美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区,20549
表格
(标记一)
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告 |
截至本财政年度止
或
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的从 |
佣金文件编号
(注册人的确切姓名载于其章程)
(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) |
(主要执行办公室地址) |
(邮政编码) |
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 |
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交易 符号 |
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注册的每个交易所的名称 |
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根据该法第12(G)条登记的证券:无
如果注册人是证券法第405条规定的知名经验丰富的发行人,请用复选标记表示。是 ☐
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13或15(D)条提交报告。是 ☐
用复选标记表示注册人是否:(1)在过去12个月内(或注册人需要提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13或15(D)条要求提交的所有报告,以及(2)在过去90天内一直遵守此类提交要求。
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。
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 |
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☐ |
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加速文件管理器 |
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☐ |
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☒ |
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规模较小的报告公司 |
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新兴成长型公司 |
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☐ |
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如果是一家新兴的成长型公司,用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告,证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编,第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估,该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是
截至2022年3月31日,也就是注册人最近完成的第二财季的最后一天,根据纽约证券交易所报告的注册人普通股每股收盘价3.06美元计算,注册人的非关联公司持有的有投票权股票的总市值为3.06美元。
截至2022年12月6日,注册人发行的普通股数量为
以引用方式并入的文件
PHX Minerals Inc.的最终委托书(将在2022年9月30日后120天内提交)与2023年3月6日召开的股东年会有关的部分被纳入本10-K表格的第三部分。
A B L E O F C O N T E N T S
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页面 |
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关于前瞻性陈述的特别说明 |
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某些术语的词汇 |
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第一部分 |
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项目1 |
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业务 |
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1 |
第1A项 |
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风险因素 |
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7 |
项目1B |
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员工意见 |
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20 |
项目2 |
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属性 |
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20 |
第3项 |
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法律诉讼 |
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28 |
项目4 |
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煤矿安全信息披露 |
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28 |
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第II部 |
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第5项 |
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普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 |
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29 |
项目6 |
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已保留 |
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31 |
第7项 |
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管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 |
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32 |
第7A项 |
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关于市场风险的定量和定性披露 |
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47 |
项目8 |
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财务报表和补充数据 |
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48 |
项目9 |
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会计与财务信息披露的变更与分歧 |
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80 |
第9A项 |
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控制和程序 |
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80 |
项目9B |
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其他信息 |
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80 |
项目9C |
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关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 |
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81 |
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第三部分 |
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第10-14项 |
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引用委托书合并 |
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82 |
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第四部分 |
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项目15 |
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展品和财务报表附表 |
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83 |
项目16 |
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表格10-K摘要 |
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85 |
关于前瞻性陈述的特别说明
截至2022年9月30日的财政年度的Form 10-K年度报告(本“Form 10-K年度报告”、本“年度报告”或本“Form 10-K”)包括经修订的1933年证券法(“证券法”)第27A节和经修订的1934年“证券交易法”(“交易法”)第21E节所指的“前瞻性陈述”。这些陈述涉及已知和未知的风险、不确定性和其他因素,可能导致我们的实际结果、表现或成就与前瞻性陈述明示或暗示的任何未来结果、表现或成就大不相同。在某些情况下,您可以通过“预期”、“项目”、“打算”、“估计”、“预期”、“相信”、“预测”、“预算”、“预测”、“目标”、“计划”、“预测”、“目标”或类似的表达方式来识别本10-K表格中的前瞻性陈述。
本Form 10-K年度报告中包含的涉及我们预期或预期未来将发生或可能发生的活动、事件或发展的所有陈述,除有关历史事实的陈述外,均为前瞻性陈述。前瞻性表述可能包括但不限于以下表述:我们执行业务战略的能力;已实现天然气和石油价格的波动;我们资产的产量水平;天然气、石油和天然气储量及其价值的估计;总体经济或行业状况;立法或监管要求;证券市场状况;我们筹集资本的能力;会计原则、政策或指导方针的变化;金融或政治不稳定;战争或恐怖主义行为;我们投资的物业的所有权缺陷;以及影响我们物业、业务或价格的其他经济、竞争、政府、监管或技术因素。
我们提醒您,本10-K表格中包含的前瞻性陈述会受到风险和不确定性的影响,其中许多风险和不确定性是我们无法控制的,这些风险和不确定性与天然气和石油的勘探和开发、生产和销售有关。这些风险包括但不限于本10-K表格年度报告第1A项所述的风险,以及随后提交的所有10-Q表格季度报告。
如果发生上述或本年度报告中10-K表格中其他地方描述的一个或多个风险或不确定因素,或者潜在的假设被证明是不正确的,我们的实际结果和计划可能与任何前瞻性陈述中表达的结果和计划大不相同。任何前瞻性陈述仅在作出该陈述之日发表,我们没有义务更正或更新任何前瞻性陈述,无论是由于新信息、未来事件或其他原因,除非适用法律要求。
除适用法律另有规定外,可归因于我们的所有前瞻性陈述均受本警示声明的明确限制。本警示性声明还应与我们或代表我们行事的人可能发布的任何后续书面或口头前瞻性声明一并考虑。
某些术语的词汇
以下是本年度报告中使用的某些会计、天然气和石油行业以及其他定义术语的词汇表:
ASC |
会计准则编撰。 |
ASU |
会计准则更新。 |
在市场上计划 |
我们的普通股发售安排,根据经修订的以Stifel为销售代理及/或委托人的市场股权发售销售协议,吾等可不时透过Stifel或向Stifel提供及出售最多3,000,000股普通股。 |
Bcf |
十亿立方英尺。 |
Bcfe |
天然气以Bcf表示,原油和天然气液体按100万桶原油或天然气液体与6bcf天然气的比率换算为10亿立方英尺天然气当量。 |
Bbl |
木桶。 |
冲浪板 |
公司董事会。 |
BTU |
英制热量单位。 |
普通股 |
公司普通股,每股票面价值0.01666美元。 |
完工 |
处理已钻井的油井,然后安装生产天然气和/或原油的永久设备的过程。 |
传统型 |
一个据信能够生产原油和天然气的地区,产于构造和地层圈闭中的离散聚集区。 |
副署长及助理署长 |
折旧、损耗和摊销。 |
已开发种植面积 |
分配给或可分配给生产井或能够生产的井的英亩数。 |
开发井 |
在天然气或原油储集层的探明区域内钻到已知可生产的地层深度的井。 |
干井 |
不能以经济上可生产的数量生产天然气和/或原油的勘探或开发井。 |
EBITDA |
未计利息、税项、折旧及摊销之利润(包括减值)。EBITDA是一项非公认会计准则的衡量标准。 |
员工持股计划 |
PHX Minerals Inc.员工持股和401(K)计划,这是一个符合税务条件的固定缴款计划。 |
探井 |
为了寻找新的气田或在以前发现的另一个气藏中生产天然气或原油的气田中发现新的气藏而钻探的井。 |
FASB |
财务会计准则委员会。 |
字段 |
由一个或多个水库组成的区域,这些水库都集中在同一地质构造特征或地层条件上,或与之相关。该字段名称指的是表面积,虽然它可以同时指地表和地下的生产层。 |
形成 |
一层岩石,具有不同于邻近岩石的明显特征。 |
G&A |
一般和行政费用。 |
公认会计原则 |
美国普遍接受会计原则。 |
总英亩或总井 |
权益所拥有的全部英亩或油井。 |
由生产部门或HBP持有 |
只要生产气井和/或油井位于租赁房产或与之共用的土地的任何部分,石油和天然气租约就一直有效到其次要期限。 |
水平钻井 |
在某些地层中使用的一种钻井技术,即将一口井垂直钻至某一深度,然后在某一特定间隔内水平钻入。 |
水力压裂 |
将水、砂和添加剂高压注入岩层以刺激天然气和原油生产的过程。 |
独立咨询石油工程师 |
2021财年的DeGolyer和MacNaughton以及2022财年开始的Cawley,Gillesbie&Associates。 |
爱情 |
租赁运营费用。 |
麦克夫 |
千立方英尺。 |
MCFD |
每天一千立方英尺。 |
麦克菲 |
天然气以立方英尺表示,原油和天然气液体按一桶原油或天然气液体与六立方英尺天然气的比率换算为一千立方英尺天然气当量。 |
麦克费德 |
天然气以立方英尺表示,原油和天然气液体按每天一桶原油或天然气液体与六立方英尺天然气的比率换算为一千立方英尺天然气当量。 |
MMBtu |
百万BTU。 |
MMCF |
百万立方英尺。 |
MMcfe |
天然气以Mmcf表示,原油和天然气液体按1000桶原油或天然气液体与6Mmcf天然气的比率换算为100万立方英尺天然气当量。 |
矿产、矿产英亩或矿产权益 |
公司永久拥有的收费矿产面积。 |
净英亩或净井 |
在总英亩或总油井中拥有的零碎权益的总和。 |
NGL |
天然气液体。 |
NRI |
净收益利息。 |
纽约商品交易所 |
纽约商品交易所。 |
欧佩克 |
石油输出国组织。 |
凌驾于特许权使用费权益之上 |
在租赁下生产的天然气和石油的权益,或出售这些权益的收益,从工作权益中分摊,免费收取,不支付开发、运营或维护的一切费用。 |
PDP |
生产已证明是成熟的。 |
玩 |
指已确定的具有潜在天然气和/或石油储量的地区。 |
生产的或生产的 |
已经生产和销售的天然气、石油和天然气的数量。 |
已探明储量 |
通过对地球科学和工程数据的分析,可以合理确定地估计天然气和原油的数量,从某一特定日期起,从已知的储集层以及在提供经营权的合同到期之前的现有经济条件、经营方法和政府法规下,可以合理地估计天然气和原油的产量,除非有证据表明续签是合理确定的。 |
已探明已开发储量 |
储量预计将在现有设备和作业方法下通过现有油井开采。 |
已探明的未开发储量或PUD |
已探明储量预计将从未钻井面积上的新油井或需要相对较大支出才能重新完成的现有油井中回收。 |
PV-10 |
使用美国证券交易委员会规则对未来净收入的税前现值进行10%的贴现。 |
专利权使用费权益 |
油井权益:公司不支付钻井、完工和运营油井的成本份额,但获得较小比例的生产份额(与工作权益相比)。 |
美国证券交易委员会 |
美国证券交易委员会。 |
软性 |
有担保的隔夜融资利率。 |
Stifel |
尼古拉斯公司Stifel |
非常规 |
一个据信能够生产天然气和原油的地区,该地区的储集层面积很大,但可能缺乏明显的圈闭、盖层和离散的碳氢化合物水边界,而这些边界通常是常规储层的特征。这些地区渗透率往往较低,可能与源岩关系密切,如天然气和油页岩、致密油气砂和煤层气,通常需要水平钻井、压裂增产处理或其他特殊开采工艺才能实现经济生产。 |
未开发面积 |
未钻探或完成的油井面积足以生产商业数量的天然气和/或原油。 |
工作利益 |
油井权益公司支付钻井、完井和运营油井的部分成本,并按比例获得产量份额的权益。 |
WTI |
西德克萨斯中质油。 |
如本文所使用的,除非上下文另有要求,否则所使用的“公司”、“PHX”、“我们”、“我们”和“我们”是指PHX矿业公司(以前称为PanHandle石油和天然气公司)及其前身和子公司。
会计年度参考
本年度报告中提及的年份或会计年度,除非另有说明,均指公司截至9月30日的会计年度。例如,2022年指的是截至2022年9月30日的财年。
对天然气和石油性质的引用
对天然气和石油性质的提及固有地包括与这些性质相关的NGL。
第一部分
项目1.B有用性
概述
PHX Minerals Inc.是特拉华州的一家公司,总部位于沃斯堡,专注于美国资源领域的永久天然气和石油矿产所有权。在2019年战略改变之前,本公司以部分矿产和租赁面积的工作权益参与,因此仍持有租赁面积的遗留权益和天然气和石油资产的非运营工作权益。在本年度报告中,我们一般将这类工作利益和相关油井称为“遗留”利益和油井。
该公司最初成立于1926年,是一家合作社,其股票于1979年上市交易。自2022年4月1日起,该公司通过与一家全资子公司的合并,将其注册状态从俄克拉何马州改为特拉华州,该合并就是为此目的进行的(“重新注册”)。除注册状态的改变外,重新注册并没有导致本公司的业务、实际位置、管理、资产、负债或净值发生任何变化,也没有导致本公司员工(包括本公司管理层)的所在地发生任何变化。
矿业权的战略重点
在2019财年,我们做出了战略决定,通过收购我们核心重点领域的矿产并开发我们重要的矿产面积库存,专注于永久的天然气和石油矿产所有权和增长。根据这一策略,我们已停止在我们的矿产和租赁面积上持有任何工作权益头寸。在截至2022年9月30日的三个财政年度内,我们没有以工作利益参与任何新油井的钻探。我们相信,我们专注于矿产所有权的战略是为我们的股东提供最大风险加权投资回报的最佳途径。
“矿产费”是一种不动产权益,其中所有人永久拥有地表下矿物的所有权利,而在矿产租赁权中,承租人的权利在租赁期届满或停止就租约支付数量的生产后终止,或根据租约条款以其他方式终止。一般来说,矿产费用权益的矿产权益所有者在将天然气、石油和其他矿产租赁给天然气和石油勘探开发公司时,保留非成本计提的特许权使用费权益。该等公司向收费矿产拥有人出租该等矿产权益,租期为一段期间,预期可生产天然气和石油,从而为矿产权益拥有人带来奖金和特许权使用费的自由现金流。
如上所述,我们的遗留租赁权益,而不是我们的矿产权益,是非经营性的工作权益。这些遗留的非运营开采权益要求我们按比例分担运营商在开发该等矿产时产生的成本。如上文及下文所述,自2019年年底及未来,吾等不再寻求参与该等工作权益,现正剥离遗留工作权益,并将所得款项重新用于收购优质矿物及特许权使用费物业。我们的矿产生产和租赁物业主要位于俄克拉何马州、德克萨斯州、路易斯安那州、北达科他州和阿肯色州。
虽然我们目前的收入有相当大一部分来自天然气、石油和NGL的生产和销售,但我们的大部分收入来自天然气、石油和NGL的生产和销售产生的特许权使用费。这些特许权使用费与我们对矿产面积的永久所有权有关。特许权使用费是到期和支付的,只要该权益的经营者从我们矿产面积上的油井生产和销售天然气、石油或天然气。
截至2022年9月30日,我们拥有约244,739英亩永久矿产,详见下表:
1
玩 |
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净英亩 |
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生产百分比 |
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租赁但不生产的百分比 |
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未租赁百分比 |
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《独家新闻》 |
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7,636 |
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67% |
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7% |
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26% |
堆栈 |
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5,802 |
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|
90% |
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4% |
|
6% |
Arkoma堆栈 |
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10,604 |
|
|
70% |
|
1% |
|
29% |
海恩斯维尔 |
|
|
3,321 |
|
|
100% |
|
0% |
|
0% |
巴肯/三叉岛 |
|
|
3,108 |
|
|
89% |
|
0% |
|
11% |
费耶特维尔 |
|
|
9,883 |
|
|
73% |
|
0% |
|
27% |
其他 |
|
|
204,385 |
|
|
17% |
|
2% |
|
81% |
共计: |
|
|
244,739 |
|
|
27% |
|
2% |
|
71% |
我们约29%的净矿产目前与运营商签订了租赁协议,其中27%拥有生产井。此外,我们目前约有71%的矿产净头寸未出租,这为我们提供了从奖金支付和特许权使用费中产生额外现金流的机会,而无需花费额外的资本。我们还可能通过机会主义地剥离未出租的矿产来产生额外的现金流。我们还拥有6,362口生产天然气和油井以及172口正在钻井或完工的油井的工作权益、特许权使用费权益或两者兼而有之。
我们的天然气和石油资产的勘探和开发是由天然气和石油勘探和生产公司进行的,这些公司通常是规模较大的独立石油和天然气运营公司。我们不经营任何天然气和石油资产。虽然我们以前是在我们的矿产和租赁面积上钻探的油井的积极工作利益参与者,但我们现在专注于通过收购矿产和开发我们重要的矿产面积库存来实现增长。
我们打算通过收购拥有大量未开发机会的资源业务核心区域的矿产面积、积极租赁我们的矿产持有量以及在谈判金额超过我们的预计总价值时剥离具有有限选择权的非核心矿产来实现股东价值的最大化。
我们的业务战略
我们的主要经营目标是最大化股东价值。2019年底,我们做出了停止在我们的矿产和租赁面积上持有工作权益头寸的战略决定。自那时以来,我们一直专注于通过收购矿产实现增长,并在高质量运营商的领导下,在我们的核心重点领域开发我们的大量矿产面积库存。我们相信,这是为我们的股东提供最大风险加权投资回报的最佳途径。我们打算通过执行以下公司战略来实现这一目标:
2
我们的业务优势
我们相信,以下属性将使我们能够实现我们的目标:
主要产品和市场
我们的收入来自奖金和特许权使用费支付,以及矿产和租赁面积的遗留工作权益。我们从与特许权使用费和非经营性权益相关的生产中获得的主要产品,按照产生的收入顺序,是天然气、原油和天然气。这些产品通常由油井运营商出售给各种采购商,包括管道和营销公司,这些公司为生产井所在地区提供服务。由于我们不经营我们拥有权益的任何油井,我们必须依赖经营我们拥有权益的油井的许多公司的经营专长,包括钻探和完成新油井、生产油井作业以及在大多数情况下销售或购买油井生产的专门知识。我们从油井运营商或合同买家那里收到天然气、石油和天然气销售的付款。
天然气、石油和天然气的价格取决于许多我们无法控制的因素,包括供求、竞争、天气、国际事件和地缘政治环境、欧佩克采取的行动以及经济、政治和监管发展。由于对天然气的需求受到天气条件的影响,我们收到的天然气生产价格可能会受到季节性变化的影响。
我们参与价格风险管理金融工具(衍生品),以减少我们对天然气和石油价格短期波动的风险敞口,并保护我们的投资回报。衍生合约只适用于我们部分的天然气和石油生产,只提供部分价格保障,以防天然气和石油价格下跌,并可能限制未来天然气和石油价格上涨的好处。有关本行订立的衍生工具合约的其他资料,请参阅项目7A-“有关市场风险的量化及定性披露”及载于项目8-“财务报表及补充数据”的财务报表附注12。
竞争激烈的商业环境
石油和天然气行业竞争激烈,特别是在试图获得额外收费的矿产权益和天然气、石油和天然气储量方面。许多我们无法控制的因素会影响我们的竞争地位。其中一些
3
这些因素包括:外国石油进口的数量和价格;国内天然气、石油和天然气的供应和可交付性;天然气、石油和天然气生产收到的价格变化;企业和消费者对精炼天然气、石油产品和天然气的需求;以及联邦、州和地方对天然气、石油和天然气的勘探、生产和销售监管的影响(见项目1A--“风险因素”)。许多公司拥有比我们更多的资源,这些公司可能有更多的资源来评估、竞标和购买比我们的财务或人力资源允许的更多的矿业费、特许权使用费和类似的权益。
我们不运营任何我们感兴趣的油井;相反,我们依赖于运营公司,这些公司在钻探和生产气井和油井方面拥有更多的资源、人员、设备、研究和经验。我们的业务战略是利用我们稳定而灵活的财务状况,加上我们自己的地质和经济评估,获得新的矿产面积,并出租或出租我们的矿产和租赁面积权益。我们相信,这一战略使我们能够在竞争激烈的矿产市场中有效竞争;然而,我们未来获得额外矿业费、特许权使用费和类似权益的能力将取决于我们评估和选择合适物业的能力,以及在竞争激烈的环境中完成交易的能力。
主要客户
在大多数情况下,我们的天然气、石油和天然气生产通过我们的承租人或油井运营商出售给无数不同的买家。失去某些天然气、石油和天然气生产的主要买家可能会对我们通过我们的承租人或油井运营商生产和销售天然气、石油和天然气生产的能力产生重大不利影响。下表显示了2022年、2021年和2020年通过不同运营商/采购商向主要采购商销售的百分比。
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
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2020 |
|
|||
A公司 |
|
|
10 |
% |
|
|
14 |
% |
|
|
23 |
% |
B公司 |
|
|
5 |
% |
|
|
7 |
% |
|
|
6 |
% |
天然气和石油行业的监管
一般信息
作为矿业费权益和非经营性工作权益的所有者,我们没有任何员工或承包商实际在该油田作业,我们也不直接受制于石油和天然气行业的许多法规。以下披露描述了与天然气和石油资产运营商(包括我们目前的运营商)更直接相关的法规和环境问题。由于我们不经营任何与我们有利害关系的油井,许多法律和法规的实际合规性由油井运营商控制,我们只对我们在我们拥有工作利益的油井所涉及的成本(如果有)的比例承担责任。
天然气和石油业务受到政府当局颁布的各种立法、法规和其他法律要求的约束。正在不断审查影响整个石油和天然气行业的立法和条例,以进行可能的修订。其中一些要求如果不遵守,会受到很大的惩罚。
尽管我们一般不受影响整个天然气和石油勘探和生产行业的许多规则、法规和限制的直接影响,但运营我们权益的公司可能会受到这些规则和法规的影响,我们可能要为我们拥有工作权益的油井承担我们按比例分摊的成本。虽然我们可能部分不受适用于我们的运营商-承租人的合规成本的影响,但我们仍可能受到运营商法规的间接影响,因为我们的收入来源依赖于运营商遵守管理天然气、石油和天然气生产的适用法律和法规。
对钻井和生产的监管
天然气和石油的生产受到联邦、州和地方法规、规则、命令和条例的监管。这些法规和条例要求操作员获得钻探作业许可证和钻探保证金,并规定了有关作业的报告要求。此外,我们拥有矿产和租赁权益的州管理机构已经制定了管理保护事项的规定,包括天然气和石油资产的统一或汇集、天然气和油井最高允许开采率的确定、井间距的规定以及井的封堵和废弃。这些规定的作用是限制油井可生产的天然气和石油的数量,并限制油井的数量或可钻探的地点。此外,还有一些
4
我们持有矿产或租赁权益的州可以在适用的司法管辖区内对天然气、石油和天然气的生产和销售征收生产税或分手税。
对石油运输的监管
我们原油的销售和运输一般由我们物业的经营者(或在经营者的指示下由第三方承担)。原油、凝析油和液化天然气的销售目前不受监管,是按照谈判价格进行的;然而,美国国会过去曾实施过价格控制,未来可能会重新实施价格控制。
原油的销售受到可获得性、条款和运输成本的影响。公共运输管道中的石油运输也受到运价管制。联邦能源管理委员会(“FERC”)根据州际商业法管理州际石油管道运输费率。州内石油管道运输费率受州监管委员会的监管。州内石油管道监管的基础,以及对州内石油管道费率的监管和审查程度,因州而异。州际和州内公共输油管道必须在非歧视性的基础上提供服务。根据这一开放获取标准,公共承运人必须以相同的条件和相同的费率向所有要求服务的托运人提供服务。当输油管道满负荷运行时,准入受到管道公布的关税中规定的有利于配给的条款的管理。
天然气运输和销售管理办法
我们的天然气的销售和运输一般是由我们物业的经营者(或在经营者的指示下由第三方承担)。从历史上看,州际商业中天然气的运输和转售都是根据1938年的《天然气法》、1978年的《天然气政策法》以及FERC根据这些法案发布的规定进行管理的。过去,联邦政府对天然气的销售价格进行监管。虽然天然气生产商目前可以不受控制的市场价格进行销售,但国会未来可能会重新实施价格管制。
FERC努力在开放和非歧视性的基础上,让天然气买家和卖家更容易获得天然气运输。FERC表示,开放获取政策对于改善州际天然气管道行业的竞争结构和创建监管框架是必要的,该框架将通过将天然气销售与运输和储存服务的销售分开等方式,使天然气销售商与天然气买家建立更直接的合同关系。尽管FERC的命令并不直接监管天然气生产商,但它们的目的是促进天然气行业各个阶段的竞争加剧。
州内天然气运输受到州监管机构的监管。州内天然气运输监管的基础以及对州内天然气管道费率和服务的监管和审查程度因州而异。
环境合规性和风险
我们的运营商和物业受到与环境保护相关的广泛和不断变化的联邦、州和地方法律法规的影响,包括材料的产生、储存、搬运、排放、运输和排放到环境中,以及与安全和健康相关的法律和法规。
天然气和石油勘探、开发和生产作业受到严格的联邦、州和地方法律法规的约束,这些法规管理着向环境中排放材料或其他与环境保护有关的问题。从历史上看,天然气和石油生产的环境监管大多由天然气和石油产量较大的司法管辖区的州监管委员会或机构负责,由环境保护局(EPA)等联邦机构进行的直接监管有限。然而,环保局和其他政府机构发布了各种法规,对重大泄漏、井喷或不受控制的排放进行管理。
许多州,包括我们拥有房产的州,都颁布了天然气和石油法规,适用于油井的钻探、完井和运营以及废油和咸水的处理。我们物业的经营者也受到这些规定的约束。也有与封堵和废弃干井或其他非作业井有关的程序,所有这些程序都由适用的管理州机构管理。
在联邦一级,可能影响我们的业务以及石油和天然气行业的更重要的法律和法规包括:1980年的《综合环境响应、补偿和责任法案》,也称为《环境影响、赔偿和责任法》或
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“超级基金”、1990年的“石油污染法”、“资源保护和回收法”、“清洁空气法”、1972年的“联邦水污染控制法”或“清洁水法”,以及1974年的“安全饮用水法”。
由于我们不经营任何我们拥有权益的油井,实际遵守环境法律的情况由油井运营商控制,我们只需为我们拥有权益的油井按比例分摊的成本负责。因此,我们不知道有任何不遵守现行法律和法规的情况。我们将保险范围维持在行业惯例的水平,但我们并不是针对所有环境风险完全投保。
税费
我们的天然气和石油资产要缴纳各种税,例如总生产税,在某些情况下,还需要缴纳从价税,这是我们为自己拥有的矿产支付的税。
员工
截至2022年9月30日,我们有22名全职员工,包括我们的高管,没有任何兼职员工。
行政人员
现年67岁的查德·L·斯蒂芬斯自2020年1月以来一直担任我们的总裁兼首席执行官。史蒂芬斯先生于2019年10月至2019年12月担任临时首席执行官,自2017年9月起担任公司董事。在加入本公司之前,史蒂芬斯先生从1990年至2018年退休前在Range Resources Corporation担任过多个职位,在那里他担任高级副总裁-企业发展部。
拉尔夫·达米科,现年47岁,自2020年3月起担任公司首席财务官、副总裁兼公司秘书,并于2019年1月至2020年2月担任总裁副秘书长-业务发展部。在加入本公司之前,D‘Amico先生在Stifel Nicolaus和海港全球证券公司担任专注于能源的董事董事总经理,并在此之前在杰富瑞、弗里德曼·比林斯·拉姆齐和所罗门美邦担任过各种其他能源投资银行职位。
丹妮尔·D·梅佐,35岁,自2022年1月起担任我们的工程部副部长总裁,并于2020年11月至2021年12月担任工程部董事。在加入公司之前,她在SandRidge Energy担任过各种油藏工程、储量、收购、企业规划和管理职位,并在石油和天然气行业拥有13年的经验。
查德·D·特鲁,现年37岁,自2022年1月起担任总裁副会计部助理企业秘书,并于2020年5月至2021年12月担任董事会计兼企业助理秘书。在加入本公司之前,他曾在均富会计师事务所和Wexford Capital LP担任过各种审计和会计职位,并拥有超过14年的会计经验。
肯纳·D·克拉普,36岁,自2020年11月以来一直担任我们的董事的土地。在加入公司之前,她在切萨皮克能源公司担任过各种土地职位,并在海恩斯维尔、伊格尔福德、中大陆和巴尼特等多个盆地拥有10多年的土地经验。
现年40岁的卡尔·范德沃特自2021年1月以来一直担任我们的地质学董事。在加入本公司之前,他管理着Rainaker Resources,这是一家为私募股权集团和私募股权投资组合公司提供买方咨询的公司。在此之前,Vandervoort先生是Apollo Management投资组合公司ZEnergy,Inc.的勘探经理。
公司办公室
我们的公司总部位于德克萨斯州沃斯堡720号南大学路1320号,邮编:76107。所有地质、工程和会计员工均位于俄克拉荷马城西北高速公路1601 NW,Suite1100,OKA 73118。我们的电话号码是(405)948-1560,我们的网站是Www.phxmin.com.
