sm-20220331
000089353812-312022Q1错误P3YP3YP3Y00008935382022-01-012022-03-3100008935382022-04-20Xbrli：共享00008935382022-03-31ISO 4217：美元00008935382021-12-31ISO 4217：美元Xbrli：共享00008935382021-01-012021-03-310000893538美国-美国公认会计准则：普通股成员2021-12-310000893538US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2021-12-310000893538美国-公认会计准则：保留预付款成员2021-12-310000893538Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-12-310000893538美国-公认会计准则：保留预付款成员2022-01-012022-03-310000893538Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-01-012022-03-310000893538美国-美国公认会计准则：普通股成员2022-01-012022-03-310000893538US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2022-01-012022-03-310000893538美国-美国公认会计准则：普通股成员2022-03-310000893538US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2022-03-310000893538美国-公认会计准则：保留预付款成员2022-03-310000893538Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-03-310000893538美国-美国公认会计准则：普通股成员2020-12-310000893538US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2020-12-310000893538美国-公认会计准则：保留预付款成员2020-12-310000893538Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2020-12-3100008935382020-12-310000893538美国-公认会计准则：保留预付款成员2021-01-012021-03-310000893538Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-01-012021-03-310000893538US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2021-01-012021-03-310000893538美国-美国公认会计准则：普通股成员2021-03-310000893538US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2021-03-310000893538美国-公认会计准则：保留预付款成员2021-03-310000893538Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-03-3100008935382021-03-310000893538SM：Midland BasinMembersSM：石油收入成员2022-01-012022-03-310000893538SM：Midland BasinMembersSM：石油收入成员2021-01-012021-03-310000893538SM：南德克萨斯成员SM：石油收入成员2022-01-012022-03-310000893538SM：南德克萨斯成员SM：石油收入成员2021-01-012021-03-310000893538SM：石油收入成员2022-01-012022-03-310000893538SM：石油收入成员2021-01-012021-03-310000893538SM：Midland BasinMembersSM：天然气收入成员2022-01-012022-03-310000893538SM：Midland BasinMembersSM：天然气收入成员2021-01-012021-03-310000893538SM：南德克萨斯成员SM：天然气收入成员2022-01-012022-03-310000893538SM：南德克萨斯成员SM：天然气收入成员2021-01-012021-03-310000893538SM：天然气收入成员2022-01-012022-03-310000893538SM：天然气收入成员2021-01-012021-03-310000893538SM：石油和凝析油收入成员SM：Midland BasinMembers2022-01-012022-03-310000893538SM：石油和凝析油收入成员SM：Midland BasinMembers2021-01-012021-03-310000893538SM：石油和凝析油收入成员SM：南德克萨斯成员2022-01-012022-03-310000893538SM：石油和凝析油收入成员SM：南德克萨斯成员2021-01-012021-03-310000893538SM：石油和凝析油收入成员2022-01-012022-03-310000893538SM：石油和凝析油收入成员2021-01-012021-03-310000893538SM：Midland BasinMembers2022-01-012022-03-310000893538SM：Midland BasinMembers2021-01-012021-03-310000893538SM：南德克萨斯成员2022-01-012022-03-310000893538SM：南德克萨斯成员2021-01-012021-03-310000893538SM：Midland BasinMembers美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers美国-公认会计准则：地理集中度风险成员2022-01-012022-03-31Xbrli：纯0000893538SM：Midland BasinMembers美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers美国-公认会计准则：地理集中度风险成员2021-01-012021-03-310000893538SM：南德克萨斯成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers美国-公认会计准则：地理集中度风险成员2022-01-012022-03-310000893538SM：南德克萨斯成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers美国-公认会计准则：地理集中度风险成员2021-01-012021-03-310000893538美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers美国-公认会计准则：地理集中度风险成员2022-01-012022-03-310000893538美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers美国-公认会计准则：地理集中度风险成员2021-01-012021-03-310000893538SRT：最小成员数2022-01-012022-03-310000893538SRT：最大成员数2022-01-012022-03-310000893538美国公认会计准则：应收账款成员2022-03-310000893538美国公认会计准则：应收账款成员2021-12-3100008935382020-06-1700008935382021-01-152021-01-1500008935382020-06-172020-06-170000893538美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembers2022-03-310000893538美国公认会计准则：次要事件成员美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembers2022-04-280000893538美国公认会计准则：次要事件成员美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembers2022-04-200000893538美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembers2021-12-310000893538SM：A100老年人安全注意事项2025成员2022-03-310000893538SM：A100老年人安全注意事项2025成员2021-12-310000893538美国公认会计准则：次要事件成员SM：A100老年人安全注意事项2025成员2022-04-280000893538美国公认会计准则：次要事件成员SM：A100老年人安全注意事项2025成员2022-04-282022-04-280000893538SM：A50老年人不安全注意事项2024成员2022-03-310000893538SM：A50老年人不安全注意事项2024成员2021-12-310000893538SM：A5625老年人不安全注意事项2025成员2022-03-310000893538SM：A5625老年人不安全注意事项2025成员2021-12-310000893538SM：A675老年人不安全注意事项2026成员2022-03-310000893538SM：A675老年人不安全注意事项2026成员2021-12-310000893538SM：A6625老年人不安全注意事项2027成员2022-03-310000893538SM：A6625老年人不安全注意事项2027成员2021-12-310000893538SM：A65老年人不安全注意事项2028成员2022-03-310000893538SM：A65老年人不安全注意事项2028成员2021-12-310000893538SM：老年人不安全注意事项成员2022-03-310000893538SM：老年人不安全注意事项成员2021-12-310000893538SM：A50老年人不安全注意事项2024成员2022-02-140000893538SM：A50老年人不安全注意事项2024成员2022-02-142022-02-140000893538美国公认会计准则：次要事件成员2022-04-282022-04-280000893538SM：钻架租赁合同成员2022-03-310000893538SRT：最小成员数2022-03-310000893538SRT：最大成员数2022-03-310000893538SRT：最小成员数美国公认会计准则：绩效共享成员2022-03-310000893538SRT：最大成员数美国公认会计准则：绩效共享成员2022-03-310000893538美国公认会计准则：绩效共享成员2022-03-312022-03-310000893538美国公认会计准则：绩效共享成员2022-01-012022-03-310000893538美国公认会计准则：绩效共享成员2021-01-012021-03-310000893538美国公认会计准则：绩效共享成员2022-03-310000893538美国-GAAP：受限股票单位RSU成员2022-03-310000893538美国-GAAP：受限股票单位RSU成员2022-01-012022-03-310000893538美国-GAAP：受限股票单位RSU成员2021-01-012021-03-310000893538美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员美国-公认会计准则：非指定成员2022-03-310000893538美国-GAAP：公允价值衡量递归成员美国-公认会计准则：非指定成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2022-03-310000893538美国-GAAP：公允价值衡量递归成员美国-公认会计准则：非指定成员美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2022-03-310000893538美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员美国-公认会计准则：非指定成员2021-12-310000893538美国-GAAP：公允价值衡量递归成员美国-公认会计准则：非指定成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2021-12-310000893538美国-GAAP：公允价值衡量递归成员美国-公认会计准则：非指定成员美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2021-12-310000893538Sm:NYMEXOilSwapContractSecondQuarterYear1Member2022-03-312022-03-31Utr：bbl0000893538Sm:NYMEXOilSwapContractThirdQuarterYear1Member2022-03-312022-03-310000893538Sm:NYMEXOilSwapContractFourthQuarterYear1Member2022-03-312022-03-310000893538SM：NYMEXOilSwapContractYear2成员2022-03-312022-03-310000893538SM：NYMEXOilSwapContractYear3成员2022-03-312022-03-310000893538SM：NYMEXOilSwapContractYear4成员2022-03-312022-03-310000893538Sm:NYMEXOilSwapContractSecondQuarterYear1Member2022-03-31ISO 4217：美元SM：桶0000893538Sm:NYMEXOilSwapContractThirdQuarterYear1Member2022-03-310000893538Sm:NYMEXOilSwapContractFourthQuarterYear1Member2022-03-310000893538SM：NYMEXOilSwapContractYear2成员2022-03-310000893538SM：NYMEXOilSwapContractYear3成员2022-03-310000893538SM：NYMEXOilSwapContractYear4成员2022-03-310000893538Sm:ICEBrentOilSwapContractSecondQuarterYear1Member2022-03-312022-03-310000893538Sm:ICEBrentOilSwapContractThirdQuarterYear1Member2022-03-312022-03-310000893538Sm:ICEBrentOilSwapContractFourthQuarterYear1Member2022-03-312022-03-310000893538SM：ICEBrentOilSwapContractYear2成员2022-03-312022-03-310000893538SM：ICEBrentOilSwapContractYear32022-03-312022-03-310000893538SM：ICEBrentOilSwapContractYear4成员2022-03-312022-03-310000893538Sm:ICEBrentOilSwapContractSecondQuarterYear1Member2022-03-310000893538Sm:ICEBrentOilSwapContractThirdQuarterYear1Member2022-03-310000893538Sm:ICEBrentOilSwapContractFourthQuarterYear1Member2022-03-310000893538SM：ICEBrentOilSwapContractYear2成员2022-03-310000893538SM：ICEBrentOilSwapContractYear32022-03-310000893538SM：ICEBrentOilSwapContractYear4成员2022-03-310000893538Sm:NYMEXOilCollarContractSecondQuarterYear1Member2022-03-312022-03-310000893538Sm:NYMEXOilCollarContractThirdQuarterYear1Member2022-03-312022-03-310000893538Sm:NYMEXOilCollarContractFourthQuarterYear1Member2022-03-312022-03-310000893538SM：NYMEXOilCollarContractYear2成员2022-03-312022-03-310000893538SM：NYMEXOILCOLLAR合同年3月2022-03-312022-03-310000893538SM：NYMEXOILCOLLAR合同年4月2022-03-312022-03-310000893538Sm:NYMEXOilCollarContractSecondQuarterYear1Member2022-03-310000893538Sm:NYMEXOilCollarContractThirdQuarterYear1Member2022-03-310000893538Sm:NYMEXOilCollarContractFourthQuarterYear1Member2022-03-310000893538SM：NYMEXOilCollarContractYear2成员2022-03-310000893538SM：NYMEXOILCOLLAR合同年3月2022-03-310000893538SM：NYMEXOILCOLLAR合同年4月2022-03-310000893538SM：WTIMidlandNYMEXWTIMMembersSm:OilBasisSwapContractSecondQuarterYear1Member2022-03-312022-03-310000893538SM：WTIMidlandNYMEXWTIMMembersSm:OilBasisSwapContractThirdQuarterYear1Member2022-03-312022-03-310000893538SM：WTIMidlandNYMEXWTIMMembersSm:OilBasisSwapContractFourthQuarterYear1Member2022-03-312022-03-310000893538SM：OilBasisSwapContractYear2成员SM：WTIMidlandNYMEXWTIMMembers2022-03-312022-03-310000893538SM：WTIMidlandNYMEXWTIMMembersSM：OilBasisSwapContractYear3成员2022-03-312022-03-310000893538SM：OilBasisSwapContractYear4成员SM：WTIMidlandNYMEXWTIMMembers2022-03-312022-03-310000893538SM：WTIMidlandNYMEXWTIMMembersSm:OilBasisSwapContractSecondQuarterYear1Member2022-03-310000893538SM：WTIMidlandNYMEXWTIMMembersSm:OilBasisSwapContractThirdQuarterYear1Member2022-03-310000893538SM：WTIMidlandNYMEXWTIMMembersSm:OilBasisSwapContractFourthQuarterYear1Member2022-03-310000893538SM：OilBasisSwapContractYear2成员SM：WTIMidlandNYMEXWTIMMembers2022-03-310000893538SM：WTIMidlandNYMEXWTIMMembersSM：OilBasisSwapContractYear3成员2022-03-310000893538SM：OilBasisSwapContractYear4成员SM：WTIMidlandNYMEXWTIMMembers2022-03-310000893538Sm:OilBasisSwapContractSecondQuarterYear1MemberSM：NYMEXWTIICE BrentMember2022-03-312022-03-310000893538Sm:OilBasisSwapContractThirdQuarterYear1MemberSM：NYMEXWTIICE BrentMember2022-03-312022-03-310000893538SM：NYMEXWTIICE BrentMemberSm:OilBasisSwapContractFourthQuarterYear1Member2022-03-312022-03-310000893538SM：OilBasisSwapContractYear2成员SM：NYMEXWTIICE BrentMember2022-03-312022-03-310000893538SM：NYMEXWTIICE BrentMemberSM：OilBasisSwapContractYear3成员2022-03-312022-03-310000893538SM：OilBasisSwapContractYear4成员SM：NYMEXWTIICE BrentMember2022-03-312022-03-310000893538Sm:OilBasisSwapContractSecondQuarterYear1MemberSM：NYMEXWTIICE BrentMember2022-03-310000893538Sm:OilBasisSwapContractThirdQuarterYear1MemberSM：NYMEXWTIICE BrentMember2022-03-310000893538SM：NYMEXWTIICE BrentMemberSm:OilBasisSwapContractFourthQuarterYear1Member2022-03-310000893538SM：OilBasisSwapContractYear2成员SM：NYMEXWTIICE BrentMember2022-03-310000893538SM：NYMEXWTIICE BrentMemberSM：OilBasisSwapContractYear3成员2022-03-310000893538SM：OilBasisSwapContractYear4成员SM：NYMEXWTIICE BrentMember2022-03-310000893538Sm:OilBasisSwapContractSecondQuarterYear1MemberSM：WTIHoustonMehNYMEXWTMembers2022-03-312022-03-310000893538Sm:OilBasisSwapContractThirdQuarterYear1MemberSM：WTIHoustonMehNYMEXWTMembers2022-03-312022-03-310000893538Sm:OilBasisSwapContractFourthQuarterYear1MemberSM：WTIHoustonMehNYMEXWTMembers2022-03-312022-03-310000893538SM：OilBasisSwapContractYear2成员SM：WTIHoustonMehNYMEXWTMembers2022-03-312022-03-310000893538SM：OilBasisSwapContractYear3成员SM：WTIHoustonMehNYMEXWTMembers2022-03-312022-03-310000893538SM：OilBasisSwapContractYear4成员SM：WTIHoustonMehNYMEXWTMembers2022-03-312022-03-310000893538Sm:OilBasisSwapContractSecondQuarterYear1MemberSM：WTIHoustonMehNYMEXWTMembers2022-03-310000893538Sm:OilBasisSwapContractThirdQuarterYear1MemberSM：WTIHoustonMehNYMEXWTMembers2022-03-310000893538Sm:OilBasisSwapContractFourthQuarterYear1MemberSM：WTIHoustonMehNYMEXWTMembers2022-03-310000893538SM：OilBasisSwapContractYear2成员SM：WTIHoustonMehNYMEXWTMembers2022-03-310000893538SM：OilBasisSwapContractYear3成员SM：WTIHoustonMehNYMEXWTMembers2022-03-310000893538SM：OilBasisSwapContractYear4成员SM：WTIHoustonMehNYMEXWTMembers2022-03-310000893538Sm:NYMEXOilCalendarMonthAverageRollDifferentialContractSecondQuarterYear1Member2022-03-312022-03-310000893538Sm:NYMEXOilCalendarMonthAverageRollDifferentialContractThirdQuarterYear1Member2022-03-312022-03-310000893538Sm:NYMEXOilCalendarMonthAverageRollDifferentialContractFourthQuarterYear1Member2022-03-312022-03-310000893538Sm:NYMEXOilCalendarMonthAverageRollDifferentialContractYear2Member2022-03-312022-03-310000893538Sm:NYMEXOilCalendarMonthAverageRollDifferentialContractYear3Member2022-03-312022-03-310000893538Sm:NYMEXOilCalendarMonthAverageRollDifferentialContractYear4Member2022-03-312022-03-310000893538Sm:NYMEXOilCalendarMonthAverageRollDifferentialContractSecondQuarterYear1Member2022-03-310000893538Sm:NYMEXOilCalendarMonthAverageRollDifferentialContractThirdQuarterYear1Member2022-03-310000893538Sm:NYMEXOilCalendarMonthAverageRollDifferentialContractFourthQuarterYear1Member2022-03-310000893538Sm:NYMEXOilCalendarMonthAverageRollDifferentialContractYear2Member2022-03-310000893538Sm:NYMEXOilCalendarMonthAverageRollDifferentialContractYear3Member2022-03-310000893538Sm:NYMEXOilCalendarMonthAverageRollDifferentialContractYear4Member2022-03-310000893538SM：NYMEXHH成员SM：气体交换合同第二季度1月1日2022-03-312022-03-31Utr：BTU0000893538SM：气体交换合同第三季度1月1日SM：NYMEXHH成员2022-03-312022-03-310000893538SM：气体交换合同第四季度1月1日SM：NYMEXHH成员2022-03-312022-03-310000893538SM：GasSwapsContractYear2成员SM：NYMEXHH成员2022-03-312022-03-310000893538SM：GasSwapsContractYear3成员SM：NYMEXHH成员2022-03-312022-03-310000893538SM：GasSwapsContractYear4成员SM：NYMEXHH成员2022-03-312022-03-310000893538SM：NYMEXHH成员SM：气体交换合同第二季度1月1日2022-03-31ISO 4217：美元SM：能量内容0000893538SM：气体交换合同第三季度1月1日SM：NYMEXHH成员2022-03-310000893538SM：气体交换合同第四季度1月1日SM：NYMEXHH成员2022-03-310000893538SM：GasSwapsContractYear2成员SM：NYMEXHH成员2022-03-310000893538SM：GasSwapsContractYear3成员SM：NYMEXHH成员2022-03-310000893538SM：GasSwapsContractYear4成员SM：NYMEXHH成员2022-03-310000893538SM：IfHscMemberSM：气体交换合同第二季度1月1日2022-03-312022-03-310000893538SM：IfHscMemberSM：气体交换合同第三季度1月1日2022-03-312022-03-310000893538SM：气体交换合同第四季度1月1日SM：IfHscMember2022-03-312022-03-310000893538SM：GasSwapsContractYear2成员SM：IfHscMember2022-03-312022-03-310000893538SM：GasSwapsContractYear3成员SM：IfHscMember2022-03-312022-03-310000893538SM：GasSwapsContractYear4成员SM：IfHscMember2022-03-312022-03-310000893538SM：IfHscMemberSM：气体交换合同第二季度1月1日2022-03-310000893538SM：IfHscMemberSM：气体交换合同第三季度1月1日2022-03-310000893538SM：气体交换合同第四季度1月1日SM：IfHscMember2022-03-310000893538SM：GasSwapsContractYear2成员SM：IfHscMember2022-03-310000893538SM：GasSwapsContractYear3成员SM：IfHscMember2022-03-310000893538SM：GasSwapsContractYear4成员SM：IfHscMember2022-03-310000893538SM：气体交换合同第二季度1月1日SM：WAHAMER成员2022-03-312022-03-310000893538SM：气体交换合同第三季度1月1日SM：WAHAMER成员2022-03-312022-03-310000893538SM：气体交换合同第四季度1月1日SM：WAHAMER成员2022-03-312022-03-310000893538SM：GasSwapsContractYear2成员SM：WAHAMER成员2022-03-312022-03-310000893538SM：GasSwapsContractYear3成员SM：WAHAMER成员2022-03-312022-03-310000893538SM：GasSwapsContractYear4成员SM：WAHAMER成员2022-03-312022-03-310000893538SM：气体交换合同第二季度1月1日SM：WAHAMER成员2022-03-310000893538SM：气体交换合同第三季度1月1日SM：WAHAMER成员2022-03-310000893538SM：气体交换合同第四季度1月1日SM：WAHAMER成员2022-03-310000893538SM：GasSwapsContractYear2成员SM：WAHAMER成员2022-03-310000893538SM：GasSwapsContractYear3成员SM：WAHAMER成员2022-03-310000893538SM：GasSwapsContractYear4成员SM：WAHAMER成员2022-03-310000893538SM：天然气合同第二季度1月1日SM：NYMEXHH成员2022-03-312022-03-310000893538SM：天然气公司第三季度合同1月1日SM：NYMEXHH成员2022-03-312022-03-310000893538SM：天然气公司合同第四季度1月1日SM：NYMEXHH成员2022-03-312022-03-310000893538SM：GasCollarContractYear2成员SM：NYMEXHH成员2022-03-312022-03-310000893538SM：天然气公司合同年3月SM：NYMEXHH成员2022-03-312022-03-310000893538SM：天然气公司合同年4月SM：NYMEXHH成员2022-03-312022-03-310000893538SM：天然气合同第二季度1月1日SM：NYMEXHH成员2022-03-310000893538SM：天然气公司第三季度合同1月1日SM：NYMEXHH成员2022-03-310000893538SM：天然气公司合同第四季度1月1日SM：NYMEXHH成员2022-03-310000893538SM：GasCollarContractYear2成员SM：NYMEXHH成员2022-03-310000893538SM：天然气公司合同年3月SM：NYMEXHH成员2022-03-310000893538SM：天然气公司合同年4月SM：NYMEXHH成员2022-03-310000893538SM：IfHscMemberSM：天然气合同第二季度1月1日2022-03-312022-03-310000893538SM：天然气公司第三季度合同1月1日SM：IfHscMember2022-03-312022-03-310000893538SM：天然气公司合同第四季度1月1日SM：IfHscMember2022-03-312022-03-310000893538SM：GasCollarContractYear2成员SM：IfHscMember2022-03-312022-03-310000893538SM：天然气公司合同年3月SM：IfHscMember2022-03-312022-03-310000893538SM：天然气公司合同年4月SM：IfHscMember2022-03-312022-03-310000893538SM：IfHscMemberSM：天然气合同第二季度1月1日2022-03-310000893538SM：天然气公司第三季度合同1月1日SM：IfHscMember2022-03-310000893538SM：天然气公司合同第四季度1月1日SM：IfHscMember2022-03-310000893538SM：GasCollarContractYear2成员SM：IfHscMember2022-03-310000893538SM：天然气公司合同年3月SM：IfHscMember2022-03-310000893538SM：天然气公司合同年4月SM：IfHscMember2022-03-310000893538SM：IFTennTXZ0NYMEXHHMembersSm:GasBasisSwapContractSecondQuarterYear1Member2022-03-312022-03-310000893538SM：IFTennTXZ0NYMEXHHMembersSm:GasBasisSwapContractThirdQuarterYear1Member2022-03-312022-03-310000893538SM：IFTennTXZ0NYMEXHHMembersSm:GasBasisSwapContractFourthQuarterYear1Member2022-03-312022-03-310000893538SM：IFTennTXZ0NYMEXHHMembersSM：GasBasisSwapContractYear2成员2022-03-312022-03-310000893538SM：IFTennTXZ0NYMEXHHMembersSM：GasBasisSwapContractYear3成员2022-03-312022-03-310000893538SM：IFTennTXZ0NYMEXHHMembersSM：GasBasisSwapContractYear4成员2022-03-312022-03-310000893538SM：IFTennTXZ0NYMEXHHMembersSm:GasBasisSwapContractSecondQuarterYear1Member2022-03-310000893538SM：IFTennTXZ0NYMEXHHMembersSm:GasBasisSwapContractThirdQuarterYear1Member2022-03-310000893538SM：IFTennTXZ0NYMEXHHMembersSm:GasBasisSwapContractFourthQuarterYear1Member2022-03-310000893538SM：IFTennTXZ0NYMEXHHMembersSM：GasBasisSwapContractYear2成员2022-03-310000893538SM：IFTennTXZ0NYMEXHHMembersSM：GasBasisSwapContractYear3成员2022-03-310000893538SM：IFTennTXZ0NYMEXHHMembersSM：GasBasisSwapContractYear4成员2022-03-310000893538Sm:GasBasisSwapContractSecondQuarterYear1MemberSM：IFWAHANYMEXHH成员2022-03-312022-03-310000893538Sm:GasBasisSwapContractThirdQuarterYear1MemberSM：IFWAHANYMEXHH成员2022-03-312022-03-310000893538Sm:GasBasisSwapContractFourthQuarterYear1MemberSM：IFWAHANYMEXHH成员2022-03-312022-03-310000893538SM：GasBasisSwapContractYear2成员SM：IFWAHANYMEXHH成员2022-03-312022-03-310000893538SM：GasBasisSwapContractYear3成员SM：IFWAHANYMEXHH成员2022-03-312022-03-310000893538SM：GasBasisSwapContractYear4成员SM：IFWAHANYMEXHH成员2022-03-312022-03-310000893538Sm:GasBasisSwapContractSecondQuarterYear1MemberSM：IFWAHANYMEXHH成员2022-03-310000893538Sm:GasBasisSwapContractThirdQuarterYear1MemberSM：IFWAHANYMEXHH成员2022-03-310000893538Sm:GasBasisSwapContractFourthQuarterYear1MemberSM：IFWAHANYMEXHH成员2022-03-310000893538SM：GasBasisSwapContractYear2成员SM：IFWAHANYMEXHH成员2022-03-310000893538SM：GasBasisSwapContractYear3成员SM：IFWAHANYMEXHH成员2022-03-310000893538SM：GasBasisSwapContractYear4成员SM：IFWAHANYMEXHH成员2022-03-310000893538SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembersSM：NGL交换合同第二季度1月1日2022-03-312022-03-310000893538SM：NGLSwapsContractThirdQuallyYear 1月SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembers2022-03-312022-03-310000893538SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembersSM：NGLSwapsContractFourthQu季度Year 1月2022-03-312022-03-310000893538SM：NGLSwapsContractYear2成员SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembers2022-03-312022-03-310000893538SM：NGLSwapsContractYeart3成员SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembers2022-03-312022-03-310000893538SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembersSM：NGLSwapsContractYear4成员2022-03-312022-03-310000893538SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembersSM：NGL交换合同第二季度1月1日2022-03-310000893538SM：NGLSwapsContractThirdQuallyYear 1月SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembers2022-03-310000893538SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembersSM：NGLSwapsContractFourthQu季度Year 1月2022-03-310000893538SM：NGLSwapsContractYear2成员SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembers2022-03-310000893538SM：NGLSwapsContractYeart3成员SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembers2022-03-310000893538SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembersSM：NGLSwapsContractYear4成员2022-03-310000893538SM：NGLCollarContractSecond季度1年1月SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembers2022-03-312022-03-310000893538SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembersSM：NGLCollarContract第三季度1月1日2022-03-312022-03-310000893538SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembersSM：NGLCollarContract4季度1月1日2022-03-312022-03-310000893538SM：NGLCollarContractYear2成员SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembers2022-03-312022-03-310000893538SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembersSM：NGLCollarContractYear3成员2022-03-312022-03-310000893538SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembersSM：NGLCollarContractYear4成员2022-03-312022-03-310000893538SM：NGLCollarContractSecond季度1年1月SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembers2022-03-310000893538SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembersSM：NGLCollarContract第三季度1月1日2022-03-310000893538SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembersSM：NGLCollarContract4季度1月1日2022-03-310000893538SM：NGLCollarContractYear2成员SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembers2022-03-310000893538SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembersSM：NGLCollarContractYear3成员2022-03-310000893538SM：OPISPropaneMontBelvieuNonTETMembersSM：NGLCollarContractYear4成员2022-03-310000893538美国公认会计准则：次要事件成员SM：ICEBrentOilSwapContractYear32022-04-282022-04-280000893538美国公认会计准则：次要事件成员SM：ICEBrentOilSwapContractYear32022-04-280000893538SM：NYMEXOILCOLLAR合同年3月美国公认会计准则：次要事件成员2022-04-282022-04-280000893538SM：NYMEXOILCOLLAR合同年3月美国公认会计准则：次要事件成员2022-04-280000893538SM：GasBasisSwapContractYear2成员美国公认会计准则：次要事件成员SM：IfHscMember2022-04-282022-04-280000893538SM：GasBasisSwapContractYear2成员美国公认会计准则：次要事件成员SM：IfHscMember2022-04-280000893538SM：GasBasisSwapContractYear4成员美国公认会计准则：次要事件成员SM：IFWAHANYMEXHH成员2022-04-282022-04-280000893538SM：GasBasisSwapContractYear4成员美国公认会计准则：次要事件成员SM：IFWAHANYMEXHH成员2022-04-280000893538美国-公认会计准则：非指定成员2022-03-310000893538美国-公认会计准则：非指定成员2021-12-310000893538SM：石油合同成员2022-01-012022-03-310000893538SM：石油合同成员2021-01-012021-03-310000893538SM：天然气合同成员2022-01-012022-03-310000893538SM：天然气合同成员2021-01-012021-03-310000893538SM：NGL合同成员2022-01-012022-03-310000893538SM：NGL合同成员2021-01-012021-03-31

