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美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
依据第13或15(D)条提交的周年报告
1934年《证券交易法》
截至本财政年度止12月31日, 2021
佣金文件编号1-10447
COTERRA能源公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | | | | |
| 特拉华州 | | 04-3072771 |
(述明或其他司法管辖权
公司或组织) | | (税务局雇主
识别码) |
三大纪念性城市广场,
盖斯纳路840号, 1400套房, 休斯敦, 德克萨斯州77024
(主要执行机构地址，包括邮政编码)
(281) 589-4600
(注册人的电话号码，包括区号)
根据该法第12(B)条登记的证券：
| | | | | | | | |
| 每个班级的标题 | 交易代码 | 注册的每个交易所的名称 |
| 普通股，每股面值0.10美元 | CTRA | 纽约证券交易所 |
根据该法第12(G)条登记的证券：无
如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是 ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。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时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是 ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是 ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 大型加速文件服务器 | ☒ | 加速文件管理器 | ☐ | | 非加速文件服务器
| ☐ | 规模较小的报告公司 | ☐ | 新兴成长型公司 | ☐ |
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐ 用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。 ☒
用复选标记表示登记人是否为空壳公司(如该法第12b-2条所界定)。是☐ No ☒
截至注册人最近完成的第二财季的最后一个营业日(根据2021年6月30日纽约证券交易所的收盘价)，非关联公司持有的普通股每股面值0.10美元的总市值约为0.10美元6.9十亿美元。
截至2022年2月24日，有813,757,948已发行普通股。
以引用方式并入的文件
将于2022年4月29日召开的股东周年大会的委托书部分内容通过引用并入本报告第三部分。
目录
| | | | | | | | |
| | | 页 |
第一部分 | | |
项目1和2 | 企业和物业 | 7 |
第1A项 | 风险因素 | 28 |
项目1B | 未解决的员工意见 | 44 |
第3项 | 法律诉讼 | 44 |
项目4 | 煤矿安全信息披露 | 44 |
| 关于我们的执行官员的信息 | 45 |
第II部 | | |
第5项 | 注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 | 46 |
项目6 | [已保留] | 48 |
第7项 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 48 |
第7A项 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 62 |
项目8 | 财务报表和补充数据 | 66 |
项目9 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 117 |
第9A项 | 控制和程序 | 117 |
项目9B | 其他信息 | 117 |
项目9C | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 117 |
第三部分 | | |
第10项 | 董事、高管与公司治理 | 118 |
项目11 | 高管薪酬 | 118 |
项目12 | 某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项 | 118 |
第13项 | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | 118 |
项目14 | 首席会计费及服务 | 118 |
第四部分 | | |
项目15 | 展品和财务报表附表 | 119 |
项目16 | 表格10-K摘要 | 123 |
前瞻性信息
本报告包括符合联邦证券法的前瞻性陈述。除有关历史事实的陈述外，本报告中的所有陈述均为前瞻性陈述。这些前瞻性陈述包括但不限于有关未来财务和经营业绩和结果、涉及Cimarex能源公司(“Cimarex”)的合并的预期影响和某些其他事项、战略追求和目标、市场价格、未来对冲和风险管理活动的陈述，以及本报告中包含的其他非历史事实的陈述。“预期”、“项目”、“估计”、“相信”、“预期”、“打算”、“预算”、“计划”、“预测”、“目标”、“预测”、“潜在”、“可能”、“可能”、“应该”、“可能”、“将会”、“将会”、“战略”、“展望”以及类似的表述也是为了识别前瞻性表述。我们不能保证本报告中的前瞻性陈述将按预期发生，实际结果可能与本报告中的结果大相径庭。前瞻性陈述是基于当前的预期和假设，这些预期和假设涉及一些风险和不确定因素，可能导致实际结果与本报告中的结果大相径庭。这些风险和不确定性包括但不限于冠状病毒(“新冠肺炎”)大流行的持续影响及其对我们的业务、财务状况、运营结果和整体经济的影响，我们和Cimarex的业务未能成功整合的风险，涉及Cimarex的合并所节省的成本和任何其他协同效应可能未完全实现或实现时间可能长于预期的风险, 我们手头现金和其他流动性来源的可用性用于资助我们的资本支出、石油输出国组织成员国和其他出口国之间的行动或争端、市场因素、石油和天然气的市场价格(包括地域差异)、未来钻探和营销活动的结果、未来的生产和成本、立法和监管举措、电子、网络或有形安全漏洞，以及在本文和其他美国证券交易委员会提交给美国证券交易委员会(SEC)的文件中详细描述的其他因素。其他重要风险、不确定因素和其他因素在本报告第一部分项目1A的“风险因素”中作了说明。前瞻性陈述是基于作出陈述时管理层的估计和意见。除非适用法律要求，否则我们没有义务更新或修改任何前瞻性陈述，无论是由于新信息、未来事件或其他原因。告诫您不要过度依赖这些前瞻性陈述，这些陈述仅说明截至本文发布之日的情况。
投资者应该注意到，我们在美国证券交易委员会备案文件、新闻稿和公开电话会议中宣布重大财务信息。根据美国证券交易委员会的指导，我们可能会使用我们网站(www.coterra.com)的投资者部分与投资者进行沟通。在那里张贴的财务和其他信息可能被认为是重要信息。我们网站上的信息不是本报告的一部分，也不包括在本报告中。
风险因素摘要
以下是可能对我们的业务、财务状况、运营结果和/或现金流产生不利影响的主要风险的摘要：
业务和运营风险
•商品价格波动和商品价格下跌对我们业务的潜在减记的影响；
•钻探油井和天然气井，因为这类活动风险很高，可能造成额外的危险和风险，可能造成重大财务损失；
•大流行病、卫生危机和自然灾害等突发事件造成的干扰的影响；
•我们的已探明储量估计和任何可能导致我们的储量被夸大或低估的重大不准确；
•评估可采储量的预期收益和潜在负债的不确定性；
•我们发现或获得经济上可开采的更多石油和天然气储量的能力，包括开发我们已探明的未开发储量和相关的资本支出；
•战略决策和我们在战略机遇中适当分配资本和资源的潜在失败；
•我们出售石油、天然气和天然气生产的能力，包括相关的运输和加工风险；
•由于评估可采储量和其他预期收益以及潜在负债的不确定性，我们收购资产后的价值；
•整合我们已有或可能收购的业务和物业；
•我们对我们不经营的物业活动的有限控制；
•可能已被补偿油井部分耗尽或排干的油井，或者可能受到其他经营者在钻探、完成或操作自己拥有的油井时可能采取的行动的不利影响的油井；
•如果没有在租约规定的时间内建立生产，或者如果我们没有在支付数量的情况下保持生产，可能会造成租约损失；
•针对我们的系统、石油和天然气行业系统和基础设施或我们的第三方服务提供商的系统的网络攻击；
与债务、对冲活动和财务状况有关的风险
•我们的大量资本需求，以及我们以令人满意的条件或根本没有能力获得所需融资的能力；
•与我们的债务相关的风险和我们债务协议的规定，以及使我们面临财务损失风险并限制石油和天然气价格上涨给我们带来的潜在好处的对冲安排；
法律、监管和政府风险
•ESG关注或公众对我们和/或我们的行业的负面看法，以及与石油和天然气开发和水力压裂使用有关的联邦和州立法、司法行动和监管倡议；
•我们有能力为我们的石油和天然气生产业务获得足够的水供应，以及以经济和环境安全的方式处置或回收我们使用的水的能力；
•通过气候变化立法或法规限制温室气体排放，投资者对与气候有关的披露施加压力，以及诉讼；
•与气候有关的各种风险，包括各种过渡性风险、政策和法律风险、技术风险、市场风险、声誉风险和实际风险；
•与个人数据处理有关的隐私和数据保护法律、规则和指令；
•潜在的税法变化；
与合并相关的其他风险
•客户、分销商、服务提供商、供应商、供应商、合资企业参与者和其他业务对手方的潜在损失以及现有合同的可能终止；
•未能实现合并的所有预期收益；
•本公司普通股市场价格的波动及其在合并后大量出售本公司普通股的潜在跌幅；
•我们利用Cimarex历史净营业亏损结转和其他税务属性的能力可能受到限制；
与我们的公司结构相关的风险
•特拉华州法律以及我们的章程和章程的规定可能会阻碍控制权交易的变化，并阻止股东从他们的投资中获得溢价；
•我们董事因违反受托注意义务而造成的金钱损害的个人责任受《特拉华州公司法》和我们的章程的限制；
•我们的章程中包含的独家法庭条款可能会限制我们的股东在与我们或我们的董事、高管或其他员工发生纠纷时获得有利的司法论坛的能力；
一般风险因素
•关键人员的潜在损失和可能无法为我们所面临的所有经营风险投保；
•我们的许多竞争对手拥有更多的财政和技术资源，这可能会对我们的竞争地位产生不利影响；以及
•关于宣布、支付和分配给我们股东的未来股息金额的不确定性。
某些石油和天然气术语词汇
以下是石油和天然气行业中常用的某些术语的缩写和定义，这些术语包含在本年度报告的10-K表格中：
Bbl。一桶库存油桶，或42美国加仑液体体积，用于指油或其他液态碳氢化合物。
Bcf.10亿立方英尺的天然气。
英国央行。桶油当量。
DD&A。损耗、折旧和摊销。
ESG.环境、社会和治理。
公认会计原则。美国普遍接受的会计原则
温室气体。温室气体。
Mbbl.一千桶石油或其他液态碳氢化合物。
Mbblpd。每天1000桶石油或其他液态碳氢化合物。
MBoe。一千桶油当量。
MBoepd。每天一千桶油当量。
麦克夫。一千立方英尺的天然气。
MMbbl.100万桶石油或其他液态碳氢化合物。
嗯，好吧。一百万桶油当量。
MMBtu.百万英制热量单位。
MMcf.100万立方英尺的天然气。
MMcfpd。每天100万立方英尺的天然气。
净英亩或净油井。 在总英亩或总油井中拥有的部分工作权益的总和，以整数和整数的分数表示。
净生产量。 总产量乘以净收入利息。
NGL。 天然气液体。
纽约商品交易所。 纽约商品交易所。
纽约证券交易所。 纽约证券交易所。
欧佩克+。石油输出国组织和其他石油出口国。
探明的已开发储量。已开发储量是指可预期回收的储量：(1)通过现有设备和作业方法的现有油井，或所需设备成本相对较小的油井
与新油井的成本相比；及(2)通过已安装的开采设备和在储量估计时运行的基础设施(如果开采方式不涉及油井)。
已探明储量。已探明储量是指那些通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计从某一特定日期起、从已知油气藏开始，在现有经济条件和经营方法下，在提供经营权的合同到期之前是经济上可生产的数量，除非有证据表明续期是合理确定的，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者经营者必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。
现有的经济条件包括确定水库经济生产能力的价格和成本。价格应为报告所涉期间结束日期之前12个月期间的平均价格，确定为该期间内每个月的月初1日价格的未加权算术平均值，除非价格由合同安排确定，不包括基于未来条件的升级。
已探明的未开发储量。未开发储量是指预计将从未钻井面积上的新油井或需要相对较大支出的现有油井中回收的储量。未钻探面积的储量仅限于直接抵消在钻探时合理确定产量的开发间隔区，除非有证据证明在更远的距离上经济生产具有合理确定性。只有在通过了一项开发计划，表明计划在五年内进行钻探的情况下，未钻探的地点才可被归类为具有未开发储量，除非具体情况证明有更长的时间。在任何情况下，未开发储量的估计都不能归因于考虑应用注液或其他改进的开采技术的任何面积，除非该等技术已被同一油藏或类似油藏的实际项目证明有效，或通过使用可靠技术的其他证据证明是合理的确定性。
土豆。 事实证明是不发达的。
美国证券交易委员会。 美国证券交易委员会。
美国 美国。
WTI。 西德克萨斯中质原油是一种从德克萨斯州西部油田生产的轻甜混合油，是用作石油定价基准的一个等级的石油。
能源当量是用一桶原油、凝析油或天然气与六立方英尺天然气的比率来确定的。
第一部分
项目1和2.业务和财产
Coterra Energy Inc.(“Coterra”、“Our”、“We”和“Us”)是一家独立的石油和天然气公司，从事石油、天然气和天然气的开发、勘探和生产。我们的资产集中在已知碳氢化合物资源的地区，这有利于多井、可重复的开发计划。我们在美国大陆的石油和天然气开发、勘探和生产部门开展业务。
我们的总部设在德克萨斯州的休斯敦。我们还在匹兹堡、宾夕法尼亚州、得克萨斯州米德兰和俄克拉何马州塔尔萨设有地区办事处。
2021年10月1日，我们完成了与Cimarex Energy Co.(Cimarex)的合并交易。Cimarex是一家石油和天然气勘探和生产公司，在德克萨斯州、新墨西哥州和俄克拉何马州有业务。根据与合并有关的合并协议(“合并协议”)的条款，以及在合并协议规定的若干例外情况下，Cimarex的每股合资格普通股在交易完成时被转换为有权获得4.0146股我们的普通股。作为合并完成的结果，我们向Cimarex股东发行了约4.082亿股普通股(不包括为取代某些先前尚未发行的Cimarex限制性股票而授予的股份)。此外，2021年10月1日，我们更名为Coterra Energy Inc.。
作为合并的结果，我们在德克萨斯州和新墨西哥州的二叠纪盆地以及俄克拉何马州的阿纳达科盆地增加了大量资产和业务。截至2021年12月31日，Cimarex遗留业务的已探明储量占我们以京东方为基础的已探明储量总额的25%。合并为我们提供了地理、大宗商品和资产多元化，对石油、天然气和NGL的敞口，我们相信这将使我们对市场波动和其他影响任何单一大宗商品、地区或盆地的因素具有更强的适应能力。我们相信，我们在美国每个主要的石油和天然气盆地都有几十年的高回报开发地点的库存，我们在Marcellus页岩的净面积约为177,000英亩，在二叠纪盆地的净面积约为306,000英亩，在阿纳达科盆地的净面积约为182,000英亩。我们相信，合并将为我们的股东创造长期价值，并使我们成为一家一流的勘探和生产公司，拥有规模、库存和财务实力，能够在各种大宗商品价格周期中提供可持续的回报。
截至合并生效时，我们的董事会重组为10名成员，其中5名董事曾在我们的董事会任职，5名董事曾在Cimarex董事会任职。此外，在合并生效时，我们对我们的执行管理团队进行了调整，包括任命Dan O.Dinges先生(我们的前总裁和首席执行官)为我们的董事会执行主席，任命Thomas E.Jorden先生(Cimarex的前首席执行官和总裁)为我们的首席执行官和总裁。
本Form 10-K年度报告中列出的某些经营信息不包括Cimarex在合并完成前的活动。
战略
Coterra是一家专注于美国的顶级勘探和生产公司。我们拥抱创新、技术和数据，努力为我们的投资者、我们的团队成员和我们运营的社区创造价值。我们相信，以下战略重点将有助于推动价值创造和长期成功。
产生可持续的回报。我们的优质资产、训练有素的资本投资和在大宗商品价格周期中产生的强劲现金流，使我们有信心为我们的股东提供我们认为是可持续的回报。合并完成后，我们将普通股的年度基本股息提高到每股0.50美元，并在2022年2月再次提高到每股0.60美元，这表明了我们对我们的商业模式的信心。自2021年10月1日以来，我们通过基数加可变股息和特别股息向股东返还了6.52亿美元。此外，与我们注重回报的战略一致，2022年2月，我们的董事会还批准了一项新的12.5亿美元的股票回购计划，取代了我们之前宣布的股票回购计划。连同我们的基数加可变股息，我们仍然致力于将至少50%的自由现金流返还给我们的股东，定期用我们的股票回购计划补充这些回报中的任何一项，同时在除最低大宗商品环境之外的所有环境下，继续专注于运营门槛的30%现金流。
在顶层职位上进行有纪律的资本配置。我们相信，我们有能力在我们的资产组合中产生可持续的回报，这些资产组合提供了规模、资本选择和低盈亏平衡投资选择。我们预计，按照目前的运行速度，我们的钻探库存将在几十年内得到开发。我们致力于保持一个
严谨的资本投资战略，利用技术和创新最大化资本效率和运营执行力。我们认为，马塞卢斯页岩、二叠纪盆地和阿纳达科盆地拥有三个作业区域，提供了多样化的地理、大宗商品和收入来源，这应该会支持通过大宗商品价格周期产生强劲而稳定的现金流。在2021年第四季度，我们将运营现金流的44%投资于我们的钻井项目，并通过股息支付向股东返还了每股0.80美元。
保持财务实力。我们认为，在一个暴露于大宗商品价格波动的周期性行业中，保持行业领先的资产负债表以及显著的财务灵活性是当务之急。我们相信，我们的资产基础、收入多样性、低成本结构和强劲的资产负债表为我们提供了在各种大宗商品价格环境中蓬勃发展所需的灵活性。由于在2024年之前没有重大债务到期，2021年底现金余额为10亿美元，以及我们循环信贷安排下15亿美元的未使用承诺，我们相信我们处于有利地位，能够保持我们的资产负债表实力。
注重安全、负责任和可持续的运营。 我们相信，负责任地开发石油和天然气资源为一个光明的未来提供了机会，一个通过技术和创新建立的未来，为今天和明天带来繁荣。我们的运营重点是通过在我们的运营中积极实施从设计阶段到设备改进的技术来限制和减少我们的甲烷排放和燃烧活动，从而使我们的运营在环境和社会上更可持续。我们的安全计划建立在强调个人责任和安全领导力的基础上。此外，我们注重实际和可持续的环境倡议，促进水的有效利用，帮助保护水质，消除或减少排放，并将对地表的影响降至最低。我们致力于负责任地管理我们的资源，并在我们的管理团队和我们多样化且经验丰富的董事会的指导下实施可持续的做法。
2022年展望
我们的2022年资本计划预计约为14亿至15亿美元，其中12.25亿至13.25亿美元用于钻井和完井活动。我们预计，到2022年，我们三个作业区域的净油井总数将达到134至153口。约49%的钻井和完井资本将投资于二叠纪盆地，44%投资于马塞卢斯页岩，其余投资于阿纳达科盆地。中游、海水处理、电气化、基础设施和其他投资预计在今年总计约1.75亿美元。
财产说明
我们的业务主要集中在三个作业区域-宾夕法尼亚州东北部的马塞卢斯页岩，德克萨斯州西部和新墨西哥州东南部的二叠纪盆地，以及俄克拉何马州中大陆地区的阿纳达科盆地。
马塞卢斯页岩
我们的马塞卢斯页岩资产主要位于宾夕法尼亚州的萨斯奎哈纳县，我们目前在马塞卢斯页岩的干气窗口拥有约177,000英亩的净面积。我们在马塞卢斯地区2021年的净产量为389 MBoepd，占我们当年总同等产量的85%。截至2021年12月31日，我们在马塞卢斯页岩总共有954.0口净井，其中约99%由我们运营。
在2021年期间，我们在马塞卢斯投资了5.94亿美元，我们在2021年离开时有两个钻井平台在运行，并计划在2022年离开时有两个钻井平台在运行。
二叠纪盆地
我们的二叠纪盆地物业主要位于被称为特拉华盆地的二叠纪盆地的西半部，目前我们在那里拥有约306,000英亩的净地。我们的开发活动主要集中在卡尔伯森的WolfCamp页岩和德克萨斯州的里夫斯县，以及新墨西哥州的Lea和Eddy县。我们在二叠纪盆地的2021年净产量，即2021年10月1日合并完成后该盆地的产量，为211 MBoepd，占我们当年总同等产量的12%。截至2021年12月31日，我们在二叠纪盆地总共有1164.4口净井，其中约79%由我们运营。
2021年，我们在二叠纪盆地投资了1.47亿美元，这是合并完成后在该盆地投资的金额。我们在2021年退出时有6个钻井平台在发挥作用，并计划在2022年退出时有6个钻井平台在运行。
阿纳达科盆地
我们的阿纳达科盆地物业主要位于俄克拉何马州，目前我们在那里拥有约182,000英亩的净地。我们的开发活动主要集中在俄克拉荷马州的伍德福德页岩和Meramec地层。我们在阿纳达科盆地的2021年净产量，即2021年10月1日合并完成后该盆地的产量，为59MBoepd，占我们本年度同等总产量的3%。截至2021年12月31日，我们在阿纳达科盆地总共有568.0口净井，其中约57%由我们运营。
2021年期间，我们在阿纳达科盆地投资了200万美元，这是合并完成后在该盆地投资的金额。在2021年底，我们没有钻井平台在发挥作用，但在2022年上半年，根据市场状况，我们计划在发挥作用的最多两个钻井平台。
其他属性
除了勘探、开发和生产业务外，我们还运营多个天然气和盐水处理收集系统。我们的大部分收集基础设施位于德克萨斯州，直接支持我们的二叠纪盆地运营。我们的收集系统使我们能够快速连接新井，并将天然气从井口直接输送到州际管道、天然气处理设施和采出水处理设施。对我们收集管道系统的控制也使我们能够运输第三方生产的天然气。此外，我们可以从事开发钻探，而无需依赖第三方来运输我们的天然气或采出水，并且只需为我们的系统增加管道和压缩机的增量成本。
市场营销学
根据长期和短期销售合同，我们几乎所有的石油和天然气生产都以对市场敏感的价格出售。我们向广泛的客户组合销售石油、天然气和天然气，包括工业客户、当地分销公司、石油和天然气营销商、主要能源公司、管道公司和发电设施。
从历史上看，对天然气的需求一直是季节性的，需求高峰和价格通常在冬季几个月出现。
我们还会产生运输和收集费用，将石油和天然气生产从井口转移到我们在美国的主要市场。我们马塞卢斯和阿纳达科盆地的大部分天然气生产是通过第三方收集系统进行收集的，而我们二叠纪盆地的大部分天然气生产是通过公司拥有和运营的收集系统进行收集的。我们的大部分天然气是通过州际管道运输的，我们在这些管道上有长期合同运力安排，或者根据长期和短期销售合同使用买方拥有的运力。
到目前为止，我们在运输或销售我们的产品方面没有遇到重大困难，因为它是可获得的；然而，不能保证我们总是能够运输和销售我们所有的产品。
交付承诺
我们已经签订了各种确定的天然气运输和销售合同。我们相信，我们将有足够的产量来履行基本上所有的承诺，但可能需要从第三方购买天然气，以满足出现短缺的情况。
下表列出了截至2021年12月31日我们坚定的销售承诺摘要： | | | | | | | | |
| | Natural Gas (in Bcf) |
| 2022 | | 652 | |
| 2023 | | 644 | |
| 2024 | | 601 | |
| 2025 | | 577 | |
| 2026 | | 572 | |
| | |
根据大多数这些确定的销售合同，我们利用我们公司的部分运输能力来运输天然气，并签订了许多运输我们产品的协议。其中一些合同有容量要求，如果我们的产量不足以满足条款，可能需要支付资金缺口罚款。然而，我们认为，根据我们目前已探明的储量和产量水平，我们不会有任何到期的财务承诺来履行这些义务。
风险管理
我们不时使用衍生金融工具来管理与我们的石油和天然气生产相关的价格风险。尽管有许多不同类型的衍生品可供选择，但我们通常使用套头、掉期、滚动差价掉期和基差掉期协议，旨在帮助我们管理价格风险。套圈安排是看跌期权和看涨期权的组合，用于确定一定时间段内固定产量的最低和最高价格。它们规定，如果指数价格超过上限，则向交易对手付款，如果指数价格跌破下限，则由交易对手付款。掉期协议要求根据该期间的指数价格高于或低于掉期协议为特定期间确定的固定价格，向交易对手付款或从交易对手获得收入。
2021年期间，底价为每桶29.00美元至40.00美元、上限价格为每桶34.15美元至51.10美元的油环覆盖了370万桶石油，即45%的石油产量，加权平均价格为每桶44.37美元。石油基础掉期覆盖了320万桶石油，占石油产量的40%，加权平均价格为每桶0.08美元。石油滚动差价掉期覆盖了160万桶石油，占石油产量的20%，加权平均价格为每桶0.10美元。
2021年期间，底价从1.5美元/MMBtu到2.85美元/MMBtu，上限价格从1.75美元/MMBtu到3.94美元/MMBtu的天然气套圈覆盖了天然气产量的193.2 bcf，即21%，加权平均价格为2.85美元/MMBtu。天然气掉期覆盖了56.3Bcf，或6%的天然气产量，加权平均价格为每MMBtu 3.16美元。
截至2021年12月31日，我们拥有以下未偿还金融商品衍生品：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 领子 | | 掉期 |
| | | | | | 地板 | | 天花板 | | 基差互换 | | 滚动掉期 |
| 合同类型 | | 音量(Mbbl) | | 合同期 | | Range ($/Bbl) | | 加权平均值(美元/桶) | | Range ($/Bbl) | | 加权平均值(美元/桶) | | 加权平均值(美元/桶) | | 加权平均值(美元/桶) |
| 原油(WTI) | | 630 | | Jan. 2022-Mar. 2022 | | $ | — | | | $ | 35.00 | | | $45.15-$45.40 | | $ | 45.28 | | | | | |
| 原油(WTI) | | 1,629 | | | Jan. 2022-Jun. 2022 | | $35.00-$37.50 | | $ | 36.11 | | | $48.38-$51.10 | | $ | 49.97 | | | | | |
| 原油(WTI) | | 2,730 | | | Jan. 2022-Sep. 2022 | | $ | — | | | $ | 40.00 | | | $47.55-$50.89 | | $ | 49.19 | | | | | |
| 原油(WTI) | | 2,920 | | | Jan. 2022-Dec. 2022 | | $ | — | | | $ | 57.00 | | | $72.20-$72.80 | | $ | 72.43 | | | | | |
原油(WTI Midland)(1) | | 630 | | | Jan. 2022-Mar. 2022 | | | | | | | | | | $ | 0.11 | | | |
原油(WTI Midland)(1) | | 1,448 | | | Jan. 2022-Jun. 2022 | | | | | | | | | | $ | 0.25 | | | |
原油(WTI Midland)(1) | | 1,911 | | | Jan. 2022-Sep. 2022 | | | | | | | | | | $ | 0.38 | | | |
原油(WTI Midland)(1) | | 2,920 | | | Jan. 2022-Dec. 2022 | | | | | | | | | | $ | 0.05 | | | |
| 原油(WTI) | | 630 | | | Jan. 2022-Mar. 2022 | | | | | | | | | | | | $ | (0.24) | |
| 原油(WTI) | | 724 | | | Jan. 2022-Jun. 2022 | | | | | | | | | | | | $ | (0.20) | |
| 原油(WTI) | | 1,911 | | | Jan. 2022-Sep. 2022 | | | | | | | | | | | | $ | 0.10 | |
________________________________________________________
(1)根据这些基差掉期，该公司支付的指数价格为西德克萨斯中质原油，这是Argus America原油报价。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 领子 | | | | |
| | | | | | 地板 | | 天花板 | | | | |
| 合同类型 | | 音量(MMBtu) | | 合同期 | | 射程
($/MMBtu) | | 加权的-
平均值
($/MMBtu) | | 射程
($/MMBtu) | | 加权的-
平均值
($/MMBtu) | | | | |
| 天然气(NYMEX) | | 36,000,000 | | | Jan. 2022-Mar. 2022 | | $4.00 - $4.75 | | $ | 4.38 | | | $5.00 - $10.32 | | $ | 6.97 | | | | | |
| 天然气(NYMEX) | | 42,800,000 | | | Apr. 2022 - Oct. 2022 | | $3.00 - $3.50 | | $ | 3.19 | | | $4.07 - $4.83 | | $ | 4.30 | | | | | |
天然气(Perm EP)(1) | | 1,800,000 | | | Jan. 2022-Mar. 2022 | | $1.80 - $1.90 | | $ | 1.85 | | | $2.18 - $2.19 | | $ | 2.18 | | | | | |
天然气(Perm EP)(1) | | 3,620,000 | | | Jan. 2022-Jun. 2022 | | $ | — | | | $ | 2.40 | | | $2.85 - $2.90 | | $ | 2.88 | | | | | |
天然气(Perm EP)(1) | | 7,300,000 | | | Jan. 2022-Dec. 2022 | | $ | — | | | $ | 2.50 | | | $ | — | | | $ | 3.15 | | | | | |
天然气(PEPL)(2) | | 3,600,000 | | | Jan. 2022-Mar. 2022 | | $1.90 - $2.10 | | $ | 2.00 | | | $2.35 - $2.44 | | $ | 2.40 | | | | | |
天然气(PEPL)(2) | | 3,620,000 | | | Jan. 2022-Jun. 2022 | | $ | — | | | $ | 2.40 | | | $2.81 - $2.91 | | $ | 2.86 | | | | | |
天然气(PEPL)(2) | | 7,300,000 | | | Jan. 2022-Dec. 2022 | | $ | — | | | $ | 2.60 | | | $ | — | | | $ | 3.27 | | | | | |
天然气(娃哈)(3) | | 3,600,000 | | | Jan. 2022-Mar. 2022 | | $1.70 - $1.84 | | $ | 1.77 | | | $2.10 - $2.20 | | $ | 2.15 | | | | | |
天然气(娃哈)(3) | | 3,620,000 | | | Jan. 2022-Jun. 2022 | | $ | — | | | $ | 2.40 | | | $2.82 - $2.89 | | $ | 2.86 | | | | | |
天然气(娃哈)(3) | | 2,730,000 | | | Jan. 2022-Sep. 2022 | | $ | — | | | $ | 2.40 | | | $ | — | | | $ | 2.77 | | | | | |
天然气(娃哈)(3) | | 7,300,000 | | | Jan. 2022-Dec. 2022 | | $ | — | | | $ | 2.50 | | | $ | — | | | $ | 3.12 | | | | | |
________________________________________________________
(1)这些套圈的指数价格是埃尔帕索天然气公司，二叠纪盆地指数(“Perm EP”)，如普拉特的Inside FERC所述。
(2)根据Platt‘s Inside FERC的报价，这些套圈的指标价是狭长柄东部管道，德州/OK中大陆指数(“PEPL”)。
(3)根据Platt‘s Inside FERC的报价，这些气环的指标价为Waha West Texas Natural Gas Index(“Waha”)。
2022年初，我们达成了以下未偿还金融商品衍生品： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 领子 |
| | | | | | 地板 | | 天花板 |
| 合同类型 | | 音量(MMBtu) | | 合同期 | | 射程
($/MMBtu) | | 加权的-
平均值
($/MMBtu) | | 射程
($/MMBtu) | | 加权的-
平均值
($/MMBtu) |
| 天然气(NYMEX) | | 71,500,000 | | Apr. 2022-Dec. 2022 | | $3.50 - $4.25 | | $ | 3.84 | | | $4.75 - $6.65 | | $ | 5.39 | |
| 天然气(NYMEX) | | 10,700,000 | | | Apr. 2022-Oct. 2022 | | $ | — | | | $ | 4.00 | | | $5.60 - $5.69 | | $ | 5.63 | |
| 天然气(NYMEX) | | 7,550,000 | | | Nov. 2022-Mar. 2023 | | $ | — | | | $ | 4.00 | | | $7.06 - $7.10 | | $ | 7.08 | |
我们预计2022年及以后的石油和天然气产量中，有很大一部分目前没有对冲，直接受到石油和天然气价格波动的影响，无论是有利的还是不利的。我们将在未来继续评估使用衍生品的好处。有关我们使用衍生工具的进一步讨论，请阅读“管理层对财务状况和经营结果的讨论与分析”和“关于市场风险的定量和定性披露”。
储量
下表列出了我们截至所示日期的估计已探明储量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 石油(Mbbl) | | | | | |
| 已探明已开发储量 | 153,010 | | | — | | | — | |
已探明未开发储量(1) | 36,419 | | | — | | | — | |
| 189,429 | | | — | | | — | |
| 天然气(Bcf) | | | | | |
| 已探明已开发储量 | 10,691 | | | 8,608 | | | 8,056 | |
已探明未开发储量(1) | 4,204 | | | 5,064 | | | 4,847 | |
| 14,895 | | | 13,672 | | | 12,903 | |
| NGL(Mbbl) | | | | | |
| 已探明已开发储量 | 193,598 | | | — | | | — | |
已探明未开发储量(1) | 27,017 | | | — | | | — | |
| 220,615 | | | — | | | — | |
| | | | | |
油当量(MBOE) | 2,892,582 | | | 2,278,636 | | | 2,150,422 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
______________________________________________________________________________(1)2021年、2020年和2019年的已探明未开发储量分别包括已钻探但未完成的储量80MMBOE、40MMBOE和131MMBOE。
我们于2021年12月31日的探明储量较2020年12月31日的2,279MMBOE增加614MMBOE，或27%，这主要是由于合并，使我们的探明储量增加了672MMBOE。在2021年期间，我们通过扩建、发现和其他增加增加了171MMBOE的已探明储量，这主要是由于我们在宾夕法尼亚州东北部的Dimock油田的钻探和完井计划的结果。我们的净向下修正为62MMBOE，这主要是由于净向下修正的业绩为97MMBOE，部分被向上修正的34MMBOE所抵消。在2021年期间，我们生产了167 MMBOE。
截至2021年12月31日，我们位于宾夕法尼亚州萨斯奎哈纳县马塞卢斯页岩中的迪莫克油田的储量约占我们总探明储量的75%。
我们的储备对大宗商品价格及其对生产物业的经济生产年限的影响很敏感。我们的储备是根据各种商品的12个月平均指数价格计算的，该指数价格是全年每个月每月价格的非加权算术平均值。商品价格的上涨可能导致财产的经济生产寿命更长，或导致更具经济可行性的已探明未开发储量得到确认。价格下降可能会导致这种性质的负面影响。
有关已探明储量估计的更多信息，请参阅项目8和“风险因素--业务和运营风险--我们的已探明储量”中的“石油和天然气补充信息”，以及Miller and Lents，Ltd.(“Miller and Lents”)和DeGolyer and MacNaughton对此类估计的审计，以及有关我们已探明储量估计的其他信息，包括我们对已探明储量估计所固有的风险。我们储备估计数或基本假设中的任何重大错误都可能导致我们储备的数量和净现值在项目1A中被夸大或低估。
储量估算中使用的技术
我们使用各种传统方法来估计我们的储量，包括递减曲线外推、物质平衡计算、体积计算、类比，在某些情况下还结合使用这些方法。此外，有时我们可以结合传统技术使用地震解释来确认地层的连续性；然而，在体积计算中不使用地震解释。
内部控制
我们的高级副总裁，生产和运营是负责我们的内部储量估计过程的技术人员，并监督我们的企业油藏工程部，该部门由10名工程师组成。他拥有化学工程学士学位，专攻石油工程，拥有超过39年的行业经验，在运营、工程和评估方面的职位责任越来越大。他在储量和油藏工程领域工作了30年，是石油工程师协会的成员。
我们的储量估计过程由我们的企业油藏工程部协调。储备信息，包括型号和其他技术数据，存储在我们网络上的安全数据库中。储量估算过程中使用的某些非技术性投入，包括商品价格、生产和开发成本以及所有权百分比，由其他部门获得，并作为我们年度内部控制程序的一部分进行测试。我们还聘请独立石油工程师Miller和Lents以及DeGolyer和MacNaughton对我们估计的已探明储量进行独立审计。这一过程完成后，估计储量将提交给高级管理层和董事会。
Miller and Lents对我们与Marcellus页岩资产相关的已探明储量估计进行了100%的审计，DeGolyer和MacNaughton对估计净储量进行了独立评估，估计净储量占未来总净收入的80%以上，折现10%可归因于与我们的二叠纪盆地、Anadarko盆地和其他资产(不包括我们的Marcellus页岩资产)相关的已探明储量估计。Miller和Lents以及DeGolyer和MacNaughton都得出结论，根据其判断，我们拥有一个有效的系统来收集数据和记录估计我们已探明储量和预测我们未来收入所需的信息。
米勒和兰茨于2022年1月31日以及DeGolyer和MacNaughton于2022年1月17日发出的审计信函的副本已作为证物以Form 10-K形式提交给本年度报告。
第三方工程师的资格
主要负责审核Miller and Lents的储量估计的技术人员符合石油工程师协会颁布的《石油和天然气储量信息估计和审计标准》中关于资格、独立性、客观性和保密性的要求。Miller and Lents是一家由石油工程师、地质学家、地球物理学家和石油物理学家组成的独立公司；他们在我们的物业中没有权益，也不按或有费用保留。
主要负责审核我们在DeGolyer和MacNaughton的储量估计的技术人员符合石油工程师协会颁布的《石油和天然气储量信息估计和审计标准》中关于资格、独立性、客观性和保密性的要求。DeGolyer和MacNaughton是一家由石油工程师、地质学家、地球物理学家和石油物理学家组成的独立公司；他们在我们的物业中没有权益，也不按或有费用保留。
已探明未开发储量
截至2021年12月31日，我们的未来开发成本为21亿美元，与764MMBOE的PUD储量相关，与2020年12月31日相比减少了80MMBOE。到2022年底，我们预计将基本上完成所有必要的工作，将我们与2021年12月31日已钻井但未完成的油井相关的PUD储量转换为已探明的已开发储量。未来的发展计划反映了当前的商品价格环境，是根据预期的业务现金流制定的。截至2021年12月31日，所有PUD储量预计将在这些储量首次披露后五年内钻探和完成。
下表是对我们的PUD储备(MMBOE)变化的对账： | | | | | |
| | 截至2021年12月31日的年度 |
| 期初余额 | 844 | |
| 转移到已证实的开发阶段 | (264) | |
| 加法 | 131 | |
| 储备的购买到位 | 97 | |
| 订正先前估计数 | (44) | |
| |
| 期末余额 | 764 | |
年内PUD储备的变化是由于：
•根据2021年资本支出总额5.65亿美元，将264MMBOE从PUD转移到已探明的已开发储量；
•宾夕法尼亚州东北部迪莫克油田新增PUD储量131MMBOE；
•购买储备以取代97MMBOE，这主要与合并有关，主要位于二叠纪盆地；以及
•PUD储量下调44MMBOE主要是由于Marcellus页岩的业绩修订所致。
生产、销售价格和生产成本
下表列出了我们石油、天然气和天然气的日总产量和平均日产量；石油、天然气和天然气的平均销售价格；以及每当量的平均生产成本的历史信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2021(1) | | 2020 | | 2019 |
| 生产量 | | | | | | |
| 石油(Mbbl) | | 8,150 | | | — | | | — | |
| 天然气(Bcf) | | 911 | | | 858 | | | 865 | |
| NGL(Mbbl) | | 7,104 | | | — | | | — | |
| 等价物(MBOE) | | 167,113 | | | 142,954 | | | 144,167 | |
| | | | | | |
| 日均生产量 | | | | | | |
| 石油(Mbbl) | | 89 | | | — | | | — | |
| 天然气(Mmcf) | | 2,966 | | | 2,344 | | | 2,371 | |
| NGL(Mbbl) | | 77 | | | — | | | — | |
| 等价物(MBOE) | | 660 | | | 391 | | | 395 | |
| | | | | | |
| 平均售价 | | | | | | |
| 不包括衍生品清算 | | | | | | |
| 石油(美元/桶) | | $ | 75.61 | | | $ | — | | | $ | — | |
| 天然气(美元/mcf) | | $ | 3.07 | | | $ | 1.64 | | | $ | 2.29 | |
| NGL(美元/桶) | | $ | 34.18 | | | $ | — | | | $ | — | |
| 包括衍生工具结算 | | | | | | |
| 石油(美元/桶) | | $ | 60.35 | | | $ | — | | | $ | — | |
| 天然气(美元/mcf) | | $ | 2.73 | | | $ | 1.68 | | | $ | 2.45 | |
| NGL(美元/桶) | | $ | 34.18 | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | |
| 平均生产成本(美元/BOE) | | $ | 0.77 | | | $ | 0.36 | | | $ | 0.36 | |
_______________________________________________________________________________
(1)2021年10月1日，我们完成了合并。本表所列产量信息包括该日期之后一段时间的Cimarex产量，而不包括全年的Cimarex产量。
下表提供了与我们在Dimock气田的权益相关的天然气总产量和平均日产量的历史信息，该气田包含我们总已探明储量的15%或更多。我们在迪莫克油田的利益与石油或天然气生产没有关联： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 生产量 | | | | | | |
| | | | | | |
| 天然气(Bcf) | | 853 | | | 858 | | | 865 | |
| | | | | | |
| 等价物(MBOE) | | 142,223 | | | 142,954 | | | 144,167 | |
| | | | | | |
| 日均生产量 | | | | | | |
| | | | | | |
| 天然气(Mmcf) | | 2,338 | | | 2,344 | | | 2,371 | |
| | | | | | |
| 等价物(MBOE) | | 390 | | | 391 | | | 395 | |
种植面积
本公司于已开发物业及未开发物业的权益主要以根据惯常矿物租约持有的租赁权益形式持有。这些租约为我们提供了在这些物业上开发石油和/或天然气的权利。他们的初选
期限一般从大约三年到十年不等。如果建立了生产，这些属性将保留更长的时间。
下表汇总了我们截至2021年12月31日的已开发和未开发租赁面积： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 种植面积 |
| | 开发 | | 未开发 | | 总计 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 马塞卢斯页岩 | | | | | | | | | | | |
| 宾夕法尼亚州 | 161,808 | | | 161,333 | | | 16,093 | | | 16,015 | | | 177,901 | | | 177,348 | |
| 161,808 | | | 161,333 | | | 16,093 | | | 16,015 | | | 177,901 | | | 177,348 | |
| 二叠纪盆地 | | | | | | | | | | | |
| 新墨西哥州 | 144,942 | | | 104,470 | | | 65,533 | | | 46,099 | | | 210,475 | | | 150,569 | |
| 德克萨斯州 | 196,848 | | | 130,070 | | | 31,697 | | | 25,562 | | | 228,545 | | | 155,632 | |
| 341,790 | | | 234,540 | | | 97,230 | | | 71,661 | | | 439,020 | | | 306,201 | |
| 阿纳达科盆地 | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 俄克拉荷马州 | 305,621 | | | 140,347 | | | 87,100 | | | 41,993 | | | 392,721 | | | 182,340 | |
| | | | | | | | | | | |
| 305,621 | | | 140,347 | | | 87,100 | | | 41,993 | | | 392,721 | | | 182,340 | |
| 其他 | | | | | | | | | | | |
| 亚利桑那州 | 17,207 | | | 17,207 | | | 2,097,841 | | | 2,097,841 | | | 2,115,048 | | | 2,115,048 | |
| 加利福尼亚 | — | | | — | | | 383,487 | | | 383,487 | | | 383,487 | | | 383,487 | |
| 科罗拉多州 | 3,832 | | | 1,363 | | | 25,743 | | | 19,057 | | | 29,575 | | | 20,420 | |
| 肯塔基州 | 122 | | | 92 | | | 53,237 | | | 47,303 | | | 53,359 | | | 47,395 | |
| 蒙大拿州 | 7,397 | | | 1,606 | | | 25,020 | | | 7,307 | | | 32,417 | | | 8,913 | |
| 内华达州 | 440 | | | 1 | | | 1,007,167 | | | 1,007,167 | | | 1,007,607 | | | 1,007,168 | |
| 新墨西哥州 | 10,438 | | | 2,145 | | | 1,640,713 | | | 1,634,974 | | | 1,651,151 | | | 1,637,119 | |
| 墨西哥湾近海 | 18,853 | | | 7,005 | | | 15,000 | | | 9,000 | | | 33,853 | | | 16,005 | |
| 宾夕法尼亚州 | — | | | — | | | 113,530 | | | 63,849 | | | 113,530 | | | 63,849 | |
| 德克萨斯州 | 45,092 | | | 12,361 | | | 22,521 | | | 17,009 | | | 67,613 | | | 29,370 | |
| 犹他州 | 4,280 | | | 955 | | | 61,843 | | | 57,664 | | | 66,123 | | | 58,619 | |
| 西弗吉尼亚州 | — | | | — | | | 611,798 | | | 579,929 | | | 611,798 | | | 579,929 | |
| 怀俄明州 | 22,071 | | | 2,345 | | | 79,522 | | | 23,751 | | | 101,593 | | | 26,096 | |
| 其他 | 5,430 | | | 867 | | | 65,511 | | | 35,005 | | | 70,941 | | | 35,872 | |
| 135,162 | | | 45,947 | | | 6,202,933 | | | 5,983,343 | | | 6,338,095 | | | 6,029,290 | |
