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DebtSecuritiesMember美国-公认会计准则：公允价值输入级别3成员2020-12-310000893538美国-GAAP：公允价值输入级别1成员美国-GAAP：固定收入证券成员2020-12-310000893538US-GAAP：公允价值输入级别2成员美国-GAAP：固定收入证券成员2020-12-310000893538美国-公认会计准则：公允价值输入级别3成员美国-GAAP：固定收入证券成员2020-12-310000893538US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEstateMember2020-12-310000893538US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEstateMember美国-GAAP：公允价值输入级别1成员2020-12-310000893538US-GAAP：公允价值输入级别2成员US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEstateMember2020-12-310000893538US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEstateMember美国-公认会计准则：公允价值输入级别3成员2020-12-310000893538Us-gaap:DefinedBenefitPlanCommonCollectiveTrustMember2020-12-310000893538美国-GAAP：公允价值输入级别1成员Us-gaap:DefinedBenefitPlanCommonCollectiveTrustMember2020-12-310000893538US-GAAP：公允价值输入级别2成员Us-gaap:DefinedBenefitPlanCommonCollectiveTrustMember2020-12-310000893538美国-公认会计准则：公允价值输入级别3成员Us-gaap:DefinedBenefitPlanCommonCollectiveTrustMember2020-12-310000893538美国-公认会计准则：对冲基金成员2020-12-310000893538美国-GAAP：公允价值输入级别1成员美国-公认会计准则：对冲基金成员2020-12-310000893538US-GAAP：公允价值输入级别2成员美国-公认会计准则：对冲基金成员2020-12-310000893538美国-公认会计准则：公允价值输入级别3成员美国-公认会计准则：对冲基金成员2020-12-310000893538SM：其他安全性成员美国-GAAP：公允价值输入级别1成员2020-12-310000893538US-GAAP：公允价值输入级别2成员SM：其他安全性成员2020-12-310000893538SM：其他安全性成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别3成员2020-12-310000893538美国-GAAP：公允价值输入级别1成员2020-12-310000893538US-GAAP：公允价值输入级别2成员2020-12-310000893538美国-公认会计准则：公允价值输入级别3成员2020-12-310000893538美国-公认会计准则：公允价值输入级别3成员2019-12-310000893538美国-公认会计准则：公允价值输入级别3成员2020-01-012020-12-310000893538美国-公认会计准则：公允价值输入级别3成员2021-01-012021-12-310000893538美国-GAAP：其他非当前资产成员2021-12-310000893538美国-GAAP：其他非当前资产成员2020-12-310000893538SM：DueFromJointInterestOwnersMember2021-12-310000893538SM：DueFromJointInterestOwnersMember2020-12-310000893538SM：应收税金成员2021-12-310000893538SM：应收税金成员2020-12-310000893538SM：DerivativeSettlementReceivableMember2021-12-310000893538SM：DerivativeSettlementReceivableMember2020-12-310000893538SM：其他应收账款成员2021-12-310000893538SM：其他应收账款成员2020-12-31 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
截至的财政年度2021年12月31日
或
☐根据1934年证券交易法第13或15(D)条提交的过渡报告
佣金档案编号001-31539
SM能源CO公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | | | | | | | | | | |
| 特拉华州 | | 41-0518430 | |
| (注册成立或组织的州或其他司法管辖区) | | (国际税务局雇主识别号码) | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 谢尔曼街1775号，1200套房, 丹佛, 科罗拉多州 | | 80203 | |
| (主要行政办公室地址) | | (邮政编码) | |
(303) 861-8140
(注册人电话号码，包括区号)
根据该法第12(B)条登记的证券：
| | | | | | | | |
| 每节课的标题 | 交易代码 | 注册的每个交易所的名称 |
| 普通股，面值0.01美元 | SM | 纽约证券交易所 |
根据该法第12(G)条登记的证券：无
根据证券法第405条的规定，用复选标记标明注册人是否为知名的经验丰富的发行人。是☑ No ☐
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13条或第15条(D)提交报告。是☐ 不是☑
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)提交了1934年证券交易法第13条或第15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是☑不是☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是☑不是☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。参见“交易法”第12b-2条中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小报告公司”和“新兴成长型公司”的定义。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 大型加速文件服务器 | ☑ | | 加速文件管理器 | ☐ | |
| | | | | | |
| 非加速文件服务器 | ☐ | | 规模较小的报告公司 | ☐ | |
| | | | | | |
| | | | 新兴成长型公司 | ☐ | |
| | | | | | |
如果是新兴成长型公司，用勾号表示注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据交易所法案第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐ |
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据“萨班斯-奥克斯利法案”(“美国联邦法典”第15编第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告内部控制有效性的评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☑
用复选标记表示注册人是否为空壳公司(如该法第12b-2条所定义)。是☐不是☑
据纽约证券交易所(New York Stock Exchange)报道，根据注册人普通股在2021年6月30日(注册人最近结束的第二财季的最后一个工作日)的收盘价计算，注册人非关联公司持有的119,336,315股有表决权股票的总市值为每股24.63美元。2,939,253,438。董事和高管，以及持有已发行普通股10%或以上或注册人认为处于控制地位的每位人士持有的普通股已被排除在外。对于其他目的，这种关联地位的确定不一定是决定性的确定。
截至2022年2月10日，注册人拥有121,862,248已发行普通股的股份。
以引用方式并入的文件
本报告第III部分第10、11、12、13和14项所要求的某些信息以引用方式纳入注册人关于其2022年股东年会的附表14A的最终委托书部分，该声明将于2021年12月31日后120天内提交。
| | | | | | | | |
| 目录 |
| 项目 | | 页面 |
| 有关前瞻性陈述的警示信息 | 4 |
| 词汇表 | 5 |
| 第一部分 | 8 |
项目1.和2. | 业务和物业 | 8 |
| 一般信息 | 8 |
| 战略 | 8 |
| 2021年的重大发展 | 8 |
| 展望 | 9 |
| 作业区 | 9 |
| 储量 | 11 |
| 生产 | 15 |
| 生产井 | 15 |
| 钻井和完井活动 | 16 |
| 属性标题 | 16 |
| 种植面积 | 17 |
| 交付承诺 | 17 |
| 主要客户 | 17 |
| 人力资本 | 17 |
| 季节性 | 18 |
| 竞争 | 19 |
| 政府规章 | 19 |
| 可用的信息 | 22 |
第1A项。 | 风险因素 | 22 |
1B项。 | 未解决的员工意见 | 35 |
第三项。 | 法律诉讼 | 35 |
第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 35 |
| 第II部 | 36 |
第五项。 | 注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股权证券的市场 | 36 |
第六项。 | [已保留] | 37 |
第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 38 |
| 公司概况 | 38 |
| 运营的财务结果和其他比较数据 | 42 |
| 2021年至2020年和2020至2019年财务结果和趋势比较 | 45 |
| 流动性和资本资源概述 | 48 |
| 关键会计政策和估算 | 52 |
| 会计事项 | 55 |
| 环境 | 55 |
| 非GAAP财务指标 | 56 |
第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 57 |
第八项。 | 合并财务报表和补充数据 | 58 |
第九项。 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 100 |
第9A项。 | 控制和程序 | 101 |
第9B项。 | 其他信息 | 104 |
项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 104 |
| | | | | | | | |
| 目录 |
| (续) |
| 项目 | | 页面 |
| 第三部分 | 104 |
第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 104 |
第11项。 | 高管薪酬 | 104 |
第12项。 | 某些实益拥有人的担保所有权和管理层及相关股东事宜 | 104 |
第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事独立性 | 105 |
第14项。 | 首席会计师费用及服务 | 105 |
| 第IV部 | 106 |
第15项。 | 展品和合并财务报表明细表 | 106 |
第16项。 | 表格10-K摘要 | 109 |
| 签名 | 110 |
有关前瞻性陈述的警示信息
本年度10-K表格报告(“10-K表格”或“本报告”)包含1933年“证券法”(“证券法”)第27A条和1934年“证券交易法”(“交易法”)第21E条所指的“前瞻性陈述”。除历史事实陈述外，本报告中包含的所有陈述，涉及我们预期、相信或预期未来将发生或可能发生的与我们的财务状况、经营结果、业务前景或经济表现有关的活动、条件、事件或发展，或涉及未来经营的管理计划和目标，均属前瞻性陈述。“预期”、“假设”、“相信”、“预算”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“目标”、“目标”、“打算”、“待定”、“计划”、“潜在”、“预计”、“目标”、“将会”以及类似的表述旨在识别前瞻性陈述。本报告通篇都有前瞻性陈述，包括关于以下事项的陈述：
•全球新冠肺炎大流行(“大流行”)对我们、我们的行业、我们的财务状况和我们的经营业绩的影响；
•未来资本支出的数额和性质，以及为资本支出提供资金的流动性和资本资源的可用性；
•根据经修订的第六次修订和重新签署的信贷协议(“信贷协议”)，借款基数或总贷款人承诺的任何变化；
•我们对未来原油、天然气和天然气液体(在本报告中也分别称为“石油”、“天然气”和“NGL”)、油井成本、服务成本、生产成本以及一般和行政成本的价格展望；
•我们的钻井和完井活动以及其他勘探和开发活动，我们获得许可和政府批准的能力，以及我们、我们的联合开发合作伙伴和/或其他第三方运营商的计划；
•可能或预期的收购和剥离，包括可能的剥离或分包，或内部或联合开发某些物业；
•石油、天然气和天然气储量估计和未来净收入以及与这些储量估计相关的未来净收入现值的估计，以及已探明的未开发储量到已探明已开发储量的转换；
•我们预期的未来产量、确定的钻井地点以及钻井前景、库存、项目和计划；
•现金流、流动性、利息和相关偿债费用、有效税率的变化，以及我们未来偿还债务的能力；
•业务战略和未来运营的其他计划和目标，包括业务扩张和增长的计划，或推迟资本投资的计划，有关未来股息支付、债务赎回或股权回购、资本市场活动、环境、社会和治理(“ESG”)目标和举措的计划，以及我们对未来财务状况或运营结果的展望；以及
•其他类似的问题，如管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析在本报告第二部分，第7项。
我们的前瞻性陈述是基于我们根据我们的经验以及我们对历史趋势、当前状况、预期未来发展以及我们认为在这种情况下合适的其他因素的看法而做出的假设和分析。我们提醒您，前瞻性陈述不是对未来业绩的保证，这些陈述会受到已知和未知的风险和不确定性的影响，这些风险和不确定性可能会导致我们的实际结果或表现与前瞻性陈述明示或暗示的任何未来结果或表现大不相同。可能导致我们的财务状况、经营结果、业务前景或经济表现与预期不同的因素包括第一部分第1A项中讨论的因素。风险因素在本报告的下面和其他地方。
本报告中的前瞻性陈述仅反映了本报告提交时的情况。虽然我们可能会不时自愿更新之前的前瞻性陈述，但除非适用的证券法要求，否则我们不承诺这样做。
词汇表
本报告通篇使用本节中定义的石油和天然气术语及其他术语。术语“已开发储量”、“探井”、“油田”、“已探明储量”和“未开发储量”的定义已缩写为S-X规则第4-10(A)条中各自的定义。根据S-X规则第4-10(A)条，这些术语的完整定义可通过美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)网站www.sec.gov找到。
从价税。根据不动产或个人财产的价值征收的税。
ASC.会计准则编撰。
亚利桑那州立大学。会计准则更新。
BBL。一个储罐桶，或42美国加仑液体体积，用于指油、液化石油气、水或其他液态碳氢化合物。
BBtu.10亿英制热量单位。
Bcf. 10亿立方英尺，用于指天然气。
英国央行。桶油当量。石油当量是用6立方英尺的天然气与1桶石油或NGL的比率来确定的。
BTU。英制热量单位，将一磅水的温度提高1华氏度所需的热量。
完成了。安装生产石油、天然气和/或天然气的设备，或在干井的情况下，向有关当局报告油井已废弃。
转换率。当年已探明未开发储量到已探明已开发储量的换算，除以年初已探明未开发储量(在我们的行业中通常也称为“已探明未开发储量”)。往绩“).
产生的费用。石油和天然气财产收购、勘探和开发活动发生的成本，无论是资本化的还是支出的。
发达的种植面积。 分配给或可分配给生产井或能够生产的井的英亩数。
已开发储量。预计可回收的储量：(I)通过现有设备和作业方法的现有油井，或所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小；及(Ii)如果开采不涉及油井，则通过已安装的开采设备和储量估计时运行的基础设施。
发展良好。在石油或天然气储集层探明区域内钻至已知的产油层深度的井。
干井。一口探井、开发井或延伸井，经证明不能生产足够商业数量的石油、天然气和/或天然气，以证明完井或完井后的经济运行是合理的(也称为“非生产井“).
探井。为了寻找新的油田或在以前发现的另一个储集层中产油或产气的油田中发现新的储集层而钻探的井。
FASB。财务会计准则委员会。
费用属性。可以拥有的最广泛的土地权益，包括地表权和矿业权(包括石油和天然气)。
现场。由一个或多个水库组成的区域，这些水库都集中在同一地质构造特征和/或地层条件上，或与之相关。
编队。在相同的一般地质条件下沉积的一系列沉积层。
公认会计原则。美国普遍接受的会计原则。
总英亩或总井。拥有工作权益的英亩或油井。
水平井。垂直角度大于70度的井。
伦敦银行间同业拆借利率。伦敦银行间同业拆借利率。2021年12月31日之后，不再作为新贷款和合同的全球参考利率。
租赁运营费用。将石油、天然气和/或天然气从生产地层提升到地面所发生的费用，构成工作权益当前运营费用的一部分，还包括人工、监督、供应、维修、维护、分配间接费用和其他与生产相关的费用，但不包括租约购置、钻井或完井成本。
Mbbl.1000桶，用于指油、天然气、水或其他液态碳氢化合物。
姆博。一千桶油当量。
麦克夫。千立方英尺，用于指天然气。
MMbbl.一百万桶，用于指石油、天然气、水或其他液态碳氢化合物。
嗯。一百万桶油当量。
MMBtu.百万英热单位。
MMCF.一百万立方英尺，用于指天然气。
净英亩或净井。我们在总英亩或总油井中拥有的零星工作权益的总和。
NGL。 乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷和天然汽油的混合物，从气体中除去后，在不同程度的较高压力和较低温度下变成液体。
纽约商品交易所西德克萨斯中质原油。纽约商品交易所(New York Mercantile Exchange)西德克萨斯中质油(West Texas Intermediate)是石油常见的行业基准价格。
纽约商品交易所亨利·哈伯。纽约商品交易所Henry Hub，一个常见的天然气行业基准价格。
欧佩克+。石油输出国组织(Organization of the Petroleum Exporting Countries，简称欧佩克)和其他非欧佩克产油国。
OPIS。石油价格信息服务(Oil Price Information Service)，这是德克萨斯州贝尔维尤(Mont Belvieu)NGL定价的常见行业基准。
PV-10. PV-10是一项非GAAP指标。根据估计已探明储量和截至所示日期的有效成本(除非该等成本根据合同条款发生变化)所使用的价格，扣除估计生产和未来开发成本后的预计净探明储量所产生的预计未来收入的现值，但不计入一般和行政费用、偿债、未来所得税费用或折旧、损耗和摊销等非财产相关费用，按每年10%的贴现率贴现。虽然这一指标不包括所得税的影响，但它确实提供了公司在与其他公司比较的基础上和不同时期之间的相对价值的指示性表示，因为它使用了计算未来净现金流量贴现的标准化指标。
多产井。正在生产或能够商业生产石油、天然气和/或天然气的勘探井、开发井或延伸井。
已探明储量。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，根据现有的经济条件、运营方法和政府法规，可以合理确定地估计出，从给定日期起，从已知油藏开始经济上可生产的石油、天然气和天然气气藏的数量，除非有证据表明续签是合理确定的，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计。现有的经济条件包括确定水库经济生产能力的价格和成本，所使用的价格是报告所述期间结束日期之前12个月期间的平均价格，该价格是该期间内每个月的月初1日价格的未加权算术平均数，除非价格由合同安排确定，不包括基于未来条件的价格上涨。
重新完成。在不同于先前完井的地层中完井的现有井筒。
储备寿命指数。以年数表示，表示某一特定日期的估计已探明储量净值除以前12个月的实际产量。
水库。一种多孔的、可渗透的地下地层，包含可开采的石油、天然气和/或相关液体资源的自然聚集，它被不渗透的岩石或水屏障所限制，是独立的，与其他储集层分开。
资源发挥。一个术语，用来描述已知存在于大片地区的石油、天然气和/或相关液体资源的聚集，与常规活动相比，这种活动通常具有较低的预期地质风险。
皇室成员。支付给矿业权所有人的金额或费用，以石油、天然气和天然气生产和销售的毛收入的百分比或分数表示，不受与受影响油井的钻探、完井和运营有关的费用的影响。
版税利益。在石油和天然气资产中的权益，使所有者有权分享石油、天然气和天然气生产，而无需支付勘探、开发和生产运营成本。
地震。这个 将能量波或声波发射到地球上，并分析波的反射，以推断地下岩层的类型、大小、形状和深度。
页岩。主要由固结粘土或泥浆组成的细粒沉积岩。页岩是最常见的沉积岩。
对贴现未来净现金流的标准化衡量。根据估计储量、年终成本和法定税率所使用的价格，按每年10%的贴现率，与估计的已探明储量相关的贴现未来净现金流。此计算的信息包含在补充石油和天然气信息(未经审计)见本报告第二部分第8项。
未开发的土地面积。未钻探或完成油井的租赁面积，无论该面积是否包含估计净探明储量，均可生产商业数量的石油、天然气和天然气。
未开发储量。预计将从未钻井面积上的新油井或需要较大支出才能重新完井的现有油井中回收的储量。适用的美国证券交易委员会对未开发储量的定义规定，只有在通过了开发计划，表明计划在五年内钻探的情况下，未钻探地点才可被归类为具有未开发储量，除非具体情况有理由延长时间。
工作兴趣。业主有权钻探、生产和在物业上进行经营活动，并分享生产、销售和成本的经营权益。
第一部分
当我们使用术语“SM Energy”、“公司”、“我们”、“我们”或“我们”时，除非上下文另有规定，否则我们指的是SM能源公司及其子公司。我们已经包含了一些对理解我们的业务非常重要的技术术语词汇表本报告的一节。在整个文档中，我们都会做出涉及未来预期、可能性或事件的陈述和预测，所有这些都可以归类为“前瞻性陈述”。请参阅有关前瞻性陈述的警示信息请参阅本报告的一节，解释这些类型的陈述以及相关的风险和不确定性。
项目1.及2.业务及物业
一般信息
我们是一家独立的能源公司，在德克萨斯州从事石油、天然气和天然气的收购、勘探、开发和生产。SM Energy成立于1908年，1915年在特拉华州注册成立，1992年12月首次公开发行普通股。我们的普通股在纽约证券交易所交易，股票代码是“SM”。
我们的主要办事处位于科罗拉多州丹佛市谢尔曼街1775号，1200Suit1200，邮编：80203，电话号码是(303861-8140)。
战略
我们的战略目标是成为顶级油气资产的主要运营商。我们的目标是通过负责任地生产能源供应，为国内能源安全和繁荣做出贡献，并在我们生活和工作的社区产生积极影响，让人们的生活变得更美好。我们的短期运营和财务目标包括产生正现金流，同时通过绝对债务削减和改善杠杆指标加强我们的资产负债表，并通过勘探和开发优化增加我们资本项目库存的价值。我们的长期愿景是为所有利益相关者可持续地增长价值。我们相信，为了实现这一愿景，我们必须成为顶级石油和天然气资产的主要运营商。我们实现这些目标的战略是把重点放在高质量的经济钻探、完井和生产机会上。我们的投资组合包括德克萨斯州的石油和天然气生产资产，特别是在得克萨斯州西部的米德兰盆地和南得克萨斯州的马弗里克盆地。
我们致力于卓越的安全、健康和环境管理；支持多元化和蓬勃发展的员工团队的专业发展；在我们生活和工作的社区产生积极影响；以及透明地报告我们在这些领域的进展。我们通过整合整个组织内强化的环境和社会项目，设定包括降低燃烧和温室气体(“GHG”或“GHGs”)排放强度以及保持较低甲烷排放强度在内的近期和中期目标，对ESG倡议进行了优先排序，其中包括整合整个组织的强化环境和社会项目，并设定近期和中期目标，包括降低燃烧和温室气体(GHG)排放强度，以及保持较低的甲烷排放强度。此外，我们正在建立跟踪其他ESG指标的系统，以便在未来实现更多报告并提高员工意识。我们董事会的环境、社会和治理委员会监督公司ESG政策、计划和倡议的发展和实施，并与管理层一起就这些问题向董事会报告。进一步表明我们对可持续运营和环境管理的承诺，我们长期激励计划下高管和合格员工的薪酬，以及我们短期激励计划下所有员工的薪酬，部分是根据某些全公司绩效指标计算的，这些指标包括关键的财务、运营和环境、健康和安全措施。
2021年的重大发展
现金流和债务削减。在截至2021年12月31日的一年中，经营活动提供的净现金为12亿美元，超过了用于投资活动的6.672亿美元的净现金，导致我们截至2021年12月31日的未偿还长期债务本金余额从2020年12月31日的23亿美元下降到21亿美元，降幅为6%。我们未偿还长期债务总额本金余额的减少主要是由于我们循环信贷安排的未偿还余额减少了9300万美元，以及我们2021年高级担保可转换票据中剩余的6550万美元的报废。此外，截至2021年12月31日，我们的现金和现金等价物余额为3.327亿美元，循环信贷安排没有未偿还余额。请参阅2021-2020年和2020-2019年现金流变化分析在……里面流动性和资本资源概述 在第II部分，第7项，以及附注5--长期债务在第二部分，本报告项目8供进一步讨论，包括2021年高级担保可转换票据的定义。
生产、定价、收入和商品衍生产品。2021年，我国日均净当量产量比2020年增长11%，达到140.7百万桶，其中石油7650万桶，天然气296.9立方米，天然气1470万桶。这一增长主要是由于我们米德兰盆地资产增加了19%，完井数量增加，油井表现强劲，以及我们对运营执行的关注。石油产量占总产量的百分比从2020年的50%增加到2021年的54%。在截至12月31日的一年中，石油、天然气和NGL的衍生品结算影响前的实现价格(“实现价格”或“实现价格”)分别增长了83%、169%和141%。
2021年，与2020年相比。由于实现价格的上涨，截至2021年12月31日的一年，石油、天然气和NGL生产收入增长了131%，达到26亿美元，而2020年的收入为11亿美元。截至2021年12月31日和2020年12月31日的几年中，石油生产收入分别占总生产收入的73%和76%。在截至2021年12月31日的一年中，我们录得衍生品净亏损9.017亿美元，而2020年的衍生品净收益为1.616亿美元。这些金额包括截至2021年12月31日的年度7.49亿美元的衍生品结算亏损，以及截至2020年12月31日的年度3.513亿美元的衍生品结算收益。请参阅作业区下面和公司概况 在第二部分，本报告项目7供进一步讨论。
储备和资本投资。截至2021年12月31日，已探明总储量估计为492.0 MMBOE，比截至2021年12月31日的404.6 MMBOE增长了22%。由于奥斯汀粉笔和米德兰盆地资产的持续成功和进一步开发，我们通过扩建和填充增加了139.1 MMBOE，但2021年51.4MMBOE的产量部分抵消了这一增长。截至2021年12月31日，我们的探明储量寿命指数提高到9.6年，而截至2020年12月31日，我们的探明储量寿命指数为8.7年。请参阅作业区和储量以下是关于扩建、发现和填充的附加内容、移除某些已探明的未开发储量(这些储量已不再在我们未来五年的开发计划中)以及价格和性能修订的额外讨论。与2020年相比，2021年发生的成本增加了23%，达到7.18亿美元。请参阅作业区在下面，并向补充石油和天然气信息(未经审计)在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
展望
我们为所有利益相关者可持续增长价值的愿景包括短期运营和财务目标，即通过绝对债务削减和改进杠杆指标来产生现金流，同时加强我们的资产负债表，以及通过勘探和开发优化来增加资本项目库存的价值。我们的长期计划是实现现金流增长，这是由我们的优质资产基础和产生有利回报的能力支持的。
我们的2022年资本计划总额预计约为7.5亿美元，我们预计将用运营现金流为该计划提供资金。我们预计我们的2022年资本计划将重点放在我们的米德兰盆地资产和我们的南得克萨斯州资产中的高经济性石油开发项目上。
作业区
____________________________________________
(1)截至2021年12月31日。
我们的2021年业务集中在米德兰盆地和南得克萨斯州，如下所述。下表汇总了截至2021年12月31日的一年中这些地区的估计探明储量、净产量和发生的成本：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 米德兰盆地 | | 南得克萨斯州 | | 总计(1) |
| 探明储量 | | | | | |
| 机油(MMBbl) | 156.7 | | | 42.9 | | | 199.5 | |
| 燃气(Bcf) | 568.9 | | | 674.5 | | | 1,243.5 | |
| NGL(MMBbl) | 0.1 | | | 85.1 | | | 85.2 | |
Mmboe(1) | 251.6 | | | 240.4 | | | 492.0 | |
相对百分比 | 51 | % | | 49 | % | | 100 | % |
| 已证明已开发的百分比 | 66 | % | | 56 | % | | 61 | % |
| 净生产量 | | | | | |
| 机油(MMBbl) | 25.2 | | | 2.7 | | | 27.9 | |
| 燃气(Bcf) | 55.4 | | | 52.9 | | | 108.4 | |
| NGL(MMBbl) | — | | | 5.4 | | | 5.4 | |
Mmboe(1) | 34.4 | | | 16.9 | | | 51.4 | |
平均每日当量(MBOE/d)(1) | 94.4 | | | 46.4 | | | 140.7 | |
相对百分比 | 67 | % | | 33 | % | | 100 | % |
产生的成本(以百万为单位)(2) | $ | 433.8 | | | $ | 240.7 | | | $ | 718.0 | |
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(1)由于四舍五入，金额可能无法计算。
(2)产生的资产成本不等于总成本，这主要是由于不在此表中的勘探活动产生的公司间接费用造成的。请参阅已招致的费用在……里面补充石油和天然气信息(未经审计) 在本报告第二部分，第8项。
截至2021年12月31日的总估计探明储量比2020年12月31日增加了22%。与2020年相比，截至2021年12月31日的一年，总净当量产量增长了11%。截至2021年12月31日的一年，与2020年相比，发生的成本增加了23%，这主要是由于我们的资本活动增加，特别是与我们南得克萨斯州资产开发相关的增加。
米德兰盆地。我们的米德兰盆地资产位于得克萨斯州西部的二叠纪盆地，占地约80,000英亩，包括我们在德克萨斯州霍华德和马丁县的Rockstar资产以及我们在德克萨斯州厄普顿和米德兰县(“米德兰盆地”)的Seitie Peck资产。2021年，我们在岩星和甜派克位置的钻井和完井活动继续主要集中在开发优化和进一步勾勒出我们的米德兰盆地位置上。我们目前的米德兰盆地位置在多个富含石油的地区(包括斯普拉贝利和沃尔夫坎普地层)提供了大量的未来开发机会。我们预计2022年米德兰盆地的资本活动将集中在高经济效益的石油开发项目上。
2021年，成本为4.338亿美元，我们平均配备三台钻机和两名完井人员。我们完成了97口总井(81口净井)，截至2021年12月31日，已钻完30口总井(27口净井)，但尚未完工。截至2021年12月31日的一年，净当量产量为34.4MMBOE，比截至2020年12月31日的291MMBOE增长了18%。预计已探明储量从2020年12月31日的222.0 MMBOE增加到2021年12月31日的251.6 MMBOE，增幅为13%，这是由于增加了46.6MMBOE以及价格和性能修正后的29.6MMBOE部分被34.4MMBOE的产量所抵消。此外，我们剔除了11.8MMBOE的已探明未开发储量，取而代之的是确认与不同地点相关的已探明未开发储量的增加，这些已探明未开发储量已被添加到我们的五年发展计划中。已探明储量的增加主要是由于扩建和填充储量取代了转换后的已探明未开发储量。
南得克萨斯州。我们的南得克萨斯州资产包括大约155,000英亩的净地，位于得克萨斯州的迪米特和韦伯县(“南得克萨斯州”)。2021年，我们在南得克萨斯州的业务重点是鹰滩页岩地层和奥斯汀粉笔地层的生产，以及奥斯汀粉笔地层的进一步开发。我们在Maverick盆地的重叠面积覆盖了西部Eagle Ford页岩和Austin Chalk地层(“Maverick盆地”)的很大一部分，包括跨越石油、天然气-凝析油和干气窗口的面积，这些窗口的天然气成分可以加工用于NGL开采。我们预计，2022年南得克萨斯州的资本活动将主要集中在开发奥斯汀粉笔地层上。
2021年，发生的成本为2.407亿美元，我们平均只有一个钻机和一个完井人员。我们完成了31口总井(28口净)，截至2021年12月31日，已钻完32口总井(净32口)，但尚未完工。截至2021年12月31日的年度净当量产量为16.9MMBOE，比截至2021年12月31日的17.3MMBOE下降2%
2020年12月31日。预计已探明储量从2020年12月31日的182.6 MMBOE增加到2021年12月31日的240.4 MMBOE，这是由于增加了92.5MMBOE和29.0MMBOE的正价格修正，被16.9MMBOE的产量和46.8MMBOE的下调所抵消。我们在奥斯汀粉笔地层的开发继续取得成功，从而增加了延伸和填充的已探明储量。向下修订包括28.7MMBOE的已探明未开发储量，以确认与我们的五年发展计划中的不同地点相关的已探明未开发储量的增加，以及因业绩修订而产生的18.1MMBOE。
办公空间。截至2021年12月31日，我们租赁和拥有的办公空间如下表所示：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 租用的近似平方素材 | | 拥有的近似正方形素材 |
公司(1) | | 164,000 | | | — | |
| 米德兰盆地 | | 59,000 | | | — | |
南得克萨斯州(2) | | 62,000 | | | 12,000 | |
| 总计 | | 285,000 | | | 12,000 | |
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(1)我们预计到2022年，我们的公司租赁办公空间将减少到大约59,000平方英尺。
(2)2021年12月31日之后，南得克萨斯州的租赁面积减少到大约21,000平方英尺。
储量
储量估计从本质上来说是不精确的，对新发现和未开发地点的估计比对生产油气资产的储量估计更不精确。因此，我们预计，随着新信息的出现，这些估计值将发生变化。下表列出了对未来净现金流和PV-10进行贴现的标准化衡量标准。PV-10是一种非GAAP财务指标，通常不同于最直接可比的GAAP财务指标--未来现金流量贴现的标准化指标，因为它不包括所得税对未来净收入的影响。无论是对未来净现金流贴现的标准化衡量，还是PV-10，都不代表我们石油和天然气资产的公平市场价值。我们和石油和天然气行业的其他人使用PV-10作为衡量标准，以比较已探明储量的相对规模和价值，而不考虑这些实体的具体税收特征。请参阅词汇表关于这些措施的更多信息，请参阅本报告一节，并请参阅下文所述未来净现金流量贴现标准化计量与PV-10的对账情况。我们估计的已探明储量的实际数量和现值可能比我们估计的要多或少。自上一财年开始以来，除了美国证券交易委员会之外，没有任何对我们已探明储量的估计提交给任何联邦当局或机构，也没有包括在报告中。下表应与风险因素下面一节。
下表汇总了截至2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日的估计探明储量、贴现未来净现金流(GAAP)的标准化衡量标准、PV-10(非GAAP)、用于计算探明储量估计的价格以及储量寿命指数：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截止到十二月三十一号， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 保留卷： | | | | | |
| 已被证明是发达的 | | | | | |
| 机油(MMBbl) | 110.7 | | | 89.8 | | | 85.0 | |
| 燃气(Bcf) | 833.0 | | | 643.9 | | | 712.1 | |
| NGL(MMBbl) | 50.7 | | | 32.1 | | | 43.4 | |
Mmboe(1) | 300.2 | | | 229.3 | | | 247.0 | |
| 事实证明是未开发的 | | | | | |
| 机油(MMBbl) | 88.8 | | | 82.9 | | | 99.1 | |
| 燃气(Bcf) | 410.4 | | | 408.1 | | | 511.1 | |
| NGL(MMBbl) | 34.5 | | | 24.4 | | | 30.6 | |
Mmboe(1) | 191.8 | | | 175.3 | | | 214.9 | |
已证明的总数(1) | | | | | |
| 机油(MMBbl) | 199.5 | | | 172.7 | | | 184.1 | |
| 燃气(Bcf) | 1,243.5 | | | 1,052.0 | | | 1,223.2 | |
| NGL(MMBbl) | 85.2 | | | 56.6 | | | 74.0 | |
| Mmboe | 492.0 | | | 404.6 | | | 462.0 | |
| 探明开发储量百分比 | 61 | % | | 57 | % | | 53 | % |
| 探明未开发储量百分比 | 39 | % | | 43 | % | | 47 | % |
| | | | | |
| 储备数据(百万)： | | | | | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量(GAAP) | $ | 6,962.6 | | | $ | 2,682.5 | | | $ | 4,104.0 | |
| PV-10(非GAAP)： | | | | | |
| 已证实开发的PV-10 | $ | 5,407.2 | | | $ | 1,848.8 | | | $ | 2,830.4 | |
| 事实证明未开发的PV-10 | 2,751.4 | | | 833.7 | | | 1,532.4 | |
| 已证明的PV-10总数(非GAAP) | $ | 8,158.6 | | | $ | 2,682.5 | | | $ | 4,362.8 | |
| | | | | |
12个月往绩平均价格：(2) | | | | | |
油(每桶) | $ | 66.56 | | | $ | 39.57 | | | $ | 55.69 | |
燃气(每MMBtu) | $ | 3.60 | | | $ | 1.99 | | | $ | 2.58 | |
NGL(每BBL) | $ | 36.60 | | | $ | 17.64 | | | $ | 22.68 | |
| | | | | |
后备寿命指数(年)(3) | 9.6 | | | 8.7 | | | 9.6 | |
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(1)由于四舍五入，金额可能无法计算。
(2)用于计算探明储量估算的价格，反映的是按照美国证券交易委员会规则，往绩12个月内每个月的月初一价格的未加权算术平均值。然后，我们调整这些价格，以反映在估算我们已探明储量时，这段时间内的适当质量和地理位置差异。
(3)我们用新的石油和天然气储备取代生产的能力，对我们业务未来的成功至关重要。请参考本表格中的后备寿命指标条款。词汇表部分，了解有关此指标如何计算的信息。
下表将未来净现金流量贴现(GAAP)的标准化计量与总估计探明储量的PV-10(非GAAP)进行了协调。请参阅词汇表本报告中有关以下内容的部分 未来净现金流贴现和PV-10的标准化度量定义。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截止到十二月三十一号， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：百万) |
未来净现金流量贴现的标准化计量(GAAP) | $ | 6,962.6 | | | $ | 2,682.5 | | | $ | 4,104.0 | |
地址：扣除所得税后，每年可享受10%的折扣 | 4,844.9 | | | 1,856.3 | | | 2,955.3 | |
新增：未来未贴现所得税 | 2,130.3 | | | — | | | 579.8 | |
税前未贴现未来净现金流量 | 13,937.8 | | | 4,538.8 | | | 7,639.1 | |
减价：每年10%的折扣(不含税) | (5,779.2) | | | (1,856.3) | | | (3,276.3) | |
| PV-10(非GAAP) | $ | 8,158.6 | | | $ | 2,682.5 | | | $ | 4,362.8 | |
已探明未开发储量
已探明的未开发储量包括预计将从未来未钻井面积的油井中开采的储量，或从需要较大支出才能重新完成的现有油井中开采的储量。未开发储量可归类为未钻探面积上的已探明储量，直接抵消在钻探时合理确定经济生产能力的开发区，或可靠技术提供经济可行性合理确定性的开发区。未钻探的地点只有在已通过的开发计划表明计划在五年内钻探的情况下，才可被归类为已探明的未开发储量，除非具体情况需要更长的时间。截至2021年12月31日，我们没有任何已探明的未开发储量在我们的账面上超过5年，我们已探明的未开发储量的面积都不是预计将到期的面积，也不是预计不会在目标完工日期之前通过续期持有的面积。