美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-Q
☑ 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条规定的季度报告

截至本季度末March 31, 2022

或

☐ 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告

由_至_的过渡期

佣金文件编号001-31539
https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/893538/000089353822000045/sm-20220331_g1.jpg
SM能源CO公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
特拉华州41-0518430
(注册成立或组织的国家或其他司法管辖区)(国际税务局雇主身分证号码)
谢尔曼街1775号，1200套房, 丹佛, 科罗拉多州
80203
(主要行政办公室地址)(邮政编码)
(303)861-8140
(注册人的电话号码，包括区号)
根据该法第12(B)条登记的证券：
每节课的标题
交易代码注册的每个交易所的名称
普通股，面值0.01美元SM纽约证券交易所
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☑ 不是☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是☑不是☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。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☐
如果是新兴成长型公司，用勾号表示注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据交易所法案第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是☐不是☑
注明截至最后实际可行日期，发行人所属各类普通股的流通股数量。
截至2022年4月20日，注册人拥有121,864,177已发行普通股的股份。
1

目录
项目
页面
有关前瞻性陈述的警示信息
3
第一部分
4
第1项。
财务报表(未经审计)
4
简明综合资产负债表
2022年3月31日和2021年12月31日
4
简明综合业务报表
截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月
5
简明综合全面收益表(损益表)
截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月
6
股东权益简明合并报表
截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月
7
现金流量表简明合并报表
截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月
8
简明合并财务报表附注
9
第二项。
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
21
第三项。
关于市场风险的定量和定性披露
37
第四项。
控制和程序
37
第II部
38
第1项。
法律诉讼
38
第1A项。
风险因素
38
第二项。
未登记的股权证券销售和收益的使用
38
第六项。
陈列品
39
签名
40
2

有关前瞻性陈述的警示信息
本报告中的10-Q表(“10-Q表”或“本报告”)包含“前瞻性陈述”，其含义符合经修订的1933年证券法(“证券法”)第27A条和经修订的1934年“证券交易法”(“交易法”)第21E条的含义。本报告中包含的所有陈述，除历史事实陈述外，涉及我们预期、相信或预期未来将发生或可能发生的与我们的财务状况、经营结果、业务前景或经济表现有关的活动、条件、事件或发展，或涉及未来经营的管理计划和目标，均属前瞻性陈述。“预期”、“假设”、“相信”、“预算”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“目标”、“打算”、“待定”、“计划”、“潜在”、“预计”、“将会”以及类似的表述旨在识别前瞻性表述。本报告通篇都有前瞻性陈述，包括关于以下事项的陈述：
•原油和天然气产区的武装冲突、政治不稳定或内乱，包括俄罗斯和乌克兰之间持续的冲突及其对法律法规的潜在影响，或实施经济或贸易制裁；
•全球新冠肺炎大流行对我们、我们的行业、我们的财务状况和我们的运营结果的影响；
•未来资本支出的数额和性质以及为资本支出提供资金的流动资金和资本资源的可用性；
•根据经修订的第六次修订和重新签署的信贷协议(“信贷协议”)，借款基数或总贷款人承诺的任何变化；
•我们对未来原油、天然气和天然气液体(在本报告中也分别称为“石油”、“天然气”和“NGL”)、油井成本、服务成本、生产成本以及一般和行政成本的价格展望；
•我们的钻井和完井活动以及其他勘探和开发活动，我们获得许可和政府批准的能力，以及我们、我们的联合开发合作伙伴和/或其他第三方运营商的计划；
•可能的收购和剥离，包括可能的剥离或分包，或在内部或联合开发某些财产；
•石油、天然气和天然气储量估计和未来净收入以及与这些储量估计相关的未来净收入现值的估计，以及已探明的未开发储量到已探明已开发储量的转换；
•我们预期的未来产量、确定的钻探地点以及钻探前景、库存、项目和计划；
•现金流、流动性、利息和相关偿债费用、我们实际税率的变化，以及我们未来偿还债务的能力；
•业务策略及未来业务的其他计划和目标，包括业务扩展和增长的计划或推迟资本投资的计划、有关未来股息支付、债务赎回或股权回购、资本市场活动、环境、社会和治理(“ESG”)目标和举措的计划，以及我们对未来财务状况或运营结果的展望；以及
•其他类似的问题，如管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析第一部分，本报告第2项。
我们的前瞻性陈述是基于我们根据我们的经验以及我们对历史趋势、当前状况、预期未来发展和我们认为在这种情况下合适的其他因素的看法而做出的假设和分析。我们提醒您，前瞻性陈述不是对未来业绩的保证，这些陈述会受到已知和未知的风险和不确定性的影响，这些风险和不确定性可能会导致我们的实际结果或表现与前瞻性陈述明示或暗示的任何未来结果或表现大不相同。可能导致我们的财务状况、经营业绩、业务前景或经济表现与预期不同的因素包括风险因素第I部分第1A项的章节表格10-K的年报截至2021年12月31日止的年度(“2021 Form 10-K”).
本报告中的前瞻性陈述仅代表提交本报告时的情况。尽管我们可能会不时自愿更新我们之前的前瞻性陈述，但我们不承诺这样做，除非适用的证券法要求这样做。
3