可用信息
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我们在以电子方式向美国证券交易委员会提交或向美国证券交易委员会提交这些文件后,在我们的网站(www.phxmin.com)上免费提供我们的年度报告(Form 10-K)、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告以及根据交易法第13(A)或15(D)节提交的其他文件,以及对这些文件的修订。
我们还在我们网站“公司治理”部分下的“治理图书馆”部分提供了我们的道德准则和商业惯例、高级财务官道德准则、公司治理准则以及审计委员会、治理和可持续发展委员会以及薪酬委员会章程,每一项都已得到我们的董事会的批准。我们将在我们的网站上及时披露对我们的主要高管和高级财务官的道德守则和高级财务官道德守则的任何更改或豁免。我们的道德和商业行为守则以及高级财务官道德守则的副本可通过以下方式免费获取:PHX Minerals Inc.,收信人:Chad True,1601 NW Expressway,Suite1100,Oklahoma City,OK 73118。
第1A项。风险因素
除了本10-K表格中包含的其他信息外,在评估我们的业务和未来前景时,还应考虑以下风险因素。如果发生以下任何风险因素,我们的财务状况可能会受到重大影响,我们证券的持有者可能会损失他们在公司的部分或全部投资。作为矿业费权益和非经营性工作权益的所有者,我们不经营任何天然气和石油资产,我们在该油田也没有任何员工或承包商。因此,与天然气和石油作业相关的风险间接影响我们,通常是通过我们的非运营工作利益影响我们,因为我们按比例分担运营此类油井的成本。以下描述的风险因素并不详尽,我们鼓励投资者对我们的公司和我们的业务进行自己的调查。投资者还应阅读本10-K表格中的其他信息,包括财务报表和相关附注。
与我们的业务相关的风险
由于我们无法控制的因素导致的天然气和石油价格的波动极大地影响了我们的财务状况、经营业绩和可供分配的现金。
天然气、石油和天然气的供求影响我们销售这些商品所实现的价格,进而对我们的财务业绩产生重大影响。我们的收入、经营业绩、可供分配的现金以及我们的天然气和石油资产的账面价值在很大程度上取决于天然气、石油和天然气的现行价格。从历史上看,天然气、石油和天然气价格一直是波动的,而且可能会继续波动。天然气、石油和天然气的价格会因一些我们无法控制的因素而大幅波动,包括:
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这些因素和能源市场的波动性使得预测未来天然气、石油和天然气价格走势变得极其困难。如果天然气、石油和天然气价格下跌,我们的运营、财务状况和开发天然气、石油和天然气储备的支出水平可能会受到重大不利影响。较低的天然气、石油和天然气价格也可能导致我们信贷协议下的借款基数减少,这可能由我们的贷款人自行决定。
若天然气、石油及天然气价格长期处于低位,将对本公司造成重大不利影响。
能源市场的波动性使得预测未来天然气、石油和天然气价格走势变得极其困难。2022财年,天然气、石油和天然气价格继续波动,新冠肺炎疫情继续加剧波动性和不确定性。如果天然气、石油和天然气价格长期处于低位,我们的财务状况、经营结果、获得资本的机会以及可能在经济上生产的天然气、石油和天然气的数量将受到负面影响。低价格可能产生实质性负面影响的方式包括:
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新冠肺炎疫情可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
新冠肺炎大流行(“新冠肺炎”)造成了重大的不确定性和经济混乱,并加剧了石油和天然气价格的波动。新冠肺炎对全球石油和天然气需求造成的负面影响导致油价暴跌,2020年3月初欧佩克+未能就拟议中的石油减产和全球储存考虑达成协议,进一步加剧了油价暴跌。尽管欧佩克+随后同意减产,但由于越来越多地利用全球储存网络,以及新冠肺炎导致原油需求减少,原油价格仍然低迷。自那以后,石油和天然气价格有所上涨,但由于包括新冠肺炎和世界各国政府采取的相关措施在内的多重因素,以及随着石油和天然气库存、石油需求和经济表现的变化的报道,预计此类价格将继续波动。尽管政府对新冠肺炎的应对措施总体上有所放松,但这场疫情的最终影响尚不确定,可能会发生变化。新冠肺炎对我们的运营和财务业绩的影响程度将取决于未来的发展,包括再次出现广泛的新冠肺炎感染,新冠肺炎变种,大流行的严重性,控制疾病或减轻其影响的行动,以及治疗和疫苗的有效性,所有这些都具有高度的不确定性,目前无法确定地预测。新冠肺炎导致的油价下跌可能导致前面风险因素中讨论的事件,这可能对我们的业务和财务业绩产生实质性的不利影响。我们无法预测新冠肺炎对我们业务的最终不利影响,这将取决于许多不断发展的因素和未来的发展, 包括疫情对石油和天然气需求的持续影响,以及疫情结束后整体经济和金融市场的反应,以及应对措施的结束,时间仍然非常不确定。
乌克兰冲突以及相关的价格波动和地缘政治不稳定可能会对我们的业务产生负面影响。
2022年2月下旬,俄罗斯对乌克兰发动重大军事行动。冲突已经造成并可能加剧天然气、石油和天然气价格的波动,军事行动、制裁和由此造成的市场混乱的程度和持续时间可能会很大,并可能在一段未知的时间内对全球经济和/或我们的业务产生重大负面影响。有证据表明,2022年上半年原油价格上涨的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。任何此类波动和中断也可能放大本“风险因素”一节中描述的其他风险的影响。
较低的天然气、石油和天然气价格或对天然气、石油和天然气储量的负调整可能导致重大减值费用。
我们选择使用成功的努力法来核算我们的天然气和石油勘探和开发活动。勘探费用,包括地质和地球物理成本、租金和勘探干井,在发生时从收入中扣除。在生产天然气、石油和天然气时,成功井及相关生产设备和开发干井的成本采用单位产量法(天然气、石油和天然气产量占已探明或已探明总已开发储量的比率)按资产资本化和摊销。
所有长期资产,主要是我们的天然气和石油资产,在情况表明我们账面上的资产的账面价值可能大于我们未来的净现金流时,都会监测潜在的减值。需要对物业进行减值测试的原因可能是天然气、石油和天然气销售价格的下降,或者天然气、石油和天然气储量的不利调整。决定不参与我们租赁面积的未来开发可能会引发减值测试。此外,一旦资产被归类为持有待售资产,就会对其进行减值审查。由于这些因素固有的不确定性,我们无法预测未来的减值费用将于何时或是否入账。如果确认减值费用,经营活动的现金流不会受到影响,但净收入和股东权益会减少。在减值期间
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如果发生了费用,可能会对我们的运营结果产生实质性的不利影响。见项目8--“财务报表和补充数据”所列财务报表附注11,在“减值”标题下进一步讨论减值。
我们未来的成功取决于开发我们现有的矿产面积库存,并获得更多的矿产权益。如果不能开发我们现有的矿产面积库存并获得更多的矿产权益,将导致储量和产量从目前的水平大幅下降。
随着储量的枯竭,天然气和石油资产的开采率通常会下降。我们的已探明储量将随着储量的产生而大幅下降,除非我们在包含已探明储量的物业上获得额外的矿产权益,以及我们的承租人或油井运营商进行更多成功的勘探和开发钻探、成功应用新技术或确定更多的管后区(现有生产井孔内的不同生产区)或二次采油储量。
天然气和石油的钻探总是涉及无利可图的努力,不仅来自干井,而且来自那些产量高但在扣除钻井、完井、运营和其他成本后不能产生足够储量以回报利润的油井。此外,盈利的油井可能无法实现目标回报率。我们依靠第三方运营商对地震数据的解释和其他先进技术来确定勘探前景和进行勘探和开发活动。然而,在钻井之前,使用的地震数据和其他技术不能让运营商最终知道天然气、石油或天然气是以商业数量存在的。
成本因素可能会对任何项目的经济产生不利影响,钻井、完井和运营油井的最终成本由油井运营商和现有市场条件控制。此外,钻探作业可能因多种因素而减少、延迟或取消,包括:
收购矿产权益的竞争可能会增加完成收购的成本,或导致我们避免完成收购。我们完成收购的能力取决于我们获得债务和股权融资的能力,在某些情况下还取决于监管部门的批准。此外,这些收购可能位于我们目前没有物业的地理区域,这可能会导致不可预见的运营困难。此外,如果我们进入新的地理市场,我们可能会受到额外和陌生的法律和监管要求的约束。遵守法规要求可能会对我们和我们的管理层施加大量额外义务,导致我们在合规活动中花费额外的时间和资源,并增加我们因不遵守此类额外法律要求而面临的惩罚或罚款。此外,任何完成的收购的成功将取决于我们是否有能力将收购的业务或资产有效地整合到我们现有的
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行动。整合收购的企业或资产的过程可能涉及不可预见的困难,并可能需要我们不成比例的管理和财政资源。此外,未来可能的收购可能会更大,而且收购价格明显高于之前收购的价格。
不能保证我们将能够找到合适的矿产权益收购机会、谈判可接受的条款、以可接受的条款获得收购融资或成功收购已确定的目标。我们未能实现合并节约,未能成功地将收购的业务和资产整合到我们现有的业务中,或将任何不可预见的运营困难降至最低,可能会对我们的财务状况、运营结果和可供分配的现金产生重大不利影响。无法有效地管理收购的整合可能会减少我们对后续收购和当前业务的关注,这反过来可能会对我们的增长、运营结果和可供分配的现金产生负面影响。
我们完成的任何额外矿产和特许权使用费权益的收购都将面临重大风险。
任何收购都涉及潜在风险,其中包括:
我们估计的已探明储量是基于许多可能被证明是不准确的假设。这些储备估计或基本假设如有任何不准确之处,可能会对储备的数量和现值造成重大影响。
准确测量天然气、石油和天然气的地下储量是不可能的。天然气、石油和天然气储备工程要求对天然气、石油和天然气地下储量的主观估计,使用有关这些商品的未来价格、未来产量水平以及运营和开发成本的假设。在估计我们的储量时,我们和我们的独立咨询石油工程师必须对许多可能被证明是不正确的事项做出各种假设,包括:
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如果这些假设中的任何一个被证明是错误的,我们对储备的估计、基于复苏风险的储备分类以及我们对未来储备净现金流的估计可能会发生重大变化。
我们对石油和天然气储量的标准化衡量是使用12个月平均价格计算得出的,该12个月平均价格是9月30日之前12个月内每个月的每月第一天单个产品价格的未加权算术平均值。该等价格及于估计日期生效的经营成本于物业的使用年限内保持不变。生产和所得税支出从本次对未来估计发展的计算中扣除,结果以每年10%的折扣计算,以反映按照美国证券交易委员会的规则和规则未来净收入的计时。随着时间的推移,我们可能会对储量估计进行重大修改,以考虑到我们假设的变化以及实际开发和生产的结果。
对生产历史不长的油田进行的储量估计,不如对记录较长的油田的估计可靠。缺乏生产历史可能会导致我们对已探明储量、未来产量和开发支出时间的估计不准确。此外,我们缺乏对油井运营商已知的所有单井信息的了解,例如未完成的油井增产措施、由于各种原因限制的产量以及最新的油井产量数据等,可能会导致我们的储量估计有所不同。
由于根据美国证券交易委员会报告规则,只有在相关油井计划在记录之日起五年内钻探的情况下,才可能记录PUD储量,因此可能需要移除在这五年内未开发的PUD储量。这种性质的开采可能会显著降低我国天然气、石油和天然气储量的数量和现值。请阅读第2项--“财产--已探明储量”和第8项--“财务报表和补充数据”所列财务报表附注16。
由于前瞻性价格和成本不被用来估计我们估计的已探明储量的贴现未来净现金流,我们估计已探明储量的标准化衡量标准不一定与我们估计已探明天然气、石油和NGL储量的当前市场价值相同。
我们物业的开发和生产的时机将影响已探明储量的实际未来现金流量净额的时机,从而影响其实际现值。此外,根据FASB关于石油和天然气生产活动披露的声明,在计算贴现未来净现金流时使用的10%贴现率可能不是基于公司或整个石油和天然气行业不时生效的利率和风险而得出的最合适的贴现率。
债务水平和利率可能会对我们的业务产生不利影响。
于2021年9月1日,吾等与若干贷款人及独立银行订立为期四年的信贷协议(经修订,“信贷协议”),作为行政代理及信用证发行人(定义见信贷协议)。该信贷协议取代了我们之前在日期为2013年11月25日的修订和重新签署的信贷协议中规定的循环信贷安排,经修订的信贷协议由本公司、其每一贷款人以及作为行政代理的BOKF,NA dba Bank of Oklahoma提供,我们已全额偿还并终止了该贷款。截至2022年9月30日,我们从信贷协议(“信贷安排”)规定的信贷安排中提取了28,300,000美元的余额。信贷安排的借款基数定为50,000,000美元。除准许留置权及其他例外情况外,信贷协议项下的所有债务均以本公司几乎所有个人财产及本公司拥有的已探明、已开发及已生产的石油及天然气物业(定义见信贷协议)总值的至少80%的优先担保权益作抵押。
如果我们在信贷安排下产生额外的债务以资助资本项目或由于其他原因,这可能会对我们的业务运营产生不利影响,如下所示:
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我们信贷安排的借款基数需要定期重新确定,部分基于天然气、石油和天然气价格。由于天然气、石油或NGL价格下降或其他原因而降低我们的借款基数,可能需要我们偿还超过既定借款基数的债务,或者我们可能需要用额外的抵押品进一步担保债务。我们偿还债务的能力取决于我们未来的表现。一般商业、经济、财务和产品定价状况,以及其他因素,都会影响我们未来的业绩,其中许多因素是我们无法控制的。此外,我们未能遵守与我们的信贷安排有关的限制性契约,可能会导致违约,这可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
我们可能会因我们所拥有的物业的所有权瑕疵而蒙受损失。
与行业惯例一致,我们没有关于我们所有矿产面积的最新摘要或所有权意见,因此,我们不能确定我们对所有这些财产拥有未设押的所有权。如果我们不能解决可能存在的任何所有权缺陷,可能会对我们未来增加产量和储量的能力产生不利影响。不能保证我们不会因为所有权瑕疵或所有权失败而蒙受金钱损失。此外,未开发的土地面积比已开发的土地面积有更大的所有权缺陷风险。如果我们持有权益的物业的租赁权转让有任何所有权瑕疵或瑕疵,我们可能会蒙受经济损失。
石油和天然气行业的竞争非常激烈,我们的大多数竞争对手都比我们拥有更多的财力和其他资源。
我们在竞争激烈的天然气和石油收购、开发、勘探和生产领域展开竞争。我们面临来自大型和独立石油和天然气公司的激烈竞争,以获得理想的生产资产、未来勘探所需的新资产以及有效开发资产所需的人力资源专业知识。在获得足够资本以维持或发展生产方面,我们也面临着类似的竞争。
我们可能会受到信息技术系统故障、网络中断、网络攻击或其他数据安全漏洞的影响。
总体而言,石油和天然气行业越来越依赖数字技术进行日常运营,包括某些勘探、开发和生产活动。我们使用数字技术来估计天然气、石油和天然气储量的数量,处理和记录财务数据,并与我们的员工和第三方进行沟通。由于硬件或软件故障、计算机病毒、破坏、恐怖主义、自然灾害、火灾、人为错误或其他方式导致的电源、电信或其他系统故障可能会严重影响我们开展业务的能力。虽然我们已实施复杂的网络安全措施、严格的内部控制,并对所有关键电子数据进行异地备份,但不能绝对保证任何形式的系统故障或数据安全漏洞不会对我们的财务状况和运营业绩产生重大不利影响。例如,未经授权访问我们的储备信息或其他专有或商业敏感信息可能会导致我们的运营或计划中的业务交易中的数据损坏、通信中断或其他中断,任何这些都可能对我们的运营结果产生重大不利影响。此外,随着网络攻击的继续发展,我们可能需要花费大量额外资源来继续修改或加强我们的保护措施,或调查和补救任何易受网络攻击的漏洞。
我们的衍生业务可能会减少天然气和石油销售的现金流。
为了管理我们的天然气和石油生产受到价格波动的影响,我们目前,并可能在未来,就我们预期产量的一部分签订天然气和石油衍生品合同。天然气和石油价格衍生品可能会限制我们实际实现的现金流,从而降低我们为未来项目提供资金的能力。我们没有任何天然气和石油价格衍生合约被指定为会计上的对冲;因此,衍生合约公允价值的所有变化都反映在收益中。因此,这些公允价值可能会在不同时期发生重大变化,对报告收益产生重大影响。此外,这种衍生品合约可以限制我们从天然气和石油价格上涨中获得的好处。截至2022年9月30日,我们未偿还的天然气和石油衍生工具的公允价值为净负债8,561,191美元。
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我们的衍生品合同存在相关风险,涉及交易对手可能无法履行对我们的合同义务。如果我们衍生品工具的任何交易对手违约或寻求破产保护,可能会使我们未来天然气和石油产量的更大比例受到大宗商品价格变化的影响,并可能对我们为未来收购提供资金的能力产生负面影响。
有关衍生合约的其他资料,请参阅第7A项--“有关市场风险的量化及定性披露”及第8项--“财务报表及补充数据”内的财务报表附注1及12。
所有控制系统都有固有的局限性,由于错误或欺诈而导致的错误陈述可能会发生,而且不会被发现。
2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第404节正在进行的内部控制条款要求我们识别财务报告内部控制中的重大弱点,这是一个根据公认会计原则为外部目的财务报告的可靠性提供合理保证的过程。我们的管理层,包括我们的首席执行官和首席财务官,并不期望我们的内部控制和披露控制将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,控制的好处必须相对于其成本。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的所有控制问题和舞弊事件都已被检测到。这些固有的局限性包括这样的现实,即决策中的判断可能是错误的,故障可能是由于简单的错误或错误而发生的。此外,可以通过某些人的个人行为、两个或多个人的串通或通过对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,不能保证任何设计将在所有潜在的未来条件下成功地实现我们所述的目标。随着时间的推移,控制可能会因为条件的变化而不充分,例如公司的增长或交易量的增加,或者对政策或程序的遵守程度可能会恶化。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在未来发生,并且不会被发现。
此外,发现和披露重大弱点,如我们之前发现和披露的重大弱点,根据定义,可能会对我们的财务报表产生重大不利影响。这种情况可能会对我们的业务产生负面影响,并影响我们的股票交易方式。反过来,这可能会对我们利用公开股权或债券市场筹集资金的能力产生负面影响。
未来的立法或监管变化可能会导致成本增加,收入、现金流和流动性减少。
经营我们拥有工作权益的油井的公司受到广泛的联邦、州和地方监管。因此,作为工作权益所有者,我们间接地受到这些规定的约束。新的或更改的法律和法规,如下文所述,可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。特别是,与水力压裂或温室气体相关的法律或法规的变化可能会大幅增加资本、合规和运营成本,并停止或推迟我们物业上石油和天然气储量的进一步开发。
联邦所得税
我们需要缴纳美国联邦所得税,以及各州的所得税或基于资本的所得税,我们的运营现金流对我们必须缴纳的所得税金额非常敏感。所得税是在考虑了所有允许的扣减和抵免后对我们的收入进行评估的。应缴纳所得税的收入类型的变化、被认为是允许扣除的成本类型或对我们的应税收入评估的税率的变化都将影响我们的所得税和由此产生的运营现金流。
2017年12月通过的减税和就业法案中的某些有益条款将从2023年及以后减少,例如减少符合条件的投入使用的财产的即时奖金折旧额。
2022年8月签署成为法律的2022年通胀削减法案(IRA)包括几项专门适用于企业的条款。爱尔兰共和军规定,对在三年内“平均年度调整财务报表收入”超过10亿美元的公司,每年征收15%的最低税率。爱尔兰共和军还包括对上市公司在任何纳税年度内回购的股票的公平市场价值征收1%的税。该税适用于该年度内回购金额超过100万美元的情况,回购价值可能被其他股票发行所抵消。
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此外,美国税法的进一步修订可能会对我们的业务产生实质性的不利影响,例如逆转企业所得税税率下调、废除百分比损耗津贴、废除无形钻探成本的费用或废除增强型奖金折旧。此外,美国财政部拥有发布法规和解释性指导的广泛权力,这些法规和解释性指导可能会对我们如何应用美国税法产生重大影响,并对我们在受影响时期的运营结果产生相应影响。
俄克拉荷马州税务局
俄克拉荷马州对该州境内生产的天然气、石油和天然气的价值征收毛产税或遣散税。根据俄克拉荷马州的法律,水平井生产的前三年的总生产税率为5.2%,之后为7%。俄克拉荷马州未来生产税的变化可能会影响俄克拉荷马州生产天然气、石油和NGL的油井的盈利能力。
水力压裂与水处理
近年来钻探的绝大多数天然气井和油井都进行了水力压裂,作为完井和投产过程的一部分,预计未来的油井也将进行水力压裂。对于我们拥有利益的钻井来说,情况就是如此。水力压裂是一种将水、沙和添加剂高压注入岩层以刺激天然气和石油生产的过程。在开发需要大量水的水力压裂才能成功开发的油田中,水可能供不应求。缺乏现成的水或水费大幅增加可能会造成延误或增加竣工费用。
除了水,水力压裂液还含有旨在优化生产的化学添加剂。在某些州,油井运营商被要求披露这些添加剂的成分。其他州和联邦政府可能会效仿类似的要求,或者可能限制某些添加剂的使用。这可能会导致油井开发成本更高或效率更低。
一旦一口井被水力压裂,从压裂井产生的流体必须被处理以供重复使用,或者通过将流体注入处置井来处置。已经并将继续研究注水井处理过程,以确定注水井处理与地震发生之间的关联程度。某些研究得出结论,这是有关联的,这导致某些水处理井的注入速度停止或降低,特别是在俄克拉荷马州北部。
地方、州和联邦各级继续努力规范水力压裂和流体处理。正在考虑新的法规,包括限制取水和用水,限制水处理,限制可以使用的添加剂,在全州范围内实施水力压裂暂停,以及在某些环境敏感地区暂时或永久禁止。公众反对水力压裂、流体处理和页岩生产的情绪可能会导致更严格的许可和合规要求。这些行动的后果可能会大幅增加资本、合规和运营成本,并推迟或停止我们物业上天然气和石油储量的进一步开发。尽管拜登政府没有提议彻底禁止水力压裂,但政府已经提出了有关甲烷排放的重大法规,这些法规可能会影响新油井和现有油井,包括那些水力压裂的油井。拟议的甲烷规则将在下面的气候变化一节中进行更详细的讨论。
上述任何因素都可能对我们的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
气候变化
某些研究表明,某些气体的排放,通常被称为“温室气体”,可能正在影响地球气候。天然气的主要成分甲烷,以及燃烧天然气和石油的副产品二氧化碳,都是温室气体的例子。各州政府和区域组织正在考虑颁布新的立法和颁布新的条例,管理或限制来自固定来源的温室气体的排放,如天然气和石油生产设备和作业。
监管温室气体排放的立法定期在美国国会提出,未来可能会提出这样的立法。此外,2015年12月,美国加入了国际
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在法国巴黎举行的《联合国气候变化框架公约》第21次缔约方会议上,国际社会支持制定一项协议,从2020年起每五年制定一次温室气体减排目标。这份《巴黎协定》于2016年4月由美国签署,并于2016年11月生效。为了帮助实现这些减排,联邦机构通过各种行政行动来应对气候变化。环保局发布了温室 燃气监测和报告法规,涵盖天然气和石油设施等行业。然而,2017年6月1日,美国总裁宣布,美国计划退出《巴黎协定》,寻求谈判,要么以不同的条款重新加入《巴黎协定》,要么建立新的框架协议。《巴黎协定》规定了四年的退出进程,从2016年11月生效开始,导致2020年11月退出。虽然美国于2020年11月正式退出《巴黎协定》,但拜登政府在2021年1月上任后立即重新加入了《巴黎协定》。2021年1月20日,总裁·拜登签署了一项行政命令,触发了30天的重新加入协议的程序。
最近,美国环保署发布了一项拟议的规则,以监管石油和天然气行业的甲烷排放。如果通过,各州将有权纳入环境保护局提出的排放指南,或采用自己的标准,实现相同程度的排放限制。拟议的规则适用于原油和天然气来源类别,包括生产、加工、传输和储存部分。如果这些规则被采纳,将导致额外的运营成本,例如购买和运营排放控制的成本,或降低排放设备和实施监测要求的成本。
地震活动性
俄克拉荷马州北部、中部和其他地方的地震引发了人们对地震活动及其与能源行业可能关系的担忧。旨在解决这些关切的立法和监管举措可能会导致更多的监管,从而可能导致业务延误、增加业务和合规成本或以其他方式对业务产生不利影响。
美国国会通过衍生品立法可能会对我们以及我们对冲与我们业务相关的风险的能力产生不利影响。
多德-弗兰克法案要求CFTC(美国商品期货交易委员会)和美国证券交易委员会颁布规则和条例,建立对场外衍生品市场和参与该市场的实体的联邦监督和监管,包括掉期清算和交易执行要求。新的或修订的规则、法规或要求可能会增加我们的对冲和掉期头寸交易对手的成本和可获得性(如适用),并可能进一步要求我们的衍生品工具的交易对手将其部分衍生品活动剥离给可能不如当前交易对手信用的独立实体。掉期规则的任何变化可能会导致某些市场参与者决定减少或停止其衍生品活动。
虽然许多规章制度已经颁布并生效,但其他规章制度仍有待最后敲定或实施,因此,这些规章制度对我们的影响目前还不确定。《多德-弗兰克法案》及其颁布的规则可能:(I)大幅增加我们用来对冲大宗商品价格波动(包括提供抵押品的要求)的能源相关衍生品的成本,或降低其流动性;(Ii)大幅改变衍生品合约的条款;(Iii)减少衍生品的可获得性,以防范我们遇到的风险;以及(Iv)增加我们对信誉较差交易对手的敞口。
与我们第三方运营商相关的风险
我们不能控制我们物业上的活动。
我们不经营任何与我们有利害关系的物业,对这些物业的第三方运营商施加影响的能力非常有限。我们对我们物业的第三方运营商的依赖,以及对这些物业中其他工作权益所有者的合作,可能会对以下方面产生负面影响:
16
对每个运营商的判断、专业知识和财务资源的依赖可能会导致意想不到的未来成本、收入损失和/或资本限制,以至于它们将累积对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响。
我们第三方运营商的天然气和石油钻探生产业务涉及各种风险。
由于我们不经营物业,我们的业务在很大程度上依赖于我们的第三方运营商及其运营效率。通过我们的第三方运营商,我们受到天然气和石油资产运营和开发通常附带的所有风险的影响,包括:
作为一家非运营商,我们还依赖第三方运营商及其雇佣的承包商来确保运营安全、环境安全和遵守政府当局的规定。
我们根据行业惯例,以管理层认为审慎的金额,为油井作业产生的许多潜在损失或负债提供保险。然而,这种保险并不能保护我们免受所有的风险。例如,我们不为商业中断、战争行为或恐怖主义行为提供保险。此外,污染和环境风险一般不能完全投保。这些风险可能会导致重大的未投保成本,可能会对我们的业务状况和财务业绩产生重大不利影响。
我们可能会遇到支付特许权使用费的延迟,无法更换不支付所需特许权使用费的运营商,如果这些租约上的任何运营商宣布破产,我们可能无法与违约的承租人终止租约。
如果经营者未能支付特许权使用费,我们就有权终止租约,收回物业,并履行租约规定的付款义务。如果我们收回我们的任何财产,我们会寻找一个替代运营商。然而,我们可能无法找到替代运营商,如果我们找到了,我们可能无法在合理的时间内以优惠条件签订新的租约。此外,即将离任的运营商可能会受到《美国法典》(《破产法》)第11章规定的程序的约束,在这种情况下,我们有权强制执行或终止任何违约的租约,
17
包括不付款,可能会大大延迟或以其他方式减值。一般而言,在根据《破产法》进行的诉讼中,破产的经营者将有相当长的时间来决定最终是拒绝还是接受租约,这可能会阻止执行新的租约或将现有租约转让给另一家经营者。如果运营商拒绝租约,我们收回欠款的能力将大大延迟,我们最终可能只收回欠款的一小部分,或者什么都没有。此外,如果我们能够与新的运营商签订新的租约,那么替代的运营商可能无法达到与其取代的运营商相同的产量水平,或者无法以相同的价格出售天然气或石油。
油田设备、服务、合格人员短缺以及由此导致的成本增加可能会对业务结果产生不利影响。
石油和天然气行业对合格和有经验的实地人员、地质学家、地球物理学家、工程师和其他专业人员的需求可能波动很大,往往与天然气、石油和天然气价格相关,导致周期性短缺。当钻井数量增加导致对钻机和设备的需求增加时,钻机、水力压裂设备和人员以及其他油田设备出现短缺。较高的天然气、石油和天然气价格通常会刺激对钻机、船员和相关用品、设备和服务的需求增加,并导致价格上涨。这些短缺或价格上涨可能会对我们的油井运营商钻探油井和进行常规作业的能力产生负面影响,从而对我们的财务状况、现金流和经营业绩造成不利影响。
天然气和石油生产的市场化依赖于运输、管道和炼油设施,而这些都不是我们或我们的许多运营商所控制的。这些设施的可用性方面的任何限制都可能干扰我们或我们的运营商销售我们或我们运营商的产品的能力,并可能损害我们的业务。
我们或我们运营商产品的适销性在一定程度上取决于第三方拥有的管道、油罐车和其他运输方法以及加工和精炼设施的可用性、接近性和能力。在某些情况下,可生产和销售的石油数量可能会减少,例如因计划内和计划外维护、压力过大、这些系统上的有形损坏或缺乏可用能力、油罐车可用性和极端天气条件导致的管道中断。此外,如果我们或我们运营商的天然气和石油在第三方管道上的运输不符合管道所有者的质量规格,可能会减少或推迟运输。这些情况和类似情况造成的削减可能持续几天到几个月。在许多情况下,我们或我们的运营商只得到有限的通知(如果有的话),说明这些情况将于何时发生及其持续时间。收集系统或运输、加工或炼油设施能力的任何重大削减都可能降低我们或我们的运营商销售石油生产的能力,并对我们的财务状况、运营结果和向股东分配现金产生重大不利影响。我们或我们的运营商获得运输选择的机会以及我们或我们的运营商获得的价格也可能受到联邦和州监管--包括对石油生产、运输和管道安全的监管--以及总体经济状况和供需变化的影响。此外,我们或我们的运营商所依赖的第三方运输服务受到复杂的联邦、州、部落和当地法律的约束,这可能会对我们开展业务的成本、方式或可行性产生不利影响。
我们可能会受到通货膨胀的负面影响。
通货膨胀的增加可能会对我们产生不利影响。除其他外,当前和未来的通胀影响可能是供应链中断和政府刺激或财政政策,以及地缘政治不稳定,包括乌克兰和俄罗斯之间持续的冲突。通胀的持续上升可能会增加我们的劳动力成本和其他与我们业务相关的成本,这可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。通货膨胀还导致美国利率上升,这可能会增加我们未来的举债成本。
石油和天然气行业的相关风险
对一般经济、商业或行业状况的担忧可能会对我们的运营结果、财务状况和可供分配的现金产生重大不利影响。
对全球经济状况、能源成本、地缘政治问题、通胀、欧洲、亚洲和美国市场的信贷供应和成本的担忧,加剧了经济的不确定性,降低了人们对全球经济的预期。这些因素,加上天然气、石油和天然气价格的波动,消费者信心和就业市场的波动,可能会导致经济放缓或衰退。此外,中东持续的敌对行动以及美国或其他国家发生或威胁发动恐怖袭击,可能会对美国和其他国家的经济造成不利影响。对全球经济增长的担忧对全球金融市场和大宗商品价格产生了重大不利影响。如果美国或国外的经济环境恶化,全球对石油产品的需求可能会减少,这可能会影响我们物业的天然气、石油和天然气的销售价格,影响相关供应商、供应商和客户的能力
18
随着我们的物业继续运营,并最终对我们的运营结果、财务状况和可供分配的现金产生不利影响。
保护措施和技术进步可能会减少对天然气和石油的需求。
节约燃料的措施、替代燃料的要求、消费者对天然气和石油替代品的需求增加、燃料经济性的技术进步和能源发电设备可能会减少对天然气和石油的需求。对天然气和石油服务和产品不断变化的需求的影响可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和可供分配的现金产生实质性的不利影响。
与投资我们普通股相关的风险
发行我们普通股的额外股份可能会导致我们普通股的市场价格下降,并可能导致我们现有股东的稀释。
我们于2020年10月19日提交了S-3表格的搁置登记书,并于2020年12月10日、2021年2月8日和2021年2月19日对其进行了修订,美国证券交易委员会宣布于2021年2月24日生效(即2021年2月S-3)。2021年2月的S-3允许我们发行高达7500万美元的证券,包括普通股、优先股、债务证券、权证和单位,旨在为我们提供更大的财务灵活性和更有效的资本市场渠道。于2021年8月25日,吾等与作为销售代理及/或委托人的Stifel订立市场股权发售销售协议,根据该协议,吾等可根据2021年2月的S-3不时透过Stifel或向Stifel发售最多3,000,000股普通股。我们也不时在非公开交易中发行我们的普通股。在2022财年,我们在2021年12月1日的一次非公开交易中发行了1,519,481股普通股,作为收购某些矿产和特许权使用费资产的代价。这些股票是通过提交S-3表格的转售登记声明在美国证券交易委员会登记的,美国证券交易委员会宣布该声明于2022年1月27日生效。
我们无法预测这些证券的市场销售或证券的可获得性将对我们普通股的现行市场价格不时产生的影响。在公开市场上大量出售我们的普通股或其他证券,或认为这些出售可能发生,可能会导致我们普通股的市场价格下跌。我们股价的这种下跌可能反过来会削弱我们通过出售额外股权证券筹集资金的能力。此外,任何这样的下跌都可能使股东更难以他们认为可以接受的价格出售我们普通股的股票。
截至2022年9月30日,本公司获授权发行合共54,010,500股股本,包括54,000,500股普通股及10,000股优先股,每股面值0.01666美元(“优先股”),其中36,528,844股普通股于2022年12月6日已发行及发行,未发行任何优先股。未来发行我们的普通股或优先股,或其他可转换为我们的普通股或优先股的证券,可能会对我们现有的股东造成重大稀释。大幅稀释将减少我们现有股东持有的比例所有权和投票权。
我们未来可能会减少或暂停派息。
多年来,我们一直按季度支付股息。我们最近的季度股息是每股0.02美元,过去三年我们支付的季度股息从每股0.01美元到每股0.04美元不等。未来,我们的董事会可能会在没有事先通知的情况下决定减少或暂停派息,以保持我们的财务灵活性,并使我们处于长期成功的最佳地位。未来股息的宣布及数额由本公司董事会酌情决定,并将取决于本公司的财务状况、经营业绩、现金流、前景、行业状况、资本要求及本公司董事会认为相关的其他因素和限制。在市场长期疲软期间,减少或暂停派息的可能性会增加。此外,我们支付股息的能力可能会受到管理我们现在或未来债务的协议的限制。虽然我们目前没有减少或暂停派息的计划,但不能保证我们不会减少我们的股息或我们未来将继续支付股息。
如果我们不能满足纽交所继续上市的要求,纽交所可能会将我们的普通股摘牌。
我们的普通股目前在纽约证券交易所上市。在未来,如果我们无法满足纽约证券交易所继续上市的要求,其中包括(I)在连续30个交易日内维持每股最低平均收盘价1.00美元的要求,以及(Ii)在30个交易日内保持平均市值不低于5000万美元,同时股东权益不少于5000万美元的要求,我们将低于合规标准,并有被摘牌的风险。此外,在我们的股价异常低的情况下
19
如果我们未能在30个交易日内保持至少1500万美元的平均市值,根据纽约证券交易所的规则,我们将被立即退市,而没有任何治愈的机会。除其他事项外,我们的普通股退市可能会对我们产生负面影响:
项目1B。员工意见
无
项目2.财产
大体背景
我们的重点是在美国的资源游戏中永久拥有天然气和石油矿产。作为我们作为一家公司发展的一部分,我们还拥有天然气和石油资产的租赁面积和非运营作业权益。
于2022年9月30日,我们的主要物业包括(I)永久拥有244,739英亩矿产净地,主要位于俄克拉何马州、德克萨斯州、路易斯安那州、北达科他州及阿肯色州;(Ii)主要位于俄克拉何马州的16,260英亩净地的租约;及(Iii)于6,362口生产天然气及油井及172口正在钻探或完工的油井的工作权益、特许权使用费权益或两者兼有。
管理部门与物业相关的经营策略
我们的主要重点仍然是永久的天然气和石油矿产所有权和增长,通过矿产收购和开发我们在核心重点领域的大量矿产面积库存。根据这一战略,我们不再以承担成本的工作利益参与我们矿产或租赁面积的新开发。我们相信,我们专注于矿产所有权的战略是为我们的股东提供最大风险加权投资回报的最佳途径。
我们的目标是通过积极管理我们的收费矿产和租赁资产来增加股东价值。我们继续通过收购矿产面积来增加我们的矿产费用持有量,这些矿产面积位于资源业务的核心领域,拥有大量未开发的机会,达到或超过了我们的公司回报门槛。我们有一个积极的计划,专注于租赁开阔的土地,以产生额外的租赁奖金收入和未来的特许权使用费收入。我们还通过机会主义地剥离未出租的矿产来产生额外的现金流。
物业的标题
与行业惯例一致,我们没有关于我们所有矿产面积的最新摘要或所有权意见,因此,我们不能确定我们对所有这些财产拥有未设押的所有权。近年来,对我们的种植面积收费所有权提出了一些无关紧要的挑战。
20
种植面积
拥有的矿产权益
下表反映了每个州拥有的矿产权益的数量:(I)公司拥有的净英亩和总英亩,(Ii)本公司拥有的净生产英亩和毛英亩,(Iii)公司出租给他人的净英亩和毛英亩,以及(Iv)截至2022年9月30日的净(未出租)英亩净额和毛英亩。
状态 |
|
净英亩 |
|
|
总英亩 |
|
|
净英亩产量 |
|
|
毛收入 |
|
|
净英亩 |
|
|
毛收入 |
|
|
净英亩 |
|
|
总英亩 |
|
||||||||
俄克拉荷马州 |
|
|
110,241 |
|
|
|
1,067,706 |
|
|
|
47,953 |
|
|
|
440,221 |
|
|
|
3,482 |
|
|
|
29,345 |
|
|
|
58,807 |
|
|
|
598,139 |
|
德克萨斯州 |
|
|
33,077 |
|
|
|
276,069 |
|
|
|
5,092 |
|
|
|
74,703 |
|
|
|
2,053 |
|
|
|
12,411 |
|
|
|
25,931 |
|
|
|
188,955 |
|
路易斯安那州 |
|
|
2,299 |
|
|
|
32,574 |
|
|
|
2,299 |
|
|
|
32,574 |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
北达科他州 |
|
|
14,304 |
|
|
|
90,362 |
|
|
|
2,774 |
|
|
|
26,750 |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
11,530 |
|
|
|
63,613 |
|
阿肯色州 |
|
|
11,754 |
|
|
|
55,417 |
|
|
|
7,227 |
|
|
|
32,157 |
|
|
|
9 |
|
|
|
80 |
|
|
|
4,518 |
|
|
|
23,180 |
|
其他 |
|
|
73,064 |
|
|
|
257,585 |
|
|
|
1,076 |
|
|
|
7,700 |
|
|
|
68 |
|
|
|
400 |
|
|
|
71,920 |
|
|
|
249,485 |
|
共计: |
|
|
244,739 |
|
|
|
1,779,713 |
|
|
|
66,421 |
|
|
|
614,105 |
|
|
|
5,612 |
|
|
|
42,236 |
|
|
|
172,706 |
|
|
|
1,123,372 |
|
租契
下表反映了截至2022年9月30日,我们从他人那里租赁的净矿产英亩、租赁到期日以及与租赁相关的生产所持有的净租赁英亩。
|
|
|
|
|
净英亩到期 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
状态 |
|
网络 |
|
|
2022 |
|
|
2023 |
|
|
2024 |
