不认为这是一种不寻常的信用风险。然而，这种集中度有可能影响我们的整体信用风险敞口，因为我们的客户可能会受到经济和金融状况、大宗商品价格或其他条件变化的类似影响。在每个报告期，我们使用历史数据和当前市场状况评估材料应收账款的可回收性。当根据管理层的判断，应计重大应收账款的预期信贷损失拨备以反映应收回的净金额时，采用违约损失法。在某些情况下，我们要求买方邮寄备用信用证。对于共同利益所有人的应收账款，我们可能有能力扣留未来的收入支出，以追回任何不支付共同利息账单的情况。我们定期审查可收集性，并根据需要建立或调整我们的津贴。我们对与勘探和生产应收账款有关的可疑账款计提了#美元的备抵。568,000截至2021年12月31日，与美元相比3.0截至2020年12月31日，这一数字为100万。我们记录的债务支出为$200,000在截至2021年12月31日的一年中，400,000在截至2020年12月31日的一年中，4.3在截至2019年12月31日的一年中，

现金和现金等价物

现金和现金等价物包括手头现金和存款，以及对三个月或更短期限的高流动性债务工具的投资。超过存款资金的未偿还支票计入综合资产负债表上的应付账款，该等透支的变化被归类为综合现金流量表上的融资活动。

有价证券

在我们的递延补偿计划中持有的非关联股权证券的投资符合交易证券的条件，并按公允价值记录。递延补偿计划中持有的投资由各种公开交易的共同基金组成。这些基金包括股票、证券和货币市场工具，并在随附的综合资产负债表中报告在其他资产中。

天然气和石油性质

物业购置成本。我们采用成功努力法核算天然气和石油生产活动。未发现已探明储量的勘探井的钻探成本、地质和地球物理成本、延迟租金以及携带和保留未探明资产的成本被计入费用。发现尚未被归类为已探明储量的探井所产生的成本将在以下情况下资本化：(A)该井已找到足够的储量，足以证明其作为生产井完工是合理的；及(B)我们在评估该项目的储量以及经济和运营可行性方面取得了足够的进展。

F-12

折旧、损耗和摊销。已探明财产的折旧、损耗和摊销，包括与天然气和石油生产活动有关的集输管线等其他财产和设备，在生产方式单位上计入。从历史上看，我们会在每年第四季度根据年终储备报告，以及在情况表明储备或成本发生重大变化的其他时间调整我们的损耗率。

减损。我们已探明的天然气及石油属性会按年及定期检讨减值情况，因事件或环境变化显示资产的账面价值可能无法收回。对这些资产的潜在减值以最低水平进行审查，这些资产的可识别现金流在很大程度上独立于其他资产类别，也就是计算损耗的水平。审核是通过确定已探明物业的历史成本减去适用的累计折旧、损耗和摊销是否小于估计的预期未贴现未来现金流量来进行的。预期的未来净现金流是根据我们生产和开发储量的计划估计的。出售已采储量的预期未来现金净流入是根据估计的未来价格和估计的运营和开发成本计算的。我们根据市场相关信息(包括公布的期货价格)估计价格。基于已探明及风险调整后的可能及可能储量(视情况而定)的估计未来产量水平，包含围绕未来价格及成本水平、油田递减率、市场供求以及经济及监管环境的假设。在某些情况下，我们在估计现金流时也会考虑向第三方出售物业的可能性。当账面价值超过未贴现的未来现金净流量的总和时，减值损失确认为估计公平市场价值之间的差额，该估计公平市场价值是通过使用与市场参与者使用的贴现率类似的贴现未来现金流量确定的。, 或可比市值(如果有)以及资产的账面价值。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。这些事件包括对未来天然气和石油价格的预测，对一个资产集团将生产的可采天然气和石油储量的最终数量的估计，未来生产的时间，未来的生产成本，未来的废弃成本和未来的通胀。我们无法预测未来是否需要减值费用。如果天然气、NGL和石油价格下降或钻探工作不成功，我们可能需要记录额外的减值。有关已证实的财产减值的更多信息，请参见附注10。

我们定期对我们未经证实的房地产投资进行减值评估。这些成本中的大部分通常与租赁成本的购置有关。成本将根据经济因素带来的变化和管理层所采用的业务战略的潜在转变(可能影响我们打算钻探的钻探地点的数量)进行资本化和评估(至少每季度一次)。我们大部分未探明物业的减值乃根据我们的平均持有期、预期没收比率及预期钻探成功程度进行综合评估及摊销。诸如油藏动态或未来开发面积的计划等信息也被考虑在内。个别重大未探明物业的减值是在逐个物业的基础上进行评估，并综合考虑时间、地质和工程因素。在某些情况下，我们未来开发种植面积的计划可能会加速我们的减损。未经证实的财产账面净值为#美元。837.3截至2021年12月31日，为100万美元，而2021年12月31日为859.8到2020年，这一数字将达到100万。我们已经记录了与未经证实的财产相关的遗弃和减值费用#美元。7.2截至2021年12月31日的财年为100万美元，而截至2021年12月31日的财年为19.32020年为100万美元，1.22019年将达到10亿。2019年，减值为$1.2与我们北路易斯安那州未经证实的财产价值相关的10亿美元，我们不再打算基于资本配置的变化进行钻探。

性情。出售属于摊销基数一部分的天然气和产油资产的收益计入摊销集团的账面净值，对收入没有直接影响。然而，如果处置的重大程度足以对摊销基数中剩余物业的损耗率产生重大影响，则确认损益。处置被记为出售资产。有关我们处置的更多信息，请参见附注3。

其他财产和设备

其他财产和设备包括建筑物、家具和固定装置、实地设备、租赁改进以及数据处理和通信设备等资产。这些项目一般按单个部件在其经济使用年限内直线折旧，经济使用年限一般为三至十年。租赁改进按其经济使用年限或相关租赁的相关条款中较短的时间摊销。折旧费用为$2.4截至2021年12月31日的财年为100万美元，而截至2021年12月31日的财年为2.6在截至2020年12月31日的一年中，5.0在截至2019年12月31日的一年中，

租契

我们在安排开始时确定该安排是否为租约。我们以可取消和不可取消的租赁方式租赁某些钻井平台、办公空间、现场设备、车辆和其他设备，以支持我们的运营。我们的某些租赁协议包括租赁和非租赁部分。我们将这些组件作为单一租约进行核算。与钻井平台相关的租赁成本被资本化为油井成本的一部分。

租赁使用权(“ROU”)资产及负债最初于租赁开始日按租赁期内的租赁付款现值入账。由于我们的大多数租赁合同没有提供隐含的贴现率，我们使用递增借款利率，该利率是根据租赁开始日的信息确定的。租契可

F-13

包括可以延长或缩短租赁期限的续签、购买或终止选项。这些选择权的行使由我们自行决定，并在合同开始时和整个合同期间进行评估，以确定是否需要修改租赁期限。租期为12月数或更少的时间不记录为使用权资产和负债。我们的大部分租约被归类为短期或长期经营租约。

我们租赁的资产可用于与其他工作权益所有者的联合石油和天然气业务。只有当我们作为共同财产的经营者签订合同时，我们才会确认租赁负债和ROU资产。此类租赁负债和ROU资产是根据合同总义务确定和披露的。我们的租赁费也是按总合同列报的。

其他资产

截至2021年12月31日的其他资产包括69.6在我们的递延薪酬计划中持有的百万美元有价证券，11.5百万美元的其他投资和5.2百万美元的递延融资成本主要与我们的银行信贷安排有关。截至2020年12月31日的其他资产包括63.9在我们的递延薪酬计划中持有的百万美元有价证券和11.9百万美元的其他投资。

基于股票的薪酬安排

我们按公允价值会计方法核算股票薪酬。我们提供各种类型的股票奖励，包括限制性股票奖励和业绩奖励。我们的限制性股票奖励和基于业绩的奖励(其中业绩条件基于内部业绩衡量标准)的公允价值是基于授予之日我们普通股的市场价值。我们的绩效奖励的公允价值是使用蒙特卡洛模拟方法估计的，其中绩效条件是基于市场条件的。

在整个奖励所需的服务期内，我们以直线为基础确认基于股票的薪酬支出。我们确认的费用是扣除估计罚金后的净额。我们根据以前的经验估计我们的罚没率，并在情况允许的情况下进行调整。如果实际没收不同于预期，未来可能需要调整以确认费用。在可能的范围内，我们通过现金满足预扣税金要求，限制为这些奖励发行的股票数量。所有奖励均按授予时的现行市场价格发放，这些奖励的归属是基于员工是否继续受雇于我们，但因死亡、残疾或退休而终止雇佣关系的情况除外。有关基于股票的薪酬的更多信息，请参见附注11。

衍生金融工具

我们发行的所有商品衍生工具都是为了管理我们预期的天然气、NGL和石油生产带来的价格风险。尽管存在天然气、NGL和油价上涨带来的财务利益可能得不到的风险，但我们认为稳定和可预测现金流的好处是重要的。这些好处包括更有效地利用现有人员和规划未来增加的员工，更灵活地进入需要大量承诺资本的长期项目，更顺畅、更高效地执行我们正在进行的开发钻探和增产计划，更稳定的投资资本回报，以及更好地进入银行和其他资本市场。所有未结算商品衍生工具均在随附的综合资产负债表中作为资产或负债记录，按其公允价值计量。在大多数情况下，当我们的衍生品受主净额结算协议管辖时，经纪公司会在净额的基础上反映在我们的综合资产负债表上。主净额结算协议允许我们在违约交易对手的应付款和应收账款之间进行抵销。衍生产品公允价值的变化在收益中确认。衍生合约结算的现金流量反映在随附的综合现金流量表的经营活动中。

衍生工具的所有已实现和未实现损益均采用按市值计价的会计方法核算。我们在随附的综合经营报表中以衍生公允价值确认每期与这些合同相关的所有未实现和已实现损益。我们的某些大宗商品衍生品是一种掉期交易，在这种掉期交易中，我们会收到产品的固定价格，并向交易对手支付市场价格。我们有设定最低底价和预定最高价格的衣领。我们还签订了基差互换协议。由于交割地点(“基数”)、相对质量和其他因素的调整，我们收到的天然气生产价格可能高于或低于NYMEX价格；因此，我们签订了天然气基数互换协议，有效地固定了我们的基数调整。我们已经签订了丙烷基差掉期合约，锁定了贝尔维尤山脉指数与国际丙烷指数之间的价差。我们还签订了包含固定价格掉期和售出选择权的天然气衍生工具组合，以延长期限或扩大交易量(我们称之为掉期)。掉期价格是掉期合约签订时确定的固定价格。如果期权被行使，合同将成为与我们的固定价格掉期一致的掉期。我们的计划还可能包括三个选项的组合，即三个方向的领子：卖出的看涨期权, 买入的看跌期权和卖出的看跌期权。卖出看跌期权确定最高价格，而买入看跌期权确定下限价格，直到商品的市场价格跌破卖出看跌期权股票价格，届时买入看跌期权的价值实际上是上限的。我们还有权获得与2020年出售我们的北路易斯安那州资产相关的或有对价。此衍生金融工具在随附的

F-14

合并资产负债表。这一或有考虑主要基于已公布的指数，基于未来的天然气、NGL和石油价格。有关我们衍生工具的更多信息，请参见附注9。

吾等可不时订立衍生合约，并于衍生合约开始时支付或收取相当于合约开始时公允价值的保费。这些金额将计入我们合并资产负债表上的净衍生资产或净负债。衍生品保费支付或收到的金额减少或增加了在衍生品合约结算时记录在收益中的损益金额。在2021年期间，我们没有对任何现有的衍生品合约进行实质性修改。

信用风险集中

截至2021年12月31日，我们的信用风险主要集中在收回应收账款的风险和交易对手未能根据衍生品合约履行的风险。我们的大部分应收账款来自不同的公司集团，包括主要能源公司、管道公司、本地分销公司、金融机构、大宗商品交易商和各个行业的最终用户，这些应收账款通常是无抵押的。我们客户业务的性质可能会对我们的整体信用风险产生积极或消极的影响，因为这些实体可能会受到经济或其他条件变化的类似影响。为了管理应收账款的收回风险，我们监控交易对手的财务实力和/或信用评级，在我们认为必要的情况下，我们会获得母公司担保、预付款、信用证或其他信用增强措施，以降低损失风险。我们预计，由于第三方表现不佳，我们的财务业绩不会受到实质性影响。

在截至2021年12月31日的一年里，我们有一占天然气、NGL和石油销售额10%或更多的客户不是截至2020年12月31日的一年。我们相信，失去任何一个客户都不会对我们销售天然气、NGL和石油生产的能力产生不利影响。

