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tFacilityMembers2022-07-270000101778美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembers2022-07-280000101778MRO：老年人不安全注意事项9375-2022成员美国公认会计准则：不安全债务成员2022-05-310000101778MRO：老年人不安全注意3850Due2025成员美国公认会计准则：不安全债务成员2021-09-300000101778MRO：老年人不安全注意3850Due2025成员美国公认会计准则：不安全债务成员2021-09-012021-09-300000101778MRO：老年人不安全注释2800Due2022成员美国公认会计准则：不安全债务成员2021-04-300000101778MRO：老年人不安全注释2800Due2022成员美国公认会计准则：不安全债务成员2021-04-012021-04-300000101778MRO：4月1日采购12023成员2022-09-300000101778MRO：共享回购计划成员2022-01-012022-09-300000101778MRO：共享回购计划成员2022-09-300000101778美国公认会计准则：次要事件成员MRO：共享回购计划成员2022-10-012022-11-020000101778美国公认会计准则：次要事件成员MRO：共享回购计划成员2022-11-020000101778Mro:RestrictedStockAwardsAndRestrictedStockUnitsMember2021-12-310000101778Mro:RestrictedStockAwardsAndRestrictedStockUnitsMember2022-01-012022-09-300000101778Mro:RestrictedStockAwardsAndRestrictedStockUnitsMember2022-09-300000101778MRO：PerformanceUnitShareSettlementMember2022-01-012022-09-300000101778MRO：PerformanceUnitCashSettlementMember2022-01-012022-09-300000101778MRO：PerformanceUnitCashSettlementMember2022-09-300000101778美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2022-07-012022-09-300000101778美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2021-07-012021-09-300000101778Us-gaap:OtherPostretirementBenefitPlansDefinedBenefitMember2022-07-012022-09-300000101778Us-gaap:OtherPostretirementBenefitPlansDefinedBenefitMember2021-07-012021-09-300000101778美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2022-01-012022-09-300000101778美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2021-01-012021-09-300000101778Us-gaap:OtherPostretirementBenefitPlansDefinedBenefitMember2022-01-012022-09-300000101778Us-gaap:OtherPostretirementBenefitPlansDefinedBenefitMember2021-01-012021-09-300000101778US-GAAP：FundedPlanMember2022-01-012022-09-300000101778Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentNetPriorServiceCostCreditMemberUs-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-07-012022-09-300000101778Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentNetPriorServiceCostCreditMemberUs-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-07-012021-09-300000101778Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentNetPriorServiceCostCreditMemberUs-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-01-012022-09-300000101778Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentNetPriorServiceCostCreditMemberUs-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-01-012021-09-300000101778Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentNetUnamortizedGainLossMemberUs-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-07-012022-09-300000101778Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentNetUnamortizedGainLossMemberUs-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-07-012021-09-300000101778Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentNetUnamortizedGainLossMemberUs-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-01-012022-09-300000101778Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentNetUnamortizedGainLossMemberUs-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-01-012021-09-300000101778Mro:AccumulatedDefinedBenefitPlanAdjustmentNetGainLossDueToSettlementAttributableToParentMemberUs-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-07-012022-09-300000101778Mro:AccumulatedDefinedBenefitPlanAdjustmentNetGainLossDueToSettlementAttributableToParentMemberUs-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-07-012021-09-300000101778Mro:AccumulatedDefinedBenefitPlanAdjustmentNetGainLossDueToSettlementAttributableToParentMemberUs-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-01-012022-09-300000101778Mro:AccumulatedDefinedBenefitPlanAdjustmentNetGainLossDueToSettlementAttributableToParentMemberUs-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-01-012021-09-300000101778Us-gaap:AccumulatedGainLossNetCashFlowHedgeParentMemberUs-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-07-012022-09-300000101778Us-gaap:AccumulatedGainLossNetCashFlowHedgeParentMemberUs-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-07-012021-09-300000101778Us-gaap:AccumulatedGainLossNetCashFlowHedgeParentMemberUs-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-01-012022-09-300000101778Us-gaap:AccumulatedGainLossNetCashFlowHedgeParentMemberUs-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-01-012021-09-300000101778Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMemberUs-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-07-012022-09-300000101778Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMemberUs-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-07-012021-09-300000101778Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMemberUs-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-01-012022-09-300000101778Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMemberUs-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-01-012021-09-300000101778MRO：EgHoldingsMembers2022-09-300000101778MRO：EgHoldingsMembers2021-12-310000101778MRO：AlbaPlantLlcMember2022-09-300000101778MRO：AlbaPlantLlcMember2021-12-310000101778MRO：AmpcoMember2022-09-300000101778MRO：AmpcoMember2021-12-310000101778Us-gaap:EquityMethodInvestmentNonconsolidatedInvesteeOrGroupOfInvesteesMember2022-07-012022-09-300000101778Us-gaap:EquityMethodInvestmentNonconsolidatedInvesteeOrGroupOfInvesteesMember2021-07-012021-09-300000101778Us-gaap:EquityMethodInvestmentNonconsolidatedInvesteeOrGroupOfInvesteesMember2022-01-012022-09-300000101778Us-gaap:EquityMethodInvestmentNonconsolidatedInvesteeOrGroupOfInvesteesMember2021-01-012021-09-30MRO：部落0000101778美国-公认会计准则：应支付账款成员2022-09-300000101778美国-公认会计准则：其他当前负债成员2022-09-3000001017782022-07-3100001017782020-04-012020-06-30MRO：保证0000101778Mro:PerformanceofEquatorialGuineaLNGOperationsS.A.Member2022-09-300000101778MRO：AlbaPlantLLC成员业绩2022-09-300000101778美国公认会计准则：次要事件成员MRO：EnsignNaturalResources成员2022-11-022022-11-020000101778美国公认会计准则：次要事件成员MRO：EnsignNaturalResources成员2022-11-02Utr：英亩MRO：好的Utr：bblUtr：D

美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-Q
(标记一)
☒依据第13或15(D)条提交的季度报告
1934年《证券交易法》
 截至本季度末的季度2022年9月30日
或
☐根据第13或15(D)条提交的过渡报告
1934年《证券交易法》
 由_至_的过渡期
佣金文件编号1-1513
https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/101778/000010177822000192/mro-20220930_g1.jpg
马拉松石油公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
特拉华州25-0996816
(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)
城市和乡村大道990号，休斯敦,德克萨斯州  
77024-2217
(主要执行办公室地址)
(713)629-6600
(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 交易符号注册的每个交易所的名称
普通股，面值1.00美元 MRO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þ 不是o
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þ 不是o
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þ加速文件管理器
o  
非加速文件服务器
o   
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。o    
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þ  
有几个635,067,840截至2022年10月31日，马拉松石油公司已发行的普通股。


马拉松石油公司
除非上下文另有说明，否则本10-Q表格中提及的“马拉松石油”、“我们”、“我们”或“我们”均指马拉松石油公司，包括其全资子公司和控股子公司，以及其在股权法投资对象(公司实体、合伙企业、有限责任公司和因其所有权权益而对其产生重大影响的其他合资企业)中的所有权权益。
有关本10-Q表中使用的某些行业特定术语，请参阅我们2021年年报中的10-K表中的“定义”。
 目录表
 页面
第一部分-财务信息
第1项。
财务报表：
 
合并损益表(未经审计)
2
 
综合全面收益表(未经审计)
3
 
合并资产负债表(未经审计)
4
 
合并现金流量表(未经审计)
5
合并股东权益报表(未经审计)
6
 
合并财务报表附注(未经审计)
7
第二项。
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
28
第三项。
关于市场风险的定量和定性披露
43
第四项。
控制和程序
43
第二部分--其他资料
第1项。
法律诉讼
44
第1A项。
风险因素
44
第二项。
未登记的股权证券销售和收益的使用
45
第六项。
陈列品
46
 
签名
47
 

1

第一部分-财务信息
项目1.财务报表


马拉松石油公司
合并损益表(未经审计)
截至三个月九个月结束
9月30日，9月30日，
(单位：百万，不包括每股数据)2022202120222021
收入和其他收入：    
与客户签订合同的收入$2,008 $1,438 $5,937 $3,869 
商品衍生品的净收益(亏损)41 (79)(129)(398)
权益法投资收益190 86 469 179 
处置资产的净收益2 7 1 8 
其他收入6 1 25 9 
总收入和其他收入2,247 1,453 6,303 3,667 
成本和支出：   
生产193 131 509 378 
运输、装卸及其他经营199 219 575 538 
探索73 63 92 109 
折旧、损耗和摊销460 522 1,319 1,550 
减值2 13 4 60 
所得税以外的其他税种137 88 381 236 
一般和行政79 70 220 227 
总成本和费用1,143 1,106 3,100 3,098 
营业收入1,104 347 3,203 569 
净利息及其他(52)(57)(128)(129)
其他定期福利净额5 — 14 2 
提前清偿债务损失— (102)— (121)
所得税前收入1,057 188 3,089 321 
所得税拨备240 4 2 24 
净收入$817 $184 $3,087 $297 
每股净收益：    
基本信息$1.22 $0.23 $4.40 $0.38 
稀释$1.22 $0.23 $4.39 $0.38 
加权平均已发行普通股：    
基本信息670 789 701 791 
稀释672 789 703 791 
 附注是这些综合财务报表的组成部分。.
2

马拉松石油公司
综合全面收益表(未经审计)
截至三个月九个月结束
9月30日，9月30日，
(单位：百万)2022202120222021
净收入$817 $184 $3,087 $297 
其他综合收益，税后净额   
退休后和离职后计划的精算损益及其他变动(3)4 (6)17 
衍生工具套期变动未确认收益7 1 23 20 
取消指定远期利率互换的重新分类— — — (28)
其他— — (1)— 
其他综合收益4 5 16 9 
综合收益$821 $189 $3,103 $306 
 附注是这些综合财务报表的组成部分。.

3


马拉松石油公司
合并资产负债表(未经审计)
9月30日，十二月三十一日，
(以百万为单位，面值和股份除外)20222021
资产  
流动资产：  
现金和现金等价物$1,109 $580 
应收账款净额1,358 1,142 
盘存103 77 
其他流动资产66 22 
流动资产总额2,636 1,821 
权益法投资568 450 
不动产、厂房和设备，扣除累计折旧、损耗和摊销净额#美元23,458及$22,412
14,245 14,499 
递延税项资产155 — 
其他非流动资产254 224 
总资产$17,858 $16,994 
负债  
流动负债：  
应付帐款$1,480 $1,110 
应支付的工资和福利76 74 
应计税168 157 
其他流动负债305 260 
一年内到期的长期债务402 36 
流动负债总额2,431 1,637 
长期债务3,579 3,978 
递延税项负债159 136 
固定福利退休后计划义务117 137 
资产报废债务283 288 
递延信贷和其他负债102 132 
总负债6,671 6,308 
承付款和或有事项(附注22)
股东权益  
优先股-不是已发行或已发行股份(不是面值，26授权股份(百万股)
— — 
普通股：  
已发出-937百万股(面值$1每股，1.9252022年9月30日和2021年12月31日授权的股票(亿股)
937 937 
以库房形式持有，按成本价-294百万股和194百万股
(7,240)(4,825)
额外实收资本7,196 7,221 
留存收益10,196 7,271 
累计其他综合收益98 82 
股东权益总额11,187 10,686 
总负债和股东权益$17,858 $16,994 
 附注是这些综合财务报表的组成部分。.
4

马拉松石油公司
合并现金流量表(未经审计)
九个月结束
9月30日，
(单位：百万)20222021
增加(减少)现金和现金等价物  
经营活动：  
净收入$3,087 $297 
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1,319 1,550 
减值4 60 
勘探干井成本和未经证实的财产减值85 101 
处置资产的净收益(1)(8)
提前清偿债务损失— 121 
递延所得税(137)(32)
衍生工具未实现亏损，净额4 130 
养恤金和其他退休后福利，净额(28)(25)
基于股票的薪酬28 29 
权益法投资，净额(130)(57)
以下内容中的更改： 
当期应收账款(221)(313)
盘存(27)(1)
应付经常帐款和应计负债300 228 
其他流动资产和负债(57)66 
所有其他运营，净额75 (53)
经营活动提供的净现金4,301 2,093 
投资活动：  
物业、厂房和设备的附加费(1,117)(772)
收购，扣除收购现金后的净额2 — 
资产处置，扣除转给买方的现金净额8 29 
权益法投资--资本回报率12 15 
所有其他投资，净额— — 
用于投资活动的现金净额(1,095)(728)
融资活动：  
偿债(35)(1,400)
清偿债务成本— (117)
根据回购计划回购的股份(2,474)— 
已支付的股息(162)(94)
为代扣代缴税款而购买股份(21)(10)
所有其他融资，净额15 (1)
用于融资活动的现金净额(2,677)(1,622)
现金及现金等价物净增(减)529 (257)
期初现金及现金等价物580 742 
期末现金及现金等价物$1,109 $485 
附注是这些综合财务报表的组成部分。.
5