|
|
2025 |
|
|
2026 |
|
|
净英亩 |
|
|||||||
俄克拉荷马州 |
|
|
11,487 |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
11,487 |
|
德克萨斯州 |
|
|
2,200 |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
2,200 |
|
其他 |
|
|
1,083 |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
1,083 |
|
共计 |
|
|
14,770 |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
14,770 |
|
下表反映了截至2022年9月30日,我们从他人那里租赁的净矿产英亩、租赁到期日以及与我们最重要的特许权使用费权益相关的生产所持有的净租赁英亩。
|
|
|
|
|
净英亩到期 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
状态 |
|
网络 |
|
|
2022 |
|
|
2023 |
|
|
2024 |
|
|
2025 |
|
|
2026 |
|
|
净英亩 |
|
|||||||
路易斯安那州 |
|
|
173 |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
173 |
|
俄克拉荷马州 |
|
|
1,288 |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
1,288 |
|
德克萨斯州 |
|
|
29 |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
29 |
|
共计 |
|
|
1,490 |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
1,490 |
|
21
已探明储量
已探明储量汇总
下表汇总了本公司截至2022年9月30日已探明的天然气、石油和天然气的总储量和特许权使用费估计,与前两个年度相比,使用现有经济条件下的价格和成本。已探明储量位于毗邻的美国境内的陆上,主要由6,362口井的少量权益组成,这些井主要位于中大陆地区。除本年度报告外,我们的储量估算未向任何联邦机构提交。
已探明天然气和石油储量综述
|
|
天然气 |
|
|
油 |
|
|
NGL |
|
|
已证明的总数 |
|
||||
|
|
(Mcf) |
|
|
(Bbl) |
|
|
(Bbl) |
|
|
(麦克菲) |
|
||||
净探明开发储量 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
2022年9月30日 |
|
|
50,304,185 |
|
|
|
1,275,853 |
|
|
|
1,698,046 |
|
|
|
68,147,579 |
|
2021年9月30日 |
|
|
60,287,881 |
|
|
|
1,439,860 |
|
|
|
1,467,092 |
|
|
|
77,729,593 |
|
2020年9月30日 |
|
|
40,924,083 |
|
|
|
1,148,989 |
|
|
|
1,135,864 |
|
|
|
54,633,201 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
已探明未开发净储量 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
2022年9月30日 |
|
|
11,933,021 |
|
|
|
106,924 |
|
|
|
64,637 |
|
|
|
12,962,387 |
|
2021年9月30日 |
|
|
4,664,787 |
|
|
|
64,980 |
|
|
|
34,761 |
|
|
|
5,263,233 |
|
2020年9月30日 |
|
|
1,448,690 |
|
|
|
184,668 |
|
|
|
83,993 |
|
|
|
3,060,656 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
总探明储量净额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
2022年9月30日 |
|
|
62,237,206 |
|
|
|
1,382,777 |
|
|
|
1,762,683 |
|
|
|
81,109,966 |
|
2021年9月30日 |
|
|
64,952,668 |
|
|
|
1,504,840 |
|
|
|
1,501,853 |
|
|
|
82,992,826 |
|
2020年9月30日 |
|
|
42,372,773 |
|
|
|
1,333,657 |
|
|
|
1,219,857 |
|
|
|
57,693,857 |
|
已探明天然气和石油特许权储量汇总
|
|
天然气 |
|
|
油 |
|
|
NGL |
|
|
已证明的总数 |
|
||||
|
|
(Mcf) |
|
|
(Bbl) |
|
|
(Bbl) |
|
|
(麦克菲) |
|
||||
已探明的已开发特许权使用费利息储备净额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
2022年9月30日 |
|
|
32,055,133 |
|
|
|
607,727 |
|
|
|
685,166 |
|
|
|
39,812,491 |
|
2021年9月30日 |
|
|
23,978,345 |
|
|
|
667,457 |
|
|
|
527,142 |
|
|
|
31,145,939 |
|
2020年9月30日 |
|
|
14,559,704 |
|
|
|
526,934 |
|
|
|
408,407 |
|
|
|
20,171,750 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
已探明未开发特许权使用费利息储备净额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
2022年9月30日 |
|
|
11,933,021 |
|
|
|
106,924 |
|
|
|
64,637 |
|
|
|
12,962,387 |
|
2021年9月30日 |
|
|
4,664,782 |
|
|
|
64,979 |
|
|
|
34,762 |
|
|
|
5,263,228 |
|
2020年9月30日 |
|
|
1,448,696 |
|
|
|
184,666 |
|
|
|
83,999 |
|
|
|
3,060,686 |
|
|
|
|
|
|
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|
|
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|
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||||
已探明特许权使用费利息准备金净额 |
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|
|
|
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|
|
|
|
||||
2022年9月30日 |
|
|
43,988,154 |
|
|
|
714,651 |
|
|
|
749,803 |
|
|
|
52,774,878 |
|
2021年9月30日 |
|
|
28,643,127 |
|
|
|
732,436 |
|
|
|
561,904 |
|
|
|
36,409,167 |
|
2020年9月30日 |
|
|
16,008,400 |
|
|
|
711,600 |
|
|
|
492,406 |
|
|
|
23,232,436 |
|
我们天然气和石油资产的勘探和开发是由天然气和石油勘探和生产公司进行的,主要是较大的独立运营公司。我们不经营我们的任何天然气和石油资产。
22
在截至2022年9月30日的一年中,我们的总探明储量净额比2021年9月30日减少了1.9Bcfe。2021年9月30日至2022年9月30日总探明储量减少是以下因素综合作用的结果:
已探明未开发储量
以下详细说明了2022财年(Mcfe)已探明未开发储量的变化:
已探明未开发储量开始探明 |
|
|
5,263,233 |
|
已探明未开发储量转移至已探明已开发储量 |
|
|
(4,132,227 |
) |
修订版本 |
|
|
63,036 |
|
扩展和发现 |
|
|
3,164,434 |
|
销售额 |
|
|
- |
|
购买 |
|
|
8,603,911 |
|
结束已探明的未开发储量 |
|
|
12,962,387 |
|
在2022财年,PUD总净储量增加了7.7 Bcfe。在2022财政年度,共有4.1Bcfe(占期初余额的79%)转入探明开发。对PUD储量进行正修订的剩余余额约为11.8Bcfe(占期初余额的225%),包括收购德克萨斯州和路易斯安那州海恩斯维尔页岩中的8.6Bcfe以及俄克拉何马州的Meramec和Woodford铲式开采,以及在(I)德克萨斯州和路易斯安那州的海恩斯维尔页岩、(Ii)俄克拉何马州的Meramec和Woodford、(Iii)俄克拉荷马州的Meramec和Woodford以及(Iv)北达科他州的Bakken活跃钻探计划区域内增加和扩建3.2Bcfe。
我们预计,我们目前所有的PUD地点将在增加之日起五年内钻探并转换为PDP。然而,预计不再在增加到PUD储量之日起五年内钻探的PUD地点和相关储量,将在做出决定时作为修订被删除。如果在五年期末有未钻探的PUD地点,我们打算将与这些地点相关的储量从我们的已探明储量中删除,作为修订。
预计未来净现金流
下面列出的是关于我们的已探明净储量(基于上文已探明储量中的估计单位)在每一年的估计未来净现金流量,以及该估计未来净现金流量的现值。
23
按美国证券交易委员会规章制度要求的10%折扣率计算。我们遵循美国证券交易委员会规则,石油和天然气报告要求的现代化。根据美国证券交易委员会规则,估计未来现金流量净额乃采用12个月平均价计算,该12个月平均价为9月30日之前12个月期间内每个月的每月首日个别产品价格的未加权算术平均数,该价格在物业的整个存续期内保持不变,并应用于已探明储量的未来生产减去该等储量的估计未来开发及生产开支。列报的数额是扣除运营成本和各州征收的生产税后的净额。截至2022年9月30日、2021年和2020年9月30日,用于确定天然气、石油和NGL未来现金流的价格如下:2022财年,天然气6.41美元,石油90.33美元,NGL 38.09美元;2021财年,天然气2.79美元/立方米,石油56.51美元/桶,NGL 20.58美元/桶;2020财年,天然气1.62美元/立方米,石油40.18美元/桶,NGL 9.95美元/桶。这些基于美国证券交易委员会定价规则的未来净现金流不应被解读为我们储备的公平市场价值。市场价值的确定需要包括许多其他因素,包括预期的天然气、石油和天然气价格以及生产成本的增加或减少,这可能会影响物业的经济寿命。
预计未来净现金流 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
9/30/2022 |
|
|
9/30/2021 |
|
|
9/30/2020 |
|
|||
已被证明是发达的 |
|
$ |
374,063,580 |
|
|
$ |
163,339,707 |
|
|
$ |
57,306,480 |
|
事实证明是未开发的 |
|
|
83,098,064 |
|
|
|
16,244,436 |
|
|
|
8,779,289 |
|
所得税费用 |
|
|
(107,209,614 |
) |
|
|
(40,697,140 |
) |
|
|
(13,224,535 |
) |
已证明的总数 |
|
$ |
349,952,030 |
|
|
$ |
138,887,003 |
|
|
$ |
52,861,234 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
预计未来净现金流量的10%贴现现值 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
9/30/2022 |
|
|
9/30/2021 |
|
|
9/30/2020 |
|
|||
已被证明是发达的 |
|
$ |
184,948,239 |
|
|
$ |
86,793,303 |
|
|
$ |
33,270,804 |
|
事实证明是未开发的 |
|
|
52,978,389 |
|
|
|
9,731,036 |
|
|
|
5,659,479 |
|
所得税费用 |
|
|
(55,357,247 |
) |
|
|
(21,733,997 |
) |
|
|
(7,796,130 |
) |
已证明的总数 |
|
$ |
182,569,381 |
|
|
$ |
74,790,342 |
|
|
$ |
31,134,153 |
|
储量的评估和复核
储量估算的确定是为了建立产量递减曲线而对天然气和油气藏的生产和开发进行测试和评价的一种功能。已建立的产量递减曲线与天然气和石油价格、开发成本、生产税和运营费用一起用于估计天然气和石油储量以及相关的未来现金流量净额。随着个别油气藏开发信息的处理,以及市场条件的变化,估计储量和未来的净现金流也将随着时间的推移而变化。估计储备量和未来净现金流受到产品价格变化的影响。这些价格在最近几年有很大变化,预计未来将与目前的定价有很大差异。
我们遵循美国证券交易委员会的现代化石油和天然气报告规则,这些规则适用于截至2009年12月31日或之后的财年的Form 10-K年度报告。关于我国天然气和石油储量的披露,见第8项“财务报表和补充数据”中的财务报表附注16。
根据美国证券交易委员会规则,石油和天然气储量是指通过对地球科学和工程数据的分析,可以合理确定地估计出在提供经营权的合同到期之前,从特定日期起、从已知油藏中以及在现有经济条件、运营方法和政府法规下,具有经济可行性的石油和天然气储量,除非有证据表明,无论使用确定性方法还是概率方法进行估计,续签都是合理确定的。开采碳氢化合物的项目必须已经开始,或者操作员必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。被认为已探明的储集层区域包括:(I)通过钻探确定并受流体界面(如果有)限制的区域,以及(Ii)邻近的未钻探部分,根据现有的地球科学和工程数据,可以合理确定地判断该储集层与储集层是连续的,并含有经济上可生产的石油或天然气。在没有关于流体接触的数据的情况下,储集层中已探明的数量受到油井渗透率中已知的最低碳氢化合物的限制,除非地球科学、工程或性能数据和可靠的技术以合理的确定性建立了较低的接触。如果钻井的直接观察已经确定了已知的最高石油海拔,并且存在相关天然气盖层的潜力,只有当地球科学、工程或动态数据和可靠的技术合理确定地建立起较高的联系时,才可能在储层结构较高的部分分配已探明的石油储量。可通过应用改进的开采技术经济地生产的储量(包括, 但不限于,流体注入)包括在以下情况下的已证明的分类:(I)由试点项目在不比整个储集层更有利的储集层区域进行的成功测试,在储集层或类似储集层中安装的程序的运行或使用可靠技术的其他证据证实
24
项目或计划所基于的工程分析的合理确定性;以及(Ii)项目已获得所有必要的各方和实体,包括政府实体的批准进行开发。现有的经济条件包括确定水库经济生产能力的价格和成本。价格应为报告所涉期间结束日期之前12个月期间的平均价格,确定为该期间内每个月的每月第一天价格的未加权算术平均值,除非价格由合同安排确定,不包括基于未来条件的升级。
已开发石油和天然气储量是指任何类型的储量,可通过现有设备和作业方法的现有油井,或所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小的现有油井,以及通过已安装的开采设备和储量估计时运行的基础设施(如果开采方式不涉及油井)来开采的任何类型的储量。
未开发的石油和天然气储量是任何类型的储量,预计将从未钻井面积上的新油井或需要较大支出才能重新完成作业的现有油井中回收。未钻探面积的储量仅限于直接抵消在钻探时合理确定产量的开发间隔区,除非存在使用可靠技术的证据,证明在更远的距离上经济生产是合理的。只有在通过了一项开发计划,表明计划在五年内进行钻探的情况下,未钻探的地点才可被归类为具有未开发储量,除非具体情况证明有更长的时间。在任何情况下,未开发储量的估计都不能归因于考虑应用注液或其他改进的开采技术的任何面积,除非该等技术已被同一油藏或类似油藏的实际项目证明有效,或通过使用可靠技术证明合理确定性的其他证据有效。
德克萨斯州沃斯堡的独立咨询石油工程公司Cawley,Gillesbie and Associates,Inc.(“CG&A”)编制了我们截至2022年9月30日的天然气、石油和天然气储量估计,德克萨斯州达拉斯的独立咨询石油工程公司DeGolyer和MacNaughton准备了截至2021年9月30日和2020年9月30日的天然气、石油和天然气储量估计。在CG&A内部,主要负责准备日期为2022年10月4日的CG&A报告中提出的估计的技术人员是W.Todd Brooker,该报告作为本年度报告的附件99.1以Form 10-K提交。自1992年以来,布鲁克一直担任CG&A的石油顾问,并于2017年成为总裁。他的职责包括储量和经济评估、公平的市场估值、实地研究、管道资源研究和收购/剥离分析。他的储量报告经常被上市公司美国证券交易委员会用于披露,他的经验包括美国每个主要生产盆地和海外常规和非常规资源的重大项目,包括油气页岩、煤层气油田、注水和复杂的断层结构。在加入CG&A之前,Brooker先生在美国雪佛龙公司的墨西哥湾钻井和生产工程部门工作。布鲁克先生于1989年以优异成绩毕业于德克萨斯大学奥斯汀分校,获得石油工程理学学士学位。他是德克萨斯州的注册专业工程师,编号83462,石油工程师学会会员和石油评价工程师学会会员。布鲁克先生达到或超过了教育, 美国石油工程师学会颁布的《石油天然气储量信息评估与审计准则》提出了培训和经验要求,精通在工程和地球科学评估中明智地应用行业标准做法,以及应用美国证券交易委员会和其他行业储量定义和指南。
所有的储量估算都是由我们的工程部副部长总裁审定的。我们的工程副总裁总裁和内部员工与我们的独立咨询石油工程师密切合作,确保为他们的储量估计过程提供的数据的完整性、准确性和及时性。我们向我们的独立咨询石油工程师提供所有物业的历史信息(如所有权权益、天然气和石油产量、油井测试数据、商品价格、运营成本、手续费和开发成本)。全年,我们的团队定期与我们的独立咨询石油工程师的代表会面,以审查物业并讨论方法和假设。我们已探明的天然气、石油和天然气净储量(包括上述某些未开发的储量)位于毗邻的美国的陆上。所有研究都是按照美国证券交易委员会规定的规定准备的。储量估计是基于2022年9月30日、2021年9月30日和2020年9月30日的经济和运营条件。由于已探明储量的确定和评估是测试和估计的一项功能,因此,随着未来信息的获得,预计所提供的储量将发生变化。
25
天然气、石油和天然气生产
下表列出了我们在所示财政期间的天然气、石油和天然气净产量。
|
|
截至的年度 |
|
|||||||||
|
|
9/30/2022 |
|
|||||||||
|
|
专利权使用费权益 |
|
|
工作利益 |
|
|
总计 |
|
|||
MCF-天然气 |
|
|
5,020,572 |
|
|
|
2,407,136 |
|
|
|
7,427,708 |
|
BBLS-石油 |
|
|
119,518 |
|
|
|
79,017 |
|
|
|
198,535 |
|
BBLS-NGL |
|
|
78,662 |
|
|
|
86,458 |
|
|
|
165,120 |
|
麦克菲 |
|
|
6,209,654 |
|
|
|
3,399,984 |
|
|
|
9,609,638 |
|
|
|
截至的年度 |
|
|||||||||
|
|
9/30/2021 |
|
|||||||||
|
|
专利权使用费权益 |
|
|
工作利益 |
|
|
总计 |
|
|||
MCF-天然气 |
|
|
3,026,761 |
|
|
|
3,672,959 |
|
|
|
6,699,720 |
|
BBLS-石油 |
|
|
120,145 |
|
|
|
104,334 |
|
|
|
224,479 |
|
BBLS-NGL |
|
|
71,655 |
|
|
|
99,833 |
|
|
|
171,488 |
|
麦克菲 |
|
|
4,177,559 |
|
|
|
4,897,960 |
|
|
|
9,075,519 |
|
|
|
截至的年度 |
|
|||||||||
|
|
9/30/2020 |
|
|||||||||
|
|
专利权使用费权益 |
|
|
工作利益 |
|
|
总计 |
|
|||
MCF-天然气 |
|
|
2,148,295 |
|
|
|
3,814,410 |
|
|
|
5,962,705 |
|
BBLS-石油 |
|
|
135,572 |
|
|
|
134,213 |
|
|
|
269,785 |
|
BBLS-NGL |
|
|
64,345 |
|
|
|
104,278 |
|
|
|
168,623 |
|
麦克菲 |
|
|
3,347,797 |
|
|
|
5,245,356 |
|
|
|
8,593,153 |
|
平均销售价格和生产成本
下表列出了所示会计期间的单价和成本数据。
|
|
截至的年度 |
|
|
截至的年度 |
|
|
截至的年度 |
|
|||
平均售价 |
|
9/30/2022 |
|
|
9/30/2021 |
|
|
9/30/2020 |
|
|||
Per McF,天然气 |
|
$ |
6.16 |
|
|
$ |
3.13 |
|
|
$ |
1.72 |
|
每桶,石油 |
|
$ |
91.32 |
|
|
$ |
56.58 |
|
|
$ |
41.47 |
|
每Bbl,NGL |
|
$ |
36.11 |
|
|
$ |
23.80 |
|
|
$ |
11.42 |
|
Per Mcfe |
|
$ |
7.27 |
|
|
$ |
4.16 |
|
|
$ |
2.72 |
|
|
|
截至的年度 |
|
|
截至的年度 |
|
|
截至的年度 |
|
|||
平均生产(提升)成本 |
|
9/30/2022 |
|
|
9/30/2021 |
|
|
9/30/2020 |
|
|||
(按总麦克菲计算) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
油井运营成本(1) |
|
$ |
1.03 |
|
|
$ |
1.11 |
|
|
$ |
1.12 |
|
生产税(2) |
|
|
0.34 |
|
|
|
0.21 |
|
|
|
0.12 |
|
|
|
$ |
1.37 |
|
|
$ |
1.32 |
|
|
$ |
1.24 |
|
在2022财年,我们的天然气、石油和NGL收入的大约64%来自我们矿产面积的特许权使用费支付。特许权使用费权益不承担生产油井的油田运营成本,但承担一定份额的手续费(主要是收集和运输)。
26
总产能井和净产能井及已开发英亩
下表列出了截至2022年9月30日我们的天然气和油井总产量和净产量。我们在这些油井中要么拥有工作权益,要么拥有特许权使用费权益,或者两者兼而有之。我们不经营任何油井。
|
|
仅限工作利息总额的油井 |
|
|
仅限Wells的净工作利息 |
|
|
总工作权益和特许权使用费权益油井 |
|
|
净营业权益和特许权使用费权益油井 |
|
|
仅限毛版税油井 |
|
|
仅限净版税Wells |
|
|
总井数 |
|
|||||||
天然气 |
|
|
70 |
|
|
|
3.08 |
|
|
|
395 |
|
|
|
17.87 |
|
|
|
3,825 |
|
|
|
25.21 |
|
|
|
4,290 |
|
油 |
|
|
105 |
|
|
|
10.29 |
|
|
|
78 |
|
|
|
2.34 |
|
|
|
1,889 |
|
|
|
10.62 |
|
|
|
2,072 |
|
总计 |
|
|
175 |
|
|
|
13.37 |
|
|
|
473 |
|
|
|
20.21 |
|
|
|
5,714 |
|
|
|
35.83 |
|
|
|
6,362 |
|
我们对油井特许权使用费的平均利息为0.63%。我们对工作利益井的平均利息是5.57%的工作利息和5.18%的净收益利息。
我们的记录中没有关于多次完井的信息,但这个数字据信不是很大。关于仅限总特许权使用费的油井,其中一些油井位于多口井单元油田。在这种情况下,我们在每个单位化油田的所有权被算作一个总油井,因为我们无法获得所有这些单位化油田的实际井数。
截至2022年9月30日,我们拥有614,105毛(净额)已开发矿产英亩,并租赁了191,305毛(净额)已开发英亩。
未开发面积
截至2022年9月30日,我们拥有1,165,608总面积和178,318英亩净未开发矿产英亩。我们所有的租约都是按生产(HBP)持有的,我们没有任何未开发英亩的租约。
钻探活动
下表列出了我们的净生产开发、勘探和购买油井,以及我们拥有工作权益、特许权使用费权益或两者都在指定会计年度内钻探和完成的净干开发、勘探和购买油井。
|
|
净生产力 |
|
|
净生产力 |
|
|
净干燥 |
|
|||
|
|
工作利益 |
|
|
专利权使用费权益 |
|
|
工作利益 |
|
|||
开发井 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
截止的财政年度: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
2022年9月30日 |
|
|
- |
|
|
|
0.986062 |
|
|
|
- |
|
2021年9月30日 |
|
|
- |
|
|
|
0.556684 |
|
|
|
- |
|
2020年9月30日 |
|
|
- |
|
|
|
0.597278 |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
探井 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
截止的财政年度: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
2022年9月30日 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
2021年9月30日 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
2020年9月30日 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
购买的油井 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
截止的财政年度: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
2022年9月30日 |
|
|
- |
|
|
|
1.108386 |
|
|
|
- |
|
2021年9月30日 |
|
|
- |
|
|
|
1.216467 |
|
|
|
- |
|
2020年9月30日 |
|
|
- |
|
|
|
0.364206 |
|
|
|
- |
|
27
当前活动
下表列出了截至2022年9月30日,我们正在钻探或等待完工的天然气和油井的总额和净额,我们拥有其中的工作权益或特许权使用费权益,或两者兼有。截至2022年9月30日,这些油井没有生产。
|
|
毛利油井 |
|
|
净工作利息油井 |
|
|
仅限毛版税油井 |
|
|
特许权使用费利息净额合计 |
|
||||
天然气 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
168 |
|
|
|
0.81 |
|
油 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
4 |
|
|
|
0.01 |
|
总计 |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
172 |
|
|
|
0.82 |
|
其他设施
我们在俄克拉何马州俄克拉何马城有一份8776平方英尺的办公空间租约,计划于2027年8月31日到期,而在德克萨斯州沃斯堡有一份3080平方英尺的写字楼租约,定于2027年8月31日到期。
项目3.l法律诉讼程序
在正常业务过程中,我们可能不时成为各种法律程序的申索人或被告。于2022年9月30日或本年度报告日期,并无涉及本公司的重大法律诉讼待决。
项目4.矿山安全信息披露
不适用。
28
第II部
项目5.普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券
我们普通股的市场
我们的普通股在纽约证券交易所(NYSE)上市,交易代码为“PHX”。
截至2022年9月30日,我们被授权发行总计54,000,500股普通股。
性能图表
下图比较了股东在我们普通股上提供的5年累计总回报相对于标准普尔SmallCap 600指数和标准普尔石油天然气勘探与生产指数的累计总回报。假设在2017年9月30日对我们的普通股和每个指数进行了100美元的投资(包括所有股息的再投资),并跟踪了此类投资的相对表现,直至2022年9月30日(包括2022年9月30日)。本表并不是为了预测我们普通股的未来表现。
纪录保持者
截至2022年12月6日,共有1,280名普通股持有人和约7,000名实益拥有人。
29
分红
在过去的三年里,我们在普通股上支付了从每股0.01美元到每股0.04美元不等的季度股息。在宣布和支付任何股息之前,必须得到本公司董事会的批准。
从历史上看,我们每季度向股东支付股息。虽然我们预计我们将继续支付普通股的股息,但未来现金股息的支付和金额将取决于(其中包括)财务状况、运营资金、资本和发展支出水平、未来业务前景、合同限制以及董事会认为相关的任何其他因素。我们的信贷协议对股息支付和股票回购设定了限制,前提是该等支付将导致杠杆率(定义于信贷协议)高于2.50至1.0,或可用承诺(定义见信贷协议)低于借款基础(定义于信贷协议)的10%。
公司购买股权证券
继我们的股东于二零一零年三月批准经二零一八年五月修订的二零一零年限制性股票计划(“二零一零年股票计划”)后,本公司董事会批准了经修订的回购计划,授权管理层酌情回购最多150万美元的普通股。回购计划有一项常青树条款,授权在使用之前的金额时,额外回购150万美元的普通股。作为修订的一部分,我们根据回购计划允许购买的股份数量不再上限等于根据我们的2010年股票计划(经修订)授予的普通股股份总数,(Ii)由我们向PHX Minerals Inc.员工持股和401(K)计划出资,401(K)计划是一个符合税务条件的固定缴款计划(“ESOP”),以及(Iii)根据我们针对非雇员董事的递延补偿计划记入董事账户的股份。
在截至2022年9月30日的季度内,我们没有回购任何普通股。
30
项目6.储备d
31
项目7.管理层的讨论和分析财务状况和经营业绩
以下讨论和分析应与我们所附的财务报表以及本年度报告其他部分所列财务报表的附注一并阅读。以下讨论包括反映我们的计划、估计和信念的前瞻性陈述。由于许多因素的影响,我们的实际结果可能与这些前瞻性陈述中讨论的结果大不相同,包括本年度报告中“风险因素”部分和其他部分讨论的那些因素。以下讨论和分析大致讨论了2022财年和2021财年的项目以及2022财年和2021财年的年度比较。在截至2021年9月30日的财政年度的Form 10-K年度报告的第二部分,“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”中,可以找到本Form 10-K中未包括的2020年项目的讨论以及2021年与2020年之间的年度比较。
业务概述
我们的重点是在美国的资源游戏中永久拥有天然气和石油矿产。在2019年战略改变之前,我们参与了我们的部分矿产和租赁面积的工作权益,因此,我们仍然拥有租赁面积的遗留权益和天然气和石油资产的非经营性权益。从2020年10月8日起,我们的公司名称更名为PHX Minerals Inc.,以更准确地反映我们的业务战略。
我们的经营结果主要取决于公司的情况:现有储量;与获取、勘探和开发新储量相关的成本;产量和相关生产成本;以及天然气、石油和天然气的销售价格。虽然我们目前的收入有相当大一部分来自生产和销售天然气、石油和NGL,但我们的大部分收入来自生产和销售天然气、石油和NGL的特许权使用费。
矿业权的战略重点
在2019财年,我们做出了战略决定,通过矿产收购和开发我们核心重点领域的重要矿产面积库存,专注于永久的天然气和石油矿产所有权和增长。根据这一决定,我们停止在未来的矿产和租赁面积上持有工作权益头寸。在截至2022年9月30日的三个财政年度内,我们没有以工作利益参与任何新油井的钻探。我们相信,我们专注于矿产所有权的战略是为我们的股东提供最大风险加权投资回报的最佳途径。
市场状况和商品价格
大宗商品价格受到许多我们无法控制的因素的影响,包括市场供求的变化,这受到天气条件、管道运力限制、库存储存水平、基差和其他因素的影响。因此,我们无法准确预测未来的大宗商品价格,因此,我们无法在任何程度上确定这些价格的增加或减少将对我们的产量或收入产生什么影响。
我们的工作利益和特许权使用费收入可能会因大宗商品价格、生产结构和我们运营商销售的产量的变化而在不同时期发生重大变化。
生产和运营最新情况
我们2022财年的天然气产量比2021年增长了11%,而石油和天然气产量分别下降了12%和4%。2022财年较高的天然气、石油和天然气价格(如下所述)以及上述整体产量变化导致2022年天然气、石油和天然气销售收入增长85%。
我们已探明的天然气、石油和NGL储量在2022年降至81.1Bcfe,而2021年为83.0Bcfe,减少了约1.9Bcfe,或2%。减少主要是由于出售17.6Bcfe已探明于阿肯色州Fayetteville Shale Play及俄克拉荷马州Arkoma Stack Play及西部Anadarko盆地的已开发权益物业,加上产量及较小程度的业绩修订所致。这部分被收购15.6Bcfe所抵销,主要是收购得克萨斯州东部和路易斯安那州西部海恩斯维尔页岩矿现行钻探项目中的特许权使用费权益,以及俄克拉荷马州Ardmore盆地正在进行的钻探项目中的密西西比州和伍德福德页岩区段。额外的储量增加包括(I)积极的定价修订,主要涉及天然气和油井由于大宗商品价格和其他储量参数(如差价和租赁运营成本)的上涨,延长其经济限制的时间晚于2021年的预期,以及(Ii)由于我们在利用水平钻井进行的非常规天然气开发中的特许权使用费权益而产生的增加。
32
在得克萨斯州东部和路易斯安那州西部的海恩斯维尔页岩区块,以及利用密西西比州和伍德福德页岩区段的水平钻井进行的非常规天然气、石油和天然气天然气的持续开发,在俄克拉何马州的Ardmore和Anadarko盆地进行了铲子和堆叠。
截至2022年9月30日,我们在172口正在钻井或等待完工的油井中平均拥有0.5%的净收入权益,其中包括所有特许权使用费权益。
经营成果
下表反映了2022财年和2021财年的某些运营数据:
|
|
截至9月30日的年度, |
||||
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
2022 |
|
2021 |
|
增加 或 (12月) |
生产: |
|
|
|
|
|
|
天然气(McF) |
|
7,427,708 |
|
6,699,720 |
|
11% |
石油(Bbls) |
|
198,535 |
|
224,479 |
|
(12%) |
NGL(BBLS) |
|
165,120 |
|
171,488 |
|
(4%) |
麦克菲 |
|
9,609,638 |
|
9,075,519 |
|
6% |
平均售价: |
|
|
|
|
|
|
天然气(按MCF计算) |
|
$6.16 |
|
$3.13 |
|
97% |
油(每桶) |
|
$91.32 |
|
$56.58 |
|
61% |
NGL(每Bbl) |
|
$36.11 |
|
$23.80 |
|
52% |
麦克菲 |
|
$7.27 |
|
$4.16 |
|
75% |
2022年和2021年按季度分列的产量如下(Mcfe):
|
|
截至2022年9月30日止的年度 |
|
|||||||||
|
|
专利权使用费权益 |
|
|
工作利益 |
|
|
总计 |
|
|||
第一季度 |
|
|
1,225,220 |
|
|
|
903,028 |
|
|
|
2,128,248 |
|
第二季度 |
|
|
1,547,609 |
|
|
|
912,433 |
|
|
|
2,460,042 |
|
第三季度 |
|
|
1,595,323 |
|
|
|
834,437 |
|
|
|
2,429,760 |
|
第四季度 |
|
|
1,841,502 |
|
|
|
750,086 |
|
|
|
2,591,588 |
|
总计 |
|
|
6,209,654 |
|
|
|
3,399,984 |
|
|
|
9,609,638 |
|
|
|
截至2021年9月30日止的年度 |
|
|||||||||
|
|
专利权使用费权益 |
|
|
工作利益 |
|
|
总计 |
|
|||
第一季度 |
|
|
744,653 |
|
|
|
1,329,681 |
|
|
|
2,074,334 |
|
第二季度 |
|
|
1,230,105 |
|
|
|
1,066,697 |
|
|
|
2,296,802 |
|
第三季度 |
|
|
1,204,571 |
|
|
|
1,288,242 |
|
|
|
2,492,813 |
|
第四季度 |
|
|
998,230 |
|
|
|
1,213,340 |
|
|
|
2,211,570 |
|
总计 |
|
|
4,177,559 |
|
|
|
4,897,960 |
|
|
|
9,075,519 |
|
2022财年与2021财年的对比
概述
2022年的收入增长主要是由于天然气、石油和天然气销售的增加。我们在2022年录得净收益20,409,272美元,或每股0.59美元,而2021年净亏损6,217,237美元,或每股0.24美元。2022年支出增加,主要是
33
这是由于G&A、生产税、利息支出和运输、收集和营销费用的增加,但被资产出售收益的增加和DD&A、债务清偿损失和LOE的减少部分抵消。
天然气、石油和天然气销售
|
截至9月30日的年度, |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
增加或(12月) |
||
天然气、石油和天然气销售 |
$ |
69,860,631 |
|
|
$ |
37,749,044 |
|
|
85% |
这一增长是由于天然气、石油和天然气价格分别上涨97%、61%和52%,加上11%的天然气产量增加,但石油和天然气产量分别下降12%和4%,部分抵消了这一增长。
天然气产量的增加主要是由于在德克萨斯州和路易斯安那州的海恩斯维尔页岩区进行了收购和新的钻探,但剥离费耶特维尔页岩区的工作权益资产和Arkoma页岩区产量的自然下降略微抵消了这一增长。石油产量下降的原因是,Eagle Ford和Bakken Play的高利率油井产量自然下降,Eagle Ford的油井关闭进行修井,我们不再参与Eagle Ford的新钻探工作,以及Stack Play中2021财年上线的油井自然减少。这些减少被独家新闻中的新钻探和收购部分抵消。天然气产量下降的主要原因是高息油井产量的自然下降,油井中的液体含量较高。这部分被铲子中的新油井所抵消。