第一部分财务信息
项目1.财务报表
SM能源公司及其子公司
简明综合资产负债表(未经审计)
(单位：千，共享数据除外)
三月三十一号，
2022		十二月三十一日，
2021
资产
流动资产：
现金和现金等价物$419,887 $332,716 
应收账款321,076 247,201 
衍生资产9,649 24,095 
预付费用和其他8,223 9,175 
流动资产总额758,835 613,187 
财产和设备(成功法)：
已探明的油气性质9,518,883 9,397,407 
累计损耗、折旧和摊销(5,792,648)(5,634,961)
未探明的油气性质628,250 629,098 
正在开发的油井192,821 148,394 
其他财产和设备，扣除累计折旧#美元62,845及$62,359，分别
35,667 36,060 
财产和设备合计(净额)4,582,973 4,575,998 
非流动资产：
衍生资产8,903 239 
其他非流动资产45,070 44,553 
非流动资产总额53,973 44,792 
总资产$5,395,781 $5,233,977 
负债和股东权益
流动负债：
应付账款和应计费用$514,558 $563,306 
衍生负债538,127 319,506 
其他流动负债6,036 6,515 
流动负债总额1,058,721 889,327 
非流动负债：
循环信贷安排— — 
高级笔记，净额1,980,392 2,081,164 
资产报废债务98,908 97,324 
递延所得税21,768 9,769 
衍生负债51,631 25,696 
其他非流动负债69,252 67,566 
非流动负债总额2,221,951 2,281,519 
承付款和或有事项(附注6)
股东权益：
普通股，$0.01面值-授权：200,000,000已发行及已发行股份：121,864,177和121,862,248分别为股票
1,219 1,219 
额外实收资本1,844,478 1,840,228 
留存收益282,079 234,533 
累计其他综合损失(12,667)(12,849)
股东权益总额2,115,109 2,063,131 
总负债和股东权益$5,395,781 $5,233,977 
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
4

SM能源公司及其子公司
简明合并业务报表(未经审计)
(单位为千，每股数据除外)
截至3月31日的三个月，
20222021
营业收入和其他收入：
石油、天然气和天然气生产收入$858,721 $423,165 
其他营业收入1,055 20,681 
总营业收入和其他收入859,776 443,846 
运营费用：
石油、天然气和天然气生产费用144,691 100,930 
损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加159,481 166,960 
探索9,046 9,323 
损伤1,000 8,750 
一般和行政24,996 24,714 
衍生工具净亏损418,521 344,689 
其他营业费用(净额)305 (599)
总运营费用758,040 654,767 
营业收入(亏损)101,736 (210,921)
利息支出(39,387)(39,871)
其他营业外费用，净额(724)(371)
所得税前收入(亏损)61,625 (251,163)
所得税费用(12,861)(106)
净收益(亏损)$48,764 $(251,269)
基本加权平均已发行普通股121,907 114,759 
稀释加权平均已发行普通股124,179 114,759 
每股普通股基本净收益(亏损)$0.40 $(2.19)
稀释后每股普通股净收益(亏损)$0.39 $(2.19)
每股普通股股息$0.01 $0.01 
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
5

SM能源公司及其子公司
简明综合全面收益表(亏损)(未经审计)
(单位：千)
截至3月31日的三个月，
20222021
净收益(亏损)$48,764 $(251,269)
其他综合收入，税后净额：
养老金负债调整182 191 
扣除税后的其他综合收入总额182 191 
全面收益(亏损)合计$48,946 $(251,078)
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
6

SM能源公司及其子公司
简明合并股东权益报表(未经审计)
(以千为单位，不包括股票数据和每股股息)
额外实收资本累计其他综合损失股东权益总额
普通股留存收益
股票金额
余额，2021年12月31日121,862,248 $1,219 $1,840,228 $234,533 $(12,849)$2,063,131 
净收入— — — 48,764 — 48,764 
其他综合收益— — — — 182 182 
宣布的现金股息，$0.01每股
— — — (1,218)— (1,218)
在归属RSU时发行普通股，扣除用于扣缴税款的股份后的净额1,929 — (24)— — (24)
基于股票的薪酬费用— — 4,274 — — 4,274 
余额，2022年3月31日121,864,177 $1,219 $1,844,478 $282,079 $(12,667)$2,115,109 
额外实收资本累计其他综合损失股东权益总额
普通股留存收益(亏损)
股票金额
余额，2020年12月31日114,742,304 $1,147 $1,827,914 $200,697 $(13,598)$2,016,160 
净亏损— — — (251,269)— (251,269)
其他综合收益— — — — 191 191 
宣布的现金股息，$0.01每股
— — — (1,147)— (1,147)
基于股票的薪酬费用— — 5,737 — — 5,737 
余额，2021年3月31日114,742,304 $1,147 $1,833,651 $(51,719)$(13,407)$1,769,672 
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
7

SM能源公司及其子公司
简明合并现金流量表(未经审计)
(单位：千)
截至3月31日的三个月，
20222021
经营活动的现金流：
净收益(亏损)$48,764 $(251,269)
将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额：
损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加159,481 166,960 
损伤1,000 8,750 
基于股票的薪酬费用4,274 5,737 
衍生工具净亏损418,521 344,689 
衍生结算损失(168,183)(107,885)
债务折价摊销和递延融资成本4,010 4,723 
递延所得税11,948 (52)
其他，净额239 (14,592)
营运资金净变动(137,962)(51,437)
经营活动提供的净现金342,092 105,624 
投资活动产生的现金流：
资本支出(150,127)(147,563)
其他，净额— (71)
用于投资活动的现金净额(150,127)(147,634)
融资活动的现金流：
来自循环信贷安排的收益— 440,000 
偿还循环信贷安排— (398,000)
回购优先债券所支付的现金(104,770)— 
其他，净额(24)— 
融资活动提供(用于)的现金净额(104,794)42,000 
现金、现金等价物和限制性现金的净变化87,171 (10)
期初现金、现金等价物和限制性现金332,716 10 
期末现金、现金等价物和限制性现金$419,887 $— 
补充补充现金流量信息明细表：
经营活动：
支付利息的现金，扣除资本化利息$(64,204)$(53,449)
投资活动：
资本支出应计项目和其他项目的增加$15,627 $37,409 
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
8

SM能源公司及其子公司
简明合并财务报表附注(未经审计)
附注1-主要会计政策摘要
操作说明
SM Energy Company及其合并子公司(“SM Energy”或“公司”)是一家独立的能源公司，在德克萨斯州从事石油、天然气和天然气的收购、勘探、开发和生产。
陈述的基础
随附的未经审核简明综合财务报表包括本公司的账目，并已根据美国公认的中期财务资料会计原则(“GAAP”)、Form 10-Q季度报告指引及S-X规则编制。这些财务报表不包括GAAP要求的年度财务报表的所有信息和附注。然而，除本文所披露者外，综合财务报表附注所披露的资料并无重大变动。2021 Form 10-K。管理层认为，所有调整都已包括在内，这些调整包括被认为是公平列报中期财务信息所必需的正常经常性调整。本报告所列期间的经营结果不一定代表全年的预期结果。在编制公司未经审计的简明综合财务报表时，公司评估了2022年3月31日资产负债表日期之后的事件，并通过提交本报告进行了评估。此外，某些前期金额已重新分类，以符合随附的未经审计简明综合财务报表中的本期列报。
重大会计政策
公司所遵循的重要会计政策载于附注1-主要会计政策摘要在2021 Form 10-K并附有本报告所载未经审计简明综合财务报表的附注。这些未经审计的简明综合财务报表应与2021 Form 10-K.
近期发布的会计准则
截至2022年3月31日，截至提交本报告时，尚未发布和尚未采用任何适用于本公司且将对本公司未经审计的简明综合财务报表和相关披露产生重大影响的会计准则更新。
注2--与客户签订合同的收入
该公司确认其出售其米德兰盆地和南得克萨斯州资产生产的石油、天然气和NGL的收入份额。石油、天然气及天然气生产收入在随附的未经审核的简明综合经营报表(“随附经营报表”)内列报，反映与客户签订的合同所产生的收入。
下表按产品类型列出了截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月公司每个经营区域的石油、天然气和天然气生产收入：
米德兰盆地南得克萨斯州总计
截至3月31日的三个月，截至3月31日的三个月，截至3月31日的三个月，
202220212022202120222021
(单位：千)
石油生产收入$493,895$286,105$113,407$19,672$607,302$305,777
采气收入102,27357,80667,77631,852170,04989,658
NGL生产收入15210081,21827,63081,37027,730
总计$596,320$344,011$262,401$79,154$858,721$423,165
相对百分比69 %81 %31 %19 %100 %100 %
该公司在产品的保管权和所有权(“控制权”)转移给买方时确认石油、天然气和天然气生产收入，根据适用的合同条款而有所不同。控制权的转移推动了
9

在随附的经营报表中列报运输、收集、加工和其他生产后费用(“费用和其他扣除”)。公司在控制权转移前发生的费用和其他扣除项目记录在随附的运营报表上的石油、天然气和天然气生产费用项目中。当控制权在井口或井口附近转让时，销售基于井口市场价格，该价格受控制权转让后买方产生的费用和其他扣减影响。请参阅注2--与客户签订合同的收入在2021 Form 10-K有关产生石油、天然气和天然气生产收入的合同类型的更多信息，请访问。
在适用《会计准则汇编专题606》中的指导意见时作出的重大判断，来自与客户的合同收入，指在采用中游处理器的天然气处理安排中，控制权转移到买方手中的时间点。本公司认为，在确定交易价格(包括代表可变对价的金额)方面不需要做出重大判断，因为考虑到体积测量的精度以及使用具有一般可预测差异的指数定价，交易量和价格的估计不确定性水平较低。因此，本公司认为变动对价的估计不受限制。
公司的履约义务产生于从公司拥有所有权权益的油井生产碳氢化合物。在中游加工商处理设施的井口、进水口或后闸门或其他合同规定的交货点将控制权移交给买方时，视为履行了履约义务。从产生到履行履行义务之间的时间段一般不到一天，因此有不是报告所述期间结束时未履行或部分未履行的履约债务。
收入在履行履约义务的月份入账。然而，收到了碳氢化合物购买者的结算单和相关的现金对价。30至90生产发生后的天数。因此，公司必须估计交付给客户的产品数量以及最终将收到的产品销售对价。应付本公司的估计收入记入随附的未经审核简明综合资产负债表(“随附资产负债表”)的应收账款项目内，直至收到付款为止。截至2022年3月31日和2021年12月31日，资产负债表内与客户签订的合同应收账款余额为#美元。291.7百万美元和美元215.6分别为100万美元。为了估计与客户签订的合同应收账款，该公司使用对其财产、历史业绩、合同安排、指数定价、质量和运输差异以及其他因素的了解作为这些估计的基础。估计和实际收到的产品销售金额之间的差额记录在收到购买者付款的月份。
附注3--股权
2020年6月17日，公司发行认股权证，购买总额约为5.9百万股，或大约五其当时已发行普通股的百分比，行使价为$0.01每股(“认股权证”)。认股权证在持有人于年#日选举时可行使。2021年1月15日，根据截至2020年6月17日的认股权证协议条款。认股权证与公司普通股挂钩，如获行使，须以实物结算或股份净额结算方式结算。
发行时，美元21.5权证的公允价值在随附的资产负债表中以额外缴入资本入账，并利用几何布朗运动的随机蒙特卡罗模拟(“GBM模型”)厘定。本公司在权威会计指引下评估权证，并决定将其归类为权益工具，不需要经常性公允价值计量。自发行以来，认股权证的初始账面值没有任何变化。
不是在2022年第一季度行使了认股权证。截至2022年3月31日，19,044认股权证仍未行使，该等认股权证仍可在持有人选举时全部或不时部分行使，直至下列日期届满June 30, 2023.
10

附注4--所得税
截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的所得税准备金包括：
截至3月31日的三个月，
20222021
(单位：千)
所得税支出的当期部分：
联邦制$(609)$—
状态(304)(158)
所得税(费用)福利递延部分(11,948)52
所得税费用$(12,861)$(106)
实际税率20.9 %— %
已记录的所得税费用或福利不同于将法定的美国联邦所得税税率适用于所得税前的收入或亏损所提供的金额。这些差异主要涉及国家所得税的影响、基于股票的补偿奖励带来的超额税收利益和不足、对受保个人补偿的税收限制、估值免税额的变化、其他较小的永久性差异的累积影响，还可能反映颁布期间制定的税率变化对公司递延税收净资产和负债余额的累积影响。如上表所示，季度比率和由此产生的所得税(支出)利益也可能受到预测净收益或亏损的比例影响以及对列报每个期间的估值津贴的相关影响。与2021年同期相比，预测净收益对截至2022年3月31日的三个月的实际税率的影响较大，估值准备调整对截至2021年3月31日的三个月的实际税率的影响较大。
在2018年前的所有年度，本公司一般不再接受美国联邦或州税务机关的所得税审查。
注5--长期债务
下表汇总了该公司截至2022年3月31日和2021年12月31日的高级担保票据(扣除未摊销贴现和递延融资成本)和高级无担保票据(扣除未摊销递延融资成本)的未偿还余额总额：
截至2022年3月31日截至2021年12月31日
(单位：千)
高级担保票据(1)
$410,525 $407,712 
高级无担保票据(1)
1,569,867 1,673,452 
总计$1,980,392 $2,081,164 
____________________________________________
(1)    高级担保票据和高级无担保票据的定义如下。
信贷协议
公司的信贷协议将于2023年9月28日到期，该协议规定优先担保循环信贷安排，最高贷款额为$2.5十亿美元。截至2022年3月31日，信贷协议下的借款基数和总贷款人承诺为1.1十亿美元。在2022年3月31日之后，完成了半年度借款基数的重新确定，重申了本公司的借款基数和总贷款人承诺为#美元。1.1十亿美元。下一次借款基数重新确定日期定于2022年10月1日。
与循环信贷安排相关的利息和承诺费根据信贷协议中规定的借款基础利用网格应计，如中所示注5--长期债务在2021 Form 10-K。在公司的选择下，信贷协议下的借款可以是欧洲美元、备用基本利率(“ABR”)或Swingline贷款的形式。欧洲美元贷款按伦敦银行间同业拆放利率(LIBOR)计息，外加利用电网的适用保证金，ABR和Swingline贷款按基于市场的浮动利率计息，外加利用电网的适用保证金。承诺费
11

按使用率网格的利率计入总贷款人承诺额中未使用的部分，并包括在所附经营报表的利息支出项目中。
伦敦银行间同业拆借利率(Libor)在2021年12月31日之后停止作为新贷款和合同的全球参考利率。信贷协议规定，如果LIBOR不再是广泛使用的基准利率，或如果LIBOR不再用于确定美国贷款的利率，则应由行政代理在与本公司磋商后制定公平反映融资贷款成本的替代利率。在公司现有信贷协议的到期日之前，公司预计将在2022年签订新的信贷协议，除了其他谈判达成的条款、条件、协议和其他条款外，该协议还将规定新的欧洲美元贷款利率。在此之前，该公司预计不会发生欧洲美元贷款形式的借款。
下表显示了截至2022年4月20日、2022年3月31日和2021年12月31日，信用证协议项下的未偿余额、未偿信用证总额和可用借款能力：
截至2022年4月20日截至2022年3月31日截至2021年12月31日
(单位：千)
循环信贷安排(1)
$— $— $— 
信用证(2)
6,000 6,000 2,500 
可用借款能力1,094,000 1,094,000 1,097,500 
总贷款人承诺额$1,100,000 $1,100,000 $1,100,000 
____________________________________________
(1)    可归因于循环信贷安排的未摊销递延融资费用在所附资产负债表中作为其他非流动资产项目的组成部分列报，总额为#美元。2.3百万美元和美元2.7分别截至2022年3月31日和2021年12月31日。这些费用将在循环信贷安排的期限内按直线摊销。
(2)    未付信用证减少了循环信贷安排下按美元计算的可用金额。
高级担保票据
高级担保票据(扣除未摊销贴现和递延融资成本后的净额)包含在截至2022年3月31日和2021年12月31日的资产负债表上的高级票据净额项目中，包括10.02025年到期的高级担保票据百分比(“2025年高级担保票据”或“高级担保票据”)：
截至2022年3月31日截至2021年12月31日
(单位：千)
本金金额：10.02025年到期的高级担保票据百分比
$446,675 $446,675 
未摊销债务贴现28,135 30,236 
未摊销递延融资成本8,015 8,727 
10.02025年到期的高级担保票据百分比，扣除未摊销债务贴现和递延融资成本
$410,525 $407,712 
2025年高级担保票据为本公司的优先债务，以次优先权为抵押，次于本公司在信贷协议下的债务。2025年优先担保票据与公司所有现有和任何未来的无担保优先或次级债务相比，具有更高的支付权。
如管理2025年优先担保票据的契约所述，公司可根据溢价，加上应计及未付利息，在到期前按赎回价格赎回部分或全部2025年优先担保票据。
2022年4月28日，本公司向2025年优先担保票据持有人发出赎回通知，通知该等持有人本公司有意赎回美元446.7于2022年6月17日(“赎回日期”)，其2025年高级抵押债券的未偿还本金总额为百万美元。根据管理2025年高级担保债券的契约条款，赎回价格将相当于107.52025年优先担保票据于赎回日本金百分比(每1,000美元未偿还本金$1,075)，外加应计和未付利息。
12