对于已探明的未开发地区与已开发的生产地点相距超过一个开发间距的地区，我们在登记已探明的未开发储量时采用了可靠的地质和工程技术。在截至2021年12月31日的已探明未开发储量总额191.8 MMBOE中，米德兰盆地约29.0MMBOE已探明未开发储量和我们南得克萨斯州位置已探明未开发储量68.7MMBOE被距离最近的已开发生产地点的一个以上开发间隔区所抵消。我们综合了来自多个来源的公共和专有数据，以确定每个地层及其生产属性的地质连续性。这包括地震数据和解释(三维和微地震)、裸眼测井信息(垂直和水平采集)和该测井数据的岩石物理分析、泥浆测井、气体样品分析、总有机质含量、热成熟度、试采、流体性质和岩心数据的测量，以及在某些类似地区产生可预测和可重复储量估计的统计动态数据。这些地点仅限于那些既能证明已确立的地质一致性，又能证明充分的统计绩效数据以提供合理确定结果的地区。
截至2021年12月31日，预计已探明未开发储量比2020年12月31日增加16.5MMBOE，或9%。下表提供了我们已探明的未开发储量在截至2021年12月31日年度的对账单：
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| 总计
(Mmboe) |
| 已探明未开发储量总额： | |
| 年初 | 175.3 | |
| 从延伸、发现和填充添加的内容 | 125.2 | |
| 转化为已证实的开发 | (66.0) | |
| 因五年规则而被免职 | (40.6) | |
| 对先前估计数的修订 | (2.1) | |
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| 年终 | 191.8 | |
从延伸、发现和填充中添加的内容。2021年期间，我们在德克萨斯州南部和米德兰盆地分别增加了81.0MMBOE和44.2MMBOE的估计已探明未开发储量。南得克萨斯州的大部分增加是由于我们在奥斯汀粉笔地层的持续成功和进一步开发而扩大的，而在米德兰盆地的大部分增加是由于加密开发。
转化为已证实的已开发。我们2021年的转化率为38%，主要是开发我们奥斯汀粉笔和米德兰盆地资产中已探明储量的结果。2021年，我们在有储备的项目上投入了4.487亿美元
在2020年底登记为已探明未开发储量，其中3.96亿美元用于在2021年12月31日之前将已探明未开发储量转换为已探明已开发储量。截至2021年12月31日，已钻井但未完成的油井占估计已探明未开发储量总额的32.3MMBOE。我们预计完成这些已钻探但未完成的油井将产生1.245亿美元的资本支出，我们预计所有估计的已探明未开发储量将在最初登记为已探明未开发储量后五年内转换为已探明已开发储量。
因为五年的规定被免职。作为我们在2021年进行测试和划定工作的结果，我们修订了未来发展计划的某些方面，将重点放在最大化回报和资产价值上。因此，我们删除了40.6MMBOE的估计已探明未开发储量，并将这些地点重新分类为未探明储量类别，其中27.0MMBOE与我们的Eagle Ford页岩已探明未开发储量相关，反映了我们继续转向进一步开发奥斯汀白垩层，11.8MMBOE与我们米德兰盆地计划未来开发计划中的优化相关。鹰福特页岩未来的开发地点被奥斯汀粉笔地点取代，这反映为扩建、发现和填充带来的补充。
截至2021年12月31日，预计与我们已探明的未开发储量相关的未来开发成本总计14亿美元，预计2022年、2023年和2024年分别约为4.818亿美元、3.368亿美元和3.645亿美元。
对已探明储量估算的内部控制
我们对已探明储量记录的内部控制旨在客观、准确地估计我们的储量数量和价值，以符合美国证券交易委员会的规定。我们管理和监控已探明储量的过程被委托给我们的企业储备小组，并由我们的企业工程经理协调，受我们的管理层和董事会审计委员会的监督，如下所述。我们的企业工程经理自2008年以来一直在能源行业工作，自2010年以来一直受雇于本公司。他拥有蒙大拿理工大学石油工程理学学士学位，是德克萨斯州、怀俄明州和蒙大拿州的注册专业石油工程师。他也是石油工程师协会的会员。我们的员工全年都会对我们的资产进行技术、地质和工程审查。从这些审查中获得的数据，连同经济数据和我们的所有权信息，被用来确定估计的探明储量数量。我们资产团队的工程技术人员不直接向公司工程经理汇报；他们向各自的资产技术经理或直接向勘探、开发和EHS高级副总裁汇报。这一设计旨在促进我们的资产团队在已探明储量评估过程中进行客观和独立的分析。
第三方储量审计
莱德斯科特是一家独立的石油工程咨询公司，在世界各地提供石油工程咨询服务已有80多年的历史。莱德斯科特使用自己的工程假设进行了一次独立审计，但使用了我们提供的经济和所有权数据。莱德斯科特至少审计了我们计算出的已探明储量PV-10总量的80%。总体而言，根据我们的政策，莱德·斯科特确定的我们经审计的物业的证明储备额必须在我们对整个公司以及每项主要资产的证明储备额的10%以内。莱德斯科特的技术工程师主要负责监督我们的储量审计，他是一名执行高级副总裁，于2003年获得杨百翰大学化学工程学士学位。他是德克萨斯州的执业专业工程师，也是石油工程师协会的会员。2021年莱德·斯科特审计报告作为附件99.1包括在内。
除了第三方审计外，我们的储备还由我们的管理层与我们董事会的审计委员会一起审查。我们的管理层，包括总裁兼首席执行官、执行副总裁兼首席财务官，以及勘探、开发和EHS高级副总裁，负责审查和核实已探明储量的估计是合理、完整和准确的。审计委员会结合莱德·斯科特的业绩审查最终储量估计的摘要，并不时与莱德·斯科特的代表会面，与我们的管理层分开，讨论流程和调查结果。
生产
下表汇总了我们在本报告所述期间生产和销售的石油、天然气和天然气的净产量和实现价格。下列已实现价格不包括衍生品合同结算的影响。此外，还提供了以京东方为单位的相关生产费用的汇总。
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| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 净生产量 | | | | | |
| 机油(MMBbl) | 27.9 | | 23.0 | | 21.9 |
| 燃气(Bcf) | 108.4 | | 103.9 | | 109.8 |
| NGL(MMBbl) | 5.4 | | 6.1 | | 8.1 | |
等效(MMBOE)(1) | 51.4 | | 46.4 | | 48.3 |
米德兰盆地净产量(2) | | | | | |
| 机油(MMBbl) | 25.2 | | | 21.3 | | | 20.5 | |
| 燃气(Bcf) | 55.4 | | | 46.6 | | | 34.4 | |
| NGL(MMBbl) | — | | | — | | | — | |
等效(MMBOE)(1) | 34.4 | | | 29.1 | | | 26.3 | |
Maverick盆地净产量(2) | | | | | |
| 机油(MMBbl) | 2.7 | | 1.7 | | 1.3 |
| 燃气(Bcf) | 52.8 | | 57.2 | | 75.4 |
| NGL(MMBbl) | 5.4 | | 6.1 | | 8.1 | |
等效(MMBOE)(1) | 16.9 | | 17.3 | | 21.9 |
| 已实现价格 | | | | | |
| 油(每桶) | $ | 67.72 | | | $ | 37.08 | | | $ | 54.10 | |
| 燃气(每立方米) | $ | 4.85 | | | $ | 1.80 | | | $ | 2.39 | |
| NGL(每BBL) | $ | 33.67 | | | $ | 13.96 | | | $ | 17.26 | |
| 每个京东方 | $ | 50.58 | | | $ | 24.26 | | | $ | 32.84 | |
| 每台京东方的生产费用 | | | | | |
| 租赁经营费 | $ | 4.39 | | | $ | 3.97 | | | $ | 4.67 | |
| 运输成本 | $ | 2.71 | | | $ | 3.06 | | | $ | 3.88 | |
| 生产税 | $ | 2.36 | | | $ | 0.99 | | | $ | 1.35 | |
| 从价税费用 | $ | 0.38 | | | $ | 0.41 | | | $ | 0.48 | |
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(1)由于四舍五入，金额可能无法计算。
(2)在截至2021年、2020年和2019年12月31日的每一年，我们的米德兰盆地油田和Maverick盆地油田的估计已探明储量总额超过了我们在同等基础上表示的估计已探明储量总额的15%。
生产井
截至2021年12月31日，我们拥有825口(743口净)生产油井和483口(449口净)生产气井的工作权益。生产井可能暂时关闭。同一井筒的多次完井计入一口井，截至2021年12月31日，其中两口井多次完井。根据国家报告规定，油井根据其首次投产时的油气比例被归类为油井或气井，但这样的指定可能不代表当前或未来的产量构成。
钻井和完井活动
我们所有的钻井和完井活动都是由独立承包商使用他们拥有和操作的设备进行的。下表汇总了2021年、2020年和2019年在我们的物业上钻探、完成或重新完工的已操作和外部操作油井的数量，不包括未经同意的项目、活跃的注水井、盐水处理井或我们仅拥有特许权使用费权益的油井：
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| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 开发井 | | | | | | | | | | | |
| 油 | 107 | | | 91 | | | 78 | | | 71 | | | 119 | | | 107 | |
| 燃气 | 11 | | | 8 | | | — | | | — | | | 27 | | | 16 | |
| 非生产性 | — | | | — | | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
| 118 | | | 99 | | | 78 | | | 71 | | | 147 | | | 124 | |
| 探井 | | | | | | | | | | | |
| 油 | 2 | | | 2 | | | 5 | | | 5 | | | 4 | | | 4 | |
| 燃气 | 8 | | | 8 | | | 1 | | | 1 | | | 4 | | | 4 | |
| 非生产性 | — | | | — | | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
| 10 | | | 10 | | | 6 | | | 6 | | | 9 | | | 9 | |
| 总计 | 128 | | | 109 | | | 84 | | | 77 | | | 156 | | | 133 | |
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注：已钻井数是指有关年度内任何时候完成的井数，不论何时开始钻探。
除了2021年已钻完的井(包括在上表中)外，我们还积极参与了7口总(净)井的钻探，截至2022年1月31日，已钻完但未完工的井有63口(净59口)。截至2022年1月31日，已钻井但未完工的油井代表正在完工或等待完工的油井。截至2022年1月31日，已钻井但未完成的油井数量包括11口未列入我们的五年计划的总油井(11口净油井)，其中10口位于鹰滩页岩中。
属性标题
截至2021年12月31日，我们98%以上的运营石油和天然气生产资产位于私人土地上，根据私人矿产所有者的石油和天然气租赁持有，而不是位于联邦土地上或从联邦政府租赁。我们剩余的运营石油和天然气生产资产位于德克萨斯州的土地上。我们已获得业权意见书或对我们几乎所有的生产物业进行了其他业权审查，并相信我们对该等物业拥有令人满意的业权。在开始对我们经营的物业进行初始钻探操作之前，我们会获得新的或更新的所有权意见书。根据我们的信贷协议和高级担保票据，我们的大部分生产物业都受到抵押债务的约束，定义见附注5--长期债务在本报告第二部分第8项中，特许权使用费和凌驾于特许权使用费权益之上的特许权使用费、当期税收留置权以及我们认为不会对此类物业的开发造成实质性影响的其他普通课程负担。我们通常根据石油和天然气行业普遍接受的标准进行业权调查，然后再获得已开发和未开发的租赁面积。
种植面积
下表列出了截至2021年12月31日我们持有的已开发和未开发油气租赁权、收费属性和矿产服务的总英亩和净地面英亩数。
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| 已开发英亩(1) | | 未开发的英亩(2)(3) | | 总计 |
| 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 米德兰盆地： | | | | | | | | | | | |
| 摇滚明星 | 67,528 | | | 61,510 | | | 2,802 | | | 2,019 | | | 70,330 | | | 63,529 | |
| 甜心派克 | 19,308 | | | 16,125 | | | 2,242 | | | 340 | | | 21,550 | | | 16,465 | |
米德兰盆地总计(4) | 86,836 | | | 77,635 | | | 5,044 | | | 2,359 | | | 91,880 | | | 79,994 | |
| 南得克萨斯州 | 80,101 | | | 79,708 | | | 78,340 | | | 75,355 | | | 158,441 | | | 155,063 | |
其他 (5) | 16,259 | | | 11,363 | | | 89,691 | | | 25,306 | | | 105,950 | | | 36,669 | |
| 总计 | 183,196 | | | 168,706 | | | 173,075 | | | 103,020 | | | 356,271 | | | 271,726 | |
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(1)开发面积是指按照国家批准的生产地层间距单位分配给生产井的面积。我们的已开发面积包括具有不同井距要求的多个地层，对于某些地层可能被视为未开发，但仅作为已开发面积包括在上表中。
(2)未开发面积是指无论该面积是否包含估计净探明储量，其上的油井尚未钻探或完成到允许生产商业数量的石油、天然气和/或NGL的程度。
(3)截至2022年2月10日，我们的未开发面积没有一块计划在2022年12月31日到期，82英亩和564英亩的未开发面积计划分别在2023年12月31日和2024年12月31日到期，除非建立生产或我们采取其他行动延长适用租约的期限。我们的某些土地，主要是在南得克萨斯州，受到包含钻探、完井和我们目前打算履行的其他义务的租赁合并协议的约束。未能履行该等责任将导致向出租人付款或终止租赁合并协议，若个别租约所要求的持续发展责任未获履行，则可能导致未来额外的租约期满。
(4)截至2021年12月31日，米德兰盆地总面积不包括与我们打算追求的钻探赚取机会相关的约1,523英亩净面积。
(5)包括位于科罗拉多州、路易斯安那州、蒙大拿州、北达科他州、德克萨斯州、犹他州和怀俄明州的其他非核心种植面积。
交付承诺
有关收集、加工、运输吞吐量和交付承诺，请参阅管道运输承诺在附注6--承付款和或有事项在本报告第二部分，第8项。
主要客户
对于共同控制下的主要客户和实体，在截至2021年、2020年和2019年12月31日的一年中，至少占我们石油、天然气和NGL生产总收入的10%或更多，请参阅信用风险集中度与大客户在注1-主要会计政策摘要在本报告第二部分，第8项。
人力资本
我们的公司文化致力于承认我们的员工是我们最有价值的资产，这推动了我们追求短期和长期目标的方式，以及我们吸引和留住人才的努力。通过我们的文化，我们致力于促进：
•在我们的业务行为中保持正直和道德；
•环境、健康和安全优先事项；
•优先考虑他人和团队的成功；
•理解和沟通我们为什么要做我们所做的事情，以及每个员工是如何为取得成功做出贡献的；
•协作和开放，接受服务于业务改进的新想法和新技术；
•支持团队成员的专业和个人发展；以及
•支持我们生活和工作的社区。
诚信和道德行为的核心价值观是我们文化的支柱，因此，我们员工和承包商的健康和安全是我们的首要任务。所有员工都有责任维护全公司的标准和价值观。我们有许多旨在促进道德操守和诚信的长期政策，要求员工阅读和
每年确认一次。我们不断为员工提供培训机会，培养他们在领导力、安全和技术敏锐性方面的技能，这有助于加强我们以高尚的道德标准开展业务的努力。
我们努力为员工提供具有竞争力的、基于绩效的薪酬和福利，包括具有市场竞争力的薪酬、短期和长期激励薪酬计划、员工股票购买计划，以及各种医疗、退休和其他福利方案，如由每位员工的工作职能和职责指导的混合工作环境。根据我们的短期和长期激励计划，我们高管和员工的薪酬是根据个人业绩和公司业绩(包括环境、健康和安全措施)的定性和定量指标确定的。我们董事会的薪酬委员会监督我们的薪酬计划，并定期修改计划设计，以激励我们实现公司战略和利益相关者的重要事项。每年都会对关键人员的继任进行重大规划，如果管理层认为有必要，也会更频繁地进行规划。
我们相信，我们与员工的关系是牢固的。截至2022年2月10日，我们有506名全职员工，没有一人受到集体谈判协议的约束。我们致力于组织各个层面的多样性，并努力为所有员工和求职者提供平等的就业机会。我们每年都会聘请第三方来分析我们的劳动力人口统计数据，并进行歧视和薪酬公平测试。没有发现歧视性做法，也没有发现歧视或薪酬不平等的证据。此外，我们已经建立了程序和控制措施，旨在支持我们的目标，即始终严格遵守联邦、州和地方法律和政府法规。
以下图表显示了截至2021年12月31日的某些董事会和员工队伍指标：
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(1)种族多样性数据是根据美国平等就业机会委员会制定的指导方针确定的，包括以下类别的员工：美国印第安人或阿拉斯加原住民、亚裔、黑人或非裔美国人、西班牙裔或拉丁裔，或两个或两个以上种族的组合(不是西班牙裔或拉丁裔)。
(2)包括副总统及以上级别的官员。
季节性
原油价格主要受全球社会经济因素推动，受季节性波动影响较小；不过，冬季和夏季驾车旺季对能源的需求普遍较高。天然气的需求和价格在冬季经常上升，在夏季下降。以减轻季节性天然气需求的影响，并
价格波动、管道、公用事业、当地分销公司和工业用户经常使用天然气储存设施，并在夏季远期购买一些预期的冬季需求。然而，夏季对电力需求的增加可能会转移传统上储存的天然气，这反过来可能会提高典型的冬季季节性价格。季节性异常，如暖冬，或其他意想不到的影响，如大流行，有时会减轻或加剧这些波动。
我们的某些钻井、完井和其他作业也受到季节性限制。季节性天气条件、政府法规和租约规定可能会对我们在某些作业区域进行钻探活动的能力产生不利影响。请参阅风险因素在第一部分，本报告项目1A供进一步讨论。
竞争
石油和天然气行业竞争激烈，特别是在获得潜在的石油和天然气资产方面。我们相信，我们的种植面积状况为开发活动提供了基础，我们预计这些活动将推动我们未来的增长。我们的竞争地位还取决于我们的地质、地球物理和工程专业知识，以及我们的财力。我们相信，我们种植面积的位置；我们的勘探、钻井、运营和生产专业知识；可用的技术；我们的财务资源和专业知识；以及我们的管理和技术团队的经验和知识，使我们能够在我们的核心运营领域展开竞争。然而，我们面临着来自许多大型独立石油和天然气公司的激烈竞争，在某些情况下，这些公司拥有比我们更大的技术团队以及更多的财务和运营资源。其中许多公司不仅从事石油和天然气储量的收购、勘探、开发和生产，而且还拥有收集、加工或精炼业务，销售精炼产品，提供、处置和运输淡水和采出水，拥有钻井平台或生产设备，或者发电，所有这些单独或整体都可以为这些公司提供竞争优势。
我们还与其他石油和天然气公司在获得钻井、完井和维护油井以及收集、运输和处理石油、天然气、天然气和水所需的钻机和其他设备和服务方面展开竞争。因此，在获得这些服务方面，我们可能会不时面临短缺、延误或成本增加的问题。石油和天然气行业还面临来自替代燃料来源的竞争，包括太阳能和风能等可再生能源，以及煤炭等其他化石燃料。竞争条件可能会受到未来能源、环境、气候相关、金融或其他政策、立法和法规的影响。
此外，我们还竞争人才，包括经验丰富的地质学家、地球物理学家、工程师和其他专业人士。在整个石油和天然气行业，由于行业人口结构的不断变化，拥有这些技能的个人变得越来越有限，因此吸引和留住人才的需求不断增长。我们不受人才竞争的影响，我们必须有效地竞争才能取得成功。请参阅人力资本 以上和风险因素在第一部分，本报告项目1A供进一步讨论。
政府规章
尽管我们没有在联邦土地上拥有或经营石油和天然气资产的事实减轻了我们的监管合规义务，但我们业务的几乎每一个方面都受到广泛的联邦、州和地方法律和政府法规的约束。这些法律法规经常根据经济或政治状况或其他发展变化而变化，未来我们的监管负担可能会增加。法律法规有可能增加我们开展业务的成本，因此可能会影响我们的盈利能力。
能源法规
我们在德克萨斯州开展业务，租赁或拥有几乎所有石油和天然气资产，该州已通过法律法规管理石油、天然气和NGL的勘探和生产，包括要求钻探油井的许可、规定钻探或操作油井的保证金要求、规范钻探和放置油井的时间和位置、钻井和套管井的方法、钻井和套管井的地面使用和恢复属性、以及油井的封堵和废弃。我们的运营还受德克萨斯州保护法律和法规的约束，包括管理钻井和间隔单元或按比例分配单元的大小、在一个区域内可以钻探的油井数量、油井间距以及石油和天然气资产的单位化或汇集的法规。此外，德克萨斯州的保护法规定了油气井的最高产量，一般限制或禁止天然气的排放或燃烧，并可能对油田和个别油井的产量的可评价性或公平分配提出某些要求。
我们的天然气销售受到天然气管道运输的可获得性、条件和成本的影响。联邦能源管理委员会(“FERC”)对州际商业中的天然气运输和转售拥有管辖权。FERC目前的监管框架总体上为天然气的销售和运输提供了一个竞争和开放的准入市场。然而，FERC的规定继续影响着该行业的中游和运输部门，因此可能会间接影响我们获得的天然气生产销售价格。
环境、健康和安全事项
将军。我们的运营受到严格而复杂的联邦、州和地方法律法规的约束，这些法规涉及保护环境、工人健康和安全，以及向环境排放材料和排放物。除其他事项外，这些法律和法规可能：
•要求在钻探开始前取得各种许可证；
•限制石油天然气钻探生产和海水处理活动中可能排放到环境中的各种物质和排放物的种类、数量和浓度；
•限制或禁止在荒野、湿地和其他保护区内的某些土地上进行钻探活动，包括含有某些野生动物或受威胁和濒危动植物物种的区域；以及
•需要采取补救措施，以减轻以前和正在进行的作业造成的污染，例如关闭矿井和封堵废弃油井。
这些法律、规则和条例还可能将石油和天然气的生产速度限制在原本可能达到的速度以下。石油和天然气行业的监管负担增加了开展业务的成本，从而影响了盈利能力。此外，环境法律和法规经常修订，任何变化都可能导致石油和天然气行业对废物处理、处置和清理的要求更严格或不同，并可能对我们的运营成本产生重大影响。
以下是我们业务所受的一些现行法律、规则和规章的摘要。
废物处理。“资源保护和回收法”(“RCRA”)和类似的州法规管理危险和非危险废物的产生、运输、处理、储存、处置和清理。在美国环境保护局(EPA)的主持下，各州管理RCRA的部分或全部条款，有时还结合各自更严格的要求。钻井液、产出水和与勘探、开发和生产石油或天然气相关的大多数其他废物目前受RCRA的非危险废物条款监管。然而，某些石油和天然气勘探和生产废物现在被归类为非危险废物，未来可能会被归类为危险废物。任何此类改变都可能导致我们管理和处置废物的成本增加，这可能会对我们的运营业绩和财务状况产生重大不利影响。
综合环境响应、赔偿和责任法案。“全面环境响应、补偿和责任法案”(“CERCLA”)，也被称为超级基金法，将连带责任强加给被认为对释放或威胁释放有害物质到环境中负有责任的各类人员，而不考虑行为的过错或合法性。这些人员包括发生泄漏的地点的所有者或经营者，以及处置或安排处置或运输在该地点释放的危险物质的任何人。根据CERCLA的规定，这些人可能需要承担连带责任，包括清理排放到环境中的有害物质的费用、对自然资源的损害费用，以及环境调查和某些健康研究的费用。此外，第三方就据称排放到环境中的有害物质造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。
我们目前拥有、租赁或经营许多多年来一直用于油气勘探和生产的物业。CERCLA将石油和天然气排除在其危险物质定义之外，虽然我们认为我们采用了当时业内标准的运营和废物处理做法，但危险物质或废物可能已经在我们拥有或租赁的物业上或之下释放，或在其他地点(包括场外地点)处置。此外，我们的一些物业已经由第三方或以前的业主或运营商运营，他们的危险物质、废物或碳氢化合物的处理和处置不在我们的控制之下。这些特性以及在其上处置或释放的物质可能受CERCLA、RCRA和类似州法律的约束。根据这些法律，我们可能被要求清除以前处置的物质和废物，支付罚款，修复受污染的财产，或进行补救行动，以防止未来的污染。
排出的水。联邦水污染控制法(“清洁水法”)和类似的州法律对向美国和各州的水域排放污染物，包括石油和其他物质的溢出和泄漏，施加了限制和严格的控制。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合环境保护局或类似的国家机构颁发的许可证条款。这包括在没有许可证的情况下排放某些雨水，这需要定期监测和抽样。此外，《清洁水法》还对水力压裂过程中非常规石油和天然气作业产生的废水进行了监管，并将其排放到公共拥有的废水处理设施。《清洁水法》(Clean Water Act)还禁止向包括湿地在内的美国水域排放疏浚或填埋材料，除非符合美国陆军工程兵团(United States Army Corps Of Engineers)或一个州颁发的许可证的条款，前提是该州已获得颁发此类许可证的权力。联邦和州监管机构可以对不遵守《清洁水法》和类似的州法律法规的排放许可或其他要求的行为施加行政、民事和刑事处罚。
1990年的“石油污染法”(“OPA”)涉及预防、遏制和清理，以及与石油污染相关的责任。OPA适用于船舶、近海平台和陆上设施。OPA要求此类设施的所有者承担严格的遏制和移除成本、自然资源损害以及漏油到管辖水域的某些其他后果的责任。任何不允许的石油或其他污染物从我们的运营中释放都可能导致政府处罚和民事责任。
空气排放。联邦“清洁空气法”(“CAA”)和类似的州法律法规通过空气排放许可计划和其他要求(如减排、捕获和控制要求)来监管各种空气污染物的排放。此外，环境保护局已经制定并继续制定严格的法规，管制特定来源的有害空气污染物的排放。联邦和州监管机构可以对不遵守航空许可证或CAA和相关州法律法规的其他要求的行为实施行政、民事和刑事处罚。请参阅环境请参阅本报告第二部分第7项中关于管制石油和天然气部门空气排放的更多信息。
气候变化。2009年12月，EPA认定二氧化碳、甲烷和其他温室气体的排放危及公众健康和福利，因此，开始根据CAA的现有条款通过和实施一套全面的法规来限制温室气体的排放。虽然特朗普总统的政府已经采取措施废除或审查其中的许多规定，但拜登总统的政府一直在积极审查这些行动，并采取措施加强和扩大这些规定，特别是针对石油和天然气行业甲烷排放的监管。与气候变化相关的立法和监管举措可能会对我们的业务以及对石油和天然气的需求产生不利影响。请参阅风险因素-与石油和天然气业务及行业相关的风险-与全球变暖和气候变化相关的立法和监管举措以及诉讼可能会对我们的业务以及对石油、天然气和NGL的需求产生不利影响在本报告第一部分，项目1A。 除了监管的影响，全球气候变化的气象和物理影响可能会给我们的业务带来额外的风险，包括与更频繁、更强烈的风暴、洪水和野火相关的物理损害风险，并可能对我们的产品需求产生不利影响。
濒临灭绝的物种。联邦濒危物种法案和类似的州法律监管可能对受威胁或濒危物种产生不利影响的活动。我们的一些行动是在已知存在受保护物种的地区进行的。在这些地区，我们可能有义务制定和实施计划，以避免对受保护物种造成潜在的不利影响，我们可能会被禁止在某些地点或某些季节进行作业，例如繁殖和筑巢季节，因为我们的作业可能会对这些物种产生不利影响。如果确定某些地点的活动可能对受保护物种产生严重的不利影响，联邦或州机构也有可能下令完全停止此类活动。在我们进行钻井、完井和生产活动的地区出现受保护物种可能会削弱我们及时完成油井钻探和开发的能力，并可能对我们未来在这些地区的生产产生不利影响。
OSHA和其他法律法规。我们必须遵守联邦职业安全与健康法案(“OSHA”)和类似的州法规的要求。OSHA危险通信标准、EPA社区知情权条例(CERCLA第三章)和类似的州法规要求我们组织和/或披露有关在我们的操作中使用或生产的危险材料的信息。此外，根据职业安全与健康管理局(OSHA)的规定，职业安全与健康管理局制定了与工作场所暴露于危险物质以及员工健康和安全相关的各种标准。我们相信我们基本上符合OSHA和类似法律的适用要求。
水力压裂。水力压裂是一种重要而普遍的做法，用于刺激致密页岩地层中的碳氢化合物生产。在我们的大多数钻井和完井项目中，我们经常使用水力压裂技术。这一过程包括在压力下向地层中注入水、沙子和化学物质，以压碎围岩并刺激生产。这一过程通常由国家石油和天然气委员会监管。然而，即使在私人土地上，环境保护局也根据《安全饮用水法案》的地下注水控制计划，主张对涉及柴油添加剂的水力压裂拥有联邦监管权力。联邦“安全饮用水法”通过采用饮用水标准和控制向地下地层注入废液(包括盐水处理液)来保护国家公共饮用水的质量，这些废液可能会对饮用水水源造成不利影响。
加强对涉及水力压裂技术的石油和天然气活动的监管和审查可能会导致新油气井的完工减少，合规成本增加，延迟以及联邦所得税法的修改，所有这些都可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。随着国家和地方出台了严格限制水力压裂的新法律或法规，这样的法律可能会使我们通过压裂来刺激致密地层生产变得更加困难或成本更高。此外，如果由于联邦立法或EPA或其他联邦机构的监管倡议，水力压裂在联邦一级受到监管，我们的压裂活动可能会受到额外的许可要求的约束，这可能会导致额外的许可延迟和潜在的成本增加。对水力压裂的限制也可能减少我们最终能够从我们的储量中生产的石油和天然气的数量。
我们相信，地方、州和联邦环境立法和监管的趋势将继续朝着更严格的标准发展，特别是在拜登总统执政期间。虽然我们认为我们基本上遵守了适用于我们当前运营的现行环境法律和法规，但我们继续遵守现有要求不会对
虽然我们的财务状况和经营业绩受到重大不利影响，但我们不能保证我们未来不会受到不利影响。
环境、健康和安全倡议。我们致力于卓越的安全、健康和环境管理，为我们生活和工作的社区带来积极的变化，并在报告我们在这些领域的进展时保持透明度。我们为我们的安全、健康和环境项目设定了年度目标，重点是减少与安全相关的事故数量以及产出液泄漏的数量和影响。此外，我们设定了温室气体排放强度和甲烷排放量占甲烷总产量百分比的年度目标，作为我们目前的ESG倡议的一部分，我们已经制定了包括降低火焰和温室气体排放强度，以及保持低甲烷排放强度的中短期目标。我们还定期对我们的运营进行审计，以确保遵守法规，并努力为我们的员工提供适当的培训。减少由于操作过程中气体泄漏、泄气或燃烧造成的空气排放已成为一个主要的重点领域，因为我们认为这是一种最佳做法，并寻求遵守法规。虽然燃烧有时是必要的，但减少这些体积对我们来说是优先事项。为了避免在可能的情况下发生燃烧，我们限制了测试周期，并在油井完成后尽快将我们的生产与天然气管道基础设施连接起来。我们在过去和将来都会发生与环境合规有关的资本成本。这些开支已包括在我们的整体非经常预算内，并没有单独列出。
可用的信息
我们的网址是www.sm-energy.com。我们经常在我们的网站上为投资者发布重要信息。在我们网站的投资者关系栏目中，我们免费提供我们的Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告，以及根据适用的证券法向美国证券交易委员会提交或提交的报告的修正案。这些材料在我们将这些材料以电子方式归档到美国证券交易委员会或向美国证券交易委员会提供这些材料后，会在合理可行的情况下尽快提供，也可以在www.sec.gov上找到。我们还通过我们的网站提供我们的公司治理准则、商业行为准则和利益冲突政策、财务道德准则，以及我们董事会的审计、薪酬、执行和环境、社会和治理委员会的章程。我们网站上的信息未通过引用并入本报告，因此不应被视为本文件的一部分。
第1A项。危险因素
除了本报告中包括的其他信息外，在评估对我们的投资时，还应仔细考虑以下风险因素。
大宗商品价格风险与全球宏观经济
石油、天然气和天然气价格波动很大，价格下跌可能会对我们的盈利能力、财务状况、现金流、资本获取和增长能力产生不利影响。
我们的收入、经营业绩、盈利能力、未来增长率以及我们油气资产的账面价值在很大程度上取决于我们收到的石油、天然气和NGL销售价格。石油、天然气和天然气价格还影响我们可用于资本支出、债务削减和其他支出的现金流、我们的借款能力，以及我们石油、天然气和天然气储量的数量和价值。此外，如果油价大幅下跌，我们可能会出现石油和天然气资产减值，或者下调已探明储量的估计。请参阅2021年的重大发展和储量 在第一部分第1和第2项中，2021年至2020年和2020至2019年财务结果和趋势比较在第II部分，第7项，以及注1-主要会计政策摘要,附注8-公允价值计量，及补充石油和天然气信息(未经审计)在第二部分，项目8进行了具体讨论。
从历史上看，石油、天然气和天然气市场一直不稳定，它们可能会继续波动。石油、天然气和天然气价格的大幅波动往往是由于石油、天然气和天然气供需的相对较小的变化、市场不确定性以及其他我们无法控制的因素造成的，包括：
•全球和国内的石油、天然气和天然气供应，以及整个行业的生产能力；
•消费者对石油、天然气和天然气的需求水平；
•全球和国内的整体经济状况；
•天气状况；
•特定资产或局部地区的收集、运输、加工和/或提炼设施的可用性和能力；
•向美国和从美国输送液化天然气；
•替代燃料或能源的价格和可获得性；
•能源消耗和节能方面的技术进步和影响法规；
•石油输出国组织(Organization of Petroleum Exporting Countries，简称欧佩克)成员国和其他出口国维持有效油价和生产控制的能力；
•石油或天然气产区的政治不稳定或武装冲突，例如目前俄罗斯和乌克兰之间的紧张局势不断升级；
•实际或预期的流行病或大流行风险；
•美元相对于其他货币的升值和贬值；
•通货膨胀；
•股东激进主义或非政府组织限制资金来源或限制石油、天然气、天然气和天然气及相关基础设施的勘探和生产的活动；以及
•政府规章和税收。
石油、天然气和NGL价格的下降将减少我们的收入，还可能减少我们可以经济地生产的石油、天然气和NGL的数量，这可能会对我们的业务、财务状况、流动性、运营结果和前景产生实质性的不利影响。
全球新冠肺炎疫情已经并可能继续影响我们和我们的行业，并可能对我们的业务、财务状况、流动性、运营业绩和前景产生实质性的不利影响。
自2020年初以来，这场大流行已经蔓延到全球，扰乱了世界各地的市场和经济，包括我们运营的石油、天然气和NGL行业。疫情爆发约两年后，仍是一场全球卫生危机，而且还在继续发展，因此，我国工业生产的商品市场仍面临更高程度的不确定性。动荡的市场状况可能会持续下去，并可能影响我们的业务、财务状况、流动性、运营结果、前景或进一步复苏的时机。虽然对我们行业生产的大宗商品的需求已经增加，但未来的病例激增、疫情爆发、新冠肺炎病毒变种、当前疫苗对未来新冠肺炎病毒变种的效力可能降低或无效的可能性，以及大量人口可能无法获得新冠肺炎疫苗接种的风险，可能会对金融市场和特定行业造成进一步的负面影响，从而可能需要我们调整业务计划。除了本报告通篇讨论的与大流行直接相关的风险外，大流行可能会增加本节中描述的其他风险因素的可能性和程度。
经济状况的疲软或金融市场的不确定性可能会对我们的业务产生我们无法预测的重大不利影响。
从历史上看，美国和全球经济和金融体系经历了动荡和动荡，其特点是股票和债务证券价格的极端波动，流动性和信贷供应的减少，无法进入资本市场，金融机构的破产、倒闭、倒闭或出售，通货膨胀，以及美国联邦政府和其他政府前所未有的干预水平。美国经济或其他大型经济体的疲软或不确定性可能会对我们的业务和财务状况产生实质性的不利影响。例如：
·我们客户的信贷收紧或缺乏信贷供应可能会对我们收回应收贸易账款的能力产生不利影响；
•如果任何贷款人无法为其承诺提供资金，我们的信贷协议下的可用流动性可能会减少；
·当我们或我们的供应商或承包商希望或需要为我们或他们的业务筹集资金，包括勘探和/或开发储量时，我们或我们的供应商或承包商进入资本市场的能力可能受到限制或根本不存在；
·如果我们的交易对手无法履行义务或寻求破产保护，我们的商品衍生品合约可能在经济上无效；
•在通胀环境下，我们可能会受到利率上升导致借贷成本上升的影响；以及
•浮动利差水平，包括伦敦银行同业拆借利率(或任何适用的替代利率)和最优惠利率，可能会大幅增加，从而导致我们的信贷协议下基于非对冲可变利率借款的利息成本上升。
与油气业务和行业相关的风险
如果我们不能替代储备，我们就不能维持生产。
我们未来的运营取决于我们发现或获得和开发经济上可生产的石油、天然气和天然气储量的能力。随着时间的推移，我们的物业生产石油、天然气和天然气的速度正在下降。为了保持现有的生产速度，我们必须寻找或获取和开发新的油气和天然气储备，以取代那些因生产而枯竭的储量。
对于我们可能完成的未来收购，我们业务的成功结果将取决于许多因素，其中许多因素是我们无法控制的。这些因素包括收购的购买价格和交易成本、未来的石油、天然气和天然气价格、合理估计可采储量的能力、从储量中获得的未来产量和未来净收益、未来的运营和资本成本、未来勘探、开采和开发活动的结果。
收购的财产，以及未来的废弃和未来可能的环境或其他责任。就预期收购目标而言，估计这些变量存在许多固有的不确定性。实际结果可能与估计中假设的结果大不相同。我们与收购相关的常规审查不一定会揭示或允许我们全面评估该等物业的所有现有或潜在问题和不足之处。我们不会检查每一口井，即使我们检查一口井，也可能不会发现可能存在或出现的结构、地下或环境问题。我们可能无权就结算前的责任(包括环境责任)获得合同赔偿。我们经常以“原样”方式取得物业权益，但对违反陈述和保证的补救措施有限。
此外，重大收购可能会改变我们业务和业务的性质，这取决于所收购物业的性质，如果它们的运营和地质特征有很大不同，或者与我们现有的物业位于不同的地理位置。由于收购的物业与我们现有的物业有很大的不同，我们有效实现这类交易的预期经济效益的能力可能会受到限制。
整合收购的企业和物业涉及许多独特的风险。这些风险包括管理层可能会因为需要整合运营和系统而分散对日常业务关注的注意力，在整合运营和系统以及留住和吸收员工方面可能会出现意想不到的困难。任何这些或其他类似风险都可能对我们的经营业绩造成潜在的短期或长期不利影响，并可能导致我们无法实现收购的任何或所有预期好处。
我们行业的竞争非常激烈，我们的许多竞争对手都比我们拥有更多的财力、技术和人力资源。
我们面临着来自各种规模的油气勘探和生产公司对运营油气资产所需的资金、设备、专业知识、劳动力和材料的激烈竞争。我们的许多竞争对手拥有超过我们现有资源的财政、技术和其他资源，许多石油和天然气资产是在竞争性投标过程中出售的，在这种过程中，我们的竞争对手可能能够并愿意为勘探和开发前景以及生产性资产支付更高的价格，或者我们的竞争对手拥有我们无法获得的技术信息或专业知识来评估和成功竞标资产。因此，我们在收购和开发有利可图的物业方面可能不会成功。此外，其他公司可能会有更大的能力在石油或天然气价格较低的时期继续钻探活动，并吸收当前和未来政府法规和税收的负担。此外，由于激烈的竞争而导致的设备、劳动力或材料短缺，可能会导致成本增加或无法获得所需的资源。我们无法在我们业务的任何领域与公司有效竞争，这可能会对我们的业务活动、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
人员流失可能会对我们的业务造成不利影响。
我们在很大程度上依赖于我们的执行管理团队、其他关键人员和我们的普通劳动力的努力和持续聘用。失去他们的服务可能会对我们的业务产生不利影响。我们钻探的成功以及我们运营中不可或缺的其他活动的成功，在一定程度上将取决于我们吸引和留住经验丰富的地质学家、工程师、陆地工人和其他专业人员的能力。对这些专业人士中的许多人来说，竞争可能会很激烈。如果我们不能留住我们的技术人员，不能吸引更多有经验的技术人员和专业人员，我们的竞争能力可能会受到损害。
我们已探明的石油、天然气和天然气储量的实际数量和现值可能比我们估计的要少，而开发我们的储量的成本可能比我们估计的要高。
这份报告和我们提交给美国证券交易委员会的其他文件包含对我们已探明的石油、天然气和天然气储量的估计，以及这些储量未来净收入的估计现值。储量估算过程复杂，估算基于各种假设，包括地质和地球物理特征、未来石油、天然气和天然气价格、钻井和完井成本、收集和运输成本、运营费用、资本支出、政府监管的影响、税收、运营时机和资金可获得性。因此，这些估计在本质上是不精确的。此外，我们对生产历史有限的物业的储量估计可能不如对生产历史较长的物业的估计可靠。
未来的实际产量；石油、天然气和天然气的价格；收入；生产税；开发支出；运营费用；以及石油、天然气和天然气的可采储量很可能与估计的不同。任何重大差异均可能对吾等披露的已探明储量的估计数量及现值产生重大影响，而实际数量及现值可能大幅低于我们先前的估计。我们的物业也可能会受到邻近物业生产过程中的碳氢化合物排放的影响，这是我们可能无法控制的。
截至2021年12月31日，我们估计的已探明储量中有39%(191.8 MMBOE)被证明是未开发的。为了开发我们已探明的未开发储量，截至2021年12月31日，我们估计需要大约14亿美元的资本支出。虽然我们已经按照行业标准估算了我们的探明储量和与这些探明储量相关的成本，但估计成本可能不准确，开发可能不会如期进行，实际结果可能不会像估计的那样出现。
不应假设本报告中包含的未来净现金流贴现或PV-10的标准化衡量标准代表了我们估计的已探明石油、天然气和NGL储量的当前市场价值。管理层基于美国证券交易委员会要求的价格和成本假设，估计已探明储量的贴现未来净现金流，而实际未来价格和成本可能大幅高于或低于实际价格和成本。请参阅储量在第一部分，本报告的第1和第2项用于讨论用于估计截至2021年12月31日我们已探明储量现值的价格，以及标题油气储量在……下面关键会计政策和估算在第二部分，本报告项目7提供补充资料。
石油和天然气资产的生产时间和相关费用会影响已探明储量的实际未来净现金流的时间，从而影响它们的实际现值。我们的实际未来净现金流可能少于用于计算PV-10的估计未来净现金流。此外，考虑到我们的业务和石油和天然气行业普遍面临的实际利率、资金成本和其他风险，美国证券交易委员会在报告时计算PV-10所需的10%贴现率不一定是最合适的贴现率。
我们的处置活动可能会受到我们无法控制的因素的影响，在某些情况下，我们可能会对某些事项保留不可预见的责任。.