鉴于我们的战略决定不再参与工作权益,我们计划通过发展我们目前的矿产面积库存和通过收购更多的矿产权益来抵消现有生产基地的自然衰退。
衍生工具合约的收益(亏损)
|
截至9月30日的年度, |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
增加或(12月) |
||
已结算衍生品合约收到(支付)的现金: |
|
|
|
|
|
|
|
||
结算衍生品合约收到(支付)的现金,净额(1) |
$ |
(14,533,560 |
) |
|
$ |
(11,925,669 |
) |
|
(22%) |
衍生工具合约的非现金收益(亏损): |
|
|
|
|
|
|
|
||
衍生工具合约的非现金收益(亏损),净额 |
$ |
(2,299,518 |
) |
|
$ |
(4,276,820 |
) |
|
46% |
衍生工具合约的净收益(亏损) |
$ |
(16,833,078 |
) |
|
$ |
(16,202,489 |
) |
|
(4%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
截至9月30日, |
|
|
|
|||||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
|
||
衍生工具合约的公允价值 |
|
|
|
|
|
|
|
||
净资产(净负债) |
$ |
(8,561,191 |
) |
|
$ |
(13,784,467 |
) |
|
38% |
(1)不包括为结算场外衍生工具合约而支付的7,522,794美元现金,而这些合约并未反映在截至2022年9月30日的年度简明营运报表中。有关场外衍生工具合约的进一步解释,见财务报表附注12第8项--“财务报表及补充数据”。
衍生产品合约净(亏损)收益的变化是由于天然气和石油套头和固定价格掉期的结算,以及2022年9月30日定价相对于未平仓衍生产品合约执行价格的差异导致的估值变化。
我们于2022年9月30日实施的天然气和石油固定价格掉期,到期日至2023年12月。我们利用衍生品合约来保护我们的现金流和投资回报。
34
租赁运营费用(LOE)
|
截至9月30日的年度, |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
增加或(12月) |
||
租赁运营费用 |
$ |
4,047,420 |
|
|
$ |
4,230,968 |
|
|
(4%) |
每项工作权益的租赁运营费用Mcfe |
$ |
1.19 |
|
|
$ |
0.86 |
|
|
38% |
租赁运营费用/总成本 |
$ |
0.42 |
|
|
$ |
0.47 |
|
|
(11%) |
我们负责与油井相关的LOE的一部分,作为工作利益所有者。LOE包括与我们从天然气和油井生产碳氢化合物所需的工作利益相关的正常经常性和非经常性费用,包括维护、维修、海水处理、保险和修井费用。与2021年相比,2022年与现场运营成本相关的总LOE减少了183,548美元,或4%。净资产收益率下降的主要原因是剥离了工作权益物业,但与实地业务活动相关的成本膨胀部分抵消了这一影响。
运输、集聚与营销
|
截至9月30日的年度, |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
增加或(12月) |
||
运输、集聚和营销 |
$ |
5,890,390 |
|
|
$ |
5,767,287 |
|
|
2% |
运输、集聚和营销 |
$ |
0.61 |
|
|
$ |
0.64 |
|
|
(5%) |
与2021年相比,2022年运输、收集和营销增加了123,103美元,或2%。成本的增加主要是由于2022年产量的增加。每立方米采购率下降的主要原因是剥离了相关运输、集采和营销率较高的资产,以及相关运输、集采和营销率较低的油田的天然气销售增加。天然气销售承担了我们运输、收集和营销费用的大部分。
生产税
|
截至9月30日的年度, |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
增加或(12月) |
||
生产税 |
$ |
3,230,867 |
|
|
$ |
1,938,304 |
|
|
67% |
生产税占销售额的百分比 |
|
4.6 |
% |
|
|
5.1 |
% |
|
(10%) |
生产天然气和石油的生产税是根据联邦、州或地方税务当局制定的固定和可变税率销售的产品收入的一定比例缴纳的。与2021年相比,2022年的生产税增加了1,292,563美元,增幅为67%。这一数额的增加主要是由于2022年天然气、石油和天然气销售额增加了32,111,587美元。
折旧、损耗和摊销(DD&A)
|
截至9月30日的年度, |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
增加或(12月) |
||
折旧、损耗和摊销 |
$ |
7,278,118 |
|
|
$ |
7,745,804 |
|
|
(6%) |
折旧、损耗和摊销 |
$ |
0.76 |
|
|
$ |
0.85 |
|
|
(11%) |
DD&A是指在此期间开采的碳氢化合物的数量所导致的天然气和石油性质的成本基础金额,按工作利益的生产单位和生产和非生产矿物的直线基础计算。已探明已开发生产储量的估算是枯竭计算的主要组成部分。与2021年相比,2022年DD&A减少467,686美元,或6%,其中921,685美元的减少是由于每Mcfe的DD&A费率下降0.09美元,部分被2022年产量增加6%导致的453,999美元的增加所抵消。费率下降是由于工作利息资产剥离,但被2022年的特许权使用费权益收购部分抵消。
减值准备
35
2022年的减值准备为14565美元,而2021年的减值准备为50475美元。2021年期间,一个领域减值37879美元。这些资产按照公认会计准则的要求减记至其公允市场价值。2022年和2021年期间的其余14,565美元和12,596美元减值分别与我们将权益分配给运营商的工作利益井有关。
利息支出
|
截至9月30日的年度, |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
增加或(12月) |
||
利息支出 |
$ |
1,164,992 |
|
|
$ |
995,127 |
|
|
17% |
加权平均未偿债务 |
$ |
25,004,110 |
|
|
$ |
23,725,079 |
|
|
5% |
这一增长是由于未偿债务余额较高,以及2022年的平均利率比2021年有所提高。
一般和行政费用(G&A)
|
截至9月30日的年度, |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
增加或(12月) |
||
一般和行政费用 |
$ |
11,500,594 |
|
|
$ |
8,207,882 |
|
|
40% |
G&A是与天然气和石油生产没有直接关联的成本,包括员工工资和相关福利、办公室费用和专业服务费。与2021年相比,2022年的G&A增加了3,292,712美元。这一增长主要是由于与特拉华州重新注册有关的法律费用、交易活动的增加以及本年度的限制性股票费用。
债务清偿损失
当我们在2021年第四季度终止以俄克拉荷马银行为首的信贷安排时,我们注销了之前资本化的所有相关成本。
资产销售和其他损失(收益)r
|
截至9月30日的年度, |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
增加或(12月) |
||
资产出售及其他损失(收益) |
$ |
(4,243,163 |
) |
|
$ |
(356,127 |
) |
|
(1,091%) |
资产出售和其他收益的增加主要与2022年期间的资产剥离有关。
所得税拨备(福利)
|
截至9月30日的年度, |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
增加或(12月) |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
所得税拨备(福利) |
$ |
4,202,000 |
|
|
$ |
(651,051 |
) |
|
745% |
实际税率 |
|
17 |
% |
|
|
(9 |
%) |
|
289% |
所得税拨备(福利)从2021年的651,051美元更改为4,853,051美元,2022年为4,202,000美元。所得税拨备(福利)的变化主要是由于我们的净收益(亏损)从2021年的净亏损6,217,237美元变为2022年的净收益20,409,272美元。
当预计本年度将有所得税拨备时,联邦和俄克拉何马州的超额百分比损耗会降低有效税率,而其影响是在记录所得税福利时增加有效税率。
36
2021财年与2020财年的对比
概述
2021年收入下降的主要原因是衍生品合同损失增加,但天然气、石油和天然气销售增加部分抵消了这一影响。我们在2021年录得净亏损6,217,237美元,或每股亏损0.24美元,而2020年净亏损23,952,037美元,或每股亏损1.41美元。2021年支出减少,主要是由于减值准备(非现金)、DD&A、LOE和利息支出减少所致,但运输、收集和营销费用、生产税和债务清偿损失的增加部分抵消了这一减少。
天然气、石油和天然气销售
|
截至9月30日的年度, |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
增加或(12月) |
|
||
天然气、石油和天然气销售 |
$ |
37,749,044 |
|
|
$ |
23,370,003 |
|
|
62% |
|
这一增长是由于天然气、石油和天然气价格分别上涨82%、36%和108%,加上天然气和天然气产量分别上升12%和2%,但石油产量下降17%,部分抵消了这一增长。
天然气产量的增加主要是由于收购了德克萨斯州和路易斯安那州的海恩斯维尔页岩油田,但被勺子和Arkoma油田产量的自然下降所略微抵消。石油产量下降是由于Eagle Ford和Bakken Play的高利率油井产量自然下降、我们不再以工作兴趣参与Eagle Ford的新钻探活动以及Bakken的钻探活动减少所致。这些减少被收购和堆叠中的新钻探略微抵消。NGL产量的增加主要是由于高利息油井在2020财年部分时间关闭后重新上线,以及烟囱中的新油井上线。这被独家新闻中产量的自然下降略微抵消了。
鉴于我们的战略决定停止参与工作利益,我们计划通过发展我们目前的矿产面积库存和未来通过收购更多的矿产权益来抵消现有生产基地的自然衰退。
衍生工具合约的收益(亏损)
|
截至9月30日的年度, |
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|
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|
|
百分比 |
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|
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2021 |
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2020 |
|
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增加或(12月) |
|
|||
已结算衍生品合约收到(支付)的现金: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
结算衍生品合约收到(支付)的现金,净额 |
$ |
(11,925,669 |
) |
|
$ |
4,109,210 |
|
|
(390%) |
|
|
衍生工具合约的非现金收益(亏损): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
衍生工具合约的非现金收益(亏损),净额 |
$ |
(4,276,820 |
) |
|
$ |
(3,201,791 |
) |
|
(34%) |
|
|
衍生工具合约的净收益(亏损) |
$ |
(16,202,489 |
) |
|
$ |
907,419 |
|
|
(1,886%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至9月30日, |
|
|
|
|
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|||||
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
|
|
|
||
衍生工具合约的公允价值 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
净资产(净负债) |
$ |
(13,784,467 |
) |
|
$ |
(707,647 |
) |
|
(1,848%) |
|
衍生工具合约净亏损的变动是由于2021年的天然气及石油套期及固定价格掉期合约相对于其各自的合约数量及价格而言效益较低。截至2020年9月30日的净负债头寸为707,647美元,到2021年9月30日的净负债头寸为13,784,467美元,原因是2021年期间衍生品合约的非现金亏损4,276,820美元,以及与英国石油公司(BP)签订场外套期保值的现金880万美元。进一步解释见财务报表附注12,项目8--“财务报表和补充数据”。
我们于2021年9月30日实施的天然气和石油固定价格掉期,到期日至2023年3月。我们利用衍生品合约来保护我们的现金流和投资回报。
37
租赁运营费用(LOE)
|
截至9月30日的年度, |
|
||||||||
|
|
|
|
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|
|
|
百分比 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
增加或(12月) |
|
||
租赁运营费用 |
$ |
4,230,968 |
|
|
$ |
4,841,541 |
|
|
(13%) |
|
每公用事业单位租赁运营费用 |
$ |
0.47 |
|
|
$ |
0.56 |
|
|
(16%) |
|
我们负责与油井相关的LOE的一部分,作为工作利益所有者。LOE包括与我们从天然气和油井生产碳氢化合物所需的工作利益相关的正常经常性和非经常性费用,包括维护、维修、海水处理、保险和修井费用。与2020年相比,2021年与现场运营成本相关的LOE总额减少了610,573美元,降幅为13%。LOE比率的下降主要是由于我们的战略决定停止参与新油井的工作权益,以及特许权使用费权益产量占总产量的百分比增加所致。
运输、集聚与营销
|
截至9月30日的年度, |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
增加或(12月) |
|
||
运输、集聚和营销 |
$ |
5,767,287 |
|
|
$ |
4,812,869 |
|
|
20% |
|
运输、集聚和营销 |
$ |
0.64 |
|
|
$ |
0.56 |
|
|
14% |
|
与2020年相比,2021年运输、收集和营销增加了954,418美元,或20%。成本的增加主要是由于2021年产量的增加。每立方米天然气价格的增长主要是由于天然气销售相对于其他产品的增长。天然气销售承担了我们运输、收集和营销费用的大部分。
生产税
|
截至9月30日的年度, |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
增加或(12月) |
|
||
生产税 |
$ |
1,938,304 |
|
|
$ |
1,022,912 |
|
|
89% |
|
生产税占销售额的百分比 |
|
5.1 |
% |
|
|
4.4 |
% |
|
16% |
|
生产天然气和石油的生产税是根据联邦、州或地方税务当局制定的固定和可变税率销售的产品收入的一定比例缴纳的。与2020年相比,2021年的生产税增加了915,392美元,增幅为89%。这一数额的增加主要是由于2021年期间天然气、石油和天然气销售增加了14,379,041美元。
折旧、损耗和摊销(DD&A)
|
截至9月30日的年度, |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
增加或(12月) |
|
||
折旧、损耗和摊销 |
$ |
7,745,804 |
|
|
$ |
11,313,783 |
|
|
(32%) |
|
折旧、损耗和摊销 |
$ |
0.85 |
|
|
$ |
1.32 |
|
|
(36%) |
|
DD&A是指在此期间开采的碳氢化合物的数量所导致的天然气和石油性质的成本基础金额,按工作利益的生产单位和生产和非生产矿物的直线基础计算。已探明已开发生产储量的估算是枯竭计算的主要组成部分。与2020年相比,2021年DD&A减少3,567,979美元,或32%,其中4,204,702美元的减少是由于每Mcfe的DD&A费率下降0.47美元,但被2021年产量增加6%导致的636,723美元的增加部分抵消。下降的部分原因是,与2020年相比,2021年期间用于储量计算的天然气、石油和天然气价格较高,延长了油井的经济寿命。这导致大量油井的预计剩余储量增加,导致DD&A产量单位减少,尽管预测增加。
38
减值准备
2021年减值准备为50,475美元,而2020年的减值准备为29,904,528美元。2021年期间,一个领域减值37879美元。这些资产按照公认会计准则的要求减记至其公允市场价值。于二零二零年,包括费耶特维尔及鹰滩页岩在内的七个不同油田录得减值29,315,806美元,占我们总减值的89%。这七个油田的减值是由于较低的未来价格减少了与这些油田相关的未来净现金流量,导致这些资产未能通过第一步减值测试,因为它们的未贴现现金流不足以覆盖资产的账面基础。这些资产按照公认会计准则的要求减记至其公允市场价值。2021年和2020年期间的其余减值分别为12596美元和588,721美元,分别记入其他资产。
利息支出
|
截至9月30日的年度, |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
增加或(12月) |
|
||
利息支出 |
$ |
995,127 |
|
|
$ |
1,286,788 |
|
|
(23%) |
|
加权平均未偿债务 |
$ |
23,725,079 |
|
|
$ |
32,290,257 |
|
|
(27%) |
|
减少的原因是与2020年相比,2021年的未偿债务余额减少。
一般和行政费用(G&A)
|
截至9月30日的年度, |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
增加或(12月) |
|
||
一般和行政费用 |
$ |
8,207,882 |
|
|
$ |
8,024,901 |
|
|
2% |
|
G&A是与天然气和石油生产没有直接关联的成本,包括员工工资和相关福利、办公室费用和专业服务费。与2020年相比,2021年的G&A增加了182,981美元。这一小幅增长主要是由于年内业务增加所致,但部分被我们降低成本的努力所抵消。
债务清偿损失
当我们终止由俄克拉荷马银行牵头的信贷安排时,我们注销了之前资本化的所有相关成本。
资产销售和其他损失(收益)
2021年,我们的资产出售净收益为312,838美元,而2020年的净收益为3,973,256美元。2021年,我们以285,714美元的价格出售了德克萨斯州中央盆地平台的2,857英亩矿产净地,获得了236,907美元的收益。2021年资产出售的剩余收益是由于各种无形资产出售减去调整。
在2020年第一季度,我们以3,272,499美元的收益出售了新墨西哥州埃迪县的生产矿产面积。我们利用国内税法第1031节规定的同类交换,通过使用合格的交换住宿协议在本季度购买的堆叠/勺子矿产面积收购来抵消所有收益的所得税。在2020年第四季度,我们出售了俄克拉荷马州西北部5925英亩的非生产矿产,收益为717,640美元。2020年资产出售的剩余收益是由于各种资产出售减去调整所致。
所得税拨备(福利)
|
截至9月30日的年度, |
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
百分比 |
|
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|
增加或(12月) |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
所得税拨备(福利) |
$ |
(651,051 |
) |
|
$ |
(8,289,000 |
) |
|
(92%) |
|
|
实际税率 |
|
9 |
% |
|
|
26 |
% |
|
(65%) |
|
39
所得税拨备(福利)从2020年的8,289,000美元更改为2021年的651,051美元。所得税优惠的变化主要是由于净亏损的减少。
当预计本年度将有所得税拨备时,联邦和俄克拉何马州的超额百分比损耗会降低有效税率,而其影响是在记录所得税福利时增加有效税率。
流动性与资本资源
截至2022年9月30日,我们的正营运资本(流动资产减去不包括流动衍生品的流动负债)为14,533,225美元,而截至2021年9月30日,我们的正营运资本为9,175,126美元。
流动性
截至2022年9月30日,现金和现金等价物为3396,809美元,而2021年9月30日为2,438,511美元,增加了958,298美元。截至2022年9月30日和2021年9月30日的年度现金流量摘要如下:
|
|
截至9月30日的年度, |
|
|||||||||
提供(使用)的现金净额: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|||
经营活动 |
|
$ |
37,531,650 |
|
|
$ |
3,942,087 |
|
|
$ |
33,589,563 |
|
投资活动 |
|
|
(30,860,030 |
) |
|
|
(20,368,919 |
) |
|
|
(10,491,111 |
) |
融资活动 |
|
|
(5,713,322 |
) |
|
|
8,174,948 |
|
|
|
(13,888,270 |
) |
增加(减少)现金和现金等价物 |
|
$ |
958,298 |
|
|
$ |
(8,251,884 |
) |
|
$ |
9,210,182 |
|
经营活动:
2022年期间,业务活动提供的现金净额比2021年增加33 589 563美元,主要原因如下:
偏移量:
投资活动:
与2021年相比,2022年用于投资活动的现金净额增加了10 491 111美元,主要原因如下:
偏移量:
40
融资活动:
与2021年相比,2022年用于筹资活动的现金净额增加了13 888 270美元,主要原因如下:
偏移量:
资本资源
我们在2022年没有资本支出来钻探和完成油井, 由于我们的战略是在2019财年结束时停止参与有工作利益的新油井。我们目前没有剩余的承诺,需要大量资金来钻探和完成油井。
由于我们已决定停止进一步参与在我们的矿产和租赁面积上拥有营运权益的油井,我们预计未来营运权益物业的资本支出将微乎其微,因为支出将仅限于加强现有油井的资本修缮。
在过去五个季度,我们进行了以下物业收购:
41
截至的季度(4) |
|
净版税英亩(1)(2) |
|
现金 |
|
已发行股份数量(3) |
|
|
购买总价(1) |
|
感兴趣的领域 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2022年9月30日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
63 |
|
70万美元 |
|
|
- |
|
|
70万美元 |
|
海恩斯维尔/洛杉矶 |
|
|
17 |
|
20万美元 |
|
|
- |
|
|
20万美元 |
|
独家新闻/确定 |
|
|
85 |
|
150万美元 |
|
|
- |
|
|
150万美元 |
|
海恩斯维尔/洛杉矶 |
|
|
214 |
|
300万美元 |
|
|
- |
|
|
300万美元 |
|
海恩斯维尔/洛杉矶 |
|
|
110 |
|
100万美元 |
|
|
- |
|
|
100万美元 |
|
海恩斯维尔/洛杉矶 |
|
|
295 |
|
550万美元 |
|
|
- |
|
|
550万美元 |
|
海恩斯维尔/洛杉矶 |
|
|
140 |
|
170万美元 |
|
|
- |
|
|
170万美元 |
|
独家新闻/确定 |
June 30, 2022 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
60 |
|
60万美元 |
|
|
- |
|
|
60万美元 |
|
独家新闻/确定 |
|
|
46 |
|
80万美元 |
|
|
- |
|
|
80万美元 |
|
海恩斯维尔/洛杉矶 |
|
|
56 |
|
40万美元 |
|
|
- |
|
|
40万美元 |
|
海恩斯维尔/洛杉矶 |
|
|
88 |
|
90万美元 |
|
|
- |
|
|
90万美元 |
|
独家新闻/确定 |
|
|
503 |
|
500万美元 |
|
|
- |
|
|
500万美元 |
|
德克萨斯州海恩斯维尔/洛杉矶 |
|
|
92 |
|
60万美元 |
|
|
- |
|
|
60万美元 |
|
海恩斯维尔/洛杉矶 |
|
|
25 |
|
30万美元 |
|
|
- |
|
|
30万美元 |
|
海恩斯维尔/洛杉矶 |
|
|
68 |
|
50万美元 |
|
|
- |
|
|
50万美元 |
|
独家新闻/确定 |
March 31, 2022 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
58 |
|
50万美元 |
|
|
- |
|
|
50万美元 |
|
独家新闻/确定 |
|
|
500 |
|
640万美元 |
|
|
- |
|
|
640万美元 |
|
海恩斯维尔/洛杉矶 |
|
|
68 |
|
70万美元 |
|
|
- |
|
|
70万美元 |
|
海恩斯维尔/德克萨斯州 |
|
|
166 |
|
130万美元 |
|
|
- |
|
|
130万美元 |
|
独家新闻/确定 |
|
|
33 |
|
40万美元 |
|
|
- |
|
|
40万美元 |
|
海恩斯维尔/德克萨斯州 |
2021年12月31日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
426 |
|
580万美元 |
|
|
- |
|
|
580万美元 |
|
海恩斯维尔/洛杉矶 |
|
|
847 |
|
60万美元 |
|
|
1,519,481 |
|
|
410万美元 |
|
海恩斯维尔/洛杉矶 |
|
|
172 |
|
140万美元 |
|
|
- |
|
|
140万美元 |
|
独家新闻/确定 |
|
|
103 |
|
60万美元 |
|
|
- |
|
|
60万美元 |
|
海恩斯维尔/德克萨斯州 |
|
|
116 |
|
170万美元 |
|
|
- |
|
|
170万美元 |
|
海恩斯维尔/洛杉矶 |
|
|
220 |
|
120万美元 |
|
|
- |
|
|
120万美元 |
|
独家新闻/确定 |
2021年9月30日 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
817 |
|
70万美元 |
|
|
2,349,407 |
|
|
730万美元 |
|
德克萨斯州海恩斯维尔/洛杉矶 |
(1)不包括随后的收盘调整和不重要的收购。 |
||||||||||||
(2)估计的净特许权使用费当量用于净特许权使用费英亩所包括的矿物。 |
||||||||||||
(3)本公司的政策是在现金流量表中将所有与股权发行相关的成本归类为财务成本。 |
||||||||||||
(4)按时间顺序排列,最新的在顶部。 |
我们在2022财年收到了总计约70万美元的租赁奖金。展望未来,与租赁我们矿产面积的钻探权相关的奖金支付的现金流很难预测,管理层计划继续积极寻求租赁机会。
随着天然气和石油价格的持续波动,管理层继续评估通过对我们未来的天然气和石油生产进行额外对冲来保护产品价格的机会。有关未平仓衍生工具合约的完整清单,请参阅第8项“财务报表及补充数据”内的财务报表附注12。
42
下表汇总了业务活动提供的现金使用情况和由此产生的现金变动情况:
|
|
截至12个月 |
|
|
|
|
9/30/2022 |
|
|
经营活动提供的现金 |
|
$ |
37,531,650 |
|
提供(使用)的现金由: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
资本支出--收购 |
|
|
(43,525,236 |
) |
资本支出--遗留工作利益井和家具及固定装置 |
|
|
(552,638 |
) |
季度股息 |
|
|
(2,257,901 |
) |
购买国库股票 |
|
|
(1,855 |
) |
信贷安排的净借款(付款) |
|
|
10,800,000 |
|
出售资产的净收益 |
|
|
13,217,844 |
|
场外衍生品合约的现金收入(支付) |
|
|
(19,260,104 |
) |
股票发行净收益 |
|
|
5,006,538 |
|
使用的现金净额 |
|
|
(36,573,352 |
) |
现金净增(减) |
|
$ |
958,298 |
|
截至2022年9月30日,我们的信贷安排下的未偿还借款为28,300,000美元。
展望未来,我们预计将从经营活动提供的现金、手头现金和我们信贷安排的借款中为管理费用、矿产和特许权使用费收购以及股息支付提供资金。截至2022年9月30日,根据我们的信贷安排,我们有21,700,000美元的可用资金,并遵守了我们的债务契约(当前比率、债务与往绩12个月EBITDAX的比率,如信贷协议中所定义,以及受杠杆率限制的限制性付款)。信贷协议中的债务契约将我们的债务与EBITDAX的最高比率限制为不超过3.5:1。
我们与某些贷款人和独立银行有信贷安排,作为行政代理和信用证发行商,不时提供高达1亿美元的借款,并至少每半年确定一次借款基数。截至2022年9月30日,借款基数为5,000,000,000美元,信贷协议下的所有债务均以我们几乎所有个人财产以及我们已探明、开发和生产的石油和天然气资产总价值的至少80%的优先担保权益作为担保,但受允许留置权和其他例外情况的限制。循环贷款将于2025年9月1日到期。循环贷款项下的借款在到期日到期。信贷协议的利息是根据(A)有担保隔夜融资利率(“SOFR”)加上基于我们的借款基础使用率的每年2.750%至3.750%的适用保证金,或(B)(1)当日有效的最优惠利率,或(2)美国联邦储备系统在该日有效的联邦基金隔夜成本加0.5%(0.50%)计算的,或(B)较大者。根据我们的借款基础使用率,适用的利润率从每年1.750%到2.750%不等。根据信贷协议的条款,5%的利息罚金可适用于到期未支付或在违约事件发生期间仍未支付的任何未偿还金额。2022年9月30日,有效率为5.93%。信贷协议载有这类协议中常见的财务契约和各种其他契约,包括:(A)合并供资债务与合并备考EBITDAX的最高比率为3.50至1.00,按四个季度滚动计算, (B)综合流动资产与综合流动负债(不包括贷款余额)的最低比率为1.00至1.00。其他负面公约包括对我们产生债务、授予留置权、进行根本性改变以及与附属公司进行某些交易的能力的限制。信贷协议还限制了我们在以下情况下进行某些受限付款的能力:(I)在受限付款之前和之后(I)可用承诺小于或等于借款基础的10%(10%),或(Ii)预计杠杆率大于2.50至1.00。本说明中信贷安排中所有未在本年度报告中另行定义的大写术语具有信贷协议中赋予它们的含义。
根据我们的预期资本支出水平、2023年经营活动提供的预期现金、我们的信贷安排下的可用性以及我们目前有效的货架登记声明下未来可能出售的普通股,我们相信我们有足够的流动资金为我们的持续运营提供资金。
于2021年8月25日,吾等与作为销售代理及/或委托人(“Stifel”)的Stifel,Nicolaus&Company,Inc.订立了一项在市场上进行股权发售的销售协议(“ATM协议”),根据该协议,吾等可不时透过Stifel或向Stifel发售最多3,000,000股普通股。截至2022年9月30日,我们已根据自动柜员机协议出售了1,531,013股普通股,扣除已支付的佣金,收益约为590万美元。如本年度报告10-K表格第9B项-其他资料所披露,吾等于2022年12月12日自愿终止自动柜员机协议。
43
合同义务和承诺
我们与某些贷款人和独立银行有信贷安排,作为行政代理和信用证发行商,不时提供高达1亿美元的借款,并至少每半年确定一次借款基数。截至2022年9月30日,借款基数为50,000,000美元,信贷协议下的所有债务均以我们几乎所有个人财产以及我们已探明、开发和生产的石油和天然气资产总价值的至少80%的优先担保权益为抵押,但受允许留置权和其他例外情况的限制。循环贷款将于2025年9月1日到期。循环贷款项下的借款在到期日到期。信贷协议的利息是根据(A)有担保隔夜融资利率(“SOFR”)加上基于吾等借款基础使用率的每年2.750%至3.750%的适用保证金或(B)(1)当日有效的最优惠利率或(2)美国联邦储备系统于该日有效的联邦基金隔夜成本加0.5个百分点(0.50%)加每年1.750%至2.750%的适用保证金(基于吾等借款基础使用率)计算的。根据信贷协议的条款,5%的利息罚金可适用于到期未支付或在违约事件发生期间仍未支付的任何未偿还金额。2022年9月30日,有效率为5.93%。本说明中信贷安排中所有未在本年度报告中另行定义的大写术语具有信贷协议中赋予它们的含义。
借款基数的确定至少每半年(12月1日和6月1日)进行一次,或者在银行酌情认为天然气和石油资产的价值发生重大变化时进行。信贷协议载有在这类协议中常见的财务及各种其他契约,包括(A)综合融资负债与综合备考EBITDAX的最高比率为3.50至1.00,按四个季度滚动计算,及(B)综合流动资产与综合流动负债(不包括贷款余额)的最低比率为1.00至1.00。其他负面公约包括对我们产生债务、授予留置权、进行根本性改变以及与附属公司进行某些交易的能力的限制。信贷协议还限制我们在以下情况下进行某些受限付款的能力:(I)在受限付款之前或之后(I)可用承诺小于或等于借款基础的10%(10%),或(Ii)预计杠杆率大于2.50%至1.00。截至2022年9月30日,我们遵守了信贷安排的契约,在信贷安排下有28,300,000美元的未偿还贷款和21,700,000美元的借款基础可用。
下表汇总了截至2022年9月30日我们的合同义务和承诺:
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按期间到期的付款 |
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合同义务 |
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少于 |
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多过 |
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和承诺 |
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总计 |
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1年 |
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1-3年 |
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3-5年 |
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5年 |
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长期债务债务 |
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$ |
28,300,000 |
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$ |
- |
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$ |
28,300,000 |
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$ |
- |
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$ |
- |
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房屋租赁 |
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$ |
1,323,444 |
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$ |
256,795 |
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$ |
533,748 |
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$ |
532,901 |
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$ |
- |
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我们的建筑物租赁被计入经营租赁,相关的经营租赁使用权(“ROU”)资产和经营租赁负债已在我们的资产负债表中确认。
截至2022年9月30日,我们的衍生品合约净负债为8,561,191美元。衍生品合约的最终结算额未知,因为它们面临持续的市场风险。请阅读项目7A-“关于市场风险的定量和定性披露”以及包含在项目8-“财务报表和补充数据”中的财务报表附注12,以了解有关我们衍生品合同的更多信息。
截至2022年9月30日,我们对资产报废债务的估计为1,901,904美元。资产报废债务代表我们在未来支出中的份额,用于在我们拥有工作权益的油井的经济寿命结束时封堵和废弃油井。由于债务的时间不确定,这些数额没有列入上述附表。有关我们的资产报废义务的更多信息,请阅读第8项-“财务报表和补充数据”中的财务报表附注11。
44
表外安排
我们在2022年至2021年期间没有任何表外安排,目前我们也没有任何对我们的财务状况具有或合理地可能对我们的财务状况产生当前或未来影响的表外安排,或导致财务状况、收入或支出、运营结果、流动性、资本支出或对投资者至关重要的资本资源的变化。
关键会计政策
按照公认会计准则编制财务报表要求管理层作出估计、判断和假设,以影响资产、负债、收入和费用的报告金额以及或有资产和负债的披露。然而,公司使用的会计原则一般不会改变我们报告的现金流量或流动性。必须对现有规则进行解释,并对特定规则的具体内容如何适用于公司作出判断。
受管理层判断和估计影响较大的报告领域包括:天然气、原油和NGL储量估计;衍生品合同;资产减值;天然气、石油和NGL销售收入应计项目;以及所得税拨备。管理层的判断和估计基于来自内部和外部来源的信息,包括工程师、地质学家、顾问和类似事项的历史经验。随着更多信息的了解,实际结果可能与估计有所不同。由于我们作为所有物业的非运营商,天然气、石油和NGL销售收入的应计收入尤其容易受到估计误差的影响。因此,从油井运营商那里获得的产量和价格信息大大延迟。这导致对天然气、石油和天然气应计收入中使用的近期产量和价格的估计可能会受到未来变化的影响。