| 944,381 | | | 582,167 | | | 6,403,356 | | | 6,113,012 | | | 7,347,737 | | | 6,695,179 | |
净未开发面积期满合计
下表按年份和经营面积汇总了我们未来三年的未开发面积到期情况。在大多数情况下，商业油井的钻探将在到期后保持种植面积。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 种植面积 |
| | 2022 | | 2023 | | 2024 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 马塞卢斯页岩 | | 2,701 | | | 2,701 | | | 3,020 | | | 2,933 | | | 2,048 | | | 1,888 | |
| 二叠纪盆地 | | 938 | | | 938 | | | 960 | | | 960 | | | 3 | | | 3 | |
| 阿纳达科盆地 | | — | | | — | | | 4,097 | | | 934 | | | 700 | | | 134 | |
| 其他 | | 35,418 | | | 32,412 | | | 7,725 | | | 6,697 | | | 1,302 | | | 1,241 | |
| | 39,057 | | | 36,051 | | | 15,802 | | | 11,524 | | | 4,053 | | | 3,266 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 占未开发总面积的百分比 | | 1 | % | | 1 | % | | — | % | | — | % | | — | % | | — | % |
于2021年12月31日，我们并无已探明的未开发储量记录于未开发英亩土地上，而该等未开发英亩土地计划在未开发英亩土地的到期日之后或我们的主要作业区以外进行开发。
油井总结
下表显示了我们在2021年12月31日对生产油井和天然气井的所有权。这份摘要包括我们有工作利益的原油和天然气井：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 毛收入 | | 网络 |
| 天然气 | | 3,401 | | | 1,797.0 | |
| 油 | | 4,960 | | | 893.4 | |
总计(1) | | 8,361 | | | 2,690.4 | |
_______________________________________________________________________________
(1)总作业井的百分比为32%。
钻探活动
如下表所示，我们钻井和完井或参与钻井和完井。于下文所述年度内，本公司并无钻探及完成任何探井。以下信息不应被视为未来业绩的指示，也不应假定已钻生产井的数量、发现的储量数量或经济价值之间存在相关性。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 开发井 | | | | | | | | | | | |
| 多产 | 114 | | | 99.9 | | | 74 | | | 64.3 | | | 96 | | | 94.0 | |
| 干的 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 总计 | 114 | | | 99.9 | | | 74 | | | 64.3 | | | 96 | | | 94.0 | |
| | | | | | | | | | | |
| 收购的油井 | 7,266 | | | 1,715.3 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
在截至2021年12月31日的年度内，我们完成了14口总油井(净额13.0口)，这些油井这是前几年钻探过的。
下表列出了截至2021年12月31日正在进行钻井或已钻井但未完成的油井的信息，这些信息不包括在上表中：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 正在进行钻探 | | 已钻探但未完成 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 开发井 | | 23 | | | 14.7 | | | 66 | | | 39.7 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
其他业务事项
物业的标题
我们相信，根据公认的行业标准，我们对我们所有的生产物业拥有令人满意的所有权。个别物业可能会受到诸如特许权使用费、最高特许权使用费、转账、净利润、工作和其他行业惯例的未偿权益等负担的影响。此外，权益可能受制于适用法律下的义务或责任或负担，例如生产付款、经营协议附带的普通航道留置权，以及石油和天然气租赁项下的现行税项或开发义务。按照业内对未发展物业的惯常做法，我们会在取得租约时对纪录业权进行初步调查。我们在完成对生产物业的收购之前以及在对未开发物业开始钻探作业之前进行更全面的调查。
竞争
石油和天然气行业竞争激烈，我们在主产区经历了激烈的竞争。我们主要与综合的、独立的和其他能源公司竞争我们的石油和运输
向销售公司和最终用户提供天然气生产。此外，石油和天然气行业还与向工业、商业和居民消费者提供燃料和电力的其他能源行业展开竞争。其中许多竞争对手拥有更多的财力、技术和人力资源。这些竞争因素的影响是无法预测的。
价格、合同条款、钻井平台和相关设备的可用性以及服务质量，包括管道连接时间和分配效率，都会影响竞争。我们相信，我们集中的种植面积和我们在主要经营区域获得第三方和公司拥有的收集和管道基础设施的机会，以及我们为未来几年获得的预期活动水平和相关服务和设备，增强了我们相对于其他没有类似系统或服务的生产商的竞争地位。
主要客户
在截至2021年12月31日的一年中，没有任何客户的销售额超过我们总销售额的10%。在截至2020年12月31日的一年中，三家客户分别占我们总销售额的21%、16%和12%。如果我们的任何一个主要客户停止购买我们的产品，我们相信还有许多其他买家可以将我们的产品出售给他们。如果多个重要客户停止购买我们的产品，我们相信最初可能会有一些挑战，但我们有足够的替代市场来处理任何销售中断。
我们定期监控客户的信誉，必要时可能会要求母公司提供担保、信用证或预付款。从历史上看，与无法收回的应收账款相关的损失并不大。
石油天然气勘探生产管理办法
勘探和生产业务在联邦、州和地方各级受到各种类型的监管。这一规定包括要求获得钻井许可证，维持钻井或操作油井的粘合要求，规范油井的位置、钻井和套管井的方法、地面使用和恢复钻探油井的属性以及封堵和废弃油井。我们的运营也受到各种保护法律和法规的约束。这些措施包括对钻井和间隔单位或按比例分配单位的大小、可在特定油田钻探的井的密度以及石油和天然气性质的单位化或汇集进行管理。一些州允许强制合并或整合土地，以促进勘探，而另一些州则依赖自愿合并土地和租约。此外，州保护法规定了油井和天然气井的最高产量，一般禁止天然气的排放或燃烧，并对产量的可获得性提出了某些要求。这些规定的效果是限制了我们可以从油井中生产的石油和天然气的数量，并限制了我们可以钻探的油井数量或地点。由于这些法规、规则和条例经常被审查，而且经常被修改、扩大和重新解释，我们无法预测监管合规的未来成本或影响。石油和天然气行业的监管负担增加了我们的经营成本，因此影响了我们的盈利能力。然而，我们不认为我们受到这些法规的影响与业内其他公司不同。
天然气销售、集输监管
联邦立法和监管控制历来影响着我们生产的天然气的价格，以及我们生产的产品的运输和销售方式。根据1938年《美国天然气法》(下称《NGA》)、1978年《美国天然气政策法》(下称《NGPA》)以及根据这些法规颁布的法规，美国联邦能源管理委员会(FERC)对跨州销售转售天然气和州际商业中的天然气运输进行了监管，尽管州际商业中用于生产或收集天然气的设施一般不受FERC管辖。从1993年1月开始生效的《天然气井口解除控制法》放松了对所有首次销售天然气的天然气价格的管制，这一定义涵盖了我们自己生产的所有销售。此外，作为下文所述的广泛行业重组举措的一部分，FERC向我们等所有生产商颁发了一份“公共便利性和必要性综合证书”，授权在没有FERC进一步批准的情况下销售天然气转售。由于这一政策，我们生产的所有天然气都以市场价格出售，受任何可能有效的私人合同条款的约束。此外，根据2005年能源政策法案(“2005年法案”)的规定，NGA进行了修订，以禁止与天然气购买或销售有关的任何形式的市场操纵。根据2005年法案，FERC制定了旨在提高天然气价格透明度的规定，除其他外, 要求市场参与者每年向FERC报告他们的天然气销售交易。2005年法案还大大增加了对违反NGA和NGPA以及FERC根据这些条例的规定的处罚，每次违规最高可达每天100万美元。法规规定的这一最高处罚权限一直并将继续根据通货膨胀定期调整。目前的最高罚款是每一次违规行为每天超过100万美元。2010年，FERC发布了关于根据其执行方案确定民事处罚和程序的处罚指导方针。
根据NGPA，天然气收集设施明确不受FERC管辖。通过FERC的决定和对这些决定的司法审查，NGPA下的“聚会”的构成要素发生了变化。我们相信我们的
收集和生产设施符合NGPA下非司法管辖区“收集”系统的测试，并且我们的设施不受联邦法规的约束。虽然我们的天然气收集系统和服务不受FERC的监督，但可能会受到州和联邦机构对这些设施运输和储存活动的安全和操作方面的监管审查。
我们的天然气销售价格继续受到州内和州际天然气运输法规的影响，因为一旦销售到消费市场，天然气的运输成本是我们收到的价格的一个因素。从1985年的第436号命令开始，一直到1992年的第636号命令和2000年的第637号命令，FERC通过了一系列规则制定，大大改变了天然气的运输和营销。FERC的这些变化旨在通过要求州际管道公司将其天然气批发营销业务与天然气运输业务分开，以及提高管道服务定价的透明度等方式来促进竞争。FERC还制定了管理渠道与其营销附属机构关系的规定，本质上要求指定的员工彼此独立运作，某些信息不得共享。FERC还实施了有关管道使用电子数据交换的标准，以及时提供运输信息，并使交易能够在纯电子基础上进行。
鉴于这些法律和法规的变化，大多数管道已将其天然气销售职能剥离给营销附属公司，这些附属公司独立于运输商运营，并与所有其他商家直接竞争。大多数管道还实施了将其天然气收集设施大规模剥离给关联或非关联公司。州际管道必须向生产商、天然气营销公司、当地分销公司、工业终端用户和其他寻求此类服务的客户提供非捆绑、开放和非歧视性的运输和运输相关服务。由于FERC要求天然气管道公司将营销和运输服务分开，天然气的卖家和买家获得了直接获得管道运输服务的机会，能够更好地与更多的交易对手开展业务。我们相信，这些变化总体上改善了我们进入市场的机会，同时大幅增加了天然气市场的竞争。我们无法预测FERC和其他监管机构可能会采用哪些新的或不同的法规，或者后续法规可能会对我们的活动产生什么影响。同样，我们无法预测美国国会或各州立法机构实际上可能会通过哪些影响石油和天然气行业的提案(如果有的话)，以及这些提案可能会对我们产生什么影响。此外，我们无法预测最近联邦政府放松对天然气行业监管的趋势是否会持续下去，或者未来的政策将对我们的天然气销售产生什么影响。
互换交易的联邦监管
我们使用衍生金融工具，如套头、掉期、滚动差额掉期和基差掉期协议，以尝试更有效地管理由于大宗商品价格变化对我们的经营业绩和现金流的影响而产生的价格风险。继二零一零年七月颁布《多德-弗兰克华尔街改革及消费者保障法案》(“多德-弗兰克法案”)后，商品期货交易委员会(“商品期货交易委员会”)已颁布规例，落实掉期交易的法定要求，包括若干期权。CFTC规则旨在实施一个受监管的市场，在这个市场中，大多数掉期交易在注册的交易所或掉期执行机构执行，并通过中央交易对手进行清算。此外，所有掉期市场参与者都必须遵守与其掉期交易相关的新的报告和记录保存要求。我们相信，我们使用掉期来对冲大宗商品风险敞口，使我们有资格成为最终用户，从而免除了对掉期进行集中清算的要求。然而，实施多德-弗兰克法案对掉期市场造成的变化可能会显著增加签订新掉期或维持现有掉期的成本，大幅改变新的或现有掉期交易的条款和/或减少新的或现有掉期的可获得性。如果我们因多德-弗兰克法案和法规而减少掉期的使用，我们的运营结果可能会变得更加不稳定，我们的现金流可能更难预测。
关于石油的联邦法规
原油和NGL的销售不受监管，按市场价格进行。然而，这些产品的销售价格受到产品进入市场的运输成本的影响。大部分运输是通过州际公共运输管道进行的，这是由FERC根据州际商法(ICA)进行监管的。FERC要求ICA监管的管道提交关税，列出费率以及服务条款和条件，并且这种服务不应是不适当的歧视或优惠。
从1995年1月1日起，联邦能源管制委员会实施了一些规定，普遍扩大了以前批准的所有州际运输费率，并为这些费率建立了一个指数制度，根据这些制度每年根据通货膨胀率进行调整，但须受某些条件和限制的限制。这些规定可能会增加或减少通过州际管道运输原油和天然气的成本，尽管每年的调整可能会导致特定年份的费率下降。每五年，FERC必须审查适用指数的年度变化与
输油管道行业经历的实际成本变化。2015年12月，为了实施这一需要五年的重新确定，FERC对该指数进行了向上调整，以跟踪输油管道成本的变化，并确定产成品生产者价格指数加1.23%应为2016年7月1日开始的五年期间的石油定价指数。2020年，FERC结束了其为期五年的指数审查，以建立受指数约束的原油和液体管道费率的新加法器。FERC于2020年12月17日发布命令，设立产成品生产者价格指数加0.78%的指数水平，从2021年7月1日开始的五年内。索引的结果是每个运行率的“最高运费”，这是管道可以设置其州际运输运费的最大值。如果费率索引不足以允许管线收回其成本，则管线还可以提交基于服务成本的费率。当利率提交或更改时，会受到抗议的挑战。对于指数化费率，只有在申诉人能够证明自1992年《能源政策法》颁布以来，管道的经济情况或作为费率基础的服务的性质发生重大变化的情况下，才能起诉指控费率不公正和不合理的投诉。对于指控输油管道的费率或服务条款和条件具有不适当的歧视性或优惠性的投诉没有这种限制。我们无法确定地预测FERC对管道指数的这些定期审查对我们的影响，或者未来对管道费率的任何潜在挑战。
环境和安全法规
将军。我们的业务受到广泛的联邦、州和地方法律法规的约束，这些法律法规涉及环境、公共卫生、自然资源和野生动物的保护，以及与安全问题有关。我们的各种设施的运营都需要许可证。这些许可证可以由发证当局撤销、修改或续签。政府当局通过罚款、禁令或两者兼而有之来强制遵守其规定。政府法规可能会增加规划、设计、安装和运营的成本，并可能影响石油和天然气设施的安装和运营时间。尽管我们相信遵守环境法规不会对我们产生实质性的不利影响，但石油和天然气生产运营存在大量成本和负债的风险，以及在与环境考虑或合规问题相关的某些条件下可能暂停或停止运营的风险。我们不能保证不会产生重大成本和责任。此外，其他发展，如更严格的环境法律和法规，以及对石油和天然气生产造成的财产或人员损害的索赔，也可能导致我们的巨额成本和债务。
适用于我们业务的美国法律和法规包括管理向大气排放污染物、向水域排放污染物、向地下注入废水、产生、储存、运输和处置废物、移除和清理可能损害环境的材料以及与职业健康和安全相关的法律和法规。
固体废物和危险废物。我们目前拥有或租赁，并在过去拥有或租赁了许多多年来用于生产石油和天然气的财产。尽管可能采用了当时业内标准的运营和处置做法，但碳氢化合物或其他废物可能已经被处置或释放在我们目前拥有或租赁的物业上或之下。随着时间的推移，适用于石油和天然气废物和财产的州和联邦法律变得更加严格。在这些日益严格的要求下，我们可能被要求清除或补救以前处置的废物(包括以前的所有者和经营者处置或释放的废物)或清理财产污染(包括以前的所有者或经营者的地下水污染)，或进行封堵操作，以防止未来受到污染。
我们产生的一些废物是受美国联邦资源保护和回收法案(“RCRA”)和类似的州法规约束的危险废物，以及不受此类监管的废物。美国环境保护署(EPA)限制了某些危险废物的处置选择。目前作为危险废物免于管制的某些废物，将来可能会根据《危险废物条例》或其他适用法规被指定为危险废物。例如，2016年12月，环保局和环境团体签订了一项同意法令，以解决环保局被指未能及时评估是否需要对勘探和生产相关的石油和天然气废物进行监管的必要性，这些废物在适用于非危险固体废物的副标题D下被豁免为RCRA下的危险废物。同意法令要求环保局在2019年3月之前提出一项规则制定，以修订与石油和天然气废物有关的某些副标题D标准法规，或签署一项决定，表明没有必要修订这些法规。2019年4月，美国环保署发布了其决定，根据其审查，包括对州监管方案的考虑，当时没有必要修改副标题D法规来解决石油和天然气废物的管理问题。在未来，我们可能会受到比今天更严格、成本更高的处置要求的约束。
超级基金。美国综合环境反应、补偿和责任法案(CERCLA)，也被称为“超级基金”法律，以及类似的州法律和法规，规定某些人在向环境中排放危险物质方面负有责任，而不考虑过错或原始行为的合法性。这些人包括发生泄漏的地点的现在和过去的所有者和经营者，以及处理
或处置或安排处理或处置在现场发现的危险物质。根据CERCLA，这些人可能受到连带严格的责任，如清理已排放到环境中的有害物质的费用、对自然资源的损害以及某些健康研究的费用。CERCLA还授权环境保护局，在某些情况下，授权私人当事人采取行动，清理这种危险物质，或向责任方追回此类行动的费用。此外，邻近的土地所有者和其他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。在业务过程中，我们使用了材料和产生的废物，并将继续使用可能属于CERCLA危险物质定义的材料和产生的废物。我们也可能是释放有害物质的场所的所有者或经营者。因此，根据CERCLA，我们可能负责清理已释放此类物质的地点的全部或部分费用。
石油污染法案。1990年的联邦《石油污染法》(OPA)及其实施条例规定了与防止美国水域漏油有关的责任方的各种义务以及此类漏油造成的损害赔偿责任。已被广泛定义为包括内陆水体，包括湿地和间歇性溪流。OPA将连带责任分配给每一责任方，以支付石油清除费用以及各种公共和私人损害。OPA还对运营商提出了持续的要求，包括准备漏油应急计划和证明承担与漏油有关的环境清理和修复费用的财务责任。我们相信，在适用于我们业务的范围内，我们基本上遵守了《石油污染法》和相关的联邦法规。
《濒危物种法案》。美国联邦濒危物种法案(“欧空局”)是为了保护濒危和受威胁的物种而设立的。根据欧空局，如果一个物种被列为受威胁或濒危物种，可以对对该物种栖息地造成不利影响的活动施加限制。美国鱼类和野生动物管理局(FWS)可以指定其认为对受威胁或濒危物种的生存所必需的关键栖息地和合适的栖息地。关键的栖息地或适当的栖息地指定可能导致对联邦土地使用的进一步实质性限制，并可能严重推迟或禁止石油和天然气开发的土地获取。根据美国联邦候鸟条约法案，对候鸟也提供了类似的保护。我们在某些物种目前被欧空局列为濒危或濒危物种或可能被列为濒危物种的地区开展行动。在已知存在受威胁或濒危物种或其栖息地的地区进行作业，可能需要我们增加实施缓解或保护措施的成本，还可能限制或阻止我们在这些地区或某些季节(如繁殖和筑巢季节)进行钻探活动。
2014年4月10日，FWS发布了一项规则，将小草原鸡列为欧空局的濒危物种，其栖息地覆盖了包括德克萨斯州、新墨西哥州和俄克拉何马州在内的五个州，我们在这些地区开展了大量业务。虽然2014年的上市规则已于2016年7月空出，但在2021年6月1日，FWS建议将小草原鸡的两个不同种群部分(DPS)列入欧空局。位于新墨西哥州东部和德克萨斯州西南部狭长地带的南部DPS被提议列为濒危物种，位于科罗拉多州东南部、堪萨斯州中南部至西南部、俄克拉荷马州西部和德克萨斯州东北部狭长地带的北部DPS被提议列为濒危物种。将小草原鸡列为受威胁或濒危物种，将对土地所有者和钻探公司对关键栖息地的干扰施加限制，这些干扰将骚扰、伤害或以其他方式导致对该物种的“掠夺”。对于那些已经签订了某些范围内的保护规划协议的土地所有者和企业来说，最终决定将小草原鸡列入名单对土地所有者和企业的监管影响可能是有限的，例如西部鱼类和野生动物机构协会(“Wafwa”)制定的协议，根据这些协议，这些缔约方同意采取措施保护小草原鸡的栖息地，并在小草原鸡的行为损害小草原鸡的栖息地时支付缓解费用。我们已经与Wafwa签订了自愿候选保护协议(CCA)，根据该协议，我们同意采取某些行动并限制某些活动，例如在筑巢季节限制在我们的某些区域进行钻探，以努力保护较小的草原鸡。
2018年2月9日，FWS宣布将德克萨斯角贝列为濒危物种，这是我们在二叠纪盆地作业的地区的一种淡水贻贝物种，包括新墨西哥州和德克萨斯州。2018年3月，我们签署了一份关于德克萨斯州角壳自愿保护行动的CCA。
参与CCAs可能会导致我们因物种保护措施、钻探活动的时间延迟或限制而增加成本，这些成本、延迟或限制可能是重大的。继续向FWS提交上市请愿书，这可能会影响我们的运营。许多非政府组织(“NGO”)与FWS密切合作，将许多物种列入名录，包括范围广泛甚至全国范围的物种。墨西哥长鼻蝙蝠(其栖息地包括我们作业的二叠纪盆地)和二叠纪盆地的沙丘山齿蜥蜴的上市，都是非政府组织影响欧空局上市决定的例子。
2020年12月1日，FWS提议根据欧空局将胡椒鱼列为濒危物种。胡椒鱼是一种淡水鱼，历史上曾在加拿大南部、西马伦和阿肯色州的新墨西哥州、德克萨斯州、
俄克拉荷马州和堪萨斯州。我们在俄克拉荷马州的南加拿大河附近作业，如果胡椒河被欧空局列为濒危物种，或者如果FWS宣布南加拿大河流域为关键栖息地，可能会受到影响。濒危物种名单的增加，如胡椒胡椒，可能会限制我们在某些地区勘探或生产石油和天然气的能力，或者导致我们招致额外的成本。
《清洁水法》。美国联邦水污染控制法案(“清洁水法”)和实施条例主要通过许可证制度执行，也管理某些污染物排放到美国的水域。对未能严格遵守清洁水法的制裁通常通过支付罚款和纠正任何已发现的缺陷来解决。然而，监管机构可以要求我们停止建设或运营某些设施，或停止将废水输送到他人拥有的排放水源的设施，以解决不遵守规定的问题。我们相信，我们基本上遵守了《清洁水法》以及相关联邦和州法规的适用条款。
清洁空气法案。我们的运营受到美国联邦《清洁空气法》(“Clean Air Act”)以及类似的地方和州法律法规的约束，以控制空气污染源的排放。联邦和州法律要求新的和经过改造的空气污染源在开始建设之前必须获得许可。空气污染物的主要来源受到更严格的联邦规定的要求，包括额外的许可要求。旨在控制有毒空气污染物和温室气体的联邦和州法律可能需要安装额外的控制措施。支付罚款和纠正任何已发现的缺陷通常会解决任何未能严格遵守空中法规或许可证的问题。然而，如果出现不遵守规定的情况，监管机构也可以要求我们停止建造或运营某些设施，或对某些作为空气排放源的设施安装额外的控制措施。我们相信，我们基本上遵守了当地、州和联邦法律法规中适用的排放标准和许可要求。
我们的一些生产井和相关设施受到严格的空气排放限制和许可要求。两个例子是环境保护局的源聚合规则和环境保护局的新源性能标准(NSPS)和国家危险空气污染物排放标准(NESHAP)。2016年6月，美国环保局发布了一项关于影响石油和天然气行业空气许可来源确定的最终规则，因此，将我们的石油和天然气设施聚集起来进行许可可能会导致空气许可的复杂性、成本和所需时间的增加。特别是在获得施工前许可方面，最终的汇总规则可能会增加成本，并导致运营延误。
2012年，环保局发布了最终的NSPS和NESHAP，修订了石油和天然气部门现有的NSPS和NESHAP。2016年6月，美国环保局发布了一项最终规则，通过为挥发性有机化合物设定额外的排放限制，并监管石油和天然气行业新来源和改进源的甲烷排放，更新和扩大了NSPS。2017年6月，环保局提议对2016年6月规则中包含的某些要求暂停两年，并于2017年11月发布了一份提供数据的通知，以支持暂停提议，并对所提供的信息提供了30天的评议期。2018年3月，美国环保局发布了一项最终规则，修订了NSPS的两个狭窄条款，取消了在紧急情况或计划外排气期间完成延迟修复的要求。2020年9月，美国环保局发布了一项最终规则，修订了2012年和2016年石油和天然气部门的NSPS，将输送和储存来源从石油和天然气行业来源类别中删除，并取消了适用于生产和加工来源的甲烷要求。2021年6月30日，总裁·拜登根据国会审议法案签署了一项国会联合决议，反对2020年9月修订美国环保局2012年和2016年石油和天然气行业NSPS标准的规定。2021年11月15日，美国环保局提出了减少新的和现有的石油和天然气工业来源甲烷排放的规则。欲了解更多信息，请阅读“风险因素-法律、监管和政府风险--与油气开发和水力压裂有关的联邦和州立法、司法行动和监管举措可能导致成本增加和运营限制或延误，并对我们的业务和财务状况产生不利影响, 项目1A中的“业务成果和现金流量”。
2015年10月，环保局通过了较低的臭氧国家环境空气质量标准。修订后的标准导致更多地区被指定为臭氧未达标地区，这可能导致需要更多排放控制设备，并对这些地区的设施实施更严格的许可要求。环保局于2018年7月完成了新臭氧标准下的最终区域划定。如果我们无法遵守空气污染法规，或无法获得与我们的业务相关的排放许可，我们可能被要求放弃或对某些业务进行修改。这些规定还可能增加我们拥有或运营的一些设施的合规成本，并导致对不合规的行政、民事和/或刑事处罚。获得许可可能会推迟我们石油和天然气项目的开发，包括设施的建设和运营。
《安全饮用水法案》。美国《安全饮用水法》(“SDWA”)和类似的地方和州条款限制处置、处理或释放石油和天然气开发过程中产生或使用的水。流体的地下就位(包括处置井或提高石油采收率)由美国联邦或州监管机构管理，在
一些情况下，包括州石油和天然气监管机构或州环境主管部门。这些规定可能会增加某些设施的合规成本。
水力压裂。我们几乎所有的勘探和生产业务都依赖于使用水力压裂来提高油井和天然气井的产量。这项技术涉及将流体(通常主要由水组成，但通常包括少量几种化学添加剂)以及高压下的砂子注入油井，以便在地层中产生裂缝，使石油或天然气能够更自由地流入井筒。如果不使用水力压裂来刺激油井生产，我们的大多数油井都不经济。由于担心水力压裂对地下水质量的潜在影响，美国联邦、州和地方各级的立法和监管工作已经启动，以使水力压裂的许可和合规要求更加严格，或者完全限制或禁止这一活动。例如，纽约州在2015年6月发布了全州范围内禁止水力压裂的禁令。我们开展业务的国家还通过了或表示打算通过法律或条例，要求进一步限制水力压裂，例如对水力压裂作业施加更严格的许可、披露和油井建设要求，并建立收集水力压裂过程中释放的空气排放的标准。除了国家措施外，地方土地使用限制，如城市法令，可能会限制总体钻探或特别是水力压裂。加强对水力压裂过程的监管和关注可能会导致更多人反对使用水力压裂技术的石油和天然气生产活动，这可能会对石油和天然气生产活动产生不利影响。, 包括石油和天然气生产的运营延迟或运营成本增加，或者可能使水力压裂更加困难。例如，宾夕法尼亚州2012年第13号法案修订了该州的石油和天然气法案，其中包括增加民事处罚，并加强宾夕法尼亚州环境保护部在发放钻探许可证方面的权威。尽管宾夕法尼亚州最高法院推翻了第13号法案的部分条款，该条款规定全州范围内的石油和天然气规则优先于地方分区规则，但这可能会导致该州对石油和天然气活动的额外地方限制。
在联邦一级，环保局进行了一项关于水力压裂对饮用水和地下水的潜在环境影响的研究。环保局于2016年12月发布了最终报告。它的结论是，水力压裂活动在某些情况下会影响饮用水资源，包括大量泄漏和井的机械完整性不足。这项研究和环保局或其他联邦机构可能进行的其他研究可能会刺激根据《安全饮用水法》、《有毒物质控制法》或其他法定和/或监管机制进一步规范水力压裂的倡议。许多联邦机构正在分析或已被要求审查与水力压裂实践相关的各种环境问题。
在钻井过程中，水是石油和天然气生产的重要组成部分，尤其是在水力压裂过程中，我们使用了大量的水。我们无法找到足够数量的水，或处理或回收在我们的勘探和生产操作中使用或生产的水，可能会对我们的运营产生不利影响。在水源方面，我们首先寻求使用非饮用水供应，或回收生产的水来满足我们的运营需要。在某些地区，可能没有足够的水用于钻井和完井活动。然后，必须从其他来源获得水，并将其输送到钻井现场。如果我们不能确保足够数量的水，或者不能处理或回收我们行动中使用的水，我们在某些地区的行动可能会受到不利影响。实施新的环境和其他法规，包括2020年美国国会和总统选举结果可能导致的监管和立法变化，以及地震活动地区的生产水处理井限制或暂停，可能会通过限制生产水和钻井液等废物的处理，进一步限制我们进行水力压裂等作业的能力。遵守有关开采、储存和使用水力压裂油井所需地表水或地下水的环境法规和许可要求，可能会增加我们的运营成本，并导致我们的运营延误、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。2016年6月, 美国环保局公布了最终的预处理标准，将页岩气作业产生的废水处置给公有的处理厂。这些规定是在《清洁水法》的授权下，根据环境保护局的污水排放指导计划制定的。作为对这些行动的回应，运营商，包括我们，已经开始更多地依赖回收井场回流和产出的水，作为处置的首选替代方案。
采用美国联邦、州或地方法律或实施影响我们进行水力压裂的能力的法规可能会导致新油井和天然气井的完工率减少，合规成本增加，这可能会增加我们的运营成本，并在获得监管部门批准钻探和完成油井方面造成相当大的延误。此外，如果与水力压裂有关的现有法律法规被修订或重新解释，或者如果新的法律法规通过司法或行政行动适用于我们的运营，我们的业务、财务状况、运营结果和现金流可能会受到不利影响。例如，2018年，宾夕法尼亚州的一家上诉法院似乎拒绝在一起涉及水力压裂非法侵入的案件中适用既定的普通法捕获规则。宾夕法尼亚州最高法院审理了这一裁决的上诉，并于2020年1月22日，在Briggs诉Southwest Energy Production Co.[宾夕法尼亚州最高法院判例汇编》第224卷，第334页(“宾夕法尼亚州。《2020》)，确认抓捕规则，发回重审
提交给宾夕法尼亚州上诉法院进行进一步的诉讼。2020年12月8日，上诉法院作出了一项非先例裁决，推翻了之前的命令，撤销了初审法院有利于西南能源生产有限公司(西南)的简易判决。上诉法院驳斥了宾夕法尼亚州最高法院关于上诉法院无视既定捕获规则的假设，并将其推翻的依据是，原告未能“明确指控西南航空从事延伸到其财产上的水平钻井，或西南航空推动压裂液和支撑剂越过地产线”，留下了水力压裂可能构成物理入侵，从而构成侵入的可能性。判例法的未来发展扩大了相邻业主对基于水力压裂的非法侵入索赔的胜诉能力，这可能会对我们的运营产生实质性影响。
温室气体和气候变化法律法规。鉴于有研究表明，二氧化碳和某些其他温室气体(“温室气体”)的排放可能导致全球气候变化，地方、州、区域、国家和国际监管机构以及投资者和公众越来越关注温室气体排放和气候变化问题。2015年12月，在法国巴黎举行的第21届《联合国气候变化框架公约》(简称《气候公约》)缔约方大会上，美国与国际社会共同制定了一项协议(《巴黎协议》)，要求成员国审查其预期的国家自主温室气体排放(NDC)，并在这方面取得进展，该协议设定了从2020年开始每五年一次的温室气体减排目标。现任总统政府已将气候变化作为核心优先事项。2021年1月20日，也就是上任第一天，总裁·拜登采取行动，扭转了上届政府退出《巴黎协定》的局面，以便美国能够重新加入该协定。美国于2021年2月19日正式重新加入《巴黎协定》，并于2021年4月提交了《巴黎协定》。美国自然资源保护委员会制定了到2030年将温室气体净排放量从2005年的水平减少50%-52%的整个经济范围的目标。为促进实现这一目标而采取的具体措施尚未确定，但国家发展委员会提交的材料表明，将采用“全政府办法”来实现这一目标，包括旨在减少温室气体排放并鼓励捕获和地质封存或利用本来会排放到大气中的二氧化碳的监管、技术和政策举措。他上任的第一天, 总裁·拜登签署了一项关于气候行动的行政命令，并重新召集了一个跨部门工作组，以确定三种温室气体：二氧化碳、一氧化二氮和甲烷的临时和最终社会成本。石油、天然气和天然气等化石燃料燃烧时会释放二氧化碳，甲烷是天然气的主要成分。拜登政府表示，它将使用最新的社会成本数据，为联邦法规和主要机构的行动提供信息，并在美国迈向温室气体净零排放的“100%清洁能源”经济之际，为积极的气候行动辩护。
尽管美国国会近年来考虑了旨在减少温室气体排放的立法，但尚未通过任何重大的温室气体立法。然而，国会于2021年11月6日通过的《2021年基础设施和投资就业法案》包括了旨在脱碳以应对气候变化的措施，包括为将包括公交车在内的公交车辆更换为零排放和低排放车辆提供资金，以及在全国范围内部署电动汽车充电网络。这项立法，以及其他促进转向电动汽车的未来法律，可能会对我们的产品需求产生不利影响。此外，在没有联邦温室气体立法的情况下，出现了一些州和地区的努力。这些措施包括旨在通过总量管制和交易计划跟踪和/或减少温室气体排放的措施，该计划通常要求发电厂等主要温室气体排放源获得并交出排放限额，以换取温室气体的排放。此外，由美国20多个州的州长组成的联盟组成了美国气候联盟，以推进巴黎协定的目标，美国的几个城市也承诺在州或地方层面推进巴黎协定的目标。为此，加州州长于2020年9月23日发布了一项行政命令，下令采取行动减少温室气体排放，包括指示加利福尼亚州空气资源委员会制定和提出法规，要求随着时间的推移，在加州销售越来越多的新的零排放乘用车和卡车，并有针对性地在2035年前禁止销售新的汽油车。
在联邦一级，环保局已经开始根据《清洁空气法》的现有条款对二氧化碳和其他温室气体进行监管。2009年12月，环保局发表了其调查结果，即温室气体的排放对公众健康和环境构成了威胁，因为这种气体的排放正在导致地球大气变暖和其他气候变化。根据这些调查结果，环境保护局根据联邦《清洁空气法》的现有条款通过了法规，这些法规规定了对某些大型固定污染源的温室气体排放进行防止显著恶化(PSD)和第五章许可审查，否则这些污染源将受到PSD和第五章许可要求的约束。环保局还通过了要求监测和报告美国特定来源温室气体排放的规则，其中包括每年监测和报告某些石油和天然气生产设施，其中包括我们的某些业务。环保局扩大了年度温室气体报告的范围，不仅包括与水力压裂气井的完井和修井相关的活动，也包括与石油和天然气生产作业相关的活动，还包括水力压裂、集输和增压系统以及传输管道的油井的完井和修井。最近，2021年11月15日，美国环保署提出了减少石油和天然气行业新来源和改装来源甲烷排放的规则。
如果我们无法收回或转嫁与遵守当前和未来与气候变化和温室气体有关的法规相关的很大一部分成本，可能会对我们的运营和财务状况产生重大影响。未来任何限制我们设备和运营温室气体排放的法律或法规都可能要求我们开发和实施旨在减少温室气体排放的新做法，例如排放控制技术，这可能会增加我们的运营成本，并可能对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响。在一定程度上，金融市场将气候变化和温室气体排放视为一种金融风险，这可能会对我们的资本成本和获得资金产生负面影响。未来为应对气候变化而通过的立法或法规的实施或通过，也可能使我们的产品或多或少比竞争能源更受欢迎。目前，无法量化任何此类未来发展对我们业务的影响。
《职业安全与健康法》和其他法律法规。我们必须遵守美国联邦《职业安全与健康法案》(以下简称《职业安全与健康法案》)和类似的州法律的要求。《职业安全与健康法》的危险通信标准、美国环保局《环境与公众权利法案》第三章下的社区知情权条例以及类似的州法律要求我们组织和/或披露有关在我们的运营中使用或生产的危险材料的信息。此外，根据《职业安全和健康法》，职业安全和健康管理局(“OSHA”)制定了与工作场所接触危险物质以及员工健康和安全有关的各种标准。
人力资本资源
我们相信，我们吸引、留住和培养最高素质员工的能力是我们成功的重要组成部分。关于合并，我们为每个公司职能组织制定了整合计划，目前正在为我们位于德克萨斯州休斯顿的公司总部完成员工重组、关键员工搬迁和招聘新人才的工作。裁员将主要发生在科罗拉多州丹佛市的办事处(最终将关闭)和俄克拉何马州塔尔萨的办事处，该办事处将致力于管理我们的阿纳达科盆地业务，其他公司职能将转移到休斯顿。详细的过渡和知识转让计划旨在确保在这一过程中不中断正在进行的业务的关键方面。我们的员工重组计划旨在消除遗留公司组织之间的冗余，我们的招聘计划旨在加快我们吸引和发展多样化劳动力的能力。我们相信，从我们的整合计划中得出的员工水平是适当的，我们将继续拥有人力资本来运营我们的业务，并执行管理层和董事会确定的战略。
截至2021年12月31日，加上合并后增加的员工，我们总共有936名员工，其中165人在我们位于德克萨斯州休斯顿的总部和我们在科罗拉多州丹佛的公司办公室，417人在我们在德克萨斯州米德兰、俄克拉何马州塔尔萨和宾夕法尼亚州匹兹堡的地区办事处。我们在各地区办事处的生产现场共有354名员工。在我们的员工总数中，有611人是工薪族，325人是小时工。我们还有211名员工受雇于我们的全资子公司GasSearch钻井服务公司(“GDS”)，这是一家专门为我们的马塞卢斯页岩业务从事水运输和场地准备的服务公司。在我们的GDS员工中，15人领薪，196人按小时计酬。由于一贯的沟通和透明的管理，我们相信我们与员工的关系是良好的。根据集体谈判协议，我们的任何员工都没有代表。
在管理我们的人力资本资源时，我们力求：
•吸引、留住和发展一支高素质、积极进取和多样化的劳动力队伍；
•保持保守管理的员工人数，以最大限度地减少劳动力波动；
•为职业成长、学习和发展提供机会；
•提供极具竞争力的薪酬和福利方案；以及
•促进安全健康的工作场所。
我们认为，这些做法(下文将进一步描述)是我们发展当前和未来人才和领导力的关键驱动因素，以及低自愿流失率，在截至2021年12月31日的五年期间，自愿流失率平均不到5%。
招聘、招聘和晋升。由于我们业务的周期性和可能发生的活动波动，我们仔细管理我们的员工人数。我们为员工提供学习新角色的机会，并发展他们技能的广度和深度，以努力确保强大的人才和未来的领导力。这也有助于在经济低迷时将裁员和整体员工波动降至最低。当一个职位需要填补时，我们通常会寻求扩大角色或
在寻找新员工之前，先提拔现有员工。我们相信，这种做法有助于建立未来的领导力，并通过在员工的整个职业生涯中为他们提供新的挑战和机会，减少员工的自愿离职。
当我们从公司外部招聘时，我们通过在内部提升职位以供推荐、通过我们的网站和在线平台参与招聘、利用招聘服务和参加招聘会来确定合格的候选人。我们也有完善的实习计划，为我们的技术职能部门输送顶尖人才。在我们的招聘工作中，我们培养了一种相互尊重和遵守所有适用的联邦、州和地方法律的文化，这些法律规范着就业中的非歧视。我们寻求在我们的外部招聘实践中增加我们劳动力的多样性。我们以同样的高度尊重所有申请者，无论他们的性别、种族、宗教、国籍、年龄、婚姻状况、政治派别、性取向、性别认同、残疾或受保护的退伍军人身份。这一理念适用于所有员工的整个就业生命周期，包括招聘、聘用、安置、晋升、评估、休假、补偿和培训。
薪酬和福利。 我们专注于为员工提供具有竞争力的总薪酬和福利，这是我们留任计划的核心价值和关键驱动因素。我们设计的薪酬计划旨在提供与行业同行具有竞争力的薪酬，并奖励卓越的业绩，对于经理和高管来说，薪酬与我们的业绩保持一致，并激励实现卓越的经营业绩。我们通过一项全面奖励计划做到这一点，该计划提供：
•根据员工表现、业务表现和行业前景考虑每年加薪的具有职位竞争力的基本工资或薪金；
•奖励个人和公司业绩的激励措施，如绩效奖金、管理层可自由支配的奖金、现场运营奖金以及短期和长期激励计划；
•退休福利，包括为所有雇员提供符合税务条件的固定缴款储蓄计划的美元对美元的等额缴费，以及其他不符合条件的退休计划；
•全面的健康和福利福利，包括医疗保险、处方药福利、牙科保险、视力保险、人寿保险、意外保险、短期和长期残疾福利、员工援助计划和健康储蓄账户；
•合资格员工的学费报销、奖学金计划和匹配慈善捐款计划；以及
•休假、病假、育儿假和节假日。
我们相信，我们的薪酬和福利方案是一个强大的留住工具，并在我们的员工队伍中促进个人健康和财务安全。
健康与安全。员工的健康和安全是我们可持续运营的核心价值观之一。这一价值体现在我们强大的安全文化中，强调对我们工作场所的员工和承包商的个人责任和安全领导力。我们全面的环境、健康和安全(“EHS”)管理体系为EHS合规和绩效建立了一个公司治理框架，涵盖了我们运营生命周期的所有要素。
我们的EHS管理体系提供了框架，以实施即时和全面的安全协议，以应对2020年初突然发生的新冠肺炎大流行。根据网络安全和基础设施安全局的指导方针，我们的所有员工都被指定为“关键基础设施工人”，因此，我们的现场运营在整个2020年和2021年都在继续。为防止感染在我们的工地蔓延和促进我们工作人员的健康和安全而采取的行动包括：
•实施和提供关于新冠肺炎安全政策的培训，该政策包含个人安全协议，如面罩、社交距离要求和个人卫生措施；
•提供额外的个人防护装备；
•执行严格的新冠肺炎自我评估、联系人追踪和隔离协议；
•在所有地点增加清洁程序；
•限制商务旅行；
•为实际发生或推定为新冠肺炎案件的员工提供额外的带薪假期；以及
•鼓励员工接种新冠肺炎疫苗，并提供激励措施。
由于采取了这些措施，我们的所有行动在2020年大流行期间和整个2021年期间都安全和不间断地继续进行。我们还为在疫情期间继续在现场工作的许多员工实施了感谢奖励计划。
访问公司报告的网站
我们通过我们的网站www.coterra.com、我们的Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告以及在这些材料以电子方式存档或提供给美国证券交易委员会后，在合理可行的范围内尽快免费提供这些报告的所有修订。此外，美国证券交易委员会还设有一个网站www.sec.gov，其中包含我们提交的报告、委托书和信息声明以及其他信息。我们网站上的信息不是本报告的一部分，也不纳入本报告或我们可能提交给美国证券交易委员会的任何其他报告中，无论是在本报告日期之前或之后，也无论其中的任何一般纳入语言如何。此外，对我们网站URL的引用仅用于非活动文本引用。
企业管治事宜
我们的公司治理准则、公司章程、审计委员会章程、薪酬委员会章程、治理和社会责任委员会宪章、商业行为准则和环境、健康与安全委员会宪章可在我们的网站www.coterra.com上“投资者”中“公司治理”部分查阅。要索取这些文件的副本，也可以书面方式向我们公司总部的投资者关系部提出，地址是德克萨斯州休斯敦77024，格斯纳路840Gessner Road，Suite1400三纪念城市广场。
第1A项。风险因素
业务和运营风险
除了本报告中包含的其他信息外，您还应仔细考虑以下风险因素。这些风险因素中的每一个都可能对我们的业务、财务状况、运营结果和/或现金流产生不利影响，并对我们普通股或债务证券的投资价值产生不利影响。
大宗商品价格波动很大，长期的低价格可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。
我们的收入、经营业绩、财务状况以及借入资金或获得额外资本的能力在很大程度上取决于我们销售的石油、天然气和NGL的价格。较低的大宗商品价格可能会减少我们可以经济地生产的石油、天然气和天然气的数量。从历史上看，大宗商品价格一直波动很大，价格波动很大，而且很可能会继续波动。例如，2021年WTI油价从每桶84.65美元的高点到47.62美元的低点不等，NYMEX 2021年的天然气价格从23.86美元的高点(冬季风暴期间)到2.43美元/MMBtu的低点不等。未来大宗商品价格的任何大幅或持续下跌都将对我们未来的业务、财务状况、运营结果、现金流、流动性或为计划中的资本支出和承诺融资的能力产生重大不利影响。此外，大宗商品价格的持续大幅下跌可能会导致我们推迟或推迟我们的大部分勘探和开发项目，或可能使该等项目变得不经济，这可能导致我们的估计已探明储量大幅下调，并可能对我们的借款能力和资本成本以及我们进入资本市场的能力产生负面影响，增加我们的循环信贷安排下的成本，并限制我们执行业务计划的能力。请参阅“未来大宗商品价格下跌可能导致我们的石油和天然气资产的账面价值减记，这可能会对我们的经营业绩产生实质性的不利影响。”
大宗商品价格的大幅波动可能是石油、天然气和天然气的供需发生相对较小的变化、市场不确定性以及各种我们无法控制的额外因素造成的。这些因素包括但不限于以下因素：
•石油、天然气和天然气的供需水平和位置以及对供需的预期，包括大量页岩天然气(如我们的马塞卢斯页岩资产生产的天然气)对全球天然气供应的潜在长期影响；
•消费者对石油、天然气和天然气的需求水平，受新冠肺炎疫情的严重影响，尤其是在2020年期间；
•天气状况和季节趋势；
•石油、天然气和天然气生产地区的政治、经济或卫生状况，包括中东、非洲、南美和美国，例如，包括当地或国际大流行病和灾害或事件的影响，如全球新冠肺炎大流行；
•欧佩克+成员国同意并维持石油价格和生产控制的能力和意愿；
•外国进口商品的价格水平和数量；
•政府当局的行动；
•区域或当地的收集、运输、加工和/或提炼设施的可用性、邻近程度和能力；
•库存储存水平以及储存和运输石油、天然气和天然气的成本和可得性；
•国内外政府法规和税收的性质和范围，包括环境和气候变化法规；
•替代燃料的价格、可获得性和接受度；
•影响能源消耗的技术进步；
•石油、天然气和天然气的投资者投机行为；
•销售点的产品价格与适用的指数价格之间的差异；以及
•整体经济状况，包括美元相对于其他主要货币的价值。
这些因素和能源市场的波动性使人们无法预测未来的大宗商品价格。如果大宗商品价格持续大幅下跌，较低的价格可能会导致我们减少计划的钻探计划，或对我们进行计划支出、筹集额外资本或履行财务义务的能力产生不利影响。
钻探油井和天然气井是一项高风险活动。
我们的增长在很大程度上取决于我们钻井计划的成功。钻探石油和天然气涉及许多风险，包括不会遇到具有商业产量的储油层的风险。钻井、完井和操作油井的成本是巨大的和不确定的，钻井作业可能会由于我们无法控制的各种因素而减少、推迟或取消，包括：
•商品价格下降；
•意外的钻井条件、压力或地层中的不规则现象；
•设备故障或事故，包括井喷、爆炸和起火；
•恶劣的天气条件；
•地面准入限制；
•所有权丧失或其他与所有权有关的问题；
•缺乏可用的收集或加工设施或延误其建设；
•遵守或改变政府要求和条例，包括废水处理、温室气体排放和压裂方面的要求和条例；
•异常或意想不到的地质构造或地层中的压力或不规则；以及
•钻井平台或人员供应短缺或延误以及设备和材料交付方面的成本。
我们未来的钻探活动可能不会成功，如果不成功，这种失败将对我们未来的运营结果和财务状况产生不利影响。我们的整体钻探成功率或特定地理区域内的钻探成功率可能会下降。我们可能无法在我们的预期时间范围内租赁或钻探已确定或预算的潜在客户，或者根本无法。我们可能无法租赁或钻探某个特定的探矿地，因为在某些情况下，我们在寻求探矿地或探矿点的期权或租赁权之前，会先确定探矿点或钻探地点。同样，我们的钻探计划可能与我们的资本预算不同。对任何预定或预算的油井进行钻探的最终决定将取决于若干因素，包括：
•勘探工作的结果以及地震数据的获取、审查和分析；
•向我们和其他参与方提供足够的资本资源，用于钻探前景；
•其他参与者在汇编补充数据后对前景的批准情况；
•钻探时的经济和行业条件，包括石油和天然气的现行价格和预期价格以及钻井平台和人员的供应情况；
•我们的财政资源和成果；以及
•以合理条款为潜在客户提供租约和许可证，以及在获得此类许可证方面的任何延误。
这些项目可能不会成功开发，如果钻井，可能不会遇到商业生产的石油或天然气储藏。
突发事件造成的业务中断，包括流行病、健康危机和自然灾害，可能会扰乱我们的运营，并对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
发生一个或多个意外事件，包括公共卫生危机、大流行和流行病、战争或内乱、恐怖主义行为、导致未经授权访问敏感信息的网络安全事件或导致
系统无法使用、天气事件、地震或其他灾难可能导致世界金融市场不稳定，并导致石油和天然气价格波动加剧，所有这些都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。例如，正在爆发的新冠肺炎疫情已经对全球经济造成了广泛的不利影响。关于新冠肺炎将在多大程度上继续传播，存在相当大的不确定性，包括新冠肺炎的新毒株，如德尔塔和奥密克戎变种，治疗和疫苗和增强剂的全球可获得性和有效性，以及很大一部分人口对这种治疗和疫苗的接受程度，以及为试图减缓病毒传播而采取的政府和其他措施的范围和持续时间，例如隔离、就地安置令以及企业和政府关闭(无论是通过继续现有措施还是重新实施先前的措施)。2021年在全球推出疫苗使各国政府能够放松对新冠肺炎的限制和封锁协议；然而，最近由达美航空和奥密克戎变体导致的新冠肺炎病例增加引发了是否必须调整封锁协议的问题，这些变体的最终影响尚不清楚。我们已经实施了预防措施和制定了应对计划，旨在将工作场所员工接触感染的不必要风险降至最低，并继续评估和计划与新冠肺炎相关的各种运营应急事件。然而，如果我们的很大一部分员工或承包商或管道运营商的员工或承包商, 我们或我们的供应商或供应商使用的加工和其他设施因疾病或如果我们的现场运营因旨在控制疫情的控制措施而暂停或暂时限制，可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响，我们不能保证我们采取的任何预防措施将有效防止我们的业务中断。如果新冠肺炎传播和感染在我们运营的区域显著死灰复燃，我们的非运营员工可能会重返远程工作，这可能会增加安全漏洞或其他网络事件或攻击、数据丢失、欺诈和其他中断的风险，原因是更多员工通过不是我们安排、建立或保护的网络基础设施和互联网服务从远程位置访问敏感和关键信息。
此外，与新冠肺炎相关的疫苗接种和检测要求可能会影响我们未来的业务。2021年9月，OSHA受命实施一项紧急临时标准，要求拥有100名或更多员工的雇主确保其员工充分接种疫苗，或要求未接种疫苗的工人至少每周提供新冠肺炎阴性检测结果。尽管美国最高法院最近阻止了该标准的实施，但未来类似的强制性疫苗接种和检测要求的实施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，如果我们的大部分员工不选择接种疫苗，与未接种疫苗的员工的强制性检测相关的成本很高，或者离开工作进行检测的时间对我们的运营造成干扰。
此外，在2020年的大部分时间里，新冠肺炎疫情导致对原油的需求大幅减少，对天然气和天然气的需求也有所减少。新冠肺炎疫情导致的供需失衡以及2020年3月欧佩克+成员国之间的产量分歧导致2020年全球经济普遍大幅收缩，并在2021年继续对我们的行业产生破坏性影响。尽管欧佩克+随后宣布了减产协议，但这种情况加上新冠肺炎和储运能力限制的影响，导致石油和天然气行业明显低迷。由于许多不确定性，我们目前无法预测新冠肺炎及其变体或石油和天然气市场目前正在经历的重大中断和波动将对我们的业务、财务状况和运营结果产生多大影响。例如，我们依赖中游服务提供商传输、收集和处理很大一部分生产的石油、天然气和NGL，这些服务提供商的运营可能会中断或暂停，以应对疫情的控制，和/或经济挑战可能导致我们中游服务提供商的产能减少或设施和基础设施关闭，这可能导致我们生产的石油、天然气或NGL的价格大幅折扣，或导致生产井关闭或我们物业的开发计划延迟或中断。虽然我们尚未收到客户或交易对手关于新冠肺炎疫情导致的非性能问题或延误的通知，但在一定程度上，我们或我们的任何材料供应商或客户由于政府限制或其他原因而无法运营, 我们可能不得不暂时停产或减产，这可能导致严重的停机时间，并对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。
