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VineMember2021-12-310000895126Chk:WildhorseResourceDevelopmentCorporationMember2019-12-310000895126Chk:WildhorseResourceDevelopmentCorporationMember2019-01-012019-12-310000895126US-GAAP：OneTimeTerminationBenefits成员2021-02-102021-12-310000895126US-GAAP：OneTimeTerminationBenefits成员2021-01-012021-02-090000895126US-GAAP：OneTimeTerminationBenefits成员2020-01-012020-12-310000895126US-GAAP：OneTimeTerminationBenefits成员2019-01-012019-12-310000895126CHK：中大陆成员2020-01-012020-12-310000895126CHK：海恩斯维尔成员2020-01-012020-12-310000895126美国公认会计准则：次要事件成员CHK：首席执行官持有LPM成员2022-01-242022-01-240000895126美国公认会计准则：次要事件成员2022-01-012022-01-310000895126CHK：PowderRiverBasinMember美国公认会计准则：次要事件成员Us-gaap:DisposalGroupDisposedOfBySaleNotDiscontinuedOperationsMember2022-01-24 美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
☒ 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告
截至本财政年度止12月31日, 2021
☐ 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告
的过渡期 至
委托文档号001-13726
切萨皮克能源公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | | | | | | | | | | |
俄克拉荷马州 | 73-1395733 |
| (注册成立或组织的国家或其他司法管辖区) | (国际税务局雇主身分证号码) |
西北大道6100号， | 俄克拉荷马城 | 俄克拉荷马州 | 73118 |
| (主要执行办公室地址) | (邮政编码) |
| | (405) | 848-8000 | |
| (注册人的电话号码，包括区号) |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 根据该法第12(B)条登记的证券： |
| 每个班级的标题 | | 交易代码 | | 注册的每个交易所的名称 |
| 普通股，每股面值0.01美元 | | 中港 | | 纳斯达克股市有限责任公司 |
| 购买普通股的A类认股权证 | | CHKEW | | 纳斯达克股市有限责任公司 |
| 购买普通股的B类认股权证 | | CHKEZ | | 纳斯达克股市有限责任公司 |
| 购买普通股的C类认股权证 | | CHKEL | | 纳斯达克股市有限责任公司 |
如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是 ☒ No ☐
如果注册人不需要根据证券交易法第13节或第15(D)节提交报告，请用复选标记表示。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时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或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在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是 ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速文件服务器☒加速文件管理器☐非加速文件管理器 ☐
较小的报告公司☐新兴成长型公司 ☐
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》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)条对其财务报告的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。☒
用复选标记表示登记人是否为空壳公司(如该法第12b-2条所界定)。是☐ No ☒
在根据法院确认的计划分配证券后，用复选标记表示注册人是否已提交1934年《证券交易法》第12、13或15(D)条要求提交的所有文件和报告。 是☒ 不是☐
截至2021年6月30日，非关联公司持有的我们普通股的总市值约为$1.6十亿美元。截至2022年2月21日，有118,558,307我们发行的普通股面值为0.01美元。
__________________________________________
以引用方式并入的文件
2022年股东周年大会的委托书部分以参考方式并入第三部分。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 第一部分 | 页面 |
第1项。 | 业务 | 11 |
第1A项。 | 风险因素 | 26 |
项目1B。 | 未解决的员工意见 | 46 |
第二项。 | 属性 | 46 |
第三项。 | 法律诉讼 | 46 |
第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 47 |
| 第II部 | |
第五项。 | 注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 | 48 |
第六项。 | 选定的财务数据 | 49 |
第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 50 |
| 流动性与资本资源 | 52 |
| 2021年2月10日至2021年12月31日、2021年1月1日至2021年2月9日以及截至2020年12月31日的年度的经营业绩 | 58 |
第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 70 |
项目8. | 财务报表和补充数据 | 71 |
第九项。 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 146 |
第9A项。 | 控制和程序 | 146 |
项目9B。 | 其他信息 | 147 |
项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 147 |
| 第三部分 | |
第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 147 |
第11项。 | 高管薪酬 | 147 |
第12项。 | 某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项 | 147 |
第13项。 | 某些关系和关联交易与董事独立性 | 147 |
第14项。 | 首席会计师费用及服务 | 147 |
| 第四部分 | |
第15项。 | 展示和财务报表明细表 | 148 |
第16项。 | 表格10-K摘要 | 152 |
| | | |
签名 | 153 |
除非上下文另有说明，否则所提及的“我们”、“切萨皮克”、“公司”和“注册人”均指切萨皮克能源公司及其合并子公司。除单位金额和每股金额外，所有货币价值均以百万美元为单位，除非另有说明。此外，以下是本年度报告中使用的表格10-K中某些术语的其他缩写和定义：
“调整后的自由现金流”(非公认会计原则的衡量标准)是指经营活动(GAAP)提供的现金净额减去现金资本支出，调整后不包括管理层认为会影响经营结果可比性的某些项目。
“ASC”系指会计准则编撰。
“后备承诺协议”是指切萨皮克与后备各方之间于2020年6月28日签订的某些后备承诺协议，可根据其条款不时进一步修订、修改或补充。
“后盾方”是指作为后盾承诺协议签署方的FLLO特设小组的成员，以及作为某些基金和账户的投资管理人的Franklin Advisers，Inc.。
“破产法”系指修订后的“美国法典”第11编，第11编第101-1532节。
“破产法院”是指德克萨斯州南区的美国破产法院。
“bbl”或“bbls”意思是桶或桶。
“Bcf”指十亿立方英尺。
“Boe”的意思是一桶油当量。天然气已探明储量和产量根据天然气和石油的大致相对能量含量，按每桶石油6立方米天然气的压力和温度基准标准换算为BOE。NGL已探明储量和产量与石油一对一地转换为BOE。
“第11章案件”指的是，当涉及某一特定债务人时，指根据《破产法》第11章在破产法院等待该债务人审理的案件，而当涉及所有债务人时，指的是程序上合并的第11章在破产法院等待债务人审理的案件。
“首席”指首席E&D控股公司，LP。
“首席收购”是指切萨皮克公司计划收购首席E&D控股公司和由TUG Hill，Inc.的关联公司持有的相关非运营权益，如果满足或放弃某些成交条件，包括某些监管批准，预计将于2022年第一季度完成。
“A类认股权证”是指购买新普通股10%的认股权证(在配股发行生效后，但受到管理层激励计划、B类认股权证和C类认股权证稀释的限制)，初始行使价格为每股27.63美元。A类认股权证自生效之日起至2026年2月9日可行使。
“B类认股权证”是指购买新普通股10%的认股权证(在配股发行生效后，但受到管理层激励计划和C类认股权证稀释的限制)，初始行使价格为每股32.13美元。B类认股权证自生效之日起至2026年2月9日可行使。
“C类认股权证”是指购买新普通股10%的认股权证(在配股发行生效后，但受到管理层激励计划的稀释)，初始行权价为每股36.18美元。C类认股权证自生效之日起至2026年2月9日可行使。
“完井”是指先处理已钻井的井，然后安装生产石油、天然气或天然气液体的永久设备，如果是干井，则向有关当局报告该井已被废弃。
“确认令”是指破产法院于2021年1月16日提交的确认切萨皮克能源公司及其债务人附属公司第五次修订的联合破产法第11章重组计划的命令，案卷编号2915。
“债务人”是指本公司及其所有提起破产保护的直接和间接子公司。
“已开发面积”是指分配给或可分配给生产井或具有生产能力的井的英亩。
“DIP融资”是指根据DIP文件和DIP命令记录的某些债务人占有的融资融资。
“干井”是指不能生产足够数量的石油或天然气而不能作为油井或天然气井完井的井。
“生效日期”是指2021年2月9日。
“退出信贷安排”是指破产后可获得的以准备金为基础的循环信贷安排。
“探井”是指为了寻找新的油田或在以前发现的另一个油藏的石油或天然气产量的油田中发现新的油藏而钻探的井。
“FLLO定期贷款贷款”是指根据FLLO定期贷款贷款信贷协议未偿还的贷款。
“FLLO定期贷款融资信贷协议”是指切萨皮克公司(作为借款人、债务人担保方、作为行政代理人的Glas USA LLC和贷款方)于2019年12月19日(I)由切萨皮克公司、作为借款人的债务人担保方、作为行政代理人的Glas USA LLC和贷款方之间签署的、日期为2019年12月19日的特定A类定期贷款补充协议(经不时修订、重述或以其他方式修改)以及(Ii)切萨皮克公司、其债务人担保方、作为行政代理人的Glas USA LLC和贷款方之间签署的、由切萨皮克公司、作为行政代理人的债务人担保方、作为行政代理人的Glas USA LLC和贷款方之间签署的、日期为2019年12月19日的特定定期贷款协议。
“地层”是指在相同的一般地质条件下沉积的一系列沉积层。
“自由现金流”(一种非公认会计准则计量)是指经营活动提供的现金净额(公认会计准则)减去现金资本支出。
“公认会计原则”是指美国公认的会计原则。
“一般无担保债权”是指针对任何债务人的任何债权，该债权在破产法第11章的案件中未根据破产法院的命令得到全额偿付，并且不是行政债权、优先税金债权、其他优先债权、其他有担保债权、循环信贷贷款债权、FLLO定期贷款债权、第二留置权票据债权、无担保票据债权、公司间债权或第510(B)条债权。
“总英亩或总油井”是指总英亩或油井，视情况而定，其中拥有一项作业权益。
“MBbls”的意思是一千桶。
“MMBbls”的意思是百万桶。
“mboe”的意思是一千个boe。
“MMBoe”的意思是百万boe。
“mcf”的意思是千立方英尺。
“MMcf”的意思是百万立方英尺。
“净英亩或净油井”是指在总英亩或总油井中拥有的零星工作权益的总和。
“新普通股”是指重组后的切萨皮克公司在生效之日发行的单一类别普通股。
“NGL”是指天然气液体。
“纽约商品交易所”指纽约商品交易所。
“石油输出国组织”是指石油输出国组织。
“请愿书日期”是指2020年6月28日，也就是债务人开始根据破产法第11章提起诉讼的日期。
“计划”系指第五次修订的切萨皮克能源公司及其债务人附属公司的联合第11章重组计划，作为确认书的附件A。
“勘探”是指在地质学家和地球物理学家确定具有潜在石油、天然气和天然气储量的地区之后，勘探和生产周期的一部分。
“未来估计净收入现值或PV-10(非公认会计原则)”是指按本报告所述期间结束前12个月期间石油和天然气平均价格(确定为12个月期间内每个月第一天的未加权算术平均价格)和确定日的有效成本计算的已探明储量生产产生的估计未来毛收入(扣除估计产量和未来开发成本后)，不计入一般和行政费用、偿债和未来所得税支出等非财产相关费用或折旧、损耗和摊销，按每年10%的贴现率贴现。
“差价”是指在销售点收到的石油、天然气或天然气价格与纽约商品交易所价格之间的差额。
“高产井”指的是不是干井的井。生产井包括生产井和机械上能够生产的井。
“已探明已开发储量”是指在现有设备和作业方法下，可通过现有油井回收的储量，或所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小的储量。
“探明财产”是指探明储量的财产。
“已探明储量”本报告中使用的“已探明储量”具有S-X法规第4-10(A)(22)条中赋予此类术语的含义，该规则部分规定，已探明石油和天然气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为经济上可生产的石油和天然气的数量--从给定日期起，从已知油气藏出发，在现有的经济条件、运营方法和政府法规下--在提供经营权的合同到期之前，除非有证据表明续签是合理确定的，否则。无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计。
“已探明未开发储量(PUD)”是指预计将从未钻井面积上的新油井或需要较大支出的现有油井中开采的已探明储量。未钻探面积的储量仅限于直接抵消在钻探时合理确定产量的开发间隔区，除非存在使用可靠技术的证据，证明在更远的距离上经济生产是合理的。
“认沽期权溢价”指一笔总额为6,000万美元的不可退还费用，相当于供股金额的10%，根据
担保承诺协议基于支付此类款项时其各自的担保承诺百分比。
“储集层”是指含有可采石油和/或天然气的自然积聚的多孔、可渗透的地下地层，该储集层被不渗透的岩石或水屏障所限制，并且是独立的，与其他储集层分开。
“配股”是指以债务人在生效日完成的配股金额进行的新普通股配股。
“美国证券交易委员会”系指美国证券交易委员会。
“第二留置权票据”指切萨皮克根据第二留置权票据契约发行的11.50%2025年到期的优先票据。
“第二留置权票据债权”是指因第二留置权票据而产生的任何债权。
“标准化计量”是指与探明储量有关的未来现金流量折现净额，其依据是以本报告所述期间终了前12个月期间石油和天然气平均价格计算的价格(确定为12个月期间内每个月的未加权算术平均数)，以估计的未来生产探明储量产生的毛收入扣除估计产量和未来开发成本。标准化措施与PV-10措施的不同只是因为前者包括估计的未来所得税费用的影响。
“A档贷款”是指根据退出信贷安排规定的条款发放的全循环贷款，这些贷款将在生效日获得部分资金，自生效日起按计划到期日为3年，在任何时候都应在偿还B档贷款之前偿还。
“B部分贷款”是指根据退出信贷安排规定的条款发放的定期贷款，这些贷款将在生效日期得到全额资金，从生效日期起计划期限为4年，只有在没有未偿还的A部分贷款后才能偿还或预付，一旦如此预付或偿还，不得再借入。
“未开发面积”是指无论该面积是否包含已探明储量，其上的油井未被钻探或完成到允许生产经济数量的石油和天然气的程度。
“未探明财产”是指没有探明储量的财产。
“Vine收购”指的是切萨皮克对Vine Energy Inc.的收购，该交易于2021年11月1日完成。
“Vine”指的是Vine Energy Inc.
“体积产量付款”是指石油和天然气储量的有限期限的凌驾于特许权使用费的权益，它使买方有权在一段时间内从特定租赁权益中获得预定产量；(Ii)没有任何相关的未来生产成本和资本支出；(Iii)卖方没有追索权(即买方唯一的追索权是取得的储量)；(Iv)将储量的所有权转让给买方；以及(V)允许卖方在预定产量交付后保留剩余储量(如果有的话)。
“认股权证”统称为A类认股权证、B类认股权证和C类认股权证。
“工作利益”是指赋予所有者在该财产和生产份额上钻探、生产和进行经营活动的权利的经营利益。
“WTI”指的是西德克萨斯中质油。
“/bbl”指每桶。
“/Boe”的意思是Per Boe。
“/mcf”是指每mcf。
“2019年前置期”是指截至2019年12月31日的年度。
“2020年前沿期”是指截至2020年12月31日的年度。
“2021年前置期”是指2021年1月1日至2021年2月9日。
“2021年后继期”是指2021年2月10日至2021年12月31日。
本报告包括1933年证券法第27A节和1934年证券交易法(“交易法”)第21E节所指的“前瞻性陈述”。前瞻性表述包括我们目前对未来事件的预期或预测，包括与以下事项有关的事项：新冠肺炎疫情的持续影响及其对我们业务的影响、财务状况、经营业绩和现金流、计划重组对我们业务、管理层和员工的潜在影响、欧佩克+成员国和其他外国石油出口国之间的行动或争端、市场因素、市场价格、我们满足偿债要求的能力、我们继续支付现金股息的能力、任何现金股息的金额和时间、我们的ESG举措、以及本报告第二部分项目7导言中讨论的其他项目。在这种情况下，前瞻性陈述通常涉及我们预期未来业务、财务业绩和财务状况，并且经常包含诸如“预期”、“可能”、“可能”、“预期”、“打算”、“计划”、“能力”、“相信”、“寻求”、“看到”、“将会”、“将会”、“估计”、“预测”、“目标”、“指导”、“展望“机遇”或“战略”。
尽管我们相信我们的前瞻性陈述中反映的预期和预测是合理的，但它们本身就受到许多风险和不确定因素的影响，其中大多数风险和不确定因素很难预测，许多风险和不确定因素超出了我们的控制。不能保证这些前瞻性陈述将是正确的或实现的，也不能保证这些假设是准确的或不会随着时间的推移而改变。可能导致我们的实际结果与我们的前瞻性陈述中所表达的大不相同的特殊不确定性包括：
•破产后执行业务战略的能力；
•新冠肺炎疫情的影响及其对我们的业务、财务状况、员工、承包商、供应商以及全球对石油和天然气的需求以及美国和世界金融市场的影响；
•与收购Vine相关的风险，包括我们能否成功地将Vine的业务整合到公司中，并在预期的时间框架内实现收购Vine的预期协同效应；
•与行政总裁收购相关的风险，包括因未能获得所需的监管批准或未能满足或豁免行政总裁收购的其他成交条件(视何者适用而定)而导致延迟或未能完成行政总裁收购，以及如果行政总裁收购完成，我们有能力在预期时间内成功将行政总裁的业务整合至公司，并从行政总裁收购中取得预期的协同效应；
•我们遵守退出信贷安排和其他债务契约的能力；
•我们实现预期现金成本降低的能力；
•石油、天然气和天然气价格的波动，受一般经济和商业条件的影响，以及对替代燃料和电动汽车的需求(和供应)增加；
•在估计石油、天然气和天然气储量的数量以及预测未来的产量和开发支出的数额和时间方面存在固有的不确定性；
•我们取代储量和维持生产的能力；
•钻井和经营风险及由此产生的负债；
•我们在钻井和油井作业中创造利润或实现目标结果的能力；
•我们的负债水平可能对我们的财务灵活性造成的限制；
•我们无法以有利的条件进入资本市场；
•业务和其他资金的现金流是否可用于支付准备金重置费用或偿还我们的债务；
•未决或未来诉讼和监管程序(包括特许权使用费索赔)带来的不利发展或损失；
•立法、监管和环境、社会和治理(“ESG”)举措，包括由于美国总统行政当局的更迭，解决环境问题，包括应对全球气候变化的影响或进一步监管水力压裂、甲烷排放、燃烧或水处理的举措；
•恐怖活动和/或网络攻击对我们的行动产生不利影响；
•购进价格调整和赔偿义务的影响；以及
•下描述的其他因素风险因素载于本年报第I部表格10-K(“表格10-K”或本“报告”)第1A项。
我们提醒您不要过度依赖本报告中包含的前瞻性陈述，这些陈述仅在提交日期发表，我们不承担更新这些信息的义务。我们敦促您仔细审查和考虑本报告和我们提交给美国证券交易委员会的其他文件中的披露，这些披露试图向感兴趣的各方提供可能影响我们业务的风险和因素。
第一部分
除文意另有所指外，本报告中提及的“切萨皮克”、“公司”、“我们”、“我们”和“我们”是指切萨皮克能源公司及其子公司。我们的主要执行办公室位于俄克拉荷马城西北大道6100号，俄克拉荷马州73118，我们在该地点的主要电话号码是(4058488000)。
我们是一家独立的勘探和生产公司，从事从地下储集层生产石油、天然气和天然气的资产的收购、勘探和开发。我们拥有庞大的、地理位置多样的美国陆上非常规天然气和液体资产组合，包括在大约8,200口总油井和天然气井中拥有权益。
2020年6月28日，我们和我们的某些子公司根据《破产法》第11章向破产法院提交了自愿救济请愿书。破产法院在2021年1月13日的法官席裁决中确认了该计划，并于2021年1月16日进入确认令。债务人夫妇于2021年2月9日走出破产泥潭。一旦出现，所有现有股本被注销，新普通股被发行给我们的FLLO定期贷款工具、第二留置权票据、优先无担保票据和某些债权因我们的破产而受损的一般无担保债权人的先前持有人，以及本计划规定的其他各方，包括参与6亿美元配股发行的其他各方。在摆脱破产后，我们采用了重新开始会计，这导致我们成为一个新的财务报告实体。因此，2021年2月9日或之后的合并财务报表与该日期之前的合并财务报表不具有可比性。为了便于我们在本报告中进行讨论，我们将出现后重组的公司称为“继任者”，将出现前的公司称为“前身”。看见注2和注3本公司合并财务报表附注载于本报告第二部分第8项，以进一步讨论我们的破产、由此产生的重组和重新开始的会计工作。
2021年11月1日，我们完成了对Vine的收购，Vine是一家能源公司，专注于开发路易斯安那州西北部超压堆积的海恩斯维尔和博西耶中部页岩区块的天然气资产。对Vine的收购加强了切萨皮克的竞争地位，显著增加了我们的自由现金流前景，加深了我们对优质天然气地点的库存，同时保持了我们资产负债表的实力。
2022年1月24日，我们达成了一项最终协议，以20亿美元现金和约944万股普通股收购塔格希尔公司(“塔格希尔”)关联公司持有的首席和相关非运营权益。酋长和塔格·希尔在宾夕法尼亚州东北部的马塞卢斯页岩拥有生产资产和优质钻探地点的清单。首席收购的现金部分将由手头的现金和我们的退出信贷安排提供资金。首席执行官的收购有待于惯例的完成条件，包括某些监管部门的批准，预计将于2022年第一季度末完成。
2022年1月24日，我们达成了一项协议，将我们在怀俄明州的鲍德河盆地资产以大约4.5亿美元的现金出售给大陆资源公司。这笔交易受某些惯常成交条件的限制，预计将于2022年第一季度完成。
这些交易的完成将澄清和加强我们的资产组合，集中在三个运营区域，并推进我们在马塞卢斯和海恩斯维尔天然气盆地的最高回报资产。
我们在我们的网站上免费提供Chk.com，在我们以电子方式将这些材料提交给美国证券交易委员会后，我们将在合理可行的范围内尽快将这些材料提交给我们的Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告以及对这些报告的任何修订。除了最近发布的所有新闻稿的副本外，我们还不时在我们的网站上发布公告、更新、活动、投资者信息和演示文稿。我们网站上的文件和信息不包含在此作为参考。
美国证券交易委员会在www.sec.gov上设有一个网站，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，以及有关发行人(包括切萨皮克)的其他信息。
始终如一的回报，永续未来。我们的战略是通过从我们的石油和天然气开发和生产活动中产生可持续的自由现金流来创造股东价值。我们继续专注于通过运营效率和财务纪律以及改善我们的环境、社会和治理(“ESG”)业绩来提高利润率。为了实现这些目标，我们打算将我们的人力资源和资本支出分配给我们认为能提供最高现金投资回报的项目，在我们的投资组合中部署领先的钻井和完井技术，并利用收购和剥离机会来加强我们的投资组合。我们还打算继续将资本用于减少我们的石油和天然气生产活动对环境影响的项目。我们继续寻求机会，通过提高运营效率来降低每桶石油当量生产的现金成本(生产、收集、加工和运输以及一般和行政)，包括但不限于提高我们现有油井的产量。我们相信，我们已经从破产法第11章的破产中脱颖而出，成为一家从根本上更强大的公司，旨在产生可持续的自由现金流，拥有更强大的资产负债表、多样化的资产基础和持续改善的ESG业绩。
保持低杠杆、强流动性。在我们摆脱破产保护后，我们相信保持较低的净杠杆是我们业务战略不可或缺的一部分，并将使我们能够保持较低的固定成本，提高我们的利润率，并保持我们资本计划的灵活性。
注重回报的资本再投资策略。我们的业务重点将是优化我们庞大的、地理上多样化的资源基础的发展，优先考虑从资本投资中产生高现金回报。我们预计我们的维护资本计划的收益将超过每天700mboe的年产量，并按目前的大宗商品市场价格产生可观的自由现金流。
低成本运营商，预期现金成本最高。我们预计将继续专注于我们的成本优化计划。
继续努力减少温室气体(GHG)排放并以对环境负责的方式运作，目标是到2035年实现温室气体直接净排放为零。我们致力于以负责任的方式运营我们的业务，并保护我们运营的环境。我们取消了2021年完成的所有新井的常规燃烧，并计划到2025年在全企业范围内实现同样的目标。截至2021年12月31日，我们将甲烷损失率降至0.08%，将温室气体强度降至5.0。
通过审慎的对冲策略管理大宗商品价格敞口，确保稳定。我们采用审慎的对冲策略，这与我们的资本支出计划相一致，旨在管理我们对大宗商品价格波动的敞口，确保我们现金流的稳定，并降低我们实现有吸引力的资本投资现金回报的风险。截至2022年2月21日，我们预计2022年石油和天然气产量分别为1100万桶和899桶，占2022年石油和天然气预测产量的58%和68%，掉期价格分别为44.30美元/桶和2.69美元/mcf，套圈价格分别为3.21美元/mcf至4.26美元/mcf。此外，截至2022年2月21日，我们已经对冲了2023年石油和天然气预期产量的6Mbbl和467 bcf，掉期分别为47.17美元/桶和2.69美元/mcf，套圈分别为65.00美元/桶和79.09美元/桶和3.03美元/mcf到4.02美元/mcf。衡量标准包括取决于首席收购完成情况的对冲。
我们将我们的收购、勘探、开发和生产努力集中在下文所述的地理运营区域。
马塞卢斯-位于宾夕法尼亚州的阿巴拉契亚盆地北部。
海恩斯维尔-路易斯安那州西北部的海恩斯维尔/博西耶·沙勒斯。
鹰福特-德克萨斯州南部的鹰滩页岩。
粉河流域--怀俄明州的叠加薪酬(2022年1月24日签署的剥离买卖协议，如果满足或放弃某些成交条件，预计将在2022年第一季度完成)。
截至2021年12月31日，我们持有约8,200口总产油井的权益，包括6,500口我们持有工作权益的油井和1,700口我们持有压倒一切或特许权使用费权益的油井。在我们感兴趣的6,500口(净额4,100口)井中，3,000口(净额1,700口)井被归类为生产天然气井，3,500口(净额2,400口)井被归类为生产油井。2021年，不包括已出售的物业，我们运营了5700口总油井，并持有800口总油井的非运营工作权益。我们还作为运营商完成了126口总(74净)井，并参与了其他运营商完成的另外13口总(1净)井。我们目前的日产量约有98%是由我们运营的。
下表列出了我们在所述时期内完成或参与的油井。在表格中，“总”是指我们有工作利益的油井总数，“净”是指总井数乘以我们的工作利益：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | 毛收入 | | % | | 网络 | | % | | 毛收入 | | % | | 网络 | | % | | 毛收入 | | % | | 网络 | | % |
| 发展： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 多产 | | 137 | | | 100 | | | 74 | | | 100 | | | 203 | | | 100 | | | 126 | | | 100 | | | 414 | | | 100 | | | 271 | | | 100 | |
| 干的 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 总计 | | 137 | | | 100 | | | 74 | | | 100 | | | 203 | | | 100 | | | 126 | | | 100 | | | 414 | | | 100 | | | 271 | | | 100 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 探索性： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 多产 | | 2 | | | 100 | | | 1 | | | 100 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1 | | | 20 | | | 1 | | | 20 | |
| 干的 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2 | | | 100 | | | 2 | | | 100 | | | 4 | | | 80 | | | 4 | | | 80 | |
| 总计 | | 2 | | | 100 | | | 1 | | | 100 | | | 2 | | | 100 | | | 2 | | | 100 | | | 5 | | | 100 | | | 5 | | | 100 | |
下表显示了我们按作业区域完成或参与的油井：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | 格罗斯·韦尔斯 | | 净水井 | | 格罗斯·韦尔斯 | | 净水井 | | 格罗斯·韦尔斯 | | 净水井 |
| 马塞卢斯 | | 83 | | | 34 | | | 79 | | | 33 | | | 44 | | | 22 | |
| 海恩斯维尔 | | 40 | | | 31 | | | 21 | | | 19 | | | 22 | | | 16 | |
| 鹰福特 | | 12 | | | 7 | | | 86 | | | 65 | | | 233 | | | 164 | |
| 粉河流域 | | 4 | | | 3 | | | 12 | | | 9 | | | 75 | | | 57 | |
| 中大陆 | | — | | | — | | | 5 | | | — | | | 40 | | | 12 | |
| 其他 | | — | | | — | | | 2 | | | 2 | | | 5 | | | 5 | |
| 总计 | | 139 | | | 75 | | | 205 | | | 128 | | | 419 | | | 276 | |
截至2021年12月31日，我们有55口总油井(净32口)正在钻井或完工。
下表列出了我们的净生产量、产品的平均销售价格、产品的平均销售价格以及衍生产品的已实现损益以及每桶的生产和收集、加工和运输费用的信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| 净产量： | | | | | | | | | |
| 石油(MMBbl) | | 23 | | | | 3 | | 37 | | | 43 | |
| 天然气(Bcf) | | 727 | | | | 80 | | 685 | | | 728 | |
| NGL(MMBbl) | | 7 | | | | 1 | | 11 | | | 12 | |
| 油当量(Mmboe) | | 150 | | | | 18 | | 163 | | | 177 | |
| | | | | | | | | |
产品平均销售价格： | | | | | | | | | |
| 石油(每桶$1) | | $ | 69.07 | | | | $ | 53.21 | | | $ | 38.16 | | | $ | 59.16 | |
| 天然气(每立方英尺$) | | $ | 3.61 | | | | $ | 2.45 | | | $ | 1.73 | | | $ | 2.45 | |
| NGL(每桶$) | | $ | 31.37 | | | | $ | 25.92 | | | $ | 11.55 | | | $ | 15.62 | |
| 油当量(每桶$) | | $ | 29.19 | | | | $ | 22.63 | | | $ | 16.84 | | | $ | 25.57 | |
| | | | | | | | | |
平均销售价格(包括衍生品已实现收益(亏损))： | | | | | | | | | |
| 石油(每桶$1) | | $ | 49.06 | | | | $ | 46.85 | | | $ | 56.74 | | | $ | 60.00 | |
| 天然气(每立方英尺$) | | $ | 2.62 | | | | $ | 2.52 | | | $ | 1.97 | | | $ | 2.60 | |
| NGL(每桶$) | | $ | 31.42 | | | | $ | 25.55 | | | $ | 11.55 | | | $ | 15.62 | |
| 油当量(每桶$) | | $ | 21.46 | | | | $ | 21.72 | | | $ | 22.09 | | | $ | 26.42 | |
| | | | | | | | | |
| 费用(每桶$)： | | | | | | | | | |
| 生产 | | $ | 1.97 | | | | $ | 1.80 | | | $ | 2.29 | | | $ | 2.94 | |
| 采集、加工、运输 | | $ | 5.17 | | | | $ | 5.78 | | | $ | 6.64 | | | $ | 6.13 | |
下表列出了截至2021年12月31日的信息，涉及我们估计的已探明储量、相关的估计未来净收入、估计未来净收入的现值(“PV-10”)和未来现金流量贴现的标准化计量(“标准化计量”)。估计的未来净收入、PV-10和标准化措施都不是为了代表我们拥有的估计的石油、天然气和天然气储量的当前市场价值。我们估计的所有储量都位于美国境内。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021年12月31日 |
| | 油 | | 天然气 | | NGL | | 总计 |
| | (MMbbl) | | (Bcf) | | (MMbbl) | | (Mmboe) |
| 已被证明是发达的 | | 166 | | | 4,246 | | | 62 | | | 935 | |
| 事实证明是未开发的 | | 44 | | | 3,578 | | | 20 | | | 661 | |
已证明的总数(a) | | 210 | | | 7,824 | | | 82 | | | 1,596 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 证明了 开发 | | 证明了 未开发 | | 总计 证明了 |
预计未来净收入(b) | | $ | 14,502 | | | $ | 8,776 | | | $ | 23,278 | |
估计未来净收入的现值(PV-10)(b) | | $ | 8,654 | | | $ | 5,057 | | | $ | 13,711 | |
标准化测量(b) | | $ | 12,287 | |
___________________________________________
(A)截至2021年12月31日，海恩斯维尔、马塞卢斯和鹰福特分别约占我们估计已探明储量的39%、36%和23%。
(B)未来估计净收入是指根据截至2021年12月31日的现有经济条件下的定价差异和成本，并假设商品价格如下所述，扣除估计生产和未来开发成本后，从已探明储量的生产中产生的估计未来收入。为了确定我们储备报告中使用的价格，我们使用了截至2021年12月31日的12个月期间内每个月第一天的未加权算术平均价格。在基差调整之前，我们的PV-10措施中使用的价格为每桶石油66.56美元和每立方英尺天然气3.60美元。这些价格不应被解释为对未来价格的预测，也不能反映我们截至2021年12月31日实施的大宗商品衍生品工具的价值。所列数额不包括与财产无关的费用，如公司一般和行政费用以及偿债费用，也不包括折旧、损耗和摊销。估计未来净收入的现值通常不同于标准衡量标准，因为前者不包括截至2021年12月31日估计的未来所得税支出14.24亿美元的影响。
管理层使用PV-10作为衡量公司当前已探明储量价值和比较同行公司之间相对价值的指标，PV-10是在不扣除估计的未来所得税费用的情况下计算的。我们还了解到，证券分析师和评级机构也以类似的方式使用这一衡量标准。虽然估计未来净收入及其现值是基于价格、成本和贴现因素，但各公司之间的价格、成本和贴现因素可能是一致的，但对贴现未来现金流量的标准化计量取决于每家公司的独特税务情况。PV-10是一种非公认会计准则的衡量标准，不应单独加以考虑，也不应将其作为未来净现金流量贴现的标准化衡量标准或根据公认会计原则提出的公司财务或经营业绩的任何其他衡量标准的替代品。
上面给出了对贴现未来净现金流量的标准化衡量方法与PV-10的比较。PV-10和未来净现金流贴现的标准化衡量标准都不能代表我们已探明石油和天然气储量的公允价值。
截至2021年12月31日，我们的已探明储量估计包括661 Mmboe的已探明未开发储量，而截至2020年12月31日的已探明储量为60 Mmboe。以下是2021年我们已探明的未开发储量(“PUD”)的变化摘要：
| | | | | | | | |
| | 总计 |
| | (Mmboe) |
| 已探明未开发储量，期初(前身) | | 60 | |
| 扩展和发现 | | 321 | |
| 对先前估计数的修订 | | 145 | |
| 转换为已探明的已开发储量 | | (60) | |
| 购买就地储备金 | | 195 | |
| 已探明未开发储量，期末(后续) | | 661 | |
截至2021年12月31日，所有PUD计划在原创录制后五年内开发完成。在2021年，我们投资了大约9700万美元，将60Mmboe的PUD转化为已探明的已开发储量。2022年，我们预计将投资约7.94亿美元用于PUD转换。我们在2021年2月9日摆脱破产后，通过扩建和发现增加了321 Mboe的已探明未开发储量，并确定了我们有能力在五年内为已探明储量的开发提供资金。此外，在2021年期间，由于横向长度调整、性能和我们五年发展计划的更新，我们记录到比之前的估计向上修正了145 mm boe。我们还通过购买与收购Vine相关的原地储量，增加了195 Mboe的已探明未开发储量。
截至2021年12月31日，可归因于我们估计的PUD的未来净收入为87.76亿美元，现值为50.57亿美元。这些价值的计算假设我们将花费大约27亿美元来开发这些储量(2022年为7.94亿美元，2023年为8.14亿美元，2024年为5.39亿美元，2025年为3.78亿美元，2026年为2.17亿美元)。这些支出的数额和时间将取决于一系列因素，包括实际钻探结果、服务成本、商品价格和资本的可获得性。由于意外的开发钻探结果、所有权问题和基础设施的可获得性或限制等不可知因素，我们的开发钻探计划全年可能会受到修订和重新确定优先顺序。
截至2021年12月31日，在我们已探明的已开发储量1,596毫米桶中，约有20毫米桶，即1%，是未生产的。
我们用于计算已探明储量和相关估计未来净收入的所有权权益假设我们的分包和参与协议的其他各方最大限度地参与。
截至2021年12月31日、2020年12月31日、2020年12月31日、2019年12月31日、2020年12月31日、2019年12月31日、2020年12月31日、2019年12月31日、2020年12月31日、2019年12月31日、2020年12月31日、2019年12月31日、2020年12月31日、2019年12月31日、2019年12月31日、2020年12月31日、2019年12月31日、2020年12月31日、2019年12月31日、2020年12月31日、2019年12月31日、2020年12月31日、2019年12月31日、2020年12月31日、2019年12月31日、2020年12月31日、2019年12月31日的已探明储量估计数和已探明储量未来折现净现金流量的标准化计量，以及截至当年12月31日、2021年、2020年和2019年的每一年的储量数量变化和标准化计量，载于关于石油、天然气和天然气生产活动的补充披露包括在本报告第二部分项目8中。在提交给美国证券交易委员会以外的任何联邦机构的报告中，都没有包含与本文中包含的储量相当的已探明储量估计。
在估计已探明储量的数量以及预测未来的产量和开发支出的时间方面存在许多固有的不确定性，包括许多我们无法控制的因素。外汇储备数据仅代表估计数字。储量工程是对无法准确测量的地下石油和天然气储量进行估计的主观过程，任何储量估计的准确性都是现有数据质量以及工程和地质解释和判断的函数。因此，不同工程师的估计往往会有所不同。因此，储量估计往往与最终开采的石油、天然气和天然气的实际数量不同。此外，已探明储量的估计未来净收入和相关现值是基于某些假设，包括价格、未来产量水平和成本，这些假设可能被证明不正确。未来的价格和成本可能大大高于或低于任何估计日期的价格和成本。看见关于石油、天然气和天然气生产活动的补充披露包括在本报告第二部分项目8中，以便进一步讨论我们的储备数量。
储量估算
我们的公司储备部准备了本报告披露的截至2021年12月31日的估计已探明储量的约9%(按数量计算)和约4%(按价值计算)。这些估计是基于现有的最佳生产、工程和地质数据。
我们的董事-企业储备，是主要负责监督我们储量估计的准备工作并协调由第三方工程公司进行的任何储量工作的技术人员。她的资历包括：
•在石油和天然气行业有19年以上的实践经验，在油藏工程方面有16年以上的经验；
•地质学和环境科学学士学位；
•石油天然气工程硕士学位；
•EMBA；以及
•石油工程师协会名誉良好的会员。
我们确保公司储备部的主要成员具备适当的技术资格，以监督储备估计的编制工作。我们的每一位企业储量工程师都在储量评估方面拥有丰富的工程经验。我们的工程技术人员至少拥有数学、经济、金融或其他技术/商业/科学领域的四年学位。我们为我们的工程师和技术人员提供关于新技术和行业进步的持续教育计划，以及基本技能和分析技术的进修培训。
我们维持如下内部控制，以确保储量估计的可靠性：
•我们遵循全面的符合美国证券交易委员会的内部政策来评估和报告已探明储量。储量估算由经验丰富的油藏工程师或在他们的直接监督下进行。所有重大变更均由公司储备工程师审核和批准。
•公司储备部在每个季度末对我们已探明的储量进行审查。
•每个季度，油藏经理、董事-公司储量、各作业区副总裁和企业与战略规划副总裁总裁都会审查所有重大储量变化和所有新增的已探明未开发储量。
•公司储备部独立于我们的业务进行报告。
•五年计划由董事-企业储备部和企业与战略规划部总裁副局长每年审查和批准。
我们聘请了第三方工程公司拉罗什石油咨询有限公司，准备截至2021年12月31日我们估计的已探明储量的约91%和约96%。工程公司出具的报告复印件作为附件99.1与本报告一起存档。该公司主要负责监督我们储量估计编制的技术人员的资格如下。
•在储量估算和评价方面有40年以上的实际经验；
•德克萨斯州注册专业工程师；以及
•石油工程理学学士和理学硕士学位。
下表列出了截至2021年12月31日我们的已开发和未开发的石油和天然气租赁和收费矿产面积的总和和净额。总英亩是指我们拥有营运权益的总英亩数。净英亩指的是总英亩乘以我们的零星工作权益。种植面积数字不包括我们未行使的获得额外种植面积的选择权。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 已开发租赁 | | 未开发的租赁权 | | 总计 |
| | 毛收入 英亩 | | 网络 英亩 | | 毛收入 英亩 | | 网络 英亩 | | 毛收入 英亩 | | 网络 英亩 |
| | (单位：千) |
| 马塞卢斯 | | 556 | | | 339 | | | 216 | | | 172 | | | 772 | | | 511 | |
| 海恩斯维尔 | | 359 | | | 323 | | | 33 | | | 23 | | | 392 | | | 346 | |
| 鹰福特 | | 678 | | | 478 | | | 235 | | | 133 | | | 913 | | | 611 | |
| 粉河流域 | | 106 | | | 86 | | | 126 | | | 95 | | | 232 | | | 181 | |
其他(a) | | 231 | | | 212 | | | 1,256 | | | 1,195 | | | 1,487 | | | 1,407 | |
| 总计 | | 1,930 | | | 1,438 | | | 1,866 | | | 1,618 | | | 3,796 | | | 3,056 | |
___________________________________________
(A)包括2016年剥离我们的泥盆纪页岩资产时保留的120万英亩净地，其中我们保留了Kope地层底部以下的所有权利。
我们的大多数租约的主要租期为三到五年，我们对租约到期进行管理，以确保我们不会遇到意外的重大到期。我们的租赁管理工作包括安排我们的钻探工作，以按产量支付产量以建立生产，及时行使我们支付延迟租金的合同权利以延长我们评估的租赁期限，规划非核心资产剥离以提高我们的租赁库存，并让一些不再属于我们发展计划的租赁到期。上表中的种植面积包括未来三年到期的总计10万英亩净地。
我们营销业务的主要职能是提供石油、天然气和NGL营销服务，包括商品价格结构、收集、运输、加工和运输服务的保障和谈判、合同管理和提名服务，以及为我们和切萨皮克运营油井的其他权益所有者提供的服务。营销业务还为我们的勘探和生产活动提供其他服务，包括通过汇总出售给各种中间市场、终端市场和管道的数量来提高石油和天然气生产的价值。这种聚合使我们能够吸引更大、更有信誉的客户，这反过来又有助于最大化收到的价格。
一般来说，我们的石油生产是根据对市场敏感的短期或现货价格合同出售的。天然气和天然气生产以收益百分比合约、指数百分比合约或现货价格合约的形式出售给买家。根据我们的收益百分比合同条款，我们从最终买家那里获得转售价格的一定比例。根据我们的指数百分比合约，我们收到的价格与发布的指数挂钩。
我们已经与各方签订了长期的采集、加工和运输合同，要求我们在指定的时间段内交付固定的、可确定的产量。我们的某些合同要求我们根据这些承诺支付在交付或运输最低数量方面的任何短缺。看见注7删除本报告第二部分项目8所列我们合并财务报表的附注，以便进一步讨论承付款问题。
在2021年的后续期间，向瓦莱罗能源公司的销售和Energy Transfer原油营销约占14%和11分别占总收入的%(套期保值影响前)。在2021年之前的期间，对瓦莱罗能源公司的销售约占19占总收入的百分比(未计套期保值影响)。在2020年和2019年的前两个期间，对瓦莱罗公司的销售构成17%和12占总收入的百分比(未计套期保值影响)。在2021年的后继期或2021年、2020年或2019年的前沿期，没有其他采购商的收入占我们总收入的10%以上。
