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MemberCRK：ArkomaDrillingIILMember2019-02-012019-02-280000023194CRK：ArkomaDrillingIILMember2020-01-012020-12-310000023194Crk:PartnershipCostsToDrillAndOperateWellsAndOverheadFeesMember2019-01-012019-12-310000023194Crk:PartnershipCostsToDrillAndOperateWellsAndOverheadFeesMember2020-01-012020-12-310000023194CRK：ArkomaDrillingIILMember2020-12-31UTR：MBbls0000023194CRK：预言家成员SRT：石油储备成员2017-12-31UTR：MMCF0000023194SRT：天然天然气储备成员CRK：预言家成员2017-12-310000023194SRT：石油储备成员2018-08-130000023194SRT：天然天然气储备成员2018-08-13UTR：Mmbbls0000023194SRT：石油储备成员2018-12-310000023194SRT：天然天然气储备成员2018-12-310000023194SRT：石油储备成员2019-12-310000023194SRT：天然天然气储备成员2019-12-310000023194CRK：预言家成员SRT：石油储备成员2018-01-012018-08-130000023194SRT：天然天然气储备成员CRK：预言家成员2018-01-012018-08-130000023194SRT：石油储备成员2018-08-142018-12-310000023194SRT：天然天然气储备成员2018-08-142018-12-310000023194SRT：石油储备成员2019-01-012019-12-310000023194SRT：天然天然气储备成员2019-01-012019-12-310000023194SRT：石油储备成员2020-01-012020-12-310000023194SRT：天然天然气储备成员2020-01-012020-12-310000023194CRK：预言家成员SRT：石油储备成员2018-08-130000023194SRT：天然天然气储备成员CRK：预言家成员2018-08-130000023194SRT：石油储备成员2020-12-310000023194SRT：天然天然气储备成员2020-12-31UTR：bcf0000023194Crk：ChangesInOilPricesMember2018-01-012018-12-310000023194Crk：ChangesInOilPricesMember2019-01-012019-12-310000023194Crk：ChangesInOilPricesMember2020-01-012020-12-310000023194Crk：更改InNaturalGasPricesMember2018-01-012018-12-310000023194Crk：更改InNaturalGasPricesMember2019-01-012019-12-310000023194Crk：更改InNaturalGasPricesMember2020-01-012020-12-310000023194CRK：预言家成员2018-08-130000023194CRK：预言家成员2017-12-310000023194CRK：预言家成员2018-01-012018-08-130000023194SRT：CrudeOilAndNGLPerBarrelMember2018-01-012018-12-310000023194SRT：CrudeOilAndNGLPerBarrelMember2018-01-012018-08-130000023194SRT：CrudeOilAndNGLPerBarrelMember2018-08-142018-12-310000023194SRT：CrudeOilAndNGLPerBarrelMember2020-01-012020-12-310000023194SRT：天然气每千立方英尺成员2018-01-012018-12-310000023194SRT：天然气每千立方英尺成员2018-01-012018-08-130000023194SRT：天然气每千立方英尺成员2018-08-142018-12-310000023194SRT：天然气每千立方英尺成员2020-01-012020-12-31 美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
形式10-K
(马克·科恩)
| | | | | |
| þ | 依据第13或15(D)条提交的周年报告 |
| 1934年证券交易法 |
| 截至的财政年度12月31日, 2020 |
| 或 |
| ¨ | 根据“条例”第13或15(D)条提交的过渡报告 |
| 1934年《证券交易法》 |
| 的过渡期 至 |
委员会档案号：001-03262
康斯托克资源公司(Comstock Resources，Inc.)
(章程中规定的注册人的确切姓名)
| | | | | | | | |
| 内华达州 | | 94-1667468 |
(州或其他司法管辖区)
成立为公司(或组织) | | (税务局雇主
标识(编号) |
城乡大道5300号。, 500套房, 弗里斯科, 德克萨斯州75034
(主要执行机构地址，包括邮政编码)
972668-8800
(注册人电话号码和区号)
根据该法第12(B)节登记的证券：
| | | | | | | | |
| 每一类的名称 | 交易代码 | 每间交易所的注册名称 |
| 普通股，面值0.50美元(每股) | 曲柄 | 纽约证券交易所 |
根据证券法第405条的规定，用复选标记标明注册人是否为知名的经验丰富的发行人。
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法的第(13)节或第(15)(D)节提交报告。
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》(Securities Exchange Act)第13或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。
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、较小的报告公司还是新兴的成长型公司。见“交易法”第12b-2条中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 大型加速滤波器 | ¨ | 加速文件管理器 | þ | 非加速文件管理器 | ¨ | 小型报表公司 | ¨ |
| 新兴成长型公司 | ¨ | | | | | | |
如果是新兴成长型公司，用复选标记表示注册人是否选择不使用延长的过渡期，以遵守根据交易法第13(A)节提供的任何新的或修订的最终会计准则。对于新兴成长型公司。¨
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据“萨班斯-奥克斯利法案”(“美国联邦法典”第15编第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告内部控制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(如交易法规则12b-2所定义)。
根据2020年6月30日(注册人最近完成的第二财季的最后一个营业日)普通股在纽约证券交易所的收盘价，注册人的非关联公司持有的普通股的总市值为#美元。276.02000万。截至2021年2月16日，有232,411,218登记人已发行的普通股。
以引用方式并入的文件
2021年股东年会最终委托书的部分内容
通过引用并入本报告第三部分。
康斯托克资源公司(Comstock Resources，Inc.)
表格10-K的年报
截至2020年12月31日的财年
内容
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 项目 | | | 页 |
| | | 第一部分 | | |
| | 有关前瞻性陈述的注意事项 | 2 |
| | 定义 | 3 |
1和2。 | | 业务和物业 | 6 |
1A. | | 危险因素 | 25 |
1B. | | 未解决的员工意见 | 32 |
3. | | 法律程序 | 32 |
4. | | 矿场安全资料披露 | 32 |
| | | 第二部分 | | |
5. | | 注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股权证券的市场 | 33 |
| 7. | | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 33 |
7A. | | 关于市场风险的定量和定性披露 | 42 |
8. | | 财务报表和补充数据 | 43 |
9. | | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 43 |
9A. | | 管制和程序 | 43 |
9B. | | 其他资料 | 45 |
| | | 第三部分 | | |
10. | | 董事、高管与公司治理 | 46 |
11. | | 高管薪酬 | 46 |
12. | | 某些实益拥有人的担保所有权和管理层及相关股东事宜 | 46 |
13. | | 某些关系和相关交易，以及董事独立性 | 46 |
14. | | 首席会计师费用及服务 | 47 |
| | | 第IV部 | | |
15. | | 展品和财务报表明细表 | 47 |
有关前瞻性陈述的警示说明
本报告包含的信息包括1933年证券法第27A节和1934年证券交易法第21E节所指的“前瞻性陈述”。这些前瞻性陈述使用了诸如“预期”、“估计”、“预期”、“项目”、“计划”、“打算”、“相信”等术语。除历史事实陈述外，本报告中包含的所有陈述均为前瞻性陈述，包括“风险因素”和“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中提到的有关以下内容的陈述：
•未来石油和天然气的产量和生产时间；
•资本支出的数额、性质和时间；
•自本合同生效之日起预计钻探的井数；
•勘探和开发机会的可获得性；
•我们的财务或经营业绩；
•我们的现金流和预期流动性；
•经营成本，包括租赁经营费用、行政费用和其他费用；
•发现和开发成本；
•我们的业务策略；以及
•未来经营的其他计划和目标。
我们在本报告中的任何或所有前瞻性陈述都可能被证明是不正确的。他们可能会受到多种因素的影响，其中包括：
•“风险因素”和本报告其他部分描述的风险；
•石油和天然气的价格和供求的波动；
•我们钻探活动的时机和成功程度；
•估计石油和天然气储量以及未来实际产量和相关成本时固有的许多不确定性；
•我们成功识别、执行或有效整合未来收购的能力；
•与石油和天然气行业相关的常见危险，包括火灾、井喷、管道故障、泄漏、爆炸和其他不可预见的危险；
•我们有效营销石油和天然气的能力；
•钻井平台、设备、供应品和人员的可用性；
•我们发现或获取额外储量的能力；
•我们满足未来资本需求的能力；
•监管要求的变化；
•一般经济状况、金融市场状况和竞争状况；以及
•我们有能力留住高级管理层的关键成员和关键员工。
定义
以下是石油和天然气行业和本报告中常用术语的缩写和定义。天然气当量和原油当量是使用6Mcf对1桶的比率来确定的。所有提及的“我们”、“我们”、“我们”或“Comstock”均指注册人Comstock Resources，Inc.及其合并子公司(如适用)。
“Bbl”相当于一桶美国42加仑的石油。
“bcf”意味着10亿立方英尺的天然气。
“bcfe”意味着10亿立方英尺的天然气当量。
“京东方”指的是一桶油当量。
“Btu”指英国热量单位，即将一磅水的温度从58.5华氏度提高到59.5华氏度所需的热量。
“完成”指安装用于生产石油或天然气的永久性设备。
“凝析油”指的是一种碳氢化合物混合物，在天然气生产时变成液体并从天然气中分离出来，与原油相似。
“发展得好”指在油气藏探明区域内钻探至已知可生产的地层层位深度的井。
“干井”指被发现不能生产足够数量的碳氢化合物，以致销售这种生产的收益超过生产费用和税收的油井。
“探井”指为发现新油田或在以前发现的另一油气藏的石油或天然气产量或扩大已知油气藏的油气田中发现新的生产油气藏而钻探的井。
“格罗斯”当用于英亩或油井时，产量或储量是指我们或另一特定人士拥有工作权益的全部英亩或油井。
“液化天然气”指的是液化天然气，它是甲烷和乙烷的混合物，为了方便和安全的非加压储存或运输，已经冷却成液体形式。
“MBbls”意味着一千桶石油。
“MBbls/d”相当于每天1000桶石油。
“麦克夫”意味着一千立方英尺的天然气。
“麦克菲”相当于1000立方英尺的天然气当量。
“MMBbls”意味着100万桶石油。
“MMBOE”意味着100万桶油当量。
“MMBtu”意思是一百万英热单位。
“MMcf”意味着100万立方英尺的天然气。
“MMCF/d”意味着每天100万立方英尺的天然气。
“MMcfe/d”意味着每天100万立方英尺的天然气当量。
“MMcfe”意味着100万立方英尺的天然气当量。
“网”当用于英亩或油井时，指的是油井的总英亩数乘以我们拥有的工作权益的百分比。
“净产量”生产意味着我们拥有较少的版税，而生产应由他人承担。
“NGL”指完全由碳和氢组成的天然气液体。
“石油”指的是原油或凝析油。
“操作员”指负责勘探、开发和生产油气井或租赁的个人或公司。
“已探明的已开发储量”指的是在现有设备和作业方法下，通过现有油井有望开采的储量。
“已证实已开发的非生产国”指(I)预期可从有能力生产但因目前没有市场出口或连接管道的日期不确定而关闭的地区开采的储量，或(Ii)目前在现有油井的管道后面，经成功测试或生产抵消油井而被视为已证实的储量。
“成熟的生产”指在继续目前的作业方法下，预计可从现有生产区开采的储量。这一类别包括最近完成的关闭气井，计划在不久的将来连接到管道。
“探明储量”指地质和工程数据合理确定地证明，在现有经济和运营条件下，未来几年可从已知油藏中开采的原油、天然气和天然气液体的估计数量，即作出估计之日的价格和成本。价格包括对合同安排提供的现有价格变化的考虑。
“已探明的未开发储量”指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井的现有油井中回收的储量。未钻探面积的储量仅限于那些在钻探时可以合理确定产量的生产井抵消的钻探位置，或者可以确定现有生产地层的生产是连续的。
“PV 10值”指开采已探明储量产生的预计未来收入现值，扣除估计生产和未来开发成本，使用估计日期的价格和成本计算，不会出现未来升级，不计入一般和行政费用、偿债、未来所得税费用和折旧、损耗和摊销等非财产相关费用，并以每年10%的贴现率贴现。这一数额与与已探明石油和天然气储量相关的未来净现金流贴现的标准化计量相同，不同之处在于它是在不扣除未来所得税的情况下确定的。尽管PV 10价值不是根据GAAP计算的财务指标，但管理层认为PV 10价值的列报对我们的投资者是相关和有用的。 因为它显示了在考虑公司未来所得税和我们当前的税收结构之前，可归因于我们已探明储量的贴现未来净现金流。我们在评估与我们的石油和天然气资产相关的潜在投资回报时使用这一衡量标准。由于许多特定公司独有的因素会影响估计的未来所得税数额，我们相信，在比较我们行业的公司时，使用税前衡量标准对投资者是有帮助的。
“重新完工”指在先前已完井的另一地层中完成现有井筒的生产。
“保留生命”指年终储量除以当年总产量得出的计算方法。
“皇室”指石油和天然气租赁中的一种权益，该权益的所有人有权从租赁的土地上获得部分产量(或出售产量的收益)，但一般情况下不是这样。
要求业主支付租赁面积上钻井或操作油井的任何部分费用。特许权使用费可以是土地所有者的特许权使用费(在授予租约时由租赁面积的所有者保留)，也可以是压倒一切的特许权使用费(通常由租赁权所有者在转让给后续所有者时保留)。
“三维地震”指一种先进的技术方法，通过收集和测量声波反射回地表时进入地球的强度和时间来确定碳氢化合物的积累。
“SEC”指美国证券交易委员会。
“Tcf”意味着1万亿立方英尺的天然气。
“Tcfe”意味着一万亿立方英尺的天然气当量。
“工作利益”指石油和天然气租赁中的权益，该权益的所有者有权在租赁的土地上钻探和生产石油和天然气，并要求所有者支付钻探和生产运营成本的一部分。工作权益所有人有权获得的生产份额总是小于工作权益所有者必须承担的成本份额，剩余的生产应归特许权使用费所有者所有。例如，租约中拥有100%工作权益的业主，只需支付12.5%的地主特许权使用费，就必须支付100%的油井成本，但有权保留87.5%的产量。
“修复”指为恢复或增加产量而在生产井上进行的作业。
第一部分
第一项和第二项。业务和物业
我们是一家独立的能源公司，主要在海恩斯维尔页岩地区运营，海恩斯维尔页岩是位于路易斯安那州北部和德克萨斯州东部的一个主要天然气盆地，由于其地理位置靠近墨西哥湾沿岸市场，具有优越的经济优势。截至2020年12月31日，我们已探明储量的95%位于海恩斯维尔和博西耶页岩区，我们是该盆地最大的天然气生产商。我们专注于通过开发海恩斯维尔和博西耶页岩的大量经济和低风险钻探机会来创造价值。我们的普通股在纽约证券交易所挂牌交易，代码为“CRK”。
2018年8月14日，Arkoma Drilling，L.P.和Williston Drilling，L.P.(统称“琼斯合伙公司”)贡献了北达科他州和蒙大拿州的某些石油和天然气资产，以换取88,571,429股新发行的普通股，相当于我们当时已发行普通股的84%(“琼斯贡献”)。琼斯合伙企业由达拉斯商人Jerry Jones及其子女(统称为“Jones Group”)全资拥有和控制。凡提及“继任者”或“继任者公司”，指的是我们和我们的子公司(“本公司”)在2018年8月13日琼斯出资后的运营。提及“前任”或“前任公司”时，指的是本公司在2018年8月13日或之前的运营。
2019年7月16日，我们以约22亿美元的现金和股票交易收购了柯维公园能源有限责任公司(柯维公园收购)。柯维公园是一家专注于海恩斯维尔页岩的私人持股公司，日产量约为710MMcfe。对柯维公园的收购大大扩大了我们的规模，使我们的资产基础增加了一倍以上，并创造了显著的财务和运营效率。
我们的石油和天然气业务主要集中在路易斯安那州、德克萨斯州和北达科他州。截至2020年12月31日，我们的石油和天然气资产估计已探明储量为5.6Tcfe，SEC PV 10价值为20亿美元。我们已探明的石油和天然气储备基地是99%的天然气和1%的石油，截至2020年12月31日已经开发了36%，我们的物业的平均储备寿命约为12年。
强度
优质物业。截至2020年12月31日，我们在位于北路易斯安那州和德克萨斯州的Haynesville和Bossier页岩地区积累了410,644英亩(净值为323,044英亩)。我们的海恩斯维尔/博西耶页岩净面积约有93%是通过生产持有的，我们的海恩斯维尔/博西耶页岩资产具有广泛的开发和勘探潜力。在过去的六年中，钻井和完井技术的进步使我们能够通过更长的水平侧向长度和更大的油井增产来增加开采的储量。由于经济效益的提高，自2015年以来，我们的开发活动主要集中在海恩斯维尔和博西耶水平井的钻井上。
我们在北路易斯安那州和东得克萨斯州的Haynesville和Bossier页岩区块位于北美最重要的天然气页岩区之一，由于地理位置接近，可以获得与液化天然气出口和石化行业相关的墨西哥湾沿岸市场需求。我们相信，由于以下原因，我们为未来的增长做好了充分的准备：
•低风险、连续、多产的石油和天然气资源。自2008年以来，通过钻探5700多口水平井，海恩斯维尔和博西耶页岩区已基本圈定。我们认为，这些页岩业务代表了北美一些最稳定、最经济的天然气开发钻探机会。
•在开发海恩斯维尔和博西耶页岩业务方面拥有丰富经验的管理和运营团队。我们是首批从2007年开始在海恩斯维尔和博西耶页岩地区有效应用水平钻井技术的勘探和生产公司之一。从那时起，我们的管理和运营团队在海恩斯维尔和博西耶页岩实施了基于改进完井设计的钻井计划，显著提高了这些油井的经济效益。将我们的历史活动与柯维公园相结合，从2015年到2020年，我们已经钻探和完成了268口(净额212.4口)运营油井，比任何其他针对海恩斯维尔或博西耶页岩的运营商都要多。
•诱人的经济回报。海恩斯维尔和博西耶页岩通过应用先进的钻井和完井技术(包括使用更长的侧向，以及使用更紧密的压裂阶段和更高的支撑剂装载量的高强度裂缝刺激)，提供了非常经济和低风险的钻井机会。我们的管理和运营团队在开发和优化Haynesville和Bossier页岩的一些最有效的完井技术方面发挥了重要作用，这些完井技术大大提高了初始产量和可采储量，与北美其他天然气盆地的结果相比，产生了一些最高的单井回报率。
•靠近高端天然气市场我们的天然气生产受益于墨西哥湾沿岸地区需求的强劲增长，这是由液化天然气出口、对墨西哥的出口以及新建或扩建的石化设施大幅增加推动的。像我们这样可以进入墨西哥湾沿岸天然气市场的生产商获得的净实现价格高于其他地区的大多数生产商。我们还能够实现更高的利润率，因为我们能够以诱人的速度访问广泛的中游基础设施，而且缺乏高于市场的中游承诺。
增值收购。我们于2019年7月以22亿美元完成了对Covey Park的收购。此次收购包括约24.9万英亩净地和2.9Tcfe已探明储量，并增加了每天710MMcfe的产量和约1200个未来钻探地点。2019年11月，我们以4230万美元的全股票交易收购了一家私人公司，交易面积约为3155英亩，75英亩 (净额20.1口)生产井 和 44(12.7净额)海恩斯维尔/博西耶 页岩 未来钻探 地点。
成功的钻井计划。2020年，我们在开发活动上花费了4.836亿美元，仅在海恩斯维尔和博西耶页岩上。我们花费了4.361亿美元钻探和完成海恩斯维尔和博西耶页岩水平井，另外还有3450万美元用于其他开发活动。2020年，我们钻了71口(47.4净额)海恩斯维尔和博西尔水平井，平均侧向长度约为9000英尺。我们2020年的钻井计划使我们能够更换2020年产量的159%，不包括与价格相关的对我们已探明产量的修订
高效的操作员。截至2020年12月31日，我们运营了97%的已探明储量基地。作为运营商，我们能够更好地控制运营成本、未来开发的时机和计划、钻井和举升成本水平以及产品的营销。作为一家运营商，我们从其他工作利益所有者那里获得管理费用的补偿，这减少了我们的一般和管理费用。2020年，我们能够将侧长超过8000英尺的水平井的钻井成本从2019年的1215美元降低到每完成侧英尺1026美元。
经营策略
我们的策略包括以下主要元素：
•通过开发我们的高质量钻井地点库存，谨慎地增加自由现金流、产量和储量。我们拥有海恩斯维尔和博西耶页岩的大量低风险、高回报钻探地点的库存。截至2020年12月31日，我们已经确定了3,799个钻探地点(净额为1,953个)，这使我们拥有多年的钻探活动。73%的位置延伸到超过5,000英尺的侧面。由于几乎所有这些地点都位于生产所拥有的土地上，我们有能力以优化成本和回报的方式在项目之间分配资金，从而实现高效的钻探计划。我们打算管理钻探地点的选择以及开发和相关资本支出的时机，以支持我们保守的运营计划，以产生适度增长和自由现金流，以支持我们的资产负债表去杠杆化。
•注重优化全周期经济，提高资本回报率。我们专注于优化我们已经处于行业领先地位的低运营成本结构，并继续降低钻井和完井成本，从而专注于提高我们部署的资本回报率。我们不断地定期监控和调整我们的钻井、完井和操作程序，以期在我们的钻井机会组合中实现最经济的回报。我们相信，我们将通过(I)最大限度地降低钻井和完井成本，(Ii)通过优化侧向长度、压裂阶段数、射孔间隔和所采用的压裂增产措施类型来最大化油井产量和采收率，(Iii)提高产量和采收率，从而实现这一目标。
(I)使用管道质量的天然气，从而降低加工成本；(Iv)通过有效的油井管理，最大限度地降低运营成本。
我们维持着积极的石油和天然气价格对冲计划，旨在缓解石油和天然气价格的波动，并保护我们预期的未来现金流的一部分，以确保我们有足够的现金流来履行我们的财务义务。
•评估和寻求战略收购机会，以提高我们的储量、产量和种植面积。我们打算利用我们的管理和运营团队在海恩斯维尔页岩方面的重要技术专长和经验，继续在我们地区寻求收购机会，并成功执行和整合收购，这些收购将增加我们的钻探库存。我们计划继续进行战略性收购，以补充我们的高质量资产基础，如收购柯维公园，并通过积极的租赁计划获得免费的土地面积。
•保持有纪律的财务策略。我们打算在2021年维持保守的运营计划，主要目标是改善我们的资产负债表。我们将通过提高杠杆率和2021年产生的自由现金流水平来衡量实现这一目标的进展情况。我们的低运营成本结构，再加上最大限度地提高钻探计划的资本效率和维持财务纪律，应该能让我们实现这一目标。
主要作业区
下表汇总了截至2020年12月31日我们主要作业区的已探明石油和天然气储量估计数：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 油
(MBBLS) | | 天然气 (MMCF)(1) | | 总计 (MMcfe)(1) | | PV 10值 (000's)(2) |
| 海恩斯维尔/博西耶页岩 | | 86 | | | 5,366,033 | | | 5,366,547 | | | $ | 1,867,505 | |
| 巴肯页岩 | | 10,429 | | | 38,385 | | | 100,961 | | | $ | 80,132 | |
| 其他 | | 485 | | | 158,458 | | | 161,367 | | | $ | 43,608 | |
| 总计 | | 11,000 | | | 5,562,876 | | | 5,628,875 | | | $ | 1,991,245 | |
_______________
(1)天然气产量包括NGL。石油和NGL转换为天然气当量的方法是，根据石油与天然气的近似相对能量含量(不代表石油和天然气价格)，使用一桶石油或六立方米天然气的NGL换算成天然气当量。
(2)PV 10值代表可归因于我们已探明的石油和天然气储量在所得税前的贴现未来净现金流，折现率为10%。尽管它是一个非GAAP衡量标准，我们认为，PV 10价值的呈现对我们的投资者是相关和有用的，因为它在考虑公司未来所得税和我们当前的税收结构之前，展示了可归因于我们已探明储量的贴现未来净现金流。我们在评估与我们的石油和天然气资产相关的潜在投资回报时使用这一衡量标准。贴现未来净现金流的标准化衡量标准代表了可归因于我们已探明的石油和天然气储量的未来现金流的现值，在所得税后贴现10%。
过去三年，我们每个主要作业区的产量如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 前辈 | | | 后继者 |
| | 2018年1月1日至2018年8月13日 | | | 2018年8月14日至2018年12月31日 | | 截至2019年12月31日的年度 | | 截至2020年12月31日的年度 |
| 天然气(MMCF)： | | | | | | | | | |
| 海恩斯维尔/博西耶页岩 | | 52,021 | | | | 39,413 | | | 275,832 | | | 425,493 | |
| 巴肯页岩 | | — | | | | 3,855 | | | 6,106 | | | 7,066 | |
| 其他 | | 3,219 | | | | 1,763 | | | 10,896 | | | 18,277 | |
| 总计 | | 55,240 | | | | 45,031 | | | 292,834 | | | 450,836 | |
| 石油(MBbls)： | | | | | | | | | |
| 海恩斯维尔/博西耶页岩 | | — | | | | — | | | 6 | | | 8 | |
| 巴肯页岩 | | — | | | | 1,364 | | | 2,465 | | | 1,418 | |
| 其他 | | 287 | | | | 21 | | | 214 | | | 82 | |
| 总计 | | 287 | | | | 1,385 | | | 2,685 | | | 1,508 | |
| 总计(MMcfe)： | | | | | | | | | |
| 海恩斯维尔/博西耶页岩 | | 52,021 | | | | 39,413 | | | 275,869 | | | 425,544 | |
| 巴肯页岩 | | — | | | | 12,037 | | | 20,896 | | | 15,572 | |
| 其他 | | 4,942 | | | | 1,888 | | | 12,179 | | | 18,767 | |
| 总计 | | 56,963 | | | | 53,338 | | | 308,944 | | | 459,883 | |
海恩斯维尔/博西耶页岩
我们已探明储量的约95%，或5.4Tcfe位于北路易斯安那州和东得克萨斯州的Haynesville和Bossier页岩中，我们在这两个地区拥有1,176口生产井的权益(净值660.0)。我们运营着其中的734口井。这些油井从10,500至12,100英尺深的博西耶页岩和10,500至12,950英尺深的海恩斯维尔页岩生产天然气。2020年，我们在海恩斯维尔和博西耶页岩的天然气日产量平均为1,163 MMcfe。2020年，我们花费了4.361亿美元钻探71口井(净额47.4口)，并在2019年完成了18口井(净额12.2口)。2020年，我们还在这些物业的其他开发活动上花费了2830万美元。我们目前计划在2021年将几乎所有的钻探活动集中在海恩斯维尔和博西耶页岩上。根据我们目前的运营计划，我们预计在2020年钻井62口(净额51.0口)，并完成另外19口井(净额17.4口)。
巴肯页岩
我们已探明储量的大约2%(17MMBOE)位于北达科他州和蒙大拿州，我们在那里拥有从巴肯页岩开采的429口生产井(66.7净额)的权益。巴肯页岩已探明储量的62%是石油，占我们PV 10价值的4%。我们用琼斯的贡献收购了巴肯页岩的403口未作业油井(净额60.3口)。2020年，我们巴肯页岩资产的净日产量平均为3873桶石油和19.3MMcf天然气。
其他地区
我们已探明储量的19.8Bcfe主要位于德克萨斯州东部和路易斯安那州北部的棉花谷地层，我们在那里拥有903口生产井的权益(净额591.1)。这些油井从8000到10000英尺深的多个砂岩中开采。我们运营着其中的637口油井。2020年，我们的棉花谷油井平均每天生产13.8MMcf的天然气和131桶的石油。
我们在其他地区剩余的已探明储量主要位于德克萨斯州、中大陆地区和新墨西哥州。我们在这些地区的356口生产井中拥有权益(净产量为135.9口)。2020年期间，我们其他地区的净日产量总计36.2MMcf天然气和92桶石油。
石油和天然气储量
下表列出了截至2020年12月31日我们估计的已探明石油和天然气储量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 油
(MBBLS) | | 天然气 (MMCF)(1) | | 总计 (MMcfe)(1) | | PV 10值 (000's)(2) |
| 已被证明是发达的： | | | | | | | |
| 产 | 10,783 | | | 1,943,601 | | | 2,008,300 | | | $ | 1,324,908 | |
| 不生产 | 217 | | | 23,687 | | | 24,987 | | | 6,720 | |
| 已探明开发总量 | 11,000 | | | 1,967,288 | | | 2,033,287 | | | 1,331,628 | |
| 事实证明是未开发的 | — | | | 3,595,588 | | | 3,595,588 | | | 659,617 | |
| 已证明的总数 | 11,000 | | | 5,562,876 | | | 5,628,875 | | | 1,991,245 | |
| 未来所得税贴现 | | | | | | | (55,520) | |
| 现金流贴现的标准化计量 | | | | | | | $ | 1,935,725 | |
______________
(1)天然气产量包括NGL。石油和NGL转换为天然气当量的方法是，根据石油与天然气的近似相对能量含量(不代表石油和天然气价格)，使用一桶石油或六立方米天然气的NGL换算成天然气当量。
(2)PV10值代表我们已探明的石油和天然气储量在所得税前的折现未来净现金流，折现率为10%。虽然这是一种非GAAP衡量标准，但我们认为，PV 10价值的列报对我们的投资者是相关和有用的，因为它在考虑公司未来所得税和我们当前的税收结构之前，展示了我们已探明储量的贴现未来净现金流。我们在评估与我们的石油和天然气资产相关的潜在投资回报时使用这一衡量标准。贴现未来净现金流的标准化衡量代表了我们已探明的石油和天然气储量在所得税后的未来现金流的现值，折现率为10%。
下表列出了过去三个财政年度截至12月31日的年终储备：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2018 | | 2019 | | 2020 |
| 油
(MBBLS) | | 天然气 (MMCF)(1) | | 油
(MBBLS) | | 天然气 (MMCF)(1) | | 油
(MBBLS) | | 天然气 (MMCF)(1) |
| 已被证明是发达的 | 21,466 | | | 583,107 | | | 15,104 | | | 1,890,357 | | | 11,000 | | | 1,967,288 | |
| 事实证明是未开发的 | 2,146 | | | 1,699,651 | | | 1,643 | | | 3,451,140 | | | — | | | 3,595,588 | |
| 总探明储量 | 23,612 | | | 2,282,758 | | | 16,747 | | | 5,341,497 | | | 11,000 | | | 5,562,876 | |
______________
(1)天然气产量包括NGL。根据近似的相对能量含量，使用一桶NGL与六立方米天然气的换算系数将NGL转换为天然气当量。
利用结合油气流动原理的递减曲线分析和速率瞬变分析初步确定了现有生产井的探明储量。利用周边地区类似井的动态和地质资料，估算了生产历史有限的生产井和未开发地区的已探明储量，以评估储层的连续性。确定经济生产能力合理确定性所依赖的技术包括电测井、放射性测井、岩心分析、地质图和现有的生产数据、地震数据和试井数据。
在估计已探明的石油和天然气储量时，存在许多固有的不确定性。油气储量工程是对无法精确测量的地下油气储量进行估算的主观过程。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量以及工程和地质解释和判断。估计日期之后的钻井、测试和生产结果可能证明修订该估计是合理的。因此，储量估计往往与最终开采的石油和天然气数量不同。