此外，新冠肺炎疫情影响了供应链，推迟了物资和设备的交付，增加了成本。2021年，由于对服务、劳动力和供应的需求增加，以及与新冠肺炎疫情相关的供应链中断，我们的服务、劳动力和供应成本上升。新冠肺炎大流行的最终影响将取决于未来的发展，其中包括病毒的最终严重程度，新冠肺炎传播和感染在开始改善后在受影响地区的任何死灰复燃，政府和其他措施的后果，治疗、疫苗和增强剂的疗效和疫苗接种计划的成功，疫情爆发的持续时间，欧佩克+成员国采取的进一步行动，政府当局、客户、供应商和其他第三方采取的行动，劳动力的可获得性，以及正常经济和运营条件恢复的时间和程度。
我们已探明的储量是估计值。我们的储备估计或基本假设中的任何重大不准确都可能导致我们的储备的数量和净现值被夸大或低估。
储量工程是对无法准确测量的石油和天然气地下储量进行估计的主观过程。估算已探明储量数量的过程复杂且本质上并不准确，本文件中包含的储量数据仅为估计值。这一过程依赖于对现有的地质、地球物理、工程和生产数据的解释。这些技术数据的范围、质量和可靠性各不相同。这一过程还需要某些经济假设，其中一些是美国证券交易委员会要求的，比如与大宗商品价格有关的假设。其他假设包括钻井和运营费用、资本支出、税收和资金可获得性。此外，不同的储备工程师可能会根据相同的数据对储备和现金流做出不同的估计。
估计日期之后的钻探、测试和生产结果可能证明有理由修订最初的估计。因此，初步储量估计往往与最终开采的石油和天然气数量不同，这种差异可能是实质性的。任何重大差异都可能减少我们储备的估计数量和现值。
您不应假设我们已探明储量的未来净现金流的现值就是我们估计储量的当前市场价值。根据美国证券交易委员会的要求，我们根据已探明储量的估计贴现未来净现金流量，基于各种商品的12个月平均指数价格，计算为每月第一天的未加权算术平均价格和估计日期的有效成本，使价格和成本在物业的整个生命周期内保持不变。未来的实际价格和成本可能与净现值估计中使用的价格和成本有重大差异，而使用当时的价格和成本估计的未来净现值可能比当前估计的要少得多。此外，根据适用的会计准则，我们在计算贴现未来净现金流量以符合适用会计准则的报告要求时使用的10%贴现率可能不是基于不时生效的利率和与我们或整个石油和天然气行业相关的风险而得出的最合适的贴现率。
未来大宗商品价格下跌可能会导致我们的石油和天然气资产的账面价值减记，这可能会对我们的运营业绩产生重大不利影响。
我们石油和天然气资产的价值取决于大宗商品价格。这些价格的下跌以及开发成本的增加、油井性能的变化、资产开发的延迟或钻探结果的恶化可能导致我们不得不对我们估计的已探明储量进行重大下调，并可能导致减值费用和我们石油和天然气资产的账面价值的相应减记。
每当事件或环境变化显示某项资产的账面金额可能无法收回时，我们就逐个油田评估我们的石油和天然气资产的减值。我们将预期未贴现的未来现金流与资产的账面净值进行比较。如果根据我们对未来大宗商品价格、运营成本和已探明储量以及经风险调整的可能和可能储量的预期产量的估计，未来未贴现的预期现金流低于资产的账面净值，则资本化成本降至公允价值。商品定价是根据管理层在预算编制和预测过程中使用的假设、根据地理位置和质量差异调整的历史和当前价格以及管理层认为将影响可变现价格的其他因素的组合来估计的。如果大宗商品价格下跌，未来石油和天然气资产的账面价值可能会出现重大修正。
我们未来的表现取决于我们是否有能力发现或获得更多经济上可开采的石油和天然气储量。
一般来说，随着储量的枯竭，油气性质的产量会下降，下降的速度取决于储集层的特征。除非我们成功地取代我们生产的储量，否则我们的储量将会下降，最终导致石油和天然气产量下降，运营收入和现金流减少。因此，我们未来的产量高度依赖于我们在发现或获得额外储量方面的成功程度。我们可能无法通过我们的勘探、开发和开采活动或以可接受的成本收购物业来取代储量。较低的大宗商品价格可能会进一步限制我们可以经济地开发和生产的储量种类。
我们估计，截至2021年12月31日，我们已探明已开发储量的产量将在2023年、2024年和2025年期间分别以24%、17%和13%的速度下降(尽管由于合并的影响，我们已探明已开发储量的产量预计将在2022年增加，部分被自然递减率抵消)。已探明的未开发储量和我们目前未归类为已探明已开发产量的其他储量的未来开发将影响这些递减率。
勘探、开发和开采活动涉及许多风险，除其他外，可能导致干井、无法以商业数量生产石油、天然气和天然气以及无法充分生产已探明的储量。
我们已探明的未开发储量的开发可能需要更长时间，并可能需要比我们目前预期的更高水平的资本支出。
截至2021年12月31日，我们估计的已探明储量(按数量计算)约有26%尚未开发。这些储量估计反映了我们计划为未来开发成本估计21亿美元的资本支出，以将我们的PUD储量转换为已探明的已开发储量。开发PUD储量需要大量的资本支出，与我们的PUD储量相关的估计未来开发成本可能不等于我们的实际成本，开发可能不会按计划进行，我们的开发活动的结果可能不会像估计的那样。如果我们选择不开发我们的PUD储量，或者如果我们不能以其他方式成功地开发它们，我们将被要求将它们从我们报告的已探明储量中移除。此外，根据美国证券交易委员会的储量报告规则，由于通常只有与预定在预订之日起五年内钻探的油井有关的PUD储量才可能被记录下来，因此我们可能需要移除在这五年时间框架内不再计划开发的任何PUD储量。
战略决策，包括将资本和其他资源分配给战略机会，是具有挑战性的，我们如果不能在战略机会中适当地分配资本和资源，可能会对我们的财务状况产生不利影响，并降低我们的增长率。
我们未来的增长前景取决于我们为业务确定最佳战略的能力。在制定业务计划时，我们考虑将资本和其他资源分配到业务的各个方面，包括油井开发(主要是钻井)、储量收购、勘探活动、公司项目和其他替代方案。我们还考虑了我们可能的资金来源。尽管我们在制定2022年计划时做出了决定，但我们可能会注意到以前没有定期确定的商业机会，包括可能的收购和处置。如果我们未能找出最佳的业务策略，或未能善用我们的资本投资和集资机会，以及善用我们的其他资源，以推动我们的业务策略，我们的财政状况和增长率可能会受到不利影响。此外，经济或其他情况可能会与我们的2022年计划设想的情况发生变化，我们如果不能认识到这些变化或对这些变化做出反应，可能会限制我们实现目标的能力。
如果我们不能获得足够的运输和加工等服务，我们出售石油、天然气和天然气生产的能力和/或我们生产的价格可能会受到实质性损害。
我们的石油、天然气和天然气生产的销售取决于许多我们无法控制的因素，包括运输和加工设施的可用性和能力。我们通过我们不拥有的收集系统和管道输送我们的大部分石油、天然气和天然气生产。这些系统和设施上缺乏可用容量可能会降低我们生产的价格，或导致生产井关闭，或推迟或停止物业开发计划。第三方系统和设施可能由于市场状况或机械或其他原因而不可用，在某些情况下，如果我们无法交付石油、天然气和NGL以满足最低产量承诺，则由此导致的减产可能导致需要付款。此外，新管道的建设和所需基础设施的建设可能会缓慢进行。如果这些服务无法提供，我们将无法从这些设施所提供的油井中获得收入，直到作出适当的安排来销售我们的产品。如果我们不能以可接受的条件获得这些服务，可能会对我们的业务造成严重损害。
此外，这些供应和产能问题更有可能发生在基础设施建设较少的偏远地区，例如我们拥有大量石油和天然气生产的特拉华州盆地资产。任何这些可用性或产能问题，无论是由于新冠肺炎疫情、施工延误、政府限制、不利天气条件(如2021年2月影响德克萨斯州和俄克拉何马州的严冬风暴)、火灾或其他原因造成的，都可能对我们的运营、收入和支出产生负面影响。此外，到目前为止，我们已经钻探的马塞卢斯页岩油井总体上报告了非常高的初始产量。这些新油井在该地区生产的天然气，以及其他现有油井生产的天然气，可能会超过现有的各种集气和州内或州际运输管道的能力。在这种情况下，这可能导致油井关闭或等待管道连接，或产能和/或天然气以远低于纽约商品交易所报价或我们目前预计的价格出售，这将对我们的运营结果和现金流产生不利影响。
由于评估可采储量和其他预期收益以及潜在负债的不确定性，收购的物业可能不值我们为收购它们支付的价格。
成功的物业收购需要对许多我们无法控制的因素进行评估。这些因素包括对可采储量、勘探潜力、未来大宗商品价格、运营成本、生产税和
潜在的环境和其他责任。这些评估很复杂，而且本质上是不准确的。我们对所收购物业的审查可能不会揭示所有现有的或潜在的问题。此外，我们的审查可能不允许我们充分评估物业的潜在缺陷。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。
可能存在针对我们收购的资产或业务的威胁或预期索赔，这些索赔涉及环境、所有权、监管、税务、合同、诉讼或我们不知道的其他事项，可能会对我们的生产、收入和经营业绩产生重大不利影响。我们经常承担某些责任，我们可能没有资格获得包括环境责任在内的关闭前责任的合同赔偿，我们的合同赔偿可能无效。有时，我们会在有限的陈述和保证以及对违反该等陈述和保证的有限补救措施的基础上，按“原样”收购物业权益。此外，如果收购的物业具有显著不同的运营和地质特征，或者与我们现有的物业位于不同的地理位置，则重大收购可能会改变我们的业务和业务性质。
我们已经收购或未来可能收购的业务和物业的整合可能会很困难，并可能转移管理层对我们现有业务的注意力。
整合我们已经收购的业务和物业，包括通过合并，或未来可能收购的业务和物业的整合可能会很困难，并可能转移管理层的注意力和财务资源，从我们现有的业务。这些困难包括：
•在进行业务持续运营的同时整合收购的业务和物业的挑战；
•无法留住被收购企业的关键员工；
•被收购企业的标准、控制程序和政策不一致的挑战；
•潜在的未知负债、不可预见的费用或高于预期的整合成本；
•整个完成后整合进程的时间比最初预期的要长；
•在所收购物业的地理市场上可能缺乏经营经验；以及
•作为我们预期基础的错误假设的可能性。
如果管理层不能有效地管理整合过程，或者如果任何重要的业务活动因整合过程而中断，我们的业务可能会受到影响。我们未来的成功将在一定程度上取决于我们管理扩大业务的能力，这可能会给管理带来巨大的挑战。由于我们业务规模的扩大，我们还可能面临政府当局更严格的审查。不能保证我们的融合努力一定会成功。
我们面临着各种各样的危险和风险，可能会造成重大的经济损失。
我们的业务涉及各种经营风险，包括：
•井场井喷、凹陷和爆炸；
•设备故障；
•管道或水泥失效和套管坍塌，可能会释放石油、天然气、钻井液或水力压裂液；
•石油、天然气或井液不受控制的流动；
•管道破裂；
•火灾；
•异常压力地层；
•处理和处置材料，包括钻井液和水力压裂液；
•释放有毒气体；
•自然产生的放射性物质的堆积；
•污染和其他环境风险，包括我们物业以前的业主或经营者造成的状况；以及
•自然灾害。
这些事件中的任何一项都可能导致人员伤亡、碳氢化合物损失、财产重大损坏或破坏、环境污染、自然资源损坏、监管调查和处罚、暂停或损害我们的业务以及我们的重大损失。
我们利用石油和天然气收集和管道系统还涉及各种风险，包括爆炸风险以及管道泄漏和破裂造成的环境危害。管道位于人口稠密地区附近，包括居民区、商业商业中心和工业场地，可能会增加这些风险。
我们对我们不经营的物业上的活动的控制有限。
其他公司经营着我们拥有权益的一些物业。截至2021年12月31日，未运营油井约占我们总拥有油井总数的68%，或我们拥有净油井的18%。我们影响或控制这些非营运物业的营运或未来发展的能力有限，亦无法影响或控制我们在可能与第三方分享控制权的合资企业中营运的物业，包括遵守环境、安全及其他法规或我们须为此提供资金的资本开支金额。我们的油井运营商或合资企业参与者未能充分开展运营，运营商违反适用的协议，或运营商未能以最符合我们最佳利益的方式行事，都可能减少我们的产量和收入。我们对营运商和其他营运权益拥有者(包括合资公司参与者)的依赖，以及我们影响或控制这些物业的营运和未来发展的能力有限，可能会对我们在钻探或收购活动中实现目标资本回报产生重大不利影响，并导致意想不到的未来成本。
我们的许多物业所在的地区可能已被补偿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、完成或运营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地区可能已被早先的偏移钻井部分耗尽或排干。我们无法控制抵消运营商，他们可以采取行动，如钻探和完成更多的油井，这可能会对我们的运营产生不利影响。当一口新井建成并生产时，井筒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，这可能会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。对于因商品价格下跌或缺乏管道和储存能力而关闭的油井，发生这些影响的可能性可能会增加。此外，在附近其他油井上进行的完井作业和其他活动可能会导致我们为了保护现有油井而无限期停产。关闭我们的油井和因抵消完井而损坏我们的油井可能会导致成本增加，并可能对该等关闭的油井的储量和重新开始生产产生不利影响。
如果我们没有在租约规定的时间段内建立生产，或者如果我们没有在支付数量的情况下保持生产，我们可能会失去租约。
在某些情况下，如果我们不维持产量或不满足其他租赁要求，我们可能会失去租约，我们为这些租约花费的金额可能会损失。如果我们为了应对大宗商品价格下跌或缺乏管道和储存能力而关闭油井，我们可能会面临不遵守租赁条款的指控。此外，拜登政府还可能施加新的限制和法规，影响我们在联邦土地上钻探、进行水力压裂作业和获得必要的通行权的能力，这反过来可能导致联邦租约的损失。未来三年到期的合并净种植面积约占我们截至2021年12月31日未开发净种植面积的1%。我们的实际钻探活动可能与目前确定的活动大不相同，这可能会对我们的业务产生不利影响。
针对我们的系统、石油和天然气行业系统和基础设施或我们的第三方服务提供商系统的网络攻击可能会对我们的业务产生不利影响。
我们的企业以及整个石油和天然气行业越来越依赖数字数据、计算机网络和互联基础设施，包括由第三方供应商管理的技术，我们依赖这些供应商来帮助我们收集、托管或处理信息。我们依靠这项技术来记录和存储财务数据，估计石油和天然气储量，分析和共享运营数据，并进行内部和外部沟通。计算机控制
美国几乎所有的石油和天然气分销系统，都是将我们的产品运往市场所必需的。计算机还使通信成为可能，并为我们的业务提供大量其他支持服务。近年来(这在很大程度上是由于新冠肺炎疫情)，我们增加了对远程网络和在线会议服务和技术的使用，使员工能够在我们的公司基础设施之外工作，这使我们面临额外的网络安全风险，包括由于远程访问增加和其他网络安全相关事件而导致的对敏感信息的未经授权的访问。
网络攻击正变得越来越复杂，包括但不限于恶意软件、网络钓鱼、勒索软件、试图未经授权访问数据和其他电子安全漏洞，这些漏洞可能导致关键系统中断、未经授权发布机密或其他受保护的信息以及损坏数据。未经授权访问我们的地震数据、储量信息、客户或员工数据或其他专有或商业敏感信息可能会导致我们的勘探或生产运营或计划中的业务交易中的数据损坏、通信中断或其他中断，任何这些都可能对我们的业务和运营产生重大不利影响。如果我们的信息技术系统停止正常运行或遭到破坏，我们的正常运营可能会受到干扰，其中可能包括钻井、完井、生产和公司职能。涉及我们的信息系统和相关基础设施或我们的业务伙伴的网络攻击可能会导致供应链中断，延误或阻止我们产品的运输和营销，违反规定会导致监管罚款或处罚，我们或我们的客户或供应商的数据或机密信息的丢失或披露或损坏可能会损害我们的业务，损害我们的声誉，使我们承担潜在的财务或法律责任，并要求我们产生巨额成本，包括维修或恢复我们的系统和数据或采取其他补救措施的成本。
此外，某些网络事件，如监控，可能会在很长一段时间内不被发现，我们防范此类网络安全风险的系统和保险覆盖范围可能成本高昂，而且可能不够充分。随着网络攻击者变得越来越老练，我们可能需要花费大量额外资源来继续保护我们的业务或补救网络攻击造成的损害。此外，持续和不断变化的网络攻击威胁导致监管部门更加注重预防，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，或调查和补救任何信息安全漏洞。如果我们面临更多的监管要求，我们可能需要花费大量额外资源来满足这些要求。
与债务、对冲活动和财务状况有关的风险
我们有大量的资本金要求，我们可能无法以令人满意的条件获得所需的融资，如果真的有的话。
我们正在进行并预计将在与我们的开发和生产项目相关的方面投入大量资本支出。我们依赖于获得我们的循环信贷安排和长期资本市场作为流动性来源，以满足运营现金流或其他来源无法满足的任何资本需求。未来全球金融体系，包括资本市场的挑战，可能会对我们的业务、财务状况和获得资本的机会产生不利影响。当我们希望或需要筹集资金时，我们进入资本市场的能力可能会受到限制，这可能会影响我们对不断变化的经济和商业状况做出反应的灵活性。不利的经济和市场状况可能会对我们的应收贸易账款的可收回性产生不利影响，并导致我们的商品对冲交易对手无法履行其义务或寻求破产保护。此外，近年来针对投资界的努力，包括投资顾问、主权财富基金、公共养老基金、大学和其他团体，推动撤资化石燃料股票，并向贷款人和其他金融服务公司施压，要求它们限制或减少与从事化石燃料储量开采的公司的活动，如果成功，这可能会限制我们进入资本市场的能力。例如，2020年10月，摩根大通(JP Morgan Chase&Co.)宣布，它将采取一项与2015年巴黎气候协议(《巴黎协议》)目标一致的融资承诺。其他银行也为各种原因做出了与气候有关的承诺，比如停止为北极钻探和煤炭公司提供融资。这些倡议是由活动家和银行发起的，包括某些银行，他们是规定我们循环信贷安排的信贷协议的当事人, 可能会干扰我们的业务活动、运营和获得资本的能力。未来经济中的挑战也可能导致对石油和天然气的需求减少，这可能会对我们的收入产生负面影响。
与我们的债务相关的风险和我们的债务协议条款可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
截至2021年12月31日，我们有大约31亿美元的未偿债务(本金为29亿美元)，我们未来可能会产生更多债务。合并后，我们遗留的循环信贷安排和私募优先票据仍未偿还。此外，在2021年10月7日，我们完成了一项交换要约，据此我们发行了本金总额为18亿美元的新优先票据，以换取之前未偿还的Cimarex优先票据的本金总额为18亿美元。在交换要约完成后，Cimarex优先票据的本金总额约为2亿美元。合并和相关交易导致的债务增加可能会对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流产生不利影响，包括：
•要求我们用很大一部分现金流来偿还债务，这将减少原本可用于运营的资金，将自由现金流返还给股东和未来的商业机会；
•增加债务违约风险；
•限制我们出售资产、从事战略交易或为营运资本、资本支出、一般公司和其他目的获得额外融资的能力；
•限制我们在规划或应对业务和我们所在行业的变化方面的灵活性，这可能使我们与偿债义务较低的竞争对手相比处于竞争劣势；
•增加我们对利率上升的风险，这将产生更大的利息支出，如果我们没有适用的利率波动对冲的话；
•根据我们未偿债务的水平，限制我们为营运资本、资本支出、一般公司和其他目的获得额外融资的能力；以及
•使我们更容易受到总体经济和行业状况不利变化的影响，包括大宗商品价格下降、经济低迷和我们业务的不利发展。
我们偿还债务和为债务再融资的能力将取决于我们未来从运营、融资或资产出售中产生现金的能力。我们产生现金的能力受制于我们无法控制的一般经济、金融、竞争、立法、监管和其他因素。此外，我们承受竞争压力和应对石油和天然气行业变化的能力可能会受到损害。如果我们无法支付所需款项或以其他方式违约，持有此类债务的贷款人也可能加速到期金额，这可能会引发其他债务的违约或加速。
此外，我们在循环信贷安排下支付的保证金取决于(1)债务的信用评级，有时是当我们的债务具有投资级信用评级时，以及(2)我们的杠杆率，有时是当我们的债务没有投资级评级时。因此，我们的杠杆率或债务信用评级的不利变化可能会导致我们的利息支出增加。
我们的债务协议还要求遵守公约，以维持特定的财务比率。如果大宗商品价格从当前水平恶化，可能导致收入、现金流和收益减少，进而可能因缺乏遵守公约而导致违约。因为财务比率的计算是在某些日期进行的，所以财务比率可能会在不同时期之间有很大的波动。大宗商品价格长期走低可能会进一步增加我们无法遵守公约以维持特定财务比率的风险。为了对这些金融契约提供舒适的边际，我们可能会寻求减少我们的资本支出，出售非战略性资产，或者在我们的债务协议允许的范围内，机会性地修改或增加我们的衍生工具。此外，我们可能寻求对我们的全部或部分债务进行再融资或重组。我们不能保证我们将能够成功地执行这些战略中的任何一项，而且这些战略可能在有利的条件下无法获得，或者根本无法获得。有关我们债务协议的更多信息，请阅读《管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析-财务状况-资本资源和流动性》。
我们可能有对冲安排，使我们面临财务损失的风险，并限制石油和天然气价格上涨给我们带来的好处。
当我们认为市场条件有利时，我们不时会使用金融衍生工具来管理与我们的石油和天然气生产相关的价格风险。虽然有许多不同类型的衍生品
在可用情况下，我们通常利用套期、掉期、滚动差额掉期和基差掉期协议来更有效地管理价格风险。此外，为了减少对大宗商品价格变化的部分敞口，Cimarex历史上不时对石油和天然气价格进行对冲，主要是通过使用某些衍生品工具。合并完成后，我们承担了Cimarex现有的对冲，因此我们现在将承担这些对冲对经济的影响。
套圈安排是一种看跌期权和看涨期权，用于确定一定时间段内固定产量的最低和最高价格。它们规定，如果指数价格超过上限，则向交易对手付款，如果指数价格跌破下限，则由交易对手付款。掉期协议要求根据掉期指数价格是高于还是低于掉期实施时为该时期确定的固定价格，向交易对手支付款项或从交易对手那里获得收入。这些安排限制了价格上涨对我们的好处。此外，这些安排使我们在各种情况下面临财务损失的风险，包括在以下情况下：
•衍生工具的标的价格与我们生产所收到的实际价格之间的预期差额出现不利变化；
•产量低于预期；或
•对手方无法履行其义务。
CFTC颁布了实施掉期交易法定要求的规定。这些规定旨在实施一个受监管的市场，在这个市场中，大多数掉期交易在注册交易所或掉期执行机构执行，并通过中央交易对手进行清算。尽管我们相信我们对掉期交易的使用豁免了我们的某些监管要求，但由于监管加强而对掉期市场造成的变化可能会显著增加签订新掉期或维持现有掉期的成本，大幅改变新的或现有掉期交易的条款，和/或减少新的或现有掉期的可用性。如果我们因多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法及其下的法规实施而减少掉期的使用，我们的运营结果可能会变得更加不稳定，我们的现金流可能更难预测。
此外，使用金融衍生工具还涉及交易对手无法满足此类交易的财务条件的风险。我们无法预测交易对手的信誉或履行能力的变化，即使我们可以准确预测这种变化，我们抵消此类风险的能力可能会受到市场状况和工具合同条款的限制。如果我们的任何交易对手在我们的金融衍生工具下违约，这种违约可能(1)对我们的经营业绩产生重大不利影响，(2)导致我们未来生产的更大比例受到大宗商品价格变化的影响，以及(3)增加我们的金融衍生工具可能无法实现其预期战略目的的可能性。
我们将在未来继续评估利用衍生品的好处。请阅读第7项中的“管理层对财务状况和经营结果的讨论与分析”和第7A项中的“关于市场风险的定量和定性披露”，以进一步讨论我们对衍生品的使用。
法律、监管和政府风险
ESG的担忧或公众对我们和/或我们行业的负面看法可能会对我们的业务运营和我们普通股的价格产生不利影响。
所有行业的企业都面临着投资者、股东和公众对其ESG实践的日益严格的审查。未能充分响应或满足投资者、股东或公众不断变化的ESG期望、关切和标准，或被认为未能充分满足这些要求，可能会导致企业实体遭受声誉损害，并对实体的业务、财务状况和/或股票价格产生重大和不利影响。此外，向投资者提供ESG信息的组织已经制定了评级程序，用于评估企业实体处理ESG事项的方法。尽管目前没有通用的评级标准，但可持续性评估的重要性正越来越广泛地被投资者和股东接受，一些人使用这些评级为投资和投票决策提供信息。此外，某些投资者使用这些分数来对照同行对企业进行基准测试，如果企业实体被认为落后，这些投资者可能会与该实体接触，要求改善ESG披露或业绩。此外，更广泛的投资界的某些成员可能会在做出投资决策时将企业实体的可持续发展分数视为声誉或其他因素。因此，较低的可持续性得分可能会导致我们的普通股被某些投资基金排除在考虑之外，导致寻求提高此类得分的投资者的参与，以及某些投资者对我们的运营的负面看法。
此外，公众对我们和/或我们的行业的负面看法，除其他外，源于倡导团体对甲烷和其他温室气体排放、水力压裂、石油等对气候变化影响的担忧
石油泄漏和管道爆炸，再加上社会对企业应对气候变化的越来越高的期望，以及消费者潜在地使用碳密集型能源大宗商品的替代品，可能会导致成本上升，对我们的石油、天然气和天然气生产的需求减少，利润减少，监管、监管调查和诉讼增加，以及对我们的股票价格和进入资本市场的负面影响。这些因素还可能导致我们开展业务所需的许可证受到挑战、扣留、拖延或因限制我们开展业务的能力的要求而负担沉重。
与油气开发和水力压裂相关的联邦、州和地方法律法规、司法行动和监管举措可能会导致成本增加、运营限制或延误，并对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
我们的运营受到广泛的联邦、州和地方法律法规的约束，包括钻井和环境安全法律法规，这增加了石油和天然气设施的规划、设计、钻井、安装和运营成本。新的法律法规或对现有法律法规的修订或重新解释可能会进一步增加这些成本，可能会增加我们的责任风险，并可能导致对石油和天然气生产活动的限制增加，这可能对我们和整个石油和天然气行业产生实质性的不利影响。石油和天然气业务固有的与环境和安全事项有关的巨额费用和责任的风险，特别是合规问题、环境污染和对人员或财产的损害索赔。不遵守适用的环境和安全法律法规也可能导致我们暂停或终止运营，并受到行政、民事和刑事处罚，以及实施纠正行动要求和命令。此外，适用的法律和法规要求我们获得各种设施的运营许可证。所需许可证的发放不能得到保证，一旦发放，许可证可被撤销、修改和续签。不遵守适用的法律和法规可能会导致罚款和处罚，或者要求我们支付巨额费用来补救违规行为。
我们的大部分勘探和生产业务依赖于使用水力压裂来提高油气井的产量。这项技术涉及向高压油井中注入流体--通常主要由水组成，但通常包括少量的几种化学添加剂--以及砂子或其他支撑剂，以便在岩石中产生裂缝，使石油或天然气能够更自由地流入井筒。如果不使用水力压裂来刺激油井生产，我们的大多数油井都不经济。如果与水力压裂有关的现有法律法规被修订或重新解释，或者如果新的法律法规通过司法或行政行动适用于我们的运营，我们的业务、财务状况、运营结果和现金流可能会受到不利影响。此外，州和联邦监管机构一直在关注近年来用于石油和天然气废物处理的注水井的运行与地震活动之间可能存在的联系。也有人提出了类似的担忧，即水力压裂也可能导致地震活动。当由人类活动引起时，这种事件称为诱发地震活动。2016年3月，美国地质调查局确定了诱发地震活动危害最严重的六个州，包括俄克拉何马州、堪萨斯州、德克萨斯州、科罗拉多州、新墨西哥州和阿肯色州。这些担忧进一步加强了对水力压裂以及石油和天然气废物注水井的监管审查，并导致通过了管理这类活动的州和地方法律。我们无法预测未来是否会颁布更多适用于水力压裂或油气废物注入井的联邦、州或地方法律或法规，如果是这样的话, 任何此类法律或法规将要求或禁止的行动。这些担忧还可能导致对利用水力压裂或注水井进行废物处理的石油和天然气活动的更大反对和诉讼，这可能对石油和天然气生产活动产生不利影响，包括因开发页岩油田而生产石油和天然气的运营延误或运营成本增加，或者可能使水力压裂更加困难。此外，如果与水力压裂有关的现有法律法规被修订或重新解释，或者如果新的法律法规通过司法或行政行动适用于我们的运营，我们的业务、财务状况、运营结果和现金流可能会受到不利影响。
我们的一些生产井和相关设施受到严格的空气排放限制和许可要求。两个例子是环境保护局的源聚合规则和环境保护局的新源性能标准(NSPS)和国家危险空气污染物排放标准(NESHAP)。2016年6月，美国环保局发布了一项关于影响石油和天然气行业空气许可来源确定的最终规则，因此，聚集我们的石油和天然气设施进行许可可能会导致更复杂、成本更高、更耗时的空气许可，并导致我们的运营延误。2012年8月和2016年6月，美国环保局发布了规则，为石油和天然气行业制定了新的空气排放控制要求，包括解决二氧化硫和挥发性有机化合物排放问题的NSPS，以及监管石油和天然气行业新来源和改进源甲烷排放的NSPS，以及解决经常与天然气生产和加工活动相关的有害空气污染物的NESHAP。尽管这些规则被保留，并最终被环保局2020年9月的一项规则削减，但在2021年6月30日，总裁·拜登签署了一项国会联合决议，根据国会审查法，反对2020年9月的规则。2021年11月15日，环保局提出了减少新的和现有的石油和天然气甲烷排放的规则
业内消息人士。遵守2012年和2016年石油和天然气行业的NSPS以及EPA新法规(特别是新的甲烷法规)提出的任何额外要求，可能需要修改我们的某些运营或增加新设施或改装设施的成本，包括在油井现场安装新设备以控制排放，这可能会导致重大成本，包括增加资本支出和运营成本，并对我们的业务产生不利影响。
如需更多信息，请阅读第1项和第2项中的“商业和财产-其他商业事项-石油和天然气勘探和生产法规”、“天然气营销、收集和运输法规”和“环境和安全法规”。
石油和天然气生产作业，特别是使用水力压裂的作业，在很大程度上依赖于水的供应。如果我们不能为我们的业务获得足够的水供应，或者不能以经济和环境安全的方式处置或回收我们使用的水，我们以经济和商业数量生产石油和天然气的能力可能会受到损害。
在钻井过程中，水是石油和天然气生产的重要组成部分。特别是，我们在水力压裂过程中使用了大量的水。我们无法找到足够数量的水，或者无法处理或回收我们勘探和生产操作中使用的水，这可能会对我们的运营产生不利影响。在水源方面，我们首先寻求使用非饮用水供应来满足我们的业务需要。在某些地区，当地含水层容量可能不足，无法为钻探活动提供水源。然后，必须从其他来源获得水，并将其输送到钻井现场。如果无法获得足够的水，或无法处理或回收我们业务中使用的水，可能会对我们在某些地区的业务产生不利影响。遵守有关开采、储存和使用水力压裂油井所需地表水或地下水的环境法规和许可要求，可能会增加我们的运营成本，并导致我们的运营延误、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。
欲了解更多信息，请阅读第1项和第2项中的“商业和财产-其他商业事项-环境和安全法规-清洁水法”。
通过气候变化立法或限制温室气体排放的法规可能会导致运营成本增加，对我们生产的石油和天然气的需求减少。
研究发现，某些气体的排放，通常被称为温室气体(“GHG”)，会影响地球气候。美国国会和各州一直在评估，并在某些情况下实施与气候有关的立法和其他限制温室气体排放的监管举措。在没有重大的联邦温室气体立法的情况下，出现了一些州和地区的努力，旨在通过总量管制和交易计划跟踪和/或减少温室气体排放，这些计划通常要求发电厂等主要温室气体排放源获得并交出排放限额，以换取温室气体的排放。2021年1月20日，也就是上任的第一天，总裁·拜登签署了一项关于气候行动的行政命令，并重新召集了一个跨部门工作组，以确定二氧化碳、一氧化二氮和甲烷三种温室气体的社会成本。石油、天然气和天然气等化石燃料燃烧时会释放二氧化碳，甲烷是天然气的主要成分。拜登政府表示，它将使用最新的社会成本数据，为联邦法规和主要机构的行动提供信息，并在美国迈向温室气体净零排放的“100%清洁能源”经济之际，为积极的气候行动辩护。这些行动以及未来监管或限制我们设备和运营的温室气体排放的任何法律或法规都可能要求我们开发和实施旨在减少温室气体排放的新实践，如排放控制技术，并监测和报告与我们运营相关的温室气体排放，任何这些都可能增加我们的运营成本，并可能对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响。目前还无法量化未来这样的法律法规对我们业务的影响。
如需更多信息，请阅读第1项和第2项中的“商业和财产--其他商业事项--环境和安全条例--温室气体和气候变化法律和条例”。
我们面临着各种与气候有关的风险。
以下是可能对我们产生不利影响的潜在气候相关风险的摘要：
过渡风险。转型风险与向低碳经济转型有关，包括政策和法律、技术和市场风险。
政策和法律风险。政策风险包括寻求减少造成气候变化不利影响的活动或促进适应气候变化的行动。这些政策行动可能会通过
民主党控制着国会和总统宝座。可能会增加运营成本或降低石油和天然气需求的政策行动的例子包括：实施碳定价机制、将能源使用转向更低的排放来源、采用能效解决方案、鼓励更高的水效措施，以及促进更可持续的土地利用做法。政策行动还可能包括限制或禁止石油和天然气活动，这可能导致我们的资产减记或减值。法律风险包括潜在的诉讼，声称未能缓解气候变化的影响，未能适应气候变化，以及关于重大金融风险的披露不足。
此外，我们还可能面临与气候有关的诉讼或与我们的运营、披露或产品有关的“洗绿”诉讼的风险增加。针对某些能源公司的指控称，根据联邦和州法律，石油、天然气和天然气业务的温室气体排放构成了公共滋扰。私人或公共实体也可以尝试执行针对我们的环境法律和法规，并可以寻求人身伤害和财产损害或其他补救措施。此外，政府和私人方面也越来越多地提起诉讼或启动监管行动，指控称，公司关于ESG相关事项的某些公开声明是虚假和误导性的“洗绿”运动，违反了欺骗性的贸易做法和消费者保护法规，或者公司披露的与气候有关的信息不充分。如果在没有明确计划的情况下制定净零或碳中和目标等令人向往的声明，也可能出现类似的问题。尽管我们目前没有参与任何此类与气候有关的诉讼或“洗绿”诉讼，但在未来对我们不利的任何此类案件中，对我们不利的裁决可能会严重影响我们的运营，并可能对我们的财务状况产生不利影响。
技术风险。支持向低碳、更节能的经济体系过渡的技术改进或创新可能会对我们产生重大影响。可再生能源、电池存储和能源效率领域新兴技术的开发和使用可能会降低对石油和天然气的需求，从而导致更低的价格和收入以及更高的成本。此外，许多汽车制造商已经宣布了将生产从内燃机转向电动汽车的计划，各州和外国也宣布最早从2025年开始禁止销售内燃机汽车，这将减少对石油的需求。
市场风险。通过某些大宗商品的供需变化，市场可能会受到气候变化的影响，特别是石油和天然气等碳密集型大宗商品，以及其他依赖石油和天然气的产品。对我们石油和天然气生产的需求下降可能会导致价格和收入的下降。随着投资者将投资转向碳密集度较低的行业和替代能源行业，市场风险还可能表现为获得资本的机会有限。此外，投资顾问、银行以及某些主权财富、养老金和捐赠基金最近一直在推动剥离对化石燃料公司的投资，并向银行施压，要求其限制对从事石油和天然气开采、生产和销售的公司的融资。关于更多信息，请阅读本项目中的“--与我们的债务、对冲活动和财务状况有关的风险--我们有大量的资本金要求，我们可能无法以令人满意的条件获得所需的融资，如果有的话”。
声誉风险。 气候变化是声誉风险的一个潜在来源，这与客户或社区对一个组织对向低碳经济转型的贡献或减损的看法的变化有关。欲了解更多信息，请阅读“-ESG担忧或公众对我们和/或我们行业的负面看法可能对我们的业务运营和我们普通股的价格产生不利影响。”
身体风险。 气候变化造成的潜在物理风险可能是由事件驱动的(包括极端天气事件的严重性增加，如飓风、干旱或洪水)，也可能是由可能导致海平面上升或慢性热浪的气候模式的长期变化驱动的。潜在的实物风险可能对资产造成直接损害和间接影响，如供应链中断，还可能包括水资源供应、来源和质量的变化，这可能会影响钻井和完井作业。这些实物风险可能导致成本增加、生产中断、收入下降，并大幅增加成本或限制保险的可获得性。
我们须遵守多项与处理个人资料有关的私隐及资料保护法律、规则及指示(统称为资料保护法)。
围绕数据保护法的监管环境是不确定的。遵守不同的司法要求可能会增加合规的成本和复杂性，违反适用的数据保护法可能会导致重大处罚。如果确定存在违反适用的数据保护法的行为，可能会使我们面临重大损害赔偿、罚款和其他处罚，这可能会对我们的业务和声誉造成实质性损害。
我们未能或被认为未能遵守适用的数据保护法，可能会导致政府实体或其他人对我们提起诉讼或采取行动，使我们面临巨额罚款、处罚、判决和负面宣传，要求我们改变我们的业务做法，增加合规成本和复杂性，并对我们的业务产生不利影响。如上所述，我们还可能受到安全和隐私侵犯的影响，这本身可能导致
违反这些法律。此外，收购一家不遵守适用数据保护法的公司可能会导致违反这些法律。
税法的变化可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。
有人提议对现有的联邦所得税法进行实质性修改，如果获得通过，将废除美国石油和天然气公司目前使用的许多税收优惠和减免，并将征收新的税收。这些建议包括：取消石油和天然气资产的百分比损耗津贴；取消在所发生年度完全扣除无形钻探费用的能力；延长独立生产商的地质和地球物理摊销期限。其他拟议的一般税法修改包括提高国内和国外收入的税率，并对账面收入征收新的替代最低税。此外，许多州目前处于赤字状态，并一直在颁布法律，取消或限制某些扣减、结转和抵免，以增加税收。
如果美国或各州通过税收立法限制目前允许的任何税收优惠和减免，我们的税收将增加，可能会大幅增加，这将对我们的净收入和现金流产生负面影响。这也可能减少我们在美国的钻探活动。由于联邦和州税收立法和法规的未来变化尚不清楚，我们无法预测此类变化可能对我们的业务产生的最终影响。
与合并相关的其他风险
合并可能导致客户、分销商、服务提供商、供应商、供应商、合资企业参与者和其他业务对手方的损失，并可能导致现有合同的终止。
作为合并的结果，我们和Cimarex的一些老客户、分销商、服务提供商、供应商、供应商、合资企业参与者和其他业务对手方可能会终止或缩减他们与合并后业务的当前或未来业务关系。如果与客户、分销商、服务提供商、供应商、供应商、合资企业参与者和其他业务对手方的关系受到合并的不利影响，我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流可能会受到重大不利影响。
我们可能无法实现合并带来的所有预期好处。
合并的长期成功将在一定程度上取决于我们能否通过合并我们的两项业务和运营协同效应实现预期的收益和成本节约。合并的预期收益和成本节约可能没有完全实现或根本没有实现，可能需要比预期更长的时间才能实现，可能无法实现，或者可能产生我们目前无法预见的其他不利影响。我们所做的一些假设，例如实现与地理、商品和资产多样化相关的预期效益，以及合并后业务的预期规模、规模、库存和财务实力，可能无法实现。此外，可能存在与合并相关的潜在未知负债和不可预见的费用，可能对我们产生不利影响。
我们普通股的市场价格可能会因为各种原因而波动，如果我们的普通股在合并后被大量出售，可能会下降。
我们普通股的市场价格未来可能会大幅波动，我们普通股的持有者可能会损失部分或全部投资价值。作为合并的结果，我们向前Cimarex股东发行了约4.082亿股我们的普通股(不包括为取代之前尚未发行的Cimarex限制性股票而授予的股份)。合并协议对前Cimarex股东或我们的历史股东出售或以其他方式处置我们普通股的能力没有限制。前Cimarex股东可能决定不持有他们在合并中获得的我们普通股的股份，而我们的历史股东可能会因为合并导致我们的投资状况发生变化而决定减少对我们的投资。我们普通股的这些出售(或认为这些出售可能发生的看法)可能会压低我们普通股的市场价格。此外，随着合并的完成，我们的财务状况与合并完成前的财务状况不同，我们未来的经营业绩和现金流将受到不同于之前影响我们经营业绩和现金流的因素的影响，所有这些都可能对我们普通股的市场价格产生不利影响。此外，股票市场最近经历了重大的价格和成交量波动，如果继续发生，无论我们的实际经营业绩如何，都可能对我们普通股的市场或流动性产生重大不利影响。
我们利用Cimarex的历史净营业亏损结转和其他税务属性的能力可能是有限的。
2021年10月1日，我们完成了合并，因此，我们收购了Cimarex的美国联邦净营业亏损结转(NOL)和其他税务属性。我们是否有能力利用这些NOL和其他税收属性来减少未来的应税收入取决于许多因素，包括无法保证的未来收入。《内务部条例》第382条
经修订的1986年《税法》(“第382条”)一般对公司在经历“所有权变更”(根据第382条确定)时可用来抵销应纳税所得额的NOL和其他税收属性的金额施加年度限制。所有权变更通常发生在一个或多个股东(或股东团体)，每个股东被认为至少拥有该公司股票的5%，在滚动的三年期间内，他们的所有权比他们最低的所有权百分比增加了50个百分点以上。
作为合并的结果，根据第382条，Cimarex的所有权发生了变化，这导致我们利用Cimarex历史上的NOL和其他税收属性的能力受到限制，并可能导致其中一些NOL和其他税收属性到期而未使用。第382条规定的这一年度限额的确定方法是：(1)Cimarex股票在合并时的公平市场价值乘以(2)美国国税局公布的合并当月的长期免税率，但须进行某些调整(前提是任何未使用的年度限额可以结转到以后的年份)。此外，作为收购Resolute Energy Corporation的一部分，2019年收购的NOL Cimarex已经受到第382条的限制。
有关Cimarex历史上的NOL结转和第382条限制的更多信息，请参见合并财务报表附注10，“所得税”，包括在第8项中。
与我们的公司结构相关的风险
特拉华州法律以及我们的章程和章程的条款可能会阻止控制权变更交易，并防止股东从他们的投资中获得溢价。
我们的章程授权我们的董事会制定优先股的条款。此外，特拉华州的法律包含对与利害关系方的企业合并施加限制的条款。我们的章程禁止我们的股东召开特别会议，并对股东会议上的股东提案提出了程序要求和限制。由于我们的章程、章程和特拉华州法律的这些规定，考虑主动收购要约或其他单边收购提议的人可能更有可能与我们的董事会谈判，而不是寻求非谈判收购尝试。因此，这些规定可能会使我们的股东更难从现任董事会反对的交易中受益。
我们董事因违反其受托注意义务而造成的金钱损害的个人责任受到特拉华州公司法和我们的章程的限制。
《特拉华州公司法》允许公司将违反董事注意义务的现有救济限于禁止令或撤销等衡平法救济。我们的章程在特拉华州法律允许的最大程度上限制了我们董事的责任。具体地说，我们的董事不会因为违反他们作为董事的受托责任而承担个人的金钱损害责任，但以下责任除外：
•违反他们对公司或我们的股东的忠诚义务；
•非善意的行为或者不作为，或者涉及故意的不当行为或者明知违法的；
•根据有关非法支付股息或非法回购或赎回股份的条文；及
•对董事谋取不正当个人利益的交易。
这一限制可能会降低针对董事提起衍生品诉讼的可能性，并可能会阻止或阻止股东或管理层因董事违反注意义务而对其提起诉讼，即使此类诉讼如果成功，可能会使我们的股东受益。
我们的章程中包含的独家法庭条款可能会限制我们的股东在与我们或我们的董事、高管或其他员工发生纠纷时获得有利的司法论坛的能力。
我们的章程规定，除非我们以书面形式同意选择替代法院，否则该法院是(1)代表我们提起的任何派生诉讼或法律程序、(2)任何声称Coterra现任或前任董事、高管、其他员工或代理人对Coterra或我们的股东负有的受信责任的索赔的唯一和独家法庭，包括声称协助和教唆这种违反受信责任的索赔。(3)根据《特拉华州公司法》或我们的附例或章程的任何规定提出索赔的任何诉讼，或(4)主张受内部事务原则管辖的索赔或主张“内部公司索赔”的任何诉讼，应在法律允许的最大范围内由特拉华州衡平法院(或，如果衡平法院没有管辖权，则为特拉华州地区的美国联邦地区法院)提起。
在适用法律允许的最大范围内，本专属论坛条款适用于州和联邦法律索赔，包括根据联邦证券法提出的索赔，包括修订后的1933年证券法(“证券法”)和修订后的1934年证券交易法(下称“交易法”)，尽管我们的股东不会被视为放弃遵守联邦证券法及其下的规则和条例。这一排他性法庭条款可能会限制股东就其选择的与我们或我们的董事、高级职员或其他员工的纠纷在司法法庭提出索赔的能力，这可能会阻止针对我们和我们的董事、高级职员和其他雇员的诉讼。或者，如果法院发现这一排他性法庭条款不适用于或无法对上述一种或多种特定类型的诉讼或诉讼程序执行，我们可能会产生与在其他司法管辖区解决此类事项相关的额外费用，这可能会对我们的业务、运营结果和财务状况产生负面影响。此外，向特拉华州境内的州或联邦法院提出索赔的股东在提出任何此类索赔时可能面临额外的诉讼费用，特别是如果他们不居住在特拉华州或附近的话。此外，位于特拉华州的法院可能会做出与其他法院不同的判决或结果，包括股东本来会选择提起诉讼的法院，这些判决或结果可能对我们比我们的股东更有利。
一般风险因素
关键人员的流失可能会对我们的运营能力产生不利影响。
我们的运营依赖于相对较少的关键管理和技术人员，其中一人或多人可能会离开我们的工作。合并引发的控制权和遣散费福利的变化可能会激励关键的管理和技术人员离开我们的公司。这些人中的一人或多人意外失去服务可能会对我们产生不利影响。此外，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、工程师和其他专业人员的能力。对有经验的地质学家、工程师和其他一些专业人员的竞争极其激烈，在有才华的专业人员离开该行业或潜在的新进入该行业的人决定不接受进入该行业的专业培训后，竞争可能会加剧。出现这种情况的原因是，2020年大宗商品价格下跌和之前的下跌，以及从石油和天然气转向替代能源的举措的结果。如果我们不能留住我们的技术人员或吸引更多有经验的技术人员，我们的竞争能力可能会受到损害。
我们可能没有为我们所面临的所有经营风险投保。
我们为部分(但不是全部)经营风险和损失提供保险。我们不投保业务中断险。此外，污染和环境风险一般不能完全投保。如果发生保险无法完全覆盖的事件，可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。由于气候变化或其他因素，保险成本可能会增加，保险可获得性可能会减少。
我们的行业竞争激烈，我们的许多竞争对手拥有比我们多得多的财政和技术资源，这可能会对我们的竞争地位造成不利影响。
石油和天然气行业的竞争非常激烈。大型和独立的石油和天然气公司积极竞标理想的石油和天然气资产，以及运营和开发这些资产所需的资本、设备、劳动力和基础设施。我们的竞争地位受到价格、合同条款和服务质量的影响，包括管道连接时间、配送效率和可靠的交付记录。我们的许多竞争对手拥有比我们大得多的财政和技术资源以及勘探和开发预算。这些公司可能能够为勘探项目和生产性石油和天然气资产支付更高的价格，并可能能够定义、评估、竞标和购买比我们的财务或人力资源允许的更多数量的资产和前景。此外，这些公司可能会在现有的和不断变化的技术上投入更多的资源，我们认为这些技术将对在该行业取得成功越来越重要。这些公司还可能有更大的能力在石油和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，在与全球新冠肺炎疫情相关的大宗商品价格下跌的部分推动下，我们的某些竞争对手可能会进入破产程序、债务再融资交易、管理层变动或其他战略举措，试图降低运营成本，以维持市场地位。这可能导致这些竞争对手拥有更强大或更健康的资产负债表，进而提高未来与我们竞争的能力。我们已经看到并可能继续看到我们的竞争对手之间的企业整合，这可能会显著改变行业状况和行业内的竞争。
由于我们的活动集中在重工业竞争领域，对设备、电力、服务、设施和资源的需求增加，导致成本高于其他领域。如此激烈的竞争还可能导致延迟获得或无法获得我们开发活动所需的设备、电力、服务、资源或设施，这可能会对我们的产量产生负面影响。在偏远地区，供应商也可以收取更高的费率，因为无法将员工吸引到这些地区，而且供应商有能力将其资源部署在更容易访问的地区。
未来分配给我们股东的股息的宣布、支付和金额将是不确定的。
虽然我们过去曾对普通股股票进行现金分红，但我们的董事会可能决定未来不宣布分红，或者可能减少未来分红的金额。关于是否、何时以及以何种数额宣布和支付任何未来股息的决定仍将由我们的董事会酌情决定。任何股息支付金额将由我们的董事会按季度确定，董事会可能会在任何时间和任何理由增加或减少未来的股息支付金额，或决定未来不宣布股息。我们预计，任何此类决定都将取决于我们的财务状况、经营结果、现金余额、现金需求、未来前景、大宗商品价格前景以及董事会认为相关的其他考虑因素，包括但不限于：
•由于我们的现金需求、资本支出计划、现金流或财务状况，我们是否有足够的现金支付此类股息；
•我们希望维持或改善我们的债务的信用评级；以及
•特拉华州法律规定的适用限制。
我们的普通股股东应该意识到，他们没有合同或其他法律权利获得尚未宣布的股息。
项目1B。未解决的员工意见
没有。
项目3.法律程序
法律事务
我们卷入了与我们的业务相关的各种法律诉讼。本年度报告表格10-K第8项所载综合财务报表附注8中“法律事项”项下所载的资料，作为对这一项的回应，以供参考。
政府议事程序
我们不时收到来自政府和监管当局的违反通知，包括与涉嫌违反环境法规或根据其颁布的规则和法规有关的通知。虽然我们不能确切地预测这些违反通知是否会导致罚款和/或处罚，但如果罚款和/或处罚，它们可能导致个别或总计超过30万美元的罚款。
项目4.矿山安全披露
不适用。
关于我们的执行官员的信息
下表显示了截至2022年2月28日有关我们高管的某些信息，这一术语在1934年证券交易法规则3b-7中定义。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 名字 | | 年龄 | | 职位 | | 军官
自.以来 |
| 丹·O·丁格斯 | | 68 | | | 董事会执行主席 | | 2001 |
| 托马斯·E·乔登 | | 64 | | | 首席执行官兼总裁 | | 2021 |
| 斯科特·C·施罗德 | | 59 | | | 常务副总裁兼首席财务官 | | 1997 |
| 斯蒂芬·P·贝尔 | | 67 | | | 总裁常务副总裁，业务拓展 | | 2021 |
| 弗朗西斯·B·巴伦 | | 59 | | | 高级副总裁和总法律顾问，企业秘书助理 | | 2021 |
| 克里斯托弗·H·克莱森 | | 55 | | | 高级副总裁和首席人力资源官 | | 2021 |
| 史蒂文·W·林德曼 | | 61 | | | 高级副总裁，生产与运营 | | 2011 |
| 菲利普·L·斯塔尔纳克 | | 62 | | | 高级副总裁，马塞卢斯业务部 | | 2009 |
| 迈克尔·D·德沙泽 | | 36 | | | 业务单位总裁副局长 | | 2021 |
| 托德·M·罗默 | | 51 | | | 总裁副秘书长兼首席会计官 | | 2010 |
| 凯文·W·史密斯 | | 36 | | | 总裁副主任兼首席技术官 | | 2021 |
所有官员每年都由我们的董事会选举产生。所有高管至少在过去五年中受雇于Coterra Energy Inc.，但下列高管除外，他们中的每一位都曾在Cimarex任职，如下所述，并于2021年10月1日，即合并生效之日开始在该公司担任现任职务：
乔登先生自2011年9月起担任Cimarex首席执行官兼总裁，并自2012年8月起担任Cimarex董事会主席。在Cimarex，2002年公司成立时，他开始担任勘探部门的执行副总裁总裁。在Cimarex成立之前，Jorden先生在Key Production Company，Inc.(“Key”)担任过多个领导职务，该公司于2002年被Cimarex收购。他于1993年加入Key，担任首席地球物理学家，随后成为勘探部常务副总裁。在加入Key之前，Jorden先生曾在联合太平洋资源公司和Superior石油公司任职。