马拉松石油公司
合并股东权益报表(未经审计)
 马拉松石油公司股东的总股本
(单位：百万)择优
库存		普普通通
库存		财务处
库存		其他内容
已缴费
资本		保留
收益		累计
其他
全面
收入		总计
权益
截至2021年9月30日的9个月
2020年12月31日余额$— $937 $(4,089)$7,174 $6,466 $73 $10,561 
基于股票的薪酬— — (24)21 — — (3)
净收入— — — — 97 — 97 
其他综合收益— — — — — 39 39 
支付的股息(每股金额为$0.03)
— — — — (23)— (23)
2021年3月31日余额$— $937 $(4,113)$7,195 $6,540 $112 $10,671 
基于股票的薪酬— — 8 6 — — 14 
净收入— — — — 16 — 16 
其他综合损失— — — — — (35)(35)
支付的股息(每股金额为$0.04)
— — — — (32)— (32)
2021年6月30日余额$— $937 $(4,105)$7,201 $6,524 $77 $10,634 
基于股票的薪酬— — — 12 — — 12 
净收入— — — — 184 — 184 
其他综合收益— — — — — 5 5 
支付的股息(每股金额为$0.05)
— — — — (39)— (39)
2021年9月30日余额$— $937 $(4,105)$7,213 $6,669 $82 $10,796 
截至2022年9月30日的9个月
2021年12月31日余额$— $937 $(4,825)$7,221 $7,271 $82 $10,686 
根据回购计划回购的股份— — (592)— — — (592)
基于股票的薪酬— — 55 (43)— — 12 
净收入— — — — 1,304 — 1,304 
其他综合收益— — — — — 8 8 
支付的股息(每股金额为$0.07)
— — — — (52)— (52)
2022年3月31日余额$— $937 $(5,362)$7,178 $8,523 $90 $11,366 
根据回购计划回购的股份— — (760)— — — (760)
基于股票的薪酬— — 4 8 — — 12 
净收入— — — — 966 — 966 
其他综合收益— — — — — 4 4 
支付的股息(每股金额为$0.08)
— — — — (56)— (56)
2022年6月30日余额$— $937 $(6,118)$7,186 $9,433 $94 $11,532 
根据回购计划回购的股份— — (1,122)— — — (1,122)
基于股票的薪酬— — — 10 — — 10 
净收入— — — — 817 — 817 
其他综合收益— — — — — 4 4 
支付的股息(每股金额为$0.08)
— — — — (54)— (54)
2022年9月30日余额$— $937 $(7,240)$7,196 $10,196 $98 $11,187 
附注是这些合并财务报表的组成部分。


6
马拉松石油公司
合并财务报表附注(未经审计)

1.    陈述的基础
这些合并财务报表未经审计；然而，管理层认为，这些报表反映了公平报告所报告期间的结果所需的所有调整。除非另有披露，否则所有此类调整都是正常的经常性调整。这些合并财务报表(包括附注)是根据美国证券交易委员会的适用规则编制的，并不包括美国公认会计准则要求的完整财务报表所需的所有信息和披露。
这些中期财务报表应与我们2021年年度报告Form 10-K中包含的合并财务报表及其附注一起阅读。2022年第三季度和前九个月的业务结果不一定表明全年的预期结果。
2.    会计准则
采用的会计准则更新
2022年第三季度或前九个月没有采用对我们的合并财务报表产生实质性影响的会计准则。
尚未采用的会计准则更新
2020年3月，FASB发布了ASU 2020-04，其中为将美国GAAP应用于参考伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)或预计将被终止的其他参考利率的合同、对冲关系和其他交易提供了可选的权宜之计和例外。该指导意见将于2020年3月12日生效，并可预期适用至2022年12月31日。一旦采用，我们认为它不会对我们的综合运营结果、财务状况和现金流产生实质性影响。
3.    普通股每股收益和股息
每股基本收益以已发行普通股的加权平均数为基础。稀释每股收益假设在所有期间行使股票期权，前提是这种影响不是反稀释的。以下每股计算不包括1百万美元和2截至2022年9月30日的三个月和九个月的股票期权分别为百万欧元和4在截至2021年9月30日的三个月和九个月中，每个月都有100万份反稀释的股票期权。

截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：百万，不包括每股数据)2022202120222021
净收入$817 $184 $3,087 $297 
加权平均已发行普通股670 789 701 791 
稀释证券的影响2 — 2 — 
加权平均普通股，稀释后672 789 703 791 
每股净收益：
基本信息$1.22 $0.23 $4.40 $0.38 
稀释$1.22 $0.23 $4.39 $0.38 
每股股息$0.08 $0.05 $0.23 $0.12 
4.    收入
我们的大部分收入来自与美国和赤道几内亚客户签订的现货和定期协议下的原油和凝析油、天然气液化天然气和天然气的销售。
截至2022年9月30日和2021年12月31日，包括在应收款中的与客户的合同应收款净额为#美元1.110亿美元961分别为100万美元。
7
马拉松石油公司
合并财务报表附注(未经审计)
下表列出了截至9月30日的三个月和九个月，我们从与客户的合同中获得的收入，按产品类型和地理区域分类：
美国
截至2022年9月30日的三个月
(单位：百万)鹰福特巴肯俄克拉荷马州特拉华州北部其他美国总计
原油和凝析油$523 $648 $104 $114 $39 $1,428 
天然气液体49 82 63 16 6 216 
天然气56 67 105 22 11 261 
其他3 — — — 19 22 
与客户签订合同的收入$631 $797 $272 $152 $75 $1,927 
截至2021年9月30日的三个月
(单位：百万)鹰福特巴肯俄克拉荷马州特拉华州北部其他美国总计
原油和凝析油$391 $425 $74 $75 $19 $984 
天然气液体50 63 53 12 5 183 
天然气38 29 62 12 3 144 
其他2 — — — 62 64 
与客户签订合同的收入$481 $517 $189 $99 $89 $1,375 
截至2022年9月30日的9个月
(单位：百万)鹰福特巴肯俄克拉荷马州特拉华州北部其他美国总计
原油和凝析油$1,526 $2,049 $341 $302 $124 $4,342 
天然气液体148 263 191 46 23 671 
天然气145 156 256 55 28 640 
其他6 — — — 71 77 
与客户签订合同的收入$1,825 $2,468 $788 $403 $246 $5,730 
截至2021年9月30日的9个月
(单位：百万)鹰福特巴肯俄克拉荷马州特拉华州北部其他美国总计
原油和凝析油$1,003 $1,208 $206 $229 $65 $2,711 
天然气液体109 152 127 32 10 430 
天然气114 71 212 42 11 450 
其他6 — — — 99 105 
与客户签订合同的收入$1,232 $1,431 $545 $303 $185 $3,696 

国际(例如)
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：百万)2022202120222021
原油和凝析油$75 $56 $186 $151 
天然气液体1 — 2 2 
天然气5 6 17 18 
其他— 1 2 2 
与客户签订合同的收入$81 $63 $207 $173 
8
马拉松石油公司
合并财务报表附注(未经审计)
5.    细分市场信息
我们有二可报告的运营部门。这两个细分市场都是根据地理位置以及所提供的产品和服务的性质进行组织和管理的。
•美国(美国)-在美国勘探、生产和销售原油和凝析油、NGL和天然气
•国际(“国际”)-在美国以外生产和销售原油和凝析油、天然气和天然气，以及在赤道几内亚生产和销售天然气产品，如液化天然气和甲醇(“例如”)
分部收入是指扣除所得税后，不包括未分配给我们的经营分部的某些项目的收入。我们的公司和运营一般和行政支持成本的一部分没有分配给运营部门。这些未分配费用主要包括雇用费用(包括养恤金影响)、专业服务、设施以及与公司和业务支助活动有关的其他费用。此外，影响可比性的项目，例如：处置损益、已证实及若干未经证实物业的减值、商誉及权益法投资、我们估值拨备的变动、商品及利率衍生工具的未实现损益、退休金结算及削减的影响或其他项目(由首席经营决策者(“CODM”)厘定)不会分配至经营分部。
 截至2022年9月30日的三个月
(单位：百万)美国国际未分配给细分市场总计
与客户签订合同的收入$1,927 $81 $— $2,008 
商品衍生品的净收益(亏损)(26)— 67 
(b)
41 
权益法投资收益— 190 — 190 
处置资产的净收益— — 2 2 
其他收入4 1 1 6 
更少的成本和费用：
生产173 20 — 193 
运输、装卸及其他经营171 5 23 

199 
探索11 — 62 
(c)
73 
折旧、损耗和摊销441 14 5 460 
减值— — 2 

2 
所得税以外的其他税种136 — 1 137 
一般和行政37 4 38 79 
净利息及其他— — 52 52 
其他定期福利净成本— — (5)

(5)
所得税拨备(福利)213 48 (21)240 
分部收入(亏损)$723 $181 $(87)$817 
总资产$15,487 $1,294 $1,077 $17,858 
资本支出(a)
$406 $1 $6 $413 
(a)包括应计项目。
(b)商品衍生工具的未实现收益(见注13).
(c)包括干井费用和未经证实的财产减值#美元48路易斯安那州勘探租约为100万美元，14二叠纪勘探租约100万英镑(见注9 和注10).

9
马拉松石油公司
合并财务报表附注(未经审计)
 截至2021年9月30日的三个月
(单位：百万)美国国际未分配给细分市场总计
与客户签订合同的收入$1,375 $63 $— $1,438 
商品衍生品的净收益(亏损)(106)— 27 
(b)
(79)
权益法投资收益— 86 — 86 
处置资产的净收益— — 7 7 
其他收入— — 1 1 
更少的成本和费用：
生产119 12 — 131 
运输、装卸及其他经营209 7 3 219 
探索15 — 48 
(c)
63 
折旧、损耗和摊销499 17 6 522 
减值— — 13 
(d)
13 
所得税以外的其他税种88 — — 88 
一般和行政29 3 38 

70 
净利息及其他— — 57 
(e)
57 
其他定期福利净成本— — — — 
提前清偿债务损失— — 102 
(f)
102 
所得税拨备(福利)5 17 (18)4 
分部收入(亏损)$305 $93 $(214)$184 
总资产$15,528 $1,071 $562 $17,161 
资本支出(a)
$303 $2 $3 $308 
(a)包括应计项目。
(b)商品衍生工具的未实现收益(见注13).
(c)包括未经证实的财产减值#美元20路易斯安那州勘探租约为100万美元，16与二叠纪租约的处置有关的100万美元。还包括$12与已钻井和未完成油井相关的干井成本，主要是在二叠纪。
(d)包括减值$5二叠纪已探明财产的百万美元(见 注10)及$8与GOM中非生产性长期资产的退役成本相关的百万美元(见 注10 和注11).
(e)包括$52022年利率掉期收益为100万美元，32025年利率互换获得百万美元收益(见注13).
(f)指与全额拨备溢价有关的成本，以及与2021年9月赎回2025年债券有关的发行成本撇账(见注15).










10
马拉松石油公司
合并财务报表附注(未经审计)
 截至2022年9月30日的9个月
(单位：百万)美国国际未分配给细分市场总计
与客户签订合同的收入$5,730 $207 $— $5,937 
商品衍生品净亏损(125)— (4)
(b)
(129)
权益法投资收益— 469 — 469 
处置资产的净收益— — 1 1 
其他收入10 5 10 25 
更少的成本和费用：
生产464 45 — 509 
运输、装卸及其他经营508 15 52 575 
探索30 — 62 
(c)
92 
折旧、损耗和摊销1,260 45 14 1,319 
减值— — 4 

4 
所得税以外的其他税种374 — 7 381 
一般和行政94 10 116 

220 
净利息及其他— — 128 
(d)
128 
其他定期福利净成本— — (14)(14)
所得税拨备(福利)655 110 (763)
(e)
2 
分部收入$2,230 $456 $401 $3,087 
总资产$15,487 $1,294 $1,077 $17,858 
资本支出(a)
$1,124 $1 $11 $1,136 
(a)包括应计项目。
(b)商品衍生工具的未实现损失(见 注13).
(c)包括干井费用和未经证实的财产减值#美元48路易斯安那州勘探租约为100万美元，14二叠纪勘探租约100万英镑(见注9 和 注10).
(d)包括$172025年利率互换获得百万美元收益(见注13).
(e)包括$685与部分发放我们的估值津贴相关的百万收益(见注6).

11
马拉松石油公司
合并财务报表附注(未经审计)
截至2021年9月30日的9个月
(单位：百万)美国国际未分配给细分市场总计
与客户签订合同的收入$3,696 $173 $— $3,869 
商品衍生品净亏损(268)— (130)
(b)
(398)
权益法投资收益— 179 — 

179 
处置资产的净收益— — 8 8 
其他收入4 3 2 9 
更少的成本和费用：
生产343 35 — 378 
运输、装卸及其他经营506 13 19 538 
探索54 — 55 
(c)
109 
折旧、损耗和摊销1,477 54 19 1,550 
减值— — 60 
(d)
60 
所得税以外的其他税种238 — (2)236 
一般和行政79 9 139 
(e)
227 
净利息及其他— — 129 
(f)
129 
其他定期福利净额抵免— — (2)

(2)
提前清偿债务损失— — 121 
(g)
121 
所得税拨备(福利)11 33 (20)24 
分部收入(亏损)$724 $211 $(638)$297 
总资产$15,528 $1,071 $562 $17,161 
资本支出(a)
$770 $4 $7 $781 
(a)包括应计项目。
(b)商品衍生工具的未实现损失(见 注13).
(c)包括未经证实的财产减值#美元20路易斯安那州勘探租约为100万美元，16与二叠纪租约的处置有关的百万美元。还包括$12与已钻井和未完成油井相关的干井成本，主要是在二叠纪。
(d)包括减值$24100万美元用于鹰福特的中央设施(见 注10), $5二叠纪已探明财产的百万美元(见 注10), and $30与GOM中非生产性长期资产的退役成本相关的百万美元(见 注10 和注11).
(e)包括$13与终止飞机租赁协议有关的百万美元和#美元12与裁员相关的遣散费产生的百万美元。
(f)包括$242022年利率掉期收益为100万美元，342025年利率互换获得百万美元收益(见注13).
(g)指与2022年4月赎回2022年债券和2021年9月赎回2025年债券相关的全额拨备溢价以及未摊销折扣和发行成本的相关成本(见注15).