用于确定石油和天然气储量数量以及石油和天然气储量未来现金流入的价格代表过去12个月在销售点收到的本月第一个月的平均价格。这些价格已经根据位置和质量差异的公布价格进行了调整。用于储量估算的石油和天然气价格如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 年 | | 石油价格
(每桶) | | 天然气价格
(按MCF) |
| 2018 | | $61.21 | | | $2.90 | |
| 2019 | | $55.69 | | | $2.58 | |
| 2020 | | $39.57 | | | $1.99 | |
过去三个财年，我们从石油和天然气销售中实现的平均价格以及相关的提升成本如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 前辈 | | | 后继者 |
| 2018年1月1日至
2018年8月13日 | | | 2018年8月14日至2018年12月31日 | | 截至2019年12月31日的年度 | | 截至2020年12月31日的年度 |
| 油价--美元/桶 | $65.23 | | | | $57.34 | | | $49.49 | | | $32.36 | |
| 天然气价格--美元/mcf | $2.68 | | | | $3.20 | | | $2.17 | | | $1.80 | |
| 搬运成本--$/Mcfe | | | | | | | | |
| 租赁经营 | $0.34 | | | | $0.37 | | | $0.27 | | | $0.22 | |
| 集运 | $0.21 | | | | $0.20 | | | $0.23 | | | $0.23 | |
| 生产税 | $0.06 | | | | $0.21 | | | $0.09 | | | $0.05 | |
| 从价税 | $0.03 | | | | $0.02 | | | $0.02 | | | $0.03 | |
如果对开采数量有很高的信心，储量可能被归类为已探明未开发储量，而且这些储量计划在最初列入已探明储量后五年内进行钻探，除非具体情况证明需要更长的时间。在为我们的储量报告评估已探明的未开发储量时，未钻探面积的储量仅限于在钻探时能够合理确定产量的储量，我们可以在那里核实油气藏的连续性。我们只把已探明的未开发储量中的油井包括在内。
我们目前计划钻探，并且我们有足够的资本资源使我们能够钻探。在使用经验证据时，我们利用控制点和样本大小来显示储集层的连续性。我们反映未开发储量因未来发展计划的变化(包括建议横向长度、开发间距和开发时间的变化)而在同一领域发生的变化，以及已探明的未开发地点因未来发展计划的变化而被修订的程度。截至2020年12月31日，我们已探明的未开发储量不包括任何收益率低于10%的未钻井。
截至2020年12月31日，我们已探明的未开发储量包括3.6Tcf天然气，包括371个未开发地点。我们所有未开发的天然气储量都与我们2020年钻探计划重点关注的海恩斯维尔和博西耶页岩资产有关。我们的天然气已探明未开发储量在2020年增加了144.4 bcf。2020年，我们2019年储量中的50个探明未开发区块转化为探明已开发储量。我们2019年探明的未开发石油储量在2020年从探明储量中移除，原因是2020年12月31日用于确定探明储量的低油价。
截至2019年12月31日，我们已探明的未开发储量包括160万桶石油和3.5Tcf天然气。我们已探明的未开发石油储量为120万桶与我们的Eagle Ford页岩资产相关，40万桶与我们的Bakken页岩资产相关。*我们的大多数天然气未开发储量与我们2019年钻探计划重点关注的Haynesville和Bossier页岩资产相关。2019年，我们的天然气已探明未开发储量增加了1.7Tcf。这一增长主要与被已证实的未开发转化的0.2Bcfe部分抵消。2019年，38个探明未开发区块转化为探明已开发储量。
截至2019年12月31日，我们对已探明未开发储量的估计包括与未钻探油井相关的246.1 Bcfe，这些油井具有正的未贴现未来现金流，但根据我们根据美国证券交易委员会准则编制储量估计时使用的天然气价格，这些油井的回报率低于标准化衡量标准中使用的10%.基于对未来石油和天然气价格的预期，我们预计将在2019年12月31日钻探这样的油井。如果石油或天然气价格大幅低于我们的预期，我们很可能无法从未来的现金流中收回钻探这些油井的投资。
下表列出了截至2018年、2018年、2019年和2020年12月31日的年度，我们已探明的未开发石油和天然气储量估计值的变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 已探明未开发储量 |
| 2018 | | 2019 | | 2020 |
| 油
(MBBLS) | | 天然气
(MMCF) | | 油
(MBBLS) | | 天然气
(MMCF) | | 油
(MBBLS) | | 天然气
(MMCF) |
| 期初余额 | — | | | 680,842 | | | 2,146 | | | 1,699,651 | | | 1,643 | | | 3,451,140 | |
| 琼斯贡献 | 502 | | | 1,061 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 资产剥离 | (4,002) | | | (74,297) | | | — | | | (25,179) | | | — | | | — | |
| 收购 | — | | | 204,414 | | | — | | | 1,853,820 | | | — | | | — | |
| 扩展和发现 | 5,646 | | | 952,152 | | | — | | | — | | | — | | | 213,658 | |
| 从不发达到发达的转变 | — | | | (128,692) | | | (247) | | | (188,894) | | | (50) | | | (343,735) | |
| 修订 | — | | | 64,171 | | | (256) | | | 111,742 | | | (1,593) | | | 274,525 | |
| 总变化量 | 2,146 | | | 1,018,809 | | | (503) | | | 1,751,489 | | | (1,643) | | | 144,448 | |
| 期末余额 | 2,146 | | | 1,699,651 | | | 1,643 | | | 3,451,140 | | | — | | | 3,595,588 | |
估计本港已探明的未开发储量转为已探明已开发储量的时间(按年计算)如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 已探明未开发储量 |
| | 2018 | | 2019 | | 2020 |
| 截至十二月三十一日止的年度， | | 油
(MBBLS) | | 天然气
(MMCF) | | 油
(MBBLS) | | 天然气
Mmcf) | | 油
(MBBLS) | | 天然气
(MMCF) |
| 2019 | | 966 | | | 214,481 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 2020 | | 147 | | | 385,209 | | | 58 | | | 363,900 | | | — | | | — | |
| 2021 | | 378 | | | 487,265 | | | 1,327 | | | 578,067 | | | — | | | 724,329 | |
| 2022 | | 190 | | | 368,696 | | | 122 | | | 795,598 | | | — | | | 639,934 | |
| 2023 | | 465 | | | 244,000 | | | 136 | | | 956,162 | | | — | | | 705,390 | |
| 2024 | | — | | | — | | | — | | | 757,413 | | | — | | | 721,268 | |
| 2025 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 804,667 | |
| 总计 | | 2,146 | | | 1,699,651 | | | 1,643 | | | 3,451,140 | | | — | | | 3,595,588 | |
下表列出了我们在截至2018年12月31日、2019年和2020年12月31日的年度内预计发生的未来开发资本成本的时间：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 未来开发成本
已探明未开发储量总额 |
| | 2018 | | 2019 | | 2020 |
| 截至十二月三十一日止的年度， | | (百万) |
| 2019 | | $ | 193.4 | | | $ | — | | | $ | — | |
| 2020 | | 364.3 | | | 286.9 | | | — | |
| 2021 | | 516.9 | | | 566.6 | | | 445.6 | |
| 2022 | | 431.6 | | | 758.6 | | | 438.0 | |
| 2023 | | 276.4 | | | 918.7 | | | 519.2 | |
| 2024 | | — | | | 640.6 | | | 499.6 | |
| 2025 | | — | | | — | | | 549.9 | |
| 总计 | | $ | 1,782.6 | | | $ | 3,171.4 | | | $ | 2,452.3 | |
下表列出了截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度中我们估计的未来开发成本的变化：
| | | | | |
| (百万) |
| 截至2018年12月31日的合计 | $1,782.6 | |
| 发生的开发成本 | (311.3) | |
| 资产处置 | (16.0) | |
| 琼斯贡献 | 1,573.7 | |
| 资产收购 | 142.4 | |
| |
| 总更改量 | 1,388.8 | |
| 截至2019年12月31日的合计 | 3,171.4 | |
| 发生的开发成本 | (302.1) | |
| |
| |
| 添加和修订 | (417.0) | |
| 总更改量 | (719.1) | |
| 截至2020年12月31日的合计 | $2,452.3 | |
截至2020年12月31日，我们估计开发已探明未开发储量的未来资本成本为25亿美元，比截至2019年12月31日的估计未来资本成本32亿美元减少了7亿美元。这一减少主要是由于与已探明的未开发的Haynesville和Bossier页岩位置相关的预期开发成本降低所致。
截至2019年12月31日，我们预计开发已探明未开发储量的未来资本成本为32亿美元，比截至2018年12月31日的预计未来资本成本18亿美元增加了14亿美元。这一增长主要归因于与收购柯维公园(Covey Park)已探明未开发的海恩斯维尔(Haynesville)和博西耶(Bossier)页岩位置相关的未来开发成本。
我们进行了一项分析，将截至2020年12月31日的探明储量估计与石油和天然气储量进行了比较，使用每桶石油价格43.33美元和每立方米天然气价格2.46美元，这代表了我们基于每桶NYMEX指数油价50.00美元和每Mcf NYMEX指数天然气价格2.75美元的预期实现价格(“替代价格案例”)，以显示我们的石油和天然气储量对价格波动的敏感性。除石油和天然气价格假设外，所有因素均保持不变，过去12个月的月初平均定价(“SEC价格”)，包括已探明未开发地点的数量、钻探时间表和运营成本假设。本敏感性分析仅旨在展示石油和天然气价格变化可能对我们已探明的石油和天然气储量及相关PV10值产生的影响，不能保证这一结果将会实现。我们已探明的石油和天然气储量使用SEC价格和使用替代价格如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | SEC案例 | | 替代价格案例 |
| 石油(MBbls) | | | | |
| 已被证明是发达的 | | 11,000 | | | 12,303 | |
| 事实证明是未开发的 | | — | | | 15 | |
| 总计 | | 11,000 | | | 12,318 | |
天然气(MMCF)(1) | | | | |
| 已被证明是发达的 | | 1,967,288 | | | 2,058,257 | |
| 事实证明是未开发的 | | 3,595,588 | | | 3,640,143 | |
| 总计 | | 5,562,876 | | | 5,698,400 | |
| | | | |
总探明储量(MMcfe)(1) | | 5,628,875 | | | 5,772,306 | |
| | | | |
PV 10值(000)(2) | | $ | 1,991,245 | | | $ | 4,356,857 | |
______________
(1)天然气产量包括NGL。石油和NGL转换为天然气当量的方法是，根据石油与天然气的近似相对能量含量(不代表石油和天然气价格)，使用一桶石油或六立方米天然气的NGL换算成天然气当量。
(2)PV10值代表我们已探明的石油和天然气储量在所得税前的折现未来净现金流，折现率为10%。虽然这是一项非GAAP衡量标准，但我们认为，PV 10价值的呈现对我们的投资者是相关和有用的，因为它在考虑公司未来所得税和我们当前的税收结构之前，展示了可归因于我们已探明储量的贴现未来净现金流。“我们在评估与我们的石油和天然气资产相关的潜在投资回报时使用这一衡量标准。
本报告中的探明储量信息是基于我们的石油工程人员准备的估算值，由管理层负责。我们聘请了两名独立的石油顾问，对我们2020年12月至31日SEC案件和替代价格案件的储量估计进行审计。荷兰休厄尔联合公司(“NSAI”)对我们的海恩斯维尔和博西耶页岩资产进行了审计，Lee Keeling and Associates，Inc.(“LKA”)对我们的其他资产进行了审计。经审计的SEC案件PV 10的价值，NSAI为19亿美元，LKA为1.237亿美元，总计占截至2020年12月31日我们SEC案件PV 10总价值的100%。经审计的替代价格案例PV 10的价值分别为NSAI的41亿美元和LKA的2.515亿美元，总计占我们截至2020年12月31日的替代价格案例PV 10总价值的100%。这些审计的目的是进一步保证内部编制的储备金估计数的合理性。这些工程公司之所以被选中，是因为它们的地理专业知识和历史经验。
我们的独立石油顾问编写的储量摘要报告作为本报告的附件包括在内。各独立石油咨询公司负责审核本协议提出的储量估算的技术人员符合石油工程师协会颁布的《油气储量信息估算与审计准则》中关于资质、独立性、客观性和保密性的要求。
独立顾问对已探明储量的估计，以及这类储量的税前现值折现10%，与我们的估计合计相差不超过5%。不过，在逐个租约、逐个场地或逐个地区比较时，我们的估计有些可能较独立顾问的估计为高，有些则可能较独立顾问的估计为低。当该等差额合计不超过5%时，我们的储备审计师信纳以10%折现的已探明储备及该等储备的税前现值是合理的，并会出具无保留意见。由于继续进行此类分析的成本效益有限，余下的差额不会得到解决。年内，我们的储备组还对重大收购的储量估计进行单独、详细的技术审查。
使用寿命过长、性能突然变化或经济或运行状况变化等指标有问题的物业。
我们已经建立并维护了内部控制，旨在合理保证已探明储量的估计是根据SEC颁布的规则和法规计算和报告的。这些内部控制包括文件化的过程工作流程、聘用合格的工程和地质人员，以及对参与我们储量估计过程的人员进行持续教育。我们的内部审计职能会定期测试我们的流程和控制。全年，我们的技术团队定期与我们的独立石油顾问代表会面，以审查资产并讨论方法和假设。我们向我们的顾问提供我们最大的生产资产的历史信息，如所有权权益、天然气、NGL和石油产量、油井测试数据、大宗商品价格以及运营和开发成本。在某些情况下，还会召开额外的会议，以审查已查明的储量差异。
我们所有的储量估计都与我们的执行管理层一起进行了审查，我们的独立顾问进行了独立的分析，最终我们的储量估计得到了我们负责企业发展的高级副总裁David J.Terry的批准。特里先生拥有路易斯安那州立大学石油工程学士学位，并在石油和天然气行业拥有超过15年的工程经验。
我们没有向美国证券交易委员会(SEC)以外的任何联邦当局或机构提供截至2020年12月31日的三年期间已探明石油和天然气总储量的估计。
钻探活动摘要
在截至2020年12月31日的三年内，我们钻探了下表所列的开发和探井：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2018 | | 2019 | | 2020 |
| 毛 | | 网 | | 毛 | | 网 | | 毛 | | 网 |
| 发展： | | | | | | | | | | | |
| 油 | — | | | — | | | 4 | | | 2.2 | | | — | | | — | |
| 气态 | 49 | | | 17.0 | | | 82 | | | 51.1 | | | 71 | | | 47.4 | |
| 干的 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 49 | | | 17.0 | | | 86 | | | 53.3 | | | 71 | | | 47.4 | |
| 探索性： | | | | | | | | | | | |
| 油 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 气态 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 干的 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 总计 | 49 | | | 17.0 | | | 86 | | | 53.3 | | | 71 | | | 47.4 | |
截至2018年12月31日、2019年12月31日、2020年12月31日，我们分别有9口(6.1口净网)、26口(18.1口净网)、26口(23.5口净网)在钻完井。
生产井总结
下表列出了我们在2020年12月31日拥有权益的油气井的毛产量和净产量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 油 | | 天然气 |
| 毛 | | 网 | | 毛 | | 网 |
| 路易斯安那州 | 14 | | | 3.7 | | | 1,241 | | | 634.1 | |
| 蒙大拿州 | 1 | | | 0.2 | | | — | | | — | |
| 新墨西哥州 | 1 | | | — | | | 88 | | | 13.6 | |
| 北达科他州 | 428 | | | 66.5 | | | — | | | — | |
| 俄克拉荷马州 | 6 | | | 0.6 | | | 99 | | | 8.9 | |
| 德克萨斯州 | 16 | | | 7.5 | | | 944 | | | 716.7 | |
| 怀俄明州 | — | | | — | | | 26 | | | 1.9 | |
| 总计 | 466 | | | 78.5 | | | 2,398 | | | 1,375.2 | |
我们在上表所列的2864口生产井中运营1480口。截至2020年12月31日，我们没有在任何包含多次完井的油井中拥有权益，这意味着一口油井正在从不止一个完井区生产。
种植面积
下表汇总了我们截至2020年12月31日的已开发和未开发租赁面积，这些土地全部在美国大陆陆上。我们已经排除了我们的利益仅限于特许权使用费或最重要的特许权使用费权益的面积。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 开发 | | 未开发 |
| | 毛 | | 网 | | 毛 | | 网 |
| 路易斯安那州 | 210,979 | | | 158,363 | | | 33,699 | | | 23,295 | |
| 新墨西哥州 | 12,757 | | | 2,739 | | | — | | | — | |
| 俄克拉荷马州 | 26,080 | | | 3,382 | | | — | | | — | |
| 德克萨斯州 | 189,703 | | | 141,725 | | | 99,812 | | | 65,816 | |
| 怀俄明州 | 13,440 | | | 927 | | | — | | | — | |
| 总计 | 452,959 | | | 307,136 | | | 133,511 | | | 89,111 | |
截至2020年12月31日，我司未开发面积到期情况如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 毛 | | 网 |
| 2021 | 2,275 | | | 2 | % | | 1,747 | | | 2 | % |
| 2022 | 1,885 | | | 1 | % | | 1,524 | | | 2 | % |
| 2023 | 4,910 | | | 4 | % | | 3,983 | | | 5 | % |
| 2024 | 119 | | | — | % | | 82 | | | — | % |
| 2025 | 13,286 | | | 10 | % | | 7,424 | | | 8 | % |
| 此后 | 111,036 | | | 83 | % | | 74,351 | | | 83 | % |
| 133,511 | | | 100 | % | | 89,111 | | | 100 | % |
我们石油和天然气资产的所有权受特许权使用费、高于特许权使用费、附带权益和其他类似权益以及石油和天然气行业惯用的合同安排、经营协议的留置权和尚未到期的现行税款以及其他次要产权负担的约束。我们所有的石油和天然气资产都被质押在我们的银行信贷安排下作为抵押品。按照石油和天然气行业的惯例，我们一般能够通过从不同储油层开采油井、钻探活动建立足以维持租约的商业储备、支付延迟租金或行使合同延展权来保留我们在未开发地区的所有权权益。
市场和客户
我们生产石油和天然气的市场取决于我们无法控制的因素，包括国内生产和进口石油和天然气的程度、天然气管道和其他运输设施的邻近程度和能力、对石油和天然气的需求、竞争性燃料的销售以及州和联邦监管的影响。石油和天然气行业还与其他行业在供应工业、商业和个人消费者的能源和燃料需求方面展开竞争。
我们的石油生产目前是以六个月或更短期限的短期合同出售的。合同要求买家以与现货石油市场挂钩的价格购买可获得的石油产量。我们的天然气生产主要是根据各种条款的合同销售，并按每月1日的指数价格或每日现货市场价格定价。我们的目标是按月初指数价格出售约70%的天然气，其余30%按每日现货市场定价出售。当新油井开始生产时，按现货市场定价出售的天然气的百分比可能会受到影响，因为此类生产通常在油井首次投产的当月按现货市场定价出售。运营中的企业产品及其子公司西南能源有限公司、壳牌石油公司及其子公司和BP能源及其子公司分别占我们2020年总销售额的19%、15%、15%和10%。失去这些客户中的任何一个都不会对我们造成实质性的不利影响，因为我们的原油和天然气生产是有市场的，可以从其他买家那里获得。
我们已经签订了更长期的营销安排，以确保我们有足够的运输来将我们在北路易斯安那州生产的天然气推向市场。作为建造我们自己的收集和处理设施的另一种选择，我们已经与中游公司签订了各种收集和处理协议，将我们的天然气输送到长途天然气管道。我们目前与两家主要的天然气营销公司签订了协议，为我们在2021年10月到期的长距离管道上的天然气生产提供固定的运输，平均每天约84000 MMBtu。2019年，我们与一家大型天然气营销公司签订了一份确定的运输合同，作为我们北路易斯安那州天然气生产的锚定托运人，每天40万MMBtu，为期十年。我们预计这一承诺下的交付将于2021年第四季度开始。如果我们不能交付合同规定的天然气数量，运输费用可能由我们负责。根据这些协议，我们在北路易斯安那州可交付的产量预计将超过我们现有的坚定运输安排。此外，如果我们在协议期限内出现短缺，管理公司运输的营销公司必须采取合理的努力来补充我们的交货。
竞争
石油和天然气行业竞争激烈。竞争对手包括大型石油公司、其他独立能源公司以及个体生产商和经营者，他们中的许多人拥有比我们多得多的财力、人员和设施。我们面临着收购石油和天然气资产以及石油和天然气勘探租赁的激烈竞争。
调节
将军。我们的石油和天然气业务的各个方面都受到广泛和不断变化的监管，因为影响石油和天然气行业的立法正在不断地进行审查，以进行修订或扩大。许多部门和机构，无论是联邦的还是州的，都被法规授权发布并已经发布了对石油和天然气行业及其个别成员具有约束力的规则和法规。联邦能源管理委员会(FERC)根据1938年的天然气法案(NGA)和1978年的天然气政策法案(NGPA)监管州际商业中天然气的运输和转售。然而，在1989年，国会颁布了天然气井口解除控制法，取消了所有剩余的价格和非价格管制，从1993年1月1日起生效，但须遵守任何可能有效的私人合同条款。虽然天然气生产商的销售以及所有原油、凝析油和天然气液体的销售目前都可以不受控制的市场价格进行，但未来国会可能会重新实施价格管制或制定其他立法，对我们业务的许多方面产生不利影响。根据2005年能源政策法案(“2005年法案”)的规定，NGA已被修订，以禁止任何形式的天然气买卖市场操纵行为，FERC也发布了新的法规，旨在
提高天然气价格透明度。2005年的法案也大大增加了对违反NGA的处罚。FERC已经发布了第704等人的命令。该法案要求市场参与者在报告年度的销售额或购买量等于或超过220万MMBtu的情况下提交年度申报，以促进价格透明度。
天然气的管理和运输。我们的天然气销售受到可获得性、运输条件和运输成本的影响。进入管道运输的价格和条件受到广泛的监管。FERC要求州际管道在不过分歧视的基础上为处境相似的托运人提供开放的运输。FERC经常审查和修改其关于天然气运输的规定，明确的目标是促进天然气行业的竞争。
州内天然气运输受到州监管机构的监管。德克萨斯州铁路委员会一直在改变其管理州际管道和采集器提供的运输和收集服务的规定。虽然这些州监管机构的变化只会间接影响我们，但它们的目的是进一步加强天然气市场的竞争。我们无法预测FERC或州监管机构将在这些问题上采取什么进一步行动；但我们认为，采取任何行动，我们在任何实质性方面都不会受到与我们竞争的其他天然气生产商不同的影响。
可能影响天然气行业的其他提案和程序正在国会、FERC、州委员会和法院待决。天然气行业历史上一直受到非常严格的监管；因此，无法保证FERC、国会和州监管机构奉行的不那么严格的监管方式将继续下去。
联邦租约。我们的一些业务位于联邦石油和天然气租约上，这些租约由美国内政部土地管理局(“BLM”)管理。这些租约是通过竞标方式发放的，包含了相对标准化的条款。这些租约要求遵守内政部和BLM的详细规定和命令，这些规定和命令可能会受到解释和更改。这些租约还受内政部海洋能源管理、监管和执行局(BOEMRE)通过其矿产收入管理计划(负责管理陆上和离岸租赁收入)颁布的某些法规和命令的约束。该公司在联邦石油和天然气租约上的业务对其总运营来说微不足道，拜登政府发布的任何与联邦石油和天然气租约相关的行政命令预计不会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
石油和天然气液体运输费。我们的原油、凝析油和天然气液体的销售目前不受监管，是按市场价格进行的。然而，在许多情况下，运输和销售这类产品的能力取决于管道，这些管道的费率、服务条款和条件受到联邦能源管制委员会(FERC)根据州际商法的管辖。在其他情况下，运输和销售此类产品的能力取决于管道，其费率、服务条款和条件受到州监管机构根据州法规的监管。这些产品的销售价格可能会受到产品进入市场的运输成本的影响。
FERC根据州际商法对输送原油、凝析油和天然气液体的管道的监管，通常比FERC根据NGA对天然气管道的监管更为宽松。FERC监管的输送原油、凝析油和天然气液体的管道受到共同承运人义务的约束，这些义务通常确保非歧视性准入。对于受“州际商法”下FERC监管的州际管道运输，费率通常必须以成本为基础，尽管允许所有托运人同意的结算费率，以及在某些情况下允许基于市场的费率。从1995年1月1日起，联邦能源管制委员会实施条例，建立一个受州际商法管辖的运输费率指数系统(基于通货膨胀)，允许增加或降低运输费率。FERC的规定包括一种方法，让这类管道通过使用为此类费率设定最高水平的指标系统来改变其费率。2005年强制性的五年审查修订了这一指数的方法，将其基于2006年7月1日至2011年6月30日期间的制成品生产者价格指数(PPI-FG)加1.3%。2012年强制性的五年审查修订了该指数的方法，将2011年7月1日至6月30日期间的PPI-FG加2.65%作为基础，
2016年该条例规定，欧盟委员会每年将在PPI-FG数据可用后公布输油管道指数。
对于受国家机构管辖的州内原油、凝析油和天然气液体管道，这种国家监管通常不如对州际管道的监管严格。在没有托运人投诉或抗议的情况下，国家机构通常不会调查或质疑现有或拟议的费率。投诉或抗议很少发生，通常都是非正式解决的。
我们不认为与州际或州内原油、凝析油或天然气液体管道有关的监管决定或活动对我们的影响会与对其他原油、凝析油和天然气液体生产商或营销商的影响有实质性的不同。
环境法规。我们受到严格的联邦、州和地方法律的约束。除其他事项外，这些法律规定了勘探、钻井和生产作业许可证的发放、可能排放到环境中的物质的数量和类型、废物的排放和处置、污染场地的修复以及水井、场地和设施的开垦和废弃。许多政府部门发布规则和条例来实施和执行这些法律，这些法律往往难以遵守，成本高昂，如果不遵守，将面临重大的民事甚至刑事处罚。一些与环境保护有关的法律、法规在某些情况下可能会对环境污染承担严格的责任，使人承担环境损害和清理费用，而不考虑此人的疏忽或过错。其他法律、规则和法规可能会将石油和天然气的生产速度限制在原本存在的速度以下，甚至禁止在敏感地区进行勘探和生产活动。此外，州法律经常要求采取各种形式的补救行动来防止污染，如关闭不活跃的矿井和封堵废弃的油井。石油和天然气行业的监管负担增加了我们的经营成本，从而影响了我们的盈利能力。这些成本被认为是我们持续运营的正常经常性成本。我们国内的竞争对手一般都受到相同的法律法规的约束。
我们相信，我们基本上遵守了当前适用的环境法律和法规，继续遵守现有要求不会对我们的运营产生实质性的不利影响。多年来，环境法律和法规经常发生变化，实施更严格的要求或新的监管方案，如碳“总量管制和交易”或定价计划，可能会对我们的资本支出、收益或竞争地位产生实质性的不利影响，包括暂停或停止在受影响地区的运营。拜登政府已经，并预计将对适用的法规做出更多修改，在每一种情况下，我们都预计修改将比上届政府更加严格。应对不断变化的法规和政策也有相关成本，无论这些法规是严格的还是不严格的。因此，不能保证未来不会招致物质成本和责任。
“综合环境反应、补偿和责任法”(简称“CERCLA”)将责任强加给被认为对向环境中释放“危险物质”负有责任的某些类别的人，而不考虑过错。这些人包括发生泄漏的一个或多个处置场的现任或前任所有者或经营者，以及处置或安排处置危险物质的公司。根据CERCLA，这些人可能要承担调查和清理释放到环境中的危险物质的费用、对自然资源的损害和某些健康研究的费用的连带责任。此外，承担责任的公司还经常面临第三方索赔，因为邻近的土地所有者和其他第三方就据称是由污染场地排放到环境中的危险物质或其他污染物造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。许多州都通过了类似的法规，对危险物质和石油的排放施加责任。此外，美国环保署、各州和其他机构不时做出新的发现，表明某些化学品是潜在的环境问题，有时被称为新出现的污染物。在某些情况下，这些机构可能还会调整基于风险的评估或清理级别，以使其更加严格。美国环保署和其他机构可能会对这类化学品施加新的限制或清理要求。我们可能会因遵守这些要求而产生费用。
经1976年“资源保护和回收法”(简称“RCRA”)修订的“联邦固体废物处置法”规定了危险废物的产生、运输、储存、处理和处置，并可要求清理危险废物处置场。RCRA目前将与石油和天然气勘探、开发或生产相关的钻井液、产出水和其他废物排除在监管之外，被视为“危险废物”。这些无害的石油和天然气勘探、开发和生产废物的处理通常由国家法律规定。在勘探、生产现场处理的其他废物或者在提供油井服务过程中使用的其他废物，不得排除在此范围内。此外，未来可能会对石油和天然气行业实施更严格的废物处理和处置标准。国会不时会提出立法，撤销或改变RCRA目前将勘探、开发和生产废物排除在“危险废物”定义之外的做法，从而可能使这类废物受到更严格的处理、处置和清理要求。如果这项法例获得通过，可能会对我们的经营成本，以至整个石油和天然气行业，造成重大影响。环境法律法规未来修订的影响无法预测。
某些石油和天然气废物还可能含有自然产生的放射性物质(“NORM”)，这受到联邦职业安全与健康管理局和州政府机构的监管。“这些规定要求一定的工人保护和废物处理和处置程序。”我们相信我们的运营在所有实质性方面都符合这些工人保护和废物处理和处置的要求。
我们的运营还必须遵守“清洁空气法”(简称“CAA”)，以及类似的州和地方要求。民航局的修订是在一九九零年通过的，当中的条文可能会导致逐步对我们的业务所排放的空气实施若干污染管制规定。2012年4月17日，美国环境保护局(简称EPA)颁布了石油和天然气行业的新排放标准。这些规定要求，到2015年1月1日，水力压裂气井排放的挥发性有机化合物(VOC)要减少近95%，主要是通过使用“绿色完井”(即捕获目前泄漏到空气中的天然气)。这些规则也有通知和报告要求。2014年，EPA修订了排放一定水平VOC的储罐的排放要求，要求在2014年4月15日和2015年4月15日之前将VOC排放量减少95%(取决于储罐的建造日期)。2016年，EPA最终敲定了要求进一步减少甲烷排放的规定，但在2020年9月，EPA发布了一项规定，修订了VOC要求，并取消了甲烷要求。EPA还修改了对CAA的解释，即为了实施甲烷排放要求，它需要首先对特定来源的每一种特定污染物做出重大贡献调查结果。虽然2020年的规定可能会对EPA恢复这些要求构成障碍，但拜登政府发布了一项行政命令，要求在2021年9月之前提出这样的规定。然而，跟踪这些监管变化的状况和影响，以及在任何变化生效后实施这些变化，都会产生相关的成本。, 我们相信，我们的业务不会受到新的或恢复的要求的实质性不利影响，预计这些要求对我们的负担不会比参与石油和天然气勘探和生产活动的其他类似情况的公司更沉重。