贝尔先生于2002年9月被任命为业务发展与地产部高级副总裁，并于2012年9月被任命为业务发展部常务副总裁。贝尔在Key被Cimarex收购之前曾在该公司任职。他于1994年加入Key，担任地方部副总裁，并于1999年被任命为业务发展和地方部高级副总裁。
巴伦于2013年加入Cimarex，担任高级副总裁和总法律顾问。在加入Cimarex之前，Barron先生在2004年至2013年期间在Bill Barrett Corporation担任过各种职务，包括执行副总裁总裁和总法律顾问、秘书兼首席财务官。在加入Bill Barrett Corporation之前，Barron先生是Patton Boggs LLP律师事务所科罗拉多州丹佛办事处的合伙人，也是Bearman Talesnick&Clowdus专业公司的合伙人。
克拉森先生于2019年加入Cimarex，担任副总裁兼首席人力资源官，并于2020年2月被任命为高级副总裁兼首席人力资源官。在加入Cimarex之前，Clason先生于2016年至2019年在杨百翰大学万豪商学院担任MBA职业管理和雇主关系系董事主任。在高等教育工作之前，他是高级副总裁，也是德文郡投资者公司ProBuild LLC的首席人力资源官。从2001年到2014年，Clason先生在霍尼韦尔国际公司担任各种全球人力资源行政领导职务，包括霍尼韦尔航空航天公司人力资源和公关部副经理总裁。他的背景包括在花旗集团拥有丰富的国际经验，以及在雪佛龙的早期职业生涯。
DeShazer先生于2007年加入Cimarex，担任过多个工程和油藏经理职位，并担任过多个领导职务，包括2016年至2018年担任技术集团经理，2018年至2019年担任资产评估团队经理。2019年被评为二叠纪事业部总裁副。
史密斯先生于2007年在Cimarex开始了他的职业生涯，曾担任过多个技术和领导职务，包括董事技术公司和阿纳达科勘探区域经理。2020年9月，史密斯先生担任Cimarex的首席工程师。
项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券
我们面值0.10美元的普通股在纽约证券交易所上市交易，股票代码为“CTRA”。现金股息在2021年每个季度支付给我们的普通股股东。未来的股息支付将取决于公司的收益水平、财务要求和董事会认为相关的其他因素。
截至2022年2月1日，我们普通股的登记持有人有771人。
股权薪酬计划信息
关于合并，我们承担了Cimarex Energy Co.2019股权激励计划(“2019 Cimarex计划”)下的所有权利和义务，并将有权在适用法律和纽约证券交易所上市规则允许的范围内，根据该计划向Cimarex的现任或前任员工授予Coterra普通股的股权或基于股权的奖励。2019年Cimarex计划规定授予期权、股票增值权、限制性股票、限制性股票单位、绩效股票单位、现金奖励和其他基于股票的奖励。
下表提供了截至2021年12月31日根据我们的激励计划(包括2019年Cimarex计划)可能发行的普通股数量的信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (a) | | (b) | | (c) | |
| 计划类别 | 须提供的证券数目
在行使以下权力时发出
未偿还期权、认股权证
和权利 | | 加权平均锻炼
未偿还期权的价格，
认股权证及权利 | | 证券数量
保持可用时间
未来在股权项下发行
薪酬计划
(不包括证券
反映在(A)栏) | |
| 证券持有人批准的股权补偿计划 | 4,745,825 | | (1) | 不适用 | | 49,430,179 | | (2) |
| 未经证券持有人批准的股权补偿计划 | 不适用 | | 不适用 | | 不适用 | |
| 总计 | 4,745,825 | | | 不适用 | | 49,430,179 | | |
_______________________________________________________________________________
(1)包括1,858,104股员工绩效股票，其绩效期限分别于2021年12月31日、2022年12月31日和2024年9月30日结束；1,355,352份非限制性股票期权，其有效期从2022年至2027年；授予员工的1,286,471份限制性股票单位，这些股票单位于2022年4月、2022年12月以及2022年和2023年不同日期终止；以及245,898份限制性股票单位授予非员工董事，这些限制将在非员工董事离开我们的董事会时失效。
(2)包括3,019,183股限制性股票，2022年、2023年和2024年失效的限制，以及根据Coterra Energy Inc.2014激励计划可用于未来授予的10,461,081股；以及仅根据2019年激励计划可用于未来授予传统Cimarex员工的35,949,915股。
发行人购买股权证券
我们的董事会此前批准了一项股票回购计划，根据该计划，我们可以在公开市场或谈判交易中购买普通股。没有与这一先前授权相关的到期日，在截至2021年12月31日的季度内，也没有根据这一授权股份回购计划进行回购。
2022年2月，我们的董事会终止了之前授权的股份回购计划，并批准了新的股份回购计划。这项新的股票回购计划授权公司在公开市场或谈判交易中购买最多12.5亿美元的普通股。
下表列出了截至2021年12月31日的季度内我们普通股回购的相关信息。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 期间 | | 购买的股份总数(1) | | 每股平均支付价格 | | 作为公开宣布的计划或计划的一部分购买的股票总数 | | 根据计划或计划可购买的最大股份数量 |
| 2021年10月 | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 2021年11月 | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 2021年12月 | | 125,067 | | | $ | 19.74 | | | — | | | — | |
| 总计 | | 125,067 | | | $ | 19.74 | | | — | | | — | |
_______________________________________________________________________________ (1)反映从员工购买的股票，以便员工满足与期间授予的基于股票的奖励相关的所得税预扣付款。
性能图表
下图将我们的普通股表现(“CTRA”)与标准普尔500股票指数、道琼斯美国勘探与生产指数和标准普尔石油与天然气勘探与生产指数在2016年12月至2021年12月期间的表现进行了比较。该图假设在2016年12月31日，我们普通股和每个指数的投资价值为100美元，所有股息都进行了再投资。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| 计算值 | 2016 | | 2017 | | 2018 | | 2019 | | 2020 | | 2021 |
| CTRA | $ | 100.00 | | | $ | 123.26 | | | $ | 97.29 | | | $ | 77.07 | | | $ | 73.73 | | | $ | 91.05 | |
| S&P 500 | $ | 100.00 | | | $ | 121.83 | | | $ | 116.49 | | | $ | 153.17 | | | $ | 181.35 | | | $ | 233.41 | |
| 道琼斯美国勘探与生产公司 | $ | 100.00 | | | $ | 101.30 | | | $ | 83.30 | | | $ | 92.79 | | | $ | 61.57 | | | $ | 105.24 | |
| 标普油气勘探与生产 | $ | 100.00 | | | $ | 93.69 | | | $ | 75.42 | | | $ | 84.49 | | | $ | 54.56 | | | $ | 102.08 | |
上述业绩图表是为《证券交易法》第18条的目的而提供的，不应被视为已提交，或以其他方式承担该条款的责任，也不得被视为通过引用将其纳入证券法或交易法下的任何注册声明或其他备案文件，除非其中明确指出已通过引用并入其中。根据《交易法》第14A条的规定，业绩图表并不是在征集材料。
第II部
ITEM 6. [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
以下讨论和分析是基于管理层的角度，旨在帮助您了解我们的运营结果以及我们目前的财务状况和前景。我们的合并财务报表和合并财务报表附注包括在本年度报告10-K表格的其他部分，包含在审查本材料时应参考的其他信息。这一讨论和分析还包括前瞻性陈述。请读者注意，此类前瞻性陈述是基于当前的预期和假设，这些预期和假设涉及一些风险和不确定因素，可能导致实际结果与本报告所列结果大相径庭，包括本报告第一部分“前瞻性陈述”和本报告第一部分第1A项下的“风险因素”。
概述
Cimarex合并
2021年10月1日，我们和Cimarex完成了合并。Cimarex是一家石油和天然气勘探和生产公司，在德克萨斯州、新墨西哥州和俄克拉何马州有业务。根据合并协议的条款，除协议中规定的某些例外情况外，Cimarex每股符合条件的普通股被转换为有权获得4.0146股我们的普通股。作为合并完成的结果，我们向Cimarex股东发行了约4.082亿股普通股(不包括为取代之前尚未发行的Cimarex限制性股票奖励而授予的股份)。此外，2021年10月1日，我们更名为Coterra Energy Inc.。
本文列出的某些财务和经营信息不包括Cimarex在合并结束前的活动。
财务和运营概述
截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度相比，财务和经营业绩如下：
•天然气产量增加了53.4Bcf，从2020年的857.7 Bcf增加到2021年的911.1 Bcf，增幅为6%。这一小幅增长归因于2021年第四季度通过合并获得的物业的产量，这显著扩大了我们的业务，但被我们于2021年在Marcellus页岩进行钻探和完井活动的时间安排部分抵消。
•石油产量比上一年增加了800万桶。这一增长归因于2021年第四季度合并中收购的物业的产量。
•天然气产量比上一年增加了7Mbbl。这一增长归因于2021年第四季度合并中收购的物业的产量。
•2021年实现的天然气平均价格为每立方米2.73美元，比2020年实现的每立方米1.68美元高出63%。
•2021年已实现石油和天然气的平均价格分别为每桶60.35美元和34.18美元。
•2021年总资本支出为7.25亿美元，而2020年为5.7亿美元。资本支出增加的原因是合并后在2021年第四季度扩大了钻井和完井活动。
•2021年共钻井114口(净额99.9口)，成功率为100%，而2020年为74口(净额64.3口)，成功率为100%。
•2021年完成了132口总井(净额108.3口)，而2020年完成了86口总井(净额77.3%)。
•2021年期间马塞卢斯的平均钻机数量约为2.5台，而2020年的平均钻机数量约为2.3台。自合并以来，二叠纪盆地和阿纳达科盆地的钻井平台数量平均分别为5.3个和零个。
•偿还了我们于2021年1月到期的5.58%加权平均私募优先票据的8800万美元，以及2021年9月到期的3.65%加权平均私募优先票据的1亿美元。
•支付每股1.5美元的股息，包括定期季度股息每股0.445美元，合并完成后2021年10月每股0.5美元的特别普通股股息，以及2021年11月每股0.175美元的可变普通股股息。
新冠肺炎大流行的影响
持续不断的新冠肺炎疫情已造成大范围疾病和重大生命损失，导致世界各国政府对行动和人类互动施加严格限制。我们已经实施了预防措施并制定了应对计划，旨在最大限度地减少不必要的暴露风险，并防止我们的员工和我们所在的社区感染。从2020年3月开始，我们修改了某些业务做法(包括与非运营员工工作地点相关的做法，以及取消实际参加一些会议、活动和会议)，以符合政府的限制和疾病预防中心、世界卫生组织以及其他政府和监管机构鼓励的最佳做法。此外，我们实施并提供了关于包含个人安全协议的新冠肺炎安全政策的培训；为我们的员工提供了更多的个人防护设备；实施了严格的新冠肺炎自我评估、接触者追踪和隔离协议；加强了我们所有员工工作地点的清洁协议；以及为出现实际或假定新冠肺炎病例的员工提供了额外的带薪假期。我们还与客户、供应商和服务提供商合作，并将继续合作，以最大限度地减少对我们运营的潜在影响或中断，并实施长期应急响应协议。尽管我们于2021年7月重返休斯顿总部和其他办公室全面面对面工作，但我们打算继续监测影响我们的员工、我们的客户、我们的供应商、我们的服务提供商和我们开展业务的社区的事态发展，包括任何重大的新冠肺炎传播和感染死灰复燃。如有需要，我们会采取我们认为必要的预防措施。
我们应对持续大流行带来的挑战的努力，以及我们之前实施的某些运营决策，如我们的维护资本计划，有助于将大流行对我们业务和运营的影响和任何由此造成的中断降至最低。
新冠肺炎大流行对我们的业务、现金流、流动性、财务状况和经营成果的长期影响将取决于未来的发展，其中包括但不限于病毒及其变异株(如Delta和奥密克戎变异株)的持续时间、最终地理传播和严重程度，治疗方法、疫苗和增强剂的全球可获得性和有效性，以及很大一部分人口对此类治疗和疫苗的接受度，病毒传播和感染在经历改善的地区是否出现显著回升，为减缓病毒传播而采取的政府措施和其他措施的范围和持续时间(无论是通过继续现有措施还是重新实施以前的措施)，以及政府当局、客户、供应商和其他第三方采取的其他行动。
市场状况和商品价格
我们的财务业绩取决于许多因素，特别是大宗商品价格和我们以具有经济吸引力的条件销售我们的产品的能力。大宗商品价格受到许多我们无法控制的因素的影响，包括市场供需的变化，这受到管道运力限制、库存储存水平、基差、天气状况和其他因素的影响。我们的已实现价格也受到我们对冲活动的进一步影响。
我们的收入、经营业绩、财务状况以及借入资金或获得额外资本的能力在很大程度上取决于当时的大宗商品价格，特别是石油和天然气价格。大宗商品价格的实质性下跌可能对我们的经营业绩、财务状况、流动性和获得融资的能力产生重大不利影响。较低的大宗商品价格也可能会减少我们可以经济地生产的石油、天然气和天然气的数量。此外，在大宗商品价格低迷的时期，我们可能会不时选择削减一部分产量。从历史上看，大宗商品价格一直不稳定，有时价格波动很大，而且可能会继续波动。因此，我们无法准确预测未来的大宗商品价格，因此无法以任何程度的确定性确定这些价格的增减将对我们的资本计划、产量或收入产生什么影响。除了大宗商品价格和产量之外，以经济成本找到和开发足够数量的石油和天然气储量，对我们的长期成功至关重要。
我们的衍生工具按市价计价，公允价值变动在综合经营报表的营业收入中确认。由于与我们的衍生工具相关的这些按市值计价的调整，我们的收益将因大宗商品价格波动而出现波动。请参阅“结果”
经营--衍生工具对营业收入的影响“，详情请见综合财务报表附注”衍生工具“的下文和附注5。
新冠肺炎疫情的影响之一是对原油的需求大幅减少，在较小程度上还包括对天然气的需求。新冠肺炎疫情导致的供需失衡以及2020年3月欧佩克+成员国之间的产量分歧导致2020年全球经济普遍大幅收缩，并在2021年继续对石油和天然气行业产生破坏性影响。尽管欧佩克+成员国在2020年4月同意削减石油产量，并随后采取了总体上支撑大宗商品价格的行动，而且美国的产量有所下降，但油价和天然气价格在2021年第一季度一直低于大流行前的水平，因为市场供过于求和需求不足的情况持续存在。与2020年相比，2021年下半年石油、天然气和天然气价格上涨，部分原因是需求增加和产量水平略有下降。此外，2021年期间，由于对这些物品的需求增加以及与新冠肺炎疫情相关的供应链中断，我们的服务、劳动力和供应成本上升。
与此同时，NYMEX石油和天然气期货价格自减少疫情相关限制和最近欧佩克+合作以来走强。石油和天然气期货价格的上涨在一定程度上反映了市场预期，即由于资本投资纪律和对向股东提供自由现金流回报的关注，美国上市公司的供应增长有限。此外，全球液化天然气(“LNG”)需求强劲、美国出口持续增长、石油钻探相关天然气增长下降以及美国经济活动改善，都令天然气价格受益。油价期货在全球经济活动复苏、主要产油国供应减少、欧佩克+合作以及库存水平放缓的情况下有所改善。
虽然目前石油和天然气价格的前景总体上是有利的，我们的运营在短期内没有受到重大影响，但如果发生进一步的中断并持续很长一段时间，我们的运营可能会受到不利影响，大宗商品价格可能会下降，我们的成本可能会进一步增加。虽然我们无法预测未来大宗商品价格，但在目前的石油、天然气和天然气价格水平下，我们认为我们的石油和天然气资产在不久的将来不太可能发生减值；然而，如果大宗商品价格从当前水平大幅下降，我们的管理层将评估我们石油和天然气资产的账面价值的可回收性。
有关已实现商品价格对我们收入的影响的信息，请参阅下面的“经营业绩”。
财务状况
流动性与资本资源
我们努力保持充足的流动性水平，以应对大宗商品价格波动和风险。我们的主要流动资金来源是(1)手头现金，(2)经营活动提供的净现金，以及(3)我们循环信贷安排下的可用借款能力。
我们的流动资金需求主要包括(1)资本支出，(2)支付合同义务，包括债务到期日和利息支付，(3)营运资金需求，(4)股息支付和(5)股票回购。有关我们现金流的更多讨论和分析，请参见下文。我们相信，凭借营运现金流、手头现金和我们循环信贷安排下的可用资金，我们有能力为未来12个月的支出计划提供资金，并根据目前的预期，为长期支出计划提供资金。
截至2021年12月31日，我们的循环信贷安排有15亿美元的能力。循环信贷安排计划于2024年4月到期，如果满足某些条件，可延长至一年。
截至2021年12月31日，我们的循环信贷安排下没有未偿还的借款。截至2021年12月31日，我们手头还有10亿美元的无限制现金。
我们的循环信贷安排包括一项根据杠杆率限制我们借款能力的契约。有关我们杠杆率的进一步详情，请参阅综合财务报表附注4“债务及信贷协议”。
就在合并之前，Cimarex有未偿还的优先票据，本金总额为20亿美元。于2021年10月7日及合并完成后，吾等完成向合资格持有人提出私下要约，以交换Cimarex优先票据(“现有Cimarex票据”)本金总额18亿美元及本公司发行的新票据(“新Coterra票据”)本金总额18亿美元及现金代价200万美元。关于债务交换，Cimarex获得同意对管理现有Cimarex票据的每一份契约进行某些修订，以消除此类契约中的某些契约、限制性条款和违约事件。新的Coterra票据是
我们的一般、无抵押、优先债务与现有的Cimarex票据(在实施上一句中提到的修订之前)具有基本相同的条款和契诺，我们认为这是与我们规模和信用质量类似的公司发行的优先无抵押票据的惯例。新的Coterra债券包括本金总额7.06亿元，本金总额4.375,2024年到期的优先债券，本金总额6.87亿元，本金总额3.90厘，优先债券2027年到期，本金总额4.33亿元，4.375厘的优先债券，2029年到期。
我们的债务目前被三大评级机构评为投资级。在确定我们的债务评级时，评级机构考虑了许多定性和定量项目，包括但不限于当前的大宗商品价格、我们的流动性状况、我们的资产质量和储备组合、债务水平、成本结构和增长计划。信用评级不是购买、出售或持有证券的建议，可能会受到指定评级机构随时修改或撤回的影响。我们的债务协议中没有任何“评级触发器”，如果我们的债务评级降至某一水平以下，就会加速预定的到期日。然而，我们债务评级的改变可能会影响我们循环信贷安排下任何借款的利率，以及我们未来经济地进入债务市场的能力，并可能触发根据各种协议提供信贷支持的要求，这可能会降低我们循环信贷安排下的借款能力。
截至2021年12月31日，我们遵守了循环信贷安排和优先票据的所有金融契约。有关财务契约的进一步详情，请参阅综合财务报表附注4“债务和信贷协议”。
由于市场情况需要，并受我们的合约限制、流动资金状况及其他因素所规限，吾等可不时透过现金购买及/或交换公开市场交易、非公开议价交易、要约收购或其他方式的其他债务或股权证券，以回购或偿还未偿还债务。我们任何此类现金回购的资金可能来自手头的现金或产生新的债务。任何此类交易所涉及的金额，无论是单独的还是合计的，都可能是重大的。
现金流
我们的经营活动、投资活动和融资活动的现金流如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 经营活动提供的现金流 | $ | 1,667 | |
| $ | 778 | |
| $ | 1,445 | |
由投资活动提供(用于)的现金流 | 313 | |
| (584) | |
| (543) | |
| 用于融资活动的现金流 | (1,086) | |
| (256) | |
| (690) | |
| | | | | |
经营活动。营业现金流的波动在很大程度上是由大宗商品价格、生产量和营业费用的变化推动的。大宗商品价格历来波动较大，主要原因是石油和天然气供需、管道基础设施限制、基差、库存储存水平、季节性影响和其他因素。此外，现金流的波动可能会导致我们的资本支出增加或减少。
2021年10月1日，我们和Cimarex完成了合并。虽然我们预计通过节省成本，在长期内实现一定的一般和行政费用协同效应，但在短期内，我们将产生某些与合并相关的重组成本现金流出，从1亿美元到1.1亿美元不等。这些付款将主要用于裁员和相关的员工遣散费福利，以及合并引发的员工福利的加速。
我们的营运资本受到上述变数的重大影响，并根据我们的循环信贷安排下借款和偿还的时间和金额、债务偿还、现金收取的时间和金额、应收账款和应付贸易账款的支付时间、支付股息、回购证券和商品衍生活动的公允价值变化而波动。我们的营运资金不时会出现赤字，而在其他时候则会出现盈余。这种波动并不罕见。截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们的营运资本盈余分别为9.16亿美元和2600万美元。我们相信，在我们的循环信贷安排下，我们有足够的流动性和可用性来满足我们未来12个月的营运资金需求。
与2020年相比，2021年经营活动提供的净现金增加了8.89亿美元。这一增长主要是由于天然气、石油和NGL收入增加，但被运营费用增加、衍生品结算支付的现金增加以及营运资本和其他资产和负债的不利变化部分抵消。天然气的增加，
石油和NGL收入主要来自合并、已实现天然气价格的上涨以及Marcellus页岩的天然气产量略有增加。2021年实现的天然气平均价格比2020年上涨了87%。
有关商品价格、生产和经营费用波动的更多信息，请参阅“经营业绩”。我们无法预测未来的大宗商品价格，因此无法对经营活动提供的未来净现金水平提供任何保证。
投资活动。与2021年相比，2020年用于投资活动的现金流减少了8.97亿美元。这一减少主要是由合并后获得的10亿美元现金推动的，但主要因合并而增加的1.52亿美元资本支出部分抵消了这一下降。
融资活动。与2021年相比，2020年用于融资活动的现金流增加了8.3亿美元。这一增长是由于与2021年支付的特别和可变普通股股息相关的6.21亿美元的股息增加，主要与我们的某些优先票据的到期日有关的债务净偿还增加1.01亿美元，以及与合并后归属的基于股票的奖励相关的1.04亿美元的预扣税支付增加。
2020年和2019年进行了比较。关于截至2019年12月31日的年度的经营、投资和融资现金流与截至2020年12月31日的年度的比较信息，请参阅Coterra Energy Inc.(前身为Cabot Oil&Gas Corporation)截至2020年12月31日的年度报告Form 10-K中的财务状况(现金流)。
大写
关于我们的资本情况如下： | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| (百万美元) | 2021 | | 2020 |
债务(1) | $ | 3,125 | | $ | 1,134 |
股东权益(2) | 11,738 | | 2,216 |
| 总市值 | $ | 14,863 | | $ | 3,350 |
| 债务与总资本之比 | 21% | | 34% |
| 现金和现金等价物 | $ | 1,036 | | $ | 140 |
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(1)包括截至2020年12月31日的1.88亿美元长期债务的当前部分。截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们的循环信贷安排下没有未偿还的借款。
(2)包括与与合并相关的发行我们的普通股相关的91亿美元的对价。
2021年9月29日，我们的股东批准了对我们公司注册证书的修正案，将我们普通股的授权股份数量从9.6亿股增加到18亿股。该修正案于2021年10月1日生效。
于2021年10月1日，在合并生效后，我们根据合并协议的条款向Cimarex股东发行了约4.082亿股普通股(不包括为取代之前尚未发行的Cimarex限制性股票奖励而授予的股份)。
股票回购。根据我们的股票回购计划，我们在2021年至2020年期间没有回购任何普通股。截至2021年12月31日，125,067股普通股进入库存股，这些股票是从限制性股票奖励外衣中保留下来的，用于预扣税款。
2022年2月，我们的董事会终止了我们之前授权的股份回购计划，并批准了一项新的股份回购计划。这项新的股票回购计划授权公司在公开市场或谈判交易中购买最多12.5亿美元的普通股。
红利。2021年和2020年，我们分别为普通股支付了7.8亿美元(每股1.12美元)和1.59亿美元(每股0.40美元)的股息。
2021年4月，我们的董事会批准将普通股的季度股息从每股0.10美元增加到每股0.11美元。2021年11月，我们的董事会还批准将普通股季度股息的基本部分从每股0.11美元增加到每股0.125美元。也是在那一天，与我们的股息有关
为了制定将至少50%的季度自由现金流返还给股东的战略，我们的董事会批准了每股0.175美元的可变股息，导致我们普通股的基础加可变股息总额为每股0.3美元。
2021年10月4日，随着合并的完成，我们的董事会批准了2021年10月22日普通股每股0.50美元的特别股息。
2022年2月，董事会批准将普通股季度股息从每股0.125美元增加到0.15美元。同样在那一天，我们的董事会批准了每股0.41美元的可变股息，导致我们普通股的季度基数加可变股息为每股0.56美元。
资本和勘探支出
在每年的基础上，我们通常用运营产生的现金和循环信贷安排下的借款为我们的大部分资本支出提供资金，但不包括任何重大的房地产收购。我们根据本年度的预计现金流对这些支出进行预算。
下表列出了我们资本和勘探支出的主要组成部分：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 | | 2019 |
收购(1) : | | | | | |
| 证明了 | $ | 7,472 | | | $ | — | | | $ | — | |
| 未经证实 | 5,381 | | | — | | | — | |
| 总计 | $ | 12,853 | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | |
| 资本支出 | | | | | |
| 钻井、完井和设施 | $ | 688 | | | $ | 547 | | | $ | 761 | |
| 租赁收购 | 5 | | | 6 | | | 6 | |
| | | | | |
| 管道和集输 | 9 | | | — | | | — | |
| 其他 | 23 | | | 17 | | | 16 | |
| 725 | | | 570 | | | 783 | |
勘探支出(2) | 18 | | | 15 | | | 21 | |
| 总计 | $ | 743 | | | $ | 585 | | | $ | 804 | |
_______________________________________________________________________________
(1)该等金额为已探明及未探明物业的公允价值，计入与合并有关的购入价格分配。此次收购的资金是通过发行我们的普通股筹集的。
(2)勘探支出包括2020年和2019年分别为400万美元和200万美元的勘探干井成本。2021年没有勘探干井成本。
2021年，共打毛井114口(净额99.9口)，完成毛井132口(净额108.3口)，其中已钻井14口(净额13.0%)，往年未完井14口。
我们的2022年资本计划预计约为14亿至15亿美元，其中12.25亿至13.25亿美元用于钻井和完井活动。我们预计，到2022年，我们三个作业区域的净油井总数将达到134至153口。约49%的钻井和完井资本将投资于二叠纪盆地，44%投资于马塞卢斯页岩，其余投资于阿纳达科盆地。中游、海水处理、电气化、基础设施和其他投资预计在今年总计约1.75亿美元。我们将继续评估大宗商品价格环境，并可能相应增加或减少我们的资本支出。
合同义务
在我们的正常运作过程中，我们有各种合同义务。截至2021年12月31日，我们的重大合同义务包括债务及相关利息支出、运输和收集协议、租赁义务、运营协议、钻井和完井义务、衍生义务和资产报废义务。我们经营的物业的其他共同所有人可能会承担部分费用。我们预计我们的资金来源将是
足以为这些义务提供资金。有关详情，请参阅本年报第8项所载的综合财务报表附注。
我们不时地作出安排，以产生重大的表外债务。截至2021年12月31日，我们达成的重大表外安排包括某些确定的运输和加工承诺以及开始时期限不到12个月的经营租赁协议，用于我们勘探和开发活动的设备。我们没有其他表外债务或其他类似的未记录债务。
关键会计估计
在编制财务报表时，我们遵循公认会计准则。这些原则要求管理层作出估计和假设，以影响报告期间报告的资产和负债额、截至资产负债表日期的或有资产和负债的披露以及报告的收入和支出数额。实际结果可能与这些估计不同，我们估计的变化在已知时会被记录下来。我们认为以下是我们最关键的估计，涉及管理层的判断。
采购会计
有时，我们可能会在作为企业合并入账的交易中收购资产和承担债务，例如合并。关于合并，我们将91亿美元的收购价格对价分配给收购的资产和根据合并生效日期的估计公允价值承担的负债。收购价格分配基本完成；但在合并生效日期2021年10月1日之后，收购价格分配可能会在长达一年的时间内发生变化。
我们在估计合并中收购的资产和承担的负债的公允价值时做出了许多假设。最重要的假设与已探明和未探明石油和天然气资产的公允价值估计有关，公允价值为129亿美元。由于所收购的已探明及未探明油气资产的公允价值缺乏足够的市场数据，我们使用贴现现金流并聘请第三方估值专家来编制我们的估计。重大判断及假设乃该等估计所固有，并包括(其中包括)对储备数量及生产量、未来商品价格及价差、预期开发成本、租赁营运成本、储备风险调整因数及反映相关现金流估计风险的适用市场参与者贴现率的估计。
如我们的财务报表所示，分配给收购资产的估计公允价值可能会对未来的经营业绩产生重大影响。公允价值是基于对未来商品价格和价差、储备数量和生产量、开发成本和租赁运营成本的估计。倘若未来商品价格或储备量或生产量大幅低于于合并生效日期厘定公允价值时所采用的价格或储备量或生产量，则某些成本被确定为无法收回的可能性增加。
除已探明及未探明石油及天然气资产的公允价值外，合并中收购的资产及承担的负债的其他重大公允价值评估涉及长期债务、固定资产及衍生工具。假定的Cimarex公开交易债务的公允价值是基于可获得的第三方报价。我们编制了评估，并聘请第三方估值专家协助评估某些固定资产，这需要评估中固有的重大判断和假设，并包括预计现金流和可比公司的现金流倍数。假设衍生工具负债的公允价值包括与估计未来商品价格及相关差异有关的重大判断和假设，以及对波动因素和利率的估计。
会计的成功努力法
我们遵循成功的努力法来核算我们的石油和天然气生产活动。已探明和未探明物业的购置成本在发生时予以资本化。需要判断以确定被指定为开发井或勘探井的适当分类，这最终将确定所发生成本的适当会计处理。勘探成本，包括地质和地球物理成本、携带和保留未探明财产的成本和勘探干井成本。开发成本，包括钻探和装备开发井的成本，以及成功进行勘探钻探以确定已探明储量的成本，都被资本化。
石油和天然气储量
估算已探明储量数量的过程本质上是不准确的，本文所包含的储量数据仅为估算。这一过程依赖于对现有的地质、地球物理、工程和生产数据的解释和判断。这些技术数据的范围、质量和可靠性各不相同。这一过程还需要某些经济假设，其中一些假设是美国证券交易委员会要求的，比如大宗商品价格。其他假设
包括钻井和运营费用、资本支出、税收和资金可获得性。解释或假设的任何重大差异都可能对我们储备的估计数量和价值产生重大影响，并可能随着时间的推移而发生重大变化。由于储集层性能、钻探活动、大宗商品价格、运营费用波动、技术进步、新的地质或地球物理数据或其他经济因素，估计储量和未来现金流可能需要定期修订。因此，储量估计通常不同于最终回收的数量。我们无法预测未来此类修订的金额或时间。
我们的石油工程人员已经编制了我们的石油和天然气资产的储量估计。Miller and Lents对与我们的Marcellus页岩资产相关的已探明储量估计进行了100%的审计，DeGolyer和MacNaughton对估计净储量进行了独立评估，估计净储量占未来总净收入的80%以上，折现10%可归因于与我们的二叠纪盆地、Anadarko盆地和其他资产(不包括我们的Marcellus页岩资产)相关的已探明储量估计。Miller和Lents以及DeGolyer和MacNaughton在他们的意见中得出结论，我们提出的估计总体上是合理的。关于储量估算的更多信息，包括历史储量修订，请参阅项目8所列综合财务报表的补充石油和天然气信息。
我们记录DD&A费用的比率取决于我们对已探明和已探明开发储量的估计，这些储量用于我们的产量单位计算。如果对已探明储量的估计减少，我们记录的DD&A费用的比率将增加，从而减少净收益。这样的储量减少可能是因为市场价格较低，这可能会使钻探和生产成本更高的油田变得不经济。对已探明储量进行5%的正或负修正将导致每京东方减少0.29美元，每京东方增加0.32美元，在我们的DD&A税率上。这一估计的影响是基于当前的数据，实际事件可能需要对我们的DD&A费率进行不同的调整。
此外，已探明储量估计的下降可能会影响我们在适用会计准则下的减值测试结果。由于储量估计过程固有的不精确性、与已探明生产物业的经营相关的风险以及我们在减值分析中使用的对市场敏感的商品价格，我们无法确定未来是否合理地可能发生减值。
石油和天然气属性
每当事件或环境变化显示资产的账面金额可能无法收回时，我们就逐个油田评估已探明的石油和天然气属性的减值。我们将预期未贴现的未来现金流与资产的账面净值进行比较。如果根据我们对未来大宗商品价格、运营成本和已探明储量以及经风险调整的可能和可能储量的预期产量的估计，未来未贴现的预期现金流低于资产的账面净值，则资本化成本降至公允价值。商品定价是根据管理层在预算和预测过程中使用的假设、根据地理位置和质量差异调整的历史和当前价格以及我们认为将影响可变现价格的其他因素的组合来估计的。在大宗商品价格大幅下跌的情况下，我们将测试我们的石油和天然气资产的账面价值的可回收性，并在必要时记录减值费用。公允价值是通过对未来现金流量进行贴现来计算的。所使用的贴现率是基于市场参与者利用的费率，该费率与基础石油和天然气的开发和生产所固有的风险相称。
根据过去的钻探和勘探经验，通过定期更新我们的未开发面积摊销，定期评估未探明石油和天然气资产的减值情况，我们期望将租约转换为按生产和平均财产寿命持有。平均财产年限是根据地理位置和未探明财产租赁权的估计年限确定的。从历史上看，每个地理区域的平均财产寿命没有明显变化，一般在三到五年之间。大宗商品价格环境可能会影响可用于勘探项目和开发钻探的资本。
随着这些资产的开发和储量的证实，剩余的资本化成本会受到折旧和耗尽的影响。如果该等物业的开发被视为不成功，而该等物业被放弃或交出，则与该等不成功活动有关的资本化成本将于作出厘定的当年计入费用。核销未探明资产的速度取决于我们未来勘探和开发计划的时机和成功程度。
衍生工具
根据适用的会计准则，每项衍生工具的公允价值在资产负债表上作为资产或负债入账。在每个季度结束时，这些工具都按市值计价。未被指定为套期保值的衍生工具的公允价值变动在综合经营报表中作为衍生工具的营业收入损益的组成部分入账。
我们的衍生品合约是根据交易对手或内部模型的报价来衡量的。该等报价及模型乃采用收益法得出，该方法考虑了各项投入，包括相关工具的现行市场及合约价格、远期商品报价、基差、波动因素及与衍生工具合约期限相若的利率(视乎适用而定)。这些估计来自或使用相关的NYMEX期货合约进行核实，或与从交易对手处获得的多个报价进行比较，以确定其合理性。公允价值的确定还包括对非履约风险的信用调整。我们通过评估与我们有衍生品交易的各种金融机构的信用违约互换利差来衡量我们交易对手的不履行风险，而我们的不履行风险是使用我们的一家银行提供的市场信用利差来评估的。
由于大宗商品价格的波动，我们的财务状况、经营结果和流动性可能会受到衍生品工具市值变化的重大影响，商品价格波动包括纽约商品交易所和基差。
所得税
为了财务报告的目的，我们在确定所得税支出时会做出某些估计和判断。这些估计和判断包括计算某些递延税项资产和负债，这些递延税项资产和负债是由于税务和财务报告的收入和支出在时间和确认上的差异而产生的，并估计了我们已采取的税务头寸的潜在不利结果的准备金。我们使用对纳税申报单中已采取或预期将采取的税收头寸的确认和计量门槛来计入所得税的不确定性。当税务机关根据税务状况的技术价值进行审查时，税务机关很可能会维持不确定的税务状况，则确认该状况所带来的税务利益。确认的税收优惠金额是在最终和解时实现的可能性大于50%的最大金额的优惠。资产和负债的实际税率和计税基础反映了管理层对各种税收不确定性的最终结果的估计。
我们相信，考虑到我们预测的未来应税收入，包括考虑到与大宗商品价格具体相关的未来经营状况，我们所有的递延税项资产，扣除任何估值准备金，最终都将实现。如果我们对我们实现递延税项资产的能力的估计和判断发生变化，我们的税收拨备可能会在确定它更有可能不会实现的期间增加。
由于联邦和州税率的变化和/或税法的变化可能会影响我们，我们的有效税率可能会因其他因素而发生变化。我们的有效税率受到我们所在州之间财产、工资和收入分配变化的影响。我们估计的未来税率的一个微小变化可能会对本期收益产生实质性影响。
应急准备金
或有事项准备金在损失可能发生且费用可以估计的情况下计入费用。建立准备金的依据是估算过程，其中包括法律顾问的咨询意见和管理层的主观判断。在某些情况下，我们的判断是基于法律顾问和其他顾问的建议和意见、对法律和法规的解释(监管机构和法院可能会有不同的解释)、我们的经验和处理类似问题的其他公司的经验，以及我们对打算如何应对特定问题的决定。由于各种原因，包括上述原因，实际损失可能与估计值不同。我们监测已知和潜在的法律、环境和其他意外情况，并根据我们掌握的信息做出最佳估计。目前无法预见的事实和情况的未来变化可能导致实际责任超过估计的损失范围和应计金额。
基于股票的薪酬
我们根据适用的会计准则在公允价值会计方法下对股票薪酬进行会计处理。根据公允价值法，薪酬成本在股权分类奖励授予之日计量，在负债分类奖励的每个报告期内根据奖励的公允价值重新计量，并在服务期内确认，服务期通常为授权期。为了计算公允价值，我们使用各种模型，包括布莱克·斯科尔斯模型或蒙特卡罗估值模型，具体取决于奖励的具体条款。使用这些模型需要对预期寿命、波动性和其他因素做出重大判断。
近期发布和采纳的会计公告
关于最近发布和通过的会计公告的讨论，请参阅合并财务报表附注1“重要会计政策摘要”。
其他问题和意外情况
条例
我们的业务受到联邦、州和地方当局的各种监管。关于本条例的讨论，请参阅项目1的“其他业务事项”一节。
限制性契约
我们产生债务、产生留置权、支付股息、回购或赎回我们的股权、赎回我们的优先票据、进行某些类型的投资、进行合并、出售资产、与关联公司进行交易以及从事某些其他活动的能力受到我们各种债务工具中某些限制性契约的约束。此外，规管以独立私募方式发行的各种系列优先票据(“私募优先票据”)的优先票据协议规定，吾等须维持往后四个季度的综合现金流量与利息开支的最低年度覆盖比率为2.8至1.0，以及规定往后四个季度的总债务与综合EBITDA的最高比率不得超过3.0至1.0。我们的循环信贷协议还要求我们将杠杆率保持在不超过3.0至1.0的水平，直到我们没有其他未偿还债务具有基于杠杆率的财务维护契约，并在此之后要求我们保持总债务与总资本的比率不超过65%。
截至2021年12月31日，我们遵守了优先票据协议和循环信贷协议中的所有财务契约。
经营风险及承保范围
我们的业务涉及各种经营风险。请参阅第一部分第1A项中的“风险因素--业务和业务风险--我们面临可能造成重大财务损失的各种危险和风险”。根据行业惯例，我们为部分(但不是全部)此类危险和风险及相关损失投保。如果发生任何未被保险完全覆盖的损失事件，可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。这些保单的成本在一定程度上取决于我们的历史索赔经验、我们经营的领域和市场状况。
商品定价和风险管理活动s
我们的收入、经营业绩、财务状况以及借入资金或获得额外资本的能力在很大程度上取决于当时的大宗商品价格。大宗商品价格的大幅下跌可能会对我们的财务状况、流动性、获得融资和经营业绩的能力产生重大不利影响。较低的大宗商品价格也可能会减少我们在经济上可以生产的石油和天然气数量。从历史上看，大宗商品价格一直波动很大，价格波动很大，而且很可能会继续波动。未来低迷的价格将对我们未来的财务业绩产生负面影响。特别是，大幅降低价格将显著减少收入，并可能引发我们的石油和天然气资产减值或违反某些金融债务契约。
我们的大部分产品都以对市场敏感的价格出售。一般来说，如果相关的大宗商品指数下降，我们生产的价格也会下降。因此，我们实现的收入数量是由某些我们无法控制的因素决定的。然而，我们可能会通过使用金融商品衍生品(包括套圈、掉期、滚动差价掉期和基差掉期)来缓解部分预期产量的价格风险，以减少持续较低的定价对我们收入的影响。在这些安排下，还有一种风险，即指数价格的变动可能导致我们无法充分实现市场状况改善的好处。
行动的结果
2021年和2020年的对比
营业收入
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： | | 方差 |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 | | 金额 | | 百分比 |
| 天然气 | $ | 2,798 | | | $ | 1,405 | | | $ | 1,393 | | | 99 | % |
| 油 | 616 | | | — | | | 616 | | | 不适用 |
| NGL | 243 | | | — | | | 243 | | | 不适用 |
| 衍生工具的(损失)收益 | (221) | | | 61 | | | (282) | | | (462) | % |
| 其他 | 13 | | | — | | | 13 | | | 不适用 |
| $ | 3,449 | | | $ | 1,466 | | | $ | 1,983 | | | 135 | % |
生产收入
我们的生产收入每年都不同，来自石油、天然气和天然气生产的销售。由于合并，我们2021年的生产收入大幅增加，显著扩大了我们的业务，包括二叠纪和阿纳达科盆地。我们收入、盈利能力和未来产量增长的增减在很大程度上取决于我们收到的大宗商品价格。大宗商品价格是由市场驱动的，我们预计未来价格将因供需因素、管道运力、季节性以及地缘政治、经济和其他因素而波动。
以下是对我们的生产收入、价格和数量差异的讨论。
天然气收入
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： | | 方差 | 增加(减少)(单位：百万) |
| | 2021 | | 2020 | | 金额 | | 百分比 |
| 体积方差(Bcf) | 911.1 | | | 857.7 | | | 53.4 | | | 6 | % | | $ | 164 | |
| 价格差异(美元/mcf) | $ | 3.07 | | | $ | 1.64 | | | $ | 1.43 | | | 87 | % | | 1,229 | |
| 总计 | | | | | | | | | $ | 1,393 | |
天然气收入增加了14亿美元，主要是由于天然气价格大幅上涨和产量增加。产量增加主要是由于合并导致第四季度产量增加。
石油收入
石油收入增加了6.16亿美元，这主要是由于合并。
NGL收入
NGL的收入增加了2.43亿美元，这主要是由于合并。
衍生工具的(亏损)收益
衍生工具的净收益及亏损乃根据相关商品指数价格相对于合约价格及工具的每月现金结算(如有)的波动而定。出于会计目的，我们已选择不将我们的衍生品指定为对冲工具，因此，我们不对我们的衍生品工具应用对冲会计处理。因此，衍生工具的公允价值变动和工具上的现金结算作为营业收入的组成部分计入衍生工具的净收益或亏损。我们合同的现金结算包括在我们现金流量表的经营活动现金流量中。下表列出了所示年度的“衍生工具(损失)收益”的组成部分：
| | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 |
| 衍生工具结算时收到的现金(已支付) | | | |
| 天然气合同 | $ | (307) | | | $ | 35 | |
| 石油合同 | (124) | | | — | |
| 衍生工具的非现金(亏损)收益 | | | |
| 天然气合同 | 99 | | | 26 | |
| 石油合同 | 111 | | | — | |
| $ | (221) | | | $ | 61 | |
上表包括与我们在合并中承担的衍生债务有关的1.94亿美元的结算损失。2021年实现的结算损失主要是由2021年第四季度发生的基础商品指数价格大幅上涨推动的。
营运成本及开支
与生产石油和天然气相关的成本是巨大的。在其他因素中，其中一些成本随大宗商品价格变化，一些随着产量和大宗商品组合的变化而变化，一些是我们拥有的油井数量的函数，一些取决于服务公司的价格，还有一些根据上述因素的组合而波动。由于合并，我们在2021年的运营成本和支出大幅增加，显著扩大了我们的业务，包括二叠纪和阿纳达科盆地。此外，由于对这些物品的需求增加以及与新冠肺炎疫情相关的供应链中断，我们的服务、劳动力和供应成本最近有所上升。
下表反映了我们在所示年度的业务成本和支出，下面讨论业务成本和支出。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： | | 方差 | | 按京东方 |
| (以百万为单位，不包括每个京东方) | 2021 | | 2020 | | 金额 | | 百分比 | | 2021 | | 2020 |
| 运营费用 | | | | | | | | | | | |
| 直接运营 | $ | 156 | | | $ | 73 | | | $ | 83 | | | 114 | % | | $ | 0.93 | | | $ | 0.51 | |
| 运输、加工和收集 | 663 | | | 571 | | | 92 | | | 16 | % | | 3.97 | | | 3.99 | |
| 所得税以外的其他税种 | 83 | | | 14 | | | 69 | | | 493 | % | | 0.50 | | | 0.10 | |
| 探索 | 18 | | | 15 | | | 3 | | | 20 | % | | 0.11 | | | 0.10 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 693 | | | 391 | | | 302 | | | 77 | % | | 4.15 | | | 2.73 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 一般和行政 | 270 | | | 106 | | | 164 | | | 155 | % | | 1.62 | | | 0.74 | |
| $ | 1,883 | | | $ | 1,170 | | | $ | 713 | | | 61 | % | | | | |
直接运营直接运营费用一般包括人工、设备、维护、海水处理、压缩、电力、处理和其他杂项成本(租赁运营费用)。直接运营费用还包括维持现有油井产量所需的修井活动。直接作业费用由租赁作业费用和修井费用组成，具体如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： | | | | 按京东方 |
| (以百万为单位，不包括每个京东方) | 2021 | | 2020 | | 方差 | | 2021 | | 2020 |
| 直接运营费用 | | | | | | | | | |
租赁经营费用 | $ | 127 | | | $ | 58 | | | $ | 69 | | | $ | 0.76 | | | $ | 0.41 | |
修井费用 | 29 | | 15 | | 14 | | | 0.17 | | | 0.10 | |
| $ | 156 | | | $ | 73 | | | $ | 83 | | | $ | 0.93 | | | $ | 0.51 | |
由于合并扩大了我们的业务，租赁运营和修井费用增加。
运输、加工和收集
运输、加工和收集费用主要包括从井口准备和运输生产的支出，包括收集、燃料、压缩和处理费用。收集成本还包括与运营我们的天然气收集基础设施相关的成本，包括运营和维护费用。成本因经营区域而异，并将随着生产量的增减、合同费用以及燃料和压缩成本的变化而波动。
运输、加工和收集增加了9200万美元，这是由于我们的业务因合并而扩大，但被Marcellus页岩产量下降导致的成本下降所抵消。
所得税以外的其他税种
所得税以外的其他税种包括生产税(或遣散费)、钻井影响税、从价税和其他税。州和地方税务当局评估这些税收，生产税基于产量或价值，钻井影响费用基于钻探活动和现行天然气价格，从价税基于财产价值。下表列出了所示年度的收入以外的其他税种： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 | | 方差 |
所得税以外的其他税种 | | | | | |
生产 | $ | 57 | | | $ | — | | | $ | 57 | |
钻井冲击费 | 22 | | | 14 | | | 8 | |
从价计价 | 3 | | | — | | | 3 | |
其他 | 1 | | | — | | | 1 | |
| $ | 83 | | | $ | 14 | | | $ | 69 | |
收入以外的税收占生产收入的百分比 | 2.3 | % | | 1.0 | % | | |
除收入外的其他税收增加了6900万美元。除收入外，生产税占我们税收的大部分，收入增加主要是由于合并和大宗商品价格上涨。钻探影响费用增加的主要原因是天然气价格上涨。
折旧、损耗和摊销
DD&A费用包括以下所示期间的费用：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： | | | | 按京东方 |
| (以百万为单位，不包括每个京东方) | 2021 | | 2020 | | 方差 | | 2021 | | 2020 |