吾等已与交易对手签署国际掉期交易商协会总协议(“ISDA协议”)，以订立衍生工具合约。为了管理与我们的衍生品相关的交易对手风险，我们根据对交易对手的财务实力和/或信用评级的评估来选择和监控交易对手。我们还可以限制与任何单一交易对手的风险敞口水平。此外，我们的ISDA协议条款为我们和我们的交易对手提供了净额结算权，这样我们就可以根据单独的衍生品合同与交易对手进行应收账款的抵销。我们的ISDA协议一般也包含抵销权，这样，当衍生合约的任何一方或交易对手发生明确的违约行为时，非违约方可以将所有衍生合约下的应收账款与与该交易对手签订的其他协议的应收账款进行抵销。我们的衍生品合约都没有保证金要求或抵押品条款，要求我们在预定的现金结算日之前提供资金或提供额外的抵押品。

截至2021年12月31日，我们的衍生品交易对手包括十五金融机构和大宗商品交易员，除了五是我们银行信贷安排中的担保贷款人。截至2021年12月31日，我们的净衍生负债包括应付给一交易对手不包括在我们的银行信贷安排中，总额为$637,000以及剩余部分的应收账款四交易对手金额为$4.9百万美元。在厘定衍生资产的公允价值时，吾等会评估不良表现的风险，并纳入其他容许抵销的协议所欠金额等因素，以及交易对手的信用违约掉期定价。从历史上看，我们没有遇到过衍生品交易对手违约的问题。净衍生负债在一定程度上是通过利用我们基于市场的信用利差来计入我们的理论不良风险来确定的。

资产报废义务

如果能够对公允价值作出合理估计，资产报废债务的公允价值在发生期间确认。资产报废义务主要涉及放弃天然气和石油生产设施，包括拆除和搬迁或处置生产平台、收集系统、油井和相关结构的成本。估计是基于封堵和废弃油井的历史经验，基于储量估计估计的这些油井的剩余寿命，对未来封堵和废弃油井成本的外部估计，以及联邦和州的监管要求。资本化资产报废成本的折旧一般将以生产单位为基础确定，而待确认的增值将在生产资产的使用寿命内逐步增加。有关更多信息，请参见注释8。

退出成本

我们确认负债在发生负债期间的退出成本的公允价值。对退出成本负债的确认和公允价值估计要求管理层考虑某些估计和假设。公允价值估计基于履行义务所需的未来贴现现金流出。在初始计量之后的期间，退出成本负债的变化，包括因修订未来合同期的估计现金流量的时间或金额而产生的变化，被确认为利用初始贴现率对变化期间的负债进行的调整。这些成本，包括相关的增值费用，都包括在随附的综合经营报表中的退出和终止成本中。有关更多信息，请参见注释15。

F-15

或有事件

我们受到法律诉讼、索赔、债务以及在正常业务过程中出现的环境问题的影响。当这种损失被认为是可能的，并且损失金额可以合理估计时，我们就应计损失。关于我们的意外情况，更详细的讨论见附注14。

环境成本

如果成本减轻或防止了未来的污染，或者如果成本提高了环境安全或现有资产的效率，环境支出就会资本化。与过去业务造成的现有状况相关的、没有未来经济效益的支出被计入费用。

递延税金

递延税项资产及负债乃确认可归因于资产及负债账面值与其课税基础之间差额的财务报表(如我们向有关税务机关呈交的文件)所导致的估计未来税项后果。递延税项资产在其更有可能变现时被记录。递延税项资产的变现是根据几个相互关联的因素定期评估的。这些因素可能包括我们期望在税收抵免和营业亏损结转到期前产生足够的应税收入。所有递延税项在随附的合并资产负债表中都被归类为长期税项。

库存股

购买国库股是按成本记录的。再发行时，持有库存股的成本减去所持库存股每股平均收购价。

(5)

所得税

我们的所得税优惠是$9.7截至2021年12月31日的财年为100万美元，而截至2021年12月31日的财年为25.62020年为100万美元，500.32019年将达到100万。法定联邦所得税税率与我们的有效所得税税率之间的对账如下：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021			2020			2019
联邦法定税率		21.0	%		21.0	%		21.0	%
州，扣除联邦福利后的净额		4.0			5.2			3.8
国家利率与法律变革		(3.4	)		4.3			1.8
估值免税额		(24.8	)		(26.3	)		(3.8	)
不可扣除的股权补偿		0.8			(0.7	)		(0.2	)
合并有效税率		(2.4	%)		3.5	%		22.6	%

F-17

可归因于所得税前收入(亏损)的所得税费用(收益)包括以下内容(以千为单位)：


	2021								2020									2019
	当前		延期			总计			当前			延期			总计			当前		延期			总计
美国联邦政府	$	—	$	6,297		$	6,297		$	(366	)	$	(24,489	)	$	(24,855	)	$	—	$	(434,585	)	$	(434,585	)
美国各州和地方		7,984		(24,024	)		(16,040	)		(157	)		(540	)		(697	)		6,147		(71,853	)		(65,706	)
总计	$	7,984	$	(17,727	)	$	(9,743	)	$	(523	)	$	(25,029	)	$	(25,552	)	$	6,147	$	(506,438	)	$	(500,291	)

递延税项资产和负债的重要组成部分如下：


	十二月三十一日，
	2021			2020
	(单位：千)
递延税项资产：
净营业亏损结转	$	788,375		$	879,339
资产剥离合同义务		112,199			132,352
递延补偿		22,121			16,635
股权补偿		4,833			5,445
资产报废义务		21,734			18,923
利息支出结转		53,876			15,757
租赁使用权资产		9,954			16,070
累计按市值计价损失		32,221			2,607
其他		12,181			12,082
估值免税额：
联邦制		(67,984	)		(152,499	)
州，扣除联邦福利后的净额		(203,085	)		(226,520	)
递延税项资产总额		786,425			720,191
递延税项负债：
折旧和损耗		(879,163	)		(835,506	)
经营租赁负债		(9,247	)		(15,058	)
其他		(15,657	)		(4,894	)
递延税项负债总额		(904,067	)		(855,458	)
递延纳税净负债	$	(117,642	)	$	(135,267	)

截至2021年12月31日，递延税项负债比递延税项资产多出$117.6百万美元。截至2021年12月31日，我们有一项州估值津贴为$203.1与路易斯安那州、俄克拉何马州、宾夕法尼亚州、德克萨斯州和西弗吉尼亚州的州税收属性相关的百万美元。截至2021年12月31日，我们的联邦估值津贴为$68.0百万美元主要与我们的联邦净营业亏损结转(“NOL”)和联邦基差有关。我们的递延税项资产估值免税额净变动为减少#元。108.0截至2021年12月31日的年度为百万美元，而我们的估值免税额增加了$188.22020年将达到100万美元，并增加1,000,000美元70.52019年将达到100万。

在2021年12月31日，我们有联邦NOL结转$2.9十亿美元。这包括$1.2在此期间到期的10亿美元2030和2037还包括$1.72017年后产生的未到期的NOL结转有10亿美元。我们在宾夕法尼亚州的州立大学结转费用是$861.0在此期间到期的百万美元2028和2040在路易斯安那州，我们有州立大学结转的$1.5不会过期的10亿美元。我们在美国联邦司法管辖区提交合并纳税申报单。我们在路易斯安那州和宾夕法尼亚州分别提交公司州所得税申报单，在俄克拉何马州、德克萨斯州和西弗吉尼亚州提交合并或单一的州所得税申报单。我们在2018年及以后年度要接受美国联邦所得税审查，2017年及以后年度我们要接受各种州税务审查。我们没有延长任何所得税管辖区的诉讼时效。我们的政策是确认与所得税相关的利息，利息支出中的费用，以及一般和行政费用的处罚。我们有不是截至2021年12月31日，我没有任何与税额相关的应计利息或罚款。在整个2021年、2020年和2019年，我们未被承认的税收优惠并不是实质性的。

(7)

负债

截至下面显示的日期，我们有以下未偿债务。发行债务的费用通常被资本化，并作为债务的减少计入随附的综合资产负债表。2021年12月31日，我们的银行信贷安排的递延融资成本包括在随附的合并资产负债表中的其他资产中。这些成本在相关工具的预期寿命内摊销。当债务在到期前报废，或修改显著改变现金流时，相关的未摊销成本将计入费用。不是在截至2021年12月31日的三年期间，利息被资本化。我们未偿债务的组成部分(包括发债成本的影响)如下(以千计)：


	十二月三十一日，
	2021			2020
银行债务	$	—		$	702,000
高级注释
4.8752025年到期的优先票据百分比		750,000			750,000
5.002022年到期的优先票据百分比		169,589			169,589
5.002023年到期的优先票据百分比		532,335			532,335
5.752021年到期的优先票据百分比		—			25,496
5.8752022年到期的优先票据百分比		48,528			48,528
8.252029年到期的优先票据百分比		600,000			—
9.252026年到期的优先票据百分比		850,000			850,000
2022年到期的其他优先票据		—			490
高级票据合计		2,950,452			2,376,438
高级附属票据
5.002022年到期的高级次级票据百分比		—			9,730
5.002023年到期的高级次级票据百分比		—			7,712
5.752021年到期的高级次级票据百分比		—			19,896
高级次级票据合计		—			37,338
债务总额		2,950,452			3,115,776
未摊销保费		188			457
未摊销债务发行成本		(24,853	)		(30,625	)
债务总额(扣除债务发行成本)		2,925,787			3,085,608
较少的当前长期债务到期日		(218,017	)		(45,356	)
长期债务总额	$	2,707,770		$	3,040,252

银行债务

2018年4月，我们签订了一项修订并重述的循环银行贷款，我们将其称为我们的银行债务或银行信贷贷款，该贷款以我们几乎所有的资产为抵押，到期日为April 13, 2023。银行信贷额度的最高额度为#美元。4.010亿美元，初始借款基数为$3.0十亿美元。银行信贷安排为借款基础提供了重新确定的条件，并提供了事件驱动的计划外重新确定。我们目前的银行集团由以下成员组成二十六岁金融机构，没有一家银行持有的股份超过8.3占总设施的%。借款基数可能会根据我们的要求和银行集团确定的充足的已探明准备金而增加或减少。承诺额可增加至借款基数，但须向同意参与贷款增加的银行支付双方均可接受的承诺费。银行贷款项下的借款可以是备用基本利率(“ABR”，如银行信贷协议中所定义)加上以下范围的利差：0.75%至1.75%或按伦敦银行同业拆借利率(在银行信贷协议中定义)加上以下利差1.75%至2.75%。适用的利差取决于相对于借款基数的借款。我们可以随时选择将全部或部分LIBOR贷款转换为ABR贷款，或将全部或任何部分ABR贷款转换为LIBOR贷款。加权平均利率为2.1截至2021年12月31日的年度的百分比与2.6截至2020年12月31日的年度百分比及3.8截至2019年12月31日的年度的百分比。对未支取的余额按年利率支付承诺费。0.30%至0.375%。2021年12月31日，承诺费为0.3%，利差为1.75我们的伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)贷款的%0.75我们ABR贷款的%。

2021年12月31日，银行承诺总额为2.4在我们的银行信贷安排下，我们没有未偿还的借款。另外，我们有$338.0百万未开出的信用证剩下$2.1 该安排下可用的承诺借款能力为10亿美元。作为我们在2021年9月完成的重新确定的一部分，我们的借款基数再次确定为#美元。3.010亿美元，我们的银行承诺也被重申为$2.4十亿美元。截至2022年2月18日，我们的信贷安排下有足够的可用借款能力，以满足我们的运输交易对手在信用评级下调时可能要求的任何额外抵押品的请求。

F-20

新高级票据

2021年1月，我们发行了$600.0本金总额为百万美元8.25到期优先票据百分比2029 (the “8.25%Notes“)，估计净收益为$591.3承保折扣和佣金$后为百万美元8.8百万美元。这些纸币是按面值发行的。这个8.25根据修订后的1933年证券法(“证券法”)的第144A条和S条，向合格的机构买家和美国境外的非美国人发行债券的百分比。应支付的利息8.25%票据在1月和7月每半年支付一次，并由我们的所有附属担保人在优先无担保的基础上无条件担保。在2027年1月15日或之后，我们可以赎回8.25不时全部或部分附注的百分比，于100本金的%加上应计利息和未付利息。我们可根据溢价，加上应计及未付利息，在票据到期前按赎回价格赎回票据。8.25%注释。一旦控制权发生某些变化，我们必须提出回购8.25%注释。这个8.25%票据是无担保的，从属于我们所有现有和未来的担保债务，与我们所有现有和未来的无担保债务并驾齐驱，优先于我们所有现有和未来的次级债务。在关闭时8.25%票据，我们用所得资金偿还了我们银行信贷安排下的借款。根据2021年10月28日根据证券法向美国证券交易委员会提交的有效S-4表格登记声明(“新票据”)，8.25厘债券于2021年10月被兑换成等值本金的记名票据。新债券与8.25%的债券相同，只是新债券是根据证券法注册的，没有转让、注册权或额外利息条款的限制。