1972年修订的联邦水污染控制法案，或称“清洁水法”，对向通航水域排放已生产的水和其他废物施加了限制和控制。向州和联邦水域排放污染物以及在水域和湿地进行建筑活动必须获得许可证。尽管最近的监管变化导致某些水景被认为不属于管辖范围，但拜登政府已经针对这些变化进行了审查，并可能撤销或对这些法规进行其他修改。某些州法规和根据联邦国家污染物排放消除系统计划颁发的一般许可证禁止将产出水和砂子、钻井液、钻屑和某些与石油和天然气行业有关的其他物质排放到某些沿海和近海水域，除非另有授权。此外，环保局已通过法规，要求某些石油和天然气勘探和生产设施必须获得雨水排放许可。费用可能与废水处理或制定和实施暴雨水污染预防计划有关。《清洁水法》和类似的州法规规定了对未经授权排放石油和其他污染物的民事、刑事和行政处罚，并要求对这些排放负责的各方承担清理排放造成的任何环境破坏的费用和排放造成的自然资源损害的责任。我们相信，我们的运营在所有实质性方面都符合《清洁水法》和为控制水污染而颁布的州法规的要求。
经修订的1974年联邦安全饮用水法案要求环境保护局制定地下注水控制(“UIC”)计划和其他保障措施的最低联邦要求，以防止注水井污染地下饮用水来源，从而保护公众健康。UIC计划不监管仅用于生产的油井。然而，当柴油用于流体或支撑剂时，EPA有权监管水力压裂。2014年2月，美国环保署发布了关于何时UIC许可要求适用于含柴油的水力压裂液的指导意见。“我们相信，我们的运营在所有实质性方面都符合联邦安全饮水法和类似的州法规的要求。”我们相信，这些要求对我们来说并不比参与石油和天然气勘探和生产活动的其他类似情况的公司更沉重。
州和联邦监管机构已经研究了水力压裂相关活动与地震活动增加之间可能存在的联系。当由人类活动引起时，这类事件被称为诱发地震活动。在少数情况下，地震事件附近的注水井操作员已被勒令减少注水量或暂停作业。一些州的监管机构，包括阿肯色州、加利福尼亚州、科罗拉多州、伊利诺伊州、堪萨斯州、俄亥俄州、俄克拉何马州和德克萨斯州的监管机构，已经修改了他们的法规，以应对诱发地震活动。关于石油和天然气活动与诱发地震活动之间可能存在的联系的研究仍在继续。美国国家科学院(National Academy Of Sciences)2012年发布的一份报告，以及最近发表在“地球物理评论”(Reviews Of GePhysical)上、并在美国地质调查局(US Geological Survey)网站上被引用的一篇论文得出的结论是，在数以万计的注水井中，只有很小一部分被怀疑是或曾经是诱发地震活动的可能原因。2015年，美国地质调查局(United States Geological Survey)确定了包括德克萨斯州在内的八个州的诱发地震活动率上升的地区，这些地区可能归因于流体注入或石油和天然气开采。2016年3月，美国地质调查局(United States Geological Survey)确定了诱发地震活动危害最严重的六个州，包括德克萨斯州、科罗拉多州、俄克拉何马州、堪萨斯州、新墨西哥州和阿肯色州。此外，还提起了多起诉讼，最近一次是在俄克拉何马州, 声称处置井作业对附近的财产造成了损害或伤害，或以其他方式违反了州和联邦有关废物处理的规定。EPA或其他机构可能会制定规则，专门解决石油和天然气开发废水的处理以及废水注入引发地震的可能性。未来的监管发展可能会限制注水井和水力压裂的使用，和/或导致我们的运营费用增加，从而对我们的运营产生不利影响。
2016年12月，美国环保署完成了关于水力压裂对饮用水资源潜在影响的报告，报告得出结论称，水力压裂活动在某些情况下可能会影响饮用水资源。包括美国能源部在内的其他政府机构已经或正在评估水力压裂的其他各个方面。这些正在进行或拟议中的研究有可能影响未来立法或法规的可能性或范围。
联邦监管机构要求储存或以其他方式处理石油的设施的某些所有者或运营商准备和实施与可能将石油排放到地表水中有关的泄漏预防、控制、对策和应对计划。1990年的“石油污染法”(“OPA”)包含了许多与防止和应对美国水域漏油有关的要求。OPA要求设施所有者对所有遏制和清理费用以及与泄漏有关的某些其他损害承担严格的连带责任。不遵守OPA可能会导致不同的民事和刑事处罚和责任。
2000年5月26日发布的13158号行政命令指示联邦机构保护美国现有的海洋保护区，并建立新的海洋保护区。该命令要求联邦机构在法律允许的范围内和在可行的最大程度上避免损害海洋保护区。它还指示环境保护局根据清洁水法提出新的法规，以确保对海洋环境的适当保护水平。这项命令可能会限制我们未来可能进行勘探和开发项目的区域和/或导致我们产生更多运营费用，从而对我们的运营产生不利影响。
某些被官方归类为“受威胁”或“濒危”的动植物受到“濒危物种法”的保护。该法禁止任何可能“带走”受保护动植物或减少或降低其栖息地面积的活动。如果濒危物种位于我们希望开发的地区，这项工作可能会被禁止或推迟，和/或可能需要代价高昂的缓解措施。
其他为动植物物种提供保护且可能适用于本公司业务的法规包括但不限于“石油污染法”、“紧急规划和社区知情权法”、“海洋哺乳动物保护法”、“海洋保护、研究和保护区法”、“鱼类和野生动物协调法”、“渔业养护和管理法”、“候鸟条约法”和“国家历史保护法”。这些法律和法规可能要求在施工或钻探开始之前获得许可证或其他授权，并可能限制或禁止在荒野或湿地和其他保护区内的某些土地上进行施工、钻探和其他活动，并对我们的运营造成的污染施加重大责任。我们的各种业务所需的许可证可能会被发证机构撤销、修改和续签。此外，《国家环境政策法》和《海岸带管理法》等法律可能会使获得某些许可证的过程变得更加困难或耗时，从而导致成本增加和潜在的延误，从而可能影响某些活动的生存能力或盈利能力。与这些法律相关的行政政策也在发生变化，随着这些变化的生效，我们会产生成本来遵循这些变化。
某些法规，如紧急规划和社区知情权法案，要求报告生产、加工或以其他方式使用的危险化学品，这可能导致监管机构或公众对公司运营进行更严格的审查。2012年，美国环保署通过了一项新的报告要求，即《石油和天然气系统温室气体报告规则》(40 C.F.R.Part 98，Subpart W)，要求某些陆上石油和天然气设施从2012年1月开始收集温室气体排放量的数据，第一份年度报告将于2012年9月28日提交。温室气体包括甲烷和二氧化碳等气体，甲烷是天然气的主要成分，二氧化碳是燃烧天然气的副产品。不同的温室气体具有不同的全球变暖潜力，其中二氧化碳的全球变暖潜力最低，因此温室气体的排放量通常以二氧化碳当量或二氧化碳当量(CO2e)表示。该规则适用于每年排放2.5万吨或更多二氧化碳的设施，并要求陆上石油和天然气运营商在确定是否达到门槛时，将单一碳氢化合物盆地内所有共同拥有或控制的设备组合在一起。这些温室气体报告规则于2015年10月22日修订，以扩大受这些规则约束的来源和作业的数量，并于11月18日再次修订。, 我们已经确定这些报告要求适用于我们，我们相信我们已经满足了EPA要求的所有报告截止日期，并努力确保准确和一致的排放数据报告。在拜登政府执政期间，这些要求可能会更具限制性。此外，EPA在减少温室气体排放方面的其他行动(如EPA的温室气体危害调查结果，以及EPA的防止显著恶化和Title V温室气体定制规则)以及各种州行动已经或可能强制减少温室气体排放。我们目前无法预测，在未来一段时期内，遵守任何温室气体排放立法或法规的成本将是多少。
美国还没有通过明确解决温室气体问题的立法；然而，近年来，美国环保署继续努力通过规则来监管某些来源的温室气体排放。除了如上所述要求测量和报告温室气体外，美国环保署还根据《清洁空气法》第202(A)条发布了一份《危害调查结果》，结论是温室气体污染威胁到今世后代的公共健康和福利。EPA已经通过了法规，要求某些设施获得许可并减少温室气体排放。我们运营的州也可能需要许可和减少温室气体排放。此外，EPA在2016年发布了一套最终规则，要求减少新来源的VOC和甲烷生成。尽管2020年规则的变化降低了这些要求，但预计会根据拜登政府发布的行政命令做出改变。其他法规可能仍将出台。同样，美国土地管理局(BLM)已提议暂停并修订2016年的一项规则，该规则涉及公共土地上油气生产中甲烷排放、燃烧和泄漏，该规则正受到多个西方州和能源公司的挑战。2018年9月，BLM发布了一项最终规则，修订或废除了2016年规则的某些条款。2018年的规则在联邦法院受到挑战，并于2020年被撤销，但法院暂停了2018年规则的无效，以便允许对2016年规则的挑战继续进行。BLM没有为2016年的规定辩护，它被腾出了。这一决定可能会进一步上诉，最终结果还不确定。因为我们所有的石油和天然气生产都在美国, 已经或可能通过的限制或减少温室气体排放的法律或法规可能会要求我们招致大幅增加的运营成本，并可能对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响。此外，国际社会已经并将继续努力通过旨在解决全球气候问题的国际条约或议定书。
改变问题。最近一次是在2015年，美国参加了联合国气候变化会议，这导致了《巴黎协定》的诞生。《巴黎协定》要求批准国每五年审查一次设定温室气体减排目标的国家自主贡献的雄心壮志，并将其作为一个进步。美国于2016年4月22日签署了《巴黎协定》；尽管特朗普政府发出了退出《巴黎协定》的意向通知，但拜登政府正在恢复美国的参与。很难预测政府未来采取任何行动的时机和确定性，以及对我们运作的影响。未来通过的应对气候变化的立法或法规也可能使我们的产品或多或少比竞争对手的能源更受欢迎。然而，我们预计对我们业务的影响不会与其他从事石油和天然气勘探和生产活动的类似公司有实质性的不同。
2010年，BLM开始实施拟议中的石油和天然气租赁改革，该改革将增加环境审查要求，预计将产生减少可供租赁的新联邦土地数量的效果，增加对可用地块的竞争和成本。2018年1月31日，BLM的一项新政策取代了这一租赁改革倡议，预计该政策将取消2010年倡议带来的额外环境审查，并简化租赁流程。此外，2017年12月28日，BLM废除了BLM通过的一项规定对流体管理和压裂所用化学品的披露提出了更高的要求。拜登政府发布了一项行政命令，暂停新的石油和天然气租赁以及美国公共土地和近海水域的钻探许可证，直到内政部长对联邦石油和天然气许可和租赁做法进行全面审查和重新考虑。可能会发生进一步的操作。由于持续的监管和法律不确定性，我们无法预测这些变化将对我们的业务产生什么影响，尽管这些变化预计将在未来对联邦LAD的石油和天然气租赁施加更多限制。“我们预计，对我们业务的影响将类似于参与石油和天然气勘探和生产活动的其他类似情况的公司。”
环境法律和法规的这种变化导致更严格和成本更高的报告，或废物处理、储存、运输、处置或清理活动，可能会对能源行业的公司产生重大影响。通过进一步监管石油和天然气生产排放的新法规可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和前景产生不利影响，因为通过新的法律或法规可能会对其他行业的温室气体排放征收税收或其他成本，这可能会导致天然气消费和需求的变化。如果我们不遵守适用于石油和天然气生产的任何此类新法律和法规，我们还可能受到行政、民事和/或刑事处罚。
规范石油天然气勘探生产。我们的勘探和生产业务受到联邦、州和地方各级的各种监管。这些规定包括要求获得钻井许可证和钻探保证金，规范钻井地点、钻井和套管井的方法，以及钻井所依据的地面使用和恢复属性。许多州也有涉及保护问题的法规或法规，包括石油和天然气资产的统一或汇集、确定油井和天然气井的最高产量，以及对此类油井的间距、封堵和废弃进行监管。一些州的法律限制了从我们的财产中生产石油和天然气的速度。也有可能某些州可能会增加监管活动，以应对不断变化的联邦法规或政策。
国家规定。大多数州对石油和天然气的生产和销售进行监管，包括获得钻探许可的要求、开发新油田的方法、油井的间距和操作以及防止石油和天然气资源的浪费。油井和气井允许的最大日产量可以根据市场需求或节约或两者兼而有之地确定，生产速度可以进行调整，油井和气井允许的最大日产量也可以根据市场需求或保护基础来确定。
办公和运营设施
我们的行政办公室位于德克萨斯州弗里斯科市城乡大道5300号，Suite500，邮编：75034，电话号码是6688800。我们在德克萨斯州弗里斯科租赁办公空间，占地66,382平方英尺，月租129,998美元。本租约将于2021年12月31日到期。在……里面一月2021年，我们把租约延长到12月31日，
2024年。我们还在德克萨斯州的迦太基、富兰克林、纳科多奇和马歇尔，以及路易斯安那州的博西尔市、大甘蔗、格林伍德、荷马和洛根斯波特附近拥有生产办公室和管道设施。
人力资本
截至2020年12月31日，我们拥有204名员工，并为我们的某些钻井、完井和生产业务利用了合同员工。我们寻求吸引一支合格和多样化的劳动力队伍，并保持强有力的非歧视和反骚扰政策。
员工、承包商和社区的安全是我们的核心商业价值，为了实现我们卓越运营和无伤害工作场所的目标，我们实施了环境、健康和安全管理体系，以此作为我们取得成功的框架。该框架包括概述我们如何开展工作的政策和程序，吸引员工并推动积极主动的安全文化的计划，帮助确保我们的员工具备安全工作知识的员工培训，为明确定义的交付成果和责任设定目标和目标，以及使用关键绩效指标和记分卡的数据收集对结果进行定期审计和检查，以衡量我们的成功并制定改进战略。为应对新冠肺炎疫情，我们实施了新冠肺炎暴露预防、准备和应对计划，其中纳入了政府官员提供的最新信息。
我们利用第三方承包商管理服务来确保一致的方法来使我们的期望与参与我们运营的所有第三方保持一致。我们通过承包商入职和持续的审核过程，使我们的承包商对最高的绩效标准负责。
董事及行政人员
下表列出了有关我们的高管和董事的某些信息。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 名字 | | 公司职位 | | 年龄 |
| M·杰伊·艾利森 | | 首席执行官兼董事会主席 | | 65 |
| 罗兰·O·伯恩斯 | | 总裁、首席财务官、秘书兼董事 | | 60 |
| 丹尼尔·S·哈里森 | | 首席运营官 | | 57 |
| 大卫·J·特里 | | 公司发展高级副总裁 | | 40 |
| 帕特里克·H·麦克高夫 | | 运营副总裁 | | 40 |
| 罗纳德·E·米尔斯 | | 负责财务和投资者关系的副总裁 | | 49 |
| 丹尼尔·K·普雷斯利 | | 会计副总裁、主计长兼财务主管 | | 60 |
| 拉雷·L·桑德斯 | | 负责土地事务的副总裁 | | 58 |
| 惠特尼·H·沃德 | | 市场营销副总裁 | | 36 |
| 伊丽莎白·B·戴维斯 | | 导演 | | 58 |
| 莫里斯·E·福斯特 | | 导演 | | 78 |
| 吉姆·L·特纳 | | 导演 | | 75 |
下面是每个担任高管或董事的人的简短传记。
行政主任
M·杰伊·艾利森自1988年以来一直担任我们的首席执行官。艾利森先生于1997年当选为董事会主席，并自1987年以来一直担任董事。从1988年到2013年，艾利森先生担任我们的总裁。1981年至1987年，他在德克萨斯州米德兰的Lynch，Cappell&Alsup律师事务所担任石油和天然气执业律师。他分别于1978年、1980年和1981年在贝勒大学获得学士、硕士和法学博士学位。
罗兰·O·伯恩斯自2013年以来一直担任我们的总裁，自1990年以来担任首席财务官，自1991年以来担任秘书，自1999年以来担任董事。彭斯先生于1994年至2013年担任我们的高级副总裁，并于1990年至2013年担任财务主管。1982年至1990年，伯恩斯先生受雇于公共会计师事务所亚瑟·安徒生(Arthur Andersen)。在安达信任职期间，伯恩斯先生主要从事该公司的石油和天然气审计业务。彭斯先生于1982年在密西西比大学获得学士和硕士学位，是一名注册公共会计师。伯恩斯先生还在密西西比大学基金会董事会和审计委员会任职。
丹尼尔·S·哈里森2019年7月成为我们的首席运营官，担任 自2017年起担任运营副总裁。哈里森先生自2008年以来一直在我们公司任职，在此期间担任过多个责任越来越大的工程和运营管理职位。在加入我们之前，哈里森先生于2005年至2008年在Cimarex能源公司担任运营工程师。在2005年之前，他曾在几家独立的油气勘探和开发公司担任过各种石油工程运营管理职位。哈里森先生于1985年获得路易斯安那州立大学石油工程学士学位。
大卫·J·特里2019年7月，在完成对Covey Park的收购的同时，Terry先生成为我们的企业发展高级副总裁。在这一职位上，Terry先生负责推动我们的收购和开发、储备和中游的长期战略。在共同创立柯维公园公司之前，特里先生在执行资源公司和温彻斯特制作公司的运营和业务发展方面担任过重要职务。特里先生 获得路易斯安那州立大学石油工程理学学士学位 在2005年。
帕特里克·H·麦克高夫在收购Covey Park后，他于2019年7月成为我们的运营副总裁。他于2018年8月加入Covey Park，担任运营副总裁，负责钻井、完井以及生产运营和工程。*在Covey Park之前，McGough先生在Brammer Engineering担任钻井、完井和生产工程师的重要职务。麦高夫于2003年获得路易斯安那理工大学(Louisiana Tech University)化学工程理学学士学位，并于2010年获得路易斯安那州百年学院工商管理硕士(MBA)学位。
罗纳德·E·米尔斯2019年8月成为我们负责财务和投资者关系的副总裁。在加入我们之前，Mills先生是Johnson Rice&Company LLC的股票会员和高级分析师，负责调查勘探和生产公司。米尔斯先生于1995年8月加入约翰逊·赖斯公司。米尔斯先生分别于1994年和1995年在杜兰大学获得经济学学士学位和工商管理硕士学位。
丹尼尔·K·普雷斯利自2013年以来一直担任我们的财务主管。普雷斯利先生自1989年以来一直在我们公司工作，他还继续担任我们的会计和财务副总裁，他分别从1997年和1991年开始担任这两个职位。在加入我们之前，普雷斯利先生在包括Ambrit Energy，Inc.在内的几家独立石油和天然气公司拥有六年的工作经验。在此之前，普雷斯利先生在会计师事务所B.D.O.Seidman工作了两年半。普雷斯利先生于1983年在德克萨斯农工大学获得工商管理学士学位。
拉雷·L·桑德斯自2014年以来，桑德斯女士一直担任我们的土地副总裁。桑德斯女士自1995年以来一直在我们公司工作。她从2007年开始担任土地经理，在我们所有积极的开发项目和重大收购中发挥了重要作用。在加入我们之前，桑德斯女士曾在桥梁石油公司和凯撒-弗朗西斯石油公司以及其他独立勘探和生产公司任职。桑德斯女士是一名注册专业兰德曼，拥有38年的经验。她在1990年成为美国第一位注册专业租约和产权分析师。
惠特尼·H·沃德成为我们的营销副总裁 2019年7月，在完成对Covey Park的收购的同时，她还担任了营销副总裁。她于2014年加入柯维公园，并开始负责市场部。在加入柯维公园之前，沃德女士在2007年至2014年期间在Exco Resources，Inc.的市场部担任过多个职位。2007年，她获得了德克萨斯大学奥斯汀分校传播学学士学位。
外部董事
伊丽莎白·B·戴维斯戴维斯博士自2014年起担任董事，现任福曼大学校长。戴维斯博士在2014年7月之前担任贝勒大学执行副校长兼教务长，2008年至2010年担任临时教务长。在被任命为教务长之前，她是贝勒大学汉卡默商学院(Hankamer School Of Business At Bayeller University)的会计学教授，并在那里担任本科生项目副院长和会计与商业法系代理主任。在加入贝勒大学之前，她于1984年至1987年为公共会计师事务所阿瑟·安徒生(Arthur Andersen)工作。
莫里斯·E·福斯特自2017年以来一直担任董事。莫里斯先生在埃克森美孚集团供职40多年后，于2008年从埃克森美孚公司副总裁兼埃克森美孚生产公司总裁的职位上退休。福斯特先生在1995年被任命为负责美国埃克森公司上游业务的高级副总裁之前，曾在国内以及英国和马来西亚担任过多个生产工程和管理职务。1998年，福斯特先生被任命为埃克森美孚上游开发公司总裁，1999年埃克森美孚和美孚合并后，他被任命为埃克森美孚开发公司总裁。2004年，福斯特先生被任命为埃克森美孚生产公司(Exxon Mobil Production Company)总裁和埃克森美孚公司(ExxonMobil Corporation)副总裁。埃克森美孚生产公司是负责埃克森美孚上游油气勘探和生产业务的部门。福斯特先生目前担任房地产控股公司Stagecoach Properties Inc.的董事长，该公司在德克萨斯州的萨拉多、休斯顿的College Station和加利福尼亚州的卡梅尔拥有物业，并是德克萨斯农工大学董事会的成员。此外，福斯特先生目前在斯科特&怀特医学研究所的董事会任职。
吉姆·L·特纳自2014年以来一直担任董事。特纳先生目前担任特纳控股有限责任公司的董事长和JLT汽车公司的首席执行官。特纳先生从1999年胡椒/七喜装瓶集团(Dr Pepper/Seven Up Botting Group，Inc.)成立至2005年出售该公司的股权时，一直担任该公司的总裁兼首席执行官。在此之前，特纳先生曾担任美国最大的私人拥有的独立瓶装公司特纳饮料集团(Turner Beverage Group)的所有者/董事长兼首席执行官。特纳先生是前董事长，目前在贝勒·斯科特和怀特健康公司的董事会任职，这是得克萨斯州最大的非营利性医疗保健系统，他还担任该公司的财务委员会主席和执行委员会成员。他是皇冠控股的董事，在那里他还担任薪酬委员会主席和提名和治理委员会的成员。他是INSURICA的董事会成员，INSURICA是一家提供全方位服务的保险机构。特纳是迪恩食品公司(Dean Foods Company)的前董事长，他还担任过该公司的薪酬委员会主席。
可用的信息
我们根据1934年的证券交易法向证券交易委员会提交年度、季度和当前报告、委托书和其他文件。证交会维护一个网站，其中包含以电子方式提交给证交会的报告、委托书和信息声明以及其他信息。公众可以在www.sec.gov上获得我们向SEC提交的任何文件。我们还在我们向美国证券交易委员会(SEC)提交或提供这些材料后，在合理可行的情况下，尽快在我们的网站(www.comstock resource ces.com)上免费提供我们的Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告以及(如果适用)根据交易法第9.13(A)节提交或提供的报告的修正案。
项目1A。三个风险因素
您应仔细考虑以下重大风险因素以及本报告中包含或引用的其他信息，因为这些重要因素可能导致我们的实际结果与我们的预期或历史结果不同。要预测或识别所有这些因素是不可能的。因此，您不应将任何此类清单视为我们所有潜在风险或不确定性的完整陈述。根据我们目前已知的信息，我们认为以下信息确定了影响我们的大多数重大风险因素，但以下风险和不确定因素并不是与我们的业务相关的唯一因素，不一定按其重要性顺序列出。我们目前不知道或我们目前认为无关紧要的其他风险和不确定性也可能对我们的业务产生不利影响。
石油和天然气价格长期低迷将对我们的业务、财务状况、现金流、流动性、经营业绩以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力产生不利影响。
我们的业务严重依赖于石油和天然气的价格和需求。从历史上看，石油和天然气的价格一直不稳定，未来也可能保持不稳定。*2020年期间，大宗商品价格大幅波动，西德克萨斯中质原油(WTI)的结算价从约每桶1美元的高位不等。63.27每桶降至大约负1美元的低点。36.98Henry Hub天然气的每桶和结算价从大约1美元的高位不等。3.14每立方米降至约$的低水平1.33每个MCF。
我们收到的石油和天然气生产价格有很大波动，取决于许多我们无法控制的因素，包括以下因素：
•国内外石油、天然气、液体天然气供应情况；
•天气状况；
•进口石油、天然气的价格和数量；
•其他产油国和天然气生产国的政治状况和事件，包括禁运、中东敌对行动和其他持续的军事行动，以及恐怖主义或破坏行为；
•石油输出国组织(OPEC)的行动；
•国内政府法规、法律和政策；
•全球石油和天然气库存水平；
•影响能源消耗的技术进步；
•替代燃料的价格和可获得性；以及
•整体经济状况。
较低的石油和天然气价格将对以下方面产生不利影响：
•我们的收入、盈利能力和运营现金流；
•我们已探明的石油和天然气储量的价值；
•我们某些钻探前景的经济可行性；
•我们的借贷能力；以及
•我们获得额外资本的能力。
我们未来的产量和收入取决于我们取代储备的能力。
我们未来的产量和收入取决于我们发现、开发或获得更多经济上可开采的石油和天然气储量的能力。我们的已探明储量一般会随着储量的耗尽而下降，除非我们成功进行勘探或开发活动或收购含有已探明储量的物业，或两者兼而有之。为了增加储量和产量，我们必须继续我们的收购和钻探活动。我们不能向您保证，我们将有足够的资本资源进行收购和钻探活动，我们的收购和钻探活动将带来可观的额外储量，或者我们将继续以较低的发现和开发成本成功钻探生产井。此外，虽然如果当前石油和天然气价格大幅上涨，我们的收入可能会增加，但我们发现额外储量的成本也可能会增加。
未来我们进入资本市场的机会可能会受到限制。
金融和信贷市场的不利变化可能会对我们增加产量和储备以及履行未来义务的能力产生负面影响。此外，当前低石油和天然气价格环境的持续，或者石油和天然气价格的进一步下跌，将影响我们为收购和钻探活动获得融资的能力，并可能导致钻探活动减少，这可能会因租赁到期而导致面积损失，这两者都可能对我们取代储备的能力产生负面影响。
钻井和完井活动通常由国家石油和天然气委员会监管。我们的钻井和完井活动主要在路易斯安那州和德克萨斯州进行。德克萨斯州在2012年6月通过了一项法律，要求向德克萨斯州铁路委员会和公众披露有关水力压裂过程中使用的部件的某些信息。此外，国会还考虑了一项立法，如果实施，水力压裂过程将受到安全饮用水法案的监管。2015年6月，美国环保署发布了一份关于水力压裂对饮用水资源潜在影响的报告草案，报告得出结论，水力压裂活动并未对美国的饮用水资源造成广泛的系统性影响，尽管水力压裂活动可能通过地上和地下的机制来影响饮用水资源。报告草案于2016年12月定稿。包括美国能源部在内的其他政府机构已经或正在评估水力压裂的其他各个方面。这些正在进行或拟议中的研究有可能影响未来立法或法规的可能性或范围。
州和联邦监管机构最近将重点放在水力压裂相关活动与地震活动增加之间的可能联系上。当由人类活动引起时，这类事件被称为诱发地震活动。在少数情况下，地震事件附近的注水井操作员已被勒令减少注水量或暂停作业。一些州的监管机构，包括阿肯色州、加利福尼亚州、科罗拉多州、伊利诺伊州、堪萨斯州、俄亥俄州、俄克拉何马州和德克萨斯州的监管机构，已经修改了他们的法规，以应对诱发地震活动。各级监管机构正在继续研究油气活动与诱发地震活动之间可能存在的联系。美国国家科学院(National Academy Of Sciences)2012年发布的一份报告得出结论，在数以万计的注水井中，只有一小部分被怀疑是或曾经是诱发地震的可能原因；德克萨斯大学(University Of Texas)研究人员2015年的一份报告表明，地震活动和废水处理之间的联系可能会因地区而异。2015年，美国地质调查局(United States Geological Survey)确定了包括德克萨斯州在内的八个州的诱发地震活动率上升的地区，这些地区可能归因于流体注入或石油和天然气开采。2016年3月，美国地质调查局(United States Geological Survey)确定了诱发地震活动危害最严重的六个州，包括德克萨斯州、科罗拉多州、俄克拉何马州、堪萨斯州、新墨西哥州和阿肯色州。此外，还提起了多起诉讼，最近一次是在俄克拉何马州，指控处置井作业对附近财产造成损害，或者违反了监管废物处理的州和联邦规定。未来的监管发展可能会限制注水井和水力压裂的使用，从而对我们的运营产生不利影响。
大量的勘探和开发活动可能需要大量的外部资本，这可能会稀释我们普通股的价值，并限制我们的活动。此外，我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资金或融资，这可能会限制我们未来的商业机会，并导致我们的石油和天然气储量下降。
我们预计将投入大量资金收购、勘探和开发石油和天然气储量。为了为这些活动提供资金，我们可能需要通过发行债务或股权证券、出售非战略性资产或其他方式大幅改变或增加我们的资本。额外发行股本证券可能会稀释我们普通股的价值，考虑到目前金融市场的波动，按我们可以接受的条件可能是不可能的。发行额外的债务可能需要我们的运营现金流的一部分用于支付债务利息，从而降低我们使用现金流为营运资本、资本支出、收购、股息和一般公司要求提供资金的能力，这可能使我们相对于其他竞争对手处于竞争劣势。我们来自运营和获得资本的现金流受多个变量的影响，包括：
•我们估计的探明储量；
•我们现有油井能够生产的石油和天然气水平；
•我们从生产的天然气中提取天然气液体的能力；
•石油、天然气液体、天然气的销售价格；
•我们获得、定位和生产新储量的能力。
如果我们的收入因石油或天然气价格下跌、经营困难或储量下降而减少，我们获得承担或完成未来勘探和开发计划以及寻求其他机会所需的资本的能力可能会受到限制，这可能导致我们与勘探和开发我们的前景相关的业务减少，进而可能导致我们的石油和天然气储量下降。
我们寻求收购作为我们增长战略的一部分，这类收购存在相关风险。
我们的增长在一定程度上要归功于对生产物业和公司的收购。最近，我们一直专注于为我们的钻探计划获得土地。我们预计将继续评估，并在适当的情况下，以我们认为有利的条款寻求收购机会。然而，我们不能向您保证，未来将确定合适的收购候选者，或者我们将能够以优惠的条款为此类收购提供资金。此外，我们与其他公司竞争收购，我们不能向您保证我们将成功收购任何重大财产权益。此外，我们不能向您保证，我们未来的收购将成功整合到我们的业务中，或将增加我们的利润。
要成功收购生产性物业，需要对许多我们无法控制的因素进行评估，包括但不限于：
•可采储量；
•勘探潜力；
•未来石油和天然气价格；
•营运成本；以及
•潜在的环境和其他责任。
关于此类评估，我们对我们认为与行业惯例大体一致的主题属性进行了审查。由此得出的评估是不准确的，其准确性也不确定，这样的审查可能不会揭示所有现有的或潜在的问题，也不一定能让我们足够熟悉这些物业，以充分评估它们的优点和不足之处。并不是每口井都要检查，即使检查也不一定能观察到结构和环境问题。
此外，重大收购可能会改变我们的运营和业务性质，这取决于收购物业的性质，这些物业可能在运营和地质特征或地理位置上与我们现有的物业有很大不同。虽然我们目前的业务主要集中在德克萨斯州和路易斯安那州，但我们可能会寻求收购或购买位于其他地理区域的物业。
我们的套期保值交易可能导致财务损失或减少我们的收入。如果我们对很大一部分预期产量进行了对冲，而我们的实际产量低于我们的预期，或者商品和服务的成本增加，我们的盈利能力将受到不利影响。
为了实现更可预测的现金流，并减少我们对石油和天然气价格不利波动的风险敞口，我们已经并可能继续就我们预期的某些石油和天然气产量进行套期保值交易。这些交易可能会导致已实现和未实现的套期保值损失。此外，这些对冲可能不足以保护我们免受石油和天然气价格持续和长期下跌的影响。如果石油和天然气价格维持在当前水平或进一步下跌，我们将无法在目前的对冲水平上对冲未来的产量，我们的运营业绩和财务状况将受到负面影响。
我们商品价格敞口的程度在很大程度上与我们衍生品活动的有效性和范围有关。例如，我们使用的衍生工具主要基于NYMEX期货价格，这可能与我们在运营中实现的实际原油和天然气价格有很大差异。此外，我们采取了一项政策，要求，我们的循环信贷安排也要求，我们只进行与我们预期产量的一部分相关的衍生品交易，因此，我们将继续对这些衍生品金融工具未涵盖的那部分产量进行直接的大宗商品价格风险敞口。
我们未来的实际产量可能显著高于或低于我们在进行衍生品交易时的估计。如果我们未来的实际产量高于我们的估计，我们将有比我们预期更大的大宗商品价格敞口。如果我们未来的实际产量低于受我们的衍生金融工具约束的名义金额，我们可能被迫满足我们的全部或部分衍生品交易，而没有我们出售或购买基础实物商品的现金流的好处，导致我们的盈利能力和流动性大幅下降。由于这些因素，我们的衍生品活动在降低现金流波动性方面可能并不像我们预期的那样有效，在某些情况下，实际上可能会增加我们现金流的波动性。
此外，我们的套期保值交易还面临以下风险：
•由于这些交易，我们在获得石油和天然气价格上涨的全部好处方面可能是有限的；
•交易对手不得履行适用的衍生金融工具规定的义务，也不得寻求破产保护；
•衍生工具中的基础商品价格与实际收到的价格之间的预期差额可能会发生变化；以及
•我们采取的监管衍生金融工具的步骤可能无法发现和防止违反我们的风险管理政策和程序，特别是在涉及欺诈或其他故意不当行为的情况下。
市场条件或操作障碍可能会阻碍我们进入石油和天然气市场，或延误我们的生产。
市场状况或无法获得令人满意的石油和天然气运输安排，可能会阻碍我们进入石油和天然气市场，或延误我们的生产。本港的石油和天然气生产能否有现成的市场，须视乎多项因素而定，包括石油和天然气的供求情况，以及储备物是否接近管道和加工设施。我们销售产品的能力在很大程度上取决于收集系统、管道和加工设施的可用性和能力，在某些情况下，这些设施可能由第三方拥有和运营。如果我们不能以可接受的条件获得此类服务，可能会对我们的业务造成重大损害。我们可能会因为缺乏市场需求，或者因为管道或收集系统能力不足或不可用而被要求关闭油井。如果发生这种情况，那么在安排向市场交付我们的产品之前，我们将无法实现这些油井的收入。
我们的偿债要求可能会对我们的运营产生不利影响，并限制我们的增长。
截至2020年12月31日，我们的本金债务为28亿美元。
我们的未偿债务具有重要后果，包括但不限于：
•我们的运营现金流的一部分需要用来偿还债务；
•我们借入额外款项作非经常开支(包括收购)或其他用途的能力有限；及
•我们的债务限额：(I)我们把握重大商机的能力；(Ii)我们为市况变化作出规划或作出反应的灵活性；及(Iii)我们承受竞争压力和经济衰退的能力。
未来的收购或开发活动可能需要我们大幅改变资本结构。这些资本化的变化可能会大幅增加我们的债务。此外，我们履行偿债义务和减少总债务的能力将取决于我们未来的表现，这将受到总体经济状况以及影响我们运营的财务、商业和其他因素的影响，其中许多因素是我们无法控制的。如果我们无法偿还债务和履行其他承诺，我们将被要求采取一种或多种选择，例如对债务进行再融资或重组，出售实质性资产，或寻求筹集额外的债务或股本。我们不能向您保证，这些行动中的任何一项都能在及时或令人满意的条件下实施，也不能保证这些行动将使我们能够继续满足我们的资本金要求。
我们的债务协议包含许多重要的契约。这些公约限制了我们的能力，其中包括：
•借更多的钱；
•合并、合并或者处置资产；
•进行某些类型的投资；
•与我们的关联公司进行交易；以及
•支付股息。
如果我们不遵守这些契约中的任何一项，可能会导致我们的银行信贷安排和管理我们未偿还票据的契约违约。如果不免除违约，可能会导致我们的债务加速，在这种情况下，债务将立即到期并支付。如果发生这种情况，考虑到信贷市场的现状，我们可能无法偿还债务或借入足够的资金进行再融资。即使有新的融资，也不一定是我们可以接受的条件。
遵守这些公约可能会导致我们采取我们本来不会采取的行动，或者不采取我们本来会采取的行动。
我们决定钻探的前景可能无法以商业上可行的数量或数量生产石油或天然气，以满足我们的目标回报率和坚定的运输承诺。