高级无担保票据
高级无担保票据，扣除未摊销递延融资成本，包括在截至2022年3月31日和2021年12月31日的资产负债表净额项目内，包括以下内容(统称为“高级无担保票据”，与2025年高级担保票据一起称为“高级票据”)：
截至2022年3月31日截至2021年12月31日
本金金额未摊销递延融资成本本金，净额本金金额未摊销递延融资成本本金，净额
(单位：千)
5.02024年到期的优先债券百分比
$— $— $— $104,769 $403 $104,366 
5.6252025年到期的优先债券百分比
349,118 2,001 347,117 349,118 2,160346,958 
6.752026年到期的优先债券百分比
419,235 3,095 416,140 419,235 3,270415,965 
6.6252027年到期的优先债券百分比
416,791 3,755 413,036 416,791 3,949412,842 
6.52028年到期的优先债券百分比
400,000 6,426 393,574 400,000 6,679 393,321 
总计$1,585,144 $15,277 $1,569,867 $1,689,913 $16,461 $1,673,452 
优先无抵押票据为无抵押优先债务，与本公司所有现有及任何未来无抵押优先债务享有同等的偿付权，并优先于任何未来的次级债务。本公司可在高级无抵押票据到期前，根据溢价加上管理高级无抵押票据的契约所述的应计及未付利息，以赎回价格赎回部分或全部高级无抵押票据。
2022年2月14日，公司赎回了全部104.8未偿还本金总额的百万美元5.02024年到期的优先债券(“2024年优先债券”)，手头有现金，根据管理2024年优先债券的契约条款，该契约规定赎回价格相当于1002024年优先票据于赎回日本金的百分比，另加应计及未付利息。赎回后，该公司加快了所有先前未摊销的递延融资成本的摊销。本公司于结算时注销所有已赎回的2024年优先票据。
请参阅注5--长期债务在2021 Form 10-K有关公司高级票据的更多细节，请参阅。
契诺
本公司须受信贷协议及管理优先票据的若干财务及非金融契诺所规限，该等条款(其中包括)限制本公司产生额外债务、支付包括股息在内的限制性付款、出售资产、设立担保债务的留置权、与联属公司订立交易、与其他实体合并或合并，以及就本公司的受限制附属公司而言，容许双方同意限制该等受限制附属公司支付欠本公司或任何其他受限制附属公司的股息或债务的能力。截至2022年3月31日，通过提交本报告，公司遵守了信贷协议下的所有契约和管理优先票据的契约。请参阅注5--长期债务在2021 Form 10-K关于本公司在信贷协议下的契诺和管理优先债券的契约的更多细节。
资本化利息
截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的资本化利息成本总计为美元3.0百万美元和美元4.3分别为100万美元。公司资本化的利息金额通常根据借款金额、公司的资本计划以及与被视为正在进行的资本项目相关的成本的时间和金额而波动。资本化利息成本包括在发生的总成本中。
附注6--承付款和或有事项
承付款
除下文讨论的项目外，提交本报告期间的承诺没有发生与2021 Form 10-K。请参阅附注6--承付款和或有事项在2021 Form 10-K以进一步讨论公司的承诺。
钻机服务合同。在截至2022年3月31日的三个月内，该公司修改了某些钻井平台合同，导致合同期限延长。截至2022年3月31日，公司的钻机承诺总额为
13

$27.1根据延长到2023年第二季度的合同条款，100万美元。如果所有这些合同在2022年3月31日终止，公司将避免部分合同服务承诺；然而，公司将被要求支付#美元。17.3百万美元的提前解约费。不是本公司在截至2022年3月31日的三个月内发生了提前终止罚款或待命费用，本公司预计在2022年剩余时间内不会因其钻井平台合同而招致重大罚款。
钻井和完井承诺。在截至2022年3月31日的三个月内，该公司签署了一项协议，其中包括对某些现有租约的最低钻井和完井进尺要求。如果在2024年3月31日之前没有满足这些最低要求，公司将被要求根据实际钻探和完成的进尺与最低要求之间的差额支付违约金。截至2022年3月31日，违约金的范围可能为零最高可达$96.0100万，最大敞口假设在2024年3月31日之前没有发生任何额外的开发活动。截至提交本报告时，公司预计将履行本协议规定的义务。
或有事件
该公司在正常业务过程中会受到诉讼和索赔的影响。当负债可能且金额可合理估计时，本公司应计提该等项目。管理层认为，任何未决诉讼和索赔的预期结果预计不会对公司的运营结果、财务状况或现金流产生实质性影响。
附注7--补偿计划
截至2022年3月31日，4.9根据本公司的股权激励薪酬计划(“股权计划”)，有100万股普通股可供授予。公司还可向符合条件的员工授予其他类型的长期激励奖励，如现金奖励和绩效现金奖励。
绩效份额单位
作为其股权计划的一部分，公司已向符合条件的员工授予绩效股单位(“PSU”或“PSU”)。为结清PSU而发行的公司普通股股票数量从零至二乘以授予的PSU数量，并根据以下特定标准确定三-年度业绩期间。PSU一般在授予日期的三周年或股权计划中规定的其他触发事件时授予。
至于于2019年批出并经本公司认定为股权奖励的PSU，结算准则包括结合本公司相对于某些同业公司的总股东回报(“TSR”)及本公司相对于某些联营公司相对于某些同业公司的总资本投资的现金回报(“CRTCI”)。三-年度业绩期间。除了这些绩效标准外，这些赠款的奖励协议还规定，如果公司的绝对TSR在三-年度业绩期间，为结算已发行的PSU而可以发行的普通股的最大数量上限为一乘以授予日授予的PSU数量，而不考虑公司相对于同级组的TSR和CRTCI绩效。2019年授予的PSU的公允价值是在适用的授予日使用GBM模型计量的，前提是相关的CRTCI履约条件将在各自履约期结束时按目标金额得到满足。PSU的补偿开支于各授权期内于一般及行政开支及勘探开支内确认。由于这些奖励取决于基于业绩的结算标准和基于市场的结算标准的组合，薪酬支出可能会在未来期间根据公司相对于适用同行公司的预期CRTCI业绩增加或减少而进行调整。
本公司根据授予日奖励的公允价值记录与发放PSU相关的补偿费用。为PSU记录的总补偿费用为$0.7百万美元和美元3.2截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月分别为100万美元。截至2022年3月31日，0.7与未归属PSU有关的未确认补偿支出总额中的100万美元，将在2022年年中之前摊销。在截至2022年3月31日的三个月内，未偿还和未归属的PSU没有重大变化。
员工限制性股票单位
作为其股权计划的一部分，本公司已向合资格人士授予限制性股票单位(“RSU”或“RSU”)。每授予一个RSU代表一项接收权利一在指定的归属期间结束时支付的公司普通股的份额。RSU通常在适用的归属期间内或股权计划中规定的其他触发事件中，在授予的每个周年日授予总授予的三分之一。
本公司根据授予之日的公允价值记录与发放RSU相关的补偿费用。RSU的公允价值等于公司普通股在授予之日的收盘价。RSU的补偿费用在一般和行政费用以及归属后的勘探费用中确认
14

各奖项的获奖期限。为员工RSU记录的总薪酬支出为$3.3百万美元和美元2.2截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月分别为100万美元。截至2022年3月31日，17.2与未归属RSU有关的未确认补偿支出总额中的100万美元，将在2024年年中之前摊销。在截至2022年3月31日的三个月内，未偿还和未归属的RSU没有重大变化。
请参阅附注7--补偿计划在2021 Form 10-K有关公司股权计划的更多细节，请访问。
附注8-公允价值计量
本公司对所有按公允价值计量的资产和负债遵循公允价值计量会计准则。本指引将公允价值定义为在计量日期在市场参与者之间的有序交易中出售资产或支付转移负债的价格(退出价格)。市场或可观察到的投入是价值的首选来源，其次是在没有市场投入的情况下基于假设交易的假设。对这些资产和负债进行分组的公允价值等级是根据下列投入的重要程度确定的：
•第1级-相同资产或负债在活跃市场的报价
•2级-类似资产或负债在活跃市场的报价，相同或类似工具在非活跃市场的报价，以及其投入可观察到或其重要价值驱动因素可观察到的模型衍生估值
•级别3-无法观察到估值模型的重要输入
下表列出了公司截至2022年3月31日在资产负债表中按公允价值计量的资产和负债，以及这些资产和负债在公允价值体系中的分类：
1级2级3级
(单位：千)
资产：
衍生品(1)
$— $18,552 $— 
负债：
衍生品(1)
$— $589,758 $— 
__________________________________________
(1)    这是指按公允价值经常性计量的金融资产或负债。
下表列出了公司截至2021年12月31日在资产负债表中按公允价值计量的资产和负债，以及这些资产和负债在公允价值层次中的分类：
1级2级3级
(单位：千)
资产：
衍生品(1)
$— $24,334 $— 
负债：
衍生品 (1)
$— $345,202 $— 
____________________________________________
(1)    这是指按公允价值经常性计量的金融资产或负债。
金融及非金融资产及负债均根据对公允价值计量有重大意义的最低投入水平，按上述公允价值分级分类。以下是本公司所使用的估值方法的说明，以及根据上述公允价值等级对该等工具的一般分类。
衍生品
该公司使用第2级投入来衡量石油、天然气和NGL商品衍生品的公允价值。公允价值基于内插数据。该公司根据远期商品价格曲线、交易对手的信用评级、公司的信用评级和货币的时间价值来得出内部估值估计。然后，将这些估值与各自交易对手的按市值计价的声明进行比较。经考虑的因素导致估计的退出价格，管理层认为该价格为衍生工具的估值提供了合理和一致的方法。管理层并不认为本公司所使用的商品衍生工具复杂、结构化或缺乏流动性。石油、天然气和天然气商品
15

衍生品市场非常活跃。请参阅附注10-衍生金融工具在本报告中，并附注10-衍生金融工具和附注8-公允价值计量在2021 Form 10-K有关本公司衍生工具的更多信息，请访问。
石油和天然气性质及其他财产和设备
该公司拥有不是包括在总财产和设备中的资产，净额，截至2022年3月31日或2021年12月31日按公允价值计量。
不是已证明的财产减值费用是在截至2022年3月31日或2021年3月31日的三个月内记录的。截至2022年3月31日及2021年3月31日止三个月，本公司录得与弃置及减值未探明物业有关的减值开支#美元。1.0百万美元，以及$8.8分别为100万美元。这些减值与实际和预期的租赁到期有关，以及由于所有权缺陷、开发计划的变化和其他固有的面积风险造成的实际和预期的面积损失。资产负债表上截至2022年3月31日和2021年12月31日的未探明石油和天然气资产项目的余额按账面价值记录。
请参阅附注1-主要会计政策摘要和附注8-公允价值计量在2021 Form 10-K有关该公司确定其油气生产资产公允价值和相关减值费用的政策的更多信息。
长期债务
下表反映了该公司优先票据债务的公允价值，该债务以二级市场交易报价为基础，使用1级投入进行计量。截至2022年3月31日或2021年12月31日，这些票据在相应的资产负债表上没有按公允价值列报，因为它们是以账面价值记录的，扣除任何未摊销折扣和递延融资成本。请参阅注5--长期债务有关其他信息，请参见上面的。
截至2022年3月31日截至2021年12月31日
本金金额公允价值本金金额公允价值
(单位：千)
10.02025年到期的高级担保票据百分比
$446,675 $486,760 $446,675 $491,628 
5.02024年到期的优先债券百分比
$— $— $104,769 $104,583 
5.6252025年到期的优先债券百分比
$349,118 $349,715 $349,118 $353,091 
6.752026年到期的优先债券百分比
$419,235 $431,158 $419,235 $431,787 
6.6252027年到期的优先债券百分比
$416,791 $428,253 $416,791 $432,783 
6.52028年到期的优先债券百分比
$400,000 $413,660 $400,000 $417,284 
注9-每股收益
普通股每股基本净收益或亏损的计算方法是，普通股股东可获得的净收益或亏损除以各自期间已发行普通股的基本加权平均数。普通股每股摊薄净收益或每股亏损的计算方法是，普通股股东可获得的净收益或亏损除以普通股的摊薄加权平均数，其中包括潜在摊薄证券的影响。本次计算的潜在摊薄证券主要包括未归属的RSU、或有PSU和权证，所有这些都是使用库存股方法计量的。认股权证在持有人于年#日选举时可行使。2021年1月15日，因此，在截至2021年3月31日的三个月中，它们被列为潜在稀释证券，在调整后的加权平均基础上，它们的未偿还部分。请参阅附注3--股权和附注7--补偿计划在本报告中，以及注9-每股收益在2021 Form 10-K有关这些可能稀释的证券的更多细节。
当公司确认持续经营的净亏损时，所有可能稀释的股票都是反稀释的，因此不包括在普通股稀释净亏损的计算中。下表详细说明了所列期间反稀释证券的加权平均数：
截至3月31日的三个月，
20222021
(单位：千)
抗稀释剂—8,106
16

下表列出了普通股基本净收益(亏损)和稀释后净收益(亏损)的计算方法：
截至3月31日的三个月，
20222021
(单位为千，每股数据除外)
净收益(亏损)$48,764 $(251,269)
基本加权平均已发行普通股121,907114,759
非既得RSU和或有PSU的稀释效应2,253—
认股权证的摊薄作用19—
稀释加权平均已发行普通股124,179114,759
每股普通股基本净收益(亏损)$0.40 $(2.19)
稀释后每股普通股净收益(亏损)$0.39 $(2.19)
附注10-衍生金融工具
已实施的石油、天然气和天然气衍生产品合同摘要
本公司定期订立商品衍生合约，以减轻部分对石油、天然气及天然气的价格波动及区位差价的影响，以及对现金流的相关影响。截至2022年3月31日，所有合约均为非交易目的订立。该公司的大宗商品衍生品合约包括石油、天然气和天然气生产的掉期和套期安排。在典型的大宗商品掉期协议中，如果商定的第三方指数价格(“指数价格”)低于掉期固定价格，本公司将收到指数价格与约定的掉期固定价格之间的差额。如果指数价格高于掉期固定价格，公司将支付差额。对于套领安排，如果指数价格低于底价，公司将收到商定的指数价格与底价之间的差额。如果指数价格高于上限价格，本公司将支付商定的上限价格与指数价格之间的差额。如果指数价格在下限价格和上限价格之间，则不会支付或收到任何金额。
本公司签订了固定价格的石油和天然气基础掉期，以减少某些行业基准价格与公司产品销售的实际实物价格点之间的不利定价差异的风险敞口。截至提交本报告时，该公司有固定价差的基差互换合同：
•Nymex WTI和WTI Midland收购其米德兰盆地的一部分石油生产，销售合同以WTI Midland价格结算；
•纽约商品交易所西德克萨斯中质原油和洲际交易所布伦特原油(“洲际交易所布伦特原油”)收购其米德兰盆地石油生产的一部分，销售合同以洲际交易所布伦特原油价格结算；
•纽约商品交易所WTI和Argus WTI休斯敦麦哲伦东休斯顿码头(“MEH”)收购其南得克萨斯州石油生产的一部分，销售合同以Argus WTI休斯顿MEH(“WTI Houston MEH”)价格结算；
•Nymex Henry Hub(“HH”)和德克萨斯州田纳西州FERC内部0区(“IF Tenn TX Z0”)购买其南得克萨斯州天然气生产的一部分，销售合同以IF Tenn TX Z0价格结算；
•Nymex HH和Inside FERC Houston Ship Channel(“IF HSC”)收购其南得克萨斯州天然气生产的一部分，销售合同以IF HSC价格结算；以及
•Nymex HH和Inside FERC West Texas(“IF Waha”)收购其南得克萨斯州天然气生产的一部分，销售合同以IF Waha价格结算。
本公司亦已订立原油掉期合约，以厘定NYMEX历月平均价与现货原油交割月(“Roll Differential”)之间的定价差额，即本公司支付定期可变Roll差价并收取加权平均固定价差。加权平均固定价差代表掉期合约涵盖的名义交易量的交割月价格净增加(减少)的金额。
17