2022年1月，我们发行了$500.0本金总额为百万美元4.75到期优先票据百分比2030(“4.75厘债券”)，估计净收益为$492.1承保折扣和佣金$后为百万美元7.9百万美元。这些纸币是按面值发行的。这个4.75根据证券法的第144A条(终身)和S条，向合格的机构买家和美国以外的非美国人提供了%的票据。应支付的利息4.75%票据在2月和8月每半年支付一次，并由我们的所有附属担保人无条件地在优先无担保的基础上提供担保。在2027年2月1日或之后，我们可以赎回4.75%注，全部或部分，并不时在100本金的%加上应计利息和未付利息。我们可根据溢价，加上4.75厘债券契约所述的应计及未付利息，以赎回价格赎回到期前的票据。一旦控制权发生某些变化，我们必须提出回购4.75%注释。这个4.75%票据是无担保的，从属于我们所有现有和未来的担保债务，与我们所有现有和未来的无担保债务并驾齐驱，优先于我们所有现有和未来的次级债务。关于闭幕式的讨论4.75%票据，我们用这些收益，连同手头的现金和我们的银行信贷安排赎回了$850.0数以百万计的我们的9.252026年到期的优先债券百分比。

2022年提前清偿债务

2022年1月，我们宣布赎回美元850.0我们未偿还的9.25%优先票据中有100万美元到期2026以……的价格106.938面值的%加上应计和未付利息，于2022年2月1日赎回。在截至2022年12月31日的一年中，我们目前预计将记录提前清偿债务的损失约为$70.0百万美元，包括交易赎回溢价成本和回购债务的剩余递延融资成本的支出。

高级注释

如果我们的控制权发生变化，票据持有人可能会要求我们在以下地址回购全部或部分优先票据：101本金的%加上应计利息和未付利息(如有)。我们附属担保人的所有担保都是一般的无担保债务，从属于我们的银行债务，从属于我们或我们的附属担保人被允许发生的现有和未来优先债务。

担保

Range Resources Corporation是一家控股公司，不拥有任何运营资产，也没有独立于其子公司的重大业务。我们的全资子公司(由Range直接或间接拥有)对我们的优先票据和我们的银行信贷安排的担保是全面的、无条件的和连带的，但须遵守某些惯常的解除条款。子担保人可以解除其担保义务：

•

如出售或以其他方式处置附属担保人的全部或实质所有资产，或出售或以其他方式处置附属担保人的所有股本，以合并、合并或其他方式向任何公司或其他人士(包括范围内的不受限制的附属公司)出售或以其他方式处置；或

•

如果Range根据契约条款指定作为担保人的任何受限子公司为非受限子公司。

F-21

债务契约和到期日

我们的银行信贷安排包含负面条款，这些条款限制了我们支付现金股息、产生额外债务、出售资产、签订某些套期保值合同、改变我们业务或运营的性质、合并、合并或进行某些投资的能力。此外，我们必须保持EBITDAX(如信贷协议中的定义)与现金利息支出的比率等于或大于2.5以及流动比率(如信贷协议中所定义)不低于1.0。此外，已探明储量现值(如信贷协议中所定义)与总债务的比率必须等于或大于1.5直到Range拥有两个投资级评级。截至2021年12月31日，我们遵守了银行信贷安排下适用的契约。我们的某些高级票据也可能限制我们支付现金股息的能力。

以下是截至2021年12月31日我们长期未偿债务的本金到期日(单位：千)：


	年终十二月三十一日，
2022	$	218,117
2023		532,335
2024		—
2025		750,000
2026		850,000
此后		600,000
	$	2,950,452

(9)

衍生活动

我们使用基于大宗商品的衍生品合约来管理大宗商品价格波动的风险敞口。我们不会为投机或交易目的而订立这些安排。我们不使用复杂的衍生品，因为我们通常利用商品掉期、看涨期权、掉期合约或套头合约(1)减少我们生产和销售的商品价格波动的影响，(2)支持我们的年度资本预算和支出计划。每种衍生工具都必须在我们的综合资产负债表上作为资产或负债记录，并以其公允价值计量。它们的公允价值，即根据合同价格和参考价格(天然气和原油通常为NYMEX或NGL为Mont Belvieu)的比较，在终止时将实现的估计金额，接近于净衍生负债#美元。169.52021年12月31日为百万。这些合约按月到期，至2023年12月。下表列出了截至2021年12月31日的年度衍生品交易量，不包括我们的基础、运费掉期和资产剥离或有对价，这些将在下文单独讨论：


期间	合同类型	带边缘的体积	加权平均套期保值价格
			交换		卖出卖权		地板		天花板
天然气(1)
2022	掉期	497,479MMBtu/天	$	3.12
2022	领子	224,301MMBtu/天					$	3.28	$	3.73
2022	三向领口	251,781MMBtu/天			$	2.37	$	3.03	$	3.77
2022年1月至3月	打电话	80,000MMBtu/天							$	6.02
2023	掉期	197,500MMBtu/天	$	3.40
2023	领子	110,000MMBtu/天					$	3.26	$	4.26
2023	三向领口	70,000MMBtu/天			$	2.25	$	3.25	$	4.28

原油
2022	掉期	6,437Bbls/天	$	60.73
2023	掉期	623Bbls/天	$	66.40

NGL(C5-天然汽油)
2022年1月至6月	掉期	2,749Bbls/天	$1.65/加仑
2022年1月至6月	领子	1,497Bbls/天					$1.53/加仑		$1.67/加仑


(1)	我们还出售天然气呼叫互换72,5002023年MMBtu/天，加权平均价为$3.06每MMBtu。

基差互换合约

除了上述掉期、套圈和掉期外，在2021年12月31日，我们还签订了天然气基差掉期合约，锁定了NYMEX与我们在阿巴拉契亚的某些实物定价点之间的差价。这些合约按月结算至2024年12月，总成交量为213,710,000MMBtu.这些合约的公允价值为净衍生资产#美元。16.02021年12月31日，百万。

在2021年12月31日，我们也有丙烷价差掉期合约，锁定了贝尔维尤山脉和国际丙烷指数之间的差价。这些合约将在2022年第一季度按月结算。这些合约的公允价值为净衍生资产#美元。123,0002021年12月31日。

运费掉期合约

在我们的国际丙烷销售中，我们利用丙烷掉期。为了进一步对冲我们的丙烷价格，2021年12月31日，我们签订了运费掉期合约，锁定了波罗的海交易所特定贸易路线的运费。这些合约按月结算，包括7,0002022年第一季度的公吨。这些合约的公允价值为净衍生资产#美元。114,0002021年12月31日。

资产剥离或有对价

除了上述衍生品外，我们出售北路易斯安那州资产时获得或有对价的权利被确定为一种衍生性金融工具，未被指定为对冲工具。最高可达$的或有对价45.5百万美元是基于天然气和石油价格的未来实现，该价格基于已公布的指数和买方2022年和2023年的已实现NGL价格。公允价值的所有变动在我们的综合经营报表中确认为发生在衍生公允价值收益或亏损期间的收益损益。该工具于2021年12月31日的公允价值为1美元的衍生资产。26.6百万美元。此外，我们目前预计将收到$29.5截至2021年12月31日的年度，这一数字反映在随附的综合资产负债表中的流动资产中，代表着2021年的最大或有付款金额。

F-23

衍生资产和负债

随附的综合资产负债表中包括的衍生品截至2021年12月31日和2020年12月31日的合并公允价值汇总如下(单位：千)。截至2021年12月31日，我们正在与15家交易对手进行衍生品活动，其中除5家外，其余都是我们银行信贷安排中的担保贷款人。我们认为所有这些交易对手都是可以接受的信用风险。有时，此类风险可能集中在某些交易对手身上。我们交易对手的信用要定期审查。当持有损益头寸的衍生品由单一交易对手持有，并且我们有总的净额结算安排时，资产和负债就进行了净额结算。


		2021年12月31日
		毛收入数额公认的资产		总金额资产负债表中的抵销			净额已提交的资产在资产负债表中
衍生资产：
天然气	-掉期	$	22,491	$	(18,111	)	$	4,380
	-衣领		12,378		(8,600	)		3,778
	-三向领口		12,234		(8,449	)		3,785
	--基差互换		18,092		(10,487	)		7,605
原油	-掉期		368		(2,153	)		(1,785	)
NGLS	-C3丙烷涂布		4,153		(4,153	)		—
	-C5天然汽油掉期		266		(363	)		(97	)
	-C5天然汽油环		221		(221	)		—
运费	-掉期		114		(81	)		33
资产剥离或有对价			26,640		—			26,640
		$	96,957	$	(52,618	)	$	44,339


		2021年12月31日
		毛收入数额已确认(负债)			总金额中的偏移量资产负债表		净额 (负债)已呈交在资产负债表中
衍生工具(负债)：
天然气	-掉期	$	(121,759	)	$	18,111	$	(103,648	)
	-交换		(11,149	)		—		(11,149	)
	-衣领		(16,579	)		8,600		(7,979	)
	-三向领口		(37,166	)		8,449		(28,717	)
	-呼叫		(61	)		—		(61	)
	--基差互换		(2,064	)		10,487		8,423
原油	-掉期		(27,252	)		2,153		(25,099	)
NGLS	-C3丙烷涂布		(4,030	)		4,153		123
	-C5天然汽油掉期		(2,048	)		363		(1,685	)
	-C5天然汽油环		(1,493	)		221		(1,272	)
运费	-掉期		—			81		81
		$	(223,601	)	$	52,618	$	(170,983	)

F-24


		2020年12月31日
		毛收入数额公认的资产		总金额资产负债表中的抵销			净额在下列项目中列示的资产资产负债表
衍生资产：
天然气	-掉期	$	33,559	$	(16,821	)	$	16,738
	-衣领		7,016		(2,329	)		4,687
	-三向领口		535		(6,139	)		(5,604	)
	--基差互换		7,894		(3,502	)		4,392
原油	-掉期		2,465		(829	)		1,636
NGLS	-C3丙烷涂布		4,863		(4,863	)		—
	-C3丙烷环		—		(107	)		(107	)
运费	-掉期		2,310		—			2,310
资产剥离或有对价			15,960		—			15,960
		$	74,602	$	(34,590	)	$	40,012


		2020年12月31日
		毛收入数额已确认(负债)			总金额中的偏移量资产负债表		净额 (负债)已呈交在资产负债表中
衍生工具(负债)：
天然气	-掉期	$	(10,120	)	$	16,821	$	6,701
	-交换		(9,803	)		—		(9,803	)
	-衣领		—			2,329		2,329
	-三向领口		(18,353	)		6,139		(12,214	)
	--基差互换		(4,197	)		3,502		(695	)
原油	-掉期		(5,471	)		829		(4,642	)
NGLS	-C3丙烷涂布		(4,069	)		4,863		794
	-C3丙烷互换		(8,243	)		—		(8,243	)
	-C3丙烷环		(3,086	)		107		(2,979	)
	-C5天然汽油掉期		(4,897	)		—		(4,897	)
	-C5天然汽油呼叫		(546	)		—		(546	)
	-NC4丁烷掉期		(651	)		—		(651	)
	-NC4丁烷环		(401	)		—		(401	)
运费	-掉期		(1,206	)		—		(1,206	)
		$	(71,043	)	$	34,590	$	(36,453	)

我们的衍生品对我们过去三年的综合经营报表的影响概述如下(以千为单位)。


	衍生公允价值(亏损)收益
	截至十二月三十一日止的年度，
	2021			2020			2019
商品掉期	$	(466,203	)	$	158,248		$	219,968
交换		(1,346	)		(4,955	)		333
领子		(117,612	)		3,304			(3,903	)
三向领口		(137,443	)		(16,346	)		—
基差互换		33,691			48,278			6,661
打电话		(836	)		(558	)		(349	)
运费掉期		(647	)		(1,230	)		3,971
资产剥离或有对价		40,180			970			—
总计	$	(650,216	)	$	187,711		$	226,681

(10)

公允价值计量

公允价值是指在计量日在市场参与者之间有序交易中出售资产或转移负债所收到的价格。计量资产负债公允价值的方法有三种：市场法、收益法和成本法，每种方法都包含多种估值技术。市场法使用涉及相同或可比资产或负债的市场交易产生的价格和其他相关信息。收益法使用估值技术来计量公允价值，方法是根据当前市场对未来金额的预期，将未来金额(如现金流或收益)转换为单一现值金额。成本法基于当前替换资产服务能力所需的金额。这通常被称为当前重置成本。成本法假设公允价值不会超过市场参与者获得或建造具有可比效用的替代资产(经过时调整)的成本。

•

第1级-反映截至报告日期活跃市场上相同资产或负债的未调整报价的可观察投入。活跃市场是指资产或负债交易发生的频率和数量足以持续提供定价信息的市场。

•

第2级-市场数据证实的可观察到的基于市场的投入或不可观察到的投入。这些是除一级活跃市场报价外的其他信息，在报告日期可直接或间接观察到。

•

级别3-无法观察到的投入，对于被计量的资产或负债，几乎没有(如果有的话)市场活动。这些投入反映了管理层对市场参与者在确定公允价值时将使用的假设的最佳估计。我们的3级计量包括使用标准定价模型和其他估值方法的工具，这些方法利用对整体价值具有重要意义的不可观察的定价输入。