勘探是指我们拥有权益或拥有经营权的财产，根据现有的地震和地质信息，我们的地质学家认为这是潜在石油或天然气的指示。我们的前景正处于不同的评估阶段，从准备钻探的前景到需要大量额外评估和解释的前景。在钻探和测试之前，无法预测任何特定的勘探项目是否会生产出足够数量的石油或天然气，以收回钻井或完井成本，或者在经济上是可行的。使用地震数据和其他技术，以及对同一地区的生产油田进行研究，将不能使我们在钻探之前确定是否存在石油或天然气，或者如果存在，是否存在商业数量的石油或天然气。我们使用其他油井、更全面勘探的前景和/或生产油田的数据进行的分析，在预测与我们的钻探前景相关的特征和潜在储量方面可能没有用处。如果我们再钻一些不成功的井，我们的钻井成功率可能会下降，我们可能无法实现我们的目标回报率。
此外，不成功的钻探可能会影响我们履行坚定的运输承诺的能力。我们最近与Enterprise Products Partners达成了一项协议，成为其新的每天一个Bcf海恩斯维尔·阿卡迪安扩建项目的锚定托运人，将天然气运输到吉利斯枢纽。作为这项协议的一部分，我们达成了坚定的运输承诺，如果钻井作业不成功，可能会发生这种情况。
我们的业务涉及许多不确定性和经营风险，这些不确定性和经营风险可能会阻碍我们实现盈利，并可能造成重大损失。
我们的成功取决于我们勘探和开发活动的成功。勘探活动涉及许多风险，包括不会发现具有商业价值的天然气或石油储量的风险。此外，这些活动可能因为许多原因而不成功，包括天气、成本超支、设备短缺和机械故障。此外，天然气或油井的成功钻探并不能保证我们的投资会获得利润。各种因素，包括地质因素和市场因素，都可能导致油井变得不经济或仅略微经济。除了成本之外，不成功的油井还会损害我们更换产量和储量的努力。
我们的业务涉及各种经营风险，包括：
•异常或意想不到的地质构造；
•火灾；
•爆炸声；
•井喷和表面凹陷；
•天然气、石油、地层水流量不可控；
•自然灾害，如飓风、热带风暴等恶劣天气条件；
•管道、水泥或管道故障；
•套管坍塌；
•机械故障，如油田钻井和维修工具丢失或卡住；
•异常压力的地层；以及
•环境危害，如天然气泄漏、石油泄漏、管道破裂和有毒气体排放。
如果我们遇到任何上述操作风险，我们的井筒、收集系统和处理设施可能会受到影响，这可能会对我们进行操作的能力造成不利影响。
我们亦可能因下列原因而蒙受重大损失：
•造成人员伤亡的；
•严重损毁财产、自然资源和设备的；
•污染和其他环境损害；
•清理责任；
•监管查处；
•暂停我们的业务；以及
•维修以恢复运行。
我们为“突发和意外”事故投保，这些事故可能包括上述风险中的一部分，但不是全部。最重要的是，我们投保的保险不包括上述在一段持续时间内发生的风险。此外，我们不能保证会继续提供这类保险以支付所有这类费用，也不能保证这类保险会以合理的成本购买。重大事件的发生如果没有得到充分的保险或赔偿，可能会对我们的财务状况和经营业绩产生实质性的不利影响。
我们的信息和计算机系统丢失可能会对我们的业务造成不利影响。
我们严重依赖我们的信息系统和基于计算机的程序，包括我们的油井作业信息、地震数据、电子数据处理和会计数据。如果这些程序或系统中的任何一个出现故障或在我们的硬件或软件网络基础设施中创建错误信息，可能的后果包括我们的通信链路中断，我们无法发现、生产、加工和销售石油和天然气，以及无法自动处理商业交易或从事类似的自动化或计算机化的商业活动。所有这些后果都可能对我们的业务产生实质性影响。
我们的业务可能会受到安全威胁的负面影响，包括网络安全威胁和其他中断。
作为一家石油和天然气生产商，我们面临着各种安全威胁，包括未经授权访问敏感信息或使数据或系统无法使用的网络安全威胁，对我们员工安全的威胁，对我们设施和基础设施或第三方设施和基础设施(如加工厂和管道)的安全或运营的威胁，以及来自恐怖主义行为的威胁。网络安全攻击尤其是不断发展，包括但不限于恶意软件，试图未经授权访问数据，以及其他可能导致关键业务中断的电子安全漏洞未经授权泄露机密或其他受保护的信息和损坏数据。*虽然我们利用各种程序和控制来监控和防范这些威胁，并减少我们对此类威胁的暴露，但不能保证这些程序和控制足以防止安全威胁成为现实。*如果这些事件中的任何一项成为现实，无论是对公司还是我们所依赖的第三方，它们都可能导致对我们的运营至关重要的敏感信息、关键基础设施、人员或能力的损失，并可能对我们的声誉、财务状况、运营结果产生实质性的不利影响
我们受到广泛的政府法律法规的约束，这些法规可能会对做生意的成本、方式或可行性产生不利影响。
我们的运营和设施受到广泛的联邦、州和地方法律法规的约束，涉及石油和天然气的勘探、开发、生产和运输，以及其安全运营。未来的法律或法规、对现有法律法规解释的不利变化或我们不遵守现有法律要求可能会损害我们的业务、经营结果和财务状况。我们可能会被要求进行巨额和意想不到的资本支出，以符合当前和未来的政府法律和法规，例如：
•租约许可证限制；
•钻探债券和其他财务责任要求，如堵塞和放弃债券；
•井距；
•财产的单位化和集团化；
•安全措施；
•监管规定；以及
•税收。
根据这些法律和法规，我们可能要承担以下责任：
•人身伤害；
•财产和自然资源损害；
•填海成本；以及
•政府制裁，如罚款和处罚。
由于监管要求或限制，我们的运营可能会大幅延迟或缩减，运营成本可能会大幅增加。此外，拜登政府已经并预计将对适用的法规进行更多修改，我们预计每一次修改都将比上届政府更加严格。应对不断变化的法规和政策也有相关成本，无论这些法规是严格的还是不严格的。因此，不能保证未来不会招致物质成本和责任。
疾病、流行病或任何其他公共卫生危机的广泛爆发可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和/或现金流产生重大不利影响。
据报道，2019年12月，一种导致新冠肺炎的新型冠状病毒株(SARS-CoV-2)在中国浮出水面。这种病毒的传播从2020年1月开始造成商业中断，包括石油和天然气行业的中断。2020年3月，世界卫生组织宣布新冠肺炎疫情为大流行，美国经济开始受到明显影响。新冠肺炎疫情对全球经济产生了负面影响，扰乱了全球供应链，降低了全球对石油和天然气的需求，并造成了金融和大宗商品市场的大幅波动和混乱。新冠肺炎疫情对我们的运营和财务业绩(包括我们在预期时间框架内执行我们的业务战略和计划的能力)的影响程度是不确定的，并取决于各种因素，包括对石油和天然气的需求、对我们运营物业至关重要的人员、设备和服务的可用性，以及政府可能对旅行、运输和运营实施的限制的影响。关于中断的程度和持续时间存在不确定性。新冠肺炎大流行或任何其他公共卫生危机对我们的业绩产生不利影响的程度将取决于未来的事态发展，这些事态发展具有高度的不确定性，无法预测，包括但不限于疫情爆发的持续时间和蔓延、其严重性、遏制病毒或治疗其影响的行动、其对经济和市场状况的影响，以及正常经济和运营条件能够以多快速度和多大程度恢复。2020年，除了对石油和天然气价格的影响外，大流行并没有显著扰乱我们的运营。
第1B项。第(2)项。未解决的员工意见
没有。
第三项。第二项。法律程序
我们不参与管理层认为会对我们的综合经营业绩或财务状况产生重大不利影响的任何法律程序。
项目4.协议煤矿安全信息披露
不适用。
第二部分
项目T.5.第一项。注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股权证券的市场
我们的普通股在纽约证券交易所挂牌交易，代码是“CRK”。截至2021年2月16日，我们有232,411,218股普通股流通股，由108名登记持有者持有。自2014年以来，我们一直没有支付普通股的股息。但未来关于股息支付的任何决定将取决于我们的运营结果、资本要求、我们的财务状况以及我们的董事会可能认为相关的其他因素。
股东回报绩效
我们的薪酬委员会使用公司同业集团来确定股东的总回报业绩，这在我们的年度激励计划中用作衡量标准，并确定绩效股票单位是否按照我们的2019年长期激励计划获得。在2020年，薪酬委员会利用了一个由Antero Resources Corporation、Cabot Oil&Gas Corporation、Chesapeake Energy Corporation、CNX Resources Corporation、EQT Corporation、Gulfport Energy Corporation、Monage Resources Corporation、Range Resources Corporation、Silverbow Resources，Inc.和Southwest组成的同业集团，其中包括Antero Resources Corporation、Cabot Oil&Gas Corporation、Chesapeake Energy Corporation、CNX Resources Corporation、EQT Corporation、Gulfport Energy Corporation、Monage Resources Corporation、Range Resources Corporation、Silverbow Resources，Inc.和Southwest下图将截至2020年12月31日的五年中我们普通股累计股东总回报的年度百分比变化与纽约证券交易所指数的累计回报和我们同行的累计回报进行了比较。下图假设在2015年的最后一个交易日投资了100.00美元，并对股息(如果有的话)进行了再投资。
五年累计总回报比较(1)
在Comstock，NYSE综合指数和我们的同业集团中
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| 总回报分析 | | 2015 | | 2016 | | 2017 | | 2018 | | 2019 | | 2020 |
| 康斯托克 | | $100.00 | | | $105.35 | | | $90.48 | | | $48.45 | | | $88.02 | | | $46.74 | |
| 纽约证交所综合指数 | | $100.00 | | | $111.94 | | | $132.90 | | | $121.01 | | | $151.87 | | | $162.49 | |
| 同级组 | | $100.00 | | | $132.89 | | | $106.30 | | | $68.22 | | | $44.07 | | | $42.26 | |
_______________
(1)以上图表中包含的数据被视为根据修订后的1934年证券交易法第18条提供且未提交，或受该条规定的责任约束。
项目7.5.管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
以下讨论和分析应与我们选定的历史综合财务数据和随附的综合财务报表以及本报告其他部分包括的这些财务报表的附注一起阅读。以下讨论包括反映我们的计划、估计和信念的前瞻性陈述。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。可能导致或导致这些差异的因素包括但不限于本报告下文和其他部分讨论的因素，特别是在“风险因素”和“关于前瞻性陈述的告诫”中讨论的因素。
概述
我们是一家独立的能源公司，在美国从事石油和天然气的收购、勘探、开发和生产。我们的资产集中在位于路易斯安那州北部和得克萨斯州东部的Haynesville和Bossier页岩，这是一个主要的天然气盆地，由于地理上靠近墨西哥湾沿岸天然气市场，具有优越的经济效益。2020年12月31日，我们已探明储量中约95%位于海恩斯维尔和博西耶页岩地区。我们拥有2864口生产油井和天然气井的权益(净额1453.7口)，我们运营着其中的1480口井。我们打算在2021年维持一项旨在减少债务和产生自由现金流的运营计划。
我们使用成功努力会计方法，只允许将与开发已探明石油和天然气资产相关的成本资本化，以及将与成功勘探活动相关的勘探成本资本化。因此，我们的勘探成本包括我们获取地震数据所产生的成本、我们未能成功发现储量的未评估租赁权的减值以及我们钻探的未成功探井的成本。
我们通常在油井连接到第三方买家的管道或终端时，以当前的市场价格出售我们的石油和天然气。我们已经与中游和管道公司签订了某些运输和处理协议，将我们生产的天然气的很大一部分输送到长途天然气管道。我们根据许多因素以几种不同的方式营销我们的产品，包括产品购买者的可用性、我们油井附近管道的可用性和成本、市场价格、管道限制和操作灵活性。因此，我们的收入在很大程度上依赖于石油和天然气的价格和需求。石油和天然气的价格历来波动很大，未来可能会继续波动。
我们的运营成本通常由几个部分组成，包括现场人员成本、保险、维修和维护成本、生产用品成本、运营所用燃料成本、运输费、修井费以及州生产和从价税。
像所有石油和天然气勘探和生产公司一样，我们面临着更换储量的挑战。尽管过去我们通过成功的收购和钻探努力抵消了现有物业生产率下降的影响，但不能保证我们将能够通过未来的收购或钻探活动继续抵消产量下降或将产量维持在当前水平。
我们的运营和设施受到广泛的联邦、州和地方法律法规的约束，这些法规与石油和天然气的勘探、开发、生产和运输以及运营安全有关。未来的法律或法规，任何对现有法律和法规的解释的不利变化，或我们未能遵守现有的法律要求，都可能对我们的业务、经营业绩和财务状况产生不利影响。适用的环境法规要求我们在生产停止后拆除我们的设备，封堵和废弃我们的油井，并补救我们的运营可能造成的任何环境破坏。堵塞和废弃我们的油气井以及拆除和拆除我们的生产设施的估计未来成本的现值包括在我们的未来废弃成本准备金中，截至2020年12月31日，这一准备金为1,930万美元。
近年来，石油和天然气的价格波动很大，2020年我们经历了一段低价时期，主要原因是石油和天然气供过于求。我们预计我们的石油产量将继续增长
下降，因我们未来参与新油井钻探的计划有限。“我们预计我们的天然气产量将增加，前提是我们保持足够的开发计划，以抵消我们生产油井预期的产量下降。”我们钻探活动的水平取决于天然气价格。如果我们无法抵消我们计划在2021年和未来期间钻探的新油井造成的产量下降，我们的生产量和我们经营活动的现金流可能不足以为我们的资本支出提供资金，因此，我们可能需要减少钻探活动或寻求额外的借款，这将导致我们在2021年和未来期间的利息支出增加。如果石油和天然气价格下跌，我们可能需要确认减值，因此，这些房产的预期未来现金流变得不足以恢复其账面价值。
琼斯贡献
2018年8月14日，琼斯合伙公司贡献了北达科他州和蒙大拿州的某些石油和天然气资产，以换取88,571,429股新发行的普通股，相当于我们当时已发行普通股的84%(“琼斯贡献”)。琼斯合伙公司由达拉斯商人Jerry Jones及其子女(统称为“Jones Group”)全资拥有和控制。凡提及“继任者”或“继任者公司”，指的是公司在2018年8月13日之后的运营。提及的“前任”或“前任公司”，指的是本公司在2018年8月13日或之前的运营。
收购柯维公园(Covey Park)
2019年7月16日，我们以7.0亿美元现金的总代价收购了柯维公园能源有限责任公司(Covey Park Energy LLC)，发行了A系列可转换优先股，赎回价值2.1亿美元，并发行了28，83.3万股普通股(“Covey Park收购”)。柯维公园的业务主要集中在北路易斯安那州和东得克萨斯州的海恩斯维尔/博西耶页岩。除了支付的对价外，我们还承担了柯维公园7.5%优先票据中的6.25亿美元，根据其银行信贷安排偿还了柯维公园当时未偿还的3.8亿美元借款，并以1.534亿美元赎回了柯维公园的所有优先股。根据已发行优先股的公允价值和我们普通股在2019年7月16日的收盘价每股5.82美元，这笔交易的价值约为22亿美元。*2020年5月20日，我们赎回了A系列可转换优先股的全部流通股，总赎回价格为2.1亿美元，外加约290万美元的应计和未支付股息。
现金对价7.0亿美元的资金来自向我们的大股东以3.00亿美元的价格出售5000万股新发行的普通股和以1.75亿美元的价格出售17.5万股新发行的B系列可转换优先股，以及通过我们的银行信贷安排借款和手头现金。我们在收购柯维公园的过程中产生了4100万美元的咨询和法律费用以及其他与收购相关的成本。这些成本包括在我们的综合营业报表中的交易成本中。“
此次收购包括约24.9万英亩净面积和2.9Tcfe已探明储量。此次收购增加了大约710MMcfe的日均产量，以及1200多个未来净钻探地点。这笔交易使用收购方法，作为一项业务合并进行了会计处理。
截至2020年12月31日，我们的大股东拥有我们约60%的已发行普通股，柯维公园的前所有者拥有我们约8%的普通股。琼斯集团还持有我们的B系列可转换优先股，可转换为我们普通股的43,750,000股。
运营结果
截至2020年12月31日的年度与截至2019年12月31日的年度比较
我们截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度经营数据摘要如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2020 |
| 石油和天然气销售额(千)： | | | |
| 天然气销售 | $635,795 | | | $809,399 | |
| 石油销售 | 132,894 | | | 48,796 | |
| 石油和天然气销售总额 | $768,689 | | | $858,195 | |
| 净生产数据： | | | |
| 天然气销售量(MMCF) | 292,834 | | | 450,836 | |
| 石油销售量(MBbls) | 2,685 | | | 1,508 | |
| 石油和天然气总量(MMcfe) | 308,944 | | | 459,883 | |
| 平均售价： | | | |
| 天然气销售 | $2.17 | | | $1.80 | |
| 石油销售 | $49.49 | | | $32.36 | |
| 石油和天然气销售总额 | $2.49 | | | $1.87 | |
| 费用(每立方米$)： | | | |
| 生产税和从价税 | $0.11 | | | $0.08 | |
| 集运 | $0.23 | | | $0.23 | |
| 租赁经营 | $0.27 | | | $0.22 | |
| 折旧、损耗和摊销 | $0.90 | | | $0.91 | |
石油和天然气销售。*2020年石油和天然气销售额为8.582亿美元，比2019年7.687亿美元的石油和天然气销售额增加8950万美元，增幅为12%。这一增长是由于产量增加了49%，但这部分被2020年较低的已实现石油和天然气价格所抵消。我们2020年的天然气产量为4,508亿立方英尺(“Bcf”)(每天1.2立方英尺)，平均价格为每立方英尺1.8美元，而2019年的平均价格为292.8立方英尺(每天0.8立方英尺)，平均价格为2.1美元。我们2020年的石油产量为1.5MMBbls(每天4120桶)，平均价格为每桶32.36美元，而2019年的平均价格为2.7MMBbls(每天7356桶)，平均价格为每桶49.49美元。
我们利用天然气和石油价格衍生金融工具来管理我们对天然气和石油价格的风险敞口，并保护我们钻探活动的投资回报。下表列出了我们的衍生金融工具现金结算影响前后的天然气和石油价格：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2020 |
| 天然气平均实现价格： | | | |
| 天然气，按MCF计算 | $ | 2.17 | | | $ | 1.80 | |
| 根据MCF，衍生金融工具的现金结算 | 0.18 | | | 0.27 | |
| 每MCF价格，包括衍生金融工具的现金结算 | $ | 2.35 | | | $ | 2.07 | |
| 实际平均油价： | | | |
| 每桶原油 | $ | 49.49 | | | $ | 32.36 | |
| 衍生金融工具的现金结算，每桶 | 0.15 | | | 8.52 | |
| 每桶价格，包括衍生金融工具的现金结算 | $ | 49.64 | | | $ | 40.88 | |
2019年和2020年，石油和天然气衍生金融工具的现金和解总额分别为5270万美元和1.349亿美元。
生产税和从价税。我们的生产和从价税从2019年的3570万美元增加到2020年的3700万美元，增幅为130万美元(4%)。这一增长主要与石油和天然气销售增加8950万美元有关。
聚集和运输。*集散和运输成本增加 $3530万或 49% 2020年达到1.066亿美元，而2019年为7130万美元。这一增长主要是由于我们的钻探活动和2019年完成的Covey Park收购导致我们天然气产量的增加。
租赁运营费用。*我们2020年的租赁运营费用为1.025亿美元，比2019年的租赁运营费用8080万美元高出2170万美元或27%。*我们2020年生产的每立方米0.22美元的租赁运营费用比2019年每立方米0.27美元的租赁运营费用低0.05美元。每单位平均成本较低，与本港成本较低的天然气生产增长有关。在天然气生产方面，大部分经营成本是固定的。
折旧、损耗和摊销费用(“DD&A”)。由于产量增长49%，DD&A从2019年的2.765亿美元增加到2020年的4.171亿美元，增幅为1.406亿美元(51%)。我们2020年生产的每相当于Mcf的DD&A为0.91美元，与2019年的每Mcfe 0.90美元相当。
一般和行政费用。*一般和行政费用(报告为扣除间接费用后的净额)从2019年的2920万美元增加到2020年的3200万美元，主要原因是基于股票的薪酬和人员成本增加。2019年和2020年的股票薪酬分别为400万美元和650万美元。
衍生金融工具。我们使用衍生金融工具作为价格风险管理计划的一部分，以保护我们的资本投资。2019年衍生金融工具净收益为5170万美元，2020年为1000万美元。2019年和2020年，我们的石油和天然气价格风险管理计划实现的净收益分别为5270万美元和1.349亿美元。2019年和2020年，我们的利率风险管理计划的已实现亏损分别为零和40万美元。2019年衍生金融工具的未实现亏损为100万美元，2020年为1.245亿美元。
利息支出。他的利息支出是 2020年为2.348亿美元，而2019年为1.615亿美元。 2020年的利息支出包括 支付的利息 7½% 高级注释( “2025年票据”)，在柯维公园收购中假设的，我们的9.75% 高级注释( “2026年票据”)和我们的银行信贷安排。利息支出包括2025年债券折价的摊销， 2026年票据和与我们的未偿债务相关的债务成本摊销。2020年的非现金利息支出总额为3400万美元，而非现金利息支出为 2019年1630万美元。 利息支出的增加是由于在2020年额外发行了8.0亿美元的2026年债券本金。
所得税。所得税在2020年的福利为920万美元，2019年的拨备为2780万美元。2019年和2020年的有效税率分别为22%和15%，与联邦所得税21%的税率不同，这主要是因为递延的州所得税的影响。
净收入。*我们报告2020年普通股股东可用净亏损为8340万美元，或每股0.39美元，2019年普通股股东可用净收益为7450万美元，或每股稀释后收益0.52美元。2020年的净亏损主要是由于衍生金融工具的未实现亏损1.245亿美元。2020年运营收入为1.63亿美元。
截至2019年12月31日的年度与2018年同期比较
未包括在本Form 10-K年度报告中的2018年项目的讨论以及2019与2018年的同比比较，可在公司于2020年3月2日提交给SEC的2019年12月31日止财年Form 10-K年度报告中的《管理层对财务状况和经营结果的讨论与分析》中找到。
流动性与资本资源
我们活动的资金历来由我们的运营现金流、债务或股权融资或资产出售收益提供。2020年，我们从运营活动中产生了5.757亿美元的现金流，而2019年为4.512亿美元。我们还完成了普通股的公开发行，获得了196.5美元的净收益。此次发行的收益与手头的现金一起用于赎回我们的A系列可转换优先股，价格为2.1亿美元。我们还发行了9.3%优先债券的本金8.0亿美元，净收益为7.371亿美元。优先票据发行所得款项用于偿还我们银行信贷安排下的未偿还借款。此外，在2020年，我们交换了767,096股普通股，价值约500万美元，以注销7.5%优先票据中的560万美元本金总额。
2019年，我们的主要资金来源是运营现金流以及发行普通股、优先股和借款，为两笔收购提供资金。
下表汇总了我们的资本支出活动：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 前辈 | | | 后继者 |
| 期间从
2018年1月1日
穿过
2018年8月13日 | | | 期间从
2018年8月14日
穿过
2018年12月31日 | | 年终
2019年12月31日 | | 年终
2020年12月31日 |
| (千) |
| 收购 | $ | 39,323 | | | | $ | 21,013 | | | $ | 2,097,451 | | | $ | — | |
| 勘探开发： | | | | | | | | |
| 勘探租赁成本 | — | | | | — | | | — | | | 7,949 | |
| 开发租赁成本 | 2,848 | | | | 1,715 | | | 7,603 | | | 13,022 | |
| 开发钻井和完井成本 | 90,840 | | | | 148,745 | | | 493,625 | | | 436,074 | |
| 其他开发成本 | 13,871 | | | | 13,612 | | | 9,339 | | | 34,525 | |
| 总勘探开发 | 146,882 | | | | 185,085 | | | 2,608,018 | | | 491,570 | |
| 其他 | 31 | | | | 2 | | | 198 | | | 366 | |
| 资本支出总额 | $ | 146,913 | | | | $ | 185,087 | | | $ | 2,608,216 | | | $ | 491,936 | |
我们大部分非经常开支的时间是可酌情决定的，因为我们并无重大的长期非经常开支承诺。因此，我们有相当大的灵活性，可在有需要时调整非经常开支的水平。根据我们目前的运营计划，我们预计将钻井62口水平井(净网51.0口)，并在2020年完成另外19口井(净网17.4口)。我们目前预计2021年将在我们的开发和勘探项目上花费约5.17亿至5.6亿美元。我们希望用未来的运营现金流为我们未来的开发和勘探活动提供资金。如果我们的计划或假设改变，或我们的假设被证明是不准确的，我们可能被要求寻求额外的资本，包括额外的股本或债务融资。我们不能提供任何保证，我们将能够获得这些资本，或者如果有这样的资本，我们将能够以可接受的条件获得。
我们没有2021年的具体收购预算，因为收购的时间和规模不可预测。我们打算在可用范围内使用我们的运营现金流、我们银行信贷安排下的借款或其他债务或股权融资，为此类收购提供资金。这些融资来源的可获得性和吸引力将取决于多个因素，其中一些因素与我们的财政状况和表现有关，有些因素则是我们无法控制的，例如当时的利率、石油和天然气价格以及其他市场状况。由于总体经济状况，无法进入债务或股票市场，可能会阻碍我们完成收购的能力。
截至2020年12月31日，我们的银行信贷安排于2024年7月16日到期，未偿还金额为5.0亿美元。借款基数目前定为14亿美元，每半年重新确定一次，并在发生某些其他事件时重新确定。银行信贷安排下的借款以我们和我们子公司的几乎所有资产为抵押，并根据我们的选择计息，利率为LIBOR加2.25%至3.25%或基准利率加1.25%至2.25%，每种情况都取决于借款基础的使用情况。我们还付了一笔
承诺费为借款基数未使用部分的0.375%至0.5%。银行信贷安排对我们和我们的子公司产生额外债务、支付现金股息、回购普通股、进行某些贷款、投资和资产剥离以及赎回优先票据的能力施加了一定的限制。唯一的金融契约是将杠杆率维持在4.0比1.0以下，调整后的流动比率至少为1.0比1.0。截至2020年12月31日，我们遵守了公约。
下表按到期年汇总了我们的总负债和承诺：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021 | | 2022 | | 2023 | | 2024 | | 2025 | | 此后 | | 总计 |
| (单位：千) |
| 银行信贷安排 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 500,000 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 500,000 | |
| 优先债券2025年到期，息率7.5% | — | | | — | | | — | | | — | | | 619,400 | | | — | | | 619,400 | |
| 高级债券将于2026年到期，利率为9.7% | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,650,000 | | | 1,650,000 | |
| 利息 | 220,630 | | | 220,630 | | | 220,630 | | | 214,534 | | | 178,296 | | | 100,547 | | | 1,155,267 | |
| 经营租约 | 2,682 | | | 795 | | | 196 | | | — | | | — | | | — | | | 3,673 | |
| 交通运输 | 21,517 | | | 31,208 | | | 24,820 | | | 24,888 | | | 24,820 | | | 144,783 | | | 272,036 | |
| 钻机和完井 | 6,031 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 6,031 | |
| $ | 250,860 | | | $ | 252,633 | | | $ | 245,646 | | | $ | 739,422 | | | $ | 822,516 | | | $ | 1,895,330 | | | $ | 4,206,407 | |
未来的利息成本是根据我们银行信贷安排下未偿还优先票据和借款的实际利率计算的。
我们还有义务支付未来石油和天然气资产的拆除、废弃和修复费用，目前估计这些费用主要发生在2023年之后。
联邦和州税收
2017年12月22日颁布的减税和就业法案，自2018年1月1日起将企业所得税税率从35%降至21%。其他可能影响我们的重大税法变化包括取消企业替代最低税(AMT)，要求2018年及以后发生的营业亏损无限期结转，在给定年度不得结转至多80%的应税收入，以及限制扣除2018年或更晚发生的利息支出，最高可扣除该纳税年度经调整的应税收入(定义为利息和净营业亏损前的应税收入)的30%。在2022年1月1日之前的纳税年度，为这些目的调整的应纳税所得额也进行了调整，以排除折旧、损耗和摊销的影响。减税和就业法案保留了无形钻探成本的联邦所得税可抵扣，这允许我们在发生的年度扣除一部分钻探成本，并将应税收入期间的应税当期应缴税款降至最低。2018年12月31日，我们完成了对减税和就业法案制定的税收效应的核算。
减税和就业法案废除了从2018年1月1日或之后开始的纳税年度的AMT，并规定现有的AMT抵免结转可以用于抵消任何应税年度的联邦税。由于2020年颁布的税法和冠状病毒援助、救济和经济安全法案(“CARE”)，我们在2020年收到了1020万美元的未偿还AMT结转退款。
截至2020年12月31日，我们有9亿美元的美国联邦净营业亏损结转和16亿美元的某些州净营业亏损结转。由于琼斯的贡献而发行的普通股股票引发了根据美国国税法第382条的所有权变更。因此，我们使用净营业亏损(“NOL”)来减少应税收入的能力通常限于每年的金额，该金额基于我们股票在所有权变更之前的公平市场价值乘以长期免税利率。据估计，由于这一限制，我们的NOL每年不得超过330万美元。除了这一限制，IRC第382条还规定，在紧接所有权变更之前有未实现内置收益净额的公司，可以在确认期间(通常是紧随所有权变更后的五年期间)内确认的内含收益金额来增加其限制。基于紧接所有权变更前我们普通股的公平市值，我们认为我们有未实现的净内在收益，这将在2018年至2023年的五年确认期间增加第382条的限制。
在任何一年超过第382条限制的NOL继续被允许作为结转，直到到期，并可在结转期内用于抵销应纳税所得额，但须遵守每年的限制。2018年之前产生的NOL一般有20年的寿命，直到到期。2018年及以后产生的NOL将无限期结转。*我们对所有权变更日期后产生的新NOL的使用不会受到382限制的影响。如果我们在2018年前的NOL结转期到期前没有产生足够水平的应税收入，那么我们将失去将这些NOL作为未来应税收入抵销的能力。我们估计，美国联邦NOL结转中的8.446亿美元和估计的州NOL结转中的14亿美元将到期而未使用。
我们在2016年12月31日之后几年的联邦所得税申报单仍有待审查。在2017年12月31日之后，我们在主要州所得税管辖区的所得税申报单仍然需要接受不同时期的审查。我们目前认为，我们的重要申报头寸是高度确定的，我们所有其他重要的所得税申报头寸和扣除额将在审计后保持不变，否则最终决议将不会对我们的合并财务报表产生实质性影响。因此，我们并没有为不确定的税务情况设立任何重大储备。
关键会计政策
按照美国公认的会计原则编制财务报表要求我们作出估计，并使用可能影响报告的资产、负债、收入或费用金额的假设。
成功的努力核算。我们被要求在可接受的其他会计政策中进行选择。对石油和天然气生产活动的核算有两种普遍接受的方法。全成本法允许资本化与寻找石油和天然气储量相关的所有成本，包括某些一般和行政费用。成功努力法只允许资本化与开发已探明的石油和天然气资产相关的成本，以及与成功勘探项目相关的勘探成本。当确定未发现具有商业价值的石油和天然气储量时，与勘探未成功相关的成本将计入费用。我们选择使用成功努力法来核算我们的石油和天然气活动，我们不会将我们的任何一般和行政费用资本化。
石油和天然气储量。*折旧、损耗和摊销费用的确定高度依赖于对可归因于我们物业的已探明石油和天然气储量的估计。是否应确认石油和天然气资产的减值也取决于这些估计，以及对可能储量的估计。储量工程是估计无法精确测量的石油和天然气地下储量的主观过程。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量、生产历史和工程以及地质解释和判断。由于所有储量估计都在一定程度上不准确，最终开采的石油和天然气的数量和时间、生产和运营成本、未来开发支出的金额和时间以及未来石油和天然气的价格都可能与这些估计中的假设大不相同。有关我们已探明石油和天然气储量的未来净现金流现值的信息仅为估计，不应被解释为我们物业的估计石油和天然气储量的当前市场价值。因此，这些信息包括对上一年度估计中已探明物业的某些储量估计的修订。该等修订反映来自其后活动的额外资料、所涉及物业的生产历史，以及因产品价格变动而对该等物业的预计经济寿命作出的任何调整。未来的任何下调都可能对我们的财务状况、我们的未来前景以及我们普通股的价值产生不利影响。
石油和天然气性质的减损。当情况表明资产的账面价值可能无法收回时，我们会评估我们已证实的财产是否存在潜在减值。如果减值是根据资产的账面价值与其未贴现的预期未来净现金流量的比较来表示的，则在账面价值超过公允价值的程度上确认减值。由于这些评估的结果是基于估计的未来事件，因此在执行这些评估时需要进行大量的判断。预期未来现金流是根据应用于预计未来产量的基于市场的远期价格的估计未来价格来确定的。预计产量是基于该资产已探明的和风险调整后的可能石油和天然气