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6.    所得税
实际税率
实际所得税税率受各种因素的影响，包括收入的地理和职能来源以及这些收入来源的相对大小。拨款总额与分配给各分部的数额之和之间的差额列于#年表格的“未分配给各分部”一栏。注5.
截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月，我们的有效所得税税率如下：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2022202120222021
有效所得税率23 %2 %— %7 %
•2022 — 我们的有效所得税税率与截至2022年9月30日的9个月21%的美国法定税率不同，这是因为2022年第一季度释放了某些美国和州递延税项资产的估值免税额，导致非现金递延税项收益为#美元。685百万美元。正如我们之前在2021年Form 10-K中披露的那样，我们对我们的联邦递延税净资产维持了全额估值准备，并将继续这样做，直到有足够的积极证据支持撤销这一准备。在第一季度，由于大宗商品价格大幅上涨，对我们未来应税收入的预测相应增加，以及缺乏客观的负面证据，如最近几年的累计亏损，我们确定我们有足够的积极证据来释放大部分联邦估值津贴。我们对某些美国递延税项资产保留了部分估值准备金，主要是因为大宗商品价格的波动影响了评估的未来变现可能性。
•2021 — 我们的有效所得税税率与截至2021年9月30日的三个月和九个月的美国法定税率21%不同，这是由于当时美国对联邦递延税项净资产的估值免税额。此外，我们在美国和例如业务的收入组合，包括权益法被投资人和子公司之间的收入组合，也是造成这一差异的原因。
2022年8月16日，总裁签署了《降低通货膨胀法案》(简称《爱尔兰共和军》)，使之成为法律。爱尔兰共和军颁布了各种所得税条款，包括15%的公司账面最低税率，并制定和延长了某些与税收相关的能源激励措施。爱尔兰共和军的税收条款可能适用于我们，通常在2023年或更晚生效，因此2022年对我们的税收影响预计不会太大。我们将继续监测和评估爱尔兰共和军可能对我们2023年或以后几年的美国所得税负担产生的影响.
7.    信贷损失
我们的大部分应收账款来自商品购买者或我们经营物业的共同权益拥有者，两者均按估计或发票金额记录，不计息。这些应收账款的付款期限大多为30天或更短。于每个报告期末，吾等评估应收账款的可收回性，并使用历史数据、当前市场状况、对未来经济状况的合理及可支持的预测及其他被视为适当的数据估计预期信贷损失。
信贷损失准备金的变化如下：
(单位：百万)2022年9月30日2021年12月31日
截至1月1日的期初余额$15 $22 
本期准备金(2)3 
本期核销(1)(5)
追讨先前预留的款额— (5)
期末余额$12 $15 
8.    盘存
原油和天然气液体按加权平均成本入账，并以成本或可变现净值中的较低者计提。供应品及其他项目主要包括管状货物及设备，按加权平均成本估值，并在市场情况显示时定期检讨是否过时或减值。
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(单位：百万)2022年9月30日2021年12月31日
原油和天然气液体$14 $8 
供应品和其他物品89 69 
盘存$103 $77 
9.    物业、厂房及设备
(单位：百万)2022年9月30日2021年12月31日
美国$13,889 $14,097 
国际302 347 
公司54 55 
净财产、厂房和设备$14,245 $14,499 
截至2022年9月30日和2021年12月31日，我们拥有20百万和$80百万，分别为e与悬挂井相关的资本化一年以上的开采井成本。管理层认为，这些油井显示出足够数量的碳氢化合物，足以证明潜在的开发是合理的。大多数被搁置的油井需要完成作业和安装基础设施，以便将储量归类为已探明储量。在截至2022年9月30日的九个月中，减幅包括一美元。46由于我们恢复了钻井或完井活动，并将之前暂停的油井投入销售，暂停油井成本减少了100万。在2022年第三季度，我们还录得14与已钻井和未完成的勘探井相关的干井成本，主要是在路易斯安那州奥斯汀粉笔。看见注10以获取更多信息。
10.    减值
下表汇总了已探明物业的减值准备及其相应的公允价值。
 截至9月30日的三个月，
 20222021
(单位：百万)公允价值减损公允价值减损
持有以备使用的长期资产$— $— $— $5 
长期资产的资产报废成本$— $2 $— $8 

 截至9月30日的9个月，
 20222021
(单位：百万)公允价值减损公允价值减损
持有以备使用的长期资产$— $— $— $30 
长期资产的资产报废成本$— $4 $— $30 
•2022 — 2022年，已探明财产没有发生重大减值。
在2022年第三季度，我们确认的减值总额为48路易斯安那州奥斯汀粉笔数以百万计未经证实的物业租约和干井成本。减值是多种因素综合造成的，包括租赁到期日的时间、我们对风险和资源的评估，以及不开发英亩土地的决定。我们还确认了减值#美元。14由于面积交换，二叠纪未经证实的财产租赁费用为100万英镑。这些减值的综合影响被记录为勘探费用。

•2021 — 在2021年第三季度，我们确认了未经证实的财产减值$20路易斯安那州勘探租约为100万美元，16与二叠纪租约的处置有关的100万美元。此外，我们还确认了$12与已钻井和未完成油井相关的干井成本，主要是在二叠纪。这些减值的综合影响被记录为勘探费用。
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对于已探明的财产，在2021年第三季度，我们记录了#美元的减值支出5与我们在位于新墨西哥州的外部运营的常规资产的权益相关的100万美元。
在2021年第二季度，我们记录了减值费用$24与退役相关的百万美元二位于鹰福特的中央设施。
在截至2021年9月30日的9个月内，我们确认了30由于之前剥离的位于墨西哥湾的离岸资产的某些非生产油井、管道和生产设施的估计未来退役成本增加，导致减值支出增加。看见注11以获取更多信息。
11.    资产报废债务
资产报废债务主要包括在石油和天然气生产作业结束时移走、拆除和恢复土地或海床的估计费用。资产报废债务的变动情况如下：
9月30日，
(单位：百万)20222021
截至1月1日的期初余额$316 $254 
已发生的负债，包括收购10 9 
已结清的债务，包括处置债务(8)(3)
增值费用(计入折旧、损耗和摊销)11 9 
预算的修订(1)40 
截至9月30日的期末余额，总计
$328 $309 
截至9月30日的期末余额，短期
$45 $23 
•2021 — 在2021年前9个月，我们对估计数进行了修订，总额达#美元。37100万美元，用于退役位于墨西哥湾的某些油井、管道和生产设施的预期费用，这些油井、管道和生产设施以前被剥离的离岸非生产长期资产。截至2021年9月30日，美元14在这些与墨西哥湾有关的估计修订中，有100万被归类为短期估计数。看见注22以获取更多信息。在美元中37百万美元，约合美元30在截至2021年9月30日的九个月中确认为减值支出。看见注10以获取更多信息。
12. 租契
承租人
与使用权资产和租赁负债有关的资产负债表信息如下：
(单位：百万)资产负债表位置：2022年9月30日2021年12月31日
ROU资产：
经营租约其他非流动资产$95 $59 
融资租赁其他非流动资产26 28 
ROU总资产$121 $87 
租赁负债：
流动负债
经营租约其他流动负债$65 $40 
融资租赁其他流动负债6 6 
非流动负债
经营租约递延信贷和其他负债35 23 
融资租赁递延信贷和其他负债19 24 
租赁总负债$125 $93 
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经营租约
我们签订了各种租赁协议，以支持我们的业务，包括钻机、油井压裂设备、压缩机、建筑物、船舶、车辆和其他现场设备。我们在这些交易中主要作为承租人，我们现有的大部分租赁被归类为短期或长期运营租赁。
融资租赁
2018年，我们与业主/出租人签署了一项协议，在德克萨斯州休斯敦建造和租赁一座新的按套建造的办公楼。初始租赁期为五年并于2021年9月下旬休斯顿新办公室准备入驻后开始。2022年3月，我们支付了第一笔现金租赁款。截至2022年9月30日的9个月，我们的现金租赁付款约为$6百万美元。在最初的租期结束时，我们可以协商将租期再延长一年。五年，但须经参与者批准；在某些条款和条件下购买物业；或将物业转售给无关的第三方。该租约包含以下剩余价值担保100占收购和建造总成本的%。
出租人
我们的全资附属公司马拉松E.G.Production Limited是例如住宅的出租人，该住宅由关联方权益法被投资人EGHoldings持有。– 看见注21。该租约被归类为经营租赁，将于2024年到期，承租人有权延长至2034年。租赁费在整个协议期内固定为大约#美元。6每年百万美元。我们的租赁收入在我们列报的所有期间的综合收益表中在其他收入中列报。根据本租赁协议将收到的未贴现现金流量摘要如下。
(单位：百万)经营租赁未来现金收据
2022$2 
20236 
20246 
20256 
20266 
此后48 
未贴现现金流合计$74 
13.  衍生品
有关衍生工具公允价值计量的更多信息，请参见附注14。我们所有的商品衍生品均受可强制执行的总净额结算安排或类似协议的约束，我们根据这些协议报告净额。
下表载列衍生工具的公允价值总额和报告的净额，以及它们在综合资产负债表中的出现位置。
2022年9月30日
(单位：百万)资产负债净资产(负债)资产负债表位置
未指定为模糊限制语
商品$— $— $— 其他流动资产
商品1 12 (11)其他流动负债
未指定为限制的合计$1 $12 $(11)
现金流对冲
利率$8 $— $8 其他流动资产
利率18 — 18 其他非流动资产
指定的限制线总数$26 $— $26 
总计$27 $12 $15 