最大限度地利用可观察到的投入的估值技术受到青睐。资产和负债根据对公允价值计量有重要意义的最低优先级别对资产和负债进行整体分类。对公允价值计量的特定投入的重要性的评估需要判断，并可能影响资产和负债在公允价值层次中的配置。当不同级别之间发生转移时，我们的政策是假定转移发生在导致转移的事件或环境变化的日期。

公允价值-经常性

我们使用市场方法进行经常性的公允价值计量，并努力利用现有的最佳信息。因此，最大限度地利用可观察到的影响的估值技术受到青睐。下表列出了按公允价值经常性计量的资产和负债的公允价值层次表(以千计)：


		2021年12月31日的公允价值计量使用：
		报价处于活动状态市场：相同的资产 (1级)		意义重大其他可观测输入量 (2级)			意义重大看不见的输入量 (3级)			总计携带截止日期的价值十二月三十一日， 2021
交易延期持有的证券补偿计划		$	69,606	$	—		$	—		$	69,606
衍生品	-掉期		—		(127,934	)		—			(127,934	)
	-呼叫		—		(61	)		—			(61	)
	-衣领		—		(4,201	)		(1,272	)		(5,473	)
	-三向领口		—		(24,932	)		—			(24,932	)
	--基差互换		—		16,151			—			16,151
	-交换		—		—			(11,149	)		(11,149	)
衍生品	-运费掉期		—		114			—			114
资产剥离或有对价			—		26,640			—			26,640

F-26


		2020年12月31日的公允价值计量使用：
		报价处于活动状态市场：相同的资产 (1级)		意义重大其他可观测输入量 (2级)			意义重大看不见的输入量 (3级)			总计携带截止日期的价值十二月三十一日， 2020
交易延期持有的证券补偿计划		$	63,942	$	—		$	—		$	63,942
衍生品	-掉期		—		6,642			—			6,642
	-呼叫		—		—			(546	)		(546	)
	-衣领		—		7,016			(3,487	)		3,529
	-三向领口		—		(17,818	)		—			(17,818	)
	--基差互换		—		4,491			—			4,491
	-交换		—		—			(9,803	)		(9,803	)
衍生品	-运费掉期		—		1,104			—			1,104
资产剥离或有对价			—		15,960			—			15,960

我们的一级交易证券是交易所交易的，以公允价值计量，采用市场法，使用2021年12月31日的市值。二级衍生品以公允价值计量，采用市场方法，使用第三方定价服务，这已得到活跃市场或经纪商报价的数据证实。第三级衍生品以公允价值使用第三方定价服务的市场方法计量，这已得到活跃市场或经纪商报价的数据证实。截至2021年12月31日，我们的部分天然气衍生品工具包含掉期，交易对手有权但没有义务在预定日期达成固定价格掉期。除了我们在第3层的交换，在2021年12月31日，我们还有NGL项圈。所使用的波动率因素的主观性可能会导致我们第三级衍生品的公允价值计量发生重大变化。对于我们的天然气掉期，我们使用的加权平均隐含波动率为25%。我们利用了一系列隐含的波动性37%至61加权平均隐含波动率约为45%. 以下是公允价值层次中被归类为第三级的衍生工具的期初和期末余额的对账(以千为单位)：


	年终十二月三十一日， 2021
2020年12月31日的余额	$	(13,836	)
加法		(12,420	)
聚落		5,176
转出级别3		8,660
2021年12月31日的余额	$	(12,420	)

我们在递延补偿计划中持有的交易证券采用按市值计价的会计方法核算，并包括在随附的综合资产负债表中的其他资产中。我们选择采用公允价值选项，以简化我们递延薪酬计划中投资的会计处理。利息、红利和按市值计价的损益包括在随附的综合经营报表中的递延补偿计划费用中。截至2021年12月31日的年度，利息和股息为$951,000按市值计价的收益是$3.0百万美元。截至2020年12月31日的年度，利息和股息为$713,000按市值计价的收益是$6.3百万美元。截至2019年12月31日的年度，利息和股息为$1.1百万美元和按市值计价的收益是$8.5百万美元。

资产剥离或有对价。2020年8月，我们完成了我们北路易斯安那州资产的出售，我们有权获得或有对价，这是基于基于公布的指数的天然气和石油价格的未来实现，以及基于买方实现的NGL价格的NGL价格。我们使用期权定价模型来估计或有对价的公允价值，使用重要的第2级投入，其中包括基于活跃市场的未来商品报价。另请参阅附注3和附注9以了解更多信息。

公允价值--非经常性

2019年第四季度，有指标显示，由于管理层采用的业务战略发生转变，以及剥离这些资产的可能性，我们北路易斯安那州物业的账面价值可能会受到影响。作为减值评估的结果，我们使用收益法(也称为贴现现金流模型)来评估公允价值，我们记录了#美元的减值。1.1十亿美元。另一项指引交易市场法也被用来证实估计的公允价值。在2020年第一季度，我们确认了额外的减值费用$77.0百万与这些北路易斯安那州的物业相关，这降低了账面价值到预期的销售收益，这是一种使用二级投入的市场方法。

F-27

看见另请注意3以了解更多信息。下表列出了在记录减值时按公允价值在非经常性基础上计量的这些资产的价值(单位：千)：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021				2020				2019
	公允价值		损伤		公允价值		损伤		公允价值		损伤
天然气和石油性质	$	—	$	—	$	290,500	$	77,000	$	370,500	$	1,093,531

北路易斯安那州资产剥离合同义务。2020年，我们在出售北路易斯安那州资产的同时记录了剥离合同义务。该债务的公允价值是根据概率加权预测(该预测考虑了历史结果、市场状况和买方的各种潜在发展计划，以得出未来付款的估计现值)在成交日期使用第3级投入确定的。这种公允价值计算中固有了许多其他假设和判断，包括信用调整后的贴现率以及买方的发展计划和我们对这些钻探计划的概率加权预测、市场状况以及买方对协议中包括的每个设施的最终使用情况，所有这些都具有内在的不确定性，可能会改变未来付款的金额和时间。这项义务的很大一部分是天然气加工协议，其中包括在未达到最低产量承诺时支付的缺额款项。未来现金付款的现值是使用12百分之一的折扣率。另请参阅附注15以了解更多信息。

租约。作为我们因商品价格环境下降以及出售北路易斯安那州资产而减少一般和行政费用的持续努力的一部分，我们在沃斯堡总部腾出了一层楼。我们记录了与这份租约有关的减值#美元。2.0于截至2020年12月31日止年度的综合经营报表中，计入已证实财产及其他资产减值的百万元。2019年第四季度，我们宣布关闭休斯顿办事处。我们记录了与休斯顿写字楼租赁ROU资产相关的减值，为$2.1其中还包括截至2019年12月31日的年度已探明财产和其他资产的减值。

公允价值-报告

下表列出了截至2021年12月31日和2020年12月31日我们的金融工具的账面价值和公允价值(单位：千)：


	2021年12月31日						2020年12月31日
	携带价值			公平价值			携带价值			公平价值
资产：
商品掉期、套头、看涨和基差掉期	$	17,699		$	17,699		$	24,052		$	24,052
资产剥离或有对价		26,640			26,640			15,960			15,960
有价证券(a)		69,606			69,606			63,942			63,942
(负债)：
商品掉期、套头、看涨和基差掉期		(170,983	)		(170,983	)		(36,453	)		(36,453	)
银行信贷安排(b)		—			—			(702,000	)		(702,000	)
5.752021年到期的优先票据百分比(b)		—			—			(25,496	)		(25,474	)
5.002022年到期的优先票据百分比(b)		(169,589	)		(171,488	)		(169,589	)		(170,128	)
5.8752022年到期的优先票据百分比(b)		(48,528	)		(48,955	)		(48,528	)		(48,471	)
2022年到期的其他优先票据(b)		—			—			(490	)		(490	)
5.002023年到期的优先票据百分比(b)		(532,335	)		(543,471	)		(532,335	)		(521,699	)
4.8752025年到期的优先票据百分比(b)		(750,000	)		(776,153	)		(750,000	)		(707,918	)
9.252026年到期的优先票据百分比(b)		(850,000	)		(916,929	)		(850,000	)		(888,208	)
8.252029年到期的优先票据百分比(b)		(600,000	)		(669,648	)		—			—
5.752021年到期的高级次级票据百分比(b)		—			—			(19,896	)		(19,589	)
5.002022年到期的高级次级票据百分比(b)		—			—			(9,730	)		(9,247	)
5.002023年到期的高级次级票据百分比(b)		—			—			(7,712	)		(6,604	)
延期补偿计划(c)		(165,395	)		(165,395	)		(96,563	)		(96,563	)


(a)	在我们的递延补偿计划中持有的有价证券在主要交易所交易活跃，并根据期末收盘价进行更新，这是一级投入。
(b)	我们银行债务的账面价值接近公允价值，因为它是浮动利率结构。我们的高级票据和高级次级票据的公允价值是基于期末市场报价，即二级投入。
(c)	我们递延薪酬计划的公允价值在资产负债表日的收盘价更新，这是一级输入。

F-28

我们的流动资产和负债包含金融工具，其中最重要的是贸易应收账款和应付账款。我们认为我们流动资产和负债的账面价值接近公允价值。我们的公允价值评估包含多种考虑因素，包括(1)工具的短期存续期和(2)我们历史上发生的坏账支出和预期的未来微不足道的坏账支出。最初按公允价值计量的非金融负债包括资产报废债务、经营租赁债务以及我们在出售北路易斯安那州资产时产生的剥离合同债务。

(11)

基于股票的薪酬计划

图则说明

我们有二积极的基于股权的股票计划，我们修订和重新修订的2005年股权薪酬计划，我们称为2005年计划和修订和重新调整的2019年基于股权的薪酬计划，我们称为2019年计划。根据这些计划，董事会的薪酬委员会可以向非雇员董事和雇员颁发各种奖励。由于授予奖励而发行的股票通常是新的普通股，但如果有的话，也可以从库存股中筹集资金。

基于股票的薪酬总费用

基于股票的薪酬费用是指限制性股票和业绩单位的摊销。下表详细说明了在截至2021年12月31日的三年期间内，每年分配给职能费用类别的基于股票的薪酬金额(以千为单位)：


	2021		2020		2019
直接运营费用	$	1,310	$	1,078	$	1,928
经纪天然气和营销费用		1,794		1,416		1,856
勘探费		1,507		1,279		1,566
一般和行政费用		39,673		32,905		35,061
终止费用		—		2,165		1,971
股票薪酬总额	$	44,284	$	38,843	$	42,382

与上述其他形式的股票补偿费用不同，我们递延补偿计划中与既有限制性股票相关的负债按市值计价与我们股价的变化直接挂钩，而与功能性费用没有直接关系。因此，与我们的递延补偿计划中持有的既得限制性股票相关的负债没有分配到职能类别，而是在随附的综合经营报表中报告为递延补偿计划费用。

2021年，我们记录了一项额外的税收优惠，估计为$340,000财务会计费用与本年度归属于股权薪酬的企业所得税扣减相比的税收影响，与额外税费#美元相比。4.32020年为100万美元，额外税费为1,000,000美元3.42019年将达到100万。

基于股票的奖励

限制性股票奖。根据我们的基于股权的股票补偿计划，我们授予限制性股票单位。这些限制性股票单位，我们称之为限制性股票奖励，通常授予三年制在此期间，受助人是否继续受雇，将取决于受助人是否继续受雇。这些奖励是通过预扣股份净额结算的，以满足归属时应支付的所得税预扣款项。剩余的股票汇到个人经纪账户。授予日股权奖励的公允价值是以授予日我们普通股的公平市值为基础的。归属时将交付的股份可以从授权但未发行的股份或作为库存股持有的股份中获得。

薪酬委员会还向董事会的某些雇员和非雇员董事授予限制性股票，作为他们薪酬的一部分。我们还向某些员工授予限制性股票以留住员工。薪酬支出在转让期的余额中确认，转让期通常为员工授予的三年，非雇员董事的授予日期后一年。所有限制性股票奖励均按授予时的现行市场价格发行，授予是基于员工继续受雇于我们。在授予之前，所有限制性股票奖励都有权(由受托人)对此类股票投票，并在其上获得股息(如果有的话)。在授予这些限制性股票(我们称之为限制性股票责任奖励)时，这些股票中的大部分通常被置于我们的递延补偿计划中，在归属时，允许以现金或股票的形式提取。这些责任奖励被归类为负债，并在每个报告期按公允价值重新计量。这一按市值计价的金额在随附的合并经营报表中的递延补偿计划费用中报告。从历史上看，我们在授予限制性股票时使用的是授权但未发行的股票。然而，如果可用，我们也可以利用库藏股。

F-29

基于股票的绩效单位。我们同意二绩效股票奖励的类型：一基于对照内部性能指标测量的性能条件，一基于基于Range相对于预定同业组的表现而测量的市场状况。

在授权日，每个单位代表一我们普通股的份额。这些单位是以库存结算的，支付金额基于(1)归属百分比，该百分比可以是零至200(2)支付日我们普通股的价值由薪酬委员会决定。股息等价物可能在业绩期间应计，并将在业绩期末以股票形式支付。演出期限为三年s.