DD&A费用 | | | | | | | | | |
耗尽 | $ | 663 | | | $ | 373 | | | $ | 290 | | | $3.97 | | $2.61 |
折旧 | 23 | | | 6 | | | 17 | | | $0.14 | | $0.04 |
| 未开发物业的摊销 | 1 | | | 8 | | | (7) | | | $0.01 | | $0.06 |
ARO的吸积 | 6 | | | 4 | | | 2 | | | $0.04 | | $0.03 |
| $ | 693 | | | $ | 391 | | | $ | 302 | | | $4.16 | $0.00 | $2.74 |
我们的生产资料的损耗是在成功努力会计方法下使用生产单位法按实地计算的。每个生产资产的经济寿命取决于该资产的估计探明储量，而该储量又取决于未来生产的假设实现销售价格。因此，油气价格的波动将影响计算中使用的已探明开发和已探明储量的水平。较高的价格通常具有增加储量的效果，从而减少枯竭费用。相反，较低的价格通常会导致储量减少，从而增加枯竭费用。更换生产的成本也会影响我们的损耗费用。此外，储量估计数、运营和未来开发成本估计数、从未探明资产到已探明资产的重新分类以及石油和天然气资产减值也将影响耗竭费用。由于产量增加以及2021年每MBOE的损耗率提高至3.97美元，我们的损耗支出增加了2.9亿美元，这两者都是由于在合并完成日收购的石油和天然气资产的价值大幅增加，而2020年的损耗率为每MBOE 2.61美元。
固定资产主要包括集气设施、水利基础设施、建筑物、车辆、飞机、家具和固定装置以及计算机设备和软件。这些项目按成本入账，按直线折旧法折旧，折旧依据的是个别资产的预期寿命，从3年到30年不等。我们的折旧费用中还包括与我们的融资租赁收集系统相关的使用权资产的折旧。与2020年相比，2021年期间的折旧费用增加主要是由于我们在合并中收购的集聚和工厂设施的折旧增加。
一般和行政
一般及行政(“G&A”)开支主要包括薪金及相关福利、股票薪酬、办公室租金、法律及顾问费、系统费用及产生的其他行政费用。我们的G&A费用是扣除我们经营的石油和天然气资产的工作权益所有者偿还给我们的金额后报告的。下表反映了我们的并购费用：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 | | 方差 |
并购费用 | | | | | |
一般和行政费用 | $ | 107 | | | $ | 63 | | | $ | 44 | |
基于股票的薪酬费用 | 57 | | | 43 | | | 14 | |
| 合并相关费用 | 106 | | | — | | | 106 | |
| $ | 270 | | | $ | 106 | | | $ | 164 | |
一般和行政增加了4400万美元，主要是由于合并，这大大增加了我们的员工人数和与办公室相关的费用。
定期基于股票的薪酬支出将根据授予日期、奖励的公允价值、奖励的数量、奖励的必要服务期限、估计的员工没收和奖励的时间而波动。基于股票的薪酬支出增加的主要原因是在合并完成时加快了对某些基于股票的奖励的归属，增加了1000万美元，以及与合并结束时授予Cimarex员工的替换奖励相关的补偿支出增加了900万美元。这些增长被与合并结束时授予的奖励相关的400万美元的基于股票的薪酬支出减少部分抵消。
与合并相关的支出增加1.06亿美元，主要是由于与合并相关的4200万美元交易相关成本(法律和财务顾问成本)、与某些控制权变更付款相关的2000万美元递延补偿支出以及与预期终止某些Cimarex员工相关的4400万美元，这些费用将在预期的过渡期内累积。
其他费用和收入 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | 方差 |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 | | 金额 | | 百分比 |
| | | | | | | |
其他费用和收入 | | | | | | | |
资产出售损失 | $ | 2 | | | $ | — | | | $ | 2 | | | 不适用 |
| 利息支出，净额 | 62 | | | 54 | | | 8 | | | 15 | % |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| $ | 64 | | | $ | 54 | | | $ | 10 | | | 19 | % |
利息支出，净额
利息支出增加800万美元，主要是由于增加的利息支出，扣除与22亿美元合并相关的债务相关的溢价摊销净额，包括新的Coterra票据和现有的Cimarex票据。这一增长被利息支出减少部分抵消，原因是偿还了2020年7月到期的6.51%加权平均私募优先票据中的8700万美元，偿还了2021年1月到期的5.58%加权平均私募优先票据中的8800万美元，以及偿还了2021年9月到期的3.65%加权平均私募优先票据中的1亿美元。
所得税费用 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 | | 方差 |
所得税支出(福利) | | | | | |
当期税费(福利) | $ | 218 | | | $ | (31) | | | $ | 249 | |
递延税费 | 126 | | | 72 | | | 54 | |
| $ | 344 | | | $ | 41 | | | $ | 303 | |
联邦和州合并有效所得税率 | 23 | % | | 17 | % | | |
所得税支出增加3.03亿美元，原因是大宗商品价格上涨和合并导致税前收入增加。
2020年和2019年的对比
有关截至2020年12月31日止年度的经营业绩与截至2019年12月31日止年度的比较资料，请参阅Coterra Energy Inc.(前身为Cabot Oil&Gas Corporation)截至2020年12月31日止年度的Form 10-K年度报告中的管理层讨论及分析。
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
在正常业务过程中，我们面临各种风险，包括与商品价格变化和未偿债务利率变动相关的市场风险。以下是关于我们在2021年12月31日加入的金融工具的定量和定性信息，我们可能会因大宗商品价格或利率的变化而产生未来的收益或损失。
商品价格风险
我们最重要的市场风险敞口是适用于我们的石油、天然气和天然气生产的定价。已实现价格主要由全球石油价格以及北美天然气和天然气生产的现货市场价格推动。这些价格一直是不稳定和不可预测的。为了缓解大宗商品价格的波动，我们可能会签订衍生品工具来对冲我们的部分生产。
衍生工具与风险管理活动
我们的风险管理战略旨在通过使用金融大宗商品衍生品来降低我们在石油和天然气市场生产的大宗商品价格波动的风险。一个由高级管理层成员组成的委员会监督我们的风险管理活动。我们的金融商品衍生品通常覆盖我们生产的一部分，在价格下跌时保护我们的同时，在价格上涨时限制我们的利益。此外，如果我们的任何交易对手违约，这种保护可能是有限的，因为我们可能无法从我们的金融大宗商品衍生品中获得全部好处。请阅读下面的讨论以及合并财务报表附注5“衍生品工具”，以更详细地讨论我们的衍生品。
我们定期签订金融商品衍生品，包括套头、掉期、滚动差价掉期和基差掉期协议，以防范与我们的石油和天然气生产相关的大宗商品价格下跌的风险。我们的信贷协议限制了我们进行金融商品衍生品交易的能力，但对冲或减轻我们有实际或预计风险敞口的风险，或我们的风险管理政策允许我们不承担重大投机风险的风险除外。我们所有的金融衍生品都用于风险管理，而不是为了交易目的而持有。根据套圈协议，如果指数价格超过上限价格，我们将向交易对手支付。如果指数价格跌破底价，交易对手就会向我们付款。根据互换协议，我们获得名义数量天然气的固定价格，以换取基于市场指数的可变价格。
截至2021年12月31日，我们拥有以下未偿还金融商品衍生品：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 领子 | | 掉期 | | 估计公允价值资产(负债)
(单位：百万) |
| | | | | | 地板 | | 天花板 | | 基差互换 | | 滚动掉期 | |
| 合同类型 | | 音量(Mbbl) | | 合同期 | | Range ($/Bbl) | | 加权平均值(美元/桶) | | Range ($/Bbl) | | 加权平均值(美元/桶) | | 加权平均值(美元/桶) | | 加权平均值(美元/桶) | |
| 原油(WTI) | | 630 | | Jan. 2022-Mar. 2022 | | $— | | $ | 35.00 | | | $45.15-$45.40 | | $ | 45.28 | | | | | | | $ | (19) | |
| 原油(WTI) | | 1,629 | | Jan. 2022-Jun. 2022 | | $35.00-$37.50 | | $ | 36.11 | | | $48.38-$51.10 | | $ | 49.97 | | | | | | | (40) | |
| 原油(WTI) | | 2,730 | | Jan. 2022-Sep. 2022 | | $— | | $ | 40.00 | | | $47.55-$50.89 | | $ | 49.19 | | | | | | | (67) | |
| 原油(WTI) | | 2,920 | | Jan. 2022-Dec. 2022 | | $— | | $ | 57.00 | | | $72.20-$72.80 | | $ | 72.43 | | | | | | | (12) | |
原油(WTI Midland)(1) | | 630 | | Jan. 2022-Mar. 2022 | | | | | | | | | | $ | 0.11 | | | | | — | |
原油(WTI Midland)(1) | | 1,448 | | Jan. 2022-Jun. 2022 | | | | | | | | | | $ | 0.25 | | | | | — | |
原油(WTI Midland)(1) | | 1,911 | | Jan. 2022-Sep. 2022 | | | | | | | | | | $ | 0.38 | | | | | — | |
原油(WTI Midland)(1) | | 2,920 | | Jan. 2022-Dec. 2022 | | | | | | | | | | $ | 0.05 | | | | | (2) | |
| 原油(WTI) | | 630 | | Jan. 2022-Mar. 2022 | | | | | | | | | | | | $ | (0.24) | | | (1) | |
| 原油(WTI) | | 724 | | Jan. 2022-Jun. 2022 | | | | | | | | | | | | $ | (0.20) | | | (1) | |
| 原油(WTI) | | 1,911 | | Jan. 2022-Sep. 2022 | | | | | | | | | | | | $ | 0.10 | | | (1) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | $ | (143) | |
________________________________________________________(1)根据这些基差掉期，公司支付的指数价格是Argus America原油报价的WTI Midland。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 领子 | | | | | | 估计公允价值资产(负债)(单位：百万) |
| | | | | | 地板 | | 天花板 | | | | | |
| 合同类型 | | 音量(MMBtu) | | 合同期 | | 射程
($/MMBtu) | | 加权平均
($/MMBtu) | | 射程
($/MMBtu) | | 加权平均
($/MMBtu) | | | | | |
| 天然气(NYMEX) | | 36,000,000 | | | Jan. 2022-Mar. 2022 | | $4.00-$4.75 | | $ | 4.38 | | | $5.00-$10.32 | | $ | 6.97 | | | | | | | $ | 24 | |
| 天然气(NYMEX) | | 42,800,000 | | | Apr. 2022 - Oct. 2022 | | $3.00-$3.50 | | $ | 3.19 | | | $4.07-$4.83 | | $ | 4.30 | | | | | | | — | |
天然气(Perm EP)(1) | | 1,800,000 | | Jan. 2022-Mar. 2022 | | $1.80-$1.90 | | $ | 1.85 | | | $2.18-$2.19 | | $ | 2.18 | | | | | | | (3) | |
天然气(Perm EP)(1) | | 3,620,000 | | Jan. 2022-Jun. 2022 | | $— | | $ | 2.40 | | | $2.85-$2.90 | | $ | 2.88 | | | | | | | (2) | |
天然气(Perm EP)(1) | | 7,300,000 | | | Jan. 2022-Dec. 2022 | | $— | | $ | 2.50 | | | $— | | $ | 3.15 | | | | | | | (3) | |
天然气(PEPL)(2) | | 3,600,000 | | | Jan. 2022-Mar. 2022 | | $1.90-$2.10 | | $ | 2.00 | | | $2.35-$2.44 | | $ | 2.40 | | | | | | | (7) | |
天然气(PEPL)(2) | | 3,620,000 | | | Jan. 2022-Jun. 2022 | | $— | | $ | 2.40 | | | $2.81-$2.91 | | $ | 2.86 | | | | | | | (3) | |
天然气(PEPL)(2) | | 7,300,000 | | | Jan. 2022-Dec. 2022 | | $— | | $ | 2.60 | | | $— | | $ | 3.27 | | | | | | | (4) | |
天然气(娃哈)(3) | | 3,600,000 | | | Jan. 2022-Mar. 2022 | | $1.70-$1.84 | | $ | 1.77 | | | $2.10-$2.20 | | $ | 2.15 | | | | | | | (6) | |
天然气(娃哈)(3) | | 3,620,000 | | | Jan. 2022-Jun. 2022 | | $— | | $ | 2.40 | | | $2.82-$2.89 | | $ | 2.86 | | | | | | | (2) | |
天然气(娃哈)(3) | | 2,730,000 | | | Jan. 2022-Sep. 2022 | | $— | | $ | 2.40 | | | $— | | $ | 2.77 | | | | | | | (1) | |
天然气(娃哈)(3) | | 7,300,000 | | | Jan. 2022-Dec. 2022 | | $— | | $ | 2.50 | | | $— | | $ | 3.12 | | | | | | | (3) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | $ | (10) | |
________________________________________________________
(1)这些套圈的指数价格是埃尔帕索天然气公司，二叠纪盆地指数(“Perm EP”)，如普拉特的Inside FERC所述。
(2)根据Platt‘s Inside FERC的报价，这些套圈的指标价是狭长柄东部管道，德州/OK中大陆指数(“PEPL”)。
(3)这些套圈的指数价格是Platt‘s Inside FERC所引用的Waha West Texas Natural Gas Index(“Waha”)。
上表所列的估计公允价值金额代表我们于2021年12月31日的未实现衍生工具总头寸，不包括非履约风险的影响。不履行风险在我们的综合财务报表中记录的衍生工具的公允价值中被考虑，并主要通过审查
与我们有衍生品合同的各种金融机构的信用违约互换利差，而我们的不良表现风险是使用我们几家银行提供的市场信用利差来评估的。
2022年初，我们达成了以下未偿还金融商品衍生品： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 领子 |
| | | | | | 地板 | | 天花板 |
| 合同类型 | | 音量(MMBtu) | | 合同期 | | 射程
($/MMBtu) | | 加权的-
平均值
($/MMBtu) | | 射程
($/MMBtu) | | 加权的-
平均值
($/MMBtu) |
| 天然气(NYMEX) | | 71,500,000 | | Apr. 2022-Dec. 2022 | | $3.50 - $4.25 | | $ | 3.84 | | | $4.75 - $6.65 | | $ | 5.39 | |
| 天然气(NYMEX) | | 10,700,000 | | | Apr. 2022-Oct. 2022 | | $ | — | | | $ | 4.00 | | | $5.60 - $5.69 | | $ | 5.63 | |
| 天然气(NYMEX) | | 7,550,000 | | | Nov. 2022-Mar. 2023 | | $ | — | | | $ | 4.00 | | | $7.06 - $7.10 | | $ | 7.08 | |
我们预计2022年及以后的石油和天然气产量中，有很大一部分目前没有对冲，直接受到大宗商品价格波动的影响，无论是有利的还是不利的。
2021年期间，底价为每桶29.00美元至40.00美元、上限价格为每桶34.15美元至51.10美元的油环覆盖了370万桶石油，即45%的石油产量，加权平均价格为每桶44.37美元。石油基础掉期覆盖了320万桶石油，占石油产量的40%，加权平均价格为每桶0.08美元。石油滚动差价掉期覆盖了160万桶石油，占石油产量的20%，加权平均价格为每桶0.10美元。
2021年期间，底价从1.5美元/MMBtu到2.85美元/MMBtu，上限价格从1.75美元/MMBtu到3.94美元/MMBtu的天然气套圈覆盖了193.2 Bcf，占天然气产量的21%，加权平均价格为2.85美元/MMBtu。天然气掉期覆盖了56.3Bcf，或6%的天然气产量，加权平均价格为每MMBtu 3.16美元。
根据石油和天然气市场价格的变化，我们在金融商品衍生工具上面临市场风险。然而，这些衍生品合约的市场风险敞口通常会被商品最终出售时确认的收益或损失所抵消。虽然名义合同金额被用来表示石油和天然气协议的数量，但在第三方违约的情况下可能受到信用风险影响的金额要小得多。我们的交易对手主要是商业银行和金融服务机构，管理层认为这些机构的信用风险最小，我们的衍生品合同与多个交易对手签订，以将我们对任何单个交易对手的风险敞口降至最低。我们根据这些交易对手的信用评级和信用违约互换利率(如适用)对其进行定量和定性评估。我们并未因交易对手的不履行风险而蒙受任何损失，我们预计不会因第三方的不履行而对我们的财务业绩造成任何重大影响。然而，我们不能确定我们未来不会经历这样的损失。
利率风险
截至2021年12月31日，我们的总债务为31亿美元(本金为29亿美元)。我们所有的未偿债务都是基于固定利率，因此，我们对此类债务的市场利率变动没有重大风险敞口。我们的循环信贷安排提供可变利率借款；然而，截至2021年12月31日，我们没有任何未偿还借款，因此没有相关的利率风险敞口。
其他金融工具的公允价值
其他金融工具的估计公允价值是该工具目前可在有意愿的各方之间交换的金额。由于该等票据的短期到期日，综合资产负债表中报告的现金及现金等价物及限制性现金的账面值接近公允价值。
新Coterra债券和现有Cimarex债券的公允价值是以市场报价为基础的。我们使用现有的市场数据和估值方法来估计我们私募优先票据的公允价值。私募优先票据的公允价值是我们必须向第三方支付以承担债务的估计金额，包括发行利率与期末市场利率之间的差额的信用利差。信用利差是我们的违约或偿还风险。信用利差(溢价或折扣)是通过比较我们的优先票据和循环信贷安排与新发行的(有担保和无担保的)和类似规模的二级交易以及公共和私人债务的信用统计数据来确定的。私募优先票据的公允价值是基于我们目前可获得的利率。
债务的账面价值和公允价值如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021年12月31日 | | 2020年12月31日 |
| (单位：百万) | 账面金额 | | 估计的公平
价值 | | 账面金额 | | 估计的公平
价值 |
| 长期债务 | $ | 3,125 | | | $ | 3,163 | | | $ | 1,134 | | | $ | 1,214 | |
| 当期到期 | — | | | — | | | (188) | | | (189) | |
| 长期债务，不包括本期债务 | $ | 3,125 | | | $ | 3,163 | | | $ | 946 | | | $ | 1,025 | |
项目8.财务报表和补充数据
合并财务报表索引
| | | | | |
| | 页面 |
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID：238) | 67 |
截至2021年12月31日和2020年12月31日的综合资产负债表 | 70 |
截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日止年度的综合经营报表 | 71 |
截至2021年、2020年和2019年12月31日的综合全面收益表 | 72 |
截至2021年、2020年和2019年12月31日的合并现金流量表 | 73 |
截至2021年、2020年和2019年12月31日止年度股东权益综合报表 | 74 |
合并财务报表附注 | 75 |
补充石油和天然气信息(未经审计) | 113 |
独立注册会计师事务所报告
发送到 Coterra Energy Inc.的董事会和股东
关于财务报表与财务报告内部控制的几点看法
我们已审计Coterra Energy Inc.及其附属公司(“贵公司”)截至2021年12月31日及2020年12月31日的综合资产负债表，以及截至2021年12月31日止三个年度各年度的相关综合经营表、全面收益表、股东权益表及现金流量表，包括相关附注(统称为“综合财务报表”)。我们还审计了公司截至2021年12月31日的财务报告内部控制，依据内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布。
我们认为，上述综合财务报表按照美国公认的会计原则，在各重大方面公平地反映了本公司截至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日的三个年度的经营业绩和现金流量。我们还认为，截至2021年12月31日，本公司在所有实质性方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是内部控制--综合框架(2013)由COSO发布。
意见基础
本公司管理层负责编制这些合并财务报表，维持对财务报告的有效内部控制，并对财务报告内部控制的有效性进行评估，包括在9A项下管理层的财务报告内部控制报告中。我们的责任是根据我们的审计，对公司的合并财务报表和公司对财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定合并财务报表是否没有重大错报，无论是由于错误还是欺诈，以及是否在所有重大方面保持了对财务报告的有效内部控制。
我们对合并财务报表的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价合并财务报表的整体列报。我们对财务报告的内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
正如管理层的《财务报告内部控制报告》中所述，管理层已将Cimarex Energy Co.排除在截至2021年12月31日的财务报告内部控制评估之外，因为Cimarex Energy Co.在2021年期间被该公司以收购业务合并的形式收购。我们还将Cimarex Energy Co.排除在我们对财务报告内部控制的审计之外。Cimarex Energy Co.是一家全资子公司，其总资产和总收入不包括在管理层评估和我们对财务报告的内部控制审计之外，分别占截至2021年12月31日和截至2021年12月31日的相关综合财务报表金额的75%和33%。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)与保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录有关的政策和程序；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，以及收据和
本公司的支出仅根据本公司管理层和董事的授权进行；及(Iii)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置本公司资产提供合理保证。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指已向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的本期综合财务报表审计产生的事项，且(I)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露，以及(Ii)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项来就关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。
探明油气储量对探明油气性质的影响
正如综合财务报表附注1和附注3所述，在截至2021年12月31日的一年中，公司的大部分财产和设备、截至2021年12月31日的净余额173.75亿美元以及折旧、损耗和摊销(DD&A)费用6.93亿美元与已探明的石油和天然气资产有关。该公司采用成功努力法对其油气生产活动进行核算。正如管理层披露的那样，公司记录DD&A费用的比率取决于对已探明和已探明开发储量的估计，这些储量用于产量单位计算。在估计已探明的石油和天然气储量时，管理依赖于对现有地质、地球物理、工程和生产数据的解释和判断，以及对商品价格等某些经济假设的使用。其他假设包括钻井和运营费用、资本支出、税收和资金可获得性。石油和天然气储量的估计是由专家，特别是石油工程师制定的。
我们决定执行有关已探明石油及天然气储量对已探明石油及天然气储量的影响的程序是一项重要审计事宜的主要考虑因素是(I)管理层在编制已探明石油及天然气储量估计时的重大判断，包括使用专家，而这反过来又导致(Ii)核数师在执行程序及评估与管理层及其专家在编制已探明石油及天然气储量估计时所使用的数据、方法及假设有关的审计证据时所作的高度判断及努力。
处理这一问题涉及执行程序和评估审计证据，以形成我们对合并财务报表的总体意见。这些程序包括测试与管理层对已探明石油和天然气储量的估计有关的控制措施的有效性。管理专家的工作被用来执行评估已探明石油和天然气储量合理性的程序。作为使用这项工作的基础，了解了专家的资格，并评估了公司与专家的关系。所执行的程序还包括对专家使用的方法和假设进行评价，对专家使用的数据的完整性和准确性进行测试，以及对专家的结论进行评价。
与Cimarex Energy Co.合并--石油和天然气资产估值
如合并财务报表附注2所述，公司于2021年10月1日完成了与Cimarex Energy Co.的合并，金额约为91亿美元。该交易采用收购会计法进行会计核算，在该方法下，资产、负债和夹层权益将按各自的公允价值入账。确定资产和负债的公允价值需要作出判断和某些假设，其中最重要的是与石油和天然气资产的估值有关，公允价值为129亿美元。如管理层所披露，由于所收购石油及天然气物业的公允价值缺乏足够的市场数据，管理层采用贴现现金流编制估计，并聘请第三方估值专家。重大判断及假设乃该等估计所固有，并包括(其中包括)对储备数量及生产量、未来商品价格及价差、预期开发成本、租赁营运成本、储备风险调整因数及反映相关现金流估计风险的适用市场参与者折现率的估计。
我们确定执行与Cimarex Energy Co.合并后的石油和天然气资产估值程序是一项关键审计事项的主要考虑因素是：(I)管理层的重大判断，
于厘定所收购石油及天然气资产的公允价值时，包括使用专家，进而导致(Ii)核数师在执行程序及评估管理层有关产量、未来商品价格及价差、租赁营运成本、储备风险调整因素及市场参与者贴现率的重大假设时，有高度的判断力、主观性及努力；及(Iii)审计工作涉及使用具有专业技能及知识的专业人士。
处理这一问题涉及执行程序和评估审计证据，以形成我们对合并财务报表的总体意见。这些程序包括测试与购置款会计有关的控制措施的有效性，包括对石油和天然气资产公允价值估计的控制措施。该等程序亦包括(其中包括)(I)测试管理层就所收购石油及天然气资产的公允价值所采用的程序；(Ii)评估贴现现金流量模型的适当性；(Iii)测试贴现现金流量模式所使用的相关数据的完整性及准确性；及(Iv)评估管理层所使用的与产量、未来商品价格及价差、租赁营运成本、储备风险调整因素及市场参与者贴现率有关的重大假设的合理性。管理层专家的工作被用于执行题为“已探明石油和天然气储量对已探明石油和天然气性质的影响”的关键审计事项中所述的石油和天然气储量合理性评估程序，以及用于贴现现金流的产量的合理性。作为使用这项工作的基础，了解了管理层专家的资格，并评估了公司与专家的关系。所执行的程序还包括评价专家使用的方法和假设，测试专家使用的数据的完整性和准确性。, 以及对专家们的研究结果的评估。评估管理层对未来商品价格、价差和租赁运营成本的假设是否合理，包括评估管理层使用的假设是否合理，考虑到Cimarex Energy Co.过去的业绩，与外部市场和行业数据的一致性，以及假设是否与审计其他领域获得的证据一致。使用具有专门技能和知识的专业人员协助评价与市场参与者贴现率和准备金风险调整系数有关的重大假设的合理性。
/s/ 普华永道会计师事务所
休斯敦，得克萨斯州
March 1, 2022
自1989年以来，我们一直担任该公司的审计师。
COTERRA能源公司
合并资产负债表
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 十二月三十一日， |
| (单位：百万，不包括股份) | | 2021 | | 2020 |
| 资产 | | | | |
| 流动资产 | | | | |
| 现金和现金等价物 | | $ | 1,036 | | | $ | 140 | |
| 受限现金 | | 10 | | | 12 | |
| 应收账款净额 | | 1,037 | | | 215 | |
| 应收所得税 | | — | | | 6 | |
| 盘存 | | 39 | | | 15 | |
| 衍生工具 | | 7 | | | 26 | |
| | | | |
| 其他流动资产 | | 7 | | | 2 | |
| 流动资产总额 | | 2,136 | | | 416 | |
| 财产和设备净额(成功法) | | 17,375 | | | 4,045 | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| 其他资产 | | 389 | | | 63 | |
| | $ | 19,900 | | | $ | 4,524 | |
| 负债、可赎回优先股和股东权益 | | | | |
| 流动负债 | | | | |
| 应付帐款 | | $ | 747 | | | $ | 162 | |
| 长期债务的当期部分 | | — | | | 188 | |
| 应计负债 | | 260 | | | 22 | |
| 应付利息 | | 25 | | | 18 | |
| 应付所得税 | | 29 | | | — | |
| | | | |
| 衍生工具 | | 159 | | | — | |
| | | | |
| 流动负债总额 | | 1,220 | | | 390 | |
| 长期债务，净额 | | 3,125 | | | 946 | |
| 递延所得税 | | 3,101 | | | 774 | |
| 资产报废债务 | | 259 | | | 85 | |
| | | | |
| 退休后福利 | | 33 | | | 31 | |
| 其他负债 | | 374 | | | 82 | |
| 总负债 | | 8,112 | | | 2,308 | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| 承付款和或有事项 | | | |
|
| | | | |
| Cimarex可赎回优先股 | | 50 | | | — | |
| | | | |
| 股东权益 | | | | |
| 普通股： | | | | |
授权-1,800,000,000股票和960,000,000$的股票0.102021年和2020年的面值 | | | | |
已发出-892,612,010股票和477,828,8132021年和2020年的股票 | | 89 | | | 48 | |
| 额外实收资本 | | 10,911 | | | 1,804 | |
| 留存收益 | | 2,563 | | | 2,185 | |
| 累计其他综合收益 | | 1 | | | 2 | |
| 减去库存股，按成本计算： | | | | |
79,082,385股票和78,957,3182021年和2020年的股票 | | (1,826) | | | (1,823) | |
| 股东权益总额 | | 11,738 | | | 2,216 | |
| | $ | 19,900 | | | $ | 4,524 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
COTERRA能源公司
合并业务报表
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万，每股除外) | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 营业收入 | | | | | |
| 天然气 | $ | 2,798 | | | $ | 1,405 | | | $ | 1,985 | |
| 油 | 616 | | | — | | | — | |
| NGL | 243 | | | — | | | — | |
| 衍生工具的(损失)收益 | (221) | | | 61 | | | 81 | |
| 其他 | 13 | | | — | | | — | |
| 3,449 | | | 1,466 | | | 2,066 | |
| 运营费用 | | | | | |
| 直接运营 | 156 | | | 73 | | | 77 | |
| 运输、加工和收集 | 663 | | | 571 | | | 575 | |
| 所得税以外的其他税种 | 83 | | | 14 | | | 17 | |
| 探索 | 18 | | | 15 | | | 20 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 693 | | | 391 | | | 406 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 一般和行政 | 270 | | | 106 | | | 95 | |
| 1,883 | | | 1,170 | | | 1,190 | |
| 权益法投资收益 | — | | | — | | | 81 | |
| 资产出售损失 | (2) | | | — | | | (1) | |
| 营业收入 | 1,564 | | | 296 | | | 956 | |
| 利息支出，净额 | 62 | | | 54 | | | 55 | |
| | | | | |
| 其他费用 | — | | | — | | | 1 | |
| 所得税前收入 | 1,502 | | | 242 | | | 900 | |
| 所得税费用 | 344 | | | 41 | | | 219 | |
| 净收入 | $ | 1,158 | | | $ | 201 | | | $ | 681 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 每股收益 | | | | | |
| 基本信息 | $ | 2.30 | | | $ | 0.50 | | | $ | 1.64 | |
| 稀释 | $ | 2.29 | | | $ | 0.50 | | | $ | 1.63 | |
| | | | | |
| 加权平均已发行普通股 | | | | | |
| 基本信息 | 503 | | | 399 | | 416 |
| 稀释 | 504 | | | 401 | | 418 |
| | | | | |
| | | | | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
COTERRA能源公司
综合全面收益表
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 | | 2019 |
净收入 | $ | 1,158 | | | $ | 201 | | | $ | 681 | |
| 退休后福利： | | | | | |
精算净收益(亏损)(1) | — | | | 1 | | | (2) | |
| | | | | |
摊销先前服务费用(2) | (1) | | | (1) | | | (1) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 其他全面收入合计 | (1) | | | — | | | (3) | |
| 综合收益 | $ | 1,157 | | | $ | 201 | | | $ | 678 | |
| | | | | |
| | | | | |
_______________________________________________________________________________(1)扣除少于$的所得税净额1截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的每一年均为百万美元。
(2)扣除少于$的所得税净额1截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的每一年均为百万美元。
附注是这些合并财务报表的组成部分。
COTERRA能源公司
合并现金流量表
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 经营活动的现金流 | | | | | |
| 净收入 | $ | 1,158 | | | $ | 201 | | | $ | 681 | |
将净收入与经营活动提供的现金净额进行调整： | | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | 693 | | | 391 | | | 406 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 递延所得税费用 | 126 | | | 72 | | | 244 | |
| 资产出售损失 | 2 | | | — | | | 1 | |
| 勘探干井成本 | — | | | 4 | | | 2 | |
| 衍生工具的损失(收益) | 221 | | | (61) | | | (81) | |
| 衍生工具结算中收到的现金净额(已支付) | (431) | | | 35 | | | 139 | |
| 权益法投资收益 | — | | | — | | | (81) | |
| 权益法投资收益的分配 | — | | | — | | | 16 | |
| 摊销保费和发债成本 | (10) | | | 3 | | | 4 | |
| 基于股票的薪酬和其他 | 52 | | | 40 | | | 30 | |
| 资产和负债变动情况： | | | | | |
| 应收账款净额 | (229) | | | (6) | | | 153 | |
| 所得税 | 34 | | | 124 | | | (14) | |
| 盘存 | 5 | | | (2) | | | (3) | |
| 其他流动资产 | (4) | | | — | | | — | |
| 应付账款和应计负债 | 47 | | | (30) | | | (30) | |
| 应付利息 | 6 | | | (2) | | | — | |
| 其他资产和负债 | (3) | | | 9 | | | (22) | |
| | | | | |
| 经营活动提供的净现金 | 1,667 | | | 778 | | | 1,445 | |
| 投资活动产生的现金流 | | | | | |
| 资本支出 | (728) | | | (576) | | | (788) | |
| | | | | |
| 出售资产所得收益 | 8 | | | 1 | | | 3 | |
| 权益法投资 | — | | | — | | | (9) | |
| 从权益法投资中分配投资 | — | | | — | | | 2 | |
| 从合并中获得的现金 | 1,033 | | | — | | | — | |
| 出售权益法投资所得款项 | — | | | (9) | | | 249 | |
| 投资活动提供(用于)的现金净额 | 313 | | | (584) | | | (543) | |
| 融资活动产生的现金流 | | | | | |
| 从债务中借款 | 100 | | | 196 | | | 95 | |
| 偿还债务 | (288) | | | (283) | | | (102) | |
| 偿还融资租赁 | (2) | | | — | | | — | |
| 国库股回购 | — | | | — | | | (520) | |
| | | | | |
| 已支付的股息 | (780) | | | (159) | | | (146) | |
| | | | | |
| 股票奖励归属预提税款 | (114) | | | (10) | | | (11) | |
| 资本化债务发行成本 | (4) | | | — | | | (6) | |
| 为行使股票期权收到的现金 | 2 | | | — | | | — | |
| | | | | |
| 用于融资活动的现金净额 | (1,086) | | | (256) | | | (690) | |
现金、现金等价物和限制性净增(减) 现金 | 894 | | | (62) | | | 212 | |
| 期初现金、现金等价物和限制性现金 | 152 | | | 214 | | | 2 | |
| 现金、现金等价物和受限现金，期末 | $ | 1,046 | | | $ | 152 | | | $ | 214 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
COTERRA能源公司
合并股东权益表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(以百万为单位，不包括每
股份数额) | | 普普通通
股票 | | 普通股
帕尔 | | 财务处
股票 | | 财务处
库存 | | 已缴费
资本 | | 累计
其他
全面
收入(亏损) | | 保留
收益 | | 总计 |
| 2018年12月31日的余额 | | 476 | | | $ | 48 | | | 53 | | | $ | (1,335) | | | $ | 1,763 | | | $ | 4 | | | $ | 1,608 | | | $ | 2,088 | |
| 净收入 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 681 | | | 681 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 股票摊销和归属 | | 1 | | | — | | | — | | | — | | | 19 | | | — | | | — | | | 19 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 购买库存股 | | — | | | — | | | 26 | | | (488) | | | — | | | — | | | — | | | (488) | |
现金股息为$0.35每股 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (146) | | | (146) | |
| 其他综合收益 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (3) | | | — | | | (3) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2019年12月31日的余额 | | 477 | | | $ | 48 | | | 79 | | | $ | (1,823) | | | $ | 1,782 | | | $ | 1 | | | $ | 2,143 | | | $ | 2,151 | |
| 净收入 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 201 | | | 201 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 股票摊销和归属 | | 1 | | | — | | | — | | | — | | | 22 | | | — | | | — | | | 22 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
现金股息为$0.40每股 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (159) | | | (159) | |
| 其他综合收益 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1 | | | — | | | 1 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2020年12月31日余额 | | 478 | | | $ | 48 | | | 79 | | | $ | (1,823) | | | $ | 1,804 | | | $ | 2 | | | $ | 2,185 | | | $ | 2,216 | |
| 净收入 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,158 | | | 1,158 | |
| 发行用于合并的普通股 | | 408 | | | 41 | | | — | | | — | | | 9,042 | | | — | | | — | | | 9,083 | |
| 发布替代奖励和期权以供合并考虑 | | 4 | | | — | | | — | | | — | | | 37 | | | — | | | — | | | 37 | |
| 股票期权的行使 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2 | | | — | | | — | | | 2 | |
| 股票摊销和归属 | | 3 | | | — | | | — | | | (3) | | | 26 | | | — | | | — | | | 23 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 现金股利 | | | | | | | | | | | | | | | | |
普通股价格为$1.12每股 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (779) | | | (779) | |
优先股价格为$20.3125每股 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (1) | | | (1) | |
| 其他综合收益 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (1) | | | — | | | (1) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日的余额 | | 893 | | | $ | 89 | | | 79 | | | $ | (1,826) | | | $ | 10,911 | | | $ | 1 | | | $ | 2,563 | | | $ | 11,738 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
合并财务报表附注
1. 重要会计政策摘要
陈述基础和业务性质
Coterra Energy Inc.及其子公司(“Coterra”或“公司”)仅在美国大陆从事石油、天然气和天然气的开发、勘探和生产。公司的勘探和开发活动集中在碳氢化合物资源已知的地区，这有利于多井、可重复钻井计划。
该公司在以下地区运营一分部，石油和天然气开发，勘探和生产。该公司的石油和天然气资产作为一个整体进行管理，而不是通过单独的运营部门进行管理。业务信息按地理区域进行跟踪；但是，财务业绩是作为单个企业进行评估的，而不是按地理位置进行评估。在公司的整个投资组合中，资源的分配是以项目为基础的，而不考虑地理区域。
综合财务报表包括本公司及其子公司在冲销所有重大公司间余额和交易后的账目。对上一年的报表进行了某些重新分类，以符合本年度的列报方式。这些重新分类对以前报告的股东权益、净收入或现金流没有影响。
根据本公司与Cimarex订立的协议(“合并协议”)，本公司(前身为Cabot Oil&Gas Corporation)与Cimarex Energy Co.(“Cimarex”)于2021年10月1日完成合并交易(“合并”)。合并生效后，每一股符合条件的Cimarex普通股将自动转换为受让权4.0146公司普通股的股份。本次交易采用会计收购法进行核算，公司被视为会计收购方。有关更多信息，请参阅附注2，“收购”。此外，2021年10月1日，卡博特石油天然气公司更名为Coterra Energy Inc.