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2021年12月31日
(单位：百万)资产负债净资产(负债)资产负债表位置
未指定为模糊限制语
商品1 8 (7)其他流动负债
利率27 — 27 其他非流动资产
未指定为限制的合计$28 $8 $20 
现金流对冲
利率$— $3 $(3)其他流动负债
利率— 2 (2)递延信贷和其他负债
指定的限制线总数$— $5 $(5)
总计$28 $13 $15 
未被指定为对冲的衍生品
商品衍生品
我们已经签订了多个原油和天然气衍生品，这些衍生品与下表所示的各自指数挂钩，与我们预测的2023年第一季度美国销售额的一部分相关。这些衍生品包括三向环、双向环和NYMEX滚动基差互换。三向看跌期权包括买入看跌期权(天花板)、买入看跌期权(地板)和卖出看跌期权。上限价格是我们将收到的合同量的最高价格；下限是我们将收到的最低价格，除非市场价格低于卖出看跌期权执行价。在这种情况下，我们得到的是NYMEX WTI价格加上底价和卖出卖权价格之间的差额。
下表列出了截至2022年9月30日的未平仓衍生品合约以及这些合约的加权平均价格：
20222023
第四季度第一季度
原油
NYMEX WTI三向领口
音量(Bbls/天)30,000 — 
每桶加权平均价格：
天花板$97.52 $— 
地板$56.67 $— 
卖出卖权$46.67 $— 
纽约商品交易所滚动基差互换
音量(Bbls/天)60,000 — 
每桶加权平均价格$0.67 $— 
天然气
Henry Hub(“HH”)双向领口
音量(MMBtu/天)50,000 50,000 
每MMBtu加权平均价格：
天花板$19.28 $19.28 
地板$5.00 $5.00 
亨利·哈勃三向领口
音量(MMBtu/天)100,000 — 
每MMBtu加权平均价格：
天花板$7.13 $— 
地板$3.88 $— 
卖出卖权$2.88 $— 
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我们的商品衍生工具的未实现和已实现损益影响见下表，并反映在综合损益表中的商品衍生工具净收益(亏损)中。
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：百万)2022202120222021
衍生工具未实现收益(亏损)，净额$67 $27 $(4)$(130)
衍生工具已实现收益(亏损)净额(a)
$(26)$(106)$(125)$(268)
(a)于二零二二年第三季及首九个月，就已结算衍生工具持仓支付的现金净额为$56百万美元和美元145分别为100万美元。于二零二一年第三季及首九个月，就已结算衍生工具持仓支付的现金净额为108百万美元和美元203分别为100万美元。
利率互换
于2020年，我们签订了名义金额为美元的远期起始利率掉期合约。500，以对冲因伦敦银行同业拆息基准利率波动而产生的现金流变动，而该基准利率是与未来一年的预测利息支出有关。2022年EBT发行。每一份衍生品合约都可以与预期的基础美元名义金额挂钩。在2020年第三季度，我们取消了这些以前被指定为现金流对冲的远期起始利率掉期。2021年第一季度，净递延亏损#美元2与这些取消指定的远期起始利率掉期相关的累计其他全面收益百万美元从累积其他全面收益重新分类为收益，作为对净利息的调整，因为我们于2021年4月全额赎回了2022年未偿还票据的剩余部分。我们记录了一美元5百万 按市值计价的收益和1美元24百万 净利息内按市值计价的收益，以反映这些利率掉期在截至2021年9月30日的三个月和九个月内的价值变化。
于2020年，我们签订了名义金额为美元的远期起始利率掉期合约。350用于对冲伦敦银行间同业拆借利率基准利率波动引起的现金流变动，这些变动与2025年未来债券发行的预测利息支付有关。未来债券发行的预期收益旨在为#美元提供再融资。900百万3.852025年到期的优先债券百分比(“2025年债券”)。2021年9月，我们全额赎回了这批2025年的债券。我们记录了一美元3按市值计算的收益为100万美元，34净利息中按市值计算的收益为100万美元，以反映截至2021年9月30日的三个月和九个月内这些利率掉期的价值变化。2022年3月，我们平掉了这些头寸，并结算了利率掉期，获得了#美元的收益。44百万美元。在截至2022年9月30日的九个月内，我们累计录得17这些掉期的净利息收益为100万美元。
在2021年第二季度，我们取消了指定美元25百万美元320百万休斯敦办公室现金流对冲(在指定为现金流对冲的衍生品(见下文第二节)，因为建筑费用概算有所减少。这些利率互换合约于2022年1月开始结算。2022年6月10日，我们关闭了美元25取消指定的套期保值，产生约#美元的现金收益2百万美元。截至2022年9月30日，休斯顿办事处剩余的未平仓利率掉期(名义金额为$295百万美元)仍被归类为现金流对冲。
下表按到期日列出了我们取消指定的远期起始利率掉期协议的相关信息。截至2022年9月30日，这些头寸已全部平仓。
2022年9月30日2021年12月31日
到期日
合计名义金额
(单位：百万)
加权平均，LIBOR
合计名义金额
(单位：百万)
加权平均，LIBOR
June 1, 2025$— — %$350 0.95 %
2026年9月9日$— — %$25 1.45 %
指定为现金流对冲的衍生品
于2019年，我们签订了总名义金额为美元的远期起始利率掉期合约。320100万美元，以对冲与我们休斯顿办事处未来租赁付款的1个月LIBOR部分相关的现金流变化。在2021年第二季度，我们取消了指定美元25由于与该项目相关的建筑成本预算估计数减少了，因此减少了100万套期保值(见上一节的讨论)。休斯顿办事处的未平仓利率掉期名义金额为1美元。295百万美元。
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休斯顿写字楼租赁于2021年9月开始，但我们2022年2月的第一笔现金租赁付款是在3月份支付的。利率互换的第一个结算日是2022年1月。最后一次互换将于2026年9月到期。在#年第三季度和前9个月 2022年，已结算利率掉期头寸收到/支付的现金净额无关紧要。自2022年9月30日起，我们预计将重新分类美元8在未来12个月内，将累积的其他全面收益中的100万美元计入损益表。看见注12有关租赁休斯顿办事处的进一步细节，请访问。
下表按到期日提供有关我们的利率互换协议的信息，包括固定加权平均LIBOR。
2022年9月30日2021年12月31日
到期日
合计名义金额
(单位：百万)
加权平均，LIBOR
合计名义金额
(单位：百万)
加权平均，LIBOR
2026年9月9日$295 1.52 %$295 1.52 %
14.    公允价值计量
公允价值--经常性
下表按层级列出了截至2022年9月30日和2021年12月31日按公允价值经常性核算的资产和负债。
2022年9月30日
(单位：百万)1级2级3级总计
衍生工具、资产
利率--指定为现金流对冲$— $26 $— $26 
衍生工具、资产$— $26 $— $26 
衍生工具、负债
商品(a)
$(2)$(9)$— $(11)
衍生工具、负债$(2)$(9)$— $(11)
总计
$(2)$17 $— $15 
 2021年12月31日
(单位：百万)1级2级3级总计
衍生工具、资产
利率-不被指定为现金流对冲$— $27 $— $27 
衍生工具、资产$— $27 $— $27 
衍生工具、负债
商品(a)
$(2)$(5)$— $(7)
利率--指定为现金流对冲— (5)— (5)
衍生工具、负债$(2)$(10)$— $(12)
总计
$(2)$17 $— $15 
(a)商品衍生工具按净值计入我们的综合资产负债表。看见注13.
大宗商品衍生品包括三向环、双向环和NYMEX滚动基差互换。这些工具使用布莱克-斯科尔斯模型或修正的布莱克-斯科尔斯模型按公允价值计量。对于商品掉期，模型的投入仅包括商品价格和利率，并被归类为第一级，因为在整个工具期限内，所有假设和投入都可以在活跃的市场中观察到。对于三向套和双向套，模型的输入包括大宗商品价格和隐含波动率，并被归类为第二级，因为在整个工具期限内，主要所有假设和输入都可以在活跃的市场中观察到。
远期起始利率掉期以公允价值计量，采用市场法，使用可操作的经纪报价，这是二级投入。看见注13有关远期起始利率互换的详细信息。
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公允价值--非经常性
看见注10 有关我们与减值相关的公允价值的详细信息。
公允价值--金融工具
我们的流动资产和负债包括金融工具，其中最重要的是应收账款、我们长期债务的当前部分和应付账款。我们认为我们的应收账款和应付账款的账面价值接近公允价值。我们的公允价值评估包含多种考虑因素，包括(1)工具的短期期限、(2)我们的信用评级以及(3)我们历史上发生和预期的未来微不足道的坏账支出，其中包括对交易对手信用风险的评估。
下表汇总了截至2022年9月30日和2021年12月31日的金融工具(不包括应收账款、应付款和衍生金融工具)及其按个别资产负债表列表行项目报告的公允价值。
2022年9月30日2021年12月31日
(单位：百万)公允价值账面金额公允价值账面金额
金融资产    
流动资产$— $— $11 $10 
其他非流动资产10 28 12 27 
金融资产总额$10 $28 $23 $37 
金融负债    
流动负债$107 $171 $99 $136 
长期债务，包括本期债务(a)
3,793 3,997 4,705 4,033 
递延信贷和其他负债16 15 46 46 
财务负债总额$3,916 $4,183 $4,850 $4,215 
(a)不包括债务发行成本。
计入其他非流动资产的我们的金融资产的公允价值，以及计入其他流动负债和递延信贷及其他负债的我们的金融负债的公允价值，采用收益法计量，大部分投入都是内部产生的，这导致了3级分类。估计的未来现金流量使用被认为适合获得公允价值的比率进行贴现。
我们所有的长期债务工具都是公开交易的。市场方法基于主要金融机构的报价，属于二级投入，用于衡量我们债务的公允价值。
15.    债务
循环信贷安排
截至2022年9月30日，我们拥有不是用我们的美元抵销借款2.510亿无担保循环信贷安排(“信贷安排”)。
2022年7月28日，我们执行了我们的信贷安排的第七项修正案。这项修订对信贷安排的主要改变是：(I)将信贷安排的到期日延长三年至2027年7月28日，(Ii)将信贷额度从#美元降至#3.110亿至3,000美元2.5(Iii)以有抵押隔夜融资利率(“SOFR”)取代伦敦银行同业拆息基准利率(“SOFR”)及(Iv)对定价时间表作出若干修订。
信贷安排包括一项要求我们的总债务与总资本比率不超过65%截至每个财政季度的最后一天。如果发生违约，持有一半以上承诺额的贷款人可以终止信贷安排下的承诺，并要求立即偿还信贷安排下所有未偿还的借款和所有未偿还信用证的现金抵押。截至2022年9月30日，我们遵守该公约的比例为20%.
债务赎回
2022年5月，我们赎回了美元32百万9.375关于到期日的优先票据百分比。
20
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合并财务报表附注(未经审计)
2021年9月，我们赎回了未偿还的美元900百万3.852025年到期的优先债券百分比(“2025年债券”)。我们招致了$102与整笔拨备溢价以及未摊销贴现和发行成本的注销相关的成本为100万欧元。
2021年4月，我们赎回了未偿还的美元500百万2.82022年到期的优先债券百分比(“2022年债券”)。我们招致了$19与全额拨备溢价以及未摊销贴现和发行成本的注销相关的成本为100万欧元。
长期债务
在2022年9月30日，我们有4.0未偿还的长期债务总额为10亿美元，其中包括402一年内到期的百万长期债务。包括在一年内到期的长期债务是$200百万英寸2.02023年4月1日强制看跌期权的债券百分比。有关长期债务到期日的清单，请参阅我们的Form 10-K《2021年年度报告》。
16.    股东权益
在2022年的前9个月，我们回购了大约1美元2.5根据股票回购计划，我们普通股的10亿股。剩余的股份回购授权总额约为$。9262022年9月30日为100万人。该计划下的购买由我们自行决定，可以是公开市场交易，包括大宗购买，也可以是使用手头现金、运营产生的现金或潜在资产出售所得的私下谈判交易。本计划可能会根据我们的财务状况或市场状况的变化而改变，并可能在完成之前终止。
此外，在2022年前9个月，我们回购了$21与我们的员工限制性股票奖励和限制性股票单位的归属相关的预扣税义务相关的百万股；这些回购不影响我们的股票回购计划授权。
在本季度之后，我们回购了大约$230截至2022年11月2日，我们普通股的百万股。自2022年11月2日起，我们的董事会将剩余股份回购计划授权增加到$2.5十亿美元。
17.    基于激励的薪酬
股票期权、限制性股票和限制性股票单位
下表是2022年前9个月的活动摘要：
 股票期权限制性股票和单位
股份数量加权平均行权价股数和单位数加权平均授予日期公允价值
截至2021年12月31日的未偿还债务4,274,304 $22.13 5,888,242 $10.98 
授与— 

$— 1,719,757 $22.83 
行使/既得(1,842,093)$14.41 (2,796,967)$12.05 
取消(414,952)$33.55 (187,859)$14.14 
在2022年9月30日未偿还2,017,259 $26.82 4,623,173 $14.62 
基于股票的业绩单位奖励
在2022年的前9个月，我们批准了167,043以股票为基础的绩效单位给予符合条件的人员，其中以股票结算。授予日期每单位的公允价值为$34.07。在2022年的前9个月，我们还批准167,043以股票为基础的绩效单位转给符合条件的人员，现金结算。在授予这些绩效单位的日期，每个单位代表一我们普通股的份额。每个现金结算业绩单位的公允价值为#美元。23.37截至2022年9月30日。
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18.    退休后固定福利计划
以下汇总了定期福利净成本(贷项)的构成部分：
截至9月30日的三个月，
养老金福利其他好处
(单位：百万)2022202120222021
服务成本$4 $4 $— $— 
利息成本1 2 1 — 
计划资产的预期回报(2)(2)— — 
摊销：
-以前的服务积分(1)(1)(4)(4)
-精算损失— 1 — 1 
结算损失净额(a)
— 3 — — 
定期福利净成本(积分)(b)
$2 $7 $(3)$(3)

截至9月30日的9个月，
养老金福利其他好处
(单位：百万)2022202120222021
服务成本$11 $12 $— $— 
利息成本5 6 2 1 
计划资产的预期回报(7)(6)— — 
摊销：
-以前的服务积分(4)(4)(12)(12)
-精算损失1 4 1 2 
结算损失净额(a)
— 8 — — 
定期福利净成本(积分)(b)
$6 $20 $(9)$(9)
(a)一旦某一年某项计划的一次性付款可能超过该年度该计划的全部服务和利息成本，就会在发生结算时予以确认。
(b)定期福利净成本(贷方)反映的是经计算的计划资产的市场相关价值，其中确认了三年内公允价值的变化。

在2022年前9个月，我们的捐款为17给我们的养老金计划加了一百万。我们还支付了一笔$7与我们其他退休后福利计划相关的100万美元。我们预计将额外贡献1美元4今年为我们的养老金计划提供了100万美元的捐款。
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19.    从累计其他全面收益(亏损)中重新分类
下表汇总了从累计其他全面收益(亏损)中重新归类的金额：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：百万)2022202120222021损益表行
退休后和离职后计划
摊销先前服务信贷$5 $5 $16 $16 其他定期福利净成本
精算损失摊销— (2)(2)(6)其他定期福利净成本
结算损失净额— (3)— (8)其他定期福利净成本
利率互换
取消指定远期利率互换的重新分类— — — (28)净利息及其他
(1)— (3)— 所得税拨备
(收入)费用重新分类总额，税后净额(a)
$4 $— $11 $(26)净收益(亏损)
(a)2021年期间，我们在美国享有联邦递延税项净资产的全额估值津贴，因此，我们截至2021年9月30日的三个月和九个月的退休后和离职后计划不会受到税务影响。
20.    补充现金流信息
 截至9月30日的9个月，
(单位：百万)20222021
包括在经营活动中：  
支付的利息$153 $185 
已缴纳所得税，扣除退款后的净额(a)
$128 $8 
非现金投资活动：  
资产报废成本增加$9 $49 
(a)截至2021年9月30日的9个月包括美元1与退税有关的百万美元。
其他非现金投资活动包括截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月的应计资本支出为99百万美元和美元104分别为100万美元。
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21.    权益法投资
在截至2022年9月30日和2021年12月31日的期间内，我们的权益法被投资人被视为关联方。下表汇总了我们对权益法被投资人的投资：
(单位：百万)截至2022年9月30日的所有权2022年9月30日2021年12月31日
EGHoldings(a)
56%$293 $148 
阿尔巴植物有限责任公司(b)
52%142 154 
AMPCo(c)
45%133 148 
总计 $568 $450 
(a)EGHoldings从事液化天然气生产活动。
(b)阿尔巴工厂有限责任公司加工液化石油气。
(c)AMPCO从事甲醇生产活动。
综上所述，权益法被投资人100%合并财务信息如下：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：百万)2022202120222021
收入数据：
收入和其他收入$499 $325 $1,332 $806 
营业收入358 188 893 395 
净收入$335 $155 $811 $312 