我们定期出售非核心资产，以增加可用于核心资产和其他目的的资本资源，并创造组织和运营效率。我们偶尔也会出售核心资产的权益，以加快其他核心资产的开发和提高效率。各种因素可能会对我们处置该等资产的能力产生重大影响，包括政府机构或第三方的批准、购买者融资的可用性以及愿意以我们认为可接受的条款收购资产的购买者，或可能影响该等处置的其他事项或不确定性，包括交易能否以我们预期的形式或时间以及价值完成或完成。有时，我们可能被要求保留某些债务，或同意赔偿与此类资产出售相关的买家。这种保留负债或赔偿义务的规模在交易时可能很难量化，最终可能是实质性的。
我们依靠第三方服务商进行钻井和完井等相关作业。
我们依赖第三方服务提供商进行必要的钻井和完井以及其他相关操作。第三方服务提供商执行此类操作的能力将取决于这些服务提供商竞争和留住合格人员的能力、财务状况、经济表现和获得资本的机会，而这又取决于石油、天然气和天然气的供求、当前的经济状况以及金融、商业和其他因素。此外，大宗商品价格持续低迷可能导致第三方服务提供商合并或宣布破产，这可能会限制我们与此类提供商接洽的选择。如果第三方服务提供商未能充分开展运营，可能会延迟钻井或完井或减少该物业的产量，并对我们的财务状况和运营结果产生不利影响。
我们拥有权益的物业的所有权可能会因所有权缺陷而受损。
在收购石油和天然气租赁权益时，我们通常依赖所有权尽职调查报告，在开始对我们经营的物业进行初步钻探操作之前，我们会获得所有权意见。吾等拥有权益的物业的业权可能因业权瑕疵而受损，而业权瑕疵可能无法在我们获得的尽职调查业权报告或业权意见中识别，或该等瑕疵在识别后可能无法修复。重大所有权缺陷可能会降低物业的价值或使其一文不值，从而对我们的石油和天然气储量、财务状况、经营业绩和运营现金流产生不利影响，还可能损害邻近物业的价值或使其不经济地进行开发。未开发的面积比已开发的面积有更大的所有权缺陷风险，而且所有权保险通常不适用于石油和天然气资产。
石油和天然气的钻井、完井和生产活动面临许多风险，包括找不到可商业生产的石油、天然气或NGL的风险。
钻井和完井的成本往往是不确定的，石油、天然气或天然气天然气钻井和生产活动可能会因为各种因素而缩短、推迟或取消，其中许多因素是我们无法控制的。这些因素可能包括但不限于：
•意外不利的钻井或完井条件；
•职称问题；
•在我们经营的区域或附近与地面权益的所有者或持有者发生纠纷；
•地层压力或地质异常；
•工程和施工延误；
•设备故障或事故；
•飓风、龙卷风、洪水或者其他恶劣天气条件；
•地震活动担忧造成的业务限制；
•政府允许拖延；
•供应链问题，包括成本增加和设备或材料的可用性；
•遵守环境和其他政府要求；以及
•钻机和人员、压裂人员和设备、管道、化学品、水、沙子和其他供应品的供应短缺或延迟或成本增加。
我们钻探的油井可能没有产量，我们在这些油井上的投资可能无法收回全部或任何部分。我们使用的地震数据和其他技术不能让我们在钻井之前确切地知道是否存在石油、天然气或天然气，或者它们是否可以经济地生产。钻探活动可能导致干井或油井增产，但在扣除运营和其他成本后不能产生足够的净收入来支付钻井和完井成本。即使存在足够数量的石油、天然气或NGL，我们也可能在钻井或完井时损坏潜在的含油气地层或遇到机械故障，这可能会导致油井产量减少或没有产量，修复油井的巨额费用，和/或油井的损失和废弃。
我们的钻探计划固有的另一个重大风险是需要从州、地方和其他政府机构获得钻探许可。在获得监管批准和钻探许可方面的延误，包括危及我们在适用租赁期内实现租赁物业潜在利益的能力的延误，未能获得钻井许可，或以不合理的条件或成本获得许可，都可能对我们勘探或开发物业的能力产生重大不利影响。
较新的资源游戏的结果可能比更发达且具有更长生产历史的资源游戏的结果更不确定。与其他开发和生产历史较长的地区相比，我们和该行业在较新的资源区块中关于储量最终可采收率和产量递减率的信息通常较少。已被证明在其他资源领域取得成功的钻井和完井技术正被用于新钻井和完井技术的早期开发；然而，我们不能保证这些钻井和完井技术最终会成功。
我们可能无法在我们确定的潜在钻探地点获得任何选择权或租赁权。除非在我们的钻探地点所在的覆盖未开发英亩的间隔单位内建立生产，否则该等面积的租约将到期，我们将失去开发相关物业的权利。我们截至2022年2月10日的总净种植面积(计划在未来三年内到期)不到截至2021年12月31日的未开发净种植面积的1%。尽管我们已经确定了许多潜在的钻探地点，但我们可能无法经济地钻探所有这些地点并从中生产石油、天然气或天然气，而且我们的实际钻探活动可能与目前确定的情况大不相同，这可能会对我们的财务状况、运营结果和运营现金流产生不利影响。
我们的运营结果受到钻井和完井技术风险的影响，结果可能与我们对储量或产量的预期不符。因此，我们可能会发生重大减记，如果钻探结果不成功，我们未开发土地的价值可能会下降。
我们的许多业务涉及利用我们、其他运营商和我们的服务提供商开发的最新钻井和完井技术，以最大限度地提高产量和最终采收率，从而产生尽可能高的回报。我们在钻井过程中面临的风险包括但不限于：将井筒落在所需钻井区之外、在地层中水平钻井时偏离所需钻井区、无法在整个井筒中下套管，以及无法在水平井筒中一致地下钻工具和回收设备。我们在完井过程中面临的风险包括但不限于：无法按照计划的阶段数进行压裂刺激、在完井作业期间无法在整个井筒内运行工具和其他设备、无法收回此类工具和其他设备，以及无法在最终压裂刺激完成后成功清理井筒。
此外，我们目前使用或未来实施的勘探和钻井技术可能会过时。如果我们不能保持符合行业标准的技术进步，我们的运营和财务状况可能会受到不利影响。我们不能确定我们是否能够及时或以我们可以接受的成本实施勘探和钻探技术。
归根结底，勘探、钻井和完井技术和技术的成功与否只能随着时间的推移而评估，因为在足够长的时间内钻探了更多的油井，建立了生产剖面。如果我们的钻探结果低于预期，或者我们由于资本限制、租约到期、收集系统和外卖能力有限、和/或石油、天然气和天然气价格下降而无法执行钻探计划，那么我们在特定项目上的投资回报可能不像我们预期的那样有吸引力，我们可能会导致石油和天然气资产的重大减记，我们未开发土地的价值未来可能会下降。
我们的许多物业所在的区域可能已被偏移油井部分耗尽或排干，我们的某些油井可能会受到其他运营商在钻探、完成或操作他们拥有的油井时可能采取的行动的不利影响。
我们的许多物业所在的区域可能已被早先的偏移钻井部分耗尽或排干。毗邻我们任何物业的租赁权益的所有者可以采取行动，例如钻探和完成更多的油井，这将
可能会对我们的运营造成不利影响。当一口新井完工并投入生产时，该井附近的压差会导致油藏流体向新井筒(并可能远离现有井筒)运移。因此，这些潜在地点的钻探和生产可能导致我们已探明储量的枯竭，并可能抑制我们进一步开发已探明储量的能力。此外，在邻近或附近油井上进行的完井作业和其他活动可能会导致我们油井的生产无限期关闭，导致租赁运营费用增加，并在我们的油井重新投产后对产量和储量产生不利影响。我们无法控制补偿操作员的操作或活动。
客户或资产共同所有人无法履行其义务可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
我们几乎所有的应收账款都来自石油、天然气和NGL的销售或向我们运营的石油和天然气资产的共同所有者开出的联合利息账单。客户和共同利益所有者的这种集中可能会影响我们的整体信用风险，因为这些实体可能同样会受到各种经济和其他市场状况的影响，包括石油、天然气和NGL价格的下降。失去一个或多个这样的客户可能会减少对我们产品的竞争，并对我们销售的商品的价格产生负面影响。我们不认为失去任何一家采购商会对我们的经营业绩产生重大影响，因为我们为我们的石油、天然气和天然气生产的每个作业区的采购商提供了大量的选择。请参阅信用风险集中度与大客户在……里面注1-重要会计政策摘要，在第二部分，本报告的第8项进一步讨论了我们集中的信用风险和主要客户。此外，我们的共同所有人无力支付共同利息账单，可能会对我们的现金流以及钻探和完成当前和未来油井的财务能力产生负面影响。
我们已经签订了固定的运输合同，要求我们向交易对手支付固定金额的款项，无论实际装运、加工或收集的数量是多少。如果我们无法向交易对手提供所需数量的石油、天然气、天然气或采出水，我们的经营业绩、财务状况和流动性可能会受到不利影响。
截至2021年12月31日，我们的合同承诺到2024年至少输送10MMBbl的石油和89Bcf的天然气，到2027年输送14MMBbl的产出水。随着我们扩大资源业务的发展，我们可能会签订额外的确定运输协议。我们预计不会因为我们现有的合同承诺而出现任何实质性的短缺。如果我们遇到钻井和完工延迟或由于施工、运营中断或长时间延迟将新容量连接到收集系统或管道的情况，或者如果我们因未来大宗商品价格下跌或其他原因而进一步限制资本支出，未交付数量的付款要求可能会对我们的运营结果、财务状况和流动性产生实质性影响。
公众对我们的业务和整个石油和天然气行业的负面看法和投资者情绪可能会对我们的业务、运营和我们吸引资本的能力产生不利影响。
整体来说，部分市民，特别是投资界，对我们的行业产生了负面情绪。近年来，与其他行业相比，该行业的股票回报率导致石油和天然气在某些关键股票市场指数中的比例较低。此外，包括投资管理公司、主权财富和养老基金、大学捐赠基金和其他投资顾问在内的一些投资者基于社会和环境考虑，采取了停止或减少对石油和天然气行业投资的政策。此外，其他有影响力的利益攸关方向商业银行、投资银行和其他服务提供商施压，要求它们减少或停止对石油和天然气公司及相关基础设施项目的融资。
这些事态发展，包括更加关注环境、社会和治理问题，以及旨在限制气候变化和减少空气污染的举措，以及联邦所得税法的变化，可能会给包括我们在内的石油和天然气公司的股价带来下行压力。这也可能导致潜在发展项目的可用资金减少，从而影响我们未来的财务业绩。
我们面临运营和环境风险和危险，这些风险和危险可能导致重大损失或责任，而这些损失或责任可能无法完全投保。
石油和天然气作业面临许多风险，包括人为错误和事故，可能导致人身伤害、死亡、财产损失、井喷、凹坑、爆炸、石油、天然气和天然气的失控流动或井液，完井液的泄漏或泄漏，用于输送或储存这些材料的设施和设备的泄漏或泄漏，盐水或其他生产或回流水的泄漏或泄漏，地下条件使我们无法刺激计划的完井阶段数，无法使用我们的设备进入整个井筒。洪水、干旱、异常压力地层、管道破裂或泄漏、污染、地震事件、硫化氢等有毒气体的释放，以及其他环境风险和危害。如果这类事件中的任何一种发生，我们都可能遭受重大损失。
为了应对德克萨斯州二叠纪盆地地震活动的增加，德克萨斯州铁路委员会(“RRC”)为接近合格地震活动的注水井开发了一套地震审查程序。作为地震审查过程的结果，RRC可以宣布一个地区为地震响应区(“SRA”)，并可以调整注水速度和压力的限制，要求井底压力测试，或者修改、暂停或终止SRA内的注水井许可证。如果在某一区域内宣布了SRA
在我们的业务中，我们处理产出水的能力可能会受到不利影响，因此，我们可能被迫关闭注水井或寻找替代产出水处置方案，这可能会影响产量，从而影响石油、天然气和天然气生产收入，并可能导致我们产生额外的资本或运营费用。SRAS的宣布要求我们将我们申请注水井许可证的区域调整到不太可取的区域或地层，并可能进一步限制我们能够不受限制地根据这种许可证获得和运营的区域。此外，我们可能会受到第三方索赔和责任的约束，这些索赔和责任基于我们的业务导致或促成了导致财产损失或人身伤害的地震事件，或与地震事件相关的指控。
如果我们遇到上述油井增产、完井活动和处置方面的任何问题，我们勘探和生产石油、天然气和天然气的能力可能会受到不利影响。由于需要关闭、放弃或重新部署钻井作业、需要修改钻探地点以降低泄漏或泄漏风险、需要调查和/或补救可能发生的任何泄漏、泄漏或地下水污染，以及需要暂停作业，我们可能会遭受重大损失或无法实现特定地层的储量。
由于我们现在和过去的发电、处理和处置材料(包括采出水、固体和危险废物以及石油碳氢化合物)，我们的运营存在固有的风险，导致重大环境成本和责任。根据适用的美国联邦和州环境法，我们可能会招致连带和/或严格的责任，因为我们租赁或拥有的物业(其中一些已用于油气勘探和生产活动多年，通常由不在我们控制范围内的第三方使用)释放危险物质。对于我们外部运营的物业，我们依赖运营商的运营和监管合规，如果不合规，我们可能要承担法律责任。根据适用法律，这些财产及其处置的废物可能受到严格且昂贵的调查或补救要求，其中一些法律是严格的责任法律，而不考虑过错或原始行为的合法性，包括CERCLA或超级基金法、RCRA、清洁水法、CAA、OPA和类似的州法律。根据不同的实施条例，我们可能被要求清除或补救以前处置的废物(包括先前业主或经营者处置或释放的废物)或财产污染(包括地下水污染)，进行自然资源缓解或修复操作，或进行补救的封堵或关闭操作，以防止未来受到污染。此外，邻近的土地所有者和其他第三方提出人身伤害或财产损失(包括诱发的地震损害)索赔的情况并不少见，据称这些损害是由石油碳氢化合物或其他危险物质释放到环境中造成的。结果, 我们可能对第三方或政府实体承担重大责任，这可能会减少或消除可用于勘探、开发或收购的资金，或导致我们蒙受损失。
我们为这些潜在的风险和损失中的一些(但不是全部)提供保险。我们对突如其来的环境破坏有大量但有限的保险。考虑到我们业务的性质以及此类保险的性质和成本，我们不认为目前为逐渐发生的环境损害可能导致的全部潜在责任投保对我们来说是合适的。此外，在我们认为可获得保险的成本相对于我们所承担的风险而言过高的情况下，我们可以选择不获得保险。因此，如果发生环境或其他损害，我们可能承担责任或可能损失大量资产。如果发生重大事故或其他事件，并且没有完全投保，我们可能会遭受未投保的物质损失。
我们的运营受到复杂的法律法规的约束，包括环境法规，这导致了大量的成本和其他风险。
联邦、州和地方政府广泛监管石油和天然气行业。影响该行业的立法和法规正在不断地进行修订或扩大，这增加了变化的可能性，这些变化可能会变得更加严格，因此可能会影响石油、天然气和天然气生产的定价或营销等。如果监管机构不遵守法规并更严格地执行此类法规，可能会导致运营和合规成本增加、大量的行政、民事和刑事处罚，包括评估自然资源损害、施加重大调查和补救义务，并可能导致我们的运营暂停或终止。？该行业的整体监管负担增加了放置、设计、钻探、完成、安装、操作和废弃油井及相关设施的成本，进而降低了盈利能力。
政府当局对石油、天然气和天然气钻探和生产的各个方面进行监管，包括钻井的许可和粘合要求、油井间距、油气资产权益的统一或汇集、通行权和地役权、产出水处理、环境问题、职业健康与安全、市场共享、限制生产、封堵、废弃、恢复标准以及石油和天然气的运营。近年来，公众对环境保护的兴趣有所增加，环保组织反对某些项目，并取得了一些成功。在某些情况下，监管当局可能会拒绝拟议的许可证或路权授予，或施加批准条件，以减轻潜在的环境影响，无论是哪种情况，都可能对我们勘探或开发某些物业的能力造成负面影响。任何此类延迟、暂停或终止都可能对我们的运营产生实质性的不利影响。
我们的业务还受到联邦、州和地方政府当局在我们从事勘探或生产业务的司法管辖区通过的复杂且不断变化的环境法律法规的约束。新的法律或法规，或现行要求的改变，包括在我们经营的地区将以前未受保护的野生动物或植物物种指定为受威胁或濒危物种，可能会导致材料成本或对我们拥有或拥有的财产提出索赔。
拥有或限制某些地点的勘探和生产活动。我们将继续受到与新的监管解释以及州和联邦机构之间不一致的解释相关的不确定性的影响。根据现有或未来的环境法律和法规，我们可能会承担重大责任，包括联邦、州和地方环境法下的连带严格责任，以及向空气、土壤、地表水或地下水排放石油、天然气和NGL或其他污染物，如中所述。政府规章在第一部分，本报告的第一项和第二项。现有的环境法律或法规，无论是目前解释或执行的，还是将来可能解释、执行或更改的，都可能对我们产生实质性的不利影响。
极端天气条件和租约条款的影响对我们在一些作业区域进行钻探活动的能力产生了不利影响。
我们的行动过去一直受到极端天气条件的不利影响，现在也可能继续受到影响。此外，旨在保护各种野生动物或植物物种的租赁条款可能会对我们的运营产生不利影响。在某些地区，钻探和其他油气活动只能在一年中有限的时间进行。这限制了我们在这些地区作业的能力，并可能在此期间加剧对钻机和完井设备、油田设备、服务、供应和合格人员的竞争，这可能会导致周期性的短缺。这些限制以及由此导致的短缺或高成本可能会推迟我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。
与水力压裂相关的联邦和州立法和监管举措可能会导致成本增加和额外的操作限制或延误。
水力压裂是石油和天然气行业中的一种常见做法，用于从致密的地下岩层中刺激石油、天然气和天然气的生产。我们经常将水力压裂技术应用于我们的许多石油和天然气资产，包括我们在米德兰盆地和南得克萨斯州资产内的非常规资源开发。水力压裂包括在压力下注入水、沙子和某些化学物质，以压裂含烃岩层，使碳氢化合物流入井筒。这一过程通常由国家石油和天然气委员会监管。然而，美国环保署和其他联邦机构已经宣称，联邦政府对水力压裂活动的某些方面拥有监管权力，如下所述。
根据安全饮用水法案，EPA有权监管流体系统中含有柴油的地下注射。根据清洁水法，环保局还有权监管水力压裂过程中非常规石油和天然气作业产生的废水，并排放到公共拥有的废水处理设施。如果环保局实施进一步的水力压裂法规，我们可能会产生额外的成本来遵守这些要求，这些要求的性质可能很重要，在勘探、开发或生产活动中可能会遇到延误或缩减，甚至可能被禁止钻探和/或完成某些油井。
包括德克萨斯州在内的某些州已经通过了法规，其他州正在考虑采用这些法规，这些法规可能会对水力压裂作业施加更严格的许可、公开披露、废物处理和油井建设要求，或者寻求完全禁止水力压裂活动。除了州法律外，当地的土地使用限制，如城市条例，可能会限制或禁止一般钻井和/或特别是水力压裂的执行。最近，市政当局通过或提出了分区法令，禁止或严格监管城市边界内的水力压裂，为州监管机构和第三方的挑战铺平了道路。类似的事件和过程正在美国各地的几个市、县和乡镇上演。如果在我们目前或未来计划进行运营的地区采用州、地方或市政法律限制，我们可能会产生额外的成本来满足这些要求，这些要求的性质可能很重要，在勘探、开发或生产活动的过程中可能会遇到延误或缩减，甚至可能被禁止钻探和/或完成某些油井。
在最近的过去，几个联邦政府机构积极参与了集中于水力压裂实践的环境方面和影响的研究或审查。加强对水力压裂过程的监管和关注可能会导致对使用水力压裂技术的石油和天然气生产活动的更大反对，包括诉讼。披露水力压裂过程中使用的化学品可能会使反对此类活动的第三方更容易对生产商和服务提供商提起法律诉讼，理由是压裂过程中使用的特定化学品可能对人类健康或环境(包括地下水)造成不利影响。2013年，加利福尼亚州的一家法院和2020年的美国蒙大拿区地区法院分别裁定，土地管理局(“BLM”)不符合“国家环境政策法”，因为它在发放租约之前没有充分考虑水力压裂和水平钻探的影响。类似的案件仍在继续。纽约和科罗拉多州的法院降低了在法院同意考虑业主所谓的水力压裂损害索赔之前所需的证据水平。要求对与水力压裂相关的损害(包括诱发地震造成的损害)进行经济赔偿的诉讼可能会引发未来的诉讼，并使人们更加关注水力压裂的实践。司法裁决还可能导致加强监管、许可要求、执法行动和处罚。额外的立法或法规也可能导致勘探和生产石油、天然气和天然气的操作延迟或限制或增加成本，包括页岩层的开发。, 或者可能会使水力压裂变得更加困难。通过额外的州或地方法律，或实施有关水力压裂的新法规，可能会导致新油井和气井完工量减少，或合规成本增加和延迟，这可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
我们将继续受到与新的监管暂停、修订或撤销以及州和联邦监管规定不一致相关的不确定性的影响，这些都可能对我们的生产产生不利影响。
与空气质量和温室气体排放相关的联邦和州监管举措可能会导致成本增加，并导致额外的运营限制或延误。
有一种趋势是提高空气质量和温室气体监管，减少石油和天然气来源的排放。这些法规包括“新污染源性能标准”(“NSPS”)、“国家危险空气污染物排放标准”项目，以及根据“国家环境空气质量标准”(“NAAQS”)制定的臭氧标准等。通过额外的州或地方法律或实施新的法规可能会导致新油气井的完工率减少，或合规成本和延误的增加，这可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。请参阅环境请参阅本报告第二部分第7项中关于监管空气排放，特别是石油和天然气部门甲烷排放的更多信息。
减少天然气燃烧的要求可能会对我们的运营产生不利影响。
我们在德克萨斯州米德兰盆地的油井生产天然气、石油和天然气，我们在那里有重要的业务。米德兰盆地某些地区的天然气收集和加工网络受到限制，导致大量天然气被燃烧，而不是收集、加工和出售。此外，我们受到州和其他监管机构制定的法律的约束，这些法律限制了可以合法燃烧的天然气的持续时间和数量。这些法律和法规，包括未来可能对燃烧施加进一步限制的法规，可能会限制我们可以从油井中生产的石油和天然气数量，或者可能限制我们可以钻探的油井数量或地点。未来的任何法律法规都可能增加我们的运营成本，或限制我们的生产，这可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
如果我们不能为我们的钻井作业和/或完井获得足够的水供应，或者不能以合理的成本并根据适用的环境规则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NGL的能力可能会受到损害。
我们和我们行业中的其他公司依赖水力压裂工艺来完成将生产商业数量的石油、天然气和NGL的油井，这需要使用和处置大量的水。
我们无法获得足够的水，或者无法处理或回收我们的水井产生的水，这可能会对我们的运营产生不利影响。此外，实施新的环境倡议和法规可能包括限制我们进行某些操作的能力，例如水力压裂或处置废物，包括但不限于产出水、钻井液和与勘探、开发或生产石油、天然气和天然气有关的其他废物。
遵守环境法规、地面使用协议以及开采、储存和使用水井水力压裂所需的地表水或地下水的许可要求可能会增加我们的运营成本，并导致我们的运营延迟、中断或终止，其程度无法预测，所有这些都可能对我们的运营和财务状况产生不利影响。
与全球变暖和气候变化相关的立法和监管举措以及诉讼可能会对我们的业务以及对石油、天然气和天然气的需求产生不利影响。
虽然法院通常拒绝将气候变化的直接责任归因于温室气体排放的大来源，但一些法院要求联邦机构和许可当局对此类排放进行更严格的审查。针对温室气体排放量巨大的公司提出索赔的风险依然存在，新的损害赔偿要求和政府加强审查，特别是州和地方政府的审查，可能会继续下去。
美国国会不时考虑通过立法来减少温室气体的排放，大多数州已经采取了各种措施来减少温室气体的排放，包括主要通过有计划地制定温室气体排放清单、参与和/或地区性的温室气体“总量管制与交易”计划，和/或过渡到清洁能源。将重点放在立法和/或监管甲烷上，可能会导致对排放高水平甲烷的来源进行更严格的审查，包括在许可过程中，作为项目批准的一项要求对甲烷排放进行分析、管制和减少，以及一个机构针对特定行业采取的行动，为其他机构和工业部门树立先例。2021年，美国环保署提出了减少现有石油和天然气设备甲烷排放的要求。
任何限制或要求减少温室气体排放的法院裁决、法律或法规都可能导致运营和合规成本增加，并可能对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响。
科学家们预测，地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生具有重大物理影响的气候变化，如风暴、干旱、洪水和其他气候事件的频率和严重程度增加。如果发生这样的影响，我们的运营可能会受到不利影响。潜在的不利影响可能包括中断我们的钻探，
此外，这些风险还可能与完工和生产活动有关，例如，包括洪灾对我们设施的损害、运营成本的增加或运营效率的降低，以及此类事件发生后可能增加的保险成本。气候变化的重大有形影响还可能对我们的融资和运营产生间接影响，因为它扰乱了与我们有业务关系的中游公司、服务公司或供应商提供的运输或流程相关服务。我们可能无法通过保险赔偿气候变化潜在物理影响可能造成的部分或任何损害、损失或成本。有关气候变化准备要求的联邦法规或政策变化也可能影响我们的成本和规划要求，因为此类气体的排放会导致地球大气变暖和其他气候变化。
我们销售石油、天然气和NGL的能力，和/或接受我们生产的市场价格的能力，可能会受到第三方拥有或运营的收集系统、加工设施、管道和其他运输系统的限制，或者受到我们无法控制的其他中断的不利影响，这些中断可能会阻碍、限制或剥夺我们进入石油、天然气和NGL市场的机会。
我们的石油、天然气和天然气生产的适销性在一定程度上取决于收集系统、加工设施、管道和其他运输系统的可用性、接近性和容量，这些系统通常由第三方拥有或运营。这些系统和设施的任何重大服务中断、损坏或缺乏可用容量都可能导致生产井关闭、我们物业的开发计划延迟或中断、成本增加或价格降低。虽然我们对我们经营的产品的加工和运输有一些影响，但这些业务关系中的重大变化可能会对我们的运营产生实质性影响。联邦和州政府对石油、天然气和NGL生产和运输的监管、税收和能源政策、供需变化、管道压力、管道或加工设施的损坏或破坏、基础设施或产能限制，以及一般经济条件，都可能对我们生产、收集、加工、运输或销售石油、天然气和NGL的能力产生不利影响。
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、管道中断、收集、加工或运输系统接入或能力、现场劳工问题或罢工，或者我们可能会根据市场或其他条件自愿减产。如果我们的大量生产同时中断，可能会对我们的现金流和运营结果产生不利影响。
我们对我们不经营的物业的活动控制有限。
我们的一些物业由其他公司运营，涉及第三方工作权益所有者。因此，我们影响或控制此类物业的运营或未来发展的能力有限，包括钻探和运营活动的性质和时间、运营商的技能和专业知识、遵守环境、安全和其他法规、此类物业的其他参与者的批准、合适技术的选择和应用，或我们将被要求为此类物业提供资金的金额。此外，我们亦依赖这些项目的其他营运权益拥有人，为他们在合约上分担的这类物业开支提供资金。这些限制，以及我们在这些项目中对运营商和其他工作权益所有者的依赖，可能会导致我们在未来产生意想不到的成本。
与债务、流动性和资本获取相关的风险
我们需要大量资金来发展和取代我们的储备。
我们必须投入大量的资本支出来发现、获取、开发和生产石油、天然气和天然气储量。未来的现金流和融资的可用性取决于许多因素，如现有油井的产量水平，石油、天然气和天然气销售的价格，我们在寻找、开发和获得新储量方面的成功，以及信贷和资本市场的有序运作。如果我们的运营现金流低于预期，我们可能会减少计划中的资本支出。如果我们不能根据我们的信贷协议获得足够的流动性，或通过债务或股权融资或出售资产筹集额外资金，我们执行开发计划、更换储量、维持种植面积或维持产量水平的能力可能会受到极大限制。
多家信用评级机构下调我们的信用评级可能会影响我们获得资金的渠道，并对我们的业务和财务状况产生重大不利影响。
下调我们的信用评级水平可能会对我们的业务和未来前景产生实质性的不利影响，并可能：
•限制我们进入资本市场的能力，包括为我们现有债务再融资的能力；
•导致我们以不太有利的条款和条件进行再融资或发行债务，这些债务可能会限制我们进行任何股息分配或回购股票的能力，尤其是限制我们进行任何股息分配或回购股票的能力；
•负面影响贷款人与我们进行交易的意愿，这可能会影响我们根据我们的信贷协议获得优惠条款和条件的能力；
•对现有和潜在客户与我们进行业务往来的意愿产生负面影响；
•实施额外的保险、担保、担保和抵押品要求；
•限制我们获得银行和第三方担保、担保债券和信用证；以及
•导致我们的供应商和金融机构在与我们打交道时降低或取消通过付款条款或日内融资提供的信用水平，从而增加对手头更高水平现金的需求，这将降低我们偿还未偿债务的能力。
我们不能保证我们目前的任何信用评级将在任何给定的时间内保持有效，或者如果评级机构认为情况需要的话，我们不能保证评级机构不会完全降低或撤销信用评级。
我们的商品衍生合约活动可能会导致财务损失，或者可能会限制我们从石油、天然气和天然气销售中获得的价格。
为了减轻石油、天然气和天然气价格潜在不利市场变化的部分风险，以及对现金流的相关影响，我们定期签订大宗商品衍生品合约。我们的大宗商品衍生品合约包括石油、天然气和天然气的掉期和套圈安排。在某些情况下，这些活动可能使我们面临财务损失的风险，包括以下情况：
•我们的产量低于预期；
•我们商品衍生品合约的一个或多个交易对手违约；或
•我们生产的交货点与商品衍生合约安排中假设的交货点之间的价差扩大。
此外，如果石油、天然气或NGL价格大幅超过我们在2021年经历的大宗商品衍生品合约确定的价格，大宗商品衍生品合约可能会限制我们从石油、天然气和NGL销售中获得的价格。请参阅附注10-衍生金融工具在第二部分，请参阅本报告第8项，了解有关我们商品衍生品合约的更多细节。
未来石油、天然气和天然气价格下跌或勘探努力不成功可能导致我们的资产账面价值减记。
我们遵循成功的努力方法来核算我们的石油和天然气属性。所有物业购置成本和开发成本均在发生时资本化。探井成本最初是资本化的，等待确定是否发现了已探明的储量。如果探井没有发现商业数量的探明储量，钻井成本将作为干井支出。
在耗竭池的基础上，我们石油和天然气资产的资本化成本不能超过该耗竭池估计的未贴现的未来现金流。如果净资本化成本超过未贴现的未来净现金流，我们通常必须将每个耗竭池的成本减记到该耗竭池的估计贴现未来净现金流。未探明物业的减记也会评估超过公允价值的账面成本。本次评估考虑了由于实际和预期的租赁到期而放弃的可能性，以及由于所有权缺陷、开发计划的变化和其他固有的面积风险造成的实际和预期的面积损失。石油、天然气或天然气价格的下跌，或勘探努力的失败，都可能导致未来已探明和/或未探明的财产减值。
我们使用截至每个季度末的有效价格，按季度对我们的物业减值指标的账面价值进行审查。一旦发生减记，即使石油、天然气或天然气价格上涨，持有的石油和天然气资产的减记也不能在以后撤销。
较低的石油、天然气或天然气价格可能会限制我们根据信贷协议借款的能力。
截至2021年12月31日，我们的信贷协议下的借款基数和总贷款人承诺均为11亿美元。借款基数将根据银行集团对我们已探明储量价值的评估每半年重新确定一次，这反过来又会受到石油、天然气和天然气价格的影响。下一次借款基数重新确定日期定于2022年4月1日。剥离额外的物业、产生额外的债务或商品价格下跌可能会限制我们的借款基数，并减少我们根据信贷协议可以借到的金额，这反过来可能会影响我们偿还债务、为资本计划提供资金或竞争购买新物业的能力等。
我们的债务数额可能会限制我们获得收购融资的能力，使我们更容易受到不利经济状况的影响，并使我们更难偿还债务。
截至2021年12月31日，我们有21亿美元的未偿还高级债券本金总额截至2028年到期，详见附注5--长期债务在本报告第二部分，第8项。此外，截至2021年12月31日，我们的循环信贷安排没有未偿还余额，根据我们的信贷协议，我们的可用借款能力为11亿美元。截至2021年12月31日，我们的长期债务占我们总账面资本的51%。
我们的负债金额可能会对我们的运营产生重要影响，包括：
•使我们更难在未来获得额外融资，用于我们的运营和潜在收购、营运资金要求、资本支出、偿债或其他一般公司要求；
•要求我们将运营现金流的很大一部分用于偿还债务和偿还与债务相关的利息成本，而不是用于资本投资；
•由于财务和其他限制性条款，包括对产生额外债务、进行收购和支付股息的限制，限制了我们的运营灵活性；
•与负债较少的竞争对手相比，我们处于竞争劣势；以及
•使我们在不利的经济或行业状况或我们的业务下滑时更容易受到影响。
如果我们的业务没有从运营中产生足够的现金流，或者我们根据我们的信贷协议或从其他来源无法获得未来足够的借款，我们可能无法偿还债务、发行额外债务或为我们计划的资本支出和其他流动性需求提供资金。如果我们无法偿还债务，由于流动性不足或其他原因，我们可能不得不推迟或取消收购，推迟资本支出，出售股权证券，剥离资产，和/或重组或再融资我们的债务。我们可能无法及时或以令人满意的条款出售股权、出售资产、重组或再融资，甚至根本无法进行债务重组。此外，我们现有或未来债务协议的条款，包括我们的信用协议和任何未来的信用协议，可能会禁止我们寻求任何这些替代方案。
如上所述，我们的信贷协议需要定期重新确定借款基数。如果我们的借款基数被下调，我们可能被迫偿还一部分银行借款，届时我们可能没有足够的资金偿还。如果我们没有足够的资金，以其他方式无法谈判调整我们的借款基础或安排新的融资，我们可能会被迫出售大量资产。
管理我们债务安排的协议包含各种公约，这些公约限制了我们在经营业务时的自由裁量权，可能禁止我们从事我们认为有益的交易，并可能导致债务的加速偿还。
我们的债务协议，包括我们的信用协议和管理我们高级票据的契约，包含限制性契约，限制我们从事可能符合我们长期最佳利益的活动，包括限制产生债务、发放股息、赎回普通股、出售资产、创建留置权、与附属公司进行交易，以及合并、合并或出售我们的资产。根据我们的信贷协议，我们的借款能力必须遵守信贷协议中概述的某些金融和非金融契约。请参阅附注5--长期债务 在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。这些对我们经营业务能力的限制可能会严重损害我们的利益，其中包括限制我们利用融资、合并和收购以及其他公司机会的能力。
如果我们不遵守这些公约，可能会导致违约事件，如果不治愈或免除违约，可能会导致我们的全部或部分债务加速增长。如果我们的未偿债务全部或很大一部分加速增长，我们没有足够的营运资本来偿还我们的债务义务。
与公司治理和公募股权证券所有权相关的风险
我们普通股的价格可能会大幅波动，这可能会给投资者带来损失。
从2021年1月1日到2022年2月10日，纽约证券交易所公布的我们普通股的盘中交易价格从2021年1月的低点每股5.89美元到2021年11月的高点每股38.25美元不等。我们预计，由于各种因素，包括我们无法控制的因素，我们的库存将继续受到波动的影响。这些因素除本文所述的其他风险因素外，还包括以下因素：
•石油、天然气或天然气价格的变化；
•地区、国家或全球商品供求前景的变化；
•钻井、重完井和作业活动的变化；
•证券分析师财务估计的变动；
•可比公司市值的变化；
•关键人员的增减；
•由于算法交易实践的影响，波动性增加；
•未来我们普通股的销售；
•公众对我们的业务和整个石油和天然气行业的负面看法和投资者情绪；
•国家和全球经济前景的变化，包括贸易协定的潜在影响；以及
•国际贸易关系，可能包括影响我们使用的原材料和我们在业务中生产的商品的贸易限制或关税的影响。
我们可能在未来某个时候达不到股东和/或证券分析师的预期，我们的股价可能会因此下跌。
我们的公司注册证书和章程中有阻止公司收购的条款，可能会阻止股东从他们的投资中获得收购溢价，这可能会对我们普通股的价格产生不利影响。
特拉华州公司法、我们的公司注册证书和章程包含的条款可能会延迟或阻止我们或我们管理层的控制权变更。除其他事项外，这些规定规定在选举董事会成员时不进行累积投票，并对希望提名董事选举或在股东大会上提出其他行动的股东提出程序要求。这些规定单独或相互结合，可能会阻碍涉及实际或潜在控制权变更的交易，包括否则可能涉及向股东支付高于当前市场价格的普通股溢价的交易。因此，这些规定可能会使第三方更难收购我们，即使这样做会让我们的股东受益，这可能会限制投资者未来愿意为我们的普通股支付的价格。
此外，近年来我们行业出现了股东维权运动，如果投资者试图对我们的业务施加影响或影响我们认为不符合股东长期最佳利益的变化，这些行动可能会对我们的业务产生不利影响，其中包括分散我们的董事会和管理团队的注意力，导致我们产生意想不到的咨询费和其他相关成本，影响我们战略目标的执行，并造成不必要的市场不确定性。
我们的普通股可能并不总是分红。
未来股息的支付仍由我们的董事会自行决定，并将继续取决于我们的收益、资本要求、财务状况和其他因素。此外，支付股息必须遵守我们的信贷协议中的一项契约，该契约将我们每年的现金股息限制在不超过1200万美元，以及管理我们的高级票据的契约中的契约，这些契约限制了我们支付超过一定金额的股息的能力。我们的董事会可能会在未来决定降低现行的年度股息率或完全停止支付股息。
一般风险因素
我们对数字技术的日益依赖使我们面临网络事件的风险，网络事件可能导致信息被盗、数据腐败、运营中断或经济损失。
我们面临着网络安全风险。石油和天然气行业在我们业务的各个方面都越来越依赖数字技术。我们使用数字技术进行钻井开发、生产和采集活动的某些方面，管理钻机和完井设备，收集和解释地震数据，进行储层建模，记录财务和运营数据，以及维护员工和其他数据库。我们的服务提供商，包括收集、加工和营销我们的石油、天然气和NGL的服务提供商，也越来越依赖数字技术。我们和他们对这项技术的依赖使我们越来越容易面临技术系统故障、数据或网络中断、网络攻击和其他网络安全漏洞的风险。由于硬件或软件故障、计算机病毒、破坏、恐怖主义、自然灾害、火灾、洪水、人为错误或其他方式导致的电源故障、电信或其他系统故障可能会严重影响我们开展业务的能力。
网络安全攻击正在演变，包括但不限于恶意软件、试图未经授权访问数据、现金或其他资产，以及可能导致关键系统中断、未经授权发布机密或其他受保护信息以及损坏数据的其他电子安全漏洞。对我们的系统、基础设施、第三方的系统和基础设施或基于云的应用程序的蓄意攻击或安全漏洞可能导致机密信息泄露、我们的专有数据损坏或丢失、生产或勘探活动的延迟、交易的完成或结算困难、维护我们的账簿和记录的挑战、环境破坏、通信或其他运营中断，以及对第三方的责任。我们将来可能获得的任何保险都可能不能为这些风险提供足够的保障。任何此类事件都可能损害我们的声誉，并导致补救行动、业务损失或潜在责任造成的经济损失。随着这些网络风险继续发展，我们对数字技术的依赖日益增长，我们可能需要花费大量额外资源来继续修改或增强我们的保护措施，并补救网络漏洞。
我们的业务可能会受到安全威胁的负面影响，包括网络安全威胁、恐怖主义、武装冲突和其他中断。
作为一家石油、天然气和天然气生产商，我们面临着各种安全威胁，包括未经授权访问敏感信息或使数据或系统无法使用的网络安全威胁；对员工安全的威胁；对我们设施和基础设施或第三方设施和基础设施(如加工厂和管道)安全的威胁；以及恐怖主义行为的威胁。虽然我们利用各种程序和控制来监控这些威胁，并减少我们对这些威胁的暴露，但不能保证这些程序和控制足以防止安全威胁成为现实。如果其中任何一个
如果事件成为现实，可能会导致敏感信息、关键基础设施、人员或对我们运营至关重要的能力的损失，并可能对我们的声誉、财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。
恐怖主义的威胁以及军事和其他行动的影响造成了世界金融市场的不稳定，并可能导致石油、天然气和天然气价格的波动加剧，所有这些都可能对我们的生产市场产生不利影响。能源资产可能是恐怖袭击的具体目标。虽然我们目前维持着针对恐怖袭击提供有限保险的保险，但这种保险已经变得越来越昂贵，越来越难获得。因此，保险提供商可能不会继续以我们认为合理的条款向我们提供这一保险，或者根本不会。此外，这份保险可能不会涵盖我们因恐怖袭击而遭受的所有损失。这些事态发展使我们的运营面临更大的风险，根据它们的发生和最终规模，可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生实质性的不利影响。
1B项。未解决的员工意见
根据交易所法案，我们没有美国证券交易委员会工作人员对我们定期或当前报告的悬而未决的评论。
项目3.法律诉讼
有时，我们可能会涉及与我们正常业务过程中的业务和运营有关的索赔。截至提交本报告时，没有任何针对我们的法律诉讼待决，我们认为这些诉讼单独或共同可能对我们的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
SPM NAM LLC.等人诉SM能源公司，案件编号2018-07160，德克萨斯州哈里斯县第189司法区(“诉讼”)。原告SPM NAM LLC(“SPM”)于2018年2月1日对本公司提起诉讼。这起诉讼涉及2016年8月2日的收购和开发资金协议(及其修正案，即“ADFA”)。ADFA(及其修正案)的缔约方是本公司、SPM和SPM的某些附属公司：(1)斯伦贝谢技术公司；(2)史密斯国际公司；(3)M-I，L.L.C.；(4)卡梅隆国际公司(“斯伦贝谢服务提供商”)。SPM和斯伦贝谢服务提供商是原告，该公司是被告。该公司于2021年8月6日解决了这一问题。
项目4.矿山安全披露
这些披露不适用于我们。
第二部分
第五项登记人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券
我们的普通股目前在纽约证券交易所交易，股票代码为“SM”。股息信息，请参阅标题现金的用途在……里面流动性和资本资源概述在本报告第7项中。关于自2018年5月22日起生效的SM能源股权激励薪酬计划(“股权计划”)以及股权计划下授权的证券的信息如下。
性能图表
以下业绩图表将我们普通股在2016年12月31日至2021年12月31日期间的累计回报与道琼斯勘探与生产指数(DJUSOS)和标准普尔500股票指数(SPX)的累计总回报进行了比较。
五年累计总回报比较
绩效图表标题下的上述信息视为已提供，但未在美国证券交易委员会备案。
托架。截至2022年2月10日，我们普通股的记录保持者数量为100人。我们普通股的持有者中有更多的人是实益持有者，他们登记在册的股票由银行、经纪商和其他金融机构持有。
发行人和关联购买者购买股权证券。下表提供了我们和任何关联买家(根据交易法第10b-18(A)(3)条的定义)在截至2021年12月31日的指定季度和年度购买我们普通股的信息，普通股是我们根据交易法第12条登记的唯一类别的股权证券。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 发行人和关联购买者购买股权证券 |
| 期间 | | 购买的股份总数(1) | | 加权平均每股支付价格 | | 作为公开宣布的计划的一部分购买的股票总数 | | 根据该计划可以购买的最大股票数量(2) |
2021年第一季度 | | — | | | — | | | — | | | 3,072,184 | |
2021年第二季度 | | — | | | — | | | — | | | 3,072,184 | |
2021年第三季度 | | 219,462 | | | $ | 21.56 | | | — | | | 3,072,184 | |
| 10/01/2021 - 10/31/2021 | | — | | | — | | | — | | | 3,072,184 | |
| 11/01/2021 - 11/30/2021 | | — | | | — | | | — | | | 3,072,184 | |
| 12/01/2021 - 12/31/2021 | | 143,806 | | | 30.18 | | | — | | | 3,072,184 | |
| 总计 | | 363,268 | | | $ | 24.97 | | | — | | | 3,072,184 | |
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(1)吾等于2021年购入的所有股份将抵销因交付根据股权计划授出的授出协议条款而发行的相关限制性股票单位(“RSU”或“RSU”)及绩效股份单位(“PSU”或“PSU”)的流通股交付而产生的预扣税款责任。
(2)2006年7月，我们的董事会批准将根据1998年8月的原始授权可以回购的普通股数量增加到决议生效日期的600万股。因此，自本报告提交之日起，经董事会批准，我们可按预期回购最多3,072,184股普通股。根据市场状况和其他因素，股票可能会不时在公开市场交易或私下协商的交易中回购，这些因素包括我们的信贷协议、管理我们优先票据的契约(定义见附注5--长期债务第二部分，本报告第8项，以及遵守证券法的情况。根据我们的信贷协议，股票回购可能由现有现金余额、内部现金流或借款提供资金。股票回购计划可以随时暂停或终止。在2021年期间，我们没有回购任何普通股。
第六项。[已保留]
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
以下讨论包括前瞻性陈述。请参阅有关前瞻性陈述的警示信息有关这些类型的语句的重要信息，请参阅本报告的一节。
公司概况
一般概述
我们的目标是通过负责任地生产能源供应，为国内能源安全和繁荣做出贡献，并在我们生活和工作的社区产生积极影响，让人们的生活变得更美好。我们的短期运营和财务目标包括产生正现金流，同时通过绝对债务削减和改善杠杆指标加强我们的资产负债表，并通过勘探和开发优化增加我们资本项目库存的价值。我们的长期愿景是为所有利益相关者可持续地增长价值。我们相信，为了实现这一愿景，我们必须成为顶级石油和天然气资产的主要运营商。我们实现这些目标的战略是把重点放在高质量的经济钻探、完井和生产机会上。我们的投资组合包括德克萨斯州的石油和天然气生产资产，特别是在得克萨斯州西部的米德兰盆地和南得克萨斯州的马弗里克盆地。
我们致力于卓越的安全、健康和环境管理；支持多元化和蓬勃发展的员工团队的专业发展；在我们生活和工作的社区产生积极影响；以及透明地报告我们在这些领域的进展。我们董事会的环境、社会和治理委员会监督公司ESG政策、计划和倡议的发展和实施，并与管理层一起就这些问题向董事会报告。进一步表明我们对可持续运营和环境管理的承诺，我们长期激励计划下高管和合格员工的薪酬，以及我们短期激励计划下所有员工的薪酬，部分是根据某些全公司绩效指标计算的，这些指标包括关键的财务、运营和环境、健康和安全措施。请参考我们在2022年12月31日起120天内提交的2022年股东年会的最终委托书，以供进一步讨论。
2021年，由于我们生产的每种商品的需求增长超过了供应增长，我们行业生产的商品的市场得到了加强。工业产品价格从2020年的历史低点回升，石油、天然气价格达到2014年以来的最高年平均价格。然而，大宗商品市场仍受到与疫情相关的不确定性加剧以及俄罗斯和乌克兰之间紧张局势升级的影响。俄罗斯对乌克兰的军事入侵可能会导致地区不稳定，并导致美国和国际社会加大经济制裁力度，这反过来可能会增加全球金融市场和欧佩克+(OPEC+)和其他产油国产量的不确定性。此外，这场大流行仍然是一场全球卫生危机，而且还在继续发展。尽管出现了新的变种，但为减缓新冠肺炎病毒的传播而部署的疫苗和疫苗助推器已经导致全球金融市场和公共卫生的大幅改善。金融和大宗商品市场的混乱以及特定行业的影响可能会导致未来的病例激增、疫情爆发、新冠肺炎病毒变种、当前疫苗对未来新冠肺炎病毒变种的效力降低或无效的可能性，以及大量人口可能无法获得新冠肺炎疫苗接种的风险，因此可能需要我们调整业务计划。尽管疫情、地缘政治问题和未来不确定性持续影响，我们预计将保持强劲的运营业绩和金融稳定，同时最大限度地提高回报，改善杠杆指标，并增加我们米德兰盆地和南得克萨斯州顶级资产的价值。
在整个大流行期间，我们员工、承包商和我们工作的社区的安全一直是我们的首要任务。虽然我们的核心业务运营要求某些人员必须亲自出现在井场，但自疫情爆发以来，我们的大多数办公室员工都是远程工作，以限制物理互动并缓解新冠肺炎的传播。我们保持并持续评估旨在限制新冠肺炎传播的程序，并继续就保持健康安全工作环境的最佳实践与所有员工进行沟通和培训。我们相信，我们达到或超过了美国疾病控制和预防中心和职业安全与健康管理局关于预防新冠肺炎传播的指南。在整个疫情期间，我们的业务没有受到重大干扰，我们相信我们先前存在的控制环境和内部控制继续有效。
2021年财务和运营亮点
我们仍然专注于最大化回报和增加我们的顶级米德兰盆地和南得克萨斯州资产的价值。我们希望通过继续开发、优化和进一步划定我们的米德兰盆地资产，以及通过进一步开发我们在南得克萨斯州的奥斯汀粉笔地层来实现这一目标。我们相信，我们的资产提供了强劲的回报，能够满足内部产生的现金流的增长，同时允许生产水平的灵活性，这与我们减少债务、改善杠杆指标和保持强大的财务灵活性的优先事项一致。
财务和运营业绩。在截至2021年12月31日的一年中，日均净当量产量增长了11%，达到140.7 MBOE，而2020年为126.9 MBOE，其中米德兰盆地资产增长了19%
我们南得克萨斯的资产减少了2%。总的增长是由于完井数量的增加，强劲的油井表现，以及我们继续专注于运营执行。与2020年相比，截至2021年12月31日的一年，石油、天然气和NGL的实现价格分别上涨了83%、169%和141%。由于实现价格的上涨，截至2021年12月31日的一年，石油、天然气和NGL生产收入增长了131%，达到26亿美元，而2020年的收入为11亿美元。在截至2021年12月31日的一年中，我们录得衍生品净亏损9.017亿美元，而2020年的衍生品净收益为1.616亿美元。这些金额包括截至2021年12月31日的年度7.49亿美元的衍生品结算亏损，以及截至2020年12月31日的年度3.513亿美元的衍生品结算收益。在截至2021年12月31日的一年中，经营活动产生了以下财务和经营结果：
•截至2021年12月31日的年度，经营活动提供的净现金为12亿美元，超过同期用于投资活动的净现金6.672亿美元。请参阅2021-2020年和2020-2019年现金流变化分析在下文第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
•截至2021年12月31日，现金余额为3.327亿美元，循环信贷安排没有未偿还余额，而截至2020年12月31日，循环信贷安排余额为9300万美元。
•截至2021年12月31日的一年，净收益为3620万美元，或每股稀释后收益0.29美元，而2020年净亏损7.46亿美元，或每股稀释后收益6.72美元。截至2021年12月31日的一年的净收入主要是生产量增加和定价改善的结果，但被9.017亿美元的净衍生品亏损大大抵消。请参阅2021年至2020年和2020至2019年财务结果和趋势比较以下是关于每一期间净收益(亏损)组成部分的额外讨论。
•调整后的EBITDAX(一项非GAAP财务指标)在截至2021年12月31日的一年中为12亿美元，而2020年为9.754亿美元。请参阅非GAAP财务指标以下是进一步讨论的内容，包括我们对调整后EBITDAX的定义，以及与经营活动提供的净收益(亏损)和净现金的对帐。
•截至2021年12月31日，已探明总储量较2021年12月31日增长22%，达到492.0 MMBOE，其中58%为液体(石油和天然气)，61%为已探明储量。由于奥斯汀白垩和米德兰盆地资产的持续成功和进一步开发，我们通过扩建和填充增加了139.1 MMBOE，但被2021年51.4MMBOE的产量以及由于开发计划优化而重新归类为未探明储量类别的已探明未开发储量的406MMBOE部分抵消。截至2021年12月31日，我们的探明储量寿命指数提高到9.6年，而截至2020年12月31日，我们的探明储量寿命指数为8.7年。请参阅储量 在第一部分，本报告的项目1和2供进一步讨论。截至2021年12月31日，折现未来净现金流的标准化衡量标准为70亿美元，而截至2020年12月31日的贴现未来净现金流为27亿美元，同比增长160%。请参阅补充石油和天然气信息(未经审计)在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
经营活动。2021年，我们继续在米德兰盆地位置的Rockstar地区实现强劲的油井表现，这是由于成功的运营执行、改进的完井设计以及我们的开发战略的执行，以钻探和完成成功的填充租赁和面积交易产生的长支线，这增加了我们的面积位置的邻接性。我们的很大一部分水上运输和处置需求继续由我们在Rockstar种植面积的核心区运营的水务设施来满足。我们的南得克萨斯州项目得益于奥斯汀白垩层的成功开发和鹰福特页岩油井的持续强劲表现。米德兰盆地和南得克萨斯州的完工和运营效率和优化在整个2021年都在继续，与我们主要服务提供商的有效合作伙伴关系使我们能够在疫情期间保持运营的连续性。
我们的米德兰盆地计划在2021年期间平均有三个钻机和两个完井人员。2021年共钻井61口(净49口)，完井97口(净81口)，净当量产量同比增长18%，达到34.4MMBOE。2021年发生的成本总计4.338亿美元，占2021年总成本的60%。我们在米德兰盆地的Rockstar和Swetie Peck位置内的钻井和完井活动继续主要集中在开发Spraberry和WolfCamp地层上。
我们的南得克萨斯项目在2021年期间平均有一个钻机和一个完井人员。2021年，我们共钻32口总井(净32口)，完成31口总井(28口净)，净当量产量同比下降2%，至16.9MMBOE。2021年发生的成本总计2.407亿美元，占2021年总成本的34%。2021年，南得克萨斯州的钻井和完井活动主要集中在开发奥斯汀粉笔地层。
下表汇总了截至2021年12月31日的一年中，我们运营的计划中已钻井但未完成的井数以及本年度钻井和完井活动的变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 米德兰盆地 | | 南得克萨斯州 | | 总计 |
| 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
截至2020年12月31日，已钻探但未完成的油井(1) | 66 | | | 58 | | | 31 | | | 28 | | | 97 | | | 86 | |
| 钻出的油井 | 61 | | | 49 | | | 32 | | | 32 | | | 93 | | | 81 | |
| 油井完工 | (97) | | | (81) | | | (31) | | | (28) | | | (128) | | | (109) | |
| | | | | | | | | | | |
其他(2) | — | | | 1 | | | — | | | — | | | — | | | 1 | |
截至2021年12月31日，已钻探但未完成的油井(3) | 30 | | | 27 | | | 32 | | | 32 | | | 62 | | | 59 | |
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(1)截至2020年12月31日，南得克萨斯州已钻探但未完成的油井计数包括13口未包括在我们的五年计划中的总油井(13口净油井)，其中12口在鹰福特页岩中。
(2)包括与正常业务活动相关的调整，包括现有已钻井但未完成油井的工作利息变化。资产剥离、联合开发协议、分包和其他活动可能会导致工作兴趣的变化。
(3)截至2021年12月31日，南得克萨斯州已钻井但未完成的油井计数包括11口未包括在我们的五年计划中的总油井(11口净油井)，其中10口在鹰福特页岩中。
产生的费用。石油和天然气财产收购、勘探和开发活动发生的费用，无论是资本化的还是计入费用的，汇总如下：
| | | | | |
| 截至年底的年度 |
| 2021年12月31日 |
| (单位：百万) |
| 开发成本 | $ | 583.5 | |
| 勘探成本 | 125.4 | |
| 收购 | |
| 证明性质 | 0.1 | |
| 未证明的性质 | 9.0 | |
总额，包括资产报废债务(1) | $ | 718.0 | |
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(1)请参阅标题已招致的费用在……里面补充石油和天然气信息(未经审计)在本报告第二部分，第8项。
生产结果。下表按产品类型列出了截至2021年12月31日的年度我们每项资产的净生产量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 米德兰盆地 | | 南得克萨斯州 | | 总计 |
| 净生产量： | | | | | |
| 机油(MMBbl) | 25.2 | | | 2.7 | | | 27.9 | |
| 燃气(Bcf) | 55.4 | | | 52.9 | | | 108.4 | |
| NGL(MMBbl) | — | | | 5.4 | | | 5.4 | |
| 等效(MMBOE) | 34.4 | | | 16.9 | | | 51.4 | |
| 每日平均净当量(MBOE/天) | 94.4 | | | 46.4 | | | 140.7 | |
| 相对百分比 | 67 | % | | 33 | % | | 100 | % |