近期发布和采纳的会计公告
可转换工具。2020年8月，财务会计准则委员会(“FASB”)发布了会计准则更新(ASU)第2020-06号，债务-债务和其他期权(分主题470-20)和实体自有股权衍生工具和对冲合同(分主题815-40)：实体自有股权中可转换工具和合同的会计(“ASU 2020-06”)，通过取消(1)具有现金转换功能的可转换债券和(2)具有有益转换功能的可转换工具的分离模式，简化了可转换工具的会计处理。因此，可转换债务工具将作为按摊销成本计量的单一负债入账。ASU 2020-06还要求对所有可转换工具应用IF转换法来计算稀释后每股收益，库存股方法将不再适用。对于上市公司，该指导意见在2021年12月15日之后的财年以及这些财年内的过渡期有效。2021年第一季度允许提前采用。本公司选择自2021年10月1日起采用ASU 2020-06中的指导意见。采用ASU 2020-06对公司的财务状况、经营结果或现金流没有任何影响；但它修改了某些披露，这些披露并不是实质性的。
重大会计政策
现金和现金等价物
本公司将所有到期日为三个月或以下的高流动性短期投资以及货币市场基金中可随时转换为现金的存款视为现金等价物。现金和现金等价物主要集中在四截至2021年12月31日的金融机构。本公司定期评估其金融机构的财务状况，并认为任何可能的信用风险都是最小的。
有时，公司可能处于账面透支的情况下，未偿还的支票超过现金和现金等价物。本公司将账面透支归类于综合资产负债表中的应付账款，并将与账面透支相关的应付账款变动归类为合并现金流量表中的一项经营活动。曾经有过不是截至2021年12月31日和2020年12月31日的应付帐款内的账面透支。
受限现金
受限现金包括在取款或使用方面受到法律或合同限制的现金。截至2021年12月31日和2020年，受限现金余额为1美元10百万美元和美元12百万美元分别包括存放在限制使用的托管账户中的现金。
坏账准备
本公司根据本公司对未付应收账款未来预期信贷损失的估计，计提坏账准备。
盘存
库存由管材和油井设备组成，按平均成本计算。定期评估库存是否陈旧。
物业和设备
石油和天然气属性
该公司采用成功努力法对油气生产活动进行核算。在这种方法下，已探明和未探明物业的购置成本在发生时被资本化。勘探成本，包括地质和地球物理成本、携带和保留未探明财产的成本和勘探干井钻井成本。开发成本，包括钻井和装备开发井的成本以及成功勘探钻探以寻找已探明储量的成本被资本化。
勘探钻探成本在确定油井是否已发现已探明储量之前发生时予以资本化。这一确定基于对现有地质、地球物理和工程数据的解释过程。如果一口井被确定为成功，资本化的钻井成本将被重新归类为该井成本的一部分。如果一口井被确定为不成功，资本化的钻井成本将在确定期间的综合经营报表中计入勘探费用。如一口探井在开始生产前需要一笔重大资本支出，则钻探该探井的成本将继续作为资产入账，以待确定是否已发现储量，只要：(1)该油井已找到足够数量的储量，足以证明在支付所需资本支出的情况下完成其作为生产井是合理的；及(2)正在进行或坚定计划在不久的将来再钻探一口探井。如果在该地区的钻探没有进行中或没有坚定的计划，或如果油井没有找到可商业生产的储量，则假设探井已减值，其成本计入勘探费用。
已探明油气资产的开发成本，包括估计的拆除、恢复和废弃成本以及收购成本，分别按已探明已开发储量和已探明储量的生产单位法按现场折旧和耗尽。
如果单位产量不受重大影响，构成摊销基础(部分油田)一部分的已售出或废弃财产的成本仍留在摊销基础中。如果重大，则确认收益或损失(如果有)，并将出售或放弃的财产报废。当构成摊销基础的一组已探明财产(整个油田)已退役、废弃或出售时，也会确认损益。
每当事件或环境变化显示某项资产的账面金额可能无法收回时，本公司便会评估其已探明的石油及天然气资产的减值。该公司将预期的未贴现未来现金流量与资产的账面净值进行比较。如果基于对未来大宗商品价格、运营成本和已探明储量以及经风险调整的可能储量和可能储量的预期产量的估计，未来未贴现的预期现金流量低于资产的账面净值，则资本化成本降至公允价值。商品定价是根据管理层在预算编制和预测过程中使用的假设、根据地理位置和质量差异调整的历史和当前价格以及管理层认为将影响可变现价格的其他因素的组合来估计的。公允价值是通过对未来现金流量进行贴现来计算的。所使用的贴现率是基于市场参与者利用的费率，该费率与基础天然气和石油的开发和生产所固有的风险相称。
根据过去的钻井和勘探经验、公司将租约转换为按产量和平均财产寿命持有的预期，通过定期更新公司未开发面积摊销，对未探明石油和天然气资产的减值进行定期评估。平均财产年限是根据地理位置和未探明财产租赁权的估计年限确定的。
固定资产
固定资产主要包括天然气收集系统、水利基础设施、建筑物、车辆、飞机、家具和固定装置以及计算机设备和软件。这些项目按成本记录，并根据个别资产的预期寿命按直线法折旧，预期寿命的范围为三至30好几年了。
资产报废债务
如能对公允价值作出合理估计，本公司将资产报废债务负债的公允价值计入发生期间。相关资产报废成本作为长期资产账面价值的一部分进行资本化。石油和天然气资产的资产报废成本使用生产单位法折旧，而其他资产的资产报废成本则使用直线折旧法按估计使用年限折旧。
额外的报废债务增加了与新油井和气井及其他设施有关的负债，因为产生了这些债务。增值费用计入综合业务报表中的折旧、损耗和摊销费用。
衍生工具
本公司订立金融衍生工具合约，主要为套环、掉期、滚动差额掉期及基差掉期，以管理部分预期未来产量受价格波动的影响。本公司的信贷协议限制本公司订立金融商品衍生工具的能力，但对冲或减轻本公司的实际或预期风险，或本公司的风险管理政策所允许的风险，以及该等衍生工具不会令本公司承受重大投机风险的情况除外。本公司的所有衍生品均用于风险管理目的，并不用于交易目的。本公司已选择不将其金融衍生工具指定为会计指引下的会计套期。
该公司评估其所有实物买卖合同，以确定它们是否符合衍生品的定义。对于符合衍生工具定义的合同，本公司可选择适用会计准则下提供的正常采购正常销售(“NPNS”)例外，并使用权责发生制会计方法对合同进行会计核算。不符合或公司选择不适用NPNS例外的合同按公允价值入账。
除符合NPNS例外的衍生品外，所有衍生品均在资产负债表上确认，并按公允价值计量。在每个季度结束时，这些衍生品都会按市价计价。因此，衍生工具的公允价值变动在衍生工具的营业收入损益中确认。由此产生的现金流被报告为经营活动的现金流。
租契
本公司根据一份合同是否转让了一项已确认资产的使用权，以换取一段时间的对价，来确定一项安排在开始时是否属于租赁或包含租赁。经营租赁计入综合资产负债表的经营租赁使用权资产(“ROU资产”)及经营及融资租赁负债(流动及非流动)。
净收益资产代表本公司在租赁期内使用相关资产的权利，租赁负债代表本公司支付租赁所产生的租赁款项的义务。净收益资产及租赁负债于租赁开始日按租赁期内最低租赁付款现值确认。大多数租约不提供隐含利率，因此，本公司使用基于成立之日可获得的信息的递增借款利率来确定租赁付款的现值。租赁条款包括在合理确定公司将行使该选择权时延长租约的选择权。租赁付款的租赁成本按租赁期内的直线基础确认。某些租赁的付款条款根据标的资产的用途而有所不同。可变租赁付款不包括在ROU资产和租赁负债中。
本公司在采用权威租赁会计准则时，选择了以下实用的权宜之计：
•对于所有经营性租赁，租赁和非租赁组成部分均作为单一租赁组成部分入账。
•短期租赁(在开始时租期为一年或以下且不包含本公司合理地确定将行使的购买选择权的租赁)不在ROU资产和租赁负债中确认。
•在新的会计准则下，2019年1月1日之前存在的某些土地地役权没有重新评估。
资产和负债的公允价值
本公司遵循权威会计准则在其财务报表中计量资产和负债的公允价值。公允价值是在计量日在市场参与者之间有序交易中出售一项资产或支付转移一项负债而收到的价格(退出价格)。本公司使用独立、知识渊博、愿意并能够进行交易的市场参与者在为资产或负债定价时使用的市场数据或假设，包括有关风险的假设以及估值技术投入中固有的风险。公司能够根据这些投入的可观察性对公允价值余额进行分类。公允价值计量的权威指南确定了公允价值等级的三个层次，定义如下：
•第1级：活跃市场中相同资产或负债的未经调整的报价。
•第2级：不被视为活跃的市场的报价或所有重大投入都可观察到的金融工具，无论是直接还是间接的，基本上在整个资产或负债期限内。
•级别3：当很少或根本没有市场数据时使用的重要的、不可观察到的输入，需要很大程度的判断。
该层次结构将最高优先级分配给级别1测量，将最低优先级分配给级别3测量。根据特定的资产或负债，投入的可用性可能会因产品类型、产品在市场上的寿命和其他特定交易条件等因素而有所不同。在某些情况下，用于计量公允价值的某些投入可能被归类到公允价值等级的不同级别。就会计准则下的披露而言，应选择包含在估值中使用的重要投入的最低水平。
收入确认
该公司的收入通常来自销售石油、天然气和天然气的合同，这些天然气和天然气是从公司拥有的石油和天然气资产的权益中生产出来的。这些合同通常要求公司在规定的天数内每天交付特定数量的商品，价格可以是固定的，也可以是可变的。合同规定了一个交货点，该交货点代表将产品控制权转移给客户的点。这些合同经常符合会计准则编纂(“ASC”)815对衍生产品的定义，并被作为衍生产品入账，除非公司选择将其视为该指导方针允许的正常销售。该公司通常选择将销售石油、天然气和天然气生产的合同视为正常销售，然后将其作为与客户的合同进行会计处理。本公司已确定，这些合同代表多项履约义务，当商品控制权转移给客户时，通常通过将指定商品交付到指定交货点来履行这些义务。
收入是根据与客户的合同中规定的对价计算的，不包括代表第三方收取的任何金额。该公司确认的收入金额反映了它预期有权获得的对价，以换取将这些商品的控制权转移给客户。本公司可变价格合同中的合同对价通常根据合同中规定的价格分配给合同中的具体履约义务。本公司固定价格合同中分配的金额是基于这些产品在长期固定价格合同中的独立销售价格，这通常接近合同价格。付款通常在销售发生后一到两个月收到。
衍生工具的收益或亏损不在收入确认标准的范围内，在该指导下不被视为来自与客户的合同的收入。公司可以使用作为衍生产品入账的金融或实物合同作为经济对冲来管理与正常销售相关的价格风险，或者在有限的情况下，可以将这些合同用于公司打算实物结算但不符合被视为正常销售的所有标准的合同。
由政府当局评估的税项，如与特定创收交易同时征收，并由本公司向客户收取，则不包括在收入中。
生产气不平衡。本公司采用天然气收入核算的销售方法。根据这种方法，收入是根据出售给买家的天然气的实际数量确认的。天然气生产作业可以包括共同所有人，他们在某些财产上获得的产量或多或少超过了他们有权获得的产量。产量受到监控，以将这些天然气失衡降至最低。根据这一方法，如果本公司超额消耗天然气超过其估计剩余的已探明开发储量，按出售天然气时的实际价格计算，则计入天然气不平衡负债。应收账款只有在不能从相关财产的准备金中收回的情况下才予以确认。该公司在2021年12月31日和2020年12月31日的总不平衡头寸并不重要。
实用的权宜之计。公司利用收入标准下提供的某些实际权宜之计，包括未履行的履约义务的价值没有被披露，适用于(1)最初预期期限为一年或更短的合同，(2)公司按公司有权开具发票的金额确认收入的合同，(3)完全分配给完全未履行的履约义务并满足标准中可变分配标准的可变对价合同，以及(4)在过渡期间未完成的合同。
如果公司在合同开始时预计，从公司向客户转让承诺的货物或服务到客户为该货物或服务付款之间的时间不超过一年，则公司没有针对重大融资部分的影响调整承诺对价金额。
所得税
本公司采用资产负债法核算所得税。根据这一方法，递延税项资产和负债被记录为可归因于现有资产和负债的财务账面金额与其各自的计税基础之间的差异而产生的估计未来税项后果。递延税项资产及负债以预期该等暂时性差额将转回的年度的有效税率计量。税率变动对递延税项资产及负债的影响于税率变动当年确认。若相关税项优惠极有可能不会实现，则设立估值准备以减少递延税项资产。
该公司在将超过100万美元的某些高管薪酬的限制应用于未来薪酬时，遵循“股权优先”的方法。这一限制首先适用于在未来纳税年度授予的基于股票的薪酬，然后再考虑在未来期间支付的现金薪酬。因此，本公司将在当期记录股票薪酬支出的递延税项资产，并在未来期间冲销暂时性差异，在此期间股票薪酬为纳税目的而可扣除。
本公司须作出判断，包括估计与本公司所采取的税务状况有关的潜在不利后果的准备金。本公司对所得税中的不确定性使用确认和计量门槛对纳税申报单中已采取或预期采取的税收头寸进行会计处理。当税务机关根据税务状况的技术价值进行审查时，税务机关很可能会维持不确定的税务状况，则确认该状况所带来的税务利益。确认的税收优惠金额是在最终和解时实现的可能性大于50%的最大金额的优惠。资产和负债的实际税率和计税基础反映了管理层对各种税收不确定性的最终结果的估计。
本公司在综合经营报表中确认与利息支出中的不确定税务头寸相关的应计利息，以及与该等一般和行政费用头寸相关的应计罚金。
基于股票的薪酬
本公司按公允价值会计方法核算股票薪酬。根据这一方法，薪酬成本在股权分类奖励授予之日计量，在负债分类奖励的每个报告期内根据奖励的公允价值重新计量，并在服务期内确认，服务期通常为授权期。为了计算公允价值，公司根据授标的具体条款使用布莱克·斯科尔斯或蒙特卡洛估值模型。所有类型奖励的基于股票的补偿费用包括在综合业务报表的一般费用和行政费用中。
该公司在获得相应奖励后，在损益表中记录了股票薪酬的超额税收优惠和税收不足。超额税收优惠和税收不足在综合现金流量表中计入经营活动的现金流量。
公司为预扣税款而直接从员工股票薪酬奖励中扣留股份时支付的现金，在合并现金流量表中被归类为融资活动。
每股收益
本公司计算每股盈利时承认，包含不可没收股息权或股息等价物的未归属股份支付奖励是“参与证券”，因此应计入使用两级收益分配法计算每股收益。两级法是一种收益分配公式，根据已宣布(或累计)的股息和未分配收益的参与权，确定每类普通股和参与证券的每股收益。该公司的某些未授予的基于股份的支付奖励，包括限制性股票，符合参与证券的资格。本公司的参与证券没有分担实体损失的合同义务，因此，净亏损不分配给它们。
环境问题
环境支出视其未来的经济效益酌情列支或资本化。与过去业务造成的现有状况有关的支出，以及不具有未来经济效益的支出，计入费用。与未来费用有关的负债在环境评估和/或补救活动可能发生并且费用可以合理估计的情况下按未贴现方式入账。任何保险回收在收到时都被记录为资产。
信用和集中度风险
该公司的应收账款几乎全部来自向石油和天然气行业的第三方出售石油、天然气和NGL，以及与联合经营中的其他参与者进行联合利息账单。购买者和共同所有人的这种集中可能会对公司的整体信用风险产生积极或消极的影响，因为这些实体可能会受到经济或其他条件变化的类似影响。本公司预计不会因第三方不履行义务而对其财务业绩产生任何实质性影响。
在截至2021年12月31日的年度内，没有任何客户的销售额超过公司总销售额的10%。在截至2020年12月31日的年度内，三家客户约占21百分比,16百分比和12占公司总销售额的百分比。在截至2019年12月31日的年度内，三家客户约占17百分比,16百分比和16占公司总销售额的百分比。本公司并不认为失去任何该等客户会对本公司造成重大不利影响，因为有其他客户随时可供选择。如果本公司的任何一个主要客户停止购买本公司的产品，本公司相信还有许多其他买家可以将其产品出售给他们。如果多个重要客户停止购买该公司的产品，该公司认为可能会有一些初始挑战，但该公司相信它有足够的替代市场来处理任何销售中断。
本公司定期监控客户的信誉，必要时可能要求母公司提供担保、信用证或预付款。从历史上看，与无法收回的应收账款相关的损失一直微不足道。
预算的使用
在编制财务报表时，该公司遵循公认会计准则。这些原则要求管理层作出估计和假设，以影响报告期间报告的资产和负债额、财务报表日期的或有资产和负债的披露以及报告的收入和支出数额。最重要的估计涉及已探明的石油及天然气储量及相关现金流估计，用以计算已探明石油及天然气资产的折旧、损耗及摊销、已探明石油及天然气资产的减值及购买会计中的石油及天然气资产的公允价值。其他估计包括石油、天然气和NGL收入和支出、衍生工具的公允价值、与法律、环境和其他或有事项有关的费用估计、资产报废债务、退休后债务、基于股票的薪酬和递延所得税。实际结果可能与这些估计不同。
2. 收购
Cimarex Energy Co.
2021年10月1日，Coterra和Cimarex完成合并。Cimarex是一家石油和天然气勘探和生产公司，在德克萨斯州、新墨西哥州和俄克拉何马州有业务。合并生效后，每一股符合条件的Cimarex普通股被转换为获得4.0146本公司普通股。根据Coterra普通股在2021年10月1日的收盘价，Coterra普通股的总价值约为$9.1十亿美元。Coterra和Cimarex打算合并，以符合美国联邦所得税目的的免税重组资格。
此外，根据与Cimarex的合并协议并作为合并对价，本公司发行了3.4100万股限制性股票，以取代授予某些员工的Cimarex限制性股票奖励。由于这些限制性股票拥有不可剥夺的分红或红利等价物的权利，公司将这些股票视为普通股的已发行和流通股。
购进价格分配
本次交易采用会计收购法进行核算，公司被视为会计收购方。在会计收购法下，Cimarex及其子公司的资产、负债和夹层股权
附属公司将于合并生效日期按其各自的公允价值入账。收购价格分配基本完成；但在合并生效日期2021年10月1日之后，收购价格分配可能会在长达一年的时间内发生变化。确定Cimarex资产和负债的公允价值需要作出判断和某些假设。最重要的公允价值估计与Cimarex的石油和天然气资产以及某些其他固定资产、长期债务和衍生工具的估值有关。采用收入和市场办法，利用包括内部产生的生产和开发数据以及估计价格和成本估计在内的第三级投入，对石油和天然气财产和某些固定资产进行了估值。长期债务的估值采用市场方法，利用一级投入，包括基础债务工具的可观察到的市场价格。衍生负债以与本公司其他商品衍生工具一致的第三级投入为基础。有关更多信息，请参阅附注6，“公允价值计量”。
下表列出了Cimarex的总收购价在收购的可识别资产和根据合并生效日期的公允价值承担的负债中的初步分配。
| | | | | | | | |
| (单位：百万，不包括股价和兑换率) | | 初步购进价格分配 |
| 考虑事项： | | |
| 截至2021年10月1日发行的Cimarex普通股 | | 103 | |
| 较少未归属普通股 | | (3) | |
| 要转换的Cimarex普通股总数 | | 100 | |
| 兑换率 | | 4.0146 | |
| Coterra普通股用于交换Cimarex普通股 | | 403 | |
| Coterra为2021年10月1日授予Cimarex股票奖励而发行的普通股 | | 5 | |
| Coterra已发行普通股的总股份 | | 408 | |
| Coterra普通股2021年10月1日收盘价 | | $ | 22.25 | |
| Coterra已发行普通股的总价值 | | $ | 9,083 | |
| Coterra已发行股票期权的总价值 | | 15 | |
| Coterra已发行限制性股票奖励的总价值 | | 22 | |
| 总对价 | | $ | 9,120 | |
| | |
| 收购的资产： | | |
| 现金和现金等价物 | | $ | 1,033 | |
| 应收账款 | | 598 | |
| 其他流动资产 | | 31 | |
| 物业和设备 | | 13,300 | |
| 其他资产 | | 324 | |
| 收购的总资产 | | $ | 15,286 | |
| 假设负债和夹层权益： | | |
| 应付帐款 | | $ | 528 | |
| 应计负债 | | 258 | |
| 衍生工具，电流 | | 382 | |
| 其他流动负债 | | 83 | |
| 长期债务 | | 2,196 | |
| 递延所得税 | | 2,201 | |
| 资产报废债务 | | 162 | |
| 衍生工具，非电流的 | | 7 | |
| 其他负债 | | 299 | |
| Cimarex可赎回优先股 | | 50 | |
| 承担的总负债和夹层权益 | | $ | 6,166 | |
| | |
| 取得的净资产 | | $ | 9,120 | |
收购后的经营业绩
Cimarex为公司的综合经营业绩做出了以下贡献。
| | | | | | | | |
| (单位：百万) | | 2021年10月1日至2021年12月31日 |
| 收入 | | $ | 1,129 | |
| 净收入 | | 394 | |
未经审计的备考财务信息
Cimarex的经营结果自合并生效日期2021年10月1日起包含在公司的综合财务报表中。以下关于截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度的补充备考信息已准备好，以使Cimarex收购生效，就好像它发生在2020年1月1日一样。下面的信息反映了基于现有信息和Coterra认为是事实和可以支持的某些假设进行的形式调整。预计的经营结果不包括此次收购可能产生的任何成本节约或其他协同效应，也不包括Coterra为整合Cimarex资产而已经或将产生的任何估计成本。
形式上的信息不一定表明如果交易实际发生在2020年1月1日可能会发生的结果，也不打算作为对未来结果的预测。由于正常产量下降、大宗商品价格变化、未来收购和资产剥离、未来开发和勘探活动以及其他因素，未来结果可能与以下预计信息中反映的结果大不相同。
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| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万，不包括每股信息) | | 2021 | | 2020 |
| 预计收入 | | $ | 5,236 | | | $ | 2,990 | |
| 预计净收入 | | 1,205 | | | (2,189) | |
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| | | | |
| 预计基本每股收益 | | $ | 1.49 | | | $ | (2.71) | |
| 预计稀释后每股收益 | | $ | 1.48 | | | $ | (2.71) | |
其他信息
与合并有关，本公司产生了若干与合并相关的重组和相关交易成本。这些成本涉及裁员和相关的员工遣散费福利，以及合并引发的员工福利的加速。截至2021年12月31日止年度，本公司确认44与员工遣散费和离职福利的应计相关的重组费用为百万美元。此外，在合并的同时，该公司确认了$42截至2021年12月31日的年度交易成本为百万美元。这些费用主要涉及银行、法律和会计费用，并计入综合经营报表中的一般和行政费用。
3. 财产和设备，净值
财产和设备、净值由以下部分组成：
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 |
| 已探明的油气性质 | $ | 15,340 | | | $ | 7,069 | |
| 未探明的油气性质 | 5,316 | | | 50 | |
管道和集水器 | 395 | | | — | |
| 土地、建筑物和其他设备 | 140 | | | 92 | |
融资租赁使用权资产 | 20 | | | — | |
| 21,211 | | | 7,211 | |
| 累计折旧、损耗和摊销 | (3,836) | | | (3,166) | |
| $ | 17,375 | | | $ | 4,045 | |
资本化探井成本
于截至2021年、2020年及2019年12月31日止年度，本公司并无任何探井成本于钻井后超过一年期间资本化的项目。
4. 债务和信贷协议
该公司的债务和信贷协议包括以下内容：
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 |
| 债务总额 | | | |
6.51加权平均私募优先票据 | $ | 37 | | | $ | 37 | |
5.58加权平均私募优先票据(1) | 87 | | | 175 | |
3.65加权平均私募优先票据(2) | 825 | | | 925 | |
4.3752024年6月1日到期的优先债券 | 750 | | | — | |
3.902027年5月15日到期的优先债券 | 750 | | | — | |
4.3752029年3月15日到期的优先债券 | 500 | | | — | |
| 循环信贷安排 | — | | | — | |
| 净保费(折扣) | 185 | | | — | |
| 未摊销债务发行成本 | (9) | | | (3) | |
| $ | 3,125 | | | $ | 1,134 | |
_______________________________________________________________________________(1)包括$88截至2020年12月31日的长期债务的当前部分，公司于2021年1月偿还。
(2)包括$100截至2020年12月31日的长期债务的当前部分，公司于2021年9月偿还。
该公司在未来五年的债务到期日如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (单位：百万) | | 2022 | | 2023 | | 2024 | | 2025 | | 2026 | | 此后 |
| 债务到期日 | | $ | — | | | $ | 62 | | | $ | 1,325 | | | $ | — | | | $ | 312 | | | $ | 1,250 | |
截至2021年12月31日，本公司遵守了其循环信贷安排和优先票据的所有财务契约。
私募高级债券
本公司发行不同类型的优先票据，分别以私募方式发行(“私募优先票据”)。该系列私募优先债券的利息每半年支付一次。根据各项票据购买协议的条款，本公司可于任何日期预付每一系列票据的全部或任何部分，其价格相等于该等票据的本金额加上应计及未付利息加上整体溢价。
票据购买协议规定，公司必须保持合并现金流与利息支出的最低年度覆盖比率四四个季度2.8至1.0，并要求总债务与合并EBITDA的最大比率为以下四个季度：3.0设置为1.0。在这类债务工具中，通常还有其他各种违约契约和违约事件。
6.51加权平均优先债券百分比
2008年7月，该公司发行了$425百万优先无担保票据给一组41私募中的机构投资者。这些票据的到期日是子弹式的，发行于三不同的部分如下所示： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 本金(百万) | | 术语 | | 到期日 | | 息票 |
| 第一批 | $ | 245 | | | 10年份 | | 2018年7月 | | 6.44 | % |
| 第二批 | $ | 100 | | | 12年份 | | 2020年7月 | | 6.54 | % |
| 第三批 | $ | 80 | | | 15年份 | | 2023年7月 | | 6.69 | % |
2016年5月，公司回购了美元8百万美元的第一批，$13第二批的百万美元和43百万美元的第三批资金，总额为64百万美元68百万美元。
截至2021年12月31日，公司已偿还美元388与以下项目相关的本金总额6.51%加权-平均私募优先票据。
5.58加权平均优先债券百分比
2010年12月，该公司发行了$175百万优先无担保票据给一组八私募中的机构投资者。这些票据的到期日是子弹式的，发行于三不同的部分如下所示： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 本金(百万) | | 术语 | | 到期日 | | 息票 |
| 第一批 | $ | 88 | | | 10年份 | | 2021年1月 | | 5.42 | % |
| 第二批 | $ | 25 | | | 12年份 | | 2023年1月 | | 5.59 | % |
| 第三批 | $ | 62 | | | 15年份 | | 2026年1月 | | 5.80 | % |
截至2021年12月31日，公司已偿还美元88与以下项目相关的本金总额5.58%加权-平均私募优先票据。
3.65加权平均优先债券百分比
2014年9月，该公司发行了$925百万优先无担保票据给一组24私募中的机构投资者。这些票据的到期日是子弹式的，发行于三不同的部分如下所示： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 本金(百万) | | 术语 | | 到期日 | | 息票 |
| 第一批 | $ | 100 | | | 7年份 | | 2021年9月 | | 3.24 | % |
| 第二批 | $ | 575 | | | 10年份 | | 2024年9月 | | 3.67 | % |
| 第三批 | $ | 250 | | | 12年份 | | 2026年9月 | | 3.77 | % |
截至2021年12月31日，公司已偿还美元100与以下项目相关的本金总额3.65% 加权平均私募优先票据。
Cimarex高级票据
下表包括截至2021年10月1日完成合并时尚未偿还的Cimarex债务摘要(“现有Cimarex票据”)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| (单位：百万) | | 面值 | | 公允价值 |
4.3752024年6月1日到期的优先债券 | | $ | 750 | | | $ | 809 | |
3.902027年5月15日到期的优先债券 | | 750 | | | 823 | |
4.3752029年3月15日到期的优先债券 | | 500 | | | 564 | |
| | $ | 2,000 | | | $ | 2,196 | |
交换报价
于2021年10月7日及合并完成后，本公司完成向合资格持有人非公开要约以交换(统称为“交换要约”)$1.8现有Cimarex票据本金总额为10亿美元1.8Coterra发行的新票据本金总额为亿元(下称“新Coterra票据”)及2百万现金对价。关于交换要约，Cimarex获得同意对管理现有Cimarex票据的每一份契约进行某些修订，以消除此类契约中的某些契约、限制性条款和违约事件。新的Coterra票据为本公司的一般、无抵押优先债务，其条款及契诺与现有的Cimarex票据大体相同(在实施上一句所述的修订前)。未交换的现有Cimarex票据的本金总额，约为$174在现有的三个Cimarex票据系列中，仍有400万美元未偿还。新Coterra债券面值1元706本金总额为百万美元4.3752024年到期的优先债券百分比，$687本金总额为百万美元3.902027年到期的优先债券百分比和$433本金总额为百万美元4.3752029年到期的优先债券百分比。
循环信贷协议
于2019年4月22日，本公司订立第二份经修订及重述的信贷协议(“循环信贷协议”)。循环信贷协议是无担保的。循环信贷协议随后于2021年7月17日和2021年9月16日进行了修订，以解决与Cimarex合并之前的某些事项，其中包括：(1)删除根据该协议借款不得超过借款基数的条款和某些相关条款；(2)以要求维持杠杆率不超过3.0至1.0；(3)规定如公司日后不再有任何其他债务受以杠杆为基础的财务维持契约所规限，则杠杆契约须由一项要求维持总债务与总资本比率不超过的契约取代65(4)规定对负面公约的某些例外情况进行修改，以反映合并的完成。这项修正案在完成上述债务交换的合并和关闭后生效。该公司的循环信贷安排将于2024年4月到期，并可延长至一年经本公司及贷款人同意后，50循环信贷安排下承诺额的百分比。
循环信贷安排下的利率是基于LIBOR或ABR指标，外加以下范围的保证金 112.5至175伦敦银行同业拆借利率及12.5至75ABR贷款基点。循环信贷安排还规定对未使用的可用余额收取承诺费，并按下列年利率计算12.5至27.5基点。
本公司不时采用伦敦银行同业拆息基准利率作为循环信贷安排下的借款利率。2017年7月，英国金融市场行为监管局(FCA)宣布，2021年后将不再强制银行提交目前用于计算LIBOR的利率。随后，FCA于2021年3月宣布，部分美元LIBOR期限(隔夜、1个月、3个月、6个月和12个月)将继续发布至2023年6月30日。美国和其他司法管辖区的监管机构一直在努力用其他参考利率取代这些利率，这些参考利率得到流动性和可观察市场交易的支持，例如美元LIBOR的有担保隔夜融资利率(SOFR)。该公司的循环信贷安排的期限超过2023年6月30日。本公司的循环信贷安排还规定，在LIBOR基准利率不再可用的情况下，本公司及其贷款人将努力根据当时流行的市场惯例为LIBOR借款制定替代利率。该公司目前在其循环信贷安排下没有未偿还的借款，预计向替代利率的过渡不会对其经营业绩或现金流产生实质性影响。
在2021年12月31日，有不是公司循环信贷安排下的未偿还借款和未使用的承付款为#美元。1.5十亿美元。
5. 衍生工具
截至2021年12月31日，该公司拥有以下未偿还金融商品衍生品：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 领子 | | 掉期 |
| | | | | | 地板 | | 天花板 | | 基差互换 | | 滚动掉期 |
| 合同类型 | | 音量(Mbbl) | | 合同期 | | Range ($/Bbl) | | 加权平均值(美元/桶) | | Range ($/Bbl) | | 加权平均值(美元/桶) | | 加权平均值(美元/桶) | | 加权平均值(美元/桶) |
| 原油(WTI) | | 630 | | Jan. 2022-Mar. 2022 | | $— | | $ | 35.00 | | | $45.15-$45.40 | | $ | 45.28 | | | | | |
| 原油(WTI) | | 1,629 | | Jan. 2022-Jun. 2022 | | $35.00-$37.50 | | $ | 36.11 | | | $48.38-$51.10 | | $ | 49.97 | | | | | |
| 原油(WTI) | | 2,730 | | Jan. 2022-Sep. 2022 | | $— | | $ | 40.00 | | | $47.55-$50.89 | | $ | 49.19 | | | | | |
| 原油(WTI) | | 2,920 | | Jan. 2022-Dec. 2022 | | $— | | $ | 57.00 | | | $72.20-$72.80 | | $ | 72.43 | | | | | |
原油(WTI Midland)(1) | | 630 | | Jan. 2022-Mar. 2022 | | | | | | | | | | $ | 0.11 | | | |
原油(WTI Midland)(1) | | 1,448 | | Jan. 2022-Jun. 2022 | | | | | | | | | | $ | 0.25 | | | |
原油(WTI Midland)(1) | | 1,911 | | Jan. 2022-Sep. 2022 | | | | | | | | | | $ | 0.38 | | | |
原油(WTI Midland)(1) | | 2,920 | | Jan. 2022-Dec. 2022 | | | | | | | | | | $ | 0.05 | | | |
| 原油(WTI) | | 630 | | Jan. 2022-Mar. 2022 | | | | | | | | | | | | $ | (0.24) | |
| 原油(WTI) | | 724 | | Jan. 2022-Jun. 2022 | | | | | | | | | | | | $ | (0.20) | |
| 原油(WTI) | | 1,911 | | Jan. 2022-Sep. 2022 | | | | | | | | | | | | $ | 0.10 | |
________________________________________________________
(1)根据这些基差掉期，该公司支付的指数价格为西德克萨斯中质原油，这是Argus America原油报价。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 领子 | | | | |
| | | | | | 地板 | | 天花板 | | | | |
| 合同类型 | | 音量(MMBtu) | | 合同期 | | 射程
($/MMBtu) | | 加权平均
($/MMBtu) | | 射程
($/MMBtu) | | 加权平均
($/MMBtu) | | | | |
| 天然气(NYMEX) | | 36,000,000 | | | Jan. 2022-Mar. 2022 | | $4.00 - $4.75 | | $ | 4.38 | | | $5.00 - $10.32 | | $ | 6.97 | | | | | |
| 天然气(NYMEX) | | 42,800,000 | | | Apr. 2022 - Oct. 2022 | | $3.00 - $3.50 | | $ | 3.19 | | | $4.07 - $4.83 | | $ | 4.30 | | | | | |
天然气(Perm EP)(1) | | 1,800,000 | | | Jan. 2022-Mar. 2022 | | $1.80 - $1.90 | | $ | 1.85 | | | $2.18 - $2.19 | | $ | 2.18 | | | | | |
天然气(Perm EP)(1) | | 3,620,000 | | | Jan. 2022-Jun. 2022 | | $ | — | | | $ | 2.40 | | | $2.85 - $2.90 | | $ | 2.88 | | | | | |
天然气(Perm EP)(1) | | 7,300,000 | | | Jan. 2022-Dec. 2022 | | $ | — | | | $ | 2.50 | | | $ | — | | | $ | 3.15 | | | | | |
天然气(PEPL)(2) | | 3,600,000 | | | Jan. 2022-Mar. 2022 | | $1.90 - $2.10 | | $ | 2.00 | | | $2.35 - $2.44 | | $ | 2.40 | | | | | |
天然气(PEPL)(2) | | 3,620,000 | | | Jan. 2022-Jun. 2022 | | $ | — | | | $ | 2.40 | | | $2.81 - $2.91 | | $ | 2.86 | | | | | |
天然气(PEPL)(2) | | 7,300,000 | | | Jan. 2022-Dec. 2022 | | $ | — | | | $ | 2.60 | | | $ | — | | | $ | 3.27 | | | | | |
天然气(娃哈)(3) | | 3,600,000 | | | Jan. 2022-Mar. 2022 | | $1.70 - $1.84 | | $ | 1.77 | | | $2.10 - $2.20 | | $ | 2.15 | | | | | |
天然气(娃哈)(3) | | 3,620,000 | | | Jan. 2022-Jun. 2022 | | $ | — | | | $ | 2.40 | | | $2.82 - $2.89 | | $ | 2.86 | | | | | |
天然气(娃哈)(3) | | 2,730,000 | | | Jan. 2022-Sep. 2022 | | $ | — | | | $ | 2.40 | | | $ | — | | | $ | 2.77 | | | | | |
天然气(娃哈)(3) | | 7,300,000 | | | Jan. 2022-Dec. 2022 | | $ | — | | | $ | 2.50 | | | $ | — | | | $ | 3.12 | | | | | |
________________________________________________________
(1)这些套圈的指数价格是埃尔帕索天然气公司，二叠纪盆地指数(“Perm EP”)，如普拉特的Inside FERC所述。
(2)根据Platt‘s Inside FERC的报价，这些套圈的指标价是狭长柄东部管道，德州/OK中大陆指数(“PEPL”)。
(3)根据Platt‘s Inside FERC的报价，这些气环的指标价为Waha West Texas Natural Gas Index(“Waha”)。
2022年初，本公司签订了以下未偿还金融商品衍生品：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 领子 |
| | | | | | 地板 | | 天花板 |
| 合同类型 | | 音量(MMBtu) | | 合同期 | | 射程
($/MMBtu) | | 加权的-
平均值
($/MMBtu) | | 射程
($/MMBtu) | | 加权的-
平均值
($/MMBtu) |
| 天然气(NYMEX) | | 71,500,000 | | Apr. 2022-Dec. 2022 | | $3.50 - $4.25 | | $ | 3.84 | | | $4.75 - $6.65 | | $ | 5.39 | |
| 天然气(NYMEX) | | 10,700,000 | | | Apr. 2022-Oct. 2022 | | $ | — | | | $ | 4.00 | | | $5.60 - $5.69 | | $ | 5.63 | |
| 天然气(NYMEX) | | 7,550,000 | | | Nov. 2022-Mar. 2023 | | $ | — | | | $ | 4.00 | | | $7.06 - $7.10 | | $ | 7.08 | |
衍生工具对综合资产负债表的影响 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 衍生工具的公允价值 |
| | | | | 衍生资产 | | 衍生负债 |
| | | | | 十二月三十一日， | | 十二月三十一日， |
| (单位：百万) | | 资产负债表位置 | | 2021 | | 2020 | | 2021 | | 2020 |
| 商品合同 | | 衍生工具(电流) | | $ | 7 | | | $ | 26 | | | $ | 159 | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
综合资产负债表中衍生工具资产与负债的抵销
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 十二月三十一日， |
| (单位：百万) | | 2021 | | 2020 |
| 衍生资产 | | | | |
| 已确认资产总额 | | $ | 27 | | | $ | 26 | |
| 综合资产负债表中的毛额抵销 | | (20) | | | — | |
| 综合资产负债表中列报的资产净额 | | 7 | | | 26 | |
| 综合资产负债表中未抵销的金融工具总额 | | — | | | — | |
| 净额 | | $ | 7 | | | $ | 26 | |
| | | | |
| 衍生负债 | | | | |
| 已确认负债总额 | | $ | 179 | | | $ | — | |
| 综合资产负债表中的毛额抵销 | | (20) | | | — | |
| 综合资产负债表中列报的负债净额 | | 159 | | | — | |
| 综合资产负债表中未抵销的金融工具总额 | | 35 | | | — | |
| 净额 | | $ | 194 | | | $ | — | |
衍生工具对合并经营报表的影响
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 衍生工具结算时收到的现金(已支付) | | | | | | |
| 天然气合同 | | $ | (307) | | | $ | 35 | | | $ | 139 | |
| 石油合同 | | (124) | | | — | | | — | |
| 衍生工具的非现金(亏损)收益 | | | | | | |
| 天然气合同 | | 99 | | | 26 | | | (58) | |
| 石油合同 | | 111 | | | — | | | — | |
| | $ | (221) | | | $ | 61 | | | $ | 81 | |
关于衍生工具的补充披露
使用衍生工具涉及交易对手将无法履行协议规定的义务的风险。本公司的交易对手主要是商业银行和金融服务机构，管理层认为这些机构的信用风险最小，其衍生品合同是与多个交易对手签订的，以将其对任何单个交易对手的风险降至最低。本公司根据这些交易对手的信用评级和信用违约互换利率(如适用)对其进行定量和定性评估。
本公司衍生工具的某些交易对手也是其循环信贷安排下的贷款人。公司的循环信贷安排和衍生工具包含某些交叉违约和加速条款，如果公司在其他重大债务上违约，这些条款可能需要立即偿还公司在这些条款下的负债。本公司亦与其每一交易对手订立净额结算安排，使其可从与该交易对手订立的独立衍生工具合约中抵销资产及负债。
6. 公允价值计量
金融资产负债
以下公允价值层级表提供了有关公司按公允价值经常性计量的金融资产和负债的信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (单位：百万) | 报价在
活跃的市场：
相同的资产
(1级) | | 重要的其他人
可观测输入
(2级) | | 意义重大
看不见
输入量
(3级) | | 余额为
十二月三十一日，
2021 |
| 资产 | | | | | | | |
| 递延补偿计划 | $ | 47 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 47 | |
| 衍生工具 | — | | | — | | | 27 | | | 27 | |
| 总资产 | $ | 47 | | | $ | — | | | $ | 27 | | | $ | 74 | |
| 负债 | | | | | | | |
| 递延补偿计划 | $ | 56 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 56 | |
| 衍生工具 | — | | | — | | | 179 | | | 179 | |
| 总负债 | $ | 56 | | | $ | — | | | $ | 179 | | | $ | 235 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (单位：百万) | 报价在
活跃的市场：
相同的资产
(1级) | | 重要的其他人
可观测输入
(2级) | | 意义重大
看不见
输入量
(3级) | | 余额为
十二月三十一日，
2020 |
| 资产 | | | | | | | |
| 递延补偿计划 | $ | 22 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 22 | |
| 衍生工具 | — | | | 2 | | | 24 | | | 26 | |
| 总资产 | $ | 22 | | | $ | 2 | | | $ | 24 | | | $ | 48 | |
| 负债 | | | | | | | |
| 递延补偿计划 | $ | 31 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 31 | |
| 衍生工具 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 总负债 | $ | 31 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 31 | |
该公司与其递延补偿计划相关的投资包括共同基金和公司普通股的递延股票，这些都是公开交易的，市场价格很容易获得。
衍生工具是根据公司交易对手或内部模型的报价进行计量的。该等报价及模型乃采用收益法计算，并考虑各项投入，包括相关工具的当前市场及合约价格、远期商品报价、基差、波动因素及与衍生合约条款相若时间长度的利率(如适用)。估计来自或使用相关NYMEX期货合约进行核实，并/或与从交易对手处获得的多个报价进行比较，以确定其合理性。上述公允价值的确定还纳入了对非履约风险的信用调整。该公司通过审查信用违约互换利差来衡量其交易对手的不履行风险
与本公司订立衍生合约的多间金融机构，而本公司的不良表现风险则根据本公司数家银行提供的市场信贷利差进行评估。本公司并未因交易对手的不履行风险而蒙受任何损失，预计不会因第三方的不履行而对其财务业绩造成任何重大影响。
与公司的3级衍生合约相关的最重要的不可观察的投入是基差和波动因素。这些不可观察到的投入的增加(减少)将分别导致公允价值的增加(减少)。本公司无法获得其交易对手的估值模型中使用的具体假设。因此，没有提供关于重要的3级不可观察投入的补充披露。
下表列出了公允价值层次中归类为第三级的金融资产和负债的公允价值变动的对账：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 期初余额 | $ | 24 | | | $ | — | | | $ | 22 | |
| 收益中包含的总收益(亏损) | (532) | | | 41 | | | 25 | |
| | | | | |
| 结算(收益)损失 | 356 | | | (17) | | | (47) | |
| 调入和/或调出3级 | — | | | — | | | — | |
| 期末余额 | $ | (152) | | | $ | 24 | | | $ | — | |
| | | | | |
| 与期末仍持有的资产和负债有关的未实现收益(亏损)的变化 | $ | (154) | | | $ | 24 | | | $ | — | |
非金融资产和负债
本公司在非经常性基础上按公允价值披露或确认其非金融资产和负债，如石油和天然气资产减值或收购。2021年10月1日，公司与Cimarex完成合并。关于合并，收购的资产和承担的负债按公允价值入账。与收购的石油和天然气资产相关的非金融资产和负债的最重大公允价值确定。有关更多信息，请参阅附注2“收购”。AS无截至2021年、2020年和2019年12月31日，公司的其他非金融资产和负债按公允价值计量，不需要额外披露。
公司资产报废债务在开始时的估计公允价值是通过采用经信贷调整的无风险利率的收益法确定的，该利率考虑了公司的信用风险、货币的时间价值以及未贴现的预期放弃现金流的当前经济状况。鉴于投入的不可察觉性质，资产报废债务的计量在公允价值层次结构中被归类为第三级。
其他金融工具的公允价值
其他金融工具的估计公允价值是该工具目前可在有意愿的各方之间交换的金额。由于该等票据的短期到期日，综合资产负债表中报告的现金及现金等价物及限制性现金的账面值接近公允价值。现金及现金等价物和限制性现金在公允价值层次中被归类为第一级，其余金融工具被归类为第二级。
新Coterra债券和现有Cimarex债券的公允价值是根据公允价值等级中被归类为第一级的报价市场价格计算的。我们使用现有的市场数据和估值方法来估计我们私募优先票据的公允价值。私募优先票据的公允价值是我们必须向第三方支付以承担债务的估计金额，包括发行利率与期末市场利率之间的差额的信用利差。信用利差是我们的违约或偿还风险。信用利差(溢价或折扣)是通过比较我们的优先票据和循环信贷安排与新发行的(有担保和无担保的)和类似规模的二级交易以及公共和私人债务的信用统计数据来确定的。私募优先票据的公允价值是基于我们目前可获得的利率。本公司的私募优先票据采用收益法进行估值，并在公允价值层次中被归类为3级。
债务的账面价值和公允价值如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021年12月31日 | | 2020年12月31日 |
| (单位：百万) | 携带
金额 | | 估计数
公允价值 | | 携带
金额 | | 估计数
公允价值 |
| 长期债务 | $ | 3,125 | | | $ | 3,163 | | | $ | 1,134 | | | $ | 1,214 | |
| 当期到期 | — | | | — | | | (188) | | | (189) | |
| 长期债务，不包括本期债务 | $ | 3,125 | | | $ | 3,163 | | | $ | 946 | | | $ | 1,025 | |
7. 资产报废债务
与公司资产报废债务有关的活动如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | | 2021 | | 2020 |
| 期初余额 | | $ | 86 | | | $ | 72 | |
| 合并中承担的责任 | | 175 | | | — | |
| 已发生的负债 | | 6 | | | 10 | |
| 已结清的债务 | | (10) | | | — | |
| | | | |
| 吸积费用 | | 6 | | | 4 | |
| | | | |
| 期末余额 | | 263 | | | 86 | |
| 减去：流动资产报废债务 | | (4) | | | (1) | |
| 非流动资产报废债务 | | $ | 259 | | | $ | 85 | |
8. 承付款和或有事项
运输、加工和收集协议
运输、加工和收集承诺
该公司已与各种管道运输公司签订了一定的运输和收集协议。根据这些协议中的某些条款，该公司有义务每天最低发货数量，或按规定的费率支付任何不足之处。该公司预计将在这些管道上运输的产量将超过协议中规定的最低日产量。根据这些安排中的某些安排，公司还有义务为管道系统的固定运力权利支付按需收费，无论公司使用的管道运力有多大。如果公司不利用这一能力，它可以将其释放给其他人，从而减少其潜在的责任。
截至2021年12月31日，根据运输和收集协议，公司未来的最低义务如下：
| | | | | | | | |
| (单位：百万) | | |
| 2022 | | $ | 101 | |
| 2023 | | 138 | |
| 2024 | | 156 | |
| 2025 | | 159 | |
| 2026 | | 143 | |
| 此后 | | 1,047 | |
| | $ | 1,744 | |
其他收集和处理数量承诺量
该公司已签订了某些天然气加工协议。根据这些协议中的某些条款，该公司有义务每天处理最低数量，或按规定的费率支付任何不足之处。根据这些协议中的大多数，该公司预计将处理的产量将超过协议中规定的最低日产量。
截至2021年12月31日，根据天然气加工协议，该公司未来的最低义务如下：
| | | | | | | | |
| (单位：百万) | | |
| 2022 | | $ | 88 | |
| 2023 | | 93 |
| 2024 | | 96 |
| 2025 | | 95 |
| 2026 | | 84 |
| 此后 | | 231 |
| | $ | 687 | |
截至2021年12月31日，公司已累计应计$9与这些承付款相关的其他非流动负债为100万美元，是由于预计交付量不足而应付估计数的现值。
该公司还有与补偿各种管道连接费用的协议相关的最低交货量承诺。根据这些协议中的某些条款，该公司有义务每天交付最低数量，或按规定的费率支付任何不足之处。根据这些协议中的大多数，该公司预计将交付的产量将超过协议中规定的最低日产量。
截至2021年12月31日，公司在这些交付承诺下的未来最低义务如下：
| | | | | | | | |
| (单位：百万) | | |
| 2022 | | $ | 3 | |
| 2023 | | 13 | |
| 2024 | | 12 | |
| 2025 | | 7 | |
| 2026 | | 14 | |
| 此后 | | 15 | |
| | $ | 64 | |
截至2021年12月31日，公司已累计应计$10与这些承付款相关的其他非流动负债为100万美元，是由于预计交付量不足而应付估计数的现值。
送水承诺
该公司有与2030年到期的供水服务协议相关的最低水量交付承诺。本公司有义务每天交付最低数量，或按规定的费率赔偿任何不足之处。
截至2021年12月31日，根据本供水承诺，公司未来的最低义务如下：
| | | | | | | | |
| (单位：百万) | | |
| 2022 | | $ | 7 | |
| 2023 | | 7 | |
| 2024 | | 7 | |
| 2025 | | 6 | |
| 2026 | | 6 | |
| 此后 | | 25 | |
| | $ | 58 | |
截至2021年12月31日，公司已累计应计$21与这一承付款有关的其他非流动负债为100万美元，是由于预计交付量不足而应支付的估计金额的现值。
租赁承诺额
该公司拥有办公空间、地面使用协议、压缩机服务和其他租赁的运营租赁。租约的剩余条款范围为一个月至24年，包括延长公司租约的选项