关联方收入为#美元。7百万美元和美元22截至2022年9月30日的三个月和九个月分别为百万美元8百万美元和美元24分别为截至2021年9月30日的三个月和九个月，其中大部分与EGHoldings有关。
从股权被投资人收到的现金在合并现金流量表上被归类为股息或资本回报。权益法被投资人的股利反映在权益法投资的经营活动部分，净资本回报反映在投资活动部分。我们收到的股息和资本返还总额为$150百万美元和美元350截至2022年9月30日的三个月和九个月分别为百万美元和56百万美元和美元137截至2021年9月30日的三个月和九个月分别为100万美元。
截至2022年9月30日和2021年12月31日，关联方的应收账款为美元43百万美元和美元23分别为100万欧元，其中大部分与EGHoldings在这两个时期有关。截至2022年9月30日，对关联方的应付款为$6100万美元，其中大部分与EGHoldings和美元有关20截至2021年12月31日，100万美元，其中大部分与阿尔巴工厂有限责任公司有关。
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22.    承付款和或有事项
各种团体，包括北达科他州和三印第安人部落(“三以印第安人事务局为代表的“附属部落”)卷入了一场关于密苏里河和小密苏里河(“争议土地”)下的某些土地的所有权纠纷，我们目前从这些土地上生产产品。因此，截至2022年9月30日，我们拥有153暂缓的特许权使用费和工作利息收入中的流动负债，包括利息，其中#美元138百万美元计入应付账款和#美元15百万美元与应计利息相关，并计入我们综合资产负债表中的其他流动负债。此外，我们还有一笔长期应收账款#美元。26用于资本和支出的百万美元。在过去的五年里，美国内政部(“DOI”)就美国在这一争端上的立场发表了几次相互矛盾的意见。2017年1月，DOI发布了一份意见，认为争议土地是以信托形式持有的三附属部落，然后在2018年6月和2020年5月，DOI发表意见，得出结论，北达科他州拥有这片有争议土地的所有权。最近，在2022年2月4日，DOI发布了一份意见(“M-意见”)，总结了DOI的立场，即争议土地是以信托形式持有的三附属部落。虽然M意见对DOI内的所有机构都具有约束力，但它对包括马拉松石油公司在内的第三方或法院没有法律约束力。根据这场所有权纠纷的最终结果，三附属部落可能会对我们与部分争议土地有关的某些租约的有效性提出质疑，如果挑战成功，可能会导致运营延误和我们的额外成本。鉴于此类事项的不确定性，我们目前无法预测这件事的最终结果；但我们相信，这件事的解决不会对我们的综合财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
我们是一些在正常业务过程中产生的法律和行政诉讼的被告，包括但不限于特许权使用费索赔、合同索赔、税务纠纷和环境索赔。虽然最终结果和对我们的影响无法确切预测，但我们相信这些诉讼的解决不会对我们的综合财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。此外，根据法律的实施，我们还可能对某些被剥离的资产承担保留负债。例如，我们面临这样的风险，即从我们购买的资产的所有者和/或运营商无法履行与这些资产相关的封堵或放弃义务。在这种情况下，由于法律的实施，我们可能被要求对这些资产承担封存或放弃的义务。虽然我们已经为这类负债建立了准备金，但我们可能需要在未来积累更多的金额，这些金额可能是很大的。
马拉松石油公司已在多起诉讼中被点名，指控我们在国内业务中支付的特许权使用费过低。我们打算大力为自己辩护，反对这种说法。例如，马拉松石油公司在一起诉讼中被点名，指控我们在俄克拉何马州的某些业务中存在不正当的特许权使用费扣除，在原告未能证明集体诉讼失败后，原则上达成了和解，但仍需得到法院的批准。根据目前可获得的信息，我们已为与这些诉讼相关的潜在责任应计；然而，实际损失可能超过我们的应计金额，或者我们可能被要求在未来积累更多金额。
2020年1月，我们收到了环保局的违反通知(“11月”)，涉及我们在2015至2019年期间在贝特霍尔德印第安人保留地的业务违反《清洁空气法》的指控。我们正在与环境保护局和司法部积极谈判一项同意法令草案，其中包含与这一执法行动有关的某些拟议的强制令条款。执法行动可能包括金钱制裁以及实施环境缓解项目和禁令条款，这将增加我们的开发成本和运营成本。我们对与翻新或更换现有设备所需行动有关的估计未来费用保留应计费用，我们预计这些费用将在多年内产生。我们的应计项目不包括可能的货币制裁或与缓解项目相关的费用，因为我们无法估计这些数额。截至本文件提交之日，这件事的最终结果存在重大不确定性，该结果可能与我们的应计项目存在重大差异。
2022年7月，公司收到美国环保局的一份关于2020年在新墨西哥州对公司的某些石油和天然气设施进行立交桥后，涉嫌违反《清洁空气法》的11月通知。该通知涉及涉嫌排放和允许违规行为。该公司已开始与环境保护局进行讨论，以解决这些问题。由于我们仍在调查这些指控，我们无法估计与此事相关的潜在损失，但有合理的可能性，决议可能导致罚款或罚款超过#美元。300,000.

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由于环境法律和法规，我们已经并将继续产生资本、运营和维护以及补救费用。如果这些支出与所有成本一样，最终不能被我们产品和服务的价格抵消，我们的经营业绩将受到不利影响。我们认为，我们几乎所有的竞争对手都必须遵守类似的环境法律和法规。然而，对每个竞争对手的具体影响可能会根据许多因素而有所不同，包括其运营设施的年限和位置、营销领域和生产流程。这些法律一般规定了对排放到环境中的污染物的控制，并要求责任方对危险废物处置场进行补救。如果不遵守规定，可能会受到处罚。
截至2022年9月30日，与环境法律和法规有关的补救应计负债并不重要。目前无法估计可能发生的所有补救费用的最终数额或可能施加的处罚。
2019年第二季度，综合全资子公司马拉松能源生产有限公司(“MEGPL”)签署了一系列协议，通过位于蓬塔欧罗巴的现有基础设施加工第三方Alen单位天然气。这些协议要求(在某些限制的情况下)MEGPL赔偿Alen单位的所有人对Alba Factory LLC人员的伤害和Alba Factory LLC汽车的损坏或损失，以及由Alba Factory LLC保管的Alba Factory LLC造成的第三方索赔和某些碳氢化合物引起的某些环境责任。目前，我们不能合理地估计这一义务，因为我们没有任何先前的赔偿要求或环境排放或污染的历史。因此，我们没有记录与这些赔偿有关的责任，因为根据这些赔偿条款，未来可能支付的金额无法确定。
处理第三方Alen单位天然气的协议要求马拉松石油公司执行第三方担保，使Alen单位的所有者受益。二在2020年第二季度执行了单独的担保；一项最高约为#美元。91与赤道几内亚液化天然气业务公司和另一家公司的付款义务有关的100万美元，最高金额为#美元25与阿尔巴工厂有限责任公司的付款义务有关的100万美元。如果任何这些实体未能根据与Alen单元所有者的相关协议履行其付款义务，我们将被要求付款。Alen单位的某些所有者或其附属公司也是赤道几内亚液化天然气运营公司和ALBA工厂有限责任公司的直接或间接股东。每项担保不迟于2027年12月31日到期。我们使用预期从被投资方获得的保费支付的净现值，以公允价值衡量这些担保。我们对这些担保的负债约为#美元。4截至2022年9月30日。赤道几内亚LNG运营部和赤道几内亚LNG Train 1，S.A.向我们提供了应收账款的质押，作为我们在赤道几内亚LNG运营部履约担保下可能支付的任何款项的追索权。
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23.    后续事件
2022年11月2日，我们签署了一项最终购买协议，以总现金对价$收购Ensign Natural Resources在德克萨斯州Eagle Ford资源公司的资产和某些相关负债3.0十亿美元。这些资产主要包括大约130,000已探明和未探明的净英亩，平均97工作权益百分比，大约700现有油井，估计目前产量约为67,000净水头(包括22,000净桶油)。我们预计将使用手头的现金、公司信贷安排的借款和新的可预付债务来为收购提供资金。这笔交易受惯例条款和条件的限制，包括成交调整，预计将在2022年底完成。

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项目2.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析 
高管概述
展望
运营
市况
经营成果
关键会计估计
尚未采用的会计准则
现金流
流动性与资本资源
环境问题和其他或有事项
以下对本公司财务状况和经营结果的讨论和分析应结合以下综合财务报表和附注阅读。项目1.

高管概述
我们是一家独立的勘探和生产公司，专注于美国的资源业务：德克萨斯州的Eagle Ford，北达科他州的Bakken，俄克拉何马州的Stack and Cuop和新墨西哥州的北特拉华州。我们在美国的资产得到了国际业务的补充，例如，我们的整体业务战略是负责任地向股东提供具有竞争力的公司回报水平、自由现金流和现金回报，所有这些都是可持续的，在大宗商品价格长期周期中具有弹性。我们希望通过遵守严格的再投资率资本分配框架来实现我们的业务战略，该框架限制了我们的资本支出相对于我们预期的运营现金流。确保我们员工的安全，保持强劲的资产负债表，以负责任的方式满足全球能源需求，专注于持续改善环境绩效，成为我们当地社区值得信赖的合作伙伴，并保持一流的公司治理标准，这些都是我们战略执行的基础。
如中所讨论的附注23根据合并财务报表，于2022年11月2日，我们达成协议，收购德克萨斯州Eagle Ford资源公司约130,000英亩已探明和未探明英亩土地，平均拥有97%的营运权益。这笔交易受惯例条款和条件的限制，包括成交调整，预计将在2022年底完成。
与前一年相比，我们的收入、运营收入和运营现金流大幅增长，所有这些都是受大宗商品价格上涨的推动。该季度公司总净销售额略有上升，而今年迄今大致持平。今年到目前为止，我们从运营中产生的现金超过了我们的资本计划、股息支付和股票回购。这些结果和活动符合我们对自由现金流产生的优先顺序和对我们纪律严明的资本分配框架的坚持。以下是本季度的一些关键财务和运营亮点：
改善财务业绩
•我们在2022年第三季度的净收入为8.17亿美元，而去年同期的净收入为1.84亿美元。包括在我们本季度的财务业绩中：
◦与去年同期相比，来自与客户的合同收入增加了5.7亿美元，这是因为实现了大宗商品价格的大幅上涨。
◦权益法投资的收入总计1.9亿美元，由于实现价格上涨，增加了1.04亿美元。
◦我们在大宗商品衍生品业务上录得净收益4,100万美元，而去年同期净亏损7,900万美元，收入增加1.2亿美元。
◦由于税前收入增加，我们的所得税拨备与去年同期相比增加了2.36亿美元。看见注6在合并财务报表中讨论增加所得税的问题。
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增加对投资者的资本回报，维持投资级资产负债表
•在2022年前9个月，我们通过股票回购计划回购了约25亿美元的股票，其中11亿美元发生在本季度。
•截至2022年9月30日，我们手头有11亿美元的现金，总流动资金为36亿美元。
•2022年前9个月支付了1.62亿美元的股息，合每股0.23美元，而2021年前9个月支付的股息为每股0.12美元。
•所有三家主要信用评级机构都继续将我们评为投资级。
展望
非经常预算
在我们于2022年2月提交的2021年10-K表格中，我们披露了2022年的资本预算为12亿美元，这是基于WTI的假设碳氢化合物价格为80美元/桶，Henry Hub天然气的4美元/MBTU，这表明了当时的市场状况。鉴于持续的通胀压力，以及我们努力保护2023年之前的执行和运营势头，我们现在预计我们的资本预算将增加到14亿美元。

运营
下表汇总了我们每个细分市场的销售量。参考经营成果用于每个细分市场的价量分析。
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
净销售额20222021增加(减少)20222021增加(减少)
美国(Mboed)
295 2815 %286 2802 %
国际(Mboed)
58 61(5)%59 64(8)%
总计(Mboed)
353 3423 %345 344— %
美国
下表提供了有关我们在这一细分市场中的重要业务的净销售额、销售组合和运营钻探活动的更多细节：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
净销售额20222021增加(减少)20222021增加(减少)
当量油桶(Mboed)
鹰福特90 95 (5)%85 88 (3)%
巴肯118 103 15 %116 107 8 %
俄克拉荷马州54 55 (2)%54 54 — %
特拉华州北部24 21 14 %21 24 (13)%
其他美国9 7 29 %10 7 43 %
美国总人数295 281 5 %286 280 2 %

截至2022年9月30日的三个月
销售组合-美国资源业务鹰福特巴肯俄克拉荷马州特拉华州北部总计
原油和凝析油67 %64 %22 %55 %56 %
天然气液体18 %23 %35 %22 %24 %
天然气15 %13 %43 %23 %20 %

29

截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
钻探活动-美国资源业务2022202120222021
总运营量
鹰福特：
油井钻至总深度22 23 86 76 
富国银行被带去销售48 29 95 99 
巴肯：
油井钻至总深度12 16 36 55 
富国银行被带去销售9 27 49 46 
俄克拉荷马州：
油井钻至总深度4 — 13 — 
富国银行被带去销售— 4 19 4 
特拉华州北部：
油井钻至总深度6 — 12 — 
富国银行被带去销售13 3 13 3 
国际
与2021年第三季度和前九个月相比，2022年第三季度和前九个月的净销售额有所下降，这主要是由于自然下降。下表提供了有关我们在这一细分市场中的业务的净销售额的详细信息：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
净销售额20222021增加(减少)20222021增加(减少)
当量油桶(Mboed)
赤道几内亚58 61 (5)%59 64 (8)%
权益法被投资人
液化天然气(MTD)
2,536 3,119 (19)%2,872 3,186 (10)%
甲醇(MTD)
956 1,218 (22)%967 1,137 (15)%
凝析油和液化石油气(Boed)
7,060 9,537 (26)%8,113 9,382 (14)%
市况
大宗商品价格是影响我们的收入、盈利能力、运营现金流、我们对业务的投资金额、债务赎回、股息支付和股票回购资金的最重要因素。在2020年首次爆发新冠肺炎后，由于全球经济活动复苏，石油需求上升，商品价格稳步上涨。然而，最近在2022年，由于地缘政治事件，包括俄罗斯入侵乌克兰，以及全球通胀对宏观经济状况的需求影响，大宗商品价格经历了大幅波动。欧佩克+石油供应的持续限制、与COVID相关的影响、战略石油储备的释放以及涉及生产国的经济制裁也加剧了价格波动。鉴于市场中存在的复杂的全球供需动态，我们继续预计大宗商品价格会出现波动。参考eR到站点M1A型。在我们的2021年年度报告Form 10-K中介绍风险因素，以进一步讨论大宗商品价格的波动可能对我们造成的影响。
30