天然气、石油和天然气储量
管理层认为,对我们的天然气、原油和NGL储量的估计是我们最重要的判断和估计。该等估计影响财务报表第8项“财务报表及补充数据”附注16所载未经审核的标准化计量披露,以及有关营运权益物业的DD&A及减值计算。天然气、原油和NGL储量估计的变化会影响我们对DD&A、资产报废债务和资产减值必要性的计算。我们的独立咨询石油工程师在公司员工的协助下,每年准备我们对天然气、原油和天然气储量的估计,并每半年更新一次。这些估计基于现有的地质和地震数据、储层压力数据、岩心分析报告、测井记录、类似的油藏动态历史、生产数据和其他可用的工程、地质和地球物理信息来源。在通常计算储备的期间之间,我们利用本期更新后的价格更新储备计算。根据美国证券交易委员会规则,我们的储量估计是基于9月30日之前12个月内单个产品的平均价格,该价格被确定为该期间内每个月的月初1日价格的未加权算术平均,除非价格是由合同安排定义的,不包括基于未来条件的升级。根据我们2022年的DD&A,每个Mcfe的DD&A费率每变化10%,相应的DD&A费用每年将变化727,812美元。天然气、原油和天然气价格波动很大,在很大程度上受到全球生产和消费的影响,不受管理层的控制。预测未来天然气, 管理层使用原油及NGL定价假设,以编制对天然气、原油及NGL储量及未来现金流量净额的估计,并用于资产减值评估及制订管理层的整体经营决策。
会计的成功努力法
我们选择使用成功的努力法来核算我们的天然气和石油勘探和开发活动。这意味着勘探费用,包括地质和地球物理成本、非生产租赁减值、租金和勘探干井,在产生时从收入中扣除。在生产天然气、石油和天然气时,成功井及相关生产设备和开发干井的成本按资产资本化和摊销,采用工作利益井单位产量法(天然气、石油和天然气气藏产量与已探明或已探明总开发储量的比率,用于按每一生产资产摊销剩余资产)。我们的勘探井都在美国大陆的陆上,主要位于中大陆地区。一般来说,探井支出不到我们天然气和石油资产总支出的5%。这种会计方法可能会产生与完全成本法显著不同的经营结果。
45
衍生工具合约
我们已经签订了无成本的领状合同和固定掉期合同。这些工具旨在减少我们对天然气和石油价格短期波动的风险敞口。领子合同设定固定的底价和固定的上限价格,如果指数价格低于下限,则向公司支付款项,如果指数价格高于上限,则要求公司付款。固定掉期合约设定一个固定价格,并规定如果指数价格低于固定价格,则向公司付款,如果指数价格高于固定价格,则要求公司付款。这些合同只涵盖了我们天然气和石油生产的一部分,只提供了部分价格保护,以应对天然气和石油价格的下跌,并可能限制未来价格上涨的好处。我们的衍生品合同是与英国石油公司签订的,并以我们的信贷安排为担保。
我们必须按公允价值在资产负债表中确认所有衍生工具为资产或负债。衍生品公允价值变动的会计处理取决于衍生品的预期用途和由此产生的名称。截至2022年9月30日,我们没有指定为现金流对冲的衍生品合约,因此,衍生品公允价值的变化反映在收益中。
资产减值
所有长期资产,主要是天然气和石油资产,当情况表明资产的账面价值可能大于我们估计的未来现金流量净额时,将监测潜在减值。评估涉及重大判断,因为评估结果是基于对未来事件的估计,例如:通货膨胀率;天然气、石油和天然气的未来销售价格;未来的生产成本;对未来要开采的天然气、石油和天然气的储量的估计及其时机;经济和监管气候以及其他因素。我们使用天然气、石油和NGL的不同调整远期定价曲线和我们认为市场参与者最常用的贴现率(所有期间为10%)来估计我们的天然气和石油资产的未来净现金流。需要对物业进行减值测试的原因可能是销售价格大幅下降或天然气、石油和天然气储量的不利调整。进一步下调天然气、石油和天然气价格(每季度审查一次)或储备量下降(每半年重新评估一次)可能会导致减值,这可能会对公司造成重大影响。决定不参与我们租赁面积的未来开发可能会引发减值测试。当我们批准出售计划时,将审查任何持有的待售资产的减值情况。对预期销售价格的估计具有很高的判断力,可能会在未来几个时期进行重大修订。由于这些因素固有的不确定性,我们无法预测未来的减值费用将于何时或是否入账。
天然气、石油和天然气销售收入应计
我们不经营我们的天然气和石油资产,因此,我们收到天然气、石油和天然气的实际销售量和价格(在正常业务过程中)比油井运营商可以获得的信息晚一个多月。在这种情况下,对于对公司意义更大的油井,从适当的运营商以及公共和私人来源收集最新的可用产量数据,并使用每口油井当地的天然气、石油和天然气指数价格来估计这些油井的收入应计。从运营商那里及时获得所有其他油井的生产数据是不可行的;因此,我们利用过去的生产收入和估计的销售价格信息来估计我们每季度所有其他油井的收入应计。天然气、石油和天然气销售收入的应计收入可能受到许多变量的影响,包括产量快速下降、运营商减产、机械问题油井的关闭以及天然气、石油和天然气市场价格的快速变化。这些变量可能会导致天然气、石油和天然气销售在任何特定季度末出现过高或过低的应计利润。根据过去的历史,我们估计的应计项目在实质上是准确的。
所得税
对本公司将记录的所得税金额的估计涉及对复杂的税收法律和法规的解释,以及完成复杂的计算,包括确定我们的百分比损耗扣除(如果有的话)。为了计算准确的超额消耗津贴百分比,必须在每个财政年度结束时进行逐井计算。在过渡期内,根据历史数据和当前定价进行估计。我们有某些州,可能有联邦净营业亏损结转(NOL),当评估为更有可能在到期日期之前使用时,这些结转被确认为纳税资产。评估到期日期、未来超额状态耗尽和逆转应税临时差异等标准,以确定NOL是否更有可能在到期前被使用。如果任何NOL不再被确定为更有可能被利用,则确认估值免税额,以减少此类NOL的税收优惠。
46
上述对我们关键会计政策的描述并不是对管理层在应用GAAP时所考虑的不确定性和所作的估计的全面讨论。如果使用或要求不同的政策,以及如果管理层了解到新的或不同的信息,结果可能会有很大差异。
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
商品价格风险
天然气、石油和天然气价格历史上一直波动,预计这种波动将持续下去。天然气、石油和天然气价格走势的方向仍然存在不确定性,业内人士的看法仍存在很大分歧。我们可能会受到天然气和石油价格变化的重大影响。2023年天然气、石油和天然气的市场价格将影响经营活动产生的现金数量,进而影响我们用于收购和生产的资本支出水平。剔除我们2023年衍生品合约的影响(见下文),井口天然气价格每变动0.10美元对基于我们上一年天然气产量的运营收入的价格敏感性约为742,771美元。根据我们上一年的石油产量,2023年井口石油每变化1美元,对运营收入的价格敏感度约为198,535美元。
金融市场风险
营业收入也可能在较小程度上受到与我们的信贷安排相关的市场利率变化的影响。我们信贷安排项下的利息是根据(A)SOFR加上基于我们的借款基础使用率的每年2.750%至3.750%的适用保证金或(B)(1)当日有效的最优惠利率或(2)美国联邦储备系统在该日有效的联邦基金隔夜成本加0.5个百分点(0.50%)计算的,在每种情况下,加上基于我们的借款基础使用率的每年1.750%至2.750%的适用保证金。根据信贷协议的条款,5%的利息罚金可适用于到期未支付或在违约事件发生期间仍未支付的任何未偿还金额。截至2022年9月30日,我们在这项安排下有28,300,000美元未偿还,实际利率为5.93%。假设我们的债务在整个期间保持不变,利率每提高1%对这笔债务的影响将导致截至2022年9月30日的一年的利息支出增加28.3万美元,而我们的经营业绩相应减少28.3万美元。目前,我们不认为我们的流动性受到过去几年债务市场不确定性的重大影响,我们也不认为我们的流动性在不久的将来会受到重大影响。本年度报告中未作其他定义的信贷安排下利率的本描述中的所有资本化术语均具有信贷协议中赋予它们的含义。
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项目8财务报表S和补充数据
注册会计师事务所财务报告内部控制报告(PCAOB ID号 |
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独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID号42) |
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截至2022年和2021年9月30日的资产负债表 |
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截至2022年、2021年和2020年9月30日止年度的业务报表 |
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截至2022年、2022年、2021年和2020年9月30日止年度的股东权益报表 |
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截至2022年、2022年、2021年和2020年9月30日止年度现金流量表 |
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财务报表附注 |
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独立注册会计师事务所报告
致PHX矿业公司的股东和董事会。
财务报告内部控制之我见
我们根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架》(2013年框架)(COSO标准)中确立的标准,审计了PHX Minerals Inc.截至2022年9月30日的财务报告内部控制。我们认为,根据COSO标准,PHX Minerals Inc.(本公司)截至2022年9月30日在所有重要方面都对财务报告进行了有效的内部控制。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准,审计了公司截至2022年9月30日和2021年9月30日的资产负债表,截至2022年9月30日的三个年度的相关经营报表、股东权益和现金流量,以及相关的附注,以及我们2022年12月13日的报告,就此发表了无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制,并对随附的《管理层财务报告内部控制报告》所载财务报告内部控制的有效性进行评估。我们的责任是根据我们的审计,对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所,根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规,我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计,以获得合理的保证,以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。
我们的审计包括了解财务报告的内部控制,评估存在重大弱点的风险,根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性,以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信,我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序,旨在根据公认的会计原则,为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序:(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录;(2)提供合理的保证,即交易被记录为必要的,以便按照公认的会计原则编制财务报表,公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行;(三)提供合理保证,防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
由于其固有的局限性,财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外,对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险,或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/S/安永律师事务所
俄克拉荷马城,俄克拉荷马州
2022年12月13日
49
独立注册会计师事务所报告
致PHX矿业公司的股东和董事会。
对财务报表的几点看法
我们审计了PHX Minerals Inc.(本公司)截至2022年9月30日和2021年9月30日的资产负债表、截至2022年9月30日期间每一年的相关经营报表、股东权益和现金流量以及相关附注(统称为“财务报表”)。我们认为,财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司在2022年9月30日、2022年9月30日和2021年9月30日的财务状况,以及截至2022年9月30日的三个年度的经营结果和现金流量,符合美国公认会计原则。
我们还根据美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准,根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013框架)》中确立的标准和我们2022年12月13日的报告,对公司截至2022年9月30日的财务报告内部控制进行了审计,并对此发表了无保留意见。
意见基础
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所,根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规,我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计,以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证,无论是由于错误还是欺诈。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序,无论是由于错误还是欺诈,以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计,以及评价财务报表的整体列报。我们相信,我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指当期对财务报表进行审计而产生的事项,该事项已传达或要求传达给审计委员会:(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露;(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对财务报表的整体意见,我们也不会通过传达下面的关键审计事项,就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
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生产天然气和石油工作权益资产的折旧、耗尽和摊销 |
有关事项的描述 |
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截至2022年9月30日,公司天然气和石油资产的账面净值为1.324亿美元,与公司天然气和石油资产相关的折旧、损耗和摊销(“DD&A”)费用为720万美元。其中,330万美元涉及营运权益物业的地政总署。如附注1所述,本公司采用成功努力法对其天然气和石油生产活动进行会计处理。本公司独立顾问石油工程师估计,已探明或已探明的已开发储量(视何者适用而定)按生产单位法以个别物业为基准记录工作权益物业的DD&A。已探明的天然气、石油和天然气储量是指估计天然气、石油和天然气的储量,地质和工程数据显示,在现有的经济和运营条件下,这些储量在未来几年有合理的确定性可从已知的油气藏中进行商业开采。该公司的独立咨询石油工程师在该公司的协助下,准备对天然气、石油和天然气储量的估计。这些估计是基于现有的地质和地震数据、储层压力数据、岩心 |
50
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分析报告、测井记录、类似的油藏动态历史、生产数据和其他可用的工程、地质和地球物理信息来源。就DD&A而言,储量估计数基于9月30日之前12个月期间的平均单个产品价格,该价格被确定为该期间内每个月的每月首日价格的未加权算术平均值,除非价格是由合同安排确定的,不包括基于未来条件的升级。天然气、石油和天然气价格波动很大,在很大程度上受到全球生产和消费的影响,不受管理层的控制。 独立咨询石油工程师在评估用于评估天然气、石油和NGL储量的地质和工程数据时,需要做出重大判断。估计储量还需要选择投入,包括天然气、石油和NGL价格假设、运营和资本成本假设以及司法管辖区的税率等。审计公司的工作权益资产DD&A计算尤其复杂,因为使用了独立石油咨询工程师的工作,以及评估了管理层对工程师在估计已探明的已开发天然气、石油和NGL储量时所使用的上述投入的确定。 |
我们是如何在审计中解决这个问题的 |
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我们对公司计算DD&A的流程进行了了解,评估了设计并测试了内部控制的操作有效性,包括管理层对提供给工程师的财务数据的完整性和准确性的控制,以用于评估已探明的已开发天然气、石油和NGL储量。
我们的审计程序包括评估独立石油咨询工程师用于准备天然气、石油和NGL储量估计的专业资格和客观性。此外,在评估我们是否可以使用独立石油咨询工程师的工作时,我们通过与来源文件达成一致,评估了上述工程师在估算已探明天然气、石油和NGL储量时使用的财务数据和投入的完整性和准确性,并确定和评估了佐证和相反的证据。我们还测试了DD&A计算的数学准确性,包括将计算中使用的已探明的已开发天然气、石油和NGL储量与公司的储量报告进行比较。 |
/s/
自1989年以来,我们一直担任该公司的审计师。
俄克拉荷马城
2022年12月13日
51
PHX矿业公司
天平床单
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9月30日, |
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2022 |
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2021 |
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资产 |
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流动资产: |
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现金和现金等价物 |
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天然气、石油和天然气销售应收账款(扣除#美元 |
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可退还的所得税 |
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流动资产总额 |
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按成本价计算的财产和设备,基于成功的努力核算: |
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生产天然气和石油的性质 |
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不生产的天然气和石油性质 |
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减少累计折旧、损耗和摊销 |
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网络属性和设备 |
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经营性租赁使用权资产 |
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应付帐款 |
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衍生工具合约,净额 |
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经营租赁负债的当期部分 |
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应付所得税 |
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应计负债及其他 |
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流动负债总额 |
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长期债务 |
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递延所得税 |
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资产报废债务 |
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衍生工具合约,净额 |
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经营租赁负债,扣除当期部分 |
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总负债 |
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股东权益: |
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有投票权的普通股,面值$ |
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超出票面价值的资本 |
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递延董事薪酬 |
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留存收益 |
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库存股,按成本计算: |
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股东权益总额 |
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总负债和股东权益 |
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请参阅随附的说明。
52
PHX矿业公司
的声明运营
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截至九月三十日止年度, |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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收入: |
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天然气、石油和天然气销售 |
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租赁奖金和租金收入 |
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衍生工具合约的收益(亏损)(附注12) |
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( |
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( |
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成本和支出: |
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租赁运营费用 |
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运输、集聚和营销 |
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生产税 |
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折旧、损耗和摊销 |
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减值准备 |
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利息支出 |
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一般和行政 |
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债务清偿损失 |
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- |
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- |
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资产出售及其他损失(收益) |
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( |
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( |
) |
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( |
) |
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拨备(收益)前的收益(亏损) |
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( |
) |
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( |
) |
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所得税拨备(福利) |
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( |
) |
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( |
) |
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净收益(亏损) |
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$ |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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|||
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普通股基本和稀释后每股收益(亏损)(附注7) |
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$ |
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
|
|
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请参阅随附的说明。
53
PHX矿业公司
库存报表持有者权益
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投票 |
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资本流入 |
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延期 |
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普通股 |
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超过 |
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董事 |
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保留 |
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财务处 |
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|
财务处 |
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股票 |
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金额 |
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面值 |
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补偿 |
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收益 |
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股票 |
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库存 |
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总计 |
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2019年9月30日的余额 |
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$ |
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$ |
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( |
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净收益(亏损) |
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- |
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( |
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购买库存股 |
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向员工持股计划发行库存股 |
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限制性股票奖励 |
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宣布的股息($ |
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( |
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将限制性股票分发给 |
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- |
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( |
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- |
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递延董事的分派 |
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( |
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( |
) |
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- |
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普通股将发行给 |
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股权发行 |
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2020年9月30日的余额 |
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$ |
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$ |
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$ |
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( |
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( |
) |
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$ |
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净收益(亏损) |
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- |
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( |
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- |
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( |
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购买库存股 |
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- |
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限制性股票奖励 |
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宣布的股息($ |
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将限制性股票分发给 |
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- |
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( |
) |
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- |
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( |
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递延董事的分派 |
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( |
) |
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- |
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|
|
- |
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- |
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||||
递延董事薪酬增加记入开支 |
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- |
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- |
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为收购资产而发行的股权 |
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股权发行 |
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在市场上提供产品 |
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2021年9月30日的余额 |
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$ |
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$ |
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( |
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净收益(亏损) |
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购买库存股 |
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限制性股票奖励 |
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- |
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||
宣布的股息($ |
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- |
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- |
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- |
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- |