我们在业务的所有方面都与主要的综合和其他独立的石油和天然气公司竞争，以勘探、开发和运营我们的物业并销售我们的产品。我们的一些竞争对手可能比我们拥有更大的财务和其他资源。随着美国制定新的能源和气候相关政策，竞争条件可能会受到未来立法和法规的影响。此外，我们的一些竞争对手在应对影响石油和天然气生产需求的因素时可能具有竞争优势，这些因素包括不断变化的价格、国内外政治状况、天气状况、替代燃料的价格和可获得性、天然气管道和其他交通设施的邻近程度和能力以及整体经济状况。我们还面临着来自替代能源的间接竞争，包括风能、太阳能和电力。我们相信，我们的技术专长与我们的勘探、土地、钻井和生产能力以及我们管理团队的经验相结合，使我们能够有效地竞争。
我们所有的业务都是在美国境内进行的。我们的行业受到广泛的法规、法律、规则、税收、收费和其他政策执行行动的制约，这些行动一直无处不在，正在不断审查以进行修订或扩大。许多政府机构已经发布了对我们的行业具有约束力的广泛法规，其中一些法规如果不遵守，将受到重大处罚。这些法律法规增加了做生意的成本，从而影响了盈利能力。此外，可能会发生当前无法预见的环境事件或可能发现过去不遵守环境法律或法规的情况。我们积极监控适用于我们行业的法规发展，以便预测、设计和实施所需的合规活动和系统。以下是影响我们运营的政府控制和监管的重要领域。
勘探和生产、环境、健康和安全以及职业法律法规
我们的行动受联邦、部落、州和地方法律法规的约束。这些法律和条例涉及的事项包括但不限于以下事项：
•报告工作场所的伤害和疾病；
•工业卫生监测；
•工人保护和工作场所安全；
•钻探和进行作业的批准或许可；
•提供钻井和油井作业方面的财务保证(如保证金)；
•计算和支付特许权使用费和生产税；
•地震作业/数据；
•井位、钻井、固井、套管；
•做好垫层和设备的设计和施工；
•在湿地、沿海地区或含有濒危或受威胁物种、其栖息地或具有重要文化意义的地点等敏感地区的建筑和作业活动；
•完井和水力压裂方法；
•取水；
•油井生产和作业，包括加工和收集系统；
•应急响应、应急计划和防泄漏计划；
•排放和排放允许的；
•气候变化；
•石油和天然气作业附带流体和材料的使用、运输、储存和处置；
•地面使用、维护、监测和恢复与井垫、管道、蓄水池和通路有关的财产；
•封井和弃井；以及
•产品的运输。
2021年1月上任后不久，总裁·拜登发布了一系列旨在应对气候变化的行政命令，要求各机构审查特朗普政府采取的环境行动，并向各部门和机构发布了一份备忘录，要求在拜登政府任命或指定的部门或机构负责人审查和批准该规则之前，不要提出或发布规则。2021年11月，拜登政府发布了《美国长期战略：到2050年实现温室气体净零排放的途径》，其中确立了到2050年美国实现净零排放的路线图，其中包括提高能源效率；通过电力、氢气和可持续生物燃料实现能源脱碳；以及减少甲烷和一氧化二氮等非二氧化碳温室气体排放。这些行政命令和政策优先事项可能会导致制定额外的法规或改变现有法规，其中某些法规可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生负面影响。此外，美国是2015年12月在法国巴黎签署《巴黎协定》的近200个国家之一。《巴黎协定》是一项国际气候变化协议，呼吁各国设定自己的温室气体排放目标，并对每个国家为实现温室气体排放目标而采取的措施保持透明。总裁·拜登再次承诺美国遵守《巴黎协定》，并在2021年4月宣布了到2030年将美国的排放量在2005年的基础上减少50%-52%的目标。2021年11月，国际社会再次齐聚格拉斯哥，参加第26届《联合国气候变化框架公约》(《COP26》)缔约方大会，会上发表了多项声明, 包括呼吁缔约方取消某些化石燃料补贴，并对非二氧化碳温室气体采取进一步行动。与此相关的是，美国和欧盟联合宣布启动“全球甲烷承诺”，目标是到2030年将全球甲烷污染在2020年的基础上至少减少30%，包括在能源领域的“所有可行的削减”。此外，美国几个州和地理区域也通过了与气候变化相关事项的立法和法规，这些州和地区、美国联邦机构(包括环境保护局(EPA))和/或美国可能加入的国际协议的额外立法或法规可能会导致我们和我们客户的合规成本增加。不遵守这些法律和法规可能会导致施加补救责任、行政、民事或刑事罚款，或限制我们在受影响地区的业务的处罚或禁令。此外，多部环境法规定了公民诉讼，允许环境组织代替政府采取行动，并起诉经营者涉嫌违反环境法。我们认为环境保护和安全健康合规的责任和成本是我们业务的基本、可管理的部分。到目前为止，我们已经能够规划并遵守环境、安全和健康法律法规，而不会实质性地改变我们的运营战略或产生重大的未报销支出。然而，基于监管趋势和日益严格的法律，以及资本提供者越来越多的与气候有关的承诺, 多年来，我们与保护环境、安全和健康合规相关的资本支出和运营费用一直在增加，而且可能会继续增加。我们不能以任何合理的确定程度预测我们未来在这类问题上的风险敞口。
我们的业务还受到保护法规的约束，包括对钻井和间隔单元或按比例分配单元的大小、一个单元中可以钻井的井的数量、油气井允许的产油率以及石油和天然气属性的单位化或汇集的规定。在美国，一些州允许法定的土地汇集或整合，以方便勘探，而另一些州则依赖自愿汇集土地和租约，这可能会增加开发石油和天然气资产的难度。此外，联邦和州保护法一般限制天然气的排放或燃烧，州保护法对产品的应税购买提出了某些要求。这些规定限制了我们的石油和天然气的数量
可以从我们的油井中生产，以及我们可以钻探的油井数量或位置。有关进一步讨论，请参见项目1A.风险因素-我们受到广泛的政府监管，这些监管可能会发生变化，并可能对我们的业务产生不利影响。
一些州和当地社区已经开始提出监管建议，要求或制定更严格的水力压裂作业许可和合规要求。联邦和州机构继续评估水力压裂的潜在影响，这可能会促使进一步采取行动，制定联邦、州和/或地方立法和法规。水力压裂的进一步限制可能会使我们的钻井和完井作业变得困难或不可能，从而减少我们最终能够从我们的资产中生产的石油、天然气和天然气的数量。
我们在美国的某些天然气和石油租约，主要是在我们的波德河盆地作业区，由联邦政府授予或批准，并由内政部土地管理局(BLM)或印度事务局(BIA)管理。这类租约需要遵守详细的联邦法规和命令，这些法规和命令除其他事项外，规定在这些租约涵盖的土地上进行钻探和作业，以及计算和向联邦政府、部落或部落成员支付特许权使用费。近年来，联邦政府特别积极地评估并在某些情况下颁布了新的规则和条例，涉及竞争性租赁招标、通风和燃烧、石油和天然气测量以及联邦土地生产的特许权使用费支付义务。2021年1月20日，内政部代理部长签署了一项命令，实际上将联邦土地上新的化石燃料租赁和许可暂停60天。 然后在2021年1月27日，总裁·拜登发布了一项行政命令，无限期暂停在公共土地或近海水域新的石油和天然气租约，等待完成对联邦油气许可和租赁做法的全面审查和重新考虑。路易斯安那州的一名联邦地区法院法官于2021年6月15日发布了一项全国性的初步禁令，有效地阻止了拜登政府暂停在联邦土地和水域上新的石油和天然气租赁，并强制出售租赁。 2021年11月26日，美国内政部发布了《关于联邦石油和天然气租赁计划的报告》，该报告评估了联邦土地上石油和天然气租赁的现状，并提出了几项改革建议，包括提高特许权使用费和对寻求购买石油和天然气租赁的实体实施更严格的标准。最近，2022年1月27日，华盛顿特区的一名联邦地区法院法官撤销了联邦政府257号租赁销售的结果，实际上取消了这笔交易，理由是联邦政府在其温室气体排放分析中没有考虑外国对石油和天然气的消费。最近的这些事态发展，以及拜登政府和某些联邦法院对联邦项目气候变化影响的关注，可能会导致联邦石油和天然气租赁计划在未来发生重大变化。 围绕陆上钻探的限制、陆上联邦租赁的可用性，以及对获得所需许可的能力的限制，可能会对我们的运营产生实质性的不利影响。
在联邦土地上的许可活动也经常受到拖延。获得许可的延迟或无法获得新的许可或许可续期可能会抑制我们执行钻探和生产计划的能力。不遵守适用的法规或许可证要求可能会导致我们的许可证被吊销，无法获得新的许可证，并被处以罚款和处罚。
有关进一步讨论，请参见项目1A.风险因素--石油和天然气业务具有不确定性，涉及大量成本和风险。
我们对物业的所有权受特许权使用费、最高特许权使用费、附带权益、净利润、工作和其他类似权益以及石油和天然气行业惯用的合同安排、尚未到期的当期税款的留置权和其他产权负担的约束。按照业内对未开发物业的惯例，在购买时只会对唱片所有权进行粗略的调查。钻探所有权意见书通常是在钻探作业开始之前准备的。我们相信，根据石油和天然气行业普遍接受的标准，我们基本上拥有令人满意的所有活跃资产的所有权。然而，我们不时会卷入业权纠纷，这可能会导致诉讼。
石油和天然气业务涉及各种经营风险，包括火灾、爆炸、井喷、管道故障、异常压力地层和环境危害，如漏油、天然气泄漏、破裂或有毒气体排放。如果发生其中任何一种情况，我们可能会招致法律辩护费用，并可能因受伤或生命损失、财产、自然资源和设备的严重损坏或破坏、污染或其他环境破坏、清理责任、监管调查和处罚以及暂停运营而遭受重大损失。我们的水平和深井钻探活动比垂直和浅层钻探作业涉及更大的机械问题风险。
我们保持对油井的控制，单井限额为5,000万美元，多井限额为1亿美元，以防范与钻井、完井和运营油井相关的某些突发和意外风险。这种保险可能不足以覆盖所有损失或承担责任。我们还提供2.5亿美元的全面一般责任伞保险单。此外，我们维持一份5,000万元的污染责任保险单，承保与逐步污染有关的风险，以及超出突发和意外污染风险的一般责任保险。我们为我们运营的所有州的员工提供工伤保险。虽然我们认为这些保单在行业中是惯例，但它们并不能为所有经营风险提供完全的保险，而且在某些情况下，保单限制了我们的工作利息百分比。此外，我们的保险不包括可能由政府当局评估的罚款或罚款。保险未能完全覆盖的损失可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。我们的保险覆盖范围可能不足以覆盖针对我们提出的每一项索赔，或者可能无法在未来进行商业购买。
我们在俄克拉何马城拥有一个办公综合体，并在我们开展业务的地区的城市或城镇拥有或租赁各种外地办事处。
迈克尔·A·威奇特里奇，董事执行主席兼首席执行官
迈克尔·A·维希特里奇(《Mike》)现年53岁，自2021年10月以来一直担任切萨皮克董事会执行主席。他此前自2021年2月起担任董事会主席，并于2021年4月至2021年10月担任公司临时首席执行官。Wichterich先生是Three Rivers Operating Company LLC的创始人兼首席执行官，这是一家专注于二叠纪盆地的私营勘探和生产公司。在创立Three Rivers Operating之前，Wichterich先生曾担任德克萨斯美国资源公司、新布朗费尔斯公用事业公司和水手能源公司的首席财务官。此外，Wichterich先生的职业生涯始于普华永道能源审计业务。Wichterich先生也是Grizzly Energy的董事会成员。他获得了德克萨斯大学的工商管理学士学位。
Domeic J.Dell‘Osso，Jr.董事首席执行官总裁
多梅尼克·J(尼克)小戴尔·奥索，45岁，自2021年10月起担任总裁兼首席执行官。在被任命为首席执行官之前，戴尔奥索先生自2010年11月起担任执行副总裁总裁兼首席财务官。2008年8月至2010年11月，戴尔奥斯索先生担任我们全资拥有的中游子公司切萨皮克中游发展有限公司的副财务兼首席财务官总裁。在加入切萨皮克之前，戴尔·奥索于2006年至2008年在杰富瑞公司(Jefferies&Co.)担任能源投资银行家，在2004年至2006年期间在美国银行证券公司(Bank Of America Securities)担任投资银行家。戴尔奥斯索于1998年毕业于波士顿学院，2003年毕业于德克萨斯大学奥斯汀分校。
莫希特·辛格常务副总裁兼首席财务官
莫希特·辛格44岁，2021年12月被任命为常务副总裁兼首席财务官。在过去的六年里，辛格先生一直在BP(纽约证券交易所代码：BP)的美国陆上子公司BPX Energy的执行领导团队中任职。他最近领导的是并购、企业土地和储备职能，此前曾担任业务开发和勘探主管以及高级副总裁北方业务部。在加入BPX之前，辛格曾在加拿大皇家银行资本市场(RBC Capital Markets)和高盛担任专注于石油和天然气交易的投资银行家。作为一名训练有素的化学工程师，他在壳牌勘探和生产公司开始了他的职业生涯，在那里他担任着越来越重要的商业规划、油藏工程和研究工程职位。辛格在休斯顿大学获得化学工程博士学位，在德克萨斯大学获得工商管理硕士学位，在印度理工学院获得BTech化学工程学位。
乔什·维茨常务副总裁兼首席运营官
乔什·维茨43岁，2022年2月被任命为常务副总裁兼首席运营官。在过去的20年里，维茨先生在康菲石油公司(纽约证券交易所股票代码：COP)担任着越来越重要的运营职位。他最近担任特拉华州盆地副总裁，之前在运营、工程、地下和资本项目方面担任过领导职务，涉及康菲石油的投资组合。Viets先生于2001年在科罗拉多矿业学院获得石油工程理学学士学位。
本杰明·E·罗斯总裁常务副总法律顾问兼公司秘书
本杰明·E·鲁斯47岁，2021年6月被任命为常务副总裁-总法律顾问兼公司秘书。在此之前，他于2014年5月至2021年6月担任公司副总法律顾问；于2010年7月至2014年5月在巴尼特、东得克萨斯州和路易斯安那州担任负责日常法律事务的部门律师/高级部门律师；于2008年9月至2010年7月在路易斯安那州担任律师/高级律师管理诉讼。在加入切萨皮克之前，Russ先生于2005年至2006年在湾港能源公司担任助理总法律顾问，并于2006年至2008年担任总法律顾问。在加盟Gulfport之前，他是McKinney&Stringer，P.C.的合伙人。Russ先生于1996年获得俄克拉荷马州立大学金融学学士学位，并于2004年获得俄克拉荷马城市大学法学博士学位。
一支队伍。一杯切萨皮克。
我们的“One CHK”文化和公司核心价值观促进了一个包容、多样化和富有成效的工作场所。CHK作为一个整体定义了切萨皮克的文化，并团结我们的团队，为我们的利益相关者实现共同的目标。这是一种责任文化，在这种文化中，创新和协作帮助我们实现了可持续的运营成功。截至2022年2月21日，我们约有1300名员工。
我们的文化，我们的核心价值观
在切萨皮克，我们的员工每天都在以安全和负责任的方式创造价值。我们的核心价值观是我们文化的基础，也是我们实现卓越ESG目标背后的驱动力。作为我们评估每一个商业决策的镜头，我们对这些价值观的承诺，无论是在言语上还是在行动上，都会建立一个更强大、更健康的切萨皮克，使我们所有的利益相关者受益。我们的核心价值观是：
•诚信与信任
•敬重
•透明和开放的沟通
•商业焦点
•更换领导层
庆祝包容性和多样性
我们致力于包容性和多样性。我们积极接纳我们多样化的人员、思想和人才，并结合这些优势为我们的公司、员工和利益相关者追求结果和有意义的变化，我们还为员工提供与包容性和多样性相关的主题的教育和培训。
2019年，切萨皮克加入了一个公司联盟，承诺推进工作场所的多样性和包容性。2021年2月9日，我们成立了一个董事会委员会，致力于ESG的监督，包括我们的包容性和多样性努力。我们董事会的七名成员中有两名被认为是多元化的，其中包括一名女性和一名“代表不足的少数族裔”(定义见纳斯达克新提出的上市规则)。切萨皮克营造了一个欢迎和尊重不同观点、鼓励员工讨论多样性和包容性的工作场所。
我们的环境管家
切萨皮克致力于保护我们国家的自然资源，减少我们的环境足迹。我们对环境管理有严格的标准，并在我们的员工和业务合作伙伴中培养卓越的环境文化。我们认识到所有权和责任是帮助确保我们的工作场所安全和保护环境的关键。
我们引领一个负责任的能源未来的道路始于我们的目标，即到2035年实现温室气体直接净排放为零。为迎接这一挑战，我们制定了有意义的初步步骤，包括：
•从2021年起取消所有新油井的常规燃烧，并在2025年之前在整个企业范围内消除；
•降低我们的甲烷强度 to 0.09% by 2025 (achieved 0.08% in 2021); and
•到2025年将我们的温室气体强度降低到5.5(2021年达到5.0)。
每天安全第一
安全不仅仅是公司的衡量标准，它也是我们引领负责任的能源未来的承诺的核心。我们制定并提供严格的安全标准，优先考虑员工和合作伙伴的福祉。我们的安全文化由我们的董事会和行政领导团队倡导，由每个员工和承包商拥有，并由我们的健康、安全、环境和监管(HSER)团队管理。维护安全的工作环境和促进安全的行为是我们每个员工共同拥有的承诺。我们相互负责，以确保我们的工地、我们的同事和我们的承包商的安全。
其中一个强化个人责任理念的项目是《停止工作权力机构》。通过Stop Work Authority，如果条件不安全或可能对环境造成危害，每个员工和承包商都有权利、责任和权力停止工作。创造一个无事故的工作环境首先是在员工、承包商和供应商中设定对我们的安全标准的明确期望，并努力赋予个人必要的技能，以促进其工作领域的安全。我们安全培训工作的基础是我们每天保持无事故(S.A.F.E.)该计划鼓励我们所在地点的所有员工为自己和周围人员的安全承担个人责任。这一以行为为基础的计划针对经常导致安全事故的活动，并鼓励创造安全工作场所和安全企业园区的行动。
每年，我们的HSER团队都会根据安全绩效分析、工作职能和现场特定因素提供有针对性的培训。我们的培训计划包括面对面培训和虚拟培训相结合，更加强调面对面的指导，并包括所有员工。针对工作的学习路径旨在超出法规要求，并确保员工做好全面准备，以安全和负责任的方式执行工作职能。
切萨皮克的培训理念与员工一样重视承包商的培训。我们设计的承包商培训尽可能与员工培训保持一致，鼓励同步的知识共享和理解，这对减少我们的累积事故至关重要。
道德商业行为
切萨皮克努力维护我们利益相关者的信心。我们以道德的方式保护我们的人民、环境和我们运营的社区，从而赢得了这种信任。这始于在公司各级推行问责，并建立制度以维护我们的高标准行为。强有力的治理实践从最高层开始，为我们的组织提供明确的指导方针，以定义每个级别的道德行为标准。切萨皮克董事的每一位员工，无论担任何种职位，都必须遵守切萨皮克围绕我们的核心价值观制定的《商业行为准则》(以下简称《准则》)。所有员工每年都必须签署一份《守则》证书，确认他们已审阅《守则》和相关政策，了解对他们的高标准要求，并将报告实际或潜在的道德问题或违反守则的行为。
员工福利和福利
支持员工的个人福祉是我们安全文化和公司成功的基础。我们倡导健康的生活方式，并提供健康资源。在整个公司，为员工提供预防计划，并鼓励员工完成与健康相关的常见问题的年度筛查。我们通过为员工及其家人提供全面的医疗、牙科、视力、处方药保险、人寿保险、短期和长期残疾保险以及医疗储蓄和受抚养人灵活支出账户来支持员工及其家人的健康。我们为孩子的出生或领养提供育儿假、收养援助计划、替代工作时间、与公司匹配的401(K)储蓄计划、灵活的工作时间、学费报销以及以市场价格进入儿童发展中心和健身中心。此外，切萨皮克还为员工及其家人提供了一项保密的员工援助计划(EAP)，该计划将员工与训练有素的顾问和其他支持专业人员联系起来。
影响我们的业务和经营结果的因素很多，其中许多因素是我们无法控制的。以下是对我们认为重要的因素的描述，这些因素可能会导致我们未来的结果与目前预期的结果大不相同。下面描述的风险并不是我们公司面临的唯一风险。我们目前不知道或我们目前认为无关紧要的其他风险和不确定性也可能影响我们的业务运营。如果这些风险中的任何一项实际发生，我们的业务、财务状况、经营结果、现金流、储备和/或我们偿还债务和其他债务的能力可能会受到影响，我们证券的交易价格和流动性可能会下降，您可能会失去对我们证券的全部或部分投资。
•我们最近摆脱了破产，这可能会对我们的业务和关系产生不利影响。
•我们在破产后的实际财务结果可能无法与我们的历史财务信息相比较，这是由于该计划的实施和由此而预期的交易。
•保护措施和技术进步可能会减少对天然气和石油的需求。
•公众对我们或我们行业的负面看法可能会对我们的运营产生不利影响。
•石油和天然气勘探和生产行业竞争非常激烈；我们的一些竞争对手拥有比我们更多的财政和其他资源，而且存在吸引和留住人才的竞争，以及获得某些行业设备的竞争。
•石油、天然气和天然气价格波动很大，较长一段时间内的较低价格可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。
•持续的冠状病毒(新冠肺炎)大流行和相关的经济动荡已经并可能继续对我们的业务、财务状况、运营业绩和现金流产生不利影响。
•如果大宗商品价格下跌或钻探努力不成功，我们可能需要记录石油和天然气资产的账面价值。
•我们需要大量的资本支出来取代我们的储备和开展业务。
•如果我们不能替代储备，我们可能就无法维持生产。
•我们已探明储量的实际数量和未来净收入可能低于我们的估计。
•我们的开发和勘探钻探工作以及我们的油井运营可能无法盈利或实现我们的目标回报。
•我们的一些未开发物业的租约将在未来几年到期，除非在包含英亩面积的单位上建立生产或续签租约。
•我们的商品价格风险管理活动可能会限制我们从商品价格上涨中获得的利益，可能需要我们为衍生品债务提供抵押品，并涉及我们的交易对手可能无法履行对我们的义务的风险。
•石油和天然气业务是不确定的，涉及大量成本和风险。
•如果我们不能为我们的运营获得足够的水供应，或者不能以经济和环境安全的方式处置或回收我们使用的水，我们以经济和商业数量生产石油、天然气和天然气的能力可能会受到损害。
•与潜在收购或处置相关的风险可能会对我们的业务产生不利影响。
•我们的运营可能会受到管道、卡车运输和收集系统容量限制的不利影响，并可能受到中断的影响，从而对我们的现金流产生不利影响。
•针对石油和天然气行业使用的系统和基础设施以及相关法规的网络攻击可能会对我们的运营产生不利影响，如果我们或我们的第三方提供商无法获得和维护对我们的数据的足够保护，我们的业务可能会受到损害。
•我们的行动可能会受到我们无法控制的自然或人为原因的干扰。
•我们有巨大的资本需求，我们以优惠的条件进入资本和信贷市场筹集资金的能力受到行业条件的限制。
•我们某些债务协议中的限制性契约可能会限制我们的增长和我们为我们的运营提供资金、为我们的资本需求提供资金、应对不断变化的情况以及从事其他可能符合我们最佳利益的商业活动的能力。
•改变确定伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)的方法，或以替代参考利率取代LIBOR，可能会对与未偿债务相关的利息支出产生不利影响。
•首席执行官的收购可能无法完成。如果不能完成对首席执行官的收购，可能会对我们普通股的股价以及我们未来的业务和财务业绩产生负面影响。
•Vine收购或CEO收购的协同效应如果完成，可能与预期不同，我们将在Vine收购和CEO收购完成后的一段时间内受到业务不确定性的影响，这可能会在该等收购后对合并后的公司产生不利影响。这些不确定性可能包括但不限于关键人员的流失、客户或供应商合同或关系的保留以及与首席执行官的收购有关的诉讼。
•我们受到广泛的政府监管，这些监管可能会发生变化，可能会对我们的业务产生不利影响。
•环境和监管事项以及相关成本可能会很高。
•对环境、社会和治理问题的日益关注可能会影响我们的业务、财务业绩或股票价格。
•对独立生产者的征税可能会发生变化，税法的变化可能会增加我们的经营成本。
•我们新普通股的交易、新普通股的额外发行以及某些其他股票交易可能会导致第二次、可能更具限制性的年度限制，限制我们的税务属性的使用，降低它们抵消未来应税收入的能力，这可能会导致所得税负担的增加。
•总体经济、政治、商业或行业状况的恶化将对我们的经营业绩、流动资金和财务状况产生重大不利影响。
•军事和其他武装冲突，包括恐怖主义活动，可能对我们的业务和行动结果产生重大不利影响。
我们最近摆脱了破产，这可能会对我们的业务和关系产生不利影响。
我们已经申请破产以及最近从破产中脱颖而出，可能会对我们的业务以及与客户、供应商、承包商或员工的关系产生不利影响。由于不确定因素，存在许多风险，包括：
•主要供应商或其他合同对手方可能终止与我们的关系，或要求我们提供额外的财务保证或提高绩效；
•我们续签现有合同和竞争新业务的能力可能会受到不利影响；
•我们吸引、激励和/或留住主要高管的能力可能会受到不利影响；以及
•竞争对手可能会抢走我们的业务，我们吸引和留住客户的能力可能会受到负面影响。
其中一个或多个事件的发生可能会对我们的运营、财务状况和声誉产生实质性的不利影响。我们不能向您保证，已经接受破产保护的公司不会对我们未来的运营产生不利影响。
我们在破产后的实际财务结果可能无法与我们的历史财务信息相比较，这是由于该计划的实施和由此而预期的交易。
关于我们向破产法院提交的披露声明，以及考虑确认该计划的听证会，我们准备了预计的财务信息，以向破产法院证明该计划的可行性，以及我们在摆脱破产后继续运营的能力。这些预测完全是为了破产程序的目的而编制的，没有也不会持续更新，投资者不应依赖这些预测。在编制这些预测时，这些预测反映了许多关于我们对当前和预期的市场和经济状况的预期未来表现的假设，这些市场和经济状况是我们无法控制的，可能无法实现。预测本身会受到大量不确定因素及各种重大商业、经济及竞争风险的影响，而预测及/或估值估计所依据的假设可能会被证明在重大方面是错误的。实际结果可能与预测中预期的结果大不相同。因此，投资者不应依赖这些预测。
保护措施和技术进步可能会减少对天然气和石油的需求。
节约燃料的措施、替代燃料的要求、消费者对天然气和石油替代品的需求增加、燃料经济性的技术进步和能源发电设备可能会减少对天然气和石油的需求。天然气和石油需求变化的影响可能会对我们的收益、现金流和财务状况产生不利影响。
公众对我们或我们行业的负面看法可能会对我们的运营产生不利影响。
由于倡导团体对水力压裂、废物处理、漏油、地震活动、气候变化、天然气传输线路爆炸以及管道和其他中游设施的开发和运营等方面的担忧，公众对我们或本行业的负面看法可能会导致普遍增加的政治压力和监管审查，这反过来可能导致新的州和联邦安全和环境法律、法规、指导方针和执法解释。此外，环保团体、土地所有者、当地团体和其他倡导者可能会通过有组织的抗议、试图阻止或破坏我们或我们中游运输提供商的运营、鼓励资本提供商剥离其在我们或我们行业的权益、干预涉及我们或我们中游运输提供商资产的监管或行政程序、或提起诉讼或其他行动来反对我们的运营。
旨在防止、中断或延迟我们或我们中游运输提供商的资产和业务的发展或运营。这些行动可能会导致运营延误或限制、运营成本增加、额外的监管负担和诉讼风险增加。此外，政府当局在发放许可证的时间和范围方面拥有相当大的自由裁量权，公众可以参与许可证发放过程，包括通过干预法院。公众的负面看法可能会导致我们开展业务所需的许可证被扣留、推迟或因限制我们开展业务的能力的要求而负担沉重。国家或地方政府(包括美国总统政府、国会、州或地方政府以及其他国家的政府)控制权的改变也可能导致对石油和天然气生产活动的限制增加到何种程度的不确定性，这可能会对我们的行业和我们的财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
最近，担心气候变化潜在影响的活动人士将他们的注意力转向化石燃料能源公司的资金来源，这导致某些金融机构、基金和其他资金来源限制或取消了它们对能源相关活动的投资。最终，这可能会使我们更难或更昂贵地获得勘探和生产活动的资金。投资界成员也开始筛选我们这样的公司的可持续性表现，包括与温室气体和气候变化有关的做法，然后再投资于我们的共同部门。为应对这些压力而改进可持续发展实践的任何努力都可能会增加我们的成本，我们可能会被迫实施经济效率较低或在经济上不可行的技术，以改善我们的可持续发展表现，并满足为某些客户提供服务的特定要求。
石油和天然气勘探和生产行业竞争非常激烈；我们的一些竞争对手拥有比我们更多的财政和其他资源，而且存在吸引和留住人才的竞争，以及获得某些行业设备的竞争。
我们在业务的方方面面都面临竞争，包括但不限于购买和出售储量和租赁，获得运营业务所需的商品和服务，以及营销石油、天然气或天然气。竞争对手包括跨国石油公司、独立生产公司以及个体生产商和经营者。我们的一些竞争对手比我们拥有更多的财政和其他资源。因此，这些竞争对手可能比我们更有效地应对行业挑战，或者更容易度过行业低迷。我们还面临着来自替代能源的间接竞争，包括风能、太阳能和电力。
我们的业绩在很大程度上取决于高技能员工的才华和努力，以及我们吸引新员工、留住和激励现有员工的能力。在我们的行业里，对合格员工的竞争非常激烈。如果我们不能成功地吸引和留住技术熟练的员工和管理人才，我们有效竞争的能力可能会减弱。我们还竞争勘探、开发和运营物业所需的设备。通常，在大宗商品价格上涨期间，钻探和运营成本也会增加。在这些期间，钻机和其他油田设备和服务经常短缺，这可能会对我们在预算内及时执行我们的开发计划的能力造成不利影响。
石油、天然气和天然气价格波动很大，较长一段时间内的较低价格可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。
我们的收入、运营结果、盈利能力、流动性、杠杆率以及增长和投资资本支出的能力主要取决于我们销售的石油、天然气和NGL的价格。我们在更换储备、维持生产和为我们的商业计划提供资金方面产生了大量支出。较低的石油、天然气和天然气价格可能会对可用于资本支出、偿债和偿债的现金数量以及我们借钱或筹集额外资本的能力产生负面影响，从而可能对我们的财务状况、运营业绩、现金流和储备产生重大不利影响。此外，由于确认已探明和未探明资产的减值，石油和天然气价格低迷时期可能导致我们的石油和天然气资产的账面价值减少。
石油、天然气和天然气价格的波动可能是我们无法控制的因素造成的，包括：
•国内和全球的石油、天然气和天然气供应，包括美国石油和天然气储量的库存；
•天气状况；
•消费和工业需求水平的变化，包括来自全球或国家卫生流行病和关切的影响，如新冠肺炎大流行；
•替代燃料的价格和可获得性；
•影响能源消耗的技术进步；
•世界范围内保护措施的有效性；
•管道、其他运输设施和加工设施的可获得性、邻近程度和能力；
•商品期货市场的交易水平和影响，包括商品价格投机者和其他人的交易；
•美国出口石油、天然气、液化天然气和天然气；
•外国进口商品的价格和水平；
•国内外政府规章和税收的性质和范围；
•石油输出国组织(欧佩克)成员国和其他国家同意和维持石油价格和生产控制的能力；
•更多地使用竞争能源产品，包括替代能源；
•石油和天然气产区的政治不稳定或武装冲突；
•恐怖主义行为；以及
•国内和全球的经济和政治状况。
这些因素和能源市场的波动性使得预测未来石油、天然气和天然气价格走势变得极其困难。此外，任何长期的价格下跌都可能减少我们可能在经济上生产的储量。
持续的新冠肺炎疫情和相关的经济动荡已经并可能继续对我们的业务、财务状况、运营业绩和现金流产生不利影响。
2020年至2021年期间，新冠肺炎的全球传播造成了显著的波动性、不确定性和经济混乱，2022年可能也会发生同样的情况。正在进行的新冠肺炎大流行已蔓延到200多个国家，并继续带来迅速演变的经济和公共卫生风险。这场大流行对整个全球经济造成了不利影响，对于大流行和相关市场状况将持续多久，以及为试图减缓病毒传播而采取的政府和其他措施的范围和持续时间，例如隔离、就地避难所命令、企业和政府关闭以及业务限制，都存在相当大的不确定性。在某些情况下，已经开始采取措施重启经济的州遭遇了随后的新冠肺炎案例激增，导致这些州在某些情况下停止或大幅缩减了此类重启措施，在另一些情况下重新实施了限制。我们的预防措施和计划可能无法有效防止未来对我们的业务造成干扰。此外，如果我们的大量员工因接触病毒而被隔离，未来的运营可能会受到负面影响。此外，我们的客户和衍生品合约交易对手因新冠肺炎及其经济影响而采取的行动，包括潜在的无法履行或延迟，也可能对我们的业务产生不利影响。
此外，大流行病的影响，包括最初导致对石油和天然气的需求减少，再加上2020年3月欧佩克+成员国宣布降价和增产后商品价格大幅下降，导致全球经济普遍严重收缩，特别是我们的行业。尽管欧佩克+及其盟友此后宣布了减产协议，但此类减价增产造成的供需失衡，加上新冠肺炎的影响，继续导致石油和天然气行业明显低迷。尽管OPEC+在2020年4月同意减产，并已将减产延长至
2021年3月，由于石油供应过剩、全球储存网络日益被利用以及新冠肺炎导致原油需求减少，原油价格持续低迷。由于持续的新冠肺炎疫情，以及石油和天然气库存、行业需求以及国家和经济表现的变化被报道，预计石油和天然气价格将继续波动，我们无法预测价格何时会改善和企稳。由于众多不确定性，我们目前无法预测新冠肺炎或目前石油和天然气市场正在经历的重大中断和波动将对我们的业务、财务状况和运营结果产生多大影响。
新冠肺炎的最终影响将取决于无法预见的未来事态发展，其中包括病毒的最终严重程度及其迅速演变和传播的变种、政府和旨在减缓病毒传播的其他措施的后果、治疗方法和疫苗的开发和可获得性、随着新病毒株的出现这些治疗方法和疫苗可能在多大程度上保持有效、大流行的持续时间、欧佩克+成员国采取的任何进一步行动、政府当局、客户、供应商和其他第三方采取的行动、劳动力的可获得性、以及恢复正常经济和运营条件的时间和程度。
如果大宗商品价格下跌或钻探努力不成功，我们可能需要记录石油和天然气资产的账面价值。
我们过去曾被要求减记某些石油和天然气资产的账面价值，未来还存在被要求进行额外减记的风险。未来当石油和天然气价格较低时，或者如果我们向下调整我们的估计已探明储量，增加我们的运营或开发成本估计，或者由于预期的物业出售，可能会发生减记。
成功的努力会计方法要求我们定期审查我们的石油和天然气资产的账面价值，以确定可能的减值。当经证实物业的账面价值大于该物业的预期未贴现未来现金流量净额时，减值按账面价值超过公允价值确认，当条件显示账面价值不可收回时，按面积确认减值。我们可能被要求根据减值审查时的石油和天然气价格，或由于持续评估钻探结果、生产数据、经济、资产剥离活动和其他因素而减记物业的账面价值。减记对收益构成非现金费用，不影响现金或经营活动的现金流；但它反映了我们收回投资的长期能力，减少了我们报告的收益，并提高了某些杠杆率。看见石油和天然气性质的减损包括在本报告项目7中，以供进一步了解。
我们需要大量的资本支出来取代我们的储备和开展业务。
我们的勘探、开发和收购活动需要大量资本支出。我们打算通过运营现金流为我们的资本支出提供资金，如果这还不够，则通过我们循环信贷安排下的借款为资本支出提供资金。我们产生运营现金流的能力受到许多风险和变数的影响，例如现有油井的产量水平、石油、天然气和天然气的价格、我们开发和生产新储量的成功以及本文讨论的其他风险因素。我们预计2022年的资本支出(包括资本化利息)为15-18亿美元，而2021年的资本支出水平为7.46亿美元。管理层继续审查2022年及以后的业务计划，这可能导致预计的资本支出和石油、天然气和天然气销售的预计收入发生变化。如果我们无法按计划为我们的资本支出提供资金，我们可能会经历勘探和开发活动的削减，财产的损失以及石油、天然气和天然气储量的下降。
如果我们不能替代储备，我们可能就无法维持生产。
我们未来的成功在很大程度上取决于我们发现、开发或获得更多经济上可开采的石油和天然气储量的能力。除非我们通过成功的开发、勘探或收购活动取代我们生产的储量，否则我们的已探明储量和产量将随着时间的推移而下降。因此，我们未来的石油和天然气储量和产量，以及我们的现金流和收入，在很大程度上取决于我们能否有效地开发我们现有的储量，并在经济上找到或获得更多的可采储量。
我们已探明储量的实际数量和未来净收入可能低于我们的估计。
本报告对已探明储量的估计以及对已探明储量的未来净收入的估计是基于各种假设，包括美国证券交易委员会要求的与石油、天然气和天然气价格、钻井和运营费用、资本支出、税收和资金可用性有关的假设。估计石油、天然气和天然气储量的过程是复杂的，涉及与每口井的地质、地球物理、工程和经济数据相关的重大决策和假设。因此，这些估计数可能会在未来进行修订。
未来的实际产量、石油、天然气和天然气价格、收入、税收、开发支出、运营费用以及可采石油、天然气和天然气储量很可能与这些估计不同。这些差异可能很大，并可能对我们已探明储量的估计数量和现值产生重大影响。此外，我们可能会调整对已探明储量的估计，以反映生产历史、勘探和开发钻探的结果、当前的石油和天然气价格以及其他因素，其中许多因素是我们无法控制的。
截至2021年12月31日，我们估计的已探明储量(按数量计算)约有41%尚未开发。这些储量估计反映了我们将PUD转化为已探明已开发储量的资本支出计划，包括未来五年约27亿美元。您应该知道，估计的开发成本可能不等于我们的实际成本，开发可能不会按计划进行，结果可能不会像估计的那样。如果我们选择不开发我们的PUD，或者如果我们不能以其他方式成功开发它们，我们将被要求将它们从我们报告的已探明储量中移除。此外，根据美国证券交易委员会的储量报告规则，由于通常只有与预定在预订之日起五年内钻探的油井有关的PUP才可能被预订，因此我们可能被要求移除任何在这五年时间框架内未开发的PUP。
您不应假设本报告中包含的现值代表我们估计储量的当前市场价值。根据美国证券交易委员会的要求，对我们现值的估计是基于截至估计日期的价格和成本。估算日的价格以本报告所述期间终了的12个月内石油和天然气的平均价格计算，以12个月期间内每个月第一天的未加权算术平均价格确定。2021年12月31日的现值是基于每桶66.56美元的油价和每mcf 3.60美元的天然气价格，然后再考虑基差调整。未来的实际价格和成本可能大大高于或低于估计日期的价格和成本。
石油和天然气资产的生产时间和开发和生产费用都将影响我们已探明储量未来净现金流的时间和它们的现值。石油和天然气需求、政府法规或税收的任何变化也将影响我们未来生产的净现金流。此外，美国证券交易委员会在计算贴现的未来现金流量净额时要求使用的10%贴现率用于报告目的，并不一定是最合适的贴现率。不时生效的利率以及与我们的业务或整个石油和天然气行业相关的风险将影响10%折扣因素的适当性。
我们的开发和勘探钻探工作以及我们的油井运营可能无法盈利或实现我们的目标回报。
我们有大量未开发物业的库存。开发和勘探钻探和生产活动面临许多风险，包括无法发现具有商业价值的油气藏的风险。我们收购了未开发的物业，我们相信这些物业将增强我们的增长潜力，并随着时间的推移增加我们的收入。然而，我们不能向你保证，所有的前景在经济上都是可行的，或者我们不会放弃我们的初始投资。此外，不能保证我们收购的未开发物业将得到有利可图的开发，不能保证我们在我们追求的前景中钻探的新油井将具有生产力，也不能保证我们将收回对该等未开发物业或油井的全部或任何部分投资。
石油和天然气的钻探可能涉及无利可图的努力，不仅来自干井，而且来自产量高但不足以支付钻探、运营和其他成本的商业产量的油井。钻井、完井和运营一口井的成本往往是不确定的，许多因素可能会对一口井或一处财产的经济产生不利影响。钻井和完井作业可能会因以下原因而减少、推迟或取消
由于意外的钻井条件、所有权问题、设备故障或事故、中游运输、设备或人员短缺、环境问题、州或地方禁止或暂停水力压裂和采出水处理、联邦政府对石油和天然气租赁和许可的限制，以及大宗商品价格下跌等，这些都是导致石油和天然气价格下降的主要原因。如果大宗商品价格下跌，油井的盈利能力，特别是我们经营的某些地区的盈利能力，将会降低或消除。此外，盈利的油井可能无法达到我们的内部回报目标，这取决于石油、天然气和天然气的当前和未来市场价格、与生产石油、天然气和天然气相关的成本，以及我们以可接受的成本增加储量的能力。
我们在很大程度上依赖于地震数据和其他技术来评估未开发的财产和进行我们的勘探活动。我们使用的地震数据和其他技术不能让我们在收购未开发的财产或钻探油井之前确定是否存在石油或天然气，或者是否可以经济地生产。如果我们在收购或开发没有按预期生产或处于有利可图的水平的物业时产生重大费用，可能会对我们的运营业绩和财务状况产生重大不利影响。
我们的一些未开发物业的租约将在未来几年到期，除非在包含英亩面积的单位上建立生产或续签租约。
石油和天然气资产的租期通常为三至五年，之后到期，除非在到期之前钻了一口井，并建立了有偿碳氢化合物生产。如果我们未开发物业的租约到期，而我们无法续订租约，我们将失去开发相关物业的权利。尽管我们寻求积极管理我们未开发的物业，但我们在这些地区的钻探计划可能会根据各种因素而发生变化，包括钻探结果、石油和天然气价格、资金的可用性和成本、钻井和生产成本、钻井服务和设备的可用性、收集系统和管道运输限制以及监管批准。较低的大宗商品价格可能会导致我们推迟钻探计划，从而失去我们开发相关物业的权利。
我们的商品价格风险管理活动可能会限制我们从商品价格上涨中获得的利益，可能需要我们为衍生品债务提供抵押品，并涉及我们的交易对手可能无法履行对我们的义务的风险。
为了管理我们对价格波动的敞口，我们签订了石油、天然气和天然气价格衍生品合约。我们的石油、天然气和天然气衍生产品安排可能会限制我们从大宗商品价格上涨中获得的好处。我们的石油、天然气和NGL衍生工具的公允价值可能会在不同时期之间大幅波动。我们决定透过衍生工具安排(如有)减少现金流波动，部分是基于我们对当前及未来市况的看法，以及我们稳定发展已探明储备所需现金流的愿望。如果我们认为某些时期的定价环境不利，我们可能会选择不参与衍生品交易。此外，我们可以选择在现有衍生品头寸的合同到期日之前将其平仓，以将获得的头寸货币化，以便为我们的资本计划提供资金。
我们的大部分石油、天然气和NGL衍生品合约都是根据双边对冲安排与交易对手签订的。根据我们的大多数安排，为我们的债务提供的抵押品由确保我们退出信贷安排的相同碳氢化合物权益担保。我们的交易对手在安排下的义务必须以现金或信用证担保，只要欠我们的任何按市值计价的金额都超过了规定的门槛。抵押品要求在很大程度上取决于石油和天然气价格。
石油、天然气和NGL衍生品交易使我们面临我们的交易对手--通常是金融机构--可能无法履行对我们的义务的风险。在大宗商品价格下跌期间，我们的大宗商品衍生资产头寸的价值增加，这增加了我们的交易对手敞口。虽然我们套期保值安排的交易对手在某些情况下须确保他们对我们的责任，但如果我们的任何交易对手违约或寻求破产保护，可能会对我们为计划中的活动提供资金的能力产生不利影响，并可能导致我们未来现金流的更大比例受到大宗商品价格变化的影响。
石油和天然气业务是不确定的，涉及大量成本和风险。
我们的经营活动受到许多成本和风险的影响，包括我们将不会遇到具有商业产量的油气藏的风险。石油、天然气和天然气的钻探可能无利可图，不仅是从
干井，但来自生产井，因为生产收入不足或成本高而没有盈利。寻找、获得和开发石油和天然气资产需要大量成本，而我们往往不确定这些成本的数额和时间。在钻井开始之前，我们的钻井、完井、装备和操作油井的成本往往是不确定的。商品价格下跌和预算支出超支是常见的风险，可能使某一特定项目变得不经济或不如预期的经济。尽管勘探和开发钻探活动都涉及这些风险，但勘探钻探涉及更大的干井风险或未能找到商业数量的碳氢化合物。此外，由于各种因素，我们的石油和天然气资产可能会受损，我们的业务可能会减少、延迟或取消，此类业务的成本可能会增加，这些因素包括但不限于：
•意外的钻井条件、压力条件或储集层中的不规则现象；
•设备故障或事故；
•火灾、爆炸、井喷、凹陷或井控失控；
•流体和化学品的不当处理或地下迁移；
•恶劣的天气条件和自然灾害，如龙卷风、地震、飓风和极端温度；
•具有所有权的或在接受政府许可或批准时发出的；
•我们生产的外卖能力受到限制，包括由于中游基础设施不足或下游市场受限；
•环境危害或责任；
•限制获取或处置钻井和完井作业中使用或生产的水；
•在提供服务或交付设备方面出现短缺或延误；
•监管政策、政治或公众舆论的意外或不可预见的变化。
这些因素中的一个或多个的发生可能会导致我们在特定物业的投资部分或全部损失，以及重大债务。尽管我们可能会为上述风险中的部分(但不是全部)投保，但我们的保险可能不足以覆盖伤亡损失或责任，而且我们的保险不包括政府当局可能评估的罚款或罚款。对于某些风险，如政治风险、商业中断、战争、恐怖主义和海盗，我们的保险范围有限或没有。此外，在未来，我们可能无法获得保费水平的保险，以证明其购买。如果发生重大事件，而我们没有完全投保，可能会使我们承担责任。
此外，其中某些事件可能导致环境污染和对第三方的影响，包括居住在我们业务附近的人员、我们的员工和我们承包商的员工，可能导致受伤、死亡或财产和自然资源的重大破坏。
如果我们不能为我们的运营获得足够的水供应，或者不能以经济和环境安全的方式处置或回收我们使用的水，我们以经济和商业数量生产石油、天然气和天然气的能力可能会受到损害。
开发活动，特别是水力压裂，需要使用和处置大量的水。在某些地区，当地含水层容量可能不足，无法为钻探活动提供水源。必须从其他来源获取水，并将其输送到钻井现场。我们无法获得足够的水，或无法处理或回收我们行动中使用的水，可能会对我们在某些地区的行动产生不利影响。实施环境倡议和法规可能会进一步限制我们进行某些作业的能力，例如水力压裂或处理废物，包括但不限于产出水、钻井液和与勘探、开发或生产石油和天然气有关的其他材料。
与潜在收购或处置相关的风险可能会对我们的业务产生不利影响。
我们不定期评估资产、业务和其他投资的收购和处置。这些交易可能不会带来预期的好处或效率。此外，收购的资金可能来自借款，这需要我们招致更多债务，或者通过发行我们的普通股。任何此类收购或处置都涉及风险，我们不能向您保证：
•任何收购都将成功地整合到我们的运营和内部控制中；
•在收购前进行的尽职调查将发现可能导致财务或法律风险的情况，如所有权缺陷以及潜在的环境和其他责任；
•成交后购进价格调整将实现对我行有利；
•我们对储量、估计产量、收入、资本支出、运营、运营费用和成本等方面的假设将是准确的；
•任何投资、收购、处置或整合都不会从我们的业务运营中转移管理资源；以及
•任何投资、收购、处置或整合都不会对我们的财务状况、经营业绩、现金流或储备产生实质性的不利影响。
如果这些风险中的任何一项成为现实，收购或处置的好处可能无法完全实现(如果有的话)，我们的财务状况、运营业绩、现金流和储备可能会受到负面影响。
我们的运营可能会受到管道、卡车运输和收集系统容量限制的不利影响，并可能受到中断的影响，从而对我们的现金流产生不利影响。
在某些资源领域，集输系统的能力不足以容纳现有油井和新油井的潜在产量。我们严重依赖第三方来满足我们的石油、天然气和NGL收集需求。资本限制可能会限制新管道和集输系统的建设，以及第三方提供或扩大卡车运输服务。在这些新产能投入使用之前，我们可能会在生产和销售石油、天然气和天然气方面遇到延误。在这种情况下，我们可能不得不在等待管道连接或额外产能的同时关闭油井，这将对我们的运营结果产生不利影响。
我们在任何地区的部分石油、天然气和天然气生产可能会因各种原因而不时中断或关闭，包括天气条件、事故、管道或收集系统接入中断、现场劳工问题或罢工，或者我们可能会根据市场状况自愿减产。如果我们的大量生产同时中断，可能会对我们的现金流产生实质性的不利影响。
针对石油和天然气行业使用的系统和基础设施以及相关法规的网络攻击可能会对我们的运营产生不利影响，如果我们或我们的第三方提供商无法获得和维护对我们的数据的足够保护，我们的业务可能会受到损害。
我们的业务越来越依赖数字技术来进行某些勘探、开发和生产活动。我们依靠数字技术来估计石油、天然气和NGL储量，处理和记录财务和运营数据，分析地震和钻井信息，并与我们的客户、员工和第三方合作伙伴进行沟通。此外，许多第三方提供商，如供应商和供应链中的其他供应商，直接或间接地通过一系列内部和外部功能向我们提供各种产品和服务，使我们能够管理、监控和/或保护我们的业务、系统和数据资产。此外，在正常过程中，我们和我们的服务提供商收集、处理、传输和存储专有和机密数据，包括个人信息。
过去，我们一直是针对我们内部系统的网络攻击的对象，并通过第三方的系统进行攻击。作为一家能源公司，我们预计未来将继续成为此类攻击的目标。我们很容易受到第三方或内部人员的恶意攻击、社会工程和人为错误，以及我们的第三方提供商系统中可能存在的错误和其他漏洞。未经授权访问我们的地震数据、储量信息、客户或员工数据或其他专有或商业敏感信息可能会导致我们的勘探或生产运营或计划中的业务交易中的数据损坏、通信中断或其他中断，任何这些都可能对我们的运营结果产生重大不利影响。如果
如果我们的信息技术系统停止正常运行或我们的网络安全被破坏(例如，由于勒索软件)，我们的正常运营可能会受到干扰，这可能包括我们的钻井、完井、生产和公司职能中断。涉及我们的信息系统和相关基础设施，或我们的业务伙伴或第三方提供商的网络攻击可能会导致供应链中断，延误或阻止我们产品的运输和营销，违反规定会导致监管机构罚款或处罚，我们或我们的客户或供应商的数据或机密信息的丢失或披露或损坏，可能会损害我们的声誉，使我们承担潜在的财务或法律责任，并要求我们产生巨额成本，包括维修或恢复我们的系统和数据或采取其他补救措施的成本。
网络攻击的频率和规模预计都会增加，攻击者也变得更加老练。因此，我们可能无法预测、检测或预防未来的攻击，特别是在攻击者使用的方法经常变化或在启动之前无法识别的情况下，我们可能无法调查或补救事件，因为攻击者越来越多地使用旨在规避控制、避免检测以及移除或混淆法医证据的技术和工具。此外，新冠肺炎疫情增加了我们对远程访问信息系统的依赖，增加了我们面临潜在网络安全漏洞的风险。随着网络攻击的持续发展，我们可能需要花费大量额外资源来修改或增强我们的保护措施，或者调查和补救网络攻击的任何漏洞。此外，监管数据隐私和未经授权披露机密信息的新法律和法规带来了越来越复杂的合规挑战，并可能在我们收集和存储与员工、特许权使用费所有者和其他各方相关的个人数据时提高成本。任何不遵守这些法律和法规的行为都可能导致重大处罚和法律责任。例如，加州消费者隐私法案(CCPA)于2018年6月28日签署成为法律，并于2020年1月1日基本生效。除其他事项外，CCPA包含了收集加州居民个人信息的企业的新披露义务，并加强了对这些个人的消费者保护，并规定了对某些数据安全违规或其他CCPA违规行为的法定罚款和处罚。至少其他15个州已经考虑过，一些州已经制定了像CCPA这样的隐私法。
与网络攻击或类似事件直接或间接相关的任何损失、成本或责任可能不在我们的任何或所有保单的承保范围内，或可能超过其承保范围。
我们的行动可能会受到我们无法控制的自然或人为原因的干扰.