____________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
在截至2021年12月31日的一年中，与2020年相比，净当量产量增长了11%，其中包括我们的米德兰盆地资产增长了18%，我们的南得克萨斯州资产下降了2%。请参阅 选定的生产和财务信息概述，包括趋势和2021年至2020年和2020至2019年财务结果和趋势比较以下是关于生产的其他讨论。
石油、天然气和天然气价格
我们的财务状况和运营结果受到我们收到的石油、天然气和天然气生产价格的显著影响，这些价格可能会大幅波动。当我们在下面提到已实现的石油、天然气和天然气价格时，披露的价格代表了衍生品结算生效之前相应时期的平均价格。虽然NYMEX石油和天然气报价和OPIS NGL价格通常被用作行业内的比较基础，但我们收到的价格受到这些产品的质量、能源含量、位置和运输差异以及合同定价基准的影响。
下表汇总了截至2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日的大宗商品价格数据以及衍生品结算的影响：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 油(每桶)： | | | | | |
| 纽约商品交易所合约月均价 | $ | 67.92 | | | $ | 39.40 | | | $ | 57.03 | |
| 已实现价格 | $ | 67.72 | | | $ | 37.08 | | | $ | 54.10 | |
| 石油衍生产品结算的影响 | $ | (18.73) | | | $ | 14.40 | | | $ | (0.90) | |
| | | | | |
| 天然气： | | | | | |
| 纽约商品交易所每月平均结算价(每MMBtu) | $ | 3.84 | | | $ | 2.08 | | | $ | 2.63 | |
| 实现价格(每MCF) | $ | 4.85 | | | $ | 1.80 | | | $ | 2.39 | |
| 气体衍生沉降的影响(按MCF计算) | $ | (1.41) | | | $ | 0.11 | | | $ | 0.21 | |
| | | | | |
NGL(按BBL)： | | | | | |
OPIS平均价格(1) | $ | 36.65 | | | $ | 17.96 | | | $ | 22.34 | |
| 已实现价格 | $ | 33.67 | | | $ | 13.96 | | | $ | 17.26 | |
| NGL衍生结算的影响 | $ | (13.68) | | | $ | 1.28 | | | $ | 4.43 | |
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(1) 每桶天然气的平均OPIS价格，无论是历史的还是露天的，假设所有时期的复合桶产品组合为37%的乙烷、32%的丙烷、6%的异丁烷、11%的正丁烷和14%的天然汽油。该产品组合代表行业标准复合筒，并不一定代表我们用于NGL生产的产品组合。实际价格反映了我们的实际产品组合。
由于大流行病和其他宏观经济事件造成的供需失调，2021年的大宗商品价格较2020年的历史低点有了显着改善。鉴于这场大流行的动态性，围绕俄罗斯和乌克兰之间不断升级的紧张局势的不确定性，以及对全球大宗商品和金融市场的潜在影响，我们预计在可预见的未来，石油、天然气和NGL的未来基准价格将保持波动，我们无法合理预测未来可能产生任何影响的时间或可能性。除了供需基本面因素外，作为一种全球商品，石油价格还受到世界各地区真实或感知的地缘政治风险以及美元相对于其他货币的相对强弱的影响。我们在当地销售点实现的价格也可能受到我们业务范围内和其他地区基础设施容量的影响。
下表汇总了截至2022年2月10日和2021年12月31日NYMEX WTI油、NYMEX Henry Hub天然气和OPIS NGL的12个月条带价格：
| | | | | | | | | | | |
| 截至2022年2月10日 | | 截至2021年12月31日 |
| 纽约商品交易所WTI油(每桶) | $ | 83.82 | | | $ | 72.89 | |
| Nymex Henry Hub煤气(每MMBtu) | $ | 4.15 | | | $ | 3.69 | |
| OPIS NGL(按BBL) | $ | 41.29 | | | $ | 37.02 | |
我们使用金融衍生工具作为我们金融风险管理计划的一部分。我们对衍生工具的使用有金融风险管理政策，而有关订立商品衍生工具合约的决定，则由若干高级行政人员及财务人员组成的金融风险管理委员会监督。我们根据资产负债表上的债务、我们现有的资本承诺和长期义务水平，以及我们获得批准的交易对手提供的条款和期货价格，就衍生品覆盖的预期产量做出决定。通过我们目前的大宗商品衍生品合约，我们相信我们已经在短期内部分减少了对大宗商品价格波动和基差的敞口。我们在部分衍生品上使用了无成本的领子，这使得
我们希望美国参与一些石油和天然气价格的上涨，同时设定一个价格下限，低于这个下限，我们就不会受到价格进一步下跌的影响。请参阅附注10-衍生金融工具 第二部分，本报告第8项，并商品价格风险在……里面流动性和资本资源概述有关我们的石油、天然气和NGL衍生品的更多信息，请参见下面的内容。
展望
我们的2022年资本计划总额预计约为7.5亿美元，我们预计将用运营现金流为该计划提供资金。我们预计我们的2022年资本计划将重点放在我们的米德兰盆地资产和我们的南得克萨斯州资产中的高经济性石油开发项目上。
运营的财务结果和其他比较数据
下表提供了截至2021年12月31日的三个月以及前三个季度的选定生产和财务信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在截至的三个月内 |
| 十二月三十一日， | | 9月30日， | | 六月三十日， | | 三月三十一号， |
| 2021 | | 2021 | | 2021 | | 2021 |
| (单位：百万) |
| 净当量产量(MMBOE) | 14.6 | | | 14.3 | | | 12.4 | | | 10.0 | |
石油、天然气和天然气生产收入 | $ | 852.4 | | | $ | 759.8 | | | $ | 562.6 | | | $ | 423.2 | |
| 石油、天然气和天然气生产费用 | $ | 143.3 | | | $ | 135.7 | | | $ | 125.5 | | | $ | 100.9 | |
| 损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加 | $ | 200.0 | | | $ | 202.7 | | | $ | 204.7 | | | $ | 167.0 | |
| 探索 | $ | 12.6 | | | $ | 8.7 | | | $ | 8.7 | | | $ | 9.3 | |
| 一般事务和行政事务 | $ | 37.1 | | | $ | 25.5 | | | $ | 24.6 | | | $ | 24.7 | |
| 净收益(亏损) | $ | 424.9 | | | $ | 85.6 | | | $ | (223.0) | | | $ | (251.3) | |
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注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
选定的绩效指标
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在截至的三个月内 |
| 十二月三十一日， | | 9月30日， | | 六月三十日， | | 三月三十一号， |
| 2021 | | 2021 | | 2021 | | 2021 |
| 平均净日当量产量(MBOE/天) | 158.3 | | | 155.8 | | | 136.5 | | | 111.6 | |
| 租赁运营费用(按京东方计算) | $ | 4.21 | | | $ | 4.20 | | | $ | 4.62 | | | $ | 4.64 | |
| 运输成本(每个京东方) | $ | 2.61 | | | $ | 2.41 | | | $ | 3.01 | | | $ | 2.94 | |
| 生产税占石油、天然气和天然气生产收入的百分比 | 4.8 | % | | 4.7 | % | | 4.5 | % | | 4.6 | % |
| 从价税费用(按京东方计算) | $ | 0.22 | | | $ | 0.38 | | | $ | 0.45 | | | $ | 0.52 | |
| 损耗、折旧、摊销和资产报废债务负债增加(根据京东方) | $ | 13.74 | | | $ | 14.14 | | | $ | 16.48 | | | $ | 16.62 | |
| 一般和行政(根据京东方) | $ | 2.55 | | | $ | 1.78 | | | $ | 1.98 | | | $ | 2.46 | |
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注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
选定的生产和财务信息概述，包括趋势
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在过去的几年里
十二月三十一日， | | 之间的金额变化 | | 之间的百分比变化 |
| 2021 | | 2020 | | 2019 | | 2021/2020 | | 2020/2019 | | 2021/2020 | | 2020/2019 |
净生产量： (1) | | | | | | | | | | | | | |
| 机油(MMBbl) | 27.9 | | | 23.0 | | | 21.9 | | | 4.9 | | | 1.1 | | | 21 | % | | 5 | % |
| 燃气(Bcf) | 108.4 | | | 103.9 | | | 109.8 | | | 4.5 | | | (5.9) | | | 4 | % | | (5) | % |
| NGL(MMBbl) | 5.4 | | | 6.1 | | | 8.1 | | | (0.7) | | | (2.0) | | | (12) | % | | (25) | % |
| 等效(MMBOE) | 51.4 | | | 46.4 | | | 48.3 | | | 4.9 | | | (1.9) | | | 11 | % | | (4) | % |
平均净日产量：(1) | | | | | | | | | | | | | |
| 油(每天MBbl) | 76.5 | | | 62.9 | | | 59.9 | | | 13.6 | | | 3.0 | | | 22 | % | | 5 | % |
| 燃气(MMCF/天) | 296.9 | | | 283.9 | | | 300.8 | | | 13.0 | | | (17.0) | | | 5 | % | | (6) | % |
| NGL(每天MBbl) | 14.7 | | | 16.7 | | | 22.2 | | | (2.0) | | | (5.6) | | | (12) | % | | (25) | % |
| 等值(每天MBOE) | 140.7 | | | 126.9 | | | 132.3 | | | 13.9 | | | (5.4) | | | 11 | % | | (4) | % |
石油、天然气和NGL生产收入(单位：百万)：(1) | | | | | | | | | | | | |
| 石油生产收入 | $ | 1,891.8 | | | $ | 853.6 | | | $ | 1,183.2 | | | $ | 1,038.3 | | | $ | (329.6) | | | 122 | % | | (28) | % |
| 采气收入 | 525.5 | | | 187.5 | | | 262.5 | | | 338.0 | | | (75.1) | | | 180 | % | | (29) | % |
| NGL生产收入 | 180.6 | | | 85.2 | | | 140.0 | | | 95.4 | | | (54.8) | | | 112 | % | | (39) | % |
| 石油、天然气和天然气生产总收入 | $ | 2,597.9 | | | $ | 1,126.2 | | | $ | 1,585.8 | | | $ | 1,471.7 | | | $ | (459.6) | | | 131 | % | | (29) | % |
石油、天然气和NGL生产费用(单位：百万)：(1) | | | | | | | | | | | | |
| 租赁经营费 | $ | 225.5 | | | $ | 184.2 | | | $ | 225.5 | | | $ | 41.2 | | | $ | (41.3) | | | 22 | % | | (18) | % |
| 运输成本 | 139.4 | | | 142.0 | | | 187.1 | | | (2.6) | | | (45.1) | | | (2) | % | | (24) | % |
| 生产税 | 121.1 | | | 46.1 | | | 65.0 | | | 75.0 | | | (18.9) | | | 163 | % | | (29) | % |
| 从价税费用 | 19.4 | | | 18.9 | | | 23.1 | | | 0.5 | | | (4.2) | | | 3 | % | | (18) | % |
| 石油、天然气和天然气生产总费用 | $ | 505.4 | | | $ | 391.2 | | | $ | 500.7 | | | $ | 114.2 | | | $ | (109.5) | | | 29 | % | | (22) | % |
| 实现价格： | | | | | | | | | | |
| 油(每桶) | $ | 67.72 | | | $ | 37.08 | | | $ | 54.10 | | | $ | 30.64 | | | $ | (17.02) | | | 83 | % | | (31) | % |
| 燃气(每立方米) | $ | 4.85 | | | $ | 1.80 | | | $ | 2.39 | | | $ | 3.05 | | | $ | (0.59) | | | 169 | % | | (25) | % |
| NGL(每BBL) | $ | 33.67 | | | $ | 13.96 | | | $ | 17.26 | | | $ | 19.71 | | | $ | (3.30) | | | 141 | % | | (19) | % |
| 每个京东方 | $ | 50.58 | | | $ | 24.26 | | | $ | 32.84 | | | $ | 26.32 | | | $ | (8.58) | | | 108 | % | | (26) | % |
根据京东方数据：(1) | | | | | | | | | | | | | |
| 石油、天然气和天然气生产费用： | | | | | | | | | | | | | |
| 租赁经营费 | $ | 4.39 | | | $ | 3.97 | | | $ | 4.67 | | | $ | 0.42 | | | $ | (0.70) | | | 11 | % | | (15) | % |
| 运输成本 | 2.71 | | | 3.06 | | | 3.88 | | | (0.35) | | | (0.82) | | | (11) | % | | (21) | % |
| 生产税 | 2.36 | | | 0.99 | | | 1.35 | | | 1.37 | | | (0.36) | | | 138 | % | | (27) | % |
| 从价税费用 | 0.38 | | | 0.41 | | | 0.48 | | | (0.03) | | | (0.07) | | | (7) | % | | (15) | % |
| 石油、天然气和天然气生产总费用 | $ | 9.84 | | | $ | 8.43 | | | $ | 10.38 | | | $ | 1.41 | | | $ | (1.95) | | | 17 | % | | (19) | % |
| 损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加 | $ | 15.08 | | | $ | 16.91 | | | $ | 17.06 | | | $ | (1.83) | | | $ | (0.15) | | | (11) | % | | (1) | % |
| 一般事务和行政事务 | $ | 2.18 | | | $ | 2.14 | | | $ | 2.75 | | | $ | 0.04 | | | $ | (0.61) | | | 2 | % | | (22) | % |
衍生结算损益(2) | $ | (14.58) | | | $ | 7.57 | | | $ | 0.81 | | | $ | (22.15) | | | $ | 6.76 | | | (293) | % | | 835 | % |
每股收益信息(单位为千，每股数据除外)：(3) | | |
| 基本加权平均已发行普通股 | 119,043 | | | 113,730 | | | 112,544 | | | 5,313 | | | 1,186 | | | 5 | % | | 1 | % |
| 稀释加权平均已发行普通股 | 123,690 | | | 113,730 | | | 112,544 | | | 9,960 | | | 1,186 | | | 9 | % | | 1 | % |
| 每股普通股基本净收益(亏损) | $ | 0.30 | | | $ | (6.72) | | | $ | (1.66) | | | $ | 7.02 | | | $ | (5.06) | | | 104 | % | | (305) | % |
| 稀释后每股普通股净收益(亏损) | $ | 0.29 | | | $ | (6.72) | | | $ | (1.66) | | | $ | 7.01 | | | $ | (5.06) | | | 104 | % | | (305) | % |
____________________________________________
(1)由于四舍五入的原因，金额和百分比变化可能不会计算。
(2) 截至2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日的年度衍生工具结算包括在随附的综合经营报表(“随附经营报表”)的衍生产品(收益)净亏损项目中。
(3)请参阅注9-每股收益在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
截至2021年12月31日的一年中，日均净当量产量与2020年相比增长了11%，其中包括我们的米德兰盆地资产增加了19%，我们的南得克萨斯州资产减少了2%。总的增长是由于完井数量的增加，强劲的油井表现，以及我们继续专注于运营执行。2022年，我们预计总产量将与2021年保持相对持平，我们预计石油产量占我们总产量组合的百分比将下降，原因是对我们奥斯汀粉笔资产的资本分配增加，以及米德兰盆地完工的时间安排。请参阅 2021年至2020年和2020至2019年财务结果和趋势比较下面提供更多讨论。
我们在每个京东方的基础上提供某些信息，以评估我们相对于同行的表现，并确定和衡量我们认为可能需要额外分析和讨论的趋势。
在截至2021年12月31日的一年中，我们实现的价格比2020年增加了26.32美元，这主要是由于基准大宗商品价格上涨，由于大流行和其他宏观经济事件的影响，基准大宗商品价格从2020年的历史低点有所改善。2021年第一季度，德克萨斯州一场持续数天的重大寒冷天气事件导致供需失衡，导致天然气价格上涨，这进一步推动了天然气价格的上涨。实现价格同比上涨对石油、天然气和NGL生产收入的积极影响被我们衍生品合同结算的293%的变化大大抵消了，在截至2021年12月31日的一年中，每个京东方亏损14.58美元，而2020年每个京东方盈利7.57美元。
在截至2021年12月31日的一年中，与2020年相比，每个京东方的LOE增加了11%，这是由于石油在我们总产品组合中的百分比增加，每个京东方的提升成本更高，以及修井费用增加。2022年，我们预计与2021年相比，每个京东方的LOE略有增加，这主要是由于预计服务提供商成本和修井活动的增加，我们预计这将被转向奥斯汀粉笔的活动部分抵消。我们预计，由于总产量的变化、我们整体生产结构的变化、修井项目的时间安排和行业活动，所有这些都会影响总LOE，因此每个京东方的LOE都会出现波动。
与2020年相比，截至2021年12月31日的一年，京东方的人均运输成本下降了11%。这一下降是由于2021年下半年运输合同成本的降低，以及我们南得克萨斯州资产的净当量产量下降了2%，这导致了我们大部分的运输成本。总体而言，我们预计总运输成本将随着我们南得克萨斯州资产的天然气和NGL产量的变化而波动。2022年，我们预计每个京东方的运输成本将比2021年增加。
在截至2021年12月31日的一年中，每个京东方的生产税支出比2020年增长了138%，这主要是由于实现价格的上升和我们米德兰盆地资产产量的增加。截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度，我们的总体生产税率分别为4.7%和4.1%。我们通常预计生产税支出将与石油、天然气和天然气生产收入在绝对和每个京东方的基础上相关。产品组合、生产地点以及鼓励石油和天然气开发的激励措施也会影响我们确认的生产税支出金额。
与2020年相比，截至2021年12月31日的一年中，每个京东方的从价税费下降了7%，这主要是由于产量增加和我们生产物业的预期价值评估发生了变化。我们预计，随着我们生产属性的估值发生变化，每个京东方的从价税费和绝对税费都会出现波动。
截至2021年12月31日的年度，每BOE的损耗、折旧、摊销和资产报废义务负债增加(“DD&A”)费用与2020年相比下降了11%，这是由于强劲的油井业绩、估计的已探明储量增加、我们米德兰盆地资产的油井成本降低，以及我们南得克萨斯州已探明油气资产的可耗竭成本基础因2020年第一季度确认的已探明财产减值而减少。我们的DD&A比率因减值、资产剥离活动、账面成本融资和与第三方的分摊安排、我们生产组合的变化以及我们估计的已探明储量总量的变化而波动。我们预计，与2021年相比，2022年每BOE的DD&A费用和DD&A费用的绝对值将有所下降，这主要是由于估计的已探明储量增加、强劲的油井业绩以及我们的奥斯汀粉笔项目活动增加，因为这些资产的DD&A比率低于我们的米德兰盆地资产。
与2020年相比，截至2021年12月31日的一年，每个京东方的一般和行政(G&A)支出增加了2%。这一增长主要是由增加的补偿费用推动的，产量的增加部分抵消了这一增长。G&A费用的某些部分，以及每个京东方的G&A费用，都受到公司全年业绩与年初设定的业绩目标的影响，因此受到变数的影响。与2021年相比，我们预计2022年的并购费用绝对值将略有下降，每个京东方的并购费用也将下降。
请参阅 2021年至2020年和2020至2019年财务结果和趋势比较有关运营费用的其他讨论。
2021年至2020年和2020至2019年财务结果和趋势比较
请参阅2020-2019年和2019年-2018年财务结果和趋势对比在……里面管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析在第二部分，我们于2021年2月18日提交给美国证券交易委员会的2020年年度报告Form 10-K的第7项，详细讨论了我们截至2020年12月31日的年度与截至2019年12月31日的年度的财务业绩和趋势的某些比较。
日均净当量产量、生产收入和生产费用
下表显示了截至2021年12月31日至2020年间，我们按地区划分的日均净当量产量、生产收入和生产费用的变化情况：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 当量净增(减)产 | | 增加生产收入 | | 生产费用增加 |
| (MBoe/天) | | (单位：百万) | | (单位：百万) |
| 米德兰盆地 | 14.9 | | | $ | 1,148.8 | | | $ | 95.0 | |
| 南得克萨斯州 | (1.0) | | | 322.9 | | | 19.2 | |
| 总计 | 13.9 | | | $ | 1,471.7 | | | $ | 114.2 | |
____________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
在截至2021年12月31日的一年中，日均净当量生产量比2020年增长了11%，其中包括我们的米德兰盆地资产增长了19%，我们的南得克萨斯州资产下降了2%。与2020年相比，截至2021年12月31日的一年，石油、天然气和NGL的实现价格分别上涨了83%、169%和141%。由于产量增加和定价提高，截至2021年12月31日的一年中，石油、天然气和NGL的生产收入比2020年增长了131%。截至2021年12月31日的一年中，与2020年相比，总生产支出增长了29%，这主要是由于生产税和LOE的增加。
下表显示了截至2020年12月31日至2019年期间，我们按地区划分的日均净当量产量、生产收入和生产费用的变化情况：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 当量净增(减)产 | | 生产收入减少 | | 降低生产费用 |
| (MBoe/天) | | (单位：百万) | | (单位：百万) |
| 米德兰盆地 | 7.5 | | | $ | (316.2) | | | $ | (34.1) | |
| 南得克萨斯州 | (12.9) | | | (143.4) | | | (75.4) | |
| 总计 | (5.4) | | | $ | (459.6) | | | $ | (109.5) | |
____________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
截至2020年12月31日的一年，平均日净当量生产量比2019年下降了4%。与2019年相比，截至2020年12月31日的一年，石油、天然气和NGL的实现价格分别下降了31%、25%和19%。由于产量和定价下降，截至2020年12月31日的一年，石油、天然气和NGL的生产收入与2019年相比下降了29%。截至2020年12月31日的一年，总生产费用比2019年下降了22%。
请参阅选定的生产和财务信息概述，包括趋势用于其他讨论，包括在每个京东方的基础上讨论趋势。
损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：百万) |
| 损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加 | $ | 774.4 | | | $ | 785.0 | | | $ | 823.8 | |
截至2021年12月31日的一年，DD&A支出与2020年持平。截至2020年12月31日的年度，DD&A费用与2019年相比下降了5%，这主要是由于2020年第一季度确认的已探明财产减值导致我们的南得克萨斯州已探明油气资产的可耗尽成本基础降低，部分抵消了我们产油的米德兰盆地资产的产量增加，这些资产的枯竭率高于我们主要生产天然气和NGL的南得克萨斯州资产。请参阅选定的生产和财务信息概述，包括趋势 以上是关于每个京东方的DD&A费用的讨论。
探索
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：百万) |
| 地质和地球物理费用 | $ | 1.2 | | | $ | 4.3 | | | $ | 2.9 | |
| 探索性干井 | — | | | — | | | 4.8 | |
| 间接费用和其他费用 | 38.1 | | | 36.7 | | | 43.8 | |
| 总计 | $ | 39.3 | | | $ | 41.0 | | | $ | 51.5 | |
与2020年相比，截至2021年12月31日的一年中，勘探费用下降了4%，这主要是由于地质和地球物理费用的下降。勘探费用受我们在勘探区内进行的实际地质和地球物理研究以及未成功的勘探活动(如果有)的影响。
损伤
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：百万) |
| 已探明油气性质和相关支持设备的减损 | $ | — | | | $ | 956.7 | | | $ | — | |
| 未探明财产的遗弃和减值 | 35.0 | | | 59.3 | | | 33.8 | |
| 总计 | $ | 35.0 | | | $ | 1,016.0 | | | $ | 33.8 | |
在截至2020年12月31日的年度内，由于2020年第一季度末大宗商品价格预测下降，特别是石油和NGL价格下降，我们记录了与我们的南得克萨斯州已探明油气资产和相关支持设施相关的减值支出。2021年或2019年期间没有已探明的油气减值记录。
在截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度内记录的未经证实的财产放弃和减值，与实际和预期的租赁到期有关，以及由于所有权缺陷、开发计划的变化和其他固有的面积风险造成的实际和预期的面积损失。
我们预计，在大宗商品价格下跌或低迷时期，已证实的财产减值将更频繁地发生，未经证实的财产放弃和减值的频率将随着租约到期或业权缺陷的时间以及与商品价格下降相关的经济变化而波动。此外，钻探计划的改变、不成功的勘探活动以及向下的工程修订可能会导致已证实和未证实的财产减值。
在价格波动的环境下，已探明和未探明物业的储量估计和相关减值很难预测。如果我们生产的产品的大宗商品价格因与大流行或其他宏观经济事件相关的供需基本面因素而下降，我们未来可能会经历更多已证实和未证实的财产减值。已证实和未证实财产的未来减值很难预测；然而，基于我们的商品价格假设，如
截至2022年2月10日，我们预计2022年第一季度不会因大宗商品价格影响而出现任何实质性的油气财产减损。
请参阅关键会计政策和估算下面和附注8-公允价值计量在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
一般事务和行政事务
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：百万) |
| 一般事务和行政事务 | $ | 111.9 | | | $ | 99.2 | | | $ | 132.8 | |
与2020年相比，截至2021年12月31日的一年中，G&A费用增长了13%，这主要是由于年内发生的薪酬费用增加。与2019年12月31日相比，截至2020年12月31日的一年中，G&A费用下降了25%，主要原因是2019年第四季度某些职能重组消除了重复的区域运营职能，以及因大流行而采取的降低成本的行动导致间接成本降低。请参阅选定的生产和财务信息概述，包括趋势 以上是关于并购费用的讨论。
净导数(收益)损失
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：百万) |
| 净导数(收益)损失 | $ | 901.7 | | | $ | (161.6) | | | $ | 97.5 | |
衍生工具(收益)净亏损是衍生工具公允价值变动的结果，该变动与我们未偿还衍生工具合约相关商品的远期价格曲线波动，以及期内我们衍生工具头寸的每月现金结算有关。截至2021年12月31日的一年中，由于基准大宗商品价格在2021年期间上涨，导致了衍生品净亏损。截至2020年12月31日的一年中，由于基准大宗商品价格在2020年期间下降，导致了净衍生品收益。请参阅附注10-衍生金融工具在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
其他营业费用(净额)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：百万) |
| 其他营业费用(净额) | $ | 46.1 | | | $ | 24.8 | | | $ | 19.9 | |
由于2021年期间记录的法律和解，包括SPM NAM LLC等人的和解，截至2021年12月31日的一年，其他运营费用净额与2020年相比有所增加。案件披露于法律诉讼在第一部分，本报告的第3项。
利息支出
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：百万) |
| 利息支出 | $ | (160.4) | | | $ | (163.9) | | | $ | (159.1) | |
与2020年相比，截至2021年12月31日的一年，利息支出下降了2%。2022年，我们预计与我们的高级票据相关的利息支出将比2021年减少，这是由于2021年和2022年通过各种交易减少了高级担保票据和高级无担保票据的本金总额。总利息支出受我们循环信贷安排下的借款时间和金额的影响，并可能因此而变化。请参阅流动性和资本资源概述在下面，并向附注5--长期债务在第二部分，本报告项目8供进一步讨论，包括高级票据、高级担保票据、高级无担保票据和2028年高级票据的定义。
清偿债务净收益(亏损)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：百万) |
| 清偿债务净收益(亏损) | $ | (2.1) | | | $ | 280.1 | | | $ | — | |
于二零二零年第二季执行的交换要约产生清偿债务净收益2.273亿美元，主要包括部分赎回旧票据本金的收益及与发行2025年高级担保票据有关的债务折扣。此外，在截至2020年12月31日的年度内，我们在公开市场交易中回购了部分2022年优先债券和2024年优先债券，产生了5280万美元的债务清偿净收益。请参阅附注5--长期债务在第二部分，本报告第8项供进一步讨论，包括交换要约、旧票据、2025年高级担保票据、2022年高级票据和2024年高级票据的定义。
所得税(费用)福利
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：百万，税率除外) |
| 所得税(费用)福利 | $ | (9.9) | | | $ | 192.1 | | | $ | 44.0 | |
| 实际税率 | 21.5 | % | | 20.1 | % | | 19.1 | % |
与2020年相比，截至2021年12月31日的年度有效税率上升的主要原因是，与2020年所得税前亏损相比，永久项目对截至2021年12月31日的年度所得税前收入的影响不同。2021年期间，针对实际税项净衍生负债记录的额外估值免税额部分被股票补偿奖励和其他递延税项调整带来的超额税收优惠所抵消，导致税率同比上升。如果大宗商品价格保持在或超过当前水平，我们将产生累计净收入，那么针对受税收影响的净衍生负债记录的额外估值津贴可能会逆转并降低我们2022年的有效税率。美国国会继续就“重建更好法案”的单独条款开展工作，然而，截至提交本报告时，尚未通过任何影响“国税法”(“IRC”)的立法。IRC的变化可能会取消或减少石油和天然气行业的某些扣除额，并可能提高整体企业所得税税率。
与2019年相比，截至2020年12月31日的年度的有效税率上升，主要是由于永久项目对截至2020年12月31日和2019年12月31日的每个年度的所得税前亏损的影响不同。在截至2020年12月31日的年度，由于反映国家规划战略的国家永久性项目，税收优惠率比2019年同期有所提高。这一增长被我们的递延税项资产计入的估值免税额的影响，以及基于股票的补偿奖励产生的超额欠税、对某些承保个人补偿的支出限制以及其他永久费用项目的影响部分抵消。
请参阅流动性和资本资源概述和关键会计政策和估算下面以及附注4--所得税在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
流动性和资本资源概述
基于目前的大宗商品价格环境，我们相信我们有足够的流动性和资本资源来执行我们的业务计划，同时继续履行我们目前的财务义务。我们继续管理钻井和完井服务承诺的持续时间和水平，以便在活动水平和资本支出方面保持灵活性。
现金来源
我们预计我们的2022年资本计划将由运营现金流提供资金。尽管我们预计运营现金流足以为我们预期的2022年资本计划提供资金，但我们也可以使用循环信贷安排下的借款，或者通过新的债务或股票发行或其他融资来源筹集资金。如果我们通过发行股票或可转换债务证券筹集更多资金，我们现有股东的所有权百分比可能会被稀释，这些新发行的证券可能拥有优先于现有股东和债券持有人的权利、优惠或特权。此外，我们可能会就某些勘探或开发项目与第三方达成承运成本和分摊安排。我们所有的流动性来源都会受到更广泛的经济总体状况、不可抗力事件、大宗商品价格波动、运营成本、税法变化和产量的影响，所有这些都会影响我们和我们的行业。
我们的信用评级会影响我们借入额外资金的可用性和成本。2021年上半年，三大信用评级机构上调了我们的信用评级，理由包括我们债务杠杆的提高，以及我们预计能够产生有意义的自由现金流等原因。此外，其中一家主要信用评级机构在发行2028年高级债券的同时，进一步上调了我们的信用评级。2021年12月31日之后，考虑到我们的2024年高级票据将于2022年2月14日赎回，一家主要信用评级机构上调了我们的信用评级，理由包括我们优先考虑继续减少债务和改善我们的杠杆指标，以及我们预期产生有意义现金流的能力等原因。请参阅附注5--长期债务在本报告第二部分，项目8关于2024年高级票据和2028年高级票据的定义。
我们无法控制石油、天然气和NGL的市场价格，尽管我们可以通过使用衍生品合约作为大宗商品价格风险管理计划的一部分，影响我们来自石油、天然气和NGL销售的已实现收入的金额。如果石油、天然气或NGL价格大幅上涨超过商品衍生品合同确定的价格，商品衍生品合约可能会限制我们从石油、天然气和NGL销售中获得的价格。请参阅附注10-衍生金融工具在本报告第二部分第8项中，了解有关我们现有的石油、天然气和天然气衍生产品合同以及这些合同的结算时间的更多信息。.
信贷协议
我们的信贷协议规定优先担保循环信贷安排的最高贷款额为25亿美元，借款基础和总贷款人承诺为11亿美元。信贷协议项下的借款基数须定期每半年重新厘定一次，并考虑吾等(A)根据信贷协议向吾等贷款人提供的最新储备报告所反映的已探明石油及天然气资产的价值；及(B)商品衍生工具合约(每份合约均由吾等贷款人集团厘定)。2021年第四季度，秋季半年度借款基数重新确定完成，重申了我们的借款基数和总贷款人承诺为11亿美元。下一次借款基数重新确定日期定于2022年4月1日。我们的借款基数可以根据商品价格的变化、已证实财产的收购或剥离或融资活动而进行调整，所有这些都在信贷协议中规定。参与我们信贷协议的任何一家银行都不能代表超过信贷协议项下贷款人承诺的10%。请参阅附注5--长期债务在本报告的第二部分，第8项供进一步讨论，并介绍截至2022年2月10日、2021年12月31日和2020年12月31日我们的信用证协议项下的未偿还余额、信用证总金额和可用的借款能力。
我们必须遵守信贷协议条款下的某些金融和非金融契约，包括信贷协议中规定的限制股息支付和要求我们保持某些财务比率的契约。截至2021年12月31日，通过提交本报告，我们遵守了所有金融和非金融契约。请参阅附注5--长期债务在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
截至2021年12月31日，我们的循环信贷安排没有未偿还余额。截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度，我们的每日加权平均循环信贷安排债务余额分别为1.06亿美元和1.456亿美元。我们经营活动提供的现金流、从资产剥离收到的收益、资本市场活动(包括公开市场债务回购)、预定债务到期日的偿还以及我们的资本支出(包括收购)都会影响我们在循环信贷安排下借入的金额。
根据我们的信贷协议，以欧洲美元贷款形式借款的利息基于伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)计息，LIBOR在2021年12月31日之后不再作为新贷款和合同的全球参考利率。我们的信贷协议规定，如果LIBOR不再是广泛使用的基准利率，或者如果LIBOR不再用于确定美国贷款的利率，则应由信贷协议中定义的行政代理与我们协商后，制定一个公平反映融资贷款成本的替代利率。在2022年期间，在我们现有的信贷协议到期日之前，我们预计将签订一份新的信贷协议，除了其他谈判达成的条款、条件、协议和其他条款外，还将规定新的欧洲美元贷款利率。我们目前预计在此之前不会发生欧洲美元贷款形式的借款，我们目前预计从伦敦银行同业拆借利率的过渡不会对信贷协议下的利息支出或借款活动产生重大影响，或者对我们的业务产生重大不利影响。请参阅注1-主要会计政策摘要在本报告的第二部分，项目8用于讨论FASB ASU 2020-04和ASU 2021-01，这两个项目提供了与参考汇率改革相关的指导。
加权平均利率和加权平均借款利率
我们的加权平均利率包括已支付和应计利息、信贷协议下总承诺额中未使用部分的费用、信用证费用、递延融资成本的非现金摊销，以及未偿还期间与2021年高级担保可转换票据和2025年高级担保票据相关的折扣的非现金摊销，各自定义见附注5--长期债务在本报告第二部分，第8项。我们的加权平均借款利率只包括已付利息和应计利息。
下表显示了截至2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日的年度加权平均利率和加权平均借款利率：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 加权平均利率 | 7.7 | % | | 7.0 | % | | 6.4 | % |
| 加权平均借款利率 | 6.8 | % | | 6.1 | % | | 5.7 | % |
与2020年相比，截至2021年12月31日的一年，我们的加权平均利率和加权平均借款利率都有所上升，与2019年相比，截至2020年12月31日的一年，我们的加权平均利率和加权平均借款利率也有所上升。这些增长主要是由于我们在2020年第二季度发行的2025年高级担保票据的利率上升所致。
我们的加权平均利率和加权平均借款利率受到长期债务发行和赎回的发生和时机以及我们循环信贷安排的平均未偿还余额的影响。此外，我们的加权平均利率受到我们总贷款人承诺中未使用部分的费用的影响。上表披露的利率不反映与回购或赎回优先票据相关的金额，如未摊销递延融资成本的加速，因为这些金额是从债务清偿的相关收益或损失中扣除的。2021年高级担保可转换票据于2021年7月1日到期时停用。在此日期之后，加权平均利率不再受到递延融资成本的非现金摊销或与2021年高级担保可转换票据相关的折价的非现金摊销的影响。请参阅附注5--长期债务第二部分，本报告项目8，供进一步讨论和定义。
现金的用途
我们使用现金开发、勘探和收购石油和天然气资产，并支付运营、一般和行政成本、所得税、股息和债务(包括利息)。开发、勘探和收购石油和天然气资产的支出是我们资本资源的主要用途。2021年，我们在资本支出以及收购已探明和未探明的油气资产上花费了约6.782亿美元。这一金额与截至2021年12月31日的年度的已发生成本7.18亿美元不同，因为已发生的成本是以应计为基础的金额，还包括资产报废义务、地质和地球物理费用以及勘探间接费用。请参阅已招致的费用在……里面补充石油和天然气信息(未经审计)在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
我们未来资本支出的数额和分配将取决于许多因素，包括我们来自运营、投资和融资活动的现金流，我们执行开发计划的能力，以及我们完成的收购的数量和规模。此外，石油、天然气和天然气价格对投资机会、资本可获得性、税法变化以及我们勘探和开发活动的时间和结果的影响可能会导致未来开发资金需求的变化。 我们定期审查我们的资本支出预算，以评估是否有必要根据当前和预计的现金流、收购和剥离活动、债务要求和其他因素做出改变。
IRC的变化可能会提高企业所得税税率，并可能取消或减少目前无形钻探成本、设备成本折旧和其他减少我们目前应纳税所得额的税收减免。未来有关这些问题的立法可能会随着时间的推移减少我们经营活动提供的净现金，因此可能会导致上述项目的可用资金减少。
我们可能会不时回购或赎回全部或部分未偿还债务证券，以换取现金，或通过交换其他证券，或两者兼而有之。这种回购或赎回可以通过公开市场交易、私下协商的交易、投标要约、合同条款或其他方式进行。任何此类回购或赎回将取决于当时的市场状况、我们的流动性要求、合同限制、对证券法的遵守情况以及其他因素。任何此类交易所涉及的金额都可能是实质性的。在2021年期间，我们发行了2028年优先债券，并用所得资金通过投标要约回购了部分2022年优先债券和2024年优先债券。随后，我们通过2022年高级债券赎回赎回了当时未偿还的剩余2022年优先债券。2021年高级担保可转换票据于2021年7月1日到期，当天，我们使用循环信贷安排下的借款，按面值注销了未偿还本金。在2020年，我们完成了交换要约，并在公开市场交易中回购了部分2022年优先债券和2024年优先债券。作为我们2022年战略的一部分，我们继续专注于减少绝对债务和改善我们的债务指标，并于2022年2月14日赎回了2024年优先债券剩余的1.048亿美元未偿还本金总额。请参阅附注5--长期债务 第二部分，本报告项目8，供进一步讨论和定义。
截至本报告提交时，根据我们的股票回购计划，我们可以回购最多3072,184股我们的普通股，这需要得到我们董事会的批准。根据市场情况和其他因素，可能会不时在公开市场或私下协商的交易中回购股票，这些因素包括我们的信贷协议的某些条款，我们每个系列已发行优先债券的契约，是否符合证券法，以及
我们的股票回购计划。我们的董事会定期审查这一计划，作为我们资本分配的一部分。在2021年期间，我们没有回购任何普通股。
在截至2021年、2020年和2019年12月31日的一年中，我们分别向股东支付了240万美元、230万美元和1130万美元的股息。这些数字反映了截至2021年12月31日和2020年12月31日的两年每股0.01美元的股息，以及截至2019年12月31日的一年的每股0.05美元的两年股息。我们目前的意图是在可预见的未来继续支付股息，这取决于我们未来的收益、我们的财务状况、我们的信贷协议下的契约以及管理我们每一系列未偿还优先债券的契约、其他契约以及可能出现的其他因素。未来股息的支付和数额仍由我们的董事会自行决定。
2021-2020年和2020-2019年现金流变化分析
下表显示了截至2021年12月31日至2019年12月31日期间我们运营、投资和融资活动的现金流变化。各表之后的分析应与本报告第二部分第8项所附合并现金流量表(“所附现金流量表”)一并阅读。
经营活动
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， | | 之间的金额变化 | | |
| 2021 | | 2020 | | 2019 | | 2021/2020 | | 2020/2019 | | | | |
| (单位：百万) | | | | |
| 经营活动提供的净现金 | $ | 1,159.8 | | | $ | 790.9 | | | $ | 823.6 | | | $ | 368.9 | | | $ | (32.7) | | | | | |
与2020年相比，截至2021年12月31日的一年中，经营活动提供的净现金有所增加，这主要是因为扣除运输成本和生产税后，来自石油、天然气和NGL生产收入的现金增加了13亿美元，但结算衍生品交易支付的现金增加了10亿美元，部分抵消了这一增长。
与2019年12月31日相比，截至2020年12月31日的一年，运营活动提供的净现金减少，主要原因是扣除运输成本和生产税后，来自石油、天然气和NGL生产收入的现金减少3.169亿美元，但从结算衍生品交易收到的现金增加2.907亿美元抵消了这一影响。
经营活动提供的净现金受到营运资金变化和现金收支时间的影响。
投资活动
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， | | 之间的金额变化 | | |
| 2021 | | 2020 | | 2019 | | 2021/2020 | | 2020/2019 | | | | |
| (单位：百万) | | | | |
| 用于投资活动的净现金 | $ | (667.2) | | | $ | (555.6) | | | $ | (1,013.3) | | | $ | (111.6) | | | $ | 457.7 | | | | | |
与2020年相比，在截至2021年12月31日的一年中，用于投资活动的净现金有所增加，这主要是由于资本支出增加了1.271亿美元。在截至2021年12月31日的年度内，投资活动中使用的净现金由经营活动提供的净现金提供资金。
与2019年相比，截至2020年12月31日的一年，用于投资活动的净现金减少，主要原因是资本支出减少了4.76亿美元。在截至2020年12月31日的年度内，投资活动中使用的净现金由经营活动提供的净现金提供资金。
融资活动
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， | | 之间的金额变化 | | |
| 2021 | | 2020 | | 2019 | | 2021/2020 | | 2020/2019 | | | | |
| (单位：百万) | | | | |
| 融资活动提供(用于)的现金净额 | $ | (159.8) | | | $ | (235.4) | | | $ | 111.8 | | | $ | 75.6 | | | $ | (347.2) | | | | | |
在截至2021年12月31日的一年中，我们支付了3.853亿美元(包括净保费)，为投标要约和2022年优先债券赎回提供资金，我们从发行2028年优先债券中获得了3.928亿美元的现金净收益。
此外，我们支付了6550万美元注销2021年的高级担保可转换票据，并根据我们9300万美元的循环信贷安排进行了净偿还。
在截至2020年12月31日的年度内，我们在公开市场交易中支付了1.365亿美元回购了部分2022年优先票据和2024年优先票据，我们向与私人交易所相关的2021年高级担保可转换票据的某些持有人支付了5350万美元，我们在循环信贷安排下有2950万美元的净偿还。
在截至2019年12月31日的一年中，我们在循环信贷安排下的净借款为1.225亿美元。
请参阅附注5--长期债务第二部分，本报告项目8，供进一步讨论和定义。
利率风险
我们面临着市场风险，因为我们的循环信贷安排上的任何未偿还余额都是浮动利率。截至2021年12月31日，我们的循环信贷安排没有未偿还余额。我们的信贷协议允许我们确定循环信贷安排的全部或部分本金余额的利率，期限最长为6个月。在利率固定的情况下，利率变化将影响循环信贷安排的公允价值，但不会影响经营业绩或现金流。相反，对于浮动利率的循环信贷安排部分，利率变化不会影响公允价值，但会影响未来的经营业绩和现金流。利率的变化不会影响我们为固定利率高级票据支付的利息，但会影响它们的公允价值。截至2021年12月31日，我们未偿还的固定利率债务本金总额为21亿美元，没有未偿还的浮动利率债务。请参阅附注8-公允价值计量在本报告第二部分的第8项中，我们对高级票据的公允价值进行了额外的讨论。
商品价格风险
我们收到的石油、天然气和NGL产品的价格直接影响我们的收入、盈利能力、获得资本的渠道和未来的增长率。石油、天然气和天然气价格会受到各种因素的不可预测的波动，包括供求和宏观经济环境的变化，以及季节性异常，所有这些通常都是我们无法控制的。石油、天然气和天然气市场一直不稳定，特别是在过去的几年里。由于这场大流行的影响，大宗商品价格已从2020年的历史低点有所改善，然而，未来病例激增、疫情爆发、新冠肺炎病毒变异、当前疫苗对未来新冠肺炎病毒变异效果可能降低或无效的可能性，以及大量人口可能得不到新冠肺炎疫苗的风险，可能会对价格产生进一步的负面影响。此外，大宗商品价格还受到与地缘政治问题相关的不确定性加剧的影响，比如俄罗斯和乌克兰之间不断升级的紧张局势。我们收到的产品实现价格还取决于许多通常超出我们控制范围的因素。根据我们2021年的产量，石油、天然气和NGL的平均实现价格下降10%，将使我们的石油、天然气和NGL生产收入分别减少约1.892亿美元、5250万美元和1810万美元。如果大宗商品价格下降10%，我们截至2021年12月31日的年度净衍生品结算将抵消石油、天然气和NGL生产收入的下降约1.892亿美元。
我们签订商品衍生合约是为了降低商品价格波动的风险。我们的商品衍生合约的公允价值主要由对相关价格指数远期曲线的估计决定。截至2021年12月31日，与我们的石油、天然气和NGL商品衍生品工具相关的远期曲线增加或减少10%，将使我们对这些产品的净衍生品头寸分别增加约9430万美元、1710万美元和560万美元。
表外安排
吾等并无参与与未合并实体或金融合伙企业产生关系的交易，例如经常称为结构性融资或特殊目的实体(“特殊目的实体”或“特殊目的实体”)的实体，而该等实体的设立目的是促进表外安排或其他合约上狭窄或有限的目的。
我们评估我们的交易，以确定是否存在任何可变的利益实体。如果我们确定我们是可变利益实体的主要受益者，该实体将并入我们的合并财务报表。在2021年或2020年期间，或通过提交本报告，我们没有参与任何未合并的SPE交易。
关键会计政策和估算
我们对财务状况和经营结果的讨论是基于我们合并财务报表中报告的信息。按照美国公认会计原则编制这些合并财务报表要求我们做出一些假设和估计，这些假设和估计会影响到截至合并财务报表之日报告的资产、负债、收入和费用，以及或有资产和负债的披露。我们的假设和估计是基于历史经验和各种我们认为在这种情况下是合理的其他来源。由于环境、全球经济和政治以及一般商业的变化，实际结果可能与我们计算的估计值不同。
条件。我们的重要会计政策摘要详见注1-主要会计政策摘要在本报告第二部分，第8项。我们在下面概述了那些被确定为对理解我们的业务和运营结果至关重要的政策，这些政策需要应用重大的管理判断。
成功的努力会计方法。公认会计原则 为石油和天然气行业提供了两种替代方法来核算石油和天然气生产活动。这两种方法在我们的行业中通常被称为完全成本法和成功努力法，这两种方法都得到了广泛的应用。这些方法有很大的不同，在许多情况下，同一组事实将在给定的一年内提供截然不同的财务报表结果。我们选择了成功的努力法来核算我们的油气生产活动。更详细的描述包括在注1-主要会计政策摘要本报告第二部分第8项。
油气储量。我们估计的已探明储量和未来的净现金流对于理解我们的业务价值至关重要。它们用于比较财务比率，是我们综合财务报表中重要会计估计的基础，包括DD&A费用、已探明和未探明油气资产的减值以及资产报废债务的计算。请参阅油气生产活动在……里面注1-主要会计政策摘要在本报告第II部分第8项中，我们将进一步讨论受估计储备量影响的会计政策。