期末的储备估计。我们在评估减值需要时使用的估计未来现金流是基于公司预测，该预测考虑了多个独立价格预测的预测。价格不会上升到超过观察到的历史市场价格的水平。此外，根据我们过往的经验，我们亦假设成本会以每年2%的速度上升。用于确定资产减值的石油和天然气价格通常不同于贴现未来净现金流的标准化衡量标准，因为标准化衡量标准要求使用一年中每个月的平均历史价格。根据钻探结果、计划的未来钻探以及我们的石油和天然气租赁条款，对未经探明的资产进行减值评估。我们对可归因于其石油和天然气资产的未贴现未来净现金流的估计有可能在未来发生变化。可能影响未来现金流估计的主要因素包括对已探明和适当的经风险调整的可能石油和天然气储量的未来调整(正负)、未来钻探活动的结果、石油和天然气的未来价格，以及生产和资本成本的增减。未来，我们已探明和未探明的油气资产的账面价值可能会出现减值。
善意。*截至2020年12月31日，我们有3.359亿美元的商誉，这是与琼斯的捐款相关的记录。商誉是指购买价格超过有形和可识别无形资产净值的公允价值。我们没有被要求将商誉摊销作为收益的费用；但是，我们被要求对商誉的减值进行年度审查。
我们通过初步准备对我们的业务价值进行公允价值的定性评估来确定商誉减值的可能性。在进行这一定性评估时，我们考察可能对我们的业务产生负面影响的相关事件和情况，包括宏观经济状况、行业和市场状况(包括当前商品价格)、收益和现金流、整体财务业绩以及其他相关实体特定事件。
如果定性评估显示我们的业务更有可能受损，我们将进行定量分析，以评估我们的公允价值，并确定需要确认的减值金额(如果有的话)。在对商誉进行量化减值评估时，公允价值是基于市场法或收益法确定的。如果商誉的账面价值超过使用量化方法计算的公允价值，则将就公允价值与账面价值之间的差额计入减值费用。如果石油或天然气价格下跌，钻探努力失败，或者我们的市值下降，有可能需要确认减值。我们对截至2020年10月1日的商誉进行了量化评估，确定没有商誉减值。
所得税增加。我们采用资产负债法核算所得税，递延税项资产和负债根据资产和负债账面金额与各自的计税基础之间的差异而确认的未来税项后果，以及因未来利用现有税项净营业亏损和其他类型的结转而产生的未来税项后果予以确认。递延税项资产和负债采用颁布税率计量，预计适用于预计收回或结转这些临时差额和结转的年度的应税收入。税率变动对递延税项资产和负债的影响在税率变动颁布期间的收入中确认。
在记录递延所得税资产时，我们考虑部分或全部递延所得税资产在未来变现的可能性是否更大。递延所得税资产的最终变现取决于这些递延所得税资产可抵扣期间未来应纳税所得额的产生。我们认为，在考虑了所有可获得的客观证据(历史和预期)，并更多地考虑历史证据后，我们无法确定我们的所有递延所得税资产实现的可能性更大。因此，我们为我们的递延税项资产以及美国联邦和州净营业亏损结转建立了估值免税额，由于在结转期到期前产生应税收入的不确定性，这些资产预计不会使用。我们将继续考虑未来报告期获得的所有可用信息来评估递延税项资产的估值免税额。
基于股票的薪酬。我们按照公允价值为基础的方法对股权薪酬进行会计处理。根据公允价值法，补偿成本于授出日以奖励的公允价值计量，并于奖励归属期间按直线基准确认。
最近的会计声明。2017年1月，FASB发布了会计准则更新号2017-04(ASU 2017-04)《无形资产-商誉及其他(主题350)：简化商誉减值测试》。ASU 2017-04取消了商誉减值测试的第二步，并规定商誉减值应通过将报告单位的公允价值与其账面金额进行比较来计量。ASU 2017-04对2019年12月15日之后开始的财年执行的年度或中期商誉减值测试有效，并允许提前采用。我们在2020年第四季度进行年度商誉减值评估时实施了ASU 2017-04，这对我们的运营业绩、流动资金或财务状况没有重大影响。
2016年6月，FASB发布了会计准则更新ASU 2016-13号(“ASU 2016-13”)，修订了关于报告应收贸易账款、租赁净投资、债务证券、贷款和某些其他工具的信用损失的指导意见。ASU 2016-13年度要求使用前瞻性预期损失模型，而不是现有的已发生损失确认。指导意见要求对截至准则生效的第一个报告期开始时的财务状况表进行累计效果调整。我们在2020年第一季度实施了ASU 2016-13。我们得出的结论是，不需要进行累积效应调整，该标准的其他条款对我们的运营结果、流动性或财务状况没有重大影响。
第(7A)项：关于市场风险的定量和定性披露
我们的财务状况、经营业绩和资本资源高度依赖于当时石油和天然气的市场价格。由于各种我们无法控制的因素，这些大宗商品价格受到广泛波动和市场不确定性的影响。影响石油和天然气价格的因素包括全球石油需求水平、国外石油和天然气供应情况、石油出口国制定和遵守生产配额的情况、决定天然气需求的天气状况、替代燃料的价格和可获得性以及整体经济状况。要预测未来的石油和天然气价格是不可能有任何程度的确定性的。石油和天然气价格持续疲软可能会对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响，也可能会减少我们在经济上可以生产的石油和天然气储量。我们石油和天然气储量的任何减少，包括价格波动导致的减少，都可能对我们为勘探和开发活动获得资金的能力产生不利影响。同样，石油和天然气价格的任何改善都会对我们的财务状况、经营业绩和资本资源产生有利影响。基于我们2020年的石油和天然气产量，并考虑到我们已有的任何石油或天然气价格互换协议，每桶石油价格每变动1.00美元将导致我们在此期间的现金流变化约140万美元，天然气每立方英尺价格变化0.10美元将使我们的现金流变化约2440万美元。
截至2020年12月31日，我们已经签订了天然气价格掉期协议，以对冲我们2021年至2022年产量的约208.3 Bcf，平均价格为每MMBtu 2.54美元。我们还签订了天然气掉期合同，交易对手有权行使看涨期权，以每MMBtu平均价格2.51美元的价格，与我们就2021年至2022年天然气产量的65.7Bcf进行价格掉期。我们还签订了天然气套圈，以对冲约120.5 Bcf的天然气我们还有对冲182,500桶的油环，平均底价为每桶40.00美元，平均上限价格为每桶45.00美元。我们的衍生品合约都没有保证金要求或抵押品条款，可能需要在预定的现金结算日之前提供资金。2020年12月31日，大宗商品价格变化10%，将导致我们的天然气掉期公允价值变化4340万美元。但公允价值的变化可能是收益，也可能是亏损，具体取决于价格的上涨或下降。自2020年12月31日以来，公司新增天然气套圈合约，对冲2021年7月至2022年12月天然气产量32.9bcf，平均上限价格为3.20美元/MMBtu，平均下限价格为2.50美元/MMBtu；新增天然气掉期合约，对冲2022年1月至2022年12月天然气产量7.3bcf，均价2.70美元/MMBtu。“公司”(The Company)
还增加了油领合约，以对冲2021年1月至2021年12月349,500桶的石油产量，平均上限价格为每桶54.96美元，平均底价为每桶42.39美元。
利率
截至2020年12月31日，我们约有28亿美元的长期债务未偿还本金。2026年债券中，截至2020年12月31日的未偿还债券为16.5亿美元，固定利率为9.75%。2025年发行的债券，其中6.194亿美元在2020年12月31日未偿还，固定利率为7.5%。截至2020年12月31日，2026年债券和2025年债券的公平市场价值分别为17.696亿美元和6.287亿美元，这是基于此类债券面值的约107.3%和101.5%的市场价格。截至2020年12月31日，我们的银行信贷安排下有5.0亿美元的未偿还资金，这取决于与LIBOR或公司基本利率挂钩的浮动利率，这是我们的选择。这些利率的任何提高都会对我们的经营业绩和现金流产生不利影响。
第8项。财务报表和补充数据
我们的合并财务报表包括在本报告的F-1至F-33页。
我们按照公认的会计原则编制这些财务报表。我们对本报告所包含的财务报表和其他财务数据的公正性和可靠性负责。在编制财务报表时，我们有必要根据目前掌握的关于某些事件和交易的影响的信息作出知情的估计和判断。
我们的注册独立会计师安永会计师事务所(Ernst P&Young LLP)受聘于审计我们的财务报表并就此发表意见。他们的审计是按照美国普遍接受的审计标准进行的，以便他们能够报告财务报表在所有重要方面是否按照美国普遍接受的会计原则公平地反映了我们的财务状况和经营结果。
我们董事会的审计委员会由三名非我们雇员的董事组成。该委员会定期与我们的独立公共会计师和管理层会面。我们的独立会计师可以完全和自由地进入审计委员会，在管理层在场或不在场的情况下，讨论他们的审计结果和我们的财务报告的质量。
第9项。会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧
没有。
项目9A.控制和程序
控制和程序的评估。*披露控制和程序(如1934年《证券交易法》(经修订)或《交易法》下的第13a-15(E)和15d-15(E)条规则所定义)旨在提供合理保证，确保我们根据交易法提交或提交的报告中要求披露的信息在SEC的规则和表格中指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告，并在适当情况下积累这些信息并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时做出关于所需披露的决定
我们对截至2020年12月31日的披露控制和程序的有效性进行了评估。评估由各业务部门和主要公司职能的高级管理层参与，并在首席执行官和首席财务官的监督下进行。
根据我们对我们的披露控制和程序的评估，我们的首席执行官和首席财务官得出的结论是，我们的披露控制和程序于2020年12月31日生效，以提供合理的保证，确保我们根据1934年证券交易法提交或提交的报告中要求披露的信息在规定的时间内得到记录、处理、汇总和报告。
我们有责任遵守证券交易委员会的规则和表格中规定的信息，并提供合理的保证，确保我们需要披露的信息已经积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官(视情况而定)，以便及时做出有关要求披露的决定。
财务报告内部控制的变化。*在截至2020年12月31日的季度内，我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
管理层关于财务报告内部控制的报告。我们有责任为公司建立和维护足够的财务报告内部控制。为了评估财务报告内部控制的有效性，根据萨班斯-奥克斯利法案第404节的要求，我们使用特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的内部控制-综合框架标准(2013年框架)(COSO标准)进行了评估，包括测试。我们的财务报告内部控制制度旨在为财务报告的可靠性提供合理保证，并根据公认的会计原则为外部目的编制财务报表。由于其固有的局限性，对财务报告的内部控制可能无法防止或发现错报。此外，对未来期间的任何有效性评估的预测都可能会受到以下风险的影响：由于条件的变化，控制可能变得不充分，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。截至2020年12月31日，我们根据COSO标准评估了公司财务报告内部控制的有效性，并在此评估的基础上确定，公司截至2020年12月31日对财务报告保持了有效的内部控制。
独立注册会计师事务所安永会计师事务所(Ernst&Young LLP)审计了本年度报告中包含的本公司合并财务报表(Form 10-K)，该公司发布了截至2020年12月31日的公司财务报告内部控制有效性的证明报告，该报告对公司截至2020年12月31日的财务报告内部控制的有效性表达了无保留意见，如下。
独立注册会计师事务所报告书
致董事会和股东
Comstock Resources，Inc.
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)中建立的标准，对Comstock Resources，Inc.及其子公司截至2020年12月31日的财务报告内部控制进行了审计。我们认为，根据COSO标准，Comstock Resources，Inc.及其子公司(本公司)截至2020年12月31日在所有重要方面都对财务报告进行了有效的内部控制。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了公司截至2019年12月31日和2020年12月31日的综合资产负债表、2018年1月1日至2018年8月13日(前身)、2018年8月14日至2018年12月31日(后继者)以及截至2020年12月31日的两个年度(后继者)的相关合并经营报表、股东权益和现金流量表，以及2021年2月17日的相关附注和我们的报告
意见依据
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并对随附的《管理层财务报告内部控制报告》中财务报告内部控制的有效性进行评估。我们的责任是根据我们的审计对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定是否在所有重要方面都保持了对财务报告的有效内部控制。
我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和操作有效性，以及执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
财务报告内部控制的界定及其局限性
公司对财务报告的内部控制是一个过程，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)保持合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，保证交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并且公司的收支只有按照公司管理层和董事的授权才能进行；(2)提供合理的保证，以便于根据公认的会计原则编制财务报表，以及公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(2)提供合理的保证，以记录必要的交易，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并确保公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)对可能对财务报表产生重大影响的擅自收购、使用、处置公司资产的行为的预防或及时发现提供合理保证。
由于其固有的局限性，对财务报告的内部控制可能无法防止或发现错报。此外，对未来期间的任何有效性评估的预测也存在这样的风险，即由于条件的变化，控制可能会变得不充分，或者对政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/s/安永律师事务所
达拉斯，得克萨斯州
2021年2月17日
项目9B。其他信息
没有。
第三部分
第10项。第二项。董事、行政人员和公司治理
本项目所需信息在此并入本10-K表格中的“业务董事和高管”以及我们将于2020年12月31日后120天内提交给证券交易委员会的最终委托书。
第16条(A)实益所有权报告合规性。根据1934年证券交易法第16(A)节的规定，我们的董事、高管和持股10%或以上的股东必须向SEC提交他们对我们证券的所有权和所有权变更的报告。仅根据我们对这些报告的审查以及我们收到的任何不需要其他报告的书面陈述，我们相信，在截至2020年12月31日的一年中，我们所有持股10%或更高的高级管理人员、董事和股东都遵守了适用于他们的所有第16(A)条的备案要求。
道德守则根据纽约证券交易所规则的要求，我们已经通过了适用于我们所有董事、高级管理人员和员工的商业行为和道德准则。我们还通过了适用于我们的首席执行官和高级财务官的《高级财务官道德守则》。《商业行为和道德准则》和《高级财务官道德准则》均可在我们的网站www.comstock resource ces.com上找到。这两份文件也可免费向任何股东索取，请发送至：康斯托克资源公司，收信人：投资者关系部，5300City and Country Blvd.，Suite500，Frisco，Texas 75034，(972)668-8800。我们打算根据适用的证券交易委员会规则，在我们的网站上披露适用于我们的首席执行官和高级财务官的对这些守则的任何修订或豁免。有关我们公司治理政策的更多信息，请参阅我们2021年年会的最终委托书，该委托书将在2020年12月31日至31日后120天内提交给SEC。
项目11.11.第一项。高管薪酬
本项目所需信息在此引用我们的最终委托书，该委托书将在2020年12月31日之后120天内提交给证券交易委员会。
项目12：30。某些实益拥有人的担保拥有权以及管理层和相关股东事宜
下表汇总了截至2020年12月31日有关我们股权薪酬计划的某些信息：
| | | | | | | | | | | |
| 中国证券发行数量待定
在行使以下权力时发出
未偿还期权，认股权证
和权利 | | 获授权的证券公司数量：
未来在股权项下发行
补偿计划
(不包括未偿还期权，
认股权证及权利) |
| 股东批准的股权补偿计划 | 2,272,976(1) | | 4,776,556 |
_______________
(1)表示绩效共享单位奖励，可根据绩效共享单位奖励条款下最高奖励的实现情况进行发行。
我们没有任何未经股东批准的股权补偿计划。
本项目要求的进一步信息在此并入本文，参考我们的最终委托书，该委托书将在2020年12月31日之后120天内提交给证券交易委员会。
项目T13.3.建议。某些关系和相关交易，以及董事独立性
本项目所需信息在此引用我们的最终委托书，该委托书将在2020年12月31日之后120天内提交给证券交易委员会。
项目T14.第一项。首席会计师费用及服务
本项目所需信息在此引用我们的最终委托书，该委托书将在2020年12月31日之后120天内提交给证券交易委员会。
第四部分
项目15.各种展品和财务报表明细表
(a)财务报表：
| | | | | | | | |
| 1. | 本报告的F-2至F-33页包括Comstock Resources，Inc.的以下合并财务报表和说明： | |
| 独立注册会计师事务所报告书 | F-1 |
| 截至以下日期的合并资产负债表2019年12月31日和 2020 | F-3 |
| 2018年1月1日至2018年8月13日期间(前身)、2018年8月14日至2018年12月31日期间(后继期)以及截至2018年1月1日至2018年8月13日期间的合并经营报表2019年12月31日和2020(继任者) | F-4 |
| 股东权益合并报表 | F-5 |
| 2018年1月1日至2018年8月13日(前身)、2018年8月14日至2018年12月31日(后继期)及终了年度的合并现金流量表2019年12月31日和2020(继任者) | F-6 |
| 合并财务报表附注 | F-7 |
| 2. | 所有财务报表明细表都被省略，因为它们不适用，或者不重要，或者要求的信息在合并财务报表或相关附注中列报。 | |
(b)展品：
根据第(15)(C)项要求提交的本报告的证物如下所列。
| | | | | | | | |
| 展品编号： | | 描述 |
| 2.1 | | Arkoma Drilling，L.P.、Williston Drilling，L.P.和公司之间于2018年5月9日签署的出资协议(通过引用附件2.1并入我们2018年5月9日的8-K/A表格)。 |
| 2.2 | | Arkoma Drilling，L.P.、Williston Drilling，L.P.和本公司之间签署的截至2018年8月14日的贡献协议第1号修正案(通过引用我们2018年8月13日的当前报告8-K表的附件2.1并入)。 |
| 2.3 | | 本公司、Covey Park Energy LLC、New Covey Park Energy LLC和Covey Park Energy Holdings LLC之间于2019年6月7日签署的合并协议和计划(通过引用我们日期为2019年6月7日的8-K表格中的附件2.1并入本报告)。 |
| 2.4 | | 截至2019年7月15日本公司、New Covey Park Energy LLC、Covey Park Energy LLC和Covey Park Energy Holdings LLC之间的协议和合并计划的第一修正案(通过引用附件10.1合并到我们2019年7月15日的8-K表格中)。 |
| 3.1 | | 第二次修订和重新修订本公司的公司章程(通过参考我们于2018年8月13日的8-K表格中的附件3.1并入本公司的报告)。 |
| 3.2 | | 2019年7月16日对本公司第二次修订和重新修订的公司章程的修正案(通过引用附件3.1并入我们于2019年7月15日的8-K表格的当前报告中)。 |
| 3.3 | | 修订和重新修订附例(通过引用附件3.1并入我们于2014年8月21日提交的表格8-K的当前报告中)。 |
| 3.4 | | 修订和重新修订的公司章程的第一修正案(通过引用附件3.1并入我们于2018年8月17日的8-K表格的当前报告中)。 |
| 3.5 | | 经修订和重新修订的附例第2号修正案(通过参考我们于2019年7月15日提交的当前表格8-K报告的附件3.2而并入)。 |
| | | | | | | | |
| 展品编号： | | 描述 |
| 4.1 | | 债券，日期为2018年8月3日，由作为发行人的Comstock托管公司和作为受托人的美国股票转让与信托公司LLC之间的契约，作为2026年到期的9.35%优先债券的受托人(通过参考我们2018年8月3日的8-K表格当前报告的附件4.1并入)。 |
| 4.2 | | 本公司、担保人和美国股票转让信托公司(American Stock Transfer&Trust Company，LLC)于2018年8月14日签署了日期为2018年8月14日的第一份补充契约，作为2026年到期的975%优先债券的受托人(通过参考我们日期为2018年8月13日的当前8-K表格报告的附件4.3并入)。 |
| 4.3 | | 本公司、担保人和美国股票转让与信托公司(American Stock Transfer&Trust Company，LLC)于2019年7月16日签署了日期为2019年7月16日的补充契约，用于2026年到期的9.3%优先债券(通过参考我们日期为2019年7月15日的当前报告8-K表的附件4.3并入)。 |
| 4.4 | | Covey Park Energy LLC、Covey Park Finance Corp.和富国银行全国协会(Wells Fargo Bank National Association)作为受托人，于2017年5月3日就2025年到期的7.5%优先债券(通过参考我们截至2019年6月30日的季度报告Form 10-Q的附件4.7并入)。 |
| 4.5 | | 本公司与富国银行(Wells Fargo Bank)于2019年7月16日签署的补充契约，2025年到期的7.5%优先债券全国协会(通过引用附件4.1并入我们日期为2019年7月15日的8-K表格的当前报告中)。 |
| 4.6 | | 公司、担保子公司和富国银行(Wells Fargo Bank)于2019年7月16日签署的补充契约，2025年到期的7.5%优先债券全国协会(通过引用附件4.2并入我们日期为2019年7月15日的当前8-K表格报告中)。 |
| 4.7 | | 截至2019年7月16日，本公司、其中指定的附属担保人富国银行(Wells Fargo Bank，N.A.)和美国股票转让与信托公司(American Stock Transfer&Trust Company LLC)签署了截至2019年7月16日的辞职、任命和接受文书(通过引用附件10.3并入我们于2019年7月15日的8-K表格中)。 |
| 4.8 | | 本公司、担保子公司和美国股票转让与信托公司之间于2020年6月23日签署的2026年到期的9.3%优先债券的契约(通过引用附件4.1并入我们于2020年6月23日的8-K表格中)。 |
| 4.9 | | 公司、担保子公司和美国股票转让与信托公司之间于2020年6月23日签署的补充契约，用于2026年到期的9.3%优先债券(通过引用附件4.2并入我们2020年6月23日的当前报告8-K表中)。 |
| 4.10 | | B系列可赎回可赎回优先股的指定证书(通过引用附件4.4并入我们2019年7月15日的8-K表格中)。 |
| 4.11 | | 本公司、Arkoma Drilling CP，LLC、Williston Drilling CP，LLC、Williston Drilling CP，L.P.、Williston Drilling，L.P.、New Covey Park Energy LLC和Jerral W.Jones于2019年6月7日签署的股东协议(通过引用附件10.2并入我们2019年6月10日的当前8-K表格中)。 |
4.12* | | 证券说明 |
| 10.1 | | 本公司、作为行政代理的蒙特利尔银行和贷款方之间于2019年7月16日修订和重新签署的信贷协议(通过引用附件10.2并入我们于2019年7月15日的当前报告8-K表中)。 |
| 10.2 | | 本公司、作为行政代理的蒙特利尔银行和贷款方之间于2019年11月27日修订和重新签署的信贷协议的第一修正案(通过引用附件10.2并入我们截至2019年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告中)。 |
| 10.3 | | 于2020年5月6日由本公司、作为行政代理的蒙特利尔银行及贷款方不时订立的“借款基数重新厘定协议”及“经修订及重订的信贷协议第二修正案”(通过参考本公司截至2020年3月31日的10-Q表格季度报告的附件10.1并入)。 |
| 10.4 | | 本公司、作为行政代理的蒙特利尔银行和贷款方之间于2020年6月12日修订和重新签署的信贷协议的第三修正案(通过引用附件10.1并入我们于2020年6月12日的当前8-K表格报告中)。 |
| 10.5 | | 本公司、作为行政代理的蒙特利尔银行和贷款方之间于2020年8月13日修订和重新签署的信贷协议的第四修正案(通过引用附件10.1并入我们于2020年8月13日的当前8-K表格报告中)。 |
| 10.6 | | 本公司、作为行政代理的蒙特利尔银行和贷款方之间于2020年12月4日修订和重新签署的信贷协议的第五修正案(通过引用附件10.1并入我们于2020年12月8日的当前报告的8-K表格中)。 |
10.7* | | 修订和重新签署的信贷协议第六修正案，日期为2021年2月12日，由本公司、富国银行(Wells Fargo，N.A.)作为继任代理，蒙特利尔银行(Bank of蒙特利尔)作为前身代理，并不时与贷款方签订。 |
| 10.8 | | 本公司、Arkoma Drilling，L.P.、Arkoma Drilling CP，LLC、Williston Drilling CP，LLC、New Covey Park Energy LLC和Jerral W.Jones之间于2019年6月7日修订和重新签署的注册权协议(通过引用附件10.3并入我们于2019年6月7日的8-K表格中)。 |
| 10.9 | | 本公司、Arkoma Drilling，L.P.、Williston Drilling，L.P.和New Covey Park Energy LLC于2019年12月17日修订并重订的注册权协议第1号修正案于本公司截至2019年12月31日的10-K表格年度报告中引用附件10.3合并而成，并由本公司、Arkoma Drilling，L.P.、Williston Drilling，L.P.和New Covey Park Energy LLC通过引用附件10.3合并于截至2019年12月31日的年度报告中。 |
| 10.10# | | Comstock Resources，Inc.2019年长期激励计划自2019年5月31日起生效(通过引用附件99并入我们2019年6月4日的S-8表格注册声明中)。 |
| | | | | | | | |
| 展品编号： | | 描述 |
| 10.11# | | 本公司与M.Jay Allison之间于2018年9月7日签订的雇佣协议(根据我们于2018年9月7日提交的8-K表格附件10.1成立为法团)。 |
| 10.12# | | 本公司与Roland O.Burns之间于2018年9月7日签订的雇佣协议(通过引用附件10.2并入我们2018年9月7日的8-K表格的当前报告中)。 |
| 10.13# | | 于二零一三年六月二十二日由本公司(作为Covey Park权益继承人)与David Terry(于截至2019年12月31日止年度的Form 10-K年度报告中参考附件10.8并入)订立的雇佣协议。 |
| 10.14 | | Stonebriar I Office Partners，Ltd.和Comstock Resources，Inc.于2004年5月6日签订的租约(通过引用附件10.24并入我们截至2004年12月31日的Form 10-K年度报告中)。 |
| 10.15 | | 2005年8月25日Stonebriar I Office Partners，Ltd.与Comstock Resources，Inc.签订的租赁协议的第一修正案(在截至2005年12月31日的年度报告Form 10-K中引用附件10.19)。 |
| 10.16 | | 2007年10月15日Stonebriar I Office Partners，Ltd.与Comstock Resources，Inc.签订的租赁协议第二修正案(通过引用附件10.10并入我们截至2008年12月31日的Form 10-K年度报告中)。 |
| 10.17 | | 2008年9月30日Stonebriar I Office Partners，Ltd.与Comstock Resources，Inc.签订的租赁协议的第三次修订(在截至2008年12月31日的Form 10-K年度报告中引用附件10.11)。 |
| 10.18 | | Stonebriar I Office Partners，Ltd.与Comstock Resources，Inc.于2009年5月8日签订的租赁协议第四修正案(在截至2009年6月30日的季度报告Form 10-Q中引用附件10.2)。 |
| 10.19 | | Stonebriar I Office Partners，Ltd.与Comstock Resources，Inc.于2011年6月15日签订的租赁协议第五修正案(在截至2011年6月30日的季度报告Form 10-Q中引用附件10.1)。 |
10.20* | | Stonebriar I Office Partners，Ltd.和Comstock Resources，Inc.于2021年1月21日签订的租赁协议第六修正案。 |
21* | | 本公司的子公司。 |
23.1* | | 安永律师事务所同意。 |
23.2* | | 独立石油工程师Lee Keeling and Associates，Inc.同意 |
23.3* | | 独立石油工程师荷兰Sewell&Associates，Inc.同意 |
31.1* | | 根据2002年萨班斯-奥克斯利法案(Sarbanes-Oxley Act)第302条颁发的首席执行官证书。 |
31.2* | | 根据2002年萨班斯-奥克斯利法案(Sarbanes-Oxley Act)第302条颁发的首席财务官证书。 |
32.1+ | | 根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条颁发的首席执行官证书。 |
32.2+ | | 根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条颁发的首席财务官证书。 |
99.1* | | Lee Keling and Associates，Inc.关于截至2020年12月31日已探明储量的报告。 |
99.2* | | 荷兰休厄尔联合公司关于截至2020年12月31日已探明储量的报告。 |
99.3* | | Lee Keling and Associates，Inc.关于截至2020年12月31日使用替代价格的已探明储量的报告。 |
99.4* | | 荷兰休厄尔联合公司关于截至2020年12月31日使用替代价格的已探明储量的报告。 |
| 101.INS* | | XBRL实例文档 |
| 101.SCH* | | XBRL架构文档 |
| 101.CAL* | | XBRL计算链接库文档 |
| 101.LAB* | | XBRL标签Linkbase文档 |
| 101.PRE* | | XBRL演示文稿链接库文档 |
| 101.DEF* | | XBRL定义链接库文档 |
| 104* | | 封面交互数据文件(嵌入在内联XBRL文档中) |
_______________
* 谨此提交。
随函提供的一份文件。
#签署管理合同或补偿计划文件。
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签名者代表其签署本报告。
| | | | | | | | |
| 康斯托克资源公司(Comstock Resources，Inc.) |
| 依据： | 杰伊·艾利森(Jay Allison) |
| | M·杰伊·艾利森
首席执行官 |
| 日期：2021年2月17日 | | (首席行政主任) |
根据1934年证券交易法的要求，本报告已由以下人员以注册人的身份在指定日期代表注册人签署。
| | | | | | | | | | | |
| 杰伊·艾利森(Jay Allison) | | 首席执行官和 | 2021年2月17日 |
| M·杰伊·艾利森 | | 董事会主席
(首席行政主任) | |
| /s/罗兰·O·伯恩斯 | | 总裁、首席财务官， | 2021年2月17日 |
| 罗兰·O·伯恩斯 | | 秘书兼主任
(首席财务会计官) | |
| 伊丽莎白·B·戴维斯 | | 导演 | 2021年2月17日 |
| 伊丽莎白·B·戴维斯 | | | |
| /s/莫里斯·E·福斯特 | | 导演 | 2021年2月17日 |
| 莫里斯·E·福斯特 | | | |
| /s/吉姆·L·特纳 | | 导演 | 2021年2月17日 |
| 吉姆·L·特纳 | | | |
康斯托克资源公司(Comstock Resources，Inc.)和子公司
财务报表
索引
| | | | | |
独立注册会计师事务所报告书 | F-1 |
截至2019年12月31日和2020年12月31日的合并资产负债表 | F-3 |
2018年1月1日至2018年8月13日期间(前身)、2018年8月14日至2018年12月31日期间(后继期)以及2019年12月31日和2020年12月31日终了年度(后继期)的合并经营报表 | F-4 |
股东权益合并报表 | F-5 |
2018年1月1日至2018年8月13日期间(前身)、2018年8月14日至2018年12月31日期间(后继期)以及2019年12月31日和2020年12月31日终了年度的合并现金流量表(后继期) | F-6 |
合并财务报表附注 | F-7 |
独立注册会计师事务所报告
致董事会和股东
Comstock Resources，Inc.