我们的运营会受到非我们控制范围内的自然或人为原因的干扰，包括极端天气事件的风险，如飓风、严重风暴、洪水、热浪和环境升温，以及野火、战争、事故、内乱、政治事件、地震、系统故障、网络威胁、恐怖主义行为以及流行病或流行病，如新冠肺炎大流行，这些风险都可能导致暂停运营或对人员、我们的资产或自然环境造成损害。
很难确切地预测此类事件的发生时间、频率或严重程度，其中任何一项都可能对我们的运营结果或财务状况产生重大不利影响。
此外，我们的总部位于俄克拉何马州的俄克拉何马城，该地区经常发生龙卷风和地震等恶劣天气事件。我们的信息系统以及行政和管理流程主要是从这个地点提供给我们在美国各地的各种钻井项目和生产井，如果龙卷风、停电或恐怖行为等灾难性事件摧毁或严重损坏我们的总部，可能会中断这些项目。任何此类灾难性事件都可能损害我们进行正常运营的能力，并可能对我们的业务造成不利影响。
我们有巨大的资本需求，我们以优惠的条件进入资本和信贷市场筹集资金的能力受到行业条件的限制。
资本和信贷市场的中断，特别是能源领域的中断，可能会限制我们进入这些市场的能力，或者可能大幅增加我们的借贷成本。过去，大宗商品价格低迷已经并可能继续导致贷款机构提高上游运营商信贷项下的利率
融资，制定更严格的贷款标准，拒绝以优惠条件或根本不为到期的现有债务进行再融资，并可能减少或停止向借款人提供资金。此外，某些金融机构已宣布打算停止在北美石油和天然气行业的投资银行和企业贷款活动，或已建立与气候有关的资金承诺，这可能会限制它们对美国或我们行业的投资。如果我们不能以有利的条件进入资本和信贷市场，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果、现金流和流动性以及我们偿还或再融资债务的能力产生实质性的不利影响。此外，经济中的挑战已经导致并可能进一步导致石油和天然气需求的减少，或石油和天然气价格的进一步下降，或两者兼而有之，这可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生负面影响。
我们某些债务协议中的限制性契约可能会限制我们的增长和我们为我们的运营提供资金、为我们的资本需求提供资金、应对不断变化的情况以及从事其他可能符合我们最佳利益的商业活动的能力。
我们的债务协议对我们施加了运营和财务限制。这些限制限制了我们和我们的受限制子公司的能力，其中包括：
•招致额外的债务；
•进行投资或贷款；
•设立留置权；
•完善的合并和类似的根本性变化；
•有限制地付款；
•投资于不受限制的子公司；
•与关联公司进行交易；以及
•使用出售资产的收益。
我们可能会因某些债务协议的限制性公约对我们施加的限制而无法利用出现的商机。公约所载的限制可：
•限制我们计划或对市场状况作出反应、满足资本需求或以其他方式限制我们的活动或业务计划的能力；以及
•对我们的运营融资、进行收购或资产剥离以从事符合我们利益的其他业务活动的能力造成不利影响。
改变确定伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)的方法，或以替代参考利率取代LIBOR，可能会对与未偿债务相关的利息支出产生不利影响。
根据我们某些债务工具提取的金额可能会以伦敦银行同业拆息为基准计息。2017年7月27日，英国金融市场行为监管局(FCA)宣布，将在2021年底之前逐步淘汰LIBOR作为基准。美元LIBOR的公布将在2023年6月30日之后停止，FCA确认，2021年12月31日之后的大多数新合约将不允许使用美元LIBOR。信贷协议采用硬线方法取代LIBOR，规定在LIBOR停止或在SOFR可用时选择提前加入时，将使用SOFR(或每日简单SOFR，在条件SOFR不可用的范围内)。信贷协议还规定，如果SOFR在LIBOR停止时不可用，借款人和代理人必须在贷款人的否定同意权的情况下就后续利率达成一致。我们目前正在评估可能取代LIBOR利率的影响。此外，逐步淘汰或更换伦敦银行同业拆息可能会扰乱整体金融市场。关于这种潜在逐步淘汰和替代参考利率的性质的不确定性或金融市场的混乱可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
首席执行官的收购可能无法完成。如果不能完成对首席执行官的收购，可能会对我们普通股的股价以及我们未来的业务和财务业绩产生负面影响。
首席收购须受若干条件约束，这些条件必须在合并完成前满足或在适用法律允许的范围内放弃。完成首席收购的这些条件，其中一些是我们无法控制的，可能不能及时满足或放弃，或者根本不能满足，因此，首席收购可能被推迟或可能无法完成。
如果首席执行官的收购因任何原因未能完成，我们正在进行的业务、财务状况和财务业绩可能会受到不利影响。在没有意识到完成交易的任何好处的情况下，我们将面临许多风险，包括：
•我们可能被要求支付与首席收购有关的某些费用，这些费用是巨大的，如法律、会计、财务咨询和印刷费，无论交易是否完成；
•我们管理层在与首席收购有关的事项上投入的时间和资源本来可以用于寻求其他有益的机会；
•我们可能会遇到金融市场的负面反应，包括对我们普通股价格的负面影响，包括目前的市场价格反映了市场对首席收购将完成的假设；
•我们可能会遇到员工、客户或供应商的负面反应；以及
•在CEO收购悬而未决期间，我们可能无法采取某些行动，这些行动本来会使我们作为一家独立公司受益，因此可能不再有采取此类行动的机会。
此外，任何延迟完成CEO收购的时间可能会大大降低我们预期合并后的公司可能实现的协同效应和其他好处，如果CEO收购在预期时间框架内完成的话。
首席收购所需的监管批准可能无法收到、可能需要比预期更长的时间才能收到，或者可能会施加目前没有预期或无法满足的条件。
首席收购事项的完成取决于根据高铁法案适用于合并的任何等待期届满或终止。尽管各方已同意尽其合理的最大努力确保根据《高铁法案》规定的任何适用等待期迅速到期或终止，并回应和遵守任何负责执行、应用、管理或调查《高铁法案》或任何其他反垄断法的政府实体提出的任何提供信息的要求，但不能保证将获得高铁审批，也不能保证完成首席收购的其他条件将得到满足。此外，需要获得监管批准的政府当局可以对首席收购的完成施加条件，或要求更改首席收购的条款。我们不能保证这些批准将获得，或不会因未能获得这些政府批准或因获得这些政府批准而可能施加的条件而对我们的业务造成任何不利后果。
首席执行官收购事项的完成还取决于我们就首席执行官收购事项而发行的普通股能否在纳斯达克全球精选市场或其他纳斯达克市场上市的授权。不能保证将获得这种批准，也不能保证完成收购首席执行官的其他条件将得到满足。
该等条件或变更以及取得监管机构批准的过程可能会延迟或阻碍行政总裁收购事项的完成，或在行政总裁收购事项完成后对吾等施加额外成本或限制，上述任何事项均可能在行政总裁收购事项完成后对吾等产生不利影响，并可能减少行政总裁收购事项的预期利益。
收购Vine或首席收购所产生的协同效应如果完成，可能会与预期有所不同。
如果收购完成，我们可能无法实现Vine收购或首席收购的预期收益和协同效应，这可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。这些收购的成功在很大程度上将取决于我们能否成功整合被收购的业务，增加合并后公司的收入，并从合并中实现预期的战略效益和协同效应，例如运营和财务规模，以及增加的自由现金流。然而，要实现这些目标，除其他外，还需要实现这些收购预期的目标成本协同效应。收购的增长和预期收益可能没有完全实现或根本没有实现，或者可能需要比预期更长的时间才能实现。实际的运营、技术、战略和收入机会，如果真的实现了，可能没有预期的那么重要，或者可能需要比预期更长的时间才能实现。如果我们不能在预期的时间内或根本不能实现这些目标并实现Vine收购或CEO收购的预期收益和协同效应，我们的业务、财务状况和运营结果可能会受到不利影响。
我们将在Vine收购和CEO收购完成后的一段时间内受到业务不确定性的影响，这可能会在这些收购完成后对合并后的公司产生不利影响。
这些收购对员工、行业联系人和商业合作伙伴的影响的不确定性，可能会对合并后的公司产生不利影响。这些不确定性可能会削弱合并后的公司在完成这些收购后的一段时间内吸引、留住和激励关键人员的能力 并可能导致行业联系人、商业合作伙伴和其他与合并后的公司打交道的人寻求改变他们与合并后的公司的现有业务关系。
与Vine收购和首席收购相关的不确定性如果完成，可能会导致管理人员和其他关键员工的流失，这可能会对合并后公司未来的业务和运营产生不利影响。
合并后的公司在Vine收购后的成功 和首席采购部，如果完成， 将在一定程度上取决于留住关键管理人员和公司其他关键员工的能力，Vine和首席。在收购Vine和首席执行官之后，现有员工和潜在员工在合并后的公司中的角色可能会遇到不确定性，如果完成收购， 这可能会对合并后的公司吸引或留住关键管理层和其他关键人员的能力产生不利影响。因此，不能保证合并后的公司在吸引或留住关键管理人员和其他关键员工方面取得与公司在收购Vine和首席收购之前独立取得的成功相同的成功，如果完成的话。
我们已经并将继续产生与Vine收购和首席收购相关的巨额交易和收购相关成本，这可能超出我们的预期。
我们已经产生并预计将继续产生与谈判和完成Vine收购和首席收购以及合并被收购实体的业务和实现预期的协同效应相关的一些非经常性成本。这些费用和成本一直很高，将来也会继续很高。绝大多数非经常性支出将包括与Vine收购和首席收购有关的交易成本，其中包括员工留任成本、支付给财务、法律和会计顾问的费用、遣散费和福利成本以及备案费用。
我们还将产生与公司整合相关的交易费和成本，这可能是相当大的。此外，我们可能会产生与Vine收购和整合相关的额外意外费用，包括与Vine收购相关的任何股东诉讼相关的费用。尽管我们预计，随着时间的推移，消除重复成本以及实现与业务整合相关的其他效率应该会抵消与整合相关的成本，但这一净效益可能无法实现
在短期内，或者根本不会。如果首席执行官的收购完成，可能会出现与首席执行官整合有关的类似风险。
上述成本，以及其他意想不到的成本和支出，可能会对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响。
完成对首席执行官的收购可能会引发某些协议中控制权或其他条款的变化，而首席执行官或其子公司是协议的一方。
完成对行政总裁的收购可能会导致行政总裁或其附属公司参与的某些协议中的控制权或其他条款发生变化。如果我们无法就这些条款的豁免进行谈判，对手方可以行使它们在此类协定下的权利和补救办法，有可能终止协定或寻求金钱损害赔偿。此外，即使我们能够就豁免进行谈判，交易对手也可能要求为此类豁免收取费用，或者寻求以对合并后的公司不太有利的条款重新谈判协议。
可能会就收购首席执行官一事对公司首席执行官及其各自的关联公司提起诉讼。不利的裁决可能导致巨额费用，并可能导致禁制令，阻止完成对首席执行官的收购。
证券集体诉讼和衍生品诉讼通常是针对达成收购、合并或其他商业合并协议的上市公司提起的，比如与首席执行官收购相关的协议。即使已经提起和可能提起的任何诉讼都没有法律依据，对这些索赔进行抗辩可能会导致巨额成本，并转移管理时间和资源。不利的判断可能会导致金钱损失，这可能会对我们的流动性和财务状况产生负面影响。
结束首席采购员的条件之一是，没有任何政府实体发布禁令并继续有效，在任何一种情况下，都没有通过禁止结束首席采购员的法律。因此，如果原告成功获得禁止完成首席收购的禁令，该禁令可能会推迟或阻止首席收购在预期时间框架内完成，或者根本不会，这可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
此外，不能保证未来任何潜在诉讼中的任何被告都将在此类诉讼的结果中胜诉。任何在合并完成时仍未解决的诉讼或索赔的辩护或和解可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
我们将收购的业务整合到公司可能不会像预期的那样成功，我们可能无法实现预期的收益或在预期的时间框架内实现这一目标。
Vine收购和首席收购如果完成，将涉及许多运营、战略、财务、会计、法律、税务和其他风险，与被收购企业相关的潜在负债，以及与被收购企业财务报告内部控制的设计、运营和整合有关的不确定性。将被收购的业务整合到公司的困难可能会导致被收购的业务表现与预期不同、运营挑战或未能实现预期的费用相关效率。除其他外，一体化进程中可能遇到的困难包括：
•无法成功地将被收购的业务整合到公司中，使公司能够在完成收购Vine和首席收购后实现预期的全部收入和成本节约；
•与管理更大、更复杂的综合业务相关的复杂性；
•未实现预期的经营协同效应；
•整合不同实体的人员和关键员工的流失；
•与Vine收购或首席收购相关的潜在未知负债和不可预见的费用、延迟或监管条件，如果完成；
•整合与行业联系人和商业伙伴的关系；
•由于完成收购和整合过程转移了管理层的注意力，造成业绩不足；以及
•正在进行的业务中断或失去动力，或标准、控制、程序和政策不一致。
此外，Vine收购和首席收购的成功，如果完成，将在一定程度上取决于我们能否通过合并被收购的业务实现预期的好处和成本节约，包括我们相信合并后的公司将实现的运营和其他协同效应。Vine收购和首席收购的预期收益和成本节约，如果完成，可能无法完全实现或根本无法实现，可能需要比预期更长的时间才能实现，或者可能产生我们目前无法预见的其他不利影响。
如果我们在收购Vine和收购CEO之后没有有效地管理我们扩大的业务，如果完成收购，我们的业绩可能会受到影响.
Vine收购和首席收购的成功，如果完成，将在一定程度上取决于我们通过合并收购的业务实现预期收益和成本节约的能力，包括以高效和及时的方式将收购实体的运营和业务整合到我们现有业务中的需要，结合系统和管理控制以及整合与客户、供应商、行业联系人和业务合作伙伴的关系。
Vine收购和首席收购的预期收益和成本节约，如果完成，可能无法完全实现或根本无法实现，可能需要比预期更长的时间才能实现，或者可能产生我们目前无法预见的其他不利影响。我们做出的一些假设，如实现运营协同效应，可能无法实现。在进行每笔交易之前进行的尽职审查中也可能没有发现与收购有关的未知负债和不可预见的费用。
我们普通股的市场价格可能会受到不同于历史上影响我们普通股价格的因素的影响。
我们的业务在某些方面与Vine有所不同，如果完成收购，在首席收购中收购的业务也将有所不同。因此，合并后公司的财务状况或经营业绩和/或现金流，以及我们普通股的市场价格，可能会受到不同于目前影响我们作为独立公司的财务状况或经营业绩和/或现金流的那些因素的影响。
由于对Vine的收购，我们已将Vine的对冲活动纳入我们的业务，我们可能面临因此类对冲而产生的额外大宗商品价格风险。
为了减少受大宗商品价格变化的影响，Vine不时对天然气价格进行对冲，主要是通过使用某些衍生品工具。作为收购Vine的结果，我们假定Vine现有的衍生工具。实际天然气价格可能与我们的预期不同，因此，此类衍生工具可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生负面影响。
合并后的公司可能无法留住客户或供应商，客户或供应商可能寻求修改与合并后公司的合同义务，这两种情况中的任何一种都可能对合并后公司的业务和运营产生不利影响。第三方可以终止或更改现有的合同或关系，作为Vine收购或首席收购的结果，如果完成。
作为Vine收购或首席收购的结果，如果完成收购，合并后的公司可能会对与客户和供应商的关系产生影响，这可能会损害合并后公司的业务和运营结果。某些客户或供应商可能会在完成Vine收购或首席收购后寻求终止或修改合同义务，无论此类收购是否触发了合同权利。不能保证在收购后，客户和供应商将继续与合并后的公司保持或继续保持关系，或以相同或类似的合同条款这样做。如果任何客户或供应商试图终止或修改合同义务，或终止与合并后公司的关系，则合并后公司的业务和经营结果可能会受到损害。如果合并后公司的供应商试图终止或修改与合并后公司的安排，则合并后公司可能无法以及时、有效和可接受的条件从其他供应商获得必要的供应或服务，或者根本无法采购。
被收购实体还与供应商、房东、许可人和其他商业伙伴签订了合同，如果完成收购，可能需要获得这些其他各方与Vine收购或首席收购相关的同意。如果不能获得这些同意，合并后的公司可能遭受未来潜在收入的损失，产生成本和/或失去对合并后公司的业务可能具有重大意义的权利。任何此类中断都可能限制合并后的公司实现Vine收购或首席收购的预期收益的能力，如果完成收购的话。
我们受到与健康流行病和流行病相关的风险的影响，包括正在进行的新冠肺炎大流行，很难预测在Vine收购和首席收购完成后，这可能会对合并后的公司产生什么影响(如果有的话)。
我们面临与公共卫生问题相关的各种风险，包括流行病、流行病和其他疫情，包括正在进行的新冠肺炎大流行。新冠肺炎的实际和潜在影响包括但不限于，它对总体经济状况、贸易和融资市场的影响、客户行为的变化以及业务运营的连续性，所有这些都会带来重大的不确定性。此外，疫情导致政府当局实施了各种重大措施来遏制新冠肺炎的传播，包括旅行禁令和限制、隔离、避难所到位和留在家中的命令和企业关闭。如果新冠肺炎继续传播，政府部门可能会出台额外的限制措施，或收紧现有措施。这些措施，以及广泛的新冠肺炎疫情，如果完成对Vine的收购和对CEO的收购，可能会对合并后的公司产生负面影响，这种影响将很难预测。
我们受到广泛的政府监管，这些监管可能会发生变化，可能会对我们的业务产生不利影响。
我们的业务受到广泛的联邦、州、地方和其他法律、规则和法规的约束，包括在环境问题、工人健康和安全、野生动物保护、石油、天然气和天然气的收集和运输、保护政策、报告义务、特许权使用费支付、无人认领财产和征税以及我们一小部分土地的部落法律方面。这些条例包括钻探和进行其他作业的许可证要求，以及提供包括钻井、完井和油井作业在内的财务保证(如保证金)的要求。如果没有发放许可证，或者如果对我们的钻井或完井活动施加了不利的限制或条件，我们可能无法按计划进行运营。例如，2021年1月20日，内政部代理部长签署了一项命令，实际上将联邦土地上的新化石燃料租赁和许可暂停60天。 然后，在2021年1月27日，总裁·拜登发布了一项行政命令，无限期暂停在公共土地或近海水域新的石油和天然气租约，等待完成对联邦油气许可和租赁做法的全面审查和重新考虑。2021年11月26日，美国内政部发布了《关于联邦石油和天然气租赁计划的报告》，该报告评估了联邦土地上石油和天然气租赁的现状，并提出了几项改革建议，包括提高特许权使用费和对寻求购买石油和天然气租赁的实体实施更严格的标准。在近海油气租赁方面，对总裁·拜登暂停租赁的挑战最初在2021年6月15日占上风，当时路易斯安那州的一名联邦法院法官发布了一项全国性的初步禁令，有效地阻止了拜登政府实施暂停租赁
然而，2022年1月25日，美国哥伦比亚特区地区法院宣布租赁销售无效，理由是拜登政府没有正确评估墨西哥湾钻探活动对气候变化的影响。尽管我们预计这项裁决不会影响陆上联邦石油和天然气租赁销售的可用性，但拜登政府和某些联邦法院对联邦项目气候变化影响的关注可能会导致围绕陆上钻探、陆上联邦租赁可用性的类似限制，以及对获得所需许可的能力的限制，这可能会对我们的运营产生实质性的不利影响。此外，我们可能会被要求支付巨额支出，有时甚至是意想不到的支出，以遵守适用的政府法律、规则、法规、许可或命令。
此外，公共政策的变化已经并在未来可能进一步影响我们的运作。除其他外，监管发展可能会限制生产水平，实施价格控制，改变有关处理危险废物、空气排放或水排放的环境保护要求，并增加应向政府支付的税收、特许权使用费和其他金额。如果对现有法律法规进行修订、重新解释，或者如果新的法律法规适用于我们的运营，我们的运营和合规成本可能会进一步增加。我们预计，这些法律和法规中的任何一项对我们的运营的影响不会与对其他具有类似运营、规模和财务实力的公司的影响有实质性差异。尽管我们无法预测现有法律法规的变化，但此类变化可能会对我们的盈利能力、财务状况和流动性产生重大影响。如下文所述，与管道安全、水力压裂和气候变化有关的变化尤其如此。
管道安全。我们拥有权益的管道资产受到与管道安全和完整性管理相关的严格而复杂的法规的约束。美国管道和危险材料安全管理局(PHMSA)制定了一系列规则，要求管道运营商为天然气、天然气和凝析油输送管道以及某些低应力管道和输送危险液体(如石油)的收集管道制定和实施完整性管理计划，一旦发生故障，这些管道可能会影响“高后果区域”。最近的PHMSA规则还将完整性评估和泄漏检测的某些要求扩展到高后果区域之外，并对受监管的管道提出了一些报告和检查要求。此外，到2023年为PHMSA提供资金的立法要求该机构参与额外的规则制定，以修订天然气分配运营商的完整性管理计划、应急响应计划、操作和维护手册以及压力控制记录保存要求；创建新的泄漏检测和修复计划义务；并为陆上天然气收集管道设定新的最低联邦安全标准。 目前，我们无法预测这些要求或其他潜在的新法规或修订法规的成本，但它们可能会很大。此外，违反管道安全规定的行为可能会被处以重罚。
水力压裂。有几个州已经通过或正在考虑通过法规，对水力压裂作业实施更严格的许可、公开披露和/或油井建设要求。我们无法预测未来是否会颁布适用于水力压裂的其他联邦、州或地方法律或法规，如果是的话，任何此类法律或法规将要求或禁止采取什么行动。如果对水力压裂作业施加更多级别的监管或许可要求，我们的业务和运营可能会受到延误、运营和合规成本增加以及潜在禁令的影响。额外的监管也可能导致对水力压裂的更大反对，包括诉讼。
气候变化。政治和社会对气候变化问题的持续关注导致了减少二氧化碳和甲烷等温室气体排放的立法、监管和其他举措。美国联邦和州两级的政策制定者都提出了立法，并提出了新的法规，旨在通过对温室气体排放的清单、限制和/或税收来量化和限制温室气体的排放。EPA和BLM已经发布了针对石油和天然气行业的甲烷排放控制规定，其中还包括泄漏检测和修复要求，并可能就此类问题制定额外的规定。例如，2021年11月15日，美国环保局提出了新的法规，以建立石油和天然气行业新的和现有作业的甲烷和挥发性有机化合物(VOC)排放的全面性能标准和排放指南，包括勘探和生产、传输、加工和储存部门。拟议规则的评议期于2022年1月31日结束，环保局希望在2022年底之前敲定。一旦最终敲定，这些规定可能会受到法律挑战，还需要纳入各州的实施计划，这些计划需要在也可能受到法律挑战的个别规则制定中得到环境保护局的批准。因此，我们无法预测任何最终甲烷监管要求的范围或成本
遵守这些要求。然而，考虑到加强监管的长期趋势，未来石油和天然气行业的联邦温室气体法规仍有很大的可能性。此外，我们开展业务的几个州已经实施了旨在减少石油和天然气勘探和生产活动中甲烷排放的限制。到目前为止，立法和州政府的倡议通常侧重于制定可再生能源标准和/或总量管制与交易和/或碳税计划。可再生能源标准(也称为可再生能源组合标准)要求电力公司从符合条件的可再生资源中提供规定的最低百分比的电力，并随着时间的推移潜在地增加到所需的百分比。 制定联邦可再生能源标准，或在州一级制定额外或更严格的可再生能源标准，可能会减少对石油和天然气的需求，从而对我们的收入、现金流和财务状况产生不利影响。总量管制与交易计划通常会在整个经济的基础上限制总的温室气体排放，并要求主要的温室气体排放源或主要燃料生产国获得并交出排放限额。联邦限额交易计划或在州一级扩大限额交易计划的使用，可能会通过购买补贴给我们带来直接成本，并可能通过激励消费者放弃化石燃料来施加间接成本。此外，联邦或州的碳税可能会直接增加我们的运营成本，并同样激励消费者放弃化石燃料。
此外，担心气候变化潜在影响的活动人士将注意力转向化石燃料能源公司的资金来源，这导致越来越多的金融机构、基金和其他资本来源限制或取消它们对石油和天然气活动的投资。最终，这将使为勘探和生产活动获得资金变得更加困难和昂贵。在投资我们的普通股之前，投资界成员也开始筛选我们这样的公司的可持续性表现，包括与温室气体和气候变化有关的做法。为应对这些压力而改进可持续发展实践的任何努力都可能会增加我们的成本，我们可能会被迫实施经济上不可行的技术，以改善我们的可持续发展表现，并满足为某些客户提供服务的特定要求。
这些针对温室气体排放的各种立法、监管和其他活动可能会对我们的业务产生不利影响，包括对我们的设备和运营施加报告义务或限制其温室气体排放，这可能需要我们为减少与我们运营相关的温室气体排放而产生成本。限制温室气体排放也可能对石油和天然气的需求产生不利影响，这可能会降低我们的储备价值，并对我们的盈利能力、财务状况和流动性产生重大不利影响。
环境问题和相关成本可能是巨大的。
作为石油和天然气资产的所有者、承租人或运营商，我们必须遵守与向环境排放材料和保护环境有关的各种联邦、州、部落和地方法律和法规。除其他事项外，这些法律和法规可能会要求我们承担因我们的运营而产生的污染补救费用。环境法可能规定严格的、连带的和连带的责任，不遵守环境法律和法规可能导致施加行政、民事或刑事罚款和处罚，以及限制在受影响地区作业的禁令。与这些事项相关的任何未来成本都是不确定的，将受到几个因素的影响，包括未来监管要求的变化。有关环境保护的公共政策的变化或增加可能会对我们的运营和盈利能力产生重大影响。
对环境、社会和治理问题(“ESG”)的日益关注可能会影响我们的业务、财务业绩或股价。
近年来，与ESG相关的公司活动在公共话语和投资界得到了越来越多的关注。国内和国际上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、维权投资者、大学和投资界其他成员的投资和投票做法。这些活动包括增加对气候变化相关行动的关注和要求，倡导改变公司董事会，以及推广使用节能建筑材料。这些活动可能导致对石油、天然气和天然气的需求转变。此外，未能遵守投资者或客户不断变化的期望和标准，或者如果我们被认为没有对日益关注的ESG问题做出适当的回应，
无论是否有法律要求这样做，都可能对我们的业务造成声誉损害，增加我们的诉讼风险，并可能对我们的运营结果产生实质性的不利影响。
此外，向投资者提供关于公司治理和相关事项的信息的机构已经制定了评级系统，以评估公司对ESG事项的处理方式。这些评级被一些投资者用来为他们的投资和投票决定提供信息。不利的ESG评级可能会导致投资者对我们和我们的行业的负面情绪增加，并导致投资转向其他行业，这可能会对我们的股价以及我们获得资金的机会和成本产生负面影响。
对独立生产者的征税可能会发生变化，税法的变化可能会增加我们的经营成本.
在我们开展业务的司法管辖区内，我们受到联邦、州和地方各级政府当局的征税。这些政府机构中的任何一个都可能颁布新的立法，通过增加我们的税收负担，使我们生产石油和天然气的成本更高。拜登政府呼吁改变财政和税收政策，这可能会导致全面的税收改革。例如，已提出联邦立法，如果通过，将影响适用于扣除无形钻探和开发成本、消耗百分比以及地质、地球物理、勘探和开发成本支出的联邦所得税法。改变联邦所得税法的其他提议可能包括根据账面收入征收新的企业最低税，提高企业税率，以及取消某些税收抵免。如果获得通过，其中某些提案可能会对州所得税产生相关影响。此外，州和地方当局可以颁布新的立法，增加各种税，如销售税、遣散税和从价税，并加快这些税的征收。
我们新普通股的交易、新普通股的额外发行以及某些其他股票交易可能会导致第二次、可能更具限制性的年度限制，限制我们的税务属性的使用，降低它们抵消未来应税收入的能力，这可能会导致所得税负担的增加。
本公司于2021年2月9日脱离破产后，根据经修订的1986年《国税法》(以下简称《守则》)第382节的规定进行所有权变更，其前身或旧亏损公司的所有普通股和优先股均被注销，取而代之的是继承人或新亏损公司的新普通股(“首次所有权变更”)。 因此，年度限额是根据新股本出现后立即的公平市场价值乘以2021年2月生效的长期免税率计算的。这一年度限制将限制我们的净营业亏损(NOL)结转、不允许的业务利息结转和出现时存在的税收抵免的未来使用。
破产后发生的股票交易、增发和其他股票交易可能会导致第二次所有权变更。在第二次所有权变更的情况下，将在此时确定第二个年度限制，该限制可能比第一次所有权变更的限制更具限制性。根据市场情况和本公司的纳税基础，第二次所有权变更可能导致未实现的内部净亏损。在这种情况下，年度限额将额外适用于公司的某些税目，而不仅仅是NOL结转、不允许的业务利息结转和税收抵免。例如，税项折旧、损耗和摊销的一部分也将在所有权变更后的五年期间受年度限制，但仅限于第二次所有权变更时存在的未实现内部净亏损。新的年度限制是否会更具限制性，将取决于我们的股票价值和第二次所有权变更时生效的长期免税率。如果新的年度限额更具限制性，它将适用于第二次所有权变更时存在的某些税种属性，包括自第一次所有权变更时起剩余的税种属性。
此外，如果本公司在第二次所有权变更时处于未实现内置收益净额，根据守则第382(H)节于2019年9月10日和2020年1月14日发布的拟议法规(“拟议法规”)，如果以目前的形式最终敲定，将改变目前的规则，并将潜在增长限制在所有权变更时存在的某些内在收益的年度限额金额(除非拟议法规的过渡救济条款适用)，从而可能大幅降低利用税收属性的能力。
一些州在经历所有权变更时，对税收属性的使用施加了类似的限制。
总体经济、政治、商业或行业状况的恶化将对我们的经营业绩、流动资金和财务状况产生重大不利影响。
从历史上看，对全球经济增长和国际政治稳定的担忧对全球金融市场和大宗商品价格产生了重大影响。如果美国或国外的经济或政治环境恶化，全球对石油产品的需求可能会减少，这可能会影响我们销售产品的价格，影响我们的供应商、供应商和客户继续运营的能力，并对我们的运营结果、流动性和财务状况产生实质性的不利影响。
军事和其他武装冲突，包括恐怖主义活动，可能对我们的业务和行动结果产生重大不利影响。
军事和其他武装冲突、恐怖袭击以及这两者的威胁，无论是国内的还是国外的，都可能造成全球金融和能源市场的不稳定。中东的持续不稳定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、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，进而可能对我们的业务和业务结果产生实质性不利影响。
不适用。
有关我们物业的资料载于第1项.业务及本报告第二部分第8项所载的补充资料内。
第11章诉讼程序
破产法第11章案件的开始自动搁置了以下提及的针对我们的诉讼和诉讼，以及寻求追回请愿前债务或对公司破产财产行使控制权的诉讼。破产法第11章案件中的计划于2021年2月9日生效，规定了对针对公司破产财产的索赔的处理，包括在破产法第11章案件中尚未清偿或解决的请愿前债务。看见注2请参阅本报告第二部分项目8所列我国合并财务报表附注，以了解更多信息。
诉讼和监管程序
截至请愿日，我们参与了多起诉讼和监管程序。其中许多诉讼还处于早期阶段，许多诉讼寻求损害赔偿和罚款，数额目前尚不确定。看见注7在本报告第二部分第8项所列的综合财务报表附注中，提供关于我们估计与诉讼和监管程序有关的潜在损失的信息。
商业运营。我们涉及各种与业务运营相关的诉讼和纠纷，包括商业纠纷、人身伤害索赔、特许权使用费索赔、财产损失索赔和合同诉讼。这些请愿前法律程序中的大多数是在破产法第11章的案件中解决的，或者将在破产法院的索赔和解程序中解决。与此类请愿前诉讼相关的任何允许的索赔将按照该计划处理。
环境意外情况
石油和天然气业务的性质给我们和我们的子公司带来了一定的环境风险。我们实施了各种政策、计划、程序、培训和审计，以减少和减轻此类环境风险。我们在整个公司的基础上进行定期审查，以评估我们环境风险概况的变化。环境准备金是为可能造成经济损失并可合理估计的环境责任设立的。我们通过使用评估过程来管理我们在收购中的环境责任敞口，该过程旨在确定先前存在的污染或合规问题，并解决潜在的责任。根据确定的环境问题的程度，除其他事项外，我们可能会将某一物业排除在交易之外，要求卖方在收购中对该物业进行令我们满意的补救，或同意承担补救该物业的责任。
我们最近被俄克拉荷马州的众多诉讼驳回，这些诉讼指控我们和其他公司从事导致地震的活动。这些诉讼要求对不动产和个人财产的损害、财产价值的减值、业务中断造成的经济损失、对财产的使用和享受的干扰、烦恼和不便、人身伤害和精神痛苦进行赔偿。此外，他们还要求偿还保险费、惩罚性赔偿、律师费、费用、费用和利息。
其他事项
根据管理层目前的评估，我们认为，与我们的业务运营相关的任何未决或威胁的诉讼或纠纷都不可能对我们未来的综合财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。然而，这类问题的最终解决可能超过应计金额，实际结果可能与管理层的估计大不相同。
多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法第1503(A)节和S-K条例(17CFR 229.104)第104项所要求的有关矿山安全违规行为和其他监管事项的信息包含在本表格10-K的附件95.1中。
第II部
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| 第五项。 | 注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 |
当我们于2021年2月9日摆脱破产法第11章的破产保护时，我们当时授权的普通股和优先股根据该计划被取消和释放，但没有因此而获得任何恢复。根据2021年2月9日破产法院确认的计划，我们发行了97,097,081股继任者的新普通股，该股在纳斯达克有限责任公司上市，代码为CHK。此外，我们于2021年2月9日发行了11,111,111份A类认股权证、12,345,679份B类认股权证及9,768,527份C类认股权证，每份认股权证可按每股普通股一股行使，初步行使价分别为每股27.63美元、32.13美元及36.18美元。这些认股权证可立即行使，并将于2026年2月9日到期。有关我们摆脱破产法第11章的破产和重组计划的更多信息，请参见注2本报告第二部分项目8所列我们合并财务报表的附注。
我们在2021年第二季度宣布新普通股的第一个季度股息为每股0.34375美元(最初的年利率为每股1.375美元)。在2021年第三季度，我们宣布将基本季度股息增加到每股0.4375美元(年率为每股1.75美元)，并宣布我们打算采用可变回报计划，从202年3月开始支付额外的可变股息，相当于上一季度调整后的自由现金流总和减去基本季度股息，乘以50%。2022年1月，我们宣布打算从2022年第二季度开始将基本股息提高到每股0.50美元(年率为每股2.00美元)。
在截至2021年12月31日的季度内，我们的普通股没有回购或未经登记的销售。
2021年12月2日，我们宣布，我们的董事会授权不时回购我们的普通股和/或认股权证，总价值高达10亿美元。回购授权允许管理层视市场情况、适用的法律要求、可用流动资金、遵守本公司债务协议及其他适当因素而酌情决定进行回购。截至2022年2月21日，没有回购发生。
截至2022年2月21日，我们的普通股约有146名登记持有者。
对于S-K法规的第301项，我们已经通过了2021年2月10日生效的美国证券交易委员会披露现代化最终规则。因此，没有提供项目6《财务数据选编》。
下面的讨论和分析介绍了管理层对我们的业务、财务状况和整体业绩的看法。这些信息旨在让投资者了解我们过去的业绩、当前的财务状况和未来的展望，应结合本报告第二部分第8项阅读。
我们是一家独立的勘探和生产公司，从事从地下储集层生产石油、天然气和天然气的资产的收购、勘探和开发。我们拥有一个庞大的、地理位置多样的美国陆上非常规天然气和液体资产组合，包括在大约8,200口油井和天然气井中拥有权益。在完成对我们在怀俄明州波德河盆地的资产的首席收购和剥离后，我们的投资组合将专注于三个经营区域，包括宾夕法尼亚州阿巴拉契亚盆地北部的马塞卢斯页岩(“马塞卢斯”)和路易斯安那州西北部的海恩斯维尔/博西尔页岩(“海恩斯维尔”)和得克萨斯州南部伊格尔福特页岩(“伊格尔福特”)的富含液体的资源。
我们的战略是通过从我们的石油和天然气开发和生产活动中产生可持续的自由现金流来创造股东价值。我们继续专注于通过运营效率和财务纪律以及改善我们的环境、社会和治理(“ESG”)业绩来提高利润率。为了实现这些目标，我们打算将我们的人力资源和资本支出分配给我们认为能提供最高现金投资回报的项目，在我们的投资组合中部署领先的钻井和完井技术，并利用收购和剥离机会来加强我们的投资组合。我们还打算继续将资本用于减少我们的石油和天然气生产活动对环境影响的项目。我们继续寻求机会，通过提高运营效率，特别是提高现有油井的产量，降低每桶石油当量生产的现金成本(生产、收集、加工和运输以及一般和行政成本)。
引领负责任的能源未来是切萨皮克成功的基础。我们的核心价值观和文化需求，我们不断评估我们的运营对环境的影响，并勤奋地工作，以提高我们公司各个方面的ESG表现。我们引领一个负责任的能源未来的道路始于我们在2021年2月宣布的到2035年实现温室气体直接净零排放的倡议。为了迎接这一挑战，我们制定了有意义的初步目标，包括：
•从2021年起消除所有新油井的常规燃烧，并在2025年之前在整个企业范围内消除；
•到2025年将我们的甲烷强度降低到0.09%(2021年达到0.08%)；以及
•到2025年将我们的温室气体强度降低到5.5(2021年达到5.0)。
2021年7月，我们宣布计划根据MIQ甲烷标准和EO100负责任能源开发标准获得天然气生产的独立认证。截至2021年底，我们的海恩斯维尔资产中已有经过认证的天然气，我们预计到2022年第二季度末，我们的遗留马塞卢斯资产中将有经过认证的天然气。MIQ认证将提供一种经过验证的方法来跟踪我们到2025年将甲烷强度降低到0.09%的承诺，并支持我们到2035年实现直接温室气体净零排放的总体目标。
我们在2021年后继期、2021年前沿期、2020年前沿期和2019年前沿期的综合财务报表中报告的运营结果符合公认会计准则。尽管GAAP要求我们分别报告2021年1月1日至2021年2月9日和2021年2月10日至2021年12月31日期间的业绩，但管理层通过结合2021年前述期间和2021年后续期间的结果来查看我们截至2021年12月31日的年度经营业绩，因为管理层认为这样的陈述提供了我们与前一时期业绩最有意义的比较。我们无法将2021年1月1日至2021年2月9日的40天经营业绩与合并财务报表中报告的任何先前时期进行比较，也不认为单独回顾这段时期将有助于确定我们整体经营业绩的任何趋势或得出任何结论。我们认为，2021年后续期和2021年前续期的主要业绩指标，如业务收入和支出，与其他期间相比提供了更有意义的比较，有助于了解业务趋势。此外，这两个时期之间的政策没有变化，重新开始会计核算产生的任何实质性影响都包括在对这些变化的讨论中。这些合并结果不符合美国公认会计准则，也没有根据适用法规以形式结果的形式编制，但我们之所以提出，是因为我们认为它们提供了我们与前几个时期结果最有意义的比较。
Vine收购
2021年11月1日，根据与Vine于2021年8月10日达成的最终协议，我们完成了对Vine的收购。这笔交易加强了切萨皮克的竞争地位，有意义地增加了我们的自由现金流前景，加深了我们优质天然气地点的库存，同时保持了我们资产负债表的实力。
首席收购和粉河流域资产剥离
2022年1月25日，我们宣布了收购首席执行官的计划，以及计划剥离鲍德河流域资产的计划。这些交易需要满足某些惯例的成交条件，包括某些监管部门的批准，预计将在2022年第一季度完成。在收购Vine的同时，这些交易简化并重新调整了我们的资产组合，集中在三个运营领域，并推进了我们在马塞卢斯和海恩斯维尔天然气盆地的最高回报资产。
首席执行官、首席财务官和首席运营官
2021年4月27日，我们宣布道格·劳勒辞去切萨皮克首席执行官和董事的职务，自2021年4月30日起生效。董事会正在寻找新的首席执行官，董事会主席Michael A.Wichterich担任临时首席执行官。
2021年10月11日，我们宣布董事会任命小多梅尼克·戴尔·奥索为董事。担任总裁兼首席执行官和董事会成员，自2021年10月11日起生效。此外，董事会于2021年10月11日任命Michael A.Wichterich为公司执行主席，他在Dell‘Osso先生的任命后辞去了临时首席执行官一职。
2021年11月30日，我们宣布董事会任命莫希特·辛格为常务副总裁兼首席财务官，自2021年12月6日起生效。
2022年1月25日，我们宣布董事会任命乔什·维茨为执行副总裁总裁兼首席运营官，自2022年2月1日起生效。
从破产中走出来
在请愿日，债务人夫妇根据破产法第11章向破产法院提交了破产法第11章的案件。2020年6月29日，破产法院发布命令，授权联合管理标题下的第11章案件在Re Chesapeake能源公司，案件编号20-33233。拥有非控股权益的附属公司、综合可变权益实体及若干De Minimis附属公司(统称为“非申请实体”)不属破产申请的一部分。未备案的实体继续在正常业务过程中运作。
破产法院确认了该计划，债务人于2021年1月16日进入确认令。债务人在生效日期从破产中走出来。在我们脱离破产的过程中，我们向美国证券交易委员会提交了一份登记声明，以便我们的新普通股和认股权证的某些持有人未来出售我们的股权。见项目1业务，项目3法律程序，项目5注册人普通股市场，相关股东事项和发行人购买股权证券和注2关于本报告第二部分第8项所列合并财务报表附注，以便全面讨论我们的《破产法》第11章程序。
新冠肺炎大流行及其对全球石油天然气需求的影响
从2020年到2021年，新冠肺炎的全球传播造成并将继续造成重大的波动性、不确定性和经济中断.这一流行病已经蔓延到200多个国家和地区，并对全球经济以及我们的客户和与我们有业务关系的其他方面造成了广泛的不利影响。到目前为止，由于新冠肺炎或相关政府限制，我们受到的运营影响有限。虽然我们无法预测新冠肺炎或相关石油和天然气市场的重大中断和波动将对我们的业务、现金流、流动性、财务状况和运营业绩产生的全面影响，但我们相信需求正在复苏，价格将在短期内继续受到积极影响。有关与新冠肺炎大流行有关的风险的进一步讨论，请参见本报告中的项目1A风险因素。
流动性概述
对于2021年的后继期，我们的资本资源和流动性的主要来源是运营产生的内部现金流，我们的现金主要用于开发我们的石油和天然气资产，收购更多的石油和天然气资产，以及通过股息向股东返还价值。从历史上看，我们资本资源和流动性的主要来源包括运营产生的内部现金流、某些信贷协议下的借款以及非核心资产的处置。在破产法第11章的案件中，我们发行额外债务、处置资产或进入资本市场的能力受到很大限制，在大多数情况下需要法院批准。因此，我们在2021年和2020年前沿期的流动资金主要依赖于运营产生的现金和某些信贷协议下的可用资金，包括2021年前沿期的DIP贷款和2020年前沿期的循环信贷安排。
我们相信，我们已经从破产法第11章的案例中脱颖而出，成为一家从根本上更强大的公司，旨在产生可持续的自由现金流，拥有更强大的资产负债表、多样化的资产基础和持续改善的ESG业绩。作为破产法第11章案例的结果，我们通过向我们的FLLO定期贷款、第二留置权票据、无担保票据和允许的一般无担保索赔人发行重组实体的股权，减少了94亿美元的总债务。
我们相信，我们的运营现金流、手头现金和退出信贷机制下的借款能力(如下所述)将在未来12个月和可预见的未来提供充足的流动性。截至2021年12月31日，我们有26.25亿美元的流动性可用，其中包括9.05亿美元的手头现金和17.2亿美元的退出信贷安排下可用的总未使用借款能力。截至2021年12月31日，我们在退出信贷安排-A档贷款项下没有未偿还借款，在退出信贷安排-B档贷款项下没有2.21亿美元的借款。看见注6本报告第二部分第8项所列的合并财务报表附注，供进一步讨论我们的债务义务，包括优先票据的本金和账面金额。
分红
凭借强大的流动性状况，我们在2021年启动了新的股息战略。我们在2021年的后继期为我们的新普通股支付了1.19亿美元的股息。看见注12以供进一步讨论。
2021年8月10日，我们宣布了一项可变回报计划，该计划将导致支付额外的股息，从2022年3月开始支付，等于上一季度调整后的自由现金流减去基本股息后的总和乘以50%。2022年2月23日，我们宣布季度股息为每股1.7675美元，将于2022年3月22日向2022年3月7日收盘时登记在册的股东支付。红利包括每股0.4375美元的基本季度红利和每股1.33美元的可变季度红利。2022年1月，我们宣布打算从2022年第二季度开始将基本季度股息提高到每股0.50美元。
宣布及派发任何未来股息，不论是固定股息或可变股息，仍由董事会全权酌情决定，并将视乎本公司的财务业绩、现金需求、未来前景及其他相关因素而定。该公司向股东支付股息的能力受到(I)俄克拉荷马州公司法、(Ii)其公司注册证书、(Iii)其信贷协议的条款和规定以及(Iv)管理其2026年到期的5.50%优先债券、2029年到期的5.875优先债券和2029年到期的6.75%优先债券的契约条款的限制。
衍生工具和套期保值活动
我们的经营业绩和现金流受到石油、天然气和天然气市场价格变化的影响。我们订立各种衍生工具以减轻部分商品价格下跌的风险，但这些交易亦可能限制我们在商品价格上升期间的现金流。我们的石油、天然气和NGL衍生业务与我们的石油、天然气和NGL销售相结合，使我们能够更好地预测我们预计将获得的总收入。看见第7A项本报告第二部分包括有关市场风险的定量和定性披露，以进一步讨论大宗商品价格风险对我们财务状况的影响。
合同义务和表外安排
截至2021年12月31日，我们的重大合同义务包括偿还优先票据、未偿还借款和退出信贷安排下的利息支付义务、衍生债务、资产报废义务、租赁义务、未提取信用证和我们在正常业务过程中达成的可能导致未来现金义务的各种其他承诺。此外，我们还与中游公司和管道承运人签订了合同，承诺未来收集、加工和运输石油、天然气和天然气，将我们的某些产品推向市场。截至2021年12月31日，这些协议下未贴现的未来承诺总额估计约为38.3亿美元。如上所述，我们相信我们现有的流动资金来源将足以为我们的短期和长期合同义务提供资金。看见附注6, 7, 9, 15和23注意到本报告第二部分项目8所列我们合并财务报表的附注，以供进一步讨论。
出现后债务
于生效日期，根据该计划的条款，本公司作为借款方订立了一份以储备金为基础的信贷协议(“信贷协议”)，就退出信贷安排作出规定，初步借款基数为25亿美元。借款基数将每半年重新确定一次，时间为每年5月1日和11月1日左右。我们的借款基数在2021年10月得到确认，下一次预定的重新确定将在2022年5月1日左右。贷款人在退出信贷机制下最初选定的承诺总额为17.5亿美元的循环A档贷款和2.21亿美元的全额资金B档贷款。
退出信贷机制将可用于签发信用证的总承诺额再提升2亿美元。根据我们的选择，退出信贷工具的利息为ABR(备用基本利率)或LIBOR，外加适用的保证金(ABR贷款的年利率为2.25-3.25%，LIBOR贷款的年利率为3.25-4.25%，LIBOR下限为1.00%)，具体取决于当时所使用的借款基础的百分比。A部分贷款在生效日期后3年到期，B部分贷款在生效日期4年后到期。如果没有未偿还的A批贷款，则可以偿还B批贷款。
本公司于2021年2月2日发行本金总额为2026年到期的5.50厘优先债券(“2026年债券”)及本金总额为2029年到期的5.875厘优先债券(“2029年债券及连同2026年债券”)。债券的发售是与破产管理人第11章案件有关的一系列退出融资交易的一部分，旨在提供退出融资，该融资原本是由退出定期贷款安排根据承诺函提供的。
葡萄藤债务的承担和偿还
在收购Vine的同时，Vine的第二笔留置权定期贷款得到偿还并终止，金额为1.63亿美元，其中包括1,300万美元的Make Full溢价，手头有现金，这是因为协议中包含一项控制权条款的变化，使定期贷款在成交时可以收回。截至2021年11月1日，Vine的基于准备金的贷款安排没有借款，在Vine收购完成时终止。此外，Vine公司在完成对Vine的收购时认购了本金为9.5亿美元的6.75%高级票据。
待完成的收购和剥离
2022年1月24日，我们达成了一项最终协议，以20亿美元现金和约944万股普通股收购塔格希尔关联公司持有的首席和相关非运营权益。2022年1月24日，我们还达成了一项协议，将我们的鲍德河流域资产以约4.5亿美元的现金出售给大陆资源公司。我们目前预计将用手头的现金、我们的退出信贷机制下的借款以及计划中的粉底河流域资产剥离的收益为收购提供资金。
资本支出
在截至2022年12月31日的一年中，我们目前预计将在11至14个钻井平台上安装或上线约190至220口总油井，并计划投资约15亿至18亿美元的资本支出，其中约1.5亿至2亿美元取决于拟议的首席收购交易的完成。我们预计，2022年我们大约75%的资本支出将用于我们的天然气资产。我们目前计划通过手头的现金、我们业务的预期现金流和我们退出信贷安排下的借款为我们的2022年资本计划提供资金。我们可以根据业务、财务状况、行业或我们经营的任何市场的发展情况，改变或改变我们的资本计划和预期资本支出的计划。
资金来源
下表列出了后继期和前续期现金和现金等价物的来源：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| 经营活动提供(用于)的现金净额 | | $ | 1,809 | | | | $ | (21) | | | $ | 1,164 | | | $ | 1,623 | |
| 发行债券所得款项净额 | | — | | | | 1,000 | | | — | | | 1,563 | |
| 发行普通股所得款项 | | — | | | | 600 | | | — | | | — | |
| 行使认股权证所得收益 | | 2 | | | | — | | | — | | | — | |
| 剥离财产和设备所得收益 | | 13 | | | | — | | | 150 | | | 136 | |
| 请愿前循环信贷贷款所得收益，净额 | | — | | | | — | | | 339 | | | 496 | |
现金和现金等价物的总来源 | | $ | 1,824 | | | | $ | 1,579 | | | $ | 1,653 | | | $ | 3,818 | |
经营活动现金流
经营活动提供的现金在2021年后继期、2020年前沿期和2019年前沿期分别为18.09亿美元、11.64亿美元和16.23亿美元。2021年前一期间，业务活动中使用的现金为2100万美元。2021年后继期的增长主要是由于我们出售的石油、天然气和NGL的价格上涨，加上我们摆脱破产后现金利息和GP&T成本的下降。2021年以前期间使用的现金主要用于支付与《破产法》第11章案件有关的专业费用。2020年前一期间的下降主要是由于我们销售的石油、天然气和天然气价格下降所致。业务现金流的变化在很大程度上是由于影响我们净收入的相同因素造成的，不包括各种非现金项目，如折旧、损耗和摊销、某些减值、固定资产销售的收益或亏损、递延所得税和我们衍生工具的按市值计价的变化。见下文中的进一步讨论经营成果.