限制性股票-股权奖

在2021年，我们授予2.3向员工颁发百万股限制性股票奖励，通常授予超过三年制与4.52020年将达到100万，并且2.82019年将达到100万。我们记录了这些赔偿的补偿费用为#美元。19.6截至2021年12月31日的财年为100万美元，而截至2021年12月31日的财年为17.82020年为100万美元，22.52019年将达到100万。截至2021年12月31日，19.0与股权奖励相关的未确认薪酬预计将在#年加权平均期内确认1.8好几年了。限制性股票奖励在授予员工之前是不会发放给员工的，员工也没有获得现金的选择权。

限制性股票责任奖

在2021年，我们授予1.3百万股限制性股票责任奖励，作为对董事及雇员的补偿，平均授出日期公允价值为$9.56。这些赠款包括102,000向非雇员董事发行的股票，在一年结束时授予1.2向归属一般超过1,000,000股的员工发放100万股三年制句号。在2020年，我们授予3.5百万股限制性股票责任奖励，作为对董事及雇员的补偿，平均授出日期公允价值为$3.18。这笔赠款包括217,000发行给非雇员董事的股票，这些股票在一年结束时归属于3.3向归属一般超过1,000,000股的员工发放100万股三年制句号。2019年，我们授予1.2百万股限制性股票责任奖励，作为对董事及雇员的补偿，平均授出日期公允价值为$10.16。这些赠款包括183,000发行给非雇员董事的股份，这些股份立即归属于1.0向归属一般超过1,000,000股的员工发放100万股三年制句号。我们记录了这些限制性股票责任奖励的补偿费用#美元。11.4截至2021年12月31日的财年为100万美元，而截至2021年12月31日的财年为10.32020年为100万美元，9.32019年将达到100万。截至2021年12月31日，4.4与限制性股票责任奖励相关的未确认赔偿预计将在加权平均期间确认1.4好几年了。这些奖励中有很大一部分是在我们的递延补偿计划中持有的，被归类为负债，并在每个报告期按公允价值重新计量。这一按市值计价的金额在我们的综合营业报表中被报告为递延补偿费用(见下面的额外讨论)。出售我们递延补偿计划中持有的股票所获得的收益为#美元。5.9百万与2021年的美元相比696,000 in 2020 and $667,000 in 2019. 以下是我行截至2021年12月31日已发行的非既有限制性股票状况摘要：


	限制性股票股权奖					限制性股票责任奖
	股票			加权平均资助金日期公允价值		股票			加权平均资助金日期公允价值
在2020年12月31日未偿还		2,815,860		$	4.97		1,186,636		$	4.18
授与		2,340,114			10.20		1,289,495			9.56
既得		(2,397,336	)		7.33		(1,679,502	)		7.21
没收		(83,861	)		6.32		—			—
截至2021年12月31日的未偿还金额		2,674,777		$	7.39		796,629		$	6.49

基于股票的绩效单位

内部绩效指标奖。2019年和2020年颁发的奖项基于：

•

债务和调整后的每股产量增长

•

债务和调整后的每股储备增长

2021年授予的内部绩效指标奖励基于：

•

债务/EBITDAX(扣除利息、税项、折旧和摊销及勘探费用前的收益)

•

温室气体排放强度

401(K)计划

我们维持401(K)福利计划，允许员工缴纳最多75他们的工资的%(受美国国税局的限制)是以税前为基础的。我们匹配的是6工资的%为现金，这些贡献的归属是立即的。在2021年，我们贡献了4.6401(K)计划为100万美元，而401(K)计划为$5.32020年为100万美元，5.42019年将达到100万。员工在401(K)福利计划中有多种投资选择。

延期薪酬计划

我们的递延薪酬计划使董事、高级管理人员和关键员工能够推迟他们的全部或部分工资和奖金，并根据个人的判断投资于Range普通股或进行其他投资。Range提供部分匹配贡献，该贡献归属于三年。这些计划的资产由授予人信托持有，我们称之为拉比信托，因此可以在破产或资不抵债的情况下满足债权人的债权。我们在拉比信托中持有的股票被视为一种责任奖励，因为员工可以现金或范围股票的形式从拉比信托中提取资金。对拉比信托所持股票既得部分的负债反映在随附的综合资产负债表中的递延补偿负债中，并在每个报告期通过在我们的综合经营报表上记入递延补偿计划费用或贷方而调整为公允价值。拉比信托的资产，除我们的普通股外，投资于有价证券，并在随附的综合资产负债表中按市值报告为其他资产。递延补偿负债反映了拉比信托持有的有价证券和范围股票的既有市场价值。有价证券的市值变化和递延补偿计划负债的公允价值变化每季度计入或贷记递延补偿计划费用。我们录得按市值计价的损失为$。68.42021年为100万美元，而亏损为12.5在2020年达到100万美元，并获得5,000美元的收益15.52019年将达到100万。拉比信托基金举行6.2百万股(5.42021年12月31日的范围股票)，而在2021年12月31日，6.1百万(5.0百万股)，截至2020年12月31日。

其他退休后福利

我们设有退休后福利计划，协助在职人员(包括他们的配偶)获得健康护理，并符合一定的年龄和服务要求。这些福利不预先提供资金，直到65岁或在他们有资格享受联邦医疗保险之日提供，取决于各种费用分担功能。我们退休后福利义务的变化如下(以千计)：


福利义务的变化：	2021			2020
年初的福利义务	$	1,953		$	1,957
服务成本		77			80
利息成本		38			50
精算(收益)损失		(62	)		(39	)
已支付的福利		(88	)		(95	)
年终福利义务	$	1,918		$	1,953

综合资产负债表中确认的金额：
长期负债	$	1,918		$	1,953

退休后净福利成本的组成部分：
服务成本	$	77		$	80
利息成本		38			50
摊销先前服务费用		369			369
退休后定期费用净额(一般确认和行政费用)	$	484		$	499

其他综合福利义务的其他变化收入(亏损)：
净(得)损	$	(62	)	$	(39	)
前期服务成本		—			—
摊销先前服务费用		(369	)		(369	)
在其他综合(亏损)收入中确认的总额	$	(431	)	$	(408	)
在净定期收益成本和其他综合成本中确认的总额收入	$	53		$	91

F-32

以下汇总了用于确定2021年12月31日和2020年12月31日福利义务的假设：


	十二月三十一日， 2021			十二月三十一日， 2020
用于确定福利义务的加权平均假设：
贴现率		2.5	%		1.9	%
假设加权平均医疗成本趋势率：
初始医疗保健趋势率		7.0	%		6.5	%
最终趋势率		4.0	%		4.5	%
年最终趋势率达到	2033			2024

根据我们的退休后福利计划，预计未来的福利支付为$768,0002022年至2026年的五年期间和$458,000从2027年到2031年的五年期间。预计的前期服务成本将从累积的其他综合亏损中摊销到我们2022年的营业报表中，费用为#美元。369,000.

(14)

承诺和或有事项

诉讼

我们是在正常业务过程中出现的许多未决或威胁的法律行动和行政诉讼或调查的主体或当事人，包括但不限于专利费索赔、合同索赔和环境索赔。虽然许多该等事项涉及固有的不确定性，但我们相信，最终因诉讼或索偿而产生的负债金额(如有)不会对我们的整体综合财务状况或我们的流动资金、资本资源或未来的年度经营业绩产生重大不利影响。

当我们认为有必要时，我们会为某些法律程序设立准备金。建立储备的基础是评估过程，其中包括法律顾问的咨询意见和管理层的主观判断。虽然管理层相信这些储备是足够的，但在那些已建立储备的事项上，我们有合理的可能蒙受更多损失。我们会继续按季评估我们的诉讼，并会适当地设立和调整任何诉讼储备，以反映我们对当时诉讼状况的评估。

由于环境法律法规的原因，我们已经并将继续产生资本、运营和修复方面的支出。截至2021年12月31日和2020年12月31日，补救责任并不重大。截至2021年12月31日，我们不知道有任何环境索赔没有拨备，否则将对我们的财务状况或运营结果产生实质性影响。环境责任通常包括在最终解决、和解或补救发生之前可能会进行修订的估计。

2021年3月4日，宾夕法尼亚州西区在第2号案件：21-CV-301(Jacobowitz诉Range Resources Corporation等人)中提起了一起推定的集体诉讼。其中原告寻求代表在2016年4月29日至2021年2月10日期间购买或收购股票的一类范围股东。这起诉讼被移交给美国德克萨斯州北区地区法院(沃斯堡分部)。诉讼称，Range错误地将某些油井归类为非活动油井，而不是封堵了油井，而且这种所谓的错误分类影响了我们资产报废义务应计项目的确定。诉讼称，披露一美元294,000我们就宾夕法尼亚州环境保护部(DEP)对我们少数油井的停用申请进行调查而向宾夕法尼亚州环境保护部(DEP)支付的协议罚款，DEP在2021年2月10日的市场时间披露的这一信息是原告发现所谓失实陈述的基础。我们坚持认为，诉讼中的事实指控和索赔是没有根据的；没有任何失实陈述，我们的资产报废义务是经过适当计算的。我们亦认为市场已完全吸纳环保署于2021年2月10日披露的资料及临屋区的股价。这一天并没有减少。鉴于我们认为诉讼毫无根据，我们正在积极为诉讼辩护，并提出驳回诉讼的动议。此外，2022年1月20日，一起名为刘易斯诉文图拉等人的派生诉讼。在德克萨斯州北区加盖了印章(案件编号4-22CV-051-0)，声称与前面描述的雅各布维茨事件类似的指控。我们对刘易斯事件和雅各布维茨事件的是非曲直保持相同的观点，如上所述，我们计划积极为此事辩护。

资产剥离后的义务

在我们剥离北路易斯安那州的资产后，我们保留了某些合同义务。这些义务主要涉及收集、加工和运输协议，包括某些最低数量承诺。有关更多信息，请参见附注3、附注10和附注15。

F-34

租赁承诺额

在截至2021年12月31日的两年中，我们总租赁费用的构成如下(以千计)，其中大部分包括在一般和行政费用中：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021			2020
经营租赁成本	$	26,343		$	27,895
可变租赁费用(1)		27,243			33,849
短期租赁费用(2)		1,950			1,866
转租收入		(2,380	)		(3,199	)
租赁总费用	$	53,156		$	60,411

短期租赁成本(3)	$	18,984		$	15,984


(1)	不依赖于指数或费率且不包括在租赁负债或ROU资产中的可变租赁付款。
(2)	短期租赁费用是指与合同期限为一年或一年以下的租赁相关的费用，不包括在我们合并资产负债表中的ROU资产或租赁负债中。
(3)	该等短期租赁成本与合约期一年或以下的租赁有关，其中大部分与钻井平台有关，这些钻井平台在我们的综合资产负债表上作为天然气和石油资产的一部分资本化，并可能根据使用的钻井平台数量而波动。

与我们的经营租赁相关的补充现金流信息包括在下表中(以千为单位)：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020
为计入租赁的金额支付的现金负债	$	28,118	$	32,030
为换取租赁义务而增加的ROU资产	$	1,059	$	27,769

与我们的经营租赁相关的补充资产负债表信息包括在下表中(以千为单位)：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021			2020
经营租赁ROU资产	$	40,832		$	63,581
应计负债--流动负债	$	(19,066	)	$	(24,673	)
运营中租赁负债--长期	$	(24,861	)	$	(43,155	)

我们经营租赁的加权平均剩余租期和加权平均贴现率如下：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021	2020
加权平均剩余租期	3.8年份	4.0年份
加权平均贴现率	6%	6%

我们可执行合同期限大于一年的租赁债务到期情况如下(以千为单位)：


	运营中租契
2022	$	21,281
2023		7,207
2024		6,546
2025		6,468
2026		6,168
此后		2,627
租赁付款总额		50,297
折扣的影响较小		(6,370	)
租赁总负债	$	43,927

F-35

我们记录了某些写字楼租约的减值费用为#美元。2.0在截至2020年12月31日的一年中，2.1在截至2019年12月31日的一年中，

运输、收集和加工合同

我们已经与各种管道承运商签订了确定的运输和收集合同，以便未来从我们在宾夕法尼亚州的物业运输和收集天然气、天然气和石油生产。根据这些合同，我们有义务运输、加工或收集每日最低天然气产量，或按指定的预订费费率支付任何不足之处。我们承诺用于这些管道的产量目前预计将超过合同规定的最低日产量。然而，如果我们将来不能交付承诺的数量，我们将在交付不足的期间确认不足的付款，并已招致相关责任。截至2021年12月31日，我们承诺的未来最低运输、加工和收集费用如下(单位：千)：