相当肯定会锻炼身体。截至2021年12月31日止年度，本公司确认经营租赁成本及可变租赁成本为#美元23百万美元和美元6分别为100万美元。截至2020年12月31日止年度，本公司确认经营租赁成本及可变租赁成本为#美元5百万美元和美元1分别为100万美元。
短期租约。该公司租赁钻机、压裂和其他设备，租赁条款范围为30天数一年。租赁费：$113百万美元和美元26在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度内，分别确认了100万欧元的短期租赁。某些租赁成本被资本化并计入综合资产负债表中的物业和设备净额，因为它们与钻井和完井活动有关，而其他成本由于与生产和行政活动有关而计入费用。
截至2021年12月31日，公司对其经营租赁负债的未来未贴现最低现金支付义务如下：
| | | | | | | | |
| (单位：百万) | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | $ | 75 | |
| 2023 | | 75 | |
| 2024 | | 72 | |
| 2025 | | 58 | |
| 2026 | | 14 | |
| 此后 | | 50 | |
| 未贴现的未来租赁付款总额 | | 344 | |
| 现值调整 | | (27) | |
| 经营租赁负债净额 | | $ | 317 | |
截至2021年12月31日，公司对其融资租赁负债的未来未贴现最低现金支付义务如下：
| | | | | | | | |
| (单位：百万) | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | $ | 6 | |
| 2023 | | 6 | |
| 2024 | | 6 | |
| 2025 | | 4 | |
| 2026 | | — | |
| 此后 | | — | |
| 未贴现的未来租赁付款总额 | | 22 | |
| 现值调整 | | (1) | |
| 融资租赁负债净额 | | $ | 21 | |
与租赁有关的补充现金流量信息如下： | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | | 2021 | | 2020 |
| 为计量租赁负债所包括的金额支付的现金： | | | | |
| 来自经营租赁的经营现金流 | | $ | 23 | | | $ | 5 | |
| 融资租赁产生的现金流 | | $ | 2 | | | $ | — | |
| | | | |
关于经营租赁的加权平均剩余租期和加权平均贴现率的资料摘要如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2021 | | 2020 |
| 加权平均剩余租赁年限(年) | | | | |
| 经营租约 | | 5.7 | | 11.1 |
| 融资租赁 | | 3.7 | | — | |
| 加权平均贴现率 | | | | |
| 经营租约 | | 2.4 | % | | 5.0 | % |
| 融资租赁 | | 2.1 | % | | — | % |
2021年5月，公司签订了使用电动液压压裂车队的租约，根据该租约，公司必须使用这种水力压裂车队以及使用该车队所需的人员和其他设备四年。出租人正在建造船队，租赁将于现场活动开始或2022年6月30日较早的日期开始。租赁开始后，公司预计将记录租赁负债和使用权资产，金额在#美元之间。150百万美元和美元160百万美元。
法律事务
宾夕法尼亚州总检察长办公室事宜
2020年6月，宾夕法尼亚州联邦总检察长办公室通知该公司，它将在苏斯奎哈纳县地方法院对该公司提出某些轻罪和重罪指控，指控该公司涉嫌违反禁止排放工业废物的宾夕法尼亚州清洁流法。该公司正针对这些指控积极为自己辩护；然而，诉讼程序可能会导致对该公司的罚款或处罚。目前，无法估计在本案中合理可能的任何罚款或处罚的金额，或此类罚款或处罚的范围。
证券诉讼
2020年10月，特拉华县议员提起集体诉讼。RET。Sys.V.Cabot石油天然气公司等艾尔美国宾夕法尼亚州中区地区法院)对公司、时任首席执行官丹·O·丁格斯和首席财务官斯科特·C·施罗德提起诉讼，指控公司在提交给美国证券交易委员会的定期文件中做出误导性陈述，违反了经修订的1934年证券交易法(“交易法”)第10(B)节和第20节。原告声称，该公司多年来的公开文件和披露中存在虚假陈述，涉及其在宾夕法尼亚州涉嫌违反环境规定的潜在责任。原告声称，当公司在截至2019年6月30日的季度报告Form 10-Q中披露宾夕法尼亚州环保部的两份违规通知时，此类错误陈述导致公司普通股价格下跌，并在2020年6月15日披露宾夕法尼亚州联邦总检察长办公室就涉嫌违反禁止排放工业废物的宾夕法尼亚州清洁流法提出的刑事指控时，导致公司普通股价格进一步下跌。2021年2月3日，法院任命特拉华县雇员退休制度代表所谓的阶层。2021年4月，对起诉书进行了修改，将该公司时任运营总监高级副总裁的菲利普·L·斯塔尔纳克列为被告。原告要求金钱损害赔偿、利息和律师费。
同样在2020年10月，一起名为Ezell v.Dinges等的股东派生诉讼。艾尔(美国宾夕法尼亚州中区地区法院)对当时任职的公司Dinges和Schroeder先生以及公司董事会提起诉讼，指控他们违反了交易所法案第10(B)条和第21D条的证券规定，这些指控是构成上述集体诉讼的基础的误导性陈述。除了《交易法》的索赔外，衍生品诉讼还指控基于违反受托责任和法定出资理论的索赔。2020年12月9日，埃泽尔案与第二起具有类似指控的衍生品案件合并。2021年1月，第三起衍生品案件提交了基本上类似的指控，它也与2021年2月的Ezell案件合并。
2021年2月25日，该公司提交了一项动议，要求将这起集体诉讼移交给其总部所在的德克萨斯州休斯敦的美国德克萨斯州南区地区法院。2021年6月11日，公司提出动议，要求驳回集体诉讼，理由是原告的指控不符合交易所法案第10(B)条或第20条下的抗辩要求。2021年6月22日，移送集体诉讼的动议
德克萨斯州南区被批准。根据当事人的事先协议，前款讨论的综合衍生品案件也于2021年7月12日移交至德克萨斯州南区。随后，另一项股东派生诉讼命名为特雷佩尔家族信托U/A 08/18/18劳伦斯·A·特雷佩尔和杰里·D·特雷佩尔，受益人为格里·D·特雷佩尔和拉里·A·特雷佩尔诉丁格斯等人案。(美国德克萨斯州南区地区法院，休斯顿分部)，主张与现有衍生品案件基本相似的特拉华州普通法索赔，在德克萨斯州南区提起诉讼，并与现有的合并衍生品案件合并。2022年1月12日，美国德克萨斯州南区地区法院批准了该公司驳回集体诉讼的动议，但允许原告提出修改后的申诉。集体诉讼原告于2022年2月11日提交了修改后的起诉书。该公司预计将提出动议，驳回修改后的申诉。驳回衍生品诉讼的动议仍悬而未决。公司拟积极抗辩集体诉讼和衍生诉讼。
2020年11月，本公司收到股东根据特拉华州公司法第220条提出的查阅账簿和记录的要求(“第220条要求”)。第220条要求提供董事会审查的广泛类别的文件和董事会会议记录，这些文件与宾夕法尼亚州涉嫌违反环境的行为有关，以及与任何董事会利益冲突有关的文件，可以追溯到2015年1月1日。2021年2月和6月，该公司还收到了其他股东提出的另外三项类似要求。2021年5月17日，股东根据2021年2月第220条的要求向特拉华州衡平法院提交了一份诉状，要求强制出示所要求的账簿和记录。在制作了商定的书籍和录音后，第220条的申诉被自愿驳回，自2021年9月21日起生效。该公司还提供了基本相同的账簿和记录制作，以回应上文所述的其他三项第220条要求。可以就第220条要求的主题以及上述类别和派生诉讼提起一项或多项额外的股东诉讼。
其他
本公司是在正常业务过程中出现的各种其他法律程序中的被告。当管理层根据其对潜在损失的最佳估计确定它们是可能的时，所有已知负债都应计。虽然这些法律诉讼的结果和对公司的影响不能确切地预测，但管理层相信，这些诉讼的解决不会对公司的财务状况、经营业绩或现金流产生实质性影响。
应急准备金
如认为有必要，本公司将为某些法律诉讼建立准备金。建立准备金的依据是估算过程，其中包括法律顾问的咨询意见和管理层的主观判断。虽然管理层相信这些准备金是足够的，但本公司有合理的可能就已建立准备金的事项产生额外亏损。本公司相信，任何超过应计金额的金额对综合财务报表不会构成重大影响。目前无法预见的事实和情况的未来变化可能导致实际责任超过估计的损失范围和应计金额。
9. 收入确认
收入的分类
下表列出了按产品分列的与客户签订合同的收入：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 营业收入 | | | | | |
| 天然气 | $ | 2,798 | | | $ | 1,405 | | | $ | 1,985 | |
| 油 | 616 | | | — | | | — | |
| | | | | |
| NGL | 243 | | | — | | | — | |
| 其他 | 13 | | | — | | | — | |
| 与客户签订合同的总收入 | $ | 3,670 | | | $ | 1,405 | | | $ | 1,985 | |
| | | | | |
| | | | | |
公司从与客户的合同中获得的所有收入是指在控制权转移到客户手中并在美国产生的某个时间点转移的产品。
分配给剩余履约义务的交易价格
本公司相当多的产品销售合同是短期合同，合同期限为一年或更短时间。对于该等合同，如果履约义务是最初预期期限为一年或更短的合同的一部分，本公司利用了实际的权宜之计，豁免本公司披露分配给剩余履约义务的交易价格。
截至2021年12月31日，该公司拥有7.710亿美元与天然气销售相关的未履行履约义务，这些义务具有固定的定价成分和超过一年的合同期限。公司预计将在以下期限内确认这些债务二至17好几年了。
合同余额
当对价权变得无条件时，通常是当产品控制权转移到客户手中时，与客户签订合同的应收款就被记录下来。与客户签订的合同应收账款为#美元。922百万美元和美元216截至2021年12月31日和2020年12月31日，分别为100万美元，并在合并资产负债表中以应收账款净额报告。截至2021年12月31日和2020年12月31日，该公司没有与其收入合同相关的资产或负债，包括没有预付款或获得亏空付款的权利。
10. 所得税
所得税费用汇总如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 当前 | | | | | |
| 联邦制 | $ | 207 | | | $ | (32) | | | $ | (29) | |
| 状态 | 11 | | | 1 | | | 4 | |
| 218 | | | (31) | | | (25) | |
| 延期 | | | | | |
| 联邦制 | 119 | | | 68 | | | 233 | |
| 状态 | 7 | | | 4 | | | 11 | |
| 126 | | | 72 | | | 244 | |
| 所得税费用 | $ | 344 | | | $ | 41 | | | $ | 219 | |
所得税支出与应用法定联邦所得税税率计算的金额不同，如下所示：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| (单位：百万，不包括差饷) | 金额 | | 费率 | | 金额 | | 费率 | | 金额 | | 费率 |
| 计算出的“预期”联邦所得税 | $ | 315 | | | 21.00 | % | | $ | 51 | | | 21.00 | % | | $ | 189 | | | 21.00 | % |
| 州所得税，扣除联邦所得税优惠后的净额 | 24 | | | 1.59 | % | | 5 | | | 1.86 | % | | 15 | | | 1.64 | % |
| 与国家总体税率变化相关的递延纳税调整 | (7) | | | (0.46) | % | | 1 | | | 0.50 | % | | (1) | | | (0.07) | % |
| 估值免税额 | 3 | | | 0.22 | % | | (4) | | | (1.58) | % | | 18 | | | 1.96 | % |
| 高管超额薪酬 | 15 | | | 1.03 | % | | 5 | | | 2.18 | % | | 2 | | | 0.21 | % |
| 不确定税收头寸准备金 | 1 | | | 0.05 | % | | 6 | | | 2.47 | % | | — | | | — | % |
| 已生成的税收抵免 | (6) | | | (0.39) | % | | (23) | | | (9.63) | % | | — | | | — | % |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 其他，净额 | (1) | | | (0.14) | % | | — | | | 0.04 | % | | (4) | | | (0.40) | % |
| 所得税费用 | $ | 344 | | | 22.90 | % | | $ | 41 | | | 16.84 | % | | $ | 219 | | | 24.34 | % |
2021年，公司的整体有效税率比2020年有所上升，这主要是由于2021年的研发税收抵免优惠比2020年有所下降。与2019年相比，2020年的整体有效税率有所下降，主要是由于2020年记录的与修订前一年纳税申报单相关的研发税收抵免优惠。
递延税项净负债的构成如下：
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 |
| 递延税项资产 | | | |
| 净营业亏损 | $ | 388 | | | $ | 22 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| 激励性薪酬 | 23 | | | 16 | |
| 递延补偿 | 22 | | | 6 | |
| 退休后福利 | 8 | | | 7 | |
| | | |
| 资本损失结转 | 30 | | | 17 | |
| 其他信贷结转 | 10 | | | — | |
| 租契 | 11 | | | 8 | |
| 衍生工具 | 35 | | | — | |
| 其他 | 18 | | | 3 | |
| 减去：估值免税额 | (177) | | | (28) | |
| 总计 | 368 | | | 51 | |
| 递延税项负债 | | | |
| 物业和设备 | 3,459 | | | 810 | |
| 权益法投资 | 1 | | | 1 | |
| 租契 | 9 | | | 8 | |
| 衍生工具 | — | | | 6 | |
| 总计 | 3,469 | | | 825 | |
| 递延税项净负债 | $ | 3,101 | | | $ | 774 | |
2021年10月1日，Coterra和Cimarex完成合并。出于美国联邦所得税的目的，Coterra和Cimarex打算合并为免税重组，Coterra收购Cimarex的普通股，Cimarex保留Cimarex资产和负债的结转税基。截至2021年12月31日，公司记录的递延纳税净负债为#美元2.2为反映Cimarex在收购中记录的资产和负债的公允价值与所假设的资产和负债的所得税基础之间的差异，Cimarex的资产和负债的公允价值为10亿美元。关于初步采购价格分配的更多信息，见附注2“购置”。递延税项负债包括某些递延税项资产，扣除估值免税额。
由于合并导致了Cimarex的“所有权变更”，根据“国内税法”第382条，该公司利用Cimarex的联邦税收属性的能力将受到限制。特别是，公司使用Cimarex净营业亏损(“NOL”)和信贷的能力仅限于年度金额(通过(1)Cimarex股票在合并生效时的公平市场价值乘以(2)美国国税局公布的合并发生当月的长期免税率)加上所有权变更后五年内确认的任何内在收益(但仅限于所有权变更时存在的未实现内在收益净额)。每年的限额是$130百万美元，未实现的净内在收益预计为$2.8十亿美元。Cimarex的联邦NOL大约是$1.310亿美元，直到2034年才开始到期。即使有第382条的限制，该公司也希望能够在Cimarex NOL到期之前充分利用它们。因此，并无就该等已取得的税务属性记录额外的估值免税额。
截至2021年12月31日，公司的联邦NOL结转金额约为$1.1亿，美元875其中100万美元将在2034年至2037年到期，224其中100万美元不会过期。本公司相信，扣除估值拨备后的结转款项将于期满前使用。该公司结转的国有净资产总额为$3.0到2021年12月31日，主要在2022年至2041年之间到期，除美元外69价值免税额涵盖的百万美元。该公司有资本亏损结转#美元。135100万美元，只能用于抵消未来的资本利得，其中#美元642022年将有100万美元到期，712025年将有100万人到期。该公司还提高了石油采收率和边际油井信贷#美元。102021年12月31日为100万人。
截至2021年12月31日，该公司拥有136与州NOL有关的递延税收优惠的估值免税额为100万美元，29与资本亏损结转有关的递延税项利益的估值免税额为100万美元，以及4与提高采油抵免有关的递延税项优惠的估值免税额为100万美元。该公司认为，其递延税收优惠的剩余部分更有可能在到期前使用。
未确认的税收优惠
未确认的税收优惠的对账如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 期初余额 | | $ | 6 | | | $ | 1 | | | $ | 17 | |
| 本期税收头寸的增加 | | 1 | | | — | | | — | |
对上期税额的补充 | | — | | | 5 | | | — | |
前期税额减少额 | | — | | | — | | | (16) | |
| 期末余额 | | $ | 7 | | | $ | 6 | | | $ | 1 | |
在2021年期间，该公司记录了1与本年度估计的研究和开发税收抵免相关的未确认税收优惠准备金100万美元。截至2021年12月31日，公司未确认税务头寸的总净准备金为$7百万美元，带着$1不确定税务状况的应计利息负债为百万美元。如果确认，净税收优惠为$7百万美元不会对本公司的实际税率产生实质性影响。
该公司在美国联邦、各州和其他司法管辖区提交所得税申报单。本公司在2012年前不再接受州当局的审查，2017年前不再接受联邦当局的审查。本公司相信已就所有司法管辖区及所有开放年度作出适当拨备，并相信对该等申请的任何评估将不会对本公司的财务状况、经营业绩或现金流产生重大影响。
11. 员工福利计划
退休后福利
该公司为卡博特石油天然气公司的退休员工提供一定的医疗福利，包括他们的配偶、合格的受抚养人和尚存的配偶(退休人员)。这些福利通常被称为退休后福利。医疗保健计划是缴费的，参与者的缴费每年都会调整。卡博特石油天然气公司的大多数遗留员工如果在退休时符合一定的年龄和服务要求，就有资格享受这些福利。
该公司为以下人员提供退休后福利3642021年底退休人员及其受扶养人337退休人员及其家属将于2020年底退休。
债务和供资状况
资金状况代表公司退休后计划的累积福利义务与计划资产于12月31日的公允价值之间的差额。退休后计划没有任何计划资产；因此，无资金状态等于12月31日累积福利义务的金额。
本公司退休后福利义务的变化如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 福利义务的变更 | | | | | |
期初的福利义务 | $ | 33 | | | $ | 34 | | | $ | 30 | |
| 服务成本 | 2 | | | 2 | | | 2 | |
| 利息成本 | 1 | | | 1 | | | 1 | |
| 精算(收益)损失 | 1 | | | (2) | | | 3 | |
| 已支付的福利 | (2) | | | (2) | | | (2) | |
| | | | | |
| | | | | |
期末福利义务 | $ | 35 | | | $ | 33 | | | $ | 34 | |
| 计划资产的变更 | | | | | |
计划资产期末公允价值 | — | | | — | | | — | |
期末资金状况 | $ | (35) | | | $ | (33) | | | $ | (34) | |
在资产负债表中确认的金额
资产负债表中确认的金额包括： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 流动负债 | $ | 2 | | | $ | 2 | | | $ | 2 | |
| 非流动负债 | 33 | | | 31 | | | 32 | |
| $ | 35 | | | $ | 33 | | | $ | 34 | |
在累计其他全面收益(亏损)中确认的金额
在累计其他全面收益(亏损)中确认的金额包括： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 净精算(收益)损失 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 2 | |
| 前期服务成本 | (2) | | | (3) | | | (4) | |
| $ | (2) | | | $ | (3) | | | $ | (2) | |
在其他全面收益(亏损)中确认的定期收益净成本和其他金额的构成
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 退休后净收益成本的构成 | | | | | |
| 服务成本 | $ | 2 | | | $ | 2 | | | $ | 2 | |
| 利息成本 | 1 | | | 1 | | | 1 | |
| 摊销先前服务费用 | (1) | | | (1) | | | (1) | |
| | | | | |
| 退休后定期净成本 | $ | 2 | | | $ | 2 | | | $ | 2 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 在其他全面收益(亏损)中确认的福利义务的其他变化 | | | | | |
| 净(得)损 | $ | — | | | $ | (2) | | | $ | 3 | |
| | | | | |
| 摊销先前服务费用 | 1 | | | 1 | | | 1 | |
| | | | | |
| 在其他全面收益中确认的总额 | 1 | | | (1) | | | 4 | |
| 在定期收益净成本(收益)和其他综合收益中确认的总额 | $ | 3 | | | $ | 1 | | | $ | 6 | |
假设
用于确定预计退休后福利债务和退休后费用的假设如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
贴现率(1) | 2.85 | % | | 2.65 | % | | 3.50 | % |
| 假设明年的医疗福利的医疗保健费用趋势比率(65年前) | 6.50 | % | | 6.75 | % | | 7.00 | % |
| 假设明年医疗福利的医疗保健费用趋势比率(65岁后) | 4.75 | % | | 5.00 | % | | 5.25 | % |
| 最终趋势汇率(65年前) | 4.50 | % | | 4.50 | % | | 4.50 | % |
| 最终趋势率(65岁后) | 4.50 | % | | 4.50 | % | | 4.50 | % |
| 税率达到最终趋势税率的年份(65年前) | 2030 | | 2030 | | 2030 |
| 该比率达到最终趋势比率的年份(65岁后) | 2023 | | 2023 | | 2023 |
_______________________________________________________________________________
(1)表示用于确定预计福利义务的年终比率。分别计算2021年、2020年和2019年的退休后成本，年初贴现率2.65百分比,3.50百分比和4.45使用了百分比。
为65岁及以上的参与者提供的保险是在全额保险安排下提供的。公司补贴仅限于6065岁及以上参与者预期年度全额保险费的百分比。自2006年1月1日起，对于所有65岁以下的参与者，公司对所有退休人员医疗和处方药福利的补贴限制为每年总额不超过$648,000。这一限制增加了3.5此后每年的百分比。
现金流
捐款。该公司预计将贡献约$22022年向退休后福利计划捐赠100万美元。
估计的未来福利支出。 本公司退休后计划下的下列福利估计付款反映了预期的未来服务，预计将支付如下：
| | | | | |
| (单位：百万) | |
| 2022 | $ | 2 | |
| 2023 | 2 | |
| 2024 | 2 | |
| 2025 | 2 | |
| 2026 | 2 | |
| Years 2027 - 2031 | 7 | |
储蓄投资计划
本公司设有储蓄投资计划(“储蓄投资计划”)，这是一项固定供款计划。该公司将部分员工的缴款以现金形式匹配。参加学校改善计划是自愿的，公司的所有正式员工都有资格参加。该公司在第一天将员工缴费与美元进行匹配，最高可达美国国税局(IRS)的最高限额六员工税前收入的百分比。该计划还规定了可自由支配的利润分享缴款，数额相当于10符合条件的计划参与者薪资和奖金的百分比。
与合并有关，该公司承担了Cimarex Energy Co.针对Cimarex员工的401(K)计划(“401(K)计划”)。该公司希望在整个整合过程中保持这一计划。参加401(K)计划是自愿的，所有Cimarex的正式员工都有资格参加。公司在第一天将员工缴费与美元进行匹配，最高可达IRS的最高限额七员工税前收入的百分比。401(K)计划还规定了某些可自由支配的缴费。2021年没有这样的雇主可自由支配的缴费。
于截至2021年、2020年及2019年12月31日止年度内，本公司的供款为7百万，$6百万美元和美元6分别列入综合业务报表中的一般费用和行政费用。该公司的普通股是学校改善计划和401(K)计划中的一项投资选择。
递延补偿计划
公司有一个递延补偿计划，供高级管理人员和公司管理小组的某些成员使用，作为改善工程计划的补充。《国内收入法》没有为确定递延补偿计划缴款而考虑的补偿额设定上限，也没有对递延补偿计划的缴款额度施加限制。目前，本公司预计在国内收入法限制导致参与者根据改善计划获得的缴费低于公司的等额缴款时，代表参与者向递延补偿计划作出贡献。
递延补偿计划的资产由拉比信托持有，在公司破产或资不抵债的情况下面临额外的损失风险。
根据递延补偿计划，参与人将贷记其账户的金额直接用于被视为投资。信托资产要么投资于涵盖从股票到货币市场的投资范围的共同基金，要么可能包括持有的公司普通股，其资金来自向信托发行股票。这些共同基金是公开交易的，市场价格很容易获得。该公司的普通股目前不是递延补偿计划中的投资选项。递延补偿计划中目前持有的公司股票代表先前递延至拉比信托的既得绩效股票奖励。和解款项以现金形式支付给参与者，可以一次性支付，也可以定期分期付款。不包括公司普通股的信托资产的市值为#美元。47百万美元和美元22分别于2021年12月31日和2020年12月31日，并列入综合资产负债表中的其他资产。包括公司普通股在内的相关负债总额为#美元56百万美元和美元31分别于2021年12月31日和2020年12月31日为100万美元，并列入综合资产负债表中的其他负债。除公司普通股外，递延补偿计划资产市值的变化不会对收益或每股收益产生影响，因为信托资产市值的变化完全被负债价值的变化所抵消，负债是指属于计划参与者的信托资产。
截至2021年12月31日和2020年，495,774公司普通股的股票分别由拉比信托基金持有。这些股票是按延期当日的市值记录的，总金额为#美元。5百万美元和美元5分别于2021年12月31日及2020年12月31日止，并计入综合资产负债表股东权益中的额外实收资本。公司确认薪酬支出(利益)为#美元。1百万，$(1)百万元及(2)分别于2021年、2020年及2019年计入综合经营报表内的一般及行政开支，代表信托所持本公司股份收市价的增加(减少)。在计算每股基本收益时，该公司发行给信托基金的普通股不被视为流通股，但在计算稀释后每股收益时，被视为等值普通股。
于2021年9月30日，本公司若干高管订立函件协议，作为取消其控制权变更协议及函件协议所载竞业禁止及竞业禁止条款下的权利的交换条件，每位此等高管将于合并生效时收到一笔供款，存入其递延薪酬账户。2021年10月1日，公司延期缴款总额约为$19100万美元进入这些高管的递延薪酬账户。所有这些贡献都是完全归属的。
与合并有关，该公司承担了Cimarex递延补偿计划。信托资产和有关负债的市值为#美元。27在合并生效日期，即2021年10月1日，百万美元。合并完成后，于2021年10月，公司派发了$27由于计划下的控制变更条款，计划参与人将获得100万美元。
公司为递延补偿计划缴款#美元。20百万，$1百万美元和美元12021年、2020年和2019年分别为100万美元，在合并业务报表中列入一般费用和行政费用。
12. 股本
普通股发行
在合并生效后，公司发行了大约408.2根据合并协议的条款，向Cimarex股东出售100万股普通股。
2021年10月，根据合并协议，本公司发布3.4100万股限制性股票，以取代授予某些员工的Cimarex限制性股票奖励。由于这些奖励拥有不可剥夺的红利或红利等价物的权利，公司将这些股票视为已发行和已发行的普通股。
法定股数的增加
2021年9月29日，公司股东批准了对公司公司注册证书的修正案，将公司普通股的法定股份数量从960,000,000共享至1,800,000,000股份。该修正案于2021年10月1日生效。
分红
普通股
2021年4月，公司董事会批准将公司普通股的季度股息从1美元增加到1美元。0.10每股减至$0.11每股。2021年11月，公司董事会还批准将公司普通股的季度股息从1美元增加到1美元。0.11每股减至$0.125每股。
2021年10月4日，就完成合并一事，公司董事会批准派发特别股息#美元0.502021年10月22日公司普通股的每股应付金额。
2021年11月3日，根据公司向股东返还至少50%季度自由现金流的股息战略，公司董事会批准了基数加可变股息#美元。0.30每股，于2021年11月24日在公司普通股上支付。
后续事件。2022年2月，公司董事会批准将公司普通股季度股息从1美元再增加1美元。0.125每股减至$0.15每股。同样在那一天，董事会批准了#美元的浮动股息。0.41每股，导致基数加可变股息为$0.56公司普通股的每股收益。
Cimarex可赎回优先股
在2021年第四季度以及与Cimarex合并后，现金股息为1美元20.3125每股按Cimarex发行的已发行优先股(定义见下文)申报。股息在申报季度后的下一个季度支付。截至2021年12月31日，向优先股东支付的股息为$1百万美元计入综合资产负债表的应付帐款。
奖励计划
Coterra Energy Inc.2014年激励计划
2014年5月1日，公司股东批准了Coterra Energy Inc.2014年激励计划(“2014 Coterra计划”)。根据2014年Coterra计划，可向公司关键员工、顾问和高级管理人员授予激励性和非法定股票期权、股票增值权、股票奖励、现金奖励和绩效股票奖励。根据由股票期权或股票奖励组成的2014年Coterra计划，公司的非雇员董事可获得酌情奖励。总计18.0根据2014年的Coterra计划，可能会发行100万股普通股。根据2014年的Coterra计划，不超过10.0根据激励性股票期权，可发行100万股。不是根据2014年Coterra计划，可能会在2024年5月1日或之后授予额外的奖励。在2021年12月31日，大约10.5根据2014年的Coterra计划，有100万股可供发行。
Cimarex Energy Co.2019股权激励计划
与合并有关，本公司承担了Cimarex Energy Co.2019股权激励计划(“2019年Cimarex计划”)下的所有权利和义务，在适用法律和纽约证券交易所上市规则允许的范围内，本公司将有权根据该计划向Cimarex现任或前任员工授予Coterra普通股股权或基于股权的奖励。2019年Cimarex计划规定授予股票期权、SARS、限制性股票、限制性股票单位、绩效股票单位、现金奖励和其他基于股票的奖励。截至2021年12月31日，大约35.9根据2019年Cimarex计划，Coterra普通股有100万股可供发行，但受某些限制。
库存股
1998年8月，公司董事会批准了一项股票回购计划，根据该计划，公司可以在公开市场或谈判交易中购买普通股。这些股票购买的时间和金额由管理层自行决定。该公司可以使用回购的股票为现有的股票补偿计划提供资金，或用于其他公司目的。根据股票回购计划执行的所有购买都是通过公开市场交易进行的。并无与回购本公司股份授权有关的到期日。
在2021年至2020年期间，有不是股份回购计划下的股份回购。截至2019年12月31日止年度，本公司回购25.5百万股，总成本为$488百万美元。自授权日期及后续授权后，本公司回购99.0百万股，其中20.0已有100万股被停用，总成本约为$1.9十亿美元。不是库存股已于回购后由本公司交付或出售。
在2021年间，该公司扣留了125,067价值$的普通股3与某些限制性股票奖励归属时扣缴税款的股票有关的百万美元。被扣留的股份计入综合资产负债表的库存股。
截至2021年12月31日，79.1百万股作为库存股持有，而根据股份回购计划获授权回购的剩余股份数目为11.0百万美元。
后续事件。2022年2月，我们的董事会终止了之前授权的股份回购计划，并批准了新的股份回购计划。这项新的股份回购计划授权公司购买最多$1.25在公开市场或谈判交易中持有公司普通股的10亿美元。
股息限制
公司董事会根据公司的财务状况、运营资金、资本和勘探支出水平以及未来的业务前景等因素来决定宣布和支付普通股的未来现金股息(如果有)的金额。所有已实施的优先票据或信贷协议都没有限制支付条款或目前限制公司支付股息能力的其他条款。
Cimarex可赎回优先股
2021年10月，与合并有关，公司实际上承担了与Cimarex优先股相关的债务，面值为$0.01每股，指定为8 1/8%的A系列累积永久可转换优先股(“优先股”)。优先股最初由Cimarex发行，合并后仍保留在Cimarex的资产负债表上。截至合并生效日期，优先股的公允价值为$50百万美元。本公司将优先股作为非控制权益入账，这对于报告目的并不重要。
优先股持有人有权在Cimarex董事会宣布时从Cimarex合法可供支付的资金中获得按年率计算的累计现金股息。8.125每股清盘优先权$的百分比1,000。优先股的股息按季度拖欠支付，并从最近支付股息的日期开始累计。如果Cimarex发生任何清算、清盘或解散，无论是自愿的还是非自愿的，每个持有人都有权在清偿对Cimarex债权人和任何高级股票(目前没有)的债务后，在向初级股票(包括Cimarex的普通股)的持有人支付或分配任何款项之前，就其股票收取和从Cimarex合法可供分配给其股东的资产中支付。1,000每股，截至2021年12月31日的总清算优先权为$28总计一百万美元。每个持有人有权在任何时候，根据其选择，按初始转换率为34.1008公司普通股的已缴足股款和免税股份，以及$471.3975以每股优先股现金计算。的初始转换率34.1008根据某些事件的发生进行调整，包括向Coterra普通股股东支付现金股息，并35.38530截至2021年12月31日。由于授予每位持有人的优先股转换期权包括现金赎回功能，且该等转换并非仅在Cimarex的控制范围内，该等工具在综合资产负债表的临时权益中被分类为“Cimarex可赎回优先股”。
此外，从2021年10月15日开始并在2021年10月15日之后继续，Cimarex有权选择，如果Coterra普通股的收盘价满足某些标准，则有权选择将所有而不是部分已发行的优先股转换为Coterra普通股的数量，每一股符合条件的优先股等于强制转换日期生效的转换率，这些条款在指定证书中为
优先股和美元471.3975以每股优先股现金计算。本公司和Cimarex还有权随时通过私下协商的交易回购优先股股份。
13. 基于股票的薪酬
一般信息
截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日止年度的股票薪酬支出为57百万，$43百万美元和美元31在综合业务报表中，一般费用和行政费用分别列为一般费用和行政费用。截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日止年度的相关所得税优惠为24百万，$10百万美元和美元7分别为100万美元。
限制性股票单位--雇员
公司不时向员工授予限制性股票单位。限制性股票单位授予的公允价值以授予日的收盘价为基础。受限制的股票单位通常在三年服务期，或在每个周年日按等级或分级归属的基础上三或四年服务期限。
对于在服务期结束时授予的奖励，费用在服务期内采用直线方法按比例确认。根据分级或渐进式方法，本公司按适用情况在所需服务期内按比例确认各单独归属部分的补偿成本，犹如该等奖励实质上是多项奖励一样。对于大多数受限股票单位，归属取决于员工在公司的持续服务，但因死亡、残疾或(如果适用)退休而终止雇佣关系除外。如果授予中包括退休保障，公司将加快符合退休资格的员工的归属期限，以便根据公司基于股票的补偿计划的归属条款确认补偿费用。
该公司使用的年罚没率假设范围为零至五用于确认限制性股票单位的基于股票的薪酬支出的百分比。年度罚没率是基于公司对不同员工群体的实际没收历史或对这类奖励的预期。
下表为限售股单位奖励活动摘要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | 股票 | | 加权的-
平均补助金
日期公允价值
每股 | | 股票 | | 加权的-
平均补助金
日期公允价值
每股 | | 股票 | | 加权的-
平均补助金
日期公允价值
每股 |
| 期初未清偿债务 | 50,500 | | | $ | 25.29 | | | 58,834 | | | $ | 25.19 | | | 150,293 | | | $ | 28.12 | |
| 授与 | 1,236,971 | | | 20.83 | | | — | | | — | | | 55,500 | | | 25.29 | |
| 既得 | — | | | — | | | (6,334) | | | 24.39 | | | (143,959) | | | 28.29 | |
| 被没收 | (1,000) | | | 25.29 | | | (2,000) | | | 25.29 | | | (3,000) | | | 25.29 | |
期末未清偿债务(1)(2) | 1,286,471 | | | $ | 21.00 | | | 50,500 | | | $ | 25.29 | | | 58,834 | | | $ | 25.19 | |
__________________________________________________________________
(1)截至2021年12月31日，总内在价值为24以公司普通股于2021年12月31日的收市价乘以已发行的非既有限制性股票单位数目计算。
(2)截至2021年12月31日，已发行的非既有限制性股票单位的加权平均剩余合同期限为2.3好几年了。
2021年9月30日，本公司某些高管签订了书面协议，根据该协议，作为取消其控制权变更协议和该等书面协议中包含的竞业禁止和竞业禁止条款规定的权利的交换条件，每位该等高管将在合并生效时获得一份限制性股票单位。2021年10月1日，公司授予258,252授予日期价值为$的限制性股票单位的股票22.25每一单位发给每名该等行政人员。这些单位的公允价值是根据2021年10月1日授予日的收盘价计算的，并将在六个月归属期间。
所有员工限制性股票单位在截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度记录的薪酬支出为#美元。4百万，$—百万美元和美元1分别为100万美元。截至2021年12月31日，所有已发行限制性股票单位的未摊销费用为$23百万美元，并将在下一年确认2.3好几年了。
2021年、2020年和2019年期间归属的限制性股票单位的公允价值总额为$—百万，$—百万美元和美元4分别为100万美元。
限制性股票单位--非雇员董事
公司不时向非雇员董事授予限制性股票单位。限制性股票单位的公允价值以授予日的收盘价为基础。这些单位立即归属，补偿费用立即入账。公司普通股是在董事不再是公司的董事时发行的。
下表为限售股单位奖励活动摘要： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | 股票 | | 加权的-
平均补助金
日期公允价值
每股 | | 股票 | | 加权的-
平均补助金
日期公允价值
每股 | | 股票 | | 加权的-
平均补助金
日期公允价值
每股 |
| 期初未清偿债务 | 704,284 | | | $ | 17.99 | | | 574,219 | | | $ | 18.47 | | | 490,415 | | | $ | 17.41 | |
| 授予和完全归属 | 107,710 | | | 18.51 | | | 130,065 | | | 15.88 | | | 83,804 | | | 24.70 | |
| 已发布 | (566,096) | | | 17.04 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 被没收 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
期末未清偿债务(1)(2) | 245,898 | | | $ | 20.41 | | | 704,284 | | | $ | 17.99 | | | 574,219 | | | $ | 18.47 | |
_______________________________________________________________________________ (1)截至2021年12月31日，总内在价值为5按公司股票于2021年12月31日的收市价乘以已发行的限制性股票单位数目计算。
(2)由于这些单位立即归属，以及每个董事的条款未知，因此未提供以年为单位的加权平均剩余合同期限。
截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度，所有非员工董事限制性股票单位的薪酬支出为$2百万，$2百万美元和美元2百万美元，分别反映这些单位的公允价值总额。
限制性股票奖
公司不时向员工授予限制性股票奖励。限制性股票授予的公允价值以授予日的收盘价为基础。限制性股票奖励通常在三年服务期，或在每个周年日按等级或分级归属的基础上三或四年服务期限。
对于在服务期结束时授予的奖励，费用在服务期内采用直线方法按比例确认。根据分级或渐进式方法，本公司按适用情况在所需服务期内按比例确认各单独归属部分的补偿成本，犹如该等奖励实质上是多项奖励一样。对于大多数限制性股票奖励，归属取决于员工在公司的持续服务，但因死亡、残疾或(如果适用)退休而终止雇佣关系除外。如果授予中包括退休保障，公司将加快符合退休资格的员工的归属期限，以便根据公司基于股票的补偿计划的归属条款确认补偿费用。
该公司使用的年罚没率假设范围为零至15用于确认限制性股票奖励的基于股票的薪酬支出的百分比。年度罚没率是基于公司对不同员工群体的这类奖励的实际没收历史。
下表为限制性股票奖励活动摘要： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | 股票 | | 加权的-
平均补助金
日期公允价值
每股 | | 股票 | | 加权的-
平均补助金
日期公允价值
每股 | | 股票 | | 加权的-
平均补助金
日期公允价值
每股 |
| 期初未清偿债务 | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
| 授与 | 3,364,354 | | | 22.25 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 既得 | (337,142) | | | 22.25 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 被没收 | (8,029) | | | 22.25 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
期末未清偿债务(1)(2) | 3,019,183 | | | $ | 22.25 | | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
_______________________________________________________________________________ (1)截至2021年12月31日，总内在价值为57按本公司股票于2021年12月31日的收市价乘以已发行的非既有限制性股票奖励数目计算。
(2)截至2021年12月31日，未完成的非既有限制性股票奖励的加权平均剩余合同期限为2.0好几年了。
2021年10月1日，公司授予3,364,354授予日期价值为$的限制性股票22.25每股。这些奖励是根据合并协议授予Cimarex员工的替代奖励。这些奖励的公允价值是根据合并结束日(授权日)的收盘价计算的。这些奖项将在以下期限内授予两个月至三年。大约$22授出日期价值中的1,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000港元确认为合并代价，其余公允价值将确认为各个归属期间的基于股票的补偿支出。
截至2021年12月31日的年度，所有限制性股票奖励的薪酬支出为$5截至2021年12月31日的未摊销费用为41百万美元，并将在下一年确认2.0好几年了。
2021年期间授予的限制性股票奖励的公允价值总额为$7百万美元。
业绩分享奖
本公司授予三业绩分享奖励的类型：二基于根据公司内部业绩指标(“员工业绩份额奖”和“混合业绩份额奖”)衡量的业绩状况以及一基于基于公司相对于预定同业集团的业绩而衡量的市场状况(“TSR业绩份额奖”)。这些奖项的表演期从获奖当年的1月1日开始，并持续到三年制演出期。对于所有业绩股票奖励，公司使用了年度罚没率假设，范围为零百分比至七百分比，用于确认其业绩股票奖励的股票薪酬支出。
基于内部绩效指标的绩效份额奖励
基于内部业绩指标的业绩股票奖励授予的公允价值以授予日的收盘价为基础。每一次演出股票奖励代表有权获得最多100普通股股票奖励的百分比。
员工业绩分享奖。员工绩效股票奖励背心在结束时三年制绩效期限和绩效指标由公司薪酬委员会制定。对于2021年和2020年授予的奖励，员工将获得100三周年时奖励的百分比，前提是公司的平均金额为$100百万或更多的运营现金流三年制演出期。对于2019年授予的奖励，员工将在三项绩效指标中每一项获得三分之一的奖励。这三个绩效指标是基于该公司过去一年的平均产量、平均发现成本和平均储量置换三年制演出期。根据该公司在2021年12月31日的概率评估，认为这些奖项的所有标准都很可能得到满足。
下表是员工绩效份额奖励的活动摘要： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | 股票 | | 加权的-
平均补助金
日期公允价值
每股 | | 股票 | | 加权的-
平均补助金
日期公允价值
每股 | | 股票 | | 加权的-
平均补助金
日期公允价值
每股 |
| 期初未清偿债务 | 1,610,124 | | | $ | 20.31 | | | 1,259,287 | | | $ | 23.64 | | | 1,280,021 | | | $ | 22.22 | |
| 授与 | 769,594 | | | 18.76 | | | 722,500 | | | 15.60 | | | 526,730 | | | 24.95 | |
| 发行并完全归属 | (481,784) | | | 23.25 | | | (334,640) | | | 22.60 | | | (388,370) | | | 20.49 | |
| 被没收 | (39,830) | | | 18.94 | | | (37,023) | | | 20.38 | | | (159,094) | | | 24.29 | |
| 期末未清偿债务 | 1,858,104 | | | $ | 18.93 | | | 1,610,124 | | | $ | 20.31 | | | 1,259,287 | | | $ | 23.64 | |
2021年9月29日，根据合并协议，公司董事会薪酬委员会证明，2019年授予的员工业绩分享奖的业绩条件已满足。在2022年第一季度，407,540授予日期公允价值为$的股份10预计将发行100万美元并完全归属于该公司。
混合业绩分享奖。混合业绩份额奖有一个三年制分级绩效期间。颁奖背心25一周年及两周年各一日的百分率及50三周年时的百分率，但公司须有$100归属日期前一年的营运现金流为百万或以上，由公司薪酬委员会厘定。若本公司未能达到适用期间的业绩指标，则本应于该周年日发行的业绩股份部分将被没收。
下表是混合业绩份额奖的活动摘要： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | 股票 | | 加权的-
平均补助金
日期公允价值
每股 | | 股票 | | 加权的-
平均补助金
日期公允价值
每股 | | 股票 | | 加权的-
平均补助金
日期公允价值
每股 |
| 期初未清偿债务 | 903,551 | | | $ | 19.41 | | | 692,788 | | | $ | 23.90 | | | 662,388 | | | $ | 22.48 | |
| 授与 | 423,171 | | | 18.58 | | | 506,412 | | | 15.60 | | | 315,029 | | | 24.95 | |
| 发行并完全归属 | (1,326,722) | | | 19.14 | | | (295,649) | | | 23.40 | | | (284,629) | | | 21.78 | |
| 被没收 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 期末未清偿债务 | — | | | $ | — | | | 903,551 | | | $ | 19.41 | | | 692,788 | | | $ | 23.90 | |
2021年10月1日，根据合并协议，公司归属960,497合并完成后，与加速归属所有已发行混合业绩股票奖励相关的普通股。该公司确认了大约$82021年第四季度与这些奖励的加速归属相关的基于股票的薪酬支出为100万美元。截至2021年12月31日，有不是杰出的混合动力奖。
基于市场状况的业绩股票奖励
这些奖励既有权益部分，也有责任部分，有权获得最高可达100普通股奖励的百分比，并有权获得最多100奖励价值超过股权部分的百分比，以现金表示。这些奖励的权益部分在授予日进行估值，而不是按市价计价，而奖励的负债部分按市价计价，在每个报告期结束时计价。该公司使用蒙特卡洛模拟模型计算奖励的权益和负债部分的公允价值。
TSR业绩分享奖。授予的TSR业绩股票奖励是根据公司普通股相对于公司同业集团中预定的一组公司在过去一年中的比较表现来赚取的或不赚取的三年制演出期。该公司在2021年TSR奖励中纳入了一项新功能，如果在三年期间的实际表现为负数，并且基本计算表明支付高于目标，则将减少奖励的潜在现金部分。
下表是TSR Performance Share Awards的活动摘要： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | 股票 | | 加权的- 平均补助金 日期公允价值 每股(1) | | 股票 | | 加权的- 平均补助金 日期公允价值 每股(1) | | 股票 | | 加权的- 平均补助金 日期公允价值 每股(1) |
| 期初未清偿债务 | 1,398,853 | | | $ | 16.41 | | | 1,428,634 | | | $ | 20.17 | | | 1,299,868 | | | $ | 19.47 | |
| 授与 | 723,224 | | | 16.07 | | | 862,180 | | | 13.79 | | | 536,673 | | | 20.63 | |
| 发行并完全归属 | (2,122,077) | | | 16.30 | | | (891,961) | | | 19.89 | | | (407,907) | | | 18.57 | |
| 被没收 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 期末未清偿债务 | — | | | $ | — | | | 1,398,853 | | | $ | 16.41 | | | 1,428,634 | | | $ | 20.17 | |
_______________________________________________________________________________ (1)此表中授予日期的公允价值数字代表业绩股票奖励的权益部分的公允价值。
2021年10月1日，根据合并协议，公司归属2,122,077与合并完成后加速归属所有已发行TSR业绩奖励相关的普通股。根据合并协议的条款，所有TSR业绩股份奖励均归属Target，导致100股权支付的百分比，没有根据奖励赚取的现金支付。该公司确认了大约$102021年第四季度与加速这些奖励的归属相关的基于股票的薪酬支出为100万美元。
下表反映了未偿还TSR奖的某些资产负债表信息：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| (单位：百万) | | 2021 | | 2020 |
| 其他流动负债 | | $ | — | | | $ | — | |
| 其他非流动负债 | | — | | | 7 | |
下表反映了与TSR奖励归属相关的某些现金支付：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| TSR奖励的现金支付 | | $ | — | | | $ | 14 | | | $ | 5 | |
以下假设被用来确定各个时期TSR业绩股票奖励的股权部分的授予日期公允价值： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 期内授予的每股业绩公允价值奖励 | $ | 16.07 | | | $ | 13.79 | | | $ | 20.63 | |
| 假设 | | | | | |
| 股价波动 | 39.8 | % | | 29.5 | % | | 31.3 | % |
| 无风险收益率 | 0.2 | % | | 1.4 | % | | 2.5 | % |
| | | | | |
以下假设用于确定各期间TSR业绩股票奖励负债部分的公允价值： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 期末每股业绩公允价值奖励 | $— | | $10.37 - $10.81 | | $6.18 - $14.80 |
| 假设 | | | | | |
| 股价波动 | —% | | 42.4% - 52.4% | | 29.8% - 30.4% |
| 无风险收益率 | —% | | 0.1% | | 1.6% |
| | | | | |
股票价格波动率是利用该公司在与预期期限相关的期间至每项奖励授予日期的历史收盘价数据计算的。无风险收益率百分比是根据授予日在预期期限内持续复利的等值美国国债计算得出的。
业绩分享奖-其他信息
截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度，所有业绩股票奖励的权益和负债部分记录的薪酬支出为#美元。41百万，$40百万美元和美元29分别为100万美元。截至2021年12月31日，与绩效股票股权部分相关的未摊销薪酬支出总额为#美元。13百万美元，并将在下一年确认1.3好几年了。
截至2021年12月31日，所有业绩股票奖励的内在价值合计为$34按本公司股票于2021年12月31日的收市价乘以未授业绩奖励的数目计算。截至2021年12月31日，未归属业绩奖励的加权平均剩余合同期限约为1.3好几年了。
股票期权奖
2021年10月1日，公司授予股票期权购买1,577,554公司普通股，行权价格从美元到美元不等8.47至$28.72每股。这些奖励是根据合并协议授予Cimarex员工和前雇员的替代奖励，并于合并结束日完全归属。授予日的公允价值约为$14百万元被确认为合并对价，因此，公司将不会确认与这些奖励相关的补偿费用，因为这些奖励的持有人未来没有服务要求.