发行普通股及优先票据所得款项
在2021年之前的期间，我们发行了本金总额为5.50%的2026年债券和本金总额为5.875的2029年债券，总收益为10亿美元。此外，在脱离破产保护后，我们发行了62,927,320股新普通股，以换取计划中商定的6亿美元现金。在2019年之前的期间，我们获得了15亿美元的定期贷款，并发行了1.2亿美元的优先担保第二留置权票据，净收益为15.63亿美元见注6注意到本报告第二部分项目8所列我们合并财务报表的附注，以供进一步讨论。
财产和设备的剥离
在2021年的后继期，我们以大约1300万美元的价格剥离了某些非核心资产。在2020年前一段时间内，我们以1.3亿美元剥离了我们的中大陆资产，并以约600万美元剥离了某些非核心资产。在2019年的前身期间，我们剥离了某些非核心资产，价格约为1.3亿美元。看见注4注意到本报告第二部分项目8所列我们合并财务报表的附注，以供进一步讨论。
资金的使用
下表列出了我们的现金和现金等价物在后继期和前续期的用途：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| 石油和天然气支出： | | | | | | | | | |
| 资本支出 | | $ | 669 | | | | $ | 66 | | | $ | 1,142 | | | $ | 2,263 | |
| 现金及现金等价物的其他用途： | | | | | | | | | |
| 业务合并，净额 | | 194 | | | | — | | | — | | | 353 | |
| 退出信贷安排的付款--A档贷款，净额 | | 50 | | | | 479 | | | — | | | — | |
| DIP贷款支付，净额 | | — | | | | 1,179 | | | — | | | — | |
| 债务发行和其他融资成本 | | 3 | | | | 8 | | | 109 | | | — | |
| 用于购买债务的现金 | | — | | | | — | | | 94 | | | 1,073 | |
| | | | | | | | | |
| 普通股股息支付的现金 | | 119 | | | | — | | | — | | | — | |
| 优先股股息支付的现金 | | — | | | | — | | | 22 | | | 91 | |
| 其他 | | 1 | | | | — | | | 13 | | | 36 | |
现金和现金等价物的其他用途合计 | | 367 | | | | 1,666 | | | 238 | | | 1,553 | |
现金和现金等价物的使用总额 | | $ | 1,036 | | | | $ | 1,732 | | | $ | 1,380 | | | $ | 3,816 | |
资本支出
我们的钻探及完井成本于合共的2021年后继期及前续期较2020年前续期有所下降，主要原因是钻探及完井活动减少，主要是我们的富含液体业务减少所致。与2019年前一期间相比，我们于2020上年度的钻井及完井成本有所下降，主要是由于钻探及完井活动减少，主要是我们的富含液体业务减少所致。在2021年后继期和前继期合并期间，我们的平均作业钻机数量为7台钻机和121口泥井，相比之下，2020年前段期间的平均作业钻机数为8台钻机和167口泥井，2019年前段期间的平均作业钻机数为18台钻机和333口泥井。我们在2021年后继期和前继期合计完成了127口运营油井，而2020年前沿期为188口，2019年前沿期为370口。
业务合并
在2021年的后继期，我们以约1870万股新普通股和2.53亿美元现金收购了Vine，减去Vine截至收购日持有的5900万美元现金。在2019年的前身期间，我们以约360万股反向股票拆分调整后的普通股和3.81亿美元现金收购了WildHorse，减去了WildHorse截至收购日期持有的2800万美元现金。看见注4关于本报告第二部分项目8所列我们合并财务报表的附注，以便进一步讨论这些收购。
DIP贷款的偿付
在生效日期，DIP贷款机制终止，DIP贷款机制下的债务持有人收到了全额现金付款；如果DIP贷款机制下的贷款人也是退出信贷机制下的贷款人，则该贷款人允许的DIP债权首先以美元对美元的比例减少，并以截至生效日期提供的退出RBL贷款的金额偿还。
债务发行和其他融资成本
在2020年前一段时间，我们向贷款人支付了1.09亿美元的一次性费用，以建立我们的DIP信贷安排和退出信贷安排。
用于购买债务的现金
在2020年前一段期间，我们以9400万美元的价格回购了约1.6亿美元的优先票据本金总额。在2019年前一段时间，我们以6.93亿美元回购了BVL高级票据的本金总额6.98亿美元，并以10.28亿美元注销了我们的BVL循环信贷安排。我们还在到期时偿还了2019年4月到期的浮动利率优先债券本金3.8亿美元。
普通股股息支付的现金
作为我们股息计划的一部分，我们在2021年的后继期为我们的新普通股支付了1.19亿美元的股息。看见注12以供进一步讨论。
为优先股股息支付的现金
在2020年和2019年的前身期间，我们分别为前身优先股支付了2200万美元和9100万美元的股息。2020年4月17日，我们宣布暂停支付每一系列已发行可转换优先股的股息。在第11章案件的生效日期，切萨皮克公司的每个股权持有人都被取消、解除和终止，不进行任何分配。看见注2请参阅本报告第二部分第8项所列我们合并财务报表附注，以获得有关第11章案件的补充资料。
截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度的比较
下面讨论的是我们在2021年后继期和前续期合并后的业务结果与2020年前续期相比的变化。与2019年前期相比，我们在2020年前期的业务结果与2019年前期相比的变化的讨论在本10-K表格中略去，但可在第二部分，项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析截至2020年12月31日的年度报告Form 10-K的内容已于2021年3月1日提交给美国证券交易委员会。
石油、天然气和天然气产量及平均销售价格 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 |
| | | 油 | | 天然气 | | NGL | | 总计 |
| | | Mbbl 每 天 | | $/bbl | | MMCF
每天一次 | | $/mcf | | Mbbl 每 天 | | $/bbl | | MBOE 每天一次 | | $/boe |
| 马塞卢斯 | | — | | | — | | | 1,296 | | | 3.25 | | | — | | | — | | | 216 | | | 19.52 | |
| 海恩斯维尔 | | — | | | — | | | 750 | | | 4.10 | | | — | | | — | | | 125 | | | 24.57 | |
| 鹰福特 | | 60 | | | 69.25 | | | 137 | | | 4.02 | | | 19 | | | 29.76 | | | 101 | | | 51.91 | |
粉河流域 | | 9 | | | 67.90 | | | 53 | | | 4.33 | | | 3 | | | 40.00 | | | 21 | | | 46.09 | |
| 总计 | | 69 | | | 69.07 | | | 2,236 | | | 3.61 | | | 22 | | | 31.37 | | | 463 | | | 29.19 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 前身 |
| | 2021年1月1日至2021年2月9日 |
| | 油 | | 天然气 | | NGL | | 总计 |
| | Mbbl 每 天 | | $/bbl | | MMCF
每天一次 | | $/mcf | | Mbbl 每 天 | | $/bbl | | MBOE 每天一次 | | $/boe |
| 马塞卢斯 | | — | | | — | | | 1,233 | | | 2.42 | | | — | | | — | | | 206 | | | 14.49 | |
| 海恩斯维尔 | | — | | | — | | | 543 | | | 2.44 | | | — | | | — | | | 90 | | | 14.62 | |
| 鹰福特 | | 74 | | | 53.37 | | | 165 | | | 2.57 | | | 18 | | | 23.94 | | | 120 | | | 40.27 | |
粉河流域 | | 10 | | | 51.96 | | | 61 | | | 2.92 | | | 4 | | | 34.31 | | | 24 | | | 34.25 | |
| 总计 | | 84 | | | 53.21 | | | 2,002 | | | 2.45 | | | 22 | | | 25.92 | | | 440 | | | 22.63 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 前身 |
| | 截至2020年12月31日的年度 |
| | | 油 | | 天然气 | | NGL | | 总计 |
| | | Mbbl 每 天 | | $/bbl | | MMCF
每天一次 | | $/mcf | | Mbbl 每 天 | | $/bbl | | MBOE 每天一次 | | $/boe |
| 马塞卢斯 | | — | | | — | | | 1,052 | | | 1.64 | | | — | | | — | | | 175 | | | 9.82 | |
| 海恩斯维尔 | | — | | | — | | | 543 | | | 1.83 | | | — | | | — | | | 90 | | | 10.99 | |
| 鹰福特 | | 86 | | | 38.38 | | | 185 | | | 1.90 | | | 24 | | | 10.93 | | | 141 | | | 27.72 | |
| 粉河流域 | | 13 | | | 36.64 | | | 58 | | | 1.92 | | | 4 | | | 14.94 | | | 26 | | | 24.22 | |
| 中大陆 | | 4 | | | 38.17 | | | 34 | | | 1.98 | | | 3 | | | 12.36 | | | 13 | | | 20.18 | |
| 总计 | | 103 | | | 38.16 | | | 1,872 | | | 1.73 | | | 31 | | | 11.55 | | | 445 | | | 16.84 | |
石油、天然气和天然气销售
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 |
| | 油 | | 天然气 | | NGL | | 总计 |
| 马塞卢斯 | | $ | — | | | $ | 1,370 | | | $ | — | | | $ | 1,370 | |
| 海恩斯维尔 | | — | | | 998 | | | — | | | 998 | |
| 鹰福特 | | 1,354 | | | 179 | | | 179 | | | 1,712 | |
粉河流域 | | 202 | | | 75 | | | 44 | | | 321 | |
| 石油、天然气和天然气销售总额 | | $ | 1,556 | | | $ | 2,622 | | | $ | 223 | | | $ | 4,401 | |
| | | | | | | | |
| | 前身 |
| | 2021年1月1日至2021年2月9日 |
| | 油 | | 天然气 | | NGL | | 总计 |
| 马塞卢斯 | | $ | — | | | $ | 119 | | | $ | — | | | $ | 119 | |
| 海恩斯维尔 | | — | | | 53 | | | — | | | 53 | |
| 鹰福特 | | 159 | | | 17 | | | 17 | | | 193 | |
| 粉河流域 | | 20 | | | 7 | | | 6 | | | 33 | |
| 石油、天然气和天然气销售总额 | | $ | 179 | | | $ | 196 | | | $ | 23 | | | $ | 398 | |
| | | | | | | | |
| | 非GAAP合并 |
| | 截至2021年12月31日的年度 |
| | 油 | | 天然气 | | NGL | | 总计 |
| 马塞卢斯 | | $ | — | | | $ | 1,489 | | | $ | — | | | $ | 1,489 | |
| 海恩斯维尔 | | — | | | 1,051 | | | — | | | 1,051 | |
| 鹰福特 | | 1,513 | | | 196 | | | 196 | | | 1,905 | |
| 粉河流域 | | 222 | | | 82 | | | 50 | | | 354 | |
| 石油、天然气和天然气销售总额 | | $ | 1,735 | | | $ | 2,818 | | | $ | 246 | | | $ | 4,799 | |
| | | | | | | | |
| | 前身 |
| | 截至2020年12月31日的年度 |
| | | 油 | | 天然气 | | NGL | | 总计 |
| 马塞卢斯 | | $ | — | | | $ | 631 | | | $ | — | | | $ | 631 | |
| 海恩斯维尔 | | — | | | 362 | | | — | | | 362 | |
| 鹰福特 | | 1,202 | | | 129 | | | 97 | | | 1,428 | |
粉河流域 | | 170 | | | 41 | | | 20 | | | 231 | |
| 中大陆 | | 55 | | | 25 | | | 13 | | | 93 | |
| 石油、天然气和天然气销售总额 | | $ | 1,427 | | | $ | 1,188 | | | $ | 130 | | | $ | 2,745 | |
与2020年同期相比，2021年后继期和前继期的石油、天然气和NGL销售额增加了20.54亿美元。这一增长主要归因于平均价格上涨带来的19.01亿美元的收入增长。此外，马塞卢斯和海恩斯维尔的销量增加，部分被伊格尔福特、鲍德河盆地和中大陆的销量下降所抵消，这是因为我们在2020年剥离了中大陆资产，导致收入增加了1.53亿美元。看见注10关于本报告第二部分项目8所列我们合并财务报表的附注，以便对石油、天然气和天然气销售情况进行全面讨论。
生产费用
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 | | 非GAAP合并 | | 前身 |
| | 2021年2月10日至
2021年12月31日 | | | 开始时间段
2021年1月1日至
2021年2月9日 | | 截至的年度
2021年12月31日 | | 截至的年度
2020年12月31日 |
| | | | $/Boe | | | | | $/Boe | | | | $/Boe | | | | $/Boe |
| 马塞卢斯 | | $ | 34 | | | 0.49 | | | | $ | 4 | | | 0.50 | | | $ | 38 | | | 0.49 | | | $ | 32 | | | 0.50 | |
| 海恩斯维尔 | | 59 | | | 1.44 | | | | 4 | | | 1.12 | | | 63 | | | 1.42 | | | 41 | | | 1.28 | |
| 鹰福特 | | 173 | | | 5.25 | | | | 21 | | | 4.24 | | | 194 | | | 5.13 | | | 201 | | | 3.89 | |
| 粉河流域 | | 31 | | | 4.45 | | | | 3 | | | 3.37 | | | 34 | | | 4.32 | | | 42 | | | 4.41 | |
| 中大陆 | | — | | | — | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 57 | | | 12.56 | |
| 生产总费用 | | $ | 297 | | | 1.97 | | | | $ | 32 | | | 1.80 | | | $ | 329 | | | 1.95 | | | $ | 373 | | | 2.29 | |
与2020年同期相比，2021年后继期和前续期合并期间的生产费用减少了4400万美元。减少的主要原因是2020年前一段时期出售的中大陆物业减少了5700万美元，再加上2020年底和2021年初裁员的影响。这一减少被与收购海恩斯维尔作业区的Vine有关的1200万美元的增加部分抵消。
收集、加工和运输费用
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 | | 非GAAP合并 | | 前身 |
| | 2021年2月10日至
2021年12月31日 | | | 开始时间段
2021年1月1日至
2021年2月9日 | | 截至2021年12月31日的年度 | | 截至2020年12月31日的年度 |
| | | | $/Boe | | | | | $/Boe | | | | $/Boe | | | | $/Boe |
| 马塞卢斯 | | $ | 287 | | | 4.09 | | | | $ | 34 | | | 4.17 | | | $ | 321 | | | 4.10 | | | $ | 292 | | | 4.55 | |
| 海恩斯维尔 | | 118 | | | 2.91 | | | | 11 | | | 2.93 | | | 129 | | | 2.91 | | | 188 | | | 5.69 | |
| 鹰福特 | | 290 | | | 8.79 | | | | 45 | | | 9.32 | | | 335 | | | 8.85 | | | 475 | | | 9.23 | |
| 粉河流域 | | 85 | | | 12.20 | | | | 12 | | | 12.53 | | | 97 | | | 12.24 | | | 100 | | | 10.52 | |
| 中大陆 | | — | | | — | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 27 | | | 5.76 | |
| 采集、加工和运输费用合计 | | $ | 780 | | | 5.17 | | | | $ | 102 | | | 5.78 | | | $ | 882 | | | 5.24 | | | $ | 1,082 | | | 6.64 | |
2021年后继期和前续期合并期间的收集、加工和运输费用比2020年前续期减少2亿美元。由于破产法第11章的合同谈判，海恩斯维尔减少了8400万美元，但与Vine收购的油井相关的2500万美元的增加部分抵消了这一减少。鹰福特减少了1.4亿美元，主要是由于产量减少以及破产法第11章案件中的合同谈判。此外，2020年中大陆地产的销售减少了2700万美元。这些减少被马塞卢斯公司增加的2900万美元部分抵消，这主要是由于产量增加。
遣散费和从价税
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 | | 非GAAP合并 | | 前身 |
| | 2021年2月10日至
2021年12月31日 | | | 开始时间段
2021年1月1日至
2021年2月9日 | | 截至2021年12月31日的年度 | | 截至2020年12月31日的年度 |
| | | | $/Boe | | | | | $/Boe | | | | $/Boe | | | | $/Boe |
| 马塞卢斯 | | $ | 9 | | | 0.12 | | | | $ | 1 | | | 0.07 | | | $ | 10 | | | 0.12 | | | $ | 6 | | | 0.09 | |
| 海恩斯维尔 | | 22 | | | 0.55 | | | | 2 | | | 0.54 | | | 24 | | | 0.55 | | | 23 | | | 0.69 | |
| 鹰福特 | | 96 | | | 2.91 | | | | 13 | | | 2.69 | | | 109 | | | 2.88 | | | 92 | | | 1.79 | |
| 粉河流域 | | 31 | | | 4.48 | | | | 2 | | | 2.88 | | | 33 | | | 4.29 | | | 23 | | | 2.41 | |
| 中大陆 | | — | | | — | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 5 | | | 1.16 | |
| 遣散费和从价税合计 | | $ | 158 | | | 1.05 | | | | $ | 18 | | | 1.03 | | | $ | 176 | | | 1.05 | | | $ | 149 | | | 0.91 | |
与2020年同期相比，2021年后续和前任合并期间的遣散费和从价税增加了2700万美元。遣散税增加2,300万美元，主要是由于定价改善导致收入增加。
按经营区域划分的毛利率
下表列出了我们每个业务区的毛利率。按经营面积划分的毛利率定义为石油、天然气和天然气销售减去生产费用、收集、加工和运输费用以及遣散费和从价税。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 | | 非GAAP合并 | | 前身 |
| | 2021年2月10日至
2021年12月31日 | | | 开始时间段
2021年1月1日至
2021年2月9日 | | 截至2021年12月31日的年度 | | 截至2020年12月31日的年度 |
| | | | $/Boe | | | | | $/Boe | | | | $/Boe | | | | $/Boe |
| 马塞卢斯 | | $ | 1,040 | | | 14.82 | | | | $ | 80 | | | 9.75 | | | $ | 1,120 | | | 14.28 | | | $ | 301 | | | 4.68 | |
| 海恩斯维尔 | | 799 | | | 19.67 | | | | 36 | | | 10.03 | | | 835 | | | 18.88 | | | 110 | | | 3.33 | |
| 鹰福特 | | 1,153 | | | 34.96 | | | | 114 | | | 24.02 | | | 1,267 | | | 33.56 | | | 660 | | | 12.81 | |
| 粉河流域 | | 174 | | | 24.96 | | | | 16 | | | 15.47 | | | 190 | | | 23.81 | | | 66 | | | 6.88 | |
| 中大陆 | | — | | | — | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 4 | | | 0.70 | |
| 按经营区域划分的毛利率 | | $ | 3,166 | | | 21.00 | | | | $ | 246 | | | 14.02 | | | $ | 3,412 | | | 20.27 | | | $ | 1,141 | | | 7.00 | |
石油和天然气衍生产品 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至的年度
2020年12月31日 |
| 石油衍生品--已实现收益(亏损) | | $ | (453) | | | | $ | (19) | | | $ | 694 | |
| 石油衍生品--未实现损失 | | (29) | | | | (190) | | | (140) | |
| 石油衍生产品的总收益(亏损) | | (482) | | | | (209) | | | 554 | |
| | | | | | | |
| 天然气衍生品--已实现收益(亏损) | | (715) | | | | 6 | | | 161 | |
| 天然气衍生产品--未实现收益(亏损) | | 70 | | | | (179) | | | (119) | |
| 天然气衍生产品的总收益(亏损) | | (645) | | | | (173) | | | 42 | |
| 石油和天然气衍生产品的总收益(亏损) | | $ | (1,127) | | | | $ | (382) | | | $ | 596 | |
看见注15本报告第二部分第8项所载的综合财务报表附注，以供全面讨论我们的衍生工具活动。
营销收入和费用
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至的年度
2020年12月31日 |
| 营销收入 | | $ | 2,263 | | | | $ | 239 | | | $ | 1,869 | |
| 营销费用 | | 2,257 | | | | 237 | | | 1,889 | |
| 营销利润率 | | $ | 6 | | | | $ | 2 | | | $ | (20) | |
由于我们的营销业务收到的石油、天然气和天然气价格上涨，2021年后续时期的营销收入和支出增加。
勘探费
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 |
| 未经证明的财产的减值 | | $ | 1 | | | | $ | 2 | | | $ | 411 | |
| 干井费用 | | 1 | | | | — | | | 7 | |
地质和地球物理费用及其他 | | 5 | | | | — | | | 9 | |
| 勘探总费用 | | $ | 7 | | | | $ | 2 | | | $ | 427 | |
2020年前期勘探费用是未探明物业的非现金减值费用的结果，主要是在我们的鹰滩、海恩斯维尔、波德河盆地和中大陆作业区。看见注20注意到本报告第二部分项目8所列我们合并财务报表的附注，以供进一步讨论。
一般和行政费用 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至的年度
2020年12月31日 |
| 总薪酬和福利 | | $ | 231 | | | | $ | 32 | | | $ | 383 | |
| 非劳动 | | 86 | | | | 12 | | | 195 | |
| 拨款和报销 | | (220) | | | | (23) | | | (311) | |
| 一般和行政费用合计(净额) | | $ | 97 | | | | $ | 21 | | | $ | 267 | |
| | | | | | | |
| 一般和行政费用，每个BOE净额 | | $ | 0.64 | | | | $ | 1.19 | | | $ | 1.63 | |
由于2020年和2021年两个前任期的工作人员减少，2021年后继期和前任期合并期间的补偿和分配前的报酬和福利比2020年前期减少了1.2亿美元。与2020年同期相比，2021年继任期和前任期间合并期间的报销和分配前的非人工费用减少了9700万美元，这是因为专业服务的成本削减举措，以及2020年前任期间为准备破产法第11章案件而产生的法律、财务和重组顾问费用4300万美元。与2020年前任期间相比，2021年后继期和前期期合并期间的拨款和偿还额有所减少，原因是2020年减少了钻探、裁减人员和出售中大陆地产。
离职和其他离职费用
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至的年度
2020年12月31日 |
| 离职和其他离职费用 | | $ | 11 | | | | $ | 22 | | | $ | 44 | |
离职和其他离职费用与某些员工的一次性离职福利有关。
折旧、损耗和摊销 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至的年度
2020年12月31日 |
| 折旧、损耗和摊销 | | $ | 919 | | | | $ | 72 | | | $ | 1,097 | |
| 每桶折旧、损耗和摊销 | | $ | 6.10 | | | | $ | 4.11 | | | $ | 6.72 | |
2021年后继期的折旧、损耗及摊销的绝对值及每单位摊销均较2020年前一期减少，主要是由于我们摆脱破产而导致的可耗竭资产基础重估所致。重新开始会计要求我们的资产自生效之日起建立新的公允价值。看见注3注意到本报告第二部分项目8所列我们合并财务报表的附注，以供进一步讨论。
减值 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至的年度
2020年12月31日 |
| 已探明石油和天然气性质的减值 | | $ | — | | | | $ | — | | | $ | 8,446 | |
| 其他固定资产和其他资产减值 | | 1 | | | | — | | | 89 | |
| 总减值 | | $ | 1 | | | | $ | — | | | $ | 8,535 | |
在2020年前一段期间，我们记录了与伊格尔福特、粉底河盆地、中大陆和其他非核心资产相关的已探明石油和天然气资产的减值，所有这些减值都是由于预测的大宗商品价格下降所致。此外，在2020年前一段期间，我们为支持Eagle Ford作业区的砂矿资产计入了7600万美元的减值，用于资产的公允价值和账面价值之间的差额，以及由于目前缺乏压缩机市场而导致的压缩机库存减值1300万美元。看见附注19注意到本报告第二部分项目8所列我们合并财务报表的附注，以供进一步讨论。
其他运营费用(收入)，净额 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至的年度
2020年12月31日 |
| 其他营业费用(收入)，净额 | | $ | 84 | | | | $ | (12) | | | $ | 80 | |
在2021年的后继期，我们确认了与收购Vine相关的约5900万美元成本，其中包括咨询费、财务咨询费和律师费。此外，我们确认了因收购Vine而产生的大约3600万美元的遣散费，其中包括1500万美元的现金遣散费和2100万美元的非现金遣散费，主要与发行新普通股以加速某些Vine限制性股票单位奖励有关。Vine的大多数高管和员工在Vine收购完成的当天被解雇。根据现有的雇佣协议，这些管理人员和雇员有权获得遣散费。于二零二零年前一段期间，我们终止若干收集、加工及运输合约，并确认与终止合约有关的非经常性开支8,000万美元、与砂矿存货减值有关的9百万美元开支及主要与特许权使用费结算及其他法律事宜有关的4,200万美元其他营运开支，部分由VPP递延收入摊销的5,100万美元收入抵销。于二零二零年前一段期间，我们出售了与我们的剩余批量生产付款有关的资产，并解除了与产量交付义务相关的负债。
利息支出
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至的年度
2020年12月31日 |
| 债务利息支出 | | $ | 79 | | | | $ | 11 | | | $ | 402 | |
| 溢价、折扣、发行成本和其他摊销 | | 5 | | | | — | | | (56) | |
| 资本化利息 | | (11) | | | | — | | | (15) | |
| 利息支出总额 | | $ | 73 | | | | $ | 11 | | | $ | 331 | |
2021年后续期间的利息支出总额与2020年前一期间相比有所减少，原因是两个期间之间的未偿债务减少。一旦从破产法第11章的案例中出现，我们的前身优先票据和定期贷款项下的所有未偿债务都被取消，以换取新普通股和认股权证的股份。看见注6注意到本报告第二部分项目8所列我们合并财务报表的附注，以供进一步讨论。
其他收入(费用)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至的年度
2020年12月31日 |
| 其他收入(费用) | | $ | 31 | | | | $ | 2 | | | $ | (4) | |
在2021年的后继期，我们从中游供应商那里获得了2200万美元的退款收益。
重组项目，净额
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至的年度
2020年12月31日 |
| 受折衷影响的债务清偿收益 | | $ | — | | | | $ | 6,443 | | | $ | 12 | |
| 准予索赔的应计项目 | | — | | | | (1,002) | | | (879) | |
| 冲销先前债务的未摊销债务溢价(贴现) | | — | | | | — | | | 518 | |
| 冲销先前债务的未摊销债务发行成本 | | — | | | | — | | | (61) | |
| 从新的开始调整中获益 | | — | | | | 201 | | | — | |
| 解除承诺负债的收益 | | — | | | | 55 | | | — | |
| 债务和股权融资费 | | — | | | | — | | | (145) | |
| 剥离资产损失 | | — | | | | — | | | (128) | |
| 专业服务提供者费用和其他 | | — | | | | (60) | | | (113) | |
| 专业服务提供商的成功费用 | | — | | | | (38) | | | — | |
| 退还其他应收款 | | — | | | | (18) | | | — | |
| FLLO另类交易费 | | — | | | | (12) | | | — | |
| 重组项目总数(净额) | | $ | — | | | | $ | 5,569 | | | $ | (796) | |
在2021年和2020年的前两个期间，我们分别录得与破产法第11章案件相关的重组项目净收益55.69亿美元和净亏损7.96亿美元。看见注2和注3关于本报告第二部分第8项所列合并财务报表附注，供对第11章案例的讨论和对采用重新开始会计的讨论之用。
所得税支出(福利)。我们在2021年的后续时期记录了4900万美元的所得税优惠。在2021年和2020年的前两个时期，我们分别记录了5700万美元和1900万美元的所得税优惠。2021年后续期间录得的所得税优惠与部分释放针对我们的递延税净资产头寸而保持的4900万美元估值津贴有关。部分释放是由于记录了4900万美元的递延税净负债，这是由于对Vine进行的业务合并造成的。2021年前一期间的5,700万美元所得税优惠包括消除与对冲结算有关的其他全面收入中的所得税影响，这是因为在摆脱破产时进行了公允价值调整。2020年前一期间的所得税优惠包括2019年记录的与德克萨斯州相关的1000万美元所得税支出的冲销，该支出与截至2019年12月31日的期间不再处于净递延税资产头寸有关。德克萨斯州恢复到净递延税资产头寸，但这一头寸被截至2020年12月31日期间的估值津贴所抵消，这导致了这一逆转。这1900万美元还包括目前600万美元的州所得税优惠，以及300万美元的福利，这些优惠是针对美国国税局(IRS)之前因替代最低税(AMT)抵免的某些退款而扣押或预计将扣押的金额。美国国税局于2020年1月16日宣布，AMT信用的退款不应受到自动减支的限制。所有之前被冻结的资金都已收到。看见注11关于本报告第二部分第8项所列合并财务报表附注，供讨论所得税支出(福利)之用。
根据美国公认的会计原则编制财务报表要求我们作出估计和假设。涉及重大估计不确定性并对我们的财务状况或经营业绩有或可能产生重大影响的会计估计和假设将在下文讨论。我们的管理层已经与我们董事会的审计委员会讨论了每一个重要的会计估计。
重组和重新开始会计。自2020年6月28日起，由于第11章案件的备案，我们开始根据FASB ASC主题852-重组(“ASC 852”)进行会计和报告，该主题规定了通过第11章破产程序重组的实体的会计和财务报告要求。这些要求包括区分和列报与重组和实施重组计划有关的交易，而不是与企业持续业务有关的活动。此外，一旦脱离破产法第11章的案例，ASC 852要求我们根据个别资产的估计公允价值将我们的重组价值分配给我们的个人资产，从而产生一个新的实体用于财务报告。生效日期后，ASC 852的会计和报告要求不再适用，对后续期间没有影响。
石油和天然气储量。对石油和天然气储量及其价值、未来生产率、未来开发成本和大宗商品价差的估计是我们最重要的估计。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。此外，储量估计可能会根据实际产量、随后勘探和开发活动的结果、最近的大宗商品价格、运营成本和其他因素进行修订。这些修订可能会对我们的财务报表产生重大影响。商品价格的波动导致这些估计和假设中固有的不确定性增加。石油、天然气或天然气价格的变化可能会导致实际结果与我们的估计大不相同。看见关于石油、天然气和天然气生产活动的补充披露包括在本报告第二部分项目8中，以供进一步了解。
企业合并会计。我们使用收购法核算企业合并，这是FASB ASC主题805-企业合并所允许的唯一方法，并涉及重大判断的使用。在收购会计方法下，企业合并以所给对价的公允价值为基础，按收购价格入账。收购的资产和负债按其公允价值计量，收购价格根据这些公允价值分配给资产和负债。收购一个实体所付出的代价超出分配给其收购的资产和承担的负债的净额的部分(如有)确认为商誉。收购资产和承担的负债的公允价值超出被收购实体成本的部分(如有)立即计入收益，作为廉价收购的收益。
该公司的主要资产是其石油和天然气资产，这些资产按照成功努力会计方法进行会计处理。本公司根据预期从这些资产产生的贴现未来现金流量来确定收购的石油和天然气资产的公允价值。按经营面积分类的贴现现金流模型乃根据所有已探明及未探明储量的已探明物业及未开发物业的估计未来收入及营运成本编制。与计算未来现金流量折现净额相关的重大投入包括：(1)可采储量、(2)生产率、(3)未来运营和开发成本、(4)未来大宗商品价格在五年后按通货膨胀率上升(经差额调整)以及(5)按经营面积分列的基于市场的加权平均资本成本。该公司利用NYMEX条带定价，根据差价进行调整，对储量进行估值。所使用的NYMEX条带定价输入被归类为第一级公允价值假设，所有其他输入被归类为第三级公允价值假设。所使用的贴现率是使用加权平均资本成本计算得出的，其中包括按经营区域计算具有相似地理位置和资产开发类型的市场参与者的估计债务和权益成本。
减值。当事实和环境的变化显示资产集团预期产生的未来现金流可能大幅恶化时，用于运营的长期资产(包括已探明的石油和天然气资产)将被评估减值。个别资产为减值目的，是根据对最低水平的判断评估而厘定的，而该最低水平的可识别现金流基本上独立于其他资产组别的现金流。如果有迹象表明，资产的账面价值可能不是
在收回资产后，管理层通过既定的流程对资产进行评估，在该流程中，对重大假设的变化，如价格、数量和未来发展计划进行审查。经审核后，如未贴现的税前现金流量总和少于资产组的账面价值，账面价值将通过使用加权平均资本成本进行贴现而减记至估计公允价值。由于长期资产通常缺乏报价市场价格，因此管理层使用收益法评估减值资产的公允价值。减值分析中使用的与计算贴现现金流相关的第三级投入包括我们对未来原油和天然气价格的估计、生产成本、开发支出、已探明储量的预期产量和其他相关数据。此外，我们利用NYMEX条带定价，根据差异进行调整，以评估储量。
所得税。所得税按照公认会计原则的要求采用资产负债法进行会计核算。递延税项资产和负债是由于资产和负债的计税基础与其在财务报表中报告的金额之间的暂时差异而产生的。税收属性的递延税项资产，如NOL结转和不允许的业务利息结转也被确认。递延税项资产代表潜在的未来税务优惠，如果这种优惠更有可能无法实现，则减去估值津贴。
在评估是否需要估值免税额或对现有估值免税额作出调整时，我们会考虑所有有关变现递延税项资产的现有证据(包括正面及负面证据)的分量。我们考虑的更重要的证据类型包括：
•未来几年的应纳税所得额预测；
•用递延税项资产冲销现有递延税项负债，以及结转期是否太短而限制了税收优惠的实现；
•根据现有的销售价格和成本结构，未来的销售和经营成本预测将产生足够的应税收入来实现递延税项资产；以及
•我们的盈利历史，不包括任何产生未来可扣除金额的损失，加上证据表明，该损失是一种异常情况，而不是持续的情况。
因此，我们对预测财务信息的评估在很大程度上决定了我们对递延税项资产变现的判断。
在中期季度，我们的税项拨备是基于估计的年度有效税率，该税率是通过使用全年估计数来确定的。因此，我们的季度所得税支出或收益可能会因财务预测的变化而全年波动。
我们还定期评估潜在的不确定税收头寸，并在必要时为此类头寸建立应计项目。确认和计量不确定税务状况的会计指引要求，在财务报表中确认不确定税务状况的任何好处之前，仅基于其可持续的技术优点，更有可能满足税务状况的起征点条件。如果税收头寸很有可能持续，我们将根据累积概率估计来衡量和确认头寸。
或有事件。在正常业务过程中，我们面临各种法律程序、索赔和责任。除在企业合并中收购的或有事项在收购时按公允价值入账外，当该等亏损可能且可合理估计时，吾等应计亏损。如果我们确定损失是可能的，并且不能估计该损失的具体数额，但可以估计损失的范围，则应计该范围内的最佳估计。如果该范围内的任何金额都不是比其他任何金额更好的估计值，则应计该范围内的最小金额。我们的内部法律人员定期评估或有负债，并在某些情况下咨询第三方法律顾问或顾问，以协助评估我们对这些或有事项的责任。
我们在确定诉讼和其他或有事项的责任时作出判断和估计。与诉讼有关的责任估计是根据个别案件的事实和情况以及我们目前掌握的资料而作出的。可获得的信息范围根据诉讼状况以及我们对索赔和法律论点的评估而有所不同。在未来一段时期内，一些因素可能会显著改变我们对诉讼相关责任的估计，包括发现活动；向相关法院提交的简报；法院在审前、审判期间或审判结束时做出的裁决；以及涉及其他原告和被告的类似案件，这些案件可能会开创或改变法律先例。随着整个诉讼过程中的事件展开
在此过程中，我们将评估现有信息，并可能咨询第三方法律顾问，以确定是否应确定或调整应计责任。
以下信息的主要目标是提供有关我们的市场风险敞口的前瞻性、定量和定性信息。市场风险一词涉及我们因石油、天然气、天然气价格和利率的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。前瞻性信息提供了我们如何看待和管理我们持续的市场风险敞口的指标。
商品价格风险
我们的运营结果和现金流受到石油、天然气和天然气市场价格变化的影响，这些市场价格在历史上一直不稳定。为了减轻我们对不利价格变化的部分敞口，我们签订了各种衍生工具。我们的石油、天然气和NGL衍生业务，与我们的石油、天然气和NGL销售相结合，使我们能够更确定地预测我们将获得的收入。我们相信，我们的衍生品工具在实现我们的风险管理目标方面将继续非常有效。
我们利用既定的指数价格、波动率曲线和贴现系数来确定衍生工具的公允价值。这些估值将与交易对手的估值进行比较，以确定合理性。衍生品交易还面临交易对手无法履行义务的风险。这种不履行风险在我们的衍生工具的估值中被考虑，但到目前为止还没有对我们的衍生工具的价值产生实质性的影响。根据我们的大宗商品对冲安排，与交易对手无法履行其义务相关的未来风险已部分缓解。根据该安排，如果交易对手对我们的义务超过规定的门槛，他们必须提供抵押品。我们在财务报表中报告的价值是在某个时间点上报告的，随后随着这些估计进行修订以反映实际结果、市场状况的变化和其他因素而发生变化。看见注15本报告第二部分第8项所载的综合财务报表附注，供进一步讨论与我们的衍生工具相关的公允价值计量。
在2021年的后继期和前续期合计，石油、天然气和NGL的收入(不包括我们衍生工具的任何影响)分别为17.35亿美元、28.18亿美元和2.46亿美元。根据产量，2021年后继期和前续期合并后的石油、天然气和NGL收入将分别增加或减少约1.73亿美元、2.82亿美元和2500万美元，价格每上涨或下降10%。截至2021年12月31日，我们的石油和天然气衍生品的公允价值分别为净负债3.58亿美元和净负债7.85亿美元。远期油价上涨10%将使石油衍生品的估值减少9500万美元，而10%的下跌将使石油衍生品的估值增加9500万美元。远期天然气价格上涨10%将使天然气衍生品的估值减少约2.7亿美元，而10%的降幅将使天然气衍生品的估值增加2.69亿美元。这一公允价值变化假设波动性基于2021年12月31日的现行市场参数。看见注15关于本公司未平仓衍生产品的进一步资料，请参阅本报告第二部分第8项所载的综合财务报表附注。
利率风险
我们对利率变化的敞口主要涉及2021年后继期我们的退出信贷安排下的借款，以及2021年、2020年和2019年前续期的请愿前循环信贷安排和DIP安排。根据退出信贷安排、请愿前循环信贷安排和基于浮动利率的DIP信贷安排，借款应支付利息。看见注6请参阅本报告第二部分项目8所列我国合并财务报表附注，以了解更多信息。截至2021年12月31日，我们在退出信贷安排-A部分贷款项下没有未偿还借款，在退出信贷安排-B部分贷款项下没有2.21亿美元。截至2021年12月31日，基于可变借款的利率上升1.0%，将导致我们的利息支出每年增加约200万美元。利率的变化确实会影响我们固定利率债务的公允价值。
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| 财务报表索引
切萨皮克能源公司 | |
| | 页面 |
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID238) | 73 |
| 合并财务报表： | |
| | 合并资产负债表截至2021年12月31日和2020年 | 79 |
| 合并业务报表 2021年2月10日至2021年12月31日期间、2021年1月1日至2021年2月9日期间以及截至2020年和2019年12月31日的年度 | 81 |
| 综合全面收益表(损益表) 2021年2月10日至2021年12月31日期间、2021年1月1日至2021年2月9日期间以及截至2020年和2019年12月31日的年度 | 82 |
| 合并现金流量表 2021年2月10日至2021年12月31日期间、2021年1月1日至2021年2月9日期间以及截至2020年和2019年12月31日的年度 | 83 |
| 股东权益合并报表 2021年2月10日至2021年12月31日期间、2021年1月1日至2021年2月9日期间以及截至2020年和2019年12月31日的年度 | 85 |
| 合并财务报表附注： | |
| 附注1.主要会计政策的列报基础和摘要 | 88 |
| 注2.第11章诉讼程序 | 93 |
| 注3.重新开始会计核算 | 96 |
| 注4.石油和天然气财产交易 | 104 |
| 注5.每股收益 | 109 |
| 注6.债务 | 110 |
| 附注7.或有事项和承付款 | 114 |
| 附注8.其他负债 | 116 |
| 注9.租约 | 117 |
| 注10.收入确认 | 119 |
| 注11.所得税 | 121 |
| 附注12.权益 | 126 |
| 注13.基于股份的薪酬 | 127 |
| 注14.员工福利计划 | 131 |
| 附注15.衍生工具和对冲活动 | 131 |
| 附注16.资本化探井成本 | 134 |
| 附注17.其他财产和设备 | 135 |
| 附注18.投资 | 135 |
| 附注19.减值 | 136 |
| 附注20.勘探费 | 137 |
| 注21.其他运营费用 | 137 |
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| 注22。离职和其他离职费用 | 138 |
| 注23.资产报废债务 | 138 |
| 注24.主要客户 | 139 |
| 注25。后续事件 | 139 |
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| 补充信息： | |
| 关于石油、天然气和天然气生产活动的补充披露(未经审计) | 140 |
独立注册会计师事务所报告
致切萨皮克能源公司董事会和股东
关于财务报表与财务报告内部控制的几点看法
我们已审计了所附切萨皮克能源公司及其子公司(继任者)(“本公司”)截至2021年12月31日的综合资产负债表，以及2021年2月10日至2021年12月31日期间的相关综合经营表、全面收益(亏损)表、股东权益表和现金流量表，包括相关附注(统称为“综合财务报表”)。我们还审计了公司截至2021年12月31日的财务报告内部控制，依据内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布。
我们认为，上述综合财务报表按照美国公认的会计原则，在所有重要方面公平地反映了公司截至2021年12月31日的财务状况，以及2021年2月10日至2021年12月31日期间的经营结果和现金流量。我们还认为，截至2021年12月31日，本公司在所有实质性方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是内部控制--综合框架(2013)由COSO发布。
会计基础
如综合财务报表附注2所述，切萨皮克能源公司及其若干附属公司(统称“债务人”)于2020年6月28日根据破产法第11章的规定，向美国德克萨斯州南区破产法院提出自愿请愿书，要求获得救济。破产法院于2021年1月16日确认了债务人的联合重组计划，债务人于2021年2月9日摆脱破产。为了摆脱破产，本公司自2021年2月9日起采用重新开始会计处理。
意见基础
本公司管理层负责编制这些合并财务报表，维持对财务报告的有效内部控制，并对财务报告内部控制的有效性进行评估，包括在9A项下管理层的财务报告内部控制报告中。我们的责任是根据我们的审计，对公司的合并财务报表和公司对财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(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。该等准则要求吾等计划及执行审计工作，以合理保证综合财务报表是否没有因错误或舞弊而导致的重大错报，以及是否在所有重大方面维持对财务报告的有效内部控制。
我们对合并财务报表的审计包括执行评估合并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合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价合并财务报表的整体列报。我们对财务报告的内部控制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，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括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意见提供了合理的基础。
正如管理层的《财务报告内部控制报告》中所述，管理层已将Vine Energy Inc.排除在截至2021年12月31日的财务报告内部控制评估之外，因为Vine Energy Inc.在2021年期间被该公司在一次收购业务合并中收购。我们还将Vine Energy Inc.排除在我们对财务报告内部控制的审计之外。Vine Energy Inc.是一家全资子公司，其总资产和总收入不包括在管理层评估和我们对财务报告的内部控制审计之外，分别占截至2021年12月31日和2021年2月10日至2021年12月31日期间相关综合财务报表金额的20%和7%。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)与保持合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录有关；(2)提供合理保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并且公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；以及(Iii)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产提供合理保证。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指已向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的本期综合财务报表审计产生的事项，且(I)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露，以及(Ii)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项来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。
探明油气储量对探明油气性质的影响
如综合财务报表附注1所述，截至2021年12月31日，公司的财产和设备净余额约为88亿美元，2021年2月10日至2021年12月31日期间的折旧、损耗和摊销(DD&A)费用约为9.19亿美元，两者都与已探明的石油和天然气资产密切相关。该公司遵循成功的努力法对其石油和天然气资产进行会计处理。在该方法下，所有已资本化的油气井成本和已探明油气资产的租赁成本分别根据估计的已探明开发储量和已探明储量按生产单位(UOP)法折旧。正如管理层披露的那样，对石油和天然气储量及其价值、未来生产率、未来开发成本和大宗商品定价差异的估计是管理层估计中最重要的。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。此外，对储量的估计可能会根据实际产量、随后勘探和开发活动的结果、最近的大宗商品价格、运营成本和其他因素进行修订。已探明石油和天然气储量的估计是由专家，特别是石油工程师编制的。
我们确定执行与已探明石油和天然气储量对已探明石油和天然气性质的影响有关的程序是一项关键审计事项的主要考虑因素是：(I)管理层在编制已探明石油和天然气估计数时的重大判断，包括使用专家。
(Ii)核数师在执行程序及评估所获得的审计证据时，对管理层及其专家在编制已探明石油及天然气储量估计时所使用的数据、方法及假设，以及应用于与商品定价差异及未来开发成本有关的数据的假设，作出高度的判断、主观性及努力。
处理这一问题涉及执行程序和评估审计证据，以形成我们对合并财务报表的总体意见。这些程序包括测试与管理层对已探明石油和天然气储量的估计有关的控制措施的有效性。管理专家的工作被用来执行评估已探明石油和天然气储量的合理性的程序。作为使用这项工作的基础，了解了专家的资格，并评估了公司与专家的关系。所执行的程序还包括对专家使用的方法和假设进行评价，对专家使用的数据进行测试，以及对专家的结论进行评价。除其他外，这些程序还包括测试与商品价格差异和未来开发成本有关的数据的完整性和准确性。此外，这些程序包括评估应用于上述数据的假设是否考虑到公司过去的业绩是合理的。
收购Vine Energy，Inc.-已探明和未探明的石油和天然气属性的评估
如合并财务报表附注4所述，2021年11月1日，本公司收购了Vine Energy，Inc.(Vine)，这是一家专注于开发路易斯安那州西北部超压叠置的海恩斯维尔和博西耶中部页岩地区天然气资产的能源公司。因此，本公司就已探明及未探明的油气物业及未探明的物业分别记录约22亿美元及约11亿美元的已探明及未探明石油及天然气物业的估计公允价值。据管理层透露，管理层 根据预期从这些资产产生的贴现未来现金流量，确定收购的石油和天然气资产的公允价值。按经营面积分类的贴现现金流模型乃根据所有已探明及未探明储量的已探明物业及未开发物业的估计未来收入及营运成本编制。与计算未来现金流量折现净额相关的重大投入包括：(1)可采储量、(2)生产率、(3)未来运营和开发成本、(4)未来大宗商品价格在五年后按通货膨胀率上升(经差额调整)以及(5)按经营面积分列的基于市场的加权平均资本成本。已探明石油和天然气储量的估计是由专家，特别是石油工程师编制的。
我们确定与收购的葡萄已探明和未经探明的石油和天然气资产的估值有关的程序是一项关键审计事项的主要考虑因素是：(I)管理层在制定已探明和未经探明的石油和天然气资产的公允价值时的重大判断，包括使用专家；(Ii)审计师在执行程序和评估审计证据方面的高度主观性和努力，这些程序和审计证据涉及管理层及其专家使用的与可采储量有关的数据、方法和假设；产量；未来的运营和开发成本；未来的大宗商品价格在五年后经差异调整后上升通货膨胀率；以及(3)审计工作涉及使用具有专门技能和知识的专业人员。
处理这一问题涉及执行程序和评估审计证据，以形成我们对合并财务报表的总体意见。除其他外，这些程序包括测试与管理层对已探明和未探明石油和天然气资产的公允价值估计有关的控制措施的有效性。这些程序还包括(I)测试管理层制定已探明和未探明石油和天然气资产公允价值的过程；(Ii)评估贴现现金流模型的适当性；(Iii)测试模型中使用的基础数据的完整性和准确性；以及(Iv)评估管理层使用的与可采储量、产量、未来运营和开发成本、未来商品价格五年后按通货膨胀率上升的未来商品价格以及按经营面积计算的基于市场的加权平均资本成本有关的数据、方法和重大假设。评估管理层对经差额调整的未来商品价格的假设是否合理，包括将价格与可观察到的市场数据进行比较，并通过检查相关合同来评估差额。评估未来的运营和开发成本包括评估成本与被收购企业过去业绩相比的合理性，
与公司目前的业绩相比，与外部市场和行业数据的一致性，以及假设是否与审计其他领域获得的证据一致。在执行评估可采储量和产量合理性的程序时，使用了管理专家的工作。作为使用这项工作的基础，了解了专家的资格，并评估了公司与专家的关系。实施的程序还包括对专家使用的数据、方法和假设进行评估，对专家使用的数据进行测试，以及对专家的调查结果进行评估。具有专业技能和知识的专业人员被用来协助评估公司的贴现现金流模型和按经营面积划分的基于市场的加权平均资本成本。
/s/ 普华永道会计师事务所
俄克拉荷马城，俄克拉荷马州
2022年2月24日
自1992年以来，我们一直担任本公司的审计师。
独立注册会计师事务所报告
致切萨皮克能源公司董事会和股东
对财务报表的几点看法
我们已审计所附切萨皮克能源公司及其附属公司(前身)(“本公司”)截至2020年12月31日的综合资产负债表，以及截至2021年1月1日至2021年2月9日及截至2020年和2019年12月31日的相关综合经营表、全面收益(亏损)表、股东权益表和现金流量表，包括相关附注(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截至2020年12月31日的财务状况，以及2021年1月1日至2021年2月9日期间以及截至2020年和2019年12月31日的年度的经营结果和现金流量，符合美国公认的会计原则。
会计基础
如综合财务报表附注2所述，切萨皮克能源公司及其若干附属公司(统称“债务人”)于2020年6月28日根据破产法第11章的规定，向美国德克萨斯州南区破产法院提出自愿请愿书，要求获得救济。破产法院于2021年1月16日确认了债务人的联合重组计划，债务人于2021年2月9日摆脱破产。为了摆脱破产，该公司采取了重新开始的会计处理。我们报告的“关键审计事项”一节也描述了这一问题。
意见基础
这些合并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综合财务报表发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(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和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们按照PCAOB的标准对这些合并财务报表进行了审计。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得关于合并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舞弊。
我们的审计包括执行评估合并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合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价合并财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指向审计委员会传达或要求传达给审计委员会且(I)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露，以及(Ii)涉及我们特别具有挑战性、主观性或复杂判断的当期综合财务报表审计所产生的事项。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
已探明和未探明石油天然气性质的评估与重新开始会计的应用
如综合财务报表附注3所述，与本公司摆脱破产有关，管理层于2021年2月9日采用重新开始会计，并记录其已探明及未探明石油及天然气资产的估计公允价值分别约为47亿美元及约4.83亿美元。管理层根据预期从这些资产产生的贴现未来现金流量来确定其石油和天然气资产的公允价值。所有已开发物业及未开发物业已探明及未探明储量的估计未来收入及营运成本，按经营面积编制贴现现金流模型。与计算未来现金流量折现净额相关的重大投入包括：(1)可采储量、(2)生产率、(3)未来运营和开发成本、(4)未来大宗商品价格在五年后按通货膨胀率上升(经差额调整)以及(5)按经营面积分列的基于市场的加权平均资本成本。
我们决定对已探明和未探明的石油和天然气资产进行与应用重新开始会计相关的程序是一项关键审计事项的主要考虑因素是：(I)管理层在制定已探明和未探明的石油和天然气资产的公允价值时的重大判断，包括使用专家；(Ii)核数师在执行程序及评估所取得的审计证据方面有高度的主观性及努力，该等审计证据涉及管理层及其专家所使用的有关可采储量、产量、未来营运及开发成本、未来商品价格五年后按通胀率上升(经差额调整)的数据、方法及假设；及(Iii)审计工作涉及使用具备专业技能及知识的专业人士。
处理这一问题涉及执行程序和评估审计证据，以形成我们对合并财务报表的总体意见。这些程序包括(I)测试管理层制定已探明和未经探明石油及天然气资产公允价值的程序；(Ii)评估贴现现金流量模型的适当性；(Iii)测试模型中使用的基础数据的完整性和准确性；以及(Iv)评估管理层使用的有关可采储量、产量、未来运营和开发成本、未来商品价格五年后按通货膨胀率上升的未来商品价格，以及按经营面积计算的基于市场的加权平均资本成本的数据、方法和重大假设。评估管理层对经差额调整的未来商品价格的假设是否合理，包括将价格与可观察到的市场数据进行比较，并通过检查相关合同来评估差额。评估未来的经营成本包括评估成本与公司过去业绩相比的合理性。评估未来开发成本包括评估成本是否合理，考虑到公司目前的业绩、与外部市场和行业数据的一致性，以及假设是否与审计其他领域获得的证据一致。在执行评估可采储量和产量合理性的程序时，使用了管理专家的工作。作为使用这项工作的基础，了解了专家的资格，并评估了公司与专家的关系。所执行的程序还包括对数据、方法, 以及专家使用的假设，对专家使用的数据进行测试，以及对专家的调查结果进行评估。具有专业技能和知识的专业人员被用来协助评估公司的贴现现金流模型和按经营面积划分的基于市场的加权平均资本成本。