	交通，采集和处理合同(a)
2022	$	801,974
2023		784,712
2024		768,059
2025		682,050
2026		623,561
此后		3,520,105
	$	7,180,461


(a)	此表中的金额代表我们承诺支付的总金额；但是，我们将根据我们的工作利益在我们的财务报表中记录我们按比例分摊的成本，这可能会根据产量的不同而有所不同。

除了上表中包括的金额外，我们还签订了一项附加协议，这取决于对天然气产量的某些管道修改和/或建设。25,000每天的MCF，预计将于2022年开始六年制学期。

上表未包括我们对剥离北路易斯安那州资产后保留的某些债务的应计合同债务的估计。这些合同义务与收集、加工和运输协议有关，包括某些最低数量承诺。保留债务存在固有的不确定性，因此，确定应计债务需要作出重大判断和估计。实际结算金额和时间可能与我们的估计不同。另见附注3和附注10。截至2021年12月31日，这项债务的账面价值为#美元。416.4 并计入我们综合资产负债表中的资产剥离合同义务。截至2021年12月31日，我们基于贴现价值估算的这笔留存债务结算额如下(以千为单位)：


	资产剥离合同义务
2022	$	91,120
2023		71,277
2024		58,401
2025		51,688
2026		36,971
此后		106,942
	$	416,399

F-36

交付承诺


截至十二月三十一日止的年度：	天然气 (每天MMBtu)	乙烷和丙烷 (BBLS/天)
2022	588,158	55,000
2023	500,710	39,932
2024	253,566	35,000
2025	182,493	35,000
2026	158,301	35,000
2027	100,000	35,000
2028	100,000	35,000
2029	100,000	20,000
2030	—	20,000
2031	—	20,000

除了上表所列的金额外，我们还与一家管道公司签订了到2037年的合同，从我们的Marcellus页岩油井输送乙烷产量。这些协议和相关费用取决于设施建设和/或修改，用于3,000从2022年开始每天BBLS，并增加到18,0002027年每天BBLS，并再次增加到25,0002029年每天BBLS，然后下降到10,0002034年每天BBLS，并再次下降到3,000到2037年学期结束时，每天的BBLS。

其他

我们有租赁面积，如果最初的油井没有在规定的时间内钻探，通常是在三和五年。我们预计不会因为资金、设备或人员不足而导致钻探失败而损失大量租赁面积。然而，基于我们对未来经济的评估，我们已经允许种植面积到期，并将在未来允许更多的种植面积到期。到目前为止，我们用来遵守环境或安全法规的开支并不是我们成本结构的重要组成部分，预计未来也不会很大。然而，新的法规、执法政策、损害赔偿或其他事件可能会导致未来的巨额成本。

(17)

天然气和石油勘探、开发和生产活动补充资料(未经审计)

我们的天然气和石油生产活动在美国大陆的陆上进行，我们所有已探明的储量都位于美国境内。

资本化成本与累计折旧、损耗和摊销(a)


	十二月三十一日，
	2021			2020			2019
	(单位：千)
天然气和石油属性：
易耗尽的物业	$	9,338,236		$	8,891,348		$	9,345,557
未证明的性质		837,334			859,766			868,180
总计		10,175,570			9,751,114			10,213,737
累计折旧、损耗和摊销		(4,420,914	)		(4,064,305	)		(4,172,702	)
净资本化成本	$	5,754,656		$	5,686,809		$	6,041,035


(a)	包括资本化资产报废成本和相关累计摊销。

物业收购、勘探及发展所招致的成本(a)


	十二月三十一日，
	2021		2020		2019
	(单位：千)
收购
种植面积购买	$	21,942	$	26,166	$	57,324
发展		381,753		369,093		666,984
探索：
钻探		6,329		7,709		—
费用		22,048		31,376		35,117
基于股票的薪酬费用		1,507		1,279		1,566
天然气收集设施：
发展		3,402		3,694		3,583
小计		436,981		439,317		764,574
资产报废义务		18,634		2,610		11,193
已招致的总成本	$	455,615	$	441,927	$	775,767


(a)	包括发生的成本，无论是资本化的还是支出的。

F-39

储量审计

本报告中的所有储量信息都是基于我们的石油工程人员准备的估计。2021年年底，独立石油咨询公司荷兰休厄尔联合公司对我们在阿巴拉契亚地区的2021年储量进行了审计。这些工程师之所以被选中，是因为他们的地理专业知识和他们在设计某些物业方面的历史经验。在2021年12月31日，我们的顾问审计了大约97占我们已探明储量的%。由我们的独立石油顾问编写的储量摘要报告的副本作为本年度报告的附件以Form 10-K的形式提供。我们独立石油咨询公司负责审核本文所述储量估算的专业技术人员符合石油工程师协会颁布的“石油和天然气储量信息估计与审计标准”中关于资质、独立性、客观性和保密性的要求。我们拥有一支由石油工程师和地球科学专业人员组成的内部员工，他们与我们的独立石油顾问密切合作，以确保储量审计过程中提供的数据的完整性、准确性和及时性。全年，我们的技术团队定期与我们的独立石油顾问的代表会面，以审查资产并讨论方法和假设。虽然我们没有专门指定的正式委员会来审查储量报告和储量估算过程，但我们的高级管理层审查并批准我们已探明储量的任何重大变化。我们向我们的顾问提供我们最大的生产资产的历史信息，例如所有权权益、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。顾问进行独立的分析，并与我们的油藏工程和经济学高级副总裁一起审查差异。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。储备审计师对已探明储量的估计，以及按10%折现的该等储量的税前现值，与我们的估计相差不超过10合计中的%。然而，当逐个租约、逐个油田或逐个区域进行比较时，我们的一些估计可能比我们储备审计师的估计要高，有些可能比我们储备审计师的估计要低。当该等差额合计不超过10%时，我们的储备审计师信纳该等储备的已探明储备及税前现值按10%是合理的，并将出具无保留意见。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。

我们的储量估计和我们的独立石油顾问的总体估计之间的历史差异一直是低于5%。我们所有的储量估计都是由我们的油藏工程和经济高级副总裁审核和批准的，他直接向我们的总裁兼首席执行官汇报。我们的油藏工程和经济学高级副总裁Alan Farquharson先生拥有宾夕法尼亚州立大学电气工程理学学士学位。在加入Range之前，他在Amoco、Hunt Oil和联合太平洋资源公司担任过各种技术和管理职位，并在石油和天然气行业拥有40多年的工程经验。年内，我们的储备组还可能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。

油气探明储量估算

天然气、天然气、原油和凝析油的储量是由我们的石油工程人员估计的，并会根据每年年底生效的合同安排和专营权费率进行调整。估算储量需要许多假设和判断决定。报告的数量可能会受到未来的修订，其中一些可能是实质性的，因为从储层动态、新的地质和地球物理数据、额外的钻探、技术进步、价格变化、生产税和其他经济因素获得更多信息。

美国证券交易委员会对已探明储量的定义是，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天然气、天然气、原油和凝析油。探明开发储量是指在现有设备和作业方式下，可从现有油井中回收的探明储量。已探明的未开发储量是指预计可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。未钻井面积的储量应限于与钻井时合理确定产量的生产单元相抵销的钻井单元。其他未钻探单元的已探明储量只有在可以肯定地证明现有生产地层的生产是连续的情况下才能被认领。已探明的未开发储量只有在该地区和同一油藏的实际测试证明有效的情况下，才能分配给考虑采用改进开采技术的面积。只有在采用了表明每个位置都有未开发储量的开发计划的情况下，才能将未钻探的位置归类为具有未开发储量计划在五年内钻探从它被登记为探明储量之日起，除非具体情况证明需要更长的时间。

已探明储量的报告价值不一定代表公平市场价值或未来净现金流的现值，因为价格、成本和政府政策不会保持不变，适当的贴现率可能会有所不同，估计生产时间需要广泛的判断。其他合乎逻辑的假设很可能会导致显著不同的金额。

F-40

2021年12月31日用于估计储量信息的平均实现价格为$。59.35每桶石油，$28.41每桶NGL和$3.30每MCF天然气使用基准(NYMEX)$66.34每桶及$3.60每MMBtu。截至2020年12月31日，用于估计储量信息的平均实现价格为1美元。30.13每桶石油，$16.14每桶NGL和$1.68每MCF天然气使用基准(NYMEX)$39.77每桶及$1.98每MMBtu。2019年12月31日用于估计储量信息的平均实现价格为$49.24每桶石油，$17.32每桶NGL和$2.38每MCF天然气使用基准(NYMEX)$55.73每桶及$2.58每MMBtu。


	天然气			NGLS			原油和凝析油			天然燃气等价物
	(MMCF)			(MBBLS)			(MBBLS)			(MMcfe)(a)
已探明的已开发储量和未开发储量：
余额，2018年12月31日		12,027,702			921,594			85,856			18,072,406
修订版本		33,122			57,311			(12,320	)		303,068
扩展、发现和添加		959,901			26,505			7,057			1,161,274
物业销售		(327,634	)		(28,324	)		(2,371	)		(511,811	)
生产		(578,114	)		(38,850	)		(3,690	)		(833,354	)
余额，2019年12月31日		12,114,977			938,236			74,532			18,191,583
修订版本		(789,992	)		42,741			(12,444	)		(608,211	)
扩展、发现和添加		1,007,415			38,298			4,512			1,264,282
物业销售		(609,311	)		(30,317	)		(6,145	)		(828,084	)
生产		(574,529	)		(37,492	)		(2,829	)		(816,456	)
平衡，2020年12月31日		11,148,560			951,466			57,626			17,203,114
修订版本		(311,410	)		16,845			(7,089	)		(252,876	)
扩展、发现和添加		1,155,952			69,367			5,103			1,602,769
生产		(541,021	)		(36,373	)		(3,044	)		(777,523	)
余额，2021年12月31日		11,452,081			1,001,305			52,596			17,775,484
已探明的已开发储量：
2019年12月31日		6,486,211			535,007			34,369			9,902,468
2020年12月31日		6,350,057			550,771			22,976			9,792,540
2021年12月31日		6,809,849			577,506			23,833			10,417,887
已探明的未开发储量：
2019年12月31日		5,628,766			403,229			40,163			8,289,115
2020年12月31日		4,798,503			400,695			34,650			7,410,574
2021年12月31日		4,642,232			423,798			28,762			7,357,597


(a)	石油和NGL体积根据石油和天然气的近似相对能量含量以一桶等于6mcf的速率转换为mcfe，这并不表明石油和天然气价格之间的关系。

在2021年期间，我们增加了大约1.6马塞卢斯页岩钻探活动已探明储量的TCFE和已探明地区的评估。大致722021年新增储量的10%可归因于天然气。对先前估计的负值的修正252.9BCFE包括以下积极的性能修订1.0TCFE和积极的定价修订22.6Bcfe的偏移量超过1.3TCFE重新归类为未探明，因为之前计划的油井不会在最初的五年开发期限内钻探。

在2020年间，我们增加了大约1.3马塞卢斯页岩钻探活动已探明储量的TCFE和已探明地区的评估。大致802020年新增储量的%可归因于天然气。对先前估计的负值的修正608.2 BCFE包括以下积极的性能修订420.9Bcfe被超过抵消的bcfe961.1BCFE重新归类为未证实，因为之前计划的油井在最初的五年开发期限内不能钻探，价格修订为负67.9Bcfe.

在2019年期间，我们增加了大约1.2马塞卢斯页岩钻探活动已探明储量的TCFE和已探明地区的评估。大致832019年新增储量的30%可归因于天然气。2019年已探明储量包括475.0百万吨乙烷储量(2,102在马塞卢斯页岩(Marcellus Shale)。对先前估计数的修订303BCFE包括以下积极的性能修订922.2被部分抵消的bcfe601.3BCFE重新分类为未经证实的和负面的定价修订17.8Bcfe.