未来的现金流入和未来的生产和开发成本是通过将每个时期适用的价格和成本(包括运输、质量差异和基差)应用于截至该时期末剩余的已探明储量的估计数量来确定的。预期现金流使用适当的贴现率折现为现值。例如，计算未来净现金流贴现的标准化措施要求应用10%的贴现率。尽管储量估计天生就不准确，对新发现和未开发地点的估计也比已有的生产油气资产的估计更不精确，但我们在估计储量方面做出了相当大的努力。我们聘请独立的油藏评估咨询公司莱德斯科特(Ryder Scott)对我们计算的已探明储量PV-10总储量的至少80%进行审计。我们预计，随着更多信息的获得，以及大宗商品价格以及运营和资本成本的变化，探明储量估计将发生变化。我们每年年底都会对已探明储量进行评估和估算。不应假设截至2021年12月31日的贴现未来净现金流(GAAP)或PV-10(非GAAP)的标准化衡量标准是我们估计的已探明储量的当前市场价值。根据美国证券交易委员会的要求，我们基于截至2021年12月31日的12个月内每个月的月初一价格的未加权算术平均值。未来的实际价格和成本可能会大大高于或低于估计中使用的价格和成本。请参阅风险因素在本报告第一部分，项目1A。
如果已探明储量的估计下降，我们记录的DD&A费用的比率将增加，这将减少未来的净收益。由于储备量变化而导致的DD&A费率计算的变化是前瞻性的。此外，储量估计的下降可能会影响我们对已探明和未探明的减值物业的评估结果。减值被记录在确认的期间。
下表列出了由于我们无法控制的项目(如价格)以及由于生产历史和油井业绩的变化而导致的已探明储量在不同时期的变化信息。这些变化不需要我们的资本支出，但可能是因为我们为开发其他估计的已探明储量而招致的资本支出。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| Mmboe更换 | | Mmboe更换 | | Mmboe更换 |
| 因性能而产生的修订 | 3.4 | | | 3.6 | | | (14.9) | |
| 清除已探明的未开发储量不再在我们的五年发展计划中 | (40.6) | | | (65.0) | | | (9.8) | |
| 价格变动引起的修订 | 37.2 | | | (32.6) | | | (70.0) | |
| 总计 | — | | | (94.0) | | | (94.7) | |
____________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
如前所述，大宗商品价格波动很大，对储备的估计从本质上讲是不准确的。因此，我们预计将继续经历这些类型的变化。
我们无法合理预测未来大宗商品价格，尽管我们相信，以下分析一起提供了有关价格和趋势变化对总估计探明储量的影响的合理信息。下表反映了上述假设变化对我们报告的已探明储量总量的估计MMBOE变化和百分比变化：
| | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日止的年度 |
| Mmboe更换 | | 百分比变化 |
美国证券交易委员会降价10%(1) | (3.7) | | | (1) | % |
截至财年末的NYMEX条带平均定价(2) | (3.6) | | | (1) | % |
已探明未开发储量减少10%(3) | (19.2) | | | (4) | % |
____________________________________________
(1) 这一变化仅反映了美国证券交易委员会定价下调10%对截至2021年12月31日报告的估计已探明储量总量的影响，不包括可能因我们内部意图钻探障碍或未来服务或设备成本变化而对我们估计已探明储量的额外影响。
(2) 这一变化仅反映了以纽约商品交易所截至2021年12月31日的五年平均定价取代美国证券交易委员会定价的影响，不包括可能因我们钻探障碍的内部意图或未来服务或设备成本变化而对我们估计的已探明储量造成的额外影响。截至2021年12月31日，美国证券交易委员会的定价为石油66.56美元/桶，天然气3.6美元/桶，NGL 36.6美元/桶，五年平均NYMEX条带定价为石油64.34美元/桶，天然气3.26美元/桶，NGL 30.19美元/桶。
(3) 这一变化仅反映了截至2021年12月31日探明的未开发储量减少了10%，不包括对我们估计的探明储量的任何额外影响。
有关其他储备信息，请参阅储量在本报告的第一部分，项目1和2，以及在补充石油和天然气信息(未经审计)在本报告第二部分，第8项。
石油和天然气性质的减损。已探明石油及天然气属性按储油池基准评估减值，并于事件或环境变化显示其账面价值可能无法收回时减至公允价值。我们估计我们已探明油气资产的预期未来现金流，并将这些未贴现现金流与账面金额进行比较，以确定账面金额是否可回收。若账面值超过估计的未贴现未来现金流量，我们将把已探明油气资产的账面金额减记为公允价值(或贴现未来现金流量)。管理层使用各种因素估计所有已探明储备和风险调整后可能及可能储备的未来现金流，这些因素取决于我们的判断和专业知识，包括但不限于商品价格预测、估计未来运营和资本成本、开发计划和贴现率，以纳入与实现预期现金流相关的风险和当前市场状况。
未经探明的石油及天然气属性会被评估减值，并在有迹象显示运输成本可能无法收回时减值至公允价值。不是个别重大的租赁收购成本按资产组汇总，在租赁到期前估计为非生产性的这类成本部分在适当的期间摊销。对什么可能是非生产性的估计是基于历史趋势或其他信息，包括当前的钻探计划和我们续签租约的意图。我们采用市场法估计未经证实物业的公允价值，该方法考虑了以下重要假设：剩余租赁期限、未来发展计划、风险加权潜在资源回收、估计储量价值和基于吾等或其他市场参与者最近类似面积交易收到的价格的估计面积价值。
由于上述因素的不确定性，我们无法预测未来的减值费用将于何时或是否计入。尽管很难预测未来的减值金额，但根据我们截至2022年2月10日的大宗商品价格假设，我们预计2022年第一季度不会有任何因大宗商品价格影响而导致的重大油气资产减值。
请参阅注1-主要会计政策摘要和附注8-公允价值计量在本报告第二部分项目8中，讨论了截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度记录的油气资产减值。
收入确认。我们的收入主要来自销售生产的石油、天然气和天然气。我们的收入确认政策是一项关键的会计政策，因为收入是我们在流动性和资本资源分析中包含的运营结果和前瞻性陈述的关键组成部分。到2021年年底，我们的应计收入如果发生10%的变化，将对截至2021年12月31日的一年的总运营收入产生约2160万美元的影响。请参阅注1-主要会计政策摘要和注2-与客户签订合同的收入在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
衍生金融工具。我们定期签订大宗商品衍生品合约，以缓解我们对石油、天然气和NGL价格波动和区位差异的部分敞口。我们立即在收益中确认商品衍生品公允价值变化的所有损益，而不是在累积的其他综合收益中推迟任何此类金额。
(损失)。我们衍生工具的估计公允价值需要大量判断。这些价值基于期权定价模型、期货价格、波动性、到期时间和信用风险等因素。我们在合并财务报表中报告的价值随着这些估计的修订而变化，以反映实际结果、市场状况的变化或其他因素，其中许多因素是我们无法控制的。请参阅注1-主要会计政策摘要和附注10-衍生金融工具在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
所得税。我们计入递延所得税，因此递延税项资产和负债是根据综合财务报表的账面金额与资产和负债的计税基础(按现行颁布的税率计量)之间的暂时性差异的税收影响来确认的。这些差异将导致在资产或负债的报告金额分别被收回或清偿时，未来几年的应纳税所得额或扣除额。在预测这些事件可能发生的时间以及追回资产的可能性是否更大时，需要相当大的判断力。我们在适当的时候记录递延税项资产和相关的估值津贴，以反映基于公司分析更有可能变现的金额。此外，我们的联邦和州所得税申报单通常不会在编制合并财务报表之前提交。因此，我们估计每个期末的资产和负债的计税基础，以及税率变化、税收抵免、净营业和资本亏损结转和结转的影响。与我们使用的估计金额和我们报告的实际金额之间的差额相关的调整记录在我们提交所得税申报单的期间。我们对资产回收和负债结算的估计的这些调整和变化，以及颁布的重大税率变化，可能会对我们的经营业绩产生影响。在截至2021年12月31日的一年中，我们的有效税率每变化1%，我们计算的所得税优惠就会改变约50万美元。请参阅注1-主要会计政策摘要和附注4--所得税在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
会计事项
请参阅近期发布的会计准则在……里面注1-主要会计政策摘要在第二部分，请参阅本报告第8项，了解有关新的权威会计准则的信息。
环境
我们相信，我们基本上遵守了环境法律和法规，目前预计在现有的监管框架下，未来不会需要大量支出。然而，环境法律和法规经常发生变化，我们无法预测遵守未来的法律或法规(如下面正在讨论的法律或法规)可能对未来的资本支出、流动性和运营结果产生的影响。
水力压裂。水力压裂是一种重要而普遍的做法，用于从致密地层中刺激碳氢化合物的生产。有关水力压裂和相关环境问题的更多信息，请参阅风险因素-与油气业务和行业相关的风险-与水力压裂相关的联邦和州立法和监管举措可能会导致成本增加和额外的运营限制或延误。
气候变化和空气质量。2013年6月，奥巴马总统宣布了一项气候行动计划，旨在进一步减少温室气体排放，并让美国做好应对气候变化可能产生的物理影响的准备。气候行动计划以石油和天然气部门的甲烷减排为目标，作为机构间甲烷综合战略的一部分。作为气候行动计划的一部分，2016年5月12日，美国环保署发布了适用于新的、修改或重建的污染源的最终法规，修订和扩大了2012年石油和天然气行业的法规，其中包括设定挥发性有机化合物(VOC)和甲烷(一种温室气体)的排放限制，并增加了对以前未受监管的污染源的要求。2016年的NSPS要求减少石油和天然气生产、加工、运输和储存过程中某些活动产生的甲烷和挥发性有机化合物，适用于2015年9月18日之后新建、改造或重建的设施。该法规要求，除其他事项外，某些设备(如离心式压缩机和往复式压缩机)的温室气体和挥发性有机化合物排放限制；井场每半年一次的泄漏检测和维修；每季度一次的增压和蓄水压缩机站和输气压缩机站的泄漏检测和修复；气动泵的控制要求和排放限制；以及对完井产生的温室气体和挥发性有机化合物的控制额外要求。2020年9月14日和15日，EPA最终敲定了2012年和2016年NSPS的修正案，将传输和存储基础设施从甲烷排放和其他VOC监管中移除，并取消了甲烷控制要求。2020年修正案中将传输和存储基础设施从法规中删除的部分在2021年被国会审查法案否决。2021年11月, EPA提议扩大2012年和2016年NSPS的要求，还包括要求各州制定绩效标准，以控制现有来源的甲烷排放。
各州也被要求遵守NAAQS。由于石油和天然气部门排放的挥发性有机化合物是臭氧形成的前驱物质，当国家境内的地区没有达到臭氧NAAQS时，石油和天然气部门往往受到额外的控制。2015年，臭氧NAAQS被设定为百万分之70(Ppb)。美国环保局在2020年维持了这一标准，但在2021年，环保局表示正在重新考虑2020年的决定。在被确定为不符合70ppb要求或臭氧NAAQS降低的地区运营的石油和天然气设施可能会受到更高的排放控制和相关的履约成本的影响。
2016年11月16日，作为奥巴马总统气候行动计划的一部分，BLM最终敲定了解决联邦和部落土地上石油和天然气作业甲烷排放问题的法规。这些规定旨在减少石油和天然气生产过程中燃烧、泄气和泄漏造成的天然气浪费。该规则包括除在有限情况下禁止气体排放的要求，以及限制气体燃烧的要求，并包括泄漏检测和修复的要求。该规定还增加了对违反规定要求排放的“废气”的特许权使用费。经过不断的法庭质疑，BLM于2018年9月发布了一项最终规则，废除了2016年的大部分规则，包括大部分甲烷控制要求。在2018年撤销被加利福尼亚州北区地区法院撤销后，2016年的规定被怀俄明州地区法院撤销。未来任何要求类似捕获标准的法规可能会增加我们的运营成本，或限制我们的生产，这可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
美国国会不时考虑通过立法减少温室气体排放，许多州已经采取法律措施减少温室气体排放，主要是通过有计划地制定温室气体排放清单和/或地区性温室气体排放限额和交易计划。这些限额和交易计划中的大多数都是通过要求主要排放源(如发电厂)或主要燃料生产商(如炼油厂和天然气加工厂)获得并交出排放限额来实现的。为实现总体温室气体减排目标，可供购买的额度每年都在减少。此外，已经有国际公约和努力建立全球温室气体减排标准，包括2015年12月的巴黎协定。2016年10月5日，巴黎协定的生效条件得到满足，30天后，该协定于2016年11月4日生效。在2021年于格拉斯哥举行的联合国气候变化大会上，美国和欧盟宣布了全球甲烷承诺，目标是在2020年的基础上减少30%的甲烷排放。
通过立法或监管计划来减少温室气体排放可能需要我们招致更高的运营成本，例如购买和运营排放控制系统的成本，获得排放限额的成本，或者遵守新的监管或报告要求。任何这样的立法或监管计划也可能增加消费成本，从而减少对我们生产的石油和天然气的需求。因此，减少温室气体排放的立法和监管计划可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。对新监管措施的司法挑战是可能的，我们无法预测此类挑战的结果。新的监管暂停、修订或撤销以及州和联邦监管规定的冲突可能会抑制我们准确预测与未来监管合规相关的成本的能力。最后，科学家们得出结论，地球大气中温室气体浓度的增加会产生气候变化，这些变化可能会产生重大的物理影响，例如风暴、干旱、洪水和其他气候事件的频率和严重程度增加。这些影响可能会对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。
在机会方面，监管温室气体排放和引入替代激励措施，如提高石油采收率、碳封存和低碳燃料标准，可以在多种方面使我们受益。例如，尽管联邦法规和气候变化立法可以减少对我们生产的石油和天然气的总体需求，但对天然气的相对需求可能会增加，因为燃烧天然气产生的排放水平低于其他容易获得的化石燃料，如石油和煤炭。此外，如果风能或太阳能等可再生资源变得更加普遍，燃气发电厂可能会提供另一种后备方案，以保持持续的电力供应。此外，如果各州采用低碳燃料标准，天然气可能会成为更具吸引力的交通燃料。2021年和2020年，在京东方的基础上，我们分别约有35%和37%的产量是天然气。在地下水库，特别是在石油和天然气水库捕获和储存二氧化碳的基于市场的激励措施，也可能使我们受益，因为我们有可能获得温室气体排放限额或二氧化碳封存的补偿或政府激励措施。
非GAAP财务指标
调整后的EBITDAX为扣除利息费用、利息收入、所得税、损耗、折旧、摊销和资产报废义务前的净收益(亏损)、负债增值费用、勘探费用、财产遗弃和减值费用、非现金股票补偿费用、扣除结算的衍生工具损益、资产剥离损益、债务清偿损益以及某些其他项目。调整后的EBITDAX不包括我们认为会影响经营业绩可比性的某些项目，也可能不包括一般非经常性或其时间和/或金额无法合理估计的项目。调整后的EBITDAX是一项非GAAP衡量标准，我们认为它为投资者和分析师提供了有用的额外信息，作为一种业绩衡量标准，用于分析我们为勘探、开发、收购和偿还债务在内部筹集资金的能力。我们还受基于调整后的EBITDAX比率的信贷协议下的财务契约的约束，如中进一步描述的那样附注5--长期债务在本报告第二部分，第8项。此外，调整后的EBITDAX被专业研究分析师和其他人广泛用于油气勘探和生产行业公司的估值、比较和投资建议，许多投资者在做出投资决策时使用行业研究分析师发表的研究成果。调整后的EBITDAX不应单独考虑，或作为净收益(亏损)、运营收益(亏损)、运营活动提供的净现金或根据GAAP编制的其他盈利或流动性指标的替代品。由于调整后的EBITDAX不包括一些(但不是全部)影响净收益(亏损)的项目，并且可能因公司而异，因此公布的调整后EBITDAX金额可能无法与其他公司的类似指标相比较。我们的循环信贷安排为我们提供了重要的流动性来源。根据我们的信贷协议条款，如果我们未能遵守信贷协议中规定的融资债务总额与调整后EBITDAX的最高允许比率的契约，我们将违约，这将阻止我们在循环信贷安排下借款，因此将严重限制我们的流动性来源。此外，如果我们在循环信贷安排下违约，并且无法获得豁免
该违约来自我们的贷款人、该贷款下的贷款人以及管理我们每一系列未偿还优先票据的契约，定义见附注5--长期债务在本报告第二部分第8项中，缔约国将有权行使其对违约的所有补救措施。
下表提供了我们的净收益(亏损)(GAAP)和经营活动提供的净现金(GAAP)与调整后的EBITDAX(非GAAP)之间的对账：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：千) |
| 净收益(亏损)(GAAP) | $ | 36,229 | | | $ | (764,614) | | | $ | (187,001) | |
| 利息支出 | 160,353 | | | 163,892 | | | 159,102 | |
| 所得税费用(福利) | 9,938 | | | (192,091) | | | (44,043) | |
| 损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加 | 774,386 | | | 784,987 | | | 823,798 | |
探索(1) | 35,346 | | | 37,541 | | | 46,995 | |
| 损伤 | 35,000 | | | 1,016,013 | | | 33,842 | |
| 基于股票的薪酬费用 | 18,819 | | | 14,999 | | | 24,318 | |
| 净导数(收益)损失 | 901,659 | | | (161,576) | | | 97,539 | |
| 衍生结算损益 | (748,958) | | | 351,261 | | | 39,222 | |
| | | | | |
| 清偿债务净(利)损 | 2,139 | | | (280,081) | | | — | |
| 其他，净额 | 507 | | | 5,074 | | | (381) | |
| 调整后的EBITDAX(非GAAP) | 1,225,418 | | | 975,405 | | | 993,391 | |
| 利息支出 | (160,353) | | | (163,892) | | | (159,102) | |
| 所得税(费用)福利 | (9,938) | | | 192,091 | | | 44,043 | |
探索(1) | (35,346) | | | (37,541) | | | (46,995) | |
| 债务折价摊销和递延融资成本 | 17,275 | | | 17,704 | | | 15,474 | |
| 递延所得税 | 9,565 | | | (192,540) | | | (41,835) | |
| 其他，净额 | (4,260) | | | (11,874) | | | 1,739 | |
| 营运资金净变动 | 117,411 | | | 11,591 | | | 16,852 | |
| 经营活动提供的净现金(GAAP) | $ | 1,159,772 | | | $ | 790,944 | | | $ | 823,567 | |
____________________________________________
(1) 基于股票的补偿费用是随附的经营报表上勘探费用以及一般和行政费用项目的一个组成部分。因此，上述对账中显示的勘探项目将与随附的运营报表中记录的基于股票的补偿费用部分显示的金额不同，并计入勘探费用。
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
标题下提供了本项目所需的信息利率风险和商品价格风险在上文第7项中，以及在题为已实施的石油、天然气和天然气衍生产品合同摘要在……里面附注10-衍生金融工具 在本报告的第二部分，第8项中，并通过引用结合于此。
项目8.合并财务报表和补充数据
独立注册会计师事务所报告
致SM能源公司及其子公司的股东和董事会
对财务报表的几点看法
我们审计了SM能源公司及其子公司(本公司)截至2021年12月31日和2020年12月31日的合并资产负债表、截至2021年12月31日的三个年度的相关合并经营表、全面收益(亏损)、股东权益和现金流量变化以及相关附注(统称为“合并财务报表”)。我们认为，综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司在2021年12月31日和2020年12月31日的财务状况，以及截至2021年12月31日的三年中每一年的经营结果和现金流量，符合美国公认的会计原则。
我们还根据美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013框架)》中确立的标准，对公司截至2021年12月31日的财务报告内部控制进行了审计，我们于2022年2月25日发布的报告对此发表了无保留意见。
意见基础
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是欺诈。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评估财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
以下传达的关键审计事项是指已传达或要求传达给审计委员会的当期财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观或复杂的判断。关键审计事项的沟通不会以任何方式改变吾等对综合财务报表的整体意见，而吾等亦不会透过传达以下关键审计事项，就关键审计事项或与该等事项相关的账目或披露提供单独意见。
已探明油气资产的损耗、折旧和摊销(“DD&A”)
| | | | | |
对该事项的描述 | 截至2021年12月31日，该公司已探明油气资产的账面净值为38亿美元，截至该年度的损耗、折旧、摊销和资产报废债务负债增加为7.744亿美元。如合并财务报表附注1所述，根据成功努力会计方法，无论开发井成功或不成功，开发井的成本都会资本化。资本化的钻井和完井成本，包括租赁和油井设备、无形开发成本和油田的运营支持设施，按照本公司工程技术团队的估计，采用基于已探明已开发油气储量的生产单位法作为一组资产耗尽。同样，已探明租赁成本按同一集团资产计算；然而，生产单位法是根据本公司工程技术团队估计的已探明石油和天然气总储量计算的。在评估已探明油气储量时，公司的工程技术团队在评估地学和工程数据时需要有重要的判断力。估计储量还需要使用投入，包括石油和天然气价格以及运营和资本成本假设等。由于石油和天然气储量估算的复杂性，管理层聘请了一家独立的石油工程咨询公司，对公司工程技术团队编制的估计数进行审计，这些估计值至少占公司计算出的已探明储量PV-10总数的80%。的2021年12月31日
审计公司的DD&A计算特别复杂和具有判断性，因为我们使用了公司工程技术团队和独立石油工程咨询公司的工作，以及评估了管理层对工程技术团队和独立石油工程咨询公司在评估已探明石油和天然气储量时所使用的上述投入的确定。 |
| |
| 我们是如何在审计中解决这一问题的 | 我们对公司计算DD&A的过程进行了了解，评估了设计，并测试了控制的操作有效性，包括管理层对提供给公司工程技术团队和独立石油工程咨询公司的财务数据的完整性和准确性的控制，以用于估计已探明的石油和天然气储量。 我们的审计程序包括评估主要负责监督储量估计编制的工程技术团队和用于审计估计的独立石油工程咨询公司的专业资格和客观性。此外，在评估我们是否可以使用本公司工程技术团队和独立石油工程咨询公司的工作时，我们评估了工程技术团队和独立石油工程咨询公司在评估已探明油气储量时使用的上述财务数据和投入的完整性和准确性，并确认和评估了佐证和相反的证据。我们还测试了DD&A计算的数学准确性，包括将已探明的石油和天然气储量与公司的储量报告进行比较。 |
/s/ 安永律师事务所
自2012年以来，我们一直担任本公司的审计师。
科罗拉多州丹佛市
2022年2月25日
SM能源公司及其子公司
合并资产负债表
(单位为千，共享数据除外)
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2021 | | 2020 |
| 资产 | | | |
| 流动资产： | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 332,716 | | | $ | 10 | |
| 应收账款 | 247,201 | | | 162,455 | |
| 衍生资产 | 24,095 | | | 31,203 | |
| 预付费用和其他费用 | 9,175 | | | 10,001 | |
| 流动资产总额 | 613,187 | | | 203,669 | |
| | | |
| 物业和设备(成功法)： | | | |
| 已探明的油气性质 | 9,397,407 | | | 8,608,522 | |
| 累计损耗、折旧和摊销 | (5,634,961) | | | (4,886,973) | |
| 未探明油气性质 | 629,098 | | | 714,602 | |
| 正在开发的油井 | 148,394 | | | 233,498 | |
| | | |
其他财产和设备，扣除累计折旧#美元62,359及$63,662，分别 | 36,060 | | | 32,217 | |
| 财产和设备合计(净额) | 4,575,998 | | | 4,701,866 | |
| | | |
| 非流动资产： | | | |
| 衍生资产 | 239 | | | 23,150 | |
| 其他非流动资产 | 44,553 | | | 47,746 | |
| 非流动资产总额 | 44,792 | | | 70,896 | |
| 总资产 | $ | 5,233,977 | | | $ | 4,976,431 | |
| | | |
| 负债和股东权益 | | | |
| 流动负债： | | | |
| 应付账款和应计费用 | $ | 563,306 | | | $ | 371,670 | |
| 衍生负债 | 319,506 | | | 200,189 | |
| 其他流动负债 | 6,515 | | | 11,880 | |
| 流动负债总额 | 889,327 | | | 583,739 | |
| | | |
| 非流动负债： | | | |
| 循环信贷安排 | — | | | 93,000 | |
| 高级笔记，净额 | 2,081,164 | | | 2,121,319 | |
| | | |
| 资产报废义务 | 97,324 | | | 83,325 | |
| | | |
| 递延所得税 | 9,769 | | | — | |
| 衍生负债 | 25,696 | | | 22,331 | |
| 其他非流动负债 | 67,566 | | | 56,557 | |
| 非流动负债总额 | 2,281,519 | | | 2,376,532 | |
| | | |
| 承付款和或有事项(附注6) | | | |
| | | |
| 股东权益： | | | |
普通股，$0.01面值-授权：200,000,000已发行及已发行股份：121,862,248和114,742,304分别为股票 | 1,219 | | | 1,147 | |
| 额外实收资本 | 1,840,228 | | | 1,827,914 | |
| 留存收益 | 234,533 | | | 200,697 | |
| 累计其他综合损失 | (12,849) | | | (13,598) | |
| 股东权益总额 | 2,063,131 | | | 2,016,160 | |
| 总负债和股东权益 | $ | 5,233,977 | | | $ | 4,976,431 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
SM能源公司及其子公司
合并业务报表
(单位为千，每股数据除外)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在过去的几年里
十二月三十一日， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 营业收入和其他收入： | | | | | |
| 石油、天然气和天然气生产收入 | $ | 2,597,915 | | | $ | 1,126,188 | | | $ | 1,585,750 | |
| | | | | |
| 其他营业收入 | 24,979 | | | 485 | | | 4,355 | |
| 营业总收入和其他收入 | 2,622,894 | | | 1,126,673 | | | 1,590,105 | |
| | | | | |
| 运营费用： | | | | | |
| 石油、天然气和天然气生产费用 | 505,416 | | | 391,217 | | | 500,709 | |
| 损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加 | 774,386 | | | 784,987 | | | 823,798 | |
| 探索 | 39,296 | | | 40,997 | | | 51,500 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 损伤 | 35,000 | | | 1,016,013 | | | 33,842 | |
| 一般事务和行政事务 | 111,945 | | | 99,160 | | | 132,797 | |
| 净导数(收益)损失 | 901,659 | | | (161,576) | | | 97,539 | |
| 其他营业费用(净额) | 46,069 | | | 24,825 | | | 19,888 | |
| 总运营费用 | 2,413,771 | | | 2,195,623 | | | 1,660,073 | |
| | | | | |
| 营业收入(亏损) | 209,123 | | | (1,068,950) | | | (69,968) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 利息支出 | (160,353) | | | (163,892) | | | (159,102) | |
| 清偿债务净收益(亏损) | (2,139) | | | 280,081 | | | — | |
| 其他营业外费用(净额) | (464) | | | (3,944) | | | (1,974) | |
| | | | | |
| 所得税前收入(亏损) | 46,167 | | | (956,705) | | | (231,044) | |
| 所得税(费用)福利 | (9,938) | | | 192,091 | | | 44,043 | |
| 净收益(亏损) | $ | 36,229 | | | $ | (764,614) | | | $ | (187,001) | |
| | | | | |
| 基本加权平均已发行普通股 | 119,043 | | | 113,730 | | | 112,544 | |
| 稀释加权平均已发行普通股 | 123,690 | | | 113,730 | | | 112,544 | |
| 每股普通股基本净收益(亏损) | $ | 0.30 | | | $ | (6.72) | | | $ | (1.66) | |
| 稀释后每股普通股净收益(亏损) | $ | 0.29 | | | $ | (6.72) | | | $ | (1.66) | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
SM能源公司及其子公司
综合全面收益表(损益表)
(单位：千)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在过去的几年里
十二月三十一日， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 净收益(亏损) | $ | 36,229 | | | $ | (764,614) | | | $ | (187,001) | |
| 其他综合收益(亏损)，税后净额： | | | | | |
养老金负债调整(1) | 749 | | | (2,279) | | | 1,061 | |
| 扣除税后的其他综合收益(亏损)总额 | 749 | | | (2,279) | | | 1,061 | |
| 综合收益(亏损)总额 | $ | 36,978 | | | $ | (766,893) | | | $ | (185,940) | |
____________________________________________
(1) 请参阅附注11-养恤金福利关于养老金负债调整的额外讨论。
附注是这些合并财务报表的组成部分。
SM能源公司及其子公司
合并股东权益报表
(单位为千，不包括股票数据和每股股息)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 额外实收资本 | | | | 累计其他综合损失 | | 股东权益总额 |
| 普通股 | | | 留存收益 | | |
| 股票 | | 金额 | | | | |
| 余额，2019年1月1日 | 112,241,966 | | | $ | 1,122 | | | $ | 1,765,738 | | | $ | 1,165,842 | | | $ | (12,380) | | | $ | 2,920,322 | |
| 净亏损 | — | | | — | | | — | | | (187,001) | | | — | | | (187,001) | |
| 其他综合收益 | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,061 | | | 1,061 | |
现金股息，$0.10每股 | — | | | — | | | — | | | (11,254) | | | — | | | (11,254) | |
| 员工购股计划下普通股的发行 | 314,868 | | | 3 | | | 3,206 | | | — | | | — | | | 3,209 | |
| 在归属RSU时发行普通股，扣除用于预扣税款的股份后的净额 | 334,399 | | | 4 | | | (1,665) | | | — | | | — | | | (1,661) | |
| | | | | | | | | | | |
| 基于股票的薪酬费用 | 96,719 | | | 1 | | | 24,317 | | | — | | | — | | | 24,318 | |
| | | | | | | | | | | |
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| 余额，2019年12月31日 | 112,987,952 | | | $ | 1,130 | | | $ | 1,791,596 | | | $ | 967,587 | | | $ | (11,319) | | | $ | 2,748,994 | |
| 净亏损 | — | | | — | | | — | | | (764,614) | | | — | | | (764,614) | |
| 其他综合损失 | — | | | — | | | — | | | — | | | (2,279) | | | (2,279) | |
现金股息，$0.02每股 | — | | | — | | | — | | | (2,276) | | | — | | | (2,276) | |
| 员工购股计划下普通股的发行 | 464,757 | | | 4 | | | 1,460 | | | — | | | — | | | 1,464 | |
| 在归属RSU和结算PSU时发行普通股，扣除用于预扣税款的股份 | 1,022,019 | | | 10 | | | (1,570) | | | — | | | — | | | (1,560) | |
| 基于股票的薪酬费用 | 267,576 | | | 3 | | | 14,996 | | | — | | | — | | | 14,999 | |
| 认股权证的发行 | — | | | — | | | 21,520 | | | — | | | — | | | 21,520 | |
| 其他 | — | | | — | | | (88) | | | — | | | — | | | (88) | |
| 余额，2020年12月31日 | 114,742,304 | | | $ | 1,147 | | | $ | 1,827,914 | | | $ | 200,697 | | | $ | (13,598) | | | $ | 2,016,160 | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | 36,229 | | | — | | | 36,229 | |
| 其他综合收益 | — | | | — | | | — | | | — | | | 749 | | | 749 | |
现金股息，$0.02每股 | — | | | — | | | — | | | (2,393) | | | — | | | (2,393) | |
| 员工购股计划下普通股的发行 | 313,773 | | | 3 | | | 2,636 | | | — | | | — | | | 2,639 | |
| 在归属RSU和结算PSU时发行普通股，扣除用于预扣税款的股份 | 827,572 | | | 9 | | | (9,081) | | | — | | | — | | | (9,072) | |
| 基于股票的薪酬费用 | 60,510 | | | 1 | | | 18,818 | | | — | | | — | | | 18,819 | |
| 通过无现金行权证发行普通股 | 5,918,089 | | | 59 | | | (59) | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | |
| 余额，2021年12月31日 | 121,862,248 | | | $ | 1,219 | | | $ | 1,840,228 | | | $ | 234,533 | | | $ | (12,849) | | | $ | 2,063,131 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
SM能源公司及其子公司
合并现金流量表
(单位：千)
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| 在过去的几年里
十二月三十一日， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 经营活动的现金流： | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | 36,229 | | | $ | (764,614) | | | $ | (187,001) | |
| 对净收益(亏损)与经营活动提供的现金净额进行调整： | | | | | |
| | | | | |
| 损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加 | 774,386 | | | 784,987 | | | 823,798 | |
| 损伤 | 35,000 | | | 1,016,013 | | | 33,842 | |
| 基于股票的薪酬费用 | 18,819 | | | 14,999 | | | 24,318 | |
| 净导数(收益)损失 | 901,659 | | | (161,576) | | | 97,539 | |
| 衍生结算损益 | (748,958) | | | 351,261 | | | 39,222 | |
| 债务折价摊销和递延融资成本 | 17,275 | | | 17,704 | | | 15,474 | |
| 清偿债务净(利)损 | 2,139 | | | (280,081) | | | — | |
| 递延所得税 | 9,565 | | | (192,540) | | | (41,835) | |
| 其他，净额 | (3,753) | | | (6,800) | | | 1,358 | |
| 营运资金变动： | | | | | |
| 应收账款 | (101,047) | | | 29,100 | | | (39,556) | |
| 预付费用和其他费用 | 220 | | | 5,873 | | | 6,130 | |
| 应付账款和应计费用 | 218,238 | | | (23,382) | | | 50,278 | |
| 经营活动提供的净现金 | 1,159,772 | | | 790,944 | | | 823,567 | |
| | | | | |
| 投资活动的现金流： | | | | | |
| 出售石油和天然气资产的净收益 | 10,927 | | | 92 | | | 13,059 | |
| 资本支出 | (674,841) | | | (547,785) | | | (1,023,769) | |
| 已探明和未探明油气属性的获取 | (3,321) | | | (7,873) | | | (2,581) | |
| 用于投资活动的净现金 | (667,235) | | | (555,566) | | | (1,013,291) | |
| | | | | |
| 融资活动的现金流： | | | | | |
| 循环信贷融资收益 | 1,832,500 | | | 1,447,000 | | | 1,589,000 | |
| 偿还循环信贷安排 | (1,925,500) | | | (1,476,500) | | | (1,466,500) | |
| 高级债券的净收益 | 392,771 | | | — | | | — | |
| 回购优先债券所支付的现金 | (450,776) | | | (189,998) | | | — | |
| 与2025年到期的10.0%高级担保票据相关的债务发行成本 | — | | | (13,069) | | | — | |
| 出售普通股所得净收益 | 2,639 | | | 1,464 | | | 3,209 | |
| 支付的股息 | (2,393) | | | (2,276) | | | (11,254) | |
| 其他，净额 | (9,072) | | | (1,999) | | | (2,686) | |
| 用于融资活动的净现金 | (159,831) | | | (235,378) | | | 111,769 | |
| | | | | |
| 现金、现金等价物和限制性现金的净变化 | 332,706 | | | — | | | (77,955) | |
| 期初现金、现金等价物和限制性现金 | 10 | | | 10 | | | 77,965 | |
| 期末现金、现金等价物和限制性现金 | $ | 332,716 | | | $ | 10 | | | $ | 10 | |
| | | | | |
| 补充现金流量信息和非现金活动的时间表： | | | | | |
| 经营活动： | | | | | |
| 支付利息的现金，扣除资本化利息 | $ | (136,606) | | | $ | (140,493) | | | $ | (141,902) | |
| 退还所得税的净现金(已付) | $ | (864) | | | $ | 6,664 | | | $ | 6,109 | |
| 投资活动： | | | | | |
| 资本支出应计项目和其他项目减少 | $ | (10,826) | | | $ | (7,965) | | | $ | (24,289) | |
非现金投融资活动 (1)(2) | | | | | |
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(1)请参阅附注16-收购、剥离和持有待售资产以讨论在截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度内交换的物业的账面价值。
(2)请参阅附注5--长期债务以讨论截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度内完成的债务交易。
附注是这些合并财务报表的组成部分。
SM能源公司及其子公司
合并财务报表附注
注1-主要会计政策摘要
操作说明
SM能源公司及其合并子公司是一家独立的能源公司，在德克萨斯州从事石油、天然气和天然气的收购、勘探、开发和生产。
陈述的基础
随附的综合财务报表包括本公司的账目，并已根据公认会计原则以及表格10-K和条例S-X的说明编制。公司间账户和交易已被取消。在编制随附的合并财务报表时，公司通过提交本报告对2021年12月31日资产负债表日期之后的事件进行了评估。此外，某些前期金额已重新分类，以符合随附的合并财务报表中的本期列报。
预算在编制财务报表中的使用
根据公认会计准则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，以影响已探明石油和天然气储量、资产和负债的报告金额、财务报表日期的或有资产和负债的披露以及报告期内报告的收入和费用金额。实际结果可能与这些估计不同。对已探明油气储量的估计为计算DD&A费用、已探明和未探明油气资产减值以及资产报废债务提供了基础，每一项都是所附综合财务报表的重要组成部分。
现金和现金等价物
该公司将购买的初始到期日不超过三个月的所有流动投资视为现金等价物。由于这些工具的短期性质，现金和现金等价物的账面价值接近公允价值。
应收帐款
该公司的应收账款主要包括来自石油、天然气和NGL购买者的应收账款，以及来自该公司经营物业的共同利益所有者的应收账款。对于共同权益所有人到期的应收账款，本公司通常有能力扣留未来的收入支出，以追回未支付的共同利息账单。一般来说，公司的石油、天然气和天然气应收账款在30至90几天后，公司的坏账已降至最低。虽然在许多公司中是多样化的，但可收集性取决于每一家公司所需的财务资金，并受到行业总体经济状况的影响。应收账款不作抵押。请参阅附注13-应收账款及应付账款和应计费用 要求更多的披露。
信用风险集中度与大客户
本公司在交易对手不付款的情况下面临信用风险，其中很大一部分不付款集中在与能源相关的行业。客户和其他交易对手的信誉将受到定期审查。
该公司认为，失去任何一家采购商都不会对其经营业绩产生重大影响，因为石油、天然气和天然气都是在公司经营区域内拥有良好市场和众多采购商的产品。以下共同控制的主要客户和实体至少在本报告所述的一个时期内占公司石油、天然气和天然气生产总收入的10%或更多：
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| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 第一大客户 | 27 | % | | 15 | % | | 4 | % |
| 主要客户#2 | 18 | % | | 6 | % | | 9 | % |
| 主要客户#3 | 15 | % | | 24 | % | | 13 | % |
| 主要客户#4 | 9 | % | | 20 | % | | 14 | % |
| 主要客户#5 | 1 | % | | — | % | | 18 | % |
受共同控制的实体组#1 (1) | 7 | % | | 5 | % | | 13 | % |
受共同控制的实体组#2(1) | 6 | % | | 7 | % | | 11 | % |
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(1)总体而言，这些共同控制的实体群体代表了至少在所述一个时期内石油、天然气和天然气生产总收入的10%以上的购买者；然而，不是由任何一个集团组成的单个实体都是该公司石油、天然气和天然气生产总收入的10%以上的买家。
本公司一般根据其信贷协议与贷款人的联属公司订立合约，作为其衍生交易对手，而本公司的政策是，每一交易对手必须拥有若干最低投资级优先无抵押债务评级。
该公司在一家大型跨国银行保持其主要银行账户，该银行在该公司的业务区域设有分支机构。该公司的政策是使其现金和现金等价物投资在多个机构和投资产品中的集中度多样化，以限制对任何单一机构或投资的信贷敞口。
油气生产活动
证明性质。该公司遵循成功的努力法对其石油和天然气资产进行核算。在这种方法下，物业购置成本和开发成本在发生时被资本化。资本化钻探和完井成本，包括租赁和油井设备、无形开发成本和油田的运营支持设施，按资产组(基于地理和地质特征汇总的资产)使用基于估计已探明石油和天然气储量的生产单位法消耗。同样，已探明的租赁成本在同一资产组的基础上耗尽；然而，生产单位法是基于估计的已探明石油和天然气总储量。DD&A费用的计算考虑了修复、拆除和废弃成本以及打捞设备的预期收益。
已探明的石油及天然气物业成本以每一油池为基准评估减值，并在有迹象显示相关的运输成本可能无法收回时减值至公允价值。该公司使用第三级投入和收益估值技术(将未来现金流量转换为单一现值金额)，使用公司管理层选择的贴现率、价格和成本预测以及某些储备风险调整因素来衡量已探明物业的公允价值。该公司使用的贴现率代表当前基于市场的加权平均资本成本。贴现率通常在10百分比至15百分比。石油和天然气的价格预测基于NYMEX条带定价，并根据基差进行调整。五年之后，对每个商品流使用统一的终端价格。只要市场交易活跃，NGL的价格就会使用OPIS Mont Belvieu定价进行预测，之后使用统一的终端价格。未来的运营成本也会根据这些估计进行适当的调整。考虑到业绩和开采不确定性给相关预计现金流带来的风险，某些未开发储量估计也进行了风险调整。
现有油田内已探明财产的部分出售被计入正常报废，只要处理不对生产单位损耗率产生重大影响，剥离活动的净收益或净亏损就不会被确认。出售个人已探明财产的部分权益，计入收回成本。资产剥离活动的净收益或净亏损在随附的所有其他已探明物业销售的经营报表中确认。
未证明的性质。随附的综合资产负债表(“随附资产负债表”)上的未探明油气资产项目包括收购未探明租赁所产生的成本。分配给该等租约或已记录相关探明储量的部分租约的租赁成本重新分类至已探明物业，并按基于估计探明石油及天然气总储量的生产单位法按资产组别耗尽。未经探明的石油及天然气资产成本会评估减值，并在有迹象显示可能无法收回的情况下减值至公允价值。并非个别重大的租赁收购成本按资产组汇总，在租赁到期前估计为非生产性的该等成本部分确认为估值津贴，并在适当期间摊销。对什么可能是非生产性的估计是基于历史趋势或其他信息，包括当前的钻探计划和
公司续签租约的意向。为计量未经证实物业的公允价值，公司采用市场法，考虑了以下重要假设：剩余租赁期限、未来发展计划、风险加权潜在资源回收、估计储量价值以及基于公司或其他市场参与者最近类似面积交易收到的价格估计的面积价值。
就出售未经证实的物业而言，如原始成本已按资产组别提供估值津贴而部分或全数摊销，则除非销售价格超过物业的原始成本，否则不会确认损益，在此情况下，收益应在随附的营业报表中确认，超出部分的金额。
探索性的。勘探地质和地球物理，包括勘探地震研究，以及携带和保留未探明面积的成本，都作为已发生的费用支出。根据成功的油气属性核算方法，在确定是否已发现探明储量之前，探井成本最初是资本化的。如果发现探明储量，探井成本将作为探明资产资本化，并按照上述成功的努力会计方法核算。如果找不到已探明储量，探井费用将作为干井支出。成功努力法会计的应用需要管理层的判断，以确定开发井或探井的正确名称，这最终将决定干井成本的正确会计处理。一旦钻完井，确定已探明储量是否已被发现可能需要相当长的时间和判断。勘探枯井成本计入投资活动现金流量部分，作为所附现金流量表中资本支出的一部分。
请参阅附注8-公允价值计量以获取更多信息。
其他财产和设备
其他财产和设备，如设施、办公家具和设备、建筑物以及计算机硬件和软件都按成本入账。该公司将应用程序开发阶段发生的某些软件成本资本化。应用程序开发阶段通常包括软件设计、配置、测试和安装活动。大幅延长资产使用寿命的更新和改进成本被资本化。维护和维修费用在发生时计入。折旧是在资产的估计使用年限内使用直线方法计算的，其范围为三至30年份，或者在适当的情况下使用输出法的单位。当其他财产和设备被出售或报废时，资本化成本和相关的累计折旧将从公司的账户中扣除。
其他物业及设备成本会评估减值，并在有迹象显示账面成本可能无法收回时减至公允价值。为了衡量其他财产和设备的公允价值，该公司根据可用于支持管理层假设和情况的信息质量，使用收入估值技术或市场方法。估值包括对物业和设备支持的已证实和未经证实资产、与资产相关的未来现金流以及运营和维护资产所需的固定成本的对价。
资产报废义务
该公司确认与放弃其石油和天然气资产(包括需要退役的设施)相关的未来成本的估计负债。资产报废债务的公允价值负债及相关长期资产账面价值的相应增加，在钻井或收购油井或建造设施时入账。账面价值的增加包括在随附的资产负债表中已探明的石油和天然气属性项目中。本公司耗尽已探明的石油及天然气资产成本所增加的金额，并确认与在各自长期资产的剩余估计经济寿命内增加贴现负债有关的开支。为清偿资产报废债务而支付的现金包括在所附现金流量表的经营活动现金流量部分。
该公司估计的资产报废债务负债是基于封堵和废弃油井的历史经验、估计的经济寿命、估计的封堵和废弃成本以及联邦和州的监管要求。负债是使用负债发生或修订时估计的信用调整后的无风险利率进行贴现的。用于贴现公司封堵和放弃负债的信用调整后的无风险利率范围为5.5百分比至12百分比。在对负债进行初步计量之后，公司必须在市场条件允许的情况下，确认由于时间的推移、未贴现现金流或经济寿命的原始估计值的修订、通货膨胀因素或公司信贷调整后的无风险利率的变化而导致的负债的逐期变化。请参阅附注14-资产报废义务对公司截至2021年12月31日和2020年12月31日的总资产报废债务负债进行对账。
衍生金融工具
该公司定期签订商品衍生工具，以缓解其对石油、天然气和NGL价格波动的一部分敞口，以及预期未来石油、天然气和NGL产量的区位差异，以及对现金流的相关影响。这些工具通常包括大宗商品价格掉期和无成本环，以及基差和滚动。
差额掉期。商品衍生工具按公允价值计量，并作为衍生资产和负债计入随附的资产负债表，但符合“正常购买正常销售”除外的衍生工具除外。本公司并未将其商品衍生合约指定为套期保值工具。因此，本公司将其衍生工具的公允价值变动反映在随附的营业报表中。衍生工具的收益和损失包括在随附的现金流量表的经营活动现金流量部分。请参阅附注10-衍生金融工具以供进一步讨论。
收入确认
该公司的收入主要来自销售生产的石油、天然气和天然气。收入在产品的保管权和所有权(“控制权”)转移给买方时确认，根据适用的合同条款，这一点可能会有所不同。应计收入按月记录，并基于交付给买方的估计产量和预期收到的价格。我们使用我们对物业、合同安排、历史业绩、纽约商品交易所、当地现货市场和OPIS价格以及其他因素的了解作为这些估计的基础。估计和实际收到的金额之间的差异记录在收到付款的月份。请参阅注2-与客户签订合同的收入以供进一步讨论。
基于股票的薪酬
截至2021年12月31日，公司拥有基于股票的员工薪酬计划，其中包括向员工发放的RSU和PSU，向非员工董事发放的RSU和限制性股票，以及向符合条件的员工提供的员工股票购买计划。 本公司根据权威会计准则记录与股票补偿公允价值相关的费用，该费用基于授予时确定的这些奖励的估计公允价值，并包括在随附的经营报表中的一般、行政和勘探费用项目中。对于包含非基于市场的业绩条件的股票薪酬奖励，本公司评估预期归属的股票数量的可能性，然后调整费用，以反映预期归属的股票数量和迄今满足的累计归属期限。此外，该公司还对发生的基于股票的补偿奖励的没收进行了核算。请参阅附注7--补偿计划有关其他讨论的信息.