/s/ 普华永道会计师事务所
俄克拉荷马城，俄克拉荷马州
2022年2月24日
自1992年以来，我们一直担任本公司的审计师。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 十二月三十一日，
2021 | | | 十二月三十一日，
2020 |
| 资产 | | | | | |
| 流动资产： | | | | | |
| 现金和现金等价物 | | $ | 905 | | | | $ | 279 | |
| 受限现金 | | 9 | | | | — | |
| 应收账款净额 | | 1,115 | | | | 746 | |
| 短期衍生资产 | | 5 | | | | 19 | |
| 其他流动资产 | | 69 | | | | 64 | |
| 流动资产总额 | | 2,103 | | | | 1,108 | |
| 财产和设备： | | | | | |
| 石油和天然气属性，成功的努力方法 | | | | | |
| 已探明的石油和天然气性质 | | 7,682 | | | | 25,734 | |
| 未证明的性质 | | 1,530 | | | | 1,550 | |
| 其他财产和设备 | | 495 | | | | 1,754 | |
| 总资产和设备 | | 9,707 | | | | 29,038 | |
| 减去：累计折旧、损耗和摊销 | | (908) | | | | (23,806) | |
| 持有待售财产和设备，净额 | | 3 | | | | 10 | |
| 财产和设备合计(净额) | | 8,802 | | | | 5,242 | |
其他长期资产 | | 104 | | | | 234 | |
| 总资产 | | $ | 11,009 | | | | $ | 6,584 | |
| | | | | |
目录
切萨皮克能源公司及其子公司
综合资产负债表--(续)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 十二月三十一日，
2021 | | | 十二月三十一日，
2020 |
| 负债和股东权益(赤字) | | | | | |
| 流动负债： | | | | | |
应付帐款 | | $ | 308 | | | | $ | 346 | |
长期债务的当期到期日，净额 | | — | | | | 1,929 | |
应计利息 | | 38 | | | | 3 | |
短期衍生负债 | | 899 | | | | 93 | |
| 其他流动负债 | | 1,202 | | | | 723 | |
| 流动负债总额 | | 2,447 | | | | 3,094 | |
长期债务，净额 | | 2,278 | | | | — | |
长期衍生负债 | | 249 | | | | 44 | |
资产报废债务，扣除当期部分 | | 349 | | | | 139 | |
其他长期负债 | | 15 | | | | 5 | |
| 可能受到损害的负债 | | — | | | | 8,643 | |
| 总负债 | | 5,338 | | | | 11,925 | |
或有事项及承担(注7) | | | | | |
| 股东权益(赤字)： | | | | | |
前身优先股，$0.01面值，20,000,000授权股份：0和5,563,458流通股 | | — | | | | 1,631 | |
前身普通股，$0.01面值，22,500,000授权股份：0和9,780,547已发行股份 | | — | | | | — | |
| 前置追加实收资本 | | — | | | | 16,937 | |
| 前身累计其他综合收益 | | — | | | | 45 | |
后续普通股，$0.01面值，450,000,000授权股份：117,917,349和0股已发行 | | 1 | | | | — | |
| 继承人追加实收资本 | | 4,845 | | | | — | |
| 留存收益(累计亏损) | | 825 | | | | (23,954) | |
| 股东权益合计(亏损) | | 5,671 | | | | (5,341) | |
| 总负债和股东权益(赤字) | | $ | 11,009 | | | | $ | 6,584 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| 收入和其他： | | | | | | | | | |
| 石油、天然气和天然气 | | $ | 4,401 | | | | $ | 398 | | | $ | 2,745 | | | $ | 4,517 | |
| 营销 | | 2,263 | | | | 239 | | | 1,869 | | | 3,967 | |
| 石油和天然气衍生品 | | (1,127) | | | | (382) | | | 596 | | | 5 | |
| 出售资产的收益 | | 12 | | | | 5 | | | 30 | | | 43 | |
| 总收入和其他 | | 5,549 | | | | 260 | | | 5,240 | | | 8,532 | |
| 运营费用： | | | | | | | | | |
| 生产 | | 297 | | | | 32 | | | 373 | | | 520 | |
| 采集、加工、运输 | | 780 | | | | 102 | | | 1,082 | | | 1,082 | |
| 遣散费和从价税 | | 158 | | | | 18 | | | 149 | | | 224 | |
| 探索 | | 7 | | | | 2 | | | 427 | | | 84 | |
| 营销 | | 2,257 | | | | 237 | | | 1,889 | | | 4,003 | |
| 一般和行政 | | 97 | | | | 21 | | | 267 | | | 315 | |
| 离职和其他离职费用 | | 11 | | | | 22 | | | 44 | | | 12 | |
| 折旧、损耗和摊销 | | 919 | | | | 72 | | | 1,097 | | | 2,264 | |
| 减值 | | 1 | | | | — | | | 8,535 | | | 11 | |
| 其他营业费用(收入)，净额 | | 84 | | | | (12) | | | 80 | | | 48 | |
| 总运营费用 | | 4,611 | | | | 494 | | | 13,943 | | | 8,563 | |
| 营业收入(亏损) | | 938 | | | | (234) | | | (8,703) | | | (31) | |
| 其他收入(支出)： | | | | | | | | | |
| 利息支出 | | (73) | | | | (11) | | | (331) | | | (651) | |
| 购买或交换债务的收益 | | — | | | | — | | | 65 | | | 75 | |
| 其他收入(费用) | | 31 | | | | 2 | | | (4) | | | (32) | |
| 重组项目，净额 | | — | | | | 5,569 | | | (796) | | | — | |
| 其他收入(费用)合计 | | (42) | | | | 5,560 | | | (1,066) | | | (608) | |
| 所得税前收入(亏损) | | 896 | | | | 5,326 | | | (9,769) | | | (639) | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 所得税优惠 | | (49) | | | | (57) | | | (19) | | | (331) | |
| 净收益(亏损) | | 945 | | | | 5,383 | | | (9,750) | | | (308) | |
| 非控股权益应占净亏损 | | — | | | | — | | | 16 | | | — | |
| 可归因于切萨皮克的净收益(亏损) | | 945 | | | | 5,383 | | | (9,734) | | | (308) | |
| 优先股股息 | | — | | | | — | | | (22) | | | (91) | |
| 优先股汇兑损失 | | — | | | | — | | | — | | | (17) | |
| 普通股股东可获得的净收益(亏损) | | $ | 945 | | | | $ | 5,383 | | | $ | (9,756) | | | $ | (416) | |
| 普通股每股收益(亏损)： | | | | | | | | | |
基本信息 | | $ | 9.29 | | | | $ | 550.35 | | | $ | (998.26) | | | $ | (49.97) | |
稀释 | | $ | 8.12 | | | | $ | 534.51 | | | $ | (998.26) | | | $ | (49.97) | |
| 加权平均已发行普通股(千股)： | | | | | | | |
基本信息 | | 101,754 | | | | 9,781 | | | 9,773 | | | 8,325 | |
稀释 | | 116,341 | | | | 10,071 | | | 9,773 | | | 8,325 | |
目录
切萨皮克能源公司及其子公司
综合全面收益表(损益表)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| 净收益(亏损) | | $ | 945 | | | | $ | 5,383 | | | $ | (9,750) | | | $ | (308) | |
| 其他全面收入，扣除所得税后的净额： | | | | | | | | | |
已结算衍生工具损失的重新分类(a) | | — | | | | 3 | | | 33 | | | 35 | |
| 其他综合收益 | | — | | | | 3 | | | 33 | | | 35 | |
| 综合收益(亏损) | | 945 | | | | 5,386 | | | (9,717) | | | (273) | |
| 可归属于非控股权益的综合损失 | | — | | | | — | | | 16 | | | — | |
| 可归因于切萨皮克的全面收益(亏损) | | $ | 945 | | | | $ | 5,386 | | | $ | (9,701) | | | $ | (273) | |
___________________________________________
(a)其他全面收益产生的递延税项活动由估值拨备抵销。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 继任者 | | | 前身 |
| | | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| 经营活动的现金流： | | | | | | | | | |
| 净收益(亏损) | | $ | 945 | | | | $ | 5,383 | | | $ | (9,750) | | | $ | (308) | |
| 将净收益(亏损)与经营活动提供(用于)的现金净额进行调整： | | | | | | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | | 919 | | | | 72 | | | 1,097 | | | 2,264 | |
| 递延所得税优惠 | | (49) | | | | (57) | | | (10) | | | (305) | |
| 衍生(收益)损失，净额 | | 1,127 | | | | 382 | | | (596) | | | (3) | |
| 衍生产品结算的现金收入(付款)，净额 | | (1,142) | | | | (17) | | | 884 | | | 202 | |
| 基于股份的薪酬 | | 9 | | | | 3 | | | 21 | | | 30 | |
| 出售资产的收益 | | (12) | | | | (5) | | | (30) | | | (43) | |
| 减值 | | 1 | | | | — | | | 8,535 | | | 11 | |
| 非现金重组项目，净额 | | — | | | | (6,680) | | | (213) | | | — | |
| 探索 | | 2 | | | | 2 | | | 417 | | | 49 | |
| 购买或交换债务的收益 | | — | | | | — | | | (65) | | | (79) | |
| 其他 | | 46 | | | | 45 | | | (41) | | | 59 | |
| 资产和负债的变动 | | (37) | | | | 851 | | | 915 | | | (254) | |
| 经营活动提供(用于)的现金净额 | | 1,809 | | | | (21) | | | 1,164 | | | 1,623 | |
| 投资活动产生的现金流： | | | | | | | | | |
| 资本支出 | | (669) | | | | (66) | | | (1,142) | | | (2,263) | |
| 业务合并，净额 | | (194) | | | | — | | | — | | | (353) | |
| 剥离财产和设备所得收益 | | 13 | | | | — | | | 150 | | | 136 | |
| 用于投资活动的现金净额 | | (850) | | | | (66) | | | (992) | | | (2,480) | |
| 融资活动的现金流： | | | | | | | | | |
| 退出信贷安排的收益--A档贷款 | | 30 | | | | — | | | — | | | — | |
| 退出信贷安排的付款--A档贷款 | | (80) | | | | (479) | | | — | | | — | |
| 请愿前循环信贷贷款所得收益 | | — | | | | — | | | 3,656 | | | 10,676 | |
| 请愿前循环信贷安排借款的付款 | | — | | | | — | | | (3,317) | | | (10,180) | |
| DIP融资借款所得收益 | | — | | | | — | | | 60 | | | — | |
| DIP贷款的偿付 | | — | | | | (1,179) | | | (60) | | | — | |
| 发行优先票据所得款项净额 | | — | | | | 1,000 | | | — | | | 108 | |
| 发行定期贷款所得款项净额 | | — | | | | — | | | — | | | 1,455 | |
| 发行普通股所得款项 | | — | | | | 600 | | | — | | | — | |
| 行使认股权证所得收益 | | 2 | | | | — | | | — | | | — | |
| 债务发行和其他融资成本 | | (3) | | | | (8) | | | (109) | | | — | |
| 用于购买债务的现金 | | — | | | | — | | | (94) | | | (1,073) | |
| 普通股股息支付的现金 | | (119) | | | | — | | | — | | | — | |
| 优先股股息支付的现金 | | — | | | | — | | | (22) | | | (91) | |
| 其他 | | (1) | | | | — | | | (13) | | | (36) | |
| 融资活动提供(用于)的现金净额 | | (171) | | | | (66) | | | 101 | | | 859 | |
| 现金、现金等价物和限制性现金净增(减) | | 788 | | | | (153) | | | 273 | | | 2 | |
| 期初现金、现金等价物和限制性现金 | | 126 | | | | 279 | | | 6 | | | 4 | |
| 现金、现金等价物和受限现金，期末 | | $ | 914 | | | | $ | 126 | | | $ | 279 | | | $ | 6 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
目录
切萨皮克能源公司及其子公司
合并现金流量表--(续)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 继任者 | | | 前身 |
| | | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| 现金和现金等价物 | | $ | 905 | | | | $ | 40 | | | $ | 279 | | | $ | 6 | |
| 受限现金 | | 9 | | | | 86 | | | — | | | — | |
| 现金总额、现金等价物和限制性现金 | | $ | 914 | | | | $ | 126 | | | $ | 279 | | | $ | 6 | |
| | | | | | | | | |
综合现金流量表的补充披露如下： | | |
| | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| 补充现金流信息： | | | | | | | | | |
| 为重组项目支付的现金，净额 | | $ | 65 | | | | $ | 66 | | | $ | 140 | | | $ | — | |
| | | | | | | | | |
| 支付利息，扣除资本化利息后的净额 | | $ | 34 | | | | $ | 13 | | | $ | 224 | | | $ | 691 | |
| 已缴纳所得税，扣除收到的退款后的净额 | | $ | (9) | | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | (6) | |
| | | | | | | | | |
| 补充披露重大非现金投资和融资活动： | | | | | | | | | |
| 应计钻井和完井成本的变化 | | $ | 30 | | | | $ | (5) | | | $ | (216) | | | $ | (19) | |
| 股权支持协议的看跌期权溢价 | | $ | — | | | | $ | 60 | | | $ | 60 | | | $ | — | |
| 已确认的经营租赁债务 | | $ | — | | | | $ | — | | | $ | 32 | | | $ | — | |
| 为企业合并发行的普通股 | | $ | 1,232 | | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 2,037 | |
| 用债务换取普通股 | | $ | — | | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 693 | |
| 优先股换成普通股 | | $ | — | | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 40 | |
| 交换的高级纸币的变动 | | $ | — | | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 971 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 归因于切萨皮克 | | | | |
| | 优先股 | | 普通股 | | 额外实收资本 | | 留存收益(累计亏损) | | 累计其他综合收益 | | 库存股 | | 非控制性权益 | | 股东权益合计(亏损) |
| | 股票 | | 金额 | 股票 | | 金额 |
| 截至2020年12月31日的余额(前身) | | 5,563,358 | | | $ | 1,631 | | | 9,780,547 | | | $ | — | | | $ | 16,937 | | | $ | (23,954) | | | $ | 45 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | (5,341) | |
| 基于股份的薪酬 | | — | | | — | | | 67 | | | — | | | 3 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 3 | |
| 对冲活动 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 3 | | | — | | | — | | | 3 | |
| 净收入 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 5,383 | | | — | | | — | | | — | | | 5,383 | |
| 注销前置权益 | | (5,563,358) | | | (1,631) | | | (9,780,614) | | | — | | | (16,940) | | | 18,571 | | | (48) | | | — | | | — | | | (48) | |
| 发行后续普通股 | | — | | | — | | | 97,907,081 | | | 1 | | | 3,330 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 3,331 | |
| 发行继任者A类认股权证 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 93 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 93 | |
| 发行继任者B类认股权证 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 94 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 94 | |
| 发行继任的C类认股权证 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 68 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 68 | |
| 截至2021年2月9日的余额(前身) | | — | | | $ | — | | | 97,907,081 | | | $ | 1 | | | $ | 3,585 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 3,586 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年2月10日的余额(继任者) | | — | | | $ | — | | | 97,907,081 | | | $ | 1 | | | $ | 3,585 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 3,586 | |
| 基于股份的薪酬 | | — | | | — | | | 248,487 | | | — | | | 21 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 21 | |
| 为收购Vine发行普通股 | | — | | | — | | | 18,709,399 | | | — | | | 1,237 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,237 | |
| 发行普通股以行使认股权证 | | — | | | — | | | 188,292 | | | — | | | 2 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2 | |
| 发行储备普通股及认股权证 | | — | | | — | | | 864,090 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 净收入 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 945 | | | — | | | — | | | — | | | 945 | |
| 普通股股息 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (120) | | | — | | | — | | | — | | | (120) | |
| 截至2021年12月31日的余额(继任者) | | — | | | $ | — | | | 117,917,349 | | | $ | 1 | | | $ | 4,845 | | | $ | 825 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 5,671 | |
目录
切萨皮克能源公司及其子公司
合并股东权益报表--(续)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 归因于切萨皮克 | | | | |
| | 优先股 | | 普通股 | | 额外实收资本 | | 累计赤字 | | 累计其他综合收益 | | 库存股 | | 非控制性权益 | | 股东权益合计(亏损) |
| | 股票 | | 金额 | 股票 | | 金额 |
| 截至2019年12月31日的余额(前身) | | 5,563,458 | | | $ | 1,631 | | | 9,772,793 | | | $ | — | | | $ | 16,973 | | | $ | (14,220) | | | $ | 12 | | | $ | (32) | | | $ | 37 | | | $ | 4,401 | |
| 基于股份的薪酬 | | — | | | — | | | 7,753 | | | — | | | (14) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (14) | |
| 优先股股息 | | — | | | — | | | — | | | — | | | (22) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (22) | |
| 对冲活动 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 33 | | | — | | | — | | | 33 | |
| 切萨皮克公司的净亏损 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (9,734) | | | — | | | — | | | — | | | (9,734) | |
| 将优先股转换为普通股 | | (100) | | | — | | | 1 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 为公司福利计划购买股份 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (2) | | | — | | | (2) | |
| 为公司福利计划发行股票 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 34 | | | — | | | 34 | |
| 非控股权益应占净亏损 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (16) | | | (16) | |
| 剥离标的资产 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (21) | | | (21) | |
| 截至2020年12月31日的余额(前身) | | 5,563,358 | | | $ | 1,631 | | | 9,780,547 | | | $ | — | | | $ | 16,937 | | | $ | (23,954) | | | $ | 45 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | (5,341) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 归因于切萨皮克 | | | | |
| | 优先股 | | 普通股 | | 额外实收资本 | | 累计赤字 | | 累计其他综合收益 | | 库存股 | | 非控制性权益 | | 股东权益总额 |
| | 股票 | | 金额 | 股票 | | 金额 |
| 截至2018年12月31日的余额(前身) | | 5,603,458 | | | $ | 1,671 | | | 4,568,581 | | | $ | — | | | $ | 14,387 | | | $ | (13,912) | | | $ | (23) | | | $ | (31) | | | $ | 41 | | | $ | 2,133 | |
| 为野马合并发行的普通股 | | — | | | — | | | 3,586,880 | | | — | | | 2,037 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2,037 | |
| 基于股份的薪酬 | | — | | | — | | | 20,731 | | | — | | | 27 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 27 | |
| 优先股股息 | | — | | | — | | | — | | | — | | | (91) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (91) | |
| 对冲活动 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 35 | | | — | | | — | | | 35 | |
| 切萨皮克公司的净亏损 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (308) | | | — | | | — | | | — | | | (308) | |
| 将或有可转换票据转换为普通股 | | — | | | — | | | 366,945 | | | — | | | 135 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 135 | |
| 将优先票据转换为普通股 | | — | | | — | | | 1,177,817 | | | — | | | 440 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 440 | |
| 将优先股转换为普通股 | | (40,000) | | | (40) | | | 51,839 | | | — | | | 40 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 回购的或有可转换票据的权益部分 | | — | | | — | | | — | | | — | | | (2) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (2) | |
| 为公司福利计划购买股份 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (7) | | | — | | | (7) | |
| 为公司福利计划发行股票 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 6 | | | — | | | 6 | |
| 对非控股股东的分配 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (4) | | | (4) | |
| 截至2019年12月31日的余额(前身) | | 5,563,458 | | | $ | 1,631 | | | 9,772,793 | | | $ | — | | | $ | 16,973 | | | $ | (14,220) | | | $ | 12 | | | $ | (32) | | | $ | 37 | | | $ | 4,401 | |
目录
切萨皮克能源公司及其子公司
合并股东权益报表--(续)
公司说明
切萨皮克能源公司(“切萨皮克”，“我们”，“我们”或“公司”)是一家石油和天然气勘探和生产公司，从事收购、勘探和开发从地下储油层生产石油、天然气和天然气的资产。我们的业务位于美国的陆上。如中所讨论的注2下面，我们在请愿日提交了破产法第11章的案件，随后根据破产法的适用条款，作为占有债务人运营，直到2021年2月9日出现。为便于我们的财务报表列报，我们在这些合并财务报表和脚注中将重组后的公司称为2021年2月9日之后的“继承者”，并将出现前的公司称为2021年2月9日或之前的“前身”。
陈述的基础
随附的切萨皮克综合财务报表乃根据公认会计原则编制，并包括切萨皮克拥有控股权的直接及间接全资附属公司及实体的账目。公司间账户和余额已被取消。随附的综合财务报表的编制假设公司将继续作为一家持续经营的企业。
本Form 10-K年度报告(“Form 10-K”)涉及继任者截至2021年12月31日的财务状况和前任截至2020年12月31日的财务状况，以及2021年2月10日至2021年12月31日(“2021年继承期”)、2021年1月1日至2021年2月9日(“2021年前任期”)以及截至2020年12月31日(“2020前任期”)和2019年12月31日(“2019年前任期”)的财务状况。
破产期间的会计核算
我们采用了会计准则编撰(ASC)852，重组，在编制合并财务报表时。ASC 852要求，在提交第11章案件请愿书后的一段时间内，财务报表应将与重组直接相关的交易和事件与业务的持续运营区分开来。因此，在破产程序中实现或发生的某些收入、支出、已实现损益和损失准备金，包括与破产法院批准驳回的未执行合同相关的损失，以及与归类为受损害债务的债务相关的未摊销债务发行成本、溢价和折扣，计入重组项目，净额计入我们所附的综合经营报表。此外，可能受到破产法第11章程序影响的请愿前债务已在截至2020年12月31日的综合资产负债表上归类为可予妥协的负债。看见注2有关重组项目的更多信息。
会计估计
按照公认会计准则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，以影响财务报表中报告的资产和负债数额及相关披露。管理层定期评估其估计及相关假设，包括与石油及天然气资产减值、石油及天然气储量、衍生工具、所得税、不受评估的未评估物业、其他物业及设备减值、环境补救成本、资产报废责任、诉讼及监管程序及公允价值有关的估计及相关假设。事实和情况的变化或补充信息可能会导致修订估计数，实际结果可能与这些估计数大不相同。
整固
我们合并我们拥有控股权的实体。我们合并我们直接或间接持有超过50%投票权的附属公司，以及我们为主要受益人的可变权益实体(“VIE”)。当我们是VIE的主要受益人时，我们合并VIE，即既有权(I)有权指导对VIE的经济表现产生最重大影响的活动，以及(Ii)通过其在VIE中的利益，承担VIE的损失或有权从VIE获得可能对VIE产生重大影响的利益的一方。为了确定我们是否在VIE中拥有可变利益，我们对实体的设计、组织结构、主要决策者和相关协议进行了定性分析。看见注12以进一步讨论我们之前的VIE。我们使用权益会计方法来记录我们的净利益，我们有能力通过我们的投资施加重大影响，但缺乏控制性的财务利益。在权益法下，我们的净收益(亏损)份额根据我们的权益所有权或根据适用的管理文件的条款计入我们的综合经营报表。石油和天然气资产的不可分割权益按比例合并。
细分市场
营运分部被定义为企业的组成部分，其从事可能产生收入和支出的活动，并可获得单独的运营财务信息，并由首席运营决策者定期评估，以分配企业的资源和评估其经营业绩。我们得出的结论是，我们只有一由于切萨皮克及其合并子公司的勘探和生产业务性质相似，以及我们的营销活动对我们的业务是辅助的，因此我们的可报告运营部门。
非控制性权益
非控股权益代表我们某些合并子公司的第三方股权所有权，并作为股权的一个组成部分列示。看见注12关于非控股权益的进一步讨论。
现金和现金等价物
就综合财务报表而言，我们将购买日原始到期日为三个月或以下的所有高流动性工具的投资视为现金等价物。.
受限现金
截至2021年12月31日，我们限制的现金为$9百万美元。受限制的资金主要用于支付我们摆脱破产后的某些便利类无担保债权。
应收帐款
我们的应收账款主要来自石油、天然气和天然气的买家，以及在我们经营的物业中拥有权益的勘探和生产公司。这种行业集中度可能会对我们的整体信用风险敞口产生积极或消极的影响，因为我们的购买者和共同工作权益所有者可能会受到经济、行业或其他条件变化的类似影响。我们监控我们所有交易对手的信誉，我们通常要求信用不达标的各方为应收账款提供信用证或母公司担保，除非信用风险可以通过其他方式得到缓解。除了特别确定我们认为可能无法收回的应收账款外，我们还根据历史趋势使用备抵方法对坏账进行会计处理。看见注10以便进一步讨论我们的应收账款。
石油和天然气的性质
我们遵循成功的努力方法来核算我们的石油和天然气资产。根据这种方法，勘探成本，如勘探地质和地球物理成本、未探明租赁权到期、延迟租金和勘探费用等，均按已发生费用计入费用。与生产、一般公司管理费用和类似活动有关的所有成本也在发生时计入费用。所有物业购置成本和开发成本均在发生时资本化。
勘探钻探成本最初被资本化或暂停，等待已探明储量的确定。如果发现已探明储量，钻井成本将保持资本化，并被归类为已探明资产。的费用
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切萨皮克能源公司及其子公司
合并财务报表附注--(续)
不成功的油井被计入勘探费用。对于在钻井完成后发现不能归类为已探明储量的探井，如果发现有足够的储量证明有理由完成生产井，并且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，则成本将继续计入暂停勘探钻探成本。如果我们确定未来的评估钻探或开发活动不太可能发生，则相关的暂停探井成本将计入费用。在某些情况下，这一决定可能需要一年以上的时间。我们每季度审查所有暂停勘探钻探成本的状况。已探明储量的开发成本，包括石油和天然气生产中使用的所有开发井和相关设备的成本，都计入资本化。
钻探及装备成功油井的成本、建造或收购设施的成本及相关资产报废成本均采用生产单位法(“UOP”)按估计已探明已开发石油及天然气总储量折旧。收购已探明物业的成本，包括从未探明物业转移来的租赁收购成本，采用基于已探明和未开发总储量估计的UOP方法来耗尽。
出售个别石油及天然气物业所得款项及出售或放弃个别物业的资本化成本，如不会对摊销基数的损耗率造成重大影响，则分别记入累计折旧、损耗及摊销。一般来说，在出售整个摊销基础之前，不会确认损益。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，则出售少于整个摊销基数的资产将确认损益。
当情况显示已探明石油及天然气资产的账面值可能无法收回时，我们会比较未摊销资本化成本与按可识别现金流与其他资产现金流无关的最低水平分组的相关资产的预期未贴现未来现金流量。如果基于我们对未来原油和天然气价格、运营成本、已探明储量的预期产量和其他相关数据的预期未贴现未来现金流低于未摊销资本化成本，资本化成本将降至公允价值。公允价值一般使用ASC 820中描述的收益法进行估计，公允价值计量。如适用，吾等利用与被计量项目相同或相若的资产及负债市场交易所产生的价格及其他相关资料作为厘定公允价值的基准。用于减值审核和相关公允价值计量的预期未来现金流量通常基于对大宗商品价格的判断评估、差价定价调整、运营成本、资本投资计划、未来产量和估计已探明储量，并考虑到审核日期的所有可用信息。这些假设被应用于制定未来现金流预测，然后使用基于市场的加权平均资本成本折现到估计公允价值。我们已将这些公允价值计量归类为公允价值等级中的第三级。
其他财产和设备
其他财产和设备主要包括建筑物和装修、土地、车辆、计算机和办公设备。主要的更新和改进都是资本化的，而维修和维护的费用则在发生时计入费用。其他财产和设备成本(不包括土地)按直线折旧，并在综合业务报表中计入折旧、损耗和摊销。
每当事件或情况变化显示账面值可能无法收回时，便会检讨其他物业及设备账面值的变现情况，以确定可能出现的减值。如果与资产直接相关的未贴现估计未来营运现金流量净额(包括任何处置价值)的预测低于资产的账面价值，则资产被确定为减值。如果任何资产被确定为减值，损失以该资产的账面价值超过其公允价值的金额计量。公允价值的估计是基于可获得的最佳信息，包括类似资产的价格和贴现现金流。看见附注17关于其他财产和设备的进一步讨论。
资本化利息
外部借款的利息按重大发展项目的重大投资资本化，直到资产准备好使用未偿还借款的加权平均借款利率。资本化利息的计算方法是将我们的债务加权平均借款成本乘以
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合并财务报表附注--(续)
产生的资格成本。资本化利息在资产的使用年限内按与标的资产折旧相同的方式折旧。
应付帐款
截至2021年12月31日，应付账款中包括的负债约为$231,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000美元，该金额超过适用银行账户的余额。有几个不是截至2020年12月31日的相应负债。
发债成本
与我们的退出信贷安排相关的成本包括在其他长期资产中，并使用直线法在该贷款的有效期内摊销。截至2021年12月31日的退出信贷安排未摊销发行成本为23百万美元。与发行后续优先票据相关的成本计入长期债务，剩余的未摊销发行成本使用实际利息法在优先票据的有效期内摊销。截至2021年12月31日，与后续优先票据相关的未摊销发行成本总计为美元。9百万美元。
与我们的请愿前循环信贷安排的发行和修订相关的成本包括在其他长期资产中，剩余的未摊销发行成本将使用直线法在该安排的有效期内摊销。与发行前任优先票据有关的费用包括在长期债务中，剩余的未摊销发行成本使用实际利息法在前任优先票据的存续期内摊销。在2020年，我们的破产法第11章案例在我们的请愿前循环信贷安排和我们的优先票据下构成违约事件，并进行了非现金调整，以冲销包括在重组项目中的所有相关未摊销债务发行成本，净额计入随附的截至2020年12月31日的年度综合运营报表。看见注2和注6在此进一步讨论我们的破产法第11章案例和债务发行成本。
诉讼或有事项
我们受到诉讼和监管程序、索赔和在正常业务过程中产生的责任的影响。我们累积与诉讼和监管索赔相关的损失，如果此类损失是可能和合理估计的。如果我们确定损失是可能的，并且无法估计该损失的具体数额，但可以估计损失的范围，则应计该范围内的最佳估计。随着获得更多信息或情况发生变化，估计值会进行调整。我们不会为潜在的保险或第三方回收减少这些负债。如果适用，我们应计应收账款，用于可能的保险或第三方收回。与或有损失相关的法律辩护费用在发生的期间内支出。看见注7关于诉讼或有事项的进一步讨论。
环境修复成本
当补救责任可能存在并且成本可以合理估计时，我们记录与过去作业的现有条件相关的估计补救成本的环境储备。创造未来效益或为未来创收做出贡献的支出被资本化。看见注7以讨论环境意外情况。
资产报废债务
我们确认因资产的收购、建造和开发而产生的与有形长期资产报废相关的义务的负债。我们确认退休债务的负债在发生负债期间的公允价值。对于石油和天然气资产，这是指油井或天然气井被收购或钻探的时期。然后每段时间增加债务，直到债务清偿或油井出售，此时债务解除。相关的资产报废成本被资本化，作为我们石油和天然气资产账面价值的一部分。看见附注23以进一步讨论资产报废义务。
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合并财务报表附注--(续)
收入确认
石油、天然气和天然气销售的收入在产品控制权转移时确认，这通常是产品交付给客户的时候。收入确认为扣除应支付给第三方的版税后的净额，反映了我们预期从这些产品中获得的对价。
来自与客户的合同收入包括出售我们的石油、天然气和NGL生产(在综合经营报表中记为石油、天然气和NGL收入)，以及出售我们根据联合经营安排购买的某些联合利益持有人的生产(在综合经营报表的营销收入中记录)。在这些产品的营销方面，我们在指定的交货点从其他利益拥有者手中获得对我们购买的石油、天然气和天然气的控制权，并将产品交付给第三方，届时收入将被记录下来。
付款条款和条件因合同类型而异，尽管条款一般包括以下付款要求30天。没有重大判断会对与客户签订合同的收入数额或时间产生重大影响。
我们还从其他来源获得收入，包括各种衍生工具和对冲活动，以减少我们对未来大宗商品价格波动的风险，并保护我们的预期运营现金流不受重大市场波动或波动的影响，以及出于各种商业目的与第三方签订的各种石油、天然气和液化石油气购销合同，包括信用风险缓解和履行我们的管道交付承诺(在综合运营报表的营销收入中记录)。
在我们作为代理人而不是委托人的情况下，我们与石油、天然气和NGL营销活动相关的运营结果是按净额列报的。看见注10关于收入确认的进一步讨论。
公允价值计量
某些金融工具在我们的综合资产负债表中按公允价值按经常性原则报告。当我们的资产的定性评估显示潜在减值时，我们也使用非经常性基础上的公允价值计量。根据公允价值计量会计准则，公允价值被定义为在市场参与者之间的有序交易中从出售资产中获得的或因转移负债而支付的金额(即退出价格)。为了估计退出价格，使用了一个三级层次结构。公允价值层次将投入分为三个级别，广义上指的是市场参与者在为资产或负债定价时将使用的假设。第一级投入是相同资产和负债在活跃市场上的未调整报价，具有最高优先级。第2级投入是指第1级内可直接或间接观察到的资产或负债的报价以外的投入。第三级投入是资产或负债的不可观察的投入，优先级最低。
可用于计量公允价值的估值技术包括市场法、收益法和成本法。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将未来金额转换为基于当前市场预期的单一现值，包括现值技术、期权定价模型和超额收益法。成本法的基础是目前替换资产服务能力所需的金额(重置成本)。
由于金融工具的短期到期日，包括现金及现金等价物、应付账款及应收账款在内的金融工具的账面价值接近公允价值。请参阅备注6和15以进一步讨论公允价值计量。
衍生品
衍生工具按公允价值记录，除非遵循特定的对冲会计准则，否则公允价值的变动目前在收益中确认。截至2021年12月31日，我们的未平仓衍生工具均未被指定为现金流对冲。
于综合资产负债表中反映为流动衍生工具的衍生工具，是指根据各自资产负债表日的市场价格/利率于未来十二个月内预定结算的衍生工具的估计公允价值。我们衍生工具的现金结算一般被归类为经营性工具。
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现金流，除非就会计目的而言，衍生工具在合约开始时被视为包含重要的融资元素，在此情况下，该等现金结算在随附的综合现金流量表中分类为融资性现金流量。我们的所有衍生工具均须遵守按合约类别划分的总净额结算安排，该安排规定由交易对手抵销每类合约内的资产及负债头寸，以及相关的现金抵押品(如适用)。因此，我们在随附的综合资产负债表中按与同一交易对手签订的合同类型计算衍生工具的净值。
我们使用既定的指数价格、波动率曲线和贴现系数来确定衍生工具的公允价值。这些估计与我们的交易对手价值进行了比较，以确定合理性。我们在财务报表中报告的价值是在某个时间点上报告的，随后随着这些估计进行修订以反映实际结果、市场状况的变化和其他因素而发生变化。衍生品交易面临交易对手无法履行义务的风险。这种不履行风险在我们的衍生工具的估值中被考虑，但到目前为止还没有对我们的衍生工具的价值产生实质性的影响。看见注15以进一步讨论我们的衍生工具。
基于股份的薪酬
根据我们的长期激励计划，我们的股票薪酬计划包括授予员工的限制性股票、绩效股票单位和现金限制性股票单位，以及授予非雇员董事的限制性股票。我们根据授予日股权工具的公允价值确认为换取限制性股票而获得的服务成本。这一价值在归属期间摊销，这通常是三年从授予之日起。由于绩效股单位是以股票结算的，因此它们被归类为股权，并于授予日按公允价值计量。
在薪酬支出与直接参与收购石油和天然气租赁权和开发活动的员工有关的范围内，这些金额被资本化为石油和天然气资产。未计入石油和天然气资产的金额根据参与这些活动的员工确认为一般和行政费用、生产费用、勘探费用或营销费用。看见注13以进一步讨论基于股份的薪酬。
负债管理
负债管理费用包括我们为重组债务和准备破产申请而产生的第三方法律和专业服务费。由于我们的破产法第11章的案例，这些费用在一定程度上是递增的，与我们的破产重组直接相关，反映在重组项目中，净额反映在我们的综合运营报表中。
2020年6月28日(请愿日)，债务人夫妇根据《破产法》向破产法院提出自愿救济请愿书。2020年6月29日，破产法院发布命令，授权联合管理标题下的第11章案件在Re Chesapeake能源公司，案件编号20-33233。未立案的实体不是破产法第11章案件的一部分。在破产法第11章的案件中，破产管理人和未备案实体继续在正常业务过程中运作。
破产法院在2021年1月13日的法官席裁决中确认了该计划，并进入了确认令 2021年1月16日。 债务人于2021年2月9日(“生效日期”)摆脱破产。本公司的破产程序及相关事宜摘要如下。
占有债务人
在第11章案件悬而未决期间，我们根据破产法的适用条款，作为占有债务人经营我们的业务。破产法院批准了我们请求的第一天救济，主要是为了减轻破产法第11章案件对我们的运营、供应商、供应商、客户和员工的影响。因此，吾等得以进行正常业务活动及支付请愿日之后期间的所有相关责任，并获授权就请愿日之前提供的货品及服务向矿产权益拥有人支付特许权使用费、雇员工资及福利，以及某些供应商及供应商。在《破产法》第11章案件悬而未决期间，所有正常业务过程以外的交易都需要事先获得破产法院的批准。
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自动停留
除《破产法》规定的某些特定例外情况外，破产法第11章案件的提交自动搁置了针对我们的所有司法或行政行动，以及债权人就请愿前索赔收取或以其他方式行使权利或补救的努力。在没有破产法院命令的情况下，根据《破产法》，几乎所有债务人的请愿前债务都受到损害和解除。自动缓期自生效之日起取消。
重组计划
根据破产法院确认的计划，公司于2021年2月9日破产后发生了以下重大交易：
•在生效日期，我们发布了97,907,081重组后公司的股份(“新普通股”)，保留2,092,918为未来发行给允许无担保票据债权和允许一般无担保债权的合资格持有人而保留的新普通股的股份37,174,210行使认股权证时发行的新普通股，该等认股权证为下述交易的结果。我们还签订了注册权协议、认股权证协议，并修订了我们的公司章程和附例，以授权新普通股，并根据新普通股提供登记权，以及其他公司治理行动。看见注12以进一步讨论我们出现后的权益。
•切萨皮克公司先前股权的每个持有人，包括我们的普通股和优先股，在没有任何分配的情况下被取消、解除和终止。
•申请前循环信贷安排下的债务的每个持有人，按照其事先确定的分配，按美元对美元的基础，按比例获得其在A档贷款或B档贷款中的比例份额。
•民阵定期贷款机制下债务的每个持有人均按比例获得23,022,420新普通股的股份。
•允许第二留置权票据申索的每个持有人按比例获得其份额3,635,118新普通股股份，11,111,111购买A类认股权证11,111,111新普通股股份，12,345,679购买B类认股权证12,345,679新普通股的股份，以及6,858,710C类认股权证可购买6,858,710新普通股的股份。
•允许无担保票据债权的每个持有人按比例获得其份额1,311,089新普通股和新普通股2,473,757C类认股权证可购买2,473,757新普通股的股份。
•允许的一般无担保债权的每个持有人按比例获得其份额231,112新普通股和新普通股436,060C类认股权证可购买436,060新普通股的股份；只要该允许的一般无担保债权是便利债权，该持有人反而获得按比例分配的$10百万，其中按比例分配不得超过此类便利索赔的5%。
•计划下适用类别的配股计划参与者已收到62,927,320新普通股的股份。
•关于上述供股，后备承诺协议项下的后备各方已收到6,337,031新普通股相对于看跌期权溢价的股份，以及442,991新普通股的发行与其购买新普通股的未认购股份的支持义务有关。
•2,092,918新普通股和新普通股3,948,893C类认股权证已预留供日后发行予获准无抵押票据债权及准许一般无抵押债权的合资格持有人。 预留的新普通股和C类认股权证将按比例发行
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确定所有有争议的一般无担保债权和无担保票据债权的允许部分。
•2021年长期激励计划(LTIP)获得批准，其股份储备相当于6,800,000新普通股的股份。
•允许的其他担保债权的每一持有人将根据公司的选择并在与所需的同意利益相关者(定义见计划)协商后获得：(A)全额现金付款；(B)担保其担保债权的抵押品；(C)其担保债权的恢复；或(D)根据破产法第1124条使其担保债权不受损害的其他待遇。
•允许的其他优先级索赔的每个持有人(如本计划中所定义)将获得最高可达其索赔的允许金额的现金。
此外，根据破产法院确认的计划，公司成立后的董事会由七名董事组成，其中包括公司首席执行官Domeic J.Dell‘Osso Jr.、公司执行主席Michael Wichterich和五名非雇员董事Timothy S.Duncan、Benjamin C.Duster，IV、Sarah Emerson、Matthew M.Gallagher和Brian Steck。
DIP和退出信贷安排
于二零二零年六月二十八日，于破产法第11章案件开始前，本公司与呈请前循环信贷安排下若干贷款人及/或其联属公司(统称“承诺方”)订立承诺函(“承诺函”)，据此，在满足若干惯常条件(包括经破产法院批准)后，承诺方同意向债务人提供一项本金总额高达约$的请愿后优先担保超优先债务人占有循环信贷安排。2.10430亿美元(“DIP信贷安排”)，包括本金总额最高可达$的新货币循环贷款安排925100万美元，其中包括一个高达5美元的子设施200百万美元，用于签发信用证，最高可达约$1.17910亿定期贷款，反映请愿前循环信贷安排下未偿还借款的一部分。根据承诺书，承诺方还承诺在满足某些条件的情况下，提供最高可达#美元的2.5十亿美元的退出信贷安排，最高可达1.7510亿美元的循环信贷安排(“退出循环安排”)和最高可达1美元750100万优先担保定期贷款安排(“退出定期贷款安排”，与退出循环安排一起，称为“退出信贷安排”)。DIP信贷安排的条款及条件载于承诺书所附的高级担保超优先债务人占有信贷协议(“DIP信贷协议”)。除其他事项外，DIP信贷安排的收益可用于申请后营运资金、允许的资本投资、一般公司用途、信用证、行政费用、保费、第11章案例中预期交易的费用和费用、支付法院批准的充分保护义务，以及符合DIP信贷安排的其他此类目的。在生效日期，DIP信贷安排终止，DIP信贷安排下的债务持有人收到全额现金付款；如果DIP信贷安排下的贷款人也是退出转轨下的贷款人，则该贷款人允许的DIP索赔首先以美元对美元的方式减少，并以截至生效日期提供的退出RBL贷款的金额偿还。
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重新开始会计核算
为配合本公司摆脱破产及根据美国会计准则第852条的规定，本公司于生效日期有资格申请重新开始会计。我们被要求采用重新开始会计，因为(I)公司现有有表决权股份的持有者在其出现之前获得的收益少于50本公司破产后已发行的有表决权股份的百分比及(Ii)紧接确认该计划前本公司资产的重组价值约为$6.810亿美元低于请愿后负债，并允许索赔#美元。13.2十亿美元。
根据ASC 852，采用重新开始会计，公司根据其估计公允价值按照FASB ASC主题820将其重组价值分配给其个人资产-公允价值计量和FASB ASC主题805-企业合并。因此，2021年2月9日以后的合并财务报表与该日或之前的合并财务报表不可比。继承人资产及负债的生效日期公允价值与其在前身历史资产负债表上所反映的记录价值有重大差异。
重组价值
重组价值是根据对公司有息债务和股东权益的企业价值或公允价值的估计得出的。根据ASC 852，重组价值一般与考虑负债前实体的公允价值接近，并旨在接近意愿买家在重组生效后立即为资产支付的金额。正如披露声明中所述，根据最新定价进行了修订，并经破产法院批准，继任者的企业价值估计在$3.510亿美元4.9十亿美元。在第三方估值顾问的协助下，吾等采用各种估值方法及方法厘定继承人的企业价值及相应的隐含权益价值，包括：(I)根据我们的财务预测计算未来现金流量现值的收益法，(Ii)使用类似资产售价的市场法及(Iii)成本法。就公认会计原则而言，本公司对继承人的个人资产、负债和权益工具进行估值，并在估计范围内确定企业价值的估计值。管理层的结论是，对企业价值的最佳估计是#美元。4.85十亿美元。用于计算重组价值的具体估值方法和关键假设，以及应用重新开始会计产生的离散资产和负债的价值，将在下面的估值过程中更详细地描述。
企业价值和相应的隐含权益价值取决于我们使用基于资产的评估已探明储量、未开发物业和其他财务信息、考虑和预测的方法，结合截至2021年2月9日的新开始报告日期的收入、成本和市场方法，实现我们估值中列出的未来财务结果。所有估计、假设、估值和财务预测，包括公允价值调整、财务预测、企业价值和股权价值预测，本质上都受到重大不确定性的影响，以及我们无法控制的或有事件的解决。因此，不能保证估计、假设、估值或财务预测将会实现，实际结果可能大不相同。
下表将企业价值与截至生效日期的继任者权益的隐含公允价值进行核对：
| | | | | | | | |
| | 2021年2月9日 |
| 企业价值 | | $ | 4,851 | |
加：现金和现金等价物(a) | | 48 | |
| 减去：债务的公允价值 | | (1,313) | |
| 继承人权益价值 | | $ | 3,586 | |
____________________________________________
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(a)现金和现金等价物包括#美元8在生效之日，最初被归类为受限现金，但后来从第三方托管中释放出来并返还给继承人的100万美元。限制现金，不包括美元8上表中未包括百万美元。
下表将企业价值与截至生效日期的重组价值进行核对：
| | | | | | | | |
| | 2021年2月9日 |
| 企业价值 | | $ | 4,851 | |
加：现金和现金等价物(a) | | 48 | |
| 加上：流动负债 | | 1,582 | |
| 加上：资产报废债务(非流动部分) | | 236 | |
| 加上：其他非流动负债 | | 97 | |
| 继承资产的重组价值 | | $ | 6,814 | |
____________________________________________
(a)现金和现金等价物包括#美元8在生效之日，最初被归类为受限现金，但后来从第三方托管中释放出来并返还给继承人的100万美元。限制现金，不包括美元8上表中未包括百万美元。
估值过程
我们的石油和天然气资产、其他资产和设备、其他长期资产、长期债务、资产报废债务和认股权证的公允价值是在生效日期估计的。
石油和天然气属性。该公司的主要资产是其石油和天然气资产，这些资产按照成功努力会计方法进行会计处理。该公司根据预期从这些资产产生的贴现未来现金流量来确定其石油和天然气资产的公允价值。根据所有已探明及未探明储量的已探明物业及未开发物业的估计未来收入及营运成本，编制按经营面积划分的贴现现金流模型。与计算未来现金流量折现净额相关的重大投入包括：(1)可采储量、(2)生产率、(3)未来运营和开发成本、(4)未来大宗商品价格在五年后按通货膨胀率上升(经差额调整)以及(5)按经营面积分列的基于市场的加权平均资本成本。该公司利用NYMEX条带定价，根据差价进行调整，对储量进行估值。所使用的NYMEX条带定价输入被归类为第一级公允价值假设，所有其他输入被归类为第三级公允价值假设。所使用的贴现率是使用加权平均资本成本计算得出的，其中包括按经营区域划分的具有相似地理位置和资产开发类型的市场参与者的估计债务和权益成本。
其他财产和设备。其他物业及设备(例如楼宇、土地、电脑设备及其他设备)的公允价值乃采用成本法下的重置成本法厘定，该成本法考虑经通胀调整的资产的历史购置成本，以及基于资产的当前状况及该等资产产生现金流的能力而导致任何潜在过时的因素。
长期债务。根据主要金融机构的报价，采用市场方法来衡量美元的公允价值500本金总额为百万美元5.502026年到期的优先债券百分比(“2026年债券”)及$500本金总额为百万美元5.8752029年到期的优先票据百分比(“2029年票据”，与2026年票据一起，称为“票据”)。由于条款及利率以现行市场利率为基础，本公司退出信贷安排项下借款的账面价值接近公允价值。
资产报废义务。本公司资产报废债务的公允价值是根据我们有回收义务的资产的估计当前回收成本、适当的长期通胀调整以及我们修订的信贷调整后的无风险利率重新估值的。信用调整后的无风险利率是基于对利率的评估，该利率等同于根据我们信用状况的影响进行调整的无风险利率。
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搜查令。在生效日期发行的认股权证的公允价值是使用Black-Scholes模型估计的，这是一种常用的期权定价模型。布莱克-斯科尔斯模型被用来估计隐含股票价格为#美元的权证的公允价值。20.52；每股初始行权价为#美元27.63, $32.13及$36.18分别为A类、B类和C类权证；预期波动率为58使用类似实体的波动率估计的百分比；使用5年期国债利率的无风险利率；以及预期的年度股息收益率，估计为零.