截至2022年3月31日，该公司截至2025年第四季度的大宗商品衍生品合约未平仓，总结如下：
合同期
2022年第二季度2022年第三季度2022年第四季度202320242025
石油衍生产品(体积单位为MBbl，价格单位为$per Bbl)：
掉期
纽约商品交易所WTI成交量2,451 1,938 1,923 1,190 — — 
加权平均合同价格$52.71 $44.63 $44.58 $45.20 $— $— 
洲际交易所布伦特原油交易量— — — 3,650 614 — 
加权平均合同价格$— $— $— $86.50 $85.26 $— 
领子
纽约商品交易所WTI成交量894 1,114 1,128 858 — — 
加权平均楼面价格$56.94 $64.77 $63.74 $60.00 $— $— 
加权平均上限价格$64.93 $71.89 $75.48 $73.09 $— $— 
基差互换
WTI Midland-NYMEX WTI成交量2,374 2,442 2,462 885 — — 
加权平均合同价格$1.15 $1.15 $1.15 $0.60 $— $— 
纽约商品交易所WTI-ICE布伦特原油成交量910 920 920 — — — 
加权平均合同价格$(7.78)$(7.78)$(7.78)$— $— $— 
WTI休斯顿MEH-NYMEX WTI卷349 335 374 646 — — 
加权平均合同价格$1.25 $1.25 $1.25 $1.24 $— $— 
滚动差价互换
纽约商品交易所WTI成交量3,359 3,288 3,248 4,968 — — 
加权平均合同价格$0.21 $0.22 $0.21 $0.62 $— $— 
气体衍生产品(体积单位为BBtu，价格单位为美元/MMBtu)：
掉期
Nymex HH卷1,977 1,677 1,903 — — — 
加权平均合同价格$3.95 $4.02 $4.25 $— $— $— 
如果HSC卷6,808 6,934 6,982 — — — 
加权平均合同价格$2.34 $2.37 $2.47 $— $— $— 
如果Waha卷3,079 3,085 3,067 900 — — 
加权平均合同价格$2.09 $2.19 $2.22 $3.98 $— $— 
领子
Nymex HH卷1,270 760 1,908 17,098 — — 
加权平均楼面价格$3.00 $3.25 $3.50 $3.31 $— $— 
加权平均上限价格$4.48 $5.45 $4.44 $5.59 $— $— 
如果HSC卷— — — 900 $— $— 
加权平均楼面价格$— $— $— $3.38 $— $— 
加权平均上限价格$— $— $— $7.75 $— $— 
基差互换
如果Tenn TX Z0-NYMEX HH卷1,270 760 — — — — 
加权平均合同价格$(0.14)$(0.14)$— $— $— $— 
如果Waha-NYMEX HH卷— — — 7,247 20,958 15,727 
加权平均合同价格$— $— $— $(1.02)$(0.86)$(0.66)
18

合同期(续)
2022年第二季度2022年第三季度2022年第四季度202320242025
NGL衍生品(体积单位为MBbl，价格单位为$per Bbl)：
掉期
OPIS丙烷山贝尔维尤非TET卷269 106 113 — — — 
加权平均合同价格$41.69 $35.70 $35.91 $— $— $— 
领子
OPIS丙烷山贝尔维尤非TET卷253 164 173 — — — 
加权平均楼面价格$25.94 $24.09 $24.11 $— $— $— 
加权平均上限价格$31.69 $27.84 $28.13 $— $— $— 
2022年3月31日以后签订的商品衍生品合约
2022年3月31日之后，本公司签订了以下商品衍生品合同：
•2024年第一季度ICE布伦特石油掉期合约固定价，总计0.3石油产量MMbbl，合同价为1美元86.00每个Bbl；
•纽约商品交易所WTI 2024年第四季度油环合约，总计0.1石油产量MMbbl，底价为1美元75.00每桶，最高限价$78.20每个Bbl；
•如果HSC-NYMEX HH基差互换合约为2023年第一季度，总计1,337BBtu，合同价为$0.005每MMBtu；以及
•如果2025年WAHA-NYMEX HH基差互换合约总计4,774BBtu，加权平均合同价为$(0.64)每MMBtu。
衍生资产和负债公允价值
本公司的商品衍生工具按公允价值计量，并作为衍生资产及负债计入随附的资产负债表，但符合“正常购买及正常销售”除外的衍生工具除外。本公司并未将其商品衍生合约指定为对冲工具。商品衍生合约的公允价值为净负债#美元。571.2百万美元和美元320.9分别截至2022年3月31日和2021年12月31日。
下表按类别详细说明了所附资产负债表中记录的商品衍生合约的公允价值：
截至2022年3月31日截至2021年12月31日
(单位：千)
衍生资产：
流动资产$9,649 $24,095 
非流动资产8,903 239 
衍生工具资产总额$18,552 $24,334 
衍生负债：
流动负债$538,127 $319,506 
非流动负债51,631 25,696 
衍生负债总额$589,758 $345,202 
衍生工具资产和负债的抵销
截至2022年3月31日及2021年12月31日，本公司持有的所有衍生工具均须遵守与各金融机构的主要净额结算安排。一般而言，本公司的协议条款规定，在双方选择的情况下，就同一日期以相同货币结算的交易，本公司与交易对手之间的应付或应收款项可相互抵销。本公司的协议还规定，在提前终止的情况下，交易对手有权抵消根据该协议和与同一交易对手达成的任何其他协议所欠或欠下的金额。该公司的会计政策是不冲销所附资产负债表中的这些头寸。
19

下表提供了资产负债表中反映的总资产和负债与主要净额结算安排对公司商品衍生合约公允价值的潜在影响之间的对账：
截至的衍生资产截至的衍生负债
March 31, 20222021年12月31日March 31, 20222021年12月31日
(单位：千)
资产负债表中所列的总额$18,552 $24,334 $(589,758)$(345,202)
所附资产负债表中未抵销的数额(18,262)(22,862)18,262 22,862 
净额$290 $1,472 $(571,496)$(322,340)
下表汇总了衍生结算损失的商品组成部分，以及分别在随附的未经审计的简明综合现金流量表(“随附现金流量表”)和随附的经营报表中列报的衍生工具净亏损项目：
截至3月31日的三个月，
20222021
(单位：千)
衍生结算损失：
石油合同$129,168 $56,329 
天然气合同27,051 40,448 
NGL合同11,964 11,108 
派生结算损失总额$168,183 $107,885 
衍生工具净亏损：
石油合同$315,050 $265,815 
天然气合同86,175 48,922 
NGL合同17,296 29,952 
衍生工具净亏损合计$418,521 $344,689 
与信用相关的或有特征
截至2022年3月31日，在提交本报告时，本公司的所有衍生品交易对手都是本公司信贷协议贷款人集团的成员。根据信贷协议，本公司须为价值至少等于85占该公司在最新储量报告中评估的已探明油气资产的总PV-9的百分比，如信贷协议所定义。担保信贷协议下的债务的抵押品也担保本公司的衍生协议义务。
20

项目2.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
以下讨论包括前瞻性陈述。请参阅有关前瞻性陈述的警示信息 有关这些类型的语句的重要信息，请参阅本报告的一节。在接下来的讨论中，我们解释了截至2022年3月31日的三个月与截至2021年12月31日的三个月的变化(“按季”或“按季”)，以及截至2022年3月31日的三个月与截至2021年3月31日的三个月的年初至今(“年初至今”)的变化(“年初至今2022年”)。
公司概况
一般概述
我们的战略目标是成为顶级油气资产的主要运营商。我们的目标是通过负责任地生产能源供应，为国内能源安全和繁荣做出贡献，并在我们生活和工作的社区产生积极影响，让人们的生活变得更好。我们的短期运营和财务目标包括产生正现金流，同时通过绝对债务削减和改善杠杆指标加强我们的资产负债表，并通过勘探和开发优化增加我们资本项目库存的价值。我们的长期愿景是为所有利益相关者可持续地增长价值。我们实现目标的战略是专注于高质量的经济钻探、完井和生产机会。我们的投资组合包括德克萨斯州的石油和天然气生产资产，特别是在德克萨斯州西部的米德兰盆地和德克萨斯州南部的马弗里克盆地。
我们致力于卓越的安全、健康和环境管理；支持多元化和蓬勃发展的员工团队的专业发展；在我们生活和工作的社区产生积极影响；以及透明地报告我们在这些领域的进展。我们将ESG计划列为优先事项，其中包括整合整个组织内强化的环境和社会项目，并设定包括降低燃烧和温室气体排放强度以及保持低甲烷排放强度在内的近期和中期目标。此外，我们正在建立跟踪其他ESG指标的系统，以在未来实现更多报告并提高员工意识。我们董事会的环境、社会和治理委员会监督公司ESG政策、计划和倡议的制定和实施，并与管理层一起就这些问题向我们的董事会报告。进一步表明我们对可持续运营和环境管理的承诺，我们长期激励计划下高管和合格员工的薪酬，以及我们短期激励计划下所有员工的薪酬，部分是基于某些基于公司业绩的指标计算的，这些指标包括关键的财务、运营和环境、健康和安全措施。
2022年第一季度，我们行业生产的大宗商品价格保持坚挺，基准油价与2021年第四季度相比有所上涨，部分原因是俄罗斯和乌克兰之间的冲突对全球大宗商品和金融市场的影响，以及某些国家对俄罗斯实施的经济和贸易制裁。此外，尽管这种大流行仍然是一种全球卫生危机，并在继续发展，但随着奥密克戎变种新冠肺炎的病例从冬季水平下降，消费者需求有所增强。石油和天然气产品需求的增长超过了供应的增长，导致大宗商品价格强劲。2021年，大宗商品价格升至2014年以来的最高年平均价格。然而，全球大宗商品和金融市场仍然受到与这些事件相关的高度不确定性和波动性的影响，未来可能会造成中断和特定行业的影响，这可能需要我们调整我们的业务计划。有关更多详细信息，请参阅风险因素第I部分第1A项的章节2021 Form 10-K。尽管地缘政治问题、疫情和未来不确定性的持续影响，我们预计将保持强劲的运营业绩和金融稳定，同时最大限度地提高回报，改善杠杆指标，并增加我们米德兰盆地和南得克萨斯州顶级资产的价值。
在整个大流行期间，我们员工、承包商和我们工作的社区的安全一直是我们的首要任务。虽然我们的核心业务运营要求某些人员亲自出现在井场地点，但从疫情开始到2022年2月，我们的大多数办公室员工都在远程工作。我们维护并持续评估旨在限制新冠肺炎传播的程序，并继续就维护健康安全工作环境的最佳实践与所有员工进行沟通和培训。我们相信，我们达到或超过了美国疾病控制和预防中心和联邦职业安全与健康法关于预防新冠肺炎传播的指南。在整个疫情期间，我们的运营没有对我们的业务造成重大中断，我们相信，我们先前存在的控制环境和内部控制继续有效。
业务范围
我们的米德兰盆地资产净占地约80,000英亩，位于得克萨斯州西部的二叠纪盆地(“米德兰盆地”)。2022年第一季度，我们在Rockstar和Seitie Peck位置的钻井和完井活动继续主要专注于开发优化和进一步勾勒出我们的米德兰盆地位置。我们目前的米德兰盆地位置在多个富含石油的地区，包括斯普拉贝里和沃尔夫坎普地层，提供了大量的未来开发机会。
21

我们的南得克萨斯州资产包括约155,000英亩净地，位于得克萨斯州迪米特和韦伯县(“南得克萨斯州”)的Maverick盆地。2022年第一季度，我们在南得克萨斯州的业务重点是奥斯汀粉笔地层和鹰滩页岩地层的生产，以及奥斯汀粉笔地层的进一步开发。我们在Maverick盆地的重叠面积覆盖了西部Eagle Ford页岩和Austin Chalk地层的很大一部分，并包括跨越石油、天然气-凝析油和干气窗口的面积，这些窗口的天然气成分适合用于NGL开采。
2022年第一季度概述和2022年剩余时间展望
在2022年第一季度，我们仍然致力于通过产生现金流来减少未偿债务本金余额的目标。在截至2022年3月31日的三个月中，经营活动提供的净现金比投资活动使用的净现金多1.92亿美元，我们将长期未偿债务总额的本金余额减少了1.048亿美元。此外，现金和现金等价物从2021年12月31日的3.327亿美元增加到2022年3月31日的4.199亿美元。我们通过强劲的业务业绩和对成本管理的勤奋关注实现了这一目标，我们受益于大宗商品价格的上涨，从疫情高峰期经历的历史低点有所改善。
我们的2022年资本计划预计约为7.5亿美元。我们的财务和运营灵活性使我们能够持续监测经济环境，并根据需要调整我们的活动水平。我们的2022年资本计划仍然专注于我们米德兰盆地和德克萨斯州南部资产的高经济性石油开发项目。我们相信，我们的优质资产组合能够在当前的宏观经济环境下产生强劲的回报，我们预计这将使我们能够增加现金流，改善杠杆指标，并保持强大的财务灵活性。请参阅流动性和资本资源概述下面讨论我们预计如何为2022年资本计划的剩余部分提供资金。
财务和运营业绩。截至2022年3月31日的三个月，日均净当量产量环比下降3%，至153.3 MBOE，这主要是由于石油产量减少15%，即每天12.7亿桶，这是油井完井时间的结果。石油产量的减少被天然气产量增加了37%，即每天630万桶抵消了一部分。
2022年第一季度基准油价的上涨导致在衍生品结算影响之前的已实现油价环比上涨24%。在衍生产品结算影响之前，天然气和天然气的实现价格分别下降了15%和3%。每个京东方在衍生产品结算影响前的总实现价格(“实现价格”或“实现价格”)环比增长6%。单位京东方实际总价格的增长被净当量产量的下降部分抵消，导致石油、天然气和天然气生产收入增长1%，截至2022年3月31日的三个月为8.587亿美元，而截至2021年12月31日的三个月为8.524亿美元。截至2022年3月31日的三个月，每个京东方的石油、天然气和天然气生产费用为10.49美元，环比增长了7%，这主要是由于每个京东方的从价税费、生产税费用和运输成本增加所致。
截至2022年3月31日的三个月，我们录得净衍生品亏损4.185亿美元，而截至2021年12月31日的三个月，我们录得净衍生品收益2250万美元。这些金额包括截至2022年3月31日和2021年12月31日的三个月的衍生品结算损失1.682亿美元和2.687亿美元，这是由于基准大宗商品价格上涨造成的。
请参阅选定的生产和财务信息概述，包括趋势和截至2022年3月31日和2021年12月31日的三个月以及截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的财务结果和趋势比较下面提供更多讨论。
在截至2022年3月31日的三个月中，业务和财务活动产生了以下结果：
•截至2022年3月31日的三个月，经营活动提供的净现金为3.421亿美元，而截至2021年12月31日的三个月为4.296亿美元。
•截至2022年3月31日，我们的现金和现金等价物余额为4.199亿美元，循环信贷安排没有未偿还余额，从2021年12月31日至2022年3月31日，我们的未偿还长期债务总额本金余额减少1.048亿美元。
•截至2022年3月31日的三个月的净收益为4880万美元，或每股稀释后收益0.39美元，而截至2021年12月31日的三个月的净收益为4.249亿美元，或每股稀释后收益3.43美元。截至2022年3月31日的三个月的净收入主要是由于强劲的石油定价，部分被4.185亿美元的净衍生品亏损所抵消。请参阅截至2022年3月31日和2021年12月31日的三个月以及截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的财务结果和趋势比较关于本报告所列期间净收益(亏损)构成部分的进一步讨论，见下文。
•截至2022年3月31日的三个月，调整后的EBITDAX(非GAAP财务指标)为5.246亿美元，而截至2021年12月31日的三个月为4.069亿美元。请参阅标题非公认会计原则
22