所得税
本公司的会计为递延所得税，因此递延税项资产和负债是根据所附综合财务报表的账面金额与资产和负债的计税基础(按现行制定的税率计量)之间的暂时性差异的税收影响确认的。这些差异将导致在资产或负债的报告金额分别被记录或结算时，未来几年的应纳税所得额或扣除额。公司在适当的时候记录递延税项资产和相关的估值津贴，以反映基于公司分析更有可能变现的金额。制定税率变动对申报资产负债净余额的累计影响在制定期间确认。请参阅附注4--所得税以供进一步讨论。
每股收益
该公司使用库存股方法来确定潜在稀释工具的影响。请参阅注9-每股收益以供进一步讨论。
综合收益(亏损)
综合收益(亏损)是指净收益(亏损)加上其他综合收益(亏损)。其他全面收益(亏损)由收入、费用、收益和亏损组成，根据公认会计准则，这些收入、费用、收益和亏损作为股东权益的单独组成部分报告，而不是净收益(亏损)。全面收益(亏损)在随附的综合全面收益(亏损)表(“随附的全面收益(亏损)表”)中扣除所得税后列报。公司在累积的其他综合亏损中释放所得税影响的政策是一种递增的记账单位法。请参阅附注11-养恤金福利关于构成其他全面收益(亏损)的组成部分余额变化的详细情况。
金融工具的公允价值
公司的金融工具(包括现金和现金等价物、应收账款和应付账款)按成本列账，由于这些工具的短期到期日，成本接近公允价值。本公司循环信贷融资的记录价值接近其公允价值，因为它以接近当前市场利率的浮动利率计息。该公司拥有不是截至2021年12月31日，其循环信贷安排下的未偿还余额为1美元93.0截至2020年12月31日的百万余额。本公司的高级票据，定义见附注5--长期债务，按扣除任何未摊销折价和递延融资成本后的成本入账，其各自的公允价值披露于注8-公允价值计量。本公司的认股权证，定义见注3--股权，在发行时按公允价值记录，无经常性
需要公允价值计量。此外，该公司拥有按公允价值记录的衍生金融工具。制定公允价值估计需要相当大的判断力。所提供的估计不一定表明该公司在出售或再融资该等票据时将变现的金额。
租契
本公司根据ASC主题842对租赁进行记账，租契，(“主题842”)，要求承租人在资产负债表上确认期限超过12个月的经营性和融资性租赁。本公司在开始时评估一项合同安排，以确定其是否为租赁或包含可识别的租赁组成部分。某些租赁可能同时包含租赁和非租赁组成部分。本公司对所有资产类别的政策是将租赁和非租赁部分合并在一起，并将这一安排作为单一租赁进行核算。
在评估符合842主题下租赁定义的合同时，公司做出的某些假设和判断包括确定贴现率和租赁期限的假设和判断。除非隐含定义，否则本公司根据收益率曲线分析(该曲线分析考虑了某些假设因素，包括租赁期限和公司在租赁开始时的信用评级)，使用估计增量借款利率来确定未来租赁付款的现值。本公司在确认使用权(“ROU”)资产和相应的租赁负债时，评估每一份包含租赁安排的合同，以确定租赁期的长短。在确定租赁期时，当合理地确定期权将被行使时，将评估可用于延长或提前终止安排的期权，并将其包括在内。根据基础协议的条款，行使提前终止选择权可能会导致提前终止处罚。本公司将期限少于一年的租赁排除在资产负债表之外。
ROU资产代表承租人在租赁期内使用标的资产的权利，而相关租赁负债代表承租人支付租赁款项的义务。在开始日期，即出租人将标的资产提供给承租人使用的日期，租赁ROU资产和相应的租赁负债根据未来租赁付款的现值确认。租赁付款的初始计量也可能针对某些项目进行调整，包括合理确定将被行使的期权，如在租赁期结束时购买资产的期权，或延长或提前终止租赁的期权。在初始测量ROU资产和相应的租赁负债时，不包括某些可变租赁付款，例如根据实际使用或业绩而变化的付款。
在初始计量之后，根据基础ROU资产的使用方式和GAAP要求，与公司经营租赁相关的成本要么计入费用，要么资本化。在计算本公司符合经营租赁资格的合同安排的ROU资产和负债时，本公司会考虑租赁开始时已支付或预期支付的所有必要款项。如上所述，初始计量不包括某些可变租赁付款，对于公司的钻井平台、完井人员和中游协议而言，这可能是总租赁成本的重要组成部分。请参阅附注12-租契 以供进一步讨论。
行业细分和地理信息
该公司在美国陆上石油和天然气行业的勘探和生产部门开展业务。该公司报告为一个单独的行业部门。
表外安排
该公司没有参与与未合并实体或金融合伙企业产生关系的交易，例如经常被称为结构性融资或特殊目的企业的实体，这些实体本来是为了促进表外安排或其他合同狭隘或有限的目的而建立的。
该公司对其交易进行评估，以确定是否存在任何可变利益实体。如果确定本公司是可变利益实体的主要受益人，该实体将并入本公司的合并财务报表。在2021年或2020年期间，或通过提交本报告，该公司没有参与任何未合并的SPE交易。
近期发布的会计准则
2020年3月，FASB发布了ASU第2020-04号，参考汇率改革(主题848)：促进参考汇率改革对财务报告的影响 (“ASU 2020-04”), and in January 2021, issued ASU No. 2021-01, 参考汇率改革(主题848)：范围(“ASU 2021-01”)，就848专题的范围提供明确的指导。发布ASU 2020-04是为了在有限的时间内提供可选的指导，以减轻核算(或认识到)参考汇率改革对财务报告的影响的潜在负担。一般而言，该指导将从2020年3月12日或之后的过渡期开始的任何日期起实施，或预期从2020年3月12日或之后的过渡期内的某个日期起实施，直至财务报表可供发布之日为止。ASU 2020-04和ASU 2021-01适用于所有实体，有效期至2022年12月31日。本公司已选择不使用本网站提供的可选指南
华硕。请参阅附注5--长期债务讨论LIBOR在信贷协议项下借款的使用。
2020年8月，FASB发布了ASU第2020-06号，债务-带转换和其他期权的债务(分主题470-20)和衍生工具和对冲-实体自有股权的合同(分主题815-40)(“亚利桑那州立大学2020-06”)。ASU 2020-06的发布是为了降低与某些具有负债和股权特征的金融工具的会计相关的复杂性。该指南将使用修改后的回顾方法或完全回顾方法来实施。ASU 2020-06在2021年12月15日之后的财年有效，允许提前采用。公司于2022年1月1日采用ASU 2020-06，对公司随附的合并财务报表或相关披露没有实质性影响。
截至2021年12月31日，截至提交本报告时，并无其他华硕发出适用于本公司且会对本公司综合财务报表及相关披露产生重大影响的其他华硕。
注2-与客户签订合同的收入
该公司确认出售其米德兰盆地和南得克萨斯州资产生产的石油、天然气和NGL的收入份额。随附的运营报表中列出的石油、天然气和NGL生产收入反映了与客户签订合同所产生的收入。
下表列出了截至2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日的年度，按产品类型划分的公司每个经营区域的石油、天然气和NGL生产收入：
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| 截至2021年12月31日止的年度 |
| 米德兰盆地 | | 南得克萨斯州 | | 总计 |
| (单位：千) |
| 石油生产收入 | $ | 1,701,915 | | | $ | 189,911 | | | $ | 1,891,826 | |
| 采气收入 | 326,115 | | | 199,364 | | | 525,479 | |
| NGL生产收入 | 381 | | | 180,229 | | | 180,610 | |
| 总计 | $ | 2,028,411 | | | $ | 569,504 | | | $ | 2,597,915 | |
| 相对百分比 | 78 | % | | 22 | % | | 100 | % |
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| 截至2020年12月31日的年度 |
| 米德兰盆地 | | 南得克萨斯州 | | 总计 |
| (单位：千) |
| 石油生产收入 | $ | 802,494 | | | $ | 51,074 | | | $ | 853,568 | |
| 采气收入 | 76,759 | | | 110,700 | | | 187,459 | |
| NGL生产收入 | 324 | | | 84,837 | | | 85,161 | |
| 总计 | $ | 879,577 | | | $ | 246,611 | | | $ | 1,126,188 | |
| 相对百分比 | 78 | % | | 22 | % | | 100 | % |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2019年12月31日的年度 |
| 米德兰盆地 | | 南得克萨斯州 | | | | 总计 |
| (单位：千) |
| 石油生产收入 | $ | 1,119,786 | | | $ | 63,426 | | | | | $ | 1,183,212 | |
| 采气收入 | 75,827 | | | 186,702 | | | | | 262,529 | |
| NGL生产收入 | 123 | | | 139,886 | | | | | 140,009 | |
| 总计 | $ | 1,195,736 | | | $ | 390,014 | | | | | $ | 1,585,750 | |
| 相对百分比 | 75 | % | | 25 | % | | | | 100 | % |
该公司在产品控制权移交给买方时确认石油、天然气和天然气生产收入，这取决于适用的合同条款。控制权的转移推动了运输、收集、加工和其他后期制作费用(“费用和其他扣除”)在随附的运营报表中的列报。公司在控制权转移之前发生的费用和其他扣除项目记录在随附的运营报表中的石油、天然气和天然气生产费用项目中。当控制权在井口或井口附近转移时，销售
是基于井口市场价格，该价格受到买方在控制权转让后产生的费用和其他扣减的影响。一般而言，该公司从以下类型的合同组合中获得生产收入：
•该公司在井口或井口附近销售石油和天然气产品，并从买方那里获得商定的市场价格。在这种布置下，控制转移到井口或井口附近。
•该公司有某些加工安排，包括将未经加工的气体输送到中游加工商的设施进行加工。加工完成后，中游加工者购买NGL，并将残渣气体以实物形式重新输送回公司。对于在处理过程中提取的NGL，中游处理器向公司汇款。对于实物提取的残渣气体，公司有单独的销售合同，其中控制权转移到加工设施下游的地点。该公司还在产区下游的市场位置进行某些石油销售。考虑到这些安排的结构和控制权转移的地方，公司单独确认控制权转移之前发生的费用和其他扣除。这些费用记录在随附的运营报表上的石油、天然气和天然气生产费用项目中。
在应用ASC主题606中的指导时做出的重要判断，从与客户的合同中获得的收入，指在采用中游处理器的气体处理设备中，控制权转移给买方的时间点。该公司认为，在确定交易价格(包括代表可变对价的金额)方面不需要做出重大判断，因为考虑到体积测量的精确度和使用具有一般可预测差异的指数定价，交易量和价格的估计不确定性水平较低。因此，本公司认为可变对价的估计不受限制。
在公司拥有所有权权益的油井生产碳氢化合物时，公司的履约义务就产生了。在中游加工商处理设施的井口、进水口或尾门或其他合同规定的交货点将控制权移交给买方时，视为履行了履约义务。从产生到履行履约义务之间的时间间隔一般不到一天；因此，有不是报告期末的重大未履行或部分未履行的履约义务。
收入记录在履行履约义务的月份。然而，收到碳氢化合物购买者的结算单和相关的现金对价。30至90生产发生后的天数。因此，公司必须估计交付给客户的产品数量，以及最终将收到的销售产品的对价。在收到付款之前，应付本公司的预计收入记录在随附资产负债表的应收账款项目中。截至2021年12月31日和2020年12月31日，资产负债表中与客户签订的合同应收账款余额为#美元。215.6百万美元和$108.9分别为百万美元。为了估计与客户签订的合同应收账款，该公司使用对其财产、历史业绩、合同安排、指数定价、质量和运输差异以及其他因素的了解作为这些估计的基础。产品销售的估计金额和实际金额之间的差额记录在从购买者那里收到付款的月份。
注3--股权
于2020年6月17日，关于下文所述的交换要约附注5--长期债务，公司发行认股权证，购买合共约5.9百万股，或者说大约五其当时已发行普通股的百分比，行权价为$0.01每股(“认股权证”)。
发行时，美元21.5认股权证的公允价值在随附资产负债表的额外缴入资本中记录，并利用几何布朗运动的随机蒙特卡罗模拟(“GBM模型”)确定。本公司在权威会计指引下评估权证，并决定将其归类为权益工具，不需要经常性公允价值计量。自发行以来，认股权证的初始账面金额没有变化。
于2020年6月17日生效的认股权证协议(“认股权证协议”)规定，认股权证可自触发日期起及之后的任何时间行使，如下文所界定，直至June 30, 2023。触发日期，发生在2021年1月15日，根据认股权证协议的定义，是指在连续五个交易日之后的第一个交易日，在该五个交易日中的四个交易日发行和发行的普通股数量乘以每个该等交易日的普通股收盘价超过$$1.0亿(“触发日期”)。认股权证与公司普通股挂钩，如果行使，必须通过实物结算或股票净结算进行结算。
在2021年期间，公司发布了5,918,089因无现金行使而产生的普通股5,922,260加权平均股价为$$的认股权证15.45按认股权证协议的条款厘定的每股。应股东要求，并根据本公司根据认股权证协议承担的义务，于2021年6月11日向美国证券交易委员会提交了一份涵盖该等股份大部分转售的登记说明书。未行使的认股权证将继续在持有人的选举中行使，直至于June 30, 2023.
附注4--所得税
所得税拨备包括以下内容：
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| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：千) |
| 所得税(费用)福利的当期部分 | | | | | |
| 联邦制 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 3,826 | |
| 状态 | (373) | | | (449) | | | (1,618) | |
| 所得税(费用)福利递延部分 | (9,565) | | | 192,540 | | | 41,835 | |
| 所得税(费用)福利 | $ | (9,938) | | | $ | 192,091 | | | $ | 44,043 | |
| | | | | |
| 实际税率 | 21.5 | % | | 20.1 | % | | 19.1 | % |
递延纳税净负债的构成如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截止到十二月三十一号， |
| 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 递延税项负债 | | | |
| 石油和天然气财产，不包括资产报废债务负债 | $ | 117,085 | | | $ | 83,816 | |
| | | |
| | | |
| 其他 | 4,835 | | | 10,054 | |
| 递延税项负债总额 | 121,920 | | | 93,870 | |
| 递延税项资产 | | | |
| 衍生负债 | 69,283 | | | 36,311 | |
| 资产报废债务负债 | 21,899 | | | 18,424 | |
| 债务贴现和递延融资成本 | 20,551 | | | 23,925 | |
| 养老金 | 7,413 | | | 7,183 | |
| 联邦和州税收净营业亏损结转 | 3,299 | | | 3,898 | |
| 股票薪酬 | 2,246 | | | 2,701 | |
| 信用结转 | 897 | | | 7,543 | |
| | | |
| 其他负债 | 5,024 | | | 7,273 | |
| 递延税项资产总额 | 130,612 | | | 107,258 | |
| 估值免税额 | (18,461) | | | (13,388) | |
| 递延税项净资产 | 112,151 | | | 93,870 | |
| 递延纳税净负债总额 | $ | 9,769 | | | $ | — | |
| | | |
| | | |
| | | |
| 当期应缴州所得税 | $ | 362 | | | $ | 853 | |
截至2021年12月31日，该公司估计其联邦净营业亏损(“NOL”)已完全利用。该公司的国家NOL结转金额为$。4.22022年至2037年到期的百万和De Minus州税收抵免。该公司目前的估值津贴包括一笔州NOL结转和州税收抵免的金额，这些额度预计将在使用之前到期。该公司估计其联邦研发(“R&D”)信贷结转为#美元。0.9如果不使用，这笔信贷将在2028年至2033年之间到期，但公司预计将在到期前利用这笔信贷。剩余的估值额度包括主要与公司衍生负债净额有关的金额，公司估计其中一部分将在未来几年转换为未使用的联邦NOL，这是因为在公司附带的经营报表中包括的期间，累计财务报表亏损超过了累计财务报表收入。
记录的所得税费用或福利不同于将法定的美国联邦所得税税率适用于所得税前的收入或亏损所提供的金额。这些差异主要涉及州所得税的影响、基于股票的补偿奖励的超额税收优惠和不足、对被覆盖个人的补偿的税收限制、估值免税额的变化、其他较小的永久性差异的累积影响，还可以反映
在制定期间，制定的税率变化对本公司递延税项净资产和负债余额的累积影响。这些差异报告如下：
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| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：千) |
| 联邦法定税收(费用)福利 | $ | (9,695) | | | $ | 200,908 | | | $ | 48,519 | |
| (增加)因以下原因而导致的税收减少： | | | | | |
| 基于员工股份的薪酬 | 3,080 | | | (2,578) | | | (3,346) | |
| 收购基础，过期的诉讼时效 | 1,658 | | | — | | | — | |
| 返回规定 | 1,230 | | | (857) | | | (152) | |
| 州税收(费用)福利(扣除联邦福利) | (211) | | | 5,722 | | | (260) | |
| 受保障个人的补偿 | (1,216) | | | (719) | | | (471) | |
| 更改估值免税额 | (5,073) | | | (10,318) | | | 13 | |
其他 | 289 | | | (67) | | | (260) | |
| 所得税(费用)福利 | $ | (9,938) | | | $ | 192,091 | | | $ | 44,043 | |
收购、资产剥离、钻探活动和基差会影响石油、天然气和NGL的价格，也会影响向公司拥有石油和天然气资产的州分配应税收入。随着这些因素的变化，公司的州所得税税率也会发生变化。当这一变化应用于公司的暂时性总差额时，会影响本年度报告的州所得税(费用)福利总额。影响国家分摊因素的项目在上一年度所得税申报表完成后、重大收购和资产剥离后、钻井活动发生重大变化或估计的国家收入在年内发生变化时进行评估。在截至2021年12月31日的年度内，公司记录了税收优惠和费用项目，这减少了公司估值准备的变化，导致对公司2021年税率的净零影响。
冠状病毒援助、救济和经济安全法案(“CARE法案”)于2020年3月27日颁布。该公司受益的CARE法案的主要特点是加速了其可退还的替代最低税(“AMT”)抵免。2020年4月1日，该公司提交了一项选举，以加快其剩余的可退还AMT信用额度，即$7.6百万美元。该公司于2020年7月收到退款。
在2018年前的所有年度，本公司一般不再接受税务机关对美国联邦或州所得税的审查。
该公司遵守有关不确定税收规定的权威会计准则。公司报告的未确认税收优惠的全部金额如果确认，将影响其实际税率。随附的营业报表中的利息支出包括与所得税相关的微不足道的金额。截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的每一年，记录的未确认税收优惠总额为#美元。0.4百万美元。该公司预计2022年记录的未确认税收优惠不会有重大变化。
附注5--长期债务
下表汇总了该公司截至2021年12月31日和2020年12月31日在其循环信贷安排、高级担保票据(扣除未摊销贴现和递延融资成本)和高级无担保票据(扣除未摊销递延融资成本)方面的未偿还余额总额：
| | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日 | | 截至2020年12月31日 |
| (单位：千) |
| 循环信贷安排 | $ | — | | | $ | 93,000 | |
高级担保票据(1) | 407,712 | | | 460,656 | |
高级无担保票据(1) | 1,673,452 | | | 1,660,663 | |
| 总计 | $ | 2,081,164 | | | $ | 2,214,319 | |
____________________________________________
(1) 高级担保票据和高级无担保票据的定义如下。
信贷协议
该公司的信贷协议定于2023年9月28日到期，该协议规定优先担保循环信贷安排，最高贷款额为#美元。2.5十亿美元。截至2021年12月31日，信贷协议下的借款基数和总贷款人承诺为$1.1十亿美元。下一次借款基数重新确定日期定于2022年4月1日。2021年6月8日，本公司对信贷协议进行了第六次修订，修订了与本公司发行许可再融资债务以及回购或赎回未偿债务的能力有关的某些定义和契诺，以促进投标要约和2022年优先票据赎回，定义如下。
与循环信贷安排相关的利息和承诺费根据信贷协议中规定的借款基础利用网格应计，如下表所示。在公司的选择下，信贷协议下的借款可以是欧洲美元、备用基础利率(“ABR”)或Swingline贷款的形式。欧洲美元贷款按LIBOR计息，外加利用电网的适用保证金，ABR和Swingline贷款按基于市场的浮动利率计息，外加利用电网的适用保证金。承诺费按使用率网格中贷款人总承诺额的未使用部分应计，并包括在随附的营业报表上的利息支出项目中。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 借用基数利用率百分比 | | | | ≥25% | | ≥50% | | ≥75% | | ≥90% |
欧洲美元贷款(1) | | 1.750 | % | | 2.000 | % | | 2.500 | % | | 2.750 | % | | 3.000 | % |
| ABR贷款或Swingline贷款 | | 0.750 | % | | 1.000 | % | | 1.500 | % | | 1.750 | % | | 2.000 | % |
| 承诺费费率 | | 0.375 | % | | 0.375 | % | | 0.500 | % | | 0.500 | % | | 0.500 | % |
____________________________________________
(1) 伦敦银行间同业拆借利率(Libor)在2021年12月31日之后停止作为新贷款和合约的全球参考利率。信贷协议规定，如果LIBOR不再是广泛使用的基准利率，或如果LIBOR不再用于确定美国贷款的利率，则应由信贷协议中定义的行政代理与本公司协商后，制定公平反映融资贷款成本的替代利率。2022年期间，在公司现有信贷协议的到期日之前，公司预计将签订一份新的信贷协议，除了其他谈判的条款、条件、协议和其他条款外，该协议还将规定新的欧洲美元贷款利率。在此之前，该公司预计不会发生欧洲美元贷款形式的借款。请参阅注1-主要会计政策摘要关于FASB ASU 2020-04和ASU 2021-01的讨论，它们提供了与参考汇率改革相关的指导.
下表显示了截至2022年2月10日、2021年12月31日和2020年12月31日，信贷协议项下的未偿余额、未偿信用证总额和可用借款能力：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年2月10日 | | 截至2021年12月31日 | | 截至2020年12月31日 |
| (单位：千) |
循环信贷安排(1) | $ | — | | | $ | — | | | $ | 93,000 | |
信用证(2) | 2,500 | | | 2,500 | | | 42,000 | |
| 可用借款能力 | 1,097,500 | | | 1,097,500 | | | 965,000 | |
| 总贷款人承诺额 | $ | 1,100,000 | | | $ | 1,100,000 | | | $ | 1,100,000 | |
____________________________________________
(1) 可归因于循环信贷安排的未摊销递延融资成本在所附资产负债表中作为其他非流动资产项目的组成部分列示，总额为#美元。2.7百万美元和$4.3分别截至2021年12月31日和2020年12月31日。这些成本是在循环信贷安排的期限内以直线方式摊销的。
(2) 未付信用证减少了循环信贷安排下按美元计算的可用金额。
高级担保票据
高级担保票据，扣除未摊销贴现和递延融资成本，包括在截至2021年12月31日和2020年12月31日的资产负债表上的净额项目内的高级担保票据，包括以下内容(统称为“高级担保票据”)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日 |
| 本金金额 | | 未摊销债务贴现 | | 未摊销递延融资成本 | | 网络 |
| (单位：千) |
10.02025年到期的高级担保票据百分比 | $ | 446,675 | | | $ | 30,236 | | | $ | 8,727 | | | $ | 407,712 | |
| | | | | | | |
| 截至2020年12月31日 |
| 本金金额 | | 未摊销债务贴现 | | 未摊销递延融资成本 | | 网络 |
| (单位：千) |
1.502021年到期的高级担保可转换票据百分比 | $ | 65,485 | | | $ | 1,828 | | | $ | 175 | | | $ | 63,482 | |
10.02025年到期的高级担保票据百分比 | 446,675 | | | 37,943 | | | 11,558 | | | 397,174 | |
| 总计 | $ | 512,160 | | | $ | 39,771 | | | $ | 11,733 | | | $ | 460,656 | |
上述高级担保票据为本公司的优先债务，以第二优先权为抵押，排名次于本公司在信贷协议项下的债务。优先担保票据与公司所有现有和任何未来的无担保优先或次级债务相比，具有更高的支付权。
2021年高级担保可转换票据。2016年8月12日，公司发行美元172.5本金总额为百万元1.50%到期日为2021年7月1日的高级可转换票据(“2021年高级可转换票据”)。
在发行2021年高级可转换票据时，公司获得净收益$166.6扣除$$费用后的百万美元5.9100万美元，其中一部分在2021年高级可转换票据的寿命内摊销。该公司记录了$132.3债务部分的初始账面值为百万美元，接近其发行时的公允价值，并通过使用条款类似于高级可转换票据的不可转换债务利率来估计。使用的实际利率是7.25%. The $40.22021年高级可转换票据本金超过债务部分公允价值的100万美元被记录为债务折扣和额外实收资本的相应增加。该公司产生的费用为#美元。5.9与发行2021年高级可转换票据有关的100万欧元，按其确定的公允价值金额在债务和股权部分之间分配。
关于2021年高级可转换票据的发行，本公司与此类发行的承销商的关联公司进行了封顶看涨交易。有上限的通话交易的总成本约为$24.2百万美元。本公司将与上限催缴交易相关的成本归类为权益工具，没有记录经常性公允价值计量。2021年7月1日2021年高级可转换票据到期时，上限看涨期权交易到期。
于二零二零年第二季度，本公司同意完全以现金支付任何换股义务，导致与债务折价及上限催缴交易有关的权益部分的公允价值重新分类，并拨出额外实收资本。债务贴现和债务相关发行成本在到期日作为利息支出摊销至2021年高级担保可转换票据的本金价值。2021年高级担保可转换票据上确认的利息支出与所述利率和债务折价摊销有关，总额为#美元。2.3百万，$7.7百万美元，以及$11.0截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度分别为100万美元。
在2020年6月17日交换报价结束时，公司注销了$107.0其2021年高级可转换票据的本金总额为100万美元，当时，剩余的2021年高级可转换票据成为有担保的，随后被称为“2021年高级担保可转换票据”。该公司取消了所有在交换报价结束时停用的2021年高级可转换票据。有关Exchange优惠的其他讨论和定义，请参阅下面的内容。2021年7月1日，该公司使用其循环信贷安排下的借款，按面值注销剩余的未偿还本金$65.5百万美元。
2025年高级担保票据。2020年6月17日，公司发行了美元446.7本金总额为百万元10.0%高级担保票据(“2025年高级担保票据”)，面值，于2025年1月15日到期。该公司产生的费用为#美元。13.1这笔资金将作为递延融资成本在2025年高级担保票据的有效期内摊销。于发行2025年高级担保票据时，本公司录得$405.0百万作为初始账面金额，这与他们的公允金额接近
发行时价值。2025年高级担保票据本金超过其公允价值的部分被记录为债务贴现。债务贴现和递延融资成本将在到期日之前摊销为利息支出。如管理2025年高级担保票据的契约所述，该公司可能会根据溢价加上应计和未付利息，在到期前以赎回价格赎回其部分或全部2025年高级担保票据。
高级无担保票据
高级无担保票据，扣除未摊销递延融资成本，包括在截至2021年12月31日和2020年12月31日的资产负债表上的净额项目中，包括以下内容：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日 | | 截至2020年12月31日 |
| 本金金额 | | 未摊销递延融资成本 | | 本金，净额 | | 本金金额 | | 未摊销递延融资成本 | | 本金，净额 |
| (单位：千) |
6.1252022年到期的优先债券百分比 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 212,403 | | | $ | 855 | | | $ | 211,548 | |
5.02024年到期的优先债券百分比 | 104,769 | | | 403 | | | 104,366 | | | 277,034 | | | 1,576 | | | 275,458 | |
5.6252025年到期的优先债券百分比 | 349,118 | | | 2,160 | | | 346,958 | | | 349,118 | | | 2,792 | | | 346,326 | |
6.752026年到期的优先债券百分比 | 419,235 | | | 3,270 | | | 415,965 | | | 419,235 | | | 3,970 | | | 415,265 | |
6.6252027年到期的优先债券百分比 | 416,791 | | | 3,949 | | | 412,842 | | | 416,791 | | | 4,725 | | | 412,066 | |
6.52028年到期的优先债券百分比 | 400,000 | | | 6,679 | | | 393,321 | | | — | | | — | | | — | |
| 总计 | $ | 1,689,913 | | | $ | 16,461 | | | $ | 1,673,452 | | | $ | 1,674,581 | | | $ | 13,918 | | | $ | 1,660,663 | |
上述优先无抵押票据(统称为“高级无抵押票据”，与高级担保票据一起称为“高级票据”)为无抵押优先债务，与本公司所有现有及任何未来的无抵押优先债务享有同等的偿付权，并优先于任何未来的次级债务。公司可以根据溢价，加上管理高级无担保票据的契约中描述的应计和未付利息，在到期前以赎回价格赎回部分或全部高级无担保票据。发行每一系列高级无担保票据所产生的费用将作为递延融资成本在各自票据的有效期内摊销，除非提前赎回或报废，在这种情况下，摊销已按比例加快。
2022年高级债券2014年11月17日，公司发行了美元600.0本金总额为百万元6.125面值2022年到期的优先债券百分比，于2022年11月15日到期(“2022年优先债券”)。该公司收到净收益#美元。590.0扣除$$费用后的百万美元10.0百万美元。
2024年高级债券2013年5月20日，公司发行了美元500.0本金总额为百万元5.0面值2024年到期的优先债券百分比，于2024年1月15日到期(下称“2024年优先债券”)。该公司收到净收益#美元。490.2扣除$$费用后的百万美元9.8百万美元。
2025年高级债券2015年5月21日，公司发行了美元500.0本金总额为百万元5.6252025年到期的高级债券，票面利率，2025年6月1日到期。该公司收到净收益#美元。491.0扣除$$费用后的百万美元9.0百万美元。
2026年高级债券2016年9月12日，公司发行了美元500.0本金总额为百万元6.752026年到期的高级债券，票面利率，2026年9月15日到期。该公司收到净收益#美元。491.6扣除$$费用后的百万美元8.4百万美元。
2027年高级债券2018年8月20日，公司发行美元500.0本金总额为百万元6.6252027年到期的高级债券，票面利率，2027年1月15日到期。该公司收到净收益#美元。492.1扣除$$费用后的百万美元7.9百万美元。
2028年高级债券2021年6月23日，该公司发行了$400.0本金总额为百万元6.5面值2028年到期的优先债券百分比，于2028年7月15日到期(“2028年优先债券”)。该公司收到净收益#美元。392.8扣除$$费用后的百万美元7.2百万美元。
高级笔记活动
2022年高级债券交易。2022年2月14日，公司赎回了剩余的美元104.8根据管理2024年优先债券的契约条款，2024年优先债券的未偿还本金总额为2024年优先债券的未偿还本金总额(手头有现金)，该条款规定赎回价格相当于2024年优先债券于当日本金的100%
赎回，加上应计和未付利息。赎回后，该公司加快了所有先前未摊销的递延融资成本的摊销。
2021年高级债券交易。2021年6月23日，该公司发行了$400.0如上所述，其2028年高级债券的本金总额为100万美元。净收益为$392.8百万美元用于回购美元193.1百万美元和$172.3通过现金投标要约(“投标要约”)分别赎回公司2022年优先债券和2024年优先债券的未偿还本金百万美元，并赎回剩余的$19.3百万份2022年优先债券不会作为投标要约的一部分购回(“2022年优先债券赎回”)。公司支付总代价(不包括应计利息)#美元。385.3600万美元，清偿债务录得净亏损#美元。2.1截至2021年12月31日的年度为100万美元，其中包括加速摊销的美元1.5之前未摊销的递延融资成本(百万美元)和0.6上百万的净保费。该公司在结算时取消了所有回购和赎回2022年优先债券和2024年优先债券。
2020年高级票据交易。在2020年第二季度，该公司发起了一项要约，交换其当时未偿还的高级无担保票据(不包括其2021年高级可转换票据)(以及高级无担保票据，“旧票据”)，并就其当时未偿还的某些2021年高级可转换票据和当时未偿还的高级无担保票据的一部分(“私人交换”)进行私下交换，每种情况下，交换新发行的2025年高级无担保票据，统称为“交换要约”。
2020年6月17日，公司兑换了美元611.9高级无抵押债券本金总额为百万元及$107.02021年高级可转换票据本金总额为百万美元446.7本金总额为2025年的高级担保票据。此外，在与私人交易所有关的问题上，该公司出价$53.5向2021年高级可转换票据的某些持有人提供100万现金，并发行认股权证。请参阅注3--股权了解有关认股权证的更多信息。于交换要约结束时，本公司因清偿债务录得净收益#美元。227.3百万美元，其中包括加速摊销的美元6.1百万美元和$5.6之前未摊销的债务贴现和递延融资成本分别为100万美元。
在交换报价结束时，该公司注销了$611.9其高级无担保票据的本金总额为100万美元。以下所列各系列高级无抵押债券当时未偿还本金的一部分已就交换要约进行投标及注销。下表汇总了截至结算日投标的高级无担保票据的本金金额：
| | | | | | | | |
| 投标的高级无抵押债券的名称 | | 投标的高级无抵押债券本金 |
| | (单位：千) |
6.1252022年到期的优先债券百分比 | | $ | 141,701 | |
5.02024年到期的优先债券百分比 | | 155,339 | |
5.6252025年到期的优先债券百分比 | | 150,882 | |
6.752026年到期的优先债券百分比 | | 80,765 | |
6.6252027年到期的优先债券百分比 | | 83,209 | |
总计 | | $ | 611,896 | |
该公司取消了所有在交换报价结束时停用的高级无担保票据。
此外，在2020年期间，在公开市场交易中，该公司总共回购了#美元。122.7百万美元和$67.62022年优先债券及2024年优先债券的本金总额分别为百万元，结算总额(不包括应计利息)为$136.5百万美元。关于回购，该公司在清偿债务方面录得净收益#美元。52.8截至2020年12月31日的一年为100万美元。这一数额包括回购$时实现的折扣。53.8百万美元，部分抵消约$1.0100万美元与加速摊销以前未摊销的递延融资成本有关。该公司在结算时取消了所有回购的2022年优先债券和2024年优先债券。
契诺
本公司须受信贷协议及管理优先票据的若干财务及非财务契诺所规限，其中包括限制本公司招致额外债务、支付包括股息在内的限制性付款、出售资产、设立担保债务的留置权、与联属公司订立交易、与另一间公司合并或合并，以及就本公司的受限制附属公司而言，容许双方同意限制该等受限制附属公司支付欠本公司或任何其他受限制附属公司的股息或债务的能力。信贷协议下的财务契约要求本公司(A)在每个财政季度的最后一天，信贷协议定义的融资债务总额与12个月的往绩调整EBITDAX比率不能大于4.00至1.00；及(B)截至任何财政季度的最后一天，信贷协议定义的调整流动比率不能低于1.00至1.00。“公司”(The Company)
截至2021年12月31日，并通过提交本报告，遵守了信贷协议下的所有契约和管理高级票据的契约。
资本化利息
截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度的资本化利息成本总计为$15.0百万，$15.8百万美元，以及$18.5分别为百万美元。公司资本化的利息金额通常根据借款金额、公司的资本计划以及与被认为正在进行的资本项目相关的成本的时间和金额而波动。资本化利息成本包括在发生的总成本中。请参阅已招致的费用在……里面公司概况在第II部分，第7项，以及补充石油和天然气信息(未经审计)在本报告第二部分，第8项。
附注6--承付款和或有事项
承付款
截至2021年12月31日，该公司已签订各种协议，其中包括价值#美元的钻机合同。7.7百万美元，采集、加工、运输吞吐量和交付承诺为$96.9百万美元，包括维修在内的办公租赁为$40.5百万美元，固定价格合同购买电力$38.0百万美元，以及其他杂项合同和租赁#美元15.2百万美元。截至2021年12月31日，未来五年的年度最低支付额度和此后的总最低支付额如下：
| | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， | | 金额 |
| | (单位：千) |
| 2022 | | $ | 83,565 | |
| 2023 | | 48,473 | |
| 2024 | | 15,530 | |
| 2025 | | 14,882 | |
| 2026 | | 14,205 | |
| 此后 | | 21,665 | |
| 总计 | | $ | 198,320 | |
钻机和完井服务合同。该公司已签订钻机和完井服务合同，以促进其钻井和完井计划。截至2021年12月31日，该公司的钻机承诺总额为美元。7.7根据延长到2022年第三季度的合同条款，100万美元。如果所有这些合同在2021年12月31日终止，公司将避免部分合同服务承诺；但是，公司将被要求支付#美元。4.9百万美元的提前解约费。2021年12月31日之后，公司签订了新的钻机合同，截至本报告提交时，公司的钻机承诺总额为#美元。10.1根据延长到2022年第四季度的合同条款，100万美元。如果截至本报告提交时所有这些合同都终止了，公司将避免部分合同服务承诺；但是，公司将被要求支付#美元。6.3百万美元的提前解约费。这些金额不包括可变承诺额和潜在罚金，由公司根据完井服务协议在特定区域作业的完工队数量确定。截至2021年12月31日，本完工服务协议(将于2023年12月31日到期)下的潜在处罚范围为零最高可达$6.7百万美元。在截至2021年12月31日的年度内，本公司并无发生与提前终止或待命费用相关的重大费用，本公司预计在2022年期间不会因其钻井平台和完井服务合同而招致重大处罚。
管道运输承诺。该公司与需要交付最低数量的石油、天然气和采出水的各种第三方有收集、加工、运输吞吐量和交付承诺。截至2021年12月31日，公司承诺至少交付10MMbbl的石油和89到2024年天然气的Bcf，以及14到2027年，产出水将达到MMbbl。公司将被要求定期支付欠款，以弥补在履行某些协议下的最低数量承诺方面的任何不足。截至2021年12月31日，如果公司未能交付任何产品(视情况而定)，未贴现的缺额付款总额约为$96.9百万美元。这一数额不包括与以下项目相关的欠款估计数8MMbbl的未来石油交付承诺，公司无法准确预测这些付款的金额和时间，因为此类付款取决于结算时的有效石油价格。该公司预计将通过现有生产井的产量、未来已探明未开发储量的开发以及尚未被描述为已探明储量的资源的未来开发来履行交付承诺。根据公司的某些承诺，如果公司不能从其生产中交付最低数量，它可以交付从第三方获得的产品，以履行其最低数量承诺。截至提交本报告时，公司预计在这些承诺方面不会出现重大短缺。
写字楼租约。本公司以各种经营租赁方式租赁办公场所，合计金额达$。40.5100万美元，包括维护，某些期限延长到2033年。截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度租金支出为4.8百万，$5.4百万美元，以及$5.5分别为百万美元。
电力采购合同。截至2021年12月31日，本公司签订了一份截至2027年的固定价格电力采购合同，剩余债务总额为$38.0百万美元。
交货和采购承诺。截至2021年12月31日，该公司有一份沙子采购协议，其中有某些承诺和潜在的处罚，这些承诺和可能的处罚根据公司在特定地区完成油井时使用的沙量而有所不同。这份沙子采购协议将于2023年12月31日到期。截至2021年12月31日，本沙子采购协议下的潜在处罚范围为零最高可达$10.0百万美元。本公司预计不会因本协议而招致处罚。
钻井和完井承诺。2021年期间，该公司修改了一项协议，其中包括某些现有租约的最低钻井和完井进尺要求。如果在2022年3月31日之前没有满足这些最低要求，该公司将被要求根据实际钻探和完成的进尺与最低要求之间的差额支付违约金。截至2021年12月31日，违约金可能在零最高可达$17.7100万，最大风险敞口假设在2022年3月31日之前没有发生任何额外的开发活动。本公司预计不会因本协议而招致重大违约金。
或有事件
该公司在正常业务过程中会受到诉讼和索赔的影响。当负债可能且金额可合理估计时，本公司应就该等项目进行应计。管理层认为，任何未决诉讼和索赔的预期结果预计不会对公司的经营结果、财务状况或现金流产生实质性影响。
附注7--补偿计划
股权激励薪酬计划
截至2021年12月31日，大约4.9根据股权计划，有100万股普通股可供授予。发行直接股份利益，如普通股、股票期权、限制性股票、RSU或PSU，计为一股份与股权计划下可授予的股份数量之比。每个PSU都有可能被算作二根据最终业绩乘数，根据股权计划可授予的股份数量与股份数量之比。
绩效份额单位
作为其股权计划的一部分，公司可能会向符合条件的员工发放PSU。为结算PSU而发行的公司普通股股票数量从零至二乘以授予的PSU数量，并根据以下特定标准确定三-年度业绩期间。PSU通常在授予日期的三周年或股权计划中规定的其他触发事件时授予。在PSU奖被授予时符合退休资格的员工，平等地归属于该奖的每一部分六-按月递增三-自授予之日起的一年。符合退休条件的员工必须在整个六-当员工离开公司时，获得该增量归属的月归属期限和PSU奖励的任何未归属部分将被没收。
PSU的公允价值在授予日通过使用GBM模型的随机蒙特卡罗模拟来衡量。随机过程是一个数学定义的方程，它可以随着时间的推移产生一系列结果。这些结果在本质上不是确定性的，这意味着通过多次迭代方程，每次迭代将获得不同的结果。就公司的PSU而言，公司无法确切地预测其股票价格或同行的股票价格将接管三-年度业绩期间。通过使用随机模拟，公司可以创建多条预期股票路径，对这些模拟进行统计分析，并最终对股票价格可能走的路径做出推断。因此，由于未来股票价格是随机的，或具有一定方向的概率，随机方法，特别是GBM模型，被认为是确定PSU公允价值的合适方法。这一模拟中使用的重要假设包括该公司的预期波动性、股息收益率和基于美国国债收益率曲线利率(到期日与三年归属期间一致)的无风险利率，以及该公司每一家同行的波动性和股息收益率。
至于于2018年及2019年授予的认购单位(本公司认定为股权奖励)，结算准则包括结合本公司相对于若干同业公司的总股东回报(“TSR”)及本公司于相关三年业绩期间相对若干同业公司的总资本投资现金回报率(“CRTCI”)。除了这些绩效标准外，这些赠款的奖励协议还规定，如果公司的绝对TSR超过三-年度业绩期间，可发行结算的普通股的最大数量
未完成的PSU上限为一乘以授予日授予的PSU数量，而不考虑公司相对于同级组的TSR和CRTCI绩效。2018年和2019年授予的PSU的公允价值是使用GBM模型在适用的授予日期计量的，前提是相关的CRTCI履约条件将在各自履约期结束时达到目标金额。PSU的补偿开支于各授权期内于一般及行政开支及勘探开支内确认。由于这些奖励取决于基于业绩的结算标准和基于市场的结算标准的组合，薪酬支出可能会在未来期间随着预期授予的单位数量的增加或减少而进行调整，这取决于公司相对于适用同行公司的预期CRTCI业绩。2018年授予的PSU在2021年期间完全归属，并按下文讨论的方式解决。
本公司根据授予日奖励的公允价值记录与发放PSU相关的补偿费用。为PSU记录的总补偿费用为$6.0百万，$4.4百万美元，以及$10.9截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度分别为100万美元。截至2021年12月31日，1.4与未归属PSU相关的未确认费用总额为100万美元，将在2022年年中摊销。
下表列出了活动摘要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| PSU(1) | | 加权平均授权日公允价值 | | PSU(1) | | 加权平均授权日公允价值 | | PSU(1) | | 加权平均授权日公允价值 |
| 年初未归属 | 830,464 | | | $ | 17.52 | | | 2,022,585 | | | $ | 16.87 | | | 1,711,259 | | | $ | 20.68 | |
| 授与 | — | | $ | — | | | — | | | $ | — | | | 793,125 | | | $ | 12.80 | |
| 既得 | (352,395) | | | $ | 23.81 | | | (792,572) | | | $ | 15.85 | | | (346,021) | | | $ | 26.32 | |
| 没收 | (13,586) | | | $ | 15.46 | | | (399,549) | | | $ | 17.56 | | | (135,778) | | | $ | 16.98 | |
| 年终未归属 | 464,483 | | | $ | 12.80 | | | 830,464 | | | $ | 17.52 | | | 2,022,585 | | | $ | 16.87 | |
____________________________________________
(1)普通股的股数假定乘数为一。实际发行的普通股最终数量将在零至二乘以授予的PSU数量，具体取决于三-年度业绩乘数。
2019年授予的PSU的公允价值为#美元。10.2百万美元。不是PSU在2021年或2020年获得批准。
下表汇总了为结算员工PSU而发行的普通股：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 |
为结算PSU而发行的普通股(1) | 347,742 | | | 700,511 | |
| 减去：因所得税和工资税扣缴的普通股股份 | (112,919) | | | (215,451) | |
| 已发行普通股的净股份 | 234,823 | | | 485,060 | |
| | | |
| 赚取的乘数 | 1.0 | | 0.9 |
____________________________________________
(1) 在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度内，该公司分别结算了2018年和2017年授予的PSU。根据股权计划和适用奖励协议的规定，本公司与2021年的所有符合条件的获奖者和2020年的大多数符合条件的获奖者共同同意净分享部分奖励，以支付所得税和工资税预扣。
在截至2019年12月31日的年度内，2016年授予的PSU未满足最低性能要求。这导致了乘数为零时间和不是普通股在结算时发行。
在截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度内，归属的PSU的总公允价值为$8.4百万，$12.6百万美元，以及$9.1分别为百万美元。
员工限制性股票单位
作为其股权计划的一部分，公司可向符合条件的人士发放RSU。每个RSU代表接收的权利一在指定的归属期间结束时支付的公司普通股的份额。？RSU通常在适用的授权期内的每个授予周年日或在其他触发事件时授予总授予的三分之一，例如
在股权计划中阐述。在授予RSU奖励时符合退休资格的员工通常平等地分配到该奖励的每个部分六-从授予日期开始的适用归属期间内的月递增。符合退休条件的员工必须在整个六-当员工离开公司时，获得该增量归属的月归属期限以及RSU奖励的任何未归属部分将被没收。
本公司根据截至授予日的奖励公允价值记录与发放RSU相关的补偿费用。RSU的公允价值等于该公司普通股在授予之日的收盘价。RSU的补偿费用在各个授予的归属期内在一般和行政费用以及勘探费用中确认。截至2021年12月31日、2020和2019年12月31日的年度，员工RSU记录的总薪酬支出为$10.2百万，$8.7百万美元，以及$11.1分别为百万美元。截至2021年12月31日，20.7与未归属RSU相关的未确认补偿支出总额中的100万美元，将在2024年年中之前摊销。
下表列出了活动摘要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| RSU | | 加权的-
平均值
授予日期
公允价值 | | RSU | | 加权的-
平均值
授予日期
公允价值 | | RSU | | 加权的-
平均值
授予日期
公允价值 |
年初未归属 | 2,097,860 | | | $ | 8.83 | | | 1,532,131 | | | $ | 16.01 | | | 1,243,163 | | | $ | 21.50 | |
| 授与 | 666,052 | | | $ | 25.52 | | | 1,458,869 | | | $ | 5.98 | | | 978,932 | | | $ | 12.36 | |
| 既得 | (843,098) | | | $ | 11.00 | | | (746,132) | | | $ | 16.74 | | | (466,535) | | | $ | 21.94 | |
| 没收 | (79,577) | | | $ | 10.64 | | | (147,008) | | | $ | 15.34 | | | (223,429) | | | $ | 18.16 | |
年终未归属 | 1,841,237 | | | $ | 13.79 | | | 2,097,860 | | | $ | 8.83 | | | 1,532,131 | | | $ | 16.01 | |
2021年、2020年和2019年授予符合条件的员工的RSU的公允价值为$17.0百万，$8.7百万美元，以及$12.1分别为百万美元。
下表汇总了为结算员工RSU而发行的普通股：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
为结算RSU而发行的普通股(1) | 843,098 | | | 746,132 | | | 466,535 | |
| 减去：因所得税和工资税扣缴的普通股股份 | (250,349) | | | (209,173) | | | (132,136) | |
| 已发行普通股的净股份 | 592,749 | | | 536,959 | | | 334,399 | |
____________________________________________
(1) 在截至2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日的年度内，公司发行了普通股，以结算与前几年授予的奖励相关的RSU。本公司与2021年所有符合条件的获奖者，以及2020年和2019年的大多数符合条件的获奖者相互同意，根据本公司的股权计划和个人奖励协议，净份额结算部分奖励，以支付所得税和工资税预扣。
在截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度内，归属的员工RSU的总公允价值为$9.3百万，$12.5百万美元，以及$10.2分别为百万美元。
董事分享
2021年、2020年和2019年，公司发布了60,510, 267,576，及96,719根据股权计划，分别向非雇员董事出售普通股。截至2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日的年度，公司录得1.2百万，$1.0百万美元，以及$1.2分别与董事股票相关的薪酬支出为100万美元。所有向非雇员董事发行的股票在授予当年的12月31日全部归属。
员工购股计划