简明综合资产负债表
以下是截至2021年2月9日的综合资产负债表。这份综合资产负债表包括反映计划预期交易完成的调整(反映在“重组调整”栏中)，以及由于采用重新开始会计(反映在“新开始调整”栏中)截至生效日期的公允价值调整。下表后面的解释性说明提供了有关调整的进一步细节，包括用于确定其资产、负债和认股权证的公允价值的假设和方法。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 前身 | | 重组调整 | | 重新开始调整 | | 继任者 |
| | | | | | | |
| 资产 | |
| 流动资产： | | | | | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 243 | | | $ | (203) | | (a) | $ | — | | | $ | 40 | |
| 受限现金 | — | | | 86 | | (b) | — | | | 86 | |
| 应收账款净额 | 861 | | | (18) | | (c) | — | | | 843 | |
| 短期衍生资产 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 其他流动资产 | 66 | | | (5) | | (d) | — | | | 61 | |
| 流动资产总额 | 1,170 | | | (140) | | | — | | | 1,030 | |
| 财产和设备： | | | | | | | |
| 石油和天然气属性，成功的努力方法 | | | | | | | |
| 已探明的石油和天然气性质 | 25,794 | | | — | | | (21,108) | | (o) | 4,686 | |
| 未证明的性质 | 1,546 | | | — | | | (1,063) | | (o) | 483 | |
| 其他财产和设备 | 1,755 | | | — | | | (1,256) | | (o) | 499 | |
| 总资产和设备 | 29,095 | | | — | | | (23,427) | | (o) | 5,668 | |
| 减去：累计折旧、损耗和摊销 | (23,877) | | | — | | | 23,877 | | (o) | — | |
| 持有待售财产和设备，净额 | 9 | | | — | | | (7) | | (o) | 2 | |
| 财产和设备合计(净额) | 5,227 | | | — | | | 443 | | (o) | 5,670 | |
其他长期资产 | 198 | | | — | | | (84) | | (p) | 114 | |
| 总资产 | $ | 6,595 | | | $ | (140) | | | $ | 359 | | | $ | 6,814 | |
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| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 前身 | | 重组调整 | | 重新开始调整 | | 继任者 |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 负债和股东权益(赤字) | |
| 流动负债： | | | | | | | |
应付帐款 | $ | 391 | | | $ | 24 | | (e) | $ | — | | | $ | 415 | |
长期债务的当期到期日，净额 | 1,929 | | | (1,929) | | (f) | — | | | — | |
应计利息 | 4 | | | (4) | | (g) | — | | | — | |
短期衍生负债 | 398 | | | — | | | — | | | 398 | |
| 其他流动负债 | 645 | | | 124 | | (h) | — | | | 769 | |
| 流动负债总额 | 3,367 | | | (1,785) | | | — | | | 1,582 | |
长期债务，净额 | — | | | 1,261 | | (i) | 52 | | (q) | 1,313 | |
长期衍生负债 | 90 | | | — | | | — | | | 90 | |
资产报废债务，扣除当期部分 | 139 | | | — | | | 97 | | (r) | 236 | |
其他长期负债 | 5 | | | 2 | | (j) | — | | | 7 | |
可能受到损害的负债 | 9,574 | | | (9,574) | | (k) | — | | | — | |
| 总负债 | 13,175 | | | (10,096) | | | 149 | | | 3,228 | |
或有事项及承担(注7) | | | | | | | |
| 股东权益(赤字)： | | | | | | | |
| 前身优先股 | 1,631 | | | (1,631) | | (l) | — | | | — | |
| 前身普通股 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 前置追加实收资本 | 16,940 | | | (16,940) | | (l) | — | | | — | |
| 继承人普通股 | — | | | 1 | | (m) | — | | | 1 | |
| 继承人追加实收资本 | — | | | 3,585 | | (m) | — | | | 3,585 | |
| 累计其他综合收益 | 48 | | | — | | | (48) | | (s) | — | |
| 累计赤字 | (25,199) | | | 24,941 | | (n) | 258 | | (t) | — | |
| 股东权益合计(亏损) | (6,580) | | | 9,956 | | | 210 | | | 3,586 | |
| 总负债和股东权益(赤字) | $ | 6,595 | | | $ | (140) | | | $ | 359 | | | $ | 6,814 | |
重组调整(a)下表反映了计划自实施之日起的现金来源和用途：
| | | | | |
| 资料来源： | |
| 发行债券所得款项 | $ | 1,000 | |
| 配股所得款项 | 600 | |
| 退还债券利息按金所得款项 | 5 | |
| 总现金来源 | $ | 1,605 | |
| 用途： | |
| 支付累积的DIP设施余额 | $ | (1,179) | |
| 支付退出信贷安排--A档贷款 | (479) | |
| 转账至受限现金作为专业费用储备 | (76) | |
| 转账至受限现金以方便索偿分配准备金 | (10) | |
| 专业费用的缴付 | (31) | |
| DIP贷款利息和费用的支付 | (12) | |
| 支付FLLO替代交易手续费 | (12) | |
| 支付由代管提供资金的票据费用 | (8) | |
| 支付RBL利息和费用 | (1) | |
| 现金使用总额 | $ | (1,808) | |
| 使用的现金净额 | $ | (203) | |
(b)代表将资金转入受限现金账户，以便为专业费用准备金和便利索赔分配准备金提供资金。
(c)反映与解除的法律责任相关的应收保险的解除。
(d)反映收取优先无抵押票据的利息按金。
(e)应付账款的变化包括：
| | | | | |
| 专业服务提供商成功费用的应计 | $ | 38 | |
| 应计便利索赔分配准备金 | 10 | |
| 专业服务提供者费用的应计 | 5 | |
| 从受损害的负债中恢复应付账款 | 2 | |
| 专业费用的缴付 | (31) | |
| 对应付帐款的净影响 | $ | 24 | |
(f)反映了请愿前信贷安排的付款#美元1.179亿美元，并将A档和B档贷款转给长期债务#美元750百万美元。
(g)反映DIP贷款的应计利息和费用的支付。
(h)其他流动负债的变动包括：
| | | | | |
| 将其他流动负债从须予妥协的负债中恢复 | $ | 191 | |
| 票据费用的应计费用 | 2 | |
| 通过发行后续普通股解决看跌期权溢价问题 | (60) | |
| DIP设施费用的支付 | (9) | |
| 对其他流动负债的净影响 | $ | 124 | |
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(i)长期债务的变化包括：
| | | | | |
| 债券发行情况 | $ | 1,000 | |
| 发放A档和B档贷款 | 750 | |
| A档贷款的偿付 | (479) | |
| 该批债券的发债成本 | (10) | |
| 对长期债务的净影响，净额 | $ | 1,261 | |
(j)反映恢复长期租赁责任。
(k)在生效之日，按照《计划》结清了受损害的债务如下：
| | | | | |
| 发生前须受损害的负债 | $ | 9,574 | |
| 自生效之日起恢复： | |
| 应付帐款 | $ | (2) | |
| 其他流动负债 | (191) | |
| 其他长期负债 | (2) | |
| 恢复的总负债 | $ | (195) | |
| 根据计划或重组为结清金额提供的对价： | |
| 发行与供股相关的后续普通股及后盾承诺和认沽期权溢价的结算 | $ | (2,311) | |
| 发行与供股和后盾承诺相关的后续普通股所得款项 | 600 | |
| 向FLLO定期贷款持有人发行后续普通股，增加配股和后备承诺 | (783) | |
| 向第二留置权票据持有人发行后续普通股，增加配股和后备承诺 | (124) | |
| 向无担保票据持有人发行后续普通股 | (45) | |
| 发行一般无担保债权的后续普通股 | (8) | |
| A类认股权证的公允价值 | (93) | |
| B类认股权证的公允价值 | (94) | |
| C类认股权证的公允价值 | (68) | |
| 支付给一般无担保债权持有人的收益 | (10) | |
| 为按照计划结算金额而提供的总对价 | $ | (2,936) | |
| 受折衷影响的债务清偿收益 | $ | 6,443 | |
(l)根据该计划，截至生效日期，前身的所有股权，包括前身的普通股和优先股，在没有任何分配的情况下被注销。
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(m)反映继承人权益，包括发行97,907,081新普通股股份，11,111,111A类认股权证股份，12,345,679B类认股权证股份及9,768,527根据该计划，C类认股权证的股份。
| | | | | |
| 发行与供股和后备承诺相关的后续股权 | $ | 2,371 | |
| 向FLLO定期贷款持有人发行后续股权，增加配股和支持承诺 | 783 | |
| 向第二期留置权票据持有人发行继任股本，增加供股及后备承担 | 124 | |
| 向无担保优先票据持有人发行后续股权 | 45 | |
| 向允许的一般无担保债权的持有人发行继承人权益 | 8 | |
| A类认股权证的公允价值 | 93 | |
| B类认股权证的公允价值 | 94 | |
| C类认股权证的公允价值 | 68 | |
| 继承人普通股和额外实收资本的总变动 | 3,586 | |
| 减去：后续普通股的面值 | (1) | |
| 继承人追加实收资本的变动 | $ | 3,585 | |
(n)反映了这些影响对累积赤字的累积净影响如下：
| | | | | |
| 受折衷影响的债务清偿收益 | $ | 6,443 | |
| 专业服务提供商成功费用的应计 | (38) | |
| 专业服务提供者费用的应计 | (5) | |
| 退还其他应收款 | (18) | |
| 支付FLLO替代交易手续费 | (12) | |
| 重组项目总数(净额) | 6,370 | |
| 注销前置权益 | 18,571 | |
| 对累计赤字的净影响 | $ | 24,941 | |
重新开始调整
(o)反映了对我们(I)已探明的石油和天然气资产、(Ii)未经探明的资产、(Iii)其他资产和设备以及(Iv)待售资产和设备的公允价值调整，并消除了累积的损耗、折旧和摊销。
(p)反映公允价值调整，以按公允价值记录历史合同。
(q)反映对2026年票据及2029年票据的公允价值调整为$22百万美元和美元30分别为100万美元。
(r)反映使用截至生效日期的假设对我们的资产报废债务进行的调整，包括2%，经信贷调整的平均无风险利率为5.18%.
(s)反映公允价值调整以抵销累积的其他综合收益#美元9与套期保值结算有关的百万美元被取消#美元抵消57造成所得税优惠记录为#美元的所得税影响百万美元57百万美元。看见注11关于所得税的讨论。
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(t)反映重新启动调整对累计赤字的净累计影响如下：
| | | | | |
| 重新开始调整物业和设备 | $ | 443 | |
| 对其他长期资产的重新开始调整 | (84) | |
| 对长期债务的重新开始调整 | (52) | |
| 对长期资产报废债务进行新的开始调整 | (97) | |
| 对累积的其他综合收益进行重新开始调整 | (9) | |
| 影响重组项目的重新开始调整合计(净额) | 201 | |
| 所得税对累计其他综合所得的影响 | 57 | |
| 对累计赤字的净影响 | $ | 258 | |
重组项目，净额
我们已产生与重组相关的重大开支、收益及亏损，主要是结算须予折衷的负债的收益、撇销未摊销债务发行成本及相关未摊销溢价及折扣、债务及股权融资费、准予申索拨备，以及在根据破产法第11章提交重组程序后产生的法律及专业费用。准予索赔的应计费用主要是合同拒绝以及计划规定的中游节余要求引起的结算所造成的损失。虽然索赔对账过程仍在进行中，但我们不认为任何现有的未解决索赔会导致对财务报表进行重大调整。在重组项目中产生的这些项目的金额，在我们所附的合并运营报表中净额，对我们的运营报表产生了重大影响。
下表汇总了重组项目中的组成部分，净额包括在我们的合并经营报表中：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| 受折衷影响的债务清偿收益 | | $ | — | | | | $ | 6,443 | | | $ | 12 | | | $ | — | |
| 准予索赔的应计项目 | | — | | | | (1,002) | | | (879) | | | — | |
| 冲销先前债务的未摊销债务溢价(贴现) | | — | | | | — | | | 518 | | | — | |
| 冲销先前债务的未摊销债务发行成本 | | — | | | | — | | | (61) | | | — | |
| 从新的开始调整中获益 | | — | | | | 201 | | | — | | | — | |
| 解除承诺负债的收益 | | — | | | | 55 | | | — | | | — | |
| 债务和股权融资费 | | — | | | | — | | | (145) | | | — | |
| 剥离资产损失 | | — | | | | — | | | (128) | | | — | |
| 专业服务提供者费用和其他 | | — | | | | (60) | | | (113) | | | — | |
| 专业服务提供商的成功费用 | | — | | | | (38) | | | — | | | — | |
| 退还其他应收款 | | — | | | | (18) | | | — | | | — | |
| FLLO另类交易费 | | — | | | | (12) | | | — | | | — | |
| 重组项目总数(净额) | | $ | — | | | | $ | 5,569 | | | $ | (796) | | | $ | — | |
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切萨皮克能源公司及其子公司
合并财务报表附注--(续)
Vine收购
2021年11月1日，我们收购了Vine Energy，Inc.(“Vine”)，这是一家能源公司，根据与Vine于2021年8月10日达成的最终协议，专注于开发路易斯安那州西北部超压堆叠的海恩斯维尔和博西耶中部页岩地区的天然气资产，总对价约为$1.5亿美元，其中包括大约18.7百万股我们的普通股和$90百万现金。在收购Vine的同时，Vine的第二笔留置权定期贷款以#美元偿还并终止163百万美元，包括$13由于协议包含控制条款的变化，使定期贷款在成交时可赎回，百万用手头现金支付全部保费。Vine的基于准备金的贷款工具，它有不是截至2021年11月1日的借款在收购时终止。此外，Vine‘s6.75本金金额为$的高级债券百分比950公司承担了100万美元的债务。看见注6关于所承担的债务的额外讨论。我们用手头的现金为对价的现金部分提供资金。
初步确定葡萄收购价
我们已经使用收购方法将收购Vine作为一项业务组合进行了核算。下表列出了Vine的总收购价对收购的可识别资产和根据收购日期的公允价值承担的负债的初步分配。目前还没有完成收购价格分配所需的某些数据，包括但不限于收购前或有事项的估值、为Vine的资产和负债提供基本税基的最终纳税申报单以及对收购资产和承担的负债的最终评估。我们预期于收购日期后12个月内完成收购价格分配，在此期间资产及负债的价值可能会作出适当修订。
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| | | | | |
| 初步
购进价格分配 |
| 考虑事项： | |
现金 | $ | 253 | |
| 切萨皮克公司在合并中发行的普通股的公允价值 | 1,231 | |
| 限制性股票单位更换奖 | 6 | |
总对价 | $ | 1,490 | |
| |
| 承担的负债的公允价值： | |
流动负债 | $ | 765 | |
长期债务 | 1,021 | |
递延税项负债 | 49 | |
其他长期负债 | 272 | |
可归因于承担的负债的数额 | $ | 2,107 | |
| |
| 收购资产的公允价值： | |
现金和现金等价物 | $ | 59 | |
其他流动资产 | 206 | |
已探明的石油和天然气性质 | 2,181 | |
未证明的性质 | 1,118 | |
其他财产和设备 | 1 | |
其他长期资产 | 32 | |
可归因于购入资产的金额 | $ | 3,597 | |
| |
可确认净资产总额 | $ | 1,490 | |
石油和天然气的性质
对于Vine的收购，我们应用了适用的指导，根据该指导，收购方应按公允价值确认收购日收购的可识别资产和承担的负债。已探明及未探明石油及天然气资产于收购日期的公允价值估计乃基于估计石油及天然气储量及相关未来现金流量净额，并以加权平均资本成本折现，包括对未来产量及未来开发成本的估计。我们利用NYMEX按通胀调整的条形定价对储量进行估值。然后，我们根据准备金的分类和其他风险特征应用了不同的贴现率。管理层利用第三方估价专家的协助，估算了所购石油和天然气资产的价值。此外，已探明及未探明石油及天然气资产的公允价值估计亦已采用市场法予以确认，而市场法则考虑了类似资产最近的可比交易。
用于评估石油和天然气性质的投入需要管理层作出重要的判断和估计，并代表3级投入。
金融工具和其他
长期债务的公允价值计量是根据市场方法使用一家独立投资数据服务公司提供的估计数估计的，代表第2级投入。
限制性股票单位更换奖
包括在收购Vine的对价中约为$6与Vine的限制性股票单位奖认可的合并前服务相关的100万美元。对于在以下时间加速或过渡的受限股票单位
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在合并时，我们确认了加速奖励部分的费用，并考虑了与合并前服务有关的奖励部分。
Vine收购后的收入和费用
在我们的综合运营报表中，我们包括了石油、天然气和NGL收入$290百万美元，石油和天然气衍生品的净收益为$144百万美元，直接运营费用为$177100万美元，包括折旧、损耗和摊销及其他费用#美元122021年11月1日至2021年12月31日期间与葡萄业务相关的百万美元。
Vine ProForma财务信息
以下2021年后续期间未经审计的备考财务信息基于我们的历史综合财务报表进行调整，以反映好像Vine收购发生在2021年2月10日一样。以下信息反映了基于现有信息和我们认为合理的某些假设的预计调整，包括调整以使Vine运营报表中的费用分类符合我们对类似费用的分类，以及预计预计调整的税务影响。
| | | | | | | | |
| | 继任者 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 |
| | |
收入 | | $ | 5,448 | |
| 普通股股东可获得的净收入 | | $ | 128 | |
| 普通股每股收益： | | |
基本信息 | | $ | 1.09 | |
稀释 | | $ | 0.97 | |
中大陆资产剥离
2020年10月13日，我们向破产法院提交了一份通知，根据破产法，我们与Tapstone Energy达成了第363条交易协议。2020年11月10日，在破产法院监督下举行的拍卖中，其他获得资格的买家提交了对该资产的出价。我们向破产法院提交了拍卖结果，交易于2020年11月13日获得批准。2020年12月11日，我们以1美元的价格完成了与Tapstone Energy的交易130100万美元，但须在结账后进行调整，从而确认约#美元的收益27百万美元。
海恩斯维尔交易所
2020年11月22日，我们向破产法院提交了通知，称我们已与Williams Companies达成协议，转让某些海恩斯维尔资产，包括144生产油井和大约50,000净英亩，以换取关于我们保留的资产的更好的中游合同条款。2020年12月15日，法院批准了与Williams公司的交易，交易的结果是确认了大约#美元的损失。128按资产的账面价值与交出资产的公允价值之间的差额计算。执行这项交换是为了按照计划的要求在中游债务上获得足够的节余。因此，亏损被记入重组项目，净额计入我们的综合经营报表。
收购野马
2019年2月1日，我们收购了野马资源开发公司(WildHorse)，这是一家石油和天然气公司，在德克萨斯州东南部的Eagle Ford页岩和Austin Chalk地层开展业务，价格约为3.6百万股的反向股票拆分调整后的前身普通股和$381百万现金。我们通过请愿前循环信贷安排下的借款为对价的现金部分提供资金。随着交易的结束，我们收购了WildHorse的所有债务。
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野马收购价格分配
我们已使用收购方法将收购WildHorse及其与我们的全资子公司布拉索斯山谷长角牛公司(“布拉索斯山谷长角牛”或“BVL”)的相应合并作为业务组合入账。下表显示了WildHorse的总收购价格对收购的可识别资产和根据收购日期的公允价值承担的负债的最终分配。
| | | | | |
| 购进价格分配 |
| 考虑事项： | |
现金 | $ | 381 | |
| 切萨皮克公司在合并中发行的普通股的公允价值 | 2,037 | |
总对价 | $ | 2,418 | |
| |
| 承担的负债的公允价值： | |
流动负债 | $ | 166 | |
长期债务 | 1,379 | |
递延税项负债 | 314 | |
其他长期负债 | 36 | |
可归因于承担的负债的数额 | $ | 1,895 | |
| |
| 收购资产的公允价值： | |
现金和现金等价物 | $ | 28 | |
其他流动资产 | 128 | |
已探明的石油和天然气性质 | 3,264 | |
未证明的性质 | 756 | |
其他财产和设备 | 77 | |
其他长期资产 | 60 | |
可归因于购入资产的金额 | $ | 4,313 | |
| |
可确认净资产总额 | $ | 2,418 | |
石油和天然气的性质
对于收购WildHorse，我们应用了适用的指导，根据该指引，收购方应按公允价值确认收购日收购的可识别资产和承担的负债。已探明及未探明石油及天然气资产于收购日期的公允价值估计乃基于估计石油及天然气储量及相关未来现金流量净额，并以加权平均资本成本折现，包括对未来产量及未来开发成本的估计。管理层利用第三方估价专家的协助，估算了所购石油和天然气资产的价值。此外，已探明及未探明石油及天然气资产的公允价值估计亦已采用市场法予以确认，而市场法则考虑了类似资产最近的可比交易。
用于评估石油和天然气性质的投入需要管理层作出重要的判断和估计，并代表3级投入。
金融工具和其他
长期债务的公允价值计量是根据市场方法使用一家独立投资数据服务公司提供的估计数估计的，代表第2级投入。
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收购后的野马收入和支出
我们在综合经营报表中计入的收入为752百万美元，直接运营费用为$810100万美元，包括折旧、损耗和摊销及其他费用#美元832019年2月1日至2019年12月31日期间与野马业务相关的百万美元。
WildHorse ProForma财务信息
以下分别截至2019年12月31日和2018年12月31日的年度的未经审计备考财务信息基于我们的历史综合财务报表进行调整，以反映好像收购WildHorse发生在2018年1月1日。以下信息反映了基于现有信息和我们认为合理的某些假设的预计调整，包括调整以使WildHorse运营报表中的费用分类符合我们对类似费用的分类，以及预计预计调整对税收的影响。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 前身 |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2019 | | 2018 |
收入 | | $ | 8,587 | | | $ | 11,211 | |
普通股股东可获得的净收益(亏损) | | $ | (431) | | | $ | 195 | |
| 普通股每股收益(亏损)： | | | | |
基本信息 | | $ | (51.77) | | | $ | 42.89 | |
稀释 | | $ | (51.77) | | | $ | 42.89 | |
这一未经审计的备考信息是从历史信息中得出的。未经审计的备考财务信息不一定表明，如果收购在所述期间开始时已完成，实际会发生什么，也不一定表明未来的结果。
2019年交易
2019年，我们收到了大约美元的收益130100万，扣除结账后调整数后净额，确认收益约为#美元46100万美元，主要用于出售非核心石油和天然气资产。
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普通股每股基本收益(亏损)的计算方法为普通股股东应占净收益(亏损)除以当期已发行普通股的加权平均股数。普通股每股摊薄收益(亏损)的计算方法相同，但包括潜在摊薄证券的影响。后续期内的潜在摊薄证券包括与认股权证有关的可发行股份、未归属的限制性股票单位及未归属的履约股份单位，而前一期间的潜在摊薄证券包括未归属的限制性股票、与优先股有关的或有可发行股份及可转换优先票据，除非其效果是反摊薄的。
基本每股收益(亏损)和稀释后每股收益(亏损)之间的对账如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 继任者 | | | 前身 |
| 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至的年度
2020年12月31日 | | 截至的年度
2019年12月31日 |
| 分子 | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 基本和摊薄净收益(亏损) | $ | 945 | | | | $ | 5,383 | | | $ | (9,756) | | | $ | (416) | |
| | | | | | | | |
| 分母(千) | | | | | | | | |
| 加权平均已发行普通股，基本股 | 101,754 | | | | 9,781 | | | 9,773 | | | 8,325 | |
| 潜在摊薄证券的影响 | | | | | | | | |
| 优先股 | — | | | | 290 | | | — | | | — | |
| 认股权证 | 14,376 | | | | — | | | — | | | — | |
| 限制性股票 | 200 | | | | — | | | — | | | — | |
| 绩效份额单位 | 11 | | | | — | | | — | | | — | |
| 加权平均已发行普通股，稀释后 | 116,341 | | | | 10,071 | | | 9,773 | | | 8,325 | |
| | | | | | | | |
| 普通股每股收益(亏损) | | | | | | | | |
| 普通股每股收益(亏损)，基本 | $ | 9.29 | | | | $ | 550.35 | | | $ | (998.26) | | | $ | (49.97) | |
| 稀释后每股普通股收益(亏损) | $ | 8.12 | | | | $ | 534.51 | | | $ | (998.26) | | | $ | (49.97) | |
继任者
在2021年后续期内，稀释后每股收益(亏损)的计算不包括1,228,828普通股和普通股的保留股份2,318,446与解决与破产法第11章案件相关的一般无担保债权有关的预留C类认股权证，因为尚未满足在2021年后续期被视为摊薄股份的所有必要条件。
前身
计算2020年前期摊薄每股收益(亏损)时，不包括290,716普通股相当于我们的优先股。
计算2019年前一期间的稀释每股收益(亏损)时，不包括295,731相当于我们优先股的普通股和普通股2,210限制性股票的股份。
我们可以选择解决转换的问题5.502026年到期的可转换优先票据的百分比，包括现金、股票或普通股或其任何组合。由于我们普通股的价格在转换期间的任何时间都低于转换阈值水平，因此对稀释后每股收益(亏损)没有影响。
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合并财务报表附注--(续)
截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们的长期债务包括以下内容：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 继任者 | | | 前身 |
| 2021年12月31日 | | | 2020年12月31日 |
| 账面金额 | | 公允价值(a) | | | 账面金额 | | 公允价值(a) |
| 退出信贷安排--A档贷款 | $ | — | | | $ | — | | | | $ | — | | | $ | — | |
| 退出信贷安排--B档贷款 | 221 | | | 221 | | | | — | | | — | |
5.502026年到期的优先票据百分比 | 500 | | | 526 | | | | — | | | — | |
5.8752029年到期的优先票据百分比 | 500 | | | 535 | | | | — | | | — | |
6.752029年到期的优先票据百分比(b) | 950 | | | 1,031 | | | | — | | | — | |
| DIP设施 | — | | | — | | | | — | | | — | |
| 请愿前循环信贷安排 | — | | | — | | | | 1,929 | | | 1,929 | |
| 2024年到期的定期贷款 | — | | | — | | | | 1,500 | | | 1,220 | |
11.502025年到期的高级担保第二留置权票据百分比 | — | | | — | | | | 2,330 | | | 373 | |
6.6252020年到期的优先票据百分比 | — | | | — | | | | 176 | | | 8 | |
6.8752020年到期的优先票据百分比 | — | | | — | | | | 73 | | | 3 | |
6.1252021年到期的优先票据百分比 | — | | | — | | | | 167 | | | 7 | |
5.3752021年到期的优先票据百分比 | — | | | — | | | | 127 | | | 5 | |
4.8752022年到期的优先票据百分比 | — | | | — | | | | 272 | | | 12 | |
5.752023年到期的优先票据百分比 | — | | | — | | | | 167 | | | 8 | |
7.002024年到期的优先票据百分比 | — | | | — | | | | 624 | | | 29 | |
6.8752025年到期的优先票据百分比 | — | | | — | | | | 2 | | | 2 | |
8.002025年到期的优先票据百分比 | — | | | — | | | | 246 | | | 10 | |
5.502026年到期的可转换优先票据百分比 | — | | | — | | | | 1,064 | | | 42 | |
7.502026年到期的优先票据百分比 | — | | | — | | | | 119 | | | 5 | |
8.002026年到期的优先票据百分比 | — | | | — | | | | 46 | | | 2 | |
8.002027年到期的优先票据百分比 | — | | | — | | | | 253 | | | 11 | |
| 优先票据的溢价 | 116 | | | — | | | | — | | | — | |
| 发债成本 | (9) | | | — | | | | — | | | — | |
| 总债务，净额 | 2,278 | | | 2,313 | | | | 9,095 | | | 3,666 | |
| 减少长期债务的当前到期日，净额 | — | | | — | | | | (1,929) | | | (1,929) | |
| 重新归类为受损害的负债的较少金额 | — | | | — | | | | (7,166) | | | (1,737) | |
| 长期债务总额，净额 | $ | 2,278 | | | $ | 2,313 | | | | $ | — | | | $ | — | |
____________________________________________
(a)由于利率以现行市场利率为基础，我们的退出信贷安排项下借款的账面价值接近公允价值；因此，它们是第一级公允价值计量。对于所有其他债务，使用基于主要金融机构报价的市场方法来计量公允价值，这些报价是二级投入。
(b)2021年11月1日，我们收购了Vine的债务，包括6.752029年到期的优先票据的百分比。请参阅下面的进一步讨论。
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继承人债务
我们的浮现后退出融资包括退出信贷安排，其中包括基于准备金的循环信贷安排和非循环贷款安排，以及票据。
退出信贷机构。于生效日期，根据该计划的条款，本公司作为借款人订立以储备金为基础的信贷协议(“信贷协议”)，提供以储备金为基础的信贷安排，初始借款基数为#美元。2.5十亿美元。借款基数将每半年重新确定一次，时间为每年5月1日和11月1日左右。我们的借款基数在2021年10月得到确认，下一次预定的重新确定将在2022年5月1日左右。贷款人在退出信贷机制下最初选定的承诺总额为#美元。1.7530亿美元的A批贷款和221提供全额资金的B批贷款100万美元。
退出信贷安排规定了$200可用于签发信用证的总承诺额的100万美元。退出信贷工具根据我们的选择，以ABR(备用基本利率)或LIBOR加上适用的保证金(从2.25–3.25ABR贷款年利率和3.25–4.25伦敦银行同业拆息贷款的年利率，受1.00%LIBOR下限)，取决于当时正在使用的借款基数的百分比。A部分贷款到期三年在生效日期和B批贷款到期后四年在生效日期之后。如果没有未偿还的A批贷款，则可以偿还B批贷款。
信贷协议载有财务契诺，要求本公司及其担保人在综合基础上维持：(I)第一留置权杠杆比率不超过2.75至1：00，(二)总杠杆率不高于3.50至1：00；。(Iii)电流比率不少于1.00至1：00及(4)在任何时间有未偿还的额外担保债务，资产覆盖率不得低于1.50至1：00，定义为PDP储备的PV10至总担保债务。 该公司拥有不是截至2021年12月31日的未偿还额外担保债务。
《信贷协议》还包含了习惯的肯定和否定契约，除其他外，包括遵守法律(包括环境法和反腐败法)、提交季度和年度财务报表、开展业务、维护财产、维护保险、限制留置权的产生、负债、资产处置、根本改变、限制付款和其他习惯契约。
该公司须支付以下承诺费0.50A档贷款的当前总承诺额中平均每日未使用部分的年利率。公司还被要求支付惯常的信用证和预付费用。
未偿还的高级债券。2021年2月2日，切萨皮克托管发行有限责任公司，当时是该公司的间接全资子公司，发行了$5002026年发行的债券本金总额为百万元5002029年发行的债券本金总额为百万美元。这些票据包括一美元52百万溢价以反映在出现之日的公允价值调整。
票据由本公司为退出信贷安排提供担保的各附属公司以优先无抵押基准提供担保。
票据是根据发行人、担保人和作为受托人的德意志银行信托公司美洲公司之间的一份日期为2021年2月5日的契约发行的。
该批债券的利息每半年支付一次，由二零二一年八月一日起，每半年支付一次，日期为每年二月一日及八月一日。
这些票据是公司的优先无担保债务。因此，彼等(I)于所有现有及未来优先债务(包括退出信贷安排下的借款)享有同等的偿付权；(Ii)实际上在偿付权利上附属于所有现有及未来有担保债务(包括退出信贷安排下的债务)，但以担保该等债务的抵押品价值为限；(Iii)在结构上从属于不担保债券的任何附属公司及任何并非为票据提供担保的附属公司的任何实体的所有现有及未来债务及其他负债；及(Iv)优先于所有未来附属债务的偿付权。担保人对票据的每一项担保都是担保人的一般无担保优先债务。因此，担保(I)与担保人现有和未来的所有优先债务(包括担保人在退出信贷机制下的债务担保)具有同等的偿债权利，(Ii)排在所有现有和未来的担保债务之后。
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合并财务报表附注--(续)
该等担保人，包括该担保人在吾等退出信贷机制下的债务担保，在该担保人担保该等有抵押债务的抵押品价值的范围内，(Iii)在结构上从属于该担保人的任何未来附属公司不担保票据的所有债务及其他负债，及(Iv)优先于该担保人的所有未来附属债务的偿付权。
Vine高级笔记
由于完成对Vine的收购，本公司及其若干附属公司签订了一份补充契约，根据该契约，本公司承担了Vine$的债务。950本金总额为百万美元6.75%2029年到期的优先票据(“藤本票据”)根据日期为2021年4月7日的契约发行，受托人为全国协会威尔明顿信托基金(“藤本契约”)。葡萄藤笔记包括一美元71百万溢价，以反映收购日的公允价值调整。
本公司及其某些附属公司已同意担保Vine Indenture项下的此类义务。此外，Vine的某些子公司与作为受托人的德意志银行美国信托公司(“CHK Indenture”)签订了本公司现有契约的补充契约，日期为2021年2月5日，据此Vine的这些子公司已同意担保CHK Indenture项下的义务。
葡萄债券的利息每半年支付一次，分别于每年的4月15日和10月15日支付给在紧接之前的4月1日和10月1日登记的持有人。我们的第一次利息支付将于2022年4月15日支付。
逐步淘汰伦敦银行同业拆息
2020年3月，FASB发布了ASU 2020-04，参考汇率改革(主题848)。ASU 2020-04的目的是提供可选的指导，以缓解全市场范围内从银行间同业拆借利率(从2021年12月31日起不再用于新贷款)转向替代参考利率对财务报告的潜在影响。ASU 2020-04仅适用于引用基准参考利率的合同、套期保值关系、债务安排和其他交易，该基准参考利率预计将因参考汇率改革而终止。ASU 2020-04中的修正案自2020年3月12日起至2022年12月31日对所有实体有效。本指引的采纳不会对我们的综合财务报表和相关披露产生实质性影响。
第11章诉讼--前身债务
根据破产法第11章申请破产保护，对我们之前的某些有担保和无担保债务构成违约事件。由于破产法第11章的情况，这些债务工具项下到期的本金和利息立即到期并应支付。然而，《破产法》第362条禁止债权人因违约而采取任何行动。
截至2020年12月31日，在FLLO定期贷款、第二留置权票据和我们所有其他无担保优先票据和可转换优先票据项下的未偿还本金重新归类为负债，但在附带的综合资产负债表上须进行折衷。
我们的FLLO定期贷款、第二留置权票据以及无担保优先和可转换优先票据的协议包含关于违约时利息计算的条款。违约时，FLLO定期贷款的利率从LIBOR加8.00%至替代基本利率(ABR)(3.252020年第四季度的百分比)加适用利润率(7.002020年前一时期第四季度的百分比)加2.00%。至于第二期留置权票据及所有其他无抵押优先及可转换优先票据，在违约时利率维持不变。但是，除本金余额外，还应计未付利息。在破产保护过程中，我们没有支付或确认FLLO定期贷款、第二留置权票据或无担保优先票据和可转换优先票据的利息。
债务人占有信贷协议
于二零二零年六月二十八日，于破产法第11章案件开始前，本公司根据呈请前循环信贷安排与若干贷款人(“新放债人”)及/或其联属公司订立承诺书，向债务人提供本金总额高达约$2.104来自新货币贷款人的10亿美元承诺和贷款。DIP贷款由本金总额最高可达$的新资金循环贷款组成。925100万美元，其中包括一个最高可达5美元的子设施200百万美元用于开立信用证，以及一美元1.179十亿美元的定期贷款
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反映了请愿前循环信贷安排下未偿还借款的一部分：(1)#美元925百万元定期贷款反映了新放贷人根据现有循环信贷协议发放的未偿还现有借款的一部分，以及(Ii)最高约为254百万美元定期贷款反映了某些其他贷款人根据请愿前循环信贷安排协议作出的未偿还现有借款的一部分或汇总。这一美元750在整个破产法第11章的案件中，请愿前循环信贷安排下未结清的未偿还借款中，有100万笔未结清，但应计利息的利率低于已结清的贷款。除其他事项外，DIP融资机制的收益用于请愿后的周转资本、允许的资本投资、一般公司用途、信用证、行政费用、保费、开支和第11章案例中预期交易的费用、支付法院批准的充分保护义务以及符合DIP融资机制的其他此类目的。在生效日期，DIP贷款机制终止，DIP贷款机制下的债务持有人收到了全额现金付款；如果DIP贷款机制下的贷款人也是退出信贷机制下的贷款人，则该贷款人允许的DIP债权首先以美元对美元的比率减少，并以截至生效日期其退出RBL贷款的金额偿还。
2020年以前的债务发行和报废
在2020年前一段时间内，我们回购了大约1美元160本金总额为百万元的以下优先债券95100万美元，并记录了总计约$65百万美元。
| | | | | | | | |
| | 已购回的票据 |
6.6252020年到期的优先票据百分比 | | $ | 32 | |
6.8752020年到期的优先票据百分比 | | 20 | |
4.8752022年到期的优先票据百分比 | | 66 | |
5.752023年到期的优先票据百分比 | | 42 | |
| 总计 | | $ | 160 | |
2019年前身债务
2019年12月，我们签订了一项有保障的4.5-本金总额为$的一年期定期贷款安排1.510亿美元，净收益约为1.455十亿美元。我们用所得款项净额为我们的无抵押BVL优先票据的投标要约提供资金，并偿还我们BVL循环信贷安排下的未偿还金额。我们录得的总净收益约为$4与我们的BVL优先票据和BVL循环信贷安排的报废相关的百万美元。
我们私下协商了大约1美元的交易507年本金额百万未偿还优先票据235,563,519普通股和美元186本公司已发行的可转换优先票据本金73,389,094普通股。我们录得的总净收益约为$64与交易所相关的百万美元。
请愿前循环信贷安排
我们的请愿前循环信贷安排计划于2023年9月到期，贷款人和借款基础在该安排下的总承诺额为#美元。3.0十亿美元。请愿前循环信贷安排规定了手风琴功能，根据该功能，其下的承付款总额可增加到最多#美元。4.010亿美元，取决于参与贷款人的协议和某些其他惯例条件。截至2020年12月31日，我们的未偿还借款为1.929在我们的请愿前循环信贷安排下使用了10亿美元54百万美元，用于各种信用证。
在我们的请愿前循环信贷安排下的借款，根据我们的选择，按另一种基本利率(ABR)或LIBOR计息，外加以下范围内的适用保证金1.50%-2.50ABR贷款年利率和2.50%-3.50LIBOR贷款的年利率，取决于当时正在使用的借款基数的百分比。
我们的请愿前循环信贷安排受到各种金融和其他契约的约束。请愿前循环信贷安排的条款包括限制我们产生额外费用的能力的契诺。
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债务、进行投资或贷款、产生留置权、完善合并和类似的根本性变革、进行限制性付款、对不受限制的子公司进行投资以及与联属公司进行交易。
或有事件
第11章诉讼程序
破产法第11章案件的开始自动搁置了下述针对我们的诉讼和诉讼，以及寻求追回请愿书前债务或对公司破产财产行使控制权的诉讼。破产法第11章案件中的计划于2021年2月9日生效，规定了对针对公司破产财产的索赔的处理，包括在破产法第11章案件中尚未清偿或解决的请愿前债务。看见注2以获取更多信息。
诉讼和监管程序
截至请愿日，我们参与了多起诉讼和监管程序。其中许多诉讼还处于早期阶段，许多诉讼寻求损害赔偿和罚款，数额不详。我们在诉讼和监管程序方面的总应计责任是根据具体情况确定的，是在考虑了其他因素后估计的可能损失，其中包括每个案件或程序的进展、我们的经验和其他人在类似案件或程序中的经验，以及法律顾问的意见和意见。在做出这些估计时需要做出重大判断，我们的最终负债最终可能会有很大不同。
我们正在并预计将继续参与与我们的业务运营相关的各种诉讼和纠纷，包括商业纠纷、人身伤害索赔、特许权使用费索赔、财产损失索赔和合同诉讼。大多数请愿前法律程序已在《破产法》第11章案件中得到解决，或将在破产法院的索赔和解程序中得到解决。与此类请愿前诉讼相关的任何允许的索赔将按照该计划处理。
环境意外情况
石油和天然气业务的性质给我们和我们的子公司带来了一定的环境风险。我们实施了各种政策、计划、程序、培训和审计，以减少和减轻此类环境风险。我们在整个公司的基础上进行定期审查，以评估我们环境风险概况的变化。环境准备金是为可能造成经济损失并可合理估计的环境责任设立的。我们通过使用评估过程来管理我们在收购中的环境责任敞口，该过程旨在确定先前存在的污染或合规问题，并解决潜在的责任。根据确定的环境问题的程度，除其他事项外，我们可能会将某一物业排除在交易之外，要求卖方在收购中对该物业进行令我们满意的补救，或同意承担补救该物业的责任。
我们最近在俄克拉何马州的众多诉讼中被撤职，这些诉讼指控我们和其他公司从事导致地震的活动。这些诉讼要求对不动产和个人财产的损害、财产价值的减值、业务中断造成的经济损失、对财产的使用和享受的干扰、烦恼和不便、人身伤害和精神痛苦进行赔偿。此外，他们还要求偿还保险费、惩罚性赔偿、律师费、费用、费用和利息。与此类请愿前诉讼相关的任何允许的索赔将按照该计划处理。
其他事项
根据管理层目前的评估，我们认为，与我们的业务运营相关的任何未决或威胁的诉讼或纠纷都不可能对我们未来的综合财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。然而，这类问题的最终解决可能超过应计金额，实际结果可能与管理层的估计大不相同。
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承付款
收集、加工和运输协定
我们与中游服务公司和管道承运人签订了合同，承诺未来收集、加工和运输石油、天然气和天然气，将我们的某些产品推向市场。在适当的情况下，营运权益所有人和特许权使用费权益拥有人将负责他们按比例分摊的这些费用。与收集、加工和运输协议有关的承诺没有作为债务记录在随附的综合资产负债表中；但它们反映在我们对已探明储量的估计中。
我们的收集、加工和运输协议下的未贴现承诺总额，不包括工作利息和特许权使用费所有者的任何补偿、第三方数量的信用或服务成本协议下的未来成本，如下：
| | | | | | | | |