美国
下表列出了2022年和2021年第三季度和前九个月的原油和凝析油、天然气液化天然气和天然气的平均价格变现和相关基准。
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
20222021增加(减少)20222021增加(减少)
平均价格变现(a)
原油和凝析油(每桶)(b)
$93.67 $69.40 35 %$99.28 $63.16 57 %
天然气液体(每桶)(c)
34.00 30.68 11 %37.14 26.50 40 %
天然气(按Mcf计算)(d)
7.84 4.17 88 %6.52 4.35 50 %
基准
WTI原油日均价格(每桶)
$91.43 $70.52 30 %$98.25 $65.04 51 %
麦哲伦东休斯顿(MEH)原油日均价格(每桶)
96.12 71.64 34 %101.71 66.03 54 %
贝尔维尤火山NGL(每桶)(e)
36.08 32.27 12 %38.66 27.08 43 %
Henry Hub天然气结算日期平均值(每MMBTU)
8.20 4.01 104 %6.77 3.18 113 %
(a)不包括商品衍生工具的收益或损失。
(b)计入原油衍生工具的已实现收益(亏损)将使2022年第三季度和2021年第三季度的平均价格变现分别减少每桶0.85美元和4.00美元。计入原油衍生工具的已实现收益(亏损)将使2022年和2021年前9个月的平均价格变现分别减少2.39美元/桶和4.72美元/桶。
(c)计入NGL衍生工具的已实现收益(亏损)不会对2022年第三季度的平均价格实现产生影响，并将使2021年第三季度的平均价格实现减少2.25美元/桶。计入NGL衍生工具的已实现收益(亏损)不会对2022年前9个月的平均价格变现产生影响，并将使2021年前9个月的平均价格变现减少1.61美元/桶。
(d)计入天然气衍生工具的已实现收益(亏损)将对2022年第三季度的平均价格实现影响微乎其微，并将使2021年第三季度的平均价格实现减少1.08美元/mcf。计入天然气衍生工具的已实现收益(亏损)将分别对2022年和2021年前9个月的平均价格实现影响微乎其微。
(e)彭博金融有限责任公司：Y级混合NGL 55%乙烷，25%丙烷，5%丁烷，8%异丁烷和7%天然汽油。
原油和凝析油– 由于产品的质量和位置不同，价格实现可能不同于基准。
天然气液体– 我们的大部分销售量都是以贝尔维尤山上的价格出售的。
天然气– 我们的很大一部分产量是以竞价周价格或相对于我们产区的月初指数出售的。
国际(例如)    
下表列出了我们2022年和2021年第三季度和前九个月原油的平均价格变现和相关基准。
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
20222021增加(减少)20222021增加(减少)
平均价格变现
原油和凝析油(每桶)
$74.01 $56.36 31 %$72.26 $51.54 40 %
天然气液体(每桶)
1.00 1.00 — %1.00 1.00 — %
天然气(每Mcf)
0.24 0.24 — %0.24 0.24 — %
基准
布伦特(欧洲)原油(布伦特)每桶)(a)
$100.71 $73.47 37 %$104.85 $67.71 55 %
(a)从美国能源信息机构网站获得的每月平均价格。
31

原油和凝析油– 阿尔巴油田生产的液体主要是凝析油。MEGPL和Marathon E.G.International Limited通常以布伦特原油基准出售各自份额的凝析油。阿尔巴工厂有限责任公司加工阿尔巴气田以固定价格长期合同供应的富烃天然气。阿尔巴工厂有限责任公司提取天然气和二次冷凝液，然后由阿尔巴工厂有限责任公司按市场价格出售，我们的收入份额在合并收益表中反映在权益法投资的收入中。ALBA工厂有限责任公司将加工后的干天然气提供给ALBA机组各方，然后分销和销售给AMPCO和EG LNG。
天然气液体– 湿天然气以固定价格的长期合同出售给Alba Factory LLC，导致实现价格不跟踪市场价格。ALBA PLANT LLC提取并保留NGL，这些NGL按市场价格出售，我们从ALBA PLANT LLC获得的收入份额反映在综合收益表上的权益法投资收入中。
天然气– 由Alba Factory LLC代表Alba单位各方加工的干天然气由Alba气田以固定价格长期合同出售给EG LNG和AMPCo，导致实现价格不跟踪市场价格。我们从对下游天然气加工单位EG、LNG和AMPCo的股权投资中获得额外价值。例如，液化天然气以基于市场的长期合同销售液化天然气，AMPCo以市场价格销售甲醇。Alba Factory LLC和EG LNG以收费和与市场挂钩的利润分享安排相结合的方式加工第三方天然气，其收益包括在我们各自的权益法被投资人收入份额中。
经营成果
截至2022年9月30日的三个月与截至2021年9月30日的三个月
与客户签订合同的收入 按细分市场列出，见下表：
 截至9月30日的三个月，
(单位：百万)20222021
与客户签订合同的收入
美国$1,927 $1,375 
国际81 63 
从与客户的合同中细分收入$2,008 $1,438 
以下是每个细分市场的价格/数量分析。请参阅前面的内容运营和市况有关我们的净销售额和平均价格变现的更多详细信息，请参见部分。
与…有关的增加(减少)
(单位：百万)截至2021年9月30日的三个月价格变现净销售额截至2022年9月30日的三个月
美国价格/数量分析
原油和凝析油$984 $370 $74 $1,428 
天然气液体183 21 12 216 
天然气144 122 (5)261 
其他销售64 22 
总计$1,375 $1,927 
国际价量分析
原油和凝析油$56 $19 $— $75 
天然气液体— 1 — 1 
天然气6 — (1)5 
其他销售1 — 
总计$63 $81 
商品衍生品的净收益(亏损)2022年第三季度实现收益4100万美元，而2021年同期净亏损7900万美元。我们有多个原油、天然气和NGL衍生品合约，它们针对各种指数进行结算。随着指数定价和远期曲线在每个时期的变化，我们记录了大宗商品衍生品的收益/损失。看见注13请参阅合并财务报表，以获得进一步资料。
权益法投资收益 2022年第三季度增加1.04亿美元。我们的被投资人受益于2022年较高的价格变现。
32

生产费用与2021年同期相比，2022年第三季度增加了6200万美元，这主要是由于美国部门修井活动增加以及劳动力、燃料、化学品和服务面临通胀压力。
下表提供了每个细分市场的生产费用和生产费用率(每桶的费用)：
截至9月30日的三个月，
(百万美元；税率每boe$)20222021增加(减少)20222021增加(减少)
生产费用和费率费用费率
美国$173 $119 45 %$6.40 $4.59 39 %
国际$20 $12 67 %$3.55 $2.17 64 %
运输、装卸及其他经营与2021年同期相比，2022年第三季度减少了2000万美元，主要原因是用于转售的商品购买量(用于履行运输承诺)比上一时期减少。
勘探费 包括未经证实的财产减值、干井成本、地质和地球物理成本和其他成本。2022年第三季度的干井成本包括已钻探和未完成探井的注销，主要是在路易斯安那州奥斯汀粉笔。
下表汇总了勘探费用的构成：
 截至9月30日的三个月，
(单位：百万)20222021增加(减少)
勘探费
未经证实的财产减值$45 $48 (6)%
干井成本26 14 86 %
其他2 1 100 %
勘探总费用$73 $63 16 %
折旧、损耗和摊销 2022年第三季度减少6,200万美元，主要原因是受油田储量变化的影响，DD&A(每boe费用)比率较低。此外，DD&A比率还受到资本化成本和油田之间的销售量组合的影响。
我们的部门将生产单位法应用于大多数资产，包括资本化资产报废成本；因此，数量对DD&A费用有影响。下表提供了每个细分市场的DD&A费用和DD&A费用比率：
截至9月30日的三个月，
(百万美元；税率每boe$)20222021增加(减少)20222021增加(减少)
DD&A费用和费率费用费率
美国$441 $499 (12)%$16.20 $19.29 (16)%
国际$14 $17 (18)%$2.82 $3.12 (10)%
所得税以外的其他税种包括生产税、遣散费和从价税，主要是在美国，这些税往往会随着收入和销售额的增加或减少而增加或减少。除收入外的其他税收增加了4900万美元，主要是由于2022年第三季度美国部门价格变现的增加。
提前清偿债务损失减少1.02亿美元，原因是2021年第三季度赎回9亿美元优先无担保票据时支付的全额催缴拨备。看见注15请参阅综合财务报表，以了解更多详情。
所得税拨备反映2022年第三季度的实际所得税税率为23%，而2021年第三季度的实际所得税税率为2%。看见注6请查阅合并财务报表，以便更详细地讨论实际税率的变化。
33

分部收入
分部收入是指扣除所得税后，不包括未分配给我们的经营分部的某些项目的收入。我们的公司和运营一般和行政支持成本的一部分没有分配给运营部门。这些未分配费用主要包括雇用费用(包括养恤金影响)、专业服务、设施以及与公司和业务支助活动有关的其他费用。此外，影响可比性的项目，例如：处置损益、已证实及若干未经证实物业的减值、商誉及权益法投资、我们估值拨备的变动、商品及利率衍生工具的未实现损益、退休金结算及削减的影响或其他项目(由首席经营决策者(“CODM”)厘定)不会分配至经营分部。
下表将分部收入与净收入进行了核对：
 截至9月30日的三个月，
(单位：百万)20222021
美国$723 $305 
国际181 93 
分部收入904 398 
未分配到分部的项目，扣除所得税后(87)(214)
净收入$817 $184 
美国分部收入2022年第三季度是 收入为7.23亿美元，而2021年同期为3.05亿美元。收入增加主要是由于较高的价格变现和较低的已实现商品衍生亏损，但被2022年第三季度较高的所得税、生产税和生产费用部分抵消。
国际分部收入2022年第三季度是 收入为1.81亿美元，而2021年同期的收入为9300万美元，主要是由于我们的权益法被投资人实现了更高的价格。
未分配到分部的项目，扣除所得税后2022年第三季度亏损8700万美元，而2021年同期亏损2.14亿美元，主要原因是前一时期清偿债务的成本较高，以及2022年第三季度商品衍生品未实现净收益增加。
经营成果
截至2022年9月30日的9个月与截至2021年9月30日的9个月
与客户签订合同的收入按细分市场列出，见下表：
 截至9月30日的9个月，
(单位：百万)20222021
与客户签订合同的收入
美国$5,730 $3,696 
国际207 173 
从与客户的合同中细分收入$5,937 $3,869 
34

以下是每个细分市场的价格/数量分析。参考运营和市况有关我们的净销售量和平均价格变现的更多详细信息。
与…有关的增加(减少)
(单位：百万)截至2021年9月30日的9个月价格变现净销售额截至2022年9月30日的9个月
美国价格/数量分析
原油和凝析油$2,711 $1,580 $51 $4,342 
天然气液体430 192 49 671 
天然气450 213 (23)640 
其他销售105 77 
总计$3,696 $5,730 
国际价量分析
原油和凝析油$151 $53 $(18)$186 
天然气液体2 — — 2 
天然气18 — (1)17 
其他销售2 2 
总计$173 $207 
商品衍生品净亏损与2021年同期相比减少了2.69亿美元。我们有多个原油、天然气和NGL衍生品合约，它们针对各种指数进行结算。随着指数定价和远期曲线在每个时期的变化，我们记录了大宗商品衍生品的收益/损失。看见 注13请参阅合并财务报表，以获得进一步资料。
权益法投资收益 2022年前9个月增加了2.9亿美元。我们的投资对象受益于2022年前9个月较高的价格变现。
生产费用与2021年同期相比，2022年前九个月增加了1.31亿美元，这主要是由于美国部门修井活动增加以及劳动力、燃料、化学品和服务面临通胀压力。
下表提供了每个细分市场的生产费用和生产费用率：
截至9月30日的9个月，
(百万美元；税率每boe$)20222021增加(减少)20222021增加(减少)
生产费用和费率费用费率
美国$464 $343 35 %$5.94 $4.49 32 %
国际$45 $35 29 %$2.76 $2.00 38 %
运费、装卸费及其他营运费用 增额 2022年前9个月的3700万美元来自可比的2021年期间。正如我们在10-K表格中披露的，Ce我们与中游实体的某些加工安排是收益百分比合同。我们将中游公司保留的收益归类为运输和处理成本。这些收益百分比合同的运输和搬运费用增加的同时，已实现的天然气液体价格也在增加。此外，与2021年同期相比，我们经历了法律费用的增加。
勘探费 包括未经证实的财产减值、干井成本、地质和地球物理成本和其他成本。勘探费用减少主要是由于未探明物业租赁减值较低，但与已钻探和未完成探井(主要是路易斯安那州奥斯汀粉笔)的核销相关的干井成本上升部分抵消了这一减值。
35