下表是股票期权奖励活动的摘要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | 股票 | | 加权的-
平均执行价格 | | 股票 | | 加权的-
平均执行价格 | | 股票 | | 加权的-
平均执行价格 |
| 期初未清偿债务 | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
| 授与 | 1,577,554 | | | 16.19 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
已锻炼 | (222,202) | | | 9.15 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
没收或过期 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
期末未清偿债务(1) | 1,355,352 | | | $ | 17.35 | | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
可在期限结束时行使(1) | 1,355,352 | | | $ | 17.35 | | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
_______________________________________________________________________________(1)股票期权的内在价值是指标的股票的当前市值超过股票期权行权价格的金额。截至2021年12月31日，已发行和可行使的股票期权的内在价值合计为$6百万美元和美元6分别为100万美元。加权平均剩余合同期限为3.5好几年了。
递延履约股
截至2021年12月31日，495,774代表既得业绩股票奖励的公司普通股股票被递延到递延补偿计划中。在2021年期间，该计划没有出售任何股票。在2021年期间，
用于递延赔偿负债#美元1已确认100,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000股已确认，这是本公司在此期间以信托形式持有的股份的收盘价增加。增加的补偿费用列入合并业务报表中的一般费用和行政费用。
14. 普通股每股收益
基本每股收益(“EPS”)的计算方法是，普通股股东可获得的净收入除以当期已发行普通股的加权平均数。摊薄每股收益以类似方式计算，不同之处在于，本期已发行普通股按库存股及假设折算法增加，以反映于适用期间结束时归属或行使流通股奖励时可能出现的摊薄。反摊薄股份指的是不计入每股摊薄收益或亏损的潜在摊薄证券，因为它们的影响将是反摊薄的。
以下是两级法下普通股基本净收益和摊薄后每股净收益的计算：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (除每股金额外，以百万美元计) | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | | | | |
收入(分子) | | | | | | |
| 净收入 | | $ | 1,158 | | | $ | 201 | | | $ | 681 | |
| 减去：参与证券的股息 | | (2) | | (2) | | — | | | — | |
| 减去：Cimarex可赎回优先股股息 | | (1) | | | — | | | — | |
| 普通股股东可获得的净收入 | | $ | 1,155 | | | $ | 201 | | | $ | 681 | |
| | | | | | |
股份(分母) | | | | | | |
| 加权平均股份-基本 | | 503 | | | 399 | | 416 |
| 期末股票奖励的摊薄效应 | | 1 | | | 2 | | 2 |
| 加权平均股份--稀释 | | 504 | | | 401 | | 418 |
| | | | | | |
| 每股收益： | | | | | | |
| 基本信息 | | $ | 2.30 | | | $ | 0.50 | | | $ | 1.64 | |
| 稀释 | | $ | 2.29 | | | $ | 0.50 | | | $ | 1.63 | |
以下是由于反稀释效应而被排除在稀释每股收益之外的加权平均股票的计算：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | | | | |
| 加权平均股票奖励-由于使用库存股方法计算的反稀释效应，不包括在稀释每股收益中的股票奖励 | | 1 | | | — | | | 1 | |
| | | | | | |
15. 关联方交易
2021年10月1日，与合并有关的汉斯·赫尔梅里奇被任命为Coterra的董事公司。Helmerich先生也是Helmerich&Payne，Inc.(“H&P”)的董事会主席。惠普不时为该公司提供合同钻井服务。该公司发生的钻探成本约为#美元。3在合并生效日期后与这些服务相关的100,000,000美元。
16. 重组成本
关于合并，该公司确认了$442021年期间有100万美元的重组费用涉及与预期解雇某些Cimarex员工有关的与员工有关的遣散费和解雇福利的应计费用。
下表汇总了该公司的重组负债：
| | | | | | | | |
| (单位：百万) | | 截至2021年12月31日的年度 |
| 期初余额 | | $ | — | |
| 与合并整合相关的新增内容 | | 44 |
| 与合并整合付款相关的减少 | | (1) | |
| 期末余额 | | $ | 43 | |
17. 其他资产负债表信息
某些资产负债表金额由以下各项组成： | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 |
| 应收账款净额 | | | |
| 贸易账户 | $ | 922 | | | $ | 216 | |
| 联名权益帐户 | $ | 83 | | | $ | — | |
| 其他帐户 | 34 | | | — | |
| 1,039 | | | 216 | |
| 坏账准备 | (2) | | | (1) | |
| $ | 1,037 | | | $ | 215 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| 其他资产 | | | |
| 递延补偿计划 | $ | 47 | | | $ | 22 | |
| 发债成本 | 5 | | | 7 | |
| | | |
| | | |
| 经营性租赁使用权资产 | 317 | | | 34 | |
| | | |
| 其他帐户 | 20 | | | — | |
| $ | 389 | | | $ | 63 | |
| 应付帐款 | | | |
| 贸易账户 | $ | 94 | | | $ | 11 | |
| | | |
| 特许权使用费和其他所有人 | 315 | | | 37 | |
| 应计运输 | 96 | | | 52 | |
| 应计资本成本 | 88 | | | 38 | |
| 应计租赁经营成本 | 29 | | | 2 | |
| 所得税以外的其他税种 | 60 | | | 14 | |
| | | |
| | | |
| 其他帐户 | 65 | | | 8 | |
| $ | 747 | | | $ | 162 | |
| 应计负债 | | | |
| 员工福利 | $ | 124 | | | $ | 14 | |
| 所得税以外的其他税种 | 13 | | | 3 | |
| | | |
| | | |
| 经营租赁负债 | 69 | | | 4 | |
| 融资租赁负债 | 14 | | | — | |
| | | |
| 其他帐户 | 40 | | | 1 | |
| $ | 260 | | | $ | 22 | |
| 其他负债 | | | |
| 递延补偿计划 | $ | 56 | | | $ | 31 | |
| | | |
| 经营租赁负债 | 248 | | | 30 | |
| 融资租赁负债 | 7 | | | — | |
| 其他帐户 | 63 | | | 21 | |
| $ | 374 | | | $ | 82 | |
18. 补充现金流信息
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 支付利息和所得税的现金 | | | | | |
| 利息 | $ | 81 | | | $ | 57 | | | $ | 57 | |
| 所得税 | 184 | | | 11 | | | 8 | |
| | | | | |
| 非现金活动 | | | | | |
在合并中作为对价发行的股权和替代股票奖励 | $ | 9,120 | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | |
| | | | | |
现金流量表中包含的现金、现金等价物和限制性现金包括以下内容：
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| (单位：百万) | 2021 | | 2019 |
| 现金和现金等价物 | $ | 1,036 | | | $ | 140 | |
| 受限现金 | 10 | | | 12 | |
| $ | 1,046 | | | $ | 152 | |
COTERRA能源公司
补充石油和天然气信息(未经审计)
石油和天然气储量
这些信息的使用者应该意识到，估算“已探明”和“已探明已开发”天然气和原油储量的过程非常复杂，在评估每个储集层的所有可用地质、工程和经济数据时，需要作出重大的主观决定。特定储集层的数据也可能随着时间的推移发生重大变化，这是许多因素的结果，包括但不限于额外的开发活动、不断演变的生产历史以及在不同经济条件下对生产可行性的持续重新评估。因此，对现有储量估计的修订可能会不时发生。尽管已尽一切合理努力确保报告的储量估计数代表最准确的评估，但各种储集层的主观决定和现有数据的差异使这些估计数通常不如财务报表披露中包括的其他估计数精确。
对2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日探明总储量的估计是基于该公司石油工程人员进行的研究。估计数是使用相应商品的12个月平均指数价格计算的，该指数价格是各自年度每个月每月价格的未加权算术平均数。对公司马塞卢斯页岩储量的估计由Miller and Lents有限公司审计，对净储量占公司剩余储量折现10%的未来总净收入的80%以上的估计须由DeGolyer和MacNaughton进行独立评估。Miller和Lents以及DeGolyer和MacNaughton各自表示，根据他们的调查，并受其审计信函中描述的限制的限制，他们认为公司的估计总体上是合理的。
2021年12月31日之后没有重大发现或其他有利或不利事件，据信不会导致截至该日已探明或已探明已开发储量的估计发生实质性变化。
下表显示了本公司的已探明储量净额，包括变动，以及已探明开发和已探明的未开发储量，由公司工程人员估计。所有储量都位于美国大陆。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| |
Oil (Mbbl) | | 天然气
(Bcf) | |
NGL
(Mbbl) | | 总计
(MBOE) |
| 2018年12月31日 | 120 | | | 11,604 | | | — | | | 1,934,136 | |
订正先前估计数(1) | (48) | | | 48 | | | — | | | 7,834 | |
扩展、发现和其他添加(2) | — | | | 2,116 | | | — | | | 352,731 | |
| 生产 | — | | | (865) | | | — | | | (144,229) | |
| | | | | | | |
| 出售现有储备 | (50) | | | — | | | — | | | (50) | |
| 2019年12月31日 | 22 | | | 12,903 | | | — | | | 2,150,422 | |
订正先前估计数(3) | (3) | | | (347) | | | — | | | (57,808) | |
扩展、发现和其他添加(2) | — | | | 1,974 | | | — | | | 328,976 | |
| 生产 | (4) | | | (858) | | | — | | | (142,954) | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 15 | | | 13,672 | | | — | | | 2,278,636 | |
订正先前估计数(4) | 10,837 | | | (538) | | | 16,797 | | | (61,967) | |
扩展、发现和其他添加(2) | 2,633 | | | 973 | | | 6,100 | | | 170,988 | |
| 生产 | (8,150) | | | (911) | | | (7,104) | | | (167,113) | |
储备的购买到位(5) | 184,094 | | | 1,699 | | | 204,822 | | | 672,038 | |
| | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 189,429 | | | 14,895 | | | 220,615 | | | 2,892,582 | |
| 已探明已开发储量 | | | | | | | |
| 2018年12月31日 | 107 | | | 7,402 | | | — | | | 1,233,790 | |
| 2019年12月31日 | 22 | | | 8,056 | | | — | | | 1,342,589 | |
| 2020年12月31日 | 15 | | | 8,608 | | | — | | | 1,434,714 | |
| 2021年12月31日 | 153,010 | | | 10,691 | | | 193,598 | | | 2,128,439 | |
| 已探明未开发储量 | | | | | | | |
| 2018年12月31日 | 13 | | | 4,202 | | | — | | | 700,346 | |
| 2019年12月31日 | — | | | 4,847 | | | — | | | 807,833 | |
| 2020年12月31日 | — | | | 5,064 | | | — | | | 843,922 | |
| 2021年12月31日 | 36,419 | | | 4,204 | | | 27,017 | | | 764,143 | |
_______________________________________________________________________________
(1)净上修8Mmboe的主要原因是净向上业绩修正为11Mmboe，部分被向下修正的3由于五年的限制，与PUD重新分类相关的MBOE。净向上修正的业绩11Mmboe的主要原因是上调了69与公司的PUD储量相关的MMBOE，原因是业绩修正和钻井较长的侧向长度井，部分抵消了业绩向下修正的58Mmboe与某些已探明的已开发生产性能有关。
(2)延伸、发现和其他增加主要与位于宾夕法尼亚州东北部的Dimock油田的钻探活动有关。该公司增加了152嗯，嗯，329Mmboe和3532021年、2020年和2019年该油田已探明储量的Mmboe。
(3)净向下修正的58Mboe的主要原因是净业绩向下修正为41Mmboe和向下修订的11由于五年的限制，与PUD重新分类相关的MBOE。净向下修正的业绩41Mmboe的主要原因是业绩向下修正61Mmboe与某些已探明的已开发生产性能相关，部分被向上修订的21由于业绩修正和较长侧向长度油井的钻井，与公司的PUD储量相关的MMBOE。
(4)净向下修正的62Mmboe主要与97Mmboe向下性能修订加上一个6由于5年规则，与PUD改叙相关的MMBOE下修
这部分地被一个42积极的定价和成本修正。净向下修正的业绩97Mmboe，主要是由于57与某些已探明已开发储量有关的Mmboe业绩修订40Mmboe业绩下修与已探明的未开发储量有关。
(5)现有储量的购买主要涉及与合并有关的Cimarex石油和天然气资产的收购。这些储量主要与二叠纪盆地的WolfCamp页岩和阿纳达科盆地的Woodford页岩有关。
与油气生产活动有关的资本化成本
与石油和天然气生产活动及相关累计折旧、损耗和摊销有关的资本化成本如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 与石油和天然气生产活动有关的资本化总成本 | $ | 20,655 | | | $ | 7,154 | | | $ | 6,676 | |
| 累计折旧、损耗和摊销 | (3,775) | | | (3,149) | | | (2,861) | |
| 净资本化成本 | $ | 16,880 | | | $ | 4,005 | | | $ | 3,815 | |
石油和天然气财产收购、勘探和开发活动产生的费用
财产购置、勘探和开发活动产生的费用如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2021(1) | | 2020 | | 2019 |
| 物业收购成本，已证明 | $ | 7,472 | | | $ | — | | | $ | — | |
| 物业收购成本，未经证实 | 5,386 | | | 6 | | | 6 | |
| 勘探成本 | 18 | | | 15 | | | 20 | |
| 开发成本 | 688 | | | 547 | | | 761 | |
| 总成本 | $ | 13,564 | | | $ | 568 | | | $ | 787 | |
_______________________________________________________________________________(1)该等金额包括已探明物业及未探明物业的公允价值，并计入与合并有关的购入价格分配。此次收购的资金是通过发行公司普通股筹集的。
与探明油气储量相关的未来现金流量折现标准化计量
以下信息是根据公司工程人员估计的天然气和原油储量和产量编制的。它可以用于一些比较，但不应成为评估公司或其业绩的唯一方法。此外，下表中的信息可能不代表对未来现金流量的现实评估，也不应将贴现未来现金流量的标准化衡量标准(“标准化衡量标准”)视为代表公司的当前价值。
本公司认为，在审核以下信息时应考虑以下因素：
•未来的成本和销售价格将不同于这些计算中需要使用的成本和销售价格。
•由于未来的市场条件和政府规定，未来几年的实际生产率可能与计算中假设的生产率有很大差异。
•选择10%的贴现率是武断的，可能不是衡量未来实现石油和天然气净收入的相对风险的合理衡量标准。
•未来的净收入可能需要缴纳不同的所得税税率。
在标准化计量下，未来的现金流入是通过使用各种商品的12个月平均指数价格估计的，该指数价格是一年中每个月每月价格的未加权算术平均数。
与已探明储量相关的平均价格(根据基数和质量差异进行调整)如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 天然气 | $ | 2.93 | | | $ | 1.64 | | | $ | 2.35 | |
油 | $ | 65.40 | | | $ | 32.53 | | | $ | 55.80 | |
| NGL | $ | 25.74 | | | $ | — | | | $ | — | |
在上表中，天然气价格是以每立方英尺为单位，石油和天然气价格是以每桶为单位。
未来现金流入减去根据年终成本估计的未来开发和生产成本，以达到税前净现金流。未来所得税开支的计算方法是将年终法定税率应用于未来税前净现金流量，减去所涉物业的税基以及与石油和天然气业务相关的可用税收结转的使用情况。适用的会计准则要求使用10%的贴现率。
管理层在作出投资和经营决策时，并不只使用以下信息。这些决定是基于一系列因素，包括对已探明储量的估计以及被认为更能代表一系列预期经济状况的不同价格和成本假设。
标准化措施如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 未来现金流入 | $ | 60,908 | | | $ | 22,385 | | | $ | 30,302 | |
| 未来生产成本 | (18,241) | | | (10,784) | | | (10,039) | |
未来开发成本(1) | (2,449) | | | (1,612) | | | (2,006) | |
| 未来所得税费用 | (8,535) | | | (2,176) | | | (4,043) | |
| 未来净现金流 | 31,683 | | | 7,813 | | | 14,214 | |
| 估计现金流量的时间，每年有10%的折扣 | (18,399) | | | (4,751) | | | (8,353) | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 13,284 | | | $ | 3,062 | | | $ | 5,861 | |
______________________________________________________________________________(1)包括$390百万，$224百万美元和美元213截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度分别为封堵和放弃成本100万美元。
与探明油气储量相关的未来现金流量折现标准化计量的变化
以下是对标准化衡量标准变化的分析：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 年初 | $ | 3,062 | | | $ | 5,861 | | | $ | 6,483 | |
| 发现和扩展，扣除相关的未来成本 | 800 | | | 311 | | | 1,076 | |
| 价格和生产成本的净变动 | 9,573 | | | (4,326) | | | (1,510) | |
| 折扣的增加 | 551 | | | 750 | | | 813 | |
| 对先前数量估计数的修订 | 467 | | | (108) | | | 28 | |
| 计时和其他 | (161) | | | 6 | | | (192) | |
| 估计未来开发成本的变化 | (103) | | | — | | | — | |
| 产生的开发成本 | 497 | | | 501 | | | 469 | |
| 销售和转让，扣除生产成本 | (2,801) | | | (746) | | | (1,317) | |
| 出售现有储备 | (1) | | | — | | | (1) | |
| 储备的购买到位 | 6,477 | | | — | | | — | |
| 所得税净变动 | (5,077) | | | 813 | | | 12 | |
| 年终 | $ | 13,284 | | | $ | 3,062 | | | $ | 5,861 | |
项目9.会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧
没有。
第9A项。控制和程序
关于披露控制和程序的有效性以及财务报告内部控制变化的结论
截至2021年12月31日，公司在包括公司首席执行官和首席财务官在内的公司管理层的监督和参与下，根据《交易法》第13a-15和15d-15规则，对公司披露控制和程序的设计和运作的有效性进行了评估。基于这一评估，首席执行官和首席财务官得出结论，公司的披露控制和程序有效，能够在美国证券交易委员会规则和表格指定的时间段内，为公司根据交易所法案提交或提交的报告中要求披露的信息的记录、处理、摘要和报告提供合理保证。
在截至2021年12月31日的季度内，该公司完成了与Cimarex的合并。作为正在进行的收购业务整合的一部分，该公司正在纳入Cimarex的控制和相关程序。除纳入Cimarex的控制外，2021年第四季度期间发生的财务报告内部控制变化并未对公司的财务报告内部控制产生重大影响或合理地可能产生重大影响。
管理层关于财务报告内部控制的报告
Coterra Energy Inc.的管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制。Coterra Energy Inc.对财务报告的内部控制是一个旨在根据公认的会计原则对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的过程。由于其固有的局限性，对财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间的任何有效性评估的预测可能会受到以下风险的影响：由于条件的变化，控制可能变得不充分，或者对政策或程序的遵守程度可能会恶化。
Coterra Energy Inc.的管理层评估了截至2021年12月31日公司财务报告内部控制的有效性。在进行评估时，使用了特雷德韦委员会赞助组织委员会(COSO)在《内部控制-综合框架(2013)》中提出的标准。根据该评估，管理层得出结论，截至2021年12月31日，公司的财务报告内部控制在基于这些标准的合理保证水平上是有效的。
管理层对截至2021年12月31日公司财务报告内部控制有效性的评估和结论不包括对Cimarex财务报告内部控制的评估，Cimarex于2021年10月1日以业务合并的形式收购。截至2021年12月31日和截至2021年12月31日的一年，Cimarex的总资产和总收入分别约占相关综合财务报表金额的75%和33%。
Coterra Energy Inc.截至2021年12月31日的财务报告内部控制有效性已由独立注册会计师事务所普华永道会计师事务所审计，如本文所述。
项目9B。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
没有。
第三部分
项目10.董事、高管和公司治理
本项目所需资料以参考本公司有关2022年股东周年大会的最终委托书的方式纳入。此外，在第1项“业务-其他业务事项--公司管治事项”项下有关本公司业务操守准则的资料，以参考方式纳入本项目。
项目11.高管薪酬
本项目所需资料以参考本公司有关2022年股东周年大会的最终委托书的方式纳入。
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
本项目所需资料以参考本公司有关2022年股东周年大会的最终委托书的方式纳入。
项目13.某些关系和相关交易，以及董事的独立性
本项目所需资料以参考本公司有关2022年股东周年大会的最终委托书的方式纳入。
项目14.主要会计费和服务
本项目所需资料以参考本公司有关2022年股东周年大会的最终委托书的方式纳入。
第四部分
项目15.证物和财务报表附表
A.索引
1.合并财务报表
请参阅第66页的索引
2.财务报表附表
根据美国证券交易委员会规则列出但未包括在本报告中的财务报表明细表被省略，因为它们不适用或所需信息在我们的合并财务报表的附注中提供。
3.展品
下列文书作为本报告的附件包括在内。下文通过引用并入本文的那些展品由后面括号中提供的信息表示。如果证物后面没有插入语，则该文书的副本已随附。公司在美国证券交易委员会的档案号是1-10447。
| | | | | | | | |
展品
数 | 描述 | |
2.1 | 卡博特石油天然气公司、Double C Merge Sub，Inc.和Cimarex Energy Co.之间的合并协议和计划，日期为2021年5月23日(本文通过引用Coterra于2021年5月24日提交给美国美国证券交易委员会的8-K表格当前报告的附件2.1并入本文)。 | |
2.2 | 对协议和合并计划的第1号修正案，日期为2021年6月29日，由Cabot石油天然气公司、Double C Merge Sub，Inc.和Cimarex Energy Co.之间的合并协议和计划的第1号修正案(通过引用Coterra的S-4(Reg.第333-257534号)于2021年6月30日向美国证券交易委员会提交)。 | |
3.1 | Coterra Energy Inc.重述的公司注册证书(通过引用Coterra于2021年10月1日提交给美国证券交易委员会的8-K表格当前报告的附件3.3并入本文)。 | |
3.2 | 修订和重新制定Coterra Energy Inc.的章程(通过参考Coterra于2021年10月1日提交给美国证券交易委员会的8-K表格当前报告的附件3.4并入本文)。 | |
4.1 | 根据《证券交易法》第12条或1934年登记的证券说明 | |
4.2 | Coterra Energy Inc.普通股证书格式(通过引用Coterra S-8(REG.第333-260035号)于2021年10月5日向美国证券交易委员会提交)。 | |
4.3 | Cimarex能源公司8 1⁄8%A系列累积永久可转换优先股指定证书 | |
4.4 | 对Cimarex能源公司8 1⁄8%A系列累积永久可转换优先股指定证书的修订 | |
4.5 | 注：截至2008年7月16日，卡博特石油天然气公司与其中指定的购买人签订的购买协议(本文引用Coterra于2008年7月22日提交给美国证券交易委员会的8-K表格中的附件4.1)。 | |
| | (A)票据购买协议修正案1，日期为二零一零年六月三十日(在此引用Coterra截至二零一零年六月三十日止财政季度的Form 10-Q季度报告附件4.2)。 | |
| | (B)票据购买协议第2号修正案，日期为2015年12月31日(结合于此，参考Coterra于2016年2月9日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告的附件4.2)。
| |
| (C)票据购买协议的第3号修正案，日期为2016年4月8日(本文引用Coterra截至2016年3月31日的财政季度Form 10-Q季度报告的附件4.1(C))。 | |
4.6 | 注：截至2010年12月30日，卡博特石油天然气公司与其中所列买方签订了一份日期为2010年12月30日的购买协议(本文引用Coterra截至2010年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告附件4.5)。 | |
| (A)票据购买协议的第1号修正案，日期为2015年12月31日(结合于此，参考Coterra于2016年2月9日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告的附件4.4)。 | |
| (B)票据购买协议的第2号修正案，日期为2016年4月8日(本文引用Coterra截至2016年3月31日的财政季度Form 10-Q季度报告的附件4.3(B))。 | |
| | | | | | | | |
4.7 | 注：卡博特石油天然气公司与其中所列买方签订的日期为2014年9月18日的购买协议(本文引用Coterra于2014年9月24日提交给美国证券交易委员会的8-K表格中的附件4.1)。 | |
| (A)票据购买协议的第1号修正案，日期为2015年12月31日(结合于此，参考Coterra于2016年2月9日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告的附件4.5)。 | |
| (B)票据购买协议的第2号修正案，日期为2016年4月8日(本文引用Coterra截至2016年3月31日的财政季度Form 10-Q季度报告的附件4.4(B))。 | |
4.8 | 契约，日期为2021年10月7日，由Coterra Energy Inc.和美国银行全国协会作为受托人(通过引用Coterra于2021年10月7日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告的附件4.1并入本文)。 | |
4.9 | 第一补充契约，日期为2021年10月7日，由Coterra Energy Inc.和美国银行全国协会作为受托人(通过引用Coterra于2021年10月7日提交给美国证券交易委员会的最新8-K表格报告的附件4.2并入本文)。 | |
4.10 | 2024年到期的4.375%优先债券表格(本文通过引用作为Coterra公司于2021年10月7日提交给美国证券交易委员会的8-K表格当前报告的附件4.2的第一个补充契约的附件A-1并入本文)。 | |
4.11 | 将于2027年到期的3.90%高级票据的格式(本文通过引用作为Coterra公司于2021年10月7日提交给美国证券交易委员会的8-K表格的附件4.2的第一个补充契约的附件A-2并入本文)。 | |
4.12 | 2029年到期的4.375%优先债券表格(本文通过引用作为Coterra公司于2021年10月7日提交给美国证券交易委员会的8-K表格的附件4.2的第一个补充契约的附件A-3并入本文)。 | |
4.13 | 注册权协议，日期为2021年10月7日，由Coterra Energy Inc.、J.P.Morgan Securities LLC、BofA Securities，Inc.、Citigroup Global Markets Inc.、PNC Capital Markets LLC、Scotia Capital(USA)Inc.、TD Securities(USA)LLC、U.S.Bancorp Investments，Inc.、Wells Fargo Securities LLC、Capital One Securities，Inc.、CIBC World Markets Corp.、KeyBanc Capital Markets Inc.、RBC Capital Markets LLC、SMBC Nikko Securities America，Inc.、Truist SecuritiesInc.和MUFG Securities America Inc.(在此引用Coterra于2021年10月7日提交给美国证券交易委员会的8-K表格的当前报告的附件4.6)。 | |
Coterra或其某些合并子公司是其他债务工具的缔约方，根据这些工具，批准的证券总额不超过Coterra合并资产总额的10%。根据S-K法规第601(B)项第(4)(Iii)(A)款的规定，Coterra同意应美国证券交易委员会的请求向其提供上述任何文书的副本。 | |
*10.1 | 卡博特石油天然气公司与某些高级管理人员之间的控制权变更协议表格(本文引用Coterra截至2008年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告附件10.1)。 | |
| | (A)卡博特石油天然气公司与某些高级管理人员之间的控制权变更协议表格(确认某些福利不再适用)(通过引用Coterra截至2010年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告的附件10.1(A)并入本文)。 | |
| (B)《变更控制协议修正案》表格(在此引用Coterra以表格S-4(REG.第333-257534号)于2021年6月30日向美国证券交易委员会提交)。 | |
| (C)关于控制变更安排的书面协议形式(通过引用Coterra于2021年10月1日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告的附件10.1并入本文)。 | |
*10.2 | 卡博特石油天然气公司与某些高级职员之间的赔偿协议表(通过引用Coterra截至2012年12月31日的财政年度Form 10-K的附件10.2并入本文)。 | |
*10.3 | 赔偿协议表(通过引用Coterra于2021年10月1日提交给美国证券交易委员会的8-K表格的附件10.3并入本文)。 | |
*10.4 | 经修订和重订的卡博特石油天然气公司递延补偿计划，自2011年1月1日起生效(本文通过参考Coterra截至2011年6月30日的财政季度10-Q表格的附件10.1并入)。 | |
*10.5 | 卡博特石油天然气公司和菲利普·L·斯塔尔纳克于2021年9月30日签署的递延赔偿函协议(合并于此，参考Coterra于2021年10月1日提交给美国证券交易委员会的8-K表格中的附件10.2)。 | |
*10.6 | 卡博特石油天然气公司和Dan O.Dinges于2021年5月23日签署的聘书协议(在此引用Coterra的S-4(REG.第333-257534号)于2021年6月30日向美国证券交易委员会提交)。 | |
*10.7 | 卡博特石油天然气公司和Thomas E.Jorden之间的雇佣信函协议，日期为2021年5月23日(通过引用Coterra S-4表格注册声明的附件10.2(REG.第333-257534号)于2021年6月30日向美国证券交易委员会提交)。 | |
| | | | | | | | |
*10.8 | 附带信函协议，日期为2021年6月29日，由卡博特石油天然气公司和Thomas E.Jorden签订(通过引用Coterra公司S-4表格注册声明的附件10.3(REG.第333-257534号)于2021年6月30日向美国证券交易委员会提交)。 | |
*10.9 | 卡博特石油天然气公司2014年激励计划(本文参考Coterra截至2014年6月30日的财政季度Form 10-Q季度报告的附件10.1)。 | |
| (A)非雇员董事受限单位奖励协议表格(结合于此，参考Coterra截至2014年6月30日的财政季度Form 10-Q季度报告的附件10.2)。 | |
| (B)限制性股票奖励协议表格(3年分级)(在此引用Coterra截至2015年3月31日的财政季度Form 10-Q季度报告的附件10.2(A))。 | |
| (C)限制性股票奖励协议格式(3年悬崖)(在此引用Coterra截至2015年3月31日的财务季度Form 10-Q季度报告的附件10.2(B))。 | |
| (D)绩效奖励协议格式(高级职员)(在此引用Coterra截至2015年3月31日的财政季度Form 10-Q季度报告的附件10.2(C))。 | |
| (E)混合业绩股票奖励协议格式(在此引用Coterra截至2015年3月31日的财务季度Form 10-Q季度报告的附件10.2(D))。. | |
| (F)绩效奖励协议(员工)表格(在此引用Coterra截至2015年3月31日的财政季度Form 10-Q季度报告的附件10.2(E))。 | |
| (G)业绩分享奖励协议格式(员工)(在此引用Coterra公司截至2020年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告的附件10.5(G)). | |
*10.10 | Cimarex Energy Co.修订和重新制定了2019年股权激励计划(在此引用Coterra S-8表格注册声明的附件4.4(Reg.第333-260230号)于2021年10月14日向美国证券交易委员会提交)。 | |
| (A)授权书格式及授权书。 | |
| (B)绩效股票单位授予通知和奖励协议(绩效奖励)的格式。 | |
| (C)绩效股票单位授予通知和奖励协议(绩效奖励)的格式。 | |
| (D)限制性股票奖励协议格式(留任员工)。 | |
| (E)限制性股票奖励协议的形式(过渡员工)。 | |
*10.11 | Cimarex Energy Co.某些高管的离职补偿协议表(合并于此，参考Cimarex于2020年3月13日提交给美国证券交易委员会的8-K表格的附件10.1)。 | |
| (A)Cimarex Energy Co.某些高管离职补偿协议修正案的表格(在此引用Coterra截至2021年9月30日的财政季度Form 10-Q季度报告的附件10.11)。 | |
*10.12 | 非雇员董事递延薪酬计划自2012年12月21日起生效(本文引用Coterra截至2012年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告的附件10.10)。 | |
10.13 | 截至2019年4月22日，卡博特石油天然气公司(CABOT Oil&Gas Corporation)作为借款人，摩根大通银行(JPMorgan Chase Bank，N.A.)作为行政代理和联合牵头协调人，美林(Merrill Lynch)，皮尔斯，芬纳-史密斯公司(Fenner&Smith，Inc.)作为辛迪加代理和联合牵头协调人，蒙特利尔银行，丰业银行，花旗银行(Citibank N.A.)，指南针银行(Compass Bank)，多伦多道明(纽约)有限责任公司，美国银行全国协会(U.S.Bank National Association，N.A.)和富国银行(Wells Fargo，N.A.)作为共同文件代理，及其贷款方(在此引用Coterra截至2019年3月31日的财政季度Form 10-Q季度报告的附件10.1)。 | |
10.14 | 第二次修订和重新签署的信贷协议的第一修正案，日期为2021年6月17日，由卡博特石油天然气公司、贷款方卡博特石油天然气公司和作为行政代理的北卡罗来纳州摩根大通银行(通过引用Coterra于2021年6月17日提交给美国美国证券交易委员会的8-K表格中的附件10.1并入本文)。 | |
10.15 | 第二次修订和重新签署的信贷协议的第二修正案，日期为2021年9月16日，由卡博特石油天然气公司、贷款方卡博特石油天然气公司和作为行政代理的摩根大通银行(通过引用Coterra公司于2021年9月17日提交给美国美国证券交易委员会的8-K表格中的附件10.1并入本文)。 | |
21.1 | Coterra Energy Inc.的子公司 | |
23.1 | 普华永道会计师事务所同意。 | |
23.2 | 米勒与兰斯有限公司同意。 | |
23.3 | 德戈莱尔和麦克诺顿的同意。 | |
31.1 | 认证-董事长、总裁、首席执行官。 | |
31.2 | 认证--总裁副总兼首席财务官。 | |
| | | | | | | | |
32.1 | 906认证。 | |
99.1 | 米勒和兰斯有限公司的审计信函。 | |
99.2 | DeGolyer和MacNaughton审计信。 | |
| 101.INS | 内联XBRL实例文档。实例文档不会显示在交互数据文件中，因为它的XBRL标签嵌入在内联XBRL文档中。 | |
| 101.SCH | 内联XBRL分类扩展架构文档。 | |
| 101.CAL | 内联XBRL分类扩展计算链接库文档。 | |
| 101.LAB | 内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档。 | |
| 101.PRE | 内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档。 | |
| 101.DEF | 内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档。 | |
| 104 | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)。 | |
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*补偿计划、合同或安排。
项目16.表格10-K摘要
Coterra已选择不包括摘要信息。
签名
根据1934年《证券交易法》第13节和第15(D)节的要求，登记人已于1月1日在得克萨斯州休斯顿市正式促使下列签署人代表其签署本报告ST2022年3月。
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| | COTERRA能源公司 |
| 发信人： | | 托马斯·E·乔登 |
| | | | 托马斯·E·乔登 首席执行官兼总裁 |
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根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员以登记人的身份在指定日期签署。
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| 签名 | | 标题 | | 日期 |
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托马斯·E·乔登 | | 首席执行官和总裁(首席执行官) | | March 1, 2022 |
托马斯·E·乔登 | | | |
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/s/Scott C.Schroeder | | 常务副总裁兼首席财务官(首席财务官) | | March 1, 2022 |
斯科特·C·施罗德 | | | |
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/s/Todd M.Roemer | | 总裁副主任、首席会计官(首席会计官) | | March 1, 2022 |
托德·M·罗默 | | | |
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/s/Dan O.Dinges | | 执行主席 | | March 1, 2022 |
| 丹·O·丁格斯 | | | | |
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多萝西·M·艾伯尔斯 | | 董事 | | March 1, 2022 |
多萝西·M·艾布尔斯 | | | | |
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罗伯特·S·博斯韦尔 | | 董事 | | March 1, 2022 |
罗伯特·S·博斯韦尔 | | | | |
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/s/阿曼达·M·布罗克 | | 董事 | | March 1, 2022 |
阿曼达·M·布罗克 | | | | |
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保罗·N·埃克利 | | 董事 | | March 1, 2022 |
保罗·N·埃克利 | | | | |
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/s/Hans Helmerich | | 董事 | | March 1, 2022 |
汉斯·赫尔梅里奇 | | | | |
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| 丽莎·A·斯图尔特 | | 引领董事 | | March 1, 2022 |
| 丽莎·A·斯图尔特 | | | | |
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| /弗朗西斯·M·瓦列霍 | | 董事 | | March 1, 2022 |
| 弗朗西斯·M·瓦列霍 | | | | |
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马库斯·A·瓦茨 | | 董事 | | March 1, 2022 |
马库斯·A·瓦茨 | | | | |