| | 继任者 |
| | | 十二月三十一日，
2021 |
| 2022 | | $ | 564 | |
| 2023 | | 500 | |
| 2024 | | 459 | |
| 2025 | | 356 | |
| 2026 | | 318 | |
| 2027 – 2036 | | 1,631 | |
| 总计 | | $ | 3,828 | |
此外，我们还就特定种植面积范围内的某些天然气收集和相关服务签订了长期协议，以换取每年重新确定的基于服务成本的费用，或基于相对于预定数量交付的数量的分级费用。未来的收集费用可能会根据适用的协议而有所不同。
其他承诺
作为我们正常业务过程的一部分，我们签订各种协议，代表我们全资拥有的担保子公司向第三方提供或以其他方式安排财务或履约保证。这些协议可能包括关于运营业绩的未来付款义务或承诺，以有效保证我们子公司的未来业绩。
关于收购和资产剥离，我们的购买和销售协议一般为交易对手因赔偿方违反陈述或担保和/或其他特定事项而产生的责任提供赔偿。这些赔偿通常有一个单独的期限，旨在保护当事人免受在订立或完成特定交易时难以预测或无法量化的风险。对于石油和天然气资产的剥离，我们的购买和销售协议可能要求返还由于未治愈的所有权或环境缺陷而获得的部分收益。
在执行我们的战略优先事项时，我们产生了一些现金费用，包括合同终止费用、融资终止费用以及未使用的天然气运输和收集能力的费用。
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截至2021年12月31日和2020年12月31日的其他流动负债详情如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年12月31日 | | | 2020年12月31日 |
| 应付他人的收入和特许权使用费 | | $ | 617 | | | | $ | 236 | |
| 应计钻井和生产成本 | | 142 | | | | 104 | |
| 应计套期保值成本 | | 113 | | | | 7 | |
| 应计薪酬和福利 | | 91 | | | | 59 | |
| 其他应计税项 | | 86 | | | | 82 | |
| 经营租约 | | 29 | | | | 24 | |
| 已收到共同利息预付款 | | 14 | | | | 8 | |
| 债务和股权融资费 | | — | | | | 69 | |
| 其他 | | 110 | | | | 134 | |
| 其他流动负债总额 | | $ | 1,202 | | | | $ | 723 | |
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根据各种协议，我们是钻机、压缩机、车辆、办公空间和气体处理厂的承租人。截至2021年12月31日，这些租约的剩余期限为一个月至三年。我们的某些租赁协议包括续签租赁、提前终止租赁或在租赁结束时购买标的资产的选项。吾等于租赁开始日将租赁期确定为租约的不可撤销期间，包括在吾等合理地确定行使选择权时延长或终止租约的选择权。该公司的车辆是我们有理由肯定会行使的唯一具有续签选择权的租约。续订反映在ROU资产和租赁负债余额中。
我们的经营ROU资产计入其他长期资产，而经营租赁负债计入综合资产负债表上的其他流动负债和其他长期负债。融资ROU资产反映在总财产和设备净额中，而融资租赁负债则包括在合并资产负债表上的其他流动负债和其他长期负债中。
2021年11月1日，我们收购了Vine，作为收购价格分配的一部分，我们确认了额外的运营租赁负债$32百万美元，以及相关的ROU资产为32与钻井平台租赁、办公空间租赁和天然气处理厂租赁有关的100万美元。
2019年2月1日，我们收购了WildHorse，作为收购价格分配的一部分，我们确认了额外的运营租赁负债$40百万美元，相关ROU资产为$38百万美元，租赁奖励为$2百万美元与以下相关二办公空间租赁、长期水力压裂协议和其他设备租赁。关于我们的长期水力压裂协议，我们做出了一项政策选择，将租赁和非租赁组件视为单一租赁组件。所有这些收购的租约在我们的破产过程中都被批准拒绝，随后从我们的资产负债表中删除。
2018年，我们将全资子公司Midcon Compression，L.L.C.出售给第三方，随后将某些天然气压缩机租回，以38月份。租赁一直作为融资租赁负债入账，直到作为我们破产程序的一部分重新谈判合同，合同的变化导致融资租赁于2021年3月重新分类为经营性租赁。
下表显示了我们截至2021年12月31日和2020年12月31日的ROU资产和租赁负债。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年12月31日 | | | 2020年12月31日 |
| | | 金融 | | 运营中 | | | 金融 | | 运营中 |
| ROU资产 | | $ | — | | | $ | 38 | | | | $ | 9 | | | $ | 29 | |
| | | | | | | | | |
| 租赁负债： | | | | | | | | | |
流动租赁负债 | | $ | — | | | $ | 29 | | | | $ | 9 | | | $ | 27 | |
长期租赁负债 | | — | | | 9 | | | | — | | | 2 | |
租赁总负债 | | — | | | 38 | | | | 9 | | | 29 | |
| 重新归类为受损害的负债的较少金额 | | — | | | — | | | | (9) | | | (5) | |
| 租赁负债总额，净额 | | $ | — | | | $ | 38 | | | | $ | — | | | $ | 24 | |
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关于该公司的经营和融资租赁的其他信息如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| 租赁费： | | | | | | | | | |
| ROU资产的摊销 | | $ | — | | | | $ | 1 | | | $ | 9 | | | $ | 8 | |
| 租赁负债利息 | | — | | | | — | | | 1 | | | 2 | |
融资租赁成本 | | — | | | | 1 | | | 10 | | | 10 | |
| 经营租赁成本 | | 33 | | | | 3 | | | 17 | | | 26 | |
| 短期租赁成本 | | 13 | | | | — | | | 32 | | | 112 | |
总租赁成本 | | $ | 46 | | | | $ | 4 | | | $ | 59 | | | $ | 148 | |
| | | | | | | | | |
| 其他信息： | | | | | | | | | |
| 融资租赁的经营性现金流出 | | $ | — | | | | $ | — | | | $ | 1 | | | $ | 2 | |
| 经营性租赁的经营性现金流出 | | $ | 7 | | | | $ | — | | | $ | 9 | | | $ | 11 | |
| 投资经营租赁的现金流出 | | $ | 39 | | | | $ | 3 | | | $ | 40 | | | $ | 127 | |
| 融资租赁产生的现金流出 | | $ | — | | | | $ | 1 | | | $ | 9 | | | $ | 8 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年12月31日 | | | 2020年12月31日 |
| 加权平均剩余租赁期限-融资租赁 | | 不适用 | | | 1.00年 |
| 加权平均剩余租赁期限--经营租赁 | | 1.44年份 | | | 1.12年份 |
| 加权平均贴现率-融资租赁 | | 不适用 | | | 7.50 | % |
| 加权平均贴现率--经营租赁 | | 3.80 | % | | | 6.46 | % |
经营租赁负债到期日分析如下：
| | | | | | | | |
| | 继任者 |
| | 2021年12月31日 |
| 2022 | | $ | 29 | |
| 2023 | | 8 | |
| 2024 | | 1 | |
租赁付款总额 | | 38 | |
| 扣除计入的利息 | | — | |
租赁负债现值 | | 38 | |
| 较少的当前到期日 | | (29) | |
租赁负债现值减去当期到期日 | | $ | 9 | |
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下表显示了所列期间按经营区域和产品类型分列的收入：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 |
| | 油 | | 天然气 | | NGL | | 总计 |
| 马塞卢斯 | | $ | — | | | $ | 1,370 | | | $ | — | | | $ | 1,370 | |
| 海恩斯维尔 | | — | | | 998 | | | — | | | 998 | |
| 鹰福特 | | 1,354 | | | 179 | | | 179 | | | 1,712 | |
| 粉河流域 | | 202 | | | 75 | | | 44 | | | 321 | |
| 石油、天然气和天然气收入 | | $ | 1,556 | | | $ | 2,622 | | | $ | 223 | | | $ | 4,401 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
营销收入 | | $ | 1,158 | | | $ | 908 | | | $ | 197 | | | $ | 2,263 | |
| | | | | | | | |
| | 前身 |
| | 2021年1月1日至2021年2月9日 |
| | 油 | | 天然气 | | NGL | | 总计 |
| 马塞卢斯 | | $ | — | | | $ | 119 | | | $ | — | | | $ | 119 | |
| 海恩斯维尔 | | — | | | 53 | | | — | | | 53 | |
| 鹰福特 | | 159 | | | 17 | | | 17 | | | 193 | |
| 粉河流域 | | 20 | | | 7 | | | 6 | | | 33 | |
| 石油、天然气和天然气收入 | | $ | 179 | | | $ | 196 | | | $ | 23 | | | $ | 398 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
营销收入 | | $ | 141 | | | $ | 78 | | | $ | 20 | | | $ | 239 | |
| | | | | | | | |
| | 截至2020年12月31日的年度 |
| | | 油 | | 天然气 | | NGL | | 总计 |
| 马塞卢斯 | | $ | — | | | $ | 631 | | | $ | — | | | $ | 631 | |
| 海恩斯维尔 | | — | | | 362 | | | — | | | 362 | |
| 鹰福特 | | 1,202 | | | 129 | | | 97 | | | 1,428 | |
| 粉河流域 | | 170 | | | 41 | | | 20 | | | 231 | |
| 中大陆 | | 55 | | | 25 | | | 13 | | | 93 | |
| 石油、天然气和天然气收入 | | $ | 1,427 | | | $ | 1,188 | | | $ | 130 | | | $ | 2,745 | |
| | | | | | | | |
| 与客户签订合同的营销收入 | | $ | 1,195 | | | $ | 494 | | | $ | 110 | | | $ | 1,799 | |
| 其他营销收入 | | 67 | | | 3 | | | — | | | 70 | |
营销收入 | | $ | 1,262 | | | $ | 497 | | | $ | 110 | | | $ | 1,869 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2019年12月31日的年度 |
| | | 油 | | 天然气 | | NGL | | 总计 |
| 马塞卢斯 | | $ | — | | | $ | 856 | | | $ | — | | | $ | 856 | |
| 海恩斯维尔 | | — | | | 620 | | | — | | | 620 | |
| 鹰福特 | | 2,010 | | | 185 | | | 135 | | | 2,330 | |
| 粉河流域 | | 369 | | | 77 | | | 32 | | | 478 | |
| 中大陆 | | 164 | | | 44 | | | 25 | | | 233 | |
| 石油、天然气和天然气收入 | | $ | 2,543 | | | $ | 1,782 | | | $ | 192 | | | $ | 4,517 | |
| | | | | | | | |
| 与客户签订合同的营销收入 | | $ | 2,473 | | | $ | 900 | | | $ | 246 | | | $ | 3,619 | |
| 其他营销收入 | | 311 | | | 41 | | | — | | | 352 | |
| 营销衍生品的损失 | | — | | | (4) | | | — | | | (4) | |
营销收入 | | $ | 2,784 | | | $ | 937 | | | $ | 246 | | | $ | 3,967 | |
应收帐款
截至2021年12月31日和2020年12月31日的应收账款详列如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年12月31日 | | | 2020年12月31日 |
石油、天然气和天然气销售 | | $ | 922 | | | | $ | 589 | |
共同利息账单 | | 158 | | | | 119 | |
其他 | | 38 | | | | 68 | |
坏账准备 | | (3) | | | | (30) | |
应收账款总额，净额 | | $ | 1,115 | | | | $ | 746 | |
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以下列出的每个期间的所得税支出(福利)的组成部分如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| 当前 | | | | | | | | | |
| 联邦制 | | $ | — | | | | $ | — | | | $ | (3) | | | $ | — | |
| 状态 | | — | | | | — | | | (6) | | | (26) | |
| 现行所得税 | | — | | | | — | | | (9) | | | (26) | |
| 延期 | | | | | | | | | |
| 联邦制 | | (45) | | | | (54) | | | — | | | (297) | |
| 状态 | | (4) | | | | (3) | | | (10) | | | (8) | |
| 递延所得税 | | (49) | | | | (57) | | | (10) | | | (305) | |
| 总计 | | $ | (49) | | | | $ | (57) | | | $ | (19) | | | $ | (331) | |
我们综合经营报表中报告的所得税费用(福利)与使用联邦法定税率计算的联邦所得税费用(福利)不同，原因如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| 按联邦法定税率21%计算的所得税支出(福利) | | $ | 188 | | | | $ | 1,119 | | | $ | (2,051) | | | $ | (134) | |
| 州所得税(扣除联邦所得税优惠后的净额) | | (86) | | | | 238 | | | (41) | | | (21) | |
| 因收购而部分释放估值免税额 | | (49) | | | | — | | | — | | | (314) | |
| 不包括收购影响的估值拨备变动 | | (179) | | | | (1,191) | | | 2,010 | | | 114 | |
| 重组项目 | | 60 | | | | (173) | | | 41 | | | — | |
| 交易成本 | | 11 | | | | — | | | — | | | — | |
| 消除累积的其他综合收益中的滞留税收影响 | | — | | | | (57) | | | — | | | — | |
| 基于股权的薪酬(非公务员) | | — | | | | 7 | | | 10 | | | 4 | |
| 根据第162(M)条规定的人员薪酬限额 | | 2 | | | | — | | | 9 | | | 3 | |
| 其他 | | 4 | | | | — | | | 3 | | | 17 | |
| 总计 | | $ | (49) | | | | $ | (57) | | | $ | (19) | | | $ | (331) | |
在考虑了收购Vine的影响后，我们增加了对路易斯安那州的州分摊的估计。这导致我们的州形象向更高的整体州税率转变，因此，我们与该州相关的递延税收资产增加，导致我们的州税收拨备中的递延税收优惠。这一增长被我们估值免税额的增加完全抵消了。我们确认与重组项目有关的某些永久性账面-税项差异，如债务清偿处理的差异、与管理重组计划相关的某些费用不可扣除的差异，以及对在可使用之前到期的递延税项资产的调整。在后续期间，由于某些交易成本和其他合并后费用的不可抵扣，我们确认了差异。
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我们重新评估了我们的递延税项资产的变现能力，并继续为联邦和州的目的维持我们的递延税项净资产头寸的全额估值准备金。在我们的估值免税额净减少的部分中，1.19110亿美元作为所得税优惠的一个组成部分反映在我们2021年前述期间的综合业务报表中，以及#美元228百万美元作为所得税优惠的一个组成部分反映在我们2021年后继期的综合经营报表中。
递延所得税是为了反映资产和负债的计税基础及其在财务报表中报告的金额的暂时性差异。构成我们递延所得税的受税收影响的临时差额、净营业亏损结转和超额业务利息费用结转如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 十二月三十一日，
2021 | | | 十二月三十一日，
2020 |
| 递延税项负债： | | | | | |
| 其他 | | $ | (3) | | | | $ | (3) | |
| 递延税项负债 | | (3) | | | | (3) | |
| | | | | |
递延税项资产： | | | | | |
| 财产、厂房和设备 | | 340 | | | | 907 | |
| 净营业亏损结转 | | 784 | | | | 2,066 | |
| 债务的账面价值 | | 31 | | | | 48 | |
| 超额业务利息费用结转 | | 684 | | | | 293 | |
| 资产报废债务 | | 86 | | | | 34 | |
| 投资 | | 66 | | | | 71 | |
| 应计负债 | | 38 | | | | 288 | |
| 衍生工具 | | 289 | | | | 53 | |
| 其他 | | 68 | | | | 51 | |
| 递延税项资产 | | 2,386 | | | | 3,811 | |
估值免税额 | | (2,383) | | | | (3,808) | |
| 减值准备后的递延税项资产 | | 3 | | | | 3 | |
| 递延税项净负债 | | $ | — | | | | $ | — | |
截至2021年12月31日和2020年12月，我们的递延税金资产为2.38610亿美元3.81110亿美元，我们有1美元的估值津贴2.38310亿美元3.808分别为10亿美元。估值免税额净变动#美元1.425联邦和州递延税项资产均为10亿美元，1.41910亿美元作为所得税优惠的组成部分反映在综合经营报表中，差额反映在股东权益的组成部分中。
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当递延税项资产的全部或部分利益极有可能无法实现时，将确认递延税项资产的估值准备，包括NOL结转和不允许的业务利息结转。为了评估这种可能性，我们使用对我们未来应税收入的估计和判断，并考虑产生该等应税收入的司法管辖区的税收后果，以确定是否需要估值免税额。这些证据可以包括我们目前的财务状况，我们实际和预测的经营结果，现有应税暂时性差异的逆转，税务筹划战略，以及我们行业当前和预测的商业经济。管理层评估所有可获得的证据，包括正面和负面的证据，以估计未来是否会产生足够的应税收入来允许使用递延税项资产。根据所有可获得的正面和负面证据，包括对未来应税收入的预测，我们认为我们的递延税项资产更有可能无法变现。因此，为联邦和州目的，我们的递延税项净资产头寸计入了全额估值备抵。一个重要的客观可核实的负面证据包括前几个季度发生的损失。本季度的税前账面收入是积极证据的来源，但考虑到没有连续多个季度账面收入的趋势，这些证据并不超过负面证据。如果未来的经营业绩显示出盈利的趋势，可能会对其他证据给予额外的重视，例如未来对应税收入的预测。此外，未来的事件和新的证据, 例如，合并和变现最近收购的资产的利润可能会导致对未来预测的重视程度增加，以及部分或全部递延税项资产更有可能变现的结论。因此，我们认为有可能在可预见的将来释放部分或全部估值免税额。
我们利用NOL结转、不允许的业务利息结转、税收抵免和可能的其他税收属性来减少未来的应税收入和联邦所得税的能力受到守则第382节的各种限制。如果涉及本公司股权的交易导致本公司股票的实益所有权在任何三年测试期内累计转移超过50%(“所有权变更”)，则该等属性的使用可能受到守则第382条规定的年度限制。
由于于2021年2月9日摆脱破产，该公司确实经历了所有权变更。根据守则第382(L)(5)节，我们没有资格获得例外情况，因此根据守则第382(L)(6)节确定了年度限额，其依据是我们的股权在出现后的价值乘以所有权变更发生当月的调整后联邦长期利率。每年限额的数额已计算为$。54根据2021年纳税年度生效日期后部分的天数按比例分摊。该限制适用于我们的NOL结转、不允许的业务利息结转和一般业务信用，直到这些属性到期或完全使用。由于吾等相信本公司于生效日期处于整体未实现内置亏损净额，该限额亦适用于五年内发生的任何已确认内置亏损，但仅限于整体未实现内置亏损净额。2021年发生的已确认的内在亏损包括我们的部分税收折旧、损耗和摊销扣减，以及我们已实现的对冲损失的一部分。我们已经在2021纳税年度产生了足够的这些项目，因此不允许扣除未实现的内部净亏损。因此，我们估计该公司对此类项目的扣除不会受到进一步的限制。一些州在经历所有权变更时，对税收属性的使用施加了类似的限制。
在破产法第11章的破产案例中，在破产后变现的债务收入(“债务收入”)的注销可以从应纳税所得额中剔除，但会导致税项属性根据守则第108节的属性减少和排序规则而减少。我们的Codi金额估计为$。510亿美元，所有这些都将减少我们的NOL结转。这一属性减少发生在纳税年度结束后，但我们已将此类减少的估计影响计入截至2021年12月31日的期末递延税资产。由于第382条的限制，$593CODI减少后剩余的数百万联邦NOL估计将在它们变得可用之前到期，因此已从我们的递延税项资产中删除。我们操作的州一般都有类似的属性约简规则和第382条限制，这会导致我们的某些州NOL结转减少。
2021年11月1日，我们完成了对Vine的收购。出于联邦所得税的目的，根据《准则》第368条，该交易符合免税合并的条件，因此，我们收购了Vine的资产和负债的结转税基。递延纳税净负债#美元49通过企业合并会计确定的百万美元包括厂房、财产和设备的递延税项负债总计#美元298100万美元，部分被总计#美元的递延税项资产所抵消249与联邦NOL结转、不允许的商业利息结转和某些其他递延税项资产有关的百万美元。这些结转受到第382条的基本年度限制，约为$2百万美元。基本年度限额估计将在认可的头五年增加。
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内在收益约为1美元14每年百万美元。我们决定，不需要对收购的任何个别递延税项资产设立单独的估值免税额。我们确定，已取得的递延税项负债是释放估值津贴的证据来源，因此#美元。49100万美元被记录为后续期间的税收优惠。
截至2021年12月31日，在考虑了上述每个事项后，联邦NOL和超额商业利益属性如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 受第382条基本年度限制的属性 | | | 不受第382条限制的属性 |
| 5400万美元 | | 200万美元 | | |
| 按到期年份划分的净营业亏损： | | | | | | |
| 2037 | $ | 858 | | | $ | 10 | | | | $ | — | |
| 无限期地活着 | 1,919 | | | 112 | | | | — | |
| 联邦净营业亏损总额 | $ | 2,777 | | | $ | 122 | | | | $ | — | |
| | | | | | |
| 超额业务利息支出(无限期生活) | $ | 1,455 | | | $ | 58 | | | | $ | 1,459 | |
我们得到了国家NOL结转的大约$3.541十亿美元。有几个州采用了联邦NOL结转期，以便我们最近的州NOL不会过期。州NOL结转受到联邦第382条限制的分摊金额的限制。
确认和计量不确定税务头寸的会计准则要求，在确认税务头寸的任何好处之前，税务头寸更有可能仅基于可持续的技术优点而满足起征点条件。还提供了关于不确定税务状况的确认、分类和披露的指导意见。截至2021年12月31日和2020年12月31日，与NOL结转相关的未确认税收优惠金额以及与不确定税收状况相关的税收负债金额为$74其中，截至2021年12月31日和2020年12月31日，29100万美元与预计不会收回的国家应收税款有关，其余与NOL结转有关。如果已识别，则$29在确定的不确定税收状况中，有100万将对实际税率产生影响。截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们没有与这些不确定的税收状况相关的利息应计金额。我们确认与不确定的税收状况相关的利息是利息支出的一个组成部分。与不确定的税收状况有关的罚款，如果有的话，将记录在其他费用中。$24州应收税金中有100万涉及宾夕法尼亚州所得税的退款要求。2021年第四季度，一起与我们的索赔类似的法庭案件做出了有利于纳税人的裁决。我们已经考虑了这一新信息，并决定我们对承认和衡量我们立场的评估没有变化。如果国家用尽其上诉，使纳税人最终获胜，我们可能会成功地将这一先例应用于我们的索赔。因此，我们可能会在未来12个月内重新评估该退款要求，并确定其更有可能得到支持。如果发生这种情况，我们将记录我们确定可能维持的金额的当期税收优惠和应收所得税。
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未确认税收优惠的期初余额和期末余额的对账如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| 期初未确认的税收优惠 | | $ | 74 | | | | $ | 74 | | | $ | 74 | | | $ | 79 | |
| 根据与本年度相关的纳税状况计算的增加额 | | — | | | | — | | | — | | | — | |
| 对前几年税收状况的补充 | | — | | | | — | | | — | | | 27 | |
| 聚落 | | — | | | | — | | | — | | | (32) | |
| 适用的诉讼时效到期 | | — | | | | — | | | — | | | — | |
| 减少前几年的税收头寸 | | — | | | | — | | | — | | | — | |
| 期末未确认的税收优惠 | | $ | 74 | | | | $ | 74 | | | $ | 74 | | | $ | 74 | |
我们的联邦和州所得税申报单受到联邦和州税务机关的审查。2021年2月收到美国国税局通知，作为不变审计，WildHorse 2017联邦所得税申报单的审查已经结束。我们2018年至2021年的纳税年度仍然开放，供美国国税局审查，2019年1月1日至2019年2月1日的WildHorse 2018联邦所得税报税表和WildHorse短期报税表也是如此。然而，某些较早的纳税年度仍可根据其NOL结转可供未来使用的程度进行调整。
此外，2018年至2021年的纳税年度以及某些较早的年份仍可供国家税务机关审查。目前，几个国家的考试正在进行中，各个年份。我们预计，任何联邦或州审计的结果都不会对我们的财务状况或经营结果产生重大影响。
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新普通股。
如中所讨论的注2，在生效日期，我们发出了97,907,081新普通股股份，面值$0.01每股，向允许债权的持有人支付，并大约2,092,918根据该计划，新普通股的股票被预留用于未来的分配。在2021年后继期内，864,090发行预留股份是为了解决允许的无担保债权。
如中所讨论的注4，2021年11月1日，我们收购了Vine并发布了18,709,399新普通股的股份。
分红
在2021年的后继期，我们启动了新的普通股年度股息，预计将按季度支付。下表汇总了我们在2021年后继期的股息支付：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 付款日期 | | 登记日期的股东 | | 股息支付 | | 每股收费率 |
| June 10, 2021 | | May 24, 2021 | | $ | 34 | | | $ | 0.34375 | |
| 2021年9月9日 | | 2021年8月24日 | | 33 | | | $ | 0.34375 | |
| 2021年12月9日 | | 2021年11月24日 | | 52 | | | $ | 0.43750 | |
| 已支付的股息总额 | | | | $ | 119 | | | |
认股权证 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| A类认股权证 | | B类认股权证 | | C类认股权证(a) |
| 截至2021年2月10日发布 | 11,111,111 | | | 12,345,679 | | | 9,768,527 | |
转换为新普通股(b) | (254,259) | | | (32,406) | | | (10,603) | |
| 为一般无担保债权发行 | — | | | — | | | 1,630,447 | |
| 截至2021年12月31日的未偿还债务 | 10,856,852 | | | 12,313,273 | | | 11,388,371 | |
_________________________________________ (a)截至2021年12月31日，我们拥有2,318,446保留的C类认股权证。
(b)截至2021年12月31日，我们发布了188,292认股权证行使所产生的普通股。
A已在中讨论注2，于生效日期，我们发行A类、B类及C类认股权证，每份认股权证初步可行使一股新普通股，初步行使价为$。27.63, $32.13及$36.18根据认股权证的条款作出调整。认股权证自生效日期起至2026年2月9日止可予行使。认股权证包含在发生任何股票拆分、反向股票拆分、重新分类、股票分红或其他分配时的常规反稀释调整。权证的行权价已调整，以防止因2021年12月9日季度股息分配的影响而稀释权利，经调整的行权价为$27.08, $31.49、和$35.46分别为A类、B类和C类认股权证的每股。
第11章诉讼程序
当我们于2021年2月9日脱离破产法第11章时，注2、前任普通股和优先股根据该计划被取消和释放，但没有收到任何因此而收回的款项。
非控制性权益
在2019年的前沿期和2020年的前沿期的部分时间里，我们拥有23,750,000切萨皮克花岗岩洗涤信托基金(“信托基金”)的共同单位，代表51%的实益利息。我们确定信托基金是一家VIE，我们是主要受益人。因此，信托基金被包括在我们的合并财务报表中。在2020年前一段时间内，我们出售了我们在中大陆作业区的权益和我们在信托基金中拥有的单位。看见注4以供进一步讨论。
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如中所讨论的注2，在生效日期，我们的前身普通股被注销，新的普通股被发行。因此，我们当时基于股份的薪酬奖励也被取消，这导致在取消日确认与被取消的奖励相关的任何以前未摊销的费用。前任和后继期的基于股份的薪酬不具有可比性。
继任者股份薪酬
截至生效日期，董事会通过了2021年长期激励计划(LTIP)，其股份储备相当于6,800,000新普通股的股份。LTIP规定向公司雇员和非雇员董事授予限制性股票单位、限制性股票奖励、股票期权、股票增值权、业绩奖励和其他股票奖励。
限制性股票单位。在2021年的后继期，我们根据LTIP向雇员和非雇员董事授予限制性股票单位，这将授予超过三-年份和一-年期间。限制性股票单位的公允价值以授予之日我们普通股的收盘价为基础，补偿费用在必要的服务期内按比例确认。以下是未归属限制性股票单位的变化摘要：
| | | | | | | | | | | | | | |
| |
未归属的
限售股单位 | | 加权平均
授予日期
每股公允价值 |
| | (单位：千) | | |
| 截至2021年2月10日未归属 | | — | | | $ | — | |
授与 (a) | | 1,202 | | | $ | 52.60 | |
既得(a) | | (377) | | | $ | 65.66 | |
| 被没收 | | (50) | | | $ | 44.37 | |
| 截至2021年12月31日未归属 | | 775 | | | $ | 46.77 | |
_________________________________________ (a)由于对Vine的收购，每个Vine限制性股票单位都被转换为公司限制性股票单位。因此，大约4301000个藤本限制性股票单位被转换为公司限制性股票单位，其中约375千户限售股加快推进。我们在合并的营业报表中确认了其他运营费用中的基于股份的加速薪酬支出。
在2021年后续期内归属的限制性股票单位的总内在价值约为$25百万以归属时的股价计算。
截至2021年12月31日，大约有 $27百万与未归属的限制性股票单位相关的未确认补偿费用总额。预计费用将在加权平均期间内确认y 2.28好几年了。
绩效共享单位。在2021年的后继期，我们向长期投资促进计划下的高级管理层授予业绩分享单位(PSU)，这通常将授予三-年限，并将以股份结算。业绩标准包括股价障碍、总股东回报(TSR)和相对股东回报(RTSR)。股价障碍奖可能导致在0% - 100%的目标单位，以及TSR和RTSR奖励可能导致以下总支出0% - 200目标单位的%。PSU的公允价值在授予日使用蒙特卡洛模拟进行计量，补偿费用在必要的服务期内按比例确认，因为这些奖励取决于服务和市场标准的组合。
下表列出了在对2021年批准的PSU进行估值时使用的假设：
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| | | | | | | | | | | |
| 假设 | 股价关口 | | TSR、RTSR |
| 无风险利率 | 0.30 | % | | 0.23 | % |
| 波动率 | 68.4 | % | | 71.4 | % |
以下是未获授权的PSU的变化摘要：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 未归属业绩份额单位 | | 加权平均
授予日期
每股公允价值 |
| | (单位：千) | | |
| 截至2021年2月10日未归属 | | — | | | $ | — | |
| 授与 | | 201 | | | $ | 64.41 | |
| 既得 | | (9) | | | $ | 38.95 | |
| 被没收 | | (9) | | | $ | 55.42 | |
| 截至2021年12月31日未归属 | | 183 | | | $ | 66.12 | |
在2021年后继期内归属的PSU的总内在价值约为$0.6百万以归属时的股价计算。
自.起2021年12月31日，大约有y $10百万与未归属PSU相关的未确认补偿费用总额。预计费用将在加权平均期间内确认伊利2.44年份.
前任基于股份的薪酬
根据我们的长期激励计划，我们的前身基于股票的薪酬计划包括授予员工的限制性股票、股票期权、PSU和现金限制性股票单位(“CRSU”)以及授予非雇员董事的限制性股票。限制性股票和股票期权是股权分类奖励，PSU和CRSU是负债分类奖励。
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限制性股票单位。我们将限制性股票单位授予员工和非员工董事。下表提供了与所列前一期间的限制性库存单位活动有关的信息：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 未归属的
限售股单位 | | 加权平均
授予日期
每股公允价值 |
| | (单位：千) | | |
| 截至2021年1月1日未归属 | | 1 | | | $ | 616.57 | |
| 授与 | | — | | | $ | — | |
| 既得 | | — | | | $ | — | |
| 被没收/取消 | | (1) | | | $ | 611.47 | |
| 截至2021年2月9日未归属 | | — | | | $ | — | |
| | | | |
| 截至2020年1月1日未授权 | | 52 | | | $ | 709.85 | |
| 授与 | | 68 | | | $ | 60.00 | |
| 既得 | | (21) | | | $ | 791.69 | |
| 被没收 | | (98) | | | $ | 243.13 | |
| 截至2020年12月31日未授权 | | 1 | | | $ | 616.57 | |
| | | | |
| 截至2019年1月1日未归属 | | 59 | | | $ | 886.20 | |
| 授与 | | 30 | | | $ | 530.44 | |
| 既得 | | (30) | | | $ | 876.18 | |
| 被没收 | | (7) | | | $ | 744.74 | |
| 截至2019年12月31日未归属 | | 52 | | | $ | 709.85 | |
股票期权。在2020年前一段时间里，我们向管理层成员授予了股票期权，这些期权在三-年期间。每个股票期权授予的行权价格等于我们普通股在授予日的收盘价。未平仓期权已到期七年了至十年自授予之日起生效。
我们利用布莱克-斯科尔斯期权定价模型来衡量股票期权的公允价值。期权的预期寿命是用简化方法确定的。波动率假设是基于切萨皮克股票在期权预期寿命内的平均历史波动率进行估计的。无风险利率是根据授予期权时在期权预期寿命内有效的美国国债利率计算的。股息率是基于期权预期寿命内的年度股息率，并考虑到我们的股息政策。
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下表提供了与前述期间的股票期权活动相关的信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 数量 股票 潜在的 选项 | | 加权 平均值 每股行权价 | | 加权 平均值 合同寿命(以年为单位) | | 集料 固有的 价值(a) |
| | (单位：千) | | | | | | (百万美元) |
| 截至2021年1月1日的未偿还款项 | | 20 | | | $ | 1,429.11 | | | 4.27 | | $ | — | |
| 授与 | | — | | | $ | — | | | | | |
已锻炼 | | — | | | $ | — | | | | | $ | — | |
过期 | | (1) | | | $ | 741.86 | | | | | |
| 被没收/取消 | | (19) | | | $ | 1,452.40 | | | | | |
| 截至2021年2月9日的未偿还款项 | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
| 自2021年2月9日起可行使 | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
| | | | | | | | |
| 截至2020年1月1日的未偿还债务 | | 90 | | | $ | 1,420.90 | | | 5.70 | | $ | — | |
| 授与 | | — | | | $ | — | | | | | |
已锻炼 | | — | | | $ | — | | | | | $ | — | |
过期 | | (23) | | | $ | 914.50 | | | | | |
被没收 | | (47) | | | $ | 1,666.21 | | | | | |
| 截至2020年12月31日的未偿还债务 | | 20 | | | $ | 1,429.11 | | | 4.27 | | $ | — | |
| 自2020年12月31日起可行使 | | 19 | | | $ | 1,439.55 | | | 4.35 | | $ | — | |
| | | | | | | | |
| 截至2019年1月1日未偿还 | | 90 | | | $ | 1,440.18 | | | 7.15 | | $ | — | |
| 授与 | | 5 | | | $ | 594.00 | | | | | |
已锻炼 | | — | | | $ | — | | | | | $ | — | |
过期 | | (2) | | | $ | 1,272.94 | | | | | |
被没收 | | (3) | | | $ | 793.40 | | | | | |
| 截至2019年12月31日的未偿还债务 | | 90 | | | $ | 1,420.90 | | | 5.70 | | $ | — | |
| 自2019年12月31日起可行使 | | 65 | | | $ | 1,656.14 | | | 4.86 | | $ | — | |
___________________________________________
(a)股票期权的内在价值是指当前市场价值或行使标的股票时的市场价值超过期权行权价格的金额。
限制性股票、股票期权和PSU薪酬。 在本报告所述期间，我们确认了与限制性股票、股票期权和PSU有关的以下补偿成本(扣除实际没收)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| 一般和行政费用 | | $ | 7 | | | | $ | 3 | | | $ | 20 | | | $ | 26 | |
| 石油和天然气性质 | | 2 | | | | — | | | 1 | | | 2 | |
| 石油、天然气和天然气生产费用 | | 2 | | | | — | | | 1 | | | 3 | |
| 勘探费 | | — | | | | — | | | — | | | 1 | |
| 限制性股票、股票期权和PSU薪酬总额 | | $ | 11 | | | | $ | 3 | | | $ | 22 | | | $ | 32 | |
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我们合格的401(K)利润分享计划(“401(K)计划”)是切萨皮克能源公司储蓄和激励股票红利计划，该计划向切萨皮克及其所有子公司的员工开放。符合条件的员工可以选择通过自愿缴纳到他们的401(K)计划账户来推迟补偿，但要受到计划限制和美国国税局设定的限制。我们将员工的供款按美元进行匹配(以最高供款为限6员工基本工资和绩效奖金的%)以现金支付。2021年4月，401(K)比赛从15%至6%。我们贡献了$8百万，$2百万，$24百万美元和美元29分别在2021年继承期、2021年前沿期、2020年前沿期和2019年前沿期向401(K)计划提供100万美元。
我们使用衍生工具来减少我们对未来大宗商品价格波动的风险敞口，并保护我们的预期运营现金流不受重大市场波动或波动的影响。我们所有的石油和天然气衍生工具都是根据固定价格支付和浮动价格支付之间的差额进行净结算的，因此产生了应付或来自交易对手的净金额。无截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们的未平仓石油和天然气衍生品工具中有40%被指定用于对冲会计。
石油和天然气衍生产品
截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们的石油和天然气衍生工具包括以下类型的工具：
•掉期：我们收到一个固定的价格，并向对冲商品的交易对手支付浮动的市场价格。为了换取我们某些掉期交易的更高固定价格，我们可能会出售看涨期权和掉期期权。
•选项：我们出售看涨期权，偶尔也会买入，以换取溢价。在结算时，如果市场价格超过看涨期权的固定价格，我们向交易对手支付卖出的看涨期权的超额部分，我们收到买入的看涨期权的超额部分。如果市场价格低于看涨期权的固定价格，任何一方都不需要支付任何款项。
•领子：这些工具包含固定的底价(看跌期权)和上限价格(看涨期权)。如果市场价超过看涨期权执行价或跌破看跌期权执行价，我们将收到固定价格并支付市场价。如果市场价格介于看跌期权和看涨期权执行价之间，任何一方都不需要支付任何款项。三方环包括我们出售额外的看跌期权，以换取更有利的看涨期权执行价。这消除了交易对手低于第二个看跌期权执行价的下行敞口。
•基差保护掉期：这些工具是保证从指定交割点到纽约商品交易所的固定价差的安排。我们收到固定差价，并向对冲商品的交易对手支付浮动的市场差价。
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切萨皮克能源公司及其子公司
合并财务报表附注--(续)
我们的石油和天然气衍生工具资产(负债)截至2021年12月31日和2020年12月31日的估计公允价值如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | 前身 |
| | | 2021年12月31日 | | 2020年12月31日 |
| | 名义体积 | | 公允价值 | | 名义体积 | | 公允价值 |
| 石油(MMBbl)： | | | | | | | | |
| 固定价格掉期 | | 13 | | | $ | (356) | | | 27 | | | $ | (136) | |
| | | | | | | | |
| 基差保护掉期 | | 9 | | | (2) | | | 7 | | | (1) | |
| 总油量 | | 22 | | | (358) | | | 34 | | | (137) | |
| 天然气(Bcf)： | | | | | | | | |
| 固定价格掉期 | | 637 | | | (675) | | | 728 | | | 10 | |
| 领子 | | 205 | | | (82) | | | 53 | | | 8 | |
| 看涨期权 | | 18 | | | (17) | | | — | | | — | |
| 基差保护掉期 | | 252 | | | (11) | | | 66 | | | 1 | |
| 天然气总量 | | 1,112 | | | (785) | | | 847 | | | 19 | |
| 总估计公允价值 | | | | $ | (1,143) | | | | | $ | (118) | |
我们已终止某些以前被指定为现金流量对冲的商品衍生品合约，其原始合同月尚未出现。见下文中的进一步讨论衍生工具的影响--累计其他综合收益(亏损).