财务措施以下是进一步的讨论和我们对调整后的EBITDAX的定义，以及与经营活动提供的净收益(亏损)和净现金的对账。
经营活动。在我们的米德兰盆地项目中，我们在2022年第一季度操作了三台钻机和一名完井人员，钻了16口总(14口净)井，完成了6口(5口净)井。当量净生产量环比下降17%，至7.9MMBOE。在截至2022年3月31日的三个月里，我们米德兰盆地计划产生的成本总计8440万美元，占我们这一时期产生的总成本的48%。在2022年剩余时间内，我们预计将运营三个钻机和一个完井人员，他们将继续使用拉链或同时压裂技术，即使用一个船队同时模拟两口或更多口水平井。活动将主要集中在开发我们在米德兰盆地的Rockstar和Swetie Peck阵地内的Spraberry和WolfCamp地层。
在我们的南得克萨斯项目中，我们在2022年第一季度操作了两个钻机和一个完井人员，钻了9口总(9口净)井，完成了13口(13净)井。净当量生产量环比增长16%，达到5.9MMBOE。在截至2022年3月31日的三个月里，我们在南得克萨斯项目中产生的成本总计7610万美元，占我们这一时期产生的总成本的43%。在2022年的剩余时间里，我们预计将运营两个钻井平台和一个完井人员，主要专注于开发奥斯汀粉笔地层。
下表提供了截至2022年3月31日的三个月我们运营计划中已钻井但未完成的井数以及本年度钻井和完井活动的季度摘要：
米德兰盆地
南得克萨斯州 (1)
总计
毛收入网络毛收入网络毛收入网络
截至2021年12月31日，已钻井但未完成的油井30 27 32 32 62 59 
已钻出油井16 14 9 9 25 23 
油井完工(6)(5)(13)(13)(19)(18)
截至2022年3月31日，已钻探但未完成的油井40 36 28 28 68 64 
____________________________________________
(1)截至2022年3月31日，南得克萨斯州已钻探但未完成的油井数量包括11口未列入我们的五年计划的总油井(11口净油井)，其中10口位于鹰滩页岩中。
产生的费用。在截至2022年3月31日的三个月里，石油和天然气资产收购、勘探和开发活动产生的成本，无论是资本化的还是支出的，总计1.751亿美元，主要发生在我们的米德兰盆地和南得克萨斯州项目中，详情请参见业务活动上面。
23

生产结果。下表按产品类型列出了截至2022年3月31日、2021年12月31日和2021年3月31日的三个月内我们每项资产的产量：
截至以下三个月
March 31, 20222021年12月31日March 31, 2021
米德兰盆地产量：
机油(MMBbl)5.3 6.7 5.1 
燃气(Bcf)15.5 16.5 10.6 
NGL(MMBbl)— — — 
等效(MMBOE)7.9 9.4 6.9 
每日平均净当量(MBOE/天)87.4 102.6 76.1 
相对百分比57 %65 %68 %
南得克萨斯州生产：
机油(MMBbl)1.2 1.1 0.3 
燃气(Bcf)15.9 14.7 11.0 
NGL(MMBbl)2.1 1.6 1.0 
等效(MMBOE)5.9 5.1 3.2 
每日平均净当量(MBOE/天)65.8 55.7 35.5 
相对百分比43 %35 %32 %
总产量：
机油(MMBbl)6.5 7.8 5.4 
燃气(Bcf)31.4 31.3 21.5 
NGL(MMBbl)2.1 1.6 1.0 
等效(MMBOE)13.8 14.6 10.0 
每日平均净当量(MBOE/天)153.3 158.3 111.6 
____________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
请参阅 选定的生产和财务信息概述，包括趋势和截至2022年3月31日和2021年12月31日的三个月以及截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的财务结果和趋势比较以下是关于生产的讨论。
石油、天然气和天然气价格
我们的财务状况和运营结果受到我们收到的石油、天然气和天然气生产价格的显著影响，这些价格可能会大幅波动。当我们参考下面的已实现石油、天然气和天然气价格时，披露的价格代表在衍生品结算生效之前各自时期的平均价格。虽然NYMEX石油天然气和OPIS NGL报价通常被用作行业内比较的基础，但我们收到的价格受到这些产品的质量、能源含量、位置和运输差异以及合同定价基准的影响。
24

下表汇总了截至2022年3月31日、2021年12月31日和2021年3月31日的三个月的大宗商品价格数据以及衍生品结算的影响：
截至以下三个月
March 31, 20222021年12月31日March 31, 2021
油(每桶)：
纽约商品交易所合约月均价$94.29 $77.19 $57.84 
已实现价格$94.03 $76.08 $56.33 
石油衍生产品结算的影响$(20.00)$(22.97)$(10.38)
天然气：
纽约商品交易所每月平均结算价(每MMBtu)$4.95 $5.83 $2.69 
已实现价格(每MCF)$5.42 $6.35 $4.16 
气体衍生沉降物的影响(按MCF计算)$(0.86)$(2.05)$(1.88)
NGL(按BBL)：
OPIS平均价格(1)
$48.36 $44.21 $30.47 
已实现价格$38.56 $39.63 $26.93 
NGL衍生产品结算的影响$(5.67)$(16.64)$(10.79)
____________________________________________
(1)    每桶天然气的平均OPIS价格，无论是历史的还是露天的，假设所有时期的复合桶产品组合为37%的乙烷、32%的丙烷、6%的异丁烷、11%的正丁烷和14%的天然汽油。该产品组合代表行业标准复合管，并不一定代表我们用于NGL生产的产品组合。实际价格反映了我们的实际产品组合。
与2021年相比，油价在2022年第一季度继续上涨。然而，考虑到围绕俄罗斯和乌克兰之间持续冲突的不确定性、某些国家对俄罗斯实施的经济和贸易制裁、疫情的动态性质以及对全球大宗商品和金融市场的潜在影响，我们预计在可预见的未来，石油、天然气和天然气的基准价格将保持波动，我们无法合理预测未来可能产生任何影响的时间或可能性。除了供需基本面因素外，作为一种全球商品，石油价格还受到世界不同地区实际或预期的地缘政治风险以及美元相对于其他货币的相对强弱的影响。我们在当地销售点实现的价格也可能受到我们运营区域内和其他地区基础设施容量的影响。请参阅2022年第一季度概述和2022年剩余时间展望有关影响定价的其他因素的讨论，请参见上文。
下表汇总了截至2022年4月20日和2022年3月31日NYMEX WTI油、NYMEX Henry Hub天然气和OPIS NGL的12个月条带价格：
截至2022年4月20日截至2022年3月31日
纽约商品交易所WTI油(每桶)$96.54 $93.25 
Nymex Henry Hub燃气(每MMBtu)$6.89 $5.72 
OPIS NGL(按Bbl)$47.89 $47.30 
我们使用金融衍生工具作为我们金融风险管理计划的一部分。我们对衍生品的使用有金融风险管理政策，有关签订大宗商品衍生品合约的决定由金融风险管理委员会监督，该委员会由我们的某些高级管理人员和财务人员组成。我们根据资产负债表上的债务金额、我们现有的资本承诺水平和长期债务水平，以及我们批准的交易对手提供的条款和期货价格，就衍生品覆盖的预期产量做出决定。凭借我们目前的大宗商品衍生品合约，我们相信我们已在短期内部分降低了对大宗商品价格波动和基差的风险敞口。我们对部分衍生品使用了无成本的套圈，使我们能够参与石油和天然气价格的一些上涨，同时也设定了一个价格下限，低于这个下限，我们就不会受到进一步价格下跌的影响。请参阅附注10-衍生金融工具在第一部分，本报告第1项，并商品价格风险在……里面流动性和资本资源概述有关我们的石油、天然气和NGL衍生品的更多信息，请参见以下内容。
25

运营的财务结果和其他比较数据
下表提供了截至2022年3月31日的三个月以及之前三个季度的选定生产和财务信息：
截至以下三个月
三月三十一号，十二月三十一日，9月30日，六月三十日，
2022202120212021
(单位：百万)
生产(MMBOE)13.8 14.6 14.3 12.4 
石油、天然气和天然气生产收入$858.7 $852.4 $759.8 $562.6 
石油、天然气和天然气生产费用$144.7 $143.3 $135.7 $125.5 
损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加$159.5 $200.0 $202.7 $204.7 
探索$9.0 $12.6 $8.7 $8.7 
一般和行政$25.0 $37.1 $25.5 $24.6 
净收益(亏损)$48.8 $424.9 $85.6 $(223.0)
____________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
选定的绩效指标
截至以下三个月
三月三十一号，十二月三十一日，9月30日，六月三十日，
2022202120212021
平均净日当量产量(MBOE/天)153.3 158.3 155.8 136.5 
租赁运营费用(按京东方计算)$4.25 $4.21 $4.20 $4.62 
运输成本(每个京东方)$2.74 $2.61 $2.41 $3.01 
生产税占石油、天然气和天然气生产收入的百分比4.7 %4.8 %4.7 %4.5 %
从价税支出(按京东方计算)$0.58 $0.22 $0.38 $0.45 
损耗、折旧、摊销和资产报废债务负债增加(根据京东方)$11.56 $13.74 $14.14 $16.48 
一般事务和行政事务(根据京东方)$1.81 $2.55 $1.78 $1.98 
____________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
26

选定的生产和财务信息概述，包括趋势
截至以下三个月截至以下三个月的金额变动截至以下三个月的百分比变动
March 31, 20222021年12月31日March 31, 2021March 31, 2022 & December 31, 2021March 31, 2022 & 2021March 31, 2022 & December 31, 2021March 31, 2022 & 2021
净生产量： (1)
机油(MMBbl)6.5 7.8 5.4 (1.3)1.0 (17)%19 %
燃气(Bcf)31.4 31.3 21.5 0.1 9.8 — %46 %
NGL(MMBbl)2.1 1.6 1.0 0.5 1.1 34 %105 %
等效(MMBOE)13.8 14.6 10.0 (0.8)3.7 (5)%37 %
平均净日产量： (1)
石油(MBbl/天)71.8 84.5 60.3 (12.7)11.4 (15)%19 %
燃气(MMcf/天)348.4 339.7 239.4 8.7 109.1 3 %46 %
NGL(每天MBbl)23.4 17.2 11.4 6.3 12.0 37 %105 %
等值(MBOE/天)153.3 158.3 111.6 (5.0)41.6 (3)%37 %
石油、天然气和NGL生产收入(单位：百万)：(1)
石油生产收入$607.3 $591.3 $305.8 $16.0 $301.5 3 %99 %
采气收入170.0 198.5 89.7 (28.5)80.4 (14)%90 %
NGL生产收入81.4 62.6 27.7 18.8 53.6 30 %193 %
石油、天然气和天然气生产总收入$858.7 $852.4 $423.2 $6.4 $435.6 1 %103 %
石油、天然气和NGL生产费用(单位：百万)：(1)
租赁经营费用$58.6 $61.3 $46.7 $(2.8)$11.9 (5)%26 %
运输成本37.7 38.1 29.6 (0.3)8.2 (1)%28 %
生产税40.4 40.7 19.5 (0.3)20.9 (1)%107 %
从价税支出8.0 3.2 5.2 4.8 2.8 150 %53 %
石油、天然气和天然气生产总费用$144.7 $143.3 $100.9 $1.4 $43.8 1 %43 %
已实现价格：
油(每桶)$94.03 $76.08 $56.33 $17.95 $37.70 24 %67 %
汽油(每立方米)$5.42 $6.35 $4.16 $(0.93)$1.26 (15)%30 %
NGL(按BBL)$38.56 $39.63 $26.93 $(1.07)$11.63 (3)%43 %
按京东方$62.25 $58.54 $42.11 $3.71 $20.14 6 %48 %
根据京东方数据：(1)
石油、天然气和天然气生产费用：
租赁经营费用$4.25 $4.21 $4.64 $0.04 $(0.39)1 %(8)%
运输成本2.74 2.61 2.94 0.13 (0.20)5 %(7)%
生产税2.93 2.80 1.94 0.13 0.99 5 %51 %
从价税支出0.58 0.22 0.52 0.36 0.06 164 %12 %
石油、天然气和天然气生产总费用$10.49 $9.84 $10.04 $0.65 $0.45 7 %4 %
损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加$11.56 $13.74 $16.62 $(2.18)$(5.06)(16)%(30)%
一般和行政$1.81 $2.55 $2.46 $(0.74)$(0.65)(29)%(26)%
衍生结算损失(2)
$(12.19)$(18.45)$(10.74)$6.26 $(1.45)34 %(14)%
每股收益信息(单位为千，每股数据除外)：(3)
基本加权平均已发行普通股121,907 121,535 114,759 372 7,148 — %6 %
稀释加权平均已发行普通股124,179 124,019 114,759 160 9,420 — %8 %
每股普通股基本净收益(亏损)$0.40 $3.50 $(2.19)$(3.10)$2.59 (89)%118 %
稀释后每股普通股净收益(亏损)$0.39 $3.43 $(2.19)$(3.04)$2.58 (89)%118 %
27

______________________________________
(1)    由于四舍五入，金额和百分比变化可能不会计算。
(2)截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的衍生品结算包括在所附经营报表的衍生品净亏损项目中。
(3)请参阅注9-每股收益在第一部分，本报告项目1供进一步讨论。
截至2022年3月31日的三个月，日均净当量产量环比下降3%，其中包括由于完井时间的原因，我们的米德兰盆地资产减少了15%，但被我们南得克萨斯州资产增加18%所部分抵消。截至2022年3月31日的三个月，日均净当量产量较2021年同期增长37%，其中德克萨斯州南部资产增长85%，原因是对奥斯汀粉笔资产的资本分配增加，油井表现强劲，米德兰盆地资产增长15%。截至2021年3月31日的三个月，日均净当量产量受到德克萨斯州一次重大寒冷天气事件的负面影响，该事件导致2021年2月产量减少约14天。
我们在每个京东方的基础上提供某些信息，以评估我们相对于同行的表现，并确定和衡量我们认为可能需要更多分析和讨论的趋势。
由于基准油价走强，我们按京东方计算的实现价格环比上涨3.71美元。与2021年第四季度相比，2022年第一季度结算的大宗商品衍生品合约覆盖的交易量百分比下降，导致我们在衍生品合约结算方面的亏损每京东方减少6.26美元。我们每京东方的实现价格比2021年增加了20.14美元，这主要是由于基准大宗商品价格上涨，2021年全年基准大宗商品价格因全球宏观经济事件而上涨。YTD 2022较YTD 2021实现的价格上涨对石油、天然气和NGL生产收入的积极影响被我们衍生品合约结算的亏损增加(每京东方1.45美元)略微抵消。
按京东方计算的LOE环比持平，较2021年下降8%。YTD 2022比YTD 2021的下降是由于石油在我们的总产品组合中所占比例的下降，这是因为BOE的提升成本更高。2022年全年，我们预计与2021年相比，每个京东方的LOE略有增加，这是由于服务提供商成本和修井活动的预期增加，我们预计奥斯汀粉笔活动的增加将部分抵消这一影响。我们预计，由于总产量的变化、我们整体产量组合的变化、修井项目的时间安排和行业活动，所有这些都会影响总LOE，因此每个京东方的LOE都会出现波动。
每个京东方的运输成本比2021年增加了5%，比2021年下降了7%。季度环比增长是我们南得克萨斯州资产净等值生产量增长16%的结果，这些资产产生了我们大部分的运输成本。2022年同比2021年同比下降是由于净当量生产量的增长超过了运输费用的绝对增幅，这是我们受益于2021年下半年运输合同成本的降低。总体而言，我们预计总运输成本将相对于我们南得克萨斯州资产的天然气和NGL产量的变化而波动。2022年全年，我们预计每个京东方的运输成本将比2021年有所上升。
在每个京东方的基础上，生产税支出环比增长5%，比2022年增长51%，主要是由于实现价格的增长。截至2022年3月31日的三个月，我们的整体生产税率为4.7%，而截至2021年12月31日的三个月和2021年3月31日的三个月分别为4.8%和4.6%。我们通常预计生产税支出将与石油、天然气和天然气生产收入在绝对和每个京东方的基础上相关。产品组合、生产地点以及鼓励石油和天然气开发的激励措施也会影响我们确认的生产税支出金额。
由于受大宗商品价格上涨的推动，我们生产物业的预期价值评估发生了变化，导致每个京东方的从价税费环比增长164%，同比2022年增长12%。我们预计，随着我们生产资产的估值发生变化，从价税支出在每个京东方和绝对基础上都会出现波动。
由于我们的Austin Chalk项目的估计探明储量增加和活动增加，每个京东方的资产报废、折旧、摊销和资产报废债务负债增加(“DD&A”)费用环比下降16%，比YTD 2021年下降30%，与我们的米德兰盆地资产相比，该项目的DD&A比率较低。我们的DD&A比率因减值、资产剥离活动、账面成本融资和与第三方的分享安排、我们生产组合的变化以及我们估计的已探明储量总量的变化而波动。我们预计，与2021年相比，2022年每BOE的DD&A费用和DD&A费用的绝对值将下降，这主要是由于估计的已探明储量增加和我们的奥斯汀粉笔计划活动增加所致，因为这些资产的DD&A比率低于我们的米德兰盆地资产。
由于薪酬支出减少，每个京东方的一般和行政(“G&A”)支出环比下降29%。在截至2021年12月31日的三个月内记录的G&A费用反映了由于公司全年业绩超过在2021年12月31日确定的业绩目标而导致的2021年全年薪酬费用的增加
28