F-41

以下是2021年已探明未开发储量(Mmcfe)的变化情况：


2020年12月31日开始探明未开发储量	7,410,574
未开发储量转入已开发储量	(1,199,544	)
修订版本(a)	(393,561	)
扩展和发现	1,540,128
已探明未开发储量于2021年12月31日结束	7,357,597


(a)	包括1.3已探明的未开发储量的TCFE由于五年规则而被移除和推迟，该规则可纳入我们未来的已探明储量，因为这些地点将重新加入我们的五年发展计划。

2021年，我们花费了约3.613亿美元用于与已探明未开发储量相关的开发成本，这些储量已转移到已开发储量。已探明未开发储量的未来开发成本预计约为#美元。2.2在接下来的五年里。截至2021年12月31日，我们有21从最初预订之日起已经上报了五年多的Bcfe，目前都在完工过程中，预计将在2022年转为销售。我们记录的所有已探明的未开发钻探地点都计划在首次披露后五年内进行钻探。所有已探明的未开发钻探地点计划在2026年底之前进行钻探。

与已探明油气储量相关的未来现金流量折现标准化计量(未经审计)

下面总结了我们在编制随附的天然气、天然气液化石油气、原油和凝析油储量披露、已探明天然气、天然气液化石油气和石油储量未来现金流量贴现的标准化计量，以及每年标准化计量的对账时所使用的政策。披露的信息是试图以一种可与行业同行相媲美的方式呈现信息。

这些信息是基于对截至本年度12月31日我们对天然气和石油资产权益的已探明储量的估计。这些估算是由我们的石油工程人员准备的。探明储量是估计的天然气、天然气、原油和凝析油的数量，地质和工程数据表明，在现有的经济和运营条件下，这些储量在未来几年内可以合理确定地从已知的油藏中开采出来。

已探明储量生产产生的未来现金净流量贴现的标准化计量如下：

对已探明储量的数量和基于当前年末经济状况预计的未来产量进行了估计。

对于截至2021年、2020年和2019年的年度，估计的未来现金流入是通过将与我们已探明储量相关的天然气、NGL和石油的12个月平均价格应用于未来每一年生产的这些储量的数量来计算的。

预计生产成本、行政成本、开发和生产已探明储量的成本以及废弃成本将减少未来现金流，所有这些都是基于当前的年终经济状况。未来所得税开支以现行年终法定税率为基础，以实施天然气、天然气及石油资产的剩余税基，以及与我们已探明的天然气及石油储量有关的其他扣除、抵免及免税额。

通过应用10%的贴现率，将由此产生的未来净现金流贴现到现值。

折现未来净现金流的标准化计量并不意味着，也不应被解释为显示我们的天然气、天然气液化石油气和石油储量的公允价值，也不应被解释为显示我们的天然气、NGL和石油储量的公允价值。公允价值的估计还将考虑(除其他事项外)目前未归类为已证实的储备的回收、预期的未来价格和成本变化以及更能代表货币时间价值和储备估计固有风险的贴现因素。

F-42

与已探明天然气、NGL、原油及凝析油储量有关的贴现未来现金流量标准化计量如下，不包括与各自报告日期的未偿还衍生工具相关的现金流量。未来现金流入是扣除第三方运输、收集和压缩费用的净值。


	截止到十二月三十一号，
	2021			2020
	(单位：千)
未来现金流入	$	69,403,611		$	35,820,758
未来成本：
生产		(27,015,321	)		(23,281,268	)
发展(a)		(2,469,028	)		(2,744,539	)
未来所得税前净现金流量		39,919,262			9,794,951
未来所得税费用		(8,146,832	)		(1,240,011	)
10%折扣前的未来净现金流合计		31,772,430			8,554,940
每年10%的折扣		(19,287,204	)		(5,708,618	)
未来净现金贴现的标准化计量流动	$	12,485,226		$	2,846,322


(a)	2021 i包括$308.5截至2021年12月31日，使用目前对未来放弃成本的估计，未贴现的未来资产报废成本为100万美元。

下表汇总了各章节在贴现未来净现金流的标准化衡量上有很大的差距。


	十二月三十一日，
	2021			2020			2019
	(单位：千)
对以前估计数的修订：
价格和生产成本的变化	$	11,600,850		$	(4,868,371	)	$	(6,560,107	)
数量上的修订		577,737			(345,073	)		(12,741	)
未来开发与废弃的变化费用		(53,818	)		107,899			104,585
所得税净变动		(2,248,161	)		797,816			1,125,639
增加折扣		298,077			756,083			1,317,349
通过扩建增加已探明储量，新发现和更好的恢复		1,423,510			280,441			552,710
天然气、天然气和石油销售，净产量费用		(1,934,254	)		(402,450	)		(881,883	)
在开发过程中产生的实际开发成本期间		399,681			384,530			676,520
出售现有储备		—			(394,125	)		(688,937	)
计时和其他		(424,718	)		(99,001	)		(120,156	)
本年度净变动率		9,638,904			(3,782,251	)		(4,487,021	)
年初		2,846,322			6,628,573			11,115,594
年终	$	12,485,226		$	2,846,322		$	6,628,573

信息披露控制和程序的评估。根据“交易法”第13a-15(B)条的要求，我们已在我们的管理层(包括我们的首席执行官和首席财务官)的监督和参与下，评估了截至本10-K表格所涵盖期间结束时，我们的披露控制和程序(如“交易法”第13a-15(E)和15d-15(E)条所定义)的设计和操作的有效性。我们的披露控制和程序旨在提供合理的保证，确保我们根据“交易所法案”提交的报告中需要披露的信息会被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)，以便及时做出有关要求披露的决定，并在美国证券交易委员会的规则和表格中指定的时间段内对其进行记录、处理、汇总和报告。根据评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，截至2021年12月31日，我们的披露控制和程序在合理的保证水平上是有效的。

财务报告内部控制的变化。在截至2021年12月31日的季度内，我们的财务报告内部控制系统没有发生任何变化，这些变化对我们的财务报告内部控制产生了重大影响，或有合理的可能性对其产生重大影响。

管理层财务报告内部控制年度报告。见“管理层财务报告内部控制报告”和“独立注册会计师事务所财务报告内部控制报告”，分别载于项目8.财务报表和补充数据下的F-2和F-3页。

为回应这一项目而需要的信息将在将于2022年5月举行的2022年股东年会的范围委托书中列出，并以引用的方式并入本文。

有关本公司行政人员的资料，请参阅本表格10-K第1项下的“注册人行政人员”。

道德准则。我们已经通过了适用于我们的首席执行官、首席财务官、首席会计官或执行类似职能的人员(以及我们的董事和所有其他员工)的道德准则。我们的网站上有一份副本，Www.rangeresources.com如果任何人提出要求，我们将免费提供一份印刷本给任何人。如有此类要求，请直接联系公司秘书，地址：德克萨斯州沃斯堡76102，Throckmorton Street 100Throckmorton Street，Suite1200，或拨打电话(8178702601)。我们打算代表我们的总裁兼首席执行官、首席财务官、财务总监和在公司治理标题下执行类似职能的人员，在修订或豁免之日后立即在我们的网站上披露对道德准则的任何修订或豁免。

本项目要求的信息以2022年股东年会的范围委托书为参考并入本文。

项目12.某些受益OW的担保所有权业主和管理层及相关股东事宜

本项目要求的信息以2022年股东年会的范围委托书为参考并入本文。

财务报表索引第8项中列出的财务报表和财务报表明细表作为本表格10-K的一部分进行归档：

随附的展品索引中列出的展品作为本表格10-K的一部分进行归档。

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。

根据1934年证券交易法的要求，本报告已由以下人员代表注册人在指定日期以注册人身份签署。


特拉华州		34-1312571
(法团或组织的州或其他司法管辖区)		(美国国税局雇主身分证号码)

Throckmorton街100号, 套房1200, 沃斯堡, 德克萨斯州		76102
(主要行政办公室地址)		(邮政编码)


每节课的标题	商品代号	注册的每个交易所的名称
普通股，面值0.01美元	RRC	纽约证券交易所


	马塞卢斯页岩
	2021		2020		2019
生产：
天然气(Mmcf)		540,824		544,079		516,031
NGL(Mbbls)		36,365		36,185		36,013
原油和凝析油(MBBLS)		3,032		2,599		3,199
总Mmcfe(a)		777,205		776,786		751,299
销售价格：(b)
天然气(每立方英尺)	$	2.29	$	0.49	$	1.13
NGL(每桶)		17.12		4.91		7.12
原油和凝析油(每桶)		59.76		29.24		49.73
总计(每Mcfe)(a)		2.62		0.67		1.33
生产成本：
租赁经营(按mcfe)	$	0.10	$	0.10	$	0.11
生产税和从价税(按mcfe计算) (c)		0.04		0.02		0.03


	已开发英亩					未开发的英亩					总英亩数
	毛收入		网络			毛收入		网络			毛收入		网络
密西根		111		111			—		—			111		111
纽约		—		—			2,265		567			2,265		567
俄克拉荷马州		21,867		9,329			—		—			21,867		9,329
宾夕法尼亚州		798,904		705,585			74,163		69,323			873,067		774,908
德克萨斯州		6,242		4,323			—		—			6,242		4,323
西弗吉尼亚州		5,876		5,197			—		—			5,876		5,197
		833,000		724,545			76,428		69,890			909,428		794,435
平均工作利息				87	%				91	%				87	%


出售的资产	完工日期	出售资产所得(损)
截至2021年12月31日的年度：
北路易斯安那州资产	2020年8月	$	479
其他	五花八门	$	222

截至2020年12月31日的年度：
北路易斯安那州资产	2020年8月	$	(9,503	)
宾夕法尼亚州西北部的浅薄遗产资产	2020年3月	$	122,506
其他	五花八门	$	(2,212	)


☒	根据1934年“证券交易法”第13或15(D)条提交的年度报告


☐	根据1934年“证券交易法”第13或15(D)条提交的过渡报告


大型加速文件服务器	☒	规模较小的报告公司	☐
加速文件管理器	☐	新兴成长型公司	☐
非加速文件服务器	☐


第一部分		页面
ITEMS 1. & 2.	业务和物业	1
	一般信息	1
	2021年执行摘要	2
	可用的信息	2
	我们的业务战略	2
	2021年取得重大成就	4
	细分市场和地理信息	4
	2022年展望	4
	探明储量	5
	属性概述	7
	资产剥离	8
	生产井	8
	钻探活动	9
	总种植面积和净种植面积	9
	未开发面积到期	9
	属性标题	10
	交付承诺	10
	人力资本管理	10
	注册人的行政人员	11
	竞争	11
	营销与客户	12
	业务的季节性	12
	市场	12
	政府管制	13
	环境及职业健康安全事宜	15
	某些定义术语的词汇表	20

第1A项。	风险因素	21

1B项。	未解决的员工意见	33

第三项。	法律诉讼	34

第四项。	煤矿安全信息披露	34

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	35
	普通股市场	35
	纪录持有人	35
	分红	35
	股东回报业绩展示	36


		页面
第7项。	管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析	37
	我们的业务概述	37
	管理层对经营成果的讨论与分析	39
	管理层对财务状况、现金流、资本资源和流动性的探讨与分析	49
	管理层对关键会计估计的探讨	55

第7A项。	关于市场风险的定量和定性披露	60
	市场风险	60
	商品价格风险	61
	其他商品风险	61
	商品敏感性分析	62
	交易对手风险	62
	利率风险	62

第八项。	财务报表和补充数据	F-1

第九项。	会计与财务信息披露的变更与分歧	64

第9A项。	控制和程序	64

第9B项。	其他信息	64

第三部分

第10项。	董事、高管与公司治理	65

第11项。	高管薪酬	65

第12项。	某些实益拥有人的担保所有权和管理层及相关股东事宜	65

第13项。	某些关系和相关交易，以及董事独立性	65

第14项。	首席会计师费用及服务	65

第四部分

第15项。	展品和财务报表明细表	66

签名		69


	按平均价格计算的截至年末油气储量汇总表
储备类别	天然气 (MMCF)		NGLS (MBBLS)		油 (MBBLS)		总计 (MMcfe)(a)		%
2021:
证明了
开发		6,809,849		577,507		23,834		10,417,887		59	%
未开发		4,642,232		423,798		28,762		7,357,597		41	%
已证明的总数		11,452,081		1,001,305		52,596		17,775,484		100	%

2020:
证明了
开发		6,350,057		550,771		22,976		9,792,540		57	%
未开发		4,798,503		400,695		34,650		7,410,574		43	%
已证明的总数		11,148,560		951,466		57,626		17,203,114		100	%

2019:
证明了
开发		6,486,211		535,007		34,369		9,902,468		54	%
未开发		5,628,766		403,229		40,163		8,289,115		46	%
已证明的总数		12,114,977		938,236		74,532		18,191,583		100	%


(a)	根据石油和天然气的相对能量含量，石油和天然气体积以一桶等于6mcf的速率转换为mcfe，这并不能表明石油和天然气价格之间的关系。


(a)	石油和天然气的体积以一桶等于6mcf的速率换算，这是基于石油和天然气的大致相对能量含量，这并不能表明石油和天然气价格之间的关系。
(b)	我们不记录衍生品或领域层面的衍生品结果。包括扣除第三方运输、收集和压缩费用。
(c)	包括宾夕法尼亚州的撞击费。


					平均值
	总井数				劳作
	毛收入		网络		利息
天然气		1,430		1,349		94	%
原油		3		1		34	%
总计		1,433		1,350		94	%


	英亩				占总数的百分比
截止到十二月三十一号，	毛收入		网络		未开发
2022		14,440		13,733		20	%
2023		19,098		18,162		26	%
2024		12,691		11,696		17	%
2025		10,880		9,174		13	%
2026		16,447		15,956		23	%