对财务报表的意见
我们审计了Comstock Resources，Inc.及其子公司(本公司)截至2019年12月31日和2020年12月31日的合并资产负债表、2018年1月1日至2018年8月13日(前身)、2018年8月14日至2018年12月31日(后继者)以及截至2020年12月31日(后继者)两年的相关合并经营报表、股东权益和现金流量以及相关附注(统称为“合并财务报表”)。我们认为，合并财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司于2019年12月31日和2020年12月31日的财务状况，以及2018年1月1日至2018年8月13日(前身)、2018年8月14日至2018年12月31日(后继者)以及截至2020年12月31日(后继者)这两个年度的经营业绩和现金流，符合美国公认会计原则。
我们还按照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年框架)》中确立的标准，对公司截至2020年12月31日的财务报告内部控制进行了审计，我们于2021年2月17日发布的报告对此发表了无保留意见。
意见依据
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们按照PCAOB的标准进行审计。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误陈述的合理保证，无论是由于错误还是欺诈。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评估所使用的会计原则和管理层所作的重大估计，以及评估财务报表的整体呈报。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的依据。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的当期综合财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对综合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吾等对综合财务报表的整体意见，我们不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。
| | | | | |
| 已探明油气资产的折旧、损耗和摊销 |
| |
| 对该事项的描述 | 截至2020年12月31日，该公司已探明油气资产的账面净值为37.46亿美元，截至该年度的折旧、损耗和摊销(DD&A)费用为4.17亿美元。如附注1所述，根据成功努力会计方法，已探明物业的资本化成本按本公司工程师估计的以探明储量为基础的生产单位法计提。已探明油气储量估算是基于地质和工程方面的解释和判断。在评估已探明的石油和天然气储量时，该公司的工程师在评估地质和工程数据时需要有重要的判断力。估计储量还需要选择投入，包括石油和天然气价格假设、未来运营和资本成本假设以及司法管辖区的税率等。由于估计石油和天然气储量涉及的复杂性，管理层聘请了独立的石油工程师来审计该公司工程师截至2020年12月31日准备的估计。 |
| 审计公司的DD&A计算特别复杂，因为需要使用公司工程师和独立石油工程师的工作，以及评估管理层对工程师在估计已探明石油和天然气储量时使用的上述投入的确定。 |
| 我们是如何在审计中解决这一问题的 | 我们取得了了解，评估了设计，并测试了公司对其计算DD&A过程的控制的操作有效性，包括管理层对提供给工程师用于评估已探明石油和天然气储量的财务数据的完整性和准确性的控制。 |
| 我们的审计程序包括评估负责编制储量估计的公司工程师和用于审计估计的独立石油工程师的专业资格和客观性。此外，在评估我们是否可以利用工程师的工作时，我们评估了上述工程师在估算已探明油气储量时使用的财务数据和输入的完整性和准确性，将它们与原始文件一致，并确定和评估了佐证和相反的证据。对于已探明的未开发储量，我们评估了管理层的开发计划是否符合SEC的要求。我们还测试了DD&A计算的数学准确性，包括将已探明的石油和天然气储量与公司的储量报告进行比较。 |
/s/安永律师事务所
我们一直担任本公司'自2003年以来一直担任美国审计师。
达拉斯，得克萨斯州
2021年2月17日
康斯托克资源公司(Comstock Resources，Inc.)和子公司
综合资产负债表
截至2019年12月31日和2020年12月31日
| | | | | | | | | | | |
| 后继者 |
| 十二月三十一号，
2019 | | 十二月三十一号，
2020 |
| 资产 | (单位：千) |
| 现金和现金等价物 | $ | 18,532 | | | $ | 30,272 | |
| 应收账款： | | | |
| 石油和天然气销售 | 120,111 | | | 125,016 | |
| 联合利益行动 | 24,761 | | | 14,615 | |
| 来自附属公司 | 35,469 | | | 6,155 | |
| 衍生金融工具 | 75,304 | | | 8,913 | |
| 应收所得税 | 5,109 | | | — | |
| 其他流动资产 | 10,399 | | | 14,839 | |
| 流动资产总额 | 289,685 | | | 199,810 | |
| 财产和设备： | | | |
| 石油和天然气属性，成功的努力方法： | | | |
| 证明性质 | 4,077,513 | | | 4,647,188 | |
| 未证明的性质 | 410,897 | | | 332,765 | |
| 其他财产和设备 | 6,866 | | | 6,858 | |
| 累计折旧、损耗和摊销 | (486,473) | | | (902,261) | |
| 净资产和设备 | 4,008,803 | | | 4,084,550 | |
| 商誉 | 335,897 | | | 335,897 | |
| 应收所得税 | 5,109 | | | — | |
| 衍生金融工具 | 13,888 | | | 661 | |
| 经营性租赁使用权资产 | 3,509 | | | 3,025 | |
| 其他资产 | 231 | | | 40 | |
| $ | 4,657,122 | | | $ | 4,623,983 | |
| 负债和股东权益 | | | |
| 应付帐款 | $ | 252,994 | | | $ | 259,284 | |
| 应计费用 | 137,166 | | | 133,019 | |
| 经营租约 | 1,994 | | | 2,284 | |
| 衍生金融工具 | 222 | | | 47,005 | |
| 流动负债总额 | 392,376 | | | 441,592 | |
| 长期债务 | 2,500,132 | | | 2,517,149 | |
| 递延所得税 | 211,772 | | | 200,583 | |
| 衍生金融工具 | 4,220 | | | 2,364 | |
| 长期经营租约 | 1,515 | | | 740 | |
| 未来遗弃成本准备金 | 18,151 | | | 19,290 | |
| 其他非流动负债 | 6,351 | | | 492 | |
| 总负债 | 3,134,517 | | | 3,182,210 | |
| 承诺和或有事项 | | | |
| 夹层资产： | | | |
优先股-5,000,000授权股份，385,000股票和175,000分别于2019年12月31日和2020年12月31日发行和未偿还： | | | |
系列A10可转换优先股百分比 | 204,583 | | | — | |
B系列10可转换优先股百分比 | 175,000 | | | 175,000 | |
| 股东权益： | | | |
普通股-$0.50标准杆，400,000,000授权股份，190,006,776和232,414,718分别于2019年12月31日和2020年12月31日发行和发行的股票 | 95,003 | | | 116,206 | |
| 额外实收资本 | 909,423 | | | 1,095,384 | |
| 累计收益 | 138,596 | | | 55,183 | |
| 股东权益总额 | 1,143,022 | | | 1,266,773 | |
| $ | 4,657,122 | | | $ | 4,623,983 | |
附注是这些声明不可分割的一部分。
康斯托克资源公司(Comstock Resources，Inc.)和子公司
合并业务报表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 前辈 | | | 后继者 |
| | 期间从
2018年1月1日
穿过
2018年8月13日 | | | 期间从
2018年8月14日
穿过
12月31日，
2018 | | 截至2019年12月31日的年度 | | 截至2020年12月31日的年度 |
| (单位为千，每股除外) |
| 天然气销售 | | $ | 147,897 | | | | $ | 144,236 | | | $ | 635,795 | | | $ | 809,399 | |
| 石油销售 | | 18,733 | | | | 79,385 | | | 132,894 | | | 48,796 | |
| 石油和天然气销售总额 | | 166,630 | | | | 223,621 | | | 768,689 | | | 858,195 | |
| 业务费用： | | | | | | | | | |
| 生产税和从价税 | | 5,174 | | | | 12,413 | | | 35,702 | | | 36,967 | |
| 集运 | | 11,841 | | | | 10,511 | | | 71,303 | | | 106,582 | |
| 租赁经营 | | 19,624 | | | | 19,478 | | | 80,762 | | | 102,452 | |
| 折旧、损耗和摊销 | | 68,032 | | | | 53,944 | | | 276,526 | | | 417,112 | |
| 一般事务和行政事务，网络 | | 15,699 | | | | 11,399 | | | 29,244 | | | 32,040 | |
| 探索 | | — | | | | — | | | 241 | | | 27 | |
| | | | | | | | | |
| 出售资产的损失(收益) | | 35,438 | | | | (155) | | | 25 | | | (17) | |
| 业务费用共计 | | 155,808 | | | | 107,590 | | | 493,803 | | | 695,163 | |
| 营业收入(亏损) | | 10,822 | | | | 116,031 | | | 274,886 | | | 163,032 | |
| 其他收入(费用)： | | | | | | | | | |
| 衍生金融工具的收益 | | 881 | | | | 10,465 | | | 51,735 | | | 9,951 | |
| 其他收入 | | 677 | | | | 173 | | | 622 | | | 1,080 | |
| 利息支出 | | (101,203) | | | | (43,603) | | | (161,541) | | | (234,829) | |
| 提前清偿债务损失 | | — | | | | — | | | — | | | (861) | |
| 交易成本 | | (2,866) | | | | — | | | (41,010) | | | — | |
| 其他收入(费用)合计 | | (102,511) | | | | (32,965) | | | (150,194) | | | (224,659) | |
| 所得税前收入(亏损) | | (91,689) | | | | 83,066 | | | 124,692 | | | (61,627) | |
| 从所得税中受益(规定) | | (1,065) | | | | (18,944) | | | (27,803) | | | 9,210 | |
| 净收益(亏损) | | (92,754) | | | | 64,122 | | | 96,889 | | | (52,417) | |
| 优先股分红和增值 | | — | | | | — | | | (22,415) | | | (30,996) | |
| 普通股股东可获得的净收益(亏损) | | $ | (92,754) | | | | $ | 64,122 | | | $ | 74,474 | | | $ | (83,413) | |
| | | | | | | | | |
| 每股净收益(亏损)-基本和摊薄 | | $ | (6.08) | | | | $ | 0.61 | | | $ | 0.52 | | | $ | (0.39) | |
| 加权平均流通股： | | | | | | | | | |
| 基本型 | | 15,262 | | | | 105,453 | | | 142,750 | | | 215,194 | |
| 稀释 | | 15,262 | | | | 105,459 | | | 187,378 | | | 215,194 | |
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康斯托克资源公司(Comstock Resources，Inc.)和子公司
合并股东权益报表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 普普通通
股份 | | 普普通通
股票-
面值 | | 普普通通
股票
认股权证 | | 附加
实缴
资本 | | 累计
收益
(赤字) | | 总计 |
| (单位：千) |
| 前身公司： | | | | | | | | | | | |
| 2017年12月31日的余额 | 15,428 | | | $ | 7,714 | | | $ | 3,557 | | | $ | 546,696 | | | $ | (927,239) | | | $ | (369,272) | |
| 基于股票的薪酬 | 623 | | | 311 | | | — | | | 3,601 | | | — | | | 3,912 | |
| 股权奖励预扣所得税 | (53) | | | (26) | | | — | | | (343) | | | — | | | (369) | |
| 为债务转换而发行的普通股 | 2 | | | 1 | | | — | | | 28 | | | — | | | 29 | |
| 行使普通股认股权证 | 379 | | | 189 | | | (3,247) | | | 3,058 | | | — | | | — | |
| 净损失 | — | | | — | | | — | | | — | | | (92,754) | | | (92,754) | |
| 2018年8月13日的余额 | 16,379 | | | $ | 8,189 | | | $ | 310 | | | $ | 553,040 | | | $ | (1,019,993) | | | $ | (458,454) | |
| 继任公司： | | | | | | | | | | | |
| 2018年8月13日的余额 | 16,379 | | | $ | 8,189 | | | $ | 310 | | | $ | 132,032 | | | $ | — | | | $ | 140,531 | |
| 琼斯贡献 | 88,571 | | | 44,286 | | | — | | | 315,902 | | | — | | | 360,188 | |
| 股权奖励的归属 | 1,029 | | | 514 | | | — | | | 8,312 | | | — | | | 8,826 | |
| 股权奖励预扣所得税 | (547) | | | (272) | | | — | | | (4,423) | | | — | | | (4,695) | |
| 基于股票的薪酬 | 415 | | | 207 | | | — | | | 787 | | | — | | | 994 | |
| 股票发行成本 | — | | | — | | | — | | | (395) | | | — | | | (395) | |
| 普通股认股权证已行使及到期 | 24 | | | 12 | | | (310) | | | 298 | | | — | | | — | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | 64,122 | | | 64,122 | |
| 2018年12月31日的余额 | 105,871 | | | $ | 52,936 | | | $ | — | | | $ | 452,513 | | | $ | 64,122 | | | $ | 569,571 | |
| 琼斯缴费调整 | — | | | — | | | — | | | (1,969) | | | — | | | (1,969) | |
| 基于股票的薪酬 | 841 | | | 420 | | | — | | | 3,600 | | | — | | | 4,020 | |
| 普通股发行 | 83,333 | | | 41,666 | | | — | | | 456,967 | | | — | | | 498,633 | |
| 股权奖励预扣所得税 | (38) | | | (19) | | | — | | | (201) | | | — | | | (220) | |
| 股票发行成本 | — | | | — | | | — | | | (1,487) | | | — | | | (1,487) | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | 96,889 | | | 96,889 | |
| 优先股增值 | — | | | — | | | — | | | — | | | (4,583) | | | (4,583) | |
| 优先股息的支付 | — | | | — | | | — | | | — | | | (17,832) | | | (17,832) | |
| 2019年12月31日的余额 | 190,007 | | | $ | 95,003 | | | $ | — | | | $ | 909,423 | | | $ | 138,596 | | | $ | 1,143,022 | |
| 基于股票的薪酬 | 431 | | | 216 | | | — | | | 6,248 | | | — | | | 6,464 | |
| 普通股发行 | 42,092 | | | 21,046 | | | — | | | 190,592 | | | — | | | 211,638 | |
| 股权奖励预扣所得税 | (115) | | | (59) | | | — | | | (633) | | | — | | | (692) | |
| 股票发行成本 | — | | | — | | | — | | | (10,246) | | | — | | | (10,246) | |
| 净损失 | — | | | — | | | — | | | — | | | (52,417) | | | (52,417) | |
| 优先股增值 | — | | | — | | | — | | | — | | | (5,417) | | | (5,417) | |
| 优先股息的支付 | — | | | — | | | — | | | — | | | (25,579) | | | (25,579) | |
| 2020年12月31日的余额 | 232,415 | | | $ | 116,206 | | | $ | — | | | $ | 1,095,384 | | | $ | 55,183 | | | $ | 1,266,773 | |
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康斯托克资源公司(Comstock Resources，Inc.)和子公司
综合现金流量表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 前辈 | | | 后继者 |
| 在这段期间内
从2011年1月1日起，
2018年至
8月13日，
2018 | | | 期间从
2018年8月14日
穿过
12月31日，
2018 | | 截至2019年12月31日的年度 | | 截至2020年12月31日的年度 |
| (单位：千) |
| 经营活动的现金流： | | | | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | (92,754) | | | | $ | 64,122 | | | $ | 96,889 | | | $ | (52,417) | |
| 对净收益(亏损)与经营活动提供的现金净额进行调整： | | | | | | | | |
| 递延所得税和非流动所得税 | 1,052 | | | | 29,079 | | | 28,026 | | | (9,409) | |
| 探索 | — | | | | — | | | — | | | 27 | |
| 出售油气资产的损失(收益) | 35,438 | | | | (155) | | | 25 | | | (17) | |
| 折旧、损耗和摊销 | 68,032 | | | | 53,944 | | | 276,526 | | | 417,112 | |
| 衍生金融工具的收益 | (881) | | | | (10,465) | | | (51,735) | | | (9,951) | |
| 衍生金融工具的现金结算 | 2,842 | | | | (5,579) | | | 52,684 | | | 134,496 | |
| 债务折价、溢价和发行成本摊销 | 29,457 | | | | 2,404 | | | 16,274 | | | 34,038 | |
| 实物支付的利息 | 25,004 | | | | — | | | — | | | — | |
| 基于股票的薪酬 | 3,912 | | | | 994 | | | 4,020 | | | 6,464 | |
| 债务清偿损失 | — | | | | — | | | — | | | 861 | |
| 应收账款减少(增加) | 2,834 | | | | (61,048) | | | 3,220 | | | 34,555 | |
| 其他流动资产减少(增加) | 337 | | | | (12,527) | | | 9,823 | | | 7,019 | |
| 应付账款和应计费用增加 | 10,462 | | | | 41,533 | | | 15,485 | | | 12,923 | |
| 经营活动提供的净现金 | 85,735 | | | | 102,302 | | | 451,237 | | | 575,701 | |
| 投资活动的现金流： | | | | | | | | |
| 收购柯维公园能源有限责任公司(Covey Park Energy LLC)，扣除收购的现金 | — | | | | — | | | (693,869) | | | — | |
| 资本支出 | (150,106) | | | | (169,786) | | | (486,781) | | | (509,690) | |
| 钻探费用预付款 | (3,692) | | | | (5,644) | | | 9,336 | | | (1,795) | |
| 出售油气资产所得收益 | 103,593 | | | | 13,796 | | | 475 | | | 287 | |
| 用于投资活动的净现金 | (50,205) | | | | (161,634) | | | (1,170,839) | | | (511,198) | |
| 融资活动的现金流： | | | | | | | | |
| 借款 | 865,577 | | | | 450,000 | | | 927,000 | | | 157,000 | |
优先票据的发行 | — | | | | — | | | — | | | 751,500 | |
| 偿还债务的付款 | (49,679) | | | | (1,291,352) | | | (127,000) | | | (907,000) | |
| 偿还Covey Park Energy LLC优先股 | — | | | | — | | | (533,390) | | | — | |
| 普通股发行 | — | | | | — | | | 300,000 | | | 206,626 | |
| 发行B系列可转换优先股 | — | | | | — | | | 175,000 | | | — | |
| 赎回A系列优先可转换股 | — | | | | — | | | — | | | (210,000) | |
| 支付的优先股股息 | — | | | | — | | | (17,832) | | | (25,580) | |
| 琼斯贡献 | — | | | | 40,736 | | | — | | | — | |
| 债务和股票发行成本 | (18,127) | | | | (6,351) | | | (8,617) | | | (24,617) | |
| 与股权奖励相关的所得税预扣 | (369) | | | | (4,695) | | | (220) | | | (692) | |
| 融资活动提供(用于)的现金净额 | 797,402 | | | | (811,662) | | | 714,941 | | | (52,763) | |
| 现金及现金等价物净增(减) | 832,932 | | | | (870,994) | | | (4,661) | | | 11,740 | |
| 年初现金和现金等价物 | 61,255 | | | | 894,187 | | | 23,193 | | | 18,532 | |
| 现金和现金等价物，年终 | $ | 894,187 | | | | $ | 23,193 | | | $ | 18,532 | | | $ | 30,272 | |
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康斯托克资源公司(Comstock Resources，Inc.)和子公司
合并财务报表附注
(1)重要会计政策摘要
Comstock Resources，Inc.及其子公司使用的会计政策反映了石油和天然气行业的做法，并符合美利坚合众国普遍接受的会计原则。
列报依据和合并原则
康斯托克资源公司及其子公司从事石油和天然气的收购、勘探、开发和生产。该公司的业务主要集中在德克萨斯州、路易斯安那州和北达科他州。合并财务报表包括Comstock Resources，Inc.及其全资或控股子公司(统称为“Comstock”或“公司”)的账目。所有重要的公司间账户和交易都已在合并中取消。该公司采用比例合并法核算其在石油和天然气资产中的不可分割权益，即其资产、负债、收入和费用的份额包括在其财务报表中，净收益(亏损)和全面收益(亏损)在所有列报期间都是相同的。除非另有披露，否则所有调整都属于正常的经常性性质。上期的某些金额已重新分类，以符合本期列报。
琼斯贡献
2018年8月14日，Arkoma Drilling，L.P.和Williston Drilling，L.P.(统称为琼斯合伙公司)贡献了北达科他州和蒙大拿州的某些油气资产(巴肯页岩地产)，以换取88,571,429新发行的普通股，相当于84占公司当时已发行普通股的百分比(“琼斯贡献”)。琼斯合伙公司由达拉斯商人杰里·琼斯及其子女全资拥有和控制(统称为“琼斯集团”)。
本公司对Bakken Shale Properties进行评估，以确定它们是否符合美国公认会计原则下的企业定义，并确定它们不符合企业的定义。因此，琼斯的贡献没有被计入业务合并。在发行康斯托克普通股股票后，琼斯集团通过其对琼斯合伙公司的所有权获得了对康斯托克公司的控制权。通过琼斯合伙公司，琼斯集团拥有大多数有投票权的普通股，并有能力控制康斯托克公司董事会多数成员的组成。作为普通股发行后控制权变更的结果，琼斯集团控制着康斯托克公司，从而继续控制巴肯页岩地产公司(Bakken Shale Properties)。
因此，Comstock认可的巴肯页岩资产的基础是琼斯集团的历史基础。397.6百万美元，其中包括$554.3百万美元的资本化成本减少了$156.7由于Comstock控制权的变更，Comstock有了一个新的基础，公司选择根据ASC 805“企业合并”采用下推会计。出于财务报告的目的，新的基础被压低到康斯托克公司，导致康斯托克公司的资产、负债和权益账户在琼斯贡献结算时按公允价值确认。
凡提及“继承人”或“继承人公司”，指的是本公司自2018年8月13日以后的财务状况及经营业绩；提及的“前身”或“前身公司”，指的是本公司于2018年8月13日或之前的财务状况及经营业绩。本公司的合并财务报表和相关脚注以黑线划分，描绘了2018年8月13日之后提交的金额与之前的日期之间缺乏可比性。
收购柯维公园(Covey Park)
2019年7月16日，康斯托克以总对价美元收购了柯维帕克能源有限责任公司(简称柯维帕克)。700.0百万现金，发行A系列可转换优先股，赎回价值为#美元210.0100万美元，并发行了28,833,000普通股(“柯维公园收购”)。除了支付的对价外，康斯托克还承担了$。625.0数以百万计的柯维公园7.5%优先票据，已偿还$380.0百万美元
柯维公园当时在其银行信贷安排下的未偿还借款，并以#美元赎回了柯维公园的所有优先股。153.4*基于已发行优先股的公允价值和公司普通股的收盘价#美元。5.822019年7月16日，这笔交易的每股价值约为$2.2科维公园的业务主要集中在德克萨斯州东部和路易斯安那州北部的海恩斯维尔/博西尔页岩。
现金对价的资金是通过出售50百万股新发行的普通股，作价$300.0百万和175,000新发行的B系列可转换优先股，价格为$175.0通过向琼斯集团以及康斯托克公司的银行信贷安排和手头现金借款，可获得600万美元的资金。Comstock产生了$41.0与收购相关的咨询和法律费用以及其他与收购相关的成本为数百万美元。这些收购成本包括在公司综合经营报表的交易成本中。
交易按业务合并入账，采用收购方式。收购的资产和承担的负债的收购价分配在2020年第三季度最终敲定。下表汇总了根据收购日期的公允价值对收购的资产和承担的负债进行的原始和最终收购价格分配：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 原始分配 | | 测算期调整 | | 最终分配 |
| | | (单位：千) |
| 考虑事项： | | | | | | |
| 支付的现金 | | $ | 700,000 | | | $ | — | | | $ | 700,000 | |
| 已发行普通股的公允价值 | | 167,808 | | | — | | | 167,808 | |
| A系列已发行优先股的公允价值 | | 200,000 | | | — | | | 200,000 | |
| 总对价 | | 1,067,808 | | | — | | | 1,067,808 | |
| 承担的负债： | | | | | | |
| 应付账款和应计负债 | | 129,622 | | | — | | | 129,622 | |
| 衍生金融工具 | | 388 | | | — | | | 388 | |
| 其他流动负债 | | 9,930 | | | 706 | | | 10,636 | |
| 长期债务 | | 826,625 | | | — | | | 826,625 | |
| 柯维公园优先股 | | 153,390 | | | — | | | 153,390 | |
| 非流动衍生金融工具 | | 186 | | | — | | | 186 | |
| 资产报废义务 | | 5,374 | | | — | | | 5,374 | |
| 递延所得税 | | 23,466 | | | (1,780) | | | 21,686 | |
| 其他非流动负债 | | 9,893 | | | — | | | 9,893 | |
| 承担的负债 | | 1,158,874 | | | (1,074) | | | 1,157,800 | |
| 总代价及承担的法律责任 | | $ | 2,226,682 | | | $ | (1,074) | | | $ | 2,225,608 | |
| 收购的资产： | | | | | | |
| 现金和现金等价物 | | $ | 6,131 | | | $ | — | | | $ | 6,131 | |
| 应收帐款 | | 86,285 | | | — | | | 86,285 | |
| 现行衍生金融工具 | | 51,004 | | | — | | | 51,004 | |
| 其他流动资产 | | 5,511 | | | (554) | | | 4,957 | |
| 已探明的石油和天然气性质 | | 1,818,413 | | | (520) | | | 1,817,893 | |
| 未探明的石油和天然气性质 | | 237,210 | | | — | | | 237,210 | |
| 其他财产、厂房和设备 | | 2,262 | | | — | | | 2,262 | |
| 非流动衍生金融工具 | | 19,866 | | | — | | | 19,866 | |
| 收购的总资产 | | $ | 2,226,682 | | | $ | (1,074) | | | $ | 2,225,608 | |
A系列可转换优先股的发行面值为#美元。210.0管理层聘请了一家第三方估值公司来评估优先股的公允价值。*使用公司公开交易债务的第2级投入的收益率方法，包括假设柯维·帕克(Covey Park)的7.5%优先票据，公允价值为$200.0百万2020年5月19日，本公司赎回210,000A系列可转换优先股的流通股，总赎回价格为$210.0百万美元，外加约$的应计和未付股息2.9百万
由于应收账款、应付账款、应计钻探成本和其他流动负债的短期性质，其确定的公允价值与账面价值相当。
已探明和未探明的石油和天然气资产的公允价值，是根据现有的生产曲线和这些资产的开发时机，根据估计的未来贴现净现金流(第3级衡量标准)得出的。在得出估计的未来现金流时使用的关键因素包括估计的可采储量、产量、未来的运营和开发成本以及未来的大宗商品价格。估值的关键投入包括平均油价为1美元。74.80每桶天然气平均价格为1美元。3.32根据MCF，利用截至收购日期的第三方价格估计和管理层价格预测的组合。由此产生的收购资产的估计未来现金流的贴现率范围为10% - 25根据所收购储量类别的风险特征，管理层利用独立储备公司和内部资源的协助来估计石油和天然气资产的公允价值。
长期债务的公允价值计量是根据市场价格估计的，代表第2级投入。假设衍生工具的公允价值计量是根据与管理层估值方法一致的公允价值计量确定的，包括隐含市场波动性、合同条款和价格以及截至收盘日的贴现因素。这些投入代表二级投入。资产头寸的商品衍生工具的公允价值包括交易对手不履行风险的衡量，负债头寸的衍生工具包括本公司自身的不履行风险的衡量，均基于当前公布的信用违约互换利率。
资产报废债务的公允价值为#美元5.4百万美元计入石油和天然气资产，相应负债见上表。公允价值基于贴现现金流模型，该模型包括对当前放弃成本、通货膨胀率、贴现率以及实际放弃和恢复活动的时间的假设。由于与估计资产报废债务相关的投入和重大假设，管理层作出的估计代表第三级投入。
Covey Park收购符合免税合并的条件，即本公司收购Covey Park的资产和负债中的结转税基，根据分配给收购资产的购买价格与根据公允价值和结转税基承担的负债之间的差额进行调整。
本公司自2019年7月16日截止日期至2019年12月31日止的经营业绩包括约$264.4运营收入为百万美元，约为93.0可归因于柯维公园资产的营业收入(不包括一般、行政和利息支出)的100万美元。
形式结果
截至2019年12月31日的年度的形式上浓缩的合并财务信息使Covey Park收购生效，就像收购发生在2019年1月1日一样。截至2018年12月31日的年度形式上浓缩的合并财务信息使Covey Park收购和Jones贡献生效，就像交易发生在2018年1月1日一样。未经审计的预计信息反映了对发行公司普通股和优先股的调整、与交易有关的债务、收购物业公允价值的影响以及公司认为对预计报告合理的其他调整。此外，预计收益包括与收购相关的成本#美元。41.0截至2019年12月31日和2018年12月31日的年度分别为100万美元。未经审计的预计结果不反映任何成本节约或未来可能出现的其他协同效应。
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| 预计年度结束
十二月三十一号， |
| 2018 | | 2019 |
| (单位为千，每股除外) |
| 收入： | $ | 1,168,585 | | | $ | 1,147,290 | |
| 净收入 | $ | 180,303 | | | $ | 261,406 | |
| 每股净收益： | | | |
| 基本型 | $ | 0.77 | | | $ | 1.00 | |
| 稀释 | $ | 0.64 | | | $ | 0.82 | |
2019年11月1日，康斯托克收购了一家在海恩斯维尔页岩盆地拥有生产资产和种植面积的私人持股公司，以换取4,500,000新发行的公司普通股。该收购符合免税重组的条件，因此本公司在税基内收购了卖方的结转，并作为资产收购入账。基于该公司普通股的收盘价为#美元。6.852019年11月1日每股，以及与收购相关的递延所得税的确认，这笔交易的价值约为$42.3百万
预算在编制财务报表中的使用
按照公认会计原则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，以影响财务报表日期的资产和负债额以及或有资产和负债的披露，以及报告期内的收入和费用的报告金额。实际金额可能与这些估计数字不同。未来估计的石油和天然气储量或用于减值分析的储量的估计未来现金流的变化可能会对未来的运营业绩产生重大影响。
信用风险集中度与应收账款
可能使公司面临集中信用风险的金融工具主要包括现金和现金等价物、应收账款和衍生金融工具。该公司将现金存放在高信用质量的金融机构，将其衍生金融工具存放在管理层认为具有高信用评级的金融机构和其他公司。该公司的应收账款几乎全部来自石油和天然气的购买者或该公司作为运营商的油气井的参与者。一般来说，油气井运营商有权将未来的收入与与运营油井相关的未付费用相抵。石油和天然气销售通常是无担保的。该公司的政策是根据应收账款的年龄、购买者或参与者的信用质量以及收入抵消的潜力来评估应收账款的可收回性。该公司过去没有发生任何重大的信用损失，并相信其应收账款是完全可收回的。因此，不是的已为可疑帐目提供了拨备。
其他流动资产
截至2019年12月31日和2020年12月31日的其他流动资产包括：
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| 截至12月31日， |
| 2019 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 预付费用 | $ | 2,005 | | | $ | 1,829 | |
| 钻探费用预付款 | — | | | 1,795 | |
| 应收生产税退税 | 3,661 | | | 7,915 | |
| 管道和油田设备库存 | 4,503 | | | 3,080 | |
| 其他 | 230 | | | 220 | |
| $ | 10,399 | | | $ | 14,839 | |
公允价值计量
本公司持有或曾经持有若干须按公允价值计量的金融资产及负债，包括银行账户及衍生金融工具所持有的现金及现金等价物。公允价值被定义为在计量日在市场参与者之间有序交易中出售资产或转移资产或负债的本金或最有利市场上的负债所收取的价格(退出价格)。信息披露遵循三级层次结构，以显示用于估计公允价值计量的判断范围和水平：
第1级-用于计量公允价值的投入是截至报告日期活跃市场上相同资产或负债的未调整报价。
第2级-除第1级报价外，用于计量公允价值的投入在报告日期可通过与市场数据(包括活跃市场的类似资产和负债的报价以及非活跃市场的报价)的相关性直接或间接观察到。第2级亦包括使用不需要重大判断的模型或其他定价方法进行估值的资产和负债，因为模型中使用的输入假设(如利率和波动率因素)得到了来自活跃报价市场的几乎整个金融工具期限的容易观察到的数据的证实。
第3级-用于衡量公允价值的投入是不可观察的投入，很少或没有市场活动支持，反映了重大管理判断的使用。这些价值通常是使用定价模型来确定的，这些定价模型的假设利用了管理层对市场参与者假设的估计。
以下是公允价值层次中分类为第三级的衍生工具的期初余额和期末余额的对账：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2019 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 年初余额 | $ | — | | | $ | 4,351 | |
| 计入收益的总收益(亏损) | 4,351 | | | 15,943 | |
| 定居点，净值 | — | | | (31,252) | |
| 转出级别3 | — | | | (11,630) | |
| 年终余额 | $ | 4,351 | | | $ | (22,588) | |
以下为本公司金融工具截至2019年12月31日和2020年12月31日的账面金额和公允价值：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2019 | | 2020 |
| 账面价值 | | 公允价值 | | 账面价值 | | 公允价值 |
| 资产： | (单位：千) |
基于商品的衍生品(1) | $ | 89,192 | | | $ | 89,192 | | | $ | 9,574 | | | $ | 9,574 | |
| 负债： | | | | | | | |
基于商品的衍生品(1) | 4,442 | | | 4,442 | | | 49,369 | | | 49,369 | |
银行信贷安排(2) | 1,250,000 | | | 1,250,000 | | | 500,000 | | | 500,000 | |
72025年到期的0.5%优先债券(3) | 455,768 | | | 534,375 | | | 473,728 | | | 628,691 | |
92026年到期的75%优先票据(3) | 820,057 | | | 765,000 | | | 1,577,824 | | | 1,769,625 | |
_______________
(1)本公司的天然气价格掉期和基差掉期协议、利率掉期协议以及原油和天然气价格环被归类为2级，并使用市场方法使用第三方定价服务和其他活跃的市场或公开市场上随时可获得的经纪报价以公允价值计量。本公司的天然气掉期合同为交易对手提供在预定日期延长现有掉期期限的权利，但不是义务。由于用于评估合同中交易对手权利的投入具有主观性，这些合同在公允价值层次中被归类为第三级。
(2)我们未偿还浮息债务的账面价值接近公允价值。
(3)本公司固定利率债务的公允价值分别基于2019年12月31日和2020年12月31日的报价，属于一级衡量标准。