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( |
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|
- |
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- |
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( |
) |
将限制性股票分发给 |
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( |
) |
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- |
|
|
|
- |
|
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递延董事的分派 |
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( |
) |
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|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|||
递延董事薪酬增加记入开支 |
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|
- |
|
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|
- |
|
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|
- |
|
|
|
|
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|
- |
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|
|
- |
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|
- |
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为收购资产而发行的股权 |
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- |
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|
|
- |
|
|
|
- |
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|
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在市场上提供产品 |
|
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2022年9月30日的余额 |
|
|
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$ |
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$ |
|
|
$ |
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$ |
|
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( |
) |
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( |
) |
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请参阅随附的说明。
54
PHX矿业公司
报表OF现金流
|
|
截至九月三十日止年度, |
|
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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经营活动 |
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净收益(亏损) |
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( |
) |
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$ |
( |
) |
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将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额: |
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折旧、损耗和摊销 |
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|
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生产性能减值 |
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递延所得税准备金 |
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( |
) |
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( |
) |
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矿场租赁费收益 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
租赁费所得矿产面积 |
|
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|||
出售资产的净(利)损 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
员工持股缴费 |
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- |
|
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|
- |
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董事递延薪酬支出 |
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|||
衍生品合约的全部(收益)损失 |
|
|
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( |
) |
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已结算衍生品合约的现金收入(付款) |
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|
( |
) |
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( |
) |
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|
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|
限制性股票奖励 |
|
|
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|
|
|
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|||
债务清偿损失 |
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
其他 |
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
资产变动提供(使用)的现金和 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
天然气、石油和天然气销售应收账款 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
可退还(应付)的所得税 |
|
|
|
|
|
|
|
|
( |
) |
||
其他流动资产 |
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
应付帐款 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
其他非流动资产 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
应付所得税 |
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
应计负债 |
|
|
|
|
|
|
|
|
( |
) |
||
调整总额 |
|
|
|
|
|
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经营活动提供的净现金 |
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投资活动 |
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|||
资本支出 |
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$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
取得矿产和凌驾于专利权使用费权益之上 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
出售资产的净收益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
投资活动提供(使用)的现金净额 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
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融资活动 |
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|
|
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|
|||
信贷安排下的借款 |
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|
|
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|||
偿还贷款本金 |
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|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
股票发行净收益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
场外衍生品合约的现金收入(支付) |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
- |
|
|
购买库存股 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
股息的支付 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
融资活动提供(使用)的现金净额 |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
( |
) |
|
增加(减少)现金和现金等价物 |
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
|
||
年初现金及现金等价物 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
年终现金及现金等价物 |
|
$ |
|
|
$ |
|
|
$ |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
现金流量的补充披露 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
已支付利息(扣除资本化利息) |
|
$ |
|
|
$ |
|
|
$ |
|
|||
已缴纳的所得税(扣除退款后的净额) |
|
$ |
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
非现金投资补充附表及 |
|
|
|
|
|
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55
PHX矿业公司
财务备注ALI报表
September 30, 2022, 2021, and 2020
1.主要会计政策摘要
业务性质
该公司的主要业务是通过积极管理使其现有矿产和特许权使用费资产的价值最大化,并通过收购更多的矿产和特许权使用费权益来扩大其资产基础。该公司拥有矿产和租赁资产以及其他天然气和石油权益,这些资产都位于毗邻的美国,主要是俄克拉何马州、德克萨斯州、路易斯安那州、北达科他州和阿肯色州,在其他几个州也有资产。该公司的天然气、石油和天然气生产来自于
预算的使用
按照美国普遍接受的会计原则编制财务报表,要求管理层作出估计和假设,以影响财务报表和附注中报告的数额和披露。实际结果可能与这些估计不同。
在这些估计和假设中,管理层认为对天然气、原油和天然气储量的估计是最重要的。这些估计影响未经审计的标准化计量披露,以及DD&A和减值计算。公司的独立咨询石油工程师在公司的协助下,每年编制天然气、原油和天然气储量的估计,并每半年更新一次。这些估计基于现有的地质和地震数据、储层压力数据、岩心分析报告、测井记录、类似的油藏动态历史、生产数据和其他可用的工程、地质和地球物理信息来源。出于数据挖掘和分析的目的,并按照美国证券交易委员会确立的指导方针和定义的要求,储量估计数以9月30日之前12个月期间的平均个别产品价格为基础,并以该期间内每个月的每月首日价格的未加权算术平均数确定,除非价格由合同安排确定,不包括根据未来条件而上升的价格。就减值而言,使用管理层估计的预计未来天然气、原油及天然气价格。天然气、原油和天然气价格波动很大,在很大程度上受到全球生产和消费的影响,不受管理层的控制。管理层使用预测的未来天然气、原油和NGL定价假设来编制天然气、原油和NGL储量的估计,用于制定管理层的整体运营决策。
作为工作、特许权使用费和矿产权益的非运营商,该公司在油井运营商获得信息一个多月后才收到天然气、石油和天然气的实际销售量和价格。由于信息的延迟,从适当的运营商以及公共和私人来源收集了最新的可用生产数据,并使用天然气、石油和天然气指数价格来估计这些油井的收入应计。如果从外部来源得不到信息,该公司利用过去的生产收入和估计的销售价格信息来估计其每季度所有其他油井的应计收入。天然气、石油和天然气销售收入的应计收入可能受到许多变量的影响,包括产量快速下降、运营商减产、机械问题油井的关闭以及天然气、石油和天然气市场价格的快速变化。这些变量可能会导致天然气、石油和天然气在任何特定季度末的应计价值过高或过低。根据过去的历史,该公司估计的应计项目在实质上是准确的。
56
陈述的基础
对上期财务进行了某些重新分类,以符合本年度的列报方式。这些重新分类对以前报告的总资产、总负债、净亏损、股东权益或经营现金流没有影响。
现金和现金等价物
现金和现金等价物包括所有活期存款和投资于原始到期日不超过三个月的短期投资的资金。
天然气、石油和天然气销售
该公司向各种客户销售天然气、石油和天然气,将收入确认为天然气、石油和天然气的生产和销售。
应收账款与信用风险的集中
该公司几乎所有的应收账款都来自天然气、石油和天然气的购买者(运营商)。天然气、石油和天然气销售应收账款通常是无担保的。这种行业集中度有可能影响我们的整体信用风险敞口,因为我们的天然气、石油和NGL的购买者以及我们拥有权益的物业的运营商可能同样会受到经济、行业或其他条件变化的影响。在2022、2021和2020年间《公司》做到了
天然气和石油生产活动
该公司遵循成功努力法对天然气和石油生产活动进行会计处理。对于工作利益财产,对成功油井和开发干井的无形钻井和其他成本进行资本化和摊销。勘探井的成本最初是资本化的,但如果油井没有达到商业生产水平,就会从收入中扣除。天然气和石油、矿产和租赁成本在发生时被资本化。
矿业权租赁
该公司通过将其矿产权益出租给勘探和生产公司来获得租赁红利。租赁协议代表本公司与第三方的合同,一般转让发现的任何天然气、石油或天然气的权利,授予本公司特定的特许权使用费权益,并要求钻井和完井作业在指定的时间段内开始。控制权转移给承租人,本公司已在签订租赁协议时履行其履约义务,以便在收到租赁红利付款时确认收入。本公司根据ASC 932所载指引,将租赁红利作为运输工具入账,并确认租赁红利为收回成本,任何超出其成本基准的矿产均视为收入。超出矿物基础的租赁红利在本公司经营报表的租赁红利和租赁分项中显示。
衍生品
该公司利用衍生品合约减少其对天然气和石油价格短期波动的风险敞口。这些衍生品以公允价值计入资产负债表。该公司已选择不完成必要的文件要求,以允许这些衍生品合同作为现金流对冲入账。
57
物业和设备
折旧、损耗和摊销
生产天然气及石油物业的成本的折旧、损耗及摊销一般采用生产单位法计算,主要以已探明或已探明的已开发储量(如适用)作为个别物业基础,由本公司的独立顾问石油工程师估计。本公司钻探及装备所有开发井及已探明储量的探井的资本化成本,在相关已探明已开发储量的剩余寿命内按生产单位摊销。营运权益物业的租赁成本按产量单位在相关总探明储量的剩余寿命内摊销。家具和固定装置的折旧是用直线法计算的。至
非生产的天然气和石油资产包括非生产的矿物,其账面净值为$
当在公司的矿产面积上钻探一口新井时,相关矿物契约的所有非生产矿物成本都转移到生产矿物上,并在一年内直线摊销
资本化利息
在.期间2022, 2021, and 2020,
应计负债
下表显示了终了年度的结余。2022年9月30日和2021年9月30日,与公司应计负债有关:
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截至九月三十日止年度, |
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2022 |
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2021 |
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应计补偿 |
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应付收入 |
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累计从价计价 |
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其他 |
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应计负债总额 |
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2022年应计薪酬的增加主要是由于公司业绩驱动的短期激励性薪酬。
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资产报废债务
该公司拥有天然气和石油资产的权益,这可能需要在油井经济寿命结束时封堵和废弃油井的支出。报废和移除长期资产的法定债务的公允价值记录在发生债务的期间(通常是当资产安装在生产地点时)。在最初记录负债时,通过增加相关财产和设备的账面金额来资本化这一成本。随着时间的推移,负债因其现值的变化而增加,财产和设备的资本化成本在剩余资产的使用年限内折旧。本公司并无任何为清偿资产报废债务而受限制的资产。
环境成本
由于该公司直接参与自然资源的开采和使用,因此它受联邦、州和地方有关环境和生态问题的各种规定的约束。遵守这些法律可能需要大量的资本支出。本公司不相信现行环境法律或其解释的存在会对本公司的业务运作造成重大阻碍或不利影响;然而,不能保证新的法律或其解释对本公司的未来影响。由于本公司不经营其拥有权益的任何油井,因此实际遵守环境法律的情况由油井运营商控制,由本公司负责其按比例分摊的相关成本(仅限于开采权益油井)。该公司承保责任保险和污染控制保险。然而,由于保险的可用性和费用的原因,并不是所有的风险都被投保了。
环境责任在历史上并不是实质性的,当很可能发生了损失并且该损失的数额是可以合理估计的时,就予以确认。环境负债在应计时,是基于对预期未来成本的估计。2022年和2021年9月30日,没有这样的费用应计。
普通股每股收益(亏损)
每股收益(亏损)的计算方法是净收益(亏损)除以已发行普通股的加权平均数,再加上期内未发行的既有董事递延薪酬股份。
基于股份的薪酬
本公司确认其非雇员董事递延薪酬计划(“该计划”)的当前薪酬成本。薪酬成本确认为已赚取的必要董事酬金,而未发行股票则根据赚取当日股票的公平市值计入每个董事的账户。该计划规定,只有在董事退休、终止或死亡或本公司控制权变更时,才可向董事发行根据该计划应计的股份。
根据《员工持股计划会计准则》,公司将计入员工持股计划的股票的公允市值作为费用入账。
对高级管理人员和员工的限制性股票奖励规定,在
所得税
对本公司将记录的所得税金额的估计涉及对复杂的税收法律法规的解释,以及完成复杂的计算,包括确定本公司的百分比损耗扣除。尽管公司管理层认为其应计税款是足够的,但未来可能会出现差异,这取决于悬而未决的税收法规和新的税收法规的解决。递延所得税采用负债法计算,并根据公司资产和负债的财务基础和纳税基础之间的所有临时差异进行拨备。
该公司的所得税准备金与法定税率不同,主要是因为估计的联邦和州福利是由估计的联邦和俄克拉何马州超额百分比消耗产生的,这是永久性的税收优惠。联邦和俄克拉何马州的超额百分比损耗只能在超过成本损耗的情况下计算,成本损耗是以生产单位计算的。
59
联邦超额百分比损耗(仅限于某些产量和某些收入水平)和俄克拉何马州超额百分比损耗(对产量没有限制)都会减少估计的应税收入或增加任何一年的估计应税损失。联邦和俄克拉何马州的超额百分比耗尽,当预计本年度的所得税拨备时,会降低实际税率,而其影响是,当预计本年度的所得税福利时,提高有效税率。联邦和俄克拉荷马州的超额百分比损耗和超额税收优惠以及基于股票的补偿不足带来的好处与一个时期记录的税前收益(亏损)金额没有直接关系。因此,在记录的税前收益或亏损相对较小的时期,这些项目对实际税率的比例影响可能会很大。截至2022年9月30日的年度的实际税率为
确认税务状况的财务报表影响的门槛是,基于技术上的优点,该状况更有可能由税务机关维持。已确认的税务头寸最初及其后均按最终与税务机关达成和解后最有可能变现的最大税务优惠金额计量。该公司在美国联邦司法管辖区和各州司法管辖区提交所得税申报单。除允许可能延长评估期限的法定例外情况外,公司在2019年之前的财政年度不再接受美国联邦、州和地方所得税审查。
该公司在其经营报表中包括税务机关评估的利息、费用以及与一般所得税和行政费用有关的罚款。截至2022年、2021年和2020年9月30日的财政年度,公司的利益和罚款并不重要。本公司并不相信其有任何重大不确定的税务状况。
近期会计公告
标准 |
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描述 |
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领养日期 |
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对财务报表或其他重大事项的影响 |
采用新的会计公告 |
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ASU 2016-02, 租契 (主题842) |
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此更新将取代主题840中的租赁要求,租契,要求承租人确认资产负债表上归类为经营性租赁的租赁资产和租赁负债。 |
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Q1 2020 |
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有关本公司采纳本准则的进一步详情,请参阅附注2.租约及承诺书。 |
ASU 2018-11,租赁(主题842),有针对性的改进和ASC 842 |
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这一更新将使各实体能够在通过之日而不是在财务报表中列报的最早比较期间适用新准则的过渡规定,并使各实体能够在采用新租赁标准的当年列报的比较期间内继续适用专题840中的遗留指导意见,包括披露要求。选择这一选择的实体仍将采用新的租赁标准,采用经修订的追溯过渡法,但将在采用期间确认留存收益期初余额的累计影响调整,而不是在列报的最早期间。 |
|
Q1 2020 |
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有关本公司采纳本准则的进一步详情,请参阅附注2.租约及承诺书。 |
ASU 2016-13, 金融工具–信贷损失(主题326):金融工具信贷损失的计量. |
|
这一标准改变了实体将如何计量大多数金融资产和某些其他工具的信贷损失,这些工具不是通过净收入以公允价值计量的。该标准将用按摊余成本计量的工具的预期损失模型取代目前要求的已发生损失方法。 |
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Q1 2021 |
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这一更新的采用并未对公司的资产负债表、经营报表或流动资金产生实质性影响。该公司在天然气、石油和NGL销售应收账款方面的信用损失并不重要。 |
ASU 2019-12, 简化所得税的会计核算. |
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这一标准旨在通过删除某些例外情况和修改现有指导方针来澄清和简化所得税的会计处理。 |
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Q1 2022 |
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采用这一最新情况并未对公司的财务报表和相关披露产生实质性影响。 |
财务会计准则委员会已经发布或提议的其他会计准则,或其他标准制定机构,以及在未来日期之前不需要采用的,预计在采用时不会对公司的财务报表产生实质性影响。
2.租约和承担
租契的评估
60
本公司通过考虑(I)已在协议中明示或隐含确定的资产是否已在协议中部署以及(Ii)本公司从使用该标的资产中获得几乎所有经济利益,并指示该资产在协议期限内的使用方式和用途,来确定安排是否为租赁。截至2022年9月30日,本公司的租赁均未被归类为融资租赁。经营租赁负债指本公司支付租赁所产生的租赁款项的义务。本公司签订了一项
ROU资产代表公司在租赁期内使用标的资产的权利,经营性租赁负债代表公司支付租赁产生的款项的义务。净收益资产于开始日期确认,由租赁期内剩余租赁付款的现值、初步直接成本及预付租赁付款减去任何租赁优惠组成。经营租赁负债于开始日期根据租赁期内剩余租赁付款的现值确认。本公司采用隐含利率(如可随时厘定)或其递增借款利率(基于生效日期所得资料)以厘定租赁付款的现值。
租赁条款可包括在合理确定本公司将行使该期权时延长租约的期权所涵盖的期间,以及在不合理确定本公司将行使该期权时终止租赁的期权所涵盖的期间。租赁付款的租赁费用将在租赁期限内以直线基础确认。该公司作出了一项会计政策选择,不确认条款(包括适用的期权)在公司资产负债表上少于12个月的租赁,并在租赁期限内以直线基础在公司的营业报表中确认这些租赁付款。如果公司的假设和预期发生变化,它可能不得不修改其ROU资产和经营租赁负债。
下表为截至以下日期的经营租赁负债到期日2022年9月30日:
2023 |
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2024 |
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2025 |
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2026 |
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2027 |
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此后 |
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- |
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租赁付款总额 |
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减去:推定利息 |
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总计 |
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3.收入
天然气和石油衍生产品合约
有关本公司衍生工具合约的会计处理,请参阅附注12。
与客户签订合同的收入
天然气、石油和天然气销售
天然气、石油和天然气的销售在生产被出售给购买者并且控制权已经转移时确认。石油在交货日根据购买者公布的现行价格定价,并根据石油质量和实际位置进行某些调整。本公司收到的天然气和天然气价格与市场指数挂钩,并根据油井是否输送到集输管道、天然气的质量和热含量以及当前的供需状况等因素进行某些调整,从而使天然气价格波动,以保持与其他可用天然气供应的竞争力。这些市场指数是按月确定的。每个商品单位被视为单独的履约义务;然而,由于对价是可变的,本公司利用标准允许的可变对价分配例外情况,将可变对价分配给与其相关的特定商品单位。
61
天然气、石油和天然气收入的分解
下表列出了该公司截至本年度的天然气、石油和天然气收入的分类2022年9月30日。
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截至2022年9月30日的年度 |
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专利权使用费权益 |
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工作利益 |
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总计 |
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天然气收入 |
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石油收入 |
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NGL收入 |
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天然气、石油和天然气销售 |
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履约义务
本公司在向买方交付其产品和相关所有权转让时,履行其天然气、石油和天然气销售合同项下的履约义务。在产品交付后,本公司有权从其购买者那里收取与转让的产品价值相对应的对价。
交易价格在剩余履约债务中的分配
天然气、石油和天然气销售
由于本公司已确定每一单位产品通常代表一项独立的履约义务,未来成交量完全未得到满足,因此不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。本公司利用ASC 606中的实际权宜之计,允许公司将可变对价分配给合同中的一项或多项但不是所有履约义务,前提是可变报酬的条款具体涉及公司履行该履约义务的努力,并且将可变金额分配给履约义务符合ASC 606项下的分配目标。此外,在这一实际权宜之计下,公司不会披露可变对价。
上期履约债务和合同余额
公司在产品交付给购买者的当月记录收入。作为非运营商,该公司对新油井开始生产的时间的可见性有限,可能无法收到生产报表至
4.所得税
本公司所得税准备(利益)详列如下:
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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联邦制 |
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62
以下分析了9月30日终了年度所得税准备金(福利)与对所得税准备金(福利)前收入适用联邦法定税率所产生的数额之间的差异:
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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按法定税率计提所得税准备金(福利) |
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更改估值免税额 |
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耗尽百分比 |
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州所得税,扣除联邦规定(福利)后的净额 |
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NOL结转率的影响 |
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限制性股票税收优惠 |
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递延董事补偿利益 |
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法律变革 |
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由于财务报表账面金额与资产和负债的计税基础之间的差异而产生的递延税项资产和负债,在9月30日包括以下内容:
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2022 |
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2021 |
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递延税项负债: |
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超过税基的财务基础,主要是无形的 |
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衍生工具合约 |
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递延税项负债总额 |
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递延税项资产: |
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国家净营业亏损结转 |
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联邦净营业亏损结转 |
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法定损耗结转 |
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资产报废债务 |
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递延董事薪酬 |
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限制性股票费用 |
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衍生工具合约 |
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其他 |
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递延税项资产总额 |
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递延税项资产估值准备 |
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国家北环线估值免税额 |
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递延税金(资产)负债净额 |
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计入2022年9月30日结转的国家营业净亏损,公司的递延税金资产为#美元。
联邦冠状病毒援助、救济和经济安全法案(“CARE法案”)于2020年3月27日颁布。CARE法案通过允许一项
63
5.债务
2021年9月1日,本公司签订了$
本公司的债务在其资产负债表上按账面金额入账。信贷安排的账面金额接近公允价值,因为利率反映了市场利率。与信贷安排相关的债务发行成本在公司资产负债表上以其他净额列示。截至2022年9月30日,扣除摊销后的总债务发行成本为$
借款基数的厘定每半年(通常为6月及12月)或银行自行决定认为本公司的天然气及石油资产价值发生重大变动时作出。信贷安排包含惯例契诺,其中包括要求定期提交财务和准备金报告,并对本公司的负债、留置权、进行根本性改变以及与关联公司进行某些交易施加某些限制。信贷协议亦限制本公司在下列情况下作出某些受限制付款的能力:(I)在受限制付款之前或之后,可用承诺额少于10%(
6.股东权益
于二零一四年五月,董事会通过股票回购决议案(“回购计划”),允许管理层酌情购买本公司普通股作为库存股,金额相当于根据经修订的二零一零年限制性股票计划(“二零一零年股票计划”)授予的普通股股份总数,该等股份由本公司贡献予其员工持股计划,并根据非雇员董事递延补偿计划记入董事账目。
自2018年5月起,董事会批准了对公司现有股票回购计划的修订。经修订后,回购计划继续允许公司回购最多$
于2021年8月25日,本公司订立于市场上发售股权的销售协议,根据该协议,本公司可不时发售及出售
64
7.每股收益(亏损)(“EPS”)
每股普通股基本和稀释后收益(亏损)的计算方法是净收益(亏损)除以已发行普通股的加权平均数,包括未发行的、既有的董事递延补偿股份。
截至2021年9月30日及2020年9月30日止年度,该公司没有将限制性股票计入稀释后的每股收益,因为这会产生反稀释的效果。不计入稀释每股收益计算的限制性股票的平均流通股为