根据公司的员工购股计划(“ESPP”)，符合条件的员工可以通过工资扣减购买公司普通股，扣除额最高可达15符合条件的补偿的百分比，最高限额为2,500每个发售期间的股票，最高为$25,000每一日历年与采购相关的价值。普通股的收购价为85在六个月发行期的第一天或最后一天普通股交易价格较低的百分比。
员工持股计划旨在符合IRC第423条规定的“员工股票购买计划”的要求。该公司有大约3.5截至2021年12月31日，可根据ESPP发行的普通股为100万股。有几个313,773, 464,757，及314,868根据ESPP分别于2021年、2020年和2019年发行的股票。本公司发行该等股份所得款项总额为$。2.6百万，$1.5百万美元，以及$3.2截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度分别为100万美元。
ESPP赠款的公允价值在授予日使用Black-Scholes期权定价模型进行计量。预期波动率根据公司历史每日普通股价格计算，无风险利率基于到期日与六个月归属期间一致的美国国债收益率曲线利率。
在上述报告期间发行的ESPP股票的公允价值是使用以下加权平均假设估计的：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 无风险利率 | 0.8 | % | | 0.8 | % | | 2.3 | % |
| 股息率 | 0.3 | % | | 0.7 | % | | 0.7 | % |
| 公司普通股预期市价的波动因素 | 106.1 | % | | 166.2 | % | | 56.6 | % |
| 预期寿命(以年为单位) | 0.5 | | 0.5 | | 0.5 |
截至2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日的年度，公司支出为1.4百万，$0.9百万美元，以及$1.1根据ESPP赠款的估计公允价值，分别为100万美元。
401(K)计划
公司有一个固定的缴费计划(“401(K)计划”)，该计划受1974年“雇员退休收入保障法”(Employee Retiregation Income Security Act)的约束。401(K)计划允许符合条件的员工最多贡献60他们的基本工资的百分比达到IRC规定的缴款限额。对于2014年12月31日之前聘用的员工，公司将100每位员工以现金支付的百分比(按美元计算)，最高可达六员工基本工资和绩效奖金的百分比，并可酌情作出额外贡献。公司匹配1502014年12月31日之后聘用的员工所作贡献的百分比，最高可达六员工基本工资和绩效奖金的百分比，以代替养老金计划福利，并可酌情增加缴费。请参阅附注11-养恤金福利有关养老金福利的额外讨论。该公司对401(K)计划的相应捐款为$3.9百万，$4.2百万美元，以及$5.1截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度分别为100万美元。
附注8-公允价值计量
本公司对所有按公允价值计量的资产和负债遵循公允价值计量会计准则。本指引将公允价值定义为在计量日市场参与者之间有序交易中出售资产或转移负债所收取的价格(退出价格)。市场或可观察到的投入是价值的首选来源，其次是在没有市场投入的情况下基于假设交易的假设。对这些资产和负债进行分组的公允价值层次结构基于以下投入的重要程度：
•级别1-相同资产或负债在活跃市场的报价
•二级-类似资产或负债在活跃市场的报价，相同或类似工具在非活跃市场的报价，以及投入可观察到或重大价值驱动因素可观察到的模型派生估值。
•级别3-无法观察到估值模型的重要输入
下表列出了公司截至2021年12月31日在资产负债表中按公允价值计量的资产和负债，以及这些资产和负债在公允价值层次中的分类：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 1级 | | 2级 | | 3级 |
| (单位：千) |
| 资产： | | | | | |
衍生品(1) | $ | — | | | $ | 24,334 | | | $ | — | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 负债： | | | | | |
衍生品 (1) | $ | — | | | $ | 345,202 | | | $ | — | |
____________________________________________
(1) 这是指在经常性基础上按公允价值计量的金融资产或负债。
下表列出了截至2020年12月31日该公司在资产负债表中按公允价值计量的资产和负债，以及这些资产和负债在公允价值层次中的分类：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 1级 | | 2级 | | 3级 |
| (单位：千) |
| 资产： | | | | | |
衍生品(1) | $ | — | | | $ | 54,353 | | | $ | — | |
| 负债： | | | | | |
衍生品 (1) | $ | — | | | $ | 222,520 | | | $ | — | |
____________________________________________
(1) 这是指在经常性基础上按公允价值计量的金融资产或负债。
金融及非金融资产及负债均根据对公允价值计量重要的最低投入水平，按上述公允价值层次分类。以下是本公司所使用的估值方法的描述，以及根据上述公允价值等级对该等工具的一般分类。请参阅注1-主要会计政策摘要有关公司为以下讨论的类别确定公允价值的政策的更多信息。
衍生品
该公司使用第2级投入来衡量石油、天然气和NGL商品衍生工具的公允价值。公允价值基于内插数据。该公司根据远期商品价格曲线、交易对手的信用评级、公司的信用评级和货币的时间价值得出内部估值。然后，将这些估值与各自交易对手的按市值计价的声明进行比较。经考虑的因素导致估计的退出价格，管理层认为该价格为衍生工具的估值提供了合理和一致的方法。管理层并不认为本公司使用的商品衍生工具复杂、结构化或缺乏流动性。石油、天然气和NGL商品衍生品市场高度活跃。
一般来说，市场报价假设所有交易对手的违约率接近于零或较低，信用质量相同。然而，可能有必要进行调整，以反映特定交易对手的信用质量，以确定该工具的公允价值。该公司监控交易对手的信用评级，如果交易对手的评级恶化，可能会要求交易对手提供抵押品。在某些情况下，公司会试图将交易转给更稳定的交易对手。
估值调整是必要的，以反映公司信用质量对任何商品衍生负债头寸的公允价值的影响。这一调整考虑了任何信用增强，例如公司可能向交易对手提供的抵押品保证金，以及双方之间的任何信用证。确定这一调整的方法与本公司评估交易对手信用风险的方法一致，考虑到本公司的信用评级、当前的循环信贷融资保证金以及自上次计量日期以来此类保证金的任何变化。
上述方法可能导致公允价值估计不能反映可变现净值或不能反映未来的公允价值和现金流。虽然本公司相信所采用的估值方法是适当的，并与权威会计指引和其他市场参与者一致，但本公司认识到第三方可能使用不同的方法或假设来确定某些金融工具的公允价值，这些方法或假设可能导致在报告日期对公允价值的不同估计。
请参阅附注10-衍生金融工具有关本公司衍生工具的更多信息，请访问。
石油和天然气属性及其他属性和设备
该公司拥有不是包括在总财产和设备中的资产，净额，截至2021年12月31日或2020年按公允价值计量。
下表列出了所列期间记录的已证实财产费用减值和未证实财产费用放弃和减值：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：千) |
| 已探明油气性质和相关支持设备的减损 | $ | — | | | $ | 956,650 | | | $ | — | |
未探明财产的遗弃和减值(1) | 35,000 | | | 59,363 | | | 33,842 | |
| 损伤 | $ | 35,000 | | | $ | 1,016,013 | | | $ | 33,842 | |
____________________________________________
(1) 这些减值与实际和预期的租赁到期有关，以及由于所有权缺陷、开发计划的变化和其他固有的面积风险造成的实际和预期的面积损失。截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日，资产负债表上未探明的油气资产项目中的余额按账面价值记录。
截至2020年12月31日止年度，本公司录得减值开支为$956.7由于2020年第一季度末大宗商品价格预测下降，特别是石油和NGL价格下降，与南得克萨斯州已探明的油气资产和相关支持设施相关的石油和天然气价格下降了600万美元。该公司使用的贴现率为11根据截至2020年3月31日的现行市场加权平均资本成本计算预期未来现金流的现值时的百分比。不是已证明的财产减值费用是在截至2021年12月31日或2019年12月31日的年度内记录的。
请参阅注1-主要会计政策摘要有关公司确定其石油和天然气生产资产公允价值及相关减值费用的政策的信息。
长期债务
下表反映了该公司优先票据债务的公允价值，该债务以二级市场交易报价为基础，采用一级投入计量。截至2021年12月31日或2020年12月31日，这些票据在相应的资产负债表上没有以公允价值列报，因为它们是以账面价值记录的，扣除任何未摊销折扣和递延融资成本。请参阅附注5--长期债务以获取更多信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截止到十二月三十一号， |
| 2021 | | 2020 |
| 本金金额 | | 公允价值 | | 本金金额 | | 公允价值 |
| (单位：千) |
1.502021年到期的高级担保可转换票据百分比 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 65,485 | | | $ | 61,449 | |
10.02025年到期的高级担保票据百分比 | $ | 446,675 | | | $ | 491,628 | | | $ | 446,675 | | | $ | 482,887 | |
6.1252022年到期的优先债券百分比 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 212,403 | | | $ | 205,379 | |
5.02024年到期的优先债券百分比 | $ | 104,769 | | | $ | 104,583 | | | $ | 277,034 | | | $ | 240,072 | |
5.6252025年到期的优先债券百分比 | $ | 349,118 | | | $ | 353,091 | | | $ | 349,118 | | | $ | 289,401 | |
6.752026年到期的优先债券百分比 | $ | 419,235 | | | $ | 431,787 | | | $ | 419,235 | | | $ | 342,385 | |
6.6252027年到期的优先债券百分比 | $ | 416,791 | | | $ | 432,783 | | | $ | 416,791 | | | $ | 331,220 | |
6.52028年到期的优先债券百分比 | $ | 400,000 | | | $ | 417,284 | | | $ | — | | | $ | — | |
截至2020年12月31日，本公司循环信贷安排的账面价值接近其公允价值，因为适用的利率是基于现行市场利率的浮动利率。
认股权证
如中所述注3--股权和附注5--长期债务，2020年6月17日，公司发行认股权证，购买总额约为5.9百万股，或者说大约五其已发行普通股的百分比，行使价为$0.01每股。认股权证在发行日的公允价值是通过使用GBM模型的随机蒙特卡罗模拟来确定的。本公司在权威会计指引下评估认股权证，并决定
它们应该被归类为股权工具。于发行时，认股权证以公允价值#美元计入随附资产负债表的额外实收资本。21.5百万美元，不需要经常性公允价值计量。自发行以来，认股权证的初始账面金额没有变化。
注9-每股收益
普通股基本净收益或每股亏损的计算方法是，普通股股东可获得的净收益或亏损除以相应时期已发行普通股的基本加权平均数。普通股每股摊薄净收益或每股亏损的计算方法是，普通股股东可获得的净收益或亏损除以稀释后的加权平均流通股数量，其中包括潜在摊薄证券的影响。
在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度里，本次计算的潜在稀释证券主要包括非既得性RSU、或有PSU和权证，所有这些都是使用库存股方法计量的。认股权证于#年月日在持有人选举时可行使。2021年1月15日，因此，在调整后的加权平均基础上，它们被包括在截至2021年12月31日的一年中未偿还的部分，作为潜在稀释证券。在截至2020年12月31日的年度内，认股权证不可行使，因此不会产生摊薄影响。请参阅注3--股权有关认股权证条款的更多细节，请访问。
在截至2019年12月31日的年度，本次计算的潜在稀释证券主要包括未归属RSU、或有PSU以及2021年高级可转换票据可转换成的股票，所有这些都是使用库存股方法计量的。2021年高级可转换票据在2021年7月1日到期之前的任何时候都不能转换为普通股，因此在它们发行时的任何时间点都不会产生稀释影响。请参阅附注5--长期债务以供进一步讨论。
PSU代表在PSU完成后在PSU结算时接收三-年度业绩期间，公司普通股的数量可能在零至二乘以在颁奖日期授予的PSU数量。与出售单位相关的潜在摊薄股份数目乃根据于各自报告期末可发行的股份数目(如有)而厘定，假设该日期为适用于该等出售单位的应变期结束。有关PSU的其他讨论，请参阅附注7--补偿计划在标题下绩效份额单位.
当公司确认持续经营的净亏损时，所有可能稀释的股票都是反稀释的，因此不包括在普通股稀释净亏损的计算中。下表详细列出了各年度反稀释证券的加权平均数：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：千) |
| 抗稀释剂 | — | | | 265 | | | 684 | |
下表列出了普通股基本净收益(亏损)和稀释后净收益(亏损)的计算方法：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位为千，每股数据除外) |
| 净收益(亏损) | $ | 36,229 | | | $ | (764,614) | | | $ | (187,001) | |
| | | | | |
| 基本加权平均已发行普通股 | 119,043 | | | 113,730 | | | 112,544 | |
| 非既得RSU和或有PSU的稀释效应 | 2,582 | | | — | | | — | |
| 认股权证的摊薄作用 | 2,065 | | | — | | | — | |
| 稀释加权平均已发行普通股 | 123,690 | | | 113,730 | | | 112,544 | |
| | | | | |
| 每股普通股基本净收益(亏损) | $ | 0.30 | | | $ | (6.72) | | | $ | (1.66) | |
| 稀释后每股普通股净收益(亏损) | $ | 0.29 | | | $ | (6.72) | | | $ | (1.66) | |
附注10-衍生金融工具
已实施的石油、天然气和天然气衍生产品合同摘要
该公司定期签订商品衍生品合约，以减轻其对石油、天然气和NGL价格波动和区位差异的部分风险敞口，以及对现金流的相关影响。截至2021年12月31日，所有合约都是出于交易以外的目的签订的。该公司的商品衍生合约包括石油、天然气和天然气生产的掉期和套筒安排。在典型的大宗商品掉期协议中，如果商定的第三方指数价格(“指数价格”)低于掉期固定价格，本公司将收到指数价格与商定的掉期固定价格之间的差额。如果指数价格高于掉期固定价格，公司将支付差额。对于领子安排，如果指数价格低于最低价格，公司将收到商定的指数价格与最低价格之间的差额。如果指数价格高于上限价格，本公司将支付约定的上限价格与指数价格之间的差额。如果指数价格在下限价格和上限价格之间，则不会支付或收到任何金额。
该公司签订了固定价格的石油和天然气基础掉期，以减轻某些行业基准价与公司产品销售的实际实物价格点之间的不利价差的风险敞口。截至提交本报告时，该公司有固定价差的基差掉期合同：
•纽约商品交易所、WTI和WTI米德兰收购其米德兰盆地的一部分产量，销售合同以WTI米德兰价格结算；
•纽约商品交易所(NYMEX)WTI和洲际交易所(InterContinental Exchange)布伦特原油(“ICE Brent”)购买其米德兰盆地部分石油产量，销售合同以洲际交易所布伦特原油价格结算；
•纽约商品交易所WTI和Argus WTI休斯敦麦哲伦东休斯顿码头(“MEH”)收购其南得克萨斯州石油生产的一部分，销售合同以Argus WTI休斯顿MEH(“WTI Houston MEH”)价格结算；
•Nymex Henry Hub(“HH”)和FERC田纳西州德克萨斯州0区(“IF Tenn TX Z0”)，购买其南得克萨斯州天然气生产的一部分，销售合同以IF Tenn TX Z0价格结算；以及
•Nymex HH和Inside FERC West Texas(“IF Waha”)收购其南得克萨斯州天然气生产的一部分，销售合同以IF Waha价格结算。
该公司还签订了原油掉期合约，以确定NYMEX日历月平均值与现货原油交割月(“Roll Differential”)之间的定价差异。在该月中，公司支付定期可变Roll差价，并获得加权平均固定价差。加权平均固定价差代表掉期合约涵盖的名义成交量的交割月价格净增加(减少)的金额。
截至2021年12月31日，该公司截至2023年第四季度的商品衍生品合约未平仓，总结见下表。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 合同期 | | | | |
| | 第一季度 | | 第二季度 | | 第三季度 | | 第四季度 | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2022 | | 2022 | | 2022 | | 2023 | | | | | | |
| 石油衍生产品(体积单位为MBbl，价格单位为$/Bbl)： | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 掉期 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 纽约商品交易所WTI成交量 | | 2,009 | | | 1,953 | | | 1,938 | | | 1,923 | | | 1,190 | | | | | | | |
| 加权平均合同价格 | | $ | 44.81 | | | $ | 44.75 | | | $ | 44.63 | | | $ | 44.58 | | | $ | 45.20 | | | | | | | |
| 领子 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 纽约商品交易所WTI成交量 | | 896 | | | 894 | | | 868 | | | 584 | | | 858 | | | | | | | |
| 加权平均楼面价格 | | $ | 53.54 | | | $ | 56.94 | | | $ | 61.88 | | | $ | 57.91 | | | $ | 60.00 | | | | | | | |
| 加权平均最高限价 | | $ | 63.73 | | | $ | 64.93 | | | $ | 66.54 | | | $ | 61.61 | | | $ | 73.09 | | | | | | | |
| 基差互换 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| WTI米德兰-NYMEX WTI成交量 | | 2,222 | | | 2,374 | | | 2,442 | | | 2,462 | | | — | | | | | | | |
| 加权平均合同价格 | | $ | 1.15 | | | $ | 1.15 | | | $ | 1.15 | | | $ | 1.15 | | | $ | — | | | | | | | |
| 纽约商品交易所WTI-ICE布伦特原油成交量 | | 900 | | | 910 | | | 920 | | | 920 | | | — | | | | | | | |
| 加权平均合同价格 | | $ | (7.78) | | | $ | (7.78) | | | $ | (7.78) | | | $ | (7.78) | | | $ | — | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 合同期 | | | | |
| | 第一季度 | | 第二季度 | | 第三季度 | | 第四季度 | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2022 | | 2022 | | 2022 | | 2023 | | | | | | |
| 基差互换(续) | | | | | | | | | | | | | | | | |
| WTI休斯顿MEH-NYMEX WTI卷 | | 271 | | | 349 | | | 335 | | | 374 | | | — | | | | | | | |
| 加权平均合同价格 | | $ | 1.25 | | | $ | 1.25 | | | $ | 1.25 | | | $ | 1.25 | | | $ | — | | | | | | | |
| 滚动差价掉期 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 纽约商品交易所WTI成交量 | | 2,907 | | | 2,841 | | | 2,782 | | | 2,748 | | | 1,832 | | | | | | | |
| 加权平均合同价格 | | $ | 0.11 | | | $ | 0.10 | | | $ | 0.11 | | | $ | 0.10 | | | $ | 0.39 | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 气体衍生产品(体积单位为BBtu，价格单位为$/MMBtu)： | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 掉期 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 如果HSC卷 | | 8,208 | | | 6,808 | | | 6,934 | | | 6,982 | | | — | | | | | | | |
| 加权平均合同价格 | | $ | 2.85 | | | $ | 2.34 | | | $ | 2.37 | | | $ | 2.47 | | | $ | — | | | | | | | |
| 如果Waha卷 | | 4,856 | | | 3,079 | | | 3,085 | | | 3,067 | | | — | | | | | | | |
| 加权平均合同价格 | | $ | 2.63 | | | $ | 2.09 | | | $ | 2.19 | | | $ | 2.22 | | | $ | — | | | | | | | |
| 如果Tenn TX Z0 | | 513 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | | | | | |
| 加权平均合同价格 | | $ | 3.22 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | | | | | |
| 领子 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| NYMEX HH卷 | | 859 | | | 1,270 | | | 760 | | | 1,908 | | | 2,601 | | | | | | | |
| 加权平均楼面价格 | | $ | 4.00 | | | $ | 3.00 | | | $ | 3.25 | | | $ | 3.50 | | | $ | 3.00 | | | | | | | |
| 加权平均最高限价 | | $ | 8.02 | | | $ | 4.48 | | | $ | 5.45 | | | $ | 4.44 | | | $ | 8.76 | | | | | | | |
| 如果HSC卷 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 900 | | | | | | | |
| 加权平均楼面价格 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 3.38 | | | | | | | |
| 加权平均最高限价 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 7.75 | | | | | | | |
| 基差互换 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 如果Tenn TX Z0-NYMEX HH卷 | | 859 | | | 1,270 | | | 760 | | | — | | | — | | | | | | | |
| 加权平均合同价格 | | $ | 0.12 | | | $ | (0.14) | | | $ | (0.14) | | | $ | — | | | $ | — | | | | | | | |
| 如果WAHA-NYMEX HH | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,849 | | | | | | | |
| 加权平均合同价格 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | (0.48) | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| NGL衍生品(体积单位为MBbl，价格单位为$/Bbl)： | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 掉期 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| OPIS丙烷山贝尔维尤非TET卷 | | 351 | | | 116 | | | 55 | | | 58 | | | — | | | | | | | |
| 加权平均合同价格 | | $ | 28.67 | | | $ | 33.03 | | | $ | 29.44 | | | $ | 29.63 | | | $ | — | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 领子 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| OPIS丙烷山贝尔维尤非TET卷 | | 180 | | | 253 | | | 164 | | | 173 | | | — | | | | | | | |
| 加权平均楼面价格 | | $ | 28.68 | | | $ | 25.94 | | | $ | 24.09 | | | $ | 24.11 | | | $ | — | | | | | | | |
| 加权平均最高限价 | | $ | 38.25 | | | $ | 31.69 | | | $ | 27.84 | | | $ | 28.13 | | | $ | — | | | | | | | |
2021年12月31日之后签订的商品衍生品合约
在2021年12月31日之后，通过提交本报告，公司签订了以下商品衍生合约：
石油衍生品：
•纽约商品交易所WTI 2022年第二季度固定掉期合约，总计0.5MMbbl，加权平均合同价为$83.91每桶；
•纽约商品交易所2022年第三季度和第四季度WTI领口合约，总计0.8MMbbl，加权平均最低合同价为$71.55每桶，加权平均最高合同价为$90.50每桶；
•WTI Midland-NYMEX WTI 2023年基差互换合约，总计0.9加权平均合约的MMbbl
价格：$0.60每桶；
•WTI休斯顿MEH-NYMEX WTI 2023年基差互换合约，总计0.6MMbbl，加权平均合同价为$1.24每个BBL；以及
•纽约商品交易所WTI 2022年和2023年滚动差价掉期合约，总计3.6MMbbl，加权平均合同价为$0.68每桶。
天然气衍生品：
•NYMEX HH 2022年第二至第四季度固定掉期合约，总计5,557BBtu，加权平均合同价格为$4.07每MMBtu；
•如果2023年第二季度至2025年第四季度的Waha-NYMEX HH基差掉期合约总计36,608BBtu以加权平均合同价$(0.85)每MMBtu；
•如果娃哈固定2023年第一季度的掉期合约，总计900BBtu，加权平均合同价格为$3.98每MMBtu；以及
•纽约商品交易所2023年HH领口合同，总计8,975BBtu，加权平均最低合同价为$3.32每MMBtu和加权平均最高合同价$4.76每MMBtu。
NGL衍生品：
•OPIS丙烷山贝尔维尤2022年第二至第四季度非TET掉期合约，总计0.3MMbbl，加权平均合同价为$45.88每桶。
衍生资产和负债公允价值
本公司的商品衍生品按公允价值计量，并作为衍生品资产和负债计入随附的资产负债表，但符合“正常购买正常销售”除外的衍生品工具除外。本公司并未将其商品衍生合约指定为套期保值工具。商品衍生品合约在2021年12月31日和2020年12月31日的公允价值为净负债#美元。320.9百万美元和$168.2分别为百万美元。
下表按类别详细说明了随附的资产负债表中记录的商品衍生品合约的公允价值：
| | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日 | | 截至2020年12月31日 |
| (单位：千) |
| 衍生资产： | | | |
| 流动资产 | $ | 24,095 | | | $ | 31,203 | |
| 非流动资产 | 239 | | | 23,150 | |
| 衍生资产总额 | $ | 24,334 | | | $ | 54,353 | |
| 衍生负债： | | | |
| 流动负债 | $ | 319,506 | | | $ | 200,189 | |
| 非流动负债 | 25,696 | | | 22,331 | |
| 衍生负债总额 | $ | 345,202 | | | $ | 222,520 | |
衍生工具资产和负债的抵销
截至2021年12月31日和2020年12月31日，本公司持有的所有衍生工具都必须与各金融机构达成总的净额结算安排。一般而言，该公司的协议条款规定，在双方选择的情况下，就同一日期和同一货币结算的交易，该公司与交易对手之间的应付或应收款项可以相互抵销。该公司的协议还规定，在提前终止的情况下，交易对手有权抵消根据该协议以及与同一交易对手达成的任何其他协议所欠或欠下的金额。该公司的会计政策是不冲销所附资产负债表中的这些头寸。
下表提供了资产负债表中反映的总资产和负债与主要净额结算安排对公司商品衍生合约公允价值的潜在影响之间的对账：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至的衍生资产 | | 截至的衍生负债 |
| | 2021年12月31日 | | 2020年12月31日 | | 2021年12月31日 | | 2020年12月31日 |
| | (单位：千) |
| 资产负债表所列总额 | | $ | 24,334 | | | $ | 54,353 | | | $ | (345,202) | | | $ | (222,520) | |
| 资产负债表中未抵销的金额 | | (22,862) | | | (53,598) | | | 22,862 | | | 53,598 | |
| 净额 | | $ | 1,472 | | | $ | 755 | | | $ | (322,340) | | | $ | (168,922) | |
本公司立即在盈利中确认商品衍生工具公允价值变动的所有损益，而不是在累计其他全面亏损中递延该等金额。该公司拥有不是指定为截至2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日的年度的大宗商品衍生品合约。请参阅附注8-公允价值计量有关公司衍生工具的更多信息，包括其估值技术。
下表汇总了衍生结算(收益)亏损的商品组成部分，以及在随附的现金流量表和随附的经营表中分别列示的衍生(收益)净亏损行项目：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：千) |
| 衍生工具结算(收益)损失： | | | | | |
| 石油合同 | $ | 523,245 | | | $ | (331,559) | | | $ | 19,685 | |
| 天然气合同 | 152,361 | | | (11,898) | | | (23,008) | |
| NGL合同 | 73,352 | | | (7,804) | | | (35,899) | |
| 衍生工具结算(收益)损失总额： | $ | 748,958 | | | $ | (351,261) | | | $ | (39,222) | |
| | | | | |
| 净派生(收益)亏损： | | | | | |
| 石油合同 | $ | 650,959 | | | $ | (205,180) | | | $ | 172,055 | |
| 天然气合同 | 172,248 | | | 30,038 | | | (41,205) | |
| NGL合同 | 78,452 | | | 13,566 | | | (33,311) | |
| 净导数(收益)损失总额： | $ | 901,659 | | | $ | (161,576) | | | $ | 97,539 | |
与信用相关的或有特征
截至2021年12月31日，在提交本报告时，公司的所有衍生品交易对手都是公司信贷协议贷款方集团的成员。根据信贷协议，公司必须为价值至少等于以下价值的资产提供抵押留置权85在最新储量报告中评估的公司已探明石油和天然气资产中，信贷协议中定义的PV-9总量的百分比。根据信贷协议担保债务的抵押品也担保公司的衍生协议义务。
附注11-养恤金福利
本公司有一项非供款固定收益养老金计划，涵盖符合年龄和服务要求且在2016年1月1日之前开始受雇于本公司的员工(“合格养老金计划”)。本公司还有一项涵盖某些管理层员工的补充性非缴费养老金计划(“非合格养老金计划”和“合格养老金计划”，简称“养老金计划”)。该公司冻结了对新参与者的养老金计划，自2016年1月1日起生效。在计划被冻结之前参加养老金计划的员工将继续获得福利。
养恤金计划的义务和供资状况
公司在随附的资产负债表中确认公司养老金计划的资金状况(即计划资产的公允价值与预计福利义务之间的差额)为资产或负债，并在随附的报表中确认其他综合收益(亏损)、税后净额、项目内的相应调整
综合收益(亏损)预计福利债务是根据雇员服务和报酬，包括假定未来加薪的影响，计算计划参与者迄今赚取的福利的精算现值。累计福利义务使用与预计福利义务相同的因素，但不包括假定的未来加薪的影响。公司对计划资产和债务的计量日期为12月31日。
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 福利义务的变化： | | | |
| 年初预计福利义务 | $ | 73,593 | | | $ | 70,843 | |
| 服务成本 | 4,455 | | | 4,516 | |
| 利息成本 | 2,089 | | | 2,358 | |
| 精算损失 | 1,914 | | | 7,483 | |
| 已支付的福利 | (4,630) | | | (905) | |
| 聚落 | (1,661) | | | (10,702) | |
| 年底预计福利义务 | 75,760 | | | 73,593 | |
| | | |
| 计划资产变更： | | | |
| 年初计划资产公允价值 | 32,894 | | | 35,634 | |
| 计划资产实际收益率 | 2,777 | | | 2,837 | |
| 雇主供款 | 6,561 | | | 6,030 | |
| 已支付的福利 | (4,630) | | | (905) | |
| 聚落 | (1,661) | | | (10,702) | |
| 计划资产年末公允价值 | 35,941 | | | 32,894 | |
| 年终资金状况 | $ | (39,819) | | | $ | (40,699) | |
截至2021年12月31日和2020年12月31日，公司养老金计划资金不足的状况为39.8百万美元和$40.7这笔款项分别为600万欧元，并在随附的资产负债表中的其他非流动负债项目内确认。确实有不是不合格养老金计划中的计划资产。
养老金计划超过计划资产的累计福利义务
| | | | | | | | | | | |
| 截止到十二月三十一号， |
| 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 预计福利义务 | $ | 75,760 | | | $ | 73,593 | |
| | | |
| 累积利益义务 | $ | 64,325 | | | $ | 63,934 | |
| 减去：计划资产的公允价值 | (35,941) | | | (32,894) | |
| 资金不足的累积福利义务 | $ | 28,384 | | | $ | 31,040 | |
养老金费用是根据福利的年度服务成本(一段时间内赚取的福利的精算成本)和这些负债的利息成本减去计划资产的预期回报来确定的。计划资产的预期长期回报率适用于确认五年期间公允价值变化的计划资产的计算价值。这种做法旨在降低养老金支出的同比波动性，但它可能会延迟确认基于长期回报率假设的资产实际回报和预期回报之间的差异。由于与假设不同的实际经验和假设的变化(不包括尚未反映在市场相关价值中的资产损益)导致的未确认净收益或亏损的摊销包括作为本年度定期净收益成本的组成部分。如果截至年初，未确认的净损益超过10如果是计划福利义务和计划资产的市场相关价值中较大的一个百分比，则摊销是超额除以预计将根据该计划获得福利的参保员工的平均剩余服务期。
截至2021年12月31日和2020年12月31日，尚未在定期养老金净成本中确认，但在相应资产负债表内的累计其他全面亏损项目中确认的税前金额如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截止到十二月三十一号， |
| 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 未确认的精算损失 | $ | 16,388 | | | $ | 17,328 | |
| 未确认的前期服务成本 | — | | | 14 | |
| 累计其他综合亏损(税前) | $ | 16,388 | | | $ | 17,342 | |
2021年、2020年和2019年在其他全面收益(亏损)中确认的养老金负债调整如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：千) |
| 精算净收益(亏损) | $ | (612) | | | $ | (6,381) | | | $ | 377 | |
| 摊销先前服务费用 | 13 | | | 17 | | | 17 | |
| 精算损失净额摊销 | 1,240 | | | 950 | | | 958 | |
| 聚落 | 312 | | | 2,509 | | | — | |
| 养老金总负债调整，税前 | 953 | | | (2,905) | | | 1,352 | |
| 税收(费用)优惠 | (204) | | | 626 | | | (291) | |
| 养老金负债调整总额，净额 | $ | 749 | | | $ | (2,279) | | | $ | 1,061 | |
养老金计划的定期福利净成本的构成
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：千) |
| 净定期收益成本的组成部分： | | | | | |
| 服务成本 | $ | 4,455 | | | $ | 4,516 | | | $ | 5,582 | |
| 利息成本 | 2,089 | | | 2,358 | | 2,791 | |
| 降低定期养老金福利成本的计划资产预期回报率 | (1,474) | | | (1,735) | | | (1,574) | |
| 摊销先前服务费用 | 13 | | | 17 | | | 17 | |
| 精算损失净额摊销 | 1,240 | | | 950 | | | 958 | |
| 净定期收益成本 | 6,323 | | | 6,106 | | | 7,774 | |
| 聚落 | 312 | | | 2,509 | | | — | |
| 总净效益成本 | $ | 6,635 | | | $ | 8,615 | | | $ | 7,774 | |
养老金计划假设
用于衡量公司预计福利义务的加权平均假设如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截止到十二月三十一号， |
| 2021 | | 2020 |
| 预计福利义务： | | | |
| 贴现率 | 3.1% | | 2.9% |
| 补偿增长率 | 3.6% | | 4.4% |
用于衡量公司定期净收益成本的加权平均假设如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 定期净收益成本： | | | | | |
| 贴现率 | 2.9% | | 3.6% | | 4.4% |
计划资产的预期回报率(1) | 4.4% | | 5.3% | | 5.0% |
| 补偿增长率 | 4.4% | | 4.5% | | 6.2% |
____________________________________________
(1)的确有不是假设不合格养老金计划的计划资产预期回报率，因为不是不合格养老金计划中的计划资产。
公司的养老金投资政策包括各种指导方针和程序，旨在确保资产以必要的方式进行审慎投资，以履行养老金计划的未来福利义务。该政策禁止将计划资产直接投资于本公司的证券。合格养老金计划的投资期限是长期的，因此，目标资产配置包括对资本市场、预期风险和回报行为以及可感知的未来经济状况的战略性、长期视角。主要的投资原则是分散投资，评估风险，并针对给定的风险水平确定最优的预期收益。
合格养老金计划的投资组合包含多样化的投资组合，这可能反映出不同的回报率。在每种资产类别中，投资都进一步多样化。这种投资组合多样化提供了保护，防止单一证券或证券类别对总投资业绩产生不成比例的影响。定期审查和重新平衡实际的资产分配，以维持目标分配。
合格养老金计划的加权平均资产配置如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 目标 | | 截止到十二月三十一号， |
| 资产类别 | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 股权证券 | | 37.0 | % | | 39.0 | % | | 37.0 | % |
| 固定收益证券 | | 38.0 | % | | 27.9 | % | | 24.9 | % |
| 其他有价证券 | | 25.0 | % | | 33.1 | % | | 38.1 | % |
| 总计 | | 100.0 | % | | 100.0 | % | | 100.0 | % |
不符合条件的养老金计划没有资产配置，因为有不是计划中的计划资产。合格养老金计划计划资产的预期长期回报率假设基于目标资产配置，并根据每个资产类别的历史回报和波动性以及资产类别之间的相关性使用前瞻性假设来确定。本公司每年评估计划资产假设的预期回报率。
养老金计划资产
本公司截至2021年12月31日和2020年12月31日的合格养老金计划资产的公允价值，采用中讨论的公允价值层次附注8-公允价值计量具体如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 公允价值计量使用： |
| 实际资产配置(1) | | 总计 | | 1级输入 | | 级别2输入 | | 级别3输入 |
| | | (单位：千) |
| 截至2021年12月31日 | | | | | | | | | |
| 股权证券： | | | | | | | | | |
国内(2) | 19.1 | % | | $ | 6,860 | | | $ | 4,909 | | | $ | 1,951 | | | $ | — | |
国际(3) | 19.9 | % | | 7,138 | | | 7,138 | | | — | | | — | |
| 总股本证券 | 39.0 | % | | 13,998 | | | 12,047 | | | 1,951 | | | — | |
| 固定收益证券： | | | | | | | | | |
核心固定收益(4) | 18.8 | % | | 6,770 | | | 6,770 | | | — | | | — | |
浮息企业贷款(5) | 9.1 | % | | 3,272 | | | 3,272 | | | — | | | — | |
| 固定收益证券总额 | 27.9 | % | | 10,042 | | | 10,042 | | | — | | | — | |
| 其他证券： | | | | | | | | | |
房地产(6) | 5.1 | % | | 1,833 | | | — | | | — | | | 1,833 | |
集合投资信托基金(7) | 1.4 | % | | 499 | | | — | | | 499 | | | — | |
对冲基金(8) | 26.6 | % | | 9,569 | | | 5,207 | | | — | | | 4,362 | |
| 其他证券合计 | 33.1 | % | | 11,901 | | | 5,207 | | | 499 | | | 6,195 | |
| 总投资 | 100.0 | % | | $ | 35,941 | | | $ | 27,296 | | | $ | 2,450 | | | $ | 6,195 | |
| | | | | | | | | |
| 截至2020年12月31日 | | | | | | | | | |
| 股权证券： | | | | | | | | | |
国内(2) | 18.7 | % | | $ | 6,149 | | | $ | 4,165 | | | $ | 1,984 | | | $ | — | |
国际(3) | 18.3 | % | | 6,010 | | | 6,010 | | | — | | | — | |
| 总股本证券 | 37.0 | % | | 12,159 | | | 10,175 | | | 1,984 | | | — | |
| 固定收益证券： | | | | | | | | | |
核心固定收益(4) | 16.6 | % | | 5,447 | | | 5,447 | | | — | | | — | |
浮息企业贷款(5) | 8.3 | % | | 2,755 | | | 2,755 | | | — | | | — | |
| 固定收益证券总额 | 24.9 | % | | 8,202 | | | 8,202 | | | — | | | — | |
| 其他证券： | | | | | | | | | |
房地产(6) | 5.7 | % | | 1,870 | | | — | | | — | | | 1,870 | |
集合投资信托基金(7) | 4.6 | % | | 1,498 | | | — | | | 1,498 | | | — | |
对冲基金(8) | 27.8 | % | | 9,165 | | | 5,299 | | | — | | | 3,866 | |
| 其他证券合计 | 38.1 | % | | 12,533 | | | 5,299 | | | 1,498 | | | 5,736 | |
| 总投资 | 100.0 | % | | $ | 32,894 | | | $ | 23,676 | | | $ | 3,482 | | | $ | 5,736 | |
____________________________________________
(1)由于四舍五入的原因，百分比可能不会计算。
(2)一级股权证券由美国大大小小的资本公司组成，这些公司是交易活跃的证券，可以按需出售。二级股权证券是对集合投资基金的投资，该基金根据标的投资的价值和每日未偿还的总单位按资产净值估值。这些基金的目标是通过投资一个或多个集合投资基金来接近标普500指数。
(3)国际股票证券包括一个多元化的投资组合，其中大部分是在市场流动性较强的发达国家组织的大型发行人的持股组合，此外还包括对新兴市场发行人的股权证券的投资，这些发行人据信具有强大的可持续金融生产率，估值具有吸引力。
(4)核心固定收益基金的目标是通过构建一个投资组合来接近巴克莱资本综合债券指数的投资结果，并围绕该指数进行适度的持续期变动，从而从行业或发行选择中实现增值。
(5)投资由浮动利率银行贷款组成。这些贷款的利率通常会定期重置，以计入利率水平的变化。
(6)直接房地产的投资目标是提供具有长期资本增值潜力的当期收入。房地产所有权需要一个长期的时间范围，周期性的估值，以及潜在的低流动性。
(7)集合投资信托投资于短期投资，估值为集合投资信托的资产净值。受托人提供的资产净值被用作估计公允价值的实际权宜之计。资产净值是根据基金持有的标的投资的公允价值减去负债得出的。
(8)对冲基金投资组合包括专注于另类投资的交易活跃的全球共同基金的投资，以及使用多种投资策略同时投资多头和空头的对冲基金的基金。
以下是3级计划资产变化的摘要(以千为单位)：
| | | | | |
| 2020年1月1日的余额 | $ | 5,748 | |
| 购买 | — | |
| 资产已实现收益 | 526 | |
| 资产未实现收益 | 41 | |
| 处置 | (579) | |
| 2020年12月31日的余额 | $ | 5,736 | |
| 购买 | 250 | |
| 资产已实现收益 | 132 | |
| 资产未实现收益 | 298 | |
| 处置 | (221) | |
| 2021年12月31日的余额 | $ | 6,195 | |
投稿
该公司贡献了$6.6百万，$6.0百万美元，以及$7.2截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度养老金计划分别为100万美元。该公司预计将获得$6.02022年为养老金计划缴纳100万美元。
福利支付
养老金计划实际支付福利金额为#美元。6.3百万，$11.6百万美元，以及$5.7截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度分别为100万美元。预计未来10年的福利支出如下：
| | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， | | 金额 |
| | (单位：千) |
| 2022 | | $ | 4,200 | |
| 2023 | | $ | 5,066 | |
| 2024 | | $ | 4,404 | |
| 2025 | | $ | 4,879 | |
| 2026 | | $ | 6,834 | |
| 2027年至2031年 | | $ | 27,197 | |
附注12-租契
截至2021年12月31日和2020年12月31日，该公司拥有资产类别的运营租赁，包括办公空间、办公设备、钻井平台、中游协议、车辆和现场运营中使用的设备租赁。对于随附资产负债表记录的经营租赁，剩余的租赁期限从一年到大约11好几年了。某些租约包含可选的延展期，允许期限最多再延长一次10然而，为维持财务及营运灵活性，本公司并无可供选择延长其合理地肯定会行使的权利。若干租约设有提早终止选择权，其中部分租约容许本公司于一年内终止租约，但并无本公司合理地肯定会行使重大提早终止选择权的租约。截至2021年12月31日和2020年12月31日，该公司没有任何被归类为主题842下的融资租赁的协议。截至2021年12月31日，通过提交本报告，公司没有计划在未来开始的重大租赁安排。请参阅注1-主要会计政策摘要有关公司的租约确定和分类政策的更多信息。
下表反映了该公司在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度中与经营租赁(包括短期租赁)有关的总成本的组成部分，以及为初始租赁期限大于12个月的租赁支付的可变租赁付款，无论是资本化的还是已支出的。这一总额不反映在正常业务过程中可能由其他第三方(如非经营性工作权益所有者)偿还的金额。
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 经营租赁成本 | $ | 12,825 | | | $ | 17,980 | |
短期租赁成本(1) | 145,052 | | | 143,892 | |
可变租赁成本(2) | 48,931 | | | 70,858 | |
| 总租赁成本 | $ | 206,808 | | | $ | 232,730 | |
____________________________________________
(1)与短期租赁协议相关的成本主要涉及基础租赁期限不到一年的经营活动。这一数额包括钻井和完井活动以及现场设备租赁，其中大部分合同期限为12个月或更短。预计这一数额将主要随着公司在短期协议下运营的钻井平台和完井人员的数量而波动。
(2)可变租赁付款包括未包括在初始ROU资产计量中的额外付款，以及期限超过12个月的租赁协议的相应负债。可变租赁支付涉及某些中游协议下的实际运输量，与钻井平台、完井人员和车辆相关的实际使用量，以及与公司租赁的办公空间相关的可变公用事业成本。浮动租赁付款的波动是由实际交付的数量以及根据长期协议运营的钻机和完井人员的数量推动的。
截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度，计入租赁负债计量的金额支付的现金如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 营业租赁的营业现金流 | $ | 11,286 | | | $ | 12,046 | |
| 投资经营租赁的现金流 | $ | 2,316 | | | $ | 7,313 | |
截至2021年12月31日，公司资产负债表中包括的经营租赁负债到期日如下：
| | | | | | | | |