财产和设备
该公司遵循成功的努力法对其石油和天然气资产进行核算。取得石油和天然气租赁权所产生的成本被资本化。已探明油气资产的收购成本、钻探和装备生产井的成本以及未成功开发井的成本按相当于生产单位的基准资本化，并在剩余相关油气储量的有效期内摊销。当量单位是按一桶油与六千立方英尺天然气的比率将石油转换成天然气来确定的。这一转换率并不是基于石油或天然气的价格，同样体积的石油与天然气之间的价格可能会有很大差异。拆除、修复、封堵和废弃油气财产及相关设施处置的估计未来成本在下列情况下资本化
资产报废债务作为折旧、损耗和摊销费用的一部分发生和摊销。勘探费用包括与勘探油气资产有关的地质和地球物理费用和延迟租金、勘探钻探失败的成本以及未探明资产的减值。截至2019年12月31日和2020年12月31日，未探明资产主要涉及未包括在已探明未开发储量中的未来钻探地点。这些未来钻探地点中的大多数位于已知储油层可产的面积上，但由于不确定这些油井是否会按照SEC规则的要求在未来五年内钻探以纳入已探明储量，因此已被排除在已探明储量之外。未探明资产的成本在已钻探或反映在已探明未开发储量和已探明油气储量中时转移到已探明油气资产。与未评估勘探面积相关的成本按物业定期评估减值，任何价值减值均计入勘探费用。勘探钻探成本最初作为未经证实的财产资本化，但如果确定油井没有发现商业已探明油气储量，则计入费用。勘探钻探成本在钻探完成后的一年内进行评估。
当事件或环境变化(如大宗商品价格大幅下跌)表明本公司可能无法收回其资本化成本时，本公司评估是否需要对其已探明油气资产的资本化成本进行减值。如果减值是根据物业的未贴现预期未来现金流量显示的，则在净资本化成本超过物业估计公允价值的范围内确认减值准备。本公司使用贴现现金流模型和已探明的、经风险调整的可能储量来确定其油气资产的公允价值。现金流模型中包含的与计算贴现的未来现金流相关的重要的第三级假设包括管理层对石油和天然气价格的展望、未来石油和天然气产量、生产成本、资本支出、以及预计可开采的已探明和经风险调整的可能石油和天然气储量总量。资产管理公司的石油和天然气价格展望是基于截至每个测量日期的第三方较长期价格预测而制定的。*在确定房地产的公允价值时，使用适当的贴现率对预期的未来净现金流进行贴现。用于确定资产减值的石油和天然气价格通常不同于用于贴现未来净现金流的标准化衡量标准，因为标准化衡量标准要求使用基于每月第一天的平均价格。在确定资产减值时，用于确定资产减值的石油和天然气价格通常与用于贴现未来净现金流的标准化衡量标准不同，因为标准化衡量标准要求使用基于每月第一天的平均价格。未探明物业根据钻探结果、计划未来钻探及石油及天然气租赁条款进行减值评估。
该公司对可归因于其石油和天然气资产的未贴现未来净现金流的估计在未来可能发生变化。可能影响未来现金流估计的主要因素包括对已探明和适当风险调整的可能石油和天然气储量的未来调整(正负)、未来钻探活动的结果、石油和天然气的未来价格以及生产和资本成本的增加或减少。由于这些变化，我们的石油和天然气资产的账面价值可能会出现减损。
其他财产和设备主要包括计算机设备、家具和固定装置以及一架飞机，折旧的估计使用寿命从三至31.5几年的直线基础上。
商誉
该公司的商誉为#美元。335.9截至2019年12月31日和2020年12月31日，与琼斯的贡献相关的100万美元。商誉是指购买价格超过有形和可识别无形资产净值的公允价值。
公司不需要将商誉摊销计入收益；但是，公司需要对商誉进行年度减值审查。公司将于10月1日进行商誉年度评估ST每一年。如果商誉的账面价值超过公允价值，将就公允价值与账面价值之间的差额计入减值费用。本公司对截至2020年10月1日的商誉进行了量化评估，并确定没有减值迹象。
租约
该公司拥有#美元的使用权租赁资产。3.5百万美元和$3.0截至2019年12月31日和2020年12月31日，分别与其公司办公室租赁、石油和天然气运营中使用的某些办公设备和租赁车辆有关，并承担相应的短期和长期负债。租赁资产和负债的价值是根据各自合同中包含的贴现未来最低现金流确定的。本公司确定合同在合同开始时是否包含租赁。在识别代表租赁的合同条款的范围内，租赁被识别为经营性租赁或融资型租赁。Comstock目前没有融资类型的租赁。代表公司在租赁期内使用标的资产的使用权租赁资产和相关的租赁负债代表我们根据合同条款支付租赁款项的义务。初始期限为一年或更短的短期租赁不资本化；然而，为这些租赁支付的金额包括在其租赁成本披露中。短期租赁成本不包括租期在一个月或以下的租赁相关费用。
Comstock与其石油和天然气勘探和开发业务中使用的各种设备签订合同。这些设备的合同条款差异很大，包括合同期限、定价、随设备提供的服务范围、取消条款和替代权等。由于石油和天然气价格、石油和天然气需求以及整体经营和经济环境的变化，公司的钻井业务经常发生变化。因此，康斯托克公司对钻机合同的条款进行管理，以便最大限度地灵活应对这些不断变化的情况。公司的钻井合同目前的期限不到一年，或者条款规定提前45天通知取消合同，没有指定的到期日。因此，公司选择不确认这些钻井合同的使用权租赁资产。与钻井作业相关的成本按照成功努力法核算，通常要求这些成本作为我们资产负债表上已探明的石油和天然气资产的一部分进行资本化，除非这些成本发生在未成功的探井上，在这种情况下，这些成本将计入资产负债表中的费用。在这种情况下，这些成本将计入成功努力法(Success Effort Method)项下，该方法通常要求将这些成本作为我们资产负债表上已探明石油和天然气资产的一部分进行资本化，除非这些成本发生在未成功的探井上，在这种情况下，这些成本将计入
截至2020年12月31日的12个月内确认的租赁成本如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， |
| 2019 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 包括在一般和行政费用中的经营租赁成本 | $ | 1,646 | | | $ | 1,665 | |
| 计入租赁经营费用的经营租赁成本 | 396 | | | 815 | |
| 短期租赁成本(钻机成本包括在已探明的石油和天然气属性中) | 20,527 | | | 33,334 | |
| $ | 22,569 | | | $ | 35,814 | |
与经营活动提供的现金中包括的使用权资产相关的经营租赁的现金支付为#美元。2.0百万美元和$2.5截至2019年12月31日和2020年12月31日的12个月分别为100万美元。
截至2019年12月31日和2020年12月31日，经营租约的加权平均剩余期限为1.96年和1.54年，用于确定未来经营租赁付款现值的加权平均贴现率为5.0%和4.3%。Comstock的经营租赁义务的到期日如下：
| | | | | |
| (单位：千) |
| 2021 | $ | 2,366 | |
| 2022 | 562 | |
| 2023 | 196 | |
| 租赁付款总额 | 3,124 | |
| 推算利息 | (99) | |
| 租赁总负债 | $ | 3,025 | |
应计费用
2019年12月31日和2020年12月31日的应计费用包括：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2019 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 应计应付利息 | $ | 39,501 | | | $ | 67,265 | |
| 应计钻井成本 | 42,193 | | | 24,959 | |
| 应计运输成本 | 26,907 | | | 25,353 | |
| 应计交易成本 | 10,830 | | | 462 | |
| 应计员工薪酬 | 8,653 | | | 7,519 | |
| 应计租赁运营费用 | 4,990 | | | 3,466 | |
| 其他 | 4,092 | | | 3,995 | |
| $ | 137,166 | | | $ | 133,019 | |
未来遗弃成本准备金
该公司的资产报废义务涉及其石油和天然气资产以及相关设施处置的未来封堵和废弃成本。该公司在发生资产报废债务期间记录了一项负债，金额等于资本化的债务的估计公允价值。此后，这一负债将累加到最终的退休费用。折扣的增加作为折旧、损耗和摊销的一部分包括在随附的综合经营报表中。
下表汇总了公司总估计负债的变化：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日的年度， |
| | 2019 | | 2020 |
| | (单位：千) |
| 年初的未来遗弃成本准备金 | | $ | 5,136 | | | $ | 18,151 | |
| 富国银行被收购 | | 5,700 | | | — | |
| 新油井投产 | | 516 | | | 733 | |
| 预算和时间安排的更改 | | 6,333 | | | (699) | |
| 已结清的负债 | | (57) | | | (80) | |
| 资产剥离 | | (45) | | | — | |
| 增值费用 | | 568 | | | 1,185 | |
| 年底的未来遗弃成本准备金 | | $ | 18,151 | | | $ | 19,290 | |
基于股票的薪酬
该公司有基于股票的员工薪酬计划，根据该计划，股票奖励主要由限制性股票和绩效股票单位组成，向员工和非员工董事发放股票奖励。本公司采用以公允价值为基础的股权薪酬会计方法。根据公允价值法，补偿成本于授出日以奖励的公允价值计量，并于奖励归属期间按直线基准确认。
细分市场报告
该公司目前在一业务部门，北美石油和天然气的勘探和生产。
衍生金融工具与套期保值活动
本公司将衍生金融工具(包括嵌入其他合约的衍生工具)作为资产或负债，按其公允价值计量。衍生工具公允价值的变动目前在收益和经营活动的净现金流量中确认。衍生产品的公允价值
在不到一年的时间内到期的合同被确认为流动资产或负债。那些在一年以上到期的资产或负债被确认为长期资产或负债。
主要采购商
在之前的2018年1月1日至2018年8月13日期间，公司拥有三占其石油和天然气产量的主要买家33%, 22%和20占其石油和天然气总销售额的30%。在2018年8月14日至2018年12月31日的继任期内，本公司二占其石油和天然气产量的主要买家32%和18占其石油和天然气总销售额的30%。2019年，公司拥有三占其石油和天然气产量的主要买家19%, 16%和12占其石油和天然气总销售额的30%。2020年，该公司拥有四占其石油和天然气产量的主要买家19%, 15%, 15%和10占其石油和天然气总销售额的30%。失去其中任何一家买家都不会对本公司造成重大不利影响，因为其他买家对本公司的石油和天然气生产有可用市场。
收入确认和天然气平衡
康斯托克生产石油和天然气，并分别报告了这两种产品的收入。二初级产品在其经营报表中。收入在将生产量转移给公司客户时确认，客户在指定销售点交货时控制产量并获得所有权的所有好处。在交付产品时合理保证付款。所有销售均受具有商业实质、包含具体定价条款并定义双方可执行的权利和义务的合同的约束。这些合同通常规定在以下范围内进行现金结算25每个生产月之后的天数，可在以下日期取消30石油和天然气的销售价格通常基于石油和天然气行业中常见的条款，包括指数价格或现货价格、位置和质量差异以及市场供求状况。因此，石油和天然气的销售价格通常基于石油和天然气行业中常见的条款，包括指数价格或现货价格、位置和质量差异以及市场供求状况。因此，石油和天然气的销售价格通常基于石油和天然气行业中常见的条款，包括指数价格或现货价格、位置和质量差异以及市场供求状况。石油和天然气的价格通常会根据这些因素的变化而波动。根据公司的合同，每个生产单位(原油和千立方英尺天然气)代表着一项单独的履约义务，因为每个单位都有自己的经济效益，每个单位都根据合同条款单独定价。
Comstock选择从交易价格的衡量中剔除所有税款，其收入报告为扣除特许权使用费，不包括其他人拥有的收入权益，因为该公司在销售原油和天然气时，代表特许权使用费所有者和工作权益所有者充当代理。从历史上看，收入是根据对该公司在产量和实现价格中所占份额的估计，在生产当月记录的。但该公司确认在收到付款的当月，估计金额与实际收到的金额之间的任何差额。从历史上看，该公司的收入是根据对该公司在产量和实现价格中所占份额的估计来记录的。但从历史上看，该公司确认在收到付款的当月收到的估计金额与实际收到的金额之间的任何差异。预计收入和实际收到的收入之间的差异并不显著。石油或天然气的销售量可能与该公司根据其在该物业的收入权益而有权获得的金额不同。于2019年12月31日或2020年12月31日，本公司并无任何重大失衡头寸。石油和天然气的销售通常发生在井口或井口附近。当石油和天然气的销售发生在井口以外的地方时，该公司将将生产运输到交货点所发生的成本计入收集和运输费用。*公司已确认应收账款$120.1百万美元和$125.0截至2019年12月31日和2020年12月31日，分别从客户那里获得100万份履行义务已履行且存在无条件对价权利的合同。
一般和行政费用
一般和行政费用的报告是扣除从公司经营的石油和天然气资产的工作权益所有者那里收到的间接费用报销净额#美元。8.5百万，$4.5百万，$16.8百万美元和$24.72018年1月1日至2018年8月13日的前一期间，2018年8月14日至2018年12月31日的后继期，以及分别截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度的百万美元。
所得税
本公司采用资产负债法核算所得税，其中递延税项资产和负债因资产和负债账面金额与其各自的计税基础之间的差异而产生的未来税项后果，以及因未来利用现有净营业亏损和其他结转而产生的税项后果予以确认。递延税项资产和负债采用颁布税率计量，预计适用于预计收回或结转这些临时差额和结转的年度的应税收入。税率变动对递延税项资产和负债的影响在税率变动颁布期间的收入中确认。
每股收益
包含不可没收股息权的未归属限制性股票计入已发行普通股，被视为参与证券，并计入根据两类法计算的基本每股收益和稀释后每股收益。包括在已发行普通股中的未归属限制性股票的加权平均股份如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 前辈 | | | 后继者 |
| 在这段期间内
从1月1日起，
2018年将持续到2018年
2018年8月13日 | | | 在这段期间内
从8月14日开始，
2018年至
2018年12月31日 | | 截至2019年12月31日的年度 | | 截至2020年12月31日的年度 |
未归属限制性股票(千) | 839 | | | 410 | | 685 | | 1,149 |
履约股单位(“PSU”)表示有权获得一定数量的公司普通股，其范围可能为零最高可达二乘以基于绩效期间内某些绩效衡量标准的完成情况在奖励日期授予的PSU数量。与PSU相关的潜在摊薄股份的数量基于相应期间结束时可发行的股份数量(如有)，假设该日期为履约期结束。库存股方法被用来衡量PSU的稀释效应。
未行使的普通股认股权证代表将认股权证转换为普通股的权利，行权价为#美元。0.01每股。库存股方法被用来衡量未行使的普通股认股权证的稀释效应。
在行使本公司上一期可转换票据中包含的转换权时可发行的股票，是基于IF转换方法计算转换后可能发行的潜在稀释普通股。
截至2019年12月31日止年度，与收购Covey Park相关而发行的A系列及B系列可转换优先股合计可转换为96,250,000普通股。截至2020年12月31日的年度，A系列可转换优先股可转换为52,500,000在2020年5月19日赎回普通股之前的普通股和B系列可转换优先股可转换为总计43,750,000普通股，转换价格为$4.00每股。优先股的稀释效应是使用IF-转换法计算的，就好像优先股的转换发生在发行日期或期初的较早日期。
本公司所有参与证券均不参与亏损，因此不计入净亏损期间每股基本收益的计算。
A与可转换债务有关的、对收益具有反摊薄作用、不包括在计算每股收益的加权平均股票之外的全部股票期权、未授予的PSU、可转换为普通股的认股权证和或有可发行股票如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 前辈 | | | 后继者 |
| 在这段期间内
从1月1日起，
2018年将持续到2018年
2018年8月13日 | | | 在这段期间内
从8月14日开始，
2018年至
2018年12月31日 | | 截至2019年12月31日的年度 | | 截至2020年12月31日的年度 |
| (单位：千) |
| 加权平均PSU | 476 | | | | 328 | | | — | | | 632 | |
| 加权平均授权日单位公允价值 | $ | 13.83 | | | | $ | 12.93 | | | $ | — | | | $ | 9.33 | |
| 加权平均可转换优先股 | — | | | | — | | | — | | | 63,832 | |
| 普通股加权平均认股权证 | 142 | | | | — | | | — | | | — | |
| 每股加权平均行权价 | $ | 0.01 | | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 加权平均或有可转换股 | 39,819 | | | | — | | | — | | | — | |
| 加权平均每股换股价格 | $ | 12.32 | | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
基本每股收益和稀释后每股收益的确定如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 前辈 | | | 后继者 |
| 2018年1月1日至2018年8月13日 | | | 在这段期间内
从8月14日开始，
2018年至
2018年12月31日 | | 截至2019年12月31日的年度 | | 截至2020年12月31日的年度 |
| (单位为千，每股除外) |
| 普通股股东应占净收益(亏损) | $ | (92,754) | | | | $ | 64,122 | | | $ | 74,474 | | | $ | (83,413) | |
| 可分配给未归属限制性股票的收入 | — | | | | (248) | | | (356) | | | — | |
| 普通股股东应占基本净收入(亏损) | $ | (92,754) | | | | $ | 63,874 | | | $ | 74,118 | | | $ | (83,413) | |
| 可分配给可转换优先股的收入 | — | | | | — | | | 22,415 | | | — | |
| 普通股股东应占摊薄净收益(亏损) | $ | (92,754) | | | | $ | 63,874 | | | $ | 96,533 | | | $ | (83,413) | |
| | | | | | | | |
| 基本加权平均流通股 | 15,262 | | | | 105,453 | | | 142,750 | | | 215,194 | |
| 稀释证券的影响： | | | | | | | | |
| 绩效股票单位 | — | | | | — | | | 63 | | | — | |
| 可转换优先股 | — | | | | — | | | 44,565 | | | — | |
| 认股权证 | — | | | | 6 | | | — | | | — | |
| 稀释加权平均流通股 | 15,262 | | | | 105,459 | | | 187,378 | | | 215,194 | |
| | | | | | | | |
| 每股基本收益(亏损) | $ | (6.08) | | | | $ | 0.61 | | | $ | 0.52 | | | $ | (0.39) | |
| 每股摊薄收益(亏损) | $ | (6.08) | | | | $ | 0.61 | | | $ | 0.52 | | | $ | (0.39) | |
由于前一时期和截至2020年12月31日的年度的净亏损，基本和稀释后每股金额相同。
关于现金流量表合并报表的补充资料
就综合现金流量表而言，本公司将所有购买的原始到期日为三个月或以下的高流动性投资视为现金等价物。
利息和所得税以及其他非现金投资和融资活动的现金支付如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 前辈 | | | 后继者 |
| 在这段期间内
从1月1日起，
2018年将持续到2018年
2018年8月13日 | | | 在这段期间内
从8月14日开始，
2018年至
2018年12月31日 | | 截至2019年12月31日的年度 | | 截至2020年12月31日的年度 |
| (单位：千) |
| 以下项目的现金付款： | | | | | | | | |
| 利息支付 | $ | 36,187 | | | | $ | 8,042 | | | $ | 149,039 | | | $ | 228,555 | |
| 所得税(付款)退税 | $ | (2) | | | | $ | — | | | $ | (2) | | | $ | 10,218 | |
| 非现金投资活动包括： | | | | | | | | |
| 应计资本支出增加(减少) | $ | (3,255) | | | | $ | 15,301 | | | $ | 24,273 | | | $ | (17,234) | |
| 用使用权租赁资产交换承担的负债 | $ | — | | | | $ | — | | | $ | 5,372 | | | $ | 1,761 | |
| 与收购相关的非现金投融资活动 | | | | | | | | |
| 普通股发行 | $ | — | | | | $ | 760,829 | | | $ | 198,633 | | | $ | — | |
| 发行A系列可转换优先股 | $ | — | | | | $ | — | | | $ | 200,000 | | | $ | — | |
假设70.5%优先债券 | $ | — | | | | $ | — | | | $ | 446,625 | | | $ | — | |
| 已获得的营运资本 | $ | — | | | | $ | 36,351 | | | $ | 41,365 | | | $ | 520 | |
| 非现金融资活动包括： | | | | | | | | |
| 偿还债务以换取普通股 | $ | — | | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | (4,151) | |
| 发行普通股以换取债务 | $ | — | | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 5,012 | |
该公司支付了$25.0在2018年1月1日至2018年8月13日的前一段时间内，其可转换票据的实物利息为100万英镑。
最近的会计声明
2017年1月，FASB发布了会计准则更新号2017-4(ASU 2017-4)《无形资产-商誉及其他(主题350)：简化商誉减值测试》。ASU 2017-4取消了商誉减值测试的第二步，并规定商誉减值应通过将报告单位的公允价值与其账面金额进行比较来衡量。ASU 2017-4对2019年12月15日之后开始的财年执行的年度或中期商誉减值测试有效，并允许提前采用。我们在2020年第四季度进行年度减值评估时实施了ASU 2017-4，这对我们的运营结果、流动性或财务状况没有重大影响。
2016年6月，FASB发布了会计准则更新ASU 2016-13号(“ASU 2016-13”)，修订了关于报告应收贸易账款、租赁净投资、债务证券、贷款和某些其他工具的信用损失的指导意见。ASU 2016-13年度要求使用前瞻性预期损失模型，而不是现有的已发生损失确认。从2020年开始，这一更新对我们来说是有效的。该指导意见要求对截至该准则生效的第一个报告期开始时的财务状况表进行累计效果调整。我们实施了ASU 2016-13，并得出结论，截至2020年1月1日，不需要进行累积效果调整。ASU 2016-13年度的实施对我们的运营结果、财务状况和财务披露没有实质性影响.
(2)油气资产的收购与处置
2018年4月，康斯托克以美元的价格出售了其生产的鹰福特页岩油气资产。106.4并保留未开发的土地面积。*本公司确认出售该等物业的亏损元。32.7从2018年1月1日到2018年8月13日的前一段时间内的百万美元。
2018年1月1日至8月13日前一段时间内售出的房产的运营结果如下：
| | | | | |
| 前辈 |
| 在这段期间内
从2011年1月1日起，
2018年至2018年8月13日 |
| (单位：千) |
| 石油和天然气销售总额 | $ | 17,747 | |
业务费用共计(1) | (6,134) | |
| 营业收入 | $ | 11,613 | |
_______________
(1)包括直接营业费用、折旧、损耗、摊销和勘探费用，不包括利息费用、一般和行政费用以及资产被指定为持有待售之日之后的折旧、损耗和摊销费用。
2018年7月31日，该公司以#美元收购了北路易斯安那州和德克萨斯州的油气资产。41.5百万美元。这些财产包括22,559英亩(12,085NET)和114生产天然气井(27.8NET)，47 (14.6NET)，其中的产品来自海恩斯维尔页岩。
2018年8月14日，作为琼斯贡献的一部分，本公司与Arkoma Drilling，LP之前签订的战略钻探合资企业被终止，Comstock以#美元重新收购了合资企业下钻探油井的工作权益。17.9100万，代表Arkoma Drilling，LP支付的成本。
2018年9月21日，该公司与USG Properties Haynesville，LLC的一家附属公司成立了一家合资开发企业，贡献了其未开发的鹰福特页岩面积。根据合资开发企业，Comstock可以参与在未开发面积上钻探油井，并可以参与合资伙伴拥有的现有油井的任何填充井或耐火材料。*Comstock随后出售了合资企业中未开发面积的一部分，所得收益为1美元。13.72018年9月为100万。
2018年12月19日，本公司签订收购协议5,301在德克萨斯州哈里森和帕诺拉县的净英亩。公司将支付$20.5一百万美元四年了通过提供12康斯托克在该面积上钻探的每口油井都有%的权益。
2019年7月16日，公司收购了Covey Park Energy LLC，代价约为美元2.2十亿美元。此次收购包括317,142英亩(248,196NET)与1,230生产天然气井(712.0NET)，844 (383.0NET)，这些页岩产自海恩斯维尔/博西耶页岩。
2019年11月1日，本公司收购了一家私人持股公司，以换取4.5公司普通股新发行股票100万股。收购的房产包括7,702英亩(3,155NET)和75生产天然气井(20.1NET)，36 (11.7NET)，其中的产品来自海恩斯维尔页岩。
在2020年间，该公司租赁了13,519净占地面积，总租赁费为$7.92000万。
(3)油气生产活动
以下是有关石油和天然气资产的资本化总成本以及该公司在石油和天然气资产收购、开发和勘探活动中发生的成本的某些信息：
资本化成本
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2019 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 已证明的性质： | | | |
| 租赁成本 | $ | 2,912,196 | | | $ | 3,010,760 | |
| 油井及相关设备和设施 | 1,165,317 | | | 1,636,428 | |
| 累计折旧、损耗和摊销 | (485,851) | | | (901,003) | |
| 3,591,662 | | | 3,746,185 | |
| 未证明的性质 | 410,897 | | | 332,765 | |
| $ | 4,002,559 | | | $ | 4,078,950 | |
已招致的费用
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 前辈 | | | 后继者 |
| 在这段期间内
从1月1日起，
2018年将持续到2018年
2018年8月13日 | | | 在这段期间内
从8月14日开始，
2018年至
2018年12月31日 | | 截至2019年12月31日的年度 | | 年终 2020年12月31日 |
| (单位：千) |
| 物业收购 | $ | 39,323 | | | | $ | 21,013 | | | $ | 2,097,451 | | | $ | — | |
| 勘探开发： | | | | | | | | |
| 勘探租赁成本 | — | | | | — | | | — | | | 7,949 | |
| 开发租赁成本 | 2,848 | | | | 1,715 | | | 7,603 | | | 13,022 | |
| 开发钻井和完井成本 | 90,840 | | | | 148,745 | | | 493,625 | | | 436,074 | |
| 其他开发成本 | 13,871 | | | | 13,612 | | | 9,339 | | | 34,525 | |
| 资本支出总额 | $ | 146,882 | | | | $ | 185,085 | | | $ | 2,608,018 | | | $ | 491,570 | |
(4)长期债务
长期债务由以下部分组成：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2019 | | 2020 |
| | (单位：千) |
72025年到期的0.5%优先债券： | | | |
| 校长 | $ | 625,000 | | | $ | 619,400 | |
| 折价，扣除摊销后的净额 | (169,232) | | | (145,672) | |
92026年到期的优先债券： | | | |
| 校长 | 850,000 | | | 1,650,000 | |
| 折价，扣除摊销后的净额 | (29,943) | | | (72,176) | |
| 银行信贷安排： | | | |
| 校长 | 1,250,000 | | | 500,000 | |
| 债务发行成本，扣除摊销后的净额 | (25,693) | | | (34,403) | |
| $ | 2,500,132 | | | $ | 2,517,149 | |
优先票据的折扣将使用实际利率法在优先票据的有效期内摊销。发行成本在优先票据的存续期内按直线摊销，这与使用有效利率法计算的摊销大致相同。
下表按到期年汇总了Comstock截至2020年12月31日的债务本金：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021 | | 2022 | | 2023 | | 2024 | | 2025 | | 此后 | | 总计 |
| (单位：千) |
| 银行信贷安排 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 500,000 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 500,000 | |
72025年到期的0.5%优先债券 | — | | | — | | | — | | | — | | | 619,400 | | | — | | | 619,400 | |
9优先债券将于2026年到期，利率为3.7% | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,650,000 | | | 1,650,000 | |
| $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 500,000 | | | $ | 619,400 | | | $ | 1,650,000 | | | $ | 2,769,400 | |
2018年8月14日，本公司与作为行政代理的蒙特利尔银行和某些参与银行签订了银行信贷安排。银行信贷安排的借款基数为#美元。700.0百万在完成对Covey Park的收购的同时，对银行信贷安排进行了修订和重述，以提供#美元1.630亿美元的借款基数，每半年重新确定一次，并根据某些其他事件的发生而重新确定。到期日延长至2024年7月16日。*借款基数重新确定为美元。1.4在2020年期间将达到200亿美元。银行信贷安排下的借款以公司及其子公司的几乎所有资产为抵押，并根据公司的选择计息，利率为伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)或伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)加码。2.25%至3.25%或基本利率加1.25%至2.25%，每种情况取决于借款基数的利用率。该公司还支付以下承诺费：0.375%至0.5在未使用的借款基数上的%。银行信贷贷款的加权平均利率为3.48%和4.69分别截至2020年和2019年12月31日。银行信贷安排对公司及其子公司产生额外债务、支付现金股息、回购普通股、进行某些贷款、投资和资产剥离以及赎回优先票据的能力施加了一定的限制。唯一的财务契约是将过去12个月的杠杆率维持在低于4.0至1.0调整后的电流比至少为1.0至1.0。*截至2020年12月31日，本公司遵守了公约。2021年2月12日，富国银行(Wells Fargo Bank)被任命为行政代理。
关于琼斯的出资，公司完成了一系列再融资交易，以注销当时所有未偿还的优先担保和无担保可转换票据。*2018年8月3日，公司发行了$850.0百万美元的ITS本金975%的优先债券将于2026年到期，包销发行，收益为$815.9优先债券的利息将于2月15日及8月15日支付，年息率为9.75%，优先票据将于2026年8月15日到期。
作为收购柯维公园的一部分，该公司承担了$625.0百万优先票据。收盘时这些票据的公允市场价值为$446.6假设票据的利息将于5月15日和11月15日支付，年利率为7.5%。这些优先票据将于2025年5月15日到期。
2020年5月，本公司交换了767,096其普通股，价值约为$5.02000万美元，退休5.6本公司的本金总额为700万美元72025年到期的0.5%优先债券，账面价值为$4.22000万。因此，该公司确认了一美元0.92020年提前偿还债务造成的损失为100万美元。
2020年6月23日，该公司发行了美元500.020亿美元的本金9优先债券将于2026年在包销发行中到期，并获得净收益$441.12000万美元，用于偿还本公司银行信贷安排下的借款。
2020年8月19日，该公司额外发行了1美元300.020亿美元的本金9优先债券将于2026年在包销发行中到期，并获得净收益$296.42000万美元，用于进一步偿还本公司银行信贷安排下的借款。
(5)承诺和或有事项
该公司已签订天然气运输合同，合同期限至2031年。这些合同下的承诺额为$21.52021年为百万美元，$31.22022年为百万美元，24.82023年到2030年的100万美元。
公司有钻机合同和完井服务合同。钻井合同的条款因井而异，或者期限不到一年。服务合同通常可以通过以下方式取消45提前几天通知。这些合同下的现有承担额为#美元。6.0截至2020年12月31日，100万。
本公司不时涉及在其正常运作过程中出现的某些诉讼。当很可能发生了负债并且损失金额可以合理估计时，本公司记录了这些事项的或有损失。本公司认为该等事项的解决不会对本公司的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响，且于2019年12月31日或2020年12月31日不会就该等事项应计任何重大金额。
(6)可转换优先股
关于对Covey Park的收购，该公司发布了210,000面值为$的A系列可转换优先股股票210.0百万美元，公允价值为$200.0百万作为收购和出售的部分代价175,000B系列可转换优先股的股票价格为$175.0*于2020年5月19日，公司赎回了A系列可转换优先股的全部流通股，总赎回价格为$210.0百万美元，外加约$的应计和未付股息2.9百万B系列可转换优先股的持有者有权获得季度股息，股息率为10持有者可将该优先股的任何或全部股份转换为公司普通股，转换价格为$。4.00每股，或合计43,750,000该公司普通股的价格为$4.00公司有权随时按面值加应计股息赎回B系列可转换优先股。B系列可转换优先股根据大股东控制转换为普通股条款的能力被归类为夹层股权。
(7)股东权益
于2018年，已行使认股权证402,708普通股和普通股11,955权证于2018年9月7日到期，未予行使。
2019年7月16日，本公司修改了第二次修订后的公司章程，将法定资本增加到405,000,000股份，其中400,000,000股票是普通股，$0.50每股面值，以及5,000,000是优先股，$10.00每股面值。
2020年5月，该公司完成了普通股的包销公开发行，并据此发行和出售了普通股41,325,000以股票换取净收益，要约成本为$196.52000万。此次发行所得资金用于赎回A系列可转换优先股。
(8)基于股票的薪酬
该公司向关键员工和董事授予普通股和PSU的限制性股票，作为他们薪酬的一部分。根据本公司于2019年5月31日通过的《2019年长期激励计划》(以下简称《2019年计划》)给予奖励。截至2020年12月31日，根据2019年计划可获得的绩效股票单位、限制性股票授予或其他股权奖励的未来奖励为4,776,556普通股。
基于股票的薪酬费用包括在一般和行政费用中。在2018年1月1日至2018年8月13日的前一段时间内，公司有$3.92018年8月14日至2018年12月31日的继任期，以及截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度，公司的股票薪酬支出为700万美元1.0百万，$4.0百万美元和$6.5以股票为基础的薪酬支出分别为100万英镑。
限制性股票
限制性股票授予的公允价值一般在归属期间摊销。一年至三年，采用直线法。授予日每股限制性股票的公允价值等于公司股票的市场价格。
以下是限制性股票活动的摘要：
| | | | | | | | | | | |
| 数量
受限
股份 | | 加权
平均值
授予价格 |
| 在2020年1月1日未偿还 | 1,092,309 | | | $6.11 |
| 授与 | 514,258 | | | $5.38 |
| 既得 | (484,647) | | | $6.11 |
| 没收 | (83,914) | | | $5.43 |
| 在2020年12月31日未偿还 | 1,038,006 | | | $5.80 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 前辈 | | | 后继者 |
| 在这段期间内
从1月1日起，
2018年将持续到2018年
2018年8月13日 | | | 在这段期间内
从8月14日开始，
2018年至
2018年12月31日 | | 截至2019年12月31日的年度 | | 年终 2020年12月31日 |
| (单位为千，每股数据除外) |
| 既有限制性股票的公允价值 | $ | 2,676 | | | | $ | 3,541 | | | $ | 925 | | | $ | 2,852 | |
| 每股加权平均公允价值 | $ | 8.51 | | | | $ | 8.70 | | | $ | 5.40 | | | $ | 5.38 | |
| 为限制性股票授予确认的补偿费用 | $ | 2,262 | | | | $ | 451 | | | $ | 2,121 | | | $ | 3,247 | |
| 与未归属股份相关的未确认补偿费用 | | | | | | | | $ | 4,564 | |
| 预期认证期 | | | | | | | | 1.8年份 |
绩效份额单位
公司发行PSU作为其长期股权激励薪酬的一部分。如果在业绩期间达到一定的业绩标准，PSU奖励可以导致向持有者发行普通股。演出周期为三年。PSU的业绩标准基于本公司在业绩期间的年化股东总回报(“TSR”)，与某些同行公司在业绩期间的TSR相比。与PSU相关的成本在奖励的实施期内确认为一般和行政费用。
在授予日使用几何布朗运动模型(“GBM模型”)来衡量PSU的公允价值。这一模拟中使用的重要假设包括该公司的预期波动率和基于美国国债收益率曲线利率(到期日与归属期间一致)的无风险利率，以及该公司每一家同行的波动性。有关波动性的假设包括每家公司股票的历史波动性和公开交易股票期权的隐含波动性。
用于评估PSU的重要假设包括：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 前辈 | | | 后继者 |
| 在这段期间内
从1月1日起，
2018年将持续到2018年
2018年8月13日 | | | 在这段期间内
从8月14日开始，
2018年至
2018年12月31日 | | 截至2019年12月31日的年度 | | 年终 2020年12月31日 |
| 无风险利率 | 2.3 | % | | | 2.7 | % | | 1.5 | % | | 0.3 | % |
| 隐含波动率区间： | | | | | | | | |
| 最小 | 42 | % | | | 30 | % | | 32 | % | | 39 | % |
| 极大值 | 146 | % | | | 88 | % | | 84 | % | | 198 | % |
PSU活动摘要如下：
| | | | | | | | | | | |
| 数量
PSU | | 加权
平均值
授予价格 |
| 在2020年1月1日未偿还 | 931,890 | | | $9.56 |
| 授与 | 232,088 | | | $8.37 |
| 没收 | (27,490) | | | $8.91 |
| 在2020年12月31日未偿还 | 1,136,488 | | | $9.33 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 前辈 | | | 后继者 |
| 在这段期间内
从1月1日起，
2018年将持续到2018年
2018年8月13日 | | | 在这段期间内
从8月14日开始，
2018年至
2018年12月31日 | | 截至2019年12月31日的年度 | | 年终 2020年12月31日 |
| (单位为千，单位数据除外) |
| 授予的PSU数量 | 361 | | | | 336 | | | 619 | | | 232 | |
| 授予日期公允价值 | $ | 4,517 | | | | $ | 4,339 | | | $ | 4,857 | | | $ | 1,943 | |
| 授予日期每单位公允价值 | $ | 12.52 | | | | $ | 12.93 | | | $ | 7.85 | | | $ | 8.37 | |
| 为PSU确认的补偿费用 | $ | 1,651 | | | | $ | 543 | | | $ | 1,899 | | | $ | 3,217 | |
| 与未归属股份相关的未确认补偿费用 | | | | | | | | $ | 4,945 | |
| 预期认证期 | | | | | | | | 1.7年份 |
PSU的公允价值在三年发行普通股的最终数量可能会根据业绩乘数的不同而有所不同，并可能导致发行零至2,272,976基于所实现业绩的普通股股票范围为零至二.