下表汇总了勘探费用的构成：
 截至9月30日的9个月，
(单位：百万)20222021增加(减少)
勘探费
未经证实的财产减值$59 $85 (31)%
干井成本26 16 63 %
地质和地球物理1 3 (67)%
其他6 5 20 %
勘探总费用$92 $109 (16)%
折旧、损耗和摊销于2022年前9个月减少2.31亿美元，主要原因是受油田层面储量变动的影响，每boe的费用(DD&A)率较低。此外，DD&A比率还受到资本化成本和油田之间的销售量组合的影响。
我们的部门将生产单位法应用于其大部分资产，包括资本化资产报废成本；因此，数量对DD&A费用有影响。下表提供了每个细分市场的DD&A费用和DD&A费用比率：
截至9月30日的9个月，
(百万美元；税率每boe$)20222021增加(减少)20222021增加(减少)
DD&A费用和费率费用费率
美国$1,260 $1,477 (15)%$16.11 $19.33 (17)%
国际$45 $54 (17)%$2.80 $3.10 (10)%
减值2022年前9个月减少了5600万美元。2021年的减值包括与之前剥离的位于墨西哥湾的离岸资产的某些非生产油井、管道和生产设施的估计未来退役成本增加相关的3,000万美元减值，以及由于我们退役某些Eagle Ford中央设施而产生的2,400万美元减值。看见注10在合并财务报表中对减值进行了更详细的讨论。
所得税以外的其他税种包括生产税、遣散费和从价税，主要是在美国，这些税往往会随着收入和销售额的增加或减少而增加或减少。除收入外的其他税收增加了1.45亿美元，主要是由于2022年前9个月美国部门价格变现的增加。
提前清偿债务损失减少1.21亿美元，原因是在2021年第二季度赎回我们5亿美元的2022年票据和2021年第三季度赎回我们9亿美元的2025年票据时支付了全部赎回准备金。看见注15请参阅综合财务报表，以了解更多详情。
所得税拨备本年度包括6.85亿美元的税收优惠，这是由于2022年第一季度部分发放某些美国和州递延税项资产的估值免税额而产生的。这完全被与本年度业务收入相关的拨备所抵消。看见注6关于汇率变动的更详细讨论，请参阅合并财务报表。
分部收入
分部收入是指扣除所得税后，不包括未分配给我们的经营分部的某些项目的收入。我们的公司和运营一般和行政支持成本的一部分没有分配给运营部门。这些未分配费用主要包括雇用费用(包括养恤金影响)、专业服务、设施以及与公司和业务支助活动有关的其他费用。此外，影响可比性的项目，例如：处置损益、已证实及若干未经证实物业的减值、商誉及权益法投资、我们估值拨备的变动、商品及利率衍生工具的未实现损益、退休金结算及削减的影响或其他项目(由首席经营决策者(“CODM”)厘定)不会分配至经营分部。
36

下表将分部收入与净收入进行了核对：
 截至9月30日的9个月，
(单位：百万)20222021
美国$2,230 $724 
国际456 211 
分部收入2,686 935 
未分配到分部的项目，扣除所得税后401 (638)
净收入$3,087 $297 
美国分部收入2022年前9个月的收入为22.3亿美元，而2021年同期的收入为7.24亿美元。这一增长主要是由于较高的价格变现和较低的DD&A费用。这些有利的变化被2022年前9个月更高的所得税、生产税和生产费用部分抵消。
国际分部收入2022年前9个月的收入为4.56亿美元，而2021年同期的收入为2.11亿美元， 主要是由于我们的权益法被投资人实现了更高的价格。
未分配到分部的项目，扣除所得税后2022年前9个月的收入为4.01亿美元，而2021年同期为亏损6.38亿美元。这一增长主要是由于2022年第一季度对某些美国和州递延税项资产的估值津贴的释放，导致了6.85亿美元的非现金递延税项收益。此外，与2021年同期相比，商品衍生品的未实现净亏损减少了1.26亿美元，由于上一年确认的债务清偿成本，本年度未分配到分部的支出减少了1.21亿美元。
关键会计估计
除下列项目外，对截至2021年12月31日止年度的会计估计及与本公司于截至2021年12月31日的10-K表格中披露的关键会计估计有关的基本假设或方法的评估并无重大改变或发展。
所得税
本集团已就账面基准与课税基准之间的暂时性差异、税项抵免结转及营业亏损结转入账，按制定税率计量递延税项资产及负债。根据美国公认会计原则，如果部分或全部递延税项资产很可能无法变现，我们会定期评估递延税项资产的可变现程度，并通过估值拨备将该等资产减值至预期可变现金额。在评估是否需要增加或调整现有的估值免税额时，我们会考虑所有可得的正面和负面证据。积极的证据包括暂时差异的逆转、对未来应税收入的预测、对未来业务假设的评估以及审慎和可行的适用税务筹划策略。负面证据包括最近几年的亏损以及对可变现期间未来亏损的预测。在对估值免税额进行评估时，我们根据客观性对证据进行权衡。
我们根据我们认为合理可能发生的预计财务信息估计未来的应纳税所得额。在估计未来的应税收入时，存在许多固有的判断和假设，包括未来的经营状况和对外国税收对美国联邦所得税影响的评估等因素。未来的经营状况可能受到许多因素的影响，包括(I)未来原油和凝析油、NGL和天然气价格、(Ii)原油和凝析油、NGL和天然气的估计数量、(Iii)预期的生产时间以及(Iv)未来的资本需求。鉴于许多假设可能对我们的估计产生重大影响，估计对导致未来应纳税所得额计算的假设变化的敏感度是不可行的。对上述某些假设的不利调整可能会被其他假设的有利调整所抵消。例如，大宗商品价格持续下跌对未来应税收入的影响可能会被较低的资本支出部分抵消。
基于上述假设和判断，在2022年第一季度，我们重新评估了美国和州递延税项资产的变现能力，并确定不再需要针对某些递延税项资产计提估值拨备。因此，我们在2022年第一季度记录了6.85亿美元的非现金递延税收优惠。看见注6请参阅综合财务报表，以了解更多详情。
尚未采用的会计准则
看见注2在合并财务报表中。
37

现金流
大宗商品价格是影响我们的收入、盈利能力、运营现金流、我们在业务上的投资金额、本金债务偿还、股息支付和股票回购资金的最重要因素。2022年前9个月，我们从运营中产生了显著的正现金流。我们继续预计大宗商品价格会出现波动，这可能会影响我们从运营中产生的现金流。下表列出了现金和现金等价物的来源和用途：
截至9月30日的9个月，
(单位：百万)20222021
现金和现金等价物的来源  
经营活动$4,301 $2,093 
资产处置，扣除转给买方的现金净额8 29 
其他29 15 
现金和现金等价物的总来源$4,338 $2,137 
现金和现金等价物的使用
物业、厂房和设备的附加费$(1,117)$(772)
偿债(35)(1,400)
清偿债务成本— (117)
根据回购计划回购的股份(2,474)— 
已支付的股息(162)(94)
为代扣代缴税款而购买股份(21)(10)
其他— (1)
现金和现金等价物的使用总额$(3,809)$(2,394)
与2021年同期相比，2022年前9个月经营活动产生的现金流大幅增加，主要是由于实现的大宗商品价格上涨。
下表显示了按部门分列的资本支出，并与合并现金流量表中列报的财产、厂房和设备的增加进行了核对：
截至9月30日的9个月，
(单位：百万)20222021
美国$1,124 $770 
国际1 4 
公司11 7 
资本支出总额(应计)1,136 781 
资本支出应计项目变动(19)(9)
不动产、厂房和设备的现金和现金等价物的使用总额$1,117 $772 
与2021年同期相比，2022年前9个月我们在美国部门的资本支出增加，这在很大程度上反映了与油田服务、劳动力、钻井材料和设备相关的通胀压力，以及我们钻井和完井计划活动时间的差异。
流动性与资本资源
资本资源和可用流动性
我们的主要流动资金来源是现金和现金等价物、内部产生的运营现金流、非核心资产的出售、资本市场交易和我们的循环信贷安排。截至2022年9月30日，我们拥有约36亿美元的流动资金，其中包括11亿美元的现金和现金等价物，以及我们循环信贷安排下可用的25亿美元。2022年7月28日，我们执行了我们的信贷安排的第七项修正案。这项修订对信贷安排的主要修订是(I)将信贷安排的到期日延长三年至2027年7月28日，(Ii)将信贷安排的规模由31亿元减至25亿元，(Iii)以有抵押隔夜融资利率(“SOFR”)取代伦敦银行同业拆息基准利率及(Iv)对定价附表作出若干修订。
38

我们的营运资金需求得到我们的现金和现金等价物以及我们的信贷安排的支持。作为我们长期流动性和资本管理计划的一部分，我们可能会利用我们的循环信贷安排来满足短期现金需求，或通过下文讨论的搁置登记声明发行债务或股权证券。由于我们有如上所述的其他选择，我们相信我们的短期和长期流动资金不仅足以为我们目前的业务提供资金，还可以为我们的短期和长期资金需求提供资金，包括我们的资本支出计划、固定福利计划缴费、偿还债务到期日、股息和最终可能与或有事项相关的其他金额。总体经济状况、大宗商品价格以及金融、商业和其他因素，包括全球大流行，都可能影响我们的运营和我们进入资本市场的能力。
我们继续被所有三家主要信用评级机构评为投资级。我们信用评级的下调可能会增加我们未来的融资成本，或者限制我们获得资本的能力，并可能导致额外的信贷支持要求。我们的任何公司债务都没有任何触发因素，如果我们的信用评级下调，就会导致违约事件。见第1A项。风险因素在截至2021年12月31日的10-K表格年度报告中，讨论我们的信用评级下调可能会如何影响我们。
如中所讨论的附注23根据合并财务报表，于2022年11月2日，我们达成协议，以总现金代价30亿美元收购德克萨斯州Eagle Ford资源公司约130,000英亩已探明和未探明英亩土地，平均97%的营运权益。我们预计将使用手头的现金、公司信贷安排的借款和新的可预付债务来为收购提供资金。这笔交易受惯例条款和条件的限制，包括成交调整，预计将在2022年底完成。
信贷安排和借款
我们的信贷安排包括一项契约，要求截至本财季最后一天，我们的总债务与总资本之比不得超过65%。我们的比率在2022年9月30日和2021年12月31日都是20%。看见注15请参阅合并财务报表，以获得进一步资料。
截至2022年9月30日，我们的25亿美元信贷安排没有借款，未偿还的长期债务总额为40亿美元，其中4.02亿美元将在明年到期。2022年5月，我们在到期日赎回了价值3,200万美元的9.375%优先债券。我们下一个重要的长期债务到期日是2027年到期的10亿美元。有关长期债务到期日的清单，请参阅我们的Form 10-K《2021年年度报告》。
货架登记
我们向美国证券交易委员会提交了一份通用货架登记声明，根据该声明，我们作为美国证券交易委员会规则中的“知名经验丰富的发行者”，有能力发行和销售不确定数量的各种类型的债务和股权证券。
资本要求
股份回购计划
在2022年的前9个月，我们回购了大约25亿美元的普通股。截至2022年9月30日，剩余的股份回购授权总额约为9.26亿美元。此外，我们在2022年前9个月回购了2100万美元的股票，这些股票与我们与授予员工限制性股票奖励和限制性股票单位相关的预扣税义务有关；这些回购不影响我们的股票回购计划授权。
在本季度之后，我们回购了大约2.3亿美元的普通股，直到2022年11月2日。自2022年11月2日起，我们的董事会将剩余股份回购计划授权增加到25亿美元。
分红
2022年10月26日，我们的董事会批准了2022年12月12日向2022年11月16日收盘时登记在册的股东支付的每股0.09美元的股息。
其他合同现金义务
截至2022年9月30日，我们在Form 10-K的2021年年度报告中披露的根据现有合同支付未来付款的合并现金义务没有实质性变化。参考附注23合并财务报表，以讨论最近宣布的收购Eagle Ford Areage。
39

环境问题和其他或有事项
由于环境法律和法规，我们已经并将继续产生资本、运营和维护以及补救费用。如果这些支出与所有成本一样，最终不能被我们产品和服务的价格抵消，我们的经营业绩将受到不利影响。我们认为，我们几乎所有的竞争对手都必须遵守类似的环境法律和法规。然而，对每个竞争对手的具体影响可能会根据许多因素而有所不同，包括其运营设施的年限和位置、营销领域和生产流程。这些法律一般规定了对排放到环境中的污染物的控制，并要求责任方对危险废物处置场进行补救。如果不遵守规定，可能会受到处罚。
中列出的项目以外的项目第二部分--项目1.法律诉讼，我们2021年年报中的表格10-K中关于环境、健康和安全事项的项目1.商业或项目3.法律程序没有重大变化。看见注22关于其他或有事项的说明，请参阅合并财务报表。

40

前瞻性陈述
这份Form 10-Q季度报告包含符合1933年证券法第27A节和1934年证券交易法(“交易法”)第21E节的前瞻性陈述。除有关历史事实的陈述外的所有陈述，包括但不限于关于本公司的未来业绩、业务战略、2022年资本预算、储量估计、资产质量、生产指导、钻探计划、资本计划、未来债务偿还、成本和支出估计、资产收购和处置、税收优惠、未来财务状况、有关未来大宗商品价格的陈述、有关Ensign收购及其预期时间和收益的陈述、预期收购融资以及有关管理层未来运营的其他计划和目标的陈述，均为前瞻性陈述。诸如“预期”、“相信”、“继续”、“可能”、“估计”、“期望”、“预测”、“未来”、“指导”等词语、“打算”、“可能”、“展望”、“计划”、“定位”、“项目”、“寻求”、“应该”、“目标”、“将会”、“将会”或类似的词语可用于识别前瞻性陈述；然而，没有这些词语并不意味着这些陈述不具有前瞻性。虽然我们相信我们对未来事件的假设是合理的，但一些因素可能会导致结果与预测的结果大不相同，包括但不限于：
•石油和天然气行业的状况，包括原油和凝析油、天然气和天然气的供需水平及其对价格的影响；
•预期储量或产量水平的变化；
•美国和其他地区政治和经济状况的变化，包括外币汇率、利率、通货膨胀率和全球和国内市场状况的变化；
•欧佩克成员国和俄罗斯采取的影响原油生产和定价的行动；以及其他国际和国内政治、经济或外交事态发展；
•与我们的对冲活动相关的风险；
•自愿和非自愿地削减、推迟或取消某些钻探活动；
•油井生产计时;
•因诉讼、其他诉讼和调查或涉嫌违反法律或许可证而产生的责任或纠正行动；
•可用于勘探开发的资金；
•任何一方无法满足我们的资产收购和处置的成交条件或延迟执行；
•钻井和操作风险；
•无法或无法获得存储容量、管道或其他运输方式；
•良好的生产时机；
•钻机、材料和劳动力的可获得性，包括相关成本；
•难以获得必要的批准和许可；
•矿产许可证和租约以及政府和其他许可证和通行权的可获得性、成本、条款和发放或执行的时间、竞争和挑战，以及我们保留矿产许可证和租约的能力；
•第三方不履行其合同或法律义务，包括因破产；
•可能影响权益法被投资人分配的意外事件；
•我们信用评级的变化；
•各种危害，如天气状况、卫生流行病(包括新冠肺炎)、战争行为或恐怖主义行为以及政府或军方对此作出的反应；
•缺少关键人员，包括雇员、承包商和分包商；
•安全威胁，包括网络安全威胁以及我们的信息技术系统或与我们交易的第三方的信息技术系统、设施和基础设施遭到破坏而对我们的业务和运营造成的中断;
•安全、健康、环境、税收和其他法规或要求或倡议的变化，包括应对全球气候变化、空气排放或水管理的影响的法规或要求或倡议；
•《2022年减少通货膨胀法案》的影响；
41