新年伊始。由于净当量产量增加了37%，每个京东方的G&A费用比2021年下降了26%。尽管面临通胀压力，但我们目前预计，与2021年相比，2022年全年的并购费用在绝对基础上略有下降，按京东方计算也将下降。
请参阅 截至2022年3月31日和2021年12月31日的三个月以及截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的财务结果和趋势比较以下是关于运营费用的额外讨论。
截至2022年3月31日和2021年12月31日的三个月以及截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的财务结果和趋势比较
日均净当量产量、生产收入和生产费用
按季连续变动。下表显示了截至2022年3月31日的三个月至2021年12月31日期间，我们按地区划分的平均每日净当量产量、生产收入和生产费用的变化：
当量净增(减)产生产收入增加(减少)生产费用增(减)
(MBoe/天)(单位：百万)(单位：百万)
米德兰盆地(15.1)$(34.8)$(2.6)
南得克萨斯州10.2 41.1 4.0 
总计(5.0)$6.4 $1.4 
__________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
日均净当量产量下降3%，其中米德兰盆地资产下降15%，南得克萨斯州资产增加18%，部分抵消了这一降幅。我们的已实现石油价格上涨了24%，而我们已实现的天然气和天然气价格分别下降了15%和3%。每京东方实现的总价格增长6%，大部分被平均日净当量产量的下降所抵消，导致石油、天然气和天然气生产收入略有增加。总生产支出持平。
YTD 2022-Over YTD 2021。下表显示了在截至2022年3月31日的三个月期间，我们按地区划分的平均每日净当量产量、生产收入和生产费用的变化：
净当量产量
增加		生产收入
增加		生产费用
增加
(MBoe/天)(单位：百万)(单位：百万)
米德兰盆地11.3 $252.3 $23.7 
南得克萨斯州30.3 183.2 20.1 
总计41.6 $435.6 $43.8 
__________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
日均净当量产量增长37%，其中南得克萨斯资产和米德兰盆地资产分别增长85%和15%。石油、天然气和天然气的实际价格分别上涨了67%、30%和43%。由于基准大宗商品价格上涨和产量增加，石油、天然气和天然气生产收入增长了103%。总生产费用增加了43%，主要是由于生产税和LOE的增加。
请参阅选定的生产和财务信息概述，包括趋势以上为其他讨论，包括以京东方为基础的趋势讨论。
损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加
截至以下三个月
March 31, 20222021年12月31日March 31, 2021
(单位：百万)
损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加$159.5 $200.0 $167.0 
29

DD&A费用环比下降了20%，比2021年下降了4%。这些下降是由于我们的奥斯汀粉笔项目的估计已探明储量增加和活动增加所推动的，与我们的米德兰盆地资产相比，该项目的DD&A费率较低。请参阅选定的生产和财务信息概述，包括趋势以上为每个京东方基础上的DD&A费用的额外讨论。
探索
截至以下三个月
March 31, 20222021年12月31日March 31, 2021
(单位：百万)
地质和地球物理费用$— $0.2 $0.3 
间接费用和其他费用9.0 12.4 9.0 
总计$9.0 $12.6 $9.3 
勘探费用环比下降28%，比2021年下降3%。季度环比下降的主要原因是间接费用和其他费用的减少。勘探费用受我们在勘探区内进行的实际地质和地球物理研究以及未成功的勘探活动(如有)的影响。
损伤
截至以下三个月
March 31, 20222021年12月31日March 31, 2021
(单位：百万)
损伤$1.0 $8.8 $8.8 
于列报期间入账的减值开支完全包括未经证实的物业放弃及与实际及预期租赁期满有关的减值，以及因业权瑕疵、发展计划变更及其他固有面积风险而造成的实际及预期面积损失。由于实际及预期租约期满及业权瑕疵减少，减值支出按季及按年计提2022年及2021年均有所下降。
我们预计，在大宗商品价格下跌或低迷时期，已证实的财产减值将更频繁地发生，未经证实的财产放弃和减值的频率将随着租约到期或业权缺陷的时间以及与商品价格下降相关的经济变化而波动。此外，钻探计划的改变、不成功的勘探活动和向下的工程修订可能导致已探明和未探明的财产减值。
已探明和未探明物业的未来减值很难预测；然而，根据我们截至2022年4月20日的大宗商品价格假设，我们预计2022年第二季度不会因大宗商品价格影响而发生任何重大石油和天然气资产减值。我们预计2022年全年与未经证实的物业相关的放弃和减值费用将比2021年减少。
请参阅附注8-公允价值计量在本报告第一部分第1项中，对减值费用进行了额外讨论。
一般和行政
截至以下三个月
March 31, 20222021年12月31日March 31, 2021
(单位：百万)
一般和行政$25.0 $37.1 $24.7 
G&A费用环比下降33%，与2022年持平。在截至2021年12月31日的三个月中记录的G&A费用反映了由于公司全年业绩达到年初设定的业绩目标而增加到2021年全年的薪酬费用。请参阅部分选定的生产和财务信息概述，包括趋势以上是关于G&A费用总额和每个京东方的额外讨论。
30

导数(收益)损失净额
截至以下三个月
March 31, 20222021年12月31日March 31, 2021
(单位：百万)
导数(收益)损失净额$418.5 $(22.5)$344.7 
衍生工具(收益)亏损净额乃衍生工具公允价值变动所致，而衍生工具公允价值与我们未偿还衍生工具合约相关商品的远期价格曲线波动，以及期内我们衍生工具持仓的每月现金结算有关。截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月，由于基准大宗商品价格上涨，衍生品净亏损。截至2021年12月31日的三个月的净衍生收益是天然气和天然气的远期价格曲线下降的结果，但石油远期价格曲线的上升部分抵消了这一结果。请参阅附注10-衍生金融工具在第一部分，本报告项目1供进一步讨论。
利息支出
截至以下三个月
March 31, 20222021年12月31日March 31, 2021
(单位：百万)
利息支出$(39.4)$(40.1)$(39.9)
本报告所列期间的利息支出相对持平。我们预计，与2021年相比，2022年与高级债券相关的利息支出将继续减少，这主要是由于2021年和2022年通过各种交易减少了高级债券的本金总额，包括我们于2022年2月14日赎回2024年优先债券，以及宣布赎回将于2022年6月17日赎回的2025年优先担保债券。总利息支出受我们循环信贷安排下的借款时间和金额的影响，并可能因此而变化。请参阅注5--长期债务第一部分，本报告第1项，以及流动性和资本资源概述下面提供更多讨论。
所得税费用
截至以下三个月
March 31, 20222021年12月31日March 31, 2021
(单位：百万，税率除外)
所得税费用$(12.9)$(10.0)$(0.1)
实际税率20.9 %2.3 %— %
有效税率的季度环比增长主要是由于与2021年相比，2022年全年的预测净收入有所增加。此外，由于中讨论的大宗商品价格上涨，公司概况如上所述，我们预计，截至2021年12月31日，针对衍生品递延税项资产记录的估值准备的很大一部分可能在2022年期间逆转。这一预期逆转的影响包括在截至2022年3月31日的三个月的实际税率中。请参阅附注4--所得税包括在第II部分第8项中2021 Form 10-K用于讨论截至2021年12月31日记录的估值津贴。
2022年同比2021年实际税率的增长主要是由于截至2022年3月31日的2022年全年预测净收入高于截至2021年3月31日的2021年全年预测净收入的影响。
所列每个期间的税率反映估值免税额相对于法定税率调整的影响、股票补偿奖励产生的超额税收不足的比例影响以及对某些受保个人补偿的支出限制。根据目前的预测，我们估计2022年全年所得税支出的6%到8%将是当期支出。
联邦所得税法的变化或拟议立法的制定，以提高公司税率，取消或减少石油和天然气行业的某些扣减，可能会对我们的有效税率和当前的税收支出产生实质性影响。请参阅风险因素第I部分第1A项的章节2021 Form 10-K以供进一步讨论。
请参阅附注4--所得税在第一部分，本报告项目1供进一步讨论。
31

流动性和资本资源概述
基于目前的大宗商品价格环境，我们相信我们有足够的流动性和资本资源来执行我们的业务计划，同时继续履行我们目前的财务义务。我们继续管理我们的钻井和完井服务承诺的持续时间和水平，以保持我们活动水平和资本支出的灵活性。
现金来源
在截至2022年3月31日的三个月里，我们的资本计划由运营活动的现金流提供资金，我们预计这种情况将持续到2022年剩余时间。尽管我们预计来自运营的现金流足以为我们预期的2022年资本计划提供资金，但我们也可以使用我们循环信贷安排下的借款，或者通过新的债务或股票发行或其他融资来源筹集资金。如果我们通过发行股权或可转换债务证券筹集更多资金，我们现有股东的所有权百分比可能会被稀释，这些新发行的证券可能拥有优先于某些现有股东和债券持有人的权利、优惠或特权。此外，我们可能会就某些勘探或开发项目与第三方达成承运成本和分摊安排。我们所有的流动性来源都会受到更广泛的经济状况、不可抗力事件、大宗商品价格波动、运营成本、税法变化和产量的影响，所有这些都会影响我们和我们的行业。
我们的信用评级影响我们借入额外资金的可用性和成本。三家主要信用评级机构在2022年上调了我们的信用评级，反映了我们的顶级资产和运营表现、我们2024年优先债券的赎回，以及我们强劲的流动性状况等因素。信用评级机构还提到了我们继续减少债务和改善杠杆指标的优先事项，以及我们预期产生有意义现金流的能力，以及评级上调的其他原因。
我们无法控制石油、天然气或NGL的市场价格，尽管我们可以通过使用衍生品合约作为我们大宗商品价格风险管理计划的一部分，影响我们来自石油、天然气和NGL销售的已实现收入的金额。如果石油、天然气或NGL价格大幅上涨，商品衍生品合同可能会限制我们从石油、天然气和NGL销售中获得的价格。请参阅附注10-衍生金融工具在第一部分，本报告第1项，了解有关我们现有的石油、天然气和天然气衍生产品合同以及这些合同的结算时间的更多信息。
信贷协议
我们的信贷协议规定优先担保循环信贷安排的最高贷款额为25亿美元，借款基础和总贷款人承诺为11亿美元。信贷协议项下的借款基数须定期每半年重新厘定一次，并考虑我们的(A)已探明石油及天然气资产的价值，该等资产反映于根据信贷协议向吾等贷款人提供的最新储备报告内；及(B)商品衍生工具合约，每份合约均由吾等贷款人集团厘定。2022年3月31日之后，完成了每半年一次的借款基数重新确定，重申了我们的借款基数和总贷款人承诺为11亿美元。下一次借款基数重新确定日期定于2022年10月1日。我们的借款基数可因商品价格变动、收购或剥离已探明物业或融资活动而调整，所有这些均根据信贷协议的规定而定。参与我们的信贷协议的任何一家银行都不会超过信贷协议项下贷款人承诺的10%。请参阅注5--长期债务在本报告第一部分，项目1作了进一步讨论，并列报了截至2022年4月20日、2022年3月31日和2021年12月31日我们的信用证协议项下的未偿余额、信用证总金额和可用借款能力。
我们必须遵守信贷协议条款下的某些金融和非金融契约，包括信贷协议中规定的限制股息支付和要求我们保持某些财务比率的契约。截至2022年3月31日，通过提交本报告，我们遵守了所有金融和非金融契约。请参阅注5--长期债务在第一部分，本报告项目1供进一步讨论。
在截至2022年3月31日的三个月内，我们没有循环信贷借款，这是因为我们的现金和现金等价物余额来自运营活动的现金流超过了投资和融资活动的现金流。截至2021年12月31日和2021年3月31日的三个月，我们的每日加权平均循环信贷安排债务余额分别为2100万美元和1.342亿美元。我们经营活动提供的现金流、从资产剥离收到的收益、资本市场活动(包括公开市场债务回购、债务赎回、预定债务到期日的偿还)以及我们的资本支出(包括收购)都会影响我们在循环信贷安排下借入的金额。
根据我们的信贷协议，以欧洲美元贷款形式借款的利息基于LIBOR计息，LIBOR在2021年12月31日后不再作为新贷款和合同的全球参考利率。我们的信贷协议规定，如果LIBOR不再是广泛使用的基准利率，或者如果它不再被用于确定美国贷款的利率，则应由信用协议中定义的行政代理在与我们协商后制定一个公平反映融资贷款成本的替代利率。在我们现有信贷协议的到期日之前，我们预计将在2022年签订新的信贷协议，除了谈判达成的其他条款、条件、协议和其他条款外，还将指定新的欧洲美元贷款利率。我们目前预计不会以欧洲美元的形式借款
32

于此之前，我们并不认为LIBOR的过渡会对利息开支或信贷协议项下的借贷活动产生重大影响，或对我们的业务产生重大不利影响。
加权平均利率和加权平均借款利率
我们的加权平均利率包括已支付和应计利息、信贷协议下总承诺额中未使用部分的费用、信用证费用、递延融资成本的非现金摊销、与2025年优先担保票据相关的折扣的非现金摊销，以及截至2021年3月31日的三个月与2021年7月1日到期的1.50%2021年优先担保可转换票据(“2021年优先担保可转换票据”)相关的折扣的非现金摊销。我们的加权平均借款利率只包括已付利息和应计利息。
下表列出了上述期间的加权平均利率和加权平均借款利率：
截至以下三个月
March 31, 20222021年12月31日March 31, 2021
加权平均利率8.2 %7.9 %7.7 %
加权平均借款利率7.2 %7.0 %6.7 %
我们的加权平均利率和加权平均借款利率连续上升，因为截至2022年3月31日剩余的优先债券的利率高于2021年和2022年第一季度赎回的优先债券。
我们的加权平均利率和加权平均借款利率受到长期债务发行和赎回的发生和时机以及我们循环信贷安排的平均未偿还余额的影响。此外，我们的加权平均利率受到我们总贷款人承诺的未使用部分支付的费用的影响。上表披露的利率不反映与回购或赎回优先票据相关的某些金额，例如加速未摊销递延融资成本，因为这些金额已扣除债务清偿的相关收益或损失。2021年高级担保可转换票据于2021年7月1日到期时停用。在此日期之后，加权平均利率不再受递延融资成本的非现金摊销或与2021年高级担保可转换票据相关的折价的非现金摊销的影响。
现金的用途
我们使用现金开发、勘探和收购石油和天然气资产，并支付运营、一般和行政成本、所得税、股息和债务义务(包括利息)。开发、勘探和收购石油和天然气资产的支出是我们资本资源的主要用途。在截至2022年3月31日的三个月中，我们在资本支出上花费了约1.501亿美元。这一金额不同于截至2022年3月31日的三个月的已发生成本1.751亿美元，因为已发生的成本是以应计为基础的金额，其中还包括资产报废债务、地质和地球物理费用、石油和天然气资产收购以及勘探间接费用。
我们未来资本支出的数额和分配将取决于许多因素，包括我们来自运营、投资和融资活动的现金流、我们执行开发计划的能力，以及我们完成的收购的数量和规模。此外，石油、天然气和天然气价格对投资机会、资本可获得性、税法变化以及我们勘探和开发活动的时间和结果的影响可能会导致未来开发资金需求的变化。 我们定期审查我们的资本支出预算和指导，以评估是否有必要根据当前和预计的现金流、收购和剥离活动、债务要求和其他因素进行变化。我们的2022年资本计划预计约为7.5亿美元。我们将继续监测今年剩余时间的经济环境，并在必要时调整我们的活动水平。
我们可能会不时回购或赎回全部或部分未偿还债务证券，以换取现金，或交换其他证券，或两者兼而有之。此类回购或赎回可通过公开市场交易、私下协商的交易、要约收购、合同规定或其他方式进行。任何此类回购或赎回将取决于当时的市场状况、我们的流动性要求、合同限制、对证券法的遵守情况以及其他因素。任何此类交易所涉及的金额都可能是实质性的。2022年2月14日，我们赎回了2024年优先债券的全部未偿还本金总额1.048亿美元。2022年4月28日，我们向2025年优先担保票据的持有人发出赎回通知，通知该等持有人，我们打算于2022年6月17日(“赎回日期”)赎回2025年优先担保票据的未偿还本金总额4.467亿美元。根据管理2025年高级担保票据的契约条款，赎回价格将相当于2025年优先担保票据本金的107.5%(未赎回本金每1,000美元加计未偿还利息1,075美元)。请参阅注5--长期债务在第一部分，本报告项目1供进一步讨论。作为我们2022年战略的一部分，我们将继续专注于减少绝对债务和改善我们的债务指标。
33