在2018年1月1日至2018年8月13日的前一段时间内，85,987PSU被赚取并转换为限制性股票。由于琼斯的贡献而发生的控制权变更导致在2018年8月14日以可以赚取的最高金额授予了当时所有未偿还的业绩股票单位，总共1,028,672发行的普通股与赚取的PSU相关，公允价值为#美元。8.8百万
(9)退休计划
该公司有一个覆盖所有员工的401(K)利润分享计划。康斯托克可酌情决定是否与员工对该计划的贡献相匹配。与该计划相匹配的捐款是大约$508,000, $252,000, $1,041,000及$1,261,000前身为2018年1月1日至2018年8月13日，后继期为2018年8月14日至2018年12月31日，以及截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度。
(10)所得税
递延所得税是为了反映资产和负债的计税基础与其在财务报表中使用制定的税率报告的金额之间的差异所产生的未来税收后果或好处。
以下为对综合所得税拨备(优惠)的分析：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 前辈 | | | 后继者 |
| 在这段期间内
从1月1日起，
2018年将持续到2018年
2018年8月13日 | | | 在这段期间内
从8月14日开始，
2018年至
2018年12月31日 | | 截至2019年12月31日的年度 | | 年终 2020年12月31日 |
| (单位：千) |
| 当前-联邦 | $ | — | | | | $ | (1,349) | | | $ | — | | | $ | — | |
| 当前状态 | 13 | | | | 82 | | | (223) | | | (154) | |
| 延期-联邦 | 2,412 | | | | 16,406 | | | 27,550 | | | (12,037) | |
| 延迟状态 | (1,360) | | | | 3,805 | | | 476 | | | 2,981 | |
| $ | 1,065 | | | | $ | 18,944 | | | $ | 27,803 | | | $ | (9,210) | |
在记录递延所得税资产时，本公司考虑其递延所得税资产未来变现的可能性是否更大。递延所得税资产的最终变现取决于该等递延所得税资产可抵扣期间未来应税收入的产生。本公司认为，在考虑了所有可获得的客观证据(历史和预期证据)后，并更重视历史证据，管理层无法确定其所有递延所得税资产实现的可能性更大。因此，该公司为其递延税项资产以及美国联邦和州净营业亏损结转设立了估值免税额，由于在结转期满之前产生应税收入的不确定性，这些资产预计不会使用。本公司将继续根据未来期间获得的所有可用信息评估递延税项资产的估值免税额。
2017年12月22日颁布的减税和就业法案，自2018年1月1日起将企业所得税税率从35%降至21%。其他可能影响公司的重大税法变化包括取消公司替代最低税(AMT)，这些变化要求在2018年及以后发生的营业亏损必须无限期结转，不会结转到80特定年度应纳税所得额的百分比，以及2018年或以后发生的利息费用最高可扣除的限额30该纳税年度调整后的应税收入(定义为利息和净营业亏损前的应税收入)的%。*在2022年1月1日之前的纳税年度，用于这些目的的调整后的应税收入也进行了调整，以排除折旧、损耗和摊销的影响。*减税和就业法案保留了用于联邦所得税目的的无形钻探成本的可抵扣，这使得该公司可以扣除发生的年度的一部分钻探成本，并将应税收入期间的应缴税款降至最低。2018年12月31日，本公司完成了对颁布《减税和就业法案》的税收影响的核算。由于《减税和就业法案》废除了自2018年1月1日或之后开始的税收年度的AMT，并规定现有的AMT抵免结转可用于抵消任何应税年度的联邦税收。由于2020年通过的税法与冠状病毒援助、救济和经济保障(CARE)法案一起颁布，本公司获得了$10.22020年未结转AMT的退款为1.6亿美元。
T2019年12月31日和2020年12月31日代表递延纳税净负债的重大临时性差异的税收影响如下：
| | | | | | | | | | | |
| 2019 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 递延税项资产： | | | |
| 资产报废义务 | $ | 3,812 | | | $ | 4,061 | |
| 净营业亏损结转 | 51,656 | | | 59,335 | |
| 利息支出限额 | 62,552 | | | 55,026 | |
| 未实现套期保值损失 | — | | | 10,452 | |
| 其他 | 9,022 | | | 5,661 | |
| 127,042 | | | 134,535 | |
| 递延税项资产的估值免税额 | (16,876) | | | (15,964) | |
| 递延税项资产 | 110,166 | | | 118,571 | |
| 递延税项负债： | | | |
| 财产和设备 | (269,587) | | | (283,959) | |
| 未实现套期保值收益 | (10,763) | | | — | |
| 债券贴现 | (37,458) | | | (30,591) | |
| 其他 | (4,130) | | | (4,604) | |
| 递延税项负债 | (321,938) | | | (319,154) | |
| 递延纳税净负债 | $ | (211,772) | | | $ | (200,583) | |
21%的惯常税率与收入(亏损)实际税率之间存在差异的原因如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 前辈 | | | 后继者 |
| 在这段期间内
从1月1日起，
2018年将持续到2018年
2018年8月13日 | | | 在这段期间内
从8月14日开始，
2018年至
2018年12月31日 | | 截至2019年12月31日的年度 | | 年终 2020年12月31日 |
| (单位：千) |
| 按法定税率征税 | $ | (19,255) | | | | $ | 17,444 | | | $ | 26,185 | | | $ | (12,941) | |
| 税收影响： | | | | | | | | |
| 替代最低税额 | — | | | | (1,349) | | | — | | | — | |
递延税项资产的估值免税额 | 22,053 | | | | (903) | | | (494) | | | (919) | |
州所得税，扣除联邦福利后的净额 | (3,599) | | | | 3,863 | | | (499) | | | 3,746 | |
| 不可抵扣的交易费用 | — | | | | — | | | 1,417 | | | — | |
不可扣除的股票薪酬 | 668 | | | | (120) | | | 886 | | | 1,109 | |
| | | | | | | | |
| 其他 | 1,198 | | | | 9 | | | 308 | | | (205) | |
| 总计 | $ | 1,065 | | | | $ | 18,944 | | | $ | 27,803 | | | $ | (9,210) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 前辈 | | | 后继者 |
| 在这段期间内
从1月1日起，
2018年将持续到2018年
2018年8月13日 | | | 在这段期间内
从8月14日开始，
2018年至
2018年12月31日 | | 截至2019年12月31日的年度 | | 年终 2020年12月31日 |
| 按法定税率征税 | 21.0 | % | | | 21.0 | % | | 21.0 | % | | 21.0 | % |
| 税收影响： | | | | | | | | |
| 替代最低税额 | — | | | | (1.6) | | | — | | | — | |
递延税项资产的估值免税额 | (24.1) | | | | (1.1) | | | (0.4) | | | 1.5 | |
州所得税，扣除联邦福利后的净额 | 3.9 | | | | 4.7 | | | (0.4) | | | (6.1) | |
| 不可抵扣的交易费用 | — | | | | — | | | 1.1 | | | — | |
不可扣除的股票薪酬 | (0.7) | | | | (0.1) | | | 0.7 | | | (1.8) | |
| | | | | | | | |
| 其他 | (1.3) | | | | — | | | 0.3 | | | 0.3 | |
| 实际税率 | (1.2) | % | | | 22.9 | % | | 22.3 | % | | 14.9 | % |
截至2020年12月31日，Comstock有以下结转可用来降低未来的所得税：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 结转类型 | | 几年来
期满
结转 | | 金额 |
| | | | (单位：千) |
| 净营业亏损-美国联邦 | | 2021-2037 | | $ | 899,953 | |
| 净营业亏损-美国联邦 | | 无限 | | $ | 6,492 | |
| 净营业亏损--州税 | | 2021-2037 | | $ | 1,552,582 | |
| 利息支出-美国联邦 | | 无限 | | $ | 262,069 | |
| 利息支出-州税 | | 无限 | | $ | 264,878 | |
由于琼斯的贡献而发行的普通股引发了根据美国国税法第382条的所有权变更。因此，该公司利用控制权变更前产生的净营业亏损(“NOL”)来减少应税收入的能力一般限于基于其股票在所有权变更前的公平市场价值乘以长期免税利率的年度金额。据估计，该公司的NOL限额为$3.3除了这一限制之外，IRC第382条还规定，在所有权变更之前拥有未实现净内含收益的公司，可以在确认期间(通常是紧随所有权变更后的五年期间)内确认的内含收益金额来增加其限制。根据紧接所有权变更前公司普通股的公平市值，Comstock认为它有一项未实现的内部净收益，这将增加第382条规定的限制。五年期认证期。
在任何一年超过第382条限制的NOL继续被允许作为结转，直到到期，并可用于在结转期内抵消应纳税所得额，但须受每年的限制。2018年前发生的NOL通常有20年期有效期至到期。2018年及以后产生的新NOL将无限期结转。*Comstock使用所有权变更日期后产生的新NOL不会受到382个限制的影响。如果公司在2018年前NOL结转期届满前没有产生足够水平的应税收入，那么它将失去将这些NOL作为未来应税收入抵销的能力。844.6百万美国联邦NOL结转和$1.4据估计，国家NOL结转的10亿美元将在未使用的情况下到期。
本公司2015年12月31日之后年度的联邦所得税申报单仍有待审核。在2017年12月31日之后，公司在主要州所得税辖区的所得税申报单仍需接受不同时期的审查。本公司目前相信，其重要申报仓位是高度确定的，其所有其他重要所得税申报仓位及扣减项目经审核后将维持不变，否则最终决议案不会对综合财务报表产生重大影响。因此，本公司没有为不确定的税务状况建立任何重大准备金。
(11)衍生金融工具与套期保值活动
Comstock利用大宗商品掉期、基差掉期、套圈和掉期来对冲石油和天然气价格，以管理价格风险。掉期是根据工具规定的价格与期货合约结算价之间的差额按月结算的。一般来说，当适用的结算价低于合同中规定的价格时，Comstock将根据差额乘以套期保值的数量或金额从交易对手那里获得结算。同样，当适用的结算价超过合同规定的价格时，Comstock将根据差额向交易对手支付。当适用的结算价格低于合同中规定的价格时，Comstock通常会收到交易对手对楼层的结算，结算价格的基础是差额乘以对冲的交易量。对于领子，Comstock通常在结算价低于下限时收到交易对手的和解，并在结算价超过上限时向交易对手支付和解。当结算价落在下限和上限之间时，不会发生结算。掉期是一种组合衍生品，包括固定价格掉期和出售期权，以延长对冲的交易量。
公司的所有衍生金融工具都用于风险管理目的，根据政策，没有任何衍生金融工具是为了交易或投机目的而持有的。*Comstock通过正式的信贷政策、监督程序和多样化，将其衍生金融工具交易对手的信用风险降至最低。*公司不需要向交易对手提供任何信贷支持，除非与担保其银行信贷安排的资产进行交叉抵押。本公司并无衍生金融工具涉及支付或收取保费。*本公司按商品合约将衍生金融工具的公允价值金额分类为流动或非流动资产或负债净额(视乎情况而定)。该公司的衍生品合约均未被指定为现金流对冲。该公司确认现金结算及其衍生金融工具的公允价值变动作为其他收入(费用)的单一组成部分。
Comstock的所有天然气衍生金融工具都与Henry Hub-NYMEX价格指数挂钩，其所有石油衍生金融工具都与WTI-NYMEX指数价格挂钩。 基差互换与Henry Hub捆绑在一起。
截至2020年12月31日，公司拥有以下未偿还的基于大宗商品的衍生品金融工具，不包括下文单独讨论的基差掉期：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021 | | | 2022 | | | 总计 |
| 天然气互换合约： | | | | | | | |
| 音量(MMBtu) | 197,383,140 | | (1) | | 10,950,000 | | | | 208,333,140 | |
| 每MMBtu平均价格 | $2.54 | | (1) | | $2.53 | | | | $2.54 | |
| 天然气套筒合约： | | | | | | | |
| 音量(MMBtu) | 115,050,000 | | | | 5,400,000 | | | | 120,450,000 | |
| 每MMBtu价格： | | | | | | | |
| 平均上限 | $2.97 | | | | $3.48 | | | | $2.99 | |
| 平均下限 | $2.46 | | | | $2.53 | | | | $2.46 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 天然气交换合同： | | | | | | | |
| 音量(MMBtu) | 16,500,000 | | (2) | | 49,200,000 | | (3) | | 65,700,000 | |
| 每MMBtu平均价格 | $2.50 | | (2) | | $2.51 | | (3) | | $2.51 | |
| 原油套筒合约： | | | | | | | |
| 音量(BBLS) | 182,500 | | | | — | | | | 182,500 | |
| 每桶价格： | | | | | | | |
| 平均上限 | $45.00 | | | | $— | | | | $45.00 | |
| 平均下限 | $40.00 | | | | $— | | | | $40.00 | |
_______________
(1)2021年天然气价格互换合约包括49,200,000MMBtu均价为$2.51这是某些天然气价格掉期合同的一部分，其中包括要求交易对手延长价格掉期，如下文(3)所述。
(2)对手方有权行使将于2021年3月到期的看涨期权，与本公司于16,500,0002021年的MMBtu，平均价格为$2.50.
(3)对手方有权行使看涨期权，与本公司于49,200,0002022年的MMBtu，平均价格为$2.51。看涨期权到期时间为5,400,000MMBtu均价为$2.502021年3月；36,500,000MMBtu均价为$2.52在2021年10月和7,300,000MMBtu均价为$2.50在2021年11月。
除了上述掉期、套圈和掉期外，截至2020年12月31日，该公司还拥有基差掉期合约，固定NYMEX Henry Hub和休斯顿船运渠道指数之间的差异。这些合约按月结算，至2022年12月，总成交量为25,550,000MMBtu.这些合同的公允价值为净资产#美元。1.0截至2020年12月31日，为100万。
该公司有利率互换协议，将伦敦银行同业拆借利率固定在0.33$的%500.0其浮息长期债务的1.8亿美元。这些合约按月结算，至2023年4月。这些合同的公允价值为净负债#美元。2.1截至2020年12月31日，为1.2亿美元。
2020年12月31日之后，公司新增天然气套圈合约进行套期保值32,880,0002021年7月至2022年12月的天然气产量MMBtu，平均上限价格为1美元。3.20每MMBtu，平均底价为$2.50每MMBtu，并增加天然气掉期合约以对冲7,300,0002022年1月至2022年12月天然气产量MMBtu，均价1美元2.70每MMBtu。该公司还增加了油环合约以对冲349,5002021年1月至2021年12月石油产量BBLS，平均上限为1美元54.96每桶，平均底价为$42.39每桶。
本公司衍生金融工具的公允价值合计在随附的综合资产负债表中按毛数列示。资产和负债之间的衍生金融工具的分类包括以下内容：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至12月31日， |
| 类型 | | 合并资产负债表位置 | | 2019 | | 2020 |
| | | | (千) |
| 资产衍生金融工具： | | | | | | |
| 天然气价格衍生品 | | 衍生品金融工具-当前 | | $ | 75,123 | | | $ | 8,913 | |
| 油价衍生品 | | 衍生品金融工具-当前 | | 181 | | | — | |
| | | | $ | 75,304 | | | $ | 8,913 | |
| | | | | | |
| 天然气价格衍生品 | | 衍生金融工具-长期 | | $ | 13,888 | | | $ | 661 | |
| | | | | | |
| 负债衍生金融工具： | | | | | | |
| 天然气价格衍生品 | | 衍生品金融工具-当前 | | $ | — | | | $ | 45,158 | |
| 油价衍生品 | | 衍生品金融工具-当前 | | 222 | | | 831 | |
| 利率衍生品 | | 衍生品金融工具-当前 | | — | | | 1,016 | |
| | | | $ | 222 | | | $ | 47,005 | |
| | | | | | |
| 天然气价格衍生品 | | 衍生金融工具-长期 | | $ | 4,220 | | | $ | 1,308 | |
| 油价衍生品 | | 衍生金融工具-长期 | | — | | | — | |
| 利率衍生品 | | 衍生金融工具-长期 | | — | | | 1,056 | |
| | | | $ | 4,220 | | | $ | 2,364 | |
与综合经营报表中确认的公司衍生合同公允价值变动有关的损益如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 前辈 | | | 后继者 |
得/(失)
在以下日期的收益中确认
衍生物 | | 在这段期间内
从1月1日起，
2018年将持续到2018年
2018年8月13日 | | | 在这段期间内
从8月14日开始，
2018年至
2018年12月31日 | | 截至2019年12月31日的年度 | | 年终 2020年12月31日 |
| | (单位：千) |
| 天然气价格衍生品 | | $ | 881 | | | | $ | 528 | | | $ | 60,694 | | | $ | 353 | |
| 油价衍生品 | | — | | | | 9,937 | | | (8,959) | | | 12,059 | |
| 利率衍生品 | | — | | | | — | | | — | | | (2,461) | |
| | $ | 881 | | | | $ | 10,465 | | | $ | 51,735 | | | $ | 9,951 | |
(12)关联方交易
2019年2月，Comstock出售了某些租约，租约涵盖1,464路易斯安那州卡多教区(Caddo Parish)未开发的净英亩土地，售价$5.9向本公司大股东拥有的一家合伙企业捐赠100万美元。出售所得资金用于从第三方手中以#美元的价格购买同等数量的净英亩土地。5.9百万收购的种植面积部分是出售给合伙企业的种植面积或同一地区的种植面积。每净英亩支付的收购价由本公司支付给第三方的价格决定。
本公司与大股东拥有的合伙企业一起经营并拥有这些物业的运营权益。康斯托克公司还为该合伙企业钻探和运营某些其他资产，该公司在这些资产中没有工作权益。Comstock向该合伙企业收取钻井和运营油井的成本，以及向其他工作利益所有者收取的钻井和运营管理费。Comstock还向该合伙企业提供天然气营销服务，包括评估潜在市场和提供套期保值服务，并收取相当于1美元的费用。0.02每个MCF用于销售天然气。康斯托克
收到$134,000及$718,0002019年和2020年，分别用于向合作伙伴提供的运营和营销服务。
康斯托克有一美元6.2截至2020年12月31日，合伙企业应收账款100万美元，于2021年2月全额收回。此外，截至2020年12月31日的衍生金融工具包括1美元2.0本公司与合伙企业签订的石油和天然气价格套期保值合同应付金额为百万美元。
(13)石油和天然气储量信息(未经审计)
以下是该公司已探明石油和天然气储量的摘要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 前辈 | | | 后继者 |
| 期间从
2018年1月1日
穿过
2018年8月13日 | | | 期间从
2018年8月14日
穿过
2018年12月31日 | | 截至2019年12月31日的年度 | | 截至2020年12月31日的年度 |
| 油
(MBBLS) | | 天然
气态
(MMCF) | | | 油
(MBBLS) | | 天然
气态
(MMCF) | | 油
(MBBLS) | | 天然
气态
(MMCF) | | 油
(MBBLS) | | 天然
气态
(MMCF) |
| 已探明储量： | | | | | | | | | | | | | | | | |
期初(1) | 7,552 | | | 1,116,956 | | | | 28,994 | | | 2,246,501 | | | 23,612 | | | 2,282,758 | | | 16,747 | | | 5,341,497 | |
| 对先前估计数的修订 | 4 | | | 17,778 | | | | 5 | | | 23,949 | | | (4,621) | | | 62,697 | | | (4,241) | | | 306,552 | |
| 扩展和发现 | 5,651 | | | 950,032 | | | | — | | | 30,126 | | | 259 | | | 315,286 | | | 2 | | | 365,663 | |
| 就地收购矿产 | — | | | 220,088 | | | | — | | | 33,612 | | | 240 | | | 3,023,109 | | | — | | | — | |
| 矿产销售到位 | (6,870) | | | (54,341) | | | | (4,002) | | | (6,399) | | | (58) | | | (49,520) | | | — | | | — | |
| 生产 | (287) | | | (55,240) | | | | (1,385) | | | (45,031) | | | (2,685) | | | (292,833) | | | (1,508) | | | (450,836) | |
| 期末 | 6,050 | | | 2,195,273 | | | | 23,612 | | | 2,282,758 | | | 16,747 | | | 5,341,497 | | | 11,000 | | | 5,562,876 | |
已探明的已开发储量： | | | | | | | | | | | | | | | | |
期初(1) | 7,552 | | | 436,114 | | | | 22,845 | | | 550,198 | | | 21,466 | | | 583,107 | | | 15,104 | | | 1,890,357 | |
| 期末 | 403 | | | 500,031 | | | | 21,466 | | | 583,107 | | | 15,104 | | | 1,890,357 | | | 11,000 | | | 1,967,288 | |
已探明的未开发储量： | | | | | | | | | | | | | | | | |
期初(1) | — | | | 680,842 | | | | 6,149 | | | 1,696,303 | | | 2,146 | | | 1,699,651 | | | 1,643 | | | 3,451,140 | |
| 期末 | 5,647 | | | 1,695,242 | | | | 2,146 | | | 1,699,651 | | | 1,643 | | | 3,451,140 | | | — | | | 3,595,588 | |
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(1)截至2018年8月14日的期初探明储量余额代表贡献的巴肯页岩资产和前身储量的总和。
对先前估计数的修订。对2018、2019年及2020年的先前估计作出修订，主要是由于本公司油井的生产表现较上一年度已探明储量所包括的已探明未开发地点的预期表现为高，这超过了主要与该年度用以厘定已探明储量的石油及天然气价格变化有关的向下修订所致。与油价变化相关的先前估计的修正是无2018年，0.52019年负面修订的MMbbls和2.92020年负修正的MMBBLs。与天然气价格变化相关的先前估计的修正是无2018年，228.52019年负面修订的Bcfe和68.22020年负面修正的Bcf。
扩展和发现。2018年、2019年和2020年的延期和发现主要包括本年度钻探的未被归类为前几年已探明未开发油井的已探明储量增加，以及本公司钻探计划增加的已探明未开发储量。
矿产收购到位。2019年的重大矿产收购主要与柯维公园的收购有关。
下表列出了与探明储量有关的未来净现金流量贴现的标准化计量方法：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 前辈 | | | 后继者 |
| 自.起
2018年8月13日 | | | 截至2018年12月31日 | | 自.起 2019年12月31日 | | 自.起 2020年12月31日 |
| (单位：千) |
| 与已探明储量有关的现金流： | | | | | | | | |
| 未来现金流 | $ | 6,384,203 | | | | $ | 8,054,092 | | | $ | 13,078,155 | | | $ | 9,871,616 | |
| 未来成本： | | | | | | | | |
| 生产 | (1,804,559) | | | | (2,160,912) | | | (3,562,042) | | | (3,173,350) | |
| 开发与废弃 | (1,945,141) | | | | (1,800,335) | | | (3,171,351) | | | (2,592,520) | |
| 未来所得税 | (199,589) | | | | (622,241) | | | (676,759) | | | (154,872) | |
| 未来净现金流 | 2,434,914 | | | | 3,470,604 | | | 5,668,003 | | | 3,950,874 | |
10%折扣率 | (1,556,927) | | | | (1,996,764) | | | (2,754,792) | | | (2,015,149) | |
未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 877,987 | | | | $ | 1,473,840 | | | $ | 2,913,211 | | | $ | 1,935,725 | |
下表列出了与探明储量有关的未来现金流量折现标准化计量的变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 前辈 | | | 后继者 |
| 在这段期间内
从1月1日起，
2018年将持续到2018年
2018年8月13日 | | | 在这段期间内
从8月14日开始，
2018年至
2018年12月31日 | | 截至2019年12月31日的年度 | | 年终 2020年12月31日 |
| (单位：千) |
| 标准化措施，年初 | $ | 881,544 | | | | $ | 1,317,383 | | | $ | 1,473,840 | | | $ | 2,913,211 | |
| 扣除生产成本后的销售价格净变化 | (61,662) | | | | 223,731 | | | (716,930) | | | (1,858,026) | |
| 本年度发生的先前估计的开发成本 | 86,086 | | | | 112,073 | | | 311,331 | | | 302,135 | |
| 修订工程量估计数 | 19,815 | | | | 27,090 | | | 16,340 | | | 215,268 | |
| 增加折扣 | 53,413 | | | | 55,692 | | | 175,514 | | | 326,074 | |
| 未来开发和废弃成本的变化 | (27,489) | | | | 23,139 | | | (93,476) | | | 313,191 | |
| 时间和其他方面的变化 | (17,723) | | | | 9,434 | | | 180,314 | | | (127,663) | |
| 扩展和发现 | 167,986 | | | | 15,263 | | | 442,099 | | | 180,624 | |
| 就地收购矿产 | 72,738 | | | | 54,143 | | | 1,813,491 | | | — | |
| 矿产销售到位 | (124,083) | | | | (42,870) | | | (51,070) | | | — | |
| 销售额，扣除生产成本后的净额 | (129,991) | | | | (181,218) | | | (580,922) | | | (612,194) | |
| 所得税净变动 | (42,647) | | | | (140,020) | | | (57,320) | | | 283,105 | |
| 标准化措施，年终 | $ | 877,987 | | | | $ | 1,473,840 | | | $ | 2,913,211 | | | $ | 1,935,725 | |
贴现未来净现金流的标准衡量标准是根据每年石油和天然气的每月第一个月的市场价格的简单平均值确定的。用于确定石油和天然气储量数量以及石油和天然气储量未来现金流入的价格代表该公司销售点收到的价格。这些价格已经从发布的或索引的价格中进行了调整，以反映位置和质量的差异。
确定石油、天然气储量、数量和现金流的价格如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 前辈 | | | 后继者 |
| 在这段期间内
从1月1日起，
2018年将持续到2018年
2018年8月13日 | | | 在这段期间内
从8月14日开始，
2018年至
2018年12月31日 | | 截至2019年12月31日的年度 | | 年终 2020年12月31日 |
| 原油：美元/桶 | $ | 62.29 | | | | $ | 61.21 | | | $ | 55.69 | | | $ | 39.57 | |
| 天然气：美元/立方米 | $ | 2.74 | | | | $ | 2.90 | | | $ | 2.58 | | | $ | 1.99 | |
编制财务报表时使用的已探明储量信息是基于该公司石油工程人员根据美国证券交易委员会和财务会计准则委员会制定的准则编制的估算值。这些准则要求，储量报告应在现有的经济和运营条件下编制，除非通过合同协议，否则不包括价格和成本上升的条款。该公司的所有储量都位于美国大陆的陆上。该公司聘请了两名独立石油顾问对该公司2020年储量估计进行审计。这些审计的目的是进一步保证内部编制的储备金估计数的合理性。工程公司之所以被选中，是因为它们的地理专业知识和历史经验。
未来开发及生产成本乃根据年终成本及假设现有经济状况持续，估计于年底开发及生产已探明油气储量将产生的开支。未来所得税开支的计算方法是将适当的法定税率应用于与已探明储备有关的未来税前现金流量净额(扣除所涉物业的税基)。未来所得税费用将产生永久性的差额和税收抵免，但不能反映未来经营的影响。