•因未满足成交条件或其他原因延误或未能完成委派交易；
•Ensign交易中支付的最终现金对价因购买价格调整或其他原因而发生的变化，以及如果收购，Ensign资产表现与我们的预期不符的风险，包括未来生产或钻井库存方面的风险；
•其他地质、经营和经济方面的考虑；以及
•我们在提交给美国证券交易委员会的2021年Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告和其他文件中描述的风险因素、前瞻性声明以及挑战和不确定性。
本报告中包括的所有前瞻性陈述都是基于我们在本报告发表之日所掌握的信息。除法律另有规定外，我们不承担因新信息、未来事件或其他原因而修改或更新任何前瞻性陈述的义务。
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项目3.关于市场风险的定量和定性披露
我们在正常业务过程中面临市场风险，包括商品价格风险和利率风险。我们采用各种策略，包括使用金融衍生品来管理与大宗商品价格波动相关的风险。看见注13和附注14有关我们未平仓商品衍生产品头寸的详情，包括基本名义数量、如何在综合财务报表中报告以及如何计量其公允价值，请参阅综合财务报表。
商品价格风险
截至2022年9月30日，我们拥有各种未平仓大宗商品衍生品。根据2022年9月30日公布的NYMEX WTI和天然气期货价格，假设10%的变化(原油为每桶，天然气为MMBtu)将使我们大宗商品衍生品头寸的公允价值变化如下：
(单位：百万)
2022年9月30日的公允价值
假设价格上涨10%假设降价10%
衍生资产(负债)--原油$(7)$(12)$(4)
衍生资产(负债)-天然气(4)(8)— 
总计$(11)$(20)$(4)
利率风险
截至2022年9月30日，我们的流动和长期债务组合由固定利率工具组成，未偿还余额为40亿美元。只有当我们选择以不同于账面价值的价格回购或以其他方式注销固定利率债务时，我们对利率变动和我们固定利率债务组合公允价值的相应变化的敏感性才会影响我们的运营结果和现金流。
截至2022年9月30日，我们有总名义金额为2.95亿美元的远期起始利率掉期协议被指定为现金流对冲。我们利用现金流对冲来管理我们对利率变动的风险敞口，方法是利用利率互换协议来对冲与休斯顿办事处未来租赁付款的1个月LIBOR部分相关的现金流变化。假设利率变化10%，我们的现金流对冲的公允价值将在2022年9月30日改变为以下值：
(单位：百万)
2022年9月30日的公允价值
假设加息10%假设利率下降10%
利率资产(负债)-指定为现金流对冲$26 $31 $22 
项目4.控制和程序
在包括首席执行官和首席财务官在内的我们管理层的监督和参与下，对我们的披露控制和程序(如《交易所法》第13a-15(E)和15d-15(E)条所定义)的设计和运作的有效性进行了评估。截至本报告所涉期间结束时，首席执行官和首席财务官得出结论，这些披露控制和程序的设计和运作截至2022年9月30日是有效的。
在2022年前9个月，我们的财务报告内部控制没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
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第二部分--其他资料
项目1.法律诉讼
2020年1月，我们收到了环保局的违反通知(“11月”)，涉及2015年至2019年期间我们在贝特霍尔德要塞印第安人保留地的业务违反了《清洁空气法》的指控。我们继续积极与环境保护局和司法部谈判同意法令草案，其中包含与这一执法行动有关的某些拟议的禁制令条款。执法行动可能包括金钱制裁以及实施环境缓解项目和禁令条款，这将增加我们的开发成本和运营成本。我们认为此事的解决不会对我们的业务或运营产生实质性的不利影响。我们对与翻新或更换现有设备所需行动有关的估计未来费用保留应计费用，我们预计这些费用将在多年内产生。我们的应计项目不包括可能的货币制裁或与缓解项目相关的费用，因为我们无法估计这些数额。截至本文件提交之日，这件事的最终结果存在重大不确定性，该结果可能与我们的应计项目存在重大差异。
2022年7月，公司收到美国环保局的一份关于2020年在新墨西哥州对公司的某些石油和天然气设施进行立交桥后，涉嫌违反《清洁空气法》的11月通知。该通知涉及涉嫌排放和允许违规行为。该公司已开始与环境保护局进行讨论，以解决这些问题。由于我们仍在调查这些指控，我们无法估计与此事相关的潜在损失，但有合理的可能性，该决议可能导致罚款或罚款超过30万美元。
马拉松石油公司已在多起诉讼中被点名，指控我们在国内业务中支付的特许权使用费过低。我们打算大力为自己辩护，反对这种说法。例如，马拉松石油公司在一起诉讼中被点名，指控我们在俄克拉何马州的某些业务中存在不正当的特许权使用费扣除，在原告未能证明集体诉讼失败后，原则上达成了和解，但仍需得到法院的批准。根据目前可获得的信息，我们已为与这些诉讼相关的潜在责任应计；然而，实际损失可能超过我们的应计金额，或者我们可能被要求在未来积累更多金额。
除上述项目外，项目3.《2021年年报10-K表中的法律诉讼》没有重大变化。看见注22关于本公司2021年年度报告Form 10-K中的合并财务报表，请参阅第I部分的项目I，说明此类法律和行政诉讼程序以及项目3.法律诉讼程序。
第1A项。风险因素
我们在经营过程中面临各种风险和不确定因素。除了本季度报告中关于表格10-Q的其他信息外，读者还应仔细考虑第1A项中讨论的因素。我们在Form 10-K的2021年年度报告中列出了风险因素。除下文所列风险因素外，与项目1A所列风险因素相比，风险因素没有发生实质性变化。我们在Form 10-K的2021年年度报告中列出了风险因素。
2022年前9个月，由于供应链持续中断、劳动力短缺和地缘政治不稳定，我们的行业和美国整体经济经历了高于预期的通胀压力。如果这些情况持续下去，可能会影响我们以具有成本效益的基础上采购材料和设备的能力，或者根本没有影响，因此，我们的业务、运营结果和现金流可能会受到实质性和不利的影响。
在2022年的前9个月，由于供应受限、供应链中断、需求增加、与美国劳动力充分就业相关的劳动力短缺、通胀和其他因素，我们经历了包括钢铁、沙子和燃料在内的某些材料成本的大幅上涨。尽管我们将通胀因素纳入了我们的2022年商业计划，但通胀已经超过了最初的假设。这些挑战在很大程度上是由于石油和天然气生产需求增加，驱动因素是经济从新冠肺炎疫情中持续复苏，以及更广泛地说，对全球油气开发的系统性投资不足。这些供需基本面因多个地缘政治事件造成的全球能源供应中断而进一步恶化，包括俄罗斯和乌克兰之间持续的冲突。我们继续采取行动和实施计划，以加强我们的供应链，以应对这些压力，并保护获得商品和服务的必要机会。然而，我们预计在可预见的未来，我们的成本结构将面临供应链限制和通胀压力。这些供应链限制和通胀压力可能会继续对我们的运营成本产生不利影响，如果我们无法管理我们的全球供应链，它可能会影响我们以及时和具有成本效益的方式采购材料和设备的能力(如果有的话)，这可能会导致利润率下降和生产延迟，从而可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流造成重大不利影响。
美国和国际税收规则和法规的变化，或其解释，可能会对我们的现金流、经营结果和财务状况产生实质性的不利影响。
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我们在美国联邦、州和地方司法管辖区以及我们开展业务的外国司法管辖区须缴纳所得税和非基于收入的税收。由于经济、政治和其他条件，不同司法管辖区的税务法律、法规和行政惯例可能会因经济、政治和其他条件而发生重大变化，无论是否事先通知，在评估和估计我们的拨备和应计税额时需要做出重大判断。我们的纳税义务可能受到许多因素的影响，例如税收、会计和其他法律、法规、行政做法、原则和解释的变化，特定征税管辖区的收入组合和水平，或者我们的所有权或资本结构。例如，2022年8月16日，美国颁布了2022年通胀降低法案(IRA)，该法案非常复杂，有待解释，并包含对美国税法的重大修改，包括但不限于公司最低税和股票回购1%的消费税。美国财政部和美国国税局(IRS)预计将发布实施IRA所载立法的法规和解释性指导，但此类法规的细节和时间目前存在不确定性。爱尔兰共和军的税收条款可能适用于我们，通常在2023年或更晚生效，因此2022年对我们的税收影响预计不会太大。然而，美国公司税制度的变化，包括与爱尔兰共和军有关的变化的颁布，可能会对我们未来的综合现金税产生实质性影响。
第二项股权证券的未经登记的销售和收益的使用
下表提供了马拉松石油公司在截至2022年9月30日的季度内根据1934年《证券交易法》第12节购买马拉松石油公司登记的股权证券的信息：
期间
购买的股份总数(a)
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(b)
根据计划或计划可能尚未购买的股票的大约美元价值(b)
07/01/2022 - 07/31/202211,256,188 $21.77 11,256,188 $1,801,759,039 
08/01/2022 - 08/31/202210,434,951 $23.81 10,415,936 $1,553,750,872 
09/01/2022 - 09/30/202224,417,720 $25.73 24,406,892 $925,752,032 
总计46,108,859 $24.33 46,079,016 
(a)员工在归属时向马拉松石油公司交付了29,843股限制性股票，以满足扣缴税款的要求。
(b)有关历史股票回购计划授权和截至2021年12月31日的回购活动，请参阅我们的Form 10-K 2021年年度报告。自2022年11月2日起，我们的董事会将剩余股份回购计划授权增加到25亿美元.该计划下的购买由我们自行决定，可以是公开市场交易，包括大宗购买，也可以是使用手头现金、运营产生的现金或潜在资产出售所得的私下谈判交易。本计划可能会根据我们的财务状况或市场状况的变化而改变，并可能在完成之前终止。截至2022年9月30日回购的股票作为库存股持有。
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项目6.展品
  以引用方式并入
(第001-05153号文件，除非另有说明)
展品编号展品说明表格展品提交日期
3.1
重述马拉松石油公司注册证书
8-K3.16/1/2018
3.2
马拉松石油公司附例(自2016年2月24日起修订和重述)
10-Q3.28/4/2016
3.3
普通股股票证书样本
10-K3.32/28/2014
4.1
马拉松石油公司和纽约银行信托公司之间的契约，日期为2002年2月26日，是摩根大通银行作为受托人的利息继承人，与马拉松石油公司的优先债务证券有关。根据财务报告229.601(B)(4)(Iii)，有关长期债务发行的工具如根据该等工具授权的证券金额不超过马拉松石油公司综合资产总额的10%，则被略去。马拉松石油公司特此同意应美国证券交易委员会的要求向其提供任何此类文书的副本
10-K4.22/28/2014
10.1
经日期为2015年5月5日的第一修正案、日期为2017年6月22日的第二修正案、日期为2018年10月18日的第三修正案、日期为2019年9月24日的第四修正案、日期为2020年12月4日的第五修正案和日期为2021年6月21日的第六修正案以及日期为2016年3月4日的增量承诺补充和日期为2017年7月11日的增量承诺补充的修订后的2014年5月28日的修订和重新签署的信贷协议。在马拉松石油公司中，作为借款人，摩根大通银行作为行政代理，以及其中点名的某些其他金融机构
8-K10.18/2/2022
10.2†*
马拉松石油公司高管税收、遗产和财务规划计划，修订并重新生效，2022年7月27日生效
31.1*
根据《1934年证券交易法》第13(A)-14和15(D)-14条证明总裁和行政总裁
31.2*
根据《1934年证券交易法》第13(A)-14条和第15(D)-14条对总裁执行副总裁和首席财务官进行认证
32.1*
依据《美国法典》第18编第1350条证明总裁及行政总裁
32.2*
根据《美国法典》第18编第1350条颁发执行副总裁总裁和首席财务官证书
101.INS*XBRL实例文档-XBRL实例文档不会显示在交互数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中
101.SCH*XBRL分类扩展架构
101.CAL*XBRL分类可拓计算链接库
101.DEF*XBRL分类扩展定义链接库
101.LAB*XBRL分类扩展标签链接库
101.PRE*XBRL分类扩展演示文稿链接库
104*
封面交互数据文件，格式为iXBRL a附件101所载的ND
*现提交本局。
†管理合同或补偿计划或安排。
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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。
2022年11月3日马拉松石油公司
  
 
发信人：
/s/Rob L.White
 罗布·L·怀特
 总裁副主计长兼首席会计官
(妥为授权的人员)
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