衍生工具的影响--合并资产负债表
下表列出了截至2021年12月31日和2020年12月31日综合资产负债表中包括的每一类衍生工具的公允价值和在同一交易对手净额计算后的位置：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 毛收入 公允价值 | | 净额 在 已整合 资产负债表 | | 公允净值 在 已整合 资产负债表 |
| 继任者 | | | | | | |
| 截至2021年12月31日 | | | | | | |
| 商品合约： | | | | | | |
| 短期衍生资产 | | $ | 56 | | | $ | (51) | | | $ | 5 | |
| | | | | | |
| 短期衍生负债 | | (950) | | | 51 | | | (899) | |
| 长期衍生负债 | | (249) | | | — | | | (249) | |
| 总衍生品 | | $ | (1,143) | | | $ | — | | | $ | (1,143) | |
| | | | | | |
| 前身 | | | | | | |
| 截至2020年12月31日 | | | | | | |
| 商品合约： | | | | | | |
| 短期衍生资产 | | $ | 84 | | | $ | (65) | | | $ | 19 | |
| 长期衍生资产 | | 5 | | | (5) | | | — | |
| 短期衍生负债 | | (158) | | | 65 | | | (93) | |
| 长期衍生负债 | | (49) | | | 5 | | | (44) | |
| 总衍生品 | | $ | (118) | | | $ | — | | | $ | (118) | |
截至2021年12月31日和2020年，我们做到了不是我没有这些衍生品的任何现金抵押品余额。
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衍生工具的效力--合并经营报表
石油和天然气衍生产品的组成如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 继任者 | | | 前身 |
| | | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| 未指定石油和天然气衍生品的收益(损失) | | $ | (1,127) | | | | $ | (379) | | | $ | 629 | | | $ | 40 | |
| 终止现金流对冲的损失 | | — | | | | (3) | | | (33) | | | (35) | |
| 石油和天然气衍生品总量 | | $ | (1,127) | | | | $ | (382) | | | $ | 596 | | | $ | 5 | |
衍生工具的影响--累计其他综合收益(亏损)
我们的合并股东权益表中与我们的现金流量对冲有关的累计其他全面收益(亏损)的变化对账如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 开始时间段
2021年1月1日至
2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| | 在此之前
税收 | | 之后
税收 | | | 在此之前
税收 | | 之后
税收 | | 在此之前
税收 | | 之后
税收 | | 在此之前
税收 | | 之后
税收 |
| 期初余额 | | $ | — | | | $ | — | | | | $ | (12) | | | $ | 45 | | | $ | (45) | | | $ | 12 | | | $ | (80) | | | $ | (23) | |
| 亏损重新分类为收入 | | — | | | — | | | | 3 | | | 3 | | | 33 | | | 33 | | | 35 | | | 35 | |
| 重新开始调整 | | — | | | — | | | | 9 | | | 9 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 消除税收影响 | | — | | | — | | | | — | | | (57) | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 期末余额 | | $ | — | | | $ | — | | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | (12) | | | $ | 45 | | | $ | (45) | | | $ | 12 | |
我们的累计其他全面亏损指与商品衍生合约相关的递延亏损净额，该等合约以前被指定为现金流量对冲，而原始合约月份尚未出现。剩余的递延损益应在原合同月份的收益中予以确认。在采用重新开始会计时，我们记录了公允价值调整，以抵消与套期保值结算相关的累积其他全面收入，包括消除税收影响。看见注3关于重新开始会计调整的讨论。
信用风险考量
我们的衍生品工具使我们面临交易对手的信用风险。为降低这一风险，我们只与评级较高或被我们认为具有可接受的信用实力并被管理层认为是有能力和有竞争力的做市商的交易对手签订衍生品合同，我们试图限制我们对任何单一交易对手不履行的风险敞口。截至2021年12月31日，我们的石油和天然气衍生工具分布在十交易对手。
套期保值安排
我们的某些对冲安排是与交易对手达成的，这些交易对手也是我们DIP信贷安排下的贷款人(或贷款人的关联公司)。与这些交易对手订立的合同由担保请愿前循环信贷安排的相同抵押品担保。对手方的债务必须以下列方式担保
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任何欠我们的按市值计价的金额超过规定门槛的现金或信用证。截至2021年12月31日，我们没有任何现金或信用证作为我们大宗商品衍生品的抵押品。
公允价值
我们衍生品的公允价值基于第三方定价模型，该模型利用了公开市场上随时可获得的信息，如石油、天然气和NGL远期曲线和折扣率，或者可以从活跃的市场或经纪商报价中得到证实。将这些值与我们的交易对手给出的值进行比较，以确定合理性。由于我们的石油、天然气和NGL衍生品不包括期权，因此通常没有不可观察到的投入，因此它们被归类为2级。衍生品还面临合同任何一方都无法履行其义务的风险。我们使用当前公布的信用违约互换利率将不履行风险计入衍生品的估值中。到目前为止，这还没有对我们的衍生品价值产生实质性影响。
下表提供了截至2021年12月31日和2020年12月31日按公允价值经常性计量的金融资产(负债)的信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| 重要的其他可观察到的投入(第2级) | | 十二月三十一日，
2021 | | | 十二月三十一日，
2020 |
| 衍生资产(负债)： | | | | | |
| 商品资产 | | $ | 56 | | | | $ | 88 | |
| 商品负债 | | (1,199) | | | | (206) | |
| 总衍生品 | | $ | (1,143) | | | | $ | (118) | |
本报告期内我们的资本化探井成本的变化汇总如下。在确定已探明储量之前增加的数额不包括在同一年度内资本化并随后计入费用的金额。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| 期初余额 | | $ | — | | | | $ | — | | | $ | 7 | | | $ | 36 | |
| 在确定已探明储量之前增加的项目 | | 24 | | | | — | | | — | | | 7 | |
| 资产剥离和其他 | | — | | | | — | | | — | | | (3) | |
| 对已证明性质的重新分类 | | (10) | | | | — | | | — | | | (17) | |
| 计入勘探费 | | — | | | | — | | | (7) | | | (16) | |
| 期末余额 | | $ | 14 | | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 7 | |
截至2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日，我们没有暂停探井成本超过一年的项目。
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其他财产和设备
保留使用的其他财产和设备及其估计使用年限摘要如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 | | 估计数 有用 生命 |
| | 十二月三十一日，
2021 | | | 十二月三十一日，
2020 | |
| | | | | | | (单位：年) |
| 建筑物和改善措施 | | $ | 330 | | | | $ | 1,038 | | | 10 – 39 |
| 计算机设备 | | 87 | | | | 356 | | | 5 |
| 土地 | | 37 | | | | 113 | | | |
| 砂矿 | | 2 | | | | 81 | | | 10 – 30 |
天然气压缩机(a) | | — | | | | 36 | | | 3 – 20 |
| 其他 | | 39 | | | | 130 | | | 5 – 20 |
其他财产和设备合计(按成本计算) | | 495 | | | | 1,754 | | | |
减去：累计折旧 | | (26) | | | | (799) | | | |
其他财产和设备合计，净额 | | $ | 469 | | | | $ | 955 | | | |
___________________________________________
(A)包括融资租赁项下资产#美元27百万美元，减去累计折旧$18截至2020年12月31日。融资租赁项下资产的相关摊销费用计入本公司合并经营报表的折旧、损耗和摊销费用。作为我们破产程序的一部分，租赁合同进行了重新谈判，合同的变化导致融资租赁于2021年3月重新分类为经营性租赁。
FTS国际公司(纽约证券交易所代码：FTSI)。在2019年的前一段时期，水力压裂行业经历了具有挑战性的运营条件，导致我们在FTSI的投资的公允价值低于账面价值#美元。65100万美元，到年底仍低于这一数字。基于富时指数2019年的运营业绩和富时指数的股价为美元。1.04截至2019年12月31日，我们确定公允价值的减少是非临时性的，并确认了我们在FTSI的投资减值约1美元43百万美元。
在2020年前一段时间，FTSI根据破产法第11章申请破产，我们确认了我们全部投资的减值23百万美元。FTSI于2020年11月19日摆脱破产，此次重组导致我们在FTSI拥有的普通股从20%设置为小于2%。所有权比例的下降和重大影响力的丧失要求我们以公允价值衡量截至2020年12月31日的投资。
在2021年的后继期，FTSI宣布将以全现金交易的形式收购该公司，交易预计将于2022年完成。截至2021年12月31日，投资继续按公允价值计量。
JWH Midstream LLC.在2019年的前身期间，关于收购WildHorse，我们获得了50JWH Midstream LLC(“JWH”)的%会员权益。我们对仲量联行的投资的账面价值约为$，这笔投资被作为权益法投资入账。17百万美元。在2019年的前一段时间，我们支付了大约$7百万美元终止我们在合作伙伴关系中的参与。这使我们免除了与该合资企业有关的任何未来债务，因此，我们减损了投资的全部价值，并确认了约#美元。242019年前一期间的减值支出为百万美元。
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石油和天然气性质的减损
我们在本报告所述期间的石油和天然气资产减值摘要如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 石油和天然气性质的总减值 | | $ | — | | | | $ | — | | | $ | 8,446 | | | $ | 8 | |
在2020年前一段期间，主要由于新冠肺炎和欧佩克+增产的综合影响，原油需求下降，导致当时当前和随后预期的长期原油和液化天然气销售价格下降。这些条件导致能源行业同行公司的市值缩水。我们认为，这些不利的市场状况是对我们用于和支持我们业务的长期资产(包括已探明的石油和天然气资产)以及我们的砂矿资产进行减值评估的触发事件。
已探明的油气性质
我们的减值测试包括第一步评估，以确定我们已探明的石油和天然气资产的账面净值是否有望从估计的未贴现未来现金流中收回。
•我们使用管理层的假设和预期来计算我们长期资产的预期未贴现未来净现金流量：(I)大宗商品价格，这是基于NYMEX条带定价因通货膨胀率而上升的；(Ii)差额定价调整；(Iii)运营成本；(Iv)资本投资计划；(V)未来产量；以及(Vi)估计的已探明储量。
•由于需求下降，石油价格出现了前所未有的波动，这导致我们依赖NYMEX条带定价，这代表了一级投入。
我们在伊格尔福特、鲍德河盆地、中大陆和其他非核心作业区域的某些石油和天然气资产未能通过第一步评估。对于这些资产，我们使用贴现现金流分析来估计公允价值。预期的未来现金流量净额以11%，我们认为这代表了理论市场参与者的估计加权平均资本成本。根据我们的长期资产减值测试的第二步，我们确认了一美元8.44610亿美元减值，因为截至2020年3月31日的账面价值超过了估计的公允市场价值。
•与计算未来现金流量折现净额相关的重要投入包括：(1)可采储量、(2)生产率、(3)未来运营和开发成本、(4)经差额调整后的通货膨胀率上升的未来商品价格以及(5)基于市场的加权平均资本成本。我们利用NYMEX的条带定价，对差价进行了调整，以评估储量。所使用的NYMEX条带定价输入被归类为第一级公允价值假设，所有其他输入被归类为第三级公允价值假设。
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固定资产减值准备
按资产类别划分的固定资产减值及其他费用在后继期和前续期的摘要如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| 砂矿 | | $ | — | | | | $ | — | | | $ | 76 | | | $ | — | |
| 天然气压缩机 | | — | | | | — | | | 13 | | | — | |
| 建筑物和土地 | | — | | | | — | | | — | | | 1 | |
| 其他 | | 1 | | | | — | | | — | | | 2 | |
| 固定资产及其他资产减值总额 | | $ | 1 | | | | $ | — | | | $ | 89 | | | $ | 3 | |
在2020年前一段时期，我们录得$76支持鹰福特作业区的砂矿资产减值100万美元，用于资产的公允价值和账面价值之间的差额以及13由于目前缺乏压缩机市场，压缩机库存减值100万美元。
我们在后继期和前续期的勘探费用摘要如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| 未经证明的财产的减值 | | $ | 1 | | | | $ | 2 | | | $ | 411 | | | $ | 32 | |
| 干井费用 | | 1 | | | | — | | | 7 | | | 25 | |
| 地质和地球物理费用及其他 | | 5 | | | | — | | | 9 | | | 27 | |
勘探费 | | $ | 7 | | | | $ | 2 | | | $ | 427 | | | $ | 84 | |
未探明的石油及天然气资产会定期评估减值，评估方法是考虑未来的钻探及勘探计划、勘探活动的结果、商品价格展望、计划的未来销售及全部或部分项目的到期。2020年度的勘探费用支出主要是由于未探明物业的非现金减值费用所致，主要是在伊格尔福特、海恩斯维尔、波德河盆地和中大陆作业区。2021年后续期、2021年前续期和2020年前续期的地质和地球物理费用减少是由于勘探地质和地球物理项目较少。
在2021年的后续期间，我们确认了大约#美元59与我们收购Vine相关的成本，包括咨询费、财务咨询费和律师费。此外，我们确认了大约$36因收购Vine而产生的遣散费，其中包括15百万美元的现金遣散费和21100万美元的非现金遣散费，主要用于发行新普通股，以加速某些Vine限制性股票单位的奖励。Vine的大多数高管和员工在收购之日被解雇。根据现有的雇佣协议，这些管理人员和雇员有权获得遣散费。
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在2020年前一段期间，我们终止了某些收集、加工和运输合同，并确认了一笔非经常性美元80百万与合同终止有关的费用。合同终止减少了大约#美元。169数以百万计的未来承诺与收集、加工和运输协议有关。此外，我们还确认了$9与砂矿库存减值有关的费用百万美元和#美元42主要与特许权使用费和解和其他法律事项有关的其他运营费用51来自VPP递延收入摊销的收入为百万美元。于二零二零年前一段期间，我们出售了与我们的剩余批量生产付款有关的资产，并解除了与产量交付义务相关的负债。
在2019年前一段期间，我们记录了大约#美元37与我们收购WildHorse相关的成本，包括咨询费、财务咨询费、律师费以及差旅和住宿费用。此外，我们还记录了大约$38因收购WildHorse而产生的百万遣散费。WildHorse的大部分高管和员工在收购之日被解雇。根据现有的雇佣协议，这些管理人员和雇员有权获得遣散费。
在2021年后继期和2021年前续期，我们产生的费用约为$11百万美元和美元22百万美元，分别与某些员工的一次性离职福利有关。在2020年和2019年的前身期间，我们产生了大约#美元的费用44百万美元和美元12百万美元，分别与某些员工的一次性离职福利有关。
我们的资产报废债务变化的组成部分如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至十二月三十一日止的年度：
2020 |
| 资产报废债务，期初 | | $ | 241 | | | | $ | 144 | | | $ | 211 | |
加法(a) | | 48 | | | | — | | | 1 | |
修订版本(b) | | 63 | | | | — | | | (14) | |
定居点和处置(c) | | (3) | | | | (1) | | | (66) | |
| 吸积费用 | | 11 | | | | 1 | | | 12 | |
| 重新开始会计核算的影响 | | — | | | | 97 | | | — | |
| 资产报废债务，期末 | | 360 | | | | 241 | | | 144 | |
| 较小电流部分 | | 11 | | | | 5 | | | 5 | |
| 资产报废债务，长期 | | $ | 349 | | | | $ | 236 | | | $ | 139 | |
___________________________________________
(A)在2021年后继期内，约为#美元44新增的数百万项与收购Vine有关。看见注4以进一步讨论这些交易。
(B)修订 主要是由于生产财产的估计成本和经济寿命的变化而引起的负债现值的变化。
(C)在2020年前一期间，约为#美元49百万美元和美元14分别与我们的中大陆和海恩斯维尔资产相关的处置。看见注4以进一步讨论这些交易。
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在2021年的后续期间，向瓦莱罗能源公司的销售和Energy Transfer原油营销约占14%和11分别占总收入的%(套期保值影响前)。在2021年之前的期间，对瓦莱罗能源公司的销售约占19占总收入的百分比(未计套期保值影响)。在2020年和2019年的前两个期间，对瓦莱罗公司的销售构成17%和12占总收入的百分比(未计套期保值影响)。在2021年的后继期或2021年、2020年或2019年的前沿期，没有其他采购商的收入占我们总收入的10%以上。
2022年1月24日，切萨皮克公司达成最终协议，以#美元收购塔格山公司(以下简称“塔格山”)附属公司持有的首席及相关非运营权益。2.0十亿美元的现金和大约9.44百万股普通股。酋长和塔格·希尔在宾夕法尼亚州东北部的马塞卢斯页岩拥有生产资产和优质钻探地点的清单。交易的现金部分将由手头的现金和我们的退出信贷安排提供资金。这笔交易还有待于惯例的成交条件，包括某些监管部门的批准，预计将在2022年第一季度末完成。2022年1月，我们宣布打算将基本季度股息增加到$0.50从2022年第二季度开始的每股，反映了交易的现金流增加。
此外，2022年1月24日，切萨皮克公司签署了一项协议，将其在怀俄明州的波德河流域资产出售给大陆资源公司(纽约证券交易所代码：CLR)，价格约为美元450百万现金。这笔交易受某些惯常成交条件的限制，预计将于2022年第一季度完成。在交易完成时，出售的净收益将用于收购首席执行官的收购价。截至2021年12月31日，由于协议尚未最终敲定，且尚未获得切萨皮克董事会的正式授权，鲍德河流域的资产未被归类为持有待售资产。
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| | |
| 关于石油、天然气和天然气生产活动的补充披露(未经审计) |
净资本化成本
与我们的石油、天然气和天然气生产活动相关的资本化成本摘要如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 十二月三十一日，
2021 | | | 十二月三十一日，
2020 |
| 石油、石油和天然气属性： | | | | | |
| 证明了 | | $ | 7,682 | | | | $ | 25,734 | |
| 未经证实 | | 1,530 | | | | 1,550 | |
| 总计 | | 9,212 | | | | 27,284 | |
| 减少累计折旧、损耗和摊销 | | (882) | | | | (23,007) | |
| 净资本化成本 | | $ | 8,330 | | | | $ | 4,277 | |
截至2021年12月31日和2020年12月31日，未探明财产主要包括通过直接购买重大石油和天然气财产权益获得的租赁权。我们将继续评估我们的未探明财产，虽然无法确定最终评估或处置财产的时间，但我们可以预期，我们未经生产持有的未探明财产的大部分将在未来五年转移到摊销基地。
石油和天然气资产收购、勘探和开发所产生的成本
石油和天然气财产购置、勘探和开发所发生的费用，包括资本化利息和资产报废费用，摘要如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 | | 截至2019年12月31日的年度 |
物业收购(a): | | | | | | | | | |
| 已证明的性质 | | $ | 2,183 | | | | $ | — | | | $ | 3 | | | $ | 3,264 | |
| 未证明的性质 | | 1,121 | | | | — | | | 6 | | | 792 | |
| 勘探成本 | | 31 | | | | — | | | 8 | | | 42 | |
| 开发成本 | | 717 | | | | 58 | | | 887 | | | 2,177 | |
| 已招致的费用 | | $ | 4,052 | | | | $ | 58 | | | $ | 904 | | | $ | 6,275 | |
___________________________________________
(A)包括与我们在2021年收购Vine有关的已探明和未探明物业收购分别为21.81亿美元和11.18亿美元。
目录
切萨皮克能源公司及其子公司
合并财务报表附注--(续)
石油、天然气和天然气生产活动的运营结果
下表包括上述期间与我们的石油、天然气和天然气生产活动直接相关的收入和支出。它不包括任何利息成本或间接的一般和行政成本，因此不一定表明我们的石油、天然气和NGL业务对综合净经营业绩的贡献。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 继任者 | | | 前身 |
| | 2021年2月10日至2021年12月31日 | | | 2021年1月1日至2021年2月9日 | | 截至2020年12月31日的年度 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| 石油、天然气和天然气销售 | | $ | 4,401 | | | | $ | 398 | | | $ | 2,745 | | | $ | 4,517 | |
| 石油和天然气衍生品和VPP收入 | | (1,127) | | | | (382) | | | 652 | | | 68 | |
| 生产费用 | | (297) | | | | (32) | | | (373) | | | (520) | |
| 收集、加工和运输费用 | | (780) | | | | (102) | | | (1,082) | | | (1,082) | |
| 遣散费和从价税 | | (158) | | | | (18) | | | (149) | | | (224) | |
| 探索 | | (7) | | | | (2) | | | (427) | | | (84) | |
| 损耗和折旧 | | (882) | | | | (64) | | | (1,014) | | | (2,177) | |
| 资产报废债务的增加 | | (11) | | | | (1) | | | (12) | | | (11) | |
| 石油和天然气性质的减值 | | — | | | | — | | | (8,446) | | | (8) | |
推算所得税拨备(a) | | (269) | | | | 48 | | | 1,840 | | | (125) | |
| 石油、天然气和天然气生产活动的经营结果 | | $ | 870 | | | | $ | (155) | | | $ | (6,266) | | | $ | 354 | |
___________________________________________
(A)推算所得税拨备是假设性的(按法定税率计算)，厘定时并不考虑我们扣除一般及行政开支、利息成本及其他所得税抵免及扣减项目，亦不考虑假设的税项拨备(利益)是否应支付(应收)。
石油、天然气和天然气储量
我们的石油工程师和独立石油工程公司估计了截至2021年、2020年和2019年12月31日我们所有的已探明储量。独立石油工程公司拉罗什石油咨询有限公司估计，截至2021年12月31日，我们估计的已探明储量(按体积计算)总计为91%。
已探明的石油、天然气和天然气天然气储量是指，通过对地球科学和工程数据的分析，在提供经营权的合同到期之前，可以合理确定地估计石油、天然气和天然气的储量是经济上可生产的--从给定的日期起，从已知的储集层，以及在现有的经济条件、运营方法和政府法规下--除非有证据表明，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计，续期都是合理确定的。现有的经济条件包括确定水库经济生产能力的价格和成本。根据准备金报告规则，价格是使用报告所涉期间结束日期之前12个月期间的平均价格计算的，确定为期间内每个月的月初1日价格的未加权算术平均数，除非价格是根据合同安排确定的，不包括根据未来条件增加的价格。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者经营者必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。被认为已探明的储集层区域包括：(1)通过钻探确定并受流体界面(如果有)限制的区域，以及(2)邻近的未钻探部分，根据现有的地球科学和工程数据，可以合理确定地判断该储集层是连续的，并含有经济上可生产的石油或天然气。在缺乏流体接触数据的情况下，储集层中已探明的数量受到油井渗透率中已知的最低碳氢化合物的限制，除非地球科学, 工程或性能数据和可靠的技术以合理的确定性建立了较低的联系。从钻井的直接观察已经确定了已知的最高石油海拔，并且存在
目录
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补充资料-(续)
只有当地球科学、工程或性能数据和可靠的技术合理确定地建立了较高的联系时，才能将伴生天然气盖层、已探明石油储量分配到储集层结构较高的部分。在以下情况下，可通过应用改进的开采技术(包括但不限于注入流体)经济地生产的储量包括在以下情况下：(I)试点项目在油藏区域的成功测试，其物性不比整个油藏更有利，在油藏或类似油藏中安装的程序的运行，或使用可靠技术的其他证据，证明了作为项目或方案基础的工程分析的合理确定性；以及(Ii)项目已获得包括政府实体在内的所有必要各方和实体的批准进行开发。
已开发的石油、天然气和NGL储量是任何类型的储量，可通过现有设备和操作方法的现有油井进行开采，在这些油井中，启动或恢复生产的成本与钻探新油井的成本相比相对较低。
以下提供的我国石油、天然气和天然气储量信息是按照美国证券交易委员会规定的规定提供的。我们的储量估计一般基于对历史产量趋势的外推、类似性质的类比和体积计算。因此，随着未来信息的获得和大宗商品价格的变化，这些估计将发生变化。这些变化可能是实质性的，可能会在短期内发生。
以下是所列各期间估计储备金变动情况的摘要： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 油 | | 天然气 | | NGL | | 总计 |
| | (MMbbl) | | (Bcf) | | (MMbbl) | | (Mmboe) |
| 2021年12月31日 | | | | | | | | |
| 已探明储量，期初(前身) | | 161.3 | | | 3,530 | | | 52.0 | | | 802 | |
| 扩展、发现和其他添加 | | 41.0 | | | 1,744 | | | 16.9 | | | 348 | |
| 对先前估计数的修订 | | 33.3 | | | 1,522 | | | 21.1 | | | 308 | |
| 生产 | | (25.9) | | | (807) | | | (8.0) | | | (168) | |
| 出售就地储备 | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 购买就地储备金 | | — | | | 1,835 | | | — | | | 306 | |
| 已探明储量，期末(继任者) | | 209.7 | | | 7,824 | | | 82.0 | | | 1,596 | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | | | | |
| 期初(前身) | | 158.1 | | | 3,196 | | | 51.4 | | | 742 | |
| 期末(继任者) | | 165.7 | | | 4,246 | | | 61.7 | | | 935 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | | | | |
| 期初(前身) | | 3.2 | | | 334 | | | 0.6 | | | 60 | |
期末(a) (继任者) | | 44.0 | | | 3,578 | | | 20.3 | | | 661 | |
| | | | | | | | |
目录
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补充资料-(续)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 油 | | 天然气 | | NGL | | 总计 |
| | (MMbbl) | | (Bcf) | | (MMbbl) | | (Mmboe) |
| 2020年12月31日 | | | | | | | | |
| 已探明储量，期初(前身) | | 358.0 | | | 6,566 | | | 120.0 | | | 1,572 | |
| 扩展、发现和其他添加 | | 1.1 | | | 100 | | | 0.4 | | | 18 | |
| 对先前估计数的修订 | | (148.2) | | | (2,326) | | | (50.6) | | | (586) | |
| 生产 | | (37.3) | | | (684) | | | (11.3) | | | (163) | |
| 出售就地储备 | | (12.3) | | | (126) | | | (6.5) | | | (39) | |
| 购买就地储备金 | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 已探明储量，期末(前身) | | 161.3 | | | 3,530 | | | 52.0 | | | 802 | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | | | | |
| 期初(前身) | | 201.4 | | | 3,377 | | | 82.1 | | | 846 | |
| 期末(前身) | | 158.1 | | | 3,196 | | | 51.4 | | | 742 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | | | | |
| 期初(前身) | | 156.6 | | | 3,189 | | | 37.9 | | | 726 | |
期末(a) (前身) | | 3.2 | | | 334 | | | 0.6 | | | 60 | |
| | | | | | | | |
| 2019年12月31日 | | | | | | | | |
| 已探明储量，期初(前身) | | 215.5 | | | 6,777 | | | 103.3 | | | 1,448 | |
| 扩展、发现和其他添加 | | 52.2 | | | 897 | | | 13.9 | | | 216 | |
| 对先前估计数的修订 | | (40.9) | | | (516) | | | (15.8) | | | (143) | |
| 生产 | | (43.0) | | | (728) | | | (12.3) | | | (177) | |
| 出售就地储备 | | (1.8) | | | (23) | | | (1.4) | | | (7) | |
| 购买就地储备金 | | 176.0 | | | 159 | | | 32.3 | | | 235 | |
| 已探明储量，期末(前身) | | 358.0 | | | 6,566 | | | 120.0 | | | 1,572 | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | | | | |
| 期初(前身) | | 127.6 | | | 3,314 | | | 67.9 | | | 748 | |
| 期末(前身) | | 201.4 | | | 3,377 | | | 82.1 | | | 846 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | | | | |
| 期初(前身) | | 87.9 | | | 3,463 | | | 35.4 | | | 700 | |
期末(a) (前身) | | 156.6 | | | 3,189 | | | 37.9 | | | 726 | |
___________________________________________(一)截至2021年12月31日、2020年12月31日、2019年12月31日，未发现5年及以上未发育的PUD。
在2021年间，我们收购了306 Mmboe，主要与收购Vine有关。我们在2021年2月9日从破产中恢复过来后，记录了348 Mmboe的延期和发现，并确定了我们有能力在五年内为我们已探明储量的开发提供资金。我们记录了308毫米波音对先前估计的向上修正，其中214毫米波因横向长度调整、性能和我们五年计划的更新而向上修正，94毫米波因2021年石油、天然气和天然气价格上涨而向上修正。截至2021年12月31日，在基差调整之前，用于计算我们储量的石油和天然气价格分别为每桶66.56美元和3.60美元。
目录
切萨皮克能源公司及其子公司(债务人占有)
补充资料-(续)
在2020年内，我们记录了18 Mmboe的延伸和发现，主要是在马塞卢斯和海恩斯维尔，主要与成功钻探的新油井增加有关。我们以大约1.36亿美元的价格出售了39Mboe已探明储量，主要是在中大陆。我们录得586毫米波对先前估计的下调，其中423毫米波因考虑到持续的市场状况而更新我们的五年发展计划，以及我们在五年内为已探明储量的开发提供资金的能力的不确定性而向下修正423毫米波，由于2020年石油、天然气及天然气价格下降而向下修正208毫米波及，以及由于持续的投资组合评估(包括业绩调整)而向上修订45毫米波。在基差调整之前，用于计算我们截至2020年12月31日的储量的石油和天然气价格分别为每桶39.57美元和1.98美元。
于2019年，我们收购了235 Mmboe，主要与收购WildHorse有关。我们记录了216 Mmboe的延伸和发现，主要与Marcellus和Eagle Ford作业区未开发的油井增加有关。此外，由于2019年石油、天然气和NGL价格下降，我们记录了110 mm boe的向下修正，以及由于正在进行的投资组合评估(包括横向长度调整、业绩和我们五年发展计划的更新)而向下修正33 mm boe。截至2019年12月31日，在基差调整之前，用于计算我们储量的石油和天然气价格分别为每桶55.69美元和2.58美元。
未来净现金流量贴现的标准化计量
会计准则编纂专题932规定了计算未来净现金流量及其与估计探明储量相关的变化的标准化计量的准则。切萨皮克遵循了这些指导方针，下面将对其进行简要讨论。
截至2021年、2020年和2019年12月31日的未来现金流入和未来生产和开发成本，是通过将一年12个月的月初价格和年终成本的平均值与预计将生产的石油、天然气和天然气的数量相结合来确定的。未来的实际价格和成本可能会大大高于或低于所使用的价格和成本。就每一年度而言，根据该年度适用的经济状况的持续情况，估计已探明储量的数量及预期未来生产期间的储量。估计未来所得税按现行法定所得税率计算，包括考虑物业及相关结转的现行课税基准，以产生永久性差额及税项抵免。由此产生的未来净现金流量通过应用10%的年度贴现率减少到现值金额。
用于计算标准化计量的假设是财务会计准则委员会规定的假设，不一定反映我们对从这些准备金中获得实际收入的预期，也不一定反映其现值。如前所述，储备量估算过程中固有的限制同样适用于标准计量计算，因为这些估计值反映了估值过程。
目录
切萨皮克能源公司及其子公司(债务人占有)
补充资料-(续)
以下摘要阐述了我们在标准化计量基础上与已探明石油、天然气和NGL储量有关的未来净现金流量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 | |
| 未来现金流入 | | $ | 33,700 | | (a) | $ | 8,247 | | (b) | $ | 29,857 | | (c) |
| 未来生产成本 | | (6,735) | | | (2,963) | | | (6,956) | | |
| 未来开发成本 | | (3,687) | | | (563) | | | (5,757) | | |
| 未来所得税规定 | | (2,254) | | | (9) | | | (75) | | |
| 未来净现金流 | | 21,024 | | | 4,712 | | | 17,069 | | |
| 10%折扣率的影响较小 | | (8,737) | | | (1,626) | | | (8,069) | | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | | $ | 12,287 | | | $ | 3,086 | | | $ | 9,000 | | |
___________________________________________
(A)在基差调整前，使用每桶石油66.56美元和每立方米天然气3.60美元的价格计算。
(B)使用基差调整前每桶石油39.57美元和每立方米天然气1.98美元的价格计算。
(C)使用基差调整前每桶石油55.69美元和每立方米天然气2.58美元的价格计算。
折现未来净现金流量的标准计量的主要变化来源如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
标准化计量，期初(a) | | $ | 3,086 | | | $ | 9,000 | | | $ | 9,495 | |
生产的石油和天然气的销售，扣除生产成本和收集、加工和运输(b) | | (3,414) | | | (1,140) | | | (2,691) | |
| 价格和生产成本的净变动 | | 6,674 | | | (5,576) | | | (3,457) | |
生产和发现网络的扩展和发现 开发成本 | | 2,834 | | | 71 | | | 991 | |
| 估计未来开发成本的变化 | | (459) | | | 1,933 | | | 366 | |
在此期间发生的先前估计的开发成本 | | 130 | | | 665 | | | 775 | |
| 对先前数量估计数的修订 | | 2,034 | | | (1,839) | | | (793) | |
| 购买就地储备金 | | 2,807 | | | — | | | 3,435 | |
| 出售就地储备 | | — | | | (112) | | | (57) | |
| 折扣的增加 | | 309 | | | 902 | | | 953 | |
| 所得税净变动 | | (1,423) | | | 14 | | | 17 | |
| 生产率和其他方面的变化 | | (291) | | | (832) | | | (34) | |
标准化计量、期末(a) | | $ | 12,287 | | | $ | 3,086 | | | $ | 9,000 | |
___________________________________________
(A)现金流量套期保值的影响没有计入所列任何期间。
(B)不包括衍生工具的损益。
目录
切萨皮克能源公司及其子公司(债务人占有)
补充资料-(续)
不适用。
信息披露控制和程序的评估
我们维持披露控制和程序，旨在确保我们根据1934年《证券交易法》(以下简称《交易法》)提交或提交的报告中要求披露的信息在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内被记录、处理、汇总和报告，并确保此类信息被积累并传达给管理层，包括我们的主要高管和主要财务官，以便及时决定所需披露的信息。
截至本报告所述期间结束时，我们在包括我们的首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下，根据交易所法案第13a-15(B)条对我们的披露控制和程序的设计和运作的有效性进行了评估。基于这一评估，截至2021年12月31日，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序是有效的。
财务报告内部控制的变化
在截至2021年12月31日的季度内，我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
管理层关于财务报告内部控制的报告
切萨皮克能源公司管理层有责任建立和保持对财务报告的充分内部控制(根据1934年证券交易法第13a-15(F)条的定义)。管理层利用了特雷德韦委员会赞助组织委员会内部控制--综合框架(2013)对公司财务报告内部控制的有效性进行必要的评估。
管理层已对公司财务报告内部控制的有效性进行了评估，并确定公司财务报告内部控制截至2021年12月31日有效。
管理层对截至2021年12月31日公司财务报告内部控制有效性的评估和结论不包括对Vine Energy财务报告内部控制的评估，Vine Energy于2021年11月1日在一次业务合并中被收购。截至2021年12月31日，Vine Energy约占我们合并总资产的20%，占2021年2月10日至2021年12月31日期间我们综合收入的约7%。
我们截至2021年12月31日的财务报告内部控制的有效性已由独立注册会计师事务所普华永道会计师事务所审计，如本报告所述。
| | | | | | | | | | | | | | |
| Domeic J.Dell‘Osso，Jr. | |
| Domeic J.Dell‘Osso，Jr. |
| 总裁与首席执行官 |
| | |
| /s/莫希特·辛格 | |
| 莫希特·辛格 |
| 常务副总裁兼首席财务官 |
| | | | |
| 2022年2月24日 |
| | | | |
目录
切萨皮克能源公司及其子公司(债务人占有)
补充资料-(续)
不适用。
不适用。
第三部分
本公司高级管理人员的姓名及其截至本报告日期的年龄、职称和履历通过参考并入本报告第一部分第1项。本第10项要求的其他信息通过参考切萨皮克公司将于2022年5月2日之前根据1934年证券交易法下的一般规则和条例第14A条提交的最终委托书(“2022年委托书”)并入本文。
本第11项所要求的信息通过引用2022年委托书并入本文。
| | | | | |
| 第12项。 | 某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项 |
本第12项所要求的信息通过引用2022年委托书并入本文。
本第13项所要求的信息通过引用2022年委托书并入本文。
本项目14所要求的信息通过引用2022年委托书并入本文。
第四部分
____________________________________________
(A)作为本报告的一部分，提交了以下财务报表、财务报表附表和证据：
1.财务报表。切萨皮克公司的合并财务报表载于本报告第二部分项目8。请参阅所附的财务报表索引。
2.财务报表明细表。没有适用或要求的财务报表明细表。
3.陈列品。根据S-K条例第601项的要求，在《展品索引》中列出的展品以参考的方式存档、提供或合并。
展品索引
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 以引用方式并入 | | |
展品 数 | | 展品说明 | | 表格 | | 美国证券交易委员会文件 数 | | 展品 | | 提交日期 | | 已提交或 配备家具 特此声明 |
| 2.1 | | 根据《破产法》第11章修订的切萨皮克能源公司及其债务人附属公司重组联合计划(确认令附件A)。 | | 8-K | | 001-13726 | | 2.1 | | 1/19/2021 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 2.2 | | 切萨皮克能源公司、汉尼拔合并子公司、汉尼拔合并子公司、有限责任公司、Vine Energy Inc.和Vine Energy Holdings LLC之间的合并协议和计划，日期为2021年8月10日。 | | 8-K | | 001-13726 | | 2.1 | | 8/11/21 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 3.1 | | 第二次修订和重新签署切萨皮克能源公司注册证书。 | | 8-K | | 001-13726 | | 3.1 | | 2/9/2021 | | |
| | | | | | | | | | | | |
3.2 | | 第二，修订和重新制定了切萨皮克能源公司的章程。 | | 8-K | | 001-13726 | | 3.2 | | 2/9/2021 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 3.3 | | 切萨皮克能源公司B系列优先股注销证书。 | | 10-K | | 001-13726 | | 3.3 | | 3/1/2021 | | |
| | | | | | | | | | | | |
4.1 | | 证券说明。 | | 8-A | | 001-13726 | | 不适用 | | 2/9/2021 | | |
| | | | | | | | | | | | |
10.1 | | 重组支持协议，日期为2020年6月28日。 | | 8-K | | 001-13726 | | 10.1 | | 6/29/2020 | | |
| | | | | | | | | | | | |
10.2 | | 支持承诺协议，日期为2020年6月28日(重组支持协议附件4)。 | | 8-K | | 001-13726 | | 10.1 | | 6/29/2020 | | |
| | | | | | | | | | | | |
10.3 | | 切萨皮克能源公司(Chesapeake Energy Corporation)作为借款人，三菱UFG联合银行(MUFG Union Bank，N.A.)作为行政代理，贷款人和其他当事人之间的信贷协议，日期为2021年2月9日。 | | 8-K | | 001-13726 | | 10.1 | | 2/9/2021 | | |
| | | | | | | | | | | | |
10.4
| | 切萨皮克能源公司和签字方之间签署的注册权协议，日期为2021年2月9日。 | | 8-K | | 001-13726 | | 10.2 | | 2/9/2021 | | |
| | | | | | | | | | | | |
10.5 | | 切萨皮克能源公司和Equiniti信托公司之间的A类认股权证协议，日期为2021年2月9日。 | | 8-K | | 001-13726 | | 10.3 | | 2/9/2021 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
10.6 | | 切萨皮克能源公司和Equiniti信托公司之间的B类认股权证协议，日期为2021年2月9日。 | | 8-K | | 001-13726 | | 10.4 | | 2/9/2021 | | |
| | | | | | | | | | | | |
10.7 | | 切萨皮克能源公司和Equiniti信托公司之间的C类认股权证协议，日期为2021年2月9日。 | | 8-K | | 001-13726 | | 10.5 | | 2/9/2021 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.8 | | 弥偿协议书格式。 | | 8-K | | 001-13726 | | 10.6 | | 2/9/2021 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.9† | | 切萨皮克能源公司2021年长期激励计划。 | | 8-K | | 001-13726 | | 10.7 | | 2/9/2021 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.10 | | 购买协议日期为2021年2月2日，由切萨皮克托管发行商有限责任公司和高盛公司、加拿大皇家银行资本市场有限责任公司作为买方的代表签署，购买协议的利率分别为2026年到期的5.5%优先债券和2029年到期的5.875%优先债券。 | | 10-K | | 001-13726 | | 10.10 | | 3/1/2021 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.11 | | 截至2021年2月5日，切萨皮克托管发行公司作为发行人、担保人签字人和德意志银行美洲信托公司作为受托人的契约，2026年到期的5.5%优先债券和2029年到期的5.875%优先债券。 | | 10-K | | 001-13726 | | 10.11 | | 3/1/2021 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.12 | | 联合协议，日期为2021年2月9日，由切萨皮克能源公司及其担保人之间签署，关于2026年到期的5.5%优先债券和2029年到期的5.875%优先债券。 | | 10-K | | 001-13726 | | 10.12 | | 3/1/2021 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.13 | | 第一补充契约，日期为2021年2月9日，由其担保人切萨皮克能源公司和作为受托人的德意志银行信托公司美洲公司之间发行，2026年到期的优先债券利率为5.5%，2029年到期的优先债券利率为5.875%。 | | 10-K | | 001-13726 | | 10.13 | | 3/1/2021 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.14† | | 切萨皮克能源公司2021年长期激励计划修正案。 | | 8-K | | 001-13726 | | 10.3 | | 4/27/2021 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.15† | | 罗伯特·D·劳勒和切萨皮克能源公司之间的协议，日期为2021年4月27日。 | | 8-K | | 001-13726 | | 10.1 | | 4/27/2021 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.16† | | Michael Wichterich和Chesapeake Energy Corporation签署的临时首席执行官协议，日期为2021年4月27日。 | | 8-K | | 001-13726 | | 10.2 | | 4/27/2021 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.17† | | 总裁/高级副总裁常务副总经理与切萨皮克能源公司的激励协议格式。 | | 10-K/A | | 001-13726 | | 10.14 | | 4/27/2021 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.18† | | 《2021年长期激励计划高管/员工限制性股票单位奖励协议书》。 | | | | | | | | | | X |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.19† | | 非员工董事2021年长期激励计划限制性股票单位奖励协议。 | | 10-Q | | 001-13726 | | 10.9 | | 5/13/21 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 10.20 | | 弗兰克·J·帕特森和公司之间的协议，日期为2021年6月11日。 | | 8-K | | 001-13726 | | 10.1 | | 6/11/21 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.21† | | 詹姆斯·R·韦伯和公司之间的协议，日期为2021年6月11日。 | | 8-K | | 001-13726 | | 10.2 | | 6/11/21 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.22† | | 威廉·M·布尔格勒和本公司于2021年6月11日签署的协议。 | | 8-K | | 001-13726 | | 10.3 | | 6/11/21 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.23 | | 日期为2021年6月11日的信贷协议的第一修正案，日期为2021年2月9日的切萨皮克能源公司作为借款人，三菱UFG联合银行作为行政代理，以及贷款人和其他当事人。 | | 8-K | | 001-13726 | | 10.1 | | 6/14/21 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.24† | | 2021年长期激励计划绩效份额单位奖励(绝对TSR)形式 | | 10-Q | | 001-13726 | | 10.10 | | 8/10/21 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.25† | | 2021年长期激励计划绩效份额单位奖励(相对TSR)形式 | | 10-Q | | 001-13726 | | 10.11 | | 8/10/21 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.26† | | 与临时首席执行官Michael A.Wichterich签订的业绩份额单位奖励协议，日期为2021年4月30日。 | | 10-Q | | 001-13726 | | 10.5 | | 8/10/21 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.27 | | 切萨皮克能源公司、Brix Investment LLC、Brix Investment II LLC、嘉实投资LLC、嘉实投资II LLC、Vine Investment LLC和Vine Investment II LLC之间的注册权协议，日期为2021年8月10日 | | 8-K | | 001-13726 | | 10.1 | | 8/11/21 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.28 | | 合并支持协议，截至2021年8月10日，由切萨皮克能源公司、汉尼拔合并子公司、汉尼拔合并子公司、有限责任公司、Vine Energy公司和Vine Energy Inc.的股东签署并在其中上市。 | | 8-K | | 001-13726 | | 10.2 | | 8/11/21 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.29† | | 切萨皮克能源公司高管离职计划 | | 8-K | | 001-13726 | | 10.1 | | 10/12/21 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.30† | | 根据切萨皮克能源公司高管离职计划的参与协议格式 | | 8-K | | 001-13726 | | 10.2 | | 10/12/21 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.31† | | Michael Wichterich和Chesapeake Energy Corporation之间的执行主席协议，日期为2021年10月11日 | | 8-K | | 001-13726 | | 10.4 | | 10/12/21 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.32† | | 切萨皮克能源公司2021年长期激励计划第二修正案。 | | 8-K | | 001-13726 | | 10.3 | | 10/12/21 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.33 | | 切萨皮克能源公司作为借款人，三菱UFG银行有限公司作为行政代理，三菱UFG联合银行作为抵押品代理，贷款人和其他当事人之间的信贷协议第二修正案，日期为2021年10月29日。 | | 10-Q | | 001-13726 | | 10.18 | | 11/02/21 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 10.34 | | 补充契约，日期为2021年11月2日，由切萨皮克能源公司作为担保方，全国协会威尔明顿信托公司作为受托人。 | | 8-K | | 001-13726 | | 4.1 | | 11/02/21 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.35 | | 补充契约，日期为2021年11月2日，由切萨皮克能源公司、其担保方和作为受托人的德意志银行信托公司美洲公司之间发行。 | | 8-K | | 001-13726 | | 4.2 | | 11/02/21 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.36 | | Jan&Trevor Rees-Jones Revocable Trust、Rees-Jones Family Holdings，LP、首席E&D参与者LP和首席E&D(GP)LLC(统称为卖方)和切萨皮克能源公司及其附属公司之间的合伙权益购买协议，日期为2022年1月24日。 | | | | | | | | | | X |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.37 | | 拉德勒2000有限合伙公司和作为卖方的塔格希尔公司与切萨皮克能源公司及其附属公司签订的会员权益购买协议，日期为2022年1月24日。 | | | | | | | | | | X |
| | | | | | | | | | | | |
| 10.38 | | 拉德勒2000有限合伙公司和作为卖方的塔格希尔公司与切萨皮克能源公司及其附属公司签订的会员权益购买协议，日期为2022年1月24日。 | | | | | | | | | | X |
| | | | | | | | | | | | |
| 21 | | 切萨皮克能源公司的子公司。 | | | | | | | | | | X |
| | | | | | | | | | | | |
| 23.1 | | 普华永道会计师事务所同意。 | | | | | | | | | | X |
| | | | | | | | | | | | |
| 23.2 | | 普华永道会计师事务所同意。 | | | | | | | | | | X |
| | | | | | | | | | | | |
| 23.3 | | 拉罗什石油顾问有限公司同意。 | | | | | | | | | | X |
| | | | | | | | | | | | |
| 31.1 | | Domeic J.Dell‘Osso，Jr.，总裁和首席执行官，根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条进行认证。 | | | | | | | | | | X |
| | | | | | | | | | | | |
| 31.2 | | 莫希特·辛格，执行副总裁总裁兼首席财务官，根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302节进行认证。 | | | | | | | | | | X |
| | | | | | | | | | | | |
| 32.1 | | Domeic J.Dell‘Osso，Jr.，总裁和首席执行官，根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条进行认证。 | | | | | | | | | | X |
| | | | | | | | | | | | |
| 32.2 | | 莫希特·辛格，执行副总裁总裁兼首席财务官，根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条进行认证。 | | | | | | | | | | X |
| | | | | | | | | | | | |
| 95.1 | | 煤矿安全信息披露 | | | | | | | | | | X |
| | | | | | | | | | | | |
| 99.1 | | 拉罗什石油咨询有限公司报告 | | | | | | | | | | X |
| | | | | | | | | | | | |
| 101寸 | | 内联XBRL实例文档。 | | | | | | | | | | X |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 101 SCH | | 内联XBRL分类扩展架构文档。 | | | | | | | | | | X |
| | | | | | | | | | | | |
| 101校准 | | 内联XBRL分类扩展计算链接库文档。 | | | | | | | | | | X |
| | | | | | | | | | | | |
| 101 DEF | | 内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档。 | | | | | | | | | | X |
| | | | | | | | | | | | |
| 101实验 | | 内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档。 | | | | | | | | | | X |
| | | | | | | | | | | | |
| 101高级版 | | 内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档。 | | | | | | | | | | X |
| | | | | | | | | | | | |
| 104 | | 封面交互数据文件-封面交互数据文件不会显示在交互数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中 | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
* | | 根据S-K规则第601(A)(5)项，已略去附表。注册人特此承诺，应美国证券交易委员会的要求，提供任何遗漏时间表的补充副本。 |
† | | 管理合同或补偿计划或安排。 |
| | | | | | | | | | | | |
请注意：根据美国证券交易委员会的规则和条例，我们已将上述协议作为10-K表格年度报告的证物提交或纳入作为参考。这些协议的提交是为了向投资者提供有关各自条款的信息。这些协议不打算提供有关切萨皮克能源公司或其业务或运营的任何其他事实信息。特别是，协议中包含的任何陈述、担保和契诺中的断言可能会受到与适用于投资者的信息不同的知识和重要性方面的限制，并可能受到未包括在证物中的保密披露时间表中的信息的限制。这些披露明细表可能包含对协议中规定的陈述、保证和契诺进行修改、限定和创建例外情况的信息。此外，协议中的某些陈述、保证和契诺可能被用于在当事人之间分担风险，而不是将事项确定为事实。此外，有关陈述、保证和契诺标的的信息可能在各自的协议日期之后发生了变化，这些后续信息可能会也可能不会在我们的公开披露中得到充分反映。因此，投资者不应依赖协议中的陈述、保证和契诺作为切萨皮克能源公司或其业务或运营的实际情况的表征。 |
不适用。
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。
| | | | | | | | | | | |
| 切萨皮克能源公司 |
| | | |
日期：2022年2月24日 | 发信人： | | Domeic J.Dell‘Osso，Jr. |
| | | Domeic J.Dell‘Osso，Jr. |
| | | 总裁与首席执行官 |
授权委托书
签名如下的每个人组成并任命小Domeic J.Dell‘Osso，Jr.其真实及合法的事实受权人及代理人(具有完全的替代及再代位的权力)，以任何及所有身分，以其名义、地点及代以其任何及所有身分签署本表格10-K年报的任何或所有修订，并将该等修订连同所有证物及与此有关的其他文件送交证券及交易事务监察委员会存档，授予上述事实受权人及代理人完全权力及权限，以尽其可能或能亲自作出的一切意图及目的，在该处所内及有关处所内作出及作出每项必需及必需作出的作为及事情，特此批准并确认所有上述代理律师和代理人，以及他们中的每一人，或他们任何或全部的替代者，可以合法地作出或导致作出凭借本条例作出的事情。
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员以登记人的身份在指定日期签署。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 签名 | | 容量 | | 日期 |
| Domeic J.Dell‘Osso，Jr. | | 总裁与首席执行官 (首席行政主任) | | 2022年2月24日 |
| Domeic J.Dell‘Osso，Jr. |
| | | | |
| /s/莫希特·辛格 | | 总裁常务副总经理 和首席财务官 (首席财务官) | | 2022年2月24日 |
| 莫希特·辛格 |
| | | | |
| 格雷戈里·M·拉尔森 | | 总裁副主计长 (首席会计主任) | | 2022年2月24日 |
| 格雷戈里·M·拉尔森 |
| | | | |
| /s/Michael WICHTERICH | | 董事局执行主席及主席 | | 2022年2月24日 |
| 迈克尔·威特里奇 |
| | | | |
| //蒂莫西·S·邓肯 | | 董事 | | 2022年2月24日 |
| 蒂莫西·S·邓肯 |
| | | | |
| 本杰明·C·达斯特，IV | | 董事 | | 2022年2月24日 |
| 本杰明·C·达斯特，IV |
| | | | |
| /莎拉·A·爱默生 | | 董事 | | 2022年2月24日 |
| 莎拉·A·爱默生 |
| | | | |
| 马修·M·加拉格尔 | | 董事 | | 2022年2月24日 |
| 马修·M·加拉格尔 |
| | | | |
| /s/Brian Steck | | 董事 | | 2022年2月24日 |
| 布莱恩·斯特克 |