下表列出了每股收益(亏损)的计算方法。
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截至九月三十日止年度, |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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基本每股收益 |
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8.401K计划和员工持股计划(“ESOP”)
该公司的员工持股计划成立于1984年,是一项符合税务条件的固定缴款计划。公司的出资由董事会酌情决定,到目前为止,所有的出资都是以公司普通股的股票作出的。对于普通股的贡献,公司将所贡献的股票的公允市值计入费用。自2021年1月1日起,公司终止了员工持股计划,并建立了新的固定缴款401K计划。所有员工持股计划参与者都完全拥有他们账户中持有的所有公司普通股,这些股票被转移到他们的新401K账户。该公司开始匹配
对这些计划的贡献包括:
年 |
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平面图 |
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股票 |
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金额 |
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2022 |
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401K |
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2021 |
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401K |
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2020 |
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员工持股计划 |
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9.董事递延薪酬计划
每年,独立董事可选择纳入本公司的非雇员董事递延董事薪酬计划(“计划”)。该计划规定,每个独立的董事可以单独选择未来未发行的公司普通股,而不是现金作为全部或部分年度聘用金,并可以选择在发行时接受股票,最长为年度期间
65
许诺未来发行该等股份是本公司的一项无担保债务。截至2022年9月30日,有
10.限制性股票计划和长期激励计划
2010年3月,股东批准了公司的2010年股票计划,该计划提供了
2010年6月,公司开始将公司普通股的股份作为限制性股票(按时间计算)授予某些高管。限制性股票在归属期间结束时归属,并包含在归属期间获得股息和投票权的不可没收的权利。股份的公允价值以股份于授出日期的收市价为基础,并将于归属期间按比例确认为补偿开支。归属后,股份预计将从国库持有的股份或本公司授权但未发行的股份中发行。
2010年12月,公司还开始在一定的股价表现标准(以市场为基础)的情况下,向某些高管授予公司普通股作为限制性股票。这些股份的归属是基于普通股在归属期间的市场价格表现。业绩股份的公允价值于授出日采用蒙特卡罗估值模型估计,该模型计入业绩股份预期年期内的预期价格波动、无风险利率及市况的可能结果等资料。业绩股份的补偿开支为于授出日期厘定的固定金额,并于归属期间确认,不论是否于归属期间结束时授予业绩股份。
2014年5月,公司还开始向非雇员董事授予公司普通股股份作为限制性股票(以时间为基础)。限制性股票每年授予一次。股份的公允价值以股份于授出日期的收市价为基础,并将于归属期间按比例确认为补偿开支。归属后,股份预计将从国库持有的股份或本公司授权但未发行的股份中发行。
2021年3月,股东批准了PHX Minerals Inc.2021年长期激励计划(LTIP)。于LTIP前根据本公司二零一零年股票计划授出的奖励条款及条件不受采用LTIP的影响。LTIP明确禁止在奖励归属日期之前支付任何奖励的股息或股息等价物。LTIP下的裁决将受本公司可能不时采取的任何追回或收回政策或奖励协议中规定的任何追回或重新收购条款的约束。
2021年1月5日,公司授予
2021年3月22日,公司授予
66
2022年3月2日,公司以计时限售股和市场化限售股的形式向公司董事、员工和高级管理人员授予普通股股份。非雇员董事收到
2022年4月1日,公司以计时限售股形式向新董事授予普通股股份。非员工董事收到了
限制性股票奖励的补偿费用在G&A中确认。奖励的丧失在发生时确认。
下表汇总了本公司截至本年度的税前薪酬支出2022年9月30日。和2020年,与公司基于市场、基于时间和基于业绩的限制性股票有关:
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截至九月三十日止年度, |
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2022 |
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2020 |
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以市场为基础的限制性股票 |
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基于时间的限制性股票 |
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基于业绩的限制性股票 |
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总补偿费用 |
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下表汇总了该公司未确认的基于市场、基于时间和基于业绩的限制性股票的未确认补偿成本,以及预计确认补偿成本的加权平均期间:
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无法识别 |
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加权平均 期间 |
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以市场为基础的限制性股票 |
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基于时间的限制性股票 |
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基于业绩的限制性股票 |
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总计 |
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归属后,股份预计将从国库持有的股份和授权但未发行的股份中发行。
67
以下是限制性股票奖励的未归属股份的状况和变化摘要:
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基于市场的 |
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加权 |
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基于时间的 |
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加权 |
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基于性能的 |
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加权 |
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截至9月30日的未归属股份, |
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授与 |
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既得 |
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截至9月30日的未归属股份, |
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授与 |
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被没收 |
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截至9月30日的未归属股份, |
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授与 |
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既得 |
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被没收 |
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截至9月30日的未归属股份, |
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2022年既得股份的内在价值为$
11.物业和设备
减损
截至2022年9月30日止年度内,公司记录了
于截至2021年9月30日止年度内,本公司录得减值$
在截至2020年3月31日的季度内,减值为
天然气、石油和天然气价格的进一步下调或储备量的下降可能会导致未来期间的额外减值,这可能对公司来说是重大的。
资产剥离
68
截至的季度 |
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净矿产英亩(1)/井眼(2) |
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销售价格 (4) |
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得/(失) (4) |
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位置 |
2022年9月30日 |
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好的 |
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Ar |
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TX |
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钕 |
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June 30, 2022 |
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TX |
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好的 |
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好的 |
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$- |
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好的 |
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好的 |
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AR/OK/TX |
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March 31, 2022 |
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NM/TX |
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TX |
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2021年12月31日 |
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好的 |
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OK/TX |
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Ar |
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2021年9月30日 |
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没有重大资产剥离 |
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June 30, 2021 |
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中央盆地平台,德克萨斯州 |
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March 31, 2021 |
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没有重大资产剥离 |
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2020年12月31日 |
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没有重大资产剥离 |
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69
(1)
(2)
(3)不包括非实质性资产剥离。
(4)
收购
截至的季度(4) |
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净版税英亩(1)(2) |
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现金 |
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已发行股份数量(3) |
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购买总价(1) |
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感兴趣的领域 |
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2022年9月30日 |
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海恩斯维尔/洛杉矶 |
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独家新闻/确定 |
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海恩斯维尔/洛杉矶 |
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海恩斯维尔/洛杉矶 |
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海恩斯维尔/洛杉矶 |
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海恩斯维尔/洛杉矶 |
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独家新闻/确定 |
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June 30, 2022 |
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独家新闻/确定 |
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海恩斯维尔/洛杉矶 |
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海恩斯维尔/洛杉矶 |
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独家新闻/确定 |
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德克萨斯州海恩斯维尔/洛杉矶 |
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海恩斯维尔/洛杉矶 |
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海恩斯维尔/洛杉矶 |
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独家新闻/确定 |
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March 31, 2022 |
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独家新闻/确定 |
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海恩斯维尔/洛杉矶 |
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海恩斯维尔/德克萨斯州 |
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独家新闻/确定 |
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海恩斯维尔/德克萨斯州 |
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2021年12月31日 |
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海恩斯维尔/洛杉矶 |
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海恩斯维尔/洛杉矶 |
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独家新闻/确定 |
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海恩斯维尔/德克萨斯州 |
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海恩斯维尔/洛杉矶 |
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独家新闻/确定 |
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2021年9月30日 |
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德克萨斯州海恩斯维尔/洛杉矶 |
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June 30, 2021 |
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海恩斯维尔/洛杉矶 |
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海恩斯维尔/德克萨斯州 |
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独家新闻/确定 |
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March 31, 2021 |
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没有重大收购 |
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2020年12月31日 |
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海恩斯维尔/德克萨斯州 |
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海恩斯维尔/德克萨斯州 |
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海恩斯维尔/德克萨斯州 |
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独家新闻/确定 |
(1)
(2)
(3)
(4)按时间顺序排列,最新的在顶部。
2020年、2021年和2022年进行的所有购买都是矿产和特许权使用费面积,并被计入资产收购。
70
资产报废债务
下表显示了截至年底的活动。2022年9月30日和2021年9月30日,与公司的资产报废义务有关:
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2022 |
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2021 |
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年初的资产报废债务 |
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收购或钻探的油井 |
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油井出售或封堵 |
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截至年底的资产报废债务 |
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作为一家非运营商,该公司不控制其拥有工作权益的油井的封堵,也不参与封堵合同条款的谈判。这一估计依赖于从外部来源收集的信息以及直接从运营商那里获得的相关信息。
12.衍生工具
公司签订了固定互换合同和无成本领子合同。这些工具旨在减少该公司对天然气和石油价格短期波动的风险敞口。领子合同设定固定的底价和固定的上限价格,如果指数价格低于下限,则向公司支付款项,如果指数价格高于上限,则要求公司付款。固定掉期合约设定一个固定价格,如果指数价格低于固定价格,则向公司支付款项,如果指数价格高于固定价格,则要求公司付款。这些合同仅涵盖该公司天然气和石油生产的一部分,仅针对天然气和石油价格下跌提供部分价格保护,并可能限制未来价格上涨的好处。
2021年9月2日,该公司与BOKF达成了包括掉期和无成本领口在内的所有衍生品合同,支付了$
截至生效的衍生工具合约2022年9月30日
财务期 |
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合同总量 |
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索引 |
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合同平均价格 |
天然气无成本接箍 |
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2023 |
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纽约商品交易所亨利·哈勃 |
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2024 |
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纽约商品交易所亨利·哈勃 |
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天然气固定价格掉期 |
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2023 |
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纽约商品交易所亨利·哈勃 |
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2024 |
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纽约商品交易所亨利·哈勃 |
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免油衣领 |
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2023 |
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纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 |
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石油固定价格掉期 |
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2023 |
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纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 |
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纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 |
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71
本公司衍生工具合约的公允价值为净负债$
|
截至9月30日的年度, |
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2022 |
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2021 |
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已结算衍生品合约收到(支付)的现金: |
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石油固定价格掉期(1) |
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结算衍生品合约收到(支付)的现金,净额 |
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( |
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衍生工具合约的非现金收益(亏损): |
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天然气无成本接箍 |
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天然气固定价格掉期 |
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免油衣领 |
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石油固定价格掉期 |
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衍生工具合约的非现金收益(亏损),净额 |
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衍生工具合约的净收益(亏损) |
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(1)
本公司根据总净额结算安排与同一交易对手签订的衍生工具合约所确认的公允价值金额可予抵销。公司可以选择是否抵消,但必须始终如一地实施这一选择。如果报告实体与单一对手方签订了多份合同,而这些合同须遵守一项合同协议,规定在任何一份合同违约或终止的情况下,通过单一货币一次付款对所有合同进行净额结算,则存在总净额结算安排。抵销就与单一交易对手订立的未清偿衍生工具合约确认的公允价值,导致交易的公允价值净值在资产负债表上作为资产或负债列报。下表汇总并核对了公司在2022年9月30日和2021年9月30日在资产负债表上从毛值回到公允价值净值的衍生品合约的公允价值。该公司已在2022年9月30日和2021年9月30日在公司资产负债表上冲销了符合主要净额结算协议的所有金额。
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9/30/2022 |
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9/30/2021 |
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公允价值 |
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公允价值 |
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商品合同 |
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商品合同 |
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当前 资产 |
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非当前 |
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非当前 |
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流动资产 |
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非当前 |
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确认的总金额 |
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抵销调整 |
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资产负债表的净列报 |
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衍生资产和衍生负债的公允价值是根据信用风险进行调整的。在本报告所述的所有时期内,信用风险的影响都不重要。
13.公允价值计量
公允价值被定义为在市场参与者之间的有序交易中从出售资产中获得的或为转移负债而支付的金额,即退出价格。为了估计退出价格,使用了一个三级层次结构。公允价值层次将投入分为三个级别,广义上指的是市场参与者在为资产或负债定价时将使用的假设。
72
第1级:活跃市场的未调整报价,在计量日期可获得相同的、不受限制的资产或负债的报价。本公司认为活跃市场是指资产或负债交易发生的频率和数量足以持续提供定价信息的市场。
第2级:不活跃的市场报价,或在资产或负债的整个期限内直接或间接可观察到的投入。这一类别包括公司使用可观察到的市场数据对其进行估值的衍生工具。几乎所有这些投入在整个衍生工具的整个期限内都可以在市场上观察到,可以从可观察到的数据中得出,或得到在市场上执行交易的可观察水平的支持。这类工具包括非交易所交易的衍生品,如场外商品固定价格掉期和商品期权(即价格环)。
本公司使用期权衍生合约的期权定价估值模型,该模型考虑了各种因素,包括:未来价格、时间价值、波动性因素、交易对手信用风险以及标的工具的当前市场和合同价格。然后将计算的值与交易对手给出的值进行比较,以确定其合理性。
第3级:根据价格或估值模型进行计量,这些价格或估值模型需要对公允价值计量有重大意义的投入,且客观来源不可观察(或较少可观察到)(市场活动很少或没有市场活动支持)。
下表提供按公允价值经常性计量的金融资产和负债的公允价值计量信息。
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2022年9月30日的公允价值计量 |
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引用 |
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意义重大 |
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无法观察到的重要输入 |
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总计 公平 |
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(1级) |
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(2级) |
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(3级) |
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价值 |
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金融资产(负债): |
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衍生品合约-掉期 |
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衍生品合约--领口 |
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公允价值于2021年9月30日计量 |
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引用 |
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意义重大 |
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无法观察到的重要输入 |
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总公平 |
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(1级) |
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(2级) |
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(3级) |
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价值 |
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金融资产(负债): |
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衍生品合约-掉期 |
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- |
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) |
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- |
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$ |
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) |
下表列出了与公允价值层次结构中按公允价值在非经常性基础上计量的某些资产相关的减值。
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截至九月三十日止年度, |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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公允价值 |
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减损 |
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公允价值 |
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减损 |
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公允价值 |
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减损 |
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生产属性(a) |
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73
在2022年9月30日和2021年9月30日由于现金及现金等价物、应收账款及应付账款的到期日较短,因此现金及现金等价物、应收账款及应付款项的账面价值被视为代表各自的公允价值。金融工具包括债务,由于本公司循环信贷安排的账面价值接近公允价值,因此其估值被归类为2级,因为利率反映了市场利率。估计的当前市场利率主要是根据目前提供的类似金额和条件的借款利率计算的。此外,与债务协议的不履行风险有关的估值投入调整被认为没有必要。
14.关于天然气和石油生产活动的信息
该公司的天然气和石油生产活动在毗邻的美国境内进行(主要在俄克拉何马州、德克萨斯州、路易斯安那州、阿肯色州和北达科他州),基本上代表了该公司的所有业务活动。
下表显示了年内通过不同运营商/采购商向主要采购商销售的百分比2022, 2021 and 2020.