截至本报告提交时，根据我们的股票回购计划，我们可以回购最多3,072,184股我们的普通股，这需要得到我们董事会的批准。股票可能会不时在公开市场回购，或在私下协商的交易中回购，这取决于市场状况和其他因素，包括我们的信贷协议的某些条款、管理我们每一系列未偿还优先债券的契约、是否符合证券法以及我们的股票回购计划的条款和规定。我们的董事会定期审查这一计划，作为我们资本分配的一部分。在截至2022年3月31日的三个月内，我们没有回购任何普通股。
截至2022年3月31日至2021年3月31日的三个月现金流变化分析
下表列出了截至2022年3月31日的三个月至2021年的现金流变化，用于我们的运营、投资和融资活动。各表之后的分析应与本报告第一部分第1项所附现金流量表一并阅读。
经营活动
截至3月31日的三个月，期间之间的金额变化
20222021
(单位：百万)
经营活动提供的净现金$342.1 $105.6 $236.5 
截至2022年3月31日的三个月，经营活动提供的净现金与2021年同期相比有所增加，主要是因为从石油、天然气和NGL生产收入中获得的现金增加了3.719亿美元，扣除运输成本和生产税后，部分被结算衍生品交易支付的1.045亿美元现金增加所抵消。业务活动提供的现金净额也受到周转资金变化和现金收入和支出时间的影响。
投资活动
截至3月31日的三个月，期间之间的金额变化
20222021
(单位：百万)
用于投资活动的现金净额$(150.1)$(147.6)$(2.5)
与2021年同期相比，截至2022年3月31日的三个月，用于投资活动的净现金略有增加，这主要是由于资本支出增加了260万美元。
融资活动
截至3月31日的三个月，期间之间的金额变化
20222021
(单位：百万)
融资活动提供(用于)的现金净额$(104.8)$42.0 $(146.8)
在截至2022年3月31日的三个月内，我们使用手头现金赎回了2024年优先票据的未偿还本金总额1.048亿美元。
在截至2021年3月31日的三个月里，我们循环信贷安排下的净借款增加了4200万美元。
利率风险
由于与我们循环信贷安排的任何未偿还余额相关的浮动利率，我们面临市场风险。截至2022年3月31日，我们的循环信贷安排没有未偿还余额。我们的信贷协议允许我们确定循环信贷安排的全部或部分本金余额的利率，期限最长为六个月。在利率固定的情况下，利率变化将影响循环信贷安排的公允价值，但不会影响经营业绩或现金流。相反，对于浮动利率的循环信贷安排部分，利率变化不会影响公允价值，但会影响未来的经营业绩和现金流。利率的变化不会影响我们为固定利率高级无担保票据或固定利率高级担保票据支付的利息，但会影响它们的公允价值。截至2022年3月31日，我们未偿还的固定利率债务本金总额为20亿美元，没有未偿还的浮动利率债务。请参阅附注8-公允价值计量在第一部分，本报告第1项就我们的高级票据的公允价值进行了额外的讨论。
34

商品价格风险
我们收到的石油、天然气和NGL产品的价格直接影响我们的收入、盈利能力、获得资本的渠道和未来的增长率。石油、天然气和天然气价格会受到各种因素的不可预测的波动，这些因素通常是我们无法控制的，包括与更广泛的宏观经济环境相关的供需变化，以及与天气有关的事件。石油、天然气和天然气市场一直不稳定，特别是在过去的几年里。2022年第一季度，石油价格继续上涨。然而，商品价格仍然受到与俄罗斯和乌克兰之间持续冲突、某些国家对俄罗斯实施的经济和贸易制裁、这一流行病的动态性质以及对全球商品和金融市场的潜在影响有关的高度不确定性和波动性的影响。我们收到的产品实现价格还取决于许多通常超出我们控制范围的因素。根据我们截至2022年3月31日的三个月的产量，在衍生品和解的影响之前，我们的平均已实现石油、天然气和NGL价格下降10%，将使我们的石油、天然气和NGL生产收入分别减少约6070万美元、1700万美元和810万美元。如果大宗商品价格下跌10%，我们截至2022年3月31日的三个月的净衍生品结算将抵消石油、天然气和NGL生产收入的下降约3800万美元。
我们签订商品衍生合约是为了降低商品价格波动的风险。我们的商品衍生合约的公允价值主要由对相关价格指数远期曲线的估计决定。截至2022年3月31日，与我们的石油、天然气和NGL商品衍生品工具相关的远期曲线增加或减少10%，将使我们对这些产品的净衍生品头寸分别增加约1.443亿美元、1850万美元和590万美元。
表外安排
吾等并无参与与未合并实体或金融合伙企业产生关系的交易，例如经常称为结构性融资或特殊目的实体(“特殊目的实体”)的实体，而该等实体的设立目的是促进表外安排或其他合约上狭隘或有限的目的。
我们评估我们的交易，以确定是否存在任何可变利益实体。如果我们确定我们是可变利益实体的主要受益人，该实体将并入我们的合并财务报表。在截至2022年3月31日的三个月内，或通过提交本报告，我们没有参与任何未合并的SPE交易。
关键会计政策和估算
请参阅第二部分第7项中的相应部分和附注1-主要会计政策摘要包括在第II部分第8项中2021 Form 10-K讨论我们的会计政策和估计。
会计事项
请参阅附注1-主要会计政策摘要本报告第一部分第1项提供关于新的权威性会计准则的信息。
35

非公认会计准则财务指标
调整后EBITDAX为扣除利息支出、利息收入、所得税、损耗、折旧、摊销及资产报废前净收益(亏损)、负债增值费用、勘探费用、财产放弃及减值费用、非现金股票补偿费用、衍生工具损益净额、资产剥离损益、债务清偿损益及若干其他项目。经调整的EBITDAX不包括我们认为会影响经营业绩可比性的某些项目，并可排除一般非经常性或其时间和/或金额无法合理估计的项目。调整后的EBITDAX是一项非GAAP指标，我们认为它为投资者和分析师提供了有用的额外信息，作为一种业绩衡量标准，用于分析我们为勘探、开发、收购和偿还债务而在内部筹集资金的能力。我们还受基于调整后的EBITDAX比率的信贷协议下的财务契约的约束，如注5--长期债务在2021 Form 10-K。此外，调整后的EBITDAX被专业研究分析师等广泛用于油气勘探和生产行业公司的估值、比较和投资建议，许多投资者在做出投资决策时使用行业研究分析师发表的研究。调整后的EBITDAX不应单独考虑，或作为净收益(亏损)、运营收益(亏损)、运营活动提供的净现金或根据公认会计准则编制的其他盈利或流动性指标的替代品。由于调整后的EBITDAX不包括一些但不是所有影响净收益(亏损)的项目，因此调整后的EBITDAX金额可能无法与其他公司的类似指标相比较。我们的循环信贷安排为我们提供了一个重要的流动性来源。根据吾等的信贷协议条款，若吾等未能遵守订立信贷协议所界定的融资债务总额与经调整EBITDAX的最高准许比率的契诺，吾等将会违约，这将阻止吾等在循环信贷安排下借款，因此将严重限制吾等的流动资金来源。此外，如果我们在我们的循环信贷安排下违约，并且无法从我们的贷款人那里获得对该违约的豁免，根据该安排和管理我们每一系列未偿还优先债券的契约，贷款人将有权行使其所有违约补救措施。
下表提供了我们的净收益(亏损)(GAAP)和经营活动提供的净现金(GAAP)与调整后的EBITDAX(非GAAP)之间的对账：
截至3月31日的三个月，
20222021
(单位：千)
净收益(亏损)(GAAP)$48,764 $(251,269)
利息支出39,387 39,871 
所得税费用12,861 106 
损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加159,481 166,960 
探索(1)
8,055 8,039 
损伤1,000 8,750 
基于股票的薪酬费用4,274 5,737 
衍生工具净亏损418,521 344,689 
衍生结算损失(168,183)(107,885)
其他，净额404 (10)
调整后的EBITDAX(非GAAP)524,564 214,988 
利息支出(39,387)(39,871)
所得税费用(12,861)(106)
探索(1)
(8,055)(8,039)
债务折价摊销和递延融资成本4,010 4,723 
递延所得税11,948 (52)
其他，净额(165)(14,582)
营运资金净变动(137,962)(51,437)
经营活动提供的现金净额(GAAP)$342,092 $105,624 
____________________________________________
(1)基于股票的补偿费用是所附经营报表上勘探费用以及一般和行政费用细目的一个组成部分。因此，上述对账中显示的勘探项目将与所附运营报表中记录的以股票为基础的补偿费用部分的金额不同，并计入勘探费用。
36

项目3.关于市场风险的定量和定性披露
标题下提供了本项目所需的信息利率风险和商品价格风险在上文第2项中以及在题为已实施的石油、天然气和天然气衍生产品合同摘要在……里面附注10-衍生金融工具在本报告的第一部分，项目1中，并通过引用结合于此。请同时参阅下列资料利率风险和商品价格风险在……里面管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析在第二部分，我们的2021 Form 10-K.
项目4.控制和程序
信息披露控制和程序的评估
我们维持着一套披露控制和程序体系，旨在合理地确保在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内记录、处理、汇总和报告美国证券交易委员会报告中需要披露的信息，并合理地确保这些信息得到积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官(首席执行官)和我们的首席财务官(首席财务官)，以便及时做出关于需要披露的决定。
我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，并不期望我们的披露控制和程序(如交易所法案规则13a-15(E)和15d-15(E)所定义的)(“披露控制”)能够防止所有错误和所有欺诈。一个控制系统，无论构思和运作得有多好，都只能提供合理的保证，而不是绝对的保证，以确保控制系统的目标得以实现。此外，控制系统的设计必须反映这样一个事实，即存在资源限制，并且必须考虑控制的好处相对于其成本。由于所有控制系统的固有局限性，任何控制评估都不能绝对保证我们公司内的所有控制问题和舞弊事件(如果有的话)都已被发现。这些固有的局限性包括这样的现实，即决策过程中的判断可能是错误的，故障可能因为简单的错误或错误而发生。此外，可以通过某些人的个人行为、两个或更多人的串通或通过控制的管理凌驾来规避控制。任何控制系统的设计也部分基于对未来事件可能性的某些假设，不能保证任何设计在所有潜在的未来条件下都能成功地实现其所述目标。由于具有成本效益的控制系统的固有限制，由于错误或欺诈而导致的错误陈述可能会发生，并且不会被发现。我们监控我们的披露控制，并在必要时进行修改；我们在这方面的意图是，随着系统的变化和条件的允许，披露控制将被修改。
在本报告所述期间结束时，对我们的披露控制的设计和运作的有效性进行了评估。这项评估是在我们管理层的监督和参与下进行的，包括首席执行官和首席财务官。基于这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制在合理的保证水平下是有效的。
财务报告内部控制的变化
2022年第一季度没有发生重大影响或可能重大影响我们对财务报告的内部控制的变化。
37

第二部分：其他信息
项目1.法律程序
有时，我们可能会涉及与我们正常业务过程中的业务和运营有关的索赔。截至提交本报告时，没有针对我们的法律诉讼待决，我们认为个别或集体可能会对我们的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
第1A项。危险因素
全球地缘政治紧张局势，特别是包括俄罗斯和乌克兰之间持续的冲突，可能会导致石油、天然气和天然气价格的波动加剧，并可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
2022年2月24日，俄罗斯军队开始在乌克兰采取军事行动，该地区可能会持续冲突和破坏。尽管乌克兰持续军事冲突的持续时间、影响和结果非常不可预测，但这场冲突可能会导致重大的市场和其他混乱，包括大宗商品价格和能源供应的大幅波动、金融市场的不稳定、供应链中断、政治和社会不稳定、消费者或购买者偏好的变化，以及网络攻击和间谍活动的增加。
虽然目前无法预测或确定乌克兰冲突的最终后果，其中除其他外可能包括进一步的制裁、更大的区域不稳定、禁运、地缘政治转变和其他对宏观经济条件的重大和不利影响，特别是在可预见的未来，供应链、金融市场和碳氢化合物价格波动可能会持续下去。如果俄罗斯和乌克兰之间的停火谈判不成功，乌克兰关键的石油相关基础设施可能遭到破坏，政府机构和私人机构采取的进一步制裁和其他措施的实施，可能会在短期和长期内对我们的企业和全球经济的运营和财务状况产生持久影响。
我们先前披露的风险因素并无其他重大变化2021 Form 10-K.
第二项股权证券的未经登记的销售和收益的使用
下表提供了在截至2022年3月31日的三个月内，我们和任何关联买家(根据交易法第10B-18(A)(3)条的定义)购买我们普通股股票的信息，普通股是我们根据交易法第12条登记的唯一类别的股权证券：
发行人购买股权证券及关联购买
期间
购买的股份总数(1)
加权平均每股支付价格作为公开宣布的计划的一部分购买的股票总数
根据该计划可购买的最大股份数量(2)
01/01/2022 - 01/31/2022— $— — 3,072,184 
02/01/2022 - 02/28/2022— $— — 3,072,184 
03/01/2022 - 03/31/2022623 $38.02 — 3,072,184 
共计：623 $38.02 — 3,072,184 
___________________________________
(1)我们于2022年第一季度购买的所有股份将抵销根据股权计划授予的授予协议条款发行的RSU相关流通股交付时发生的预扣税款义务。
(2)2006年7月，我们的董事会批准将根据1998年8月的原始授权可以回购的普通股股票数量增加到决议生效日期的6,000,000股。因此，自本报告提交之日起，如获本公司董事会批准，本公司可按预期回购最多3,072,184股普通股。该等股份可不时在公开市场交易或私下协商的交易中回购，视乎市场情况及其他因素而定，包括本行信贷协议的某些条款、管限本行优先票据的契约，以及遵守证券法。根据我们的信贷协议，股票回购的资金可能来自现有的现金余额、内部现金流或借款。股票回购计划可随时暂停或终止。在截至2022年3月31日的三个月内，我们没有回购任何普通股。
我们向股东支付的现金股息受我们的信贷协议和优先票据条款下的某些契约的约束。基于我们目前的业绩，我们预计，如果我们的董事会宣布任何股息，这些公约中的任何一项都不会限制我们在可预见的未来以目前的速度支付股息。
38

项目6.展品
以下证据已存档或提供，或通过引用并入本报告：
展品编号
描述
3.1
2010年6月1日前修订的SM能源公司重述的公司注册证书(作为注册人截至2010年6月30日的季度10-Q表的季度报告的附件3.1提交，并通过引用并入本文)
3.2
修订和重新修订的《SM能源公司章程》，自2017年2月21日起生效(作为注册人截至2016年12月31日年度10-K表格年度报告的附件3.2提交，并通过引用并入本文)
31.1*
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对首席执行官的认证
31.2*
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对首席财务官的认证
32.1**
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18编第1350条的认证
101.INS
内联XBRL实例文档-实例文档不显示在交互数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。
101.SCH*
内联XBRL架构文档
101.CAL*
内联XBRL计算链接库文档
101.LAB*
内联XBRL标签Linkbase文档
101.PRE*
内联XBRL演示文稿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.INS中)
_____________________________________
*与这份报告一起提交的。
**随本报告一起提供。
39

签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的签署人代表其签署。
SM能源公司
April 29, 2022由以下人员提供：/s/赫伯特·S·沃格尔
赫伯特·S·沃格尔
总裁兼首席执行官
(首席行政主任)
April 29, 2022由以下人员提供：韦德·普塞尔
A.韦德·普塞尔
执行副总裁兼首席财务官
(首席财务官)
April 29, 2022由以下人员提供：/帕特里克·A·莱特尔
帕特里克·A·莱特尔
副总裁兼首席财务官兼财务总监
(首席会计主任)
40