| | 截至2021年12月31日 |
| | (单位：千) |
| 2022 | | $ | 7,123 | |
| 2023 | | 4,601 | |
| 2024 | | 3,330 | |
| 2025 | | 3,308 | |
| 2026 | | 2,381 | |
| 此后 | | 10,965 | |
| 租赁付款总额 | | $ | 31,708 | |
减去：推定利息(1) | | (5,752) | |
| 总计 | | $ | 25,956 | |
____________________________________________
(1) 截至2021年12月31日，用于确定经营租赁负债的加权平均贴现率为5.4百分比。
下表列出了截至2021年12月31日和2020年12月31日的营业租赁的补充资产负债表信息：
| | | | | | | | | | | |
| 截止到十二月三十一号， |
| 2021 | | 2020 |
| (单位：千，不包括折扣率和租期) |
| 经营租赁资产负债表分类： | | | |
| 其他非流动资产 | $ | 19,026 | | | $ | 21,701 | |
| 其他流动负债 | $ | 6,516 | | | $ | 11,659 | |
| 其他非流动负债 | $ | 19,440 | | | $ | 11,898 | |
| | | |
| 以经营租赁负债换取的净资产 | $ | 13,018 | | | $ | 745 | |
| 加权平均贴现率 | 5.4% | | 7.0% |
| 加权-平均剩余租期(以年为单位) | 7 | | 3 |
附注13-应收账款及应付账款和应计费用
应收账款由以下应计项目组成：
| | | | | | | | | | | |
| 截止到十二月三十一号， |
| 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 石油、天然气和天然气生产收入 | $ | 215,630 | | | $ | 108,928 | |
| 共同权益拥有人应付的款项 | 23,782 | | | 31,514 | |
| 国家遣散费退税 | 1,416 | | | 2,301 | |
| 衍生产品结算 | — | | | 16,348 | |
| 其他 | 6,373 | | | 3,364 | |
| 应收账款总额 | $ | 247,201 | | | $ | 162,455 | |
应付账款和应计费用由下列应计项目组成：
| | | | | | | | | | | |
| 截止到十二月三十一号， |
| 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 钻井和租赁运营成本应计项目 | $ | 71,012 | | | $ | 65,365 | |
| 应付贸易账款 | 25,072 | | | 63,006 | |
| 应缴收入及遣散费税 | 254,422 | | | 105,233 | |
| 财产税 | 20,250 | | | 20,584 | |
| 补偿 | 47,037 | | | 30,907 | |
| 衍生产品结算 | 57,186 | | | 1,146 | |
| 利息 | 60,273 | | | 52,802 | |
| 其他 | 28,054 | | | 32,627 | |
| 应付账款和应计费用总额 | $ | 563,306 | | | $ | 371,670 | |
附注14-资产报废义务
请参阅资产报废义务在……里面注1-主要会计政策摘要讨论资产报废债务负债的初始和后续计量，以及估计数中使用的重要假设。
以下是公司截至2021年12月31日和2020年12月31日的总资产报废债务负债对账：
| | | | | | | | | | | |
| 截止到十二月三十一号， |
| 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 期初资产报废债务 | $ | 85,325 | | | $ | 86,846 | |
已发生的负债(1) | 1,715 | | | 1,018 | |
已结清的负债(2) | (1,948) | | | (1,404) | |
增值费用 | 4,159 | | | 4,034 | |
对估计现金流的修订 | 12,173 | | | (5,169) | |
终止资产报废义务(3) | $ | 101,424 | | | $ | 85,325 | |
____________________________________________
(1)反映因钻探活动和收购已钻探油井而产生的负债。
(2)反映通过封堵和放弃活动以及剥离财产而结清的负债。
(3)截至2021年12月31日和2020年12月31日的余额包括美元4.1百万美元和$2.0分别与本公司的流动资产报废债务负债有关的费用为600万欧元，该负债记录在随附资产负债表的应付帐款和应计费用项目中。
附注15-暂停使用的油井费用
下表反映了2021年、2020年和2019年期间资本化探井成本的净变化。该表不包括在同一年资本化并随后支出或重新分类为生产油井成本的金额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：千) |
| 期初余额 | $ | 5,698 | | | $ | 11,925 | | | $ | 11,197 | |
| 在确定探明储量之前增加资本化探井成本 | 15,576 | | | 3,346 | | | 11,925 | |
资产剥离 | — | | | — | | | — | |
| 基于探明储量确定的重新分类 | (5,698) | | | (9,573) | | | (11,197) | |
| 资本化探井成本计入费用 | — | | | — | | | — | |
| 期末余额 | $ | 15,576 | | | $ | 5,698 | | | $ | 11,925 | |
截至2021年12月31日，有不是资本化一年以上的探井成本。
附注16-收购、剥离和持有待售资产
在截至2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日的年度内，该公司完成了位于德克萨斯州霍华德、马丁、米德兰和厄普顿县的主要未开发物业的非货币面积交易，交易金额为4.7百万，$6.5百万美元，以及$73.4本公司转让的物业的账面价值分别为百万美元。这些交易记录在结转基数为不是确认的损益。
补充石油和天然气信息(未经审计)
已招致的费用
石油和天然气财产收购、勘探和开发活动发生的费用，无论是资本化的还是计入费用的，汇总如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：千) |
开发成本(1) | $ | 583,527 | | | $ | 490,935 | | | $ | 913,959 | |
| 勘探成本 | 125,415 | | | 77,911 | | | 114,957 | |
| 收购 | | | | | |
证明性质 | 71 | | | 5,579 | | | (310) | |
未证明的性质(2) | 9,036 | | | 10,854 | | | 11,633 | |
总额，包括资产报废债务(3)(4) | $ | 718,049 | | | $ | 585,279 | | | $ | 1,040,239 | |
____________________________________________
(1)包括截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度设施成本分别为1820万美元、2720万美元和2830万美元。
(2)包括截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度，在收购已探明和未探明物业之外，与租赁活动和获得地表权相关的金额分别为580万美元、860万美元和870万美元。
(3)包括截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度估计资产报废债务分别为1280万美元、470万美元和990万美元。
(4)包括截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度资本化利息分别为1500万美元、1580万美元和1850万美元。
油气储量
以下提供的储量估计是根据公认会计准则关于披露石油和天然气生产活动的要求以及关于石油和天然气报告储量估计和披露的“美国证券交易委员会”规则作出的。
探明储量是指通过对地学和工程数据的分析，在提供经营权的合同到期之前，根据现有的经济条件、运营方法和政府法规，可以合理确定地估计出从给定日期起，从已知油藏开始经济上可生产的石油、天然气和天然气储量，除非有证据表明，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计，续签都是合理确定的，除非有证据表明续签是合理确定的，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计，除非有证据表明续签是合理确定的，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计，除非有证据表明续签是合理确定的，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计。现有的经济条件包括确定水库经济生产能力的价格和成本，所使用的价格是报告所述期间结束日期之前12个月期间的平均价格，该价格是该期间内每个月的月初1日价格的未加权算术平均数，除非价格由合同安排确定，不包括基于未来条件的价格上涨。该公司所有估计的已探明储量都位于美国。
下表汇总了该公司在截至2021年12月31日的三年期间每年估计的已探明储量的变化。该公司聘请莱德·斯科特(Ryder Scott)对公司计算出的每年已探明储量PV-10的至少80%的内部工程估计进行审计。该公司强调，储量估计本质上是不准确的，对新发现和未开发地点的估计比对现有生产石油和天然气属性的估计更不精确。因此，随着未来信息的出现，这些估计值预计会发生变化。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 (1) | | 2020 (2) | | 2019 (3) |
| 油 | | 燃气 | | NGLS | | 油 | | 燃气 | | NGLS | | 油 | | 燃气 | | NGLS |
| (MMbbl) | | (Bcf) | | (MMbbl) | | (MMbbl) | | (Bcf) | | (MMbbl) | | (MMbbl) | | (Bcf) | | (MMbbl) |
总探明储量： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 年初 | 172.7 | | | 1,052.0 | | | 56.6 | | | 184.1 | | | 1,223.2 | | | 74.0 | | | 175.7 | | | 1,321.8 | | | 107.4 | |
| 对先前概算的修订 | (4.7) | | | 11.8 | | | 2.7 | | | (28.2) | | | (246.6) | | | (24.7) | | | (19.2) | | | (212.5) | | | (40.0) | |
| 发现和扩展 | 19.3 | | | 141.4 | | | 21.9 | | | 19.6 | | | 96.5 | | | 11.5 | | | 5.4 | | | 28.8 | | | 2.9 | |
| 现有探明油田的加密储量 | 40.4 | | | 147.1 | | | 9.5 | | | 20.5 | | | 91.1 | | | 3.0 | | | 41.8 | | | 190.2 | | | 11.8 | |
| 出售储备 | (0.3) | | | (0.5) | | | (0.1) | | | (0.5) | | | (8.9) | | | (1.1) | | | (0.2) | | | (0.7) | | | — | |
| 就地购买矿物 | 0.1 | | | 0.1 | | | — | | | 0.2 | | | 0.6 | | | — | | | 2.5 | | | 5.4 | | | — | |
| 生产 | (27.9) | | | (108.4) | | | (5.4) | | | (23.0) | | | (103.9) | | | (6.1) | | | (21.9) | | | (109.8) | | | (8.1) | |
| 年终 | 199.5 | | | 1,243.5 | | | 85.2 | | | 172.7 | | | 1,052.0 | | | 56.6 | | | 184.1 | | | 1,223.2 | | | 74.0 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
已探明的已开发储量： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 年初 | 89.8 | | | 643.9 | | | 32.1 | | | 85.0 | | | 712.1 | | | 43.4 | | | 68.2 | | | 699.1 | | | 60.1 | |
| 年终 | 110.7 | | | 833.0 | | | 50.7 | | | 89.8 | | | 643.9 | | | 32.1 | | | 85.0 | | | 712.1 | | | 43.4 | |
已探明的未开发储量： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 年初 | 82.9 | | | 408.1 | | | 24.4 | | | 99.1 | | | 511.1 | | | 30.6 | | | 107.6 | | | 622.7 | | | 47.2 | |
| 年终 | 88.8 | | | 410.4 | | | 34.5 | | | 82.9 | | | 408.1 | | | 24.4 | | | 99.1 | | | 511.1 | | | 30.6 | |
____________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
(1)在截至2021年12月31日的一年中，由于公司奥斯汀粉笔和米德兰盆地资产的持续成功和进一步开发，公司通过扩建和填充增加了139.1 MMBOE。该公司还通过积极的价格和业绩修正增加了406MMBOE的估计已探明储量，这主要是受2021年大宗商品价格改善的推动。由于修订我们未来发展计划的某些方面，预计已探明未开发储量的产量为51.4MMBOE，预计未开发储量将被重新归类为未探明储量类别，但产量为51.4MMBOE，抵消了这些新增储量的影响。请参阅作业区在本报告的第一部分，项目1和2，以及油气储量在……里面关键会计政策和估算在第二部分，本报告项目7提供补充资料。
(2)截至2020年12月31日止年度，公司通过钻探计划及进一步优化开发计划，净增加85.8MMBOE，净下修94.0MMBOE，主要是由于去除某些较长期估计的已探明未开发储量，以及2020年大宗商品价格下跌所致。
(3)截至2019年12月31日止年度，公司从钻探计划中并通过进一步优化开发计划，增加了98.4MMBOE。这些增加被净向下修正的94.7MMBOE所抵消，这主要是由2019年大宗商品价格下跌推动的。
未来净现金流量贴现的标准化计量
本公司根据权威会计准则计算与估计探明储量相关的未来现金流量净额贴现及其变动的标准化计量。未来现金流入以及生产和开发成本是通过将价格和成本(包括运输、质量和基差)应用于年末估计的未来储量数量来确定的。在估计储量计算中，公司经营的每一处物业也要计入实地管理费用。估计未来所得税按现行法定所得税率计算，包括对估计未来法定损耗的考虑。通过应用10%的年度贴现率，由此产生的未来净现金流将减少到现值金额。
未来经营成本乃根据使用年终成本并假设现有经济状况持续下去而于期末开发及生产估计已探明储量将产生的开支估计，加上中央行政办公室因经营活动而产生的公司间接费用而厘定。
用于计算贴现未来净现金流的标准化度量的假设是财务会计准则委员会和美国证券交易委员会规定的假设。这些假设并不一定反映该公司对来自这些储备的实际收入的预期，也不一定反映它们的现值。如前所述，储备量估算过程中固有的局限性同样适用于计算未来净现金流量贴现的标准化计量，因为这些储备金
数量估计是评估过程的基础。根据运输、质量和基差调整后的以下价格用于计算未来净现金流量贴现的标准化计量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 油(每桶) | $ | 66.21 | | | $ | 37.63 | | | $ | 53.68 | |
| 燃气(每立方米) | $ | 4.28 | | | $ | 1.81 | | | $ | 2.49 | |
| NGL(每BBL) | $ | 29.31 | | | $ | 14.64 | | | $ | 18.88 | |
以下摘要阐述了公司基于未来净现金流量贴现的标准化计量，与已探明的石油、天然气和NGL储量有关的未来净现金流量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截止到十二月三十一号， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：千) |
| 未来现金流入 | $ | 21,027,406 | | | $ | 9,227,390 | | | $ | 14,327,131 | |
| 未来生产成本 | (5,498,098) | | | (3,429,288) | | | (4,579,119) | |
| 未来开发成本 | (1,591,550) | | | (1,259,395) | | | (2,108,859) | |
| 未来所得税 | (2,130,280) | | | — | | | (579,815) | |
| 未来净现金流 | 11,807,478 | | | 4,538,707 | | | 7,059,338 | |
| 每年10%的折扣 | (4,844,871) | | | (1,856,250) | | | (2,955,340) | |
未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 6,962,607 | | | $ | 2,682,457 | | | $ | 4,103,998 | |
折现未来净现金流量的标准化计量的主要变化来源是：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：千) |
年初贴现未来净现金流的标准化计量 | $ | 2,682,457 | | | $ | 4,103,998 | | | $ | 4,654,383 | |
| 生产的石油、天然气和天然气的销售(扣除生产成本) | (2,092,499) | | | (734,971) | | | (1,085,041) | |
| 价格和生产成本的净变动 | 5,242,783 | | | (2,251,636) | | | (1,539,042) | |
| 现有已探明油田的延伸、发现和其他包括加密储量在内的资源，扣除相关成本 | 1,953,633 | | | 482,717 | | | 887,254 | |
| 出售现有储备 | (4,361) | | | (10,755) | | | (2,788) | |
| 购买储备到位 | 1,565 | | | 2,120 | | | 57,519 | |
| 在此期间发生的先前估计的开发成本 | 426,120 | | | 431,926 | | | 736,770 | |
| 估计未来发展成本的变动 | (25,355) | | | 215,460 | | | 132,825 | |
| 对先前数量估计数的修订 | (154,879) | | | (172,197) | | | (398,409) | |
| 增加折扣 | 268,246 | | | 436,284 | | | 510,427 | |
| 所得税净变动 | (1,196,013) | | | 258,844 | | | 191,040 | |
| 时间和其他方面的变化 | (139,090) | | | (79,333) | | | (40,940) | |
年末贴现未来净现金流的标准化计量 | $ | 6,962,607 | | | $ | 2,682,457 | | | $ | 4,103,998 | |
项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧
没有。
第9A项。控制和程序
信息披露控制和程序的评估
我们维持一套信息披露控制和程序体系，旨在合理地确保美国证券交易委员会报告中需要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得到记录、处理、汇总和报告，并合理确保这些信息得到积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官(首席执行官)和我们的首席财务官(首席财务官)(视情况而定)，以便及时做出有关需要披露的决定。
我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，并不期望我们的披露控制和程序(如交易所法案规则13a-15(E)和15d-15(E)所定义)(“披露控制”)能够防止所有错误和所有欺诈。一个控制系统，无论构思和操作如何完善，都只能提供合理的保证，而不是绝对的保证，以确保控制系统的目标得以实现。此外，控制系统的设计必须反映这样一个事实，即存在资源限制，并且控制的好处必须相对于其成本来考虑。由于所有控制系统的固有限制，任何控制评估都不能绝对保证我们公司内的所有控制问题和欺诈实例(如果有的话)都已被检测到。这些固有的限制包括这样的现实：决策过程中的判断可能是错误的，故障可能会因为简单的错误或错误而发生。此外，某些人的个人行为、两个或更多人的串通，或者控制的管理超越性，都可以规避控制。任何控制系统的设计，部分也是基于对未来事件的可能性的某些假设，不能保证任何设计在所有潜在的未来情况下都能成功地实现其所述的目标。由于具有成本效益的控制系统的固有限制，由于错误或欺诈而导致的错误陈述可能会发生，并且不会被检测到。我们监控我们的披露控制，并在必要时进行修改；我们在这方面的意图是，随着系统变化和条件允许，披露控制将被修改。
在本报告所述期间结束时，对我们的披露控制的设计和运行的有效性进行了评估。这项评估是在我们管理层的监督和参与下进行的，包括首席执行官和首席财务官。基于这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制在合理的保证水平下是有效的。
财务报告内部控制的变化
2021年第四季度没有发生对我们的财务报告内部控制产生重大影响或有合理可能性产生重大影响的变化。
管理层关于财务报告内部控制的报告
公司管理层负责建立和维护交易法第13a-15(F)和15d-15(F)条规定的对财务报告的充分内部控制。公司对财务报告的内部控制旨在为财务报告的可靠性提供合理保证，并根据公认的会计原则为外部目的编制财务报表。公司对财务报告的内部控制包括符合以下条件的政策和程序：
(i)与保存合理详细、准确和公平地反映公司资产交易和处置的记录有关；
(Ii)提供合理保证，保证交易在必要时被记录，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)提供合理保证，防止或及时发现对财务报表有重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
由于固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。即使是那些被确定为有效的系统，也只能在财务报表的编制和列报方面提供合理的保证。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有这样的风险，即由于条件的变化，控制可能会变得不充分，或者对政策和程序的遵守程度可能会恶化。
管理层评估了截至2021年12月31日公司财务报告内部控制的有效性。在进行这项评估时，管理层使用了#年特雷德韦委员会赞助组织委员会制定的标准。内部控制-集成框架(2013框架).
根据管理层的评估和这些标准，管理层认为，截至2021年12月31日，公司对财务报告保持了有效的内部控制。
本公司独立注册会计师事务所出具了本公司财务报告内部控制的认证报告。这份报告紧跟在这份报告之后。
独立注册会计师事务所报告
致SM能源公司及其子公司的股东和董事会
财务报告内部控制之我见
我们根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的内部控制-综合框架(2013年框架)(COSO标准)中确立的标准，对SM能源公司及其子公司截至2021年12月31日的财务报告内部控制进行了审计。我们认为，SM能源公司及其子公司(本公司)根据COSO标准，截至2021年12月31日，在所有重要方面都对财务报告进行了有效的内部控制。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了本公司截至2021年12月31日和2020年12月31日的综合资产负债表，截至2021年12月31日的三个年度的相关综合经营报表、全面收益(亏损)、股东权益和现金流量的变化，以及2022年2月25日的相关附注和我们的报告，对此发表了无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并对随附的《管理层财务报告内部控制报告》中财务报告内部控制的有效性进行评估。我们的责任是根据我们的审计对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都保持了有效。
我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和操作有效性，以及执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及其局限性
公司对财务报告的内部控制是一个过程，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)保持合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，保证交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并且公司的收支只有按照公司管理层和董事的授权才能进行；(2)提供合理的保证，以便于根据公认的会计原则编制财务报表，以及公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(2)提供合理的保证，以记录必要的交易，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并确保公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)对可能对财务报表产生重大影响的擅自收购、使用、处置公司资产的行为的预防或及时发现提供合理保证。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有这样的风险，即由于条件的变化，控制措施可能会变得不充分，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/s/安永律师事务所
科罗拉多州丹佛市
2022年2月25日
第9B项。其他信息
没有。
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
这些披露不适用于本公司。
第三部分
项目10.董事、高级管理人员和公司治理
本项目要求提供的有关公司董事、高级管理人员和公司治理的信息通过参考标题下提供的信息并入“提案1--董事选举”，“关于我们的执行人员的信息，”和“企业管治”该公司将于2021年12月31日起120天内提交2022年股东年会的最终委托书。
本项目要求的有关遵守《交易法》第16(A)条的信息通过参考标题下提供的信息并入“某些实益所有者和管理层的担保所有权”该公司将于2021年12月31日起120天内提交2022年股东年会的最终委托书。
项目11.高管薪酬
本项目所需信息通过参考标题下提供的信息并入“高管薪酬表”和“董事补偿”该公司将于2021年12月31日起120天内提交2022年股东年会的最终委托书。
项目12.某些实益所有人的担保所有权和管理层及有关股东事项
本项目要求的有关某些受益所有人和管理的担保所有权的信息通过参考标题下提供的信息并入。“某些实益所有者和管理层的担保所有权”该公司将于2021年12月31日起120天内提交2022年股东年会的最终委托书。
根据股权补偿计划授权发行的证券。公司有股权补偿计划，根据该计划，公司普通股的期权和股票被授权授予或发行，作为对符合条件的员工、顾问和董事会成员的补偿。公司的股东已经批准了这些计划。请参阅附注7--补偿计划第二部分，本报告第8项，了解有关本公司股权的重要条款的进一步信息
补偿计划。下表为截至2021年12月31日根据股权补偿计划授权发行的普通股股份摘要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | (a) | | (b) | | (c) |
| 计划类别 | | 行使未偿还期权、认股权证和权利时将发行的证券数量 | | 未偿还期权、权证和权利的加权平均行权价 | | 根据股权补偿计划未来可供发行的证券数量(不包括(A)栏反映的证券) |
证券持有人批准的股权补偿计划： | | | | | | |
股权激励薪酬计划(1) | | | | | | |
限制性股票单位(2) | | 1,850,031 | | | 不适用 | | |
绩效共享单位(2)(3) | | 505,760 | | | 不适用 | | |
| 股权激励薪酬计划合计 | | 2,355,791 | | | $ | — | | | 4,864,999 | |
员工购股计划(4) | | — | | | — | | | 3,538,892 | |
未经证券持有人批准的股权补偿计划 | | — | | | — | | | — | |
| 所有计划的合计 | | 2,355,791 | | | $ | — | | | 8,403,891 | |
____________________________________________
(1)2006年5月，股东批准了股权计划，授权向本公司或本公司任何关联公司的主要员工、顾问和董事会成员发行限制性股票、限制性股票单位、非限制性股票期权、激励性股票期权、股票增值权、绩效股票、绩效单位和基于股票的奖励。本公司董事会于2009年、2010年、2013年、2016年和2018年批准了对股权计划的修订，每个修订计划都在各自的年度股东大会上获得股东批准。2021年、2020年和2019年根据股权计划授予的公司普通股基础奖励的股份数量分别为726,562股、1,726,445股和1,868,776股。
(2)RSU和PSU没有与之相关的行权价格，而是每单位公允价值的加权平均，提出这一价格是为了提供有关奖励潜在稀释效应的额外信息。尚未批出的单位公允价值的加权平均批出日期分别为13.83元及12.80元。请参阅附注7--补偿计划在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
(3)普通股的股数假定乘数为1。根据三年业绩乘数的不同，将发行的普通股的实际最终数量将从授予的PSU数量的零到两倍不等。
(4)根据ESPP，符合条件的员工可以通过工资扣除购买公司普通股，扣除额最高可达其合格薪酬的15%。普通股的收购价为六个月发行期的第一天或者最后一天普通股交易价格的较低者的85%。ESPP旨在符合IRC第423条的规定。2021年、2020年和2019年根据ESPP发行的公司普通股数量分别为313,773股、464,757股和314,868股。
第十三项：某些关系和关联交易，以及董事独立性
本项目所需信息通过参考标题下提供的信息并入。“某些关系和相关交易” and “公司治理公司将于2021年12月31日起120天内提交2022年股东年会的最终委托书。
项目14.首席会计师费用和服务
本项目所需信息通过参考标题下提供的信息并入。“独立注册会计师事务所” and “审计委员会预审政策和程序公司将于2021年12月31日起120天内提交2022年股东年会的最终委托书。
第四部分
项目15.证物和合并财务报表明细表
(A)(1)和(A)(2)合并财务报表和财务报表附表：
| | | | | |
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID42) | 58 |
| 合并资产负债表 | 60 |
| 合并业务报表 | 61 |
综合全面收益表(损益表) | 62 |
| 股东权益合并报表 | 63 |
| 合并现金流量表 | 64 |
| 合并财务报表附注 | 65 |
所有附表均被略去，原因是所需资料不适用或所列金额不足以要求提交附表，或所需资料已包括在综合财务报表及其附注内。
(B)展品。以下证物以表格10-K的形式存档或提供，或通过引用并入本报告：
| | | | | |
展品 数 | 描述 |
| |
3.1 | 经修订至2010年6月1日的SM能源公司重述公司注册证书(作为注册人截至2010年6月30日季度10-Q季度报告的附件3.1提交，并通过引用并入本文) |
3.2 | 修订和重新修订的SM能源公司章程，自2017年2月21日起生效(作为注册人截至2016年12月31日年度10-K表格年度报告的附件3.2存档，并通过引用并入本文) |
4.1 | 与2024年到期的5.0%高级票据相关的契约，日期为2013年5月20日，由作为发行人的SM Energy Company和作为受托人的美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(作为注册人于2013年5月20日提交的8-K表格当前报告的附件4.1提交，并通过引用并入本文) |
4.2 | 与2022年11月17日到期的6.125%优先债券相关的契约，由作为发行人的SM能源公司和作为受托人的美国银行全国协会(作为受托人)(作为注册人于2014年11月18日提交的8-K表格当前报告的附件4.1提交，并通过引用并入本文) |
4.3 | SM能源公司和作为受托人的美国银行全国协会之间与SM能源公司的优先债务证券有关的契约(作为2015年5月7日提交的注册人S-3表格注册声明(注册号333-203936)的附件4.1提交，并通过引用并入本文) |
4.4 | 2025年票据补充契约(作为注册人于2015年5月21日提交的8-K表格当前报告的附件4.2提交，并通过引用并入本文) |
4.5 | Base Indenture，日期为2015年5月21日，由SM Energy Company和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人签署(作为注册人于2016年8月12日提交的8-K表格当前报告的附件4.1提交，并通过引用并入本文) |
4.6 | 第二份补充契约，日期为2016年8月12日，由SM Energy Company和作为受托人的美国银行全国协会(U.S.Bank，National Association)作为受托人(作为注册人于2016年8月12日提交的8-K表格当前报告的附件4.2提交，并通过引用并入本文) |
4.7 | 第三补充契约，日期为2016年9月12日，由SM Energy Company和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人提交(作为注册人于2016年9月12日提交的8-K表格当前报告的附件4.2提交，并通过引用并入本文) |
4.8 | 第四补充契约，日期为2018年8月20日，由SM Energy Company和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(作为注册人于2018年8月20日提交的当前8-K表格报告的附件4.2提交，并通过引用并入本文) |
4.9 | 第三次补充契约，日期为2020年4月29日的第三次补充契约，日期为2015年5月21日，由公司和作为受托人的美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人，经日期为2016年8月12日的第二次补充契约补充和修订，该第二次补充契约管辖公司2021年到期的1.50%未偿还优先可转换票据(作为注册人于2020年4月29日提交的8-K表格当前报告的附件4.1提交，并通过引用并入本文) |
4.10 | SM Energy Company和UMB Bank，N.A.之间的契约，日期为2020年6月17日，受托人，管理公司2025年到期的未偿还10.0%高级担保票据(作为注册人于2020年6月17日提交的8-K表格当前报告的附件4.1提交，并通过引用并入本文) |
| | | | | |
4.11 | SM Energy Company、Computershare Inc.和Computershare Trust Company，N.A.共同作为权证代理人签署的、日期为2020年6月17日的认股权证协议(作为注册人于2020年6月17日提交的8-K表格当前报告的附件4.2提交，并通过引用并入本文) |
4.12 | 第五补充契约，日期为2021年6月23日，由SM Energy Company和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人签署(作为注册人于2021年6月23日提交的8-K表格当前报告的附件4.2提交，并通过引用并入本文) |
4.13 | 2022年票据补充契约，日期为2021年6月23日，由SM Energy Company和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(作为注册人于2021年6月23日提交的当前8-K表格报告的附件4.3提交，并通过引用并入本文) |
4.14† | SM能源公司股权激励薪酬计划，修订并重述，自2018年5月22日起生效(作为附件A提交于2018年4月12日提交的注册人关于附表14A的最终委托书，并通过引用并入本文) |
4.15* | 证券说明 |
10.1 | 作为行政代理的美联银行(Wachovia Bank，National Association)的信托契约，日期为2009年4月14日(作为注册人2009年4月20日提交的8-K表格当前报告的附件10.2提交，并通过引用并入本文) |
10.2 | 作为行政代理的美联银行(Wachovia Bank，National Association)的信托契约、抵押、信用额度抵押、转让、担保协议、固定装置备案和融资声明的补充和修正案，日期为2009年4月14日(作为注册人2009年4月20日提交的8-K表格当前报告的附件10.3提交，并通过引用并入本文) |
10.3 | 截至2018年9月28日，SM Energy Company、Wells Fargo Bank、National Association作为行政代理与贷款人之间的第六份修订和重新签署的信贷协议(作为注册人于2018年10月4日提交的8-K表格当前报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文) |
10.4 | 第六次修订和重新签署的信贷协议第一修正案，日期为2019年4月18日，由SM Energy Company、富国银行(Wells Fargo Bank)、全国协会(National Association)作为行政代理，与贷款方达成(作为2019年4月18日提交的注册人当前8-K表格报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文) |
10.5 | 第六次修订和重新签署的信贷协议，日期为2019年9月19日，由SM Energy Company，Wells Fargo Bank，National Association，作为行政代理，以及贷款人一方达成(作为2019年9月24日提交的注册人当前8-K表格报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文) |
10.6 | SM Energy Company，Wells Fargo Bank，National Association，作为行政代理，以及其中被指定为贷款方的机构之间于2020年4月29日签署的第六项修订和重新签署的信贷协议的第三修正案(作为注册人截至2020年3月31日季度的Form 10-Q季度报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文) |
10.7 | 第六次修订和重新签署的信贷协议的第四修正案，日期为2020年5月5日，由本公司、富国银行、全国协会作为行政代理，以及其中被指定为贷款人的机构(作为注册人于2020年5月6日提交的8-K表格当前报告的附件10.1提交，通过引用并入本文) |
10.8 | SM Energy Company、Wells Fargo Bank、National Association(作为行政代理)和贷款方之间的第六个修订和重新签署的信贷协议的第五修正案，日期为2020年11月13日(作为注册人于2020年11月16日提交的8-K表格当前报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文) |
10.9 | 第六次修订和重新签署的信贷协议的第六修正案，日期为2021年6月8日，由公司、富国银行、全国协会作为行政代理，以及其中被指定为贷款人的机构作为协议一方(作为注册人于2021年6月9日提交的8-K表格当前报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文)，由公司、富国银行(Wells Fargo Bank)、全国协会(National Association)和其中被点名为贷款人的机构共同签署的，日期为2021年6月8日的第六次修订和重新签署的信贷协议的第六修正案 |
10.10 | 截至2020年6月17日SM Energy Company、Wells Fargo Bank，National Association作为优先留置权代理，UMB Bank，N.A.作为第二留置权抵押品受托人之间的债权人间协议(作为注册人于2020年6月17日提交的8-K表格当前报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文) |
10.11 | 截至2020年6月17日SM能源公司和北卡罗来纳州UMB银行作为抵押品受托人签订的第二份留置权质押和担保协议(作为注册人于2020年6月17日提交的8-K表格当前报告的附件10.2提交，并通过引用并入本文) |
10.12 | SM能源公司和北卡罗来纳州UMB银行作为抵押品受托人于2020年6月17日签署的第二份留置权担保协议(作为注册人于2020年6月17日提交的8-K表格当前报告的附件10.3提交，并通过引用并入本文) |
10.13 | 截至2020年6月17日，SM Energy Company，UMB Bank，N.A.作为受托人，UMB Bank，N.A.作为抵押品受托人，以及(通过联合)美国银行全国协会作为受托人，根据2021年票据契约(作为注册人于2020年6月17日提交的当前8-K表格报告的附件10.4提交，并通过引用并入本文)签订的抵押品信托协议 |
10.14†† | 经董事会于2010年7月30日修订的净利润利息红利计划(作为注册人截至2010年9月30日季度10-Q表格季度报告的附件10.6存档，并并入本文作为参考) |
| | | | | |
10.15† | 截至2010年1月1日修订和重订的SM能源公司员工养老金计划(作为注册人提交的截至2010年12月31日的Form 10-K年度报告的附件10.30提交，并通过引用并入本文) |
10.16† | 自2011年1月1日起修订的SM能源公司员工养老金计划第1号修正案(作为注册人提交的截至2011年12月31日的Form 10-K年度报告的附件10.41提交，并通过引用并入本文) |
10.17† | 自2012年1月1日起修订的SM能源公司员工养老金计划第2号修正案(作为注册人提交的截至2011年12月31日的Form 10-K年度报告的附件10.42提交，并通过引用并入本文) |
10.18† | 自2016年1月1日起修订的SM能源公司员工养老金计划第3号修正案(作为注册人提交的截至2015年12月31日的Form 10-K年度报告的附件10.29提交，并通过引用并入本文) |
10.19+ | SM能源公司截至2010年12月31日修订的非合格无资金补充退休计划(作为注册人提交的截至2010年12月31日的10-K表格年度报告的附件10.31提交，并通过引用并入本文) |
10.20† | SM能源公司截至2014年3月10日的非合格延期补偿计划(作为注册人于2014年1月24日提交的8-K表格当前报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文) |
10.21† | 截至2014年2月1日修订和重述的现金红利计划(作为注册人提交的截至2013年12月31日的Form 10-K年度报告的附件10.41提交，并通过引用并入本文) |
10.22† | 第162(M)条现金红利计划，自2014年5月21日起生效(作为注册人于2014年5月28日提交的8-K表格当前报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文) |
10.23† | 截至2019年7月1日的业绩分享单位奖励协议(作为注册人截至2019年6月30日季度10-Q季度报告的附件10.2提交，并通过引用并入本文) |
10.24† | SM能源公司员工股票购买计划，修订和重述，自2021年4月5日起生效(作为附件A提交于2021年4月16日提交的注册人关于附表14A的最终委托书，并通过引用并入本文) |
10.25† | 截至2010年5月27日的非雇员董事限制性股票奖励协议表格(作为注册人截至2010年6月30日的10-Q表格季度报告的附件10.5存档，并通过引用并入本文) |
10.26*† | 非雇员董事薪酬安排摘要 |
10.27† | 控制权变更执行离职协议(作为注册人于2015年10月20日提交的8-K表格当前报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文) |
10.28† | Javan D.Ottoson和SM Energy Company于2020年10月26日签署的竞业禁止和竞业禁止协议(作为注册人截至2020年9月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.7提交，并通过引用并入本文) |
10.29*** | 自2010年7月1日起生效的SM Energy Company和Eagle Ford Gathering LLC之间的天然气服务协议(作为注册人截至2010年9月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.3提交，并通过引用并入本文) |
10.30*** | SM能源公司和ETC德克萨斯管道有限公司之间的收集和天然气服务协议于2011年4月1日生效(作为注册人截至2011年6月30日的10-Q表格季度报告的附件10.3提交，并通过引用并入本文) |
10.31*** | ETC德克萨斯管道有限公司和SM能源公司之间于2011年4月1日生效的天然气加工协议(作为注册人截至2011年6月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.4提交，并通过引用并入本文) |
10.32 | SM能源公司和ETC现场服务有限责任公司之间修订和重新签署的天然气收集协议修正案，自2016年2月1日起生效(作为注册人于2016年2月22日提交的8-K表格当前报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文) |
21.1* | 注册人的子公司 |
23.1* | 安永律师事务所同意 |
23.2* | 莱德斯科特公司(Ryder Scott Company L.P.)同意 |
24.1* | 授权书 |
31.1* | 根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条对首席执行官的认证 |
31.2* | 根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条对首席财务官的认证 |
32.1** | 依据“2002年萨班斯-奥克斯利法案”第906条通过的“美国法典”第18编第1350条的认证 |
99.1* | 莱德·斯科特审计信 |
| 101.INS | 内联XBRL实例文档-实例文档不显示在交互数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。 |
| | | | | |
| 101.SCH* | 内联XBRL架构文档 |
| 101.CAL* | 内联XBRL计算链接库文档 |
| 101.LAB* | 内联XBRL标签Linkbase文档 |
| 101.PRE* | 内联XBRL演示文稿链接库文档 |
| 101.DEF* | 内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档 |
| 104 | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101.INS中) |
_____________________________________
| | | | | |
| * | 与这份报告一起提交的。 |
| ** | 提供了这份报告。 |
| *** | 本展品的某些部分已经过编辑，并受美国证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)根据《交易法》第24b-2条授予的保密处理令的约束。 |
| † | 展品构成管理合同或补偿计划或协议。 |
| †† | 展品构成管理合同或补偿计划或协议。本文件在2010年7月30日进行了修改，主要是为了反映注册人的名称从圣玛丽土地勘探公司改为SM能源公司。本文件中的实质性条款和条件没有实质性变化。 |
| + | 展品构成管理合同或补偿计划或协议。本文件于2010年11月9日修订，目的是进行技术性修订，以确保遵守《国税法》第409a条的规定。本文件中的实质性条款和条件没有实质性变化。 |
| |
(C)财务报表附表。请参阅上文第15(A)项。
项目16.表格10-K总结
没有。
签名
根据1934年“证券交易法”第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签名者代表其签署本报告。
| | | | | | | | | | | |
| | SM能源公司 |
| | (注册人) |
| | | |
| 日期： | 2022年2月25日 | 由以下人员提供： | /s/赫伯特·S·沃格尔 |
| | | 赫伯特·S·沃格尔 |
| | | 总裁兼首席执行官 |
| | | (首席行政主任) |
一般授权书
通过此等陈述，我知道所有人，以下签名的每个人构成并指定Herbert S.Vogel和A.Wade Pursell各自的真实合法的事实代理人和代理人，他们都有充分的权力单独行动，以他或她的名义，以任何和所有的身份，以任何和所有的身份，签署本Form 10-K格式的截至2021年12月31日的财政年度的本年度报告的任何修正案，并将其提交，并附上证物兹批准并确认上述每一名事实受权人或其一名或多名替代者可凭藉本条例作出或安排作出的所有事情。
根据交易法的要求，本报告已由以下人员代表注册人在指定日期以注册人身份签署。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 签名 | | 标题 | | 日期 |
| | | | |
| /s/赫伯特·S·沃格尔 | | 总裁兼首席执行官，董事 | | 2022年2月25日 |
| 赫伯特·S·沃格尔 | | (首席行政主任) | | |
| | | | |
| | | | |
| /s/A韦德·普塞尔(Wade Pursell) | | 执行副总裁兼首席财务官 | | 2022年2月25日 |
| A.韦德·普塞尔(Wade Pursell) | | (首席财务官) | | |
| | | | |
| | | | |
| /s/帕特里克·A·莱特尔 | | 副总裁兼首席财务官兼财务总监 | | 2022年2月25日 |
| 帕特里克·A·莱特尔 | | (首席会计官) | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 签名 | | 标题 | | 日期 |
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| /s/威廉·D·沙利文(William D.Sullivan) | | 董事会主席 | | 2022年2月25日 |
| 威廉·D·沙利文 | | | | |
| | | | |
| | | | |
| /s/Carla J.Bailo | | 董事 | | 2022年2月25日 |
| 卡拉·J·贝洛 | | | | |
| | | | |
| | | | |
| /s/Stephen R.Brand | | 董事 | | 2022年2月25日 |
| 斯蒂芬·R·布兰德 | | | | |
| | | | |
| | | | |
| /s/拉米罗·G·秘鲁 | | 董事 | | 2022年2月25日 |
| 拉米罗·G·秘鲁 | | | | |
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| /s/安妮塔·M·鲍尔斯 | | 董事 | | 2022年2月25日 |
| 安妮塔·M·鲍尔斯 | | | | |
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| /s/胡里奥·M·昆塔纳 | | 董事 | | 2022年2月25日 |
| 胡里奥·M·昆塔纳 | | | | |
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| 罗斯·M·罗伯逊 | | 董事 | | 2022年2月25日 |
| 罗丝·M·罗伯逊 | | | | |