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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A公司 |
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B公司 |
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% |
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% |
失去这些天然气、石油和天然气生产的主要买家中的任何一家,都可能对本公司生产和销售其天然气、石油和天然气生产的能力产生重大不利影响。
15.后续活动
《信贷协议第三修正案》
于2022年12月7日,本公司订立信贷协议第三修正案(“第三修正案”)。根据《第三修正案》的规定,除其他变化外,(A)信贷安排下的借款基数重申为#美元。
上述对《第三修正案》实质性条款和条件的描述并不声称是完整的,而是通过参考《第三修正案》全文加以限定的,该修正案作为本年度报告的附件10.8以Form 10-K的形式提交。
收购
在2022年9月30日之后,公司已经完成了对以下公司的额外收购
财政年度的变化和附例的修订
2022年12月9日,公司董事会批准将财政年度从10月1日起至9月30日止的12个月改为自1月1日起至12月31日止的12个月。该公司计划提交2022年10月1日至2022年12月31日过渡期的10-Qt表格过渡报告。公司2023财年将从2023年1月1日开始,到2023年12月31日结束。
为了反映会计年度的变化,公司董事会通过了对公司章程的修订,自2022年12月9日起生效。本公司附例第7.08节已作出修订,规定本公司的财政年度应由十二(12)个日历月组成,终止日期为每个日历年度的12月31日,而不是每个日历年度的9月30日。此外,公司章程第7.08节已被修订,以规定董事会
74
可在不修订附例的情况下,在董事会任何特别会议或例会上,以全体董事会过半数成员通过的决议,进一步更改本公司的财政年度。
经修订及重新修订的公司章程副本以表格10-K作为本年度报告的附件3.2存档。
实质性最终合同的终止
于2022年12月12日,本公司自愿终止其于2021年8月25日订立并经与Stifel订立的于2022年5月10日修订的第1号修正案(“自动柜员机协议”)的按市场发售股票销售协议。根据自动柜员机协议,本公司获授权不时透过Stifel或向Stifel提供及出售最多
16.关于天然气、石油和天然气储量的补充资料(未经审计)
总资本化成本
截至9月30日,天然气和石油财产的资本化成本及相关累计折旧、损耗和摊销总额如下:
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2022 |
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2021 |
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生产属性 |
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非生产矿物 |
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非生产型租赁 |
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累计折旧、损耗和摊销 |
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净资本化成本 |
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$ |
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已招致的费用
在截至9月30日的年度内,该公司在天然气和石油生产活动中产生了以下成本:
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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物业购置成本 |
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开发成本 |
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75
天然气、石油和天然气已探明储量估算
以下有关公司天然气、石油和天然气储量的未经审计的信息是根据美国证券交易委员会和财务会计准则委员会颁布的披露要求提供的.
已探明的天然气和石油储量是指,通过对地球科学和工程数据的分析,在提供经营权的合同到期之前,可以合理确定地估计出经济上可生产的天然气和石油储量--从某一日期起,从已知的储藏层,以及在现有的经济条件、运营方法和政府法规下--除非有证据表明,无论采用确定性方法还是概率方法进行估计,续签都是合理确定的。现有的经济条件包括确定水库经济生产能力的价格和成本。价格应为报告所涉期间结束日期之前12个月期间的平均价格,确定为该期间内每个月的每月第一天价格的未加权算术平均值,除非价格由合同安排确定,不包括基于未来条件的升级。开采碳氢化合物的项目必须已经开始,或者操作员必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。被认为已探明的储集层区域包括:(I)通过钻探确定并受流体界面(如果有)限制的区域,以及(Ii)邻近的未钻探部分,根据现有的地球科学和工程数据,可以合理确定地判断该储集层是连续的,并含有经济上可生产的天然气或石油。在缺乏流体接触数据的情况下,储集层中已探明的数量受到油井渗透率中已知的最低碳氢化合物的限制,除非地球科学, 工程或性能数据和可靠的技术以合理的确定性建立了较低的联系。如果钻井的直接观察已经确定了已知的最高石油海拔,并且存在相关天然气盖层的潜力,只有当地球科学、工程或动态数据和可靠的技术合理确定地建立起较高的联系时,才可能在储层结构较高的部分分配已探明的石油储量。在以下情况下,可通过应用改进的开采技术(包括但不限于注入流体)经济地生产的储量包括在以下情况下:(I)试点项目在油藏区域的成功测试,其物性不比整个油藏更有利,在油藏或类似油藏中安装的程序的运行,或使用可靠技术的其他证据,证明了作为项目或方案基础的工程分析的合理确定性;以及(Ii)项目已获得包括政府实体在内的所有必要各方和实体的批准进行开发。
德克萨斯州沃斯堡的独立咨询石油工程公司Cawley,Gillesbie and Associates,Inc.(CG&A)准备了该公司截至2022年9月30日的天然气、石油和天然气储量估计,德克萨斯州达拉斯的独立咨询石油工程公司DeGolyer和MacNaughton准备了该公司截至2021年9月30日和2020年9月30日的天然气、石油和天然气储量估计。
公司的独立咨询石油工程公司估计了公司已探明的天然气、石油和天然气净储量,这些储量位于毗邻的美国,截至2022年9月30日、2021年和2020年。储量估计是通过使用适当的地质、石油工程和评估原则和技术来编制的,这些原则和技术符合石油工程师协会出版的题为《石油和天然气储量信息估计和审计标准(截至2007年2月19日修订)》中石油行业普遍认可的做法。在分析每个油藏时使用的方法或方法组合是根据类似油藏的经验、开发阶段、基础数据的质量和完整性以及生产历史进行调整的。
所有储量估算均由公司工程部副部长总裁审批。工程部副总裁和内部工作人员与独立咨询石油工程师密切合作,确保为他们的储量估计过程提供的数据的完整性、准确性和及时性。该公司向独立咨询石油工程师提供所有物业的历史信息(如所有权权益、天然气和石油产量、油井测试数据、大宗商品价格、运营成本、手续费和开发成本)。全年,工程部副总裁和内部员工定期与独立咨询石油工程师的代表会面,审查物业并讨论方法和假设。
储量估计是通过使用适当的地质、石油工程和评估原则和技术来编制的,这些原则和技术符合美国证券交易委员会S-X规则第4-10(A)(1)-(32)条的储量定义,并符合石油工程师学会题为《关于石油和天然气储量信息的估计和审计的标准(2019年6月修订)》的出版物以及石油评价工程师学会出版的专著3和专著4中提出的石油行业普遍认可的做法。在分析每个油藏时所使用的方法或方法组合是根据类似油藏的经验、开发阶段、基础数据的质量和完整性以及生产历史进行调整的。根据目前油田开发阶段、生产动态、开发计划以及利用测试或生产数据对现有油井进行顶替的区域分析,确定了储量。
76
被归类为已证实的。已探明的未开发储量估计为已获准、目前正在钻探、已钻探但尚未完成、或运营商已向本公司表示有意钻探的地点。
对于非常规油藏的评价,采用了一种基于动态的方法,综合了适当的地质和石油工程数据。基于绩效的方法主要包括(1)生产诊断、(2)递减曲线分析和(3)基于模型的分析(如有必要,基于数据的可用性)。生产诊断包括数据质量控制、流型识别和特征油井动态。这些分析是针对所有井组(或类型曲线区域)进行的。来自诊断解释的特征速率-下降曲线被转换为修改的双曲线速率曲线,包括一个或多个b指数值,然后是指数下降。在数据可获得性的基础上,基于模型的分析可以综合起来,以评估长期递减动态,动态储层和裂缝参数对油井动态的影响,以及由非常规储层性质引起的复杂情况。在未开发储量评价中,利用具有更完整历史动态数据的类似油藏的井资料进行类型井分析。
因此,这些估计数应该会发生变化,这种变化可能是实质性的,并在未来信息可用时在短期内发生。
现将已探明的、已开发的和未开发的天然气、石油和天然气储量的净数量汇总如下:
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已探明储量 |
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天然气 |
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油 |
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总计 |
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(Mcf) |
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(桶) |
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(桶) |
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2019年9月30日 |
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对先前估计数的修订 |
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收购 |
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资产剥离 |
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扩展、发现和其他添加 |
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2020年9月30日 |
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对先前估计数的修订 |
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收购 |
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扩展、发现和其他添加 |
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生产 |
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2021年9月30日 |
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对先前估计数的修订 |
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收购 |
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资产剥离 |
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扩展、发现和其他添加 |
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生产 |
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2022年9月30日 |
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用于计算天然气、石油和天然气储量的储量和未来现金流的价格分别如下:2022年9月30日-$
与2021年9月30日相比,2022年9月30日的储备出现变化的原因是:
77
对以前2021年至2022年估计数的订正,主要是
收购和资产剥离是
从2021年到2022年的扩展、发现和其他增加,主要归因于
和生产的
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已探明已开发储量 |
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已探明未开发储量 |
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天然 燃气 |
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油 |
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NGL |
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天然 燃气 |
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油 |
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NGL |
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(Mcf) |
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(桶) |
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(桶) |
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(Mcf) |
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(桶) |
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(桶) |
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2020年9月30日 |
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2021年9月30日 |
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2022年9月30日 |
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以下详细说明了2022年已探明未开发储量的变化(麦克菲):
已探明未开发储量开始探明 |
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已探明未开发储量转移至已探明已开发储量 |
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修订版本 |
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扩展和发现 |
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销售额 |
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购买 |
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结束已探明的未开发储量 |
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在2022财年,PUD净储备总额增加了
78
该公司预计,目前所有的PUD地点将在增加之日起五年内钻探并转换为PDP。然而,预计不再在增加到PUD储量之日起五年内钻探的PUD地点和相关储量,将在做出决定时作为修订被删除。如果在五年期末有未钻探的PUD地点,本公司打算将与这些地点相关的储量从已探明储量中删除作为修订。
未来净现金流量贴现的标准化计量
会计准则规定了计算未来净现金流量及其与估计探明储量相关变化的标准化计量的准则。本公司一直遵循这些指导方针,下文将对其进行简要讨论。
未来的现金流入和未来的生产和开发成本是通过将每月第一天单个产品价格和年终成本的往绩未加权12个月算术平均值应用于天然气、石油和天然气的估计产量来确定的。未来的实际价格和成本可能大大高于或低于使用的每月第一天个别产品价格和年终成本的未加权12个月算术平均值。就每一年度而言,根据适用于该年度的经济状况的延续情况,估计已探明储量的数量及其预期的未来生产期间。
估计未来所得税按现行法定所得税率计算,包括考虑物业及相关结转的现行课税基准,以产生永久性差额及税项抵免。由此产生的未来净现金流量通过应用10%的年度贴现率减少到现值金额。用于计算标准化计量的假设是财务会计准则委员会规定的假设,因此不一定反映公司对来自这些储备的实际收入的预期,也不一定反映其现值。如前所述,储备量估算过程中固有的限制同样适用于标准计量计算,因为这些估算影响估值过程。
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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未来现金流入 |
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折现期货净值的标准化度量 |
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折现未来净现金流量的标准计量变动情况如下:
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年初 |
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由以下原因引起的更改: |
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天然气、石油和天然气销售,净额 |
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未来发展和资产的净变化 |
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年终 |
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79
项目9的变更和离任与会计人员就会计和财务披露进行交流
无
第9A项管制和程序
(A)对披露控制和程序的评价
本公司维持《交易法》第13a-15(E)和15d-15(E)条中定义的“披露控制和程序”,旨在确保在《美国证券交易委员会》规则和表格规定的时间内,记录、处理、汇总和报告公司根据交易法提交或提交的报告中要求披露的信息,并收集此类信息并将其传达给管理层,包括公司的首席执行官和首席财务官,以便及时就所需披露做出决定。在设计和评价其披露控制和程序时,管理层认识到,无论披露控制和程序的构思和运作有多好,披露控制和程序只能提供合理的、而不是绝对的保证,确保达到披露控制和程序的目标。根据他们的评估,公司首席执行官和首席财务官得出结论,公司的披露控制和程序自2022年9月30日起有效。
(B)管理层关于财务报告内部控制的报告
公司管理层负责建立和维持适当的“财务报告内部控制”,这一术语在“交易法”第13a-15(F)条中有定义。该公司的内部控制结构旨在向其管理层和董事会提供合理的保证,保证财务报告的可靠性,以及根据美国公认会计原则编制和公平列报其为外部目的编制的财务报表。
由于其固有的局限性,财务报告的内部控制只能为实现控制系统的目标提供合理的保证,而不能防止或发现错误陈述。此外,对未来期间财务报告的内部控制有效性的任何评估都有这样的风险,即这些内部控制可能会因为条件的变化而变得不充分,或者遵守政策或程序的程度可能会恶化。
公司管理层,包括首席执行官和首席财务官,根据以下数据对公司财务报告内部控制的有效性进行了评估内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。根据他们的评估,公司首席执行官和首席财务官得出结论,公司对财务报告的披露控制自2022年9月30日起生效。
公司的独立注册会计师事务所安永会计师事务所发布了一份证明报告,说明其对公司截至2022年9月30日的财务报告的内部控制的评估,该报告在公司包括在本10-K表格中的财务报表之前提交。此外,本年度报告中包含的10-K表格中的财务报表也已由公司的独立注册会计师事务所审计,该公司的报告在其关于公司财务报告的内部控制报告之前提交。
(C)财务报告内部控制的变化
在截至2022年9月30日的财政季度或在通过提交本10-K表格完成评估之日之后,公司财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理地可能影响公司财务报告的内部控制的变化。
第9B项其他信息
《信贷协议第三修正案》
于2022年12月7日,本公司订立信贷协议第三修正案(“第三修正案”)。根据《第三修正案》的条款,除其他变化外,(A)信贷安排下的借款基数被重申为5000万美元,这是对2022年12月1日借款基数的定期重新确定,不被视为
80
(B)本公司所欠的业权百分比由80%降至50%,及(C)本公司所欠的按揭百分比由80%降至75%。
上述对《第三修正案》实质性条款和条件的描述并不声称是完整的,而是通过参考《第三修正案》全文加以限定的,该修正案作为本年度报告的附件10.8以Form 10-K的形式提交。
财政年度的变化和附例的修订
2022年12月9日,公司董事会批准将财政年度从10月1日起至9月30日止的12个月改为自1月1日起至12月31日止的12个月。该公司计划提交2022年10月1日至2022年12月31日过渡期的10-Qt表格过渡报告。公司2023财年将从2023年1月1日开始,到2023年12月31日结束。
为了反映会计年度的变化,公司董事会通过了对公司章程的修订,自2022年12月9日起生效。本公司附例第7.08节已作出修订,规定本公司的财政年度应由十二(12)个日历月组成,终止日期为每个日历年度的12月31日,而不是每个日历年度的9月30日。此外,本公司附例第7.08节已作出修订,规定董事会可于董事会任何特别会议或例会上,以全体董事会多数成员通过的决议,在不修订附例的情况下,进一步更改本公司的财政年度。
经修订及重新修订的公司章程副本以表格10-K作为本年度报告的附件3.2存档。
实质性最终合同的终止
于2022年12月12日,本公司自愿终止其于2021年8月25日订立并经与Stifel订立的于2022年5月10日修订的第1号修正案(“自动柜员机协议”)的按市场发售股票销售协议。根据自动柜员机协议,公司被授权不时通过Stifel或向Stifel提供和出售最多3,000,000股普通股。在自动柜员机协议期间,根据自动柜员机协议出售了1,531,013股普通股,扣除支付的佣金后,收益约为590万美元。该自动柜员机协议可由本公司随时终止而不受惩罚。
项目9C披露妨碍检查的外国司法管辖区
不适用。
81
部分(三)
10-K表格第III部分(第10项-董事和高管与公司治理、第11项高管薪酬、第12项某些实益拥有人的担保所有权和管理层及相关股东事项、第13项某些关系和相关交易、第14项主要会计师费用和服务)所要求的资料通过引用纳入公司的最终委托书,该委托书将在与本年度报告有关的财政年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会。
82
第四部分
第15项展品,金融政治家测试时间表
财务报表明细表
本公司遗漏了所有附表,因为要求其申报的条件不存在,或因为所需信息出现在公司的财务报表中,包括该等报表的附注。
展品
83
(1.1) |
|
PHX Minerals Inc.和Stifel,Nicolaus&Company,Inc.之间的市场股权发售销售协议,日期为2021年8月25日(通过引用附件1.1并入,以形成2021年8月25日提交给美国证券交易委员会的8-K表格) |
(1.2) |
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PHX Minerals Inc.与Stifel,Nicolaus&Company,Inc.之间于2022年5月10日签订的市场上股权发行销售协议的第1号修正案(通过引用附件1.1合并以形成2022年5月10日提交给美国证券交易委员会的8-K表格)。 |
(2.1) |
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协议和合并计划,日期为2022年3月31日,由俄克拉荷马州的PHX Minerals Inc.和特拉华州的PHX Minerals(DE)Inc.(通过引用附件2.1合并,形成2022年4月5日提交给美国证券交易委员会的8-K12B)。 |
(3.1) |
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经修订的PHX Minerals Inc.公司注册证书(通过引用附件3.1并入,形成于2022年4月5日提交给美国证券交易委员会的8-K12B表格)。 |
(3.2) |
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修订和重新制定PHX矿业公司的章程。 |
(4.1) |
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PHX Minerals Inc.的股本说明(通过引用附件99.1合并到2022年4月5日提交的表格8-K12B)。 |
*(10.1) |
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经修订的董事及高级职员弥偿协议(于2007年6月19日向美国证券交易委员会提交的表格8-K,参照附件10并入) |
*(10.2) |
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修改和重新签署的控制权变更高管离职协议表格(通过引用附件10.17并入,于2020年12月10日提交给美国证券交易委员会的10-K表格) |
*(10.3) |
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PHX Minerals Inc.修订的2010年限制性股票计划(通过引用附件10.18并入,以形成于2020年12月10日提交给美国证券交易委员会的10-K表格) |
*(10.4) |
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PHX矿业公司2021年长期激励计划(通过引用附件10.1并入,以形成2021年3月8日提交给美国证券交易委员会的8-K表格) |
(10.5) |
|
PHX Minerals Inc.与独立银行签订的截至2021年9月1日的信贷协议(通过引用附件10.1合并,形成于2021年9月3日提交给美国证券交易委员会的8-K表格)。 |
(10.6) |
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截至2021年12月6日的信贷协议第一修正案,由PHX Minerals Inc.、其每一贷款人以及作为行政代理和信用证发行方的独立银行(通过引用附件10.3并入,以形成2021年12月9日提交给美国证券交易委员会的8-K表格)。 |
(10.7) |
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截至2022年5月18日的信贷协议第二修正案,由PHX Minerals Inc.、其每一贷款人以及作为行政代理和信用证发行方的独立银行(通过引用附件10.1并入2022年5月19日提交的8-K表格)。 |
(10.8) |
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截至2022年12月7日的第三次信贷协议修正案,由PHX Minerals Inc.、其每一贷款方以及作为行政代理和信用证发行方的独立银行之间进行。 |
+(10.9) |
|
作为买方的PHX Minerals Inc.与作为卖方的Vendera Resources III,LP和Vendera Management III LLC之间于2021年11月10日签订的买卖协议(通过引用附件10.1并入,形成于2021年11月12日提交给美国证券交易委员会的8-K表格)。 |
+(10.10) |
|
由作为卖方的Merrimac Properties Partners,LLC和Quarter Horse Energy Partners,LLC,以及作为买方的PHX Minerals Inc.签订的、日期为2021年12月6日的买卖协议(通过引用附件10.1合并,形成于2021年12月9日提交给美国证券交易委员会的8-K表格)。 |
+(10.11) |
|
买卖协议,日期为2021年12月6日,卖方为Palmetto Investment Partners II,LLC,买方为PHX Minerals Inc.(通过引用附件10.2合并,形成于2021年12月9日提交给美国证券交易委员会的8-K表格)。 |
(23.1) |
|
安永律师事务所同意 |
(23.2) |
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Cawley,Gillesbie and Associates,Inc.,独立石油工程顾问公司的同意 |
(23.3) |
|
独立石油工程顾问公司DeGolyer和MacNaughton的同意 |
(24.1) |
|
授权书(见签字页) |
(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条对首席执行官的认证 |
(32.2) |
|
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条对首席财务官的认证 |
(99.1) |
|
独立石油工程顾问公司Cawley,Gillesbie and Associates,Inc.的报告 |
(101.INS) |
|
内联XBRL实例文档 |
(101.SCH) |
|
内联XBRL分类扩展架构文档 |
(101.CAL) |
|
内联XBRL分类扩展计算链接库文档 |
(101.LAB) |
|
内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档 |
(101.PRE) |
|
内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档 |
(101.DEF) |
|
内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档 |
(104) |
|
封面交互数据文件(格式为内联XBRL,包含在附件101中) |
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84
* |
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指管理合同或补偿计划或安排 |
+ |
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《买卖协议》载有根据S-K条例第601(A)(5)项被省略的附表和展品。公司同意应要求提供美国证券交易委员会中任何此类遗漏的展品或时间表的补充副本。 |
项目16表格10-K摘要
没有。
SIGNAURES
根据1934年《证券交易法》第13节的要求,注册人促使本报告由正式授权的签署人代表其签署。
PHX矿业公司。 |
|
发信人:/s/查德·L·斯蒂芬斯 |
查德·L·斯蒂芬斯 |
总裁与首席执行官 |
|
日期:2022年12月13日 |
授权委托书
以下签名的每个人构成并指定查德·L·斯蒂芬斯和拉尔夫·达米科各自拥有完全替代和重新替代的权力,他或她真正合法的事实律师和代理人,向美国证券交易委员会签署对本报告的任何修订,包括证物和与此相关的其他文件,在此批准并确认所有上述事实律师或其替代人可以或导致凭借本报告进行的任何修改。
85
根据1934年《证券交易法》的要求,本报告已由以下人员以登记人的身份在指定日期签署。
签名 |
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标题 |
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日期 |
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/s/查德·L·斯蒂芬斯 查德·L·斯蒂芬斯 |
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总裁和首席执行官(首席执行官) |
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2022年12月13日 |
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/s/拉尔夫·达米科 拉尔夫·达米科 |
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总裁副董事长兼首席财务官(首席财务官) |
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2022年12月13日 |
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/s/查德·D·特鲁伊 查德·D·特鲁伊 |
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会计部总裁副主任 |
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2022年12月13日 |
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/s/Mark T.Behrman 马克·T·贝尔曼 |
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董事会非执行主席 |
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2022年12月13日 |
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格伦·A·布朗 格伦·A·布朗 |
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董事 |
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2022年12月13日 |
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/李·M·嘉楠科技 李·M·嘉楠科技 |
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董事 |
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2022年12月13日 |
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彼得·B·德莱尼 彼得·B·德莱尼 |
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董事 |
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2022年12月13日 |
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/s/史蒂文·L·帕克布什 史蒂文·L·帕克布什 |
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董事 |
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2022年12月13日 |
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约翰·H·平克顿 约翰·H·平克顿 |
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董事 |
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2022年12月13日 |
86