	2021		2020		2019		2018		2017
未来净现金流	$	39,919	$	9,795	$	22,179	$	34,836	$	21,469
现值：
所得税前		14,868		2,981		7,561		13,173		8,147
所得税后(标准化计量)		12,485		2,846		6,629		11,116		7,165
基准价格(NYMEX)：
汽油价格(每立方英尺)		3.60		1.98		2.58		3.10		2.98
油价(每桶)		66.34		39.77		55.73		65.55		51.19
井口价格：
汽油价格(每立方英尺)		3.30		1.68		2.38		2.98		2.60
油价(每桶)		59.35		30.13		49.24		59.96		45.73
NGL价格(每桶)		28.41		16.14		17.32		25.22		17.84


	年龄	职位
杰弗里·L·文图拉	64	首席执行官兼总裁
马克·S·斯卡奇	44	高级副总裁兼首席财务官
丹尼斯·L·德格纳	49	高级副总裁兼首席运营官
多里·A·吉恩	64	高级副总裁兼财务总监兼首席会计官
大卫·P·普尔(David P.Poole)	59	高级副总裁-总法律顾问兼公司秘书


	截至2021年12月31日的三个月
期间	总数的股份购得		平均价格按股支付		总数作为公开购买的一部分购买的股票已宣布的计划或程序		近似值美元金额的股份可能还会是购得根据计划或节目(a)
2021年10月		—	$	—		—	$	70,099,593
2021年11月		—	$	—		—	$	70,099,593
2021年12月		—	$	—		—	$	70,099,593
		—				—


(a)	2019年10月，我们的董事会批准了一项1亿美元的普通股回购计划。截至2021年12月31日，我们已经回购了1000万股普通股，成本约为3000万美元，不包括手续费和佣金。截至2021年12月31日，这些股票以库存股形式持有。


	2016		2017		2018		2019		2020		2021
牧场资源公司	$	100	$	50	$	28	$	14	$	20	$	53
标普油气勘探与生产指数		100		90		64		57		35		58
标准普尔中型股400指数		100		116		103		130		148		185
标准普尔小型股600指数		100		113		104		127		141		179
道琼斯美国勘探与生产公司		100		101		83		93		62		105
ISE Revere天然气指数		100		89		58		50		37		74


	2020年12月31日			变化			2021年12月31日
银行债务	$	702,000		$	(702,000	)	$	—
高级注释
2021年到期的5.75%优先债券		25,496			(25,496	)		—
2022年到期的5.00%优先债券		169,589			—			169,589
2022年到期的5.875厘优先债券		48,528			—			48,528
2023年到期的5.00%优先债券		532,335			—			532,335
2025年到期的4.875厘优先债券		750,000			—			750,000
2026年到期的9.25%优先债券		850,000			—			850,000
2029年到期的8.25%优先债券		—			600,000			600,000
其他高级笔记		490			(490	)		—
高级票据合计		2,376,438			574,014			2,950,452
高级附属票据
2021年到期的5.75%优先次级债券		19,896			(19,896	)		—
2022年到期的5.00%优先次级债券		9,730			(9,730	)		—
2023年到期的5.00%优先次级债券		7,712			(7,712	)		—
高级次级票据合计		37,338			(37,338	)		—
债务总额		3,115,776			(165,324	)		2,950,452
现金余额(见资产负债表)		(458	)		(213,964	)		(214,422	)
总债务，扣除现金后的净额	$	3,115,318		$	(379,288	)	$	2,736,030


(a)	基于纽约商品交易所(“NYMEX”)的投标周即期月平均价格。
(b)	根据我们估计的每桶NGL产品组成。


(a)	表示无论何时生产都已售出的数量。
(b)	根据石油和天然气的近似相对能量含量，石油和天然气体积以一桶等于6mcf的速率转换为mcfe，这并不能表明石油和天然气价格之间的关系。


	截至十二月三十一日止的年度，
	2020		价格方差		卷方差			2021
天然气
价格(每Mcf)	$	1.64	$	1.86	$	—		$	3.50
制作(Mmcf)		574,529		—		(33,508	)		541,021
天然气销售	$	943,740	$	1,007,532	$	(55,041	)	$	1,896,231


(a)	包括承诺费，但不包括债务发行成本的摊销和折价的摊销。


	2021			2020
经纪销售天然气	$	342,431		$	160,122
经纪的NGL销售		6,925			3,776
其他营销收入		16,056			9,375
中间人购买和运输天然气		(350,426	)		(175,039	)
中间人购买NGL		(8,044	)		(4,691	)
其他营销费用		(8,818	)		(8,586	)
净经纪天然气和营销净利润率	$	(1,876	)	$	(15,043	)


	2021			2020
所得税前总收入(亏损)	$	402,035		$	(737,329	)
美国联邦法定利率		21	%		21	%
按法定税率计算的税费(福利)总额		84,427			(154,839	)

州和地方所得税，扣除联邦福利后的净额		16,260			(38,413	)
国家利率与法律变革		(13,583	)		(31,469	)
不可扣除的高管薪酬		1,414			474
税额低于账面权益补偿		1,566			4,933
更改估值免税额：
联邦估价免税额及其他		(76,553	)		124,631
国家估价免税额及其他		(23,357	)		68,836
永久性差异和其他		83			295
所得税总收益	$	(9,743	)	$	(25,552	)
实际税率		(2.4	%)		3.5	%


	2021			2020
现金和现金等价物的来源
经营活动	$	792,948		$	268,680
资产的处置		303			246,127
信贷借贷		1,434,000			2,076,000
发行新的优先票据		600,000			850,000
其他		53,667			23,045
现金和现金等价物的总来源	$	2,880,918		$	3,463,852

现金和现金等价物的使用
天然气和石油性质的附加物	$	(393,478	)	$	(405,617	)
种植面积购买		(23,962	)		(26,816	)
其他财产		(1,231	)		(2,873	)
偿还信贷安排		(2,136,000	)		(1,851,000	)
优先票据及次级票据的偿还		(63,324	)		(1,120,634	)
库存股回购		—			(22,992	)
其他		(48,959	)		(34,008	)
现金和现金等价物的使用总额	$	(2,666,954	)	$	(3,463,940	)


	2021		2020
阿巴拉契亚	$	391,483	$	378,509
北路易斯安那州		—		1,987
总计		391,483		380,496
已证实物业的应累算资本开支变动		1,995		25,121
天然气和石油性质的附加物	$	393,478	$	405,617


	截至十二月三十一日止
	2021			2020
	(MMcfe)
已探明储量：
年初		17,203,114			18,191,583
增加储备		1,602,769			1,264,283
保留修订		(252,876	)		(608,211	)
销售额		—			(828,085	)
生产		(777,523	)		(816,456	)
年终		17,775,484			17,203,114
已探明的已开发储量：
年初		9,792,540			9,902,467
年终		10,417,887			9,792,540


	按期付款到期
	2022		2023		2024		2025 and 2026		此后		总计
债务：
2023年到期的银行债务(a)	$	—	$	—	$	—	$	—	$	—	$	—
2022年到期的5.00%优先债券		169,589		—		—		—		—		169,589
2022年到期的5.875厘优先债券		48,528		—		—		—		—		48,528
2023年到期的5.00%优先债券		—		532,335		—		—		—		532,335
2025年到期的4.875厘优先债券		—		—		—		750,000		—		750,000
2026年到期的9.25%优先债券		—		—		—		850,000		—		850,000
2029年到期的8.25%优先债券		—		—		—		—		600,000		600,000
其他义务：												—
经营租赁，净额		21,282		7,207		6,546		12,635		2,627		50,297
软件许可证和其他		2,767		2,191		51		64		16		5,089
衍生债务(b)		162,767		8,565		—		—		—		171,332
运输和收集承诺(c)		801,974		784,712		768,059		1,305,611		3,520,105		7,180,461
资产报废义务负债(d)		5,310		50		—		—		90,476		95,836
合同义务总额(e)	$	1,212,217	$	1,335,060	$	774,656	$	2,918,310	$	4,213,224	$	10,453,467


(a)	截至2021年12月31日，我们的银行信贷安排下没有未偿还的借款。
(b)	衍生债务是指根据截至2021年12月31日估值的大宗商品衍生品的总净值安排确定的净负债。我们的衍生品以公允价值计量和记录，并受到市场和信用风险的影响。最终清算价值将取决于未来的实际大宗商品价格，这可能与截至2021年12月31日用于确定公允价值的投入存在实质性差异。见我们合并财务报表的附注9。
(c)	根据这些合同的条款，上述义务是我们的最低财务承诺。我们的实际支出可能会超过这些最低承诺。
(d)	以上金额代表折扣值。债务本身存在不确定性，实际金额和时间可能与我们的估计不同。见我们合并财务报表的附注8。
(e)	此表不包括递延补偿计划的负债，因为这些债务将由现有计划资产提供资金，不包括对税务机关的债务。


(1)	我们还出售了2023年每天72,500 MMBtu的天然气呼叫掉期，加权平均价为每MMBtu 3.06美元。截至2021年12月31日，这些掉期的公允价值为净衍生负债1110万美元。


				公允价值假设变动
				增加的商品价格						减少的商品价格
	公允价值			10%			25%			10%			25%
掉期	$	(127,934	)	$	(112,125	)	$	(280,313	)	$	112,125		$	280,313
打电话		(61	)		(89	)		(382	)		44			59
领子		(5,473	)		(35,607	)		(90,902	)		35,297			90,598
三向领口		(24,932	)		(31,383	)		(79,909	)		29,920			66,447
基差互换		16,151			8,038			20,095			(8,038	)		(20,095	)
交换		(11,149	)		(7,066	)		(19,327	)		5,424			9,788
运费掉期		114			123			307			(123	)		(307	)
资产剥离或有对价		26,640			3,810			7,930			(4,910	)		(13,480	)


	携带价值		公平价值
固定利率债务：
2022年到期的优先债券	$	169,589	$	171,488
(利率定在5.00%)
2022年到期的优先债券		48,528		48,955
(利率固定在5.875厘)
2023年到期的优先债券		532,335		543,471
(利率定在5.00%)
2025年到期的优先债券		750,000		776,153
(利率固定在4.875厘)
高级债券将于2026年到期(1)		850,000		916,929
(利率定在9.25%)
2029年到期的优先债券		600,000		669,648
(利率定在8.25%)
	$	2,950,452	$	3,126,644


	页面数

管理层关于财务报告内部控制的报告	F–2

独立注册会计师事务所PCAOB的报告ID：00042	F–3

截至2021年12月31日和2020年12月31日的合并资产负债表	F–6

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–7

截至2021年、2020年和2019年12月31日的综合全面收益(亏损)表	F–8

截至2021年、2020年和2019年12月31日的合并现金流量表	F–9

截至2021年、2020年和2019年12月31日止年度股东权益综合报表	F–10

合并财务报表附注	F–11


														累计
					普通股									其他
	普通股				被扣留在			其他内容已付-			留用			全面
	股票		面值		财政部			在资本中			(赤字)			损失			总计
截至2018年12月31日的余额		249,520	$	2,495	$	(391	)	$	5,628,447		$	(1,570,462	)	$	(658	)	$	4,059,431
普通股发行		1,919		19		—			323			—			—			342
在以下时间发行普通股 PSU的归属		—		—		—			5			(5	)		—			—
基于股票的薪酬费用		—		—		—			31,120			—			—			31,120
支付的现金股息 ($0.08每股)		—		—		—			—			(20,070	)		—			(20,070	)
库存股发行		—		—		63			(63	)		—			—			—
回购库存股		—		—		(6,908	)		—			—			—			(6,908	)
其他综合损失		—		—		—			—			—			(130	)		(130	)
净亏损		—		—		—			—			(1,716,297	)		—			(1,716,297	)
截至2019年12月31日的余额		251,439		2,514		(7,236	)		5,659,832			(3,306,834	)		(788	)		2,347,488
普通股发行		4,896		49		—			(942	)		—			—			(893	)
在以下时间发行普通股 PSU的归属		19		—		—			74			(74	)		—			—
基于股票的薪酬费用		—		—		—			25,400			—			—			25,400
库存股发行		—		—		96			(96	)		—			—			—
回购库存股		—		—		(22,992	)		—			—			—			(22,992	)
其他综合收益		—		—		—			—			—			309			309
净亏损		—		—		—			—			(711,777	)		—			(711,777	)
截至2020年12月31日的余额		256,354		2,563		(30,132	)		5,684,268			(4,018,685	)		(479	)		1,637,535
普通股发行		3,429		35		—			6,998			—			—			7,033
在以下时间发行普通股 PSU的归属		13		—		—			148			(148	)		—			—
基于股票的薪酬费用		—		—		—			28,988			—			—			28,988
库存股发行		—		—		125			(125	)		—			—			—
其他综合收益		—		—		—			—			—			329			329
净收入		—		—		—			—			411,778			—			411,778
截至2021年12月31日的余额		259,796	$	2,598	$	(30,007	)	$	5,720,277		$	(3,607,055	)	$	(150	)	$	2,085,663


(a)	限制性股票责任奖代表参与证券，因为它们与普通股所有者一起参与不可没收的红利或分配。可分配给参与证券的收入是指分配给参与证券的已分配和未分配的收益。然而，参与的证券不参与未分配的净亏损。